一、范围
本规程规定了陡河发电厂内油浸变压器进行检修的周期、标准项目检修项目、大修的施工步骤及工艺质量标准，本规程适用于陡河发电厂全部油浸变压器，本规程并附录了一些检修维护的相关知识，供陡河发电厂变压器检修工作中使用，也可做变压器运行、检查人员参考。本规程详细制定了我厂变压器大修项目的检修工艺标准，小修项目的工艺标准参照大修执行。
二、引用标准
1. 《电气检修工艺规程》陡河发电厂一九九八年修订。
2.《机组小修项目管理标准》Q/CDT-IDHTP 2070208-2006
3.《机组大修项目管理标准》Q/CDT-IDHTP 2070208-2006
4.《电力设备交接和预防性试验规程》Q/CDT 107 001－2005
5.《电力变压器检修导则》DL/T 573－95
6.《关于印发“变压器类设备管理规定”的通知》（电安生〔1996〕589号）
7.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》华北电集生〔2002〕
8.《电力设备典型消防规程》（DL 5027－1993）
9.《发电厂及电力系统反事故技术措施汇编》（电气部分）
10.《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB 50229－1996）
11.《电业安全工作规程》（热力和机械部分）（电气部分）
12.《交流电气装置的接地》（DL/T 621－1997）
13.《变压器使用说明书》
14.《有载分接开关运行维护导则》DL/T 574－95
15.《运行中变压器油质量标准》GB/T 7595-2000
第一章检修周期及检修项目
第一节检修周期
一、大修周期：
1、新安装的变压器安装前均应吊罩（芯）进行内部检查；全封闭式按照厂家规定，但应通过人孔进行内部检查。
2、主变压器安装运行五年应吊罩（芯）进行大修，以后每隔十年大修一次;
主厂用变压器安装运行五年应吊罩（芯）进行大修，以后每隔十年大修一次。
3、根据历年试验数据的色谱分析无明显变化时可根据状态检修条例由厂总工或厂
专业会议确定吊罩大修检查的期限。
4、运行中的变压器发现异常情况，或预防性试验判明内部有故障时应及时进行大修。
5、一般配电变压器可参照主变的检修周期进行。
二、小修周期：
1、主变压器和主高压厂用变压器每年一次；强油冷却电源控制柜每年小修时应进行检查调
试试验，检查核验工作电源与备用电源的自投是否正常，
2、一般配电变压器每年一次。
第二节检修项目
一、大修项目：
1、拆卸各附件吊芯或吊罩。
2、绕组、引线及磁屏蔽装置的检修。
3、分接开关的检修
4、铁芯、穿芯螺丝、轭梁、压钉及接地片的检修。
5、油箱、套管、散热器、安全气道和油枕的检修。
6、冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的清扫检修。
7、变压器油保护装置：净油器、呼吸器、油枕胶囊、压力释放器的试验、检查、检修。
8、瓦斯断电器、测温计的检修及校验。
9、必要时变压器的干燥处理。
10、全部密封垫的更换和组件试漏。
11、高空瓷瓶清扫检查。
12、变压器的油处理。
13、进行规定的测量及试验。
14、消缺工作。
15、高压试验。
二、小修项目：
1、外壳及阀门的清扫，处理渗漏油。
2、检查并消除已发现缺陷。
3、清扫检查套管，校紧各套管接线螺栓。
4、油枕及各油位计的检查。
5、呼吸器、净油器检查，必要时更换矽胶。
6、冷却器潜油泵、散热风扇的检修。
7、检查各部接头接触情况；检查各部截门和密封垫。
8、瓦斯断电器、温度计的检修。
9、检查调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试。
10、取油样分析及套管、本体调整油位。
11、油箱及附件清扫、油漆。
12、进行规定的测量及试验。
13、高空瓷瓶清扫检查。
14、高压试验。
第二章大修前的准备工作
变压器是发电厂的主要设备之一，对变压器的解体大修，应做到应修必修、修必修好。必须认真执行全面质量标准，认真执行作业指导书，并做好四项工作：
1、大修计划和准备。
2、大修现场管理和现场记录及作业指导书。
3、检查验收、落实各项质量标准。
4、大修总结和技术记录。
一、大修前落实组织及技术措施：
1、制订大修的项目和进度
2、编写大修的项目和进度。
3、编写大修的安全、技术、组织措施。
4、各方案交由有关方面人员讨论，明确各自的职责及任务，并做好大修前的准备工作。
二、大修前的准备工作
1、凡参加大修的人员应熟悉变压器的工作原理及其结构，应了解变压器的运行情况及大修原因，并熟悉掌握本次大修的工作任务及其职责。
2、准备好本次大修的材料，备品并妥善保管。
3、联系好焊工、起重工、架子工、化学油处理人员，做好各工种的配合工作。
4、安装好检修现场的临时电源，装设照明灯具。
5、露天检修，做好防汛、防尘、防雨的工作。
6、检修现场配备足够的消防人员及器具，应使用二氧化碳或四氯化碳灭火器，严禁使用干粉及水灭火。
7、准备好大修用的各种盖板，支撑构架或垫块，校验起重吊具、钢绳。
8、停电办理工作票，将变压器退出运行，拆除变压器外部连线及各附件，做好变压器吊罩（芯）前的一切准备工作。
9、变压器大修前应列出工具清单，工具交由专人保管，进入大修现场人员应着干净无附属物的工作服，不得携带金属小器械（硬币、打火机、钥匙）等进入现场，应登记领用工具，工具应系好白布带，谨防跌落至变压器本体内。
第三章变压器大修工序流程图
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第四章变压器检修工艺标准
第一节变压器的起吊
1、变压器的起吊只能使用油箱上部或下部的专用吊攀，器身的起吊可使用箱盖吊杆或夹件上的吊攀。
2、当变压器箱已经打开，不允许再将油箱连油带器身一并吊起，以防箱沿变形。
3、起吊时钢丝绳夹角一般不大于60度，当吊钩高度受到限制，钢丝绳间的夹角超过60度时，则应使用专用吊杆起吊。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。
4、对夹件上无穿芯螺杆，而又没有拉杆的器身，应加拉紧螺杆。
5、钟罩或器身吊进、吊出时，要使高、低压侧引线、分接开关木支架等与箱臂彰足够的距离，并要防止碰伤。
6、吊罩时应先将箱壳中的变压器油抽净，拆卸外壳螺栓，吊出钟罩（或吊器身），将油箱底部残油放尽，清扫箱底残渣。
7、钟罩（或器身）吊出后，应全面检查器身的完整性，有无缺陷存在，如过热、弧痕、松动，线圈变形，开关接点变色等，对异常的情况查找原因进行处理，同时要作好记录。
8、器身在空气中停留的时间（从开始放油至开始注油或抽真空止）
相对温度≤65%，允许16小时
相对湿度65％－75%，允许12小时
9、当器身温度低于周围环境温度时，应用加热器将变压器加热，一般应高于周围环境温度10℃左右。
10、变压器由放油开始至回油（抽真空）结束每隔1小时记录环境温度和湿度。
11、起吊或落回钟罩（器身）时，速度要均匀，掌握好重心，防止倾斜；四角应系缆绳，有专人扶持，防止倾斜。
12、变压器从起吊开始至扣罩止要有专人登记进入现场人员，工具由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；进入现场人员必须穿着专用工作服和专用鞋。
第二节线圈的检修
1、线圈表面应清洁无油污，各部油道畅通，无油垢，金属杂物堵塞。
2、线圈无位移变形，各部绝缘垫块排列整齐，端部压紧螺丝松紧适宜，背帽紧固，压紧螺钉下部铁碗位置正确，绝缘良好。
3、线圈各部绝缘应良好，无破损露铜（铝）各引出线的绑扎应牢固无松动。
4、检查线圈表面情况，鉴定其绝缘老化程度。
一级绝缘：绝缘富有弹性，色泽新鲜，呈金黄色，用手指按压无残留变形，属良好状态。二级绝缘：绝缘仍有弹性，呈深黄色，用手指按压时无裂纹、脆化现象，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：绝极已严重脆化，呈黑褐色，用手指按时即发生变形脱落，可见裸导线，属不合格状态。
5、对局部微小的机械损伤的绝缘，应进行修补，其修补绝缘的厚度不小于厚绝缘的要求，如损伤严重，应重新绕制或送修理厂处理。
6、对于220KV线圈外部围屏进行检查，围屏内侧靠线圈部位应无放电或爬电痕迹。
第三节引线的检修
1、检查各引线应排列整齐，引线包扎绝缘应良好，无变形，变脆及破损，引线无断股。
2、裸露引线上应光滑无毛剌及尖角，在线圈下面水平排列的的裸露引线，如处于强油循环进油口处，应加强绝缘。
3、检查线圈引线上所能观察到的接头焊接情况，应平整、光滑、清洁、无毛剌、应无过热
及开焊现象。
4、对大电流引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，以防异物进入造成短路或接地。
5、检查线圈至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎厚度，引线接头的焊接，引线对名部位的绝缘距离，引线的固定情况应良好，因检修将引线拆卸时，应做好记录，装配后应做电压比试验，校对其有无差错，转动各部位置，测量每相电阻，偏差值不大于平均值的2%。
6、引线宜长短适宜，防止引线产生扣动。
7、固定引线用的木支架应完整无损，应无松动，裂纹及位移情况，应固定牢固，木质螺栓，螺帽应紧备。木夹件固定引线处应加强绝缘，垫以绝缘纸板，谨防卡伤引线，固定引线的木夹件的间距，应考虑到在大电流电动力的作用下，不致发生碰撞而短路。
8、检查引线的绝缘厚度及绝缘距离。
9、
第四节铁芯及夹件的检修
1、铁芯表面应清洗干净，无油垢及锈蚀，铁芯各部油路畅通，如有堵塞应清除，清洗时应使用干净白布，严禁用棉纱头擦铁芯。
2、铁芯应保持平整，绝缘漆膜无脱落。硅钢片不应翘起，对不规整处可用木锤或铜锤敲打平整，硅钢片的配装要求片间不得有搭接，不得有过大的接缝间隙。
3、夹件与铁芯间绝缘应良好，绝缘垫块应完整无位移，用专用扳手拧紧各夹件螺栓，拧紧背帽。
4、拧紧所有的穿芯螺栓，背紧背帽，用2500V兆欧表摇测铁芯对夹件及穿芯螺栓的绝缘电阻，其标准为：
6KV：不低于10MΩ
13.8～15.7KV：不低于10MΩ
220KV：不低于500 MΩ
5、铁芯只允许一点接地，接地片要求用厚度为0.5mm的紫铜片，宽度不小于30mm，插入3-4级铁芯间，插入深度不小于80mm，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯。变压器铁芯如有多点接地，应查明原因清除，以免形成环流。
6、对于大容量变压器，如果铁芯的上下铁轭与上下夹件各有连接铜片时，其上下两连片必须在铁芯的同一侧，同一芯柱，同一级，同一层叠片处与夹件连接，此时如下夹件已与底部油箱连接接地时，上夹件不应与箱罩接触。
第五节导向冷却装置及油箱钟罩检修
1、变压器油箱内部应清洁，无锈蚀，残削及油垢，绝缘清漆应漆膜完整，对局部脱漆和锈蚀部位应处理并重新补漆。
2、导向冷却的变压器，冷却导油管装配要整齐，密封严密，其绝缘围屏及导油管不能受潮，开裂，固定牢固。
3、对导向冷却油管路应进行清扫，不得有水珠，金属削，焊渣及杂物，防止进入铁芯造成多点接地。
4、变压器吊罩时，对箱罩上的各形蝶阀，闸阀也进行检修，内口密封垫必须全部更换，以免为此再次放油和影响其联结附件的装配及注油。
5、对于大电流套管，为防止产生电流发热，三相之间应采用隔磁屏蔽装置，防磁隔板应牢固、完整，不得有松动或过热现象。
6、检查油箱的强度及密封性能，进行渗漏处理，对油箱上焊点、焊缝中存在的沙眼等渗漏点进行补焊，油箱及大盖外部清扫除锈，重新喷漆。
7、清扫油箱内部，清除油箱底部的油污及杂质。
第六节套管的检修
1、瓷套外观检查清扫，应清洁无裂纹，裙边无破损。
2、均匀松动瓷套法兰螺丝，拆下瓷套，大型瓷套的起吊应注意吊绳的悬挂和起吊的角度。
3、取出绝缘筒，擦除油垢，用干净的白布擦试瓷套内壁，必要时对瓷套及绝缘件进行干燥处理。
4、对BF系列瓷套，可在变压器不吊芯情况下更换上瓷套。
5、瓷套组装过程中，应注意胶垫放置位置的正确，胶垫压缩量以1/3左右为宜，压缩应均匀。
第七节无载分接开关的检修
1、检查开关各部件是否齐全完整。
2、分接开关转动手柄应有护罩，手柄处法兰密封良好，不得渗漏油。手柄及传动部分各销轴应牢固，其转动应灵活无卡涩现象，手柄指示清楚正确与线圈调压范围一致，两极要有限位止钉。
3、分接开关的绝缘筒应完整无损绝缘良好，其支架固定牢固，分接开关的露空时间应与芯体相同，如检修拆卸不能及时装复，应浸在合格变压器油中。
4、各分接头绝缘良好，绑扎牢固，排列整齐，接头焊接良好，无开焊及过热现象。
5、各定触柱、动触柱环表面应光滑无油垢，无氧化膜及灼伤痕迹，触柱表面镀银层不得有离层脱落现象。
6、将分接开关转动至各位置，检查各动触环与动触柱的接触及弹簧状况，接触压力在2.2-5kg/cm2内，接触面用0.02mm的塞尺检查应无间隙，两定触柱间接触电阻不大于500微欧，检查完后分接开关转回原运行位置。
7、因检修拆下分接开关，一定要做好记号记录，装回后应测量电压比进行核对。
8、结合予防性试验，每年进行一次分接开关转动检查，使分接开关在运行位置左右转动10-15次，以便磨擦去附着在接触点上的油垢，氧化膜等，然后转至运行位置，并测量直流电阻合格为止。
9、检查绝缘操作杆U性拨叉是否接触良好，如有接触不良或放电痕迹应加装弹簧片，使其保持良好接触。
第八节有载分接开关检修
一、有载分解开关的检修周期
1.随变压器检修进行相应大、小修。
2.运行中切换开关或选择开关油室绝缘油，每6个月至1年或分接变换2000至4000次，至少采样一次。
3.分接开关新投运1～2年或分接变换5000次，切换开关或选择开关应吊芯检查一次。
4.运行中分接开关累计分接变换次数达到所规定的检修周期分接变换次数限额后，应进行大修。一般分接变换1～2万次，或3～5年亦应吊芯检查。
5.运行中分接开关，每年结合变压器小修，操做3个循环分接变换。.
二、有载分解开关大修项目
1.分解开关芯体吊芯检查、维修、调试。
2.分接开关油室的清洗、检漏与维修。
3.驱动机构检查、清扫、加油与维修。
4.储油柜及其附件的检查与维修。
5.瓦斯继电器、压力释放装置的检查。
6.自动控制箱的检查。
7.储油柜及油室中绝缘油的处理。
8.电动机构及其它器件的检查、维修与调试
9.各部位密封检查，渗漏油处理
10.电气控制回路的检查、维修与调试
11.分接开关与电动机构的联结校验与调试
三、有载分解开关的安装及检修中的检查与调整
1.检查分接开关各部件，包括切换开关或选择开关、分接选择器、转换选择器等无损坏与变形。
2.检查分接开关各绝缘件，应无开裂、爬电及受潮现象。
3.检查分接开关各部位紧固件应良好紧固。
4.检查分接开关的触头及其连线应完整无损、接触良好、连接牢固，必要时测量接触电阻及触头的接触压力、行程。检查铜编织线应无断股现象。
5.检查过渡电阻有无断裂、松脱现象，并测量过渡电阻值，其值应符合要求。
6.检查分接开关引线各部位绝缘距离。
7.分接引线长度应适宜，以使分接开关不受拉力。
8.检查分接开关与其储油柜之间阀门应开启。
9.分接开关密封检查。在变压器本体及其储油柜注油的情况下，将分接开关油室中的绝缘油抽尽，检查油室内是否有渗漏油现象，最后进行整体密封检查，包括附件和所有管道，均应无渗漏油现象。
10.清洁分接开关油室与芯体，注入符合标准的绝缘油，储油柜油位应与环境温度相适应。
11.在变压器抽真空时，应将分接开关油室与变压器本体联通，分接开关作真空注油时，必须将变压器本体与分接开关油室同时抽真空。
12.检查电动机构，包括驱动机构、电动机传动齿轮、控制机构等应固定牢固，操作灵活，连接位置正确，无卡塞现象。转动部分应该注入符合制造厂规定的润滑脂。刹车皮上无油迹，
刹车可靠。电动机构箱内清洁，无脏污，密封性能符合防潮、防尘、防小动物的要求。13.分接开关和电动机构的联结必须做联结校验。切换开关动作切换瞬间到电动机构动作结束之间的圈数，要求两个旋转方向的动作圈数符合产品说明书要求。联结校验合格后，必须先手摇操作一个循环，然后电动操作。
14.检查分解开关本体工作位置和电动机构指示位置应一致。
15.油流控制继电器或气体继电器动作的油流速度应符合制造厂要求，并应校验合格。其跳闸触点应接变压器跳闸回路。
16.手摇操作检查。手摇操作一个循环，检查传动机构是否灵活，电动机构箱中的连锁开关、极限开关、顺序开关等动作是否正确；极限位置的机械制动及手摇与电动闭锁是否可靠；水平轴与垂直轴安装是否正确；检查分接开关和电动机构联结的正确性；正向操作和反向操作时，两者转动角度与手摇转动圈数是否符合产品说明书要求，电动机构和分解开关每个分接变换位置及分接变换指示灯的显示是否一致，计数器动作是否正确。
17.电动操作检查。先将分接开关手摇操作置于中间分接位置，接入操作电源，然后进行电动操作，判别电源相序及电动机构转向。若电动机构转向与分接开关规定的转向不相符合，应及时纠正，然后逐级分接变换一个循环，检查启动按钮、紧急停车按钮、电气极限闭锁动作、手摇操作电动闭锁、远方控制操作均应准确可靠。每个分接变换的远方位置指示、电动机构分接位置显示与分接开关分接位置指示均应一致，动作计数器动作正确。
四、有载分接开关小修项目
1.机诫传动部位与传动齿轮盒的检查与加油；
2.电动机构箱的检查与清扫；
3.各部位的密封检查；
4.瓦斯继电器、压力释放装置的检查；
5.电气控制回路的检查；
五、分接开关常见故障及排除方法
序号故障特征故障原因检查与排除方法
1连动交流接触器剩磁或油污造成失电延时，顺序开关故障或交流接触器动作配合不当检查交流接触器失电是否延时返回或卡塞，顺序开关触点动作顺序是否正确。清除交流接触器铁心油污，必要时更换。调整顺序开关顺序或改进电气控制回路，确保逐级控制分接变换。
2手动操作正常，而就地电动操作拒动无操作电源或电动机控制回路故障，如手摇机构中弹簧片为复位，造成闭锁开关触点未接通检查操作电源和电动机控制回路的正确性，消除故障后进行整组联动试验。
3电动机构仅能一个方向分接变换限位机构未复位手拨动限位机构，滑动接触处加少量油脂润滑
4电动操作机构动作过程中，空气开关跳闸凸轮开关组安装移位用灯光法分别检查1～n与n～1的分合程序，调整安装位置。
第九节油枕的检修
一、油枕的一般检查，在每年变压器小修期间进行
1、油枕各部不得有渗漏现象。
2、油位计玻璃良好，清洁透明，油位指示正确；油位有3个标记即－30℃（0.1－0.3d）、＋20℃（0.45d）、＋40℃（0.55d）。
3.、检查油枕下部沉积器，放少量油看是否有杂质和水份。
二、油枕的大修
1、油枕的内外壁清洁干净，内壁应涂防锈漆，外部漆层应无脱落锈蚀现象。
2、油枕内无油垢铁锈，无深积杂物，用合格变压器油冲洗油枕。
3、变压器至油枕的联管应有1～2%的升高坡度，以便于瓦斯断电器的动作。
4、油枕下部沉积器与油枕的联接处不应有凸起或凹陷焊道，并有稍微的坡度，以使水或杂质容易流入沉积器。
5、油枕的进油管应插入油枕高约30～50mm，以防水、杂质进入变压器中，其管口应有光滑倒角。
6、呼吸器联管插入油枕部分，应高出油枕最高油位以上。
7、主变的油位计玻璃内如装有低油位信号接点，其接点浮筒密封良好，随油位上下浮动，当上下两极接点接触时，应接触良好，保证信号正确。
8、油枕上部与防爆筒上部有联管的，管路应畅通。
9、大修中拆卸油枕或其联管，应及时密封，如长时间不能装回，应用盖板密封。
三、胶囊或油枕
胶囊式储油柜与普通储油柜相同，柜中吊装一个空心薄膜胶囊，胶囊里侧与大气相通，经由气嘴与吸湿器进行呼吸，胶囊浮在油面上，随之油面的变动而膨胀或收缩，使油面与大气分开，胶囊式油枕的检修与普通油枕的检修基本相同，安装时应注意：
1、检查胶囊的密封性：
打压：0.02～0.03Mpa.12小时应无渗漏。或浸泡在水池中检查应无气泡冒出。
2、将胶囊用尼龙绳绑在挂钩上，连接好引出口，然后拧紧人孔法兰，应防止胶囊堵塞瓦斯继电器联管。
四、隔膜式油枕
隔膜式油枕为两个半园柱体组成，柜内有一个半圆式薄膜，薄膜周边固定在柜沿上，薄膜浮在油面上，随着油面的变动而浮动，使油面与大气分开。其检修不同之处在于：
1、拆卸各部连管，分解油箱中节法兰螺丝，卸下储油柜上节油箱，取出隔膜。
2、检查储油柜内柜，更换密封圈，在储油柜分解前可先充油检查隔膜密封性能。按分解相反顺序组装储油柜。
五、胶囊及隔膜式储油柜的注油过程。
1、安装时胶囊的长度与方向应与油枕保持平行，不得有扭曲、拆叠现象。
2、变压器真空注油时，必须先将油枕与主变连管拆除或加装临时盖板密封，再进行变压器真空注油，待变压器真空沆油完毕后，连通油枕与主变连管，往油枕注油。
3、带胶囊隔膜油枕不得从油枕上部注油或补充油，以防损坏胶囊隔膜。
4、根据每年取油样简化试验，确定变压器油老化程序，对油老化快的须认真检查隔膜带各处密封情况。
5、如出现假油位或油表突然喷油，说明油枕排气不彻底，应重新进行排气。
6、大量放油时，应将油枕顶部手孔打开，用无棱角、无毛剌、端部圆滑的棍棒插入油枕内进油连管处，方可放油，以免隔膜带被油吸住，甚至割破薄膜。
7、向油枕内注油，必须将油枕内空气排出去，其注油方法有两种。
（1）注油排气法：
打开油枕顶部排气孔，拆下呼吸器或呼吸器下部油封碗，用滤油机通过油枕底部注油管阀处注油，当油枕油伴升高至2/3位置时，应控制缓慢注油，以防油大量喷出。待排气孔处溢出油时，立即停止注油。这时油枕的空气被排出，密封好排气孔，安装好呼吸器，再从油枕底部注油管阀处或变压器下部放油阀处放油，调整油枕油位至正常高度。
（2）压缩空气排气法注油：
当油枕油位升高至1/3位置时，从呼吸器胶管口处用压缩空气向隔膜内充气，由于袋鼓起，油枕内空气被排出，随之密封油枕上部排气孔，装好呼吸器，再从油枕下部注油管阀处补充油至正常油位。
8、油枕有压油袋的，在油枕注油前，行进行油表注油，卸下油表呼吸孔帽，拆下油表的外壳盖，从油表呼吸赛座处加油，并用手按动油袋，使压油袋内空气跑出注满油，待油表内浮球稳定浮上，装上呼吸孔帽，密封压油袋外壳盖，打开油表下部放油塞，将玻璃内油全放出，拧紧放油塞，即可向油枕注油。
第十节呼吸器（吸湿器）检修
一、呼吸器的一般检查：
按变压器每年一次小修周期进行如下检查：
1、呼吸器的玻璃筒应清洁干净，透明无垢，完整无裂纹破损。
2、察看呼吸器内吸湿剂是否失效，如呈红色，则失效应主即更换；更换硅胶时在顶盖下面留1/5－1/6高度间隙。
3、卸下下部油封碗检查是否有油，油量少，应加油至指示线。
4、呼吸器及其连接管应密封良好，不得有进潮气及水现象。
二、呼吸器的安装及检修：
1、所安装的呼吸器，一定要进行检查，在安装时应将保存或运输时为防潮而加装的无孔胶垫及防潮剂去掉。
2、呼吸器拆卸时，首先拧开底部油封碗，卸下上部油枕连管或隔膜胶管的连接，取下呼吸器，将呼吸器解体，倒出内部吸湿剂。
3、检查呼吸器玻璃筒应完好无破损，器身应密封良好
4、呼吸器底油封应注油至油面线，无油面线的油浸过进气口以上即可，以起到油封过滤作用。
5、变色硅胶呈蓝色，如呈红色则又受潮失效，应在115～120℃温度下干燥数小时，呈天蓝色再可用。
6、变色硅胶的制造，取占硅胶量3%的氯化钴，溶解于水，将粒度为2—6mm的白色硅胶浸于溶液之中，取出呈粉红色的置于115%～120℃温度下烘干，呈天蓝色即可使用。
7、运行中的变压器更换硅胶时，变压器瓦斯保护要退出运行。
第十一节防爆筒及压力释放器的检修
一、防爆筒的检修
1、将防爆器拆下进行彻底清扫，去掉内部锈蚀和油垢，更换密封胶垫，应密封良好，无渗漏油无进水现象。
2、防爆膜片应完整无裂纹或破碎，采用玻璃片做为防爆片，严禁采用金属膜片。其厚度可参照下表：
管径（mm）φ150 φ200 φ250
玻璃厚度（mm）：2.5 3 4
3、防爆器与油枕有连管的，一定期要畅通并密封良好，可防止温度的突变引起的防爆膜片的破裂。
4、大型防爆筒其防爆膜是密封式的，拆卸时，应关闭阀门手柄至“闭”位置，安装后，应将阀门手柄轻移至“开”的位置。
5、有的防爆膜外装有信号装置，应经继电保护校验其动作应准确无误
6、变压器进行真空注油时，应先将防爆膜片拆下，用盖板临时密封，待真空注汪后再将防爆片装复。
二、压力释放器的检修
1、检修校验周期：随变压器周期性检修进行
2 、压力释放器的检修及校验
2.1、压力释放阀的拆装：
每次变压器大小修时，都要对压力释放阀进行拆装校验。进行压力释放阀的拆装工作，要在晴天无大风的天气下进行。压力释放阀拆前要先将变压器油放到压力释放阀安装法兰以下，防止在松开法兰时，造成跑油。拆开压力释放阀的顶部防护罩，拆开压力释放阀的微动开关接线，拆线前，作好记号。拆开压力释放阀的紧固螺丝，将压力释放阀拆下。若拆下时间较短，可用干净完好的塑料布将接口密封好，若时间较长或天气不太好，就要用专用堵板，进行认真密封，防止异物或水份进入变压器内部。安装前，对接口处进行认真清理，检查接口平滑干净无异物后，进行压力释放阀的回装，接口密封处要更换新密封圈。密封圈尺寸要合适，并确认是耐油胶圈。胶圈位置放置合适后，紧固螺丝，螺丝紧固均匀，紧度适当。
2.2、压力释放阀的校验：
将压力释放阀拆下后，检查清除阀内异物，检查密封圈及各零部件要完好无损坏、变形及锈蚀现象。将压力释放阀装于效验台上，密封好后，缓慢升压，观察压力表压力，效验开启压力和返回压力是否附合要求，并作好记录。若不附合要求时，要更换合格的压力释放阀。压力释放阀在开启和返回时动作要灵敏，无卡堵现象。检查信号开关动作是否灵活。
2.3、压力释放阀的胶圈自出厂之日起，最长三年必须更换，以防止因胶圈老化而导致漏油。
3 、压力释放器的维护
3.1、压力释放器应有适量的备件，以备在检查校验不合格或压力释放阀出现故障不能及时排除时进行更换。
3.2、日常巡检应密切观察压力释放阀是否有渗漏油问题，信号回路绝缘是否有破损。
3.3 、有异常信号发出应及时退出查找消除。
第十二节蝶阀、油门及油塞的检修
1、检查蝶阀的转轴、档板等部件是否完整，灵活和严密，更换密封垫圈。经0.05Mpa油压试验，挡板应关闭严密，无严重渗漏，轴杆密封良好，“开”、“闭”位置标志清晰、正确。
2、油门（事故排油门、放油门）应拆下分解检修，研磨并更换密封填料，检修后应做0.15Mpa 油压试验不应有渗漏。
3、对变压器本体和附件各部放气塞，放油塞，油样油门等行进全面检查，更换密封垫，应密封良好无渗漏。
第十三节瓦斯继电器的检修
1、瓦斯继电器拆下进行外部检查，其容器、玻璃窗、放气阀门、放油塞、接线端子盒、小套管等应完整，接线端子及盖板口的箭头标志应清楚。
2、瓦斯继电器密封检查合格后（常温下加压0.15MP，持续30min），用变压器油冲洗干净。
3、瓦斯继电器交继保人员检验，其动作应可靠，绝缘，流速符合要求。
4、瓦斯断电器的安装应保持水平位置，盖上的标准箭头应指向油枕，瓦斯继电器的联管应以变压器顶盖为标准，朝储油柜方向保持1－1.5%的升高坡度。
5、安装完毕后，打开联管上的蝶阀进油，打开放气塞放气，直至油满溢出，检查各部密封情况，不得有渗漏现象。
6、连接瓦斯继电器二次线，并做操作试验。
第十四节温度计的检修
1、变压器温度计从油箱上取下，经热工仪表校验合格后，方能安装。
2、温包在装入前先向其座管内注入少量变压器油，然后装入并旋紧上部螺丝。
3、信号温度计安装在变压器油箱上，垫以胶垫，固定牢固，以防震动松落。
4、温度计与温包管之间的毛细管的敷设，不得扭折弯曲，其圆弧半径不得小于75mm，每段固定距离不得小于300mm。
5、变压器温度计的安装宜在大修即将结束，变压器上部无较大工作量时进行安装为宜。
第十五节冷却器控制箱的检修
一、分控箱的检修
2.清扫分控箱内部灰尘及杂物。
3.检查电磁开关和热继电器触点有无烧损或接触不良，必要时更换。
4.检查各部触点及端子板连接螺栓有无松动或丢失并进行补齐。
5.用1000v兆欧表测量各回路绝缘电阻大于0.5兆欧。
6.分别对油泵和风扇进行动作试验，检查油泵和风扇的运转声音是否正常，转动方向是否正确。
7.检查分控箱的密封情况并更换密封衬垫。
8.外壳除锈并进行油漆。
二、总控箱的检修
9. 清扫分控箱内部灰尘及杂物。
10.检查电源开关和熔断器接触情况。
11.逐个检查电磁开关和热继电器触点油无烧损或接触不良，必要时更换。
12.检查切换开关接触情况及其指示位置是否符合实际情况。
13.检查信号灯指示情况，如有破损应补齐。
14.用1000v兆欧表测量二次回路（含电缆）绝缘电阻大于0.5兆欧。
15.进行联动试验，检查主电源是否互为备用（取下一路电源控制保险，另一路应自投），在故障情况下备冷自启动（一台冷却器运行一台打到备用位置，拉开运行冷却器备用自投），检查辅助冷却器投入情况（冷却器放辅助位置，到温度自启动）
16.检查分控箱的密封情况并更换密封衬垫.
17.外壳除锈并进行油漆。
第十六节变压器的干燥
一、变压器需不干燥的判断
运行中的变压器一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，绝缘下降或检修中超过允许暴露时间时，根据具体情况确定变压器需否干燥，其判断标准：
1、运行中的变压器需否进行干燥，应综合下列情况来判断。
（1）tgδ值在同一温度下比上次测得数值增高30%以上，且超过予防性试验规程规定时间；（2）绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30％以上，35kv及以上变压器吸收比在10～30℃的温度范围内低于1.3和极化指数低于1.5；
（3）油中有水份或油箱中出现明显进水，且水量较多。
2、变压器经过全部或局部更换绕组或绝缘的大修后，不论测量结果如何，均应进行干燥。
3、大修中变压器芯子在空气中停留的时间较规定长，或空气湿度较规定高，大修后需否干燥应通过在检修前后在尽可能相同条件下，测得的结果进行比较来确定，在测量时也应把油的介损考虑进去。
二、变压器干燥方法
变压器干燥方法有以下几种：
1、涡流加热真空干燥；
2、热油喷雾真空干燥；
3、蒸气加温真空干燥；
4、零序电流干燥；
5、短路电流干燥；
6、红外线干燥；
7、干燥室；
8、气相干燥；
可根据现场条件选择一种或几种方法综合使用。
三、干燥中的温度控制
1、当利用油箱加热，箱壁温度一般不得超过110℃，箱底温度不得超过100℃，线圈温度不得超过95℃；热风干燥时，进风温度不得超过100℃，进风口设有清洁干燥的措施，注意防止火星进入变压器。
2、干燥过程中应注意加温均匀，温升速度以10－15℃／h为宜，防止产生局部过热，特别是绕组部分，不应超过其绝缘等级的最高允许温度。
3、干式变压器进行干燥时，其线圈温度应根据等级而定，干燥过程中尚应注意加温应均匀，防止产生局部过热，特别是线圈部分，不应超过其绝缘等级的最高允许温度
四、抽真空的要求
变压器采用真空干燥时应先进行予热，按变压器容量大小以每小时10～15℃的速度升温到指定温度。再以每小时100～150mmHg抽至极限允许真空度。干燥时作油箱的弹性变形，变性不得超过箱臂厚度的2倍。
五、干燥过程中的检查与记录
变压器在干燥过程中应进行以下的检查与记录：
1、测量绕组的绝缘电阻；
2、测量绕组，铁心和外壳等各部温度；
3、保持一定的真空度；
4、定期排放凝结水，用量杯测量记录（1次／4时）；
5、定期进行热扩散，并记录通风时间；
6、记录加温电源的电压、电流的变化；
7、检查加热器具、电源线路、真空管路及设备的运行情况。
六、干燥终结的判断
1、保持温度不变，绕组绝缘电阻下降后再回升，维持12小时以上不变。
2、8小时以上基本无凝结水析出。
达到上述条件即认为完成了干燥。干燥工作完成后，变压器器身即可降温（真空仍保持不变），以每小时10～15℃的速度降温，此时应将予先准备好的经过滤和试验合格的变压器油加温，至两者（器身与变压器油）油度基本接近（油温可略低但不超过5℃）时，在真空状态下将油注入，真至器身完全浸没于绝缘油中为止，并继续保持真空时间在8小时以上。变压器干燥完毕注油后，需进行吊罩检查。
第十七节变压器整体组装及注油
一、整体组装前的准备工作
1、组装前应彻底清理散热器（冷却器）、储油柜、防爆器（又名安全气道）、油管、不带电流互感器的升高座，套管及其所有零、部组件。用合格的变压器油冲洗与变压器油直接接触的零、部组件。
2、变压器附属的油、水管路也须进行彻底清理，管内不允许存在焊渣和杂物等，并作好检查记录。
3、不允许在油、水管路内加装金属网，一般采用尼龙网，以避免金属网冲入油箱内，确保
变压器的安全运行。
二、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。
三、有安装标志的零件与部件，须按照安装标志所指示的部位组装（如高压、中压升高座及防爆器升高座等与油箱的相对位置和角度）。
四、变压器引线的根部不得受扭及弯曲。
五、对于63千伏及以上的引线，引线所包扎的绝缘斜稍（锥）必须进入均压球的口内，并防止引线（穿缆）拧劲。
六、在装配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轴上，可利用升高座孔进行调整，调整至所需的分接位置。
七、组装组件时，应按有关制造厂的《安装使用说明书》的规定进行。
八、油箱顶部若有上部定位件，应按外型尺寸图及技术要求进行定位或密封；
九、变压器在基础上是否需要倾斜，应按外型尺寸图中的规定进行，若无规定时应按倾斜处理，在靠储油柜瓦斯继电器端垫高，使之有1—2%的坡度。
十、各温度计座内应注满变压器油。
十一、对集中冷却的变压器，各组冷却器的油管路（水管路）须并联，不得采用串联形式，集中冷却装置其安装位置应尽可能靠近变压器主体，以不超过3米为宜，此时若受条件限制，冷却装置离变压器主体超过3米时，油路管径可同冷却器油路管径，否则须加大油路管径，使该油管路中的流速不大于3米/秒。
十二、所有密封用胶垫均需更换合格的新品，尺寸符合要求，受力压缩均匀，一般压缩至原厚度的2/3为宜，蝶阀胶圈更换后，必须进行开闭试验，检查无卡滞现象。
十三、按照变压器外型尺寸图（装配图）组装已拆卸的各组件、部件及零件，其中储油柜、呼吸器和防爆器不装，联接法兰用盖板密封好，安装要求和注意事项按各组件“安装使用说明书”进行。
十四、变压器一般应采用真空注油工艺进行注油，其规定如下：
1、一般变压器的真空注油可参照本规定进行.
2、220千伏变压器的注油工艺。
（1）如变压器的储油柜为放于主体上的结构，储油柜应装好，可不采用临时储油柜，当试漏合格后，将储油柜下面的80蝶阀关闭，油箱内的变压器油全部放出。如加强油水冷变压器，在真空注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的旋塞关闭，如为有载调压变压器，有载分接开关器的蝶阀应处于开启状态。
（2）变压器主体上装有储油柜的，在箱盖蝶阀上或气体继电器联管处安装抽空管。有载分接开关应安装注油管，以便与主体同时注油。
（3）启动真空泵开始抽真空，在1小时内均匀地提高其真空度，使真空度逐渐达到760mmHg 维持2小时，检查油箱有无变形与异常现象，如果未见异常，在真空的状态下进行注油，注油过程中应使真空度维持在740±5mmHg以上的真空度，油面接近油箱顶盖约200mm时停止注油，注油时间应大于6小时，在该真空度下继续维持6小时，即可解除真空，拆除注油管。
（4）从二次注油结束开始，变压器需静置24小时，此期间要多次放气（并启动潜油泵），并检查有无渗现象，若有渗漏应及时处理，如油面下降时，应从储油柜加油管加油至要求高度。
十五、变压器的整体密封检查（如有条件进行）
变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，检查方法：采用加静油柱压力法，具体规定如下：
1、试漏时油温不低于45℃；
2、油柱高度与加压时间；
220千伏变压器，油柱高度10米，加压时间36小时；
63～110千伏变压器油柱高度8米，加压时间24小时；
油柱高度则从地平面开始计算。
3、对油箱和储油柜，则应单独进行承受0.05Mpa(0.5kg/cm2)密封试验，时间为72小时，应无渗漏，对于储油柜内的隔膜则应能承受0.02～0.03Mpa/cm2)的正压而无渗漏。
第十八节变压器的油漆工艺
一、变压器外部的油漆
1、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产品使用条件；
2、喷漆前应先用金属洗净剂（或去污剂）去除外部油垢及污秽；
3、对裸露和金属部分必须补涂底漆；
4、对于铸件的凹凸不平之处，可先用腻子填补平整，使其保持光滑，然后再涂底漆。
5、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(2～kg/cm2)左右。
6、第一道底漆漆膜厚为0.05mm左右，要求光滑无流痕，垂珠现象，待底漆彻底干透后（一般约24小时），再喷涂第二道漆，为浅色醇酸漆喷涂后若发现有斑痕，垂珠，可用竹片或小发刀轻轻刮除并用砂纸砂光，再补喷一次。
7、如油箱和附件的原有漆膜较好，仅有个别部分损坏不完整（如局部补焊处，运输过程中不小心漆膜碰伤处）可进行局部处理，然后再普遍喷一次，使整个变压器颜色均匀一致。粘着力检查：用刀在漆膜表面划个十字形裂口，顺裂口用刀剥，若很容易剥开，则认为粘着力不佳；
弹性检查：用锐利小刀刮下一块漆膜，若刮下的漆屑不碎裂不粘在一起而有弹性地卷曲，则认为弹性良好；
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；
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、变压器部件内部涂漆（无特殊情况不进行此项）
1、变压器内部（包括附件）均应涂绝缘漆，漆膜不宜过厚，一船在0.02-0.05mm为宜，涂刷一遍即可。
2、涂漆前应打磨干净，剔除焊渣，擦试干净，涂漆后要求漆膜光滑；
3、表面涂漆的硅钢片，铁芯端面不再涂漆。
四、对涂刷变压器内壁绝缘漆的要求（无特殊情况不进行此项）
1、耐高压、耐变压器油，即漆膜长期浸泡在105℃的变压器油中也不脱落，不被溶化；
2、固化后的漆腊，不影响变压器油绝缘，物理和化学性能。
3、对金属件有良好的附着力；
4、对金属要有良好的防锈、防腐蚀作用。
1、有良好的工艺性能和较低的成本。
第十九节变压器的油处理
一、变压器油的检查和要求
1、变压器新注入的绝缘油或经滤过处理（或再生）的绝缘油，其质量应符合附录中的规定；
2、加入变压器内的绝缘油，应从变压器底部放油阀（塞）采取油样进行化验与分析；
3、根据地区的差别，选用不同牌号的变压器油；
4、变压器套管用绝缘油的标准亦应符合附录中的规定（套管有特殊规定者除外）
5、补充不同牌号的绝缘油时，应先经混油试验，合格后方可使用。
二、变压器放油和注油的一般规定
1、检查清扫油罐（油桶、管路）、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无杂质和水份。
2、拆装变压器附件时，放油至铁芯上轭即可，线圈及绝缘部件均应浸在油中。吊芯时需将油全部抽出时，为加快速度允许采用油泵抽油或多台滤油机同时抽油；
3、向变压器内注油时，必须经过压力式滤油机，如油罐离变压器太远，一台滤油机压力不够，可以串联一台油泵或滤油机，如系油泵，则应将油泵安在油罐侧，压力式滤油机在变压器侧；
4、放油或注油，必须将变压器和油罐的放气孔打开；
5、110千伏及以上电力变压器注油时采用真空注油，63千伏电力变压器应创造条件采用真空注油。
6、大修中变压器要放油多次，回油多次，必须始终保持变压器油的合格，尤其是在多次回油、补充油前都要做油的耐压，保证在40kv以上。
7、各油管必须连接牢固，各截门都要好用，油务人员对各截门要一清如水，防止跑油事件发生。
三、压力滤油法
1、采用压力式滤油机过滤油中的水分和杂质，为提高滤油速度和质量，有条件时可将油加温到50-60℃。
2、滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机内是否清洁，转动方向是否正确，有无接地线（外壳），压力表指示是否正确。
3、超动滤油机应先开出油门，后开进油门，停止时操作顺序相反，当装有加热器时，应先起动滤油机，后投入加热器，停止时操作顺序相反。滤油机压力一般为0.25～0.3Mpa(2.5～3KG/CM2)，最大不超过0.5Mpa(kg/cm2);
4、一般每个极板间放2-3张滤油纸，滤油纸应经过充分干燥。
四、变压器真空注油
大型电力变压器必须按反措规定进行真空注油，其它变压器有条件的也应采用真空注油。通常通过试抽真空检查油箱的强度，局部弹性变形不超过箱壁厚度的2倍为限度，并检查真空系统的严密性。
操作方法：
1、以每小时100～200mmHg速度进行变压器抽真空，达到指定真空度稳定2小时，开始向变压器油箱内注油。
2、油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽真空保持6小时以上。
3、变压器二次注油：变压器经真空注油后再进行二次注油时，必须经由储油柜注油管注入，严禁由下部油门注油。
五、胶囊式储油柜的注油
方法一
1、进行胶囊排气：打开储油柜上部排气孔，由注油管将油注满储油柜，直至排气孔出油，关闭注油管。
2、从变压器下部油门排油此时空气自然进入储油柜内胶囊内部，至油位计指示正常油位为止。
3、或从变压器上部油门直接注油排气，从上部注油阀向变压器内注油，达到胶囊内的气体排出而储油柜油满为止。关闭排气阀，从变压器下部油门排油，空气进入储油柜胶囊上部，油位计达正常油位为止。
方法二
直接将变压器储油柜油位补至正常油位，打开储油柜排气孔通过呼吸气管向储油柜胶囊充氮气，要求将储油柜内部气体全部排空后立即封闭排气孔。
六、隔膜式储油柜的注油
1、隔膜式储油柜的注油可直接进行，此时打开隔膜上的排气塞，当储油柜尚未注油时，应先将指针式油位计调整至零位，此时注油至排气塞冒油为止，拧紧排气塞，再调整至正常油位；
2、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；
3、正常油位低时的补油，利用集气盒下部的两根管，其中一根是注油管，接到滤油机，向储油柜内注油，注油过程中发现集气盒中有空气时停止注油，打开另一根管子（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。
第二十节变压器的交接验收
变压器在大修竣工后，应及时清理现场，整理记录、资料、图纸、清退材料进行核算，提交竣工、验收报告，并提请设备部组织有关单位进行现场验收工作。
一、提供验收方面的有关资料
1、开工报告
2、竣工报告
3、验收报告
4、设计计算单、包括结合检修进行技术改造的内容、图纸、线圈重绕图纸等；
5、现场干燥、检修记录。
6、高压绝缘试验报告，油简化及色谱试验单，温度计校验报告，瓦斯断电器和互感器特性试验报告等。
二、试运行前检查项目
1、变压器本体、冷却装置及所有附件均无缺陷，且不渗油。
2、轮子的固定装置应牢固。
3、油漆完整，接地可靠。
4、变压器顶盖上无遗留杂物。
5、储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均在“开”位。
6、高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部将军帽结构的密封良好，与外部引线的连接接触良好（并涂有导电膏或凡士林）。
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无气体，有载分接开关的油位须略低于变压器储油柜的油位；
8、进行各升高座部位的放气，使其完全充满变压器油；瓦斯继电器内应无残余气体。
9、呼吸器内的吸湿剂数量充足，无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；
10、无载分接开关的位置应符合运行要求，有载操作应动作正确，闭锁装置动作正确，控制盘、操作机构箱和顶盖上三者分接位置的指示应一致。
11、温度计指示正确，整定值符合要求；
12、冷却装置试运行正常，水冷装置的油压应大于水压，强油装置的变压器应起动全部潜油泵（并测量潜油泵的负载电流），进行较长时间的循环后，多次排除残留空气。
13、进行备用冷却装置的自动投运试验，和运行中冷却装置的故障停车试验。
14、断电保护装置经调试整定，动作正确。
三、试运行
变压器试行时应按下列规定进行检查：
1、中性点接地系统的变压器，在进行冲击合闸投运前，中性点必须接地；
2、瓦斯断电器必须投运，重瓦斯投跳闸位置；
3、额定电压下的冲击合闸试验（交接为5次，更换线圈后为3次），应无异常，励磁涌流不至引起保护装置的动作。
4、第一次受电后，持续时间应不少于10分钟，变压器应无异常情况。
5、带电后，检查变压器及冷却装置所有焊缝和接触面，不应有渗油现象，变压器无异常振动或放电声。
6、分析比较运行前后油的色谱数据，应无明显变化。
第二十一节变压器风扇电机检修工艺
1、变压器风扇电机的结构和技术参数
风扇电机由叶轮和专用三相异步电动机两部分组成，叶片与轮毂采用铆接，电动机为户外式全密封结构，轴伸端采用双轴承，前后轴承室分别设置了注油装置，在前后端盖止口上均涂
609号高分子液体密封胶，具有良好的密封防护性能。
2、检修周期和检修项目
2.1 检修周期
2.1.1 大修周期
5－10年进行一次
2.1.2 小修周期
每年进行一次。
运行中发现严重缺陷和异常现象时，应退出运行，进行检修。
2.1.4 新投入运行冷却风扇的检查
在新投入运行15天之内，每天检查一次，以后每月检查一次。
2.2 检修项目
2.2.1 大修项目
（1）风扇分解项目
（2）电动机分解检修
2.2.2 小修项目
（1）检查叶轮转动是否灵活，有无刮碰风罩现象；
（2）检查接线端子有无松动现象；
（3）清扫外壳。
（4）向轴承室注入锂基润滑脂；
（5）检查各部紧固螺丝有无松动现象。
（6）测定定子线圈绝缘电阻。
3、检修工艺和质量要求
3.1 叶轮分解检修
检修工艺质量要求
1、将止动垫圈打开，旋下盖型螺母，退出止动垫圈。用专用工具（三角抓）将叶轮从轴上卸下，同时将键、锥套取下保管好。
2、检查叶片与轮毂的铆接情况，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，三只叶片角度应一致，否则应调整。
1、三角抓应放正，勾在轮毂上，用力均匀慢慢顶出。锈蚀时可向键槽内、轴端滴入螺丝松动剂。
2、铆接应牢固，叶片上不应出现裂纹。
3、BF2-6型为250，BF2-7型为270，其余型式一律为300。
3.2 电动机分解检修
3.2.1 后端盖分解检修
检修工艺质量要求
1、首先拆下电机罩然后卸下后端盖固定螺栓，从顶丝孔将后端盖顶出。
目次 1. 总则 2. 技术要求 3. 设备规范 4. 供货范围 5. 技术服务 6. 买方工作 7. 工作安排 8. 备品备件及专用工具 9. 质量保证和试验 10. 包装、运输和储存 附录A 主要名词解释 附录B 地震烈度及其加速度 附录C 线路和发电厂、变电所污秽等级 附录D 各污秽等级下的爬电比距分级数值 附录E 额定绝缘水平 附录F 电力变压器中性点绝缘水平 附录G 三相油浸式双绕组无励磁调压变压器损耗附录H 单相油浸式双绕组无励磁调压变压器损耗附录I 允许偏差 附录J 承受短路能力 附录K 端子受力 附录L 接触面的电流密度 附录M 变压器油指标 附录N 运行中变压器油质量标准 附录O 工频电压升高的限值 附录P 故障切除全部冷却器时的允许运行时间
1总则 1.0.1本设备技术规范书适用于单机容量300～600MW火力发电厂的国产主变压器(其它容量机组主变压器可参考使用)，它提出了该变压器本体及附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.0.2 本设备技术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作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供符合工业标准和本规范书的优质产品。 1.0.3如果卖方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，则意味着卖方提供的设备完全符合本规范书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。 1.0.4本设备技术规范书所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。 1.0.5本设备技术规范书经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。 1.0.6本设备技术规范书未尽事宜，由买、卖双方协商确定。 2技术要求 2.1应遵循的主要现行标准 GB1094 《电力变压器》 GB/T6451 《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》 GB/T16274 《油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级》 GB311.1 《高压输变电设备的绝缘配合》 GB/T16434 《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》 GB/T15164 《油浸式电力变压器负载导则》 GB763 《交流高压电器在长期工作时的发热》 GB2900 《电工名词术语》 GB5273 《变压器、高压电器和套管的接线端子》 GB2536 《变压器油》 GB7328 《变压器和电抗器的声级测定》 GB7449 《电力变压器和电抗器的雷电冲击试验和操作冲击试验导则》GB156 《标准电压》 GB191 《包装贮运标志》 GB50229 《火力发电厂与变电所设计防火规范》 GB5027 《电力设备典型消防规程》 GB4109 《交流电压高于1000V的套管通用技术条件》 GB10237 《电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙》 2.2环境条件 2.2.1周围空气温度
结构图解 1-铭牌；2-信号式温度计；3-吸湿器；4-油标；5-储油柜；6-安全气道 7-气体继电器；8-高压套管；9-低压套管；10-分接开关；11-油箱； 12-放油阀门；13-器身；14-接地板；15-小车 电力变压器概述电力变压器是一种静止的电气设备，是用来将某一数值的交流电压（电流）变成频率相同的另一种或几种数值不同的电压（电流）的设备。当一次绕组通以交流电时，就产生交变的磁通，交变的磁通通过铁芯导磁作用，就在二次绕组中感应出交流电动势。二次感应电动势的高低与一二次绕组匝数的多少有关，即电压大小与匝数成正比。主要作用是传输电能，因此，额定容量是它的主要参数。额定容量是一个表现功率的惯用值，它是表征传输电能的大小，以kVA或MVA表示，当对变压器施加额定电压时，根据它来确定在规定条件下不超过温升限值的额定电流。现在较为节能的电力变压器是非晶合金铁心配电变压器，其最大优点是，空载损耗值特低。最终能否确保空载损耗值，是整个设计过程中所要考虑的核心问题。当在产品结构布置时，除要考虑非晶合金铁心本身不受外[3]力的作用外，同时在计算时还须精确合理选取非晶合金的特性参数。国内生产电力变压器较大的厂家有特变电工等。 供配电方式： 10KV高压电网采用三相三线中性点不接地系统运行方式。
用户变压器供电大都选用Y/Yno结线方式的中性点直接接地系统运行方式，可实现三相四线制或五线制供电，如TN-S系统。 电力变压器主要部件及作用①、普通变压器的原、副边线圈是同心地套在一个铁芯柱上，内为低压绕组，外为高压绕组。（电焊机变压器原、副边线圈分别装在两个铁芯柱上） 变压器在带负载运行时，当副边电流增大时，变压器要维持铁芯中的主磁通不变，原边电流也必须相应增大来达到平衡副边电流。 变压器二次有功功率一般＝变压器额定容量（KVA）×0.8（变压器功率因数）＝KW。 ②、电力变压器主要有： A、吸潮器（硅胶筒）：内装有硅胶，储油柜（油枕）内的绝缘油通过吸潮器与大气连通，干燥剂吸收空气中的水分和杂质，以保持变压器内部绕组的良好绝缘性能；硅胶变色、变质易造成堵塞。 B、油位计：反映变压器的油位状态，一般在+20O左右，过高需放油，过低则加油；冬天温度低、负载轻时油位变化不大，或油位略有下降；夏天，负载重时油温上升，油位也略有上升；二者均属正常。
10kV油浸式变压器技术规范书 2016年06月
目录 1总则 (1) 2工作范围 (1) 2.1 范围和界限 (1) 2.2 服务范围 (1) 3应遵循的主要标准 (2) 4 ★使用条件 (3) 4.1 正常使用条件 (3) 4.2 特殊使用条件 (4) 5★技术要求 (4) 5.1 基本参数 (4) 5.2设计与结构要求 (6) 5.3专业接口要求 (10) 6★试验 (11) 1.1 出厂试验 (11) 1.2 型式试验 (12) 1.3 现场交接试验 (12) 7 产品对环境的影响 (12) 8 企业VI标识 (12) 9 技术文件要求 (12) 10 监造、包装、运输、安装及质量保证 (13) 10.1监造 (13) 10.2包装 (14) 10.3运输 (14) 10.4安装指导 (14) 10.5★质量保证 (14) 11 ★设备技术参数和性能要求响应表 (14) 12 备品备件及专用工具 (16) 12.1必备的备品备件、专用工具和仪器仪表 (16) 12.2 推荐的备品备件、专用工具和仪器仪表 (16) 13 ★主要元器件来源 (16) 14 LCC数据文件 (16) 15 ★技术差异表 (17) 16 投标方需说明的其他问题 (17)
1总则 1.1 本招标技术文件适用于中国南方电网有限责任公司电网建设工程项目采购的10kV油浸式变压器（不含S(B)H15型），它提出了该设备本体及附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.2 本设备招标技术文件提出的是最低限度的技术要求。凡本招标技术文件中未规定，但在相关设备的行业标准、国家标准或IEC标准中有规定的规范条文，投标方应按相应标准的条文进行设备设计、制造、试验和安装。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。 1.3 如果投标方没有以书面形式对本招标技术文件的条文提出异议，则意味着投标方提供的设备完全符合本招标技术文件的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对招标技术文件的意见和同招标技术文件的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。 1.4 本招标技术文件所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。 1.5 本招标技术文件经招、投标双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。 1.6 本招标技术文件未尽事宜，由招、投标双方协商确定。 1.7 投标方在应标技术文件中应如实反映应标产品与本招标技术文件的技术差异。如果投标方没有提出技术差异，而在执行合同的过程中，招标方发现投标方提供的产品与其应标招标技术文件的条文存在差异，招标方有权利要求退货，并将对下一年度的评标工作有不同程度的影响。 1.8 投标方应在应标技术部分按本招标技术文件的要求如实详细的填写应标设备的标准配置表，并在应标商务部分按此标准配置进行报价，如发现二者有矛盾之处，将对评标工作有不同程度的影响。 1.9 投标方应充分理解本招标技术文件并按本招标技术文件的具体条款、格式要求填写应标的技术文件，如发现应标的技术文件条款、格式不符合本招标技术文件的要求，则认为应标不严肃，在评标时将有不同程度的扣分。 1.10标注“★”的条款为关键条款，作为评标时打分的重点参考。 2工作范围 2.1 范围和界限 (1) 本标书适应于所供10kV油浸式变压器（不含S（B）H15型）的设计、制造、装配、工厂试验、交付、现场安装和试验的指导、监督以及试运行工作。 (2) 现场安装和试验在投标方的技术指导和监督下由招标方完成。 (3）本标书未说明，但又与设计、制造、装配、试验、运输、包装、保管、安装和运行维护有关的技术要求，按条款3所规定的有关标准执行。 2.2 服务范围 (1) 投标方应按本标书的要求提供全新的、合格的10kV油浸式变压器及其附属设备、备品备件、专用工具和仪器。
三相油浸式变压器维护 保养规程 Modified by JACK on the afternoon of December 26, 2020
力阳电器三相油浸式变压器维护保养 （力阳电器技术部提供） 一．适用范围 本规范适用于容量6300KVA电压等级35KV以下三相油浸式配电变压器日常及周期的维护和保养。 二．日常运行管理 2.1进行日常维护，保持变压器外部清洁，及时清扫擦除油污和高低压套管上 的尘埃，以防气候潮湿或阴雨时污面放电，造成套管间短路。 2.2 及时观察配变油位和油色,检查变压器油标油位，指示过低时及时补加与 该产品相符油号的变压器油。发现油色油味异常时，要及时取样做变压器 油绝缘的分析化验和耐压试验，如不合格要进行整体跟换。 2.3 定期检测油温，特别是负荷变化大，温差大，气候恶劣天应增加巡视次 数，油温一般不得高于95℃，温升不得超过55℃. 2.4 尽量调整好变压器的三相负荷平衡，不得仅用一相式二相供电，中心线 电流不应超过额定电流的25%，不超载运行。 2.5 定期观察变压器高低压接线部位的紧固接触情况，以免因接触不良时造成 局部过热，影响正常运行。
三．定期维护保养 3.1变压器运行一年以上须做变压器油的分析化验，必要时更换与该地区相符 油号的变压器油。 3.2如配有油枕的三相油浸式变压器，使用一年以上需对油枕底部防除水分及 杂质，以防油枕底部水分杂质进入箱体影响变压器绝缘程度。 3.3更据呼吸器硅胶色泽情况更换硅胶干燥剂。 3.4检查各密封部位螺丝，必要时跟换密封件，确保没有渗油漏油现象，对箱 体焊接部位的渗漏点，可采用两种处理方法。 （1）如漏点在箱体上部，因没有油的压力，可直接焊接不漏。 （2）如漏点在箱体下部，由于油的压力大，不适宜焊接，可用尖冲将漏点部位铆冲后清除干净，用高分子复合粘合剂（AB胶）涂封。 3.5对进线，出线各连接部位进行紧固处理，确保接触良好。 3.6对温度计，瓦斯继电器进行检查校正，确保正常。 3.7对变压器箱体外部进行除锈涂漆防护处理。 3.8检查接地是否良好，螺栓是否紧固，绝缘是否合格。 3.9检查温度计导热管是否完好，适当补加导热油。
油浸式配电变压器大修技术规范
油浸式配电变压器大修技术规范书 编制： 审核： 批准： 年月日
目录 一技术条件 (2) 1适用范围 (2) 2采用标准 (2) 3主要技术参数 (3) 4主要修理范围 (3) 5 结构要求 (3) 6 变压器修理后的技术参数要求6 7变压器修理后的试验要求 7 8 工艺要求 (8) 9 材料8
二项目管理及责任 (8) 1项目管理 (8) 2修理方责任范围 (10) 三质量保证 (10) 1质量程序文件 (10) 2质量体系 (10) 3控制检查程序 (10) 4 文件控制 (10) 5采购 (10) 6 内部质量审核 (11) 7 质量证书 (11) 8 质量保证期 (11)
一技术条件 1 适用范围 本规范适用于10kV油浸式配电变压器的重大修理； 2 采用标准 10kV油浸式配电变压器的修理应基于以下标准 GB 1094.1 电力变压器第1部分总则 GB 1094.2 电力变压器第2部分温升 GB 1094.3 电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB/T 1094.4 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 电力变压器第5部分：承受短路的能力 GB/T 1094.7 电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则 GB/T 1094.10 电力变压器第10部分：声级测定 GB 2536 变压器油 GB 5273 变压器、高压电器和套管的接线端子 JB/T 10319 变压器用波纹油箱 JB/T 8637 无励磁分接开关 GB/T 4109 交流电压高于1000V的绝缘套管 GB/T 5582 高压电力设备外绝缘污秽等级 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 311 高压输变电设备的绝缘配合与高电压试验技术 GB/T 13499 电力变压器应用导则 DL/T 586 电力设备用户监造导则 GB/T 6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB 20052 三相配电变压器能效限定值及节能评价值
油浸式变压器组部件简介 摘要：简要介绍了油浸式变压器的主要组部件。 关键字：套管；变压器油；储油柜；开关；冷却装置；控制箱；端子箱 一、前言 变压器自19世纪80年代登上历史舞台，便在发电、输电、用电等方面发挥 着至关重要的作用。科技的日新月异，使得变压器也在逐渐发展，随着人们用电 量的日益增长，变压器本体的体积与容量也在逐渐增大，变压器组部件作为变压 器的重要组成部分，也在逐渐引起重视。以下针对300MW-1000MW发电机用油 浸式变压器以及220kV-1000kV输变电类油浸式变压器所用组部件做简要归纳总结。 二、常用组部件 （1）套管。套管是变压器的重要保护部件。主要由接线端子、试验端子、芯体、瓷套等组成（见图1）。变压器作为独立设备，若要与外界连接就需要通过 导电引线，而裸露并带高电压的引线是绝对不允许的，这就需要套管将其隔离开来，一是起到与外界绝缘的作用，二是起到固定支撑的作用。目前，常用套管根 据芯体绝缘材质主要分为油纸电容式套管、纯瓷式套管和干式套管等。选用套管时，主要注意套管的绝缘强度、爬距、干弧距离、机械强度等。 图1 110-220kV套管结构 （2）变压器油和储油柜。变压器油是油浸式变压器重要的绝缘、冷却介质，本体内油的重量约占变压器总重的20%以上。在变压器中，油和绝缘纸结合形成 油纸混合绝缘，使绝缘强度更高；另外油在变压器箱体内并不是静止的，而是从 温度低向温度高的部位流动，在流动过程中便起到了冷却降温作用。储油柜是满 足变压器油热胀冷缩的特性而设计的，通过联管与变压器本体连接，保证了变压 器正常运行的油量供应。常用的变压器储油柜有胶囊式、隔膜式、波纹式等种类，通过橡胶胶囊、隔膜、金属波纹栅将变压器油与外界空气隔绝，避免了油的氧化 和蒸发（见图2）。储油柜装有油位指示装置，能够清晰准确的告知用户变压器 油量是否在正常使用范围之内。 图2 储油柜外形图 （3）开关。开关是变压器重要的核心部件之一。变压器通过对开关档位的切换改变电压，满足用户在一定范围内的电压要求。根据开关档位是断电切换还是 带电切换，将开关分为无励磁开关和有载开关。有载开关比无励磁开关结构较为 复杂，由于有载开关切换时容易引发电弧可能会将油裂解，产生乙炔等可燃气体，所以有载开关在变压器内部有独立于本体的独立油室；并且，有载开关附带与本 体储油柜隔离的小型储油柜，因此通过这点即便不吊开变压器箱盖，也会很容易 判断一台变压器是有载变压器还是无励磁变压器。通常发电机类变压器开关以无 励磁开关为主，输变电类变压器开关以有载开关为主。 （4）冷却装置。变压器通过冷却装置形成散热油路循环，能有效的降低变压器内部芯体的温度，保证了变压器的使用寿命。油浸式变压器冷却装置主要分为 冷却器和片式散热器两种。冷却器（见图3）结构相对复杂，由翅片管、风机、 油泵、油流继电器、分控箱等组成，每组冷却器有两到三个风机竖向排列而成。 片式散热器（见图4）由散热片、集油管等组成，并可根据设计需要在散热片底 部增挂风扇。冷却器通常用在容量较大的发电机类主变压器上，片式散热器通常
酒钢 265m2烧结机工程第0页共10页 酒钢集团宏兴钢铁股份有限公司 2 265m烧结机工程 10KV 变压器 技术协议 甲方：酒钢集团宏兴钢铁股份有限公司 乙方
10KV变压器技术协议 酒钢集团宏兴钢铁股份有限公司（以下简称甲方）与公司（以下简称乙方）就2 甲方新建 265m烧结机工程配套 10KV变压器经双方协商，达成如下技术协议： 1、总则 2 本技术协议作为甲方新建 265m烧结机工程配套 10KV变压器设备订货合同的附件，与订货合同同时生效，具有同等法律效力。合同执行期间双方再协商形成的补充协议和追加条款也具有同等法 律效力。 1.1 本技术协议所提出的是最低标准的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有 关标准和规范的条文，乙方应保证提供符合有关标准和技术文件的优质产品。 1.2 乙方提供的设备必须具有国内同行业近几年内的先进制造水平，采用先进工艺，合格材料，成 熟的技术或专利技术。 1.3 乙方提供的设备必须是全新、规范、先进的高质量可靠产品，能够确保连续稳定的工作。 1.4 乙方提供货物的制造，材料的选择，都应按照国内外通用的现行标准和相应的技术规范执行， 而这些标准和技术规范应为合同签字日为止最新公布发行的标准和技术规范。 1.5 乙方须对本 10KV变压器系统设计的完整性、合理性和设计质量承担全部责任。保证设备设计符合国家标准。 1.6 乙方在合同货物制造中，发生侵犯专利的行为时其侵权责任与甲方无关。 2、基本条件 2.1 当地标准和厂区自然条件 除技术规格另有规定外，所有投标货物必需适应以下工作条件。 2.2 电源 10KV/400V（三相）；频率： 50Hz。 2.3 厂区自然条件 厂区所在地区为雨量小、蒸发大、温差大、多风沙的内陆干旱气候。 厂区所在地区海拔2000m 极端最高温度38.4℃ 极端最低温度-31.6℃ 年平均温度7.3℃ 相对湿度46 % 年平均降雨量85.3mm 平均风速及主导风向 2.4SW WSW
油浸式电力变压器安全操作规 程(新版) The safety operation procedure is a very detailed operation description of the work content in the form of work flow, and each action is described in words. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0927
油浸式电力变压器安全操作规程(新版) 1了解本厂油浸式电力变压器的工作原理、主要参数（容量、型号、接法、额定电压、电网频率、一次侧电压、二次侧电压）及保护装置。 2了解变压器运行的负荷率、功率因素、三相电流不平衡度。 3变压器运行中的监视维护 3.1新装变压器需检查外表、监视装置、绝缘电阻、消防设备，进行合闸试验。 3.2变压器运行中，进行外部检查（变压器油色、油面高度及有无漏油、套管清洁无破损、无放电裂痕、无异响、油温正常、上层油最高不超过95℃，防爆膜板完好，呼吸器硅胶受潮情况、接头是否发热、散热器温度无异常、瓦斯继电器是否漏油或充满油、外壳接地良好、变压器室门窗照明等器具完好）。
3.3每年进行一次瓦斯继电器试验，测量一次、二次回路绝缘电阻、外壳接地电阻，瓦斯动作后必须检查试验确认良好方可接近。 3.4以下意外情况立即通知总部高压房停电，然后汇报生产部领导： 3.4.1大量漏油，油面低于油面计量下限且油面迅速下降。 3.4.2油面急剧上升，油枕冒油或防爆玻璃管破裂，外喷冒烟、油、火。 3.4.3油温不断上升。 3.4.4油色过深，油内出现碳质，有强烈不均匀音响或内部有放电声。 3.4.5瓷套管炸裂，有严重放电。 3.5变压器着火应立即断电，报消防部门，视情况漏放箱体内的储油。 3.6变压器最大不平衡电流不得超过额定电流的25%。 3.7变压器安全防火：变压器要保证整洁，除消防器材、变压器外不得堆放任何物品，
工程（变电站）110kV主变压器 技术协议 1、适用范围 本技术条件适用于主变压器的招标订货，是相关设备订货合同的技术条款。 2、采用标准 卖方应使用最新颁布执行的国家标准、行业标准，在买方同意时可以使用其他性能更高的标准。行业标准中已对产品质量分等做出规定的条款，卖方所提供的产品性能应达到优等品的标准。当以上标准中的条款与本技术条件发生偏差时，应以本技术条件为准。 3、设备规范： 3.1 设备名称：三相双绕组油浸风冷式有载调压升压变压器 设备规格： SF-200000/110 3.2 主要技术要求 3.2.1 使用环境条件 1）安装地点：，户外 2）海拔高度：≤1000m 3）环境温度： -25℃～+40℃ 4）相对湿度（25℃）： 80% 5）抗震能力： VII度 6）最大日温差： 25℃ 7）日照强度(风速0.5m/s时)：0.1w/cm2 8）日照强度(风速0.5m/s时)：0.1w/cm2 9）最大风速：≤35m/s 10）最大覆冰厚度： 10mm
11）防污等级 IV级 3.2.2 运行条件 1)额定工作电压： 115/13.8 kV 2)系统概况： 系统标称电压 110 kV 系统最高电压 126 kV 系统中性点接地方式接地或不接地 3)额定频率： 50Hz 3.2.3 性能参数 1)额定容量： 200MVA 2)电压比： 115±2×2.5%/13.8kV 3)接线组别： YNd11 4)短路阻抗： 13% (在额定分接下，允许偏差±7.5%) 5)在额定频率和额定电压下的空载电流： 0.3%（允许偏差+30%） 6)在额定频率和额定电压下的空载损耗(kW)：120 （允许偏差+15%） 7)在75℃下的负载损耗(kW)： 575 （允许偏差+15%） 8)总损耗：总损耗=空载损耗+负载损耗 (允许偏差+10%) 9)冷却方式(容量)：ONAN/ONAF 67%/100 10)变压器的温升： 绕组/顶层油温/铁芯本体、油箱及结构表面：65k/55k/80k 11)噪声水平：≤75dB(A)/0.3m 12)绝缘水平：
油浸式变压器操作规程 1.目的 为使本岗位的工作或作业活动有章可循，使作业安全风险评估和过程控制规化，保证全过程的安全和质量；同时规设备操作和工艺指标的严格执行，为本工序的生产提供切实可行的操作方法、紧急预案及事故处理程序，以保证本工序及后序生产系统安全稳定运行；也可用作员工的学习与培训教材，以提高操作人员素质和技术水平，特制订本操作规程。 2.围 25MW电站油浸式变压器。 3.作用 电能转换，将一种电压、电流的电能转换成相同频率的另一种电压、电流的交流电能。 4.变压器的运行维护 4.1 变压器投入运行前的检查 4.1.1变压器投入运行前，值班员应仔细检查，确认变压器及其保护 装置在良好状态，具备送电条件，收回所有有关工作票，拆除接地线或拉开接地刀闸，临时标示牌和临时遮栏全部拆除，现场清洁，照明充足，安装检修人员对设备状态交代清楚。 4.1.2运用中的备用变压器随时可以投入运行；长期备用的变压器， 应进行充电试验，并做好记录。 4.2变压器投运前的绝缘检测 4.2.1检修后的变压器投运前应有绝缘合格报告。停用时间超过一个 月的变压器投入运行前，应测量绝缘电阻，测量后应对地放电。 4.2.2变压器线圈电压500V以上者使用1000-2500V摇表，线圈电压 500V以下者使用500V摇表。 4.2.3应分别测量高、低压对地及高、低压间绝缘电阻，其阻值应不
低于上次测量值的1/3，并测量“R60/R15”吸收比不低于1.3，最低不能低1MΩ/KV。如测量值低于规定值时应汇报值长及有关领导；及时将绝缘值记录在《绝缘记录登记本》上。 4.3变压器投运前外观检查包括以下各项 4.3.1变压器的温控装置应正常投入，温度应与实际相对应。 4.3.2变压器套管外部清洁完好、无破损裂纹、无放电痕迹及其它异常现象。 4.3.3变压器各侧接线应完整正确，分接头分接位置正确，外壳接地应良好，中性点接地良好。 4.3.4变压器顶盖清洁无杂物，风冷装置试转良好，无异音。 4.3.5变压器控制回路、继电保护等二次接线完整，定值符合规定，正确投入保护压板。 4.3.6变压器柜门应上锁，且应标明变压器名称编号，门外应挂安全警示牌。 4.3.7初次投运的变压器及大修后变更分接头后，应测定变压器的直流电阻值，用以检查各分接开关的接触情况，可参考变压器出厂测试记录，并及时记录在《设备变更记录本》。 5.变压器运行中的监视 5.1变压器运行中应认真检查变压器的各种表计指示不得超过允许值，并定期每小时抄表一次。 5.2每班应对运行中的变压器进行巡检，下列情况应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡检次数 5.2.1新设备或经检修、改造的变压器在投运72小时。 5.2.2有设备缺陷时。 5.2.3高温季节，高峰负荷期间。 5.2.4变压器过负荷运行时。 5.3运行中的变压器外部检查项目包括
100万吨/年凝析油生产化工原料项目油浸式电力变压器 技术协议 2014年08月
1．执行的标准、规范 本项目将参照以下标准、规范的最新在用版本进行设计、设备材料生产、检验、验收、工程安装、调试和验收等。 GB/T6451-2008《油浸式电力变压器技术参数和要求》 GB311.1-2012《绝缘配合第1部分定义、原则和规则》 GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》 GB5273《变压、高压电器和套管的接线端子》 GB2536-2011《变压器油》 GB1094.1-1996《电力变压器第1部分总则》 GB1094.2-1996《电力变压器第2部分温升》 GB1094.3-2003《电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB1094.4-2005《电力变压器第10.1部分声级测定应用导则》 GB1094.101-2008《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》 GB1094.5-2008《电力变压器第5部分承受短路的能力》 GB/T7595-2008《运行中变压器油质量》 GB7449《电力变压器和电抗器等雷电冲击试验和操作冲击试验导则》 GB7328《变压器和电抗器的声级测定》 GB/T13499-2002《电力变压器应用导则》 JB/T501-2006《电力变压器试验导则》 以上所列标准并非全部标准，它仅指出了主要标准。规定所列标准、规范如与卖方所执行的标准不一致时，应按较高标准要求执行，而不能限于上述所列的版本号或年号，且卖方应充分描述本技术规定与相关标准的不同点。 2．使用环境 2.1周围环境空气温度 最高温度：40 ℃ 最低温度：20 ℃ 2.2 海拔高度<1000m 2.3 最大风速24.3m/s 2.4 环境相对湿度（在25℃时）平均值：65%
编号：CZ-GC-01073 ( 操作规程) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 油浸式电力变压器安全操作规 程 Safety operation regulations for oil immersed power transformer
油浸式电力变压器安全操作规程 操作备注：安全操作规程是要求员工在日常工作中必须遵照执行的一种保证安全的规定程序。忽视操作规程 在生产工作中的重要作用，就有可能导致出现各类安全事故，给公司和员工带来经济损失和人身伤害，严重 的会危及生命安全，造成终身无法弥补遗憾。 1了解本厂油浸式电力变压器的工作原理、主要参数（容量、型号、接法、额定电压、电网频率、一次侧电压、二次侧电压）及保护装置。 2了解变压器运行的负荷率、功率因素、三相电流不平衡度。 3变压器运行中的监视维护 3.1新装变压器需检查外表、监视装置、绝缘电阻、消防设备，进行合闸试验。 3.2变压器运行中，进行外部检查（变压器油色、油面高度及有无漏油、套管清洁无破损、无放电裂痕、无异响、油温正常、上层油最高不超过95℃，防爆膜板完好，呼吸器硅胶受潮情况、接头是否发热、散热器温度无异常、瓦斯继电器是否漏油或充满油、外壳接地良好、变压器室门窗照明等器具完好）。 3.3每年进行一次瓦斯继电器试验，测量一次、二次回路绝缘电
阻、外壳接地电阻，瓦斯动作后必须检查试验确认良好方可接近。 3.4以下意外情况立即通知总部高压房停电，然后汇报生产部领导： 3.4.1大量漏油，油面低于油面计量下限且油面迅速下降。 3.4.2油面急剧上升，油枕冒油或防爆玻璃管破裂，外喷冒烟、油、火。 3.4.3油温不断上升。 3.4.4油色过深，油内出现碳质，有强烈不均匀音响或内部有放电声。 3.4.5瓷套管炸裂，有严重放电。 3.5变压器着火应立即断电，报消防部门，视情况漏放箱体内的储油。 3.6变压器最大不平衡电流不得超过额定电流的25%。 3.7变压器安全防火：变压器要保证整洁，除消防器材、变压器外不得堆放任何物品， 夏季温度小于45℃，底部设集油坑并用卵石覆盖，变压器室门
油浸式电力变压器维护检修规程 检修周期 （一）小修一年 （二）中修（即吊芯检查） 1、五—十年 2、经过长途运输或停用一年以上及新购置入厂的变压器。 （一）大修（恢复性修理）按绝缘老化程度决定。检修项目 （一）小修项目 1、清理外壳、散热器、油枕、防爆筒、油位计进出套管 等外部的积尘的油垢。 2、检查清理并紧固进出线圈螺丝及其他外部螺丝。 3、检查及清理冷却设备的外壳灰尘。 4、检查油位计、油阀及其它接头。
5、检查防爆筒薄膜。 6、检查呼吸器，更换干燥剂。 7、检查油位，必要时加油。 8、检查外壳接地线及中性点装置。 9、检查清理瓦斯继电器（必要时进行） 10、测理分接头固定位置直流电阻，如变更分接头位置时， 必须进行测量。 11、测量绝缘油电阻值和吸收比。 12、变压器油取样进行筒化试验和耐压试验。 13、检查其它附件。 14、检查并消除已经发现的缺陷和一般性防腐。 （二）中修项目 1、测量绝缘电阻吸收比。 2、放油。 3、拆卸大盖螺丝及其附件。 4、吊出器身。
5、对外壳进行防腐。 6、检查线圈。 7、检查铁芯。 8、检查外壳及附件。 9、必要时进行干燥。 10、换油。 11、本体的装配。 12、瓦斯继电器和温度计校验。 13、按“电气设备交接与预防性试验规程”项目进行各项 试验。 （三）大修项目（恢复性修理） 1、重绕一次或二次线圈。 2、分解铁芯硅钢片，重新涂漆。 3、更换绝缘筒及其他部件。 4、完成全部中修项目。 变压器质量标准 （一）油位：带油枕的变压器放置顶盖与外壳密封垫水平位
置以下，无油枕变压器放至瓷套管引出线以下。 （二）拆装工作 1、变压器吊芯应尽可能在室内进行，如果不得已在室外 露天吊芯时，应先搭好蓬子。 2、对大型变压器，如果周围空气温度低于或接近于在铁 芯上部铁轭外所测得的温度，则变压器可揭盖进行检查，如果周围空气温度高于器身的温度，则在吊器身以前，采取措施将变压器温度提高到与空气温度相同。 3、对大型变压器，吊芯应干燥天气进行，器身露空时间 超过以下规定： 干燥天气（空气相对温度不大于65%）16小时。潮湿天气（空气相对温度不大于75%）12小时。 相对温度＞75%，不宜吊芯，如須吊芯，必須采取防潮措施。 4、对中小型变压器，若器身湿度＞周围环境温度，则器 身可起吊检查或装入油箱。 5、吊芯时不得碰伤线圈、铁芯、绝缘件等其他附件。 6、起吊平稳，不能倾斜，起吊时四周有人观察线圈与箱
10kV油浸式变压器技术规范
目录 10kV油浸式变压器技术规范 (1) 1 规范性引用文件 (1) 2 结构及其他要求 (2) 3 标准技术参数 (5) 4 使用环境条件表 (8) 5 试验 (8)
10kV油浸式变压器技术规范 1 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本文件。 GB 311.1 绝缘配合第1部分：定义、原则和规则 GB 1094.1 电力变压器第1部分：总则 GB 1094.2 电力变压器第2部分：液浸式变压器的温升 GB 1094.3 电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB/T 1094.4 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 电力变压器第5部分：承受短路的能力 GB/T 1094.7 电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则 GB/T 1094.10 电力变压器第10部分：声级测定 GB 2536 电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油 GB/T 2900.15 电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器 GB/T 4109 交流电压高于1000V的绝缘套管 GB 4208 外壳防护等级（IP代码） GB/T 5273 变压器、高压电器和套管的接线端子 GB/T 6451 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7354 局部放电测量 GB/T 7595 运行中变压器油质量 GB/T 8287.1 标称电压高于1000V系统用户内和户外支柱绝缘子第1部分：瓷或玻璃绝缘子的试验GB/T 8287.2 标称电压高于1000V系统用户内和户外支柱绝缘子第2部分：尺寸与特性 GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB 11604 高压电器设备无线电干扰测试方法 GB/T 13499 电力变压器应用导则 GB/T 16927.1 高电压试验技术第1部分：一般定义及试验要求 GB/T 16927.2 高电压试验技术第2部分：测量系统 GB/T 17468 电力变压器选用导则 GB 20052 三相配电变压器能效限定值及能效等级 GB/T 25438 三相油浸式立体卷铁心配电变压器技术参数和要求 GB/T 25446 油浸式非晶合金铁芯配电变压器技术参数和要求 GB/T 26218.1 污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分：定义、信息和一般原则GB/T 26218.2 污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第2部分：交流系统用瓷和玻璃绝缘子 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 DL/T 572 电力变压器运行规程 DL/T 593 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 DL/T 984 油浸式变压器绝缘老化判断导则
油浸式变压器 配电变压器为工矿企业与民用建筑供配电系统中的重要设备之一，它将10（6）kV或35kV网络电压降至用户使用的230/400V 母线电压。此类产品适用于交流50（60）Hz，三相最大额定容量2500kVA（单相最大额定容量833kVA，一般不推荐使用单相变压器），可在户内（外）使用，容量在315kVA 及以下时可安装在杆上，环境温度不高于40℃，不低于-25℃，最高日平均温度30℃，最高年平均温度20℃，相对湿度不超过90%（环境温度25℃），海拔高度不超过1000m。若与上述使用条件不符时，应按GB6450-86的有关规定，作适当的定额调整。 目录 1概述 2分类 2.1 相数区分 2.2 绕组区分 2.3 结构分类 2.4 绝缘冷却分类 2.5 油浸式型式 3性能特点 4选用要点 4.1 负荷性质 4.2 使用环境 4.3 温度环境
1概述 油浸式变压器，又称油浸式试验变压器。 1000kVA 及以上油浸式变压器，须装设户外式信号温度计，并可接远方信号。800kVA 及以上油浸式变压器应装气体继电器和压力保护装置，800kVA 以下油浸式变压器根据使用要求，与制造厂协商，也可装设气体继电器。干式变压器应按制造厂规定，装设温度测量装置，一般为630kVA 及以上变压器装设。 2分类 相数区分 可以分为三相变压器和单相变压器。在三相电力系统中,一般应用三相变压器，当容量过大且受运输条件限制时，在三相电力系统中也可以应用三台单相式变压器组成变压器组。 绕组区分 可分为双绕组变压器和三绕组变压器。通常的变压器都为双绕组变压器，即在铁芯上有两个绕组，一个为原绕组，一个为副绕组。三绕组变压器为容量较大的变压器（在5600千伏安以上），用以连接三种不同的电压输电线。在特殊的情况下，也有应用更多绕组的Satons变压器。 结构分类
10kV油浸式变压器 技术规范书2016年06月
目录
1总则 1.1 本招标技术文件适用于中国南方电网有限责任公司电网建设工程项目采购的10kV油浸式变压器（不含S(B)H15型），它提出了该设备本体及附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.2 本设备招标技术文件提出的是最低限度的技术要求。凡本招标技术文件中未规定，但在相关设备的行业标准、国家标准或IEC标准中有规定的规范条文，投标方应按相应标准的条文进行设备设计、制造、试验和安装。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。 1.3 如果投标方没有以书面形式对本招标技术文件的条文提出异议，则意味着投标方提供的设备完全符合本招标技术文件的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对招标技术文件的意见和同招标技术文件的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。 1.4 本招标技术文件所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。 1.5 本招标技术文件经招、投标双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。 1.6 本招标技术文件未尽事宜，由招、投标双方协商确定。
1.7 投标方在应标技术文件中应如实反映应标产品与本招标技术文件的技术差异。如果投标方没有提出技术差异，而在执行合同的过程中，招标方发现投标方提供的产品与其应标招标技术文件的条文存在差异，招标方有权利要求退货，并将对下一年度的评标工作有不同程度的影响。 1.8 投标方应在应标技术部分按本招标技术文件的要求如实详细的填写应标设备的标准配置表，并在应标商务部分按此标准配置进行报价，如发现二者有矛盾之处，将对评标工作有不同程度的影响。 1.9 投标方应充分理解本招标技术文件并按本招标技术文件的具体条款、格式要求填写应标的技术文件，如发现应标的技术文件条款、格式不符合本招标技术文件的要求，则认为应标不严肃，在评标时将有不同程度的扣分。 1.10标注“★”的条款为关键条款，作为评标时打分的重点参考。 2工作范围 2.1 范围和界限 (1) 本标书适应于所供10kV油浸式变压器（不含S（B）H15型）的设计、制造、装配、工厂试验、交付、现场安装和试验的指导、监督以及试运行工作。 (2) 现场安装和试验在投标方的技术指导和监督下由招标方完成。 (3）本标书未说明，但又与设计、制造、装配、试验、运输、包装、保管、安装
油浸式电力变压器和电抗器检修试验规程 5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验 表1 油浸式电力变压器和电抗器巡检项目 巡检项目基准周期要求说明条款 外观330kV 及以上：2周 220kV：1 月 110kV/66kV：3 月无异常见 5.1.1.1a）条 油温和绕组温度符合设备技术文件之要求见 5.1.1.1b）条 呼吸器干燥剂（硅胶）1/3 以上处于干燥状态见 5.1.1.1c）条 冷却系统无异常见 5.1.1.1d）条 声响及振动无异常见 5.1.1.1e）条 表2 油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目 例行试验项目基准周期要求说明条款 红外热像检测330kV 及以上：1 月 220kV：3 月 110kV/66kV：半年 无异常见5.1.1.2 条 油中溶解气体分析330kV 及以上：3 月 220kV：半年 110kV/66kV：1 年 乙炔≤1（330kV 及以上）(μL/L) ≤5（其它）(μL/L)（注意值） 氢气≤150(μL/L)（注意值） 总烃≤150(μL/L)（注意值） 绝对产气速率： ≤12mL/d（隔膜式）（注意值） 或≤6mL/d（开放式）（注意值） 相对产气速率≤10%/月（注意值） 见5.1.1.3 条 绕组电阻 3 年 1. 相间互差不大于2%（警示值） 2. 同相初值差不超过±2%（警示值） 见5.1.1.4 条 绝缘油例行试验330kV 及以上：1 年 220kV 及以下：3 年 见7.1 条见7.1 条 套管试验 3 年见 5.6 条见5.6 条
铁心绝缘电阻 3 年≥100M Ω（新投运1000 M Ω） （注意值） 见5.1.1.5 条 绕组绝缘电阻 3 年 1. 绝缘电阻无显著下降 2. 吸收比≥1.3 或极化指数≥1.5 或绝缘电阻≥10000 M Ω（注意值） 见5.1.1.6 条 绕组绝缘介质损耗因数 （20℃）3 年 330kV 及以上：≤0.005（注意值） 220kV 及以下：≤0.008（注意值） 见5.1.1.7 条 有载分接开关检查（变 压 器） 见 5.1.1.8 条见 5.1.1.8 条见5.1.1.8 条 测温装置检查 3 年无异常见5.1.1.9 条 气体继电器检查无异常见5.1.1.10 条冷却装置检查无异常见5.1.1.1 压力释放装置检查解体性检修时无异常见5.1.1.12 条 5.1.1.1 巡检说明 a) 外观无异常，油位正常，无油渗漏； b) 记录油温、绕组温度，环境温度、负荷和冷却器开启组数； c) 呼吸器呼吸正常；当2/3干燥剂受潮时应予更换；若干燥剂受潮速度异常，应检查密封，并取油样分析油中水分（仅对开放式）； d) 冷却系统的风扇运行正常，出风口和散热器无异物附着或严重积污；潜油泵无异常声响、振动，油流指示器指示正确； e) 变压器声响和振动无异常，必要时按GB/T 1094.10测量变压器声级；如振动异常，可定量测量。 5.1.1.2 红外热像检测 检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。 5.1.1.3 油中溶解气体分析 除例行试验外，新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。取样及测量程序参考GB/T 7252，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。