光伏电站运行检修规程

玉湖新能源有限公司

湖口光伏电站运行检修规程

前言

1适用范围

1.1本规程规定了光伏电厂及llOkV升压站维护检修须遵循的运行操作、运行维

护以及异常和事故处理的方法和基本原则。

1.2本规程适用于运行人员及生产管理人员。

2引用标准

下列文件中的条款通过本标准的引用而构成本标准的条款。凡是注明日期的引用

文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，

凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

《国家电网公司电力安全工作规程（变电所和发电厂电气部分）》

《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》

DL/T596-1996电力设备预防性试验规程

SD230—1987发电厂检修规程

DL/T5137-2001.电测量及电能计量设计技术规程

国家电网公司《110（66）kV—500kV油浸式变压器（电抗器）管理规范》

国家电网公司《110（66）kV—500kV互感器管理规范》

国家电网公司《高压开关设备管理规范》

国家电网公司《高压断路器运行规程》

DL/T573—1995电力变压器检修导则

DL/T574—1995有载分接开关运行维修导则

GB/T8905-1996六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则

设备厂家相关技术资料。

目录

前言

第一章主变压器检修规程............................错误!未定义书签。

1.1适用范围.......................................错误!未定义书签。

1.2设备参数.......................................错误!未定义书签。

1.3变压器正常检查项目.............................错误!未定义书签。

1.4变压器大小修项目及周期.........................错误!未定义书签。

1.5变压器检修工艺及质量要求.......................错误!未定义书签。

1.6分接开关和引线的检修及质量标准.................错误!未定义书签。

1.7变压器器身的检查...............................错误!未定义书签。

1.8变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准...........错误!未定义书签。

1.9变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施...........错误!未定义书签。

1.10变压器现场小修................................错误!未定义书签。

1.11变压器附件的检修..............................错误!未定义书签。

1.13变压器投运前的试验............................错误!未定义书签。

第二章变电站设备检修规程..........................错误!未定义书签。

2.1SF6断路器检修规程.............................错误!未定义书签。

2.2隔离开关修检规程...............................错误!未定义书签。

2.3互感器检修规程.................................错误!未定义书签。

2.4避雷器检修规程.................................错误!未定义书签。

第三章继电保护及自动装置检修规程..................错误!未定义书签。

3.1范围...........................................错误!未定义书签。

3.2总则...........................................错误!未定义书签。

3.3检验种类及期限.................................错误!未定义书签。

3.4装置的检验项目.................................错误!未定义书签。

第四章通信系统检修规程.............................错误!未定义书签。

4.1技术规范.......................................错误!未定义书签。

4.2设备维护及检修.................................错误!未定义书签。

第五章五防系统检修规程............................错误!未定义书签。

5.1防误功能......................................错误!未定义书签。

5.2操作方法......................................错误!未定义书签。

5.3五防系统设备使用维护规定.......................错误!未定义书签。

5.4五防系统设备异常处理...........................错误!未定义书签。

第六章仪表检修规程...............................错误!未定义书签。

6.1适用范围......................................错误!未定义书签。

6.2检验周期......................................错误!未定义书签。

6.3检验项目、技术要求及检验方法..................错误!未定义书签。

6.4升降变差的测定................................错误!未定义书签。

6.5指示器不回零位的测定..........................错误!未定义书签。

6.6绝缘电阻的测定................................错误!未定义书签。

6.7电流表、电压表和单相、三相功率表的检验........错误!未定义书签。

第七章电缆检修规程...............................错误!未定义书签。

7.1主要内容与适用范围............................错误!未定义书签。

7.2电缆检修工艺..................................错误!未定义书签。

7.3终端头和接头盒制作............................错误!未定义书签。

7.4电缆检修的质量标准............................错误!未定义书签。

第八章无功补偿装置检修规程.......................错误!未定义书签。

8.1适用范围......................................错误!未定义书签。

8.2正常检查项目..................................错误!未定义书签。

8.3检修周期......................................错误!未定义书签。

8.4SVG正常检查项目..............................错误!未定义书签。

8.5SVG设备运行时的维护..........................错误!未定义书签。

8.6SVG设备日常的维护............................错误!未定义书签。

第九章光伏组件检修规程............................错误!未定义书签。

9.1适用范围......................................错误!未定义书签。

9.2电池组件参数..................................错误!未定义书签。

9.3光伏阵列运行方式..............................错误!未定义书签。

9.4光伏组件的维护..................................错误!未定义书签。

9.5汇流箱的作用....................................错误!未定义书签。

9.6汇流箱参数......................................错误!未定义书签。

9.7汇流箱一般具有如下功能和要求....................错误!未定义书签。

9.8汇流箱的维护....................................错误!未定义书签。

9.9直流配电柜的维护................................错误!未定义书签。

第十章并网逆变器的维护.............................错误!未定义书签。

10.1并网逆变器的作用...............................错误!未定义书签。

10.2逆变器参数.....................................错误!未定义书签。

10.3逆变器运行条件.................................错误!未定义书签。

10.4逆变器的维护与故障检修.........................错误!未定义书签。

第十一章运维管理职责...............................错误!未定义书签。

11.1总则..........................................错误!未定义书签。

11.2人员职责.....................................................90

第一章主变压器检修规程

71.1适用范围

1.1.1规程规定了升压站主变压器检修内容和项目、技术参数、工艺标准。

1.1.2本规程适用于升压站主变压器的检修维护工作。

1.2设备参数

名称数据名称数据

型号SZ11-50000/110负载损耗180.99KW

额定容量50000KVA空载损耗33.389KW

额定电压115±8*1.25%/38.5kV空载电流0.12%

额定电流251/749.8A短路阻抗10.26%

频率50Hz使用条件户外

接线组别YNdll海拔高度1650m

冷却方式ONAN相数3相

生产厂家三变科技股份有限公司制造

1.3变压器正常检查项目

1.3.1声音正常；

1.3.2变压器的油温和温度计应正常，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；

1.3.3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；

1.3.4引线接头紧固、无松动，电缆和母线无过热现象；

1.3.5压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损；

1.3.6瓦斯继电器内应充满油；

1.3.7呼吸器畅通，硅胶应干燥；

1.3.8冷却系统运行正常；

1.3.9变压器的电源控制箱门及照明应完好，无漏水，温度正常。

1.4变压器大小修项目及周期

检修周期一般分为大修，小修，中修，检修周期分别为：

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大修：10年一次。新变压器投运5年左右应进行一次大修。

小修：1年一次。

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

器投运1年左右应进行一次中修。

1.4.1主变压器检查的目的是提高设备的健康水平或使结构更合理完善，确保设

备的安全运行。变压器检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：

①电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目；

②结构特点和制造情况；

③运行中存在的缺陷及其严重程度；

④负载状况和绝缘老化情况；

⑤历次电气试验和绝缘油分析结果；

⑥与变压器有关的故障和事故情况；

⑦变压器的重要性。

1.4.2小修周期与项目

1.4.2.1一般每年1次

1.4.2.2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变压器风扇的解体检修，1-2年进行一次；

③净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失

效程度随时更换；

④自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次；

⑤套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。

1.4.2.3小修项目

①处理已发现的缺陷；

②检修油位计、调整油位；

③检修冷却装置；

④检修安全保护装置；

⑤检修测温装置；

⑥检查接地系统；

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⑦检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；

⑧清扫油箱和附件，必要时进行补漆；

⑨清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；

⑩按有关规程规定进行测量和试验。

1.4.3大修周期与项目

1.4.3.1周期

①一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次；

②在运行时主变压器随出口短路后，经综合论断分析，可考虑提前大修；

③运行中的变压器，当发现异常状态或经试验判明有内部故障时，应提前大修;

运行正常的变压器经综合论断分析良好，经运行主任批准，可适当延长大修周期。

1.4.3.2大修项目

①吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；

②绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；

③铁芯，铁芯紧固件、压钉及接地片的检修；

④油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；

⑤冷却器、风扇及管道等附属设备的检修；

⑥安全保护装置的检修；

⑦测温装置的校验；

⑧全部密封胶垫的更换和组件试漏；

⑨必要时对器身绝缘进行干燥处理；

⑩变压器油的处理或换油；

a.清扫油箱并进行喷涂油漆；

b.大修的试验和试运行。

1.5变压器检修工艺及质量要求

1.5.1检修前的准备工作

1.5.1.1检修任务的下达及接受均以检修任务书为准，检修人员接到任务书后，

根据提出的缺陷和要求决定检修项目和检修方法；

L5.1.2在进行检修前首先准备运输起重拆装工具、滤油设备等，并准备各种记

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录表格和纸张。

1.5.1.3检修前的试验。检修前应进行预检，初步确定变压器缺陷：

①绝缘油检查是否有臭味并作油简化、耐压等试验；

②摇测绝缘电阻及吸收比；

③测量直流电阻，将结果记入检修任务书内；

1.5.1.4变压器器身检修前的作业项目：

①清理现场，拆除妨碍施工的母线及某些架构、装设安全围栏，备齐消防及防

雨防风砂器材，装设检修电源及照明设施；

②工具器材运输及安装；

③检修前测一次直流电阻、介质损耗值、绝缘电阻及作油样试验；

④排油：必要时滤油或准备好合格油；

⑤拆除保护测量、信号等二次回路的连线和接地线；

⑥拆除及检修清扫冷却装置，如风扇电机等；

⑦拆除及检修吸湿器、净油器、继电器、温度计、蝶阀等，并对继电器进行试

验；

⑧拆除及检修套管、分接开关操作机构，并对套管进行试验；

⑨确认器身检修的条件具备时，即可拆除油箱的螺栓，检查并证实油箱与器身

完全脱离后方可吊出器身，进行器身检修；

⑩如果上述各项中所列某些变压器组件必须进行较长时间的检修时，应在器身

检修前的若干天事先拆下检修，如果已确定器身需要干燥时，则可推迟在器身干

燥的同时进行。

1.5.2待修变压器的外部检查

1.5.2.1检查套管是否有破裂情况，套管引线螺丝是否完好；

1.5.2.2检查油位计是否标示清楚，是否堵塞、损坏情况；

1.5.2.3检查呼吸器是否堵塞，防潮剂是否饱和；

1.5.2.4检查变压器盖子、油枕、法兰、吊环、油箱焊缝等处是否渗漏油及有无

进水痕迹。如渗漏油部位不明显，应将外壳油污初步清抹，涂白灰作油压试验，

检查漏油部位；

1.5.2.5检查各阀门、防爆管、继电器、散热器等是否完好。

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1.5.3变压器的拆卸和吊芯工作及质量标准：

1.5.3.1变压器拆卸前应将油从放油阀放出一部分，以免吊芯时溢出变压器油。

在放油的同时，要注意油标、油枕与油箱是否畅通；

1.5.3.2起吊工作应平吊、平起，注意观察吊芯螺杆紧固情况，在芯子吊出油

面以后，要停留10T5min,使芯子上的油淋入油箱，然后放置油盘中；

1.5.3.3吊芯中要避免碰坏各个部件和绕组。吊出芯子应对绕组、铁芯、分接开

关、引线及各个零件螺丝进行详细检查。

①套管拆卸：在拆卸变压器套管时，不应有碰破及碰裂情况，应从斜的方向吊

出，不可使之受任何机械应力。

②拆卸上盖吊出铁芯

a、应在干燥天气进行；

b、不应使铁芯绕组受潮；

c、在湿度不超过85%的空气中吊芯时间不应超过16h,在阴天、雨天不进行吊芯

检查。

③拆卸矽钢片

a、矽钢片不断裂；

b、不能擦破绝缘漆。

④拆卸绕组的绝缘部件：

a、不应使其绝缘有破裂情况；

b、各部件应放在固定的地方，以防止意外的破裂损坏；

c、拆卸绝缘零件时工具要仔细检查，应保证牢靠。

⑤吊绕组：在拆绕组时，不允许碰伤任何绝缘部件。

1.5.4油箱的检查及质量标准。

1.5.4.1油箱或箱盖的焊缝处若有漏油时，应进行处理补焊。在补焊时应根据具

体情况，将套管拆下，以免损坏。

1.5.4.2箱盖不平用螺丝纠正达不到目的时，可以把器身拆下来，去掉上面的全

部零件，放在平板上压平。

1.5.4.3用抹布擦洗箱和盖，除去油泥和油污并清理箱底。注意清理抹布应用白

布，不可使用棉纱和易脱毛的刷子。外部漏油过脏时，可放入碱池中浸泡、刷洗,

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清水冲净后及时喷刷防锈油漆。

1.5.4.4采用耐油胶条密封时，要用斜口对接，坡口长度应小于胶条直径的5倍,

压缩率为30%o

1.5.4.5变压器的油箱、上盖、油枕、安全气道，散热器等更换或重新制作时，

内部均应涂清漆。

1.5.4.6更换箱盖时，吊环应焊在外箱体上并不得在箱盖上穿孔焊装。旧盖上的

吊环、吊杆在检修时均应焊死，以免渗油。

1.5.4.7变压器的油箱、油枕和顶盖质量标准：

①油箱、油枕和顶盖不得有油泥和脏物；

②油枕与油箱连通管应畅通并高出油枕底部30mm；

③不应有砂眼、裂缝和焊口不良等缺陷，应保证不渗油、渗水。

④外部喷漆不得有疙瘩、眼泪等现象，应平、光、匀；

⑤外壳接地螺丝完整、牢固；

⑥油枕旁有集污管或放污螺丝，应装在油枕最底部，应装防潮呼吸装置；

⑦顶盖边沿不得有弯曲、不平情况；

⑧密封应选用合格的耐油胶垫和胶绳；

⑨吊环、吊耳等零件必须齐全；

⑩油箱的渗漏油试验。

1.5.5套管的检修及质量标准

1.5.5.1导电杆上部的压帽焊接不良时，应将套管拆下，将螺杆抽出套管，用铜

焊接。套管固定密封，应采用质量合格的耐油胶垫。

1.5.5.2胶合法兰或套管上发现有裂纹，以及渗漏油时，应用大小合适的钎子剔

除胶合剂，套管和法兰一定要擦净再进行胶合。

1.5.5.3套管内的引线有拆断和穿心螺杆烧坏或滑牙时，应进行更换，材料采用

黄铜棒制作。

1.5.5.4上套管时，整个螺丝的松紧要一致，对正上扣使用的扳手要适当，用力

适宜，防止紧坏套管。

1.5.5.5套管的质量标准：

①套管内部应干净，无油泥脏物，应光滑清洁；

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②套管与法兰盘处密封严密，无渗油、漏油及套管歪曲等情况；

③浇灌物如变质，应彻底除掉重新更换；

④套管不应有裂纹及破坏现象；

⑤套管的封口垫的大小，要与套管外围直径相同；

⑥套管丝杆要在套管中心轴线上，不准歪曲拆断。

1.5.5.6套管检修工艺及质量标准

①本体油连通的附加绝缘套管工艺及质量标准

②瓷套有无损坏，瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损；套管

解体时应依次对角松动法兰螺栓，防止松动法兰时受力不均损坏套管。

③拆瓷套前应先轻轻晃动，使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套，防止

瓷套碎裂。

④拆电杆和法兰螺栓前，应防止导电杆摇晃损坏瓷套，拆下的螺栓应进行清洗,

丝扣损坏的应进行更换或修整，螺栓和垫圈的数量要补齐，不可丢失。

⑤擦除绝缘筒（包括带覆盖层的导电杆）油垢，绝缘筒及在导电杆表面的覆盖

层应妥善保管（必要时应干燥）。

⑥瓷套内部应用白布擦试；在瓷套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆，瓷套内

部清洁，无油垢，半导体漆喷涂均匀。

⑦新胶垫位置要放正，胶垫压缩均匀，密封良好；

⑧套管垂直放置于套管架上，组装时与拆卸顺序相反，注意绝缘筒与导电杆相

互之间的位置，中间应有固定圈防止窜动，导电杆应处于瓷套的中心位置。

1.5.6充油套管检修工艺及质量标准

1.5.6.1更换套管油

①放出套管中的油；

②用热油（60-70℃）循环冲洗三次，将残油及其它杂质冲出；

③注入合格的变压器油，油的质量应符合GB的规定。

1.5.6.2套管解体：

①放出内部的油；

②拆卸上部接线端子，妥善保管，防止丢失；

③拆卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计，拆卸时防止玻璃油位计破裂；

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④拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套，注意不要碰坏瓷套；

⑤取出内部绝缘筒，垂直放置，不得压坏或变形；

⑥拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电杆和下瓷套，防止导电杆在分解时

晃动，损坏瓷套。

1.5.6.3检修与清扫：

①所有卸下的零部件应妥善保管，组装前应擦拭干净，防止受潮；

②绝缘筒应擦拭干净，如绝缘不良，可在70-80C的温度下干燥24-48h；

③检查瓷套内外表面并清扫干净，检查铁瓷结合处水泥填料有无脱落；

④为防止油劣化，在玻璃油位计外表涂刷银粉，涂刷均匀，并沿纵向留一条30mm

宽的的透明带，以监视油位；

⑤更换各部法兰胶垫，胶垫压缩均匀，各部密封良好。

1.5.6.4套管组装:

①组装与解体顺序相反；

②组装后注入合格的变压器油；

③进行绝缘试验，按电力设备预防性试验标准进行。

1.6分接开关和引线的检修及质量标准

1.6.1分接开关向外渗油，若是由于盘根引起，可将破损或腐蚀的衬垫更换新品，

若是转动处向外漏油，可根据情况进行处理，渗油可用特型的耐油胶圈或石棉绳

涂黄油用螺丝帽压紧，漏油间隙大时，可更换新品。

1.6.2分接开关绝缘部分受潮后，必须取下进行烘干。在取出开关时可将盘根固

定螺丝筒进行处理，在取出分接开关时，必须在引线的接线轴上加装编号并记好

方向，防止组装时造成错误。

1.6.3固定触点的绝缘圆盘，必要时应进行试验，两触点或触点对地之间的交流

耐压值应符合标准，若绝缘表面及芯内有击穿和烧破的地方必须全部更换新品。

1.6.4消除分接开关上的脏物和油泥，用抹布揩拭干净。开关触点不光滑及烧焦

时，用细砂布磨光。活动接触的压紧弹簧失效时，可以调整或更换。若触点有严

重烧伤和接触不良时，应更换新的。

1.6.5高低压引线有断裂和烧熔时，应检查是否因相间或线对地距离不够所引

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起，根据情况加强绝缘和调整引线。对于已断和烧熔的引线，应将断处的绝缘去

掉，用砂布磨光后焊接新的引线。

1.6.6引线应用经过处理干燥过的木夹夹牢，并排列整齐，木夹件上各螺丝应上

紧。

1.6.7检查引线的固定螺丝和切换开关的固定部分，必须牢固，不能有松动现象。

检查时应用适当的扳手。

1.6.8在工作时所拆下的螺丝、零件必须统一放在木箱内，以免丢失。

1.6.9变压器分接开关的质量标准：

1.6.9.1切换器本身的螺丝应紧固，各部件应清洁干净。

1.6.9.2短路触点（即动触点）端子板及切换器环等的接触面，应无焊接及熔化

现象，弹力充足。

1.6.9.3所有机械部分及轮销子和支持物等均应完好，无磨损及短少的现象。

1.6.9.4动触点及固定触点均应清洁，接触良好，动触头的弹簧应完整无缺，位

置正确，弹力充足。

1.6.9.5转动轴应灵活，与上盖连接应严密，不得漏油。

1.6.9.6接触器静触点间应绝缘良好，不应有烧坏及击穿现象。

1.6.9.7用1000V摇表测得静触点间绝缘电阻：10kV：100MQ以上;35kV：2000M。

以上。

1.6.9.8转动触点，使指示确实与要求一致，与指针位置相同，触点不超过预定

的范围。

1.7变压器器身的检查

1.7.1用抹布清除铁芯和绕组上的油垢和油泥，并用清洁的油冲洗绕组内部两

次，直到油垢和油泥完全清除为止。

1.7.2用摇表试验铁芯接地是否良好，若无接地片时，可增添一块接地铜片，且

只允许有一点接地。

1.7.3用摇表测量穿心螺丝的绝缘电阻，若绝缘电阻性能不好，必须重新更换穿

心螺丝的绝缘物。更换时可将螺丝帽卸下，取出螺杆，重新用清洁纸、白布带、

黄蜡绸带等包扎好，涂漆烘干后，再用夹铁夹紧。其绝缘电阻值最低不少于2MQo

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1.7.4检查器身上所有夹件的固定螺丝是否缺少，是否上紧，松动时，应选择适

当的扳手将其上紧。缺少时必须配齐，并彻底对器身各个部分详细检查。

1.7.5绕组两端的木垫和绝缘是否完全紧固，是否有移位变形及烧坏痕迹。不合

格和不完整的必须更换补齐。对于不紧的部分，必须拧动夹紧螺丝上下螺帽进行

压紧。

1.7.6绕组的平尾垫和撑条，若有不正和脱落的地方，必须调整和装上。对于

坏的必须更换、缺少的应加上新的，对未压紧的平尾垫可用扳手拧动夹紧螺丝的

上下帽来完成。

1.7.7检查绕组绝缘外部状态，如发现匝间，层间有烧坏和损伤时，应进行重绕

工作，如发现有电动力的作用，绕组发生位移和变形时，应进行校正措施。

1.7.8对于未曾损伤和烧坏的变压器，应根据绕组的颜色弹性，脆性和机械强

度等劣化情况，评绝缘等级。

1.7.9用摇表测高压对地，高压对低压，低压对地的绝缘电阻，如果不合格，应

进行烘干。

1.8变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准

1.8.1变压器器身分解之前，应首先根据技术检查情况和绕组铁芯的外部情况来

确定故障点，对于没有明显故障点的变压器，应作以下试验：

L8.1.1做匝间绝缘试验，判明匝间无短路现象；

1.8.1.2做零至额定电压的空载试验，判断磁路有无毛病。

1.8.2故障点查明后用加热的方法或用锯、手钳将相间引线焊的地点烧断或锯断

或卡断并将其接线方法记录下来。

1.8.3铁芯的分解应按下列步骤进行：

1.8.3.1取出上粗铁的压紧螺丝；

1.8.3.2用扳手松开瓶铁的穿心螺丝或夹紧螺丝；

1.8.3.3粗铁的上部用漆涂上记号，以免在组装时错乱；

1.8.3.4按次序一片一片的拆下挽铁的矽钢片，拆时应注意不能将矽钢片的漆层

碰坏。将拆下的矽钢片按级排列整齐并用红漆写上字，各组分别绑扎，放在清洁

干燥的地方。在工作时为避免将手划破，应戴上帆布手套。

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1.8.3.5分解器身时，所拆下附属零件如螺丝、螺栓应该放入木箱内，对于各夹

件应集中存放，以免丢失。

1.8.3.6检查矽钢片有无绝缘脱落，碾成粉末或多处断裂，绝缘炭化、变色，

如有以上情况，应先用刀子将上面刮净，然后重新涂上矽钢片漆。

1.8.3.7拆下的零件、铁芯和完好的绕组应用绝缘油加以清洗。

1.8.4绕组的取出应按下列程序进行：

1.8.4.1先将铁芯柱包扎好，取出油道条最后取出绕组。

1.8.4.2两个人起绕组时应以均匀的速度起来，平放在指定的位置，在取绕组时，

一定要注意不碰坏绕组。

1.8.5在拆绕组时，一定要作如下记录：

1.8.5.1绕组各相间的距离及遮板厚度；

1.8.5.2绕组对上下拢铁的距离及所垫绝缘物及其厚度；

1.8.5.3使用线号；

1.8.5.4总匝数及抽头匝数；

1.8.5.5层间绝缘及高低压之间绝缘；

1.8.5.6油道位置及尺寸；

1.8.5.7端绝缘尺寸；

1.8.5.8绕组高度，内径及外径尺寸；

1.8.5.9绕组绕向；

1.8.5.10非正式（规）厂制造的变压器，若发现铁芯质量不好，磁缝大、绕组

绝缘老化，运行中过热应作空损试验，适当增加匝数，降低损耗或作降容处理。

1.9变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施

1.9.1技术措施

1.9.1.1起吊用钢丝绳应无损伤断股、扭筋、质量良好。

1.9.1.2试吊时将钟罩吊起约100mm时，停止lOmin,进行受力部件检查，然后

放下，以便找正中心，然后方能缓慢起吊，并防止碰伤绕组或夹件。

1.9.2绕组检查项目

1.9.2.1检查绕组围屏是否清洁、受潮，有无树枝状放电，有无裂纹、臃肿及剥

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层现象，围屏不能拆开；

1.9.2.2检查绕组上压环紧固情况，检查周围螺栓是否均匀压紧，并适当紧固。

1.9.3铁芯部分检查

1.9.3.1检查铁芯是否清洁，有无铁杂质，有无伤损现象，油道有无堵塞；

1.9.3.2检查矽钢片的紧密程度，并用专用工具紧固各部螺丝；

1.9.3.3测量穿芯螺栓的绝缘电阻，铁芯不应有形成闭合回路的两点或两个以

上的接地点；

1.9.3.4检查铁芯接地片有无烧伤断裂痕迹，连接是否可靠；

1.9.3.5检查铁芯固定螺丝在运输中有无松动，并应紧固。

1.9.4分接开关的检查

1.9.4.1检查分接开关接触是否良好，弹力是否充足，接触位置是否正确，镀

层是否完整，有无过热现象；

1.9.4.2用0.05mm塞尺测试接触情况；

1.9.4.3检查各部接线的焊接质量和绝缘情况；

1.9.4.4检查绝缘板及木架有无变形，表面是否清洁，有无受潮现象；

1.9.4.5检查接头是否牢固，测定接触电阻是否符合要求。

1.9.4.6检查机械部分，操作手柄是否完整，有无变形，操作是否灵活，内部位

置是否与手柄上位置一致。

1.9.4.7吊芯试验项目

①测量铁芯对地绝缘电阻（穿钉及铁甄绝缘）；

②测量绕组的绝缘电阻；

③测量绕组各档的直流电阻（根据当天时间现场确定）。

1.9.4.8全部器身检查情况应专人做好记录，并测量各部尺寸，作为资料保存起

来。

1.9.4.9吊罩检查结束，交验收组验收合格，用合格变压器油冲洗，将底部油

箱清理干净，方可回装钟罩。

1.9安全措施

1.9.1整个吊芯工作由专人统一指挥；

1.9.2吊芯工作区周围设围栏，无关人员不得入内；

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1.9.3吊芯现场应清洁，并备用防雨设备；

1.9.4吊芯应在无风晴朗天气进行；

1.9.5现场严禁吸烟，并备有足够的防火器材；

1.9.6芯子暴露在空气中的时间不应超过以下规定：

1.9.6.1空气相对湿度不超过65%时为16h；

1.9.6.2空气相对湿度不超过75%时为12h；

1.9.6.3时间计算以放油开始到开始加油为止。

1.9.7参加检查芯子的人员应穿不带扣子衣服，不准携带硬钱币等杂物，防止落

入变压器内；

1.9.8检查芯子时，一定用木梯，不允许将梯子靠在绕组或引线上，更不允许踏

在绕组或引线上；

1.9.9起吊前，箱体四周应设专人监护，并在四周设拉绳防止钟罩在起吊过程中

摆动；

1.9.10起吊前，指挥人员应向吊车司机交底，并规定好联络指挥手势，全体工

作人员听从一人指挥；

1.9.11起吊时，吊绳要找好中心，防止钟罩偏斜，起吊高100mm时暂停起吊，

检查吊绳是否吊偏，再放下找正中心后再次起吊，起吊要缓慢进行，防止碰伤绕

组；

1.9.12器身检查后，应用清洁变压器油冲洗，并检查器身上无遗留杂物；

1.9.13工作中所有使用工具应有专人保管，并事先登记，工作结束后，工具保

管人员应先清点工具无误后方可回装钟罩，防止工具遗留在变压器内部，工作中

使用的工具应用带子系好，防止落入变压器绕组内部；

1.9.14钟罩回装前，应经验收组验收同意后方可进行回装；

1.9.15发现缺陷应立即报告工作负责人，不得私自处理；

1.9.16起吊臂下严禁站人或通行；

1.9.17钟罩回装后，周围螺丝应由专人均匀紧固，防止部分螺丝过紧。

1.10变压器现场小修

运行中的变压器，由于长时间运行，一方面受本身温度与油压的不断作用，同时

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受自然环境风吹、日晒、雨淋的影响，另一方面由于制造质量及检修质量的不良，

运行中的变压器常出现如下故障：箱件冷却器等的渗漏油，油标、防爆筒玻璃的

破裂；风扇故障停运等。变压器的此类小故障应引起重视，及时检修解决，对变

压器外部的此类小故障，一般能在现场检修，故称为现场小修。

1.10.1小修项目

1.10.1.1漏油检修：变压器本体油箱渗漏油，各附件冷却器、储油柜、净油器、

气体继电器等渗漏油；

1.10.1.2变压器储油柜缺油进行补油；

1.10.1.3附件损坏更换：风扇、温度计、套管等附件损坏；油标、防爆筒玻璃

破裂等；

1.10.1.4其它项目：更换胶囊、硅胶等。

1.10.2小修常用机具

常用机具有油罐、滤油机、烘箱、电焊机，常用钳工工具及部分专用检修工具。

1.10.3现场检修一般必须停电，但如变压器少量补油、散热器下部修漏等，在

不危及人身和设备安全的前提下，也可考虑采用不停电方式带电检修。

1.10.3.1变压器现场渗漏的检修

现场运行的变压器会出现密封胶垫的渗漏，其次焊缝及铸件的砂眼、气孔的渗漏。

对于不同的渗漏应采取不同的检修方法。

①密封胶垫渗漏

a、胶垫使用长久而老化，失去弹性；

b、胶垫质量不良，安装后出现开裂、脆化、变形；

c、胶垫安装不符合工艺质量要求而造成渗漏。

对于a、b两种情况可根据具体情况采取必要的技术措施，重新夹紧密封胶垫。

修漏方法：对于箱高及高压套管的密封胶垫，如发现渗漏通常可适当拧紧拧紧螺

母。如解决不了渗漏，则可能是胶垫开裂或是安装工艺问题，必须整体放油来检

修，工作量较大。对于冷却器，当拧紧螺母也解决不了渗漏时，也必须放油后检

修。

②焊好渗漏部位的关键是找准变压器渗漏油准确位置，用清洗剂清理渗漏部位

的油污、油泥，然后撒些白土。根据白土变色情况，找出确切渗漏点，根据渗漏

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点的所处部位，由具有丰富经验的焊漏焊工采用带油或不带油的方法进行补焊工

作。

③油箱渗漏检修：油箱钢板6-8cm,较厚，可带油补焊，渗漏点如在油箱下部,

焊口较大，由于油压大不易焊时，可采用抽真空法，在油箱上部法兰孔接一胶管,

用一台小型真空泵抽真空，油箱内形成低压真空。也可用一台滤油机，在关闭所

有箱体阀门及进气口的情况下，抽取油箱内少量油，使油箱内低真空，这样可以

比较容易地进行补焊工作。

④冷却器渗漏：冷却器（散热器）管壁较薄，不易焊接。通常可采取关闭散热

器上下阀门，拧开放油阀放油后进行补焊。如果遇到蝶阀不严，也可在放油过程

中使散热器中产生微负压的情况下补焊。

⑤附件渗漏检修：净油器、防爆筒、储油柜、连管等渗漏，通常都可以采取少

量放油后补焊。

⑥附件渗漏检修：附件渗漏检修包括llOkV高压套管渗漏油，气体继电器、套

管、电流互感器端子，蝶阀等渗漏的检修。

⑦充油高压套管渗漏油：如套管连接法兰渗漏，必须更换新套管，更换下的套

管回厂大修。某些高压套管油面下降，多数是套管尾部的法兰密封垫有问题，或

是油堵胶圈损坏，如果渗漏油较慢，可采取及时补油来暂时解决。渗漏油严重者,

套管油面下降明显，应尽早更换新的套管或在现场吊出套管检修。

⑧气体继电器渗漏：主要是上盖密封胶垫或是出线端子和取气小球门渗漏。通

常可关闭气体继电器两端蝶阀，取出芯子更换密封胶垫和更换小套管胶垫。球门

不严渗漏可能是由于小钢球不合适或里面有异物造成球顶不严而渗漏。检修气体

继电器必须停用直流电源，以防触电也可防止气体继电器端子短接而误跳闸。

⑨套管电流互感器小套管渗漏：主要是胶垫或是导电杆渗漏，必须停电放油检

修。

1.10.3.2变压器现场补油及更换附件

①现场补油：常为储油柜缺油，充油套管缺油的补油工作。

a、储油柜补油：储油柜缺油是由于本体或冷却器等渗漏油而造成储油柜油面过

低或看不见油面，属于变压器本体缺油。通常要求变压器停电后打开储油柜注油

孔，用滤油机补油到合适的油面为止。所用的油要求油号一样，电气性能及物理

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化学性能合格。补油最好不从变压器油箱下节门进油，因多数变压器箱底存有杂

质和水，防止把它们搅起来，引起变压器绝缘水平降低。采用带电补油方法，必

须有特殊的保护措施。

b、套管缺油：对llOkV充油型套管，当油面低于油标底面时，在变压器停电情

况下，用补油专用工具，以同油号的耐压高于40kV的合格油从套管注油孔补油。

如果套管渗漏油严重，已无法判定套管油面下降情况，应考虑更换合格的新套管。

②更换硅胶：运行中的变压器，当油的酸价增大比较显著时，应考虑更换新硅

胶，更换硅胶可以筛选6-8mm粒度的颗粒。对于安装在油箱上的净油器，首先是

关闭净油器上下两端蝶阀，注意关闭蝶阀时要求有手感，确保蝶阀已经完全关闭。

然后先打开下部放气阀，把油放尽，最后再打开净油器的下法兰放出旧硅胶，打

开上法兰倒入新硅胶（不必装太满），封上法兰（胶圈更换新的），经检查后可投

入使用。当净油器上下蝶阀关闭不严时，不要强行更换硅胶，不然将要造成大量

漏油。

③检修吸湿器：当吸湿器中变色硅胶已由蓝色变红，应更换新硅胶。当发现吸

湿玻璃筒破裂时应更换新吸湿器。检修吸湿器可以不停电，检修中主要注意连接

管是否畅通。

④更换温度表：旧温度表指示不正确时应更换新表（装前应校验合格），换表

时应注意仪表导管不要有压扁和死弯，多余导管要盘成直径200mm圆圈固定在变

压器油箱上，探头装入变压器油箱顶部上的表库中，在表库中应装少许变压器油，

不然温度表指示将不正确。

⑤更换防爆筒防爆玻璃：按防爆筒直径选取规定厚度的防爆筒要对称逐一拧紧

螺母，均衡压紧，不然玻璃极易破碎。

1.10.4变压器现场小修注意事项

1.10.4.1填写小修记录，包括站名、变压器编号、铭牌，小修项目，更换部件,

检修日期、环境温度及气温等，并注明检修人员；

1.10.4.2对检修后变压器上部各放气阀应充分放气，包括散热器或冷却器、套

管、气体继电器等处。拧松放气阀放气，当冒出气泡后快速拧紧，放气完毕。

1.10.4.3进入检修现场前，应检查变压器的所有蝶阀，蝶阀是否处在应处的位

置。

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1.10.4.4变压器上部不应遗留工具等。

1.11变压器附件的检修

1.11.1可能产生的缺陷：

在变压器运行中，分接开关长期通过负载电流，由于长时间浸泡在高温的变压器

油中，可能使触头上附着氧化膜及油污，出现触头弹簧压力降低等现象。运行中

也会出现分接引线的接头与分接开关的柱头连接松动的现象。

1.11.2检修步骤和要求

分接开关的检修在变压器身吊出或吊起钟罩式油箱后进行。首先将罩在分接开关

上的绝缘筒向上移动，而露出分接开关的触头部分。检查触头部分是否有松动现

象。如无缺陷可用浸有酒精的布擦洗触头各部位，以除掉氧化膜及油膜等。

检查动触头（环）和触柱的压力是否足够，并可用手指按压试之。各触头（环）

的压力应基本均匀，如有压力过小的应更换弹簧。如分接引线的丝头松动，则应

将其旋紧。

当分接开关有严重烧伤时，必须更换。

1.11.3验收：为了检查分接开关的检修质量，首先进行外观检查。触头部分接

触良好，无污物，转动灵活，紧固部件无松动现象，绝缘良好，绝缘距离符合要

求，指示位置正确，最后必须测量绕组各分接位置的直流电阻，并与原始记录和

标准比较合格。全部工作完毕后，将绝缘筒放下来。

1.11.4有载分接开关

1.11.4.1电抗式有载分接开关

①可能出现的缺陷及原因。切换开关由于多次切、合负载电流造成触头烧伤，

而使导电回路电阻增大。切换开关箱（又称闸箱）的绝缘油老化，使油耐压水平

降低。

②检修步骤及要求。切换开关通常装于变压器油箱外部的独立油箱内，其油与

本体不相通，首先打开箱盖放出箱内的油，如切换开关的铜铝触头烧伤不严重，

可用细砂布轻轻打磨烧伤的接触面，使其平整。如烧伤严重则应更换铜铝触头。

检查软引线连接是否有松动现象，如有应紧固，然后用清洁合格的变压器油冲洗

切换开关本体及油箱内的油泥等污物，待进行电气试验和验收后，注入合格的变

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压器油并盖好油箱上盖密封好。如变压器吊芯时，还应检查选择开关的触头接触

是否良好，分接引线连接是否松动，安装紧固件是否有松动现象等，电抗器线圈

绝缘是否良好，各部分紧固是否良好等。

③验收，外观检查，触头应接触良好，接触面应平整、清洁，紧固可靠，动作

灵活，触头的接触压力为8-10kg,开关箱与变压器油箱间的密封良好。在上述

检查后进行有载开关各分接线圈直流电阻测量，测量结果均应合格。检修工具和

电气试验的铜线等不应遗忘在切换开关箱内。

1.11.5套管检修

变压器低压侧瓷套管结构比较简单，通常的检修项目和步骤如下：

①检查瓷套是否有裂纹和损伤，表面是否有放电痕迹。

②对于导杆式套管，导电杆应无过热变红现象，套管顶部的密封胶垫损坏时应

进行更换。

③检查导电杆的绝缘纸管和固定导电杆的绝缘胶垫应完整无损。

④检查浇注式套管的法兰浇注处是否有渗油现象，如有应重新浇注。

⑤处理检查出来的缺陷后，清洗套管及各部件，并擦干净，然后进行组装。

⑥组装后的套管应进行油压试验，以检查其密封效果。

1.12冷却装置的检修

变压器的冷却装置随变压器容量的大小而有很大差别，仅就冷却装置的主设备：

散热器、风扇电机等说明其检修内容方法及要求。

1.12.1散热器的检修

散热器是变压器发生渗漏的主要部件之一，因此散热器的检修以处理渗漏缺陷为

主要内容。同时也要清洗散热器内部，防止散热器内部的杂质随油流进入变压器

内部造成变压器内部故障。此外清洗散热器外部，以提高其散热效果。1.12.2风

扇电动机的检修

风扇电动机在运行中处在风吹、雨淋、日晒和灰尘条件下，因此出故障机会比较

多，常见的故障有因防雨罩、引线端盖密封不良而进水，使绝缘水平降低，以致

烧毁绕组；还有因保护不当而造成单相运行也会烧坏绕组；运行时间长，轴承内

润滑油变质，使磨损严重，此外还有其它一些故障。

风扇电动机在检修时要进行解体大修。风扇电动机在从变压器上拆下之前，先拆

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掉电源线，再拆去扇叶，以防碰坏扇叶和使扇叶角度变化，然后拧下固定螺栓，

拆下电动机解体步骤如下：

1.12.2.1拆掉轴承端盖的螺丝及密封小盖、拆掉两个端盖与机座的固定螺丝，

然后用锤轻轻打击两端盖，取下端盖。如轴承松动，可将轴承取下；解体后，如

绕组有损坏，则应按一般电动机的检修步骤更换绕组，如轴承损坏应用新的轴承。

然后用扁铲将机壳及两端盖的止扣处的漆膜及污物清理干净。用毛刷、汽油刷洗

两端盖的轴承座及转子端的轴头。其它零件也要清洗干净，然后就可进行组装。

组装后的风扇电动机用手旋转电动机轴应灵活无磨擦，将检修后的风扇电动机安

装在原位置上。

1.12.2.2检修后的风扇电动机要做电气试验，测量绕组绝缘电阻及电动机空载

试验，合格后才能投入运行。

1.12.3吸湿器的检修

1.12.3.1将吸湿器从变压器连通管上拆卸下来，然后将底罩先旋下来，并放掉

所盛的变压器油，旋下中间紧固螺杆上的螺母，将底座和玻璃管取下来，如硅胶

已变为粉红色，说明已经失效，将硅胶倒掉。

1.12.3.2检查上法兰与连接管是否通气，如不通气应进行处理，以保证气路畅

通。否则吸湿器将不起呼吸的作用。解体后将各部件清理干净，更换各胶垫，然

后回装，换上新的变色硅胶，紧固时不要用力过猛以防玻璃管被紧坏。

1.12.3.3底罩内盛以适量的变压器油作为油封。

1.13变压器投运前的试验

1.13.1绝缘油的击穿电压、介质损失角、色谱分析。

1.13.2各侧线圈的电压互感器比。

1.13.3线圈的极性与组别。

1.13.4各侧线圈的绝缘电阻及直流电阻。

1.13.5空载电流与空载损耗。

1.13.6线圈的交流耐压。

1.13.7核相试验（新装变压器）

1.13.8全电压空载冲击合闸试验（新装或重新绕制线圈的变压器）

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第二章升压站设备检修规程

2.1SF6断路器检修规程

2.1.1适用范围

本标准规定了SF6断路器的检修维护要求和工作规范。

本标准适用于升压站SF6断路器检修工作。

2.1.2SF6断路器设备技术参数

2.1.2.1110KVSF6断路器设备规范

序号名称单位技术参数

1额定电压kV126

2额定频率Hz50

3额定电流A3150

4额定短路开断电流kA40

额定短路关合电流

5kA100

（峰值）

6额定短路耐受电流（4S）kA40

额定峰值耐受电流

7kA100

（峰值）

8首开极系数一1.5

9额定操作顺序0-0.3s-co-180s-co

10近区故障开断电流kALe*90%

11额定失步开断电流kALe*25%

265（断口间）

Imin工频耐受电压（干、

12kV230（相对地）

湿）（有效值）

230（相间）

13雷电冲击耐受电压kV550+103（断口间）

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（峰值）550（相间）

550（相对地）

14分闸时间ms<30（重合闸二分W35）

15合闸时间ms<150

16开断时间msW60

<17额定线路充电开断电流A50

18合闸同期性msW4

19分闸同期性ms三2

20每台总重量Kg1400

21机械寿命次5000次

22每极主回路电阻UQW40

23额定工作压力Mpa0.5±0.015

24补气报警压力Mpa0.45±0.015

25断路器闭锁压力Mpa0.4±0.015

额定短路开断电流直流分

2640%

量百分数

27分-合时间Ms2300

28合-分时间Ms40-60

29SF6气体额定压力（20℃）Mpa0.50

30SF6气体年漏气率-W0.5%

30每台充SF6气体Kg6

2.1.2.2控制回路与辅助回路参数

序号项目单位数^力i

1分、合闸线圈控制电压VDC110/DC220

2分闸线圈电流A5.8/2/2.5

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3合闸线圈电流A3.3/2

4电机电源电压VDC110/220AC220

5电机功率W300

6电机转率r.p.m750

7电机电流A5.5/2.7

8电压VAC220

加热器功率w100

断路器及操动机构的机械参数

项目单位数据

合闸电磁铁行程CMm5.0-5.5

触发器与脱扣器间隙D

Mm2.0-2.5

（分闸状态）

c-dMm3.0-3.5

触发器与防跳杆间隙EMm1.0-2.0

分闸电磁铁行程FMm2.8-3.2

触发器与脱扣器间隙c

Mm0.8-1.2

（合闸状态）

F-GMm1.6-2.4

SF6气体压力参数

序号项目单位数据

1额定充气压力Mpa0.5/0.4

2补气报警压力Mpa0.45/0.35±0.03

3断路器闭锁压力Mpa0.4/0.3±0.03

2.1.3SF6电气设备运行试验及检修人员安全防护规定

2.1.3.1SF6断路器检修工作时的安全防护

①不允许接通SF6断路器的控制电源和加热器电源。

②释放已储能的弹簧能量，方法：断开电源后进行一次合闸操作，一次分闸操

作，或者用摇把反向转动操作机构的驱动轴，来释放能量；

③在将气室压力降至绝对压力0.125Mpa之前，严禁在瓷套或高压部分工作，也

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不能运输或从构架上拆卸断路器。

④未使用的SF6是无毒无色无味的，由于它比空气密度大，易于聚集在低处，

如：电缆沟、槽等，如若SF6气体泄漏，不能进入低处，以免缺氧导致窒息。

2.1.3.2SF6新气的安全使用和充装时的安全防护

SF6新气中可能存在一定量的毒性分解物，在使用SF6新气的过程中，要求采取

安全防护措施。制造厂家提供的SF6气体应具有制造厂名称、气体净重、灌装日

期、批号及质量检验单，否则不准使用。装有SF6气体的钢瓶不许靠近热源或阳

光曝晒，使用过的SF6气体钢瓶应关紧阀门，戴上瓶帽，防止剩余气体泄漏。户

外设备充装SF6气体时，工作人员应在上风方向操作，室内设备充装SF6气体时,

要开启通风系统，并尽量避免和减少SF6气体泄漏到工作区，要求用检漏仪做现

场泄漏检测，工作区空气中SF6气体含量不得超过1000uL/Lo

2.1.3.3设备运行中的安全防护

工作人员不准单独和随意进入设备安装室，进入设备安装室前应先通风20min,

不准在设备防爆膜附近停留，工作