110kV电力变压器大修作业指导书.doc
110kV电力变压器大修作业指导书1 目的 为规范110kV变压器大修的工作人员的作业程序，确保大修质量达到规定标准，特编写本指导书。2 适用范围适用于110kV电力变压器大修的过程指导。3 规范性引用文件DL/408-91 电业安全工作规程DL/T573-95 电力变压器检修导则DL/T572-95 电力变压器运行规程ISO14001-1996 环境管理体系 规范及使用指南ISO9000-2000 质量管理体系 基础和术语ISO9001-2000 质量管理体系 要求GB/T 1-12000 标准化工作导则GB/T28001-2001 职业健康安全管理体系 规范DL/T600-1996 电力标准编写的基本规定中电联技经200212号 电力建设工程预算定额第三册电气设备安装工程（2002年版）4 技术术语 变压器大修：就是指将变压器解体，吊罩检修，包括对变压器芯体、附件等内外部分项目进行检查与修理。5 安全措施5.1安全注意事项5.1.1 认真执行安全规程及工作票所列安全措施。5.1.2 进入现场必须穿工作服、绝缘鞋、戴安全帽、高处作业必须系安全带。5.1.3 在变压器器身上检修必须穿干净软底鞋和专用工作服。5.1.4 工作现场保持清洁，严禁烟火并备好消防器材。5.1.5 严禁上下抛掷工、器具。5.1.6 起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号。5.1.7 根据变压器钟罩的重量选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千 斤顶、枕木等。5.1.8 起重前应先拆除影响起重工作的各种连接。5.1.9 起吊变压器整体或钟罩时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放衬垫； 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。5.1.10 起吊时钢丝绳的夹角不应大于60度，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套。5.1.11 起吊或落回钟罩时，应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳。5.1.13 起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜。5.1.14 起吊或落回钟罩时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间 隙，防止碰伤器身。5.1.15 当钟罩因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施。5.1.16 吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止斜倒损坏瓷件。5.1.17 吊车起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与邻近带电设备的安全距离，并设专人监护。5.2 危险点及控制措施(见表1)；表1 危险点及控制措施序号作业内容危 险 点控 制 措 施制订依据一大型施工器材在施工现场搬运1.吊车在高压设备区行走时误触带电体1.1 吊车在进入高压设备区前，工作负责人会同吊车司机踏查和确定吊车的行走路线，核对吊车与带电体的安全距离，明确带电部位、工作地点和安全注意事项。1.2 吊车在高压设备区行走时，必须设专人监护和引导。2.吊车在起吊作业中误触带电体2.1 工作前，工作负责人要向吊车司机讲明作业现场周围临近的带电部位，确定吊臂和重物的活动范围及回转方向。2.2 起吊作业必须得到指挥人的许可，并确保与带电体的安全距离：不小于4m。3.器材起吊和放置过程中砸、撞伤作业人员3.1 由专人指挥，指挥方式须明确、准确。3.2 工作人员不得站在吊臂和重物的下面及重物移动的前方。3.3 控制起吊和转动速度，保证起吊和移动平稳。3.4 吊车的支撑腿必须稳固，受力均匀。3.5 重物起吊前，工作负责人必须认真检查其悬挂情况，起吊和下落过程中，作业人员不经工作负责人的许可不得擅自从事工作。3.6 钢丝绳荷重，需保证其安全系数，根据吊车吊臂角度确定荷载，不得超载使用。安规热机692、693、731条二变压器一、二次引线拆除和恢复（包括主变压器一次水平引线）1.拆装引线时碰伤1.1 工作时应戴手套和正确选用工具。2.引线脱落、动荡、碰伤作业人员2.1 引线拆、装时，用传递绳或绝缘杆固定和传递。3.高空坠落摔伤3.1 高处作业人员必须使用安全带，穿防滑性能好的软底鞋。安规热机586条4.打伤4.1 现场作业人员必须戴好安全帽。4.2 起重工器具使用前，需按规定进行检查。4.3 滑轮的悬挂点需牢固，滑轮门闭锁牢靠，钢丝绳套与滑轮间需采取防分离措施。4.4 高处作业人员必须使用工具袋。安规热机587条5.一次水平引线放线过程中或落地后触及带电体5.1 作业时，由专人统一指挥，并加设专责监护人。5.2 用绝缘杆或绝缘绳固定水平引线与刀闸间引线距离，确保其对带电体距离不小于下列数值：35kV, 1.0; 63110kV, 1.5m; 220kV, 3.0m; 330kV, 4m。安规电气12条6.感应电压击伤，引发其他伤害6.1 作业人员必须戴手套，系好安全带。6.2 在有感应电压的场所工作时，应在工作地点加设临时接地线。三检修前后的绝缘试验1.误触试验设备造成触电1.1 清除与试验工作无关的人员。1.2 被试设备周围装设临时遮栏或设专人看守。安规电气231条2.设备试验后的残余电荷电伤，引发其他伤害2.1试验项目完成后，立即将被试设备对地放电。安规电气234条四低压交流回路和二次回路接线拆除和恢复1.低压触电1.1 拉开有载调压装置和冷却系统的电源刀闸，并在刀闸操作把手上挂“禁止合闸，有人工作”牌，取下熔断器。安规电气209条2.交、直流回路短路或接地2.1 二次回路接线拆前做好标记，接线端头随拆即采取绝缘包扎措施。2.2 作业人员和所使用的工具必须与电源部分采取有效的绝缘隔离措施。五附件拆除和安装1.作业人员从器身顶部掉下1.1 在器身顶部作业的人员必须使用安全带。1.2 器身顶部的油污需清擦干净。安规热机584条2.吊装时，附件脱落、摆动、放置不稳固，挤、碰伤作业人员2.1 按标准选用和检查起重工器具。2.2 由专人统一指挥，明确起重工作的指挥方式。2.3 控制吊装速度，保持重物平稳。2.4 重物起吊和下落过程中，作业人员不经工作负责人许可不得擅自从事工作。安规热机687、689条六排油、注油和滤油1.低压触电1.1 低压交流电源应装有漏电保安器。1.2 滤油机电源开关的操作把手需绝缘良好。1.3 接线端子的绝缘护罩齐备，导线的接头须采取绝缘包扎措施。安规热机54条2.上下油罐和设备时，使用梯子不当造成摔伤2.1 梯子须放置稳固，由专人扶持或专梯专用，将梯子与器身等固定物牢固地捆绑在一起。2.2 上下梯子和设备时须清除鞋底的油污。安规热机634、635、637条3.渗、漏油污染地面，滑倒、摔伤作业人员3.1 设专人看管滤油设备，漏油点用容器盛接。3.2 油管接头连接良好，油路密封良好。3.3 作业人员需穿耐油性能好的防滑鞋。4.发生火灾4.1 作业现场严禁吸烟和明火，必须用明火时应办理动火手续，并在现场备足消防器材。4.2 作业现场不得存放易燃易爆品。安规热机177条七吊罩检查1.起重工器具安全载荷选择不当或吊装过程中失灵，被吊件悬挂不牢靠使被吊件脱落，碰、砸伤作业人员1.1 根据被吊件重量，选择起重工器具并经过验算，保证其使用安全系数。1.2 由专人统一指挥，指挥人和吊车司机共同认定指挥方式。1.3 吊绳悬挂、捆绑牢固，吊绳夹角不大于60，被吊件刚一吊起时应再次检查其悬挂和捆绑情况，确认可靠后再继续起吊。安规热机669、683、691条2.被吊件在吊装过程中摆动、抖动，挤、碰伤作业人员2.1 被吊件的四角应系缆绳并指定专人控制。2.2 被吊件和吊车吊臂下严禁站人，作业人员头部和手脚不得放在被吊件下方。安规热机689、693条3.作业人员摔伤3.1 梯子的上端与上夹铁牢固的捆绑在一起。3.2 作业人员需采取稳妥地防滑措施。安规热机636、639条4.用摇表测量绝缘时电击作业人员4.1 测量时暂停其他作业，清除与该项工作无关的人员。4.2 作业人员之间须加强配合，测量时互相呼应。安规热机252、253条6 大修准备6.1 人员组织及分工(见表2)； 表2 人员组织及分工序号项目单位（台）定额工作日劳动组织高级工中级工初级工1大修前准备工作单台15562主变解体单台11015153按大修项目对各部件进行检修单台21015154组装主变单台21015205注油单台15556试验单台25557收尾及交接单台15566.1.1 人员素质要求6.1.1.1 高级工a. 负责直接检修工作，应具备丰富的检修经验，熟知工艺要求及标准，掌握检修项目和方法；b. 负责解决大修中出现的难度较大技术、工艺问题；c. 掌握全面扎实的钳工、电焊、起重等工艺；d. 熟悉设备结构、工作原理、特性、运行情况。6.1.1.2 中级工：a. 掌握一定的电工学知识，具备一定的检修经验；b. 了解检修与安装工艺要求及标准；c. 掌握较扎实的钳工、电焊、起重等工艺；d. 负责对检修工作中出现的技术问题进行组织和协助工作。6.1.1.3 初级工a. 经过初级专业技术培训，掌握一定的电工基础知识；b. 了解检修工艺要求及标准；c. 具有参加相关检修工作的经验。6.1.2 职责和权限6.1.2.1 大修负责人：a. 负责变压器大修工作的技术措施和组织措施，监督工作人员严格执行本作业指导书，确保电力变压器大修质量符合规定要求；b. 负责大修工作中的安全工作；c. 负责填写作业记录报告；d. 具有实施大修工作中的指挥、管理监督、质量监督以及向上一级汇报工作的权利。6.1.2.2 大修工作组成员：a. 服从负责人的领导和指挥，正确地按本作业指导书进行变压器大修工作；b. 认真遵守安全工作规程，确保安全生产；c. 具有对工作质量的自检和互检的权利。6.2 查阅变压器运行记录及相关档案，准备相关资料、图纸和记录；6.3 准备检修设备及工器具（见表3）表3 检修设备及工器具序号工具名称规格型号单位数量备注1吊车8T以上台1根据具体情况配置2油罐10T、6T、3T、1T个各1根据具体情况配置3电动板手套24真空滤油机台15电烙铁300W只16钢板尺150mm把2300mm把17角尺300mm把18水平尺300mm把19游标卡尺0300mm把10125 mm把110布剪子把211铁剪子把112塞尺把113油枪个114油盆大、中、小个315铁油桶15kg个116手电筒把217螺丝刀300mm把418长臂螺丝刀把219电工刀300mm把420半圆锉250mm把221圆锉把422平口钳8寸把223扇嘴钳把224尖嘴钳把225铁锤12磅把l26手锤8磅把12.5磅把427活动扳手450*55 18寸把4350*46 14寸把4300*46 12寸把4150*20 6寸把4100*14 4寸把228梅花扳手842mm套329呆头扳手842mm套330套筒扳手SIZE-32套231导线压接钳16240mm2套132管钳40300mm套188900mm套13333内六角扳手套134手枪电钻把135钻头28、16mm个213、12、1l.5mm个27.2、6.5、5mm个236皮带冲子套137钢锯弓把338高压清洗机套139110kV套管支架个440变压器封板各种规格套141橡胶锤大、小把各142撬棍小根4大根243台钳台144绝缘梯4米把23米把245人字梯2米架246起吊专用吊具套147枕木1818200条2048真空注油时监视箱体变形标尺个249温湿度计只150防雨用具套151电焊机套152氧气、乙炔套16.4 准备消耗材料（见表4）；表4 消耗材料序号物资名称规格型号单位数量备注1变压器耐油胶垫套l2棉纱头kg503白布宽1m米54毛巾条50不脱毛5塑料布kg106砂布0#张207白布带卷58塑料带卷59纹纸带卷1010黑胶布卷511变压器油25#T212汽油93#kg3013酒精工业kg514黄油kg515凡土林中性kg216绝缘漆kg1517调合漆黄、绿、红、黑、银kg各218防锈漆kg219马连根刷子把1020毛刷1寸把1021钢丝刷把522锯条8#根2023镀锌铁丝8#kg2524控制电缆64mm2米10025变色硅胶kg1526白硅胶吨0.527肥皂块428口罩个2529帆布手套付1530保险丝10A卷131螺丝各种规格套若干32清壳纸板1.5mmkg22mmkg33mmkg433蝶阀80、25个各46.5 现场布置（包括防火设施、防雨、防尘、防潮、照明、场地布置）。7 大修周期7.1 一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。7.2 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。7.3 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。7.4 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。8 工期定额 大修工期：910天（详见表2）9 设备主要技术参数（见附录）10 大修流程 开始大修前电气试验排油滤油及油化试验拆卸变压器附件（有载绝缘筒与钟罩脱离）吊罩有载调压开关大修器身内部检查、试验及缺陷处理钟罩、附件检查及缺陷处理更换所有密封件钟罩及附件复装本体注油整组密封试验补充油至运行油位，静置24h油样试验、整组调试电气试验终止准备工作 办理工作票及安全措施收尾工作11 大修项目、工艺要求和质量标准 11.1 大修项目11.1.1 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；11.1.2 绕阻、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；11.1.3 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；11.1.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；11.1.5 冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；11.1.6 安全保护装置的检修；11.1.7 油保护装置的检修；11.1.8 测温装置的校验；11.1.9 操作控制箱的检修和试验；11.1.10 无励磁分接开关和有载分接开关的检修；11.1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏；11.1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理；11.1.13 变压器油的处理或换油；11.1.14 清扫油箱并进行喷涂油漆；11.1.15 大修的试验和试运行。11.2 作业项目、工艺要求及质量标准（见表5）表5作业项目、工艺要求及质量标准序号名称具体内容工艺要求及质量标准存在危害1开始2准备工作21准备工器具、材料及安全工器具2.1.1按照表3、表4要求准备工器具、材料和安全工器具并进行检查。1）工器具、材料应进行检查，安全工器具须有能证明试验合格的标签或试验报告。人员压伤材料损坏工具损坏3.办理工作票及安全措施1）办理变电站第一（二）种工作票，需提前一天送至变电站。4.大修前电气试验1）按电气装置安装工程电气设备交接试验标准进行。误触试验设备造成触电残余电荷电伤5. 排油5.1有载调压开关及本体同时排油，并进行油过滤1）油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水份；2）有载调压分接开关放油，过滤合格后注入油罐密封；3）主变本体放油，过滤合格后注入油罐密封；4）油枕应检查油位计指示是否正确；5）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注油时为止。上下油罐和设备时，使用梯子不当造成摔伤低压触电渗、漏油污染地面，滑倒、摔伤作业人员发生火灾污染环境5.2部分排油至合适位置1）放油至箱盖以下200mm。排油过多引起铁芯受潮6. 拆卸变压器附件6.1 一次及二次接线拆除1）螺丝分类保存、线头做好标记，二次电缆标志保存完整。引线碰伤高空坠落摔伤引线误触带电体感应电压击伤6.2拆除主变附件6.2.1拆除套管、储油柜、升高座、压力释放阀1）拆高、中、低压及中性点、接地套管，llOkV套管应安装在专用架上，35kV套管应放在干净、干燥的地方，两端包扎好；2）拆储油柜及支架，拆下油枕应平稳放置，管口用法兰板封堵；3）拆升高座，两端用盖板密封；4）拆压力释放器，用干塑料布包扎。高空坠落摔伤附件脱落、摆动、放置不稳固，挤、碰伤作业人员吊车作业中误触带电体受潮6.2.2拆除联管、气体继电器、温度计1）拆除联管，两端用干净塑料布包扎；2）拆气体继电器，电缆头应做好标记；3）拆温度计，用干净塑料布包扎。6.3 继续排油6.3.1本体及有载调压开关油室全部排油 污染环境6.4拆卸散热器、净油器6.4.1拆除风扇和电缆1）电缆头做好标记。高空坠落摔伤附件脱落、摆动、放置不稳固，挤、碰伤作业人员6.4.2拆除散热器1）应平稳放置，管口用法兰板封堵。6.4.3拆除净油器1）放油后，用干净塑料布将两端包好，平稳放置。6.5拆除调压开关，有载绝缘筒体与变压器分离6.5.1拆除无载开关操作杆1）插头用干净塑料布包扎；2）做好标记（头部安装位置及相序）。起吊碰坏设备6.5.2拆除有载开关电动机构与分接开关的水平连杆1）将有载开关档位置于工作整定位置。6.5.3拆除有载开关上盖1）妥善保存固定螺丝。6.5.4拆除切换开关绝缘筒固定螺丝，将绝缘筒下放到油箱内有载开关支架上1）拆除切换开关绝缘筒固定螺丝前须用有载开关专用吊具将绝缘筒吊住。7吊罩7.1拆除大盖连接螺栓1）拆沿箱螺栓，清点数量，妥善保管。电动扳手外壳漏电7.2起吊钟罩1）起吊设专人指挥和专人监护；2）起吊前应确认无任何影响起吊的连接；3）安装起吊钢丝绳，要求牢固、安全、可靠，钢丝绳的夹角不应大于60；4）钢丝绳应挂在专用起吊位置，遇棱角处放置衬垫；5）起吊四角应系缆绳，设专人扶持；6）起吊速度应均匀、缓慢，吊起100mm左右应停止检查，无异常后继续起吊；起吊钟罩，平稳放在枕木上。吊车作业中误触带电体吊件脱落，碰、砸伤作业人员.吊件摆动、抖动，挤、碰伤作业人员作业人员摔伤8.有载调压开关大修1）按有载调压开关检修指导书进行。9.器身内部检查、试验及缺陷处理9.1器身检查9.1.1绕组、引线、磁（电）屏蔽检查1）检查相间隔板和围屏(宜解开一相)，应无破损、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；2）检查绕组表面，应清洁，匝绝缘无破损；3）检查绕组各部垫块应无位移和松动情况；4）检查绕组绝缘，应无破损，油道应无被绝缘、油垢或杂物(如硅胶粉末)堵塞现象，绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理；5）用手指按压绕组表面检查其绝缘状态；6）检查引线，外观应无损伤，包层无老化，支架牢固无松动， 引线接头焊接处表面光洁，包金属屏蔽层后再加包绝缘，无异常；7）磁（电）屏蔽应绝缘良好，接地可靠。作业人员摔伤9.1.2铁芯、压钉、压板、接地片检查1）检查铁芯外观，应无变形、碰伤、过热现象，各部表面应无油垢和杂质、片间无短路、搭缝间隙符合要求；2）检查铁芯油道，应清洁无积污物。9.1.3穿芯螺杆、夹件、拉带、绑带检查1）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；2）用专用扳手紧固上下铁芯的穿芯螺栓，其绝缘电阻与历次试验比较应无明显变化；3）测量穿芯螺栓绝缘电阻。9.2 器身绝缘试验1）按电力设备交接和预防性试验规程进行。误触试验设备造成触电残余电荷电伤10.钟罩、附件检修及缺陷处理10.1钟罩及附件检修10.1.1钟罩检修1）检查钟罩焊接点，对渗漏点进行补焊，消除渗漏点；2）清理下节油箱，用合格变压器油冲洗至无积物；3）检查钟罩内部油漆情况，对脱漆和锈蚀部位处理，使漆膜完整，附着牢固；4）检查钟罩(或油箱)法兰结合面，应清洁平整，发现沟痕，应补焊磨平。作业人员摔伤10.1.2冷却器检修 1）清扫冷却器表面；2） 冷却器试漏和内部冲洗，试漏标准：0250275MPa，30min应无渗漏。10.1.3风扇检修1）检查风扇叶片应角度一致，转动平稳，无异响；2）用500V兆欧表测量风扇电机定子线圈绝缘电阻值应05M。10.1.4净油器检修1）检查净油器滤网应完整无损伤；2）更换硅胶。10.1.5气体继电器检修1）校验气体继电器，外壳和接口处及引线的密封应良好无渗漏，监视玻璃完整、清洁透明，接点动作灵活可靠。10.1.6套管检修1） 检查套管外观，瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损，、油位计无损伤，油位适中；2） 套管内壁清理，表面应光亮，无伤痕异物；3） 高压套管真空换油(油质应符合GB766587的规定)。瓷套碎裂受潮人员砸伤10.1.7油枕检修1）用合格油冲洗干净油枕内部；2）检查隔膜、胶囊应无破裂、渗油，如损坏则进行处理或更换；波纹膨胀器油枕检查波纹片焊缝，如有渗漏，则需更换； 3）呼吸器检查，应无渗油，更换硅胶；4）油位计检查，玻璃无破损，指针无卡涩。进入杂质10.1.8升高座检修1）冲洗内部，应无积污物。2）测量电流互感器变比和伏安特性，应符合制造厂规定标准。10.1.9安全装置检修1）防爆管检查，玻璃膜应无破损，弯脖处无积水；2）压力释放阀检查，清扫护罩和导流罩，检查各部连接；3）螺栓及压力弹簧，微动开关触点应接触良好，信号正确。10.1.10测温装置检修1）温度表校验；2）远方测温表校验；3）检查两个温限回路。10.1.11冷却器控制箱检修1）清扫控制箱内灰尘及杂物；2）检查各元器件有无烧损或接触不良，必要时进行更换；3）检查接线有无松动；4）检查控制箱密封情况并更换密封衬垫。10.1.12管道阀门检修1）检查所有阀门，更换密封胶垫，应密封良好，无渗油；2）检查所有油管道，应无积污物。11. 更换密封胶垫更换所有部件的密封件1）密封胶垫压缩量为原厚度的1/3。12钟罩及附件复装12.1 钟罩复装1）更换胶垫，钟罩起吊装回；2）复装过程实施与起吊过程同样的监控；3）四周螺栓紧固均衡。人员砸伤12.2主变附件复装12.2.1冷却器复装1）装冷却器支架，应牢固；2）装冷却器，螺丝紧固均衡，胶垫不偏移；3）接油泵、风扇电源，转向应正确；4）集中冷却器装油管。12.2.2套管复装1）按制造厂要求装高压引线绝缘筒，必须按规定穿过均压环；2）装升高座，紧固均衡，胶垫不偏移；3）装高压套管，油位计方向应正确；4）装中、低压套管，紧固均衡，胶垫不偏移，油位计方向应正确。瓷套碎裂12.2.3油枕复装1）装油枕支架，应牢固；2）装油枕，螺丝紧固均衡，胶垫不偏移；3）装压力释放阀，螺丝紧固均衡，胶垫不偏移；4）装呼吸器，更换硅胶；5）按二次端子标志接入油位计装有载分接开关油枕，螺丝紧固均衡，胶垫不偏移。12.2.4压力释放器复装1）螺丝紧固均衡，胶垫不偏移。12.2.5气体继电器复装1）箭头指向储油柜；2）按二次端子标志接入气体继电器。12.2.6油道连管复装1）螺丝紧固均衡，胶垫不偏移。13本体注油13.1变压器底部注油1）从变压器底部以35t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止；污染环境13.2储油柜补油13.2.1从储油柜注油管补油至正常油位1）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。13.2.2胶囊式储油柜的补油1）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。2）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。13.2.3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。13.3排气13.3.1在升高座、套管、散热器、瓦斯继电器、净油器等部位进行排气1）反复多次放气，直至残余气体排尽。14整组密封试验14.1静油柱压力法1）从拱顶（箱盖）起加2m油柱，时间24h14.2充油加压法1）加油压0.035Mpa，时间12h，应无渗漏和损伤14.3渗漏油处理1）若出现渗漏油则处理渗漏15补充油至运行油位，静置24h16油样化验、整组调试16.1 油样化验1）按电力设备交接和预防性试验规程进行。16.2变压器整组调试16.2.1调整检查有载分接开关16.2.2检查冷却器启动运行情况16.2.3气体继电器保护连动试验16.2.4压力释放阀保护连动试验16.2.5检查控制室警报系统17电气试验1）按电力设备交接和预防性试验规程进行。误触试验设备造成触电残余电荷电伤18收尾工作18.1清理现场18.2结束工作票1）工作负责人必须向值班员汇报大修工作完成情况并填写相关记录。19.终止12 大修中可能出现的主要异常现象及对策 主要异常现象对策1.下雨及扬尘1）大修前准备好防雨、防沙尘等器具。2.拆除或安装主变附件时物件掉入主变本体内1）提高检修人员素质；2）工具采取绑扎措施；3）检修人员的工作服口袋内不准带有金属及其它物件。3.吊装时损坏设备1）由专人指挥，指挥方式须明确、准确；2）控制起吊和转动速度，保证起吊和移动平稳；3）设立专门吊装监护人。4.组装完毕密封不严漏油1）把握好关键部位密封胶垫（或胶圈）的复装； 2）密封胶垫（或胶圈）质量过关。13 大修后的验收与交接 变压器在大修竣工后应及时清理现场，整理记录、资料、图纸，清理材料、进行核算，提交竣工、验收报告，并按照验收规定组织现场验收。13.1 运行部门移交的资料13.1.1 变压器大修总结报告见附录；13.1.2 现场干燥、检修记录；13.1.3 全部试验报告(包括高压绝缘、油简化及色谱分析、有载分接开关动作特性及保护、测量元件校验报告等)；13.2 试运行前检查项目；13.2.1 变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺不渗油，油漆完整；13.2.2 滚轮的固定装置应完整；13.2.3 接地可靠（变压器油箱、铁芯和夹件引外）；13.2.4 变压器顶盖上无遗留杂物；13.2.5 储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开”的位置，储油柜油温标示线清晰可见；13.2.6 高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好并涂有电力脂；13.2.7 变压器的储油柜和充油套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内应无气体；13.2.8 有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位；13.2.9 进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体；13.2.10 吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；13.2.11 无励磁分接开关的位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、正确，闭锁装置动作正确，控制盘、操作机构和顶盖上三者分接位置的指示应一致；13.2.12 温度计指示正确，整定值符合要求；13.2.13 冷却装置试运行正常，强油冷却的变压器应启动全部油泵（并测量油泵的负载电流），进行较长时间的循环后，多次排除残余气体；13.2.14 进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验；13.2.15 继电保护装置应经调试整定，动作正确。13.3 试运行变压器试运行时应按下列规定检查：13.3.1 中性点直接接地系统的变压器在进行冲击合闸时，中性点必须接地；13.3.2 气体继电器的重瓦斯必须投跳闸位置；13.3.3 额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起保护装置的误动作；13.3.4 受电后变压器应无异常情况；13.3.5 检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面，不应有渗油现象，变压器无异常振动或放电声；13.3.6 分析比较试运行前后变压器油的色谱数据，应无明显变化；13.3.7 试运行时间，一般不少于24h.附录 附录 设备主要技术参数表主变基本参数序号名称内容1型号2额定容量3额定电压4额定电流5总重6油重7上节油箱重8器身重9制造厂编号10接线图及联结组标号11制造厂名12制造日期13原值14标准代号15产品代号16绝缘水平主变有载调压开关基本参数1型号2编号3级电压4额定电压5工作电流6调压级数7过渡电阻8配装变压器容量9生产日期10厂家附录 变压器大修总结报告一、报告内容 变电站 号 变压器 型号：电压：结线组：制造厂：出厂号：出厂日期： 年 月 日变压器投入运行日期：
