最新《标准规范》SHS 06002-2004 变压器、互感器维护检修规程.doc

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1、第二篇 变压器、互感器维护检修规程SHS-06002-2004目 次第一章 总则第二章 油浸式电力变压器（含消弧线圈）第三章 干式变压器第四章 防爆电脱盐变压器第五章 感应高压变压器第六章 6220kV电力互感器和电流互感器56 第一章 总 则1.1 主题内容与适用范围1.1.1主题内容本规程规定了变压器、调压器及互感器等设备的小修、大修周期、项目及质量标准，定期检查项目用技术要求、常见故障及处理、检修后交接程序及验收。1.1.2适用范围本规程适用大庆石化公司1kV及以上油浸电力变压器、35kV及以下干式变压器、防爆电脱盐变压器、油浸感应变压器及6220kV电力互感器和电流互感器和电压互感器的

2、维护和检修。未编入本规程的其他变压器和互感器可参照本规程编制本单位现场维护检修规程。1.2 编写修订依据本规程编写修订依据国家标准电力装置安装工程施工及验收规范（GBJ14890）、中华人民共和国电力行业标准电力设备预防性试验规程（DL/T5961996）。本规程编写参考了国家标准电力变压器（GB109485）及部分制造厂家的安装使用说明书。1.3 检修前的准备1.3.1根据设备状况，确定检修内容，编制检修计划、进度方案。1.3.2组织好检修人员，进行技术交底，完善检修方案，明确检修任务。1.3.3备好检修设备、材料、工器具、备品备件及文明、安全检修所用物品。1.3.4做好安全措施，办好工作票

3、、动火票等。1.4 交接与验收1.4.1交接内容检修单位向主管单位交付检修记录、试验调整记录、试运记录、检修图纸及其他资料等。1.4.2验收程序及要求1.4.2.1各单位根据实际情况进行分级验收。1.4.2.2主管部门组织有关人员对设备的检修项目和设备缺陷的消除情况，按完好设备标准检修质量标准进行检查验收，做出是否投运的明确结论，并分级确认签字。1.5说明本规程各项规定标准凡低于国家标准的，按国家标准执行。 第二章 油浸式电力变压器（含消弧线圈）2.1 检修周期和项目2.1.1 检修周期（见表2-2-1） 表2-2-1 检修周期检修类别小修大修检修周期1.发电厂、变电所的常规主变压器和厂（所）

4、用变每年1次2. 常规配电变压器1-3年1次3.安装在特别污秽地区的变压器，小修周期应根据现场情况及设备运行情况具体规定1.发电厂和变电所的主变压器，发电厂的主要厂用变压器和主要变电所的所用变，应按照厂家规定进行大修2.其他如未超过正常过负荷运行的变压器，按照厂家规定进行大修；充氮与胶囊密封的变压器可适当延长大修间隔3.对于密封式的变压器，经过预防性试验和运行情况判明有内部故障时才进行大修4.运行中变压器发现异常情况或经验判明有内部故障时应提前进行大修5.在大容量电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，应考虑进行吊芯检查或大修注： 变压器冷却装置的检修周期为：水冷器每1-2年检修1次；风冷却

5、器随本体大修或有必要时进行；风扇、油泵、水泵及其电动机每年检修1次；操作控制箱的检修结合主变大小修时进行。 60kV及以上电压等级的高压套管的检修周期，应根据电气试验及密封材料老化情况自行规定。 新投入的有载调压变压器的分接开关，在达到制造厂规定的操作次数后，应将分解开关取出检修，以后可按设备运行情况自行检修。2.1.2 检修项目2.1.2.1 小修项目a.检查并拧紧套管引出线的接头；b.放出储油柜中的污泥，检查油位计；c.净油器及放油阀的检查；d.冷却器、储油柜、安全气道及其保护膜的检查；e.套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查，瓷绝缘的检查、清扫；f.检查各种保护装置、测量装置及操作控制箱，

6、并进行试验；g.检查有载或无载分接开关；h.充油套管及本体补充变压器油；i.检查接地装置；j.油箱及附件检查防腐；k.检查并消除已发现而就地能消除的缺陷；l.进行规定的测量和试验。2.1.2.2 大修项目（见表2-2-2） 表2-2-2 大修项目部件名称一般项目特殊项目常修项目不常修项目外壳及绝缘油1.检查和清扫外壳，包括本体、大盖、衬垫、储油柜、散热器、阀门、安全气道、滚轮等，消除渗漏2.检查清扫再生装置，更换或补充干燥剂3.根据油质情况，过滤变压器油4.检查接地装置5.变压器外壳防腐6.本体做油压试验1.拆下散热器进行补焊及油压试验2.焊接外壳1.更换变压器油2.更换散热器3.加装油再生装

7、置4.加装气体在线监测装置铁芯及线圈1.吊芯进行内部检查2.检查铁芯、铁芯接地情况及穿芯螺栓的绝缘状况3.检查及清理线圈及线圈压紧装置、垫块、引线、各部分螺栓、油路及接线板密封式变压器吊芯1.更换部分线圈或修理线圈2.修理铁芯3.干燥线圈冷却系统1.检查风扇电动机及其控制回路2.检查强迫油循环泵、电动机及其管路、阀门等装置 3.检查清理冷却器及水冷却系统，包括水管道、阀门等装置，进行冷却器的水压试验 4.清除漏油、漏水 1改变冷却方式（如增加强迫油循环装置等） 2.更换泵或电动机 3.更换冷油器铜管分接头切换调压装置1.检查并修理有载或无载分接头切换装置，包括附加电抗器、定触点、动触点及其传动

8、机构2.检查并修理有载分接头的控制装置，包括电动机、传动机械及其全部操作回路 1. 更换传动机械零件 2.更换分接头切换装置 续表部件名称一般项目特殊项目常修项目不常修项目套管1.检查并清扫全部套管2.检查充油式套管的油质情况，必要时更换绝缘油3.检查相序应正确，相色清晰套管解体检修1.更换套管2.改进套管结构其他1.检查并校验温控器2.检查空气干燥器及干燥剂3.检查及清扫油位计4.检查及校验仪表、继电保护装置、控制信号装置及其二次回路5.进行规定的测量和试验6.检查并清扫变压器电气连接系统的配电装置及电缆7.检查充氮保护装置8.检查胶囊老化及吸收管畅通情况检查并清扫事故排油装置充氮保护装置补

9、充或更换氮气2.2 检修质量标准2.2.1 吊芯要求2.2.1.1 吊芯工作不应在雨雪天气或相对湿度大于75%的条件下进行，事先做好铁芯的防潮、防尘措施。2.2.1.2 吊芯时周围空气温度不宜低于0，变压器器身温度（即上铁轭测得温度）不宜低于周围空气温度，当器身温度低于周围空气温度时，宜将变压器加热，使其器身温度高于周围环境温度10左右，方可吊芯。2.2.1.3 为防止受潮，应尽量缩短铁芯在空气中暴露的时间，从放油开始时算起，至注油开始为止，铁芯与空气接触时间不应超过下列规定。a 空气相对湿度不大于65%时为16h；b 空气相对湿度不大于75%时为12h。2.2.2 铁芯检修2.2.2.1 铁

10、芯表面清洁、无油垢、无锈蚀、铁芯紧密整齐，无过热变色等现象。2.2.2.2 铁芯接地良好，且只有一点接地。2.2.2.3 所有穿芯螺栓应紧固，用1000V或2500V兆欧表测量穿芯螺栓与铁芯以及轭铁夹件之间的绝缘电阻（应拆开接地片），其值不得低于最初测得的绝缘电阻值的50%或其值不小于下列规定。变压器额定电压/kV10及以下20-3540-60110-220绝缘电阻/M257.5202.2.2.4 穿芯螺栓应做交流1000V或直流2500V的耐压试验1min，无闪络、击穿现象。2.2.2.5 各部所有螺栓应紧固，并有防松措施，绝缘螺栓应无损坏，防止松动措施绑扎完好。2.2.3 线圈检修2.2.

11、3.1 线圈表面清洁无垢，油道畅通，上下夹件紧固，绑扎带完整无裂；垫块排列整齐，无松动或断裂。2.2.3.2 各组线圈应排列整齐，间隙均匀，无移动变位；焊接处无熔化及开裂现象。2.2.3.3 线圈绝缘层完整，表面无过热变色，脆裂或击穿等缺陷。2.2.3.4 引出线绝缘良好无变形，包扎紧固无破裂；引线固定牢靠，其固定支架紧固；引出线与套管连接牢靠，接触良好紧密；引出线接线正确，引出线间及对地绝缘距离应符合下列要求：额定电压/kV61035110油中引线沿木质表面最小对地距离/mm3040100380套管导电部分对地的油间隙/mm2530903702.2.4 分接头切换装置的检修2.2.4.1 分

12、接头切换装置的绝缘部分在空气中的暴露时间同本篇2.2.1.3规定。2.2.4.2 分接头切换装置的各分接点与线圈的连接应紧固正确；各分接头应清洁、光滑无烧蚀，在接触位置应接触紧密，弹性良好，用0.05mm塞尺检查，应塞不进去，测量各分接头在接触位置的接触电阻不大于500。2.2.4.3 传动装置操作正确，传动灵活，转动接点应正确地停留在各个位置上，且与指示器所指位置一致；绝缘部件清洁、无损伤、绝缘良好。2.2.5套管的检修2.2.5.1 套管的瓷件应完好，无裂纹、破损或瓷釉损伤，瓷裙外表面无闪络痕迹。2.2.5.2 瓷件与铁件应结合牢固，其胶合处的填料应完整，铁件表面无锈蚀，油漆完好。2.2.

13、5.3 绝缘层包扎紧密无松脱，表面清洁，无老化焦脆现象。2.2.5.4 电容式套管各接合处不得有渗、漏油现象，套管油取样化验符合规定要求，油位计完好，指示正确。2.2.5.5 电容式套管内引出的分压引线良好。2.2.6 冷却系统检修2.2.6.1 冷却风机应清洁、牢固、转动灵活，叶片完好；试运转时应无振动、过热或碰擦等情况，转向应正确；电动机操作回路、开关等绝缘良好。2.2.6.2 强迫油循环系统的油、水管路应完好无渗漏；管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确；阀门及法兰连接处应密封良好。2.2.6.3 强迫油循环泵转向应正确，转动时应无异音、振动和过热现象；其密封应良好，无渗油或进气现象。2.

14、2.6.4 差压继电器、流动继电器应经校验合格，且密封良好，动作可靠。2.2.7 外壳及附件的检修2.2.7.1 油箱及顶盖应清洁，无锈蚀、油垢、渗油。2.2.7.2 储油柜应清洁无渗漏，储油柜中胶囊应完整无破损、无裂纹和渗漏现象；胶囊沿长度方向与储油柜的长轴保持平行，不应扭偏；胶囊口密封应良好，呼吸应畅通。2.2.7.3 油位计批示应正确，玻璃完好透明无裂纹或渗油现象，油面监视线清楚。2.2.7.4 安全气道内壁清洁，隔膜应完好，密封良好。2.2.7.5 吸湿器与储油柜间的连接管密封良好；吸湿剂应干燥，油封油位应在油面线上。2.2.7.6 净油器内部 清洁、无锈蚀及油垢，湿剂应干燥，其滤网的

15、安装位置应正确。2.2.7.7 气体继电器应水平于顶盖安装，顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好，连接管应以变压器顶盖为准保持有2%-4%的升高坡度，不得有急剧的弯曲和相反的斜度。室外变压器的气体继电器防雨设施良好。2.2.7.8 温控器指示正确，信号接点应动作正确、导通良好，表面无裂纹、玻璃清洁透明，密封严密，接线端子牢固，引线绝缘良好。2.2.7.9 各种阀门操作灵活，关闭严密，无渗漏油现象。2.2.7.10 变压器铭牌及编号牌表面清洁平整，参数齐全，字迹清楚。2.2.8 变压器密封及注油2.2.8.1 所有法兰连接面应用耐油橡胶密封垫（圈）密封；密封垫（圈）应无扭曲、

16、变形、裂纹、毛刺；密封垫（圈）应与法兰面的尺寸配合。2.2.8.2 法兰连接面应平整整洁；密封垫应擦拭干净无油迹，安装位置应准确；其搭接处的厚度应与原厚度相同，压缩量不超过其厚度的1/3。2.2.8.3 变压器油必须经试验合格后，方可注入变压器中。注入变压器的油的温度应该等于或低于线圈的温度，以免绝缘受潮。注油后需静置，并不断打开放气塞排气，35kV以下电压等级变压器静置时间为24h；63-110kV电压等级变压器静置时间为36h。静置后需调整油面至相应环境温度的油面。2.2.8.4 220kV及以上变压器应采用真空注油；110kV变压器也宜采用真空注油。真空注油工作应避免在雨天进行，以防潮气

17、侵入。2.2.8.5 储油柜要求充氮保护的应进行充氮，充入的氮气应干燥，纯度及压力应符合制造厂的规定。2.3 试验2.3.1 油浸入式电力变压器的试验周期、项目及标准（见表2-2-3）2.3.2 消弧线圈的试验项目，周期和标准参照表2-2-3中序号1、3、4、6、8、9、21等项进行。2.4 试运2.4.1 变压器在检修结束试运前，应进行全面检查，其项目如下：a 变压器本体、冷却装置及所有附件均无缺陷，且不渗油；b 轮子的制动装置应牢固；c 汪漆完整，相色标志正确，接地可靠；d 变压器顶盖上无遗留杂物；e 事故排油设施完好，消防设施完好；f 储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均应打开，阀

18、门批示正确；g 高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部结构的密封良好；h 储油柜和充油套管的油位应正常；i 电压切换装置的位置应符合要求；有载调压切换装置远方操作应动作可靠，指示位置正确；消弧线圈分接头位置应符合整定要求；j 变压器的相位及接线组别应符合并列运行要求；k 温控器批示正确，整定值符合要求；l 冷却装置试运正常，联动正确，水冷装置的油压应大于水压，强迫油循环的变压器应启动全部冷却装置，进行较长时间循环后，放完残留空气；m 保护装置整定值符合要求，操作及联动试验正确。表2-2-3 油浸式电力变压器的试验周期、项目及标准序号项目周 期标 准说 明1测量线圈的绝缘电阻和吸收比1.小修后

19、2.35kV及以上的主变压器每年1次；35kV以下变压器1-2年1次3.大修前后 1. 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化（参考值见表2-2-4） 2. 吸收比（10-30范围）不低于1.3或极化指数不低于1.51.额定电压1000V以上线圈用2500V兆欧表，其量程一般不低于10000M，1000V以下者用1000V兆欧表。 2.测试时，非被试线圈应接地。2 测量线圈连同套管的泄漏电流1.大修时 2.35kV及以上主变压器每年1次 1.试验电压标准如下：线圈定额电压/kV36-1520-3535以上直流试验电压/kV5102040 2.在高压端读取1min时泄漏电流值

20、 3. 泄漏电流自行规定，但与历年数据相比较应无显著变化（参考值见表2-2-5）续表序号项目周 期标 准说 明3测量非纯瓷套管的介质损耗因数tg和电容值 1大修时 2.对不需拆卸套管即能试验者1-2年1次 1.20时的tg值（%）不应大于下表中数值 2.电容式套管的电容值与出厂实测值或初始值比较，一般不大于10% 3. tg值（%）与出厂实测值或初始值比较不应有显著变化 1.测量时同一线圈的套管均应全部短接 2.与变压器本体油连通的油压式套管可不测tg 3.电容型套管的电容值超过5%时应引起注意时间tg值/% 额定电压/ kV套管形式3563-220大修后充油式32油浸纸电容式-1胶纸式32充

21、胶式22胶纸充胶或充油式2.51.5运行中充油式43油浸纸电容式-1.5胶纸式43充胶式33胶纸充胶或充油式42.5续表序号项目周 期标 准说 明4测量线圈连同套管的直流电阻 1.大修时 2.变换无励磁分接头位置后 3.35kV及以上主变压器每年1次，35kV以下变压器1-2年1次 4.出口短路后 1.1600kVA以上变压器各相线圈电阻相互差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 2. 1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2% 3.测得的相间差与以前（出厂或交接）相应部位相间差比较，其变化也

22、不应大于2% 1.大修后，各侧线圈的所有分接头位置均应测量 2.对无励磁调压1-2年1次的测量和运行中变换分接头位置后只在使用的分接头位置进行测量 3.对有载调压在所有分接头位置进行测量 4.所规定的标准系数系参考引线影响校正后的数值 5.按GB1094-71生产的变压器其标准仍以630kVA为分界线5测量铁芯（带引外接地）对地绝缘电阻 1.大修时 2.35kV及以上主变压器每年1次，35kV以下变压器1-2年1次 绝缘电阻自行规定 1.用1000V兆欧表 2.运行中发生异常时可测量接地回路电流续表序号项目周 期标 准说 明6油中溶解气体的色谱分析220kV和120000kVA及以上主变压器6

23、个月1次，35kV及以上或8000kVA及以上变压器每年1次，其他变压器自行规定 1.油内含氢和烃类气体超过下列任一值时应引起注意 1.总烃是指甲烷、乙烷、乙烯和乙炔四种气体总和 2.气体含量达到引起注意值时，可结合产气速率来判断有无内部故障，并加强监视 3.新设备及大修后的设备投运前应做一次检测，投运后在短期内应多次检测，以判断设备是否正常气体种类总烃乙炔氢气含量/(L/L）1505150 当一种或几种溶解气体的含量超过上表中数值时，可利用附录判断故障性质 2.总烃的产气速率在0.25mL/h（开放式)和0.5mL/h（密闭式）或相对产气速率大于10%/月时可判定为设备内部故障7线圈连同套管

24、一起的交流耐压试验 1.大修后 2.更换线圈后 3.必要时 1.全部更换线圈后，一般应按表2-2-6中出厂标准进行，局部更换线圈后按表2-2-6中大修标准进行 2.非标准系列产品，标准不明的未全部更换线圈的变压器，交流耐压试验电压应按过去的试验电压，但不得低于下表值： 1.大修后线圈额定电压为110kV以下且容量为8000kVA及以上者应进行，其他自行规定 2.110kV及以上变压器更换线圈后可采用倍频感应法或操作波进行耐压试验（操作波试验波形、电压值见表2-2-7）线圈额定电压/kV0.5236103560试验电压/kV2813192664105 3.出厂试验电压与表2-2-6中的标准不同的

25、试验电压，应按出厂试验电压的85%进行，但均不得低于上表中相应值续表序号项目周 期标 准说 明8测量线圈连同套管一起的介质损耗因数tg1. 大修后 2.必要时1. tg（%）应不大于下列值 1.容量为3150kVA 及以上的变压器应进行测量 2.非被试线圈应接地（采用M型试验器时应屏蔽）tg值/ 温度/ %高压线圈电压等级1020304050607035kV及以上1152346835kV及以下152346811 同一变压器低压和中压线圈的tg标准与高压线圈相同 2. tg值（%）与历年的数值比较不应有显著变化9测定轭铁梁和穿芯螺栓间（可接触到的）的绝缘电阻大修时 绝缘电阻自行规定 1.用100

26、0V或2500V兆欧表 2.轭铁梁和穿芯螺栓一端与铁芯相连者，测量时应将连接片断开（不能断开者可不进行）10 检查线圈所有分接头的电压比 1.大修后 2.更换线圈后 3.内部接线变动后1.大修后各相相应分接头的电压比与铭牌值相比不应有显著差别，且应符合规律2.电压35kV以下，电压比小于3的变压器，电压比允许偏差为1%3.其他所有变压器（额定分接头）电压比允许偏差为0.5% 1.更换线圈后，应按制造厂标准测量电压比 2.更换线圈和变动内部接线后每个分接头均应测量电压比 3.其他分接头的电压比在超过标准的允许偏差时，应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但不得超过1%续表序号项目周 期标 准

27、说 明11 校定三相变压器的连接组别和单相变压器引出线的极性 1.更换线圈后 2.内部接线变动后 必须与变压器的标志（铭牌和顶盖上的符合）相符12测量3150kVA及以上变压器在Ue时的空载电流和空载损耗1.更换线圈后2.必要时 与出厂试验值相比无明显变化 1.三相试验无条件时，可作单相全电压试验 2.试验电源波形畸变率应不超过5%13测量变压器额定电流下的阻抗电压和负载损耗 更换线圈后应符合出厂试验值，无明显变化 无条件时可在不小于1/4额定电流下进行测量14 检查有载分接开关的动作情况 1.大修时 2.必要时应符合制造厂的技术条件15 检查相位 1.更换线圈后 2.更换接线后必须与电网相位

28、一致16 额定电压下的冲击合闸试验 1.更换线圈后 2.大修后进行3次，应无异常现象 1.在使用分接头上进行 2.在变压器高压侧加电压试验 3.110kV及以上变压器在中性点接地后方可试验17散热器和油箱密封油压试验 大修回装后对管状和平面油箱采用0.6m的油柱压力，对波状油箱和有散热器油箱采用0.3m的油柱压力，试验持续时间为15min无渗漏18 冷却装置的检查和试验 1.大修时 2.小修时应符合制造厂规定续表序号项目周 期标 准说 明19 检查运行中的热虹吸油再生装置 1.大修时 2.小修时应符合制造厂规定20检查接缝衬垫和法兰连接1.大修时2.小修时 应不漏油，对强迫油循环变压器应不漏气

29、、漏水21油箱和套管中绝缘油试验按表2-2-8的规定进行22油中微量水测量必要时参考值如下：220kV及以下为30L/L以下注：(1)1600kVA及以下变压器试验项目、周期和标准，大修后试验参照表2-2-3中序号1、4、5、7、10、11、15、21进行，预防性试验按序号1、4、21等项进行。(2)油浸电力变压器的绝缘试验，应在充满合格油静置一定时间，待气泡消除后方可进行，一般大容量变压器应静置20h以上（真空注油时可适当缩短），3-10kV者需静置5h以上。(3)油浸变压器进行tg试验时，其允许最高试验电压如下：不论注油或未注油的10kV及以上变压器，试验电压为10kV；10kV以下变压器

30、试验电压不超过额定电压。进行泄漏电流测试时，对于未注油的变压器外施电压可降低为规定试验电压的50%。(4)变压器绝缘温度以变压器上层油温为标准。表2-2-4 线圈绝缘电阻允许值绝缘电阻 温度/允许低值/M高压线圈额定电压/kV10203040506070803-1020-3563-22045060012003004008002002705401301803609012024060801604050100253570表2-2-5 线圈连同套管的泄漏电流允许值额定电压/kV泄漏电流 温度允许值/A试验电压(峰值)/kV10203040506070802-36-1520-3563-330510204

31、011223388173350502550747439771111115511216716783166250250125250400400170240570570表2-2-6 线圈连同套管一起的交流耐压试验额定电压/kV36101520354460110154220最高工作电压/kV3.56.911.517.52340.550.669126177252交流耐压试验电压/kV出 厂18253545558595140200400交接及大修15213038477281120170(195)(270)340注：(1)括号中数值适用于小接地短路电流系统。 (2)电力变压器的500V以下的线圈绝缘交流耐压

32、试验电压，出厂为5kV,大修为4kV。表2-2-7 操作波试验波形、电压值电压等级/kV工频Imin耐压/kV折算至操作波(峰值)/kV推荐的操作波耐压值(峰值)/kV大修更换线圈后的操作波耐压值(峰值)/kV601102201402004002683827652703757502700.853750.857500.85注：波形为100（波头时间）1000（0%持续时间）200（90%持续时间） s，负极性3次。表2-2-8 油箱和套管中绝缘油试验序号项目周期标 准新油及再生油运行中油15透明度 验收新油及再生油或安装的电气设备的绝缘油透明2氢氧化钠试验不大于2级3安定性氧化后酸值不应大于0.

33、2mg(KOH)/g（油）安定性氧化后沉淀物不大于0.05%4运动粘度必要时不应大于下列值温度/2050运动粘度/cSt309.65凝点必要时不高于下列值/DB-10DB-25DB-45-10-25-456酸值 1.35kV以下电气设备3年1次 2.5600kVA以上主变压器、厂用变压器、35kV以上设备每年1次 3.设备大修前后 4.用油量少的设备周期自行规定可用换油代替不应大于0.03 mg(KOH)/g（油）不应大于0.1mg(KOH)/g（油）7水溶性酸和碱无PH值4.28闪点不低于下列值/DB-10DB-25DB-451401401359机械杂质无无10水分无无11游离碳无无12电气

34、强度试验 1.用于15kV及以下者不小于25kV 2.用于20-35kV者不小于35kV 3.用于63-220kV者不小于40kV用于15kV及以下者不小于20Kv用于20-35kV者不小于30kV用于63-220kV者不小于35kV续表序号项目周期标 准新油及再生油运行中油13 测量介质损耗因数tg 1.必要时 2.注入设备前后 注入前的油：90时不应大于0.5% 注入后的油：70时不应大于0.5%70不应大于2%14羧基含量 必要时不大于0.28mg/g（油）15表面张力不小于1510-5 N/cm16混油试验 不同油混合前 符合下列标准时可以混合使用： 1.两种运行中油混合时，混合油质量

35、不应劣于其中安定性较差的一种 2.新油与运行中油混合时，混合油质量不应劣于运行中油的质量 注：当油质逐渐老化，水溶性酸PH值接近4.2或酸值接近0.1mg(KOH)/g（油）时，方进行14、15、16等项试验。 2.4.2 变压器起动试运行，应使变压器带一定负荷（可能的最大负荷）运行24h。2.4.3 变压器试运行时应按规定进行下列检查：a. 变压器并列前应先核对相位，相位应正确；b. 变压器第一次投入时，可全电压冲击合闸；110kV及以上变压器如有条件应从零起升压；冲击合闸时，变压器应从高压侧投入；c. 第一次受电后，持续时间不小于10min，变压器应无异常情况；d. 变压器应进行3次全电压

36、冲击合闸，应无异常情况；励磁涌流不应引起保护装置的误动；e. 带电后，检查变压器及冷却装置所有焊缝和连接面，不应有渗油现象。2.5 维护与故障处理2.5.1 检查周期a. 发电厂和经常有人值班的变电所内的变压器每班至少检查2次，无人值班的变电所内的变压器应每天检查1次；b. 在气候突变，雷雨天气应进行特殊巡检，当瓦斯继电器发生信号时，应进行外部检查，并放气；c. 根据现场情况（尘土、污秽、大雾、结冰等）应相应增加检查次数，并写入现场规程内。2.5.2 检查项目与标准a. 运行的电压、电流正常；b. 储油柜和充油套管的油位、油色均应正常，且不渗漏油；c. 套管外部应清洁、无破损裂纹、无放电痕迹及

37、其他异常现象；d. 变压器声音正常，本体无渗油、漏油、吸湿器应完好，呼吸畅通、吸湿剂应有效；e. 运行中的各冷却器温度应相近，油温正常，管道阀门开闭正确，风扇、油泵、水泵转动均应正常；f. 水冷却器的油压应大于水压，从旋塞放水检查应无油迹；g. 引线接头、电缆、母线应无发热现象；h. 安全气道及保护膜应完好无损；i. 瓦斯继电器内应无气体，继电器与储油柜间连接阀应打开；j. 变压器室的门窗应完整，房屋应无漏水、渗水，空气温度应适宜，照明和通风设施良好；k. 净油器及其他油保护装置的工作状况应正常；l. 有载分接头开关位置指示应正确；m. 消防设施齐全完好，事故排油设施完好；n. 根据变压器的结

38、构特点，还应在现场规程中补充需检查的项目。2.5.3 变压器内油样的定期化验及更换a. 变压器密封式套管内装的油、有载分接开关接触器吊筒内装的油与变压器油箱内装的油是分开的，应分别取油样；b. 变压器油箱内装的油每6个月取油样化验1次，有载分接开关吊筒内装的油应每3个月取油样化验1次，密封式套管内装的油，应每1-2年取油样化验1次，有开载分接开关吊筒内装的油，当切换次数超过2500次时必须换油，在1年内次数不到2500次时，也需换1次油；c. 变压器发生事故后，必须取油样体验。2.5.4 常见故障与处理（见表2-2-9）表2-2-9 常见故障与处理序号故障现象故障原因处理方法1 电压升高时内部

39、有轻微放电声接地片断裂 吊出器身检查并修复接地片2线圈绝缘电阻下降线圈受潮 对线圈进行干燥处理3 铁芯响声不正常 铁芯迭片中缺片或多片 铁芯油道中或夹件下面松动 铁芯紧固零件松动 补片或抽片，确保铁芯夹紧 将自由端用纸板塞紧压住检查紧固件并予紧固4 气体继电器信号回路动作铁芯片间绝缘损坏穿芯螺栓绝缘损坏铁芯接地方法不正确造成短路 吊出器身检查并修复铁芯片间绝缘损坏处 更换或修复穿芯螺栓更换接地方法5 气体继电器跳闸回路动作 线圈匝间绝缘 线圈断线 线圈对地击穿 线圈相间短路 吊出器身进行全面检查，修复损坏部位，消除故障点6绝缘油油质变坏 变压器内部故障 油中水分杂质超标 吊出器身检查 过滤或更

40、换绝缘油7 套管对地击穿 瓷件表面较脏或有裂纹清扫或更换套管8 套管间放电 套管间有杂物存在 检查并清除套管间杂物9 分接开关触头表面灼伤 结构与装配上有缺陷，如接触不可靠、弹簧压力不够等检查并调整分接开关10 分接开关相间触头放电或各分接头放电 过电压作用，变压器内有灰尘或绝缘受潮 吊芯检查，清除变压器内灰尘或对绝缘进行干燥11 油冷却器的差压开关动作 油压和水压的范围超过规定值 检查油系统和水系统的压力和流量使其恢复正常值附 录判断故障性质的特征气体法序号故障性质特征气体的特点123一般过热性故障严重过热性故障局部放电 总烃较高，C2H25L/L 总烃高， C2H2100L/L，CH4占总烃中的主要成分4 火花放电 总烃不高，C2H210L/L，H2较高5电弧放电 总烃高，C2H2高并构成总烃的主要成分，H2含量较高注：当H2含量增大，而其他组分不增加时，可能是由于设备进水或有气泡引起水和铁的化学反应，或在高电场强度作用下，水或气体分子的分解或电晕作用而产生。第三章 干式变压器3.1 检修周期和项目3.1.1 检修周期检修周期1-3年3.1.2 检修项目a. 清扫变压器外箱内外灰尘、污垢等；b. 检查变压器外箱；c. 检查瓷瓶及接线板等电气连接部分；d.