维护检修规程

1、光伏发电项目电气检修规程江苏磐石新能源开发股份有限公司 发布发布2016年10月28日实施2016年10月1日发布光伏发电项目检修规程版本：A/1编制： 审核： 批准： 受控状态：目录1.1设备概述421.2检修周期及检修项目421.3变压器检修工艺的基本要求441.4变压器的检修工艺及质量要求471.5变压器大修后的交接验收541.6干式变压器检修工艺582 断路器检修工艺规程612.1交流金属封闭开关设备规范622.2真空开关检修工艺规程673 SVG检修规程693.1SVG设备技术参数693.2SVG系统操作规程694 电力电缆检修工艺754.1电力电缆工艺要求755.1铅酸免维护蓄电池

2、805.2直流母线检修工艺836 逆变器846.1光伏500KWP并网逆变器综述846.2光伏500KWP并网逆变器的检修917 太阳能电池组件检修规程957.1太阳能电池组件综述957.2 太阳能电池组件的检修维护988 汇流箱检修规程998.1汇流箱综述998.2汇流箱的检修1001变压器检修规程1设备概述变压器主要技术规范序号名 称一变压器基本技术参数1型式及型号美式箱变ZGSB11-Z-1600/352额定容量(kVA) (绕组温升65K)1600kVA3最高工作电压（kV） 高压40.5kV4额定电压（kV）35kV5额定电流（A）1848A6短路阻抗(%) U高-低6.417联结组

3、标号Dy118额定频率(Hz)509绝缘耐热等级A10空载损耗1628W11负载损耗17569W12绝缘液体45#变压器油13额定绝缘水平高压侧雷电冲击耐受电压峰值(kV)对地及相间200kV额定雷电冲击耐受电压（截波）(kV)对地及相间220kV额定短时工频耐受电压有效值(kV)对地及相间85kV14顶层油温升不超过55K5接地变压器a.型号DKSC-500/37-160/0.4b.额定容量500/160KVAc.额定电压（kV） 高压/低压372x2.5/0.4d.额定中性点电流（A）18.7e.绝缘耐热等级Ff.联结组标号Zng.线圈联接组别ZN,yn11h制造商广州智光第一节检修周期一

4、、 大修周期1) 在投入运行后的5年内和以后10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、小修周期主变、低厂变，每年进行一次小修。三、附属装置的检修周期5) 保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程进行。6) 自动装置及控制回路的校验、检查、清扫，每年一次。四、有载分接开关的检修周期7) 取样时发现油质低于标准时应换油或过滤。即使油耐压超过40KV以上，每年应更换新油一次。8) 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

5、实际情况确定检修期限。9) 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。第二节检修项目一、大修项目：注 检修前制订大修方案以及器材准备工作。注 吊芯、吊罩检查器身。注 对绕组（线圈）、引线的检修，有载（无载）分接开关的检修。注 对铁芯、穿芯螺钉、轭架、压钉及接地片等的检修。注 油箱及附件检修，包括：套管、储油柜（含胶囊、隔膜）、压力释放阀、呼吸器等。注 装复变压器、各部密封胶垫的更换和试漏。注 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。注 冷却器：风扇电机、油流继电器、阀门、管道

6、、净油器等附属设备的检修。注 进行必要的绝缘干燥处理。注 变压器油的处理或换油（110kV及以上电压等级者真空注油）。注 清扫外壳，进行除锈喷油漆。注 大修后的试验和试运行。二、小修项目检查并消除已发现的缺陷。检查并拧紧套管引出线的接头螺栓。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。检查各部密封胶垫，处理渗漏油。冷却器、储油柜、呼吸器、压力释放阀的检修。套管密封、顶部连接帽密封垫的检查更换、瓷套的检查、清扫。各种保护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验。各部油阀和油堵的检查处理。有载（无载）分接开关的检修和操作试验。检查接地系统、检测高压套管的屏蔽线。油箱

7、及附件的清扫、检修，必要时进行补漆。按规定要求进行测量和试验。有载分接开关在变压器大修时的检查和测试项目。 测量触头接触电阻。 测量限流电阻值。 检查分接开关动作顺序。 传动装置和控制装置的检查。 绝缘油试验。1.3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、有载分接开关的切换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)

8、 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) 落实大修用料。三、安排施工场地1、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

9、容器的位置、拆卸附件的放置地点和消防器材的布置。一、 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）。二、 起吊装置、搬运工具、套管架、封板、垫木等。三、 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）。四、 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）。五、 试验仪器仪表。六、 烘潮设备四、变压器的分解、起重搬运和组装1、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、净油器、防爆

10、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) 安装套管并装好内部引线。10) 注变压器到规定的油位线。11) 油压试漏。12) 大修后试验。2、分解和组装时应注意的问题1)

11、 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

12、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。五、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降速度不宜过快，并掌握重心防止倾斜。7) 放落时，应事先选

13、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之间的安全距离，必要时应设置专

14、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。1.4变压器的检修工艺及质量要求第一节器身检修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。2、器身暴露在空气中的时间（从开始抽油至开始注油止，放完油的时间越短越好）：相对湿度65%16小时，相对湿度75%12小时，当器身温度低于周围气温时，宜将变压器加热，一般高出10。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

15、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，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、有手指按压线圈表面，检查其绝缘状态，有无凹陷和松弛现象

16、。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。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、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接是否良好，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

17、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。4、检查引线与各部位之间的绝缘距离。5、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

18、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）检修清扫冷却器（散热器）表面。用盖板将管接头法兰密封，加压进行试漏。扁管0.10.15Mpa10小时。用合格的变压器油对内部进行循环冲洗，须加热油进行。将内部油排净后加垫密封。2、YF型强油风冷却器检修热油冲洗。试漏：0.250.28Mpa30分钟。清扫冷却器表面，并用压力为0.1Mpa左右的压缩空气（或水压）吹净组间堵塞的灰沙、小昆虫、草棍等杂物。更换各部密封垫，检修蝶阀，待总装。3、清理冷却油管两

19、端的油污、锈斑，进行刷防锈漆防腐面漆工作。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、分接开关解体：、检查开关各部件是否齐全完整。松开上方定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头是否灵

20、活，上部指示位置是否一致。检查动静触头间接触是否良好，触头表面状态是否良好。检查触头分接线是否紧固有无松动。检查分接开关绝缘件状况是否良好。 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。 检查绝缘操作杆U型拔叉接触是否良好。 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 按规定时间间隙对切换开关进行检查与维修（50000次）。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。取油样进行化验，油不合格应换油。吊出切换开关清洗干净。检查切换开关各紧固件是否松动、快速机构的主弹簧、复位弹簧爪卡是否变形或断裂，各触头编

21、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。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) 箱子的防水性。2) 齿轮盒的密封。3) 所有的接地部分。2、操作试验1) 逐级控制操作试验。2) 凸轮开关动作检查试验。3) 误相序的安全线路检查。4) 电气和机械限位的动作检查。5) 手插安全保护开关检查6) 空气开关的检查7) 电热器的检查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) 打开侧盖，清洗检查内外表面，清扫积污器、油位计、油塞等零部件。2) 更换各部密封垫圈2、胶囊式储油

22、柜其检修程序与普通式储油柜基本相同。安装程序如下：注： 放出储油柜的存油，将其内部清扫干净。注： 检查胶囊的密封性能。注： 用干净布擦净胶囊外壁，从人孔把胶囊放入储油柜。注： 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 分解检修前可先充油进行密封试验。 拆下各部连管（呼吸器、注油器、排气管、瓦斯继电器连管等）。 拆下指针式油位计连杆，卸下指针式油位计。 分解中节法兰螺丝、卸下储油柜上节油箱。 清扫上下节油箱。 更换密封垫圈。 检查后分解程序相序程序组装。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

23、油到合适位置使形成油封。第十三节净油器检修1、倒出硅胶（活性氧化铝）用干燥清洗的变压器油净油器内部和联管清洗干净。2、检查各部件完整无损关进行清扫。检查下部滤网有无堵塞、洗净后更换胶垫，装复下盖板和滤过网，密封完好。第十四节压力释放阀检修1、清扫更换密封垫。2、上部爆膜片应完整无裂纹。第十五节瓦斯继电器检查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，接线端了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。第十六节蝶阀、油门及塞子的检修1、检查蝶阀的转轴、挡板是否完整灵活和密封，更换密封垫圈。2、油门应拆下分解检修，研

24、磨并更换密封填料。3、对放气（油）塞全面检查并更换密封圈。第十七节测温装置的校验按有关规定进行。第十八节变压器的整体组装及注油：1、整体组装的准备工作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。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

25、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。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、大型变压器采用真空注油工艺注油。 储油柜不参加抽真空。 冷却器连同主体一同抽真空。在1小时内均匀提高真空度，达8104Pa维持1小时，如无异常，则将真空度逐渐加至9.75104Pa维持1小时，检查油箱有无变形与异常现象。如未异常，在真空状态下注油，油应先经过真空滤油机进行脱气脱水，滤油机及管路最好是完全密封的；注油过程中应使真空度维持在9.751046.7102Pa真空度，油面接近顶盖200mm时停止注

26、油；注油时间大于6小时。在该真空度下继续维持6小时即可解除真空。将储油柜上部的放气塞打开，从储油柜加添油管加油至储油柜放气塞有油溢出为止并拧紧放气塞，再从加油管放油，使油面过到略高于要求高度，最后将呼吸器装好。从二次注油结束开始，静置24小时，此期间多次放气（并起动潜油泵），检查有无渗漏及油位下降。1.5变压器大修后的交接验收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：施工单位应向运行部门移交下列资料： 开工报告 竣工

27、报告 验收报告 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。现场干燥、检修记录。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 变压器本体，冷却装置及所有附件均无缺陷，且无污油。 轮子的固定装置牢固。 油漆完整，接地可靠。 变压器项盖上无遗留杂物。 储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门在“开”位置。 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。 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。 进行各升高座部位的放气，使其

28、完全充满油。瓦斯继电器应无残余气体 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。 无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。 温度计指示正确，整定值符合要求。 冷却装置试运行正常，强油装置应起动全部潜油泵进行较长时间的循环并经多次放气。 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。 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： 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。 瓦斯继电器必须投运，轻、重瓦斯继电器投出口跳闸位置。

29、 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。 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。 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。 分析比较运行前后油色谱数据，应无明显附录1 变压器风扇电机检修工艺一、 检修周期和检修项目1、检修周期每年进行一次。2、小修周期 6个月一次。3、临时性检修运行中发现严重缺陷和异常现象时，应退出运行，进行检修。4、新投入运行的检查 15天内每天检查一次，以后每月检查一次。5、检修项目 大修风扇及电动机分解检修。 小修A 检查风叶转动是否灵活

30、，有无刮着风罩。B 检查接线端子有无松动现象。C 清扫外壳。D 向轴承室注入锂基润滑脂。E 检查各部紧固螺丝有无松动。F 测量定子线圈绝缘电阻。二、 分解检修1、将止动垫圈打开，旋下盖型螺母，退出止动垫圈。用专用工具（三角爪）将叶轮从轴上卸下，同时将键、锥套取下保管好。2、检查叶轮与轮毂的铆接情况，松动时呆用铁锤铆紧。3、将叶轮放在平台上，检查叶片安装角度应一致，否则应调整。4、拆下电机罩卸下后端盖固定螺丝，顶出后端盖。5、检查后端盖有无破损，清除轴承室的润滑脂，用内径千分尺测量轴承室允许大0.025mm（直径），严重磨损应换新。附录2 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

31、，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：1、tg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1.2，110kV及以上低于1.3。3、油中有水分或油箱中出现明显进水，且水量较多。应综合上情况判断。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

32、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。2、绝缘电阻低于下表规定（单位：兆欧）高压绕组电压等级温度（）10203040506070803-35kV4503002001309060402520-35KV60040027018012080503563-220KV120080054036024016010070五、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。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

33、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1.310420104Pa/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

34、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。2、8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。1.6干式变压器检修工艺第一节检修周期和检修项目一、检修周期：1、检修随机组的大小修周期进行2、检查每六个月进行一次。二、检修项目1、检查项目变压器的安装状况。变压器外壳的完整性。变压器周围环境是否不利于运行。变压器通风状况和温度检测装置检验。变压器有无过热存在。变压器引线支持状态。变压器各部连接状况。套管及连接板状态。线圈压板及垫板连接状况。变压器接地状态。测量线圈的绝缘电阻。检查线圈绝缘是否有异常变色

35、和裂纹等。2、检修项目清除变压器内外灰尘、污垢及水份等。更换和检修易损零件。包括检查项目的全部内容。按周期进行电气预防性试验。注：干式变压器比起油浸变压器更容易受到环境的影响，因而应得到更周到细致的保护。第二节检修工艺一、检查1、变压器的安装是否完整，有无歪斜，局部变形及震动现象。2、变压器外壳是否完整，各连接是否松动，箱壳各处有无碰坏现象。3、变压器周围环境是否清洁，有无积水、顶上漏水及其他妨碍安全运行的物件。4、检查配电室的通风设备，应能正常通风。5、变压器各部位有无局部过热现象，如测温片是否变色，各部温度是否正常，是否超过现定值。6、变压器引线是否牢固，位置是否正常，引线四周绝缘距离是否

36、有改变。7、变压器各处连接螺栓有无松动现象，变压器有无不正常之噪音。8、套管及接线板等处的电气连接部分有无松动及局部过热现象，瓷件有无破损之处，然后清除套圈上的污物及灰尘。9、线圈压板是否紧压线圈，各处垫块有无松动现象。10、变压器接地是否可靠。11、测量线圈绝缘电阻。12、应无孔洞、缝隙能进入危及安全的小动物。二、检修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、其他附属装置的运行情况）。4、查阅变压器的原试验记录，了解变压器的绝缘状况。5、按上面（一）的检查工艺内容进行。6、拆卸的螺

37、栓零件应用去污剂清洗，如有损坏应修理或更换，然后妥善保管，防止丢失或损坏。7、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8、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、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。9、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。10、检查线圈表面是否清洁，绝缘有无破损。11、检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。12、检查线圈冷却风道，有无被污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。13、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

38、、有无松脱，上铁轭顶部和下铁轭的底部是否积聚的污垢杂物，应进行清扫擦拭，若迭片有翘起或不规则之处，可用木锤或铜锤敲打平整。14、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。15、检查铁心和夹件的风道应畅通，气道垫块无脱落和堵塞现象。16、检查铁心接地片的接触及绝缘情况。17、检查引线的绝缘包扎情况，有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接是否良好，有无过热现象。18、检查线圈分接头引线的引接情况是否良好，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合要求。19、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。20、检查引线与

39、各部位之间的绝缘距离。21、用电吹风或压缩空气从不同角度冲扫变压器内外，以不见灰尘吹出为结束；要注意空气流速不致过大，以免凝结水吹向器身。引出线裸线部分，套管、连接板、外壳等处，可用清洗剂来清洗。22、更换和检修易损部件，比如绝缘子、接线板、连接线等。23、电气预防性试验。三、检修后试运行1、变压器检修竣工后，应清理现场、整理记录、资料、图纸，提交竣工、验收报告，并提请有关部门等进行现场验收工作。提供验收方面的有关资料：开工报告竣工报告验收报告现场干燥、检修记录。高压绝缘试验报告，温度计校验报告等。2、试运行前检查项目变压器本体，冷却装置及所有附件均无缺陷，且无污迹。轮子的固定装置牢固。油漆完

40、整，接地可靠。变压器顶盖上无遗留杂物。与外部引线的连接接触良好。温度计指示正确，整定值符合要求。冷却装置试运行正常。3、试运行变压器试运行时应按下列进行检查：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。受电后，持续时间不少于10分钟变压器应无异常情况。带电后，检查变压器应无异常振动或放电声。2 断路器检修工艺规程2.1交流金属封闭开关设备规范第一节 KYN61-40.5型金属铠装中置移开式开关设备主要技术规范一、结构特点KYN61-40.5型金属铠装中置移开式开关设备（以下简称开关柜）由固定的柜体和可抽出部分（简称手车)两大部分组成。

41、柜体的外壳和各功能单元的隔板是采甩进口敷铝锌板或优质冷轧钢板经进口机床加工成型后用高强度拉铆螺母拴接而成。柜体精度高且美观大方。开关柜外壳的防护等级为IP4X断路器室门打开时为IP2X。开关柜面板后封板采用静电喷涂新工艺,表面抗冲击，耐腐蚀并保证外形的美观。A柜体开关柜被分隔成断路器手车室、母线室电缆室、继电器仪表室。断路器手车室位于柜子前中部。每一单元完全封闭。根据需要也可在柜子前下部设置PT手车（或避雷器手车）。开关柜的顶部，在断路器室、母线室和电缆室的上方均设有压力释放装置，当发生内部故障电孤时，该装置可在电弧产生而引起内部气压升高时自动释放压力和排泄气体，以确保操作人员和开关柜的安全。

42、B断路器室断路器室内装有手车导轨，手车在导轨上滑动和工作。手车在工作位置和试验位置之间移动，当手车从试验位置移到工作位置时(推入操作)，活门自动打开；当手车从工作位置移至试验位置时(拉出操作)，活门自动关闭。断路器完全拉出时，其带电部分被活门遮盖，可完全防止操作人员与带电部件的接触。手车能在开关柜的门板处于关闭的情况下进行操作，通过观察窗可以观察手车在柜内所处的位置，还能看到断路器手车上的0N0FF按钮和断路器的机械位置指示器，以及弹簧的储能释能状态指示器。开关柜上的二次线和手车的二次线联络是通过手动二次插头来实现的只有当手车处于试验位置时，才能插上和拔下二次插头；手车处于“工作位置”时，由于

43、机械联锁的作用，二次插头被锁定。C.手车根据用途，在断路器室配置的手车可分为断路器手车电压互感器手车、隔离手车、计量手车等。相同规格的手车能互换。根据需要，在开关柜前中部也可以配置电压互感器手车或避雷器手车。断路器手车在柜内有“工作位置”和“试验隔离位置”每一位置均设有定位闭锁装置，保证手车处于特定位置时才允许进行操作；手车在移动时需解除联锁，移动之前断路器必须切断。断路器手车在柜内移动采用推进机构，手车进出非常轻松可靠。D.触头开关柜一次回路中的静触头和手车上的动触头之间导电装置使用捆绑式梅花动触头。触头设计合理，具有接触电阻小、承受动热稳定性大等优良的电气性能。当手车进出时，触头接触或分离

44、自如，手车操作非常方便。E.母线室主母线用支持绝缘子固定在开关柜柜体上，母线接触面挂银、非接触面套有热缩绝缘层，母线在散热、电场分布及动稳定等方面都具有优越的性能；当开关柜并柜连接时，相互之间采用穿墙套管，万一出现内部故障时，可以防止事故蔓延。F.电缆室电缆室位于断路器室和母线室的下部。电缆室内可安装电流互感器、接地开关、避雷器以及电缆连接等；电缆室的底板为可拆卸的封板，并配置相应的电缆固定架及变径密封圈。G.继电器仪表室继电器仪表室内装有继电保护元件及特殊要求的二次设备；继电器仪表室内设有继电器安装板，可安装凸出安装的各种继电器，继电器室门上可安装各种计量仪表、操作开关、信号装置或嵌入式继电

45、器或各类综合保护装置；小室顶部设有用于固定6mm直径黄铜棒的小母线端子，单层布置时最多可设12条小母线，双层布置时最多可设20条小母线，小室上部可安装二次端子排。H.防误操作的机械联锁装置开关柜具有可靠的机械联锁装置，为操作人员与设备提供可靠的安全保护其功能如下：1、当接地开关及断路器在分闸位置时，手车才能从试验位置移至工作位置；而接地开关在合闸位置时，手车不能从试验位置移至工作位置。2、只有手车处于试验位置或移开位置时，接地开关才能操作。3、断路器只有在断路器手车正确处于试验位置或工作位置时才能进行台闸操作4、手车在工作位置时，二次插头被锁定，不能被拔出5、只有当接地开关合闸时，前下门及后封

46、板才能打开，防止误入带电间隔。二、主要技术规范序号名称单位参数一开关柜共用参数额定电压kV40.5额定电流A1250/630温升电流A1.1Ir额定工频1min耐受电压（相对地）kV95 1.06额定雷电冲击耐受电压峰值（1.250ms）（相对地）kV1851.06额定短路开断电流kA25额定短路关合电流kA63额定短时耐受电流及持续时间kA/s25/4额定峰值耐受电流kA63辅助和控制回路短时工频耐受电压kV2局部放电试验电压kV1.140.5/单个绝缘件pC3电压互感器、电流互感器10供电电源控制回路VDC220辅助回路VAC 220使用寿命年20设备尺寸单台开关柜整体尺寸（长宽高）mm2

47、80014002600设备的最大运输尺寸（长宽高）防护等级（空气绝缘柜适用）柜体外壳IP4X隔室间IP2X爬电距离瓷质材料（对地）mm729有机材料（对地）810相间及相对地净距（空气绝缘）mm300丧失运行连续性类别LSC2二1型号投标人提供2灭弧室类型真空3额定电流A1250/6305温升试验电流A1.1Ir6额定工频1min耐受电压断口kV1181.06对地951.06额定雷电冲击耐受电压峰值（1.250ms）断口kV2151.06对地1851.067额定短路开断电流交流分量有效值kA25时间常数ms45开断次数次20首相开断系数1.58额定短路关合电流kA639额定短时耐受电流及持续时

48、间kA/s25/410额定峰值耐受电流kA6311开断时间ms12分闸时间ms13合闸时间ms14重合闸无电流间隙时间ms30015分、合闸平均速度分闸速度ms合闸速度16分闸不同期性ms217合闸不同期性ms218机械稳定性次真空断路器10000SF6断路器500019额定操作顺序O0.3sCO180sCO20现场开合空载变压器能力空载变压器容量MVA40空载励磁电流A0.515试验电压kV40.5操作顺序10O和10(CO)21现场开合空载线路充电电流试验试验电流A由实际线路长度决定试验电压kV40.5试验条件线路原则上不得带有泄压设备，如电抗器、避雷器、电磁式电压互感器等操作顺序10(O

49、0.3sCO) 22异相接地故障开断试验试验电流kA21.7试验电压kV40.5操作顺序O0.3sCO180sCO23容性电流开合试验(试验室)试验电流A电缆：50，试验电压kV1.440.5/C1级：CC1：24O，CC2：24CO；BC1：24O，BC2：24COC1级/C2级C2级：CC1：48O，CC2：24O和24CO；BC1：24O，BC2：80CO24操动机构型式或型号弹簧操作方式三相机械联动电动机电压VDC220合闸操作电源额定操作电压VDC220操作电压允许范围85%110%，30不得动作每相线圈数量只1每只线圈涌流A每只线圈稳态电流ADC220 V、2.5A分闸操作电源额定

50、操作电压VDC220操作电压允许范围65%110%，30不得动作每相线圈数量只1每只线圈涌电流A每只线圈稳态电流ADC220V、2.5A或2.2真空开关检修工艺规程第一节检修周期和检修项目真空断路器具有频繁操作能力、检修间隔时间长的特点，因此真空灭弧室不能解体检修。一、小修周期1、每年不少于一次。二、临时性检修1、当存在严重缺陷，影响断路器继续运行时，应进行临时性检修。2、当观察真空包发光异常，怀疑真空泡真空度不良时应进行临时性检修。三、小修项目1、测量并调整真空泡以下项目：触头开距，触头超行程，三相不同时接触，测量平均分合闸速度、时间，测量回路电阻。2、间隔一至二年进行同极的动静触头断口的工

51、频耐压试验。3、测量并调整最低分闸电压。4、检查操作机构各可调部位的尺寸应符合技术要求，各转动部分加注润滑油。5、检查辅助接点，调整其行程及超行程，其他电气控制回路端子检查、紧固。6、传动部位轴销检查，接线端子螺栓紧固，一次隔离插头检查，开关小车的位置开关检查调整，绝缘子及真空包外壳等清扫检查。7、根据存在缺陷进行针对处理。8、传动检查和操作试验。四、临时性检修项目1、根据需要确定的临时性检修项目。2、检查操动机构各可调部位尺寸。第二节真空开关检修工艺一、真空泡的更换1、卸下导电杆的可调螺丝。2、卸下导电夹、极间撑条、卸掉真空包顶面4个螺丝。3、卸下出线板或上出线板，灭弧室（真空泡）便可拆下。

52、4、换上新真空包，按拆卸相反顺序装复。5、注意导电杆动触头的运动情况，不应卡涩受阻。装复过程要小心以免损坏真空包。二、电磁操动机构的分解检修1、分解：卸下磁轭垂直面的4螺钉，卸下抬架支架分闸电磁铁下方垂直面的2个螺丝即可把合闸电磁铁和抬扛机构卸下来；取掉分闸电磁块的螺丝，可把分闸电铁卸下。2、将轴销、子、弹簧、抬扛等卸下，用汽油清洗各零部件并检查，不应有弯曲、变形、严重磨损等。3、将各轴销、轴孔涂以润滑油后装复。4、分解合闸电磁铁，清扫线圈，检查引线，清洗铜套、弹簧等。检查线圈绝缘电阻和直流电阻。装复。5、分解分闸电磁铁，并按合闸电磁铁检修工艺进行检修。6、将分闸电磁铁、合闸电磁铁和传动机构装复到开关上。注意分合闸铁芯运动应灵活。三、机构的调整1、分闸脱扣板与分闸掣子扣合面的检查调整要求。机构在分闸位置，调整死点螺丝，使两扣合面之间具有0.2mm0.5mm的间隙。在合闸后两扣合面应扣合牢靠，扣合深度应在3mm左右；从侧面检查，脱扣板的上平面高出掣子尖部的距离不小于2mm。在合闸过程中滚轮向上抬起距离不大于0.5mm。如扣合距离不能满足要求，扣合面大于90可适当修整。在分闸位置，用手将分闸铁芯向里按足，脱扣板滚轮应能可靠地将分闸掣