主变压器检修
Company number：【0089WT-8898YT-W8CCB-BUUT-202108】
主变压器检修工艺规程
1.概述及设备系统简介
我公司两台主变均由××××变压器有限公司提供。 500KV变压器设备规范见下表。 序号 1 项目 产品型号 额定值： 额定容量 额定电压 额定电流 额定频率 相数 联结组标号 冷却方式 绝缘水平： AC：高压线路端 高压中性点 低压线路端 LI：高压线路端 高压中性点 低压线路端 SI：高压线路端 高压中性点 低压线路端 空载电流 空载损耗 油顶层温升 绕组温升 使用条件 躁声水平 地震耐受强度 重量： 总重 器身重量 绝缘油重 充气运输重 绝缘等级 #7主变 SFP-720000/500 720/720MVA 510±2×%/20KV 815/20785A 50HZ 三相 YND11 ODAF 680 140 85 1550 325 200 1175 —— —— % 50K 60K 户外型 80dB 水平0.2g,垂直0.1g 约490T 约321T 约89T 340T A #8主变 SFP-720000/500 720/720MVA 510±2×%/20KV 815/20785A 50HZ 三相 YND11 ODAF 680 140 85 1550 325 200 1175 —— —— % 50K 60K 户外型 80dB 水平0.2g,垂直0.1g 约490T 约321T 约89T 340T A 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
序号 13 14 项目 油箱能够抽真空至 运行方式： 高压-低压：容量 负载损耗 阻抗电压 高压线圈联接： 分接开关位置 连接 1 3-4 2 2-4 3 2-5 4 1-5 5 1-6 尺寸（m）：长×宽×高 运输尺寸（m）：长×宽×高 附件参数： a：主变高压套管： 型号 厂家 重量 最小公称爬距 局放量 工频耐压 b：中性点套管： 型号 厂家 最小公称爬距 局放水平 工频耐压 tgδ（20℃） c：低压套管： 型号 厂家 重量 最小公称爬距 局放水平 工频耐压 雷电冲击 #7主变 133pa 720MVA （% 720MVA） 分接电压KV 分接电流A 776 795 815 836 858 ±×±×± （最小）×× 500HC680 英国Trench公司 1600KG 17380mm 小于10PC 1分钟 875KV 1250 抚顺传奇套管有限公司 2010mm,(26mm/KV) 小于10PC 140KV %以下 25000-3 抚顺传奇套管有限公司 380KG 1170 mm 小于10PC 95KV 全波200KV 截波220KV #8主变 133pa 720MVA （% 720MVA） 分接电压KV 分接电流A 776 795 815 836 858 ±×±×± （最小）×× 500HC680 英国Trench公司 1600KG 17380mm 小于10PC 1分钟 875KV 1250 抚顺传奇套管有限公司 2010mm,(26mm/KV) 小于10PC 140KV %以下 25000-3 抚顺传奇套管有限公司 380KG 1170 mm 小于10PC 95KV 全波200KV 截波220KV 15 16 17
序号 项目 d：无励磁分接开关： 型号 电压 电流 厂家 e: 速动油压继电器： 型号 油压头 厂家 f: 压力释放阀： 型号 厂家 瓦斯继电器： 型号 等级 厂家 h: 绕组和油温控制器： 绕组温控器型号 油面温控器型号 厂家 i: 风扇电机： 单台电机功率 单台电机电压 风扇电机数量 厂家 j: 潜油泵： 型号 泵尺寸 流量 功率 电压 相数 及数 转速 启动电流 轴承型号 厂家 #7主变 WDGⅡ-6×5 220KV 1200A 华明沈阳开关有限 型号OV-A22 ~6m TMT& Corporation LPRD00-00010432 12PSI QUALITROL CORP. FAIRPORT,N.Y. #8主变 WDGⅡ-6×5 220KV 1200A 华明沈阳开关有限 LPRD00-00010432 12PSI CORP. FAIRPORT,N.Y. BF80/Q S/S IP54 德国 MT-STW160F2K4L6F3 0~160℃ MT-ST160FK5L6F17 0~160℃ 德国 380V 24台 大连×× QK15D-100-6 100mm 1333L/min 380VAC 三相 6极 940r/min 16.5A 6309，6207 日本帝国油泵 S/S IP54 德国 MT-STW160F2K4L6F3 0~160℃ MT-ST160FK5L6F17 0~160℃ 德国 380V 24台 大连×× QK15D-100-6 100mm 1333L/min 380VAC 三相 6极 940r/min 16.5A 6309，6207 日本帝国油泵
序号 项目 k: 油流继电器： 型号 电压 电流 厂家 l: 套管型电流互感器： 装设在高压侧CT： 型号 台数 准确级 电流比 负荷 线圈测温用 装设在高压中性点CT： 型号 台数 准确级 电流比 负荷 当全部冷却器退出运行后，额定负载下变压器允许持续运行时间 #7主变 #8主变 YJ2-150/45 220V 0.3A 沈阳变压器厂八分厂 LRB-500 3×3+1×1 5P20 5P20 1250/5A 50VA WT1 LRB-63 2×1 5P20 5P20 600/5A 50VA 20分钟 YJ2-150/45 220V 0.3A 沈阳变压器厂八分厂 LRB-500 3×3+1×1 5P20 5P20 1250/5A 50VA WT1 LRB-63 2×1 5P20 5P20 600/5A 50VA 20分钟 18 2 变压器检修类别及周期 检修周期 每12个月小修一次 变压器新安装运行60个月，应进行内部检修，以后每隔120个月大修一次 检测周期 变压器油定期试验检验项目 油色谱分析 3个月 微水分析 3个月 耐压试验 1年 3变压器检修项目
主变小修项目： 检修类别 小修 大修 1.修前本体绝缘油的微水、色谱、耐压、介损试验分析 2.外壳及其附件清扫、渗漏检查及处理 3.防爆管、压力释放阀清扫、检查 主变压器小修 4.瓦斯继电器检查、必要时进行校验 5.呼吸器检修，更换吸附剂 6.油枕检修，油位指示装置检查、清扫
7.变压器防油劣化装置检修 8.主变外壳、油枕、呼吸器等处阀门、管路检修 9.主变铁芯外部接地检查 10.冷却风扇及电机检修、试验、试运 11.潜油泵及电机检修、试验、试运 12.冷却系统控制柜（箱）及电气回路、电缆检修 13.油流继电器及其电气回路、电缆检修 14.散热器冲洗、清理 15.冷却器阀门、管路检修 16.出线及中性点套管瓷套表面清洁，裂纹、放电痕迹检查 17.充油套管油位、油色检查 18.充油套管结合面密封、渗漏油检查及处理 19.主变高低压侧引线接头检查 20.主变中性点引线接头检查 21.中性点接地排检查 22.主变预防性电气试验 23.避雷器检查、清扫、避雷器电气试验 24.电流互感器及出线端子箱检查、试验 25.主变绕组、绝缘油温度表校验，感温线、端子箱及控制信号回路检查 26.其他在线监测装置及控制信号回路检查 27.修后本体绝缘油的微水、色谱、耐压、介损试验分析 28.消防系统检查、试验 主变大修项目： 1.修前本体绝缘油的微水、色谱、耐压、介损试验分析 2.外壳及其附件清扫、渗漏检查及处理 3.防爆管、压力释放阀清扫、检查 4.瓦斯继电器拆装、检查、校验 5.呼吸器检修，更换吸附剂 6.油枕检修，油位指示装置检查、清扫 7.净油器检修（一股没有） 8.主变外壳、油枕、呼吸器等处阀门、管路检修 主变压器大修 9.主变铁芯外部接地检查 10.冷却风扇及电机解体检修、试验、试运 11.潜油泵及电机检修、试验、试运 12.冷却系统控制柜（箱）及电气回路、电缆检修 13.油流继电器及其电气回路、电缆检修 14.散热器冲洗、清理 15.冷却器阀门、管路检修 16.主变撤油
17.根据油质情况过滤或再生绝缘油 18.拆卸所有附件 19.主变打开人孔，内部针对性检查 20.主变线圈、引线、绝缘支架检查 21.主变线圈上部压环位置及压钉的紧力检查 22.主变铁芯及夹件检查 23.更换人孔密封胶垫，封闭人孔 24.无励磁分接开关检修 25.主变铁芯接地装置检查 26.主变磁(电)屏蔽装置检查 27.油箱内部及导向冷却装置检查、清理 28.所有附件回装 29.真空注油、热油循环 30.修后本体绝缘油的微水、色谱、耐压、介损试验分析 31.主变大修预防性电气试验 32.主变局部放电试验 33.主变整体密封试验 34.主变外壳补漆或整体油漆 35.出线及中性点套管瓷套表面清洁，裂纹、放电痕迹检查 36.充油套管油位、油色检查 37.充油套管绝缘油质试验分析 38.充油套管结合面密封、渗漏油检查及处理 39.主变高低压侧引线接头检查 40.主变中性点引线接头检查 41.中性点接地排检查 42.避雷器、放电间隙检查，避雷器放电泄漏电流试验 43.电流互感器及出线端子箱检查、试验 44.主变绕组、绝缘油温度表校验，感温线、端子箱及控制信号回路检查 45.其他在线监测装置及控制信号回路检查 46.消防系统检查、试验 4检修前的准备工作 熟悉和掌握变压器运行情况及大修原因，查阅其缺陷记录，历次的有关试验记录及上次大修记录。 除大修常规项目外，订出大修特殊项目（如消除重大缺陷，提高出力，推广兄弟单位先进经验对某元件、附件进行改造或改进）对特殊项目要有可靠措施并做到现场一一落实。
根据大修项目及工作内容，制定出材料、备品、备件计划（如变压器油、套管、常用的绝缘材料、耐油橡胶垫等）。
准备好文件包、网络图、质检计划、安全技术措施等。
对绝缘材料、备品、备件做必要的试验，鉴定其质量好坏，能否使用，变压器油要做耐压试验及色谱分析，必要时做混油试验。
能够事先加工的部件，要画图加工制作。
工具准备：现场使用的工具要有数，并列出工具清单，起重工具要安全可靠，按变压器油量，准备适量的、干净的、合格的变压器油桶，根据现场实际条件、工作内容、时间及天气变化，准备适当的防尘、防雨、防火工具。
准备大修的变压器，要在变压器退出运行，按照“电业安全规程”的规定办理工作票后，方可做现场准备工作及大修开工。
专用起吊工具用前应认真的检查。钢丝绳与坚硬的边角处应垫木板或其它物质，防止割坏甚至割断钢丝绳。
在放油前查明渗漏点，研究和订出其消除方法。
小修、临修前准备工作：参照大修准备工器具、设备材料、网络图、故障预想等。
其他：现场安全条件检查已具备；工作组成员已明了工作内容，思想稳定，着装符合安全要求；工作票办理完毕，允许开工后方可开始工作。 检修所需主要设备及工具表 名称 规格 用途 单位 数量 汽车吊（包括吊具） 起吊能力5－15t 装配 台 1 手动起重葫芦 5t 、 2t、10t 装配 只 2 千斤顶（垫板） 主体千斤顶 只 4 储油罐 变压器总油量的倍 储油 套 1 净油能力：6000L/h 真空度真空滤油机 油处理和注油 台 1 <133Pa 滤油能力；6000L/h 精度油过滤装置 油处理和注油 套 1 10u以下 绝缘油的耐压、介油质试验设备 损、含水量、含气量套 1 测定 软管、管接头、法兰等 真空注油 套 1 真空表 范围0～1000Pa 测真空 只 1 抽真空能力>6000L/h 真真空泵 抽真空及真空保持 台 1 空度≤133Pa RH 0～100 T －30℃～温度湿度记录仪 测温度及湿度 套 1 90℃ 露点测试仪 范围 0℃～－80℃ 测量干燥空气露点 只 1 力矩扳手 M10 M12 M16 M20 紧固螺栓用 套 1 塑料外衣及棉布内衣 全棉、无纽扣 内检和内部接线 套 3 手电筒 电压～6V 内检和内部接线 只 2 酒精、电气清洗剂 高统耐油橡胶鞋 防滑 清洗用 内检和内部接线 瓶 双 足量 3 主要材料 变压器油、无水乙醇、电气清洗剂、耐油橡胶板、道木等。 人力需求
专业技术人员:具备大型电力变压器检修经验，掌握检修标准，能够解决检修过程中发生的技术问题；
电气专业技工：具备基本检修技能，有类似设备检修经验，能够独立完成检修工作； 焊工: 持有焊接特种作业操作证具备中压以上焊接、切割的技能； 起重工: 持有起重工特种作业操作证具备起重工中级以上技能； 5变压器检修工序、工艺标准、及注意事项 拆装附件
变压器内检，器身暴露的条件：
5.2.1天气无雨、雪、风沙、且晴朗、干燥。
5.2.2大气相对湿度不大于80%。器身暴露作业，要吹入干燥空气，且油箱内部的湿度应保持在50%以下。允许暴露时间为24h. 检修前应做好以下措施
5.3.1现场安全措施（起重、防火、雷雨等）。 5.3.2附件的保管（包括螺丝、胶垫等）。
5.3.3工具的保管及使用（摆放整齐，专人保管，并记录）。 拆除各侧套管与母线的联结及保护回路，风扇电机的电源。
放油：修前电气试验后，具备放油的各方面条件后开始放油。放油时应打开油枕上部的放气塞，堵上干净纱布包着的硅胶，从变压器底部放油阀放油。
拆附件：在油位低于各附件时，不必等油全部放完即可开始拆相应的附件。拆油枕、呼吸器、瓦斯继电器，高、低压侧套管，冷油器、压力释放器等做好吊罩前的准备工作。
拆附件注意事项：拆卸附件应做好方向位置记号，尤其套管等除做方面性位置记号外，还要做相应记录，拆卸的附件及螺栓、销子、胶垫等要专人分类保管，套管要垂直放置在专用架子上，放置要牢固，怕潮的绝缘附件应放在合格的变压器油里，拆内部引线接头时，要防止异物落入。 线圈及引线的检查
5.7.1 线圈表面应清洗无油垢，各部油道畅通无油垢、金属屑等杂物堵塞。
5.7.2线圈应无位移变形，各部绝缘垫块排列整齐，绝缘良好，引线根部绑扎牢固无松动，引线焊接良好。
5.7.3 线圈各部绝缘应良好，无破损露铜（铝），各引线的根部绑扎应牢固无松动。 鉴定绝缘良好与老化程度:
一级绝缘：色泽新鲜、绝缘良好，有弹性，手按后没有残留变形。 二级绝缘：绝缘合格，手按后无裂纹。
三级绝缘：勉强可用，手按后，有微小的脆弱及裂纹变形。
四级绝缘：不合格，已有显着的老化现象，手按后发生大量裂纹及脱落，此种绝缘不能继续使用。
5.7.4 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，不小于原绝缘的要求，补后涂绝缘漆，如机械损伤较严重，无法修补的应重新绕制线圈或送制造厂修理。 5.7.5 裸露引线上应光滑无毛剌尖角.
5.7.6 检查线圈引线上能看到的所有接头焊接情况，是否有过热或开焊现象，应配合分接开关的检查，转动各部位置，测量每相的直流电阻，其偏差不得大于三相平均值的２％。 5.7.7 线圈端部引出线，多股软铜线不得有破股断裂扭劲现象。
5.7.8线圈分接头引线，若因检修拆卸时，应做记号或记录，装配后应做电压试验校对其有无差错。
铁芯及夹件的检查
5.8.1 铁芯表面应清洗干净，无油垢及锈蚀，对油垢及锈蚀，用干净棉布擦干净，并用合格的变压器油冲洗，严禁用棉纱头擦铁芯。
5.8.2 铁芯表面不得有局部短路过热现象，若有应消除，对表面有毛刺、机械损伤的烧伤的要处理，并涂绝缘漆。
5.8.3 铁芯各部油道畅通，如有堵塞应清除，消除时不得损坏铁芯及线圈绝缘。
5.8.4 夹件及铁芯之间的绝缘应良好，绝缘垫块应完全无位移，叠片无鼓起碰夹件现象。
5.8.5 夹件应有足够的机械强度，不应有变形，夹紧螺栓及两侧方铁拉紧螺栓要校紧，有背帽者，背紧背帽，有锁片者要锁牢，对于机械强度不够，有明显变形的夹件要处理，更换。 5.8.6 校紧所有能够校紧的穿芯螺丝，有背帽者背紧.
5.8.7 测量电阻及交流耐压试验符合要求。 分接开关的检查
5.9.1 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，手柄及转动部分各销子顶丝应牢固，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。
5.9.2 分接开关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与芯体相同，如因检查不能按时装回，应浸在合格变压器油中。
各分接头绝缘良好，绑扎牢固，排列整齐，接头焊接良好，压紧螺丝紧固，接触良好。
各定触柱、动触环表面应光滑无油垢，氧化膜及灼伤痕迹，定触柱镀银，不得有镀层脱落情况。
5.9.3 将分接开关转动至各位置（转动前记清原在运行位置）检查各动触环与动触柱的接触及弹簧
2
状况，接触压力在－5Ｋｇ／cm内接触面用0.05mm×10的塞尺塞不进去为宜，两定触柱之间接触电阻不大于５００μΩ，检查完后分接开关转回运行位置，并再次测量接触电阻不应有大变化。 5.9.4 因检修拆下分接头时，一定要做记录记号，装回后须测量电压比进行核对。
结合预防性试验，每年进行一次分接头开关转动检查，使分接开关在运行位置左右转动１０－１５次，以便摩擦去掉附在接触点上的油垢，氧化膜，然后转至运行位置并测电流电阻合格为止。 5.9.5检查操作灵活,动作可靠,触头接触良好。 铁芯接地装置的检查
5.10.1 变压器铁芯只允许一点接地，如有多点接地查明原因进行消除，以免形成环流。
在检查时，应注意检查罩内顶部加强筋，测温计底座与上夹件的间隙，不得有碰触，如有供运输的固定变压器铁芯的稳钉，在安装时应将其取下。
5.10.2铁芯的上铁轭与上夹件，通过变压器接地套管引出接地。
5.10.3 接地连接铜片要求：铁芯的铁轭与夹件之间应镀锡的铜片连接，要压接牢固连接可靠。 5.10.4 将铁轭与夹件间的连接铜片拆开，测量铁芯与夹件，其数值见铁芯与夹件部分的要求，测量后应将连接铜片恢复压紧，校紧螺丝并测量其铁芯接地情况。 5.10.5 检查油箱接地是否良好。 冷却装置及油箱内部检查
5.11.1 变压器油箱内部箱壁均应涂刷绝缘清漆以防锈蚀，对于锈蚀部位，要清除铁锈并涂以绝缘清漆。
5.11.2 检查油箱底部特别是变压器芯体下部及冷却进油联箱中，是否干净，不得有水珠，金属屑，焊渣一定清理干净，必要时结合芯体检查，用合格的变压器油进行冲洗，冲洗时不得破坏各部绝缘。
5.11.3对箱罩上的各蝶形阀、闸阀也进行检修，以免为此再次放油和影响其联结附件的装配及注油。
5.11.4 油箱内部的磁屏蔽的应进行检查，其是否牢固完整，并将表面油垢擦拭干净。
5.11.5套管的电流互感器，应同时检查，其电流互感器与绝缘筒，绝缘应良好，二次接线柱密封良好，无渗漏油现象，运行中二次不得开路，如取下时，应做相应位置记录，连同套管升高座一起吊下，如不能及时装回时，应密封注入合格的变压器油，并妥善保管。 （变压器大修应更换所有密封垫，有吊罩、扣罩内容，有真空回油内容） （压力释放器检修、校验） 套管的检查：
5.12.1 配合变压器每年一次预防性试验拆卸引线接头，试验后，压接引线时，其连接处表面应干净光滑，涂上导电脂，压接螺栓要紧固，接触良好不发热。 5.12.2 检查套管油枕，油位及油的颜色。
油位低于油枕1/4以下时，应从注油塞外补充油，其油应与套管本身的油相同，并试验合格。 5.12.3 检查接地法兰耐油胶垫密封情况，校紧接地法兰固定螺栓，不得有渗漏现象。
5.12.4 检查油枕及保护罩外表是否干净，有渗漏油现象，有锈蚀或脱漆应清除干净并涂漆。 5.12.5 检查校紧上接线帽，其密封应良好，无进水、进潮气现象。 5.12.6 清扫检查套管瓷套，无油垢，表面清洁，应无裂纹及损伤。 5.12.7 定期取油样，做耐压微水试验及色谱分析。 油枕的检修：
5.13.1 油枕的一般检查：按每年一次小修周期进行检查如下： 1)油枕各部不应有渗漏油现象。 2)油位计清洁透明，油位指示正确。
3)每年检查一次油枕下部的沉积器，将其螺丝拧松，放少量油检查是否有杂质或水分。 4)检查油枕与瓦斯继电器之间的蝶阀是否有渗漏现象。 5)检查油枕胶囊是否完好。
5.13.2 油枕的定期检修（按有关规定及根据运行情况更换胶囊。） 1)油枕的内外壁应清洁干净，外部表面漆层无爆层脱落及锈蚀现象。
2)油枕内无油垢及铁锈，沉积杂物，如内部不干净时,应打开端盖进入清扫，并且用合格的变压器油冲洗。
3)变压器至油枕的联管应有２－４％的升高坡度，以便瓦斯继电器动作，之间的蝶阀开闭良好，无渗漏油现象。
4)油枕下部沉积器的口与油枕联接处不应有凸凹台的焊道，并有稍微的坡度，以便水或杂质容易流入沉积器中。
5)大修中拆卸油枕或油枕的联管时，应及时密封，如长时间不能装回，应用临时盖板来密封。 呼吸器（吸湿器）检修：
5.14.1 呼吸器的一般检查：按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，完整无裂纹及破损。
2)察看呼吸器内吸湿剂是否失效，如呈红色失效应立即更换，其粒度为３－４ｍｍ。 3)卸下下部油封碗检查是否有油，油量少，应加油。
4)呼吸器及其连接管应密封良好，不得有进潮气及水现象。 5.14.2 呼吸器的安装及检修：
1)所安装的呼吸器，一定要进行检修，在安装时将保存时或运输中的为防潮而加装的无孔胶垫及防潮剂去掉。
2)呼吸器拆卸时，首先拧下底部油封碗，卸下上部油枕连管或隔膜胶管的连接，取下呼吸器，卸下串芯夹紧螺栓的下部螺帽及垫圈，即可取下进气座滤网，玻璃筒等，装配时，按上述相反顺序进行。
3)各部螺栓，螺孔应无锈蚀现象，玻璃筒及上下进气座无裂纹及破损，呼吸器本身密封良好。 4)呼吸器内装吸湿剂应为３－４ｍｍ的变色硅胶，其数量为玻璃筒容积的２／３即可。
5)呼吸器底油封碗应注油至油面线，无油面线的油浸过进气口以上即可，以起到油封过滤作用。 6)各密封胶垫应良好，无进水或潮气现象；连接管路应畅通无阻。 7)变色硅胶呈蓝色， 如呈红色则已受潮失效应更换。
8)变色硅胶的制作：白色硅胶浸渍氯化钴烘干即可，取占硅胶量的３％的氯化钴，溶解于水中，将粒度为２－６ｍｍ的硅胶，浸入溶液中，并取呈粉红色的置于１１５－－１２０℃温度下，进行烘干，呈天蓝色即可。 冷却装置的检修：
5.15.1散热器的一般检查：按照变压器每年一次的小修周期进行如下检查：
1)检查校紧散热器、 蝶阀、油箱间的连接螺栓、散热器之间的拉筋应齐全，散热器固定牢固，运行中无摇晃现象。检查散热器管联箱蝶阀放油塞， 放气塞处，有无因焊接不良或密封不良而渗漏油现象。
2)每半年检查一次风扇装置， 用５００Ｖ摇表测风扇电机及电源线路绝缘，其绝缘值不得小于0.5MΩ，并检查风扇电机固定是否紧固，有无震动，轮叶是否摇摆或与散热管或拉竿相碰，风扇电机开启后声音是否正常，有无发热现象, 检查保险有无熔断，电机有无烧坏等。 5.15.2 散热器的大修：
散热器的大修无时间规定，可随同变压器大修，其风扇电机应每年进行一次检修。
1)新安装的变压器的散热器，在装前进行检查，并用变压器油冲洗干净,做２kg／１５min油压试验，无渗漏现象，风扇电机及其电源回路绝缘电阻不得低于 MΩ。
2)风扇装置的拆卸， 应停电，解除电机总电源及分线盒风扇电机接线.拆下风扇电机进行检修， 风扇叶轮有损坏时，应进行修复更换，修后应保证叶轮转动平衡，风扇电机应解体检修，解体前测量绝缘并做记录，两端盖做位置记号，拆开后检查引线内部情况，线圈两端内部绝缘有无过热现象等。检查转子与定子之间隙，有无互相磨擦现象，轴承转动是否良好，滚珠磨损情况，用汽油洗刷，晾干后涂以适当的润滑油，然后组装，测绝缘不得小于修前的数值，最低不小于0.5 MΩ，并临时接线试验空转。
3)变压器油放净后，关闭上下蝶阀，将散热器吊出。
4)拆卸散热器， 应做内部检查。如内部不清洁或发现有水，则用变压器油冲洗合格为止，并做２kg／１５min，油压试验，无渗漏现象，否则应补焊、补漆，散热器不能及时回装时，应将其孔及变压器油箱上的蝶阀封好，且用盖板盖严。
5)风扇装置在散热器安装后， 进行组装，组装后检查电源接线及保险无误后可试转（反时针，风向上吹）察看风扇叶轮有无与散热器管及固定底座的拉紧螺杆相撞现象。转动声音是否正常，停电后用手拭摸，电机是否有过热现象。 6)潜油泵拆卸与安装。
瓦斯继电器，信号温度计及电阻温度计的安装 5.16.1 瓦斯继电器的安装
1)瓦斯继电器的联管，应以变压器顶盖为准，瓦斯继电器本体应水平安装，安装时注意其盖上标准的箭头应指向油枕。
2)瓦斯继电器经继电保护检验后合格方能安装。
3)安装时，把内部用变压器油冲洗干净，玻璃窗擦干透明，然后放正两端密封耐油胶垫与联管连接，其连接处不应反别，要对应紧固，以防将瓦斯继电器外壳紧裂。
4)装好后,打开与油枕连接的蝶阀即可注油，待少许时间，打开放气塞上的罩，拧松滚花手轮，将空气放出。
5)注意观察,检查连结法兰、盖、放气塞座、探针座、接线套管、玻璃密封情况，不得漏渗。 5.16.2绕组和油温控制器、电阻温度计的安装 1)经热工仪表检验合格后，方能安装。
2)温包在装入前应仔细检查将其座管内注入少量的变压器油，然后装入并密封旋紧上部螺丝。
3) 绕组和油温控制器、电阻温度计安装在变压器油箱件上，垫以胶垫，固定螺栓要紧牢，以防震动。
4) 绕组和油温控制器与温包之间的毛细管敷设时，不得扭折，弯曲时，其圆弧半径不小于50ｍｍ，每段固定距离不应超过300ｍｍ，固定处包以塑料管之类东西保护。
5)信号温度计，绕组和油温控制器及电阻温度计在变压器大修即将结束，变压器上部无较大工作量时，进行安装为宜，以防损坏。 真空注油
5.17.1真空注油的要求
1)真空度为：500KV≤,真空保持时间为24h。 2)泄漏率的控制：≤13Pa/30min。
3)注入变压器本体内的油从油箱顶部注入。油的性能要符合：
耐压值；60Kv/2.5mm以上 含水量：10ppm以下
含气量：%以下 C2H2=0
0
tgδ： %以下（90C）
4)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必须可靠接地。 5)注油速度在100L/min以下，注油口与抽真空口高度至少相差600mm以上。 5.17.2注油过程：
1)打开抽真空阀、与胶囊连接阀。
2)开始抽真空。每小时测一次真空度，测完后立即关闭检测阀。 3)检查泄漏率：
a、当真空度达到133Pa (500KV)时，记录此值和时间。 b、关闭真空阀，并停止真空泵工作。
c、保持此状态30min，读取此值，与标准值差便是泄漏率，若有不满足，检查所有接头之处并
拧紧，在做泄漏率测试，直到合格为止。
4)当泄漏率合格，须继续保持真空24h，真空度为要求值。
5)打开注油阀，注油到油位线的30%，注油过程中保持真空以下。 6)停止注油并关闭注油阀，保持真空15min后，停止真空泵的工作。 7)缓慢的用干燥空气或氮气注入真空区。
8)若油面下降到油位线的10%处，停止注入干燥空气或氮气，并加油至30%处。反复这个步骤直至气囊中气压达到大气压及油面达到30%处。 5.17.3真空脱气循环
1)循环的总油量为本体油量的2倍，油不允许加温。
2)真空脱气过滤循环后绝缘油的性能要符合国家油脂标准。 5.17.4补油静放及密封试验
1)从注油口补油，液面达到所对应环境温度的高度位置。
2)利用变压器所有组件、附件及管路上放气塞排气，完毕后拧紧放气塞。 3)油气密封性试验：采用从储油柜上加气压，维持24h无渗漏。
4)密封试验结束后，至少静放72h以上，在此期间变压器无渗漏，静放结束后，利用所有放气塞放气。
注意：在变压器真空状态下严禁用兆欧表测量铁心、夹件的绝缘电阻，如必须测量，只能用万用表测量。
变压器外表面清理及补漆
变压器装配完毕后，清除变压器上所有的杂物及与变压器运行无关的临时装置，用清洗剂擦净变压器表面，清除运输及装配过程中沾染的油迹、泥迹，并对漆膜损坏的部位补漆，漆的颜色与原色一致。
6 变压器的调试、试运 运行前的检查
6.1.1每个散热器的上下联管阀门，储能柜与油箱联管上的阀门都均应在启开位置。 6.1.2各相分接开关切换到指定位置，三相分接开关应在同一位置。 6.1.3检查瓦斯继电器的动作。
6.1.4变压器油箱接地应良好，滚轮与混凝土的轨道完全接触掣动可靠。
6.1.5油箱顶盖上无杂物，向着储油柜侧有升高坡度，瓷套管的表面应清洁无杂物。 6.1.6检查高低压引线与瓷套管接线端子连接处接触良好。 6.1.7振动不大，泵运转约２h后停泵，全面检查并排气。 6.1.9检查冷却系统的自动装置，其控制、信号应准确无误。
运行前的试验：
按照《高压电气设备的交接及预防性试验规程》及试验大纲进行。 变压器的运行
6.3.1由检修及运行双方配合对设备进行全面检查。集中检修试验，保护及运行各方面的意见，确认符合运行条件后，方可进行试运行。 7变压器过程控制
加强对变压器设备的全过程管理，应明确变压器专责人员；变压器专责人应参与检修、验收到投运的整个过程。
局放试验的合格标准为：测量电压√3，局放不大于100pC； 变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。
对运行中的设备，如密封不良，应采取可靠措施，防止变压器、互感器进水受潮，进入空气；加强运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油；防止套管、引线、分接开关引起事故；套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止雨闪事故。
潜油泵的轴承，应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承；油泵应选用转速不大于1000转/分的低速油泵；为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。
每年进行至少一次红外成像测温检查；在技术和管理上采取有效措施，尽可能防止或减少变压器的出口短路，改善变压器的运行条件；变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试线圈变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。
对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备；加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。
按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时事故扩大。 防止套管存在的问题：
7.9.1 套管安装就位后，带电前必须静放。500kV套管静放时间不得少于36小时。
7.9.2 对保存期超过1年的套管，安装前应进行局放试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。 7.9.3 事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。
7.9.4 作为备品的套管，应置于户内且竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。
7.9.5 套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。 8 安全、健康、环保要求
项目 安全 风险因素 安全措施不到位 安全防护做不到位 健康 工作现场照度不够 环境噪音大 预控措施 编制检修文件包和风险预控票。文件包中必须要有直流配电装置的安全施工措施，并在施工前对参加施工的所有人员进行交底、签字认可。无措施和未交底，严禁施工。 进入现场必须按《安规》规定着装和使用安全防护用具。 现场应设有足够的照明，并符合《安规》要求 使用耳塞等防护用品
环保 工完，料净，场地清 润滑油脂 工作结束后做到“工完、料净、场地清” 更换后的废油脂必须倒入指定垃圾桶中，不得随便乱扔。 判断/措施 1. 如果油温和油位之间的关系偏差超过曲线，重点检查以下各项： a、变压器油箱漏油 b、油位计有问题 c、温度计有问题 2.万一有潮气冷凝在油位计和温度计的刻度盘上，检查重点应找到结露的原因。 如果有油从密封处渗出，则重新紧固密封件，如果还漏则更换密封件。 如果不正常的噪音或振动是由于连接松动造成的，则重新紧固这些连接部位。 当排除其它原因，确认噪音是由冷却风扇和油泵发出的，更换轴承。 若油从密封处漏出，则重新紧固密封件，如果还漏，更换密封件。 如果冷却风扇和油泵不运转，重点检查有可能的原因。 9变压器异常及判断处理： 检查 检查项目 变压器1.温度 主体 2.油位 3.漏油 4.有不正常的噪音和振动 冷却装置 1.有不正常的噪音和振动 2.漏油 3.运转不正常 说明/方法 1.油面温度计指示 2.绕组温度计指示 3.热电偶指示 4.温度计内潮气冷凝 1.油位计指示 2.潮气在油位计上冷凝 检查标准曲线，比较油温和油位之间的关系 检查套管法兰、发闷、冷却装置、油管路等密封情况。 检查运行条件是否正常 4.赃污附着 套管 1.漏油 2.套管上有裂纹，破损或脏污 干燥度 检查冷却风扇和油泵的运行条件是否正常（在启动备用设备时应特别注意）。 检查冷却器阀门、油泵等是否漏油 1.检查冷却风扇和油泵是否确实在运转 2.检查油流指示器运转是否正常 检查冷却器上脏污附着位置 检查套管是否漏油 检查脏污附着处的瓷件上有无裂纹 1.检查干燥剂，确认干燥剂的颜色 2.检查油碗的油位 检查是否有油从封口喷出或漏出 特别脏时要进行清洗，否则要影响冷却效果。 如果漏油更换密封件 如果套管脏污，清洁瓷套管 1.如果干燥剂的颜色由兰色变成浅紫色要重新干燥或更换 2.如果油位低于正常油位，清洁油碗，重新注入变压器油 如果有很多油漏出要重新更换压力释放阀。 吸湿器 压力释放阀 漏油
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