总结是记录某个时期的学习或工作情况，通过系统性分析的方式，编写出详细的书面报告，通过这份报告的内容，可让我们更加了解工作情况。那如何写出科学合理的总结呢？以下是小编整理的《油浸式变压器检修总结》仅供参考，希望能够帮助到大家。
第一篇：油浸式变压器检修总结
经过油浸式变压器事故之后的反思(个人理解)
本年产生了几起保定油浸式变压器着火的变乱，另有职员受伤产生，以是肯定要具备肯定的保定油浸式变压器安防知识和意识。
1、当相邻两台保定油浸式变压器之间的防火间距不满意要求时。单相保定油浸式变压器之间可只设置防火隔墙或防火水幕。
2、油量在2500kg以上的保定油浸式变压器与油量在600kg-2500kg的充油电气设置装备部署之间。
3、当厂房外墙与屋外保定油浸式变压器外缘的间隔小于范例表划定时，该外墙应接纳防火墙。该墙与变压器外缘的间隔不该小于0.8m。深圳变压器维修调养深圳变压器安置深圳变压器贩卖深圳变压器抢修
4、厂房外墙距保定油浸式变压器外缘5m以内时，在变压器总厚度加3m的程度线以下及两侧外缘各加3m的范畴内，不该开设门窗和孔洞;在其范畴以外的该防火墙上的门和牢固式窗，其耐火极限不该低于0.9h。本页内容由bdjtc.com编辑部整理发布，希望大家多提提意见，谢谢。
第二篇：干式与油浸式变压器优化设计探索的相关论文
摘要
：目前，在整个电力设施中，变压器发挥着重要作用。近年来，随着低碳生态环保要求的逐渐增强，在变压器设备的生产研发中，能源消耗和电力设备运转的安全稳定性能，正日益成为需要考虑的重要因素，干式和油浸式变压器的应用空间也变得越来越广泛，这就给这两种类型变压设备的设计提出了新的更高的要求。本文结合干式和油浸式变压器的结构特点和程序要求，对在设计中应当把握的关键技术环节进行了分析和阐述。
关键词
：变压器设备;干式;油浸式;优化设计
随着经济社会发展速度的不断加快，电力行业也得到了蓬勃的兴起，供电能力和装机容量都得到了不断的增强，这就给变压器的生产研发使用提供了广阔的发展空间，需求数量也在持续地加强。特别是近年来城市化建设进程的不断加快，很多大型房屋建筑物的施工建设数量与日俱增，一定程度上也带动了电气工程的明显增多。为了确保电气工程和建设项目投入使用的安全性和稳定性，很多变压器生产厂家都开始增加了干式和油浸式变压设备的研发设计，并且日益在电气设施中广泛地应用。但是干式和油浸式变压器各有优缺点，干式变压器在检修养护上非常简便，防火性能也非常好，使用起来非常安全，但是油浸式变压器，与传统的干式变压器相比，空载和负载的能源消耗上具有明显的优势，在农村电网系统中，更是得到了较高的应用，唯一美中不足的是绝缘油料易于燃烧，同时也不利于低碳环保要求。因此，在研发设计的时候，就要充分考虑到二者的缺陷问题，及时采取有效的措施，加强技术改进。笔者试就干式和油浸式变压器的优化设计，进行粗浅的研究探讨。
1干式变压器和油浸式变压器的基本特征及优劣分析
1.1干式变压器的基本特征和优缺点分析
干式变压器通常具有无油、防潮、隔热、阻尘的特点，部分区域放电量不是很高，又不宜燃烧，具有良好的防火优势，有效地防范了火灾隐患，降低了火灾防范和处置的资金投入支出，并且这种干式变压器不存在漏油的现象，无需经常对其进行检修维护，也降低了经常性检查处理的人力投入，另外，这种干式变压器在房屋建筑物中配备，在作业施工的时候，采用的是无吊芯方式，不必占用太大的空间，还节省了工程造价支出，目前在很多人防下室以及多层、高层等耐火需求比较严格的大型房屋建筑工程的电气设施中使用的非常普遍。特别是近年来使用环氧树脂材料研发生产的干式变压器，由于较好地解决了生产材料的绝缘阻热性能，防止了过早地出现老化破损情况，防火级次已经达到了H级，更是得到了很多使用者的广泛青睐。但是使用这种环氧树脂材料设计生产的干式变压器，散热效果不是很好，热量传导的能力不是很强，通常在进行温度检测的时候，主要是基于事先预设的温度传感设施，基点不是经常变化的，一般温度的数值不会出现显著变化，而且即使有的部位热量发生了较大的集中，也无法准确地识别，存在着很大的误差，况且这种绝缘材料，一旦破坏也无法恢复原状，当老旧破损积累到一定程度的时候，如果出现了安全隐患，变压器就无法及时修复，而不得不提前报废，环氧树脂一旦报废掉，也无法完整的回收利用，所以经济效果通常不是很好。
1.2油浸式变压器的基本特征和优缺点分析
油浸式变压器在研发设计的时候，主要利用了变压器油的散热功能，结构类型不是很复杂，设计制造非常简便适用，运行起来也比较安全稳定，所以近年来应用的已经越来越广泛，很多电气工程中都配备地采用这种油浸式的变压设备。由于在散热上使用的是变压器油，尤其将热量向外部的金属构造进行传递，所以在热量的散发上比较均衡、快捷，绝缘效果也能及时快速地复原。只不过这种变压器油自身非常容易燃烧，在抗热性上存在着不足，老化现象比较突出，因而在设计研发以及后期建筑工作施工应用的时候，一定要充分考虑上述特征，严格遵循防火规范的相关规定，科学设置防火级次标准和配备油料扑火设施，妥善处理发生火灾时候的油料流动增加蔓延趋势的问题，对于可能发生老化质变的绝缘油料，要安装检测设施并且定期检查更换，促进油料的再生利用。近年来，在科技发展日新月异的背景下，全封闭油浸式变压设备得到了快速的研发设计和使用，通过油料自身冷热调控性能的发挥，阻隔外部的空气流通，防止了出现漏油的情况，而且这种变压设备由于不使用呼吸设施，避免了氧化隐患，增加了使用年限，同时，在设计安装的时候不用太大的空间，能源消耗比较小，空载时候能耗量减少了30%以上，电流的损耗减少了50%多，噪声下降了几乎8分贝，所以只要在设计的时候，优化技术措施，克服油料燃烧的不利影响，将会获得极大的利用空间。
2干式变压器和油浸式变压器优化设计中应当把握的关键环节
一是要科学地计算负荷系数。由于干式变压器热量散发效果不是很好，所以过负荷的性能就不是很强，电流通过的极限应当控制在1.5倍额定数值以内，以防止变压设备出现故障。而油浸式变压器如果过负荷达到了160%，使用的时候就需要控制在15分钟之内。所以在对这两种变压器进行优化设计的时候，就要事先想到上述特征要求，科学地测算负荷的核定系数。二是要科学地监测温度数值。由于干式变压器在使用的时候热量散发不好，就会始终处于高温状态，降低使用年限，而油浸式变压器油料的温度同干式变压设备有所差别，所以考虑到优化设计的实际需要，在研发测试的时候，就要对温度进行科学地监测，通常需要控制在40℃以内，并且对所有数据都要详细记载，以便总结规律，确保在投入使用的时候，不因温度散发不当而出现保护装置的误动作故障，降低变压设备的使用寿命，或者因油浸式变压器内部的高温散发不出去，而引起油料自燃，损坏设备。一般在优化设计的时候，也可以采取降容的措施，准确地测算额定开关设施的保护定值，防止定值的过大造成电气设施的损坏，同时也要避免在设计的时候，根据温度的变化情况对定值进行人为地调节，增加人力操作频率，给变压器的正常运行造成不良影响。三是要科学地控制空间高度。油浸式变压设备在使用的时候，由于采取了吊芯操作方式，放置的空间比较开阔，风流进出部位的高度存在着很大的差别，以增强空气的流动性，所以在对油浸式变压器优化设计的时候，要预先考虑到存放空间的高度问题，增强散热和空气对流效果。对于干式变压设备来说，由于不用考虑空间的高度情况，在进行优化设计的时候，需要考虑设置单独通风设施，应当采取绕组的方式增加温度控制系统，所以变压器室的空气流通一定要认真地把握，科学地设计风道设施，确保干式变压设备的高温及时散发，避免影响设备运转。比如，可以配置墙壁结构的通风系统，增加空气流动，确保变压器室的温度在合理区间。
3结论
无论是干式变压器还是油浸式变压器，在进行优化设计的时候，往往需要人工计算的技术处理，以确定包括额定电流电压、荷载系数、绕组匝数、电磁系数等情况，所以一定要严格遵循规范标准的要求，并且结合变电站的实际需求，根据以往设计中总结的经验教训，确保设计方案的最优化，确保变压器设备运行的安全可靠。
第三篇：1油浸变压器有哪些主要部件？
答：变压器的主要部件有：铁芯、绕组、油箱、油枕、呼吸器、防爆管、散热器、绝缘套管、分接开关、气体继电器、温度计净油器等。
2什么叫全绝缘变压器?什么叫半绝缘变压器?
答：半绝缘就是变压器的*近中性点部分绕组的主绝缘，其绝缘水平比端部绕组的绝缘水平低，而与此相反，一般变压器首端与尾端绕组绝缘水平一样叫全绝缘。
3变压器在电力系统中的主要作用是什么?
答：变压器在电力系统中的作用是变换电压，以利于功率的传输。电压经升压变压器升压后，可以减少线路损耗，提高送电的经济性，达到远距离送电的目的。而降压变压器则能把高电压变为用户所需要的各级使用电压，满足用户需要。
4套管裂纹有什么危害性?
答：套管出现裂纹会使绝缘强度降低，能造成绝缘的进一步损坏，直至全部击穿。裂缝中的水结冰时也可能将套管胀裂。可见套管裂纹对变压器的安全运行是很有威胁的。
5高压断路器有什么作用?
答：高压断路器不仅可以切断和接通正常情况下高压电路中的空载电流和负荷电流，还可以在系统发生故障时与保护装置及自动装置相配合，迅速世断故障电源，防止事故扩大，保证系统的安全运行。
6阻波器有什么作用?
答：阻波器是载通信及高频保护不可缺少的高频通信元件，它阻止高频电流向其他分支泄漏，起减少高频能量损耗的作用。
7电流互感器有什么用途?
答：电流互感器把大电流按一定比例变为小电流，提供各种仪表和继电保护用的电流，并将二次系统与高电压隔离。它不仅保证了人身和设备的安全，也使仪表和继电器的制造简单化、标准化，提高了经济效益。
8电流互感器有哪几种接线方式?
答：电流互感器的接线方式，有使用两个电流互感器两相V形接线和两相电流差接线;有使用三个电流互感器的三相Y形接线、三相△形接线和零序接线。
9电力系统中的无功电源有几种?
答：电力系统中的无功电源有：同步发电机;调相机;并联补偿电容器;串联补偿电容器;静止补偿器。
10、为什么要在电力电容器与其断路器之间装设一组ZnO避雷器?
答：装设ZnO避雷器可以防止电力电容器的拉、合操作时可能出现的操作过电压，保证电气设备的安全运行。
11、电能表和功率表指示的数值有哪些不同?
答：功率表指示的是瞬时的发、供、用电设备所发出、传送和消耗的电功数;而电能表的数值是累计某一段时间内所发出、传送和消耗的电能数。
12、对并联电池组成电池有什么要求?
答：并联电容池中千电池的电动势要相等，否则电动势大的电池会对电动势小的电池放电，在电池组内部形成环流。另外，各个电池的内阻也应相同，否则内阻小的电池的放电电流会过大。新旧程度不同的电池不宜并联使用。
13、中央信号装置有什么作用?
答：中央信号是监视变电站电气设备运行的一种信号装置，根据电气设备的故障特点发出音响和灯光信号，告知运行人员迅速查找，作出正确判断和处理，保证设备的安全运行。
14、为什么电缆线路停电后用验电笔验电时，短时间内还有电?
答：电缆线路相当于一个电容器，停电后线路还存有剩余电荷，对地仍然有电位差。若停电立即验电，验电笔会显示出线路有电。因此必须经过充分放电，验电无电后，方可装设接地线。
15、什么是内部过电压?
答：内部过电压是由于操作、事故或其他原因引起系统的状态发生突然变化将出现从一种稳定状态转变为另一种稳定状态的过渡过程，在这个过程中可能产生对系统有危险的过电压。这些过电压是系统内部电磁能的振荡和积聚所引起的，所以叫内部过电压。
16、220KV阀型避雷器上部均压环起什么作用? 答：加装均压环后，使避雷器电压分布均匀。
17、何谓保护接零?有什么优点?
答：保护接零就是将设备在正常情况下不带电的金属部分，用导线与系统零线进行直接相连的方式。采取保护接零方式，保证人身安全，防止发生触电事故。
18、中性点与零点，零线有何区别?
答：凡三相绕组的首端(或尾端)连接在一起的共同连接点，称电源中性点。当电源的中性点与接地装置有良好的连接时，该中性点便称为零点;而由零点引出的导线，则称为零线。
19、直流系统在变电站中起什么作用?
答：直流系统在变电站中为控制、信号、继电保护、自动装置及事故照明等提供可*的直流电源。它还为操作提供可*的操作电源。直流系统的可*与否，对变电站的安全运行起着至关重要的作用，是变电站安全运行的保证。
20、为使蓄电池在正常浮充电时保持满充电状态，每个蓄电池的端电压应保持为多少? 答：为了使蓄电池保持在满充电状态，必须使接向直流母线的每个蓄电池在浮充时保持有2.15V的电压。
21、为什么要装设直流绝缘监视装置?
答：变电站的直流系统中一极接地长期工作是不允许的，因为在同一级的另一地点再发生接地时，就可能造成信号装置、继电保护和控制电路的误动作。另外在有一极接地时，假如再发生另一级接地就将造成直流短路。
22、说明什么叫浮充电?
答：浮充电就是装设有两台充电机组，一台是主充电机组，另一台是浮充电机组。浮充电是为了补偿蓄电池的自放电损耗，使蓄电池组经常处于完全充电状态。
23、为什么室外母线接头易发热?
答：室外母线要经常受到风雨雪日晒冰冻等侵蚀。这些都可促使母线接头加速氧化、腐蚀，使得接头的接触电阻增大，温度升高。
24、系统发生振荡时有哪些现象?
答：系统发生振荡时的现象有：(1)变电站内的电流表、电压表和功率表的指针呈周期性摆动，如有联络线，表计的摆动最明显。(2)距系统振荡中心越近，电压摆动越大，白炽灯忽明忽暗，非常明显。
25、掉牌末复归信号的作用是什么?
答：掉牌末复归灯光信号，是为使值班人员在记录保护动作情况的过程中，不致于发生遗漏造成误判断，应注意及时复归信号掉牌，以免出现重复动作，使前后两次不能区分。
26、低压交直流回路能否共用一条电缆?为什么?
答：不能。因为：(1)共用同一条电缆能降低直流系统的绝缘水平;(2)如果直流绝缘破坏，则直流混线会造成短路或继电保护误动等。
27、测二次回路的绝缘应使用多大的兆欧表?绝缘标准是多少MΩ?
答：测二次回路的绝缘电阻值最好是使用1000V兆欧表，如果没有1000V的也可用500V的兆欧表。其绝缘标准：运行中不低于1MΩ，新投入的，室内不低于20MΩ，室外不低于10MΩ。
28、油开关的辅助触点有哪些用途?
答：油断路器本身所带常开、常闭触点变换开合位置，来接通断路器机构合闸及跳闸回路和音响信号回路，达到断路器断开或闭合电路的目的，并能正确发出音响信号，起动自动装置和保护的闭锁回路等。当断路器的辅助触点用在合闸及跳闸回路时，均应带有延时。
29、SF6气体有哪些化学性质?
答：SF6气体不溶于水和变压器油，在炽热的温度下，它与氧气、氩气、铝及其他许多物质不发生作用。但在电弧和电晕的作用下，SF6气体会分解，产生低氟化合物，这些化合物会引起绝缘材料的损坏，且这些低氟化合物是剧毒气体。SF6的分解反应与水分有很大关系，因此要有去潮措施。
30、过流保护的动作原理是什么?
答：电网中发生相间短路故障时，电流会突然增大，电压突然下降，过流保护就是按线路选择性的要求，整定电流继电器的动作电流的。当线路中故障电流达到电流继电器的动作值时，电流继电器动作按保护装置选择性的要求，有选择性的切断故障线路。 1油浸变压器有哪些主要部件?
答：变压器的主要部件有：铁芯、绕组、油箱、油枕、呼吸器、防爆管、散热器、绝缘套管、分接开关、气体继电器、温度计净油器等。
2什么叫全绝缘变压器?什么叫半绝缘变压器?
答：半绝缘就是变压器的*近中性点部分绕组的主绝缘，其绝缘水平比端部绕组的绝缘水平低，而与此相反，一般变压器首端与尾端绕组绝缘水平一样叫全绝缘。
3变压器在电力系统中的主要作用是什么?
答：变压器在电力系统中的作用是变换电压，以利于功率的传输。电压经升压变压器升压后，可以减少线路损耗，提高送电的经济性，达到远距离送电的目的。而降压变压器则能把高电压变为用户所需要的各级使用电压，满足用户需要。
4套管裂纹有什么危害性?
答：套管出现裂纹会使绝缘强度降低，能造成绝缘的进一步损坏，直至全部击穿。裂缝中的水结冰时也可能将套管胀裂。可见套管裂纹对变压器的安全运行是很有威胁的。
5高压断路器有什么作用?
答：高压断路器不仅可以切断和接通正常情况下高压电路中的空载电流和负荷电流，还可以在系统发生故障时与保护装置及自动装置相配合，迅速世断故障电源，防止事故扩大，保证系统的安全运行。
6阻波器有什么作用?
答：阻波器是载通信及高频保护不可缺少的高频通信元件，它阻止高频电流向其他分支泄漏，起减少高频能量损耗的作用。
7电流互感器有什么用途?
答：电流互感器把大电流按一定比例变为小电流，提供各种仪表和继电保护用的电流，并将二次系统与高电压隔离。它不仅保证了人身和设备的安全，也使仪表和继电器的制造简单化、标准化，提高了经济效益。
8电流互感器有哪几种接线方式?
答：电流互感器的接线方式，有使用两个电流互感器两相V形接线和两相电流差接线;有使用三个电流互感器的三相Y形接线、三相△形接线和零序接线。 9电力系统中的无功电源有几种?
答：电力系统中的无功电源有：同步发电机;调相机;并联补偿电容器;串联补偿电容器;静止补偿器。
10、为什么要在电力电容器与其断路器之间装设一组ZnO避雷器?
答：装设ZnO避雷器可以防止电力电容器的拉、合操作时可能出现的操作过电压，保证电气设备的安全运行。
11、电能表和功率表指示的数值有哪些不同?
答：功率表指示的是瞬时的发、供、用电设备所发出、传送和消耗的电功数;而电能表的数值是累计某一段时间内所发出、传送和消耗的电能数。
12、对并联电池组成电池有什么要求?
答：并联电容池中千电池的电动势要相等，否则电动势大的电池会对电动势小的电池放电，在电池组内部形成环流。另外，各个电池的内阻也应相同，否则内阻小的电池的放电电流会过大。新旧程度不同的电池不宜并联使用。
13、中央信号装置有什么作用?
答：中央信号是监视变电站电气设备运行的一种信号装置，根据电气设备的故障特点发出音响和灯光信号，告知运行人员迅速查找，作出正确判断和处理，保证设备的安全运行。
14、为什么电缆线路停电后用验电笔验电时，短时间内还有电?
答：电缆线路相当于一个电容器，停电后线路还存有剩余电荷，对地仍然有电位差。若停电立即验电，验电笔会显示出线路有电。因此必须经过充分放电，验电无电后，方可装设接地线。
15、什么是内部过电压?
答：内部过电压是由于操作、事故或其他原因引起系统的状态发生突然变化将出现从一种稳定状态转变为另一种稳定状态的过渡过程，在这个过程中可能产生对系统有危险的过电压。这些过电压是系统内部电磁能的振荡和积聚所引起的，所以叫内部过电压。
16、220KV阀型避雷器上部均压环起什么作用? 答：加装均压环后，使避雷器电压分布均匀。
17、何谓保护接零?有什么优点?
答：保护接零就是将设备在正常情况下不带电的金属部分，用导线与系统零线进行直接相连的方式。采取保护接零方式，保证人身安全，防止发生触电事故。
18、中性点与零点，零线有何区别?
答：凡三相绕组的首端(或尾端)连接在一起的共同连接点，称电源中性点。当电源的中性点与接地装置有良好的连接时，该中性点便称为零点;而由零点引出的导线，则称为零线。
19、直流系统在变电站中起什么作用?
答：直流系统在变电站中为控制、信号、继电保护、自动装置及事故照明等提供可*的直流电源。它还为操作提供可*的操作电源。直流系统的可*与否，对变电站的安全运行起着至关重要的作用，是变电站安全运行的保证。
20、为使蓄电池在正常浮充电时保持满充电状态，每个蓄电池的端电压应保持为多少? 答：为了使蓄电池保持在满充电状态，必须使接向直流母线的每个蓄电池在浮充时保持有2.15V的电压。
21、为什么要装设直流绝缘监视装置?
答：变电站的直流系统中一极接地长期工作是不允许的，因为在同一级的另一地点再发生接地时，就可能造成信号装置、继电保护和控制电路的误动作。另外在有一极接地时，假如再发生另一级接地就将造成直流短路。
22、说明什么叫浮充电?
答：浮充电就是装设有两台充电机组，一台是主充电机组，另一台是浮充电机组。浮充电是为了补偿蓄电池的自放电损耗，使蓄电池组经常处于完全充电状态。
23、为什么室外母线接头易发热?
答：室外母线要经常受到风雨雪日晒冰冻等侵蚀。这些都可促使母线接头加速氧化、腐蚀，使得接头的接触电阻增大，温度升高。
24、系统发生振荡时有哪些现象?
答：系统发生振荡时的现象有：(1)变电站内的电流表、电压表和功率表的指针呈周期性摆动，如有联络线，表计的摆动最明显。(2)距系统振荡中心越近，电压摆动越大，白炽灯忽明忽暗，非常明显。
25、掉牌末复归信号的作用是什么?
答：掉牌末复归灯光信号，是为使值班人员在记录保护动作情况的过程中，不致于发生遗漏造成误判断，应注意及时复归信号掉牌，以免出现重复动作，使前后两次不能区分。
26、低压交直流回路能否共用一条电缆?为什么?
答：不能。因为：(1)共用同一条电缆能降低直流系统的绝缘水平;(2)如果直流绝缘破坏，则直流混线会造成短路或继电保护误动等。
27、测二次回路的绝缘应使用多大的兆欧表?绝缘标准是多少MΩ?
答：测二次回路的绝缘电阻值最好是使用1000V兆欧表，如果没有1000V的也可用500V的兆欧表。其绝缘标准：运行中不低于1MΩ，新投入的，室内不低于20MΩ，室外不低于10MΩ。
28、油开关的辅助触点有哪些用途?
答：油断路器本身所带常开、常闭触点变换开合位置，来接通断路器机构合闸及跳闸回路和音响信号回路，达到断路器断开或闭合电路的目的，并能正确发出音响信号，起动自动装置和保护的闭锁回路等。当断路器的辅助触点用在合闸及跳闸回路时，均应带有延时。
29、SF6气体有哪些化学性质?
答：SF6气体不溶于水和变压器油，在炽热的温度下，它与氧气、氩气、铝及其他许多物质不发生作用。但在电弧和电晕的作用下，SF6气体会分解，产生低氟化合物，这些化合物会引起绝缘材料的损坏，且这些低氟化合物是剧毒气体。SF6的分解反应与水分有很大关系，因此要有去潮措施。
30、过流保护的动作原理是什么?
答：电网中发生相间短路故障时，电流会突然增大，电压突然下降，过流保护就是按线路选择性的要求，整定电流继电器的动作电流的。当线路中故障电流达到电流继电器的动作值时，电流继电器动作按保护装置选择性的要求，有选择性的切断故障线路。
变压器的油枕起什么作用?
答：当变压器油的体积随着油漫变化而膨胀或缩小时，油枕起储油和补油作用于，能保证油箱内充满油，同时由于装了油枕，使变压器与空气的接触面小，减缓了油的劣化速度。油枕的侧面还装有油位计，可以监视油位的变化。
32、变压器的铁芯为什么要接地?
答：运行上变压器的铁芯及其他附件都处于绕组周围的电场内，如不接地，铁芯及其他附件必然感应一定的电压，在外加电压的作用下，当感应电压超过对地放电电压时，就会产生放电现象。为了避免变压器的内部放电，所以要将铁芯接地。
33、变压器的净油器是根据什么原理工作的?
答：运行中的变压器因上层油温与下层油温的温差，使油在净油器内循环。油中的有害物质如：水分、游离碳、氧化物等随油的循环被净油器内的硅胶吸收，使油净化而保持良好的电气及化学性能，起到对变压器油再生的作用。
34、有导向与无导向的变压器强油风冷装置的冷却效果如何?
答：装有无导向的油风冷装置的变压器的大部份油流通过箱壁和绕组之间的空隙流回，少部分油流进入绕组和铁芯内部，其冷却效果不高。而流入有导向强油风冷变压器油箱的冷却油流通地油流导向隔板，有效地流过铁芯和绕组内部，提高了冷却效果，降低了绕组的温度。
35、温度计有什么作用?有几种测温方法?
答：温度计是用来测量油箱里面上层的油温的，起到监视电力变压器是否正常运行的作用。温度计按变压器容量大小可分为水银温度计、信号温度计、电阻温度计三种测湿方法。
36、高压断路器的分合闸缓冲器起什么作用?
答：分闸缓冲器的作用是防止因弹簧释放能量时产生的巨大冲击力损坏断路器的零部件。 合闸缓冲器的作用是防止合闸时的冲击力使合闸过深而损坏套管。
37、什么叫断路器自由脱扣?
答：断路器在合闸过程中的任何时刻，若保护动作接通跳闸回路，断路器能可*地断开，这就叫自由脱扣。带有自由脱扣的断路器，可以保证断路器合于短路故障时，能迅速断开，避免扩大事故范围。
38、SF6气体有哪些良好的灭弧性能?
答：SF6气体有以下几点良好的性能：(1)弧柱导电率高，燃弧电压很低，弧柱能量较小。(2)当交流电流过零时，SF6气体的介质绝缘强度恢复快，约比空气快100倍，即它的灭弧能力比空气高100倍。(3)SF6气体的绝缘强度较高。
39、真空断路器有哪些特点?
答：真空断路器具有触头开距小，燃弧时间短，触头在开断故障电流时烧伤经微等特点，因此真空断路器所需的操作能量小，动作快。它同时还具有体积小、重量轻、维护工作量小，能防火、防爆，操作噪声小的优点。
40、同步调相机的同步是什么意思?
答：当调相机运行时，定子的旋转磁场和转子以相同的方向，相同的速度旋转，这就叫同步。
41、电压互感器一次侧熔丝熔断后，为什么不允许用普通熔丝代替?
答：以10KV电压互感器为例，一次侧熔断熔丝的额定电流是0.5A。采用石英砂填充的熔断器具有较好的灭弧性能和较大的断流容量，同时具有限制短路电流的作用。而普通熔断丝则不能满足断流容量要求。
42、为什么电压互感器和电流互感器的二次侧必须接地?
答：电压互感器和电流互感器的二次侧接地属于保护接地。因为
一、二次侧绝缘如果损坏，一次侧高压串到二次侧，就会威胁人身和设备的安全，所以二次则必须接地。
43、FKL-10-2*750-6是什么电气设备的铭牌?
答：FKL-10-2*750-6是额定电抗为6%，额定电压为10KV，两个支路的额定电流是750A的铝电缆分裂电抗器的铭牌。
44、并联电抗器和串联电抗器各有什么作用?
答：线路并联电抗器可以补偿线路的容性充电电流，限制系统电压升高和操作过电压的产生，保证线路的可*运行。母线串联电抗器可以限制短路电流，维持母线有较高的残压。而电容器组串联电抗器可以限制高次谐波，降低电抗。
45、单母线分段的接线方式有什么特点?
答：单母线分段接线可以减少母线故障的影响范围，提高供电的可*性。当一段母线有故障时，分段断路器在继电保护的配合下自动跳闸，切除故障段，使非故障母线保持正常供电。对于重要用户，可以从不同的分段上取得电源，保证不中断供电。
46、双母线接线存在哪些缺点?
答：双母线接线存在以下缺点：(1)接线及操作都比较复杂，倒闸操作时容量发生误操作。(2)母线隔离开关较多，配电装置也结构也比较复杂，所以经济性较差。
47、故障录波有什么作用?
答：故障录波器用于电力系统，可在系统发生故障时，自动地，准确地记录故障前后过程的各种电气量的变化情况，通过对这些电气量的分析，比较，对分析处理事故，判断保护是否正确动作，提高电力系统安全运行水平均有重要作用。
48、为什么硬母线要装设伸综缩接头?
答：物体都有热胀冷缩特性，母线在运行中会因发热而使长度发生变化。为避免因热胀冷缩的变化使母线和支持绝缘子受到过大的应力并损坏，所以应在硬母线上装设伸缩接头。
49、什么叫消弧线圈的补偿度，什么叫残流?
答：消弧线圈的电感电流与电容电流之差和电网的电容电流之比叫补偿度。消弧线圈的电感电流补偿电容电流之后，流经接地点的剩余电流，叫残流。
50、中性点经消弧线圈接地的系统正常运行时，消弧线圈是否带有电压?
答：系统正常运行时，由于线路的三相对地电容不平衡，网络中性点与地之间存在一定电压，其电压值的大小直接与电容的不平衡度有关。在正常情况下，中性点所产生的电压不能超过额定相电压的1.5%。
51、蓄电池为什么会自放电?
答：蓄电池自放电的主要原因是由于极板含有杂质，形成局部的小电池，而小电池的两极又形成短路回路，引起蓄电池自放电。另外，由于蓄电池电解液上下的密度不同，致使极板上下的电动势不均等，这也会引起蓄电池的自放电。
52、为什么要定期对蓄电池进行充放电?
答：定期充放电也叫核对性充放电，就是对浮充电运行的蓄电池，经过一定时间要使其极板的物质进行一次较大的充放电反应，以检查蓄电池容量，并可以发现老化电池，及时维护处理，以保证电池的正常运行，定期充放电一般是一年不少于一次。
53、红绿灯和直流电源监视灯为什么要串联一电阻?
答：红绿灯串电阻的目的是防止灯座发生短路时造成开关误跳，合闸。直流电源监视灯串联一个电阻的目的是防止灯丝或灯座短接造成直流电源短路以及防止电源电压高烧坏直流电源的监视灯。
54、设备的负荷率是怎样计算的?
答：负荷率=(日负荷曲线的平均值/日负荷曲线的最大值)*100%
55、为什么110KV及以上变压器在停电及送电前必须将中性点接地?
答：我国的110KV电网一般采用中性点直接接地系统。在运行中，为了满足继电保护装置灵敏度配合的要求，有些变压器的中性点不接地运行。但因为断路器的非同期操作引起的过电压会危及这些变压器的绝缘，所以要求在切合110KV及以上空载变压器时，将变压器的中性点直接接地。
56、什么是电压速断保护?
答：线路发生短路故障时，母线电压急剧下降，在电压下降到电压保护整定值时，低电压继电器动作，跳开断路器，瞬时切除故障。这就是电压速断保护。
57、什么叫距离保护?
答：距离保护是指利用阻抗元件来反应短路故障的保护装置，阻抗元件的阻抗值是接入该元件的电压与电流的比值：U/I=Z，也就是短路点至保护安装处的阻抗值。因线路的阻抗值与距离成正比，所以叫距离保护或阻抗保护。
58、什么叫同期回路?
答：通常变电站只装设一套或两套公用的同期装置，因此需要装设同期小母线。用电压互感器从断路器两侧取交流电压，再经每台断路器同期把手接到同期小母线上，由同期小母线再引到同期装置中，该二次回路及同期装置的接线称同期回路。
59、什么叫高频保护?它有什么优点?
答：高频保护包括相差高频保护和功率方向闭锁高频保护。相差高频保护是测量和比较被保护线路两侧电流量的相位，是采用输电线路载波通信方式传递两侧电流相位的。功率方向闭锁高频保护，是比较被保护线路两侧功率的方向，规定功率方向由母线指向某线路为正，指向母线为负，线路内部故障，两侧功率方向都由母线指向线路，保护动作跳闸，信号传递方式相同。最大优点：是无时限的从被保护线路两侧切除各种故障;不需要和相邻线路保护配合;相差高频保护不受系统振荡影响。
60、SF6气体有哪些主要物理性质? 答：SF6气体是无色无味无毒不易燃的惰性气体，具有优良的绝缘性能，且不会老化变质，比重约为空气的5.1倍，在标准大气压下，-62度时液化。
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1、何为运用中的电气设备?
答：(1)全部带有电压的电气设备。(2)一部分带有电压的电气设备。(3)一经操作即有电压的电气设备。
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2、电器设备高压和低压是怎样划分的?
答：高压：设备对地电压在250V以上者;低压：设备对地电压在250V及以下者。
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3、对值班人员移开或越过遮栏进行工作有何规定?
答：具体规定有：(1)不论高压设备带电与否，值班人员不得移开或越过遮栏进行工作。(2)若有必要移开遮栏时：1)必须有监护人在场。2)符合下述安全距离：10KV是0.7米;66KV是1.5米;220KV是3米。
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4、全部停电的工作指哪些?
答：(1)室内高压设备全部停电(包括架空线路与电缆引入线在内)。(2)通至邻接高压室的门全部闭锁。(3)以及室外高压设备全部停电(包括架空线路与电缆引入线在内)。
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5、部分停电和不停电的工作指哪些?
答：部分停电的工作系指：(1)高压设备部分停电。(2)或室内全部停电，而通至邻接高压室的门并末全部闭锁。不停电工作系指：(1)工作本身不需要停电和没有偶然触及导电部分的危险者。(2)许可在带电设备外壳上或导电部分上进行的工作。
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6、高压设备上工作必须遵守哪些规定?
答：(1)填用工作票或口头电话命令。(2)至少应有两人在一起工作。(3)完成保证工作人员安全的组织措施和技术措施。
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7、工作间断，次日复工应遵守哪些规定?
答：次日复工时：(1)应得值班员许可。(2)取回工作票。(3)工作负责人必须事情前重新认真检查安全措施是否符合工作票的要求后，方可工作。(4)若无工作负责人或监护人带领，工作人员不得进入工作地点。
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8、“禁止合闸，有人工作”牌挂在什么地方?
答：在一经合闸即可送电到工作地点的开关和刀闸的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌。
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9、用绝缘棒拉合隔离开关或经传动机构拉合隔离开关和断路器有哪些要求?
答：(1)用绝缘棒拉合隔离开关或经传动机械拉合隔离开关和断路器。(2)均应戴绝缘手套。(3)雨天操作室外高压设备时：绝缘棒应有防雨罩，还应穿绝缘靴;接地网电阻不符合要求的，晴天也应穿绝缘靴。(4)雷电时，禁止进行倒闸操作。
190、在室内配电装置上装设接地线有什么要求?
答;(1)应装在该装置导电部分的规定地点。(2)这些地点的油漆应刮去并划下黑色记号。
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1、什么叫倒闸?什么叫倒闸操作?
答：电气设备分为运行、备用(冷备用及热备用)、检修三种状态。将设备由一种状态转变为另一种状态的过程叫倒闸，所进行的操作叫倒闸操作。
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2、倒闸操作中应重点防止哪些误操作事故?
答：防止误操作的重点：(1)误拉误合断路器或隔离开关。(2)带负荷拉合隔离开关。(3)带电挂地线(或带电合接地刀闸)。(4)带地线合闸。(5)非同期并列。(6)误投退继电保护和电网自动装置。除以上6点外，防止操作人员误入带电间隔，误登带电架构，避免人身触电，也是倒闸操作中须注意的重点。
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3、如何装设和拆除接地线?
答：具体做法是：(1)装设和拆除接地线时，必须两人进行。当验明设备确实无电后，应立即将检修设备接地，并将三相短路。(2)装设和拆除接地线均应使用绝缘棒并戴绝缘手套。(3)装设接地线必须先接接地端，后接导体端，必须接触牢固。(4)拆除接地线的顺序与装设接地线相反。
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4、断路器停电操作后应检查哪些项目?
答：(1)红灯应熄灭，绿灯应亮。(2)操作机构的分合指示器应在分闸位置。(3)电流表指示应为零。
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5、断路器电动合闸时应注意什么? 答：断路器电动合闸，当操作把手拧至预合位置时，绿灯应闪光。将操作把手拧至合闸终点位置时，应同时影视电流表，待红灯亮后再松手，把手自动复归到合后位置。
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6、隔离开关有哪几项基本要求?
答：(1)隔离开关应有明显的断开点。(2)隔离开关断开点应具有可*的绝缘。(3)应具有足够的短路稳定性。(4)要求结构简单，动作可*。(5)主隔离开关与其接地刀闸间应相互闭锁。
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7、哪些项目应填入操作票内?
答：(1)应拉合的开关和刀闸。(2)检查开关和刀闸的位置。(3)检查接地线是否拆除。(4)检查负荷分配情况。(5)安装或拆除控制回路或电压互感器回路的保险器。(6)切换保护回路和检验是否确无电压。(7)装拆接地线。(8)投停自动装置，控制把手和重合装置。
198母线停电或电压互感器退出运行前，应对故障录波器采取什么措施?
答：母线停电或电压互感器退出运行前，一定要先将故障录波器的电压切换开关切换到运行的母线或运行的电压互感器上防止故障录波器因失压而误动。
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9、对工作票中的电压等级填写及安全措施栏中的填写顺序有什么要求? 答：(1)电压等级一律写“KV”。(2)安全措施栏内的项目应编号填写。
200、双母线倒母线时，检查停电母线的所有隔离开关位置时应怎样填写?
答：双母线倒母线时，检查停电母彘(例如西母线)的所有隔离开关位置可写“检查**KV所有西隔离开关均在开(合)位”。
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1、变电站事故处理的主要任务是什么?
答：(1)发生事故后立即与值班调度员联系，报告事故情况。(2)尽快限制事故的发展，脱离故障设备，解除对人身和设备的威胁。(3)尽一切可能的保证良好设备继续运行，确保对用户的连续供电。(4)对停电的设备和中断供电的用户，要采取措施尽快恢复供电。
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2、在事故处理中允许值班员不经联系自行处理项目有哪些?
答;(1)将直接威胁人身安全的设备停电。(2)将损坏的设备脱离系统。(3)根据运行规程采取保护运行设备措施。(4)拉开已消失电压的母线所联接的开关。(5)恢复所用电。
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3、强迫循环变压器发生“冷却器全停”信号和“冷却器备用投入”信号后，运行人员应如何处理?
答：强迫循环变压器发出“冷却器全停”信号后，值班人员应立即检查断电原因，尽快恢复冷却装置的运行。对没有备用冷却器的变压器，值班人员应当向当值调度员申请降低负荷。否则应申请将变压器退出运行。防止变压器运行超过规定的无冷却运行时间，造成过热损坏。在变压器发出“备用冷却器投入”信号时，应检查故障冷却器的故障原因，尽快修复。
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4、液压机构的断路器发出“跳闸闭锁”信号时应如何处理?
答：液压机构的断路器发出“跳闸闭锁”信号时，运行人员应迅速检查液压的压力值，如果压力值确实已降到低于跳闸闭锁值，应断开油泵的电源，装上机构闭锁卡板，再找开有关保护的连接片，向当值调度啼报告，并做好倒负荷的准备。
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5、直流接地点查找步骤是什么?
答：发现直流接地在分析、判断基础上，用拉路查找分段处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外后室内部分为原则，依次：(1)区分是控制系统还是信号系统接地。(2)信号和照明回路。(3)控制和保护回路。(4)取熔断器的顺序，正极接地时，先断( )，后断(—)，恢复熔断器时，先投(—)，后投( )。
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6、每张操作票可填写几个操作任务? 答：每张操作票只能填写一个操作任务。
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7、停送电的操作顺序有何规定?
答：(1)停电拉闸操作必须按照断路器一负荷侧隔离开关一母线侧隔离开关的顺序依次操作。(2)送电合闸操作应与上述相反的顺序进行。(3)严防带负荷拉合隔离开关。
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8、操作中发生疑问时怎么办?
答：(1)应立即停止操作，并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作。(2)不准擅自更改操作票。(3)不准随意解除闭锁装置。
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9、将检修设备停电，对已拉开的断路器和隔离开关应采取哪些措施?
答：(1)断开断路器和隔离开关的操作电源。(2)隔离开关操作把手必须锁住。
210、如何选择电压互感器二次熔断器的容量? 答：在电压互器二次主回路中熔丝的额定电流应为最大负荷电流的1.5倍，同时还应使表计回路熔丝的熔断时间小于保护装置的动作时间。(工控在线 )
第四篇：大型油浸电力变压器现场大修作业指导书
目 次
1 概述 .................................................. 1 2 检修前的准备工作 ....................................... 2 3 变压器整体检修程序 .................................... 10 4 变压器主体(器身和油箱)和零部件检修 .................... 19 5 变压器的绝缘强度的恢复与改善 ........................... 29 6 变压器的验收试验和试运行 ............................... 32
1 概述
1.1 本指导书适用于≥110kV电压等级电力变压器的现场大修。
1.2 指导书所指大修是指预防性检修(计划检修)或结合消缺(诊断检修)的全面检修。
即对不需要拆散器身所能进行检查和修理的部分，进行恢复变压器原有质量水平的检修。不包括正常维修、事故抢修。也不包括需要改变结构的改进性检修。改进性检修必须取得制造厂认同。
1.3 本指导书参照了以下标准：
1. DL/T573-95 《电力变压器检修导则》 2. DL/T574-95 《有载分接开关运行维修导则》
3. GBJ148-90 《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》
4. GB7595 《运行中变压器油质量标准》
5. GB7252-2000 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 6. GB1094.1 《电力变压器，总则》 7. GBl094.2 《电力变压器，温升》
8. GB1094.3 《电力变压器，绝缘水平和绝缘试验》 9. GB10237 《外绝缘空气间隙》
10. GB1094.5 《电力变压器承受短路的能力》 11. GB/T15146 《油浸式电力变压器负载导则》 12. GB1208-87 《电流互感器》
13. GB16847 《保护用电流互感器暂态特性要求》 14. GB7328 《变压器和电抗声级测定》
1.4 大修的项目分主体(器身和油箱)和零部件检修两大部分。本指导书的内容分以下6个部分：
1. 概述
2. 检修前的准备工作 3.变压器整体检修程序
4. 变压器的主体和零部件检修 5. 变压器的绝缘强度的恢复与改善 6. 变压器的验收试验和试运行 2 检修前的准备工作
2.1 组织准备
2.1.1 大型电力变压器的检修，应当有制造厂的有经验人员参加。
2.1.2 使用单位应组织足够的人力参加检修工作。其中可以包括制造厂人员、其他协作单位人员或招聘临时工。具有足够的检修人力，是做好检修工作的首要条件。
2.1.3 对参加检修的人员应合理分工，并安排合适人员负责以下任务 1. 工程领导人 2. 现场总指挥 3. 安装施工指挥 4. 制造厂代表 5. 安装技术负责人 6. 工具保管员 7. 起重负责人 8. 安全监察负责人 9. 监理或质量检验负责人 10. 试验负责人 11. 油务负责人
12. 真空处理及注油负责人
除掉以上负责人而外，其他一般技工和壮工，则根据实际情况适当定员。 所有参加安装工作人员的名单应张榜公布，以明确职责，并便于联系和协调。 2.1.4 在施工过程中，设备使用单位(业主)代表或监理人员应自始至终在现场，以便进行质量监督，并为交接验收掌握第一手资料。
2.2技术措施准备
2.2.1 查阅档案了解变压器的运行状况
(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) 负载和温度的关键数据，附属装置的主要运行情况。 (3) 查阅上次大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。 2.2.2 停运前变压器实际状况调查 (1) 检查渗漏油部位，并作出标记。
(2) 记录负载、环境温度、冷却系统运行状况的同时，记录油顶层温度或绕组温度。
(3) 测量铁心接地引下线中流过的电流。 (4) 检查潜油泵内部声响和振动有无异常。 2.2.3 拟订检修计划
(1 )根据电网调度安排和气象条件(向气象部门咨询)确定检修日期。 (2) 拟订检修项目及进度表(绘成方框程序图)。 (3) 制定消缺或改进措施的专题施工方案。
(4) 根据提高工作效率和安全的需要，合理规划施工现场平面布置图。主要内容应包括：
1. 选择储油罐和滤油装置的安放地点。对于滤油装置，应架设临时工棚。
2. 确定零部件的存放方式和地点。拆、装时需要用起重机吊运的零部件，均应放置在起重机吊钩能够及的范围内。
3. 确定起重机安放的地点和方法。其底座一定要坚实，必要时需加衬垫。 4. 划定运输车辆的通道，一方面要保证畅通无阻，另一方面也要防止尘土飞扬。 5. 设计电源线的布置方式，确定配电盘的安放位置。 6. 布置照明设施。
7. 确定真空处理系统的安放位置。 8. 安排常用工具的陈列平台。
绘制平面图后，应进行一次实地检查。如果所需使用场地不平整，应进行平整。存在防碍施工的建筑或物件，应拆除、搬开。场地不干净，应进行打扫。必要时洒水，以免尘土飞扬。
2.2.4供检修后进行比较的试验
办理工作票、停电、拆除变压器与电网的连接线，并进行放电、接地。然后进行以下试验：
(1) 测量绕组连同套管的绝缘电阻(15秒、60秒和600秒读数) (2) 测量绕组连同套管的tgδ (3) 测量绕组连同套管的泄漏电流 (4) 测量铁心对地绝缘电阻 (5) 油中气体的色谱分析 (6) 油箱和储油柜油中含水量 (7) 绕组变形测试(必要时) (8) 测量电容型套管的tgδ 2.3 器材准备 2.3.1 修理用器材 (1) 密封胶垫 (2) 变压器添加油
(3) 阀门、温度计等小组件 (4) 绑围屏用收缩带 (5) 修理绝缘用皱纹纸 (6) 胶木螺栓、螺母 (7) 绝缘纸板 (8) 高强度皱纹纸 (9) 部分螺栓
消缺或改进检修所需器材，在专题方案中列举。 2.3.2施工用工具和材料 (1) 起重设备 1. 起重机 2. 起重绳索 3. 卡环(卸扣) 4. 尼龙绳
5. 千斤顶
6. 链式滑车(手动葫芦) 7. 滑轮 8. 枕木或木板 (2) 注油设备
1. 清洁储油罐(考虑倒罐滤油所需容量) 2. 真空滤油机 3. 真空泵 4. 油泵
5. 注油用管道(包括管接头和阀门) 6. 抽真空用管道(包括管接头和阀门) 7. 弃油收集容器(油桶或油罐) 8. 真空注油油位指示器 9. 真空表
10. 真空计(麦氏真空计或皮拉尼真空计) 11. 温度计
12. 湿度表(干湿温度计) 13. 干燥空气发生器(必要时) 14. 板框式加压滤油机(必要时) (3) 登高设备 1. 梯子 2. 脚手架
3. 升降台(升降车) (4) 电源设施 1. 电力电缆、电线 2. 配电盘
3. 带插座的卷线轴
4. 现场照明设备(必要时)
5
(5) 保洁器材料 1. 白棉布 2. 面团 3. 泡沫塑料 4. 旧布或棉纱
5. 塑料布(聚乙烯薄膜) 6. 干净工作服
7. 防油衣裤(塑料衣服) 8. 耐油靴(或塑料底布鞋) (6) 消防器材 1. 干粉灭火器 2. C02或CCL4灭火器 3. 泡沫灭火器 (7) 专用工具
1. 套管定位螺母专用扳手 2. 下节油箱定位钉螺母专用扳手 3. 铁轭拉带螺母专用扳手 4. 压钉专用扳手
5. 有载分接开关专用吊具 6. 箱沿螺栓专用棘轮扳手 7. 油箱箱沿定位棒
8. 上节油箱支柱(必要时) 9. 油箱、升高座封板 (8) 通用工具 1. 呆扳手 2. 活动扳手 3. 梅花扳手 4. 套管扳手
6
5. 内六角扳手 6. 钳子 7. 剪刀 8. 盒尺 9. 手电筒 10. 改锥 11. 电工刀 12. 铁锤 13. 钢锯及锯条 14. 钢丝刷 15. 样冲 16. 扁铲 17. 砂纸 18. 拨棍
19. 存放螺栓等小零件的容器 20. 接残油用油盘或塑料桶 (9) 消耗材料 1. 真空泵油
2. 密封胶(例401胶) 3. 粘结箱沿胶条接头用胶水 4. 苯或无水乙醇(清洗用) 5. 斜纹或平纹白布带 6. 彩色塑料带 7. 油漆 8. 漆刷
9. 滤油纸(必要时)
(10) 检测设备(不包括试验专用设备)1. 兆欧表(500V，1000V，2500V)
2. 万用表
3. 直流电阻测试仪 4. 试验接线用电线 (11) 安全用具 1. 安全帽 2. 手套
3. 氧气含量表(必要时) 4. 行灯(电压≤24V)
(12) 备用器材(不一定都需运到现场) 1. 气焊设备 2. 电焊设备 3. 手电钻 4. 电焊条 5. 气焊用气 6. 烘干箱 7. 吸尘器
8. 纯净氮气或干燥空气 9. 氮气瓶减压阀 10. 耐油胶板 11. 苫布 12. 水平仪 13. 铅锤 2.4 安全措施
2.4.1 现场总指挥和安全监察负责人应对人身和设备的安全起保证作用。
在检修工作开始以前，召集全体参加检修工作人员(包括制造厂人员)召开安全工作会议，结合本次检修工作的特点，进行安全教育和宣布安全纪律。
2.4.2 用栅栏或拉绳带的办法，将检修现场与运行现场或其它施工现场分割开来，并挂上标示牌。确保与带电设备保持安全距离。
2.4.3 起重作业必须由取得操作合格证的专业人员进行。起重的指挥，由起重负责人统一指挥。其他任何人都只能通过起重负责人来指挥起重机的运行。
起重负责人负责对起重机具进行检验，并对检查结果作相应记录。确认合格的机具才能使用，有缺陷的机具不能勉强使用。
起重人员应了解起吊件的重量、尺寸和结构特点，并了解保证安全的特殊要求。注意起重机支撑的稳定性，起重臂的允许回转空间。起吊上节油箱时，要不断调正吊钩方位以免碰伤器身。
象高压套管之类易损坏部件，尽可能不在夜间吊运。如果必须夜间进行，应有充足的照明。
2.4.4 高空作业应按安全规程进行，但需强调指出以下各点： 1) 现场操作人员，必须坚持戴安全帽。 2) 在2.5m及以上高度作业时，应使用安全带。
3) 使用梯子上器身时，可支撑在铁心或上夹件上，而不允许以线圈或引线支架作支撑物。梯子的基座应牢固。登攀上端未捆绑牢固的梯子时，在下端应有人扶持。
4) 脚手架应有足够强度。平台垫板必须捆绑在架子上，以免踩空。平台应加坚固的栏杆，栏杆是由扶手和中部横档组成，高度不低于1m。不允许很多人同时集中在脚手架的某一部分进行检查工作或其他操作。
5) 安装套管导电头和拆除(或绑扎)起吊套管用的绳索时，最好使用带围栏的升降台或吊斗。如用爬瓷裙的方式进行操作，操作时必须戴好安全带。
6) 上下传递物件和工具时，应系绳传递，禁止抛掷。
7) 在高处拆卸、装配可能跌落的零件时，必须至少有两人配合进行，以免一人失手，引起零部件跌落，造成设备或人身事故。
2.4.5 只允许经过训练的技术工人或技术人员进入油箱内部进行工作而且必须遵守以下规定：
(1) 油箱内氧气含量少于18%，不得进入。 (2) 进入前应穿着好专用的衣服和鞋。
(3) 油箱里面工作人员与人孔处监督人员应随时保持联系，当感到身体不适时，马上停止工作，走近人孔。
(4) 照明采用手电筒或行灯。行灯应有保护网，最高工作电压≤24V。 (5) 随带的工具事前应登记，事后应办理注销手续。
(6) 在油箱内的行动应有计划，并应按事先选择的路径行动，不能擅自攀踩引线或引线支架，以免损坏设备或人员碰伤。
(7) 从油箱出来后，必须尽快用热水和肥皂冲洗干净身体和头发上的油污。 2.4.6 安装现场应有专职或兼职的消防人员值班，负责消防的宣传和监督。以下各点基本措施必须引起注意：
(1) 应备有适当的防火器材：例如C02和泡沫灭火器，砂和铁锹等。
(2) 当棉布或棉纱沾有汽油和变压器油时，应随时集中到指定场合。该处严禁明火，包括禁止吸烟。
(3) 变压器器身、储油罐和滤油机等有油设备附近，禁止吸烟，特别要注意滤油工棚内的防火。
(4) 焊接作业必须有具体的防火措施，经有关人员批准后，才能进行。 2.4.7 高电压试验应有试验方案，并在方案中有针对性地规定相应的安全措施。 参加高电压试验的人员，必须熟悉高电压工作的安全技术。无关人员不应进入带高电压的试验区。
试验按规定的顺序进行，当例行试验不合格或发现变压器有缺陷时，不应进行破坏性试验，以免事故扩大。 3 变压器整体检修程序
3.1 变压器器身在大气中的暴露时间： 3.1.1 器身在大气中的暴露时间的计算方法：
器身在大气中的暴露时间是指变压器身与大气接触的时间，不是吊开上节油箱才算暴露。因此器身暴露时间的计算方法规定为：打开密封， 油箱内开始进入大气时为起始时间;完成密封，器身与外界大气已隔离时，为终止时间。更严格地计算，终止时间也可定为抽起真空以后。器身与纯净氮气或干燥空气接触，不属于在大气中暴露，不计算为大气中的暴露时间。
3.1.2 器身在大气中的允许暴露时间：
对于非全真空油箱变压器，由于不能用抽高真空的办法来脱湿，而检修工作所需要的时 10
间也较短。因此可以按传统的做法，用控制器身在大气中暴露时间的方法进行检修工作。器身在大气中暴露时间，可按下列规定握：
(1) 空气相对湿度小于等于65%，为16h。
(2) 空气相对湿度大于65%，而小于等于75%，为12h。 (3) 空气相对湿度大于75%，不应开始工作或应立即停止工作。
但是，对于全真空油箱的大型变压器，为了保证有足够的检修时间，在采取下述措施后，器身在大气中暴露时间便可不受上述限制。这些措施包括：
(1) 把内检和安装工作均安排在天气晴朗的白天，一到傍晚，便及早收工。 (2) 收工前，将油箱上的人孔、手孔和未装零部件的所有法兰孔，均加封板密封。密封要严密，以防抽真空时渗漏。
(3) 利用夜间停工时间抽真空。真空度≤133.3Pa。真空泵的连续开动时间，应不少于器身在大气中的暴露时间。这样不仅可以防止器身在停工期间受潮，而且可以排除器身在白天工作时所吸附的潮气。
(4) 隔日(如遇雨天，可在动态保持真空的条件下隔几日)继续装零部件时，必须用于燥空气或高纯氮气来解除真空。(如果用大气来解除真空，潮气进入绝缘深层，其不良后果比不抽真空还严重)。
(5) 以此类推，如零部件在第二个工作日仍未装完，可按上述办法重复进行。 需要指出，以往器身在大气中暴露以后，习惯用回油的办法防止器身受潮，这种做法不仅不能排除己吸附的潮气，反而起到把绝缘表面的水分向绝缘内部赶的作用。所以与其用回油来防潮，还不如密封大气。经验证明：采用密封大气过夜的方法，待安装完后一并抽真空注油，效果比回油的办法更好。
3.2 排油的方法：
吊罩检修前的排油方式有四种：
3.2.1 充干燥空气排油：这是最佳放油方式。可以减少器身暴露在大气中时间，而且可以提前放油，省去内捡日放油所占用的时间。
3.2.2 充氮气排油：一般是在有氮气而无干燥空气的条件下采用。可与3.2.1节一样提前放油。但没有3.2.1节可直接进入检查的优点。
3.2.3 充经硅胶过滤过的大气排油：这比直接通大气排油可以少进一些水分。但也不 11
能用于空气湿度太大的场合。因为当排油流量大时，进气量也大。硅胶用少了，吸水率太低;为提高吸水率，只能延长硅胶筒的长度，使用更多硅胶，这样便增加了阻力，限制了气流量。由于采用这种方式排油时油的流速不宜太快，所以放油占用的时间较长。对于高电压大容量变压器，不宜使用这种方法。
3.2.4 直接通大气排油：由于器身绝缘是在油浸渍状态，绝缘对空气中的水分吸附的程度与比不浸油绝缘要轻，因此，对于电压等级较低的变压器，而空气相对湿度又比较小(例如在50%以下)的场合，也可以使用大气直接排油的方法。
具体到某一台变压器，到底采用那种方式，应根据变压器的重要性、空气相对湿度和现场具备条件和工程进度等多种因素，综合考虑决定。
3.3 油箱外零部件拆卸和保管。
3.3.1 拆除固定在上节油箱上的电气接线，如二次接线和铁心接地引下线等。 3.3.2 单独排放储油柜内的油。对于采用大气排油，油箱内油应分批排放。先根据拆件需要，排放部分油。
3.3.3 拆除影响起吊上节油箱的所有零部件。例如：储油柜、气体继电器、高、中压套管，低压套管连线以及部分联管等。
3.3.4 不影响起吊上节油箱的零部件，可以不拆或缓拆。例如：升高座，低压套管。压力释放器，温度计、装在油箱外的冷却器。
3.3.5 分批拆卸油箱箱沿螺栓(事先应加除锈剂或溶漆剂，否则松螺母非常费劲) 3.3.6 油箱上安装零部件的所有法兰，在拆下零部件后，均应用封板密封。
3.3.7 电容式套管最好是垂直立于专用支架上。亦可卧地放置，但应使其头部高翘，以防储油罐中的气体进入电容心绝缘内。
3.3.8 内表面与油接触的零部件，例如：冷却器、电流互感器升高座，穿缆套管，储油柜、冷却器、散热器等均应采用加封板或包塑料布的办法密封保存，以防受潮或污染。
3.3.9 易损件，例如：气体继电器、温度计、油位计等应在室内妥善保管，防止损坏或受潮。
3.3.10 绝缘件，例如：套管下部绝缘筒、装在上节油箱上的无励磁分接开关操作杆等，应放在油箱内或烘房(或烘箱)内保存。
3.4 变压器上节油箱的起吊：
3.4.1上节油箱起吊的主要工序如下：
(1) 上节油箱起吊前应拆除全部箱沿螺栓。并拆除油箱顶部的定位装置。对于有载调压变压器，还要将有载分接开关从油箱上拆下来，放置到器身上。
(2) 根据上节油箱(或器身)的重量和尺寸，选择合适的起重工具。起吊上节油箱时，吊索大于30度，则应校核吊索的强度。起吊油箱的开始阶段，有一部分箱沿螺栓可不忙拨出，上、下箱沿的四角螺孔中捅人定位棒。因为上节油箱刚起动时，如果主钩的位置有偏差，上节油箱会向一边晃动，有可能撞击器身。主钩的位置调节后，还应调节吊索的受力分布(必要时要另加手动葫芦)，以保持油箱上、下箱沿平行分离。在上节油箱上升的过程中，要有人在四角用绳索牵引油箱，以防止箱壁与器身有碰撞或卡住等不正常现象。
(3) 上节油箱应放置在水平敷设的枕木或木板上，以防止箱沿密封面碰伤或污染。选择油箱放置的地点时，要考虑既不妨碍下道工序，又便于回装时起吊。起吊油箱所用吊索和吊具，在箱落地后，尽可能保持不动，以便突然下雨或扬尘时以最快的速度回吊油箱。
(4) 起吊和回吊油箱之前，应彻底清除油箱上尘埃及螺栓、螺母等可能掉落的物体，以免落入器身。
3.4.2 由于起重机起重能力、吊运环境或天气原因等限制。上节油箱垂直起吊到能进行检修工作的高度时，可以停留在器身之上。但必须将起重机的挂钩处于制动状态，而且油箱的四角用支柱支撑。支柱用螺栓固定在上、下箱沿的螺孔上。
3.5 变压器主体(器身和油箱)和零部件检修。 详见第4节《主体(器身和油箱)和零部件检修》 3.6 变压器上节油箱回装：
3.6.1 器身检修结束，还应清理箱底残油，检查有无遗留工具或杂物。工具保管人宣布工具齐全，再由内检负责人宣布全部工作完毕，同意回装上节油箱时，才可进行回装工作。
3.6.2 回装上节油箱时，应先清理下节油箱箱沿，并检查箱沿胶垫是否完好。然后，用专用夹子将箱沿胶垫的位置固定。
3.6.3 当上节油箱吊到一定高度时，检查箱壁的磁屏蔽(如有)是否完好，(也可在油箱放置在一边时，即从人孔进入检查)并清理箱沿密封面。然后再起吊到器身上面。
3.6.4 上节油箱下落时，除掉应同样注意起吊时所注意的事项而外，要更注意防止将 13
器身的任何部位撞伤。因为吊罩时出现碰伤器身零件，内捡时有机会处理，而扣罩时留下没有发现的创伤，则可能留下事故隐患。
3.6.5 箱沿胶条需要更换。在加装上节油箱前，就应把新胶条准备好。胶条在现场粘接时必须依照原有胶条长度下料，以保证长度合适。在削胶条接头的粘接斜面时，斜面应平整并对齐，斜面的长度应不小于3倍胶垫的厚度。为便于记忆粘结接头的位置，并使接头的耐受张开力较小，宜约定将此接头安放在低压侧的中部。
3.6.6 当上节油箱下落到接近箱沿胶条时，应使用拨棍穿入螺孔进行定位;当可以穿箱沿螺栓时，则应在各个方向尽量多穿一些螺栓，以便上节油箱下落时，保持胶垫位于密封平面上。如果发现上、下节油箱的箱沿吻合得不好，切勿压着胶垫拨动上节油箱。而应吊起上节油箱重新定位。
3.6.7 经检查确定箱沿胶条的安放合适，并插入全部箱沿螺栓后，才可紧固箱沿螺栓。紧螺栓时，不能一紧到底，而应将全部螺栓轮翻紧固，最后统一紧一遍。箱沿螺栓的合适紧度，不在于紧固螺栓的力矩相等，而在于对箱沿胶条压紧程度相同。
完成上节油箱的回装，并采取保护器身的措施(装齐全部封板或开始抽真空)后，才是内检工作全部完成。
3.7 变压器整体组装
3.7.l 零部件在组装前均应经过检修和清理。确认质量合格，内外清洁才能安装。 3.7.2 零部件应根据拆、装标志，按拆卸时的原样回装。
3.7.3 零部件的机械连接大都是带密封胶垫的法兰连接，必须处理好每一个密封，以保证不渗漏。为此：
(1) 所有大小法兰的密封面或密封槽，在安放密封垫前，均应清除锈迹和其他沾污物，使密封面保持光洁平整。然后用布沾苯或无水乙酶，将密封面擦洗干净。
(2) 坚持使用合格的密封垫圈。凡存在变形、失效，不耐油等缺陷的密封垫圈，一律不能使用。
(3) 密封垫圈的尺寸必须与密封槽和密封面的尺寸相配合。如密封垫圈的尺寸过大或过小，都不能凑合使用，而应另配合适的密封垫圈，或修理密封槽。因为密封垫圈的合适压缩量为其厚度的25%左右。压缩太小，密封面间接触不紧，不能保证密封;压缩太多，超过橡胶的弹性极限，使胶垫的弹性丧失，同样不能保证密封。
(4) 对于无密封槽的法兰，或直立位置的密封槽，其密封胶垫应使用密封胶粘在有效的密封面上或密封槽内，以防止在紧固法兰时，密封垫脱离应在位置。
(5) 在拧紧法兰螺栓的过程中，要随时观察密封胶垫的位置。发现密封胶垫未处于密封面上或有咬边现象，应松开螺栓将其扶正，然后再将法兰上紧。
(6) 对于有密封槽的法兰，发现密封胶垫挤到密封槽外压伤，必须重新安装。 (7) 紧固法兰时应取对角线方向、交替、逐步拧紧各个螺栓，最后统一紧一遍，以保证紧度同样合适。
(8) 紧固法兰的螺栓露出螺母的螺纹，一般应为2至3扣，不宜太多，也不应太少。
3.7.4 螺栓紧固电气接头的安装
螺栓紧固的电气接头包括螺栓压紧的搭接接头和用螺栓旋紧的对接接头。和其他电气连接接头(例如焊接接头，压接接头)一样，应能满足通过最大电流、超负载电流和短路电流的要求。安装时必须按规范操作，严格做好以下几点：
(1) 接头的接触表面擦净，不得有脏污、氧化膜等妨碍电接触的杂质存在。 (2) 对于搭接接头，紧固螺栓应根据压紧力要求(1ON/A)配有碟型弹簧垫圈，以保证稳定的压紧力，并防止松动。
(3) 螺栓应按规定的紧固力矩或弹簧垫圈的压缩量拧紧。
需要说明的是，在油箱内紧固接头螺栓，受空间限制，力矩扳手往往施展不开;再加螺栓的加工不一定规范，螺纹的摩擦力有分散性。因此，采用力矩扳手来控制接头的紧固程度，对于变压器安装并不切实可行，而使用控制碟型弹簧垫圈压缩量的办法坚固接头螺栓，则具有更实用的可操作性。碟型弹簧垫圈的压平力，在其标准中有规定。对于符合标准的产品，其压平后并不发生永久变形或丧失弹性。因而当接头由于热胀冷缩或其他原因引起螺栓压紧力下降时，碟型弹簧的反弹作用，可使螺栓的压紧力仍持在一定水平，保证了接头的电气接触。因此，安装接头时，应按规定片数加上碟型弹簧，然后将螺栓拧紧到将其压平的程度。
3.7.5 穿缆式电容型套管及引线的安装：
(1) 吊装套管时，按拆下时斜度用缆绳绑扎好。吊运过程中，防止因倾倒、碰撞而损坏瓷件。
(2) 当套管起吊到适当位置时，先装上均压球(一定要旋紧)，再在导管中穿入提升电缆的拉绳(端部拴有一个M12螺栓的直径为8-12mm的尼龙绳)。拉绳不应用麻绳或太粗的尼龙绳制作。拉绳通过滑轮挂在起重机的吊钩上。
(3) 待套管吊到油箱上的安装法兰上方时，从油箱中取出电缆引线。如发现引线的外包白布带脱落露铜，应重新包扎好。然后将拉绳上的螺栓拧人引线头的M12螺孔中。理顺电缆引线和拉绳，将套管徐徐插入升高座内，同时慢慢收拢拉绳，使电缆引线同步地向上升，直到电缆引线露出套管端头。
(4) 套管就位过程中，应有一位主装人员通过人孔监督套管是否平稳地就位。如果发现碰伤绝缘或电缆，及时校正。
(5) 套管是否正确到位，对于一般穿缆式引线，是检查引线的绝缘锥是否已进入套管均压球;对于使用成型绝缘件的引线，是检查套管端部的金属部件是否已进入引线的均压球。查明无误后，即可拧紧固定套管法兰的螺栓。
(6) 待套管拧紧固定螺栓后，将引线接头从套管顶部提出合适高度。提升时切勿强拉硬拽，以防引线根部绝缘或夹件损坏。然后一手抓住引线头，另一手拆除拉绳，并旋上定位螺母。定位螺母的园形瑞必须朝上，而方形端向下。当定位螺母拧到与引线接头的定位孔对准时，插入圆柱销。在导电座上放好O型密封圈后，用专用扳手卡住定位螺母，便可旋上导电头(俗称将军帽)，再用专用扳手将导电头和定位螺母用力背紧。然后撤去专用扳手，将导电头用螺栓紧固在导电座上。紧固时要将O型密封垫圈放正，并将其压紧到合适程度，必须确保密封住能良好。
(7) 经检查确认，引线进入均压球的位置合适。如有固定电位的连线，必须连结可靠。便可将人孔封板密封。
3.7.6有载分接开关拆卸与回装
目前广泛使用的有载分接开关，可分为两大类：
1. 组合型有载分接开关：例如，M.R.机械厂制造的M型、MS型和R型有载分接开关;长征电器一厂生产的ZY型有载分接开关，上海华明开关厂生产的CM型有载分接开关。
2. 复合型有载分接开关：例如，M.R.机械厂制造的V型、H型有载分接开关，长征电气一厂生产的FY型有载分接开关，上海华明开关厂生产的CV型有载分接开关。
在变压器吊罩检修时，有载分接开关要经历拆卸，检查和回装的过程，其主要操作要点 16
分别介绍如下：
(1) 组合型有载分接开关拆装：
1.将分接位置调到处于额定分接位置(9B)，即处于校正位置。
2.拧下固定开关头盖板的螺栓，然后卸下开关头盖板。注意保护密封垫圈不损伤。 3.检查切换开关驱动轴上的槽口和支撑板上的三角标志是否对准。 4.卸下位置指示盘的锁片，然后取下分接位置指示盘。
5.卸下切换开关主体与支撑板联结的螺母。在切换开关的专用吊具上系吊索，小心地垂直起吊切换开关主体。切换开关吊出油室后，放置在铺有塑料布的平台或平地上。
6.拆下吸油管，并将它从油室中取出。
7.检查切换开关油室内是否干净。如不干净，应进行清理。
8.用专用吊板横在油室内，使支撑法兰着力，籍以吊住分接开关。然后拧开中间法兰和支撑法兰的连接螺栓，使两者分离。
9.轻轻下降吊板，直到支撑法兰将分接开关放到装于器身的支架上。此时分接开关与上节油箱已完全分离，不再影响上节油箱起吊。
10. 吊开上节油箱后，对选择器作以下检查： 1)检查选择器和切换开关的连接线是否正常; 2)检查分接引线与选择器静触头的接触是否良好;
3)检查分接引线是否使选择器的胶木条受到水平拉力(水平拉力应接近于零); 4)检查选择器的动触头是否位于静触头的圆柱部分，而且距静触头的球形部分不少于 2mm。
11. 在切换开关的定主弧触头和定过渡触头上接电桥或万用表，测量过渡电阻的电阻值。实测值与铭牌上的标称值偏差应在±10%的范围内。
12. 上节油箱回装后，应再次对切换开关的油室进行检查与清理，并用干净油冲洗。然后安装吸油管。
13. 用专用吊板吊起分接开关，恢复中间法兰与支撑法兰的连接，并使密封良好。 14. 将切换开关小心地吊到油室内。为了保证连轴的啮合，应轻轻转动切换开关绝缘轴，使连轴节嵌入，并使切换开关下落到位。
15. 固装支撑板上的固定螺栓的螺母，将切换开关与支撑板固定。
16. 四装位置指示盘，装上轴头锁片。
17. 回装开关头盖板，紧固开关头盖板上所有螺栓，使之与开关头法兰牢固连接。 18. 在开关头法兰上的回油管与通变压器油箱连管的管接头上装设旁通管，使切换开关油室与变压器油箱同时进行抽真空和注油。(当真空注油到开关头盖板上的放气塞出油时，应拆除旁通管，加上封板，然后再继续真空注油)。
19. 安装涡轮齿轮盒和伞型齿轮盒，用联轴节卡头安装水平轴和垂直转动轴，并装上防雨罩。
20. 用手动操作进行正、反两个方向的切换。检查传动机构的对称性。如不对称，应将垂直传动轴松开，进行调整，直到正反切换的转动次数相差不超过一转。
21. 先用手动进行切换操作，再用电动机构进行切换操作。检查在每个分接的位置指示和电动机构的位置指示。
(2) 复合型有载分接开关安装：
1. 将分接位置调到处于额定分接位置(9B)，即处于校正位置。 2. 拆卸开关头盖。拆前应放油或放气。 3. 松开吸油管弯头的活节螺母。 4. 将计数器的啮合体移入开关头。 5. 从开关头上卸下齿轮机构的锁止螺钉。
6. 记住齿轮机构的位置标记，卸下齿轮机构的固定螺钉，然后向上拨出齿轮机构。记录支撑横杆的位置。
7. 拆卸吸油管。先用改锥插进上端第一道槽口，撬起吸油管，然后用手抓住第二道槽口，拔出吸油管。
8. 将专用吊具用3个螺钉固定到选择开关主体的联轴节端面。吊具的止动挡板必须插入支撑横杆中间的豁口中。
9. 顺时针方向扭转吊具，使选择器的动触头位于两相之间，亦即位于其起吊位置。 10. 将吊钩拉到吊具上，慢慢地、谨慎地向上拔出选择开关主体。拔的过程中要注意动触头和均压环与油室之间保持足够的空隙，以免碰伤。
11. 把选择开关主体放置到检查地点，进行检查和清理。
12. 将吊油室的专用工具上的4个M8螺杆，旋入支撑法兰螺孔。把油室吊住，卸下连 18
接支撑法兰与开关头部法兰的带锁紧垫圈的螺栓，然后将油室放到铁心夹件上的支撑板上。此时上节油箱便可起吊。
13. 清理油室后，按上述逆程序回装。但应注意以下几点：
1) 插入吸油管后，用力压吸油管的顶端，使选择开关主体与油室同心。 2) 利用吊具将开关扭转到校准位置。
3) 齿轮机构对应于校准位置，才能插入并和选择开关主体相耦合。 4) 安放开关头盖之前，先放好密封胶垫，保证头盖密封。 5) 最后从开关头盖上视察窗，检查是否是符合校准位置。 14. 安装旁通管以便油室与油箱同时进行注油。 15. 安装传动轴及防雨罩。 16. 检查传动机构的对称性。 17. 试操作。
3.7.8 其他零部件按原样回装
其他零部件按原样回装，由于安装方法比较简单，不再一一说明。必须将所有零部件安装齐全，才使变压器的整体达到完全恢复。 4 变压器主体(器身和油箱)和零部件检修
4.1 绕组检修工艺和质量要求
1. 检查纸板作围屏绑扎带拐弯处有否断折现象。如半数以上绑扎带有折断现象，全部更换成收缩带;如只有少数绑扎带有折断现象，在两个原绑扎带中间各加一道用收缩带作的绑扎带。
2. 检查绕组压板的压紧装置有否松动、位移现象。如有松动或位移现象，应进行调整，尽可能恢复原状。对于普通压钉，不论有无松动现象，均应拧紧一遍。
3. 检查绕组可见部分或导向冷却绕组的出油口是否清洁，有否存在油泥，如污染严重，应进一步查明原因，并设法清理干净。
4. 检查围屏有否放电痕迹，如发现有树枝状放电迹象，应打开围屏进行检查，在确认有树枝状放电危险时，应另拟订处理方案。进行消缺大修。
5. 检查围屏衬垫纸板或引线出口的附加填充物有无因松动脱落而漏油。如有松动脱落，应扶正或塞紧，恢复原状。
6. 用目测或纸板条或竹木片，通过绕组间垂直油道检查绕组(特别是内绕组)有无明显变形现象。如因受短路冲击，引起严重变形，应进行消缺大修。
7. 对于运行15年及以上变压器，在大修前应进行油中糠醛测量。测量结果的数值超过DL/T596-1996标准规定时，吊罩大修时应选择有代表的部位取纸样测定聚合度。
8. 检查绕组下部绝缘导油管是否有开裂或端头密封不严现象。如有开裂或端头泄油，应使用白布带缠紧。
4.2 引线(包括分接线)及其支架检修工艺和质量要求
1. 检查引线支架有无松动、位移、开裂。支架如因螺栓未拧紧而松动、位移，应拧紧螺栓，恢复原状。如支架有开裂，应使用白布带或收缩带绑扎牢固。
2. 检查引线包扎的绝缘有无折断、松散等损伤现象。如有应使用与原来相同的材料加包，使绝缘强度得到恢复。
3. 检查引线外包绝缘有无过热或放电引起的变色现象。如有，应打开绝缘，检查引线有无断股，引线接头有否虚焊或存在尖角毛刺。经处理后，重新包扎绝缘。
4. 检查裸导体引线的对地或相间的油隙距离。对距离明显小的区段，在裸导体上加包绝缘。
5. 检查铜排与导线支架之间的加包绝缘(一般0.5m纸板)有无放电击穿现象。如有放电击穿小孔，应对导线支架进行干燥处理。
6. 检查引线有无从绕组弹出现象或铜排弯曲变形现象。如因在出口短路冲击下，发生弹出或变形现象。对弹出绕组的导线，应收紧后在线饼上扎紧;对铜排，应增加绝缘夹件或在铜排间插入纸板，插入的纸板必须被夹紧。
4.3 铁心检修工艺及质量要求
1. 检查铁心的夹紧装置(包括拉带、拉板、撑板及垫脚等)是否有松动现象，所有紧固件应紧固，如有松动，应一一拧紧。
2. 检查铁心接地片是否插紧，引出线外包绝缘是否好。如接地片轻轻一拔就能拔出，应重新插紧;引出线外包绝缘如有松散、脱落，应重新包扎完整。
3. 检查铁轭有无拱片现象。如有对可能引起铁心多点接地的拱片，应使用绝缘纸板或其他绝缘物遮挡，以防运行中发生接地。但不要用敲击打平。
4. 用2500V兆欧表在空气中测量铁心绝缘电阻。如在测量过程中发现有放电现象，说 20
明存在绝缘弱点，应查明后设法消除。有时因在大气中暴露绝缘表面受潮，铁心绝缘电阻可能明显下降。这在真空注油后可以得到恢复。
5. 打开铁心屏蔽的接地线，用1000V或2500V兆欧表，检查铁心屏蔽两个组成部分之间和分别对地的绝缘电阻，确认没有短路现象。(在空气中绝缘电阻应不小于1MΩ)
6. 检查拉带两端的绝缘套、绝缘垫圈和拉带与铁轭间绝缘(如有穿心螺杆，则为穿心螺杆与铁轭之间绝缘)是否完好。对于目测不能确定的绝缘，应使用2500V兆欧表测量绝缘电阻，以检验绝缘是否正常。
7. 检查铁心是否清洁。如有油泥或固体杂质，应擦洗干净。对于剪切断面的锈迹，不严重的不予处理，严重的应有妥善的处理方案，以防铁锈粉末在器身上扩散。
8. 检查铁心和其结构件有无局部过热现象。如存在引起油中气体含量超过标准推荐注意值的局部过热，则应经诊断后进行消缺大修。
4.4油箱检修工艺和质量要求
1. 对油箱上的焊缝或钢板裂纹的渗漏点，必须进行补焊，消除渗漏油。
2. 检查器身上部新式定位钉绝缘衬板，是否与油箱卡紧。如果未卡紧，应添加衬板，使其卡紧。老式的不绝缘定位钉应拆除，以免引起铁心多点接地。
3. 检查油箱壁的漏磁场屏蔽装置有无松动、悬浮现象。如有松动，应固定牢固(对于用铁片夹紧的结构，可用锤击铁片的方法)。对有接地线的磁屏蔽，应保持接地良好;对无接地线的磁屏蔽，用万用表或500V兆欧表测量对油箱的电阻。如果电阻值大于1MΩ，应使用锤击夹紧铁片的方法使电阻减少。以防止变压器运行中磁屏蔽成为悬浮导体。
4. 检查油箱内部是否洁净。如在箱底或其他部位存在油污、杂质及异物，应彻底消除。
5. 检查油箱内壁漆膜是否完整，有无锈蚀现象。对脱漆或锈蚀部位，清理干净后，重新补漆。以保持漆膜完整，避免以后运行中再度生锈。
6. 更换箱沿胶垫。胶垫的尺寸与原来的相同，并且质量合格。如胶垫是用胶条在现场粘合而成。接头的搭接斜面长度应不少于胶条厚度的3倍，粘结后在上、下平面上不出现深度超过0.5mm的横向沟道。接头放置在低压侧中部。
7. 按常规油漆工艺，对油箱外表面及零部件外表面除锈。清理干净后，进行补漆或全面喷漆。漆膜的粘着力、紧固性和色泽均应良好。
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4.5散热器的检修工艺及质量要求
1. 采用气焊或电焊对渗漏点进行带油补焊，或拆卸下来补焊。带油补焊后，应经24h以上的观察，确认不再渗漏。对拆卸下来补焊的应打气试漏。
2. 清扫散热器外表面。对有油垢部位应使用去污剂擦洗，然后用清水冲净晾干。从变压器拆下冲洗时，管接头法兰应加封板，防止内部进水。
3. 对于已使用十多年，锈蚀严重的散热器，应加油压或气压进行试漏。试漏压力和加压时间按出厂试验值的80%。如无原始数据，可取0.1~0.15MPa，10h应无渗漏。如发现个别渗漏点，可以补焊，但如多处渗漏，说明已严重锈蚀，应更新。以免在检修后的长期运行中再发生渗漏油。
4. 检查散热器内部是否脏污、锈蚀。如脏污锈蚀严重，而现场又无冲洗和处理条件，应返厂检修或更换新的。
5. 进行除锈和防腐处理，然后进行补漆或全面油漆，做到既美观又防腐蚀。 6. 更换放气塞和连接法兰的所有密封胶垫，以防止密封面在运行中发生渗漏油。 4.6强油风冷却器的检修工艺及质量要求
1. 在变压器停运之前，测定老旧冷却器的冷却容量。冷却容量下降1/2~1/3的冷却器，应更换。
2. 打开上、下油室端盖，检查冷却管有无锈蚀，扰流线有无折断现象。油室内部应清洁，扰流线应完好。如锈蚀严重或扰流线很多已折断，应返厂处理。
3. 使用15年以上的国产冷却器，应进行加压试漏。(0.25~0.30)Mpa30min，应无渗漏。如只有个别渗漏点，可以进行补焊。如一台冷却器有多处渗漏点，说明锈蚀严重或原有的胀接工艺质量不良，应更换冷却器。
4. 清扫冷却器散热翅片的外表面和翅片间的尘埃、昆虫、草屑等杂物。清除的方法可用压缩空气吹或高压喷水冲。对于吹、冲不动的油泥，应采用金属洗净剂擦洗;对于吹、冲不掉的积垢，应使用刀片逐个缝隙刮擦。这是预防性大修的一项重要任务，必须下功夫彻底清除干净。
5. 更换全部密封胶垫，保证在大修之后，密封良好，不渗漏。 4.7强油水冷却器(双重管)的检修及质量要求
1. 检查检漏器中是否进入液体。如发现残留液体，应查明是内管(水侧)还是外管 22
(油测)存在渗漏，并消除渗漏。
2. 检查液体量达到规定容积时(例如：有的规定135ml)，浮子能否使微动开关动作，并发出信号。如不能正确报警，应进行修理或调试，使其恢复正常。
3. 拆下水冷却器本体进行全面检查。如有水垢或油泥，应进行彻底清洗。
4. 对于使用10年以上老式水冷却器，或发现有渗水现象的水冷却器，应对水管进行耐压试验。在不小于50%设计水压(如设计水压为1MPa，则应不小于0.5Mpa)下应无渗漏水现象。
5. 更换密封胶垫，进行回装。复原后的水冷却器，零部件完整无缺，密封胶垫无渗漏。
4.8变压器用油泵检修工艺及质量要求
1. 对于运行10年以上或运行中声响和振动异常的油泵，应从冷却装置上拆下来进行内部检查。油泵内部应清洁，如残留有杂质应彻底清理。拨动叶片，观察有无扫瞠现象，如有应进行解体检修或更换新油泵。
2. 转速为3000r/min，而轴承低于E级的油泵应更换成中速(1500r/min)泵或低速(1000r/min)泵。对于实际运行时间不超过50000h而声响和振动又无异常的中速泵，没有必要更换低速泵。
3. 对焊缝渗漏点进行补焊，更换全部密封胶垫。以便保证运行中不渗漏油。 4. 油漆防腐。油漆的色泽应与油箱和管道一致。对己生锈的部分，打磨干净后，先上底漆再上面漆。
4.9变压器用风扇检修工艺及质量要求
1. 检查风扇叶片与电动机轴的连接是否紧固。如有松动应紧固。
2. 检查风扇叶片有无变形，开焊而引起"扫瞠"或振动现象。查明原因后，应采取相应措施。以保证风扇在运行中平稳和噪声在允许范围之内。
3. 用2500V或1000V兆欧表测量电动机的绝缘电阻，要求不小于lMΩ。在小于1MΩ时，如因为进水受潮，应进行烘干。如怀疑绝缘有缺陷，应进行2000V工频耐压试验，不发生击穿后，可继续使用。否则应进行检修。如击穿点发生在引线部分，可进行包扎处理;击穿部位在绕组上，应重绕线圈或更换电动机。进行防潮、防锈处理，并进行油漆。
4.10蝶阀检修工艺及质量要求
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1. 检查蝶阔的开闭性能。关闭状态阀片边缘应不透光。开启状态阀片应与阀体垂直。开闭操作灵活，开、闭位置的外部指示标志应清晰、正确。
2. 检查阀轴的密封。阅轴的密封应严密或双重密封，以防运行中渗漏油。
3. 更换连接法兰的密封胶垫。胶垫的质量良好，压缩量合适，不被挤出密封槽，产生"咬边"缺陷。
4.11冷却装置控制箱、分控箱检修工艺及质量要求 1. 清扫箱内的灰尘、杂物，保持箱内清洁整齐。
2. 检查电磁开关、热继电器、继电器等触头的接触情况，应无烧损、接触不良现象。对动作不可靠的老式元件应更新。
3. 接查导线接头有无接触不良或过热现象。如因接头松动过热或接触不良，应逐一紧固。如因导线的电流密度太大过热，应更换成截面积增大的导线。
4. 用2500V或1000V兆欧表测量各回路的绝缘电阻。绝缘电阻应不小于1MΩ。 5. 进行油泵和风机的操作检验，保证油泵和风机均处于正常可控状态。
6. 更换箱门密封垫，检修锁门装置，堵塞引线孔洞，以保持控制箱内清洁和干燥。 4.12胶囊式储油柜检修工艺及质量要求
1. 打开连接呼吸器的顶盖，用目测或白布带浸润法探测胶囊内有无积水或残油。如有残油，应拆下胶囊进一步检查。证实胶囊破损后，对于使用不久，而有条件修补时，可以修补。如果使用已久(例如10年以上)，则更换新胶囊。
2. 清理储油柜内部。储油柜内部应清洁，无杂质。如有局部锈蚀，应除锈、补漆。 3. 更换顶盖、端盖和放气塞等所有密封胶垫。回装后，密封良好，不渗不漏。 4.13隔膜式储油柜的检修工艺及质量要求
1. 卸下YZS型油位计，清洗后待回装。如不能继续使用，应更换新油位计。 2. 拆除储油柜矩形法兰螺栓，吊开储油柜的上半节。取出隔膜进行检查，如隔膜仍有弹性并完好，清洗后继续使用，否则应更换新隔膜。
3. 更换矩形法兰密封垫，回装储油柜的上半节。然后再回装油位计。回装后油位指示正确，不渗漏油。
4. 14油位计的检修工艺及质量要求 a. 磁力式油位计
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1. 从储油柜上拆下油位计，进行全面检查和清洗。
2. 用摇幌浮子或将浮子浮于油中的办法，检查浮子内部是否已渗进油。如果已渗进油，则需更换。(YZS型油位计不存在浮子渗进油问题)。
3. 检查连杆是否弯曲、断裂。如弯曲可以矫正，弄直后可继续使用。不可以矫正或断裂的应更换。
4. 拨动传动机构，检查指示是否灵活、正确。如果存在滑齿、从动磁铁不能同步转动、指针不能正确指示，限位报警接点接触不良，表盘脏污褪色等缺陷，能修理的应逐一修理，无法修理复原时，应更换整个油位计。
5. 更换密封胶垫，回装。回装后，表盘指示应清晰、正确;密封良好，不渗漏。 b. 玻璃管式油位计的检修工艺及质量要求
1. 拆下玻璃管、油位计小储油柜及油位计小胶囊，进行检查和清洗。
2. 检查玻璃管是否完好，对完好可继续用的，应彻底擦洗，恢复原有的透明状态。如破裂不宜再用，应更换。
3. 从油位计储油柜中拆出小胶囊。检查小胶囊有否破裂，失去弹性。如破裂或失去弹性，应更换。如完好可用，应排尽其中己老化变色的油换上新油。在加油过程中，应将小胶囊中空气排除。然后装回到小储油柜中。
4. 回装玻璃管后，再从玻璃管顶部补油，使油量达到满足指示最高油位的高度。 5. 回装过程中，更换所有密封胶垫，保持密封良好，不渗漏油。 4.15 YJ型油流继电器的检修及质量要求
1. 在油箱放油之前，开动油泵检查油流继电器的开、停指示是否正确，指针有无抖动现象。并检测在油泵停运时，能否发出报警信号。详细记录检查结果。
2. 从冷却器联管上拆下油流继电器。检查档板是否绑接牢固，档板有否因抖动疲痨引起开裂。确认档板不会掉落，才可使用。对有可能掉落档板的油流继电器，一律更换。
3. 对指针有抖动现象的油流继电器，可用改变挡板弯曲度等方法消除。如未能消除，应协同制造厂设法解决。
4. 检查表盘。对于表面向上水平安装的表盘，不应进水;对于表面向阳垂直安装的表盘，不应因阳光照射而使标示不清。否则应进行检修或更换。
5. 更换密封胶垫，保证回装后不渗漏油。
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注：其他型式油流继电器的检修，可按产品说明书进行。 4.16吸湿型呼吸器的检修及质量要求
1. 在拆卸呼吸器前，应检查吸附剂容器上部的变色硅胶有无变色。如有变色，需查明是由于储油柜内有水，还是呼吸器连管密封不严。根据查明的原因，作相应的处理。
2. 拆下呼吸器，倒尽吸附剂，检查、清洗吸附剂的容器。如容器为玻璃制品，发现开裂，破损应更换。
3. 把干燥的颗粒直径不少于3mm的兰色硅胶(对吸水后变成粉红色的硅胶，应经干燥恢复兰色后才能使用)装满吸附剂容器。
4. 将油浴缸的脏油倒尽，并进行清洗。然后注入清洁的变压器油。油位应不超过规定的油位线。
5. 在安装过程中，逐一更换密封胶垫。要与防止渗漏油一样处理好密封，以防大气入侵。
4.17 QJ型气体继电器的检修及质量要求
1. 在拆气体继电器之前，检查是否渗漏油，并检查雨水有否可能渗漏人接线盒，引起继电器误动作。如因继电器本身铸件有渗漏，应更换继电器。如因密封胶垫不严而漏油或进水，应更换胶垫，改善密封。
2. 拆下气体继电器，校验油速整定值和发信集气量是否附合规定。如不符合，应调整到符合。
3. 对配有取气样集气盒的气体继电器，要检查连接气体继电器的管接头是否渗漏油;并检查连接集气盒的管接头和集气盒本身是否渗漏油。如有渗漏油应更换密封垫，做到不渗不漏。
4. 回装气体继电器时，按标示的方向安装。更换与连管连接的两侧胶垫，保持气体继电器安装位置正确，并保证不渗漏油。
4.18套管检修
a. 油纸电容型套管检修工艺及质量要求
1. 拆套管时，应检查接线头(将军帽)和穿缆有无过热现象。如果因过热烧损不能继续使用，应进行修理或更换。
2. 检查有否因瓷套开裂或瓷套上的密封胶垫老化发生渗漏油。如密封垫渗漏，可由电 26
瓷厂人员协同在现场检修，或者返回电瓷厂检修。若瓷套开裂，则必须更换套管，或返回电瓷厂检修。
3. 测量tgδ，判断油纸绝缘有无受潮或老化。如轻度受潮，可用热油循环和真空干燥处理;而严重受潮或老化，必须返厂处理，或更换新套管。
4. 用布或棉纱擦瓷套及联结套筒表面的脏污。如有干擦不下的附着物(如油漆、防闪涂层)应使专用溶剂清洗。做到全部瓷裙擦洗干净，显现瓷袖本色。
5. 回装套管时，更换密封胶垫和接线头的"O"型垫圈。前者为了防止渗漏油，后者为了防止大气中气体和水分浸人变压器内部引起绝缘事故。
4.19充油式套管检修工艺及质量要求
1. 检查瓷套有无裂纹、损坏。有裂纹引起渗漏油，或瓷裙破损后不能粘补，应更换瓷套。
2. 检查导电杆覆盖层或绝缘筒，是否完整、干燥和清洁。如残缺应修补，如受潮应烘干，如脏污应清洗。
3. 用白布擦拭瓷套内、外表面，擦净油泥、污垢，恢复本色。
4. 更换新胶垫。瓷套上下的胶垫必须安放平整、压缩均匀，以保证密封良好，不渗漏油。
4.20套管型电流互感器的检修工艺及质量要求
1. 检查引出线的标志是否齐全。标志应与铭牌相符，如有疑问，进行变比试验。 2. 更换引出线接线柱的密封胶垫，消除渗漏油。
3. 用2500V兆欧表测量二次绕组的绝缘电阻，绝缘电阻应不小于1MΩ。
4. 在更换升高座上法兰的密封胶垫时，检查二次绕组的几个线圈有否压紧，相互间有否位移。如有位移，应扶正，然后加绝缘纸板压紧。
4.21无励磁分接开关检修工艺及质量要求
1. 切换操作一个循环，检查转动是否灵活。如因转轴的密封太紧，发生卡滞时，在更换密封胶垫时应使用调节压紧度的方法进行调正。如因齿轮锈蚀，清理后加黄油润滑。
2. 利用吊罩内检机会，检查动触头与静触头的接触是否良好。触头的接触面应光洁、无氧化层，并无任何过热现象。动触头处于静触头的正中央，并且接触紧密。
3. 检查分接连线是否可靠。每根分接连线焊接或压接的接头，均应牢固，无松动。外 27
包绝缘正常，无过热现象。
4. 检查分接开关的绝缘筒，应完整、干燥、清洁，运行时处于关闭状态。清扫静触头定位板的上表面，应清洁，无灰尘杂质。可拆式操作杆拆下后，应放人油中或包塑料布保存。回装时保持干燥状态，安装位置正确。
5. 对油中有乙炔气体的变压器，应检查分接开关操作杆的金属拨叉，是否有悬浮放电痕迹。如有，应加装弹簧片，用以固定拨叉电位。
6. 检查分接开关的实际分接位置，与操作盒内的指示位置是否一致。如不一致，必须调到一致。
4.22有载分接开关的检修工艺及质量要求
1. 从切换开关油箱中吊出切换开关本体，排除开关油箱、储油柜中污油对开关储油柜、油箱进行清洗。
2. 用清洁变压器油冲洗切换开关本体。(必要时拆开部分件进行擦洗)。检查储能机构的主弹簧，复位弹簧，爪卡，是否变形或断裂，检查各触头编织软联结有无损坏，检查各紧固件是否松动，测量过渡电阻值。(必要时测量动静触头的烧损程度)。发现紧固件松动，均应拧紧。损坏件(包括弧触头烧损超过8mm)的更换，应由开关制造厂配合进行。
3. 回装切换开关，并注上合格的清洁油。(在变压器吊罩大修时，切换开关与变压器身一并真空注油。)
4. 检查分接选择器和转换选择器的触头啮合是否良好，分接选择器与切换开关的连络线的接头是否紧固，分接引线的绝缘和接头是否正常。紧固件松动应拧紧，绝缘损伤应加包。如因固定静触头的板条变形或传动动触头的中心轴幌动而引起触头啮合不好，应由制造厂配合检修。
5. 检查切换油箱底部的放油螺栓和其他部位是否渗漏。如因胶垫老化渗漏，应更换胶垫后拧紧螺栓。如切换油箱的铆接部位有渗漏，应由开关制造厂配合处理。
6. 清扫电动机构箱。检查导线接头是否紧固，各元器件是否完好。检查限位和止动是否正确。松动的导线接头应一一紧固，损坏或性能不良的元器件应更换。
7. 进行10个循环分接变换操作，确认操作机构动作灵活，控制性能可靠。 4.23压力释放阀的检修工艺及质量要求
1. 检测压力释放阀的实际开启压力和关闭压力。实际开启压力应不小于1.2倍关闭压 28
力，而又不大于1.8倍关闭压力。压力释放阀自行关闭以后，应保持不渗漏，如渗漏应更换压力释放阀。
2. 检查微动开关触点有无损坏或受潮。微动开关的接点应接触良好，动作正确。否则，应更换，以防止误报警。
3. 更换安装法兰上的密封胶垫，进行回装。回装后密封良好，不渗漏油。 注：如老旧变压器使用安全气道，应利用大修机会，改为压力释放阀。 4.24温度计检修工艺及质量要求
1. 拆下温度计进行校验。压力式温度计指示误差小于±1.8℃，开关动作误差±3℃。不符合标准规定的，应更换。绕组温度计的指示应根据温升试验结果来校正，否则失去安装的意义。
2. 检查毛细管的曲率半径是否大于50mm。对于因毛细管曲折而损坏的温度计，应更换。
3. 清理温度计座。座内应充满油，而没有水分。
4. 检验发报警信号的触头接触和连线接头是否良好，触头接触不良的，应进行调正。无法修理的，更换温度计。接线头松动的，应逐个紧固。
5. 检查表盘和外壳。有机玻璃面罩老化不透明，指示盘变色刻度线不清楚，或外壳严重锈蚀的温度计应更换。
4.28其他零部件检修工艺及质量要求
其他零部件例如放气塞、油样阀门以及闸阀等检修，主要是更换密封胶垫或更换新品，检修工艺简单，质量要求明显，不再一一说明。 5 变压器的绝缘强度的恢复与改善
绝缘强度的恢复与改善，是指清除变压器长期运行和检修过程中污染的杂质。其中固体杂质依靠擦洗来清除，而液体(水分)和气体杂质，则依靠用常温下抽真空的办法清除。然后经真空注油后，密封起来。使检修后的变压器，绝缘强度得到恢复，并有所改善。
5.1抽真空脱水脱气
5.1.1全部附件安装完后，在装气体继电器的油箱侧法兰上加封板，打开各附件、组件通本体的所有阀门，使除储油柜和气体继电器以外的所有附件(包括冷却器或散热器)连同本体抽真空。如储油柜按全真空设计，储油柜和气体继电器也一并参加抽真空。
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5.1.2在油箱顶进油阀处加真空阀和真空表后，再连接真空管道。以便在对油箱抽真空之前，关上真空阀门，单抽管道真空。藉以查明真空系统本身实际能达到的真空度。真空系统包括真空泵、管道、阀门和真空测量仪表等，要求整个系统的真空度达到≤10pa。如大于10Pa，应对真空处理系统进行检查或修理。
5.1.3在对油箱抽真空的过程中，应随时检查有无渗漏。对于严重的泄漏，可以听到泄漏声响。为便于听泄漏声响，必要时可暂时停真空泵。当真空泵达到实际可能的最高值(应不大于133.3Pa)后，不应将真空泵停下，而应在真空泵继续运行的条件下，保持此真空度。真空保持时间亦即真空泵持续开动时间，应不少于24小时。需要指出，停下真空泵保持真空(静态保持)，不仅影响彻底清除水分，而且万一出现渗漏时，会引起绝缘深层受潮。
5.2油处理合格
5.2.1在真空注油之前，用滤油机将油全部处理合格，并提交油的试验报告。不同牌号的油作混油试验合格。经安装质量监督人员认可后，才允许将油打入油箱。
5.2.2油的一般性能分析可依据原有资料，现场检修可不再进行。但下列几项指标必须提供现场各油罐的实测数据：
(1) 击穿强度500kV级≥6OkV/2.5mm，330级≥50kV/2.5mm;110和220kV级≥4OkV/2.5mm;
(2) (3) (4) 含水量330和500kV级≤10mg/L，220kV级≤15mg/L，110kV级≤20mg/L; 含气量330和500kV≤1%，其他电压等级不作规定; tgδ(90℃)50OkV级≤0.7%，330kV及以下各级≤1%。
5.3真空注油
5.3.1注入油的温度以40-60℃(滤油机出口温度)为好，但不要低于10℃，高于70℃。注油速度取决于真空度的保持，一般为(3-6)t/h。如真空度下降，应适当降低注油速度。
5.3.2注油时，真空泵继续开动，通向油箱的阀门也保持与抽真空时相同，以便所有零部件连同本体一起真空注油。用真空滤油机注油，油应从油箱下部的注油阀注入。(油从线圈外面向线圈内溢，可减少油对线圈围屏的张开力)。为防止把油抽入真空泵，当油注到油面距真空泵入口约200-300mm时，关闭真空阀门，停止抽真空。但真空滤油机不停止注油， 30
直到油位逼近装气体继电器处的封板时，才将真空滤油机停下。
5.3.2对于有载调压的变压器，当切换开关的油室和油箱之间有连通管时，为拆除连通管，当油注到接近连通管时(当然距真空泵入口的高度仍应不小于200-300mm)，就停止注油。解除真空，拆除连通管并加封板以后，再抽真空lh，然后继续用真空滤油机注油直到油位逼近装气体继电器处的封板，(对于全真空储油柜，一直把储油柜注满油)。
5.3.3在抽真空脱水脱气的工艺之前，就应安装好真空注油油位指示器，以便在真空注油过程中，按上述要求控制油位。
需要指出，在器身处于高真空状态下，用真空滤油机注油的过程，就是对油分步进行脱气的过程;这种脱气效果，比对大量的油进行整体脱气的效果要好得多。因此，当油注到淹没线圈以后，停止注油，再抽(6-8)h真空，是没有多大作用的。也就是说，这道沿用已久的工序可以省去。
5.4补油
5.4.1采用上述注油工艺后，由于油注得很满，残留空间很小，直接用大气解除真空时，仅在上层进入很少量的大气，对绝缘影响不大。因此可松开装气体继电器处封板，直接用大气解除真空。然后，便可拆下封板，安装气体继电器。
5.4.2关闭注油阀，拆下进油管。再在储油柜的进油管上接上油管。(指非全真空储油柜)关闭储油柜集气室的排气、排油阀门，打开储油柜顶上放气塞子和进油阀门，仍用真空滤油机注油，向升高座和储油柜等处补油。
5.4.3在向储油柜注油时，要防止放气塞被胶囊阻挡。如有阻挡，可用非金属的圆头棍棒从放气塞孔中插入，轻轻拨动隔膜。当放气塞溢出油时，说明储油柜中胶囊以外的空气已排除干净，当即将放气塞旋紧，同时关闭进油阀停止打油。
5.4.4打开集气室的排气阀门和升高座等处的所有放气塞，将残余气体放尽。然后在储油柜的放油阀下连接放油管道，打开放油阀，放掉储油柜中多余的油，使油表指示的油面与当时实测油温下所要求的油位面相符。
5.4.5以上是指带胶囊的储油柜补油，对于隔膜式储油柜的补油，注油前应首先将磁力油位调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，由注油管向隔膜内注油，达到比指定油位稍高，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。
5.5热油循环与静放
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5.5.1关闭冷却器与本体之间的阀门，打开油箱与储油柜之间蝶阀，将油从油箱下部抽出，经真空滤油机加热到65±5℃，再从油箱的上部回到油箱。每4小时打开1-2组冷却器或1-2个油泵运行10分钟，这样周而复始，进行热油循环。
5.5.2在循环过程中，油和纸绝缘的水分及气体不断地进行平衡再平衡。由于油中的水分及气体不断地被真空滤油机排除，因此油和纸绝缘中(主要是纸绝缘表面)的水分及气体不断呈下降趋势。但由于这种平衡的进展速度非常缓慢，所以热油循环需要较长的时间才能见效。500kV级变压器热循环时间一般不少于48h。
5.5.3电压等级为220kV和300kV的变压器，按上述规定进行真空注油以后，测量油中的含水量和进行油的其它试验，当各项指标达到规定后，可不进行热油循环。必须说明，热油循环的目的是吸收纸绝缘表面的水分，或使水分均匀分布。而不是为了给含水量大的油脱水。因此，不能把含水量大的油注入油箱内，依靠热油循环的方法使油中含水量合格。那样做虽然油中含水量很快下降，但其中大部分水分是被纸绝缘吸收了。如果采用这种方法，是本末倒置。
同理，500kV变压器在热油循环少于48h，如果油的指标已达到规定，循环也可停止。相反地则应适当延长热油循环的时间。
5.5.4变压器的静放时间，从停止热油循环开始计算(不进行热油循环的，则从补完油开始)。到加高电压进行绝缘强度试验(例如局部放电试验)为止。对于500kV级变压器，宜有较长静放时间。对于200kV和330kV级变压器，也应有静放时间，静放时间的长短取决于真空处理和真空注油的质量。
5.6其他干燥处理方式
运行中变压器在检修时，一般都可以用常温下抽真空的办法进行干燥。对于非全真空油箱的变压器，或绝缘深层严重受潮的变压器，建议返厂处理，或在现场用热油喷淋法进行干燥处理。
6 变压器的验收试验和试运行
6.1移交大修资料
向运行部门移交检修记录，全部试验报告，真空处理记录及验收报告资料。 6.2检修后的试验 (1) 测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比或极化指数;
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(2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) 测量绕组连同套管的泄漏电流; 测量绕组连同套管的tgδ; 冷却装置的检查和试验;
本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验; 测量绕组连同套管一起的直流电阻; 检查有载调压装置的动作情况及顺序; 测量铁心(夹件)对地绝缘电阻;
绕组连同套管一起的交流耐压试验(有条件时);
(10) 测量绕组所有分接头的变压比及连接组别; (11) 检查相位;
(12) 进行测量局部放电量的试验; (13) 试运行前变压器的油的色谱分析。 6.3整体密封试验
变压器安装完毕后，用油柱法或充气加压法，进行整体密封性能的检查。无论充气加压法或静油柱压力法，必须使高压套管将军帽的密封得到油压检验。加压时间24h;应无渗漏和损伤。
6.4试运行前检查 (1) (2) (3) (4) (5) (6) 好。
(7) (8) 位。
(9) 打开所有放气塞放气，直到只见出油不见出气。气体继电器内排清残余气体。 变压器的储油柜的油位正常。
套管的油位正常。有载分接开关储油柜的油位，应略低于变压器储油柜的油变压器本体及所有附件均完整无缺，不渗漏油，油漆完好。 滚轮的固定装置完整。
变压器油箱、铁心和中性点接地装置等的接地可靠。 变压器顶盖上无遗留物。
运行时需要开启的阀门，均在"开"的位置。
高压套管的测屏小套管接地，套管导电头密封良好，与外部引线的连接接触良 33
(10) 吸湿型呼吸器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象。油浴缸内油面合适，并能显示正常呼吸作用。
(11) 无励磁分接开关的位置符合运行要求，在调到运行位置后，测量过直流电阻。有载分接开关动作灵活、正确。闭锁装置可靠。控制盘、操作机构箱和顶盖上的三个分接位置指示应一致。
(12) 温度计指示正确，整定值符合要求。
(13) 冷却装置试运行正常。水冷装置的油压高于水压。强油冷却的变压器启动全部油泵，进行较长时间的循环后，多次排气。经验证明，变压器内已不存在大量残余气体。
(14) 进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的开停试验。 (15) 继电保护装置经调试整定，动作正确。 (16) 套管电流互感器的二次侧接负载或短接。 6.5试运行 (1) (2) (3) (4) (5) 变压器在进行冲击合闸时，中性点接地。 气体继电器的重瓦斯投跳闸位置。
额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起继电保护装置的误动作。 变压器受电后，无异常声响、振动和其他异常情况。
变压器试运行前后(试运行时间不少于24h)油的色谱分析数据，无明显变化。
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第五篇：油浸配电变压器运维策略开展的油化验技术研究论文
摘 要：供电设备的安全运行一直我们广大业主的焦点，然而，近年来，根据有关资料显示报告：我国各地区供电设备的安全损坏也是广泛存在的，特别是变压器这方面，变压器的数量日益增多,并且单台容量日益增大。同时，变压器油的性能变化对变压器的影响和劣化油对变压器的危害同样造成威胁，如何保证变压器的安全稳定运行是保证供电的重要前提。文章指出了开展油化验工作的重要性,同时论述了油务监督的方法及变压器油试验分析与变压器油质劣化问题处理的方法，以供大家参考。
关键词：配电变压器 运维策略 油化验
随着我国电网不断的改革，制度不断完善，电力的建设也将是一个新的挑战，尤其突出的是电力系统变压器的数量不断增加，同时也给电力设备的安全运行带来了一定的影响，所以线检测技术、故障诊断技术以及油中溶解气体监测技术是目前值得关注的焦点。油中溶解气体分析与离线分析方法相比，最大的优点是无需停运，可实时地反映变压器运行情况，及时发现隐藏故障，避免重大事故的发生。
一、变压器油情况简介
我国变压器油标准GB2536,产品以凝固点高低来划分牌号为三个牌号,分别是10#、25#和45#变压器油.通常用石蜡基油生产10#、中间基油生产25#、环烷基油生产25#和45#变压器油.。
二、变压器油的作用
变压器油的作用内容描述
绝缘变压器油具有比空气更高的绝缘强度,绝缘材料浸在油中,不仅可以提高绝缘强度,而且还可免受潮气的侵蚀
散热作用变压器油的比热大,常用作冷却剂,变压器运行时产生的热量使靠近铁芯和绕阻的油受热膨胀上升,通过油的上下对流,热量通过散热器散出,保证变压器正常运行
消弧作用在油断路和变压器的有载调压开关上,触头切换时会产出电弧,由于变压器油导热性能好,且在电弧的高温作用下能分解出大量气体,产生较大压力,从而提高了介质恢复强度,使电弧很快熄灭.
三、变压器油简化试验
1.机械杂质。可以发现油中的不溶性油泥、纤维和脏物的存在。如果这些物质堵塞油道或堆集在线圈某个部位会造成变压器线圈局部过热而烧毁。
2.游离炭。如果油中存在大量的游离炭,则可说明变压器内部存在放电故障,必须及时采取相应的措施及时处理。
3.水份。水份是影响设备绝缘老化的重要原因之一。变压器油和绝缘材料的含水量增加直接导致绝缘性能下降,并会促使油老化,影响设备的可靠性和使用寿命。
4.酸值。油中所含酸性产物会使油的导电性增高、降低绝缘性能、在运行温度较高时(即80℃以上)还会促使固体绝缘材料老化,造成腐蚀,缩短使用寿命。
5.PH值。油在氧化初级阶段一般易生成低分子有机酸,如甲酸、乙酸等,因为这些酸水溶性好,当油中水溶含量增加,油中又有水份时,会使固体绝缘材料和金属产生腐蚀,并降低电气的绝缘性能,缩短使用寿命。
6.闪点。闪点降低表示油中有挥发可燃性气体产生,这些可燃性气体往往是由于电气设备局部过热、电弧放电造成绝缘油在高温下裂解而产生的。通过闪点测定,可以及时发现设备的故障。
7.耐压。绝缘油是充油电气设备的主要绝缘部分,油的击穿电压是保证设备安全运行的重要条件,油的击穿电压下降,影响设备的良好绝缘,甚至击穿设备造成事故
四、变压器油好坏的简易鉴别方法
变压油只有经过耐压试验,才能鉴别其优劣.但不合格的油,可以大致从外观上鉴别出来.第一：颜色 新油通常为淡黄色,长期运行后呈深黄色或浅红色.如果油质劣化,颜色就会变暗,并有不同的颜色;如果油质发黑,则表明油炭化严重,不能使用。第二：透明度，将油盛在玻璃试管中观察,在-5℃以上时应当是透明的,如透明度差,表示其中有游离碳和其它杂质.。
五、变压器油的性能变化对变压器的影响
变压器油的性能变化能反应出变压器性能的优劣,同时变压油的性能优劣变化必然影响到变压器的安全运行.变压油的性能分为物理性能、化学性能和电气性能。
1.物理性能。
1.1颜色变化。新变压器油为淡黄色,随着运行时间的增加逐渐加深颜色,这时里面的氧化物等物质不断增多,变压器油逐渐劣化威胁设备安全运行。
1.2粘度变化。优质油的粘度应小于1.8恩氏,随着油的劣化粘度逐渐增大,影响到变压器的散热,严重降低设备的使用寿命.
1.3表面张力的变化。纯净的油表面张力可达到35mN/m,随着运行的劣化,这个反抗力逐渐减小.当这个力小于19mN/m时,油内的氧化物、酮、醛等杂质太多恶化,说明该油已危及安全运行.
2.化学性能变化。
2.1酸价的变化。酸价是油中有机酸与无机酸的总称.油的酸价随着运行时间的增加,对变压器的危害也随着增加.配电变压器多无防劣化措施,尤其在超载运行时,酸价则会明显增大.当酸价大于0.1时,变压器就必须停止运行.
2.2pH值的变化。油的pH值是随着运行时间的增加而变小，纯净的新油pH大于。
5.3当变压器油的pH值小于4.0时,变压器就得退出运行.油的氧化以及金属对油品氧化的催化作用,使油产生酸性氧化物和油泥.不但腐蚀设备,同时还会提高油的导电性,降低油的绝缘性能,从而导致变压器故障.
5.4电气性能的变化。介质损失变化:纯净的新油的介质损失一般小于0.01.随着运行中氧化物、水份、杂质的增加,介质损失随着变大,特别是水份含量超过0.002%时,对油的介损影响猛增,当油中含水量为0.01%,介质损达到2.0;当介损值达到0.3时,变压器应进行必要的处理.击穿电压的变化:随着变压器油中的含水量增加,击穿电压值明显降低.当油中含水量为0.02时,击穿电压降到干燥油时的22%.当达到一定值时,油就得处理,否则威胁设备的安全运行.
六、劣化油对变压器的危害
变压器油在运行使用中由于外界杂质的影响和空气的接触以及设备本身温度较高使油的质量逐渐劣化,给设备安全可靠地运行带来一定的危害.
1.溶解于油的劣化产物的危害。溶解于油的劣化产物主要有酸性氧化物,如核酸、羟酸、酚类等;深度氧化的低分子酸,如蚁酸、醋酸等.这些酸性物质降低绝缘材料的绝缘性能和机械强度,还增加油的介质损.低分子有机酸对金属有腐蚀作用并生成金属皂化物,又进一步加速油的劣化.
2.不溶解于油的劣化产物的危害。不溶解于油的劣化产物主要是油泥沉淀.油泥沉淀在变压器箱壁上、散热管内、线圈和铁芯上,影响油的循环对流和规律流动,不仅降低绝缘水平,而且影响散热条件.如有炭等其它不溶性杂质存在,甚至会引起闪络,严重威胁变压器的安全运行。
3.氧化油的危害。氧化油增加了变压器油对空气中水份的吸收能力,使油中水份增加.油中的空气溶解水和化学结合水与油中的有机酸相结合,使油的电气性能不断恶化,甚至破坏绝缘,烧坏变压器.
七、加强运行设备的油务监督
运行中绝缘油的监督手段有平时观察,有正常与特殊取样试验,有防劣措施的实行.
1.平时观察。时注油设备主要是观察油位、油色和有无渗漏油现象.油位的过高或过低都不是正常的运行状态,过高容易引起溢油,过低容易引起湿空气和氧气的渗入,削弱其绝缘强度和散热功能.假如油位突高,常是内部故障,应当及时处理.油色的变化,能直接反映设备的运行状况.优质油的颜色应是淡黄色或黄色,且透明;劣质油的颜色常是棕色、棕红色或褐色,且浑浊.
2.正常与特殊取样试验。这是一个非常重要的监督手段,一定要坚持不懈.定期化验,逐年对照,以使常规地分析油质变化;特殊化验,定量分析,以使确定设备是否停运检查.
3.采取防劣措施。抗氧化剂的测定与补充是油务监督的主要内容.抗氧化剂的正常含量为0.3%～0.5%,当降至0.15%以下,就会失去作用.只有及时补充抗氧化剂在正常范围内,才能有效地起到中断油的氧化反应链和延长油的诱导期的作用.
八、结语
总的来说，推进变压器检测技术、故障诊断技术以及油中溶解气体监测技术是目前变压器故障诊断的最有效的方法。可实时地反映变压器运行情况，及时发现隐藏故障，避免重大事故的发生。
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