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500kV并联电抗器检修规程


Q/CDT-LTHP

龙滩水力发电厂企业标准
Q/CDT-LTHP 103 2012-2007

500kV 并联电抗器检修规程

2007-03-27 发布

2007-04-01 实施

龙滩水力发电厂 发 布

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2012-2007


前 言



1 范围 ............................................................................... 1 2 引用文件和资料 ..................................................................... 1 3 术语与定义 ......................................................................... 1 3.1 电抗器检修 ....................................................................... 1 3.2 电抗器小修 ....................................................................... 1 3.3 电抗器大修 ...................................................................... 1 3.4 电抗器状态检修 ................................................................... 1 3.5 并联电抗器中性点设备 ............................................................ 1 3.6 检修间隔 ........................................................................ 2 3.7 检修停用时间 ..................................................................... 2 4 电抗器检修间隔、时间、项目 ......................................................... 2 4.1 检修间隔及检修停用时间的确定 ..................................................... 2 4.2 检修项目 ......................................................................... 2 4.3 大修试验测试项目 ................................................................ 6 5 电抗器检修工艺要求 ................................................................ 6 5.1 检修一般工艺要求 ................................................................. 6 5.2 绕组检修工艺要求 ................................................................ 7 5.3 引线及绝缘支架检修工艺要求 ...................................................... 7 5.4 铁芯检修工艺要求 ................................................................ 8 5.5 套管及电流互感器检修工艺要求 .................................................... 8 5.6 储油系统的检修工艺要求 .......................................................... 9 5.7 冷却器装置的检修工艺要求 ....................................................... 12 5.8 电抗器总体装复工艺要求 ......................................................... 14 5.9 真空注油 ....................................................................... 15 5.10 电抗器的干燥 .................................................................. 16 6 电抗器检修后质量验收和试运行 ..................................................... 17 6.1 质量验收 ....................................................................... 18 6.4 试运行 ......................................................................... 18 附 录 A ............................................................................ 19 附 录 B ............................................................................ 20 附 录 C ............................................................................ 21 附 录 D ............................................................................ 22

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为加强龙滩水力发电厂500kV并联电抗器的检修技术管理,提高检修技术水平,根 据国家及电力行业有关规定和标准,特制定本规程。 本标准由龙滩水力发电厂标准化委员会提出。 本标准由龙滩水力发电厂设备管理部归口。 本标准起草单位:龙滩水力发电厂检修维护部。 本标准主要起草人: 郑德义 本标准主要审核人: 余成军 杨新华 李 平 毅

本标准主要审定人:初曰亭 吴华峰 谌德清 韦振碧 王鹏宇 杨新贵 徐 刚 张 本标准批准人:初曰亭 本标准由龙滩水力发电厂设备管理部负责解释。 本标准是首次发布。

李彦治 曹海涛 王家华 段中平 曹积慧 沈才山 向小峰 邹 科

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500kV 并联电抗器检修规程
1 1.1 范围 本规程规定了龙滩水力发电厂 500kV 并联电抗器的检修周期、检修项目和检修工艺及

检修质量标准等内容。 1.2 本规程适用于电气一次设备点检员、检修维护人员、生产管理人员对 500kV 高压并联

电抗器及其中性点设备的检修和维护。 2 引用文件和资料 下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。 凡是注日期的引用文件, 其 随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本规程,然而,鼓励研究使用 这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本规程。 GB1094.1~1094.5—85 电力电抗器 GB6451.1~6451.5—86 油浸式电力电抗器技术参数和要求 GB7251—87 电抗器油中溶解气体分析和判断导则 GBJ148—90 电气装置安装工程电力电抗器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范 GB7665—87 电抗器油 DL/T 573—95 电力电抗器检修导则 DL/T572—95 电力电抗器运行规程 3 术语与定义

3.1 电抗器检修 为保持或恢复功能式电抗器规定的性能而进行的检查和修理。 它包括电抗器大修、 小修、 状态检修和小型技术改造。 3.2 电抗器小修 为了保证电抗器在大修周期内安全运行到下一次大修, 对电抗器进行定期的检查、 清扫、 试验和修理,消除已发现的电抗器局部缺陷或更换个别部件。 3.3 电抗器大修 对电抗器有计划的进行彻底的、全面的检查和修理,全部或部分解体,进行更换、修理 易损的主要部件,恢复电抗器设计性能和出力。 3.4 电抗器状态检修 指根据设备状态监测和故障诊断系统提供的信息, 在设备可能发生故障前有目的安排的 检修,属于预测性检修。检修项目和时间的确定取决于对设备状态诊断分析的结果。 3.5 并联电抗器中性点设备

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Q/CDT-LTHP 103 2012-2007 指接于每三台电抗器中性点的一台避雷器、一台中性点小电抗器。 3.6 检修间隔 指上次计划检修后电抗器并网投产至下一次计划检修开始之间的可用时间。 3.7 检修停用时间 指处于计划检修停运状态的时间。 4 电抗器检修间隔、时间、项目

4.1 检修间隔及检修停用时间的确定 4.1.1 检修间隔及检修停用时间主要取决于设备技术状况。 一般情况下, 检修间隔和检修停 用时间可按表 1 的规定执行。 4.1.2 在执行表 1 的检修间隔和检修停用时间时,应根据不同情况区别对待: 表1
检修类别 小 大 修 修

电抗器检修间隔、时间
检修停用时间 3d 10d 备注 年内有一次大修的电 抗器, 年内不再进行小 修

检修间隔 一般每年一次 新电抗器正式投运后五年左右大 修一次,以后每十年进行一次

4.2 检修项目 4.2.1 小修项目见表 2,非标准项目根据具体情况自定。 表2
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 进行全面清扫 检查本体、散热器及附件应无渗油现象,必要时进行处理 检查油漆应完整,相标志明确,必要时补刷油漆 检查事故排油设施,消防设施及火灾抱警设施 根据阀门的作用,检查其所在的位置(开或闭)是否正确 检查呼吸器,更换硅胶 检查油枕和充油套管的油位是否正常 检查散热器的风扇及控制系统 检查或处理压力释放阀是否破裂,必要时检查处理油枕胶囊 检查并处理接地系统 , 包括中性点套管 , 中性点穿墙套管 , 中性点小电抗 器 检查并效验瓦斯继电器、测温装置

500kV 电抗器小修项目表
项目 验收等级 班组 部门 班组 部门 班组 部门 班组 部门 班组 部门 班组 部门 班组 部门 班组 部门 班组 部门 班组 部门 班组 部门

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检查所有的电气连接应正确无误,所有控制、保护和信号系统运行可靠, 指示位置正确 检查电流互感器的二次闭合回路和它的接地端头连接是否正确 处理已发现的缺陷 按《龙滩水力发电厂试验规程》有关内容进行测量和试验 班组 部门 班组 部门 班组 部门 班组 部门 厂部

12 13 14 15

a) 新投产后的一年左右可视设备运行状况安排一次大修。 b) 对运行状态较好的电抗器,为降低检修费用,应积极采取措施,逐步延长检 修间隔,但必须经过技术鉴定,并报上一级主管部门批准方可超过表 1 的规定。 c) 在电抗器运行或检修过程中,若发现有危及机组安全运行的重大设备缺陷, 应立即停机检修或延长检修时间,并报上级主管部门审批。 4.2.2 大 修 项 目 见 表 3。 表 3 500kV 电抗器大修项目表
序号 部件 名称 标准项目 特殊项目 1. 根据该设备的缺陷 记录,对照缺陷原 因进行相应的特殊 试验 2. 根据试验结果分析 判断进行对应的检 修项目 班组 部门 厂部 验收等级

1. 测量绕组绝缘电阻,吸收比或极化指数 2. 测量绕组连同套管一起的直流电阻 一 大 修 前 3. 测量绕组连同套管一起的泄漏电流 试验 4. 测量绕组连同套管一起的 tgδ 5. 铁芯绝缘电阻测量 6. 油化试验

1.检查和清扫外壳,包括本体、储油柜、散热 1.外壳漏油处理 器、阀门、滚轮等 2.外壳焊接缝检查 二 外壳 3.检查有无渗油、漏油点 4.检查接地装置 5.滚轮防腐蚀、生锈处理和加装润滑油 6.外壳所有螺丝检查紧固 1.检查隔板和围屏有无破损、变色、变形、放 电痕迹 绕组 2.检查绕组表面是否清洁,匝绝缘有无破损 3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况 1.绕组绝缘损坏处理 2.绕组更换 3.绕组固定垫块重新绑 班组 部门 2.外壳防腐蚀、生锈处 理 3.部分螺丝更换 4.重新喷涂电抗器外壳 油漆 班组 部门



4.检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、 扎 油垢或杂物(如硅胶粉末)堵塞现象 5.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态

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1. 检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、 变 脆、破损,引线有无断股,引线与引线接头处 焊接情况是否良好,有无过热现象 引线、 2.检查绕组至分接接头的引线,其长度、绝缘 1.引线绝缘处理

磁(电) 包扎的厚度、引线接头的焊接(或连接)、引 2.引线接头的重新焊接 四 屏蔽及 绝缘支 架 线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否 3.磁(电)屏蔽装置的 符合要求 拆、装 班组 部门

3.检查绝缘支架有无松动和损坏、位移,检查 4.绝缘支架绝缘损坏处 引线在绝缘支架内的固定情况 4.检查引线与各部位之间的绝缘距离 5.检查磁(电)屏蔽装置是否有过热、对支架 放电的现象 理

铁 芯 、 1. 检查铁芯外表是否平整, 有无片间短路或变 铁 芯 紧 色、放电烧伤痕迹,上铁轭的顶部和下铁轭的 固 件 底部是否有油垢杂物 1.铁心多点接地处理 2.铁心片间绝缘损坏处 理 3.铁心夹件、压板、穿 心螺杆等绝缘损坏处理 班组 部门

( 穿 心 2.检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧 螺 杆 、 固程度和绝缘状况,绝缘压板有无爬电烧伤和 五 夹 件 、 放电痕迹 拉 带 、 3.检查压钉、绝缘垫块的紧固情况,用专用 绑 带 扳手逐个紧固上下夹件、压钉等各部位紧固螺

等)、 栓 压 钉 、 4.用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓,检 压 板 及 查绝缘情况 接地片 5.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况 1.检查油箱内部清洁度 2 .清扫油箱内部,清除积存在箱底的油污杂 质 油 箱 及 3 .清扫油循环管路,打开检查孔,清扫联箱 六 附件 和集油盒内杂质 4.检查油箱法兰结合面是否平整,发现沟痕, 应补焊磨平 5.检查器身定位钉 6.检查油箱的密封胶垫,接头是否良好 套管 (高压 七 套管、 中性点 套管) 1. 检查瓷套有无损坏 2.检修与清扫 3.套管试验 4. 密封胶垫更换

1.油箱密封胶垫更换 2. 油箱焊接缝漏油处理 3.油循环管路的更换 班组 部门

1. 套管内的绝缘油更换 2.套管更换 3.套管紧固件更换 班组 部门

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1. 采用气焊或电焊及密封胶, 对渗漏点进行处 理 2.对带法兰盖板的上、下油室应打开法兰 盖板,清除油室内的焊渣、油垢,然后更换胶 八 冷却装 垫 置检修 3.清扫散热器表面, 4.用盖板将接头法兰密封,加油压进行试漏 5.用合格的变压器油对内部进行循环冲洗 6.风扇及电动机检修 1 .必要时进行变比和 套管型 九 电流互 感器 1.检查引出线的标志是否齐全 2.更换引出线接线柱的密封胶垫 3.用 2500V 兆欧表测量线圈的绝缘电阻 4.检查引线与绕组的焊接情况 伏安特性试验 2 .打开接线盒,检查 接线柱及绝缘板,必要 时进行更换接线盒以 及密封件等 1.清扫护罩和导流罩 压力释 十 放阀检 修 2.检查各部连接螺栓及压力弹簧 3.进行压力释放阀动作实验 4.检查微动开关动作是否正确 5.更换密封胶垫 6.检查信号电缆 1. 清扫储油柜 2. 检查胶囊的密封性能,进行气压试验,压 力为 0.02~0.03bar,时间 12h(或浸泡在 胶囊式 十一 储油柜 水池中检查有无冒气泡)应无渗漏 3. 用白布擦净胶囊 , 从端部将胶囊放入储油 柜 , 防止胶囊堵塞气体继电器联管 , 联管 口应加焊挡罩 4. 将胶囊挂在挂钩上,连接好引出口 5. 更换密封胶垫,回装端盖 1. 排油前的油化验 十二 电抗器 油 2. 电抗器真空排油 3. 电抗器油真空过滤 4. 电抗器真空注油 1. 将吸湿器从电抗器上卸下,倒出内部吸附 十三 吸湿器 剂,检查玻璃罩应完好,并进行清扫 1.更换胶垫 班组 部门 1.电抗器油更换 班组 部门 1.气体继电器校验 2.气体继电器更换 3.胶囊式储油柜上的油 位计更换 班组 部门 压力释放阀更换 班组 部门 班组 部门 1.散热器的更换 2.用合格的变压器油对 内部进行循环冲洗 3.冷却器部分阀门更换 班组 部门

2. 下部的油封罩内注入变压器油,并将罩拧 2.吸湿剂更换 紧(新装吸湿器,应将密封垫拆除)

十四

大 修 后 见《龙滩水力发电厂试验规程》

特殊试验项目

班组 部门 - 5 -

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试验 厂部

4.3 大修试验测试项目 电 抗 器 检 修 主 要 试 验 测 试 项 目 见 表 4。 表4
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 检修前试验项目 测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数

电抗器检修主要试验测试项目表
检修后试验项目 测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化 指数 测量绕组连同套管一起的泄漏电流 绕组连同套管一起的 tgδ 冷却装置的检查和试验 本体油化试验 测量绕组连同套管一起的直流电阻 测量铁芯对地绝缘电阻

测量绕组连同套管一起的泄漏电流 测量绕组连同套管一起的 tgδ 测量绕组连同套管一起的直流电阻 套管的试验 套管式 CT 的试验 测量铁芯对地绝缘电阻 必要时可增加其它试验项目(如特性试验、局部放 电试验等)以供大修后进行比较 油化试验

5 电抗器检修工艺要求 5.1 检修一般工艺要求 5.1.1 检修前的准备工作 5.1.1.1 查阅档案了解电抗器的运行状况。 5.1.1.2 查阅运行中所发现的缺陷和异常(事故)情况。 5.1.1.3 查阅负载、温度和附属装置的运行情况。 5.1.1.4 查阅上次大修总结报告和技术档案。 5.1.1.5 查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析),了解绝缘状况。 5.1.1.6 检查渗漏油部位并作出标记。 5.1.1.7 进行大修前的试验,确定附加检修项目。 5.1.2 编制大修工程技术和组织措施计划,其主要内容如下: 5.1.2.1 人员组织及分工。 5.1.2.2 施工项目及进度表。 5.1.2.3 特殊项目的施工方案。 5.1.2.4 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施。 5.1.2.5 主要施工工具、设备明细表,主要材料明细表。

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Q/CDT-LTHP 103 2012-2007 5.1.2.6 绘制必要的施工图。 5.1.3 检修场地的选择 5.1.3.1 电抗器的检修工作,如条件许可,力求在电抗器现场就地进行,但需作好防雨、防 潮、防尘和消防措施,同时应注意与带电设备保持安全距离,准备充足的施工电源及照明, 安排好储油容器、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。 5.1.3.2 电抗器在部分或全部更换线圈检修时,应将故障电抗器运输至厂房安装间进行。 5.2 绕组检修工艺要求 绕组检修工艺及质量标准见表 5: 表 5 绕组检修工艺及质量标准
检修工艺 1.检查绕组表面是否清洁,匝绝缘有无破损 质量标准 1)绕组应清洁,表面无油垢,无变形;2)整个绕组无倾 斜、位移,导线辐向无明显弹出现象 各部垫块应排列整齐,辐向间距相等,轴向成一垂直线, 2.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况 支撑牢固有适当压紧力,垫块外露出绕组的长度至少应 超过绕组导线的厚度 3.检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、 油垢或杂物(如硅胶粉末)堵塞现象,必要时可 用软毛刷(或用绸布、泡沫塑料)轻轻擦拭,绕 组线匝表面如有破损裸露导线处,应进行包扎 处理 1)油道保持畅通,无油垢及其它杂物积存 2)外观整齐清洁,绝缘及导线无破损 3)特别注意导线的统包绝缘,不可将油道堵塞,以防局 部发热、老化 绝缘状态可分为: 一级绝缘:绝缘有弹性,用手指按压后无残留变形, 属良好状态 二级绝缘:绝缘仍有弹性,用手指按压时无裂纹、脆 4.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态 化,属合格状态 三级绝缘:绝缘脆化,呈深褐色,用手指按压时有少 量裂纹和变形,属勉强可用状态 四级绝缘:绝缘已严重脆化,呈黑褐色,用手指按压 时即酥脆、变形、脱落,甚至可见裸露导线,属不合格 状态

5.3 引线及绝缘支架检修工艺要求 引线及绝缘支架检修工艺及质量标准见表 6: 表 6 引线及绝缘支架检修工艺及质量标准
检修工艺 质量标准

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1)引线绝缘包扎应完好,无变形、变脆,引线无断 1.检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、 破损,引线有无断股,引线与引线接头处焊接情况 是否良好,有无过热现象 股卡伤情况 2)对穿缆引线,为防止引线与套管的 导管接触处产生分流烧伤,应将引线用白布带半迭 包绕一层;3) 接头表面应平整、 清洁、 光滑无毛刺, 并不得有其它杂质 4)引线长短适宜,不应有扭曲 现象。 1) 绝缘支架应无破损、 裂纹、 弯曲变形及烧伤现象; 2) 绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺拴;3)绝缘 2 .检查绝缘支架有无松动和损坏、位移,检查引 件与绝缘支架的固定应用绝缘螺拴;4)绝缘夹件固 线在绝缘支架内的固定情况 定引线处应垫以附加绝缘,以防卡伤引线绝缘; 5) 引线固定用绝缘夹件的间距,在电动力作用下,不致 引线短路。

5.4 铁芯检修工艺要求 铁芯检修工艺及质量标准见表 7 表7
检修工艺 1 .检查铁芯外表是否平整,有无片间短路或 变色、放电烧伤痕迹,绝缘漆膜有无脱落,上 铁轭的顶部等是否有污垢,叠片是否有翘起或 不规整,可用木锤或铜锤敲打平整。 2 .检查铁芯上下夹件,方铁、绕组压板的紧 固程度和绝缘状况,绝缘压板有无爬电烧伤和 放电痕迹。 3 .检查压钉、绝缘垫圈的接触情况;用专用 扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位 紧固螺铨。

铁芯检修工艺及质量标准
质量标准 铁芯应平整,绝缘漆膜无脱落,叠片紧密,边侧的硅钢 片不应翘起或成波浪状,铁芯各部表面应无污垢和杂 质,片间应无短路及搭接现象。 1)其之间应保持良好绝缘;2)钢压板和铁芯间要有明 显的均匀间隙,并保持完整,无破损和裂纹,并有适当 紧固度;3) 铜压板不得构成闭合回路,同时应有一点 接地 螺铨紧固夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动,与绝 缘垫圈接触良好,无放电烧伤痕迹,反压钉与上夹钉有 足够距离。 铁芯只允许一点接地,接地片用厚度 0.5mm,宽度不小

4.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。

于 30mm 的紫铜片,插入 3~4 级铁芯间,对大型电抗器 插入深度不小于 80mm, 其外露部分应包扎绝缘, 防止短 路铁芯

6.检查铁芯的拉板和钢带。

应紧固并有足够的机械强度,绝缘良好不够成环路,不 与铁芯相接触。

5.5 套管及电流互感器检修工艺要求 5.5.1 套管检修工艺及质量标准见表 8 表 8 套管检修工艺及质量标准
检 1.检查瓷套有无损坏 修 工 艺 质 量 标 准

1.瓷套应保持清洁,无放电痕迹,无裂纹,

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裙边无破损 2.套管解体时,应依次对角松动法兰螺栓 3.拆卸瓷套前应先轻轻晃动,使法兰与密封胶垫间 产生缝隙后再拆下瓷套 4.拆导电杆和法兰螺栓前,应防止导电杆摇晃损坏 瓷套,拆下的螺栓应进行清洗,丝扣损坏的应进行更 换或修整 5.取出绝缘筒(包括带覆盖层的导电杆),擦除油垢, 绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管 ( 必要时 应干燥) 6.检查瓷套内部,并用白布擦拭;在套管外侧根部 根据情况喷涂半导体漆 7.有条件时,应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室 进行轻度干燥,然后再组装 8.更换新胶垫,位置要放正 9.将套管垂直放置于套管架上,组装时与拆卸顺序 相反 匀 7.干燥温度 70~80℃,时间不少于 4h,升温 速度不超过 10℃/h,防止瓷套裂纹 8.胶垫压缩均匀,密封良好 9.注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置,中 间应有固定圈防止窜动,导电杆应处于瓷套的 中心位置 6.瓷套内部清洁,无油垢,半导体漆喷涂均 5.妥善保管,防止受潮和损坏 4.螺栓和垫圈的数量要补齐,不可丢失 2.防止松动法兰时受力不均损坏套管 3.防止瓷套碎裂

5.5.2 套管型电流互感器检修工艺及质量标准见表 9 表 9 套管型电流互感器检修工艺及质量标准
检 修 工 艺 质 量 标 准

1.检查引出线的标志是否齐全

1.引出线的标志应与铭牌相符 2.胶垫更换后不应有渗漏,接线柱螺栓止动 帽和垫圈应齐全 3.变比和伏安特性应符合铭牌技术条件 4.绝缘电阻应≥1MΩ 11.应无脱焊及断线 12.分油路洁净,畅通 13.引线与接线柱尾部应焊接牢固, 无脱焊及 断线,接线盒内部清洁无油垢及灰尘 14.绝缘电阻值应≥0.5MΩ

2.更换引出线接线柱的密封胶垫

3.必要时进行变比和伏安特性试验 4.用 2500V 兆欧表测量线圈的绝缘电阻 5.检查引线与绕组的焊接情况 6.检查分油路,清洗分油路内的污垢 7.打开接线盒,检查接线柱及绝缘板,清洗接线盒 内部,更换接线盒及接线柱的密封胶垫 8.用 500V 兆欧表测量绝缘电阻

5.6 储油系统的检修工艺要求 5.6.1 油箱检修工艺及质量标准见表 10
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Q/CDT-LTHP 103 2012-2007 表 10 油箱检修工艺及质量标准
检 修 工 艺 质 量 标 准

1.对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗 漏点进行补焊 2.清扫油箱内部, 清除积存在箱底的油污杂 质 3.检查上节油箱法兰结合面是否平整, 发现 沟痕,应补焊磨平 4. 检查磁( 电) 屏蔽装置,有无松动放电现 象,固定是否牢固 5. 检查上节油箱的密封胶垫,接头是否良 好, 接头处是否放在油箱法兰的直线部位 6.检查内部油漆情况, 对局部脱漆和锈蚀部 位应处理,重新补漆 出 5.磁(电)屏蔽装置固定牢固无放电痕迹,可靠接地 6.胶垫接头粘合牢固, 并放置在油箱法兰直线部位的两 螺栓的中间, 搭接面平放, 搭接面长度不少于胶垫宽度的 2~3 倍,胶垫压缩量为其厚度的 1/3 左右 7.内部漆膜完整,附着牢固 1.消除渗漏点 2.油箱内部洁净,无锈蚀,漆膜完整 3.法兰结合面清洁平整 4.防止定位钉造成铁芯多点接地; 定位钉无影响可不退

5.6.2 油枕的检修工艺及质量标准见表 11 表 11 油枕的检修工艺及质量标准
检 修 工 艺 质 量 标 准

1.放出储油柜内的存油,取出胶囊,倒出积水,清扫 储油柜 2. 检查胶囊的密封性能,进行气压试验,压力为 0.02~0.03bar,时间 12h(或浸泡在水池中检查有无冒 气泡)应无渗漏 3.用白布擦净胶囊,从端部将胶囊放入储油柜,防止 胶囊堵塞气体继电器联管,联管口应加焊挡罩 4.将胶囊挂在挂钩上,连接好引出口

1.内部洁净无水迹

2.胶囊无老化开裂现象,密封性能良好

3.胶囊洁净,联管口无堵塞 4.为防止油进入胶囊,胶囊管出口应高于油 位计与安全气道连管,且三者应相互连通 5.密封良好,无渗漏

5.更换密封胶垫,装复端盖

5.6.3 吸湿器的检修工艺及质量标准见表 12 表 12 吸湿器的检修工艺及质量标准
检 修 工 艺 质 量 标 准

1.将吸湿器从电抗器上卸下,倒出内部吸附剂,检 查玻璃罩应完好,并进行清扫 2.把干燥的吸附剂装入吸湿器内,为便于监视吸附剂的工作性能,一般可采用 变色硅胶,并在顶盖下面留出 1/5~1/6 高度的空隙

1.玻璃罩清洁完好 2.新装吸附剂应经 干燥,颗粒不小于 3mm

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3.失效的吸附剂由蓝色变为粉红色,可置入烘箱干燥,干燥温度从 120℃升至 160℃,时间 5h;还原后再用 4.更换胶垫

3.还原后应呈蓝色 4.胶垫质量符合标 准规定 5.加油至正常油位 线,能起到呼吸作用 6.运行中吸湿器安

5.下部的油封罩内注入变压器油,并将罩拧紧(新装吸湿器,应将密封垫拆除)

6.为防止吸湿器摇晃,可用卡具将其固定在电抗器油箱上

装牢固,不受电抗器 振动影响

5.6.4 压力释放阀的检修工艺及质量标准见表 13 表 13 压力释放阀的检修工艺及质量标准
检 修 工 艺 质 量 标 准

1.从电抗器油箱上拆下压力释放阀 2.清扫护罩和导流罩 3.检查各部连接螺栓及压力弹簧 4.进行动作试验 5.检查微动开关动作是否正确 6.更换密封胶垫 7.检查信号电缆 动

1.拆下零件妥善保管;孔洞用盖板封好 2.清除积尘,保持洁净 3.各部连接螺栓及压力弹簧应完好,无锈蚀,无松 4.开启和关闭压力应符合规定 5.触点接触良好,信号正确 6.密封良好不渗油 8.应采用耐油电缆

5.6.5 气体继电器的检修工艺及质量标准见表 14 表 14 气体继电器的检修工艺及质量标准
检 修 工 艺 质 量 标 准

1.将气体继电器拆下, 检查容器、 玻璃窗、 放气阀门、 放油塞、接线端子盒、小套管等是否完整,接线端子及 盖板上箭头标示是否清晰,各接合处是否渗漏油 2.气体继电器密封检查合格后,用合格的变压器油冲 洗干净 3.气体继电器应由专业人员检验,动作可靠,绝缘、 流速校验合格 4.气体继电器联结管径应与继电器管径相同,其弯曲 部分应大于 90° 5.气体继电器先装两侧联管,联管与阀门、联管与油 箱顶盖间的联结螺栓暂不完全拧紧,此时将气体继电器 安装于其间,用水平尺找准位置并使入出口联管和气体 继电器三者处于同一中心位置,后再将螺栓拧紧

1. 继电器内充满变压器油,在常温下加压 0.15MPa,持续 30min 无渗漏

2.内部清洁无杂质

3. 气体继电器校验合格并粘贴标签 4. 对 7500kVA 及以上电抗器联结管径为φ 80、6300kVA 以下电抗器联结管径为φ 50 5.气体继电器应保持水平位置; 联管朝向储 油柜方向应有 1%~1.5%的升高坡度; 联管法兰 密封胶垫的内径应大于管道的内径; 气体继电 器至储油柜间的阀门应安装于靠近储油柜侧,

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阀的口径应与管径相同,并有明显的“开” 、 “闭” 标志

6.复装完毕后打开联管上的阀门,使储油柜与电抗器 本体油路连通,打开气体继电器的放气塞排气

6. 气体继电器的安装,应使箭头朝向储油 柜,继电器的放气塞应低于储油柜最低油面 50mm,并便于气体继电器的抽芯检查 7. 二次线采用耐油电缆,并防止漏水和受 潮;气体继电器的轻、重瓦斯保护动作正确

7.连接气体继电器二次引线,并做传动试验

5.7 冷却器装置的检修工艺要求 5.7.1 散热器检修工艺及质量标准见表 15 表 15 散热器检修工艺及质量标准
检 修 工 艺 质 量 标 准

1.采用气焊或电焊及密封胶,对渗漏点进行处理

1. 焊点准确,焊接牢固,严禁将焊渣掉入散 热器内,无渗漏点。 2.上、下油室内部洁净,法兰盖板密封良好

2.对带法兰盖板的上、下油室应打开法兰盖板,清除 油室内的焊渣、油垢,然后更换胶垫 3.清扫散热器表面,油垢严重时可用金属洗净剂 (去 污剂)清洗,然后用清水冲净晾干,清洗时管接头应可 靠密封,防止进水

3.表面保持洁净

4.试漏标准: 4.用盖板将接头法兰密封,加油压进行试漏 片状散热器 0.05~0.1MPa、10h 5.内部清洁 6.安装时应注意 6.重新安装散热器 (1)注意阀门的开闭位置,阀门的安装方向应 统一;指示开闭的标志应明显、清晰 (2)安装好散热器的拉紧钢带

5.用合格的变压器油对内部进行循环冲洗

5.7.2 风扇检修工艺及质量标准见表 16 表 16 风扇检修工艺及质量标准
检 修 工 艺 质 量 标 准

1.将止动垫圈打开,旋下盖形螺母,退出止动垫 圈,把专用工具(三角爪)放正,勾在轮壳上,用力 均匀缓慢拉出,将叶轮从轴上卸下,锈蚀时可向键 槽内、轴端滴入螺栓松动剂,同时将键、轴套取下 保管好 2.检查叶片与轮壳的铆接情况,松动时可用铁锤 铆紧

1.防止叶轮损伤变形

2.铆接牢固,叶片无裂纹

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3.将叶轮放在平台上,检查叶片安装角度 3.三只叶片角度应一致,否则应调整

5.7.3 电动机检修工艺及质量标准见表 17 表 17 电动机检修工艺及质量标准
检 修 工 艺 质 量 标 准

1. 首先拆下电机罩,然后卸下后端盖固定螺 栓,从丝孔用顶丝将后端盖均匀顶出,拆卸时严 禁用螺丝刀或扁铲撬开 2. 检查后端盖有无破损,清除轴承室的润滑 脂,用内径千分尺测量轴承室尺寸,检查轴承室 的磨损情况,严重磨损时应更换新端盖 3.卸下前端盖固定螺栓,从顶丝孔用顶丝将前 端盖均匀顶出,连同转子从定子中抽出 4.用三角爪将前端盖从转子上卸下 ( 前端盖尺 寸较小时,可将转子直立,轴伸端朝下,下垫木 方,将前端盖垂直用力使其退出) 5.卸下轴承挡圈,取出轴承,检查前端盖有无 损伤,清除轴承室润滑脂并清洗干净,测量轴承 尺寸,严重磨损时,应更换前端盖 6. 将转子放在平台上,用平板爪取下前后轴 承;不准用手锤敲打轴承外环卸轴承 7.检查转子短路条及短路环有无断裂,铁芯有 无损伤 8.测量转子前后轴直径,超过允许公差或严重 损坏时应更换 9.清扫定子线圈,检查绝缘情况 10. 打开接线盒,检查密封情况,检查引线是 否牢固地接在接线柱上 11.检查清扫定子铁芯 12.用 500V 兆欧表测量定子线圈绝缘电阻 8.前后轴应无损伤,直径允许公差为±0.0065mm 9.定子线圈应表面清洁、无匝间、层间短路,中性点 及引线接头均应连接牢固 10.线圈引线接头牢固,并外套塑料管,牢固接在接 线柱上,接线盒密封良好 11.定子铁芯绝缘应良好,无老化、烧焦、锈蚀及扫 膛现象 12.绝缘电阻值应≥0.5MΩ 6.轴承运行超过 5 年应更换 5.前端盖洁净, 其轴承室内径允许公差比前轴承外径 大 0.025mm 4.退出时,不得损伤前轴头 3.前端盖无损伤 2.后轴承室内径允许公差比后轴承外径大 0.025mm 1.后端盖完好无损坏

7.短路条、短路环无断裂,铁芯无损伤

5.7.4 风扇组装工艺及质量标准见表 18 表 18 风扇组装工艺及质量标准
检 修 工 艺 质 量 标 准

1.将洁净的转子放在工作台上,把轴承挡圈套在 前轴上

1.转子洁净,轴承挡圈无破损

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2. 把在油中加热到 120 ~150 ℃的轴承套在前后 轴上或用特制的套筒顶在轴承内环上,垂直用手锤 嵌入,注意钢球与套不要打伤 3.将转子轴伸端垂直穿入前端盖内,之后在后轴 头上垫木方,用手锤将前轴承轻轻嵌入轴承室中, 再从前端盖穿入圆头螺栓,将轴承挡圈紧牢,圆头 螺栓处涂以密封胶 4.将定子放在工作台上,定子止口处涂密封胶 5.将前端盖和转子对准止口穿进定子内,拧紧前 端盖与定子连接的螺栓,再将后端盖放入波形弹簧 片,对准止口,用手锤轻轻敲打后端盖,使后轴承 进入轴承室,拧紧后端盖与定子连接的圆头螺栓, 最后将电动机后罩装上;装配端盖螺栓时,要对角 均匀地紧固,用油枪向后、前轴承室注入润滑脂, 约占轴承室 2/3;装配时注意钢球与套不要打伤 6.将电动机安装在风冷却器上,用螺栓固定在风 筒内 7.更换密封垫和胶圈,将垫圈、密封胶垫、锥套、 平键、护罩、叶轮安装在电动机轴伸端,叶轮与锥 套间用密封胶堵塞,拧紧圆螺母和盖型螺母,将止 动垫圈锁紧撬起 6.螺栓紧固 5.总装配后,用手拨动转子,应转动灵活,无扫 膛现象 4.定子内外整洁,密封胶涂抹均匀 3.轴承嵌入轴承室内,转动灵活

2. 装配后新轴承应转动灵活,滚动间隙不大于 0.03mm,轴承应紧套在轴台上

7.叶片与导风筒之间应有不少于 3mm 的间隙;密 封良好

5.8 电抗器总体装复工艺要求 5.8.1 本体就位应符合下列要求 5.8.1.1 电抗器与基础预埋扁铁应可靠连接。 5.8.1.2 使用千斤顶时必须在规定的位置进行。 5.8.2 密封处理应符合下列要求 5.8.2.1 密封圈应无扭曲、变形、裂纹、毛刺, 密封圈应与法兰面尺寸相配合。 5.8.2.2 法兰连接面应平整、清洁,密封圈应擦拭干净,安装位置正确,其搭接处厚度应与 原厚度相同,在整个圆周上应均匀受压,橡胶密封圈的压缩量一般不应超过其厚度的 1/3。 5.8.3 升高座的安装应符合下列要求 5.8.3.1 升高座安装前应先做电流互感器的试验 ,电流互感器的出线端子板应绝缘良好 ,起 接线螺栓和固定件的垫块应紧固,端子板应密封良好,无渗漏油现象。 5.8.3.2 升高座内绝缘筒安装应牢固,不应该与电抗器的引线相碰。 5.8.3.3 安装升高座时,应盘好引出线,以便安装套管。 5.8.3.4 导油管路应按照总装配图和导油管路编号安装,不得随意更换。 5.8.4 散热器安装应符合下列要求 5.8.4.1 散热器在安装前应按照使用说明书规定的压力值用气压或油压进行密封试验。
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Q/CDT-LTHP 103 2012-2007 5.8.4.2 散热器在安装前应用合格的绝缘油经滤油机循环冲洗干净,并将残油排尽。 5.8.4.3 安装散热器时,应防止散热器相互碰撞,并不得采用硬力安装,以免拉伤散热器,造 成漏油。 5.8.4.4 散热器安装后应随本体同时抽真空注油。 5.8.4.5 管路中的阀门应操作灵活,开闭位置正确,阀门及法兰连接处应密封良好。 5.8.4.6 散热器安装时,应把单组散热器用螺杆先固定而不紧螺母 ,调整好散热器之间的间 距,用扁钢把相邻散热器连接好,再拧紧固定螺母。 5.8.5 油枕的安装应符合下列要求 5.8.5.1 安装前应将油枕内壁擦洗干净。 5.8.5.2 隔膜安装前应按 0.02bar 的压力试压,无漏气现象。 5.8.5.3 隔膜沿长度方向应与油枕长轴保持平行,不应有扭曲。 5.8.5.4 油位表动作应灵活,油位表的指示与油枕的真实油位相符,不得出现假油位,油位表 的型号接点位置应正确,密封良好。 5.8.6 套管的安装应符合下列要求 5.8.6.1 套管安装前要进行试验。 5.8.6.2 套管的起吊、安装,按照部件检修中套管的检修说明进行。 5.8.7 瓦斯继电器的安装应符合下列要求 5.8.7.1 瓦斯继电器安装前要进行校验。 5.8.7.2 瓦斯继电器应水平安装,其顶盖上标志的箭头应指向油枕,与联管的连接应密封良 好。 5.9 真空注油 5.9.1 电抗器油按 GB7595-2000 运行中电抗器油质量标准试验合格后,方可注入电抗器中, 电抗器用油为国产 25#油,不得用其他油代替 5.9.2 注油前打开散热器、油枕联管上所有阀门,打开油枕与隔膜袋联管处ф 25 铜阀。 5.9.3 在油枕边侧油塞处装置真空表,在油箱下部装置注油管路,在呼吸器联管处装置抽真 空系统。 5.9.4 启动真空泵,对油箱进行连续抽真空,使真空度达到最高值(应不大于 133Pa)后,真空 泵继续运行,保持此真空度,真空度保持时间不得少于 12 小时。 5.9.5 在真空状态下,通过滤油机给本体注油,注入的必须是合格的、且加温到 50—60 摄氏 度之间的电抗器油.注油速度应小于 4t/h,一次注油至油枕正常油面。 5.9.6 保持真空泵继续运行 4 小时以上,然后用干燥空气或氮气破坏真空(氮气的压力控制 在 0.02bar 左右),注意破坏真空前要关闭隔膜与油枕间的联结铜阀。 5.9.7 真空注油不宜在雨天或雾天进行。 5.9.8 图 1 为真空注油图
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图 1 真空注油连接示意图

1—油罐;2、4、9、10—阀门;3—真空滤油机; 5—电抗器;6—真空计;7—逆止阀;8—真空泵 5.9.9 热油循环 5.9.9.1 破坏真空后,应该进行热油循环处理,一般热油循环的时间不小于 48 小时。 5.9.9.2 热油循环时,油温应达到 60-70 摄氏度,通常使全油量循环 3-4 次。 5.9.9.3 注油完毕后,电抗器静置时间不少于 120 小时。 5.9.9.4 静置后,应从电抗器底部部放油塞采取油样进行油化试验。 5.9.10 真空滤油 6.9.10.1 采用滤油机过滤油中的水分和杂质;为提高滤油速度和质量,可将油加温至 50~60℃。 6.9.10.2 滤油机使用前应先检查电源情况,滤油机及滤网是否清洁,转动方向是否正确, 外壳有无接地,压力表指示是否正确。 6.9.10.3 滤油应有专人值班。 5.10 电抗器的干燥 5.10.1 电抗器是否需要干燥的判断 运行中的电抗器大修时一般不需要干燥, 只有经试验证明受潮, 或检修中超过允许暴露时间 导致器身绝缘下降时,才考虑进行干燥,其判断标准如下: 5.10.1.1 tgδ 在同一温度下比上次测得数值增高 30%以上,且超过部颁预防性试验规程规 定时; 5.10.1.2 绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低 30%以上,35kV 及以上的电抗器在 10~30℃的温度范围内吸收比低于 1.3 和极化指数低于 1.5; 5.10.1.3 油中含有水分或油箱中及器身上出现明显受潮迹象时。 5.10.2 干燥的一般规定 5.10.2.1 干燥方法的选择:根据电抗器绝缘的受潮情况和现场条件,可采用热油循环、涡 流真空热油喷雾、零序、短路、热风等方法进行干燥并抽真空。 5.10.2.2 干燥中的温度控制:当利用油箱加热不带油干燥时,箱壁温度不宜超过 110℃, 箱底温度不宜超过 100℃,绕组温度不得超过 95℃;带油干燥时,上层油温不得超过 85℃; 热风干燥时,进风温度不得超过 100℃,进风口应设有空气过滤预热器,并注意防止火星进 入电抗器内。
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Q/CDT-LTHP 103 2012-2007 干燥过程中尚应注意加温均匀,升温速度以 10~15℃/h 为宜,防止产生局部过热,特 别是绕组部分,不应超过其绝缘等级的最高允许温度。 5.10.2.3 抽真空的要求:电抗器采用真空加热干燥时,应先进行预热,并根据制造厂规定 的真空值抽真空;按电抗器容量大小以 10~15℃/h 的速度升温到指定温度,再以 6.7kPa/h 的速度递减抽真空。 5.10.3 干燥过程中的检查与记录 干燥过程中应每 2h 检查与记录下列内容: 5.10.3.1 测量绕组的绝缘电阻; 5.10.3.2 测量绕组、铁芯和油箱等各部温度; 5.10.3.3 测量真空度; 5.10.3.4 定期排放凝结水,用量杯测量记录(1 次/4h); 5.10.3.5 定期进行热扩散,并记录通热风时间; 5.10.3.6 记录加温电源的电压与电流; 5.10.3.7 检查电源线路、加热器具、真空管路及其它设备的运行情况。 5.10.4 干燥终结的判断 5.10.4.1 在保持温度不变的条件下,绕组绝缘电阻:持续 12h 以上不变; 5.10.4.2 在上述时间内无凝结水析出。 达到上述条件即认为干燥终结。 干燥完成后, 电抗器即可以 10~15℃/h 的速度降温(真 空仍保持不变)。 此时应将预先准备好的合格电抗器油加温, 且与器身温度基本接近(油温可 略低,但温差不超过 5~10℃)时,在真空状态下将油注入油箱内,直至器身完全浸没于油 中为止,并继续抽真空 4h 以上。 5.10.5 进行电抗器干燥时,应事先做好防火等安全措施,并防止加热系统故障或线圈过热 烧损电抗器绕组。 6 电抗器检修后质量验收和试运行 6.1 质量验收 电抗器在检修后应及时清理现场,整理记录、资料、图纸、材料,提交竣工、验收报告, 并按照验收规定组织现场验收。 6.2 向验收部门和运行人员提交的资料 6.2.1 电抗器大修总结报告。 6.2.2 大修检查处理记录表。 6.3 附件检修工艺卡。 6.3.1 现场干潮、检修记录。 6.3.2 全部的试验报告。

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Q/CDT-LTHP 103 2012-2007 6.4 试运行 6.4.1 试运行前检查项目 a) 电抗器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺、不渗油,油漆完整; b) 接地可靠; c) 电抗器顶盖上无遗留杂物; d) 油枕、散热器等油系统上的阀门均在“开”的位置,油枕油位与当时的环境温度油 位线相符; e) 高压套管应密封良好,与外部的连接接触良好并涂有电力脂; f) 进行各升高座的放气,使其完全充满电抗器油,气体继电器内应无残余气体; g) 吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象,油封良好,能起到正常呼吸作用; h) 温度计指示正确,整定值符合要求温度计指示正确,整定值符合要求。

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Q/CDT-LTHP 103 2012-2007 附 录 A (资料性附录) 电抗器(变压器)常用油漆性能
漆 号 名 称 特 性 及 用 途 稀释剂

F35—1 F35—2 (1611、 202) C30—11 (1030、 1130、 1054) C31—1 (1231) 醇酸绝缘漆 醇酸绝缘烘漆 酚醛硅钢片漆 (快干漆)

用于硅钢片间绝缘。A 级,坚硬耐 500℃下短 时烘干。 F35—2(即 1611)在 120~130℃, 202 在 200~210℃烘干 松节油、200 号汽油

用于线圈浸渍。B 级,耐油性,耐电弧及绝缘 性能较好,在 115~125℃下烘干

甲苯、二甲苯标准粘度:涂
#

4 杯(25℃、30~60s)

用于零件的表面涂漆。耐压、耐水、耐油、 耐电弧性较好,在 105℃下烘 20h 用于金属,木材外表涂漆。机械强度,耐候 性较好,有光泽,耐水性差,可室温晾干, 若在 60~70℃下烘干,则可提高耐水性 用于已涂有色漆表面的罩光漆,光亮坚硬、

二甲苯 200 号汽油 X —6 醇酸稀释剂或二甲苯 标 准 粘 度 : 涂 4 杯 (60 ~ 90s) 丁醇与二甲苯混合剂标准 粘度:涂 4 杯(20~50s)
# #

C04—2

醇酸磁漆 (各色)

A01—2

氨基清漆

耐水、耐油、耐磨擦和附着力好,在 120℃下 烘 2h 用于金属表面涂底。附着力和防锈力好,与

C06—1

铁红醇酸底漆

硝基、醇酸等多种面漆结合较好,在室温下 干燥

二甲苯或甲苯 200 号汽油标 准粘度: 涂 4(杯(60~120s) 甲苯
#

H06—2 F98—1 (5121) (旧型 185)

铁红环氧底漆

内壁、夹件用,室温下晾干

酚醛烘干胶液或 酚醛树脂漆

用于绝缘纸板粘合。耐水、耐油、耐酸、绝 缘性及粘合性好,在 120~150℃下烘干

乙醇

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Q/CDT-LTHP 103 2012-2007 附 录 B (资料性附录) 中国 25 号油的标准 电抗器绝缘油应是以矿物油为基础的新油, 除抗氧化剂外不允许有任何添加剂。 绝缘油 的油质应符合中国的 25 号变压器油,绝缘油的试验按国家标准、行业标准进行。中国国家 标准油见下表
序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 凝点 闪点 酸值 腐蚀性硫 抗氧化安定性: 氧化后沉淀物 氧化后酸值 水溶性酸或碱 击穿电压 介质损耗因数(90℃时) 界面张力 ≤0.05% ≤0.2mgKOH/g 无 ≥35kV ≤0.005 ≥40mN/m 油的外观 密度(20℃时) 运动粘度 40℃时 -10℃时 ≤13mm /s ≤200mm /s ≤-25℃ ≥140℃ ≤0.03mgKOH/g 非腐蚀性
2 2





质 量 指 标 透明,无悬浮物和机械杂质 ≤895kg/m
3

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Q/CDT-LTHP 103 2012-2007 附 录 C (资料性附录) 并联电抗器油标准 并联电抗器在真空下注油后,从电抗器本体中抽取的油样,应达到下表的要求
序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 外观 水溶性酸(pH 值) 闪点 酸值 机械杂质 游离碳 水分 界面张力(25℃时) 介质损耗因数(90℃时) 击穿电压 油中含气量 体积电阻率 无 无 ≤10mg/L ≥35mN/m ≤0. 7% ≥60kV ≤1% ≥6×10 Ω ˙m
10





质 量 指 标 透明、无杂质或悬浮物 ≥5.4 ≥140℃ ≤0.03mgKOH/g

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Q/CDT-LTHP 103 2012-2007 附 录 D (资料性附录) 中性点电抗器油标准 并联电抗器、中性点电抗器,投运前从电抗器本体中抽取的油样,应达下表的要求
序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 12 外观 水溶性酸(pH 值) 闪点 酸值 机械杂质 游离碳 水分 界面张力(25℃时) 介质损耗因数(90℃时) 击穿电压 体积电阻率 项 目 质 量 指 标 透明、无杂质或悬浮物 ≥5.4 ≥140℃ ≤0.03mgKOH/g 无 无 ≤20mg/L ≥35mN/m ≤1% ≥40kV ≥6×10 Ω ˙m
10

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