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大唐天镇光伏升压站检修规程(修改后)
大唐山西新能源有限公司大唐天镇环翠山 光伏电站检修规程2013 年 11 月发布2013 年 12 月实施大唐天镇环翠山 30MWp 光伏电站前言为了规范大唐山西新能源有限公司天镇光伏电站升压站电气设备检修及维 护操作，保证人身和设备的安全，制定本标准。 本标准由大唐山西新能源有限公司提出。 本标准修编单位：大唐山西新能源有限公司安全生产管理部 本标准由大唐山西新能源有限公司负责解释 本标准修编人： 赵 煜 华 常晋红 苏 华 张海林 张树宏 吴利婷本标准主要审核人：苏本标准主要审定人：孟秉贵 本标准批准人： 徐 良本标准为初次发布，自本标准发布之日起执行。适用范围及引用标准1 适用范围1.1 本规程规定了大唐天镇光伏电站升压站电气设备维护检修须遵循的设备维护 以及异常和事故处理的方法、基本原则。 1.2 本规程适用于运行维护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。 2.1 《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） 》 2.2 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 2.3 2.4 2.5 2.6 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程 SD 230―1987 发电厂检修规程DL/T _电测量及电能计量装置设计技术规程 DL/T 797―2001 风力发电场检修规程2.7 国家电网公司《110（66）kV―500kV 油浸式变压器（电抗器）管理规范》 2.8 国家电网公司《110（66）kV―500kV 互感器管理规范》 2.9 国家电网公司《高压开关设备管理规范》 2.10 DL/T 2.11 DL/T 573―95 电力变压器检修导则 有载分接开关运行维修导则2.12 GB／T 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 2.13 DL/T 555D942.2 《气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则》 2.14 GB 96《电力变压器》 第 1 部分 2.15 GB 96《电力变压器》 2.16 GB 03《电力变压器》 缘空气间隙 2.17 GB 03《电力变压器》 第 5 部分 2.18 GB 82《电工术语》 2.19 GB 《变压器油》 变压器 承受短路的能力 互感器 调压器 电抗器 第 2 部分 第 3 部分 总则 温升 绝缘水平、绝缘试验和外绝2.20 GB 311.1―1997《高压输变电设备的绝缘配合》 2.21 GB/T 04《电力变压器》 冲击波和操作冲击波试验导则 2.22 GB/T 03《电力变压器》 2.23 GB/T 《局部放电测量》 2.24 GB 1《高压电气设备无线电干扰测试方法》 2.25 GB/T 1《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝 缘选择标准》 2.26 GB/T 97《高压试验技术》 第一部分：一般试验要求 2.27 GB/T 97《高压试验技术》 第二部分：测量系统 2.28 GB 10230《有载分接开关》 2.29 GB/T 《高压电力设备外绝缘污秽等级》 2.30 GB/T 《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》 2.31 GB/T 13499《电力变压器应用导则》 2.32 GB/T 1《电力变压器选用导则》 2.33 GB/T 1《油浸式电力变压器负载导则》 2.34 GB/T 97《高压支柱瓷绝缘子 2.35 B/T 99《高压支柱瓷绝缘子 2.36 GB/T 《高压套管技术条件》 2.37 GB 《变压器、高压电器和套管的接线端子》 2.38 GB 《电流互感器》 2.39 GB 1《保护用电流互感器暂态特性技术要求》 2.40 GB/T 《变压器油中溶解气体分析与判断导则》 2.41 GB/T 《运行中变压器油质量标准》 2.42 GB/T 《交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验》 2.43 GB 50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 2.44 JB/T 1《6kV～500kV 级电力变压器声级》 2.45 JB/T 《无励磁分接开关》 2.46 JB/T 《变压器类产品型号编制方法》 技术条件》 尺寸与特性》 第 10 部分 声级测定 第 4 部分 电力变压器和电抗器雷电2.47 DL/T 596―1996《电力设备预防性试验规程》 2.48 DL/T 572―1995《电力变压器运行规程》 2.49 IEC 6《变压器与断路器用新绝缘油规范》 2.50 IEC 60815《污秽条件下绝缘子选用导则》 2.51 GBkV～40.5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备》 2.52 GB3309《高压开关设备常温下的机械试验》 2.53 GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》 2.54 GB4208《外壳防护等级(IP 代码)》 2.55 GB1984《交流高压断路器》 2.56GB1985 《高压交流隔离开关和接地开关》 2.57GB11022《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》 2.58 DL/T404《户内交流高压开关柜订货技术条件》 2.59 GB/T 《高压试验技术》 2.60 GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》 2.61 GB10237 《绝缘水平和绝缘试验、外绝缘空气间隙》 2.62 GB50150 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 2.63 IEC60076-9 《端子和分接标志》目录第一章 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 ........................................... 8 1.4 变压器大小修项目及周期 ....................................... 8 1.5 变压器检修工艺及质量要求 .................................... 10 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 ............................................. 20 1.11 变压器附件的检修 ........................... 错误！未定义书签。 1.12 冷却装置的检修 ............................. 错误！未定义书签。 第二章 隔离开关检修规程 .......................................... 27 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 适用范围 .................................................... 27 定义 ........................................................ 27 设备参数 .................................................... 27 正常检查项目 ................................................ 32 检修周期和项目 .............................................. 32 检修质量标准 ................................................ 33第三章 避雷器检修规程 ............................................ 35 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 适用范围 .................................................... 35 定义 ........................................................ 35 设备参数 .................................................... 35 检修周期 .................................................... 35 检修项目及质量标准 .......................................... 35 试验项目、周期和要求 ........................................ 36第四章 35KV/10KV 配电装置检修规程 ................................. 37 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 适用范围 .................................................... 37 概述 ........................................................ 37 检修周期及检修项目 .......................................... 37 开关柜、母线的检修 .......................................... 38 地刀及接地装置的检修 ........................................ 39 一次触头的检修 .............................................. 39 挡板机构及闭锁装置的检修 .................................... 40 互感器、过电压保护器的检修 .................................. 40 35KV 开关的检修 .............................................. 41第五章 380V 站用配电装置检修规程 .................................. 425.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6适用范围 .................................................... 42 概述 ........................................................ 42 站用变压器的检修 ............................................ 42 低压开关柜的检修 ............................................ 45 母线的检修 .................................................. 46 低压断路器的检修 ............................................ 48第六章 高压架空线路检修规程 ...................................... 51 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 总则 ........................................................ 51 运行管理范围及组织机构 ...................................... 51 线路巡视 .................................................... 51 线路的检测 .................................................. 53 线路设备的缺陷管理 .......................................... 54第七章 电缆检修规程 .............................................. 55 7.1 7.2 7.3 7.4 主要内容与适用范围 .......................................... 55 电缆检修工艺 ................................................ 55 终端头和接头盒制作 .......................................... 57 电缆检修的质量标准 .......................................... 70第一章变压器检修规程1.1 适用范围 1.1.1 规程规定了变压器检修内容和项目、技术参数、工艺标准。 1.1.2 本规程适用于主变压器的检修维护工作，光伏电场升压变压器可参 照执行。 1.2 设备参数本表中所列数据(如绝缘水平、爬电距离等)均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m，根据国 标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 项 目 甲方要求值 SZ11- ― 38.5 10 --50 31.5 31.5 31.5 ---3 有载 高压侧中性点 ±3×2.5% 乙方保证值 SZ11- ― 38.5 10 / 50 31.5 31.5 31.5 ― 3 有载 高压侧中性点 ±3×2.5% ― 不接地 不接地 短路阻抗 （%） 6.5 ONAN Y,d11 短路阻抗 （%） 6.5 短路阻抗 （% ） 6.5 ONAN Y,d11 不接地 不接地 短路阻抗 （%） 6.5变压器型式或型号 a. 额定电压（kV） 高压绕组 低压绕组 稳定绕组 b. 额定频率（Hz） c. 额定容量（MVA） 高压绕组 低压绕组 稳定绕组 d. 相数 1. * 额 定值 e. 调压方式 f. 调压位置 g. 调压范围 h. 中性点接地方式 35 kV 10kV i. 主分接的短路阻抗和允许偏 差 （全容量下） 高压―低压 j. 冷却方式 k. 联结组标号-1-本表中所列数据(如绝缘水平、爬电距离等)均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m，根据国 标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 项 目 甲方要求值 乙方保证值a. 雷电全波冲击电压（kV ， 峰值） 高压线端 低压线端 稳定绕组线端 高压中性点端子 低压中性点端子 b. 雷电截波冲击电压（kV ， 峰值） 高压线端 2. * 绝 缘水平 稳定绕组线端 c. 操作冲击电压（kV，峰值） 高压线端（对地） d. 短时工频耐受电压（kV ， 方均根值） 高压线端 低压线端 稳定绕组线端 高压中性点端子 低压中性点端子 *顶层油 3. 温升 限值（K） *绕组（平均） 油箱、 铁心及金属结构件表面 绕组热点 低压线端― 200 75 --― ― ― 225 85 --― ― ― 85 35 --― ― 55 65 75 78― 200 75 ― ― ― ― 225 85 ― ― ― ― 85 35 ― ― ― 54 64 74 774. 极限 分接下短 路阻抗和 允许偏差 （全容量 下）a. 最大分接短路阻抗 （%）短路阻抗 （%）短路阻抗 （% ）短路阻抗 （%）高压―低压乙方 提供 短路阻抗 （%）6.8 短路阻抗 （%）6.8 短路阻抗 （% ）6.8 短路阻抗 （%）b. 最小分接-2-本表中所列数据(如绝缘水平、爬电距离等)均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m，根据国 标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 项 目 乙方 提供 ― --------------甲方要求值 乙方保证值高压―低压 a. 高压绕组 5. 绕组 电阻（Ω ， 75℃） 主分接 最大分接 最小分接 b. 低压绕组 6. 电流 密26.26.2 ― 0.8 0.33 2.76 2.83 /6.2a. 高压绕组 b. 低压绕组 c. 调压绕组度（A/mm ） 7. 匝间 工作场强 （kV/mm）---1.87铁心柱磁通密度（额定电压、 （T ） 8. 铁心 额定频率时） 参数 硅钢片比损耗（W/kg） 硅钢片计算总质量（t） 额定频率额定电压时空载损 9. 空载 耗 损耗（kW） 额定频率 1.1 倍额定电压时 空载损耗 10. 空 a. 100%额定电压时-------＜1241.74 1.072 16 22------＜450 ----------居民区≤58，其它≤6526 0.4 0.68 125 10 120 10 134 10 居民区≤58，其它≤65载电流 （%） b. 110%额定电压时 主分接 11. 负 其中杂散损耗 最大分接 其中杂散损耗 最小分接 其中杂散损耗 12. 噪 空载状态下（离设备 0.3 米） 载损耗 （额 定容量、 75℃、 不含 辅机损耗） （kW）-3-本表中所列数据(如绝缘水平、爬电距离等)均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m，根据国 标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 声水平 dB （A） 13. 可 项 目 甲方要求值 乙方保证值100%负载状态下（离设备 0.3 米） 高压绕组 低压绕组 短路 2 秒后绕组平均温度计 算值（℃） a. 采用 ONAN 冷却的变压器 b. 采用 ONAN 持续运行能力 （ %额定容量） c. 列出不同冷却器组数运行居民区≤58，其它≤65 7.27 26.64居民区≤58，其它≤65 7.27 26.64承受的 2s 对称短路 电流（kA） （忽略系统 阻抗）＜250240― 100%― 100%14.变变压器允许长期运行的负载 压 器 负 载 时， （ %额定容量） 能力 一组退出运行 二组退出运行 三组退出运行 15. 1.5× 在 高压绕组本工程无―― ― ― ＜100― ― ― 100Um/3 kV低压绕组（10kV） --100下局部放 电 水 平 （pC） 16. 管 绕 的高压绕组＜0.5＜0.5组连同套 低压绕组 ＜0.5 ＜0.5 tanδ （%） a. 安装尺寸（m×m×m） （长 ×宽×高） 17. 质 b. 运输尺寸（m×m×m） （长 5.2×4.7×4.5 5.2×4.7×4.5量 和 尺 寸 ×宽×高） （如有限值 甲方需填 写） c. 安装质量（t） 器身质量（t） 上节油箱质量（t） 重心高度（m）4.7×2×3.4 1.2 -------4.7×2×3.4 1.2 --约 24 约2-4-本表中所列数据(如绝缘水平、爬电距离等)均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m，根据国 标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 项 目 甲方要求值 ------15° ------------― ― ― ----------― （应大于 1.3 倍相应绕组线端额定 电流） （应大于 1.3 倍相应绕组线端额定 电流） （应大于 1.3 倍相应绕组线端额定 电流） （应大于 1.3 倍相应绕组线端额定 电流） 1500A（运行时间不小于 60ms） ― （200/95） （200/95） 乙方填写 乙方保证值 约 12 约 50.5 40 15° 13 JPC 12 0.6 ― ― ― ― ― BW-40.5/1000 BQ-20/4000 ― ― ― ― 1000油质量（t） （含备用） 总质量（t） d. 运输质量（t） e. 变压器运输时允许的最大 倾斜度 每组冷却容量（kW） 型式 18. 散 数量 每组重量（t） 风扇数量 总的风扇功率（kW） 潜油泵数量 总的油泵功率（kW） 型号规格 a. 高压套管 b. 低压套管 c.稳定绕组套管 d. 高压中性点套管 e.低压中性点套管 额定电流（A） a. 高压套管 19.套管热器或冷 却器 （本工 程无）b. 低压套管4000c.稳定绕组套管―d. 高压中性点套管 e. 低压中性点套管 *绝缘水平（LI/AC） （kV） *a. 高压套管 b. 低压套管 c.稳定绕组套管― ― ― 200/95 125/58 ―-5-本表中所列数据(如绝缘水平、爬电距离等)均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m，根据国 标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 项 目 甲方要求值 ― ― 乙方保证值 ― ―d. 高压中性点套管 e.低压中性点套管 66kV （pC） a. 高压套管 b. 高压中性点套管 电容式套管 tanδ （% ）及电 容量（pF） a. 高压套管 b. 高压中性点套管 套管的弯曲耐受负荷（kN） a. 高压套管 b. 低压套管 c. 高压中性点套管 c. 低压中性点套管 套管的爬距 （等于有效爬距乘 以直径系数 Kd） （mm） *a. 高压套管 b. 低压套管 c.稳定型绕组 d. 高压中性点套管 e.低压中性点套管 套管的干弧距离（mm） a. 高压套管 b. 低压套管 c.稳定绕组套管 d. 高压中性点套管 e．低压中性点套管 套管的爬距/套管的干弧距离 20. 套管 式电流互 感器 装设在高压侧 绕组数 准确级 ―― 水平 纵向 2.5 2.5 2.0 2.0 tanδ ≤0.4 ≤0.4 及 以 上 套 管 在1.5×Um/ 3 kV 下局部放电水平――≤10 ≤10 tanδ ― ― 水平 纵向 2.5 2.5 ― ― ― ≥1256 ≥372 爬距 31(取系统最高电压) ―― ―― ― ----------&4 ― 2 ― ― 水平 纵向 2.5 2.5 ― ― 水平 纵向 2.5 2.5 ― ― tanδ ― ―― ― tanδ ― ― 水平 横向 --------―
― ― ― ― 485 195 ― ― ― &4 ― 2 10P30 0.2 垂直 ----------6-本表中所列数据(如绝缘水平、爬电距离等)均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m，根据国 标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 电流比 二次容量（VA） 项 目 甲方要求值 ―― ―― ―― ― 2 ― 2 ―― ―― ―― 10 --（应大于 1.2 倍相应绕组线端额定 电流） --≥20 万 ≥80 万 --― --------2 0.055 空载持续 时间 空载持续 时间 空载持续 时间 ― 10 ― ― ― ― ― ― ― 乙方保证值 800/1 30VA ― ― ― ― ― ― ― ― ― ― 10 CMⅢ-600A 600 0.8 ≥20 万 ≥80 万 325/140 ― 0.75 3相 380 YSF8-130 1 0.055 空载持续 时间 ― 10 ― ― 600-800/1 30VA ―Fs 或 ALF装设在低压侧中性点 绕组数 准确级 电流比 二次容量（VA）Fs 或 ALF装设在高压中性点侧 绕组数 准确级 电流比 二次容量（VA）Fs 或 ALF型号 额定电流（A） 级电压（kV） 有载分接开关电气寿命（次） 21. 接开关 绝缘水平（LI/AC） （kV） 有载分接开关的驱动电机 功率（kW） 相数 电压（V） 22. 置 23. 工 压 型号 台数 释放压力（MPa） 相―地 分 机械寿命（次）力释放装频过电压-7-本表中所列数据(如绝缘水平、爬电距离等)均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m，根据国 标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 倍数 1.05 1.1 1.25 1.9 2.0 相―相 1.05 1.1 1.25 1.5 1.58 空载持续 时间 连续 连续 20s 空载持续 时间 连续 连续 20s 空载持续 时间 连续 连续 20s 空载持续 时间 连续 连续 20s 1s 0.1s 项 目 连续 连续 20s 甲方要求值 连续 连续 20s 连续 连续 20s 乙方保证值 连续 连续 20s1.3 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：-8-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： 1.4.1.1 电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目； 1.4.1.2 结构特点和制造情况； 1.4.1.3 运行中存在的缺陷及其严重程度； 1.4.1.4 负载状况和绝缘老化情况； 1.4.1.5 历次电气试验和绝缘油分析结果； 1.4.1.6 与变压器有关的故障和事故情况； 1.4.1.7 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: 1.4.2.2.1 保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程进行； 1.4.2.2.2 变压器风扇的解体检修，1-2 年进行一次； 1.4.2.2.3 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； 1.4.2.2.4 自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次； 1.4.2.2.5 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 1.4.2.3.1 处理已发现的缺陷； 1.4.2.3.2 检修油位计、调整油位； 1.4.2.3.3 检修冷却装置； 1.4.2.3.4 检修安全保护装置； 1.4.2.3.5 检修测温装置； 1.4.2.3.6 检查接地系统；-9-1.4.2.3.7 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油； 1.4.2.3.8 清扫油箱和附件，必要时进行补漆； 1.4.2.3.9 清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽） ； 1.4.2.3.10 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 1.4.3.1.1 一般在投入运行后的 5 年内和以后每间隔 10 年大修一次； 1.4.3.1.2 在运行时主变压器如出口短路后， 经综合论断分析， 可考虑提前大修； 1.4.3.1.3 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 1.4.3.2.1 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修； 1.4.3.2.2 1.4.3.2.3 1.4.3.2.4 1.4.3.2.5 1.4.3.2.6 1.4.3.2.7 1.4.3.2.8 绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修； 铁芯、铁芯紧固件、压钉及接地片的检修； 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等； 冷却器、风扇及管道等附属设备的检修； 安全保护装置的检修； 测温装置的校验； 全部密封胶垫的更换和组件试漏；1.4.3.2.9 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 1.4.3.2.10 1.4.3.2.11 1.4.3.2.12 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。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； 1.5.1.2 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- 10 -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： 1.5.1.3.1 绝缘油检查是否有臭味并作油简化、耐压等试验； 1.5.1.3.2 摇测绝缘电阻及吸收比； 1.5.1.3.3 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： 1.5.1.4.1 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； 1.5.1.4.2 工具器材运输及安装； 1.5.1.4.3 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； 1.5.1.4.4 排油：必要时滤油或准备好合格油； 1.5.1.4.5 拆除保护测量、信号等二次回路的连线和接地线； 1.5.1.4.6 拆除及检修清扫冷却装置，如风扇电机等； 1.5.1.4.7 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； 1.5.1.4.8 拆除及检修套管、分接开关操作机构，并对套管进行试验； 1.5.1.4.9 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； 1.5.1.4.10 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。- 11 -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 10-15min，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。 1.5.3.3.1 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。 1.5.3.3.2 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。 1.5.3.3.3 拆卸矽钢片 a、矽钢片不断裂； b、不能擦破绝缘漆。 1.5.3.3.4 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。 1.5.3.3.5 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。注意清抹应用白布， 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，清- 12 -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%。 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： 1.5.4.7.1 油箱、油枕和顶盖不得有油泥和脏物； 1.5.4.7.2 油枕与油箱连通管应畅通并高出油枕底部 30mm；1.5.4.7.3 不应有砂眼、裂缝和焊口不良等缺陷，应保证不渗油、渗水。 1.5.4.7.4 1.5.4.7.5 外部喷漆不得有疙瘩、眼泪等现象，应平、光、匀； 外壳接地螺丝完整、牢固；1.5.4.7.6 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； 1.5.4.7.7 1.5.4.7.8 1.5.4.7.9 1.5.4.7.10 顶盖边沿不得有弯曲、不平情况； 密封应选用合格的耐油胶垫和胶绳； 吊环、吊耳等零件必须齐全； 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： 1.5.5.5.1 套管内部应干净，无油泥脏物，应光滑清洁；- 13 -1.5.5.5.2 套管与法兰盘处密封严密，无渗油、漏油及套管歪曲等情况； 1.5.5.5.3 浇灌物如变质，应彻底除掉重新更换； 1.5.5.5.4 套管不应有裂纹及破坏现象； 1.5.5.5.5 套管的封口垫的大小，要与套管外围直径相同； 1.5.5.5.6 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 1.5.5.6.1 本体油连通的附加绝缘套管工艺及质量标准 1.5.5.6.2 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。 1.5.5.6.3 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。 1.5.5.6.4 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。 1.5.5.6.5 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） 。 1.5.5.6.6 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。 1.5.5.6.7 1.5.5.6.8 新胶垫位置要放正，胶垫压缩均匀，密封良好； 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 1.5.6.1.1 1.5.6.1.2 放出套管中的油； 用热油（60-70℃）循环冲洗三次，将残油及其它杂质冲出；1.5.6.1.3 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： 1.5.6.2.1 放出内部的油； 1.5.6.2.2 拆卸上部接线端子，妥善保管，防止丢失；- 14 -1.5.6.2.3 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； 1.5.6.2.4 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； 1.5.6.2.5 取出内部绝缘筒，垂直放置，不得压坏或变形； 1.5.6.2.6 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： 1.5.6.3.1 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； 1.5.6.3.2 绝缘筒应擦拭干净， 如绝缘不良， 可在 70-80℃的温度下干燥 24-48h； 1.5.6.3.3 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； 1.5.6.3.4 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； 1.5.6.3.5 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： 1.5.6.4.1 组装与解体顺序相反； 1.5.6.4.2 组装后注入合格的变压器油； 1.5.6.4.3 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。- 15 -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 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： 100MΩ 以上； 35kV： 2000MΩ 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 2MΩ 。- 16 -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： 1.8.1.1 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 取出上轭铁的压紧螺丝； 1.8.3.2 用扳手松开轭铁的穿心螺丝或夹紧螺丝； 1.8.3.3 轭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轭铁的矽钢片， 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。 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- 17 -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 绕组对上下轭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 10min，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 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。- 18 -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 1.9.4.7.1 测量铁芯对地绝缘电阻（穿钉及铁轭绝缘） ； 1.9.4.7.2 测量绕组的绝缘电阻； 1.9.4.7.3 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。 1.9.5 安全措施 1.9.5.1 整个吊芯工作由专人统一指挥； 1.9.5.2 吊芯工作区周围设围栏，无关人员不得入内； 1.9.5.3 吊芯现场应清洁，并备用防雨设备； 1.9.5.4 吊芯应在无风晴朗天气进行；- 19 -1.9.5.5 现场严禁吸烟，并备有足够的防火器材； 1.9.5.6 芯子暴露在空气中的时间不应超过以下规定： 1.9.5.6.1 空气相对湿度不超过 65%时为 16h； 1.9.5.6.2 空气相对湿度不超过 75%时为 12h； 1.9.5.6.3 时间计算以放油开始到开始加油为止。 1.9.5.7 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； 1.9.5.8 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； 1.9.5.9 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； 1.9.5.10 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； 1.9.5.11 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； 1.9.5.12 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； 1.9.5.13 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； 1.9.5.14 钟罩回装前，应经验收组验收同意后方可进行回装； 1.9.5.15 发现缺陷应立即报告工作负责人，不得私自处理； 1.9.5.16 起吊臂下严禁站人或通行； 1.9.5.17 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，- 20 -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即带电检修。 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。 1.10.3.1.1 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：对于油箱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。 1.10.3.1.2 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- 21 -行补焊工作。 1.10.3.1.3 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。 1.10.3.1.4 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。 1.10.3.1.5 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。 1.10.3.1.6 附件渗漏检修: 附件渗漏检修包括 35kV 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。 1.10.3.1.8 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。 1.10.3.1.9 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。 1.10.3.1.10 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 1.10.3.2.1 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- 22 -物理化学性能合格。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 35kV 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。 1.10.3.2.2 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。 1.10.3.2.3 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。 1.10.3.2.4 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。 1.10.3.2.5 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- 23 -置。 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 1.11.4.1.1 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。 1.11.4.1.2 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，如切换开关的铜钨触头烧伤不 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钨 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- 24 -格的变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。 1.11.4.1.3 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： 1.11.5.1 检查瓷套是否有裂纹和损伤，表面是否有放电痕迹。 1.11.5.2 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。 1.11.5.3 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。 1.11.5.4 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。 1.11.5.5 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。 1.11.5.6 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。- 25 -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。- 26 -第二章 隔离开关检修规程2.1 适用范围 2.1.1 本规程适用于隔离开关的大、小修标准项目的检修和临时检修。 2.1.2 隔离开关的检修应贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针， 做到应修必修，修必修好，讲究实效。 2.2 定义 隔离开关在分位置时，触头间有符合规定要求的绝缘距离和明显的断开标 志；在合位置时，能承载正常回路条件下的电流及在规定时间内异常条件（例如 短路）下的电流的开关设备。主要由闸刀片、闸刀嘴、支持瓷瓶、金属底盘、接 线端子、接地刀闸及其附件构成。 2.3 设备参数 2.3.1名称35kV 开关柜设备参数项目 参数型号 系统额定电压 最高工作电压 设备额定电压 额定频率 工频试验电压 柜体电气参数 雷电冲击耐受电压(全波) 额定电流 主母线电流 额定短时耐受电流 额定峰值耐受电流 辅助电路额定电压 操动机构型式 外壳的防护等级 型号KYN61-40.5 35kV 40.5kV 40.5kV 50HZ 95kV/1min 185kV A 31.5kA (有效值)/4sec 80kA DC220V 弹簧储能式操动机构 IP40 ZN85-40.5- 27 -额定电压 额定电流 额定开断电流 短路关合电流 热稳定电流 热稳定时间 动稳定电流 真空断路器 操作循环 固有分闸时间 固有合闸时间 额定短路电流开断次数 机械寿命 电寿命(开断额定电流) 电寿命(开断额定短路电流) 操作电源电压: 型号 额定电压 电流互感器 仪表保安系数 最小热稳定电流 动稳定电流 额定电流变比及精度 型号 电压互感器 额定电压比 准确级及额定输出: 型号 熔断器 开断电流（有效值） 额定电流 型号 额定运行电压40.5kV kA 80kA(峰值) 31.5kA 4S 80 kA 分－0.3S－合分－180S－合分 ≤40ms 30~60ms ≥20 次 ≥10000 次 ≥10000 次 ≥20 次 直流 220V LZZB9-35（大连北方互感器厂） 40.5kV fs≤5 31.5kA(1S) ≥80kA(峰值) 设计院施工图配置接线图 JDZX9-35（大连北方互感器厂） 35/√3/0.1/√3/0.1/√3 /0.1/3kV 0.2/0.5(3P)/3P 30/50/100 VAXRNP-40.5/2（西安西熔） 50kA 2A Y10W5-51/134 51kV （安徽智凯）- 28 -持续运行电压 额定放电电流(峰值) 避雷器 操作波冲击残压(峰值) 雷电电流冲击残压(峰值) 陡波冲击电流下的残压40.8kV 5kA ≤134kV ≤111.5kV； ≤150kV2.3.2 10kV 开关柜设备参数名称 项目 参数型号 系统额定电压 最高工作电压 设备额定电压 额定频率 1min 工频耐受电压(有效值)： 柜体电气参数 雷电冲击耐受电压(全波) 额定电流 主母线电流 额定短时耐受电流 额定峰值耐受电流 辅助电路额定电压 操动机构型式 外壳的防护等级 型号 额定电压: 额定电流: 真空断路器 额定开断电流： 短路关合电流： 热稳定电流： 热稳定时间: 4SKYN28-12 10kV 12kV 12kV 50HZ ≥42kV（相对地） 75kV 2500A（进线柜） ，630A（其他柜） kA (有效值)/4sec 80kA DC220V 弹簧储能式操动机构 IP40 VS1-12（常州森源） 10kV 2500A，630A 31.5kA 80kA(峰值) 31.5kA- 29 -动稳定电流： 操作循环: 固有分闸时间 真空断路器 固有合闸时间 额定短路电流开断次数 机械寿命 电寿命(开断额定电流) 电寿命(开断额定短路电流) 操作电源电压: 型号 额定电压 电流互感器 仪表保安系数 最小热稳定电流 动稳定电流 额定电流变比及精度 电压互感器 型号 额定电压比 准确级及额定输出: 型号 熔断器 开断电流（有效值） 额定电流 型号 额定运行电压 持续运行电压 避雷器 额定放电电流(峰值) 操作波冲击残压(峰值) 雷电电流冲击残压(峰值) 陡波冲击电流下的残压 型号80 kA 分－0.3S－合分－180S－合分 ≤40ms 30~60ms ≥20 次 ≥10000 次 ≥10000 次 ≥20 次 直流 220V LZZBJ9-12（大连北方互感器厂） 10kV fs≤5 31.5kA(1S) ≥80kA(峰值) 设计院施工图配置接线图 LDZJ-10（大连北方互感器厂） 10/√3/0.1/√3/0.1/√3 /0.1/3kV 0.2/0.5(3P)/3P XRNP-10 50kA 2A Y10W5-51/134 51kV 40.8kV 5kA ≤134kV ≤111.5kV； ≤150kV GY-LJK120（大连北方互感器厂） （安徽智凯） 50/100/100 VA- 30 -零序互感器额定电压 变比 型号： 额定电压：10kVZKL-GDP-B-10 17kV 13.6kV 24kV 50kV（安徽智凯）过电压 保护装置持续运行电压： 直流参考电压(1mA)： 标称放电电流残压（峰值） ：2ms 方波电流耐受值（峰值） ： 75A 型号 额定电压: 额定电流: 额定开断电流： 短路关合电流： 热稳定电流： 热稳定时间: 动稳定电流： SF6 断路器 操作循环: 固有分闸时间 固有合闸时间 额定短路电流开断次数 机械寿命 电寿命(开断额定电流) 电寿命(开断额定短路电流) 操作电源电压: 操作电压变动范围: FP-12/630-31.5（阿海珐） 10kV 630A 31.5kA 80kA(峰值) 31.5kA 4S 80 kA 分－0.3S－合分－180S－合分 60ms 90ms ≥20 次 ≥10000 次 ≥10000 次 ≥20 次 直流 220V 分励脱扣 70～110％- 31 -2.4 正常检查项目 2.4.1 检查刀闸有无过热、烧损现象； 2.4.2 检查刀闸的引线接头有无过热现象； 3.4.3 检查刀闸绝缘瓷瓶有无断裂、是否清洁,有无电晕放电现象。 2.5 检修周期和项目 2.5.1 检修周期 小修:1 年两次，结合春秋检进行。 大修:5 年一次，与相应的断路器大修周期同。 2.5.2 检修项目 2.5.2.1 小修项目 2.5.2.1.1 固定及可动触头擦油泥除锈清扫。 2.5.2.1.2 引线接头检查有无过热现象。2.5.2.1.3 各部螺丝紧固,重点是动触头螺丝紧固。 2.5.2.1.4 转动轴部注润滑油。2.5.2.1.5 瓷瓶清扫,合、断闸调整。 2.5.2.2 大修项目 2.5.2.2.1 固定触头分解检修,必要时进行局部或整体更换。 2.5.2.2.2 可动触头片分解检修,必要时进行更换。 2.5.2.2.3 回转轴承分解检修,必要时进行更换。 2.5.2.2.4 接地刀闸及传动轴分解检修。 2.5.2.2.5 操作机构转动轴、齿轮电机分解检修。 2.5.2.2.6 基座及法兰刷漆。 2.5.2.2.7 合、断闸调整 。 2.5.3 大修程序 2.5.3.1 固定触头分解检修 2.5.3.1.1 拆下防雨罩上部固定螺丝并取下防雨罩。 2.5.3.1.2 松开触指架回转轴顶丝松开固定螺丝,将触指架连同触指一起拔出。 2.5.3.1.3 用汽油清洗触指及轴,涂以薄薄一层凡士林油(不合格的弹簧、触指应 进行更换)。- 32 -④ 用汽油布擦净固定触指接线座上的油泥,用细平锉或砂布打光被触指磨 起的毛刺,深度超过 1 毫米的应进行更换。 2.5.3.2 可动触头片分解检修 2.5.3.2.1 松开触头片夹紧螺丝,取下触头片。 2.5.3.2.2 用细砂纸打光触头片内外接触部分并涂凡士林油。 2.5.3.2.3 打光导电横担接触片部分并装上触头片拧紧螺丝。 2.5.3.2.4 合闸试验调整水平的接触情况。 2.5.3.3 回转瓷套轴分解检修 2.5.3.3.1 在回转瓷套旁立一单抱杆或人子杆,用倒链下钩挂在回转瓷套上节的 下半部。 2.5.3.3.2 拆下回转轴上的小拉杆,松开螺母或顶丝取下小拐臂。 2.5.3.3.3 边吊边注意回转盘下的滚珠粒和下部的推力轴承防止掉落到下面。 2.5.3.3.4 将吊下的瓷套用木方垫起,立于一边,四周用绳子绑好,进行其它检修 工作。 2.5.3.3.5 用汽油清洗轴承,除去油泥和锈迹 ,在轴承和滚珠槽涂上黄油然后装 回转瓷套。 2.5.3.4 操动机构分解检修 2.5.3.4.1 如果垂直拉杆是焊死的 ,机构轴可不拆下来 ,应先用汽油在轴承上部 缝隙浸洗然后注机械油,边转动边注油直到灵活。 2.5.3.4.2 如果垂直拉杆是活动的,应将机构分解清洗并涂机械油然后再装上。 2.5.3.5 接地刀闸检修 2.5.3.5.1 检查刀闸三相接触情况。 2.5.3.5.2 传动轴部注润滑油,固定座螺丝紧固。 2.5.3.5.3 检查分闸加速弹簧,检查接地片是否完整。 2.5.3.5.4 检查机械闭锁是否灵活有无卡塞。 2.6 检修质量标准 2.6.1 触指无烧伤，弹簧无过热，触指接触部分磨损不超过 1 毫米；弹簧及触指 活动灵活不卡滞； 2.6.2 触头片无烧伤、接触处光滑无毛刺磨损深沟不大于 1 毫米,夹紧螺丝紧固- 33 -零件齐全； 2.6.3 回转瓷套转动灵活,轴端螺母挡调整适当,瓷套不晃动； 2.6.4 操动机构转动灵活,润滑良好,操作轻便； 2.6.5 接地刀闸接触良好,分闸位置正常,机械闭锁可靠,操作轻便灵活； 2.6.6 三相合闸基本同期,两个边相合闸允许稍提前于中相 10 至 15 毫米； 2.6.7 合闸后固定触头应与横担在一条线上； 2.6.8 分闸时分开角度不小于 70°； 2.6.9 合闸时触指均应接触良好,接触头应垂直。- 34 -第三章 避雷器检修规程3.1 适用范围 4.1.1 本规程适用于避雷器的大、小修标准项目的检修和临时检修。 4.1.2 避雷器的检修应贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方 针，做到应修必修，修必修好，讲究实效。 3.2 定义 避雷器能释放雷电或兼能释放电力系统操作过电压能量， 保护电器设备免受 瞬时过电压危害，又能截断续流，不致引起系统接地短路的电器装置。 3.3 设备参数 型号 额定运行电压 持续运行电压 避雷器 额定放电电流(峰值) 操作波冲击残压(峰值) 雷电电流冲击残压(峰值) 陡波冲击电流下的残压 Y10W5-51/134 51kV 40.8kV 5kA ≤134kV ≤111.5kV； ≤150kV （安徽智凯）3.4 检修周期 雷雨季前每年一次。 3.5 检修项目及质量标准序号 1 检 修 项 目 质 量 标 准清扫避雷器表面。瓷套表面清洁无损。更换已锈蚀的螺栓，已腐蚀的连接线、引 接触面接触良好， 连接线， 引下线无2下线。3断股、散股现象，各部分螺栓紧固。 各项试验项目均合格。电气试验（见试验项目、周期和要求） 。- 35 -3.6 试验项目、周期和要求 序号 1 项目 绝 缘 电 阻 测 量 直 流 1ｍA 电压（U1 ｍA）及 0.75U1m A 下的泄 漏电流 周期 1.每年雷雨季前 2.必要时 要求 1.35kV 以上， 不低于 2500 兆欧 2.35kV 及以下，不低于 1000 兆欧 1.不得低于 GB11032 规定 值 2.U1mA 实测值与初始值 或制造厂规定值比较，变 化 不 应 大 于 ± 5%;0.75U1mA 下的泄漏电 流不应大于 50μ A。 说明 采用 2500V 及以上兆 欧表 1.要记录试验时的环 境温度和相对湿度。 2.测量电流的导线应 使用屏蔽线。 3.初始值系指交接试 验或投产试验时的测 量值。 1. 测量环境温度 20 ±15 摄氏度。 2.测量应每节单独进 行，整相避雷器有一 节不合格，应更换该 节避。 雷器（或整相更换） ， 使该相避雷器为合 格。 采用 2500V 及以上兆 欧表21.每年雷雨季前 2.必要时3工 频 考 电 下 的 频 参 电压参 流 工 考1.每年雷雨季前 2.必要时应符合 GB11032 或制造厂 规定4底 座 绝 缘电阻 检 查 放 电 计 数 器 动 作 情况1.每年雷雨季前 2.必要时 1.每年雷雨季前 2.必要时自行规定 测试 3-5 次均应正常动 作，测试后计数器指示应 调到“0”5- 36 -第四章 35kV/10kV 配电装置检修规程4.1 适用范围 4.1.1 本规程适用于 35kV/10kV 配电装置的大、小修标准项目的检修和临时检 修。 4.1.2 35kV/10kV 配电装置的检修应贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结 合的方针，做到应修必修，修必修好，讲究实效。 4.2 概述 天镇光伏电站本期规模为 1 台 31.5MVA 变压器，1 回 35kV 出线，35kV 消谐 装置 1 套，6 回 10kV 进线，1 回 10kV 出现，10kV 侧设置了集中无功补偿装置， 10kV 站用工作变 1 台，10kV 站用备用变 1 台，10kV 为单母接线。 4.3 检修周期及检修项目 4.3.1 检修周期 4.3.1.1 大修周期一般 4～6 年进行一次。 4.3.1.2 小修周期一般每年一次。 4.3.2 检修项目 4.3.2.1 大修项目 4.3.2.1.1 电缆室清扫检查 4.3.2.1.2 母线室清扫检查 4.3.2.1.3 一次触头检查 4.3.2.1.4 档板机构及闭锁装置检查。 4.3.2.1.5 地刀及接地装置检查。 4.3.2.1.6 母线耐压试验。 4.3.2.1.7 机构及本体清扫。 4.3.2.1.8 机构检查与润滑。 4.3.2.1.9 触头磨损的检查。 4.3.2.1.10 机构特性试验。 4.3.2.1.11 操作试验。 4.3.2.2 小修项目- 37 -4.3.2.2.1 开关室清扫。 4.3.2.2.2 档板机构及闭锁装置检查。 4.3.2.2.3 机构及本体清扫。 4.3.2.2.4 二次回路端子检查紧固。 4.3.2.2.5 传动部分轴销检查 4.3.2.2.6 根据缺陷进行针对性的处理。 4.4 开关柜、母线的检修 4.4.1 母线检修工艺及质量标准。 4.4.1.1 拆开母线室挡板。 4.4.1.2 用 2500V 摇表测量母线相间与相对地绝缘电阻，并做好记录。测量结束 后，应将接地线挂上。 4.4.1.3 用干布擦试母线，用吸尘器吸净母线室内灰尘，检查主母线及分支母线 连接处螺栓是否紧固，有无过热现象。 4.4.1.4 柜内电缆室清扫检查 ① ② ③ ④ ⑤ 拆开电缆室挡板。 用干布擦试绝缘子电缆。 用吸尘器吸净电缆室内灰尘。 检查绝缘子有无破损，裂纹，放电痕迹。 检查电缆接头是否紧固，有无过热痕迹。电缆保护层有无机械损伤或腐蚀，否则应加以处理，电缆接头无发热，烧伤痕迹。否则应用细锉刀加以修整， 检查电缆标识牌是否齐全，完备，如字迹不清或没有应补充。 ⑥ ⑦ 电缆接线紧固无松动现象，如松动应加以紧固处理。 电缆相色标志明确易辩。4.4.1.5 检查母线是否有烧损及裂纹现象。 如有则应更换相应段的母线，并涂上相应颜色的油漆，硬母线的加工制作可 按如下步骤进行。 ① ② 找出相应的硬母线材料，应符合厂家规定标准。 拆下应更换的硬母线，比照原母线或在实地测量，用角尺、卷尺测出其尺寸绘于图纸上。- 38 -③按尺寸下料，下料时母线要留有适量的裕度，避免弯曲时产生误差而造成整根作废。弯制好的母线座在原设备上比照好后再切去多余的一小段。 ④ 硬母线弯曲，短形母线应进行冷弯。方法是先将母线要弯曲的地方划上记号。再将母线摇上平弯机内，再压板压紧不使滑动，慢慢扳动手柄使母线逐渐 弯曲，不可用力过猛，以免产生裂纹，接触须平整，无氧化膜，加工后截面允许 的减少值，铜母线不超过原截面的 3%，铝母线不超过 5%，具有镀银层的母线搭 接面，不得任意锉磨，母线弯曲处距母线连接位置不应小于 5mm，多片母线的弯 曲度应一致，母线平弯的最小弯曲半径不得小于 2～2.5 倍母线厚度。 ⑤ 硬母线的钻孔，先用铝笔套画出孔位。找出每个孔的中心位置，打上样冲眼，然后再钻孔，以防尺寸不准或因设备原有孔眼歪斜造成对不上。 ⑥ 铜排接触面也可用小型铣床，挫平后用钢丝刷刷去表面氧化层，再涂上一层导电胶(凡士林)。 ⑦ 最后将母线涂上相应颜色的油漆至此，加工出来的硬母线便可更换到原设备上。 4.4.2 交流耐压试验 4.4.2.1 耐压试验，电压 2U0，时间 1 分钟。 4.4.2.2 用 2500V 摇表测量相间及相对地的绝缘电阻， 试验前后绝缘电阻都应大 于 35MΩ 。 4.4.3 开关柜检修工艺及质量标准。 4.4.3.1 柜所属设备的清扫工作， 及各配电屏间的清扫工作， 各部位清洁无灰尘。 4.4.3.2 紧固与母线相联的各紧固螺丝，用各种规格的扳手，逐一紧固各固定螺 丝。 4.5 地刀及接地装置的检修 4.5.1 清洗地刀及触座上的油污。 4.5.2 检查地刀动作， 接触情况，动作应灵活，接触可靠，位置指示器指示正确。 4.5.3 在地刀闸及触座上抹凡士林。 4.6 一次触头的检修 4.6.1 打开上、下挡扳。挡扳必须锁定在打开位置。 4.6.2 用干布擦净触头。- 39 -4.6.3 用吸尘器吸净开关室内灰尘。 4.6.4 在一次触头上抹凡士林。 4.7 挡板机构及闭锁装置的检修 4.7.1 检查挡扳机构操作是否灵活、可靠。 4.7.2 检查各闭锁装置是否可靠。 4.7.3 用毛刷清扫端子排上灰尘。 4.7.4 检查各接线端子是否紧固，接触良好。 4.7.5 检查各配电屏的前后门及门上锁扣。门均无变形、锁扣到位，开关灵活。 4.8 互感器、过电压保护器的检修 4.8.1 电压互感器检修工艺及质量标准。 4.8.1.1 将电压互感器表面清扫干净。 4.8.1.2 检查接线是否牢固，正确，表面是否完好。 4.8.1.3 试验 4.8.1.3.1 直流电阻测量(高压线圈)。测量线组直流电阻，高压侧使用 2500V 兆 欧表测量是二次使组短路接地。绝缘电阻＞1000MΩ 。 4.8.1.3.2 交流耐压试验(高压绕组)。试验电压按出厂试验电压的 80%进行。1 分钟试验时二次绕组短路接地，应不发生异常击穿。 4.8.2 电流互感器检修工艺及质量标准。 4.8.2.1 将电流互感器表面清扫干净。 4.8.2.2 检查接线是否牢固、正确，表面是否完好。 4.8.2.3 试验。 4.8.2.3.1 测量绕组的绝缘电阻。 使用 2500V 兆欧表测量时， 二次绕组短路接地。 绝缘电阻＞1000MΩ 。 4.8.2.3.2 交流耐压试验(一次绕组)。试验电压按出厂试验电压的 80%进行。1 分钟，试验时二次绕组短路接地。应不发生异常击穿。 4.8.3 过电压保护器检修。 4.8.3.1 将过电压保护器表面清扫干净。 4.8.3.2 检查接线是否牢固、正确、表面是否完好。 4.8.3.3 试验- 40 -4.8.3.3.1 检查过电压保护器高压侧及接地侧线是否拆除。 4.8.3.3.2 测量绝缘电阻，使用 2500V 兆欧表。绝缘电阻＞1000MΩ 。 4.8.3.3.3 测量 1mA 下的电压及 75%该电压下的泄漏电流。 4.8.3.3.4 1mA 下的电压值与初始值比较，变化不大于±5%。 4.8.3.3.5 75%1mA 电压下的泄漏电流不大于 50uA。 4.8.3.3.6 测量结束后要及时放电。 4.9 35kV/10kV 开关的检修 4.9.1 检修项目 4.9.1.1 开关本体清扫、检查。 4.9.1.2 开关内部传动机构检查加航空润滑脂（黄油） 。 4.9.1.3 检查触头磨损情况，触头表面氧化层清理，触指清洗并涂凡士林。 4.9.1.4 小车轮轴解体加油。 4.9.1.5 开关五防检查。 4.9.1.6 测量分、合闸线圈直流电阻，最低分闸电压。 4.9.1.7 测量并调整开关触头开距，行程、超程，小车开关特性试验。 4.9.1.8 二次回路端子检查紧固。 4.9.1.9 传动部分轴销检查。 4.9.1.10 根据缺陷进行针对性的处理。 注意：在对开关进行维护时，应切断二次回路电源，机械操动机构的所有弹 簧必须处于松弛状态， 同时断路器应处于分闸状态且 “合闸弹簧储能” 应不可见。- 41 -第五章 380V 站用配电装置检修规程5.1 适用范围 5.1.1 本规程适用于 380V 站用配电装置的大、小修标准项目的检修和临时 检修。 5.1.2 380V 站用配电装置的检修应贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修 相结合的方针，做到应修必修，修必修好，讲究实效。 5.2 概述 燕家村风电场站用电采用 380/220V 单母线接线方式。设两台站用变压器， 一运一备。其中一台由本站 35kV 母线引接，另一台接于 10kV 外接电源上。 5.3 站用变压器的检修 5.3.1 设备参数 型 式 三相绝缘干式变压器 型 号 额定电流(A) SCB10-630/37 9.83/909额定容量(kVA) 630 额定电压变比 联结组标号 生产厂家 37±2×2.5％/0.4kV D，yn11短路阻抗(％) 6％ 冷却方式 AN/AF保定天威顺达变压器有限公司5.3.2 检修周期及检修项目 5.3.2.1 检修周期 5.3.2.1.1 大修周期 ① ② 一般在投入运行后的 5 年内和以后每间隔 5～8 年大修一次。 运行中的变压器当发现异常状况或经试验判断有内部故障时，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。 5.3.2.1.2 小修周期 一般每年一次。 5.3.2.2 检修项目 5.3.2.2.1 大修项目 ① 整体清扫。- 42 -② ③ ④ ⑤器身检查。 冷却风机检修。 温度显示控制装置检查。 进行规定的测量和试验。5.3.2.2.2 小修项目 ① ② ③ ④ 处理已发现的缺陷。 整体清扫、检查导电接头。 冷却风机试转。 进行规定的测量和试验。5.3.2 检修前的准备工作 5.3.2.1 查阅档案了解变压器的运行情况。 5.3.2.2 运行中所发现的缺陷和异常情况。 5.3.2.3 变压器负载及温度情况。 5.3.2.4 查阅试验记录，了解绝缘情况。 5.3.2.5 熟悉设备图纸，安装说明书和本检修工艺规程。 5.3.2.6 编制大修工程技术、组织措施计划。 5.3.2.7 人员组织及分工。 5.3.2.8 落实大修材料和备品配件计划，清点专用工具。 5.3.2.9 编制变压器大修 H、W 点质量监督计划表。 5.3.3 安全措施 5.3.3.1 认真填写工作票，办理开工手续。 5.3.3.2 严格执行&&电业安全工作规程&&。 5.3.4 检修质量标准 5.3.4.1 整体清扫 5.3.4.1.1 用电动吹干机将变压器绕组装配的底部以及绕组气道中的灰尘吹净。 5.3.4.1.2 用干布将绝缘子、母线、铁芯夹件及其它部位的积灰清扫干净。 5.3.4.1.3 用干布将器身清洁干净。 5.3.4.2 器身检查 5.3.4.2.1 检查绝缘子有无破损、裂纹。- 43 -5.3.4.2.2 检查铁芯上、下夹件螺栓是否紧固。 5.3.4.2.3 检查器身有无过热，变形现象。 5.3.4.2.4 检查各导电接触面接触是否良好，有无过热现象。 5.3.4.2.5 检查变压器箱体及铁芯接地是否良好。 5.3.4.2.6 检查各接线端子是否紧固，连接螺栓有无过热锈蚀现象。 5.3.4.3 冷却风机检修 5.3.4.3.1 用 500V 摇表测各冷却风机绝缘电阻。 5.3.4.3.2 风机试转，检查风向是否正确、有无异常，如有异常，解体进行检修。 5.3.4.4 温控装置检查 5.3.4.4.1 检查温控装置指示是否正确。 5.3.4.4.2 检查温控整定值是否符合变压器要求。 5.3.4.4.3 若温控装置损坏面大，则换备件。 5.3.4.5 高压试验 5.3.4.5.1 拆除高、低压侧电缆及母线。 5.3.4.5.2 测量铁轭夹件穿芯，螺栓绝缘电阻。 5.3.4.5.3 测量铁轭夹件，穿芯螺栓对铁芯的绝缘电阻。 5.3.4.5.4 测量铁芯对地的绝缘电阻。 5.3.4.5.5 测量高、低压绕组绝缘电阻。 5.3.4.5.6 测量高、低压绕组直流电阻。 5.3.4.5.7 工频耐压试验。 5.3.4.5.1 恢复高、低压侧电缆及母线。 5.3.4.6 其它检查 5.3.4.6.1 检查变压器箱体及铁芯接地是否良好。 5.3.4.6.2 检查各接线端子是否紧固，连接螺栓有无过热、锈蚀现象。 5.3.5 检修质量监督及验收 5.3.5.1 检修项目的质量验收采取检修人员自检与质检人员检查验评相结合的方 法。 5.3.5.2 检修项目自检合格后，由负责人向质量验收人提出验收申请，提前将质 量验收通知单交给有关质检人员。- 44 -5.3.5.3 质检人员应按时进行检查验收，验收合格后应有停工待检点和见征点， 并在质量验收单上做出评价并签字。 5.3.5.4 全部检修项目结束后，检修负责人应填写大修项目质量二级验收单，并 将所有质量验收单整理好，上交主管部门。 5.3.5.5 检修竣工后应及时清理现场，移交运行部门。 5.4 低压开关柜的检修 开关柜的检修应与断路器等开关的检修相结合进行。 5.4.1 检修周期及检修项目 5.4.1.1 检修周期 ① ② ③ 两年大修一次。 小修按设备的运行情况决定，但每年至少要小修一次。 如运行中出现突发性故障，应根据实际情况进行临检或抢修。5.4.1.2.大修检修项目 ① ② ③ ④ ⑤ 开关柜检修。 开关柜母线检修。 开关柜二次回路检查与元件测试。 开关柜开关座检修。 开关柜附件检修。5.4.2 检修前的准备工作 5.4.2.1 开关柜检修前，了解设备的运行状况，存在的缺陷。 5.4.2.2 根据大修项目，制定大修进度，工时计划、备品备料、人员安排。 5.4.2.3 准备好检修所用 工具及专用工具。 5.4.2.4 熟悉设备图纸，安装说明书。 5.4.2.5 组织工作班成员学习检修工艺规程。 5.4.2.6 向工作人员交代技术要求及安全措施。 5.4.3 检修工艺及标准 5.4.3.1 办理工作许可手续，做好相关安全措施，划定工作区和非工作区。 5.4.3.2 检修前电气试验，用 1000V 摇表测量开关柜内母线对地，相间绝缘电阻 均在 0.5MΩ 以上方可开工，否则应查明原因。- 45 -5.4.3.3 确保工作现场通风条件良好。 5.4.3.4 将开关柜的开关或抽屉，做出正确的位置标记。 5.4.3.5 将开关拉或抽出至开关柜外并运至清扫场地。 5.4.3.6 拆开工作区开关柜侧面，背面处的防尘隔离板。 5.4.3.7 清扫开关柜地面，柜内的积灰和杂物清扫干净。 5.4.3.8 用大功率吸尘器或便携式吹风机清扫开关柜本体内外尘埃， 以保证其绝 缘良好。在清扫过程中使用毛刷等工具配合。 5.4.3.9 用清洗剂清洁开关柜油污。开关柜油污严重的，使用虹吸枪和压缩气体 清洗油污。 5.4.3.10 检查开关柜本体，开关柜间连接处，开关柜内支撑架处和开关柜固定 螺丝是否松动并紧固。 5.4.3.11 检查开关柜门锁及开关柜门门轴是否完好，损坏则修复或更换。 5.4.3.12 检查开关柜设备名称，标志牌是否完整、牢固、补齐并完善开关柜设 备名称标志牌。 5.4.3.13 检查开关柜侧面，背面处的防尘隔离板是否完好，若有损坏应加固或 更换。 5.5 母线的检修 5.5.1 用大功率吸尘器或便携式吹风机清扫母线上的尘埃，以保证其绝缘良好， 在清扫过程中使用毛刷等工具配合。 5.5.2 检查母线连接处，母线与开关座连接处及母线桥母线无过热、氧化、母线 接触面应光滑，清洁、无裂纹。否则应采取和实施技术改造或更换。 5.5.3 硬母线更换制作工序。 5.5.3.1 准备好与所更换硬母线相同材质的材料，应符合出厂标准。 5.5.3.2 拆下应更换的硬母线，比照原母线或在实地测量，用角尺、卷尺测出其 尺寸绘于图纸上。 5.5.3.3 按尺寸下料，下料时母线要留有适量的裕度，避免弯曲时产生误差而造 成整根作废，弯制好的母线应在原设备上比照好后再切去多余的一小段，接触面 须平整，无氧化膜，加工后截面允许的减少值，铜母线不超过原截面的 3%，铝 母线不超过 5%，具有镀银层的母线搭接面，不得任意锉磨。- 46 -5.5.3.4 硬母线弯曲，矩形母线应进行冷弯。平弯的方法是先将母线要弯曲的地 方划上记号，再将母线插上平弯机内，用压扳压紧不使滑动，慢慢扳动手柄使母 线逐渐弯曲，不可用力过猛，以免产生裂纹。母线弯曲处距母线连接位置不应小 于 5mm，多片母线的弯曲度应一致，母线平弯的最小弯曲半径不得小于 2～2.5 倍母线厚度。 5.5.3.5 硬母线钻孔，先用铅笔套画出孔位，找出每个孔扣中心位置，打上样冲 眼，然后再钻孔，以防尺寸不准或因设备原有孔眼歪斜造成对不上。 5.5.3.6 接触面的加工用手锉加工方法，铝母线用平锉加工。铜排接触面也可用 小型铣床，锉平后用钢丝刷去表面氧化层，再涂上一层导电胶(凡士林)。 5.5.3.7 最后将母线涂上相应颜色的油漆。至此，加工出来的硬母线便可更换在 原设备上。 5.5.4 检查母线支持夹， 母线连接处， 母线防护隔离扳和母线与开关座连接螺丝， 母线与母线相联的紧固螺丝，看是否松动并逐一紧固。 5.5.5 检查母线支持夹(绝缘子)， 母线防护隔离板有无损坏， 否则应加固或更换。 5.5.6 检查母线连接处，母线与开关座连接处母线间间隙应符合下列标准： 母线宽度(mm) 塞尺规格(mm) 质量标准(mm) 40 0.05×10 4 50 0.05×10 5 6 60 及以上5.5.7 拆除母线上的接地线，用 1000V 摇表测量母线相间与相对地绝缘电阻，并 做好记录，相间绝缘电阻均在 0.5MΩ 以上，母线对地也应在 0.5MΩ 以上。测量 结束后，应将接地线挂上。 5.5.8 母线互感器的检查试验，应清洁无灰，无松动脱线，符合互感器国际中的 试验标准。 5.5.9 母线进线电缆，出线电缆的检查。 5.5.9.1 电缆保护层无机械损伤或腐蚀，否则应加以处理，电缆接头无发热，烧 伤痕迹，否则应用细锉刀加以修整，检查电缆标识牌齐全，字迹清晰，无烧伤， 破坏痕迹，排列整齐。 5.5.9.2 电缆接地紧固无松动现象，如松动应加以处理。 5.5.9.3 电缆相色标志明确易辩。A、B、C 三相分别对应黄、绿、红三色标志。- 47 -5.5.10 试验 5.5.10.1 拆除母线上的接地线，然后进行试验。 5.5.10.2 用 1000V 摇表测量相间及相对地的绝缘电阻均在 0.5MΩ 以上。 5.5.10.3 电缆的耐压试验(1000V/1 分钟)，并用 1000V 摇表测绝缘电阻，试验前 后绝缘电阻值≥0.5MΩ 。 5.5.10.4 试验正常后，拆除的接地线重新挂上，移交运行。 5.6 低压断路器的检修 5.6.1 检修周期及检修项目 5.6.1.1 检修周期 ① ② ③ 四年大修一次，检修无须对断路器解体。 小修按设备的运行情况决定，但每年至少要小修一次； 如运行中出现突发性故障，应根据实际情况进行临检或抢修。5.6.1.2 大修检修项目 ① ② ③ ④ ⑤ 断路器传动机构检修； 灭弧室及主触头检修； 二次回路检查与元件测试； 触刀、触刀座及开关座检修； 断路器机械特性测试5.6.2 断路器检修工艺 5.6.2.1 将抽屉开关内的灰尘清扫干净。 5.6.2.2 用摇把摇出抽屉开关，用毛刷、净布、酒精等对断路器、控制变压器、 接触器、继电器、端子插件等各相关部件进行清扫。 5.6.2.3 对操作机构，导轨等进行清扫，检查接线端子接线是否牢固，螺丝是否 松动。 5.6.2.4 抽屉框架及抽屉底壳的检修 摇动摇把手使其在轨道中滑动。 并能使指示标记准确的指出 “隔开” 、 “试验” “接通”位置。并在相应位置能发出啪哒声并锁住。并抽出在抽屉导轨及抽屉底 壳上的滚轴上各涂抹一定量的润滑油，应摇进摇出无卡涩现象。 5.6.2.5 主触头的检修- 48 -① ②将抽屉完全摇出，并将抽屉平放置于指定的检修区域的清洁地面上。 将抽屉的尾部朝前，检查主触头清洁主触头并涂抹润滑油，主触头表面光滑无烧蚀现象。 ③ 检查柜内的静触头，用手扳动看有无松动。是否光滑，有无烧蚀现象，如有应用净布酒精擦洗并涂抹润滑油，若损坏严重则将其更换，应弹性良好且全 无松动，表面光滑无烧蚀。 5.6.2.6 操作机构的检修 将抽屉在抽出位置摇入后应能可靠的靠胶木手柄控制其在“断开” 、 “隔离” 、 “接通”位置。旋转且有一定的力度感，并能带动断路器合闸、分闸。如不顺滑 则更换、调整操作机构。 5.6.2.7 控制回路及空气断路器的检修 ① 检看二次回路，二次回路导线应无老化，过热现象。否则应更换。检查二次回路电压回路线径不小于 1.5mm2，电流回路线径不小于 2.5mm2，导线固定夹 间距不大于 200mm，弯曲半径不小于导线直径的 3 倍，否则应更换导线，调整弯 曲度。 ② 检查接触器，热继电器及时间继电器，控制变等应与回路相匹配且与各自的铭牌应相符合，并能达到各自铭牌的要求。否则更换，接触器在低于 75%额 定电压时能自动跳闸，热继电器也应能可靠动作。应使其清洁无灰，接触良好， 动作返回值符合要求。 ③ 更换。 ④ 更换。 ⑤ 空气断路器的检修，将连杆从把手中抽出并扳动空气断路器，应能可靠 抽屉内如有穿心式电流互感器及电压互感器的则要进行检查，如损坏则 检查柜门上所有的电流表，电压表是否完好，指示准确，否则应补齐或合闸、分闸，并看其是否完好，是否和铭牌相符合及是否能达到铭牌所示要求， 并看和主回路是否相符合。否则更换断路器。 5.6.2.8 检查开关抽屉及柜体面板上的各指示灯，按钮操作是否均动作准确、可 靠，灯是否按指示亮。 5.6.3 试验- 49 -5.6.3.1用 1000V 摇表测开关相与相，相对地的绝缘电阻，均应≥0.5MΩ 。5.6.3.2 将无按钮抽屉置于试验位置，红灯亮打至抽出位置灭，反覆 3～5 次。 5.6.3.3 将有按钮抽屉置于试验位置，按动红色按钮，接触器合闸，有明显合闸 “啪哒”声，按动绿色按钮接触器分闸，且有较弱的分闸声，反覆 3～5 次。应 能正常分、合闸且无杂音，分、合闸指示正确。 5.6.3.4 试验完毕，做到工完、料净、场地清，办理工作终结手续。- 50 -第六章 高压架空线路检修规程6.1 总则 6.1.1 为保障风电场高压架空线路安全、经济、稳定运行，确保人身设备安全以 及及时正确地处理高压架空线路发生的故障和事故,特制定此规程。 6.1.2 此规程包括线路运行管理范围及组织机构和线路的巡视、 检测、 缺陷管理、 维护、事故检修、技术管理等方面。 6.2 运行管理范围及组织机构 6.2.1 风电场高压架空线路运行管理范围为风场内高压架空线路。 6.2.2 风电场高压架空线路运行管理责任部门为安全生产管理部， 公司生产主管 领导指导监督。 6.3 线路巡视 6.3.1 线路巡视工作是为了掌握线路运行状况及沿线情况， 以便及时发现设备缺 陷和周围威胁线路安全运行的隐患，预防事故的发生，并为线路检修提供依据和 参考。 6.3.2 定期巡视：一般一月一次，巡视工作由风场场长牵头，检修班组负责，自 行