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1、最新整理集电线路箱变检修规程教学内容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-ZF-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ON

2、AN防护等级IP T/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372x2.5%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。

3、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

4、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

5、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

6、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

7、测触头接触电阻接触电阻500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

8、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1.52500V及以上兆欧表吸收比和极化指数不进行温度换算绕组的tgdtgd0.8%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/10k

9、V（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200M1000V兆欧表穿心螺杆、绑扎钢带、压板及屏蔽等绝缘电阻500M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150ppmH2150ppmC2H25ppm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

10、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0.1BTB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

11、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110，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0.250.5MPa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

12、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

13、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1000M5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50A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40-60Nm3密封检查密封齐整完好，无渗漏。4绝缘电阻测量用2500V兆欧

14、表测量，不低于500M5各部固定螺栓力矩检查M10螺栓紧固力矩：40-60NmM33固定套螺母固定力矩：30-50 NmM23密封圈罗套：10Nm6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15-20Nm3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1.5-2.5Nm4熔芯通断测试符合

15、要求5各部固定螺栓力矩检查4个M10螺栓紧固力矩：13Nm6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

16、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

17、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25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。征象：变压器过热油温增高；电源侧电流略有增大；有时油中

18、有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声；严重时油枕喷油。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。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。征象：油质变坏，长时间

19、接地接地相跌落熔断器熔断件烧毁。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；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。征象：油温剧增，油枕喷油，跌落熔断器熔断件熔断。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

20、)粒子四散飞溅，使事故蔓延扩大，发展为相间短路。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：征象：往往发生电弧，使油分解、气化，有时造成相间短路。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。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

21、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：征象：油温升高、油质劣化、声音不正常。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。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：征象：变压器内部发出轻微噼啪声。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。

22、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（L/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pH3.3油质老化。油被污染。与酸值

23、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900.02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

24、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)11012cm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35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

25、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

26、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检查4、引线检查低压侧套管1、套管外表面检查清扫2、引线接头检查3、软联接检查4、连接螺丝检查高压熔丝检修1、外观检查