油浸式变压器检修维护手册

器检修维护手册、电站主变压器的作用及意义站的一项重要任务。二、油浸式变压器的结构及技术参数可参考如下结构图。参数如下表所示。称一器基本技术参数1SZ11-20000/11023最高工作电压(kV)54额定电压(kV)55额定电流(A)高压/低压36额定电压比(kV)78Ynd119率(Hz)A平电压峰值频耐受电压有效值电压峰值频耐受电压有效值电压峰值频耐受电压有效值-(pC)电干扰电压(μV)二1平称侧频耐受电压有效值侧频耐受电压有效值点频耐受电压有效值2爬距mm3套管端子允许荷载(高压/低压/)力(N)N)004平)拉力(N)2000/1500/15005流互感器侧出(VA)点100~200/5出(VA)6风扇电机功率(kW)、电压(kV)、数量三1轨距(mm)(纵向×横向)2运输重(T)称3上节油箱重(T)4油重(T)5总重(T)6变压器外形尺寸(mm)长、宽、高7变压器运输尺寸(mm)长、宽、高三、油浸式变压器投运前的运维油浸式变压器在运行前均必须通过各项相关试验，试验必须为有资质的试验人员负责，且厂家人员必须在现场。现场运维人员可配合相关试验人员，但不作为试验人员，在试验过程运维人员有知晓权。下：检查分接开关位置，无励磁分接开关的分接位置三相是否一致。带有载分接开关的，检查电动机构与开关刻度盘及远方指示数据是否一致。变压器外部空间绝缘距离，应不小于下表规定UmkV击隙/mm准检查储油柜油面高度有无假油位、是否与环境温度相符合。如果储油柜油面低于正常油面，可以从储油柜下的注油管加油，加油时，应先把注油管的活门上的放气塞打开，等放气塞流油后再进行加油。检查接地系统是否可靠正确。检查铁心接地，应保证一点接地，不能形成回路。查油箱是否可靠接地。投入运行的组件阀门(事故放油阀、真空注油阀除外)，是否呈开启位置。气体继电器，升高座等装置应再次排气。温控器的检测，按使用说明书将温度控制限值整定到用户需求值。对二次线路的检测，将高、低油温节点短路，或将过负荷电流继电器节点，通电后风机正常运转。检查油位表、压力释放阀、气体继电器、温控器等各报警、跳闸回路是否检查为避免交叉作业，主变送电前的检查工作主体为现场工程人员负责。但为保障现场运维人员技能水平，现场运维人员应熟悉各项检查工作。下：变压器档位分接开关应在无激磁状态下连续调换分接档位，以消除油膜对接触电阻的影响，然后将档位对准，此时开关动静触头间的接触直流电阻小于检查变压器带电侧中性点是否已可靠接地(冲击时应直接接地)。检查各保护装置，断路器整定值和动作灵敏度是否良好。检查继电器保护，如气体继电器、温控器、压力释放阀及套管式电流互感器测量回路、保护回路与控制回路接线是否正确，必要时进行短路联动试验。检查套管式电流互感器二次侧不带负荷的是否已短接，不允许开路运行。检查储油柜吸湿器是否畅通。重复检查接地系统是否接地可靠。在上述检查及试验项目符合要求时,方可进行空载试验和空载冲击合闸试变压器并网运行的操作原则上由现场运维人员负责，在并网运行内的一周时间内，运维人员应加强对变压器的巡检力度，发现任何问题应立即与现场工程人员沟通、联系，保证设备的可靠、稳定运行。闸。变压器空载冲击合闸，应注意下列事项：空载冲击合闸前，变压器应静放24h以上，装配放气塞的升高座和套管要空载冲击合闸前，过流保护动作时限应整定为零，气体继电器信号回路暂闸回路上。应可靠接地(应直接接地)。为5次，第一次受电后持续时间应不小于10min,每次合闸间隔时间应不小于值。运行：在带一定负载连续试运行24h后，变压器主体及附件均正常，变压器便转。注：在巡检过程中，现场运维人员必须使用温度测试仪或热成像仪，对变压器本体及接线端子等附件进行有针对性的检查；变压器运行中声音是均匀的电流声音，如发现声音异常，明显增大、或者存在局部放电响声，应该立即找取措施，必要时可采取降低负荷或停运变压器等手段。五、油浸式变压器正常运行中的维护修周期验判明有内部故障时应提前大修。虑提前大修。2、小修周期(应安排在每年春秋检，或线路停运时)置的检修周期保护装置和测温装置的校验，每年一次。冷却风扇电机分解检修，每年一次。4、有载分接开关的检修周期应更换新油一次。年后，应将切换部分吊出检查。当操作满50000次后应对切换开关进行检修；分接开关工作五年后，即未应根据电气试验及密封材料老化情况确定。检修项目检修前制订大修方案以及器材准备工作。对绕组(线圈)、引线的检修，有载(无载)分接开关的检修。对铁芯、穿芯螺钉、轭架、压钉及接地片等的检修。油箱及附件检修，包括：套管、储油柜(含胶囊、隔膜)、压力释放阀、呼装复变压器、各部密封胶垫的更换和试漏。瓦斯继电器、保护装置、测温装置及操作控制箱的检查和试验。油器等附属设备的检修。进行必要的绝缘干燥处理。变压器油的处理或换油(110KV及以上电压等级者真空注油)。清扫外壳，进行除锈喷油漆。试验和试运行。检查并消除已发现的缺陷。检查并拧紧套管引出线的接头螺栓。放出储油柜集污器中的油泥，检查油位计，必要时对套管、变压器本体和。检查各部密封胶垫，处理渗漏油。冷却器、储油柜、呼吸器、压力释放阀的检修。套管密封、顶部连接帽密封垫的检查更换、瓷套的检查、清扫。各种保护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验。油阀和油堵的检查处理。有载分接开关的检修和操作试验。检查接地系统、检测高压套管的屏蔽线。油箱及附件的清扫、检修，必要时进行补漆。规定要求进行测量和试验。有载分接开关在变压器大修时的检查和测试项目。测量触头接触电阻。测量限流电阻值。③检查分接开关动作顺序。④传动装置和控制装置的检查。油试验。第三节检修工艺的基本要求①大修前应先了解变压器的运行状况，主要内容有：了解变压器在运行中所发现的缺陷和异常(事故)情况，出口短路的次数变压器上次大修的技术资料和技术档案。了解变压器的运行状况(负荷、温度、有载分接开关的切次数和其他附属查阅变压器的原试验记录(包括油的简化分析和色谱)，了解变压器的绝查明漏油部位(并作出标记)及外部缺陷，进行大修前的本体和油的分析试验，确定检修时的附加项目(如干燥、②编制大修工程技术、组织措施计划，主要内容有：组织及分工。⑵核实检修项目及制定施工进度。⑶特殊项目的施工方案，确保施工安全、质量的技术措施，现场的防火措⑷主要施工工具和设备明细表，主要材料明细表；⑸绘制必要的施工草图和蓝图。⑹准备技术记录表格，确定应绘制和校核的备品配件图纸。修用料。排施工场地大型电力变压器的检修工作，在现场直接进行需做好防雨、防潮、防尘和防火措施。同时应注意带电设备的安全距离，妥善安排电源的容量、储油容器的位置、拆卸附件的放置地点和消防器材的布置。④做好下列物资准备⑴材料(包括备品备件、常用工具、专用工具、常用材料和特殊材料等)。⑵起吊装置、搬运工具、套管架、封板、垫木等。⑶真空滤油机、油罐、需补充的新绝缘油等(滤油机、油罐、油管必须要⑷安全用具和安全设备(包括保险杠、专用工作服、鞋、照明防雨防尘篷器仪表。第四节变压器的分解、起重搬运和组装办理并完成停电工作手续，进行修前电气试验，对变压器进行一次全面外查，并做好记录。括潜油泵和风扇)、净油器、防爆器、联管、温度计、瓦斯继电器等附属装置，分别进行校验、检查和修理。在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。拆封板封好孔洞，以防尘防潮。放出并进行过滤处理。拆除无载分接开关操作(有载分接开关顶盖)，拆卸大盖后吊钟罩(器身)。检查器身状态，进行各部件操作杆(有载分接开关顶盖)，拆卸大盖后吊钟罩(器身)。清洗、检修铁芯、线圈及箱壳。装回钟罩(器身)，更换密封胶垫，检修油门，紧固螺栓后真空注油。附属装置。装好内部引线。注变压器到规定的油位线。2、分解和组装时应注意的问题然后妥善保管，防止丢失或损坏。拆卸时应先拆小型仪表和套管，后拆大型铁件，组装时顺序相反。冷却器、防爆器、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带电流互感器的升高座尚应注入合格的变压器油。对易损部件(套管、油位计、温度计等)拆下后应妥善保管，以防损坏，套管应垂直放置，并且用新塑料布包扎好防潮防尘。组装后要检查冷却器、净油器和瓦斯继电器油门位置。等上部的放气孔进行多次排气。拆卸无载分接开关操作杆时，务必记住分接开关的位置并做好标记，对于有载分接开关必须置于整定位置。真作好现场记录工作。装配后的变压器零件要完整无缺，缺少的零件应在大修中配齐。起重前应先拆除与其相连的影响起重的部件。根据变压器的重量选择合适的起重工具钢绳套和吊环等用具。钢绳应挂在变压器的专用起吊装置上，刚吊紧钢绳时，应再次检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊。起吊器身(钟罩)时，吊绳的夹角不应大于60度，否则应采用专用吊杆或调整绳索，使器身(钟罩)保持平衡。起吊过程中，器身与箱壁不得碰撞。器身(钟罩)四角应系缆绳，并由专人扶持，使其保持平稳。起吊过程中上升或下降速度不宜过快，并掌握重心防止倾斜。放落时，应事先选好地点，摆好铺垫物然后徐徐下落放稳。复位时，器身(钟罩)应对准位置，平稳下降，注意器身与箱壁四周的距身。器身(钟罩)下降至接近箱沿时，应注意对正四周的螺孔，装上螺栓，取出U形卡子，注意防止密封垫变位，器身(钟罩)下降压正后，对称均匀紧固吊装套管时，其倾斜度应使套管法兰与油箱法兰之倾角基本一致，并用绳绑好，防止碰撞及翻倒。起吊工作应明确分工，专人指挥，并有统一的信号。采用汽车起重机工作时，应注意起重臂伸张的角度，起重过程中回转角度与附近带电设备之间的安全距离，必要时应设置专人监护。在检查过程中，器身(钟罩)不宜长期在空中停留，检查时器身(钟罩)变压器芯在空气中暴露的时间不宜过长，否则应采取抽真空防潮措施。第五节变压器的检修工艺及质量要求应全面检查器身的完整性，有无缺陷存在(如过热、弧痕、松动、线圈变形、开关接点变色等)。对异常情况要查找原因并进行检修处理，同时要作好记器身暴露在空气中的时间(从开始抽油至开始注油止，放完油的时间越短于器身检查时，场地周围应清洁，并应有防尘措施。检查工作应由专人进行，不得携带与工作无关的物件，应着专用工作服和绝缘物，寒冷天气应戴口罩。保持洁净无杂质。检查相间隔离板和围屏，检查有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现针对处理。检查线圈表面是否清洁，匝绝缘有无破损。检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。检查线圈油道，有无被油垢或其他物质堵塞情况，必要时可用软毛刷(白布或泡沫塑料)轻轻擦洗。有手指按压线圈表面，检查其绝缘状态，有无凹陷和松弛现象。上铁轭顶部和下铁轭的底部是否积聚的油垢杂物，可用白布或洁净和泡沫塑料进行清扫擦拭，若迭片有翘起或不规则之处，可用木锤或铜锤敲打平整。检查铁心，上下夹件、方铁、线圈压板(包括压铁)的紧固度和绝缘情况。检查穿铁心和夹件的油道，应畅通，油道垫块无脱落和堵塞现象。检查铁心地片的接触及绝缘情况。检查铁芯与定位钉(变压器运输用)的距离。检修焊接是否良好，有无过热现象。检查线圈至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接情况是否良好，有无过热现象。引线对各部位的绝缘距离引线的固定情况是否检查绝缘支架有无松动和裂纹、位移情况，检查引线在绝缘支架内固定情检查引线与各部位之间的绝缘距离。检查套管将军帽密封是否良好，套管与引线的连接是否紧固。检修油箱内部清洁度。清扫强油管路，并检查强油管路的密封情况。检查套管的升高座，一般升高座的上部应设有放气塞，对于大电流套管，为防止产生涡流发热，三相之间应采用隔磁措施。检查油箱(钟罩)大盖的箱沿应保持平整，接头焊缝须用砂轮打平，防止，箱沿内侧可加焊防止胶垫移位的园钢或方铁。心定位螺栓。隔磁及屏蔽装置。检查油箱的强度和密封性能。检查油箱及大盖等外部，进行清扫除锈(特别是焊缝)，如有砂眼渗漏应进漆。置检修一般冷却器(散热器)检修①清扫冷却器(散热器)表面。③用合格的变压器油对内部进行循环冲洗，须加热油进行。④将内部油排净后加垫密封。修止受力不匀损坏套管。拆卸套管前应先轻轻幌动,检查套管松动情况。拆导杆和法兰螺丝前，应防止导杆摇晃损坏瓷套。对于大型套管起吊应注意吊绳挂与起吊角度。擦拭油垢，检查瓷套内部。组装过程中，注意胶垫位置应放正。8、套管型电流互感器检修查引线标志是否齐全。引出线线柱的密封胶垫。行伏安特性试验。圈的绝缘电阻。开关检修①检查开关各部件是否齐全完整。⑴检查开关各部件是否齐全完整。⑵松开上方定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头是否灵活，上部指示位致。是否良好。柄及操作机构不得互换。过长，应进行干燥。②有载分接开关检修⑴按规定时间间隙对切换开关进行检查与维修(50000次)。⑶取油样进行化验，油不合格应换油。⑷吊出切换开关清洗干净。⑸检查切换开关各紧固件是否松动、快速机构的主弹簧、复位弹簧爪卡是否变形或断裂，各触头编织软联结有无损坏，动静触头的烧损程度，过渡电阻扁线是否有断裂及其阻值是否与铭牌相同以及测量有关接触电阻和动静触头的⑹复装。注油，也可同本体一起真空注油。验操作试验。安全线路检查。式储油柜清扫积污器、油位计、油塞等零部件。换各部密封垫圈囊式储油柜其检修程序与普通式储油柜基本相同。安装程序如下：⑴放出储油柜的存油，将其内部清扫干净。检查胶囊的密封性能。。接好引出口，然后拧紧人孔法兰。膜式储油柜⑵拆下各部连管(呼吸器、注油器、排气管、瓦斯继电器连管等)。⑷分解中节法兰螺丝、卸下储油柜上节油箱。上下节油箱。封垫圈。⑺检查后分解程序相序程序组装。倒出内部吸湿主剂，检查剥离罩完好，进行清扫。燥的吸湿剂装入。注油到合适位置使形成油封。倒出硅胶(活性氧化铝)用干燥清洗的变压器油净油器内部和联管清洗干检查各部件完整无损关进行清扫。检查下部滤网有无堵塞、洗净后更换胶垫，装复下盖板和滤过网，密封完好。密封垫。爆膜片应完整无裂纹。外部检查，检查容器、玻璃窗、放气阀、放油塞、接线端子盒、小套管是否完整，接线端了及盖板上箭头标志是否清楚，各接合处是否渗漏油。检验动作、绝缘、流速校验合格。检查蝶阀的转轴、挡板是否完整灵活和密封，更换密封垫圈。油门应拆下分解检修，研磨并更换密封填料。对放气(油)塞全面检查并更换密封圈。①整体组装的准备工作组装前应彻底清理散热器(冷却器)、储油柜、防爆器(安全气道)、油管、不带电流互感器的升高座、套管及春所有零、部件组件，用合格的变压器油冲洗与变压器直接接触的零、部组件。变压器附属的油、水管路也须进行彻底清理，并作记录。安装上节油箱前、水管路也须进行彻底清理，并作记录。有安装标志的零件与部件，须按照安装标志指示的部位组装。变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。在装配套管前须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关轴上。组装组件时，应按有关制造厂的“安装使用说明”的规定进行。油箱顶部若干上部定位件，应按外型尺寸图及技术要求进行定位或密封。。大型变压器采用真空注油工艺注油。油柜不参加抽真空。却器连同主体一同抽真空。如未异常，在真空状态下注油，油应先经过真空滤油机进行脱气脱水，滤油机m⑷将储油柜上部的放气塞打开，从储油柜加添油管加油至储油柜放气塞有油溢出为止并拧紧放气塞，再从加油管放油，使油面过到略高于要求高度，最好。检查有无渗漏及油位下降。第六节变压器大修后的交接验收变压器在大修竣工后，应及时清理现场、整理记录、资料、图纸、清退材料，进行核算提交竣工、验收报告，并提请项目公司生产部门组织有关单位(高压试验、油务化验、继保、计量等单位)进行现场验收工作。施工单位应向项目公司安全生产部移交下列资料：告告④设计计算单，包括结合检修进行技术改造的内容、图纸、线圈重绕图纸⑤现场干燥、检修记录。⑥高压绝缘试验报告，油简化试验及色谱试验单、温度计校验报告、瓦斯互感器试验报告等。行前检查项目变压器本体，冷却装置及所有附件均无缺陷，且无污油。的固定装置牢固。地可靠。变压器项盖上无遗留杂物。储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门在“开”位置。高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部将军帽结构的密封性良好，与连接接触良好。变压器的储油柜和充油套管的油位正常。隔膜式储油柜集气盒内无气体，有载分接开关油枕油位正常。进行各升高座部位的放气，使其完全充满油。瓦斯继电器应无残余气体呼吸器内的吸湿器剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常无载分接开关的位置应符合运行要求，有载操作应动作正确，闭锁装置动作正确，控制盘，操作机构箱和顶盖上三者分接位一致。温度计指示正确，整定值符合要求。冷却装置试运行正常，强油装置应起动全部潜油泵进行较长时间的循环并进行备用冷却装置的自动投运试验和运行中的冷却器故障全停试验。继电保护装置经调试整定，动作正确。变压器试运行时应按下列进行检查：①中性点直接接地系统的变压器，在进行冲击合闸投运前，中性点必须接②瓦斯继电器必须投运，重瓦斯投出口跳闸位置。无异常，励磁涌流不致引起保护装置的动作。变压器无异常振动或放电声。分析比较运行前后油色谱数据，应无明显变化。注：检修过程需严格遵守安全措施，所有检修必须持有现场人员签发的工作票，停送电时必须持有操作票并唱票复诵。周期和检修项目3、临时性检修运行中发现严重缺陷和异常现象时，应退出运行，进行检风扇及电动机分解检修。灵活，有无刮着风罩。2、检查接线端子有无松动现象。轴承室注入锂基润滑脂。检查各部紧固螺丝有无松动。、测量定子线圈绝缘电阻。出止动垫圈。用专用工具(三角爪)将叶轮从轴上卸下，同时将键、锥套取下保管好。2、检查叶轮与轮毂的铆接情况，松动时呆用铁锤铆紧。3、将叶轮放在平台上，检查叶片安装角度应一致，否则应调整。4、拆下电机罩卸下后端盖固定螺丝，顶出后端盖。5、检查后端盖有无破损，清除轴承室的润滑脂，用内径千分尺测量轴承室的判断运行中的变压器一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，绝缘下降或检修暴露时间时，根据具体情况确定是否需要干燥。其判据为：tg值在同一温度下比上次侧得数值增高30%以上，且超过预防性试验2、绝缘电阻在同一温度下比上次侧得数据降低40%以上，线圈温度在3、油中有水分或油箱中出现明显进水，且水量较多。上情况判断。二、变压器经过全部或局部更换绕组或绝缘的大修以后，不论测量结果如三、大修中变压器芯子在空气中停留的时间超过规定，或空气湿度较高，大修后是否需要干燥应通过在检修前后在尽可能相同条件下，测得的结果进行干燥：2、绝缘电阻低于下表规定(单位：兆欧)温度(℃)KV35KV--220KV喷雾真空干燥。。短路电流干燥。。止局部过热。求：抽真空应先预热，升温速度为10~15℃/h，抽真空速度为1.3×104~20×查和记录：1、测量绕组的绝缘电阻(真空下有的不能测)。2、测量绕组、铁芯和外壳等各温度。空度。、定期排放冷凝水。扩散。6、记录加温电源电压、电流的变化。7、检查加热器具、电源线路、真空管路及其设备的运行的情况；断：2、8小时以上基本无凝结水折出。干燥完成后保持真空降温，与准备好的变压器检修作业程序A 人 人焊工 人 人 人其他人年月日时年月日时计划工时：小时实用工时：小时检修过程危险点分析预控害检查各项安全措施设备编号全带害传递物件使用安全绳，严禁抛掷亡人认真、统一交代安全措施及注意事项用安全带，有专人监护场，做好安全措施误路原始接线记录，接线专人核对。确保接线正确、引用的技术标准或技术资料；内容。：共项V……………………1块口万用表………1块…………数台□螺丝刀(十字口)…………2把□螺丝刀(一字口)…………2把□尖嘴钳………