大唐山西新能源有限公司
大唐天镇环翠山 光伏电站检修规程
2013年11月发布 2013年12月实施
大唐天镇环翠山30MWp光伏电站
前 言
为了规范大唐山西新能源有限公司天镇光伏电站升压站电气设备检修及维护操作,保证人身和设备的安全,制定本标准。 本标准由大唐山西新能源有限公司提出。
本标准修编单位:大唐山西新能源有限公司安全生产管理部 本标准由大唐山西新能源有限公司负责解释
本标准修编人： 赵 煜 张海林 张树宏 吴利婷 本标准主要审核人：苏 华
本标准主要审定人：孟秉贵 常晋红 苏 华 本标准批准人： 徐 良
本标准为初次发布,自本标准发布之日起执行.
适用范围及引用标准
1 适用范围
1。1本规程规定了大唐天镇光伏电站升压站电气设备维护检修须遵循的设备维护以及异常和事故处理的方法、基本原则。 1。2本规程适用于运行维护人员及生产管理人员。
2 引用标准
下列文件中的条款通过本标准的引用而构成本标准的条款.凡是注明日期的引用文件，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标准,凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准.
2。1 《国家电网公司电力安全工作规程（变电所和发电厂电气部分)》 2。2 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 2。3 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程 2.4 SD 230-1987 发电厂检修规程
2。5 DL/T 5137—2001_电测量及电能计量装置设计技术规程 2。6 DL/T 797—2001 风力发电场检修规程
2.7 国家电网公司《110（66）kV—500kV油浸式变压器（电抗器）管理规范》 2.8 国家电网公司《110(66）kV—500kV互感器管理规范》 2。9 国家电网公司《高压开关设备管理规范》 2。10 DL/T 573—1995 电力变压器检修导则 2。11 DL/T 574-1995 有载分接开关运行维修导则
2.12 GB／T8905-1996六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 2。13 DL/T 555―942.2 《气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则》 2。14 GB 1094.1-1996《电力变压器》 第1部分 总则 2。15 GB 1094。2—1996《电力变压器》 第2部分 温升
2。16 GB 1094。3-2003《电力变压器》 第3部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
2.17 GB 1094。5—2003《电力变压器》 第5部分 承受短路的能力 2.18 GB 2900。15—1982《电工术语》 变压器 互感器 调压器 电抗器 2。19 GB 2536—1990《变压器油》
2。20 GB 311.1—1997《高压输变电设备的绝缘配合》
2。21 GB/T 1094。4—2004《电力变压器》 第4部分 电力变压器和电抗器雷电冲击波和操作冲击波试验导则
2。22 GB/T 1094.10—2003《电力变压器》 第10部分 声级测定 2。23 GB/T 7354—2003《局部放电测量》
2.24 GB 11604-1989《高压电气设备无线电干扰测试方法》
2.25 GB/T 16434—1996《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》
2.26 GB/T 16927。1—1997《高压试验技术》 第一部分：一般试验要求 2.27 GB/T 16927.2—1997《高压试验技术》 第二部分：测量系统 2。28 GB 10230《有载分接开关》
2.29 GB/T 5582—1993《高压电力设备外绝缘污秽等级》
2。30 GB/T 6451—1999《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》 2.31 GB/T 13499《电力变压器应用导则》 2.32 GB/T 17468—1998《电力变压器选用导则》 2.33 GB/T 15164—1994《油浸式电力变压器负载导则》 2.34 GB/T 8287。1-1997《高压支柱瓷绝缘子 技术条件》 2。35 B/T 8287。2—1999《高压支柱瓷绝缘子 尺寸与特性》 2。36 GB/T 4109—1999《高压套管技术条件》
2.37 GB 5273—1985《变压器、高压电器和套管的接线端子》 2。38 GB 1208—1997《电流互感器》
2。39 GB 16847-1997《保护用电流互感器暂态特性技术要求》 2。40 GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析与判断导则》 2。41 GB/T 7595—2000《运行中变压器油质量标准》
2.42 GB/T 4585—2004《交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验》 2。43 GB 50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 2.44 JB/T 10088—2004《6kV~500kV级电力变压器声级》 2.45 JB/T 8637—1997《无励磁分接开关》
2.46 JB/T 3837—1996《变压器类产品型号编制方法》
2.47 DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》 2.48 DL/T 572—1995《电力变压器运行规程》
2。49 IEC 60296：2003《变压器与断路器用新绝缘油规范》 2。50 IEC 60815《污秽条件下绝缘子选用导则》
2。51 GB3906《3。6kV～40。5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》 2.52 GB3309《高压开关设备常温下的机械试验》 2。53 GB311。1《高压输变电设备的绝缘配合》 2.54 GB4208《外壳防护等级(IP代码)》 2。55 GB1984《交流高压断路器》 2。56GB1985
《高压交流隔离开关和接地开关》
2。57GB11022《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》 2.58 DL/T404《户内交流高压开关柜订货技术条件》 2。59 GB/T16927。1.2 《高压试验技术》 2.60 GB311。1《高压输变电设备的绝缘配合》
2.61 GB10237 《绝缘水平和绝缘试验、外绝缘空气间隙》 2。62 GB50150 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 2。63 IEC60076-9 《端子和分接标志》
目 录
第一章 变压器检修规程 ......................................... - 0 - 1.1 适用范围 ................................................. - 0 - 1.2 设备参数 ................................................. - 0 - 1.3 变压器正常检查项目 ........................................... 8 1。4 变压器大小修项目及周期 ...................................... 8 1。5 变压器检修工艺及质量要求 ................................... 10 1。6 分接开关和引线的检修及质量标准 ......................... - 14 - 1.7 变压器器身的检查 ........................................ - 15 - 1.8 变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准 .................... - 16 - 1.9 变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施 .................... - 17 - 1.10 变压器现场小修 ............................................. 20 1.11 变压器附件的检修 ....................................... - 23 - 1。12 冷却装置的检修 ........................................ - 24 - 第二章 隔离开关检修规程 .......................................... 27 2。1 适用范围 ................................................... 27 2.2 定义 ........................................................ 27 2。3 设备参数 ................................................... 27 2.4 正常检查项目 ................................................ 32 2.5 检修周期和项目 .............................................. 32 2。6 检修质量标准 ............................................... 33 第三章 避雷器检修规程 ............................................ 35 3.1 适用范围 .................................................... 35 3.2 定义 ........................................................ 35 3。3 设备参数 ................................................... 35 3.4 检修周期 .................................................... 35 3.5 检修项目及质量标准 .......................................... 35 3.6 试验项目、周期和要求 ........................................ 36 第四章 35KV/10KV配电装置检修规程 ................................. 37 4。1 适用范围 ................................................... 37 4。2 概述 ....................................................... 37 4.3 检修周期及检修项目 .......................................... 37 4。4 开关柜、母线的检修 ......................................... 38 4.5 地刀及接地装置的检修 ........................................ 39 4.6 一次触头的检修 .............................................. 39 4.7 挡板机构及闭锁装置的检修 .................................... 40 4.8 互感器、过电压保护器的检修 .................................. 40 4。9 35KV开关的检修 ............................................. 41 第五章 380V站用配电装置检修规程 .................................. 42
5.1 适用范围 .................................................... 42 5.2 概述 ........................................................ 42 5。3 站用变压器的检修 ........................................... 42 5。4 低压开关柜的检修 ........................................... 45 5.5 母线的检修 .................................................. 46 5.6 低压断路器的检修 ............................................ 48 第六章 高压架空线路检修规程 ...................................... 51 6。1 总则 ....................................................... 51 6。2 运行管理范围及组织机构 ..................................... 51 6.3 线路巡视 .................................................... 51 6.4 线路的检测 .................................................. 53 6。5 线路设备的缺陷管理 ......................................... 54 第七章 电缆检修规程 .............................................. 55 7。1 主要内容与适用范围 ......................................... 55 7.2 电缆检修工艺 ................................................ 55 7.3 终端头和接头盒制作 .......................................... 57 7.4 电缆检修的质量标准 .......................................... 70
第一章 变压器检修规程
1.1 适用范围
1。1。1 规程规定了变压器检修内容和项目、技术参数、工艺标准。 1。1.2 本规程适用于主变压器的检修维护工作，光伏电场升压变压器可参照执行。 1.2 设备参数
本表中所列数据（如绝缘水平、爬电距离等）均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度1500m,根据国标要求对外绝缘进行修正。 序号及名称 项 目 变压器型式或型号 a。 额定电压（kV） 高压绕组 低压绕组 稳定绕组 b。 额定频率（Hz） c. 额定容量（MVA） 高压绕组 低压绕组 稳定绕组 d. 相数 1。 ＊额定值 e。 调压方式 f。 调压位置 g。 调压范围 h。 中性点接地方式 35 kV 10kV i. 主分接的短路阻抗和允许偏差 （全容量下） 高压—低压 j. 冷却方式 k。 联结组标号 短路阻抗 (％） 6。5 ONAN Y,d11 甲方要求值 SZ11-31500/38.5 — 38。5 10 ——- 50 31.5 31。5 31。5 --—— 3 有载 高压侧中性点 ±3×2.5% 不接地 不接地 短路阻抗 （％) 6。5 乙方保证值 SZ11—31500/38。5 — 38。5 10 / 50 31.5 31。5 31.5 - 3 有载 高压侧中性点 ±3×2。5％ — 不接地 不接地 短路阻抗 (％） 6.5 ONAN Y,d11 短路阻抗 （%） 6.5 - 0 -
本表中所列数据（如绝缘水平、爬电距离等）均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度1500m,根据国标要求对外绝缘进行修正。 序号及名称 项 目 a. 雷电全波冲击电压（kV，峰值） 高压线端 低压线端 稳定绕组线端 高压中性点端子 低压中性点端子 b. 雷电截波冲击电压(kV，峰值） 高压线端 2. ＊绝缘水平 稳定绕组线端 c。 操作冲击电压（kV,峰值） 高压线端(对地） d. 短时工频耐受电压(kV，方均根值） 高压线端 低压线端 稳定绕组线端 高压中性点端子 低压中性点端子 ＊顶层油 3。 温升限值（K） ＊绕组（平均） 油箱、铁心及金属结构件表面 绕组热点 —-- - — - 85 35 -—— — - 55 65 75 78 — - — — 85 35 — — — 54 64 74 77 低压线端 甲方要求值 乙方保证值 — 200 75 —-- — - — 225 85 — 200 75 — — — — 225 85 4。 极限分接下短路阻抗和允许偏差（全容量下) a. 最大分接 短路阻抗 （％） 短路阻抗 （%） 短路阻抗 （%） 短路阻抗 （％） 高压—低压 乙方 提供 短路阻抗 （%） 6.8 短路阻抗 （％） 6。8 短路阻抗 (％) 6。8 短路阻抗 （%） b. 最小分接 - 1 -
本表中所列数据（如绝缘水平、爬电距离等）均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度1500m,根据国标要求对外绝缘进行修正。 序号及名称 项 目 乙方 提供 — ——- -—- -—— --— -—— ——- --— 甲方要求值 乙方保证值 高压—低压 a. 高压绕组 5。 绕组电阻(Ω，75℃） 主分接 最大分接 最小分接 b。 低压绕组 6. 电流密26。2 6。2 - 6.2 0。10307 0.1108 0.09534 0。01533 2。76 2。83 / a. 高压绕组 b。 低压绕组 c. 调压绕组 度（A/mm） 7. 匝间工作场强 (kV/mm） —-- 1.87 铁心柱磁通密度（额定电压、8. 铁心额定频率时)(T） 参数 硅钢片比损耗（W/kg） 硅钢片计算总质量（t） 额定频率额定电压时空载损9。 空载耗 损耗（kW) 额定频率1。1倍额定电压时空载损耗 10. 空a. 100%额定电压时 载电流（％) b。 110％额定电压时 —-- ——- —-—- ＜124 1。74 1.072 16 22 —-- --- ——— 26 0.4 0。68 主分接 11。 负载损耗(额定容量、75℃、不含辅机损耗）（kW） 其中杂散损耗 最大分接 其中杂散损耗 最小分接 其中杂散损耗 12。 噪空载状态下（离设备0.3米) ＜450 -—- ——— —-— --- -—- 居民区≤58，其它≤65 125 10 120 10 134 10 居民区≤58，其它≤65 - 2 -
本表中所列数据（如绝缘水平、爬电距离等）均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度1500m,根据国标要求对外绝缘进行修正。 序号及名称 声水平dB（A) 13。 可承受的2s对称短路电流（kA)（忽略系统阻抗） a。 采用ONAN冷却的变压器 b. 采用ONAN持续运行能力（ ％额定容量) 14. 变c. 列出不同冷却器组数运行本工程无 — — 100％ — 100% 短路2秒后绕组平均温度计算值(℃） ＜250 240 项 目 100%负载状态下（离设备0。3米） 高压绕组 低压绕组 甲方要求值 乙方保证值 居民区≤58，其它≤65 7。27 26。64 居民区≤58，其它≤65 7.27 26.64 变压器允许长期运行的负载压器负载时，( ％额定容量） 能力 一组退出运行 二组退出运行 三组退出运行 15。 在1.5× 高压绕组 - — - ＜100 — — - 100 Um/3kV低压绕组（10kV) ——- 100 下局部放电水平（pC） 16. 绕组连同套管的高压绕组 ＜0.5 ＜0。5 低压绕组 ＜0.5 ＜0。5 tanδ（%） a. 安装尺寸（m×m×m）（长×宽×高） 17. 质（如有限值甲方需填写) c. 安装质量（t) 器身质量（t） 上节油箱质量（t) -—— -—- ——- --— 约24 约2 b. 运输尺寸（m×m×m）(长5。2×4.7×4。5 5。2×4.7×4.5 量和尺寸×宽×高） 重心高度（m） 4。7×2×3.4 1.2 4.7×2×3。4 1。2 - 3 -
本表中所列数据（如绝缘水平、爬电距离等）均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度1500m,根据国标要求对外绝缘进行修正。 序号及名称 项 目 油质量（t）(含备用） 总质量（t) d。 运输质量（t) e。 变压器运输时允许的最大倾斜度 每组冷却容量(kW） 型式 18. 散热器或冷却器（本工程无) 数量 每组重量(t） 风扇数量 总的风扇功率（kW） 潜油泵数量 总的油泵功率（kW） 型号规格 a。 高压套管 b. 低压套管 c.稳定绕组套管 d. 高压中性点套管 e.低压中性点套管 额定电流(A） a. 高压套管 19.套管 甲方要求值 -—- ——- --— 15° ——— --— ——- ——- -—— —-- - — — -—— --- --- ——— --- - (应大于1.3倍相应绕组线端额定电流) (应大于1。3倍相应绕组线端额定电流） （应大于1。3倍相应绕组线端额定电流) （应大于1.3倍相应绕组线端额定电流） 1500A(运行时间不小于60ms） - (200/95） (200/95） 乙方填写 乙方保证值 约12 约50.5 40 15° 13 JPC 12 0。6 — - - — — BW—40。5/1000 BQ-20/4000 — — - — 1000 b。 低压套管 4000 c。稳定绕组套管 — d. 高压中性点套管 e. 低压中性点套管 *绝缘水平(LI/AC）（kV) ＊a。 高压套管 b. 低压套管 c.稳定绕组套管 — - — 200/95 125/58 — - 4 -
本表中所列数据（如绝缘水平、爬电距离等）均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度1500m,根据国标要求对外绝缘进行修正。 序号及名称 项 目 d。 高压中性点套管 e。低压中性点套管 66kV（pC) a。 高压套管 b. 高压中性点套管 电容式套管tanδ(%)及电容量（pF） a。 高压套管 b。 高压中性点套管 套管的弯曲耐受负荷（kN） a。 高压套管 b。 低压套管 c. 高压中性点套管 c。 低压中性点套管 套管的爬距（等于有效爬距乘以直径系数Kd）（mm) ＊a. 高压套管 b。 低压套管 c。稳定型绕组 d. 高压中性点套管 e。低压中性点套管 套管的干弧距离（mm） a. 高压套管 b. 低压套管 c.稳定绕组套管 d。 高压中性点套管 e．低压中性点套管 套管的爬距/套管的干弧距离 20.套管式电流互感器 装设在高压侧 绕组数 准确级 —- ≤10 ≤10 tanδ ≤0.4 ≤0.4 水平 纵向 2。5 2.5 2。0 2.0 水平 纵向 2。5 2.5 - — — ≥1256 ≥372 爬距31(取系统最高电压) —- —— — ——- -—— —-— -—- ——- 〈4 — 2 — - tanδ — — 水平 纵向 2.5 2。5 — — 水平 纵向 2.5 2.5 - — tanδ — — 水平 横向 -—— ——- —-— ——- — 1300 480 — — — — 485 195 — — - 〈4 — 2 10P30 0。2 — — tanδ — — 垂直 ——- --- --— -—— 及以上套管在— — 甲方要求值 - - 乙方保证值 — — 1.5×Um/3kV下局部放电水平 - 5 -
本表中所列数据（如绝缘水平、爬电距离等）均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度1500m,根据国标要求对外绝缘进行修正。 序号及名称 项 目 电流比 二次容量（VA） 甲方要求值 —— —— —— — 2 — - - - - 2 —— -— —— 10 —-- （应大于1。2倍相应绕组线端额定电流) ——- ≥20万 ≥80万 ——- — --— --- —-- --- 2 0。055 空载持续 时间 空载持续 时间 — 10 - — - — — — — 乙方保证值 800/1 30VA — — - — — — — — — - — — 10 CMⅢ-600A 600 0。8 ≥20万 ≥80万 325/140 — 0。75 3相 380 YSF8-130 1 0.055 空载持续 时间 空载持续 时间 - 10 — — — — 600-800/1 30VA — Fs或ALF 装设在低压侧中性点 绕组数 准确级 电流比 二次容量(VA） Fs或ALF 装设在高压中性点侧 绕组数 准确级 电流比 二次容量（VA) Fs或ALF 型号 额定电流（A） 级电压（kV） 有载分接开关电气寿命（次） 21。 分接开关 绝缘水平(LI/AC）（kV） 有载分接开关的驱动电机 功率（kW） 相数 电压（V） 22. 压力释放装置 23. 工频过电压型号 台数 释放压力(MPa) 相—地 机械寿命（次) - 6 -
本表中所列数据（如绝缘水平、爬电距离等）均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度1500m,根据国标要求对外绝缘进行修正。 序号及名称 倍数 1.05 1.1 1.25 1。9 2。0 相—相 1.05 1.1 1。25 1.5 1。58 项 目 连续 连续 20s 空载持续 时间 连续 连续 20s 甲方要求值 连续 连续 20s 空载持续 时间 连续 连续 20s 乙方保证值 连续 连续 20s 空载持续 时间 连续 连续 20s 连续 连续 20s 空载持续 时间 连续 连续 20s 1s 0。1s
1.3 变压器正常检查项目
1。3。1 声音正常;
1.3。2 变压器的油温和温度计应正常，油枕的油位应与温度相对应，油色透明,本体及附件无渗漏油现象；
1。3。3 套管油位正常，套管外部无破裂、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；
1。3。4 引线接头紧固、无松动，电缆和母线无过热现象； 1。3。5 压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损； 1。3。6 瓦斯继电器内应充满油; 1.3.7 呼吸器畅通，硅胶应干燥； 1.3.8 冷却系统运行正常；
1.3。9 变压器的电源控制箱门及照明应完好，无漏水,温度正常. 1.4 变压器大小修项目及周期
检修周期一般分为大修，小修，中修,检修周期分别为：
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大修：10年一次。新变压器投运5年左右应进行一次大修. 小修:1年一次。
中修：根据运行和试验情况。必要时可放油进入油箱内检查和处理缺陷。新变压器投运1年左右应进行一次中修。
1。4。1 主变压器检查的目的是提高设备的健康水平或使结构更合理完善，确保设备的安全运行。变压器检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定: 1.4。1.1电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目； 1.4.1。2 结构特点和制造情况;
1。4。1。3 运行中存在的缺陷及其严重程度； 1.4.1.4 负载状况和绝缘老化情况；
1。4。1。5 历次电气试验和绝缘油分析结果； 1。4。1.6 与变压器有关的故障和事故情况； 1。4。1。7 变压器的重要性. 1。4。2 小修周期与项目 1。4。2.1 一般每年1次 1.4.2.2 附属装置的检修周期:
1。4。2。2。1 保护装置和测温装置的校验,应根据有关规程进行； 1。4.2。2。2 变压器风扇的解体检修，1—2年进行一次；
1.4.2。2.3 净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换;
1。4。2。2.4 自动装置及控制回路的检验,一般每年进行一次; 1。4。2.2.5 套管的检修随本体进行,套管的更换应根据试验结果确定。 1。4。2.3 小修项目
1.4.2.3。1处理已发现的缺陷； 1.4。2.3.2 检修油位计、调整油位； 1.4.2.3.3 检修冷却装置; 1。4.2.3。4 检修安全保护装置； 1.4。2。3。5 检修测温装置; 1。4。2.3.6 检查接地系统;
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1.4。2。3.7 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油； 1。4。2。3.8 清扫油箱和附件，必要时进行补漆；
1。4。2。3.9 清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）； 1.4.2。3.10 按有关规程规定进行测量和试验。 1.4.3 大修周期与项目 1.4.3。1 周期
1.4.3。1.1 一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次； 1。4.3。1.2在运行时主变压器如出口短路后，经综合论断分析，可考虑提前大修；
1.4.3.1.3 运行中的变压器，当发现异常状态或经试验判明有内部故障时，应提前大修；运行正常的变压器经综合论断分析良好，经运行主任批准，可适当延长大修周期. 1.4。3。2 大修项目
1。4。3。2.1 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修； 1。4.3。2。2 绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修; 1.4。3。2.3 铁芯、铁芯紧固件、压钉及接地片的检修； 1。4。3.2。4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等； 1.4。3.2.5 冷却器、风扇及管道等附属设备的检修； 1。4.3.2。6 安全保护装置的检修； 1。4。3.2.7 测温装置的校验;
1.4。3.2.8 全部密封胶垫的更换和组件试漏； 1。4。3。2。9 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 1。4.3.2。10 变压器油的处理或换油; 1。4.3。2。11 清扫油箱并进行喷涂油漆； 1.4.3.2。12 大修的试验和试运行. 1.5 变压器检修工艺及质量要求 1。5。1检修前的准备工作
1。5.1.1检修任务的下达及接受均以检修任务书为准，检修人员接到任务书后,根据提出的缺陷和要求决定检修项目和检修方法；
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1.5.1。2在进行检修前首先准备运输起重拆装工具、滤油设备等,并准备各种记录表格和纸张.
1.5。1.3检修前的试验。检修前应进行预检，初步确定变压器缺陷: 1。5.1.3.1 绝缘油检查是否有臭味并作油简化、耐压等试验； 1.5。1。3。2 摇测绝缘电阻及吸收比;
1。5.1.3.3 测量直流电阻，将结果记入检修任务书内； 1。5.1。4 变压器器身检修前的作业项目:
1。5。1.4。1 清理现场，拆除妨碍施工的母线及某些架构,装设安全围栏,备齐消防及防雨防风砂器材,装设检修电源及照明设施; 1。5.1。4.2工具器材运输及安装；
1.5.1.4。3 检修前测一次直流电阻、介质损耗值、绝缘电阻及作油样试验; 1。5。1.4.4 排油:必要时滤油或准备好合格油；
1.5.1。4.5 拆除保护测量、信号等二次回路的连线和接地线； 1.5.1。4.6 拆除及检修清扫冷却装置,如风扇电机等；
1.5。1.4.7拆除及检修吸湿器、净油器、继电器、温度计、蝶阀等，并对继电器进行试验；
1。5.1。4.8 拆除及检修套管、分接开关操作机构，并对套管进行试验； 1.5.1.4.9 确认器身检修的条件具备时,即可拆除油箱的螺栓，检查并证实油箱与器身完全脱离后方可吊出器身,进行器身检修;
1。5.1.4.10 如果上述各项中所列某些变压器组件必须进行较长时间的检修时，应在器身检修前的若干天事先拆下检修，如果已确定器身需要干燥时，则可推迟在器身干燥的同时进行。 1。5.2 待修变压器的外部检查
1。5。2。1 检查套管是否有破裂情况，套管引线螺丝是否完好； 1.5。2.2 检查油位计是否标示清楚,是否堵塞、损坏情况； 1.5。2.3 检查呼吸器是否堵塞,防潮剂是否饱和；
1。5.2.4 检查变压器盖子、油枕、法兰、吊环、油箱焊缝等处是否渗漏油及有无进水痕迹。如渗漏油部位不明显，应将外壳油污初步清抹，涂白灰作油压试验，检查漏油部位；
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1。5。2.5 检查各阀门、防爆管、继电器、散热器等是否完好。 1.5.3 变压器的拆卸和吊芯工作及质量标准：
1。5。3。1 变压器拆卸前应将油从放油阀放出一部分,以免吊芯时溢出变压器油。在放油的同时，要注意油标、油枕与油箱是否畅通;
1.5.3。2 起吊工作应平吊、平起，注意观察吊芯螺杆紧固情况,在芯子吊出油面以后，要停留10-15min，使芯子上的油淋入油箱，然后放置油盘中； 1。5.3。3吊芯中要避免碰坏各个部件和绕组.吊出芯子应对绕组、铁芯、分接开关、引线及各个零件螺丝进行详细检查。
1.5。3。3.1 套管拆卸：在拆卸变压器套管时，不应有碰破及碰裂情况，应从斜的方向吊出,不可使之受任何机械应力。 1。5.3。3.2拆卸上盖吊出铁芯
a、应在干燥天气进行； b、不应使铁芯绕组受潮；
c、在湿度不超过85％的空气中吊芯时间不应超过16h，在阴天、雨天不进行吊芯检查。
1。5.3.3.3拆卸矽钢片
a、矽钢片不断裂； b、不能擦破绝缘漆。
1。5。3。3。4 拆卸绕组的绝缘部件：
a、不应使其绝缘有破裂情况;
b、各部件应放在固定的地方,以防止意外的破裂损坏； c、拆卸绝缘零件时工具要仔细检查，应保证牢靠。 1。5。3.3。5吊绕组:在拆绕组时,不允许碰伤任何绝缘部件。 1。5.4 油箱的检查及质量标准。
1。5。4.1油箱或箱盖的焊缝处若有漏油时,应进行处理补焊。在补焊时应根据具体情况,将套管拆下,以免损坏。
1.5。4.2 箱盖不平用螺丝纠正达不到目的时，可以把器身拆下来，去掉上面的全部零件，放在平板上压平。
1。5。4。3 用抹布擦洗箱和盖，除去油泥和油污并清理箱底。注意清抹应用白
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布，不可使用棉纱和易脱毛的刷子。外部漏油过脏时，可放入碱池中浸泡、刷洗,清水冲净后及时喷刷防锈油漆。
1.5。4.4 采用耐油胶条密封时，要用斜口对接，坡口长度应小于胶条直径的5倍,压缩率为30%。
1.5.4。5 变压器的油箱、上盖、油枕、安全气道、散热器等更换或重新制作时，内部均应涂清漆。
1。5。4。6 更换箱盖时,吊环应焊在外箱体上并不得在箱盖上穿孔焊装。旧盖上的吊环、吊杆在检修时均应焊死，以免渗油。 1。5。4。7 变压器的油箱、油枕和顶盖质量标准: 1。5.4。7。1 油箱、油枕和顶盖不得有油泥和脏物；
1。5.4.7。2 油枕与油箱连通管应畅通并高出油枕底部30mm； 1.5.4.7.3 不应有砂眼、裂缝和焊口不良等缺陷,应保证不渗油、渗水。 1。5.4。7.4 外部喷漆不得有疙瘩、眼泪等现象，应平、光、匀； 1.5。4.7。5 外壳接地螺丝完整、牢固；
1.5.4.7.6 油枕旁有集污管或放污螺丝，应装在油枕最底部，应装防潮呼吸装置; 1.5。4.7.7 顶盖边沿不得有弯曲、不平情况； 1.5.4.7。8 密封应选用合格的耐油胶垫和胶绳； 1。5。4.7。9 吊环、吊耳等零件必须齐全； 1。5.4.7。10 油箱的渗漏油试验。 1.5。5 套管的检修及质量标准
1.5.5.1 导电杆上部的压帽焊接不良时,应将套管拆下，将螺杆抽出套管,用铜焊接。套管固定密封，应采用质量合格的耐油胶垫.
1.5。5.2 胶合法兰或套管上发现有裂纹,以及渗漏油时，应用大小合适的钎子剔除胶合剂，套管和法兰一定要擦净再进行胶合。
1。5。5。3 套管内的引线有拆断和穿心螺杆烧坏或滑牙时,应进行更换，材料采用黄铜棒制作。
1。5。5.4 上套管时，整个螺丝的松紧要一致，对正上扣使用的扳手要适当，用力适宜，防止紧坏套管。 1。5.5.5 套管的质量标准：
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1.5.5.5.1套管内部应干净,无油泥脏物,应光滑清洁；
1.5.5.5。2 套管与法兰盘处密封严密,无渗油、漏油及套管歪曲等情况; 1.5.5。5。3浇灌物如变质，应彻底除掉重新更换； 1。5。5。5。4 套管不应有裂纹及破坏现象；
1。5.5。5。5 套管的封口垫的大小，要与套管外围直径相同； 1。5.5。5。6 套管丝杆要在套管中心轴线上，不准歪曲拆断。 1。5。5.6 套管检修工艺及质量标准
1。5。5。6.1 本体油连通的附加绝缘套管工艺及质量标准
1。5。5.6。2 瓷套有无损坏，瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损；套管解体时应依次对角松动法兰螺栓，防止松动法兰时受力不均损坏套管. 1.5。5。6.3 拆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，防止瓷套碎裂。
1。5.5.6。4 拆电杆和法兰螺栓前，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，螺栓和垫圈的数量要补齐,不可丢失。
1。5.5.6。5 擦除绝缘筒（包括带覆盖层的导电杆）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）。
1。5。5。6.6 瓷套内部应用白布擦试；在瓷套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆，瓷套内部清洁，无油垢，半导体漆喷涂均匀。
1。5.5。6.7 新胶垫位置要放正，胶垫压缩均匀，密封良好；
1.5.5.6。8 套管垂直放置于套管架上，组装时与拆卸顺序相反,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。
1。5。6 充油套管检修工艺及质量标准 1。5。6.1 更换套管油 1.5。6.1.1 放出套管中的油；
1。5.6。1.2 用热油（60-70℃）循环冲洗三次，将残油及其它杂质冲出； 1。5.6。1。3 注入合格的变压器油,油的质量应符合GB的规定。 1.5。6.2 套管解体:
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1。5.6。2.1 放出内部的油；
1.5.6。2。2 拆卸上部接线端子，妥善保管,防止丢失；
1。5。6.2。3拆卸油位计上部压盖螺栓,取下油位计，拆卸时防止玻璃油位计破裂；
1。5.6.2.4拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套，注意不要碰坏瓷套；
1.5.6。2。5 取出内部绝缘筒，垂直放置，不得压坏或变形；
1.5.6。2.6 拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电杆和下瓷套，防止导电杆在分解时晃动,损坏瓷套。 1.5.6。3 检修与清扫：
1.5.6。3。1 所有卸下的零部件应妥善保管,组装前应擦拭干净，防止受潮; 1。5。6.3。2 绝缘筒应擦拭干净,如绝缘不良，可在70-80℃的温度下干燥24—48h；
1.5.6.3.3 检查瓷套内外表面并清扫干净，检查铁瓷结合处水泥填料有无脱落； 1.5。6.3.4 为防止油劣化,在玻璃油位计外表涂刷银粉，涂刷均匀,并沿纵向留一条30mm宽的的透明带，以监视油位；
1。5。6。3。5 更换各部法兰胶垫,胶垫压缩均匀，各部密封良好。 1。5。6。4 套管组装：
1.5.6.4.1 组装与解体顺序相反；
1.5。6。4。2组装后注入合格的变压器油；
1。5.6.4。3 进行绝缘试验，按电力设备预防性试验标准进行。 1。6 分接开关和引线的检修及质量标准
1。6。1分接开关向外渗油，若是由于盘根引起，可将破损或腐蚀的衬垫更换新品，若是转动处向外漏油，可根据情况进行处理，渗油可用特型的耐油胶圈或石棉绳涂黄油用螺丝帽压紧,漏油间隙大时，可更换新品。
1.6。2 分接开关绝缘部分受潮后，必须取下进行烘干。在取出开关时可将盘根固定螺丝筒进行处理，在取出分接开关时，必须在引线的接线轴上加装编号并记好方向，防止组装时造成错误。
1。6.3 固定触点的绝缘圆盘，必要时应进行试验，两触点或触点对地之间的交
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流耐压值应符合标准，若绝缘表面及芯内有击穿和烧破的地方必须全部更换新品。
1.6.4 消除分接开关上的脏物和油泥，用抹布揩拭干净。开关触点不光滑及烧焦时，用细砂布磨光。活动接触的压紧弹簧失效时,可以调整或更换。若触点有严重烧伤和接触不良时，应更换新的.
1.6。5 高低压引线有断裂和烧熔时，应检查是否因相间或线对地距离不够所引起,根据情况加强绝缘和调整引线。对于已断和烧熔的引线,应将断处的绝缘去掉，用砂布磨光后焊接新的引线。
1.6.6 引线应用经过处理干燥过的木夹夹牢，并排列整齐，木夹件上各螺丝应上紧。
1。6。7 检查引线的固定螺丝和切换开关的固定部分，必须牢固，不能有松动现象。检查时应用适当的扳手。
1。6。8 在工作时所拆下的螺丝、零件必须统一放在木箱内,以免丢失。 1.6.9 变压器分接开关的质量标准：
1.6.9.1 切换器本身的螺丝应紧固，各部件应清洁干净。
1.6。9.2 短路触点（即动触点)端子板及切换器环等的接触面，应无焊接及熔化现象,弹力充足。
1。6.9。3 所有机械部分及轮销子和支持物等均应完好,无磨损及短少的现象。 1。6。9.4 动触点及固定触点均应清洁,接触良好,动触头的弹簧应完整无缺，位置正确,弹力充足。
1.6。9。5 转动轴应灵活，与上盖连接应严密，不得漏油. 1。6.9。6 接触器静触点间应绝缘良好，不应有烧坏及击穿现象。
1。6.9。7 用1000V摇表测得静触点间绝缘电阻:10kV:100MΩ以上;35kV：2000MΩ以上。
1。6。9.8 转动触点，使指示确实与要求一致，与指针位置相同，触点不超过预定的范围。
1。7 变压器器身的检查
1.7。1 用抹布清除铁芯和绕组上的油垢和油泥，并用清洁的油冲洗绕组内部两次，直到油垢和油泥完全清除为止.
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1.7。2 用摇表试验铁芯接地是否良好，若无接地片时,可增添一块接地铜片,且只允许有一点接地。
1.7。3 用摇表测量穿心螺丝的绝缘电阻，若绝缘电阻性能不好，必须重新更换穿心螺丝的绝缘物。更换时可将螺丝帽卸下，取出螺杆，重新用清洁纸、白布带、黄蜡绸带等包扎好,涂漆烘干后,再用夹铁夹紧.其绝缘电阻值最低不少于2MΩ。 1.7。4 检查器身上所有夹件的固定螺丝是否缺少,是否上紧，松动时，应选择适当的扳手将其上紧。缺少时必须配齐，并彻底对器身各个部分详细检查。 1。7.5 绕组两端的木垫和绝缘是否完全紧固，是否有移位变形及烧坏痕迹。不合格和不完整的必须更换补齐.对于不紧的部分，必须拧动夹紧螺丝上下螺帽进行压紧。
1.7。6 绕组的平尾垫和撑条，若有不正和脱落的地方，必须调整和装上.对于坏的必须更换、缺少的应加上新的，对未压紧的平尾垫可用扳手拧动夹紧螺丝的上下帽来完成.
1。7。7 检查绕组绝缘外部状态,如发现匝间、层间有烧坏和损伤时，应进行重绕工作，如发现有电动力的作用,绕组发生位移和变形时，应进行校正措施. 1。7。8 对于未曾损伤和烧坏的变压器，应根据绕组的颜色弹性，脆性和机械强度等劣化情况，评绝缘等级。
1。7.9 用摇表测高压对地，高压对低压，低压对地的绝缘电阻，如果不合格，应进行烘干。
1。8 变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准
1.8。1 变压器器身分解之前，应首先根据技术检查情况和绕组铁芯的外部情况来确定故障点,对于没有明显故障点的变压器,应作以下试验： 1。8。1.1 做匝间绝缘试验,判明匝间无短路现象; 1.8.1.2 做零至额定电压的空载试验,判断磁路有无毛病。
1.8。2 故障点查明后用加热的方法或用锯、手钳将相间引线焊的地点烧断或锯断或卡断并将其接线方法记录下来。 1.8。3 铁芯的分解应按下列步骤进行： 1。8.3.1 取出上轭铁的压紧螺丝；
1。8。3.2 用扳手松开轭铁的穿心螺丝或夹紧螺丝；
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1.8。3。3 轭铁的上部用漆涂上记号，以免在组装时错乱;
1.8。3.4 按次序一片一片的拆下轭铁的矽钢片，拆时应注意不能将矽钢片的漆层碰坏。将拆下的矽钢片按级排列整齐并用红漆写上字，各组分别绑扎，放在清洁干燥的地方。在工作时为避免将手划破，应戴上帆布手套。
1。8。3。5 分解器身时，所拆下附属零件如螺丝、螺栓应该放入木箱内，对于各夹件应集中存放,以免丢失。
1。8。3.6 检查矽钢片有无绝缘脱落，碾成粉末或多处断裂，绝缘炭化、变色，如有以上情况，应先用刀子将上面刮净，然后重新涂上矽钢片漆. 1.8.3.7 拆下的零件、铁芯和完好的绕组应用绝缘油加以清洗。 1.8.4 绕组的取出应按下列程序进行：
1。8。4.1 先将铁芯柱包扎好，取出油道条最后取出绕组.
1。8.4.2 两个人起绕组时应以均匀的速度起来，平放在指定的位置,在取绕组时,一定要注意不碰坏绕组.
1。8.5 在拆绕组时，一定要作如下记录： 1。8.5。1 绕组各相间的距离及遮板厚度;
1.8。5。2 绕组对上下轭铁的距离及所垫绝缘物及其厚度； 1.8.5。3 使用线号； 1。8.5.4 总匝数及抽头匝数；
1.8。5。5 层间绝缘及高低压之间绝缘； 1。8.5。6 油道位置及尺寸； 1。8.5。7 端绝缘尺寸;
1。8。5。8 绕组高度，内径及外径尺寸； 1。8.5.9 绕组绕向；
1。8。5.10非正式（规）厂制造的变压器，若发现铁芯质量不好，磁缝大、绕组绝缘老化，运行中过热应作空损试验,适当增加匝数，降低损耗或作降容处理。 1.9 变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施 1.9.1 技术措施
1.9.1.1 起吊用钢丝绳应无损伤断股、扭筋，质量良好。
1.9。1。2 试吊时将钟罩吊起约100mm时,停止10min，进行受力部件检查,然后
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放下，以便找正中心,然后方能缓慢起吊，并防止碰伤绕组或夹件。 1。9.2 绕组检查项目
1。9.2.1 检查绕组围屏是否清洁、受潮,有无树枝状放电，有无裂纹、臃肿及剥层现象，围屏不能拆开；
1。9。2。2 检查绕组上压环紧固情况,检查周围螺栓是否均匀压紧,并适当紧固。 1.9。3 铁芯部分检查
1。9.3。1 检查铁芯是否清洁，有无铁杂质,有无伤损现象,油道有无堵塞； 1.9.3.2 检查矽钢片的紧密程度,并用专用工具紧固各部螺丝;
1.9。3.3 测量穿芯螺栓的绝缘电阻,铁芯不应有形成闭合回路的两点或两个以上的接地点;
1.9。3。4 检查铁芯接地片有无烧伤断裂痕迹，连接是否可靠； 1.9。3.5 检查铁芯固定螺丝在运输中有无松动，并应紧固. 1。9.4 分接开关的检查
1。9。4。1 检查分接开关接触是否良好，弹力是否充足，接触位置是否正确，镀层是否完整,有无过热现象；
1.9。4。2 用0.05mm塞尺测试接触情况; 1。9.4。3 检查各部接线的焊接质量和绝缘情况；
1.9。4。4 检查绝缘板及木架有无变形，表面是否清洁,有无受潮现象； 1.9。4.5 检查接头是否牢固,测定接触电阻是否符合要求。
1.9.4。6 检查机械部分，操作手柄是否完整，有无变形，操作是否灵活，内部位置是否与手柄上位置一致。 1。9。4。7 吊芯试验项目
1.9。4.7.1 测量铁芯对地绝缘电阻（穿钉及铁轭绝缘)； 1。9。4。7.2 测量绕组的绝缘电阻；
1。9.4。7.3测量绕组各档的直流电阻（根据当天时间现场确定）。
1.9。4。8 全部器身检查情况应专人做好记录，并测量各部尺寸,作为资料保存起来。
1.9.4。9 吊罩检查结束，交验收组验收合格，用合格变压器油冲洗，将底部油箱清理干净,方可回装钟罩.
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1。9.5 安全措施
1。9。5。1 整个吊芯工作由专人统一指挥；
1。9。5。2 吊芯工作区周围设围栏,无关人员不得入内； 1。9。5.3 吊芯现场应清洁,并备用防雨设备； 1.9.5。4 吊芯应在无风晴朗天气进行；
1。9。5.5 现场严禁吸烟，并备有足够的防火器材； 1。9。5.6 芯子暴露在空气中的时间不应超过以下规定： 1.9。5.6。1空气相对湿度不超过65％时为16h; 1。9。5.6。2空气相对湿度不超过75％时为12h； 1。9。5.6。3时间计算以放油开始到开始加油为止.
1.9.5.7 参加检查芯子的人员应穿不带扣子衣服,不准携带硬钱币等杂物，防止落入变压器内；
1。9。5。8 检查芯子时，一定用木梯，不允许将梯子靠在绕组或引线上,更不允许踏在绕组或引线上；
1.9。5。9 起吊前，箱体四周应设专人监护，并在四周设拉绳防止钟罩在起吊过程中摆动；
1。9。5。10 起吊前，指挥人员应向吊车司机交底，并规定好联络指挥手势，全体工作人员听从一人指挥;
1。9.5.11 起吊时，吊绳要找好中心，防止钟罩偏斜，起吊高100mm时暂停起吊,检查吊绳是否吊偏，再放下找正中心后再次起吊，起吊要缓慢进行,防止碰伤绕组；
1.9。5。12 器身检查后，应用清洁变压器油冲洗,并检查器身上无遗留杂物； 1。9.5.13 工作中所有使用工具应有专人保管，并事先登记,工作结束后，工具保管人员应先清点工具无误后方可回装钟罩，防止工具遗留在变压器内部，工作中使用的工具应用带子系好，防止落入变压器绕组内部； 1。9.5。14 钟罩回装前，应经验收组验收同意后方可进行回装； 1.9.5.15 发现缺陷应立即报告工作负责人，不得私自处理； 1.9。5.16 起吊臂下严禁站人或通行；
1.9。5.17 钟罩回装后，周围螺丝应由专人均匀紧固,防止部分螺丝过紧。
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1。10 变压器现场小修
运行中的变压器，由于长时间运行，一方面受本身温度与油压的不断作用，同时受自然环境风吹、日晒、雨淋的影响,另一方面由于制造质量及检修质量的不良，运行中的变压器常出现如下故障：箱件冷却器等的渗漏油，油标、防爆筒玻璃的破裂；风扇故障停运等。变压器的此类小故障应引起重视，及时检修解决,对变压器外部的此类小故障，一般能在现场检修,故称为现场小修。 1.10.1 小修项目
1.10。1。1 漏油检修：变压器本体油箱渗漏油，各附件冷却器、储油柜、净油器、气体继电器等渗漏油；
1。10。1.2 变压器储油柜缺油进行补油;
1。10.1。3 附件损坏更换：风扇、温度计、套管等附件损坏；油标、防爆筒玻璃破裂等;
1.10。1。4 其它项目:更换胶囊、硅胶等。 1.10.2 小修常用机具
常用机具有油罐、滤油机、烘箱、电焊机，常用钳工工具及部分专用检修工具。
1。10。3 现场检修一般必须停电，但如变压器少量补油、散热器下部修漏等,在不危及人身和设备安全的前提下,也可考虑采用不停电方式即带电检修。 1.10.3.1 变压器现场渗漏的检修
现场运行的变压器会出现密封胶垫的渗漏,其次焊缝及铸件的砂眼、气孔的渗漏。对于不同的渗漏应采取不同的检修方法。 1。10。3.1。1密封胶垫渗漏
a、胶垫使用长久而老化，失去弹性；
b、胶垫质量不良,安装后出现开裂、脆化、变形; c、胶垫安装不符合工艺质量要求而造成渗漏.
对于a、b两种情况可根据具体情况采取必要的技术措施,重新夹紧密封胶垫.
修漏方法：对于油箱及高压套管的密封胶垫，如发现渗漏通常可适当拧紧拧紧螺母.如解决不了渗漏,则可能是胶垫开裂或是安装工艺问题,必须整体放油
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来检修，工作量较大。对于冷却器,当拧紧螺母也解决不了渗漏时,也必须放油后检修。
1.10.3.1.2 焊好渗漏部位的关键是找准变压器渗漏油准确位置，用清洗剂清理渗漏部位的油污、油泥，然后撒些白土.根据白土变色情况，找出确切渗漏点,根据渗漏点的所处部位，由具有丰富经验的焊漏焊工采用带油或不带油的方法进行补焊工作.
1。10。3.1。3 油箱渗漏检修：油箱钢板6-8cm，较厚，可带油补焊，渗漏点如在油箱下部，焊口较大,由于油压大不易焊时，可采用抽真空法，在油箱上部法兰孔接一胶管,用一台小型真空泵抽真空，油箱内形成低压真空。也可用一台滤油机，在关闭所有箱体阀门及进气口的情况下，抽取油箱内少量油，使油箱内低真空,这样可以比较容易地进行补焊工作。
1。10.3.1。4 冷却器渗漏：冷却器（散热器）管壁较薄，不易焊接。通常可采取关闭散热器上下阀门，拧开放油阀放油后进行补焊。如果遇到蝶阀不严,也可在放油过程中使散热器中产生微负压的情况下补焊。
1。10.3.1。5 附件渗漏检修：净油器、防爆筒、储油柜、连管等渗漏，通常都可以采取少量放油后补焊。
1。10。3。1。6附件渗漏检修: 附件渗漏检修包括35kV高压套管渗漏油,气体继电器、套管、电流互感器端子、蝶阀等渗漏的检修。
1.10。3.1.8 充油高压套管渗漏油:如套管连接法兰渗漏，必须更换新套管，更换下的套管回厂大修。某些高压套管油面下降，多数是套管尾部的法兰密封垫有问题，或是油堵胶圈损坏，如果渗漏油较慢,可采取及时补油来暂时解决。渗漏油严重者，套管油面下降明显，应尽早更换新的套管或在现场吊出套管检修。 1。10.3.1。9 气体继电器渗漏：主要是上盖密封胶垫或是出线端子和取气小球门渗漏。通常可关闭气体继电器两端蝶阀，取出芯子更换密封胶垫和更换小套管胶垫。球门不严渗漏可能是由于小钢球不合适或里面有异物造成球顶不严而渗漏。检修气体继电器必须停用直流电源,以防触电，也可防止气体继电器端子短接而误跳闸。
1.10。3.1。10 套管电流互感器小套管渗漏:主要是胶垫或是导电杆渗漏，必须停电放油检修。
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1。10.3.2 变压器现场补油及更换附件
1.10.3。2.1 现场补油：常为储油柜缺油，充油套管缺油的补油工作。
a、储油柜补油：储油柜缺油是由于本体或冷却器等渗漏油而造成储油柜油面过低或看不见油面，属于变压器本体缺油。通常要求变压器停电后打开储油柜注油孔，用滤油机补油到合适的油面为止。所用的油要求油号一样，电气性能及物理化学性能合格。补油最好不从变压器油箱下节门进油，因多数变压器箱底存有杂质和水，防止把它们搅起来，引起变压器绝缘水平降低.采用带电补油方法,必须有特殊的保护措施。
b、套管缺油:对35kV充油型套管，当油面低于油标底面时，在变压器停电情况下，用补油专用工具，以同油号的耐压高于40kV的合格油从套管注油孔补油。如果套管渗漏油严重，已无法判定套管油面下降情况,应考虑更换合格的新套管。
1.10。3.2。2更换硅胶：运行中的变压器,当油的酸价增大比较显著时，应考虑更换新硅胶,更换硅胶可以筛选6-8mm粒度的颗粒.对于安装在油箱上的净油器,首先是关闭净油器上下两端蝶阀，注意关闭蝶阀时要求有手感，确保蝶阀已经完全关闭.然后先打开下部放气阀，把油放尽,最后再打开净油器的下法兰放出旧硅胶，打开上法兰倒入新硅胶（不必装太满)，封上法兰（胶圈更换新的），经检查后可投入使用.当净油器上下蝶阀关闭不严时，不要强行更换硅胶，不然将要造成大量漏油。
1.10.3.2。3 检修吸湿器：当吸湿器中变色硅胶已由蓝色变红，应更换新硅胶。当发现吸湿玻璃筒破裂时应更换新吸湿器.检修吸湿器可以不停电，检修中主要注意连接管是否畅通。
1.10.3.2。4 更换温度表：旧温度表指示不正确时应更换新表（装前应校验合格），换表时应注意仪表导管不要有压扁和死弯,多余导管要盘成直径200mm圆圈固定在变压器油箱上,探头装入变压器油箱顶部上的表库中,在表库中应装少许变压器油，不然温度表指示将不正确。
1.10.3。2.5 更换防爆筒防爆玻璃：按防爆筒直径选取规定厚度的防爆筒要对称逐一拧紧螺母，均衡压紧，不然玻璃极易破碎。 1。10.4 变压器现场小修注意事项
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1。10。4。1 填写小修记录，包括站名、变压器编号、铭牌,小修项目，更换部件，检修日期、环境温度及气温等，并注明检修人员;
1.10。4.2 对检修后变压器上部各放气阀应充分放气，包括散热器或冷却器、套管、气体继电器等处.拧松放气阀放气，当冒出气泡后快速拧紧，放气完毕。 1.10.4.3 进入检修现场前，应检查变压器的所有蝶阀，蝶阀是否处在应处的位置。
1.10.4.4 变压器上部不应遗留工具等。 1.11 变压器附件的检修 1。11.1 可能产生的缺陷：
在变压器运行中,分接开关长期通过负载电流，由于长时间浸泡在高温的变压器油中,可能使触头上附着氧化膜及油污，出现触头弹簧压力降低等现象.运行中也会出现分接引线的接头与分接开关的柱头连接松动的现象. 1。11。2 检修步骤和要求
分接开关的检修在变压器身吊出或吊起钟罩式油箱后进行。首先将罩在分接开关上的绝缘筒向上移动,而露出分接开关的触头部分。检查触头部分是否有松动现象。如无缺陷可用浸有酒精的布擦洗触头各部位，以除掉氧化膜及油膜等。
检查动触头（环)和触柱的压力是否足够,并可用手指按压试之。各触头（环)的压力应基本均匀，如有压力过小的应更换弹簧。如分接引线的丝头松动，则应将其旋紧。
当分接开关有严重烧伤时，必须更换。
1。11。3 验收：为了检查分接开关的检修质量，首先进行外观检查。触头部分接触良好，无污物，转动灵活，紧固部件无松动现象，绝缘良好，绝缘距离符合要求，指示位置正确,最后必须测量绕组各分接位置的直流电阻,并与原始记录和标准比较合格。全部工作完毕后，将绝缘筒放下来。 1。11。4 有载分接开关
1。11。4。1 电抗式有载分接开关
1。11.4。1。1 可能出现的缺陷及原因。切换开关由于多次切、合负载电流造成触头烧伤，而使导电回路电阻增大.切换开关箱（又称闸箱）的绝缘油老化，使油耐压水平降低。
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1。11.4。1.2检修步骤及要求。切换开关通常装于变压器油箱外部的独立油箱内，其油与本体不相通,首先打开箱盖放出箱内的油，如切换开关的铜钨触头烧伤不严重，可用细砂布轻轻打磨烧伤的接触面，使其平整。如烧伤严重则应更换铜钨触头。检查软引线连接是否有松动现象，如有应紧固,然后用清洁合格的变压器油冲洗切换开关本体及油箱内的油泥等污物，待进行电气试验和验收后，注入合格的变压器油并盖好油箱上盖密封好.如变压器吊芯时，还应检查选择开关的触头接触是否良好，分接引线连接是否松动，安装紧固件是否有松动现象等，电抗器线圈绝缘是否良好，各部分紧固是否良好等.
1.11.4.1。3验收,外观检查,触头应接触良好，接触面应平整、清洁，紧固可靠，动作灵活，触头的接触压力为8—10kg，开关箱与变压器油箱间的密封良好。在上述检查后进行有载开关各分接线圈直流电阻测量,测量结果均应合格。检修工具和电气试验的铜线等不应遗忘在切换开关箱内。 1。11.5 套管检修
变压器低压侧瓷套管结构比较简单，通常的检修项目和步骤如下： 1。11。5。1 检查瓷套是否有裂纹和损伤，表面是否有放电痕迹。
1。11。5.2 对于导杆式套管，导电杆应无过热变红现象，套管顶部的密封胶垫损坏时应进行更换。
1.11。5。3 检查导电杆的绝缘纸管和固定导电杆的绝缘胶垫应完整无损。 1。11。5。4 检查浇注式套管的法兰浇注处是否有渗油现象，如有应重新浇注。 1。11.5。5 处理检查出来的缺陷后，清洗套管及各部件，并擦干净，然后进行组装.
1。11。5.6组装后的套管应进行油压试验，以检查其密封效果。 1.12 冷却装置的检修
变压器的冷却装置随变压器容量的大小而有很大差别，仅就冷却装置的主设备：散热器、风扇电机等说明其检修内容方法及要求。 1.12。1 散热器的检修
散热器是变压器发生渗漏的主要部件之一，因此散热器的检修以处理渗漏缺陷为主要内容。同时也要清洗散热器内部，防止散热器内部的杂质随油流进入变压器内部造成变压器内部故障。此外清洗散热器外部，以提高其散热效果。
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1.12.2 风扇电动机的检修
风扇电动机在运行中处在风吹、雨淋、日晒和灰尘条件下,因此出故障机会比较多，常见的故障有因防雨罩、引线端盖密封不良而进水，使绝缘水平降低，以致烧毁绕组；还有因保护不当而造成单相运行也会烧坏绕组；运行时间长，轴承内润滑油变质，使磨损严重，此外还有其它一些故障。
风扇电动机在检修时要进行解体大修。风扇电动机在从变压器上拆下之前,先拆掉电源线，再拆去扇叶，以防碰坏扇叶和使扇叶角度变化，然后拧下固定螺栓，拆下电动机解体步骤如下：
1.12。2。1 拆掉轴承端盖的螺丝及密封小盖、拆掉两个端盖与机座的固定螺丝，然后用锤轻轻打击两端盖,取下端盖。如轴承松动,可将轴承取下；解体后，如绕组有损坏，则应按一般电动机的检修步骤更换绕组，如轴承损坏应用新的轴承.然后用扁铲将机壳及两端盖的止扣处的漆膜及污物清理干净。用毛刷、汽油刷洗两端盖的轴承座及转子端的轴头.其它零件也要清洗干净，然后就可进行组装。组装后的风扇电动机用手旋转电动机轴应灵活无磨擦，将检修后的风扇电动机安装在原位置上。
1。12。2.2 检修后的风扇电动机要做电气试验，测量绕组绝缘电阻及电动机空载试验，合格后才能投入运行。 1.12.3 吸湿器的检修
1。12.3。1 将吸湿器从变压器连通管上拆卸下来,然后将底罩先旋下来，并放掉所盛的变压器油，旋下中间紧固螺杆上的螺母，将底座和玻璃管取下来，如硅胶已变为粉红色,说明已经失效,将硅胶倒掉。
1。12。3.2 检查上法兰与连接管是否通气，如不通气应进行处理，以保证气路畅通。否则吸湿器将不起呼吸的作用。解体后将各部件清理干净，更换各胶垫,然后回装,换上新的变色硅胶，紧固时不要用力过猛以防玻璃管被紧坏。 1.12.3。3 底罩内盛以适量的变压器油作为油封。
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第二章 隔离开关检修规程
2。1 适用范围
2.1.1 本规程适用于隔离开关的大、小修标准项目的检修和临时检修。 2。1.2 隔离开关的检修应贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修，修必修好,讲究实效。 2.2 定义
隔离开关在分位置时，触头间有符合规定要求的绝缘距离和明显的断开标志；在合位置时，能承载正常回路条件下的电流及在规定时间内异常条件（例如短路)下的电流的开关设备。主要由闸刀片、闸刀嘴、支持瓷瓶、金属底盘、接线端子、接地刀闸及其附件构成。 2。3 设备参数
2。3。1 35kV开关柜设备参数
名称 项目 参数 型号 系统额定电压 最高工作电压 设备额定电压 柜体电气参数 额定频率 工频试验电压 KYN61—40.5 35kV 40.5kV 40.5kV 50HZ 95kV/1min 雷电冲击耐受电压（全波） 185kV 额定电流 主母线电流 1250A 1250A - 26 -
额定短时耐受电流 额定峰值耐受电流 辅助电路额定电压 操动机构型式 外壳的防护等级 型号 31。5kA (有效值）/4sec 80kA DC220V 弹簧储能式操动机构 IP40 ZN85—40。5 额定电压 40。5kV 额定电流 1250A 真空断路器 额定开断电流 31。5kA 短路关合电流 热稳定电流 热稳定时间 动稳定电流 操作循环 固有分闸时间 固有合闸时间 额定短路电流开断次数 机械寿命 电寿命（开断额定电流) 80kA(峰值） 31.5kA 4S 80 kA 分－0.3S－合分－180S－合分 ≤40ms 30~60ms ≥20次 ≥10000次 ≥10000次 电寿命（开断额定短路电流) ≥20次 操作电源电压: 型号 额定电压 电流互感器 仪表保安系数 最小热稳定电流 动稳定电流 额定电流变比及精度 电压互感器 型号 额定电压比 直流220V LZZB9-35(大连北方互感器厂） 40。5kV fs≤5 31。5kA（1S) ≥80kA(峰值） 设计院施工图配置接线图 JDZX9-35（大连北方互感器厂） 35/√3/0.1/√3/0。1/√3 /0.1/3kV - 27 -
准确级及额定输出： 型号 熔断器 开断电流（有效值) 额定电流 型号 额定运行电压 避雷器 持续运行电压 额定放电电流(峰值) 操作波冲击残压(峰值) 0.2/0.5(3P)/3P 30/50/100 VA XRNP—40。5/2（西安西熔） 50kA 2A Y10W5—51/134 （安徽智凯) 51kV 40。8kV 5kA ≤134kV 雷电电流冲击残压（峰值） ≤111。5kV； 陡波冲击电流下的残压
2.3.2 10kV开关柜设备参数
名称 项目 参数 ≤150kV 型号 系统额定电压 最高工作电压 设备额定电压 额定频率 KYN28-12 10kV 12kV 12kV 50HZ 1min工频耐受电压(有效值)： ≥42kV(相对地） 柜体电气参数 雷电冲击耐受电压（全波) 额定电流 主母线电流 额定短时耐受电流 额定峰值耐受电流 辅助电路额定电压 操动机构型式 外壳的防护等级 型号 75kV 2500A（进线柜），630A（其他柜） 2500A 31。5kA （有效值）/4sec 80kA DC220V 弹簧储能式操动机构 IP40 VS1-12（常州森源） - 28 -
真空断路器 真空断路器 额定电压： 10kV 额定电流: 2500A，630A 额定开断电流： 31。5kA 短路关合电流： 热稳定电流： 热稳定时间: 动稳定电流： 操作循环： 固有分闸时间 固有合闸时间 额定短路电流开断次数 机械寿命 电寿命(开断额定电流) 80kA(峰值） 31。5kA 4S 80 kA 分－0。3S－合分－180S－合分 ≤40ms 30~60ms ≥20次 ≥10000次 ≥10000次 电寿命(开断额定短路电流） ≥20次 操作电源电压: 型号 额定电压 电流互感器 直流220V LZZBJ9—12（大连北方互感器厂） 10kV fs≤5 31.5kA（1S） ≥80kA(峰值) 设计院施工图配置接线图 LDZJ-10（大连北方互感器厂） 10/√3/0。1/√3/0.1/√3 /0.1/3kV 0。2/0。5（3P)/3P 50/100/100 VA XRNP—10 50kA 2A Y10W5—51/134 （安徽智凯) 51kV 仪表保安系数 最小热稳定电流 动稳定电流 额定电流变比及精度 电压互感器 型号 额定电压比 准确级及额定输出: 型号 熔断器 开断电流（有效值） 额定电流 避雷器 型号 额定运行电压 - 29 -
持续运行电压 额定放电电流(峰值） 操作波冲击残压（峰值) 雷电电流冲击残压（峰值) 陡波冲击电流下的残压 型号 零序互感器 额定电压 变比 型号: 过电压 保护装置 40。8kV 5kA ≤134kV ≤111。5kV； ≤150kV GY—LJK120（大连北方互感器厂） 10kV ZKL—GDP—B-10 （安徽智凯） 17kV 13。6kV 24kV 额定电压： 持续运行电压： 直流参考电压（1mA)： 标称放电电流残压（峰值）： 50kV 2ms方波电流耐受值（峰值）: 75A 型号 FP—12/630—31。5(阿海珐） 额定电压: 10kV 额定电流: 630A 额定开断电流： 31。5kA 短路关合电流: 80kA(峰值) 热稳定电流： 31.5kA 热稳定时间: SF6断路器 动稳定电流： 操作循环: 固有分闸时间 固有合闸时间 额定短路电流开断次数 机械寿命 电寿命（开断额定电流) 4S 80 kA 分－0。3S－合分－180S－合分 60ms 90ms ≥20次 ≥10000次 ≥10000次 电寿命(开断额定短路电流） ≥20次 - 30 -
操作电源电压: 直流220V 操作电压变动范围： 分励脱扣70~110%
2。4 正常检查项目
2。4。1检查刀闸有无过热、烧损现象； 2。4.2检查刀闸的引线接头有无过热现象；
3。4.3检查刀闸绝缘瓷瓶有无断裂、是否清洁,有无电晕放电现象. 2.5 检修周期和项目 2。5。1 检修周期
小修:1年两次，结合春秋检进行。
大修：5年一次，与相应的断路器大修周期同。 2.5.2 检修项目 2.5。2。1小修项目
2。5.2.1.1 固定及可动触头擦油泥除锈清扫. 2。5.2.1。2 引线接头检查有无过热现象。
2。5。2。1。3 各部螺丝紧固,重点是动触头螺丝紧固。 2。5。2。1。4 转动轴部注润滑油。 2.5.2。1。5 瓷瓶清扫,合、断闸调整。 2。5.2。2大修项目
2.5。2。2。1 固定触头分解检修，必要时进行局部或整体更换。 2.5.2.2。2 可动触头片分解检修,必要时进行更换。 2.5。2。2.3 回转轴承分解检修，必要时进行更换。 2。5。2.2.4 接地刀闸及传动轴分解检修。
2。5。2。2。5 操作机构转动轴、齿轮电机分解检修。 2。5.2。2。6基座及法兰刷漆。 2。5.2。2.7 合、断闸调整 。
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2.5。3 大修程序
2。5。3.1固定触头分解检修
2.5.3.1.1 拆下防雨罩上部固定螺丝并取下防雨罩。
2。5.3.1.2 松开触指架回转轴顶丝松开固定螺丝,将触指架连同触指一起拔出。 2.5.3.1.3用汽油清洗触指及轴,涂以薄薄一层凡士林油（不合格的弹簧、触指应进行更换)。
④ 用汽油布擦净固定触指接线座上的油泥,用细平锉或砂布打光被触指磨起的毛刺，深度超过1毫米的应进行更换。 2。5.3。2可动触头片分解检修
2.5.3.2.1松开触头片夹紧螺丝，取下触头片.
2。5。3.2.2用细砂纸打光触头片内外接触部分并涂凡士林油。 2。5.3.2。3 打光导电横担接触片部分并装上触头片拧紧螺丝。 2.5.3。2.4 合闸试验调整水平的接触情况。 2.5。3。3回转瓷套轴分解检修
2.5.3.3。1 在回转瓷套旁立一单抱杆或人子杆，用倒链下钩挂在回转瓷套上节的下半部。
2.5。3。3.2 拆下回转轴上的小拉杆,松开螺母或顶丝取下小拐臂。
2。5.3。3。3 边吊边注意回转盘下的滚珠粒和下部的推力轴承防止掉落到下面。 2.5。3。3.4 将吊下的瓷套用木方垫起，立于一边，四周用绳子绑好，进行其它检修工作.
2。5。3.3.5 用汽油清洗轴承，除去油泥和锈迹,在轴承和滚珠槽涂上黄油然后装回转瓷套。
2。5.3.4操动机构分解检修
2.5.3.4。1 如果垂直拉杆是焊死的,机构轴可不拆下来，应先用汽油在轴承上部缝隙浸洗然后注机械油,边转动边注油直到灵活。
2.5。3.4.2 如果垂直拉杆是活动的,应将机构分解清洗并涂机械油然后再装上. 2。5。3。5接地刀闸检修
2。5。3.5.1 检查刀闸三相接触情况。
2。5。3.5。2 传动轴部注润滑油，固定座螺丝紧固.
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2.5.3。5.3 检查分闸加速弹簧,检查接地片是否完整. 2。5。3.5。4 检查机械闭锁是否灵活有无卡塞。 2.6 检修质量标准
2。6。1 触指无烧伤，弹簧无过热，触指接触部分磨损不超过1毫米；弹簧及触指活动灵活不卡滞；
2.6.2 触头片无烧伤、接触处光滑无毛刺磨损深沟不大于1毫米，夹紧螺丝紧固零件齐全;
2.6.3 回转瓷套转动灵活,轴端螺母挡调整适当,瓷套不晃动； 2.6.4 操动机构转动灵活,润滑良好，操作轻便；
2。6.5 接地刀闸接触良好，分闸位置正常，机械闭锁可靠,操作轻便灵活；2.6.6 三相合闸基本同期,两个边相合闸允许稍提前于中相10至15毫米；2.6.7 合闸后固定触头应与横担在一条线上； 2。6。8 分闸时分开角度不小于70°；
2。6。9 合闸时触指均应接触良好，接触头应垂直.
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第三章 避雷器检修规程
3.1 适用范围
4.1。1 本规程适用于避雷器的大、小修标准项目的检修和临时检修。 4。1.2 避雷器的检修应贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修，修必修好，讲究实效。 3。2 定义
避雷器能释放雷电或兼能释放电力系统操作过电压能量，保护电器设备免受瞬时过电压危害，又能截断续流，不致引起系统接地短路的电器装置。 3。3 设备参数
型号 额定运行电压 持续运行电压 避雷器 额定放电电流（峰值) 操作波冲击残压（峰值) 雷电电流冲击残压(峰值） 陡波冲击电流下的残压
3.4 检修周期
雷雨季前每年一次。 3。5 检修项目及质量标准
序号 检 修 项 目 质 量 标 准 Y10W5—51/134 （安徽智凯) 51kV 40.8kV 5kA ≤134kV ≤111。5kV； ≤150kV - 34 -
1 清扫避雷器表面. 瓷套表面清洁无损。 更换已锈蚀的螺栓，已腐蚀的连接线、引接触面接触良好，连接线，引下线无2 下线. 3 断股、散股现象，各部分螺栓紧固。 电气试验（见试验项目、周期和要求）. 各项试验项目均合格。
3.6 试验项目、周期和要求 序号 1 项目 绝缘电阻 测量直流1ｍA电压（U1ｍA）及0.75U1mA下的泄漏电流 要求 1。35kV以上,不低于25001。每年雷雨季前 兆欧 2。必要时 2。35kV及以下，不低于1000兆欧 1。不得低于GB11032规定值 2.U1mA实测值与初始值1.每年雷雨季前 或制造厂规定值比较，变2.必要时 化不应大于±5%;0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA。 周期 说明 采用2500V及以上兆欧表 1.要记录试验时的环境温度和相对湿度. 2。测量电流的导线应使用屏蔽线. 3.初始值系指交接试验或投产试验时的测量值。 1.测量环境温度20±15摄氏度。 2.测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避。 雷器（或整相更换），使该相避雷器为合格。 采用2500V及以上兆欧表 2 3 工频考电下的频参电压 参流工考1。每年雷雨季前 应符合GB11032或制造厂2。必要时 规定 4 底座绝缘电阻 检查放电计数器动作情况 1.每年雷雨季前 自行规定 2.必要时 测试3—5次均应正常动1.每年雷雨季前 作,测试后计数器指示应2.必要时 调到“0” 5
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第四章35kV/10kV配电装置检修规程
4.1 适用范围
4.1。1 本规程适用于35kV/10kV配电装置的大、小修标准项目的检修和临时检修。
4.1。2 35kV/10kV配电装置的检修应贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针,做到应修必修，修必修好，讲究实效. 4.2 概述
天镇光伏电站本期规模为1台31.5MVA变压器，1回35kV出线，35kV消谐装置1套,6回10kV进线，1回10kV出现，10kV侧设置了集中无功补偿装置,10kV站用工作变1台，10kV站用备用变1台，10kV为单母接线. 4。3 检修周期及检修项目 4。3.1 检修周期
4。3.1。1大修周期一般4～6年进行一次。 4.3。1。2小修周期一般每年一次。 4。3.2 检修项目 4.3。2.1 大修项目 4.3.2。1.1电缆室清扫检查 4。3。2.1.2母线室清扫检查 4.3.2.1.3一次触头检查
4。3。2。1.4档板机构及闭锁装置检查。 4。3。2.1。5地刀及接地装置检查。
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4.3.2.1。6母线耐压试验。 4。3。2.1。7机构及本体清扫。 4。3.2。1.8机构检查与润滑. 4.3.2.1。9触头磨损的检查。 4.3.2。1.10机构特性试验. 4.3.2.1。11操作试验。 4。3.2。2 小修项目 4。3。2.2.1开关室清扫。
4.3。2.2.2档板机构及闭锁装置检查。 4.3。2.2.3机构及本体清扫。 4。3。2.2.4二次回路端子检查紧固。 4。3.2.2.5传动部分轴销检查
4。3.2。2。6根据缺陷进行针对性的处理。 4.4 开关柜、母线的检修
4。4.1 母线检修工艺及质量标准. 4.4。1。1 拆开母线室挡板。
4.4。1。2 用2500V摇表测量母线相间与相对地绝缘电阻,并做好记录。测量结束后，应将接地线挂上。
4。4。1.3 用干布擦试母线,用吸尘器吸净母线室内灰尘，检查主母线及分支母线连接处螺栓是否紧固，有无过热现象。 4.4.1。4 柜内电缆室清扫检查
① 拆开电缆室挡板。 ② 用干布擦试绝缘子电缆。 ③ 用吸尘器吸净电缆室内灰尘.
④ 检查绝缘子有无破损，裂纹，放电痕迹。
⑤ 检查电缆接头是否紧固,有无过热痕迹。电缆保护层有无机械损伤或腐蚀，否则应加以处理，电缆接头无发热，烧伤痕迹。否则应用细锉刀加以修整,检查电缆标识牌是否齐全,完备，如字迹不清或没有应补充。
⑥ 电缆接线紧固无松动现象，如松动应加以紧固处理。
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⑦ 电缆相色标志明确易辩。
4.4。1。5 检查母线是否有烧损及裂纹现象。
如有则应更换相应段的母线，并涂上相应颜色的油漆,硬母线的加工制作可按如下步骤进行。
① 找出相应的硬母线材料,应符合厂家规定标准。
② 拆下应更换的硬母线，比照原母线或在实地测量,用角尺、卷尺测出其尺寸绘于图纸上。
③ 按尺寸下料,下料时母线要留有适量的裕度，避免弯曲时产生误差而造成整根作废。弯制好的母线座在原设备上比照好后再切去多余的一小段。
④ 硬母线弯曲,短形母线应进行冷弯。方法是先将母线要弯曲的地方划上记号.再将母线摇上平弯机内，再压板压紧不使滑动,慢慢扳动手柄使母线逐渐弯曲，不可用力过猛，以免产生裂纹，接触须平整，无氧化膜,加工后截面允许的减少值，铜母线不超过原截面的3％,铝母线不超过5％，具有镀银层的母线搭接面,不得任意锉磨，母线弯曲处距母线连接位置不应小于5mm，多片母线的弯曲度应一致，母线平弯的最小弯曲半径不得小于2~2.5倍母线厚度。
⑤ 硬母线的钻孔，先用铝笔套画出孔位.找出每个孔的中心位置，打上样冲眼，然后再钻孔，以防尺寸不准或因设备原有孔眼歪斜造成对不上.
⑥ 铜排接触面也可用小型铣床，挫平后用钢丝刷刷去表面氧化层，再涂上一层导电胶（凡士林)。
⑦ 最后将母线涂上相应颜色的油漆至此，加工出来的硬母线便可更换到原设备上。
4。4。2 交流耐压试验
4。4.2。1 耐压试验，电压2U0，时间1分钟。
4.4。2.2 用2500V摇表测量相间及相对地的绝缘电阻，试验前后绝缘电阻都应大于35MΩ.
4。4.3 开关柜检修工艺及质量标准。
4。4.3。1 柜所属设备的清扫工作,及各配电屏间的清扫工作，各部位清洁无灰尘.
4.4。3。2 紧固与母线相联的各紧固螺丝,用各种规格的扳手，逐一紧固各固定
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螺丝。
4.5 地刀及接地装置的检修 4。5。1 清洗地刀及触座上的油污。
4.5。2 检查地刀动作，接触情况,动作应灵活,接触可靠，位置指示器指示正确. 4.5。3 在地刀闸及触座上抹凡士林。 4。6 一次触头的检修
4。6.1 打开上、下挡扳。挡扳必须锁定在打开位置。 4。6.2 用干布擦净触头。
4。6。3 用吸尘器吸净开关室内灰尘。 4.6。4 在一次触头上抹凡士林。 4.7 挡板机构及闭锁装置的检修
4.7.1 检查挡扳机构操作是否灵活、可靠。 4.7.2 检查各闭锁装置是否可靠。 4。7.3 用毛刷清扫端子排上灰尘。
4.7.4 检查各接线端子是否紧固,接触良好。
4.7.5 检查各配电屏的前后门及门上锁扣.门均无变形、锁扣到位,开关灵活。 4.8 互感器、过电压保护器的检修 4。8。1 电压互感器检修工艺及质量标准。 4.8.1。1 将电压互感器表面清扫干净。
4.8。1。2 检查接线是否牢固,正确，表面是否完好. 4。8.1.3 试验
4.8.1。3。1直流电阻测量(高压线圈）。测量线组直流电阻,高压侧使用2500V兆欧表测量是二次使组短路接地.绝缘电阻＞1000MΩ。
4。8.1.3.2交流耐压试验（高压绕组)。试验电压按出厂试验电压的80%进行。1分钟试验时二次绕组短路接地，应不发生异常击穿。 4.8。2 电流互感器检修工艺及质量标准。 4.8。2。1 将电流互感器表面清扫干净。
4.8。2.2 检查接线是否牢固、正确，表面是否完好。 4.8。2。3 试验。
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4。8.2。3。1测量绕组的绝缘电阻。使用2500V兆欧表测量时,二次绕组短路接地。绝缘电阻＞1000MΩ。
4。8.2。3.2交流耐压试验(一次绕组).试验电压按出厂试验电压的80％进行。1分钟,试验时二次绕组短路接地.应不发生异常击穿. 4。8.3 过电压保护器检修。
4。8.3。1 将过电压保护器表面清扫干净。 4.8.3.2 检查接线是否牢固、正确、表面是否完好。 4.8。3.3 试验
4。8。3.3。1 检查过电压保护器高压侧及接地侧线是否拆除。 4.8。3.3。2 测量绝缘电阻,使用2500V兆欧表.绝缘电阻＞1000MΩ. 4.8。3.3.3 测量1mA下的电压及75％该电压下的泄漏电流。 4。8。3.3.4 1mA下的电压值与初始值比较,变化不大于±5％。 4。8.3.3.5 75%1mA电压下的泄漏电流不大于50uA。 4。8.3.3。6 测量结束后要及时放电。 4。9 35kV/10kV开关的检修 4。9。1 检修项目
4。9.1。1开关本体清扫、检查。
4。9。1。2开关内部传动机构检查加航空润滑脂(黄油）.
4。9.1。3检查触头磨损情况,触头表面氧化层清理，触指清洗并涂凡士林。 4。9.1.4小车轮轴解体加油。 4。9.1.5开关五防检查。
4.9。1.6测量分、合闸线圈直流电阻，最低分闸电压。
4.9。1.7测量并调整开关触头开距,行程、超程，小车开关特性试验。 4。9。1.8二次回路端子检查紧固。 4。9。1。9传动部分轴销检查。 4。9.1.10根据缺陷进行针对性的处理。
注意:在对开关进行维护时，应切断二次回路电源，机械操动机构的所有弹簧必须处于松弛状态,同时断路器应处于分闸状态且“合闸弹簧储能”应不可见.
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第五章 380V站用配电装置检修规程
5.1 适用范围
5.1.1 本规程适用于380V站用配电装置的大、小修标准项目的检修和临时检修。
5.1。2 380V站用配电装置的检修应贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修，修必修好，讲究实效. 5.2 概述
燕家村风电场站用电采用380/220V单母线接线方式。设两台站用变压器，一运一备。其中一台由本站35kV母线引接，另一台接于10kV外接电源上。 5.3 站用变压器的检修 5。3。1 设备参数 型 式 三相绝缘干式变压器 型 号 SCB10-630/37 额定容量(kVA） 630 额定电流（A) 9.83/909 额定电压变比 37±2×2.5％/0.4kV 短路阻抗(％) 6% 联结组标号 生产厂家 D,yn11 冷却方式 AN/AF 保定天威顺达变压器有限公司 5.3。2 检修周期及检修项目 5。3.2。1 检修周期 5.3。2.1。1 大修周期
① 一般在投入运行后的5年内和以后每间隔5～8年大修一次。
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② 运行中的变压器当发现异常状况或经试验判断有内部故障时，应提前进行大修，运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。
5。3。2。1.2 小修周期
一般每年一次。 5.3。2.2 检修项目 5。3。2.2。1 大修项目
① 整体清扫。 ② 器身检查。 ③ 冷却风机检修。 ④ 温度显示控制装置检查。 ⑤ 进行规定的测量和试验. 5。3。2.2.2 小修项目
① 处理已发现的缺陷。 ② 整体清扫、检查导电接头. ③ 冷却风机试转。 ④ 进行规定的测量和试验. 5。3.2 检修前的准备工作
5.3。2.1 查阅档案了解变压器的运行情况。 5.3.2。2 运行中所发现的缺陷和异常情况. 5.3.2.3 变压器负载及温度情况。 5。3.2。4 查阅试验记录,了解绝缘情况。
5。3.2。5 熟悉设备图纸，安装说明书和本检修工艺规程。5。3.2。6 编制大修工程技术、组织措施计划。 5.3.2.7 人员组织及分工。
5.3.2.8 落实大修材料和备品配件计划，清点专用工具。 5。3。2。9 编制变压器大修H、W点质量监督计划表。 5.3。3 安全措施
5。3.3。1 认真填写工作票,办理开工手续。
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5.3.3.2 严格执行〈〈电业安全工作规程>>。 5.3。4 检修质量标准 5.3。4.1 整体清扫
5。3.4。1。1用电动吹干机将变压器绕组装配的底部以及绕组气道中的灰尘吹净。
5。3.4.1。2用干布将绝缘子、母线、铁芯夹件及其它部位的积灰清扫干净。 5。3。4。1.3用干布将器身清洁干净。 5.3。4。2 器身检查
5。3.4.2.1检查绝缘子有无破损、裂纹. 5.3。4.2.2检查铁芯上、下夹件螺栓是否紧固。 5。3.4。2.3检查器身有无过热，变形现象。
5.3.4。2。4检查各导电接触面接触是否良好,有无过热现象。 5。3。4.2.5检查变压器箱体及铁芯接地是否良好.
5。3.4。2。6检查各接线端子是否紧固，连接螺栓有无过热锈蚀现象。 5.3。4.3 冷却风机检修
5。3.4。3.1用500V摇表测各冷却风机绝缘电阻。
5。3.4.3。2风机试转，检查风向是否正确、有无异常,如有异常，解体进行检修。
5。3。4。4 温控装置检查
5.3.4.4.1检查温控装置指示是否正确.
5.3.4.4。2检查温控整定值是否符合变压器要求。 5。3。4.4.3若温控装置损坏面大，则换备件。 5。3.4。5 高压试验
5。3。4。5.1拆除高、低压侧电缆及母线。 5。3。4。5.2测量铁轭夹件穿芯,螺栓绝缘电阻。 5.3。4.5。3测量铁轭夹件,穿芯螺栓对铁芯的绝缘电阻。 5。3.4。5.4测量铁芯对地的绝缘电阻。 5。3。4.5。5测量高、低压绕组绝缘电阻。 5。3。4.5.6测量高、低压绕组直流电阻.
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5。3。4.5。7工频耐压试验。
5.3.4.5。1恢复高、低压侧电缆及母线。 5.3。4.6 其它检查
5。3。4.6.1检查变压器箱体及铁芯接地是否良好。
5。3.4.6.2检查各接线端子是否紧固，连接螺栓有无过热、锈蚀现象。 5。3.5 检修质量监督及验收
5。3.5.1检修项目的质量验收采取检修人员自检与质检人员检查验评相结合的方法。
5。3。5.2检修项目自检合格后，由负责人向质量验收人提出验收申请，提前将质量验收通知单交给有关质检人员。
5。3.5.3质检人员应按时进行检查验收,验收合格后应有停工待检点和见征点，并在质量验收单上做出评价并签字。
5。3。5。4全部检修项目结束后，检修负责人应填写大修项目质量二级验收单，并将所有质量验收单整理好，上交主管部门.
5.3.5.5检修竣工后应及时清理现场，移交运行部门。 5。4 低压开关柜的检修
开关柜的检修应与断路器等开关的检修相结合进行。 5。4。1检修周期及检修项目 5。4.1.1 检修周期
① 两年大修一次。
② 小修按设备的运行情况决定，但每年至少要小修一次。 ③ 如运行中出现突发性故障,应根据实际情况进行临检或抢修。 5。4。1。2.大修检修项目
① 开关柜检修. ② 开关柜母线检修.
③ 开关柜二次回路检查与元件测试。 ④ 开关柜开关座检修。 ⑤ 开关柜附件检修. 5.4。2 检修前的准备工作
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5。4。2。1 开关柜检修前，了解设备的运行状况,存在的缺陷。
5.4.2。2 根据大修项目，制定大修进度，工时计划、备品备料、人员安排. 5。4.2。3 准备好检修所用 工具及专用工具。 5。4。2。4 熟悉设备图纸，安装说明书. 5.4.2.5 组织工作班成员学习检修工艺规程。 5。4。2.6 向工作人员交代技术要求及安全措施。 5.4.3 检修工艺及标准
5.4.3。1 办理工作许可手续，做好相关安全措施，划定工作区和非工作区。 5.4.3。2 检修前电气试验，用1000V摇表测量开关柜内母线对地，相间绝缘电阻均在0.5MΩ以上方可开工,否则应查明原因。 5.4。3.3 确保工作现场通风条件良好。
5。4。3.4 将开关柜的开关或抽屉，做出正确的位置标记。 5.4.3.5 将开关拉或抽出至开关柜外并运至清扫场地。 5。4.3.6 拆开工作区开关柜侧面，背面处的防尘隔离板。 5。4.3。7 清扫开关柜地面,柜内的积灰和杂物清扫干净。
5。4.3。8 用大功率吸尘器或便携式吹风机清扫开关柜本体内外尘埃,以保证其绝缘良好。在清扫过程中使用毛刷等工具配合。
5。4.3。9 用清洗剂清洁开关柜油污。开关柜油污严重的,使用虹吸枪和压缩气体清洗油污。
5。4。3。10 检查开关柜本体，开关柜间连接处,开关柜内支撑架处和开关柜固定螺丝是否松动并紧固。
5.4.3.11 检查开关柜门锁及开关柜门门轴是否完好，损坏则修复或更换. 5.4。3。12 检查开关柜设备名称,标志牌是否完整、牢固、补齐并完善开关柜设备名称标志牌。
5。4.3.13 检查开关柜侧面，背面处的防尘隔离板是否完好，若有损坏应加固或更换。
5。5 母线的检修
5。5。1用大功率吸尘器或便携式吹风机清扫母线上的尘埃，以保证其绝缘良好，在清扫过程中使用毛刷等工具配合.
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5.5。2 检查母线连接处，母线与开关座连接处及母线桥母线无过热、氧化、母线接触面应光滑，清洁、无裂纹。否则应采取和实施技术改造或更换。 5.5.3 硬母线更换制作工序。
5。5。3。1准备好与所更换硬母线相同材质的材料，应符合出厂标准。 5。5.3。2拆下应更换的硬母线,比照原母线或在实地测量，用角尺、卷尺测出其尺寸绘于图纸上。
5。5.3.3按尺寸下料，下料时母线要留有适量的裕度，避免弯曲时产生误差而造成整根作废,弯制好的母线应在原设备上比照好后再切去多余的一小段，接触面须平整，无氧化膜,加工后截面允许的减少值，铜母线不超过原截面的3%,铝母线不超过5％,具有镀银层的母线搭接面，不得任意锉磨。
5。5.3。4硬母线弯曲，矩形母线应进行冷弯。平弯的方法是先将母线要弯曲的地方划上记号，再将母线插上平弯机内，用压扳压紧不使滑动，慢慢扳动手柄使母线逐渐弯曲，不可用力过猛，以免产生裂纹。母线弯曲处距母线连接位置不应小于5mm，多片母线的弯曲度应一致，母线平弯的最小弯曲半径不得小于2～2。5倍母线厚度。
5.5。3。5硬母线钻孔，先用铅笔套画出孔位,找出每个孔扣中心位置，打上样冲眼，然后再钻孔，以防尺寸不准或因设备原有孔眼歪斜造成对不上. 5.5。3。6接触面的加工用手锉加工方法,铝母线用平锉加工。铜排接触面也可用小型铣床,锉平后用钢丝刷去表面氧化层，再涂上一层导电胶（凡士林)。 5。5.3。7最后将母线涂上相应颜色的油漆。至此，加工出来的硬母线便可更换在原设备上。
5。5.4 检查母线支持夹，母线连接处，母线防护隔离扳和母线与开关座连接螺丝，母线与母线相联的紧固螺丝，看是否松动并逐一紧固。
5。5.5 检查母线支持夹（绝缘子），母线防护隔离板有无损坏，否则应加固或更换.
5.5。6 检查母线连接处，母线与开关座连接处母线间间隙应符合下列标准： 母线宽度（mm) 塞尺规格（mm) 质量标准(mm) 40 0.05×10 4 50 0.05×10 5 60及以上 6 - 46 -
5。5。7 拆除母线上的接地线，用1000V摇表测量母线相间与相对地绝缘电阻,并做好记录,相间绝缘电阻均在0.5MΩ以上，母线对地也应在0.5MΩ以上。测量结束后，应将接地线挂上.
5。5.8 母线互感器的检查试验，应清洁无灰，无松动脱线，符合互感器国际中的试验标准。
5.5.9 母线进线电缆，出线电缆的检查。
5.5.9.1电缆保护层无机械损伤或腐蚀，否则应加以处理，电缆接头无发热，烧伤痕迹，否则应用细锉刀加以修整，检查电缆标识牌齐全,字迹清晰,无烧伤，破坏痕迹，排列整齐.
5.5.9。2电缆接地紧固无松动现象，如松动应加以处理。
5。5.9。3电缆相色标志明确易辩。A、B、C三相分别对应黄、绿、红三色标志. 5。5。10 试验
5.5。10.1拆除母线上的接地线，然后进行试验。
5.5。10.2用1000V摇表测量相间及相对地的绝缘电阻均在0.5MΩ以上。 5.5.10。3电缆的耐压试验(1000V/1分钟），并用1000V摇表测绝缘电阻，试验前后绝缘电阻值≥0.5MΩ。
5。5.10.4试验正常后,拆除的接地线重新挂上,移交运行。 5.6 低压断路器的检修 5.6。1检修周期及检修项目 5.6.1.1检修周期
① 四年大修一次，检修无须对断路器解体。
② 小修按设备的运行情况决定，但每年至少要小修一次； ③ 如运行中出现突发性故障，应根据实际情况进行临检或抢修。 5。6.1。2大修检修项目
① 断路器传动机构检修; ② 灭弧室及主触头检修； ③ 二次回路检查与元件测试; ④ 触刀、触刀座及开关座检修； ⑤ 断路器机械特性测试
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5。6.2 断路器检修工艺
5。6。2。1 将抽屉开关内的灰尘清扫干净。
5.6.2。2用摇把摇出抽屉开关，用毛刷、净布、酒精等对断路器、控制变压器、接触器、继电器、端子插件等各相关部件进行清扫.
5.6.2.3对操作机构,导轨等进行清扫,检查接线端子接线是否牢固，螺丝是否松动。
5。6.2.4抽屉框架及抽屉底壳的检修
摇动摇把手使其在轨道中滑动。并能使指示标记准确的指出“隔开”、“试验”“接通”位置。并在相应位置能发出啪哒声并锁住.并抽出在抽屉导轨及抽屉底壳上的滚轴上各涂抹一定量的润滑油,应摇进摇出无卡涩现象。 5.6.2.5主触头的检修
① 将抽屉完全摇出，并将抽屉平放置于指定的检修区域的清洁地面上。 ② 将抽屉的尾部朝前，检查主触头清洁主触头并涂抹润滑油，主触头表面光滑无烧蚀现象。
③ 检查柜内的静触头,用手扳动看有无松动。是否光滑，有无烧蚀现象，如有应用净布酒精擦洗并涂抹润滑油，若损坏严重则将其更换，应弹性良好且全无松动，表面光滑无烧蚀。 5.6.2。6 操作机构的检修
将抽屉在抽出位置摇入后应能可靠的靠胶木手柄控制其在“断开\"、“隔离”、“接通\"位置.旋转且有一定的力度感，并能带动断路器合闸、分闸.如不顺滑则更换、调整操作机构。
5。6。2。7 控制回路及空气断路器的检修
① 检看二次回路，二次回路导线应无老化,过热现象.否则应更换。检查二次回路电压回路线径不小于1。5mm2，电流回路线径不小于2。5mm2，导线固定夹间距不大于200mm，弯曲半径不小于导线直径的3倍，否则应更换导线，调整弯曲度.
② 检查接触器，热继电器及时间继电器,控制变等应与回路相匹配且与各自的铭牌应相符合，并能达到各自铭牌的要求。否则更换,接触器在低于75％额定电压时能自动跳闸，热继电器也应能可靠动作。应使其清洁无灰，接触良好，动
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作返回值符合要求。
③ 检查柜门上所有的电流表,电压表是否完好，指示准确，否则应补齐或更换。
④ 抽屉内如有穿心式电流互感器及电压互感器的则要进行检查，如损坏则更换.
⑤ 空气断路器的检修，将连杆从把手中抽出并扳动空气断路器，应能可靠合闸、分闸，并看其是否完好，是否和铭牌相符合及是否能达到铭牌所示要求,并看和主回路是否相符合。否则更换断路器。
5.6.2。8 检查开关抽屉及柜体面板上的各指示灯，按钮操作是否均动作准确、可靠，灯是否按指示亮。 5。6.3 试验
5。6。3.1 用1000V摇表测开关相与相，相对地的绝缘电阻，均应≥0.5MΩ。 5.6。3.2将无按钮抽屉置于试验位置，红灯亮打至抽出位置灭，反覆3～5次。 5。6.3。3将有按钮抽屉置于试验位置,按动红色按钮，接触器合闸，有明显合闸“啪哒”声，按动绿色按钮接触器分闸，且有较弱的分闸声，反覆3～5次。应能正常分、合闸且无杂音,分、合闸指示正确。
5.6。3.4试验完毕，做到工完、料净、场地清，办理工作终结手续。
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第六章 高压架空线路检修规程
6。1 总则
6.1.1 为保障风电场高压架空线路安全、经济、稳定运行，确保人身设备安全以及及时正确地处理高压架空线路发生的故障和事故，特制定此规程。
6.1。2 此规程包括线路运行管理范围及组织机构和线路的巡视、检测、缺陷管理、维护、事故检修、技术管理等方面. 6。2 运行管理范围及组织机构
6。2。1 风电场高压架空线路运行管理范围为风场内高压架空线路。
6。2。2 风电场高压架空线路运行管理责任部门为安全生产管理部，公司生产主管领导指导监督。 6。3 线路巡视
6。3。1 线路巡视工作是为了掌握线路运行状况及沿线情况，以便及时发现设备缺陷和周围威胁线路安全运行的隐患,预防事故的发生，并为线路检修提供依据和参考.
6.3。2 定期巡视:一般一月一次，巡视工作由风场场长牵头,检修班组负责，自行或委托有资质的高压线路施工检修队伍承担。定期巡检结束，巡检人员必须提交巡检报告.
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6。3.3 故障巡视：为查找线路故障点，查明原因及故障情况而进行线路巡视。故障发生后应由风电场应立即组织人员进行故障巡视;巡视可在发生故障区段或全线进行,发现故障后应及时报告，重大事故应设法保护现场。对所发现的可能造成故障的所有物体应搜集收回,并对故障现场情况做好详细记录，以作为事故分析的依据和参考。故障巡视及事故与分析结束后，由检修组负责提交故障巡视报告及事故（故障）分析报告，同时组织人员及时抢修线路恢复运行。 6。3.4 特殊巡视:在气候剧烈变化发生自然灾害(如暴雪、狂风、导线覆冰等自然灾害）或外力破坏、异常运行和其它特殊情况时进行特殊巡视，可及时发现线路的异常及部件的变形损坏情况。在特殊情况线路需要进行特殊巡视时，运行部主任牵头，组织有关人员开展特殊巡视。特殊巡视可根据情况,进行全线、某地段或某部件巡视。
6.3。5 夜间、交叉和诊断性巡视:根据运行季节特点，线路的健康情况和环境特点确定重点后进行巡视。巡视工作由生产运行部牵头，组织有关人员开展夜间、交叉和诊断性巡视，其巡视可分全线、某地段或某部件进行。
6。3。6 监督巡视：风电场场长为了了解线路运行情况，检查指导线路巡视工作而进行。监督巡视一般每年至少一次，一般巡视全线或某线段。 6。3。7 巡视的主要项目：巡视的项目根据有关规定进行,主要内容如下: 6.3.7。1 检查沿线环境有关影响线路安全的主要情况:
① 线路附近有无危及线路安全及线路导线风偏摆动时可能引起放电的树木和其它设施.
② 线路保护区内兴建建筑物，堆放影响送电安全的物品。 ③ 在杆塔及拉线安全范围内取土、开挖施工等作业.
④ 线路及杆塔附近河道、冲沟的变化，树木、竹林生产情况。 6。3.7。2 检查杆塔、拉线和基础的缺陷和运行情况的变化。
① 杆塔倾斜，横担及杆塔部件锈蚀变形、缺损。 ② 杆塔固定螺栓松动，缺螺栓和螺帽。
③ 混凝土杆出现裂纹或裂纹扩大，混凝土脱底，钢筋外露。 ④ 拉线及部件锈蚀、松弛、断脱抽筋，张力分配不均.
⑤ 杆塔和拉线基础变异,周围土壤突起或塌陷，基础裂纹损坏，下沉或上
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拔,护坡塌陷或被冲刷.
6.3。7.3 检查导线、地线的缺陷和运行情况变化。
① 导、地线锈蚀、断股，损坏或闪络烧伤。 ② 导、地线弧垂变化.
③ 导、地线连接金具过热，变色、变形，滑移. ④ 导、地线在线夹内滑动。
⑤ 导线对地、对交叉跨越设施及对其它物体距离变化；导、地线上悬挂异物.
6。3。7。4 检查绝缘子及金具的缺陷及运行情况变化.
① 绝缘子脏污、瓷质裂纹、破碎。 ② 绝缘子串偏斜.
③ 绝缘子串金具锈蚀、变形、磨损、裂纹、开口销及弹簧销缺损或脱出。 6。3.7.5 检查防雷设施和接地装置的缺陷和运行情况的变化.
① 避雷器连接、固定情况以及动作情况。
② 地线、接地引下线、接地装置、接地体间的连接以及锈蚀情况. 6.3.7.6 检查附件及其它设施缺陷和运行情况的变化
① 绞线滑动，断脱或烧伤。
② 防振锤移位、脱落、偏斜、钢丝断股，阻尼线变形、烧伤,绑线松动。 ③ 相位、警告、指示及防护等标志缺损丢失、线路名称、杆塔编号字迹不清。
6.4 线路的检测
6.4.1 线路检测目的及分类:线路检测是发现设备隐患、开展预知维修的重要手段.根据线路运行的特点及运行规程的要求,检测工作分为周期性及季节性检测两种。
6.4.2 周期性检测
6.4。2。1 周期性检测工作是根据国家《架空送电线路运行规程》所规定的要求对线路进行的检测工作。周期性检测工作应结合线路设备的运行工况，周围环境变化等情况，适当调整线路检测周期。
6.4。2.2 周期性检测工作的主要项目：绝缘子绝缘测试、附件检查，导线连接
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金具的测试、检查，杆塔接地电阻的测量等。 6。4.3 季节性检测
6。4.3。1 季节性检测工作是根据季节变化对线路部件的影响而开展的工作。 6.4.3.2 季节性检测工作的主要项目：杆塔本体、导线弧度和交叉跨越的测量、防雷设施的检查、杆塔倾斜度的测量等。 6。4.4 检测时机与项目 6。4。4.1 杆塔检测时机与项目
① 巡视后发现问题进行检测项目：混凝土电杆裂纹检测，杆塔倾斜及基础沉降测量。
② 3—5年检测杆塔，铁件性能。 6.4.4。2 绝缘子检测时机与项目
① 清扫绝缘子时检测绝缘子裂纹，钢帽裂纹及绝缘子闪络灼伤。 ② 每年检测绝缘子低零值。 ③ 每5年检测绝缘子全局附件。 6。4.4。3 导、地线检测时机与项目
① 大风时段观测重点部位导、地线舞动情况。
② 运行一年以后导线弧垂对地距离、交叉跨越距离测量。 ③ 每5年检测导、地线振动情况。测量点包括线夹、防振锤。 ④ 负荷较大时应检测导线连接金具. 6.4.4.4 金具检测时机与项目
每3年应检测金具锈蚀、裂纹、磨损、变形情况。 6。5 线路设备的缺陷管理 6。5。1 线路设备缺陷的发现
线路设备缺陷的发现主要依据巡视、检测的结果。线路设备缺陷按其严重程度分为一般缺陷，重大缺陷和紧急缺陷。缺陷管理的主要任务是划分缺陷等级并适时消除缺陷。 6。5.2 缺陷的记录
发现缺陷应及时填写缺陷记录，分类逐级上报，填写时应尽可能的详细，必要时应填写处理方案或意见。
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6。5。3 缺陷分析
巡线人员应根据设备缺陷发生情况进行缺陷生成的分析,掌握其生成发展的规律，为预知检修防范措施的判定提供依据。
根据巡视结果做出相应的检修计划及其内容。
第七章 电缆检修规程
7.1 主要内容与适用范围
本标准规定了电缆检修周期、标准项目、电缆的敷设及试验,规定了电缆端头和接头盒的制作. 7。2 电缆检修工艺
7.2.1 电缆检修周期及大小修标准项目
7.2。1。1 电缆的检修周期，一般主要电气设备的电缆随该设备的大、小修进行. 7.2。1.2 电缆大修时的标准项目如下：
① 绝缘电阻的测定（低压由本值测定） ② 耐压试验，泄漏电流试验
③ 各部分清扫及检查，核对标志，错误者更换
④ 运行中所存在的缺陷，在运行中不能处理的,以待在大修中进行处理。电缆鼻子接头应检查接触、焊接情况 7。2.1.3 电缆小修标准项目如下: 各部清扫及检查、处理缺陷或补挂标示牌 7.2。1.4 电缆定期检查巡视及试验
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① 电缆终端头及电缆温度不大于80℃，每季度应巡视一次
② 敷设在电缆沟中的电缆每月应巡视一次,其他电缆每季度巡视一次 ③ 雷雨季节及气候突然变化时，应随时检查
7.2。1。5 电缆线路在运动中，应定期进行下列各项检查试验
① 在负荷最大期间,测量风力发电机及无功变压器电缆线路的负荷分配，每年夏季测定。
② 检查风力发电机、无功变压器电缆最热点的温度并作好记录 7.2。1。6 电缆绝缘耐压试验及泄露电流试验
① 对风力发电机及所用变压器电缆每半年一次 ② 对无功补偿电缆应按现场具体情况决定 7。2。2电缆的敷设
7.2.2.1 敷设电缆时,如电缆存放处在敷设前24小时内平均温度低于下列数值，电缆必须进行预先加温工作 纸绝缘电缆10kV及以下：0℃以上 橡胶绝缘电缆、沥青保护电缆：70℃以上 橡胶绝缘裸铅包电缆：20℃以上
7.2.2.2 油浸纸绝缘电缆可采用下列方法加热
7。2.2。2。1用提高周围温度的方法加热，当温度为5-10℃时需72小时，当温度为25℃时，则需24-36小时。
7。2.2.2.2 用电流通过电缆线芯加热，加热电流不得大于电缆的额定电流，但加热后，电缆的表面温度不得低于+5℃。
7。2。2.3 电缆穿管的内径不应小于电缆外径的2、5倍,当管子有接头时，应增大到3倍。
7.2.2.4 敷设电缆时，内侧弯曲度半径之比不应低于下列数值： 7。2。2.4。1 单芯油浸纸绝缘电缆25倍 7。2.2。4.2 三芯油浸纸绝缘电缆15倍 7.2.2.4。3橡胶或塑料电缆铠装10倍
7.2。2。5 垂直或沿陡坡敷设的电缆，在最高与最低点之间的最大允许高度差,不应超过标准规定值，否则应使用堵油或接头高。一般油浸纸绝缘的最大允许高
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度差（米)如表一： 表一
电压等级（kV） 1—3铠装 1-3无铠装 6—10 铅皮（米) 25 20 15 铝皮(米） 25 25 20 7。2。2。6 电缆架的距离水平敷设，动力电缆为1米，控制电缆为0.8米;垂直敷设，动力电缆为1。5米，控制电缆为1米，并用金属夹头夹紧。 7。2。2.7 在保护室电缆房为明敷设电缆时,电缆与热力管道间的
距离不应小于1米，与一般管道间的距离，不应小于0.5米.如不能达到时，则应在接近段或交叉点
的前﹑后一米范围为采取保护措施。 7。2.3 动力电缆的检修及试验 7。2。3。1 动力电缆的检修
7.2。3。1检查接头接触情况，有无过热变色、无腐蚀现象. 7。2。3.2 清扫电缆头及引线表面.
7。2。3.3 检查电缆头是否有裂纹﹑积灰及其它不良现象。
7。2。3。4检查电缆头﹑封铅﹑接地线电缆卡子﹑焊接及固定情况。 7.2。3.5 检查电缆封堵符合要求,保护罩是否紧固牢靠 7。2.3.6检查标示牌是否齐全﹑正确﹑清楚，不清的应更换。 7。2。3。2 电缆的试验 7。3 终端头和接头盒制作 7.3.1 准备工作及注意事项
7。3。1。1 检查绝缘是否受潮及测定绝缘电阻，14kV以下，使用1000伏摇表，3kV至10kV，使用2500伏摇表.
7.3.1.2 制作终端头及接头盒前，应将需用的工具准备齐全，并应检查是否完整好用。
7.3.1。3 将一切需用材料准备齐全，主要材料及成品，必须经过试验合格方可使用。
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7.3.1.4 施工现场应做下列准备工作: 7。3.1.4。1 施工现场光线充足
7。3。1.4.2 施工现场及周围应保持清洁和干燥，带电设备应作好安全措施 7。3。1。4.3 施工现场应符合安全防火规定，易燃物应妥善保管 7。3.1。4.4 现场温度不低于5℃,通风应良好 7.3.1。4。5使用喷灯时，必须注意防火防爆
7。3。1.5 施工过程中，施工人员的手，施工用的绝缘材料和工具及电缆统包绝缘纸，线芯绝缘纸，应保持清洁干燥。
7。3。1。6 包扎绝缘带时，绝缘带以半迭包方式缠绕，并要求紧密、均匀，工作过程中，不得损伤绝缘纸。
7.3.1.7 各形式的终端头及接头盒，均要求连续做成。 7。3.1.8 连阴雨天，不准作终端头及中间接头盒 7.3。2 基本工艺要求 7。3。2.1 钢带卡子的制作
7。3。2。1.1 钢带卡子一律采用原电缆钢带退火后制成，钢带上的沥青应用喷灯烤化擦净，卡子要打紧，不许松散。
7。3。2.1。2 卡子在钢带上的位置，应根据制作电缆头的总长度或接头盒的长度决定,卡子应打两道，卡子间的距离，应等于钢带宽度。 7.3。2。1.3 打钢带卡子前，若发现钢带松弛,则应预先拧紧
7.3。2.1.4 用喷灯预热钢带打卡子处，并用汽油破布，将此处的沥青混合物擦干净。
7.3。2.1.5 在钢带上焊地线处，应打磨干净，涂上焊锡，接地线按电缆轴向放好，并应打入两道卡子中间
7。3.2。1。6 卡子放在电缆钢铠及接地线上用手卡紧，并把卡子扣上，用钳子将咬口向钢带旋转方向打平，使卡子紧箍在电缆钢带上 7。3.2。2 锯钢带，削麻包
7.3.2。2。1 把地线靠第一道卡子向下弯，以便锯钢带。
7.3.2。2.2 用钢锯在第一道卡子口，向上3—5mm处,锯环形深痕，深度为钢带厚度的三分之二，不得锯透。
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7.3.2。2。3 用螺丝刀在锯痕尖角处，将钢带挑起，用钳子钳住，用力撕断钢带，然后向上而下的将钢带松开,剥去。
7。3。2.2.4 用同样的方法剥除第二层钢带,修饰钢带缺口，使之圆滑无刺。 7。3.2。2.5 用喷等烘热，剥除内层黄麻衬垫，剥切时,刀口向外，不得割伤铅包。
7。3。2。2。6 用喷灯略微烘铅包外面的防腐沥青纸，并把它撕下来,然后用破布蘸汽油擦净铅包，禁止用喷灯，将沥青纸在铅包上燃烧。 7.3。2.3 焊接地线
7。3。2。3.1 地线采用裸铜软绞线,截面不应小于10-25平方毫米 7。3.2。3.2 地线长度，应按实际情况决定，表面应清洁，无断股现象。 7.3.2。3.3 地线与钢带焊接，应在两道卡子之间，要求上、下两道钢带均应焊牢。
7。3.2。3.4 地线与铅包焊接前，应先将地线排列整齐，紧贴铅包，然后用ф1.4mm铜线，在第一道卡子向上5mm处的铅包上匝两道，并匝紧.同时在扎线上口15mm处，将地线剪断,将地线留出部分向下弯并敲平，使地线紧贴扎线。
7。3。2。3.5 将地线和铅包焊牢，焊点大小为长20mm左右的椭圆，用喷灯焊接的时间不应过长,以免损伤电缆内部纸绝缘。 7。3.2.4 剖切铅包,统包绝缘分芯
7.3。2。4。1 确定好喇叭口位置，将该处用绝缘带临时包缠1-2层,然后用电工刀,沿绝缘带边缘，将铅包切一圈深痕，深度约为铅包厚度的1/2或1/3，不得切透,然后，将临时包带取下.
7.3.2.4。2 再用电工刀顺着电缆轴向，在铅包上剖切两道直线深痕,间距为6—10mm,深痕仍为铅包厚度的1/2或2/3，不得切透。
7。3。2.4.3 在电缆顶端，将两道深痕间的铅皮条挑起，用钳子夹住撕下，当撕至下面环形深痕处时,要轻轻的将铅皮折断。
7。3.2。4.4 自上而下的用手，将铅皮剥开，当靠近下部环形深痕时,应将铅皮沿一个方向，向外折断，初步形成喇叭口。
7.3。2.4.5 用螺丝刀把铅口胀成喇叭口形，其喇叭口的直径，应为电缆直径的1、2倍,然后将喇叭口处修饰得圆滑无刺，注意铅屑不得掉入喇叭口.
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7.3.2.4。6 用绝缘带将喇叭口向上25mm一段统包，绝缘包扎6—8层，并用绑绳扎紧，绑绳绑扎宽度约为20mm.
7.3。2。4.7 将统包绝缘纸按喇叭口向上规定尺寸整齐撕掉，禁止用刀切割. 7。3.2.4。8 将线芯缓缓分开，并用刀割线芯充填物，注意不得割伤绝缘纸. 7。3.2。4.9 用干净的布蘸汽油,顺着线芯绝缘纸的包绕防法方向,将油擦净。 7.3.2。4.10 用黄腊袋按原来绝缘纸的包绕方向,将油擦净。 7.3。2.5 铅鼻子和铅连接管的压接
7。3。2。5。1 将鼻子或连接管内部脏物和氧化膜，清扫干净。
7。3.2.5.2 按鼻子或连接管的尺寸决定，剥去线芯一端绝缘纸，将导线上的油擦净,用细纱布除去氧化层，立即涂上一层凡士林油。
7.3。2.5。3 线芯用鲤鱼钳夹圆，端部用挫成圆角，以便塞入鼻子内或连接管内。
7。3。2.5.4将鼻子或连接管，套入线芯的顶端,线芯外径与鼻子内径紧密配合，不得折断，剪掉线芯或另用铅丝充填. 7.3.2。5.5 按线芯截面选取钢压膜。
7.3.2。5.6 用压钳进行局部压接每一铝鼻子或压接管。
7。3。2。5。7 压接时，应先将靠近鼻子口或联接管口的坑，后压鼻子与设备联结端的坑或联接管之间的坑。
7。3。2。5。8 压坑的位置及深度见表二 表二
序号 电缆芯标准截面（mm） 1 2 3 4 5 6 7 8 16 25 35 50 70 95 120 150 2线鼻子外(mm） 10 12 14 18。5 18 21 23 24.5 压入深度（mm) 5 6 7 8.8 9 10.5 11.5 12.5 - 59 -
9 10 185 240 28.5 30 13。3 15 7。3。3 高压三芯交联聚乙稀绝缘电缆热缩式户内外终端头制作工艺 7.3。3。1 准备工作
备齐材料和工具,并检查电缆有无潮气. 7.3.3.2 剥除外护层
将电缆固定在便于安装位置，矫直1m长电缆端头，从电缆端部量取长度L及L减300mm刻出环形痕,剥除300mm段的外护层,一般长度L户内头为500mm，户外头为700mm，或根据现场情况确定，但不得小于450mm，下图三
图三
1。外护层 2。铠装 7。3.3。3 剥除铠装层
在距电缆下端外护层断口300mm处的铠装上进行绑扎,绑扎方法可用Φ20mm铜线绑扎4匝,用铁锯
在绑线末端侧1mm处，锯环形痕，深度为铠装厚度的2/3,剥除末端侧外护层及铠装。见图四:
图四
1。外护层 2.铠装 3。内衬层 4.铜屏蔽带 5。聚氯乙烯带 7。3.3.4 剥除内衬层
保留10mm的内衬层（或内护层)其余剥除，用聚氯乙烯带临时包扎每相端头铜屏蔽带,以防松散，见上图.
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7。3。3.5 焊地线
7.3.3.5。1将铠装30mm宽打光镀锡,将一铜编织地线一端朝下（电缆末端为上,本体端为下)另一端头顶铜绑线平放贴紧在镀锡的铠装上焊牢，用挫修光棱角。 7.3.3。5。2 将另一铜编织地线的一端朝下,另一端拆分三等分，分别焊在靠近内衬层的各相铜蔽带上，每相焊点接触 面积应不小于25mm2 ，两根铜编织地线之间距离应大于30mm.
7。3.3.5.3 自外层断口向下40mm范围内两根铜编织地线渗焊锡，形成防潮段见图
7。3。3.5.4 在铠装上包绕二层PVC带，再包绕一层热熔密封胶带，使铜屏蔽引出地 线与铠装绝缘。
7.3.3.5.5 将两根铜编织地线下端分别镀锡套上接地端子并压接. 7.3。3.5.6地线的焊接见图五
图五
1.聚氯乙烯带 2。铜屏蔽带 3。铜屏蔽地线及焊点 4。铠装地线及焊点
5.内衬层 8。铠装 8。地线防潮段 8。外护层 7.3。3。5。7填充三芯分支处
用电缆填充胶或聚氯乙稀带填充或包绕三芯分支处，其填充或包绕外径约大于电缆外径10mm。
7.3。3。6 包绕热熔密封胶带，并将引出地线包在中间。 7.3.3.7 安装分支套
套入分支套至三芯分支处（尽量往下），从分支套分支根部开始向下加热收
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缩，缩好后下部应有密封胶溢出，再向上收缩分支部分，直至完全收缩。 7.3.3。8 剥除铜屏蔽带、外半导电层(见图六)
自分支套向上保留屏蔽带20mm，自铜屏蔽带上向上保留外半导电层20mm，余者剥除，勿伤主绝缘层。对主绝缘层上的残留物，可用120目左右的砂布擦掉，并清洁干净，见图。自铜屏蔽带断口处至外半导电层断口处半重叠包绕二层半导电带且复盖铜屏蔽带及主绝缘层各5mm.
图六
1.主绝缘层 2.外半导电层 3.铜屏蔽带 4。三芯分支套 5。地线 7.3。3.9 安装应力管
清洁绝缘表面，每相套应力管，其下端和分支套顶端对接,加热使其收缩。 7。3.3.10 安装接线端子
7。3。3。10。1清洁接线端子孔内表面，将接线端子孔外表面用锉或锯条打成麻面,剥除线芯端部主绝缘层，其长度为接线端子孔深加5mm。
7。3。3.10.2 套入接线端子，校正方向后压接，用锉修光棱角毛刺并清洁，用填充胶填平主绝缘层与接线端子间的空隙及接线端子上的压坑. 7.3.3.11 安装绝缘层管
清洁主绝缘层、应力管及分支套表面，每相套入绝缘管（涂胶端与分支套搭接至底,其上缘应与接线端子口平齐)从下往上加热收缩。 7。3。3.12 安装绝缘管
每相套入密封管留出接线端子平面加热收缩,相位确定后每相套入相色管加热收缩，至此户内终端头制作完毕。 7.3.3.13 安装雨裙
套入三孔雨裙自由下落定位,加热收缩,每想相套入单孔雨裙，雨裙的裙间距100mm，相间雨裙最小距离10mm，端正后加热收缩，至此户外终端头制作完毕。(见图七）
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图 七
1。接线端子 2。密封管 3。填充胶4。主绝缘层 5.热缩绝缘管 8.单孔雨裙
8。应力管 8。三孔雨裙 9.外半导电层10.铜屏蔽带11。分支套 12。铠装地线
13。铜屏蔽地线 14。外护层
7.3.4 高压交联聚乙稀电缆中间接头制作 7。3.4.1 准备工作
备齐材料和工具，并检查电缆有无潮气。 7.3.4.2 定接头中心
接头坑铺平，将电缆两端各2m内垫高，摆直擦净,接头中心电缆重叠200mm,由中心锯断.
7。3。4。3 剥除外护套
令一侧为A端,另一侧为B端,自接头中心向A端量取800mm、500mm，向B端量取400mm、100mm分别刻出环形痕，剥除各端两个环形痕间的外护套。 7.3。4.4 剥除铠装层
在距电缆下端部（电缆末端为上，本体端为下)外护层断口30mm处的铠装上进行绑扎，绑扎方法可用Φ2。0mm铜线绑扎3—4匝,用铁锯在绑线末端侧1mm处，锯环形痕深度为铠装厚度地2/3，剥除末端侧
外护套及铠装。见图八：
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图八
1。外护层 2.铠装 3。内衬层 4.铜屏蔽带
7。3。4.5 剥除内衬层
保留10mm内衬层（或内护层），其余剥除，填料剥除,填料不剥留用。 7.3。4。6 套外护套管
将两根外护套管两端内外壁各130mm长用钢刷打麻面清洁干净，分别套入A、B两端电缆。
7.3。4.7 剥除铜屏蔽带、外半导电层、主绝缘层
剥除接头中心两侧250mm的铜屏蔽带,自铜屏蔽端口向上保留外半导电层50mm,余者剥除，勿伤主绝缘层，对主绝缘层上的残留物,可用120目左右的砂布擦掉并清洁干净。自电缆接头中心向两侧分别量取1/2连接管长度L加5mm,剥除主绝缘层。
7.3.4。8 套绝缘管、外半导电管
7.3。4。8.1 在A端电缆三相线芯上分别套入内绝缘管（红色较短的）及外半导电管（黑色较长的)。
7.3.4。8。2 将铜网分别径向扩大,纵向缩短，套入A端各相外半导电管上，再将内半导电管(黑色较长的)分别套入B端各相。 7。3。4.9 安装连接管
7.3.4。9。1 先检查各种管件有无漏套现象
7。3.4.9.2 将A、B两端线芯导体，分别插入内壁已清除氧化层的连接管内，两端导体在管中心对接压接.
7。3。4.9.3 用挫修光连接管棱角,清洁散落在电缆上的金属屑。 7.3.4.10 安装内半导电管
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7.3.4.10。1 用半导电自粘带填充连接管上的压坑及两边的空隙，并包绕连接管使其规圆.
7。3。4.10。2 从B端拉出内半导电管置于连接管的中部，从中部向两端加热收缩。
7.3.4。11 包绕应力自粘带
用应力自粘带搭接外半导电层次20mm,再连续搭接主绝缘层50mm半重叠包绕2层。
7.3。4。12 安装绝缘管
7。3。4.12。1 从A端拉出内绝缘管置于连接管的中部,从中部向两端加热收缩，然后清洁内绝缘管表面烟尘，再从A端拉出外绝缘管置于连接管的中部向两端加热收缩。
7。3.4。12.2 用绝缘自粘带在层绝缘管端部间及内绝缘管与铜蔽带间的台阶上包绕使其规圆。
7.3.4。13 安装外半导电管
7.3。4.13.1 拉出外半导电管置于连接管的中部，从中部向两加热收缩. 7.3。4.13。2用半导电自粘带在外半导电管两端,搭接外半慢电管理体制15mm,搭接铜屏蔽带动15mm半重叠包绕二层。见图十.
7。3.4。13.3 将各相线芯上的铜网拉紧拉直，连同铜编织线一起两端用细铜丝绑扎在铜屏蔽带上并焊好。
图十
1.铜屏蔽带 2。半导体自粘带 3。绝缘自粘带 4.外半导电管 5。外绝缘管 8。内绝缘管 8.内半导电管 8。连接管 9。线芯导体 10.主绝缘层 11.应力自粘带 12.外半导电层
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7.3.4.14 收拢线芯
7。3。4.14。1 将已做好的三相线芯摆直收拢紧，恢复填料﹑扎紧。
7.3.4.14。2 用绝缘自粘带半重叠从A端内衬层至B端内衬层均匀的包三层，使其成为平直的圆柱体. 7。3.4.15 焊铠装地线
在A﹑B两端距电缆外护层断口130mm长的外护层上打麻面并清洁，以半重叠包绕一层热熔密封胶带（铠装上也包一层），人A端拉出外护套，该管A端搭在已包绕热深密封胶的外护层上，从A端向B端加热收缩，在刚缩好的外护套管B端130mm长范围内以半重叠包绕一层热熔密封胶带，从B端拉出外护套管,两端各搭在130mm长的热熔密封胶带上，从B端向A端加热收缩，缩好后在外护套管两端和中间部位搭接处，用绝缘自粘带包绕以加强密封，至此中间接头制作完毕。见图十一。
图十一
1.外护层 2.绝缘自粘带 3。铠装 4。内衬层5。铜屏蔽带 8.半导电自粘带
8。外半导电层 8.应力自粘带 9.主绝缘层 10.线芯导体 11.连接管 12.内半导电管 13。内绝缘层 14。 外绝缘层 15.外半导电管 18.铜网 18.铜屏蔽地线 18.铠装地线 19.外护套管 7。3.5 高压油浸纸绝缘电缆热缩终端头制作工艺 7.3。5.1 准备工作
备齐材料和工具，并检查电缆有无潮气. 7。3。5。2 剥除外护层
7.3.5。2.1 将电缆固定在便于安装位置，矫直1m长电缆端头。从电缆端部量取长度L，剥除其以上外护层。
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7。3。5。2。2 一般长度L为：户内终端头710mm，户外终端头960mm。 7.3.5。3 剥除铠装层
距外护层端口50mm的铠装上进行绑扎，绑扎方法可用Φ2。0mm的铜线绑扎4匝，用铁锯在绑线末端侧1mm外锯环形痕,深度为铠装厚度的2/3，剥除铠装.见图十二。
图十二
1.外护层 2.铠装 3.铅包
7。3.5。4 剥除内衬层
内衬层用喷灯烘烤后剥除，用汽油棉纱擦净铅包表面。 7。3.5.5 焊地线
7.3.5。5。1 将铠装末端打光镀锡,铅包、铠装、地线三者用封铅焊在一塌，封焊要牢固光滑。焊点接触面积不小于600mm2,见图十三 。 7。3.5.5。2 将铜编织地线下端镀锡套上接地端子并压接。
图十三
1。铅包 地线及封铅处 3。铠装 4。外护层
7.3。5。6 剖铅护套
用电缆刀在距铠装120mm处的铅包上,刻出环形痕。 7。3。5。7 胀铅、固定热缩环
7.3。5.7.1 规整地去掉全部半导电纸。
7。3。5.7。1 将热缩环套至铅包口上（与铅包口对接)加热固定. 7.3.5.7。1 剥除热缩环以上的统包绝缘及填充物。
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7.3.5.8 缠绕聚四氟带
分开三芯，将聚四氟带半重叠从三叉口往上包绕各相芯线一层. 7.3。5.9 固定盛油杯套入,注入电缆油膏
7。3。5。9。1 将盛油杯套入，使之与铅包搭20mm,加热与铅包搭接部位的盛油杯，使盛油杯形杯状。
7。3。5。9.2 将电缆油膏注入杯内，必须将三叉口注满.户外终端头在三叉口内放入三角架，户外终端头不放。
7.3.5。9。3 缓缓加热盛油杯,使之收缩,将溢出的电缆油膏擦干净。见图十四
图十四
1。聚四氟带 2。三角支架 3。盛油杯 4。电缆油膏 5.热缩环 8.铅包 8.地线封铅处 8.铠装 9。地线 10.外护层 7。3。5.10 安装隔油分支套
将隔油分支套于三芯分支处,从分支套分支根部开始向下加热收缩，再收缩分支部分直至完全收缩，在隔油分支套指端缠绕耐油填充胶. 7.3。5。11 安装接线端子
7.3.5.11。1 将接线端子孔外表面用锉或锯条打成麻面，剥除线芯绝缘长度为接线端子孔深加5mm。
7。3.5.11.2 套入接线端子，校正方向后压接，用锉修光棱角毛刺并清洁,用耐油填充胶填平线芯绝缘与接线
7。3.5。11。3 端子的空隙，并搭接线芯绝缘10mm。 7.3。5.12 安装隔油管
清洁线芯绝缘表面,每相套入白色隔油管，下端与隔油分支套搭接到底，从下往上收缩，在隔油分支套分支根部缠绕密封胶。
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7。3.5。13 安装绝缘分支套
将绝缘分支套尽量往下套于三芯分支处，从绝缘分支套分支根部开始向下加热收缩,收缩分支部分直至完全收缩，在绝缘分支套指端和接线端子上及相近的的隔油管上缠绕密封。 7.3。5。14 安装绝缘管
每相套入绝缘管,下端与分支套搭接到底从上往下加热收缩,在绝缘分支套下部和内护层段套入密封加热固定，并固定喉箍。 7.3。5.15 安装密封管
在绝缘管压接线端子处缠绕一层密封胶,每相套入密封管留出接线端子平面加热收缩，三相线芯上缠绕相色带，至此户内终端头制作完毕. 7.3。5。16 安装雨裙
套入三孔雨裙，雨裙顶部距三叉口为100mm，每相套入单孔雨裙，雨裙的裙间距15mm，相间雨裙最小距离10mm,端正加热收缩，至此户外终端头制作完毕。见图十五
图十五
1。接线端子 2.密封管 3。密封胶 4。主绝缘层 5。雨裙 8.隔油管 8。绝缘管 8.绝缘分支架 9。隔油分支架 10.盛油杯11。油脂膏 12喉箍 13.密封套 14。外护层 7.4 电缆检修的质量标准 7.4.1 动力电缆检修的质量标准 7.4.1.1 各部接头无过热变色现象 7.4.1。2 电缆头及引线表面保持清洁
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7。4。1.3 电缆头无漏油、渗油、裂纹、积灰及其它不良现像 7。4。1.4 电缆头、封铅、接地线、电缆卡子焊接要固定。 7.4.1。5 接头盒完整，保护罩紧固、牢靠
7。4.1.6 电缆沿途各处无漏油、渗油、铅皮开裂等不良现象 7。4。1。7标示牌齐全，正确清楚
7。4。1。8 电缆用的封铅和焊锡的配比及热处理
7。4。1。8。1 电缆用的封铅、铝和锡的纯度不应低于99.9％，应尽量选用锑，钨含量低的材质.
7。4.1。8。2 封铅按重量配比，纯铅65%，纯锡35%，焊锡重量配比,纯锡50%，纯铅50%。
7。4.1.8.3 加工封铅和焊锡时，首先将铅放入缸内熔化，再放入锡熔化,经搅拌混合表面见兰色后,去掉表面氧化物，调拌均匀倒入模具冷却即可。 7.4.1。9 电缆油的规定：
存放时间过长的电缆油在使用前必须进行绝缘强度试验，不合格的电缆油必须进行加热处理，加热温度不得超过135℃，保持在100至135℃之间，直至合格后停止加热。
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