电力变压器检修导则
中华人民共和国电力行业标准DL/T 573—95
电力变压器检修导则
中华人民共和国电力工业部1995-06-29发布 1995-11-01实施
1 主题内容与适用范围
1.1 本导则适用于电压等级在35～220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备，如消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、并(串)联电抗器等。
对国外进口的油浸电力变压器及同类设备可参照本导则并按制造厂的规定执行。
1.2 本导则适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。
1.3 变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。
1.4 有载分接开关检修，按部颁DL/T574—95《有载分接开关运行维修导则》执行。
1.5 各网、省局可根据本导则要求，结合本地区具体情况作补充规定。
2 引用标准
GB1094.1～1094.5—85 电力变压器
GB6451.1～6451.5—86 油浸式电力变压器技术参数和要求
GB7251—87 变压器油中溶解气体分析和判断导则
GBJ148—90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范
GB7665—87 变压器油
DL/T572—95 电力变压器运行规程
DL/T574—95 有载分接开关运行维修导则
3 检修周期及检修项目
3.1 检修周期
3.1.1 大修周期
3.1.1.1 一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。
3.1.1.2 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。
3.1.1.3 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。
3.1.1.4 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，应提前进行大修；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。
3.1.2 小修周期
3.1.2.1 一般每年1次；
3.1.2.2 安装在2～3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。
3.1.3 附属装置的检修周期
3.1.3.1 保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。
3.1.3.2 变压器油泵(以下简称油泵)的解体检修：2级泵1～2年进行一次，4级泵2～3年进行一次。
3.1.3.3 变压器风扇(以下简称风扇)的解体检修，1～2年进行一次。
3.1.3.4 净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。
3.1.3.5 自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。
3.1.3.6 水冷却器的检修，1～2年进行一次。
3.1.3.7 套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。
3.2 检修项目
3.2.1 大修项目
3.2.1.1 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；
3.2.1.2 绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；
3.2.1.3 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；
3.2.1.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；
3.2.1.5 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；
3.2.1.6 安全保护装置的检修；
3.2.1.7 油保护装置的检修；
3.2.1.8 测温装置的校验；
3.2.1.9 操作控制箱的检修和试验；
3.2.1.10 无励磁分接开关和有载分接开关的检修；
3.2.1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏；
3.2.1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理；
3.2.1.13 变压器油的处理或换油；
3.2.1.14 清扫油箱并进行喷涂油漆；
3.2.1.15 大修的试验和试运行。
3.2.2 小修项目
3.2.2.1 处理已发现的缺陷；
3.2.2.2 放出储油柜积污器中的污油；
3.2.2.3 检修油位计，调整油位；
3.2.2.4 检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束；3.2.2.5 检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀(安全气道)、气体继电器、速动油压继电器等；
3.2.2.6 检修油保护装置；
3.2.2.7 检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等；
3.2.2.8 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；
3.2.2.9 检查接地系统；
3.2.2.10 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；
3.2.2.11 清扫油箱和附件，必要时进行补漆；
3.2.2.12 清扫外绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)；
3.2.2.13 按有关规程规定进行测量和试验。
3.2.3 临时检修项目
可视具体情况确定。
3.2.4 对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进
3.2.
4.1 油箱机械强度的加强；
3.2.
4.2 器身内部接地装置改为引外接地；
3.2.
4.3 安全气道改为压力释放阀；
3.2.
4.4 高速油泵改为低速油泵；
3.2.
4.5 油位计的改进；
3.2.
4.6 储油柜加装密封装置；
3.2.
4.7 气体继电器加装波纹管接头。
4 检修前的准备工作
4.1 查阅档案了解变压器的运行状况
4.1.1 运行中所发现的缺陷和异常(事故)情况，出口短路的次数和情况；
4.1.2 负载、温度和附属装置的运行情况；
4.1.3 查阅上次大修总结报告和技术档案；
4.1.4 查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况；
4.1.5 检查渗漏油部位并作出标记；
4.1.6 进行大修前的试验，确定附加检修项目。
4.2 编制大修工程技术、组织措施计划
其主要内容如下：
4.2.1 人员组织及分工；
4.2.2 施工项目及进度表；
4.2.3 特殊项目的施工方案；
4.2.4 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；
4.2.5 主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；
4.2.6 绘制必要的施工图。
4.3 施工场地要求
4.3.1 变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行；
4.3.2 施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容器、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。
5 变压器的解体检修与组装
5.1 解体检修
5.1.1 办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。
5.1.2 部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀(或安全气道)、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。
5.1.3 排出全部油并进行处理。
5.1.4 拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见《有载分接开关运行维修导则》；拆卸中腰法兰或大盖连接螺栓后吊钟罩(或器身)。
5.1.5 检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。
5.1.6 更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。
5.2 组装
5.2.1 装回钟罩(或器身)紧固螺栓后按规定注油。
5.2.2 适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。
5.2.3 安装冷却器等附属装置。
5.2.4 整体密封试验。
5.2.5 注油至规定的油位线。
5.2.6 大修后进行电气和油的试验。
5.3 解体检修和组装时的注意事项
5.3.1 拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。
5.3.2 拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。
5.3.3 冷却器、压力释放阀(或安全气道)、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油(或采取其它防潮密封措施)。
5.3.4 套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。
5.3.5 组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。
5.3.6 对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。
5.3.7 拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置(或按制造厂的规定执行)。
5.3.8 组装后的变压器各零部件应完整无损。
5.3.9 认真做好现场记录工作。
5.4 检修中的起重和搬运
5.4.1 起重工作及注意事项
5.4.1.1 起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号；
5.4.1.2 根据变压器钟罩(或器身)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；
5.4.1.3 起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；
5.4.1.4 如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；
5.4.1.5 起吊变压器整体或钟罩(器身)时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫；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；
5.4.1.6 起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套；
5.4.1.7 起吊或落回钟罩(或器身)时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳；
5.4.1.8 起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；
5.4.1.9 起吊或落回钟罩(或器身)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；
5.4.1.10 当钟罩(或器身)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；
5.4.1.11 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，防止倾倒损坏瓷件；
5.4.1.12 采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。
5.4.2 搬运工作及注意事项
5.4.2.1 了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。
5.4.2.2 了解沿途架空电力线路、通信线路和其它障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。
5.4.2.3 变压器在厂(所)内搬运或较长距离搬运时，均应绑扎固定牢固，防止冲击震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15°，在短轴方向上不大于10°；如用专用托板(木排)牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h(或按制造厂说明书的规定)。5.4.2.4 利用千斤顶升(或降)变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。
5.4.2.5 在使用千斤顶升(或降)变压器时，应随升(或降)随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升(或降)，应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终有专人照料。
5.4.2.6 变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚杠；运搬大型变压器时，专用托板的下部应加设钢带保护，以增强其坚固性。
5.4.2.7 采用专用托板、滚杠搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚杠调整角度，防止滚杠弹出伤人。
5.4.2.8 为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。
5.4.2.9 采用滑轮组牵引变压器时，工作人员必需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。
5.4.2.10 变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。
5.4.2.11 充氮搬运的变压器，应装有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始终保持正压，氮气压力应保持0.01～0.03MPa，露点应在-35℃以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不低于99.99%。
6 变压器检修工艺及质量标准
6.1 器身检修
6.1.1 施工条件与要求
6.1.1.1 吊钟罩(或器身)一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；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开始抽真空或注油时为止；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。
6.1.1.2 器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上。
6.1.1.3 检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低压行灯。
6.1.1.4 进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。
6.1.2 绕组检修
6.1.3 引线及绝缘支架检修
6.1.4 铁芯检修
6.1.5 油箱检修
6.2 整体组装
6.2.1 整体组装前的准备工作和要求
6.2.1.1 组装前应彻底清理冷却器(散热器)，储油柜，压力释放阀(安全气道)，油管，升高座，套管及所有组、部件。用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。
6.2.1.2 所附属的油、水管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。
6.2.1.3 油管路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。
6.2.1.4 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。
6.2.1.5 有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管升高座及压力释放阀(或安全气道)升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。
6.2.1.6 准备好全套密封胶垫和密封胶。
6.2.1.7 准备好合格的变压器油。
6.2.1.8 将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗干净，以去除油管内的脱模剂。
6.2.2 组装
6.2.2.1 装回钟罩(或器身)；
6.2.2.2 安装组件时，应按制造厂的“安装使用说明书”规定进行；
6.2.2.3 油箱顶部若有定位件，应按外形尺寸图及技术要求进行定位和密封；
6.2.2.4 制造时无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度；
6.2.2.5 变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲；
6.2.2.6 对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲；
6.2.2.7 在装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的拨叉内，调整至所需的分接位置上；
6.2.2.8 各温度计座内应注以变压器油；
6.2.2.9 按照变压器外形尺寸图(装配图)组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀(安全气道)可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。
6.3 排油和注油
6.3.1 排油和注油的一般规定
6.3.1.1 检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。
6.3.1.2 排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。
6.3.1.3 储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱内的变压器油全部放出。
6.3.1.4 有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出。
6.3.1.5 强油水冷变压器，在注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的塞子关闭。
6.3.1.6 可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀门安装抽空管，有载分接开关与本体应安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。
6.3.1.7 向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机(220kV变压器宜用真空滤油机)。
图1 真空注油连接示意图
1—油罐；2、4、9、10—阀门；3—压力滤油机或真空滤油机；
5—变压器；6—真空计；7—逆止阀；8—真空泵
注：图中虚线表示真空滤油机经改装后，可由真空泵单独抽真空。
6.3.2 真空注油
220kV变压器必须进行真空注油，其它变压器有条件时也应采用真空注油，真空注油应遵守制造厂规定，或按下述方法进行，其连接图见图1。
通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。
操作方法：
6.3.2.1 以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2h后，开始向变压器油箱内注油(一般抽空时间=1/3～1/2暴露空气时间)，注油温度宜略高于器身温度；
6.3.2.2 以3～5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽真空保持4h以上；
6.3.2.3 变压器补油：变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，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，再静止12h。
6.3.3 胶囊式储油柜的补油
6.3.3.1 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；
6.3.3.2 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。
6.3.4 隔膜式储油柜的补油
6.3.4.1 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；
6.3.4.2 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；
6.3.4.3 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；
6.3.4.4 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，向储油柜内注油，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。
6.3.5 油位计带有小胶囊时储油柜的注油
6.3.5.1 变压器大修后储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶囊，以便将囊中空气全部排出；
6.3.5.2 打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量(看到油表内油位即可)，然后关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。
6.4 整体密封试验
变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下：
6.4.1 静油柱压力法：220kV变压器油柱高度3m，加压时间24h；35～110kV变压器油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从拱顶(或箱盖)算起。
6.4.2 充油加压法：加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。
6.5 变压器油处理
6.5.1 一般要求
6.5.1.1 大修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合GB7665—87规定；
6.5.1.2 注油后，应从变压器底部放油阀(塞)采取油样进行化验与色谱分析；
6.5.1.3 根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油；
6.5.1.4 注入套管内的变压器油亦应符合GB7665—87规定；
6.5.1.5 补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。
6.5.2 压力滤油
6.5.2.1 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，可将油加温至50～60℃。6.5.2.2 滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机及滤网是否清洁，极板内是否装有经干燥的滤油纸，转动方向是否正确，外壳有无接地，压力表指示是否正确。
6.5.2.3 启动滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。
滤油机压力一般为0.25～0.4MPa，最大不超过0.5MPa。
6.5.3 真空滤油
6.5.3.1 简易真空滤油系统：简易真空滤油管路连接参照图2，储油罐中的油被抽出，经加热器加温，由滤油机除去杂质，喷成油雾进入真空罐。
图2 简易真空滤油管路连接示意图
1—储油罐；2—真空罐；3—加热器；4—压力滤油机；
5—真空计；6—真空泵；7、8—油泵；9～13—阀门
油中水分蒸发后被真空泵抽出排除，真空罐下部的油可抽入储油罐再进行处理，直至合格为止。
选择加热器的容量P可按下式计算：
P=1.16QC P(t2-t1)*10-3kW
式中Q——变压器油的流量，kg/h；
C P——变压器油的比热，平均值为0.4～0.48cal/(kg?℃)；
t2——加热器出口油温，℃；
t1——加热器进口油温，℃。
也可利用储油罐的箱壁缠绕涡流线圈进行加热，但处理过程中箱壁温度一般不超过95℃，油温不超过80℃。
油泵可选用流量为100～150L/min，压力为0.5MPa的齿轮油泵，亦可用压力式滤油机替代。
真空罐的真空度可根据罐的情况决定，一般残压为0.021MPa为宜。
6.5.3.2 采用真空滤油机进行油处理，其系统连接及操作注意事项参照使用说明书。
6.6 变压器干燥
6.6.1 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：
6.6.1.1 tgδ在同一温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；
6.6.1.2 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℃的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5；
6.6.1.3 油中含有水分或油箱中及器身上出现明显受潮迹象时。
6.6.2 干燥的一般规定
6.6.2.1 干燥方法的选择：根据变压器绝缘的受潮情况和现场条件，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。
6.6.2.2 干燥中的温度控制：当利用油箱加热不带油干燥时，箱壁温度不宜超过110℃，箱底温度不宜超过100℃，绕组温度不得超过95℃；带油干燥时，上层油温不得超过85℃；热风干燥时，进风温度不得超过100℃，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内。
干燥过程中尚应注意加温均匀，升温速度以10～15℃/h为宜，防止产生局部过热，特别是绕组部分，不应超过其绝缘等级的最高允许温度。
6.6.2.3 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℃/h的速度升温到指定温度，再以6.7kPa/h的速度递减抽真空。
真空度一般应达到表1规定。
抽真空的管路安装图如图3所示。
6.6.3 干燥过程中的检查与记录
干燥过程中应每2h检查与记录下列内容：
表 1
6.6.3.1 测量绕组的绝缘电阻；
6.6.3.2 测量绕组、铁芯和油箱等各部温度；
图3 抽真空管路安装图
1—真空罐(油箱)；2—变压器器身；3、8、9、11—放气阀门；
4—干燥剂(硅胶)；5—真空表；6—逆止阀；7—冷却器；10—真空泵
6.6.3.3 测量真空度；
6.6.3.4 定期排放凝结水，用量杯测量记录(1次/4h)；
6.6.3.5 定期进行热扩散，并记录通热风时间；
6.6.3.6 记录加温电源的电压与电流；
6.6.3.7 检查电源线路、加热器具、真空管路及其它设备的运行情况。
6.6.4 干燥终结的判断
6.6.4.1 在保持温度不变的条件下，绕组绝缘电阻：110kV及以下的变压器持续6h不变，220kV变压器持续12h以上不变；
6.6.4.2 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10～15℃/h的速度降温(真空仍保持不变)。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5～10℃)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。
6.6.5 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。
6.6.6 变压器干燥完毕注油后，须吊罩(或器身)检查，要求同第5.1条。
7 组件检修
7.1 冷却装置检修
7.1.1 散热器的检修
检修工艺质量标准
1.采用气焊或电焊，对渗漏点进行补焊处理 1.焊点准确，焊接牢固，严禁将焊渣掉入散热
器内
2.上、下油室内部洁净，法兰盖板密封良好2.对带法兰盖板的上、下油室应打开法兰盖板，清除油室内的
焊渣、油垢，然后更换胶垫
3.清扫散热器表面，油垢严重时可用金属洗净剂(去污剂)清洗，
3.表面保持洁净
然后用清水冲净晾干，清洗时管接头应可靠密封，防止进水
4.用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏 4.试漏标准：
片状散热器0.05～0.1MPa、10h
管状散热器0.1～0.15MPa、10h
5.用合格的变压器油对内部进行循环冲洗 5.内部清洁
6.重新安装散热器
6.
(1)注意阀门的开闭位置，阀门的安装方向应统一；指示开闭的标志应明显、清晰
(2)安装好散热器的拉紧钢带
7.1.2 强油风冷却器的检修
检修工艺质量标准
1.打开上、下油室端盖，检查冷却管有无堵塞现象，更换密封胶垫1.油室内部清洁，冷却管无堵塞，密封良好
2.更换放气塞、放油塞的密封胶垫 2.放气塞、放油塞应
密封良好，不渗漏
3.按图4所示，进行冷却器的试漏和内部冲洗。管路有渗漏时，可用锥形黄铜棒将渗漏管的两端堵塞(如有条件也可用胀管法更换新管)，但所堵塞的管子数量每回路不得超过2根，否则应降容使用
图 4 冷却器试漏和内部冲洗示意图
1—冷却器；2、3、4、5、7、8、15、16、18—阀门；
6—压力表；9、11—耐油胶管；10—压力式滤油机；
12、13—法兰；14—耐油胶管及法兰；
17—油桶(放置洁净合格的变压器油) 3.试漏标准：
0.25～0.275MPa、30min应无渗漏
4.清扫冷却器表面，并用0.1MPa压力的压缩空气(或水压)吹净管束间堵塞的灰尘、昆虫、草屑等杂物，若油垢严重可用金属洗净剂擦洗干净4.冷却器管束间洁净，无堆积灰尘、昆虫、草屑等杂物
7.1.3 强油水冷却器的检修
检修工艺质量标准
1.拆下并检查差压继电器、油流继电器，进行修理和调试 1.消除缺陷，调试合格
2.关闭进出水阀，放出存水，再关闭进出油阀，放出本体油 2.排尽残油、残水
3.拆除水、油连管，拆下上盖，松开本体和水室间的连接螺栓，吊出本体进行全面检查，清除油垢和水垢3.冷却器本体内部洁净，无水垢、油垢，无堵塞现象
4.检查铜管和端部胀口有无渗漏，发现渗漏应进行更换或堵塞，但每回路堵塞不得超过2根，否则应降容使用4.试漏标准0.4MPa、30min 无渗漏
5.在本体直立位置下进行检漏(油泵未装)；由冷却器顶部注满合格的变压器油；在水室入口处注入清洁水，由出水口缓缓流出，观察并化验，应无油花出现；5.油管密封良好，无渗漏现象，油样、水样化验合格
7.2 套管检修
7.2.1 压油式套管检修(与本体油连通的附加绝缘套管)
7.2.2 充油套管检修
(4)为防止油劣化，在玻璃油位计外表涂刷银粉 (5)更换各部法兰胶垫 (4)银粉涂刷应均匀，并沿纵向留一条30mm 宽的透明带，以监视油位
(5)胶垫压缩均匀，各部密封良好 4.套管组装
(1)组装与解体顺序相反 (2)组装后注入合格的变压器油 (3)进行绝缘试验 4.
(1)导电杆应处于瓷套中心位置，瓷套缝隙均匀，防止局部受力瓷套裂纹
(2)油质应符合GB7665—87的规定 (3)按电力设备预防性试验标准进行
7.2.3 油纸电容型套管的检修
电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送油管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℃的热油循环，使套管的tg δ值达到正常数值为止。
变压器在大修过程中，油纸电容型套管一般不作解体检修，只有在套管tg δ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，才分解检修，其检修工艺和质量标准如下：
检 修 工 艺
质 量 标 准
1.准备工作
(1)检修前先进行套管本体及油的绝缘试验，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4点，使之成为整体 (3)放出套管内的油 (4)如图5所示，将下瓷套用双头螺栓或紧线钩2固定在工作台上(三等分)，以防解体时下瓷套脱落
(5)拆下尾端均压罩，用千斤顶将导管顶上，使之成为一体
图5 套管检修作业架
1—工作台；2—双头螺栓或紧线钩；3—套管架；4—千斤顶 (6)套管由上至下各接合处作好标志 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.解体检修
(1)拆下中部法兰处的接地和测压小套管，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、橡胶封环及大螺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
(3)按图6方法进行真空注油：
图 6 真空注油示意图
1—真空表；2—阀门；3—连管；4—真空泵；
5—变压器油；6—油箱；7—套管
首先建立真空，检查套管密封情况；注油后破空期间油位下降至油位计
下限时需及时加油，破空完毕后加油至油位计相应位置(考虑取油样应略
高于正常油面)
(4)注油时残压应保持在133.3Pa以下，时间按照表2执行
表 2
(3)要求套管密封良好，无渗漏；
油质符合GB7665—87标准；套管
瓷件无破损、无裂纹，外观洁净、
无油迹；中部接地和测压小瓷套接
地良好
(4)级装后绝缘试验结果符合电
力设备预防性试验规程规定
7.2.4 套管型电流互感器的检修
检修工艺质量标准
1.检查引出线的标志是否齐全 1.引出线的标志应与铭牌相符
2.更换引出线接线柱的密封胶垫 2.胶垫更换后不应有渗漏，接线柱螺栓止动帽和垫圈应齐全
3.必要时进行变比和伏安特性试验 3.变比和伏安特性应符合铭牌技术条件
4.用2500V兆欧表测量线圈的绝缘电阻 4.绝缘电阻应≥1MΩ
7.3 无励磁分接开关检修
检修工艺质量标准
1.检查开关各部件是否齐全完整 1.完整无缺损
2.松开上方头部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触
头转动是否灵活，若转动不灵活应进一步检查卡滞的
原因；检查绕组实际分接是否与上部指示置一致，否
则应进行调整
2.机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞，上部指示
位置与下部实际接触位置应相一致
3.检查动静触头间接触是否良好，触头表面是否清洁，
有无氧化变色、镀层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动，
3.触头接触电阻小于500μΩ，触头表面应保持光洁，
无氧化变质、碰伤及镀层脱落，触头接触压力用弹簧
7.4 油泵检修7.4.1 分解检修
7.4.2 组装
7.4.3 检修后的试验及油漆处理
7.5 风扇检修
7.5.1 叶轮解体检修
7.5.2 电动机解体检修
油浸式变压器(技术规范)S11叠铁芯
10kV变压器采购标准 通用技术规范 1 范围 本部分规定了10kV变压器招标的总则、技术参数和性能要求、试验、包装、运输、交货及工厂检验和监造的一般要求。 本部分适用于10kV变压器招标。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本文件。 GB 311.1 绝缘配合第1部分：定义、原则和规则 GB 1094.1 电力变压器第1部分：总则 GB 1094.2 电力变压器第2部分：温升 GB 1094.3 电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB/T 1094.4 电力变压器第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则 GB 1094.5 电力变压器第5部分：承受短路的能力 GB/T 1094.7 电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则 GB/T 1094.10 电力变压器第10部分：声级测定 GB 2536 电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油 GB/T 2900.15 电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器 GB/T 4109 交流电压高于1000V的绝缘套管 GB 4208 外壳防护等级（IP代码） GB/T 5273 变压器、高压电器和套管的接线端子 GB/T 6451 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7354 局部放电测量 GB/T 7595 运行中变压器油质量 GB/T 8287.1 标称电压高于1000V系统用户内和户外支柱绝缘子第1部分：瓷或玻璃绝缘子的试验GB/T 8287.2 标称电压高于1000V系统用户内和户外支柱绝缘子第2部分：尺寸与特性 GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB 11604 高压电器设备无线电干扰测试方法 GB/T 13499 电力变压器应用导则 GB/T 16927.1 高电压试验技术第1部分：一般定义及试验要求 GB/T 16927.2 高电压试验技术第2部分：测量系统 GB/T 17468 电力变压器选用导则 GB 20052 三相配电变压器能效限定值及节能评价值
电力变压器安装工艺标准
电力变压器安装质量管理 依据标准： 《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300-2001 《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-2002 1、范围 本工艺标准适用于一般工业与民用建筑电气安装工程10kV及以下室内变压器安装。 2、施工准备 2.1设备及材料要求： 2.1.1变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名、额定容量，一二次额定电压，电流，阻抗电压%及接线组别等技术数据。 2.1.2变压器的容量，规格及型号必须符合设计要求。附件、备件齐全，并有出厂合格证及技术文件。 2.1.3干式变压器的局放试验PC值及噪音测试器dB（A）值应符合设计及标准要求。 2.1.4带有防护罩的干式变压器，防护罩与变压器的距离应符合标准的规定，不小于表2.1.4的尺寸。 2.1.5型钢：各种规格型钢应符合设计要求，并无明显锈蚀。 2.1.6螺栓：除地脚螺栓及防震装置螺栓外，均应采用镀锌螺栓，并配相应的平垫圈和弹簧垫。 2.1.7其它材料：蛇皮管，耐油塑料管，电焊条，防锈漆，调和漆及变压器油，均应符合设计要求，并有产品合格证。 2.2主要机具： 2.2.1搬运吊装机具：汽车吊，汽车，卷扬机，吊链，三步搭，道木，
钢丝绳，带子绳，滚杠。 2.2.2安装机具：台钻，砂轮，电焊机，气焊工具，电锤，台虎钳，活扳子、鎯头，套丝板。 2.2.3测试器具：钢卷尺，钢板尺，水平，线坠，摇表，万用表，电桥及试验仪器。 2.3作业条件： 2.3.1施工图及技术资料齐全无误。
干式变压器防护类型、容量、规格及质量图表表2.1.4
均符合设计要求。 2.3.3变压器轨道安装完毕，并符合设计要求（注：此项工作应由土建作，安装单位配合）。 2.3.4墙面、屋顶喷浆完毕，屋顶无漏水，门窗及玻璃安装完好。2.3.5室内地面工程结束，场地清理干净，道路畅道。 2.3.6安装干式变压器室内应无灰尘，相对湿度宜保持在70%以下。 3、操作工艺 3.1工艺流程： 设备点件检查→变压器二次搬运→变压器稳装→附件安装→变压器吊芯检查及交接试验→送电前的检查→送电运行验收 3.2设备点件检查： 3.2.1设备点件检查应由安装单位、供货单位、会同建设单位代表共同进行，并作好记录。 3.2.2按照设备清单，施工图纸及设备技术文件核对变压器本体及附件备件的规格型号是否符合设计图纸要求。是否齐全，有无丢失及损坏。 3.2.3变压器本体外观检查无损伤及变形，油漆完好无损伤。 3.2.4油箱封闭是否良好，有无漏油、渗油现象，油标处油面是否正
变压器标准大全
变压器标准大全 一、变压器相关国家标准 GB1094.1-1996 电力变压器总则 GB1094.2-1996 电力变压器温升 GB1094.3-2003 电力变压器绝缘水平和绝缘试验 GB1094.5-2003 电力变压器承受短路的能力 GB10230-1988 有载分接开关 GB311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB311.2-2002 绝缘配合第2部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则 二、变压器相关国家推荐标准 GB/T2900.15-1997 电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器GB/T6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T17211-1998 干式电力变压器负载导则 GB/T17468-1998 电力变压器选用导则 GB/T10228-1997 干式电力变压器技术参数和要求 500kV GB/T16274-1996 油浸式电力变压器技术参数和要求 500kV GB/T15164-1994 油浸式电力变压器负载导则 GB/T13499-1992 电力变压器应用导则 GB/T10229-1988 电抗器 GB/T10237-1988 电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙
GB/T507－2002 绝缘油击穿电压测定法 GB/T16927 .1-1997 高电压试验技术一般试验要求 GB/T16927.2-1997 高电压试验技术测量系统 三、变压器相关机械行业推荐标准 JB/T10088-2004 6kV～500kV级电力变压器声级 JB/T10089-2001 接触自动调压器 JB/T10090-2001 感应自动调压器 JB/T10091-2001 接触调压器 JB/T10092-2000 磁性调压器 JB/T10093-2000 感应调压器 JB/T10112-1999 变压器油泵 JB/T2426-1992 发电厂和变电所自用三相变压器技术参数和要求 JB/T3837-1996 变压器类产品型号编制方法 JB/T3924-1999 中频感应加热装置用变压器 JB/T501-1991 电力变压器试验导则 JB/T5345-1991 变压器用蝶阀 JB/T5347-1999 变压器用片式散热器 JB/T5355-1991 变压器类产品机械制图补充规定 JB/T6302-1992 变压器用压力式温度计 JB/T6303-1992 电石炉变压器技术参数和要求 JB/T6484-1992 变压器用储油柜
变压器检修规程
变压器检修规程 第一章油浸式电力变压器检修工艺规程 第一节油浸式电力变压器的技术规范 1 表油浸式电力变压器技术规范 启备变1号高压厂变21号主变号主变变压器名称2号高压厂变 SF9-25000/15.75 SFP9-180000/220GYW2 SF9-25000/15.75 SFZ9-25000/115 SFPSZ9-180000/220 型号 ONAF ODAF ONAF ONAN/ONAF 冷却方180000/180000/180000180000250002500025000A) (K容 16.538/870.58126.5/112.9516.538/870.58254.1/407.96(KV/A)16.144/893.49125.06/114.51248.05/418. 6916.144/893.49(KV/A)123.63/116.0815.75/916.4242/429.43(KV/A)15.75/916.4 15.356/939.31235.95/440.1615.356/939.31122.19/117.65(KV/A) 229.9/450.914.963/962.22120.75/119.2214.963/962.22(KV/A)119.31/120.79(KV/A)117.88/122.36(K V/A)116.44/123.93(KV/A)115/125.5(KV/A)113.56/127.06(KV/A)11(KV/A)112.13/128.64110.69/130. 212(KV/A)109.25/131.7713(KV/A) 14(KV/A)107.81/133.34
240MVA电力变压器检修作业指导书
1 目的 1.1规范检修行为，确保主变压器检修质量符合规定要求。 1.2本检修程序为所有参加本项目的工作人员所必须遵循的质量保证程序。 2 适用范围 适用于国产200MW发电机组240000KVA/242KV主变压器的吊罩大修工作。 3 概述 240000KVA/242KV主变压器是发电厂电气一次系统中重要的设备，用来将电能直接输送至电力系统，本次大修停工待检点：H： 4 点，见证点：W： 5 点。 4引用文件 5修前准备 5.1资料准备 □ 5.1.1 查阅设备安装使用说明书。 □ 5.1.2 查阅设备台帐，缺陷记录。 □ 5.1.3查阅历次试验报告。 □ 5.1.4 查阅运行记录。
□5.1.5 检查渗漏油部位并做出标记。 5.2 备品材料准备 □变压器油□硅胶 □滤油纸□交流接触器 □热继电器□轴承 □绝缘清漆□堵漏材料 □耐油密封垫圈□消耗性材料一批 5.3 工、器具准备 □抽、注油设备□钢钎 □真空滤油机□油罐 □钢丝绳□葫芦 □万用表□摇表 □扳手（包括专用扳手）□电源盘 □常用工具□连通闷板 □温度计□湿度计 5.4 安全措施 □ 5.4.1 办理工作票 □ 5.4.2 认真贯彻执行《电业安全工作规程》中的有关规定，做到执行工作过程合格。 □ 5.4.3 工作前工作负责人应负责检查工作票所载安全措施是否完备和足够，值班人员所做的安全措施应符合现场实际条件。□ 5.4.4工作前由工作负责人向工作成员详细交待安全措施和
带电部分，注意事项，使人人明白后方可工作。 □ 5.4.5 进入现场必须戴好安全帽、穿专用工作服，登高作业系好安全带。 □ 5.5.6 工作现场应配足够的消防器材。 6检修程序 6.1 变压器一次解口、试验 □ 6.1.1拆开中性点引线，将引线固定在器身上。 □ 6.1.2拆除低压封闭母线外罩上固定伸缩套包箍，放下伸缩套，拆除内部软连接。 □6.1.3拆下物件作好记号，妥善放置。 □6.1.4 高压中性点及低压套管检查、清抹。检查瓷套应无裂纹及放电痕迹，裙边无破损。 □6.1.5检查套管各密封结合面无渗漏。 □6.1.6电气预试（按预试规程） □6.1.7对无载调压的变压器试验后还应观察分接开关有无渗油，若有渗油，处理好后应重新测量直阻 □6.1.8电气预试后应立即恢复套管的试验端子的引线 6.2气体继电器送检
电力变压器的工艺概况
电力变压器的工艺概况 在过去十年的发展中，我国电力建设快速发展，成绩斐然。其中，发电装机容量高速增长，电网建设速度突飞猛进，电源结构调整不断优化，技术装备水平大幅提升，节能减排降耗效果显著，电力建设实现了跨越式发展。这为我国经济社会平稳较快发展提供了强大动力，对改善人民生活起到了重要支撑和保障作用。 国家统计局数据显示，2007-2011年，电力变压器制造行业的销售规模不断扩大，销售收入每年以13%以上的速度增长，2011年销售收入达到1784.36亿元，同比增长16.53%;实现利润总额102.14亿元，同比减少5.43%。总体来看，2011年，中国电力变压器制造行业发展稳定，但盈利能力有所下滑。出于全球经济环境的考虑，我国未来可能会加大可再生能源的比例。国网、南网都在研究轻型直流，这些都是新的趋势，将为变压器行业带来新的发展领域。并且电力变压器在市场上的发展和使用越来越广泛，在技术上和质量上其中一些知名企业也脱颖而出例如一开投资集团多年来公司一直致力于民族电气工业的发展，与众多科研院所、高校及国际行业巨头建立紧密的合作，设立了“上海一开电器科学研究所”，专业研发、生产输配电控制设备、高低压电器元件、智能电气等产品，先后开发了“智能型PLC控制总屏”及“智能型成套开关总控”等各种高、低压电器元件；与沈阳变压器研究所合作，研发、生产高低压变压器产品，先后开发了S（B）H15-M、S（B）H16-M型非晶合金卷铁芯电力变压器，SC9、SCB9、SC10、SCB10系列树脂绝缘干式变压器，SG10型H级绝缘干式电力变压器，SGB11-R卷铁芯H级非包封线圈干式电力变压器，10kV级S9、S11系列油浸式电力变压器，35kV级S9-□-□系列油浸式电力变压器等系列产品并同时研发生产了变压器生产用箔式绕线机、非晶合金剪切机、高低压绕线机等专用机械设备；与美国通用公司（GE）强强联手，打造亚太地区zui大、zui专业的船用开关设备及低压电气设备，先后开发了GEA plus2.0、Modula plus、Modula 630k、船用变压器、船用箱式变电站、船用电气自动化设备、隧道专用配电柜等系列产品。
电力变压器检修方案
沈阳东电电力设备开发有限公司 变压器检修工作大纲及实施方案 一、检修大纲： 1、变压器修前电气试验。 2、变压器排油、油处理。 3、变压器吊罩检查包括变压器内部绕组、引线、铁芯及绝缘固定件、无载分接开关、油箱等可见部分。 4、变压器外部组部件拆卸更换或检测。 5、变压器复装、抽真空、真空注油、热油循环。 6、变压器油压试漏、静放。 7、变压器修后试验。 8、变压器复装，清理现场。 二、准备工作： 1、现场准备： （1）在检修的工作现场准备充足的施工电源及照明设施； （2）准备好检修必须的备品、备件、材料、工具及专用设备等； （3）将真空滤油机、干燥空气发生器及油罐等设备摆放到位，准备电源电缆，保证真空滤油机滤芯清洁或者更换新的滤芯； （4）在开工前对真空滤油机等设备进行检修调试，保证设备状态正常，确保检修工作能够顺利进行； （5）将油罐及管路清理干净，供变压器排油用。 2、变压器停电，做好施工安全措施，断开变压器外部各侧套管的电气连接引线，断开二次接线、控制箱电源线等。 3、拆除变压器周边妨碍吊罩的设施。 4、根据施工要求和施工安全，搭建必要的脚手架。 5、准备施工所需要的本体密封盖板。 6、准备现场施工所需要的安全帽和安全带等保护工具。 7、按照运行规程要求进行变压器修前试验。
8、施工场地及环境控制要求： （1）在现场进行变压器吊罩检修，需要做好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离。 （2）现场变压器检修应选在晴朗、干燥、无尘土飞扬的天气进行。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12h，空气相对湿度≤75%为8h。器身暴露时间是指从变压器放油时起至开始抽真空时为止。进行排油施工，如器身暴露时间超出规定时间不大于4h，则可相应延长抽真空时间来弥补。 三、施工方案 1、进行变压器修前试验 变压器试验是判断变压器性能的主要依据，吊罩检查前需对变压器按照运行规程要求进行检修前试验，主要试验项目如下： 1.1绝缘油常规试验和油色谱分析 1.2测量线圈连同套管的绝缘电阻和吸收比； 1.3测量线圈连同套管的直流电阻（所有分接位置）； 1.4测量线圈连同套管的泄漏电流； 1.5测量线圈连同套管的介质损耗和电容量； 1.6测量铁芯、夹件对地绝缘电阻、铁芯与夹件之间的绝缘电阻； 1.7电容型套管的tgδ和电容值试验； 1.8可根据实际情况增加其它试验项目。 2、修前试验工作完成后，采用真空滤油机将变压器油全部排入干净、清洁的油罐内，并立即对排入油罐内的变压器油进行循环处理，直至满足下列指标要求： 耐压：≥ 60kV (标准油杯试验) 含水量：≤ 10 mg/kg tgδ(90℃)：≤ 0.5％ 其它性能符合有关标准。 3、排油工作完成后，进行附件拆卸。 4、附件拆除原则：要按照先外后里，先上后下的顺序，逐一拆除变压器附
变压器安装工艺标准
第1页 筑龙网 w w w .s i n o a e c .c o m 《2—11电力变压器安装工艺标准》 资料编号：G Y 211-1998 2—11电力变压器安装工艺标准（211—1998） 1 范围 本工艺标准适用于一般工业与民用建筑电气安装工程10kV 及以下室内变压器安装。 2 施工准备 2.1 设备及材料要求： 2.1.1 变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名、额定容量，一二次额定电压，电流，阻抗电压%及接线组别等技术数据。 2.1.2 变压器的容量，规格及型号必须符合设计要求。附件、备件齐全，并有出厂合格证及技术文件。 2.1.3 干式变压器的局放试验PC 值及噪音测试器dB （A ）值应符合设计及标准要求。 2.1.4 带有防护罩的干式变压器，防护罩与变压器的距离应符合标准的规定，不小于表2-23的尺寸。 2.1.5 型钢：各种规格型钢应符合设计要求，并无明显锈蚀。 2.1.6 螺栓：除地脚螺栓及防震装置螺栓外，均应采用镀锌螺栓，并配相应的平垫圈和弹簧垫。 2.1.7 其它材料：蛇皮管，耐油塑料管，电焊条，防锈漆，调和漆及变压器油，均应符合设计要求，并有产品合格证。 2.2 主要机具： 2.2.1 搬运吊装机具：汽车吊，汽车，卷扬机，吊镇，三步搭，道木，钢丝绳，带子绳，滚杠。 2.2.2 安装机具：台钻，砂轮，电焊机，气焊工具，电锤，台虎钳，活扳子、榔头，套丝板。 2.2.3 测试器具：钢卷尺，钢板尺，水平，线坠，摇表，万用表，电桥及试验仪器。 干式变压器防护类型、容量、规格及质量图表 表 2-23
第2页 筑龙网 w w w .s i n o a e c .c o m 《2—11电力变压器安装工艺标准》 资料编号：G Y 211-1998 2.3 作业条件： 2.3.1 施工图及技术资料齐全无误。 2.3.2 土建工程基本施工完毕，标高、尺寸、结构及预埋件焊件强度均符合设计要求。 2.3.3 变压器轨道安装完毕，并符合设计要求（注：此项工作应由上建作，安装单位配合）。 2.3.4 墙面、屋顶喷浆完毕，屋顶无漏水，门窗及玻璃安装完好。 2.3.5 室内地面工程结束，场地清理干净，道路畅通。 2.3.6 安装干式变压器室内应无灰尘，相对湿度宜保持在70%以下。 3 操作工艺 3.1 工艺流程： 设备点件检查 → 变压器二次搬运 → 变压器稳装 → 附件安装 → 变压器吊芯检查及交接试验 → 送电前的检查 → 送电运行验收 3.2 设备点件检查： 3.2.1 设备点件检查应由安装单位、供货单位、会同建设单位代表共同进行，并作好记录。 3.2.2 按照设备清单，施工图纸及设备技术文件核对变压器本体及附件备件的规格型号是否符合设计图纸要求。是否齐全，有无丢失及损坏。
变 压 器 检 修 规 程
变压器检修规程目录 前言 1. 主题内容与适用范围 2. 引用标准 3. 检修周期及检修项目 3.1 检修周期 3.2 检修项目 4. 变压器大修前的准备工作 5. 变压器的检修工艺 5.1 拆装附件及吊罩 5.2 线圈及引线的检修及质量标准 5.3 铁芯及夹件的检修及质量标准 5.4 无载分接开关的检修及质量标准 5.5 有载分接开关的检修及质量标准 5.6 铁芯接地装置检修及质量标准 5.7 套管的检修及质量标准 5.8 油枕的检修及质量标准 5.9 呼吸器的检修及质量标准 5.10 净油器的检修及质量标准 5.11 冷却装置及管阀的检修及质量标准
6. 变压器投运前的检查及试验 6.1 投运前的检查 6.2 投运前的试验 7. 变压器常见故障分析 7.1 铁芯层间绝缘损坏 7.2 铁芯片局部短路与铁芯局部烧熔 7.3 线圈击穿 8. 变压器油的管理 前言 本标准规定神化阳光发电公司变压器的小修、大修的检修项目、工艺的一般原则和方法.下列人员应熟悉或掌握本规程全部或部分内容： 1. 厂长、副厂长、总工程师。 2. 检修分厂电气主任、副主任、电气专责 3. 电气检修班长、技术员及电气检修人员。 1. 主题内容与适用范围 本规程规定了神化阳光发电公司油浸式电力变压器大、小修项目及质量验收标准。 2. 引用标准
下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。 DL／T573-95电力变压器检修导则 3. 检修周期及检修项目 3.1 检修周期 3.1.1 大修周期 3.1.1.1 一般在投入运行后的5年内和以后每隔10年大修一次。 3.1.1.2 运行在电力系统中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。 3.1.1.3 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，应提前进行大修。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。 3.1.2 小修周期 3.1.2.1 一般应每年一次或随机组每半年一次。 3.2 检修项目 3.2.1 大修项目 3.2.1.1 大修前的准备工作 3.2.1.2 拆装附件与吊罩<芯) 3.2.1.3 芯体检查 a)线圈与引线的检查 b)分接开关的检查 c)铁芯与夹件的检查 3.2.1.4 油箱内部的检查 3.2.1.5 套管的检修 3.2.1.6 油枕的检修
电力变压器检修常见问题及处理措施 张浩
电力变压器检修常见问题及处理措施张浩 发表时间：2018-04-11T14:47:40.267Z 来源：《电力设备》2017年第29期作者：张浩戴栩生[导读] 摘要：电力变压器是电力系统中很重要的设备，一旦发生事故，将造成很大的损失。 （国网荆州供电公司检修分公司湖北荆州 443000）摘要：电力变压器是电力系统中很重要的设备，一旦发生事故，将造成很大的损失。分析各种电力变压器事故，找出原因，出处理事故的办法，把事故损失控制在最小范围内，尽量减少对系统的损害。关键词：电力变压器；常见故障；处理措施 1.前言 在电能的传输和配送过程中，电力变压器是能量转换、传输的核心，是国民各行各业和千家万户能量来源的必经之路，是电网中最重要和最关键的设备。电力设备的安全运行是避免电网重大事故的第一道防御系统，而电力变压器是这道防御系统中最关键的设备。变压器的严重事故不但会导致自身的损坏，还会中断电力供应，给社会造成巨大的经济损失。 2.常见故障的分析及处理措施 2.1变压器油质变坏。变压器中的油，由于长时间使用而没有更换，其中漏进了雨水和浸入了一些潮气，再加上其中的油温经常过热，这就容易造成油质的变坏。而油质变坏则导致变压器的绝缘性能受到了很大的影响，这种情况就非常容易引起变压器的故障产生。如果是新近投运的变压器，它的油色会呈浅黄色，在使用一段时间以后，油色将会变成浅红色。而如果发现油色开始变黑，这种情况下为了防止外壳与绕组之间或线圈绕组间发生电流击穿，就要立刻进行取样化验。经化验后，若油质合格则继续使用，若不合格就对绝缘油进行过滤和再生处理，让油质达到合格要求和再进行使用。 2.2内部声音异常。变压器如果运行正常，其中产生的电磁交流声的频率会相当稳定，而如果变压器的运行出现问题，在变压器中就会偶尔产生不规律的声音，表现出异常现象。这种情况产生的几种主要原因是：变压器进行过载运行，这种情况变压器内部就会有沉重的声音产生；变压器中的零件产生松动时，在变压器运行时就会产生强烈而不均匀的噪声；变压器的铁芯最外层硅钢片未夹紧，在变压器运行时就会产生震动，同样会产生噪音；变压器顶盖的螺丝产生松动，变压器在运行时也发出异响；变压器的内部电压如果太高时，铁芯接地线会出现断路或外壳闪络，外壳和铁芯感应出高电压，变压器内部同样会发出噪音；变压器内部产生接触不良和击穿，会因为放电而发出异响；变压器中出现短路和接地时，绕组中出现较大的短路电流，会发出异常的声音；变压器产生谐波和连接了大容量的用电设备时，由于产生的启动电流较大，以后造成异响。 2.3变压器自动跳闸的处理。当运行中的变压器自动跳闸时，运行人员应迅速作出如下处理：①当变压器各侧断路器自动跳闸后，将跳闸断路器的控制开关操作至跳闸后的位置，并迅速投入备用变压器，调整运行方式和负荷分配，维持运行系统及其设备处于正常状态；②检查掉牌属何种保护动作及动作是否正确；③了解系统有无故障及故障性质；④若属以下情况并经领导同意，可不经检查试送电：人为误碰保护使断路器跳闸；保护明显误动作跳闸；变压器仅低压过流或限时过流保护动作，同时跳闸变压器下一级设备故障而其保护却未动作，且故障已切除，但试送电只允许一次；⑤如属差动、重瓦斯或电流速断等主保护动作，故障时有冲击现象，则需对变压器及其系统进行详细检查，停电并测量绝缘。在未查清原因之前，禁止将变压器投入运行。必须指出，不管系统有无备用电源，也绝对不准强送电。 2.4油位过高或过低。变压器正常运行时，油位应保持在油位计的1/3到1/4之间。假如变压器的油位过低，油位低于变压器上盖，则可能导致瓦斯保护及误动作，在情况严重的时候，甚至有可能使变压器引线或线圈从油中露出，造成绝缘击穿。若是油位过高，则容易产生溢油。长期漏油、温度过低、渗油检修变压器放油之后没有进行及时补油等就是产生油位过低的主要原因。影响变压器油位变化的因素有很多种，如冷却装置运行状况的变化、壳体渗油、负荷的变化以及周围环境的变化等。如除漏油外，油温上升或下降就直接决定着油位上升或下降还有变压器油的体积。所以，在装油时，一定要根据当地气温选择合适的注油高度。而变压器油温则受负荷同环境因素的变化的影响，假如油温出现变化，但起油标中油位却没有跟着出现变化，那么油位就是一个假象，造成这种状况的原因可能是油标管堵塞、呼吸管堵塞、防爆管通气孔堵塞等。这就要求值班人员要经常对变压器的油位计的指示状况做出检查，如果出现油位过低，就要查明其原因并实施相应措施，而如果出现油位过高，就适当地放油，让变压器能够安全稳定地运行。 2.5瓦斯保护故障。瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：瓦斯保护动作的原因可能是因滤油、加油和冷却系统不严密，致使空气进入变压器；因温度下降和漏油致使油位缓慢降低；或是因变压器故障而产生少量气体；由于由于内部绝缘损坏造成短路故障而引起；由于保护装置的二次回路故障所引起。轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器，然后进行外部检查。检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形；最后检查气体的可燃性。 2.6绕组故障。绕组故障主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：①在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷；②在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化；③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏；④绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热；⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象使变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。 3 结语 总之，变压器在整个电力系统中占有重要地位，它直接影响着变电站的正常运行，关系着电力系统供电的连续性、可靠性，因此我们必须重视变压器的日常维护检修工作。在变压器检修过程中，由于多种因素都会影响其检修作业，因此必须了解变压器检修中的常见问题，并掌握变压器检修中各种问题的解决措施，只有这样才能充分做好变压器检修工作，更好地保障电力系统供电的连续性、可靠性。参考文献：
干式电力变压器检修工艺规程
干式电力变压器检修工艺规程
干式电力变压器检修工艺规程 1 范围 本规程规定了公司各低压配电室干式变压器的检修、维护周期、项目与质量要求。 本规程适用于公司各低压配电室干式变压器的维护及检修工作。 2 规范性引用文件 GB/T 10228-2008 《干式电力变压器技术参数和要求》 GB 1094.1-1996 《电力变压器》第1部分：总则》 GB 1094.2-1996 《电力变压器》第2部分：温升》 GB 1094.3-2003 《电力变压器》第3部分：绝缘水平和绝缘试验》 GB/T 1094.4-2005 《电力变压器第4部分： 电力变压器和电抗器的雷 电冲击和操作冲击试验导 则》 GB 1094.5-2003 《电力变压器第5部分：承受短路的能力》
GB/T 1094.10-2003 《电力变压器第10部分：声级测定》 GB 1094.11-2007 《电力变压器第11部分：干式变压器》 GB 311.1-1997 《高压输变电设备的绝缘配合》 GB 5273-85 《变压器、高压电器和套管的接线端子》 GB 4208-2008 《外壳防护等级》 GB/T 7354-2003 《局部放电测量》 JB/T 10088-2004 《6kV～500kV级电力变压器声级》 GB 6450 干式电力变压器 GB 147 高压电气施工及验收规范 DL 408 电业安全工作规程 DL/T 573 电力变压器检修导则 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 JB/T 7631 变压器用电阻温度计 ZBK 4103三相树脂绝缘干式电力变压器技术条件 3 设备技术参数 （1）全厂干式变压器技术参数
江苏省标110-20-10kV主变压器技术规范
精品文档你我共享 Q/GDW 110/20/10kV主变压器技术规范
目次 前言............................................................................. II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 使用环境条件 (1) 4 技术参数及要求 (2) 5 试验 (9)
前言 本标准是根据江苏省电力公司推广应用20kV电压等级中压配电网的需要而编制。由于现行国标、行标和企业标准等一般未涉及20kV电压等级设备的内容，为保证20kV电压等级的电气设备满足要求，特此编制《20kV变电设备技术规范》。本标准是同时编制的11个20kV变电设备技术规范之一，这11个 技术规范分别是： 220/110/20、220/20kV主变压器技术规范 110/20kV主变压器技术规范 110/20/10kV主变压器技术规范 20kV断路器技术规范 20kV隔离开关技术规范 20kV交流金属封闭开关技术规范 20kV交流气体绝缘金属封闭开关技术规范 20kV并联电容器成套装置技术规范 20kV并联电抗器技术规范 20kV接地电阻器技术规范 20kV成套消弧装置技术规范 本标准的编写格式和规则符合GB/T 1.1《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》及DL/T 600-2001《电力行业标准编写基本规定》的要求。 本标准由江苏省电力公司生产技术部提出并解释。 本标准由江苏省电力公司生产技术部归口。 本标准起草单位：江苏省电力公司生产技术部、苏州供电公司、江苏省电力试验研究院有限公司。 本标准主要起草人：陆晓、王建刚、张霁、吴益明
2018年 发输变电 规范 分级规范
大纲编号2014大纲规范标准号真题出现几率43《110KV~750KV架空输电线路设计规范》GB 50545-2010★★★★★71《220kV?500kV紧凑型架空送电线路设计技术规定DL/T 5217-2013★★★51《光纤复合架空地线》DL/T 832-2016★★48《高压直流架空送电线路技术导则》DL/T 436-2005 56《高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定》DL/T 5224-2014★75发电厂电力网络计算机监控系统设计技术规程DL/T5226-2013 17《高压交流架空送电线无线电干扰限值》GB 15707-1995★★★58《输电线路对电信线路危险和干扰影响防护设计规程》DL/T 5033-2006★★★7《电信线路遭受强电线路危险影响的容许值》GB 6830-1986★★★37《交流电气装置的接地设计规范》GB/T 50065-2011★★★★★83《水力发电厂接地设计技术导则》NB/T 35050-2015★★★电流互感器和电压互感器选择及计算规程DL/T866-2015★★★★★73《导体和电器选择设计技术规定》DL/T 5222-2005★★★★★39《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007★★★★★40《并联电容器装置设计规范》GB50227-2017★★★★★《35kV?220kV变电站无功补偿装置设计技术规定》DL/T 5242-2010★★★★56《330kV?750kV变电站无功补偿装置设计技术规定DL/T 5014-2010★★★★35《电力装置的电测量仪表装置设计规范(附条文说明)》GB/T 50063-2017★★★★★69《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202-2004★★★★72《220kV?750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218-2012★★★★32《35?110kV变电所设计规范》GB50059-2011★★★★63《35kV?220kV无人值班变电站设计规程》DL/T 5103-2012★★★66《220kV?550kV变由所计質机监控系统设计技术规程》DL/T 5149-2001 62《变电站总布置设计技术规程》DL/T 5056-2007★★★70《35kV?220kV城市地下变电站设计规定》DL/T 5216-2005★60《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T 5044-2014★★★★★77《髙压配电装置设计技术规程》DL/T 5352-2006★★★★★85《水电工程高压配电装置设计规范》SL 311-2004★★★33《3?110kV髙压配电装置设计规范》GB50060-2008★★★30《低压配电设计规范》GB50054-2011★★★29《供配电系统设计规范》GB50052-2009★★★36《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064-2014★★★★★84《水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则》NB/T35067-2015★★★21《污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分：定义、信息和一般原则》GB/T 26218.1-2010★★★22《污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第2部分：交流系统用瓷和玻璃绝缘子》GB/T 26218.2-2010 23污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第3部分：交流系统用复合绝缘子GB/T26218.3-2011 2《绝缘配合第1部分：定义、原则和规则》GB 311.1-2012★3绝缘配合第2部分：使用导则GB/T311.2-2013★电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1094. 3-2003★14《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285-2006★★★★★34《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-2008★★★★65《电力系统安全自动装置设计技术规定》DL/T 5147-2001★★★55《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T 5003-2017★★★54《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T 5002-2005★★★67《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T 5153-2014★★★★★68《220?1000kV变电所所用电设计技术规程》DL/T5155-2016★★★★★81《水力发电厂厂用电设计规程》DL/T 5164-2014★★44《大中型火力发电厂设计规范》GB 50660-2011★★★★★64《火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》DL/T 5136-2012★★★★41《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006★★★★78《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》DL/T 5390-2014★★★28《小型火力发电厂设计规范》GB50049-2011★★61《火力发电厂职业安全设计规程》DL 5053-2012★★59《火力发电厂厂内通信设计技术规定》DL/T5041-2012★★
220kV电力变压器大修作业指导书
220kV 电力变压器大修作业指导书 1 目的 为规范220kV 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220kV 电力变压器大修的过程指导 电业安全工作规程 电力变压器检修导则 电力变压器运行规程 环境管理体系 规范及使用指 质量管理体系 基础和术语 质量管理体系 要求 标准化工作导则 职业健康安全管理体系 规范 电力标准编写的基本规定 中电联技经[2002]12 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） 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 3 规范性引用文件 DL/408-91 DL/T573-95 DL/T572-95 IS014001 -1996 南 ISO9000-2000 ISO9001 -2000 GB/T 1-1 — 2000 GB/T28001 -2001 DL/T600-1996
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。
电力变压器安装工艺
电力变压器安装 1 围 本工艺标准适用于一般工业与民用建筑电气安装工程10kV及以下室变压器安装。 2 施工准备 2.1 设备及材料要求： 2.1.1 变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名、额定容量，一二次额定电压，电流，阻抗电压%及接线组别等技术数据。 2.1.2 变压器的容量，规格及型号必须符合设计要求。附件、备件齐全，并有出厂合格证及技术文件。 2.1.3 干式变压器的局放试验PC值及噪音测试器dB（A）值应符合设计及标准要求。 2.1.4带有防护罩的干式变压器，防护罩与变压器的距离应符合标准的规定，不小于表2-23的尺寸。 2.1.5 型钢：各种规格型钢应符合设计要求，并无明显锈蚀。 2.1.6 螺栓：除地脚螺栓及防震装置螺栓外，均应采用镀锌螺栓，并配相应的平垫圈和弹簧垫。 2.1.7 其它材料：蛇皮管，耐油塑料管，电焊条，防锈漆，调和漆及变压器油，均应符合设计要求，并有产品合格证。 2.2 主要机具： 2.2.1 搬运吊装机具：汽车吊，汽车，卷扬机，吊镇，三步搭，道木，钢丝绳，带子绳，滚杠。 2.2.2 安装机具：台钻，砂轮，电焊机，气焊工具，电锤，台虎钳，活扳子、榔头，套丝板。
2.2.3 测试器具：钢卷尺，钢板尺，水平，线坠，摇表，万用表，电桥及试验仪器。 2.3 作业条件： 2.3.1 施工图及技术资料齐全无误。 2.3.2 土建工程基本施工完毕，标高、尺寸、结构及预埋件焊件强度均符合设计要求。 2.3.3 变压器轨道安装完毕，并符合设计要求（注：此项工作应由上建作，安装单位配合）。 2.3.4 墙面、屋顶喷浆完毕，屋顶无漏水，门窗及玻璃安装完好。 2.3.5 室地面工程结束，场地清理干净，道路畅通。 2.3.6 安装干式变压器室应无灰尘，相对湿度宜保持在70%以下。 3 操作工艺 3.1 工艺流程： →→→→ →→ 3.2 设备点件检查： 3.2.1 设备点件检查应由安装单位、供货单位、会同建设单位代表共同进行，并作好记录。 3.2.2 按照设备清单，施工图纸及设备技术文件核对变压器本体及附件备件的规格型号是否符合设计图纸要求。是否齐全，有无丢失及损坏。 3.2.3 变压器本体外观检查无损伤及变形，油漆完好无损伤。 3.2.4 油箱封闭是否良好，有无漏油、渗油现象，油标处油面是否正常，发现问题应立即处理。
变压器标准精选(最新)
变压器标准精选（最新） G1094.1《GB1094.1-2013电力变压器第1部分：总则》 G1094.2《GB1094.2-2013电力变压器第2部分：液浸式变压器的温升》 G1094.3《GB1094.3-2003电力变压器:绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》G1094.4《GB/T1094.4-2005电力变压器：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则》 G1094.5《GB1094.5-2008电力变压器:承受短路的能力》 G1094.6《GB/T1094.6-2011电力变压器：电抗器》 G1094.7《GB/T1094.7-2008电力变压器:油浸式电力变压器负载导则》 G1094.10《GB/T1094.10-2003电力变压器:声级测定》 G1094.11《GB1094.11-2007电力变压器:干式变压器》 G1094.12《GB/T1094.12-2013电力变压器第12部分：干式电力变压器负载导则》 G1094.14《GB/Z1094.14-2011电力变压器：采用高温绝缘材料的液浸式变压器的设计和应用》 G1094.16《GB1094.16-2013电力变压器第16部分：风力发电用变压器》 G1094.101《GB/T1094.101-2008电力变压器:声级测定应用导则》 G2900.15《GB/T2900.15-1997电工术语变压器、互感器、调压器》 G4596《GB/T4596-2012电子设备用三相变压器E形铁心》 G6451《GB/T6451-2008油浸式电力变压器技术参数和要求》 G7252《GB/T7252-2001变压器油中溶解气体和判断导则》 G7595《GB/T7595-2000运行中变压器油质量标准》 G7597《GB/T7597-2007电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法》 G7598《GB/T7598-2008运行中变压器油水溶性酸测定法》 G7601《GB/T7601-2008运行中变压器油、汽轮机油水分测定法(气相色谱法)》G7602.1《GB/T7602.1-2008变压器油、汽轮机油中t501抗氧化剂含量测定法:分光光度法》 G7602.2《GB/T7602.2-2008变压器油、汽轮机油中T501抗氧化剂含量测定法:液相色谱法》 G7602.3《GB/T7602.3-2008变压器油、汽轮机油中T501抗氧化剂含量测定法:红外光谱法》 G8286《GB8286-2005矿用隔爆型移动变电站》 G8554《GB/T8554-1998电子和通信设备用变压器和电感器测量方法和试验程序》G9632.1《GB/T9632.1-2002通信用电感器和变压器磁心测量方法》 G10228《GB/T10228-2008干式电力变压器技术参数和要求》 G10235《GB10235-2000弧焊变压器防触电装置》 G10241《GB/T10241-2007旋转变压器通用技术条件》 G13462《GB/T13462-2008电力变压器经济运行》 G13499《GB/T13499-2002电力变压器应用导则》 G14006.2《GB/T14006.2-1997通信和电子设备用变压器和电感器外形尺寸:YEx-2系列》 G14006.3《GB/T14006.3-1997通信和电子设备用变压器和电感器外形尺寸:YUI-1系列》 G14860.1《GB/T14860.1-2012电子和通信设备用变压器和电感器第1部分：