集電線路箱變檢修規(guī)程

1、6 集電線路設備檢修與維護6.1 一般性要求6.1.1 電氣工作人員應具備必要的安全知識、電氣知識和業(yè)務技能，無妨礙工作的病癥。6.1.2 作業(yè)現(xiàn)場的生產條件、安全設施、作業(yè)機具和安全工器具等應符合國家或行業(yè)標準規(guī)定的要求。6.1.3 線路作業(yè)時發(fā)電廠和變電站的安全措施應滿足一般工作程序和安全要求。6.2 箱式變壓器設備基本參數(shù) 35kV箱式變壓器型號：ZGSB11-ZF-1600/35容量1600kVA頻率：50HZ高壓側電壓37kV接線組別Dyn11低壓側電壓0.69kV空載損耗1.64kW短路阻抗6.5%負載損耗14.5kW空載電流0.7%冷卻方式ONAN防護等級IP T/H/L重量70

2、00kg廠家明珠電氣有限公司型號ZGS11-Z.F-2750/35容量2750kVA頻率50Hz高壓側電壓37±2x2.5%接線組別Dyn11低壓側電壓0.69kV空載損耗2.391kW短路阻抗6.67%負載損耗24.661Kw空載電流0.22%冷卻方式ONAN防護等級IP68/IP54重量8400kg廠家江蘇華鵬變壓器有限公司6.2.1 檢修周期a）每周應對設備全面巡回檢查一次，并做好設備巡回檢查記錄。b）大修周期：一般在正式投運后五年一次，以后每十年一次。當承受出口短路后或運行中發(fā)現(xiàn)異常狀況并經試驗判明有內部故障應考慮提前大修；c）小修周期：每年至少一次。6.2.2 日常維護與檢

3、修工作內容變壓器檢修項目序號檢修項目檢修類別C級檢修B級檢修消缺1拆裝附件及吊芯2線圈、絕緣及引線的檢查3鐵芯、鐵芯緊固件、壓釘、壓板及接地片的檢修4油箱、套管、壓力釋放閥等的檢修5高壓熔斷器檢修6溫度計的檢修7分接開關的檢修8冷卻器放油閥檢修9全部密封情況檢查10清掃變壓器外絕緣和檢查導電接頭11檢查清掃變壓器各種套管；12變壓器高壓側負荷開關檢查13油箱、冷卻器等附屬設備的檢修14檢查和消除滲漏油；15按電氣設備預防性試驗規(guī)程（DL/596-1996）進行測量和試驗變壓器檢修工藝及要求序號項目標準值檢查方法備注1繞組相間隔板及圍屏檢查緊固無破損、變色、變形、無放電痕跡目測繞組表面檢查清潔無

4、油垢、無變形、位移 匝間絕緣無破損目測各部墊塊排列整齊、輻向間距均勻、無位移、無松動目測油道檢查暢通無油垢及其它雜物積存目測繞組絕緣狀態(tài)檢查一級絕緣：絕緣層軟韌而有彈性,顏色較淡且新鮮,用手按后永久不變形手指按壓二級絕緣：絕緣層硬而堅顏色深而暗,用手按后無裂紋、脆化、有痕跡出現(xiàn)三級絕緣：絕緣層脆而緊,顏色灰暗且發(fā)黑,用手按后產生細小裂紋和變形四級絕緣：絕緣明顯的老化,呈黑褐色，手指按壓時絕緣層脆裂、脫落繞組溫升65K儀器2引線及絕緣支架引線及引線錐檢查絕緣包扎完好、無變形、變脆，引線無斷股、卡傷目測引線接頭焊接檢查平整清潔、光滑無毛刺目測分接引線絕緣包扎完好、無變形、變脆，引線無斷股、卡傷目測

5、絕緣支架無破損、裂紋、彎曲變形及燒傷現(xiàn)象，無松動、位移引線與各部之間的絕緣距離直尺引線到平面150mm引線到尖角270mm引線到引線120mm引線到繞組150mm銅排與箱壁間距寬面應大于1.5倍寬，窄面應大于1.0倍寬3鐵芯外表檢查平整緊密、邊側無翹起，絕緣漆無脫落，片間無短路、搭接現(xiàn)象目測夾件檢查穿心螺桿及拉緊螺桿緊固扳動檢查絕緣壓板無爬電燒傷和放電痕跡目測壓釘及壓釘碗檢查螺栓緊固，壓釘和壓釘碗接觸良好，無放電燒傷痕跡目測、扳動檢查鐵芯油道檢查油道暢通，油道墊塊無脫落、堵塞，且排列整齊目測接地連片檢查接地可靠、無損傷，保證一點接地目測拉板及鋼帶緊固目測鐵芯溫升80K儀器4油箱外觀檢查清潔、無

6、滲漏、漆膜完整目測內部檢查清潔、無銹蝕、漆膜完整目測油箱法蘭結合面整潔、平整目測器身定位釘檢查對鐵芯無影響目測磁屏蔽裝置固定牢固、無放電痕跡目測密封膠墊檢查接頭良好、布置在油箱法蘭直線段的兩螺栓中間目測膠墊搭接長度不少于膠墊寬度的2-3倍目測膠墊壓縮量膠墊厚度的1/3目測5冷卻器密封情況試漏標準應0.25-0.275MPa下，30min無滲漏濾油機冷卻器管路無堵塞、密封良好目測冷卻器表面清潔、無雜物目測6無勵磁分接開關外觀檢查各部件齊全完整目測動作檢查機械轉動靈活、無卡滯操動試驗開關指示位置與繞組實際分接位置一致操動試驗動靜觸頭檢查觸頭表面清潔、無氧化變色、無燒傷痕跡目測觸頭接觸電阻接觸電阻5

7、00µ儀器觸頭接觸壓力彈簧稱觸頭分接引線絕緣包扎完好、無斷股目測各部緊固螺栓緊固、無松動扳動檢查各部絕緣件檢查無破損、裂紋、變形目測絕緣操作桿U型撥叉接觸良好目測7負荷開關觸頭檢查無嚴重灼燒痕跡目測密封情況檢查密封良好目測月牙板檢查完好無裂紋。斷裂目測合閘狀態(tài)檢查螺栓緊固、密封良好、無滲漏扳動檢查絕緣電阻測試符合運行條件儀器8過電壓保護器1、外觀檢查清掃清潔完好、無裂紋目測2、引線檢查完好無過熱痕跡目測3、引線連接面及固定螺絲檢查緊固扳動檢查4、頂部密封檢查密封良好無開裂現(xiàn)象目測5、絕緣電阻測量符合要求儀器9壓力釋放閥護罩和導流罩檢查清潔目測各部連接螺栓緊固扳動檢查壓力彈簧完好、無銹

8、蝕、無松動目測密封情況密封良好、無滲漏目測10閥門外觀檢查無裂紋、密封良好、標志清晰正確目測各部放油（氣）塞密封檢查密封膠墊無損傷、密封良好目測11電氣試驗繞組直流電阻測量線間差1%相間差2%換算至相同溫度下與前次測量值比較，其變化值2%直流電阻測試儀繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)測量換算至相同溫度下與前次測量值比較，應無明顯變化吸收比不低于1.3或極化指數(shù)不低于1.52500V及以上兆歐表吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算繞組的tgdtgd0.8%與歷年數(shù)據(jù)比較無顯著變化，一般不大于30%西林電橋測量溫度以頂層油溫為準繞組的泄漏電流測量試驗電壓：40kV/10kV（H/L） 測試結果與前次比較無

9、明顯變化直流發(fā)生器繞組所有分接的電壓比額定分接電壓比允許偏差為±0.5%，其它分接電壓比應在變壓器阻抗電壓值（%）的1/10以內，但不得超過±1%變比測量儀校核三相變壓器的組別必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標志相一致變壓器變比測量儀鐵芯及夾件絕緣電阻與以前測試結果相比無顯著變化且不低于200M1000V兆歐表穿心螺桿、綁扎鋼帶、壓板及屏蔽等絕緣電阻500M以上2500V兆歐表大修時低壓側繞組交流耐壓試驗試驗變一套12變壓器油試驗油中溶解氣體色譜分析總烴150ppmH2150ppmC2H25ppm烴類氣體總合的產氣速率大0.5ml/h，或相對產氣速率大于10%/月則認為設備有

10、異常色譜分析儀總烴包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四種氣體油的簡化分析外觀檢查透明、無雜質或懸浮物目測水溶性酸PH值新油5.4運行油3.3酸度劑酸值mgKOH/g新油0.03運行油0.1BTB法閃點（閉口）新油140運行油135閉口閃點法水分mg/L新油15運行油25微水分析儀盡量在頂層油溫高于50時采樣擊穿電壓新油40kV運行油35kV耐壓儀介損新油1%運行油4%介損儀變壓器各附件檢修項目及標準:分接開關檢修項目、工藝和標準序號檢修項目、工藝質量標準1檢查開關各部件是否齊全完整。各部件完整無缺損。2松開上方頭部定位螺栓，轉動操作手柄，檢查動觸頭轉動是否靈活，若轉動不靈活應進一步檢查

11、卡滯的原因；檢查繞組實際分接是否與上部指示置一致，否則應進行調整。機械轉動靈活，轉軸密封良好，無卡滯，上部指示位置與下部實際接觸位置應相一致。3檢查動靜觸頭間接觸是否良好，觸頭表面是否清潔，有無氧化變色、鍍層脫落及碰傷痕跡，彈簧有無松動，發(fā)現(xiàn)氧化膜用碳化鉬和白布帶穿入觸柱來回擦拭清除；觸柱如有嚴重燒損時應更換。觸頭接觸電阻小于110，觸頭表面應保持光潔，無氧化變質、碰傷及鍍層脫落，觸頭接觸壓力用彈簧秤測量應在0.250.5MPa之間，或用0.02mm塞尺檢查應無間隙、接觸嚴密。4檢查觸頭分接線是否緊固，發(fā)現(xiàn)松動應擰緊、鎖住開關所有緊固件均應擰緊，無松動且鎖住5檢查分接開關絕緣件有無受潮、剝裂或

12、變形，表面是否清潔，發(fā)現(xiàn)表面臟污應用無絨毛的白布擦拭干凈，絕緣筒如有嚴重剝裂變形時應更換；操作桿拆下后，應放入油中或用塑料布包上。絕緣筒應完好、無破損、剝裂、變形，表面清潔無油垢；操作桿絕緣良好，無彎曲變形。6檢修的分接開關，拆前做好明顯標記。拆裝前后指示位置必須一致，各相手柄及傳動機構不得互換。7檢查絕緣操作桿U型撥叉接觸是否良好，如有接觸不良或放電痕跡應加裝彈簧片。使其保持良好接觸。壓力釋放閥檢修項目、工藝和標準序號檢修項目、工藝質 量 標 準1拉環(huán)及壓板檢查。動作靈活2檢查各部連接螺栓各部連接螺栓應完好，無銹蝕，無松動。3進行動作試驗。35kV箱變低壓斷路器正常跳閘4密封檢查密封良好不滲

13、油。過電壓保護器檢修項目、工藝和標準序號檢修項目標準要求1外觀清掃檢查外觀完好無破損，過熱痕跡2連接引線檢查引線絕緣層完好，接線牢固無過熱痕跡3密封檢查密封齊整完好。4絕緣電阻測量用2500V兆歐表測量，不低于1000M5直流1mA電壓U1mA測量及泄漏電流I0.75U1mA測量U1mA與初始值或制造廠規(guī)定值比較，變化不大于±5%，I0.75U1mA不大于50A高壓負荷開關檢修項目、工藝及要求序號檢修項目標準要求1外觀清掃檢查外觀完好無破損，過熱痕跡2連接引線檢查引線緊固螺栓齊全，引線順直不打折。接線緊固力矩為40-60Nm3密封檢查密封齊整完好，無滲漏。4絕緣電阻測量用2500V兆

14、歐表測量，不低于500M5各部固定螺栓力矩檢查M10螺栓緊固力矩：40-60NmM33固定套螺母固定力矩：30-50 NmM23密封圈羅套：10Nm6操作試驗操作過程中應靈活各個工位指示準確測試機械限位點牢固可靠，機械限位塊檢查完好無變形，固定牢固。高壓限流裝置檢查項目、工藝要求序號檢修項目標準要求1外觀清掃檢查1熔斷器室無滲漏油痕跡2環(huán)氧玻纖管完好無裂紋3云母骨架完好無裂紋2連接引線檢查引線緊固螺栓齊全，引線順直不打折。接線緊固力矩為15-20Nm3密封檢查密封齊整完好，無滲漏。4熔芯檢查1手柄完好無破損2手柄與熔芯連接緊固4熔芯通斷測試符合要求5各部固定螺栓力矩檢查4個M10螺栓緊固力矩：

15、13Nm6熔芯安裝、拆卸試驗操作過程中應靈活變壓器常見故障處理：變壓器本體常見故障序號故常現(xiàn)象及處理方法1鐵芯多點接地1后果：變壓器鐵芯接地是由專門引線經套管引出至油箱外接地。如果鐵芯上出現(xiàn)另外的接地點，則正常接地線上會有較大電流流過，既發(fā)生鐵芯多點接地故障。鐵芯多點接地易產生接地環(huán)流，引起局部過熱，使油分解，嚴重時燒斷接地線，放電。2鐵芯多點接地故障的檢測a) 測量接地電流：正常時鐵芯接地線上無電流或流過0.3A以下的小電流，多點接地故障產生時，正常接地線上流過的電流很大，甚至達到數(shù)十安。測量接地電流可用鉗形電流表測量。b) 利用超聲檢測：用超聲傳感器貼在變壓器外殼上監(jiān)聽聲音，連續(xù)聲音為鐵芯

16、穿芯螺桿過熱，間斷則為磁屏蔽過熱。c) 必要時進入變壓器內部檢查,鐵芯大部分故障點通過痕跡能夠目測出來，有時不能找出故障點和原因，必須對鐵芯進行進一步的檢查和試驗。對鐵芯的檢查試驗可采用交流法或直流法。2變壓器缺油1變壓器缺油的后果:油面下降到一定程度，可能會造成氣體繼電器誤動作。嚴重缺油時，會使內部線圈暴露出來，可能造成絕緣損壞甚至擊穿事故。當變壓器處于停電狀態(tài)時，嚴重缺油會導致線圈受潮，絕緣下降。2處理方法：變壓器補油。變壓器補油的注意事項:a) 變壓器應補入相同牌號的變壓器油。b) 補油前應將重瓦斯保護改接到信號回路。c) 禁止從變壓器下部補油。d) 補油量要適宜，油位要和油溫相適應。e

17、) 補油后要檢查氣體繼電器，并及時放出氣體，如果24小時無問題，可將重瓦斯保護接回跳閘回路。3變壓器油老化定期檢驗發(fā)現(xiàn)變壓器油老化的情況，可以按下表1進行初步判斷和處理，并加強檢驗，必要時應濾油或更換新油4瓦斯保護動作氣體繼電器動作，應立即取油樣進行色譜分析，同時查閱變壓器運行、檢修狀況，確定故障原因、部位、性質，以便及時進行檢修處理。氣體繼電器動作綜合分析判斷流程圖和氣體繼電器動作原因和故障現(xiàn)象推斷表詳見圖1和表25繞組故障(1) 匝間短路：指由于導線本身的絕緣損壞，產生的匝間的短路故障。征象：變壓器過熱油溫增高；電源側電流略有增大；有時油中有吱吱聲和咕嘟咕嘟的冒泡聲；嚴重時油枕噴油。產生原

18、因：長期過載使匝間絕緣損壞，由于變壓器出口短路或其它故障使繞組受短路電流的沖擊而產生振動與變形而損壞匝間絕緣，油面降低使繞組露出油面線匝間絕緣擊穿：雷擊時大氣過電壓侵入損壞匝絕緣，繞組繞制時未發(fā)現(xiàn)缺陷(導致有毛刺、導線焊接不良和導線絕緣不完整)或線匝排列與換位、繞組壓裝不正確等，使匝間絕緣受到損壞。檢查實驗方法：吊出器身進行外觀檢查，匝間短路處絕緣呈黑焦狀；測繞組直流電阻，三相電阻不平衡；短路相電阻?。辉诘蛪簜壤@組上施加10%20%的額定電壓(在空氣中)做空載試驗，如有損壞點，則會冒煙。2)繞組接地：指繞組對接地部分短路。征象：油質變壞，長時間接地接地相跌落熔斷器熔斷件燒毀。產生原因：雷電大氣

19、過電壓及操作過電壓的作用使繞組受短路電流的沖擊發(fā)生變形，主絕緣老化破裂、折斷；變壓器油受潮后絕緣強度降低、油面下降或絕緣老化；檢查試驗方法：用搖表測量繞組的對地絕緣電阻，如阻值為零或接近零則為接地相。吊出器身檢查有無雜物，繞組與鐵芯間的絕緣套管、絕緣紙板，有否損壞；繞組有否變形。將油進行簡化試驗(試驗油的擊穿電壓值是否合格)。(3)相間短路：繞組相間的絕緣被擊穿造成短路。征象：油溫劇增，油枕噴油，跌落熔斷器熔斷件熔斷。產生原因：主絕緣老化緣緣降低；變壓器油擊穿電壓偏低；或由其它故障擴大引起，如繞組有匝間短路或接地故障時，由于電弧及熔化了的銅(鋁)粒子四散飛濺，使事故蔓延擴大，發(fā)展為相間短路。檢

20、查方法：吊出器身外觀檢查，相間短路處主絕緣燒毀呈燒焦狀；測量絕緣電阻，相間阻值為零或接近零；測量繞組的直流電阻和變壓比，與出廠值或以往的測量記錄做比較，即可判斷出繞組的損壞情況。(4)繞組和引線斷線：征象：往往發(fā)生電弧，使油分解、氣化，有時造成相間短路。產生原因：多是由于導線內部焊接不良，過熱而熔斷或因匝間短路而燒斷，以及短路應力造成的繞組折斷。檢查方法：進行吊芯檢查；用電橋測量三相直流電阻是否平衡。6套管故障(1)征象：套管破損、裂紋、閃絡和漏油。(2)產生原因：外力破壞；密封不嚴，絕緣受潮劣化；套管積垢嚴重。(3)檢查方法：外部檢查瓷套管破損、裂紋及積垢情況；用搖表檢查瓷套管與地間的絕緣電

21、阻是否達到規(guī)定要求。7鐵芯故障(1)鐵芯損壞：征象：油溫升高、油質劣化、聲音不正常。產生原因：鐵芯迭片間絕緣損壞；鐵芯有多點接地；或鐵芯表面有導電物質等都會引起鐵芯的損壞。另外，鐵芯中缺片；鐵芯油道內或夾件下面松動；鐵芯的緊固零件松動，都將發(fā)生不正常的響聲。檢查試驗方法：首先測量鐵芯對地絕緣電阻是否達到規(guī)定要求值；再是將器身吊出，做外觀檢查；也可用直流電壓、電流法測片間絕緣電阻。另外，做空載試驗，測空載損耗是否過大。(2)鐵芯接地片斷裂：征象：變壓器內部發(fā)出輕微噼啪聲。產生原因：制造或檢修過程中組裝質量不好，比如接地片斷開或沒有插緊，接地不良。檢查方法：吊芯檢查接地片。表1：變壓器油老化情況表

22、檢驗項目油質情況原 因處 理 方 法外觀不透明，有可見雜質。油中含有水分或纖維、碳黑及其他固體物。檢查含水量，調查原因，與其他試驗配合，決定措施。顏色油色太深，有異常氣味?？赡苓^度劣化或污染。檢查酸值、閃點、油泥以決定措施。水分（L/L）20密封不嚴，潮氣侵入。超溫運行，導致固體絕緣老化或油質劣化較深。更換呼吸器內干燥劑。降低運行溫度。采用真空過濾處理。酸值（mgKOH/g）0.1超負荷運行?？寡趸瘎┫?。補錯了油。油被污染。調查原因，增加試驗次數(shù)，投入凈油器或更換吸附劑，測定抗氧化劑含量并適當補加。水溶性酸pH3.3油質老化。油被污染。與酸值進行比較查明原因，投入凈油器。擊穿電壓（kV）50

23、油中水分含量過大。油中有雜質顆粒污染。查明原因，進行真空濾油或更換新油。介質損耗因數(shù)900.02油質老化程度較深。油被污染。油中含有極性雜質。檢查酸值、水分、界面張力，進行再生處理，或更換新油。界面張力（mN/m）19油質老化嚴重，油中有可溶性或沉析性油泥析出。油質污染。結合酸值、油泥的測定采取對策進行再生處理或更換新油。油泥與沉淀物有油泥和沉淀物存在(重量在0.02%以下可忽略不計)油質深度老化。雜質污染。進行油處理 如經濟合理可換油。閃點a.比新油標準低5。b.比前次試驗低5。設備存在局部過熱或放電故障。補錯了油。查明原因消除故障，進行真空脫氣處理或換油。溶解氣體組分含量參見相關標準設備存

24、在局部過熱或放電性故障。進行追跡分析，徹底檢查設備，找出故障點，消除隱患，進行真空脫氣處理。體積電阻率可參考國外標準最低為(90)1×1012·cm油質老化程度較深。油被污染。油中含有極性雜質。應查明原因對少油設備可換油。無載調壓開關常見故障與處理方法序號故障特征故障原因處理方法1繞組直流電阻測量值不穩(wěn)定或增大1運行中長期無電流通過的定觸頭表面有氧化膜或油污致接觸不良2觸頭接觸壓力降低，觸頭表面燒損3繞組分接與分接開關定觸頭的連接松動1擦除污物，清除氧化膜。旋轉分接開關，進行35個循環(huán)的分接變換2更換觸頭彈簧；觸頭輕微燒損時，用砂紙磨光，燒損嚴重時更換3擰緊開關所有緊固件2

25、操作機構不靈，不能實現(xiàn)分接變換觸頭彈簧失效，動觸頭卡滯更換彈簧并調整動觸頭1 檢修作業(yè)卡(1) C級檢修安全措施：·所有進入施工現(xiàn)場工作人員必須嚴格執(zhí)行電業(yè)安全生產規(guī)定，明確停電范圍、工作內容、停電時間，核實站內所做安全措施是否與工作內容相符。·學習有關工作范圍、安全措施。·檢修前必須對檢修工作危險點進行分析。每次檢修工作前，應針對被檢修隔離開關的具體情況，對危險點進行詳細分析，并做好充分的預防措施，并組織所有檢修人員共同學習。使用工器具：檢修工器具、備件及材料準備、個人常用工具、試驗檢測儀器、專用拆裝扳手等。其他：·檢修前應對檢修的設備運行情況、故障情

26、況、缺陷情況及設備近期的試驗檢測等方面情況進行詳細、全面的調查分析為現(xiàn)場具體的檢修方案的制訂打好基礎。·檢修前的檢查和試驗：為了解設備在檢修前的狀態(tài)以及為檢修后試驗數(shù)據(jù)進行比較，在檢修前應進行檢查和試驗。C級檢修作業(yè)卡：步驟作業(yè)內容C級檢修情況1工前準備2辦理工作票開工3安全遮攔搭設4拆除變壓器各側引線5缺陷處理6油位計檢修1、油位指示檢查2、各部密封檢查7冷卻裝置檢修1、各焊點焊縫處檢查2、閥門法蘭連接密封檢查3、整體表面檢查清掃檢查4、閥門狀態(tài)，指示標志檢查5、冷卻器固定檢查6、冷卻器管束清掃檢查8安全保護裝置檢修壓力釋放閥檢修1、泄壓操作檢查2、連接處密封檢查3、各部螺絲檢查9

27、接地系統(tǒng)檢查1、中性點整體檢查2、支持瓷瓶檢查3、接地軟聯(lián)接及接地變鐵檢查10檢查全部閥門1、各閥門外觀檢查清掃2、各閥門密封檢查3、閥門指示位置及標志檢查11本體檢查高壓側套管1、套管外部清掃檢查2、套管與法蘭連接螺絲檢查3、套管與法蘭連接密封檢查4、引線檢查低壓側套管1、套管外表面檢查清掃2、引線接頭檢查3、軟聯(lián)接檢查4、連接螺絲檢查高壓熔絲檢修1、外觀檢查2、高壓熔絲底座固定情況檢查3、高壓熔絲底座固定部位密封情況檢查高壓負荷開關檢查1、高壓負荷開關操動試驗2、高壓負荷開關固定底座密封情況檢查過電壓保護器檢查1、外觀檢查清掃2、引線檢查3、引線連接面及固定螺絲檢查4、頂部密封檢查6、絕緣

28、電阻測量7、直流1mA電壓及75%1mA電壓下的泄漏電流測試12整體密封檢查1、密封情況檢查2、各部閥密封檢查13電氣及油務試驗電氣試驗1、繞組絕緣電阻、吸收比測量2、繞組泄漏電流測量3、鐵芯、夾件絕緣電阻測量4、繞組直流電阻測量（運行檔）油務試驗1、簡化試驗2、色譜分析14各側引線接引 B級檢修作業(yè)卡：步驟作業(yè)內容B級檢修情況1工器具準備2辦理工作票開工3引線斷引清掃4修前試驗繞組直流電阻繞組絕緣電阻泄漏電流測量介損及電容量測量5套管檢查6本體排油7起重工具搭設8箱蓋固定螺絲拆除9吊芯10起重設備檢查11起吊過程應專人負責、分工明確1起吊過程應慢慢地豎直起吊,不應左后晃動2在起吊高度達100

29、mm左右時,應停留檢查各懸掛處及綁繩的情況3起吊至一定高度,固定、檢查12線圈檢查1相隔板、圍屏檢查2繞組油道檢查3用手指按壓繞組表面,其絕緣狀態(tài)檢查13引線檢查1引線與引線錐的絕緣包扎情況檢查2引線與各部位之間的距離檢查3引線與套管連接情況檢查14鐵芯檢查1鐵心表面檢查2鐵心、上下夾件、繞組壓板的緊固度和絕緣情況檢查3鐵心絕緣及接地檢查4穿心螺桿緊固和絕緣情況檢查5鐵心和夾件的油道檢查15分接開關檢查1分接開關各部件檢查2轉動操作手柄,動觸頭動作情況檢查3動、靜觸頭接觸情況檢查4靜觸頭引線緊固檢查5分接開關指示位置檢查6分接開關絕緣部件檢查16油箱檢查、密封墊更換1油箱內部清潔度檢查2散熱管

30、路檢查3油箱的密封性檢查4清除鐵銹、補焊噴漆檢查5接地檢查17高壓熔絲檢查1、外觀檢查2、高壓熔絲底座固定情況檢查3、高壓熔絲底座固定部位密封情況檢查4、高壓熔絲連接引線檢查5、高壓熔絲管固定支撐架檢查18高壓負荷開關檢查1、高壓負荷開關操動試驗2、高壓負荷開關固定底座密封情況檢查3、高壓負荷開關動靜觸頭檢查4、高壓負荷開關動靜觸頭接觸電阻測試5、高壓負荷開關絕緣電阻測試19過電壓保護器檢查1、外觀檢查清掃2、引線檢查3、引線連接面及固定螺絲檢查4、頂部密封檢查6、絕緣電阻測量7、直流1mA電壓及75%1mA電壓下的泄漏電流測試20本體回裝及螺絲緊固1本體落入油箱過程應平穩(wěn)、不應左右晃動2應先

31、穿入四角螺絲定位，再穿其它螺絲3螺絲緊固21各個閥門的轉軸、擋板及密封部件檢查22注油及起重工具拆除23變壓器油分析1取油樣2油簡化分析24修后試驗1繞組直流電阻2繞組絕緣電阻3繞組變比4泄漏電流測量25引線接引、工作終結2 驗收驗收方式為三級驗收：作業(yè)組為第一級驗收方，技術專工為第二級驗收方，運行組為第三級驗收方。試運行前檢查項目·變壓器本體、冷卻裝置及所有附件均完整無缺不滲油，油漆完整。·接地可靠。·變壓器頂蓋上無遺留雜物。·油系統(tǒng)上的閥門均在開位。·高壓套管應密封良好，與外部的連接引線牢固。·分接開關所處正常運行檔位。·

32、;溫度計指示正確，整定值符合要求。·試運行·受電后變壓器應無異常情況。·檢查變壓器本體及說有附件應無滲漏油現(xiàn)象，無異常震動或放電聲。·取油樣進行化驗，比較運行前后變壓器的色譜數(shù)據(jù)，應無明顯變化。6.2.2.1 變壓器a）檢查變壓器本體、冷卻系統(tǒng)管路、閥門，應無滲漏油。b）檢查可見電氣連接，應無過熱、放電現(xiàn)象。c）檢查變壓器及冷卻器運行聲響，應均勻、無雜音。d）檢查套管外觀，觀察高壓套管油位指示，應清潔無裂紋，油位正常。e）查看所帶負荷，油溫（水銀溫度計、繞組溫度計、油面溫度計）應正常。f）查看冷卻風機運轉是否正常。g）觀察多功能保護器內部應充滿油。h）檢

33、查箱變本體及附件外殼接地。應良好，金屬件無銹蝕、過熱現(xiàn)象。i）周圍環(huán)境無危及設備安全運行的其它物品。6.2.2.2 隔離開關a）金屬部件應無腐蝕、無污垢、無損壞現(xiàn)象。b）觸頭無燒損變形現(xiàn)象，位置的固定性良好。c）操動機構連桿無變形，無裂紋。d）瓷件應清潔完整，無損壞、無裂紋、無閃絡痕跡。e）可見連接部位無松動現(xiàn)象。6.2.2.3 連接母排a）檢查外觀無損傷痕跡。b）檢查箱變低壓側銅母排連接頭無損傷，無過熱。c）記錄銅母排的外觀及溫度， 溫度應正常。d）檢查銅母排支架套管無銹蝕發(fā)熱現(xiàn)象，無過熱痕跡。e）伸縮節(jié)無銹蝕發(fā)熱現(xiàn)象，無過熱痕跡。f）周圍環(huán)境應無危及安全運行的其他現(xiàn)象。6.2.2.4 避雷

34、器a) 套管表面是否清潔，完整，有無放電痕跡。b) 接地是否牢靠，有無松緊現(xiàn)象。c) 均壓環(huán)有無松動，銹蝕。6.2.2.5 電流互感器a）瓷瓶應清潔、無裂紋及放電現(xiàn)象。b）一、二次接線完好，無松動現(xiàn)象。 c）無異常響聲和過熱現(xiàn)象。 d）保護接地良好。6.2.2.6 斷路器a）現(xiàn)場控制盤上各種信號指示、控制開關的位置及加熱器。b）螺栓連接部分是否緊固（指不帶電的基礎構架部分）。c）斷路器的動作計數(shù)器指示值（每月一次）。d）外部接線端子有無過熱情況。e）有無異常聲音或異味發(fā)生。f）各類箱、門的關閉情況。g）外殼、支架等有無銹蝕、損傷，瓷套有無裂紋、放電聲、電暈幾污穢情況。h）開閉位置是否正確。i）

35、接地是否完好。6.3 桿塔及線路6.3.1 架空線路巡視分為定期巡視、特殊巡視和故障巡視。a）定期巡視是日常工作內容之一，每季度巡視一次。b）特殊巡檢是如遇雷雨、大雪、地震后等運行情況發(fā)生變化后的巡檢。c）故障巡視是發(fā)生故障后的巡視，巡視中一般不得單獨排除故障。6.3.2 線路設備大、小修周期a）35kV電壓等級線路設備每3年大修一次，每年小修一次。b) 10kV電壓等級線路設備每3年大修一次，不定期小修。c) 0.4kV電壓等級線路設備每3年大修一次，不定期小修。6.3.3 日常維護與檢修工作內容6.3.3.1 桿塔 a) 桿塔是否傾斜：鐵塔構件有無彎曲、變形、銹蝕：螺栓有無松動：混凝土 桿

36、有無裂紋、酥松、鋼筋外露，焊接處有無開裂、銹蝕；木桿有無腐朽、燒焦、開裂，綁樁有無松動，木楔是否變形或脫出。 b) 基礎有無損壞、下沉或上拔，周圍土壤有無挖掘或沉陷，寒冷地區(qū)電桿有 無凍鼓現(xiàn)象。 c) 桿塔位置是否合適，有無被車撞的可能，保護設施是否完好，標志是否清晰。 d) 桿塔有無被水淹、水沖的可能，防洪設施有無損壞、坍塌。 e) 桿塔標志(桿號、相位警告牌等)是否齊全、明顯。 f) 桿塔周圍有無雜草和蔓藤類植物附生。有無危及安全的鳥巢、風箏及雜物。 6.3.3.2 橫擔及金具 a) 木橫擔有無腐朽、燒損、開裂、變形。 b) 鐵橫擔有無銹蝕、歪斜、變形。 c) 金具有無銹蝕、變形；螺栓是否緊固，有無缺帽；開口肖有無銹蝕、斷裂、脫落。 6.3.3.3