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

3.2.1.7 呼吸器、净油器的检修

3.2.1.8 释压器及管路的检修

3.2.1.9 冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修

3.2.1.10 瓦斯继电器、信号温度计、电阻测温计的拆卸安装及校验

3.2.1.11 必要时对器身绝缘进行干燥处理

3.2.1.12 变压器油的过滤与处理

3.2.1.13 清扫油箱并进行喷漆

3.2.1.14 大修的试验

3.2.2 小修项目

3.2.2.1 消除已发现的缺陷。

3.2.2.2 外壳及阀门的清扫、处理渗漏油，必要时补漆或重喷漆。

3.2.2.3 清扫检查套管、配合预防性试验、紧固接头螺丝。

3.2.2.4 取油样及补充油。

3.2.2.5 检查或更换瓦斯继电器。

3.2.2.6 油枕的检查、油位计检修、调整油位。

3.2.2.7 呼吸器更换变色硅胶。

3.2.2.8 压力释放器的检查。

3.2.2.9 净油器更换硅胶。

3.2.2.10 冷却器、油泵、冷却风扇电机的检修及消除渗漏油。

3.2.2.11 分接开关的检查。

3.2.2.12 各附件连接处法兰的检查、校紧螺丝。

3.2.2.13 清扫外绝缘和检查导电接头。

3.2.2.14 按有关规程规定进行测量和试验。

4． 大修前的准备工作

4.1 熟悉和掌握变压器运行情况及大修原因，查阅其缺陷记录、上次大修记录运行档案及历次试验记录。

4.2 除大修常规项目外，制定大修特殊项目(如消除重大缺陷或对某元件、附件进行改造或改进)及其措施。

4.3 根据大修项目及工作内容，制定材料、备品备件计划。

4.4 准备足量试验合格的变压器油。

4.5 按大修项目要求准备充足的工具，准备适当的防尘、防雨、消防工器具。

4.6 专供起吊变压器罩用的架构及工字钢梁，使用前应认真检查，使用的起吊工具应能承受重物重量的2—4倍，特别是主变压器吊罩时，主钢丝绳扣要能承受罩重量的5倍。钢丝绳所压的坚硬的棱角处要加垫木板等物品。

4.7 在放油前查明渗漏点，制定其消除方法。

5. 变压器的检修工艺及质量标准

5.1 拆装附件及吊罩

5.1.1 变压器吊罩应在无雷雨的干燥气候条件下进行，周围空气湿度不大于75%，周围空气温度不小于0℃。

5.1.2 变压器芯体在空气中裸露时间不超过如下规定

——空气相对湿度不大于65%时，允许16小时

——空气相对湿度不大于75%时，允许12小时

——器身裸露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时止。

5.1.3 变压器吊罩前应做好以下措施。

5.1.3.1 现场安全措施(起重、消防、防雨等)。

5.1.3.2 附件的保管(螺丝、胶垫等)。

5.1.3.3 工具的保管及使用(由专人保管并有领用、归还登记手续)。

5.1.3.4 质量检验验收。

5.1.4 拆除各侧套管与母线的连接、二次回路及风扇电机的电源电缆、以及妨碍吊罩(芯)的母线、支架等。

5.1.5 电气试验完毕后，进行放油；放油前应取样做耐压试验及化学分析；放油时应打开油枕上部的排气塞。

5.1.6 油位降至变压器铁芯以下时，即可开始拆卸信号温度计、瓦斯继电器、呼吸器、分接开关传动杆、套管、油枕等附件；变压器油全部放尽后即可开始拆卸净油器、散热器及连接阀门等。

5.1.7 变压器吊罩时，13.8kV以下套管如无工作项目可以不拆，但必须采取可靠措施加以保护。

5.1.8 变压器吊罩时其净油器、散热器如无工作项目可以不拆，但必须保证吊罩时平衡，不得偏斜。

5.1.9 放油后可拆卸箱沿螺丝、进行变压器吊罩，拆卸箱沿螺丝时，不要全部松脱，应相对间隔地松脱，以免最后几个螺丝由于别劲无法取下。

5.1.10 在变压器吊罩时再次检查起吊工具的安全情况，主吊绳的悬挂应牢固可靠，吊绳所构成的夹角不应大于600，绳扣要系紧挂牢。起吊时要一人指挥；掌握起吊的平衡快慢，周围要有4--6人扶正罩体不摇晃，以免撞伤线圈及引线绝缘。

5.1.11 变压器罩(芯)吊起后不能长时间悬挂。

5.1.12 罩(芯)落下时箱沿周围螺栓全部穿上后，方可带紧螺栓；紧螺栓时要沿箱周围对应紧固，以免箱沿变形引起密封不严渗油。

5.1.13 装配附件时，其顺序与拆卸时相反，为不损伤附件及工作方便，对易损附件，如套管、呼吸器、瓦斯继电器、电阻测温计等应后装。

5.1.14 检修人员进入箱内或检查变压器芯体时，应穿专用无袋无扣工作服，不得穿带钉(或其他金属物品)的鞋子，上下要使用专用梯子。

5.1.15 所使用工具要登记，在落罩(芯)前一定要清点工具，确定没有遗漏异物方可进行扣罩。

5.2 线圈及引线的检修及质量标准

5.2.1 线圈表面应清洁无油污，各油道畅通无油垢、无金属屑等杂质堵塞物。

5.2.2 线圈无位移变形，各绝缘垫块排列整齐，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。

5.2.3 线圈各部绝缘应良好、无破损露铜、各引线的根部绑扎应牢固无松动。

5.2.4 鉴定绝缘良好与老化程度

1) 一级绝缘：色泽鲜艳、绝缘良好、有弹性、手按后无残留变形。

2) 二级绝缘：绝缘合格、手按后无裂纹。

3) 三级绝缘：勉强可用，手按后有微小的裂纹及变形。

4) 四级绝缘：不合格， 已有显著的老化现象，手按发生大量裂纹及脱落，此种绝缘不能继续使用。

5.2.5 对局部有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原绝缘要求，修补后应涂绝缘漆；如机械损伤严重且无法修补的应重新绕制线圈或请制造厂修理。

5.2.6 各引线绝缘良好、排列整齐、支架完整无损、固定牢固；木质螺栓、螺帽背紧并用线绳绑扎，两木板夹紧引线后两板之间应有不小于1.5一2mm的间隙，引线经木板夹紧后应加强2mm的绝缘。

5.2.7 裸露引线上应光滑无毛刺及尖角，在线圈水平排列的裸露引线如果在强迫油循环进油口之下，应加强绝缘。

5.2.8 检查线圈引线上能看到的所有接头的焊接处是否有过热及开焊、断股现象，并应配合分接开关检查转动各部位置，测量每相的直流电阻并应符合预试规程的要求。

5.2.9 端部引出线、多股软铜线不得有破股、断裂扭劲现象并包扎1—2层白布带。

5.2.10 线圈的分接头引线若需拆卸检修，应做记号且装配后应做变比试验，以检验有无差错。

5.3 铁芯及夹件的检修及质量标准

5.3.1 应清洁无油污及锈蚀，否则需用干净的棉布擦干净，并用合格的变压器油冲洗，严禁使用棉纱头擦铁芯。

5.3.2 铁芯表面不得有局部短路过热现象，否则应消除，对表面有毛刺、机械损伤和烧伤的要处理并涂绝缘漆。

5.3.3 铁芯各部油路畅通，如有堵塞应清除，并注意不得损坏铁芯及线圈绝缘。

5.3.4 铁芯及夹件间的绝缘应良好，绝缘垫块应完整无位移，铁芯无叠片鼓起、碰夹件等现象。

5.3.5 夹件应有足够的机械强度，不应有变形，夹紧螺栓及两侧方铁拉紧螺栓要校紧，并帽紧固、锁片锁牢，对于机械强度不够，有明显变形的夹件要处理。

5.3.6 校紧所有能校紧的穿芯螺丝、有背帽者背紧，并使用样冲冲眼锁牢。

5.4 无载分接开关的检修及质量标准

5.4.1 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；手柄及转动部分各销子顶丝应牢固，转动灵活无卡滞现象，手柄指示清楚正确并与线圈调压一致，两极要有极位止钉。

5.4.2 分接开关的绝缘筒应完整无损，绝缘良好，其支架固定良好；分接开关 的露空时间与芯体露空时间相同，如因检查不能及时回装应浸在合格的变压器油中。

5.4.3 各分接头绝缘良好，绑扎牢固、排列整齐、接头焊接良好、压紧螺丝紧固、接触良好。

5.4.4 各定触柱、动触柱表面应光滑无油垢、无氧化膜及灼伤痕迹，定触柱如镀银，不得有离层脱落现象。

5.4.5 将分接开关转动至各个位置(转动前记清原运行位置)，检查各转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的塞尺塞不进为宜；两定触柱之间接触电阻不大于500微欧，检查完分接开关应转回原运行位置并再次测量接触电阻不应有大的变化。

5.4.6 检修拆下分接头时应做好记号，回装时应进行核对。

5.4.7 结合预防性试验，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，以便磨掉附在接触点上的油垢、氧化膜，然后再转回运行位置并再次测量直流电阻，合格为止。

5.5 有载分接开关的检修及质量标准：

有载分接开关的检修及质量标准参照《有载分接开关运行维修导则DL／T574—95》执行。

5.6 铁芯接地装置的检修及质量标准

5.6.1 变压器铁芯只允许一点接地，如有多点接地应查明原因进行消除，以免形成环流。

5.6.2 对于大容量变压器，如铁芯的上下铁轭与上下点件各有连接铜片时，其上下两联结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相连；此种情况，下夹件已经在油箱底部接地时，其上夹件不应接触箱罩；在吊罩检查时应检查顶部加强筋、测温计底座与上夹件间隙，不得有碰撞。

5.6.3 大容量变压器如有接地套管时，铁芯的上铁轭与上夹件同时用电缆通过套管引出接地，此种情况，铁芯的上铁轭与下夹件应绝缘。

5.6.4 当接地连接钢片要求铁芯的铁轭与夹件之间应用镀锡的开口压环时，各开口压环与夹件之间也应用同样方法连接。

5.6.5 将铁轭与夹件之间的连接铜片拆开，测量铁芯与开口压环的绝缘电阻，测量后应将连接铜片恢复压紧，校紧螺丝并测量铁芯接地情况。

5.6.6 检查油箱接地是否良好。

5.7 套管的检修及质量标准

5.7.1 一般检查

5.7.1.1 配合变压器每年一次预防性试验拆引线接头，试验后压紧引线，其连接面应光滑干净，涂中性凡士林或导电膏，压紧螺栓应紧固，接触良好不发热。

5.7.1.2 检查套管油位，油位低于油表1／4时，应从注油塞处加油。

5.7.1.3 电容小套管应通过罩接地，接地应良好。

5.7.1.4 检查校紧上接线帽，且密封应良好，无进水受潮现象。

5.7.1.5 清扫检查套管瓷套无油垢、表面清洁，无裂纹及损伤。

5.7.1.6 每两年取油样一次做耐压、简化试验及色谱分析。

5.7.2 套管整体拆装。

5.7.2.1 首先拆除套管的上接线帽与引线的连接头，做好相序及安装位置记号。

5.7.2.2 拆下上接线帽及密封耐油胶垫，取下防护罩。

5.7.2.3 按其套管倾斜度挂好挂牢起吊绳，应使用接地法兰上的起吊环起吊，在瓷套的上部1／3处，系一绳扣，使套管受力保持原倾斜度，缓慢起吊，并注意起吊时不得拉坏引线根部绝缘及套管尾部碰伤绝缘。

5.7.2.4 将与引线端部螺孔相同的螺栓插入引线端部螺孔内，其螺栓的尾部系有细绳，拉紧取出接线座处固定引线的圆柱销子。

5.7.2.5 适宜吊紧起吊绳，拆除接地法兰周围的螺栓，将套管慢慢吊出引线随之慢慢放下，将引线卷起放在升高座内，并用白布带系牢固，如为胶纸电容式套管，其下部加装临时保护筒，并注入合格变压器油。

5.7.2.6 检查试验合格后回装，按与拆卸相反顺序进行。

5.7.3 胶纸电容式套管解体检修

5.7.3.1 将套管吊于支架上，卸下接地法兰处放油塞放油，可松动上部油塞进气。

5.7.3.2 拆卸特种密封螺母、特种密封耐油胶垫及弹性板接线座。

5.7.3.3 拆卸套管上部外壳。

5.7.3.4 对应地测量压紧弹簧压缩高度，并做记录；对应地拧紧四个压紧弹簧的上部专供拆装时压紧弹簧的螺帽。

5.7.3.5 用专用扳手拆卸压紧特种螺帽，取下压紧弹簧组件。

5.7.3.6 吊下瓷套，取下密封耐油胶垫。

5.7.3.7 装配按上述拆卸顺序相反进行，装配前应对瓷套内部油表进行检查清理，装配时各密封耐油胶垫应涂速干漆以防渗漏油；在装配弹簧组合件时，将特种螺帽拧到其根部刚用上劲时再对应地松开专供装配压紧弹簧的螺帽，并校对压紧弹簧的压缩高度与检修前相同。

5.7.3.8 注油时（真空注油)，真空管可接在油枕油塞上，进油管可接在接地法兰放油塞上(真空度730一760mmHg)。注油前先抽真空检查，真空度730mmHg时，时间两小时，检查套管等各密封情况良好。进油时间不小于四小时，注满后保持真空度730—760mmHg两小时，取油样进行试验并符合规程规定。

5.8 油枕的检修

5.8.1 油枕的一般检查按变压器小修周期进行如下

5.8.1.1 油枕各部不应有渗漏现象。

5.8.1.2 油表玻璃完好、清洁透明，油位指示正确。

5.8.1.3 每年检查两次油枕下部的沉积器，将其螺丝拧松，放少量油检查是否有水分或杂质。

5.8.1.4 检查油枕与瓦斯继电器之间的蝶阀是否有渗漏现象。

5.8.2 油枕的检修

5.8.2.1 油枕的内外壁应清洁干净、内壁应涂防锈漆、外部表面漆层无爆层脱落现象。

5.8.2.2 油枕的内部无油垢及铁锈、沉积杂物，如内部不干净时，小容积的油枕可用合格的变压器油冲洗，较大容积的油枕应打开端盖进入清扫，然后可用合格的变压器油冲洗。

5.8.2.3 每年检查两次油枕下部的沉积器，将其螺丝拧松，放少量油检查是否有水分或杂质。

5.8.2.4 检查隔膜袋是否渗漏和破裂，隔膜袋检漏气压为1.96KPa。

5.8.2.5 大修中拆卸油枕或油枕联管时，应及时密封，如长时间不能装回，应用临时盖板密封。

5.8.3 隔膜式油枕的注油及隔膜袋的更换

5.8.3.1 拆卸呼吸器的连接管道，拆卸油枕上部的连接罩，卸下压紧螺帽、制动垫圈，用细尼龙绳压板管丝将压板松下，打开油枕端盖，取出隔膜袋即可。装配时按相反顺序进行。

5.8.3.2 安装隔膜袋需注意隔膜袋的长度方向与油枕长度方向保持一致，不得有扭动折叠现象。

5.8.3.3 变压器真空注油时，应将隔膜式油枕的连接管拆掉加装临时盖板密封，在变压器真空注油完毕后，接通与油枕的连接管向油枕注油。

5.8.3.4 向油枕注油须将油枕内空气排出，否则会出现假油位。应采用注油排气法注油：

首先打开油枕上部排气塞和隔膜袋上部压紧法兰的放气塞，以联管处连接法兰向油枕中注油，随着油位的升高，隔膜袋中气体从上部压紧法兰的放气塞排出，油枕中的气体从油枕上部排气塞排出。在注油过程中，当油面达到油表最高位置时应放慢注油速度，以免油从排气塞大量溢出。当油枕已注满油时，油枕上部气塞会有油溢出，此时应立即停止注油，并马上拧紧排气塞防止空气重新进入最后将油放至正常油位。

5.8.3.5 隔膜式油枕不得从油枕上部注油或补充油，以防止损坏隔膜袋。

5.8.3.6 检查油表玻璃应清洁无损、油表浮子无变形损伤和进油，浮子机构应灵活可靠，油位指示正确。

5.9 呼吸器的检修

5.9.1 呼吸器的筒应干净清洁、完整无裂纹。

5.9.2 查看呼吸器内吸湿剂应为粒度3—4mm的变色硅胶，其数量为玻璃筒2／3即可，颜色为兰色，如呈红色则失效应立即更换，换下的变色硅胶应在115—120℃温度下干燥数小时恢复天蓝色可再用。

5.9.3 卸下下部油密封碗检查是否有油，如油量少加至油面线，无油面线的浸过进气孔，起到油封过滤的作用。

5.9.4 呼吸器及其连接管应密封良好，不得有潮气及进水现象。

5.9.5 呼吸器拆卸时应先卸下下部油密封碗，卸上部法兰连接，取下呼吸器，卸下穿芯螺栓的下部螺丝及垫圈，即可取下进气滤网玻璃筒，检查各螺栓螺孔应无锈，上下进气座无裂纹。装配时按相反顺序进行。

5.10 净油器的检修：

净油器是一个内装吸湿剂(硅胶)的容器，当变压器油流经时，油中的游离酸和加速绝缘劣化的氧化物被吸湿剂吸收，使变压器油得到再生。

5.10.1 净油器的检查：

一般检查按变压器每年两次小修周期进行。

5.10.1.1 检查净油器各部密封圈、盖板、放油塞、排气塞、取样塞不应有渗漏现象。

5.10.1.2 检查连接蝶阀、三通不应有渗漏现象。

5.10.1.3 变压器一年取样一次做简化试验，同时对净油器取油样作简化分析。根据试验结果以及酸性PH值变化情况的比较来鉴定净油器中吸湿剂是否失效。

鉴定方法如下：

除对变压器本体取油样外，同时在装在变压器油箱的净油器下部取油样，比较两个油样的耐压值及简化试验结果，如耐压无明显差异、酸值差别很小，则说明净油器中的吸湿剂失效，应更换。

5.10.2 净油器的检修及质量标准

5.10.2.1 净油器的拆装：

将变压器油全部放完，打开净油器的底部放油塞放尽残油，将吊绳挂在上部的吊环上，关闭蝶阀、拆卸与蝶阀连接的螺丝即可将净油器吊下；安装应在变压器注油前进行。

5.10.2.2 变压器油箱上装的净油器在变压器吊罩时，无须拆下，以保证变压器罩吊起平衡。将变压器油全部放完，打开净油器的底部放油塞放尽残油，关闭连接蝶阀防止吊罩时渗漏油。

5.10.2.3 净油器中吸湿剂的更换

1)清除吸湿剂<硅胶)内的尘土、草木屑特别是金属屑等杂物、硅胶颗粒度4--8mm为宜，并用筛孔适宜的铁丝筛筛去尘土碎渣。

2)散装或包装不严的吸湿剂，应置于85℃温度下，恒温烘干24小时。包装严密的烘干4--8小时。

3)更换吸湿剂的方法：

装于变压器油箱上的净油器更换吸湿剂时，将上下连接蝶阀关闭。将净油器底部放油塞打开、拧松净油器上部的排气塞，放尽残存的油。将盛失效吸湿剂的容器放在净油器底部、然后拆卸净油器底部端盖、使失效的吸湿剂缓慢泄入容器内。将上部端盖拆卸开清除内部失效吸湿剂的残渣，并清理上下油口的过滤网及取样阀、检查两端盖的密封油胶垫是否良好。密封好底部端盖、将新的吸湿剂装入后封好上部端盖，拧紧底部放油塞及取样塞，上部放气塞暂时不拧紧、打开净油器下部蝶阀注油、见上部放气塞溢出油时、则已注满，放气塞暂时不拧紧，每隔两小时拧松放气塞（干燥硅胶经油浸泡产生大量气体)放气一次，直至无气体放出为止。此时，拧紧上部放气塞，打开上部蝶阀。注意净油器更换硅胶后，必须放尽气体才能与变压器连通，否则气体进入变压器油箱内可能会引起瓦斯继电器轻瓦斯频繁动作和其它事故。

5.11 冷却装置及管阀的检修及质量标准

5.11.1 散热器：

散热器的一般检查按照变压器小修周期进行。

5.11.1.1 检查校紧散热器、蝶阀、油箱间的连接螺栓，散热器之间的拉筋应齐全，散热器固定牢固，运行中无摇晃现象。

5.11.1.2 检查散热器管、联箱蝶阀、放油塞、放气塞处有无因焊接不良或密封不良引起的渗漏现象。

5.11.1.3 每次小修用500V摇表测风扇电机及电源线路绝缘， 其绝缘值不得小于0.5MΩ，并检查风扇电机固定是否紧固，有无震动，轮叶是否摇摆或与散热器管、拉杆相碰。风扇电机开启后声音是否正常，有无发热现象。检查保险有无熔断，电机有无烧坏等。

5.11.2 风扇装置大修应每2年一次。散热器大修无时间规定，可随同变压器大修进行。

5.11.2.1 风扇装置的拆卸应先停电，拆除电机总电源及各分线盒风扇电机接线，拧下风扇轮叶上的螺帽，取下风扇叶轮，然后拆除电机固定螺丝，取下电机。

5.11.2.2 变压器油放净后，关闭上下蝶阀将散热器吊出。

5.11.2.3 拆卸散热器应做内部检查，如内部不清洁或发现有水，则用变压器油冲洗合格为止。并做o.2MPal5分钟油压试验，应无渗漏现象。散热器不能及时装回时，应将孔及变压器油箱上的蝶阀封好，并用盖板盖严。

5.11.2.4 拆下风扇电机进行检修，风扇叶轮有损坏时，应进行修复更换，修后应保证叶轮转动平衡。风扇电机应解体检修，解体前测量绝缘并做好记录。两端盖做好位置记号，拆开后检查内部引线情况、线圈内部两端的绝缘有无过热现象、有无松散、擦伤等。检查

定子与转子的间隙有无互相摩擦现象。检查轴承转动是否良好，检查滚球磨损情况并用汽油清洗，凉干后加适当的润滑油，然后组装，测绝缘不得小于修前的数值，最低不得低于0.5MΩ，并用临时接线进行空转试验。

5.11.2.5 风扇装置在散热器安装后，进行组装，组装后检查电源接线及保险无误后，可试转检查风扇叶轮有无与散热器管及固定底座的拉紧螺杆相撞现象，转动声音是否正常，停电后用手试摸电机是否有过热现象，将外部保护网装牢。

5.12 管路与阀门的检修：

主要是指主变压器的管路及阀门，其检修随同主变压器大修一道进行。

5.12.1 管路阀门的表面应平整，焊接法兰及其焊道处无焊渣及砂眼、焊接牢固密封耐油胶垫尺寸适宜、放置正当，两连接法兰平整不憋劲、螺冒螺栓紧固无渗漏现象。

5.12.2 管路阀门及其内部应清洁无油垢及锈蚀。阀门的开闭转动杆或螺旋提升杆盘根适宜，无渗漏现象、转动灵活、位置指示正确。

6． 变压器投运前的检查及试验

6.1 变压器投运前的检查

6.1.1 每个散热器的上下连管阀门、净油器的上下连管阀门、储油柜与油箱连管上的阀门都在开启位置。

6.1.2 各相分接开关切换到指定位置，同一电压侧的三相分接开关应在同一位置。

6.1.3 检查瓦斯继电器未动作。

6.1.4 各侧高压引线正确，导线连接处或导线与高压套管接线鼻子连接处接触良好，瓷套管的表面清洁完整。

6.1.5 装有风扇的散热器，启动风机电源使其转动，风向正确，散热器及风机控制箱无大的震动。

6.1.6 检查并试验试验冷却系统的自动装置其控制、信号准确无误。

6.1.7 放过油的变压器应将散热器、升高座、低压套管打开放气塞多次排气，直至将变压器中残余气体排尽为止。

6.2 投运前的试验

6.2.1 绝缘油的击穿电压、介质损失角、色谱分析。

6.2.2 各侧线圈的电压互感器比。

6.2.3 线圈的极性与组别。

6.2.4 各侧线圈的绝缘电阻及直流电阻。

6.2.5 空载电流与空载损耗。

6.2.6 线圈的交流耐压。

6.2.7 核相试验（新装变压器）

6.2.8 全电压空载冲击合闸试验（新装或重新绕制线圈的变压器）

7． 变压器的常见故障

7.1 铁芯片间绝缘损坏：

现象：空载损耗增大；油质变坏。

检查方法：吊起器身，进行铁芯检查，可用直流电压电流法测片间绝缘电阻。

7.2 铁芯片局部短路与铁芯局部烧熔

现象：瓦斯继电器信号回路动作，瓦斯继电器内有气体，油色转黑并有特殊气味。

原因：铁芯和铁轭螺杆的损坏，故障处有金属件将铁芯短路，片间绝缘严重损坏，接地方法不正确或两点接地。

检查方法：吊起器身进行铁芯外观检查，可用2500V或1000V摇表测量穿芯螺栓及夹件与铁芯接地铜片及上夹件与油箱的绝缘电阻。

7.3 线圈击穿：

现象：瓦斯继电器动作。

原因：

1) 主绝缘因老化有破裂、折断等缺陷。

2) 绝缘油受潮

3) 线圈内有杂物落入。

4) 过电压的作用。

5) 短路时线圈变形损坏。

检查方法：

1) 用摇表测量线圈对油箱的绝缘电阻。

2) 将绝缘油进行简化试验、耐压试验、色谱分析。

3) 测量线圈的直流电阻进行比较。

4) 吊出器身检查。

8． 变压器油的管理

8.1 取样周期、试验项目及标准按部颁、厂颁预试标准或制度执行。

8.2 取样部位：

一般应在变压器底部的取样门取样，在某些特殊情况(如事故分析)可由不同的取样点取样，并从分析结果的差异来判断故障的原因和位置。

8.3 取样的方法：

用清洁布将取样门擦拭干净，拧下螺帽、缓慢打开取样门，让少许油流出冲洗管路，然后用瓶接少许油冲洗取样瓶后，方可取样。作色谱分析时，用专用工具，尽量使取出的油样不与空气接触