变压器运行维护指导书.docx
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变压器运行维护指导书
油浸式电力变压器
安装、运行维护指导书
1.说明
2.变压器运输及起吊要求
3.现场验收注意事项
4.现场保管与贮存规定
5.安装前的准备工作
6.器身检查前的要求
7.器身检查要点
8.变压器安装的要求
9.安装程序
10.真空处理、真空注油、热油循环
11.其它组件的安装
12.投运前的交接验收、检查工作
13.冲击合闸
14.变压器试运行与运行维护
15.附录
16.变压器是否需要干燥的判断及干燥要求
17.绝缘油运行维护
18.套管的运行维护
19.变压器散热器更换
20.变压器储油柜补充注油
21.其它主要组件基本结构
22.变压器及组件故障判断
1.说明
本指导书为110--220kV级以上油浸式电力变压器(包括无励磁调压和有载调压、自耦变压器)安装、运行维护指导书。
为保证变压器的安全运行,主要描述变压器现场的安装程序及运行维护质量的控制和要求,如有疑问请及时与我公司联系,以便妥善解决。
2.变压器运输及起吊要求
2.1运输方式:
可根据需要选择、公路、铁路、航运方式。
2.2带油运输
2.2.1带油运输的变压器应充入合格的变压器绝缘油,油面高度在常温下离油箱顶约100~200mm,(间隔空间应充入干燥空气)同时检查所有盖板密封良好无渗漏现象。
并且必须记录油面高度,以便核对油量。
2.2.2凡带有载开关运输的变压器必须将有载开关内油放至离开关箱顶约100mm,并且用专用连通盖板或管将变压器油箱与开关油箱联通,才允许运输。
2.3充氮运输:
充氮运输的变压器,应充入纯度大于99.9%,露点不高于-40℃的高纯度氮气。
并应在油箱顶上装置充氮设备.逆止阀.氮气瓶和压力表,运输前保持油箱内正压力在0.025~0.03MPa之间,运输过程中保持压力始终不应低于0.02MPa,否则应及时补气。
2.4运输装车:
装车固定方式须按照有关运输部门规则执行,大型变压器应装置三维冲撞记录仪。
冲撞记录仪在变压器主体运到现场验收后,由用户及时返还制造厂。
2.5主体运输要求
2.5.1整个运输、装卸过程中(包括铁路、公路、船舶运输及装卸时)变压器主体倾斜度:
长轴方向不大于15°,短轴方向不大于10°。
2.5.2运输中严禁溜放冲击.运输加速度限制为:
运输方向加速度不超过3g,横向加速度不超过3g,垂直加速度不超过2g。
并且变压器的固定不应有明显位移。
2.5.3公路运输时,最大时速不大于40km/h;一级公路上速度不超过15km/h;二级公路上速度不超过10km/h。
2.6主体起吊
2.6.1起吊设备、吊具及装卸地点地基,必须能够承受变压器起吊重量(即运输重量)。
2.6.2起吊时应在规定的起吊点起吊,起吊时应使吊拌同时受力,吊索与垂直夹角不大于30°,否则应采用吊梁起吊。
2.7主体牵引及起重
2.7.1主体牵引时,应在重心以下,钢丝绳应挂在下节油箱上专用牵引孔上。
严禁牵挂在不能受力的组件及管接头上。
2.7.2在轨道上使用小车或滚杠,牵引速度不大于100m/h。
2.7.3在斜坡上装卸主体,斜坡角度不大于10°,并应有防滑措施。
2.7.4使用千斤顶时,应放在油箱的千斤顶支架下,升起和降落时,须保持同步,且速度相等,并应有防止千斤顶打滑的措施。
严禁在箱沿密封处使用千斤顶。
3现场验收注意事项
3.1到货验收(注意:
凡出厂的产品都已办理保险,有问题应及时联系)
3.1.1按订货合同验证产品的铭牌、附件、备件。
包装箱上应有明显的包装储运图示标志,并应标明买方的订货号和发货号。
3.1.2检查主体及附件在运输车上有无移位、碰撞现象,并做好记录。
若发现问题,应立即予以制造厂和运输部门联系,以便共同查明原因,妥善处理。
3.1.3带油运输的变压器检查密封情况,检查所有法兰、盖板螺栓有无松动,密封不严,是否有渗漏油情况,并检查油面高度,作好记录。
3.1.4充氮运输的变压器检查氮气压力是否保持正压力>0.02MPa,并作好记录,同时在油箱底部取油样进行分析,不低于表1参考数据,如有问题应及时与制造厂联系。
充氮运输油箱底部油质判断产品未受潮的初步验证表1
序号
运输方式
带油
充气
110kV
220kV
110kV
220kV
1
气体压力(常温)MPa
-
-
≥0.02
2
油样分析
耐压值kV/2.5mm
≥35
≥45
≥35
≥45
3
含水量μL/L
≤20
≤15
≤25
≤20
注:
1.充气运输的变压器的油样分析是指箱底残油化验
2.耐压值是指用标准试验油杯试验
3.1.5检查附件包装箱有无破损,丢失现象,须做好记录。
若有问题,与制造厂及运输部门联系,查对损坏、丢失情况,办理运输证明,以便妥善处理。
3.1.6按产品装箱单一览表查对到货箱数是否相符合,有无漏发、错发等现象。
若有问题应立即与制造厂联系,以便妥善处理。
3.2附件开箱检查验收
3.2.1通知制造厂销售或发运部门到现场共同清点交接附件,并按各分箱装箱清单,查对箱内零件、部件、组件是否与装箱单相符合、检查有无损坏、漏装现象,并作好记录。
3.2.2查对出厂文件及技术资料,合格证书、试验报告是否齐全。
3.2.3经开箱检查验收后,办理签收手续,签收证明一式二份,由制造厂依据签收证明提供现场技术服务。
4现场保管与贮存规定
4.1.1经开箱检查的零件、部件、组件应按其性能特点进行保管,必须有能防止雨水、雪、腐蚀性气体直接浸入的措施。
4.1.2仪器仪表及带有电气元件(如操动箱,总控制箱等)的组件,须放置在通风干燥的地方,并有防潮措施。
4.1.3带油运输的变压器,到达现场3个月不进行安装时,须在1个月内装上储油柜注入合格的变压器油至储油柜相应温度的油面高度,并在储油柜上安装干燥呼吸器(包括拆除开关与本体运输用U型连管,并且装上有载调压开关储油柜),(注意:
补充油必须从油箱顶上部或储油柜注油管进油,以避免空气进入器身)。
如不能及时安装储油柜,应在油箱上部抽真空后,及时充入纯度不低于99.9%、露点低于-40℃的干燥氮气或干燥空气,充气压力为0.02~0.03MPa。
4.1.4充氮运输的变压器应做残油试验,应符合3.1.4表1规定。
如不符合时应及时通知制造厂。
充氮存放时必须有压力监视装置,应保证油箱内氮气压力始终大于0.02MPa。
超出一个月不进行安装时,必须从油箱顶部抽真空排出氮气,抽真空不少于12小时,然后注入合格的变压器油(绝缘油质量见4.2.3条表2规定)注油至离油箱顶部约200mm,仓储时间如超过三个月必须按4.1.3执行。
4.1.5电容式套管存放期超过六个月时,必须把套管油枕端头抬高于水平夹角不小于15°或从包装箱内取出,垂直存放。
(详见电容式套管说明书)
4.1.6在变压器存放期间,应经常检查本体及组件有无锈蚀、渗漏油、油位是否正常等现象,并六个月取一次油样进行油耐压、微水、介损检验。
对充氮变压器应经常检查气体压力并作好记录。
4.2变压器油的验收与保管
4.2.1变压器油到达现场后,应核对油数量。
每批到达现场的变压器油,安装单位必须进行过滤处理,并应取样进行简化分析,必要时可进行全分析。
取样试验应按GB7597-1987《电力用油(变压器油、汽轮用油)取样》的规定。
4.2.2变压器油应储存在密封清洁的专用油罐或容器内;不同牌号的变压器油,应分别储存,并有明显的牌号标志。
装油容器必须严格清洗,并检查容器密封情况。
不密封容器,必须装有干燥呼吸器。
对使用油罐单独运到现场的绝缘油,安装单位必须用二级真空滤油机进行过滤,过滤合格后密封保管,(严禁在雨天进行倒罐过滤油),并同时取样进行简化分析,符合4.2.3及4.2.4后才能注入变压器油箱。
4.2.3变压器绝缘油过滤后,注入变压器的绝缘油须达到表2指标。
注入油箱时,必须防止混入杂质和防止空气污染及雨水、潮气进入到油内。
表2
序号
内容
指标
1
电压等级
110kV
220kV
330kV以上
2
击穿电压,kV/2.5mm
≥40
≥50
≥60
3
介质损耗因数tanδ(90℃)
≤0.01
≤0.01
≤0.007
4
油中含水量,μL/L
(取样油温40℃~60℃)
≤20
≤15
≤10
5
油中含气量,%体积分数
—
≤1
≤1
4.2.4一般情况下应尽量使用制造厂提供的变压器油。
如需补充其它来源的变压器油,须经有关单位试验,确定混油的性能符合GB7595-2008《运行中变压器油质量标准》的规定,方可混合使用,否则严禁使用。
其它性能指标参数照国家标准GB2536-90《变压器油》。
5安装前的准备工作
5.1安装前的准备工作
5.1.1检查变压器主体的密封情况,有条件时测量绕组的绝缘电阻、吸收比和介损等,以确定是否需要干燥处理。
(请参照第14部分,表11)
5.1.2充油电容式套管必须直立起后测量绝缘电阻,介损,电容值与出厂值比较,不允许在套管箱内测量。
5.1.3.测量套管式电流互感器的绝缘电阻、伏安特性、变比和级性是否与铭牌及技术文件相符合。
5.1.4参照各组件的使用说明书,测试检验各组件(温度控制器、气体继电器、压力释放阀等)的性能指标及整定值校验,应能满足运行要求。
5.1.5应严格清洁所有附件,并用合格的变压器油冲洗与变压器油直接接触的组件及散热器(冷却器)、储油柜、导油管、升高座、净油器等。
冲洗时不允许在管路中加装金属网,以免带入油箱。
保证附件内部清洁,不允许带灰尘、杂物的组件装于变压器上。
5.1.6检查各联接法兰口是否清洁,密封面是否损伤,密封衬垫是否完好。
确认联管编号。
5.1.7检查变压器油是否符合4.2.3条,油量是否满足变压器总油量需求。
5.1.8检查二级真空滤油机及真空泵是否满足该容量变压器容量需求。
5.1.9以上准备工作应在器身检查之前进行,以便及时安装变压器整体。
6器身检查前的要求
6.1器身检查一般为吊罩检查,也可从人孔或观察孔进入油箱进行器身检查,但应注意安全,避免发生人身伤害。
当满足下列条件之一时,可不进行器身检查。
a)公司规定可不进行器身检查的,或在技术协议中已明确规定的。
b)容量为1000kVA及以下,运输过程无异常情况者。
c)就地生产仅作短途运输的变压器,或用户在制造厂进行了监造工作,确认质量达到要求,在运输过程进行了有效的监督,无紧急制动、剧烈震动、冲撞或严重颠簸等异常情况者。
注:
船舶运输的变压器必须进行器身检查,或者吊罩检查。
6.2允许器身检查的条件
a)器身检查时,环境温度不宜低于0℃,必要时必须提高器身温度高于环境温度,当器身温度低于周围空气温度时,应将器身加热,宜使器身温度高于环境温度10℃左右。
b)器身在空气中暴露时间,从开始放油或排出氮气时开始计时,按下述执行。
当空气相对湿度不大于65%时,不超过12小时。
当空气相对湿度不大于75%时,不超过10小时。
当空气相对湿度大于75%时,不允许吊芯、进箱检查。
当器身温度高于空气温度10℃时,可延长2小时。
露空时间的计算从开始放油或开启任一盖板或油塞时算起,到开始真空或注油时为止。
c)调压切换装置吊出检查、调整后,应采取防潮、防尘措施并尽快复装。
d)遇到特殊情况或露空时间超过规定时,应及时采取相应紧急保护措施。
并进行绝缘监视,确保绝缘不能受潮,否则应停止工作。
6.3器身检查的准备工作及注意事项
a)准备好足够合格的变压器油。
(见表2)
b)器身检查工具必须擦洗干净,并专人登记工具使用情况,进入油箱的衣物、鞋应清理干净,保证无异物掉入油箱内。
c)充氮运输的变压器必须把氮气排除干净,当含氧气量未达到18%以上时,人员不得进入。
d)带油运输的变压器排油时,进入油箱的空气必须经过干燥处理。
e)阴天进箱检查器身时,应连续给油箱内吹进经加热的干燥空气。
f)上节油箱起吊前,应参照有关部件使用说明书及总装图拆除其相连的部件,并做好标识以便复装。
g)现场如需要吊罩检查时必须拆除装在器身上的电流互感器与油箱上接线盒联接的引线并做好标识以便复装。
h)准备好起吊装置,抽真空装置、滤油机、工具、安全灯等,并做好人员分工。
i)起吊上节油箱时,应使吊攀同时受力,吊绳与铅垂线夹角不应大于30°,必要时采用吊梁。
应平衡起吊,四个角应在四个方位用绳索平衡,油箱不得与器身有碰撞现象。
j)器身检查用的梯子及尖角物,不得搭在引线、导线夹及绝缘件上,并不在导线支架及引线上攀登。
k)线圈引出线不得任意弯折,须保持原安装位置。
l)严禁在油箱内更换灯泡,修理检查用的工具。
m)使用于变压器内部的绝缘材料及纯瓷套管导电杆的绝缘套必须预先进行干燥处理,干燥温度为95℃±5℃下连续24小时。
7.器身检查要点(进箱或者吊罩)
7.1绕组、器身检查
1)绕组无变形、倾斜、位移、辐向导线无弹出;匝间绝缘无损伤。
2)相间距离(隔板)完好。
3)围屏紧固、清洁、无放电痕迹。
4)各部垫块无位移、松动、排列整齐。
5)油道畅通、无油垢或其他杂物堵塞。
6)压紧(压钉)装置无松动,反锁螺母紧固。
7)导线接头无发热脱焊。
8)表面清洁无油垢
9)绕组绝缘电阻确定
7.2引线检查
1)引线排列整齐
2)多股引线无断股,冷压接头无松动。
3)引线接头焊接良好;表面光滑、饱满、无毛刺、清洁。
4)穿缆式引出接头与引线焊接用磷铜焊或银焊饱满无虚焊,无焊瘤。
5)引线与套管导电杆连接紧固、无氧化,无断痕
6)外包绝缘厚度符合要求包扎良好,无变形、脱落、变脆、破损
7)引线与绝缘支架固定处副缘纸板完好,引线绝缘无卡伤。
8)引线间绝缘距离及对地绝缘距离符合设计要求,(见设计手册)
9)引线绝缘表面清洁
10)穿缆引线进入套管部分绝缘皱纹纸,白布带包扎良好,锥度合适,绝缘支架有足够的机械强度
11)绝缘支架的固定螺栓紧固,有防松螺母
12)拆除引线用临时支架或临时加固装置。
7.3铁芯检查
1)铁芯外表平整无翘片,无严重波浪状
2)无片间短路、发热、变色或烧伤痕迹
3)夹件紧固.铁芯无松动.
4)对地绝缘良好,常温下≥200MΩ
5)铁芯与支撑架间绝缘良好
6)铁芯与夹件间绝缘良好
7)铁芯与拉带间绝缘良好
8)铁芯与穿芯螺杆间绝缘良好
9)铁芯与夹件油道畅通,油道垫块排列整齐
10)铁芯与箱壁上的定位钉(块)绝缘良好
11)铁芯底脚垫木固定无松动
12)铁芯及夹件接地片无发热痕迹,固定良好
13)铁芯电场屏蔽引出线接地良好
14)铁芯表面清洁,无油垢、杂物
15)夹件.支撑架紧固螺丝连接可靠.无悬浮
16)压板与压钉绝缘良好,(如钢压板与夹件用接地片连接良好)
17)压钉与支撑架压紧无悬浮
18)压钉防松螺母锁紧
19)下铁轭与油箱底无杂物.清洁干净。
20)测量铁芯,夹件绝缘电阻并且做好记录。
7.4无励磁分接开关检查
1)开关绝缘筒或护板完好无损,无烧痕
2)动、静触头无发热、烧痕;接触良好,接触电阻不大于500μΩ(每相、每档)
3)开关内金属转轴与操作柄的金属拨叉接触良好、无悬浮,必要时加装弹簧片。
可在动、静触头间用<0.1mm塞片能有自由活动的分离力(标准塞尺)。
4)开关固定牢固
5)开关位置指示正确(按制造厂说明书进行调整)
7.5有载调压分接开关检查
按《有载分接开关运行维护导则》DL/T574-95要求:
1)各触头压力测量
2)各触头烧损量不得大于3mm,否则须更换触头。
3)触头动作顺序符合制造厂规定;用直流示波法测量切换时间30~50ms。
弧触头桥接时间3~5ms
三相同期误差不大于3ms
4)过渡电阻无断裂损伤,测量阻值与铭牌一致,误差不大于10%。
5)开关油室与变压器本体间无渗漏
6)检修后油室内注入合格油
7)各对触头接触电阻小于500Μω
7.6油箱检查
1)油箱内部清洁无锈蚀、无毛刺.尖角,无残屑及油垢,漆膜完整
2)对强油冷却管路清除杂物,并密封良好、无渗漏
3)磁(电)屏蔽装置牢固可靠,不得有松动或过热现象,接地良好
4)箱沿平整,无凸凹,箱沿内侧有防止胶垫移位的档圈
5)油箱强度足够,密封良好,如有渗漏应进行补焊,重新喷涂漆
6)吊罩后密封胶垫应予以更换
7)箱壁或顶部的铁芯定位螺栓退出与铁芯绝缘
8)油箱外部漆膜喷涂均匀、有光泽、无漆瘤
9)铁芯(夹件)如有内接地的应检查是否可靠接地
10)必要时用合格的绝缘油对器身进行冲洗(吊罩检查时)。
7.7在器身检查的同时,在油箱外壳上装上由于运输超限拆除的油箱上所有阀门等,真空注油时需封闭的法兰,阀门,以便下一步的真空注油和组装工作。
7.8油箱回装起吊上节油箱时,应使吊攀同时受力,吊绳与铅垂线夹角不应大于30°,必要时采用吊梁。
应平衡起吊,四个角应在四个方位用绳索平衡,油箱不得与器身有碰撞现象。
8.变压器安装的要求
8.1变压器安装要求
8.1.1安装单位必须按照出厂技术文件,详细了解变压器结构及组件结构和工作原理,掌握并详细阅读变压器及组件安装使用说明书中的安装要求。
7.1.2安装时应先金属后瓷件顺序安装,安装时各法兰接口,按油箱法兰角度调整好组件角度,平行安装到油箱上,(严禁摆动和来回拉扯),并四周对称均匀拧紧螺丝,均匀受力。
要求弹垫压平齐判为合格。
8.2.对密封面的要求
8.2.1.应十分仔细地处理好每一个密封面,法兰连接面应平整、清洁,以保证不渗漏。
所有大小法兰的密封面或密封槽,在安放密封垫前,均应清除锈迹和其它沾污物,并用布沾苯或无水乙醇将密封面擦洗干净,直到白布上不见脏色,保证密封面光滑平整。
8.2.2所有在现场安装的密封垫圈,凡存在变形、扭曲、裂纹、毛刺、失效、不耐油等缺陷,一律不能使用。
密封垫应擦拭干净,安装位置应正确。
8.2.3密封垫圈的尺寸应与密封槽和密封面尺寸相配合,发现尺寸过大或过小的密封垫圈都不能使用,而应另配合适的密封垫圈。
圆密封圈其搭接处直径必须与密封圈直径相同,应确保在整个圆周面或平面上均匀受压,密封圈的压缩量应控制在正常的1/3范围之内。
8.2.4对于无密封槽的法兰,密封垫必须用密封胶粘在有效的密封面上。
如果在螺栓紧固以后发现密封垫未处于有效密封面上,应松开螺栓扶正。
8.2.5紧固法兰时,用紧固力矩扳手(见表3紧固力矩值),应取对角线方向,交替、逐步拧紧各个螺栓,最后统一紧一次,以保证压紧度同样合适。
8.2.6所有螺栓的电气接头,都要确保电接触可靠。
8.2.7接头的接触表面应擦净,不得有脏污、氧化膜等覆盖及妨碍电接触的杂质存在。
8.2.8接头的连接片应平直,无毛刺、飞边。
8.2.9紧固螺栓应配有蝶形垫圈。
利用蝶形垫圈的压缩量,用紧固力矩扳手(见表3紧固力矩值)拧紧各个螺栓,应保持足够的压紧力,保证电联结的可靠性。
8.2.10紧固力矩值如下所示
紧固力矩值表3
螺丝口径
导体紧固力矩值(N·M)
升高座的装配、螺栓的紧固力矩值(N·M)
M10
25±10%
-
M12
59±10%
40±10%
M16
98±10%
100±10%
M20
-
180±10%
9.安装程序
安装单位根据安装现场实际情况,编排以下流程,如无特殊情况可按以下流程表顺序进行整体复装,
9.1整体安装流程表:
序号
流程
工作内容
1
无励磁分接开关安装检查,
利用套管安装孔,观察操动杆是否正确进入安装位置,检查三相指示位置是否一致(检查合格后方可操动),循环操动不少于五个个循环,然后装上定位螺钉或防雨罩。
2
升高座(套管式电流互感器)
按照总装图对应位置标号、方向及相序安装。
并预先盘好变压器线圈引线,以便安装套管。
3
导油管路
按总装图和法兰编号安装,不得随意更换其他联管。
同时装上阀门并密封端部法兰。
4
储油柜
参照储油柜安装使用说明,安装油表及联管、隔膜袋、吸湿器及联管。
按变压器外形图尺寸及基础要求安装,保证油箱到储油柜联管有1-1.5%的倾斜度。
注:
储油柜有隔膜式.开启式,波纹管储油柜有内油式.外油式,安装时请认真阅读各自的使用说明书。
5
冷却器(散热器)
强油循环冷却的变压器带有框架结构时,应先把框架与本体导油管联接起来,并固定好,然后按编号吊装冷却器同时安装油流继电器和拉螺杆。
油浸自冷,风冷却变压器,采用宽片散热器时,应防止互相碰撞,并不得采用硬力安装,以免拉伤散热器,造成渗漏油。
用户自行配制冷却器管路时,不得串联安装,并尽可能靠近变压器本体(不宜超过3m),以确保冷却效率。
6
套管
参照套管使用说明书有关规定进行吊装。
引线根部和接线柱根部不得硬拉、扭曲、打折。
60kV级以上引线根部锥度绝缘,必须进入均压球内。
装入前瓷瓶应擦外观无破损,干净,外观无破损。
油中部分瓷瓶用白布及无水酒精擦干净。
低压套管安装时,必须防止导电杆或引线转动
7
净油器(如果有)
参照净油器安装使用说明书进行安装并按说明书中加油方法给净油器加油,静放及排污。
净油器上下联管蝶阀真空注油时应关闭,正常工作时开启。
8
小联管
升高座带有小联管的,应将升高座通过小联管与瓦斯继电器联管联通。
所有油箱顶部排气用的小联管都应与气体继电器联管联通,并且保证有一定坡度。
9
气体继电器
参照气体继电器使用说明书,整定信号、动作整定值。
10
压力释放阀
参照压力释放阀使用说明书,检查动作接点和复位情况
11
有载调压开关
参照有载调压开关说明书,连接水平.垂直连杆.齿轮盒及传动机构。
调整正反圈数不大于1圈。
核对传动机构.开关顶部及远程控制器指示是否一致。
12
温控器
参照温度计使用说明书,整定温度限值。
13
呼吸器
参照呼吸器使用说明书,调整油面线高度。
14
其它小组件
聚气盒.铭牌.端子箱.风扇电机等。
9.2凡用户自行配制的管路,或在现场重新割、焊的管路都应清理焊渣擦洗干净,并用合格的绝缘油冲洗。
(防锈漆采用环氧树脂类)
9.3其它预防性在线检测附件安装按照相应使用说明书
9.4当日能完成器身检查和整体复装的变压器,应在整体复装完成后立即进行真空处理及真空注油。
9.5如当日不能完成器身检查和整体复装的变压器,应按器身暴露时间规定及时在真空状态下注入合格的绝缘油,待第二日放出油后再进行器身检查或整体复装,整体完成后,进行真空处理及真空注油。
10.真空处理、真空注油、热油循环
10.1真空处理
10.1.1在抽真空启动真空泵开始抽真空时,应均匀提高真空度,变压器现场真空注油或排氮气真空注油,真空度应达到133.34Pa(759mmHg),维持真空时间:
110KV不少于12小时,220KV以上不少于24小时。
检查无泄漏,真空度应能保持住为准:
检查方法:
在油箱顶进油阀处加一截止阀和真空表,再连接真空管道。
在对油箱抽真空之前,单抽管道真空,以便查明真空系统本身实际能达到的真空度。
如达不到真空度时应检查管道渗漏或检修真空泵。
泄漏率测试。
在对油箱抽真空的过程中,应随时检查有无明显渗漏,完成以上工作后开始泄漏率测
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