1玉门变压器检修规程

1、玉门风电场检修规程- -玉门风电场检修规程- -变压器检修规程1范围本规程规定了 SF9-50000/110 型、SF10-50000/110 型、ZGSB1900/10 型、 ZFS-Z.F-1600/10型、SG10-200/10.5型变压器及其辅助设备的检修标准。本规程适用于玉门风电场油浸式变压器、箱式变压器、干式变压器及其辅助设备 的检修工作。 2引用标准所有标准都会被修订，使用本规程的各方应探讨使用下列下列标准所包含的条文，通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。本规程执 行时，所示版本均为有效。 标准最新版本的可能性。电力变压器检修导则有载分接开关运行维修导则运行中变压器油质量标准

2、变压器中溶解气体分析和判断导则DL/ T573 1995DL/T574 95GB/ T7595 2000GB725 1987国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求3设备技术规范3.1玉门风电场主变压器技术规范：玉门风电场#1主变压器是山东达驰电气股份有限公司生产的SF9-50000/110型三相油浸风冷、双绕组、无励磁调压铜芯变压器。#2主变压器是 SF10-50000/110型三相双线圈油浸风冷、双绕组、无励磁调压铜芯变压器。一期箱式变由汉中变压器 厂（DY1-30）和特变电工股份有限公司新疆变压器厂（DY31-58）生产的波纹油箱全 密封三相双绕组无励磁调压变压器：ZGSB19

3、00/10，数量共58台。二期箱式变由山东泰开箱变有限公司生产的波纹油箱全密封三相双绕组无励磁调压变压器：ZFS-Z.F-1600/10，数量33台。场用变是 2台SG10-200/10.5户内干式变压器，#1 场用变接至10KVI母线，#2场用变接至农网园区线。变压器主要技术参数和性能要求：名称#1主变压器#2主变压器型式SF9 50000/110SF1050000/110额定容量50000 KVA50000 KVA额定电压12x2.5%/10.5kV1212x2.5%/10.5kV额定电流263.44/2749.37A263.44/2749.37A相数3相3相频率50Hz50Hz调压方式高

4、压侧线端设无励磁分接开关高压侧线端设无励磁分接开关线圈联接组别YN,d11YN,d11冷却方式ONAF（油浸风冷）ONAF（油浸风冷）阻抗电压10.5%(11.55KV)10.5%(11.55KV)空载电流 0.25%(6.87A)1.0空载损耗 41.8kW 41.79kW负载损耗 175kW 183.6kW绝缘液体绝缘油45#绝缘油45“中性点接地方式经隔离开关接地经隔离开关接地中性点附套管电流互感器LRD-72.5-100/5,10P20LRD-72.5-100/5,10P20总损耗216.8kW216.8kW温升绕组-65 C，顶层油温-55 C，铁芯本体油箱及结构件表面-80 Co绕

5、组-63 C，顶层油温-53 C，铁芯本体油箱及结构件表面-78 Co噪音水平冷却器全部投入时，距变压器外壳2m离地变压器高1/3处噪音水平V 58dB付合环保要求，当风扇全部投入运仃时， 距油箱两米处的噪音水平不大于65dBo当风扇不投入运行下运行时，距油箱0.3米处测量的噪音水平不大于60dB.制造厂家山东达驰电气股份有限公司山东达驰电气股份有限公司出厂时间投运时间2006年12月2008年6月3.2主变压器的主要电气设备及技术参数.3.2.1变压器的过负荷能力：过负荷能力符合有关标准的规定。在环境温度40C、起始负荷80%定容量时，事故过负荷能力为：150颊定容量，运行不低于30mim其

6、中最热点温度不超过140C, 变压器能承受发电机同时甩负荷的工作条件，即变压器10KV侧端子能承受1.4倍的额定电压历时5秒。变压器对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合 下表工频电压升高倍数相一相1.051.101.251.501.58相一地1.051.101.251.902.00最大持续时间连续20mi n20s1s 2000MQ铁芯对地： 600MQ吸收比：1.33.2.3负载能力：冷却器风机全停，环境40C以下，允许100%负载运行时间不小于30min,但在 顶层油温低于75r时，允许100%负载时间1小时。3.2.4过励磁能力：工频电压允许升高倍数和持续时间如下表。电压等

7、级（kV）容量（kVA）真空度,（kPa）正压，（kPa）11020000及以上20803.2.5附属设备技术参数和要求：3.2.5.1主变压器油箱本体的机械强度承受下表的真空度和正压的机械强度试验，油326.2主变压器中性点放电间隙回路电流互感器型号LVQB-40.5，100/5A,10P20额定电压：40.5kV频率：50Hz额定绝缘水平：a.雷电冲击耐受电压（峰值）：200kVb.额定工频耐受电压（有效值）：195kV二次回路1min工频耐压：3kV额定一次电流：100A额定二次电流：5A额定输出容量：30VA二次绕组个数1准确级：10P 20326.3主变压器中性点放电间隙：型号；球形

8、工频放电电压 10%kv83kv4检修周期与检修项目4.1大修周期：4.1.14.1.24.1.3大修。4.1.4326.4主变压器中性点隔离开关：额定电压72.5kv频率50HZ雷电冲击耐受电压（有效值）325KV1min工频受电压（有效值）140KV相对地之间的最小爬电比距31mm/kv额定电流400A额定热稳定时间4s额定热稳定电流（有效值）20KA额定动稳定电流（峰值）50KA10年。变压器大修周期根据预防性试验和运行情况确定，一般为 场用变压器大修每5年一次。在电力系统中运行的变压器当承受出口短路后， 经综合诊断分析，可考虑提前运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，

9、应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。4.2大修项目：4.2.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；422423检修；4.2.44.2.54.2.64.2.74.2.84.2.94.2.104.2.114.2.124.2.134.2.144.2.15绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等； 冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备的检修; 安全保护装置的检修；油保护装置的检修；测温装置的校验；操作控制箱的检修和试验；无励磁分接开关和有载分接开关的检修

10、；全部密封胶垫的更换和组件试漏；必要时对器身绝缘进行干燥处理； 变压器油的处理或换油；清扫油箱并进行喷涂油漆； 大修的试验和试运行。4.3小修周期：4.3.1变压器的小修周期规定每年12次。4.3.2每年根据变压器套管清洁情况进行23次清扫。4.4小修项目：4.4.14.4.24.4.34.4.4处理已发现的缺陷； 放出储油柜积污器中的污油； 检修油位计，调整油位； 检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷检修油保护装置；检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等; 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；检查接地系统；检修全部阀门和

11、塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；清扫油箱和附件，必要时进行补漆；清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）： 按有关规程规定进行测量和试验。却器管束；4.4.5检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、瓦斯继电器、速动 油压继电器等。4.4.64.4.74.4.84.4.94.4.104.4.114.4.124.4.134.5临时检修项目可视具体情况确定5变压器的大修5.1变压器大修项目：部件名称特殊项目变压器大修项目 般项目外壳及油1、拆接引线并往返搬运1、拆除散热器进行补焊及油压试验2、检查和清扫外壳包括本体、大盖、衬垫、油枕、 散热器、阀门、防爆管、滚轮等；消除渗油、漏油

12、2、更换本体腰箍密封3、检验压力释放阀3、更换变压器油4、过滤变压器油4、外壳喷漆5、整个本体的油压试验5、更换散热器6、检查接地装置6、继电保护组件更换铁心1、打开人孔盖，拆开引线，吊起大盖1、更换部分线圈或修理线圈2、吊出铁芯2、修理铁芯3、检查铁芯，铁芯接地情况及穿芯螺丝的绝缘；检 查及修理线圈和线圈压紧装置、垫块、引线、各部分 螺丝、油路及接线板等3、干燥线圈4、消除散热器渗油4、冷却器清扫套管1、检查并清扫全部套管，消除渗漏油1、更换不合格的套管2、检查充油式套管油质，更换不合格绝缘油2、改进套管结构3、检查并修理套管帽3、套管解体检查4、CT检查及试验其它1、修后试验更换油标2、检

13、查清扫油标3、结尾及记录整理检修前的准备工作。5.2.1大修开工前由风场提出下列文件:5.2.1.1大修项目及进度表；5.2.1.2重大特殊项目的施工技术措施;5.2.1.3大修的组织措施及安全措施。查阅档案了解变压器的运行状况；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； 变压器负载、温度和附属装置的运行情况；查阅上次大修总结报告和技术档案；查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况；检查渗漏油部位并作出标记；进行大修前的试验，确定附加检修项目。检修班组应做好下列工作：准备好大修用的材料、备品，并运至现场，妥善保管。将大修用的各种常用工具、专用工具放入专用工具箱内，

14、并进行登记，将施 工机具运至现场。5.2.2检修前的准备工作。5.2.2.15.2.2.25.2.2.35.2.2.45.2.2.55.2.2.65.2.2.75.2.2.8a）b）C）d)e)f)523523.1523.25.2.3.35.2.3.45.2.3.55.2.3.6准备好存放变压器的储油箱，将检修滤油机、烘箱、油泵、阀门、油管等运 至现场并接好油管路；作好现场的防火措施；根据大修工作需要及班内人员情况，进行分组并指定各组负责人；大修开工前，应组织全体检修人员学习本规程及检修的技术措施，制订具体的配合进度表，明确大修项目、进度、检修方法及质量要求，确定并为检修 人员所掌握。编制大修

15、技术、组织措施计划。人员组织及分工； 施工项目及进度表； 特殊项目的施工方案； 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施； 主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表； 绘制必要的施工图。5.3施工场地要求。施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、 防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明， 安排好储油容器、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。 5.4变压器的解体检修与组装。5.4.1解体检修：541.1办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修 前的检查和试验。5.4.1.2部分排油后拆

16、卸套管、升高座、储油柜、冷却器、压力释放阀（或安全气道）、排出全部油并进行处理。拆卸中腰法兰或大盖连接螺栓后吊钟罩（或器身）0 检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指 示是否正确。5.4.1.35.4.1.45.4.1.55.4.2组装：5.4.2.15.4.2.25.4.2.35.4.2.45.4.2.55.4.2.65.4.35.4.3.15.4.3.2 装回钟罩（或器身）紧固螺栓后按规定注油。 适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。 安装冷却器

17、等附属装置。整体密封试验。注油至规定的油位线。大修后进行电气和油的试验。 解体检修和组装时的注意事项： 吊芯应在无风晴朗的天气进行。芯子暴露在空气中的时间是：当空气相对湿度不超过65%时为16h,当空气相对湿度不超过75%时为12h，时间计算从放油开始到开始加油为止。5.4.3.3拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。 5.4.3.4拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。5.4.3.5冷却器、压力释放阀（或安全气道）、储油柜等部件拆下后，应用盖板密封， 对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（或采取其它防潮密封措施）。543.6套管、油位计、

18、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电 容式套管应垂直放置。543.7组装后要检查冷却器、注油、放油阀门，按照规定开启或关闭。5.4.3.8对套管升高座、上部管道孔盖等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为 止，并重新密封好擦净油迹。543.9组装后的变压器各零部件应完整无损。5.4.3.10安装时要特别注意高于储油柜面的部件，如套管顶部、储油柜顶部和呼吸 器管道等处的密封，严禁密封不严使空气和水进入变压器。5.4.3.11 认真做好现场记录工作。5.4.4起重工作及注意事项：5.4.4.1起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号。544.2根据变压器钟罩（或器身）的重量选择起

19、重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、 U型挂环、千斤顶、枕木等；起重前应先拆除影响起重工作的各种连接。5.4.4.3起吊变压器整体或钟罩（器身）时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱 角处应放置衬垫；起吊100mn左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊时钢丝绳的夹角不应大于60。，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套。 起吊或落回钟罩（或器身）时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳。 起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜。起吊或落回钟罩（或器身）时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间起吊。5.4.4.45.4.4.55.4.4.65.4.4.7保持一定的间隙，防止碰伤

20、器身。5.4.4.8当钟罩（或器身）因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取 支撑等防止坠落措施。图1 主变起吊尺寸图备注：图1的尺寸A435B3424C151D2820E2100F89303|6器身检修检查项目及质量标准6.1铁芯及线圈的检修。6.1.1检修变压器铁芯，线圈时应遵守下列安全规定：6.1.1.1检修人员除携带必须的检修用具外，禁止携带其它与检修无关的物品，以免 脱掉后掉入线圈或铁芯内。6.1.1.2进入器内检修时，工作人员应穿专用工作服及塑料套鞋，并准备好擦汗用的 毛巾。带入器内的工具，事先须检查登记，并用白布带栓牢。使用的行灯必须是36伏以下的电压。6.1.1.3

21、检修人员上下铁芯时，只能沿木支架或铁构件上下，禁止手抓脚踩线圈，引 线进行上下，以防损坏线圈绝缘。6.1.2铁芯检修。6.121检查矽钢片压紧程度，铁芯有无松动，轭铁与铁芯对缝处有无歪斜，变形等， 局部有无过热现象，接地是否良好。6.1.2.2铁芯油道有无油腻，是否畅通，油条衬条工字钢应无损坏松动。6.1.2.3所有的穿心螺栓应紧固。用10002500伏的摇表测量穿心螺栓与铁芯，以及 轭铁与轭铁夹件之间的绝缘电阻(应卸开接地片)，其值不得低于最初测得的绝缘电阻的50%6.1.2.4穿心螺栓应做交流1000伏或直流2500伏耐压试验一分钟，不合格的应查明 原因予以处理。6.1.2.5各部所有螺丝

22、应紧固，并有防松措施；木质螺丝应无损坏，防松绑扎应完好。图2穿心螺栓结构图1穿心螺丝2钢螺帽3胶木垫圈4铜垫圈5铁垫圈杆6(焊在夹铁上)7夹铁8绝缘纸板垫圈9胶木套10胶木管11油道12轭铁铁芯检修工艺与质量标准检修工艺质量标准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，绝缘漆膜有无脱洛， 上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢 杂物，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，若 叠片有翘起或不规整之处，可用木棰或铜锤 敲打平整1.铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的 硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各部表面应无油垢和 杂质，片间应无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求2.检查铁芯上下夹

23、件、方铁、绕组压板的 紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧 伤和放电痕迹，为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在大 修时在变压器箱盖上加装一小套管，将铁芯 接地线(片)引出接地2.(1)铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保 持良好绝缘钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应 保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地打开上夹件与铁芯间的连接片和钢压板与上夹件的 连接片后，测量铁芯与上下夹件间和钢压板与铁芯间的绝缘电阻，与历次试验相比较应无明显变化3.检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专 用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各3.螺栓紧固，夹件上的正、

24、反压钉和锁紧螺帽无松动， 与绝缘垫圈接触良好， 无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹部位紧固螺栓件有足够距离4.用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，4.穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显检查与测量绝缘情况变化5.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路5.油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整 齐6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况6.铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm宽度不小于30mm的紫铜片，插入34级铁芯间，对大型变 压器插入深度不小于 80mm其外露部分应包扎绝缘， 防止短路铁芯7.检查无孔结构铁芯的拉板和钢带7.应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好不构成环 路，不与铁芯相接触8.检查

25、铁芯电场屏敝绝缘及接地情况8.绝缘良好，接地可靠6.1.3线圈检修。6.1.3.1线圈所有绝缘垫块，条应无松动。线圈与轭铁及相间的绝缘纸板应完整无破 裂，牢固无移位。6.132各组线圈应排列整齐，间隙均匀；压紧顶丝应紧顶压环；止回螺帽应拧紧， 线圈表面无油泥，油路应畅通。6.1.3.3线圈绝缘层应完整，表面无变色，脆裂或击穿等缺陷，高低压线圈无移动变 位。有眼观察绝缘层老化情况分为四级：a）一级（绝缘良好）绝缘层软韧而有弹性，颜色淡而鲜用手按压无永久变形。b）二级绝缘层干硬而坚，颜色深而淡，用手按压后留有痕迹。C）三级（不可靠）绝缘层硬而脆，颜色暗而发乌，用手按压产生细小的裂纹。这 种绝缘应采

26、取加强措施。d）四级（绝缘老化）绝缘以老化，表面有裂纹及脱斑情形，用手按压后绝缘层脆 裂脱落。这种绝缘情况应从新更换包扎。6.1.3.4铁芯检查完后，应用合格的变压器油进形冲洗并从箱底油堵处将油放净。冲 洗用油最好预先给予加热，冲洗完毕后立即将合格变压器油注至淹住。6.2线圈检修工艺与质量要求。变压器绕组检修工艺与质量标准检修工艺质量标准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，绝缘漆膜有无脱落， 上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂 物，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，若叠 片有翘起或不规整之处，可用木棰或铜锤敲1.铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅 钢片不应

27、翘起或成波浪状，铁芯各部表面应无油垢和杂 质，片间应无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求打平整2.检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧 固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤 和放电痕迹为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在大 修时在变压器箱盖上加装一小套管，将铁芯 接地线(片)引出接地2.(1)铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持 良好绝缘(2)钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度(3)钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地(4)打开上夹件与铁芯间的连接片和钢压板与上夹件的 连接片后，测量铁芯与上下夹件间和钢压板与铁芯间的绝缘电阻，与历次试

28、验相比较应无明显变化3.检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用 扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部 位紧固螺栓3.螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动， 与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹 件有足够距离4.用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检 查与测量绝缘情况4.穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变 化5.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路5.油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况6.铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm宽度不小于30mm的紫铜片，插入 34级铁芯间，对大型变压 器插入深度不小于 80mm其外露部分应

29、包扎绝缘，防止 短路铁芯7.检查无孔结构铁芯的拉板和钢带7.应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好不构成环路， 不与铁芯相接触8.检查铁芯电场屏敝绝缘及接地情况8.绝缘良好，接地可靠1.检查相间隔板和围屏(宜解开一相)有无破 损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常应 打开其它两相围屏进行检查1.围屏清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封 闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处一定要错开搭接，并防止油道堵塞检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块在中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐向垫块24个相间隔板完整并固定牢固2.2.检查绕组表面是否清洁，匝

30、绝缘有无破损绕组应清洁，表面无油垢，无变形整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象3.各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况线，支撑牢固有适当压紧力，垫块外露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度4.检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、4.油垢或杂物(如硅胶粉末)堵塞现象，必要时油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存可用软毛刷(或用绸布、泡沫塑料)轻轻擦拭,(2)外观整齐清洁，绝缘及导线无破损绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防局部发热、老化5.绝缘状态可分为:一级绝缘：绝缘有弹性，用手指按压后

31、无残留变形，属良好状态二级绝缘：绝缘仍有弹性，用手指按压时无裂纹、 脆化,5.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态属合格状态三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压时有少量裂纹和变形，属勉强可用状态 四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按压时 即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状引线及绝缘支架检修。6.3.1引线、绝缘支架检修工艺与质量要求引线及绝缘支架检修工艺与质量标准检修_工艺质量标准1.(1)引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情1.检查引线及引线锥的绝缘包扎有无(2)对穿缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生分流烧变形、变脆、破损，引线有无断股,伤，应将引线

32、用白布带半迭包绕一层线与引线接头处焊接情况是否良好,220kV引线接头焊接处去毛刺，表面光洁，包金属屏蔽层后无过热现象再加包绝缘早期采用锡焊的引线接头应尽可能改为磷铜或银焊接检查绕组至分接开关的引线，其长接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质引线长短适宜，不应有扭曲现象引线绝缘的厚度，应符合附录B的规定度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接(或连接)、引线对各部位的绝缘距离、要求2.质量标准同1.(1);分接引线对各部绝缘距离应满足附录B引线的固定情况是否符合要求 3.(1)绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象(2)绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架3.检查绝缘支

33、架有无松动和损坏、位的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有防松措施(220kV移，检查引线在绝缘支架内的固定情况级变压器不得应用环氧螺栓 )绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下, 不致发生引线短路 4.4.检查引线与各部位之间的绝缘距离不同而异，但应不小于附录B的规定(1)引线与各部位之间的绝缘距离，根据引线包扎绝缘的厚度对大电流引线(铜排或铝排)与箱壁间距，一般应大于100mm以防漏磁发热，铜(铝)排表面应包扎一层绝缘，以防 异物形成短路或接地6.3.2油箱检修。油箱检修工艺与质量标准检修工艺质量标准1.对油箱上焊点、焊缝中存在的

34、砂1.消除渗漏点眼等渗漏点进行补焊2.清扫油箱内部，清除积存在箱底2.油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整的油污杂质3.清扫油循环管路，检查固定于下强油循环管路内部清洁，导向管连接牢固，绝缘管表面光夹件上的导向绝缘管，连接是否牢固,滑，漆膜完整、无破损、无放电痕迹表面有无放电痕迹打开检查孔，清扫联箱和集油盒内杂质4.检查钟罩（或油箱）法兰结合面是4.法兰结合面清洁平整否平整，发现沟痕，应补焊磨平5.检查器身定位钉5.防止定位钉造成铁芯多点接地；定位钉无影响可不退出6.检查磁（电）屏蔽装置，有无松动6.磁（电）屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地放电现象，固定是否牢固7.检查钟罩（或油箱）的密封胶垫,

35、胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓接头是否良好，接头处是否放在油箱的中间，搭接面平放，搭接面长度不少于胶垫宽度的法兰的直线部位倍，胶垫压缩量为其厚度的1/3左右（胶棒压缩量为1/2左右）检查内部油漆情况，对局部脱8.内部漆膜完整，附着牢固漆和锈蚀部位应处理，重新补漆7主要配件的检修与工艺要求套管的检修。7.1.1套管的一般检查：7.1.1.1清扫擦拭套管的外部，除去油污、灰尘。7.1.1.2检查套管得法兰、铁件和瓷件应完好，无裂纹、破损和瓷釉损伤，瓷裙外表 面无闪络痕迹。7.1.1.3瓷件与铁件应结合牢固，其胶合处的填料完整，铁件表面无锈蚀，油漆良好。 7.1.1.4充油套管各

36、接合处不得渗油或漏油现象，套管油取样化验符合规定要求。油 位计完好，指示正确，定期观察套管油位是否正常，当套管缺油时应认真查找原因， 并进行补油。电容式套管内引出的分压引线良好。 套管胶合：当套管与铁件的胶合处发现裂纹、破损和漏油情况时，必须重新胶合。胶合前应先将原来的胶合剂剔除干净，然后按下列配方要求配置胶合剂并迅7.1.1.57.1.27.1.2.17.1.2.2速进行胶合。7.123胶合时的注意事项：胶合表面不得有油污，锈迹及杂质；密封胶垫应压紧，法 兰应放正，法兰与瓷件间的间隙应均匀。7.1.2.4胶合剂浇入后应捣结实，不使有气泡存在。7.1.2.5胶合剂干固后，于表面图圭寸口胶。7.

37、1.2.6浇装时，气温不低于15度，高于35度。7.1.3新更换套管的规定：7.1.3.1对保存期超过1年的套管，安装前应进行局放试验、额定电压下的介损试验 和油色谱分析。7.1.3.2事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。7.1.4套管检修。7.1.4.1解体检修：1）拆开引线进行检修前的电气试验。2）拆开套管引线头取下均压罩，用长于两倍的铁丝或细钢丝绳穿进引线接头的孔 眼中进行绑牢。取出引线接头和罗纹套中的固定销子，利用中间法兰的两个吊环系好 钢丝绳（见图四）通过调节套管的倾斜度，调出后的套管放在专用架机上。3）拆开套管上端的均压球，把油放尽 （约50 kg）。4

38、）用专用扳手卸下电容芯子上部的圆螺帽，取出压圈和压力弹簧，拆除除油箱和 法兰盘及套管下部底座，将套管上下部瓷套轻轻。从芯子抽出。用汽油清洗拆卸的所 有零件（电容芯子除外）。更换密封橡皮垫。5）检查电容芯子有无破损放电痕迹，检查接地套管与电容屏最外屏联结应良好。 中心铜管无过热变色现象。用合格变压器油冲洗芯子和套管，并用白布擦净。6）套管检修应在室内或室外天气晴朗无风时进行，抽出芯子在空气中暴露的时间与变压器铁芯相同，芯子如受潮，应进行真空干燥。7.1.4.2套管的组装：1）组装按解体的相反顺续进行。2）所更换的耐油橡皮密封垫应与原厚度大致相同。3）上下瓷套与中间法兰位置应在同一中心线。4）组装

39、完毕后用变压器油冲洗，并对套管真空注油；带电前必须静放，套管不得 少于24h。5）做检修后的电气试验。7.2压力保护装置的检修。防爆筒的检修：检查、清扫防爆筒。检查防爆筒放气螺丝是否完好。防爆筒与油枕的联通管路应畅通。 检查玻璃薄膜是否平整且密封良好。压力释放阀的检修：7.2.17.2.1.17.2.1.27.2.1.37.2.2压力释放阀检修工艺与质量标准检修工艺质量标准1.从变压器油箱上拆下压力释放阀1.拆下零件妥善保管；孔洞用盖板封好2.清扫护罩和导流罩2.清除积尘，保持洁净3.检查各部连接螺栓及压力弹簧3.各部连接螺栓及压力弹簧应完好，无锈蚀，无松 动4.进行动作试验4.开启和关闭压力

40、应符合规定5.检查微动开关动作是否正确5.触点接触良好，信号正确6.更换密封胶垫6.密封良好不渗油7.升高座如无放气塞应增设7.防止积聚气体因温度变化发生误动8.检查信号电缆8.应采用耐油电缆723净油器的检修。7.231关闭净油器上下部阀门，从下部放油螺丝放尽变压器油，拆开下部法兰，放 尽用过的硅胶，然后清理净油器及联管内部，并清洁的变压器油进行冲洗后组装好。7.2.3.2硅胶装入前必须进行干燥。干燥处理的方法是将合格的硅胶(3 - 3.5mm),装 入量约为总油量的1%放入烘箱内保持温度在140度连续烘8小时。烘过的硅胶应急 时应用后放入密封的容器内，以防再受潮。7.2.3.3新硅胶装好后

41、，用变压器本体的变压油将硅胶进行冲洗。先打开上部阀门， 然后从下部放油螺丝放出部分变压器油及碎渣，直到放出之油洁净为止。关闭上部阀 门，从下部向净油器注油，并打开上部放气螺丝排出空气，至注油满后密封放气螺丝， 在开放净油上部阀门，投入运行。7.2.3.4更换空气干燥器的硅胶，在硅胶装入前应进行干燥。7.2.3.5净油器的检修工艺与质量标准。7.3散热器的检修：散热器检修工艺与质量标准检修工艺质量标准1.采用气焊或电焊，对渗漏点进行补焊处理1.焊点准确，焊接牢固，严禁将焊渣掉入散热 器内2.对带法兰盖板的上、下油室应打开法兰盖板，清除油室内的焊渣、油垢，然后更换胶垫2.上、下油室内部洁净，法兰盖

42、板密封良好3.清扫散热器表面，油垢严重时可用金属洗净剂(去污剂)清洗，然后用清水冲净晾干，清洗时管接 头应可靠密封，防止进水3.表面保持洁净4.用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏4.试漏标准：片状散热器 0.050.1MPa、10h管状散热器 0.10.15MPa 10h5.用合格的变压器油对内部进行循环冲洗5.内部清洁6.重新女装散热器6.(1)注意阀门的开闭位置，阀门的安装方向 应统一；指示开闭的标志应明显、清晰。(2)安装好散热器的拉紧钢带7.4套管型电流互感器的检修：套管型电流互感器检修工艺与质量标准检修工艺质量标准1.检查引出线的标志是否齐全1.引出线的标志应与铭牌相符2.更换引出

43、线接线柱的密封胶垫2.胶垫更换后不应有渗漏，接线柱螺栓止动帽和 垫圈应齐全3.必要时进行变比和伏安特性试验3.变比和伏安特性应符合铭牌技术条件4.用2500V兆欧表测量线圈的绝缘电阻4.绝缘电阻应1MQ7.5阀门及塞子检修:阀门、塞子检修工艺与质量标准检修工艺质量标准1.检查阀门的转轴、挡板等部件是否完整、灵活和严密，更换密圭寸垫圈，必要时更换零件1.经0.05MPa油压试验，挡板关闭严密、无渗漏， 轴杆密封良好，指示开、闭位置的标志清晰、正确阀门应拆下分解检修，研磨接触面，更换密封 填料，缺损的零件应配齐，对有严重缺陷无法处理 者应更换对变压器本体和附件各部的放油（气）塞、油样阀门等进行全面

44、检查，并更换密封胶垫，检查丝扣是否完好，有损坏而又无法修理者应更换阀门检修后应做 0.15 MPa压力试验不漏油各密封面无渗漏7.6吸湿器的检修:吸湿器的检修工艺与质量标准检修工艺质量标准1.将吸湿器从变压器上卸下，倒出内部吸附剂，检查玻璃罩应完好，并 进行清扫1.玻璃罩清洁完好2.把干燥的吸附剂装入吸湿器内，为便于监视吸附剂的工作性能，一般可采用变色硅胶，并在顶盖下面留出1/51/6高度的空隙2.新装吸附剂应经干燥，颗粒不小于3mm3.失效的吸附剂由蓝色变为粉红色，可置入烘箱干燥，干燥温度从120C升至160C,时间5h;还原后再用3.还原后应呈蓝色4.更换胶垫4.胶垫质量符合标准规定5.下

45、部的油封罩内注入变压器油，并将罩拧紧（新装吸湿器，应将密封垫拆除）5.加油至正常油位线，能起到呼吸作用6.为防止吸湿器摇晃，可用卡具将其固定在变压器油箱上6.运行中吸湿器安装牢 固，不受变压器振动影响7.吸湿器的外形尺寸及容量可根据图7和下表选择图3吸湿器示意图1 胶垫；2玻璃筒；3硅胶；4阀；5罩；6变压器油硅胶重kg0.20.51.01.5油重玻璃筒配储油柜直径kgmmmm0.152161000.20.20.20.70.7216266336336436100150200220300（J）Dmm105145145145205205mmmm0 80/100 X 1000 120/140 X 1

46、000 120/140 X 1500 120/140 X 2000 180/200 X 2200 180/200 X 3000 3100 4400 6100 8000 9007.7测温装置检验。7.7.1压力式（信号）温度计。7.7.1.1拆卸时拧下密封螺母连同温包一并取出，然后将温度表从油箱上拆下，并将 金属细管盘好，其弯曲半径不小于75mm不得扭曲、损伤和变形。包装好后进行校验，并进行警报信号的整定。7.7.1.2经校验合格，并将玻璃外罩密封好，安装于变压器箱盖上的测温座中。座中 预先注入适量变压器油，将座拧紧、不渗油。7.7.1.3将温度计固定在油箱座板上，其出气孔不得堵塞，并防止雨水侵

47、入，金属细 管应盘好妥善固定。7.7.2电阻温度计（绕组温度计）。在大修中对其进行校验（包括温度计、埋入元件及二次回路）。7.7.3温度计应定期进行校验，以保证温度指示正确，具体标准是：7.7.3.1压力式温度计：全刻度 1.5 C （1.5级）；全刻度 2.5 C （2.5级）。7.7.3.2电阻温度计：全刻度 1 To7.7.3.3棒式温度计：全刻度 2To7.8调压装置的检修。7.8.1检查调压装置各分接点与线圈的联接应紧固正确；各分接头应清洁，且接触紧密，弹力良好，必要是可用丙酮清洗接触环与接触柱，不允许用纱布或细锉来打磨接触环和接触柱。所有能接触的部分，应在各接触位置用0.05 X

48、10mm塞尺检查并塞不进去。7.8.2转动节点应正确地停留在各个位置上，且与指示器的指示位置相一致。7.8.3传动装置的各机械连接部分应牢靠，各部螺丝、弹簧、销子应完整无损，传动 装置的动作应灵活，无卡涩，密封良好无漏油现象。7.8.4所有绝缘件、胶木筒、胶木管、胶木杆、胶木座板等应无裂缝及变形，封闭内 胶木筒窗口的外胶筒动作灵活。7.8.5所有厂用变压器380伏测的调压装置，其结构特点仅在于分接头开关的触头形 式为铡刀式转动触头。其检修方法和质量要求与上述相同。7.8.6如有损坏按规定予以更换。7.9变压器的密封及注油。7.9.1变压器的密封。7.9.2变压器顶盖，腰箍，散热器，套管，顶盖上

49、的各部件及油枕等各连接部分均应 采用耐油橡皮垫（耐油橡皮绳、圈）密封。要求如下：7.9.3最好使用没有接过头的橡皮垫作密封用，如果必须使用有接头的橡皮垫时，则 接头采用斜搭接法，搭接长度不得小于直径 （或宽度）的810倍。搭接处用胶水粘 合，并用丝线沿轴方向加固。7.9.4安放是要保证橡皮垫放置正确无错位，接缝应水平方向放置，然后均匀的上紧螺丝，一般压紧至橡皮垫厚度的 6070%左右为止。7.9.5未经鉴定合格的像皮垫不准使用。其鉴定方法如下：7.9.5.1将试样放入100度的变压器油种浸泡48小时，式样重量减少不得超重量的 2.6%，表面不应发粘。7.9.5.2如果超过上述规定可继续在100

50、度的变压器油中浸泡96小时，其重量减少不 得超过原重量的6.6%。7.9.6变压器的外壳、油枕、散热器的严密性试验以及密封衬垫的检查，应在规定的 压力下试验15分钟。7.9.7管形和平型外壳者，压力用 600mn油柱。7.9.8波形和散热器型外壳者，压力用 300mn油柱。7.9.9检查外壳和衬垫的严密情况后，需检查油枕和变压器外壳的连通情况以及连接 油管是否完好，其方法是将灌满变压器油枕的油经下部油门放低到油线位置。7.10变压器的注油与排油。7.10.1排油和注油的一般规定：7.10.2检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂 质和水分。7.10.3排油时，必须将

51、变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置， 以防潮气侵入。7.10.4储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱内的变压器油 全部放出。7.10.5可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀门安装抽空管，有载分接开关与 本体应安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。7.10.6向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机。7.10.7过滤或更换不合格之变压器油。变压器油过滤前，应取样进行化学分析。在 注入变压器前及注入变压器后均应静止24小时方可取样进行耐压试验。所做的化学分析及耐压试验都应符合下表的要求。变压器本体注满油后，应拧开所有的放气螺丝 进行放气，

52、直到流出油为止，然后拧紧螺丝密封好。7.11变压器油的标准：序号物理一化学性能的项目标准新油运行中的油1在20/40C时比不超过0.8952在50C时黏度不超过1.8 （恩格勒）3闪光点（C）不低于135不比新油降低5C以上4凝固点（C）不低于-255机械混合物无无6游离碳无无7灰份不超过（）0.0050.018活性硫无无9酸价不超过0.050.410钠试验的等级2111）.氧化后的酸价（KOH毫米/克）不大于0.35; 2）.氧化后沉淀物含量（） 0.112电气绝缘强度（标准间隙间的击穿电压）不低于（KV）1）、用于35千瓦及以上的变压器40352）、用于6 35kV的变压器30253）、用

53、于6kV的变压器252013溶解于水的酸和碱、水份无无14在+5C时的透明度透明透明7.12变压器油处理。7.12.17.12.27.12.37.12.47.12.57.12.6一般要求：大修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合 GB766 87规定; 注油后，应从变压器底部放油阀（塞）采取油样进行化验与色谱分析； 根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油；注入套管内的变压器油亦应符合 GB7665- 87规定；补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。7.13真空滤油。7.13.1简易真空滤油系统：简易真空滤油管路连接参照下图，储油罐中的油被抽出, 经加热器加温，由滤油

54、机除去杂质，喷成油雾进入真空罐。- - # -图4简易真空滤油管路连接示意图1储油罐2真空罐3加热器4压力滤油机5真空计6真空泵7、8油泵913阀门油中水分蒸发后被真空泵抽出排除，真空罐下部的油可抽入储油罐再进行处理， 直至合格为止。选择加热器的容量P可按下式计算：P = 1.16QCp（t2 -t WlOkW式中Q变压器油的流量，kg/h ;Cp变压器油的比热，平均值为 O.4O.48cal/（kg C ）；t2 加热器出口油温，C；t1加热器进口油温，C。也可利用储油罐的箱壁缠绕涡流线圈进行加热，但处理过程中箱壁温度一般不超过95C，油温不超过8OC。油泵可选用流量为1OO15OL/min

55、，压力为O.5MPa的齿轮油泵，亦可用压力式滤 油机替代。真空罐的真空度可根据罐的情况决定，一般残压为O.O21M Pa为宜。7.13.2采用真空滤油机进行油处理，其系统连接及操作注意事项参照使用说明书。8检修后的电气试验和油漆处理8.1变压器内部故障与油色谱分析判断。8.1.1正常变压器油中氢和烃类气体的正常含量限值正常变压器油中气体含量是很少的。氢和烃类气体在油中的含量限值如下表所示。根据实测统计结果，除CO和 CO2气体与设备运行年限和油的保护方式有关外，其它气 体含量极为有限。氢和烃类气体在油中的含量限值气体组分Hh （氢）CH （甲烷）GH （乙 烷）C2H4（乙烯）GHz （乙 炔

56、）总烃（G +C2）含量限值【PPm （卩L /L ）】1OO45355551OO玉门风电场检修规程- -玉门风电场检修规程- -8.1.2试验结果的分析判断。8.121判断有无故障。根据气体含量限值判断，运行中变压器油中气体含量超过下表所列数据时，应引起注 丿意、0油中溶解气体含量的注意值气体组分H2 （氢）C2H2 （乙炔）总烃（G + C2）含量（ppm1505150运用上述判断应注意的是，当其中一项以上的指标超过正常值，即达到“注意值” 时，可判断为可疑性故障。此时应缩短分析周期进行追踪，监视其产生速率及气体组 分变化情况。当其中有一项以上的指标超过“注意值”时，一般认为内部有故障，但

57、 为慎重起见，可固定变压器运行条件或定期改变负荷状况进行追踪分析，根据产生速 率做出判断，提出变压器能否继续运行的意见。得出正确的结论要从各项数据和特定 环境下的具体情况综合分析。8.1.2.2判断故障类型：根据油中溶解气体组分和含量，确认变压器内部存在故障后，就要运用下述方法 对故障类型做出判断。不同故障类型产生的气体组分故障类型主要气体组分次要气体组分油过热CH4，CHH2，QH油和纸过热CH4，GHs CO COH2，GH6油纸绝缘中局部放电Hfc，CH4，GHs COGH6，CQ油中火花放电C2H2 H2油中电弧H,C2HhCH4，C2H4，C2H3油和纸中电弧h,C2H2, co，C

58、OCH4，C2H4，C2H3进水受潮或油中气泡H2特征气体法故障类型特征气体的特点一般过热故障总烃较高，GH （乙炔）含量小于 5卩L/ L严重过热故障总烃高，C2H2 （乙炔）含量小于 5卩L/L，CH4 （甲烷）是总烃中的主要成分火花放电总烃不高，GH （乙炔）含量大于10卩L/L，Ha含量较高电弧放电总烃高，C2H2含量高并构成总烃中的主要成分，H2含量较高气泡或进水H含量高，其它组分不高局部放电总烃不咼，H2含量大于100卩L/ L，CH占总烃中的主要成分8.2试验。8.2.1 一般检查：外观整洁、无锈蚀、无损伤、附件齐全。8.2.2测量高压回路电阻。高压回路电阻测量用电阻法或直流电压

59、法。测量每个回路的每相直流电阻，应按 GB763-74交流高压电器在长期工作时的发热中有关规定进行。各回路的电阻值应 在相应规定范围之内。8.2.3绝缘试验。8.2.3.1高低压主回路工频耐压试验：72kVo2.5kV o将箱式变电站高、低压主回路分别连接起来（变压器不包括在内）试验电压加于 相与相、相与地之间，持续时间1mi n。试验电压值如下： 35kV侧工频试验电压：0.69kV侧工频试验电压：823.2变压器1min工频耐压试验值如下：35kV侧工频试验电压：72kVo0.69kV侧工频试验电压：2.5kV .具体试验方法参照GB311.1-1997高压输变电设备绝缘配合。 8.2.4

60、机械操作试验。箱式变电站的各种开关设备及其操作机构，在规定操作动力下，其机械特性应符 合各自技术条件。合闸、分闸各 5次，有关联锁操作5次，应无异常情况发生。 具体试验方法参照GB3309-89高压开关设备在常温下的机械试验有关部门规定。 8.3型式试验。8.3.1发热试验。在风电场最高环境温度下，保证变压器能在自然通风下满负荷连续运行。即在允 许最高环境温度下，变压器的温升稳定值不超过规定的温升限值。8.3.2动、热稳定试验。对箱式变电站高压主回路进行动、热稳定试验（熔断器除外）的方法参照 GB2706-81交流高压电器动、热稳定试验方法；对低压主回路动、热稳定试验时, 按30kA有效值进行