电气检修规程终结版20150316

1、中电土城风电场运行检修规程 版本：2015 JG1 编制：张英 校对：武庆元 审核：陈学永 批准：刘民亮目 录第一篇 变压器检修工艺规程1第一章 设备概述1第二章 检修周期和检修项目2第三章 变压器检修工艺的基本要求5第四章 变压器的检修工艺及质量要求11第五章 变压器大修后的交接验收24附录1 变压器干燥29第六章 干式场用变压器检修工艺31第七章 箱式变压器检修工艺37第二篇 避雷器检修工艺规程43第一章 氧化锌避雷器检修工艺43第三篇 变、配电装置检修工艺规程49第一章 智能式万能开关检修工艺49第四篇 电动机检修工艺规程55第一章 交流电动机检修工艺55第五篇 电力电缆检修工艺规程85

2、第一章 电力电缆工艺要求85第六篇 直流系统检修维护规程105第一章 铅酸免维护蓄电池105第二章 直流母线检修工艺109第七篇 继电保护检修校验规程111第一章 微机保护检修校验规程111第八篇 电气设备试验规程112第一章 高压试验基本要求113第二章 试验中的注意事项116第三章 试验终结120第四章 电测量指示仪表检验规程122附录1： 电力设备预防性试验项目195第一篇 变压器检修工艺规程第一章 设备概述第一节 变压器技术规范本场现有1台主变压器，其主要结构为：铁芯、绕组、箱体、分接开关、高、低压套管等组成。主变压器主要技术参数项目编号1#主变压器产品型号SFZ10-100000/2

3、20GY相数3频率50HZ额定容量100000 kVA 电压组合230±8×1.25%/36.75/10.5 kV额定电流比251.0/1571.0/1649.6 A冷却方式ONAN/ONAF（70%/100%）使用条件户外联结组别YNyn0+d11绝缘水平h.v.线路端子 LI/AC 950/395 kVh.v.中性点端子 LI/AC 400/200 kVl.v.线路端子 LI/AC 200/85 kVl.v.中性点端子 LI/AC 200/85 kVw.v.线路端子 LI/AC 75/35 kV空载电流0.10%短路电压百分比1389%调压档数17负载损耗318.5kW

4、空载损耗64kW产品代号1TKB.714.1674出厂编号 12432生产厂家山东泰开变压器有限公司第二章 检修周期和检修项目第一节 检修周期一、主变压器大修周期1在投入运行后的5年内和以后1015年大修一次。2运行中的变压器发现异常状态或经试验判明有内部故障时应提前大修。3当承受出口短路后，应考虑提前大修。4事故泄油池5年清理一次二、主变压器小修周期主变每年进行一次小修。三、附属装置的检修周期1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程进行。2冷却风扇电机分解检修，每年一次。3净油器中净化材料（活性氧化铝）的更换，应根据油质化验结果而定。4自动装置及控制回路的校验、检查、清扫，每年一次。四、有

5、载分接开关的检修周期1取样时发现油质低于标准时应更换油或过滤。2新投入运行的有载分接开关在切换5000次后或虽未达到5000次但运行满1年后，应将切换部分吊出检查，以后可按实际情况确定检修期限。3当操作满50000次后应对切换开关进行检修；分接开关工作五年后，即未满50000次也应进行检修。五、电容套管应根据电气试验及密封材料老化情况确定。第二节 检修项目大修项目：1检修前制订大修方案以及器材准备工作。2吊芯、吊罩检查器身。 3对绕组（线圈）、引线的检修，有载（无载）分接开关的检修。 4对铁芯、穿芯螺钉、轭架、压钉及接地片等的检修。5油箱及附件检修，包括：套管、储油柜（含胶囊、隔膜）、压力释放

6、阀、呼吸器等。6装复变压器、各部密封胶垫的更换和试漏。7瓦斯继电器、保护装置、测温装置及操作控制箱的检查和试验。8冷却器：油泵、风扇电机、油流继电器、阀门、管道、净油器等附属设备的检修。9进行必要的绝缘干燥处理。10变压器油的处理或换油（真空注油）。11清扫外壳，进行除锈喷油漆。12大修后的试验和试运行。二、小修项目1检查并消除已发现的缺陷。2检查并拧紧套管引出线的接头螺栓。3放出储油柜集污器中的油泥，检查油位计，必要时对套管、变压器本体和有载开关加油。4检查各部密封胶垫，处理渗漏油。5冷却器、储油柜、呼吸器、压力释放阀的检修。6套管密封、顶部连接帽密封垫的检查更换、瓷套的检查、清扫。7各种保

7、护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验。8各部油阀和油堵的检查处理。 9有载（无载）分接开关的检修和操作试验。10检查接地系统、检测高压套管的屏蔽线。11油箱及附件的清扫、检修，必要时进行补漆。12按规定要求进行测量和试验。13有载分接开关在变压器大修时的检查和测试项目。13.1 测量触头接触电阻。13.2 测量限流电阻值。13.3 检查分接开关动作顺序。13.4 传动装置和控制装置的检查。13.5 绝缘油试验。第三章 变压器检修工艺的基本要求第一节 检修前准备工作一、大修前应先了解变压器的运行状况，主要内容有：1了解变压器在运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况。2变压

8、器上次大修的技术资料和技术档案。3了解变压器的运行状况（负荷、温度、有载分接开关的切次数和其他附属装置的运行情况）。4查阅变压器的原试验记录（包括油的简化分析和色谱），了解变压器的绝缘状况。5查明漏油部位（并作出标记）及外部缺陷，6进行大修前的本体和油的分析试验，确定检修时的附加项目（如干燥、油处理等）。二、编制大修工程技术、组织措施计划，主要内容有：1人员组织及分工。2核实检修项目及制定施工进度。3特殊项目的施工方案，确保施工安全、质量的技术措施，现场的防火措施。4主要施工工具和设备明细表，主要材料明细表；5绘制必要的施工草图和蓝图。6准备技术记录表格，确定应绘制和校核的备品配件图纸。7落实

9、大修用料。三、安排施工场地 大型电力变压器的检修工作，在现场直接进行需做好防雨、防潮、防尘和防火措施。同时应注意带电设备的安全距离，妥善安排电源的容量、储油容器的位置、拆卸附件的放置地点和消防器材的布置。四、做好下列物资准备1材料（包括备品备件、常用工具、专用工具、常用材料和特殊材料等）。2起吊装置、搬运工具、套管架、封板、垫木等。3真空滤油机、油罐、需补充的新绝缘油等（滤油机、油罐、油管必须要清除潮气和污脏）。4安全用具和安全设备（包括保险杠、专用工作服、鞋、照明防雨防尘篷布和消防器材等）。5试验仪器仪表。6烘潮设备。第二节 检修步骤一、分解检修和组装顺序1办理并完成停电工作手续，进行修前电

10、气试验，对变压器进行一次全面外观检查，并做好记录。2拆除变压器引线和二次回路，放油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器（包括潜油泵和风扇）、净油器、防爆器、联管、温度计、瓦斯继电器等附属装置，分别进行校验、检查和修理。在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。拆除部件后及时用封板封好孔洞，以防尘防潮。3油全部放出并进行过滤处理。4拆除无载分接开关操作（有载分接开关顶盖），拆卸大盖后吊钟罩（器身）。5检查器身状态，进行各部件操作杆（有载分接开关顶盖），拆卸大盖后吊钟罩（器身）。6。清洗、检修铁芯、线圈及箱壳。7装回钟罩（器身），更换密封胶垫，检修油门，紧固螺栓后真空注油。8安装冷却器等附属装置。9安

11、装套管并装好内部引线。10注变压器油到规定的油位线。11油压试漏。12大修后试验。二、分解和组装时应注意的问题1拆卸的螺栓零件应用去污剂清洗（油箱内的除外），如有损坏应修理或更换，然后妥善保管，防止丢失或损坏。2拆卸时应先拆小型仪表和套管，后拆大型铁件，组装时顺序相反。3冷却器、防爆器、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带电流互感器的升高座尚应注入合格的变压器油。4对易损部件（套管、油位计、温度计等）拆下后应妥善保管，以防损坏，套管应垂直放置，并且用新塑料布包扎好防潮防尘。5组装后要检查冷却器、净油器和瓦斯继电器油门位置。6对套管升高座、上部孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔进行多次

12、排气。7拆卸无载分接开关操作杆时，务必记住分接开关的位置并做好标记，对于有载分接开关必须置于整定位置。8认真作好现场记录工作。装配后的变压器零件要完整无缺，缺少的零件应在大修中配齐。三、起重工作1起重前应先拆除与其相连的影响起重的部件。2根据变压器的重量选择合适的起重工具钢绳套和吊环等用具。3钢绳应挂在变压器的专用起吊装置上，刚吊紧钢绳时，应再次检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊。4起吊器身（钟罩）时，吊绳的夹角不应大于60度，否则应采用专用吊杆或调整绳索，使器身（钟罩）保持平衡。起吊过程中，器身与箱壁不得碰撞。5器身（钟罩）四角应系缆绳，并由专人扶持，使其保持平稳。6起吊过程中上升或下

13、降速度不宜过快，并掌握重心防止倾斜。7放落时，应事先选好地点，摆好铺垫物然后徐徐下落放稳。8复位时，应套好箱沿密封胶垫，安放平整，并用U形卡子固定好。9复位时，器身（钟罩）应对准位置，平稳下降，注意器身与箱壁四周的距离。防止碰伤器身。10器身（钟罩）下降至接近箱沿时，应注意对正四周的螺孔，装上螺栓，取出U形卡子，注意防止密封垫变位，器身（钟罩）下降压正后，对称均匀紧固螺栓。11吊装套管时，其倾斜度应使套管法兰与油箱法兰之倾角基本一致，并用绳子绑好，防止碰撞及翻倒。12起吊工作应明确分工，专人指挥，并有统一的信号。13采用汽车起重机工作时，应注意起重臂伸张的角度，起重过程中回转角度与附近带电设备

14、之间的安全距离，必要时应设置专人监护。14在检查过程中，器身（钟罩）不宜长期在空中停留，检查时器身（钟罩）必须放置平稳。15变压器芯在空气中暴露的时间不宜过长，否则应采取抽真空防潮措施。第三节 检修后的工作一、检修记录1整理变压器及设备的检修记录。2整理变压器及设备的试验记录。3整理变压器油质化验记录、加油记录。二、变压器应重点检查的项目1变压器本体无缺陷。2电气试验项目齐全、合格，继电保护、测量仪表及二次回路校验合格。3相序正确。4油位、油色正常。5接地可靠。6有防雷保护和事故排油措施并符合要求。7厂家资料和大修记录齐全。第四章 变压器的检修工艺及质量要求第一节 器身检修一、器身检查的规定及

15、注意事项1检查场所：器身应在完好封闭场所或临时封闭的地方检查。地面应平坦清洁，设备和工具干净，以防雨防尘防雪和防污染。2检查器身时的环境：环境温度-15，变压器器身温度低于环境温度时，器身应加热，使器身温度高于环境温度1015。器身检查不得在有风沙、下雨或下雪的天气中进行。3器身暴露时间：空气相对湿度60时，16小时；空气相对湿度介于6070时，12小时；空气相对湿度75时，不允许检查。4安全要求：与检查无关的人员不得进入现场，工作人员不得携带金属物件和其他杂物。工具、材料要有专人保管，攀登梯子不可以直接搭放在线圈，引线或绝缘件上。5对于带有绝缘的引线不得随意弯折，特别应注意引线销（应力推）的

16、位置，尽量保持原装配位置。6起吊上节油箱时，由于箱沿密封胶垫和油箱内后的负压作用。使上下街油箱不易分离，切勿强行吊起，避免上节油箱突然跳起而碰坏器身，必须用撬棍撬开密封胶垫后起吊，上节油箱吊下后，应放在干净的平面或平台上。二、器身检查前的准备工作1按照厂家技术文件和有关标准，了解变压器主体及组件结构，制定检查程序和施工方案。2按照验收储存的要求对变压器主体进行检查。重视对套管的外观检查、密封实验和绝缘测试，不合格时应换油，仍不合格时需进行干燥处理。3油的检查：经运输和保管后，油中可能含有少量的气体、水分和杂志，使油的性能下降，总装配前必须对油取样实验，并进行处理，达到合格的要求。4设备及工具的

17、准备：起重设备及吊具应有裕度，保证吊挂牢靠。实验仪器、仪表的选用容量、精度等应符合实验要求。实验的场地要有安全设施。准备一些专用工具如套管吊具、卡具、铁架子、套管扳手、大号活扳手以及电、气焊等工具。5准备真空、干燥设备，用于变压器受潮后的干燥处理。6准备防雨、防尘的毡布和塑料布，还必须准备一些电工材料，如干燥好的皱纹纸、电缆纸、白布带、绝缘纸板及硬质木材等。三、变压器现场排氮注油的有关要求1充氮运输的变压器在存储期间，应经常检查氮气压力，如压力小于20kPa，应及时补充干燥的氮气。如变压器存放时间超过两个月，必须排出氮气注入合格的变压器油，使储油柜的油位达到相应的油位。2充氮运输的变压器在注油

18、排出氮气过程中，应首先解除氮气压力、打开油箱上部抽真空用的80的阀门，然后从油箱底部开始注油。工作人员尽量离开变压器主体。整个过程必须注意工作人员的安全，以防窒息。3油面应达到器身上距油箱顶盖5060mm处，从解除氮气压力到注油结束，全过程不得超过12小时。变压器须在合格的变压器油中浸油24小时后方可进行器身检查。四、检查的相关要求1应全面检查器身的完整性，有无缺陷存在（如过热、弧痕、松动、线圈变形、开关接点变色等）。对异常情况要查找原因并进行检修处理，同时要作好记录。3器身检查时，场地周围应清洁，并应有防尘措施。4检查工作应由专人进行，不得携带与工作无关的物件，应着专用工作服和软底鞋，戴清洁

19、手套（防汗），禁止用手接触线圈与绝缘物，寒冷天气应戴口罩。5油箱底应保持洁净无杂质。6强油冷却的线圈应注意检查固定于下夹件上的导向电木管，联接是否牢固，密封是否良好，线圈绝缘围屏上的出线位置是否密封。第二节 线圈检修1检查相间隔离板和围屏，检查有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常，应做针对处理。2检查线圈表面是否清洁有无位移，匝绝缘有无破损。3检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。4检查线圈油道，有无被油垢或其他物质堵塞情况，必要时可用软毛刷（白布或泡沫塑料）轻轻擦洗。5用手指按压线圈表面，检查其绝缘状态，有无凹陷和松弛现象。6特别应注意轴向有无松动，如果线圈垫块或轴向有松动，应先夹紧上铁

20、轭及旁轭拉带，然后对称拧紧压钉，压紧线圈。第三节 铁芯检修1检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹、有无松脱，上铁轭顶部和下铁轭的底部是否有积聚的油垢杂物，可用白布或洁净和泡沫塑料进行清扫擦拭，若迭片有翘起或不规则之处，可用木锤或铜锤敲打平整。2检查铁心，上下夹件、方铁、线圈压板（包括压铁）的紧固度和绝缘情况。3检查穿铁心和夹件的油道，应畅通，油道垫块无脱落和堵塞现象。4检查铁心地片的接触及绝缘情况。5检查铁芯与定位钉（变压器运输用）的距离。6检查铁芯上下铁轭面无锈蚀、无污垢，查明原因并清除干净，紧固所有的拉带及拉板。第四节 引线检修 1检查引线及引锥的绝缘包扎情况，有无变形、

21、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线与连接片、导杆头的焊接是否牢固，焊接点是否清洁，有无锈蚀，有无过热现象。2检查线圈至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接情况是否良好，有无过热现象。引线对各部位的绝缘距离引线的固定情况是否符号要求。3检查绝缘支架有无松动和裂纹、位移情况，检查引线在绝缘支架内固定情况，胶木螺杆应无损坏，防松措施可靠。如需要更换损坏木件，应用色木或水曲柳木材，使用前先干燥使含水率5。4检查套管将军帽密封是否良好，套管与引线的连接是否紧固。第五节 油箱及钟罩检修1检查油箱内部清洁度。2清扫强油管路，并检查强油管路的密封情况。3检查套管的升高座，一般升高座的上部应

22、设有放气塞，对于大电流套管，为防止产生涡流发热，三相之间应采用隔磁措施。4检查油箱（钟罩）大盖的箱沿应保持平整，接头焊缝须用砂轮打平，防止出现凹凸不平，箱沿内侧可加焊防止胶垫移位的园钢或方铁。5检查铁心定位螺栓。6检查隔磁及屏蔽装置。7检查油箱的强度和密封性能。8检查油箱及大盖等外部，进行清扫除锈（特别是焊缝），如有砂眼渗漏应进行补焊，重新喷漆。第六节 冷却装置检修 1一般冷却器（散热器）检修1.1 清扫冷却器（散热器）表面。1.2 用盖板将管接头法兰密封，加压进行试漏。扁管0.10.15Mpa10小时。1.3 用合格的变压器油对内部进行循环冲洗，须加热油进行。1.4 将内部油排净后加垫密封。

23、第七节 油浸式套管检修 1瓷套外观检查并清扫。2套管分解时，应依次逐个松动法兰螺丝，防止受力不匀损坏套管。3拆卸套管前应先轻轻幌动,检查套管松动情况。4拆导杆和法兰螺丝前，应防止导杆摇晃损坏瓷套。5对于大型套管起吊应注意吊绳挂与起吊角度。6擦拭油垢，检查瓷套内部。7组装过程中，注意胶垫位置应放正。第八节 套管型电流互感器检修1检查引线标志是否齐全。2更换引出线线柱的密封胶垫。3必要时进行伏安特性试验。4测量线圈的绝缘电阻。第九节 分接开关检修1检查开关各部件是否齐全完整。2.1 检查开关各部件是否齐全完整。2.2 松开上方定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头是否灵活，上部指示位置是否一致。2.3

24、 检查动静触头间接触是否良好，触头表面状态是否良好。2.4 检查触头分接线是否紧固有无松动。2.5 检查分接开关绝缘件状况是否良好。2.6 拆装前后指示位置必须一致，三相手柄及操作机构不得互换。2.7 检查绝缘操作杆U型拔叉接触是否良好。2.8 发现开关绝缘受潮或在空气中暴露时间过长，应进行干燥。2有载分接开关检修2.1 按规定时间间隙对切换开关进行检查与维修（50000次）。2.2 检修时，切换开关本体暴露在空气中的时间不得超过10小时，相对湿度不大于65%，否则应作干燥处理。2.3 取油样进行化验，油不合格应换油。2.4 吊出切换开关清洗干净。2.5 检查切换开关各紧固件是否松动、快速机构

25、的主弹簧、复位弹簧爪卡是否变形或断裂，各触头编织软联结有无损坏，动静触头的烧损程度，过渡电阻扁线是否有断裂及其阻值是否与铭牌相同以及测量有关接触电阻和动静触头的变换程序。2.6 复装注油也可同本体一起真空注油。第十节 电动机构的检修1一般部分1.1 箱子的防水性。1.2 齿轮盒的密封。1.3 所有的接地部分。2操作试验及检查2.1 逐级控制操作试验。2.2 凸轮开关动作检查试验。2.3 误相序的安全线路检查。2.4 电气和机械限位的动作检查。2.5 手插安全保护开关检查2.6 空气开关的检查2.7 电热器的检查2.8 其它附件检查第十一节 储油柜的检修1普通式储油柜1.1 打开侧盖，清洗检查内

26、外表面，清扫积污器、油位计、油塞等零部件。1.2 更换各部密封垫圈2胶囊式储油柜其检修程序与普通式储油柜基本相同。安装程序如下：2.1 放出储油柜的存油，将其内部清扫干净。2.2 检查胶囊的密封性能。2.3 用干净布擦净胶囊外壁，从人孔把胶囊放入储油柜。2.4 将胶囊用尼龙绳挂在挂钩上，连接好引出口，然后拧紧人孔法兰。3隔膜式储油柜3.1 分解检修前可先充油进行密封试验。3.2 拆下各部连管（呼吸器、注油器、排气管、瓦斯继电器连管等）。3.3 拆下指针式油位计连杆，卸下指针式油位计。3.4 分解中节法兰螺丝、卸下储油柜上节油箱。3.5 清扫上下节油箱。3.6 更换密封垫圈。3.7 检查后分解程

27、序相序程序组装。第十二节 呼吸器检修1倒出内部吸湿主剂，检查剥离罩完好，进行清扫。2把干燥的吸湿剂装入。3更换胶垫。4注油到合适位置使形成油封。第十三节 压力释放阀检修1清扫更换密封垫。2上部爆膜片应完整无裂纹。3检查外罩是否完好无破损。4弹簧压力符合要求。第十四节 瓦斯继电器检查1外部检查，检查容器、玻璃窗、放气阀、放油塞、接线端子盒、小套管是否完整，接线端子及盖板上箭头标志是否清楚，各接合处是否渗漏油。2冲洗干净。3检验动作、绝缘、流速校验合格。4检查窥视孔是否透明清晰，密封是否完好有无渗油，动作是否正确可靠，接点是否良好。第十五节 蝶阀、油门及塞子的检修1检查蝶阀的转轴、挡板是否完整灵活

28、和密封，更换密封垫圈。2检查碟阀、油门及塞子是否破损锈蚀，是否有渗油漏油。3油门应拆下分解检修，研磨并更换密封填料。4对放气（油）塞全面检查并更换密封圈。第十六节 测温装置的校验1检查测温装置是否损坏，外罩是否完好。2实际测量指示是否正常，表计误差是否在正常范围内。3接线是否正确有无松动。第十七节 变压器的整体组装及注油1整体组装的准备工作1.1 复装前必要时应对散热器（冷却器）、储油柜、净油器，压力释放阀、潜油泵、联气管、不带电流互感器的升高座、套管等零部件，确认密封良好及无受潮现象后方进行部件复装。1.2 组装前应彻底清理散热器（冷却器）、储油柜、防爆器（安全气道）、油管、不带电流互感器的

29、升高座、套管及春所有零、部件组件，用合格的变压器油冲洗与变压器直接接触的零、部组件。1.3 变压器附属的油、水管路也须进行彻底清理，并作记录。2安装上节油箱前、水管路也须进行彻底清理，并作记录。3有安装标志的零件与部件，须按照安装标志指示的部位组装。4变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。5在装配套管前须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关轴上。6组装组件时，应按有关制造厂的“安装使用说明”的规定进行。7油箱顶部若干上部定位件，应按外型尺寸图及技术要求进行定位或密封，密封垫压缩量约为30左右。8所有密封胶垫换新品，尺寸符合要求，受力压缩均匀，压缩量为2/3为宜。9按照控制箱的安装接线与原理图

30、将控制回路的连接线接好。10变压器真空注油及密封试验。10.1 变压器先充油至储油柜最高面进行油压密封试验，密封处无渗油，加压6小时为合格。然后关闭储油柜蝶阀，将油全部放出，有水冷却器时其差压继电器和净油器管路的旋塞关闭，有载分接开关的油应抽出，气体继电器应拆下，但冷却器的蝶阀应处于开启状态。10.2真空注油的过程10.2.1 检查真空部分和注油部分密封是否良好，仪表正常后，开始抽真空。10.2.2 启动真空泵，在2小时内均匀提高真空度至133Pa，遇雨时应停止抽真空。（注意油箱局部变形小于箱壁厚的2倍）10.2.3 达到真空度要求后，维持8小时，在真空状态下注油，速度大约每小时5T，根据油重

31、情况估计浸没器身顶部可停止注油，在该真空度下继续维持6小时后解除真空。10.2.4 打开各连接阀和所有放气塞，继续从油箱下部缓慢注油，直至所有放气塞溢油时，立即拧紧，注油至储油柜相应油面线。11整体密封检查：采用高于储油柜油面0.6m的油柱压力或用木压法充入19.629.4kPa气体压力持续三个小时无渗漏。12注油后必须静止48小时，此期间不断打开放气塞排气，检查有无渗漏及油位下降。13调整油面至环境温度的油面。第五章 变压器大修后的交接验收第一节 试验前的准备工作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，进行核算提交竣工、验收报告，并提请有关部门组织有关单位、维修部

32、门、高压试验、油务化验、继保、运行、计量等单位进行现场验收工作。1提供验收方面的有关资料：1.1 施工单位应向运行部门移交下列资料：1.1.1 开工报告1.1.2 竣工报告1.1.3 验收报告1.1.4 设计计算单，包括结合检修进行技术改造的内容、图纸、线圈重绕图纸等。1.1.5 现场干燥、检修记录。1.1.6 高压绝缘试验报告，油简化试验及色谱试验单、温度计校验报告、瓦斯继电器和互感器试验报告等。2试运行前检查项目2.1 变压器本体，冷却装置及所有附件均无缺陷，且无污油。2.2 轮子的固定装置牢固。2.3 油漆完整，接地可靠。2.4 变压器项盖上无遗留杂物。2.5 储油柜、冷却装置、净油器等

33、油系统上的油门在“开”位置。2.6 高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部将军帽结构的密封性良好，与外部引线的连接接触良好。2.7 变压器的储油柜和充油套管的油位正常。隔膜式储油柜集气盒内无气体，有载分接开关油枕油位正常。2.8 进行各升高座部位的放气，使其完全充满油。瓦斯继电器应无残余气体。2.9 呼吸器内的吸湿器剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用。2.10 有载分接开关的位置应符合运行要求，有载操作应动作正确，闭锁装置动作正确，控制盘、操作机构箱和顶盖上三者分接位一致。2.11 温度计指示正确，整定值符合要求。2.12 冷却装置试运行正常，强油装置应起动全部潜油泵进行

34、较长时间的循环并经多次放气。2.13 进行备用冷却装置的自动投运试验和运行中的冷却器故障全停试验。2.14 继电保护装置经调试整定，动作正确。3试运行变压器试运行时应按下列进行检查： 3.1中性点直接接地系统的变压器，在进行冲击合闸投运前，中性点必须接地。3.2 瓦斯继电器必须投运，重瓦斯投出口跳闸位置。3.3 额定电压下的冲击试验（交接为5次，更换线圈为3次，大修2次），应无异常，励磁涌流不致引起保护装置的动作。3.4 第一次受电后，持续时间不少于10分钟变压器应无异常情况。3.5 带电后，检查变压器及冷却装置所有焊接缝和接触面，不应有渗油现象，变压器无异常振动或放电声。3.6 分析比较运行

35、前后油色谱数据，应无明显变化。第二节 变压器检修后的交接验收标准1测量绕组的绝缘电阻和吸收比：使用2500V摇表测量，其量程1000M以，测量时被测量绕组应接地，R60：不低于出厂值的70%；吸收比R60/R151.3。2绕组连同套管的泄漏电流测试：读取1min的泄漏电流，与类似数值无显著差别。3绕组连同套管的tg,不大于出厂值的1.3倍。4绕组的直流电阻不平衡率：相（有中性点引出时）为2%，线（无中性点引出时）为1%，并应在所有分接位置上测量。5、检查绕组所有分接头的电压比，主分接上电压比偏差0.5，电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，应符合规律。6联结组别的核对，与变压器的铭牌标志相符合。

36、7在交接条件允许时进行额定电压下的空载电流，损耗的测试，并与出厂值相符合。8检查有载分接开关的动作顺序，并与出厂规定一致，详见有载分接开关说明书。9检查变压器相位，并与电网一致。10检查油中溶气量分析：油中溶气量注意值（ppm），总烃20，乙炔=0，氢气10。11绕组连同套管一起的交流耐压试验，试验电压为出厂电压的85%。12检查变压器极性，变压器的极性正确。13额定电压下的冲击合闸试验，3次冲击合闸中，第一次合闸后持续时间大于10min，每次冲击合闸间隔时间应大于5min，电气与机械强度良好，保护装置不误动。14变压器保护试验，相关保护动作正常，符合实验交接要求。第三节 变压器的日常维护1清

37、除变压器积灰、套管污垢。2紧固各接线螺丝。3检查变压器油位是否正常，及时补充变压器油。4检查瓦斯继电器有无漏油现象。5变压器绝缘电阻测量。6变压器温度计检查。7检查硅胶有无变色现象，更换变色的硅胶。8测量控制回路绝缘。9检查变压器的油温是否正常。10检查变压器的声响有无异常。11检查风扇运行是否正常。12检查压力释放器是否完好。13变压器油试验。附录1 变压器干燥一、需要干燥的判断运行中的变压器一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，绝缘下降或检修中超过允许暴露时间时，根据具体情况确定是否需要干燥。其判据为：1tg值在同一温度下比上次侧得数值增高30%以上，且超过预防性试验规程规定时；2、绝缘电阻

38、在同一温度下比上次侧得数据降低40%以上，线圈温度在10-30时，63kV及以下吸收比低于1.2。3油中有水分或油箱中出现明显进水，且水量较多。应综合以上情况判断。二、变压器经过全部或局部更换绕组或绝缘的大修以后，不论测量结果如何，均应干燥。三、大修中变压器芯子在空气中停留的时间超过规定，或空气湿度较高，大修后是否需要干燥应通过在检修前后在尽可能相同条件下，测得的结果进行比较来确定，在测量时也应把油的tg值考虑进去。四、新装变压器不符合下列条件者应干燥：1绝缘电阻数据低于出厂试验值的70%以上。五、干燥方法1涡流加热真空干燥。2热油喷雾真空干燥。3零序电流干燥。4短路电流干燥。5红外线干燥等。

39、可根据现场条件选1或几种综合使用。六、干燥中的温度控制：利用油箱加热，箱壁温度不超过110120，箱底不超过105，线圈不超过95100，热风进风温度不超过100，进风口应设有清洁干燥措施，注意防止火星进入变压器。注意防止局部过热。七、抽真空要求：抽真空应先预热，升温速度为1015/h，抽真空速度为1.3×10420×104Pa/h。在抽真空 的最初一小时内，当残压达到20kPa时，检查无异常情况后，继续提高真空度直到残压为0.3kPa，且保持8h以上。八、检查和记录：1测量绕组的绝缘电阻（真空下有的不能测）。2测量绕组、铁芯和外壳等各温度。3保持一定真空度。4定期排放冷凝

40、水。5定期进行热扩散。6记录加温电源电压、电流的变化。7检查加热器具、电源线路、真空管路及其设备的运行的情况；九、干燥终结判断：1保持温度不变，绕组绝缘电阻下降后再回升，维持12小时不变。28小时以上基本无凝结水折出。干燥完成后保持真空降温，与准备好的油温接近时进行真空注油，并继续保持无真空8小时以上。第六章 干式场用变压器检修工艺第一节 设备概述本场有一台场用干式变压器，主要由铁芯、绕组、箱体、高、低压套管及冷却装置组成。场用变压器主要技术参数产品型号:SCB10-630/35产品名称：干式变压器出厂编号：12433额定容量:630 kVA安装地点：户内额定频率：50HZ相数： 3短路阻抗：

41、6.05%分接范围：±2×2.5%连接组标号：YynO绝缘耐热等级：F使用条件：户内额定电压：36750±2×2.5%/400V冷却方式：AN/AF第二节 检修周期和检修项目干式场用变压器的检修分为大修和小修。一、干式场用变压器大修周期1风电厂干式场用变压器在投入运行后的第5年内应大修一次。2运行中发现异常状况或试验判明有内部故障时，应提前大修。二、干式场用变压器小修周期风电场场用变压器在投入运行后的每年内应小修一次。三、干式场用变压器大修项目1吊出芯子进行检修。2对绕组、引线进行检修。3对分接开关进行检查。4检查测温装置是否正常。5进行规定的测量和试验

42、。6保护装置、测量装置及控制回路的检查、试验。四、干式场用变压器小修项目1检查并消除已发现的缺陷。2检查并拧紧套管引出线的接头。3保护装置、测量装置及控制回路的检查、试验。4进行规定的测量和试验。5核对分接头位置。第三节 检修工艺的基本要求一、检修前应做的工作1检修前的准备1.1 制定检修计划，包括如下工作：1.2 根据正常检修的要求和设备运行中的缺陷记录，确定检修项目、所需的工时，编制工程进度表。1.3 根据检修项目，列出材料清单。1.4 准备检修工具。2检修组织2.1 检修前，要组织参加人员讨论检修任务和检修计划和安全事项。2.2 工作负责人应详细介绍设备的现状、检修项目、检修方法及质量要

43、求。3检修场地的准备3.1 干式场用变压器的检修场地应与运行场地隔离。3.2 现场应注意安全。3.3 变压器芯体在空气中暴露的时间不应超过规定时间。二、检修后的工作1整理变压器及设备的检修记录。2整理变压器及设备的试验记录。三、新安装或大修的干式变压器应重点检查项目1变压器本体无缺陷。2电气试验项目齐全、合格，继电保护、测量仪表及二次回路校验合格。3相序正确。4厂家资料和大修记录齐全。5接地可靠。第四节 检修工艺步骤一、变压器解体1吊芯检查干式变压器大修应吊芯，吊芯检查是将整个变压器解体，拆下各个单元部件，然后根据技术标准和要求对各个部件进行检查、测试等。修复或更换不合格的零部件，清除油垢脏物

44、，然后重新组装。2吊芯的步骤2.1 停电，断开电源，并做好记录。2.2 拆开变压器的高、低压恻套管母排和引线。2.3 拆开变压器接地线。2.4 将变压器吊运到检修现场。2.5 将变压器芯子缓慢吊出后运至检修地点。3吊芯检查项目和要求3.1 所有螺栓应紧固并有防松措施。3.2 绝缘螺栓应完好。3.3 铁芯应无变形。3.4 各部件绝缘应良好。3.5 绕组绝缘层应完好，无缺损、变形现象，绝缘电阻应符合要求。3.6 各绕相应排列整齐，间隙均匀，风路无堵塞。3.7 绕组的压钉应紧固，止回螺母应拧紧。3.8 绝缘围屏应绑扎牢固，围屏上所有绕组引出的密封应良好。3.9 引出线绝缘包扎紧固，应无损伤、拧弯现象

45、。3.10 引出线应固定牢靠，分接头接点与绕组的连接应紧固正确。4吊芯检修项目4.1 检修绕组和铁芯。4.2 变压器试验。4.4检修测量仪表及信号装置。二、变压器检修后的组装1装上套管。2接好接地装置。3安装冷却装置并通电试验。4安装温度计、吸湿器等部件。5连接测温装置、保护装置及电流互感器连线。三、变压器检修后的试验1试验项目和标准1.1 测量绕组的绝缘电阻和吸收比：额定电压在1000V以上的绕组用2500V兆欧表。吸收比应大于1.3。1.2 绕组连同套管一起的交流耐压试验：试验电压为出厂电压的85%。1.3 测量铁芯对地的绝缘电阻。1.4 测量绕组连同套管一起的直流电阻：测量的相间差与以前

46、相应部位测量的相间差比较其变化不应大于2%。1.5 检查绕组所有分接头的电压比：1.6 变压器核相：相序与相位与系统一致。1.7 检查变压器极性：1.8 额定电压下的冲击合闸试验：1.9 保护试验：保护动作正常，四、变压器的日常维护1清除变压器积灰、套管污垢。2紧固各接线螺丝。3变压器绝缘电阻测量。4检查变压器的声响有无异常。5变压器温度计检查。6、检查硅胶有无变色现象，更换变色的硅胶。7测量控制回路绝缘。8检查排风扇运行是否正常。第七章 箱式变压器检修工艺第一节 设备概述本场33台场箱式变压器，主要由铁芯、绕组、箱体、高、低压套管及冷却装置组成。其主要技术参数如下名称1500KW风机箱变（山

47、东泰开）型号ZGS11-1600/36.75额定容量1600 kVA相数三相防护等级IP54额定电压36.75/0.69kV额定电流25.14/1338.82A联接组标号Dyn11额定频率50Hz生产日期2012年11月第二节 检修周期和检修项目箱式变压器的检修分为大修和小修。一、箱式变压器大修周期1箱式变压器在投入运行后的第5年内应大修一次。2运行中发现异常状况或试验判明有内部故障时，应提前大修。二、箱式变压器小修周期箱式变压器在投入运行后的每年内应小修一次。三、箱式变压器大修项目1吊出芯子进行检修。2对绕组、引线进行检修。3对分接开关进行检查。4检查测温装置是否正常。5进行规定的测量和试验

48、。6测量装置及控制回路的检查、试验。四、箱式用变压器小修项目1检查并消除已发现的缺陷。2检查并拧紧套管引出线的接头。3测量装置及控制回路的检查、试验。4进行规定的测量和试验。5核对分接头位置。第三节 检修工艺的基本要求一、检修前应做的工作1检修前的准备1.1 制定检修计划，包括如下工作：1.2 根据正常检修的要求和设备运行中的缺陷记录，确定检修项目、所需的工时，编制工程进度表。1.3 根据检修项目，列出材料清单。1.4 准备检修工具。2检修组织2.1 检修前，要组织参加人员讨论检修任务和检修计划和安全事项。2.2 工作负责人应详细介绍设备的现状、检修项目、检修方法及质量要求。3检修场地的准备3

49、.1 箱式变压器的检修场地应与运行场地隔离。3.2 现场应注意安全。3.3 变压器芯体在空气中暴露的时间不应超过规定时间。二、检修后的工作1整理变压器及设备的检修记录。2整理变压器及设备的试验记录。3变压器油质化验记录、加油记录。三、新安装或大修的干式变压器应重点检查项目1变压器本体无缺陷。2电气试验项目齐全、合格，继电保护、测量仪表及二次回路校验合格。3相序正确。4厂家资料和大修记录齐全。5接地可靠。第四节 检修工艺步骤一、变压器解体1吊芯检查箱式变压器大修应吊芯，吊芯检查是将整个变压器解体，拆下各个单元部件，然后根据技术标准和要求对各个部件进行检查、测试等。修复或更换不合格的零部件，清除油

50、垢脏物，然后重新组装。2吊芯的步骤2.1 停电，断开电源，并做好记录。2.2 拆开变压器的高、低压侧套管母排和引线。2.3 拆开变压器接地线。2.4 将变压器吊运道检修现场。2.5 将变压器芯子缓慢吊出后运至检修地点。3吊芯检查项目和要求3.1 所有螺栓应紧固并有防松措施。3.2 绝缘螺栓应完好。3.3 铁芯应无变形。3.4 各部件绝缘应良好。3.5 绕组绝缘层应完好，无缺损、变形现象，绝缘电阻应符合要求。3.6 各绕相应排列整齐，间隙均匀，风路无堵塞。3.7 绕组的压钉应紧固，止回螺母应拧紧。3.8 绝缘围屏应绑扎牢固，围屏上所有绕组引出的密封应良好。3.9 引出线绝缘包扎紧固，应无损伤、拧

51、弯现象。3.10 引出线应固定牢靠，分接头接点与绕组的连接应紧固正确。4吊芯检修项目4.1 检修绕组和铁芯。4.2 检修分接开关。4.3 变压器试验。4.4 检修高、低压套管。4.5 检修测量仪表及信号装置。二、变压器检修后的组装1装上套管。2接好接地装置。3安装温度计等部件。4连接测温装置、保护装置及电流互感器连线。三、变压器检修后的试验1试验项目和标准1.1 测量绕组的绝缘电阻和吸收比：额定电压在1000V以上的绕组用2500V兆欧表。吸收比应大于1.3。1.2 绕组连同套管一起的交流耐压试验：试验电压为出厂电压的85%。1.3 测量铁芯对地的绝缘电阻。1.4 测量绕组连同套管一起的直流电阻：测量的相间差与以前相应部位测量的相间差比较其变化不应大于2%。1.5 检查绕组所有分接头的电压比：1.6 变压器核相：相序与相位与系统一致。1.7 检查变压器极性：1.8 额定电压下的冲击合闸试验：1.9 保护试验：保护动作正常，四、变压器的日常维护1清除变压器积灰、套管污垢。2紧固各接线螺丝。3变压器绝缘电阻测量。4检查变压器的声响有无异常。5变压器温度计检查。6测量控制回路绝缘。