1、 Q/DTD2007501北 京 大 唐 发 电 股 份 有 限 公 司陡 河 发 电 厂 企 业 标 准油浸变压器检修工艺规程2007 年 5 月 1 日 发布 2007 年 5 月 1 日 实施北 京 大 唐 发 电 股 份 有 限 公 司 陡 河 发 电 厂 发 布变压器检修工艺规程- 1 - 2 -目录范围及引用标准 3第一章 检修周期及检修项目 4第二章 大修前的准备工作 5第三章 变压器大修工艺流程图 7第四章 变压器检修工艺标准 9第五章 变压器电气试验 29第六章 附 录 36附录一 绝缘油的要求 36附录二 油中溶气分析的初步判断标准 38附录三 各种数障的“关键”气体 39
2、本标准由大唐国际陡河发电厂提出本标准由陡河发电厂设备部负责起草本标准主要起草人：刘爱成、孟杰荣审核：王建东审定：张文生批准：畅雅平变压器检修工艺规程- 3 -北 京 大 唐 发 电 股 份 有 限 公 司 陡 河 发 电 厂 企 业 标 准变压器检修工艺规程Q/DTD一 、范围本规程规定了陡河发电厂内油浸变压器进行检修的周期、标准项目检修项目、大修的施工步骤及工艺质量标准，本规程适用于陡河发电厂全部油浸变压器，本规程并附录了一些检修维护的相关知识，供陡河发电厂变压器检修工作中使用，也可做变压器运行、检查人员参考。本规程详细制定了我厂变压器大修项目的检修工艺标准，小修项目的工艺标准参照大修执行。
3、二、引用标准1. 电气检修工艺规程 陡河发电厂一九九八年修订。2. 机组小修项目管理标准 Q/CDT-IDHTP -20063. 机组大修项目管理标准 Q/CDT-IDHTP -20064. 电力设备交接和预防性试验规程Q/CDT 107 00120055. 电力变压器检修导则DL/T 573956. 关于印发“变压器类设备管理规定”的通知（电安生1996589 号）7. 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则华北电集生20028. 电力设备典型消防规程（DL 50271993）9. 发电厂及电力系统反事故技术措施汇编（电气部分）10. 火力发电厂与变电所设计防火规范（GB 50229
4、1996）11. 电业安全工作规程（热力和机械部分）（电气部分）12. 交流电气装置的接地（DL/T 6211997）13. 变压器使用说明书14. 有载分接开关运行维护导则DL/T 5749515. 运行中变压器油质量标准 GB/T 7595-2000- 4 -第一章 检修周期及检修项目第一节 检修周期一、大修周期：1、 新安装的变压器安装前均应吊罩（芯）进行内部检查；全封闭式按照厂家规定，但应通过人孔进行内部检查。2、主变压器安装运行五年应吊罩（芯）进行大修，以后每隔十年大修一次;主厂用变压器安装运行五年应吊罩（芯）进行大修，以后每隔十年大修一次。3、根据历年试验数据的色谱分析无明显变化时
5、可根据状态检修条例由厂总工或厂专业会议确定吊罩大修检查的期限。4、运行中的变压器发现异常情况，或预防性试验判明内部有故障时应及时进行大修。5、一般配电变压器可参照主变的检修周期进行。二、小修周期：1、主变压器和主高压厂用变压器每年一次；强油冷却电源控制柜每年小修时应进行检查调试试验，检查核验工作电源与备用电源的自投是否正常，2、一般配电变压器每年一次。第二节 检修项目一、大修项目：1、 拆卸各附件吊芯或吊罩。2、 绕组、引线及磁屏蔽装置的检修。3、 分接开关的检修4、 铁芯、穿芯螺丝、轭梁、压钉及接地片的检修。5、 油箱、套管、散热器、安全气道和油枕的检修。6、 冷却器、油泵、风扇、阀门及管道
6、等附属设备的清扫检修。7、 变压器油保护装置：净油器、呼吸器、油枕胶囊、压力释放器的试验、检查、 检修。8、 瓦斯断电器、测温计的检修及校验。9、 必要时变压器的干燥处理。10、 全部密封垫的更换和组件试漏。11、 高空瓷瓶清扫检查。12、 变压器的油处理。13、 进行规定的测量及试验。变压器检修工艺规程- 5 -14、 消缺工作。15、 高压试验。二、小修项目：1、外壳及阀门的清扫，处理渗漏油。2、检查并消除已发现缺陷。3、清扫检查套管，校紧各套管接线螺栓。4、油枕及各油位计的检查。5、呼吸器、净油器检查，必要时更换矽胶。6、冷却器潜油泵、散热风扇的检修。7、检查各部接头接触情况；检查各部截
7、门和密封垫。8、瓦斯断电器、温度计的检修。9、 检查调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试。10、 取油样分析及套管、本体调整油位。11、 油箱及附件清扫、油漆。12、 进行规定的测量及试验。13、 高空瓷瓶清扫检查。14、 高压试验。第二章 大修前的准备工作变压器是发电厂的主要设备之一，对变压器的解体大修，应做到应修必修、修必修好。必须认真执行全面质量标准，认真执行作业指导书，并做好四项工作：1、大修计划和准备。2、大修现场管理和现场记录及作业指导书。3、检查验收、落实各项质量标准。4、大修总结和技术记录。一、大修前落实组织及技术措施：1、制订大修的项目和进度2、编写大修的项目和进度。3、编
8、写大修的安全、技术、组织措施。4、各方案交由有关方面人员讨论，明确各自的职责及任务，并做好大修前的准备工作。二、大修前的准备工作1、凡参加大修的人员应熟悉变压器的工作原理及其结构，应了解变压器的运行情况及大修原因，并熟悉掌握本次大修的工作任务及其职责。2、准备好本次大修的材料，备品并妥善保管。3、联系好焊工、起重工、架子工、化学油处理人员，做好各工种的配合工作。- 6 -4、安装好检修现场的临时电源，装设照明灯具。5、露天检修，做好防汛、防尘、防雨的工作。6、检修现场配备足够的消防人员及器具，应使用二氧化碳或四氯化碳灭火器，严禁使用干粉及水灭火。7、准备好大修用的各种盖板，支撑构架或垫块，校验
9、起重吊具、钢绳。8、停电办理工作票，将变压器退出运行，拆除变压器外部连线及各附件，做好变压器吊罩（芯）前的一切准备工作。9、变压器大修前应列出工具清单，工具交由专人保管，进入大修现场人员应着干净无附属物的工作服，不得携带金属小器械（硬币、打火机、钥匙）等进入现场，应登记领用工具，工具应系好白布带，谨防跌落至变压器本体内。变压器检修工艺规程- 7 -第三章 变压器大修工序流程图全部作记号、记录缺陷工具材料准备拆防震板、轱辘卡子、坡度垫板放平拆地线、梯子二次线、温度表拆高低压、中性点接头、封母筒子拆冷却器联管拆除所有阻碍变压器拉运的障碍物修理高低压接头螺丝温度计校验、二次线检查拉运准备穿好滑子、修
10、好轱辘、铁轨抹油冷却器检修、风机、潜油泵大修做好记号、变压器拉回时恢复拉运变压器至检修现场高压预防试验拆高低压中性点套管、油枕、防暴筒加装好堵板变压器放油至大罐吊罩（芯）准备搭棚子、直流加温设备准备一般滤油、真空滤水、除酸滤油高低压套管检修试验、油枕、瓦斯截门检修吊罩（芯）检查内部、换垫、装钟罩、分接开关接真空泵、取油样化验、抽真空、真空注油受潮时，变压器干燥组装高低压、中性点套管、油枕、防暴筒、瓦斯继电器- 8 -转下页接上页注满油枕装呼吸器油压试验放气倒滑子、将变压器拉回至原位、垫好坡度垫铁高压试验装冷却器联管、回油、放气、冷却器试运装高低压、中性点接头装二次线、温度表、调试变压器各部件调
11、试清扫、修漏、喷漆准备、喷漆24 米高空瓷瓶清扫检查喷字、编号、相色、油位检查自检、整理现场记录、班级验收整理现场、机具回收车间、总厂验收、试运行、总结变压器检修工艺规程- 9 -第四章 变压器检修工艺标准第一节 变压器的起吊1、变压器的起吊只能使用油箱上部或下部的专用吊攀，器身的起吊可使用箱盖吊杆或夹件上的吊攀。2、当变压器箱已经打开，不允许再将油箱连油带器身一并吊起，以防箱沿变形。3、起吊时钢丝绳夹角一般不大于 60 度，当吊钩高度受到限制，钢丝绳间的夹角超过 60 度时，则应使用专用吊杆起吊。起吊 100mm 左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊。4、对夹件上无穿芯螺杆，
12、而又没有拉杆的器身，应加拉紧螺杆。5、钟罩或器身吊进、吊出时，要使高、低压侧引线、分接开关木支架等与箱臂彰足够的距离，并要防止碰伤。6、吊罩时应先将箱壳中的变压器油抽净，拆卸外壳螺栓，吊出钟罩（或吊器身） ，将油箱底部残油放尽，清扫箱底残渣。7、钟罩（或器身）吊出后，应全面检查器身的完整性，有无缺陷存在，如过热、弧痕、松动，线圈变形，开关接点变色等，对异常的情况查找原因进行处理，同时要作好记录。8、器身在空气中停留的时间（从开始放油至开始注油或抽真空止）相对温度65%，允许 16 小时相对湿度 6575%，允许 12 小时9、当器身温度低于周围环境温度时，应用加热器将变压器加热，一般应高于周围
13、环境温度 10左右。10、 变压器由放油开始至回油（抽真空）结束每隔 1 小时记录环境温度和湿度。11、 起吊或落回钟罩（器身）时，速度要均匀，掌握好重心，防止倾斜；四角应系缆绳，有专人扶持，防止倾斜。12、 变压器从起吊开始至扣罩止要有专人登记进入现场人员，工具由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；进入现场人员必须穿着专用工作服和专用鞋。第二节 线圈的检修1、线圈表面应清洁无油污，各部油道畅通，无油垢，金属杂物堵塞。2、线圈无位移变形，各部绝缘垫块排列整齐，端部压紧螺丝松紧适宜，背帽紧固，压紧螺钉下部铁碗位置正确，绝缘良好。3、线圈各部绝缘应良好，无破损露铜（铝）各引出线的绑扎应牢
14、固无松动。4、检查线圈表面情况，鉴定其绝缘老化程度。一级绝缘：绝缘富有弹性，色泽新鲜，呈金黄色，用手指按压无残留变形，属良好状态。二级绝缘：绝缘仍有弹性，呈深黄色，用手指按压时无裂纹、脆化现象，属合格状态。- 10 -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：绝极已严重脆化，呈黑褐色，用手指按时即发生变形脱落，可见裸导线，属不合格状态。5、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厚绝缘的要求，如损伤严重，应重新绕制或送修理厂处理。6、对于 220KV 线圈外部围屏进行检查，围屏内侧靠线圈部位应无放电或爬电痕迹。第三节 引线的检修
15、1、检查各引线应排列整齐，引线包扎绝缘应良好，无变形，变脆及破损，引线无断股。2、裸露引线上应光滑无毛剌及尖角，在线圈下面水平排列的的裸露引线，如处于强油循环进油口处，应加强绝缘。3、检查线圈引线上所能观察到的接头焊接情况，应平整、光滑、清洁、无毛剌、应无过热及开焊现象。4、对大电流引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，以防异物进入造成短路或接地。5、检查线圈至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎厚度，引线接头的焊接，引线对名部位的绝缘距离，引线的固定情况应良好，因检修将引线拆卸时，应做好记录，装配后应做电压比试验，校对其有无差错，转动各部位置，测量每相
16、电阻，偏差值不大于平均值的 2%。6、引线宜长短适宜，防止引线产生扣动。7、固定引线用的木支架应完整无损，应无松动，裂纹及位移情况，应固定牢固，木质螺栓，螺帽应紧备。木夹件固定引线处应加强绝缘，垫以绝缘纸板，谨防卡伤引线，固定引线的木夹件的间距，应考虑到在大电流电动力的作用下，不致发生碰撞而短路。8、检查引线的绝缘厚度及绝缘距离。9、第四节 铁芯及夹件的检修1、铁芯表面应清洗干净，无油垢及锈蚀，铁芯各部油路畅通，如有堵塞应清除，清洗时应使用干净白布，严禁用棉纱头擦铁芯。2、铁芯应保持平整，绝缘漆膜无脱落。硅钢片不应翘起，对不规整处可用木锤或铜锤敲打平整，硅钢片的配装要求片间不得有搭接，不得有过
17、大的接缝间隙。3、夹件与铁芯间绝缘应良好，绝缘垫块应完整无位移，用专用扳手拧紧各夹件螺栓，拧紧背帽。4、拧紧所有的穿芯螺栓，背紧背帽，用 2500V 兆欧表摇测铁芯对夹件及穿芯螺栓的绝缘电阻，其标准为：6KV：不低于 10M13.815.7KV：不低于 10M220KV：不低于 500 M变压器检修工艺规程- 11 -5、 铁芯只允许一点接地，接地片要求用厚度为 0.5mm 的紫铜片，宽度不小于30mm，插入 3-4 级铁芯间，插入深度不小于 80mm，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯。变压器铁芯如有多点接地，应查明原因清除，以免形成环流。6、对于大容量变压器，如果铁芯的上下铁轭与上下夹件各
18、有连接铜片时，其上下两连片必须在铁芯的同一侧，同一芯柱，同一级，同一层叠片处与夹件连接，此时如下夹件已与底部油箱连接接地时，上夹件不应与箱罩接触。第五节 导向冷却装置及油箱钟罩检修1、变压器油箱内部应清洁，无锈蚀，残削及油垢，绝缘清漆应漆膜完整，对局部脱漆和锈蚀部位应处理并重新补漆。2、导向冷却的变压器，冷却导油管装配要整齐，密封严密，其绝缘围屏及导油管不能受潮，开裂，固定牢固。3、对导向冷却油管路应进行清扫，不得有水珠，金属削，焊渣及杂物，防止进入铁芯造成多点接地。4、变压器吊罩时，对箱罩上的各形蝶阀，闸阀也进行检修，内口密封垫必须全部更换，以免为此再次放油和影响其联结附件的装配及注油。5、
19、对于大电流套管，为防止产生电流发热，三相之间应采用隔磁屏蔽装置，防磁隔板应牢固、完整，不得有松动或过热现象。6、检查油箱的强度及密封性能，进行渗漏处理，对油箱上焊点、焊缝中存在的沙眼等渗漏点进行补焊，油箱及大盖外部清扫除锈，重新喷漆。7、清扫油箱内部，清除油箱底部的油污及杂质。第六节 套管的检修1、瓷套外观检查清扫，应清洁无裂纹，裙边无破损。2、均匀松动瓷套法兰螺丝，拆下瓷套，大型瓷套的起吊应注意吊绳的悬挂和起吊的角度。3、取出绝缘筒，擦除油垢，用干净的白布擦试瓷套内壁，必要时对瓷套及绝缘件进行干燥处理。4、对 BF 系列瓷套，可在变压器不吊芯情况下更换上瓷套。5、瓷套组装过程中，应注意胶垫放
20、置位置的正确，胶垫压缩量以 1/3 左右为宜，压缩应均匀。第七节 无载分接开关的检修1、检查开关各部件是否齐全完整。2、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。手柄及传动部分各销轴应牢固，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，两极要有限位止钉。3、分接开关的绝缘筒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应与芯体相同，如检修拆卸不能及时装复，应浸在合格变压器油中。4、各分接头绝缘良好，绑扎牢固，排列整齐，接头焊接良好，无开焊及过热现象。- 12 -5、各定触柱、动触柱环表面应光滑无油垢，无氧化膜及灼伤痕迹，触柱表面镀银层不得有离层脱落现象。6
21、、将分接开关转动至各位置，检查各动触环与动触柱的接触及弹簧状况，接触压力在 2.2-5kg/cm2 内，接触面用 0.02mm 的塞尺检查应无间隙，两定触柱间接触电阻不大于 500 微欧，检查完后分接开关转回原运行位置。7、因检修拆下分接开关，一定要做好记号记录，装回后应测量电压比进行核对。8、结合予防性试验，每年进行一次分接开关转动检查，使分接开关在运行位置左右转动 10-15 次，以便磨擦去附着在接触点上的油垢，氧化膜等，然后转至运行位置，并测量直流电阻合格为止。9、检查绝缘操作杆 U 性拨叉是否接触良好，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。第八节 有载分接开关检修一、有
22、载分解开关的检修周期1. 随变压器检修进行相应大、小修。2. 运行中切换开关或选择开关油室绝缘油，每 6 个月至 1 年或分接变换 2000 至4000 次，至少采样一次。3. 分接开关新投运 12 年或分接变换 5000 次，切换开关或选择开关应吊芯检查一次。4. 运行中分接开关累计分接变换次数达到所规定的检修周期分接变换次数限额后，应进行大修。一般分接变换 12 万次，或 35 年亦应吊芯检查。5. 运行中分接开关，每年结合变压器小修，操做 3 个循环分接变换。.二、有载分解开关大修项目1. 分解开关芯体吊芯检查、维修、调试。2. 分接开关油室的清洗、检漏与维修。3. 驱动机构检查、清扫、
23、加油与维修。4. 储油柜及其附件的检查与维修。5. 瓦斯继电器、压力释放装置的检查。6. 自动控制箱的检查。7. 储油柜及油室中绝缘油的处理。8. 电动机构及其它器件的检查、维修与调试9. 各部位密封检查，渗漏油处理10. 电气控制回路的检查、维修与调试11. 分接开关与电动机构的联结校验与调试三、有载分解开关的安装及检修中的检查与调整1. 检查分接开关各部件，包括切换开关或选择开关、分接选择器、转换选择器等无损坏与变形。2. 检查分接开关各绝缘件，应无开裂、爬电及受潮现象。3. 检查分接开关各部位紧固件应良好紧固。4. 检查分接开关的触头及其连线应完整无损、接触良好、连接牢固，必要时测量接触
24、电阻及触头的接触压力、行程。检查铜编织线应无断股现象。5. 检查过渡电阻有无断裂、松脱现象，并测量过渡电阻值，其值应符合要求。变压器检修工艺规程- 13 -6. 检查分接开关引线各部位绝缘距离。7. 分接引线长度应适宜，以使分接开关不受拉力。8. 检查分接开关与其储油柜之间阀门应开启。9. 分接开关密封检查。在变压器本体及其储油柜注油的情况下，将分接开关油室中的绝缘油抽尽，检查油室内是否有渗漏油现象，最后进行整体密封检查，包括附件和所有管道，均应无渗漏油现象。10. 清洁分接开关油室与芯体，注入符合标准的绝缘油，储油柜油位应与环境温度相适应。11. 在变压器抽真空时，应将分接开关油室与变压器本
25、体联通，分接开关作真空注油时，必须将变压器本体与分接开关油室同时抽真空。12. 检查电动机构，包括驱动机构、电动机传动齿轮、控制机构等应固定牢固，操作灵活，连接位置正确，无卡塞现象。转动部分应该注入符合制造厂规定的润滑脂。刹车皮上无油迹，刹车可靠。电动机构箱内清洁，无脏污，密封性能符合防潮、防尘、防小动物的要求。13. 分接开关和电动机构的联结必须做联结校验。切换开关动作切换瞬间到电动机构动作结束之间的圈数，要求两个旋转方向的动作圈数符合产品说明书要求。联结校验合格后，必须先手摇操作一个循环，然后电动操作。14. 检查分解开关本体工作位置和电动机构指示位置应一致。15. 油流控制继电器或气体继
26、电器动作的油流速度应符合制造厂要求，并应 校验合格。其跳闸触点应接变压器跳闸回路。16. 手摇操作检查。手摇操作一个循环，检查传动机构是否灵活，电动机构箱中的连锁开关、极限开关、顺序开关等动作是否正确；极限位置的机械制动及手摇与电动闭锁是否可靠；水平轴与垂直轴安装是否正确；检查分接开关和电动机构联结的正确性；正向操作和反向操作时，两者转动角度与手摇转动圈数是否符合产品说明书要求，电动机构和分解开关每个分接变换位置及分接变换指示灯的显示是否一致，计数器动作是否正确。17. 电动操作检查。先将分接开关手摇操作置于中间分接位置，接入操作电源，然后进行电动操作，判别电源相序及电动机构转向。若电动机构转
27、向与分接开关规定的转向不相符合，应及时纠正，然后逐级分接变换一个循环，检查启动按钮、紧急停车按钮、电气极限闭锁动作、手摇操作电动闭锁、远方控制操作均应准确可靠。每个分接变换的远方位置指示、电动机构分接位置显示与分接开关分接位置指示均应一致，动作计数器动作正确。四、有载分接开关小修项目1. 机诫传动部位与传动齿轮盒的检查与加油；2. 电动机构箱的检查与清扫；3. 各部位的密封检查；4. 瓦斯继电器、压力释放装置的检查；5. 电气控制回路的检查；五、分接开关常见故障及排除方法序号 故障特征 故障原因 检查与排除方法1 连动 交流接触器剩磁或油污造成失电延时，顺序开关故障或交流接触器动作配合检查交流
28、接触器失电是否延时返回或卡塞，顺序开关触点动作顺序是否正确。清除交流接触器铁心油污，必要时更换。调整顺序开关顺序- 14 -不当 或改进电气控制回路，确保逐级控制分接变换。2 手动操作正常，而就地电动操作拒动无操作电源或电动机控制回路故障，如手摇机构中弹簧片为复位，造成闭锁开关触点未接通检查操作电源和电动机控制回路的正确性，消除故障后进行整组联动试验。3 电动机构仅能一个方向分接变换限位机构未复位 手拨动限位机构，滑动接触处加少量油脂润滑4 电动操作机构动作过程中，空气开关跳闸凸轮开关组安装移位 用灯光法分别检查 1n 与 n1 的分合程序，调整安装位置。第九节 油枕的检修一、油枕的一般检查，
29、在每年变压器小修期间进行1、油枕各部不得有渗漏现象。2、油位计玻璃良好，清洁透明，油位指示正确；油位有 3 个标记即30（0.10.3d） 、20（0.45d） 、40（0.55d） 。3.、检查油枕下部沉积器，放少量油看是否有杂质和水份。二、油枕的大修1、油枕的内外壁清洁干净，内壁应涂防锈漆，外部漆层应无脱落锈蚀现象。2、油枕内无油垢铁锈，无深积杂物，用合格变压器油冲洗油枕。3、变压器至油枕的联管应有 12%的升高坡度，以便于瓦斯断电器的动作。4、油枕下部沉积器与油枕的联接处不应有凸起或凹陷焊道，并有稍微的坡度，以使水或杂质容易流入沉积器。5、油枕的进油管应插入油枕高约 3050mm，以防水
30、、杂质进入变压器中，其管口应有光滑倒角。6、呼吸器联管插入油枕部分 ，应高出油枕最高油位以上。7、主变的油位计玻璃内如装有低油位信号接点，其接点浮筒密封良好，随油位上下浮动，当上下两极接点接触时，应接触良好，保证信号正确。8、油枕上部与防爆筒上部有联管的，管路应畅通。9、大修中拆卸油枕或其联管，应及时密封，如长时间不能装回，应用盖板密封。三、胶囊或油枕胶囊式储油柜与普通储油柜相同，柜中吊装一个空心薄膜胶囊，胶囊里侧与大气相通，经由气嘴与吸湿器进行呼吸，胶囊浮在油面上，随之油面的变动而膨胀或收缩，使油面与大气分开，胶囊式油枕的检修与普通油枕的检修基本相同，安装时应注意：1、检查胶囊的密封性：打压
31、：0.020.03Mpa.12 小时应无渗漏。或浸泡在水池中检查应无气泡冒出。2、将胶囊用尼龙绳绑在挂钩上，连接好引出口，然后拧紧人孔法兰，应防止胶囊变压器检修工艺规程- 15 -堵塞瓦斯继电器联管。四、隔膜式油枕隔膜式油枕为两个半园柱体组成，柜内有一个半圆式薄膜，薄膜周边固定在柜沿上，薄膜浮在油面上，随着油面的变动而浮动，使油面与大气分开。其检修不同之处在于：1、拆卸各部连管，分解油箱中节法兰螺丝，卸下储油柜上节油箱，取出隔膜。2、检查储油柜内柜，更换密封圈，在储油柜分解前可先充油检查隔膜密封性能。按分解相反顺序组装储油柜。五、胶囊及隔膜式储油柜的注油过程。1、安装时胶囊的长度与方向应与油枕
32、保持平行，不得有扭曲、拆叠现象。2、变压器真空注油时，必须先将油枕与主变连管拆除或加装临时盖板密封，再进行变压器真空注油，待变压器真空沆油完毕后，连通油枕与主变连管，往油枕注油。3、带胶囊隔膜油枕不得从油枕上部注油或补充油，以防损坏胶囊隔膜。4、根据每年取油样简化试验，确定变压器油老化程序，对油老化快的须认真检查隔膜带各处密封情况。5、如出现假油位或油表突然喷油，说明油枕排气不彻底，应重新进行排气。6、大量放油时，应将油枕顶部手孔打开，用无棱角、无毛剌、端部圆滑的棍棒插入油枕内进油连管处，方可放油，以免隔膜带被油吸住，甚至割破薄膜。7、向油枕内注油，必须将油枕内空气排出去，其注油方法有两种。（
33、1）注油排气法：打开油枕顶部排气孔，拆下呼吸器或呼吸器下部油封碗，用滤油机通过油枕底部注油管阀处注油，当油枕油伴升高至 2/3 位置时，应控制缓慢注油，以防油大量喷出。待排气孔处溢出油时，立即停止注油。这时油枕的空气被排出，密封好排气孔，安装好呼吸器，再从油枕底部注油管阀处或变压器下部放油阀处放油，调整油枕油位至正常高度。（2）压缩空气排气法注油：当油枕油位升高至 1/3 位置时，从呼吸器胶管口处用压缩空气向隔膜内充气，由于袋鼓起，油枕内空气被排出，随之密封油枕上部排气孔，装好呼吸器，再从油枕下部注油管阀处补充油至正常油位。8、油枕有压油袋的，在油枕注油前，行进行油表注油，卸下油表呼吸孔帽，拆
34、下油表的外壳盖，从油表呼吸赛座处加油，并用手按动油袋，使压油袋内空气跑出注满油，待油表内浮球稳定浮上，装上呼吸孔帽，密封压油袋外壳盖，打开油表下部放油塞，将玻璃内油全放出，拧紧放油塞，即可向油枕注油。第十节 呼吸器（吸湿器）检修一、呼吸器的一般检查：按变压器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，完整无裂纹破损。2、察看呼吸器内吸湿剂是否失效，如呈红色，则失效应主即更换；更换硅胶时在- 16 -顶盖下面留 1/51/6 高度间隙。3、卸下下部油封碗检查是否有油，油量少，应加油至指示线。4、呼吸器及其连接管应密封良好，不得有进潮气及水现象。二、呼吸器的安装及检修：1
35、、所安装的呼吸器，一定要进行检查，在安装时应将保存或运输时为防潮而加装的无孔胶垫及防潮剂去掉。2、呼吸器拆卸时，首先拧开底部油封碗，卸下上部油枕连管或隔膜胶管的连接，取下呼吸器，将呼吸器解体，倒出内部吸湿剂。3、检查呼吸器玻璃筒应完好无破损，器身应密封良好4、呼吸器底油封应注油至油面线，无油面线的油浸过进气口以上即可，以起到油封过滤作用。5、变色硅胶呈蓝色，如呈红色则又受潮失效，应在 115120温度下干燥数小时，呈天蓝色再可用。6、变色硅胶的制造，取占硅胶量 3%的氯化钴，溶解于水，将粒度为 26mm 的白色硅胶浸于溶液之中，取出呈粉红色的置于 115%120温度下烘干，呈天蓝色即可使用。7
36、、运行中的变压器更换硅胶时，变压器瓦斯保护要退出运行。第十一节 防爆筒及压力释放器的检修一、防爆筒的检修1、将防爆器拆下进行彻底清扫，去掉内部锈蚀和油垢，更换密封胶垫，应密封良好，无渗漏油无进水现象。2、防爆膜片应完整无裂纹或破碎，采用玻璃片做为防爆片，严禁采用金属膜片。其厚度可参照下表： 管径（mm） 150 200 250玻璃厚度（mm）：2.5 3 43、防爆器与油枕有连管的，一定期要畅通并密封良好，可防止温度的突变引起的防爆膜片的破裂。4、大型防爆筒其防爆膜是密封式的，拆卸时，应关闭阀门手柄至“闭”位置，安装后，应将阀门手柄轻移至“开”的位置。5、有的防爆膜外装有信号装置，应经继电保护
37、校验其动作应准确无误6、变压器进行真空注油时，应先将防爆膜片拆下，用盖板临时密封，待真空注汪后再将防爆片装复。二、压力释放器的检修1、 检修校验周期：随变压器周期性检修进行2 、压力释放器的检修及校验2.1、压力释放阀的拆装：每次变压器大小修时，都要对压力释放阀进行拆装校验。进行压力释放阀的拆装工作，要在晴天无大风的天气下进行。压力释放阀拆前要先将变压器油放到压力释放阀安装法兰以下，防止在松开法兰时，造成跑油。拆开压力释放阀的顶部防护罩，拆开压力释放阀的微动开关接线，拆线前，作好记号。拆开压力释放变压器检修工艺规程- 17 -阀的紧固螺丝，将压力释放阀拆下。若拆下时间较短，可用干净完好的塑料布
38、将接口密封好，若时间较长或天气不太好，就要用专用堵板，进行认真密封，防止异物或水份进入变压器内部。安装前，对接口处进行认真清理，检查接口平滑干净无异物后，进行压力释放阀的回装，接口密封处要更换新密封圈。密封圈尺寸要合适，并确认是耐油胶圈。胶圈位置放置合适后，紧固螺丝，螺丝紧固均匀，紧度适当。2.2、压力释放阀的校验：将压力释放阀拆下后，检查清除阀内异物，检查密封圈及各零部件要完好无损坏、变形及锈蚀现象。将压力释放阀装于效验台上，密封好后，缓慢升压，观察压力表压力，效验开启压力和返回压力是否附合要求，并作好记录。若不附合要求时，要更换合格的压力释放阀。压力释放阀在开启和返回时动作要灵敏，无卡堵现
39、象。检查信号开关动作是否灵活。2.3、压力释放阀的胶圈自出厂之日起，最长三年必须更换，以防止因胶圈老化而导致漏油。3 、压力释放器的维护3.1、压力释放器应有适量的备件，以备在检查校验不合格或压力释放阀出现故障不能及时排除时进行更换。3.2、 日常巡检应密切观察压力释放阀是否有渗漏油问题，信号回路绝缘是否有破损。3.3 、有异常信号发出应及时退出查找消除。第十二节 蝶阀、油门及油塞的检修1、检查蝶阀的转轴、档板等部件是否完整，灵活和严密，更换密封垫圈。经0.05Mpa 油压试验，挡板应关闭严密，无严重渗漏，轴杆密封良好， “开” 、“闭”位置标志清晰、正确。2、油门（事故排油门、放油门）应拆下
40、分解检修，研磨并更换密封填料，检修后应做 0.15Mpa 油压试验不应有渗漏。3、对变压器本体和附件各部放气塞，放油塞，油样油门等行进全面检查，更换密封垫，应密封良好无渗漏。第十三节 瓦斯继电器的检修1、瓦斯继电器拆下进行外部检查，其容器、玻璃窗、放气阀门、放油塞、接线端子盒、小套管等应完整，接线端子及盖板口的箭头标志应清楚。2、瓦斯继电器密封检查合格后（常温下加压 0.15MP，持续 30min） ，用变压器油冲洗干净。3、瓦斯继电器交继保人员检验，其动作应可靠，绝缘，流速符合要求。4、瓦斯断电器的安装应保持水平位置，盖上的标准箭头应指向油枕，瓦斯继电器的联管应以变压器顶盖为标准，朝储油柜方
41、向保持 11.5%的升高坡度。5、安装完毕后，打开联管上的蝶阀进油，打开放气塞放气，直至油满溢出，检查各部密封情况，不得有渗漏现象。6、连接瓦斯继电器二次线，并做操作试验。- 18 -第十四节 温度计的检修1、变压器温度计从油箱上取下，经热工仪表校验合格后，方能安装。2、温包在装入前先向其座管内注入少量变压器油，然后装入并旋紧上部螺丝。3、信号温度计安装在变压器油箱上，垫以胶垫，固定牢固，以防震动松落。4、温度计与温包管之间的毛细管的敷设，不得扭折弯曲，其圆弧半径不得小于75mm，每段固定距离不得小于 300mm。5、变压器温度计的安装宜在大修即将结束，变压器上部无较大工作量时进行安装为宜。第
42、十五节 冷却器控制箱的检修一、分控箱的检修2. 清扫分控箱内部灰尘及杂物。3. 检查电磁开关和热继电器触点有无烧损或接触不良，必要时更换。4. 检查各部触点及端子板连接螺栓有无松动或丢失并进行补齐。5. 用 1000v 兆欧表测量各回路绝缘电阻大于 0.5 兆欧。6. 分别对油泵和风扇进行动作试验，检查油泵和风扇的运转声音是否正常，转动方向是否正确。7. 检查分控箱的密封情况并更换密封衬垫。8. 外壳除锈并进行油漆。二、总控箱的检修9. 清扫分控箱内部灰尘及杂物。10.检查电源开关和熔断器接触情况。11.逐个检查电磁开关和热继电器触点油无烧损或接触不良，必要时更换。12.检查切换开关接触情况及
43、其指示位置是否符合实际情况。13.检查信号灯指示情况，如有破损应补齐。14.用 1000v 兆欧表测量二次回路（含电缆）绝缘电阻大于 0.5 兆欧。15.进行联动试验，检查主电源是否互为备用（取下一路电源控制保险，另一路应自投） ，在故障情况下备冷自启动（一台冷却器运行一台打到备用位置，拉开运行冷却器备用自投） ，检查辅助冷却器投入情况（冷却器放辅助位置，到温度自启动）16.检查分控箱的密封情况并更换密封衬垫.17.外壳除锈并进行油漆。第十六节 变压器的干燥一、变压器需不干燥的判断运行中的变压器一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，绝缘下降或检修中超过允许暴露时间时，根据具体情况确定变压器需否干
44、燥，其判断标准：1、运行中的变压器需否进行干燥，应综合下列情况来判断。（1）tg 值在同一温度下比上次测得数值增高 30%以上，且超过予防性试验规程规定时间；变压器检修工艺规程- 19 -（2）绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低 30以上，35kv 及以上变压器吸收比在 1030的温度范围内低于 1.3 和极化指数低于 1.5；（3）油中有水份或油箱中出现明显进水，且水量较多。2、变压器经过全部或局部更换绕组或绝缘的大修后，不论测量结果如何，均应进行干燥。3、大修中变压器芯子在空气中停留的时间较规定长，或空气湿度较规定高，大修后需否干燥应通过在检修前后在尽可能相同条件下，测得的结果进行比较
45、来确定，在测量时也应把油的介损考虑进去。二、变压器干燥方法变压器干燥方法有以下几种：1、涡流加热真空干燥；2、热油喷雾真空干燥；3、蒸气加温真空干燥；4、零序电流干燥；5、短路电流干燥；6、红外线干燥；7、干燥室；8、气相干燥；可根据现场条件选择一种或几种方法综合使用。三、干燥中的温度控制1、当利用油箱加热，箱壁温度一般不得超过 110，箱底温度不得超过 100，线圈温度不得超过 95；热风干燥时，进风温度不得超过 100，进风口设有清洁干燥的措施，注意防止火星进入变压器。2、干燥过程中应注意加温均匀，温升速度以 1015h 为宜，防止产生局部过热，特别是绕组部分，不应超过其绝缘等级的最高允许
46、温度。3、干式变压器进行干燥时，其线圈温度应根据等级而定，干燥过程中尚应注意加温应均匀，防止产生局部过热，特别是线圈部分，不应超过其绝缘等级的最高允许温度四、抽真空的要求变压器采用真空干燥时应先进行予热，按变压器容量大小以每小时 1015的速度升温到指定温度。再以每小时 100150mmHg 抽至极限允许真空度。干燥时作油箱的弹性变形，变性不得超过箱臂厚度的 2 倍。五、干燥过程中的检查与记录变压器在干燥过程中应进行以下的检查与记录：1、测量绕组的绝缘电阻；2、测量绕组，铁心和外壳等各部温度；3、保持一定的真空度；4、定期排放凝结水，用量杯测量记录（1 次4 时） ；5、定期进行热扩散，并记录通风时间；6、记录加温电源的电压、电流的变化；- 20 -7、检查加热器具、电源线路、真空管路及设备的运行情况。六、干燥终结的判断1、保持温度不变，绕组绝缘电阻下降后再回升，维持 12 小时以上不变。2、8 小时以上基本无凝结水析出。达到上述条件即认为完成了干燥。干燥工作完成后，变压器器身即可降温（真空
