集电线路箱变检修规程.doc

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1、word6 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 箱式变压器设备根本参数 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低压侧电压空载损耗1.64kW短路阻抗%负载损耗kW空载电流%冷却方式ONAN防护等级IP T/H/L重量7000kg厂家明珠电气型号

2、容量2750kVA频率50Hz高压侧电压372x2.5%接线组别Dyn11低压侧电压空载损耗短路阻抗6.67%负载损耗Kw空载电流0.22%冷却方式ONAN防护等级IP68/IP54重量8400kg厂家某某华鹏变压器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。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拆装附件与吊芯2线圈、绝缘与引线的检查3铁芯、铁芯紧固件、压钉、

3、压板与接地片的检修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进展测量和试验变压器检修工艺与要求序号项目标准值检查方法备注1绕组相间隔板与围屏检查紧固无破损、变色、变形、无放电痕迹目测绕组外表检查清洁无油垢、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与其它杂物积存目测绕组绝缘状

4、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引线与绝缘支架引线与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、变脆，引线无断股、卡伤目测绝缘支架无破损、裂纹、弯曲变形与烧伤现象，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1

5、20mm引线到绕组150mm铜排与箱壁间距3铁芯外表检查平整严密、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与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与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与钢带紧固目测铁芯温升80K仪器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结实、无放电痕迹目测密封胶垫检查接头良好、布置在油箱

6、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外表清洁、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外表清洁、无氧化变色、无烧伤痕迹目测触头接触电阻接触电阻500仪器触头接触压力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

7、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、引线连接面与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%

8、换算至一样温度下与前次测量值比拟，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一样温度下与前次测量值比拟，应无明显变化2500V与以上兆欧表吸收比和极化指数不进展温度换算绕组的tgdtgd0.8%与历年数据比拟无显著变化，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/10kVH/L 测试结果与前次比拟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与夹件绝

9、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、压板与屏蔽等绝缘电阻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%/月如此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值新油酸度剂酸值mgKOH/g新油BTB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

10、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与标准: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，假如转动不灵活应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，否如此应进展调整。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，触头外表是否清洁，有无氧化变色、镀层脱落与碰伤痕迹，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去除；触柱如有严重烧

11、损时应更换。触头接触电阻小于110，触头外表应保持光洁，无氧化变质、碰伤与镀层脱落，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潮、剥裂或变形，外表是否清洁，发现外表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，外表清洁无油垢；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，各相手柄与传动机构不得互换。7

12、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拉环与压板检查。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进展动作试验。35kV箱变低压断路器正常跳闸4密封检查密封良好不渗油。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，接线结实无过热痕迹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测量与泄漏电流I测量U1mA与初始值或制造厂规定值比拟，

13、变化不大于5%，I不大于50A高压负荷开关检修项目、工艺与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结实可靠，机械限位块检查完好无变形，固定结实。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

14、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4熔芯通断测试符合要求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与处理方法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，如此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

15、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，连续如此为磁屏蔽过热。c) 必要时进入变压器内部检查,铁芯大局部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，必须对铁芯进展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

16、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。变压器补油的须知事项:a) 变压器应补入一样牌号的变压器油。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，并与时放出气体，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进展初步判断和处理，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，应立即取油样进展色谱分析，同时查阅变压器运行、检修状况，确定故障原因、部位、性质，以便与时进展检修处理。气

17、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：吊出器身进展外观检查，匝间

18、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，如此会冒烟。2)绕组接地：指绕组对接地局部短路。征象：油质变坏，长时间接地接地相跌落熔断器熔断件烧毁。产生原因：雷电大气过电压与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如此为接地相。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。将油进展简化试验(试验油的击穿电压值是否合格)。(3)相

19、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，由于电弧与熔化了的铜(铝)粒子四散飞溅，使事故蔓延扩大，开展为相间短路。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拟，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，以与短路应力造成

20、的绕组折断。检查方法：进展吊芯检查；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：外部检查瓷套管破损、裂纹与积垢情况；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；或铁芯外表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

21、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。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、碳黑与其他固体物。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/L20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。更换呼吸器内枯燥剂。降低运行温度。采

22、用真空过滤处理。酸值mgKOH/g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。水溶性酸油质老化。油被污染。与酸值进展比拟查明原因，投入净油器。击穿电压kV50油中水分含量过大。油中有杂质颗粒污染。查明原因，进展真空滤油或更换新油。介质损耗因数90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X力，进展再生处理，或更换新油。界面X力mN/m19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展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

23、可忽略不计)油质深度老化。杂质污染。进展油处理 如经济合理可换油。闪点。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，进展真空脱气处理或换油。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。进展追迹分析，彻底检查设备，找出故障点，消除隐患，进展真空脱气处理。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外表有氧化膜或油污致接触不良2触头接触压力降低，触头外表烧损3绕组分接与分接

24、开关定触头的连接松动1擦除污物，去除氧化膜。旋转分接开关，进展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X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X围、安全措施。检修前必须对检修工作危险点进展分析。每次检修工作前，应针对被检修隔离开关的具体情况，对危险点进展详细分析，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：

25、检修工器具、备件与材料准备、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、缺陷情况与设备近期的试验检测等方面情况进展详细、全面的调查分析为现场具体的检修方案的制订打好根底。检修前的检查和试验：为了解设备在检修前的状态以与为检修后试验数据进展比拟，在检修前应进展检查和试验。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、整体外表检查清扫检查4、阀门状态，指示标志检查5、冷却器固定检查6、

26、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、接地软联接与接地变铁检查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、阀门指示位置与标志检查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、套管外外表检查清扫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2、高压熔丝底座固定情况检查3、高压熔丝底座固定部位密封情况检查高压负荷开关检查1、高压负荷开关操动试验2、高压负荷开关固定底座密封情

27、况检查过电压保护器检查1、外观检查清扫2、引线检查3、引线连接面与固定螺丝检查4、顶部密封检查6、绝缘电阻测量7、直流1mA电压与75%1mA电压下的泄漏电流测试12整体密封检查1、密封情况检查2、各部阀密封检查13电气与油务试验电气试验1、绕组绝缘电阻、吸收比测量2、绕组泄漏电流测量3、铁芯、夹件绝缘电阻测量4、绕组直流电阻测量运行档油务试验1、简化试验2、色谱分析14各侧引线接引 B级检修作业卡：步骤作业内容B级检修情况1工器具准备2办理工作票开工3引线断引清扫4修前试验绕组直流电阻绕组绝缘电阻泄漏电流测量介损与电容量测量5套管检查6本体排油7起重工具搭设8箱盖固定螺丝拆除9吊芯10起重设

28、备检查11起吊过程应专人负责、分工明确1起吊过程应慢慢地竖直起吊,不应左后晃动2在起吊高度达100mm左右时,应停留检查各悬挂处与绑绳的情况3起吊至一定高度,固定、检查12线圈检查1相隔板、围屏检查2绕组油道检查3用手指按压绕组外表,其绝缘状态检查13引线检查1引线与引线锥的绝缘包扎情况检查2引线与各部位之间的距离检查3引线与套管连接情况检查14铁芯检查1铁心外表检查2铁心、上下夹件、绕组压板的紧固度和绝缘情况检查3铁心绝缘与接地检查4穿心螺杆紧固和绝缘情况检查5铁心和夹件的油道检查15分接开关检查1分接开关各部件检查2转动操作手柄,动触头动作情况检查3动、静触头接触情况检查4静触头引线紧固检

29、查5分接开关指示位置检查6分接开关绝缘部件检查16油箱检查、密封垫更换1油箱内部清洁度检查2散热管路检查3油箱的密封性检查4去除铁锈、补焊喷漆检查5接地检查17高压熔丝检查1、外观检查2、高压熔丝底座固定情况检查3、高压熔丝底座固定部位密封情况检查4、高压熔丝连接引线检查5、高压熔丝管固定支撑架检查18高压负荷开关检查1、高压负荷开关操动试验2、高压负荷开关固定底座密封情况检查3、高压负荷开关动静触头检查4、高压负荷开关动静触头接触电阻测试5、高压负荷开关绝缘电阻测试19过电压保护器检查1、外观检查清扫2、引线检查3、引线连接面与固定螺丝检查4、顶部密封检查6、绝缘电阻测量7、直流1mA电压与

30、75%1mA电压下的泄漏电流测试20本体回装与螺丝紧固1本体落入油箱过程应平稳、不应左右晃动2应先穿入四角螺丝定位，再穿其它螺丝3螺丝紧固21各个阀门的转轴、挡板与密封部件检查22注油与起重工具拆除23变压器油分析1取油样2油简化分析24修后试验1绕组直流电阻2绕组绝缘电阻3绕组变比4泄漏电流测量25引线接引、工作终结2 验收验收方式为三级验收：作业组为第一级验收方，技术专工为第二级验收方，运行组为第三级验收方。试运行前检查项目变压器本体、冷却装置与所有附件均完整无缺不渗油，油漆完整。接地可靠。变压器顶盖上无遗留杂物。油系统上的阀门均在开位。高压套管应密封良好，与外部的连接引线结实。分接开关所

31、处正常运行档位。温度计指示正确，整定值符合要求。试运行受电后变压器应无异常情况。检查变压器本体与说有附件应无渗漏油现象，无异常震动或放电声。取油样进展化验，比拟运行前后变压器的色谱数据，应无明显变化。6.2.2.1 变压器a检查变压器本体、冷却系统管路、阀门，应无渗漏油。b检查可见电气连接，应无过热、放电现象。c检查变压器与冷却器运行声响，应均匀、无杂音。d检查套管外观，观察高压套管油位指示，应清洁无裂纹，油位正常。e查看所带负荷，油温水银温度计、绕组温度计、油面温度计应正常。f查看冷却风机运转是否正常。g观察多功能保护器内部应充满油。h检查箱变本体与附件外壳接地。应良好，金属件无锈蚀、过热现

32、象。i周围环境无危与设备安全运行的其它物品。6.2.2.2 隔离开关a金属部件应无腐蚀、无污垢、无损坏现象。b触头无烧损变形现象，位置的固定性良好。c操动机构连杆无变形，无裂纹。d瓷件应清洁完整，无损坏、无裂纹、无闪络痕迹。e可见连接部位无松动现象。6.2.2.3 连接母排a检查外观无损伤痕迹。b检查箱变低压侧铜母排连接头无损伤，无过热。c记录铜母排的外观与温度， 温度应正常。d检查铜母排支架套管无锈蚀发热现象，无过热痕迹。e伸缩节无锈蚀发热现象，无过热痕迹。f周围环境应无危与安全运行的其他现象。6.2.2.4 避雷器a) 套管外表是否清洁，完整，有无放电痕迹。b) 接地是否牢靠，有无松紧现象

33、c) 均压环有无松动，锈蚀。6.2.2.5 电流互感器a瓷瓶应清洁、无裂纹与放电现象。b一、二次接线完好，无松动现象。c无异常响声和过热现象。d保护接地良好。6.2.2.6 断路器a现场控制盘上各种信号指示、控制开关的位置与加热器。b螺栓连接局部是否紧固指不带电的根底构架局部。c断路器的动作计数器指示值每月一次。d外部接线端子有无过热情况。e有无异常声音或异味发生。f各类箱、门的关闭情况。g外壳、支架等有无锈蚀、损伤，瓷套有无裂纹、放电声、电晕几污秽情况。h开闭位置是否正确。i接地是否完好。6.3 杆塔与线路6.3.1 架空线路巡视分为定期巡视、特殊巡视和故障巡视。a定期巡视是日常工作内容之

34、一，每季度巡视一次。b特殊巡检是如遇雷雨、大雪、地震后等运行情况发生变化后的巡检。c故障巡视是发生故障后的巡视，巡视中一般不得单独排除故障。6.3.2 线路设备大、小修周期a35kV电压等级线路设备每3年大修一次，每年小修一次。b) 10kV电压等级线路设备每3年大修一次，不定期小修。c) 0.4kV电压等级线路设备每3年大修一次，不定期小修。6.3.3 日常维护与检修工作内容6.3.3.1 杆塔a) 杆塔是否倾斜：铁塔构件有无弯曲、变形、锈蚀：螺栓有无松动：混凝土 杆有无裂纹、酥松、钢筋外露，焊接处有无开裂、锈蚀；木杆有无腐朽、烧焦、开裂，绑桩有无松动，木楔是否变形或脱出。b) 根底有无损坏

35、下沉或上拔，周围土壤有无挖掘或沉陷，寒冷地区电杆有 无冻鼓现象。c) 杆塔位置是否适宜，有无被车撞的可能，保护设施是否完好，标志是否清晰。d) 杆塔有无被水淹、水冲的可能，防洪设施有无损坏、坍塌。e) 杆塔标志(杆号、相位警告牌等)是否齐全、明显。f) 杆塔周围有无杂草和蔓藤类植物附生。有无危与安全的鸟巢、风筝与杂物。6.3.3.2 横担与金具a) 木横担有无腐朽、烧损、开裂、变形。b) 铁横担有无锈蚀、歪斜、变形。c) 金具有无锈蚀、变形；螺栓是否紧固，有无缺帽；开口肖有无锈蚀、断裂、脱落。6.3.3.3 绝缘子a) 瓷件有无脏污、损伤、裂纹和闪络痕迹。b) 铁脚、铁帽有无锈蚀、松动、弯曲

36、6.3.3.4 导线(包括架空地线、耦合地线)a) 有无断股、损伤、烧伤痕迹，在化工、沿海等地区的导线有无腐蚀现象。b) 三相驰度是否平衡，有无过紧、过松现象。c) 接头是否良好，有无过热现象(如：接头变色，雪先熔化等)，连接线夹弹簧垫是否齐全，螺帽是否紧固。d) 过(跳)引线有无损伤、断股、歪扭，与杆塔、构件与其他引线间距离是否符合规定。e) 导线上有无抛扔物。f) 固定导线用绝缘子上的绑线有无松弛或开断现象。g线路检修后检查导线连接收的连接情况。h测量线路的绝缘电阻有带电的平行线路时不测。6.3.3.5 防雷设施a) 避雷器瓷套有无裂纹、损伤、闪络痕迹，外表是否脏污。b) 避雷器的固定是

37、否结实。c) 引线连接是否良好，与邻相和杆塔构件的距离是否符合规定。d) 各部附件是否锈蚀，接地端焊接处有无开裂、脱落。e) 保护间隙有无烧损，锈蚀或被外物短接，间隙距离是否符合规定。f) 雷电观测装置是否完好6.3.3.6 接地装置a) 接地引下线有无丢失、断股、损伤。b) 接头接触是否良好，线夹螺栓有无松动、锈蚀。c) 接地引下线的保护管有无破损、丢失，固定是否牢靠。d) 接地体有无外露、严重腐蚀，在埋设X围内有无土方工程。6.3.3.7 拉线、顶(撑)杆、拉线柱a) 拉线有无锈蚀、松弛、断股和X力分配不均等现象。b) 水平拉线对地距离是否符合要求。c) 拉线绝缘子是否损坏或缺少。d) 拉

38、线是否妨碍交通或被车碰撞。e) 拉线棒(下把)、抱箍等金具有无变形、锈蚀。f) 拉线固定是否结实，拉线根底周围土壤有无突起、沉陷、缺土等现象。g) 顶(撑)杆、拉线柱、保护桩等有无损坏、开裂、腐朽等现象。6.3.3.8 沿线情况a) 沿线有无易燃、易爆物品和腐蚀性液、气体。b) 导线对地、对道路、公路、铁路、管道、索道、河流、建筑物等距离是否符合规定，有无可能触与导线的铁烟筒、天线等。c) 周围有无被风刮起危与线路安全的金属薄膜、杂物等。d) 有无威胁线路安全的工程设施(机械、脚手架等)。e) 查明线路附近的爆破工程有无爆破申请手续，其安全措施是否妥当。f) 查明防护区内的植树、种竹情况与导线与树、竹间距离是否符合规定。g) 线路附近有无射击、放风筝、抛扔外物、飘洒金属和在杆塔、拉线上拴牲畜等。h) 查明沿线污秽情况。i) 查明沿线江河泛滥、山洪和泥石流等异常现象。j) 有无违反“电力设施保护条例的建筑。6.3.3.9 隔离刀闸a) 金属部件应无腐蚀、无污垢、无损坏现象b) 触头无烧损变形现象，位置的固定性良好c) 操动机构连杆无变形，无裂纹d) 瓷件应清洁完整，无损坏、无裂纹、无闪络痕迹e) 可见连接部位无松动现象