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电力变压器检修质量与工作标准1总则
1.1为了保证电网安全可靠运行,提高油浸式变压器的检修质量,使检修工作制度化、规范化,特制定本标准
1.2本标准是依据国家、行业有关标准、规程和规范,并结合近年来市供电有限公司输变电设备评估分析、生产运行分析以及现场运行和检修经验而制定的
1.3本标准规定了油浸式变压器检查与处理、检修基本要求、检修前的准备、大修内容及质量要求、小修内容及质量要求、变压器本体检修关键工序质量控制、试验项目及要求、检修报告的编写以及检修后运行等内容
1.4本标准适用于市供电有限系统内的35kV-110kV油浸式变压器的检修工作10kV油浸式变压器可参照执行2引用标准以下列出了本规范应用的标准、规程和导则,但不限于此国家电网公司
[2005]173号国家电网公司《11066kV~500kV变压器电抗器技术标准》国家电网公司《11066kV~500kV变压器电抗器运行规范》国家电网公司《11066kV~500kV变压器电抗器技术监督规定》国家电网公司《预防11066kV~500kV变压器电抗器事故措施》国家电网公司《11066kV~500kV油浸变压器电抗器技术标准、规定汇编》3检查与处理变压器检查周期取决于变压器在供电系统中所处的重要性和运行环境、安装现场的环境和气候、以及历年运行和预防性试验等情况本规范所提出的检查维护项目是变压器在正常工作条件下应进行的检查和维护,运行单位可根据具体情况结合多年的运行经验,制定具体的检查、维护方案和计划
3.1例行检查与处理变压器在正常运行中,应按表l的内容及要求进行检查,掌握变压器运行情况表1例行检查与处理表检查部位检查周期检查项目检查内容/方法判断/措施l一3月1温度1温度计指示2绕组温度计指示3温度计表盘内有无潮气冷凝1如果油温和油位之间的关系的偏差超过标准曲线,重点检查以下各项a变压器油箱漏油b油位计问题;c温度计问题;d隔膜破损e内部局部过热,进一步检查油色谱;f必要时可用红外测温进一步检测2如有潮气冷凝在油位计和温度计的刻度盘上,重点查找结露的原因2油位1油位计的指示2油位计表盘内有无潮气冷凝3对照标准曲线查油温和油位之间的关系器应尽量避免绝缘油运行在35—45℃温度区域,减少发生油流带电的可能性3渗漏油1检查套管法兰、阀门、冷却装置、油管路等密封情况2检查焊缝质量1如果有油从密封处渗出,则重新紧固密封件,如果还漏则更换密封件2如焊缝渗漏应进行补焊,若焊接面积较大或时间较长,则应带油在持续真空下油面上抽真空补焊4压力释放阀1检查本体压力释放阀渗漏情况2检查本体压力释放阀是否动作过1如果压力释放阀渗漏油,重点检查以下各项a储油柜呼吸器有否堵塞;b油位是否过高;c油温及负荷是否正常;d压力释放阀的弹簧、密封是否失效,如失效则应予以更换2如果压力释放阀动作过,除检查上述项目外,应检查a变压器是否受到短路电流冲击,如是需对变压器绕组紧固及变形情况作进一步分析;b二次回路是否受潮;c储油柜中是否有空气;d气体继电器与储油柜间的阀门是否开启5)有无正常的噪音和振动检查运行条件是否正常1如果不正常的噪音或振动是由于连接松动造成的,则重新紧固这些连接部位2检查变压器中性点接地回路是否有直流电流和谐波电流,若有则是铁心过饱和引起3检查噪音和振动是否与负荷电流有关,若有关则是由于绕组松动或磁屏蔽连接松动造成冷却装置1-3月1有无不正常的噪音和振动检查冷却风扇和油泵的运行条件是否正常在启动备用设备时应特别注意当排除其他原因,确认噪音是由冷却风扇和油泵发出的,应检查或更换轴承等2渗漏油检查冷却器阀门、油泵等是否漏油逐台停运后检查渗漏情况,若油从密封处漏出,则重新紧固密封件或更换密封件,未处理完毕切勿再次投入运行注意负压区的渗透3运转不正常1检查冷却风扇和油泵是否确实在运转2检查油流指示器运转是否正常1如果冷却风扇和油泵不运转,重点查产生的原因2油流指示器长期剧烈抖动,应消除更换4脏污附着检查冷却器上脏污附着位置及程度特别脏时要进行清洗,否则要影响冷却效果套管1-3月1渗漏油检查套管是否渗漏油1如果渗漏油,则更换密封件或套管2检查端子受力情况2套管上有裂纹、放电、破损或脏污1检查脏污附着处的瓷件上有无裂纹2检查硅橡胶增爬裙或RTV有无放电痕迹1如果套管脏污,清洁瓷套管有裂纹应及时更换2如有放电痕迹应更换处理3过热红外测温1内部过热,应更换2接头过热,予以处理4套管瓷套根部检查有无放电现象如有应除锈,并涂以半导体绝缘漆5油位油位计的指示1如油位有突变上升或下降,应垂检查套管与本体是否渗漏2油色变黑或浑浊,应重点检查油色和微水含量,是否放电或进水受潮吸湿器1-3月1干燥度1检查干燥剂,确认干燥剂的颜色1如果干燥剂的颜色由兰色变成浅紫或红色要重新干燥或更换对白色干燥剂应认真观察或换品种2检查油盒的油位2如果油位低于正常油位,清洁油盒重新注入变压器油,但油位也不宜过高否则可能吸油到干燥剂中使之降低作用 2呼吸检查呼吸是否正常油盒中随着负荷或油温的变化会有气泡产生,如无气泡产生,则说明有堵塞现象,应及时处理有载分接开关的在线滤油机1-3月1渗漏油打开盖子检查滤油机是否有漏油重新紧固漏油的部件2运行情况在每月一次的净油工作时进行巡视,检查压力、噪音和振动等有无异常1如果连接处松动,重新紧固2压力升高,应更换滤芯有载分接开关1-3月1电压电压指示是否在规定偏差范围内如超出规定偏差范围,应重点检查1电动操作是否正常;2自动调压装置工作是否正常;3信号连线是否正常2电源控制器电源指示灯显示是否正常如电源指示灯不亮,应进一步检查各相电源是否带电3油位油位计的指示1如油位有突变上升或下降,应重点检查开关与本体是否渗漏2油色变黑,应重点检查切换开关工作是否正常,并进行绝缘油处理4渗漏油1检查开关是否渗漏油2操作齿轮机构是否渗漏油1如果渗漏油须更换密封件或进一步检查2如果渗漏应补充润滑油5开关操作检查分接开关时有无不正常的噪音和振动1如果不正常的噪音或振动是由于连接松动造成的,则重新紧固这些连接部位2如果不正常的噪音或振动是由于齿轮箱内造成的,则打开检查,是否由于齿轮磨损、卡涩或缺油所致3如果不正常的噪音或振动是由于切换开关内部造成的,则应吊芯进一步检查6气体继电器检查气体集聚含量如果频繁产气,应进一步吊芯检查,可能为触头接触不良所致7操作机构1检查密封情况若密封不良造成内部受潮或积灰,则应更换密封件,并进行干燥和清扫处理 2检查操作是否正常1如发生连跳或拒动现象,则重点检查微动开关、接触器是否接触不良或动作时间配合上存在问题2如选择开关动作的声音和切换开关动作的声音间隔过近,应重点检查a操作连杆是否断裂或连接不牢固;b齿轮配合是否紧密,有无掉齿现象;c轴销是否断裂3核对电压和档位是否一致如发生不一致现象,应重点检查1操作连杆是否断裂或连接不牢固;2齿轮配合是否紧密,有无掉齿现象;3轴销是否断裂4检查电气元件的完整性如电气元件有损伤,应予以更换气体继电器1—3月1渗漏油检查密封情况如有应更换密封件或紧固处理2气体检查气体集聚含量如果有气体,应取气样进行色谱分析1若氧和氮含量较高,则可能为渗漏所致,应重点检查密封情况2若属放电或过热性质,应进一步跟踪检查分析端子箱及控制箱3—6月1密封性2接触3完整性1检查雨水是否进入2检查接线端子是否松动和锈蚀3电气元件的完整性1如果雨水进入则重新密封2如果端子松动和生锈,则重新紧固和清洁3如果电气元件有损坏,则进行更换在线监测装置3—6月1油中气体含量1密封性如有渗漏油应及时处理2油中气体含量有否超标如有应进一步取本体油样进行色谱分析2绝缘是否正常与停电试验比较,积累运行经验3局部放电水平是否正常与停电试验比较,积累运行经验
3.2定期检查与处理除了例行检查外,变压器还应按表2的内容和要求进行定期检查和处理表2定期检查与处理表检查内容检查项目检查周期检查方法判断/措施绝缘状况绝缘电阻测量连套管3年1用
2500、5000V绝缘电阻表测量绕组对地或对其他绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数2此时实际上测得的是绕组连同套管的绝缘电阻,如果测得的值不在正常范围之内,可在大修或适当时候把绕组同套管脱开,单独测量绕组的绝缘电阻测量结果同最近一次的测定值应无显著差别,如有需查明原因若排除绝缘受潮原因,一般110kV及以下变压器绕组的绝缘电阻不应小于1000MΩ20OC绕组介质损耗因数连套管非测试绕组接地或屏蔽情况下,对测试绕组施加10kV电压测量1测量结果同历史数据相比应无显著差别,如有需查明原因2一般20OC时的绕组介质损耗因数不应大于下列数值110kV0.8%绕组直流泄漏电流非测试绕组接地或屏蔽情况下,对测试绕组施加直流测量结果同同类设备或历史数据相比应无显著差别,如有铁心接地电流3年电压,测量直流电流1将铁心、夹件接地线引至地面用电流表测量接地电流2用1000V绝缘电阻表测对地及夹件的绝缘电阻1逐步提高测试电压,如直流泄流电流相应变化,则说明套管瓷套开裂或绝缘受潮2结合其他绝缘试验综合分析,查明原因1铁心、夹件接地电流应小于100mA,否则应采取措施或进行处理2测试结果与历史数据比较应无显著差别导电状况直流电阻3年各绕组及各分接位置测量结果同历史数据比较应无显著差别,如有需查明原因注意对单相变压器组的三相,应尽可能同时间测量,以消除因温度计误差及起的换算误差 红外测温重负荷或必要时对箱壁、套管及连接接头用红外测温,并应记录当时负荷电流及环境温度等1箱壁不应有超出80K的局部过热现象2套管内部不应有局部过热现象3外部连接接头不应有超过80K的过热现象以上都是额定负载下的允许值,应结合实际运行情况分析油流带电的泄漏电中性点必要时开启所有油泵,稳定后测量中性点泄流电流中性点泄流电流不应大于|-3.5|µA绝缘油油质3年检查有无杂绝缘油应透明、无杂质或悬浮物电压等级耐压试验的方法和装置见GB/T
507、GB7599或GB264110kV时30kV/2.5mm如果低于此值需对油进行处理酸值测定mgKOH/g≤0.1mgKOH/g如果高于此值需对油进行处理油中溶解气体分析1新投运24小时、四天、十天后取油样分析2运行1个月后3以后每半年进行测量1主要检出以下气体H
2、C
0、C
02、CH
4、C2H
2、C2H
4、C2H62方法见GB/T72523建立分析档案发现异常情况应缩短取样周期并密切监视增加速率,故障判断见GB/T7252变压器油中产生气体主要有以下原因1绝缘油过热分解;2油中固体绝缘介质过热;3火花放电引起油分解4火花放电引起固体绝缘分解含气量1投运后24小时取油样分析2以后每年进行测量方法DL/T423或DL/T4501交接试验或新投运≤1%2运行中≤3%含水量必要时方法见GB7600或GB760l110kV35mg/L;介质损耗因数必要时方法见GB5654110kV及以下≤4%90℃体积电阻室必要时方法见GB5654或DL/T421110kV及以下≥3×lO10Ω.m90℃带电度必要时方法见GB5654或DL/T421500pc/m120℃糠醛含量必要时检查绝缘老化程度1若测试值大于4mg/L时,表明绝缘严重老化2跟踪测试,注意增长趋势冷却器振动3年油泵和冷却风扇运行时,检查轴承发出的噪音若轴承累计运行10年以上或有异常声音应予以更换清洁3年检查冷却管和支架等的脏污、锈蚀情况1每年至少用高压水清洁冷却管一次2每3年用高压水彻底清洁冷却管并重新油漆支架、外壳等绝缘电阻用1000V绝缘电阻表测量电气部件的绝缘电阻绝缘电阻应不低于lMΩ压力必要时用压力表检查冷却器的进油管道的压力是否正常开启冷却器时进油管道的压力应大于大气压力,否则应检查1进油口的阀门是否完全开启2冷却管道有否堵塞现象3油泵的扬程是否选得过大水冷却器压力3年1检查压差继电器和压力表的指示1检查水中有无油花2应符合制造厂规定1压差继电器和压力表的指示应正常2水中应无油花电容套管绝缘电阻3年用2500V绝缘电阻表测量套管末屏对地的绝缘电阻测量结果同历史数据相比应无显著差别,如有需查明原因绝缘电阻一般不小于1000MΩ介质损耗因数在套管末屏施加lOkV电压测量1测量结果同出厂值或初始值不应有显著变化,如有需查明原因2一般20℃时的介质损耗因数应不大于2%电容在套管末屏施加10kV电压量测量结果同出厂值或初始值不应有超出1-2个电容屏击穿量的变化,一般不应大于±5%,如有应及时更换末屏接地必要时可用万用表检查接地是否良好如果接地不可靠,应进一步检查末屏有无放电痕迹色谱和微水量制造厂有规定者或必要时从规定的取样口取油样1当微水含量超出30mg/L时说明受潮,应更换处理2当出现C2H2,说明内部有放电现象,应结合其它检测进行诊断,必要时更换处理3当CH4超出lOOµL/L时说明内部有局部过热现象,应更换处理4当H2超出500µL/L时应引起注意,并进行综合分析外绝缘必要时清扫如果套管积污严重,用中性清洗剂进行清洁,然后用清水冲洗干净再擦干纯油套管一般3年1裂纹2脏污包括盐性成分3漏油4连接的架空线5生锈6油位7放电8过热9油位计内的潮气冷凝检查左边项目是否处于正常状态1如果套管积污严重,用中性清洗剂进行清洁,然后用清水冲洗干净再擦干2当接线端头松动时进行紧固3若套管爬距不够,可加装硅橡胶辅助伞裙也称增爬裙,或涂防污闪涂料如RTV等措施无励磁分接开关手柄操作机构3年紧固螺丝,并转动检查1限位及操作正常;2转动灵活,无卡涩现象;3密封良好;4螺丝紧固有载分接开关绝缘油半年或分接变换2000次1绝缘油的击穿电压测试2油中含水量测试1交接时、大修后油击穿电压≥40kV;运行中油击穿电压≥30kV2交接时、大修后水分含量≤25mg/L;运行中水分含量≤40mg/L操作1切换程序2动作顺序1正反方向的切换程序和时间均应符合制造厂要求,并无开路或大于2ms跌零现象,否则应吊芯进一步检查弹簧和触头压力、内部接线、紧固件是否正常2二个循环操作各部件的全部动作顺序及限位动作应符合制造厂技术要求,否则应解体检查其机械配合如弹簧、齿轮、轴销、联结、紧固件和绝缘支架等是否正常分接位置指示各处分接位置显示是否正确一致如显示不一致或不正确,应进一步检查操作机构是否正常,有无脱杆和卡涩现象辅助回路绝缘电阻测试1000V绝缘电阻表测量应不小1MΩ,否则重点检查其绝缘有无破损和是否进水受潮所致组部件低压控制回路3年、当控制元件是控制分闸电路时,建议每年进行检查1以下继电器等的绝缘电阻a保护继电器b温度指示器c油位计d压力释放阀用1000V绝缘电阻表测量端子对地和端子之间的绝缘电阻2用1000V绝缘电阻表在端子上测量冷却风扇、油泵等导线对地绝缘电阻3检查接线盒、控制箱等a雨水进入b接线端子松动和生锈1测得的绝缘电阻值应不小于lMΩ,但对用于分闸回路的继电器,即使测得的绝缘电阻大于lMΩ,也要对其进行仔细检查,如潮气进入等2不低于1MΩ3如果雨水进入则重新密封;如果端子松动和生锈,则重新紧固和清洁保护继电器、气体继电器和有载分接开关保护继电器3年、如继电器是控制分闸回路时,建议每年进行检查1检查以下各项a漏油b气体继电器中的气体量2用继电器上的试验按钮检查继电器触头的动作情况1若密封处漏油,则重新紧固,或更换密封件2如果触头的分合运转不灵活应更换触头的操作机构压力释放装置3年检查以下各项a有无喷油b漏油c弹簧压力如果缺陷较严重则更换压力式油温指示器3年1检查温度计内有无潮气冷凝2检查校准温度指示1检查有无潮气冷凝及指示是否正确,必要时更换2比较温度计和热电偶的指示,差值应在3℃之内热电阻温度计3年检查温度计指示检查两个油温指示计的指示,其差值应在3℃之内 绕组温度指示器3年1检查指示计内有无潮气冷凝2检查温度计指示1变压器空载时,与油温指示器相同2作为温度指示,受负载情况的影响,应与历史记录进行比较3当需进行接触检查时可在变压器停运时进行油位计3年1检查指示计内有无潮气冷凝.2检查以下各项a浮球和指针的动作情况;b触头的动作情况3用透明软管检查假油位1检查潮气冷凝情况和对测量的影响,必要时予以更换2检查浮球和指针的动作是否同步及触头的动作情况3当放掉油时检查触头的动作情况4应无假油位现象油流指示器3年1检查指示器内有无潮气冷凝2检查动作情况1同油位计的判断/措施2变压器退出运行,油泵开始停时,检查油流指示器的指示
3.3异常检查与处理当怀疑变压器存在过热、放电、绝缘受潮和绕组变形等异常情况时,按表
3、表
4、表
5、表6的内容和要求进行检查与处理a.过热性故障检查与处理表3过热性故障检查与处理表故障特性故障原因检查内容/方法判断/措施油色谱、温升异常1铁心多点接地1油色谱分析通常热点温度较高,C2H
6、C2H4增长较快2运行中用钳形电流表测量接地电流通常大于100mA就表明存在多点接地现象运行中若大于300mA时,应采取加限流电阻办法进行限流至lOOmA以下,并适时安排停电处理3绝缘电阻表及万用表测绝缘电阻1若具有非金属短接特征绝缘电阻较低如几kΩ,可在变压器带油状态下采用电容放电方法进行处理,放电电压应控制在6—10kV之间2若具有金属直接短短接特征绝缘电阻接近为零或必要时,应吊芯检查处理,并注意区别铁心对夹件或铁心对油箱的绝缘低下问题 2铁心短路1油色谱分析通常热点温度较高,C2H
6、C2H4增长较快严重时会产生H2和C2H221.1倍过励磁试验可确定主磁通回路引起的过热若铁心存在多点接地或短路缺陷现象,1.1倍的过励磁会加剧它的过热,油色谱会有明显的增长,应进一步吊芯或进油箱检查3进油箱检测、绝缘电阻表及万用表测绝缘电阻目测铁心表面有无过热变色、片间短路现象,或用万用表逐级检查,重点检查级间和片间有无短路现象1若有片间短路,可松开夹件,每隔2—3片间用干燥绝缘纸进行隔离2如存在组间短路,应尽量将其断开若短路点无法断开,可在短路级间四角均匀短接或串电阻3导电回路接触不良1油色谱分析1观察C2H
6、C2H4和CH4增长速度快慢a若C2H4增较快,属150℃左右低温过热,如焊头、连接处出现接触不良,或同股短路分流引起b若C2H6和C2H4增长较快,则属300℃以上的高温过热,接触不良已严重,应及时检修2结合油色谱C02和CO的增量和比值区分是在油中还是在固体绝缘内部或附近过热若在固体绝缘附近过热,则C
0、C02增长较快2红外测温检查套管连接接头有否高温过热现象,如有应停电进行处理3改变分接位置在运行中,可改变分接位置,检测油色谱的变化,如有变化,则可能是分接开关接触不良引起的4油中糠醛测试可确定是否存在固体绝缘部位局部过热若测定的值比上次测试的值有异常变化,则表明固体绝缘内部或附近存在局部过热,加速了绝缘老化5直流电阻测量若直流电组比上次测试的值有明显的变化,则表明电导回路存在接触不良或缺陷引起过热 6吊芯或进油箱检查重点检查1分接开关触头接触面有无过热性变色和烧损情况,如有应处理2连接和焊接部位的接触面有无过热性变色和烧损情况,如有应处理3检查引线有否存在断股和分流现象,尤其引线穿过套管芯部时应与套管铜管内壁绝缘,引线与套管汇流时也应彼此绝缘,防止分流产生过热4多股导线问的短路1油色谱分析该故障特征是低温过热,油中C2H
4、C
0、C02含量增长较快21.1倍过电流试验可确定电导回路引起的过热1.1倍过电流会加剧它的过热,油色谱会有明显的增长,应进一步吊芯或进油箱检查3解体检查解开围屏,检查绕组和引线表面有无变色、过热现象,发现应及时处理4分相低电压下的短路试验比较短路损耗,区别故障相5油道堵塞1油色谱分析该故障特征是低温过热逐渐向中温至高温过热演变,且油中CO、C02含量增长较快21.1倍过电流试验1.1倍的过电流会加剧它的过热,油色谱会有明显的增长,应进一步进油箱或吊芯检查3净油器检查检查净油器的滤网有无破损,硅胶有无进入器身硅胶进入绕组内会引起油道堵塞,导致过热,如发生应及时清理4目测解开围屏,检查绕组和引线表面有无变色、过热现象,发现应及时处理6导电回路分流1油色谱分析该故障特征是高温过热,油中C2H
4、C2H4含量增长较快,有时会产生H2和C2H22吊芯或进油箱检查重点检查穿缆套管引线和导杆式套管同股多根并联引线间有否存在分流现象,引线与套管和引线同股间汇流时应彼此绝缘,防止分流产生过热7悬浮电位接触不良1油色谱分析该故障特征是伴有少量H
2、C2H2产生和总烃稳步增长趋势2目测逐一检查连接端子接触是否良好,并解开连接端子检查有无变色、过热现象,重点检查无励磁分接开关的操作杆U型拨叉有无变色和过热现象,如有应紧固螺丝确保短接良好8结构件或电磁屏蔽在铁心周围形成短路环1油色谱分析该故障具有高温过热特征,快总烃增长较2直流电阻测试如直流电阻不稳定,并有较大的偏差,表明铁心存在短路匝3励磁试验在较低的电压励磁下,也会持续产生总烃4目测解开连接端子逐一检查有无短路、变色、过热现象9油泵滚动磨损1油泵运行检查逐台停运循环油泵,观察油色谱的变化,若无变化,则该台油泵内部存在局部过热,可能轴承损坏,或在转子和定子之间有金属物引起磨擦,产生过热,应解体检修2绕组直流电组测试三相应平衡,若有较大误差,表明已烧坏3绕组绝缘电阻测试对地绝缘电阻应大于1MΩ,若较低,则表明已击穿10漏磁回路的涡流11.1倍过电流试验若绕组内部或漏磁回路附近的金属结构件存在遗物或短路等现象,1.1倍的过电流会加剧它的过热,油色谱会有明显的增长,应进一步吊芯或进箱检查2目测对磁、电屏蔽及金属结构件检查一般结合吊芯或进油箱检查进行,重点检查其表面有无过热性的变色,以及绝缘状况是否良好在较强漏磁区域如绕组端部,应使用无磁材料,用了有磁材料,也会引起过热另外在主磁通或漏磁回路不应短路,可进行绝缘电阻测量,检查穿芯螺杆、拉螺杆、压钉、定位钉、电屏蔽和磁屏蔽等的绝缘状况,不应存在多点接地现象 11有载开关绝缘筒渗漏1油色谱分析属高温过热,并具有高能量放电特征2油位变化有载分接开关储油柜中的油位异常升高或持续冒油,或与主储油柜的油位趋于一致时,表明有载分接开关绝缘筒存在渗漏现象3压力试验在主储油柜上施加O.03—0.05MPa的压力,观察分接开关储油柜的油位变化情况,如发生变化,则表明已渗漏,应予以处理b.放电性故障检查与处理表4放电性故障检查与处理表故障特性故障原因检查内容/方法判断/措施油中H2或C2H4含量异常升高1油泵内部放电1油色谱分析1属高能量局部放电,这时产生主要气体是H2和C2H22若伴有局部过热特征,则是高温磨擦引起2油泵运行检查逐台停运循环油泵,观察油色谱的变化,若无变化,则该台油泵内部存在局部放电,可能定子绕组的绝缘不良引起放电,应解体检修3绕组绝缘电阻测试对地绝缘电阻应大于1MΩ,若较低则表明已击穿4解体检查重点检查1定子绝缘状态,在铁心、绕组表面上有无放电痕迹;2轴承损坏,或在转子和定子之间有金属物引起高温磨擦,则将产生C2H22悬浮电位放电1油色谱分析具有低能量放电特征,这时产生主要气体是H2和C2H4,少量C2H22目测解开连接端子逐一检查绝缘电阻,并观测有无放电变色现象,重点检查无励磁分接开关的操作杆U型拨叉有无变色和放电现象,如有应紧固螺丝,确保短接良好3局部放电量测试可结合局放定位进行局部放电量测试,以查明放电部位及可能产生的原因 3油流带电 1油色谱分析C2H2单项增高2油中带电度测试测量油中带电度,如超出规定值,内部可能存在油流放电带电现象,应引起高度重视3泄漏电流或静电感应电压测量逐台开启油泵,测量中性点的静电感应电压或泄流电流,如长时间不稳定或稳定值超出规定值,则表明可能发生了油流带电现象,应引起高度重视4局部放电量测试测量局部放电量是检查内部有无放电现象的最有效手段之一,可结合局部放电定位进行,以查明放电部位及可能产生的原因但该试验有可能会将故障点进一步扩大,应引起重视4有载分接开关绝缘筒渗漏 1油色谱分析属高能量放电,并有局部过热特征2油位变化有载分接开关储油柜中的油位异常升高或持续冒油,或与主储油柜的油位趋于一致时,表明有载分接开关绝缘筒存在渗漏现象3压力试验在主储油柜上施加0.03—0.05MPa的压力,观察分接开关的储油柜的油位变化情况,如发生变化,则表明已渗漏,应予以处理或临时升高有载分接开关储油柜的油位,观察油位的下降情况5导电回路及其分流接触不良 1油色谱分析属低能量火花放电,并有局部过热特征,这时伴随少量C2H2产生2改变分接位置在运行中,可改变分接位置,检测油色谱的变化,如有变化,则可能是分接开关接触不良引起的3油中金属微量测试测试结果若金属铜存在较大含量,表明电导回路存在放电现象4吊芯或进油箱检查重点检查分接开关触头间、引出线连接处有无放电和过热痕迹,以及穿缆套管引线和导杆式套管连接多根引线间是否存在分流现象1油色谱分析属低能量火花放电,并有局部过热特征,这时伴随少量H2和C2H2产生2运行中用钳形电流表测量接地电流接地电流时大时小,可采取加限流电阻办法限制,并适时安排停电处理3绝缘电阻表及万用表测绝缘电阻1若具有非金属短接特征绝缘电阻较低如几kΩ,可在变压器带油状态下采用电容放电方法进行处理,放电电压应控制在6—10kV之间2若具有金属直接短短接特征绝缘电阻接近为零或必要时,应吊芯检查处理,并注意区别铁心对夹件或铁心对油箱的绝缘低下问题7金属尖端放电1油色谱分析具有局部放电,这时产生主要气体H2和CH42油中金属微量测试1若铁含量较高,表明铁心或结构件放电2若铜含量较高,表明绕组或引线放电3局部放电测试可结合局部放电定位进行局部放电测试,以查明放电部位及可能产生的原因4目测重点检查铁心和金属尖角有无放电痕迹8气泡放电1油色谱分析具有低能量密度局部放电,产生主要气体是H2和CH42目测和气样分析检查气体继电器内的气体,取气样分析,如主要是氧和氮,表明是气泡放电3油中含气量测试如油中含气量过大,并有增长的趋势,应重点检查胶囊、油箱和油泵等有否渗漏4窝气检查1检查各放气塞有否剩余气体放出2在储油柜上进行抽真空,检查其体继电器内有否气泡通过9分接开关拉弧、绕组或引线绝缘击穿1油色谱分析1具有高能量电弧放电特征,主要气体是H2和C2H22涉及固体绝缘材料,会产生C0和C02气体2绝缘电阻测试如内部存在对地树枝状的放电,绝缘电阻会有下降的可能,故检测绝缘电阻,可判断放电的程度 3局部放电量测试可结合局部放电定位进行局部放电量测试,以查明放电部位及可能产生的原因4油中金属铜微量测试测试结果若铜含量较大,表明绕组或分接开关已有烧损现象5目测1观测气体继电器内的气体,并取气样进行色谱分析,这时主要气体是H2和C2H22结合吊芯或进油箱内部,重点检查绝缘件表面和分接开关触头间有无放电痕迹,如有应查明原因,并予以更换处理10油箱磁屏蔽接触不良 1油色谱分析以C2H2为主,且通常C2H4含量比CH4低2局部放电超声波检测与变压器负荷电流密切相关,负荷电流下降,超声波值减小3目测磁屏蔽松动或有放电形成的游离炭c.绕组变形故障检查与处理表5绕组变形故障检查与处理表故障特性故障原因检查方法或部位判断/措施1阻抗增大2频响试验变异 1运输中受到冲击2短路电流冲击 1压力释放阀检查压力释放阀有否动作、喷油或渗漏现象,如有则表明绕组可能有变形或松动的迹象2听声音或测量振动信号若在相同电压和负荷电流下,变压器的噪音或振动变大,表明该变压器的绕组可能存在变形或松动的迹象3变比测试若变比有变化,则表明绕组内部存在短路现象,应予以处理,甚至更换绕组4直流电组测试若测试结果与其它相或历史数据比较,有变化,则表明绕组内部存在短路、断股或开路现象,应予以处理,甚至更换绕组5绝缘电阻测试测试结果如与历史数据比较,存在明显下降,表明绕组已变形或击穿,应予以处理,甚至更换绕组 6低电压阻抗测试测试结果与历史值、出厂值或铭牌值作比较,如有较大幅度的变化,表明绕组有变形的迹象7频响试验测试结果与其它相或历史数据作比较,若有明显的变化,则说明绕组有变形的迹象8短路损耗测试如杂散损耗比出厂值有明显增长,表明绕组有变形的迹象9油中金属微量测试若铜含量较高,表明绕组已有烧损现象10内部检查1外观检查检查垫块是否整齐,有无移位、跌落现象检查压板有否开裂、损坏现象;检查绝缘纸筒有否窜动、移位的痕迹,如有表明绕组有松动或变形的现象,应予以紧固处理2用榔头敲打压板检查相应位置的垫块,听其声音判断垫块的紧实度3用内窥镜检查绕组内部有否变形痕迹,如变形较大,应更换绕组4检查绝缘油及各部位有无炭粒、炭化的绝缘材料碎片和金属粒子,若有表明变压器已烧毁,应更换处理d.绝缘受潮故障检查与处理表6绝缘受潮故障检查与处理表故障特性故障原因检查方法或部位判断/措施1油中含水量超标2绝缘电阻下降3泄漏电流增大4变压器本体介质损耗因数增大5油耐压下降外部进水 1油色谱分析单H2增长较快2冷却器检查1逐台停运冷却器,观察油微水含量的变化,若不变化,则该台冷却器存在渗漏现象2冷却器停运时观察渗漏油现象,若停运后存在渗油现象,则表明存在进水受潮的可能3气样色谱分析若气体继电器内有气体,应取样分析,如含氧量和含氮量占主要成分,则表明变压器有渗漏现象4油中含气量分析油中含气量有增长趋势,可表明存在渗漏现象,应查明原因 5各连接部位的渗漏检查有渗漏时应处理6储油柜检查检查吸湿器的硅胶和储油盒是否正常,以及胶囊或隔膜是否有水迹和破损现象,如有应及时处理7套管检查应对套管尤其是穿缆式高压套管的顶部连接帽将军帽密封进行检查通常高压穿缆式套管导管内的变压器油位低于储油柜中的正常油位,因而在运行中无法通过渗油发现密封状况,应重点检查除外观检查外,还可通过正压或负压法检查密封情况,如有渗漏现象应及时更换密封胶8安全气道检查检查安全气道的防爆膜有无破损、开裂或密封不良现象,如有应及时处理9内部检查1检查油箱底部水迹若油箱底部有水迹,则说明密封有渗漏,应查明原因并予以处理必要时应对器身进行干燥处理2检查绝缘件表面有否起泡现象如表明绝缘已进水受潮,可进一步取绝缘纸样进行含水量测试,或燃烧试验,若燃烧时有“噼噼叭”的声音,表明绝缘受潮,则应干燥处理3检查放电痕迹若绝缘件因进水受潮引起的放电,则放电痕迹将有明显水流迹象,且局部受损严重,油中会产生H
2、CH4和C2H2主要气体在器身干燥处理前,应对受损的绝缘部件予以更换e.主变近区短路事故检查与处理故障特性故障原因检查方法或部位判断/措施1绝缘电阻下降2泄漏电流增大3变压器本体介质损耗因数增大4变压器变比异常5)绕组变形试验异常 近区短路 1油色谱分析总烃超标2绝缘电阻、吸收比和极化指数测量绝缘电阻换算至同一温度下,与前一次测试结果相比应无显著变化,否则应查明原因2)35kV及以上应测量吸收比,吸收比不低于
1.3;吸收比不合格时增加测量极化指数,极化指数不低于
1.5;二者之一满足要求即可3绕组直流电阻测量1)
1.6MVA以上变压器,各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%,无中性点引出的绕组,线间差别不应大于三相平均值的1%2)
1.6MVA以下变压器,各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的4%,无中性点引出的绕组,线间差别不应大于三相平均值的2%4绕组直流泄漏电流测量1)10KV变压器绕组直流泄漏电流不应大于33μA(20℃时)2)35KV变压器绕组直流泄漏电流不应大于50μA(20℃时)3)110KV变压器绕组直流泄漏电流不应大于50μA(20℃时)5绕组的介质损失角正切值测量1)110kV变压器绕组的介质损失角正切值不应大于
0.82)35kV及以下变压器绕组的介质损失角正切值不应大于
0.86变压器绕组所有分接的电压比各相应分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别,且符合规律7绕组变形测试正常绕组的数据应为RLF≥
2.0和RMF≥
1.0和RHF≥
0.6RLF为曲线在低频段(1kHZ~100kHZ)内的相关系数;RMF为曲线在低频段(100kHZ~600kHZ)内的相关系数;RHF为曲线在低频段(600kHZ~1000kHZ)内的相关系数;(本公司目前才用频率响应分析法测试)如发现数据异常,怀疑绕组因近区短路而发生故障,建议进一步大修处理4检修基本要求需本体排油、吊罩或进油箱内部进行的检修工作称为大修,无需吊罩或进油箱内部进行的检修工作称为小修
4.1检修周期
4.
1.1经过检查与试验并结合运行情况,判定存在内部故障或本体严重渗漏油时,或制造厂对大修周期有明确要求时,应进行本体大修运行l0年以上的变压器,结合变压器的运行情况,在设备评估的基础上,可考虑进行因地制宜的本体大修
4.
1.2对由于制造质量原因造成故障频发的同类型变压器,可进行大修
4.
1.3结合定期预防性试验进行相应的清洗如冷却装置的散热管、片等、检查、缺陷处理、校验、调整等检查工作,包括对套管瓷套表面、温度计、油位计、气体继电器、压力释放装置、控制箱及其二次回路等
4.2检修评估
4.
2.1检修前评估a.检修前了解变压器的结构特点、技术性能参数、运行年限;例行检查、定期检查、历年检修记录;变压器运行状况包括负载、温度、曾发生的缺陷和异常事故情况、出口短路情况及同类产品的事故或障碍情况,并做技术经济比较,确定是否大修b.现场大修对消除变压器存在缺陷的可能性进行评估c.如果确定进行大修,应结合现场条件和检修目的,确定检修内容、项目和范围
4.
2.2检修后评估根据检修时发现异常情况及检修结果,对变压器进行检修评估,并对今后设备的运行作出相应的规定a.检修是否达到预期目的和存在问题b.检修质量的评估c.检修后如果仍存在无法消除的缺陷,应对今后的设备运行提出限制,例如负荷、分接位置变动等,并纳入现场运行规程和例行检查内容d.预定下次检修性质、时间和范围
4.3检修人员要求
4.
3.1检修人员应熟悉电力生产的基本过程及变压器工作原理及结构,掌握电力变压器的检修技能,并通过年度《电业安全工作规程》考试
4.
3.2工作负责人应为具有变压器检修经验的中级工以上技能鉴定资格,工作成员应取得变电检修或油务工作或电气试验专业中、初级工以上技能鉴定资格
4.
3.3现场起重工、电焊工应持证上岗
4.
3.4大修工作一般应配备以下人员a.工作负责人;b.现场吊罩指挥;c.安全监察负责人;d.起重负责人;e.试验负责人;f.工具保管人g.油务负责人;h.质量检验负责人;i.足够的熟练操作人员j.必要时应邀请制造厂专业人员参加
4.4工艺要求
4.
4.1检修工作一般应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天时进行,不应在空气相对湿度超过80%的气候条件下进行
4.
4.2大修时器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定空气相对湿度≤65%为16h;空气相对湿度≤75%为12h;器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止如器身暴露时间需超过上述规定,宜接入干燥空气发生装置进行施工,如超出规定时间不大于4小时,则可延长持续高真空时间至器身暴露空气中的时间
4.
4.3若器身必须暴露在空气中进行检修,则周围空气温度不宜低于0℃,且器身温度不应低于周围空气温度当器身温度低于周围空气温度时,应将器身加热,宜使其温度高于周围空气温度5℃
4.
4.4检查器身时,应由专人进行,穿着无纽扣、无金属挂件的专用检修工作服和鞋,并戴清洁手套,寒冷天气还应戴口罩,照明应采用低压行灯
4.
4.5进行检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记,且用绳索连接在手腕上,以防止遗留在油箱内或器身上
4.
4.6进入变压器油箱内检修时,需考虑通风,防止工作人员窒息
4.
4.7在大修过程中应尽量使用力矩扳手和液压设备进行定量控制
4.
4.8在大修过程中不应随意改变变压器内部结构及绝缘状况,破坏应有的抗短路能力、散热能力和绝缘耐受能力
4.5质量要求检修后各部位及组部件应符合相关质量要求,所有检查项目应满足第六章的要求,试验项目应满足第九章的要求
4.6环境要求
4.
6.1检修场地周围应无可燃或爆炸性气体、液体,或引燃火种,否则应采取有效的防范措施和组织措施
4.
6.2在现场进行变压器的检修工作,需做好防雨、防潮、防尘和消防措施,同时应注意与带电设备保持足够的安全距离,准备充足的施工电源及照明,安排好储油容器、大型机具、拆卸组部件的放置地点和消防器材的合理布置等
4.
6.3在对变压器检修的过程中应尽量减少变压器油的泄漏,最大限度地减少对土地及地下水的污染,同时应最大限度地减少固体废弃物对环境的污染5检修前的准备
5.1检修方案检修前应编制完善的检修方案,其中包括检修的组织措施、安全措施和技术措施其主要内容如下a.人员组织及分工,并负责以下任务安全、技术、起重、试验、工具保管、油务、质量检验等b.施工项目及进度表;c.特殊项目的施工方案;d.检查项目和质量标准e.关键工序质量控制内容及标准;f.试验项目及标准;g.确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施;h.主要施工工具、设备明细表,主要材料明细表i.必要的施工图
5.2检修场地变压器的检修场地可以设置在变压器运行现场、也可设置在检修间内进行,具体应视检修项目及其实施的可行性来确定,同时应根据场所的具体情况做好防火、防雨、防潮、防尘、防摔落、防触电等措施储油容器、大型机具、拆卸组部件和消防器材应合理布置
5.3工艺装备现场检修应具备充足合格干燥的材料和应有的组部件,完备的工艺装备和测试设备
5.
3.1材料a.绝缘材料,如各种规格大小的干燥绝缘纸板、皱纹纸、电缆纸、收缩带、白布带和绝缘油等b.密封材料,如各种规格条形、版型或成型密封胶垫c.油漆,如绝缘漆、底漆和面漆等d.必要的备品配件
5.
3.2工器具a.起重设备和专用吊具,载荷应大于2.5倍的被吊物吨位b.专用工、器具如力矩扳手、液压设备、各种规格的扳手等c.真空注油设备如处理能力3000L/h一12000L/h的滤油机、每小时抽气量大于2.5倍变压器体积的真空泵、真空测量表计等d.露点低于-40℃的干燥空气或氮气e.气割设备、电焊设备等
5.
3.3测试设备a.常规测试设备,如变比电桥、介质损耗因数仪、电阻电桥,各种规格的绝缘电阻表等b.高压测试设备,如工频试验变压器、中频发电机、耐压设备和局放测试设备等6大修内容及质量要求大修内容及质量要求如下
6.1器身表7器身大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法工艺质量要求绕组1检查相间隔板和围屏有无破损、变色、变形、放电痕迹目测1围屏应清洁,无破损、无变形、无发热和树枝状放电痕迹,绑扎紧固完整,分接引线出口处封闭良好;2围屏的起头应放在绕组的垫块上,接头处应错开搭接,并防止油道堵塞;3检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹,若长垫块处在中部高场强区时,应尽可能割短,相间距离最小处的辐向垫块2~4个;4相间隔板应完整并固定牢固5静电屏应清洁完整,无破损、无变形、无发热和树枝状放电痕迹,对地绝缘良好,接地可靠;6若发现异常应打开围屏作进一步检查2检查绕组表面是否清洁,匝绝缘有无破损,油道是否畅通解开围屏目测或内窥镜检查1绕组应清洁,无油垢,无变形、无过热变色、无放电痕迹;2整个绕组无倾斜、位移,导线辐向无明显弹出现象;3油道应保持畅通,无油垢及其它杂物积存;4导线缠绕应紧密,绝缘完好无缺;5绕组圆整度、内外径尺寸、高度等应符合技术要求6外观整齐清洁,绝缘及导线无破损3检查绕组各部垫块有无位移和松动情况目测或内窥镜检查1垫块应无位移和松动情况2各部垫块应排列整齐,辐向间距相等,轴向成一垂直线,支撑牢固,有适当压紧力,垫块应外露出绕组的导线 4检查绕组轴向预紧力是否合适必要时采用液压装置1绕组垫块的轴向预紧力应大于20kg/cm2;2绝缘老化状态在三级,不宜进行预压5检查绝缘状态用指压或聚合度测试绝缘老化状态分如下四级1良好绝缘状态,又称一级绝缘绝缘有弹性,用手指按压后无残留变形或聚合度在750mm以上;2合格绝缘状态,又称二级绝缘绝缘稍有弹性,用手指按压后无裂纹、脆化;或聚合度在750—500mm之间3可用绝缘状态,又称三级绝缘绝缘脆化,呈深褐色,用手指按压时有少量裂纹和变形;或聚合度在500—250mm之间;4不合格绝缘状态,又称四级绝缘绝缘已严重脆化,呈黑褐色,用手指按压时即酥脆、变形、脱落;或聚合度在250mm以下引线及绝缘支架 1检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损,引线有无断股,引线与引线接头处焊接情况是否良好,有无过热现象目测1引线绝缘包扎应完好,无变形、起皱、变脆、破损、断股、变色现象;2对穿缆套管的穿缆引线应用白纱带半叠包一层;3引线绝缘的厚度及间距应符合附录A的规定2检查引线必要时目测1引线应无断股损伤现象;2接头表面应平整、光滑,无毛刺、过热性变色现象;3接头面积应大于其截面的
1.5倍以上;4引线长短应适宜,不应有扭曲和应力集中现象3检查绝缘支架目测1绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象;2绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓,绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓;两种固定螺栓均需有防松措施;3绝缘固定应可靠,无松动和串动现象;4绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘,以防卡伤引线绝缘;5引线固定用绝缘夹件的间距,应考虑在电动力的作用下,不致发生引线短路 4检查引线与各部位之间的绝缘距离测量1引线与各部位之间的绝缘距离应不小于附录B的规定;2对大电流引线铜排或铝排与箱壁间距,一般应大于100mm,并在铜铝排表面应包扎一层绝缘5紧固所有螺栓用力矩扳手均处在合适紧固状态 铁心 1检查铁心表面目测1铁心应平整、清洁,无片间短路或变色、放电烧伤痕迹;2铁心应无卷边、翘角、缺角等现象;3油道应畅通,无垫块脱落和堵塞,且应排列整齐2检查铁心结构紧固情况用力矩扳手1铁心与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘;2钢压板与铁心间要有明显的均匀间隙绝缘压板应保持完整、无破损、变形、开裂和裂纹现象;3钢压板不得构成闭合回路,同时应有一点接地4金属结构间应无悬空现象,并有一点可靠接地;5紧固件应拧紧或锁牢3检查铁心绝缘目测和用1000V绝缘电阻表测量绝缘电阻1铁心绝缘应完整、清洁,无放电烧伤和过热痕迹;2铁心组间、夹件、穿心螺栓、钢拉带绝缘良好,其绝缘电阻应无较大变化,并有一点可靠接地;3铁心接地片插入深度应足够牢靠,其外露部分应包扎绝缘,防止短路铁心;4铁心组间绝缘电阻应大于10MΩ以上;5铁心对夹件及地绝缘电阻应大于50MΩ以上4检查电屏蔽或磁屏蔽目测和用1000V绝缘电阻表测量绝缘电阻1绝缘电阻应大于1MΩ以上,接地应可靠2固定应牢靠;3表面应清洁,无变色,变形、过热、放电痕迹
6.2油箱表8油箱大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求外表面1检查焊缝目测 应无渗漏点2清洁度油箱外面应洁净,无锈蚀,漆膜完整
6.3组部件
6.
3.1有载分接开关表9有载分接开关大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求切换开关 按DL/T574—95《有载分接开关运行维护导则》的有关规定执行选择开关范围开关或粗细开关电动操作箱
6.
3.2无励磁分接开关表10无励磁分接开关大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求本体完整性目测开关应完整无缺损,所有紧固件均应拧紧、锁住,无松动操作手柄1灵活性机械转动灵活,转轴密封良好,无卡滞2指示上部指示位置与下部实际接触位置应相一致3定位定位螺栓应处在正常位置 4接触 操作杆U型拨叉应保持良好接触,无悬浮状态触头1接触电阻测量触头接触电阻应小于500uΩ2表面触头表面应光洁,无氧化变质、碰伤及镀层脱落现象;3压力试验压力计或塞尺触头接触压力应在0.25~0.5MPa之间,或用0.02mm塞尺检查应无间隙4触头分接线目测应无放电、过热、烧损、松动现象绝缘件完整性和清洁目测绝缘筒应完好、无破损、剥离开裂、变形,放电、表面清洁无油垢;操作杆绝缘良好,无弯曲变形
6.
3.3冷却装置a.散热器表11散热器大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求内外表面1焊缝质量目测应无渗漏点2清洁度油箱表面应洁净,无锈蚀,漆膜完整密封试验渗漏1气压或油压2真空1试漏标准片式散热器0.05MPa、10h;管状散热器0.1MPa、lOh2与本体相符b.冷却器表12冷却器大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法靥量孽求表面清洁度和锈蚀目测清洁,无锈蚀,漆膜完整冷却管道密封和畅通冷却管应无堵塞,密封良好密封试验渗漏1气压或油压2真空1试漏标准0.25~0.275MPa、30min应无渗漏2与本体相符
6.
3.4套管a.纯瓷套管表13纯瓷套管大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求外表面完整性和清洁度目测瓷套表面应清洁,无放电、裂纹、破损、渗漏现象导电杆完整性和过热痕迹导电杆应完整无损,无放电、油垢、过热、烧损痕迹绝缘筒包括带覆盖层导电杆放电痕迹和干燥状态绝缘筒应完整,无放电、油垢痕迹,并处于干燥状态密封渗漏1气压或油压2真空与本体相符b.油纸套管表14油纸套管大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求外表面完整性和清洁度目测瓷套表面应清洁,无放电、裂纹、破损、渗漏现象末屏端子放电痕迹和渗漏接地应可靠,绝缘应良好,无放电、受损、渗漏现象连接端子完整性和放电痕迹连接端子应完整无损,无放电、过热、烧损痕迹油位正常油位应正常,若需补油,应实施真空注油油色谱试验必要时内部缺陷色谱仪色谱应正常更换套管静放时间计时110kV要求静放24小时后方可投运注本规范不推荐油纸套管解体检修
6.
3.5套管型电流互感器表15套管型电流互感器大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求引出线标志正确目测引出线的标志应与铭牌相符密封渗漏应无漏连接端子完整性和放电痕迹1连接端子上的螺栓止动帽和垫圈应齐全2无放电烧损痕迹试验1绝缘电阻2变比、极性和伏安特性试验必要时3直流电阻12500V绝缘电阻表2专用仪器仪表1绝缘电阻应≥lMΩ2与出厂值相符3与出厂值相符
6.
3.6风机表16风机大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求叶轮完整性和磨损目测1叶轮应无变形及磨损,牢固平稳2外表应清洁,通风畅通轴承完整性轴承挡圈及滚珠应无损坏灵活性用手转动轴承转动应灵活磨损情况运行累计轴承累计运行时间10年以上可予以更换轴磨损情况游标卡尺前后轴应无损坏,直径允许公差为±0.0065mm端盖完整性和清洁度目测前后端盖应清洁无损坏转子放电和过热痕迹转子短路环无断裂,铁心无损坏及磨损,无放电痕迹,绕组绝缘良好、应无过热现象定子放电和过热痕迹定子外壳应清洁,绕组绝缘良好、应无过热现象,铁心无损坏放电痕迹接线盒完整性、可靠性和清洁度引线、绝缘板与接线柱尾部应焊接牢固,无脱焊及断线,接线盒内部清洁无油垢及灰尘试验绝缘电阻2500V绝缘电阻表绝缘电阻值应≥lMΩ直流电组电桥三相互差不超过2%运转试验运转运转应平稳、灵活、声音和谐,无转子扫膛,叶轮碰壳等异音,三相空载电流基本平衡,不渗漏
6.
3.7油流继电器表17油流继电器大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求挡板灵活性用手拨动挡板转动应灵活,转动方向与油流方向一致同步性用手转动主动磁铁与从动磁铁应同步转动,无卡滞现象挡板铆接可靠目测挡板铆接应牢固弹簧弹性返回弹簧安装牢固,弹力充足部件完整各部件无损坏,洁净,连结紧固,指示正确,密封良好指针清洁和锈蚀指针的平垫及表盘应清洁,无灰尘,无锈蚀微动开关动作正确通灯当挡板旋转到极限位置时,微动开关应动作,常闭触点打开,常开触点闭合试验绝缘电阻2500V绝缘电阻表绝缘电阻值应大于或等于1MΩ动作特性通灯应正确符合要求
6.
3.8储油柜a.胶囊式储油柜表18胶囊式储油柜大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求外表面清洁度和锈蚀目测应清洁、无锈蚀内表面清洁度、水分锈蚀应清洁,无毛刺、蚀和水分油位显示1管式油位计内油清晰、无杂质,油位清晰可见,油位标示线指示清晰2油位计内部无油垢,红色浮标清晰,可见清晰正确3无假油位现象管道清洁,畅通1表面应清洁,管道应畅通无杂质和水分2若有安全气道,则应和储油柜间互相连通3呼吸畅通胶囊袋密封性能气压1胶囊无老化开裂现象,密封性能良好2压力0.02~0.03MPa,时间12h或浸泡在水池中检查有无冒气泡应无渗漏3胶囊洁净,联管口无堵塞密封渗漏油压更换密封件,密封良好无渗漏,应耐受油压0.05MPa、6h无渗漏b.隔膜式储油柜表19隔膜式储油柜大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求外表面清洁度和锈蚀目测应清洁、无锈蚀内表面清洁度、水分锈蚀应清洁,无毛刺、锈蚀和水分油位显示1油位计内部无油垢,红色浮标清晰可见2指示清晰正确,无假油位现象管道清洁,畅通1表面应清洁,管道应畅通无杂质和水分2若有安全气道,则应和储油柜间互相连通3呼吸畅通隔膜完整性和密封性能目测和气压1隔膜无老化开裂、损坏现象,清洁、密封性能良好2压力0.02~0.03MPa,时间12h应无渗漏3油位计的伸缩杆伸缩自如,无折裂现象密封渗漏油压更换密封件,密封良好无渗漏,应耐受油压0.05MPa、6h无渗漏c.金属波纹密封式储油柜表20金属波纹密封式储油柜大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求表面清洁度和锈蚀目测应清洁、无锈蚀油位显示指示清晰正确,无假油位现象管道清洁,畅通表面应清洁,管道应畅通无杂质和水分滑槽检查灵活性用手滑动伸缩移动灵活,无卡涩现象金属隔膜完整性和密封性能目测和油压1隔膜无裂缝、损坏现象,清洁、密封性能良好2压力0.02~0.03MPa,时间12h应无渗漏
6.
3.9非电量保护装置a.油位计表21油位计大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求传动机构完整性和灵活性目测1连杆应无变形折裂现象2传动齿轮无损坏,转动灵活,无卡轮、滑齿现象磁铁1主动、从动磁铁是否耦合和同步转动用手转动应同步正确连杆摆动45°时,指针应旋转270°,从“0”位置指示到“10”位置,传动灵活2指针指示是否与表盘刻度相符目测指示正确报警装置报警装置动作是否正确通灯当指针在“0”最低油位和“10”最高油位时,分别发出信号密封渗漏油压更换密封件,密封应良好无渗漏绝缘试验绝缘是否良好2500V绝缘电阻表或工频电压发生器绝缘电阻应大于lMΩ,或2000V,lmin应不击穿b.压力释放阀表22压力释放阀大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求护罩和导流罩清洁目测应清洁,无锈蚀连接螺栓及压力弹簧检查各部连接螺栓及压力弹簧是否完整各部连接螺栓及压力弹簧应完好,无锈蚀,无松动微动开关检查微动开关动作是否正确通灯触点接触良好,信号正确密封渗漏油压更换密封件,密封应良好不渗油升高座升高座是否放气塞目测如无放气塞应增设,防止积聚气体因温度变化发生误动动作试验动作正确性专用试验台开启和关闭压力应符合规定电缆检查信号电缆目测应采用耐油电缆绝缘试验绝缘是否良好2500V绝缘电阻表或工频电压发生器绝缘电阻应大于1MΩ,或2000V,lmin应不击穿c.气体继电器表23气体继电器大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求气体继电器检查气体继电器的容器、玻璃窗、放气阀门、放油塞、接线端子盒、小套管等是否完整,接线端子及盖板上箭头标示是否清晰,各接合处是否渗漏油目测1气体继电器各部件应完整清洁2接线端子及盖板上箭头标示应清晰正确3各接合处应无渗漏4重瓦斯动作标志应与实际相符合浮筒和挡板检查浮筒和挡板的机械转动部分是否灵活用手按动转动应正确灵活 试验 1动作校验针筒注气和专用试验台1气体200—250ml时应正确动作2流速自冷式变压器0.8~1.0m/s,强油循环变压器1.0~1.2m/s,120MVA以上变压器1.2~1.3m/s2密封油压继电器内充满变压器油,在常温下加压0.15MPa,持续30min应无渗漏3接线柱间绝缘电阻2500V绝缘电阻表或工频电压发生器绝缘电阻应大于lMΩ,或2000V,lmin应不击穿安装 1安装正确目测和用尺测量气体继电器的安装,应使箭头朝向储油柜,继电器的放气塞应低于储油柜最低油面50mm,并便于气体继电器的抽芯检查2传动试验指示1二次线采用耐油电缆,并防止漏水和受潮2气体继电器的轻、重瓦斯保护动作正确d.压力式信号温度计表24压力式信号温度计大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求温包及金属细管泄漏堵塞目测或用尺测试1不应有扭曲、损伤、变性和无泄漏、堵塞现象2金属细管弯曲半径不应小于75mm刻板指示正确和清晰目测1应清洁完整无锈蚀现象2指示应正确清晰校验温度刻度标准温度计对比1.5级±1.5℃;2.5级±2.5℃按装正确目测1温度插管内应有少量油2无渗漏e.电阻温度计含绕组温度计表25电阻温度计大修内容及质量要求表部位检查内容检查方法质量要求温度计指示正确和清晰目测 1应清洁完整无锈蚀现象2指示应正确清晰埋入元件完整性应完整无损伤现象二次回路连接连接可靠正确校验温度刻度标准温度计对比±1.0℃安装正确目测1温度插管内应有少量油2无渗漏f.突发压力继电器表26突发压力继电器大修内容及质量要求表部位/项目检查内容检查方法质量要求指示计指示正确和清晰目测 1应清洁完整无锈蚀现象2指示应正确清晰埋入元件完整性应完整无损伤现象二次回路连接连接可靠正确
6.
3.10净油器表27净油器大修内容及质量要求表部位/项目检查内容检查方法质量要求滤网 1检查滤网有无堵塞和损坏目测 滤网应无堵塞和损坏现象2密封密封可靠、防吸附剂无法进入油箱吸附剂检查是否变色吸附剂应干燥无粉末注全密封变压器可将净油器拆除
6.
3.11吸湿器表28吸湿器大修内容及质量要求表部位/项目检查内容检查方法质量要求玻璃罩完整性和清洁度目测玻璃罩应清洁完好吸附剂是否变色目测或用尺测量1新装变色吸附剂应经干燥,颗粒不小于3mrn2在项盖下应留出1/5~l/6高度的空隙3失效的吸附剂由蓝色变为粉红色,经干燥后可还原呈蓝色4吸附剂不应碎裂、粉化管道是否畅通目测 应畅通无堵塞现象密封更换胶垫应无渗漏油封罩检查是否完整,安装正确油位线应高于呼吸管口,并能起到长期呼吸作用
6.
3.12安全气道表29安全气道大修内容及质量要求表部位/项目检查内容检查方法质量要求防爆膜安装正确目测和用尺测量1安装正确受力均匀,无裂缝2防爆膜片应采用玻璃片,禁止使用薄金属片,玻璃片厚度可按下要求选用管径mmΦ
1502.5mm;Φ2003mm;Φ2504mm管道 1清洁度目测 应清洁,无锈蚀2联管是否畅通联管应畅通,堵塞现象密封渗漏注满合格的变压器油,并倒立静置4h不渗漏
6.
3.13阀门及塞子表30阀门及塞子大修内容及质量要求表部位/项目检查内容检查方法质量要求阀门各部件 1检查阀门的转轴、挡板等部件是否完整、灵活和严密目测 1检查阀门的转轴、挡板等部件应完整、灵活和严密2指示开、闭位置的标志清晰、正确2清洁度应清洁无锈蚀密封是否渗漏油压1更换密封垫圈2经0.15MPa油压试验,挡板关闭严密、轴杆密封良好无渗漏
6.
3.14控制箱表31控制箱大修内容及质量要求表部位/项目检查内容检查方法质量要求表面油漆和清洁度目测1外壳除锈并进行油漆2控箱内部无灰尘及杂物电器元件检查电磁开关和热继电器触点有无烧损或接触不良电笔或通灯进行更换并进行调试端子检查各部触点及端子板连接螺栓有无松动目测各部触点及端子板连接螺栓应无松动或丢失并进行补齐密封渗漏目测更换密封衬垫试验 绝缘电阻2500V绝缘电阻表各回路绝缘电阻≥0.5MΩ检查油泵、风扇、信号灯动作试验指示灯油泵和风扇转动方向、声音、信号灯指示正确联动试验指示检查主电源是否互为备用,在故障状态下备用冷却器能否正确启动7小修内容及质量要求
7.1小修内容及质量要求如下表32小修内容及质量要求表检查项目检查周期检查方法质量要求储油柜3年用透明软管校核油位压力密封试验1油位正常2无渗漏3呼吸畅通有载分接开关按DL/T574—95《有载分接开关运行维护导则》的有关规定执行风扇3年1负载电流2线圈绝缘电阻1应在额定电流以下21000V绝缘电阻表测量应在2MΩ以上温度计 3年校验1.5级±1.5℃;2.5级±2.5℃3年绝缘电阻1000V绝缘电阻表测量应在2MΩ以上气体继电器 大修或必要时校验流速动作正确3年绝缘电阻1气体动作正确21000V绝缘电阻表测量应在2MΩ以上油位计 利用变压器排油机会活动浮球1指针随之动作2在指示0一5%之间开关动作3年绝缘电阻1000V绝缘电阻表测量应在2MΩ以上二次控制电路3年绝缘电阻1000V绝缘电阻表测量应在2MΩ以上接地3年接地电阻接地可靠紧固件3年扳手均处在紧固状态密封件3年渗漏根据具体情况更换所有的密封件8变压器本体大修关键工序质量控制
8.1吊罩芯在确定变压器内部存在故障或必要时,需对变压器进行吊罩芯,以便对铁心、绕组、引线及所有组部件冷却装置、保护装置、控制装置及分接开关等进行测试、检查和处理
8.
1.1进行检修前应进行相关的检查和试验,以便确定检修范围和内容,同时可进行检修前后的试验对比
8.
1.2在材料、备品备件、工艺和试验装备上要有充分的准备
8.
1.3变压器搬运时,应尽量采用滑槽移动,以减少对变压器冲击
8.
1.4起吊a.起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°,否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套b.起吊或落回钟罩或器身时速度应均匀,掌握好重心,防止倾斜四角应系缆绳,使其保持平稳,应使高、低压侧引线,分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙,防止碰伤c.当钟罩或器身因受条件限制,起吊后不能移动而需在空中停留时,应采取支撑等防止坠落措施d.吊装套管时,其斜度应与套管升高座的斜度基本一致,并用缆绳绑扎好,防止倾倒损坏瓷件
8.
1.5为防止绝缘件受潮,解体时应选择在晴天,平均空气湿度应小于60%,并作好防护应急工作
8.
1.6各组件及零件应作好定位标色,以便按原位装复
8.
1.7如果一天内检修工作不能完成,需封好各盖板后对变压器抽真空至100Pa以下并保持该真空度,直至第二天工作时解除真空继续工作,或注入干燥空气至0.0lMpa,第二天解除压力后继续工作变压器检修或装配工作不得在空气相对湿度80%以上天气进行
8.
1.8充氮保存的变压器,应装有压力监视表计和补氮瓶,确保变压器在储存中始终保持正压,氮气压力应保持0.01~0.03MPa,露点应在-40℃以下,并派专人监视,氮气纯度要求不低于99.99%充氮保存的变压器要进入油箱内部工作前,要注油排氮,严防工作人员缺氧窒息
8.2检查
8.
2.1检查时切勿将金属遗物留在器身内,不得破坏或随意改变绝缘状态
8.
2.2所有紧固件应用力矩扳手或液压设备进行定量紧固控制
8.
2.3专用工具应由专人保管,完工后须清点
8.
2.4定时对绝缘电阻进行检测,绝缘电阻如有下降趋势,应及时查找原因,采取措施或暂停检修
8.
2.5应进行检修前后相关的电气绝缘试验,以便检验检修质量
8.
2.6对所有的组部件,均要进行检查和测试,只有达到技术标准要求后才能装配对不合格的组部件,如经检修仍不能技术标准要求时,要更换成合格品详见第6章“大修内容及质量要求”
8.3装配
8.
3.1装配前应确认所有组、部件均符合技术要求,彻底清理,使外观清洁,无油污和杂物,并用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件
8.
3.2结合本体检修更换所有密封件
8.
3.3装配时,应按图纸装配,确保各种电气距离符合要求,各组部件装配到位,固定牢靠同时应保持油箱内部的清洁,防止有杂物掉入油箱内,如有任何东西可能掉入油箱内,都应报告并保证排除
8.
3.4穿过穿缆套管的引线应用绝缘白布带包扎,以防裸露引线与套管的导管相碰,分流烧坏引线及钢管
8.
3.5安装穿缆套管时应防止引线扭结,不得过分用力吊拉引线如引线过长或过短应查明原因后予以处理
8.
3.6套管与母线连接后,套管不应受过大的横向力,如用母排连接时,应有伸缩节,以防套管过度受力引起渗漏;如用母线连接,当垂直高度较大时要采用引线分水措施
8.
3.7变压器内部的引线不能过分紧,以免运行中由于振动或热胀冷缩拉损
8.
3.8无用的定位装置,可拆除,以免产生多点接地
8.
3.9无励磁分接开关的操作连杆的拔叉应用弹簧联结,以免产生悬浮放电
8.
3.10所有连接或紧固处均应用锁母紧固
8.
3.11装配后,应及时清理工作现场,清洁油箱及各组部件
8.4绝缘油处理
8.
4.1运行中的变压器油,会被溶解在油中的氧逐渐氧化因此在检修时,应先检测油的绝缘性能,以确定是否需要对油进行处理
8.
4.2劣化的变压器油一般通过真空滤油机和特制的吸附板进行再生处理,以脱气、脱水和去除杂质,然后检测其质量指标直至达到技术要求
8.
4.3检修现场应准备充足的变压器油储存容器,容器应保持清洁,并且能密封
8.5器身干燥
8.
5.1为保证器身的绝缘性能,对绝缘受潮后的器身应进行干燥处理,如变压器运回制造厂处理,器身需经过气相干燥处理如在现场处理,一般采用真空热油循环冲洗处理,或真空热油喷淋处理,然后检测器身绝缘性能
8.
5.2干燥中的温度控制当利用油箱加热不带油干燥时,箱壁温度不宜超过110℃,箱底温度不宜超过100℃,绕组温度不得超过95℃;带油干燥时,上层油温不得超过85℃;热风干燥时,进风温度不得超过100℃,进风口应设有空气过滤预热器,并注意防止火星进入变压器内干燥过程中尚应注意加温均匀,升温速度以10~15℃/h为宜,防止产生局部过热,特别是绕组部分,不应超过其绝缘耐热等级的最高允许温度
8.
5.3抽真空的要求变压器采用真空加热干燥时,应先进行预热,并根据制造厂规定的真空值抽真空;按变压器容量大小以10~15℃/h的速度升温到指定温度,再以6.7kPa/h的速度递减抽真空
8.
5.4干燥过程中的控制与记录干燥过程中应每2h检查与记录下列内容a.测量绕组的绝缘电阻;b.测量绕组、铁心和油箱等各部温度;c.测量真空度;d.定期排放凝结水,用量杯测量记录1次/4h;
8.
5.5干燥终结的判断a.在保持温度不变的条件下,绕组绝缘电阻110kV及以下的变压器持续6h不变;b.在上述时间内无凝结水析出,并且抽出的凝结油耐压值应大于40kV/2.5mm同时达到上述两个条件即认为干燥终结干燥完成后,变压器即可以10~15℃/h的速度降温真空仍保持不变此时应将预先准备好的合格变压器油加温,且与器身温度基本接近油温可略低,但温差不超过5~l0℃时,在真空状态下将油注入油箱内,直至器身完全浸没于油中为止,并继续抽真空4h以上c.变压器干燥完毕的器身压紧和检查工作,应防止再次受潮
8.6注油
8.
6.1根据地区最低温度,选用不同牌号的变压器油检修后注入变压器内的变压器油,其质量应符合GB/T7595的规定
8.
6.2补充不同牌号的变压器油时,应先做混油试验,合格后方可使用
8.
6.3110kV及以上的变压器应采用真空注油具备带储油柜真空注油条件的应带储油柜真空注油,但应将储油柜本身与胶囊袋、隔膜和有载分接开关的储油柜连通的隔离阀打开,或用临时联管进行连接岳伺时抽真空,以免将胶囊袋、隔膜和有载分接开关的绝缘筒损坏在有载分接开关与本体之间最大压差不能超过0.1Mpa,即主体抽真空时,开关内不能注油,主体真空注油结束后,有载开关注油时,不能对开关抽真空,以防止叠加压力大于0.1Mpa
8.
6.4真空注油时,为防止真空泵停用或发生故障时,真空泵润滑油被吸入变压器本体,真空系统应装设逆止阀或缓冲罐
8.
6.5真空注油时,应尽量避免使用麦氏真空表,以防麦氏表中的水银吸入变压器本体
8.
6.6真空注油时,应采用透明管应防止管道破损吸入杂物进箱体,应在箱体结口处加装逆止阀等措施
8.
6.7真空注油过程中,应避免在雨天进行,其真空度、持续时间、注油速度等应严格按照制造厂的要求进行
8.
6.8器身补油也应真空注油,注油时应经储油柜注入
8.
6.9安装完毕后在储油柜内应进行0.05MPa时间12h的密封试验,变压器各部位应无渗漏现象
8.
6.10注油后,可根据有关规定和制造厂要求进行热油循环处理
8.
6.11注油后,应从变压器底部放油阀塞采取油样进行化验与色谱分析
8.7补焊变压器箱体出现渗漏需补焊时,应带油补焊短时点焊,可直接在箱壁上进行;若补焊面积较大或时间较长,应同时实施真空补焊工艺,即先将变压器持续抽真空20一30min后,在持续真空下进行补焊,补焊完毕后,仍需持续抽真空20一30min,然后取油样进行色谱分析
8.8油漆补漆应采用颜色、牌号、生产厂家与原油漆相同的油漆,先清理、打磨受损表面,然后根据受损情况补底漆、中漆、面漆,或其中的~部分另对因焊接造成的漆面损伤,应首先去除焊渣,再清理、打磨、补漆9大修试验项目及要求根据大修项目和内容,通常可选择如下试验项目
9.1大修前的试验a.测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数;b.测量绕组连同套管的泄漏电流;c.测量绕组连同套管的tanδ及套管末屏的绝缘电阻;d.本体及套管中绝缘油的试验;e.测量绕组连同套管的直流电阻及电压比试验所有分接头位置;f.套管试验;g.测量铁心及夹件对地绝缘电阻;h.测量低电压短路阻抗及低电压空载损耗,以供检修后进行比较;i.必要时可增加其它试验项目如局部放电测量等以供检修后进行比较
9.2大修中的试验检修过程中应配合吊罩或器身检查,进行有关的试验项目a.测量变压器铁心对夹件、穿心螺栓或拉带,铁心下夹件对下油箱的绝缘电阻,磁屏蔽对油箱对绝缘电阻;b.必要时作套管电流互感器的特性试验;c.有载分接开关的测量与试验;d.非电量保护装置的校验;e.单独对套管及套管绝缘油进行额定电压下的tanδ、局部放电和耐压试验必要时
9.3大修后的试验a.测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数;b.测量绕组连同套管的泄漏电流;c.测量绕组连同套管的tanδ及套管末屏的绝缘电阻;d.冷却装置的检查和试验;e.本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验;f.测量绕组连同套管的直流电阻所有分接位置上,对多支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻;g.检查有载调压装置的动作情况及顺序;h.测量铁心夹件引线对地绝缘电阻;i.总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验;j.绕组连同套管的交流耐压试验;一般经更换重要绝缘部件,且进行干燥处理后,绝缘耐受水平应按原出厂试验的80%进行更换全部绕组及其主绝缘的变压器可按出厂试验的100%进行k.测量绕组所有分接头的电压比及连接组标号的检定;l.变压器的空载特性试验必要时;m.变压器的短路特性试验必要时;n.绕组变形试验;o.一般经更换绕组及重要绝缘部件,干燥处理后,应测量变压器的局部放电量;p.当继电保护有要求时,应进行额定电压下的冲击合闸;q.空载试运行前后变压器油的色谱分析,以及绝缘油的其它试验r.电抗器的振动和噪音测试10检修报告的编写
10.1基本要求检修报告应结论明确检修施工的组织、技术、安全措施、检修记录表以及修前、修后各类检测报告附后各责任人及检查、操作人员签字齐全
10.2主要内容内容应包括变电站名称,被检变压器的设备运行编号、产品型号、制造厂、出厂时间、投运时间、历次检修经历、本次检修地点、检修原因、主要内容、检修时段、检修工时及费用情况、完成情况综述包括增补内容及遗留内容,验收人员,验收时间及验收意见,检修后的设备及工程质量评价,以及对今后运行所作的限制或应注意事项等最后还应注明报告的编写、审核及批准人员11检修后投运
11.1投运前基本条件a.检修后必要的试验项目数据符合相关要求b.检查本体、散热器及所有的附件无缺陷,无渗漏现象;油漆完整,相标志正确;变压器顶盖无异物;套管应清洁验收合格c.需排气的部位已经多次排气d.阀门状态正确无误e.变压器接地装置安全可靠f.储油柜和充油套管的油位正常吸湿器油杯的油位正常,硅胶的颜色应正常,呼吸正常g.所有电气联接正确无误,所有控制、保护和信号系统运行可靠,指示位置正确h.套管型电流互感器二次回路联接正确i.所有保护装置整定正确并能可靠动作
11.2投运时检查a.中性点直接接地系统的变压器在进行冲击合闸时,中性点必须接地b.变压器无异常振动和放电声
11.3投运后的监视a.对套管和接头等部位进行远红外测温监视,各部位的温升应符合有关规定b.变压器在运行初期要加强巡视和绝缘油的性能检测c.变压器在运行中,必要时可利用铁心外引接地套管铁心由套管引至箱外接地检测铁心接地电流12附录
12.1绝缘距离参考表(附录A)附录A(资料性附录)空气中套管绝缘距离参考值mm电压等级KV套管之间距离正常/最小套管对地距离正常/最小10200/110200/11035400/300400/3151101000/8401050/880。