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变电设备作业

电力变压器布置的最小安全距离是多少?
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室外变电所的电力变压器四周,应设不低于1.7m高的固定
变压器运输冲击记录
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变压器运输冲击记录变压器型号额定电压kV接线方式额定容量MV·A额定电流A冷却方式短路阻抗%调压方式油重t制造厂家出厂编号出厂日期变压器运输和装卸过程中冲击记录值:注1:冲击记录仪应在变压器就位后,方可拆下;注2:应附厂家冲击记录仪的记录复印件;注3:如变压器未装冲击记录仪,应在此注明,并应填写变压器外观检查结果质检机构验收意见签字施工班组年月日施工单位年月日质检部年月日监理年月日
变压器检查变压化
相关内容: 变压 检查 变压器
检查变压化第一条:检查的目的1、检查变压比是否与铭牌相符;2、检查分接开关指示位置内外是否一致;3、分接引线装配是否正确;4、检查三相变压比的不平衡程度,确定另序分量的大小。5、检查变压比的准确程度提供能否并列运行的依据。第二条:测量结果分析及判断1、新装及大修后的变压器应在所有分接位置下测量变压比,运行中的一般检查可以只测量运行分接位置的变压比。2、测出的变压比不合格,或与分接位置的相应规律不一致时,应首先考虑分接引线连接是否错误,分接开关指示的位置是否内外一致。3、与直流电阻测定结果综合分析绕组及分接头连接有无错误或缺陷。第三条:注意事项1、新装及大修后的变压器应在所有分接位置下测量变压比,运行中的一般检查可以只测量运行分接位置的变压比。2、分相装设分接器的变压器,用三相电源进行测量时,各相分接器应调套在同一分接位置,用单相电源测量时,可以只调被测相的分接器,但测量完毕应注意将各相分接器调整在相同的分接位置。3、有载调压的变压器,测量变压比时采用电动操作变换分接位置。4、测量三绕组变压器的变压比,可以在一侧绕组上加压,而在其余两侧绕组上测定电压比。5、测量时所加电压不应低于被试变压器额定电压的1%,读娄香各侧电压应同时读取,试验电源尽量保持稳定。6、双电压表法只适用于对变压器变压比的一般性检查或故障查找,要求较清确的测量时,应使用变比电桥。..
变压器破氮前氮气压力检查记录
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变压器破氮前氮气压力检查记录变压器型号额定电压kV接线方式额定容量MV·A额定电流A冷却方式短路阻抗%调压方式油重t制造厂家出厂编号出厂日期检查项目油箱内气体压力各阶段气体压力值MPa环境温度℃检查日期检查人到达现场时保管期间第1次检查第2次检查第3次检查第4次检查第5次检查第6次检查第7次检查第8次检查第9次检查第10次检查破氮前质检机构验收意见签字施工班组年月日施工单位年月日质检部年月日监理年月日
变压器的空载试验
相关内容: 试验 变压器
变压器的空载试验第一条:试验目的:1、检查磁路中是否存在局部或整体缺陷,如铁芯硅钢片整体装配质量不良,硅钢片松动。较大面积的硅钢片短路,片间绝缘不良,硅钢片质量低劣,穿芯螺栓,压板以及夹件绝缘损坏。2、发现绕组缺陷,如匝间或层间短路,并联支路短路,绕组与分接开关接线错误并联绕组匝数不正确等。第二条:试验结果的分析判断1、用同一方法测得的空载电流和空载损耗与铭牌或厂家实测值比较,应无显著差别。2、三相三柱变压器的空载电流,a、c相的一般比b相反大20~35%,ac两相基本相等。对三角连接的绕组,相首和相尾连接为a—Y、b—Z、C—X时,一般Ia=Ib<Ic而连接为a—X、b—X、c—y时,一般Ic=Ib<Ia。如果试验结果与以上规律不相符,一般都意味着变压器存在缺陷。注意如有三相五柱式变压器,则不能用此作为判断依据。3、如果三相空载试验结果认为变压器存在问题时,可用单相电源法进行分相试验,以找出缺陷的相别。4、分相试验所测出空载损耗一般ab相或bc相相近,或相差不超过3%,则可认为a、c相正常,否则ab相大则缺陷在a相,bc相大则缺陷在C相。Ac相的损耗一般比ab相或bc相的大,35千伏及以下的中小型变压器一般约大30~40%,110千伏及以上的大型变压器一般约大40~50%,如果试验结果ac相或ab相或bc相的差值小于以上百分数很多,则缺陷在b相。第三条:注意事项:1、空载试验应在绝缘试验合格的基础上进行,被试变压器的分接开头应置于额定分接位置。2、在额定电压下进行试验时,所需试验电源容量可按下式估算:SO=SeIo(千伏安)式中:So—试验所需电源容量,Se—..
变压器绝缘油试验记录
相关内容: 记录 试验 变压器 绝缘
变压器绝缘油试验记录变压器型号额定电压kV绝缘油牌号额定容量MV·A额定电流A油总重t冷却方式绝缘油批数绝缘油桶数制造厂家出厂编号出厂日期绝缘油验收批次桶(罐)数出厂试验报告编号抽样桶数抽样分析报告份数(后附)(后附)(后附)(后附)(后附)(后附)绝缘油试验报告登记表试验项目注油前报告编号冲击前报告编号冲击后报告编号简化分析或全分析--色谱分析-微水含量μg/g--含气量%-质检机构验收意见签字施工班组年月日施工单位年月日质检部年月日监理年月日
变压器绝缘油的要求
相关内容: 要求 变压器 绝缘
绝缘油的要求1、220KV绝缘油的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1水溶性酸(PH)值(1)交接时(2)大修时(3)每年1—2次交接和大修>5.4运行中≥4.2检验方法按GB/T598—87<运行中变压器油,汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)>2酸值(1)交接时(2)大修时(3)每年1—2次交接和大修时≤0.3mg(KOH)/g(油);运行中≤0.1mg(KOH)/g,(油)检验方法按GB7599—87运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB支)>或GB264<石油产品酸值测定法>3闪点(闭口)(1)交接时(2)大修时(3)每年1—2次交接和大修≥140℃;运行中不比新油标降低10℃检验方法按GB261<石油产品闪点测定法(闭口杯法)>4机械杂质(1)交接时(2)大修时(3)每年1—2次无外观目测5游离炭(1)交接时(2)大修时(3)每年1—2次无外观目测6水分(1)交接时(2)大修时(3)每年1—2次交接和大修时≤15PPm;运行时≤15PPm检验方法GB7600—87<运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)>或GB7601—87<运行中变压器油水分测定法(气相色谱法)>7界面张力(1)交接时(2)大修时(3)每年1—2次交接和大修时≥35;运行中≥19(单位:25℃)MN/m)检验方法按GB6541<石油产品油对水界面张力测定法(园环法)或YS—6—1—84<界面张力测定法>8介质损耗因素(1)交接时(2)大修时(3)每年1—2次℃)交接和大修时≤1℃)检验方法按GB5654—85<液体绝缘材料工频相对介电常数,介质损耗因素和体积电阻率的试验方法>或YS——20—1—84<介质损耗因素和体积电阻率测定法>9击穿电压(1)交接时(2)大修时(3)每年1—2次交接和大修时>40KV;运行中>35KV10含气量(1)交..
变压器油中溶气分析的初步判断标准
相关内容: 标准 初步 分析 判断 变压器
油中溶气分析的初步判断标准1左右氧气变压器运行正常2的氧气应检查变压器的密封性3氮气、一氧化碳、二氧化碳变压器过载或行运时产生的热量使等些纤维素损坏应检查运行条件4氮气、氢气电晕放电,水发生电解5氮气、氮气,CO,CO2包括纤维素在内的电晕放电或变压器严重过载6N2H2甲烷并有少量的I烷和乙稀打火花或其他产生油损坏的外故障7N2H2甲烷,COCO2或少量碳氢化合物通常没有乙炔在有纤维素存在的情况下打火花或其他外故障8N2H2乙炔液内的碳氢化合物高能电弧引起油珠迅速变质9N2H2乙稀、甲烷、乙炔油的高温电弧仅局限在一个有限的区域,往往可能是在连接不良或由间短路。10N2H2乙稀、甲烷、乙炔、CO、CO2附录三各种数障的“关键”气体绝缘油过热固体绝缘物过热油中电弧引起分角固体绝缘由于电弧引起分解氢(H)甲烷(HC4)乙烷(C2H6)乙烯(C2H4)乙炔(C2H2)丙稀(C2H6)丙烷(C3H8)一氧化碳(C)二氧化碳(CO2)△○△○_○△__△○△○_△△○○○△_△○△___○△_△○△_△△注:1、○表示在异常时产生的特性气体,异常以H2,C2H2,H4,C2H6,C2H2等可燃性气体为主。2、判断绝缘物老化使用CO,CO2,CH43、△表示伴随气体。..
变压器油质量标准
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变压器油质量标准1范围本标准规定了热电厂新变压器油质量验收的标准和使用中的质量跟踪要求。本标准适用于油浸式电力变压器#10油、#25变压器油的质量管理。2规范性引用文件下列文件中的条款通过在本标准中的引用而成为本部分的条款。凡是注日期的引用文,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部分,然而,鼓励根据本部分达成协议的各方研究是否可使用文件的最新版本。GB2536─90变压器油GB261─83石油产品闪点测定法GB264─83石油产品酸值测定法GB5654─85液体绝缘材料工频相对介损因数和体积电阻率的测量GB7252─87变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T7598─87运行中变压器油水溶性酸值测定法GB7601─87运行中变压器油水份含量测定法DL/T423─91绝缘油中含气量测定真空压差法DL/T429.9─91电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法ZBE30005石油产品包装、贮运及交货验收规则GB4756石油和液体石油产品取样法(手工法)GB511石油产品和添加剂机械杂质测定法(重量法)3新变压器油的质量验收指标和性能要求序项目新变压器油的要求试验方法1外观透明、无机械杂质和悬浮物目测12运动粘度(40℃)mm2/s≤13GB/T2653闪点(闭口),℃≥140按GB/T2614酸值,mgKOH/g≤0.03按GB/T2645腐蚀性硫非腐蚀性SH/T03046水溶性酸或碱无按GB/T259─887界面张力,mN/m≥40按GB/T65418水分,mg/kg≤报告SH/T02079击穿电压(间距2.5mm交货时),Kv≥35按GB/T50710介损耗因数(90℃)0.005按GB/T5654注:⑴把产品注入100ml量筒中,在20±5℃下目测,如有争议时,按GB511测定机械杂质含量为无。4新..
变压器气体继电器校验记录
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变压器气体继电器校验记录变压器型号额定电压kV冷却方式额定容量MV·A额定电流A调压方式制造厂家出厂编号出厂日期气体继电器变压器气体继电器型号规格管路内径mm报告编号调压开关气体继电器型号规格管路内径mm报告编号(附气体继电器校验报告)质检机构验收意见签字施工班组年月日施工单位年月日质检部年月日监理年月日
变压器本体安装表
相关内容: 本体 变压器 安装
变压器本体安装DL/T5161.3-表1.0.3-1工序检验项目性质质量标准检验方法及器具基础安装预埋件按设计规定对照设计图纸检查基础水平误差<5mm用U型管或水准仪检查轨道间距误差<5mm用尺测量就位前检查密封性能充气运输气体压力0.01Mpa~0.03Mpa检查压力表带油运输不渗油,顶盖螺栓紧固观察检查油绝缘性能标准规定值检查试验报告本体就位套管与封闭母线中心线主要一致用尺或经纬仪检查滚轮装配滚轮安装能灵活转动扳动检查制动器安装牢固,可拆支墩与变压器及预埋件连接牢固观察检查本体接地主要牢固,导通良好冲击值和次数按制造厂规定值对照厂家规定检查其他油箱顶部定位装置无变形,无开裂观察检查质检机构验收意见签字施工班组年月日施工单位年月日质检部年月日监理年月日
变压器检查(隐蔽)签证
相关内容: 签证 隐蔽 检查 变压器
变压器检查(隐蔽)签证变压器型号额定电压kV绝缘油牌号额定容量MV·A额定电流A油总重t冷却方式绝缘油批数绝缘油桶数制造厂家出厂编号出厂日期检查日期气象条件环境温度℃相对湿度%检查方式铁芯暴露时间开始放油或排气时间开始抽真空时间检查记录检查项目检查结果检查项目检查结果检查项目检查结果临时支撑是否拆除器身无位移螺栓是否紧固螺栓放松措施绝缘螺栓铁芯有无变形绝缘部件铁芯对地绝缘铁芯点接地点数铁轭螺杆与铁芯绝缘铁轭与夹件绝缘螺栓与夹件绝缘铁轭钢带对铁轭绝缘铁芯屏蔽绝缘绕组排列绕组引出线绝缘包扎油路引出线裸露部分引出线焊接良好引出线绝缘距离引出线与套管连接切换装置连接分接头接触分接开关操作触点位置油箱底部检查结论:(经检查,该变压器器身未发现缺陷、异常)质检机构验收意见签字施工班组年月日施工单位年月日质检部年月日监理年月日
变压器真空注油及密封试验签证
相关内容: 签证 密封 试验 真空 变压器
变压器真空注油及密封试验签证变压器型号额定电压kV接线方式额定容量MV·A额定电流A冷却方式短路阻抗%调压方式油重t制造厂家出厂编号出厂日期真空注油记录内容气象条件环境温度℃相对湿度%变压器接地抽真空储油柜是否隔离安全气道是否隔离真空度允许值kPa真空度保持值kPa真空保持时间h器身温度℃真空注油绝缘油温度℃绝缘油耐压强度kV绝缘油tgδ值%油中微水含量μg/g注油速度L/min油面距油箱顶mm热油循环时间h排油方法注油后静止时间h排气次数密封试验压力MPa密封试验持续时间h器身外观检查质检机构验收意见签字施工班组年月日施工单位年月日质检部年月日监理年月日
变压器检查表
相关内容: 检查 变压器
变压器检查DL/T5161.3-表1.0.3-2工序检验项目性质质量标准检验方法及器具器身外观器身各部位主要无移动观察检查各部位外观主要无烧伤、损坏及变形各部位绑扎措施齐全、紧固扳动检查绝缘螺栓及垫块主要齐全,无损坏,且防送措施可靠用扳手检查绕组及引出线绝缘层主要完整,包缠牢固紧密观察检查铁芯铁芯接地主要1点,连接可靠观察检查铁芯绝缘主要用兆欧表加压1min,不闪络用兆欧表检查绕组裸导体外观无毛刺、尖角、断股、断片、拧弯观察检查焊接满焊,无脱焊观察检查高压应力锥完好观察检查油路(由围屏者除外)无异物,畅通线圈固定检查主要固定牢固手指摇动检查绕组绝缘主要不低于出厂值的70%用2500V兆欧表检查电压切换装置连接可靠观察检查开关触头清洁度、弹力无锈蚀、油污、且弹性良好扳动检查接触主要可靠,塞尺塞不进用0.05mm×10mm塞尺检查对应位置正确、一致操动检查部件装配齐全、正确观察检查有载调压分接开关开关动作顺序主要正确,切换时无开路仪表测量切换开关密封良好观察检查其他强油循环管与下铁轭绝缘接口密封良好观察检查各部位清理主要无杂物、污迹、屑末阀门动作开闭灵活,指示正确操动检查回罩法兰连接紧固,螺栓受力均压;结合面无渗油观察并用力矩扳手检查器身暴露在空气中的时间主要符合GBJ147-1990的规定记录实际值质检机构验收意见签字施工班组年月日施工单位年月日质检部年月日监理年月日..
变压器冷却器密封试验签证
相关内容: 签证 冷却器 密封 试验 变压器
变压器冷却器密封试验签证变压器型号额定电压kV冷却方式额定容量MV·A额定电流A油总重t制造厂家出厂编号出厂日期冷却器组数试压介质冷却器密封试验检查项目各组冷却器检查结果12345678910111213141516油系统试验压力MPa油系统承压时间min水系统试验压力MPa水系统承压时间min承压下检查结果冷却器试压后循环冲洗试验结论:(经对该变压器的全部组冷却器,分别进行承压试验,未见渗漏。冷却器内部已用合格的绝缘油冲洗干净,可以安装)质检机构验收意见签字施工班组年月日施工单位年月日质检部年月日监理年月日
变压器设备开箱检查记录
相关内容: 开箱 记录 检查 设备 变压器
变压器设备开箱检查记录变压器型号额定电压kV接线方式额定容量MV·A额定电流A冷却方式短路阻抗%调压方式油重t制造厂家出厂编号出厂日期检查内容检查结果数量登记包装外观检查主变压器资料变压器主要附件检查记录套管升高座CT有载分接开关储油柜净油器压力释放阀气体继电器冷却器风扇油泵油流继电器变压器绝缘油设备外观检查核对专用工具核对备品备件缺损件登记检查情况及处理意见:质检机构验收意见签字施工班组年月日厂方代表年月日供货单位年月日监理年月日
变压器附件安装表
相关内容: 附件 变压器 安装
变压器附件安装DL/T5161.3-表1.0.3-3工序检验项目性质质量标准检验方法及器具高压套管安装套管及电流互感器试验主要合格检查试验报告升高座安装外观检查接线端子牢固,无渗漏油观察检查放气塞升高座最高处安装位置正确观察检查绝缘筒装配正确,不影响套管穿入法兰连接紧密套管安装套管检查清洁,无损伤,油位正常观察检查法兰连接螺栓主要齐全,紧固用力矩扳手检查引出线安装穿线顺直、不扭曲观察检查220kV应力锥在均压罩内,深度合适引线与套管连接主要连接螺栓紧固,密封良好观察并用力矩扳手检查低压套管安装套管检查清洁,无损伤观察检查法兰连接主要连接螺栓紧固用力矩扳手检查电压切换装置有载调压开关分接头位置与指示器指示主要对应,且联锁、限位正确操动检查油室密封良好观察检查储油柜安装内部检查清洁、无杂物触摸、观察胶囊或波纹管无变形、损伤、且清洁观察检查胶囊或波纹管气密性主要无泄漏缓慢充气试验胶囊口密封无泄漏,呼吸通畅观察检查油位计检查反应真实油位呼吸器安装连通管无堵塞、清洁观察检查油封油位在油面线处吸湿剂颜色正常安全气道安装及压力释放阀安装内部检查无杂物、污迹观察检查隔膜完好隔膜与法兰连接主要严密,不与大气相通隔膜位置触点动作准确,绝缘良好试灯、兆欧表压力释放器位置正确观察检查阀盖及弹簧主要无变动电触点检查动作准确,绝缘良好检查试验报告气体继电器安装校验主要合格检查试验报告继电器安装位置正确,无渗漏观察检查连通管升高坡度主要便于气体排向气体继电器工序检验项目性质质量标准检验方法及器具温度计安装温度计校验制造..
变压器安装工程质量验评划分表
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变压器安装工程质量验评划分表工程编号工程项目名称性质质检机构验评范围质量验评及签证表编号单位工程分部工程分项工程施工单位监理单位施工班组施工单位项目部1主变压器系统设备安装DL/T5161.1-表4.0.31主变压器安装DL/T5161.1-表4.0.21主变压器本体安装DL/T5161.3-表1.0.3-12主变压器检查主要DL/T5161.3-表1.0.3-23主变压器附件安装DL/T5161.3-表1.0.3-34主变压器注油及密封试验主要DL/T5161.3-表1.0.3-45主变压器整体检查主要DL/T5161.3-表1.0.3-5
变压器注油及密封试验
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变压器注油及密封试验DL/T5161.3-表1.0.3-4工序检验项目性质质量标准检验方法及器具变压器注油绝缘油试验主要合格检查试验报告油温(220kV及以上变压器)高于器身温度用温度计检查器身温度>20℃真空度主要按制造厂规定对照规范检查注油前真空保持时间按制造厂规定检查记录注油(循环)速度L/min按制造厂规定用流量计检查注油过程检查(220kV及以上变压器)按制造厂规定观察检查注油后真空保持时间按制造厂规定对照规范检查油位检查油位指示正确观察检查油位指示与油枕油面高度主要按制造厂规定热油循环净油设备出口油温℃按制造厂规定用温度计检查油箱内温度℃按制造厂规定循环时间h按制造厂规定检查记录热油循环后油质试验主要合格检查试验报告整体密封试验试验压力MPa按制造厂规定检查压力表试验时间h按制造厂规定检查记录所有焊缝及结合面密封主要无渗漏观察检查质检机构验收意见签字施工班组年月日施工单位年月日质检部年月日监理年月日
变压器测量轭铁梁和穿芯螺栓(可接触到的)的绝缘电阻..
相关内容: 螺栓 接触 测量 电阻 变压器 绝缘
测量轭铁梁和穿芯螺栓(可接触到的)的绝缘电阻1、测量的目的主要是检查铁芯是否两点接地,夹件对铁芯以及穿芯螺栓对夹件及铁芯的绝缘是否良好。2、变压器大修时,一般分别测量下列部位的绝缘电阻。(1)穿芯螺栓对夹件及铁芯;(2)夹件对铁芯;(3)绕组压圈对上夹件;(4)铁芯对油箱。3、配电变压器只测量穿芯螺栓对铁芯绝缘电阻。4、配电变压器只侧量穿芯螺栓对铁芯的绝缘电阻。5、测量时使用1000伏或2500伏的兆欧表。6、铁芯为外引接地的变压器,予防性试验中应测量铁芯对油箱的绝缘电阻,防止运行中铁芯两点接地,测量时应使用1000伏的兆欧表,不允许使用2500伏以及上的兆欧表。当测得的绝缘电阻值特别低兆欧表指示值不稳定时,说明铁芯绝缘有缺陷,应在运行中加强对铁芯接地电流的监视,必要时可采用适当的限流措施。
电流互感器知识简介
相关内容: 简介 知识 电流互感器
电流互感器知识简介为了保证电力系统安全经济运行,必须对电力设备的运行情况进行监视和测量.但一般的测量和保护装置不能直接接入一次高压设备,而需要将一次系统的高电压和大电流按比例变换成低电压和小电流,供给测量仪表和保护装置使用.执行这些变换任务的设备,最常见的就是我们通常所说的互感器.进行电压转换的是电压互感器(voltagetransformer),而进行电流转换的互感器为电流互感器(currenttransformer),简称为CT.本文将讨论电流互感器的相关基本知识.1.电流互感器的基本原理1.1电流互感器的基本等值电路如图1所示.图1电流互感器基本等值电路图中,Es—二次感应电势,Us—二次负荷电压,Ip—一次电流,Ip/Kn—二次全电流,Is—二次电流,Ie—励磁电流,N1—一次绕组匝数,N2—二次绕组匝数,Kn—匝数比,Kn=N2/N1,Xct—二次绕组电抗(低漏磁互感器可忽略),Rct—二次绕组电阻,Zb—二次负荷阻抗(包括二次设备及连接导线),Ze—励磁阻抗.电流互感器的一次绕组和二次绕组绕在同一个磁路闭合的铁心上.如果一次绕组中有电流流过,将在二次绕组中感应出相应的电动势.在二次绕组为通路时,则在二次绕组中产生电流.此电流在铁心中产生的磁通趋于抵消一次绕组中电流产生的磁通.在理想条件下,电流互感器两侧的励磁安匝相等,二次电流与一次电流之比等于一次绕组与二次绕组匝数比。即:IpN1=IsN2Is=Ip×N1/N2=Ip/Kn1.2.电流互感器极性标注电流互感器采用减极性标注的方法,即同时从一二次绕组的同极性段通入相同方向的电流时,它们在铁芯中产生的磁通方向相同。当从一次绕组的极性端通入电流时,二次绕组中感应..
变压器整体检查表
相关内容: 整体 检查 变压器
变压器整体检查DL/T5161.3-表1.0.3-5工序检验项目性质质量标准检验方法及器具变压器整体检查铭牌及接线图标志齐全,清晰观察检查所有附件安装正确,牢固油系统阀门打开,且指示正确变压器外观清洁,顶盖无遗留物分接开关位置及指示符合运行要求指示位置正确油位主要正常测温装置指示正确气体继电器主要模拟试验良好模拟试验检查冷却装置试运良好,联动可靠观察检查事故排油消防设施主要完好,投运可靠投运检查试验项目主要合格,无漏项检查试验报告整体密封主要无渗油观察检查相色标志完全,正确接地铁芯和夹件接地引出套管牢固,导通良好扳动且导通检查高压套管末屏电流互感器备用二次端子短路后可靠接地本体及基础牢固,导通良好引线与主接地网连接牢固,导通良好孔洞封堵严密观察检查质检机构验收意见签字施工班组年月日施工单位年月日质检部年月日监理年月日
变压器测量绕组连同套管的直流电阻
相关内容: 连同 套管 直流 测量 电阻 变压器 绕组
测量绕组连同套管的直流电阻第一条:测量的目的检查绕组焊接部分的焊接量,分接开关各接位置是否正确,各连接部位接触是否良好,导电回路有无折断处,并联支路连接是否正确,绕组有无短路现象等。第二条:测试结果分析与判断1、绕组的直流电阻受温度的影响,而变压器绕组的温度又难以测准,因此测量结果应以三相电阻是否平衡,历次变化规律是否一致进行比较判断,绝对值难以作为判断的依据。2、测量无中性点引出线的绕组的电阻时,为分析比较的需要应将线电阻换算成相电阻。3、测得电阻值与历史资料比较时,应换算到同一温度下进行。4、1600KVA及以上的变压器,各相绕组电阻互间的差别不应大于三相平均值2%;无中性点引出线时的线间差别应不大于三相平均值的1%。5、1600KVA及以下的变压器,相间差别一般不大于三相平均值的1%,线间差别一般不大于三相平均值的2%。6、测得的相间差与以前(出厂或交接时)相应部位测得的相同差比较,其变化也不应大于2%。第三条:注意事项1、测量绕组的直流电阻应使用不低于0.5级的仪表,如使用直流电桥测量时,被测电阻在10欧姆及以下者,宜使用双臂电桥。变压器绕组感较大,测量地必须先接通电流回路,待电流稳定后再台上检流计开关,测量完毕,断开电流回路前,应先断开检流计开关,如为双臂电桥还应将P1、P2断开后,再切断电源。否则有可能损坏电桥。2、应准确记录测量时变压器的上层油温,为减小绕组温度与上层油温的温差,最好待油温稳定后再进行测量,予防性试验,应将直流电阻测量放在绝缘试验之后进行。3、测量时非被测绕组必须开路,使用单臂电..
变压器套管的检修
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套管的检修1、瓷套外观检查清扫,应清洁无裂纹,裙边无破损。2、均匀松动瓷套法兰螺丝,拆下瓷套,大型瓷套的起吊应注意吊绳的悬挂和起吊的角度。3、取出绝缘筒,擦除油垢,用干净的白布擦试瓷套内壁,必要时对瓷套及绝缘件进行干燥处理。4、对BF系列瓷套,可在变压器不吊芯情况下更换上瓷套。5、瓷套组装过程中,应注意胶垫放置位置的正确,胶垫压缩量以1/3左右为宜,压缩应均匀。
电流互感器变比检查试验方法
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电流互感器变比检查试验方法摘要:根据电流互感器的等值电路图,讨论了2种电流互感器变比检查试验方法(电流法和电压法)的原理和特点,推荐一种简便可靠的电流互感器变比检查现场试验方法——电压法不管是老标准还是新规程,都把电流互感器交接时和更换绕组后的现场变比检查试验列为重要试验项目。虽然电流互感器变比的准确度应由制造部门保证,但由于种种原因,现场试验时偶而也能检查出错误(大多是抽头引错)。因此现场变比检查试验成为多年不变的项目。  电流互感器工作原理大致与变压器相同,不同的是变压器铁心内的交变主磁通是由一次线圈两端交流电压所产生,而电流互感器铁心内的交变主磁通是由一次线圈内电流所产生,一次主磁通在二次线圈中感应出二次电势而产生二次电流。  从电流互感器工作原理可知:决定电流互感器变比的是一次线圈匝数与二次线圈匝数之比,影响电流互感器变比误差的主要原因有:(1)电流的大小,比差和角差随二次电流减小而增大;(2)二次负荷的大小,比差和角差随二次负荷减小而减小;(3)二次负荷功率因数,随着二次负荷功率因数的增大,比差减小而角差增大;(4)电源频率的影响;(5)其它因素。电流互感器内部参数也可能引起变比误差,如二次线圈内阻抗、铁心截面、铁心材料、二次线圈匝数等,但这是由设计和制造决定的。  电流互感器变化的误差试验应由制造厂在出厂试验时完成或在试验室进行。而电流互感器变比现场试验属于检查性质,即不考虑上述影响电流互感器变比误差的原因而重点检查匝数比。根据电工原理,匝数比等于电压比或电流比之倒数。因此测..
变压器有载调压现场改造在电力系统中的应用
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变压器有载调压现场改造在电力系统中的应用摘 要:通过分析有载调压变压器的优缺点后,提出有载调压变压器在电力系统中应用的技术对策。关键词:有载调压变压器;变压器有载调压改造1 有载调压变压器的优点1.1 保持电压稳定  变压器存在阻抗,在功率传输中,将产生电压降,并随着用户侧负荷的变化而变化。系统电压的波动加上用户侧负荷的变化将引起电压较大的变动。在实现无功功率就地平衡的前提下,当电压变动超过定值时,有载调压变压器在一定的延时后会动作,对电压进行调整,并保持电压的稳定。1.2 保证电压质量  供电变压器的任务是直接向负荷中心供应电力,一次侧直接接到主电压网(220kV及以上)或接到地区供电电网(35~110kV)。这类变压器不但向负荷提供有功功率,也往往同时提供无功功率,而且一般短路阻抗也较大。随着地区负荷变化,如果没有配置有载调压变压器,供电母线电压将随之变化。因此,我国《电力系统技术导则(试行)》规定了“对110kV及以下变压器,宜考虑至少有一级电压的变压器采用带负载调压方式”。因此,对直接向供电中心供电的有载调压变压器,在实现无功功率分区就地平衡的前提下,随着地区负荷增减变化,配合无功补偿设备并联电容器及低压电抗器的投切,调整分接头,以便随时保证对用户的供电电压质量。1.3 主变压器的改造  主变压器进行有载调压的现场改造,进一步保证配网电压质量,为争创一流供电企业奠定了坚实的基础。此外,有载调压变压器可以保持电网运行在较高的电压水平,优化了无功功率,从而降低了线损,提高了电网经济效益。3 采用相..
变压器无载分接开关的检修
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无载分接开关的检修1、检查开关各部件是否齐全完整。2、分接开关转动手柄应有护罩,手柄处法兰密封良好,不得渗漏油。手柄及传动部分各销轴应牢固,其转动应灵活无卡涩现象,手柄指示清楚正确与线圈调压范围一致,两极要有限位止钉。3、分接开关的绝缘筒应完整无损绝缘良好,其支架固定牢固,分接开关的露空时间应与芯体相同,如检修拆卸不能及时装复,应浸在合格变压器油中。4、各分接头绝缘良好,绑扎牢固,排列整齐,接头焊接良好,无开焊及过热现象。5、各定触柱、动触柱环表面应光滑无油垢,无氧化膜及灼伤痕迹,触柱表面镀银层不得有离层脱落现象。6、将分接开关转动至各位置,检查各动触环与动触柱的接触及弹簧状况,接触压力在2.2-5kg/cm2内,接触面用0.02mm的塞尺检查应无间隙,两定触柱间接触电阻不大于500微欧,检查完后分接开关转回原运行位置。7、因检修拆下分接开关,一定要做好记号记录,装回后应测量电压比进行核对。8、结合予防性试验,每年进行一次分接开关转动检查,使分接开关在运行位置左右转动10-15次,以便磨擦去附着在接触点上的油垢,氧化膜等,然后转至运行位置,并测量直流电阻合格为止。9、检查绝缘操作杆U性拨叉是否接触良好,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。..
变压器基础知识
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一般常用变压器的分类可归纳如下:(1)按相数分:1)单相变压器:用于单相负荷和三相变压器组。2)三相变压器:用于三相系统的升、降电压。(2)按冷却方式分:1)干式变压器:依靠空气对流进行冷却,一般用于局部照明、电子线路等小容量变压器。2)油浸式变压器:依靠油作冷却介质、如油浸自冷、油浸风冷、油浸水冷、强迫油循环等。(3)按用途分:1)电力变压器:用于输配电系统的升、降电压。2)仪用变压器:如电压互感器、电流互感器、用于测量仪表和继电保护装置。3)试验变压器:能产生高压,对电气设备进行高压试验。4)特种变压器:如电炉变压器、整流变压器、调整变压器等。(4)按绕组形式分:1)双绕组变压器:用于连接电力系统中的两个电压等级。2)三绕组变压器:一般用于电力系统区域变电站中,连接三个电压等级。3)自耦变电器:用于连接不同电压的电力系统。也可做为普通的升压或降后变压器用。(5)按铁芯形式分:1)芯式变压器:用于高压的电力变压器。2)壳式变压器:用于大电流的特殊变压器,如电炉变压器、电焊变压器;或用于电子仪器及电视、收音机等的电源变压器。变压器的冷却方式有几种?各种冷却方式的特点是什么?电力变压器常用的冷却方式一般分为三种:油浸自冷式、油浸风冷式、强迫油循环。油浸自冷式就是以油的自然对流作用将热量带到油箱壁和散热管,然后依靠空气的对流传导将热量散发,它没有特制的冷却设备。而油浸风冷式是在油浸自冷式的基础上,在油箱壁或散热管上加装风扇,利用吹风机帮助冷却。加装风冷后可使变压器的容量增加30%~35%。强迫油循环冷却方式,又分强油..
三相五柱式电压互感器的工作分析
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三相五柱式电压互感器的工作分析[摘要]系统分析三相五柱式电压感器二次工作绕组、辅助绕组的工作特性,以便对三相五柱式电压互感器进行更好地维护。[关键词]三相五柱式电压感器工作绕组辅助绕组电压互感器是将电力系统的一次电压按一定变比缩小为要求的二次电压,向测量表计和继电器供电,其工作原理与变压器基本相同。电压互感器通常有单相、三相三柱式、三相五柱式电压互感器等几种,由于使用方法不同,各有优、缺点。三相五柱式电压互感器,是磁系统具有五个磁柱的三相三绕组电压互感器,广泛采用于大中型企业,具有低电压、过电压保护、低电压启动等各种保护功能;备自投等所有电压继电器电压值均来自电压互感器二次。1三相五柱式电压互感器的接地方式电压互感器二次绕组接地方式与保护、测量表计及同步电压回路有关,有b相接地和中性点接地两种方式,其接线方式见图1、2。图1电压互感器二次通过b相及JB接地原理图图2电压互感器二次不接地原理图1.1电压互感器二次绕组两种接地方式的比较1.1.1在同步回路中在b相接地系统中,对中性点非直接接地系统,单相接地时,中性点位移,不能用相电压同步,必须用线电压同步。如同步点两侧均为b相接地,其中一相公用,同步开关档数减少(如采用综保,则接线更为简单),同步接线简单。对中性点直接接地系统,可用辅助二次绕组的相电压同步。1.1.2在保护回路中在b相接地系统中,①在零线上串接的隔离开关辅助触点G,如不可靠而断开时,会使10kV以上电压距离保护断线闭锁装置失去作用,这时若再发生一相或两相断线,将导致保护误动作。②因为辅助绕..
变压器有载分接开关检修
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有载分接开关检修一、有载分解开关的检修周期1.随变压器检修进行相应大、小修。2.运行中切换开关或选择开关油室绝缘油,每6个月至1年或分接变换2000至4000次,至少采样一次。3.分接开关新投运1~2年或分接变换5000次,切换开关或选择开关应吊芯检查一次。4.运行中分接开关累计分接变换次数达到所规定的检修周期分接变换次数限额后,应进行大修。一般分接变换1~2万次,或3~5年亦应吊芯检查。5.运行中分接开关,每年结合变压器小修,操做3个循环分接变换。.二、有载分解开关大修项目1.分解开关芯体吊芯检查、维修、调试。2.分接开关油室的清洗、检漏与维修。3.驱动机构检查、清扫、加油与维修。4.储油柜及其附件的检查与维修。5.瓦斯继电器、压力释放装置的检查。6.自动控制箱的检查。7.储油柜及油室中绝缘油的处理。8.电动机构及其它器件的检查、维修与调试9.各部位密封检查,渗漏油处理10.电气控制回路的检查、维修与调试11.分接开关与电动机构的联结校验与调试三、有载分解开关的安装及检修中的检查与调整1.检查分接开关各部件,包括切换开关或选择开关、分接选择器、转换选择器等无损坏与变形。2.检查分接开关各绝缘件,应无开裂、爬电及受潮现象。3.检查分接开关各部位紧固件应良好紧固。4.检查分接开关的触头及其连线应完整无损、接触良好、连接牢固,必要时测量接触电阻及触头的接触压力、行程。检查铜编织线应无断股现象。5.检查过渡电阻有无断裂、松脱现象,并测量过渡电阻值,其值应符合要求。6.检查分接开关引线各部位绝缘距离。7.分接引线长度应适宜,以使分接开关不受拉力..
变压器检修周期
相关内容: 周期 变压器 检修
一、大修周期:1、新安装的变压器安装前均应吊罩(芯)进行内部检查;全封闭式按照厂家规定,但应通过人孔进行内部检查。2、主变压器安装运行五年应吊罩(芯)进行大修,以后每隔十年大修一次;主厂用变压器安装运行五年应吊罩(芯)进行大修,以后每隔十年大修一次。3、根据历年试验数据的色谱分析无明显变化时可根据状态检修条例由厂总工或厂专业会议确定吊罩大修检查的期限。4、运行中的变压器发现异常情况,或预防性试验判明内部有故障时应及时进行大修。5、一般配电变压器可参照主变的检修周期进行。二、小修周期:1、主变压器和主高压厂用变压器每年一次;强油冷却电源控制柜每年小修时应进行检查调试试验,检查核验工作电源与备用电源的自投是否正常,2、一般配电变压器每年一次。
10KV级S7、S9、S11系列电力变压器技术数据
相关内容: 数据 10KV 电力 技术 系列 变压器
30KVA变压器空载损耗,负载损耗,空载电流,阻抗电压数据 30KVA变压器空载损耗,负载损耗,空载电流,阻抗电压数据 50KVA变压器空载损耗,负载损耗,空载电流,阻抗电压数据 80KVA变压器空载损耗,负载损耗,空载电流,阻抗电压数据 100KVA变压器空载损耗,负载损耗,空载电流,阻抗电压数据 125KVA变压器空载损耗,负载损耗,空载电流,阻抗电压数据 160KVA变压器空载损耗,负载损耗,空载电流,阻抗电压数据 200KVA变压器空载损耗,负载损耗,空载电流,阻抗电压数据 250KVA变压器空载损耗,负载损耗,空载电流,阻抗电压数据 315KVA变压器空载损耗,负载损耗,空载电流,阻抗电压数据
变压器各种故障响声及处理
相关内容: 各种 变压器 处理 响声 故障
正常的声响。当电力变压器受电后,电流通过铁心产生交变磁通,就会发出“嗡嗡”的均匀电磁声,音响的强弱正比于负荷电流的大小。“吱吱”声。当分接开关调压之后,响声加重,以双臂电桥测试其直流电阻值,均超过出厂原始数据的2%,属接触不良,系触头有污垢而引起的。处理方法:旋开分接开关的风雨罩,卸下锁紧螺丝,用搬手把分接开关的轴左右往复旋转10~15次,即可消除这种现象,修后立即装配还原。其次,终端杆引至跌落式熔断器的引下线采用裸铝或裸铜绞线,但张力不够,再加上瓷瓶扎线松驰所致。在黄昏和黎明时可见小火花发出“吱吱”声,这与电力变压器内部发出的“吱吱”声有明显区别。处理方法:利用节假日安排停电检修,将故障排除。“噼啪”的清脆击铁声。这是高压瓷套管引线,通过空气对电力变压器外壳的放电声,是电力变压器油箱上部缺油所致。处理方法:用清洁干燥的漏斗从注油器孔插入油枕里,加入经试验合格的同号电力变压器油(不能混油使用),补油量加至油面线温度+20℃为宜,然后上好注油器。否则,油受热膨胀会产生溢油现象。如条件允许,应采用真空注油法以排除线圈中的气泡。对未用干燥剂的电力变压器,应检查注油器内的排气孔是否畅通无阻,以确保安全运行。沉闷的“噼啪”声。这是高压引线通过电力变压器油而对外壳放电,属对地距离不够(<30mm)或绝缘油中含有水份。驱潮的方法:另从三相三线开关中接出三根380V的引线,分别接在配电电力变压器高压绕组A、B、C端子上,从而产生零载电流,该电流不仅流过高压线圈产生了铜损,同时也产生了磁通,磁通通过线圈芯柱、..
变压器有载分接开关小修项目
相关内容: 项目 小修 变压器 开关
有载分接开关小修项目1.机诫传动部位与传动齿轮盒的检查与加油;2.电动机构箱的检查与清扫;3.各部位的密封检查;4.瓦斯继电器、压力释放装置的检查;5.电气控制回路的检查;
变压器检修项目
相关内容: 项目 变压器 检修
检修项目一、大修项目:1、拆卸各附件吊芯或吊罩。2、绕组、引线及磁屏蔽装置的检修。3、分接开关的检修4、铁芯、穿芯螺丝、轭梁、压钉及接地片的检修。5、油箱、套管、散热器、安全气道和油枕的检修。6、冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的清扫检修。7、变压器油保护装置:净油器、呼吸器、油枕胶囊、压力释放器的试验、检查、检修。8、瓦斯断电器、测温计的检修及校验。9、必要时变压器的干燥处理。10、全部密封垫的更换和组件试漏。11、高空瓷瓶清扫检查。12、变压器的油处理。13、进行规定的测量及试验。14、消缺工作。15、高压试验。二、小修项目:1、外壳及阀门的清扫,处理渗漏油。2、检查并消除已发现缺陷。3、清扫检查套管,校紧各套管接线螺栓。4、油枕及各油位计的检查。5、呼吸器、净油器检查,必要时更换矽胶。6、冷却器潜油泵、散热风扇的检修。7、检查各部接头接触情况;检查各部截门和密封垫。8、瓦斯断电器、温度计的检修。9、检查调压装置、测量装置及控制箱,并进行调试。10、取油样分析及套管、本体调整油位。11、油箱及附件清扫、油漆。12、进行规定的测量及试验。13、高空瓷瓶清扫检查。14、高压试验。..
S11—M三相油浸式全密封电力变压器技术数据表
相关内容: 00M 数据 密封 电力 技术 变压器 三相
S11-M.R三相卷铁芯全密封配电变压器(电力变压器)铁心是使用专用卷绕设备,将硅钢带连续绕制成封闭型整体铁心,减少了电力变压器传统铁心的接缝气隙,使得电力变压器的噪音有明显的下降,电力变压器经退火处理后,其空载损耗比S9型产品平均下降30%,该电力变压器采用波纹油箱全密封结构,具有外形美观,性能优良,免维护等特点,是新一代节能环保型产品。 各型号空载损耗,负载损耗,空载电流,阻抗电压,重量,外形尺寸
变压器噪声分析
相关内容: 分析 噪声 变压器
近几年来,在住宅及公共场所已经越来越多地使用大型电力变压器,这就对大型电力变压器及中小型电力变压器的噪声提出了一定的要求。电力变压器的噪声问题越来越多地受到人们的关注。如何降低电力变压器噪声已成为电力变压器制造业急需解决的问题。2电力变压器噪声产生的原因电力变压器所发出的可听见的噪声是由铁心的磁致伸缩变形和绕组、油箱及磁屏蔽内的电磁力所引起的。过去,一直认为磁场诱发铁心叠片沿纵向振动所产生的噪声是电力变压器噪声的主要成分。该振动的幅值与铁心叠片中的磁通密度及铁心材质的磁性能有关,而与负载电流关系不大。具体来说,电力变压器噪声共有三个声源,一是铁心,二是绕组,三是冷却器,即空载、负载和冷却系统引起的噪声之和。铁心产生噪声的原因是构成铁心的硅钢片在交变磁场的作用下,会发生微小的变化即磁致伸缩,磁致伸缩使铁心随励磁频率的变化做周期性振动。绕组产生振动的原因是电流在绕组中产生电磁力,漏磁场也能使结构件产生振动。电磁力(和振动幅值)与电流的平方成正比,而发射的声功率与振动幅值的平方成正比。因此,发射的声功率与负载电流有很明显的关系。3影响电力变压器噪声的因素3.1影响空载噪声的因素铁心产生噪声的原因主要是在交变磁场作用下,硅钢片的尺寸会发生微小的变化。由于磁致伸缩的变化周期是电源频率的半个周期,磁致伸缩引起的电力变压器本体的振动,是以两倍的电源频率为基频率的,所以硅钢片的振动主要是由铁磁材料的磁致伸缩特性引起的。磁致伸缩率大小与硅钢片的材质有关。磁致伸缩率越大,则噪声就越大。当磁场强..
变压器油枕的检修
相关内容: 变压器 检修
油枕的检修一、油枕的一般检查,在每年变压器小修期间进行1、油枕各部不得有渗漏现象。2、油位计玻璃良好,清洁透明,油位指示正确;油位有3个标记即-30℃(0.1-0.3d)、+20℃(0.45d)、+40℃(0.55d)。3.、检查油枕下部沉积器,放少量油看是否有杂质和水份。二、油枕的大修1、油枕的内外壁清洁干净,内壁应涂防锈漆,外部漆层应无脱落锈蚀现象。2、油枕内无油垢铁锈,无深积杂物,用合格变压器油冲洗油枕。3、变压器至油枕的联管应有1~2%的升高坡度,以便于瓦斯断电器的动作。4、油枕下部沉积器与油枕的联接处不应有凸起或凹陷焊道,并有稍微的坡度,以使水或杂质容易流入沉积器。5、油枕的进油管应插入油枕高约30~50mm,以防水、杂质进入变压器中,其管口应有光滑倒角。6、呼吸器联管插入油枕部分,应高出油枕最高油位以上。7、主变的油位计玻璃内如装有低油位信号接点,其接点浮筒密封良好,随油位上下浮动,当上下两极接点接触时,应接触良好,保证信号正确。8、油枕上部与防爆筒上部有联管的,管路应畅通。9、大修中拆卸油枕或其联管,应及时密封,如长时间不能装回,应用盖板密封。三、胶囊或油枕胶囊式储油柜与普通储油柜相同,柜中吊装一个空心薄膜胶囊,胶囊里侧与大气相通,经由气嘴与吸湿器进行呼吸,胶囊浮在油面上,随之油面的变动而膨胀或收缩,使油面与大气分开,胶囊式油枕的检修与普通油枕的检修基本相同,安装时应注意:1、检查胶囊的密封性:打压:0.02~0.03Mpa.12小时应无渗漏。或浸泡在水池中检查应无气泡冒出。2、将胶囊用尼龙绳绑在挂钩上,连接好引出..
变压器大修前的准备工作
相关内容: 准备 大修 变压器 工作
大修前的准备工作变压器是发电厂的主要设备之一,对变压器的解体大修,应做到应修必修、修必修好。必须认真执行全面质量标准,认真执行作业指导书,并做好四项工作:1、大修计划和准备。2、大修现场管理和现场记录及作业指导书。3、检查验收、落实各项质量标准。4、大修总结和技术记录。一、大修前落实组织及技术措施:1、制订大修的项目和进度2、编写大修的项目和进度。3、编写大修的安全、技术、组织措施。4、各方案交由有关方面人员讨论,明确各自的职责及任务,并做好大修前的准备工作。二、大修前的准备工作1、凡参加大修的人员应熟悉变压器的工作原理及其结构,应了解变压器的运行情况及大修原因,并熟悉掌握本次大修的工作任务及其职责。2、准备好本次大修的材料,备品并妥善保管。3、联系好焊工、起重工、架子工、化学油处理人员,做好各工种的配合工作。4、安装好检修现场的临时电源,装设照明灯具。5、露天检修,做好防汛、防尘、防雨的工作。6、检修现场配备足够的消防人员及器具,应使用二氧化碳或四氯化碳灭火器,严禁使用干粉及水灭火。7、准备好大修用的各种盖板,支撑构架或垫块,校验起重吊具、钢绳。8、停电办理工作票,将变压器退出运行,拆除变压器外部连线及各附件,做好变压器吊罩(芯)前的一切准备工作。9、变压器大修前应列出工具清单,工具交由专人保管,进入大修现场人员应着干净无附属物的工作服,不得携带金属小器械(硬币、打火机、钥匙)等进入现场,应登记领用工具,工具应系好白布带,谨防跌落至变压器本体内。..
电力变压器安装标准
相关内容: 标准 电力 变压器 安装
1范围本工艺标准适用于一般工业与民用建筑电气安装工程10kV及以下室内变压器安装。2施工准备2.1设备及材料要求:2.1.1变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名、额定容量,一二次额定电压,电流,阻抗电压%及接线组别等技术数据。2.1.2变压器的容量,规格及型号必须符合设计要求。附件、备件齐全,并有出厂合格证及技术文件。2.1.3干式变压器的局放试验PC值及噪音测试器dB(A)值应符合设计及标准要求。2.1.4带有防护罩的干式变压器,防护罩与变压器的距离应符合标准的规定,不小于表2-23的尺寸。2.1.5型钢:各种规格型钢应符合设计要求,并无明显锈蚀。2.1.6螺栓:除地脚螺栓及防震装置螺栓外,均应采用镀锌螺栓,并配相应的平垫圈和弹簧垫。2.1.7其它材料:蛇皮管,耐油塑料管,电焊条,防锈漆,调和漆及变压器油,均应符合设计要求,并有产品合格证。2.2主要机具:2.2.1搬运吊装机具:汽车吊,汽车,卷扬机,吊镇,三步搭,道木,钢丝绳,带子绳,滚杠。2.2.2安装机具:台钻,砂轮,电焊机,气焊工具,电锤,台虎钳,活扳子、榔头,套丝板。2.2.3测试器具:钢卷尺,钢板尺,水平,线坠,摇表,万用表,电桥及试验仪器。2.3作业条件:2.3.1施工图及技术资料齐全无误。2.3.2土建工程基本施工完毕,标高、尺寸、结构及预埋件焊件强度均符合设计要求。2.3.3变压器轨道安装完毕,并符合设计要求(注:此项工作应由上建作,安装单位配合)。2.3.4墙面、屋顶喷浆完毕,屋顶无漏水,门窗及玻璃安装完好。2.3.5室内地面工程结束,场地清理干净,道路畅通。2.3.6安装干式变压器室内应无灰尘,..
变压器呼吸器(吸湿器)检修
相关内容: 呼吸器 变压器 检修
呼吸器(吸湿器)检修一、呼吸器的一般检查:按变压器每年一次小修周期进行如下检查:1、呼吸器的玻璃筒应清洁干净,透明无垢,完整无裂纹破损。2、察看呼吸器内吸湿剂是否失效,如呈红色,则失效应主即更换;更换硅胶时在顶盖下面留1/5-1/6高度间隙。3、卸下下部油封碗检查是否有油,油量少,应加油至指示线。4、呼吸器及其连接管应密封良好,不得有进潮气及水现象。二、呼吸器的安装及检修:1、所安装的呼吸器,一定要进行检查,在安装时应将保存或运输时为防潮而加装的无孔胶垫及防潮剂去掉。2、呼吸器拆卸时,首先拧开底部油封碗,卸下上部油枕连管或隔膜胶管的连接,取下呼吸器,将呼吸器解体,倒出内部吸湿剂。3、检查呼吸器玻璃筒应完好无破损,器身应密封良好4、呼吸器底油封应注油至油面线,无油面线的油浸过进气口以上即可,以起到油封过滤作用。5、变色硅胶呈蓝色,如呈红色则又受潮失效,应在115~120℃温度下干燥数小时,呈天蓝色再可用。6、变色硅胶的制造,取占硅胶量3%的氯化钴,溶解于水,将粒度为2—6mm的白色硅胶浸于溶液之中,取出呈粉红色的置于115%~120℃温度下烘干,呈天蓝色即可使用。7、运行中的变压器更换硅胶时,变压器瓦斯保护要退出运行。..
变压器的起吊
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变压器的起吊1、变压器的起吊只能使用油箱上部或下部的专用吊攀,器身的起吊可使用箱盖吊杆或夹件上的吊攀。2、当变压器箱已经打开,不允许再将油箱连油带器身一并吊起,以防箱沿变形。3、起吊时钢丝绳夹角一般不大于60度,当吊钩高度受到限制,钢丝绳间的夹角超过60度时,则应使用专用吊杆起吊。起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况,确认可靠后再继续起吊。4、对夹件上无穿芯螺杆,而又没有拉杆的器身,应加拉紧螺杆。5、钟罩或器身吊进、吊出时,要使高、低压侧引线、分接开关木支架等与箱臂彰足够的距离,并要防止碰伤。6、吊罩时应先将箱壳中的变压器油抽净,拆卸外壳螺栓,吊出钟罩(或吊器身),将油箱底部残油放尽,清扫箱底残渣。7、钟罩(或器身)吊出后,应全面检查器身的完整性,有无缺陷存在,如过热、弧痕、松动,线圈变形,开关接点变色等,对异常的情况查找原因进行处理,同时要作好记录。8、器身在空气中停留的时间(从开始放油至开始注油或抽真空止)相对温度≤65%,允许16小时相对湿度65%-75%,允许12小时9、当器身温度低于周围环境温度时,应用加热器将变压器加热,一般应高于周围环境温度10℃左右。10、变压器由放油开始至回油(抽真空)结束每隔1小时记录环境温度和湿度。11、起吊或落回钟罩(器身)时,速度要均匀,掌握好重心,防止倾斜;四角应系缆绳,有专人扶持,防止倾斜。12、变压器从起吊开始至扣罩止要有专人登记进入现场人员,工具由专人保管并编号登记,防止遗留在油箱内或器身上;进入现场人员必须穿着专用工作服和专用鞋。..


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