第一篇：变压器检修实践总结
验收人员：
变压器检修总结报告 总工程师：———————————— 生 技 部：———————————— ————————————— 维护分场：————————————
————————————— 济宁东郊热电厂 年 月
一、机组介绍 变压器：
型 号： 制造厂家：
生产日期： 额定容量：
额定电压： 额定电流：
空载损耗： 负载损耗：
联接组别： 频 率：
二、检修性质：
二、机组检修前状况
1.机组出力情况：能达到铭牌出力。2.机组存在的主要缺陷：
三、本次检修工期： 年 月 日至 年 月 日共 天。
四、本次检修项目：
检修标准项目共 项，特殊项目 项，试验项目 项。
五、本次检修完成的主要检修项目：
六、未完成项目及原因：
七、主要材料消耗情况：
八、简要文字总结：篇二：主变压器大修总结报告范本
（发电企业名称）
（主变名称编号）变压器大修总结报告
编
写：
审
核：
审
定: 批 准：
年 月 日
（主变名称编号）变压器大修总结报告
一、主要参数
_________发电企业_________号主变压器 _____年_____月_____日
型号：_________电压：_________结线组：_________阻抗电压：_________ 制造厂：_________出厂号：_________出厂日期：_____年_____月_____日 变压器投入运行日期：_____年_____月_____日 变压器上次a级检修日期：_____年_____月_____日 高压套管：_____型_____只 中压套管：_____型_____只 低压套管：_____型_____只 冷却装置：_____型_____只
有载分接开关：_____厂_____型，累计操作次数：_____ 无励磁分接开关：_____厂_____型，累计操作次数：_____
二、概况
（一）检修工期
计划：_ __年___月___日至__ _年___月___日，进行第___次a级检修，共计___日。实际：__ _年___月___日至_ __年___月___日报竣工，共计___日。
（二）人工
计划：_________工时，实际：_________工时。
（三）检修费用
计划：_________万元，实际：_________万元。
（四）运行情况
上次检修结束至本次检修开始运行小时数_________，备用小时数_________
（五）检修试验项目完成情况 1.检修项目完成情况统计 2.检修项目完成情况 篇三：变电检修操作实训总结 变电检修操作实训总结
两周的实训接近尾声了，在行将结束之际回顾这两周的实训过程，有过太多太多，有困难，但也有收获，当然更多的是知识的积累和实践应用，我想这是我这两周实训最大的收获。
两周来，我们主要进行了各种主流隔离开关的检修和拆装，主要包括gw16型，gw4型，gw5型，除此还有10kv的变压器绝缘电阻测量和基本检修。我非常珍惜这次实训机会，期中，我认真听专家师傅们讲解，也积极记笔记，与师傅和其他学员们讨教问题及困惑，开阔了眼界和思维。参加这次培训的其他的学员们也很认真的学习和听讲着，如饥似渴的接收着专业技术，勇于面对新的困难，总之这两周的收获很大很多，下面举例详细解说。
记得变压器绝缘电阻测量的时候，正赶上有点蒙蒙细雨，本以为可以休息了，但是师傅在雨中支起帐篷，正常开着班前会，要求我们正常工作，因为检修的突发状况不是人为可以预料，虽然有点违反安规，但是为了让我们体验各种工作环境，还是正常工作。说实话，当时心里真的是有点小抱怨的，但是真正上去变压器上检修的瞬间，看见老师还在雨中指挥我们注意安全，看着同事们在互相提示着紧张着，豁然觉得团结的一个工作小组该是多么幸福。所以在这次实训中所学习到的不仅仅是实践知识上的积累，还有很多做人做事的道理。每一个专家，学员都是我的老师，都是我学习的对象。
隔离开关的拆装中就更加需要专心和协作了。无论是哪一型的，我们都进行了整体的拆装和调试。这个过程中才真正的体现了我们作为一个工作小组的协调性和整体性，每个人各司其职，工作有条不紊。师傅也耐心讲解，指出拆装过程中的注意事项和我们犯的错误，为以后工作养成良好习惯打下了坚实基础。尤其是gw4型中间触头的拆装检修，专家潘工耐心的为我们讲解怎么拆，怎么装，以及中间过程怎么检查，怎么打磨，怎么擦拭，一步步耐心的为我们具体到了每个螺丝的检查。随后，还就这型中间触头拆装检修进行了测试，我们大家也足够重视，在脑海里把每个细节过了一遍又一遍，我想这个测试并不是多么重要，总要的是在以后工作中，要严格遵守规程制度，重视细节，养成良好工作习惯。
在实训期间还有很多很多的感动瞬间和克服困难的喜悦时刻，有老师和我们解决了难题的兴奋，有大家激烈讨论后究其答案的快乐，有看着自己检修的设备安全正常工作的满足，这些些的感动和喜悦都是大家共同努力和老师细心指导的结果。我也从内心感激教会我们很多的专家师傅们。
这次实训就是把自己以前所学的理论应用到实践中去，在脑海里形成固化的工作程序，可以上手正式工作。使我明白了要保证电网的可靠正常运行，不但自身要加强学习，多学、多做、多问，提高技术水平，还要考虑产品的质量，使用的环境等更多更广泛的因素。也让我明白在电力系统的工作不能浮躁，要做好各种准备，考虑各种情况，做到胆大心细。只有做好这些工作才能保证我们电力系统安全、可靠、优质、经济地对用户供电。
总之，这次实训实习使我感受了所学知识与实际的应用，理论与实际的相结合，也让我在变电检修这项技术上有了进一步的认识和提高，为以后工作垫下扎实基础。篇四：变电检修工作总结
变电检修工作技术总结
本人于1990年在电力通信公司变电检修班从事变电检修一直工作至今，二十几年来，在各位领导和同事的支持和帮助下，自己的思想、工作、学习等各方面都在不断进步，个人综合素质也得到了一定的提高，工作刚开始期间，我发现学校里学到的专业知识同生产实际有很大的不同和差距。为了迅速融入实际的工作当中去，能和老师傅们一道解决实际的技术问题，我努力学习变电检修专业知识，努力提高自己的岗位劳动技能，并且虚心向老师傅请教工作中的技术问题，并结合自身所学的专业知识，运用到实际的变电检修工作中去。下面就从专业技术角度对我这二十几年来的工作做一次总结： 一 变压器检修项目及要求
1、检修油位计，调整油位：油位计内部无油垢，红色浮标及温度标示线清晰可见，油位调整到合格位置。放出储油柜积污器中污油，并进行更换。
2、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；油泵的检修：无异常声响；前后端盖应清洁无损坏；打开接线盒检查接线柱及绝缘板，内部清洁无油污及灰尘。风扇的检修：叶轮无损伤变形；电动机前后端盖应清洁无损坏；打开接线盒检查密封情况，线圈引线接头牢固并外套塑料管，牢固接在接线柱上；风扇电动机运行平稳、声音正常、转动方向正确。
3、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。检查接地系统：接地可靠，无断裂现象。检修吸湿装置, 检查法兰盘，硅胶以及吸湿器中的油位。法兰盘密封良好，无漏气，无渗漏油。硅胶无变色。如硅胶从蓝色变为粉红色，应对硅胶进行更换。
4、检修测温及其它装置：包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等；检修调压装置，对有载调压或无载调压装置进行检查。检查所有的变压器套管，有无破裂和渗漏油。擦拭伞群。检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油。清扫油箱和附件，必要时进行补漆，应做到清洁无油垢。清扫绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)：清洁无油垢，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好。
二 断路器检修项目及要求
1、闭锁机构检修：开关处于机械闭锁位置时，应合不上闸。当开关在试验或工作位置处于合闸状态下，拉动开关时，手拉机械闭锁，开关应可靠跳闸，在柜外已经合闸的开关要推入柜内时机械闭锁应阻止开关入柜，只有当机械闭锁解除，开关处于分闸位置时，才能推入柜内，否则应调整闭锁位置。开关推入柜内时，滚轮应将一次隔离触头挡板自动开启，开关拉出时，挡板应自动落下，挡住
带电静触头。小车开关在工作或试验位置时，压下机械闭锁手柄，应使闭锁轴两侧的滚轮可靠进入规定的槽沟内，使开关可靠定位，机械闭锁手柄应依靠轴内的弹簧压力自动复位。检查机械闭锁装置上的连杆斜面凸块，无严重磨损变形，弹簧弹性良好，有异常时应进行处理。
2、操作机构检修：手动操作开关进行分合闸，检查各传动部分，应灵活可靠，无卡涩。开关手动慢合慢分过程中，检查跳闸弹簧各匝之间应均匀，无断裂等缺陷，其特性应满足开关速度要求。检查开关主轴、拐臂，各部连杆的相互连接情况良好，轴销完整齐全，螺丝紧固，发现轴销磨损过多，或连杆弯曲变形时应更换备品。检查传动绝缘子表面光洁、完整、无碰伤、放电痕迹，与导电杆的连接牢固、可靠。检查跳、合闸铁芯无卡涩、阻滞现象，铁芯拉杆无变形、弯曲。开关手动合闸，合闸终了时，检查合闸掣子与合闸滚子间应有1 mm～2 mm间隙。检查自由脱扣，按住分闸接钮，然后用手动合闸，断路器应不合闸，若不满足要求时可调节分闸动铁芯拉杆的长度。检修完毕后将各转动、传动部位的轴销加注润滑油。手动操作，无异常后，进行电动操作试验。以100％额定电压分合闸操作3次应正常。以85％额定电压合闸，65％额定电压分闸，各操作3次，动作应正常。以30％额定电压进行分闸操作，开关不得分闸。
3、真空灭弧室的检修检：查真空灭弧室的玻壳完整干净，无裂纹、漏气，紫铜屏蔽筒颜色纯正、亮泽、无氧化、发热变色现象，无放电痕迹。用手动操作把手操作开关，卸掉带孔销。
卸掉上部散热器、上出线板。将旧灭弧室、下出线板及绝缘子一同取下。卸下与灭弧室相连的下导电夹、联接头，绝缘子及橡胶垫。将新灭弧室用工频耐压法检查真空度使动静触头拉开11 mm～13 mm，相间耐压，无闪络和击穿。经检验合格后的灭弧室，先将橡胶垫装于底平面下，依次安装下出线板下导电夹并将压簧联结头及绝缘子一并旋拧于灭弧室下部。手动操作开关分合三次，应灵活可靠无卡滞现象，再用电动操作检查无异常。用工频耐压试验真空断路器合格。
4、一次隔离触头的检修：清洗检查触指，应无过热、烧熔、变色等异常，有烧伤、过热现象时，可用锉刀及砂布处理，并涂一层凡士林油。检查瓷套管应无裂纹及放电痕迹，与法兰胶合应牢固.法兰与车体的固定螺丝无松动。检查三相触头的水平高度应一致，相间距离为250 mm±1 mm，触指在水平方向的自由行程应为3 mm～5 mm，触头与穿心导电杆联结螺丝应坚固。开关在工作位置时。指形动触头插入深度不小于15 mm，每个触指的压力应为70 n～100 n，不合格者可调整弹簧的压紧螺丝。开关在试验位置时，动触头与静触头应保持125 mm的气隙。
5、二次插接件及辅助开关的检修：检查二次插件动、静触头，无烧伤、变形等，绝缘无裂纹、损坏现象，发现异常应查明原因更换备品。检查辅助开关及接线端子排，接线紧固，辅助触点及连杆应动作灵活、正确，接点接触良好。检查合闸接触器，动作应灵活可靠、无卡涩。
触头烧伤时，应用锉刀锉平，并用砂布打光，合闸时应接触良好，所有弹簧应弹性良好、无锈蚀，各部接线良好。
6、绝缘筒及接地装置的检修。车体各部焊接应良好、无变形、开焊等异常。车轮应动作灵活、无损坏。观察孔玻璃完整、洁净。检查清理接地装置的滑动触头和开关柜上的导轨，并在滑动触头上涂以凡士林油，滑动触头的弹力应良好。压力在50 n～80 n，接触良好。清扫检查三相绝缘筒，表面应光洁完整、无烧伤、变色、裂纹等异常。检查三相绝缘筒在底座上的固定螺丝紧固良好，绝缘筒固定可靠，相对尺寸合格。测量超行程的减少，就是触头的磨损量，每次调整，超行程必须进行记录，当触头磨损累计超过3 mm时，应更换灭弧室。
总的说来，我们供电企业是一个特殊行业，它需要从业者具有良好的自身能力和心理素质，这就要求我们应不断的加强学习专业技能，努力学习和掌握电力系统运行方式及其特点，了解我们所管辖及负责维护的变电站主、配网运行情况，同时能根据各类电气设备的需要，掌握相关的如电工基础、电工材料、电力设备及安装等专业知识，能根据现场电气设备运行情况，正确处理电气系统的设备故障以及系列突发性事故，这便是我的专业技术工作学习、巩固、提高的一个过程。在变电检修工作中，自已利用所学的专业技术知识应用到生产实践中去，并取得了一些成效，具备了一定的技术工作能力，但是仍然存在着许多不足，还有待提高。在今后的工作中，自已要加强学习、克服缺点，力争自己的专业技术水平能够不断提高。
以上就是我从事变电检修工作以来的专业小结。总结是为了去弊存精，一方面通过技术总结，在肯定自己工作的同时又可以看到自己的不足和缺点，在以后的生产和工作中加以改进和提高，精益求精，不断创造自身的专业技术价值，另一方面，通过这次资格评审，从另一侧面看到别人对自已的专业技术水平的评价，从而促使自己更加从严要求自己，不断提升知识水平和劳动技能水平。三人行必有我师，我坚信在日常的工作中相互学习、相互请教，自已的业务水平必定能更上一层楼。活到老，学到老，知识无限的，学习是不可停止的。在今后的工作中，我将以饱满的热情投入到本职工作之中去，更好在电力行业中发挥自己的技术专长，为企业创造更高的经济效益，为企业、为国家做出更大的贡献。篇五：变压器检修中存在的问题变压器检修中存在的问题 变压器检修中存在的问题
一、未按部颁检修导则规定检修
在《电力变压器检修导则》（dl／t 573—1995）中规定变压器大修间隔为10年。根据统计资料，由于制造和安装遗留问题，国产变压器在投运5年内故障率较高，故导则中规定国产变压器投运5年内应进行第一次大修。查阅一些单位的检修记录，可以看出，上述规定并未得到认真执行。有的变压器已投运十几年，除了发生故障后进行局部检修外，基本上是不坏不修。设备投运后不根据运行情况安排大修，这种情况是很不正常的。
许多单位虽然进行了大修，但未按导则中规定的检修项目和要求执行。主要表现在以下几方面：（1）检修项目不全。《电力变压器检修导则》中规定变压器大修项目共有15个大项、121个分项。有些单位在大修中将许多检修项目删掉了。如对绕组的检修，按导则要求在检修中应用手指按压绕组表面，检查其绝缘状况，并进行分级。按压时绝缘有弹性，按压后无残留变形，则为良好状态，属一级绝缘；若弹性较差，但按压时无裂纹、脆化，则为合格状态，属二级绝缘；若绝缘脆化，且呈深褐色，按压时有少量裂纹和变形，为勉强可用状态，属三级绝缘；若绝缘已严重脆化，呈黑褐色，按压时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，为不合格状态，属四级绝缘。类似这些非常重要而又简易可行的检修项目。许多单位都未执行。其他如对变压器内部引线包扎绝缘和绝缘厚度的检查、引线焊接情况的检查、各部位的绝缘距离和引线长度与固定情况的检查等，大都没有检查记录。特别需要指出的是，许多单位对有载分接开关的检修重视不够。在这方面原电力部颁发了《有载分接开关运行维修导则》（dl／t 574—1995），对有载分接开关的运行维修作了非常详尽的规定。可是从检修记录和报告中，可以看出不少单位，在变压器大修中都没有认真执行这个《导则》。如其中一个比较突出的问题是没有接导则规定，检测所有分接位置变压器绕组的直流电阻，从而对各分接触头的接触情况是否存在隐患，心中无数。
（2）在大修中未按《导则》和工艺规程中规定的检测项目进行检测，如导则规定在大修中应做30个试验项目（修前8个、修中5个、修后17个），有的单位未按规定的项目全部进行试验。如在大修前未按规定测量绕组连同套管一起的介质损耗，以至在大修后虽然按规定做了此项测试，但已无法通过对比分析确认绕组和套管在大修中是否受潮。此外，还有一些项目需要在检修前先进行测试，然后根据测试结果，决定如何检修。如对有载分接开关各触头的检测项目，如测 量各触头的烧损量、用直流示波法测量触头的切换时间、测量各对触头的接触电阻等，许多单位执行都不彻底。
（3）有些项目的检修程序没有按工艺导则要求执行。如变压器分解检修完后组装时，未按规定程序和规定的真空度进行真空注油；注完油后未按规定将设备静放一段时间，末把混在油中的气体排净就投入运行，以致造成变压器投运后瓦斯保护动作，严重者甚至造成变压器烧损。有～个单位在安装套管时，由于检修人员不熟悉安装工艺，在紧螺丝时由于受力不平衡，将套管紧裂等。这些教训都是非常深刻的。（4）状态检修问题。近年来一些单位对变压器采取状态检修法。由于对状态检修缺乏正确的理解，错误地认为状态检修就是可以随意延长检修周期和删减检修项目，以致造成设备年久失修，或因检修项目不全，设备隐患未能及时发现和处理而造成事故。
二、放松了对大修外包工程的安全管理 近年来，许多企业的检修和更改工程大都实行外包，有的单位由于对承包单位没有严格要求，既未按规定签订合格的承包合同，也未指派有经验的技术人到检修现场监修和组织验收，由于承包单位人员素质较低，技术管理不符合要求等原因，不仅未按部颁检修导则中规定的项目、工艺要求和质量标准执行，而且由于检修质量不良，留下许多隐患，在设备投运后发生事故。此外，有的单位将变压器大修承包给变压器制造厂进行，即认为由制造厂来进行大修，肯定不会有问题，不仅不派人到制造厂进行监修，甚至连验收也未认真进行。实际上制造厂虽然能制造，但并不熟悉部颁《电力变压器检修导则》要求，仅仅是做了一般性检查处理，许多重要的检查和试验项目都未进行，甚至连有载分接开关也未进行测试。有些重大缺陷末能及时发现和处理，以致投运后不久，就发生了事故。
三、检修记录草率 在变压器分解检修后，未将对各部件检查中发现的问题、测量方法和检测数据、修理情况以及验收鉴定结论等详细记录下来。有的单位甚至没有合格的记录本，也未按规定提出检修报告。
四、在变压器和互感器的维护中两个值得注意的问题
（1）不按规定的操作方法向运行中的设备补油。按导则规定在运行中对设备补油应从储油柜上部进行。有个发电厂在更换冷却器时，由于未将冷却器中的空气排净，而且采取从变压器下部补油的操作方法，以至将变压器底部的杂质连同未放净的空气一起卷入上层变压器油中，在补油后不久，就发生了爆炸事故，造成极大的损失。
（2）对漏渗油现象重视不够。漏渗油不仅仅是油向大气的渗漏，在油向外渗漏的同时，外部的空气也会向器内侵袭，严重时可能造成绝缘受潮，甚至会造成轻瓦斯保护误动。
针对上述问题提出以下建议：
（1）变压器为封闭式结构，除套管和冷却装置外，主要部件如绕组、铁芯和调压装置都在油箱内部，外面观察不到。有些缺陷在外部没有征象，一般检测结果也不能准确反映。实践证明，许多变压器，即使是国外进口的名牌变压器，在制造和安装过程中，往往在内外部带来不少缺陷，如绕组和引线绝缘材质不良、包扎不好，引线局部裸露；安全距离不够、绝缘纸板在长期电压作用下引起电晕；垫块松动、有的垫块尖角紧压围屏，造成电场畸变，出现树技状表面爬电；变压器在搬运途中，由于剧烈碰撞造成内部损伤等。这些缺陷只有通过大修吊罩检查才能发现。因此变压器需要进行周期性大修。特别是新变压器（尤其是大型变压器）在投运后提前进行大修是很必要的。所以，国家电力公司在2000年发布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中，强调定期检修工作是防止设备事故的重点措施之一。因此，变压器必须坚持每隔10年进行一次大修，新投运的变压器在投运后，5年内应进行一次大修。以便及时通过吊罩检查和各种检测，发现设计制造和安装遗留下的隐患，及时进行处理，为以后安全运行打下良好的基础。
（2）加强检修技术管理的基础工作，是实现检修科学管理、在安全的基础上提高检修质量的先决条件。一般应做好以下几方面工作： 1）建立和健全设备检修管理方面的各种现场规程制度。首先要根据制造厂说明书、《电力变压器检修导则》（dl／t 573－1995）、《有载分接开关运行维修导则》（dl／t 574－1995）和《互感器运行检修导则》（dl／t 727－2000）等导则，结合本单位的具体情况，制定电力变压器和互感器现场检修规程，或制定执行细则和补充规定。并在此基础上建立和健全有关设备检修管理方面的各种制度。如缺陷管理制度、设备异动管理制度备品配件管理制度、检修责任制等。2）做好有关电力变压器的技术档案管理工作，主要应有以下三方面内容：①收集和整理有关电力变压器的原始资料。在设计方面包括设计资料、设计变更文件和实际施工图；在制造方面包括制造厂提供的产品说明书、出厂试验报告、安装图、合格证件等；在安装方面包括安装技术记录、试验记录、工程交接验收文件和备品配件清单等资料；②收集和整理运行资料，包括运行日志、操作记录、缺陷记录、异常障碍和事故记录、变压器出口以及近区短路事故次数和情况等；③收集和整理设备大小修记录和检修报告、各种预防性试验和其他检（试）验报告、设备改造和异动记录等。
以上三方面的技术档案，都应有专人负责管理，并建立定期总结分析制度，以便能及时提出变压器在安全技术方面存在的问题，是否需要进行检修和应进行检修项目。3）建立配套完整的检修工器具和安全工器具，并建立定期检验、维修保养和有关的操作规程与管理制度（包括责任制），并认真执行。做到配套齐全、性能可靠、合格好用。4）按照原国家电力公司和原电力部要求，对规定的九项技术监督工作，结合具体情况制订监督细则，认真执行。做到职责分明、方法正确、数字准确、有分析、有结论。能充分发挥技术监督对检修管理的指导作用。如通过绝缘监督中的介质损耗试验，及时发现绝缘受潮；通过化学监督对绝缘油进行色谱分析，检测油中总烃、乙炔、氢和co、co2是否增加，进一步判断变压器内部是否出现局部过热或局部放电等。5）加强检修队伍的建设，通过技术培训，不断提高检修人员的素质，达到“三熟三能”的要求，造就一支责任心强、有科学管理知识、有实践经验、技术精湛、作风良好的检修队伍。
6）对实行检修承包的单位要建立完善的承包责任制。（3）做好大修前的准备工作是保证大修质量的重要环节。大修前的准备工作主要包括以下内容： 1）查阅有关变压器的技术档案（其内容如前所述），统计分析在长期运行中负荷、电压、温度、温升和有关参数，超标和异常变化情况、变压器出口和近区短路后对设备进行检查试验的报告、尚未处理的缺陷和变压器在设计、制造、安装时留下的需要在大修中处理的问题等，提出大修中需要进行检查和检修测试的项目与内容。2）编制检修工程技术组织措施计划。主要内容包括以下几方面：①技术组织措施，主要包括人员组织分工、施工项目、进度安排和其他特殊项目的施工方案，保证施工质量与安全的技术措施以及施工现场的防火措施等。上述各种措施在编制完成后，应报送上级生技部门和安全监督部门审核，其中重要的技术措施与施工方案还应经企业总工程师批准后方可执行；②主要施工工器具和安全用具明细表、备品配件和主要材料明细表等；根据检修施工现场情况绘制检修工器具、安全工器具的放置图、备品配件和材料放置图、设备分解后各部件和零件放置图等施工图。3）根据施工计划提出备品配件和材料供应计划，经批准后由物质部门负责完成。有些在市场无法购置的配件和材料，需要制造厂提供或委托加工的，应与有关部门签订合同，保质保量按时供应。有些重要的部件，如有载分接开关的检 修，若本单位不具备检修条件，应提前联系制造厂，以便在大修时能及时派人前来协助进行。
4）对施工工器具（包括起重设备）和安全工器具进行全面检查、修理和试验，保证在大修中所需用的各种工器具齐全，应有尽有、规格符合要求、性能可靠、合格好用。5）对检修人员进行必要的技术培训。首先要组织全体检修人员学习变压器、互感器检修工艺规程、质量标准、安全工作规程中的有关部分和施工技术组织措施，尤其是其中的安全技术组织措施。要求达到分工明确、职责清楚、人人都熟知在施工中自己的任务。明确哪些是自己应该干的，哪些是不应干的。其次是对不熟练工种进行专业培训，如钳工训练和学习设备构造原理等。6）根据施工需要预先在施工现场布置和安装好起重设备或机械器具。在需要离地面2m及以上进行高处作业的地点，应在检修开工前搭建脚手架和采取防止高处坠落的技术措施。若施工中需要在防火重点部位进行动火作业，或在检修中变压器须要进行干燥处理，必须按消防规定布置好消防设施。7）在检修施工现场划定施工工器具、安全工器具、备品配件和材料以及设备分解后配件和零部件的放置位置。并将准备好的各种工器具、备品配件和材料等安放到划定位置。设专人负责管理，保证不错用、不丢失。在检修完工时，按明细表逐项进行核对，不得有误。8）检修记录是设备安全管理中一项十分重要的技术档案，不可忽视。为了保证记录规范、完整，建议统一编制一套规范化的记录表格和记录用纸，印发到检修人员手中（在《电力变压器检修导则》的附录中已提供一个科学的、非常完整详尽的变压器大修检查处理记录表和一个用表格形式表达的变压器大修报告内容，各企业都能适用）。9）在上述工作完成后，开工前由单位领导或检修负责人会同生技、安监部门对各项准备工作进行一次全面检查。做到不具备条件不开工。（4）认真做好检修中各项具体的管理工作： 1）在变压器分解检修前进行必要的检测。设备大修要解决的一个最重要的问题是消除所有的设备缺陷。虽然在大修前通过查阅技术档案和大量的调查分析，已经掌握了变压器存在的一些缺陷，但还有可能在设备分解检查测试中发现一些隐形的缺陷。因此，应重视设备吊罩和解体后，检修前的检查测试工作，以便及时发现内部隐患，及时修订和补充原订的检修计划。对原计划中没有考虑到的项目，若需要更换事先没有准备的材料、配件，应及时通过供应部门采购或联系修配或制造厂加工。
第二篇：10kV配电变压器检修作业指导书
10k
V配电变压器检修作业指导书
目的规范10kV
配电变压器的检修行为，确保
10kV
配电变压器的检修质量和设备的运行可靠性。
适用范围
本作业指导书适用于云南云铝泽鑫铝业有限公司10kV
油浸式(干式)配电变压器的检修作业。
规范性引用文件
DL
408-91
《电业安全工作规程（发电厂及变电所电气部分）
》
Q/CSG
114002-2011
《电力设备预防性试验规程》
职责划分
所有10kV变压器由所属使用单位自己进行日常巡视点检、卫生打扫；节假日巡视点检由动力厂配合使用单位进行；检修电气试验由动力厂完成。生活区变及澡堂变由动力厂负责。
周期
5.1
日常巡视点检一周一次，节假日进行巡视检查。
5.2
电解厂使用的自用变、烟气净化变及变频器半年一次卫生打扫，其余变压器一年一次卫生打扫。
5.3
所有变压器一年检修一次。
5.4
故障时检修。
检修工作流程
6.1
电解厂、加工厂所属使用的变压器工作程序为：使用单位上检修申请到生产部→生产部安排动力厂开工作票→停电→使用单位工作负责人办理工作表→开展检修工作，动力厂进行电气试验→工作完成进行验收→办理工作终结→送电→汇报调度→送电后的运行跟踪
6.2
动力厂所管理变压器：汇报生产部→开工作票→停电→工作负责人办理工作表→开展检修、电气试验工作→工作完成进行验收→办理工作终结→送电→汇报调度→送电后的运行跟踪
工作准备
7.1
人员配备
工作负责人应由段长职务及以上、拥有电工证或者电工进网许人员担任；并掌握变压器工作原理，各部件作用及名称；熟悉变压器结构，对一次缺陷能进行分析、判断和处理；熟悉变压器检修规程。
7.2
供电运行准备
在检修申请同意以后，在检修变压器停电以前，该变压器上的负荷，经低压开关倒由另外一台并列运行变压器供电，要负荷稳定运行一段时间后，才能进行变压器停电操作。低压开关倒闸操作由各分厂负责，动力厂监护，要求检修变压器低压开关处于工作位置分闸状态。操作以后增加运行设备的巡视。
7.3
工器具准备
7.4
材料准备
7.5
故障时应做相应的检修和试验方案
安全措施
8.1
配电变压器台停电检修时，必须办理工作票。并严格按照工作票及操作票制度，坚决制止无票作业。变压器高低压两侧安装好接地线，才能开始检修工作。
8.2
作业前，工作负责人应认真核对配电变压器的正确名称和编号，并向作业人员交底。
8.3
检查所需的安全用具是否合格齐备，现场作业人员应配戴安全帽。
8.4
作业人员做到互相监护、照顾和提醒。
8.5
现场的工器具，长大物件必须与带电体设备保持足够的安全距离并设专人监护。
8.6
高空作业必须系好安全带，安全带应系在牢固的构件上，严禁将物品上下抛掷，要
按规定使用绳索或梯子。
8.7
作业现场不得存放易燃易爆物品，严禁使用明火和吸烟。
8.8
使用梯子时，必须放置稳固，由专人扶持。
8.9
检修作业安全措施。
8.9.1
在检修变压器套管及引线过程中，应正确配备和正确使用工具，以免损坏套管瓷
件及人员误伤。
8.9.2
在拆卸检修可能跌落的瓷质部件时，必须两人配合，注意拆装方法，避免因拆卸
方法不当而造成设备损坏。
8.10
变压器试验
8.10.1
试验前后应对被试设备接地短路，进行充分的放电。
8.10.2
试验现场装设醒目的遮拦或围栏，并悬挂“止步，高压危险”标示牌。
8.10.3
试验加压前应认真检查试验接线、表记倍率、量程、调压器零位及仪表的初始状态等，并经检查无误，方可进行试验。
8.10.4
进行试验时，工作人员应专心操作，加压速度必须按试验要求进行，加压过程中
应有人监护，并做好记录。
8.10.5
试验过程中若有异常应立即降压，断开试验电源，进行检查，确认无误后方能再
次试验。
8.10.6
每项试验完毕应对试品充分放电。
8.10.7
配电变压器试验完毕后，试验人员应拆除自装的接地短路线，并对被试设备进行
检查和清理现场。
8.11
危险点分析及预防控制措施：
序号
危险点
控
制
措
施
高空摔跌
a、使用梯子时，必须放置稳固，由专人扶持。
b、必须穿防滑性能良好鞋，必须清除鞋底的油污。
c、高空作业人员应系好安全带。
触电
a、要使用专用电源，安全开关要完好。
b、电源开关的操作把手需绝缘良好。
c、与带电体保持足够的安全距离。
d、更换接线或试验结束时，应断开电源。
火灾
a、作业现场不得存放易燃易爆物品，b严禁使用明火和吸烟，并远离易燃易爆品，在现场备足消防器材。
高空坠物
a、物品应使用绳索上下传递，并且捆绑牢固。
b、高空作业人员应使用工具袋。
c、地面作业人员不得站在高处有人作业的下方。
d、作业人员必须戴好安全帽。
检修项目、工艺要求及质量标准
9.1
作业项目
9.1.1
检查和清除变压器外观缺陷，并进行全面清扫工作。处理已发现的缺陷。
9.1.2
检查储油柜的油位。
9.1.3
检查套管的密封情况、引出线接头情况，清扫套管，检查电气连接点螺栓是否紧固。
9.1.4
检查接地装置是否接地良好。
9.1.5
检查各焊缝和密封处有无渗漏油情况。
9.1.6
检查瓦斯继电器是否正常，重瓦斯、轻瓦斯动作、报警信号正常。
9.1.7
检查温度动作、报警信号正常。
9.1.8
检查呼吸器硅胶有无变色，变色需进行更换。
9.1.9
按规程规定进行试验。
9.2
配电变压器检修的工艺要求
配电变压器检修的工艺要求及质量标准：
检修内容
工艺要求及质量标准
检查绕组外观，绕组表面是否清洁。
绕组应清洁，表面无油垢，无变形。
检查引线及引线绝缘，引线接头的焊接，引线对各部位的绝缘距离，引线的固定情况是否符合要求。
引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况。引线接头表面应平整、清洁，光滑无毛刺，并不得有其他杂质。
检查绝缘支架有无松动、损坏和位移。
绝缘支架应无破损、裂纹，变形及烧伤现象。
检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。
铁芯只允许一点接地,接地片其外露部分应包扎绝缘,防止铁芯短路.检查油箱上的焊点＼焊缝中存在的沙眼等渗漏点。
全面消除渗漏点
检查分接开关部件是否齐全完整，转动是否灵活。
完整无缺损，机械转动灵活。
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。
将吸湿器从变压器上卸下，倒出内部吸附剂，检查玻璃招应完好，并进行清扫。更换变色硅胶。吸湿器的连接口应垫入橡胶垫，在吸湿器油封罩中加入适量的变压器油。
玻璃罩清洁完好，重新装入硅胶，胶垫质量符合标准规定。油封加油至正常油位线，能起到呼吸作用。
检查瓦斯、温度动作及信号是否正常
动作及信号正常
9.3
配电变压器检修试验的工艺要求及质量标准
9.31
绕组连同套管的绝缘电阻试验
a
绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值得
70%。
b
试验周期为
年，在大修后、怀疑有绝缘缺陷时也要进行该项目的试验。
9.3.2
绕组直流电阻试验
a
分接开关变换位置前、后均应进行直流电阻测试，并判断是否合格。
b
1500kVA及以下三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；
1500kVA
以上三相变压器，各相测得值的相互差
值应小于平均值的2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%。
c
变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；不同温度下电阻值按式：R2=R1×（T+t2）/(T+t1）换算，式中：R1、R2—
分别为温度在t1，t2时的电阻值，T—计算常数，铜导线取
235，铝导线取
225。
d
由于变压器结构等原因，差值超过本条第b
款时，可只按本条第c
款进行比较。但应说明原因。
e
试验周期为
年，在大修后、无载分接开关变换分解位置、套管接头或引线过热时也要进行该项目的试验。
9.3.3
电压比试验
a
检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；35kV以下，电压比小于
3的变压器电压比允许偏差为±1%，其他变压器电压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%，其他分接的电
压比应在变压器阻抗电压值的1/10以内，偏差不超过±1%。
b
检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及
铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
c
试验时注意高压绕组与低压绕组试验接线不能接反，可能危及人身及仪器安全。
d
在分接开关引线拆装后、更换绕组后也要进行该项目的试验。
风险预估
10.1
检修申请表要写明检修设备停运后，存在的供电风险。
10.2
倒闸操作及停电操作中存在的风险。
10.3
工作票中应写明带电设备、安全范围及工作范围。
10.4
如无特殊情况，检修变压器停运时间不超过一天；检修变压器停运后，增加备供设备的巡视次数。
作业后的验收与交接
11.1
验收由工作负责人会同运行人员进行。
11.2
变压器试验合格，试验报告及资料齐全。
11.3
瓷套管完好，油位合格，无渗油漏油现象。
11.4
接线正确，各部螺母紧固，安装牢固。
11.5
接地装置安装齐全、合格。
11.6
调整分接开关在合适位置。
11.7
如验收中发现问题，工作负责人应组织人员进行处理，直到合格为止。
11.8
验收合格后，工作负责人与运行人员做相应的记录并办理工作终结手续。
11.9
送电投运后应监视电压、电流、温升等参数，并在2小时、8小时、24小时时进行跟踪巡视。
4.1
10kV电解D区、J区配电室的变压器及排烟风机变频器的日常巡视点检、卫生打扫由电解厂自己负责；节假日巡视点检由动力厂配合；停电检修电气试验由动力厂完成。
4.2
10kV阳极组装、铸造配电室的变压器（生活区及澡堂的变压器除外）及检大修变压器的日常巡视点检、卫生打扫由加工厂自己负责；节假日巡视点检由动力厂配合；检修电气试验由动力厂完成。
4.3
10kV空压站循环水变、变电站的自用变、生活区变压器及澡堂变压器的日常巡视点检、卫生打扫、节假日巡检及检修电气试验有动力厂完成。
第三篇：变压器总结
工程总结
1、工程概要介绍
江苏沙洲电厂一期工程2×600MW机组#1机共设计启动/备用变压器两台，分别为SFFZ10-40000/220型分裂油浸式有载调压户外变压器一台和SFZ9-28000/220型双卷油浸式有载调压户外变压器一台；厂用高压工作变压器两台，分别为SFF10-40000/20型分裂油浸式无励磁调压户外变压器一台和SFF10-28000/20型分裂油浸式无励磁调压户外变压器一台。四台变压器均由常州变压器有限公司生产。启动/备用变压器分裂式型号为SFFZ10-40000/220，额定容量：40MVA。启动/备用变压器双卷式型号为SFZ9-28000/220，额定容量：28MVA。厂用高压工作变压器分裂式型号为SFF10-40000/20，额定容量：40MVA。厂用高压工作变压器双卷式型号为SFF10-28000/20，额定容量：28MVA。启备变低压侧6kV共箱封闭母线以及#1高厂变低压侧6kV共箱封闭母线均由北京电力设备总厂生产，型号为BGFM—10/3150-Z。沙洲电厂共设计主变压器一台，由重庆ABB变压器有限公司生产的SFP-720MVA/220kV型三相双绕组油浸式变压器。
2、工程特点
启/备变高压侧通过软母线连接于220kV配电装置启/备变进线间隔，启/备变给#1机6kV，A、B、C段供电。高厂变高压侧通过离相封闭母线连接于发电机主出线，高厂变给#1机6kV，A、B、C段供电。启备变与6kV进线开关柜、高厂变与6kV进线开关柜均采用共箱封闭母线连接，母线支持槽钢为热镀锌#10槽钢，母线吊装结构及穿墙隔板由厂家配套供应，母线厂根据制造分段情况，设计有母线伸缩节，共箱封闭母线导体及外壳采用焊接连接方式。安装完后母线外壳可靠接地，母线与变压器、开关柜连接均采用软编织铜线。本工程主变压器本体充氮储存，且储存期间每3天对变压器情况进行检查记录一次，压力保持在（10-30）kpa。主变压器型号为SFP-720MVA/220kV，额定容量：720MVA，额定电压：242±2×2.5%/20kV。
3、主要工程量
两台启/备变进行内部检查及附件安装，启/备变高压侧避雷器安装3台，启/备变高压侧软母线安装120米。两台高厂变进行本体就位及附件安装。启备变低压侧、高厂变低压侧共箱封闭母线共320米。共箱封闭母线支持槽钢#10共400米，Ф12圆钢吊杆120米，L50支持角钢100米。
主变主要工程量：
⑴、主变压器附件安装及真空注油一台
⑵、避雷器三台
⑶、主变中性点接地隔离开关一台
⑷、主变中性点电流互感器两台
⑸、控制箱柜一台
⑹、软母线一跨
4、劳力组织及工期进度
启动备用变压器于2005年4月20日本体就位，于4月24日进行吊罩检查，于6月2日全部安装调试完。启备变低压侧共箱母线从2005年5月19日开始基础铁件制作至2005年6月24日完成耐压试验，共使用300多个人工日。厂用高压变压器于2005年6月24日本体就位，于7月16日进行附件安装，于7月29日全部安装完。高厂变低压侧共箱母线从2005年8月24日开始基础铁件制作至2005年9月26日验收完，共使用200多个人工日。主变压器于2005年6月30日本体就位，于7月1日进行附件安装，于9月18日全部安装完。主变压器附件安装及主变压器系统附属设备于12月10全部安装调试完。共使用50吨吊车20个台班，人工170多个工日。
5、施工方案及措施
⑴启/备变采取内部检查方式。
⑵共箱封闭母线外壳及导体采取焊接连接方式。
⑶严格工艺质量，确保变压器安装投运后无漏点，并做好废变压器油的收集工作。
5、施工方法、工艺的改进
⑴焊接时，选用了纯度不小于99.99%的氩气保护气，纯度比以前提高了1.99%，焊丝选用了名牌焊丝,施工中使用半自动氩弧焊机，保证了焊接质量。
⑵为保证工程的安装质量，编制了《变压器安装》作业指导书，并进行安全和技术交底，严格按照作业指导书施工。对变压器安装质量要求高，所有项目建设单位，监理层层把关，并在总结施工经验的同时，制定了科学、细致的施工措施，使施工更加，科学化，合理化。安装质量又上了一个新台阶。
⑶变压器附件安装至带电运行前间隙时间一般常会有3-6个月，时间较长，安装中又涉及电气、建筑、机械化等多个专业，再加上厂家设计只重视设备运行未对一些易损件的保护进行考虑，未运行前其他专业施工中常有易损、易碎件被损坏的现象发生，而对这些小附件的更换处理往往会浪费大量人力物力，及时间又影响安装质量。针对这些情况，我们一方面在变压器安装区贴警告标示牌，另方面根据设备实际情况利用施工下脚料在安装前为一些易损、易碎件量身定做了保护罩，有效地解决了上述问题。
第四篇：总结——变压器
固体纸绝缘老化机理：
一般新纸的聚合度为1300左右，当下降至250左右，其机械强度已下降了一半以上，极度老化致使寿命终止的聚合度为150～200。绝缘纸老化后，其聚合度和抗张强度将逐渐降低，并生成水、CO、CO2，其次还有糠醛(呋喃甲醛)。这些老化产物大都对电气设备有害，会使绝缘纸的击穿电压和体积电阻率降低、介损增大、抗拉强度下降，甚致腐蚀设备中的金属材料。固体绝缘具有不可逆转的老化特性，其机械和电气强度的老化降低都是不能恢复的。
变压器的寿命主要取决于绝缘材料的寿命，因此油浸变压器固体绝缘材料，应既具有良好的电绝缘性能和机械特性，而且长年累月的运行后，其性能下降较慢，即老化特性好。
电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍，在对359台故障变压器的统计表明：过热性故障占63％；高能量放电故障占18．1％；过热兼高能量放电故障占10％；火花放电故障占7％；受潮或局部放电故障占1．9％。而在过热性故障中，分接开关接触不良占50％；铁心多点接地和局部短路或漏磁环流约占33％；导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热约占14．4％；其余2．1％为其他故障，如硅胶进入本体引起的局部油道堵塞，致使局部散热不良而造成的过热性故障。而电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主，其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障。火花放电常见于套管引线对电位末固定的套管导电管、均压圈等的放电；引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起的放电；分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。
第二节特征气体变化与变压器内部故障的关系
1．根据气体含量变化分析判断
(1)氢气H2变化。变压器在高、中温过热时，H2一般占氢烃总量的27％以下，而且随温度升高，H2的绝对含量有所增长，但其所占比例却相对下降。变压器无论是热故障还是电故障，最终都将导致绝缘介质裂解产生各种特征气体。由于碳氢键之间的键能低，生成热小，在绝缘的分解过程中，一般总是先生成H2，因此H2是各种故障特征气体的主要组成成分之一。变压器内部进水受潮是一种内部潜伏性故障，其特征气体H2含量很高。客观上如果色谱分析发现H2含量超标，而其他成分并没有增加时，可大致先判断为设备含有水分，为进一步判别，可加做微水分析。导致水分分解出H2有两种可能：一是水分和铁产生化学反应；二是在高电场作用下水本身分子分解。设备受潮时固体绝缘材料含水量比油中含水量要大100多倍，而H2含量高，大多是由于油、纸绝缘内含有气体和水分，所以在现场处理设备受潮时，仅靠采用真空滤油法不能持久地降低设备中的含水量，原因在于真空滤油对于设备整体的水分影响不大。
另外，还有一种误判断的情况，如某变压器厂的产品一阶段曾连续十几台变压器油色谱中H2高达1000t2L／L以上。而取相同油样分送三处外单位测试，H2含量却均正常。于是对标气进行分析，氢气峰高竟达216mm，而正常情况仅13mm左右。以上分析说明是气相色谱仪发生异常，经检查与分离柱有关，因分离柱长期使用，特别是用振荡脱气法脱气吸附了油，当吸附达到一定程度，便在一定条件下释放出来，使分析发生误差，经更换分离柱后恢复正常。
(2)乙炔C2H2变化。C2H2的产生与放电性故障有关，当变压器内部发生电弧放电时，C2H2一般占总烃的20％--70％，H2占氢烃总量的30％～90％，并且在绝大多数情况下，C2H4＼含量高于CH4。当C2H2含量占主要成分且超标时，则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。如果其他成分没超标，而C2H2超标且增长速率较快，则可能是设备内部存在高能量放电故障。
(3)甲烷CH4和乙烯C2H4变化。在过热性故障中，当只有热源处的绝缘油分解时，特征气体CH4和C2H4两者之和一般可占总烃的80％以上，且随着故障点温度的升高，C2H4所占比例也增加。
另外，丁腈橡胶材料在变压器油中将可能产生大量的CH4，丁青在变压器油中产生甲烷的本质是橡胶将本身所含的CH4释放到油中，而不是将油催化裂介为CH4。硫化丁腈橡胶在油中释放CH4的主要成分是硫化剂，其次是增塑剂、硬脂酸等含甲基的物质，而释放量取决于硫化条件。
(4)一氧化碳CO和二氧化碳CO2变化。无论何种放电形式，除了产生氢烃类气体外，与过热故障一样，只要有固体绝缘介入，都会产生CO和CO2。但从总体上来说，过热性故障的产气速率比放电性故障慢。
在《电力设备预防性试验规程》DL／T596—1996中对CO、CO2的含量没有作出具体要求。《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中也只对CO含量正常值提出了参考意见。
具体内容是：开放式变压器CO含量的正常值一般应在300F．L／L以下，若总烃含量超过150uL／L，CO含量超过300uL／L，则设备有可能存在固体绝缘过热性故障；若CO含量虽超过300uL／L，但总烃含量在正常范围，可认为正常。密封式变压器，溶于油中的CO含量一般均高于开放式变压器，其正常值约800uL／L，但在突发性绝缘击穿故障中，CO、CO2含量不一定高，因此其含量变化常被人们忽视。
由于CO、CO2气体含量的变化反映了设备内部绝缘材料老化或故障，而固体绝缘材料决定了充油设备的寿命。因此必须重视绝缘油中CD、CO2含量的变化。
1)绝缘老化时产生的CO、CO2；正常运行中的设备内部绝缘油和固体绝缘
材料由于受到电场、热度、湿度及氧的作用，随运行时间而发生速度缓慢的老化现象，除产生一些怍气态的劣化产物外，还会产生少量的氧、低分子烃类气体和碳的氧化物等，其中碳的氧比物CO、CO2含量最高。
油中CO、CO2含量与设备运行年限有关例如CO的产气速率，国外有人提出与运行年限关系的经验公式为：
式中Y——运行年限(年)。
上述与变压器运行年限有关的经验公式，适用于一般密封式变压器。CO2含量变化的见律性不强，除与运行年限有关外，还与变压器结构、绝缘材料性质、运行负荷以及油保户方式等有密切关系。
变压器正常运行下产生的CO、CO2含量随设备的运行年限的增加而上升，这种变化自势较缓慢，说明变压器内固体绝缘材料逐渐老化，随着老化程度的加剧，一方面绝缘材的强度不断降低，有被击穿的可能；另——方面绝缘材料老化产生沉积物，降低绝缘油的性能，易造成局部过热或其它故障。这说明设备内部绝缘材料老化发展到一定程度有可能产生剧烈变化，容易形成设备故障或损坏事故。因此在进行色谱分析判断设备状况时，CO、CO2作为固体绝缘材料有关的特征气体，当其含量上升到——定程度或其含量变化幅度较大时，都应引起警惕，尽早将绝缘老化严重的设备退出运行，以防发生击穿短路事故。
2)故障过热时产生的CD、CO2。固体绝缘材料在高能量电弧放电时产生较多的CO、CO2。由于电弧放电的能量密度高，在电应力作用下会产生高速电子流，固体绝缘材料遭到这些电子轰击后，将受到严重破坏，同时，产生的大量气体一方面会进一步降低绝缘，另一方面还含有较多的可燃气体，因此若不及时处理，严重时有可能造成设备的重大损坏或爆炸事故。
当设备内部发生各种过热性故障时，由于局部温度较高，可导致热点附近的绝缘物发生热分解而析出气体，变压器内油浸绝缘纸开始热解时产生的主要气体是CO2，随温度的升高，产生的CO含量也增多，使CO与CO2比值升高，至800“C时，比值可高达2．5。局部过热危害不如放电故障那样严重，但从发展的后果分析，热点可加速绝缘物的老化、分解，产生各种气体，低温热点发展成为高温热点，附近的绝缘物被破坏，导致故障扩大。
充油设备中固体绝缘受热分解时，变压器油中所溶解的CO、CO2浓度
就会偏高。试验证明．在电弧作用下，纯油中CO占总量的0--1％，002占0-3％；纸板和油中CO占总量的13％一24％，002占1％一2％；酚醛树脂和油中CO占总量的24％一35％，CO2占0一2％。230-60012局部过热时，绝缘油中产生的气体CO2含量很低，为0．017一0.028mg/g，CO不能明显测到。局部放电、火花放电同时作用下，纯油中CO不能明显测到。CO2约占5％左右；纸和油中CO约占总量的2％，CO2约占7.1％；油和纤维中CO约占总量的10．5％，CO2约占9．5％。
因此，CO、CO2的产生与设备内部固体绝缘材料的老化或故障有明显的关系，反映了设备的绝缘状况。在色谱分析中，应关注CO、CO2的含量变化情况，同时结合烃类气体和H2，含量变化进行全面分析。
（5）气体成分变化。由于在实际情况下，往往是多种故障类型并存，多种气体成分同时变化。且各种特征气体所占的比例难以确定。如当变压器内部发生火花放电，有时总烃含量不高；但C2H2在总烃中所占的比例可达25％一90％，C2H2含量约占总烃的20％以下，H，占氢烃总量的30％以上。当发生局部放电时，一般总烃不高，其主要成分是H2，其次是CH4，与总烃之比大于90％。当放电能量密度增高时也出现C2H2，但它在总烃中所占的比例一般不超过2％。
当C2H2含量较大时，往往表现为绝缘介质内部存在严重的局部放电故障，同时常伴有电弧烧伤与过热，因此会出现C2H2含量明显增大，且占总烃较大比例的情况。
应注意，不能忽视H2和CH4增长的同时，接着又出现C2H2，即使未达到注意值也应给予高度重视。因为这可能存在着由低能放电发展成高能放电的危险。
过热涉及固体绝缘时，除了产生上述气体之外，还会产生大量的CO和CO2。当电气设备内部存在接触不良时，如分接开关接触不良、连接部分松动、绝缘不良，特征气体会明显增加。超过正常值时，一般占总烃含气量的80％以上，随着运行时间的增加，C2H4所占比例也增加。
受潮与局部放电的特征气体有时比较相似，也可能两种异常现象同时存在，目前仅从油中气体分析结果还很难加以区分，而应辅助以局部放电测量和油中微水分析等来判断。
第五篇：10kv变压器状态检修及故障分析（范文）
10kv变压器状态检修及故障分析
摘要：变压器正常、安全的运行，可以促进电网安全稳定、高效的运行。但变压器在运行过程中容易受到某些因素的影响，致使其出现故障，相应的电网运行受到一定程度的影响，致使电能输送稳定性、科学性受到严重影响。所以，强化10KV变压器状态检修，有效的处理变压器故障问题，才能够促进变压器良好运行，为实现电网长期安全稳定高效的运行创造条件。基于此点，本文将对10KV变压器状态检修及故障进行分析和探讨。
关键词：10KV变压器；状态检修；故障
引言
在我国经济水平不断提高的当下，用电需求不断增加。此种情况下，电网运行的安全性受到一定程度的威胁。主要是电网中所应用的设备长期强大负荷作用下容易出现故障，致使其应用性降低，相应的电网运行效果受到严重影响。就以变压器来说，变压器在运行过程中经常受大负荷、气候环境等因素的影响，容易出现故障。但对10KV变压器进行状态维修则可以在很大程度上避免故障的出现，为促使变压器长期高效运行做铺垫。主要是10KV变压器状态运行可以根据其运行的实时状态，预测设备可能出现的问题及隐患，从而对设备进行有效的检修，提高设备的安全性、稳定性，促使变压器高效运行。
一、10KV变电器状态检修
（一）状态检修技术
状态检修技术主要是通过对设备进行状态监测及故障诊断，从而掌握设备运行实时状态，进而确定设备维护检修共组的内容和时间，制定维修方案及维修方式。综合多种新技术而形成的状态检修技术可以对设备急性状态监测、故障诊断以及故障检修。可以说，状态检修技术具有较强的应用性。
（二）实施10KV变压器状态检修的意义
在我国用户对电量需求越来越大的当下，我国电网运行的安全性受到威胁。究其原因，主要是电网供电量增加，加剧了电网运行时间、输电负荷，这容易造成电网中设备故障。这其中就包括10KV变压器。10KV变压器在长期运行过程中，容易受到某些因素的影响，致使变压器磨损、老化、陈旧等情况发生，如此将加剧变压器故障，致使变压器运行效果不佳。但10KV变压器状态检修的实施，则可以对变压器进行实时监测，掌握变压器真实的运行状态，再以此为依据来对预测变压器可能出现的故障或问题，从而制定行之有效的检修方案，对变压器展开科学、合理、规范、有效的检修工作，能够做好变压器检修，避免变压器故障，逐步延长变压器检修周期、逐步降低变压器检修成本、延长变压器使用寿命、提高电能输送的科学性和稳定性。可见，10KV变压器状态检修是一举多得的有效措施，对于提高我国电网长期安全稳定高效运行起到非常重要的作用。
二、10KV变电器常见故障分析
综合以往10KV变压器运行实际情况，可以确定变压器容易出现的故障有：
（一）绝缘类故障
10KV变压器运行过程中因绝缘类故障而引起的设备损坏情况时常出现，这使得变压器运行效果不佳。所以，加强绝缘类故障分析是非常必要的。而导致变压器运行中出现绝缘类故障的主要因素是：
（1）温度因素
之所以说，温度会导致变压器运行过程中出现绝缘故障。主要是一直以来我国变压器设备绝缘都采用油纸来实现。但是油纸在应用的过程中容易受到温度影响，而降低其绝缘性。也就是在温度较高的情况下，油纸上的绝缘油会散发大量气体，致使油纸的绝缘性降低。而当温度较低的情况下，油纸则不会受到影响。但在夏季阳光暴晒下或变压器超负荷运行的情况下，容易造成变压器内部温度过高，相应的绝缘油纸的绝缘性降低，就很可能导致变压器运行中出现绝缘故障。
（2）湿度因素
事实上，绝缘材料内部含有微量的水分。在10KV变压器运行的过程中，若温度增加，会导致绝缘材料内水分蒸发，致使变压器运行环境潮湿度加大。在此种环境中，绝缘体容易受潮而降低其应用性，很可能导致绝缘故障发生。另外，绝缘材料内水分蒸发，也容易促使绝缘材料过分干燥，这会加剧绝缘材料老化变形。
（3）绝缘油问题
因绝缘油而导致变压器运行中出现绝缘故障，主要是绝缘油质量不达标。绝缘油质量不达标，那么，绝缘油中将含有较多水分或杂质。利用此种绝缘油来强化变压器的绝缘性，变压器的绝缘性不会很高。变压器在具体运行的过程中，一旦受某些因素的影响，其绝缘性将会大大降低。如此，变压器很可能出现绝缘故障，致使线路短路等情况发生。
（二）接地故障
因为我国用户用电需求不断增加，这使得电网需要运输更多的电能。此种情况下，容易造成变压器长期时间处于过载运行状态，相应的变压器中的一些部件就会加剧老化，如线圈、线路等。一旦线圈或其他部位老化，变压器的绝缘性能将会降低，进而出现短路或接地故障等情况发生。其中，接地故障是比较频繁发生的。因为变压器采用接地保护的方式来保护整个电路运行。但在变压器长期过载运行的情况下，三相负荷容易出现不平衡，相应的零线上会产生电流，当电流值超标，就会引发变压器接地故障情况发生。
三、10KV变电器状态检修的有效应用
针对当前10KV变压器运行中容易出现故障的情况，应当采用状态检修技术对变压器进行实时监测，制定行之有效的检修计划，有计划的、有针对性的、有序的检修变压器，从而有效的处理变压器潜在故障，为提高10KV变压器运行效果创造条件。
针对绝缘类故障，应当是利用状态检修计划对变压器进行实时监测，明确变压器运行状态时的温度、周围环境湿度以及绝缘油应用情况。参照所得到的监测结果，对变压器运行状态下温度、环境湿度、绝缘油质量进行分析和思考，确定变压器内部温度是否过高、周围环境是否比较潮湿、绝缘油质量不达标。如若其中一项或多项不符合标准，需要根据标准要求，采用适合的检修方法来对变压器进行检修，从而保证变压器运行时内部温度适中、周围环境良好、绝缘油质量达标，相应的变压器运行时绝缘故障发生的可能性将大大降低，为变压器长期高效运行创造条件。
针对接地故障，同样需要利用状态检修技术来处理。因为10KV变压器状态检修技术的有效应用可以对变压器进行实时监控，掌握变压器运行状态，一旦变压器过载运行状态过长，状态检修将会做出反应，对变压器进行适当的调整，控制变压器的运行，从而避免变压器过载运行时间长，致使线圈发热，引发变压器接地故障。
结束语
变压器作为电网中重要组成部分之一，其是否处于正常的安全的运行状态，在一定程度上决定电网运行是否安全、稳定、高效。事实上，变压器运行中非常容易受到这样或那样因素的影响，致使变压器运行效果不佳。但实施变压器状态检修技术，则可以有效的控制变压器，使变压器长时间保持正常的运行状态，为安全、稳定、科学的输送电能创造条件。所以，加强10KV变压器状态检修技术应用是非常有意义的。
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