变压器设备检修施工投标方案

目录TOC\o"1-1"\h\u第一章、技术服务方案 2第二章、质量目标、管理体系及保证措施 18第三章、安全目标、管理体系及保证措施 75第四章、检修条件、售后服务及人员培训 84第四章、实施组织方案及各项保障措施 90

第一章、技术服务方案第一节、配电变压器结构及维护检查了解配电变压器的具体结构，是学习它的检修工艺的基础。对配电变压器的日常运行维护及故障判断、检查，是对它进行大修、小修的前期工作。在讨论配电变压器检修工艺之前，本章先对它的结构及维护检查方面的内容进行介绍。1、配电变压器的结构在学习变压器的原理时，已介绍过它的原理结构。变压器的关键部件是铁芯和原、副绕组构成的器身。由器身实现电磁感应过程，完成改变电压和传输功率的功能。本节内，将以广泛使用的油浸式变压器为典型例子，具体地介绍配电变压器各部分结构。1.1工程项目现状松原市哈达山发电有限公司位于吉林省松原市城区东南20km的第二松花江干流下游河段，距二松与嫩江汇合口处约60km，是二松干流最后一级控制性水电站。坝址控制流域面积71783km2，年径流量160.46亿m³。电站装设5台单机为6.9MW的灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量为34.5MW，多年平均发电量1.16亿kW•h，保证出力6.1MW，年利用小时3349h。二号主变型号SF10-25000/69，额定容量25000kVA，电压组合69±2×2.5%/6.3kV，额定电流209.2/2291.1A。2工程建设必要性2.1安全性分析2.1.1二号主变密封老化已出现严重漏油现象。外观检查二号主变散热器、油箱底座密封处漏油严重，2021年4月至10月油位由3格降至1.5格，已低于工作油位最低限值2格。变压器油位过低会导致瓦斯保护动作，严重缺油时，变压器内部铁芯线圈暴露在空气中，绝缘容易受潮，发生引线放电与绝缘击穿事故。2021年10月23日对二号主变进行了补油，满足了主变工作油位，但仍未解决主变漏油问题。2.1.2松原市哈达山发电有限公司二号主变所带负载为3、4、5号机组，如二号主变出现事故，短期内无法恢复运行，将导致以上3台机组无法并网发电，水资源浪费，造成经济损失。2.2政策适应性分析2.2.1根据DL/T573-2021《电力变压器检修导则》第7.1.1.2项：箱沿焊接的变压器或制造厂另有规定者，若经过试验或检查并结合运行情况，判定由内部故障或本体严重渗漏油时，可进行大修。2.2.2根据DL/T573-2021《电力变压器检修导则》第7.1.1.5项：变压器大修周期一般应在10年以上。我厂二号主变制造日期为2009年9月，2011年12月投入运行，已满足大修条件。2.3立项依据条款DL/T573-2021《电力变压器检修导则》3工程建设规模本工程对松原市哈达山发电有限公司2号主变进行大修。二、器身它主要由导磁的铁芯和导电的线圈两大部分组成。在铁芯和线圈之间，高低压线圈之间及线圈各匝之间均有相应的绝缘。图中还可见到高压侧的引线1U、1V、1W,低压侧的引线2U、2V、2W、N。另外在高压侧设有调节电压用的无励磁分接开关。配电变压器铁芯采用三相三柱式结构，如图1-4所示。这种子铁芯结构简单，制造工艺性好，使用极为广泛。铁芯的芯柱和铁轭均由硅钢片叠成，叠好后，芯柱用绝缘带绑扎，铁轭由上下夹件夹紧。为了保持整体性，上下夹件间用拉螺杆紧固。铁芯叠片通过接地与夹件连接实现接地。铁芯叠好后，把高低压线圈套在各相芯柱上，就半装配出了器身。线圈装入铁芯的工艺过程为：(1)拆除上夹件(2)逐片拆除上铁轭(3)在各相铁芯柱上，低压在内，高压在外，依次同心地套入低、高压线圈。(4)逐片嵌回上铁轭硅钢片。(5)用上夹件夹紧。配电变压器线圈广泛采用同心式结构。同心式结构的特点是低压绕组套在铁芯柱上，高压绕组同心地套在低压绕组外面。配电变压器线圈都采用圆筒式绕法。圆筒式线圈结构见图1-5。它的绕法是把一根或几根并联的导线在绝缘纸筒上沿铁芯柱高度方向依次连续绕制而成。一般低压绕组用扁铜线绕成单层或双层(图1-5a);高压绕组用圆导线绕成多层(图1-5b);绕制时，在线圈某层间用绝缘撑条垫入构成油道；低压绕组与铁芯之间，高低压绕组之间也有相应的油道。三、油箱油箱的作用是容纳变压器汕，使器身在运行时浸泡在油中，以满足绝缘和散热的要求。变压器常采用的油箱有箱式钟罩式两种。如图1-6所示。箱式油箱的箱壁和箱底焊为整体，器身由螺杆吊在箱盖上，检修时，把箱盖连同器身一起吊出(图1-6a)。装配时，箱盖和箱壁之间有耐油胶垫，用箱盖螺拴上紧，以防止变压器油泄漏。图1-6b是钟罩式油箱。变压器身用螺拴固定在箱底上，箱盖和箱壁制成一体，象一个钟罩扣在器身和箱底上。检修时，需先把箱内变压器汕放出，然后吊起钟罩，露出器身。钟罩式一般用于大型变压器(器身生15t以上；容量在1500KVA以上)。配电变压器广泛采用箱式油箱。四、附属装置为了保证变压器能可靠而安全地运行，它还附有冷却装置、保护装置和出线装置等部件。(一)冷却装置配电变压器多以散热管作为冷却装置。为了把器身传给变压器油的热量散发出去，变压器的箱壁上焊有许多油管。这些油管一方面增大了变压器与周围空气的散热面积，另一方面为变压器提供了循环路径。器身发热使变压器油变热，比重减小。热油在油箱内上升，进入散热管与空气进行热交换。油流经散热管后温度下降，比重增加。它沿散热农管下降，重新进入油箱，再次去冷却器身。以上循环过程是靠变压器油受热后比生变化而自然完成的，帮这种冷却方式称为自然油循环冷却。为了增加散热面积，很多变压器的散热管采用扁管。对容量很小的配电变压器，为了简化制作工艺，也有在箱壁上焊一些散热的铁片(散热片)来扩大散热面积而不用散热管的.容量较大的变压器(≥2500KVA),为了便于运输，把散热管做成可拆卸的形式，成为单独的散热器。以上各种变压器均为自然油循环冷却，属于油浸自冷式。(二)保护装置保护装置包括储油柜、安全气道、呼吸器及气体继电器等。它们在变压器油箱盖上设置的情况。储油柜也称油枕。它设在箱盖上方，由管道与油箱连通。设置油枕后，变压器油面可以高于箱盖和套管，使变压器引线和套管内出线都浸在油中，增加了绝缘强度。同时，油枕也给变压器油的热胀冷缩提供了一个膨胀室。呼吸器又称为除湿器。它内部装有用氯化钴浸渍过的硅胶。硅胶的吸湿能力很强。在变压器油胀、缩时，油枕上部空间的空气通过呼吸器与大气交换，硅胶就会吸掉这些空气中的水分。用氯化钴浸过的硅胶干燥时为蓝色，嚼舌湿饱和后变为红色。运行中可根据颜色的变化来判断是否应更换硅胶。气体继电器又称为瓦斯继电器，它装在油枕与油箱间的管道中，当变压器油箱内产生电弧、局部高热等内部故障时，会出再大量气体，造成变压器油气流涌过气体继电器，使它动作。根据故障程度不同，气体继电器或作用于发信装置发出警告信号，或作用于跳闸回路使变压器从电网中断开，起到保护作用。安全气道又称为防爆管。它的下部分与油箱连通，上部与油枕膨胀室连通。防爆管顶部用2-3mm的玻璃密封，形成防爆膜。娄变压器发生严重内部故障时，产生大量油气，使油枕和安全气道上部分压骤增，玻璃破裂，油气喷出，防止了油箱爆裂的重大事故。除以上各装置外，油枕侧面还装有显示油面高低的油表，箱盖上装有温度计。(三)出线装置变压器线圈的高低压出线，必须穿过油箱盖与电网连接。这些邮线既需要与油箱间绝缘，又需要得到必要的支承。高低夺套管构成了变压器的出线装置，由它们担任出线的绝缘和支承。低压套管通常采用图1-9的结构。这种套管称为复合瓷绝缘材料式套管。它由装在箱盖上面的上瓷套管6和装在箱盖下面套管9两部分构成。二者中间夹着箱盖钢板。导电杆10为一螺杆，既导电又通过螺母把上、下瓷套夹紧。纸垫8和11起缓冲作用，避免压紧时损坏瓷套。瓷套管的接线形式因导通电流的大小不同而不同。中套管上部采用杆式接线，下部用一片软铜皮连接，适用于工作电流≤600A时上部为板式接线，下部用两片软铜皮，适用于电流为800-1200A的场合；中，上、下部均采用板式接线，适用于电流为2000-3000A的场合。高压瓷套管一般的结构。该瓷套与前述低压套管不同，它只由一个瓷套构成，通常称为单体绝缘瓷套管。该套管中部制有台阶，以便能通过夹持法兰和压钉所它压紧、固定在箱盖上。在瓷套与箱盖压接处设有密封垫，以防止变压器油泄漏。导电杆贯穿套管上下，其上、下部的接线方式是采用杆式或是板式，仍以工作电流大小来确定。在导通电流较大时，套管内应充满变压器油，以增加散热和提高绝缘能力。第二节、配电变压器的运行维护和检查对运行中的配电变压器进行维护和定期检查，能及时发现事故苗头，作出相应处理，达到防止严重故障出现的目的。同时，在维护和检查中记录的变压器运行参数，也可作为今后运行和检修的重要参考资料。因此，必须认真进行变压器的维护和检查。一、配电变压器的巡视检查周期(一)运行变压器的常规检查周期1、有人值班的变压器每班检查一次。2、无人值班的变压器至少每周巡视检查一次。3、配电间有高压配电屏的变压器每月巡视检查一次。4、杆上变压器每季度至少检查一次。(二)特殊情况下的检查周期1、高温下运行的变压器，气温最高的季节对≥200KVA的配电变压器，应选择有代表性的一台进行昼夜24小时的负荷测量，观察负荷变化规律及判定是否有过负荷现象。2、进行分、合闸操作的变压器在每次分、合闸前，均应进行了外部检查。3、恶劣天气下运行的变压器在雷雨、冰冻、冰雹等气候条件下，应对变压器进行特殊巡视检查。二、配电变压器巡视检查项目对配电变压器的巡视检查，可分为监视仪表检查和现场检查两类。监视仪表检查是通过变压器控制屏上的电流表、电压表和功率表计数来了解变压器运行情况和负荷大小。经常监视这些仪表的计数并定期抄表，是了解变压器运行状况的简便和可靠的方法。有条件的，还应通过遥测温度计定期记录变压器上层油温。配电变压器现场检查内容如下。(一)检查运行中变压器音响是否正常变压器正常运行时的音响是均匀而轻微的“嗡嗡”声，这是在50HZ的交变磁通作用下，铁芯和线圈振动造成的。若变压器内有各种缺陷或故障，会引起以下异常音响：1、声音增大并比正常时沉重对应变压器负荷电流在、过负荷的情况。2、声音增大杂有尖锐声音调变高、对应电源电压过高、铁芯过饱和的情况。3、声音增大并有明显杂音对应铁芯未夹紧，片间有振动的情况。4、出现爆裂声对应线圈和铁芯绝缘有击穿点情况。变压器以外的其它电路故障，如高压跌落式熔断触头接触不好；无励磁调压开关接头未对正或接触不良等，均会引起变压器响声变化。(二)检查变压器的油位及油的颜色是否正常，是否有渗漏现象从油枕上的油表检查油位，应在油表刻度的1/4—3/4以内(气温高时，油面在上限侧；气温低时在下限侧)。油面过低，应检查是否漏油。若漏油应停电修理，若不漏油则应加油至规定油面。加油时，应注意油表刻度上标出的温度值，根据当时气温，把油加至适当油位。对油质的检查，通过观油的颜色来进行。新油为浅黄色；运行一段时间后的油为浅红色；发生老化、氧化较严重的油为暗红色；经短路、绝缘击穿和电弧高温作用的油中含有碳质，油色发黑。发现油色异常，应取油样进行试验。些外，对正常运行的配电变压器至少每两年应取油样进行简化试验一次；对大修后的变压器及安装好即将投运的新变压器，也应取油样进行简化试验。变压器油试验项目和标准见1-2,简化试验的项目只包括表中3、5、6、9、12、14各项。若试验结果达不到标准，则应对油进行过滤，再生处理。为了尽量减少环境因素的影响，应采用溢流法取油样。溢流法的具体要求与方法是：1、对容器的要求使用的容器应清洁、干燥、不透光，容器的材料应使油样在容器内不会引起扩散、渗透、催化和吸附。2、取油样的方法如图1-11示，先不用容器，打开阀门2,把变压器箱底污油放掉。待油清洁后，用少量油冲洗容器。正式取油样时，把软管伸到容器底部放取油样(约500ml)。取样后，尽快送有部门试验，并注意避免环境影响。(三)检查变压器运行温度是否超过规定变压器运行中温度升高主要是由器身发热造成的。一般说，变压器负载越重，线圈中渡过的工作电流越大，发热越剧烈，运行温度越高。变压器运行温度升高，使绝缘老化过程加剧，绝缘寿命减少。同时，温度过高也会促使变压器油老化。据理论计算，变压器在额定温度下运行，寿命应在20年以上。在此基础上，变压器长期运行温度每增加8℃,它的运行寿命就相应减少一半。可见，控制变压器运行温度是十分重要的。据规定，变压器正常运行时，油箱内上层油温不应超过85—95℃。运行机制中，可通过温度计测取上层油温。若小型配电变压器未设专门的温度计，也要用水银温度计贴在变压器油箱外壳上测温，这时允许温度相应为75—80'℃。如果发现运行温升过高，原因可能是变压器内发热加剧(过负荷或内部故障),敢可能是变压器散热不良，需区别情况加以处理。其中，变压器的负荷状况和发热原因可根据电流表、功率表等表计的读数来判断，如果表计读数偏大，发热可能是过负荷引起；如果表计正常，变压器温度偏高且稳定，则可能是散热不良引起；如果表计、环境温度都和以前相同，油温高于过去10℃以上并持续上升，则可能是变压器内部故障引起，则需需迅速退出运行、查明原因、进行修理。(四)检查高低压套管是否清洁，有无裂纹、碰伤和放电痕迹表面清洁是套管保持绝缘强度的先决条件。当套管表面积有尘埃，遇到阴雨天或雾天，尘埃便会沾上水分，形成泄漏电流的通路。因此，对套管上的尘埃，应定期予以清除。套管由于碰撞或放电等原因产生裂纹伤痕，也会使它的绝缘强度下降，造成放电。帮发现套管有裂纹或碰伤应及时更换。没有更换条件的，应及时报有关部门处理。(五)检查防爆管、除湿器、接线端子是否正常检查防爆管隔膜是否完好，有无喷油痕迹；除湿器是的硅胶是否已达到饱和状态；各接线端子是否紧固，引线和导电杆螺栓是否变色。检查防爆管隔膜破裂，应检查破裂的原因。若是意外碰撞所致，则更换新膜即可；若有喷油痕迹，说明发生了严重内部故障，应停运检修。硅胶呈红色，说明它已吸湿饱和失效，需更换新硅胶。线头接点炙色，是接线头松动，接触电阴增大造成发热的结果，应停电后重新加以紧固。(六)检查变压器外接的高、低压熔丝是否完好1、变压器低低压熔断丝是因为低压侧过流所造成。过流的原因可能是：(1)低压线路发生短路故障；(2)变压器过负荷；(3)用电设备绝缘损坏，发生短路故障；(4)熔丝选择的截面过小或熔丝安装不当，例如连接不好，安装中熔丝有损伤等。2、变压器高压熔断器(俗称跌落保险)熔断，它熔断的原因可能是：(1)变压器本身绝缘击穿，发生短路；(2)低压网络有短路，但低压熔断丝未熔断；(3)当避雷器装在高压熔断器之后，雷击时雷电通过熔断器也可能使其熔断；(4)高压熔断器熔丝截面选择不当或安装不当。发现熔丝熔断，应首先判明故障，再更换熔丝。更换时应遵照安全规程进行，尤其是更换高压熔丝，应正确使用绝缘拉棒，以免发生触电事故。(七)、检查变压器接地装置是否良好变压器运行机制时，它的外壳接地、中性点接地、防雷接地方的接地线应连在一起，共同完好接地。巡视中若发现锈蚀严重甚至断股、断线，应作相应处理。(七)恶劣天气下的特殊巡视内容1、气温异常的天气巡视负荷、油温、油位变化情况。2、大风天注意引线是否有剧烈摆动，导线上是否有民物搭挂。3、雷雨天观查避雷器是否处于正常状态，检查熔丝是否完好。4、雨雾天注意套管等到部位有无放电和闪络。5、冬季注意变压器上是否有积雪和冰冻。6、夜间巡视每月应进行一次夜间巡视，检查套管有无放电，引线与导电杆连接处是否发红。第二节配电变压器常见故障及处理变压器运行中的故障可分为线圈故障、铁芯故障及套管、分接开关等部分的故障。其中，变压器绕组的故障最多，占变压器故障的60—70%,其次是铁芯故障，约占15%,其余部分故障发生较少。表1—3列出了配电变压器常见故障的种类、现象、产生原因及判断处理方法。第三节配电变压器检修工艺配电变压器的检修分为大修和小修两类，其中之一，大修又称为吊芯检修，小修又称为不吊芯检修。二者的区别在于是否吊出变压器的器身(吊芯)。第一节配电变压器的小修配电变压器的小修周期是根据它的重要程度、运行环境、运行条件等因素来决定的。一般规定：(1)≥5KV的变压器每半年小修一次；(2)≤0KV的变压器一般每年小修一次，对运行于配电线路上的10KV配电变压器可每两年小修一次；(3)运行于恶劣环境(严重污染、腐蚀及高原、高寒、高温)的变压器，可在上述基础上适当缩短小修周期。二、变压器的小修项目变压器的小修要在停电后进行。为了减少损失，应尽量缩短停电检修时间。一肌规定：2000KVA以下变压器允许停电6小时；2000—5000KVA以上允许停电10小时。变压器小修的主要内容如下。(一)检查接头状况是否良好检查出线接头及各处铜铝接头，若有接触不良或接点腐蚀，则应修理或更换，同时，还应检查绝缘套管的导电杆螺丝有无松动及过热。(二)绝缘套管的清扫和检查清扫高低压绝缘套管的积污，检查有无裂痕、破损和放电痕迹。检查后，要针对故障及时处理。(三)检查变压器是否漏油清扫油箱和散热管，检查箱休结合处、油箱和散热管焊接处及其它部位有无漏油及锈蚀。若焊缝渗漏，应进行补焊或用胶粘剂补漏。若是密封渗漏，可能的原因为：1、密封垫圈老化或损伤；2、密封圈不正，压力不均匀或压力不够；3、密封填料处理不好，发生硬化或裂。检查后针对具体情况进行处理。老化、硬化、断裂的密封和填料应予以更换；在装配时，注意压紧螺丝要均匀地压紧，垫圈要放正。油箱及散热管的锈蚀处应铲锈除漆。(四)检查防爆管有防爆管的变压器，应检查防爆膜是否完好。同时，检查它的密封性能。(五)查看气体继电器是否正常检查气体继电器是否漏油；阀门的开闭是否灵活；动作是否正确可靠；控制电缆及继电器接线的绝缘电阻是否良好。(六)油枕的检查检查储油柜上上油表指示示的油位是是否正常，并并观察油枕枕内实际油油面，对照照油表的指指示进行校校验。若变变压器缺油油要及时补补充。同时时，应检查查并及时清清除储油柜柜内的油泥泥和水分。(七)呼吸器器的检查和和和处理呼吸器内的硅硅脱离危险险每年要更更换一次。若若未到一年年，硅脱离离危险就就就已吸潮失失效 (颜色变变红),也也应取出入入在烘箱内内，在1110—140℃℃左右烘干干脱水后再再用。将硅硅脱离危险重新加加入呼吸器器前，使用用筛子把粒粒径小于33—5mmm的颗粒除除去，以防防它们落入入变压器中中，引起不不良后果。(八)接地线线检查检查变压器接接地线是否否完整良好好，有无腐腐蚀现象，接接地是否可可靠。(九)高低压压熔断器的的检查检查与变压器器配用的保保险及开关关触点的接接触情况、机机构动作情情况是否良良好。采用用跌落式保保险保护的的变压器，还还应检查熔熔断丝是否否完整、熔熔丝是否可可靠。(十)测量变变压器绝缘缘电阻用兆欧表测定定线圈绝缘缘电阻。测测量时，以以额定转速速120rr/min(转转/分)均均匀摇动兆兆欧表一分分钟，读取取仪表所示示值R6oo、并记录录当时变压压器温度。由于影响绝缘缘电阻值的的因素很多多，帮一般般对R6oo值不作统统一规定，而而是把测得得值与制造造厂提供的的初试值进进行比较来来判断是否否合格。一般新变变压器投入入运行前的的绝缘电阻阻值，换算算到同一温温度下比较较，不应低低于初试值值的70%%;运行中中的变压器器，测得的的R6o值值换算到相相同温度时时，不应低低于初试值值的50%%。若所测测变压器已已无法查到到绝缘电阻阻的初试值值，则可以以表2—1中所列列数值为参参考，测得得的R6o应大于表表内所列各各值。为判断变压器器绝缘是否否受潮，常常测量其吸吸收比R66o/R11s。所谓谓吸收比，是是指兆欧表表表额定转速下摇摇动60秒秒时示值RR6o与摇摇动15秒时的示值值R1s之之比。在绝绝对干燥时时，吸收比比值为1.3—2.0绝对潮潮湿R60//R15值为1..0。对新新变压器((35KVV等级),,交接试验验时要求吸吸收比不小小于1.22—1.3,,运行和大大修时的吸吸收比标准准不作强制制性规定。用兆欧表测行行的绝缘电电阻值的大大小与测量量方法、表表计选择、测测量时环境境温度均有有很大关系系。因此，测测量时应注注意如下事事项。1、按测量量对象选用用摇表的额额定电压绕组额额定电压≥≥10000V的变压压器应选用用电压为25000V的摇表；；绕组额定定电压<10000V的应选用用10000V的摇表表。对同一一台变压器器，如果要对历历次测量值值进行比较较，则各次次测量应使使用相同电电压等级的的摇表。2、测量的的环境条件件最好选选择气温在在5℃以上上，相对湿湿度在700%以下的的天气进行行，并尽量保持持历次测量量的环境条条件一致。3、测量时时注意正确确使用摇表表把摇表表摆平，不不能摇晃，以以免影响读读数。测量量前，将两两试棒开路路，在额定定转速下，指指针应指向向“”否则应应对仪表进进行调校后后再测。4、测量中中注意正确确接线测量线圈圈绝缘电阻阻时，应把把绕组各引引出线拆开开，非被试试绕组接地。把把摇表的“线线路”接线线柱(“LL”端钮))与被试绕绕组出线相相连；摇表表“接地”接线柱(“E”端钮)与接地的金属构件(为箱体)相连。在天气潮湿或被测变压器线圈绝缘表面因受腐蚀、污染而不洁净时，为了减少表面泄漏电流可使用摇表的保护线(表上的“G”端钮)。保护线的用法如图2—1所示。由图可见，使用保护线后，原来从箱壳3表面流经导体绝缘2表面到L端的泄漏电流，将由保护线引到G端。再进入L端去影响测量结果，使结果更准确。在不使用“G”端钮时，“E”和“L”端的接法也应与图2—1符合，不能接反。在实际测量中中，需要把把变压器在在不同温度度下测行的的电阻值换换算到400℃来进行行比较。换换算公式为为R4o=KRR式中R4o——40℃下下的绝缘电电阻值(QQ);R。——被被测物温度度为θ℃时时的绝缘电电阻值(QQ);K——换算算系数，对对应不同的的温度θ,,K值也不不同。具体体可由表22—2查得。(十一)检查查消防设施施是否完好好配电变压器的的消防设施施包括四氯氯化碳灭火火器、二氧氧化碳灭火火器、干粉粉灭火器及及砂箱。不不能使用泡泡沫灭火器器。第四节配配电变压器器的大修配电变压器的的大修可分分为因故障障而进行的的大修和正正常运行的的定期大修修。对前者者，需在大大修前详细细检查变压压器的故障障状况；对对后者则应应按规定定定期限进行行。一、配电变压压器的大修修期限及大大修前检查查(一)变压器器定期大修修期限变压器的定期期大修，一般可按按下列时间间进行：1、≥355KV的变压压器在投运运5年后应应大修一次次，以后每每5—10年大大修一次；；2、≤100KV的变压压器如果不不经常过负负荷，每110年左右右大修一次次；3、新安装的的电力变压压器除可以以保证在运运输和保管管过程中不不会受到损损坏者外，均均应进行吊吊芯检查，再再安装投运运。但对容容量很小((630KKVA及以以下),运运输过程中中无不正常现象象的变压器器，可不吊吊芯检查，直直接投运。(二)故障障变压器大大修前检查查对故障后的变变压器，大大修前首先先应进行详详细的检查查。通过外外部检查和和必要的电电气试验，确确定故障原原因和部位位，再进行行针对性的的检修，要要达到事半半功倍的效效果。应当当进行的检检查项目包包括下述内内容。1、查看变变压器运行行记录搜集变压压器在运行行中已暴露露出并被运运行人员记记录在案的的缺陷，对对照这些缺缺陷到现场场变压器上上一一核对对，制定针针对性检修修措施。2、检查检检查继电器器是否动作作若气体继继电器动作作过，则说说明由于严严重内部故故障已产生了大大量气体。在在因气体继继电器动作作引起跳闸闸后，应迅迅速鉴别气气体的颜色色、气味和可燃燃性，并据据此推测故故障故障和和原因：不不易燃的黄黄色气体是是木材受热热分解产生；可燃燃、有强烈烈臭味的淡淡灰色气体体是纸和纸纸板产生；；灰色或黑黑色易燃气气体是变压器分解解产生。3、检查变变压器外观观，对各部部件故障状状况进行记记录在对开箱箱吊芯前，尽尽快对故障障变压器的的油枕、防防爆管、油油箱、高低低压套管、上上层油层油油温、引线线接头状况况等进行检查记记录。通过过外部检查查，发现上上述部件故故障，以便便大修中进进行处理。4、测定绕绕组绝缘电电阻，判断断是否有短短路和接地地用兆欧表表测定绕组组绝缘电阻阻的方法在小修修工艺中作作了介绍。若若测得绝缘缘电阻值很很小，接近近于零，说说明存在接接地或短路故障障；若测得得值不为零零，但小于于规定值，则则可能是绝绝缘受潮，需需进行烘潮潮处理。5、交流耐耐压试验有的变压压器绝缘击击穿后，由由于变压器器油流入击击穿点而使使绝缘暂时恢复。这这时，用摇摇表就不能能判断出故故障，需由由交流耐压压试验来进进一步判定定。配电变压器器的交流耐耐压试验是是对绕组连连同套管一一起进行的的。当外加加电压为表表2—3所列数值值。6、测量各各相绕组直直流电阻，判判定是否有有层间、匝匝间短路或或分接开关关、引线断断线。由于绕组组直流电阻阻值较小，直直流电阻测测量一般用用双电桥进进行。在三三相直流电电阻之间的差值值大于一相相电阻值的的±5%,,或电阻值值与上次测测得的数值值相差2——3%时，可可判定该相相绕组有故故障。7、测定变变压器变比比，判定变变压器的匝匝间短路测定时，用用较低的电电压加在各各相绕组组高压侧，测测取一、二二次电压并并计算变比比。存在匝匝间短路的的那一相，变变比值会发发生异常。如如果试验时时箱盖已吊吊开，器身身浸在油中中，还可看看到短路点点由于电流流产生高热引起起变压器油油分解而冒冒出的气泡泡，从而可可以判明故故障相。8、测定变变压器三相相空载电流流在变压器器一次侧上上额定电压压，二次侧侧开路时测测量它的空载电电流(励磁磁电流)可可判断绕组组和铁芯是是否故障。测测行的空载载电流与上上次试验的娄值值比较不应应偏大。在在测得的本本相空载电电流之间进进行比较应应基本平衡衡，否则存在故障障。9、变压器器油的试验验取样进进行简化试试验，确定定变压器油油是否合格格、是否需需进行处理理。二、大修修项目配电变压器无无论是确定定为内部故故障后的大大修或是定定期大修，一般都需进行以下各项工作：1、吊芯及及吊芯后对对器身的外外部检查；；2、器身检检修；3、分接开开关检修；；4、油箱及及其附件((箱盖、高高低压套管管、储油柜柜、呼吸器器、防爆管管、温度计计、耐油密封圈等等)的检修修；5、气体继继电器检修修；6、滤油或或换油7、箱体内内部清洁及及涂漆；8、装配；；9、试验。第二章、质量量目标、管管理体系及及保证措施施维修服务标准准及要求本检修方案参参照《电力力变压器检检修导则》（DDL/T573--20211）制定，具具体要求详详见《电力力变压器检检修导则》（DDL/T573--20211）。4.1大大修项目a）检查检检修绕组及及高低压引引线；b）检查检检修铁心、铁铁心紧固件件（穿心螺螺杆、夹件件、拉带、绑绑带等）、压压钉、压板板及接地片片；c）检修油油箱、磁（电电）屏蔽及及升高座，检检修高低压压套管；d）检修冷冷却系统，更更换器散热热器；e）更换新新的压力释释放阀、气气体继电器器、速动油油压继电器器、控流阀阀、信号温温度计、油油位计等；；f）更换新新蝶阀、油油样阀及放放油阀（铸铸铁）；g）更换新新的吸湿器器、检修净净油器等；；h）更换新新的全部密密封胶垫及及油枕内胶胶囊；i）校验温温度控制器器（绕组温温度计）、棒棒形温度计计等；j）更换新新的二次线线路控制箱箱；k）检修无无励磁分接接开关；l）更换箱箱盖注油阀阀、更换油油枕注油抽抽油管路及及阀门、更更换油枕放放气塞、更更换放气塞塞、更换铁铁芯与夹件件所有绝缘缘；m）变压器器本体渗漏漏焊接处理理，油箱外外防腐喷漆漆；n）对器身身绝缘进行行真空干燥燥处理；o）真空处处理变压器器油；p）干燥后后补充变压压器油；q）干燥后后装配变压压器；r）大修试试验、检查查接地系统统、出厂检检修报告；；s）现场检检修前、后后两次拆卸卸、吊装。4.2检检修前的准准备工作4.2.1确定检检修项目a）根据变变压器故障障情况，确确定检修的的项目，若若有渗、漏漏油部位应应作出标记记。b）进行大大修前的试试验，确定定是否调整整检修项目目。4.2.2资料查查阅、文件件准备4.2.2..1查查阅档案和和变压器的的状态评价价资料：a）运行中中所发现的的缺陷、异异常、事故故情况及出出口短路次次数和具体体情况；b）负载、温温度和主要要组/部件件的运行情情况；c）历次缺缺陷处理记记录；d）上次小小修、大修修总结报告告和技术档档案；e）历次试试验记录（包包括油的化化验和色谱谱分析），了了解绝缘状状况；f）大负荷荷下的红外外测温试验验情况。4.2.2..2编编制作业指指导书（施施工方案），主主要内容如如下：a）检修项项目及进度度表；b）人员组组织及分工工；c）特殊检检修项目的的施工方案案；d）确保施施工安全、质质量的技术术措施和现现场防火措措施；e）主要施施工工具、设设备明细表表，主要材材料明细表表；f）绘制必必要的施工工图。4.2.3施工场场地要求a）变压器器的解体检检修工作，如如条件允许许，应尽量量安排在发发电厂或变变电站的检检修间内进进行。b）当施工工现场无检检修间时，可可在现场进进行变压器器的检修工工作，但应应做好防雨雨、防潮、防防尘和消防防措施，同同时应注意意与带电设设备保持安安全距离，准准备充足的的施工电源源及照明，安安排好储油油容器、大大型机具、拆拆卸组部件件的放置地地点和消防防器材的合合理布置等等。4.3变变压器解体体及组装的的注意事项项4.3.1解体a）应停电电、办理工工作票，做做好施工安安全措施，拆拆除变压器器的外部电电气连接引引线和二次次接线，进进行检修前前的检査和和试验。b）拆卸时时，应首先先拆小型仪仪表和套管管，后拆大大型组件，组组装时顺序序相反。c）拆卸组组/部件的的具体要求求见第4..4节的相相关内容。为为了减少器器身暴露时时间，可以以在部分排排油后拆卸卸组/部件件。d）冷却器器、压力释释放装置、净净油器及储储油柜等部部件拆下后后，应用盖盖板密封接接口，对带带有电流互互感器的升升高座应注注入合格的的变压器油油（或釆取取其他防潮潮密封措施施）。e）排出全全部绝缘油油并对其进进行处理。f）检查器器身，具体体要求见本本文件第44.5节的的相关内容容。4.3.2组装a）应先装装好内部引引线，安装装钟罩（或或器身）并并紧固螺栓栓后再安装装套管，并并进行检修修中试验，合合格后按规规定注油。b）安装组组/部件见见第4.44节的相关关内容。c）安装冷冷却器和储储油柜等组组/部件，装装好后应进进行二次注注油，并调调整油位。d）组装后后要检查冷冷却器、净净油器（如如有）和气气体继电器器等所有阀阀门，按照照规定开启启或关闭。e）对套管管升高座、上上部管道孔孔盖、冷却却器和净油油器等上部部的放气孔孔应进行多多次排气，直直至排尽为为止，并重重新密封、擦擦净油迹。f）应进行行整体密封封试验。g）组装后后的变压器器各组/部部件应完整整无损。h）进行大大修后电气气和绝缘油油的试验。i）做好现现场施工记记录。4.3.3检修中中的起重和和搬运4.3.3..1起起重工作的的注意事项项：a）起重工工作应分工工明确，专专人指挥，并并有统一信信号；b）根据变变压器钟罩罩（或器身身）的重量量选择起重重工具，包包括起重机机、钢丝绳绳、吊环、UU形挂环、千千斤顶、枕枕木等；c）起重前前应先拆除除影响起重重工作的各各种连接；；d）如起吊吊器身，应应先拆除与与起吊器身身有关的螺螺栓；e）起吊变变压器整体体或钟罩（器器身）时，钢钢丝绳应分分别挂在专专用起吊装装置上，遇遇棱角处应应放置衬垫垫；当起吊吊100mmm左右时时，应暂停停起吊，检检查悬挂及及捆绑情况况，确认可可靠后再继继续起吊；；f）起吊时时钢丝绳的的夹角不应应大于600°，否则则应釆用专专用吊具或或调整钢丝丝绳套；g）起吊或或落回钟罩罩（器身）时时，四角应应系缆绳，并并由专人扶扶持，使其其保持平稳稳；h）起吊或或降落速度度应均匀，掌掌握好重心心，防止倾倾斜；i）起吊或或落回钟罩罩（器身）时时，应使高高/低压侧侧引线、分分接开关支支架与箱壁壁间保持一一定的间隙隙，防止碰碰伤器身；；j）当钟罩罩（器身）因因受条件限限制，起吊吊后不能移移动而需在在空中停留留时，应釆釆取支撑等等防止坠落落的有效安安全措施；；k）吊装套套管时，其其倾斜度应应与套管升升高座的倾倾斜度基本本一致，并并用缆绳绑绑扎好，防防止倾倒损损坏瓷件；；l）采用汽汽车吊起重重时，应检检查支撑稳稳定性，注注意起重臂臂伸张的角角度、回转转范围与邻邻近带电设设备的安全全距离，并并设专人监监护。4.3.3..2搬搬运工作的的注意事项项：a）了解道道路及沿途途路基、桥桥梁、涵洞洞、地道等等的结构及及承重载荷荷情况，必必要时予以以加固。通通过重要的的铁路道口口时，应事事先与当地地铁路部门门取得联系系。b）了解沿沿途架空电电力线路、通通信线路和和其他障碍碍物的高度度，排除空空中障碍，确确保安全通通过。c）变压器在在厂（所）内内搬运或较较长距离搬搬运时：1）应绑扎扎固定牢固固，防止冲冲击、振动动、倾斜，避避免发生碰碰撞或损坏坏；2）搬运倾倾斜角在长长轴方向上上应不大于于15°，在在短轴方向向上应不大大于10°°；3）如用专专用托板（木木排）牵引引搬运时，牵牵引速度应应不大于1100m//h；4）如用变变压器主体体滚轮搬运运时，牵引引速度应不不大于2000m/hh（或按制制造厂说明明书的规定定）。d）使用千千斤顶升（降降）变压器器，应顶在在油箱指定定部位，以以防变形；；千斤顶应应垂直放置置；在千斤斤顶的顶部部与油箱接接触处应垫垫木板防滑滑。e）在使用用千斤顶升升（降）变变压器时，应应随升（降降）加减所所垫木方或或木板，防防止千斤顶顶失灵突然然降落倾倒倒；如在变变压器两侧侧使用千斤斤顶时，不不得两侧同同时升（降降），应分分别轮流工工作，注意意变压器两两侧高度差差的变化，以以防止变压压器倾斜；；荷重下的的千斤顶不不得长期负负重，并应应自始至终终有专人照照料。f）当利用用滚杠搬运运变压器时时，牵引的的着力点应应放在变压压器的重心心以下，变变压器底部部应放置专专用托板。为为增加搬运运时的稳固固性，专用用托板的长长度应超过过变压器的的长度，两两端应制成成楔形，以以便于放置置滚杠。搬搬运大型变变压器时，专专用托板的的下部应加加设钢带保保护，以增增强其坚固固性。g）釆用专专用托板、滚滚杠进行搬搬运或装卸卸变压器时时，通道应应填平，枕枕木应交错错放置。为为便于滚杠杠的滚动，枕枕木的搭接接处应沿变变压器的前前进方向，由由一个接头头稍高的枕枕木过渡到到稍低的枕枕木上。变变压器拐弯弯时，应利利用滚杠调调整角度，防防止滚杠弹弹出伤人。h）为保持持枕木铺设设平整，枕枕木的底部部可适当加加垫厚薄不不同的木板板。i）当釆用用滑轮组牵牵引变压器器时，工作作人员应站站在适当位位置，防止止钢丝绳松松扣或拉断断伤人。j）变压器器在搬运和和装卸前，应应核对高、低低压侧方向向，保持安安装就位时时方向一致致。k）变压器器搬运动前前应安装三三维振动记记录仪，并并调试好；；搬运中应应保持连续续记录，就就位后检查查并记录振振动数据，不不应超过制制造厂的相相关规定。l）充干燥燥气体搬运运的变压器器，应装有有压力监视视表计和补补气瓶，变变压器在搬搬运途中应应始终保持持正压，气气体压力应应保持0..01MPPa~0..03MPPa，露点点应在-440℃以下下，并派专专人监护押押运。4.4组组、部件检检修的工艺艺质量要求求4.4序号部位检修内容工艺质量要求求1瓷套本体拆卸套管拆卸前应应先将其外外部和内部部的端子连连接排（线线）全部脱脱开，依次次对角松动动安装法兰兰螺栓，轻轻轻摇动套套管，防止止法兰受力力不均损坏坏瓷套，待待密封垫脱脱开后整体体取下套管管2外表面完整性、清洁洁度应清洁，无放放电痕迹、无无裂纹、无无破损、无无渗漏现象象3导电杆和连接接件完整性、过热热a）应完整无无损，无放放电、无油油垢、无过过热、无烧烧损痕迹，紧紧固螺栓或或螺母有防防止松动的的措施；b）拆导电杆杆和法兰螺螺栓时，应应防止导电电杆摇晃损损坏瓷套，拆拆下的螺栓栓应进行清清洗，丝扣扣损坏的应应进行更换换或修整，螺螺栓和垫圈圈不可丢失失4绝缘筒或带绝绝缘覆盖层层的导电杆杆放电痕迹、干干燥状态取出绝缘筒（包包括带绝缘缘覆盖层的的导电杆），擦擦除油垢，检检查应完整整，无放电电、无污垢垢和损坏，并并处于干燥燥状态。绝绝缘筒及在在导电杆表表面的覆盖盖层应妥善善保管，防防止受潮和和损坏（必必要时应干干燥）5瓷套和导电杆杆组装a）瓷套内外外部应清洁洁，无油垢垢，用白布布擦拭：在在套管外侧侧根部根据据情况均匀匀喷涂半导导体漆。b）有条件时时，应将拆拆下的瓷套套和绝缘件件送入干燥燥室进行轻轻度干燥，干干燥温度770℃~880℃，时时间不少于于4h，升升温速度不不超过100℃/h，防防止瓷套发发生裂纹。c）重新组装装时更换新新胶垫，位位置要放正正，胶垫压压缩均匀，密密封良好。注注意绝缘筒筒与导电杆杆相互之间间的位置，中中间应有固固定圈防止止窜动，导导电杆应处处于瓷套的的中心位置置6放气塞放气功能、密密封性能放气通道畅通通、无阻塞塞，更换放放气塞密封封圈并确保保密封圈入入槽7密封面平面平整度a）瓷密封面面平整无裂裂痕或损伤伤，清洁无无涂料；b）有金属安安装法兰的的密封面平平整无裂痕痕或损伤，金金属法兰和和瓷套结合合部的填料料或胶合剂剂无开裂、无无脱落、无无渗漏油现现象8套管整体复装a）复装前应应确认套管管未受潮，如如受潮应干干燥处理，更更换密封垫垫。b）穿缆式套套管应先用用斜纹布带带缚住导电电杆，将斜斜纹布带穿穿过套管作作为引导，将将套管徐徐徐放入安装装位置的同同时拉紧斜斜纹布带将将导电杆拉拉出套管顶顶端，再依依次对角拧拧紧安装法法兰螺栓，使使密封垫均均匀压缩11/3（胶胶棒压缩11/2）。确确认导电杆杆到位后在在拧紧固定定密封垫圈圈螺母的同同时应注意意套管顶端端密封垫的的压缩量，防防止渗漏油油或损坏瓷瓷套。c）导杆式套套管先找准准其内部软软连接的对对应安装角角度，再按按照b）款款拧紧，再再调整套管管外端子的的方向，以以适应和外外接线排的的连接，最最后将套管管外端子紧紧固4.4.2油纸电电容型套管管油纸电容型套套管的检修修要求见表表2。表2油纸纸电容型套套管的检修修要求序号部位检修内容工艺质量要求求1套管本体拆卸a）穿缆式：：1）应先拆除除套管顶部部端子和外外部连线的的连接，再再拆开套管管顶部将军军帽，脱开开内引线头头，用专用用带环螺栓栓拧在引线线头上，并并拴好合适适的吊绳。2）套管拆卸卸时，应依依次对角松松动安装法法兰螺栓，在在全部松开开法兰螺栓栓之前，应应用吊车和和可以调整整套管倾斜斜角度的吊吊索具吊住住套管（不不受力），调调整吊车和和吊索保持持套管的安安装角度并并微微受力力以后方可可松开法兰兰螺栓。3）拆除法兰兰螺栓，先先轻轻晃动动，使法兰兰与密封胶胶垫间产生生缝隙后，再再调整起吊吊角度与套套管安装角角度一致后后方可吊起起套管。同同时使用牵牵引绳徐徐徐落下引线线头，继续续沿着套管管的安装轴轴线方向吊吊出套管并并防止碰撞撞损坏。4）拆下的套套管应垂直直放置于专专用的作业业架上，中中部法兰与与作业架用用螺栓固定定3个或44个点，使使之连成整整体避免倾倾倒。b）导杆式套套管、拉杆杆式套管应应先拆除下下部与引线线的连接，再再进行吊装装2外表面完整性、清洁洁度应清洁，无放放电、无裂裂纹、无破破损、无渗渗漏现象3连接端子完整性、放电电痕迹连接端子应完完整无损，无无放电、无无过热、无无烧损痕迹迹。如有损损伤或放电电痕迹应清清理，有明明显损坏应应更换4油位是否正常油位应正常若若需补油，应应实施真空空注油，避避免混入空空气使套管管绝缘性能能降低。应应釆用原型型号的合格格油进行添添加5末屏端子连接可靠性、放放电痕迹、渗渗漏油a）接地应可可靠，绝缘缘应良好，无无放电、无无损坏、无无渗漏现象象；b）通过外引引接地的结结构应避免免松开末屏屏引出端子子的紧固螺螺母打开接接地片，防防止端部转转动造成损损坏：c）弹簧式结结构应注意意检査内部部弹簧是否否复位灵活活，防止接接地不良：：d）通过压盖盖弹片式结结构应注意意检査弹片片弹力，避避免弹力不不足；e）压盖式结结构应避免免螺杆转动动，造成末末屏内部连连接松动损损坏6下尾端均压罩罩固定情况位置应准确，固固定可靠，应应用合适的的工具测试试拧紧程度度7油色谱判断是否存在在内部缺陷陷在必要时进行行，要求密密封采油样样，如釆用用注射器取取油样等。高高压套管的的绝缘油要要做简化分分析。8套管整体复装a）先检査密密封面应平平整无划痕痕、无漆膜膜、无锈蚀蚀，更换密密封垫；b）先将穿缆缆引线的引引导绳及专专用带环螺螺栓穿入套套管的引线线导管内；；c）安装有倾倾斜度的套套管应使用用可以调整整套管倾斜斜角度的吊吊索具，起起吊套管后后应调整套套管倾斜度度和安装角角度一致，并并保证油位位计的朝向向正确；d）起吊高度度到位以后后将引导绳绳的专用螺螺栓拧紧在在引线头上上并穿入套套管的导管管，收紧引引导绳拉直直引线（确确认引线外外包绝缘完完好），然然后逐渐放放松并调整整吊钩使套套管沿安装装轴线徐徐徐落下的同同时应防止止套管碰撞撞损坏，并并拉紧引导导绳防止引引线打绕，套套管落到安安装位置时时引线头应应同时拉出出到安装位位置，否则则应重新吊吊装（应打打开人孔，确确认应力锥锥进入均压压罩）；e）依次按照照表1第88条b）款款要求拧紧紧螺栓；f）在安装套套管顶部内内引线头时时应使用足足够力矩的的扳手锁紧紧将军帽，更更换将军帽帽的密封垫垫；g）如更换新新套管，运运输和安装装过程中套套管上端都都应该避免免低于套管管的其他部部位，以防防止气体侵侵入电容芯芯棒；h）电容套管管试验见有有关规定；；i）复装拉杆杆式套管时时，拉杆连连接处；应应按套管安安装使用说说明书打防防松胶4.4.3升高座座（套管型型电流互感感器）升高座（套管管型电流互互感器）的的检修要求求见表3表3升高高座（套管管型电流互互感器）的的检修要求求序号部位检修内容工艺质量要求求1升高座拆卸a）应先将外外部的二次次连接线全全部脱开，采采用与油纸纸电容型套套管同样的的拆卸方法法和工具（拆拆除安装有有倾斜度的的升高座，应应使用可以以调整升高高座倾斜角角度的吊索索具，调整整起吊角度度与升高座座安装角度度一致后方方可吊起）；；b）拆下后应应注油或充充干燥气体体密封保存存2引出线标志正确引出线的标志志应与铭牌牌相符3线圈检查线圈固定无松松动，表面面无损伤4连接端子完整性、放电电痕迹连接端子上的的螺栓止动动帽和垫圈圈应齐全；；无放电烧烧损痕迹。补补齐或更换换损坏的连连接端子5密封渗漏更换引出线接接线端子和和端子板的的密封胶垫垫，胶垫更更换后不应应有渗漏，试试漏标准：：0.066MPa、330minn无渗漏6试验绝缘电阻采用500VV或10000V绝缘缘电阻表测测量绝缘电电阻，其值值应大于11MΩ变比、极性和和伏安特性性试验（必必要时）用互感器特性性测试仪测测量的结果果应与铭牌牌（出厂值值）相符直流电阻用电桥测量的的结果应与与出厂值相相符7升高座复装a）先检査密密封面应平平整无划痕痕、无漆膜膜、无锈蚀蚀，更换密密封垫；b）采用拆卸卸的上具和和拆卸的逆逆顺序进行行安装，对对安装有倾倾斜的及有有导气连管管的应先将将其全部连连接到位以以后统一紧紧固，防止止连接法兰兰偏斜或密密封垫偏移移和压缩不不均匀，紧紧固固定螺螺栓应依次次按照表11第8条bb）款要求求拧紧螺栓栓；c）连接二次次接线时检检査原连接接电缆应完完好，否则则进行更换换；d）调试应在在二次端子子箱内进行行，不用的的互感器二二次绕组应应可靠短接接后接地4.4.4储油柜柜及油保护护装置4.4.4..1胶胶囊式储油油柜胶囊式储油柜柜的检修要要求见表44。表4胶囊囊式储油柜柜的检修要要求序号部位检修内容工艺质量要求求1储油柜整体拆卸a）应先打开开油位计接接线盒将信信号连接线线脱开，放放尽剩油后后拆卸所有有连接管道道，保留并并关闭连通通气体继电电器的蝶阀阀，关闭的的蝶阀用封封头板密封封；b）用吊车和和吊具吊住住储油柜，拆拆除储油柜柜固定螺栓栓，吊下储储油柜2外部清洁度、锈蚀蚀a）外表面应应清洁、无无锈蚀；b）清洗油污污，清除锈锈蚀后重新新进行防腐腐处理3内部清洁度、水、锈锈蚀a）放出储油油柜内的存存油，打开开储油柜的的端盖，取取出胶囊，清清扫储油柜柜。储油柜柜内部应清清洁，无锈锈蚀和水分分；b）气体继电电器联管应应伸入储油油柜，一般般伸入部分分髙出底面面20mmm~50mmm；c）排除集污污盒内污油油4计式油位计显示是否准确确a）排净小胶胶囊内的空空气，检査査玻璃管、小小胶囊、红红色浮标是是否完好；；b）在储油柜柜注油和调调整油位过过程中用透透明连通管管比对，确确保无假油油位现象5管道清洁、畅通a）管道表面面应清洁，管管道内应畅畅通、无杂杂质、无锈锈蚀和水分分；b）更换接口口密封垫，保保证接口密密封和呼吸吸畅通；c）若变压器器有安全气气道则应和和储油柜间间互相连通通6胶囊密封性能a）胶囊应无无老化开裂裂现象，密密封性能良良好，可进进行气压试试验，压力力为0.003MPaa，检查应应无渗漏；；b）用白布擦擦净胶囊，从从端部将胶胶囊放入储储油柜，将将胶囊挂在在挂钩上，连连接好引出出口，应保保证胶囊悬悬挂在储油油柜内。胶胶囊内外洁洁净，防止止胶囊堵塞塞各联管口口，气体继继电器联管管口应加焊焊挡罩7整体密封无渗漏a）更换所有有密封胶垫垫，复装端端盖、管道道；b）清理和检检查积污盒盒、塞子等等零部件。整整体密封良良好无渗漏漏，应耐受受油压0..03MPPa、244h无渗漏漏8储油柜整体复装应更换所有连连接管道的的法兰密封封垫，保持持连接法兰兰的平行和和同心，密密封垫压缩缩量为1//3（胶棒棒压缩1//2），确确保接口密密封和畅通通，储油柜柜本体和各各管道固定定牢固调试a）管式油位位计复装时时应先在玻玻璃管内放放入红球浮浮标，连接接好小胶囊囊和玻璃管管，将玻璃璃管连通小小胶囊注满满合格的绝绝缘油，观观察无滲漏漏后将油放放出，注入入3倍~44倍玻璃管管容积的合合格绝缘油油，排尽小小胶囊中的的气体即可可。b）指针式油油位计见本本文件第44.4.66.1条指指针式油位位计的检修修。c）胶囊密封封式储油柜柜注油时没没有将储油油柜抽真空空的，应打打开顶部放放气塞，直直至冒油立立即旋紧放放气塞，再再调整油位位。如放气气塞不能冒冒油则应将将储油柜重重新抽真空空（储油柜柜抽真空应应是胶囊内内外同时抽抽，最终胶胶囊内破真真空而胶囊囊外不能破破真空），以以防止出现现假油位注：对于有载载分接开关关的储油柜柜，其检修修工艺和质质量标准参参照执行。4.4.4..2吸吸湿器吸湿器的检修修要求见表表5。表5吸湿湿器的检修修要求序号部位检修内容工艺质量要求求1吸湿器拆卸将吸湿器从变变压器上卸卸下，保持持吸湿器完完好，倒出出内部吸附附剂2各部件玻璃罩清扫并检査玻玻璃罩应清清洁完好吸附剂a）吸附剂宜宜釆用变色色硅胶，应应经干燥，颗颗粒大于33mm，颜颜色变化明明显即表示示失效，可可置入烘箱箱干燥。干干燥温度从从120℃℃升至1660℃，时时间5h，还还原颜色后后可再用。b）吸附剂不不应碎裂、粉粉化。把干干燥的吸附附剂经筛选选后装入吸吸湿器内，并并在顶盖下下面留出11/5~11/6高度度的空隙油杯清扫并检査玻玻璃油杯应应清洁完好好，油位标标志鲜明密封更换视筒或视视窗的密封封胶垫，应应无渗漏吸湿器复装a）更换密封封垫，密封封垫压缩量量按照表22第8条复复装要求，吸吸湿器应安安装牢固，不不因变压器器的运行振振动而抖动动或摇晃；；b）将油杯清清洗干净，注注入干净变变压器油，加加油至正常常油位线，并并将油杯拧拧紧（新装装吸湿器，应应将内口密密封垫拆除除），应观观察到油杯杯冒气泡；；c）为便于观观察到呼吸吸气泡，建建议采用透透明的玻璃璃油杯4.4.4..3分分接开关分接开关的检检修要求按按DL/TT5744的有关规规定执行。4.4.5冷却装装置4.4.5..1散散热器散热器的检修修要求见表表6。表6散热热器的检修修要求序号部位检修内容工艺质量要求求1散热器拆卸a）先将蝶阀阀关闭，打打开排油塞塞和放气塞塞排尽剩油油；b）用吊车吊吊住散热器器，再松开开蝶阀靠散散热器侧螺螺母，收紧紧吊钩将散散热器平移移并卸下；；c）将散热器器翻转平放放于专门存存放区域进进行检修。如如不立即检检修应注油油或充干燥燥气体密封封存放2内外表面焊缝质量a）应采用气气焊或电焊焊，无渗漏漏点，片式式散热器边边缘不允许许有开裂；；b）对渗漏点点进行补焊焊处理时要要求焊点准准确，焊接接牢固，不不得将焊渣渣掉入散热热器内清洁度a）对带法兰兰盖板的上上、下油室室应打开法法兰盖板，清清除油室内内的杂质、油油垢。检査査上、下油油室内表面面应洁净，无无锈蚀，漆漆膜完整；；b）清扫外表表面，应无无锈蚀、无无油垢，漆漆膜完整或或镀锌层完完好。油垢垢严重时可可用金属洗洗净剂（去去污剂）清清洗，然后后用清水冲冲净晾干，清清洗时管接接头应可靠靠密封，防防止进水；；c）应使用合合格的变压压器油对散散热器内部部进行循环环冲洗，散散热器进油油端略高于于出油端，出出油端的吸吸油管插到到底3放气塞、排油油塞透气性、密封封性、密封封圈塞子透气性和和密封性应应良好，更更换密封圈圈时应使密密封圈入槽槽4密封试验渗漏用盖板将接头头法兰密封封，加油压压进行试漏漏，试漏标标准：a）片式散热热器，正压压0.055MPa、时时间2h；；b）管状散热热器，正压压0.1MMPa、时时间2h对可抽真空的的散热器，诃诃结合变压压器本体进进行真空密密封试验5散热器复装（含风机机）a）先检査密密封面应平平整无划痕痕、无漆膜膜、无锈蚀蚀，更换密密封垫；b）检査蝶阀阀应完好，安安装方向、操操作杆位置置应统一，开开闭指示标标志应清晰晰、正确；；c）安装应用用吊车进行行，吊装时时确保密封封面平行和和同心，密密封胶垫放放置位置准准确，密封封垫压缩量量按照表44第8条复复装要求；；d）安装好散散热器的拉拉紧钢带（螺螺杆）；e）调试时先先打开下蝶蝶阀和旋松松顶部排气气塞，待顶顶部排气塞塞冒油后旋旋紧，再打打开上蝶阀阀，最终确确认上、下下蝶阀均处处于开启位位置：f）风机的调调试在安装装就位固定定后进行，拨拨动叶轮转转动灵活，通通入3800V交流电电源，运行行5minn以上。转转动方向正正确，运转转应平稳、灵灵活，无转转子扫膛、叶叶轮碰壳等等异声，三三相电流基基本平衡，和和其他相同同风机的工工作电流基基本相同；；g）有总控制制箱的应进进行温度控控制、负荷荷申"控制制等功能检检査，符合合要求，并并参照4..4.7..1条二次次端子箱的的检修4.4.5..2风风机风机的检修要要求见表77。表7风机机的检修要要求序号部位检修内容工艺质量要求求1风机拆卸先打开接线盒盒将电源连连接线脱开开，拆卸过过程中注意意防止叶轮轮碰撞变形形2叶片角度、转动叶片与托板的的钾接应牢牢固，叶片片角度应一一致，叶片片装配应牢牢固，动垫垫圈锁紧，转转动平稳灵灵活3试验线圈绝缘釆用500VV或10000V绝缘缘电阻表测测量定子线线圈绝缘电电阻，其值值应大于11MΩ线圈电阻测量定子线圈圈的直流电电阻三相互互差不超过过2%运转试验a）拨动叶轮轮转动灵活活后，通入入380VV交流电源源，运行55min以以上；b）转动方向向正确，运运转应平稳稳、灵活，无无转子扫膛膛、叶轮碰碰壳等异声声，三相电电流基本平平衡，和其其他相同风风机的工作作电流基本本相同4风机复装按照原位置安安装，接好好电源线，试试运转风机机转动平稳稳无碰撞，转转向正确，否否则调换相相序累计运行未满满10年的的风机，经经以上检查查合格即可可复装；如如发现缺陷陷或运行110年以上上的可更换换或检修，检检修按照表表8要求进进行。表8有缺缺陷或运行行10年以以上的风机机检修要求求序号部位检修内容工艺质量要求求1拆卸叶轮完整性、角度度a）拆卸时防防止叶轮损损伤变形。将将止动垫圈圈打开，旋旋下盖形螺螺母，退出出止动垫圈圈，把专用用工具（三三角爪）放放正，勾在在轮壳上，用用力均匀缓缓慢拉出，将将叶轮从轴轴上卸下，锈锈蚀时可向向键槽内、轴轴端滴入螺螺栓松动剂剂，同时将将键、锥套套取下保管管好。b）检査叶片片与托板的的初接情况况，松动时时可用铁锤锤抑紧。将将叶轮放在在平台上，检检査三只叶叶片角度应应一致，否否则应更换换。清洗叶叶片表面和和防锈处理理2拆卸电机前后端盖拆卸后端盖首先拆下电机机罩，然后后卸下后端端盖固定螺螺栓，从丝丝孔用顶丝丝将后端盖盖均匀顶出出，拆卸时时不得用螺螺丝刀或扁扁铲撬开，后后端盖如有有损坏应更更换后端盖完整性性和清洁度度清理后端盖，检检查后端盖盖有无破损损，清除轴轴承室的润润滑脂，用用内径千分分尺测量轴轴承室尺寸寸，检查轴轴承室的磨磨损情况，后后轴承室内内径允许公公差比后轴轴承外径大大0.0225mm。严严重磨损时时应更换后后端盖或电电机拆卸前端盖和和转子卸下前端盖固固定螺栓，从从顶丝孔用用顶丝将前前端盖均匀匀顶出，连连同转子从从定子中抽抽出。前端端盖和转子子如有损坏坏应更换分离前端盖和和转子用三角爪将前前端盖从转转子上卸下下。前端盖盖退出时，不不得损伤前前轴头前端盖完整性性和清洁度度清理前端盖，卸卸下轴承挡挡圈，取出出轴承，检检查前端盖盖有无损伤伤，清除轴轴承室润滑滑脂并清洗洗干净，测测量轴承尺尺寸，前轴轴承室内径径允许公差差比前轴承承外径大00.0255mm»严严重磨损时时应更换前前端盖或电电机3轴承完整性用手边转动边边检查，轴轴承挡圈及及滚珠应无无损坏灵活性用手拨动轴承承转动应灵灵活，无卡卡滞磨损情况轴承累计运行行时间满110年应予予以更换。更更换轴承应应使用专用用拉具和压压床，禁止止敲打拆、装轴承正确拆、装轴轴承，不得得损伤轴和和轴承。将将转子放在在平台上，用用三角爪卸卸下前后轴轴承：将新新轴承（和和原轴承型型号规格相相同）放入入油中加温温至1200℃~1550℃时取出，套套在转子轴轴上，用特特殊的套筒筒，顶在轴轴承的内环环上，用压压具将轴承承压到轴台台处。不准准用手锤敲敲打轴承外外环拆、装装轴承4转子和轴放电和过热痕痕迹转子短路条及及短路环应应无断裂、无无放电，铁铁心应无损损坏及磨损损，无放电电痕迹、无无过热现象象。有损坏坏应更换轴磨损情况前后轴应无损损坏，测量量转子前后后轴直径，直直径允许公公差为±00.00665mm；；超过允许许公差或严严重损坏时时应更换5定子放电、过热、扫扫膛痕迹清扫和检査外外壳、定子子线圈和引引线。铁心心应清洁无无锈蚀，外外观良好，无无匝间、层层间短路，无无过热现象象及放电痕痕迹，各引引线接头连连接牢固，定定子铁心无无扫膛；有有损坏应更更换绝缘电阻釆用500VV或10000V绝缘缘电阻表测测量定子线线圈绝缘电电阻值应大大于1MΩΩ直流电阻测量定子线圈圈的直流电电阻三相互互差不超过过2%6接线盒完整性、可靠靠性、清洁洁度a）打开接线线盒，检査査密封情况况，检查引引线、绝缘缘板与接线线柱尾部应应焊接牢固固，无脱焊焊及断线，接接线盒内部部清洁无油油垢及灰尘尘，线圈引引线接头牢牢固，并外外套护套，牢牢固接在接接线柱上，接接线盒密封封良好；b）更换密封封垫7复装电机装前端盖将转子轴伸端端垂直穿入入前端盖内内，在后轴轴头上垫木木方，用手手锤轻敲，将将前轴承轻轻轻嵌入轴轴承室中，再再从前端盖盖穿入圆头头螺栓，将将轴承挡圈圈紧固，圆圆头螺栓处处涂以润滑滑脂，转动动灵活转子穿入定子子将定子放在工工作台上，定定子止口处处涂密封胶胶，保持定定子内外整整洁，将前前端盖和转转子对准止止口穿进定定子内，要要对角均匀匀地拧紧前前端盖与定定子连接的的螺栓装后端盖a）将后端盖盖放入波形形弹簧片，对对准止口，用用手锤轻轻轻敲打后端端盖，使后后轴承进入入轴承室，要要对角均匀匀地拧紧后后端盖与定定子连接的的圆头螺栓栓；b）最后将电电动机后罩罩装上（如如果有后罩罩）；c）用油枪向向前、后轴轴承室注入入润滑脂，约约占轴承室室2/3；；d）总装配后后，用手拨拨动转子，应应转动灵活活无扫膛现现象8复装叶轮装配将垫圈、锥套套、平键、叶叶轮安装在在电动机轴轴伸端，叶叶轮与锥套套间用密封封胶堵塞，拧拧紧圆螺母母和盖型螺螺母，将止止动垫圈锁锁紧撬起。叶叶片装配应应牢固，转转动平稳灵灵活9试验线圈绝缘采用500VV或10000V绝缘缘电阻表测测量定子线线圈绝缘电电阻，其值值应大于11MΩ线圏电阻测量定子线圈圈的直流电电阻三相互互差，其值值不超过22%运转试验拨动叶轮转动动灵活后，通通入3800V交流电电源，运行行5minn以上；转转动方向正正确，运转转应平稳、灵灵活，无转转子扫膛、叶叶轮碰壳等等异声，三三相电流基基本平衡，和和其他相同同风机的工工作电流基基本相同10风机整体喷漆将风扇电机各各部擦拭干干净，在铭铭牌上涂黄黄油，进行行喷漆后擦擦净铭牌上上的黄油，保保持漆膜均均匀，无漆漆瘤、漆泡泡，铭牌清清晰4.4.5..3冷冷却装置控控制箱冷却装置控制制箱的检修修要求见表表9。表9冷却却装置控制制箱的检修修要求序号部位检修内容工艺质量要求求1箱体油漆和清洁度度清扫控制箱内内、外部灰灰尘及杂物物，有锈蚀蚀应除锈并并进行防腐腐处理2电器元件检査电源开关关，接触器器和热继电电器逐个检査电源源开关，接接触器和热热继电器外外观和触点点应完好无无烧损或接接触不良，接接线牢固可可靠，测试试动作电压压和返回电电压符合要要求。必要要时进行更更换检査熔断器逐个检査熔断断器外观完完好，接触触、连接牢牢固可靠；；用万用表表测量，应应导通良好好，熔丝规规格符合要要求；必要要时进行更更换切换开关外观检査完好好，接线牢牢固可靠，手手动切换，同同时用万用用表检查切切换开关动动作和接触触情况，切切换到位，指指示位置正正确信号灯逐个检査信号号灯标志名名称正确清清晰，灯完完好；如有有损坏应更更换3端子端子板和连接接螺栓各部端子板和和连接螺栓栓应无松动动或缺失，如如有损坏和和缺失应补补齐4密封门和封堵控制箱的门密密封衬垫应应完好，必必要时更换换门密封衬衬垫，检査査电缆入口口，封堵应应完好5试验绝缘电阻采用500VV或10000V绝缘缘电阻表测测量绝缘电电阻，其值值应大于11MΩ电源切换试验验工作电源与备备用电源切切换正确、可可靠4.4.6非电量量保护装置置4.4.6..1指指针式油位位计指针式油位计计的检修要要求见表110。序号部位检修内容工艺质量要求求1表计拆卸拆卸表计时应应先将油面面降至表计计以下，再再将接线盒盒内信号连连接线脱开开，松开表表计的固定定螺栓，松松动表计将将其与内部部连接的连连杆脱开，取取出连杆和和浮筒，防防止损坏：：连杆应伸伸缩灵活，无无变形折裂裂，浮筒完完好无变形形和漏气2传动机构完整性、灵活活性齿轮传动机构构应无损坏坏，转动灵灵活，无卡卡滞和滑齿齿现象3磁铁主动、从动磁铁耦合同步步转动主动磁铁铁，从动磁磁铁应同步步转动正确确指针指示范围围是否与表表盘刻度相相符摆动连杆，摆摆动45°°时指针应应从“0”位位置到“110”位置置或与表盘盘刻度相符符，否则应应调节限位位块，调整整后将紧固固螺栓锁紧紧，以防松松脱；连杆杆和指针应应传动灵活活、准确4报警装置动作是否正确确当指针在“00”最低油油位和“110”最高高油位时，限限位报警信信号动作应应正确，否否则应调节节凸轮或开开关位置绝缘试验釆用25000V绝缘电电阻表测量量信号端子子绝缘电阻阻，其值应应大于1MMΩ；或用用工频耐压压试验代替替，施加AAC20000V电压压，持续11min，不不应击穿5密封密封性能更换密封胶垫垫，进行复复装以后密密封应良好好无渗漏6表计复装a）复装时应应根据伸缩缩连杆的实实际安装结结点用手动动模拟连杆杆的摆动观观察指针的的指示位置置应正确，然然后固定安安装结点；；否则应重重新调整油油位计的连连杆摆动角角度和指示示范围；b）连接二次次信号线检检査原电缆缆应完好，否否则应更换换表10指指针式油位位计的检修修要求4.4.6..2气气体继电器器序号部位检修内容工艺质量要求求1继电器拆卸切断变压器二二次电源，断断开气体继继电器二次次连接线，关关闭两侧蝶蝶阀，在气气体继电器器下方放置置盛油的开开口油桶放放出剩油，拆拆开两端法法兰的连接接螺栓，将将其拆下2各部件完整性、清洁洁度、方向向指示、接接线端子a）各部件（容容器、玻璃璃窗、放气气阀门、放放油塞、接接线端子盒盒、小套管管）应完整整清洁，密密封无渗漏漏；b）盖板上箭箭头及接线线端子标示示应清晰正正确探针、浮筒、挡挡板和指针针检査探针动作作应灵活，检检査浮筒、挡挡板和指针针的机械转转动部分应应灵活、正正确；检査査指针动作作后应能有有效复位3试验密封将气体继电器器密封，充充满变压器器油，在常常温下加压压0.155MPa，持持续30mmin无渗渗漏，再用用合格的变变压器油冲冲洗继电器器芯体接线端子绝缘缘釆用25000V绝缘电电阻表测量量绝缘电阻阻，其值应应大于1MMΩ，或用用工频耐压压试验代替替，施加AAC20000V试验验电压，持持续1miin，不应应击穿动作校验a）检验应由由专业人员员进行。b）对于轻瓦瓦斯信号，注注入2000mL~2250mLL气体时应应正确动作作。c）除制造厂厂有特殊要要求外，对对于重瓦斯斯信号，当当油流速达达到下述规规定时应正正确动作：：1）自冷式变变压器0..8m/ss~1.00m/s：：2）强迫油循循环变压器器1.0mm/s~11.2m//s；3）120MMVA以上上变压器11.2m//s~1..3m/ss。d）同时，指指针停留在在动作后的的倾斜状态态，并发出出重瓦斯动动作标志（掉掉牌）4继电器复装（含连动试验验）a）检査联管管的管径应应与继电器器标称口径径相同，其其弯曲部分分应大于990°，联联管法兰密密封胶垫的的内径应大大于管道的的内径；应应使继电器器盒盖上的的箭头朝向向储油柜。b）复装时更更换联管法法兰和两侧侧蝶阀的密密封垫，先先装两侧联联管与蝶阀阀，如无不不锈钢波纹纹联管，联联管与油箱箱顶盖、储储油柜之间间的联结螺螺栓暂不完完全拧紧，此此时将气体体继电器安安装于其间间，用水平平尺找准位位置并使出出、入口联联管和气体体继电器三三者处于同同一中心位位置，后再再将法兰螺螺栓拧紧，确确保气体继继电器不受受机械应力力。c）气体继电电器应保持持基本水平平位置；联联管朝向储储油柜方向向应有1%%~1.55%的升高高坡度。继继电器的接接线盒应有有防雨罩或或有效的防防雨措施，放放气小阀应应低于储油油柜最低油油面50mmm。检査査原连接电电缆应完好好，否则进进行更换。d）气体继电电器两侧均均应装蝶阀阀，一侧宜宜釆用不锈锈钢波纹联联管，口径径均相同，便便于气体继继电器的抽抽芯检査和和更换。e）调试应在在注满油并并连通油路路的情况下下进行，打打开气体继继电器的放放气小阀排排净气体，用用手按压探探针时重瓦瓦斯信号应应该发出，松松开时应该该恢复。从从放气小阀阀压入气体体200mmL~2550mL左左右，轻瓦瓦斯信号应应该发出，将将气排出后后应该恢复复。否则应应处理或更更换气体继电器的的检修要求求见表111。表11气气体继电器器的检修要要求4.4.6..3压压力式（信信号）温度度计压力式（信号号）温度计计的检修要要求见表111。表11压压力式（信信号）温度度计的检修修要求序