变电站检修规程

1、220kV广冉烟墩南风电汇集站 检修规程批准: 审核: 编制: 二零一四年四月六日 总 目 次一、变压器检修规程1二、低压配电装置检修规程2三、高压隔离开关检修规程3四、高压断路器检修规程4五、电缆检修规程5六、无功补偿检修规程6七、输电线路检修规程 7 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，注日期的版本适用本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 26164.1 电力安全工作规程（热力和机械部分）GB 26859 电力安全工作规程（线路部分）GB 26860 电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）DL/T 572 电力变压器运

2、行规程DL/T 574 有载分接开关运行维修导则 DL/T 587 微机继电保护装置运行管理规程DL/T 596 电力设备预防性试验规程DL/T5210 电力施工质量验收标准变 压 器 检 修 规 程本规程根据广冉烟墩南风电场变压器检修标准制定本规程1. 规程内容及适用范围：1.1 本规程适用我厂所有35KV以上充油变压器检修。1.2 我厂在装变压器数量容量KVA电压等级KV调压方式数量 备 注220/110/35有载11号主变山东泰开220/110/35有载12号主变山东泰开500035（15%）/0.69KV无载80风机箱变山东泰开2. 变压器正常检查项目:（1）声音正常;（2）变压器的油

3、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；（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；（4）引线接头紧固、无松动，电缆和母线无过热现象；（5）压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损；（6）瓦斯继电器内应充满油；（7）呼吸器畅通，硅胶应干燥；（8）冷却系统运行正常；（9）变压器的电源控制箱门及照明应完好，无漏水，温度正常。3. 主变压器检修3.1 检修周期：3.1.1 大修：10年一次。新变压器投运5年左右应进行一次大修。3.1.2 小修：1年一次。3.1.3 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

4、器投运1年左右应进行一次中修。3.2 检修项目：3.2.1 小修项目：3.2.1.1 套管及变压器外部清扫。3.2.1.2 检查各部有无渗漏及异常情况。3.2.1.3 对风冷器及控制回路进行检查试验。3.2.1.4 配合进行预防性试验。3.2.1.5 每3年取一次套管油进行色谱分析。3.2.2 大修项目：3.2.2.1 变压器附件检修，处理渗漏点。3.2.2.2 高、低压套管放油、冲洗、换油，必要时分解检查，清除沉淀物。（此项在现场无法进行，必须返厂进行）。3.2.2.3 吊钟罩器身检修、有载调压机构检修。3.2.2.4 下节油箱清扫，清除底部残油及杂物。3.2.2.5 滤变压器油。3.2.2

5、.6 对变压器本体及附件进行密闭检查试验，处理渗漏点。3.2.2.7 压力释放阀进行试验（此项厂内无法进行）。3.2.2.8 瓦斯继电器温度表进行检查试验（此项厂内无法进行）。3.2.2.9 冷却系统及回路进行检修，更换风扇电机，更换碟阀，更换电气回路开关及保护元件。3.2.2.10 电气试验。3.2.2.11 本体及附件喷漆。3.3 大修程序3.3.1 大修准备工作3.3.1.1 编制检修进度表和统筹图、制定检修的技术措施、安全措施和组织措施，根据运行状况列出缺陷清单同时做好材料计划和非标项目的预算或检修工日计划。3.3.1.2 组织检修人员学习变压器检修的安全和技术措施及有关检修工艺标准，

6、讨论落实各项措施。清理检修现场，检查整理专用工具，3.3.1.3 检修滤油机，安装油管路，冲洗油管路和储油罐，按材料计划检查材料是否齐全。3.3.1.4 配备必要的灭火设施和用具。3.3.2 变压器附件的检修3.3.2.1 设备停电后，拆开高，低压套管引线。3.3.2.2 拆下电流互感器、瓦斯继电器、信号温度计等二次线并包好，必要时做好标记。3.3.2.3 配合进行变压器本体大修前的电气试验。3.3.2.4 对变压器本体进行放油。3.3.2.5 拆下变压器附件分别进行检修，必要时更换零部件。3.3.2.6 拆下高、低压套管及升高座并进行检修，注意升高座中的电流互感器应浸泡在绝缘油中。3.3.2

7、.7 拆下低压套管下部连接片，拆下铁芯引外接地线和套管，拆下有载调压机构操作杆做好标记并放入干燥室内。3.3.2.8 装好各部件堵板，注油至铁芯顶部。3.3.2.9 各附件检修、滤油、处理缺陷、冷却系统与本体分解后进行检修。3.3.2.10 用加热器将变压器油在本体内循环加热至高于环境温度10至15并保持24小时。3.3.3 变压器本体检修3.3.3.1 放油、吊钟罩检修本体，对下节油箱放油门进行检修。3.3.3.2 拆下高压线圈外部围屏检查线圈外部（高压分接引线部位的围屏没有必要可不拆）。3.3.3.3 检查处理线圈顶部压钉是否紧固，备帽是否拧紧，压钉绝缘板是否破裂和脱落。3.3.3.4 检

8、查处理引线各接头焊接是否牢固，有无过热脱落现象，外包绝缘有无过热现象。3.3.3.5 检查线圈外部绝缘有无破损，换位导线有无松动，段间绝缘垫块有无松动和移位现象，油道有无堵塞和杂质。3.3.3.6 检查线圈外部有无变形，绝缘有无过热和老化现象。3.3.3.7 检查引线木支架有无断裂，绝缘螺帽有无脱落和松动、断裂，木夹件是否紧固。3.3.3.8 检查铁芯和压板的接地片是否有断裂和松动现象。3.3.3.9 拆下铁芯对上、下夹件之间接地片测量：a.铁芯对上、下部各紧固带或穿芯螺丝之间的绝缘；b.铁芯对上、下夹件之间的绝缘；c.铁芯对下节油箱之间的绝缘。3.3.3.10 检查铁芯可见部位有无局部过热、

9、片间有无短路、油道有无堵塞现象。3.3.3.11 检查有载分接开关接触压力，接触部位有无放电和烧伤现象；检查接触柱两端引线的焊接情况，有无过热和脱焊现象。3.3.3.12 检查油管路接头及管卡子螺丝是否紧固，上、下夹件螺丝是否紧固，器身对下节油箱固定螺丝是否紧固。3.3.3.13冲洗线圈，下节油箱底部清理杂物。3.3.4 对吊钟罩的要求3.3.4.1 吊钟罩应选择在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行。3.3.4.2 器身暴露在空气中的时间不应超过如下规定：a.空气相对湿度小于等于65%为16小时；b.空气相对湿度小于等于75%为12小时。器身暴露时间从变压器放油时起至开始抽真空或注油时止。3.3.

10、5 检修后回装3.3.5.1 装围屏，检查分接开关三相位置是否一致并调至与检修前一致的位置。3.3.5.2 对变压器本体进行整体进行检查验收。3.3.5.3 扣钟罩要保证钟罩平稳落下，监视好四周间隙防止碰坏线圈和木夹件。3.3.5.4 紧固钟罩螺丝必须均匀紧固，压缩间隙必须一样。3.3.5.5 对变压器线圈进行干燥。3.3.5.6 装升高座、套管和连接低压套管下部连接片。 Nv 3.3.5.7 装油枕，连接变压器本体顶部油循环管道。3.3.5.8 连同风冷器一起真空注油，真空度不超过500毫米汞柱。注至真空泵快要出油时停止注油，保持真空6小时。3.3.5.9 安装压力释放阀、呼吸器、瓦斯继电器

11、和升高座排气连管。3.3.5.10 由油枕注油管往油枕里注油，并打开瓦斯继电器平板门向变压器本体内补油，至标准油面。3.3.5.11 对变压器本体进行排气，打开油循环系统全部闸门及放气塞，瓦斯继电器处放残气。3.3.5.12 注油后静止24小时后进行取油试验，同时进行电气试验。3.3.5.13 连接呼吸器。3.3.5.14 连接引线，清扫变压器本体，进行喷漆，清理检修现场。3.3.5.15 对大修记录进行整理，写出大修专题报告。进行技术资料的验收工作。3.4检修质量标准3.4.1 线圈表面清洁，绝缘无脱落、无损坏、无劣化。绝缘老化程度应在“可用级”以上。绝缘老化等级规定如下：良好级- 绝缘呈淡

12、黄色，有弹性；可用级- 绝缘呈深黄色，质变脆，无裂纹；不合格- 绝缘呈黑黄色，质变脆，有裂纹。3.4.2 线圈无变形，垫片无移位不松动，线圈不松动（必要时可以加0。5毫米厚的绝缘纸垫条）。3.4.3 各部螺丝紧固，备帽齐全且不松动。3.4.4 引线焊接头无过热，绝缘木夹件无裂纹无损坏，线圈油道无堵塞。3.4.5 围屏无严重变形，围带无损坏，围屏搭接不小于50毫米。3.4.6 铁芯表面清洁，无局部过热、无锈蚀、无损伤、不松动。3.4.7 铁芯与夹件、穿芯螺丝、紧固带及对下节油箱的绝缘电阻用2500V摇表进行测量不低于10兆欧。3.4.8 接地片齐全完整，连接牢固，防松垫片完整。3.4.9 铁芯片

13、间绝缘应无变色，无脱落，必要时刷绝缘漆。3.4.10 铁芯油道应畅通无堵塞，各部螺丝应紧固。3.4.11有载 分接开关接触面清洁无油垢、无烧损，接触压力充足，用0.5毫米塞尺检验应不能插入。3.4.12 有载分接开关的静触柱两端的引线焊接牢固，无熔脱和过热现象。3.4.13 有载分接开关绝缘操作杆及绝缘筒清洁无损伤，绝缘良好。3.4.14有载分接开关指示位置正确，内外相符，传动操作灵活。3.4.15 有载分接开关检修后，护罩绝缘筒窗孔应转向封闭位置，变压器油箱外部清洁，不漏油，各部法兰螺丝紧固均匀。3.4.16 变压器油箱及附件油漆无脱落无锈蚀。3.4.17 油枕内部清洁无锈蚀，胶囊密封良好。

14、3.4.18 变压器油枕没有渗漏现象，各部位堵板密封良好。3.4.19 油标清洁透明畅通，监视线清楚。3.4.20 油循环管路连接严密，焊口、法兰及闸门不渗油。3.4.21 呼吸器内的硅胶干燥合格，下部油封碗内油位正常，呼吸畅通。3.4.22 瓦斯继电器安装方向正确，法兰、闸门及放气阀不渗油。3.4.23温度计座密封良好，温度指示正确，温度计的电接点整定正确，表计元件无损坏，表座注以变压器油。毛细管线不得弯曲过度，其最小弯曲半径不得小于50毫米，不得打坏。3.4.24变压器套管瓷套无破损，表面清洁，法兰无裂纹，没有渗漏油现象，油标指示正常，小套管无损坏和漏油现象，接地良好。3.4.25变压器升

15、高座不漏油，表面清洁，电流互感器二次端子内部连接牢固，二次电缆整齐标志清楚。3.4.26变压器整体试验合格。3.4.27变压器各套管相位色正确，本体漆面无脱落。3.4.28 风冷器电源供电可靠，风扇电机保护齐全可靠。3.4.29 油管路系统所有闸门指示正确。3.4.30 变压器冷却系统的和风扇电机运行正常。3.5 检修所需要的主要材料3.5.1 小修材料如下：破布 凡士林 砂纸 毛刷 清洗剂 镀锌螺丝镀锌螺母 镀锌平垫 弹簧垫 汽油 瓷漆3.5.2 大修材料如下：破布 凡士林 砂纸 毛刷 清洗剂 镀锌螺丝镀锌螺母 镀锌平垫 弹簧垫 汽油 瓷漆 #45变压器油 温度计 闸门各部位密封胶垫 硅胶

16、滤油纸 电机轴承 交流接触器电机保护器或热继电器 风扇电机等。3.6 检修工日消耗3.6.1 小修工日根据现场实际为准。3.6.2 大修工日根据现场实际为准。 4. 风机变压器检修4.1.1 小修：一年一次。4.1.2 大修：10年一次。4.2 检修项目：4.2.1 小修项目：4.2.1.1 油箱外部漏油、套管清扫。4.2.1.2 漏油和处理其它设备缺陷。4.2.1.3 电气试验。4.2.1.4 变压器线，室外装置检修。4.2.2 大修项目：4.2.2.1 油箱及附件检修。4.2.2.2 套管检修，更换芯子密封垫 。4.2.2.3 吊芯检修，油箱内部清扫，油箱油门检修。4.2.2.4 滤油、再

17、生油或更换。4.2.2.5 试验根据情况确定是否干燥。4.2.2.6 喷漆（可根据油漆脱落情况而定）。4.3 大修程序4.3.1 大修准备工作（准备油处理装置，行灯工具材料，安全放火措施等）。4.3.2 检修前试验。4.3.3 外部清扫检查散热管及各法兰漏油处。4.3.4 放油并处理油 （滤过、更换、再生）。4.3.5 拆下法兰螺丝吊芯检查，内容如下：4.3.5.1 检查线圈外绝缘有无过热变色，焊接头有无过热脱焊现象。线圈顶部有无杂质。4.3.5.2 检查线圈引线及外包（套）绝缘有无破裂和脱落。检查低压引线对箱避有无碰弯和放电现象。4.3.5.3 检查夹件及器身与上盖固定螺丝是否紧固，测量上下

18、夹件有无两点接地，检查穿芯螺丝是否紧固，绝缘是否良好。4.3.5.4 检查分接开关端头连接是否紧固，引线间绝缘是否良好，接触压力是否正常，触头有无放电烧伤，切换是否灵活正确。4.3.5.5 检查铁芯有无过热和损伤，接地片是否牢固，顶部有无锈蚀。4.3.5.6 铁芯及线圈清扫冲洗。4.3.5.7 扣盖注油检修后试验，确定是否需干燥。4.3.5.8 装附件清扫外部，装高低压引线，检查开关是否在检修后日位置上。4.3.5.9 清理现场，运回工具，提出大修报告。53510 验收。4.4 质量标准4.4.1 线圈绝缘表面清洁无过热、无老化应在可用级以上。（鉴别标准同主变）油道清洁无杂质。4.4.2 线圈

19、无变形垫块紧固无位移。4.4.3 引线夹紧螺丝及铁芯紧固螺丝不松动倍帽完整且紧固。4.4.4 铁芯及夹件无两点接地，用1000伏，摇表测绝缘电阻应不低于2兆欧。4.4.5 分接开关清洁接触良好0.05塞尺检查合格。接头紧固不松动。4.4.6 分接开关切换灵活，内外位置相符。开关座固定牢固。4.4.7 油枕及套管法兰、芯子及油箱各处不漏油。4.4.8 油标清洁透明，油位正常，油质合格。4.4.9 吊芯现场条件可参照常用变检修的规定。4.4.10 现场照明完善场地清洁，天气湿度正常，设备标志齐全。4.5 主要材料：变压器油、硅胶、滤油纸、温度计、阀门、油门垫、破布、清洗剂、汽油、凡士林、镀锌螺丝、

20、油刷、毛刷。4.6 工日消耗：4.6.1 小修工日根据现场实际。4.6.2 大修工日根据现场实际。5. 干式变压器检修规程SCB10-630/335.1 规程适用范围本规程适用于变压器检修5.2 检修周期小修每年进行两次，结合线路大小修进行5.3 检修项目5.3.1 变压器外部检查清扫5.3.2 检查变压器紧固件连接是否有松动现象，导电部件及其它零件有无生锈、腐蚀的痕迹，观察绝缘表面有无炭化和爬电现象5.3.3 对温控器进行检查调试，检查各部位测温元件运行状况是否正常5.3.4 检查冷却风机是否良好可用，变压器室内照明、通风是否良好5.3.5 配合进行电气试验5.3.6 喷漆（根据漆面脱落情况

21、而定）5.4 检修质量标准5.4.1 变压器外部清洁5.4.2 变压器各紧固件不松动，备帽齐全5.4.3 导电零件无生锈和腐蚀现象5.4.4 变压器绝缘无过热现象，绝缘表面无炭化现象5.4.5 所有测温元件指示准确（不准确的拆除）5.4.6 温控器动作准确、工作可靠、指示准确5.5 检修工日 10个工日表1主变压器型号SFSZ11-/220高压相数3分接位置电压 V电流 A额定容量/ kVA1547.1额定频率50 HZ2554电压组合（23081.25%）121/37 kV3560.4连接组标号YNyn0d114567冷却方式ONAN/ONAF(70%/110%)5573.8温升限值绕组 6

22、5 K 顶层油 55 K6580.7 绝缘水平7587.8h.v. 线路端子 LI/AC 950/395 kV8595h.v. 中性点端子 LI/AC 400/200 kV9A650.2m.v. 线路端子 LI/AC 480/200 kV9Bm.v. 中性点端子 LI/AC 250/95 kV9Cl.v. 线路端子 LI/AC 200/85 kV10610.1标准代号GB1094.1-1996 GB1094.2-199611617.9GB1094.3-2003 GB1094.5-200812625.9GB/T6451-200813634.2产品代号1TKB.715.171614542.6出厂编

23、号15651.3器身重量158.0t16660.2总重量290.0t17669.4油重量66.5t中压运输重量182t1145.2上节邮箱重量17.2t低压出厂日期2013年8月370003745生产厂家中国。山东泰开变压器有限公司负载损耗(75C)947.6KW空载损耗136.4 KW空载电流0.10%电流互感器参数表CB相型号出头连接电流比 A准确级额定输出 VALR-220ISI-1521000/51.020短路阻抗（240MVA)高压中压1分接 28.65%主分接30.64%17分接33.53%高压低压1分接17.86%主分接19.81%17分接22.97%中压低压9.28%表2站用变

24、压器型号SCB10-800/35高压分接电压额定容量800kVA分接位置电压（v）额定电流13.2/1154.7 AI36750绝缘水平h.v线路端子LI/AC 170/70kVII35870h.v中性点端子LI/AC -/3kVIII35000温升限值 70K IV34130冷却方式-ANVI33250总重量3460kg接线组别Dyn11绝缘等级F短路阻抗6.09%空载损耗1938W生产厂家江苏有限公司华鹏变压器有限公司表3接地变压器型号THT-DKSC-200/37高压分接电压额定容量200kVA分接位置电压（v）电流（A）额定中性点电流9.36 AI37kV3.12绝缘水平h.v线路端子

25、IIh.v中性点端子III温升限值 70K IV冷却方式-ANVI总重量1540kg接线组别Z型绝缘等级 短路阻抗 空载损耗 生产厂家 保定天威恒通电气有限公司表4 功能型风电组合式箱变符合标准GB17467-2010出厂编号XB变压器额定容量2750 KVA型号FZB-405/0.9-2750额定频率50 HZ防护等级IP54外壳级别5 K箱体尺寸（长宽高）615032402850内部电弧IAC-AB箱体重量12000 kg制造日期2013年07月厂址山东省泰安市制造厂家山东泰开箱变有限公司风机变压器本体产品型号S11-2750/35符合标准额定容量2750GB1094.1-1996GB10

26、94.2-1996额定电压3722.5%/0.69GB1095.3-2003GB/T6451-2008GB1094.5-2008相数3相分接位置 高压额定频率50 HZ电压电流连接组标号Dyn1113885040.87冷却方式ONAN23792541.86绝缘水平33700042.91H.v.线路端子 LI/AC 200/85kV43607544.01L.v.线路端子LI/AC-/5kV53515045.17短路抗阻6.34%低压产品代号1TKX.740.6003.16902301器身吊重3580kg总重量6135kg油重量1280kg变压器油45#生产厂家山东泰开箱变有限公司 35 kV 及

27、以上油浸式变压器、电抗器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1油中溶解气体色谱分析1)500 kV 变压器、电抗器3个月1次2)220 kV 变压器和发电厂120 MVA 以上的变压器3个月1次3)110 kV 变压器6个月1次。4)35 kV 变压器6个月1次1)对 110 kV 及以上变压器的油中一旦出现C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势2)运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意：总烃：1501/1；H2：1501/1；C2H2： 5.01/1(500 kV 设备为1.01/1)3)烃类气体总和的产气速率在 0.25 ml/h (开放式)和0.5 ml/h (

28、密封式)，相对产气速率大于10%月，则认为设备有异常4)500 kV 电抗器当出现少量(小于5.0 l/ 1 )C2H2时也应引起注意：如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体2)溶解气体组份含量的单位为 l/l3)溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析4)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断5)从实际带电之日起，即纳入监测范围6)封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220 k

29、V 变压器不超过3个月，110 kV 变压器最长不应超过6个月2绕组直流电阻1)500kV 1年2)35220kV 3年1)1.6 MVA 以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。且三相不平衡率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明处理2)1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意4)电抗器参照执行1)如电阻线间差在出厂时已超过规定，制

30、造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%2)不同温度下的电阻值按下式换算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中R1，R2分别为在温度 t1、t2下的电阻值； T 为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2253)无激磁调压变压器调换分头时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻4)有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻5)封闭式电缆出线的变压器电缆侧绕组可不进行定期试验，但应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220 kV 变压器不超过3个月，110 kV 变压器最长不超过6个月6)220 kV及以上绕组测试电流不宜大于10A3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数

31、1)500kV 1年2)35220kV 3年1)在1030范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.52)220 kV 及120 MVA 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况1)220kV及以上用5000V兆欧表，其他可用2500 V兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3)测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验4)尽量在油温低于50时试验5)吸收比和极化指数不进行温度换算6)变压器绝缘电阻大于10000 M 时，吸收比和极化指数可仅作为参考7)电缆出线变压器的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量4绕组的tan1)500kV 1年2)35220kV 3年1)20时的 ta

32、n 不大于下列数500 kV 0.6%110220 kV 0.8%35 kV 1.5%2) tan 值与历年的数值比较不应有明显变化(一般不大于30%)3)试验电压如下：绕组电压 10 kV 及以上： 10 kV；绕组电压 10 kV 以下： Un1)非被试绕组应接地，被试绕组应短路2)同一变压器各绕组的 tan 标准值相同3)测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验4)尽量在油温低于50时试验5)封闭式电缆出线的变压器只测量非电缆出线侧绕组的 tan5电容型套管的tan 和电容值1)500kV 1年2)35220kV 3年见第5章1)用正接法测量2)测量时记录环境温度和设备的顶层油温3

33、)封闭式电缆出线的变压器只测量有末屏引出的套管6绝缘油试验见第15章7铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻1)500kV 1年2)35220kV 3年1)与以前试验结果相比无明显差别2)出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A1)用 2500 V 兆欧表2)夹件也有单独外引接地线的需分别测量8油中含水量见第15章9油中含气量见第15章10绕组泄漏电流1)500kV 1年2)35220kV 3年1)试验电压一般如下：1)读取1分钟时的泄漏电流值2)封闭式电缆出线变压器的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量绕组额定电压(kV)3610203566220500直流试验电压(kV)51020

34、40602)由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近(在相同温度下)11有载调压装置的试验和检查1)500kV 1年2)35220kV 3年按 DL/T574有载分接开关运行维修导则执行12测温装置及其二次回路试验1)500kV 1年2)35220kV 3年密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表13气体继电器及其二次回路试验1)500kV 1年2)35220kV 3年整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表14冷却装置及其二次回路试验1)500

35、kV 1年2)35220kV 3年1)投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏2)强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定3)绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表15变压器绕组变形试验35 kV 及以上6年与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别1)每次测量时，变压器外部接线状态应相同2)应在最大分接下测量3)可用频率响应法和低电压阻抗法注： 油浸电抗器试验项目、标准、周期见表1中序号110、1213。1.1 封闭式电缆出线变压器试验项目的试验项目、周期和标准见表2。表2 封闭式电缆出线变压器试验项目的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1油中溶解气体色谱分析1) 22

36、0 kV 3个月1次。2) 110 kV及以下6个月1次。1) 110 kV 及以上变压器油中一旦出现C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势2)运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意： 总烃：1501/1；H2：1501/1；C2H2： 5.01/1(500 kV 设备为1.01/1)3)烃类气体总和的产气速率在 0.25 ml/h (开放式)和0.5 ml/h (密封式)，相对产气速率大于10%月，则认为设备有异常1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体2)溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析3)总烃含量低的设备不

37、宜采用相对产气速率进行分析判断2绕组直流电阻非电缆侧绕组6年1)1.6 MVA 以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。且三相不平衡率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明处理2)1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意1)如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%2)不同温度下的电阻值按下式换

38、算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中R1，R2分别为在温度 t1、t2下的电阻值； T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225 3)有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻4) 220 kV及以上绕组测试电流不宜大于10A3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数6年1)在1030范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.52)220 kV 及120 MVA 以上变压器应测量极化指数，用以判断绝缘状况1)用2500 V 及以上兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3)测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验4)尽量在油温低于50时试验5)吸收比和极化指

39、数不进行温度换算6)变压器绝缘电阻大于10000 M 时，吸收比和极化指数可仅作为参考7)电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量4绝缘油试验见第15章5铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻6年1)与以前试验结果相比无明显差别2)出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A1)用 2500 V 兆欧表2)夹件也有单独外引接地线的需分别测量6油中含水量见第15章7油中含气量见第15章8有载调压装置的试验和检查6年按 DL/T574有载分接开关运行维修导则执行9测温装置及其二次回路试验6年密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用25

40、00 V 兆欧表10气体继电器及其二次回路试验6年整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表11冷却装置及其二次回路试验6年1)投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏2)强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定3)绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表1.2 消弧线圈、35kV以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器试验项目、周期和标准见表3。表3 35kV 以下油浸变压器、接地变压器、干式变压器的试验项目、周期标准序号项目周期标准说明1绕组直流电阻6年1)1.6 MVA 以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平

41、均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%2)1.6 MVA 及以下变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别一般应不大于2%4)电抗器参照执行1)如电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂说明了产生这种偏差的原因，可按标准3执行2)不同温度下的电阻值按下式换算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中 R1、R2分别为在温度 t1、t2 下的电阻值；T 为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2253)无载调压变压器投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流

42、电阻4)有载调压变压器定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻2绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数6年绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化；1)用2500 V 及以上兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3）绝缘电阻大于10000 M时，可不测吸收比或极化指数3绝缘油试验6年见第15章投运前和大修后的试验项目和标准与交接时相同。厂(所)用变按110 kV 及以上对待4有载调压装置的试验和检查6年按 DL/T574有载分接开关运行维护导则的规定执行5干式变压器交流耐压试验6年试验电压见附录F低 压 配 电 装 置 检 修 规 程根据中广核烟墩南风电场制定低压配电装置

43、检修规程制定本标准。1. 主题内容与适用范围 本标准规定了母线、低压开关、刀闸和保险器、配电盘、配电箱、二次回路及照明装置的检修质量及标准。本标准适用于我公司低压配电装置检修的工作人员。 2. 母线检修2.1 概述2.1.1母线为硬母线,母线材料铜。a. 铜:电阻率小(p=0.0172欧姆毫米2/米)机械强度大,在空气中氧化的很慢,对酸和碱的抗腐性较强。2.1.2 母线刷漆颜色规定：2.1.2.1 交流母线： A相黄色； B相绿色； C相红色.2.1.3 户内母线的排列，必须考虑散热和短路电流通过时的电动力和热稳定性。热稳定条件；短路电流通过后，母线的最高温度不应超过短路时发热的容许温度（铜3

44、00，）电动力稳定条件：当短路时母线不应发生弯曲和机械共振现象。 容许加热温度+70，空气温度+25时，着色矩形截面铜铝母线的容许电流规定见表一： 表一母线 重 量 容 许 电 流(A)尺寸mmKg/m一条两条三条四条铜铝铜铝铜铝铜铝铜铝15X30.4000.12221016520X30.5340.16227521525X30.6680.20334026530X31.0060.32447536540X41.4240.43262548040X51.7800.54070054050X52.2250.67586066550X62.6700.81095574060X63.2040.9721125870

45、174013502240172060X84.2721.29513201025216016802790218060X105.3041.62014751155256020103300265080X64.2721.29514801150211016302720210080X85.6981.72816901320262020403370262080X107.1202.160190014803100241039903100100X65.3401.620181014252470193531702500100X87.1202.160208016253060239039303050100X108.9002.7

46、0023101820361028604650364053004150120X88.4602.600240019003400265043403380120X1010.653.24526502070410032005200410059004650注：本表所列数据，是母线垂直放置情况，如水平放置，对大尺寸母线容许电流应减少8%，对宽度60mm以下的母线应减少5%。2.2. 母线常见故障:2.2.1 母线接头因接触不好,接触电阻增大所造成的发热,严重时会使接头烧红。2.2.2 母线支持绝缘子绝缘不良,使母线对地绝缘电阻降低.2.2.3 当大的故障电流通过时,在电动力和弧光的作用下,会使母线发生弯曲,折

47、断或烧坏2.3母线的检修标准2.3.1螺丝连接母线接头，螺丝是否拧紧。2.3.2螺丝两侧的平垫和弹簧是否齐全,弹簧垫应有弹性.否则会使母线接头松弛。2.3.3螺丝孔应不斜,螺丝在孔内无卡滞现象。2.3.4母线接头接触面应接触严密,搭接的面积不应小于母线的宽度,接触面应占总面积的80%,母线连接应用烤兰及电镀螺丝,拧紧后应露出23扣螺纹。2.3.5接头处应无火花放电和烧伤的痕迹。2.3.6母线接头的焊缝应凸出成圆弧形，其表面干净，焊接处无裂纹和变形烧伤现象。2.3.7母线接头的检修2.3.7.1接触面的处理：消除表面氧化膜、气孔或凸起部分，使接触面平整粗糙。2.3.7.2用粗锉把母线表面上严重不

48、平的地方锉掉，然后用钢丝刷子刷，铜母线在锉完后要先涂一层中性凡士林油，如果母线不是很快就装上，应用纸把它包起来，铝母线的接触面不要用砂布打磨以免掉下来的玻璃肖或砂子嵌入金属内，增加接触电阻。2.3.7.3接触面的螺栓连接：拧螺母时应根据螺丝直径大小，选则尺寸合适的板子，采用过大的板子，用力大会紧断螺栓，板子过小，拧不紧。螺母拧紧后，应用0.05毫米塞尺，在接头四周检查紧密程度，塞尺塞入接头深度一般，不应超过5毫米。2.3.7.4用1000伏摇表测母线绝缘电阻，如绝缘电阻较低应找出故障原因消除之，一般母线支持瓷瓶不清洁，发生裂纹或破坏，均会引起母线绝缘电阻降低。2.3.7.5清扫母线，清除上边积灰和脏物2.3.7.6更换损坏的母线支持绝缘子。2.3.7.7从刷或补刷脱漆的地方。2.4母线的加工2.4.1母线的校正和弯曲2.4.1.1母线的校正：母线本身要求很平直，对弯曲不正的母线，应进行校正，如弯曲过大时，也可以在弯曲的母线上放上垫块，用大锤敲打，使母线不受损伤，垫块用铜或铝制成，垫块本身要平直。2.4.1.2母线的弯曲：矩形母线的弯曲有三种形式，平弯、立弯、麻花弯。a.平弯允许的最小半径见表二：表二母线尺寸(mm)R铜铝钢50x5以下2b2b2b60x5以上2b2.5b2bR为母线弯曲半径 b为母线厚度