1、 66KV 变压器1、 变压器检修周期及检修项目1.1 检修周期1.1.1 大修周期1.1.1.1 一般在投入运行后的 5 年内和以后每隔 10 年大修一次。1.1.1.2 箱沿焊接的全密封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，才进行大修。1.1.1.3 在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。1.1.1.4 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，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。1.1.2 小修周期1.1.2.1 一般每年 1 次1.
2、1.2.2 安装在 23 级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。1.1.3 附属装置的检修周期1.1.3.1 保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。1.1.3.2 变压器风扇的解体检修，12 年进行一次。1.1.3.3 净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。1.1.3.4 自动装置及控制回路的校验，一般每年进行一次。1.1.3.5 管路的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。1.2 检修项目1.2.1 大修项目1.2.1.1 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；1.2.1.2 绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；1
3、.2.1.3 铁芯、铁芯紧固件（穿芯螺杆、夹件、拉带、绑带等） 、压钉、压板及接地片的检修；1.2.1.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；1.2.1.5 冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；1.2.1.6 安全保护装置的检修；1.2.1.7 油保护装置的检修；1.2.1.8 测温装置的校验；1.2.1.9 操作控制箱的检修和试验；1.2.1.10 无励磁分接开关和有载分接开关的检修；1.2.1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏；1.2.1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理；1.2.1.13 变压器油的处理或换油；1.2.1.14 清扫油箱并进行喷涂油漆；1.2.1.15
4、 大修的试验和试运行。1.2.2 小修项目1.2.2.1 处理已发现的缺陷；1.2.2.2 放出储油柜积污器中的污油；1.2.2.3 检修油位计，调整油位；1.2.2.4 检修冷却装置：包括风扇、必要时吹扫冷却器管束；1.2.2.5 检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道） 、气体继电器等；1.2.2.6 检修油保护装置；1.2.2.7 检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计） 、棒形温度计等；1.2.2.8 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；1.2.2.9 检查接地系统；1.2.2.10 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；1.2.2.11
5、 清扫油箱和附件，必要时进行补漆；1.2.2.12 清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽） ；1.2.2.13 按有关规程规定进行测量和试验；1.2.2.14 变压器压力释放阀电缆接头重新包防水绝缘胶带；1.2.2.15 变压器油位表及有载油位表玻璃罩及电缆引出口处用密封胶密封。1.2.3 临时检修项目：可视具体情况确定。1.2.4 对于老、旧变压器的大修，可参照下列项目进行改进1.2.4.1 油箱机械强度的加强；1.2.4.2 器身内部接地装置改为引外接地；1.2.4.3 安全气道改为压力释放阀；1.2.4.4 油位计的改进1.2.4.5 储油柜加密封装置；1.2.4.6 气体继电器加装
6、波纹管接头。2 变压器检修工艺及质量标准2.1 器身检修2.1.1 施工条件与要求2.1.1.1 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 16 小时；空气相对湿度75%为 12 小时；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。2.1.1.2 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。2.1.1.3 检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修
7、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。2.1.1.4 进行器身检查所使用的工具应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。2.1.2 绕组检修（一）检修工艺：1 检查相间隔板和围屏有无破损、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.质量标准：1（1）.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片上，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
8、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（二）检修工艺：检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损质量标准：1（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。（三）检修工艺：检查绕组各部垫块有无位移和松动情况。质量标准：检查绕组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。（四）检修工艺：检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂务（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。质量
9、标准：1（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。（五）检修工艺：用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。质量标准：1.一级绝缘：绝缘有弹性，用手指按压后无残留变形，属良好状态。2.二级绝缘：绝缘有弹性，用手指按压时无裂纹、脆化，属合格状态。3.三级绝缘：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4. 四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈深褐色，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。2.1.3 引线及绝缘支架检修（一）检修工艺：检查引线及引线锥的绝缘包扎有无
10、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。质量标准：（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）.引线长短适宜，不应有扭曲现象。（二）检修工艺：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、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否符合要
11、求。质量标准：质量标准同（一） ；分接引线对各部绝缘距离应满足附录 B 要求。（三）检修工艺：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。质量标准：（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。（3）绝缘夹件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，应考虑在电动机的作用下，不致发生引线短路。（四）检修工艺：检查引线与各部位之间的绝缘距离质量标准：（1）引线与位之间的绝缘距离，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
12、。（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。2.1.4 铁芯检修（一）检修工艺：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，可用木棰或铜锤敲打平整。质量标准：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（二）检修工艺：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
13、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。质量标准：（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。（三）检修工艺：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、压钉等各部紧固螺栓。质量标准：螺栓紧固，夹件上的正、反压
14、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。（四）检修工艺：用专用扳手紧固上下铁芯的穿芯螺栓，检查与测量绝缘情况。质量标准：穿芯螺旋紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化。（五）检修工艺：检查铁芯间和铁芯与夹件的油路。质量标准：油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐。（六）检修工艺：检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。质量标准：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，其外露布分应包扎绝缘，防止短路铁芯。（七）检修工艺：检查无孔结构铁芯的拉板和钢带。质量标
15、准：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。（八）检修工艺：检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况。质量标准：绝缘良好，接地可靠。2.1.5 油箱检修（一）检修工艺：对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。质量标准：消除渗漏点。（二）检修工艺：清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质。质量标准：油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整。（三）检修工艺：清扫强油循环管路，检查固定与上下夹件上的导向绝缘管，连接是否牢固，表面有无放电痕迹。打开检查孔，清扫联箱和集油盒内杂质。质量标准：强油循环管路内部清洁，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。（四）检修工艺：检查钟
16、罩（或油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平。质量标准：法兰结合面清洁平整。（五）检修工艺：检查器身定位钉。质量标准：防止定位钉造成铁芯多点接地；定位钉无影响可不退出。（六）检修工艺：检查磁（电）屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固。质量标准：磁（电）屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地。（七）检修工艺：检查钟罩（或油箱）的密缝胶垫，接点是否良好，接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰的直线部位质量标准：胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺旋的中间，搭接面平放，搭接面长度不得少于胶垫宽度的 23 倍，胶垫压缩量为其厚度的 1/3 左右（胶棒压缩量为其厚度的 1/2 左右）
17、（八）检修工艺：检查内部油漆情况，对局部脱漆和锈蚀应处理，重新补漆。质量标准：内部漆膜完整，附着牢固。隔离开关1.1 66KV 隔离开关检修周期1.大修每五年进行一次（10KV 自行规定） ；已完善化过的刀闸可根据现场运行情况，可适当延长检修周期；2.小修每年 12 次。1.2 检修项目1.2.1 大修完善化项目1.操作机构分解检修，涂润滑油；2.各部拉杆分解检修、调整；3.转动部分分解检修、注油；4.导电回路分解检修；5.开闸角度三相同期等尺寸调整、检查；6.瓷瓶清扫、检查，绝缘测定，引线端子检查，螺丝紧固；7.各部铁件除锈、刷漆；8.导电回路接触电阻测量；有条件时，对主要大负荷隔离开关进行
18、大电流试验；9.防误闭锁装置检修；10 未完善化的刀闸更换轴承座。1.2.2 小修项目1.瓷瓶清扫、检查，绝缘测定；2.操作机构注油、检查；3.各部拉杆检查、螺丝紧固，同期调整；4.传动部分注油；5.接触部分检查，接触点清洗，涂薄层凡士林油；6.已完善化的刀闸，应往轴承座注油孔注二硫化钼；7.接地刀及所属传动部分检查；8. 防误闭锁装置检查。1.3 质量标准1.绝缘子表面应清洁，无裂纹、破损、焊接残留斑点等，瓷铁粘合牢固；2.合闸位置时触头接触压力应足够，触头间的相对位置应符合产品的技术规定；3.分闸位置时触头间的净距或拉开角度应符合产品的技术规定；4.同相各绝缘子柱的中心线应在同一垂直平面内
19、，相间连杆应在同一水平线上，相间距离与设计要求之差不应大于 5 毫米；5.传动部分动作灵活，操作轻便，应涂以适合当地气候条件的润滑脂；6.接触点以 0.0510 毫米塞尺检查，对线接触的刀闸应塞不进去；对面接触的刀闸，接触面宽度 50 毫米以下时，不应塞入 4 毫米；接触面宽度在 60 毫米及以上时，不应塞入 6 毫米；7.各接触表面应清洁、平整，无氧化膜，并涂以薄层中性凡士林油；载流部分的可挠连接不得有折损；8.隔离开关各部件应用镀锌或烧兰的罗丝、垫圈及开口销等，防止生锈；9.均压环应安装牢固；10.大修后测量导电回路的接触电阻，应符合厂家规定；11.对负荷较大的重要隔离开关，大修后应施加额
20、定电流试验半小时，无发热情形；12.油漆完整，相色标志正确，接触良好，接地刀把手上涂以黑色油漆；13.防误闭锁装置动作灵活，准确可靠，接地刀刃与主触头角的机械闭锁应准确、可靠。2.1.10KV 隔离开关 GN6、GN8、GN19 小修项目1.瓷瓶清扫、检查，绝缘测定；2.操作机构注油、检查；3.各部拉杆检查、螺丝紧固，同期调整；4.传动部分注油；5.接触部分检查，接触点清洗，涂薄层凡士林油；6. 防误闭锁装置检查。66KV 消弧线圈1.1 消弧线圈的小修项目1.检查并消除已发现的缺陷；2.检查并拧紧套管引出线的接头；3.放出储油柜中的污泥，检查油位计；4.消弧线圈油保护装置及放油活门的检修；5
21、.储油柜、安全气道及其保护膜的检修；6.套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查，瓷绝缘的检查、清扫；7.各种保护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验；8.有载调压开关的检修；9.油箱及附件的检修、除垢和涂漆；10.进行规定的测量和试验。电容器1.1 电容器的小修项目1.瓷瓶清扫检查；2.接线端子检查；3.熔丝管检查；4.油箱外部检查；5.绝保试验。有载调压1.1 有载调压检修周期1.1.1 小修每年 1 次；1.1.2 新投运主变的有载调压应在 12 年内吊芯检查；1.1.3 吴江产开关动作 2000 次，遵义、华明、MR、产开关动作 3000 次应吊芯检查；1.2 有载调压小修项目（V 型、M
22、 型）1.2.1 机械传动部位与传动齿轮盒的检查与加油；1.2.2 检查机构箱密封与防尘情况；1.2.3 检查电气控制回路各接点接触是否良好；1.2.4 检查机械传动部位联接是否良好，是否有适量的润滑油；1.2.5 使用 5001000V 兆欧表测量电气回路绝缘电阻值；1.2.6 刹车电磁铁的刹车皮应保持干燥，不可涂油；1.2.7 检查加热器是否良好；1.2.8 手摇及远方电气控制正反二个方向至少操作各 1 个分接变换。1.3 有载调压大修项目（M 型）1.3.1 分接开关吊芯检查、维修、调试；1.3.2 分接开关油室的清洗、检漏与维修；1.3.3 驱动机构检查、清扫维护；1.3.4 储油柜及
23、其附件的检查；1.3.5 继电器装置检查；1.3.6 自动控制装置的检查；1.3.7 储油柜及油室中绝缘油的处理；1.3.8 电气控制回路检查、维修与调式；1.3.9 分接开关与电动机构的联结校验与调试；1.3.10 电动机构箱的检查与清扫。1.4 有载调压大修项目（V 型）1.4.1 检查各紧固件是否松动；1.4.2 检查快速机构的主弹簧、复位弹簧、爪卡是否变形或断裂；1.4.3 检查各触头编织软连接线有无断股；1.4.4 检查切换开关、静触头的烧损程度；1.4.5 检查过渡电阻是否有断裂，同时测量直流电阻，其阻值与产品出厂铭牌数据相比，其偏差值不大于正负 10%；1.4.6 测量每相单、双数与中性引出点间的回路电阻，其阻值应符合要求；1.4.7 测量切换动、静触头的动作顺序，全部动作顺序应符合产品技术要求；1.4.8 电动机构箱的检查与清扫。
