变压器检修规程 - 图文

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变压器检修规程

第一章 油浸式电力变压器检修工艺规程

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第一节

表1 油浸式电力变压器技术规范 变压器名称 型号 冷却方式 容量(KVA) Ⅰ(KV/A) Ⅱ(KV/A) Ⅲ(KV/A) Ⅳ(KV/A) 调Ⅵ(KV/A) 压高 Ⅶ(KV/A) 分 Ⅷ(KV/A) 接压 Ⅸ(KV/A) 开 Ⅹ(KV/A) 关侧 11(KV/A) 位12(KV/A) 置 13(KV/A) 14(KV/A) 15(KV/A) 16(KV/A) 17(KV/A) 低压侧(KV/A) 额定频率(Hz)

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油浸式电力变压器的技术规范

启备变 SFZ9-25000/115 ONAN/ONAF 126.5/112.95 125.06/114.51 123.63/116.08 122.19/117.65 120.75/119.22 119.31/120.79 117.88/122.36 116.44/123.93 115/125.5 113.56/127.06 112.13/128.64 110.69/130.2 109.25/131.77 107.81/133.34 106.38/134.91 104.94/136.48 103.50/138.05 6.3/2291.1 50 1号高压厂变 SF9-25000/15.75 ONAF 25000 16.538/870.58 16.144/893.49 15.75/916.4 15.356/939.31 14.963/962.22 6.3/2291.1 50 2号高压厂变 SF9-25000/15.75 ONAF 25000 16.538/870.58 16.144/893.49 15.75/916.4 15.356/939.31 14.963/962.22 6.3/2291.1 50 1号主变 SFP9-180000/220GYW2 ODAF 180000 254.1/407.96 248.05/418.69 242/429.43 235.95/440.16 229.9/450.9 15.75/6598.29 50 2号主变 SFPSZ9-180000/220 15.75/6598.29 50 180000/180000/180000 25000 Ⅴ(KV/A) .

变压器名称 型号 相数 接线组别 绝缘水平 空载损耗(KW) 空载电流(%) 负载损耗(KW) 总损耗(KW) 短路阻抗(%) 上层油温(K) 绕组温升(K) 油箱及结构表面温升 油重(kg) 器身重(kg) 总重(kg) 制造厂 出厂编号 出厂日期 1号主变 SFP9-180000/220GYW2 3 Ynd11 LI950AC395-LI400AC200/LI125AC55 95.40 0.11 453.22 554 13.6 55 65 80K 31400 105550 177550 24A064 2004.4 2号主变 3 2004.4 启备变 SFZ9-25000/115 3 Ynd11 LI480AC200-LI250AC95/LI75AC35 18.18 0.14(3.32A) 106.887 10.03 040511 2004.2 1号高压厂变 SF9-25000/15.75 3 Dd12 LI125AC55/LI75AC35 15.78 0.2(4.62A) 117.21 10.98 040525 2004.2 2号高压厂变 SF9-25000/15.75 3 Dd12 LI125AC55/LI75AC35 16.26 0.22(5.02A) 119.09 10.98 040522 2004.2 .

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第二节

油浸式电力变压器检修周期和项目

一、油浸式电力变压器检修周期 （一）大修周期

1．一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。 2箱沿焊接的全密变压器或制造厂另有规定的，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油时，才进行大修。

3．当运行中的变压器承受出口短路后，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，总工程师批准，可适当延长大修周期。 （二）小修周期

考虑变压器工作环境，小修周期为每年1次。 （三） 附属装置的检修周期

1．保护装置和测温装置的校验应根据有关规程的规定进行。 2．变压器油泵由于属于2级泵，应2年进行一次解体大修。 3．变压器冷却风扇应2年进行一次解体大修。

4．净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定;吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。 5．自动装置及控制回路的检修随变压器小修每年进行1次。

6．套管的检修随变压器大修进行。套管的更换应根据试验结果确定。 二、检修项目 （一）大修项目

1．吊开变压器钟罩检修器身（吊出器身检修）。 2．变压器绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修。

3．变压器铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板、及接地片的检修。 4．变压器油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等。

5．变压器冷却器、油泵、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．测温装置的检验。

9．操作控制箱的检修和试验。

10．无励磁分接开关或和有载分接开关的检修。 11．全部密封胶垫的更换和密封试验。 12．必要时对器身绝缘进行干燥处理。 13．变压器各导电接头修理及拆装。 14．变压器油的处理。

15．变压器中性点接地刀闸、避雷器检修及试验。 16．变压器支撑平台及滚轮修理加油、拆装防震板。 17．清扫油箱并进行喷涂油漆。 18．大修的试验和试运行。 （二）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、差压继电器等，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、速动油压继电器等。 6．检修油保护装置。

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7．检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计、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．检查全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油。 11．清扫油箱和附件。

12．清扫高空瓷瓶和检查导电接头（包括套管将军帽）。 13．按有关规定进行测量和试验。

第三节 变压器大修前的准备工作

油浸式电力变压器是发电厂的主要设备之一，对变压器的解体大修，作到应修必修，修必修好。

一、查阅档案了解变压器的运行状况

（一）运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况。 （二）负载、温度和附属装置的运行情况。 （三）查阅上次大修总结报告和技术档案。

（四）查阅上次检修试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况。 （五）检查变压器渗漏油部位并作出标记。 （六）进行大修前的试验，确定附加检修项目。 二、编制大修工程技术、组织措施计划 其主要内容有：

（一）检修人员组织及分工 （二）施工项目网络图及进度表

（三）特殊项目的施工方案：如吊罩（吊芯）措施、干燥措施、真空注油措施、运输措施等 （四）确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施 （五）主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表 （六）设备改进图纸、零件加工 三、施工场地要求

（一）变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在室内检修间进行。

（二）施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、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。

第四节 变压器的解体检修与组装

一、 解体检修与组装

工 艺 流 程 1.运输前的拆卸 ⑴拆高压接头，中性点接头 ⑵拆封闭母线筒翻下软节。 ⑶拆低压接头。 ⑷拆潜油泵电源线 ⑸拆潜油泵 ⑹拆净油器 ⑺拆各分电箱，温度计电源线 ⑻拆防震板。 质 量 标 准 1.作好记号，位置，垫导体高度，各线头扉子 ⑴用绳子绑子引线，修好螺丝。 ⑵保存好螺丝和压板 ⑶把各软线头和螺丝保管好，注意勿碰接触面 ⑷用扉子作记号，从变压器上拆下绑好卷起。 ⑸关好截门，防止跑油，编好号，用专用工具拆下，堵上板。 ⑹做好扉子，变压器上拆下卷好。 ⑺作记录和记号，保存好，做好电焊气焊安全措施 ⑻使用千斤顶时，千斤顶须放在专用底板或专用支架上升起和.

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⑼码道木，顶起变压器，撤下垫板。 降落，升起和降落要保持同步进行，防止千斤顶打滑。 ⑽修理小车滚轮加黄油 ⑾拆开接地线。 2.变压器往外运输 ⑴卷扬机放钢丝绳穿滑子 ⑵拉变压器 ⑶变压器拉到指定位置 3.变压器运输后的拆卸 ⑴变压器本体放油 ⑵拆卸高压套管、中性点套管 ⑶拆卸储油柜及联管; ⑷拆卸压力释放阀及喷油管; ⑸拆卸冷却器; ⑹拆卸变压器平台; ⑺拆卸变压器接地套管; ⑻拆卸低压套管； ⑼拆卸高压套管及中性点套管升高座； ⑽拆卸分接开关的操作机构和连杆 ⑾拆卸气体继电器 ⑿拆卸呼吸器 ⒀拆卸温度测量装置 4．吊罩（吊芯）前的准备； ⑴搭设脚手架并采取防雨、防尘措施 ⑵必要时通直流加温准备 ⑶变压器放油 ⑷现场准备 ⑸工具材料准备 5．变压器吊芯（吊罩） ⑴吊钟罩(吊芯) 2.统一指挥，专人监护(由起重负责) ⑴主体牵引着力点须牵挂在下节油箱上的专用拉板上，不允许牵挂在联管等不能受力的组件上。 ⑵先松开小车锁紧装置，在轨道上牵引小车速度不能超过100m/h，派专人看好滚轮别掉道，注意勿碰设备。检修前制订好拉运措施。 ⑶变压器拉到指定位置时把小车锁紧装置锁紧。 3.变压器拆卸前须作好记号。 ⑴变压器本体油面应放置到距箱顶100mm处。 ⑵须保护好套管，用10号铁丝（铁丝比套管长）拉住引线监护好。吊出套管后封上堵板。 ⑶储油柜油要放净，钢丝绳须挂在储油柜吊装环上。(有载分接开关的储油柜与此相同) ⑷拆卸后上好堵板 ⑸关闭冷却进出油阀门，放净冷却器内的油，做好记号，拆下冷却器后上好堵板。 ⑹钢丝绳拴好，防止平台翻转。 ⑺拆完将变压器本体封严，引线固定好。 ⑻先拆内部接头，专人监护。 ⑼升高座内部有CT，必须立放，以防CT垫块松动，并做好CT防潮措施。（高变无中性点） ⑽本体上好堵板。（有载分接开关须拆除上部法兰及切换有关部分芯子、电动操作机构和档位显示器，并作好记号） ⑾送继保校验。 ⒀由热工负责拆卸及校验。 4． ⑴脚手架须牢固干净 ⑵变压器器身温度须高于环境温度10～15℃。 ⑶放油前天气要好，从放油开始，监督空气温度，相对湿度不能大于75%（吊芯前4小时开始）； ⑷湿度表、温度表、灭火器、地面干燥无尘土 ⑸工具材料严格管理登记，专人看管。 5．变压器吊罩(吊芯)，器身在空气中暴露时间，从开始放油开始计时，按下述要求： 相对湿度不大于65%时不超过16h; 相对湿度不大于75%时不超过12h; 相对湿度大于75%时器身不允许暴露在空气中。 ⑴拆除变压器钟罩箱沿紧固螺栓。用准备好的定位棒插入箱沿螺孔，调整吊车或钢丝绳，使上节油箱箱沿与下节油箱箱.

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⑵阀门换垫修理。 ⑶器身检修。 ⑷绕组检修。 ⑸引线及绝缘支架检修。 ⑹铁芯检修。 ⑺油箱检修。 ⑻组件检修。 ⑼全部回检。 ⑽查点工具零件。 ⑾三级验收。 6.变压器组装前准备 ⑴组装前应彻底清理冷却器，储油柜，压力释放阀，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。 ⑵所附属的油管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好记录。 ⑶油管路内不许加装金属滤网，以避免金属网冲入油箱内。可采用尼龙网。 ⑷安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。 ⑸准备全套密封胶垫和密封胶。 ⑹准备合格的变压器油。 7.变压器组装 ⑴装回钟罩，紧固螺丝。 ⑵打开钟罩顶部手孔门，安装器身与钟罩定位装置。 ⑶套管升高座组装。 ⑷套管组装。穿缆式套管（高、中压套管）安装前导电杆内要穿足够强度的布带或绳子，并在吊钩上放一滑轮，用以牵引电缆用。 ⑸组装分接开关把手 沿平行，缓慢起吊。严密监视钟罩与线圈间距离。钢丝绳与垂直夹角不得大于30°，钢丝绳必须悬挂于变压器专用吊点上。钟罩吊起高度为钟罩底部距铁芯顶部距离为200mm适宜（不能超过此高度）。 ⑵耐油胶垫放进槽内，阀门要严而灵活，否则更换。 ⑼零件全部装齐，工具全部收回。 ⑽汇报检查修理情况并查看变压器各部。 6. ⑴清理干净 ⑶固定牢固。 ⑸核对密封胶垫尺寸必须与图纸相符。 7. ⑴大盖密封垫要垫好，记号要对齐，尺寸要相符。吊装工艺与5(1)相同。 ⑵螺栓定位准确，绝缘良好，螺栓紧固无松动，密封胶垫更换。（220KV变压器装有定位装置） ⑶套管升高座均有安装标志，必须按标志组装。所有密封处要清理干净，更换密封胶垫。 ⑷套管安装要使油位计向外，套管接头处密封良好。 引线根部和接线柱要部不得硬拉、扭曲、打折。内部引线接触良好。 穿缆式套管的引线根部的锥度绝缘必须进行均压球内，套管按套管标记安装。 ⑸按记号组装，插好后要转一下，确认已装好，再上定位螺.

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⑹安装冷却器 ⑺注油。 ⑻安装储油柜（含有载开关储油柜）、压力释放阀、气体继电器、吸湿器、联管等附属装置。 (9)整体密封试验。 ⑽二次注油至规定油位。 ⑾投运前检查压力释放阀、冷却器、储油柜等阀门位置正确。 ⑿大修后进行电气和油的试验。 丝并测直流电阻试验，证明把手确已装好。密封胶垫更换。 ⑹冷却器安装导油盒时必须注意法兰端面的钢号应对号入座。冷却器支架及拉板固定牢固。 ⑺必须采用真空注油。变压器油至距箱顶100mm处为止。各温度计座应注以变压器油，油面距顶面50mm处为止。 ⑻安装按拆卸时顺序及要求进行，各密封面的密封胶垫全部更换。 气体继电器指示箭头应指向储油柜，导电盒铜管畅通，安装角度符合规定。联管安装须注意拆卸时记号。 ⑼密封严密，无渗、漏油现象。 ⑽补充注油必须从储油柜注油管补油。补充注油结束后静放时间不得小于48小时。补充注油期间，应多次放气，排气按油面上升高度逐步打开升高座、导气管、集油盒、冷却器、储油柜等最高位置放气塞进行排气，出油后即旋紧放气塞。 (11)压力释放阀必须将标杆上压帽内的金属锁片去除，其下部的放油阀必须打开。冷却器的进出油阀门必须在开启位置。储油柜下部蝶阀应开启，抽真空阀及注油阀在关闭位置。其余阀门位置正确。 二、 解体检修和组装时的注意事项 （一）拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。 （二）拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。

（三）冷却器、压力释放阀、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它防潮密封措施。

（四）套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮;油浸纸电容式套管拆下后应垂直放置。

（五）组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按规定开启或关闭。

（六）对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部排气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。

（七）拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记;拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置。 （八）变压器检修在规定时间内能完成器身检查和整体装复的应在整体复装完成后立即进行抽真空及真空注油。当日不能完成器身检查和整体复装的变压器（变压器铁芯、绕组、分接开关等必须当日完成检修）应及时注入合格的变压器油，待次日放出油后继续进行变压器其余附件组装，整体装复后进行抽真空及真空注油。两次暴露空气时间累计按不超过4.1(5)规定执行。 （九）组装后和变压器各零件应完整无损。 （十）认真做好现场记录工作。 三、检修中的起重和搬运注意事项

（一）起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号。

（二）根据变压器钟罩（或器身）的重量选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U形挂环、千斤顶、枕木等。

（三）起重前应先拆除影响起重工作的各种连接。

（四）起吊变压器整体或钟罩（器身）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；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。 （五）起吊时钢丝绳与垂直的夹角不得大于30°。

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（六）起吊或落回钟罩（器身）时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳。 （七）起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜。

（八）起吊或落回钟罩（器身）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。

（九）吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳扎好，防止倾倒损坏瓷件。 （十）采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。

（十一） 变压器牵引原则使用本体滚轮进行搬运，牵引速度不能大于100m/h。

（十二）利用千斤顶升降变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。

（十三）在使用千斤顶升（降）变压器时，应随升（降）随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升（降），应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始自终有专人照料。

（十四）采用滑轮组牵引变压器时，工作人员必需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。

第五节 变压器检修工艺及标准

一、器身检修

（一）施工条件与要求

1．吊钟罩（器身）必须保持器身的清洁；在露天进行时，应做好防尘、防雨等措施；器身暴露在空气中的时间不能超过如下规定：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；如暴露时间需超过上述规定，必须接入干燥空气装置进行施工。

2．器身在吊钟罩前温度必须高于环境温度10~15℃，否则应用真空滤油机循环加热油或通直流加温（见第六节第一条），将变压器加热。

3．检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，照明应采用低压行灯。

4．进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；进行变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。

5．引线、导线夹及绝缘件上不得搭、挂、靠任何，攀登。 6．线圈引出线不得任意弯折（对于有折伤的应进行修复）。 （二） 绕组检修 检 修 工 艺 1.检查相间隔板和围屏有无破损、变色、变形、放电痕迹（解开一相检查），如发现异常应打开其它两相围屏进行检查。 2.检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损。绕组是否有位移、变形。 3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况。 4.检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物堵塞现象，必要时可用软质 量 标 准 1.⑴围屏清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹 ⑵围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处一定要错开搭接，并防止油道堵塞 ⑶检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹 ⑷相间隔板完整并固定牢固 2.绕组应清洁，表面无油垢，无变形。整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象 3.各部垫块应排列整齐，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 4.⑴油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存 ⑵外观整齐清洁，绝缘及导线无破损 .

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毛刷（或绸布）轻轻擦拭，绕组线匝表面 ⑶特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防如有破损裸露导线处，应进行包扎处理。 局部发热、老化 5.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。 5.绝缘状态可分为： 一级绝缘：绝缘有弹性，用手指按压后无残留变形，属良好状态 二级绝缘：绝缘仍有弹性，用手指按压时无裂纹、脆化，属合格状态 三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压时有少量裂纹和变形，属勉强可用状态 四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按压时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，属于不合格状态 （三）引线及绝缘支架检修 检 修 工 艺 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，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象。 2.检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎厚度、引线接头的焊接（连接）、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否符合要求。 3.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。 4.检查引线与各部之间的绝缘距离 质 量 标 准 1.⑴引线绝缘包扎完好，无变形、变脆、破损，引线无断股卡伤情况 ⑵对穿缆引线，为防止引线与套管的导管处接触处产生分流烧伤，应将引线用白布带半迭包绕一层 220KV引线接头焊接处去毛刺，表面光洁，包金属屏蔽层后再加包绝缘 ⑶引线接头应用银焊接或磷铜焊接 ⑷接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂杂质 ⑸引线长短适宜，不应有扭曲现象 ⑹引线绝缘厚度应符合有关规定 2.质量标准同1条 3.⑴绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象 ⑵绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定须用绝缘螺栓；两种螺栓须有防松措施（220KV变压器不得应用环氧螺栓） ⑶绝缘夹件固定引线处应垫有附加绝缘，以防卡伤引线绝缘 ⑷引线固定用绝缘夹件的间距，应符合有关规定 4.⑴引线与各部位之间的绝缘距离应符合有关规定 ⑵使用铜排的引线与箱壁间距应大于大于100mm（220KV变压器应大于220mm），以防漏磁发热。铜排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地 质 量 标 准 （四） 铁芯检修 检 修 工 艺 1.检查铁芯外表是否平整，有无片间短路1.铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱硅钢片不应翘起或波浪状，铁芯各部表面应无油垢和落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有杂质，片间应无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求 .

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油垢杂物，可用洁净的白布擦拭，若叠片有翘起或不规整处可用木锤（铜锤）敲打平整。 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，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹。 3.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。 4.紧固上下铁芯的穿芯螺栓，检查与测量绝缘。 5.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。 6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。 7.检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况。 8.检查铁芯是否有移位、整体变形现象 （五） 油箱检修

检 修 工 艺 1.检查油箱上焊点及焊缝是否存在砂眼并进行补焊。 2.清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质。 3.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。 打开检查孔，清扫联箱和集油盒内杂质。 4.检查钟罩（油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕应补焊磨平。 5.检查器身定位钉。 6.检查磁（电）屏蔽装置有无松动放电现象，固定是否牢固。 7.检查钟罩（油箱）的密封胶垫，接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰的直线部位。 8.检查内部油漆情况，对局部脱漆和锈蚀部位应处理，重新补漆。 质 量 标 准 1.消除渗漏点 2.油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整 3.强油循环管路内部清洁，导向管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整、无破损、无放电痕迹 4.法兰结合面清洁平整 5.防止定位钉造成铁芯多点接地 6.磁（电）屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地 7.胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓的中间，搭接面平放，搭接面长度不少于胶垫宽度的3倍，胶垫压缩量为其厚度的1/3左右（胶棒压缩量为1/2左右） 8.内部漆膜完整，附着牢固 2.⑴铁芯上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘 ⑵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 ⑶钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地 ⑷打开上下夹件与铁芯间的连接片和钢压板与上夹件的连接片后，测量铁芯与上下夹件间和钢压板与铁芯间的绝缘电阻，符合预试规程要求 3.螺栓紧固，夹件上的正、反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 4.穿芯螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化 5.油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐 6.铁芯只允许一点接地，接地片插入铁芯的深度不能小于80mm，接地片外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯 7.绝缘良好，接地可靠 8.铁芯应无移位、变形等现象。若有由厂家进行鉴定并作出处理。 .

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二、 变压器排油和注油

（一）排油和注油的一般规定

1．排油及注油前检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。

2．排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入（220KV及以上变压器必须接入）。

3．储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。

4．启备变装有有载分接开关，有载分接开关油室内的油应分开抽出。

5．220KV及以上变压器设有抽真空管，其余未设抽真空管的变压器可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀门安装抽真空管，有载分接开关与本体应用U形管在专设位置连通有载分接开关油室和变压器油箱，以便与本体等压，同时抽真空注油，注油后应予拆除恢复正常。

6．向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机（220KV变压器宜用真空滤油机）。 （二）真空注油

220KV变压器及110KV启备变必须进行真空注油，其它变压器有条件时也应采用真空注油。真空注油连接见图1所示。

1．通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。

2．关闭变压器储油柜、净油器、有载分接开关储油柜处蝶阀，其它阀门处于开启位置。在气体继电器联接法兰或油箱顶部Φ50蝶阀处装置抽真空管路和真空表计，（厂高变无此蝶阀，只能在气体继电器联接法兰处装置抽真空管路）并连接至抽真空设备。

3．在变压器下节油箱Φ80闸阀处装置注油管路，通过滤油机接至油罐。

阀 门阀 门油 罐变 压 器逆 止 阀阀 门阀 门真 空 泵真 空 滤 油 机图 1 真 空 注 油 连 接 示 意 图

4．启动真空泵开始抽真空，应均匀提高真空度，按表2规定维持真空时间。 表2

电压等级（KV） 60KV以下 110 220 容量（KVA） 20000及以上 真空度（Pa） ＜50.7 133（759mmHg） 133 持续真空时间（h） 2 2 8 5．真空注油：在真空状态下打开油箱底部注油闸阀，注入合格的绝缘油；持续真空按表2±5%；注油速度应维持在4t/h；注油时变压器绕组绝缘电阻不应有明显下降，否则应放慢注油速度；注入的绝缘油必须加温到50~70℃为宜（110KV变压器注入的绝缘油油温应在50~60℃为宜；厂高变可以常温注油，若需加温油温高于器身5~10℃即可）。

6．注油至离油箱顶盖约100mm时停止注油，维持真空不少于4h（110KV 变压器维持真空不少于

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5h）。同时给有载分接开关油室注入合格的变压器油，然后解除真空，拆除抽真空管路及真空装置，拆除有载分接开关与变压器油箱连通用U型管，密封管接口。 （三）补充注油及静放

1．补充注油必须从油箱上部进行，一般从储油柜注油管补油。

2．在储油柜抽真空（排气）管及阀门处装置抽真空管路及真空表，并连接至抽真空设备。在储油柜补油管及阀门处装置注油管路并连接至滤油机。

3．开启储油柜下部蝶阀并打开净油器及其它应投入运行的闸阀、蝶阀，检查蝶阀处于开启状态后定位。

4．开启抽真空管处阀门，启动真空泵开始抽真空。抽真空时间为表2规定的1/2。 5．在真空状态下开启补油管处阀门，均匀缓慢的注入合格的绝缘油。注油速度应控制在3t/h以内。注入的绝缘油温度应与变压器上层油温一致。严禁注入不同牌号的绝缘油。

6．注油高度至储油柜相应温度的油位高度。有载分接开关油室的补油从开关注油管注入，注油高度至开关储油柜相应的油位高度。

7．补充注油时应多次放气，排气按油面上升高度逐步打开升高座、导气管、集油盒、冷却器、储油柜等最高位置放气塞进行排气，出油后即旋紧放气塞。

8．补充注油后应进行变压器整体密封性试验，检查变压器整体密封性能。具体规定如下：（静油柱压力法）

220KV变压器油柱高度3m，加压时间24h应无渗漏油现象。 35~110KV变压器油柱高度2m，加压时间12h应无渗漏油现象。 油柱高度从油箱顶盖算起。

9．补充注油后变压器必须静放。静放时间为：220KV变压器不得少于48小时，110KV变压器不得少于24小时，厂高变不得少于12小时。在静放期间还应多次排气。

10．从变压器下部取油阀取油样作油色谱及试验分析。 表3

电压等级 （KV） 35KV及以下 110 220 击穿电压 （KV/2.5mm） 35 40 40 介质损失角 90℃时（%） 1 1 0.5 微水含量 （PPM） ＜25 ＜15 ＜15 注：变压器运行中补油可参照5.2.2条执行，真空度可降低20%。 三、 变压器绝缘油处理

（一）大修中变压器需多次排油及注油，注入变压器内的变压器油必须始终保证合格，其质量应符合国家有关规定，特别是油的击穿电压应保证在50KV以上。见表4变压器油参考标准。 （二）注油后，应从变压器底部放油阀（塞）采取油样进行化验与色谱分析。 （三）补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。

（四）变压器大修期间，要始终进行滤油工作，要滤除油中污物、水份、气体组份、油中微酸等。 （五）滤除油中的污物、水份、微酸等宜使用压力式滤油机。滤除微酸时可在油路中串接矽胶罐。滤除气体组份及微量水份宜使用真空滤油机。

表4 变压器油参照标准 项 目 变压器电压等级 6~35KV 35KV 110KV 220KV 介质损失角tgδ 新 油 30KV（耐压） 40KV（耐压） 45KV（耐压） 50KV（耐压） 90℃≯0.5% .

运行油 25KV（耐压） 35KV（耐压） 40KV（耐压） 45KV（耐压） 70℃≯0.5% .

粘度：50℃； 恩氏（E） 闪点 溶于水的酸碱：PH值 微水份 0 135℃ 无 无 不比新油低5℃ ＞4.2 无

第六节 变压器的加温及干燥

一、变压器直流加温

变压器直流加温是为了防止吊芯时受潮，让变压器高压线圈温度高出环境温度10℃。因直流电抗故通电方便，较小的电流就可达到目的。

原则上变压器加温使用真空滤油机加热油的方法，若此方法不能将器身加热则采用直流加温法。 220KV变压器必须保证器身温度在吊罩前高于环境温度10~15℃，其余变压器应达到10℃。 以1号主变为例见图2所示

分 流 器开 关放电间隙调 压 器整 流变压器高压线圈分 流 器开 关放电间隙调 压 器整 流图 2 变 压 器 直 流 加 温 图oABCT2通入的电流可以较T1通入的电流大1倍。但所通电流必须低于变压器高压额定电流。放油后加温尤其注意。严防高压引线接地，否则将烧坏引线。直流加温和变压器放油同时进行。 二、变压器干燥

（一）变压器干燥的条件

运行中的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．从变压器油箱底部取油样的击穿电压，对额定电压20KV的变压器，不得小于25KV。对额定电压35KV的变压器不小于30KV，对110KV及以上变压器不小于40KV。

在20~25℃时，油tgδ的不得高于0.7%。而新注入的绝缘油tgδ在油温为90℃时不得大于0.5%。 2．变压器油中含有水分或油箱中及器身上出现明显受潮迹象时。

3．绝缘电阻在同一温度下不得低于上次测得数值70%，35KV及以上变压器在10~30℃的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5。

表4 不同温差下绝缘电阻换算系数表 温差（℃）t2－t1 绝缘电阻的测量系数K2 5 1.2 10 1.5 15 1.8 20 2.3 25 2.8 30 3.4 35 4.1 表中：t2：上次测量时最低温度；

t1：本次测量时温度；

K2：绝缘电阻换算系数。R2=K2（t2－t1）

4．测量变压器介质损失角tgδ在同一温度下不得大于上次测量值的130%。

额定电压在35KV以下的变压器只有在绝缘油击穿电压不满足6.2.1.1条规定的情况下才补充测量

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tgδ。

表5

温差（℃）t2－t1 测量系数K1 5 1.15 10 1.3 15 1.5 20 1.7 25 1.9 30 2.2 35 2.5 表中：t2：上次测量时温度；

t1：本次测量时温度；

K1：介质损失角tgδ换算系数。tgδ=tgδ1/K1

5．若第二点1条、3条和4条的有关规定（单独或全部）不能满足，但油的击穿电压不小于25KV，可以将变压器加热到80℃高温并经受不少于5h，此后测量tgδ、绝缘电阻和油耐压。tgδ和绝缘电阻应满足3条和4条的规定，同时油击穿电压不得超过加热前的击穿电压的15%以上，否则认定变压器绕组受潮。

（二）变压器干燥法：

变压器干燥方法根据变压器绝缘的受潮情况和现场条件可采用热油循环、涡流真空热油喷雾、零序、短路、热风等方法进行干燥并抽真空。

当利用油箱加热不带油干燥时，油箱壁温度不宜超过110℃，箱底温度不宜超过100℃，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℃，进风口应设有空气过滤预热器，并注意防止火星进入变压器内。

干燥过程中应注意加温均匀，升温速度以10~15℃/h为宜，防止局部过热，特别是绕组部分，不能超过其绝缘等级的最高允许温度。

1．烧烤法

该方法可在原外壳内进行不抽真空的干燥。在干燥间内用电热、红外线热风、蒸气管加热器身。在线圈铁芯上，可放上测温元件，用线引出，在表盘上监视温度也可直接监视干燥间温度。把高低压线圈、铁芯用线引到室外，供测绝缘用，当绝缘稳定后12小时为干燥好了。

2．真空干燥法

⑴热源可采用涡流或蒸流，把变压器油箱加温，最高不超过110℃,油箱的上、中、下、前、后、左、右各加温度表，监视箱壁温度。

⑵变压器的外壳密封后，接好真空管路，抽真空。真空标准按表6要求执行。 表6 电压等级（KV） 35 110 220 容量（KVA） 4000~31500 20000 16000 真空度（残压）Pa 5.1×10 3.5×10 5.1×10 133.3 444⑶线圈A、B、C三相，中部、上部各埋入测温电阻元件1个，最高温度不超过95℃，箱壁和线圈的空间最上部，悬挂测温元件1个，作参考温度。

⑷抽气和进气回路，真空机管路接在外壳最上部，以便把上部潮湿空气抽出。变压器下部接空气过滤器或矽胶罐向变压器内部进气。进气口6—8mm，以便进入干燥新空气，换出内部潮湿空气。

⑸温度测试装置，把各测温元件用绝缘导线引出外壳，用特殊法兰盘密封，把引线引至盘上，可用手闸倒换位置，监视各点温度，每2小时进行检查与记录下列内容：

①测量绕组的绝缘电阻；

②测量绕组、铁芯和油箱等各部温度； ③测量真空度；

④定期排放冷却器处的凝结水，用量杯测量记录（1次/4h）； ⑤定期进行热扩散，并记录通热风时间； ⑥记录加温电源的电压与电流；

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⑦检查电源线路、加热器具、真空管路及其它设备的运行情况。

⑹干燥终结的判断：在保持温度不变的条件下，变压器绕组绝缘电阻：110KV及以下的变压器持续6h不变，220KV变压器持续12h以上不变，并且在此期间无凝结水析出即可认为干燥终结。

⑺干燥后的浸油：干燥完毕后，拉开干燥电源降温，变压器即可以10～15℃/h的速度降温（真空仍保持不变）。降到线圈温度80℃时，真空注油浸没线圈（合格的油并已加温与器身温差不超过5～10℃），并继续抽真空4h以上。这时应注意跑油，应紧一遍大盖螺丝。

⑻吊罩检查：变压器干燥完毕注油后，当线圈温度降至40--50℃时，须吊罩检查，要求满足第四节中有关规定。

第七节 变压器组件检修工艺及标准

一、 冷却装置检修 （一）散热器的检修

检 修 工 艺 1.采用气焊或电焊，对渗漏点进行补焊处理。 2.对带法兰盖板的上、下油室应打开法兰盖板，清除油室内的焊渣、油垢，然后更换密封胶垫。 3.清扫散热器表面，油垢严重时可用金属洗净剂（去污剂）清洗，然后用清水冲净晾干，清洗时管接头应可靠密封，防止进水。 4.用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏。 5.用合格的变压器油对内部进行循环冲洗。 6.重新安装散热器。 质 量 标 准 1.焊点准确，焊接牢固，严禁将焊渣掉入散热器内。 2.上、下油室内部洁净，法兰盖板密封良好。 3.表面保持洁净。 4.试漏标准： 片状散热器0.05~0.1MPa、10h 管状散热器0.1~0.15Mpa、10h 5.内部清洁。 6.⑴注意阀门的开闭位置，阀门的安装方向应统一；指示开闭的标志应明显、清晰 ⑵安装好散热器的拉紧钢带。 （二）强油风冷却器的检修

我厂变压器主要采用涿州华丰工业制品有限公司生产的YF系列风冷却器。冷却器采用钢铝复合双金属整翅片管，防腐耐磨，散热性好，衬管带内肋槽，管内加装扰流装置，使油流成紊流状，提高了散热效果。

每台风冷却器下端均装有一个分控箱，控制整个冷却系统的正常运转。冷却器由上下联箱和数十根铜管组成，可分为三个室，从变压器上部进油至潜油泵进口为第一室，从潜油泵出口至冷却器上部1/3的管内为第二室，从冷却器上部至变压器下部联管为第三室。第三室回路不能搞错。换垫，拆上联箱时应特别注意。 检 修 工 艺 1.打开上、下油室端盖，检查冷却管有无堵塞现象，更换密封胶垫。 2.更换放气塞、放油塞的密封胶垫。 3.检查螺杆联接处若有渗漏时可用紧固螺母或更换密封材料处理。 4.检查焊接点，若有渗漏可用气焊或电焊进行补焊处理。 .

质 量 标 准 1.油室内部清洁，冷却管无堵塞，密封良好。 2.放气塞、放油塞应密封良好，不渗漏。 3.密封良好无渗漏。 4.焊点准确，焊接牢固。 .

5.进行冷却器内部冲洗，对因损坏程度较大而无法修复的冷却管允许将两端用锥形黄铜棒堵塞（如有条件也可用胀管法更换新管）。 6.进行冷却器的油压试验。 7.清扫冷却器表面。冷却器的冷却元件，一般1~25年清理一次，可采用5×10Pa压缩空气清除，以便除去根部及管间积累的灰尘、屑片、昆虫等堵塞风道的杂物，若油垢严重可用金属洗净剂擦洗干净。 5. 但每台冷却器所堵管的根数不得超过2根，否则应降低冷却容量使用或更换新和冷却器。 6.修复后的冷却器油压试验标准： 55×10Pa、30min无渗漏 7.冷却器管束间洁净，无堆积灰尘、昆虫、屑片等杂物。 二、套管检修 变压器套管主要有压油式套管（与变压器本体连通的附加绝缘套管）、充油式套管和油纸电容型套管。变压器高压侧一般使用油纸电容型套管，低夺侧一般使用压油式或充油式套管。变压器套管型号见表7。

表7 变压器套管型号一览表 套管型号 BRLW-252/630-4 BRDLW-126/630-4 环氧树脂电容式套管 BJL-20/50 （一）压油式套管检修 检 修 工 艺 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和修整。拆除套管下部螺母前应用细绳将导电杆拉住，以防导电杆滑进变压器油箱中。 5.取出绝缘筒（若为导电杆也需取出），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，并用白布擦拭；在套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆。 7.必要时，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。 .

额定电压（KV） 252 126 20 126 额定电数安装地点 流（A） 量 630 630 50 400 3 1 3 1 3 1#主变高压侧 1#主变高压中性点 1#主变低压侧 生产厂家 沈阳变压器厂一分厂 沈阳变压器厂一分厂 1#主变铁芯、夹件接特变电工新疆变压地 器厂 启备变高压侧 西安爱博电气 质 量 标 准 1.瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损。 2.防止松动法兰时受力不均损坏套管。 3.防止瓷套碎裂。 4.螺栓和垫圈的数量要补齐，不可丢失。 5.妥善保管，防止受潮和损坏。 6.瓷套内部清洁，无油垢，半导体漆喷涂均匀。 7.干燥温度70~80℃，时间不少于4h，升温速度不超过10℃/h，防止瓷套裂纹。 .

9.将套管垂直放置于套管架上，组装时与拆卸顺序相反。在安装时应均匀地扭动搬手，将螺母扭紧，以防损坏瓷件。 10.变压器注油时，应将套管上部放气塞打开排气。 （二）充油式套管检修 检 修 工 艺 1.更换套管油。 ⑴放出套管中的油 ⑵用热油（温度60~70℃）循环冲洗后放出 ⑶注入合格的变压器油 2.套管解体。 ⑴放出内部的油 ⑵拆卸上部接线端子 ⑶拆卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计 ⑷拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套 ⑸取出内部绝缘筒 ⑹拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电杆和下瓷套 3.检修与清扫。 ⑴所有卸下的零部件应妥善保管，组装前应擦拭干净 ⑵绝缘筒应擦试干净，如绝缘不良可在70~80℃的温度下干燥24~48h ⑶检查瓷套内、外表面并清扫干净，检查铁瓷结合处水泥填料有无脱落 ⑷为防止油劣化，在玻璃油位计外表涂刷银粉 ⑸更换各部法兰胶垫 4.套管组装 ⑴组装与解体顺序相反 ⑵组装后注入合格的变压器油 ⑶进行绝缘试验 质 量 标 准 1. ⑴放尽残油 ⑵至少循环三次，将残油及其它杂质冲出 ⑶油的质量应符合有关规定 2. ⑴放尽残油 ⑵妥善保管，防止丢失 ⑶拆卸时，防止玻璃油位计破损 ⑷注意不要碰坏瓷套 ⑸垂直放置，不得压坏或变形 ⑹分解导电杆底部法兰螺栓时，防止导电杆晃动，损坏瓷套 3. (1)妥善保管，防止受潮 (2)绝缘筒应洁净无起层，漆膜脱落和放电痕迹，绝缘良好 (3)瓷套内外表面应清洁、无油垢、杂质、瓷质无裂纹，水泥填料无脱落 (4)银粉涂刷方兴未艾均匀，并沿纵向留一条30mm宽的透明带，以监视油位 (5)胶垫压缩均匀，各部密封良好 4. (1)导电杆应处于瓷套中心位置，瓷套缝隙均匀，防止局部受力瓷套裂纹 (2)油质应符合有关规定 (3)按预防性试验规程执行 8.胶垫压缩均匀，密封良好。 9.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，导电杆应处于瓷套的中心位置。应特别注意将导电杆上的定位钉插在瓷套定位槽内，以防瓷转动（主变套管有定位钉）。 10.排气后必须拧紧。 （三）油纸电容型套管的检修

油纸电容式套管主要为40.5KV以上电压等级使用，主要由贮油器瓷套，电容芯子，穿缆铜管，连接套管、压簧、，测量小套管、注油孔、放油孔等组成。

电容芯子：是由多层变压器油浸渍的电缆纸和铝箔均压组成的圆柱形电容器，其紧绕在穿缆铜管上作为套管主绝缘。最外层铝箔接在极板上，极板和测量小套管联通，所以变压器运行中测量小套管，务必接地，否则将放电声音很大。

穿缆铜管：是整根中空黄铜管（长度与内径与套管尺寸有关），两头有螺纹，上部螺纹有一大螺母联接弹簧压板，下部螺纹联接代螺纹的下法兰、法兰下部有一大螺母，加胶垫和下兰盘连接，防漏油。中心可把变压器高压引线引出。

连接各部接口和瓷套都是活联结，瓷套各接口为密封胶垫。顺序将下瓷套，中部铁套管上部瓷管，

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装在芯子上，然后上好。油枕内的四条大弹簧套上压板，紧固，铜管上部大螺母压缩弹簧、把各部件压在一起。

中部取油样门塞，是由2个门塞组成，其中下边的门塞为放油通路，侧面的门塞是针型阀，拧松后，可放出油，其油路直通套管最下部。所以，取出的油样是套管最下部的油，如果放不出油，要从上部注油孔放气，破坏套管内的负压。

套管为全密封结构以保护电容芯子绝对不受大气影响。其整体连接采用强力弹簧机械紧固的方法可保证橡皮垫圈在稳定的弹簧力下的密封性能。252KV套管在上瓷套与连接套筒处还辅以机械卡装连接。

套管的瓷套是作为套管外绝缘及变压器油的容器。在其头部设有油枕。油枕上设有油表，供运行时监视油位。油枕上还有调节油位的油塞。

套管油枕里装有弹性板以调节因温度变化而引起的长度变化，油枕顶部设有防雨水冲蚀内部零件的防雨罩。套管连接套筒上设有供测量tgδ及电容量C的测量引线装置。套管连接套筒处可装电流互感器（即套管升高座位置），套管尾端有改善套管下部电场分布的均压球。

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惩缺陷，不解体无法消除时，才分解检修。（严禁自行解体）

1．套管的预防性试验

套管在运行过程中应定期进行预防性试验。套管经大修或更换新油后也应进行预防性试验。套管在预防性试验合格后方可投入运行。

套管在做预防性试验前，应先检查套管内部的油位。套管内部正常油位在20℃时应位于油枕上油表的中间。若油位低于或高于规定高度，则应按要求补或放油。注入套管的绝缘油应与套管本体的绝缘油牌号相同，并且击穿电压不小于50KV，20℃的tgδ应小于0.004；其余应符合规程有关规定。

表8 套管安装、投运及检修时试验项目及参照依据 序号 1 2 项目 测量绝缘电阻 测量套管的介损及电容量 参照依据 20℃时绝缘电阻值不小于5000MΩ 末屏对地的绝缘电阻不小于1000MΩ 预试（大修）时tgδ不大于0.6%（0.7%） 电容量实测值与厂品出厂报告相符 气体类型 3 套管内油中溶解气体含量 甲烷 乙炔 氢气 额定电压KV 72.5 4 工频耐压试验 126 145 170 252 额定电压(KV) 5 局部放电量的测量 72.5 126 145 170 252 .

备注 用2500V摇表 0.7%为运行时控制数据 252KV套管应测量油的tgδ。其余电压等级套管必要时测量油的tgδ。 安装前含量ml/l 0.020 0 0.250 运行时控制值ml/l 0.10 0.002 0.500 预防性耐压大修后耐压KV（有效值） KV（有效值） 149 207 248 306 414 140 196 234 280 391 试验电压值为出厂试验值的90%（预防性）；85%（大修） 施加电压：1.05Ur/√3(KV) 44 77 88 103 153 套管在施加电压下放电量不大于5pC .

套管在作预防性试验前应保证套管有足够的静放时间。数值见表9。 表9 套管静放时间

额定电压 KV 72.5 126~170 252 连续静放时间 垂直状态 h 4 6 8 浸入油中 min 15 20 60 2．套管的换油

套管如需换油应进行真空注油。（见图3。套管垂直放置于专用支架上） 先找开套管在底座上的放油塞（若底部无放油塞的应将套管先放倒至水平位置，然后拧开连接套筒上的取油阀）将变压器油放完。

将套管垂直放置于专用支架上，接好抽真空装置，从油枕上的油塞孔（放气塞）抽取真空（真空度小于133Pa）。然后将进油管连接在放油塞（无放油塞从取油阀处）上进行注油。

开始注油：进油管内径不应大于4mm，注油1分钟后，再抽真空，再注油1分钟，这样往复进行，直到注满。注油完成后再抽真空。抽取真空及注油、保持真空的时间见表10。

真 空 表阀 门套 管真 空 泵阀 门变 压 器 油油 箱图 3 真 空 注 油 示 意 图表10 时间h 电压KV 过程 抽空 浸油 保持 66~110 2 2~3 8 220 4 7~8 12 3．套管的热油干燥法（见图4） 当套管因电容芯子轻微受潮引起tgδ显著增大时，可以进行热油干燥。

将套管垂直放置于专用支架上，将进油管连接到油枕顶部的油塞孔（放气塞）上，回油管连接在放油塞（若无放油塞则接至连接套筒的取油阀）上。

开启滤油机及加热器进行油循环（加入循环的油必须是合格的变压器油）。加温必须均匀，每小时升温应控制在10～15℃，防止瓷套冷热不均碎裂。

当油升温至85±5℃时应保持温度反复进行油循环。每小时测量绝缘电阻一次。当连续6h绝缘电阻保持不变时可视为热油干燥合格。然后自然降温至室温。将干燥用油放净，进行真空注油。注油方法按7.2.3.2条规定执行。

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接 线 端 子引 线 接 头螺 栓定 位 销罩螺 栓密 封 垫 圈图 5油浸纸电容变压器套管4．套管引线的安装（穿缆式） 如图5所示，油浸纸电容式套管的头部为穿缆结构，松开引线接线端子上的螺栓先将接线端子拆下，再将密封罩上的螺栓松开，拆下罩。拆下引线定位销，取下引线接头并与变压器引出线焊接牢固。（正常情况下引线接头与变压器引出线焊接牢固，此时应使用拉线将引线接头绑扎牢固）

套管往变压器上安装时，先将引线接头拉出来用拉线（细铁丝或铜丝）绕在引线接头的拉线螺栓上。借助拉线将引线接头从套管底部穿入套管的导管内部，然后将套管对正到变压器安装孔处徐徐放入，随即将变压器的引出线渐渐由导管内拉出，穿上定位销，这时可去掉拉线，最后将罩重新装配好，并注意罩与套管油枕之间密封胶垫密封良好。

5．套管的解体检修（应有制造厂技术人员指导）

真 空 表阀 门旁 路 门套 管调 节 阀加 热 器阀 门变 压 器 油油 箱图 4滤 油 机套 管 热 油 干 燥 图检 修 工 艺 1.准备工作。 (1)检修前先进行套管本体及油的绝缘试验，以判断绝缘状态； (2)套管应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； (3)放出套管内的变压器油； .

质 量 标 准 1. (1)根据试验结果判定套管是否需解体 (2)使套管处于平稳状态 (3)放尽残油 .

(4)将套管下瓷套用双头螺栓或紧线钩固定在工作台上(三等分),以防解体时下瓷套脱落； (5)拆下尾端均压罩,用千斤顶将导管顶上,使之成为一体。 (6)套管由上至下各接合处作好标志。 2.解体检修。 (1)拆下中部法兰处的接地和测压小套管，并将引线头推入套管孔内； (2)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； (3)用专用工具卸掉上部将军帽，拆下储油柜； (4)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； (5)吊出上瓷套； (6)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； (7)拆下下瓷套； (8)吊出电容芯子。 3.检修与清扫。 (1)用干净毛刷刷洗电容芯子表面的油垢和杂质，再用合格的变压器油冲洗干净后，用皱纹纸或塑料布包好； (2)擦拭上、下瓷套的内外表面； (3)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； (4)清扫中部法兰套筒的内部和外部，并涂刷油漆，更换放油塞、测压和接地小套管的胶垫； (5)测量各法兰处胶垫尺寸以便配制。 4.套管的干燥 只有套管的tgδ值超标时才进行干燥处理。 (1)将干燥罐内部清扫干净，放入电容芯子，使芯子与罐壁距离≥200mm，并设置测温装置； (2)测量绝缘电阻的引线，应防止触碰金属部件； (3)干燥罐密封后，先拭抽真空，检查有无渗漏； (4)当电容芯装入干燥罐后，进行密封加温，使电容芯子保持75~80℃； (5)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； (6)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； (7)每6h放一次冷凝水，干燥后期可改为12h放一次； (8)每2h作一次测量记录（绝缘电阻、温度、电压、电流、真空度、凝结水等）； .

(4)套管处于平稳状况 (5)千斤顶上部应垫木板，防止损坏导管螺纹 (6)防止各接合处错位 2. (1)防止引线断裂； (2)拆下的螺栓、弹簧等零件应有标志并妥善保管； (3)注意勿碰坏瓷套； (4)测量压缩弹簧的距离，作为组装依据； (5)瓷套保持完好； (6)吊住套管不准转动并使电容芯子处于法兰套内的中心位置，勿碰伤电容芯子； (7)瓷套保持完好； (8)导管及电容芯子应用塑料布包好置于清洁的容器内。 3. (1)电容芯子应完整无损，无放电痕迹，测压和接地引出线连接良好，无断线或脱焊现象； (2)瓷套清洁，无油垢、裂纹和破损； (3)更换的新胶垫，尺寸和质量应符合要求； (4)清扫中部法兰套筒内部时，要把放油塑料管拆下并妥善保管。各零部件要清洗干净，并保持干燥； (5)胶垫质量应符合规定。 4. (1)干燥罐应有足够的机械强度，并能调节温度，温度计应事先校验； (2)干燥罐上应有测量绝缘电阻的小瓷套； (3)真空度要求残压不大于133Pa； (4)温度上升速度为5～10℃/h； (5)开始抽真空13Kpa/h，之后以6.7Kpa/h的速度抽空，直至残压不大于133Pa为止，并保持这一数值； (6)尽量利用热扩散原理以加速电容芯内部水分和潮气的蒸发； (7)利用冷凝水的多少以判断干燥终结； (8)在温度和真空度保持不变的情况下，绝缘电阻在24h内不变，且无凝结水析出，则认.

(9)干燥终结后降温至内部为40～50℃时进行真空注油。 5.组装 (1)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； (2)按解体相反顺序组装； (3)按第二点（三）2条有关规定进行套管的真空注油。 为干燥终结； (9)注入油的温度略低于电容芯温度5～10℃，油质符合表8中有关规定。 5.(1)组装时电容芯温度高出环境温度10～15℃为宜； (2)零部件洁净齐全； (3)要求套管密封良好，无渗漏；油位符合标准；油质符合表8有关要求；套管瓷件无破损、无裂纹、外观洁净、无油迹；中部接地和测压小瓷套接地良好； (4)组装后绝缘试验结果符合电力设备预防性试验规程规定。 质 量 标 准 1.引出线的标志应与铭牌相符。 2.胶垫更换后不应有渗漏，接线柱螺栓止动帽和垫圈应齐全。 3.符合铭牌技术条件。 4.绝缘电阻应≥1MΩ。 （四）套管型电流互感器的检修 检 修 工 艺 1.检查引出线的标志是否齐全。 2.更换引出线接线柱的密封胶垫。 3.必要时进行变比和伏安特性试验。 4.用2500V摇表测量线圈的绝缘电阻。 三、 励磁分接开关检修 表11 励磁分接开关型号一览表 励磁分接开关型号 WDGⅡ630/220 6×5B WSL WSL CVⅢ－350Y/63－10193W （一）无励磁分接开关检修 检 修 工 艺 1.检查开关各部件是否齐全完整。 2.松开上方头部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动是否灵活，若转动不灵活应进一步检查卡滞的原因；检查绕组实际分接是否与上部指示位置一致，否则应进行调整。 3.检查动静触头间接触是否良好，触头表面是否清洁，有无氧化变色、镀层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动，发现氧化膜用碳化钼和白布带穿入触柱来回擦拭清除；触柱如有严重烧损时应更换。 4.检查触头分接线是否紧固，发现松动应质 量 标 准 1.完整无破损。 2.机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞，上部指示位置与下部实际接触位置应相一致。 3.触头接触电阻小于500μΩ,触头表面应保持光洁，无氧化变质、碰伤及镀层脱落，触头接触压力用弹簧秤测量应在0.25～0.5Mpa之间，或用0.02mm塞尺检查应无间隙、接触严密。 .

额定电额定电数压（KV） 流（A） 量 252 63 630 350 3 1 1 1 安装地点 1#主变高压侧 1#厂高变 2#厂高变 启备变 生产厂家 武汉泰普变压器开关有限公司 上海华明电力设备制造有限公司 上海华明电力设备制造有限公司 上海华明电力设备制造有限公司 .

拧紧、锁住。 5.检查分接开关绝缘件有无受潮、剥裂或变形，表面是否清洁，发现表面脏污应用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重剥裂变形时应更换；操作杆拆下后，应放入油中或用塑料布包上。 6.检修的分接开关，拆前做好明显标记。 7.检查绝缘操作杆U型拨叉接触是否良好，如有接触不良或放电痕迹应加装弹簧片。 4.开关所有紧固件均应拧紧，无松动。 5.绝缘筒应完好、无破损、剥落、变形，表面清洁无油垢；操作杆绝缘良好，无弯曲变形。 6.拆装前后指示位置必须一致，各相手柄及传动机构不得互换。 7.使其保持良好接触。 （二）有载分接开关检修

有载分接开关仅有启备变安装有CVⅢ－350Y/63－10193W型开关。该开关是一种典型的筒式结构复合式开关，借助于开关头部法兰安装于变压器箱盖上。开关头部也是传动轴连接和连接通向储油柜连管的地方。该开关加装有转换选择器，操作位置达19个。

分接开关本体结构由顶部圆盖、弹簧储能机构、主轴、吸油管、油室五大件组成。

顶部圆盖由铝合金压力成形，头盖上有齿轮传动机构、观察孔、油气排溢阀、防爆盖，顶部圆盖与法兰间联接由密封耐油密封圈密封。

弹簧储能机构位于顶盖下，在头部法兰中，由精铸钢件的齿轮、槽轮、拨槽件、弹簧等组成一单独可拆的机构组，它的作用是将电动机构传来的运动转变为主轴上的触头运动。

吸油管位于主轴的中间，取下快速切换机构便是吸油管。它既是吸油管又是主轴定位件。

主轴是由Φ130绝缘管为基件，在基件上装有二类触头组，上部为转换选择器，下部为三组相同的分接开关动触头组。

油室头部有铝合金压力浇铸成形的法兰，中间为Φ395的绝缘筒，底部为绝缘筒底，三部分连接均有耐油橡胶胶圈作密封。油室的作用是使开关油与变压器油分离，同时也是静触头的支撑件。

变压器分接引线与有载分接开关的接线方法必须按随分接开关一起提供的接线图进行。接到分接选择器的所有引线都应仔细操作并固定，分接引线的装配应做到每根分接引线接到分接开关，均不对开关产生拉力，引线跨过油室表面必须保留最小50mm的间距。

1．有载分接开关的安装

安装前，必须先从分接开关上拆下开关头。拆卸开关头时必须先拆下储能机构，先将分接开关调到指定位置。

卸下开关头盖板螺栓20个M10×35，20个锁垫，取下开关头盖板。

拆下储能机构。储能机构的底板是用5个M8螺栓固定的。拆前必须记下储能机构的定位标志的位置。

卸下吸油管的储能机构。

卸下开关头部法兰上的固定螺栓9个M8×25内六角螺栓及锁垫，保存好卸下的部件以备复装。从支撑法兰上吊起有载开关头部法兰，留心支撑法兰的密封垫。

安装钟罩油箱。在安装钟罩油箱前，先擦油室，支持法兰的密封面。将钟罩油箱吊到变压器器身上，再慢慢落下。安装开关头部法兰，先擦密封面，在安装法兰上铺放耐油密封胶垫，再把分接开关头部法兰放到安装法兰上。头部法兰和支撑法兰间要留出5～15mm间隙，用两个导电杆检查开关头安装位置是否正确只有借助导杆才能保证开关在油室支撑板上位置正确。将开关头部法兰固定到安装法兰上。将吊具放到开关头部下法兰上，借助吊具将分接开关微微吊起来，以方便油室螺丝8个M8内六角螺丝全能接上，均匀拧紧这些螺母。

安装储能机构和开关头盖。储能机构的复装按拆装的反顺序进行。将储能机构调到整定位置，安装和联轴必须在此位置上进行。安装开关头盖均匀拧紧20个M10×35螺栓，带锁垫。通过开关头盖上的

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视察窗再次检查整定位置。每换一个分接，CMA9型电动机构传动轴转动2圈，选择开关动作的打响可清晰听到。

注：分接开关若没有油，最多只能进行一个循环。变比试验之后，分接开关必须调回到整定位置。分接开关极限位置绝不能超越，在变比试验操作中，须经常从开关的观察窗检查操作位置指示。

2．有载分接开关的干燥处理

分接开关必须按程序进行干燥处理以保证其绝缘性能。 真空干燥：

在真空缸内干燥时，必须拆下开关的头盖。开关在正常气压的空气中，以每小时10℃的速率加热升温，直到最终温度达到最高95±5℃。开关在此温度的循环热风中持续干燥8～10小时。对真空缸进

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行抽真空保持残压10Pa下在90±5℃温度中持续20小时。干燥完毕后将温度缓慢降至室温。

在变压器油箱中干燥：由于开关头盖板是封闭的，所以开关内部必须接上真空。将变压器油箱和通向油室的管接头接上连通管，按真空干燥方法进行干燥。 注：干燥后分接开关没油状态严禁操作分接开关。

有载分接开关油室必须进行真空注油。 四、油泵检修

变压器使用盘式电机变压器油泵。变压器油泵在运行时，电动机部分充满了变压器油以冷却电动机，同时也使叶轮转子内旋转的轴承得到润滑。在油泵第一次运行的半年里应由每天检查一次逐渐减少到每周一次，半年后即可减少到每半月一次。

油泵采用的是优质进口轴承或国产高精度配对轴承，一般能使用5～8年。变压器油泵大修周期可暂定为5年，并根据实际运行情况安排检修。 （一）分解检修 检 修 工 艺 1.将油泵垂直放置，折下蜗壳检查各部，并进行清洗，清除法兰上的密封胶。 2.打开止动垫圈，卸下圆头螺母，用三脚爪取下叶轮，同时取出平键，检查叶轮有无变形和磨损。 3.用专用工具从前端盖上拆下带螺纹的轴承挡圈。 4.卸下前端盖与定子连接的螺栓，用顶丝将前端盖和转子及后轴顶出。 5.用三角爪或平板爪将前端盖连同前轴承从转子上卸下，再用三脚爪拆卸后轴承，测量前轴承室内径，检查轴承室的磨损情况，磨损严重时应更换前端盖。 6.将泵倒置，拆下视窗法兰、压盖，取出视窗玻璃及滤网，将视窗玻璃擦净，清除滤网上污垢，清洗时用压板夹紧，用变压器油从内往外冲洗。 7.卸下后端盖与定子外壳连接的螺栓，用顶丝将后端盖顶出，清除法兰上的密封胶及污垢，擦拭干净，测量后轴承室尺寸，检查后轴承室无磨损，严重磨损时应更换。 8.检查转子短路环有无断裂，铁芯有无损坏。 9.测量转子前后轴承尺寸，超过允许公差或严重损坏时应更换。 10.检查并清扫定子外壳、绕组及铁芯，有无损坏及局部过热。 .

质 量 标 准 1.蜗壳内部干净，无扫膛、整体无损坏。 2.叶轮应无变形及磨损，严重变形及磨损时应更换。 3.轴承挡圈无损坏。 4.前端盖应清洁无损坏。 5.轴承室内径允许公差比前轴承外径大0.025mm。 6.法兰、压盖、视窗玻璃及过滤网洁净均无损坏。 7.后端盖应干净无损坏，轴承室内径允许公差比后轴承外径尺寸大0.025mm。 8.转子短路环无断裂，铁芯无损坏及磨损。 9.前后轴应无损坏，直径允许公差为±0.0065mm。 10.定子外壳清洁，绕组绝缘良好，铁芯无损坏。

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11.检查引线与绕组的焊接情况。 12.检查分油路，清洗分油路内的污垢。 13.打开接线盒，检查接线柱及绝缘板，清洗接线盒内部，更换接线盒及接线柱的密封胶垫。 14.用500V摇表测量绝缘电阻。 （二）组装 检 修 工 艺 1.大修后应更换所有密封处的胶垫和密封环，并重新进行组装，其中包括前后端盖、过滤网、压盖、法兰、各部油塞的密封胶垫及密封环。 2.对轴承进行筛选。 3.将轴承放入油中加温至100～120℃时取出，安装在转子后轴上。 4.将后端盖放在工作台上，首先放入过滤网及两侧胶垫，再放入O型胶圈，安装盖板再放入视窗玻璃及两侧胶垫，安装法兰。 5.将转子后轴承对准后端盖轴承室，在前轴头上垫木方，用手锤轻轻敲击木方后轴承即可进入轴承室。 6.在后端盖安装法兰处套上主密封胶垫。 7.将转子穿入定子膛内，此时后端盖上的分油路孔要对准定子上的分油路孔，再拧紧前端盖与定子连接的螺栓。 8.将定子位置对准分油路，把前端盖放入定子止口处，再拧紧前端盖与定子连接的螺栓。 9.将两个前轴承放在油中加温至100～120℃时取出套在前轴上，再将轴承挡圈拧紧。 10.将圆头平键装入转轴的键槽内，再将叶轮嵌入轴上。 11.带上止动垫圈，拧紧圆头螺母，将止动垫圈撬起锁紧。 12.用磁力千分表测量叶轮跳动及转子轴向窜动间隙。 13.在定子外壳的法兰处套上主密封胶垫，扣上蜗壳，拧紧蜗壳与定子连接的螺栓。 14.各部油塞，包括放气塞、测压塞，均应采用橡胶封环或橡胶平垫密封。 （三）检修后的试验及油漆处理 检 修 工 艺 1.用500V摇表测量电机定子绕组绝缘电阻。 .

11.应无脱焊及断线。 12.分油路洁净，畅通。 13.引线与接线柱尾部应焊接牢固，无脱焊及断线，接线盒内部清洁无油垢及灰尘。 14.绝缘电阻应≥10MΩ。 质 量 标 准 1.胶垫及密封环的压缩量为原厚度的1/3。 2.更换轴承应选用专用轴承；轴承无损坏、锈蚀，滚动间隙应不大于0.07mm。 3.轴承应紧靠到轴台上，安装后转动灵活。 4.各部密封胶垫应放正，密封可靠，压盖及法兰螺栓紧固。 5.转子在后端盖上应转动灵活。 6.主密封胶垫放置平整，防止错位。 7.后端盖分油路孔一定要对准定子分油路孔。 8.前端盖进油孔一定要对准定子分油孔。 9.轴承应紧靠到轴台上，拨动转子应转动灵活。 10.叶轮安装牢固平稳。 11.圆头螺母应紧固，止动垫圈应锁住圆头螺母。 12.径向不大于0.07mm，轴向不大于0.15mm。 13.拨动叶轮应转动灵活，叶轮无碰壳，叶轮密封环与蜗壳的配合间隙不大于0.2mm。 14.油塞螺纹无损坏。 质 量 标 准 1.绝缘电阻值应≥10MΩ。 .

2.测量绕组直流电阻。 3.必要时打油压0.4Mpa保持30min，各密封处涂白土观察。 4.擦净泵壳、电动机外壳上的油污、灰尘，在视窗玻璃及铭牌上涂黄油，泵出入口封临时盖板，进行喷漆处理。 5.将油泵恢复组装在冷却器的下方原位，更换密封垫圈，打开阀门（注意排气），接电源线，并试运转检查转动方向。 2.三相互差不超过2%。 3.不渗漏，各部密封良好。 4.漆膜均匀，无漆泡等现象。视窗玻璃擦净。 5.各部密封良好。油泵运转应平稳、灵活、声音和谐，无转子扫膛，叶轮碰壳等异音，油泵转动方向正确，三相电流基本平衡，与其它油泵相比电流无明显差异。 五、风扇检修

（一）叶轮解体检修

检 修 工 艺 1.将止动垫圈打开，旋下盖形螺母，退出止动垫圈，把专用工具放正，勾在轮壳上，用力均匀缓慢拉出，将叶轮从轴上卸下，锈蚀时可向键槽内、轴端滴入螺栓松动剂，同时将键、锥套取下保管好。 2.检查叶片与轮壳的铆接情况，松动时可用铁锤铆紧。 3.将叶轮放在平台上，检查叶片安装角度。 质 量 标 准 1.防止叶轮损伤变形。 2.铆接牢固，叶片无裂纹。 3.三只叶片角度应一致。 （二）电动机解体检修

电动机解体检修按电动机检修规程执行。 六、BLZ型流量指示器检修

流量指示器是显示变压器用次序却器内油（水）流量变化，监视变压器冷却器强油循环油泵的正常运行情况的仪表。主要由：联管、外壳、传动系统、电器部分、指示系统组成。

流量指示器安装在冷却器与变压器油泵之间的管道中。当变压器油泵启动循环油流达到额定流量时，截流板被冲动，磁铁旋转，传动系统启动，指示系统指针指向流动位置，微动开关常闭开关打开，常开接点闭合发出正常工作信号。如果油流量减少到额定油量时，截流板返回原位，微动开关的常开接点打开，常闭接点发出故障信号。 （一）解体检修 检 修 工 艺 1.从冷却器联管上拆下流量指示器，检查截流板转动是否灵活，转动方向是否正确。 2.检查截流板铆接是否牢固。 3.检查返回弹簧安装是否牢固，弹力是否充足。 4.卸下端盖、表盘玻璃及塑料圈，并清洗干净。 5.卸下固定指针的滚花螺母，取下指针、平垫及表盘，清扫内部。 6.转动挡板，在原位转动85°，观察主动磁铁与从动磁铁是否同步转动，有无卡涩。 7.检查微动开关，用手转动截流板，在原位转动85°时，用万用表测量接线座的接线端子，是否已实现常开与常闭触点的转换。 .

质 量 标 准 1.截流板转动灵活，转动方向与油流方向一致。 2.截流板铆接牢固。 3.返回弹簧安装牢固，弹力充足。 4.各部件无损坏，洁净。 5.内部清洁，无灰尘，无锈蚀。 6.主动磁铁与从动磁铁同步转动无卡涩。 7.当截流板旋转到极限位置时，微动开头应动作，常闭触点打开，常开触点半合。 8.各部件连接紧固，指示正确，密封良.

8.装复表盘，指针等零部件。 9.用500V摇表测量绝缘电阻。 好。 9.绝缘电阻值应大于0.5MΩ。 （二）流量动作特性的测试与调整 1．流量指示器流量动作特性的测试：将流量指示器接入测试回路，在常开触点接线柱上接入万用表（放在欧姆档上），打开逆止阀，启动油泵，缓慢打开阀门，观察万用表指针从∞到刚指示“0”值时，立该记下流量计的值，该值为流量指示器的最小动作值。然后将万用表接在常闭触点接线柱上，缓慢关闭阀门，观察万用表指针从∞到刚指示“0”值时，立该记下流量计的值，该值为流量指示器的最大返回值。按此反复试验两次，每次流量计的值均应符合流量指示器技术参数的要示。

2．流量指示器特性的调整：如果阀门刚打开，流量计还未达到动作油流时，常开触点就已接通，说明指示器弹簧的作用力太小，此时应将多孔圆螺盘按顺时针方向转动2～3个孔，反复调试，使之最小动作流量和最大返回流量符合技术参数的规定。

3．流量指示器的油压试验

流量指示器流量动作特性测试合格后，应向指示器内部打245KPa油压，保持24h或加245KPa的气压保持20min，各部应无变形和渗漏现象。

流量指示器进行真空试验，抽真空残压不大于65Pa，稳定30min，各部应无机械损失和永久变形。 七、油保护装置的检修 （一）储油柜的检修

表12 储油柜型号一览表

储油柜型号 有效容积（L） 数量 安装地点 BP1－ⅠVb ZBP450N 648-2132 1 1 1#主变 生产厂家 沈阳海为电力设备有限公司 启备变有载调压开关 沈阳海为电力设备有限公司 BP1型波纹膨胀储油柜为全密封型结构，具有工作寿命长、灵敏度高、补偿量大、不锈钢内油式等特点，从根本上实现了免维护。该型储油柜一般不进行解体检修。

储油柜外壳上开有观察窗，可直观地监测油位情况。在油腔下方安装有三通体，接软联接管及注油管路。在储油柜波纹膨胀体上部安有排气软管，并从底部引出。软管为不锈钢金属软管，随油位变化而自由升降。储油柜加装有高低油位语音报警系统（有载调压开关的储油柜未装），可实现油位全过程控制，并实现数字显示和远程监测。

储油柜的补偿容积是根据变压器的总油重的多少来计算的，一般补偿量应为变压器的总油重的5～9%（有载高压开关使用的储油柜取7%）即：

V=(5－9%)G/0.9

V――储油柜的有效容积（L） G――变压器总油重（Kg）

储油柜运行及检修时不能承受正压。储油柜抽真空应不大于0.1MPa。检修维护中注意不得碰伤、划伤金属软管，以免造成渗漏。

储油柜采用语音报警器传递油位信号。具有上下限语音提示，音量调节等报警功能。采用AC220/50Hz电源。由于该型产品采用电子元器件，在运行及检修中严禁摔击、碰撞、倒置、水淋等。

储油柜上装有LX19－Ⅲ型行程开关报警装置。该装置可远传自动控制。在最低油位和最高油位发出报警信号。行程开关常开接点引出信号线接至语音报警器。必须与语音报警器配套使用。 （二）净油器的检修

净油器是变压器油的一种保护装置。净油器内装活性氧化铝吸附剂，是3150KVA及以上变压器连续净化变压器油的装置。油是靠上、下层油温差而进行环流的，即引起热虹吸效应原理工作的。

检 修 工 艺 1.关闭净油器进出口阀门。 2.打开净油器底部的放油阀，放尽内部变压器油（打开上部放气塞，控制排油速度），并卸.

质 量 标 准 1.阀门关闭严密，不渗漏。 2.准备适当容器，防止变压器油溅出。 .

下净油器。 3.拆下净油器的上盖板和下底板，倒出原有吸附剂，用合格的变压器油将净油器内部和联管清洗干净。 4.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。对于金属滤网应更换为尼龙滤网。 5.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。装回净油器。 6.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。 7.打开净油器上部阀门，使净油器投入运行。 （三）吸湿器的检修 检 修 工 艺 1.将吸湿器从变压器上卸下，倒出内部吸附剂，检查玻璃罩应完好，并进行清扫。 2.把干燥的吸附剂装入吸湿器内，为便于监视吸附剂的工作性能，一般可采用变色硅胶，并在顶盖下面留出1/5～1/6高度的空隙。 3.失效的吸附剂由蓝色变为粉红色，可置入烘箱干燥，干燥温度从120℃升至160℃，时间5h；还原后再利用。 4.更换胶垫。 5.下部的油封罩内注入变压器油，并将罩拧紧（新装吸湿器，应密封垫拆除）。 6.为防止吸湿器摇晃，可用卡具将其固定在变压器油箱上。 质 量 标 准 1.玻璃罩清洁完好。 2.新装吸附剂应经干燥，颗粒不小于3mm。 3.还原后应呈蓝色。 4.胶垫质量符合标准规定。 5.加油至正常油位线，能起到呼吸作用。 6.运行中吸湿器安装牢固，不受变压器振动影响。 3.内部洁净，无吸附剂碎末。 4.进油口的滤网应装在挡板的外侧，出油口的滤网应装在挡板内侧，以防吸附剂和破损滤网进入油箱。 5.吸附剂更换应根据油质的酸价和PH值而定；更换的吸附剂应经干燥（在105℃下烘焙约2h，干燥时堆积厚度＜100mm，并定时搅拌＝，填装时间不宜超过1h。 6.必须将气体排尽，防止残余气体进入油箱。 7.确认阀门在开启位置。 八、安全保护装置检修 （一）压力释放阀的检修

压力释放阀适用于油浸式电力变压器、电力电容器及有载分接开关等，用来保护油箱。

当油浸式变压器在运行中出现故障时，由于线圈过热，使一部分变压器油汽化，变压器油箱中压力迅速增加，这时压力释放阀在2ms内迅速动作，保护油箱不致变形或爆裂。油箱内的压力再升高而达到开启压力时，压力释放阀就再次动作，直到油箱内的压力降到正常值。由于压力释放阀动作后能可靠关闭，油箱外的水和空气不能进入油箱，变压器内部不会受大气污染。

压力释放阀使用受命为连续动作2000次。 检 修 工 艺 1.从变压器油箱上拆下压力释放阀。 2.清扫护罩和导流罩。 3.检查各部连接螺栓及压力弹簧。 4.进行动作试验。 .

质 量 标 准 1.拆下零件妥善保管；孔洞用盖板封好。 2.清除积尘，保持洁净。 3.各部连接螺栓及压力弹簧应完好，无锈蚀，无松动。 4.开启和关闭压力应符合规定。 .

5.检查微动开关动作是否正确。 6.更换密封胶垫。 7.升高座如无放气塞应增设。 8.检查信号电缆。 5.触点接触良好，信号正确。 6.密封良好不渗油。 7.防止积聚气体因温度变化发生误动。 8.应采用耐油电缆。 （二）气体继电器检修 气体继电器是油浸变压器及油浸式有载分接开关所用的一种保护装置。安装在变压器箱盖与储油柜的联管上，在变压器内部故障而使油分解产生气体或造成油流冲动时，使气体继电器的接点动作，以接通指定的控制回路，并及时发出信号或自动切除变压器。

检 修 工 艺 1.将气体继电器拆下，检查容器、玻璃窗、放气阀门、放油塞、接线端子盒、小套管等是否完整，接线端子及盖板上箭头标示是否清晰，各接合处是否渗漏油。 2.气体继电器由专业人员检验，动作可靠，绝缘、流速校验合格，密封合格。 3.气体继电器联结管径应与继电器管径相同，其弯曲部分应大于90°。 4.气体继电器先装两侧联管，将气体继电器安装于其间，用水平尺找准位置并使进出口联管和气体继电器三者处于同一中心位置后紧固螺栓。 5.安装完毕后打开联管上的阀门，使储油柜与变压器本体油路连通，打开气体继电器的放气塞排气。 6.连接气体继电器二次引线，并做传动试验。 九、阀子及塞子检修 检 修 工 艺 1.检查阀门的转轴、挡板等部件是否完整、灵活和严密，更换密封垫圈，必要时更换零件。 2.阀门应拆下分解检修，研磨接触面，更换密封填料，缺损的零件应配齐，对有严重缺陷无法处理者应更换。 3.对变压器本体和附件各部和放油（气）塞、油样阀门等进行全面检查，并更换密封胶垫，检查丝扣是否完好，有损坏而又无法修理者应更换。 质 量 标 准 1.经0.05MPa油压试验，挡板关闭严密、无渗漏，轴杆密封良好，指示开、闭位置的标志清晰、正确。 2.阀门检修后应做0.15MPa压力试验不漏油。 3.各密封面无渗漏。 质 量 标 准 2.按继电器校验规程执行。 4.气体继电器应保持水平位置；联管朝向储油柜方向应有1～1.5%的升高坡度；联管法兰密封胶垫的内径应大于管道的内径；气体继电器至储油柜间的阀门应安装于靠近储油柜侧，阀的口径应与管径相同，并有明显的“开”、“闭“标志。 5.气体继电器的安装应使箭头朝向储油柜，继电器的放气塞应低于储油柜最低油面50mm，并便于气体继电器的抽芯检查。 十、测温装置检验 （一）压力式（信号）温度计

1．拆卸时拧下密封螺母连同温包一并取出，然后将温度表从油箱上拆下，并将金属细管盘好，其弯曲半径不小于75mm，不得扭曲、损伤和变形。包装好后进行校验，并进行警报信号的整定。

2．经校验合格，并将玻璃外罩密封好，安装于变压器箱盖上的测温座中。座中预先注入适量变压

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器油，将座拧紧、不渗油。

3．将温度计固定在油箱座板上，其出气孔不得堵塞，并防止雨水侵入，金属细管应盘好妥善固定。 （二）电阻及棒式玻璃温度计（绕组温度计）在大修中对其进行校验。 十一、冷却器控制箱检修

（一）清扫控制箱内部灰尘及杂物。 （二）检查电源开关和熔断器接触情况

（三）检查电磁开关和热继电器触点有无烧损或接触不良，必要时进行更换。 （四）检查切换开关接触情况及其指示位置是否符合实际情况。 （五）检查信号灯指示情况，如有损坏应补齐。

（六）用500V摇表测量二次回路的绝缘电阻≥0.5MΩ。

（七）进行联动试验，检查主电源是否互为备用，在故障状态下备用冷却器能否正确启动。 （八）检查箱柜的密封情况，必要时更换密封胶垫。 （九）箱柜除锈后进行油漆。

第八节 变压器的油漆

一、油箱外部的油漆 （一）变压器油箱、冷却器及其附件的裸露表面均应涂本色漆，涂漆的工艺应适用于变压器的使用条件。 （二）大修时应重新喷漆。

（三）喷漆前应先用金属洗净剂清除外部油垢及污秽。 （四）对裸露的金属部分必须除锈后补涂底漆。

（五）对于铸件的凹凸不平处，可先用腻子填齐整平，然后再涂底漆。

（六）为使漆膜均匀，宜采用喷漆方法，喷涂时，气压可保持在0.2～0.5Mpa。

（七）第一道底漆漆膜厚为0.05mm左右，要求光滑无流痕、垂珠现象，待底漆干透后（约24h），再喷涂第二道面漆，如浅色醇酸漆；喷涂后若发现有斑痕、垂珠，可用小刀轻轻刮除并用砂纸磨光，再补喷一次。

（八）如油箱和附件的原有漆膜较好，仅有个别部分不完整，可进行局部处理，然后再补喷一次。 二、对油箱外部漆膜的质量要求 （一）粘着力检查：用刀在漆膜表面划十字形裂口，顺裂口用刀剥，若很容易剥开，则认为粘着力不佳。 （二）弹性检查：用刀刮下一块漆膜，若刮下的漆屑不碎裂不粘在一起而有弹性的卷曲，则认为弹性良好。

（三）坚固性检查：用指甲在漆膜上划一下，若不留痕迹，即认为漆膜坚硬。

（四）干燥性检查：用手指按在涂漆表面片刻，若不粘手也不留痕迹，则认为漆膜干燥良好。 三、变压器内部涂漆

（一）变压器油箱内壁（包括金属附件）均应涂绝缘漆，漆膜厚度一般在0.02～0.05mm为宜，涂刷一遍即可。

（二）涂漆前应打磨、剔除焊渣，擦拭干净，涂漆后要求漆膜光滑。 四、对涂刷内壁绝缘漆的要求

（一）耐高温、耐变压器油，即漆膜长期浸泡在105℃的变压器油中不脱落，不熔化。 （二）固化后的漆膜，不影响变压器油的绝缘和物理、化学性能。 （三）对金属件有良好的附着力。

（四）对金属件有良好的防锈、防腐蚀作用。 （五）有良好的工艺性和较低的成本。 五、变压器油漆性能

变压器常用油漆性能见附录。

第九节 变压器检修后的试运行

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变压器在检修竣工后应及时清理现场，整理记录、资料、图纸、清退材料，提交竣工、验收报告，并按照验收规定组织现场验收。 一、变压器试运行前的检查项目

（一）变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺不渗油，油漆完整； （二）变压器滚轮的固定装置应完整；

（三）接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引线）； （四）变压器顶盖上无遗留杂物；

（五）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开”的位置，储油柜油温标示线清晰可见； （六）高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好； （七）变压器的储油柜和充油套管的油位正常；

（八）有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位；

（九）进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体； （十）吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；

（十一）无励磁分接开关的位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、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置的指示应一致，； （十二）温度计指示正确，整定值符合要求；

（十三）冷却装置试运行正常，强油冷却的变压器应启动全部油泵（并测量油泵的负载电流），进行较长时间的循环后，多次排除残余气体。

（十四）进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验； （十五）继电保护装置应经调试整定，动作正确。 二、变压器的试运行

变压器试运行时应按下列规定检查：

（一）中性点直接接地系统的变压器在进行冲击合闸时，中性点必须接地； （二）气体继电器的重瓦斯必须投跳闸位置；

（三）额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起保护装置的误动作； （四）受电后变压器应无异常情况；

（五）检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面，不应渗油现象，变压器无异常振动或放电声； （六）分析比较试运行前后变压器油的色谱数据，应无明显变化； （七）试运行时间不得少于24h。

第十节 变压器的运行规定

一、变压器温度规定

（一）运行中的变压器，上层油温不得超过85℃，极限温度95℃； （二）运行中的变压器线圈极限温度150℃；

（三）强迫油循环风冷却变压器运行中，上层油温度极限75℃；

（四）变压器温度计，大型变压器应有电阻温度计直接通至主控室监视温度。变压器警报温度，一般变压器80℃，强迫油循环变压器70℃，强迫油循环变压器，补助泵启动温度65℃，55℃停止。一般风冷却器变压器，55℃启动风扇，45℃停止风扇。

二、变压器接头温度：镀银的不超过105℃，镀锡不超过90℃。

三、强迫油循环变压器，无论负荷大小，不准全部停止冷却器运行（10分钟掉闸），最少（在无负荷时）每侧应有2组冷却器运行。

四、变压器分接开关三相必须一致，在同一分头。运行中严禁调分接开关，有载开关除外。如果临时停电，调了分接开关，必须测直流电阻。 五、变压器的并列运行条件： （一）接线组别相同；

（二）电压比相等，在同一分头；

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（三）短路电压相等； 六、变压器的震动：

（一）瓦斯继电器外壳震动不大于5丝； （二）潜油泵的震动不大于6丝； （三）风扇不大于10丝。 七、变压器运行中的消缺：

（一）变压器补油要往油枕内补油，不准从变压器下部用滤油机顶油并要停止瓦斯继电器跳闸回路； （二）潜油泵检修完毕，要微开截门，从潜油泵油堵放气，然后再在冷却器顶部放气后才可试运行。 （三）运行中换矽胶，必须是用油浸饱好的矽胶，如果不加浸渍的矽胶，直接放在矽胶罐内，必须马上浸油，并不得封盖。12小时的才能封盖，否则将会造成事故；

（四）呼吸器换矽胶只要确认呼吸器不堵，可能性停瓦斯跳闸，换呼吸器的油封处密封垫必须撤除。 八、变压器油位异常：

（一）储油柜进气，出现假油位，从储油柜排气软管排气； （二）变压器出现漏油或变压器内部过热将有事故。 九、轻瓦斯动作，瓦斯内有气体，可取气样： （一）用火点是否燃烧； （二）色谱化验。 十、变压器防火：

（一）大型变压器要设事故放油门； （二）变压器要设储油坑；

（三）本体一部设储油盘，内铺干净的卵石； （四）变压器间隔要设有灭火沙箱和灭火器； （五）两个变压器距离较近，应设防火防爆样。

干式电力变压器检修工艺规程

参考书籍：干式电力变压器使用说明书。 济南志亨特种变压器有限公司 电力设备预防性试验规程 DL/T 596-1996

第一节 干式电力变压器的说明

一、 概述

现我厂新建6KV开关室,厂变使用的是济南志享特种变压器有限公司生产的干式电力变压器。共有两种型号，一种是型号SCB9—1000/6变压器两台，一种是SCB9—1600/6变压器四台。 二、主要技术数据 产品代号 产品序号 产品规格 额定容量 额定电压 额定电流 额定频率 联结组别 冷却方式 .

1 1 710 3246.3 040255 2 040233 3 040247 4 040249 5 040248 6 040250 1 710 3258.3 SCB9—1600/6 1600 KVA 6300±2×2.5%／400 V 146.6／2309 50 HZ Dyn11 AN／(AF) SCB9—1000/6 1000 KVA 91.6／1443 A .

绝缘水平 耐热等级 使用条件 阻抗电压 总 重 出厂年月 序号(温度) 040255 (27℃) 040233 (27℃) 040247 (26℃) 040249 (31℃) 040248 (27℃) 040250 (26℃) 5.79% 2950 Kg 2004.6 相序 5—6Ω A B B C C A A B B C C A A B B C C A A B B C C A A B B C C A A B B C C A 试验接线 高压—低压及地 低压—高压及地 0.2339 0.2348 0.2338 0.2329 0.2342 0.2324 0.1420 0.1422 0.1417 0.1435 0.1433 0.1432 0.1419 0.1421 0.1417 0.1409 0.1409 0.1408 5.72% 2950 Kg 2004.6 4—6 0.2277 0.2286 0.2275 0.2267 0.2279 0.2262 0.1382 0.1384 0.1380 0.1396 0.1396 0.1394 0.1382 0.1383 0.1379 0.1371 0.1372 0.1370 8.05% 4220 Kg 2004.6 4—7Ω 0.2224 0.2234 0.2223 0.2215 0.2227 0.2210 0.1353 0.1355 0.1351 0.1366 0.1366 0.1364 0.1353 0.1354 0.1350 0.1342 0.1343 0.1342 LI75—AC35／AC3 F级 户内使用 8.07% 4220 Kg 2004.6 3—7Ω 0.2170 0.2179 0.2168 0.2160 0.2172 0.2150 0.1317 0.1319 0.1315 0.1330 0.1330 0.1328 0.1317 0.1318 0.1314 0.1306 0.1308 0.1306 3—8Ω 0.2215 0.2125 0.2115 0.2106 0.2116 0.2102 0.1287 0.1289 0.1285 0.1300 0.1300 0.1298 0.1286 0.1288 0.1284 0.1276 0.1278 0.1276 8.04% 4220 Kg 2004.6 低 压1Ω 8.09% 4220 Kg 2004.6 低压2Ω 厂家出厂时的各档直流电阻(低压1为线电阻,低压2为相电阻顺序为ax by cz)

0.0007365 0.0007368 0.0007441 0.0007313 0.0007314 0.0007409 0.0004525 0.0002217 0.0004532 0.0002216 0.0004616 0.0002219 0.0004547 0.0004538 0.0004627 0.0004477 0.0004476 0.0004547 0.0004413 0.0002161 0.0004410 0.0002161 0.0004499 0.0002158 结论 合格 合格 出厂外施工频耐压试验 试验电压(KV) 35 3 时间(min) 5 5 三、 干式变压器说明 （一）铁芯

采用优质进口高导磁晶粒取向冷轧硅钢片,45°全斜接缝，步进搭接。空载、负载损耗小，噪声低。 （二）线圈

高压线圈为多段带状铜（铝）箔结构，用填料型树脂在真空状态下浇铸，低压线圈为整张铜（铝）箔结构，层间用预浸布粘结．线圈绝缘等级为F级。该种结构的线圈具有局部放电量小、抗短路能力强等特点。

（三）线圈压紧

为西门子独创的楔形压紧结构，压力均匀，易于控制压缩量，有效地保证了运行寿命。 （四）附件

1．温度控制器

为了便于观测，每台变压器配有一台温度控制器。

温度控制器的三个Pt100测温元件分别埋设在低压线圈上端的测温孔内。随着温度变化，自动监测低压线圈温度，必要时发出控制信号，有效确保了变压器的安全运行。

温度控制器具有启停风机、超温报警、超温跳闸等功能。出厂设定值见下表。

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名 称 风机关 风机开 报 警 跳 闸 出厂设定值 80℃ 100℃ 130℃ 150℃ 设定调节范围 60~100℃ 80~120℃ 110~150℃ 130~℃170℃ 2．冷却风机 变压器不带风机时，可在额定容量下连续运行。

加装低噪声辐流风机的变压器，可以在风机连续运行时，将变压器容量提高到120%~150%，但此时负载损耗相应增加0.5~1.0倍，阻抗电压也增加0.2~0.5倍，为非常规状态下运行，此种状态可短期连续运行，但不能长期运行。

3．外壳

变压器不带外壳，保护等级为IP00，由于变压器支持时不得触摸或靠近，装配IP20~IP23防护等级的外壳，以防止意外触电和滴水造成的变压器的故障。外壳应可靠接地。

第二节 干式电力变压器检修

一、小修：间隔每年一次

（一）干式电力变压器小修项目

1．检查时，如发现过多的灰尘聚集，则必须清除，以保证空气流通和避免因爬电造成绝缘击穿。清除使用干燥的压缩空气，清理时，尤其要注意清理高、低压线圈的支撑垫块、绝缘子、引线处的灰尘。

2．检查紧固件、连接件是否松动，导电零件、接地点及其他零件有无生锈、腐蚀痕迹，绝缘表面有无爬电痕迹和碳化现象，必要时应取相应措施进行处理。

3．检查温控器、风机工作是否正常。

4．保护外壳的通风孔内的灰尘应进行相应处理。

5．检查变压器夹件和外壳是否真正接地，铁轭螺栓与夹件之间有绝缘管，检查绝缘是否良好。 6．线圈绝缘电阻的测试。 7．铁芯绝缘电阻的测试。 8．线圈直流电阻的测试。

9．在有必要时进行外施工频耐压试验，其试验电压为出厂试验电压的85%，历时1min。

附录A 油浸变压器大修试验项目 一、大修前的试验

（一）测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数； （二）测量绕组连同套管一起的泄漏电流； （三）测量绕组连同套管一起的tgδ； （四）本体及套管中绝缘油的试验；

（五）测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接头位置）； （六）套管试验；

（七）测量铁芯对地绝缘电阻； （八）必要时增加其它试验项目； 二、大修中的试验

大修过程中应配合吊罩检查，进行有关的试验项目： （一）测量变压器铁芯对夹件、穿芯螺栓（或拉带），钢压板及铁芯电场屏蔽对铁芯，铁芯下夹件对下油箱的绝缘电阻；

（二）测量无励磁分接开关的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻；

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（三）必要时作套管电流互器的特性试验； （四）有载分接开关的测量与试验；

（五）必要时单独对套管进行额定电压下的tgδ、局部放电和耐压试验（包括套管油）。 三、大修后的试验

（一）测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数； （二）测量绕组连同套管的泄漏电流； （三）测量绕组连同套管的tgδ； （四）冷却装置的检查和试验；

（五）本体、有载分接开关的套管中的变压器油试验；

（六）测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接位置上），对多分支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻；

（七）检查有载调压装置的动作情况及顺序； （八）测量铁芯（夹件）引外对地绝缘电阻；

（九）总装后对变压器油箱的冷却器作整体密封油压试验； （十）绕组连同套管一起的交流耐压试验（有条件时）； （十一）测量绕组所有分接头的变压比及连接组别； （十二）检查相位；

（十三）进行变压器空载特性试验；（必要时） （十四）进行变压器短路特性试验；（必要时） （十五）测量变压器的局部放电量；（必要时） （十六）额定电压下的冲击合闸；

（十七）空载试运行前后变压器油的色谱分析。

附录B 空气中套管绝缘距离参考值（表B） 电压等级（KV） 6 10 20 35 66 110 154 220 套管之间距离(正常/最小) 150/80 200/110 /150 400/300 600/570 1000/840 1380 2000/1700 套管对地距离(正常/最小) 150/80 200/110 /150 400/315 650/590 1050/880 1430 2100/1750

附录C 器身装配绝缘距离（表C）（mm） 电压等级(KV) 线圈表面到油箱 套管尾部裸带电体到油箱平壁 套管均压球 到油箱平壁 到油箱法兰口及夹件绝缘 到油箱有护管 分接开关裸电到油箱平壁 有护板 无护板 ＜6 10 12 25 (20) 10 15 20 25 (20) 15 20 30 35 (20) .

20 30 35 45 (20) 35 55 50 70 (40) 110 150 150 170 220 360 220 220 370 540 700 230 (145) (130) 165* .

极 到油箱及夹件尖角 25 25 35 45 70 说明：括号内的数值适用于圆柱型开关，且为开关纸筒外表到油箱平面的最小绝缘距离；

* 适用于高压多线圈结构的变压器（即2#主变）

附录D 变压器常用油漆性能 漆号 名称 特性及用途 用于硅钢片间绝缘。A级，坚硬耐500℃下短时烘干。F35-2(即1611在120～130℃，202在200～210℃烘干 用于线圈浸渍。B级，耐油性，耐电弧及绝缘性能较好，在115～125℃下烘干 用于零件的表面涂漆。耐压、耐水、耐油、耐电弧性较好，在105℃下烘20h 用于金属，木材外表涂漆。机械强度，耐候性较好，有光泽，耐水性差，可室温晾干，若在60～70℃下烘干，则可提高耐水性 用于已涂有色漆表面的罩光漆，光亮坚硬、耐水、耐油、耐磨擦和附着力好，在120℃下烘2h 稀释剂 松节油、200#汽油 F35-1 酚醛硅 F35-2 钢片漆 (1602、202) (快干漆) C30-11 醇酸绝缘(1030、烘漆 1130、1054) C31-1 (1231) C04-2 醇酸绝缘漆 醇酸磁漆（各色） 甲笨、二甲笨标准粘度：涂#4杯（25℃、30～60a） 二甲笨200#汽油 X-6醇酸稀释剂或二甲笨标准粘度：涂#4杯（60～90a） 丁醇与二甲笨混合剂标准粘度：涂#4杯（20～50a） A01-2 氨基清漆 C06-1 铁红醇酸底漆 铁红环氧底漆 酚醛烘干胶液或酚醛树脂漆 用于金属表面涂底。附着力和防锈力好，二甲笨或甲笨200#与硝基、醇酸等多种面漆结合较好，在汽油标准粘度：涂#4室温下干燥 杯（60～120a） 内壁、夹件用，室温下晾干 甲笨 H06-2 F98-1 (5121) (旧型185)

用于绝缘纸板粘合。耐水、耐油、耐酸、乙醇 绝缘性及粘合性好，在120～150℃下烘干 .

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