变压器大修作业指导书(修订版

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1、电力变压器大修作业指导书（范本）(试 行)重庆市电力公司2006年5月目 录1适用范围2引用标准3 天气条件及作业现场要求4 作业人员5 主要施工机具配置6 作业程序及质量要求7 作业安全重点注意事项及危险点分析8 检修质量控制 电力变压器大修作业指导书（试行）1 适用范围本指导书适用于重庆市电力公司所属各单位，电压等级在35500kV的国产油浸电力变压器及油浸式电抗器的标准项目大修。2 引用标准 电力变压器 GB 1094.11094.21995电力变压器 GB 1094.31094.51985油浸式电力变压器技术参数和要求 500kV级 GB/T 162741996三相油浸式电力变压器技术

2、参数和要求 GB/T 64511995变压器油中溶解气体分析和判断导则 变压器油电力变压器运行规程 DL/T57295有载分接开关运行维修导则 DL/T57495电力变压器检修导则 DL/T57395电力设备预防性试验规程 DL/T5961996重庆市电力公司电气设备试验规程电业安全工作规定 发电厂变电所部分 热力机械部分防止电力生产重大事故二十五条重点要求3 天气条件及作业现场要求3.1 吊上节油箱或吊芯进行器身检查一般应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；周围空气温度不宜低于0，器身温度不应低于周围空气温度；当器身温度低于周围空气温度时应将器身加热，宜使其温度高于周围空气温度5。器身暴露在

3、空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度65%为16h；空气相对湿度75%为12h；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止； 拆装主变升高座、套管及主变放油工作应在晴天进行，避免雨天施工。3.2 在现场进行变压器的检修工作，需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持足够的安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容器、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。3.3 检修设备应停电，做好保证人员安全的技术措施，在工作现场布置好遮拦等安全措施。4 作业人员作业员应包括工作负责人（监护人）、技术负责人、安全负责人、起重负责人、试验负责人、油化验负责人

4、、质量检验负责人、工具材料员及工作班成员。作业人员应熟悉电力生产的基本过程及电力变压器(或电抗器)的原理及结构,掌握电力变压器(或电抗器)的检修技能, 经职业技术鉴定合格，并通过年度电业安全工作规程考试合格；根据不同电压等级的设备和现场实际情况安排足够的施工人员，现场起重工、电焊工、登高作业等特殊工种应持证上岗。5 主要施工机具配置真空滤油机、压力滤油机、油泵、真空泵足够的储油容器起重吊车、吊具、绳具干燥箱、干燥发生器小型空气压缩机电焊机、气焊工具落地式砂轮、小型台钻安全工器具、消防器材6 作业程序及质量要求6.1 准备工作和变压器停电后检查6.1.1 停电前的准备工作6.1.1.1进行现场查

5、勘，了解变压器运行状态、缺陷和异常(事故)情况；收集安装或上次大修资料、近期的主变预防性试验资料，包括电气试验记录、油的化验和色谱分析等。填写“工程查勘记录”。6.1.1.2 编制变压器大修组织、技术、安全措施、施工进度表、设备材料计划。6.1.1.3 绘制作业流程图。6.1.1.4 准备好施工用工器具、材料、配件等。温度计、压力释放阀、气体继电器送校（将从变压器拆下的温度计、压力释放阀、气体继电器送校）。6.1.1.5 按规定对全体施工人员进行施工安全技术交底。6.1.1.6 准备好“电力变压器大修质量过程记录控制卡”，按施工进度如实填写。6.1.1.7 办理“工程开工报告”。6.1.1.

6、按有关规定办理工作票，履行工作许可和开工手续。6.1.2 停电后检查工作6.1.2.1停电后对变压器进行摸底试验，即常规绝缘试验(绕组绝缘电阻、绕组泄漏电流、绕组的tg)，掌握变压器内部状况，以便采取相应的措施。6.1.2.2 拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，检查记录变压器外部缺陷。6.1.2.3 检查油位、油位计指示是否正确。6.2 拆除变压器附件6.2.1 部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、联管并作好防水、防尘措施。220kv及以上主变放油工作必须在放油的同时向主变油箱注入干燥空气。压力释放阀、温度计、气体继电器送校。做好回装标记。6.2.2准备适当主

7、变器身绝缘材料在干燥箱或烘房烘干备用。尽快排出全部绝缘油并根据油质情况进行油处理。6.2.3 拆卸大盖连接螺栓后吊开上节油箱或吊芯。6.2.4 上下节油箱采用焊接密封的变压器放油时充入干燥空气，施工人员进入油箱内检查器身的整个过程应向油箱内不停的补充干燥空气。干燥空气从油箱下部进入，充气管道和进气孔用塑料薄膜包好，防止外部空气进入。充干燥空气部位应尽可能远离进人孔。进人孔用塑料薄膜遮盖，留一小孔排气，其余孔洞应密封好。调节补充进气量使进人孔有微风排出即可。6.3 器身检修6.3.1 检修绕组6.3.1.1 检查相间隔板和围屏(宜解开一相)，确保无破损、变色、变形、放电痕迹， 如发现异常应打开其

8、它两相围屏进行检查。 6.3.1.2 检查绕组表面。绕组应无倾斜、位移、表面清洁，绝缘无破损，导线辐向无明显弹出现象；绕组各部位垫块无位移和松动情况，排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线；支撑牢固有适当压紧力，垫块外露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度，油道无堵塞现象。6.3.1.3 用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。6.3.2 引线及绝缘支架检修6.3.2.1 检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股；线与引线接头处焊接情况良好，有无毛刺和杂质和过热现象；穿缆引线白布带包扎应完整，锡焊的引线接头应尽可能改为磷铜或银焊接，引线长短适宜，不应有扭曲现象；绝缘的厚度，应符合

9、规定，检查引线对各部位的绝缘距离和固定情况。6.3.2.2 检查绝缘支架应无松动、损坏、位移、裂纹、烧伤、变形等异常现象，绝缘支架的固定螺栓应有防松措施；夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘；引线固定用绝缘夹件的间距应保证在电动力作用下，不致于发生引线短路。6.3.3 铁芯、压板检修：6.3.3.1 检查铁芯外表。铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各部位表面应无油垢和杂质，片间应无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求。6.3.3.2 检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况。穿心螺栓应紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化；铁芯与上下

10、夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘，绝缘压板无爬电烧伤和放电痕迹，钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度；钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地，铁芯与上下夹件间和钢压板与铁芯间的绝缘电阻，与历次试验相比较无明显变化。6.3.3.3 检查压钉、绝缘垫圈的接触情况。逐个检查夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。螺栓应固，压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足够距离。如为无压钉结构，应逐个检查铁芯与压板间的绝缘垫块应紧固无松动。6.3.3.4 检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且

11、应排列整齐。6.3.3.5 检查铁芯接地片的连接及绝缘状态。铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm，宽度不小于30mm的紫铜片，插入34级铁芯间，对大型变压器插入深度不小于80mm，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯。6.3.3.6 检查无孔结构铁芯的拉板和钢带。应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好，不构成环路，不和铁芯相接触。6.3.3.7 检查铁芯电场屏蔽完好、接地可靠。6.3.4 有载分接开关检修参见有载分接开关运行维修导则。6.3.5 检查无励磁分接开关。操作杆拆下后，应放入油中或用塑料布包上。开关各部件齐全完整，机械转动灵活，转轴密封良好，无卡涩，上部指示位置与下部实际接触位置应相

12、一致；触头接触良好，接触电阻应合格，触头表面清洁无氧化变色、镀层脱落及碰伤痕迹，弹簧无松动；开关所有紧固件均应拧紧，无松动；缘件无受潮、剥裂或变形，表面应清洁。6.3.6 箱体检修6.3.6.1 结合修前检查结果，对箱体上的渗漏点进行补焊，消除渗漏点 。6.3.6.2 检查油箱内部。油箱内部应洁净，无锈蚀，漆膜完整，附着牢固。 6.3.6. 检查强油循环管路。内部应清洁，固定于下夹件的导向绝缘管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整、无破损放电痕迹。 6.3.6. 检查器身定位钉 ，防止定位钉造成铁芯多点接地。 6.3.6. 检查磁（电）屏蔽装置。应无松动放电现象，固定牢固，接地可靠。 6.3.6

13、. 检查上下节油箱法兰面。法兰面应清洁、平整、无毛刺，限位条焊接牢固、各部厚度一致。6.3.6. 放尽下节油箱残油，将器身上、下节油箱清扫干净。6.4 附件检修6.4.1 对检修前掌握的附件原有缺陷进行处理，对渗漏点进行补焊（注意防止焊渣掉入附件内部）；彻底清理冷却器(散热器)，储油柜，压力释放阀(安全气道)，油管，升高座，套管及所有组、部件；用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件，更换附件各部密封垫。6.4.2 冷却器（散热器）组装前加油压试漏，试漏标准：片状散热器0.050.1MPa，10小时无渗漏；管状散热器0.10.15MPa，10小时无渗漏；冷却器0.250.275 MPa，30

14、分钟无渗漏；检查散热器和冷却器密封情况，保持油路畅通，开启位置指示正确。清扫冷却器（散热器）表面，保证冷却器管束间洁净无杂物。6.4.3 电容式套管按预防性试验标准进行电气试验及绝缘油分析。检查瓷套内外均应清洁无损伤，无放电痕迹；更换能更换的O型密封圈，用0.15.2MPa的油压试漏，60分钟无渗漏；油位表清洁，油位正确、清晰。6.4.4 纯瓷充油套管检修。瓷套内外、导电杆均应清洁无损伤，无放电痕迹。6.4.5 套管型电流互感器的检修。更换接线端子密封垫，检查引出线的标志是否齐全，用2500V兆欧表测量线圈的绝缘电阻，应1M。6.4.6 变压器油泵检修。解体变压器油泵，清洗各部件，检查各部件应

15、完整、无变形、无损伤；更换磨损严重的轴承,更换密封垫；油泵组装后，用手盘动转子应转动灵活、平稳、无擦挂现象；接线盒密封良好；用500V兆欧表测量绝缘电阻0.5M。6.4.7 油流继电器检修。档板转动应灵活，铆接牢固；弹簧弹力充足；各部件无损伤，磁铁转动无卡涩现象；微动开关、常开、常闭接点动作正常；接线盒密封良好。用500V兆欧表测量绝缘电阻0.5M。6.4.8 变压器风扇检修。叶轮无损伤、变形；解体电动机，清洗轴承，更换磨损严重轴承；转子、铁心无损伤，转动灵活，无扫膛现象；线圈接头牢固，接线盒密封良好；用500V兆欧表测量绝缘电阻0.5M。6.4.9 检查储油柜。确保内部清洁，胶囊或隔膜完整，

16、橡胶未老化；用0.02 MPa气压试漏各接口连接紧密，密封良好，无渗漏。金属膨胀器储油柜检查膨胀器内部清洁，膨胀器滑完整无渗漏，滑轨灵活，指示正确。6.4.10 检查磁力油位计。确保传动机构灵活，主动磁铁、从动磁铁耦和同步转动，指针指示与表盘刻度相符，紧固螺栓锁紧，限位报警装置动作正确。6.4.11 检修净油器。确保各部件完整无损，滤网无堵塞，防止吸附剂和破损滤网进入油箱，吸附剂经干燥并筛去粉末后，装至距离顶面50mm左右，填装时间不宜超过1h，对原来采用的金属滤网，应更换为尼龙网。6.4.12 检修吸湿器。确保玻璃罩清洁、完好，填充变色硅胶，并在顶盖下面留出1/51/6高度的空隙，下部的油封

17、罩内注入变压器油，并将罩拧紧(新装吸湿器，应将密封垫拆除)。6.4.13 压力释放阀检修、压力释放阀外部完好，内部清洁无锈蚀，各部连接螺拴及压力弹簧完好。触点接触良好，信号正确，校验合格。6.4.14 气体继电器检修、校验。各部件应完整，内部清洁无污物；动作可靠，绝缘、流速校验合格。 6.4.15 检修各部阀门和塞子。部件齐全，接触面光滑，螺纹完整，更换密封垫圈，必要时更换阀门。6.5 组装6.5.1 装回上节油箱（或器身）。如油箱法兰密封垫有接头，接头部位应放在箱沿长轴方向直线部位，接头搭头斜口长度不小于胶垫厚度的23倍，胶合后平放在箱沿上。6.5.2 各部位密封垫按要求放好，必要时用胶粘固

18、定。6.5.3 紧固各结合面螺栓时应对称进行，力量均匀，结合面间隙均匀。平板形耐油橡胶密封垫压缩量为1/3，断面为圆形的耐油橡胶密封垫压缩量为1/2。6.5.4 电容式套管吊装斜度应与引线斜度一致，引线绝缘锥必须进入套管均压球内，防止扭曲。6.5.5 变压器所有引线根部不得受拉、扭及弯曲。6.5.7 安装无励磁分接开关操作杆时应确认操作杆已插入分接开关的拨叉内，并调整至所需的分接位置上。6.6 变压器本体注油6.6.1 将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净，按设备安全操作规程进行操作。 6.6.2 110KV及以下电力变压器有条件时应真空注油，当真空度达到制造厂出厂技术文件的要求时维持此真空继

19、续抽2小时可开始注油；220KV变压器当真空达133Pa时继续抽真空4小时可开始注油；500KV变压器当真空达133Pa时继续抽真空8小时可开始注油，如制造厂另有规定按厂家规定执行。注油从主变下部注入，注油速度35吨/小时，油距油箱顶约200MM时停止注油，并继续抽真空保持4小时以上。6.7 组装附件6.7.1 按拆除附件相反的顺序组装各附件，同时更换密封垫。6.7.2 气体继电器安装时应保持水平位置联管朝向储油柜方向应有1%1.5%坡度，恢复气体继电器二次线。6.7.3 各温度计座内应注以绝缘油。6.8 储油柜注油、油位调整按制造厂出厂技术文件要求进行。6.9 500KV变压器、电抗器热油循

20、环。油注至正常油位后，进行热油循环。加热器出口温度控制在6070，油循环量不少于设备油量的3倍。6.10 冷却器控制箱检修6.10.1 冷却器端子箱检修6.10.1.1 清扫箱内灰尘及杂物。6.10.1.2 检查各接线端子接线是否牢固。6.10.1.3 用500V兆欧表测量各回路绝缘电阻0.5M。6.10.1.4 检查端子箱密封情况，必要时更换密封衬垫。6.10.2 冷却器控制箱检修6.10.2.1 清扫箱内灰尘及杂物。6.10.2.2 检查电源开关及熔断器接触情况。6.10.2.3 检查各开关及继电器的接触情况、触点有无烧损，必要时更换并调试。6.10.2.4 检查信号灯指示情况，如损坏应补

21、齐。6.10.2.5 用500V兆欧表测量各回路绝缘电阻0.5M。6.10.2.6 进行联动试验，能正确启动。6.10.2.7 检查箱柜密封情况，必要时更换密封衬垫。6.11 变压器的防腐与喷漆对裸露金属部分必须除锈后补涂底漆，喷漆前应除锈、清除外部油垢及污秽，对于铸件的凸凹不平处，可先用腻子填齐整平，然后再涂底漆，为使漆膜均匀，宜采用喷漆方法。6.12 大修后电气试验及绝缘油分析 见电力变压器大修试验作业指导书。6.13 结尾工作6.13.1 套管接线板与母线连接接触面处理后，涂上导电膏，恢复引线。6.13.2 清理施工现场，特别是清除地面油迹。 6.13.3 按施工组织措施计划中的“质量保

22、证措施”程序和检修质量“三级验收制度”对检修质量进行检查、验收。 6.13.4 填写“主变压器大修总结报告”，整理设备检修移交资料。6.13.5 召开工程验收会，介绍有关检修情况，运行单位人员检查验收并对检修质进行评价。6.13.6 按安规要求，履行工作票终结手续。 作业安全重点注意事项及危险点分析7.1 起吊变压器钟罩或吊芯时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫。7.2 起吊由专人指挥，指挥和吊车操作人员必须随时保持清醒头脑。7.3 起吊时钢丝绳的夹角不应大于60，起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊。7.4 起吊或落回时，四角应系缆绳，由专人扶

23、持，使其保持平稳；起吊或落回时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身。7.5 当因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施。7.6 吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件。7.7 防止变压器油受潮、受污染，严禁混油操作，变压器的油管路必须进行彻底的清理。7.8 各类废油应倒入指定的容器内，严禁随意倾倒。7.9 进行电、气焊作业时，应事先做好防火等安全措施，防止加热系统故障或线圈过热损伤变压器；随时应清理检查现场，消除火灾隐患。7.10 检查器身时应由专人进行，着装应符合规定，口袋内不得装有物品。7.11 不得将梯子靠在绕组和引线上，不得踩踏绕组和引线。7.12 进行器身检查所使用的工具应由专人负责保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上，并严防工器具坠落。7.13 进入变压器油箱内检修时，应考虑通风，防止工作人员窒息，箱内照明应采用安全电压。7.14 合理布置电源，采用可靠的电源板、电源线等，用电设备应有可靠接地，防止人员触电。7.15 加强临时电源管理，停、送电应互相打招呼，每天收工前必须切断临时施工电源。8 检修质量控制，见附录电力变压器大修质量过程记录控制卡。