供热装置电气设备检修规程.docx
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供热装置电气设备检修规程
供热装置电气设备检修规程
第一章总则……………………………………………………2
第二章油浸式电力变压器……………………………………
第三章干式变压器……………………………………………
第四章三相异步电动机………………………………………
第五章高压开关柜……………………………………………
第六章电力电缆………………………………………………
第七章低压配电柜……………………………………………
第一章总则
1.1适用范围
本规程适用于供热装置内电气设备的维护检修，对外发、承包工程可参照此规程执行。
本规程不作为各工种划分维护检修范围的依据。
本规程的各项规定标准低于国家标准的按国家标准执行。
1.2引用标准
《电气装置安装工程施工及验收规范》
《电气设备预防性试验规程》
GB7251-97《低压成套开关设备和控制设备》
《石油化工设备维护检修规程》
GB50171-92《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》
GB50171-92《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》
ZBK36001《低压抽出式成套开关设备》
JB3855-19963.6-40.5kV户内交流高压真空断路器
DL/T402-1999交流高压断路器技术条件
1.3检修前的准备工作
1.3.1根据设备状况，确定检修内容，编制检修计划、进度和方案。
1.3.2组织好检修人员，进行技术交底，讨论完善检修方案，明确检修任务。
1.3.3准备好检修所用设备、材料、工器具、备品备件和安全环保文明检修的物品。
1.3.4准备好需用的图纸、资料、记录、表格及设备台帐。
1.3.5做好安全防护措施，办好相关工作票、动火票和动土票等。
1.4验收
1.4.1检修完毕应做好检修记录、试验记录、试运记录及其它资料。
1.4.2检修完毕后应根据实际情况进行分级验收。
组织有关人员对设备的检修项目和设备缺
陷的消除情况，按完好设备标准和检修质量标准进行检查验收，做出是否投运的明确结论，并分级确认签字。
第二章油浸式电力变压器
2.1概述
供热装置共有油浸式变压器6台，装置由两台35KV/6KV31500KVA电力变压器（1#、2#主变）供电，两台变压器互为备用。
另有4台GGAj02-0.5/66整流变压器为1#、2#炉电袋除尘器1#、2#电场整流变。
2.2设备参数
2.2.11#、2#主变
2.2.1.11#、2#主变铭牌（见表2-1）
表2-1
型号
SB11-31500/35
额定电压
37.5±2×2.5%/6.0
额定容量
31500KVA
结线组别
YNd1
阻抗电压
8%
冷却方式
0NF
绕阻温升
650C
变压器油温升
550C
空载损耗
20.2KW
负载损耗
112.86kw
油重
8T
总重
43T
出厂日期
2010年3月
制造厂
广东科朗变压器有限公司
高低压侧分接开关对应的电压、电流
挡位
接法
电压（KV）
电流（A）
1
1-2
39.375
461.9
2
2-3
38.4375
473.1
3
3-4
37.506
485.0
4
4-5
36.5625
497.4
5
5-6
35.5625
540.5
低压侧
6
3031.3
2.2.1.21#、2#主变技术参数
（1）、额定值
a、绕组65K温升额定值：
高压绕组31.5MVA
低压绕组31.5MVA
b、在额定容量下的温升：
绕组65K
顶层油55K
油箱80K
铁芯85K
c、额定电压：
高压绕组37.5kV
低压绕组6.0kV
d、绝缘水平：
高压侧基本冲击绝缘耐压水平220kV
高压侧截波冲击耐压水平（峰值）250kV
高压侧工频耐压95kV
低压侧基本冲击绝缘水平60kV
低压侧截波冲击耐压水平（峰值）70kV
低压侧工频耐压25kV
e、冷却型式：
油浸风冷
（2）、阻抗（校正到75℃）：
最高电压额定电压最低电压
第1抽头第3抽头第5抽头
39.375kV37.50kV36.625kV
高—低（%）8%
（3）、绕组电阻（校正到75℃）：
高压绕组（Ω）0.04051
低压绕组（Ω）0.00343
（4）、负载损耗（在额定电压及额定频率，在75℃）：
高—低31.5MVA112.86kw
（5）、铁芯损耗：
100%额定20.22kW
110%额定电压22.2kW
铁芯损耗包括铁耗、介质损耗和电流励磁引起的IzR损耗
（6）、励磁电流：
100％额定电压0.3％
110％额定电压0.5％
（7）、功率：
（75℃时）：
a、在100%额定容量，所有绕组功率因数为1.0时≥99.9%
b、在75%额定容量，所有绕组功率因数为1.0时≥99.7%
c、在50%额定容量，所有绕组功率因数为1.0时≥99.5%
（8）、磁通密度：
100%额定电压16.5特斯拉
（9）、噪音水平：
自然冷却（0.3米处测量）57dB
（2.0米处测量）57dB
（l0）、允许2秒钟对称短路电流：
高压绕组5.864kA
低压绕组21.163kA
短路后绕组平均温度≤250℃
（11）、在额定电压、频率及负载下，工频电压升高的允许运行持续时间：
相—相1.1倍
相—地1.1倍
持续时间连续
（l2）、抗地震能力：
水平加速度2.5g
垂直加速度2.5g
安全系数2.5g
（13）、在规定的电压及试验顺序下的局部放电水平：
高压线圈80PC
高压套管（1.5×Um/
kV下）10PC
高压套管tgδ0.4PC
中压套管tgδ0.4PC
（14）、外形尺寸：
长4936mm宽3831mm高4754mm
（15）、运输尺寸：
长4030mm宽1611mm高3454mm
（16）、装配重量：
铁芯、线圈和箱体25000kg
配件重11000kg
油（油型号25#）8700kg
冷却器内的油3600kg
总重42500kg
（17）、运输最重部件：
38200kg
（18）、冷却设备电源要求：
风机总功率消耗2kW
（19）、调压装置：
型号及产品号WSLV-800Y/72.5-6×5（A）
生产厂家上海华明
额定连续工作电流800A
档数及每档电压5/541.27V
短路电流耐受能力
热稳定电流（3S）12kA
冲击电流（峰值）30kA
对地最大允许连续运行电压72.5kV
对地冲击试验电压（1.2×50μS）325kV
检修时间间隔10年
（20）、轨距：
纵向2040mm横向1475mm
2.2.1.3导管
（1）、生产厂家：
西瓷
（2）、额定电流：
高压1250A
低压6000A
（3）、绝缘水平：
高压侧雷电冲击耐压水平250kV（峰值）
高压侧工频耐压95kV（有效值）
低压侧雷电冲击耐压水平70kV（峰值）
低压侧工频耐压25kV（有效值）
（4）、同时施加在顶部安全受力（N）：
水平垂直切向
高压20007002000
低压20007002000
（5）、套管的爬距：
高压≥1255mm
低压≥214mm
（6）、干弧距离：
高压340mm
低压90mm
2.2.1.4套管电流互感器
35kV侧：
变比600/1准确度0.5/10P20/10P20次级容量5VA
35kV中性点侧：
变比800、1准确度0.5/10P20次级容量5VA
2.2.1.5压力释放装置
（1）、制造厂家：
沈阳明远
（2）、规格：
主油箱YSF8-85/80
（3）、释放压力及闭合压力：
主油箱0.085/0.0455Mpa
2.2.21#、2#整流变（见表2-2）
表2-2高压静电除尘用整流设备变压器
型号
GGAj02-0.5/66
出厂序号
L00740、38
交流输入
1-38050HZ124A
额定整流电压
66KV
额定整流电流
0.5A
重量
820Kg
制造日期
1007
福建龙净环保股份有限公司
2.3检修周期和项目
2.3.1检修周期（见表2-3）
表2-3
检修类别
小修
大修（必要时）
检
修
周
期
1.发电厂、变电所主变压器和厂（所）用变压器每年至少1次
2.配电变压器每年l次
3.安装在特别污秽地区的变压器，其小修周期可适量缩短
1.发电厂和变电所的主变压器，发电厂的主要厂用变压器和主要变电所的所用变压器，在投入运行后的第五年和以后每5-10年内应大修l次
2.其它如未超过正常过负荷运行的变压嚣，每10年大修l次，充氮与胶囊密封的变压器可造当延长大修间隔
3.对于密封式的变压嚣，经过预防性试验和运行情况判明有内部故障时才进行大修
4.运行中的变压器发现异常状况或经试验判明有内部故障时应提前进行大修
5．在大容量电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，应提前进行吊芯检查和大修
注：
1.变压器冷却装置的检修周期为：
水冷却器每1-2年检修l次。
风冷却器随本体大修或者必要时进行：
风扇、油泵、水泵及其电动机每年检修1次。
操作控制籍的检修结合主变大小修时进行。
2.60kV及以上电压等级的高压套管的检修周期，应根据电气试验及密封材料老化情况进行。
3.新投入的有载调压电力变压器的分接开关，在达到制造厂规定的操作次数后，应将分接开关取出检修，以后可按设备实际运行情况进行检修。
2.3.2检修项目
2.3.2.1小修项目
a．检查并拧紧套管引出线的接头；
b．放出储油柜中的污泥；检查油位计；
c．净油器及放油阀门的检查；
d．冷却器，储油柜，安全气道及其保护膜的检查；
e.套管密封，顶部连接帽密封材垫的检查，瓷绝缘的检
查，清扫；
f．检查各种保护装置，测量装置及操作控制箱并试验；
9．检查有载或无载分接开关；
h．充油套管及本体补充变压器油；
i．检查接地装置；
j．油箱及附件的检查防腐；
k．检查并消除己发现而就地能消除的缺陷；
l.进行规定的测量和试验。
2.3.2.2大修项目（见表2-4）
表2-4
部件名称
一般项目
特殊项目
常修项目
不常修项目
外壳及绝缘油
1.检查和清扫外壳，包括本体，大盖、衬垫、储袖柜、散热器、阀门、安全气道、滚轮等，消除渗漏油
2．检查清扫油再生装置，更换或补充干燥剂
3．根据油质情况，过滤变压器油
4．检查接地装置
5．变压器外壳防磨
8．本体做油压试验
1.拆下散热器进行补焊和油压试验
2.焊接外亮
1.更换变压器油
2.更换散热器
3.加装油再生装置
芯
子
1.吊芯进行内部检查
2.检查铁芯，铁芯接地情况及穿芯螺柱的绝缘状况
3．检查和清理线圈及线圈压紧装置、垫疑块、引线、各部分螺栓、油路及接线扳
密封式变压嚣
吊芯
1．更换部分线圈或修理线圈
2．修理铁芯
3．干燥线圈
冷
却
系
统
15.检查风扇电动机及控制回路
16.检查强迫油循环泵、电机及其阀门、管路等装置
17.检查清理冷却器及水冷却系统，包括水管道、阀门等装置，进行冷却器的水压试验
18.消除漏油、漏水
1.改变冷却方式（如增加强迫油循环等装置）
2．更换泵或电动机
3．更换冷油器铜管
分接
头切
换装
置
1.检查并修理有载和无载分接头切换装置，包括附加电抗器，定触点，动触点及其传动机构
2．检查并修理有载分接头的控制装置，包括电动机、传动机械和全
部操作回路
1.更换传动机械零件
2．更换分接头切换装置
套管
3.检查并清扫全部套管
4.检查充油式套管的油质情况，必要时更换绝缘油
5.检查相序应正确，相色清晰
套管解体检修
1.更换套管
2.改进套管结构
其
它
8.检查并校验温度计
9.检查空气干燥器及干燥剂
10.检查并清扫油位计
11.检查并校验仪表、继电保护装置、控制信号装置等及其二次回路
12.进行规定的测量和试验
13.检查并清扫变压器电气连接系统的配电装置和电缆
14.检查充氮保护装置
15.检查胶囊老化和吸收管道畅通情况
检查及清扫事故排油装置
充氮保护装置补充或更换氮气
2.4检修质量标准
2.4.1吊芯要求
2.4.1.1吊芯工作不应在雨雪天气或相对湿度大于75%的条件下进行，并事先做好变压器的防潮、防尘措施。
2.4.1.2吊芯时周围空气温度不宜低于0℃，变压器器身温度（既上铁轭测得温度）不宜低于周围空气温度，当器身温度低于周围空气温度时，宜将变压器加热，使其器身温度高于周
围环境温度10℃左右，方可吊芯。
2.4.1.3变压器从放油开始时算起至注油开始为止，铁芯与空气接触时间不应超过下列规定：
a.空气相对湿度不大于65%时为16小时；
b.空气相对湿度不大于75%时为12小时。
2.4.2铁芯检修
2.4.2.1铁芯表面清洁、无油垢，无锈蚀，铁芯紧密整齐，无过热变色等现象。
2.4.2.2铁芯接地良好，且只有一点接地。
2.4.2.3所有的穿芯螺栓应紧同，用1000V或2500V兆欧表测量穿芯螺栓与铁芯、以及铁轭夹件之间的绝缘电阻（应拆开接地连片），其值不得低于最初测得的绝缘电阻值的50%或其值不小于表2-5的规定
表2-5
变压器额定电压kV
10及以下
20-35
40-66
110-220
绝缘电阻MΩ
2
5
7.5
20
2.4.2.4穿芯螺栓应作交流1000V或直流2500V的耐压试验1分钟，无闲络、击穿现象。
2.4.2.5各部所有螺栓应紧固，并有防松措施，绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。
2.4.3线圈的检修
2.4.3.1线圈表面清洁无垢，油道畅通，上下夹件紧哪，绑扎带完整无裂，垫块排列整齐，无松动或断裂。
2.4.3.2各组线圈应排列整齐，问隙均匀，无移动变位，线圈焊接处无熔化及开裂现象。
2.4.3.3线圈绝缘层完整，表面无过热变色，脆裂或击穿等缺陷。
2.4.3.4引出线绝缘良好无变形，包扎紧固无破裂，引线固定牢靠，其固定支架紧固，引出线与套管连接牢靠，接触良好紧密，引出线接线正确，引线间及对地绝缘距离应符合2-6的规定
表2-6
额定电压kV
6
10
35
110
油中引线沿木质表面的最小对地距离mm
30
40
100
380
导管导电部分对地的油间隙mm
25
30
90
370
2.4.4分接头切换装置的检修
2.4.4.1分接头切换装置的绝缘部件在空气中的暴露时间同本章1.2.1.3规定。
2.4.4.2分接头切换装置的各分接点与线圈的连接应紧固正确，各分接头应清洁，在接触位置应接触紧密，弹力良好，用0.05mm塞尺检查，应塞不进去，测量各分接头在接触位置的接触电阻不大于500μΩ。
2.4.4.3传动装置操作正确，传动灵活，转动接点应正确的停留在各个位置上，且与指示器指示的位置一致，绝缘部件清洁、无损伤、绝缘良好。
2.4.5套管的检修
2.4.5.1套管的瓷件应完好、无裂纹、破损或瓷釉损伤，瓷裙外表面无闪络痕迹。
2.4.5.2瓷件与铁件应结合牢固，其交合处的填料完整，铁件表面无锈蚀，油漆完好。
2.4.5.3绝缘层包扎紧密无松脱，表面清洁，无焦脆现象。
2.4.5.4电容式套管各接合处不得有渗油或漏油现象，套管油取样化验符合规定要求，油位计完好，指示正确。
2.4.5.5电容式套管内引出的分压引线良好。
2.4.6冷却系统的检修
2.4.6.1风扇电动机应清洁，牢固、转动灵活，叶片完好；试运转时应无振动、过热或与风筒碰擦等情况，转向应正确；电动机的操作回路、开关等绝缘良好。
2.4.6.2强迫油循环系统的油、水管路应完好无渗漏；管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确；阀门及法兰连接处成密封良好。
2.4.6.2强迫油循环泵转向应正确，转动时应无异声、振动和过热现象，其密封良好，无渗油或进气现象。
2.4.6.3差压继电器，流动继电器应经校验合格，且密封良好，动作可靠。
2.4.7外壳及附件的检修
2.4.7.1油箱及顶盖应清洁，无锈蚀、油垢、渗油。
2.4.7.2储油柜应请洁无渗漏，储油柜中的胶囊应完整无破损、无裂纹和渗漏现象，胶囊沿长度方向与储油柜的长轴保持平行，不应扭偏，胶囊口的密封应良好，呼吸应畅通。
2.4.7.3油位计指示应正确，玻璃完好透明无裂纹或渗油现象，油面监视线清楚。
2.4.7.4安全气道内壁清洁，隔膜应完好，密封良好。
2.4.7.5吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好；吸湿剂成干燥；油封油位应在油面线上。
2.4.7.6净油器内部应清洁，无锈蚀及油垢，吸湿剂应干燥，其滤网的安装位置应正确。
2.4.7.7气体继电器应水平于顶盖安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好，室外变压器的气体继电器防雨设施完好。
2.4.7.8温度计指示正确，信号接点应动作正确，导通良好，表面无裂纹、玻璃窗清洁透明，密封严密：
接线端子牢固，引线绝缘良好。
2.4.7.9各种阀门应操作灵活，关闭严密，无渗漏油现象。
2.4.7.10变压器铭牌及编号牌表面应清洁平整，参数齐全，字迹清楚。
2.4.8变压器的密封及注油
2.4.8.1变压器的所有法兰连接面，应用耐油橡胶密封垫（圈）密封；密封垫（圈）应无扭曲，变形，裂纹，毛刺；密封垫（圈）应与法兰面的尺寸相配合。
2.4.8.2法兰连接面应平整清洁；密封垫应擦拭干净无油迹，安装位置应准确；其搭接处的厚度应与其原厚度相同，压缩量不宜超过其厚度的1/3。
2.4.8.3变压器油必须经试验合格后，方可注入变压器内，注入变压器的油的温度应该等于或低于线圈的温度，以免绝缘受潮。
2.4.8.4220kV及以上的变压器应采用真空注油：
llOkV者也宜采用真空注油。
真空注油工作应避免在雨天进行，以防潮气侵入。
2.4.8.5储油柜要求充氮保护的应进行充氮，充入的氮气应干燥，纯度及压力应符合制遣厂的规定。
2.5试验
油浸式电力变压器的试验周期、项目和标准（见附录A）
高压硅整流变压器的试验周期、项目和标准（见附录B）
2.6试运
2.6.1变压器在检修结束试运前，应进行全面检查，其项目如下：
a.变压器本体、冷却装置和所有附件均无缺陷，且不渗油；
b.轮子的固定装置应牢固；
c.油漆位置，相色标志正确，接地可靠；
d.变压器顶盖上无遗留杂物;
e.事故排油设施完好，消防设施齐全：
f.储油柜、冷却装置，净油器等油系统上的阀门均应打开，阀门指示正确；
q.高压套管的接地小套管应予接地，套管顶部结构的密封良好；
h．储油柜和充油套管的油位应正常；
i．电压切换装置的位置应符合要求，有载调压切换装置远方操作应动作可靠，指示位置正确，消弧线圈的分接头位置应符合整定要求；
j.变压器的相位及接线组别应符合并列运行要求;
k.温度计指示正确，整定值符合要求；
l.冷却装置试运行正常，联动正确，水冷装置的油压应大干水压，强迫油循环的变压器应起动全部冷却装置，进行较长时间循环后，放完残留空气；
m.保护装置整定值符合要求，操作及联动试验正确。
2.6.2变压器的起动试运行，应使变压器带一定负荷（可能的最大负荷）运行24小时。
2.6.3变压器试运行时应按下列规定进行检查；
a．变压器并列前直先核对相位，相位应正确；
b．变压器第一次投入时，可全电压冲击合闸，如有条件时应从零起升压；冲击合闸对，变压器应由高压侧投入；
c．第一次受电后，持续时间应不少于10分钟，变压器应无异常情况；
d．变压器应进行3次全电压冲击合闸，并应无异常情况，励磁涌流不应引起保护装置的误动；
e．带电后，检查变压器及冷却装置所有焊缝和连接面不应有渗油现象。
2.7维护与故障处理
2.7.1检查周期
a.发电厂和经常有人值班的变电所内的变压器每班至少检查3次；
b.在气候突变，雷雨天气应进行特殊巡检，当瓦斯继电器发出信号时，应进行外部检查，并放气；
c.根据现场情况（尘土、污秽、大雾，结冰等）应相应增加检查在次数。
2.7.2检查项目与标准
a.运行的电压、电流正常；
b.储油柜和充油套管的油位、油色均应正常，且不渗漏油；
c.套管外部成清洁，无破损裂纹，无放电痕迹及其他异常现象；
d.变压器声音正常，本体无渗油、漏油，吸湿器成完好，呼吸畅通，吸湿剂应有效；
e.运行中的各冷却器温度应相近，油温正常，管道阀门开闭正确，风扇，油泵、水泵转动均应正常；
f.水冷却器的油压应大于水压，从旋塞放水检查应无油迹；
g.引线接头，电缆、母线应无发热现象；
h.安全气道及保护膜应完好无损；
i.瓦斯继电器内应无气体，继电器与储油柜间连接阀门应打开；
j.变压器室的门窗应完整，房屋应无漏水渗水，空气温度应适宜，照明和通风设施良好；
k.净油器及其它油保护装置的工作状况应正常；
l.有载分接开关位置指示应正确；
m.消防设施齐全完好，事故排油设施完好；
2.7.3变压器油的定期化验及更换
a.变压器密封式套管内装的油，有载分接开关接触器吊筒内装的油与变压器油箱内装的油是分开的，成分别取油样；
b.变压器油箱内装的油应每l～2年取油样化验1次；
c.当变压器发生事故时，事故后必须取油样化验。
2.7.4常见故障处理（见表2-7）
序号
常见故障
故障原因
处理方法
1
电压升高时有轻微的放电声
接地片断裂
吊出器身检查并修复接地片
2
绝缘电阻下降
线圈受潮
对线圈进行干燥
3
铁芯响声不正常
k、铁芯紧固件松动
l、铁芯油道内或夹件下面松动
m、铁芯片间绝缘损坏
n、穿芯螺栓绝缘损坏
o、铁芯接地方法不正确
17、检查紧固件并予紧固
18、将自由端塞紧压住
19、吊出器身检查并修复片间绝缘损坏处
20、更换或修复穿芯螺栓
21、更改接地方法
4
瓦斯跳闸动作
f、线圈匝间短路
g、线圈断线
h、线圈对地击穿
i、线圈相间短路
吊出器身进行全面检查，修复损坏部位，消除故障点。
5
绝缘油油质变坏
1、变压器内部故障
2、油中水分杂质超标
6、吊出器身进行检查
7、过滤或更换绝缘油
6
套管对地击穿
瓷件表面较脏或有裂纹
清扫或更换套管
7
套管间放电
瓷件表面较脏或有杂物
清扫套管或清除杂物
8
分接开关触头表面灼伤
装配接触不可靠或弹簧压力不够
检查并调整分接开关
9
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