变压器运行规程及检修导则.ppt

1、变压器运行规程及检修导则变压器运行规程及检修导则 变压器运行规程变压器运行规程第一节第一节 测量测量一、变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌规定参数长期运行。二、变压器上层油温一般不超过75度，最高不超过85度。（冷却介质最高为40度）三、运行中的变压器电压允许在额定5%范围内变动，其额定容量不变。四、变压器绝缘电阻测量：电压在6KV及以上用2500V摇表测量，电压在500V及以下用500V摇表测量，每千伏工作电压不低于1兆欧，对500V以下不低于0.5兆欧。五、备用变压器每月测量绝缘一次。第二节变压器的检查第二节变压器的检查变压器在运行中的检查除按照投入前的检查项目外变压器在运行中的检查除按照

2、投入前的检查项目外，应，应进行下列检查进行下列检查：变压器声音正常，无明显变化及异常。油温、油色、油位应正常。各部分螺丝无松动，各接头无发热变色现象。当天气发生聚变时，应做下列检查当天气发生聚变时，应做下列检查：大风时，各引线无剧烈摆动和松动现象。大雪时，套管和引线端子满雪后，不立即融化和结冰。大雾时，套管无闪络放电现象。备用中的变压器除按运行中的检查项目外，夏季应每月通电一次，空载运行8小时，并注意电流指示情况，大修后第一次投入运行的变压器，投入运行后的最初8小时，必须2小时检查一次。运行中的变压器应由检修人员每年一次进行耐压和介损试验，并取油样分析。第三节第三节 变压器的投入和停运变压器的

3、投入和停运变压器的投入、停运由调度发出命令、填写操作票后运行。投入运行前应进行下列检查投入运行前应进行下列检查：本体清洁、各部分无渗油、漏油现象。油枕及充油套管的油色、油位应正常。瓦斯微机器应充满油，无渗油现象。套管清洁、无裂纹及放电痕迹，引线接头应良好。温度计冷却装置完好，外壳接地良好。测量变压器绝缘良好。变压器的投入和切断，必须使用开关，不得使用刀闸进行。严禁用低压侧开关侧倒充电。变压器并列运行的条件变压器并列运行的条件：接线组别相同。电压比相同。阻抗电压相同。第四节变压器的异常运行第四节变压器的异常运行变压器出现下列情况时，应先联系后处理：变压器出现下列情况时，应先联系后处理：油位计看不

4、见油位，但从瓦斯微机器中可以看见油。声音异常，套管裂纹，有放电现象。引线端子发热超过规定值。油色忽然变色，但不很严重。负荷与环境温度未变，但变压器温度上升并超过规定值。遇上述情况应加强监视，根据具体情况倒换备变。变压器在运行中，发生下列情况时应停止运行变压器在运行中，发生下列情况时应停止运行：强烈而不均匀的噪音，内部有爆裂声。从油枕或防爆管向外喷油，瓷套管发现大的碎片和裂纹，并有明显的放电现象。变压器着火。第四节变压器的异常运行第四节变压器的异常运行变压器温度不正常升高的处理变压器温度不正常升高的处理：检查冷却装置和通风情况。核对变压器的负荷、温度与其他变压器相比较。核对变压器温度计指示是否正

5、确。比较每个散热管的温度，如冷热不一，说明有堵塞现象。若运行中的变压器温度超过允许值，变压器两冷却风窗应自动启动，如不自动启动，应查明原因，并处理。轻瓦斯动作轻瓦斯动作象征：警铃响，瓦斯动作信号发出处理：1、若因加油、滤油引起，应放气恢复正常。2、检查是否由于漏油和温度下降使油面过低引起的。3、检查瓦斯微机器内部有无气体，若无气体时。检查二次回路是否误发信号。变压器分接开关的调节，不应频繁调节，在调节过程中，如发现异常现象，应立即停止。第五节第五节 变压器的事故处理变压器的事故处理变压器过负荷的处理变压器过负荷的处理恢复警铃，汇报班长、值长，记录过负荷运行时间。调整负荷的分配情况，联系值长采用

6、切换、转移的方法，减少该变压器的负荷。及时调整运行方式，若有备用变压器时，应将备用变压器投入并列运行，承担一部分负荷。如属于正常过负荷，可根据正常过负荷时间，严格执行，同时应增加对该变压器的检查次数，加强对变压器温度的监视，不得超过规定值。如果变压器存在较大缺陷（如冷却系统不正常、油质劣化、色谱分析异常等）不允许变压器过负荷运行。变压器着火的处理变压器着火的处理若保护动作跳闸，应检查备用变压器是否自投，断开两侧刀闸，将着火变压器与电源隔离。若保护未动作跳闸，有备用变压器时，立即投入备用变压器，若无备用变压器，应视变压器着火部位，火势大小和安全距离等情况确定是否停电。若变压器着火部位在内部或上部

7、，应立即断开变压器各侧电源，停止冷却装置的运行，断开妨碍灭火的相临设备的电源。若油溢在变压器顶盖上而着火，还应打开下部放油阀放油到适当油位。若是由其内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。变压器着火要用二氧化碳，强干粉或泡沫灭火器灭火，必要时可用沙子灭火。严禁使用水灭火。第五节第五节 变压器的事故处理变压器的事故处理重瓦斯动作重瓦斯动作象征：1、保护装置语音报警，发出“重瓦斯”信号，相应变压器开关跳闸。2、拉开变压器两侧开关，将开关小车退出，并做如下检查：防爆管玻璃是否破碎，漏油。外壳是否变形，损坏漏油。对瓦斯微机器气体进行分析并取油样化验。以上情况如没发现问题，可由微机保护人

8、员对瓦斯保护回路进行检查，确认无误后，将重瓦斯退出。若确认是误动，应测量其绝缘，汇报领导批准后投入运行。过流速断动作过流速断动作象征：1、警铃响，“过流或速断”保护动作。2、出现短路冲击，变压器两侧开关跳闸，绿灯亮。3、若主变故障，事故处理电源应自投。处理：1、保证厂用电正常运行。2、检查变压器高压侧电缆有无接地短路象征，在未查明跳闸原因前不得投入变压器。3、如定时过流、另序过流动作，应检查400V系统。第五节第五节 变压器的事故处理变压器的事故处理变压器开关自动跳闸的处理变压器开关自动跳闸的处理变压器开关自动跳闸时，若有备用变压器，应检查备用变压器是否自投，然后查明变压器跳闸的原因，如无备用

9、变压器，则应根据保护动作情况，查明变压器跳闸有何外部现象，何种保护动作，若检查结果证明变压器不是由于内部故障引起，而是由于过负荷，外部故障或保护装置二次回路故障引起时，则变压器可不经外部检查而重新投入运行。否则必须进行外部检查、试验，以查明此变压器跳闸的原因。若变压器有内部故障象征时，应进行内部检查。变压器分接开关故障的处理变压器分接开关故障的处理象征：1、油箱内部有放电的“吱吱”声。2、电流表随着放电的“吱吱”声而摆动。3、瓦斯保护信号指示可能动作。4、油位急剧下降。处理：1、密切监视变压器的电流、电压、温度、油位、油色和声音的变化。2、取油样分析，鉴定故障性质。3、当判定为分接开关故障时，

10、应将备用变压器投入运行，当无备用变压器时，将故障变压器停运，并拉开一、二次侧隔离开关、把已损坏的分接开关档位调节到良好时，变压器则可重新投入运行。最后待负荷允许时，再进行停电检修。电力变压器检修导则主要内容 本标准适用于电压在本标准适用于电压在35kV500kV等级的油浸式电力变压器。等级的油浸式电力变压器。2010-10-01实施。实施。1、范围 2、规范性引用文件 3、术语和定义 4、总则 5、例行检查与维护 6、常见异常情况检查与处理措施 7、检修策略和项目 8、检修前的准备工作 9、变压器解体及组装注意事项 10、组、部件检修的工艺质量要求 11 器身检修工艺质量要求 12 变压器的防

11、腐处理 13 检修试验项目与要求 14 大修后的验收 15 大修后试运行 16 大修报告附录 一、几个常用术语 我们知道变压器的使用寿命是有一定限度的，如果要延长变压器的使用寿命，就必须常常给变压器进行检修和维护。1、变压器大修 是指在停电状态下对变压器本体排油、吊罩（吊芯）或进入油箱内部进行检修及对主要组、部件进行解体检修的工作。一、几个常用术语2、变压器小修 指在停电状态下对变压器箱体及组、部件进行的检修。3、变压器的缺陷处理 指对变压器本体及组、部件进行的有针对性的局部检修。一、几个常用术语4、变压器状态检修 是基于现有离线或在线监测、检测手段，通过对交接验收、生产运行、附件运行及检修记

12、录、预防试验等资料进行综合分析，从而得到变压器各个时期的状态参数，进而推测出各阶段的劣化速率及劣化趋势，判断其绝缘系统状况。状态检修导则将变压器的状态分为正常、可疑、可靠性下降以及危险等4种状态，并提出了相应的处理方法。表表1 1变压器状态评估的主要特征及对策变压器状态评估的主要特征及对策状态类别主 要 特 征对策正常运行试验数据正常或其中个别试验参数稍有下降，但稳定要求保持正常巡视和预试可疑在试验周期内，发现某些参数异常，反映变压器可能存在异常，但仍有很多不确定因素要求对个别项目缩短试验周期，加强监视可靠性下降预防性试验或跟踪试验证实变压器存在故障，并已确定原因和部位，且判断该故障短期内不会

13、引发事故要求就停电检修的限期做好计划危险试验数据或运行参数表明，运行时会随时发生事故紧急停运处理缺陷检修周期 1954年颁发的电力变压器运行和检修典型规程和1959年修订的变压器运行规程规定变压器“在投入运行后的第510年大修一次”，这个规定一直沿用到1995年。新修订的电力变压器检修工艺导则改为：一般在投入运行后的5 a内和以后每间隔10 a大修一次。增加“一般”二字的含义，是不要把检修周期机械化，而应根据实际情况确定。从理论上讲，需要定期检修的设备，它的可靠性和时间有一定关系。例如变压器上的风机、油泵，由于它使用的轴承磨损几年后即不能运转，应当定期检修；而对变压器本身，唯一与时间有关系的是

14、油纸绝缘(例如线圈垫块)在运行后有收缩现象(特别是线圈未进行过恒压干燥的早期产品)，导致线圈的压紧力不足，当发生出口短路时，线圈会变形损坏。此问题易在投运12 a后出现，如果是为了解决这个问题进行定期检查，第1次大修不应是在5 a，而应该为1 a或2 a。检修周期 变压器的事故率与时间的关系呈“浴盆曲线”，即“变压器运行中最危险年份是投运初期，故障一般在安装以后几天到1 a内出现。因此，硬性规定变压器器身的检修周期意义不大，关键应在诊断检修上下功夫，提倡对症下药，进行状态检修。2010版检修导则检修策略 1、推荐计划检修和状态检修相结合的检修策略，变压器检修项目应根据运行情况和状态评价的结果动

15、态调整。2、运行中的变压器承受出口短路后，经综合诊断分析，考虑大修。3、箱沿焊接的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，可进行大修。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，应进行大修。5、设计或制造存在共性缺陷的变压器可进行有针对性大修。6、变压器大修周期一般应在10年以上。二、变压器大修大修的项目：1、绕组、引线装置的检修。2、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。3、油箱、磁（电）屏蔽及升高座的解体检修；套管检修。4、冷却系统的解体检修，包括冷却器、油泵、油流继电器、水泵、压差继电

16、器、风扇、阀门及管道等。5、安全保护装置的检修及校验：包括压力释放装置、气体继电器、速动油压继电器、控制阀等。大修的项目6、油保护装置解体检修，包括储油柜、吸湿器、净油器等。7、测温装置的校验：包括压力式温度计、电阻温度计、棒形温度计等。8、操作控制箱的检修和试验。9、无励磁分接开关或有载分接开关的检修。10、全部阀门和放气塞的检修。11、全部密封胶垫的更换。12、必要时对器身绝缘进行干燥处理。13、变压器油的处理。14、清扫油箱并进行喷涂油漆。15、检查接地系统。16、大修的试验和试运行。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题 1、未按部颁检修导则规定检修 在电力变压器检修导则（DLT

17、 5731995）中规定变压器大修间隔为10年。根据统计资料，由于制造和安装遗留问题，国产变压器在投运5年内故障率较高，故导则中规定国产变压器投运5年内应进行第一次大修。查阅一些单位的检修记录，可以看出，上述规定并未得到认真执行。有的变压器已投运十几年，除了发生故障后进行局部检修外，基本上是不坏不修。设备投运后不根据运行情况安排大修，这种情况是很不正常的。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题 （1）检修项目不全。电力变压器检修导则中规定变压器大修项目共有15个大项、121个分项。有些单位在大修中将许多检修项目删掉了。如对绕组的检修，按导则要求在检修中应用手指按压绕组表面，检查其绝缘状况

18、，并进行分级。按压时绝缘有弹性，按压后无残留变形，则为良好状态，属一级绝缘；若弹性较差，但按压时无裂纹、脆化，则为合格状态，属二级绝缘；若绝缘脆化，且呈深褐色，按压时有少量裂纹和变形，为勉强可用状态，属三级绝缘；若绝缘已严重脆化，呈黑褐色，按压时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，为不合格状态，属四级绝缘。类似这些非常重要而又简易可行的检修项目。许多单位都未执行。其他如对变压器内部引线包扎绝缘和绝缘厚度的检查、引线焊接情况的检查、各部位的绝缘距离和引线长度与固定情况的检查等，大都没有检查记录。特别需要指出的是，许多单位对有载分接开关的检修重视不够。在这方面原电力部颁发了有载分接开关运行维修导

19、则（DLT 5741995），对有载分接开关的运行维修作了非常详尽的规定。可是从检修记录和报告中，可以看出不少单位，在变压器大修中都没有认真执行这个导则。如其中一个比较突出的问题是没有接导则规定，检测所有分接位置变压器绕组的直流电阻，从而对各分接触头的接触情况是否存在隐患，心中无数。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题 （2）在大修中未按导则和工艺规程中规定的检测项目进行检测，如导则规定在大修中应做30个试验项目（修前8个、修中5个、修后17个），有的单位未按规定的项目全部进行试验。如在大修前未按规定测量绕组连同套管一起的介质损耗，以至在大修后虽然按规定做了此项测试，但已无法通过对比分

20、析确认绕组和套管在大修中是否受潮。此外，还有一些项目需要在检修前先进行测试，然后根据测试结果，决定如何检修。如对有载分接开关各触头的检测项目，如测量各触头的烧损量、用直流示波法测量触头的切换时间、测量各对触头的接触电阻等，许多单位执行都不彻底。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题 （3）有些项目的检修程序没有按工艺导则要求执行。如变压器分解检修完后组装时，未按规定程序和规定的真空度进行真空注油；注完油后未按规定将设备静放一段时间，末把混在油中的气体排净就投入运行，以致造成变压器投运后瓦斯保护动作，严重者甚至造成变压器烧损。有一个单位在安装套管时，由于检修人员不熟悉安装工艺，在紧螺丝时由

21、于受力不平衡，将套管紧裂等。这些教训都是非常深刻的。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题（4）状态检修问题。近年来一些单位对变压器采取状态检修法。由于对状态检修缺乏正确的理解，错误地认为状态检修就是可以随意延长检修周期和删减检修项目，以致造成设备年久失修，或因检修项目不全，设备隐患未能及时发现和处理而造成事故。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题（5）放松了对大修外包工程的安全管理 近年来，许多企业的检修和更改工程大都实行外包，有的单位由于对承包单位没有严格要求，既未按规定签订合格的承包合同，也未指派有经验的技术人到检修现场监修和组织验收，由于承包单位人员素质较低，技术管理不符

22、合要求等原因，不仅未按部颁检修导则中规定的项目、工艺要求和质量标准执行，而且由于检修质量不良，留下许多隐患，在设备投运后发生事故。此外，有的单位将变压器大修承包给变压器制造厂进行，即认为由制造厂来进行大修，肯定不会有问题，不仅不派人到制造厂进行监修，甚至连验收也未认真进行。实际上制造厂虽然能制造，但并不熟悉部颁电力变压器检修导则要求，仅仅是做了一般性检查处理，许多重要的检查和试验项目都未进行，甚至连有载分接开关也未进行测试。有些重大缺陷末能及时发现和处理，以致投运后不久，就发生了事故。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题（5）检修记录草率 在变压器分解检修后，未将对各部件检查中发现的问

23、题、测量方法和检测数据、修理情况以及验收鉴定结论等详细记录下来。有的单位甚至没有合格的记录本，也未按规定提出检修报告。检修记录是设备安全管理中一项十分重要的技术档案，不可忽视。为了保证记录规范、完整，建议统一编制一套规范化的记录表格和记录用纸，印发到检修人员手中（在电力变压器检修导则的附录中已提供一个科学的、非常完整详尽的变压器大修检查处理记录表和一个用表格形式表达的变压器大修报告内容，各企业都能适用）。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题（1）不按规定的操作方法向运行中的设备补油。按导则规定在运行中对设备补油应从储油柜上部进行。有个发电厂在更换冷却器时，由于未将冷却器中的空气排净，而

24、且采取从变压器下部补油的操作方法，以至将变压器底部的杂质连同未放净的空气一起卷入上层变压器油中，在补油后不久，就发生了爆炸事故，造成极大的损失。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题 （2）对漏渗油现象重视不够。漏渗油不仅仅是油向大气的渗漏，在油向外渗漏的同时，外部的空气也会向器内侵袭，严重时可能造成绝缘受潮，甚至会造成轻瓦斯保护误动。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题（1）变压器为封闭式结构，除套管和冷却装置外，主要部件如绕组、铁芯和调压装置都在油箱内部，外面观察不到。有些缺陷在外部没有征象，一般检测结果也不能准确反映。实践证明，许多变压器，即使是国外进口的名牌变压器，在制造

25、和安装过程中，往往在内外部带来不少缺陷，如绕组和引线绝缘材质不良、包扎不好，引线局部裸露；安全距离不够、绝缘纸板在长期电压作用下引起电晕；垫块松动、有的垫块尖角紧压围屏，造成电场畸变，出现树技状表面爬电；变压器在搬运途中，由于剧烈碰撞造成内部损伤等。这些缺陷只有通过大修吊罩检查才能发现。因此变压器需要进行周期性大修。特别是新变压器（尤其是大型变压器）在投运后提前进行大修是很必要的。所以，国家电力公司在2000年发布的防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中，强调定期检修工作是防止设备事故的重点措施之一。因此，变压器必须坚持每隔10年进行一次大修，新投运的变压器在投运后，5年内应进行一次大修。以

26、便及时通过吊罩检查和各种检测，发现设计制造和安装遗留下的隐患，及时进行处理，为以后安全运行打下良好的基础。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题 （2）加强检修技术管理的基础工作，是实现检修科学管理、在安全的基础上提高检修质量的先决条件。一般应做好以下几方面工作：1）建立和健全设备检修管理方面的各种现场规程制度。首先要根据制造厂说明书、电力变压器检修导则（DLT 5732010）、有载分接开关运行维修导则（DLT 5742010）和互感器运行检修导则（DLT 7272000）等导则，结合本单位的具体情况，制定电力变压器和互感器现场检修规程，或制定执行细则和补充规定。并在此基础上建立和健全

27、有关设备检修管理方面的各种制度。如缺陷管理制度、设备异动管理制度备品配件管理制度、检修责任制等。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题 2）做好有关电力变压器的技术档案管理工作，主要应有以下三方面内容：收集和整理有关电力变压器的原始资料。在设计方面包括设计资料、设计变更文件和实际施工图；在制造方面包括制造厂提供的产品说明书、出厂试验报告、安装图、合格证件等；在安装方面包括安装技术记录、试验记录、工程交接验收文件和备品配件清单等资料；收集和整理运行资料，包括运行日志、操作记录、缺陷记录、异常障碍和事故记录、变压器出口以及近区短路事故次数和情况等；收集和整理设备大小修记录和检修报告、各种预防

28、性试验和其他检（试）验报告、设备改造和异动记录等。以上三方面的技术档案，都应有专人负责管理，并建立定期总结分析制度，以便能及时提出变压器在安全技术方面存在的问题，是否需要进行检修和应进行检修项目。变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题 按照国家电网公司和国家标准要求，对规定的各项技术监督工作，结合具体情况制订监督细则，认真执行。做到职责分明、方法正确、数字准确、有分析、有结论。能充分发挥技术监督对检修管理的指导作用。如通过绝缘监督中的介质损耗试验，及时发现绝缘受潮；通过化学监督对绝缘油进行色谱分析，检测油中总烃、乙炔、氢和CO、CO2是否增加，进一步判断变压器内部是否出现局部过热或局部放

29、电等。三、变压器的小修2、小修的项目（1）处理已发现的缺陷。（2）放出储油柜积污器中的污油。（3）检修油位计，包括调整油位。（4）检修冷却油泵、风扇，必要时清洗冷却器管束。（5）检修安全保护装置。（6）检修油保护装置（净油器、吸湿器）。（7）检修测温装置。（8）检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试。（9）检修全部阀门和放气塞，检查全部密封装置，处理渗漏油。（10）清扫套管和检查导电接头（包括套管将军帽）。（11）检查接地系统。（12）清扫油箱和附件，必要时进行补漆。（13）按有关规程规定进行测量和试验。四、变压器的状态检修 状态检修就是应用先进的诊断技术对设备进行诊断后，根据设备的技术状

30、态和存在问题安排检修时间和项目。从发展上来看，状态检修不仅能更好地贯彻“安全第一，预防为主”的方针，而且可以避免计划检修中的一些盲目性，为实现减人增效，进一步提高企业的经济效益和社会效益，是一项非常有效的举措。变压器的状态检修两个标准：1、国家电网公司变压器状态检修导则2、国家电网公司变压器状态评价导则四、变压器的状态检修 1）开展状态检修的单位必须具备下列条件：变压器必须建立和健全完善的技术档案，达到能从这些档案中分析出变压器在设计、制造、安装方面遗留下的缺陷，以及在运行、检修、定期预防性试验与其他检（试）验记录中发现的问题，以此作为决定状态检修时间与项目的主要参考资料。在变压器运行中必须有

31、先进的在线监测手段，如变压器油色谱在线监测装置、变压器在线局部放电监测装置、设备绝缘在线监测系统等。能通过这些在线监测手段掌握设备的技术状态，及时反映变压器在运行中出现的各种问题，作为决定变压器状态检修时间与项目的依据。四、变压器的状态检修 在企业中建立了对设备技术状态进行综合分析的机制，并由水平较高的专业技术人员负责，能通过对上述两种方式提供的信息，及时分析和掌握变压器的技术状态，为实行状态检修提出可行的决策和可靠的方案。如根据设备的健康状况，决定是否允许延长检修期或需要缩短检修期、在检修时哪些项目可以删减或那些项目必须强化等。四、变压器的状态检修 2）开展变压器状态检修应坚持的几条原则。一

32、般通过对变压器技术状态的评估，即可根据评估安排变压器检修与检（试）验的时间和项目。在作出此决定时可参考下面几条原则：可适当延长检修或检（试）验周期的依据：如通过统计变压器长期运行参数和试验数据无异常变化，说明设备健康，运行正常，无影响安全运行的缺陷，即可考虑适当延长检修期。某单位统计十几年来对变压器油闪点的检测数据，发现对设备所进行的将近6000次试验中，仅有一次不合格，闪点下降14，不合格率占总检测数的0.007。进一步调查发现，当变压器存在局部过热或局部放电性故障时，通过在线色谱监测或定期试验都能及时发现，但闪点却没有变化。如有一台变压器总烃已增加到2000ppm，闪点仍没有变化。其实，闪

33、点即使下降几度，对变压器的安全运行并无多大影响。实际上能造成闪点下降的变压器故障，在闪点出现变化前，通过色谱分析就能及时发现。所以他们认为，只要变压器在投运或换油时，若注入变压器油的闪点检测合格，在以后的运行中可以不用再进行变压器油的闪点检测。变压器油的闪点 在一定的条件下，油被加热到某一温度，其蒸气与空气形成混合物，若将小火移近，该混合物就会着火，这时加热的油温称为闪点。闪点是油的主要特性之一，他表征油的蒸发度。油的闪点越低，其蒸发度越高，油蒸发时成分变坏，粘度增加，并生成有爆炸危险的瓦斯气体。闪点不能低于135。如果在运行中发现油的闪点比初始值降低超过5，就说明有问题。油的劣化（如放电、匝

34、间短路、铁心局部高温引起老化）都会使闪点剧烈降低。四、变压器的状态检修 按制造厂或导则规定期进行维修的依据，如在有载分接开关运行维护导则（DLT 5742010）中规定，运行六个月1年、或分接变换达到20004000次至少采样一次进行微水和击穿电压试验。微水含水量40uL/L或绝缘油击穿电压低于25kV时，应开盖清洗换油，或滤油一次等。若变压器长期运行正常，无任何异常，可按规定的高限值执行。四、变压器的状态检修 连续运行到36年，或到分接变换达1000020000次时进行维修。上述三个条件中，只要一个达到，即应进行维修。缩短试验周期的依据，如变压器通过在线检测、定期试验或检验中发现异常，虽然对

35、安全运行影响不大，但仍应给予足够的注意。若超过规定的注意值，如色谱分析中乙炔含量超过5ppm或增长速率超过规定时，即应缩短试验周期，进行跟踪分析。四、变压器的状态检修 应缩短检修周期的依据，通过综合分析发现变压器存在严重缺陷，如局部过热或铁芯多点接地等时，可根据缺陷的性质和严重程度，决定缩短检修周期或提前进行检修。在安排检修项目时可将检修重点集中到处理缺陷上，其他无缺陷的部件可以适当删减。必须将变压器立即停运检修的依据，变压器在运行中发生严重故障，如差动保护和瓦斯保护动作跳闸，与此同时出现喷油等，说明变压器已严重损坏，必须立即停运检修。五、检修前准备工作五、检修前准备工作1、查阅档案了解变压器

36、的运行状况(1)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；(2)负载、温度和附属装置的运行情况；(3)查阅上次大、小修总结报告和技术档案；(4)查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况；(5)检查渗漏油部位并作出标记；(6)进行大修前的试验，确定附加检修项目。(7)大负荷下的红外测温试验情况。五、检修前准备工作2、编制作业指导书（施工方案）（1）人员组织及分工；（2）施工项目及进度表；（3）特殊项目的施工方案；（4）确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；（5）主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；（6）绘制必要的施工图。五、检修前准备工作3、施工场地要求

37、（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）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。六、变压器的解体检修与组装六、变压器的解体检修与组装1、解体检修（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）部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、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

38、柜放油时应检查油位计指示是否正确。（3）排出全部油并进行处理。（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有载分接开关运行维修导则；拆卸中腰法兰或大盖连接螺栓后吊钟罩(或器身)。（5）检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。（6）更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。六、变压器的解体检修与组装2、变压器组装（1）装回钟罩(或器身)紧固螺栓后按规定注油。（2）适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。（3）安装冷却器等附属装置。（4）整体密封试验。（5）注油至规定的油位线。（6）大修后进行电气和油的试验。（7）组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器所

39、有阀门，按照规定开启或关闭。（8）做好现场施工记录。六、变压器的解体检修与组装3、解体检修和组装时的注意事项（1）拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。（2）拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。（3）冷却器、压力释放阀(或安全气道)、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油(或采取其它防潮密封措施)。（4）套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。（5）组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。（6）对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和

40、净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。（7）拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置(或按制造厂的规定执行)。（8）组装后的变压器各零部件应完整无损。（9）认真做好现场记录工作。六、变压器的解体检修与组装七、变压器检修工艺及质量标准1、施工条件与要求（1）吊钟罩(或器身)一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度65为16h；空气相对湿度75为12h；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时

41、为止；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。（2）器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5以上。（3）检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低压行灯。（4）进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。七、变压器检修工艺及质量标准（绕组检修）6.1.2绕组检修检修工艺质量标准1.检查相间隔板和围屏(宜解开一相)有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常应打开其它两相围屏进行检查(1

42、)围屏清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹(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(3)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24个(4)相间隔板完整并固定牢固2.检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损(1)绕组应清洁，表面无油垢，无变形(2)整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况3.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七、变压器检修工艺及

43、质量标准（绕组检修）4.检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物(如硅胶粉末)堵塞现象，必要时可用软毛刷(或用绸布、泡沫塑料)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(1)油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存(2)外观整齐清洁，绝缘及导线无破损(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5.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态5.绝缘状态可分为：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

44、，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，属不合格状态七、变压器检修工艺及质量标准（引线及绝缘支架检修）引线及绝缘支架检修）检修工艺质量标准1.检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象(1)引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况(2)对穿缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生分流烧伤，应将引线用白布带半迭包绕一层220kV引线接头焊接处去毛刺，表面光洁，包金属屏蔽层后再加包绝缘(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(5)引

45、线长短适宜，不应有扭曲现象(6)引线绝缘的厚度，应符合附录B的规定2.检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接(或连接)、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否符合要求2.质量标准同1.(1)；分接引线对各部绝缘距离应满足附录B要求七、变压器检修工艺及质量标准（引线及绝缘支架检修）引线及绝缘支架检修）3.检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况(1)绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象(2)绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有防松措施(220kV级变压器不得应用环氧螺栓)(3)绝缘夹件

46、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4.检查引线与各部位之间的绝缘距离(1)引线与各部位之间的绝缘距离，根据引线包扎绝缘的厚度不同而异，但应不小于附录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七、变压器检修工艺及质量标准（铁芯检修）检修工艺质量标准1.检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂物，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，

47、可用木棰或铜锤敲打平整1.铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各部表面应无油垢和杂质，片间应无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求2.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2.(1)铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘(2)钢压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，并有适当紧固度(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

48、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3.检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓3.螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足够距离4.用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况4.穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化5.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路5.油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况6.铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm，宽度不小于30mm的紫铜片，插入34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7.检查无孔结构铁芯的拉板和钢带7.应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好不构成环路，不与铁芯相接触8.检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况8.绝缘良好，接地可靠七、变压器检修工艺及质量标准（铁芯检修）