变压器检修工艺规程 第一章 检修周期、项目及准备工作 1.1 检修周期及检修项目 1 1.1 .1 检修周期 1. 1.1.1 大修周期 a. 一般在投入运行后的5年内和以后每间隔 10 年大修一次。 b. 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。 C.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。 d ?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。 1. 1 ? 2小修周期 —般每年一次。 安装在2— 3级污秽地区的变压器，其小修周期 附属装置的检修周期 1 . 1 . 1 . 3. 保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。 变压器油泵的解体检修： 2级泵1 — 2年进行1次，4级泵2?3年进行一次 b .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 变压器风扇的解体检修， 1— 2年进行一次 自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次 套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定 1 . 1 . 2 检修项目 1 . 1 . 2. 1. 大修项目 吊开钟罩检修器身或吊出器身检修 l 绕组引线及磁 （电 ）屏蔽装置的检修 铁芯、铁芯坚紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等 ） 压钉、压板及接地片的检修 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等 f .冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修 g .安全保护装置的检修 h .油保护装置的检修 i .测温装置的校验 j .操作控制箱的检修和试验 k. 有载分接开关的检修 全部密封胶垫付的更换和组件试漏 m. 变压器油的处理或换油 n． 必要时对器身绝缘进行干燥处理 o． 清扫油箱及进行喷涂油漆 р. 大修的试验和试运行 1．1．2． 2 小修项目 处理已发现的缺陷 放出储油柜积污器中的污油 с. 检修油位计，调整油位 检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器差动继电器等，必要时吹扫冷 -krt l=Lp AAty-h* 却器管束。 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 f . 检修油保护装置 检修测温装置；包括压力式温度计，电阻温度计（绕组温度计）棒形温度计 等 检修调压装置，测量装置及控制箱，并进行调试 i . 检查接地系统 j. 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油 k. 清扫油箱和附件 ,必要时进行补漆 清扫外绝缘和检查导电接头 （包括套管将军帽 ） m. 按有关规程规定进行测量和试验 1.2 检修前的准备工作 2. 1 查阅档案了解变压器的运行状况 1． 2 ． 1． 1． 1．2．1．2． 1． 2． 1． 3． 1． 2 ． 1． 4． 1．2， 1．5． 1． 2 ． 1． 6． 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 负载、温度和附属装置的运行情况 查阅上次大修总结报告和技术档案 查阅试验记录 （包括油的化验和色谱分析 ），了解绝缘状况 检查渗漏油部位并作出标记 进行大修前的试验，确定附加检修项目 1. 2. 2 编制大修工程技术、组织措施计划 1．2．2．1． 1．2．2．2． 1．2．2．3． 1．2．2．4． 1．2．2．5． 1．2．2．6． 人员组织及分工 施工项目及进度表 确保施工安全，质量的技术措施和现场防火措施 主要施工工具，设备明细表，主要材料明细表 绘制必要的施工图 特殊项目的施工方案 2. 3 施工场地要求 2. 3. 1. 变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所 的检修间内进行 2. 3. 2. 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。 第二章 变压器的检修及工艺要求 2．1 变压器的解体检修与组装 2．1． 1 解体检修 2．1．1．1． 办理工作票、停电、 拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线， 进行检修前的检查和试验 2． 1．1．2． 部分排油后拆卸套管，升高座，储油柜，冷却器、气体继电器等 油器、压力释放阀 （或安全气道 ）联管温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油 柜放油时应检查油位计指示是否正确 2．1．1． 3． 排出全部油井进行处理 2． 1．1．4． 拆除无励磁分接开关操作杆，各类有载分接开关的拆卸方法参见 拆卸中腰法兰或大盖连接螺栓后吊钟罩 （或器身 ）

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1、MU4电气设备常见故障及处理方法LE1变压器常见故障1. 故障树癖*2. 常见故障及处理方法序号常见问题及故障原因分析解决措施及方案1渗漏油密封胶垫使用年限长，老化失去作用，如套管、升高座底部、有载调压开关顶部、将油放到相应需处理部位的下方，更换成优质密封材料的胶垫。瓦斯继电器、底部大盖、部分手孔法兰、散热器蝶阀等处的密封胶垫。对于渗漏部位不便于处理或需吊罩等停电时间较长、费用高的渗漏油处理可使用哥俩好、进口堵漏胶进堵漏处理。变压器外壳焊接处存在焊缝、或砂眼。对于小的砂眼可用锤从砂眼的周围向砂眼敲打，利用金属的韧性将砂眼挤拢；使用带油补焊的方法。为了避免对今后变压器油色谱分析带来的影响，可在焊

2、接前后分别取一个油样进行色谱分析，以此作为判别依据。连接螺栓松动。紧固螺栓。套管CT二次接线盒的接线柱渗漏油紧固接线柱的压紧螺栓。更换接线柱或二次接线面板。紧固螺栓过长更换合适的螺栓，或者加垫片瓷套或者防爆膜、玻璃油表损坏更换配件2直流电阻超标及接头发热套管引流线头和将军帽连接不良好。拆下将军帽，对引流线头和将军帽的丝牙用使用进行细锉及砂纸打磨，使其接触牢固。10kV、35kV套管下接头和引流线接头紧固螺栓松动。将油放至10kV、35kV套管手孔以下，打开手孔，将下接头和引流线接头紧固螺栓进行紧固处理。有载分接开关切换开关油室中变压器油过脏，切换开关触头接触不好。更换切换开关油室中变压器油，并

3、对有载分关进行反复切换。有载分接开关选择开关高压引线夹紧螺栓松动。对变压器进行吊罩，对选择开关引线连接螺栓进行紧固处理。线圈引岀线连接处焊接不良好。对变压器进行吊罩，对线圈引岀线连接处重新进行焊接处理。3风扇电机损坏轴承润滑油干涩，电机旋转阻力过大。定期对轴承润滑或更换电机进水，线圈受潮。干燥电机，并处理密圭寸。控制回路故障，导致电机频繁启动。查找控制回路故障，针对其缺陷进行处理。交流接触器或热耦继电器损坏，造成电机缺相运行。对老化的元件进行更换，对电机检修。4分接开关故障机构进水，机油受潮。检查密封胶条，必要时更换。不能正常调档。检查二次回路，针对进行处理。电器元件损坏。更换损坏电器元件。L

4、E2断路器常见故障1.故障树机构呛障机构呛障I牙砒冋跻战隊一沈凹雄枚执堀地鼻摘広眄成#冋柿电不占T*W樓fi1P外堆揀坡出円推蝉故M内絶條闪经吒rat牧烂|沈沪:姑战豊FUJIW哦;化仙临?：fc血II|康VITK：.*；如叫M:百i肌琥科呵不合常见故障及处理方法序号常见问题及故障原因分析解决措施及方案1SF6泄露密封胶垫使用年限长，老化失去作用，如连接法兰处。将SF6气体回收后，更换相关密封圈。外壳焊接处存在焊缝、或砂眼。对于小的砂眼可用锤从砂眼的周围向砂眼敲打，利用金属的韧性将砂眼挤拢，或使用较软物体（铝、锡）敲击至砂眼处进行堵漏。更换存在砂眼部件。连接螺栓松动。紧固螺栓。连接管路漏气。紧

5、固连接管路螺栓。更换连接管路密封件。逆止阀损坏。更换逆止阀。2直流电阻超标及接头发热接线巴掌接触不良。拆下接线巴掌，对接触面打磨清洁后压紧螺栓。紧固螺栓松动。接头紧固螺栓进行紧固处理。主触头压紧弹簧老化导致压紧力不足。更换主触头压紧弹簧。3弹簧操作机构故障机构卡涩。对操作机构传动部件进行润滑。脱扣挡板变形导致分、合闸线圈烧损。更换分、合闸线圈，调整脱扣挡板。储能行程开关或时间继电器损坏损坏导致不能正常储能。更换行程开关及时间继电器。辅助开关切换不良导致控制回路断线。更换辅助开关。4纯液压操作机构故障液压油老化、杂质较多导致打压频繁。更换液压油或过滤液压油。密封件损坏导致打压频繁。根据实际情况检

6、查密圭寸件，对损坏密封件进行更换处理（注意凡是打开后的密封件需全部更换）。安装质量不良导致管口爆管。检查管口及密封卡箍配合情况，专用胀管器胀管后方可使用。管口储压桶漏氮或漏油导致压力异常对储压桶密封件进行更换，发现储压桶拉缸需对储压桶整体更换。储能行程开关或时间继电器损坏损坏导致不能正常储能。更换行程开关及时间继电器。油泵柱塞、吸油阀片损坏导致压力不能正常建立。更换油泵。5气动操作机构故空压机气动频繁检查漏气部位并针对性进行处理。要检查管路连接部分及逆止阀。主障控制阀故障导致断路器据动更换控制阀。电气元件损坏根据实际情况检查处理。LE3隔离开关、接地开关常见故障1.故障树:出啊腐故障11发产r

7、di12.常见故障及处理方法序号常见问题及故障原因分析解决措施及方案1污闪绝缘件表面污秽严重导致清洁绝缘件2锈蚀卡涩传动部件卡涩将传动部件拆下后对锈蚀部分清洁打磨、涂抹二硫化钼。轴承卡涩拆下清洗轴承，涂抹二硫化钼处理，如损坏严重需更换处理。3直流电阻超标及接头、触头发热连接螺栓紧固程度不够。紧固连接螺栓，。触头压紧弹簧或螺丝松动，压力降低。在设备停电检修时检查、调整弹簧或螺丝压力或更换弹簧或螺丝。触头的接触面氧化或积存油泥。用00#砂纸清除触头表面氧化层，打磨接触面，并涂上中性凡士林。在拉合过程中，电弧烧伤触头或用力不当，使接触位置不正，引起压力降低。操作时，用力适当，操作后应仔细检查触头接触

8、情况，如有异常及时报告处理。刀片和静触头接触面太小，或过负荷运行。增大接触面，降负荷使用或更换容量较大的隔离开关。设备在设计制造时存在材方面的缺陷将老隔离开关更换为经过完善化改造的产品。接线巴掌铜铝直接搭接导致电化反应。更换为铜铝过渡线夹。4机构故障电气元件损坏。针对损坏电气元件更换处理。辅助开关切换不到位。调整辅助开关。LE4互感器常见故障1.电容式电压互感器故障树2.电磁式电压互感器故障树妙1+.-+囱(!山*.*肃电則m5.耦合电容器故障树内部埠按不k介巾老乂6.常见故障及处理方法序号常见问题及故障原因分析解决措施及方案1SF6泄露密封胶垫使用年限长，老化失去作用，如连接法兰处。将SF6

9、气体回收后，更换相关密封圈。外壳焊接处存在焊缝、或砂眼。对于小的砂眼可用锤从砂眼的周围向砂眼敲打，利用金属的韧性将砂眼挤拢，或使用较软物体（铝、锡）敲击至砂眼处进行堵漏。更换存在砂眼部件。连接螺栓松动。紧固螺栓。连接管路漏气。紧固连接管路螺栓。更换连接管路密封件。逆止阀损坏。更换逆止阀。2浸油紧固螺栓松动紧固螺栓密封圈老化更换密封圈焊缝有砂眼补焊或封堵瓷套或金属膨胀器损坏更换配件二次接线柱浸油更换密圭寸胶垫密圭寸胶垫老化更换接线柱或接线板4电流互感器单氢超标金属膨胀器材质问题或者遗留气体更换油充氮脱氢法处理轻微受潮热油循环处理5直流电阻超标及接头发热引流线接头紧固螺栓松动。紧固处理。接触面氧化

10、。打磨、清洁、涂抹导电膏。LE5避雷器常见故障1.故障树内咄覺内咄覺H化戍宙4L他足污扱隶鶴満h.Trr惜-1眸灯嫌性足宙器放电诃泄加*(申途适MjdM2.常见故障及处理方法序号常见问题及故障原因分析解决措施及方案1直流参考电压异常、泄露电流异常避雷器阀片老化更换避雷器。2放电计数器故障进水受潮更换放电计数器液晶屏老化更换放电计数器。避雷器底座绝缘不良导致放电计数器指示异常处理避雷器绝缘底座。避雷器底座补焊或封堵LE6无功补偿设备常见故障1. 电容器故障树2.电抗器故障树3.放电线圈故障树4.常见故障及处理方法序号常见问题及故障原因分析解决措施及方案1电容器熔丝脱落电容器故障更换电容器及熔丝。

11、熔丝锈蚀脱落更换熔丝熔丝额定电流不符合要求。按匹配额定电流熔丝更换2电容器浸油产品质量问题更换电容器安装时损伤电容器套管顶部密封。更换电容器，安装注意不要让电容器套管顶部密封受力。焊缝有砂眼更换电容器。4电容器爆炸小动物短路更换爆炸电容器充氮脱氢法处理熔丝安装不规范导致熔丝不能熔断，最终导致爆炸按要求安装熔丝，更换电容器。谐波引起更换电容器。5直流电阻超标及接头发热引流线接头紧固螺栓松动。紧固处理。接触面氧化。打磨、清洁、涂抹导电膏。6电抗器着火产品质量问题更换电抗器绝缘漆老化导致匝间短路更换电抗器，补刷绝缘漆。LE7SF6气体微水超标处理工艺1.SF6气体简介SF6气体有着高耐电强度和良好的

12、热稳定性，在电气设备中有着广泛的使用。SF6断路器就是用SF6气体作为绝缘和灭弧介质的一种高压断路器，由于SF6断路器具有体积小、开断能力强、维护检修工作量小等优点，被电力系统大量使用，在有些发达国家SF6断路器几乎全部代替了空气断路器和少油断路器。因此，SF6断路器的维护和检测显得十分重要。2. 断路器中SF6气体水分超标的危害SF6气体的化学性质极其稳定，但在开断大电流时的强烈弧光放电，会使SF6气体生成离子和原子团，灭弧后，大部分又重新复合成SF6，一小部分会生成含硫低氟化物，而这些含硫低氟化物当有水分和氧气存在时，会腐蚀设备内部的金属部件，加速绝缘材料的老化，降低SF6的电气性能。水分

13、的存在一是会使产生水解反应生成SO和HF。SO和H20反应生成亚硫酸，而低氟化物也会水解：HO+SF=SOF+2HF或SF4+3HO=HSO+4HF+S等。二是和金属部件的反应：3S+W=3S4+WF及SR+Cu二SF+CuF后的生成物再和水的反应为WF+3HO=WO6HF等,而氢氟酸和亚硫酸均可严重腐蚀电气设备。三是在设备内部结露，水分附着在断路器内部金属和绝缘材料表面，降低绝缘性能产生沿面放电。3. 断路器中SF6气体水分超标的原因3.1 生产安装过程中带入的水分，包括吸附剂带入的、零部件带入的、充气过程中带入的等，因为安装完毕后虽然要进行抽真空干燥及用SR新气冲洗，但附着在断路器内部表面

14、及冲气管路中的水分不可能完全处理干净。3.2断路器密封件处不严，外部水分渗透进入断路器内部所致。虽然SR断路器中SR气体的压力比外界气压高，但外界的水分压力比断路器内部高，这是因为断路器内部气体含水量较低，再加上水分子的直径比SR分子的直径小一些，且SR分子为正八面体的球形结构，而水分子为细长棒形，在断路器密封薄弱处，内外水分压差大时，大气中的水分会逐渐渗入断路器内部。4.SF6气体微水超标处理方法4.1方法一置换SR气体法（该方法只能使用于该断路器微水超量较小，设备停电时间较短的情况下使用，由于该方法不能完全消除该缺陷，建议在正常停电情况下使用方法二彻底处理，同时该断路器泄露周期应小于1年）

15、。4.1.1 将SR气体回收至。注入合格SF6气体至额定压力。静止保持48小时测试SR气体微水及组分。设备运行3个月后再次测试SR气体微水，对比前测试值有无明显变化，如增长过快，应及时停电使用方法二进行处理。4.2方法二更换吸附剂抽真空处理（该方法所需停电时间较长，但可彻底处理微水超标）。4.2.1 SF6气体回收至O.IMPa以下。4.2.2 打开断路器吸附剂孔盖，人员暂时撤离现场30min将设备残余气体彻底排放后方可进行工作。4.2.3 更换吸附剂（注意吸附剂应在烘箱中保持干燥4小时以上，温度不低于200C,或使用真空包装吸附剂），吸附剂应在30min内更换完毕。424抽真空。必须选择合适

16、的、能达到133Pa以下真空度的真空泵；控制抽真空管道的长度，其口径要足够大，以免影响真空度；真空度测量表计使用麦式真空计来测量。当真空度到133Pa开始计算时间，维持真空泵运转至少在30min以上。停泵并和泵隔离，静观30min后才能读取真空度A。在静观6h以上，读取真空度B,要求B-AW67Pa才算合格，否则要先检测漏点。充入水分小于15ppm的氮气，充至压力0.1MP,保持12个小时，测试氮气微水，如合格则进行下一步，不合格则重复以上步骤。（注意在充气前应先将管道抽真空）抽真空至133Pa,维持真空泵运转至少在30min以上。缓慢充入合格SR至额定+0.02MPQ静止48小时，测量微水及

17、组分。（注意在充气前应先将管道抽真空）LE8大型变压器真空注油及热油循环处理工艺1.变压器抽真空注油注意事项1.1 空气相对湿度大于75时不能开始工作。1.2 220kV及以上变压器必须进行真空注油，其它电压等级的变压器有条件时也应该采用真空注油。1.3注油时，应经过压力式滤油机，220kV及以上变压器应采用真空滤油机。注油过程中，所有外露的可接地的部件及变压器外壳和滤油设备都要求可靠接地。1.4当变压器带有有载调压切换装置时，调压切换装置应和本体同时抽真空，以免隔板变形1.5抽真空前应把油枕、防暴管、瓦斯继电器等附件脱开。1.6真空注油前应选择好变形测量点，并随真空度提高进行监测，真空度视油

18、箱厚度而定，变形不超过壁厚的两倍。1.7注油前油应该加热，使油温不低于45C，注油期间真空度保持在133Pa以下。1.8抽真空过程中，进行真空泄漏试验和绝缘干燥程度判定（500kV变压器）。停止真空泵运行用真空计测量真空度，每两分钟一次，连续30min。将记录的数据载真空泄漏率表格上描绘成曲线（真空泄漏曲线），按斜率趋势画直线，并找出直线的初始点和最终点。泄漏率=（直线终点值直线始点值/30）X2纸中含水量所反映的水蒸气压力按初始点数值计，由绝缘物含水量和雾气水蒸气压力平衡曲线图查出绝缘物的含水量。1.9以均匀的速度抽真空，达到指定的真空度并保持足够时间后，开始注油。1.10注油速度不宜大于1

19、00L/min，注入变压器距箱顶约200mm寸停止，并继续保持真空4h以上。500kV变压器注满油后可不保持真空。11补油应通过储油柜上专用阀门进行，严禁从下部注入。具有胶囊或隔膜的储油柜，应补油至储油柜顶部或出油管道出油后，再将油位放至正常油位。1.12注油静置后，必须从套管、升高座、冷却装置、气体继电器等有关部位进行多次放气，并应启动潜油泵以便加速将冷却装置中的残留空气驱出。1.13热油循环可在真空注油到储油柜的额定油位后的满油状态下进行，此时变压器不抽真空；当注油到离器身顶盖200mn处时，热油循环需抽真空。冷却器内的油，应该和设备本体内得油同时进行热油循环。2.工艺要求2.1变压器真空度要求电压等级kV容量kVA真空度测量仪表及以上0.035MPa真空表（压差）16000及以下0.051MPa真空表（压差）220不限容量133.3Pa麦氏真空计（残压）330500不限容量w133.3Pa麦氏真空计（残压）2.2达到规定真空度后，变压器真空保持时间电压等级真空保持时间220kV330kV8h500kV24h2.3 500kV变压器、电抗器真空注油后必须进行热油循环。同时，滤油机内的出口温度不应低于50C，本体内温度不低于40C，热