02青铜峡风电电气一次设备检修工艺规程.doc

Q/CDT- IQTXGFPC 209 02XX2013宁夏大唐国际青铜峡风电有限责任公司 发布Q/CDT-IQTXFDPC 106 0802-2013QB2013-02-01 发布修订2013-02-25 实施升压站电气一次设备检修工艺规程宁夏大唐国际青铜峡风电有限责任公司企业标准33Q/CDT- IQTXGFPC 106 08022013目 次目 次2前 言31 范围42 油浸式变压器52.1变压器技术参数52.2 变压器的检修周期及项目52.3 变压器检修前的准备工作62.4 变压器附件拆卸72.5 变压器吊罩72.6 吊扣罩的步骤和方法72.7 变压器检查的主要项目及标准82.8 变压器的装复93 干式变压器103.1 变压器技术数据103.2 变压器的检修周期及项目113.3 变压器检修前的准备工作113.4 变压器联接部件拆卸123.5 变压器检查的主要项目及标准123.6 变压器投运前后检查项目134 LW36-126(W)/T3150-40型户外高压交流六氟化硫断路器144.1 断路器技术数据144.2 检修周期及项目154.3 准备工作154.4 检修注意事项154.5 检修工艺及质量标准165 GW4A126（D）(GW)型户外交流高压隔离开关185.1 隔离开关技术数据185.2 检修周期及项目195.3 准备工作205.4 检修工艺及质量标准206 低压配电装置216.1 设备概况216.2 检修类别及检修周期216.3 检修项目226.4 检修步骤、工艺方法及质量标准227 交流电动机247.1 检修周期247.2 检修项目247.3 电动机检修的标准项目258 变流器288.1 型号说明：288.2 概述288.3 变流器冷却装置288.4 冷却系统技术参数288.5 变流器动态补偿装置主要参数：299. SVG动态无功补偿装置299.1 概述：299.2 技术条件309.3 装置的控制面板说明309.4 故障说明与处理319.5 设备维护32前 言本规程根据风力发电机产品说明书、风力发电机通用技术标准、变压器安装使用说明书、各种断路器产品说明书、六氟化硫电气设备运行、试验及检修安全防护细则、电动机检修工艺规程、DL/T 573-1995 电力变压器检修导则、Q/CDT电力设备交接和预防性试验规程、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。由于风力发电机组是新设备、新工艺，在实际生产运行中的操作、维护及检修方法和检修质量等方面都还缺乏经验，因此，本规程在编制过程中也会有许多方面不完善，需要在今后的运行、维护和检修工作中不断总结和提高，以继续进行完善。也希望大家对本规程的不足之处提出修改意见。本规程由新能源综合管理部归口。本规程起草单位：新能源综合管理部。本规程主要起草人：吴永强 本规程主要审定人：杨枫 王慧广 本规程批准人：杨真本规程由新能源综合管理部负责解释。本规程是首次发布风电场电气一次设备检修工艺规程1 范围本规程规定了宁夏大唐国际青铜峡风电有限责任公司45MW风电场电气一次设备检修工艺规程，适用于风力发电机、变压器、断路器、刀闸、电动机、电缆的大、小修工作。2 油浸式变压器2.1变压器技术参数表2-1 变压器主要技术参数设备名称主变压器SVG变压器35kV风机箱式变压器型 号SZ-50000/110S11-12500-35S11-2200/35额定功率50000kVA12500kVA2200kVA额定电压115/36.75kV36.75/10kV36.75/0.69 kV接线方式YN,d11Yyn0D yn-11冷却方式ODANON/ANON/AN出厂日期2012102012-092012-09出厂编号W695120162-12012-F-651生产厂家山东泰开变压器有限公司申达变压器有限公司江苏华鹏变压器有限公司投运日期2012.122012-122012-122.2 变压器的检修周期及项目2.2.1 大修周期2.2.1.1 投入运行后的五年内和以后每间隔10年大修1次。2.2.1.2 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。2.2.1.3 运行中的变压器承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。2.2.1.4 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。2.2.2 小修周期一般每年一次。2.2.3 附属装置的检修周期2.2.3.1 油保护装置和测温装置的校验，随小修进行校验。2.2.3.2 风扇的解体检修，1-2年一次。2.2.3.3 自动装置及控制回路的校验，一般每年一次。2.2.4 大修项目2.2.4.1 吊开钟罩检修器身（或吊出器身）2.2.4.2 绕组、引线及磁电屏蔽装置的检修2.2.4.3 铁芯、铁芯紧固件、压钉、压板及接地片的检修2.2.4.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等2.2.4.5 冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备的检修2.2.4.6 安全保护装置的检修2.2.4.7 测温装置的校验2.2.4.8 操作控制箱的检修和试验2.2.4.9 有载分接开关的检修2.2.4.10 全部密封胶垫的更换和组件试漏2.2.4.11 必要时对器身绝缘进行干燥处理2.2.4.12 变压器油的处理或换油2.2.4.13 清扫油箱并进行喷涂油漆2.2.4.14 大修的试验和试运行2.2.5 小修项目2.2.5.1 处理已发现的缺陷2.2.5.2 放出储油柜积污器中的污油2.2.5.3 检修油位计，调整油位2.2.5.4 检修冷却装置：风扇必要时吹扫冷却器管束2.2.5.5 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2.2.5.6 检修测温装置：包括绕组温度计、油面温度计等2.2.5.7 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试2.2.5.8 检查接地系统2.2.5.9 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油2.2.5.10 清扫油箱和附件，必要时进行补漆2.2.5.11 清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）2.3 变压器检修前的准备工作2.3.1 查阅档案了解变压器的运行状况2.3.1.1 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2.3.1.2 负载、温度和附属装置的运行情况2.3.1.3 查阅上次大修总结报告和技术档案2.3.1.4 查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况2.3.1.5 检查渗漏油部位并作出标记2.3.1.6 进行大修前的试验，确定附加检修项目2.3.2 编制大修工程技术、组织措施计划2.3.2.1 人员组织及分工2.3.2.2 施工项目及进度表2.3.2.3 特殊项目的施工方案2.3.2.4 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施2.3.2.5 主要施工工具、设备明细表2.3.2.6 绘制必要的施工图2.3.3 施工场地准备2.3.3.1 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2.3.3.2 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。2.4 变压器附件拆卸2.4.1 放油的一般规定2.4.1.1 检查清扫油罐、滤油机、管路，保持清洁干燥，无杂质和水分。2.4.1.2 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。2.4.1.3 有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开放出。2.4.1.4 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。2.4.1.5 放油时，管路连接紧密，防止漏油，污染环境。2.4.1.6 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。2.4.2 附件的拆卸2.4.2.1 拆开高低压侧、中性点引线。2.4.2.2 拆开与变压器各部位连接的二次线。2.4.2.3 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。2.4.2.4 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。2.4.2.5 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。2.4.2.6 拆套管及电流互感器，应做好记号并摆放在干燥的地方。2.4.2.7 拆下压力释放阀、瓦斯继电器、温度计等附件。2.4.2.8 拆除与变压器本体连接的联管。2.4.2.9 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。2.4.2.10 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。2.5 变压器吊罩2.5.1 吊罩的规定2.5.1 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。2.5.2 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。2.5.3 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。2.5.4 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。2.5.5 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。2.5.6 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。2.5.7 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。2.6 吊扣罩的步骤和方法2.6.1 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，拆下有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。2.6.2 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。2.6.3 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。2.6.4 变压器各部件检查修整，更换全部密封垫。2.6.5 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。2.6.6 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。2.7 变压器检查的主要项目及标准2.7.1 铁芯的检修2.7.1.1 详细检查铁芯表面。铁芯应清洁无油垢。若油垢多则应用竹片刮除，少则可用白布擦除。2.7.1.2 检查铁轭绑带螺丝应紧固，铁芯应当紧密，没有局部过热、变色、烧伤等异常。铁芯的紧度应均匀。2.7.1.3 变压器上下铁轭夹件及下部支架应良好不开焊。2.7.1.4 铁芯应有一点接地良好，不允许有多点接地。测量铁芯对地对夹件的绝缘。2.7.1.5 检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位螺栓。2.7.2 线圈的检修2.7.2.1 检查线圈绝缘应清洁、无油垢、无杂质、不堵塞油道。应根据检修前试验情况及色谱分析，确定打开围屏检查线圈和检查围屏是否有树枝状放电痕迹。根据线圈的颜色、弹性、脆性及机械强度确定绝缘老化和程度。一级绝缘：绝缘良好、有弹性、用手指下按时无残余变形，颜色变化不明显。二级绝缘：合格，用手指下按时无裂纹，弹性较差，局部颜色如古铜色。三级绝缘：脆弱，用手指下按时生产微小裂纹或变形，颜色呈深褐色，属勉强可用状态。四级绝缘：绝缘脆化，呈黑褐色，用手指按压酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状态。2.7.2.2 检查线圈中所有的垫块、衬条无松动；线圈与铁轭及相间绝缘纸板应完整、干燥、无破裂、松动、位移现象。2.7.2.3 仔细检查线圈引线的焊接处无过热现象，固定引线的木螺丝应紧固，螺母外应有并帽或缠好封绳并涂漆片。木支架及螺丝应无损坏。2.7.2.4 各线圈应排列整齐，间隙均匀，压紧螺丝。2.7.2.5 用白绸布清除线圈表面的杂质和油泥，清除油道堵塞物。2.7.3 有载分接开关的检修2.7.3.1 检查分接开关的位置及位置的准确性。2.7.3.2 检查动静触头有无烧伤或镀层有无脱落。如触头表面光滑无损可用细的白布带或白绸带沾丙酮仔细擦拭，并移动动触头。2.7.3.3 详细检查分接头开关绝缘罩、静触头绝缘座、木支架、动触头传动绝缘螺杆应无松动和破损，必要时用白布带进行清理。2.7.3.4 仔细检查分接开关引线接头的固定连接应紧密，且焊接良好，各抽头间应保持一定距离，绝缘良好无变形、变色。2.7.3.5 传动动触头应灵活，无机械卡死现象。2.7.3.6 更换分接开关在大盖上的胶垫。2.7.4 油箱检修2.7.4.1 对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。2.7.4.2 清扫油箱内部，清除杂质、锈迹。2.7.4.3 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。2.7.4.4 清扫油循环管路，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。2.7.4.5 检查器身定位钉防止造成铁芯多点接地。2.7.4.6 检查磁电屏蔽装置有无松动、放电现象。2.7.4.7 检查内部油漆情况，处理脱漆锈蚀部位，进行补漆。2.7.4.8 更换胶垫。2.7.5 附件的检修2.7.5.1 油管道：检查导向油管应畅通、无杂物。连接管道应畅通不渗油。所有橡皮垫应完好有弹性、不渗漏油。所有阀门的开、关应灵活。2.7.5.2 储油柜：内部应清洁无油垢、锈蚀，外部无灰、不渗漏油、无凹陷，保护隔膜应完整不渗油。应能经气压试验20Kpa持续30分钟，无渗漏。油位表连杆暂不装复，以免变压器做静压试验时被破坏。2.7.5.3 气体继电器：检查所有紧固螺钉是否松动。开口杯及挡板运动是否灵活，转动部分是否被磨损，接点开闭是否可靠，引线是否脱落。校验调整。2.7.5.4 冷却器的检修2.7.5.4.1 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。2.7.5.4.2 检查冷却器的渗漏。在进行变压器整体渗漏试验时，要仔细检查各密封垫处、焊缝处是否渗漏油。若冷却器焊缝处渗油，可带油补焊，必要时将冷却器吊下补焊，补焊后对冷却器加油压试漏，0.1Mpa 10小时无压力下降现象。冷却器内部应用合格的变压器油经滤油机循环冲洗，直到取油样耐压合格方可装复冷却器。2.7.5.5 有载分接开关的检修有载分接开关每年换油一次，两年检修一次。切换开关动作2000次以上应进行检修及换油。检查切换开关的触头，限流电阻及其连接线应接触良好、无严重烧毛断裂现象，否则应进行修理或更换。切换装置的工作顺序应符合产品出厂要求，机械及电气联锁动作应准确。位置指示应精确。当发现本体油含有乙炔时，应对切换开关油箱做密封试验，检查转轴等处有无渗漏现象。注入的绝缘油应符合电气强度要求。气体继电器应进行定期校验。分接开关与操作机构连结后必须手动操作一个循环方可电动操作。切换开关检修后应用示波器测量其动作时间，检查其动作情况，具体要求应仔细按产品说明书所列项目进行。2.7.5.6 电容型套管的检修2.7.5.6.1 检查套管瓷件应完好无裂纹，表面光洁；无放电闪络痕迹，法兰铁件完好且与瓷件结合牢固，填料完整。2.7.5.6.2 检查末屏接地良好。2.7.5.6.3 检查套管油位适中，无渗漏油现象。2.7.5.6.4 套管进行介损、绝缘测试。如不合格，解体检修。2.8 变压器的装复2.8.1 套管安装2.8.1.1 低压套管安装卸开低压套管，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。2.8.1.2 高压套管安装2.8.1.2.1 先拆去油箱上套管，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。2.8.1.2.2 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。2.8.1.2.3 拧紧中间法兰上的螺丝时，应对角均匀拧紧。2.8.1.2.4 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。2.8.2 分接开关安装2.8.2.1 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。2.8.2.2 有载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。2.8.3 储油柜、安全气道、气体继电器、吸湿器安装2.8.3.1 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。2.8.3.2 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。2.8.3.3 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。2.8.3.4 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 干式变压器3.1 变压器技术数据表3-1干式变压器主要技术参数设备名称35kV站用变10kV站用变型 号SCB10-500/36.75YBW11-250/10.5额定功率500 kVA 250 kVA 额定电压36.75/0.4 kV10/0.4 kV额定电流7.86/721.7A13.7/360.8A接线方式D yn-11D yn-11冷却方式AN/AFAN/AF出厂日期2012-092007-10-1生产厂家江苏华鹏变压器有限公司江苏华鹏变压器有限公司3.2 变压器的检修周期及项目3.2.1 大修周期3.2.1.1 投入运行后的五年大修1次。3.2.1.2 若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障时，才进行大修。3.2.1.3 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，可无需大修。3.2.2 小修周期：一般每年一次。3.2.3 附属装置的检修周期3.2.3.1 测温装置的检查，随小修进行校验。3.2.3.2 冷却风机及控制回路检修，随小修进行。3.2.4 大修项目3.2.4.1 变压器本体检修。3.2.4.2 绕组、引线的检修。3.2.4.3 铁芯、铁芯紧固件、压钉、压板及接地片的检修。3.2.4.4 冷却风扇的检修。3.2.4.5 测温装置的校验。3.2.4.6 操作控制箱的检修和传动。3.2.4.7 无励磁分接无载分接开关的检修。3.2.4.7 大修的试验和试运行。3.2.5 小修项目3.2.5.1 处理已发现的缺陷。3.2.5.2 清扫变压器绝缘子、下块垫凸台处，并用干燥的压缩空气吹净通风气道中的灰尘。3.2.5.3 检查表面有无爬电痕迹和碳化现象3.2.5.4 清扫外绝缘和检查导电接头。3.2.5.5 检查紧固件，连接件是否松动，导电零件有无生锈、腐蚀的痕迹，3.2.5.6 检修测温装置：包括绕组温度计测量阻值。3.2.5.7 检修冷却装置：冷却风扇、温度控制柜和温度控制仪。3.3 变压器检修前的准备工作3.3.1 查阅档案了解变压器的运行状况3.3.1.1 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3.3.1.2 负载、温度和附属装置的运行情况3.3.1.3 查阅上次大修总结报告和技术档案3.3.1.4 查阅试验记录，了解绝缘状况3.3.1.5 进行大修前的试验，确定附加检修项目3.3.2 编制大修工程技术、组织措施计划3.3.2.1 人员组织及分工3.3.2.2 施工项目及进度表3.3.2.3 特殊项目的施工方案3.3.2.4 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施3.3.2.5 主要施工工具、设备明细表3.3.2.6 绘制必要的施工图3.3.3 施工场地准备3.3.3.1 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。3.3.3.2 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，机具、拆卸附件的放置地点的布置等。3.4 变压器联接部件拆卸3.4.1 联接部件拆卸3.4.1.1 拆开高压侧引线。3.4.1.2 拆开低压侧连接母线，中性点连线。3.4.1.3 拆开与变压器各部连接的二次线。3.5 变压器检查的主要项目及标准3.5.1 铁芯的检修3.5.1.1 详细检查铁芯表面。铁芯应清洁无灰尘，可用白布擦除。3.5.1.2 检查铁轭绑带螺丝应紧固，铁芯应当紧密，没有局部过热、变色、烧伤等异常。铁芯的紧度应均匀。3.5.1.3 变压器上下铁轭夹件及下部支架应良好不开焊。3.5.1.4 铁芯应有一点接地良好，不允许有多点接地。测量铁芯对地对夹件的绝缘。3.5.1.5 检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位螺栓。3.5.2 线圈的检修3.5.2.1 检查线圈各部应清洁，特别清洁变压器的绝缘子、下块垫凸台处，用干燥的压缩空气（25个大气压）吹净通风气道中的灰尘。 3.5.2.2 检查紧固件、连接件是否松、导电零件有无过热现象，必要时应采取相应的措施进行处理。3.5.2.3 检查绝缘子无松动，无裂纹。3.5.2.4 检查绕组外观无破损、过热现象及漆皮脱落。3.5.2.5 检查铁芯、夹件、垫块无松动。3.5.2.6 检查绕组通风道通畅，无异物。3.5.2.7 检查分接连接片位置的准确性。3.5.2.8 检查连接干有无烧伤或松动。3.5.2.9 检查分接连片接头有无松动过热。3.5.3 附件检修3.5.3.1 冷却风机检修 3.5.3.1.1 检查冷却风扇电机及电缆绝缘良好、并记录。3.5.3.1.2 检查风扇转向正确、转动灵活无卡涩 、地脚固定牢固。3.5.3.1.3 检查风扇电机声音正常。3.5.3.1.4 对风扇控制设备用吹尘器或毛刷清扫。继电器应进行检查。对接触器热继电器进行校验。检查空气开关、接触器、必要时进行更换。3.5.3.2 温度控制器检查3.5.3.2.1 清扫、检查温度控制箱内设备、接线端子螺丝紧固，二次线绝缘良好。3.5.3.2.2 检查温度探头及连线绝缘良好，无破损过热现象，温度表接线无松动，显示正常。3.5.3.2.3 温度控制器显示正常。3.5.3.2.4 温控器传动试验。3.5.4 电气试验项目及标准3.5.4.1 测量绕组所在分接位置下的直流电阻3.5.4.1.1 1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。3.5.4.1.2 1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%。3.5.4.1.3 与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。3.5.4.1.4 如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3)项执行3.5.4.1.5 不同温度下的电阻值按下式换算 式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。3.5.4.1.6 无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量。3.5.4.2 绕组绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数3.5.4.2.1 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化。3.5.4.2.2 吸收比(1030范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5。3.5.4.2.3 采用2500V或5000V兆欧表。3.5.4.2.4 测量前被试绕组应充分放电 。3.5.4.2.5 线圈绝缘电阻的测试，一般情况下（温度： 2030，湿度：90%） 高压低压及地300M 仪表： 2500V兆欧表 低压地 100M 仪表： 2500V兆欧表一般地，若每1000V额定电压，其绝缘电阻不小于2M（一分钟25时的读数）就能满足运行要求。如果变压器遭受异常潮湿发生凝露现象，则不论其绝缘电阻如何，在其进行耐压试验或投入运行前，必须进行干燥处理。3.5.4.2.6 铁芯绝缘电阻的测试，一般情况下（温度： 2030，湿度：90%）铁芯夹件及地2M 仪表： 2500V兆欧表穿芯螺杆铁芯及地2M 仪表： 2500V兆欧表在比较潮湿的环境下，变压器的绝缘电阻值会有所下降，只要其阻值0.1 M即可运行。一般可通过干燥处理，使其达到要求。 3.5.4.3 交流耐压试验外施工频耐压试验，试验电压为出厂电压的85。3.5.4.4 测温装置及其二次回路试验密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，绝缘电阻一般不低于1M，测量绝缘电阻采用2500V兆欧表。3.5.4.5 更换绕组的大修试验包括以上4种，还应做如下试验项目： 3.5.4.5.1 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻绝缘电阻值自行规定，采用2500V兆欧表(对运行年久的变压器可用1000V兆欧表)，连接片不能拆开者可不进行。2.5.4.5.2 绕组所有分接的电压比各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律。电压35kV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为1%；其它所有变压器：额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但不得超过1%。3.5.4.5.3 校核三相变压器的组别或单相变压器极性必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致。3.5.5 变压器的装复3.5.5.1 引线安装。3.5.5.2 高压侧引线连接。3.5.5.3 恢复引线、连接紧固、使用螺丝规范。3.5.5.4 低压侧母线连接、中性点连接。3.5.5.5 用酒精、白细布清理母线接头处结合面。3.5.5.6 涂抹导电膏恢复引线，连接紧固，使用螺丝规范。3.5.5.7 母线连接应紧密。3.6 变压器投运前后检查项目3.6.1 变压器投运前的检查项目3.6.1.1 检查所有的紧固件，连接件是否松动，并重新紧固一次。3.6.1.2检查变压器（特别是风道内）是否有异物，如有灰尘要进行清理。3.6.1.3检查风机，温控设备以及其它辅助器件能否正常运行。3.6.1.4 检查变压器箱体和铁芯是否永久性接地。3.6.1.5变压器柜体完整，柜门开关正常。3.6.2 变压器带电检查项目3.6.2.1 变压器运行声音正常、冷却风扇运行正常。3.6.2.2 温度表显示三相温度值正常。4 LW36-126(W)/T3150-40型户外高压交流六氟化硫断路器4.1 断路器技术数据表4-1断路器主要技术参数序号项目单位参数1额定电压kV1262额定工频耐受电压（1min）对地K230断口间K（230+73）3额定雷电冲击耐受电压对地K550断口间K（550+103）4额定频率Hz50（60）5额定电流A31506额定短路开断电流IKkA407额定短路关合电流（峰值）1008额定短路耐受电流409额定峰值耐受电流10010额定短路持续时间s411额定失步开断电流kA812近区故障开断电流kA90% ,75%13主回路电阻3514额定六氟化硫气体压力（20C表压）MPa0.615报警/最低功能压力（20C表压）0.550.015/0.500.01516SF6气体年漏气率0.5%17SF6气体水分含量（20）L/L15018机械寿命次600019爬电距离断口间mm3906/3150对地3906/315020每台充入SF6气体质量kg821断路器质量17004.1.1 机构主要技术参数表4-2机构参数序号项目单位参数1辅助回路电压VDC220或AC2202分、合闸线圈电压/电流V/ADC110/小于4A；DC220/小于2A；AC220/小于5A3储能电机额定电压VDC220或AC220正常工作电压范围V85%110%功率W7204电动机储能时间s205加热器及照明回路电压VAC2206辅助开关额定电压VDC220或AC2207辅助开关额定电流ADC220/3A或AC220/10A8辅助开关接点数11常开+11常闭表4-3序号项目单位参数1断路器极间中心距mm17002动触头行程mm1203动触头接触行程mm254分闸时间ms3055合闸时间ms6086开断时间ms607合-分时间ms708分-合时间ms3009三相分闸不同期性ms210三相合闸不同期性ms34.2 检修周期及项目4.2.1 检修周期4.2.1.1 小修：断路器运行1年应进行小修维护，检修项目可根据运行情况具体分析和执行。4.2.1.2 大修：断路器接近或达到产品规定的使用年限、机械寿命或电寿命时应进行大修，即对断路器主要的关键零部件进行全面检查、维修和更换。符合表3-3情况之一者，应进行大修。表4-4序号运行情况检修重点检修周期1使用年限所有零部件20年2额定短路电流开断弧触头、喷口、绝缘拉杆约20次3额定电流开断弧触头、喷口、绝缘拉杆传动件约2000次4操作机构操作量所有零部件3000次4.2.1.3 临修：断路器存在严重缺陷 ，影响其继续安全运行时应进行临时性检修。4.2.2 检修项目4.2.2.1 小修检修项目4.2.2.1.1 断路器本体外部检查，清扫瓷套。4.2.2.1.2 检查SF6压力。4.2.2.1.3 操动机构清扫检查。4.2.2.1.4 二次回路各元件检查，接线端子紧固。4.2.2.1.5 分合闸时间、最低动作电压、微水、回路电阻测试。4.2.2.1.6 传动。4.2.2.2 大修检修项目4.2.2.2.1 断路器本体外部检查，清扫瓷套。4.2.2.2.2 灭弧室解体检修。4.2.2.2.3 检查SF6气体系统，SF6密度继电器动作值整定，压力表校验，SF6气体检漏、水份检测。4.2.2.2.4操动及传动机构检修。4.2.2.2.5机构箱内元件检查，接线端子紧固。4.2.2.2.6手动与电动传动。4.2.2.2.7开关特性及高压试验。4.2.2.3 临修检修项目，根据断路器存在的缺陷确定。4.3 准备工作4.3.1 明确设备存在的缺陷和检修内容。4.3.2 准备好检修所需工具、材料、备件等。4.3.3 作好人员、工作进度安排。4.3.4 准备好交直流电源、检修记录等。4.3.5 办理工作票，检查安全措施是否完善。4.4 检修注意事项4.4.1 检修时必须安装分闸和合闸防动销。4.4.2 解体灭弧室前必须将其中的SF6气体回收至0.01 MPa，解体时操作人员应带防毒面具。4.4.3 灭弧室吊装时，其内压不得超过0.05 MPa。4.4.4 准备再次装入产品的零部件必须做好防雨、防尘保护。4.5 检修工艺及质量标准4.5.1 断路器本体检修表4-5检修工艺质量标准4.5.1.1 断路器本体外部检查4.5.1.1.1 清扫、检查断路器支柱瓷瓶。4.5.1.1.2 检查套管与引线连接端子板有无过热、污斑。4.5.1.1.3 紧固引线连接板、套管法兰、接地端子等各部位螺栓。4.5.1.1.4 检查各部位有无生锈或损坏。瓷瓶表面无破损、裂纹，法兰良好无锈蚀 无过热、无腐蚀紧固，无松动无锈蚀，无损坏4.5.1.2 灭弧室解体前准备无损坏4.5.1.2.1 拆开断路器两侧引线。4.5.1.2.2 使断路器处于合闸状态，并插上分闸防动销。4.5.1.2.3 用SF6回收净化装置回收灭弧室内SF6气体。4.5.1.2.4 将灭弧室拆下，运至检修间。无损坏4.5.1.3 灭弧室的检修无损坏4.5.1.3.1 用记号笔标记法兰与瓷套法兰相对位置后，用顶起螺栓从灭弧室瓷套中取出静触头座，注意不要撞击灭弧室瓷套。4.5.1.3.2 检查静弧触头的烧损情况，如果已损坏，使用手柄和静弧触头检修工具，更换静弧触头（右旋螺纹）。4.5.1.3.3 将喷口检修工具插入喷口，拧动并取出喷口（右旋螺纹）。4.5.1.3.4 用动弧触头检修工具拧动并取出动弧触头（右旋螺纹）。4.5.1.3.5 用动弧触头检修工具拧上新的动弧触头。4.5.1.3.6 用喷口检修工具，装上新的喷口，并要靠材料本身的弹性固定。在拧入喷口时，开始阻力不大，且平稳，旋入10mm后，会感到阻力明显增大，应继续拧入，直到阻力再次减小后，前后拧动不超过半圈为止。注意喷口安装不能使用加力杆。4.5.1.3.7 使用手柄和静弧触头检修工具，装上新的静弧触头。4.5.1.3.8 清理静触头座法兰结合面上的密封胶，同时清理瓷瓶端面，更换新的O形密封圈。4.5.1.3.9 拧下静触头座上螺塞，从螺孔中将原吸附剂全部倒出，迅速装入新的吸附剂，每极需装入约1Kg，再拧紧螺塞。4.5.1.3.10 在密封槽内涂抹密封胶，过程中注意防尘。4.5.1.3.11 再次检查和清理密封面后，将静触头座缓缓落入灭弧室瓷瓶内，上法兰按原始标记位置找正。然后对称均匀的紧固螺栓、螺母。4.5.1.3.10 灭弧室重新安装完成后，应立即进行抽真空工作，以免吸附剂吸附过多水份。旋转力矩290Nm旋转力矩246Nm封槽、密封面及O形密封圈应用酒精清洗干净，不能有伤痕和灰尘，清洗后擦干清洗溶剂新吸附剂不能长时间暴露在大气条件下，螺塞旋转力矩47 Nm密封胶应涂覆于外部空气侧，且覆盖法兰整个表面4.5.1.4 灭弧室的吊装4.5.1.4.1 竖直起吊单极灭弧室，使其轴线与相应相序的机构箱顶板法兰中心线重合在同一轴线上，缓缓下落灭弧室，SF6阀门必须正对操作者，并小心落入机构箱内。再使螺杆全部进入顶部法兰相应孔内，并缓缓落下灭弧室。4.5.1.4.2 使灭弧室平稳落至法兰面上，先预紧螺母，再松开吊绳，最后对称紧固所有螺母。4.5.1.4.3 重复以上工作，使三极灭