电气检修规程(变压器).doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流电气检修规程(变压器).精品文档.目录第一章 发电机检修工艺规程第一节 TBB5002Ey3型发电机检修工艺规程第二节 柴油发电机检修规程第二章 变压器检修规程第一节 油浸变压器检修工艺规程第二节 干式变压器检修工艺规程第三节 整流变检修工艺规程第三章电动机检修规程第一节交流电动机（滚动轴承）检修工艺规程第二节交流电机（滑动轴承）检修工艺规程第二节直流电机检修工艺规程第四章高压配电装置检修规程第一节 发电机负荷开关KAT2430/30000Y3成套设备检修工艺规程第二节6KV6型断路器检修工艺规程第三节 第四节 真空断路器检修规第五节SN10

2、、型少油开关检修工艺规程第五章低压配电装置检修规程第一节0.4KV电源进线开关检修规程第二节0.4KV负荷开关检修工艺第三节0.4KV电源盘检修工艺第四节 起重设备电气部分检修工艺规程第五节电动门检修工艺规程第六章 直流系统检修规程第一节蓄电池检修规程第二节直流设备检修规程第七章 电力电缆检修规程第一节 电缆的敷设第二节 电缆头施工盒操作工艺第三节 环氧树脂终端头的安装第四节 6-10V交联电缆热缩型中间接头制作工艺第八章 继电仪表检修工艺规程 第一节 元件保护检修规程 第二节 励磁系统检修规程 第三节 500KV系统保护检修规程 第四节 220KV系统保护检修规程 第五节 #1联络变保护检修

3、规程 第六节 6KV厂用系统保护检修规程 第七节 给煤机及空压机控制系统检修规程 第八节 电测仪表检修规程第九章 高压电器设备试验规程 第一节 发电机高压试验规程 第二节 负荷开关高压试验规程 第三节 变压器及电抗器高压试验规程 第四节 交流电动机高压试验规程 第五节 避雷器高压试验规程 第六节 套管高压试验规程 第七节 电流互感器高压试验规程 第八节 电压互感器高压试验规程 第九节 SF6开关高压试验规程 第十节 6KV开关高压试验规程 第十一节 电缆高压试验规程 第十二节 母线高压试验规程第二章 变压器检修规程第一节油浸变压器检修工艺规程2.1.1设备规范。设备名称系统编号型号容量（KVA

4、）电压（KV）绝缘等级制造厂出厂日期一次二次#1主变（A相）1AT（A）DFP-210000/50021000050020A沈变95年10月#1主变（B相）1AT（B）DFP-210000/50021000050020A沈变94年7月#1主变（C相）1AT（C）DFP-210000/50021000050020A沈变94年5月#2主变（A相）2AT（A）DFP-210000/50021000050020A沈变#2主变（B相）2AT（B）DFP-210000/50021000050020A沈变#2主变（C相）2AT（C）DFP-210000/50021000050020A沈变主变备用相DFP-2

5、10000/50021000050020A沈变96年3月#1联络变（A相）ODFPS7-120000/500120000500/220/63A沈变93年11月#1联络变（B相）ODFPS7-120000/500120000500/220/63A沈变94年1月#1联络变（C相）ODFPS7-120000/500120000500/220/63A沈变94年7月#1联络变备用相ODFPS7-120000/500120000500/220/63A沈变94年7月#1高厂变1BT-63000/35163000206A俄罗斯92年4月#2高厂变2BT-63000/35163000206A俄罗斯92年10月#

6、1高公变OBT01-63000/2201630002206A俄罗斯91年8月#2高公变OBT02-63000/2201630002206A俄罗斯92年3月#1高公备变OBT03-63000/2201630002206A俄罗斯92年4月2.1.2检修周期及项目。2.1.2.1主变压器新投入运行后，五年内进行第一次大修，以后每间隔10年大修一次，但根据运行及试验情况，经领导批准，可适当提前或推后。2.1.2.2变压器小修每年进行12次。2.1.2.3大修项目：部件名称标准项目特殊项目外壳及油检查清扫外壳，更换各部密封胶垫。检查油枕、散热器、防爆筒截面及阀门。检查清理再生装置，更换硅胶。检查瓦斯继电

7、器。过滤变压器油。检查接地装置。外壳喷漆。更换变压器油。加装油再生装置。外壳及散油器的补焊。芯子检查铁芯接地情况，穿芯铁丝绝缘。检查夹件及压钉。检查线圈引线。铁芯的修理。更换部分线圈或修理线圈。干燥线圈。引线的焊接及补绕绝缘。分接头及切换装置1.检查有载或无载分接头切换装置及其传动机构。2.检查有载分接开关的控制装置。分接开关的修理及更换。更换切换装置传动机构的部件。套管1.检查清理套管、试验及补油。更换套管。热油烘干。套管解体检修。套管的真空换油。冷却系统检查风扇电机及回路。检查潜油泵及回路。检查管道阀门。清除冷却器渗油。检修净油器，更换硅胶。更换潜油泵。更换管道阀门。其他校验及调整温度计。

8、检修呼吸器，更换吸潮剂。检查油枕胶囊及油位计。电气试验。2.1.2.4变压器小修项目。2.1.2.4.1处理存在的缺陷。2.1.2.4.2放出储油柜积污器中的油。2.1.2.4.3清理变压器外壳，消除渗、漏油。2.1.2.4.4检查变压器套管有无损坏、碰伤、裂纹并清扫套管。2.1.2.4.5检查各部接头接触情况。2.1.2.4.6检查调整本体油位及套管油位。2.1.2.4.7检查防爆筒、呼吸器、油枕、瓦斯继电器。2.1.2.4.8检查各部阀门和密封垫。2.1.2.4.9检查冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器等。必要时吹扫冷却器管束。2.1.2.4.10进行规定的测量和试验。2.1.3变压器标

9、准项目大修。2.1.3.1大修前的准备工作。2.1.3.2制定安全技术措施，并做好安全技术交底工作。2.1.3.3编制大修项目进度表及网络图。2.1.3.4准备好大修中的记录表格。2.1.3.5布置检修现场，做好现场防火措施。2.1.3.6准备好大修的备品备件。2.1.3.7工器具材料的准备。2.1.4检修工艺标准。检修程序质量标准1.运输前的拆卸1）做标记2）拆高低压侧中性点引线3）大修前予试4）放油同时拆附件，包括瓦斯继电器、防爆筒、油枕、散热器及阀门，有关油管路、接地线、二次线等有碍运输的零部件2.变压器移至检修区3.移位后的拆卸。1）套管的拆卸a. 220KV以下套管的拆卸b. 500

10、KV、220KV高压套管中性点大管的拆卸：注意器身的暴露时间不许超过规定2） 拆分接开关4. 解体检修1）吊罩前的准备2）吊罩周围空气温度不宜低于0，器身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，应将器身加热使其温度高于周围空气温度。3）吊罩后检修4）铁芯的检修5）线圈检修6）分接开关检修7）钟罩的检修8）钟罩回装5.附件的检修1）套管检修500KV、200KV套管试验不合格，需解体检修，方法见附录22）油枕检修3）瓦斯继电器检修4）压力释放阀（防爆筒）的检修5）呼吸器检修6）散热器、油泵及风扇检修a消除渗漏必要时进行补焊。b.清扫散热器表面油垢，清洗时管接头应可靠密封，防止进水

11、。c.用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏。d.用合格的变压器油对内部进行循环冲洗。7）管路截面蝶阀检修。8）温度计校验。6.变压器附件的回装。1）油枕、防爆筒、呼吸器及管路等回装。2）散热器及阀门回装。主变散热器是在本体就位后回装，其余变压器可在就位前回装完毕。500KV、220KV 高压套管，中性点套管回装。4）低压套管回装（只限主变）5）回装分接开关操作杆7.回运就位8.真空注油真空注油不宜在雨天或雾天进行。放尽变压器内的油，从变压器上部接真空泵和真空表，下部接进油管。9.热油循环500变压器真空注油后必须进行热油循环（包括冷却器内的油）10.接地线及二次线油泵及风扇试11.静置施加电压

12、前，静置时间不得少于规定时间，静置完毕后，从所有排气点进行多次放气，并启动潜油泵直至残余气体排尽12.电气预防性试验油试验13.接引线，清扫变压器，喷漆清理现场，检修工作结束。对变压器的位置，坡度垫块，操作箱各侧引线，强油风冷有关管路，沈枕及其连带再生器，套管及升高座，分接开关的相位及方向，分接开关的运行分头，封闭母线罩子等。均应做好标记，并应在检修记录本上做好详细记录，以保证回装时顺利进行。拆卸高、低压各侧引线（中性点）要注意不要碰坏瓷套并不可使导电杆转动，以防内部引线损坏，拆下的零件，引线要妥善保管。拆前做好标记。拆后上好堵板。拆卸过程中注意器身暴露时间不超过规定。临近超时或结束工作时应由

13、真空保持。再次开工前用氮气破真空。主变油枕宜在高压套管拆后进行。拆掉防震板，用千斤顶将油箱稍稍顶起，拆掉坡度垫块。变压器移动前，应先检查地锚及钢丝绳是否完好。运输中工作人员要选择适当工作位置，防止钢丝绳拉断伤人。运输中统一指挥。拆前做好记号和记录，放油至铁心上铁轭淹没过线圈，并使油位在手孔门以下，打开手孔门，拆开套管下部引线，然后拆下法兰螺栓，将套管吊住。拆螺栓防止掉入变压器内，拆卸套管法兰与大盖联结的固定螺丝，如果套管法兰处太紧可用小撬棍橇法兰边沿，不可用锤猛击，以免瓷套损伤。将油放至人孔门以下，起吊套管时，打开人孔，钻入内部保护套管及引线。利用套管法兰上的四只吊环承受重量，在瓷套上部绑好软

14、性绳索（尼龙绳）用倒链钩住保持套管平衡起升吊钩，待钢丝绳绷直后，拆掉套管上部的导电头、圆柱销及定位螺母，在引出线接头孔内穿一根干净的长尼龙绳，向上拉紧。拆掉套管法兰与大盖连接螺丝，先活动后在徐徐吊起套管，起吊时要平稳以免碰坏瓷套，起吊同时将引出线利用尼龙绳缓缓顺下，等完全出箱后，将套管小心放在准备好的架子上，并做稳固措施。拆分接开关前把分接开关调至规定位置，然后拆下分接开关与大盖的连接螺丝，将分接开关缓缓拿出。注意绝缘拉杆不要将内部引线及线圈碰坏，拿出的拉杆要装入塑料袋中，或放入油罐中，防止绝缘受潮。1.检查吊车，钢丝绳吊环，起重机械应完好，钢丝绳起吊重物垂线间的夹角小于30度。所用工具和拆下

15、的零部件设专人保管。检修现场做好安全防火措施，工作人员有详细分工。接好放油及滤油管路并试转。变压器吊罩应遵守以下规定。1.1 雨天和雾天吊罩 不允许在室外进行。1.2 吊罩前如果温度低于10度至少应将变压器加热12小时，以使上部铁轭处测得温度不低于20度。 铁心在空气中停留时间，不得大于以下规定：干燥天气（空气相对温度不超过于75%）12小时时间的计算：由开始放油到开始注油。放油：全部放完，放油时间越短越好。吊罩要有统一指挥，四角设专人监视，钟罩四角拴防晃绳，试吊无问题起吊，超吊一定要平稳，严防碰伤绝缘，慢放在枕木上。搭架子，要搭的结实稳固。检修试验人员除携带必须的检修试验工具外，严禁携带其它

16、用品，以免脱落后掉入线圈或铁芯内，而用工具应事先检查登记用后清点。工作人员只能沿脚手架或梯子上下，禁止攀登线圈引线。详细检查铁芯表面及压紧情况，铁芯表面应清洁无油垢，油路无堵塞，无过热、变形情况，铁芯绝缘良好。检查铁芯的上下轭铁及下部支架应完好，无开焊现象。各部螺栓应紧固无松动，并应有防止螺栓松动措施。拧开接地片，用2500V兆欧表测量铁芯铁轭夹件之间的绝缘电阻主变应兆欧，其它为兆欧，如不合格，清理检查绝缘部件，至合格为止。线圈表面应清洁无油垢，无杂质，无过热变色和脆裂等缺陷，用眼观察老化情况可分为四级：一级：绝缘良好绝缘层软韧有弹性，颜色淡用手按后无永久变形；二级：绝缘合格绝缘干硬而坚无弹性

17、，用手按后无裂纹；三级可用绝缘脆弱，用手按后有微小裂纹或变形；四级老化绝缘已老化表面有裂纹或脱落情况，用手按时有大量裂纹变形和破坏。线圈所有绝缘垫块、撑条不松动，排列整齐坚固，轴向的压钉应均匀受力，保持各侧的压紧程度一致，螺帽应拧紧。引出线绝缘完好，焊接头处不过热，联接处牢固可靠，支架不损坏。用白绸布清理线圈表面杂质清理油道并用合格油冲洗。检查动静触头应无烧伤，分接头引线处绝缘包扎完好，连接应紧固正确，各分接头清洁，接触紧密弹性好，所有接触面用0.05mm塞尺检查应塞不进。检查清理分接开关的绝缘筒及支架，不松动，不变形。转动应灵活，无机械卡涩。测量各分接头线圈直阻合格。内外部清理，渗漏油处补焊

18、。变压器芯体和钟罩检修完毕后，经再次检查确无遗留任何遗物，经三级验收合格后进行回装。将钟罩新胶垫沿箱法兰放好，并采取防止胶垫跑偏措施。回装钟罩与吊罩要求相同。在钟罩即将就位时钟罩周围应站人，用撬棍穿入法兰螺孔，使钟罩与大油箱螺孔对齐后落下钟罩，上螺丝时应沿周围多次紧固至严密，一般压缩胶垫为原厚度的1/3为好。回油至没过线圈顶部待组装。检查瓷件、法兰等处无裂纹，导电杆丝扣完好，并清理干净，做预防性试验。1. 油位计检修，磁力或油位计连杆与浮子是否连接可靠，动作灵活。2. 油枕内部清理，使其内部无油垢、水份、铁锈等杂质。3. 油枕处部清理，油位监视线要明显，监视线位置正确。检查胶囊是否完好有无漏气

19、。瓦斯继电器外壳应清理干净“不渗漏”并进行校验。更换排气活门密封垫。更换释压阀与本体联接的密封垫。清除渗漏，清理外壳更换硅胶，回装时不要忘记装滤网。更换合格的干燥剂，呼吸器的油盅应加油维护并保证畅通。各部无渗漏。表面保持清洁。片状散热器0.05-0.01MPa 10h 管状散热器 0.1-0.15mpa 10h内部清洁。风扇电机及油泵按电机及泵的检修工艺进行。 对渗漏管路进行补焊或堵漏并清理干净。检查各截门的严密性不严的应更换盘根。更换胶垫修后截门应灵活无渗漏。注油器身暴露时间不超过规定 更换所有密封垫。按各部位标记安装。更换密封垫。按标记回装。 装前将油放到手孔以下，装好套管升高座。检查导电

20、管内部及法兰面的清洁情况。按卸下时方法绑扎，起吊套管。起吊套管后将干净的尼龙绳穿入套管的导电管内，与引线头绑好，将引线拉入导电管内，一名人员进入箱体，监视套管就位情况。将套管法兰与装入式电流互感器上部法兰紧固，注意使油标向外。套管头部旋入定位螺母并插入圆柱销，定位螺母取去尼龙绳，放上O形圈旋入导电头，将导电头与定位螺母旋紧，装均压环。上部系尼龙绳用钢丝绳连接，下法兰用倒链与钢丝绳连接，用倒链找正，缓慢回装。更换密封圈，紧固法兰螺栓。用8寸扳手加绳套在腕子上，连接下引线螺丝，分接开关按原来相位。 回垫上密封圈，再将分接开关操作杆垂直放入，必须把分接杆插入绝缘筒再用手轻转操作杆，并感觉下部槽口确实

21、插入转动轴的穿钉后，才算装好。 回运过程同拆运。装好防止变压器移动的定位架及垫块。油枕不抽真空。35KV以下，容量在40000KVA以上，真空度为5.1104 Pa220KV及以上变压器为133.3Pa。500KV变压器真空度达到标准后，保持24h后开始注油。其余变压器可适当减少一些。注油时间不小于4小时，注油过程保持真空度。注油至距箱顶100-200mm 时停止注油。继续抽真空4-6小时，然后停止抽真空补油。补油要从油枕注油管注入，严禁从下部油门补油。打开油枕上部排汽孔，将油枕注满，直至排汽孔出油，再关闭注油管和排气孔，从油箱下部放油至规定位置。循环时间不得小于48h，真空注油上部的出口温度

22、不应低于50度，油箱内温度不低于40度。接线正确，试转良好。静置时间110kv及以下 24h220kv 48h500kv 72h变压器内无残余气体。500KV变压器试验必须在静置72小时后进行，静放期间充分排气。工完料尽场地清。 附录一：变压器干燥1. 变压器是否需要干燥的判断 运行中的变压器大修时一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，或检修中超过允许暴露时间，导致器身绝缘下降时，才考虑进行干燥，其判断标准如下：1）介质在同一温度下比上次测得数值增高30%以上，且超过部分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及以上的变压器在10-30度的温度范围内吸

23、收比低于1.3和极化指数低于1.5。3）油中含有水分或油箱中及器身上出现明显受潮迹象时。2.干燥的一般规定。1）干燥方法的选择：根据变压器绝缘的受潮清况和现场条件，可采用热油循环，涡流真空热油喷雾、零序、短路、热风等方法进行干燥并抽真空。当在检修间烘房中干燥时，也可采用红外线和蒸汽加热等方法。2）干燥中温度控制：当利用油箱加热不带油干燥时，箱壁温度不宜超过110度，箱底温度不宜超过100度，绕阻温度不得超过95度。带油干燥时，上层油温度不得超过85度。热风干燥时进风温度不得超过100度，进风口应设有空气过滤预热器，并注意防止火星进入变压器，干燥过程中应注意加温均匀，升温速度以10-15度/小时

24、为宜，防止产生局部过热，特别是绕阻部分，不宜超过其绝缘等级的最高允许温度。3）抽真空的要求，变压器采用真空加热干燥时，应先进行预热，并根据制造厂规定的真空值抽真空，按变压器容量大小以10-15度/小时的速度升温至指定温度，再以6-7kPa/h的速度递增抽真空。3.干燥过程中检查与记录。干燥过程中应每2h检查与记录下列内容1）测量绕阻的绝缘电阻。2）测量绕阻、铁芯和油箱等各部温度。3）测量真空度。4）定期排放凝结水，用量杯测量记录（次h）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和电流。7）检查电源线路，加热器身，真空管路及其它上部的运行情况。4.干燥终结的判断：1）在保持温度不

25、变的条件下，绕阻绝缘电阻，及以下的变压器持续h 不变，持续h以上不变。2）在上述时间内无凝结水析出： 达到上述条件即认为干燥终结，干燥完成后，变压器即可以度小时的速度降温（真空保持不变），此时应将预先准备好的合格变压器油加温，且与器身温度基本接近（油温可略低，但温差不超过度）时，在真空状态下将油注入油箱内，直至器身完全浸没于油中为止，并继续抽真空4h以上。5进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，并防止加热系统故障或线圈过热烧损变压器。6变压器干燥完毕注油后，须对器身进行检查，要求同变压器的解体检修。附录二：变压器油概述变压器油的作用：变压器油起绝缘和冷却作用，它将变压器运行中产生的热量，

26、通过油的对流传给油箱，散热器，再传给空气。变压器油的绝缘性能很好，所以注油变压器线圈对地绝缘距离可以缩小，另外绝缘等纤维物质，浸油后其绝缘强度也大大提高。变压器油的劣化：1）变压器油由于呼吸空气中的潮气而含水分，会降低其击穿强度。2）变压器油由于空气中的氧化作用，使其产生酸性的物质，使线圈绝缘变硬，变脆，在机械力的作用下，容量产生裂纹，同时酸性物质使油中析出油坭，附在绝缘上降低了传热效率，酸性物质还会腐蚀金属。3）由于内部微小的闪络、放电，而在油中生成碳化物，以及混入油中的机械杂质等，均会降低油的击穿强度。4）变压器油的氧化速度和温度有关，温度越高，氧化越快，为防止油劣化，在运行中尽可能限制油

27、和空气的接触和降低运行油温一般规定在运行中变压器上层油温不得超过85度。注入变压器油的标准和试验：1）注入变压器内的油应符合：电气强度：500KV60KV 含水量：500KV10ppm 220KV40KV 220KV15ppm 15KV以下30KV介损：500KV0.7 220KV及以下1油中气体的极限浓度(ppm)气体组成 H2 CH4C2H6C2H4C2H2 总烃CO CO2浓度(ppm)50 10 5 10 痕 20 200 1500总烃: 指CH4 、C4H6、 C2H4 、C2H2四种气体总量。注：痕量：化学上指极小的量，少得只有一点痕迹。正常运行变压器油中气体的正常极限浓度（ppm

28、）气体组合 H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 总烃含量（ppm） 150 60 40 70 10 1502） 变压器油的试验:（1）试验周期: A.变压器本体:变压器本体的变压器油的全分析、谱、微水等试验：10000KVA以上的变压器每年至少一次。500KV变压器正常运行3个月一次，220KV变压器正常运行36个月一次，对有怀疑的变压器应缩短试验周期。对新投运或大修后的大型变压器的色谱分析，在投运前应做一次检测，投运后在短期内应多次检测，以判断设备运行状况。 B.变压器套管:对220KV及以上的变压器套管里的变压器油的全分析色谱、微水等试验，应按照厂规定进行。试验标准导则中规定油中溶

29、解气体含量的注意值 设备 组分 含量 变压器套管总烃150乙炔C2H255氢H2150500甲烷CH4100变压器油中气体含量限值及相应的运行状况 设备 判断 组分 含量变压器正常注意H2100100200CH4454580C2H6353550C2H45555100C2H25510总烃100100200CO300300400不同故障类型产生气体组分故障类型主要气体组分次要气体组分油过热CH4、C2H4H2、C2H6油和纸过热CH4、C2H2、CO2、COH2、C2H6油纸中局部放电H2、CH4、COC2H6、CO2油中火花放电C2H2、H2油中电弧H2、C2H2CH4、C2H2、C2H6油和纸

30、中电弧H2、C2H2、CO、CO2CH4、C2H2、C2H6受潮或油中气泡H24. 受压器油的处理：滤油及油的再生。1）滤油采用压力滤油和真空滤油，压力滤油适合含机械杂质多，含水份少的油，真空滤油水份含量多的油，最好的方法是两者结合使用。2）油的再生：油的再生是用吸附能力很强的吸附剂，将油中所含酸除去，通常用硅胶作吸附剂，用压力滤油机串联硅胶罐进行，用过的硅胶可再生，放在专用的加热炉内加热至400500度使其还原。附录三：500KV套管的检修。电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送油管路接到套管顶部的油塞孔上，回油管接到套管尾端的放油孔上，通过不高于80度的热油循环，使套管的介质值达到正常数值为

31、止。变压器在大修过程中，套管一般不作解体检修，只有在套管的介质不合格，需要进行干燥或套管本身存在严重缺陷，不解体无法消除时，其检修工艺和质量标准如下：检修工艺质量标准准备工作：1）检修前先进行套本体及油的绝缘试，以判断绝缘状态。2）套管应垂直置于专用的作业架上，中部法兰与作业架用螺栓固定使之成为整体.3）放出套管内的油。4）将下瓷套用双头螺栓或紧线钩固定在工作台上，以防解体时下瓷套脱落。5）拆下尾端均压罩,用干斤顶将导管顶上，使之成为一体6）套管由上至下各接合处作好标记2.解体检修1）拆下中部法兰的接地和测压下套管,并将引线头推入套管孔内.2）测量套管下部导管的端部至防松螺母间的尺寸,作为组装

32、时参考.3）用专用工具卸掉上部将军帽,拆下储油柜.4）将上部四根压紧弹簧螺母拧紧后,再松导管弹簧上面的大螺母,拆下弹簧架.5）吊出上瓷套.6）吊住导管后,拆下底部千斤顶,拆下下部套管底座,像胶封环的大螺母.7）拆下下瓷套.8）吊出电容芯.3.清扫和检查1）用干净毛刷刷洗电容芯表面的油垢和杂质,再用合格的变压油冲洗干净后,用皱纹纸或塑料布包好.2）擦拭上下瓷套的内外表面.3）拆下油位计的玻璃油标,更换内外胶垫,油位计除垢后进行加热干燥.然后在内部刷绝缘漆,外部刷红漆,同时应更换放气塞胶垫.4）清扫中部法兰套筒的内部和外部,并涂刷油漆,更换放油塞,测压和接地小套管的胶垫.5）测量各法兰处的胶垫尺寸

33、,以便配制.4.套管的干燥只有套管的介质值超标时,才进行干燥处理.1）将干燥罐内部清扫干净,放入电容芯,使芯子与罐臂距离200mm并设置测温装置.2）测量绝缘电阻的引线,应防止触碰金属部件.3）干燥罐密封后,先试抽真空,检查有无渗漏.4）当电容芯装入干燥罐内后,进行密封加温,使电容芯保持75805）当电容芯温度达到要求后保持6h再关闭各部阀门,进行抽真空.6）每6h解除真空一次,并通入干燥热通风1015min后重新建立真空度.7）每6h放一次冷凝水,干燥后期可改为12h放一次.8）每2 h作一次测量记录（绝缘电阻、温度电流、真空度、凝结水等）.9）干燥终结后降温到内部为4050时进行真空注油.

34、5.组装1）组装前应先将上、下瓷套及中部法兰预热至8090,并保持34h以排除潮气.2）按解体相反顺序组装.3）进行真空注油. 首先建立真空,检查套管密封情况;注油破空其间油位下降至油位计下限时需及时加油至油位计相应位置.4）注油时残压应保持在133.3pa以下,时间按照表工执行.1、1）根据试验结果判定套管是否需解体.2）使套管处于平稳状态.3）放尽残油.4）套管处于平稳状态.5）千斤顶上部应垫木板,防止损坏导管螺纹.6）防止各接合处错位.2.1）防止引线断裂2）拆下的螺栓、弹簧等零件应有标记并妥善保管.3）注意勿碰坏瓷套.4）测量压缩弹簧的距离作为组装依据.5）瓷套保持完好.6）吊住套管不

35、准转动并使电容芯处于法兰套内的中心位置,勿碰伤电容芯.7） 瓷套保持完好.8）导管及电容芯应用塑料布包好置于清洁的容器内.3.1）电容芯应完整无损,无放电痕迹.测压和接地引出线连接良好,无断线或脱掉现象.2）瓷套清洁,无油垢,螺纹和和破损.3）更换新胶垫,尺寸质量应符合要求.4）清扫中部法兰套管内部时,要把放油塑料管拆下并妥善保管.5）胶垫质量符合规定.4.1）干燥罐应有足够的机械强度,并能调节温度，温度计应事先校验准确.2）干燥罐上应有测量绝缘电阻的小瓷套.3）真空度要求残压不大于133.3pa.温度上升速度为510/h5）开始抽真空13kpa/h之后以6.7 kpa/h的速度抽真空,直到残

36、压不大于133.3pa为止,并保持这一数值.6）尽量利用热扩散原理以加速电容芯内部水份和潮气的蒸发.7）利用冷结水的多少,以判断干燥效果.8）在温度和真空度保持不变的情况下,绝缘电阻在2内不变,且无凝结水析出则认为干燥终结.9）注入油的温度略低于电容芯温度510油质符合GB766587规定.1）组装时电容芯温度高出环境温度的1015 为宜.2）零部件洁净齐全.3）要求套管密封良好,无渗漏；油位符合标准;油质量符合GB766587标准,套管瓷件无破损、裂纹,外观洁净、无油迹;中部接地和测压小瓷套接地良好.4）组装后绝缘试验结果符合电力设备预防性试验规程规定. 电压KV过程 时间h66100220

37、抽空24浸油2378保持812第二节 干式变压器检修工艺规程2.2.1设备规范2.2.1.1#1机厂用系统设备名称编号型号容量KVA电压（KV）绝缘等级制造厂一次二次#1低厂变1BU10TC3C1000/101000604F俄罗斯1.1低厂变1BU01TC3C1000/101000604F俄罗斯1.2低厂变1BU02TC3C1000/101000604F俄罗斯1.3低厂变1BU03TC3C1000/101000604F俄罗斯1.4低厂变1BU04TC3C1000/101000604F俄罗斯1.5低厂变1BU05TC3C1000/101000604F俄罗斯1.1除尘变1BU11TC3C1000/

38、101000604F俄罗斯1.2除尘变1BU12TC3C1000/101000604F俄罗斯1.3除尘变1BU13TC3C1000/101000604F俄罗斯1.4除尘变1BU14TC3C1000/101000604F俄罗斯1.5除尘变1BU15TC3C1000/101000604F俄罗斯1.6除尘变1BU16TC3C1000/101000604F俄罗斯整流变1BU09TC3400/10400604F俄罗斯2.2.2设备规范2.2.2.1 #2机厂用系统设备名称编号型号容量KVA电压（KV）绝缘等级制造厂一次二次#2低厂变2BU10TC3C1000/101000604F俄罗斯2.1低厂变2BU

39、01TC3C1000/101000604F俄罗斯2.2低厂变2BU02TC3C1000/101000604F俄罗斯2.3低厂变2BU03TC3C1000/101000604F俄罗斯2.4低厂变2BU04TC3C1000/101000604F俄罗斯2.5低厂变2BU05TC3C1000/101000604F俄罗斯2.1除尘变2BU11TC3C1000/101000604F俄罗斯2.2除尘变2BU12TC3C1000/101000604F俄罗斯2.3除尘变2BU13TC3C1000/101000604F俄罗斯2.4除尘变2BU14TC3C1000/101000604F俄罗斯2.5除尘变2BU15T

40、C3C1000/101000604F俄罗斯2.6除尘变2BU16TC3C1000/101000604F俄罗斯整流变2BU09TC3400/10400604F俄罗斯2.2.3公用系统设备名称编号型号容量KVA电压（KV）绝缘等级制造厂一次二次#1化学变BS01TC3C1000/101000604F俄罗斯#2化学变BS02TC3C1000/101000604F俄罗斯化学备变BS03TC3C1000/101000604F俄罗斯#1低公变OBU01TC3C1000/101000604F俄罗斯#2低公变OBU02TC3C1000/101000604F俄罗斯低公备变OBU03TC3C1000/101000604F俄罗斯油处理变BS04TC3C1000/101000604F俄罗斯#2转运塔变BS16TC3C1000/101000604F俄罗斯主充变OBU04TC3400/10400604F俄罗斯#1输煤变BS17TC3C1000/10100060