电力变压器检修作业指导书

Q/GXD

Q/GXD 127.04 -2008 广西电网公司企业标准 电力变压器检修作业指导书 2008 - 06 - 25 发布 2008 - 07 - 15 实施 广西电网公司 发 布

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前 言

为规范广西电网公司电力变压器现场检修工作的作业人员的作业程序，提高大修质量，结合广西电力系统多年来的主变大修经验，制定本作业指导书。

本作业指导书由广西电网公司标准化委员会提出并归口。 本作业指导书由广西电网公司生产技术部组织编写。 本作业指导书主要起草人：蒋权辉 何位经 梁洛耕 蒋 兴 本作业指导书主要审核人： 本作业指导书批准人：林火华

本作业指导书由广西电网公司生产技术部负责解释。

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目 次

前言

第一部分 220kV电力变压器大修作业指导书

第二部分 110kV电力变压器大修作业指导书

第三部分

第四部分

第五部分

第六部分

110～220kV电力变压器小修作业指导书 有载调压开关检修作业指导书 220kV主变风冷装置检修作业指导书 110kV主变风冷装置检修作业指导书 3

第一部分 220kV电力变压器大修作业指导书

1 目的

为规范220kV变压器大修的工作人员的作业程序，确保大修质量达到规定标准，特编写本指导书。 2 适用范围

适用于220kV电力变压器大修的过程指导。 3 规范性引用文件

DL/408-91 电业安全工作规程 DL/T573-95 电力变压器检修导则 DL/T572-95 电力变压器运行规程

ISO14001-1996 环境管理体系 规范及使用指南 ISO9000-2000 质量管理体系 基础和术语 ISO9001-2000 质量管理体系 要求 GB/T 1-1—2000 标准化工作导则

GB/T28001-2001 职业健康安全管理体系 规范 DL/T600-1996 电力标准编写的基本规定

中电联技经[2002]12号 电力建设工程预算定额第三册电气设备安装工程（2002年版） 4 技术术语

变压器大修：就是指将变压器解体，吊罩检修，包括对变压器芯体、附件等内外部分项目进行检查与修理。 5 安全措施 5.1安全注意事项

5.1.1 认真执行安全规程及工作票所列安全措施。

5.1.2 进入现场必须穿工作服、绝缘鞋、戴安全帽、高处作业必须系安全带。 5.1.3 在变压器器身上检修必须穿干净软底鞋和专用工作服。 5.1.4 工作现场保持清洁，严禁烟火并备好消防器材。 5.1.5 严禁上下抛掷工、器具。

5.1.6 起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号。

5.1.7 根据变压器钟罩的重量选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千 斤顶、枕木等。

5.1.8 起重前应先拆除影响起重工作的各种连接。 5.1.9 起吊变压器整体或钟罩时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放衬垫； 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。

5.1.10 起吊时钢丝绳的夹角不应大于60度，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套。 5.1.11 起吊或落回钟罩时，应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳。 5.1.13 起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜。

5.1.14 起吊或落回钟罩时，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。

5.1.15 当钟罩因受条件限制，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。

5.1.16 吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止斜倒损坏瓷件。

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5.1.17 吊车起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与邻近带电设备的安全距离，并设专人监护。 5.2 危险点及控制措施

表1 危险点及控制措施

序号 作业内容 一 大型施工器材在施工现场搬运 危 险 点 1.吊车在高压设备区行走时误触带电体 控 制 措 施 1.1 吊车在进入高压设备区前，工作负责人会同吊车司机踏查和确定吊车的行走路线，核对吊车与带电体的安全距离，明确带电部位、工作地点和安全注意事项。 1.2 吊车在高压设备区行走时，必须设专人监护和引导。 2.吊车在起吊作业中误触带电体 2.1 工作前，工作负责人要向吊车司机讲明作业现场周围临近的带电部位，确定吊臂和重物的活动范围及回转方向。 2.2 起吊作业必须得到指挥人的许可，并确保与带电体的安全距离：不小于4m。 3.器材起吊和放置过程中砸、撞伤作业人员 3.1 由专人指挥，指挥方式须明确、准确。 3.2 工作人员不得站在吊臂和重物的下面及重物移动的前方。 3.3 控制起吊和转动速度，保证起吊和移动平稳。 3.4 吊车的支撑腿必须稳固，受力均匀。 3.5 重物起吊前，工作负责人必须认真检查其悬挂情况，起吊和下落过程中，作业人员不经工作负责人的许可不得擅自从事工作。 3.6 钢丝绳荷重，需保证其安全系数，根据吊车吊臂角度确定荷载，不得超载使用。 二 变压器一、二次引线拆除和恢复（包括主变压器一次水平引线） 4.打伤 1.拆装引线时碰伤 1.1 工作时应戴手套和正确选用工具。 安规热机692、693、731条 制订依据 2.引线脱落、动荡、2.1 引线拆、装时，用传递绳或绝缘杆固定和传碰伤作业人员 3.高空坠落摔伤 递。 3.1 高处作业人员必须使用安全带，穿防滑性能好的软底鞋。 4.1 现场作业人员必须戴好安全帽。 4.2 起重工器具使用前，需按规定进行检查。 4.3 滑轮的悬挂点需牢固，滑轮门闭锁牢靠，钢丝绳套与滑轮间需采取防分离措施。 4.4 高处作业人员必须使用工具袋。 5.一次水平引线放线过程中或落地后触及带电体 5.1 作业时，由专人统一指挥，并加设专责监护人。 5.2 用绝缘杆或绝缘绳固定水平引线与刀闸间引线距离，确保其对带电体距离不小于下列数值：35kV, 1.0; 63~110kV, 1.5m; 220kV, 3.0m; 330kV, 4m。 6.感应电压击伤，引6.1 作业人员必须戴手套，系好安全带。 5

安规热机586条 安规热机587条 安规电气12条

有载调压开关大修 开始 准备工作 办理工作票及安全措施 大修前电气试验 排油 滤油及油化试验 拆卸变压器附件 （有载绝缘筒与钟罩脱离） 吊罩 器身内部检查、试验及缺陷处理 钟罩、附件检查及缺陷处理 更换所有密封件 钟罩及附件复装 本体真空注油 整组密封试验 补充油至运行油位，静置24h 油样试验、整组调试 电气试验 收尾工作 终止 11

11 大修项目、工艺要求和质量标准 11.1 大修项目

11.1.1 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修； 11.1.2 绕阻、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；

11.1.3 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；

11.1.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等； 11.1.5 冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备的检修； 11.1.6 安全保护装置的检修； 11.1.7 油保护装置的检修； 11.1.8 测温装置的校验；

11.1.9 操作控制箱的检修和试验；

11.1.10 无励磁分接开关和有载分接开关的检修； 11.1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏； 11.1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 11.1.13 变压器油的处理或换油； 11.1.14 清扫油箱并进行喷涂油漆； 11.1.15 大修的试验和试运行。

11.2 作业项目、工艺要求及质量标准（见表5）

表5作业项目、工艺要求及质量标准

序号名称 1．开始 2．准备工作 具体内容 工艺要求及质量标准 存在危害 ·人员压伤 ·材料损坏 ·工具损坏 1）办理变电站第一（二）种工作票，需提前一天送至 变电站。 1）按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进2误触试验设备造成行。 触电 2残余电荷电伤 5. 排油 5.1有载调压开关及本1）油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等应保持清洁干2上下油罐和设备体同时排油，并进行油燥，无灰尘杂质和水份； 过滤 3）主变本体放油，过滤合格后注入油罐密封； 4）油枕应检查油位计指示是否正确； 时，使用梯子不当造2低压触电 2渗、漏油污染地面，2）有载调压分接开关放油，过滤合格后注入油罐密封； 成摔伤 2.1准备工器具、2.1.1按照表3、表41）工器具、材料应进行检查，安全工器具须有能证明材料及安全工器要求准备工器具、材料试验合格的标签或试验报告。 具 和安全工器具并进行检查。 3.办理工作票及 安全措施 4..大修前电气试 验 5）器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气滑倒、摔伤作业人员 相对湿度≤65℅为16h，空气相对湿度≤75℅为12h；2发生火灾 器身暴露时间是从变压器放油时起至注油时为止。 5.2部分排油至合适位放油至箱盖以下200mm。 置 6. 拆卸变压器附 件 12

2污染环境 2排油过多引起铁芯受潮 6.1 一次及二次 接线拆除 螺丝分类保存、线头做好标记，二次电缆标志保存完整。 2引线碰伤 2高空坠落摔伤 2引线误触带电体 2感应电压击伤 6.2拆除主变附6.2.1拆除套管、储油1） 拆高、中、低压及中性点、接地套管，220、llOkV2高空坠落摔伤 件 柜、升高座、压力释放套管应安装在专用架上，35kV套管应放在干净、干燥的2附件脱落、摆动、阀 地方，两端包扎好； 兰板封堵； 3）拆升高座，两端用盖板密封； 4）拆压力释放器，用干塑料布包扎。 6.2.2拆除联管、气体1）拆除联管，两端用干净塑料布包扎； 继电器、温度计 2）拆气体继电器，电缆头应做好标记； 3）拆温度计，用干净塑料布包扎。 6.3 继续排油 本体及有载调压开关 油室全部排油 6.4拆卸风扇、潜6.4.1拆除风扇、潜油1）电缆头做好标记。 油泵、冷却器、净泵和电缆 油器 6.4.2拆除冷却器 1）应平稳放置，管口用法兰板封堵。 2高空坠落摔伤 2附件脱落、摆动、放置不稳固，挤、碰伤作业人员 2污染环境 放置不稳固，挤、碰2吊车作业中误触带电体 2受潮 2）拆储油柜及支架，拆下油枕应平稳放置，管口用法伤作业人员 6.4.3 拆除集中冷却1）管口用干净塑料布包扎。 器进出油管 6.4.4拆除净油器 1）放油后，用干净塑料布将两端包好，平稳放置。 6.5拆除调压开6.5.1拆除无载开关操1） 插头用干净塑料布包扎； 关，有载绝缘筒体作杆 与变压器分离 2） 做好标记（头部安装位置及相序）。 2起吊碰坏设备 6.5.2拆除有载开关电1）将有载开关档位置于工作整定位置。 动机构与分接开关的水平连杆 6.5.3拆除有载开关上1）妥善保存固定螺丝。 盖 6.5.4拆除切换开关绝1）拆除切换开关绝缘筒固定螺丝前须用有载开关专用缘筒固定螺丝，将绝缘吊具将绝缘筒吊住。 筒下放到油箱内有载开关支架上 7．吊罩 7.1拆除大盖连接螺栓 1）拆沿箱螺栓，清点数量，妥善保管。 7.2起吊钟罩 1）起吊设专人指挥和专人监护； 2）起吊前应确认无任何影响起吊的连接； 的夹角不应大于60°； 5）起吊四角应系缆绳，设专人扶持； 2电动扳手外壳漏电 2吊车作业中误触带电体 伤作业人员 挤、碰伤作业人员 3）安装起吊钢丝绳，要求牢固、安全、可靠，钢丝绳2吊件脱落，碰、砸4）钢丝绳应挂在专用起吊位置，遇棱角处放置衬垫； 2.吊件摆动、抖动，6）起吊速度应均匀、缓慢，吊起100mm左右应停止检2作业人员摔伤 查，无异常后继续起吊；起吊钟罩，平稳放在枕木上。 8.有载调压开关 1）按《有载调压开关大修指导书》进行。 13

大修 9.器身内部检查、 试验及缺陷处理 9.1绕组检查 9.1.1检查相间隔板和1）围屏清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处围屏(宜解开一相)有封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹； 无破损、变色、变形、2）围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处一定要错放电痕迹，如发现异常开搭接，并防止油道堵塞； 应打开其它两相围屏3）检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块在进行检查 中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐向垫块2～4个； 4）相间隔板完整并固定牢固。 9.1.2检查绕组表面 1）绕组应清洁，表面无油垢，无变形，匝绝缘有无破损； 2）整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象。 9.1.3检查绕组各部垫1）各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂块有无位移和松动情直线，支撑牢固有适当压紧力，垫块外露出绕组的长度 况 至少应超过绕组导线的厚度。 2作业人员摔伤 9.1.4检查绕组绝缘及1）油道保持畅通，无被绝缘、油垢或杂物(如硅胶粉末)油道 堵塞现象，必要时可用软毛刷(或用绸布、泡沫塑料)轻轻擦拭； 2）外观整齐清洁，绝缘及导线无破损，绕组线匝表面 如有破损裸露导线处，应进行包扎处理； 3）特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防局部发热、老化。 9.1.5用手指按压绕组1）绝缘状态可分为： 表面检查其绝缘状态 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，属不合格状态。 9.2引线及绝缘9.2.1检查引线及引线1）引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股 支架检修 锥的绝缘包扎有无变卡伤情况； 形、变脆、破损，引线2）对穿缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生 有无断股，引线与引线分流烧伤，应将引线用白布带半迭包绕一层，220kV引 接头处焊接情况是否线接头焊接处去毛刺，表面光洁，包金属屏蔽层后再加2发生火灾 良好，有无过热现象 包绝缘； 3）早期采用锡焊的引线接头应尽可能改为磷铜或银焊接； 4）接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质； 14

5）引线长短适宜，不应有扭曲现象； 6）引线绝缘的厚度，应符合规定。 9.2.2检查绕组至分接1）引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股 开关的引线，其长度、卡伤情况； 绝缘包扎的厚度、引线2）分接引线对各部绝缘距离应满足DL/T537－1995《变接头的焊接(或连接)、压器检修导则》的附录B要求。 引线对各部位的绝缘 距离、引线的固定情况是否符合要求 9.2.3检查绝缘支架有1）绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象； 无松动和损坏、位移，2）绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝检查引线在绝缘支架缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有防松内的固定情况 措施(220kV级变压器不得应用环氧螺栓)； 3）绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘； 4）引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路。 9.2.4检查引线与各部1）引线与各部位之间的绝缘距离，根据引线包扎绝缘 位之间的绝缘距离 的厚度不同而异，但应不小于DL/T537－1995《变压器检修导则》附录B的规定； 2）对大电流引线(铜排或铝排)与箱壁间距，一般应大于100mm，以防漏磁发热，铜(铝)排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地。 9.3铁芯检修 9.3.1检查铁芯 1）铁芯外表应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边2作业人员摔伤 侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，若叠片有翘起或不规整之处，可用木棰或铜锤敲打平整； 2）无片间短路、搭接现象或变色、放电烧伤痕迹，片间接缝间隙符合要求； 3）铁芯各部表面应无油垢和杂质，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭。 9.3.2检查铁芯上下夹1）铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持2作业人员摔伤 件、方铁、绕组压板的良好绝缘； 紧固程度和绝缘状况，2）钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应绝缘压板有无爬电烧保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度； 伤和放电痕迹 3）钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地； 4）打开上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，与历次试验相比较应无明显变化； 5）如果无铁芯接地片引出接地，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。 9.3.3检查压钉、绝缘1） 螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，2作业人员摔伤 垫圈的接触情况，用专与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹用扳手逐个紧固上下件有足够距离 15

夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓 9.3.4用专用扳手紧固1）穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显2作业人员摔伤 上下铁芯的穿心螺栓，变化 检查与测量绝缘情况 9.3.5检查铁芯间和铁1）油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整 芯与夹件间的油路 齐 9.3.6检查铁芯接地片1）铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm，宽度不 的连接及绝缘状况 小于30mm的紫铜片，插入3～4级铁芯间，对大型变压器插入深度不小于80mm，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯 9.3.7检查无孔结构铁1） 应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好不构成环路， 芯的拉板和钢带 不与铁芯相接触 9.3.8检查铁芯电场屏1）绝缘良好，接地可靠 蔽绝缘及接地情况 9.2 器身绝缘试 验 1）按《电力设备交接和预防性试验规程》进行。 2误触试验设备造成触电 2试验残余电荷电伤，引发其他伤害 10.钟罩、附件检 修及缺陷处理 10.1钟罩检修 10.1.1检查油箱是否1）对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补2作业人员摔伤 存在砂眼渗漏 焊，消除渗漏点。 10.1.2检查油箱内部1）对局部脱漆和锈蚀部位应处理，重新补漆，内部漆油漆情况 膜完整，附着牢固。 10.1.3清扫油箱内部 1）清除积存在箱底的油污杂质，确保内部洁净，无锈蚀，漆膜完整。 10.1.4清扫强油循环1）检查固定于下夹件上的导向绝缘管，连接应牢固，管路 表面无放电痕迹； 2）打开检查孔，清扫联箱和集油盒内杂质；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。 10.1.5检查钟罩(或油1）应平整，发现沟痕，应补焊磨平，法兰结合面清洁箱)法兰结合面 平整 10.1.6检查器身定位1）防止定位钉造成铁芯多点接地，定位钉无影响可不钉 退出。 10.1.7检查磁(电)屏1）无松动放电现象，固定牢固，磁(电)屏蔽装置固定蔽装置 牢固无放电痕迹，可靠接地。 10.1.8检查钟罩(或油1）接头良好，接头处放在油箱法兰的直线部位，胶垫箱)的密封胶垫 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2～3倍，胶垫压缩量为其厚度的1/3左右(胶棒压缩量为1/216

左右)。 10.2冷却器检修 10.2.1检查渗漏点 1）采用气焊或电焊，对渗漏点进行补焊处理，焊点准 确，焊接牢固，严禁将焊渣掉入散热器内。 10.2.2检查上、下油1）对带法兰盖板的上、下油室应打开法兰盖板，清除 室 油室内的焊渣、油垢，然后更换胶垫，上、下油室内部洁净，法兰盖板密封良好。 10.2.3清扫散热器 1）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。表面保持洁净。 10.2.4散热器内部冲1）用合格的变压器油对内部进行循环冲洗 ，内部清洁。 洗 10.2.5散热器试漏 1）用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏。 试漏标准： 片状散热器0.05～0.1MPa、10h 管状散热器0.1～0.15MPa、10h 10.2.6重新安装散热1）注意阀门的开闭位置，阀门的安装方向应统一，指 器 示开闭的标志应明显、清晰； 2）安装好散热器的拉紧钢带。 10.3潜油泵检查 1） 油泵内部清理，应无积污物 2） 测量油泵内部组件间隙，应符合制造厂标准 3） 测量油泵转子前后轴径尺寸，直径允许公差为±0．0065mm，超过此值或严重损坏时应更换 4） 用500V兆欧表测量油泵绝缘电阻值应≥0．5MΩ 5） 检查油泵接线盒，引线与接线柱尾部应焊接牢固，接线盒内部应清洁 10.4风扇检修 1）检查风扇叶片应角度一致，转动平稳，无异响； 2）用500V兆欧表测量风扇电机定子线圈绝缘电阻值应≥0．5MΩ。 10.5套管检修 10.5.1套管解体 1）放出内部的油； 2）拆卸上部接线端子，妥善保管，防止丢失； 3）拆卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计，拆卸时，防止玻璃油位计破损； 4）拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套，注意不要碰坏瓷套； 5）取出内部绝缘筒，垂直放置，不得压坏或变形； 6）拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电杆和下瓷套，分解导电杆底部法兰螺栓时，防止导电杆晃动，损坏瓷套。 10.5.2更换套管油 1）放出套管中的油； 2）用热油(温度60～70℃)循环冲洗后放出，至少循环三次，将残油及其它杂质冲出。 3）注入合格的变压器油，油的质量应符合GB7665—87的规定。 17

10.5.3检修与清扫 1）所有卸下的零部件应妥善保管，组装前应擦拭干净， 妥善保管，防止受潮； 2）绝缘筒应擦拭干净，如绝缘不良，可在70～80℃的温度下干燥24～48h，绝缘筒应洁净无起层、漆膜脱落和放电痕迹，绝缘良好。 3）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，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）为防止油劣化，在玻璃油位计外表涂刷银粉，银粉涂刷应均匀，并沿纵向留一条30mm宽的透明带，以监视油位； 5）更换各部法兰胶垫 ，胶垫压缩均匀，各部密封良好。 10.5.4套管组装 1）组装与解体顺序相反，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）组装后注入合格的变压器油，油质应符合GB7665—87的规定。 3）进行绝缘试验 ，按《电力设备交接和预防性试验规程》进行 10.6净油器检修 1）检查净油器滤网应完整无损伤； 2）更换硅胶。 10.7油枕检修 1）用合格油冲洗干净油枕内部； 2）检查隔膜、胶囊应无破裂、渗油，如损坏则进行处 理或更换；波纹膨胀器油枕检查波纹片焊缝，如有渗漏，2进入杂质 则需更换； 3）呼吸器检查，应无渗油，更换硅胶； 4）油位计检查，玻璃无破损，指针无卡涩。 10.8升高座检修 1）冲洗内部，应无积污物。 2）测量电流互感器变比和伏安特性，应符合制造厂规定标准。 10.9安全装置检 修 1）防爆管检查，玻璃膜应无破损，弯脖处无积水； 2）压力释放阀检查，清扫护罩和导流罩，检查各部连接； 3）螺栓及压力弹簧，微动开关触点应接触良好，信号正确。 10.10气体继电 器检修 1）校验气体继电器，外壳和接口处及引线的密封应良 好无渗漏，监视玻璃完整、清洁透明，接点动作灵活可靠。 10.11测温装置 检修 1）温度表校验； 2）远方测温表校验； 3）检查两个温限回路。 10.12冷却器控 制箱检修 1）清扫控制箱内灰尘及杂物； 2）检查各元器件有无烧损或接触不良，必要时进行更换； 3）检查接线有无松动； 18

4）检查控制箱密封情况并更换密封衬垫。 12管道阀门检修 1）检查所有阀门，更换密封胶垫，应密封良好，无渗 油； 2）检查所有油管道，应无积污物。 11. 更换密封胶更换所有部件的密封1）密封胶垫压缩量为原厚度的1/3。 垫 件 12．钟罩及附件复 装 12.1 钟罩复装 1）更换胶垫，钟罩起吊装回； 2）复装过程实施与起吊过程同样的监控； 3）四周螺栓紧固均衡。 2人员砸伤 12.2主变附件复12.2.1冷却器复装 装 1）装冷却器支架，应牢固； 2）装冷却器，螺丝紧固均衡，胶垫不偏移； 3）接油泵、风扇电源，转向应正确； 4）集中冷却器装油管。 12.2.2套管复装 1）按制造厂要求装高压引线绝缘筒，必须按规定穿过2瓷套碎裂 均压环； 2）装升高座，紧固均衡，胶垫不偏移； 3）装高压套管，油位计方向应正确； 4）装中、低压套管，紧固均衡，胶垫不偏移，油位计方向应正确。 12.2.3油枕复装 1）装油枕支架，应牢固； 2）装油枕，螺丝紧固均衡，胶垫不偏移； 3）装压力释放阀，螺丝紧固均衡，—胶垫不偏移； 4）装呼吸器，更换硅胶； 5）按二次端子标志接入油位计装有载分接开关油枕，螺丝紧固均衡，胶垫不偏移。 12.2.4压力释放器复1）螺丝紧固均衡，胶垫不偏移。 装 12.2.5气体继电器复1）箭头指向储油柜； 装 2）按二次端子标志接入气体继电器。 12.2.6油道连管复装 1）螺丝紧固均衡，胶垫不偏移。 13．本体真空注油 13.1本体抽真空 1）抽真空，速度均匀，真空率不超过0．07MPa，油箱 局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍 13.2变压器底部 注油 2）从变压器底部以3～5t/h的速度将油注入变压器距2污染环境 箱顶约200mm时停止； 13.3储油柜补油 13.2.1从储油柜注油1）严禁从下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变 管补油至正常油位 压器至规定的油面为止。 13.2.2胶囊式储油柜1）进行胶囊排气：打开储油柜上部排气孔，由注油管 的补油 将油注满储油柜，直至排气孔出油，再关闭注油管和排气孔。 2）从变压器下部油门排油，此时空气经吸湿器自然进19

入储油柜胶囊内部，至油位计指示正常油位为止。 13.2.3隔膜式储油柜1）注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开 的补油 隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除，再关闭放气塞。 2）由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，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，经反复调整达到指定油位。 3）发现储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应用排气阀进行排气。 4）正常油位低时的补油，利用集气盒下部的注油管接至滤油机，向储油柜注油，注油过程中发现集气盒中有空气时，应停止注油，打开排气管的阀门向外排气，如此反复进行，直至储油柜油位达到要求为止。 13.4排气 13.4.1在升高座、套1）反复多次放气，直至残余气体排尽。 管、散热器、瓦斯继电器、净油器等部位进行排气 14．整组密封试验 14.1静油柱压力 法 14.2充油加压法 14.3渗漏油处理 15．补充油至运行 油位，静置24h 16．油样化验、整 组调试 16.1 油样化验 1）按《电力设备交接和预防性试验规程》进行。 1）加油压0.035Mpa，时间12h，应无渗漏和损伤 1）若出现渗漏油则处理渗漏 1）从拱顶（箱盖）起加2m油柱，时间24h 16.2变压器整组16.2.1调整检查有载 调试 分接开关 16.2.2检查冷却器启 动运行情况 16.2.3气体继电器保 护连动试验 16.2.4压力释放阀保 护连动试验 16.2.5检查控制室警 报系统 17．电气试验 1）按《电力设备交接和预防性试验规程》进行。 2误触试验设备造成触电 2残余电荷电伤 18．收尾工作 1.清理现场 2.结束工作票 1）工作负责人必须向值班员汇报大修工作完成情况并 填写相关记录。 19.终止 20

12 大修中可能出现的主要异常现象及对策

主要异常现象 1.下雨及扬尘 对策 大修前准备好防雨、防沙尘等器具。 2）工具采取绑扎措施； 3）检修人员的工作服口袋内不准带有金属及其它物件。 3.吊装时损坏设备 1）由专人指挥，指挥方式须明确、准确； 2）控制起吊和转动速度，保证起吊和移动平稳； 3）设立专门吊装监护人。 4.组装完毕密封不严漏油 1）把握好关键部位密封胶垫（或胶圈）的复装； 2）密封胶垫（或胶圈）质量过关。 2.拆除或安装主变附件时物件掉入主变本体内 1）提高检修人员素质；

13 大修后的验收与交接

变压器在大修竣工后应及时清理现场，整理记录、资料、图纸，清理材料、进行核算，

提交竣工、验收报告，并按照验收规定组织现场验收。 13.1 运行部门移交的资料

13.1.1 变压器大修总结报告见附录Ⅱ； 13.1.2 现场干燥、检修记录；

13.1.3 全部试验报告(包括高压绝缘、油简化及色谱分析、有载分接开关动作特性及保护、

测量元件校验报告等)；

13.2 试运行前检查项目；

13.2.1 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； 13.2.2 滚轮的固定装置应完整；

13.2.3 接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引外）； 13.2.4 变压器顶盖上无遗留杂物；

13.2.5 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；

13.2.6 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

触良好并涂有电力脂；

13.2.7 变压器的储油柜和充油套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内应无气体； 13.2.8 有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位；

13.2.9 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；

13.2.10 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； 13.2.11 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、操作机构和顶盖上三者分接位置的指示应一致；

13.2.12 温度计指示正确，整定值符合要求；

13.2.13 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；

13.2.14 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； 13.2.15 继电保护装置应经调试整定，动作正确。 13.3 试运行

变压器试运行时应按下列规定检查：

21

13.3.1 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； 13.3.2 气体继电器的重瓦斯必须投跳闸位置；

13.3.3 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； 13.3.4 受电后变压器应无异常情况；

13.3.5 检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面，不应有渗油现象，变压器无异常振动或

放电声；

13.3.6 分析比较试运行前后变压器油的色谱数据，应无明显变化； 13.3.7 试运行时间，一般不少于24h. 附录

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附录Ⅰ 设备主要技术参数表

主变基本参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 名称 型号 额定容量 额定电压 额定电流 总重 油重 上节油箱重 器身重 制造厂编号 接线图及联结组标号 制造厂名 制造日期 原值 标准代号 产品代号 绝缘水平 型号 编号 级电压 额定电压 工作电流 调压级数 过渡电阻 配装变压器容量 生产日期 厂家 主变有载调压开关基本参数 内容 23

附录Ⅱ 变压器大修总结报告

一、报告内容

变电站 号 变压器 型号： 制造厂： 变压器投入运行日期： 年 月 日 本站投入运行日期： 年 月 日 变压器上次大修日期： 年 月 日 高压套管： 型 只 低压套管： 型 只 有载分接开关： 厂 型 无励磁分接开关： 厂 型 本次大修记载事项： 大修原因： 大修地点： 吊罩检查于： 月 日 时 分至 月 日 时 分 参加吊罩人员： 大修工期： 年 月 日至 年 月 日 完成标准大修外增加的项目： 大修检查处理记录: 大修中已处理的主要缺陷： 大修中遗留的问题： 大修验收意见： 大修后设备评级： 工程质量评级： 参加验收人员： 局主管： 检修单位主管： 生技部专责： 检修技术专责： 变电运行主管： 检修班长： 验收日期： 年 月 日

吊检天气： 环境温度： °C 电压： 出厂号： 结线组： 出厂日期： 年 月 日 两次大修间小修： 次 两次大修间临修： 次 两次大修间共停用： 天 中压套管： 型 只 冷却装置： 型 只 累计操作次数： 相对湿度 %

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二、大修检查处理记录

序号及名称 1 吊罩检查 1）器身暴露空气中的时间，相对湿度≤ 65%为16h；相对湿度≤75%为13h 2）环境良好，否则采用防护措施 吊罩环境:室内、外天气: 器身温度: °C 环境温度: °C～ °C 相对湿度: %～ % 开始抽油: 日 时 分 开始注油: 日 时 分 措 施： 检查项目 技 术 要 求 处 理 情 况 工作检人 2 绕组及绝缘 1) 绕组无变形、倾斜、位移、幅向导线无弹出;匝间绝缘无损坏 2)相间隔板完好 3)围屏紧固、清洁、无放电痕迹 4)各部垫块无位移、松动、排列整齐 5)油道畅通,无油垢或其它杂物堵塞 6)压紧装置无松动 2) 7)导线接头无发热脱焊 3) 8)表面清洁无油垢 9)绕组绝缘等级确定 围屏(解开相)检查结果: 绝缘等级: 3 引 线 1)引线排列整齐 2)多股引线无断股 3)引线接头焊接良好;表面光滑、无毛刺、清洁 4)穿缆式引出接头与引线焊接锡焊应改为磷铜焊或银焊 5)穿缆式引出接头与引线焊接锡焊应改为磷铜焊或银焊 6)外包绝缘厚度符合要求包扎良好,无变 形、脱落、变脆、破损 7)引线与绝缘支架固定处垫绝缘纸板,引 线绝缘无卡伤 8)引线间距离及对地距离符合要求 9)表面清洁 10)穿缆引线进入套管部分白布带包扎良 好 4 绝缘支架 1)绝缘支架有足够的机械强度 2)无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤痕迹, 否则应予更换 3)绝缘支架的固定螺栓紧固,有放松螺母 4)表面清洁 25

5 铁芯及夹件 1)铁芯外表平整无翘片,无严重波浪状 2)无片间短路、发热、变色或烧伤痕迹 3)绝缘漆膜无脱落 4)对地绝缘良好,常温下≥200MΩ 5)铁芯与方铁间绝缘 6)铁芯与夹件间绝缘 7)铁芯与拉带间绝缘 8)铁芯与穿心螺杆绝缘 9)铁芯与夹件油道畅通,油道垫块排列整 齐 10)铁芯与箱壁上的定位钉绝缘良好 11)铁芯底脚垫木固定无松动 12)接地片无发热痕迹,固定良好 13)铁芯电场屏蔽引外接地良好 14)铁芯表面清洁,无油垢、杂物 6 压板及压钉 1)压板物严重偏芯 2)钢压板与压钉绝缘良好,与夹件用接地 片连接良好 3)压钉与金属座压紧无悬浮 4)压钉防松螺母缩紧 7 无励磁分接1)开关绝缘筒或护板完好无损,无烧痕 开关 2)动、静触头无发热、烧痕;接触良好,接 触电阻≤500μΩ(每相、每档) 3)开关内金属转轴与操作柄的金属拨叉 接触良好,无悬浮,必要时加装弹簧片 4)开关固定牢固 5)开关位置指示正确(按制造厂说明书进 行调整 绝缘电阻 MΩ 绝缘电阻 MΩ 绝缘电阻 MΩ 绝缘电阻 MΩ 绝缘电阻 MΩ 绝缘电阻 MΩ 8有载分(1)切换开按《有载分接开关运行维护导则》要求: 接开关 关 1)各触头压力测量 2)各触头烧损量≤3mm(MR厂),否则须更 换触头 3)触头动作顺序符合制造厂规定;用直流 示波法测量切换时间30～50ms 弧触头桥接时间3～5ms 三相同期误差≤3ms 4)过渡电阻无断裂损伤,阻值测量,误差≤ 10% 5)开关油室与变压器本体无渗漏 6)检修后油室内注入合格油 7)各对触头接触电阻<500μΩ 触头烧损量 mm 切换时间 ms 桥接时间 ms 三同期误差 ms 过渡电阻实测值 Ω 26

(2)转换器1)动、静触头无烧损、发热痕迹,接触良 和选择 开关 好 2）转动部分动作灵活 3）绝缘支架无损伤变形、无放电痕迹 4）与分接引线连接牢固，螺栓紧固并有放松螺母 5）触头及导电部分与分接引线距离符合规定 6）固定牢固 （3）快速机1）主弹簧、复位弹簧、爪卡等无变形断裂 构 2）固定螺栓紧固 3）动作部分无严重磨损、擦毛、损伤、卡涩 （4）操动控1）机构转动部分灵活、齿轮盒密封良好、润滑脂足够 制箱 2）电气回路连接正确无松动 3）各继电器触点无严重锈蚀 4）位置指示正确 5）电器顺序开关、限位开关及机械限位动作可靠 6）箱体密封良好 7）控制回路绝缘良好 9 （5）组装后1）动作圆图符合出厂规定 调试 2）变压器三相各档直流电阻测量符合标准 油箱（包括1）油箱内部清洁无锈蚀、残屑及油垢，漆膜完整 套管 升高座） 2）对强油冷管路清除杂物，并密封良好，润滑脂足够 3）磁（电）屏蔽装置固定牢固，不得有松动或过热现象，接地良好 4）箱沿平整，无凹凸，箱沿内侧有防止胶垫移位的挡圈 5）油箱的强度足够，密封良好，如有渗漏应进行补焊，重新喷涂漆 6）密封胶垫全部予以更换 7）箱壁或顶部的铁心定位螺栓退出与铁心绝缘 8）油箱外部漆膜喷涂均匀、有光泽、无漆瘤 9）铁心（夹件）外引接地套管完好 10 储油柜 1）内外表面无锈蚀及油垢，内壁刷绝缘漆 ，外壁喷油漆，要求平整有光泽 2）胶囊或隔膜无老化龟裂，在0.02～0.03MPa压力下30Min无渗漏 3）油位指示器指示正确 4）储油柜内残留空气已排除，消除假油位 11 压力释放阀 5）吸湿器、排气管、注油管等应畅通 6）更换密封垫无渗漏 1）内部清洁无锈蚀、油垢 2）密封良好，无渗漏 3）安全气道上部应与储油柜相连 4）压力释放阀校验合格 27

12 吸湿器 1）内外清洁，更换失效的吸附剂 2）呼吸管道畅通 3）密封油位正常 13 净油器 1）内外清洁刷漆 2）更换失效的吸附剂 3）金属滤网必须更换 4）相关的阀门已检验，无渗漏 5）更换胶垫密封良好，无渗漏 14 气体继电器 1）内外清洁无油垢 2）密封良好，无渗漏 3）流速校验合格，绝缘良好 4）防雨罩安全牢固 5）气体继电器保持水平位置，连管朝 储油柜方向有1%～1.5％的升高坡度 流速： m/s 绝缘电阻： M Ω 15 测温装置 1）温度计校验合格，报警触点动作正确 无渗漏 2）测温插管内清洁，注满油，测温元件插入后塞座拧紧，密封 16 阀门、塞子 1）本体及附件各部阀门、塞子开闭灵活，指示正确 2）更换胶垫，密封良好，无渗漏 17 冷却装置 1）内部用油冲洗干净 2）表面清扫清洗 3）更换胶垫，无渗漏油 4）压力试漏合格 5）油漆 试漏压力 Mpa、 h 无渗漏 18 19 20 油泵 风扇 套管 按油泵检修工艺卡 按风扇电机检修工艺卡 1）瓷套外表清洁，无裂纹、破损及放电痕迹 2）更换放油孔等可调换的胶垫，密封良好，无渗漏 3）电容器套管及充油套管油位正常； 必要时补充加油或更换新油 4）tgδ超标或有严重缺陷是必须解体干燥处理 5）套管及油试验合格 是否解体、干燥 附施工记录及试验报告 21 器身干燥 1）器身绝缘下降受潮需要干燥处理 2）干燥、施工记录完整 22 油处理 1）滤油或换油 2）检修后注入的油，其油种、油质简化、 耐压、微水及 色谱分析等应符合2536－81 《变压器油》的要求 附油试验报告 28

23 大修交接试1）按广西电网公司颁《电力设备交接和预防性试验规程》进行 附大修交接试验报告 验 2）试验结果记录附于本总结报告

附 录 Ⅲ 绝缘距离参考表

B1 空气中套管绝缘距离参考值(表B1)

表 B1 mm 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 B2 器身装配绝缘距离(纯油距表B2)

表 B2 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 到油箱平壁 到油箱法兰口及夹件绝缘 有护板 无护板 110 ＜6 10 12 10 15 20 15 20 30 20 30 35 35 55 50 40 60 60 66 100 80 90 半绝缘 135 130 140 全绝缘 150 150 170 154(端部 出线) 190 270 360 220 (中部出线有4mm围屏) 185**** 370(300)*** 540 套管对地距离 正常/最小 150/80 200/110 /150 400/315 650/590 1050/880 1430 2100/1750 套管均压球 120 180 220 460 700 到油箱有3in护管 分接 开关 裸电 极 到油箱平壁 25 (20)* 25 (20)* 35 (20)* 45 (20)* 120 (70)* 180 (120)*** 140 (80)* 360 230 (130)* 540 (145)* (165)** 80 70 (40)(40)* * 70 80 (200)* 到油箱及 夹件尖角 25 25 35 45 * 括弧内的数值适用于圆柱型开关，且为开关纸筒外表面到油箱平面的最小绝缘距离；

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** 括弧内的数值适用于220kV级自耦变压器或高压多线圈结构的变压器； *** 括弧内的数值适用于有隔筒或板的结构；

**** 对90000kVA以上变压器，考虑漏磁影响距离应大于或等于220mm。

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附录Ⅳ

变压器抽真空极限允许值 电压等级 kV 35 66 容量 kVA 4000～31500 20000及以上 5000～16000 4000及以下 110 220

附录Ⅴ

绝缘件表面含水量标准 电压等级 （kV） 110及以下 220

含水量标准 （%） 2以下 1以下 20000及以上 16000及以下 不限容量 真空度(残压) Pa 3.5310 5.1310 5.1310 5.1310 3.5310 5.1310 133.3 44444431

第二部分 110kV电力变压器大修作业指导书

1 目的

为规范110kV变压器大修的工作人员的作业程序，确保大修质量达到规定标准，特编写本指导书。 2 适用范围

适用于110kV电力变压器大修的过程指导。 3 规范性引用文件

DL/408-91 电业安全工作规程 DL/T573-95 电力变压器检修导则 DL/T572-95 电力变压器运行规程

ISO14001-1996 环境管理体系 规范及使用指南 ISO9000-2000 质量管理体系 基础和术语 ISO9001-2000 质量管理体系 要求 GB/T 1-1—2000 标准化工作导则

GB/T28001-2001 职业健康安全管理体系 规范 DL/T600-1996 电力标准编写的基本规定

中电联技经[2002]12号 电力建设工程预算定额第三册电气设备安装工程（2002年版） 5 技术术语

变压器大修：就是指将变压器解体，吊罩检修，包括对变压器芯体、附件等内外部分项目进行检查与修理。 6 安全措施 5.1安全注意事项

5.1.1 认真执行安全规程及工作票所列安全措施。

5.1.2 进入现场必须穿工作服、绝缘鞋、戴安全帽、高处作业必须系安全带。 5.1.5 在变压器器身上检修必须穿干净软底鞋和专用工作服。 5.1.6 工作现场保持清洁，严禁烟火并备好消防器材。 5.1.5 严禁上下抛掷工、器具。

5.1.6 起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号。

5.1.7 根据变压器钟罩的重量选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千 斤顶、枕木等。

5.1.8 起重前应先拆除影响起重工作的各种连接。 5.1.9 起吊变压器整体或钟罩时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放衬垫； 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。

5.1.10 起吊时钢丝绳的夹角不应大于60度，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套。 5.1.11 起吊或落回钟罩时，应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳。 5.1.13 起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜。

5.1.14 起吊或落回钟罩时，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。

5.1.15 当钟罩因受条件限制，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。

5.1.16 吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止斜倒损坏瓷件。

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5.1.17 吊车起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与邻近带电设备的安全距离，并设专人监护。 5.2 危险点及控制措施(见表1)；

表1 危险点及控制措施

序号 作业内容 一 大型施工器材在施工现场搬运 危 险 点 1.吊车在高压设备区行走时误触带电体 控 制 措 施 1.1 吊车在进入高压设备区前，工作负责人会同吊车司机踏查和确定吊车的行走路线，核对吊车与带电体的安全距离，明确带电部位、工作地点和安全注意事项。 1.2 吊车在高压设备区行走时，必须设专人监护和引导。 2.吊车在起吊作业中误触带电体 2.1 工作前，工作负责人要向吊车司机讲明作业现场周围临近的带电部位，确定吊臂和重物的活动范围及回转方向。 2.2 起吊作业必须得到指挥人的许可，并确保与带电体的安全距离：不小于4m。 3.器材起吊和放置过程中砸、撞伤作业人员 3.1 由专人指挥，指挥方式须明确、准确。 3.2 工作人员不得站在吊臂和重物的下面及重物移动的前方。 3.3 控制起吊和转动速度，保证起吊和移动平稳。 3.4 吊车的支撑腿必须稳固，受力均匀。 3.5 重物起吊前，工作负责人必须认真检查其悬挂情况，起吊和下落过程中，作业人员不经工作负责人的许可不得擅自从事工作。 3.6 钢丝绳荷重，需保证其安全系数，根据吊车吊臂角度确定荷载，不得超载使用。 二 变压器一、二次引线拆除和恢复（包括主变压器一次水平引线） 4.打伤 1.拆装引线时碰伤 1.1 工作时应戴手套和正确选用工具。 安规热机692、693、731条 制订依据 2.引线脱落、动荡、2.1 引线拆、装时，用传递绳或绝缘杆固定和传碰伤作业人员 3.高空坠落摔伤 递。 3.1 高处作业人员必须使用安全带，穿防滑性能好的软底鞋。 4.1 现场作业人员必须戴好安全帽。 4.2 起重工器具使用前，需按规定进行检查。 4.3 滑轮的悬挂点需牢固，滑轮门闭锁牢靠，钢丝绳套与滑轮间需采取防分离措施。 4.4 高处作业人员必须使用工具袋。 5.一次水平引线放线过程中或落地后触及带电体 5.1 作业时，由专人统一指挥，并加设专责监护人。 5.2 用绝缘杆或绝缘绳固定水平引线与刀闸间引线距离，确保其对带电体距离不小于下列数值：35kV, 1.0; 63~110kV, 1.5m; 220kV, 3.0m; 330kV, 4m。 6.感应电压击伤，引6.1 作业人员必须戴手套，系好安全带。 33

安规热机586条 安规热机587条 安规电气12条

发其他伤害 6.2 在有感应电压的场所工作时，应在工作地点加设临时接地线。 三 检修前后的绝缘试验 1.误触试验设备造成触电 2.设备试验后的残余电荷电伤，引发其他伤害 1.1 清除与试验工作无关的人员。 1.2 被试设备周围装设临时遮栏或设专人看守。 安规电气231条 2.1试验项目完成后，立即将被试设备对地放电。 安规电气234条 四 低压交流回路和二次回路接线拆除和恢复 1.低压触电 1.1 拉开有载调压装置和冷却系统的电源刀闸，并在刀闸操作把手上挂“禁止合闸，有人工作”牌，取下熔断器。 安规电气209条 2.交、直流回路短路或接地 2.1 二次回路接线拆前做好标记，接线端头随拆即采取绝缘包扎措施。 2.2 作业人员和所使用的工具必须与电源部分采取有效的绝缘隔离措施。 五 附件拆除和安装 1.作业人员从器身顶部掉下 2.吊装时，附件脱落、摆动、放置不稳固，挤、碰伤作业人员 1.1 在器身顶部作业的人员必须使用安全带。 1.2 器身顶部的油污需清擦干净。 2.1 按标准选用和检查起重工器具。 2.3 控制吊装速度，保持重物平稳。 2.4 重物起吊和下落过程中，作业人员不经工作负责人许可不得擅自从事工作。 安规热机584条 安规热机2.2 由专人统一指挥，明确起重工作的指挥方式。 687、689条 六 排油、注油和滤油 1.低压触电 1.1 低压交流电源应装有漏电保安器。 1.2 滤油机电源开关的操作把手需绝缘良好。 1.3 接线端子的绝缘护罩齐备，导线的接头须采取绝缘包扎措施。 安规热机54条 2.上下油罐和设备时，使用梯子不当造成摔伤 3.渗、漏油污染地面，滑倒、摔伤作业人员 4.发生火灾 2.1 梯子须放置稳固，由专人扶持或专梯专用，将梯子与器身等固定物牢固地捆绑在一起。 2.2 上下梯子和设备时须清除鞋底的油污。 3.1 设专人看管滤油设备，漏油点用容器盛接。 3.2 油管接头连接良好，油路密封良好。 3.3 作业人员需穿耐油性能好的防滑鞋。 4.1 作业现场严禁吸烟和明火，必须用明火时应办理动火手续，并在现场备足消防器材。 4.2 作业现场不得存放易燃易爆品。 安规热机634、635、637条 安规热机177条 七 吊罩检查 1.起重工器具安全载荷选择不当或被吊件悬挂不牢碰、砸伤作业人员 1.1 根据被吊件重量，选择起重工器具并经过验算，保证其使用安全系数。 定指挥方式。 被吊件刚一吊起时应再次检查其悬挂和捆绑情况，确认可靠后再继续起吊。 安规热机669、683、691条 吊装过程中失灵，1.2 由专人统一指挥，指挥人和吊车司机共同认靠使被吊件脱落，1.3 吊绳悬挂、捆绑牢固，吊绳夹角不大于60°，34

2.被吊件在吊装过挤、碰伤作业人员 3.作业人员摔伤 2.1 被吊件的四角应系缆绳并指定专人控制。 部和手脚不得放在被吊件下方。 3.1 梯子的上端与上夹铁牢固的捆绑在一起。 3.2 作业人员需采取稳妥地防滑措施。 安规热机689、693条 程中摆动、抖动，2.2 被吊件和吊车吊臂下严禁站人，作业人员头安规热机636、639条 安规热机252、253条 4.用摇表测量绝缘时电击作业人员 4.1 测量时暂停其他作业，清除与该项工作无关的人员。 4.2 作业人员之间须加强配合，测量时互相呼应。 6 大修准备

6.1 人员组织及分工(见表2)；

表2 人员组织及分工 序号 1 2 3 4 5 6 7 项目 大修前准备工作 主变解体 按大修项目对各部件进行检修 组装主变 注油 试验 收尾及交接 单位 （台） 单台 单台 单台 单台 单台 单台 单台 定额工作日 1 1 2 2 1 2 1 高级工 5 10 10 10 5 5 5 劳动组织 中级工 5 15 15 15 5 5 5 初级工 6 15 15 20 5 5 6

6.1.1 人员素质要求 6.1.1.1 高级工

a. 负责直接检修工作，应具备丰富的检修经验，熟知工艺要求及标准，掌握检修项目和方法；

b. 负责解决大修中出现的难度较大技术、工艺问题； c. 掌握全面扎实的钳工、电焊、起重等工艺； d. 熟悉设备结构、工作原理、特性、运行情况。 6.1.1.2 中级工：

a. 掌握一定的电工学知识，具备一定的检修经验； b. 了解检修与安装工艺要求及标准；

c. 掌握较扎实的钳工、电焊、起重等工艺；

d. 负责对检修工作中出现的技术问题进行组织和协助工作。 6.1.1.3 初级工

a. 经过初级专业技术培训，掌握一定的电工基础知识； b. 了解检修工艺要求及标准； c. 具有参加相关检修工作的经验。 6.1.2 职责和权限 6.1.2.1 大修负责人：

a. 负责变压器大修工作的技术措施和组织措施，监督工作人员严格执行本作业指导书，确保电力变压器大修质量符合规定要求； b. 负责大修工作中的安全工作；

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c. 负责填写作业记录报告；

d. 具有实施大修工作中的指挥、管理监督、质量监督以及向上一级汇报工作的权利。 6.1.2.2 大修工作组成员：

a. 服从负责人的领导和指挥，正确地按本作业指导书进行变压器大修工作； b. 认真遵守安全工作规程，确保安全生产； c. 具有对工作质量的自检和互检的权利。

6.2 查阅变压器运行记录及相关档案，准备相关资料、图纸和记录； 6.3 准备检修设备及工器具（见表3）

表3 检修设备及工器具

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 工具名称 吊车 油罐 电动板手 真空滤油机 电烙铁 钢板尺 角尺 水平尺 游标卡尺 布剪子 铁剪子 塞尺 油枪 油盆 铁油桶 手电筒 螺丝刀 长臂螺丝刀 电工刀 半圆锉 圆锉 平口钳 扇嘴钳 尖嘴钳 铁锤 手锤 规格型号 8T以上 10T、6T、3T、1T 300W 150mm 300mm 300mm 300mm 0——300mm 0——125 mm 大、中、小 15kg 300mm 300mm 250mm 8寸 12磅 8磅 2.5磅 450*55 18寸 350*46 14寸 27 活动扳手 300*46 12寸 150*20 6寸 100*14 4寸 28 29 30 梅花扳手 呆头扳手 套筒扳手 8—42mm 8—42mm SIZE-32 36

单位 台 个 套 台 只 把 把 把 把 把 把 把 把 把 个 个 个 把 把 把 把 把 把 把 把 把 把 把 把 把 把 把 把 把 套 套 套 数量 1 各1 2 1 1 2 1 1 1 1 1 2 1 1 1 3 1 2 4 2 4 2 4 2 2 2 l 1 4 4 4 4 4 2 3 3 2 备注 根据具体情况配置 根据具体情况配置

31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 导线压接钳 管钳 内六角扳手 手枪电钻 钻头 皮带冲子 钢锯弓 高压清洗机 110kV套管支架 变压器封板 橡胶锤 撬棍 台钳 绝缘梯 人字梯 起吊专用吊具 枕木 真空注油时监视箱体变形标尺 温湿度计 防雨用具 电焊机 氧气、乙炔 16—240mm 40—300mm 88—900mm 28、16mm 13、12、1l.5mm 7.2、6.5、5mm 各种规格 大、小 小 大 4米 3米 2米 183183200 2套 套 套 套 把 个 个 个 套 把 套 个 套 把 根 根 台 把 把 架 套 条 个 只 套 套 套 1 1 1 1 1 2 2 2 1 3 1 4 1 各1 4 2 1 2 2 2 1 20 2 1 1 1 1

6.4 准备消耗材料（见表4）；

表4 消耗材料

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 物资名称 变压器耐油胶垫 棉纱头 白布 毛巾 塑料布 砂布 白布带 塑料带 纹纸带 黑胶布 变压器油 汽油 酒精 黄油 规格型号 宽1m 0# 25# 93# 工业 37

单位 套 kg 米 条 kg 张 卷 卷 卷 卷 T kg kg kg 数量 l 50 5 50 10 20 5 5 10 5 2 30 5 5 备注 不脱毛

15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 凡土林 绝缘漆 调合漆 防锈漆 马连根刷子 毛刷 钢丝刷 锯条 镀锌铁丝 控制电缆 变色硅胶 白硅胶 肥皂 口罩 帆布手套 保险丝 螺丝 中性 黄、绿、红、黑、银 1寸 8# 8# 6×4mm 10A 各种规格 1.5mm 2kg kg kg kg 把 把 把 根 kg 米 kg 吨 块 个 付 卷 套 kg kg kg 个 2 15 各2 2 10 10 5 20 25 100 15 0.5 4 25 15 1 若干 2 3 4 各4 32 清壳纸板 2mm 3mm 33 蝶阀 ∮80、∮25

6.5 现场布置（包括防火设施、防雨、防尘、防潮、照明、场地布置）。 7 大修周期

7.1 一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。

7.2 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油时，才进行大修。 7.3 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。 7.4 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。 8 工期定额

大修工期：9～10天（详见表2） 9 设备主要技术参数（见附录Ⅰ） 10 大修流程

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有载调压开关大修 开始 准备工作 办理工作票及安全措施 大修前电气试验 排油 滤油及油化试验 拆卸变压器附件 （有载绝缘筒与钟罩脱离） 吊罩 器身内部检查、试验及缺陷处理 钟罩、附件检查及缺陷处理 更换所有密封件 钟罩及附件复装 本体注油 整组密封试验 补充油至运行油位，静置24h 油样试验、整组调试 电气试验 收尾工作 终止 39

11 大修项目、工艺要求和质量标准 11.1 大修项目

11.1.16 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修； 11.1.17 绕阻、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；

11.1.18 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；

11.1.19 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等； 11.1.20 冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备的检修； 11.1.21 安全保护装置的检修； 11.1.22 油保护装置的检修； 11.1.23 测温装置的校验；

11.1.24 操作控制箱的检修和试验；

11.1.25 无励磁分接开关和有载分接开关的检修； 11.1.26 全部密封胶垫的更换和组件试漏； 11.1.27 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 11.1.28 变压器油的处理或换油； 11.1.29 清扫油箱并进行喷涂油漆； 11.1.30 大修的试验和试运行。

11.2 作业项目、工艺要求及质量标准（见表5）

表5作业项目、工艺要求及质量标准

序号名称 1．开始 2．准备工作 具体内容 工艺要求及质量标准 存在危害 ·人员压伤 ·材料损坏 ·工具损坏 1）办理变电站第一（二）种工作票，需提前一天送至 变电站。 1）按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进2误触试验设备造成行。 触电 2残余电荷电伤 5. 排油 5.1有载调压开关及本1）油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等应保持清洁干2上下油罐和设备体同时排油，并进行油燥，无灰尘杂质和水份； 过滤 3）主变本体放油，过滤合格后注入油罐密封； 4）油枕应检查油位计指示是否正确； 时，使用梯子不当造2低压触电 2渗、漏油污染地面，2）有载调压分接开关放油，过滤合格后注入油罐密封； 成摔伤 2．1准备工器具、2.1.1按照表3、表41）工器具、材料应进行检查，安全工器具须有能证明材料及安全工器要求准备工器具、材料试验合格的标签或试验报告。 具 和安全工器具并进行检查。 3.办理工作票及 安全措施 4.大修前电气试 验 5）器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气滑倒、摔伤作业人员 相对湿度≤65℅为16h，空气相对湿度≤75℅为12h；2发生火灾 器身暴露时间是从变压器放油时起至注油时为止。 5.2部分排油至合适位1）放油至箱盖以下200mm。 置 6. 拆卸变压器附 件 40

2污染环境 2排油过多引起铁芯受潮

6.1 一次及二次 接线拆除 1）螺丝分类保存、线头做好标记，二次电缆标志保存2引线碰伤 完整。 2高空坠落摔伤 2引线误触带电体 2感应电压击伤 6.2拆除主变附6.2.1拆除套管、储油1）拆高、中、低压及中性点、接地套管，llOkV套管2高空坠落摔伤 件 柜、升高座、压力释放应安装在专用架上，35kV套管应放在干净、干燥的地2附件脱落、摆动、阀 方，两端包扎好； 兰板封堵； 3）拆升高座，两端用盖板密封； 4）拆压力释放器，用干塑料布包扎。 6.2.2拆除联管、气体1）拆除联管，两端用干净塑料布包扎； 继电器、温度计 2）拆气体继电器，电缆头应做好标记； 3）拆温度计，用干净塑料布包扎。 6.3 继续排油 6.3.1本体及有载调压 开关油室全部排油 6.4拆卸散热器、6.4.1拆除风扇和电缆 1）电缆头做好标记。 净油器 6.4.2拆除散热器 6.4.3拆除净油器 1）应平稳放置，管口用法兰板封堵。 2高空坠落摔伤 2附件脱落、摆动、伤作业人员 6.5拆除调压开6.5.1拆除无载开关操1）插头用干净塑料布包扎； 关，有载绝缘筒体作杆 与变压器分离 2）做好标记（头部安装位置及相序）。 2起吊碰坏设备 2污染环境 放置不稳固，挤、碰2吊车作业中误触带电体 2受潮 2）拆储油柜及支架，拆下油枕应平稳放置，管口用法伤作业人员 碰1）放油后，用干净塑料布将两端包好，平稳放置。 放置不稳固，挤、6.5.2拆除有载开关电1）将有载开关档位置于工作整定位置。 动机构与分接开关的水平连杆 6.5.3拆除有载开关上1）妥善保存固定螺丝。 盖 6.5.4拆除切换开关绝1）拆除切换开关绝缘筒固定螺丝前须用有载开关专用缘筒固定螺丝，将绝缘吊具将绝缘筒吊住。 筒下放到油箱内有载开关支架上 7．吊罩 7.1拆除大盖连接螺栓 1）拆沿箱螺栓，清点数量，妥善保管。 7.2起吊钟罩 1）起吊设专人指挥和专人监护； 2）起吊前应确认无任何影响起吊的连接； 的夹角不应大于60°； 5）起吊四角应系缆绳，设专人扶持； 2电动扳手外壳漏电 2吊车作业中误触带电体 伤作业人员 挤、碰伤作业人员 3）安装起吊钢丝绳，要求牢固、安全、可靠，钢丝绳2吊件脱落，碰、砸4）钢丝绳应挂在专用起吊位置，遇棱角处放置衬垫； 2.吊件摆动、抖动，6）起吊速度应均匀、缓慢，吊起100mm左右应停止检2作业人员摔伤 查，无异常后继续起吊；起吊钟罩，平稳放在枕木上。 8.有载调压开关 大修 9.器身内部检查、 试验及缺陷处理 41

1）按《有载调压开关检修指导书》进行。 9.1器身检查 9.1.1绕组、引线、磁1）检查相间隔板和围屏(宜解开一相)，应无破损、变（电）屏蔽检查 色、变形、放电痕迹，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，应清洁，匝绝缘无破损； 3）检查绕组各部垫块应无位移和松动情况； 4）检查绕组绝缘，应无破损，油道应无被绝缘、油垢或杂物(如硅胶粉末)堵塞现象，绕组线匝表面如有破2作业人员摔伤 损裸露导线处，应进行包扎处理； 5）用手指按压绕组表面检查其绝缘状态； 6）检查引线，外观应无损伤，包层无老化，支架牢固无松动， 引线接头焊接处表面光洁，包金属屏蔽层后再加包绝缘，无异常； 7）磁（电）屏蔽应绝缘良好，接地可靠。 9.1.2铁芯、压钉、压1）检查铁芯外观，应无变形、碰伤、过热现象，各部 板、接地片检查 表面应无油垢和杂质、片间无短路、搭缝间隙符合要求； 2）检查铁芯油道，应清洁无积污物。 9.1.3穿芯螺杆、夹件、1）检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个 拉带、绑带检查 紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓； 2）用专用扳手紧固上下铁芯的穿芯螺栓，其绝缘电阻与历次试验比较应无明显变化； 3）测量穿芯螺栓绝缘电阻。 9.2 器身绝缘试 验 1）按《电力设备交接和预防性试验规程》进行。 2误触试验设备造成触电 2残余电荷电伤 10.钟罩、附件检 修及缺陷处理 10.1钟罩及附件10.1.1钟罩检修 检修 1）检查钟罩焊接点，对渗漏点进行补焊，消除渗漏点； 2作业人员摔伤 2）清理下节油箱，用合格变压器油冲洗至无积物； 3）检查钟罩内部油漆情况，对脱漆和锈蚀部位处理，使漆膜完整，附着牢固； 4）检查钟罩(或油箱)法兰结合面，应清洁平整，发现沟痕，应补焊磨平。 10.1.2冷却器检修 1）清扫冷却器表面； 2） 冷却器试漏和内部冲洗，试漏标准：0．25～0．275MPa，30min应无渗漏。 10.1.3风扇检修 1）检查风扇叶片应角度一致，转动平稳，无异响； 2）用500V兆欧表测量风扇电机定子线圈绝缘电阻值应≥0．5MΩ。 10.1.4净油器检修 1）检查净油器滤网应完整无损伤； 2）更换硅胶。 10.1.5气体继电器检1）校验气体继电器，外壳和接口处及引线的密封应良 修 好无渗漏，监视玻璃完整、清洁透明，接点动作灵活可靠。 42

10.1.6套管检修 1） 检查套管外观，瓷套应保持清洁，无放电痕迹，2瓷套碎裂 无裂纹，裙边无破损，、油位计无损伤，油位适中； 2受潮 2） 套管内壁清理，表面应光亮，无伤痕异物； 3） 高压套管真空换油(油质应符合GB7665—87的规定)。 2人员砸伤 10.1.7油枕检修 1）用合格油冲洗干净油枕内部； 2）检查隔膜、胶囊应无破裂、渗油，如损坏则进行处理或更换；波纹膨胀器油枕检查波纹片焊缝，如有渗漏，则需更换； 3）呼吸器检查，应无渗油，更换硅胶； 4）油位计检查，玻璃无破损，指针无卡涩。 2进入杂质 10.1.8升高座检修 1）冲洗内部，应无积污物。 2）测量电流互感器变比和伏安特性，应符合制造厂规定标准。 10.1.9安全装置检修 1）防爆管检查，玻璃膜应无破损，弯脖处无积水； 2）压力释放阀检查，清扫护罩和导流罩，检查各部连接； 3）螺栓及压力弹簧，微动开关触点应接触良好，信号正确。 10.1.10测温装置检修 1）温度表校验； 2）远方测温表校验； 3）检查两个温限回路。 10.1.11冷却器控制箱1）清扫控制箱内灰尘及杂物； 检修 2）检查各元器件有无烧损或接触不良，必要时进行更换； 3）检查接线有无松动； 4）检查控制箱密封情况并更换密封衬垫。 10.1.12管道阀门检修 1）检查所有阀门，更换密封胶垫，应密封良好，无渗 油； 2）检查所有油管道，应无积污物。 11. 更换密封胶更换所有部件的密封1）密封胶垫压缩量为原厚度的1/3。 垫 件 12．钟罩及附件复 装 12.1 钟罩复装 1）更换胶垫，钟罩起吊装回； 2）复装过程实施与起吊过程同样的监控； 3）四周螺栓紧固均衡。 2人员砸伤 12.2主变附件复12.2.1冷却器复装 装 1）装冷却器支架，应牢固； 2）装冷却器，螺丝紧固均衡，胶垫不偏移； 3）接油泵、风扇电源，转向应正确； 4）集中冷却器装油管。 12.2.2套管复装 1）按制造厂要求装高压引线绝缘筒，必须按规定穿过2瓷套碎裂 均压环； 2）装升高座，紧固均衡，胶垫不偏移； 43

3）装高压套管，油位计方向应正确； 4）装中、低压套管，紧固均衡，胶垫不偏移，油位计方向应正确。 12.2.3油枕复装 1）装油枕支架，应牢固； 2）装油枕，螺丝紧固均衡，胶垫不偏移； 3）装压力释放阀，螺丝紧固均衡，—胶垫不偏移； 4）装呼吸器，更换硅胶； 5）按二次端子标志接入油位计装有载分接开关油枕，螺丝紧固均衡，胶垫不偏移。 12.2.4压力释放器复1）螺丝紧固均衡，胶垫不偏移。 装 12.2.5气体继电器复1）箭头指向储油柜； 装 2）按二次端子标志接入气体继电器。 12.2.6油道连管复装 1）螺丝紧固均衡，胶垫不偏移。 13．本体注油 13.1变压器底部 注油 1）从变压器底部以3～5t/h的速度将油注入变压器距2污染环境 箱顶约200mm时停止； 13.2储油柜补油 13.2.1从储油柜注油1）严禁从下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变 管补油至正常油位 压器至规定的油面为止。 13.2.2胶囊式储油柜1）进行胶囊排气：打开储油柜上部排气孔，由注油管 的补油 将油注满储油柜，直至排气孔出油，再关闭注油管和排气孔。 2）从变压器下部油门排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，至油位计指示正常油位为止。 13.2.3隔膜式储油柜1）注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开 的补油 隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除，再关闭放气塞。 2）由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，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，经反复调整达到指定油位。 3）发现储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应用排气阀进行排气。 4）正常油位低时的补油，利用集气盒下部的注油管接至滤油机，向储油柜注油，注油过程中发现集气盒中有空气时，应停止注油，打开排气管的阀门向外排气，如此反复进行，直至储油柜油位达到要求为止。 13.3排气 13.3.1在升高座、套1）反复多次放气，直至残余气体排尽。 管、散热器、瓦斯继电器、净油器等部位进行排气 14．整组密封试验 14.1静油柱压力 法 1）从拱顶（箱盖）起加2m油柱，时间24h 44

14.2充油加压法 14.3渗漏油处理 15．补充油至运行 油位，静置24h 16．油样化验、整 组调试 16.1 油样化验 1）加油压0.035Mpa，时间12h，应无渗漏和损伤 1）若出现渗漏油则处理渗漏 1）按《电力设备交接和预防性试验规程》进行。 16.2变压器整组16.2.1调整检查有载 调试 分接开关 16.2.2检查冷却器启 动运行情况 16.2.3气体继电器保 护连动试验 16.2.4压力释放阀保 护连动试验 16.2.5检查控制室警 报系统 17．电气试验 1）按《电力设备交接和预防性试验规程》进行。 2误触试验设备造成触电 2残余电荷电伤 18．收尾工作 18.1清理现场 18.2结束工作票 1）工作负责人必须向值班员汇报大修工作完成情况并 填写相关记录。 19.终止

12 大修中可能出现的主要异常现象及对策

主要异常现象 1.下雨及扬尘 对策 1）大修前准备好防雨、防沙尘等器具。 2）工具采取绑扎措施； 3）检修人员的工作服口袋内不准带有金属及其它物件。 3.吊装时损坏设备 1）由专人指挥，指挥方式须明确、准确； 2）控制起吊和转动速度，保证起吊和移动平稳； 3）设立专门吊装监护人。 4.组装完毕密封不严漏油 1）把握好关键部位密封胶垫（或胶圈）的复装； 2）密封胶垫（或胶圈）质量过关。 2.拆除或安装主变附件时物件掉入主变本体内 1）提高检修人员素质；

13 大修后的验收与交接

变压器在大修竣工后应及时清理现场，整理记录、资料、图纸，清理材料、进行核算，

提交竣工、验收报告，并按照验收规定组织现场验收。 13.4 运行部门移交的资料

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13.4.1 变压器大修总结报告见附录Ⅱ； 13.4.2 现场干燥、检修记录；

13.4.3 全部试验报告(包括高压绝缘、油简化及色谱分析、有载分接开关动作特性及保护、

测量元件校验报告等)；

13.5 试运行前检查项目；

13.5.1 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； 13.5.2 滚轮的固定装置应完整；

13.5.3 接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引外）； 13.5.4 变压器顶盖上无遗留杂物；

13.5.5 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；

13.5.6 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

触良好并涂有电力脂；

13.5.7 变压器的储油柜和充油套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内应无气体； 13.5.8 有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位；

13.5.9 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；

13.5.10 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； 13.5.11 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、操作机构和顶盖上三者分接位置的指示应一致；

13.5.12 温度计指示正确，整定值符合要求；

13.5.13 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；

13.5.14 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； 13.5.15 继电保护装置应经调试整定，动作正确。 13.6 试运行

变压器试运行时应按下列规定检查：

13.6.1 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； 13.6.2 气体继电器的重瓦斯必须投跳闸位置；

13.6.3 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； 13.6.4 受电后变压器应无异常情况；

13.6.5 检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面，不应有渗油现象，变压器无异常振动或

放电声；

13.6.6 分析比较试运行前后变压器油的色谱数据，应无明显变化； 13.6.7 试运行时间，一般不少于24h. 附录

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附录Ⅰ 设备主要技术参数表

主变基本参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 名称 型号 额定容量 额定电压 额定电流 总重 油重 上节油箱重 器身重 制造厂编号 接线图及联结组标号 制造厂名 制造日期 原值 标准代号 产品代号 绝缘水平 型号 编号 级电压 额定电压 工作电流 调压级数 过渡电阻 配装变压器容量 生产日期 厂家 主变有载调压开关基本参数 内容 47

附录Ⅱ 变压器大修总结报告

一、报告内容

变电站 号 变压器 型号： 制造厂： 变压器投入运行日期： 年 月 日 本站投入运行日期： 年 月 日 变压器上次大修日期： 年 月 日 高压套管： 型 只 低压套管： 型 只 有载分接开关： 厂 型 无励磁分接开关： 厂 型 本次大修记载事项： 大修原因： 大修地点： 吊罩检查于： 月 日 时 分至 月 日 时 分 参加吊罩人员： 大修工期： 年 月 日至 年 月 日 完成标准大修外增加的项目： 大修检查处理记录: 大修中已处理的主要缺陷： 大修中遗留的问题： 大修验收意见： 大修后设备评级： 工程质量评级： 参加验收人员： 局主管： 检修单位主管： 生技部专责： 检修技术专责： 变电运行主管： 检修班长： 验收日期： 年 月 日

吊检天气： 环境温度： °C 相对湿度 % 电压： 出厂号： 结线组： 出厂日期： 年 月 日 两次大修间小修： 次 两次大修间临修： 次 两次大修间共停用： 天 中压套管： 型 只 冷却装置： 型 只 累计操作次数：

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二、大修检查处理记录

序号及名称 1 吊罩检查 1）器身暴露空气中的时间，相对湿度≤ 65%为16h；相对湿度≤75%为13h 2）环境良好，否则采用防护措施 吊罩环境:室内、外天气: 器身温度: °C 环境温度: °C～ °C 相对湿度: %～ % 开始抽油: 日 时 分 开始注油: 日 时 分 措 施： 检查项目 技 术 要 求 处 理 情 况 工作检查人 人 2 绕组及绝缘 4) 绕组无变形、倾斜、位移、幅向导线无弹出;匝间绝缘无损坏 2)相间隔板完好 3)围屏紧固、清洁、无放电痕迹 4)各部垫块无位移、松动、排列整齐 5)油道畅通,无油垢或其它杂物堵塞 6)压紧装置无松动 5) 7)导线接头无发热脱焊 6) 8)表面清洁无油垢 9)绕组绝缘等级确定 围屏(解开相)检查结果: 绝缘等级: 3 引 线 1)引线排列整齐 2)多股引线无断股 3)引线接头焊接良好;表面光滑、无毛刺、清洁 4)穿缆式引出接头与引线焊接锡焊应改为磷铜焊或银焊 5)穿缆式引出接头与引线焊接锡焊应改为磷铜焊或银焊 6)外包绝缘厚度符合要求包扎良好,无变 形、脱落、变脆、破损 7)引线与绝缘支架固定处垫绝缘纸板,引 线绝缘无卡伤 8)引线间距离及对地距离符合要求 9)表面清洁 10)穿缆引线进入套管部分白布带包扎良 好 4 绝缘支架 1)绝缘支架有足够的机械强度 2)无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤痕迹, 否则应予更换 3)绝缘支架的固定螺栓紧固,有放松螺母 4)表面清洁 49

5 铁芯及夹件 1)铁芯外表平整无翘片,无严重波浪状 2)无片间短路、发热、变色或烧伤痕迹 3)绝缘漆膜无脱落 4)对地绝缘良好,常温下≥200MΩ 5)铁芯与方铁间绝缘 6)铁芯与夹件间绝缘 7)铁芯与拉带间绝缘 8)铁芯与穿心螺杆绝缘 9)铁芯与夹件油道畅通,油道垫块排列整 齐 10)铁芯与箱壁上的定位钉绝缘良好 11)铁芯底脚垫木固定无松动 12)接地片无发热痕迹,固定良好 13)铁芯电场屏蔽引外接地良好 14)铁芯表面清洁,无油垢、杂物 6 压板及压钉 1)压板物严重偏芯 2)钢压板与压钉绝缘良好,与夹件用接地 片连接良好 3)压钉与金属座压紧无悬浮 4)压钉防松螺母缩紧 7 无励磁分接1)开关绝缘筒或护板完好无损,无烧痕 开关 2)动、静触头无发热、烧痕;接触良好,接 触电阻≤500μΩ(每相、每档) 3)开关内金属转轴与操作柄的金属拨叉 接触良好,无悬浮,必要时加装弹簧片 4)开关固定牢固 5)开关位置指示正确(按制造厂说明书进 行调整 绝缘电阻 MΩ 绝缘电阻 MΩ 绝缘电阻 MΩ 绝缘电阻 MΩ 绝缘电阻 MΩ 绝缘电阻 MΩ 8有载分(1)切换开按《有载分接开关运行维护导则》要求: 接开关 关 1)各触头压力测量 2)各触头烧损量≤3mm(MR厂),否则须更 换触头 3)触头动作顺序符合制造厂规定;用直流 示波法测量切换时间30～50ms 弧触头桥接时间3～5ms 三相同期误差≤3ms 4)过渡电阻无断裂损伤,阻值测量,误差≤ 10% 5)开关油室与变压器本体无渗漏 6)检修后油室内注入合格油 7)各对触头接触电阻<500μΩ 触头烧损量 mm 切换时间 ms 桥接时间 ms 三同期误差 ms 过渡电阻实测值 Ω 50

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