变压器检修工艺规程
变压器检修工艺规程
?简介：可结合变压器大修一起进行的技术改造项目，如油箱机械强度的加强，器身内部接地装置改为外引接地，安全气道改为压力释放阀，高速油泵改为低速油泵，油位计的改进，储油柜加装密封装置，气体继电器加装波纹管接头。
?关键字：变压器,检修
3.1变压器的大修项目及要求
3.1.1变压器的大修周期
1)变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修再一次。
2)箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏时，才进行大修。
3)在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。
4)运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，经总工程师批准，可适当延长大修周期。
3.1.2变压器的大修项目
3.1.2.1变压器的大修项目有：
1)吊开钟罩或吊出器身检修；
2)线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；
3)铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接地片的检修；
4)油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；
5)冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；
6)安全保护装置的检修；
7)油保护装置的检修；
8)测温装置的校验,瓦斯继电器的校验；
9)操作控制箱的检修和试验；
10)无励磁分接开关和有载分接开关的检修；
11)全部密封胶垫的更换和组件试漏；
12)必要时对器身绝缘进行干燥处理；
13)变压器油处理或换油；
14)清扫油箱并进行喷涂油漆；
15)大修后的试验和试运行；
16)可结合变压器大修一起进行的技术改造项目，如油箱机械强度的加强，器身内部接地装置改为外引接地，安全气道改为压力释放阀，高速油泵改为低速油泵，油位计的改进，储油柜加装密封装置，气体继电器加装波纹管接头。
3.1.3变压器大修前的准备工作
1)查阅历年大小修报告及绝缘预防性试验报告（包括油的化验和色谱分析报告），了解绝缘状况。
2)查阅运行档案了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数，变压器的负荷。
3)根据变压器状态，编制大修技术、组织措施，并确定检修项目和检修方案。
4)变压器大修应安排在检修间内进行。当施工现场无检修间时，需做好防雨、防潮、防尘和消防措施，清理现场及其他准备工作。
5)大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。
6)准备好备品备件及更换用密封胶垫。
7)准备好滤油设备及储油灌。
3.1.4大修现场条件及工艺要求
1)吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在晴天进行；器身暴露在空气中的时间作如下规定：空气相对湿度不大于65%时不超过16h；空气相对湿度不大于75%时不超过12h；器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。
2)为防止器身凝露，器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上。
3)检查器身时应由专人进行，着装符合规定。照明应采用安全电压。不许将
梯子靠在线圈或引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线。
4)器身检查使用工具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；在箱内作业需考虑通风。
5)拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。
6)拆卸顺序：首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件；组装时顺序相反。
7)冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（或采取其他防潮密封措施）。
8)套管、油位计、温度计等易损部件拆后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。
9)组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。
10)对套管升高座，上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽，并重新密封好并擦油迹。
11)拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并做好标记；拆卸有载分接开关时，分接头位置中间位置（或按制造厂的规定执行）。
12)组装后的变压器各零部件应完整无损。
3.1.5现场起重注意事项
1)起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号，起吊设备要根据变压器钟罩（或器身）的重量选择，并设专人监护。
2)起重前先拆除影响起重工作的各种连接件。
3)起吊铁芯或钟罩（器身）时，钢丝绳应挂在专用吊点上，钢丝绳的夹角不应大于60℃，否则应采用吊具或调整钢丝绳套。吊起离地100mm左右时应暂停，检查起吊情况，确认可靠后再继续进行。
4)起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，并在四角系缆绳，由专人扶持，使其平稳起降。高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间应保持一定的间隙，以免碰伤器身。当钟罩（器身）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。
5)吊装套管时，其倾斜角度应与套管升高座的倾斜角度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件。
3.2变压器的大修
3.2.1大修工艺流程
修前准备→办理工作票，拆除引线→电气、油备试验、绝缘判断→部分排油拆卸附件并检修→排尽油并处理，拆除分接开关连接件→吊钟罩（器身）器身检查，检修并测试绝缘→受潮则干燥处理→按规定注油方式注油→安装套管、冷却器等附件→密封试验→油位调整→电气、油务度验→结束
3.2.1.1变压器大修时按工艺流程对各部件进行检修，部件检修工艺如下：
1)绕组检修
a)检查相间隔板和围屏（宜解体一相），围屏应清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电。如发现异常应打开其他两相围屏进行检查，相间隔板应完整并固定牢固。
b)检查绕组表面应无油垢和变形，整个绕组无倾斜和位移，导线辐向无明显凸出现象，匝绝缘无破损。
c)检查绕组各部垫块有无松动，垫块应排列整齐，辐向间距相等，支撑牢固有适当压紧力。
d)检查绕组绝缘有无破损，油道有无被绝缘纸、油垢或杂物堵塞现象，必要时可用软毛刷（或用绸布、泡沫塑料）轻轻擦拭；绕组线匝表面、导线如有破损裸露则应进行包裹处理。
e)用手指按压绕组表面检查其绝缘状态，给予定级判断，是否可用。
2)引线及绝缘支架检修
a)检查引线及应力锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股、扭曲，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象等。
b)检查绕组至分接开关的引线长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接（或连接）、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况等。
c)检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况，固定螺栓应有防松措施，固定引线的夹件内侧应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘。
d)检查引线与各部位之间的绝缘距离是否符合规定要求，大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距一般不应小于100mm，以防漏磁发热，铜（铝）排表面应包扎绝缘，以防异物形成短路或接地。
3)铁芯检修
a)检查铁芯外表是否平整，有无片间短路、变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部有无油垢杂物。
b)检查铁芯上下夹件、方铁、绕组连接片的紧固程度和绝缘状况，绝缘连接片有无爬电烧伤和放电痕迹。为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在大修时在变压器箱盖上加装一小套管，将铁芯接地线（片）引出接地。
c)检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。
d)用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况。
e)检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。
f)检查铁芯接地片的连接及绝缘状况，铁芯只允许于一点接地，接地片外露部分应包扎绝缘。
g)检查铁芯的拉板和钢带应紧固，并有足够的机械强度，还应与铁芯绝缘。
4)油箱检修
a)对焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。
b)清扫油箱内部，清除油污杂质。
c)清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管连接是否牢固，表面有无放电痕迹。
d)检查钟罩（或油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平。
e)检查器身定位钉，防止定位钉造成铁芯多点接地。
f)检查磁（电）屏蔽装置应无松动放电现象，固定牢固。
g)检查钟罩（或油箱）的密封胶垫，接头良好，并处于油箱法兰的直线部位。
h)对内部局部脱漆和锈蚀部位应补漆处理。
5)整体组装
a)整体组装前应做好下列准备工作：
Ⅰ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、套管及所有附件，用合格的变压器油冲洗与油直接接触的部件。
Ⅱ各油箱内部和器身、箱底进行清理，确认箱内和器身上无异物。
Ⅲ各处接地片已全部恢复接地。
Ⅳ箱底排油塞及油样阀门的密封状况已检查处理完毕。
Ⅴ工器具、材料准备已就绪。
b)整体组装注意事项：
Ⅰ在组装套管、储油柜、安全气道（压力释放阀）前，应分别进行密封试验和外观检查，并清洗涂漆。
Ⅱ有安装标记的零部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压、套管升高座及压力释放阀（安全气道）等与油箱的相对位置和角度需按照安装标记组装。
Ⅲ变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。
Ⅳ对于高压引线，所包绕的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，不得扭曲。
Ⅴ在装套管前必须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上。
Ⅵ各温度计座内应注以变压器油。
c)器身检查、试验结束后，即可按顺序进行钟罩、散热器、套管升高座、储油柜、套管、安全阀、气体继电器等整体组装。
6)真空注油
110KV及以上变压器必须进行真空注油，其他变压器有条件时也应采用真空注油。真空注油应按下述方法（或按制造厂规定）进行，其原理示意见图3-1。操作步骤如下：
a)油箱内真空度达到规定值保持2h后，开始向变压器油箱内注油，注油温度宜略高于器身温度。
b)以3～5t/h速度将油注入变压器,距箱顶约220mm时停止,并继续抽真空保持4h以上。
7)补油及油位调整
变压器真空注油顶部残存空间的补油应经储油柜注入，严禁从变压器下部阀
门注入。对于不同型式的储油柜，补油方式有所不同，现分述如下。
a)胶囊式储油柜的补抽方法：
Ⅰ进行胶囊排气，打开储油柜上部排气孔，对储油柜注油，直至排气孔出油。
Ⅱ从变压器下部油阀排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，使油位计指示正常油位为止。
b)隔膜式储油柜的补油方法：
Ⅰ注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除，再关闭放气塞。
Ⅱ对储油柜进行注油并达到高于指定油位置，再次打开放气塞充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止，并反复调整达到指定位置。
Ⅲ如储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应经排气阀进行排气。
c)油位计带有小胶囊的储油柜的补油方法：
Ⅰ储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处加油，同时用手按动小胶囊，以使囊中空气全部排出。
Ⅱ打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量（看到油表内油位即可），然后关上小胶囊室的塞子。
3.2.2变压器干燥
3.2.2.1变压器是否需要干燥的判断
变压器大修时一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，或检修中超过允许暴露时间导致器身绝缘下降时，才考虑进行干燥，其判断标准如下：
1)tgδ在同一温度下比上次测得的数值增高30%以上，且超过部颁预防性试验规程规定时。
2)绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30%以上，35KV及以上的变压器在10～30℃的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5。
3.2.2.2干燥的一般规定
1)设备进行干燥时，必须对各部温度进行监控。当不带油利用油箱发热进行干燥时，箱壁温度不宜超过110℃，箱底温度不得超过110℃，绕组温度不得超过95℃；带油干燥时，上层油温不得超过85℃，热风干燥时，进风温度不得超
过100℃。
2)采用真空加温干燥时，应先进行预热，抽真空时，先将油箱内抽成，负0.02MPa，然后按每小时均匀地增高-0.0067MPa至真空度为99.7%以上为止，泄漏率不得不大于27Pa/h。
抽真空时应监视箱壁的弹性变形，其最大值不得超过壁厚的两倍。预热时，应使各部分温度上升均匀，温差应控制在10℃以下。
3)在保持温度不变的情况下，绕组绝缘电阻值的变化应符合绝缘干燥曲线，并持续12h保持稳定，且无凝结水产生时，可以认为干燥完毕，也可采用测量绝缘件表面的含水量来判断干燥程度，其含水量应不大于1%。
4)干燥后的变压器应进行器身检查，所有螺栓压紧部分应无松动，绝缘表面应无过热等异常情况，如不能及时检查时，应先注以合格油，油温可预热至50～60℃，绕组温度应高于油温。
3.2.3滤油
3.2.3.1压力式滤油
1)采用压力式滤油机可过滤油中的水分和杂质，为提高滤油速度和质量，可
将油加温至50～60℃。
2)滤油机使用前应先检查电源情况、滤油机及滤网是否清洁，滤油纸必须经
干燥，滤油机转动方向必须正确。
3)启动滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。滤油机压力一般为0.25～0.4MPa，最大不超过0.5MPa。
3.2.3.2真空滤油
1)真空滤油机将油罐中的油抽出，经加热器加温，并喷成油雾进入真空罐。油中水分蒸发后被真空泵抽出排除，真空罐下部的油抽入储油罐再进行处理，直至合格为止。操作步骤如下：
a)开启储油罐进、出油阀门，投入电源。
b)启动真空泵开启真空泵处真空阀，保持真空罐的高真空度。
c)打开进油阀，启动进油泵，真空罐油位观察窗可见油位时，打开出油泵阀门启动出油泵使油循环，并达到自动控制油位。
d)根据油温情况可投入加热器。
e)停机时，先停加热器5min，待加热器冷却后停止真空泵，然后关闭进油阀，停止进油泵，关闭真空泵，开启真空罐空气阀，破坏其真空，待油排净后，停油泵并关出油阀。
3.3变压器的小修
变压器小修至少每年一次。
3.3.1变压器小修项目
1)处理已发现的缺陷；
2)放出储油柜积污器中的污油；
3)检修油位计，调整油位；
4)检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器，必要时吹扫冷却器管束；
5)检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器等；
6)检修油保护装置；
7)检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等；
8)检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；
9)检查接地系统；
10)检修全部阀门和塞子，全面检查密封状态，处理渗漏油；
11)清扫油箱和附件，必要时进行补漆；
12)清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；
13)按有关规程规定进行测量和试验。
3.3.2变压器附件和检修
3.3.2.1纯瓷套管检修
1)检查瓷套有无损坏；
2)套管解体时，应依次对角松动法兰螺栓；
3)拆卸瓷套前应先轻轻晃动，使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套；
4)拆导电杆和法兰螺栓前，应防止导电杆摇晃损坏瓷套，拆下的螺栓应进行清洗，丝扣损坏的应进行更换或修整；
5)取出绝缘筒（包括带覆盖层的导电杆）擦除油垢，绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管（必要时应干燥）；
6)检查瓷套内部，并用白布擦试，在套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆；
7)有条件时，应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥，然后再组装；
8)更换新胶垫，位置要放正；
9)将套管垂直放置于套管架上，安装时与拆卸顺序相反，注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置，中间应有固定圈防止窜动，导电杆处于瓷套的中心位置。
3.3.2.2充油套管检修
1)更换套管油，步骤如下：
a)放出套管中的油；
b)用热油（温度60～70℃）循环冲洗后放出，至少循环三遍；
c)抽真空后注入合格的变压器油。
2)套管解体，其步骤如下：
a)放出内部的油；
b)拆卸上部接线端子；
c)拆卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计；
d)拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套；
e)取出内部绝缘筒；
f)拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电杆和下瓷套，要防止导电杆晃动损坏瓷套。
3)油纸电容型套管检修
电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送油管接到套管顶部的油塞孔上，回油管接到套管尾端的放油孔，通过不高于80℃的热油循环，使套管的tgδ值达到正常数值为止。
变压器在大修过程中，油纸电容型套管一般不作解体检修，只有在套管tgδ不合格，需要进行干燥或套管本身存在严重缺陷，不解体无法消除时才分解检修，其检修工艺如下：
a)准备工作
Ⅰ检修前先进行套管本体及油的绝缘试验，以判断绝缘状态；
Ⅱ套管垂直置于专用的作业架上，中部法兰与作业架用螺栓固定4点，使之成为整体；
Ⅲ放出套管内的油，按图2-4-3所示将下瓷套用双头螺栓或紧线钩固定在工作台上，以防解体时下瓷套脱落；
Ⅳ拆下尾端均压罩，用千斤顶将套管顶紧，使之成为一体，将套管从上至下各结合处做上标记。
b)解体检修
Ⅰ拆下中部法兰处的接地和末屏小套管，并将引线头推入套管孔内；
Ⅱ测量套管下部导管的端部至防松螺母间的尺寸，作为组装时参考；
Ⅲ用专用工具卸掉上部将军帽，拆下储油柜；
Ⅳ测量压缩弹簧的距离，作为组装依据，将上部四根压紧弹簧螺母拧紧后，再松导管弹簧上面的大螺母，拆下弹簧架；
Ⅴ吊出上瓷套；
Ⅵ吊住导管后，拆下底部千斤顶，拆下下部套管底座、橡胶封环及大螺母，吊住套管时不准转动，并使电容芯处于法兰套内的中心位置，勿碰伤电容芯；
Ⅶ拆下下瓷套，然后吊出电容芯。
c)清扫和检查
Ⅰ用干净毛刷刷洗电容芯表面的油垢和杂质，再用合格的变压器油冲洗干净后，用皱纹纸或塑料布包好；
Ⅱ擦拭上、下瓷套的内外表面；
Ⅲ拆下油位计的玻璃油标，更换内外胶垫，油位计除垢后进行加热干燥，然后在内部刷绝缘漆，外部刷红漆，同时应更换放气塞胶垫；
Ⅳ清扫中部法兰套筒内部和外部，并涂刷油漆，更换放油塞，更换接地小套管的胶垫；
Ⅴ测量各法兰处的胶垫尺寸，以便配制。
d)套管的干燥，当套管的tgδ值超标时需进行干燥处理，其步骤及注意事项如下：
Ⅰ将干燥罐内部清扫干净，放入电容芯，使芯子与罐壁距离不小于200mm，并设置测温装置；
Ⅱ测量绝缘电阻的引线，应防止触碰金属部件；
Ⅲ干燥罐密封后先试抽真空，检查有无渗漏；
Ⅳ当电容芯装入干燥罐后，进行密封加温，使电容芯保持在75～80℃；
Ⅴ当电容芯温度达到要求后保持6h，再关闭各部阀门，进行抽真空；
Ⅵ每6h解除真空一次，并通入干燥热风10～15min后重新建立真空度；
Ⅶ每6h放一次冷凝水，干燥后期可改为12h放再一次；
Ⅷ每2h作再一次测量记录（绝缘电阻、温度、电压、电流、真空度、凝结水等）；
Ⅸ干燥终结后降温至40～50℃时进行真空注油。
e)组装
Ⅰ组装前应先将上、下瓷套及中部法兰预热至80～90℃，并保持3～4h以排除潮气；
Ⅱ按解体相反顺序组装；
Ⅲ按图3-1、3-2所示进行真空注油；
Ⅳ注油时真空度残压应保持在133.3Pa以下，时间按照下表执行。
抽真空时间
66～100220
抽真空24
浸油2～37～8
保持812
4)散热器检修
a)风冷散热器的检修步骤如下：
Ⅰ采用气焊或电焊对渗漏点进行补焊处理；
Ⅱ带法兰盖板的上、下油室应打开其法兰盖板，清除油室内的焊渣、油垢，然后更换胶垫；
Ⅲ清扫散热器表面，油垢严重时可用金属洗净剂（去污剂）清洗，然后用清水冲净凉干，清洗时管接头应可靠密封防止进水；
Ⅳ用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏，标准为：
片状散热器为0.05～0.1MPa,10h；
管状散热器为0.1～0.15MPa,10h；
Ⅴ用合格的变压器油对内部进行循环冲洗；
Ⅵ重新安装散热器。
5)更换密封胶垫，进行复装
6)储油柜检修
a)开放式储油柜的检修步骤如下：
Ⅰ打开储油柜的侧盖，检查气体继电器联管是否伸入储油柜；
Ⅱ清扫内外表面锈蚀及油垢并重新刷漆；
Ⅲ清扫积污器、油位计、塞子等零部件；
Ⅳ更换各部密封垫；
Ⅴ重划油位计温度指示线。
b)胶囊式储油柜的检修步骤如下：
Ⅰ放出储油柜内的存油，取出胶囊，倒出积水，清扫储油柜；
Ⅱ检查胶囊的密封性能并进行气压试验，压力应为0.02～0.03MPa，时间为12h（或浸泡在水池中检查有无冒气泡）应无渗漏；
Ⅲ用白布擦净胶囊，从端部将胶囊放入储油柜，防止胶囊堵塞气体继电器联管，联管口应加焊挡罩；
Ⅳ将胶囊挂在挂钩上，连接好引出口；
Ⅴ更换密封胶垫，装复端盖。
c)隔膜式储油柜的检修步骤如下：
Ⅰ解体检修前可先充油进行密封试验，压力应为0.02～0.03MPa，时间为12h 无渗漏；
Ⅱ拆下各部连管（吸湿管、注油管、排气管、气体继电器连管等）清扫干净，妥善保管，管口密封；
Ⅲ拆下指针式油位计连杆，卸下指针式油位计；
Ⅳ分解中节法兰螺栓，卸下储油柜上节油箱，取出隔膜清扫；
Ⅴ清扫上下节油箱；
Ⅵ更换密封胶垫；
Ⅶ检修后按解体相反顺序进行组装。
7)安全保护装置的检修
a)安全气道的检修步骤如下：
Ⅰ放油后将安全气道拆下进行清扫，去掉内部的锈蚀和油垢，并更换密封胶垫；
Ⅱ内壁装有隔板，其下部装有小型放水阀门；
Ⅲ上部防爆膜片等安装良好，均匀地拧紧法兰螺栓，防止膜片破损，防爆膜片应采用玻璃片，禁止使用薄金属片。不同安全气道管径下的玻璃片厚度参照下表。
安全气道管径与玻璃厚度
管径（mm）150200250
玻璃片厚度（mm）2.534
b)压力释放阀的检修步骤如下：
Ⅰ从变压器油箱上拆下压力释放阀；
Ⅱ清扫护罩和导流罩；
Ⅲ检查各部连接螺栓及压力弹簧；
Ⅳ进行动作试验，检查微动开关动作是否正确；
Ⅴ更换密封胶垫。
8)净油器的检修
a)关闭净油器出口的阀门；
b)打开净油器底部的放油阀，放尽内部的变压器油（打开上部的放气塞，控制排油速度）；
c)拆下净油器的上盖板和下底板，倒出原有的吸附剂，用合格的变压器油将净油器内部和联管清洗干净；
d)检查各部件应完整无损并进行清扫，检查下部滤网有无堵塞，洗净后更换胶垫，装复下盖板和滤网，密封良好；
e)吸附剂的重量占变压器总油量的1%左右，经干燥并筛去粉末后，装至距离顶面50mm左右，装回上盖板并加以密封；
f)打开净油器下部阀门，使油徐徐进入净油器，同时打开上部放气塞排气，直至冒油为止；
g)打开净油器上部阀门，使净油器投入运行；
9)磁力油位计的检修
a)打开储油柜手孔盖板，卸下开口销，拆除连杆与密封隔膜相连接的绞链，从储油柜上整体拆下磁力油位计；
b)检查传动机构是否灵活，有无卡轮、滑齿现象；
c)检查主动磁铁、从动磁铁是否耦合和同步转动，指针指示是否与表盘刻度相符，否则应调节限位块，调整后将紧固螺栓锁紧，以防松脱；
d)检查限位报警装置动作是否正确，否则应调节凸轮或开关位置；
e)更换密封胶垫进行复装。
干式变压器检修
3.4.1定期检查
树脂浇注干式变压器是需要维护的，并不是完全免维护。应该定期清理变压器表面污秽。表面污秽物大量堆积，会构成电流通路，造成表面过热损坏变压器。在一般污秽状态下，半年清理一次，严重污秽状态下，应缩短清理时间，同时在清理污秽物时，紧固各个部位的螺栓，特别是导电连接部位。
投运后的2～3个月期间进行第一次检查，以后每年进行一次检查。
3.4.2检查的内容
检查的内容包括：
1)检查浇注型绕组和相间连接线有无积尘，有无龟裂，变色，放电等现象，绝缘电阻是否正常。
2)检查铁芯风道有无灰尘，异物堵塞，有无生锈或腐蚀等现象。
3)检查绕组压紧装置是否松动。
4)检查指针式温度计等仪表和保护装置动作是否正常。
5)检查冷却装置包括电动机，风扇是否良好。
6)检查有无由于局部过热，有害气体腐蚀等使绝缘表面出现爬电痕迹和炭化现象等造成的变色。
7)检查变压器所在房屋或柜内的温度是否特别高，其通风，换气状态是否正常，变压器的风冷装置运转是否正常。
8)检查调压板位置，当电网电压高于额定电压时，将调压板连接1档2档，反之连接在4档5档，等于额定电压时，连接在3档处，最后应把封闭盒安装关闭好，以免污染造成端子间放电。
9)变压器的接地，必须可靠。
10)变压器如果停止运行超过72小时（若湿度≥95%时允许时间还要缩短）
在投运前要做绝缘，用2500V摇表测量，一次对二次及地≥300MΩ，二次对地≥100MΩ，铁芯对地≥5MΩ（注意拆除接地片）。若达不到以上要求，请做干燥处理，一般启动风机吹一段时间即可。
一、填空：（20分，每空一分）
1、个、十、百、千……等都是（），每相邻两个单位间的进率都是（）。
2、从个位起，向左数第（）位是十万位，第（）位是千万位。
3、比最小的七位数少1的数是（），它是（）位数，最高位是（）。
4、在数位顺序表中从右向左数，第五位是（），计数单位是（），与“十
万”相邻的两个计数单位分别是（）和（）。
5、5050350是（）位数，最高位是（）位，读作（），万位上是（），表
示（）。
6、一个数的十万位，十位上都是8，其余各位数字都是0，这个数写作（）。
7、在用5、9、0、1、3这五个数字组成的五位数中，最大的是（）。
8、6000006，这个数最高位上的“6”表示6个（），最低位上的“6”表
示6个（）。
二、读出下面各数：（6分）
1、4658000 读作：
2、72680 读作：
3、27274000 读作：
4、5005005 读作：
5、40280903 读作：
6、2000002 读作；
三、写出下面各数：（6分）
1、二十五万零三百零七写作：
2、九百万写作：
3、四十万零一百写作：
4、四万八千三百五十写作：
5、一亿零三十写作：
6、十九万六千写作：
四、判断：（对的在括号里打“√”，错的打“╳”）（10分）
1、十万位的计数单位是十万。（）
2、6040000读作：六百万零四千。（）
3、三千二百万零四千五百零七写作32004507。（）
4、最高位是百万位的是七位数。（）
5、八万五千是85个千。（）
6、67519415=6751万。（）
7、一个一个的数，与100000相邻的两数是90000和110000
8、八位数的最高位是亿位。（）
9、十万相当于十个万。（）
10、485000米≈48千米。（）
五、选择：（把正确答案的序号填在括号里）（8分）
1、5个百万、8个百、4个十组成的数是（）。①七位数②八位数
③六位数
2、在读8002074这个数时，要（）。①读三个零②读两个零③读一
个零
3、最小的五位数比最大的四位数（）。①小1 ②大1 ③大1000
4、七万零七十写作（）。①70007 ②700700 ③700070
5、2958000是（）位数。①7 ②5 ③6
6、把7085310省略万后面的尾数是（）。①71万②708万③709万
7、下面各数中最大的一个是（）。①66000 ②708万③60万
8、由100个十万、2个万和2个十组成的数是（）。①10020000 ②100
20002 ③10020020
六、在○里填上“>”“<”或“=”：（6分）
1、653200○5421000
2、8642100○8641200
3、7352010○735201
4、6124005○6214500
5、最大的六位数○最小的七位数
6、最小的八位数○最大的七位数
七、在□里填上合适的数：（6分）
1、36□000≈36万
2、145□842≈146万
3、89□000≈90万
4、1024□380≈1024万
5、408□000≈409万
6、521□000≈522万
八、把下面各数改写成用“万”作单位的数：（6分）
1、840000=
2、1020000000=
3、60070000千米=
4、502000000吨=
5、23940000元=
6、110000米=
九、把下面各数按从小到大的顺序排列起来：（4分）
300300 3030000 3000030 3000003
十、计算：（8分）
7000÷125×4 （7252+5218）÷5 （40×35-68）÷8 67×34-28 71÷87
十一、应用题：（6分）
1、一个停车场有36辆大汽车，面包车的数量比大汽车的数量的2倍少27
辆，停车场共有多少辆大汽车和面包车？
2、粮店运来大米184袋，每袋重80千克，运来面粉6870千克，运来大米
和面粉共多少千克？
十二、用三个5、两个0，按要求写出三个最大的五位数：（6分）
1、只读一个零（）
2、一个零也不读出来（）
3、两个零都要读出来（）
十三、将0—9填入□中，使等式成立：（8分）
□+□=□□-□=□□×□=□□
变压器故障检测系统毕业论文
变压器故障检测系统 摘要 大型电力变压器是电力系统中重要的和昂贵的设备之一，其运行状态直接影响系统的安全性。目前，电力系统的检修体制正由定期检修向状态检修转变，而状态检修是以了解设备的运行状态为基础的。要了解设备状态，就需要对设备信息进行分析诊断。本文的工作就是在这一背景下开展的，其意义在于为电力变压器的检修提供技术支持。本文是从变压器的故障原因、类型以及分析入手，介绍了现今国外主要研究的基于变压器油中气体的故障诊断方法。 在系统的硬件部分，本文以ATmega8单片机为核心，将采集来的电压、电流、温度和气体等模拟量信号经过A/D转换器转换为数字量信号后送入单片机系统中进行处理，通过处理的结果来判断变压器是否含有故障以及故障的类型等。同时本系统也设置了电流保护、差动保护和气体保护等继电保护来防止因短路故障或不正常运行状态照成变压器的损坏，提高供电可靠性。在系统的软件部分，本文运用C语言编写软件程序，使之能够识别并处理从传感器传来的电信号，然后通过人机交互界面显示出来，近而使人能够很轻易判断故障类型。 关键词：变压器故障油气体分析单片机继电保护
Transformer malfunction detection system Abstract In the electrical power system, the large-scale power transformer is one of the important and expensive equipment, it’s running status direct influence system security. At present, the electrical power system overhaul system is transforming by the preventive maintenance to the condition overhaul, but the condition overhaul is take understands the equipment the running status as the foundation.Must understand the equipment condition, needs to carry on the analysis diagnosis to the equipment information. This article work is develops under this background, its significance lies in for the power transformer condition overhaul provides the technical support.This article is from the transformer breakdown reason, the type and the analysis obtains, introduced the nowadays domestic and foreign main research based on the transformer oil in the gas breakdown diagnosis method. Are partial in the system hardware, this article take the ATmega8 MCU as a core, use the gather simulation signal likes voltage, electric current, temperature, gas and so on, to transform after ADC for the digital quantity, and then signal sends in the MCU system to process,
变压器电力设备检修标准、周期、检验规范-杭州路桥集团公司
变压器大修周期的规定： 1、发电厂和变电站的主变压器、发电厂的主要厂用变压器和主要变电站的所用变压器，在投入运行后的第五年内和以后一般每5~10年应大修一次。 2、其他超过正常过负荷运行的变压器，每10年大修一次；充氮与胶囊密封的变压器，可适当延长大修间隔。 3、对于密封式的变压器，经过试验和运行情况判定确有内部故障时，才进行大修。 4、运行中的变压器发现异常情况或经试验判明有内部故障时应提前进行大修。 5、在大容量电力系统中运行的主变压器，当承受出口短路后，应考虑提前大修。 变压器大修项目有： 1、吊出器身或吊开钟罩对器身进行检修。 2、对绕组、引线及磁屏装置的检修。 3、对无载分接头开关和有载分接头开关的检修。 4、对铁芯、穿心螺丝、轭梁、压钉及接地等的检修。 5、对油箱、套管、散热器、安全气道和储油柜等附属设备的检修。 6、对冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修。 7、对保护装置、测量装置及操作控制的检查试验。
8、对变压器油的处理或换油。 9、对变压器保护装置（净油器、充氮保护及胶囊等）的检修。 10、对密封衬垫的更换。 11、对油箱内部的清洁，油箱外壳及附件的除锈、涂漆。 12、必要时对绝缘进行干燥处理。 13、进行规定的测量和试验。 变压器大修时运行人员需要做的安全措施： 1、主变压器大修必须在设备停电检修状态下运行。 2、断开主变压器三侧TV小开关。 3、断开主变压器三侧隔离开关的动力电源小开关或动力电源保险（可能来电的隔离开关）。 4、停用主变压器的全套保护。 5、停用主变压器失灵保护。 6、停用主变压器启动稳定装置（保护启动和开关三跳启动）。 7、按照《电业安全规程》的规定布置好现场的安全措施，并与工作负责人进行交代。 8、停用主变压器冷却器。 9、停用主变压器冷却器动力交流电源。 10、停用主变压器冷却器直流控制电源。 11、停用主变压器调压装置交、直流电源。
变压器大修方案
变压器大修施工方案 项目名称：变压器大修 编制人： 审核人： 批准人： 日期：年月日
目录 1.概述 2.组织措施 2．1组织准备 2．2技术准备 2．3资金及器材准备 3．技术措施 3．1施工执行标准 3．2大修工艺流程 3．3工作过度计划 4．检修项目及技术要求 4．1变压器器身检修 4．2变压器油箱检修 4．3变压器附件检修 4．4组装注油 4．5大修后试验 5．安全措施 5．1安全管理目标 5．2安全管理组织机构 5．3安全措施 6．验收送电
1．概述 该变压器自上次大修后至今已接近大修年限，根据中华人民国电力工业部发布的《电力变压器检修导则》规定，决定将该变压器进行大修，为确保变压器大修工作安全、顺利地进行，特编制本大修施工方案。 2.组织措施 2、1组织准备 2、1、1：本次大修由生技、安监、检修、运行、保卫等相关部门组织足够人力参加检修工作，所有参加大修的工作人员榜公布，以确保职责，并便于联系。 2、1、2：现场组织机构 （1）现场总指挥 （2）现场技术负责人 （3）现场安全负责人 （4）工作负责人 （5）试验负责人 （6）起重负责人 （7）油务负责人 （8）工具保管员 2、1、3工作任务 （1）按变压器常规大修项目进行各项检查 （2）处理大修中发现的其他缺陷 2、1、4计划工作时间
2、2技术措施准备 2、2、1查阅上次该变压器的大修报告和上次大修后小修预试报告，了变压器的绝缘状况。 2、2、2查阅运行档案，了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数、变压器负荷及运行温度情况。 2、2、3大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。 2、3器材准备 2、2、1备品及材料 （1）变压器密封胶垫 （2）变压器添加油 （3）阀门、温度计等小组件 （4）绑围屏用收缩带 （5）修理绝缘用皱纹纸 （6）胶木螺栓、螺母 （7）绝缘纸板 （8）变压器各种螺栓、螺母 （9）变压器各种弹垫、平垫 （10）110KV高压瓷套管 （11）枕木或木板 （12）保质材料（如白棉布、面团、旧布或棉纱、干净工作服等） 2、3、2常用机具设备 （1）电力电源配电盘（2）储油罐（3）真空滤油机、压力滤油机、油泵、滤油纸干燥箱、真空泵、耐油橡胶管、真空橡胶管、楼梯、安全带、手动工具（扳手、钳子等）、
干式变压器技术要求规范
10KV/0.4KV干式变压器 技术规书 2016年10月12日 1．围
1.1总则 1.l.1本规书适用于低压干式变压器的设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.1.2本规书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规的条文，供方应保证提供符合国家或国际标准和本规书的优质产品。若供方所使用的标准与本规书所使用的标准不一致时，按较高标准执行。 1.1.3如供方没有以书面形式对本规书的条文提出异议，那么需方就可以认为供方提供的产品完全满足本规书的要求。 1.1.4本规书为订货合同的附件，与合同正文具有同等法律效力。 1.1.5本规书未尽事宜，双方协商解决。 1.2供方的工作围 1.2.1 供方至少必须按下列项目提供干式变压器、附属设备和服务。 （1）设计 （2）制造 （3）装配 （4）工厂清洗和涂层 （5）材料试验 （6）设计试验 （7）生产试验 （8）包装 （9）检验 （10）运输及现场交货 （11）现场服务 2．技术标准 2.1变压器引用下列标准 《高压输变电设备的绝缘配合和高压试验技术》GB311．1-6-83 《干式电力变压器》GB6450-86 《三相树脂绝缘干式电力变压器技术条件》ZBK41003-88 《外壳防护等级》GB4208 《电力变压器》GB1094．1-5-85 2.2.如果法规和标准的要求低于供方的标准时，供方可以提出书面意见提请需方许可，同时，供方应提供技术先进和更可靠的设计或材料。 2.3.若指定的标准、法规或本规书之间发生任何明显差异时，供方必须以书面的形式向需方提出这些差异的解决办法。 3．技术规和性能参数
地区电网变压器状态检修
地区电网变压器状态检修 摘要：基于地区电网实际开展变压器状态检修是关键。通过对状态评估方案的阐述，认为“健康”的初始状态才能保证良好的状态评估效果。以丰富的运行数据、具体的实例对状态变化进行了分析讲明，并提出了评估中存在的问题和进展方向。 20世纪80年代往常，变压器“到期必修，修必修好”的指导思想在进入90年代以后随着观念的转变和技术的进步得到不断修正，逐渐引发出状态检修。实行变压器的状态检修，可使运行部门全面地、动态地掌握运行中变压器的健康状况；防止突发事故，幸免目的不明的解体检修；对变压器的安全运行、延长设备的寿命、提高可用率等方面，都有着显著的作用。除常规的目测巡视、预防性试验外，线圈变形测试仪、红外热成像仪、油在线监测装置、电容型套管带电测试以及局部放电超声波定位等装置均有推广应用，为状态评估提供了有利手段［1，2］。特不是基于嵌入式微机系统的总线式结构变电站绝缘在线监测系统的开发，将真正实现绝缘参数的就地测量［3］。然而，目前在线监测的理论分析方法不完善，油色谱分析气体浓度后不能提供故障分析、诊断，关于突发性故障难以及时反映以及成本费用偏高等问题都制约 着在线监测装置的进展［4，5］。因此，目前电网变压器状态检修大部分尚处于离线状态的分析、推断时期。本文将通过丰富的运行数据和状态变化的具体实例对如何在状态检修工作中提高设备
初始状态的健康水平，评估设备状态，及时掌握状态变化进行详细的阐述。最后， 提出了有待解决的问题及今后的进展方向。 1 状态检修导则概况 《广东省油浸电力变压器状态检修导则》(试行本)的实施，是基于现有离线或在线监测、检测手段，通过对交接验收、生产运行、附件运行及检修记录、预防试验等资料进行综合分析，从而得到变压器各个时期的状态参数，进而推测出各时期的劣化速率及劣化趋势，推断其绝缘系统状况。该导则将变压器的状态分为正常、可疑、可靠性下降以及危险等4种状态，并提出了相应的处理方法。状态区分的要紧特征及对策见表1。 表1 变压器状态评估的要紧特征及对策 状态类不主要特征对策 正常运行试验数据正常或其中个不试验参数稍有下降，但稳定要求保持正常巡视和预试 可疑 在试验周期内，发觉某些参数异常，反映变压器可能存在异常，但仍有专门多不确定因素 要求对个不项目缩短试验周期，加强监视 可靠性下降 预防性试验或跟踪试验证实变压器存在故障，并已确定缘故和部位，且推断该 故障短期内可不能引发事故 要求就停电检修的限期做好打算 危险试验数据或运行参数表明，运行时会随时发生事故紧急停运处理缺陷2 地区状态检修经验
变压器检修规程
变压器检修规程 第一章油浸式电力变压器检修工艺规程 第一节油浸式电力变压器的技术规范 1 表油浸式电力变压器技术规范 启备变1号高压厂变21号主变号主变变压器名称2号高压厂变 SF9-25000/15.75 SFP9-180000/220GYW2 SF9-25000/15.75 SFZ9-25000/115 SFPSZ9-180000/220 型号 ONAF ODAF ONAF ONAN/ONAF 冷却方180000/180000/180000180000250002500025000A) (K容 16.538/870.58126.5/112.9516.538/870.58254.1/407.96(KV/A)16.144/893.49125.06/114.51248.05/418. 6916.144/893.49(KV/A)123.63/116.0815.75/916.4242/429.43(KV/A)15.75/916.4 15.356/939.31235.95/440.1615.356/939.31122.19/117.65(KV/A) 229.9/450.914.963/962.22120.75/119.2214.963/962.22(KV/A)119.31/120.79(KV/A)117.88/122.36(K V/A)116.44/123.93(KV/A)115/125.5(KV/A)113.56/127.06(KV/A)11(KV/A)112.13/128.64110.69/130. 212(KV/A)109.25/131.7713(KV/A) 14(KV/A)107.81/133.34
240MVA电力变压器检修作业指导书
1 目的 1.1规范检修行为，确保主变压器检修质量符合规定要求。 1.2本检修程序为所有参加本项目的工作人员所必须遵循的质量保证程序。 2 适用范围 适用于国产200MW发电机组240000KVA/242KV主变压器的吊罩大修工作。 3 概述 240000KVA/242KV主变压器是发电厂电气一次系统中重要的设备，用来将电能直接输送至电力系统，本次大修停工待检点：H： 4 点，见证点：W： 5 点。 4引用文件 5修前准备 5.1资料准备 □ 5.1.1 查阅设备安装使用说明书。 □ 5.1.2 查阅设备台帐，缺陷记录。 □ 5.1.3查阅历次试验报告。 □ 5.1.4 查阅运行记录。
□5.1.5 检查渗漏油部位并做出标记。 5.2 备品材料准备 □变压器油□硅胶 □滤油纸□交流接触器 □热继电器□轴承 □绝缘清漆□堵漏材料 □耐油密封垫圈□消耗性材料一批 5.3 工、器具准备 □抽、注油设备□钢钎 □真空滤油机□油罐 □钢丝绳□葫芦 □万用表□摇表 □扳手（包括专用扳手）□电源盘 □常用工具□连通闷板 □温度计□湿度计 5.4 安全措施 □ 5.4.1 办理工作票 □ 5.4.2 认真贯彻执行《电业安全工作规程》中的有关规定，做到执行工作过程合格。 □ 5.4.3 工作前工作负责人应负责检查工作票所载安全措施是否完备和足够，值班人员所做的安全措施应符合现场实际条件。□ 5.4.4工作前由工作负责人向工作成员详细交待安全措施和
带电部分，注意事项，使人人明白后方可工作。 □ 5.4.5 进入现场必须戴好安全帽、穿专用工作服，登高作业系好安全带。 □ 5.5.6 工作现场应配足够的消防器材。 6检修程序 6.1 变压器一次解口、试验 □ 6.1.1拆开中性点引线，将引线固定在器身上。 □ 6.1.2拆除低压封闭母线外罩上固定伸缩套包箍，放下伸缩套，拆除内部软连接。 □6.1.3拆下物件作好记号，妥善放置。 □6.1.4 高压中性点及低压套管检查、清抹。检查瓷套应无裂纹及放电痕迹，裙边无破损。 □6.1.5检查套管各密封结合面无渗漏。 □6.1.6电气预试（按预试规程） □6.1.7对无载调压的变压器试验后还应观察分接开关有无渗油，若有渗油，处理好后应重新测量直阻 □6.1.8电气预试后应立即恢复套管的试验端子的引线 6.2气体继电器送检
干式变压器技术规范
. 10KV/0.4KV干式变压器 技术规范书 2016年10月12日
1．范围 1.1总则 1.l.1本规范书适用于低压干式变压器的设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.1.2本规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应保证提供符合国家或国际标准和本规范书的优质产品。若供方所使用的标准与本规范书所使用的标准不一致时，按较高标准执行。 1.1.3如供方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，那么需方就可以认为供方提供的产品完全满足本规范书的要求。 1.1.4本规范书为订货合同的附件，与合同正文具有同等法律效力。 1.1.5本规范书未尽事宜，双方协商解决。 1.2供方的工作范围 1.2.1 供方至少必须按下列项目提供干式变压器、附属设备和服务。 （1）设计 （2）制造 （3）装配 （4）工厂清洗和涂层 （5）材料试验 （6）设计试验 （7）生产试验 （8）包装 （9）检验 （10）运输及现场交货 （11）现场服务 2．技术标准 2.1变压器引用下列标准
《高压输变电设备的绝缘配合和高压试验技术》GB311．1-6-83 《干式电力变压器》GB6450-86 《三相树脂绝缘干式电力变压器技术条件》ZBK41003-88 《外壳防护等级》GB4208 《电力变压器》GB1094．1-5-85 2.2.如果法规和标准的要求低于供方的标准时，供方可以提出书面意见提请需方许可，同时，供方应提供技术先进和更可靠的设计或材料。 2.3.若指定的标准、法规或本规范书之间发生任何明显差异时，供方必须以书面的形式向需方提出这些差异的解决办法。 3．技术规范和性能参数 3..1使用环境要求： 极端最高温度：40.7℃ 极端最低温度：-20℃ 最热月平均气温：31.6℃ 最冷月平均气温：4.2℃ 年平均温度日较差：10.6℃ 年平均温度日较差：27.9℃ 年平均大气压：1011.0hPa 年平均风速：2.2m/s 最大瞬时风速：21.1m/s 一般风力：2级 3.2 技术规范 （1）额定容量： SC(B)10-1000/10kV 1000kVA 1台 （2）额定电压：10±2×2.5%/0.4kV （3）相数：三相 （4）频率：50HZ
变压器的状态检修
变压器的状态检修 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
变压器的状态检修传统的定期检修，往往是不管设备的实际运行状况如何，只要到期就进行检修。它的本质是单纯以时间周期为基础而安排的检修。 状态检修则是根据各种仪器的监测结果和运行人员的巡查记录,经过运行技术人员的分析，按照设备运行的实际情况，实事求是地策划设备的检修行为。 1变压器的状态检修 1.1变压器状态检修的必要性和可行性 作为变压器检修的常用方式，预防性试验和定期检修有很大的盲目性和强制性，主要存在以下几个方面的问题：①浪费了大量的人力物力；②增加了变压器的停电次数和停电时间，造成了频繁的运行操作，增加了误操作的事故率；③过度检修造成设备的频繁拆卸，增加了在检修过程中产生新的设备隐患；④检修后按要求进行的耐压等试验也会对变压器造成不可逆损伤，使其总体寿命下降；⑤事故检修也增加了变压器的检修难度和检修费用。 变压器状态检修的基础在于监测技术和诊断技术，即通过各种检测手段来正确判断变压器目前的状况。随着传感技术、人工神经网络、专家系统、模糊集理论，以及微电子、计算机软硬件和数字信号处理技术等综合智能系统，在状态监测及故障诊断中的应用，使基于变压器设备状态监测和先进诊断技术的状态检修研究得到发展，成为电力系统中的
一个重要研究领域。有关状态检修技术的研究大致可以分为寿命预测、故障诊断、信息管理与决策等几个方面。 1.2变压器状态检修的检测技术 1.2.1寿命评估 变压器剩余寿命的评估是当今监测与诊断工作的重要内容之一。要正确估算变压器的寿命，必须获得有关运行状态，需要对变压器进行综合分析。 1.2.2在线检测技术 （1）局部放电在线监测技术 变压器内部出现故障或运行条件恶劣,会由于局部场强过高而产生局部放电,对局部放电的检测，总体上可分为电气测量法和非电测量法(包括超声波法、光学法、测分解物法等)。 （2）油中气体的在线分析技术 长期以来，油浸变压器油中的气体成分和含量的气相色谱分析法一直是判断变压器内部状态的重要手段。其原理是利用所采集的气体浓度的相对比值，推测出油或油纸绝缘所处的裂解条件。 （3）红外测温技术 红外热像技术是利用红外探测器接受被测目标的红外辐射信号，经放大处理，转换成标准视频信号，然后通过电视屏或监视器显示红外热像图。当变压器引线接触不良、线圈导体接头虚焊、过负荷运行时都会引起导电回路局部过热，铁心多点接地也会引起铁心过热。 （4）图像识别技术
电力变压器检修质量标准
电力变压器检修质量标 准 文档编制序号：[KK8UY-LL9IO69-TTO6M3-MTOL89-FTT688]
电力变压器检修质量标准 一、外观 变压器本体应整洁无污，套管完整，无损坏裂纹，胶圈油封可靠，无老化现象，无渗油、漏油，接线牢固正确。 二、引出线 全部引出线、接线板完整，紧固，接触紧密可靠，绝缘良好，接触部位及其附近无老化焦黑现象。 三、绝缘套管及阀门 瓷套管上无污垢，无损伤，裂纹或电弧闪络现象，阀门紧固灵活不渗漏。 四、线圈 绝缘电阻值不低于1千伏1兆欧，吸收比（10℃-30℃）一般不低于1.3。 低压开关柜及低压配电屏 一、低压开关柜在检修时，都要进行检修处理，不得遗漏，凡有内部损件、缺件，螺丝松动、漏水生锈，都要一一处理。刀开关触刀接触良好，紧度适中，无老化焦黑现象。空气开关触头接触面必须满足2/3，无老化现象。灭弧罩和灭弧间壁应完好。 配电屏接地牢固，漆层完好，母线颜色鲜明，带电部与接地间的绝缘电阻不得小于0.4兆欧。 各种继电器动作准确可靠，其动值应符合设计及运行要求。 各种表安装，接线牢固，指示计量准确。 二、低压配电屏二次接线 1、接线正确牢固，配线整齐清晰美观，所有备用导线端头小圈应按右手螺旋方向绕制，每根导线标号齐全清楚。 2、所有二次线不准驳接，线径应采用电压回路不小于1.5 mm2，铜芯导线，电流回路不小于2.5 mm2铜芯导线。 3、接线所用螺丝、螺母、平垫，均应用镀锌或镀铜等导电良好的材料。 电力电容器的检修质量标准 1、电力电容器应表面清洁，无渗漏油现象，无鼓肚现象，接线柱牢固，放电指示灯完好齐全。
2、用1000兆欧表测量，三相对地绝缘电阻不小于0.4兆欧。 高压电器设备 一、母线绝缘子 1、母线无松动过热现象，绝缘子无损坏，脏污放电痕迹，接头接触牢固，导电良好。 2、运行中无振动、金属无腐蚀。 3、母线整洁，各相漆完整，标志正确、清楚。 二、刀开关 1、刀开关应动作正确灵活，接触良好，触刀紧度适中，各部位螺丝紧固。 2、刀开关触头三相不同期性其误差不大于3mm。 3、机械闭锁装置，准确灵活，钥匙齐全。 避雷及接地装置检修质量标准 一、避雷针 1、避雷针及其引下线，应无严重锈蚀，截面因锈蚀而减少30%及以上者应更换。 2、引下线等导电部件的电气联接（焊点、螺栓等）应牢固可靠。 二、避雷器 1、瓷套管完整，有合格证及试验报告。 2、导线及引下线无烧伤，烧断现象，三相接地合格良好。 3、瓷套管表面清洁无垢，用2500伏兆欧表测量，绝缘电阻值不小于500兆欧。 三、接地装置 1、测大地短路电流（500A以上）电气设备接地电阻小于0.5欧。 2、测小接地短路电流（500A以下）小于10Ω。 3、利用大地作导体时，电气设备接地装置的接地电阻。 ①、长久利用时接地电阻∠50/I欧。 ②、临时利用时接地电阻∠100/I欧。 I为接地装置流入大地电流。 4、检查防雷接地装置的连接情况，不得有断开，松动及严重锈蚀现象。
电力变压器检修方案
沈阳东电电力设备开发有限公司 变压器检修工作大纲及实施方案 一、检修大纲： 1、变压器修前电气试验。 2、变压器排油、油处理。 3、变压器吊罩检查包括变压器内部绕组、引线、铁芯及绝缘固定件、无载分接开关、油箱等可见部分。 4、变压器外部组部件拆卸更换或检测。 5、变压器复装、抽真空、真空注油、热油循环。 6、变压器油压试漏、静放。 7、变压器修后试验。 8、变压器复装，清理现场。 二、准备工作： 1、现场准备： （1）在检修的工作现场准备充足的施工电源及照明设施； （2）准备好检修必须的备品、备件、材料、工具及专用设备等； （3）将真空滤油机、干燥空气发生器及油罐等设备摆放到位，准备电源电缆，保证真空滤油机滤芯清洁或者更换新的滤芯； （4）在开工前对真空滤油机等设备进行检修调试，保证设备状态正常，确保检修工作能够顺利进行； （5）将油罐及管路清理干净，供变压器排油用。 2、变压器停电，做好施工安全措施，断开变压器外部各侧套管的电气连接引线，断开二次接线、控制箱电源线等。 3、拆除变压器周边妨碍吊罩的设施。 4、根据施工要求和施工安全，搭建必要的脚手架。 5、准备施工所需要的本体密封盖板。 6、准备现场施工所需要的安全帽和安全带等保护工具。 7、按照运行规程要求进行变压器修前试验。
8、施工场地及环境控制要求： （1）在现场进行变压器吊罩检修，需要做好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离。 （2）现场变压器检修应选在晴朗、干燥、无尘土飞扬的天气进行。器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度≤65%为12h，空气相对湿度≤75%为8h。器身暴露时间是指从变压器放油时起至开始抽真空时为止。进行排油施工，如器身暴露时间超出规定时间不大于4h，则可相应延长抽真空时间来弥补。 三、施工方案 1、进行变压器修前试验 变压器试验是判断变压器性能的主要依据，吊罩检查前需对变压器按照运行规程要求进行检修前试验，主要试验项目如下： 1.1绝缘油常规试验和油色谱分析 1.2测量线圈连同套管的绝缘电阻和吸收比； 1.3测量线圈连同套管的直流电阻（所有分接位置）； 1.4测量线圈连同套管的泄漏电流； 1.5测量线圈连同套管的介质损耗和电容量； 1.6测量铁芯、夹件对地绝缘电阻、铁芯与夹件之间的绝缘电阻； 1.7电容型套管的tgδ和电容值试验； 1.8可根据实际情况增加其它试验项目。 2、修前试验工作完成后，采用真空滤油机将变压器油全部排入干净、清洁的油罐内，并立即对排入油罐内的变压器油进行循环处理，直至满足下列指标要求： 耐压：≥ 60kV (标准油杯试验) 含水量：≤ 10 mg/kg tgδ(90℃)：≤ 0.5％ 其它性能符合有关标准。 3、排油工作完成后，进行附件拆卸。 4、附件拆除原则：要按照先外后里，先上后下的顺序，逐一拆除变压器附
干式电力变压器检修工艺规程
干式电力变压器检修工艺规程
干式电力变压器检修工艺规程 1 范围 本规程规定了公司各低压配电室干式变压器的检修、维护周期、项目与质量要求。 本规程适用于公司各低压配电室干式变压器的维护及检修工作。 2 规范性引用文件 GB/T 10228-2008 《干式电力变压器技术参数和要求》 GB 1094.1-1996 《电力变压器》第1部分：总则》 GB 1094.2-1996 《电力变压器》第2部分：温升》 GB 1094.3-2003 《电力变压器》第3部分：绝缘水平和绝缘试验》 GB/T 1094.4-2005 《电力变压器第4部分： 电力变压器和电抗器的雷 电冲击和操作冲击试验导 则》 GB 1094.5-2003 《电力变压器第5部分：承受短路的能力》
GB/T 1094.10-2003 《电力变压器第10部分：声级测定》 GB 1094.11-2007 《电力变压器第11部分：干式变压器》 GB 311.1-1997 《高压输变电设备的绝缘配合》 GB 5273-85 《变压器、高压电器和套管的接线端子》 GB 4208-2008 《外壳防护等级》 GB/T 7354-2003 《局部放电测量》 JB/T 10088-2004 《6kV～500kV级电力变压器声级》 GB 6450 干式电力变压器 GB 147 高压电气施工及验收规范 DL 408 电业安全工作规程 DL/T 573 电力变压器检修导则 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 JB/T 7631 变压器用电阻温度计 ZBK 4103三相树脂绝缘干式电力变压器技术条件 3 设备技术参数 （1）全厂干式变压器技术参数
10kV 干式变压器检修规程
三峡施工供电局企业标准 Q/SXGD-X —X - X 10kV干式变压器检修规程 2013-00-00发布2013-00-00实施长江三峡水电工程有限公司三峡施工供电局发布
目次 1目的 (1) 2内容与范围 (1) 3引用标准及参考资料 (1) 4术语和定义 (1) 4.1 检修周期 (1) 4.2 定期检修 (1) 4.3 状态检修 (1) 4.4 故障检修 (2) 5检修概要 (2) 6干式变压器的整体检修 (2) 6.1检修对象及主要部件 (2) 6.2 检修周期 (3) 6.3 所需人力资源 (3) 6.4 所需工器具、材料及备品备件 (3) 6.5安全措施 (4) 6.6 检修前的准备工作 (4) 6.7设备主要检修流程 (4) 6.8常见故障处理 (5) 7部件维护及检修 (5) 7.1连接部分发热部分处理 (5) 7.2高、低压侧引线支持绝缘子更换 (5) 7.3温度控制仪的更换 (6) 7.4冷却风机的更换 (6) 8日常维护及定期工作 (6) 8.1日常维护 (6) 8.2定期工作 (6) 8.2.1定期巡回检查工作 (6) 8.2.2定期试验工作 (7) 附录A 干式变压器技术规范 (7)
Q/SXGD-X—X-X 三峡施工供电局企业标准 10kV 干式变压器检修规程 1目的 为了规范10kv干式变压器的检修工作，确保设备检修质量与安全供电，特制定本规程。 2内容与范围 本规程规定了三峡左右岸生活办公区及公用网10kv干式变压器的检修、维护周期及工艺标准。 本规程适用于三峡左右岸生活办公区及公用网10kv干式变压器的检修和维护。 3引用标准及参考资料 《电业安全工作管理规程》（发电厂和变电所电气部分）电力工业部\1994 《三峡施工供电局作业分册（1）、（2）》长江三峡水电工程有限公司\2008 《干式变压器选用、验收、运行及维护导则》CECS115-2000 《电力变压器检修导则》DL/T573 《干式电力变压器》GB-6450 《电力设备预防性试验规程》DL/T596-1996 4术语和定义 4.1 检修周期 指设备新投运或经检修投入运行至下一次检修之间的时间间隔。 4.2 定期检修 定期检修是一种以时间为基础的预防性检修，根据设备磨损和老化的统计规律，事先确定检修等级、检修间隔、检修项目、需用备件及材料等的检修方式。 4.3 状态检修 状态检修是指根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，评估设备的状 1
电力变压器检修常见问题及处理措施 张浩
电力变压器检修常见问题及处理措施张浩 发表时间：2018-04-11T14:47:40.267Z 来源：《电力设备》2017年第29期作者：张浩戴栩生[导读] 摘要：电力变压器是电力系统中很重要的设备，一旦发生事故，将造成很大的损失。 （国网荆州供电公司检修分公司湖北荆州 443000）摘要：电力变压器是电力系统中很重要的设备，一旦发生事故，将造成很大的损失。分析各种电力变压器事故，找出原因，出处理事故的办法，把事故损失控制在最小范围内，尽量减少对系统的损害。关键词：电力变压器；常见故障；处理措施 1.前言 在电能的传输和配送过程中，电力变压器是能量转换、传输的核心，是国民各行各业和千家万户能量来源的必经之路，是电网中最重要和最关键的设备。电力设备的安全运行是避免电网重大事故的第一道防御系统，而电力变压器是这道防御系统中最关键的设备。变压器的严重事故不但会导致自身的损坏，还会中断电力供应，给社会造成巨大的经济损失。 2.常见故障的分析及处理措施 2.1变压器油质变坏。变压器中的油，由于长时间使用而没有更换，其中漏进了雨水和浸入了一些潮气，再加上其中的油温经常过热，这就容易造成油质的变坏。而油质变坏则导致变压器的绝缘性能受到了很大的影响，这种情况就非常容易引起变压器的故障产生。如果是新近投运的变压器，它的油色会呈浅黄色，在使用一段时间以后，油色将会变成浅红色。而如果发现油色开始变黑，这种情况下为了防止外壳与绕组之间或线圈绕组间发生电流击穿，就要立刻进行取样化验。经化验后，若油质合格则继续使用，若不合格就对绝缘油进行过滤和再生处理，让油质达到合格要求和再进行使用。 2.2内部声音异常。变压器如果运行正常，其中产生的电磁交流声的频率会相当稳定，而如果变压器的运行出现问题，在变压器中就会偶尔产生不规律的声音，表现出异常现象。这种情况产生的几种主要原因是：变压器进行过载运行，这种情况变压器内部就会有沉重的声音产生；变压器中的零件产生松动时，在变压器运行时就会产生强烈而不均匀的噪声；变压器的铁芯最外层硅钢片未夹紧，在变压器运行时就会产生震动，同样会产生噪音；变压器顶盖的螺丝产生松动，变压器在运行时也发出异响；变压器的内部电压如果太高时，铁芯接地线会出现断路或外壳闪络，外壳和铁芯感应出高电压，变压器内部同样会发出噪音；变压器内部产生接触不良和击穿，会因为放电而发出异响；变压器中出现短路和接地时，绕组中出现较大的短路电流，会发出异常的声音；变压器产生谐波和连接了大容量的用电设备时，由于产生的启动电流较大，以后造成异响。 2.3变压器自动跳闸的处理。当运行中的变压器自动跳闸时，运行人员应迅速作出如下处理：①当变压器各侧断路器自动跳闸后，将跳闸断路器的控制开关操作至跳闸后的位置，并迅速投入备用变压器，调整运行方式和负荷分配，维持运行系统及其设备处于正常状态；②检查掉牌属何种保护动作及动作是否正确；③了解系统有无故障及故障性质；④若属以下情况并经领导同意，可不经检查试送电：人为误碰保护使断路器跳闸；保护明显误动作跳闸；变压器仅低压过流或限时过流保护动作，同时跳闸变压器下一级设备故障而其保护却未动作，且故障已切除，但试送电只允许一次；⑤如属差动、重瓦斯或电流速断等主保护动作，故障时有冲击现象，则需对变压器及其系统进行详细检查，停电并测量绝缘。在未查清原因之前，禁止将变压器投入运行。必须指出，不管系统有无备用电源，也绝对不准强送电。 2.4油位过高或过低。变压器正常运行时，油位应保持在油位计的1/3到1/4之间。假如变压器的油位过低，油位低于变压器上盖，则可能导致瓦斯保护及误动作，在情况严重的时候，甚至有可能使变压器引线或线圈从油中露出，造成绝缘击穿。若是油位过高，则容易产生溢油。长期漏油、温度过低、渗油检修变压器放油之后没有进行及时补油等就是产生油位过低的主要原因。影响变压器油位变化的因素有很多种，如冷却装置运行状况的变化、壳体渗油、负荷的变化以及周围环境的变化等。如除漏油外，油温上升或下降就直接决定着油位上升或下降还有变压器油的体积。所以，在装油时，一定要根据当地气温选择合适的注油高度。而变压器油温则受负荷同环境因素的变化的影响，假如油温出现变化，但起油标中油位却没有跟着出现变化，那么油位就是一个假象，造成这种状况的原因可能是油标管堵塞、呼吸管堵塞、防爆管通气孔堵塞等。这就要求值班人员要经常对变压器的油位计的指示状况做出检查，如果出现油位过低，就要查明其原因并实施相应措施，而如果出现油位过高，就适当地放油，让变压器能够安全稳定地运行。 2.5瓦斯保护故障。瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：瓦斯保护动作的原因可能是因滤油、加油和冷却系统不严密，致使空气进入变压器；因温度下降和漏油致使油位缓慢降低；或是因变压器故障而产生少量气体；由于由于内部绝缘损坏造成短路故障而引起；由于保护装置的二次回路故障所引起。轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器，然后进行外部检查。检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形；最后检查气体的可燃性。 2.6绕组故障。绕组故障主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：①在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷；②在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化；③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏；④绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热；⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象使变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。 3 结语 总之，变压器在整个电力系统中占有重要地位，它直接影响着变电站的正常运行，关系着电力系统供电的连续性、可靠性，因此我们必须重视变压器的日常维护检修工作。在变压器检修过程中，由于多种因素都会影响其检修作业，因此必须了解变压器检修中的常见问题，并掌握变压器检修中各种问题的解决措施，只有这样才能充分做好变压器检修工作，更好地保障电力系统供电的连续性、可靠性。参考文献：
水电厂检修工艺规程汇编
QB 广水桃江修山水电站企业标准——————————————————————————————————————————— 检修工艺规程 (试行) 2009－09－01发布2009－09－01实施————————————————————————————————广水桃江水电开发有限公司修山水电站发布
总目录1.水轮机及其辅助设备检修工艺规程- 1 - 2.发电机机械部分检修工艺规程- 10 - 3.发电机电气部分检修工艺规程- 22 - 4.调速器机械部分检修工艺规程- 39 - 5.调速器电气部分检修工艺规程- 47 - 6.变压器检修工艺规程- 65 - 7.变压器保护检修工艺规程- 76 - 8.计算机监控系统检修工艺规程- 82 - 9.励磁系统检修工艺规程- 90 - 10.线路保护检修工艺规程- 98 - 11.发电机保护检修工艺规程- 109 - 12.220V直流系统检修工艺规程- 118 - 13.柴油发电机检修工艺规程- 125 - 14.10.5KV配电装置检修工艺规程- 131 - 15.工业电视系统检修工艺规程- 137 - 16.门机检修工艺规程- 141 - 17.通风调系统检修工艺规程- 152 - 18.消防系统检修工艺规程- 158 - 19.照明系统检修工艺规程- 170 - 20.主厂房桥机检修工艺规程- 181 - 21.水泵检修工艺规程- 194 - 22.船闸设备机械部分检修工艺规程- 199 - 23.弧门设备机械部分检修工艺规程- 205 - 24.船闸设备电气部分检修工艺规程- 209 - 25.泄洪闸设备电气部分检修工艺规程- 218 - 26.400V系统检修工艺规程- 226 -
干式变压器检修规程
干式变压器检修规程 、范围 本规程规定了公司各低压配电室干式变压器的检修、维护周期、项目与质量要求。 本规程适用于公司各低压配电室干式变压器的维护及检修工作。 二、规范性引用文件 GB/T 10228-2008《干式电力变压器技术参数和要求》 GB 1094.1-1996《电力变压器》第 1 部分：总则》 GB 1094.2-1996《电力变压器》第 2 部分：温升》 GB 1094.3-2003《电力变压器》第 3 部分：绝缘水平和绝缘试验》 GB/T1094.4-2005《电力变压器第 4 部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和 操作冲击试验导则》 GB 1094.5-2003《电力变压器第5部分：承受短路的能力》 GB/T 1094.10-2003《电力变压器第10 部分：声级测定》 GB 1094.11-2007《电力变压器第11 部分：干式变压器》 GB 311.1-1997《高压输变电设备的绝缘配合》 GB 5273-85《变压器、高压电器和套管的接线端子》 GB 4208-2008《外壳防护等级》 GB/T 7354-2003《局部放电测量》 JB/T 10088-2004《6kV?500kV级电力变压器声级》 GB 6450 干式电力变压器 GB 147 高压电气施工及验收规范 DL 408 电业安全工作规程 DL/T 573 电力变压器检修导则 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 JB/T 7631 变压器用电阻温度计 ZBK 4103三相树脂绝缘干式电力变压器技术条件 三、设备技术参数 1）各分厂（车间）变压器技术参数
（2）115#开闭所站变技术参数
变 压 器 检 修 规 程
变压器检修规程目录 前言 1. 主题内容与适用范围 2. 引用标准 3. 检修周期及检修项目 3.1 检修周期 3.2 检修项目 4. 变压器大修前的准备工作 5. 变压器的检修工艺 5.1 拆装附件及吊罩 5.2 线圈及引线的检修及质量标准 5.3 铁芯及夹件的检修及质量标准 5.4 无载分接开关的检修及质量标准 5.5 有载分接开关的检修及质量标准 5.6 铁芯接地装置检修及质量标准 5.7 套管的检修及质量标准 5.8 油枕的检修及质量标准 5.9 呼吸器的检修及质量标准 5.10 净油器的检修及质量标准 5.11 冷却装置及管阀的检修及质量标准
6. 变压器投运前的检查及试验 6.1 投运前的检查 6.2 投运前的试验 7. 变压器常见故障分析 7.1 铁芯层间绝缘损坏 7.2 铁芯片局部短路与铁芯局部烧熔 7.3 线圈击穿 8. 变压器油的管理 前言 本标准规定神化阳光发电公司变压器的小修、大修的检修项目、工艺的一般原则和方法.下列人员应熟悉或掌握本规程全部或部分内容： 1. 厂长、副厂长、总工程师。 2. 检修分厂电气主任、副主任、电气专责 3. 电气检修班长、技术员及电气检修人员。 1. 主题内容与适用范围 本规程规定了神化阳光发电公司油浸式电力变压器大、小修项目及质量验收标准。 2. 引用标准
下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。 DL／T573-95电力变压器检修导则 3. 检修周期及检修项目 3.1 检修周期 3.1.1 大修周期 3.1.1.1 一般在投入运行后的5年内和以后每隔10年大修一次。 3.1.1.2 运行在电力系统中的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。 3.1.1.3 运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修。运行正常的变压器，经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。 3.1.2 小修周期 3.1.2.1 一般应每年一次或随机组每半年一次。 3.2 检修项目 3.2.1 大修项目 3.2.1.1 大修前的准备工作 3.2.1.2 拆装附件与吊罩<芯) 3.2.1.3 芯体检查 a)线圈与引线的检查 b)分接开关的检查 c)铁芯与夹件的检查 3.2.1.4 油箱内部的检查 3.2.1.5 套管的检修 3.2.1.6 油枕的检修