电气设备运行维护检修规程完整Word文件下载.docx

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高压开关设备和控制设备共有技术要求GB/T11022-1999epvIEC60694：

断路器电容器GB/T4787-1996

电线电缆电性能试验方法总则GB/T3048.1-1994

3、变压器

变压器的巡检周期为：

总降变电所变压器每班巡检两次，10KV以下变压器每周巡检一次。

3.1、变压器运行中的检查项目及要求

值班人员对运行中的变压器应定期进行检查，以便了解和掌握运行状况，发现问题及时解决。

力争把故障消除在萌芽状态。

3.1.1、投运和停运

3.1.1.1、变压器投入运行前进行仔细检查，保证处于可以带电运行的完好状态。

对检修后或长期停用的变压器，还应当检查接地线、核对分接开关位置和测量绝缘电阻。

3.1.1.2、备用变压器应达到可以随时投运的水平。

长期停用的变压器，应定期充电并投入冷却装置。

3.1.1.3、35KV以下变压器，在大修、事故检修和换油后投运前，应静止3～5h，待油中的气泡溢出后方可投入运行。

3.1.2、巡视检查

3.1.2.1、运行监视变压器运行中，值班人员应根据控制表盘上的仪表指示，监视变压器的运行情况：

负荷不应超过额定值，电压不能过高或过低。

每小时抄表一次。

若变压器过负荷运行，至少每半小时应抄表一次。

若变压器的表计不在值班室可减少抄表次数，但每班至少抄表两次。

就地安装的温度计，变压器温度可以在巡视时抄录。

在无人值班的变电所，在定期检查变压器时，应记录电流、电压及油温。

对于配电变压器应在最大负荷时测量三相负荷，若不平衡超过规定，应将负荷重新分配。

3.1.2.2、变压器外部检查有人值班的变电所内的变压器。

每天至少检查一次，每周应进行一次夜间检查；

无人值班的变电所容量在3150KVA以下的变压器，每两月至少检查一次；

对有尘土、污秽、大雾、结冰等特殊气象条件、过负荷或冷却装置故障时应当增加检查次数；

在气象突变时应对变压器油面进行额外的检查；

雷雨后应检查套管有无放电痕迹、避雷器及保护间隙的动作情况。

3.1.2.3变压器外部检查的一般项目：

a）检查油枕和充油套管的油面、油色均应正常，无渗漏现象。

b）检查绝缘套管应清洁、无裂纹、破损及放电烧伤痕迹。

c）检查变压器上层油温，一般变压器应在85℃以下。

d）倾听变压器发出的响声，应只有因交变磁通引起的铁芯振颤的均匀嗡嗡声。

e）检查冷却装置运行是否正常。

油浸自冷变压器的散热器各部分温度不应有显著的差别；

强迫循环水冷或风冷的变压器的管道、阀门开闭、风扇、油泵、水泵运转应正常、均匀。

冷油器的油压应高于水压0.1～0.15Mpa（1～1.5大气压）。

f）检查一、二次引线不应过紧或过松，接头接触良好无过热痕迹，油温蜡片完好。

g）检查呼吸器应畅通，硅胶吸潮不应达到饱和（观察硅胶是否变色）。

h）检查防爆管，安全气道和防爆膜应完好无损，无存油。

i）检查瓦斯继电器内应无气体，与油枕间的连接阀门应打开。

j）j检查变压器外壳接地应良好。

检查运行环境，变压器室门窗应完好，不漏雨渗水，照明和温度适当。

3.1.3、停电清扫

除巡视检查外，还应有计划地进行变压器的停电清扫。

清扫套管及有关附属设备；

检查引线及接线端子等连接点的接触情况；

测量绕组的绝缘电阻和测量接地电阻。

3.2、变压器常见故障分析及处理

3.2.1、声音异常

变压器运行中的状况不同，所发出的声响也会有变化：

启动大容量电动机时负荷突然增大，所发出的声音增大；

变压器带有电弧炉、硅整流器等有谐波分量的负荷时，会发生较重的“哇哇”声；

过负荷时声音很高而沉重；

穿芯螺栓夹持不牢，铁芯松动会发出不均匀的噪音；

内部接头接触不良或有击穿处，会发出“哧哧”或“噼啪”的放电声；

二次系统短路或接地时发出的噪音很大；

铁磁振荡发出的噪音时粗时细等。

因此，可以根据变压器运行时发出的声音，对运行状况做出初步的判断。

3.2.2、油温过高

在正常负荷和冷却条件下，变压器油温较平时高出10℃以上或负荷不变，但温度上升，便可认为变压器内发生了故障。

其原因为：

3.2.2.1、绕组匝间或层间短路；

3.2.2.2、穿芯螺栓绝缘损坏与硅钢片短接或硅钢片间绝缘损坏，涡流增大；

3.2.2.3、分接开关有故障接触电阻增大；

3.2.2.4、低压侧线路上有大电阻短路等。

3.2.3、油色显著变化

取油样时发现油内含有碳粒和水分、油的酸价增高、闪点降低，随之绝缘强度降低．易引起绕组对外壳放电。

3.2.4、油枕或防爆管喷油

当变压器内部有短路故障，而出气孔和防爆管又有堵塞时或低压侧系统突然短路而保护装置拒动，内部产生高温使油突然喷出。

3.2.5、三相电压不平衡

由于三相负荷不平衡引起中性点位移；

绕组局部发生匝间或层间短路；

系统发生铁磁谐振等均有可能造成三相电压不平衡。

3.2.6、套管闪络或爆炸

套管密封不严，电容芯子制造不良，内部发生游离放电；

套管脏污严重及瓷件有机械损伤，均会造成套管闪络和爆炸事故。

3.2.7、铁芯故障分析

片间绝缘老化产生局部损坏，会使空载损耗增大，油质变坏；

片间绝缘严重损坏或穿芯螺栓绝缘损坏、有金属物将芯片短路或两点以上接地等，使铁芯片局部短路或熔毁，会使瓦斯继电器内有气体，信号回路动作。

油的闪点降低，油色变黑且有特殊气味，应吊芯检查和测量片间直流电阻。

由于材质不佳或安装不牢，会使接地片断裂，当电压升高时．内部会有轻微放电声，应吊芯检查。

3.2.8、绕组故障分析

绕组故障包括相间短路、对地击穿、匝问短路和断线。

相间短路是由于主绝缘老化、有破裂、断折等缺陷；

变压器油受潮；

线圈内有杂物；

短路冲击变形损坏；

过电压冲击及引线间短路所造成。

会使瓦斯、差动、过流保护动作，防爆管爆破。

应测量绝缘电阻及吊芯检查。

绕组对地绝缘击穿，是由于绝缘老化、油受潮、线圈内有杂物、短路冲击和过电压冲击所造成。

会使瓦斯继电器动作。

应测量绕组对油箱的绝缘电阻及做油简化试验检查。

匝间短路是由于匝间绝缘老化，长期过载，散热不良及自然损坏；

短路冲击振动与变形；

机械损伤；

压装或排列换位不正确等原因造成。

匝间短路会使瓦斯继电器内的气体呈灰白色或蓝色；

油温增高，重瓦斯和差动保护动作跳闸。

应吊芯检查；

检查油箱冷却管有无堵塞；

测各相直流电阻；

将器身置于空气中加10％～20％额定电压做空载试验，损坏点会冒烟。

断线是由于接头焊接不良；

短路电流冲击或匝间短路烧断导线所致。

断线可能使断口放电产生电弧，使油分解，瓦斯继电器动作。

应进行吊芯、测量电流和直流电阻进行比较判断或测量绝缘电阻判断。

3.2.9、分接开关故障分析

分接开关由于弹簧压力不够、滚轮压力不均或镀银层严重磨损，使接触电阻增大，造成触头严重过热、灼伤或熔化。

故障时，油箱内有“吱、吱”放电声，电流表随响声而摆动，瓦斯保护可能发出信号，油的闪点降低等。

应吊芯检查，用摇表检测有无断裂处或测量各分接头的直流电阻。

3.2.10、瓦斯继电器动作分析

当变压器运行异常或出现轻微故障时，轻瓦斯动作发出信号，故障严重时，重瓦斯动作于跳闸。

轻瓦斯动作应查明瓦斯继电器内气体的性质。

若气体无色无臭不可燃，可能是因滤油、加油或冷却系统不严密，致使空气进入油箱，变压器可以继续运行；

若气体可燃，则表明变压器内有故障；

气体颜色是黄色不易燃，为木质绝缘损坏；

气体颜色为灰色或黑色且易燃，表明油因过热分解或油内闪络；

气体颜色是浅色可燃且有强烈的臭味，表明纸或纸板绝缘损坏。

当油面急剧下降或变压器内产生大量气体时，重瓦斯动作，应找出油面骤降的原因，分析气体的性质，做油简化试验。

3.3、变压器的并列运行

两台或两台以上的电力变压器，它们的高、低压绕组引出线分别接到同一条高、低压母线上的运行方式称为并列运行。

变压器并列运行的条件

3.3.1、联结组标号相同；

3.3.2、电压比相等；

3.3.3、短路阻抗（短路电压）相等。

3.4、变压器的检修项目及要求

变压器运行中，长期承受热、电磁、机械、化学的作用而逐渐老化，性能变坏。

通过“预防为主”的计划检修，可以消除内部缺陷，排除隐患，保持变压器的最高效率，延长使用寿命，保证安全可靠运行。

变压器检修主要分为大修、小修和发生事故后的事故检修。

3.4.1、变压器大修

3.4.1.1、大修周期

变压器在投入运行第五年，应当进行吊芯检查。

其后根据运行状况和试验结果确定是否需要大修。

大修间隔一般不少于10年。

3.4.1.2、大修准备

根据变压器运行中暴露出来的缺陷并经现场核对后，制定消除缺陷的对策，编制大修项目表；

拟定大修控制进度和施工进度；

制定必要的技术措施和安全措施；

做好检修物质（如记录表格、工具材料、备品配件、起重运输设施、试验设备、安全工具等）的供应和检修场地的准备；

组织检修人员讨论大修计划、项目、进度、措施和质量要求等，并确定各检修项目的施工负责人和验收负责人。

3.4.1.3、大修项目

每次大修的项目应当根据实际情况和需要确定。

变压器大修的参考项目如下：

a）外壳及变压器油

a.1）检查和清扫本体、大盖、衬垫、油枕、散热器、阀门、防爆管等，消除漏油。

a.2）检查和清扫油再生装置，更换和补充硅胶。

a.3）根据油质情况，过滤变压器油。

a.4）检查接地装置。

a.5）室外变压器外壳油漆。

b）器身

b.1）一次大修若不能打开大盖或进入人孔检查时，应当吊出器身。

以后的大修是否吊芯，应根据需要确定。

b.2）检查铁芯、铁芯接地情况及穿芯螺栓的绝缘；

检查和清扫绕组和绕组压紧装置、垫块、引线、各部分螺丝、油路和接线板等。

c）分接头切换装置

c.1）检查并修理分接头切换装置，包括附加电抗器、定触点、动触点及传动机构。

c.2）检查并修理有载分接头切换装置，包括电动机、传动机械及全部操作回路。

d）套管

d.1）检查并清扫全部套管。

d.2）检查充油套管的油质情况。

e）其他

e.1）校验及调整温度表、仪表、继电器、控制、信号装置及其二次回路。

e.2）检查呼吸器及吸湿剂。

e.3）检查及清扫油标。

e.4）进行绝缘预防性试验。

3.4.1.4、大修的基本要求

a）吊芯一般在良好的天气（相对湿度低于75％）并且无灰烟、尘土、水汽的清洁场所进行。

芯子在空气中的时间应尽最缩短，吊出的芯子在空气中暴露的时闻：

在干燥的空气（相对湿度低于65％）中不超过16h；

在潮湿的空气（相对湿度低于75％）中不超过12h。

（与安装前的检查规定略有差别）

吊芯前应测量环境温度和变压器油温，当器身温度高于周围空气温度10℃左右方可进行吊芯。

b）对于运行时间较长的变压器，应重点检查绕组绝缘是否老化。

用手指按压绕组绝缘的方法测试。

良好的绝缘富有弹性，表面颜色浅淡，手指压下时变压，放开后恢复原状；

绝缘有相当程度的老化时，手指按下会产生较浅的裂纹，并感到绝缘质地变硬变脆，颜色变深，应根据具体情况采用加强绝缘的措施或更换绝缘；

当绝缘严重老化时，手指按压时可能发生破裂，成碳质脱落，这时应更换绝缘。

c）变压器绕组的间隔衬垫应牢固，线圈无松动、变形和位移，高、低压线圈对称并无油粘物。

d）分接开关接点应牢固，无过热灼伤痕迹。

绝缘纸板和胶管完整无损，接点实际位置与顶盖上的标号一致。

e）铁芯紧密整齐，漆膜完好，表面清洁，油道畅通。

铁芯接地良好。

f）穿芯螺栓紧固，绝缘良好。

用1000V摇表测量，lOKV变压器绝缘电阻不低于2MΩ，35KV变压器不低于2MΩ。

g）瓦斯继电器内部油杯及干簧接点完整，瓦斯保护二次回路绝缘电阻合格。

3.4.2、变压器小修

3.4.2.1、小修周期

变压器小修至少两年进行一次。

安装在特别污秽地区的变压器，应缩短检修周期。

3.4.2.2、小修项目及要求

a）消除已发现而就地就能消除的缺陷。

b）清扫外壳及出线套管，发现套管破裂或胶垫老化应更换，漏油者应拧紧螺丝或更换橡胶垫。

c）检查外部，拧紧引出线头，如发现烧伤，应用锉刀修整后接好。

d）检查油面计，清除油枕中的油污，缺油时应补油。

e）检查呼吸器及出气瓣是否堵塞，并清除污垢。

f）检查瓦斯继电器及引线是否完好。

g）检查放油门及各部的油截门是否堵塞。

h）跌落式熔断器保护的变压器应检查熔管和熔丝是否完好正常。

i）检查变压器接地线是否完好，腐蚀严重时应当更换。

j）测量绕组的绝缘电阻是否合格。

4、变电所

变电所的巡检周期为：

总降变电所每班巡检两次，无人职守变电所每天巡检一次。

4.1、高压柜的维护和检修项目

4.1.1、绝缘子、绝缘套管、穿墙套管等绝缘是否清洁，有无裂纹及放电痕迹；

4.1.2、母线连接处接触是否良好，触头有无过热现象，支架是否坚固；

4.1.3、注油设备的油位、油色是否正常，有无渗漏；

4.1.4、断路器和隔离开关的机械连锁是否灵活可靠，触头接触是否良好；

4.1.5、仪表、信号、指示灯指示是否正确，保护连接片位置是否正确；

4.1.6、各电气元件在运行中有无异常气味和声响；

4.1.7、高低压配电室的通风、照明及防火装置是否正常；

4.1.8、继电器及直流设备运行是否良好。

4.2、断路器运行和维护

4.2.1、断路器正常巡视内容

4.2.1.1、油色、油位是否正常，有无渗漏油现象；

4.2.1.2、绝缘子及套管有无裂纹，表面脏污程度有无放电闪络痕迹；

4.2.1.3、导体连接点处有无过热现象；

4.2.1.4、机构分合闸指示是否正确；

4.2.1.5、气压和液压机构的压力是否正常，弹簧储能机构的储能状态是否良好；

4.2.1.6、操作机构连杆部位有无裂纹，绞连处的轴、销钉是否完好；

4.2.1.7、断路器指示灯及重合闸指示灯是否指示正确；

4.2.1.8、储能机构有无损伤、锈蚀，润滑状况是否良好；

4.2.1.9、接地是否完好；

4.2.1.10、运行中有无异常声响和异常气味；

4.2.1.11、操作箱关闭是否严密；

4.2.1.12、负荷电流是否在额定值范围内；

4.2.1.13、分、合闸操作电源回路是否正常（直流系统绝缘监视、硅整流系统电压指示等）。

4.2.2、断路器合闸后检查内容

4.2.2.1、电流、电压等仪表是否指示正常，注意有无缺相现象；

4.2.2.2、各种位置指示器的指示应正常；

4.2.2.3、断路器本体的开、断位置指示应正确。

4.2.3、断路器的维修项目

4.2.3.1、大修。

断路器经过一定的分、合闸次数后，需将各部件进行解体，以便全面细致地检查和调整。

4.2.3.2、小修。

只对其部分常动作元件进行必要的调试维护。

以保持正常运行状态。

4.2.3.3、故障检修。

断路器出现故障时，发生喷油、喷火，油色、油面变化，油箱变形，触头损伤等情况，需要专门进行维修。

4.2.3.4、处理缺陷。

运行中的断路器发现局部缺陷，需要专项维修，如渗油等。

4.2.3.5、配合试验。

在断路器进行试验时，需要做的配合工作，如拆引线、落桶等。

4.3、隔离开关的运行与维护

4.3.1、隔离开关运行维护中应注意的事项

4.3.1.1、触点及连接点有无过热现象，负荷电流是否在它的容量范围；

4.3.1.2、瓷绝缘有无破损和放电现象；

4.3.1.3、操作机构的部件有无开焊、变形或锈蚀现象，轴、销钉、紧固螺母等是否正常等。

4.3.1.4、维护时应用细砂布打磨触头、触点，检查其紧密程度。

4.3.1.5、分、合闸过程应无卡涩之感，触头中心要校正准，三相应同时接触；

4.3.1.6、隔离开关严禁带负荷分、合闸，维修时应检查它与断路器的连锁装置是否完好。

4.3.2、高压隔离开关运行中常见故障及处理方法

4.3.2.1、常见的故障及原因

a）接触部分过热。

过热原因很多，主要是压紧弹簧的弹性减弱，或其螺栓松动；

其次是接触部分的表面氧化，使电阻增加，温度升高，高温又使氧化加剧，循环下去会造成事故。

b）绝缘子损坏。

操作隔离开关时用力过猛，或隔离开关与母线连接得较差，造成绝缘子断裂。

c）隔离开关分合不灵活。

隔离开关的操作机构或其本身的转动部分生锈，引起分合不灵。

如果是冬天要考虑冰雪冻结。

闸刀和静触头严重发热，也会熔接在一起造成失灵。

4.3.2.2、一般处理办法

a）需立即设法减少负荷，如通知用户限制负荷，在采取措施前应加强监视。

b）与母线连接的隔离开关，应尽可能停止使用。

c）如需停用发热隔离开关，而可能引起停电并造成较大损失时，应采取带电作业进行抢修，做部件整修工作。

此时如仍未消除发热，可以使用接短路线的方法，临时将隔离开关短接。

d）发热严重时，可利用倒母线或以备用断路器倒旁路母线等方法，转移负荷，使隔离开关退出运行。

e）放电痕迹不严重，可暂不停电，经过计划停电后再行处理。

f）绝缘子外伤严重，绝缘子掉盖、对地击穿，绝缘子爆炸，刀口熔焊等，应立即停电或带电作业处理。

4.3.3、带负荷错拉、错合隔离开关的处理

4.3.3.1、错拉隔离开关时，在刀闸刚离开静触头便发生电弧，这时应立即合上，可以消灭电弧，避免事故。

如果刀闸已全部拉开，则不许将误拉的刀闸再合上。

4.3.3.2、错合隔离开关时，即使合错，甚至在合闸时发生电弧，也不准再拉开刀闸。

因为带负荷拉刀闸，会造成三相弧光短路。

4.4、电流互感器的运行与维护

4.4.1、电流互感器的运行规定

4.4.1.1、电流互感器的负荷电流对独立式电流互感器应不超过其额定值的110％，对套管式电流互感器，应不超过其额定值的120％（宜不超过1lO％），如长时间过负荷，会使测量误差加大和使绕组过热热或损坏。

4.4.1.2、电流互感器在运行时，它的二次回路始终是闭合的，因其二次负荷电阻的数值比较小，接近于短路状态。

电流互感器的二次绕组在运行中不允许造成开路，因为出现开路时，在二次绕组中会感应出一个很大的电动势，这个电动势可达数千伏，因此，无论对工作人员还是对二次回路的绝缘都是很危险的，在运行中要格外当心。

4.4.1.3、油浸式电流互感器应装设金属膨胀器或微正压装置，以监视油位和使绝缘油免受空气中的水分和杂质影响（现在已改进为金属膨胀器式全密封结构）。

4.4.1.4、电流互感器的二次绕组至少应有一个端子可靠接地，它属于保护接地。

为了防止二次回路多点接地造成继电保护动作，对电流差动保护等每套保护只允许有一点接地，接地点一般设在保护屏上。

4.4.1.5、电流互感器与电压互感器的二次回路不允许互相连接。

因为，电压互感器二次回路是高阻抗回路，电流互感器二次回路是低阻抗回路。

如果接于电压互感器二次，会造成电压互感器短路；

如果电压回路接于电流互感器的二次，会使电流互感器近似开路。

这样是极不安全的。

4.4.2、电流互感器巡视检查

电流互感器巡视检查的项目如下：

4.4.2.1、瓷套管是否清洁，有无破损裂纹和放电痕迹。

4.4.2.2、油色是否正常，油位是否适中，有无突然升高、降低现象。

4.4.2.3、连接处接触是否良好，压接螺丝有无松动、过热及放电现象。

4.4.2.4、有无渗、漏油现象。

4.4.2.5、检查金属波纹片式膨胀器运行状况，一般情况下其油位窥视口内红色导向油位批示器应在+20℃上下。

4.4.2.6、端子箱是否清洁、受潮，二次端子是否接触良好，有无开路、放电或打火现象。

4.4.2.7、有无不正常声音和异常气味。

4.4.2.8、接地线是否良好，有无松动及断裂现象。

4.4.3、电流互感器的故障分析及处理

电流互感器又叫变流器，其作用是把电路中的大电流变为小电流。

以供给测量仪表和继电保护回路的电流。

由于电流互感器二次回路中只允许带很小的阻抗，所以它在正常工作时，趋近于短路状态，声音极小，一般认为无声，因此电流互感器的故障常常伴有声音或其他现象发生。

4.4.3.1、当电流互感器二次绕组或回路发生短路时，电流表、功率表等指示为零或减少，同时继电保护装置误动作或不动作。

出现这类故障后，应汇报调度，保持负荷不变，停用可能误动作的保护装置，并进行处理，否则应申请停电处理。

4.4.3.2、电流互感器二次回路开路时，故障点端子排会击穿冒火。

此时值班人员应针对发生的异常现象，检查互感器二次回路端子接触是否良好，否则应申请停电检查处理。

4.4.3.3、对充油型电流互感器还应检查互感器密封情况，其油位是否正常：

a）对带有膨胀器密封的互感器，可通过油位窥视口内红色导向油位指示器观察，若油位急刷上升，可视为互感器内部存在短路或绝缘过热故障，以致油膨胀而引起。

值班人员应向调度申请停电处理。

b）油位急剧下降，可能是互感器严重渗、漏油引起。

值班人员应视其情况，加强监视，并报告调度，向检修单位申请处理。

4.5、电压互感器的运行与维护

4.5.1、电压互感器的运行规定

4.5.1.1、电压互感器在额定容量下允许长期运行。

60KV及以下的电压互感器，其一次侧都应装熔断器，以避免互感器出现故障时使事故扩大。

在电压互感器的二次侧装设熔断器或低压断路器，当电压互感器的二次侧及回路发生故障时，使之能快速熔断或切断，以保证电压互感器不遭受损坏及不造成保护误动。

运行中不得造成二次侧短路。

4.5.1.2、电压互感器运行电压不超过其额定电压的1lO％（宜不超过105％）。

4.5.1.3、在运行中，如需要在电压互感器的本体上或其底座上进行工作，不仅要把其一次侧断开，而且还要在其二次侧有明显的断开点。

这样做的目的是避免可能从其他电压