大唐天镇光伏升压站检修规程(修改后).doc

学习参考 大唐山西新能源有限公司 大唐天镇环翠山 光伏电站检修规程 2013 年 11 月发布 2013 年 12 月实施 大唐天镇环翠山 30MWp 光伏电站 学习参考 前前 言言 为了规范大唐山西新能源有限公司天镇光伏电站升压站电气设备检修及维 护操作 保证人身和设备的安全 制定本标准 本标准由大唐山西新能源有限公司提出 本标准修编单位 大唐山西新能源有限公司安全生产管理部 本标准由大唐山西新能源有限公司负责解释 本标准修编人 赵 煜 张海林 张树宏 吴利婷 本标准主要审核人 苏 华 本标准主要审定人 孟秉贵 常晋红 苏 华 本标准批准人 徐 良 本标准为初次发布 自本标准发布之日起执行 学习参考 适用范围及引用标准适用范围及引用标准 1 1 适用范适用范围围 1 1 本规程规定了大唐天镇光伏电站升压站电气设备维护检修须遵循的设备维 护以及异常和事故处理的方法 基本原则 1 2 本规程适用于运行维护人员及生产管理人员 2 2 引用标准引用标准 下列文件中的条款通过本标准的引用而构成本标准的条款 凡是注明日期 的引用文件 其随后所有的修改单 不包括勘误的内容 或修订版均不适用于 本标准 凡是不注明日期的引用文件 其最新版本适用于本标准 2 1 国家电网公司电力安全工作规程 变电所和发电厂电气部分 2 2 国家电网公司十八项电网重大反事故措施 2 3 DL T 596 1996 电力设备预防性试验规程 2 4 SD 230 1987 发电厂检修规程 2 5 DL T 5137 2001 电测量及电能计量装置设计技术规程 2 6 DL T 797 2001 风力发电场检修规程 2 7 国家电网公司 110 66 kV 500kV 油浸式变压器 电抗器 管理规范 2 8 国家电网公司 110 66 kV 500kV 互感器管理规范 2 9 国家电网公司 高压开关设备管理规范 2 10 DL T 573 1995 电力变压器检修导则 2 11 DL T 574 1995 有载分接开关运行维修导则 2 12 GB T8905 1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 2 13 DL T 555 942 2 气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则 2 14 GB 1094 1 1996 电力变压器 第 1 部分 总则 2 15 GB 1094 2 1996 电力变压器 第 2 部分 温升 2 16 GB 1094 3 2003 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 2 17 GB 1094 5 2003 电力变压器 第 5 部分 承受短路的能力 2 18 GB 2900 15 1982 电工术语 变压器 互感器 调压器 电抗器 学习参考 2 19 GB 2536 1990 变压器油 2 20 GB 311 1 1997 高压输变电设备的绝缘配合 2 21 GB T 1094 4 2004 电力变压器 第 4 部分 电力变压器和电抗器雷 电冲击波和操作冲击波试验导则 2 22 GB T 1094 10 2003 电力变压器 第 10 部分 声级测定 2 23 GB T 7354 2003 局部放电测量 2 24 GB 11604 1989 高压电气设备无线电干扰测试方法 2 25 GB T 16434 1996 高压架空线路和发电厂 变电所环境污区分级及外绝 缘选择标准 2 26 GB T 16927 1 1997 高压试验技术 第一部分 一般试验要求 2 27 GB T 16927 2 1997 高压试验技术 第二部分 测量系统 2 28 GB 10230 有载分接开关 2 29 GB T 5582 1993 高压电力设备外绝缘污秽等级 2 30 GB T 6451 1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 2 31 GB T 13499 电力变压器应用导则 2 32 GB T 17468 1998 电力变压器选用导则 2 33 GB T 15164 1994 油浸式电力变压器负载导则 2 34 GB T 8287 1 1997 高压支柱瓷绝缘子 技术条件 2 35 B T 8287 2 1999 高压支柱瓷绝缘子 尺寸与特性 2 36 GB T 4109 1999 高压套管技术条件 2 37 GB 5273 1985 变压器 高压电器和套管的接线端子 2 38 GB 1208 1997 电流互感器 2 39 GB 16847 1997 保护用电流互感器暂态特性技术要求 2 40 GB T 7252 2001 变压器油中溶解气体分析与判断导则 2 41 GB T 7595 2000 运行中变压器油质量标准 2 42 GB T 4585 2004 交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验 2 43 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 2 44 JB T 10088 2004 6kV 500kV 级电力变压器声级 2 45 JB T 8637 1997 无励磁分接开关 学习参考 2 46 JB T 3837 1996 变压器类产品型号编制方法 2 47 DL T 596 1996 电力设备预防性试验规程 2 48 DL T 572 1995 电力变压器运行规程 2 49 IEC 60296 2003 变压器与断路器用新绝缘油规范 2 50 IEC 60815 污秽条件下绝缘子选用导则 2 51 GB3906 3 6kV 40 5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备 2 52 GB3309 高压开关设备常温下的机械试验 2 53 GB311 1 高压输变电设备的绝缘配合 2 54 GB4208 外壳防护等级 IP 代码 2 55 GB1984 交流高压断路器 2 56GB1985 高压交流隔离开关和接地开关 2 57GB11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 2 58 DL T404 户内交流高压开关柜订货技术条件 2 59 GB T16927 1 2 高压试验技术 2 60 GB311 1 高压输变电设备的绝缘配合 2 61 GB10237 绝缘水平和绝缘试验 外绝缘空气间隙 2 62 GB50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 2 63 IEC60076 9 端子和分接标志 学习参考 目目 录录 第一章第一章 变压器检修规程变压器检修规程 1 1 1 1 适用范围 1 1 2 设备参数 1 1 3 变压器正常检查项目 8 1 4 变压器大小修项目及周期 8 1 5 变压器检修工艺及质量要求 10 1 6 分接开关和引线的检修及质量标准 15 1 7 变压器器身的检查 16 1 8 变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准 17 1 9 变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施 18 1 10 变压器现场小修 20 1 11 变压器附件的检修 24 1 12 冷却装置的检修 25 第二章第二章 隔离开关检修规程隔离开关检修规程 2 27 7 2 1 适用范围 27 2 2 定义 27 2 3 设备参数 27 2 4 正常检查项目 32 2 5 检修周期和项目 32 2 6 检修质量标准 33 第三章第三章 避雷器检修规程避雷器检修规程 3 35 5 3 1 适用范围 35 3 2 定义 35 3 3 设备参数 35 3 4 检修周期 35 3 5 检修项目及质量标准 35 3 6 试验项目 周期和要求 36 第四章第四章 35KV 10KV35KV 10KV 配电装置检修规程配电装置检修规程 3 37 7 4 1 适用范围 37 4 2 概述 37 4 3 检修周期及检修项目 37 4 4 开关柜 母线的检修 38 4 5 地刀及接地装置的检修 39 4 6 一次触头的检修 39 4 7 挡板机构及闭锁装置的检修 40 4 8 互感器 过电压保护器的检修 40 4 9 35KV 开关的检修 41 第五章第五章 380V380V 站用配电装置检修规程站用配电装置检修规程 4 42 2 学习参考 5 1 适用范围 42 5 2 概述 42 5 3 站用变压器的检修 42 5 4 低压开关柜的检修 45 5 5 母线的检修 46 5 6 低压断路器的检修 48 第六章第六章 高压架空线路检修规程高压架空线路检修规程 5 51 1 6 1 总则 51 6 2 运行管理范围及组织机构 51 6 3 线路巡视 51 6 4 线路的检测 53 6 5 线路设备的缺陷管理 54 第七章第七章 电缆检修规程电缆检修规程 5 55 5 7 1 主要内容与适用范围 55 7 2 电缆检修工艺 55 7 3 终端头和接头盒制作 57 7 4 电缆检修的质量标准 70 学习参考 第第 1 1 章章 变压器检修规程变压器检修规程 1 11 1 适用范围适用范围 1 1 1 规程规定了变压器检修内容和项目 技术参数 工艺标准 1 1 2 本规程适用于主变压器的检修维护工作 光伏电场升压变压器可参 照执行 1 21 2 设备参数设备参数 本表中所列数据本表中所列数据 如绝缘水平 爬电距离等如绝缘水平 爬电距离等 均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m 根据国 根据国 标要求对外绝缘进行修正 标要求对外绝缘进行修正 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 变压器型式或型号 SZ11 31500 38 5SZ11 31500 38 5 a 额定电压 kV 高压绕组 38 538 5 低压绕组 1010 稳定绕组 b 额定频率 Hz 5050 c 额定容量 MVA 31 531 5 高压绕组 31 531 5 低压绕组 31 531 5 稳定绕组 d 相数 33 e 调压方式有载有载 f 调压位置高压侧中性点高压侧中性点 g 调压范围 3 2 5 3 2 5 h 中性点接地方式 35 kV 不接地不接地 10kV 不接地不接地 i 主分接的短路阻抗和允许偏 差 全容量下 短路阻抗 短路阻抗 短路阻抗 短路阻抗 高压 低压 6 5 6 5 6 5 6 5 j 冷却方式 ONANONAN 1 额 定值 k 联结组标号 Y d11Y d11 学习参考 本表中所列数据本表中所列数据 如绝缘水平 爬电距离等如绝缘水平 爬电距离等 均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m 根据国 根据国 标要求对外绝缘进行修正 标要求对外绝缘进行修正 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 a 雷电全波冲击电压 kV 峰值 高压线端 200200 低压线端 7575 稳定绕组线端 高压中性点端子 低压中性点端子 b 雷电截波冲击电压 kV 峰值 高压线端 225225 低压线端 8585 稳定绕组线端 c 操作冲击电压 kV 峰值 高压线端 对地 d 短时工频耐受电压 kV 方均根值 高压线端 8585 低压线端 3535 稳定绕组线端 高压中性点端子 2 绝 缘水平 低压中性点端子 顶层油 5554 绕组 平均 6564 油箱 铁心及金属结构件表 面 7574 3 温升 限值 K 绕组热点 7877 a 最大分接 短路阻抗 短路阻抗 短路阻抗 短路阻抗 4 极限 分接下短 路阻抗和 允许偏差 全容量 下 高压 低压 乙方 提供 6 86 86 8 学习参考 本表中所列数据本表中所列数据 如绝缘水平 爬电距离等如绝缘水平 爬电距离等 均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m 根据国 根据国 标要求对外绝缘进行修正 标要求对外绝缘进行修正 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 b 最小分接 短路阻抗 短路阻抗 短路阻抗 短路阻抗 高压 低压 乙方 提供 6 26 26 2 a 高压绕组 主分接 0 10307 最大分接 0 1108 最小分接 0 09534 5 绕组 电阻 75 b 低压绕组 0 01533 a 高压绕组 2 76 b 低压绕组 2 83 6 电流 密度 A mm2 c 调压绕组 7 匝间 工作场强 kV mm 1 87 铁心柱磁通密度 额定电压 额定频率时 T 1 74 硅钢片比损耗 W kg 1 072 8 铁心 参数 硅钢片计算总质量 t 16 额定频率额定电压时空载损 耗 124 229 空载 损耗 kW 额定频率 1 1 倍额定电压时 空载损耗 26 a 100 额定电压时 0 4 10 空 载电流 b 110 额定电压时 0 68 主分接 450 125 其中杂散损耗 10 最大分接 120 其中杂散损耗 10 最小分接 134 11 负 载损耗 额定容 量 75 不含辅机 损耗 kW 其中杂散损耗 10 学习参考 本表中所列数据本表中所列数据 如绝缘水平 爬电距离等如绝缘水平 爬电距离等 均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m 根据国 根据国 标要求对外绝缘进行修正 标要求对外绝缘进行修正 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 空载状态下 离设备 0 3 米 居民区 58 其它 65居民区 58 其它 65 12 噪 声水平 dB A 100 负载状态下 离设备 0 3 米 居民区 58 其它 65居民区 58 其它 65 高压绕组 7 277 27 低压绕组 26 6426 64 13 可 承受的 2s 对称短路 电流 kA 忽略系 统阻抗 短路 2 秒后绕组平均温度计 算值 250 240 a 采用 ONAN 冷却的变压器 b 采用 ONAN 持续运行能力 额定容量 100 100 c 列出不同冷却器组数运行 时 变压器允许长期运行的负 载 额定容量 本工程无 一组退出运行 二组退出运行 14 变 压器负载 能力 三组退出运行 高压绕组 100 100 15 在 1 5 Um kV3 下局部放 电水平 pC 低压绕组 10kV 100 高压绕组 0 5 0 516 绕 组连同套 管的 tan 低压绕组 0 5 0 5 a 安装尺寸 m m m 长 宽 高 5 2 4 7 4 55 2 4 7 4 5 b 运输尺寸 m m m 长 宽 高 4 7 2 3 44 7 2 3 4 17 质 量和尺寸 如有限 值甲方需 填写 重心高度 m 1 21 2 学习参考 本表中所列数据本表中所列数据 如绝缘水平 爬电距离等如绝缘水平 爬电距离等 均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m 根据国 根据国 标要求对外绝缘进行修正 标要求对外绝缘进行修正 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 c 安装质量 t 器身质量 t 约 24 上节油箱质量 t 约 2 油质量 t 含备用 约 12 总质量 t 约 50 5 d 运输质量 t 40 e 变压器运输时允许的最大 倾斜度 15 15 每组冷却容量 kW 13 型式 JPC 数量 12 每组重量 t 0 6 风扇数量 总的风扇功率 kW 潜油泵数量 18 散 热器或冷 却器 本 工程无 总的油泵功率 kW 型号规格 a 高压套管 BW 40 5 1000 b 低压套管 BQ 20 4000 c 稳定绕组套管 d 高压中性点套管 e 低压中性点套管 额定电流 A a 高压套管 应大于 1 3 倍相应绕组线端额 定电流 1000 b 低压套管 应大于 1 3 倍相应绕组线端额 定电流 4000 c 稳定绕组套管 应大于 1 3 倍相应绕组线端额 定电流 d 高压中性点套管 应大于 1 3 倍相应绕组线端额 定电流 e 低压中性点套管1500A 运行时间不小于 60ms 19 套管 绝缘水平 LI AC kV 学习参考 本表中所列数据本表中所列数据 如绝缘水平 爬电距离等如绝缘水平 爬电距离等 均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m 根据国 根据国 标要求对外绝缘进行修正 标要求对外绝缘进行修正 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 a 高压套管 200 95 200 95 b 低压套管 200 95 125 58 c 稳定绕组套管乙方填写 d 高压中性点套管 e 低压中性点套管 66kV 及以上套管在 1 5 Um kV 下局部放电水平 pC 3 a 高压套管 10 b 高压中性点套管 10 电容式套管 tan 及电 容量 pF tan tan tan tan a 高压套管 0 4 b 高压中性点套管 0 4 套管的弯曲耐受负荷 kN 水平 纵向 水平 纵向 水平 纵向 水平 纵向 水平 横向 垂直 a 高压套管 2 52 52 52 5 b 低压套管 2 52 52 52 5 c 高压中性点套管 2 0 c 低压中性点套管 2 0 套管的爬距 等于有效爬距 乘以直径系数Kd mm a 高压套管 12561300 b 低压套管 372480 c 稳定型绕组爬距 31 取系统最高电压 d 高压中性点套管 e 低压中性点套管 套管的干弧距离 mm a 高压套管 485 b 低压套管 195 c 稳定绕组套管 d 高压中性点套管 e 低压中性点套管 套管的爬距 套管的干弧距离 4 4 20 套管装设在高压侧 学习参考 本表中所列数据本表中所列数据 如绝缘水平 爬电距离等如绝缘水平 爬电距离等 均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m 根据国 根据国 标要求对外绝缘进行修正 标要求对外绝缘进行修正 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 绕组数 22 准确级 10P300 2 电流比 800 1600 800 1 二次容量 VA 30VA30VA Fs或ALF 装设在低压侧中性点 绕组数 2 准确级 电流比 二次容量 VA Fs或ALF 装设在高压中性点侧 绕组数 2 准确级 电流比 二次容量 VA 式电流互 感器 Fs或ALF 10101010 型号 CM 600A 额定电流 A 应大于 1 2 倍相应绕组线端额 定电流 600 级电压 kV 0 8 有载分接开关电气寿命 次 20 万 20 万 机械寿命 次 80 万 80 万 绝缘水平 LI AC kV 325 140 有载分接开关的驱动电机 功率 kW 0 75 相数 3 相 21 分 接开关 电压 V 380 型号 YSF8 130 22 压 力释放装 置 台数 21 学习参考 本表中所列数据本表中所列数据 如绝缘水平 爬电距离等如绝缘水平 爬电距离等 均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正 制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m 根据国 根据国 标要求对外绝缘进行修正 标要求对外绝缘进行修正 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 释放压力 MPa 0 0550 055 相 地 空载持续 时间 空载持续 时间 空载持续 时间 空载持续 时间 1 05 连续连续连续连续 1 1 连续连续连续连续 1 2520s20s20s20s 1 9 2 0 相 相 空载持续 时间 空载持续 时间 空载持续 时间 空载持续 时间 1 05 连续连续连续连续 1 1 连续连续连续连续 1 2520s20s20s20s 1 51s 23 工 频过电压 倍数 1 580 1s 1 31 3 变压器正常检查项目变压器正常检查项目 1 3 1 声音正常 1 3 2 变压器的油温和温度计应正常 油枕的油位应与温度相对应 油色透 明 本体及附件无渗漏油现象 1 3 3 套管油位正常 套管外部无破裂 无严重油污 无放电痕迹及其它 异常现象 1 3 4 引线接头紧固 无松动 电缆和母线无过热现象 1 3 5 压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损 1 3 6 瓦斯继电器内应充满油 1 3 7 呼吸器畅通 硅胶应干燥 1 3 8 冷却系统运行正常 1 3 9 变压器的电源控制箱门及照明应完好 无漏水 温度正常 学习参考 1 41 4 变压器大小修项目及周期变压器大小修项目及周期 检修周期一般分为大修 小修 中修 检修周期分别为 大修 10 年一次 新变压器投运 5 年左右应进行一次大修 小修 1 年一次 中修 根据运行和试验情况 必要时可放油进入油箱内检查和处理缺陷 新变压器投运 1 年左右应进行一次中修 1 4 1 主变压器检查的目的是提高设备的健康水平或使结构更合理完善 确保 设备的安全运行 变压器检修项目及要求 应在综合分析下列因素的基础上确 定 1 4 1 1 电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目 1 4 1 2 结构特点和制造情况 1 4 1 3 运行中存在的缺陷及其严重程度 1 4 1 4 负载状况和绝缘老化情况 1 4 1 5 历次电气试验和绝缘油分析结果 1 4 1 6 与变压器有关的故障和事故情况 1 4 1 7 变压器的重要性 1 4 2 小修周期与项目 1 4 2 1 一般每年 1 次 1 4 2 2 附属装置的检修周期 1 4 2 2 1 保护装置和测温装置的校验 应根据有关规程进行 1 4 2 2 2 变压器风扇的解体检修 1 2 年进行一次 1 4 2 2 3 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 1 4 2 2 4 自动装置及控制回路的检验 一般每年进行一次 1 4 2 2 5 套管的检修随本体进行 套管的更换应根据试验结果确定 1 4 2 3 小修项目 1 4 2 3 1 处理已发现的缺陷 1 4 2 3 2 检修油位计 调整油位 1 4 2 3 3 检修冷却装置 学习参考 1 4 2 3 4 检修安全保护装置 1 4 2 3 5 检修测温装置 1 4 2 3 6 检查接地系统 1 4 2 3 7 检修全部阀门和塞子 检查全部密封状态 处理渗漏油 1 4 2 3 8 清扫油箱和附件 必要时进行补漆 1 4 2 3 9 清扫外绝缘和检查导电接头 包括套管将军帽 1 4 2 3 10 按有关规程规定进行测量和试验 1 4 3 大修周期与项目 1 4 3 1 周期 1 4 3 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 1 4 3 1 2 在运行时主变压器如出口短路后 经综合论断分析 可考虑提前大 修 1 4 3 1 3 运行中的变压器 当发现异常状态或经试验判明有内部故障时 应 提前大修 运行正常的变压器经综合论断分析良好 经运行主任批准 可适当 延长大修周期 1 4 3 2 大修项目 1 4 3 2 1 吊开钟罩检修器身 或吊出器身检修 1 4 3 2 2 绕组 引线及磁 电 屏蔽装置的检修 1 4 3 2 3 铁芯 铁芯紧固件 压钉及接地片的检修 1 4 3 2 4 油箱及附件的检修 包括套管 吸湿器等 1 4 3 2 5 冷却器 风扇及管道等附属设备的检修 1 4 3 2 6 安全保护装置的检修 1 4 3 2 7 测温装置的校验 1 4 3 2 8 全部密封胶垫的更换和组件试漏 1 4 3 2 9 必要时对器身绝缘进行干燥处理 1 4 3 2 10 变压器油的处理或换油 1 4 3 2 11 清扫油箱并进行喷涂油漆 1 4 3 2 12 大修的试验和试运行 1 51 5 变压器检修工艺及质量要求变压器检修工艺及质量要求 学习参考 1 5 1 检修前的准备工作 1 5 1 1 检修任务的下达及接受均以检修任务书为准 检修人员接到任务书后 根据提出的缺陷和要求决定检修项目和检修方法 1 5 1 2 在进行检修前首先准备运输起重拆装工具 滤油设备等 并准备各种 记录表格和纸张 1 5 1 3 检修前的试验 检修前应进行预检 初步确定变压器缺陷 1 5 1 3 1 绝缘油检查是否有臭味并作油简化 耐压等试验 1 5 1 3 2 摇测绝缘电阻及吸收比 1 5 1 3 3 测量直流电阻 将结果记入检修任务书内 1 5 1 4 变压器器身检修前的作业项目 1 5 1 4 1 清理现场 拆除妨碍施工的母线及某些架构 装设安全围栏 备齐 消防及防雨防风砂器材 装设检修电源及照明设施 1 5 1 4 2 工具器材运输及安装 1 5 1 4 3 检修前测一次直流电阻 介质损耗值 绝缘电阻及作油样试验 1 5 1 4 4 排油 必要时滤油或准备好合格油 1 5 1 4 5 拆除保护测量 信号等二次回路的连线和接地线 1 5 1 4 6 拆除及检修清扫冷却装置 如风扇电机等 1 5 1 4 7 拆除及检修吸湿器 净油器 继电器 温度计 蝶阀等 并对继电 器进行试验 1 5 1 4 8 拆除及检修套管 分接开关操作机构 并对套管进行试验 1 5 1 4 9 确认器身检修的条件具备时 即可拆除油箱的螺栓 检查并证实油 箱与器身完全脱离后方可吊出器身 进行器身检修 1 5 1 4 10 如果上述各项中所列某些变压器组件必须进行较长时间的检修时 应在器身检修前的若干天事先拆下检修 如果已确定器身需要干燥时 则可推 迟在器身干燥的同时进行 1 5 2 待修变压器的外部检查 1 5 2 1 检查套管是否有破裂情况 套管引线螺丝是否完好 1 5 2 2 检查油位计是否标示清楚 是否堵塞 损坏情况 1 5 2 3 检查呼吸器是否堵塞 防潮剂是否饱和 学习参考 1 5 2 4 检查变压器盖子 油枕 法兰 吊环 油箱焊缝等处是否渗漏油及有 无进水痕迹 如渗漏油部位不明显 应将外壳油污初步清抹 涂白灰作油压试 验 检查漏油部位 1 5 2 5 检查各阀门 防爆管 继电器 散热器等是否完好 1 5 3 变压器的拆卸和吊芯工作及质量标准 1 5 3 1 变压器拆卸前应将油从放油阀放出一部分 以免吊芯时溢出变压器油 在放油的同时 要注意油标 油枕与油箱是否畅通 1 5 3 2 起吊工作应平吊 平起 注意观察吊芯螺杆紧固情况 在芯子吊出油 面以后 要停留 10 15min 使芯子上的油淋入油箱 然后放置油盘中 1 5 3 3 吊芯中要避免碰坏各个部件和绕组 吊出芯子应对绕组 铁芯 分接 开关 引线及各个零件螺丝进行详细检查 1 5 3 3 1 套管拆卸 在拆卸变压器套管时 不应有碰破及碰裂情况 应从斜 的方向吊出 不可使之受任何机械应力 1 5 3 3 2 拆卸上盖吊出铁芯 a 应在干燥天气进行 b 不应使铁芯绕组受潮 c 在湿度不超过 85 的空气中吊芯时间不应超过 16h 在阴天 雨天不进 行吊芯检查 1 5 3 3 3 拆卸矽钢片 a 矽钢片不断裂 b 不能擦破绝缘漆 1 5 3 3 4 拆卸绕组的绝缘部件 a 不应使其绝缘有破裂情况 b 各部件应放在固定的地方 以防止意外的破裂损坏 c 拆卸绝缘零件时工具要仔细检查 应保证牢靠 1 5 3 3 5 吊绕组 在拆绕组时 不允许碰伤任何绝缘部件 1 5 4 油箱的检查及质量标准 1 5 4 1 油箱或箱盖的焊缝处若有漏油时 应进行处理补焊 在补焊时应根据 具体情况 将套管拆下 以免损坏 学习参考 1 5 4 2 箱盖不平用螺丝纠正达不到目的时 可以把器身拆下来 去掉上面的 全部零件 放在平板上压平 1 5 4 3 用抹布擦洗箱和盖 除去油泥和油污并清理箱底 注意清抹应用白布 不可使用棉纱和易脱毛的刷子 外部漏油过脏时 可放入碱池中浸泡 刷洗 清水冲净后及时喷刷防锈油漆 1 5 4 4 采用耐油胶条密封时 要用斜口对接 坡口长度应小于胶条直径的 5 倍 压缩率为 30 1 5 4 5 变压器的油箱 上盖 油枕 安全气道 散热器等更换或重新制作时 内部均应涂清漆 1 5 4 6 更换箱盖时 吊环应焊在外箱体上并不得在箱盖上穿孔焊装 旧盖上 的吊环 吊杆在检修时均应焊死 以免渗油 1 5 4 7 变压器的油箱 油枕和顶盖质量标准 1 5 4 7 1 油箱 油枕和顶盖不得有油泥和脏物 1 5 4 7 2 油枕与油箱连通管应畅通并高出油枕底部 30mm 1 5 4 7 3 不应有砂眼 裂缝和焊口不良等缺陷 应保证不渗油 渗水 1 5 4 7 4 外部喷漆不得有疙瘩 眼泪等现象 应平 光 匀 1 5 4 7 5 外壳接地螺丝完整 牢固 1 5 4 7 6 油枕旁有集污管或放污螺丝 应装在油枕最底部 应装防潮呼吸装 置 1 5 4 7 7 顶盖边沿不得有弯曲 不平情况 1 5 4 7 8 密封应选用合格的耐油胶垫和胶绳 1 5 4 7 9 吊环 吊耳等零件必须齐全 1 5 4 7 10 油箱的渗漏油试验 1 5 5 套管的检修及质量标准 1 5 5 1 导电杆上部的压帽焊接不良时 应将套管拆下 将螺杆抽出套管 用 铜焊接 套管固定密封 应采用质量合格的耐油胶垫 1 5 5 2 胶合法兰或套管上发现有裂纹 以及渗漏油时 应用大小合适的钎子 剔除胶合剂 套管和法兰一定要擦净再进行胶合 1 5 5 3 套管内的引线有拆断和穿心螺杆烧坏或滑牙时 应进行更换 材料采 学习参考 用黄铜棒制作 1 5 5 4 上套管时 整个螺丝的松紧要一致 对正上扣使用的扳手要适当 用 力适宜 防止紧坏套管 1 5 5 5 套管的质量标准 1 5 5 5 1 套管内部应干净 无油泥脏物 应光滑清洁 1 5 5 5 2 套管与法兰盘处密封严密 无渗油 漏油及套管歪曲等情况 1 5 5 5 3 浇灌物如变质 应彻底除掉重新更换 1 5 5 5 4 套管不应有裂纹及破坏现象 1 5 5 5 5 套管的封口垫的大小 要与套管外围直径相同 1 5 5 5 6 套管丝杆要在套管中心轴线上 不准歪曲拆断 1 5 5 6 套管检修工艺及质量标准 1 5 5 6 1 本体油连通的附加绝缘套管工艺及质量标准 1 5 5 6 2 瓷套有无损坏 瓷套应保持清洁 无放电痕迹 无裂纹 裙边无破 损 套管解体时应依次对角松动法兰螺栓 防止松动法兰时受力不均损坏套管 1 5 5 6 3 拆瓷套前应先轻轻晃动 使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷 套 防止瓷套碎裂 1 5 5 6 4 拆电杆和法兰螺栓前 应防止导电杆摇晃损坏瓷套 拆下的螺栓应 进行清洗 丝扣损坏的应进行更换或修整 螺栓和垫圈的数量要补齐 不可丢 失 1 5 5 6 5 擦除绝缘筒 包括带覆盖层的导电杆 油垢 绝缘筒及在导电杆表 面的覆盖层应妥善保管 必要时应干燥 1 5 5 6 6 瓷套内部应用白布擦试 在瓷套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆 瓷套内部清洁 无油垢 半导体漆喷涂均匀 1 5 5 6 7 新胶垫位置要放正 胶垫压缩均匀 密封良好 1 5 5 6 8 套管垂直放置于套管架上 组装时与拆卸顺序相反 注意绝缘筒与 导电杆相互之间的位置 中间应有固定圈防止窜动 导电杆应处于瓷套的中心 位置 1 5 6 充油套管检修工艺及质量标准 学习参考 1 5 6 1 更换套管油 1 5 6 1 1 放出套管中的油 1 5 6 1 2 用热油 60 70 循环冲洗三次 将残油及其它杂质冲出 1 5 6 1 3 注入合格的变压器油 油的质量应符合 GB 的规定 1 5 6 2 套管解体 1 5 6 2 1 放出内部的油 1 5 6 2 2 拆卸上部接线端子 妥善保管 防止丢失 1 5 6 2 3 拆卸油位计上部压盖螺栓 取下油位计 拆卸时防止玻璃油位计破 裂 1 5 6 2 4 拆卸上瓷套与法兰连接螺栓 轻轻晃动后 取下上瓷套 注意不要 碰坏瓷套 1 5 6 2 5 取出内部绝缘筒 垂直放置 不得压坏或变形 1 5 6 2 6 拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓 取下导电杆和下瓷套 防止导电杆 在分解时晃动 损坏瓷套 1 5 6 3 检修与清扫 1 5 6 3 1 所有卸下的零部件应妥善保管 组装前应擦拭干净 防止受潮 1 5 6 3 2 绝缘筒应擦拭干净 如绝缘不良 可在 70 80 的温度下干燥 24 48h 1 5 6 3 3 检查瓷套内外表面并清扫干净 检查铁瓷结合处水泥填料有无脱落 1 5 6 3 4 为防止油劣化 在玻璃油位计外表涂刷银粉 涂刷均匀 并沿纵向 留一条 30mm 宽的的透明带 以监视油位 1 5 6 3 5 更换各部法兰胶垫 胶垫压缩均匀 各部密封良好 1 5 6 4 套管组装 1 5 6 4 1 组装与解体顺序相反 1 5 6 4 2 组装后注入合格的变压器油 1 5 6 4 3 进行绝缘试验 按电力设备预防性试验标准进行 1 61 6 分接开关和引线的检修及质量标准分接开关和引线的检修及质量标准 1 6 1 分接开关向外渗油 若是由于盘根引起 可将破损或腐蚀的衬垫更换新 学习参考 品 若是转动处向外漏油 可根据情况进行处理 渗油可用特型的耐油胶圈或 石棉绳涂黄油用螺丝帽压紧 漏油间隙大时 可更换新品 1 6 2 分接开关绝缘部分受潮后 必须取下进行烘干 在取出开关时可将盘根 固定螺丝筒进行处理 在取出分接开关时 必须在引线的接线轴上加装编号并 记好方向 防止组装时造成错误 1 6 3 固定触点的绝缘圆盘 必要时应进行试验 两触点或触点对地之间的交 流耐压值应符合标准 若绝缘表面及芯内有击穿和烧破的地方必须全部更换新 品 1 6 4 消除分接开关上的脏物和油泥 用抹布揩拭干净 开关触点不光滑及烧 焦时 用细砂布磨光 活动接触的压紧弹簧失效时 可以调整或更换 若触点 有严重烧伤和接触不良时 应更换新的 1 6 5 高低压引线有断裂和烧熔时 应检查是否因相间或线对地距离不够所引 起 根据情况加强绝缘和调整引线 对于已断和烧熔的引线 应将断处的绝缘 去掉 用砂布磨光后焊接新的引线 1 6 6 引线应用经过处理干燥过的木夹夹牢 并排列整齐 木夹件上各螺丝应 上紧 1 6 7 检查引线的固定螺丝和切换开关的固定部分 必须牢固 不能有松动现 象 检查时应用适当的扳手 1 6 8 在工作时所拆下的螺丝 零件必须统一放在木箱内 以免丢失 1 6 9 变压器分接开关的质量标准 1 6 9 1 切换器本身的螺丝应紧固 各部件应清洁干净 1 6 9 2 短路触点 即动触点 端子板及切换器环等的接触面 应无焊接及熔 化现象 弹力充足 1 6 9 3 所有机械部分及轮销子和支持物等均应完好 无磨损及短少的现象 1 6 9 4 动触点及固定触点均应清洁 接触良好 动触头的弹簧应完整无缺 位置正确 弹力充足 1 6 9 5 转动轴应灵活 与上盖连接应严密 不得漏油 1 6 9 6 接触器静触点间应绝缘良好 不应有烧坏及击穿现象 1 6 9 7 用 1000V 摇表测得静触点间绝缘电阻 10kV 100M 以上 学习参考 35kV 2000M 以上 1 6 9 8 转动触点 使指示确实与要求一致 与指针位置相同 触点不超过预 定的范围 1 71 7 变压器器身的检查变压器器身的检查 1 7 1 用抹布清除铁芯和绕组上的油垢和油泥 并用清洁的油冲洗绕组内部两 次 直到油垢和油泥完全清除为止 1 7 2 用摇表试验铁芯接地是否良好 若无接地片时 可增添一块接地铜片 且只允许有一点接地 1 7 3 用摇表测量穿心螺丝的绝缘电阻 若绝缘电阻性能不好 必须重新更换 穿心螺丝的绝缘物 更换时可将螺丝帽卸下 取出螺杆 重新用清洁纸 白布 带 黄蜡绸带等包扎好 涂漆烘干后 再用夹铁夹紧 其绝缘电阻值最低不少 于 2M 1 7 4 检查器身上所有夹件的固定螺丝是否缺少 是否上紧 松动时 应选择 适当的扳手将其上紧 缺少时必须配齐 并彻底对器身各个部分详细检查 1 7 5 绕组两端的木垫和绝缘是否完全紧固 是否有移位变形及烧坏痕迹 不 合格和不完整的必须更换补齐 对于不紧的部分 必须拧动夹紧螺丝上下螺帽 进行压紧 1 7 6 绕组的平尾垫和撑条 若有不正和脱落的地方 必须调整和装上 对于 坏的必须更换 缺少的应加上新的 对未压紧的平尾垫可用扳手拧动夹紧螺丝 的上下帽来完成 1 7 7 检查绕组绝缘外部状态 如发现匝间 层间有烧坏和损伤时 应进行重 绕工作 如发现有电动力的作用 绕组发生位移和变形时 应进行校正措施 1 7 8 对于未曾损伤和烧坏的变压器 应根据绕组的颜色弹性 脆性和机械强 度等劣化情况 评绝缘等级 1 7 9 用摇表测高压对地 高压对低压 低压对地的绝缘电阻 如果不合格 应进行烘干 1 81 8 变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准 1 8 1 变压器器身分解之前 应首先根据技术检查情况和绕组铁芯的外部情况 来确定故障点 对于没有明显故障点的变压器 应作以下试验 学习参考 1 8 1 1 做匝间绝缘试验 判明匝间无短路现象 1 8 1 2 做零至额定电压的空载试验 判断磁路有无毛病 1 8 2 故障点查明后用加热的方法或用锯 手钳将相间引线焊的地点烧断或锯 断或卡断并将其接线方法记录下来 1 8 3 铁芯的分解应按下列步骤进行 1 8 3 1 取出上轭铁的压紧螺丝 1 8 3 2 用扳手松开轭铁的穿心螺丝或夹紧螺丝 1 8 3 3 轭铁的上部用漆涂上记号 以免在组装时错乱 1 8 3 4 按次序一片一片的拆下轭铁的矽钢片 拆时应注意不能将矽钢片的漆 层碰坏 将拆下的矽钢片按级排列整齐并用红漆写上字 各组分别绑扎 放在 清洁干燥的地方 在工作时为避免将手划破 应戴上帆布手套 1 8 3 5 分解器身时 所拆下附属零件如螺丝 螺栓应该放入木箱内 对于各 夹件应集中存放 以免丢失 1 8 3 6 检查矽钢片有无绝缘脱落 碾成粉末或多处断裂 绝缘炭化 变色 如有以上情况 应先用刀子将上面刮净 然后重新涂上矽钢片漆 1 8 3 7 拆下的零件 铁芯和完好的绕组应用绝缘油加以清洗 1 8 4 绕组的取出应按下列程序进行 1 8 4 1 先将铁芯柱包扎好 取出油道条最后取出绕组 1 8 4 2 两个人起绕组时应以均匀的速度起来 平放在指定的位置 在取绕组 时 一定要注意不碰坏绕组 1 8 5 在拆绕组时 一定要作如下记录 1 8 5 1 绕组各相间的距离及遮板厚度 1 8 5 2 绕组对上下轭铁的距离及所垫绝缘物及其厚度 1 8 5 3 使用线号 1 8 5 4 总匝数及抽头匝数 1 8 5 5 层间绝缘及高低压之间绝缘 1 8 5 6 油道位置及尺寸 1 8 5 7 端绝缘尺寸 1 8 5 8 绕组高度 内径及外径尺寸 学习参考 1 8 5 9 绕组绕向 1 8 5 10 非正式 规 厂制造的变压器 若发现铁芯质量不好 磁缝大 绕组 绝缘老化 运行中过热应作空损试验 适当增加匝数 降低损耗或作降容处理 1 91 9 变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施 1 9 1 技术措施 1 9 1 1 起吊用钢丝绳应无损伤断股 扭筋 质量良好 1 9 1 2 试吊时将钟罩吊起约 100mm 时 停止 10min 进行受力部件检查 然 后放下 以便找正中心 然后方能缓慢起吊 并防止碰伤绕组或夹件 1 9 2 绕组检查项目 1 9 2 1 检查绕组围屏是否清洁 受潮 有无树枝状放电 有无裂纹 臃肿及 剥层现象 围屏不能拆开 1 9 2 2 检查绕组上压环紧固情况 检查周围螺栓是否均匀压紧 并适当紧固 1 9 3 铁芯部分检查 1 9 3 1 检查铁芯是否清洁 有无铁杂质 有无伤损现象 油道有无堵塞 1 9 3 2 检查矽钢片的紧密程度 并用专用工具紧固各部螺丝 1 9 3 3 测量穿芯螺栓的绝缘电阻 铁芯不应有形成闭合回路的两点或两个以 上的接地点 1 9 3 4 检查铁芯接地片有无烧伤断裂痕迹 连接是否可靠 1 9 3 5 检查铁芯固定螺丝在运输中有无松动 并应紧固 1 9 4 分接开关的检查 1 9 4 1 检查分接开关接触是否良好 弹力是否充足 接触位置是否正确 镀 层是否完整 有无过热现象 1 9 4 2 用 0 05mm 塞尺测试接触情况 1 9 4 3 检查各部接线的焊接质量和绝缘情况 1 9 4 4 检查绝缘板及木架有无变形 表面是否清洁 有无受潮现象 1 9 4 5 检查接头是否牢固 测定接触电阻是否符合要求 1 9 4 6 检查机械部分 操作手柄是否完整 有无变形 操作是否灵活 内部 学习参考 位置是否与手柄上位置一致 1 9 4 7 吊芯试验项目 1 9 4 7 1 测量铁芯对地绝缘电阻 穿钉及铁轭绝缘 1 9 4 7 2 测量绕组的绝缘电阻 1 9 4 7 3 测量绕组各档的直流电阻 根据当天时间现场确定 1 9 4 8 全部器身检查情况应专人做好记录 并测量各部尺寸 作为资料保存 起来 1 9 4 9 吊罩检查结束 交验收组验收合格 用合格变压器油冲洗 将底部油 箱清理干净 方可回装钟罩 1 9 5 安全措施 1 9 5 1 整个吊芯工作由专人统一指挥 1 9 5 2 吊芯工作区周围设围栏 无关人员不得入内 1 9 5 3 吊芯现场应清洁 并备用防雨设备 1 9 5 4 吊芯应在无风晴朗天气进行 1 9 5 5 现场严禁吸烟 并备有足够的防火器材 1 9 5 6 芯子暴露在空气中的时间不应超过以下规定 1 9 5 6 1 空气相对湿度不超过 65 时为 16h 1 9 5 6 2 空气相对湿度不超过 75 时为 12h 1 9 5 6 3 时间计算以放油开始到开始加油为止 1 9 5 7 参加检查芯子的人员应穿不带扣子衣服 不准携带硬钱币等杂物 防 止落入变压器内 1 9 5 8 检查芯子时 一定用木梯 不允许将梯子靠在绕组或引线上 更不允 许踏在绕组或引线上 1 9 5 9 起吊前 箱体四周应设专人监护 并在四周设拉绳防止钟罩在起吊过 程中摆动 1 9 5 10 起吊前 指挥人员应向吊车司机交底 并规定好联络指挥手势 全体 工作人员听从一人指挥 1 9 5 11 起吊时 吊绳要找好中心 防止钟罩偏斜 起吊高 100mm 时暂停起吊 检查吊绳是否吊偏 再放下找正中心后再次起吊 起吊要缓慢进行 防止碰伤 学习参考 绕组 1 9 5 12 器身检查后 应用清洁变压器油冲洗 并检查器身上无遗留杂物 1 9 5 13 工作中所有使用工具应有专人保管 并事先登记 工作结束后 工具 保管人员应先清点工具无误后方可回装钟罩 防止工具遗留在变压器内部 工 作中使用的工具应用带子系好 防止落入变压器绕组内部 1 9 5 14 钟罩回装前 应经验收组验收同意后方可进行回装 1 9 5 15 发现缺陷应立即报告工作负责人 不得私自处理 1 9 5 16 起吊臂下严禁站人或通行 1 9 5 17 钟罩回装后 周围螺丝应由专人均匀紧固 防止部分螺丝过紧 1 101 10 变压器现场小修变压器现场小修 运行中的变压器 由于长时间运行 一方面受本身温度与油压的不断作用 同时受自然环境风吹 日晒 雨淋的影响 另一方面由于制造质量及检修质量 的不良 运行中的变压器常出现如下故障 箱件冷却器等的渗漏油 油标 防 爆筒玻璃的破裂 风扇故障停运等 变压器的此类小故障应引起重视 及时检 修解决 对变压器外部的此类小故障 一般能在现场检修 故称为现场小修 1 10 1 小修项目 1 10 1 1 漏油检修 变压器本体油箱渗漏油 各附件冷却器 储油柜 净油器 气体继电器等渗漏油 1 10 1 2 变压器储油柜缺油进行补油 1 10 1 3 附件损坏更换 风扇 温度计 套管等