检查分接开关绝缘件有无受潮，剥裂或变形，表面是否清洁。若发现表面赃污用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重剥裂变形时更换，操作杆拆下后，放入油中或用塑料布包好。 检修的分接开关，拆前做好明显标记。 检修绝缘操作杆U型拨叉接触是否良好，如有接触不良或放电痕迹加装弹簧片。 更换分接开关操作机构密封垫。 打开油枕观察孔用手电观察油囊是否清洁、渗漏，如有渗漏更换。 用手拔动油表连杆，观察油表指针是否与油表连杆动作一致，如不一致进行检修。 打开集污盒、放水塞，将油枕内油污及隔膜上凝接水放出。 更换呼吸器中硅胶并清洗呼吸器内外。 将气体电气拆下，进行校验。 处理渗漏点，更换密封垫。(注：油枕检修与器身检修同步进行。) 油枕检修4.2.1 概述
我风场内有一台型号为GHT-SC11-400/36.75/0.4站用变压器，由保定天威恒通电气有限公司生产。75台型号为ZGSB10-Z2F-2200/35，油浸式三相自冷式箱式升压变压器，额定容量2200KVA。由明珠电气有限公司生产。
4.2.2 主要技术参数
4.2.2.1 表4.5 站用变压器主要设备技术参数 生产厂家 规格型号 生产厂家 额定容量 额定电压 高压 低压 额定频率 相数 联结组标号 短路阻抗% 空载损耗W（≤） 负载损耗W（≤） 绝缘方式 额定温度 9
主要技术参数： 保定天威恒通电气有限公司 400kVA 36.75kV 40.5kV 0.4 kV 50Hz 3 D，yn11 4 1530W 5700W 干式（F级） 125K 油箱及附件检修对油箱上的焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。 检查磁屏蔽，有无松动放电现象，固定是否牢固，接地点是否可靠，是否有多点接地等现象，如有进行处理。 检查压力释放阀是否有损伤或裂痕，如有对其更换。 压力释放阀校验。(注：与器身检修同时进行) 4.2 箱式变电站及站用变压器检修维护规程
保定天威恒通电气有限公司 GHT-SC11-400/36.75/0.4 设备名称 设备类型 站用变压器 35kV设备
最大耐受温度 系统的三相短路电流（35kV侧）（4S） 冷却方式 噪音水平dB（A） 局部放电量（pc） 中性点运行方式 套管泄露比距 变压器使用年限 保护等级 180℃ 350A 自冷（带温显、温控及远传功能） 离本体0.3米处≤55dB 10 低压侧中性点直接接地 ＞31mm/kV 35年 IP20 4.2.2.2 表4.6 箱式变压器设备参数 生产厂家 规格型号 主要技术参数 型号 系统电压kV 额定电压（最高运行电压） 高压分接范围 相数 冷却方式 噪音水平 绝缘温度等级 泄露比距 阻抗电压 连接组标号 绝缘水平 额定频率Hz 主母线额定电流（高/低压） 高压侧额定短时耐受电流 高压侧额定短时耐受时间 低压侧额定短时耐受电流 低压侧额定短时耐受时间 空载损耗 负载损耗 空载电流 1min工频耐受电压 雷电冲击耐受电压 低压侧工频耐受电压 防护等级 ZGSB10-Z2F-2200/35 35 40.5kV 36.75±232.5% 三相 油浸自冷 ≤ 50dB(距外壳0.3m处) F ≥3.1cm/kV UK=6.5% Dyn11 LI200AC85/LIOAC3 50 630/2500A 20KA 2S 50KA 1S 2.91KW 19.890KW 0.8% 95kV 200kV 5000V 油箱IP68,低压室IPM,高压室IP54 明珠电气有限公司 ZGSB10-Z2F-2200/35 设备名称 设备类型 箱式变压器 35KV设备 4.2.3 检修项目与周期
4.2.3.1 表4.7 箱变检修项目与周期 项目
内容 10
周期
处理已发现的缺陷 放出储油器柜积污器中得污油 检修油位计，包括调整油位 检修冷却装置 检修安全保护装置 检修油保护装置 小修项目 检修测温保护装置 检查接地系统 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油 清扫油箱和附件，必要时进行补漆 清扫外绝缘和检查导电接头 按有关规程规定进行测量和试验 检查、清扫箱式变电站高、低压侧开关等元件 检查、校验二次回路 检修绕组、引线及磁（电）屏蔽装置 检修铁芯、铁芯紧固件、压钉、连接片及接地片 检修油箱及附件，包括吸湿器 检修冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备 检修及校验安全保护装置 解体检修油保护装置 大修项目 校验测温装置 操作箱的检修和试验 检修无励磁分接开关 更换全部密封胶垫和组件试漏 对器身绝缘进行干燥处理 变压器油的处理或换油 清扫油箱并进行喷涂油漆 大修试验和试运行 箱式变电站高压主回路的试验 箱式变电站外壳大修 4.2.4 异常运行与故障处理
异常运行与处理的原则：加强监视、检查，做好事故预想，发现威胁变压器安全的异常情况，立即采取措施，必要时停电处理。
4.2.4.1 表4.8 箱变异常运行与故障处理 异常运行、故障项目 处理方法 对变压器负载和油温与此负载冷却条件应有的油温进行核对。 上层油温超过正常值 检查变压器室的通风情况及各冷却风扇运行情况。 核对温度表指示是否正确（可借助测温仪测量）。 11
每三年一次，制定滚动检修计划 无确定大修周期要求，经过预防性试验、变压器油化验分析并结合运行情况，如判定内部故障或本体严重渗漏油时，进行大修。
油温在正常负载和冷却条件下上升不超过10℃或上层油温不断上升，负载和温度表计均正常，且变压器室通风良好则认为变压器内部故障应将变压器停电检修。 发现油面较当时油温所应有的油位偏低时，查明原因补油。 如因大量漏油导致油位迅速下降，禁止将重瓦斯保护改投信号，迅速查明原因必要时停电处理，采取堵漏措施并加油。 油位因温度升高可能超过油位指示极限，经查明不是假油位所致时，放油使油位降至与当时油温所相对的高度，避免溢油。 气体不变色时，检查是否因漏油、渗油或温度下降造成油面过低所致，及时联系加油和处理漏油。 检查气体继电器内无气体时，应检查是否二次回路故障。 轻瓦斯保护动作 气体继电器内有气体时，应先进行初步检查，再放气并采取措施。 变压器内部故障，须将变压器停止运行。应记录气量，进行油色谱分析，测量绝缘电阻和绕组直流电阻，进行空载测量，并通知变压器厂家。 油位太低，通过视察玻璃观察不到油位，找出渗漏点并修补 重瓦斯动作跳闸（且非误动） 变压器有重大事故：如绝缘子断裂，电弧放电，短路，在完全检查、处理变压器之前不得通电 油位异常 变压器内部有较大异音或爆裂声 在正常负载和冷却条件下，变压器上层油温异常，上升速率较快 油枕、防爆门或压力释放阀喷油 严重漏油，油位计无油位显示 油色变化明显，油内出现碳质 套管有严重破损及放电 套管接头和引线过热发红、熔化或熔断 生危及变压器安全的故障，而变压器有关保护装置拒动 变压器冒烟着火 当变压器附近设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁 12
立即停电处理，查明原因
4.2.5 试验项目及周期
4.2.5.1 表4.9 箱变试验项目及周期 项目 红外成像 油中溶解气体色谱分析 3个月 2年 大修后 4年 无励磁调压变压器调整分接位置后 大修前后 交接时 出口或近区短路后 箱变2年站用变4年 绕组绝缘电阻、吸收比 大修前后 交流耐压试验 测量与铁芯绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻 绕组所有分接的电压比 测温装置 气体继电器 冷却装置及其二次回路 交接时 更换绕组后 6年 大修前、后 分接开关引线拆装后 更换绕组后 3年 大修后 3年 大修后 1年（夏季之前检修完成） 大修后 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果比无明显变化 试验电压标准为出厂试验电压值的80% 绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别 各相应接头的电压比与铭牌值相比无明显差别，且符合规律 按厂家技术要求 按厂家技术要求 投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏 与以前相同部位测得值比较，变化不大于2% 周期 要求 绕组直流电阻 4.3 电力电缆检修维护规程
4.3.1 概述
**** 风电场集电线路包括110千伏出线和35千伏集电线路。
110千伏出线采用JL/LB1A-240/40型铝包钢芯铝绞线，一根地线选用OPGW，型号为OPGW-2S1/24B1，安全系数k=5.0；根据短路电流分配原则，另一根地线选用JL/LB1A-50/30型铝包钢芯铝绞线，安全系数k=4.0。
**** 风电场35千伏集电线路全部采用YJV22-26/35kV铜芯交联电力电缆直埋敷设到110kV升压站，直埋敷设的埋深为800mm，沟底铺设细砂或筛过的土，且全长以砖或水泥板遮盖。
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