配电变压器检修方法

1、拆卸各附件吊芯或吊罩。 2、绕组、引线及磁屏蔽装置的检修。 3、分接开关的检修

4、铁芯、穿芯螺丝、轭梁、压钉及接地片的检修。 5、油箱、套管、散热器、安全气道和油枕的检修。

6、冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的清扫检修。

7、变压器油保护装置：净油器、呼吸器、油枕胶囊、压力释放器的试验、检查、检修。 8、瓦斯断电器、测温计的检修及校验。 9、必要时变压器的干燥处理。 10、全部密封垫的更换和组件试漏。 11、高空瓷瓶清扫检查。 12、变压器的油处理。 13、进行规定的测量及试验。 14、消缺工作。 15、高压试验。 二、小修项目：

1、外壳及阀门的清扫，处理渗漏油。 2、检查并消除已发现缺陷。

3、清扫检查套管，校紧各套管接线螺栓。 4、油枕及各油位计的检查。

5、呼吸器、净油器检查，必要时更换矽胶。 6、冷却器潜油泵、散热风扇的检修。

7、检查各部接头接触情况；检查各部截门和密封垫。 8、瓦斯断电器、温度计的检修。

9、检查调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试。 10、取油样分析及套管、本体调整油位。 11、油箱及附件清扫、油漆。 12、进行规定的测量及试验。 13、高空瓷瓶清扫检查。

14、高压试验。 第二章大修前的准备工作 变压器是发电厂的主要设备之一，对变压器的解体大修， 应做到应修必修、 修必修好。 必须 认真执行全面质量标准，认真执行作业指导书，并做好四项工作： 1、大修计划和准备。

2、大修现场管理和现场记录及作业指导书。 3、检查验收、落实各项质量标准。 4、大修总结和技术记录。 一、大修前落实组织及技术措施： 1、制订大修的项目和进度 2、编写大修的项目和进度。

3、编写大修的安全、技术、组织措施。

4、各方案交由有关方面人员讨论，明确各自的职责及任务，并做好大修前的准备工作。

二、大修前的准备工作

1、凡参加大修的人员应熟悉变压器的工作原理及其结构，应了解变压器的运行情况及大修 原因，并熟悉掌握本次大修的工作任务及其职责。 2、准备好本次大修的材料，备品并妥善保管。

3、联系好焊工、起重工、架子工、化学油处理人员，做好各工种的配合工作。 4、安装好检修现场的临时电源，装设照明灯具。 5、露天检修，做好防汛、防尘、防雨的工作。

6、检修现场配备足够的消防人员及器具，应使用二氧化碳或四氯化碳灭火器，严禁使用干 粉及水灭火。 7、准备好大修用的各种盖板，支撑构架或垫块，校验起重吊具、钢绳。

8、停电办理工作票，将变压器退出运行，拆除变压器外部连线及各附件，做好变压器吊罩 （芯）前的一切准备工作。

9、变压器大修前应列出工具清单，工具交由专人保管，进入大修现场人员应着干净无附属 物的工作服，不得携带金属小器械（硬币、打火机、钥匙）等进入现场，应登记领用工具， 工具应系好白布带，谨防跌落至变压器本体内。

第四章变压器检修工艺标准 第一节变压器的起吊

1、变压器的起吊只能使用油箱上部或下部的专用吊攀，器身的起吊可使用箱盖吊杆或夹件 上的吊攀。 2、当变压器箱已经打开，不允许再将油箱连油带器身一并吊起，以防箱沿变形。 3、起吊时钢丝绳夹角一般不大于 吊。

4、对夹件上无穿芯螺杆，而又没有拉杆的器身，应加拉紧螺杆。

5、钟罩或器身吊进、吊出时，要使高、低压侧引线、分接开关木支架等与箱臂彰足够的距 离，并要防止碰伤。

6、吊罩时应先将箱壳中的变压器油抽净，拆卸外壳螺栓，吊出钟罩（或吊器身） 部残油放尽，清扫箱底残渣。

7、钟罩（或器身）吊出后，应全面检查器身的完整性，有无缺陷存在，如过热、弧痕、松 动，线圈变形，开关接点变色等，对异常的情况查找原因进行处理，同时要作好记录。 8、器身在空气中停留的时间（从开始放油至开始注油或抽真空止） 相对温度w 65%，允许16小时 相对湿度 65％－75%，允许 12 小时

9、当器身温度低于周围环境温度时，应用加热器将变压器加热，一般应高于周围环境温度 10C左右。

1 0、变压器由放油开始至回油（抽真空）结束每隔 防止倾斜。

12、变压器从起吊开始至扣罩止要有专人登记进入现场人员，工具由专人保管并编号登记， 防止遗留在油箱内或器身上；进入现场人员必须穿着专用工作服和专用鞋。

1 小时记录环境温度和湿度。

，将油箱底

60 度，当吊钩高度受到，钢丝绳间的夹角超过 60 度

时，则应使用专用吊杆起吊。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

11、起吊或落回钟罩（器身）时，速度要均匀，掌握好重心，防止倾斜；四角应系缆绳，有 专人扶持，

第二节线圈的检修

1、线圈表面应清洁无油污，各部油道畅通，无油垢，金属杂物堵塞。

2、线圈无位移变形，各部绝缘垫块排列整齐，端部压紧螺丝松紧适宜，背帽紧固，压紧螺 钉下部铁碗位置正确，绝缘良好。

3、线圈各部绝缘应良好，无破损露铜（铝）各引出线的绑扎应牢固无松动。 4、检查线圈表面情况，鉴定其绝缘老化程度。

一级绝缘：绝缘富有弹性，色泽新鲜，呈金黄色，用手指按压无残留变形，属良好状态。 二级绝缘：绝缘仍有弹性，呈深黄色，用手指按压时无裂纹、脆化现象，属合格状态。 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。 四级绝缘：绝极已严重脆化，呈黑褐色，用手指按时即发生变形脱落，可见裸导线，属不合 格状态。

5、对局部微小的机械损伤的绝缘，应进行修补，其修补绝缘的厚度不小于厚绝缘的要求， 如损伤严重，应重新绕制或送修理厂处理。

6、对于 220KV 线圈外部围屏进行检查，围屏内侧靠线圈部位应无放电或爬电痕迹。 第三节引线的检修

1、检查各引线应排列整齐，引线包扎绝缘应良好，无变形，变脆及破损，引线无断股。

2、裸露引线上应光滑无毛剌及尖角，在线圈下面水平排列的的裸露引线，如处于强油循环 进油口处，应加强绝缘。

3、检查线圈引线上所能观察到的接头焊接情况，应平整、光滑、清洁、无毛剌、应无过热 及开焊现象。 4、对大电流引排与箱壁间距一般应大于 层绝缘，以防异物进入造成短路或接地。

5、检查线圈至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎厚度，引线接头的焊接，引线对名部位 的绝缘距离，引线的固定情况应良好，因检修将引线拆卸时， 应做好记录， 装配后应做电压 比试验，校对其有无差错，转动各部位置，测量每相电阻，偏差值不大于平均值的 6、引线宜长短适宜，防止引线产生扣动。

7、固定引线用的木支架应完整无损， 应无松动， 裂纹及位移情况， 应固定牢固， 木质螺栓， 螺帽应紧备。木夹件固定引线处应加强绝缘， 垫以绝缘纸板， 谨防卡伤引线，固定引线的木 夹件的间距，应考虑到在大电流电动力的作用下，不致发生碰撞而短路。 8、检查引线的绝缘厚度及绝缘距离。 第四节铁芯及夹件的检修

1、铁芯表面应清洗干净，无油垢及锈蚀，铁芯各部油路畅通，如有堵塞应清除，清洗时应 使用干净白布，严禁用棉纱头擦铁芯。

2、铁芯应保持平整，绝缘漆膜无脱落。硅钢片不应翘起，对不规整处可用木锤或铜锤敲打 平整，硅钢片的配装要求片间不得有搭接，不得有过大的接缝间隙。

3、夹件与铁芯间绝缘应良好，绝缘垫块应完整无位移，用专用扳手拧紧各夹件螺栓，拧紧 背帽。 4、拧紧所有的穿芯螺栓，背紧背帽，用 阻，其标准为： 6KV:不低于10M Q

13.8 〜15.7KV:不低于 10M Q 220KV:不低于 500 M Q

5、 铁芯只允许一点接地，接地片要求用厚度为 地，应查明原因清除，以免形成环流。

6、 对于大容量变压器，如果铁芯的上下铁轭与上下夹件各有连接铜片时，其上下两连片必 须在铁芯的同一侧， 同一芯柱， 同一级， 同一层叠片处与夹件连接，此时如下夹件已与底部 油箱连接接地时，

0.5mm 的紫铜片，宽度不小于 30mm ，插入 3-4

级铁芯间，插入深度不小于 80mm ，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯。变压器铁 芯如有多点接

2500V 兆欧表摇测铁芯对夹件及穿芯螺栓的绝缘电

2%。

100mm ，以防漏磁发热，铜（铝）排表面应包扎一

上夹件不应与箱罩接触。

第五节导向冷却装置及油箱钟罩检修

1 、变压器油箱内部应清洁，无锈蚀，残削及油垢，绝缘清漆应漆膜完整，对局部脱漆和锈 蚀部位应处理并重新补漆。

2、 导向冷却的变压器， 冷却导装配要整齐， 密封严密， 其绝缘围屏及导不能受潮， 开裂，固定牢固。

3、 对导向冷却路应进行清扫，不得有水珠，金属削，焊渣及杂物，防止进入铁芯造成 多点接地。 4、 变压器吊罩时，对箱罩上的各形蝶阀，闸阀也进行检修，内口密封垫必须全部更换，以 免为此再次放油和影响其联结附件的装配及注油。

5、 对于大电流套管，为防止产生电流发热，三相之间应采用隔磁屏蔽装置，防磁隔板应牢 固、完整，不得有松动或过热现象。

6、 检查油箱的强度及密封性能，进行渗漏处理，对油箱上焊点、焊缝中存在的沙眼等渗漏 点进行补焊，油箱及大盖外部清扫除锈，重新喷漆。 7、 清扫油箱内部，清除油箱底部的油污及杂质。 第六节套管的检修

1 、瓷套外观检查清扫，应清洁无裂纹，裙边无破损。

2、均匀松动瓷套法兰螺丝，拆下瓷套，大型瓷套的起吊应注意吊绳的悬挂和起吊的角度。

3、 取出绝缘筒，擦除油垢，用干净的白布擦试瓷套内壁，必要时对瓷套及绝缘件进行干燥 处理。 4、 对 BF 系列瓷套，可在变压器不吊芯情况下更换上瓷套。 5、 瓷套组装过程中，应注意胶垫放置位置的正确，胶垫压缩量以 第七节无载分接开关的检修 1 、检查开关各部件是否齐全完整。

2、 分接开关转动手柄应有护罩，手柄处法兰密封良好，不得渗漏油。手柄及传动部分各销 轴应牢固， 其转动应灵活无卡涩现象， 手柄指示清楚正确与线圈调压范围一致， 两极要有限 位止钉。 3、 分接开关的绝缘筒应完整无损绝缘良好，其支架固定牢固，分接开关的露空时间应与芯 体相同，如检修拆卸不能及时装复，应浸在合格变压器油中。

4、 各分接头绝缘良好，绑扎牢固，排列整齐，接头焊接良好，无开焊及过热现象。

5、各定触柱、动触柱环表面应光滑无油垢，无氧化膜及灼伤痕迹，触柱表面镀银层不得有 离层脱落现象。

6 、将分接开关转动至各位置，检查各动触环与动触柱的接触及弹簧状况，接触压力在 2.2-5kg/cm2 内，接触面用 0.02mm 的塞尺检查应无间隙，两定触柱间接触电阻不大于

1/3 左右为宜，压缩应均 匀。

微欧，检查完后分接开关转回原运行位置。

7、因检修拆下分接开关，一定要做好记号记录，装回后应测量电压比进行核对。

8、结合予防性试验， 每年进行一次分接开关转动检查， 使分接开关在运行位置左右转动 10-15 次，以便磨擦去附着在接触点上的油垢， 氧化膜等，然后转至运行位置，并测量直流电阻合 格为止。 9、检查绝缘操作杆 U 性拨叉是否接触良好，如有接触不良或放电痕迹应加装弹簧片，使其 保持良好接触。

第八节有载分接开关检修 一、有载分解开关的检修周期 1. 随变压器检修进行相应大、小修。

2. 运行中切换开关或选择开关油室绝缘油，每 6 个月至 1 年或分接变换 2000 至 4000 次， 至少采样一次。

3. 分接开关新投运1〜2年或分接变换5000次，切换开关或选择开关应吊芯检查一次。

4. 运行中分接开关累计分接变换次数达到所规定的检修周期分接变换次数限额后，应进行 大修。一般分接变换 1〜2万次，或 3〜5年亦应吊芯检查。

5. 运行中分接开关，每年结合变压器小修，操做 3 个循环分接变换。 . 二、 有载分解开关大修项目

1. 分解开关芯体吊芯检查、维修、调试。 2. 分接开关油室的清洗、检漏与维修。 3. 驱动机构检查、清扫、加油与维修。 4. 储油柜及其附件的检查与维修。 5. 瓦斯继电器、压力释放装置的检查。 6. 自动控制箱的检查。

7. 储油柜及油室中绝缘油的处理。 8. 电动机构及其它器件的检查、维修与调试 9. 各部位密封检查，渗漏油处理 10. 电气控制回路的检查、维修与调试 11. 分接开关与电动机构的联结校验与调试 三、 有载分解开关的安装及检修中的检查与调整

1. 检查分接开关各部件，包括切换开关或选择开关、分接选择器、转换选择器等无损坏与 变形。 2. 检查分接开关各绝缘件，应无开裂、爬电及受潮现象。 3. 检查分接开关各部位紧固件应良好紧固。

4. 检查分接开关的触头及其连线应完整无损、接触良好、连接牢固，必要时测量接触电阻 及触头的接触压力、行程。检查铜编织线应无断股现象。

5. 检查过渡电阻有无断裂、松脱现象，并测量过渡电阻值，其值应符合要求。 6. 检查分接开关引线各部位绝缘距离。

7. 分接引线长度应适宜，以使分接开关不受拉力。 8. 检查分接开关与其储油柜之间阀门应开启。

9. 分接开关密封检查。在变压器本体及其储油柜注油的情况下，将分接开关油室中的绝缘 油抽尽，检查油室内是否有渗漏油现象， 最后进行整体密封检查， 包括附件和所有管道，均 应无渗漏油现象。 10. 清洁分接开关油室与芯体，注入符合标准的绝缘油，储油柜油位应与环境温度相适应。

11. 在变压器抽真空时，应将分接开关油室与变压器本体联通，分接开关作真空注油时，必 须将变压器本体与分接开关油室同时抽真空。

12. 检查电动机构，包括驱动机构、电动机传动齿轮、控制机构等应固定牢固，操作灵活， 连接位置正确， 无卡塞现象。 转动部分应该注入符合制造厂规定的润滑脂。 刹车皮上无油迹， 刹车可靠。电

动机构箱内清洁，无脏污，密封性能符合防潮、防尘、防小动物的要求。

13. 分接开关和电动机构的联结必须做联结校验。 切换开关动作切换瞬间到电动机构动作结 束之间的圈数， 要求两个旋转方向的动作圈数符合产品说明书要求。 联结校验合格后， 必须 先手摇操作一个循环，然后电动操作。

14. 检查分解开关本体工作位置和电动机构指示位置应一致。

15. 油流控制继电器或气体继电器动作的油流速度应符合制造厂要求，并应校验合格。其跳 闸触点应接变压器跳闸回路。

16. 手摇操作检查。 手摇操作一个循环， 检查传动机构是否灵活， 电动机构箱中的连锁开关、 极限开关、 顺序开关等动作是否正确； 极限位置的机械制动及手摇与电动闭锁是否可靠； 水 平轴与垂直轴安装是否正确； 检查分接开关和电动机构联结的正确性； 正向操作和反向操作 时，两者转动角度与手摇转动圈数是否符合产品说明书要求， 电动机构和分解开关每个分接 变换位置及分接变换指示灯的显示是否一致，计数器动作是否正确。

17. 电动操作检查。先将分接开关手摇操作置于中间分接位置，接入操作电源，然后进行电 动操作，判别电源相序及电动机构转向。若电动机构转向与分接开关规定的转向不相符合， 应及时纠正，然后逐级分接变换一个循环，检查启动按钮、紧急停车按钮、 电气极限闭锁动 作、手摇操作电动闭锁、 远方控制操作均应准确可靠。每个分接变换的远方位置指示、 电动 机构分接位置显示与分接开关分接位置指示均应一致，动作计数器动作正确。 四、有载分接开关小修项目

1. 机诫传动部位与传动齿轮盒的检查与加油； 2. 电动机构箱的检查与清扫； 3. 各部位的密封检查；

4. 瓦斯继电器、压力释放装置的检查； 5. 电气控制回路的检查； 五、分接开关常见故障及排除方法 序号故障特征故障原因检查与排除方法

1 连动交流接触器剩磁或油污造成失电延时， 顺序开关故障或交流接触器动作配合不当检查 交流接触器失电是否延时返回或卡塞， 顺序开关触点动作顺序是否正确。 清除交流接触器铁 心油污，必要时更换。调整顺序开关顺序或改进电气控制回路，确保逐级控制分接变换。

2 手动操作正常， 而就地电动操作拒动无操作电源或电动机控制回路故障， 如手摇机构中弹 簧片为复位， 造成闭锁开关触点未接通检查操作电源和电动机控制回路的正确性， 消除故障 后进行整组联动试验。

3 电动机构仅能一个方向分接变换限位机构未复位手拨动限位机构， 滑动接触处加少量油脂 润滑 4电动操作机构动作过程中，空气开关跳闸凸轮开关组安装移位用灯光法分别检查 n〜1的分合程序，调整安装位置。 第九节油枕的检修

一、油枕的一般检查，在每年变压器小修期间进行 1 、油枕各部不得有渗漏现象。

2、油位计玻璃良好，清洁透明，油位指示正确；油位有 + 20 C( 0.45d )、+ 40 C( 0.55d)。 3.

、检查油枕下部沉积器，放少量油看是否有杂质和水份。 二、油枕的大修

1、油枕的内外壁清洁干净，内壁应涂防锈漆，外部漆层应无脱落锈蚀现象。 2、油枕内无油垢铁锈，无深积杂物，用合格变压器油冲洗油枕。

3个标记即—30C( 0.1 — 0.3d)、

1〜n与

3、 变压器至油枕的联管应有 1〜2%的升高坡度，以便于瓦斯断电器的动作。

4、 油枕下部沉积器与油枕的联接处不应有凸起或凹陷焊道，并有稍微的坡度，以使水或杂 质容易流入沉积器。

5、 油枕的进应插入油枕高约

30〜50m m,以防水、杂质进入变压器中，其管口应有光 滑倒角。

6、 呼吸器联管插入油枕部分,应高出油枕最高油位以上。

7、 主变的油位计玻璃内如装有低油位信号接点,其接点浮筒密封良好,随油位上下浮动, 当上下两极接点接触时,应接触良好,保证信号正确。

8、 油枕上部与防爆筒上部有联管的,管路应畅通。

9、 大修中拆卸油枕或其联管,应及时密封,如长时间不能装回,应用盖板密封。 三、 胶囊或油枕

胶囊式储油柜与普通储油柜相同, 柜中吊装一个空心薄膜胶囊, 胶囊里侧与大气相通, 经由 气嘴与吸湿器进行呼吸, 胶囊浮在油面上, 随之油面的变动而膨胀或收缩, 使油面与大气分 开,胶囊式油枕的检修与普通油枕的检修基本相同,安装时应注意：

1 、检查胶囊的密封性：

打压： 0.02〜0.03Mpa.12 小时应无渗漏。或浸泡在水池中检查应无气泡冒出。

2、将胶囊用尼龙绳绑在挂钩上,连接好引出口,然后拧紧人孔法兰,应防止胶囊堵塞瓦斯 继电器联管。 四、 隔膜式油枕

隔膜式油枕为两个半园柱体组成, 柜内有一个半圆式薄膜, 薄膜周边固定在柜沿上, 薄膜浮 在油面上,随着油面的变动而浮动,使油面与大气分开。其检修不同之处在于： 1、 拆卸各部连管,分解油箱中节法兰螺丝,卸下储油柜上节油箱,取出隔膜。

2、 检查储油柜内柜,更换密封圈,在储油柜分解前可先充油检查隔膜密封性能。按分解相 反顺序组装储油柜。

五、 胶囊及隔膜式储油柜的注油过程。

1 、安装时胶囊的长度与方向应与油枕保持平行,不得有扭曲、拆叠现象。

2、 变压器真空注油时,必须先将油枕与主变连管拆除或加装临时盖板密封,再进行变压器 真空注油,待变压器真空沆油完毕后,连通油枕与主变连管,往油枕注油。

3、 带胶囊隔膜油枕不得从油枕上部注油或补充油,以防损坏胶囊隔膜。

4、 根据每年取油样简化试验,确定变压器油老化程序,对油老化快的须认真检查隔膜带各 处密封情况。 5、 如出现假油位或油表突然喷油,说明油枕排气不彻底,应重新进行排气。

6、 大量放油时,应将油枕顶部手孔打开,用无棱角、无毛剌、端部圆滑的棍棒插入油枕内 进油连管处,方可放油,以免隔膜带被油吸住,甚至割破薄膜。

7、 向油枕内注油,必须将油枕内空气排出去,其注油方法有两种。 （1 ）注油排气法：

打开油枕顶部排气孔, 拆下呼吸器或呼吸器下部油封碗, 用滤油机通过油枕底部注阀处 注油,当油枕油伴升高至 2/3 位置时,应控制缓慢注油,以防油大量喷出。待排气孔处溢出 油时,立即停止注油。这时油枕的空气被排出,密封好排气孔,安装好呼吸器,再从油枕底 部注阀处或变压器下部放油阀处放油,调整油枕油位至正常高度。 2）压缩空气排气法注油：

当油枕油位升高至 1/3 位置时，从呼吸器胶管口处用压缩空气向隔膜内充气，由于袋鼓起， 油枕内空气被排出， 随之密封油枕上部排气孔， 装好呼吸器， 再从油枕下部注阀处补充 油至正常油位。 8、油枕有压油袋的，在油枕注油前，行进行油表注油，卸下油表呼吸孔帽，拆下油表的外 壳盖， 从油表呼吸赛座处加油， 并用手按动油袋， 使压油袋内空气跑出注满油，待油表内浮 球稳定浮上， 装上呼吸孔帽， 密封压油袋外壳盖， 打开油表下部放油塞， 将玻璃内油全放出， 拧紧放油塞，即可向油枕注油。

第十节呼吸器（吸湿器）检修

一、呼吸器的一般检查： 按变压器每年一次小修周期进行如下检查：

1、呼吸器的玻璃筒应清洁干净，透明无垢，完整无裂纹破损。

2、察看呼吸器内吸湿剂是否失效，如呈红色，则失效应主即更换；更换硅胶时在顶盖下面 留 1/5 －1/6 高度间隙。

3、卸下下部油封碗检查是否有油，油量少，应加油至指示线。 4、呼吸器及其连接管应密封良好，不得有进潮气及水现象。 二、呼吸器的安装及检修：

1、所安装的呼吸器，一定要进行检查，在安装时应将保存或运输时为防潮而加装的无孔胶 垫及防潮剂去掉。

2、呼吸器拆卸时，首先拧开底部油封碗，卸下上部油枕连管或隔膜胶管的连接，取下呼吸 器，将呼吸器解体，倒出内部吸湿剂。

3、检查呼吸器玻璃筒应完好无破损，器身应密封良好

4、呼吸器底油封应注油至油面线，无油面线的油浸过进气口以上即可，以起到油封过滤作 用。 5、 变色硅胶呈蓝色，如呈红色则又受潮失效，应在 可用。

6、 变色硅胶的制造，取占硅胶量 3%的氯化钴，溶解于水，将粒度为 浸于溶液之中，取出呈粉红色的置于 第十一节防爆筒及压力释放器的检修 一、防爆筒的检修

1 、将防爆器拆下进行彻底清扫，去掉内部锈蚀和油垢，更换密封胶垫，应密封良好，无渗 漏油无进水现象。

2、 防爆膜片应完整无裂纹或破碎，采用玻璃片做为防爆片，严禁采用金属膜片。其厚度可 参照下表： 管径（mm） $ 150 玻璃厚度（ mm ）： 2.5

$ 200

3

$ 250

4

7、 运行中的变压器更换硅胶时，变压器瓦斯保护要退出运行。

2—6mm 的白色硅胶

115%〜120C温度下烘干，呈天蓝色即可使用。

115〜120 C温度下干燥数小时，呈天蓝 色再

3、 防爆器与油枕有连管的，一定期要畅通并密封良好，可防止温度的突变引起的防爆膜片 的破裂。 4、 大型防爆筒其防爆膜是密封式的，拆卸时，应关闭阀门手柄至“闭”位置，安装后，应 将阀门手柄轻移至“开”的位置。

5、 有的防爆膜外装有信号装置，应经继电保护校验其动作应准确无误

6、 变压器进行真空注油时，应先将防爆膜片拆下，用盖板临时密封，待真空注汪后再将防 爆片装复。 二、压力释放器的检修

1、检修校验周期：随变压器周期性检修进行 2 、压力释放器的检修及校验

2.1、压力释放阀的拆装： 每次变压器大小修时， 都要对压力释放阀进行拆装校验。 进行压力释放阀的拆装工作， 要在 晴天无大风的天气下进行。压力释放阀拆前要先将变压器油放到压力释放阀安装法兰以下， 防止在松开法兰时， 造成跑油。 拆开压力释放阀的顶部防护罩， 拆开压力释放阀的微动开关 接线，拆线前，作好记号。拆开压力释放阀的紧固螺丝，将压力释放阀拆下。若拆下时间较 短，可用干净完好的塑料布将接口密封好，若时间较长或天气不太好， 就要用专用堵板，进 行认真密封，防止异物或水份进入变压器内部。安装前， 对接口处进行认真清理， 检查接口 平滑干净无异物后， 进行压力释放阀的回装， 接口密封处要更换新密封圈。 密封圈尺寸要合 适，并确认是耐油胶圈。胶圈位置放置合适后，紧固螺丝，螺丝紧固均匀，紧度适当。 2.2、压力释放阀的校验：

将压力释放阀拆下后， 检查清除阀内异物， 检查密封圈及各零部件要完好无损坏、 变形及锈 蚀现象。将压力释放阀装于效验台上，密封好后，缓慢升压，观察压力表压力，效验开启压 力和返回压力是否附合要求，并作好记录。若不附合要求时， 要更换合格的压力释放阀。压 力释放阀在开启和返回时动作要灵敏，无卡堵现象。检查信号开关动作是否灵活。

2.3、压力释放阀的胶圈自出厂之日起， 最长三年必须更换， 以防止因胶圈老化而导致漏油。 3 、压力释放器的维护 3.1、压力释放器应有适量的备件，以备在检查校验不合格或压力释放阀出现故障不能及时 排除时进行更换。

3.2、日常巡检应密切观察压力释放阀是否有渗漏油问题，信号回路绝缘是否有破损。 3.3 、有异常信号发出应及时退出查找消除。 第十二节蝶阀、油门及油塞的检修 1、检查蝶阀的转轴、档板等部件是否完整，灵活和严密，更换密封垫圈。经

0.05Mpa 油压

试验，挡板应关闭严密，无严重渗漏，轴杆密封良好， “开”、“闭”位置标志清晰、正确。 2、油门（事故排油门、 放油门） 应拆下分解检修， 研磨并更换密封填料， 检修后应做 0.15Mpa 油压试验不应有渗漏。

3、对变压器本体和附件各部放气塞，放油塞，油样油门等行进全面检查，更换密封垫，应 密封良好无渗漏。

第十三节瓦斯继电器的检修

1、瓦斯继电器拆下进行外部检查，其容器、玻璃窗、放气阀门、放油塞、接线端子盒、小 套管等应完整，接线端子及盖板口的箭头标志应清楚。

2、 瓦斯继电器密封检查合格后 （常温下加压 0.15MP,持续30min）,用变压器油冲洗干净。 3、 瓦斯继电器交继保人员检验，其动作应可靠，绝缘，流速符合要求。

4、 瓦斯断电器的安装应保持水平位置，盖上的标准箭头应指向油枕，瓦斯继电器的联管应 以变压器顶盖为标准，朝储油柜方向保持 有渗漏现象。

6、 连接瓦斯继电器二次线，并做操作试验。 第十四节温度计的检修 1 、变压器温度计从油箱上取下，经热工仪表校验合格后，方能安装。

2、 温包在装入前先向其座管内注入少量变压器油，然后装入并旋紧上部螺丝。 3、 信号温度计安装在变压器油箱上，垫以胶垫，固定牢固，以防震动松落。 4、温度计与温包管之间的毛细管的敷设，不得扭折弯曲，其圆弧半径不得小于 段固定距离不得小于 300mm 。

5、变压器温度计的安装宜在大修即将结束，变压器上部无较大工作量时进行安装为宜。 第十五节冷却器控制箱的检修 一、分控箱的检修

2. 清扫分控箱内部灰尘及杂物。

3. 检查电磁开关和热继电器触点有无烧损或接触不良，必要时更换。 4. 检查各部触点及端子板连接螺栓有无松动或丢失并进行补齐。 5. 用 1000v 兆欧表测量各回路绝缘电阻大于 0.5 兆欧。

6. 分别对油泵和风扇进行动作试验，检查油泵和风扇的运转声音是否正常，转动方向是否 正确。 7. 检查分控箱的密封情况并更换密封衬垫。 8. 外壳除锈并进行油漆。 二、总控箱的检修

9. 清扫分控箱内部灰尘及杂物。 10. 检查电源开关和熔断器接触情况。

11. 逐个检查电磁开关和热继电器触点油无烧损或接触不良，必要时更换。 12. 检查切换开关接触情况及其指示位置是否符合实际情况。 13. 检查信号灯指示情况，如有破损应补齐。

14. 用 1000v 兆欧表测量二次回路（含电缆）绝缘电阻大于 0.5 兆欧。

75mm ，每

1 － 1 . 5%的升高坡度。

5、 安装完毕后，打开联管上的蝶阀进油，打开放气塞放气，直至油满溢出，检查各部密封 情况，不得

15. 进行联动试验，检查主电源是否互为备用（取下一路电源控制保险，另一路应自投） ， 在故障情况下备冷自启动 （一台冷却器运行一台打到备用位置， 拉开运行冷却器备用自投） ， 检查辅助冷却器投入情况（冷却器放辅助位置，到温度自启动） 16. 检查分控箱的密封情况并更换密封衬垫 .

17. 外壳除锈并进行油漆。 第十六节变压器的干燥 一、变压器需不干燥的判断 运行中的变压器一般不需要干燥， 只有经试验证明受潮， 绝缘下降或检修中超过允许暴露时 间时，根据具体情况确定变压器需否干燥，其判断标准：

1、运行中的变压器需否进行干燥，应综合下列情况来判断。

（1） tg S值在同一温度下比上次测得数值增高 30%以上，且超过予防性试验规程规定时间； （2） 绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低 30C的温度范围内低于 1.3和极化指数低于1.5;

（ 3 ）油中有水份或油箱中出现明显进水，且水量较多。

2、 变压器经过全部或局部更换绕组或绝缘的大修后，不论测量结果如何，均应进行干燥。

3、 大修中变压器芯子在空气中停留的时间较规定长，或空气湿度较规定高，大修后需否干 燥应通过在检修前后在尽可能相同条件下， 测得的结果进行比较来确定， 在测量时也应把油 的介损考虑进去。 二、变压器干燥方法 变压器干燥方法有以下几种： 1 、涡流加热真空干燥； 2、热油喷雾真空干燥； 3、 蒸气加温真空干燥； 4、 零序电流干燥； 5、短路电流干燥； 6、红外线干燥；

7、干燥室；

8、气相干燥； 可根据现场条件选择一种或几种方法综合使用。 三、干燥中的温度控制

1、 当利用油箱加热， 箱壁温度一般不得超过 110C,箱底温度不得超过100C,线圈温度不 得超过95C；热风干燥时，进风温度不得超过100C,进风口设有清洁干燥的措施， 注意防 止火星进入变压器。 2、 干燥过程中应注意加温均匀，温升速度以 部分，不应超过其绝缘等级的最高允许温度。

3、 干式变压器进行干燥时， 其线圈温度应根据等级而定， 干燥过程中尚应注意加温应均匀， 防止产生局部过热，特别是线圈部分，不应超过其绝缘等级的最高允许温度 四、 抽真空的要求

变压器采用真空干燥时应先进行予热，按变压器容量大小以每小时 过箱臂厚度的 2 倍。

五、 干燥过程中的检查与记录 变压器在干燥过程中应进行以下的检查与记录： 1 、测量绕组的绝缘电阻；

2、 测量绕组，铁心和外壳等各部温度； 3、 保持一定的真空度；

4、 定期排放凝结水，用量杯测量记录（ 1 次/ 4 时）； 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、电流的变化；

7、 检查加热器具、电源线路、真空管路及设备的运行情况。 六、 干燥终结的判断

10〜15 C的速度升温到

指定温度。再以每小时 100〜150mmHg抽至极限允许真空度。干燥时作油箱的弹性变形， 变性不得超

10— 15C/h为宜，防止产生局部过热，特别 是绕组

30％以上， 35kv 及以上变压器吸收比在 10〜

1 、保持温度不变，绕组绝缘电阻下降后再回升，维持 12 小时以上不变。 2、 8 小时以上基本无凝结水析出。

达到上述条件即认为完成了干燥。 干燥工作完成后， 变压器器身即可降温 （真空仍保持不变） 以每小时10〜15 C的速度降温，此时应将予先准备好的经过滤和试验合格的变压器油加温， 至两者（器身与变压器油）油度基本接近（油温可略低但不超过 注油后，需进行吊罩检查。 第十七节变压器整体组装及注油 一、 整体组装前的准备工作

1 、组装前应彻底清理散热器（冷却器） 、储油柜、防爆器（又名安全气道） 、、不带电 流互感器的升高座， 套管及其所有零、 部组件。 用合格的变压器油冲洗与变压器油直接接触 的零、部组件。 2、变压器附属的油、水管路也须进行彻底清理，管内不允许存在焊渣和杂物等，并作好检 查记录。 3 、不允许在油、水管路内加装金属网，一般采用尼龙网，以避免金属网冲入油箱内，确保 变压器的安全运行。

二、 安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。

三、有安装标志的零件与部件， 须按照安装标志所指示的部位组装 （如高压、中压升高座及 防爆器升高座等与油箱的相对位置和角度） 。 四、变压器引线的根部不得受扭及弯曲。

五、对于 63 千伏及以上的引线，引线所包扎的绝缘斜稍（锥）必须进入均压球的口内，并 防止引线（穿缆）拧劲。

六、在装配套管前必须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关轴上， 可利用升高座孔 进行调整，调整至所需的分接位置。

七、组装组件时，应按有关制造厂的《安装使用说明书》的规定进行。 八、油箱顶部若有上部定位件，应按外型尺寸图及技术要求进行定位或密封；

九、变压器在基础上是否需要倾斜， 应按外型尺寸图中的规定进行， 若无规定时应按倾斜处 理，在靠储油柜瓦斯继电器端垫高，使之有

1— 2%的坡度。

十、各温度计座内应注满变压器油。 十一、对集中冷却的变压器，各组冷却器的路（水管路）须并联，不得采用串联形式， 集中冷却装置其安装位置应尽可能靠近变压器主体， 以不超过 3 米为宜，此时若受条件， 冷却装置离变压器主体超过 3 米时，油路管径可同冷却器油路管径，否则须加大油路管径， 使该路中的流速不大于

3 米/ 秒。

十二、 所有密封用胶垫均需更换合格的新品， 尺寸符合要求， 受力压缩均匀，一般压缩至原 厚度的 2/3 为宜，蝶阀胶圈更换后，必须进行开闭试验，检查无卡滞现象。

十三、按照变压器外型尺寸图（装配图）组装已拆卸的各组件、部件及零件，其中储油柜、 呼吸器和防爆器不装， 联接法兰用盖板密封好， 安装要求和注意事项按各组件 “安装使用说 明书”进行。 十四、变压器一般应采用真空注油工艺进行注油，其规定如下： 1、一般变压器的真空注油可参照本规定进行

.

2、220 千伏变压器的注油工艺。 （1）如变压器的储油柜为放于主体上的结构，储油柜应装好，可不采用临时储油柜，当试 漏合格后，将储油柜下面的 80 蝶阀关闭，油箱内的变压器油全部放出。如加强油水冷变压 器，在真空注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的旋塞关闭， 如为有载调压 变压器，有载分接开关器的蝶阀应处于开启状态。

（2）变压器主体上装有储油柜的，在箱盖蝶阀上或气体继电器联管处安装抽空管。有载分 接开关应安装注，以便与主体同时注油。

（3）启动真空泵开始抽真空， 在 1 小时内均匀地提高其真空度， 使真空度逐渐达到 760mmHg 维持 2 小时， 检查油箱有无变形与异常现象， 如果未见异常， 在真空的状态下进行注油，注 油过程中应使真空度维持在

740±5mmHg 以上的真空度， 油面接近油箱顶盖约 200mm 时停

5C）时，在真空状态下将

油注入， 真至器身完全浸没于绝缘油中为止， 并继续保持真空时间在 8 小时以上。 变压器干 燥完毕

止注油， 注油时间应大于 6 小时，在该真空度下继续维持 6 小时，即可解除真空， 拆除注油 管。 （4）从二次注油结束开始，变压器需静置

24 小时，此期间要多次放气（并启动潜油泵） ，

并检查有无渗现象， 若有渗漏应及时处理， 如油面下降时， 应从储油柜加加油至要求高 度。 十五、变压器的整体密封检查（如有条件进行） 变压器安装完毕后， 应进行整体密封性能的检查， 检查方法： 采用加静油柱压力法，具体规 定如下： 1、 试漏时油温不低于 45 C;

2、 油柱高度与加压时间； 220千伏变压器，油柱高度 10 米，加压时间 36小时; 63〜110千伏变压器油柱高度 8米，加压时间24小时； 油柱高度则从地平面开始计算。

3、 对油箱和储油柜，则应单独进行承受 0.05Mpa（0.5kg/cm2） 密封试验，时间为 72小时，应 无渗漏，对于储油柜内的隔膜则应能承受 第十八节变压器的油漆工艺 一、变压器外部的油漆

1 、变压器油箱、冷却器及其附件的裸露表面均应涂本色漆，涂漆的工艺应适用于产品使用 条件； 2 、喷漆前应先用金属洗净剂（或去污剂）去除外部油垢及污秽； 3 、对裸露和金属部分必须补涂底漆；

4 、对于铸件的凹凸不平之处，可先用腻子填补平整，使其保持光滑，然后再涂底漆。

5、 为使漆膜均匀，宜采用喷漆方法，喷涂时，气压可保持在0. 2〜0. 5Mpa（2〜kg/cm2）左右。 6、 第一道底漆漆膜厚为 0.05mm 左右， 要求光滑无流痕， 垂珠现象， 待底漆彻底干透后 （一 般约 24 小时），再喷涂第二道漆， 为浅色醇酸漆喷涂后若发现有斑痕，垂珠，可用竹片或小 发刀轻轻刮除并用砂纸砂光，再补喷一次。

7、 如油箱和附件的原有漆膜较好，仅有个别部分损坏不完整（如局部补焊处，运输过程中 不小心漆膜碰伤处）可进行局部处理，然后再普遍喷一次，使整个变压器颜色均匀一致。 粘着力检查：用刀在漆膜表面划个十字形裂口，顺裂口用刀剥，若很容易剥开，则认为粘着 力不佳；

弹性检查： 用锐利小刀刮下一块漆膜， 若刮下的漆屑不碎裂不粘在一起而有弹性地卷曲， 则 认为弹性良好；

坚固性检查：用指甲在漆膜上划一下，若不留痕迹，即认为漆膜坚硬； 干燥性检查：用手指按在涂漆表面片刻，若不粘手也不留痕迹，则认为漆膜干燥良好。 三、 变压器部件内部涂漆（无特殊情况不进行此项）

1 、变压器内部（包括附件）均应涂绝缘漆，漆膜不宜过厚，一船在 刷一遍即可。

2、涂漆前应打磨干净，剔除焊渣，擦试干净，涂漆后要求漆膜光滑； 3 、表面涂漆的硅钢片，铁芯端面不再涂漆。

四、 对涂刷变压器内壁绝缘漆的要求（无特殊情况不进行此项） 1、 耐高压、耐变压器油，即漆膜长期浸泡在 3 、对金属件有良好的附着力；

4、 对金属要有良好的防锈、防腐蚀作用。

1 、有良好的工艺性能和较低的成本。 第十九节变压器的油处理 一、 变压器油的检查和要求

1、 变压器新注入的绝缘油或经滤过处理 （或再生） 的绝缘油， 其质量应符合附录中的规定； 2、 加入变压器内的绝缘油，应从变压器底部放油阀（塞）采取油样进行化验与分析； 3、 根据地区的差别，选用不同牌号的变压器油；

4、 变压器套管用绝缘油的标准亦应符合附录中的规定（套管有特殊规定者除外） 5、 补充不同牌号的绝缘油时，应先经混油试验，合格后方可使用。

105 C的变压器油中也不脱落，不被溶化；

2、 固化后的漆腊，不影响变压器油绝缘，物理和化学性能。

0.02-0.05mm 为宜，涂

0.02〜 0.03Mpa/cm2） 的正压而无渗漏。

二、 变压器放油和注油的一般规定

1 、检查清扫油罐（油桶、管路） 、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无杂质和水份。 2、拆装变压器附件时，放油至铁芯上轭即可，线圈及绝缘部件均应浸在油中。吊芯时需将 油全部抽出时，为加快速度允许采用油泵抽油或多台滤油机同时抽油；

3、向变压器内注油时，必须经过压力式滤油机，如油罐离变压器太远，一台滤油机压力不 够，可以串联一台油泵或滤油机，如系油泵， 则应将油泵安在油罐侧， 压力式滤油机在变压 器侧； 4、放油或注油，必须将变压器和油罐的放气孔打开； 5、110 千伏及以上电力变压器注油时采用真空注油， 空注油。

6、大修中变压器要放油多次，回油多次，必须始终保持变压器油的合格，尤其是在多次回 油、补充油前都要做油的耐压，保证在 40kv 以上。

7、各必须连接牢固，各截门都要好用，油务人员对各截门要一清如水，防止跑油事件 发生。 三、压力滤油法

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，有条件时可将油加 温到 50-60 C。

2、滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机内是否清洁，转动方向是否正确，有无接地线 (外壳)，压力表指示是否正确。

3、超动滤油机应先开出油门，后开进油门，停止时操作顺序相反，当装有加热器时，应先 起动滤油机，后投入加热器，停止时操作顺序相反。滤油机压力一般为 3KG/CM2)，最大不超过 0.5Mpa(kg/cm2);

4、一般每个极板间放 2-3 张滤油纸，滤油纸应经过充分干燥。 四、 变压器真空注油

大型电力变压器必须按反措规定进行真空注油， 其它变压器有条件的也应采用真空注油。 通 常通过试抽真空检查油箱的强度， 局部弹性变形不超过箱壁厚度的 2 倍为限度， 并检查真空 系统的严密性。 操作方法：

1、 以每小时 100〜 200mmHg 速度进行变压器抽真空，达到指定真空度稳定 2 小时，开始向 变压器油箱内注油。

2、 油注入变压器距箱顶约 200mm 时停止，并继续抽真空保持 6 小时以上。

3、 变压器二次注油： 变压器经真空注油后再进行二次注油时， 必须经由储油柜注注入， 严禁由下部油门注油。 五、 胶囊式储油柜的注油 方法一

1、 进行胶囊排气：打开储油柜上部排气孔，由注将油注满储油柜，直至排气孔出油， 关闭注。

2、 从变压器下部油门排油此时空气自然进入储油柜内胶囊内部，至油位计指示正常油位为 止。 3、 或从变压器上部油门直接注油排气，从上部注油阀向变压器内注油，达到胶囊内的气体 排出而储油柜油满为止。关闭排气阀，从变压器下部油门排油，空气进入储油柜胶囊上部， 油位计达正常油位为止。 方法二

直接将变压器储油柜油位补至正常油位， 打开储油柜排气孔通过呼吸气管向储油柜胶囊充氮 气，要求将储油柜内部气体全部排空后立即封闭排气孔。 六、 隔膜式储油柜的注油

1、隔膜式储油柜的注油可直接进行，此时打开隔膜上的排气塞，当储油柜尚未注油时，应 先将指针式油位计调整至零位， 此时注油至排气塞冒油为止， 拧紧排气塞， 再调整至正常油 位；

0.25〜0.3Mpa(2.5〜

63 千伏电力变压器应创造条件采用真

2、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；

3、正常油位低时的补油，利用集气盒下部的两根管，其中一根是注，接到滤油机，向 储油柜内注油， 注油过程中发现集气盒中有空气时停止注油， 打开另一根管子（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。

第二十节变压器的交接验收 变压器在大修竣工后，应及时清理现场，整理记录、资料、图纸、清退材料进行核算，提交 竣工、验收报告，并提请设备部组织有关单位进行现场验收工作。 一、提供验收方面的有关资料 1、开工报告 2、竣工报告 3、验收报告

4、设计计算单、包括结合检修进行技术改造的内容、图纸、线圈重绕图纸等； 5、现场干燥、检修记录。

6、高压绝缘试验报告，油简化及色谱试验单，温度计校验报告，瓦斯断电器和互感器特性 试验报告等。 二、试运行前检查项目

1、变压器本体、冷却装置及所有附件均无缺陷，且不渗油。 2、轮子的固定装置应牢固。 3、油漆完整，接地可靠。 4、变压器顶盖上无遗留杂物。

5、储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均在“开”位。

6、高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部将军帽结构的密封良好，与外部引线的连接 接触良好（并涂有导电膏或凡士林） 。

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无气体，有载分接开 关的油位须略低于变压器储油柜的油位；

8、进行各升高座部位的放气，使其完全充满变压器油；瓦斯继电器内应无残余气体。 9、呼吸器内的吸湿剂数量充足，无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用； 10、无载分接开关的位置应符合运行要求，

有载操作应动作正确，闭锁装置动作正确，控制

盘、操作机构箱和顶盖上三者分接位置的指示应一致。 11、温度计指示正确，整定值符合要求；

12、冷却装置试运行正常， 水冷装置的油压应大于水压， 强油装置的变压器应起动全部潜油 泵（并测量潜油泵的负载电流） ，进行较长时间的循环后，多次排除残留空气。 13、进行备用冷却装置的自动投运试验，和运行中冷却装置的故障停车试验。 14、断电保护装置经调试整定，动作正确。 三、试运行

变压器试行时应按下列规定进行检查：

1、中性点接地系统的变压器，在进行冲击合闸投运前，中性点必须接地； 2、瓦斯断电器必须投运，重瓦斯投跳闸位置； 3、额定电压下的冲击合闸试验（交接为 至引起保护装置的动作。

4、第一次受电后，持续时间应不少于

10 分钟，变压器应无异常情况。

5 次，更换线圈后为 3 次），应无异常，励磁涌流不

5、带电后，检查变压器及冷却装置所有焊缝和接触面，不应有渗油现象，变压器无异常振 动或放电声。

6、分析比较运行前后油的色谱数据，应无明显变化。

第五章变压器的电气试验 本内容只介绍了几种高压试验项目的测量目的和注意事项， 及标准参照《电力设备交接和预防性试验规程》规定执行。 第一节测量绕组的绝缘电阻和吸收比 第一条：测量目的

1、 检查整体绝缘受潮情况以及某些局部缺陷， 如贯穿性短路、瓷套管破裂，引出线接地等。 2、 测绘变压器干燥过程中的绝缘电阻变化曲线，确定干燥是否可终结。 第二条注意事项及测量结果分析：

1、 测量额定电压为 1000伏及以上的绕组时，应使用量程不低于 10000兆欧，电压为2500 伏及以上的兆欧脯，测量额定电压为 1000伏以下的绕组时，可用 1000伏或2500伏的兆欧 表。 2、 测量时如果空气相对湿度在 80%以上，则应在被测绕组的所有出线套管表面装设屏蔽保 护，同一绕组各线套管上的屏蔽保护可用一根导线连绕，

但不得与非被测绕组的所有套管表 变压器大、小修时高压试验项目

面装设屏蔽保护相连，屏蔽保护可用柔软的裸金属绞线沿套管表面靠近线端的某一裙上缠绕 2-3圈（或专用的屏蔽带等）做战。

3、 绝缘油对绝缘电阻和吸收比均有影响，如发现变压器绝缘电阻下降，吸收比减小时，应 对绝缘油进行分析试验。

4、全部放油检修变压器时，应分别测量无油下的绝缘电阻和有油下的绝缘电阻，无油下的 绝缘一般比有油下的绝缘高二倍以上，如高到五倍以上时，可视为油质不良，影响绝缘，若 无油下的绝缘电阻值接近或小于有油下的绝缘电阻值，一般反映绕组绝缘受潮。

5、 绝缘电阻与温度有关， 温度每下降10C，绝缘电阻约增加1.5倍，绝缘电阻的历次比效， 应换算到同一温度下进行，在相同的温度下，绝缘电阻应无显著的降低。

6、吸收比对变压器绝缘受潮反映比较灵敏，吸收比的大小与变压器的容量和测量时的温度 有关，一般情况下容量大的变压器吸收比也较大， 第二节测量绕组连同套管的泄漏电流 第一条测量目的

此项试验原理和作用，与测量绝缘电阻类似，但测量泄漏电流的试验电压较高并可随意调节， 测量结果由微安表显示， 第二条注意事项

1、 被试绕组高压出线套管至中性点出线套管的短接线对地应有足够的距离，如对中性点套 管括号接线对地距离不够，引起泄漏电流较大时，中性点出线套管与高压出线套管之间可以 不短接。 2、 如果试验时空气湿度在 80%以上，则应遵守在被测绕组所有出线套管表面装设屏蔽保护。 第三节测量绕组连同套管一起的损耗因素

可以选用准确度较高的试验仪表，

因此，它的灵敏度和准确性都较

测量绝缘电阻高，更能有效地检出线圈和套管的绝缘缺陷。

温度高、吸收比有所降低，以吸收比对变

压器进行纸张缘分析时，应注意变压器的容量、电压等级和测量时的温度。

第一条试验目的

测定变压器绕组连同套管的介质损耗因数 tgs 主要用于判断整体绝缘受潮， 绝缘老化等普遍 性缺陷以及油质劣化，绕组上附着油泥等较严重的缺陷。 第二条：注意事项

1、布置现场时应注意， 电桥本体，标准电容器，试验变压器三者之间的距离都不应小于 0.5 米，应尽量远离强电磁场设备， 以防电磁场干扰，同时试验设备尽量靠近被试设备，其周围 无杂物靠近。 2、 使用反接线时，电桥的 Cz.CN.E引线对地距离应不小于 150毫米，其他高压部位对地也 有足够的距离。

3、 测量时所加试验电压不应高于被测设备的额定电压和电桥的额定使用电压( 4、 电桥测量引线的长度不能随意增减，当需要加长

10 千伏)。 如

果需要在更高的试验电压下进行测量， 必须有相应电压的标准电容器并只能用正接线测量。

Cx引线时，可用屏蔽导线接长。

5、 为了消除被试设备表面泄漏时对测量结果的影响必须清除绝缘表面的潮气及尘垢，必要 时可在套管表面装设屏蔽保护环，保护环与\"

E”端子连接，并靠近 Cx接线端。

6、 对有干扰的情况下，可将试验电源正、批情况下进行测量，如前后测量数据有异，应取 其平均值。 7、 高压标准电容器应保持干燥， 发现标准器下部防潮硅胶改变颜色时， 应及时更换或烘干， 标准电容器的电量应保持在

50 ± 1微微法，tg 3不小于0.1%。

8、 消除电场干扰的方法，一般采用例相法，即将试验电源两相互换接入，同时得出另一组 测量而测量结果可由下式得出。 值， R3.2 3+R3.1tg 3 tg 31+tg 32

tg3=

R3.1+R3.2 CNR4

1

1 R3.2

2

Cx=

()

2

R3.1

如果测量结果tg 3 R2为一正一负时，则按下面方法计算。 设 tg32 为负值，则：

先计算一 tg 3 2，当分流器在0.01时，

R3

一 tg 3 2=—WC4R3= (-tg 3 测)

R4

tg31+(-tg32)

然后再计算平均值： tg3=

2

电容量计算同上。-tg 3的测量不能保证精度，为减小测量误差和换算误差，测量结果应避 免tg 3出现负值。tg 3值的温度换算，可参见部颁规程。 第四节绕组连同套管一起的交流耐压试验 第一条：试验的目的

工频交流耐压试验， 对考核变压器的主绝缘强度， 发现绝缘局部缺陷， 具有决定性作用。它 能有效地发现变压器的绝缘缺陷，如主绝缘受潮，开裂、绕阻位移、松动、引线绝缘距离不 够，绝缘上附着污物等。 第二条：注意事项

1、试验较大电容量的设备时，为了防止容性电压升高造成过电压，试验电压必须在高压侧 测量。

2、试验电压应从开始按一定的速度升至全试验电压，不可采用冲击合闸方式加压。

3、在试验过程中，若由于潮湿，设备表面脏污等情况引起被试设备表面滑闪放电，不应认 为被试设备不合格，这时应经清洁、干燥处理，然后再进行试验。

4、在试验过程中，如发现电压请指针摆动很大，毫安表指示急剧增加，被试设备冒烟有异 常响声等，应立即停止试验，查明原因。

第五节测量轭铁梁和穿芯螺栓（可接触到的）的绝缘电阻

1、测量的目的主要是检查铁芯是否两点接地，夹件对铁芯以及穿芯螺栓对夹件及铁芯的绝 缘是否良好。 2、变压器大修时，一般分别测量下列部位的绝缘电阻。 3、配电变压器只测量穿芯螺栓对铁芯绝缘电阻。 4、配电变压器只侧量穿芯螺栓对铁芯的绝缘电阻。 5、测量时使用 1000 伏或 2500 伏的兆欧表。

6、铁芯为外引接地的变压器，予防性试验中应测量铁芯对油箱的绝缘电阻，防止运行中铁 芯两点接地，测量时应使用 1000 伏的兆欧表，不允许使用 2500 伏以及上的兆欧表。 当测得的绝缘电阻值特别低兆欧表指示值不稳定时， 说明铁芯绝缘有缺陷， 应在运行中加强 对铁芯接地电流的监视，必要时可采用适当的限流措施。

第六节测量绕组连同套管的直流电阻

第一条：测量的目的 检查绕组焊接部分的焊接量， 分接开关各接位置是否正确， 各连接部位接触是否良好， 导电 回路有无折断处，并联支路连接是否正确，绕组有无短路现象等。 第二条：测试结果分析与判断

1、绕组的直流电阻受温度的影响，而变压器绕组的温度又难以测准，因此测量结果应以三 相电阻是否平衡，历次变化规律是否一致进行比较判断，绝对值难以作为判断的依据。

2、测量无中性点引出线的绕组的电阻时，为分析比较的需要应将线电阻换算成相电阻。 3、测得电阻值与历史资料比较时，应换算到同一温度下进行。

4、1600KVA 及以上的变压器，各相绕组电阻互间的差别不应大于三相平均值 引出线时的线间差别应不大于三相平均值的 三相平均值的 2%。

6、测得的相间差与以前（出厂或交接时）相应部位测得的相同差比较，其变化也不应大于 2%。 第三条：注意事项

1、测量绕组的直流电阻应使用不低于

0.5 级的仪表，如使用直流电桥测量时，被测电阻在

10 欧姆及以下者，宜使用双臂电桥。变压器绕组感较大，测量地必须先接通电流回路，待 电流稳定后再台上检流计开关， 测量完毕，断开电流回路前， 应先断开检流计开关，如为双 臂电桥还应将 P1、P2 断开后，再切断电源。否则有可能损坏电桥。

2、应准确记录测量时变压器的上层油温，为减小绕组温度与上层油温的温差，最好待油温 稳定后再进行测量，予防性试验，应将直流电阻测量放在绝缘试验之后进行。

3、测量时非被测绕组必须开路，使用单臂电桥测量时，应从实际电阻中减去引线的电阻， 用双臂电桥测量时， 所有测量引线的电阻值和对称性应符合仪表厂家的规定， 使用高灵敏检 流计测量时， 测量引线，套管椿头应避免阳光直接照射， 以免因热电势致使检流计指示不稳。

4、测量各分接位置的直流电阻时，切换分接头后，测量前分接开关的切换手柄的上位螺丝 必须装好，并拧紧 1-2 丝。

5、测量大容量高电压绕组的直流电阻时，直流电源投入或断开的瞬间感应较高的电压，测 量过程中应注意相互联系，以免触电。

第七节检查变压比 第一条：检查的目的 1、检查变压比是否与铭牌相符； 2、检查分接开关指示位置内外是否一致；

1%。

1%，线间差别一般不大于

5、1600KVA 及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的

2%；无中性点

（ 1）穿芯螺栓对夹件及铁芯； （2）

夹件对铁芯； （3）绕组压圈对上夹件； （4）铁芯对油箱。

3、分接引线装配是否正确；

4、检查三相变压比的不平衡程度，确定另序分量的大小。

5、检查变压比的准确程度提供能否并列运行的依据。 第二条：测量结果分析及判断

1、新装及大修后的变压器应在所有分接位置下测量变压比，运行中的一般检查可以只测量 运行分接位置的变压比。

2、测出的变压比不合格，或与分接位置的相应规律不一致时，应首先考虑分接引线连接是 否错误，分接开关指示的位置是否内外一致。

3、与直流电阻测定结果综合分析绕组及分接头连接有无错误或缺陷。 第三条：注意事项

1、新装及大修后的变压器应在所有分接位置下测量变压比，运行中的一般检查可以只测量 运行分接位置的变压比。

2、分相装设分接器的变压器， 用三相电源进行测量时， 各相分接器应调套在同一分接位置， 用单相电源测量时， 可以只调被测相的分接器， 但测量完毕应注意将各相分接器调整在相同 的分接位置。 3、有载调压的变压器，测量变压比时采用电动操作变换分接位置。

4、测量三绕组变压器的变压比， 可以在一侧绕组上加压， 而在其余两侧绕组上测定电压比。 5、测量时所加电压不应低于被试变压器额定电压的 电源尽量保持稳定。

6、双电压表法只适用于对变压器变压比的一般性检查或故障查找，要求较清确的测量时， 应使用变比电桥。

第八节变压器的空载试验 第一条：试验目的： 1、检查磁路中是否存在局部或整体缺陷，如铁芯硅钢片整体装配质量不良，硅钢片松动。 较大面积的硅钢片短路， 片间绝缘不良， 硅钢片质量低劣，穿芯螺栓， 压板以及夹件绝缘损 坏。

2、发现绕组缺陷，如匝间或层间短路，并联支路短路，绕组与分接开关接线错误并联绕组 匝数不正确等。

第二条：试验结果的分析判断 1、用同一方法测得的空载电流和空载损耗与铭牌或厂家实测值比较，应无显著差别。

2、 三相三柱变压器的空载电流， a、c相的一般比b相反大20〜35%, ac两相基本相等。对 三角连接的绕组，相首和相尾连接为 b—X、c— y 时，一般 lc=lbv la。

如果试验结果与以上规律不相符, 一般都意味着变压器存在缺陷。 注意如有三相五柱式变压 器,则不能用此作为判断依据。

3、 如果三相空载试验结果认为变压器存在问题时,可用单相电源法进行分相试验,以找出 缺陷的相别。

4、分相试验所测出空载损耗一般 ab 相或 bc 相相近，或相差不超过 3%，则可认为 a、 c 相 正常，否则 ab 相大则缺陷在 a 相， bc 相大则缺陷在 C 相。 Ac 相的损耗一般比 ab 相或 bc 相的大，35千伏及以下的中小型变压器一般约大 第三条：注意事项：

1 、空载试验应在绝缘试验合格的基础上进行, 被试变压器的分接开头应置于额定分接位置。 2、 在额定电压下进行试验时，所需试验电源容量可按下式估算： 电源容量大于 5倍所需容量时, 可不考虑波形对测量结果造成的影响, 量变压器试验时，推荐采用系统电压进行试验。

3、 当用三相电源进行试验时，要求三相电压对称平衡，即负序分量不超过正序分量的 三相线电压相差不超过 2%，试验中三相电压要保持稳定，三相电压稍有不平衡时，试验电 压可取三相电压的算术平均值，也可以用

a、e相的线电压代替。

5%，

SO=Selo（千伏安）

作大容

式中：So-试验所需电源容量，SL被试变压器额客容量，Io—被试变压变压器额定空载电 流百分数。 当

30〜40%, 110千伏及以上的大型变压器一

般约大40〜50%,如果试验结果 ac相或ab相或be相的差值小于以上百分数很多，则缺陷 在b相。

a—Y、b—Z、C— X时，一般la=lbv Ic而连接为a— X、

1%，读娄香各侧电压应同时读取， 试验

4、 测量用串联的电流互感器应考虑故障时动势稳容量不够可能造成的损坏保护措施。其外 壳和低压绕组的接地一端必须可靠接地。 测量仪表和测量回路对高压部分应保持足够的安全 距离，载流引线必须有足够的通流容量。

5、 测量仪表的准确度应不低于 0.1 级，互感器的准确度应不低于 0.2级。 对于较大容量变压 器损耗功率的测量，应使用低功率因数瓦特表。

6、 所测空载损耗是瓦特表指示的代数和，因此接线时必须注意瓦特表电流、电压线卷的极 性，若使用互感器应同时注意互感器的极性。

7、 利用电网高压电源进行试验时，应遵守有关的安全规程和现场运行规程。

8、 试验中若发现表计指示异常或被试变压器有放电声、异常响声、冒烟、喷油等情况，应 立即停止试验， 断开电源，检查原因，在没有查明原因并予以恰当的处理之前，不得盲目再 进行试验。