电气设备检修工艺规程.doc

XXXXXXXX有限公司 检修部XXXXXXXX有限公司检修部发布2012实施2012发布电气设备检修工艺规程检修部电气班XXXXXXXX有限公司1前 言本规程根据变压器安装使用说明书、各种断路器产品说明书、电动机检修工艺规程、DL/T 573-1995 电力变压器检修导则、电力电缆运行规程、防止电力生产重大事故的二十五项重点要求、电业安全工作规程及其它电力行业规程和标准进行了编制。检修工艺规程是技术标准的重要组成部分，是有效提高设备检修质量的重要导则，为了强化生产技术管理、检修作业标准化、提高检修工艺水平、保证机组长周期安全稳定运行，在此基础上编制了电气设备检修工艺规程。为保持本规程的严肃性和科学性，使之更趋合理、完整、准确，具有较强的实用性和可操作性，编制人员结合设备的改造、技术革新、设备检修等工作经验，反复对照目前实际安装设备及系统，查阅有关文献和技术资料，在有关领导的大力支持下，进行了认真的编制。本规程解释权属检修部。本规程自下发之日起执行。编 写：XXX 审 定：XXX批 准：XXX0电气设备检修工艺规程第一篇 油浸式变压器检修工艺规程1 技术数据表1-1 #1主变主要技术参数设备名称#1主变压器设备名称#1主变压器型 号SFZ9-25000/35/10.5KV最高电压40.5KV/11.5KV额定功率25000KVA额定电流高压侧 412.4A 低压侧 1374.65A 额定 电压8353*2.5%、10.5kv油面温升55接线方式YN,d11调压方式有载调压冷却方式ONAN/ONAF功率因数0.85出厂日期200909绝缘等级A生产厂家西安西变干式变压器有限责任公司投运日期2009.122 变压器的检修周期及项目2.1 大修周期2.1.1 投入运行后的五年内和以后每间隔10年大修1次。2.1.2 箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，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。2.1.3 运行中的主变、联变承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。2.1.4 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，经工程师批准，可适当延长大修周期。2.2 小修周期一般每两年一次。2.3 附属装置的检修周期2.3.1 油保护装置和测温装置的校验，随小修进行校验。2.3.2 风扇的解体检修，1-2年一次。2.3.3 自动装置及控制回路的校验，一般每年一次。2.4 大修项目大 修 项 目项目名称一 般 项 目特殊项目常修项目不常修项目一、油箱及附件的检修1、检查及清扫箱壳消除漏油、渗油更换密封垫。2、检查油枕、散热器、压力释放器、继电器、截门、蝶阀3、过滤变压器油4、检查接地装置1、拆下散热器进行补焊及油压试验2、外壳喷漆换变压器油更换散热器二、线圈和铁芯的检修1、吊开钟罩检修器身、或吊出器身检修2、绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修3、检查铁芯，铁芯接地情况及穿芯螺杆的绝缘，检查及清理绕组和绕组压紧装置，垫块、引线各部螺丝、油道及接线板等修理铁芯更换部分绕组绕组干燥三、分接开关的检修1、检查有载或无载调压开关的切换装置，包括触头及传动机构。2、检修有载调压开关控制部分1、更换切换装置2、更换传动机构部件四、冷却系统的检修1、潜油泵、冷却风扇、电机大修、更换潜油泵密封垫2、冷却器及附件清理检查，更换密封垫风扇、潜油泵电气回路检查检修净油器，更换硅胶更换部分冷却器五、套管的检修套管清扫及外观检查检查充油套管的油质情况调整套管油位将军帽的检查套管解体、吊出套管检查1、更换套管2、改进套管的结构六、其它1、检查控制测量仪表、信号、保护装置及其二次回路2测温装置的校验3操作控制箱的检修和试验4阀门管道等附属设备的检修5检查清扫油标4检查清扫变压器电气连接系统的配电装置6检查灭火装置1、更换油标2、检修配电装置七、大修后的试验和试运行参见电力设备预防性试验规程运行规程2.5 小修项目2.5.1 处理已发现的缺陷2.5.2 放出储油柜积污器中的污油2.5.3 检修油位计，调整油位2.5.4 检修冷却装置：包括风扇、油流继电器等，必要时吹扫冷却器管束2.5.5 检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器等2.5.6 检修油保护装置2.5.7 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2.5.8 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试2.5.9 检查接地系统2.5.10 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油2.5.11 清扫油箱和附件，必要时进行补漆2.5.12 清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）3 变压器大修3.1 变压器大修前的准备工作3.1.1 查阅档案了解变压器的运行状况3.1.1.1 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3.1.1.2 负载、温度和附属装置的运行情况3.1.1.3 查阅上次大修总结报告和技术档案3.1.1.4 查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况3.1.1.5 检查渗漏油部位并作出标记3.1.1.6 进行大修前的试验，确定附加检修项目3.1.2 编制大修工程技术、组织措施计划3.1.2.1 人员组织及分工3.1.2.2 施工项目及进度表3.1.2.3 特殊项目的施工方案3.1.2.4 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施3.1.2.5 主要施工工具、设备明细表3.1.2.6 绘制必要的施工图3.1.3 施工场地准备3.1.3.1 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3.1.3.2 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。3.2 变压器附件拆卸3.2.1 放油的一般规定3.2.1.1 检查清扫油罐、滤油机、管路，保持清洁干燥，无杂质和水分。3.2.1.2 将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。3.2.1.3 有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开放出。3.2.1.4 拆除冷却器和油枕时，可先将冷却器和油枕的油放出，拆完后，再放出本体油。3.2.1.5 放油时，管路连接紧密，防止漏油，污染环境。3.2.1.6 放出的变压器油要放置在油罐中，不得随意倾倒，回收的变压器油统一处理。3.2.2 附件的拆卸3.2.2.1 拆开高低压侧、中性点引线。3.2.2.2 拆开与变压器各部位连接的二次线。3.2.2.3 拆下储油柜，储油柜开口及变压器的有关法兰孔应用盖板密封，以防水进入变压器。3.2.2.4 拆低压侧套管、电流互感器，应做好记号并摆放在干燥的地方。3.2.2.5 拆下冷却器及风扇：风扇与接线均应做好记号，拆下的风扇应摆放整齐。拆冷却器时应先用吊车吊住冷却器，避免发生事故。冷却器与变压器相连接的法兰孔应用盖板封好。3.2.2.6 拆套管及电流互感器，应做好记号并摆放在干燥的地方。3.2.2.7 拆下压力释放阀、瓦斯继电器、净油器、温度计等附件。3.2.2.8 拆除与变压器本体连接的联管。3.2.2.9 起重作业必须由取得操作合格证的专业人员进行。起重的指挥，由起重负责人统一指挥。其他任何人无权直接指挥起重机的运行。3.2.2.10 起重负责人负责对起重机具进行检验，并对检查结果作相应记录。起重人员应了解起吊件的重量、尺寸和结构特点，并了解保证安全的特殊要求。3.3 变压器吊罩3.3.1 吊罩的规定3.3.1.1 有条件时，变压器吊罩最好在室内进行。如须在室外吊罩时，最好搭上蓬布或围布，以防临时降雨和尘土吹入。3.3.1.2 要有计划的选择晴天、无大风天气。雨、雪、雾天不宜吊罩。周围空气温度不宜低于0。3.3.1.3 吊罩应在空气相对温度不大于75%的晴天进行，户外作业更要选择无风的晴天进行，空气相对温度以干湿温度计为准。为减少变压器放油后器身受潮，要求在放油前器身温度至少高于环境温度10。3.3.1.4 器身允许暴露在空气中的时间不得大于下列规定：当空气湿度不大于65%时为16小时；当空气湿度不大于75%时为10小时。要求每隔2小时作一次温度、湿度记录。如发现有重大问题时，在规定时间内处理不完，应先吊复抽真空，隔日再作第二次吊罩处理。3.3.1.5 吊罩前，应彻底清除尘埃及螺栓、螺母等可能掉落的物体，以免落入器身。周围空气应保持清洁、无烟灰尘土等。3.3.1.6 吊罩由起重工统一指挥。钢丝绳与垂直线间的夹角小于30。钟罩四角设专人监护，有专人拉晃绳。起吊一定要平稳、严防碰撞或擦伤变压器绝缘。3.3.1.7 钟罩起吊后，将器身随油箱底部小车移开，将钟罩放在垫有枕木的地面上。3.3.2 吊扣罩的步骤和方法3.3.2.1 放油，当油放至铁芯顶部以下时，即可进行下列工作：拆去盖板观察内部情况；记下分接开关位置刻上标记，拆下无载分接开关转动部件；如是有载调压装置应根据说明书中有关方法布置来拆卸，一般先经抽油管抽尽切换开关油箱中油，打开顶盖，拆去压板和密封件，油放至齿轮盒下时，打开视察窗，用白纱带拴住绝缘轴，然后拆下齿轮盒，取出绝缘轴；拆开钟罩与芯部的联系物如导向管等。此时还应再次检查起吊设备装置是否良好。3.3.2.2 油放尽以后，即可拆卸上部油箱的全部螺栓，清点数目后保管起来。起吊点应是专用的吊环或吊耳。钢丝绳的夹角不能大于60。钟罩起吊前，如有与油箱相连的导油管应拆除掉。3.3.2.3 在四角螺丝空内，由下向上穿圆钢四根，缓慢起吊，配合人员用撬棍撬接缝处，吊起约100毫米后，暂停。一面稳定钟罩或器身，一面查看是否吊正，确认油箱和器身不会擦碰后缓缓吊出。上节油箱应放置在水平敷设的枕木或木板上，以防止箱沿密封面碰伤或污染。3.3.2.4 变压器各部件检查修整，更换全部密封垫。3.3.2.5 油箱密封垫更换时，接头处切成斜口，长度为胶带宽2倍或胶棒直径4倍。胶带斜面挫毛后用胶水粘牢；胶棒用直径约为0.5 毫米的尼龙绳或铜线将斜口穿孔扎接。橡皮垫圈用卡具固定于法兰上。3.3.2.6 当所有问题都处理完毕，变压器内确实没有遗留任何杂物后，可将钟罩缓缓吊复。吊起后将底部擦拭干净。下落时要对正中心位置，四周用人扶好，下落时速度要慢，不得与线圈或箱壁相碰，接近合拢时可用小撬棍之类从四角插入螺丝孔中引导之，完全合拢后，再把螺栓全部拧紧。3.4 变压器检查的主要项目及标准3.4.1铁芯及接地装置的检查检 修 工 艺质 量 标 准1检查铁芯外表面是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂物，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木锤或铜锤打平整2检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无电烧伤和放电痕迹3.检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓4检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路5.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况6.检查无孔结构铁芯的拉板和钢带7.检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况1铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或波浪状，铁芯各部表面应无油垢和杂质，片间应无短路，搭接现象，接缝间隙符合要求2(1) 铁芯与上下夹件、方铁、压板、底角板间均应保持良好绝缘(2)钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度(3) 钢压板不得构成闭合回路,同时应有一点接地(4)打开上夹件与铁芯间的连接片和钢压板与上夹件的连接片后,测量铁芯与上下夹件间和钢压板与铁芯间的绝缘电阻,与历次试验相比较应无明显变化3.螺栓紧固,夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动,与绝缘垫圈接触良好,无放电痕迹,反压钉与上夹件有足够距离4油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐5铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5 mm,宽度不小于30 mm的紫铜片,插入3-4级铁芯间,对大型变压器插入深度不小于80mm,其外露部分应包扎绝缘,防止短路铁芯6.应牢固并有足够的机械强度,绝缘良好不构成环路,不与铁芯相接触7.绝缘良好,接地可靠3.4.2 线圈及引线的检查3.4.2.1绕组的检修检 修 工 艺质 量 标 准1、检查相间隔板和围屏（宜解开一相）有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常应打开其他两相围屏进行检查2检查绕组表面是否清洁，匝间绝缘有无破损3检查绕组各部垫块有无位移和松动情况4检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物（如硅胶粉末）堵塞现象，必要时可用软毛刷（或用绸布、泡沫塑料）轻轻擦拭 ，绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理5用手指按压绕组表面检查其绝缘状态 1（1）围屏清洁无破损,绑扎紧固完整,分接引线出口处封闭良好,围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹（2）围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处一定要错开搭接，并防止油道堵塞（3）检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块在中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐向垫快24个（4）相间隔板完整并固定牢固2（1）绕组应清洁，表面无油垢，无变形（2）整个绕组无倾斜、位移，导线幅向无明显弹出现象3各部垫块应排列整齐，幅向成一垂直线，支撑牢固有适当压紧力，垫块外露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度4（1）油道保持畅通，无油垢及其他杂物积存（2）外观整齐清洁，绝缘及导线无破损（3）特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防局部发热、老化5绝缘状态可分为：一级绝缘：绝缘有弹性，用手指按压后无残留变形，属良好状态二级绝缘：绝缘仍有弹性，用手指按压时无裂纹、脆化，属合格状态三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压时有少量裂纹和变形，属勉强可用状态四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按压时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状态3.4.2.2引线及绝缘支架的检修检 修 工 艺质 量 标 准1检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损、引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象2检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接（或连接）、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否符合要求3检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况4检查引线与各部位之间的绝缘距离1(1)引线绝缘包扎应完好,无变形变脆,引线无断股卡伤情况(2)对穿电缆引线,为防止引线与套管的导管接触处产生分流烧伤,应将引线用白布带半迭包缠一层,220KV引线接头焊处去毛刺,表面光洁,包金属屏蔽层后再加包绝缘(3)接头表面应平整,清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质(4)引线长短适宜，不应有扭曲现象，引线绝缘的厚度应符合附录B的规定2质量标准同1、（1）3(1)绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象(2)绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓, 绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有放松措施（220KV及变压器不得用环氧螺栓）(3)绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘4(1)引线与各部位之间的绝缘距离，根据引线包扎绝缘的厚度不同而已，但应不小于附录B的规定(2)对大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距，一般应大于100mm，以防漏磁发热，铜铝排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地3.4.3 分接开关的检修3.4.3.1无载分接开关的检修3.4.3.1.1分接开关的调压程序按箭头方向转动主轴1,当控制板2的红线对准所需分接数字时,应继续转动一个角度,使控制板2转到其尖端指在定位件5上的红色圆坑区域,然后反转,使控制板2上的小孔对准定位件5上的螺纹孔,旋上并固紧固定螺钉4,即达到所需分接。为了可靠,必须判定外部指示分接数字与开关内部实际位置一致性。3.4.3.2分接开关的检修3.4.3.2.1分接开关检修时停放在空气中的时间,不得超过绝缘等级的变压器规定,否则应按变压器使用说明书之规定进行干燥,并浸在干净的变压器油中(油的击穿电压不得低于50KV)对下列间隙施加工频1分钟耐压试验,不得有击穿和闪络现象。试验电压数据为厂家数据:分接开关类别 任意触头间试验电压DWX一220 90KV无载分接开关结构图3.4.3.2.2检修项目 3.4.3.2.2.1检查驱动机构的密封情况。3.4.3.2.2.2分接开关转动数周,检查有无异常现象,动作是否灵活。3.4.3.2.2.3 检查分接开关本体在绝缘筒中固定的是否牢固.3.4.3.2.2.4在正常位置检查触头的接触压力弹簧压缩至19mm时其压力不小于80N3.4.3.2.2.5检查触头的磨损和烧伤情况.无 载 分 接 开 关 的 检 修检 修 工 艺质 量 标 准1检查开关各部件是否齐全完整2松开上方头部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动是否灵活，若转动不灵活应进一步检查卡滞的原因；检查绕组实际分接是否与上部指示位置一致，否则进行调整3检查动静触头间接触是否良好，触头表面是否清洁，有无氧化变色、镀银层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动，发现氧化膜用碳化钼和白布带穿入触柱来回擦拭清除；触柱如有严重烧损时应更换4检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧紧、锁住5、检查分接开关绝缘件有无受潮、剥裂或变形，表面是否清洁，发现表面赃污应用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重剥裂变形时应更换；操作杆拆下后，应放入油中或用塑料布包上6检修的分接开关，拆前做好明显标记7检查绝缘操作杆U型拨叉接触是否良好，如有接触不良或放电痕迹应加装弹簧片1完整无缺损2机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞，上部指示位置与下部实际接触位置应相一致3触头接触电阻小于500V，触头表面应保持光洁，无氧化变质、碰伤及镀银层脱落，触头接触压力用弹簧秤测量应在0.250.5Pa之间,或用0.02 mm塞尺检查应无间隙、接触严密4开关所有紧固件均应拧紧，无松动5绝缘筒应完好、无破损、剥裂、变形，表面清洁无油垢；操作杆绝缘良好，无弯曲变形6拆装前后指示位置必须一致，各相手柄及传动机构不得互换7使其保持良好接触3.4.3.2有载分接开关的检修（主变）如左图为分接开关在起备变中的安装位置有载分接开关必须定期检修，以保持高度的运行可靠性。检修工作应经过MR培训的人员或MR公司的人员来完成。MY不论操作次数超过多少次，分接开关运行6、7年后也都必须检修。3.4.4 油箱检修3.4.4.1 对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。3.4.4.2 清扫油箱内部，清除杂质、锈迹。3.4.4.3 检查钟罩（或油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平。3.4.4.4 清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管，连接是否平整，发现沟痕，应补焊磨平。3.4.4.5 检查器身定位钉防止造成铁芯多点接地。3.4.4.6 检查磁电屏蔽装置有无松动、放电现象。3.4.4.7 检查内部油漆情况，处理脱漆锈蚀部位，进行补漆。3.4.4.8 更换胶垫。3.4.5 隔膜式储油柜的检修检 修 工 艺质 量 标 准1清除储油柜内的存油，取出胶囊，倒出积水，清扫储油柜2胶囊的密封性能，进行气压试验，压力为0.02-0.03MPa ,时间12小时（或浸泡在水中检查有无气泡）应无渗漏3用布擦净胶囊，从端部将胶囊放入储油柜，防止胶囊堵塞气体继电器联管，联管中应加焊挡罩4将胶囊挂在挂钩上，连接好引出口5更换密封胶垫，装复端盖1洁净无水迹2无老化开裂现象，密封性能良好3洁净，联管中无堵塞4为防止油进入胶囊，胶囊管出口应高于油位与安全气道连管，且三者应相互连通5密封良好，无渗漏3.4.6呼吸器的检修检 修 工 艺质 量 标 准1吸湿器从变压器上卸下，倒出内部吸附剂，检查玻璃罩应完好，并进行清扫2把干燥的吸附剂装入吸湿器内，为便于监视吸附剂的工作性能，一般可采用变色硅胶，并在顶盖下面留出1/51/6高度的间隙3失效的吸附剂由蓝色变为红色，可放入烘箱干燥，干燥温度从120升至160 ，时间5 h ，还原后再用4更换胶垫5下部的油封罩内注入变压器油，并将罩拧紧（新装吸湿器，应将密封垫拆除）6为防止吸湿器摇晃，可用卡具将其固定在变压器油箱7吸湿器的外形尺寸及容量可根据表3选择1罩清洁完好2新装吸附剂应经干燥，颗料不小于3mm3还原后应呈蓝色4胶垫质量符合标准规定5加油至正常油位线，能起到呼吸作用6运行中吸湿器安装牢固，不受变压器振动影响硅胶重kg油重kgHmmhmm Dmm0.20.51.01.5350.150.20.20.20.70.72162162663363364361001001502002203001051451451452052053.4.7 气体继电器、测温计的检修检 修 工 艺质 量 标 准1将气体继电器拆下，检查容器、玻璃窗，放气阀门，放油塞、接线端子、大小套管等是否完整，接线端子及盖板上箭头标示是否清晰，各接合处是否漏油2气体继电器密封检查合格后，用合格的变压器油冲洗干净3气体继电器应由专业人员检验，动作可靠，绝缘、流速校验合格4.气体继电器联接管径应与继电器管径相同，其弯曲部分应大于9085气体继电器先装两侧联管，联管与阀门、联管与油箱顶盖间的联结螺栓暂不完全拧紧，此时将气体继电器安装于其间，用水平尺找准位置并使出口联管和气体继电器三者处于同一中心位置，后再将螺栓拧紧6复装完毕后打开联管上的阀门，使储油柜与变压器本体油路连通，打开气体继电器的放气塞排气7气体继电器二次引线，并作传动试验1气体继电器内充满变压器油，在常温下加压0.15 MPa,持续30min无渗漏2内部清洁无杂物3.对油流速一般要求:自冷式变压器0.8-1.0m/s,120MVA以上变压1.2-1.3m/s4对7500KVA及以上变压器联结管径为80、6300KVA以下变压器联结管径为505气体继电器应保持水平位置；联管朝向储油柜方向应有1%-5%的升高坡度；联管法兰密封胶垫的内径应大于管道的内径；气体继电器至储油柜间的阀应安装于靠近储油柜侧，阀的口径应于管径相同，并有明显的“开”“闭”标志6气体继电器的安装，应使箭头朝向储油柜，继电器的放气塞应低于储油柜最低油面50mm，并便于气体继电器的抽芯检查7二次线采用耐油电缆，并防止漏水和受潮；气体继电器的轻、重瓦斯保护动作正确3.4.8 冷却器的检修3.4.8.1 清扫。用高压水柱或压缩空气（压力490Kpa）清扫散热片表面，每台冷却器清扫时间约30分钟。用水冲洗前，应做好冷却器下分控箱防潮准备，水冲洗后立即打开风扇进行干燥。清扫时从冷却器后面（即变压器油箱侧）清扫冷却器本体及冷却管和下部管板的连接部位；必要时，可从导风筒反向清扫，这时要注意避免风扇叶片变形和风扇电动机受潮。3.4.8.2 风扇控制箱的检修对箱内设备用吹尘器或毛刷清扫。继电器应进行校验。对空气开关应进行速断校验。对接触器热继电器进行校验。检查空气开关、接触器、电磁开关动静触头，必要时进行打磨或更换，并校验动作电压。用500V摇表测量电缆及箱内一、二次回路的绝缘电阻应大于10M，更换不合格部分引线或电缆。对电源开关进行备用合闸校准，对工作、辅助、备用冷却器进行动作试验。3.5 变压器的装复3.5.1 套管安装3.5.1.1 低压套管安装 卸开低压套管盖板及旁边的人孔盖，在套管孔上放好橡皮圈及压圈，一人将擦净的套管徐徐放入，另一人双手伸进变压器内，把低压线圈引出的软铜片用螺栓连接在套管桩头上。调整套管位置是软铜片尽量离箱壁远一点再把套管压件装上，将套管紧固在箱盖上。注意拧紧螺丝时应四周均匀旋紧，防止套管受力不匀而损坏。最后再用梅花扳手拧紧套管桩头上螺丝。穿缆式套管安装时，要用铁丝拽引导电杆，注意不要弄坏电缆上的绝缘环。在安装工作中应特别细心，不要让物体落入油箱内。扳手应用白纱带系上，一头结于箱外。3.5.1.2 高压套管安装3.5.1.2.1 先拆去油箱上套管孔的临时盖板，用白布擦拭法兰面。对于有升高座者，先安装套管式电流互感器和升高座，同时安装绝缘筒并注意开口方向。安装倾斜升高座时，要注意其倾斜方向。下部均压球也要检查清理一下。套管表面全部擦拭一遍，特别下半部要非常干净。3.5.1.2.2 吊装时，一头由人拉住。当吊至变压器上方时，将橡皮圈安放好，把事先穿入套管的绳子穿入接线端头的拉线孔上并绞紧，用力拉绳子，依靠绳子另一端将引线拽入套管内，同时慢慢放下套管，一面拉引线，直到线头全部拉出套管为止。引线事先要理顺，不能扭曲，拉引线时如拉不动就不要硬拉，要查明原因，消除后再拉。3.5.1.2.3 拧紧中间法兰上的螺丝时，应对角均匀拧紧。3.5.1.2.4 开启型充油套管的接线座应旋紧，接线座内橡皮圈应垫好。如接线座与引线头螺丝牙有毛病时，应仔细处理，必要时拆下加工，不得任意增减橡皮垫圈。接线座以拧下为宜，不要为配合架空线设备线夹的位置而故意旋松接线座。此处如密封不好，会进水受潮并沿引线下传，导致产生事故。3.5.2 分接开关安装3.5.2.1 当变压器吊罩完毕就安装分接开关，一定要对准原作标记，置于原来拆卸时的档位。开关转动要灵活无卡涩现象，转动处应加适量的润滑油。固定牢靠、密封严密，指示位置应与实际分接开关位置相符，并通过电气试验加以验证。3.5.2.2 分接开关安装应按制造厂说明书进行。分接开关油箱应与变压器油箱可靠隔离，注入的绝缘油其绝缘强度要符合制造厂要求，凝固点按本地区断路器用油的要求。传动机构要添加适合本地区气候条件的润滑脂。就地和远方的指示器装好后都应动作正常，指示正确。在极限位置时，其机械联锁与极限开关的电气联锁动作应正确。临时试车接线要注意相序。3.5.3 冷却器安装3.5.3.1 将检查好的风扇装上。连接电缆要用有耐油性能的电缆，并穿于金属蛇皮软管内。电缆用卡子固定于焊接在油箱上的小支架上。接线完毕后，风扇通电试转要持续一小时，运行中检查有无噪音、震动和摩擦现象，必要时加以调整。强油风冷器风扇的一般震动可拧紧冷却器的拉杆螺栓来减轻，有摩擦时应重新调整风扇的位置。3.5.3.2 总控制箱及二次回路安装结束，应进行强迫油循环风冷装置试转，各组冷却器工作应正常。3.5.4 储油柜、安全气道、气体继电器、吸湿器安装3.5.4.1 储油柜吊装时应稳妥，严防碰坏变压器套管。注油后要检查油表油位与实际油面是否相符。胶囊式储油柜注油应按制造厂规定进行，一般采取油从变压器油箱逐渐顶入，慢慢将胶囊内空气排净，然后再放油使储油柜内油面下降至规定油位即可。其油位计如也是带小胶囊结构的，应先向油表内注油（从油表呼吸塞处注入），然后方可进行储油柜的排气和注油，否则会出现虚假油位现象。注油时如发现吸湿器或油表喷油，说明胶囊压板处密封有问题或者是胶囊损坏。3.5.4.2 安全气道安装后，包括玻璃隔膜在内各处密封应良好。如油枕和安全气道之间有连接管的话，管内要畅通。3.5.4.3 气体继电器经检验整定后便可安装，安装时要水平，壳体标明箭头方向应指向储油柜。各连接处应密封良好。3.5.4.4 吸湿器安装时，其中盛装的应是干燥的变色硅胶，下部油杯里要装适量的变压器油。让空气先经过油。3.6 注油3.5.1 一般规定3.5.1.1 绝缘油须按电力设备交接和预防性规程的规定试验合格后，方可注入设备。不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验。3.5.1.2 注油工作不宜在雨雾天气进行。3.5.2. 注油3.5.2.1 从变压器注油口用滤油机注油。3.5.2.2 注入油的温度以4555为宜，注油速度约4-6 t/h，注油过程中，油枕的油表现实到5时，将滤油机停下。3.5.2.3 打开变压器各处放气塞，将残余气体排净。然后将油枕油位放至与当时油温相符的位置。3.5.2.4 取油样进行试验。3.5.2.5 静放72小时。再次进行排气。 变压器进行高压试验。2.10 主变小修。2.10.1安全措施2.10.1.1严格执行电业安全工作规程。2.10.1.1.1参加检修人员进行安全教育和技术培训，达到上岗条件。2.10.1.1.2作业人员的着装要符合安全规程的要求。2.10.1.1.3检修工作人员要认真负责，杜绝带情绪或酒后作业。2.10.1.1.4检查检修区域上方和周围有无危险因素存在，如高空落物等，并作好防范措施。2.10.1.1.5检修作业过程中作好防挤压、防砸伤等意外事故的安全措施。2.10.1.1.6变压器已停电，电源开关已拉至检修位置，在电源开关上悬挂“禁止合闸 有人工作”标示牌。（安全关键点）2.10.1.1.7临时电源线要摆放要规范，不能私拉乱接。2.10.2文明施工作业措施2.10.2.1严格按维修作业技术标准质量验收记录开展工作。2.10.2.2现场检修全部按ISO9002质量保证体系标准进行。2.10.2.3现场和工具柜工具、零部件放置有序，变压器拆下的附件必须摆放整齐并作好记号以便回装。2.10.2.4变压器工作区域卫生干净、整洁；2.10.2.5工作结束应做到工完、料尽场地清，电机本体和检修零部件整洁干净。2.10.2.6因跑、冒、漏、滴影响工作环境及现场卫生后，必须及时清理。2.10.3.危险点分析与控制措施作业条件危险点控制措施执行情况检查验收人签字1办理电气一种工作票，检查安全措施执行完备。1 人员触电及感应电伤人1 工作负责人及签发人确认工作票 列内容与安全措施是否完善、齐备。2断开电源进线开关2 人身伤害1 确认电机电源开关已拉开，接地刀已合上2 试验过后，必须充分放电。3悬挂安全措施标示牌。4 风扇电机试运时，设备损坏及人身伤害1接线必须按电动机与电缆原有的接线序号，一一对应恢复，防止电机反转。2 电机启动前，检查电机是否具备试运条件。3 电机启动时，应远离电机2.10.4 备品备件准备序号材料或备件名称规格或型号单位数量制造厂家检验结果1轴承套各2套2油面温度表块13绕组温度表块14接触器个15接触器个16中间继电器个17瓦斯继电器块12.10.5.现场准备、工具、材料2.10.5.1现场准备2.10.5.1.1工器具摆放区应铺塑料布，并将工具摆放整齐且附有定置摆放图。2.10.5.1.2作业文件包相关人员学习完毕并签字。2.10.5.1.3现场工作人员组织措施要正确，分工要明确，责任到人。2.10.5.1.4检修所用的电源符合现场检修需要。2.10.5.1.5检查现场照明是否符合检修需要。2.10.5.2工具及材料2.10.5.2.1工具序号名称规格或型号数量单位备注梅花扳手1套呆扳手1套活扳手1套套桶扳手1套螺丝刀1套手电筒2只电缆轴带有漏电保护器1个检验合格毛刷5把万用表数字万用表1块2.10.5.2.2消耗性材料名称规格或型号数量单位备注纯棉边角料5公斤砂纸(#0、#800)各10张相色带黄、绿、红各1盘高压绝缘带J-20型，82213盘塑料布2m宽6米有机防火堵料FB/21袋除垢剂或汽油SS-25或#901桶导电膏DDG-A1袋铅丝8#1卷2.10.5.3修前油试验色谱试验 水分 含气量 击穿电压tan值2.10.6 检修工序及检修质量标准和要求及技术关键点2.10.6.1执行联络单 工作票中带继保人员封高压侧CT，试验。2.10.6.2拆除高、低压侧引线接头及接头检查 检查接触面有无过热现象，螺丝有无损坏，发现问题及时处理。2.10.6.3拆绕组及油温表送校表、回装及测温座检查2.10.6.3.1拆表前对接线进行记录和标识2.10.6.3.2 揭开温度表热工模块侧接线用2500V摇表测量绝缘电阻大于1M2.10.6.3.3表计效验点是否正确2.10.6.3.4 表计机构检查，更换表计（已效验）2.10.6.3.5 及时回装，发现有问题的表及时更换2.10.6.3.6 测温座内无杂物，密封良好2.10.6.4渗漏点治理2.10.6.4.1处理渗漏点，清理干净，观察2.10.6.4.2有需要放油处理的渗漏点需和点检员协商后在处理2.10.6.5绕组直流电阻2.10.6.5.1各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的22.10.6.5.2各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别应不大于2，当超过1时应引起注意（不同分解均进行测量，回复原位置再进行一次测量并比较）2.10.6.6绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数试验2.10.6.6.1用2500V兆欧表测量2.10.6.6.2绝缘电阻与上次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70（10000M以上）2.10.6.6.3在1030范围内、吸收比一般不低于1.3kV或极化指数不低于1.52.10.6.7绕组的tan2.10.6.7.1 20时的tan不大于1.52.10.6.7.1 tan值与历年的数值比较不应有明显变化（一般不大于30）试验电压为10kV2.10.6.8连接电缆试验2.10.6.8.1拆掉电缆接头，对电缆进行绝缘电阻及交流耐压试验2.10.6.8.2恢复接头2.10.6.9配合保护瓦斯继电器效验2.10.6.9.1关闭瓦斯继电器两侧阀门将其拆下送电气室2.10.6.9.2效验完成后会装并回复阀门2.10.6.9.3瓦斯二次回路用500V兆欧表测量绝缘电阻2.10.6.10铁芯绝缘电阻测量2.10.6.10.1用2500V兆欧表，测量值与初厂值或交接试验值比较无明显变化2.10.6.10.2出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A2.10.6.11绕组泄漏电流2.10.6.11.1直流试验电压20kV2.10.6.11.2由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近（在相同温度下）2.10.6.12变压器绕组变形实验2.10.6.12.1配合电科院实验人员进行实验2.10.6.12.2测量前记录原始分接位置2.10.6.12.3应在最大分接下测量2.10.6.12.4实验结果与初始结果比较无明显差别2.10.6.13风扇电机检查2.10.6.13.1风扇电机检查轴承2.10.6.13.2风扇电机接线检查，接线紧固，无松动及破损。2.10.6.14清理共箱母线并试验2.10.6.14.1更换接头螺丝（螺丝损坏、生锈），弹簧垫压平2.10.6.14.2检查共箱母线内有无遗留物2.10.6.14.3用2500V兆欧表测量绝缘电阻不低于6M2.10.6.14.4交流耐压实验电压为40KV2.10.6.15高、低压侧接头检查及贴测温蜡片2.10.6.15.1高、低压头每片连接板都贴2.10.6.15.2测温蜡片为95蜡片2.10.6.15.3接头无过热、变形2.10.6.15.4封母侧接头无过热变形，密封良好2.10.6.16风冷控制回路检查及传动2.10.6.16.1控制回路接线紧固，各器件无过热及损坏。2.10.6.16.2控制回路用500V兆欧表测量绝缘电阻大于1M2.10.6.16.3各冷却器传动正确、风扇无异音，油流指示正确，油泵工作正常。传动内容如下：2.10. 6.16.4备用电源自动投入；冷却器故障、控制箱内的信号是否正确；上层油温表能否按设定启动冷却器；每相的四组冷却器能否互为备用、辅助。2.10.6.17清扫高低压套管、中性点套管，铁芯接地套管并检查其完整性有损坏套管进行更换2.10.6.18认真检查压力释放阀的二次线的绝缘是否良好，如有问题进行处理2.10.6.18.1对压力释放阀节点检查2.10.6.18.2用500V兆欧表测量绝缘电阻大于1M2.10.6.19认真检查油位，不正常的要进行油位调整头根据变压器本体箱上的的油位参照表调整2.10.6.20变压器本体清扫及冷却器水冲洗2.10.6.20.1清扫变压器及附件2.10.6.20.2冲洗前对变压器附件（端子箱、油流表、控制箱、温度表、风扇电机热偶箱）进行防水处理（用塑料布包好）2.10.6.20.3冷却器水冲洗，冲洗水流下后较为干净后停止。2.10.6.21高、低压引线接头2.10.6.21.1接线前在接触面上均匀的涂抹导电膏2.10.6.21.2更换平垫及弹簧垫，紧固螺栓时应将弹簧垫压平，M14螺母力矩为60牛/米2.10.6.22现场清理将现场清理干净，结票1073 中频柜3.1保养晶闸管变频装置与中频发电机组比较，有省电、无噪声、调节方便等许多优点，但是，由于半导体器件的过载能力较差，因此，合理使用，正确操作与精心维护，是晶闸管变频电源安全运行避免故障的重要保证。在连续运行的生产线上搞好装置的维护保养尤为重要。3.1 .1除电源柜内积尘，尤其是可控硅管芯外部。运行中的变频装置一般都有专用机房，但实际作业环境并不理想。在熔炼工序，粉尘很大振动强烈；有较多腐蚀性气体，这些都会对装置的元件起到破坏作用，降低装置的绝缘强度。在积尘较多时，往往会发生元件表面放电现象，因此必须注意经常清洗工作，防止故障发生。3.1.2检查水管接头扎结是否牢固，在塑料水管老化产生裂纹时，应及时更换。装置在夏天运行时往往容易发生凝露现象，凝露严重时应该停止运行。3.1.3对装置进行检修，对装置各部的螺栓、螺母、压接进行检查和紧固。3.1.4.经常检查负载的接线是否良好，熔炼炉在更换新炉衬后，应注意检查绝缘。变频装置的负载都设在工作现场，故障比较高，而往往被人忽视，因此，加强对负载的维护，防止故障波及变频电源是保证装置正常运行的重要一环。3.2 中频柜的检修3.2.1可控硅好坏的判断3.2.1.1测量门极（GK）电阻，该阻值一般在8-50。3.2.1.1测量阴阳极(AK)电阻，开路测量应该为，在路测量一般在K-。 满足已上两条件说明可控硅基本完好。注：在路或开路用万用表正反测。在中频电源线路中，该测试方法只能简单判断可控硅的好坏。因可控硅的大小及用途不同，该测试方法可能不适用其它设备或元件。3.2.2 本设备的主控电路板对设备出现的故障有显示记录功能，当操作面板上的中频故障指示灯亮起时，通过观察主控电路板上的指示灯就可判断故障类型。3.2.2.1 OP(缺相)灯亮排