主变压器大修工作总结报告

（发电企业名称）

（主变名称编号）变压器大修总结报告

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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___ （二）人工

计划：_________工时，实际：_________

计划：_________万元，实际：_________ （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

内 容 计划数 实际数 合计 标准项目 特殊项目 技术改造项目 增加项目 减少项目 备注

2.检修项目完成情况 序号 一 标准项目 1 吊罩(芯)检查 大 修 项 目 检修情况及结论 工作人 检查人 非密封式变压器第一次大修若不能利用打开大盖或人孔盖进入内部检查时，应吊罩（芯）检查，以后大修是否吊罩（芯），应根据运行、检查、试验等结果确定 器身暴露空气中的时间：相对湿度 ≤65%为16h；相对湿度≤75%为12h；环境良好，否则采用防护措施 检查和清扫外壳及其附件 2 绕组及绝缘 （1）绕组无变形、倾斜、位移、幅向导线无弹出；匝间绝缘无损伤 （2）相间隔板完好 （3）围屏(解开相)紧固、清洁、无放电痕迹 （4）各部垫块无位移、松动、排列整齐 （5）油道畅通，无油垢或其它杂物堵塞 （6）压紧装置无松动 （7）导线接头无发热脱焊 （8）表面清洁无油垢 （9）绕组绝缘等级确定 3 引线 （1）引线排列整齐 （2）多股引线无断股 （3）引线接头焊接良好；表面光滑、 无毛刺、清洁 （4）穿缆式引出接头与引线焊接锡焊应改为磷铜焊或银焊 （5）引线与套管导电杆连接紧固 （6）外包绝缘厚度符合要求包扎良好，无变形、脱落、变脆、破损 （7）引线与绝缘支架固定处垫绝缘纸板，引线绝缘无卡伤 （8）引线间距离及对地距离符合要求 （9）表面清洁 （10）穿缆引线进入套管部分白布带包扎良好 4 绝缘支架 （1）绝缘支架有足够的机械强度 （2）无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤痕迹，否则应予更换 （3）绝缘支架的固定螺栓紧固，有防松螺母 （4）表面清洁 （1）铁芯外表平整无翘片，无严重波浪状 （2）无片间短路、发热、变色或烧伤痕迹 （3）绝缘漆膜无脱落 （4）对地绝缘良好，常温下≥200MΩ （5）铁芯与方铁间绝缘 5 铁芯及夹件 详见附件1 （6）铁芯与夹件间绝缘 （7）铁芯与拉带间绝缘 （8）铁芯与穿芯螺杆绝缘 （9）铁芯与夹件油道畅通，油道垫块排列整齐 （10）铁芯与箱壁上的定位钉(块)绝缘良好 （11）铁芯底脚垫木固定无松动 （12）接地片无发热痕迹，固定良好 （13）铁芯电场屏蔽引外接地良好 （14）铁芯表面清洁，无油垢、杂物 6 压板及压钉 （1）压板无严重偏心 （2）钢压板与压钉绝缘良好，与夹件用接地片连接良好 （3）压钉与金属座压紧无悬浮 （4）压钉防松螺母锁紧 7 无励磁分接开关 （1）开关绝缘筒或护板完好无损，无烧痕 （2）动、静触头无发热、烧痕；接触良好，接触电阻不大于500μΩ(每相，每档) （3）开关内金属转轴与操作柄的金属拨叉接触良好，无悬浮，必要时加装弹簧片 （4）开关固定牢固 （5）开关位置指示正确(按制造厂说明书进行调整) 8 有载分接开关 （1）切换开关（按《有载分接开关运行维护导则》要求） 1)各触头压力测量 2)各触头烧损量不得大于3mm(MR厂)，否则须更换触头 3)触头动作顺序符合制造厂规定； 用直流示波法测量切换时间30～50ms 弧触头桥接时间3～5ms 三相同期误差不大于3ms 详见附件1 详见附件2 4)过渡电阻无断裂损伤，阻值测量， 误差不大于10% 5)开关油室与变压器本体间无渗漏 6)检修后油室内注入合格油 7)各对触头接触电阻小于500μΩ （2）转换器和选择开关 1)动、静触头无烧损、发热痕迹，每档接触良好 2)转动部分动作灵活 3)绝缘支架无损伤变形、无放电痕迹 4)与分接引线连接牢固，螺栓紧固并有防松螺母 5)触头及导电部分与分接引线距离符合规定 6)固定牢固 （3）快速机构 1)主弹簧、复位弹簧、爪卡等无变形断裂 2)固定螺栓紧固 3)动作部分无严重磨损、擦毛、损伤、 卡涩 （4）操动控制箱 1)机械转动部分灵活、齿轮盒密封良好、润滑脂足够 2)电器回路连接正确无松动 3)各继电器触点无严重锈蚀 4)位置指示正确 5)电器顺序开关、限位开关及机械限位动作可靠 6)箱体密封良好 7)控制回路绝缘良好 （5）组装后调试 9 油箱(包括套管升高座) 1)动作圆图符合出厂规定 2)变压器三相各档直流电阻测量符合标准 （1）油箱内部清洁无锈蚀、残屑及油垢，漆膜完整 （2）对强油冷却管路清除杂物，并密封良好、无渗漏 （3）磁(电)屏蔽装置固定牢固，不得有松动或过热现象，接地良好 （4）箱沿平整，无凸凹，箱沿内侧有防止胶垫移位的挡圈 （5）油箱的强度足够，密封良好，如有渗漏应进行补焊，重新喷涂漆 （6）密封胶垫全部予以更换 （7）箱壁或顶部的铁芯定位螺栓退出与铁芯绝缘 （8）油箱外部漆膜喷涂均匀、有光泽、无漆瘤 （9）铁芯(夹件)外引接地套管完好 （10）修后整体密封油压检查 10 储油柜 （1）内外表面无锈蚀及油垢，内壁刷绝缘漆，外壁喷油漆，要求平整有光泽 （2）胶囊或隔膜无老化龟裂，在0.02～0.03MPa压力下12h无渗漏 （3）油位指示器指示正确 （4）储油柜内残留空气已排除，消除假油位 （5）吸湿器、排气管、注油管等应畅通 （6）更换密封垫无渗漏 （7）吸湿器内外清洁，密封油位正常，更换失效吸附剂 12 净油器 （1）内外清洁刷漆 （2）)更换失效的吸附剂 （3）金属滤网必须更换 （4）相关的阀门已检修，无渗漏 （5）更换胶垫密封良好，无渗漏 11 压力释放阀(安全气道) 气体继电器 （1）内部清洁、无锈蚀、油垢 （2）密封良好，无渗漏 （4）压力释放阀校验合格 13 （1）内外清洁无油垢 （2）)密封良好无渗漏 （3）流速校验合格，绝缘良好 （4）防雨罩安装牢固 （5）气体继电器保持水平位置，联管朝储油柜方向有1%～1.5%的升高坡度 （6）二次回路检查试验 14 测温装置 （1）温度计校验合格，报警触点动作正确 （2）测温插管内清洁、注满油，测温元件插入后塞座拧紧，密封无渗漏 15 管道、阀（1）本体及附件各部阀门、塞子开门、塞子 闭灵活，指示正确 冷却装置 （1）内部用油冲洗干净 （2）表面清扫清洗 （3）安全气道上部应与储油柜连通 （2）更换胶垫，密封良好，无渗漏 16 （3）更换胶垫，无渗、漏油 （4）压力试漏合格 （5）油漆 17 油泵及电机、风扇 叶轮应无变形及磨损，牢固平稳 轴承挡圈及滚珠应无损坏，运行时间10年左右应予以更换 油泵各处的间隙应符合厂方的规定 法兰、压盖及过滤网应洁净，无损坏、堵塞，材质符合要求 定、转子放电和过热痕迹 引线与绕组无脱焊及断线 更换所有密封件，密封件的压缩量为原厚度的1/3 检查风扇、电机及其控制回路 直流电阻和绝缘电阻测试 18 套管 （1）瓷套外表清洁，无裂纹、破损及放电痕迹 （2）更换放油孔等可调换的胶垫，密封良好，无渗漏 （3）电容式套管及充油套管油位正常；必要时补充加油或更换新油 （4）tgδ超标或有严重缺陷时须解体干燥处理 （5）套管及油试验合格 19 20 器身干燥 油处理 （2）干燥、施工记录完整 （1）滤油或换油 （2）检修后注入的油，其油种、油质简化、耐压、微水及色谱分析等符合要求 检查及清扫与变压器一次系统配电的装置及电缆 检查、校验在线监测装置 检查和试验消防系统 清理排油坑 二 1 2 3 4 5 6 特殊项目 更换绝缘油 （1）器身绝缘下降受潮需干燥处理 21 其它 更换散热器 修理或更换绕组 修理铁芯 密封式变压器吊罩 7 8 9 10 11 12 13

更换冷却器芯子 更换分接开关切换装置部件 更换套管 解体、检修套管 （运行中遗留缺陷处理） （重大反事故措施的执行） （设备性能检查试验） 3. 试验项目完成情况 序号 大修前的试验 1 （1） 试 验 项 目 检修情况及结论 工作人员 测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数（220kV及以上应测量极化指数） （2） 测量铁心及夹件对地绝缘电阻 （3） 测量绕组连同套管的泄漏电流（分段加压） （4） 测量绕组连同套管的直流电阻（所有分接位置） （5） 测量绕组连同套管的tgδ （6） 测量电容型套管主绝缘及末屏对地的绝缘电阻 测量电容型套管主绝缘及末屏对地（若末屏对地绝缘（7） 电阻<1000MΩ时应测）的tgδ与电容量 测量低电压空载电流和空载损耗，以供检修后进行比（8） 较 必要时测量低电流阻抗电压和短路损耗，以供检修后（9） 进行比较。 必要时可增加其它试验项目(如局部放电测量等)以供（10） 检修后进行比较 （11） 本体及套管中绝缘油的试验 （12） 油中糠醛含量 2 （1） 大修中的试验 测量大罩吊起后和大罩落下前绕组的绝缘电阻和吸收比 测量变压器铁心及夹件对地绝缘电阻，铁心与夹件、 （2） 穿心螺栓(或拉带)间绝缘电阻，铁心与方铁间的绝缘电阻，铁芯与箱壁上的定位钉(块)的绝缘电阻 单独对电容型套管进行绝缘电阻、tgδ与电容量测 （3） 量 单独对66KV及以上电容型套管进行局部放电试验(必 （4） 要时)。 （5） 套管型电流互感器的特性试验(10%伏安特性) （6） 有载分接开关的测量与试验 （7） 非电量保护装置的校验 大修后的试验 3 测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数（220kV及以上应测量极化指数） （2） 测量铁心及夹件对地绝缘电阻 （3） 测量绕组连同套管的泄漏电流（分段加压） （1） 测量绕组连同套管的直流电阻及电压比(所有分接位（4） 置上)，对多支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻； （5） 测量绕组连同套管的tgδ （6） 测量电容型套管主绝缘及末屏对地的绝缘电阻 （7） 测量电容型套管主绝缘及末屏对地（若末屏对地绝缘 电阻<1000MΩ时应测）的tgδ与电容量 （8） 测量低电压空载电流和空载损耗，和检修前进行比较 必要时测量低电流阻抗电压和短路损耗，和检修前进 （9） 行比较。 （10） 套管型电流互感器绝缘电阻 绕组连同套管的交流耐压试验（35KV及以下全绝缘变压器应进行，35KV以上变压器有条件时进行）；一般（11） 经更换重要绝缘部件（部分更换绕组）后，绝缘耐受水平应按出厂试验电压值的85%进行；更换全部绕组的变压器可按出厂试验电压值进行。 （12） 本体、有载分接开关的油试验 （13） 绕组变形试验 一般经更换绕组及重要绝缘部件，干燥处理后，应测 （14） 量变压器的局部放电量，校核三相变压器的组别或单相变压器极性 （15） 当继电保护有要求时，应进行额定电压下的冲击合闸 （16） 电机、风扇直流电阻和绝缘电阻测试 空载试运行前后变压器油的色谱分析，以及绝缘油的其它试验 （18） 变压器的振动和噪音测试（必要时） 油中溶解气体色谱分析（110kV及以上投运后1天、（19） 4天、10天、30天） （20） 油中水分mg/L （17） （21） 油中含气量(体积分数)%（220kV及以上大修后投运前 ） （23） 油中糠醛含量（大修后1个月内） （23） 局部放电试验（220kV及以上) （24） 冷却器控制装置及其二次回路检验

内 容 计划数 实际数 H点 合计 合格 不合格 合计 W点 合格 不合格 不符合项通知单 合计 三级验收 （七）检修原因 （八）检修地点

（九）检修环境和参加人员

吊检天气_____，环境温度_____℃，相对湿度_____％

吊罩（芯）检查于_____月_____日_____时_____分至_____月_____日_____时_____分 参加吊罩（芯）人员：______ （十）设备评级及检修评价

（按照企业检修评价管理办法，对检修项目完成情况、检修组织、检修质量管理、现场管理、修前修后主要技术指标、缺陷整治等进行评价。） （十一）验收结论 （十二）参加验收人员

二、简要文字分析 （1）

（2）检修文件包及工序卡应用情况； （3 （4）试验结果和简要分析；

（5）检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施； （6）设备的重大改进内容及效果；

（7）检修后尚存在的主要问题及准备采取的对策； （8）规程、图纸对照现场修改、审查、存档； （9）检修试验记录和主要消耗材料记录； （10）其他有关说明。

附件一：主变压器大修电气试验报告一（范本） 附件二：主变压器大修电气试验报告二（范本） 附件一：主变压器大修油试验报告（范本）