电气一次设备检修规程.doc

《电气一次设备检修规程.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电气一次设备检修规程.doc（196页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。

1、鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第1 页一、一、6kV6kV 断路器断路器1.1.概述概述1.1 ZN28Z12/125040、 ZN28Z12/160040、ZN28Z12/315050 型真空开关是三相交流 50Hz，额定电压为 10kV 的户内装置，6kV 开关采用 ZN28Z12 型真空开关。1.2 使用环境要求 1.2.1 环境温度： 10环境温度40； 1.2.2 海拔高度1000m； 1.2.3 相对湿度应控制在日平均值不大于 95%，月平均值不大于 90%； 1.2.4 饱和蒸气压应控制在日平均值不大于 2.2103MPa，月平均值不大于 1.8103Mp

2、a； 1.2.5 安装地点无火灾、爆炸、化学腐蚀及剧烈震动，场所应保持干燥、清洁； 2 2 主要技术参数：主要技术参数：额定电压12kV1min 工频耐受电压 42kV冲击耐受电压75kV额定断路开断电流1250/1600/3150A额定短路关合电流（峰值）31.5kA额定热稳定时间4s额定操作顺序 分0.3s 合分180s合分分180s合分180s 合分机械寿命20000 次10000 次额定单个电容器组开断电流630A额定背对背电容器开断电流400A机械调整数据：1触头开距mm1112相间中心距mm2101.453 接触行程mm41 4合闸触头弹跳时间ms25三相分闸同期性ms26分闸时间

3、ms45107合闸时间ms50108平均分闸速度m/s1.30.29平均合闸速度m/s0.60.211动静触头累积允许磨损厚度mm3鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第2 页分合闸线圈的技术数据：合闸线圈分闸线圈额定操作电压 DC220DC220线圈功率（W）240240正常工作电压范围85%110%额定电压65%120%额定电压储能电机（采用单相串激电机）技术数据：型号额定电压额定输出功率（W）正常工作电压额定电压下储能时间（S）HDZ220 110DC220AC22020085%110%额定电压153 3 检修维护周期及项目：检修维护周期及项目：3.1 大修 3.1.1

4、 本体（真空灭弧室）根据其运行情况定，即真空断路器导向杆伸出导向板长度变化超过 3mm，触头烧损厚度达到极限，应更换灭弧室；3.1.2、机构每年大修一次；3.2 小修 3.2.1 本体，每年 23 次；3.2.3 机构与本体同步进行，若大修未超过半年，可不进行小修；3.3 临时性检修 3.3.1 每操作 2000 次应检查各部螺栓有无松动，测量触头磨损厚度及行程，并用工频耐压法检查真空灭弧室的真空度；3.3.2、存在严重缺陷，影响安全运行时；3.4 检修项目 3.4.1 大修项目 3.4.1.1 更换真空灭弧；3.4.1.2 框架检修；3.4.1.3 传动机构检修；3.4.1.4 弹簧操动机构

5、检修；3.4.1.5 调试、试验；3.5 小修项目 3.5.1 清扫绝缘表面灰尘；3.5.2 检查各部螺栓紧固情况；3.5.3 检查机构，所有转动部分加油润滑；3.5.4 检查真空灭弧室外观及真空度；3.5.5 检查触头磨损情况；鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第3 页3.5.6 测量各机械尺寸，并作试验；3.6 临修项目 3.6.1 根据开断次数检查触头烧损厚度及灭弧室真空度；3.6.2 根据实际情况确定临修项目；3.6.3准备工作；3.6.4 修前准备工作；3.6.5 根据运行和试验中所发现问题，明确缺陷和检修内容，编制重点项目技术措施、安全措施；3.6.6 准备好检

6、修所需工具、材料、零配件；3.6.7 准备好施工交直流电源，检修记录本等；3.6.8 讨论进度并安排落实任务； 3.6.9 办理工作票手续，作好现场安全措施；3.6.10 外观检查、测试及其它事项；3.6.11 根据存在的问题，检查有关部位，测定必要的数据；3.6.12 检查油缓冲器密封情况，作好记录；3.6.13 断路器外观、瓷瓶检查；3.6.14 手动及电动分合闸，观察各传动部位动作是否正常；3.7 断路器检查和调整 储能后手动分合真空断路器，测量触头开距和接触行程，若触头开距和接触行程均合符要求，则用光线示波器或机械特性测试仪测量分合闸速度，三相不同期性及触头合闸弹跳时间，调整分闸弹簧可

7、改变分合闸速度，如果触头三相同期性和接触行程不符合要求则按以下方法进行调整。3.7.1 用手动储能摇把按操作面板上的方向（顺时针方向）摇动，进行储能操作； 3.7.2 不储能的检查与调整3.7.2.1 机构储能传动环节部分有无卡滞，如有找出部位，重新进行装配调整，并对转动部位打润滑油； 3.7.2.2 手动不能储能，而电动能储能时，将滑座内的垫片取出一片，并进行调整即可消除此现象；3.7.2.3 机构储能后保持不住：调整合闸半轴，使其转动灵活；调整合闸半轴上的螺栓，使合闸半轴与扇形板的扣接量在 1.82.5mm 范围内；3.7.3 储能不到位的检查与调整 3.7.3.1 储能轴有滞，转动不灵活

8、，检查找出部位并重新进行装调配整；3.7.3.2 用手动合闸按钮进行合闸操作，操作完了检查断路器是否处于正常的合闸状态，检查断路器的合闸指示是否正确动作、分合记数器是否正确动作，若有异常按下过程检查处理；3.7.4 检查部位 3.7.4.1 分闸半轴检查有无卡滞，如有则调整分闸半轴，使其转动灵活；3.7.4.2 分闸半轴、扇型板的搭接螺栓如有 松 动加以紧固，并调整分闸半轴上的调整螺栓长度，使分闸半轴与扇形板的扣接量在 1.82.5mm 内；3.7.4.3 合闸半轴上的脱扣板固定螺栓如有松动加以紧固；3.7.4.4 合闸铁芯检查：有无卡滞如有必须检修消除卡滞现象，并调整合闸电磁铁顶杆长度，保证

9、合闸电鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第4 页磁铁吸合时，储能保持能可靠解扣，并有 13mm 的余量；3.7.4.5 行程开关检查：行程开关（在储能位置）接点接通且还有 2mm 左右的行程；3.7.5 合闸线圈检查 3.7.5.1 对各传动环节在转动过程中的卡滞现象找出原因，重新装配，对转动部位加润滑油；3.7.5.2 用手动按钮进行分闸操作，操作完后检查断路器是否处于正常分闸状态、观察断路器的分闸指示是否正确动作；3.7.6 检查部位 3.7.6.1 分闸半轴检查有无卡滞，如有则调整分闸半轴，使其转动灵活；3.7.6.2 分闸半轴、扇型板的搭接螺栓如有松动加以紧固，并调

10、整分闸半轴上的调整螺栓长度，使分闸半轴与扇形板的扣接量在 1.82.5mm 内；3.7.6.3 合闸半轴上的脱扣板固定螺栓如有松动加以紧固；3.7.6.4 分闸铁芯检查：有无卡滞如有必须检修消除卡滞现象，并调整合闸电磁铁顶杆长度，保证分闸电磁铁吸合时，能可靠分闸，并有 13mm 的余量；3.7.6.5 检查分闸弹簧的力度，对分闸弹簧进行调整，将断路器的接触行程调至 41mm 的要求范围内； 3.7.6.6 对各传动环节在转动过程中的卡滞现象找出原因，重新装配，对转动部位加润滑油；3.7.7 触头开距、接触行程（超行程） 3.7.7.1 测量触头开距：触头开距是指分闸位置时断路器一级动静触头间的

11、总距离，测量时应分别测量三相各自的触头开距；3.7.7.2 测量触头开距；在断路器分、合闸位置，用深度游标卡尺，分别测量各相导电杆分、合闸时伸出导向板的距离之差即为触头开距；当触头开距在 111mm 范围外时应对其调整：粗调整：增加开距调整垫厚度可减小触头开距，反之则增大触头开距；细调整：调整超行程螺栓，螺栓旋出开距增大，反之减小触头开距；3.7.7.3 接触行程（超行程） ；接触行程（超行程）：是指动静触头产生闭合时的动静触头部件继续运动的距离，采用间接测量触头弹簧压缩量的办法来测量触头接触行程；3.7.7.4 测量接触行程（超行程）：在断路器分、合闸位置，用深度游标卡尺，分别测量各相触头压

12、力弹簧的弹簧座两端距离之差即为接触行程（超行程） ；当测得接触行程（超行程）在 41mm 范围外时应对其调整：当单相调整时，调整该相超行程调整螺栓 ，螺栓旋出增大接触行程（超行程） ，反之减小接触行程（超行程） ，调至压缩行程 41mm 为止，并保证分闸同期性不大于 2ms；3.7.8 用工频耐压法检查真空灭弧室真空度：将触头开距调整到 11mm1mm，在灭弧室上施加 42kV 工频电压，维持 1min，灭弧室内部不应有持续放电，如发现灭弧室内有持续放电，应更换灭弧室；3.7.9 检查触头磨损厚度：鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第5 页检查真空断路器导向杆伸出导向板长度

13、变化情况，如发现总变化量超出 3mm，则表明真空灭弧室电寿命终了，应更换真空灭弧室；3.7.10回路电阻检查：用电压降法，即通过该相上下主回路中通以 100A 的直流电流，测量该相断路器上下出线之间的电压降，通过换算求出回路的电阻值；3.7.10.1 如果电阻值在 40 以上较大时，应对导电回路进行检查；3.7.10.2 检查断路器主回路电气接线联结处螺栓是否松动，加以紧固，紧固标准如下：主回路额定电流螺钉规格螺钉等级螺钉个数紧固扭矩1250AM128.8 级450N.m1600AM148.8 级470N.m3150AM168.8 级490N.m3.7.10.3 检查各部件接触表面有无氧化，用

14、细布纸轻轻将表面氧化层擦拭干净涂凡士林；3.7.10.4 检查接触行程，将其调整在 41mm 范围内；4 4 ZN65ZN651212 型真空断路器产品结构型真空断路器产品结构4.1 工作原理：断路器的操作机构和灭弧室分别在断路器的前后两面，共同布置在一个框架上；灭弧室的固定端朝上，动端朝下；操作机构和灭弧室之间的传动机构连接布置在断路器的下部，灭弧室的下部设置有独特的动导电杆变直机构，通过这个变直机构把操作机构输出给灭弧室的机械运动变成沿着灭弧室动导电杆轴线方向的上下运动。为了保证灭弧室的动导电杆正确的运动方向，在每一相的变直机构都设置了专门的动导电杆的导向装置。操作机构的合闸功能单元的主体

15、是一个机构箱，机构箱的输入部分是储能电机和储能轴的轴端，电机或手力驱动能够使得断路器的合闸弹簧拉伸储能；机构箱的输出部分是驱动凸轮，当断路器的合闸电磁铁执行合闸指令时，电磁铁的动铁芯将使得储能弹簧 的保持机构解体，由储能弹簧带动驱动凸轮进行合闸操作。 操作机构的分闸功能单元的主体是一个合闸保持机构，合闸保持机构的一端与断路器的传动主轴发生关系，通过这一关系实现断路器合闸状态的有效保持；合闸机构的另一端是一个脱扣机构，当断路器的分闸电磁铁执行分闸指令时，这个脱扣机构能够在分闸电磁铁铁芯的驱动下可靠地使得合闸保持机构解体，完成断路器的分闸操作，合闸保持脱扣机构还可以接受手力驱动，实现断路器的手动分

16、闸。 4.2 操作机构 4.2.1 合闸机构 断路器合闸机构的本体是一个铸铝外壳的减速箱。减速箱的一侧是挂有合闸弹簧的挂簧拐臂，另一侧是输出合闸动力的驱动凸轮。装在减速箱底部的电机，通过减速箱拉伸合闸弹簧从而储存机构合闸所需能量。4.2.2 分闸机构 单元的下端布置着断路器合闸保持挚子，该挚子在断路器合闸时与断路器的主轴扣在一起，使断路器的合闸状态的以保持。分闸单元通过两级减力机构将合闸保持挚子传递过来的力减小，并送到分闸单元的脱扣板上。一旦机构接到分闸命令，分闸单元上的脱扣板被分闸铁芯顶开，导致两级减压机构解体，鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第6 页使合闸保持挚子与断

17、路器的主轴之间的扣接状态解体，完成断路器的分闸操作。二、二、6KV6KV 真空接触器真空接触器 F FC C 回路回路 1.1. 概述概述KYN18C 铠装型移开式交流金属封闭开关设备 FC 回路并列结构（以下简称开关柜）适用于1200kW 以下电动机，1600kW 以下变压器的控制和保护。我厂设计院设计为用于 800kW 及以下电动机，1000kW 及以下变压器的控制和保护。1.1 使用环境和条件 1.1.1环境温度：上限+40；下限15；1.1.2海拔高度不超过 1000m；1.1.3相对湿度应控制在日平均值不大于 95，月平均值不大于 90；1.1.4饱和蒸汽压应控制在日平均值不大于 2

18、.2103Mpa，月平均值不大于 1.8103Mpa；1.1.5安装地点应无经常性的剧烈震动；1.1.6周围空气应不受腐蚀性或可燃性气体，水蒸气的明显污染；安装场所干燥、清洁；2.2. 技术参数技术参数项 目参 数单 位额定值额定电压kV7.2预期开断短路电流kA40额定电流A最大到达 2754s 额定热稳定电流kA4允许通过电流（0.01s）kA40（峰值）雷电冲击耐受电压（相间、相地、断口）kV60KYN18C（7.2kVFC 回路）1min 工频耐受电压（相间、相地、断口）kV32额定电流A最大到达 40004s 额定热稳定电流kA40主母线额定动稳定电流kA130外行尺寸深宽高（每回路

19、）1800500（600）22003.3. 结构及工作原理结构及工作原理3.1 结构 3.1.1 开关柜壳体及手车均为装配式结构。零件由钢板冲剪、弯制而成。开关柜内部用金属板分隔成五个独立的小室：手车室、母线室、电缆室、继电器室和小母线室。手车室及主母线室设有泄压的压力释放鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第7 页通道。手车置于手车室内。仪表室内设有防震装置，可消除开关柜操作的震动对仪表内继电器的影响。3.2 工作原理 3.2.1 只有当手车处于试验位置或移出柜外时，接地开关操作轴才能被转动，接地开关才能进行正常的合闸或分闸操作；3.2.2 当手车处于试验位置，接地开关处于

20、合闸状态时，手车不能向工作位置推进；3.2.3 手车在工作位置，接地开关限位块使接地开关保持在分闸状态，并且不能进行合闸操作；3.2.4 不论接地开关是处于合闸位置还是处于分闸位置，接地开关分合位置定位孔和接地开关操作轴定位锁块的配合，就能把接地开关的状态锁定；3.2.5 活动帘板关闭时手车不能由试验位置向工作位置推进；3.2.6 活动帘板打开时手车才能由试验位置向工作位置推进；3.2.7 手车处于工作位置时活动帘板不能关闭；3.2.8 活动帘板打开时手车不能由试验位置推置柜外；3.2.9 当活动帘板关闭时，活动帘板的操作轴档块将手车壁档住，使手车在活动帘板关闭时，不能由试验位置向工作位置推进

21、；3.2.10 活动帘板打开后手车由试验位置向工作位置推进时，活动帘板的操作轴档块上的小档块插入活动帘板上限位块和活动帘板下限位块之间，使手车处于工作位置时活动帘板不能关闭；3.2.11 在活动帘板打开的情况下将手车从工作位置拉置试验位置。当手车处于试验位置，活动帘板尚未关闭时，活动帘板操作轴上的小挡块被活动帘板下限位块钩住，手车不能由试验位置退出柜外。只有将活动帘板关闭并锁定在关闭位置后，手车才能由试验位置拉置柜外；3.2.12 活动帘板无论进行打开操作，还是关闭操作，都应操作到位，使活动帘板操作轴的定位锁块在弹簧的作用下弹入活动帘板合分位置定位孔中，使活动帘板操作轴不能自由转动，活动帘板的

22、状态被锁定；3.2.13 活动帘板处于关闭状态时不能靠人用手直接打开。必要时，要采用工具解锁并打开活门。手车室的上下活门可以使用工具分别解锁。只有在检修或检查一次隔离插头的静触头时才需做此操作。特别注意：只有在确认一次隔离触头已经不带电的情况下才能做此操作，否则将有可能危及人身安全；4 4日常维护检查日常维护检查4.1 柜门的检查4.1.1 检查上、下柜门的开启、关闭和锁定是否灵活；4.1.2 检查安装在柜门上的元件、视窗、门锁等附件是否完整、正确；4.1.3 检查柜门上的标记和符号是否正确；4.2 手车室柜门的检查 鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第8 页4.2.1 检

23、查柜门的接触器紧急分闸装置应能正确的操作接触器分闸，操作应灵活、可靠；4.2.2 检查柜门上的非正常开门紧急解锁装置应能正确的对柜门解锁，操作应灵活；4.3 压力释放盖板的检查 4.3.1 撤除柜顶部各小室紧固压力释放盖板的螺钉及盖板；4.4 接地开关的检查4.4.1 检查接地开关处于分闸时，电缆室盖板应不能打开；4.4.2 检查当电缆室盖板处于打开状态时，接地开关应不能分闸；4.5 检查接地开关与手车之间的机械连锁关系是否正确 4.5.1 当接地开关处于合闸时，手车应不能从试验位置向工作位置推进；4.5.2 手车处于工作位置时，接地开关应不能合闸；处于分闸状态的接地开关接地刀应与地面垂直；4

24、.5.3 手车处于试验位置或移出柜外时，接地开关应能正常分合操作；4.5.4 接地开关无论是处于合闸或分闸状态，操作轴锁块状态均应锁定在柜体立柱相应孔内，锁块应弹出柜外；4.5.5 接地开关处于分闸状态时，检修人员可以用专用工具打开电缆时盖板；4.6 接地开关操作正确性的检查4.6.1 检查开关柜的接地开关是否能正确的进行分合闸操作；4.7 活门与手车位置连锁检查4.7.1 手车锁定在试验位置时，活门应能进行打开或关闭；4.7.1 手车锁定在工作位置时，活门帘板应不能进行关闭操作；4.7.2 当活动帘板未打开时手车不能由试验位置向工作位置推进；4.7.3 当活动帘板关闭时手车不能由试验位置向柜

25、外推出；4.8 活门和活门解锁的检查4.8.1 当手车移出柜外时，检修人员应能对上、下活门帘板分别进行解锁；4.9 手车位置的检查4.9.1 在柜门关闭的情况下（手车在柜门内规定的二个位置） ，试验位置或工作位置开启操作机构档板的钥匙应能可靠操作。离开这两个位置钥匙应不能操作；4.10 一次隔离插头插入检查4.10.1 将手车推至工作位置从柜后观察动静触头插入深度自测装置是否露出红、黄双色标记，并用手捏住红色标记端轻微拉动应无卡涉现象；4.11 机械连锁的检查4.11.1 手车处于试验位置时，二次插头应能插接可靠；4.11.2 手车处于试验位置时，接触器可进行正常的分、合闸操作（合闸操作需要电

26、气） ，利用柜门外手动操作按钮可直接将接触器分闸，手车推进机构中位置开关接点状态应正确；4.11.3 手车处于试验位置时，接地开关应能进行正常的分、合闸操作；4.11.4 手车处于试验位置时，柜门应能完全关闭、打开；鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第9 页4.11.5 手车处于试验位置时，只有柜门完全关闭好后才能进行手车推进的操作。柜门打开时遮挡手车推进机构摇把插入的挡板应把操作孔完全锁住，不能采用常规操作方式进行手车推进的操作；4.11.6 手车处于试验位置时，活动帘板应能进行正常的打开或关闭；4.12 电气连锁的检查4.12.1 手车处于试验位置时，二次插头插好以后，

27、手车上的二次回路应可靠接通；4.12.2 手车处于试验位置时，接触器分合闸操作回路应正常工作；4.12.3 手车处于试验位置时，手车推进机构中位置开关接点应处于正确的接通或断开状态下；4.12.4 用手压下熔断器断相连锁杆，行程开关应可靠动作，使合闸状态的接触器分闸，并切断接触器的合闸回路；4.13 操作功能的检查4.13.1 柜门应能正常关闭，接触器应正常进行电动合、分闸和手动分闸的操作；4.13.2 不论柜门是否关闭，接地开关应能正常进行分、合闸操作；4.13.3 不论柜门是否关闭，活动帘板应能正常进行关闭、开启的操作；4.13.4 当柜门处于正常关闭位置，接地开关处于分闸位置、活动帘板正

28、常开启、接触器已经分闸状态下，手车应能由试验位置向工作位置推进；4.14 手车由试验位置向工作位置推进过程中连锁及操作功能的检查4.14.1 手车由试验位置准备向工作位置推进插入钥匙打开机构挡板时；处于合闸的接触器应分闸；4.14.2 接地开关处于合闸状态时，手车不能从试验位置向工作位置推进；4.14.3 手车在由试验位置向工作位置推进的过程中打开的活门应不能被关闭；4.14.4 手车在推进过程中，接地开关不能进行合闸操作；4.14.5 手车在推进的过程中，柜门不能用正常方式打开；4.14.6 手车在推进的过程中，接触器不能进行合闸操作；4.14.7 手车在推进的过程中，二次插头应插接可靠；4

29、.15 电气联锁的检查4.15.1 手车在推进的过程中，对应的位置开关接点应处于正确的接通或断开状态；4.15.2 手车在推进的过程中，接触器合闸操作回路应被断开；*知识点：高压开关柜的五防：高压开关柜的“联锁”是保证电力网安全运行、确保设备和人身安全、防止误操作的重要措施。GB3906-1991335 千伏交流金属封闭开关设备)对此作了明确规定。一般把“联锁”描述为：防止误分、误合断路器；防止带负荷分、合隔离开关；防止带电挂(合)接地线(接地开关)；防止带接地线(开关)合闸；防止误入带电间隔。上述五项防止电气误操作的内容，简称“五防”。三、环氧树脂绝缘干式变压器三、环氧树脂绝缘干式变压器 鸭

30、溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第10 页1.1. 适用范围适用范围本规程适用于额定容量为 20000kVA 及以下，电压等级为 35kV 及以下无励磁和有载调压环氧树脂浇注薄绝缘干式变压器的检修和维护1.1 引用标准GB1094.196电力变压器第一部分 总则GB1094.196电力变压器第二部分. 温升GB1094.196电力变压器第三部分. 绝缘水平和绝缘试验GB1094.196电力变压器第四部分. 分接和连接方法GB1094.196电力变压器第五部分. 承受短路的能力GB645086 干式变压器GB/T102881997干式电力变压器技术参数和要求1.2 使用条件1

31、.1.1 环境温度不超过 40，海拔高度不超过 1000m。1.1.2 保护等级 IP232 2 检修周期检修周期 2.1 大修周期：5 年2.1.1 检修项目2.1.1.1 风机检查2.1.1.2 绝缘电阻检查2.1.3 铁芯检查2.1.4 工频耐压试验2.1.5 分接开关调节2.2 小修周期： 安装场所周期干燥清洁场所1 年有灰尘或化学污染场所36 个月潮湿36 个月2.2.1 小修项目2.2.1.1 处理已发生的缺陷2.2.1.2 卫生清扫2.2.1.3 检查所有螺栓2.2.1.4 检查绝缘有无爬电痕迹，导电零件有无生绣2.3 临修：当温度达到 120，应停下来检修、检查2.3.1 临修

32、2.3.1.1 视其具体故障情况而定2.3.1.2 当温度达到 100，应停下来检修、检查鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第11 页2.4 修前准备工作2.4.1 查阅档案了解变压器运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路次数和情况，负载、温度和隔膜装置的运行情况2.4.2 查阅试验记录，了解绝缘情况2.4.3 准备好检修所需工器具、材料、零配件2.4.4 准备好检修记录 、检修工艺卡2.4.5 讨论落实任务，作好人员的组织分工2.4.6 办理工作票许可手续，作好现场安全措施 2.5 干式变压器的检修2.5.1 检修工艺 检修内容检修工艺质量标准风机检查1、用 50

33、0V 的兆欧表对风机线圈进行对地绝缘和线圈相与相之间的检查，如果线圈对地绝缘不符合要求或相与相之间不通则必须对风机线圈进行处理。2、检查轴承，确定是否更换。3、在接风机时，注意其转向，如果反转，则必须换相。1、线圈对地电阻0.5M，线圈相与相之间导通。2、听其声音无异常。3、风机风从线圈底部向上吹入线圈。线圈绝缘电阻检查1、将铁芯接地片折除，用 2500V 兆欧表对变压器线圈高压侧对线圈低压侧之间的绝缘电阻测试。2、用 2500V 兆欧表对变压器线圈高低压侧对地之间的绝缘电阻测试 。 3、如果 1、2 条测试的电阻不符合要求则必须对其线圈进行干燥处理。4、在比较潮湿的环境下变压器的绝缘会有所下

34、降，一般1000V 额定电压，其绝缘电阻不小于 2 M 可不进行干燥处理， 但发现变压器遭受异常潮湿发生凝露时，必须对其进行干燥处理。1、线圈高低压侧之间绝缘电阻300 M。2、线圈高压侧对地绝缘电阻300 M，低压 侧对地绝缘。电阻100M。3、一般一般 1000V 额定电压，其绝缘电阻 2 M（一分钟25时读数） 。铁芯 检查1、用 500V 兆欧表测试铁芯接地是否良好，如果不符合要求，则必须对接地片进行更换或打磨处理。2、将铁芯接地片折除，用 500V 兆欧表测试铁芯接地电阻，如果符合标准将其恢复，如不符合标准则必须进行干燥处理，但在比较潮湿的环境条件下，如绝缘有所下降也可投入运行用专用

35、的扳手紧固上下穿心螺杆，用 500V 兆欧表检查与测量绝缘情况。1、铁芯接地状况使表计导通2、 （温度：2030，湿度90%）铁芯夹件绝缘电阻2 M，铁芯地绝缘电阻2 M，3、穿心螺杆铁芯绝缘电阻2 M，穿心螺杆地绝缘电阻2 M。 卫生清1、如灰尘较少，一般清扫即可，但在灰尘积聚较多的情况1、通风气道空气流通，无灰鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第12 页扫下则使用干燥的压缩空气 25 个大气压吹净通风气道中的灰尘，察净变压器绝缘子、下垫块等处的灰尘和污垢。尘，绝缘子、下垫块等处无灰尘和污垢。所有螺栓 检查1、对所有螺栓加以紧固。1、紧固。导电零件检查1、检查导电零件有无

36、生绣、腐蚀，如有将其除去。1、无生绣、腐蚀。工频耐压试验1、变压器高压侧对低压侧及对地加以 23.8kV 交流工频的电压，时间 300S。2、低压侧对地及对高压侧加以 2.55kV 交流工频电压，时间 60S。1、无放电现象。2、无放电现象。2.5.2 分接开关调节：2.5.2.1 变压器投运前，应根据变压器名牌和分接指示牌将分接片调到合适位置。2.5.2.2 调节方法：对 6.3kV 的干式电力变压器其铭牌电压如下：23 6.60 34 6.4545 6.3056 6.1567 6.00 3.3. 变压器主要技术参数变压器主要技术参数 变压器型号技术参数SCB9-2000/6.3SCB9-1

37、600/6.3SCB9-1000/6.3SCB9-630/6.3SCB9-500/6.3额定容量(KVA)200016001000630500额定电压 （KV） 6.32.2.5%6.322.5%6.322.5%6.32.2.5%6.32.2.5%（0.4kV)额定电流（A）一次 183二次 2887一次 144二次 2304一次 91.6二次 1443一次 57.7二次 909一次 48.5二次 722额定频率（Hz)5050505050最高温度()100100100100100绝缘等级 FFFFF绝缘水平l160AC28/AC3l160AC28/AC3l160AC28/AC3l160AC2

38、8/AC3l160AC28/AC3相数33333标准代号GB645086GB645086GB645086GB645086GB645086总重（Kg)58004500335027402120使用条件户内使用户内使用户内使用户内使用户内使用鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第13 页冷却方式AN/AFAN/AFAN/AFAN/AFAN/AF连接组标号 Dyn11Dyn11Dyn11Dyn11Dyn113.1 分接开关主要技术规范SCB92000/6.3、SCB91600/6.3、SCB91000/6.3、SCB9630/6.3、SCB9500/6.3高压（V）分接位置接法电压低

39、压（V）236600346450456300566150676000400V四、油浸式变压器四、油浸式变压器 1 1 适用范围适用范围1.1 本规程适用于电压等级在 6500kV 的国产油浸电力变压器。1.2 本规程适用于变压器标准项目 A 级、C 级检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。1.3 变压器及同类设备需贯彻以预防为主，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。1.4 有载分接开关检修，按部颁 DL/T57495有载分接开关运行维修导则执行。2 2 引用标准引用标准DL/T8382003发电企业设备检修导则GB1094.11094.596 电力变压器G

40、B6451.16451.586 油浸式电力变压器技术参数和要求DL/T7222000 变压器油中溶解气体分析和判断导则GBJ14890 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GB766587 变压器油DL/T57295 电力变压器运行规程DL/T57495 有载分接开关运行维修导则DL/T57395电力变压器检修导则DL/T5961996电力设备预防性试验规程3 3 检修周期及检修项目检修周期及检修项目3.1 检修周期3.1.1 A 级检修周期3.1.1.1 一般在投入运行后的 5 年内和以后每间隔 10 年大修 1 次。3.1.1.2 箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有

41、规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第14 页3.1.1.3 在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。3.1.1.4 运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，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。3.1.2 C 级检修周期3.1.2.1 一般每年 1 次；3.1.2.2 安装在 23 级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。3.1.3 附属装置的检修周期3.1.3.1 保护装置和

42、测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。3.1.3.2 变压器风扇(以下简称风扇)的解体检修，12 年进行 1 次。3.1.3.3 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。3.1.3.4 自动装置及控制回路的检验，一般每年进行 1 次。3.1.3.5 套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。3.2 检修项目3.2.1 A 级检修项目3.2.1.1 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；3.2.1.2 绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；3.2.1.3 铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、压板及接地片的检修；3.2.1.4

43、油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；3.2.1.5 冷却器、潜油泵、风扇、电机、阀门及管道等附属设备的检修，电机绝缘检查，检查潜油泵轴承声音有无异响，如有异音关闭潜油泵进出口蝶阀立即更换轴承。3.2.1.6 安全保护装置的检修；3.2.1.7 油保护装置的检修；3.2.1.8 测温装置的校验；3.2.1.9 操作控制箱的检修和试验；3.2.1.10 无励磁分接开关和有载分接开关的检修；（有载调压开关通知厂家到现场解体检修）3.2.1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏；3.2.1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理；3.2.1.13 变压器油的处理或换油；3.2.1.14 清扫油箱并进行喷涂

44、油漆；3.2.1.15 大修的试验和试运行。3.2.2 C 级检修项目3.2.2.1 处理已发现的缺陷；3.2.2.2 放出储油柜积污器中的污油；3.2.2.3 检修油位计，调整油位；3.2.2.4 检修冷却装置：包括风扇、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束；3.2.2.5 检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀(安全气道)、气体继电器、速动油压继电器等；鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第15 页3.2.2.6 检修油保护装置；3.2.2.7 检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等；3.2.2.8 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调

45、试；3.2.2.9 检查接地系统；3.2.2.10 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；3.2.2.11 清扫油箱和附件，必要时进行补漆；3.2.2.12 清扫外绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)；3.2.2.13 按有关规程规定进行测量和试验。3.2.3 临时检修项目可视具体情况确定。3.2.4 对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进3.2.4.1 油箱机械强度的加强；3.2.4.2 器身内部接地装置改为引外接地；3.2.4.3 安全气道改为压力释放阀；3.2.4.4 油位计的改进；3.2.4.5 储油柜加装密封装置；3.2.4.6 气体继电器加装波纹管接头。4

46、4 检修前的准备工作检修前的准备工作4.1 查阅档案了解变压器的运行状况4.1.1 运行中所发现的缺陷和异常(事故)情况，出口短路的次数和情况；4.1.2 负载、温度和附属装置的运行情况；4.1.3 查阅上次大修总结报告和技术档案；4.1.4 查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况；4.1.5 检查渗漏油部位并作出标记；4.1.6 进行大修前的试验，确定附加检修项目。4.2 编制大修工程技术、组织措施计划其主要内容如下：4.2.1 人员组织及分工；4.2.2 施工项目及进度表；4.2.3 特殊项目的施工方案；4.2.4 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；4.2.5 主要

47、施工工具、设备明细表，主要材料明细表；4.2.6 绘制必要的施工图。4.3 施工场地要求4.3.1 变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行； 4.3.2 施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、防尘和消防措鸭溪发电厂（4300MW 机组）电气一次设备检修规程 第16 页施，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 5 变压器检修工艺及质量标准变压器检修工艺及质量标准5.1 器身检修5.1.1 施工条件与要求5.1.1.1 吊钟罩(或器身)一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度65%为 16h；空气相对湿度75%为 12h；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。5