[电力变压器检修导则]输变电标准宣讲资料

输变电标准宣讲资料

《电力变压器检修导则》

（DL/T573—1995）

中电联标准化中心 标准宣贯小组

二00二年六月 北京

前 言

八十年代末期，即文化大革命结束十年之后，我国工业战线经过拨乱反正，各项工作基本步入正规，许多规程制度也逐步建立起来了。当时电力系统中的一些管理部门和许多基层单位都不约而同地提出，需要制定一部变压器检修规程来指导变压器的检修工作，从而弥补变压器检修规程的空白。同时，我国文革期间制造的变压器在八十年代初期也逐步暴露出许多问题，大型变压器特别是薄绝缘变压器、铝芯变压器在运行中烧毁的事故时有发生，这就进一步增加了编制变压器检修规程的紧迫感。

为了搞好这次变压器检修导则的编写，原能源部电力司决定由东北电管局和华中电管局牵头，编制《电力变压器检修导则》，并于1992年9月在辽宁锦西召开了《导则》编写研讨会。以原东北电管局试行的《电力变压器检修工艺导则》为基础，参考华中电管局颁发的《大型变压器现场检修工艺规程》来完成导则的初稿。

92年10月编写组全体成员集中在河南郑州供电局编写了《导则征求意见稿》，并由郑州供电局打印成册于93年3月发往各省局征求意见。93年5月在昆明召开了“导则”征求意见研讨会，除电力系统各网、省局有关单位参加外，还请了沈阳、西安、保定三大变压器厂的总工艺师参加讨论。经讨论会后，由编写组将《导则征求意见稿》进行修改整理。当年10月在吉林电业局召开了《导则初审稿》研讨会。会后根据到会代表意见，对“导则”进行了修改，形成了《导则送审稿》。1994年4月电力部安生司及国家调通中心在浙江省宁波市召开审查会，对《导则送审稿》进行审查。根据代表们对《导则送审稿》提出的一些修改意见，编写组部分成员又再次集中在郑州供电局完成了正文定稿并上报电力工业部审批。

电力变压器检修导则大致可划分为五部分，第一部分，即 （1、2）为主题内容和适用范围及导则的引用标准；第二部分（3、4、5）为导则的中心条文部分；第三部分（6、7）为变压器组件

检修的工艺及质量标准；第四部分（7、8、9）为变压器大修的油漆工艺标准、试验项目及大修后的交接验收标准；第五部分为附录部分。

1. 主题内容与适用范围

1.1导则提出了适用于电压等级在35~220KV的国产油浸电力变压器及同类设备，包括消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、串（并）联变压器、电抗器等。

1.2 本导则适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。

1.3 要贯彻预防为主、计划检修和诊断检修相结合的方针，提出了除计划检修之外要根据综合诊断情况做到应修必修的指导思想。

鉴于八十年代我国各地相继进口了部分变压器，这些变压器在与外商进行技术谈判时明确了一些技术要求，外方厂商对产品的质量做出了承诺。因此参加编写的同志认为有必要对进口变压器的检修试验周期、工艺单独加以说明。即对国外进口的油浸变压器可以参照本导则，并按制造厂的规定执行。

2. 引用标准。

3. 检修周期及检修项目

3.1 检修周期

3.1.1 大修周期：

①规定一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年内大修一次，关于大修周期特别是新安装变压器在5年内进行第一次大修是否必要。在征求意见时，各地反映的意见不尽一致。但是考虑到国产变压器当时的现状和实际运行经验，相当一部分变压器的故障大多发生在新投运后的5年之内，尤其是线圈压紧垫块、绝缘支架松动，制造和安装中的遗留杂物只有通过第一次大修才能处理这些缺陷。实际问卷结果多数单位基本按此执行。因此导则仍维持东北电管局《变压器检修导则》原规定，即运行后的5年内和以后每隔10年大修一次。

②规定当电力系统运行的主变压器承受出口短路后，经综合分析可考虑提前大修。本条是考虑到变压器在经受出口短路电流

冲击后，特别是70年代、80年代初期选用的铝芯变压器和部分低阻抗变压器往往造成线圈变形、压环移位、分接开关触头出现烧伤痕迹。因此导则提出变压器在经受出口短路后经综合分析，可以考虑提前大修。目前普遍采用的直流电阻测量和色谱分析，为判断是否需要提前对变压器大修提供了依据。当色谱和直流电阻超标，则应当考虑提前大修。

③运行正常的变压器经综合诊断分析良好，经总工程师批准，可适当延长大修周期。

3.1.2 小修周期：

①一般每年一次。一般是结合设备预试时进行小修检查及清扫。

②处于污秽地区的电力变压器应在现场规程中予以规定。

3.1.3 附属设备的检修周期

①油泵：变压器油泵的解体检修2极1~2年进行一次，4极泵2~3年进行一次大修。

②风扇：解体大修1~2年进行一次。

由于油泵及冷却风扇的大修周期主要取决于电机轴承的寿命，在编写这个导则时，国产轴承的寿命与进口优质轴承质量相差很大，大修周期比较难以确定。在调查收资的征求意见问卷中，不少单位是采用了坏了再修的方式。值得指出的是油泵，特别是高速油泵轴承损坏产生的金属颗粒，通过油循环进入变压器本体后，直接威胁变压器的安全运行，轴承故障后磨损导致高温产生的乙炔影响到变压器色谱的检测，故在《导则》中规定了2极泵1~2年，4极泵2~3年，风扇大修1~2年一次。

3.2 检修项目

3.2.1 大修项目

3.2.2 小修项目

①处理已发现的缺陷，如渗、漏油。

②检查及清扫。

3.2.3 临时检修项目：

可视具体情况确定。

4. 检修前的准备工作

重点是：

①运行中所发现的缺陷和异常情况（事故跳闸情况）。 ②查阅上次大修总结报告和技术档案。

③进行大修前的试验。

④确定附加检修项目。

⑤编写技术组织措施计划。

a、施工项目及进度。

b、人员组织分工。

c、工、器具及主要资料。

d、作好需要的防雨、防尘和消防措施等。

对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项进行改进： 即油箱机械强度的加强；器身内部接地装置改为外接地；安全汽道改为压力释放阀；高速油泵改为低速油泵；老式油位计的改进；储油柜加装密封装置；气体继电器加装波纹接头，均是针对当时在全国电力系统中运行的70年代、80年代个别是60年代的老（旧）变压器在设计、制造方面存在的缺陷提出的改进措施，特别是有些缺陷对设备的安全运行造成了比较严重的威胁。如前面提到的高速油泵磨损造成变压器乙炔升高，金属颗粒通过油循环进入变压器体内，储油柜通过油标呼吸器，与大气直接接触造成油质恶化。铁芯内接地给予试带来的不便，以及对铁芯多点接地造成判断困难等原因提出的。

5. 变压器的解体检修与组装

5.1 解体检修：按项目进行。

5.2 组装：

5.3 解体检修和组装时的注意事项：

①拆卸的螺丝等零部件应分类保管，如有损坏应检修及更换； ②拆卸时，首先拆小型部件和套管；

③后拆在型组件；

④作好位置标志记号（如分接开关的位置）。

组装时顺序相反。

6. 变压器检修工艺及质量标准：

变压器检修（吊钟罩或吊器身），一般是在下列情况下才进行的：

（1）经大电流冲击（如出口短路）经试验有明显的故障存在，不能继续运行时；

（2）渗、漏油严重，无法消除时；

（3）运行时间已达到有关规定的运行周期时。

6.1 器身检修

6.1.1 器身检修的施工条件与要求：

①施工条件：

（1）在室内进行。一般是适用于大、中型发电厂。

（2）在露天进行。一般是适用于变电站（所）。

②变压器在检修时，要使线圈不能受潮，以保证按施工周期完成检修任务。

（1）要在晴朗的无飞尘的好天气时吊钟罩或吊器身；

（2）器身暴露时间要求：（从放油时起至开始抽真空或注油时为止），对空气相对湿度≤65%为16h，空气相对湿度≤75%为12h，为此要求现场必须具备湿度计，以便随时掌握情况；

（3）器身湿度应不低于周围环境温度（当器身温度低于周围环境温度时，要提高器身温度）；

（4）保持器身清洁不污染；

（5）参加工作人员对服装有要求，并不得随身带有其它杂物；

（6）要有专人保管使用工、器具（防止遗留在变压器内）；

（7）照明使用低压（24V）行灯；

（8）要考虑通风，防止工作人员窒息；

（9）采用真空注油，保证检修质量。

6.1.2 绕组检修

明确检查项目。特别是经过大电流冲击后，可能出现的一些内部隐患（根据试验结果，明确重点检查项目）。

①解围屏检查。（宜选择中间相，因中间相承受短路冲击的机率最大，因此故障的可能性就比较大），记录解围屏的起头位置； ②围屏的起头应放在绕组的垫块上（为了压紧不松开）；

③接头处一定要错开搭接，因油道小，防止堵塞油路； ④应检查长垫块有无爬电痕迹；

⑤各部位检查（引线、绕组、绝缘、垫块、焊接处等）。

6.1.3 引线及绝缘支架检查

①引线有无变形、破损、断股，焊接处有无过热现象； ②检查支架有无松动、移位和脱落；

③检查引线与各部位之间绝缘距离。

6.1.4 铁芯检修

①检查铁芯片间有无短路、变色、烧伤，绝缘漆膜有无脱落； ②铁芯夹件、方铁、绕组压板紧固程度和绝缘情况，有无爬电痕迹；

③检查铁芯穿心螺栓绝缘电阻情况。铁芯下夹件底部过去不少厂家采用绝缘纸垫，由于绝缘不良造成铁芯接地后，厂家改成绝缘板材；

④油路检查（有无杂物堵塞油路）；

⑤铁芯应将接地线引出接到一个小套管上便于检查。

6.1.5 油箱检修（消除渗、漏油）

①焊点、焊缝检查，找出渗、漏点进行补焊；

②清扫油污及杂物，保持油箱内清洁；

③检查内部油漆情况，对局部脱漆的锈蚀部位补漆； ④检查结合面应清洁平整。

6.2 整体组装

6.2.1 整体组装前要求：

①彻底清洗各部件，特别注意所属的油、水管路内不得有杂物（注意封好管路两头）；

②检查有安装标志的部件；

③准备好全套密封胶垫和密封胶（胶垫要有少量富裕量）。

6.2.2 组装：

①安装组件时，应按原有标志对准记号。

②密封胶垫只能压缩一次。搭接长度不少于宽度的2~3倍。接合面（胶垫本身）胶垫压缩量为其厚度的1/3左右。元型压缩量为1/2左右。

③安装部件时要轻起轻放，注意不要碰坏易损部件。 ④引线根部不得受拉、扭及弯曲。

6.3 排油和注油：

①检查清扫有关部件，保持清洁干燥，无灰尘和水分。 ②大、中型变压器宜选用真空注油。（导则规定220KV变压器必须进行真空注油）

③以均匀的速度抽真空，达到指定真空度后，保持一定时间（2h）后，开始向变压器油箱内注油，要使油温高于器身温度，并按分阶段时间注油。

④对油位计带有小胶囊的储油柜注油时，要注意操作方法，避免出现假油位。（6.3.5.1~6.3.5.2）

6.4 整体密封试验

6.4.1 静油柱压力法：220KV变压器油注高度3m，加压时间24h；35KV~110KV变压器油注高度2m，加压时间24h，注油高度从拱顶（或箱盖）算起。

6.4.2 充油加压法：

加油压0.035Mpa，时间12h。

6.5 变压器油处理：

①采用压力式滤油机过滤油中的水分和杂质。为提高滤油速度和质量，可将油加温到50~60℃。

②补充不同牌号的变压器油时，需先做混油试验，合格后方可使用。

③操作步骤及采取加热器的容量见“导则”规定。

6.6 变压器干燥

变压器大修一般不需要干燥，只有因其它原因导致器身绝缘下降时，才考虑进行干燥处理。其判断标准如下：

①tgδ在同一湿度下比上次测得数值增高30%以上，且超过部颁预防性试验规程规定时；

②绝缘电阻在同一温度下，比上次测得数值降低30%以上，35KV及以上变压器在10~30℃的温度范围内吸取比低于1.3和极化指数低于1.5；

③干燥的方法

7. 组件检修：

①冷却装置检修（散热器）

②套管检修（压力式、充油式和电容式）

③套管型电流互感器的检修

④分接开关检修

⑤油泵检修

⑥风扇及电动机检修

⑦油流继电器检修

⑧储油柜的检修（胶囊式和隔膜式）

⑨油位计检修

⑩净油器检修

吸湿器检修

安全气道检修（压力释放阀）

气体继电器（瓦斯继电器）

测温装置

8. 变压器油漆

9试验项目

9.1 变压器大修时的试验，可分为大修前、大修中及大修后三个阶段进行。导则中的试验项目是参照予试规程制定的，根据各地的经验及当时执行的情况，在予试规程规定的项目基础上增加了大修前的试验项目。

规定必要时可增加其它试验项目，（如特性试验、局部放电试验等）以供大修后进行比较。在制定本条时考虑到预防性试验规程中也未对哪种情况下进行特性试验和局部放电试验做出明确规定，因此大修前是否进行特性试验、局部放电试验也未做明确规定，而是由现场根据设备的具体情况来决定是否进行上述试验。

9.2 在大修中的试验项目

规定必要时测量无励磁分接开关的接触电阻及传动杆的绝缘电阻，是考虑到变压器吊罩后分接开关及传动杆发现明显缺陷，如触头有烧伤痕迹，传动杆发现明显异常，要增加上述试验项目。

9.2.3必要时作套管电流互感器的特性试验，也是考虑到变压器解

体后套管电流互感器发现比较明显的缺陷，如线圈受潮，有放电痕迹时增加这项内部。

9.3 大修后的试验，必要时进行变压器的空载特性试验、短路特性试验。必要时测量局部放电量，则是按照预防性试验规程中的规定写入导则的。

附录：

在导则的后面附加了四项附录，即：

附录A 变压器大修总结报告

附录B 绝缘距离参考表

附录C 引线允许电流参考表

附录D 变压器常用油漆性能

在这里需要说明一点，即本导则编写小组在上报部审批稿时，曾整理了20部分附录，经部审定删去16部分，留下4部分。原审批稿的附录有以下项目：

1. 预防110~500KV变压器事故措施。

2. 变压器检修常用设备工具参考表。

3. 变压器常用干燥方法。

4. 变压器渗漏油处理参考工艺及密封胶垫。

5. 高压套管。

6. 无励磁分接开关。

7. 强油循环风（水）冷却器及散热器。

8. 油泵。

9. 风扇。

10. 气体继电器。

11. 油流继电器。

12. 压差信号继电器。

13. 压力释放阀。

14. 磁针型油位表。

15. 温度控制器、温度计。

16. 变压器有关标准、规定、导则索引。

中电联标准化中心标准宣贯小组 2002年5月