变压器检修.docx

大唐哈尔滨第一热电厂员工培训教材

大型电力变压器检修
大唐哈尔滨第一热电厂编委会编

XX出版社

内容提要

《大型电力变压器检修》为《大唐哈尔滨第一热电厂培训教材》系列之一

3．前言

4．目录

概述
1.1大型变压器的结构
1.1.1油浸式变压器的结构
1.1.2干式变压器的结构
1.2大型变压器检修项目
1.2.1变压器的检修周期
1.2.2变压器小修项目
1.2.3变压器大修
1.2.3.1大修前的准备工作
1.2.3.2大修项目
1.2.3.3器身检修后的组装及组装的准备工作和要求
1.2.3.4 组装
1.2.3.5试验项目
1.3主变压器检修工序与要求

第一节变压器的结构
1.设备概述:
我厂#1、#2主变压器为特变电工沈阳变压器集团有限公司生产；#1、#2高厂变，启/备变是山东电力设备厂生产；主变、高厂变采用无载调压开关，启/备变采用的是德国MR公司生产的有载调压开关。
1.1 #1主变压器名牌参数：
表1
型 号
SFP10-370000/220
冷却方式
ODAF
额定容量
370 MVA
相 数
3
额定电压
高压 242±2×2.5% kV
频 率
50Hz
低压 20 kV
线圈温升
＜65K
额定电流
882.73 A
阻抗电压
13.75%
10681 A
空载损耗
164.26kW
调压方式
无载
空载电流
0.097%
接线组别
YNdll
负载损耗
640.86kW
油 重
40 T
安装日期

总 重
256 T
运行日期

厂 家
特变电工沈阳变压器集团有限公司
生产日期
2008年06月07日
1.2 #2主变压器名牌参数：
表 2
型 号
SFP10-370000/220
冷却方式
ODAF
额定容量
370 MVA
相 数
3
额定电压
高压 242±2×2.5% kV
频 率
50Hz
低压 20 kV
线圈温升
＜65K
额定电流
882.73 A
阻抗电压
13.75%
10681 A
空载损耗
164.26kW
调压方式
无载
空载电流
0.097%
接线组别
YNdll
负载损耗
640.86kW
油 重
40 T
安装日期

总 重
256 T
运行日期

厂 家
特变电工沈阳变压器集团有限公司
生产日期
2008年06月29日
1.3 #1、#2高厂变名牌参数：
表 3
型 号
SFF10-40000/20
冷却方式
ONAN/ONAF
额定容量
40 MVA
相 数
3
额定电压
高压 20±2×2.5% kV
频 率
50Hz
低压 6.3 kV
线圈温升
＜65K
额定电流
1154.7 A
阻抗电压
6.81%
2291.1-2291.1 A
空载损耗
22.87kW
调压方式
无载
空载电流
0.091%
接线组别
Dyn1-yn1
负载损耗
131.57kW
油 重
13.7 T
安装日期

总 重
58.9 T
运行日期

厂 家
山东电力设备厂
生产日期
2008年05月
1.4 启/备变名牌参数：
表 4
型 号
SFFZ10-40000/220
冷却方式
ODAF
额定容量
40 MVA
相 数
3
额定电压
高压 230±8×1.25% kV
频 率
50Hz
低压 6.3 kV
线圈温升

额定电流
100.4 A
阻抗电压
18.5 %
2291.1-2291.1 A
空载损耗
35.76kW
调压方式
有载调压
空载电流
0.138 %
接线组别
YNyn0-yn0+d11
负载损耗
152.50kW
油 重
34700 kg
安装日期

总 重
101100 kg
运行日期

厂 家
山东电力设备厂
生产日期
2008年05月12日

2变压器结构
2.1变压器结构总述

电力变压器是根据电磁感应原理制造出来的电气设备，因此，电力变压器至少应能高效利用电磁感应的铁心和绕组。
电力变压器的主要部分是铁心、绕组、绝缘、外壳和必要的组件等。由于容量、电压的不同，电力变压器的铁心、绕组、绝缘、外壳和必要的组件的结构形式可以是不一样的。
铁心
器身 绕组
引线和绝缘
油箱本体（箱盖、箱壁和箱底或上、下节
变压器 油箱 油箱）
油箱附件（放油阀门）
调压装置——无励磁分接开关或有载分接开关
保护装置——储油柜、油位计、压力释放阀、吸湿器、油温元件、净油器、气体继电器等
出线装置——高、中、低压套管、电缆出线等
从变压器的基本原理知，变压器主要是由铁心以及绕在铁心上的原、副绕组所组成。因此，绕组和铁心是变压器的最基本部件——电磁部分。下面以绕组和铁心为重点来介绍。
2.2 变压器铁心结构
2.2.1.铁心的作用
在原理上：铁心的磁导体是变压器的磁路。它把一次电路的电能转化为磁能，又由自己的磁能转化为二次电路的电能，是能量转化的媒介。
在结构上：铁心的结构件不仅使磁导体成为一个机械上完整的结构，而且在其上几乎安装了变压器内部的所有部件。相当于变压器的骨架。
2.2.2.铁心的型式
壳式：铁心包围线圈的壳式铁心；心式：除壳式外，其余为心式铁心，心式铁心一般有：三相三柱、三相五柱、单相铁心。
心式铁心的优点：a.工艺性较好，线圈为圆形，易于绕制。b.经济性好，充分利用空间，节省原材料。c.机械强度好。
大多数电力变压器公司均用心式铁心。个别特殊变压器用壳式铁心，例如电机车变压器。
2.2.3.铁心的构成:
铁心是电力变压器的基本部件，由铁心叠片、绝缘件和铁心结构件、铁心接地部分等组成。
铁心结构件又由夹件垫脚、上梁、拉板、侧梁、压钉等组成。结构件保证叠片的充分夹紧，形成完整而牢固的铁心结构。叠片与夹件、垫脚、上梁、侧梁、拉带和拉板之间均有绝缘件。
铁心叠片及夹件接地引出线通过油箱到外部可靠接地，铁心不允许多点接地。
2.3.铁心叠片
2.3.1 铁心材料
2.3.1.1硅钢片
国产硅钢片牌号及叠片系数一般按下表选取：
牌号 叠片系数(fd)
30QG120 0.97
30QG110 0.97
27QG100 0.965
23QG90 0.955
例：30QG120，表示硅钢片厚度0.3mm，在频率50Hz下，磁通密度为1.7T时，每公斤的铁损保证值是1.2w。
2.3.1.2非晶合金
1）涡流的形成
变压器铁芯涡流的形成 ，当成块的金属放在变化的磁场中．或者在磁场中运动时，金属内将产生感应电流。这种电流在金属内自成闭合回路，犹如水的旋涡故称涡流，由于成块金属的电阻很小，所以涡流很强，使成块金属大量发热，同时电能遭到大量的浪费。
为了减少铁心的磁滞和涡流损耗，铁心用厚度为0.23～0.3mm的硅钢片冲剪成几种不同尺寸，按一定规则叠装而成。目前公司使用的硅钢片一般为0.27mm、0.3mm。
由于硅钢片比普通钢的电阻大，因此利用硅钢片制成的铁心可以进一步减小涡流损耗。
2.3.1.3 铁心叠片
大型油浸式电力变压器多为叠铁心，且为搭接形式，各接缝错开压住，这样做有两个好处：a.绝缘问题：避免了可能发生的片间短路问题；b.易于夹紧：机械强度好
接缝：1）接缝数量：一般有二级、三级、四级、五级、六级 2）确定接缝数量的因素：a.损耗；b.噪音；c.空载电流；d.工艺性。3）角度：目前国内的制造厂均为45°，因为冷轧电工钢片是取向的，45°斜接缝利用磁通沿轧制方向流通，磁阻小。4）接缝尺寸：在铁心叠积中，接缝尺寸大小对变压器铁心的损耗也有一定的影响，磁畴细分硅钢片模型在不同接缝条件下的损耗，

2.4铁心结构件
2.4.1 夹件
2.4.2 铁心拉板
2.4.3 铁心柱绑扎带
2.4.4其他结构件
2.5铁心的绝缘
1）铁心叠片的绝缘；2）铁心结构件对叠片的绝缘：
2.6铁心的冷却油道
为防止铁心过热，大容量变压器需要设置散热油道，油道有纵向冷却油道和横向冷却油道两种，目前公司仅使用纵向冷却油道，公司油道形式有两种，一种是纸板条结构，一种是纽扣结构。油道材料需用绝缘材料制成，有一定的机械强度。当设有油道时，被油道分隔开的铁心叠片需要用连接铜片连接起来，保持没有电位悬浮。
2.7铁心的接地
为避免结构件电位悬浮引起放电，铁心必须接地，所有带电部件与这些部件的绝缘均按对地绝缘设计制造。
铁心接地只能一点接地，如果有两点或两点以上接地，则接地点之间可形成闭合回路，当主磁通穿过此闭合回路时，就会在其中产生循环电流，造成内部发热事故。
铁心接地方式：1）小型变压器在变压器油箱内通过结构件和油箱连接。2）大型变压器通常将铁心接地片通过套管从变压器油箱引出，在变压器油箱外部接地，这一结构是为了便于检查铁心的绝缘状态。将外部接地打开，就可以使铁心不接地，可以对铁心进行绝缘检测。
2.7.1 铁心性能参数
变压器铁心的空载性能是变压器的主要性能指标之一。空载性能包括空载损耗、空载电流、二次侧无负荷一次侧接入电源时的励磁涌流和磁滞噪声。
2.8铁心的制造工艺对空载性能的影响
铁心制造工艺直接影响铁心的空载性能。硅钢片的机械加工，如铁心片冲剪、毛刺、接缝大小、铁心片的夹紧和弯曲都影响空载损耗和空载电流：1）硅钢片变形和机械应力可增大空载损耗；2）铁心片毛刺和绝缘损伤与空载性能；3）铁心接缝尺寸对空载损耗的影响。

3 变压器绕组结构

绕组是变压器最基本的组成部分，它与铁心合称电力变压器本体，是建立磁场和传输电能的电路部分。电力变压器绕组由高压绕组、低压绕组、对地绝缘层（主绝缘），高、低压绕组之间绝缘件及由燕尾垫块，撑条构成的油道、高压引线、低压引线等构成。
3.1导体：变压器中使电流流过的材料称为导体。比如说，银、铜、铝等材料都可以使用。

3.2绕组用导线：1）圆导线；2）扁导线；3）组合导线；4）换位导线。
3.3.绕组的分类与结构
变压器绕组结构一般可分为两大类：层式和饼式结构，其细分情况见下表
绕组
层式
饼式
圆筒式
箔式
连续式
纠结式
螺旋式
交错式
壳式变压器用单饼或双饼
单层圆筒式
双层圆筒式
多层圆筒式
分段圆筒式
一般箔式
分段箔式
一般连续式
半连续式
内屏蔽连续式
普通纠结式
插花纠结式
纠结连续式
单螺旋式
单半螺旋式
双螺旋式
双半螺旋式
三螺旋式
四螺旋式
连续螺旋交替排列

螺旋式绕组换位：1）一次 标准换位；2）2-1-2换位；3）4-2-4换位；4）2-4-2换位

一次标准换位 2-1-2换位

4-2-4换位

2-4-2换位
4 变压器绝缘结构
4.1油浸式变压器绝缘分类及结构形式
4.1.1变压器中绝缘的分类
4.1.1.1内绝缘
1）绕组绝缘：主绝缘，同相各绕组之间、异相各绕组之间、绕组对油箱、绕组对铁心柱、铁轭、铁心旁柱。纵绝缘，绕组线匝之间、绕组线饼之间、绕组层间
2）引线绝缘：主绝缘，引线对地、引线对异相绕组。纵绝缘，同一个绕组的不同引线之间
3）开关绝缘：主绝缘，开关对地、开关上异相绕组引线触头之间。纵绝缘，同相绕组引线各触头之间。
4.1.1.2外绝缘：套管对接地各部位、各套管之间。
4.2变压器内部的典型绝缘结构
4.2.1纯油油隙：低电压等级的引线之间，φ/D愈小，电场逾不均匀。
4.2.2纯油间隙：低电压等级汇流排之间、汇流排对油箱或其他结构件之间。
4.2.3引线对油箱或其他结构件之间。
4.2.4绕组匝间和饼间绝缘 饼间绝缘可以使油、纸或纸板，线匝有不同厚度的绝缘覆盖。
4.2.5引线之间或小容量变压器的绕组匝间 视电压等级不同，导线外可以包缠不同厚度的绝缘层或覆盖其他绝缘材料。
4.2.6固体绝缘 固定不同电位的接线柱或引线（引线外可有绝缘层）。
4.2.7油—隔板绝缘 绕组间的主绝缘结构（包括同相和异相绕组之间）。
4.2.8油—隔板绝缘 绕组对油箱，绕组对铁心柱，绕组端部对铁轭。
4.3主要绝缘材料
4.3.1液体绝缘材料
4.3.1.1变压器油：是天然石油在炼油过程中的一个馏分经精制和添加适当的稳定剂调制而成的。它的主要成分的环烷烃、烷烃、芳香烃。变压器油在变压器油箱中充满整个空间，起绝缘和传导热量（散热）的双重作用。对于变压器油，还可以起到灭弧的作用，例如用于开关。
4.3.1.2其他液体绝缘材料：α油、β油、复敏绝缘液体、聚氯联苯、硅油。
4.4气体绝缘材料
4.4.1空气----主要是外绝缘
4.4.2SF6气体-----应用于断路器、组合电气、高压变压器和互感器等设备上。
4.4.3 固体绝缘材料
4.4.3.1绝缘纸、绝缘纸板和纸制品
4.4.3.2木材和木制品（层压木）
4.4.3.3胶纸板、胶布板、胶纸管、胶布管
例如：酚醛纸板、酚醛补办、环氧布板、环氧玻璃布板、酚醛纸筒、环氧玻璃布筒
4.4.3.4纤维制品
例如：直纹布带、斜纹布带、热缩涤纶带

第二节变压器的检修项目
1检修周期及检修项目
1.1 大修周期：在投入运行后5年内和以后间隔10年大修一次。
1.2 小修周期：每年一次。
2小修项目
2.1 处理已发现的缺陷。
2.2 放出储油柜积污盒中的污油。
2.3 检修油位计、调整油位。
2.4检修冷却器装置。包括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器，必要时吹扫冷却器管束。
2.5 检修安全保护装置。包括储油柜、压力释放阀、气体继电器、速动油压继电器等。
2.6 检修油保护装置。
2.7 检修测温装置。包括压力式温度计、电阻式温度计、绕组温度计、棒形温度计等。
2.8 检修调压装置、测温装置及控制箱，并进行调试。
2.9 检查接地系统。
2.10 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状况，处理渗漏油。
2.11清扫油箱附件，必要时进行补漆。
2.12 清扫外绝缘和检查导电接头。
2.13 按有关规定进行测试和试验。
3 大修项目
3.1 大修前的准备工作
3.1.1查阅档案了解变压器的运行状况。
3.1.2运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次级短路电流及变形测试情况。
3.1.3 负载温度和附件及附属装置的运行情况。
3.1.4 查阅上次大修总结报告及安装报告和技术档案，验收及试验记录、油化验及色谱分析，了解绝缘状况。
3.1.5进行大修前的试验，确定附加检修项目。
3.1.6检查渗油部位并做好标记。
3.2 编制大修方案，组织措施
3.2.1 人员组织分工。
3.2.2 施工项目及进度表。
3.2.3 吊罩、绕组工频耐压、油处理其他特殊项目的施工方案。
3.2.4 确保施工安全质量的组织措施、技术措施和现场的防火措施。
3.3 施工现场要求
3.3.1施工现场需要做好防雨、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。准备充足的施工电源及照明。安排好储油器、大型工器具。拆卸附件的设置地点和消防器材的合理布置等。
3.3.2 备品备件和所有密封件清单。
3.3.3 常用工器具和材料准备。
3.4 器身暴露空气中的时间规定
器身暴露空气时间是指从变压器放油时起至抽真空注油时为止的时间，一般来说空气相对湿度不大于65%为16h，空气相对湿度不大于75%为12h。
3.5附件拆卸
3.5.1 办理工作票，停电，拆除变压器外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查试验。
3.5.2 排出部分变压器油，一般排到距排油至距离箱顶100mm左右。
3.5.3 有安装标记的零部件，如气体继电器、分接开关、高压套管、升高座及压力释放阀与邮箱的相对位置和角度在拆除前做好标记，确保回装时安装准确。
3.5.4 按先后顺序分别拆卸下套管、储油柜、冷却器、散热器、净油器、升高座、有载分解开关和无励磁分接开关等附件，拆卸后应妥善保管好，防止倾倒和受潮。电容式套管应垂直放置，对带有电流互感器升高座应注入合格的变压器油并用闷板密封好。
3.6 钟罩起吊准备
3.6.1 排油应相对在空气相对湿度不大于75%时进行，记录开始排油时间、温度和相对湿度，并对排出的变压器油进行过滤或处理。
3.6.2 拆除上节油箱连接螺栓，并验证是否全部拆除。
3.6.3 拆除所有经地面上油箱连接电缆。
3.6.4 拆下钟罩油箱的有载分接开关的头部法兰。
3.6.5 拆开铁芯和夹件的接地引线。
3.6.6 拆除全部无励磁分接开关操作杆。
3.7 起吊钟罩
3.7.1 在起吊过程中应分工明确，由专人指挥并统一起吊信号。
3.7.2 起吊机械放置部位正确，支撑稳定。
3.7.3 主吊索采用四根钢丝绳，夹角不应大于60°。
3.7.4 防止起吊阶段吊点不正，使钟罩产生水平方向移动，在起吊100mm左右时应停止起吊。检查钟罩重心悬挂及捆绑情况，确认可靠后继续起吊。
3.7.5 在起吊或降落过程中速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜并应有专人监视油箱内壁与器身之间的距离，并用系在钟罩下部四个角上的缆绳控制调节，确保钟罩内壁与器身中的高低侧引线、分接开关、支架等有一定的距离，以防止油箱碰伤器身。
3.7.6 当钟罩因受条件限制而不能转动到地面上时，可将钟罩停留在起吊位置的上方，应采取支撑以防止坠落的措施。
3.7.7起吊过程中不允许有人在钟罩或器身的正下方。
3.8 大修项目细则
3.8.1 吊开钟罩检修器身或吊出器身检修。
3.8.2 绕组引线及磁（电）屏蔽装置的检修。
3.8.3 铁芯、铁芯紧固件（穿心螺栓、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修。
3.8.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等。
3.8.5 冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修。
3.8.6 安全保护装置的检修。
3.8.7 油保护装置的检修。
3.8.8 测温装置的检修和校验。
3.8.9 操作控制箱的检修和试验。
3.8.10 无励磁分接开关和有载分接开关的检修。
3.8.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏。
3.8.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理。
3.8.13 变压器油处理或换油。
3.8.14 清扫油箱并进行喷涂油漆。
3.8.15 大修的试验和测试。
3.9器身检修后的组装及组装的准备工作和要求
3.9.1 组装前应彻底清扫冷却器、散热器、储油柜、油管、升高座、套管及所有零部件。用合格的变压器油冲洗与油接触的零部件。
3.9.2 所有附件的油管路必须进行彻底清理，管内不得有焊渣杂物，并做好检查记录。
3.9.3 安装上节油箱前必须将油箱内、器身和箱底内的异物、污物清理干净。
3.9.4 有安装标志的零部件应与油箱的相对位置和角度按正确的标志安装。
3.9.5 准备好全套密封胶垫和密封胶。
3.9.6 准备好合格的变压器油。
3.9.7 将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净。新使用的油管也应洗干净，以去除油管内的脱模剂。
3.10 变压器组装
3.10.1 装回钟罩或器身。
3.10.2 安装组件时，应按制造厂的安装说明书规定进行，防止损坏，并注意密封。一般橡胶压缩量为：“条”形压缩1/3，“O”形压缩1/2左右。
3.10.3 油箱顶若有安位件，应按外形尺寸图及技术要求进行安位密封。
3.10.4 对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入均压球内，防止扭曲。
3.10.5 变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。
3.10.6 在装套管前，必须检查无励磁分接开关连杆是否插入分接开关的拔叉内，调整至所需要的分接位置上。
3.10.7 各温度计内注以变压器油。
3.11 试验项目：变压器大修时的试验可分为大修前、大修中、大修后三个阶段进行。
3.11.1大修前的试验有：
3.11.1.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数。
3.11.1.2 测量绕组连同套管的泄漏电流。
3.11.1.3 测量绕组连同套管的tgδ。
3.11.1.4 本体及套管中绝缘油的试验。
3.11.1.5 测量绕组连同套管的直流电阻（所有分接头位置）。
3.11.1.6 套管试验。
3.11.1.7 测量铁芯时对地绝缘电阻。
3.11.1.8 必要时可增加其他试验项目（如特性试验、局部放电试验）以供大修后进行比较。
3.11.2 大修中的试验：大修过程中应配合吊罩检查进行有关的试验项目。
3.11.2.1 测量变压器铁芯对油箱、夹件、穿心螺栓或拉带、钢压板及铁芯的电（磁）屏蔽之间的绝缘电阻。
3.11.2.2 必要时测量无载励磁分接开关开动、静触头之间的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻。
3.11.2.3 必要时做套管电流互感器的特性试验。
3.11.2.4 有载分接开关的测量与试验。
3.11.2.5 必要时单独对套管进行测量额定电压下的tgδ、局部放电和耐压试验。
3.11.3大修后的试验
3.11.3.1 测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数。
3.11.3.2 测量绕组连同套管的泄漏电流。
3.11.3.3测量绕组连同套管的tgδ。
3.11.3.4冷却器装置的检查和试验。
3.11.3.5 本体有载分接开关和套管中的变压器油试验。
3.11.3.6 绕组连同套管的直流电阻（所有分接头位置）。
3.11.3.7 检查有载调压装置的动作情况及顺序，并测量切换波形。
3.11.3.8 测量铁芯、夹件、外引接地线对地绝缘电阻。
3.11.3.9 总结后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验。
3.11.3.10 绕组连同套管的交流耐压试验（有条件时）。
3.11.3.11 测量绕组所有分接头的变化及联结组别。
3.11.3.12 检查相位。
3.11.3.13 必要时进行变压器的空载特性试验、短路特性试验、绕组变形试验、局部放电试验。
3.11.3.14 额定电压下的冲击合闸试验。
3.11.3.15 空载试运行后变压器的油色谱分析试验。
3.12 变压器大修后交付验收
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，并提交竣工验收报告，按照验收规定组织现场验收并向运行部门移交资料。
3.12.1 变压器大修总结报告。
3.12.2 附件检查检修工艺卡。
3.12.3 现场干燥检修记录。
3.12.4 全部试验报告。
4 铁芯检修
铁芯的检修主要是检查铁芯的绝缘、夹件的松紧程度及漏磁发热等情况。用兆欧表测量铁芯对油箱紧固结构件等金属接地件之间的绝缘电阻，并判断铁芯的绝缘情况，同时应检查铁芯有无片间短路现象，并作针对性处理。对有接地屏和磁屏的铁芯，还要检查其与铁芯的绝缘和接地情况。检查铁芯的紧固件中螺栓紧固情况，必要时进行紧固。检查铁芯紧固件结构有无漏磁发热现象。
序号
检修工艺
质量标准
1
检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色放电痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂物，如果有可用洁净白布或泡沫塑料擦拭。若叠片起翘或有不规整之处，可用木锤、铜锤敲打平整。
铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各种表面应无油垢和杂物，片间应无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求。
2
检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘情况。绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹。
⑴铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘。
⑵钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙，绝缘压板应保持完整，无破损和裂纹，并有适当紧固度。
⑶钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地。
⑷打开上夹件与铁芯间的连接片和钢压板与上夹件的连接片后，测量铁芯与上下夹件间和钢板与铁芯间的绝缘电阻，绝缘应良好。
3
检查压钉绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部分紧固螺栓。
螺栓紧固，夹件上的正反，压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好。无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足够的距离。
4

用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查测量绝缘情况。
穿心螺栓紧固，绝缘电阻与历次试验比较无明显变化。
5

检查铁芯间与夹件的油路。
油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐。
6

检查铁芯接地片的连接及绝缘情况，测量铁芯对地绝缘电阻。
铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm宽度不小于30mm的紫铜片，插入3-4级铁芯。对大型变压器插入深度不小于80mm。其外露部分应包扎绝缘防止短路铁芯。铁芯对地绝缘电阻与历次数据相比无明显变化。
7

检查无孔结构铁芯的插板和纲带。
应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好，不构成环路，不与铁相接触。
8

检查铁芯电场屏蔽（接地屏）绝缘及接地情况。
绝缘良好，接地可靠。
5 绕组及引线检修
根据绕组最外层是否有包围屏，可分为有围屏绕组和无围屏绕组两种结构。对于有围屏绕组正常吊芯检修时，只能看见围屏，看不到绕组的实际结构，所以重点检查围屏有无变形、发热、树枝状放电和受潮痕迹。围屏清洁有无破损、绑扎紧固是否完整等。而无围屏的绕组，能检查高压绕组的外层部分，除了检查绕组有无变形外，绕组各部垫块有无位移和送动情况，还应检查高压绕组的绝缘状况，绕组绝缘有无局部过热、放电痕迹，绕组外绝缘是否整齐清洁无破损等。不管绕组有无围屏，都要检查压钉紧压绕组情况。
序号
检修工艺
质量标准
1
检查相间隔板和围屏（宜解开一相）有无损坏变形、变色、放电痕迹，如发现异常应打开其它两相围屏进行检查。
⑴围屏清洁无破损，绑扎紧完整分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹。
⑵围屏的起头应在绕组的垫块上，接头处一定要锴开搭接，并防止油道堵塞。
⑶检查支撑围屏的大垫块应无爬电痕迹，若大垫块在中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐向垫块2-4个。
⑷相间隔板完整并固定牢固。
2
检查绕组表面各个部位是否清洁，绕组是否变形、位移等。
⑴绕组应清洁，表面无油垢、无变形。
⑵整个绕组无倾斜、位移、导线辐向无明显弹出现象。
3
检查绕组各部垫块有无位移和松动情况。
各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线，支撑牢固，有适当压紧力，垫块外露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度。
4
检查绕组油道有无被绝缘物、油垢或杂物堵塞现象，必要时可用软化毛刷或用绸布、泡沫塑料轻轻擦拭，绕组线匝表面无破损裸露线处，若有应进行包扎处理。
⑴油道保持畅通，无油垢及其他杂物积存。
⑵外观整齐清洁，绝缘及导线无破损。
⑶特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防局部发热老化。
5
检查绕组绝缘无破损、局部过热、放电痕迹，若有局部过热或放电痕迹，应查明原因处理后重新包扎绝缘。
⑴绕组外观绝缘整齐清洁无破损。
⑵绕组应无局部过热和放电痕迹。
6
用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。
绝缘状态分四级：
⑴一级绝缘：绝缘有弹性，用手指压后无残留变形，属良好状态。
⑵二级绝缘：绝缘仍有弹性，用手指压无裂纹、脆化，属合格状态。
⑶三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指压时有少量的裂纹和变形，属勉强可用状态。
⑷四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈黑色，用手指按压时即酥脆变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状态。
6 引线及绝缘支架检修
引线的绝缘主要决定于绝缘距离，检修中应检查引线与各部分的绝缘距离是否合格及要求。为了保证引线的绝缘距离不改变，同时应检查夹持件的紧固情况，另外还应该检查引线表面的绝缘情况，检查引线的焊接连接不良及引线有无断股等。
序号
检修工艺
质量标准
1
检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆，破损引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象。
⑴引线包扎绝缘应良好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况。
⑵对穿缆引线，为防止上套管接触处产生分流烧伤，应将引线用白布带半迭包绕一层，220W引线接头焊接处去死毛刺，表面光洁，包金属屏蔽层后再加包绝缘。
⑶早期采用锡焊的引线头应改为磷铜或银焊接。
⑷接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其他杂质。
⑸引线长短适宜，不应有扭曲现象。
⑹引线的绝缘厚度应符合规定要求。
2
检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接或连接、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定是否符合要求。
⑴引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股、卡伤情况。
⑵早期采用锡焊的引线接头应改为磷铜或银焊接。
7 油箱的检修
油箱的检修主要是检查和处理渗漏油，同时对油箱底部、密封面、管路等进行清洗，对有磁屏蔽进行检修。
序号
检修工艺
质量标准
1
对油箱上的焊点和焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。
消除渗漏点。
2
清扫油箱的底部，清楚积存在箱底的油污杂质
油箱内部应清垢、无锈蚀、漆膜完整。
3
清扫内部强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管，连接是否牢固，表面无放电痕迹。
强油循环管路内部清洁，导向管连接牢固绝缘管表面光滑，漆膜完整无破损，无放电痕迹。
4
检查钟罩油箱法兰结合面是否平整，发现沟痕应补焊、磨平。
法兰结合面清洁平整。
5
检查器身定位钉
防止定位钉造成铁芯多点接地，定位钉无影响可不退出。
6
检查屏蔽装置有无放电现象，固定是否牢固。
磁屏蔽装置固定牢固，无放电现象痕迹，可靠接地。
7
检查内部油漆情况对局部脱落和锈蚀部位应处理，重新补漆。
内部漆膜完整，附着牢固。
8
更换钟罩与油箱间的密封脚垫
胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓的中间，搭接面平放。搭接面长度不小于胶垫宽度的2～3倍。在胶垫接头处严禁用白纱带或尼龙线等物包扎加固。
9
油箱外部检查
⑴油箱的强度足够，密封良好，如有渗漏应进行补焊，重新喷漆。
⑵密封脚垫全部予以更换。
⑶箱壁或顶部的铁芯定位螺栓退出与铁芯绝缘。
⑷油箱外部漆膜喷涂均匀，有光泽，无漆流。
⑸铁芯、夹件、外引接地套管完好。
8 冷却器装置的检修
冷却器装置的检修主要是查其密封情况，油泵和风扇的工作状况，并进行针对性处理，对冷却器装置进行清扫，检查冷却器装置的阀门是否全部开启等。
8.1 散热器检修工艺和质量标准
序号
检修工艺
质量标准
1
采用电焊对渗漏油进行补焊
焊点准确，焊牢固，严禁将焊渣掉入散热器内。
2
对带法兰盖板的上下油室应打开法兰盖板，清楚油室内的焊渣、油垢，然后更换胶垫。
上下油室内部洁净，法兰盖板密封良好。
3
清扫散热器表面油垢，严重时可用金属清洗剂洗净，然后用清水冲净晾干。清洗时管接头应可靠密封，防止进水。
表面保持洁净。
4
用盖板将接头法兰密封加油压进行试验
试验标准：
片状散热器：0.05～0.1MPa 10h
管状散热器：0.1～0.15MPa 10h
5
用合格变压器油对内部进行循环冲洗
内部清洁
6
重新安装散热器
⑴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。
⑵安装好散热器的拉紧钢带。
8.2 强油风冷却器检修工艺和质量标准
序号
检修工艺
质量标准
1
打开上下油室端盖，检修冷却器有关无堵塞现象，更换密封脚垫。
油室内部清洁，冷却器无堵塞，密封良好。
2
更换放气塞、放油塞的密封胶垫。
放气塞、放油塞应密封良好，不渗漏。
3
进行冷却器的试验和内部冲洗。管路有渗漏时，可用锥形黄铜棒将渗漏管的两端堵塞或更换，但所堵塞的管子数量每回路不得超过两根，否则应降容使用。
试验标准：
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清洗剂擦洗干净。
冷却器管束间洁净，无堆积灰尘、昆虫、草屑等杂物。
9 油纸电容式套管的检修
序号
检修工艺
质量标准
1
检查和清扫瓷套外表和导电内壁，检查套管的油位。
套管外表和导电管内壁清垢，油位正常，无渗漏油、无裂纹、破损及放电痕迹。
2
更换升高座法兰的密封胶垫，更换套管上的放油塞、放气塞、加油塞等可调的密封胶垫。
密封胶垫压缩量：
“O”形为1/2，条形（截面为长方形）为1/3，密封良好，无渗漏。
3
检查均压球的紧固状况和小套管的连接情况。
均压球应与导电管连接紧固，小套管与套管末屏连接可靠，试验结束后应恢复接地。
4
对套管进行绝缘电阻、tgδ试验，必要时取油样试验。
绝缘电阻、tgδ值、C值合格，油试验合格。
5
回装时穿缆式套管引线不能硬拉，引线锥形部进入均压球内，对各密封面重新密封。
引线锥形部分应圆滑地进入均压球，确保引线绝缘和引线的完好，引线与导电管同心，密封面密封良好。
10 无励磁分接开关的检修
序号
检修工艺
质量标准
1
检查开关各部件是否齐全完整
完整无缺损
2
松开上方头部螺栓、转动操作手柄，检查动触头转动是否灵敏。若转动不灵活应进行检查卡滞原因，检查绕组实际分接是否与上部指示位置一致，否则应进行调整。
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。发现氧化膜用碳化钼和白布带穿入触头来回擦拭清除触柱，如有严重烧伤时应更换。
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秤测量应在0.25～0.5MPa之间，或用0.02mm塞尺检查应无间隙，接触严密。
4
检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧紧，锁住。
开关所有紧固件均应拧紧，无松动。
5
检查分接开关绝缘件有无受潮剥裂或变形，表面是否清洁，发现表面脏污应用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重剥裂变形时应更换操作杆，拆下后应放入合格的变压器油中或塑料布包好防止受潮。
绝缘筒应完好，无破损、剥裂、变形，表面清