集电线路箱变检修规程.docx

集电线路箱变检修规程.docx

《集电线路箱变检修规程.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《集电线路箱变检修规程.docx（38页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

集电线路箱变检修规程

集电线路箱变检修规程

————————————————————————————————作者：

————————————————————————————————日期：

6集电线路设备检修与维护

6.1一般性要求

6.1.1电气工作人员应具备必要的安全知识、电气知识和业务技能，无妨碍工作的病症。

6.1.2作业现场的生产条件、安全设施、作业机具和安全工器具等应符合国家或行业标准规定的要求。

6.1.3线路作业时发电厂和变电站的安全措施应满足一般工作程序和安全要求。

6.2箱式变压器

设备基本参数35kV箱式变压器

型号：

ZGSB11-Z~F-1600/35

容量

1600kVA

频率：

50HZ

高压侧电压

37kV

接线组别

Dyn11

低压侧电压

0.69kV

空载损耗

1.64kW

短路阻抗

6.5%

负载损耗

14.5kW

空载电流

0.7%

冷却方式

ONAN

防护等级

IPT/H/L

重量

7000kg

厂家

明珠电气有限公司

型号

ZGS11-Z.F-2750/35

容量

2750kVA

频率

50Hz

高压侧电压

37±2x2.5%

接线组别

Dyn11

低压侧电压

0.69kV

空载损耗

2.391kW

短路阻抗

6.67%

负载损耗

24.661Kw

空载电流

0.22%

冷却方式

ONAN

防护等级

IP68/IP54

重量

8400kg

厂家

江苏华鹏变压器有限公司

6.2.1检修周期

a）每周应对设备全面巡回检查一次，并做好设备巡回检查记录。

b）大修周期：

一般在正式投运后五年一次，以后每十年一次。

当承受出口短路后或运行中发现异常状况并经试验判明有内部故障应考虑提前大修；

c）小修周期：

每年至少一次。

6.2.2日常维护与检修工作内容

变压器检修项目

序号

检修项目

检修类别

C级检修

B级检修

消缺

1

拆装附件及吊芯

√

2

线圈、绝缘及引线的检查

√

3

铁芯、铁芯紧固件、压钉、压板及接地片的检修

√

4

油箱、套管、压力释放阀等的检修

√

√

5

高压熔断器检修

√

√

6

温度计的检修

√

√

7

分接开关的检修

√

8

冷却器放油阀检修

√

√

9

全部密封情况检查

√

√

10

清扫变压器外绝缘和检查导电接头

√

√

11

检查清扫变压器各种套管；

√

√

12

变压器高压侧负荷开关检查

√

√

13

油箱、冷却器等附属设备的检修

√

√

14

检查和消除渗漏油；

√

√

15

按电气设备预防性试验规程（DL/596-1996）进行测量和试验

√

√

变压器检修工艺及要求

序号

项目

标准值

检查方法

备注

1

绕组

相间隔板及围屏检查

紧固无破损、变色、变形、无放电痕迹

目测

绕组表面检查

清洁无油垢、无变形、位移匝间绝缘无破损

目测

各部垫块

排列整齐、辐向间距均匀、无位移、无松动

目测

油道检查

畅通无油垢及其它杂物积存

目测

绕组绝缘状态检查

一级绝缘：

绝缘层软韧而有弹性,颜色较淡且新鲜,用手按后永久不变形

手指按压

二级绝缘：

绝缘层硬而坚颜色深而暗,用手按后无裂纹、脆化、有痕迹出现

三级绝缘：

绝缘层脆而紧,颜色灰暗且发黑,用手按后产生细小裂纹和变形

四级绝缘：

绝缘明显的老化,呈黑褐色，手指按压时绝缘层脆裂、脱落

绕组温升

65K

仪器

2

引线及绝缘支架

引线及引线锥检查

绝缘包扎完好、无变形、变脆，引线无断股、卡伤

目测

引线接头焊接检查

平整清洁、光滑无毛刺

目测

分接引线

绝缘包扎完好、无变形、变脆，引线无断股、卡伤

目测

绝缘支架

无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象，无松动、位移

引线与各部之间的绝缘距离

直尺

引线到平面

＞150mm

引线到尖角

＞270mm

引线到引线

＞120mm

引线到绕组

＞150mm

铜排与箱壁间距

宽面应大于1.5倍宽，窄面应大于1.0倍宽

3

铁芯

外表检查

平整紧密、边侧无翘起，绝缘漆无脱落，片间无短路、搭接现象

目测

夹件检查

穿心螺杆及拉紧螺杆紧固

扳动检查

绝缘压板

无爬电烧伤和放电痕迹

目测

压钉及压钉碗检查

螺栓紧固，压钉和压钉碗接触良好，无放电烧伤痕迹

目测、扳动检查

铁芯油道检查

油道畅通，油道垫块无脱落、堵塞，且排列整齐

目测

接地连片检查

接地可靠、无损伤，保证一点接地

目测

拉板及钢带

紧固

目测

铁芯温升

＜80K

仪器

4

油箱

外观检查

清洁、无渗漏、漆膜完整

目测

内部检查

清洁、无锈蚀、漆膜完整

目测

油箱法兰结合面

整洁、平整

目测

器身定位钉检查

对铁芯无影响

目测

磁屏蔽装置

固定牢固、无放电痕迹

目测

密封胶垫检查

接头良好、布置在油箱法兰直线段的两螺栓中间

目测

胶垫搭接长度

不少于胶垫宽度的2-3倍

目测

胶垫压缩量

胶垫厚度的1/3

目测

5

冷却器

密封情况

试漏标准应0.25-0.275MPa下，30min无渗漏

滤油机

冷却器管路

无堵塞、密封良好

目测

冷却器表面

清洁、无杂物

目测

6

无励磁分接开关

外观检查

各部件齐全完整

目测

动作检查

机械转动灵活、无卡滞

操动试验

开关指示位置

与绕组实际分接位置一致

操动试验

动静触头检查

触头表面清洁、无氧化变色、无烧伤痕迹

目测

触头接触电阻

接触电阻＜500µΩ

仪器

触头接触压力

0.25-0.5MPa

弹簧称

触头分接引线

绝缘包扎完好、无断股

目测

各部紧固螺栓

紧固、无松动

扳动检查

各部绝缘件检查

无破损、裂纹、变形

目测

绝缘操作杆U型拨叉

接触良好

目测

7

负荷开关

触头检查

无严重灼烧痕迹

目测

密封情况检查

密封良好

目测

月牙板检查

完好无裂纹。

断裂

目测

合闸状态检查

螺栓紧固、密封良好、无渗漏

扳动检查

绝缘电阻测试

符合运行条件

仪器

8

过电压保护器

1、外观检查清扫

清洁完好、无裂纹

目测

2、引线检查

完好无过热痕迹

目测

3、引线连接面及固定螺丝检查

紧固

扳动检查

4、顶部密封检查

密封良好无开裂现象

目测

5、绝缘电阻测量

符合要求

仪器

9

压力释放阀

护罩和导流罩检查

清洁

目测

各部连接螺栓

紧固

扳动检查

压力弹簧

完好、无锈蚀、无松动

目测

密封情况

密封良好、无渗漏

目测

10

阀门

外观检查

无裂纹、密封良好、标志清晰正确

目测

各部放油（气）塞密封检查

密封胶垫无损伤、密封良好

目测

11

电气试验

绕组直流电阻测量

线间差＜1%

相间差＜2%

换算至相同温度下与前次测量值比较，其变化值＜2%

直流电阻测试仪

绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数测量

换算至相同温度下与前次测量值比较，应无明显变化

吸收比不低于1.3或极化指数不低于1.5

2500V及以上兆欧表

吸收比和极化指数不进行温度换算

绕组的tgd

tgd＜0.8%与历年数据比较无显著变化，一般不大于30%

西林电桥

测量温度以顶层油温为准

绕组的泄漏电流测量

试验电压：

40kV/10kV（H/L）测试结果与前次比较无明显变化

直流发生器

绕组所有分接的电压比

额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接电压比应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但不得超过±1%

变比测量仪

校核三相变压器的组别

必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致

变压器变比测量仪

铁芯及夹件绝缘电阻

与以前测试结果相比无显著变化且不低于200MΩ

1000V兆欧表

穿心螺杆、绑扎钢带、压板及屏蔽等绝缘电阻

500MΩ以上

2500V兆欧表

大修时

低压侧绕组交流耐压试验

试验变一套

12

变压器油试验

油中溶解气体色谱分析

总烃＜150ppm

H2＜150ppm

C2H2＜5ppm

烃类气体总合的产气速率大0.5ml/h，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常

色谱分析仪

总烃包括：

CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体

油的简化分析

外观检查

透明、无杂质或悬浮物

目测

水溶性酸PH值

新油≥5.4运行油≥3.3

酸度剂

酸值mgKOH/g

新油≤0.03运行油≤0.1

BTB法

闪点（闭口）℃

新油≥140运行油≥135

闭口闪点法

水分mg/L

新油≤15运行油≤25

微水分析仪

尽量在顶层油温高于50℃时采样

击穿电压

新油≥40kV运行油≥35kV

耐压仪

介损

新油≤1%运行油≤4%

介损仪

变压器各附件检修项目及标准:

分接开关检修项目、工艺和标准

序号

检修项目、工艺

质量标准

1

检查开关各部件是否齐全完整。

各部件完整无缺损。

2

松开上方头部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动是否灵活，若转动不灵活应进一步检查卡滞的原因；检查绕组实际分接是否与上部指示置一致，否则应进行调整。

机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞，上部指示位置与下部实际接触位置应相一致。

3

检查动静触头间接触是否良好，触头表面是否清洁，有无氧化变色、镀层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动，发现氧化膜用碳化钼和白布带穿入触柱来回擦拭清除；触柱如有严重烧损时应更换。

触头接触电阻小于110μΩ，触头表面应保持光洁，无氧化变质、碰伤及镀层脱落，触头接触压力用弹簧秤测量应在0.25～0.5MPa之间，或用0.02mm塞尺检查应无间隙、接触严密。

4

检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧紧、锁住

开关所有紧固件均应拧紧，无松动且锁住

5

检查分接开关绝缘件有无受潮、剥裂或变形，表面是否清洁，发现表面脏污应用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重剥裂变形时应更换；操作杆拆下后，应放入油中或用塑料布包上。

绝缘筒应完好、无破损、剥裂、变形，表面清洁无油垢；操作杆绝缘良好，无弯曲变形。

6

检修的分接开关，拆前做好明显标记。

拆装前后指示位置必须一致，各相手柄及传动机构不得互换。

7

检查绝缘操作杆U型拨叉接触是否良好，如有接触不良或放电痕迹应加装弹簧片。

使其保持良好接触。

压力释放阀检修项目、工艺和标准

序号

检修项目、工艺

质量标准

1

拉环及压板检查。

动作灵活

2

检查各部连接螺栓

各部连接螺栓应完好，无锈蚀，无松动。

3

进行动作试验。

35kV箱变低压断路器正常跳闸

4

密封检查

密封良好不渗油。

过电压保护器检修项目、工艺和标准

序号

检修项目

标准要求

1

外观清扫检查

外观完好无破损，过热痕迹

2

连接引线检查

引线绝缘层完好，接线牢固无过热痕迹

3

密封检查

密封齐整完好。

4

绝缘电阻测量

用2500V兆欧表测量，不低于1000MΩ

5

直流1mA电压U1mA测量及泄漏电流I0.75U1mA测量

U1mA与初始值或制造厂规定值比较，变化不大于±5%，I0.75U1mA不大于50μA

高压负荷开关检修项目、工艺及要求

序号

检修项目

标准要求

1

外观清扫检查

外观完好无破损，过热痕迹

2

连接引线检查

引线紧固螺栓齐全，引线顺直不打折。

接线紧固力矩为40-60Nm

3

密封检查

密封齐整完好，无渗漏。

4

绝缘电阻测量

用2500V兆欧表测量，不低于500MΩ

5

各部固定螺栓力矩检查

M10螺栓紧固力矩：

40-60Nm

M33固定套螺母固定力矩：

30-50Nm

M23密封圈罗套：

10Nm

6

操作试验

操作过程中应灵活

各个工位指示准确

测试机械限位点牢固可靠，机械限位块检查完好无变形，固定牢固。

高压限流装置检查项目、工艺要求

序号

检修项目

标准要求

1

外观清扫检查

1熔断器室无渗漏油痕迹

2环氧玻纤管完好无裂纹

3云母骨架完好无裂纹

2

连接引线检查

引线紧固螺栓齐全，引线顺直不打折。

接线紧固力矩为15-20Nm

3

密封检查

密封齐整完好，无渗漏。

4

熔芯检查

1手柄完好无破损

2手柄与熔芯连接紧固

3锥端熔芯紧固螺栓检查，要求力矩为1.5-2.5Nm

4熔芯通断测试符合要求

5

各部固定螺栓力矩检查

4个M10螺栓紧固力矩：

13Nm

6

熔芯安装、拆卸试验

操作过程中应灵活

变压器常见故障处理：

变压器本体常见故障

序号

故常现象及处理方法

1

铁芯多点接地

1后果：

变压器铁芯接地是由专门引线经套管引出至油箱外接地。

如果铁芯上出现另外的接地点，则正常接地线上会有较大电流流过，既发生铁芯多点接地故障。

铁芯多点接地易产生接地环流，引起局部过热，使油分解，严重时烧断接地线，

放电。

2铁芯多点接地故障的检测

a）测量接地电流：

正常时铁芯接地线上无电流或流过0.3A以下的小电流，多点接地故障产生时，正常接地线上流过的电流很大，甚至达到数十安。

测量接地电流可用钳形电流表测量。

b）利用超声检测：

用超声传感器贴在变压器外壳上监听声音，连续声音为铁芯穿芯螺杆过热，间断则为磁屏蔽过热。

c）必要时进入变压器内部检查,铁芯大部分故障点通过痕迹能够目测出来，有时不能找出故障点和原因，必须对铁芯进行进一步的检查和试验。

对铁芯的检查试验可采用交流法或直流法。

2

变压器缺油

1变压器缺油的后果:

油面下降到一定程度，可能会造成气体继电器误动作。

严重缺油时，会使内部线圈暴露出来，可能造成绝缘损坏甚至击穿事故。

当变压器处于停电状态时，严重缺油会导致线圈受潮，绝缘下降。

2处理方法：

变压器补油。

变压器补油的注意事项:

a）变压器应补入相同牌号的变压器油。

b）补油前应将重瓦斯保护改接到信号回路。

c）禁止从变压器下部补油。

d）补油量要适宜，油位要和油温相适应。

e）补油后要检查气体继电器，并及时放出气体，如果24小时无问题，可将重瓦斯保护接回跳闸回路。

3

变压器油老化

定期检验发现变压器油老化的情况，可以按下表1进行初步判断和处理，并加强检验，必要时应滤油或更换新油

4

瓦斯保护动作

气体继电器动作，应立即取油样进行色谱分析，同时查阅变压器运行、检修状况，确定故障原因、部位、性质，以便及时进行检修处理。

气体继电器动作综合分析判断流程图和气体继电器动作原因和故障现象推断表详见图1和表2

5

绕组故障

（1）匝间短路：

指由于导线本身的绝缘损坏，产生的匝间的短路故障。

①征象：

变压器过热油温增高；电源侧电流略有增大；有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声；严重时油枕喷油。

②产生原因：

长期过载使匝间绝缘损坏，由于变压器出口短路或其它故障使绕组受短路电流的冲击而产生振动与变形而损坏匝间绝缘，油面降低使绕组露出油面线匝间绝缘击穿：

雷击时大气过电压侵入损坏匝绝缘，绕组绕制时未发现缺陷（导致有毛刺、导线焊接不良和导线绝缘不完整）或线匝排列与换位、绕组压装不正确等，使匝间绝缘受到损坏。

③检查实验方法：

吊出器身进行外观检查，匝间短路处绝缘呈黑焦状；测绕组直流电阻，三相电阻不平衡；短路相电阻小；在低压侧绕组上施加10%～20%的额定电压（在空气中）做空载试验，如有损坏点，则会冒烟。

2）绕组接地：

指绕组对接地部分短路。

①征象：

油质变坏，长时间接地接地相跌落熔断器熔断件烧毁。

②产生原因：

雷电大气过电压及操作过电压的作用使绕组受短路电流的冲击发生变形，主绝缘老化破裂、折断；变压器油受潮后绝缘强度降低、油面下降或绝缘老化；

③检查试验方法：

用摇表测量绕组的对地绝缘电阻，如阻值为零或接近零则为接地相。

吊出器身检查有无杂物，绕组与铁芯间的绝缘套管、绝缘纸板，有否损坏；绕组有否变形。

将油进行简化试验（试验油的击穿电压值是否合格）。

（3）相间短路：

绕组相间的绝缘被击穿造成短路。

①征象：

油温剧增，油枕喷油，跌落熔断器熔断件熔断。

②产生原因：

主绝缘老化缘缘降低；变压器油击穿电压偏低；或由其它故障扩大引起，如绕组有匝间短路或接地故障时，由于电弧及熔化了的铜（铝）粒子四散飞溅，使事故蔓延扩大，发展为相间短路。

③检查方法：

吊出器身外观检查，相间短路处主绝缘烧毁呈烧焦状；测量绝缘电阻，相间阻值为零或接近零；测量绕组的直流电阻和变压比，与出厂值或以往的测量记录做比较，即可判断出绕组的损坏情况。

（4）绕组和引线断线：

①征象：

往往发生电弧，使油分解、气化，有时造成相间短路。

②产生原因：

多是由于导线内部焊接不良，过热而熔断或因匝间短路而烧断，以及短路应力造成的绕组折断。

③检查方法：

进行吊芯检查；用电桥测量三相直流电阻是否平衡。

6

套管故障

（1）征象：

套管破损、裂纹、闪络和漏油。

（2）产生原因：

外力破坏；密封不严，绝缘受潮劣化；套管积垢严重。

（3）检查方法：

外部检查瓷套管破损、裂纹及积垢情况；用摇表检查瓷套管与地间的绝缘电阻是否达到规定要求。

7

铁芯故障

（1）铁芯损坏：

①征象：

油温升高、油质劣化、声音不正常。

②产生原因：

铁芯迭片间绝缘损坏；铁芯有多点接地；或铁芯表面有导电物质等都会引起铁芯的损坏。

另外，铁芯中缺片；铁芯油道内或夹件下面松动；铁芯的紧固零件松动，都将发生不正常的响声。

③检查试验方法：

首先测量铁芯对地绝缘电阻是否达到规定要求值；再是将器身吊出，做外观检查；也可用直流电压、电流法测片间绝缘电阻。

另外，做空载试验，测空载损耗是否过大。

（2）铁芯接地片断裂：

①征象：

变压器内部发出轻微噼啪声。

②产生原因：

制造或检修过程中组装质量不好，比如接地片断开或没有插紧，接地不良。

③检查方法：

吊芯检查接地片。

表1：

变压器油老化情况表

检验项目

油质情况

原因

处理方法

外观

不透明，有可见杂质。

油中含有水分或纤维、碳黑及其他固体物。

检查含水量，调查原因，与其他试验配合，决定措施。

颜色

油色太深，有异常气味。

可能过度劣化或污染。

检查酸值、闪点、油泥以决定措施。

水分

（μL/L）

＞20

密封不严，潮气侵入。

超温运行，导致固体绝缘老化或油质劣化较深。

更换呼吸器内干燥剂。

降低运行温度。

采用真空过滤处理。

酸值（mgKOH/g）

＞0.1

超负荷运行。

抗氧化剂消耗。

补错了油。

油被污染。

调查原因，增加试验次数，投入净油器或更换吸附剂，测定抗氧化剂含量并适当补加。

水溶性酸

pH＜3.3

油质老化。

油被污染。

与酸值进行比较查明原因，投入净油器。

击穿电压（kV）

＜50

油中水分含量过大。

油中有杂质颗粒污染。

查明原因，进行真空滤油或更换新油。

介质损耗因数90℃

＞0.02

油质老化程度较深。

油被污染。

油中含有极性杂质。

检查酸值、水分、界面张力，进行再生处理，或更换新油。

界面张力（mN/m）

＜19

油质老化严重，油中有可溶性或沉析性油泥析出。

油质污染。

结合酸值、油泥的测定采取对策进行再生处理或更换新油。

油泥与沉淀物

有油泥和沉淀物存在（重量在0.02%以下可忽略不计）

油质深度老化。

杂质污染。

进行油处理如经济合理可换油。

闪点

a.比新油标准低5℃。

b.比前次试验低5℃。

设备存在局部过热或放电故障。

补错了油。

查明原因消除故障，进行真空脱气处理或换油。

溶解气体

组分含量

参见相关标准

设备存在局部过热或放电性故障。

进行追迹分析，彻底检查设备，找出故障点，消除隐患，进行真空脱气处理。

体积电阻率

可参考国外标准最低为（90℃）1×1012Ω·cm

油质老化程度较深。

油被污染。

油中含有极性杂质。

应查明原因对少油设备可换油。

无载调压开关常见故障与处理方法

序号

故障特征

故障原因

处理方法

1

绕组直流电阻测量值不稳定或增大

1运行中长期无电流通过的定触头表面有氧化膜或油污致接触不良

2触头接触压力降低，触头表面烧损

3绕组分接与分接开关定触头的连接松动

1擦除污物，清除氧化膜。

旋转分接开关，进行3～5个循环的分接变换

2更换触头弹簧；触头轻微烧损时，用砂纸磨光，烧损严重时更换

3拧紧开关所有紧固件

2

操作机构不灵，不能实现分接变换

触头弹簧失效，动触头卡滞

更换弹簧并调整动触头

1检修作业卡

（1）C级检修

安全措施：

·所有进入施工现场工作人员必须严格执行《电业安全生产规定》，明确停电范围、工作内容、停电时间，核实站内所做安全措施是否与工作内容相符。

·学习有关工作范围、安全措施。

·检修前必须对检修工作危险点进行分析。

每次检修工作前，应针对被检修隔离开关的具体情况，对危险点进行详细分析，并做好充分的预防措施，并组织所有检修人员共同学习。

使用工器具：

检修工器具、备件及材料准备、个人常用工具、试验检测仪器、专用拆装扳手等。

其他：

·检修前应对检修的设备运行情况、故障情况、缺陷情况及设备近期的试验检测等方面情况进行详细、全面的调查分析为现场具体的检修方案的制订打好基础。

·检修前的检查和试验：

为了解设备在检修前的状态以及为检修后试验数据进行比较，在检修前应进行检查和试验。

C级检修作业卡：

步骤

作业内容

C级检修情况

1

工前准备

2

办理工作票开工

3

安全遮拦搭设

4

拆除变压器各侧引线

5

缺陷处理

6

油位计检修

1、油位指示检查

2、各部密封检查

7

冷却装置检修

1、各焊点焊缝处检查

2、阀门法兰连接密封检查

3、整体表面检查清扫检查

4、阀门状态，指示标志检查

5、冷却器固定检查

6、冷却器管束清扫检查

8

安全保护装置检修

压力释放阀检修

1、泄压操作检查

2、连接处密封检查

3、各部螺丝检查

9

接地系统检查

1、中性点整体检查

2、支持瓷瓶检查

3、接地软联接及接地变铁检查

10

检查全部阀门

1、各阀门外观检查清扫

2、各阀门密封检查

3、阀门指示位置及标志检查

11

本体检查

高压侧套管

1、套管外部清扫检查

2、套管与法兰连接螺丝检查

3、套管与法兰连接密封