油浸变压器检修规程指导书

zjshzq 2024-05-16 发布于浙江

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1 总则

1.1 主要内容与适用范围

1.1.1 本规程规定了主变压器检修程序、项目、工艺标准、验收标准

1.1.2 本规程适用于主变压器检修工作。高厂变、高备变、及其它油浸式电力变压器宜应参照执行。

1.2 引用标准

1.2.1 本规程是依据部颁

SD230—87《发电厂检修规程》

GB1094 《电力变压器》

DL/T574 《有载分接开关运行维修导册》

2 设备规范

2.1 概述

我厂主变、起备变均由电力设备有限公司制造生产，主变为强迫油循环风冷，其中性点运行方式为直接接地，调压方式为无载调压；高厂变由XXXXX特变电气有限公司制造生产，为三相自然油循环风冷式有载调压电力变压器。

2.2 设备型号及参数

设备名称

设备规范

主变

起备变

高厂变

型号	SFP-460000/220	SFFZ-63000/220	SFF-63000/20
额定电压(KV)	24±2×2.5%)/20	(230±8×1.25%) /6.3-6.3+6.3	20/6.3-6.3
额定电流(A)	1097.44/10103.6	143.8/1924.5	1082.5/2291.1
联接组别	YNd11	YNynO-yn0+d11	Dyn1-ynl
短路阻抗	15.54%	18%	18.1%
总重(T)	310.1t	111.8t	77.7t
冷却方式	ODAF	0NAN/ONAF(70%/100%)	ONAN/ONAF(70%/100%)
生产厂家	电力设备有限公司	电力设备有限公司	XXX

3检修策略

3.1 检修周期

3.1.1 标准检修周期

标准检修周期一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。

3.1.1.1 A 级检修间隔，应根据变压器的结构特点和使用运行情况确定。主变压器、高备变为整体密封壳式变压器，在预试和运行正常的情况下，采用状态检修，当预防性检查和试验结果表明确有必要时，才进行A 级检修；高低压厂用变压器新投入运行后满五年应进行一次B级检修，每两次B级检修进行1次A级检修。

3.1.1.2变压器在承受出口短路后应考虑提前进行A级检修。

3.1.1.3根据运行情况和历次试验结果，经上级领导批准，必要时可提前或推迟A级检修。

3.1.1.4对于有载调压变压器的分接开关部分，当达到制造厂规定的操作次数后，应将切换开关取出检修。

3.1.1.5C级检修周期为每年一次。

3.1.2 根据设备具体运行情况，可对检修周期及标准进行更改，但应提前提出

申请。

3.1.3 恢复性A级检修和临时性检修应根据设备运行情况而定。变压器运行中如发现严重缺陷时，经上级领导批准，可进行计划外的临时性检修，如发现下列故障之一时，应立即停电检修。

3.1.3.1 保护变压器本身的保护装置动作，如差动保护、瓦斯保护、防爆器动作和安全气道膜爆破及油枕喷油等。

3.1.3.2绝缘油闪燃点较以往记录降低5℃以上，或油色混浊，有游离碳存在。

3.1.3.3瓷套管有严重放电和损伤。

3.1.3.4变压器内杂音偏高，音响不均匀，有爆裂声、噼啪声等。

3.1.3.5在正常的冷却条件下，负荷不变，油温不正常并不断升高。

3.1.3.6严重漏油使油枕油面低于最低油面线。

3.1.3.7根据绝缘油色谱分析，发现超标并判定有内部故障存在时。

3.2 变压器检修项目

序号	检修项目	检修类别(A、B、C、D)
1	检修前的准备工作	A	B	C	D
2	拆高、低压侧接头和控制、测量接线	A	B	C	D
3	变压器整体清扫	A	B	C	D
4	变压器排油	A	B
5	高、低压侧套管的检修	A	B
6	散热器及冷却器的检修	A	B
7	分接开关的检修	A	B
8	风扇电动机的检修	A	B	C
9	储油柜的检修	A	B
10	油位计的检修	A	B	C
11	吸湿器的检修	A	B	C	D
12	安全保护装置的检修	A	B
13	测温元件的检修	A	B	C
14	阀门及塞子检修	A	B
15	总控制箱的检修	A	B	C
16	变压器吊芯	A
17	打开人孔进入		B
18	油箱的检修	A	B
19	变压器绕组、引线及绝缘支架、铁心的检修	A	B
20	变压器复装	A	B
21	变压器注油	A	B
22	整体密封试验	A	B

3.3 变压器检修常用工具

序号	工具名称	规格	计量单位	数量	适用范围 (A/B/C/D)	备注
1	储油罐	90m	套	1	A/B
2	真空滤油机	6000L/h,真空度≤13.3Pa	台	1	A/B
3	压力滤油机	2000d ms/h	台	1	A/B
4	真空泵	排气速度3 m/min,真空度≤ 13.3Pa	台	1	A/B

5	过滤纸烘干箱		台	1	A/B
6	气割设备		套		A/B
7	筛子	30目/cm	把	1	A/B/C
8	硅胶罐	直径φ250mm,高500mm	台	1	A/B/C
9	干燥空气发生器	流量3 m/min露点-40℃	台	1	A/B
10	电焊设备		套	1	A/B
11	起吊设备	15吨，50吨	台	各1	A/B
12	手动起重葫芦	1000kg,3000kg	套	各1	A/B
13	梯子	6m,3m	架	各1	A/B
14	干粉灭火器		瓶	8	A/B
15	空油罐	8000kg	套	1	A/B
16	干湿计		块	1	A/B
17	兆欧表	1000V,5000MQ;2500V,5000M Ω	块	1	A/B/C
18	真空表	真空度13.3Pa	块	2	A/B
19	力矩扳手	M12,M16,M20,M24,M30, M36	套	1	A/B
20	活扳手	8”16'	把	各1	A/B/C/D
21	钢锯		把	1	A/B
22	半透明尼龙管	φ8×15m	根	2	A/B
23	耐油橡胶板	厚6mm,8mm,10mm		适量	A/B
24	塑料外衣或棉布外衣		套	3	A/B
25	高筒耐油胶鞋		双	3	A/B
26	硅胶		kg	10	A/B/C
27	绝缘纸板条			适量	A/B
28	刷子	2'	把	2	A/B
29	棘轮搬手		套	1	A/B/C	自备

4检修工艺及质量标准

4.1 开工前准备：

4.1.1 大修工作确定后，由分场协助班组提出下列文件任务书。

4.1.1.1大修项目、工期、进度统筹图。

4.1.1.2技术措施、组织措施及安全措施。

4.1.1.3重大改进项目施工技术措施。

4.1.1.4大修材料计划、费用预算逐级审批、落实。

4.1.2 班组大修开工前做好下列准备工作。

4.1.2.1准备好大修用的材料、备品备件、工具、专用工具。开工前一星期，班组要逐次逐件检查、核实，设专人管理并进行登记。

4.1.2.2装好大修现场的检修电源、检修照明以及检修专用电话。

4.1.2.3做好加、放油用的油泵、管道、真空泵等所需机具的检查检修工作。

4.1.2.4所需大修机具、专用工具、安全用具等经检查试验合格，符合使用条件。

4.1.2.5做好大修现场的安全防范措施。

4.1.2.6组织大修人员学习讨论大修措施、检修工艺、质量标准，落实检修岗位责任制。

4.1.3大修开工前，对系统设备运行情况、设备缺陷、前次大修情况，进行汇总并作好登记，通过试验和技术鉴定制定出符合实际情况的措施和对策。

4.1.4 大修开工前一个月检修班负责人要组织有关人员检查各项工作准备情况，并于开工前一星期再次全面复查，确保大修顺利进行。

4.1.5加强大修质量管理，大修前准备好各种记录表格和验收卡。

4.2大修工艺、技术质量和管理工作的一般要求

4.2.1 设备解体检修时，要认真做好零部件拆装顺序号，记号要醒目、牢靠、便于区。做好技术记录。

4.2.2解体前要收集设备检修前的技术文件和资料，解体后做好零部件的原始检测，并查找所修设备存在的缺陷，鉴定以往检修项目、技术改进项目，发现重要问题时，有关专业技术人员、检修负责人都应在现场指导检修工作。

4.2.3回装过程中，要认真按照工艺要求，严格把握质量。

4.2.4各级管理人员深入调查研究，随时掌握检修进度，协助班组做好劳动力、机具、材料等工作的平衡、调度。

4.2.5在保证质量、安全的前提下，勤俭节约，不许错用、滥用和浪费材料。

4.2.6搞好文明检修，拆下的零部件摆放整齐、工具、材料严格管理，严禁乱丢乱放，保持检修现场整洁。

4.3变压器大修解体检修工艺及注意事项

4.3.1吊罩前现场准备工作

4.3.1.1拆除高压引线(可用升降车或脚手架)、高压中性点套管引线，做好标记，螺栓保存好，系好引线揽风绳，揽风绳拴牢，引线与套管距离满足高压试验要求。

4.3.1.2拆低压封闭母线外罩与封母连接螺栓，放下封母外罩；拆开内部软连接

引线。

4.3.1.3油介损、耐压、微水试验并作好记录；tgδ<2% 油耐压≥35KV 油微

水≤25(mg/1)

4.3.1.4绕组直流电阻，互差≤2%。

4.3.1.5绕组绝缘电阻、吸收比、极化指数，与以前相比无明显差别，吸收比≥ 1.3,极化指数≥1.5。

4.3.1.6绕组连同套管介损tgδ,tgδ≤0.8%。

4.3.1.7高、低压套管的介损，高压套管tgδ≤0.8%, 低压套管tgδ≤1.0%。

4.3.1.8高、低压套管及末屏的绝缘电阻，主绝缘≥10000MΩ, 末屏对地绝

缘≥1000MΩ, 与以前试验结果相比无明显差别。

4.3.1.9测量绕组连同套管一起的泄漏电流，由泄漏电流折算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近，与以前试验结果相比无明显差别。

4.3.1.10使用2500V 兆欧表测量铁芯对地绝缘电阻，与以前试验结果相比无明显差别。

4.3.2变压器吊罩。

4.3.2.1变压器放油。放油时空气相对湿度应不大于75%,绝缘油应该放至顶盖的密封衬垫以下，但线圈不应露出油面，储油枕内绝缘油应放尽。

4.3.2.2拆除封闭母线筒。

4.3.2.3拆除储油柜，气体继电器、压力释放阀、风冷器(散热器)测温装置等附件及有关引线。

4.3.2.4拆卸无载分接开关操作手柄，拆卸时要作好记号，以便于回装，各相分接开关手柄不得互换。

4.3.2.5拆下的零部件摆放整齐，用塑料布包扎，并做好防潮处理。

4.3.2.6打开低压套管升高座人孔门，确认油位低于升高座人孔门，拆开内部引线。注意要特别细心，切不可把螺帽及垫片掉入油箱内，把内部线圈引线放在适宜位置，装好人孔门盖板，要求由两人进行，一人拆线，一人进行监护工作，工器具进行登记。

4.3.2.7挂好吊绳，拆除升高座与油箱间紧固螺丝，起吊低压套管及升高座，放到指定位置，装好各侧升高座盖板。

4.3.2.8 拆除高压套管和升高座，将高压套管垂直放在专用支架上；拆除套管，所有套管拆卸后在箱盖的法兰处用盖板封好。

4.3.2.9拆除油箱顶部油母管和油母管至各升高座的小连接管，装好各侧临时盖板；连接管做好标记临时盖板密封要好。

4.3.2.10吊罩前准备好所需材料，必要时线圈先通直流提高芯体温度，一般略高于周围空气温度5-10℃可放油进行吊芯(罩)。

4.3.3变压器吊罩

4.3.3.1芯体暴露在空气中的时间由空气的相对湿度决定。空气湿度<65%时，允许暴露16小时空气湿度<75%时，允许暴露12小时

从放油开始计算芯体暴露于空气中的时间。如果在检修期间变压器芯体温度始终比周围空气温度高出3-5℃,则芯体在空气中暴露时间允许延长至二倍上述允许时间。

4.3.3.2将油箱内的绝缘油放尽。

4.3.3.3拆除底座与器身连接的所有螺栓。

4.3.3.4将钟罩吊起，放到指定位置。起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°,起吊或落回钟罩时，四角应系缆绳，由专人扶持，起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜。起吊钟罩使用与钟罩重量相适应吨位的吊车。变压器设导向杆防止碰撞芯体，起吊应缓慢，平稳，严禁猛起猛落。

4.3.3.5芯体暴露后应做好防尘、防火及防雨措施，并设专职防护人员。

4.3.3.6在从事芯体工作时，工作人员使用的工具应登记，并用白布带拴牢，防止落入芯体内，不准穿带钉的鞋携带任何与工作无关的金属物品，不准手攀脚登引线及支架。

4.3.4铁芯检修。

4.3.4.1芯体检修人员穿专用工作服、工作鞋。工作应细心、认真、不得碰坏芯体绝缘。严防工具及其它物体掉落于油道、线圈内或丢放在芯体内。

4.3.4.2使用36V 以下行灯或手电筒照明。从梯子上下芯体。严禁上下抛掷工具、物件。

4.3.4.3芯体检修人员要熟悉芯体检修工艺，明确任务，熟悉设备结构，发现问题要立即汇报。

4.3.4.4检查铁芯外表应平整，无片间短路或变色、放电烧伤的痕迹，绝缘漆膜应无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，上铁轭的顶部和下铁轭的底部等各部表面无油垢和杂物，可用洁净的白布擦拭，若叠片有翘起或不规则这处，可用木棰或铜锺敲打平整。铁芯应无松动，硅钢片接缝无歪斜、变形及局部过热现象，夹件紧固，铁芯接地良好，无多点接地，接地片无短接铁芯片、无变色烧坏等现象。

4.3.4.5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。铁芯上下夹片、方铁、压板、底脚板间均保持良好的绝缘；钢夹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；钢压板不得构成回路，同时应有一点接地。

4.3.4.6检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，夹件上的压钉和锁紧螺帽无松动，

与绝缘垫圈接触良好，无放电痕迹。用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉、引线支架等各部位紧固螺栓。紧固胶木螺丝用力应均匀，不可过猛以防紧断或损坏螺丝。

4.3.4.7检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路应畅通干净，无油垢、杂物，油道条、垫块无落下松动，夹件槽钢无松动、损坏。

4.3.4.8检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm, 宽度不小于30mm 扁铜片，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯。

4.3.4.9检查铁芯电场屏蔽绝缘良好，接地可靠。

4.3.4.10用1000-2500V 摇表测量穿芯螺栓及轭铁夹件、绑扎钢带、压环和压钉等相互之间的绝缘及整个铁芯的对地绝缘，其绝缘电阻不做规定，一般不得明显低于以往测量的电阻值。摇绝缘前，解开接地联片，测量后立即恢复。

4.3.5 线圈检修

4.3.5.1检查相间隔板和围屏。围屏应清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处密封良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹，对围屏有受潮起泡或出现树枝状爬电痕迹的应重新更换经烘烤合格的新围屏。相间隔板完整并固定牢固。

4.3.5.2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；检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块在中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐向垫块2-4个。

4.3.5.3检查绕组表面应清洁，表面无油垢、无变形、无发热、变色、变脆现象。匝绝缘无破损，整个绕组无倾斜、位移、导线辐向无明显弹出现，线圈的绑线应完整无断裂。

4.3.5.4检查绕组各部垫块应无位移和松动，如有松动应用垫块塞紧或紧固压板的紧固螺丝。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。

4.3.5.5检查绕组外观整齐清洁，绝缘及导线应无破损，轻轻擦拭，绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理；油道应保持畅通，无油垢及其它杂物积存，用白布擦拭线圈、清理油道。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。

4.3.5.6检查线圈焊接部分应无过热熔化现象，抽头处绝缘包扎结实，绝缘状况良好。

4.3.5.7检查静电板应均匀，引线连接应良好。引线无发热其绝缘无受潮现象，灌焊的引线鼻无脱焊过热现象、引线支架固定牢固可靠，引线接线正确。若有异常则进行重焊重包更换等修理工作。引出线绝缘包扎应完好，无变形、松脆，引线绝缘支架应无破损、裂纹、变形及烧伤现象。

4.3.5.8检查鉴定线圈的绝缘水平。其表面绝缘层应完整、无变色脆裂、击穿

等缺陷。眼睛外观绝缘老化程度分为四类。

1)一级绝缘(良好),绝缘层软、韧、富有弹性、颜色鲜淡、手指按压无永久变形。

2)二级绝缘(一般),绝缘层干硬而脆，颜色暗而发乌，手指按压留有痕迹。

3)三级绝缘(不可靠),绝缘层硬而脆，颜色暗而发乌，手指按压产生细

小裂纹。这种绝缘要采取加强措施。

4)四级绝缘(绝缘老化),绝缘已老化，表面有裂纹及脱斑情况，手指按压后绝缘层脆脱落。这种绝缘要重新更换、包扎。

4.3.5.9室外铁芯线圈检修后，应用干净合格的变压器油对铁芯线圈进行冲洗。室内的检修必要时也要冲洗。

4.3.6 油箱检修

4.3.6.1对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊，消除渗漏点。

4.3.6.2清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质，油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整；对局部脱落和锈蚀部位应处理，重新补漆。

4.3.6.3清扫强油循环管路，强油循环管路内部清洁，固定于下夹件上的导向绝缘管导向管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整、无破损、无放电痕迹

4.3.6.4检查器身定位钉，防止定位钉造成铁芯多点接地；定位钉无影响可不

退出。

4.3.6.5检查磁屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地。

4.3.6.6检查钟罩的密封圈，接触是否良好，接头处是否放在法兰的直线部位。胶垫接头粘合应牢固，并放在油箱法兰直线部位珠两螺栓之间，搭接面应平放。

4.3.7无激磁分接开关检修。

4.3.7.1变压器吊芯(罩)检修时，必须对分接开关进行检修。

4.3.7.2拆下的分接开关要用塑料布包扎好，或放入干净合格的变压器油中浸泡。不准直接暴露在空气中，以防止受潮落灰。芯体进行干燥时与芯体一起干燥。无载分接开关检修放在空气中的时间不得超过同绝缘等级变压器的规定，否则应进行干燥，并浸在油中对有关间隙进行绝缘耐压试验。

4.3.7.3检查开关各部件是否齐全完整无缺损。

4.3.7.4松开上方头部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动应灵活，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；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。

4.3.7.5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；触头接触电阻小于500μQ, 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。

4.3.7.6检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧紧、锁住。

4.3.7.7检查分接开关绝缘件有无受潮、开裂或变形，表面是否清洁，发现表面脏污应用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重开裂变形时应更换；操作杆绝缘良好，无弯曲变形；操作杆拆下后，应放入油中或用塑料布包上。

4.3.7.8检修的分接开关，拆前做好明显标记；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。

4.3.7.9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，使其保持良好接触。

4.3.7.10分接开关检修前后，均应测量各分接位置的直流电阻，并做好记录以便对照参考。

4.3.8套管检修

4.3.8.1解体检修前，应将套管外表的积灰、油垢擦试干净。

4.3.8.2认真检查套管瓷套外表面有无脱釉、放电、裂纹，各法兰、铁件、瓷件是否完好无损。

4.3.8.3瓷件与铁件等各连接部件是否坚固、胶合处的填料是否完整，铁件表面有无锈蚀、油漆完好。

4.3.8.4套管各密封接合面无渗漏现象，油位计完好、指示正确。

4.3.8.5接地小套管、抽压小套管完好无损、无渗漏油，接地罩接地可靠，小套管及其导电杆禁止转动，以免松动扭拆内部连线。检查屏蔽应完好。

4.3.8.6测20℃时套管介质失角不应大于0.8,套管内绝缘油应进行溶解气体分析试验，如充油套管绝缘合格，而套管介质损失角超标时，应做套管内部干燥处理。

4.3.8.7套管需解体检修、更换油、芯体烘烤等工作、严格按制造厂家规定进行，或在制造厂家指导下进行。

4.3.8.8 套管换油或换瓷套，应以套管尾部放油塞放油，加油时从储油柜上的油塞孔进行抽真空，以尾部油塞孔注油，油至正常油位后继续抽真空2小时。亦可打开顶部弹性板注油，注油后抽真空2小时。

4.3.8.9解体检修的套管，须进行加压密封试漏，电气、油化学试验。油纸电容套管的密封试压为0.1Mpa,13.8KV 及以下套管密封试压为0.5Mpa。

4.3.8.10吊装套管必须使用套管中间法兰上的四只吊环起吊，严禁使用钢丝绳栓在瓷套或其它部位进行起吊。

4.3.8.11套管由变压器上吊下检修或吊装前，均应检查均压球内有无积水及杂

物，并用白布清理干净，仔细检查均压球有无裂纹，表面半导体涂料有无脱落等

异常。

4.3.8.12主变大修时，应对套管CT小套管进行更换胶垫、清理油污等到工作。

4.3.8.13对220KV及以上套管拆吊前，应先拆开套管头防潮密封装置，松开套管穿缆引线，并用腊线绳拴牢线鼻销孔。在套管吊起时，用腊线绳将引线深深落入油箱中，以防引线突然落下砸坏内部绝缘或坠伤引线根部拔梢。套管吊装时，将引线鼻销孔用#10铝丝扎牢细钢丝绳，在套管慢慢落下时用细钢丝绳带紧(力量不可过猛、过大)拉直引线，套管就位固定后，剪去销孔铝丝，用销子将引线销牢，恢复套管头防潮装置。

4.3.8.14套管吊拆(装)时，按套管安装角度找正，有二人扶持套管缓慢吊起或落下，以防碰坏瓷套等部件。吊出器身的套管应放在专用套管架上，绑扎牢固、防止倾倒，同时用塑料布包扎顶部和下节瓷套、防潮防尘。

4.3.9 防爆装置检修。

4.3.9.1使用带放气装置的压力释放阀时，拧开放气装置上的螺栓放气，再拧紧即可。

4.3.9.2安装在变压器上的压力释放阀，要经常清理护罩内可能积存的灰尘、积雪等杂物，使阀能正常工作。

4.3.9.3检查各各部螺栓及压力弹簧应完好，无锈蚀，无松动。新装或大修后的压力释放阀必须经重新试验合格后方能使用。

4.3.9.4压力释放阀检修主要更换法兰胶垫，检查试验电气信号回路检查信号电缆。

4.3.9.5压力释放阀性能均由制造厂家出厂时调校好，一般不需检修。

4.3.9.6变压器总油量不超过30吨时，可装一只压力释放阀；超过时则装二只，安装应水平，倾斜不超过30°。

4.3.9.7变压器整体试漏时，应做好防压力释放阀动作措施。

4.3.10储油柜检修

4.3.10.1放出储油柜内的存油，打开储油柜端盖，拆下油位计表头，连同摆杆及浮子从柜体内取出。

4.3.10.2取出胶囊，检查、清理储油柜内部，更换法兰胶垫。

4.3.10.3检查积污器，清除脏污，更换胶垫。

4.3.10.4检查清理油囊，胶囊及隔膜无老化开裂现象，内部清洁无水迹。密封

性能良好。若其内有油、水积存，应全部抽尽，进行密封试漏，压力为0.02-0.03Mpa,时间为12 小时，应无渗漏。若囊胶质良好仅部分破损且无备品更换，可采取夹紧措施暂时投运，待购新囊更换，油囊的使用周期一般为三年。新

油囊安装前须进行渗漏检查。

4.3.10.5将胶囊放入储油柜内，胶囊挂在挂钩上，连接好引出口。工作工作人员进行入柜体内需穿干净的鞋套。

4.3.10.6用光滑的圆木棒从端盖的油位计安装孔插入柜体内将胶囊轻轻挑起，将油位计的浮子连同摆杆插入胶囊的下面并将浮子放在柜体底部的浮子托板上装好油位计。油位表传动机构灵活无卡涩，指针指示正确。

4.3.10.7储油柜各处放气塞胶垫及呼吸器联管密封胶垫更换。

4.3.10.8检查储油柜内防油囊堵塞气体出口油管口的网罩有无异常，没有的进行加焊。

4.3.10.9变压器做整体油柱或压力试漏时，做好防止油进入油囊的措施。

4.3.10.10变压器带储油柜抽真空时，应将油囊内外同时进行抽真空，其真空度不得超过规定的数值，否则要将储油柜与本体解开。

4.3.10.11储油柜油标旁的油面线应醒目、准确。

4.3.11吸湿器检修

4.3.11.1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。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; 还原后再用，还原后应呈蓝色。

4.3.11.2把干燥的吸附剂装入吸湿器内，新装吸附剂应经干燥，颗粒不小于3mm。为便于监视吸附剂日工作性能，一般可采用变色硅胶，并在顶盖下面留出 1/5-1/6的高度空隙。

4.3.11.3连接吸湿器的管道须密封可靠，各法兰密封垫不许歪斜，以防渗漏空气或影响呼吸的畅通。

4.3.11.4更换吸湿器及连接管道各处老化的密封胶垫、破损的铜丝滤网。

4.3.11.5对于开放式储油柜，吸湿器油封内必须装油。对带胶囊或隔膜密闭式储油柜可不装油，如装油则应保证油面不超过2-3mm,呼吸压力不大于0.05Mpa。

4.3.11.6呼吸压力的测量方法：从吸湿器法兰处输入恒定的静气压表所测示的稳定压力即为呼吸压力。

4.3.12净油器(热虹吸)检修。

4.3.12.1关闭净油器进出口的阀门。

4.3.12.2打开净油器底部的放油阀，放尽内部的变压器油(打开上部的放气塞，

控制排油速度),准备适当容器，防止变压器油溅出。

4.3.12.3净油器内装除酸硅胶，吸附剂更换应根据油质的酸价和pH 值而定；设备换油时更换硅胶。

4.3.12.4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。

4.3.12.5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。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。

4.3.12.6新装硅胶应先用干净合格的变压器油浸泡，排尽其中空气。否则不准将净油器投运。净油器是否投入由变压器油质分析情况决定。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。更换的吸附剂应经干燥，填装时间不宜超过1h。

4.3.12.7打开上下阀门。

4.3.12.8净油器检修时，各处密封胶垫应更换。

4.3.13气体继电器检修。

4.3.13.1气体继电器拆下后，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。

4.3.13.2继电器内充满变压器油，在常温下加压0.15MPa,持续30min无渗漏。

4.3.13.3气体继电器密封检查合格后，用变压器油冲洗干净。

4.3.13.4气体继电器应由专业人员检验；对流速一般要求：1.2～1.3m/s。

4.3.13.5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°。

4.3.13.6 气体继电器先装两侧联管，联管与阀门、联管与油箱顶盖间的联结螺栓暂不完全拧紧，此时将气体继电器安装于其间，用水平尺找准位置并使入出口联管和气体继电器三者处于同一中心位置，后再将螺栓拧紧，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；变压器储油柜与顶盖间的联管应有2-4%的坡度。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。

4.3.13.7复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。

4.3.13.8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。

4.3.13.9连接气体继电器二次引线，并做传动试验。二次线采用耐油电缆，并防止漏水和受潮；气体继电器的轻、重瓦斯保护动作正确。

4.3.14 测温装置检修

4.3.14.1外观清理检查，面板无破损，观察窗清晰。

4.3.14.2检查温度盘，指示应完好，表盘内无水雾。

4.3.14.3检查温包毛细管，无破损.无扭曲变形。

4.3.14.4送校验单位进行校验，符合相关技术标准。

4.3.14.5 按下表规定数值调整温度表高、低温信号指针至规定的刻度位置。有冷却装置的变压器，其温度信号不但要保证高、低信号的正确发出，还应自动起动和停止备用冷却装置。

冷却方式

冷却介质最高温度

允许最高上层油温℃

发信号温度

自然循环

自然风冷

强油风冷

注：自然循环冷却的变压器上层油温一般不宜经常超过85℃运行。

4.3.15 阀门及塞子检修

4.3.15.1阀门主要检修转动轴的密封，使其既不渗油，又转动灵活。先取下轴柄销钉，更换大小适宜的耐油垫圈，压紧程度使手柄转动灵便、不渗油。

4.3.15.2阀门芯光洁无损伤痕迹，关闭后结合部严密不渗漏。拆装中不可碰磨结合面，严禁敲打结合面。

4.3.15.3与阀门两侧相连的法兰胶垫内圆不可过小，以免螺丝压紧后挤出影响阀门正常开、闭。

4.3.15.4阀门检修后进行压力试验。

4.3.15.5对变压器本体和附件的各部位的放油、放气塞、阀门进行检查，并更换密封胶垫，检查丝扣是否完好，有损坏的应进行更换。

4.3.16 散热器检修。

4.3.16.1清理和消除油污及渗漏油缺陷。渗漏油部位一般发生在法兰联接处、放气塞、联箱焊缝等处。

4.3.16.2现场处理渗漏的方法一般是采用堵漏胶。若需补焊渗漏可带油或放油焊接，因管壁较簿，带油补焊最好使用电焊，焊接时做好防火和防爆措施。

4.3.16.3必要时用干净合格的变压器油冲洗内壁。

4.3.16.4新装或大修后的散热器应进行压力试验，试漏标准：0.25-0.275Mpa、30min应无渗漏。

4.3.16.5拆装散热器要先关闭进出油平面阀，防止碰坏阀芯。垫圈要装正，以防影响平面阀的开关。

4.3.16.6 YF-180型散热器一般不进行检修(全密封结构)。

4.3.17 风扇电机检修

4.3.17.1每年一次的风扇电机大修应将风扇电机进行解体检修，测定线圈直阻

绝缘，清洗轴承更换润滑油，更换配合间隙过大或已损坏的轴承。

4.3.17.2叶轮无损伤变形现象，叶片铆接牢固。三只叶片角度应一致，否则应

调整。

4.3.17.3拆卸端盖时做好记号，以防装错。转子应托平抽出，防止碰坏定子线

圈。

4.3.17.4用汽油或金属清洗济清洗轴承，清理擦拭干净表面及各处的油污灰尘。轴承内的油污必须洗净擦干后，方可装入新的干净润滑油。

4.3.17.5轴承拆下时须使用专用扒轮，套装时应采用热套(用变压器油加温至 80-100℃)或烘箱加温),待冷却后用干净汽油冲洗擦干，装入新润滑油。

4.3.17.6润滑油使用高温黄油或锗基润滑脂。加入量为容积的2/3,过多易造成发热。

4.3.17.7轴承与轴及端盖为过渡配合，不应松动，否则进行修整。

4.3.17.8定子线圈端部包扎固定牢固，不得碰转子和端盖，端盖(轴承内侧挡油盖)、轴承转子与静子装配上要同心，不得偏斜。以防造成转动困难甚至损坏线圈。

4.3.17.9定子线圈三相直阻平衡，三相最小误差≤2%。绝缘电阻用500V 摇表测量不得低于0.5MΩ, 否则进行干燥或检修。

4.3.17.10端盖上口应擦净，并涂以609密封胶后方可安装。装好后的电机手试转动灵活，送电空转轻快无杂音，半小时不发热，空载电流不超过额定电流的 20%,且每相电流平衡。

4.3.17.11对静子线圈烧坏的电机应重新下线。

4.3.17.12新绕组耐压试验1760V1 分钟，运行的绕组耐压为1760V 的75%,即1320V1分钟，可用1000V 摇表代试。

4.3.18 潜油泵检修

4.3.18.1潜油泵三年大修时，应进行解体检修，取下油泵蜗壳、叶轮、端盖、抽出转子，更换各处密封垫圈，更换磨损的轴承，清洗尾部滤网、检查导油孔、测量各处间隙。

4.3.18.2用500V 摇表测量定子绕组绝缘不低于0.5MQ, 否则必须进行干燥处理.三相直阻不平衡，可检查线圈及接头有无断线、焊接不良或引出接线柱螺丝是否松动等。

4.3.18.3修后转子、叶轮转动灵活、无磨擦声，叶轮与蜗壳及法兰间隙为0.2mm, 磨损严重的叶轮应更换。

4.3.18.4修后空载试转声音和谐无杂音，油泵无油允许通电转运20S。

4.3.18.5交流耐压试验与风扇电机相同。

4.3.18.6更换轴承工艺要求与风扇电机相同。

4.3.19 油流继电器检修

4.3.19.1消除运行中无法消除的缺陷，更换各处密封胶垫。

4.3.19.2检查清理内部有无杂物和其它异常，转动轴、挡板、指针转动是否正常一致。

4.3.19.3 油流继电器的动作返回流量参数由厂家调整确定，检修时一般不应自行乱动。

4.3.19.4测量信号接点回路绝缘。用500v 兆欧表测量电阻应≥0.5MΩ。

4.3.19.5检查微动开点动作是否正确，油泵停运时常闭接点闭合，常开接点打

开。油泵投入时常闭接点打开，常开接点闭合。微动开关的动作位置应于油流继电器指针指示位置一致。

4.3.20变压器的干燥(参考内容)

4.3.20.1新安装或大修后及运行中的变压器是否需要干燥处理应综合分析考虑来决定。在下列情况下，变压器可不经干燥即投入运行：

1) 检修期间所测数值和修前同一温度下所测数值相比，或换算到同一温度下相应的数值和比较，绝缘电阻的下降不超过40%,tgδ的增高不超过30%,如果各数值的变化有一个或全部超过上述范围，但绝缘值不超过预防性试验的规定则无须进行干燥。

2) 经过大修的变压器，如芯体在≤75%在的空气中停留不超过下列时间，可以不经干燥即行注油，并经试验合格投运；35KV 及以下的变压器24小时；110KV 以上的变压器16个小时。如果在检修期间，变压器芯体的温度至少比空气温度高出3-5℃,则芯体在空气中停留的时间可增大2倍。

如果周围空气温度接近或低于变压器上层油温，变压器可以揭盖进行检修，在空气温度高于75%的情况下，揭盖前上层油温至少应较空气温度高出10℃。

下述情况变压器必须进行干燥。

1) 经过全部或局部更换线圈或绝缘的大修以后，不论测量结果如何，均应进行干燥。

2) 除上述所列无须干燥和必须干燥和的条件以外，任何情况下均应按规定，进行综合分析可决定是否干燥。

4.3.20.2 变压器干燥的方法：

1) 在烘房中干燥，适用于1000KVA以下的厂变，烘房温度控制在100-105℃。利用底部电炉、四周运红外加热。将变压器芯体吊出，淋干表面余油，放入油盘推入烘房即可。

2) 零序电流干燥：将三相绕组并联接入380交流电源或三相绕组头尾串联接入220V 交流电流，另一侧三相绕组开路，利用零序磁通发热进行干燥。为加速干燥，可将变压器底部用电流或其它热源如暖气等加热，伴随抽真空，根据变压器结构情况亦可在箱壳外加涡流加温。

3) 铜损干燥(短路电流加热):将低压绕组短路并接地，高压绕组接入三相交流电，或将高压绕组三相并联或串联，接入直流电源(利用励磁机或直流焊机，在绕组内产生短路电流造成绕组有效电阻损耗发热进行干燥)。一般高压侧通入30%额定电流，该方法效率高，温度升高快，但容易产生局部过热。一般在线圈保温时使用。

4) 热.油真空干燥：利用真空加热罐将油加热，真空雾化使变压器内的油通过真空加热罐连续循环。适用于受潮不太严重的变压器干燥，及变压器油的脱气。由于高温时变压器油的老化有影响，干燥温度必须适当加以控制。(本条款同样适合220KV 互感器，互感器烘烤使用自制的专用涡流加热罐)。

5) 油箱铁损真空干燥法：此法是利用缠绕在变压器油箱壁上的磁化线圈，通入交流电源形成的交变磁通，作用在油箱壁上产生的铁损(磁滞和涡流损耗), 提供热量将变压器加热，进行干燥。同时抽真空，降低水的沸点，促使潮气尽快的排出，缩短烘烤的周期。由于磁化线圈缠绕在油箱壁上，与变压器内部结构无关，所以此法适用于常用钢质油箱的任何型式的变压器。

4.3.20.3 干燥装置的构成及设制方法。

1) 加热装置——即油箱壁上缠绕的磁化线圈。其匝数、导线截面、电流及功率的大小，应根据箱壁表面积、周围环境温度等条件来计算。一般情况下单位面积电力消耗为1-2KW/米2,电流密度取3-4A/mm2, 导线截面取50-70mm2。油箱下半部磁化线圈匝数约为总匝数的60%,调节线圈匝数为总匝数的10-15%,用三相或单相交流电源。油箱底装设2.5-3KV/米2的电热器。

2) 保温设施——即油箱顶、壁用石棉面、石棉板或贴布的玻璃丝棉毡等保温材料复盖，并用绳扎牢。底部电热器四周也要用石棉板遮蔽。一般情况下在温度60-90℃范围内，保持温升1.5℃/小时，90-105℃范围内保持温升0.5-1℃/小时。为使保温良好，在变压器检修室四周装设暖气和电热器。

3) 排潮装置——即用真空泵在整个干燥过程中连续抽真空，真空泵容量按 1小时内能使箱内建立起需要的最大真空度来选择，最好再准备一台备用真空泵。为较准确的掌握烘烤进度和判定干燥是否可结束，在抽真空管路中串接冷凝器，定期排放抽出的水份。为提高干燥效率，消除潮气蒸发排出的死角，箱顶应装设空气过滤器，由油箱底部穿进箱内的空气须经涡流加热罐加热干燥，以防潮气和灰尘进入油箱内。

4) 测温装置——即在铁芯、高压线圈上、中、下位置以及箱内底部，装设电阻测温元件，经箱顶套管、法兰、手孔等部件引出。在箱壁上的上、中、下各部位放置酒精或水银温度计。对进气的进、出口也要用温度计测量其温度。

5)绝缘测量装置——即将高、低压绕组分别短接由箱顶孔、洞引出，以便烘烤时测量相互间及对地绝缘。

6) 箱壁变形测量装置——即在离开变压器油箱非加强处150-200毫米，独立设置一标准测杆，将未抽真空时距箱壁的尺寸测定为基数，抽真空时测定的尺寸减去基数尺寸的差值，不得大于箱壁厚的2倍。

4.3.20.4 干燥过程

1)测量烘烤前温度、绝缘、直阻等基本数据。

2)送上涡流电源使温度缓缓上升(每小时10℃左右),箱盖同时开孔排气。

3)线圈温度升到80℃关闭箱盖排气孔，启动真空泵，抽真空至-0.012Mpa维持真空2小时。

4)以每小时0.007Mpa 的速度逐渐提高真空度直至所需要的数值。开启底部进气阀，保持需要的真空度，进行连续抽真空干燥。提升真空过程中，不断测箱壁变形情况，不得超过其壁厚的2倍。

5)进入变压器的空气，须是干燥洁净的，其温度一般不得低于80℃。

6) 变压器外壳温度不得超过120℃,芯体温度不得超过105℃,箱底温度不得超过115℃,箱壁芯体绝缘围板之间温度不超过110℃。

7) 每小时记录温度、真空、激磁电流一次，每2小时测量绝缘一次，每天冷凝器排水一次并记录排水量。

4.3.20.5 干燥注意事项：

1) 干燥现场放置足够的消防灭火器，消除易燃物品，严防火灾的发生。

2) 真空度、线圈温度不得超过规定值。

3) 测量绝缘时必须断开电源。

4) 异常情况立即断开电源。

5) 值班人员至少数2人以上。

4.3.20.6 干燥结束的判断

1) 在规定的最高真空度下连续抽真空凝结水完全停止分泌。

2) 保持温度105℃时线圈绝缘电阻降落后上升至一定值，稳定8小时不变。满足上述二条，干燥即可结束。

4.3.20.7 干燥结束后的真空注油和芯体检查。

1) 保持真空不变，防止潮气侵入。

2) 切断烘烤电源，拆除部分保温降温。

3) 芯体温度降至80℃左右，注入合格的变压器油，油面注至满铁芯上部为止。

4) 继续抽真空3-5小时。(互感器芯体烘烤结束进行组装前，涡流加热罐内温度应在50℃左右，空气湿度<65%时，从罐内吊出芯体。经检查、测量合格后装入瓷套。然后进行真空注油，注油时间控制在4-6小时,注满油后继续抽真空12小时。

5) 拆除全部干燥设施。按大修吊芯检查的程序和要求，进行放油、吊罩检查。特别注意芯体各绝缘件有无过热、各紧固件有无松动，如有异常应加以消除。

6) 芯体检查完毕，仍需按前述有关规定进行真空注油，至此干燥工作告以结束。

4.3.21 变压器组装

4.3.21.1 钟罩吊装前仔细检查芯体注箱中有无遗留物，清理干净后将接头完好的钟罩(盖)法兰胶垫放正垫好，装好导向杆，吊装钟罩(芯体)。钟罩(芯体)吊起时应保持平衡，缓缓落下，以免擦伤碰坏芯体本身。

4.3.21.2 凡套管升高座带有绝缘筒的，安装升高座时按照套管的角度位置安装在油箱上，以防绝缘筒的位置方向装反，套管落下时碰伤绝缘筒。

4.3.21.3吊装套管时应打开人孔门，进入箱体检查套管尾部是否正好套进引线拔梢根部，防止引线打结别劲，或引线长度过长、过短，套管落下时挤压引线别梢。

4.3.21.4 芯体通过接地小套管引出接地时，应将稳钉或铁芯与箱体间的稳固装置(运输中专用)拆除或将稳钉向上，避免固定装置与铁芯夹件相碰造成多点接地。

4.3.21.5 分接开关及操纵机构须按原相位回装。装好后试调各分接头，转动灵活、指示位置正确，并测量各分接头的直流电阻三相平衡、符合抽头规律。

4.3.21.6 附件吊装原则应先装散热器、储油柜、再装套管，防止碰坏套管，结合现场实际，在散热器装上后，按照吊车放置位置，先远后近，顺序吊装，避免交叉跨越附件吊装。

4.3.21.7 整个安装工作要防止工具、螺栓、螺帽等其它物件掉入油箱内。各法兰、接合密封面四周螺钉紧力均匀，各密封胶垫放置不可偏斜，挤出。

4.3.21.8 整个安装过程须做好防止绝缘受潮的措施。

4.3.21.9变压器铁芯接地和外壳接地可靠，必要时测量接地电阻并符合标准。

4.3.21.10 安装工作中遇到情况，应冷静分析。

4.3.22 变压器的密封。

4.3.22.1 变压器所有部件的联接处，均应用自制或专用成品耐油橡胶垫进行密封，其尺寸大小宽厚应合适，胶垫选用规格可参考下表：

序号	密封部件	胶垫规格(mm)
序号	密封部件	橡胶圈(直径)	矩形胶条(厚×宽)	橡胶板(厚)
1	大型电力变压器的箱盖或钟	19-25	厚：16-20
2	中小型电力变压器的箱盖法	12-15	厚：12-16
3	小型法兰或其它部位	12以下	6-10	15以下

4.3.22.2一般情况下使用无接头垫圈，特殊情况下可使用橡胶或矩形胶条。有接头时，其搭接处采用斜搭接，并用钢丝沿搭接处做轴向穿孔加固。搭接长度不得小于8-10倍直径或宽度。

4.3.22.3 密封垫放置正确，无偏斜，搭接面应受两侧垂直坚固压紧力的作用，不可倾斜放错。

4.3.22.4 胶垫密封面受力应均匀，其压紧收缩程度保持在胶垫原厚度的30%左右，最大不超过40%。

4.3.22.5 密封前的胶垫和密封面应清洁、平整光滑、胶垫无破损、穿孔、起层或巅附机构杂质等异常情况，否则应更换胶垫，密封面若有凹凸不平弓弯变形应进行修理。

4.3.22.6 变压器密封胶垫为氮丁或丁晴合混练经硫化处理压制而成的橡胶制品，密封压紧过程中若发现胶垫出现裂纹、破损、挤出为不良情况，必须重新更换合格的耐油胶垫，重新上紧时应注意坚固的方法是否正确，用力适当与否。

4.3.22.7 新安装或吊罩大修的变压器，进行外壳、储油柜、散热器及其它附件的密封严密性试验。检修总装工作结束后，做总体密封严密性试验。试验方法用油柱静压法：即在油枕顶部或变压器上端盖，接一根高于油枕0.3-0.6米的油管，注入变压器油，油柱压力持续60分钟。或采用对油囊(隔膜)充气压0.03 Mpa, 持续60分钟，检查回路无渗漏。

4.3.23 变压器整体注油

4.3.23.1 35KV 及以下变压器整体注油可不抽真空，打开储油柜顶部放气塞、以变压器底部闸门直接将油注至正常油位，对本体、附件所有放气塞进行排气即可。

4.3.23.2 110KV 及以上电压等级的变压器，整体注油时必须抽真空，真空度应严格按照制造厂规定执行或按下述方法进行。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。

4.3.23.3 操作方法：

1) 以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2h 后，开始向变压器油箱内注油(一般抽空时间=1/3～1/2暴露空气时间),注油温度宜略高于器身温度。

2) 以3～5t/h 的速度将油注入变压器距箱顶约200mm 时停止，并继续抽真空保持4h 以上。

3) 变压器补油：变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁从下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。

4) 胶囊式储油柜的补油：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，再关闭注油管和排气孔。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。

4.3.23.4 隔膜式储油柜的补油

1) 注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，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，向储油柜内注油，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。

4.3.23.5 油位计带有小胶囊时储油柜的注油

1) 变压器大修后储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶囊，以便将囊中空气全部排出。

2) 打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量(看到油表内油位即可),然后关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。

4.3.23.6 注意事项

1) 注入变压器的油必须经过滤处理并试验合格的变压器油。

2) 严密监视并及时调整真空，防止过真空损坏设备。

3) 当油接近注满箱体时，特别要严密监视真空表摆动情况，严防因真空表指示失常造成事故。

4.3.23.7 整体密封试验。变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下：

1) 静油柱压力法：220kV 变压器油柱高度3m, 加压时间24h;35～110kV变压器油柱高度2m, 加压时间24h; 油柱高度从拱顶(或箱盖)算起。

2) 充油加压法：加油压0.035MPa 时间12h, 应无渗漏和损伤。

4.3.24 变压器油处理

4.3.24.1 一般要求

1) 大修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合GB7665—87规定。

2) 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。

3) 根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油。

4) 注入套管内的变压器油亦应符合GB7665—87规定。

5) 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。

4.3.24.2 压力滤油

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，可

将油加温至50～60℃。

2) 滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机及滤网是否清洁，极板内是否装有经干燥的滤油纸，转动方向是否正确，外壳有无接地，压力表指示是否正确。

3) 启动滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。滤油机压力一般为0.25～0.4MPa, 最大不超过0.5MPa。

4.3.24.3 真空滤油

1) 简易真空滤油系统：简易真空滤油管路连接参照下图，储油罐中的油被抽出，经加热器加温，由滤油机除去杂质，喷成油雾进入真空罐。

简易真空滤油管路连接示意图

1—储油罐；2—真空罐；3—加热器；4—压力滤油机；5—真空计； 6—真空泵；7、8—油泵；9～13—阀门

油中水分蒸发后被真空泵抽出排除，真空罐下部的油可抽入储油罐再进行处理，直至合格为止。

选择加热器的容量P 可按下式计算： P=1.16QCp(t2-t1)×10-3 kW

式中： Q——变压器油的流量，kg/h;

Cp——变压器油的比热，平均值为0.4～0.48cal/(kg·℃);

t2——加热器出口油温，℃;

t1—— 加热器进口油温，℃。

也可利用储油罐的箱壁缠绕涡流线圈进行加热，但处理过程中箱壁温度一般不超过95℃,油温不超过80℃。

油泵可选用流量为100～150L/min, 压力为0.5MPa 的齿轮油泵，亦可用压力式滤油机替代。真空罐的真空度可根据罐的情况决定，一般残压为0.021MPa为宜。

2) 采用真空滤油机进行油处理，其系统连接及操作注意事项参照使用说明书。

4.3.24.4 热油循环

注：220KV 变压器真空注油后必须进行热油循环。热油循环可在真空注油到储油柜的额定油位的满油状态下进行，此时变压器不抽真空；当油到离器身顶盖200mm处时，热油循环需抽真空。

检修时根据芯体暴露时间、绝缘受潮情况、真空注油情况(真空度及时间) 和油质情况可进行油循环。

1) 接好热油循环管路，冷却器内的油应与油箱主体的油同时进行热油循环。将油从油箱下部抽出，再从油箱的上部回到油箱。检查油循环系统无异常后启动真空滤油机，对变压器进行热油循环；先开启真空滤油机进油管阀门，后开启出油管阀门，对变压器进行热油循环。

2) 通过真空滤油机进行热油循环，净油设备的出口油温不应小于50℃,油箱内温度不得低于40℃。

3) 热油循环时间不得小于48h, 如果油样化验结果符合规定的指标，热油循环可以停止。否则应适当延长热油循环时间。取油样试验，符合下列条件：耐压≥60KV/2.5cm; 含气量≤1%;含水量≤10ppm;tgδ(90℃)≤0.5%; 色谱分析合格。

4) 关闭变压器本体上油循环进出口阀门，拆除油管道，封好盖板。

4.3.25 大修后的试验

4.3.25.1 测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；绝缘电阻应测10min 并记录每分钟值，相同温度下的绝缘电阻不小于出厂值的70%;20℃时最低阻值不得小于2000MΩ。

4.3.25.2 测量绕组连同套管的泄漏电流，试验电压标准如下：绕组额定电压：220kV;直流试验电压：40kV;泄漏电流值不作规定，一般不大于30μA;

4.3.25.3 测量绕组连同套管的tgδ:20℃ 下tgδ 值不大于0.8%;同温下，一般不大于出厂值的130%。

4.3.25.4 本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验。

4.3.25.5 测量绕组连同套管一起的直流电阻(所有分接位置上),对多支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻；相间互差不大于三相平均值的2%,同温下测量值与出厂值比较，无明显差别；额定分接位置，偏差不大于±0.5%;其它分接位置不大于±1%。具体各项标准请参照出厂交接试验数据和《电气设备交接和预防性试验规程》

4.3.25.6 测量铁芯(夹件)引外对地绝缘电阻。

4.3.25.7 绕组连同套管一起的交流耐压试验(有条件时);

4.3.25.8 测量绕组所有分接头的变压比及连接组别；

4.3.25.9 检查相位；

4.3.25.10 必要时进行变压器的空载特性试验；

4.3.25.11 必要时进行变压器的短路特性试验；

4.3.25.12 必要时测量变压器的局部放电量；

4.3.25.13 额定电压下的冲击合闸；

4.3.25.14 空载试运行前后变压器油的色谱分析。

4.3.26 冷却器控制回路检修

4.3.26.1 控制箱内外清洁，箱门密封良好，开关灵活。

4.3.26.2 电源开关灵活，回路路导通良好，绝缘电阻500V摇表5MΩ以上。交流接触器接触面干净，各部齐全，接触良好，运行无响声。