变配电设备运行维护及电气安全

1、 变配电设备运行 维护及电气安全1/152变配电设备运行维护及电气安全第1页第一章 绪论 一、变配电所类型 工厂变电所分总降压变电所和车间变电所。普通中小型工厂只设10kV开关站或车间变电所。 车间变电所按其变压器安装地点来分，有以下形式： 1、车间附设变电所：变压器室一面墙或几面墙与车间墙共用，变压器室大门向车间外开。假如按变压器室位于墙内还是墙外还可深入分为内附式和外附式。 2变配电设备运行维护及电气安全第2页第一章 绪论 2、车间内变电所：变压器室位于车间内单独房间内，变压器室大门向车间内开。 3、户外变电所：变压器装于户外（露天）地面上。 4、独立变电所：整个变电所设在与车间建筑物无直

2、接联络单独建筑物内。 5、杆上变电台：变压器装在户外电杆上面。3变配电设备运行维护及电气安全第3页第一章 绪论 二、变配电介绍 人们惯用电力线路来输送和分配电力，用变电所将一个电压等级电力变换为另一电压等级电力，以利使用，变配电所担负着从电力系统受电，经过变压然后配电任务，工厂变配电所是工厂供电系统枢纽，在工业生产中占有特殊主要地位。 （一）、依据电气主接线要求，用来接收和分配电能电气设备称为变配电装置。 配电装置形式可分为户内配电装置及户外配电装置。 4变配电设备运行维护及电气安全第4页第一章 绪论 变配电装置主要包含变压器、控制电器（断路器、隔离开关、负荷开关等）、保护电器（熔断器、继电器

3、及避雷器等）、测量电器（电流互感器、电压互感器、电流表、电压表）以及母线及载流导体等。5变配电设备运行维护及电气安全第5页第一章 绪论 （二）、变配电网络特点： 1、简单可靠：要求变配电网路接线在满足用户必要可靠性前提下，力争简单，以降低设备投资，提升供电安全性。 2、运行灵活：要求变配电网路在部分电源故障时，为确保供电可靠性和电器设备故障时进行检修可能性。6变配电设备运行维护及电气安全第6页第一章 绪论 3、技术先进：要求变配电网路各项技术指标先进，在各种运行情况下均能确保供电质量。 4、 经济合理：在经济上应使年运行费用为最低。 5、操作维护安全、方便：要求在各种运行方式下，均应确保运行检

4、修人员在操作、检修时方便、安全。7变配电设备运行维护及电气安全第7页第一章 绪论 （三）、对配电装置基本要求。 高、低压开关和保护电器是配电装置主要组成部分。它包含各种断路器、隔离开关、接触器以及熔断器和热元件装置等。 上述各种电器除应满足对配电装置普通要求外。对各种断路器触头还要求它在切断或接通正常负荷电流或短路电流时，不应被电弧过分损坏或熔焊，以至影响其继续工作。 依据前面几点要求运行可靠、维护方便、工作安全、技术先进、运行经济合理标准外，必须尽可能节约设备、装配材料和建筑材料费用，必须尽可能降低建造成本。8变配电设备运行维护及电气安全第8页第一章 绪论 要求变配电装置含有良好电气特征及绝

5、缘特征，动作灵敏、工作可靠性高。 在配电装置过负荷或短路时，应能承受大电流所产生机械应力和高温作用，能满足动稳定和热稳定要求。另外，变配电装置应能确保设备操作，维护和检修方便，以及确保操作人员人身安全。9变配电设备运行维护及电气安全第9页第一章 绪论 1、对配电装置安全技术要求。 （1）、两路及两路以上电源供电时，各路电源主进线与联络开关之间应装设电气防误装置。 电气防误装置是预防工作人员发生电气误操作有效技术办法。防误装置包含：微机防误、电气闭锁、电磁闭锁、机械联锁、机械程序锁、机械锁、带电显示装置等。 （2）、10kV室内成套设备隔离开关和对应断路器之间应装有闭锁装置。 10变配电设备运行

6、维护及电气安全第10页第一章 绪论 （3）、配电装置相色排列应符合以下要求： 、同一配电装置内各回路相色排列应确保一致。 、硬母线应涂色，其色分别为：A相黄色；B相绿色；C相红色；零线黑色。 、软母线应标明相别。 、配电装置间隔内导线应留有悬挂暂时接地线位置，此处不应涂相色漆。11变配电设备运行维护及电气安全第11页第一章 绪论 2、对户内、外配电装置个部件安全距离要求。 为了确保运行时设备及人身安全，以及检修维护及搬运方便，对配电装置各部件要求了最小电气绝缘安全距离。如表-1、表-2所表示。各种间隔安全距离中，最基本是空气中最小安全净距，即表-1、表-2中A1及A2值，它表明带电部分到接地部

7、分或相间最小安全净距。在这一距离下，不论在正常或过电压运行时，都不会发生空气绝缘电击穿。其余各值都是在A1及A2基础上，加上运行维护、检修和搬运工具活动范围而制订。12变配电设备运行维护及电气安全第12页表-1 户外配电装置最小安全净距（mm）名称额定电压（kV）1-1035110J220J带电部分至接地部分 （A1）2004009001800不一样相带电部分之间（A2）95011506502550带电部分至栅栏（A3）2004001000无遮拦裸导体至地面（C）2700290034004300带电部分至网状遮拦（B2)30050010001900不一样时停电检修无遮拦裸导体之间水平净距（b）

8、2200240029003800注：110J、220J分别指110千伏中性点直接接地电力网。13变配电设备运行维护及电气安全第13页表-2 户内配电装置最小安全净距（mm）准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在

9、实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。名称额定电压（kV）1-361035110J带电部分至接地部分 （A1）75100125300850不一样相带电部分之间（A2）82585087510501600带电部分至栅栏（B1）75100125300900带电部分至网状遮拦（B2)175200225400950带电部分至板状遮拦（B3)105130155330880无遮拦裸导体至地面（C）23752400242526003150不一样时停电检修无遮拦裸导体之间水平净距（D）18751900192521002650出线套管至户

10、外通道路面（E）4000400040004000500014变配电设备运行维护及电气安全第14页第二章 电力变压器运行与维护准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，

11、加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。 一、变压器类型 按用途分为电力变压器、调压变压器、试验变压 器、整流变压器、各种小型电源变压器、仪表变压器、 自耦变压器和各种专用变压器。 按相数分为单绕组变压器、双绕组变压器、三绕 组变压器和多绕组变压器。 按冷却方式分为油浸变压器、干式变压器、三绕 组变压器、充气变压器、风冷变压器和强迫油循环变压 器。 按调压方式分为无载调压变压器和有载调压变压器。 按铁芯形式分为壳式变压器和芯式变压器。 按中心点绝缘分为全绝缘变压器和半绝缘变压器。15变配电设备运行维护及电气安全第15页准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故

12、障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。 二、变压器主要组成部分 铁芯、绕组、油箱、油枕、呼吸器、防爆管（泄 压器）、散热器、绝缘管、分接开关、瓦斯

13、继电器、 温度计、净油器。第二章 电力变压器运行与维护16变配电设备运行维护及电气安全第16页准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不

14、停扩大状态检修百分比，实现优化检修。 三、瓦斯继电器作用 是变压器主要保护元件。当变压器内部发生故 障时，油中产生气体或油气流动时，瓦斯继电器 动作，发出信号或作用于变压器跳闸，以保护变压器。 发生故障后，能够经过瓦斯继电器视窗观察气 体颜色，并取所进行分析，从而对故障性质作出判 断。第二章 电力变压器运行与维护17变配电设备运行维护及电气安全第17页准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持

15、较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。 四、变压器运行油温标准 为确保变压器正常运行和其绝缘强度，预防变压 器油劣化。对运行中油浸式变压器，运行人员必须 认真监视上层油温不超出标准；油浸式自冷、风冷式 为95；强迫油循环风冷式为85。当运行人员发觉 靠近上述极限温度时，应按现场规程增加投入冷却器 数量或申请转移负荷，并加强巡视和监视。第二章

16、 电力变压器运行与维护18变配电设备运行维护及电气安全第18页准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检

17、修。 五、变压器有载分接开关操作普通要求 1、正常情况下，普通使用远方电气控制逐层调压，同时监视分接位置指示灯与机械指示灯与机械指示器档位一致、电压改变在要求调压范围内及对应电流改变正常（间隔应在1分钟以上，每调一个分接头计为一次），并作好统计。 2、两台有载调压变压器并联运行时，其调压操作应在变压器85%额定负荷以下轮番逐层进行。 3、当有载调压变压器过载1.2倍时，禁止分接开关变换操作并闭锁。第二章 电力变压器运行与维护19变配电设备运行维护及电气安全第19页准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完

18、善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。六、变压器油位改变原因 在正常情况下变压器油位改变是伴随油温改变而改变。而油温改变直接影响变压器油体积，使油位发生改变。影响油温（即油位）改变原因有负荷、环境温度和冷却装置运行情况等。第二章

19、 电力变压器运行与维护20变配电设备运行维护及电气安全第20页第二章 电力变压器运行与维护准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩

20、大状态检修百分比，实现优化检修。 七、变压器正常运行状态 1、变压器运行时响声是连续均匀“嗡嗡” 声，冷却器运行时风机、潜油泵运转响声也均匀无 杂声。 2、变压器电流、电压、有功、无功、油位 （本体应略高于分接）、油温（就地与远方温度计指 示差小于5）等参数均在其铭牌或规程要求范围 内。 3、变压器各类保护均应处于正常运行状态。21变配电设备运行维护及电气安全第21页准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠

21、性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。八、变压器异常运行状态 严重漏油；油位过高、过低或不正常升高；在正常负荷和冷却条件下油温不正常升高；冷却装置故障；内部声音不正常；套管破损放电或接头发烧、瓦斯继电器内气体不停集聚，轻瓦斯连续动作发信号；正常或事故过负荷；有载调压装置故障。第二章 电力变压器运行与维护22变配电设备运行维护

22、及电气安全第22页准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。九、运行变压器缺油危害 变压器油位过低会

23、使轻瓦斯动作；缺油严重时，铁芯绕组会暴露在空气中轻易受潮，并可能绝缘击穿。第二章 电力变压器运行与维护23变配电设备运行维护及电气安全第23页准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同

24、时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。十、依据变压器声音异常判断故障性质 1、变压器正常运行发出均匀“嗡嗡”声，但假如有较高且沉闷“嗡嗡”声，可能是过负荷运行、电流大、铁芯振动力增大引发，应监视变压器负荷改变。 2、变压器内部有短时“哇哇”声，可能是大动力设备开启，负荷突然增大，产生高次谐波；也可能是电网中发生过电压和雷电波侵入或穿越性短路等。 3、变压器内部有间隙“哼哼”声，忽粗忽细、忽高忽低，可能是系统中铁磁谐振，或有断线、接地故障。第二章 电力变压器运行与维护24变配电设备运行维护及电气安全第24页第二章 电力变压器运行与维护准确掌握设备现实

25、状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。 4、变压器有“噼啪”和“嗤嗤”放电声，若声音沉闷可能是内部发生局部放电；

26、若声音清脆可能是套管裂纹、破损或污染严重、设备线卡接触不良放电。 5、变压器若有“咕噜”、 “咕噜”沸腾声，可能是绕组发生短路故障或接头接触不良引发严重过热。 6、变压器有爆裂声，可能是变压器内部绝缘击穿严重放电。 7、变压器内部有“叮当叮当”锤击声及“呼呼”刮大风声，可能是铁芯夹金件松动或个别零件松动。25变配电设备运行维护及电气安全第25页准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平

27、，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。十一、变压器温升过高原因 1、分接开关接触不良 接触电阻增加造成打冷战发烧，轻者会增加功率损耗，使油温升高，重者还会烧毁分接开关。 经过测量高压绕组直流电阻，可判断分接开关接触情况；也可经过轻瓦斯频繁动作或取油化验判断。如属分接开关接触不良，应经过吊心进行检修。 2、绕组匝间或层间短路 绕组短路部分会出现很大环

28、流，绕组导线温度升高，造成变压器温升过高。第二章 电力变压器运行与维护26变配电设备运行维护及电气安全第26页第二章 电力变压器运行与维护准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，

29、不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。经过测量绕组直流电阻，可判断匝间或层间是否短路；如短路点打火形成电弧，会使油分解产生气体，造成轻瓦斯频繁动作。匝间或层间短路故障只能经过吊心检验并处理。 3、铁心硅钢片间绝缘损坏 硅钢片间绝缘损坏或穿心螺栓绝缘套管损坏，都会使铁心产生涡流，从而造成变压器温升过高。 油温长时间升高，会加速油质老化，所以，经过油质化验分析，可大致做出判断。铁心故障只能经过吊心检验并处理。27变配电设备运行维护及电气安全第27页准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换

30、计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。十二、造成变压器缺油原因及危害 造成变压器缺油原因主要有：变压器箱渗漏油；放油截止阀门关闭不严；取油样后未及时补油；出现假油面未及时发觉等。 变压器缺油危害主要有：油面

31、过低，可能致使瓦斯继电器误动作，造成变压器停电。同时因为变压器绕组露出油面，会使绝缘强度下降，甚至造成事故。另外，油箱内进入空气，变压器油吸收空气中潮气，会使变压器油绝缘强度下降，加速油质劣化。第二章 电力变压器运行与维护28变配电设备运行维护及电气安全第28页第二章 电力变压器运行与维护准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点

32、检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。十三、运行中变压器取油样时注意事项 1、取油样前，应先检验油标管，变压器缺油时不准取样； 2、取油样应在天气干燥时进行； 3、应使用带玻璃塞玻璃瓶装油样，并需经干燥处理； 4、油量应一次取够，做油耐压试验不少于0.5L,做简化试验不少于1L。29变配电设备运行维护及电气安全第29页第二章 电力变压器运行与维护准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在

33、萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。十四、运行中变压器取油样方法 1、应在变压器下部放油截门处取油样，先放出2L左右底部积存污油，并擦净放油口，再用变压

34、器油冲洗洁净； 2、用变压器油将油样瓶冲洗两次，并将瓶塞清洗洁净； 3、将油样灌入样瓶后，应马上将瓶塞盖好，并用石蜡封严瓶口，以防受潮； 4、启瓶时，室温应靠近取油样时温度，不然油样会受潮，影响试验结果。30变配电设备运行维护及电气安全第30页第二章 电力变压器运行与维护准确掌握设备现实状况，发觉隐患，及时采取对策，把故障毁灭在萌芽状态。经过资料积累，提出合理设备维修和零部件更换计划，不停总结经验，完善维修标准，保持设备性能稳定，延长设备寿命。设备故障和事故停机率大幅度下降，经过一段时间努力，可靠性逐步到达并保持较高水平，创一流发电企业。维修费用显著下降，有资料表明日本实施点检管理后，维修费用

35、降低20%30%。维修计划加强，定修模型确定，间隔延长，时间缩短，维修效率提升，设备综合效率提升。在实施点检制后，在连续改进设备同时，不停总结经验，加强设备状态检测和技术诊疗，不停扩大状态检修百分比，实现优化检修。十五、变压器补油时注意事项 1、补入油应与变压器中油牌号相同，并经试验确认合格，不一样牌号油应做混油试验确认合格。 2、假如变压器在运行中补油，补油前应将重瓦斯保护改接信号位置，预防误动掉闸。补油后要及时排放油中气体，运行二十四小时之后，方可将重瓦斯投入工作位置。 3、补油应在变压器油枕上注油孔处进行，补油要适量，禁止从下部放油截门处补油。31变配电设备运行维护及电气安全第31页第二

36、章 电力变压器运行与维护 十六、对变压器线圈绝缘监视 变压器在安装或检修后以及长久停用要投入，均应测量线圈绝缘电阻，并把测量数据及当初油温记入变压器档案。 在变压器使用期间所测得绝缘电阻与安装或检修干燥快投入时测得数据相比，以次判断绝缘状态，绝缘电阻测量应尽可能在相同温度，用相同电压摇表进行。 测量绝缘电阻应使用10002500V电压摇表。32变配电设备运行维护及电气安全第32页第二章 电力变压器运行与维护 十七、对变压器检验 1、安装在有些人值班变电所内变压器，应依据控制盘上仪表监视变压器运行。每小时抄表一次。若变压器过负荷运行，则应每隔半小时抄表一次。无人值班变电所应于每次定时巡视变压器检

37、验电压，电流和上层油温。对于变配电变压器应在最大负荷期间测量三相负荷，如有不平衡时，应重新分配。33变配电设备运行维护及电气安全第33页第二章 电力变压器运行与维护 2、变压器运行中应检验： （1）、变压器油位、油色是否正常；器身、套管及附件有没有渗漏油或锈蚀。 （2）、上层油温、声响是否正常；有没有异常气味。 （3）、变压器套管是否清洁，有没有破损裂纹。 （4）、套管是否清洁，有没有破损、裂纹和放电现象；接头有没有发烧。 （5）、变压器嗡嗡声性能，音响是否加大，有没有新音调发生等。 （6）、变压器防爆管防隔膜是否正常完好。 34变配电设备运行维护及电气安全第34页第二章 电力变压器运行与维护

38、 （7）、变压器油温及冷却系统运行情况。冷却器（风扇、油泵）运行是否正常。 （8）、呼吸器油封、硅胶是否是否失效。 （9）、瓦斯继电器内是否充满油，油色是否正常、有没有渗漏油，防水、防油办法是否完好，分接开关位置是否正确一致。 （10）、若变压器系统在室内，则应检验门窗、门闩是否齐全，房屋是否漏雨，照明和空气温度是否适宜。 （11）、接地装置及其引下线是否完好，有没有损伤、锈蚀等。 （12）、运行电压、电流是否在要求范围内。35变配电设备运行维护及电气安全第35页第二章 电力变压器运行与维护 十八、变压器特殊巡视检验内容 1、过负荷：监视负荷电流、油位和油温改变，声音是否正常，接头是否发烧。冷

39、却器是否全部投入并运转正常。 2、气温骤变时：检验油位、接头和引线驰度是否正常。 3、大风、雷雨、冰雹后：检验套管瓷绝缘有没有破损、裂纹、放电、接头是否发烧。 4、雨、雾、雪时：检验套管瓷绝缘有没有破损、裂纹、放电、接头是否发烧。 36变配电设备运行维护及电气安全第36页第二章 电力变压器运行与维护 5、故障后：检验油色、油温、瓦斯继电器、套管瓷绝缘、接头和接地引下线等是否正常，有没有喷油现象。 6、新投和大修后投入运行：72h内每2h巡视检验一次变压器声音、油位、油温和渗漏油等。37变配电设备运行维护及电气安全第37页第二章 电力变压器运行与维护 十九、电气部门运行责任人应附加检验 1、变压

40、器外壳接地情况； 2、油再生和过滤器工作情况； 3、油枕集泥器内有没有水和不洁物； 4、室内变压器通风情况； 5、各种标识牌和相色漆是否显著清楚。38变配电设备运行维护及电气安全第38页第二章 电力变压器运行与维护 二十、变压器合闸、拉闸和变换分接头 1、值班人员在合变压器开关前，须仔细检验变压器，以确保变压器处于完好状态。检验暂时接地线、标示牌、遮拦等是否拆除。检修后合开关时还要检验工作票是否交出，然后测量绝缘电阻。测量时应将电压互感器断开。 2、全部备用变压器均应随时能够投入运行。长久停用备用变压器应定时充电；强迫油循环水冷式变压器投入运行前应先开启油泵然后开启水泵。39变配电设备运行维护

41、及电气安全第39页第二章 电力变压器运行与维护 3、变压器拉、合闸操作程序应在现场规程中给予要求并须恪守以下各条： （1）、变压器充电应该在装有保护装置电源侧进行，变压器损坏时可由保护装置将其切断。 （2）、如有开关时，必须使用开关投入和切断。 （3）、若没有开关时，可用隔离开关拉合空载电流不超出2A变压器。切断电压为20kV及以上变压器空载电流时，须带有消弧面合机械传动机构并装在室外三联刀闸，如因环境所限装在室内时，则应在各相间安装不易燃烧绝缘物，使其相互隔离，以免一相弧光延及邻相而发生短路。40变配电设备运行维护及电气安全第40页第二章 电力变压器运行与维护 4、新安装或更换线圈大修后变压

42、器与发电机组单元绕线时，投入运行应由零起升压充电，其它变压器可冲击合闸充电。变压器在大修和事故检修及换油以后，可无须等候消耗油中气泡即进行充油和加负荷（但做耐油试验除外）。装有油枕变压器在合闸前，应放去外壳和散热器上部残余空气。41变配电设备运行维护及电气安全第41页第二章 电力变压器运行与维护 5、如变压器分接头变换器不可能在带负荷状态下调整电压，则在变换分接头以前，应用全部开关和隔离开关把变压器与电力网断开。变换分接头时，需注意分接头位置正确性。变换分接头以后，必须用欧姆表或电桥测量回路完整性和三相电阻均一性。变换分接头情况应记入值班操作统计簿里，方便随时查核。42变配电设备运行维护及电气

43、安全第42页第二章 电力变压器运行与维护 二十一、瓦斯继电保护装置运行 1、变压器由运行改为备用时，瓦斯保护装置应照常与信号联接，其目标在于监视变压器油面下降方便及时加油。 2、对运行中变压器进行滤油和加油时，应将瓦斯继电保护装置改为信号，此时变压器其它继电保护装置（如差动保护、电流切断装置）仍应接至跳闸线圈。变压器滤油或加油后，于变压器完全停顿排出空气气泡时，不可将瓦斯继电保护装置重新加入运行。 43变配电设备运行维护及电气安全第43页第二章 电力变压器运行与维护 3、当油位计指示油面有异常升高现象时，为查清原因，在未取下瓦斯继电器跳闸回路连接片以前，不得打开各种放气或放油塞子，清理呼吸器孔

44、眼或进行其它工作。 4、备用单相变压器投入运行而替换运行中变压器时，值班人员应使用切换开关将换上变压器上瓦斯继电保护装置跳闸回路断开。44变配电设备运行维护及电气安全第44页第二章 电力变压器运行与维护 二十二、变压器并列运行 1、变压器并列运行条件： （1）、线圈绕线组别相同； （2）、电压比相等； （3）、短路电压相等。 电压比不一样和短路电压不一样变压器，在任何一台都不过负荷情况下，也能够并列运行；短路电压不一样变压器并列运行时，应适当提升短路电压大变压器二次电压，以使并列运行变压器容量均充分利用。45变配电设备运行维护及电气安全第45页第二章 电力变压器运行与维护 2、变压器安装后以及

45、在进行有可能使相位变动工作后，必须经过定相以后才许并列运行。 3、全部奇数绕线组三相变压器，只要调换外部接线头，即可并列运行；全部偶数绕线组三相变压器，如相差120或240，亦可调换外部接线头并列运行。但相差60、180、300者，必须换掉内部接线以后，才能并列。奇数绕线组与偶数绕线组变压器不能相互并列。46变配电设备运行维护及电气安全第46页第二章 电力变压器运行与维护 二十三、整流变压器运行和维护 1、整流变压器应依照铭牌规范及要求冷却条件运行，并具备可靠保护系统，油位监视线显著完好。在变压器要求直流电流下运行。当油水冷却器故障致使油水冷却失效时，坚持运转时间不得多于10分钟。若超出时，应

46、使变压器停运。变压器投入并带负荷，其次冷却系统通水。 47变配电设备运行维护及电气安全第47页第二章 电力变压器运行与维护 2、油枕上应有呼吸器，硅胶不应失效，呼吸器底部油碗中油位应正常；变压器油标中油位必须在对应变压器上层油温油位线附近，变压器正常运行时，上层油温不得超出85，不然应查明原因，在查找原因阶段应加开油水冷却器。48变配电设备运行维护及电气安全第48页第二章 电力变压器运行与维护 3、绕线应正确牢靠，套管完整，油门油箱无渗漏油，接地良好。有载调压开关可靠性，位置指示必须准确，经吊心检修投入前，必须检修极限开关可靠性，位置指示正确性。每次倒头必须注意观察数字管指示，电流改变与升降按

47、钮一致性，如发觉连号，应马上开倒头机电源。49变配电设备运行维护及电气安全第49页第二章 电力变压器运行与维护 4、新投入变压器也包含大修后试验标准，方能投入运行。经常监视变压器一、二次电流均衡是否，三相电流差不超出10%。同时，也应监视三相电压平衡情况。50变配电设备运行维护及电气安全第50页第二章 电力变压器运行与维护 二十四、浇注型干式变压器运行和维护 浇注型干式变压器将带电线圈用环氧树脂浇注而成。所以，它含有难燃、安全、不吸收空气中潮气、结构牢靠、体积小、重量轻、损耗小，节能、运行噪音小、脏物不会进入线圈、检验维护简单等特点。 在户内电气设备中，要求使用难燃变压器场所。已经广泛使用浇注

48、型干式变压器代替以前使用浸清漆干式变压器。 51变配电设备运行维护及电气安全第51页第二章 电力变压器运行与维护 （1）测量绝缘电阻（用1000V或2500V兆欧表）。绝缘电阻绝缘值以下（25）： 1、开始运行前试验，为了确保浇注型干式变压器能够在正常状态下开始运行。要进行以下工作： （1）、测量绝缘电阻（用2500V兆欧表）。绝缘电阻绝缘值以下（25）：额定电压kV3322116.63.31.1以下绝缘电阻M10050302010552变配电设备运行维护及电气安全第52页第二章 电力变压器运行与维护 （2）工频耐压试验。为了核实变压器能否接入电网，还应进行耐压试验。电路最高电压Kv试验电压K

49、v 试验时间min7 Kv以下1.5E（最低0.5 Kv ）107 Kv以上1.25E（最低10.5 Kv ）10E是变压器最高工作电压53变配电设备运行维护及电气安全第53页第二章 电力变压器运行与维护 2、投入运行后维护和检验。 检验带电运行浇注型干式变压器时，绝对不可触及浇注型线圈环氧树脂表面，因为在运行中其表面电位与其内部线圈导体上电位大致相等触及后有危险。通常在浇注型变压器醒目之处钉有“禁止运行中触及”警告标示牌。当需要靠近带电部分时，与带电部分应保持以下表要求距离。额定电压（Kv）距离（m）22Kv及以下1.0 超出22Kv至33Kv1.554变配电设备运行维护及电气安全第54页第

50、二章 电力变压器运行与维护 停电检验和维护时应核实变压器确已切断电源，并经过验电，做好接地后方可进行检验和维护。 （1）、日常检验维护：日常维护和检验是从外观检验变压器运转状态，每日进行一次，包含抄录电压、电流、功率因数、周围温度、变压器温度、声音、振动情况、有没有异常气味，以及线圈、铁芯、接线等有没有灰尘放电异常现象，方便及时采取办法，防止发生不测事故。 55变配电设备运行维护及电气安全第55页第二章 电力变压器运行与维护 （2）、定时检验。第一次定时检验可在运行后23个月，以后每年进行一次。内容是：浇注线圈相间连结线有没有老化，有没有沾污绝缘情况；铁芯、风道有没有沾污和其它异常现象；引出线

51、、调压分接开关连结是否异常；线圈支持件是否异常；仪表及保护装置读数和动作是否正确；以及冷却装置（如电机、风扇、轴承）从属仪表（如断风报警、温度计等）是否正常。发觉异常应给予更换和修理。56变配电设备运行维护及电气安全第56页第三章 断路器运行与维护 一、断路器作用 断路器是变电所中比较主要电力控制设备。当系统正常运行时，它能切断和接通线路及各种电气设备空载和负载电流；当系统发生故障时，它和继电保护配合，能快速切除故障电流，以预防事故范围扩大。 57变配电设备运行维护及电气安全第57页第三章 断路器运行与维护 断路器种类繁多，但其主要结构相同，普通结构包含： 1、导电回路 2、灭弧室； 3、绝缘

52、部分； 4、操作机构和传动部分； 5、外壳及支持部分。58变配电设备运行维护及电气安全第58页第三章 断路器运行与维护 二、依据灭弧不一样原理，断路器分为 1、油断路器：是利用油来灭弧；采取变压器油作为灭弧介质和触头开断后弧隙绝缘介质断路器称为少油式断路器；采取变压器油作为灭弧介质和触头开断后弧隙绝缘介质以及带电部分与接地外壳之间绝缘介质断路器称为多油式断路器。 2、空气断路器：是利用压缩空气来灭弧；采取压缩空气作为灭弧介质和触头开断后弧隙绝缘介质断路器。其灭弧能力强、动作快速，但结构复杂、耗材较多。 59变配电设备运行维护及电气安全第59页第三章 断路器运行与维护 3、六氟化硫断路器：采取含

53、有优良灭弧和绝缘性能SF6气体作为灭弧介质断路器。其开断能力强、体积小，但结构复杂、耗材多； 4、磁吹断路器：是利用磁场来灭弧； 5、真空断路器：利用真空高介质强度来灭弧断路器，其灭弧速度快、寿命长、体积小。60变配电设备运行维护及电气安全第60页第三章 断路器运行与维护 三、 断路器应满足以下要求 1、能快速、安全地切断短路电流； 2、有较高地热稳定性和动态稳定性； 3、在频繁地操作中，机械动作灵活可靠； 4、运行中有较高绝缘强度，并能抵抗外界恶劣条件影响。61变配电设备运行维护及电气安全第61页第三章 断路器运行与维护四、断路器及操作机构型号1、断路器型号含义：额定容量（兆伏安）灭弧方式方

54、法：K-空气；S-少油；D-多油；Z-真空；C-磁吹；L-六氟化硫额定电流（安）G-在原结构上有重大改进；不然空出额定电压（千伏）设计序号（统一编排）安装方式：N-户内；W-户外62变配电设备运行维护及电气安全第62页第三章 断路器运行与维护2、断路器操作机构型号：C操作机构X-箱式；不然空出操作机构设计序号（统一编排）脱扣器编号（统一编排）动能性质：D-电磁；S-手动；Y-液压；T-弹簧储能；DM-马达；Z-重锤；B-爆炸机构等63变配电设备运行维护及电气安全第63页第三章 断路器运行与维护 五、断路器主要技术数据 1、额定电压（千伏）：指断路器所工作某一级系统额定电压。在三相系统中指是线间

55、电压，在单相系统中则是相电压。它表明了断路器所含有绝缘水平及它灭弧能力； 2、额定电流（安）：指断路器在额定电压下能够长时期经过最大工作电流，此时导体部分温升不超出要求允许值；64变配电设备运行维护及电气安全第64页第三章 断路器运行与维护 3、额定开断电流（千安）：指断路器在额定电压下能正常开断最大短路电流，它表示了断路器开断能力； 4、额定断流容量（兆伏安）：是断路器开断能力另一个综合表示值。它和额定电压值、开断电流值这两个原因亲密相关。65变配电设备运行维护及电气安全第65页第三章 断路器运行与维护 5、热稳定电流（千安）：指断路器在承受短路电流时热稳定能力。即在要求时间内（取410秒）

56、经过此短路电流时，触头不因过热而被熔焊； 6、动稳定电流（千安）：指断路器导电部分在短路电流经过时所产生电动力冲击下，仍能保护机械上稳定性，不致发生损坏或变形。电动力与电流峰值相关，所以这个参数是以峰值来表示，普通是以额定开路电流（有效值）2.55倍来计算；66变配电设备运行维护及电气安全第66页第三章 断路器运行与维护 7、全开断时间（秒）：指断路器操作机构分闸线圈从开始通电时起到断路器各相中电弧全部熄灭为止这段时间，这段时间应越短越好； 8、合闸时间（秒）：指断路器操作机构合闸线圈从开始通电时起到断路器主电路触头刚接触时为止这段时间。67变配电设备运行维护及电气安全第67页第三章 断路器运

57、行与维护 六、断路器操作检验 1、合闸前检验。 （1）、油色、油位指示是否正常； （2）、电气、机械分合位置指示是否正确，断路器 是否在拉闸状态； （3）、断路器两侧隔离开关是否已合好，一次系统 运行方式是否已倒换好； 68变配电设备运行维护及电气安全第68页第三章 断路器运行与维护 （4）、断路器操作电源与合闸电源是否已投入，保护与自动装置是否投入，与相关设备保护与自动装置是否投入或断开； （5）、停电检修，试验后断路器，在恢复运行前，应经验收检验合格，工作票注销，暂时接地线拆除，全部安全防护装置应恢复至正常状态。69变配电设备运行维护及电气安全第69页第三章 断路器运行与维护 2、合闸后检

58、验 （1）、绿灯熄灭，红灯应亮；电气、机械分合位置指示是否正常，断路器是否已合好； （2）、电流表应有指示，若指示不显著时，应查看电流表是否运转正常； （3）、断路器内部是否有不正常响声或气味； （4）、母线或系统回路电压和电路指示、负荷分配是否正常； （5）、应投入或断开保护与自动装置运行是否正常、正确； （6）、合上变压器电源侧断路器后，变压器音响应正常。 70变配电设备运行维护及电气安全第70页第三章 断路器运行与维护 3、拉闸前检验 （1）、检验断路器及相关系统回路负荷并考虑到当断路器拉闸后，系统回路负荷分配情况； （2）、检验断路器拉闸后一次系统运行方式是否正确； （3）、断路器及相

59、关设备保护与自动装置是否已断开或投入； （4）、断路器拉闸后能使某一电压等级母线或全站停电时，应检验硅整流电源、照明电源或自校等装置是否已倒换好或采取办法。71变配电设备运行维护及电气安全第71页第三章 断路器运行与维护 4、拉闸后检验 （1）、红灯应熄灭，绿灯应亮；电气、机械分合位置指示是否正确，断路器是否已在拉闸状态； （2）、停电设备，电压、负荷是否为零，转移到其它系统回路负荷是否正确； （3）、断路器拉闸后应断开保护与自动装置或其它设备相关保护与自动装置运行是否正确，操动机构分合器应在分闸位置，机构是否有不正常异状。72变配电设备运行维护及电气安全第72页第三章 断路器运行与维护 七、

60、高压断路器运行要求 （1）、断路器运行电压不应经常超出其额定电 压110%。 （2）、断路器负荷电流普通不应超出其额定开 断容量。 （3）、断路器安装地点系统短路容量不应大于 其额定开断容量。 （4）、禁止将拒绝跳闸断路器投入运行。禁止 用杠杆或千斤顶将电磁机构断路器进行带电合闸。 73变配电设备运行维护及电气安全第73页第三章 断路器运行与维护 （5）、禁止对运行中断路器进行慢分或慢合试验。 （6）、断路器不论是什么样机构均应经常保持足够操作能源。 （7）、液（气）压机构断路器或SF6压力异常而分、合闸闭锁时，不准私自解除闭锁进行操作。在机构储压过程中不宜进行分、合闸操作。 （8）、断路器分