峡门口电站检修规程.doc

峡门口电站检修规程20090000发布.实施金溪水电有限责任公司峡门口电站1目 录157781011121313141414192026262431313434353535381.总则2.主设备的检修间隔3.电气设备检修.3.1真空开关.3.3隔离刀闸.3.4互感器.3.5母线.3.6电缆.3.7防雷装置.3.8接地装置.3.9瓷瓶.3.10二次回路及配电盘（柜）.3.11免维护直流系统.3.12变压器.3.13TBDYWT调速器.3.14发电机.4.水力机械检修.4.1检修的一般（常规）工艺方法4.2主要设备检修项目4.3水轮机及辅助设备检修4.3.1水轮机.4.3.2辅助设备检修要求.4.3.3闸阀.4.3.4压力容器.4.3.5油压装置.4.3.7供水泵.4.3.9起重机.1.总则1.1主题与适用范围1.1.1本规程规定电力设备、水力机械设备及附属设备在检修中的计划、组织、检修项目、期限和检修质量标准及检修后验收等方面要求。1.1.2本规程适用于重庆市巫溪县金溪水电有限责任公司峡门口电站。1.2下列人员必须熟悉本规程1.2.1站长、副站长、检修班、运行班长及运行值班工应了解本规程有关条款。1.3引用标准1.3.1本规程根据国家标准及部颁规程、条例、法规和有关厂家说明书，结合本站生产设备的实际情况组织编写。1.3.2本规程应随技术管理的不断提高而定期修订。1.4检修要求1.4.1水电站的设备检修是提高设备的健康水平，保证设备安全、满发、经济运行的重要措施，检修工作应坚持以“预防为主”、“质量第一”的思想，切实贯彻 “应修必修，修必修好”的原则。1.4.2检修工作由站长全面负责，工程师、技术员进行技术把关，及时解决检修中遇到的问题，各职能部门按职责分工，密切配合，共同搞好各项检修管理工作。1.5检修人员基本职责1.5.1在规定的时间内完成规定的全部作业，达到质量标准，采用先进工艺和新技术，提高工作效率，降低检修消耗，缩短检修工期。1.5.2了解、检查设备状况，消除设备缺陷，遵守有关规章制度，文明检修，搞好安全，防止人身设备事故。1.5.3提高检修管理水平，加强质量管理，加强检修培训，检修人员应达到熟悉系统和设备的构造、性能、装配工艺、工序和质量标准，还应能掌握钳工工艺，看懂图纸及技术图纸等。1.5.5做好检修管理的基础工作，加强检修专业管理，实行分工负责、落实各岗位责任制。1.5.6严格执行劳动纪律，做到令行禁止，严格按照个人服从组织，下级服从上级的组织原则办事，不得推诿、扯皮、窝工。1.6检修计划、备品配件1.6.1检修计划：1.6.1.1年度检修计划的编制，由站长会同检修班，根据本站设备的技术状况，编制主设备和特殊大修检修项目，经生产建设部审核呈报公司批准，由检修班负责检修工作；1.6.1.2年度检修计划主要内容包括：大修主要项目、重大特殊项目和设备检修纳入计划的原因、主要技术和组织措施、检修进度计划、工时和费用等；1.6.1.3检修班应按设备检修项目与停用日数，做好劳力安排和检修项目的检修进度表。1.6.2备品配件：1.6.2.1为了更好地落实年度检修计划，按时为检修提供材料和备品配件，必须提前做好特殊、大宗材料，长加工周期的备品配件的订货以及内外生产，技术合作等准备工作；1.7检修管理1.7.1检修准备工作：1.7.1.1检修开工应具备的条件；1.7.1.2重大特殊项目及检修技术措施已经批准；1.7.1.3组织检修人员讨论检修计划、项目进度、措施及质量要求，协调运行班和检修班的配合工作；1.7.1.4检修用具、仪表、安全用具和试验设备已检查试验合格；1.7.1.5制定检修技术措施、安全措施；1.7.1.6做好物质准备（包括材料备品配件，安全用具）及场地布置；1.7.1.7确定检修项目各工种和验收负责人、外协人员；1.7.1.8针对设备运行情况，存在缺陷，现场核对，确定必要的检修项目及有关措施；1.7.1.9准备好技术记录表格，确定应测绘和核实的备品配件和图纸。1.7.2大修开工后的设备解体检查工作和试验的主要内容：1.7.2.1测量检修前的设备运行数据，检查分析设备技术状况的变化，积累资料，摸清规律；1.7.2.2在检修过程中发现设备缺陷，调整检修项目，落实检修工艺、措施和检修进度。1.7.2.3鉴定以往检修与改进的项目效果；1.7.2.4及时做好各种检修记录（包括设备技术状况，系统或结果的变化，测试部件及测试数据，试验报告等）所有记录均应做到正确、完整，同时还应校对和补充配件的图纸；1.7.3检修现场管理：1.7.3.1检修必须贯彻安规确保人身和设备安全，落实岗位责任制，严格执行质量工艺标准，保证检修质量；1.7.3.2在检修中各级应着重抓好设备解体、修理和组装进程的工作。设备检修要严格按检修工艺进行作业，解体重要设备或有严重问题的设备时，有关专业技术人员全部应在现场，指导检修工作；1.7.3.3严格执行质量和工艺标准，岗位工作责任制，保证检修质量，及时掌握进度，达到质量好、工期短、检修管理好的目标，保证按期完成检修任务；1.7.3.4检修人员应搞好文明施工，在坚持质量第一，保证安全的前提下合理使用材料，降低检修费用。检修过程要做好记录并严防工器具或其它构件遗留在设备内；1.7.3.5某些短时间停机或降低出力运行的主设备维护工作，需经生建部、电网调度同意；1.7.3.6增减大修主设备、辅助设备的重大项目需经公司批准。1.7.4设备经检修后应达到下列要求：1.7.4.1检修质量达到规定的质量标准；1.7.4.2消除设备缺陷；1.7.4.3恢复机组的出力，提高机组的效率；1.7.4.4消除渗漏现象；1.7.4.5安装保护装置和重要的自动化装置动作可靠,，主要仪表、信号指示及标示正确；1.7.4.6检修技术数据记录正确齐全；1.7.4.7设备现场整洁。1.7.5总结和技术文件：1.7.5.1大修后，由检修车间组织有关人员认真总结经验、肯定成绩、找出缺点，不断提高检修质量和工艺水平；1.7.5.2大修后的各种技术数据、技术资料由检修车间会同安技股负责整理，作为技术档案由安技股负责存档；1.7.5.3大修后应按电力部设备评级办规定进行评级，主设备小修后如技术状况有较大变化也应重新评级。3 2.主设备的检修间隔2.1设备检修间隔应根据设备技术状况和部位的磨损、腐蚀、劣化、老化等规律以及运行、维护条件确定。表一发电设备大、小修间隔表设备名称大修间隔小修间隔水轮机35年每年23次汛前、汛后水轮发电机35年每年23次汛前、汛后主变压器第一次5年以后510年每年一次调速器3年每年2次（半年一次）闸阀视运行情况另定检修时间本站大修间隔基本按月历间隔而定2.2为了保证设备的健康、合理安排大修工作的根据：2.2.1设备技术状况较好，可用年运行小时间隔。技术状况较差的，可用历日间隔；2.2.2开、停机频繁或备用小时较多的机组，其检修间隔根据设备技术状况和运行情况确定；2.3设备健康水平较好，经鉴定并报上级机关批准，其检修间隔可允许超出表一规定的上限；2.4为了防止设备失修，确保设备健康，设备技术状况不好，经过鉴定并报上级机关批准其检修间隔时间可低于表一的下限规定；2.5允许大修间隔超过表一上限和下限的参考条件如下表：允许大修超间隔表技术状况满足下列全部条件时大修间隔允许超过上限技术状况有下列条件之一时大修间隔允许降低下限1、运行情况正常能达到设计出力和效率。1、主要参数运行超过规定值可能导致设备损坏，机组频率和出力降低2、机组振动，摆度合格达到良好。2、机组振动，摆度不合格3、水轮机汽蚀，磨损情况良好。3、水轮机过水部件严重汽蚀和磨损威胁安全运行4、轴承运行良好，无严重漏、渗油，轴瓦无脱壳，运行温度正常。4、轴承严重磨损，轴瓦有磨轴和脱壳小修不能处理的5、导叶、接力器动作灵活，摆动不超过规定。5、导叶机构严重漏水影响机组正常停机。6、调速系统工作正常，灵活可靠。6、定、转子绕线绝缘不良，威胁安全运行。7、蝶阀压力管道、蜗壳、转轮室和尾水管等无严重威胁安全运行的严重缺陷。7、定子铁芯松动或有局部过热现象。8、定子绝缘良好或绝缘稍差，但历次试验结果对比较稳定，不威胁安全运行，直流电阻平衡稳定，运行温度正常，转子绝缘良好，磁根接头良好无松动。8、转子轮环有严重松动。9、定子铁芯无局部过热和松动。9、轴承温度过高，甩油严重，必须吊转子处理。10、定、转子结构部件良好。10、转子部线及磁极接头不良在大修中不能处理。11、整个机组转动部分运行正常。11、经过重大改进处理过重大缺陷，必须在大修中进行检查和鉴定。3.电气设备检修3.真空开关3.1.1检修周期：3.1.1.1一般设备大修后6年；3.1.1.2短路电流开断次数达到30次；3.1.1.3操作负荷电流达2000次（完成1个分合闸操作为1次）；3.1.1.4运行中出现严重影响设备安全运行的不正常情况或存在故障时；3.1.1.5由于真空开关的检修周期目前尚无统一标准，上述内容仅作为参考，对于具体型号的真空开关应结合制造厂的要求进行；3.1.1.6为确保设备健康，经过鉴定其检修间隔可高于或低于上述规定。3.1.2大修项目及质量标准项 目质 量 标 准导电部分1、导电部件（包括连接铝或铜牌、动静支架、真空灭弧室的导电杆与动静触头、导电夹及软连接等）及联结部分无发热、松动、变形及损伤等。2、测试主回路电阻应符合厂家技术要求。真空灭弧室1、清扫检查外观，应无损伤、无放电痕迹、无污垢，观察真空灭弧室，其内部有否放电痕迹或其它不正常现象，金属屏蔽罩及其它金属零件有无明显变色及松动等不正常现象。2、通过动触杆出口处的标志，可以检查动静触头的破损是否在允许范围内。3、进行工频耐压试验（试验电压按DL/T593规定值）。4、测量绝缘电阻。10KV电压应为1000M、35KV应为2500M。绝缘件1、清扫检查绝缘件，外观无剥落、损伤及放电痕迹，紧固件无松动及锈蚀现象。2、进行工频耐压试验。3、测量绝缘电阻，根据同上条。转动部件1、检查各部件无损伤、弯曲、变形及锈蚀现象，装配正确。2、检查各轴销、开口销及档长应完好，活动部件灵活无卡阻现象。3、检查各紧固部件无松动现象，垫片和螺母等无缺损。4、清扫或清洗各部件及连接部份，加润滑脂，对不合格部件应予调换。注：开关小修项目包括上述大修项目中的14项真空开关大修时，应测试的以下参数项 目参 数触头开距应符合制造厂规定标准接触行程和超行程分、合闸时间分、合闸平均速度合闸弹跳时间三相分合闸不同期性油缓冲器行程触头累积磨损情况 3.3隔离刀闸3.3.1检修周期隔离刀闸的检修周期按所属间隔开关的检修周期而定。3.3.2检修项目：3.3.2.1检修前了解被检修设备存在的缺陷，做好备品备件的准备工作；3.3.2.2拆接设备引线，清理检修各种工具；3.3.2.3主辅接触面及导电部分清理，检修并涂导电膏或中性凡士林；3.3.2.4支持瓷瓶检查、清理、调整；3.3.2.5操作机构及传动部分检修，机座及构架检修；3.3.2.6试操作、涂漆、验收。3.3.3大修项目及质量标准项 目要 求 及 质 量 标 准导电系统触头部分用煤油或汽油清洗干净，用砂布清擦表面二氧化膜，用锉刀修整烧斑，检查所有弹簧、螺钉及开口销等元件是否完整齐全，若有损坏的元件应修整或更换，最后分别涂上凡士林或润滑油装好。绝缘子清除绝缘子表面污垢，检查有无放电痕迹、裂纹、斑点及松动等现象；固定绝缘子基座无变形、腐蚀及损伤等情况；检查绝缘拉杆与操动部分的紧固螺钉，连接销子及垫圈等应齐全紧固。传动机构清除污垢；检查连杆转轴是否平直；连接杆头或调节螺杆的防松螺母应紧固；焊接处无开焊或裂纹；检查轴套部分的销钉有无松动，销孔是否扩大变形；连杆的各活动关节清理后加润滑油。辅助开关清除油垢，检查并调整各部分，活动关节处加润滑油使其动作正确灵活，分、合闸接触可靠。3.3.4临时性检修：3.3.4.1在巡视中发现危及安全运行的缺陷，如接触处过热使金属变色或示温纸变黑等；3.3.4.2刀闸合不上，机构损坏不能分合闸等现象；3.3.4.3误操作后电弧把刀闸等烧坏；3.3.4.4特殊情况下发生超额定电流运行；3.3.4.5其它设备故障危及隔离开关，可能已经造成损坏时。3.4互感器3.4.1互感器小修每年进行12次。3.4.2互感器小修项目包括：3.4.2.1清除互感器外部积尘和油垢；3.4.2.2检查一、二次绕组接头有无松动及过热现象；3.4.2.3检查油位及外部密封情况；3.4.2.4对不需要吊芯即可处理的缺陷进行处理，补换油及配合试验。3.4.3电流互感器的内部检查与检修每13年进行一次，电压互感器每510年进行一次，检修项目除小修内容之外，还包括以下项目：3.4.3.1检查与清洁外壳，处理渗漏油部位与除锈刷漆。3.4.3.2放出油箱内油，同时检查油位计及阀门是否正常，放油后，清除油箱内的油泥与杂物。3.4.3.3检查铁心的夹紧程度，以及有无过热现象。3.4.3.4检查并清洁绕组绝缘，检查并紧固全部接头及固定绝缘的支持物。3.4.3.5检查套管有无损坏及其密封情况，注油或套管应清洁内部并换油。3.4.3.6对受潮的互感器要进行干燥处理，然后注入合格的油或对干式的涂刷绝缘漆。3.4.3.7根据规程要求，在大修时应做下列试验：测定绕组绝缘电阻、测定介质损失角正切值，绕组连同套管对外壳的耐压试验及测量电压互感器一次绕组的直流电阻。3.5母线3.5.1母线的一般检修：3.5.1.1清扫母线：清除积灰和脏污，检查相序颜色，要求颜色明显，必要时应重新涂漆或补刷膜漆部分；3.5.1.2检修母线接头：螺母应拧紧，平垫圈和弹簧圈应齐全，用0.05mm10mm塞尺检查，局部塞入深度不得大于5mm，室外接头和螺栓应涂有防水漆；3.5.1.3检查母线伸缩节，要求两端接触良好能自由伸缩，无断裂现象；3.5.1.4检查绝缘子及套管：要求绝缘子及套管清洁完好，用1000V兆欧表测量母线的绝缘电阻应符合规定；3.5.1.5检查母线的固定情况：要求固定平整牢靠，检修其它部件，要求螺栓、螺母垫圈齐全，无锈蚀，片间撑条均匀，必要时应对支柱绝缘子的夹子和多层母线上的撑条进行调整；3.5.2母线接头的解体检修：3.5.2.1接触面的处理：清除表面的氧化膜，气孔或降起部分，使接触面平整而略粗糙，可用粗锉把母线表面严重不平的地方锉掉，然后用钢丝刷来刷，铝母线锉完之后要涂上一层凡士林，然后用钢丝刷刷，最后把脏凡士林擦去，在接触面涂一层薄的新凡士林，铝母线的接触面不要用砂纸打磨，以防砂子嵌入金属内，增加接触面电阻；3.5.2.2拧紧接触面的连接螺栓，拧紧后应使用厚0.05mm的塞尺在接头四周检查接头的紧密程度；3.5.2.3为了防止母线接头表面及接缝处氧化，在每次检修后要用油清填塞；3.5.2.4更换失去弹性的弹簧垫圈和损坏的螺钉、螺母；3.5.2.5更换已炭化的示温片或已变色的示温纸。3.6电缆3.6.1电力电缆的检查及试验：3.6.1.1电缆各部分有无机械损伤，电缆外层钢铠有无锈蚀现象；3.6.1.2电缆终端头的接地线接触面是否良好；3.6.1.3电缆芯线与下支连接设备的接触是否良好，有无发热及脱焊现象；3.6.1.4电缆终端接头绝缘是否干净，有无电晕放电痕迹；3.6.1.5电缆终端头瓷套管或热缩管，有无裂纹及放电痕迹；3.6.1.6电缆终端头有无漏油现象；3.6.1.7 电缆终端头绝缘胶是否足够，有无水份、有无裂痕、变质以及空隙；3.6.1.8电缆铝包有无腐蚀；3.6.1.9测定绝缘电阻；3.6.1.10定期进行耐压试验和泄漏电流试验；3.6.2电缆的检修：3.6.2.1终端头漏油处理，若在接线耳（鼻子）处渗油，应将该处绝缘剥去，重新包扎，若渗油严重，则应将电缆终端重新制作；3.6.2.2终端头受潮，可用红外线灯泡对其进行干燥，干燥处理一直要进行到电缆的绝缘电阻上升至预定值，且吸收比1.3后方可结束，若电缆头终端受潮，则必须去掉一段电缆，使其绝缘电阻合格后，重新制作电缆终端头。3.7防雷装置3.7.1防雷装置通常在每年雷季前进行一次检查和维护。3.7.2阀型避雷器的维修项目及要求：3.7.2.1检查瓷绝缘套管是否完整，表面有无严重的污秽，否则应清扫干净；3.7.2.2检查接地线及引下线有无损坏及断股现象；3.7.2.3检查瓷套与法兰的水泥接合缝是否严密；3.7.2.4检查动作记录仪指示数有无改变，判断避雷器是否动作；3.7.2.5检查避雷器与被保护设备间的电气距离是否符合标准。3.7.3当阀型避雷器存在缺陷时，应进行电气试验及检修，电气试验主要有以下几个项目：3.7.3.1标称电流下的残压试验；3.7.3.2工频放电电压试验；3.7.3.3电导电流或泄漏电流试验；3.7.3.4密封试验。3.8接地装置3.8.1每年雷季前应对接地装置进行一次检查，检查内容如下：3.8.1.1检查各接地引下线有无机械损伤及化学腐蚀等现象；3.8.1.2接地螺栓是否牢固，焊接处是否牢固，无脱焊现象；3.8.1.3各种标志是否齐全明显；3.8.1.4测量接地电阻。3.9瓷瓶3.9.1检修项目及质量要求：3.9.1.1表面光洁无污垢，无裂纹及操作，釉层应剥落现象，若有少量剥落，其光秃部分不得超过3mm2；3.9.1.2瓷瓶应完整无缺，若有破碎处，其面积不得超过下列规定：35KV瓷瓶4mm2 10KV及以下瓷瓶1mm2并在破碎处进行修光，涂二层绝缘漆或洋干漆。3.9.1.3瓷瓶串的销子须完整并开口；3.9.1.4固定瓷套的铁件应清洁无污垢，油漆良好，无锈蚀和松动现象，铁件支架应牢固结实，并可靠接地；3.10二次回路及配电盘（柜）3.10.1二次回路3.10.1.1清扫：3.10.1.1.1二次回路接线的清扫周期一般为一个月，对于条件差、灰尘多的均可缩短周期；3.10.1.1.2清扫工具宜采用吸尖器或皮老虎。3.10.1.2检修项目：3.10.1.2.1清扫盘内的积灰，检查盘上各元件的标志、名称是否齐全；3.10.1.2.2检查各种按钮、转换开关、弱电开关、琴健的动作是否灵活，触点接触有无压力和烧伤；3.10.1.2.3检查各表计、继电器以及自动装置的接线端子螺钉有无松动；3.10.1.2.4检查电压、电流互感器二次接线端子是否紧固有无锈蚀，接地线是否完好，电压互感器的熔断器是否完好；3.10.1.2.5测量绝缘电阻是否符合如下规定：项 目电 阻1、二次交流回路内每一个电气连接回路1M2、全部直流系统0.5M3.10.1.2.6检查交流接触器触点有无烧伤，并要求触点与灭弧罩保持一定间隙，并联电阻勿过热等；3.10.1.2.7检查断路器及隔离开关的辅助触头，应无烧伤、氧化现象，接触应无卡涩和死点；3.10.1.2.8检查交、直流控制回路的熔断器是否接触良好，静触头的铜片是否有弹性，触头螺钉是否松动；3.10.1.3二次线路电气试验：对于新安装，大修以及二次线路更换后，必须进行电气试验。3.10.1. 3.1测量绝缘电阻：测量绝缘电阻时应使用500V或1000V兆欧表；3.10.1. 3.2绝缘电阻的测量应分段进行：3.10.1.3.2.1直流回路，由熔断器或自动开关隔离的一段。3.10.1.3.2.2电流回路，由一组电流互感器连接的所有保护及测量的回路，或有一组保护装置的数组电流互感器回路。3.10.1.3.2.3电压回路，由一组或一个电压互感器连接的回路。3.10.1.3.3新安装，大修以及二次线更换后所测得的绝缘电阻值应符合下列规定：3.10.1.3.3.1直流小母线和控制盘的电压小母线，在断开所有其它并联支路时应10M；3.10.1.3.3.2二次回路的每一支路和断路器、隔离开关操动机构的电源回路应1M；3.10.1.3.3.3在潮湿的地方第3.10.1.3.3.2项的绝缘电阻可降低至0.5M。3.10.1.3.4交流耐压试验：3.10.1.3.4.1当二次回路绝缘电阻合格后，应进行回路的交流耐压试验，交流耐压的数值为1000V，持续时间为1ms。3.10.1.3.4.2对不重要回路可用2500兆欧表试验，持续时间为1ms，无异常现象认为合格。3.10.1.3.4.3在进行二次回路耐压之前，必须将回路中的所有接地线拆掉，以及断开电压互感器二次绕组，蓄电池及其它直流电源。凡试验电压低于1000V的部件、仪表、继电器等应与系统断开。3.10.1.3.4.448V以下的回路可不作交流耐压试验。3.10.1.3.5断电保护自动装置现场工作规定：3.10.1.3.5.1为了防止三误事故，凡是在现场接触运行的继电保护、安全自动装置及其二次回路生产运行、维护、安装、调试人员，除必须遵守电气安全工作规程外，还必须遵守本规定。3.10.1.3.5.2现场工作至少应有二人参加。3.10.1.3.5.3在现场工作过程中，凡遇到异常（如直流系统接地等）或断路器跳闸时，不论与本身工作是否有关，应立即停止工作保持现状，待找出原因或确定与本工作无关后，方可继续工作，上述异常若为从事现场继保工作的人员造成，应立即通知运行人员以便有效处理。3.10.1.3.5.4现场工作前的准备：3.10.1.3.5.4.1现场工作前必须做好充分准备，其内容包括：3.10.1.3.5.4.2了解工作前地点，一、二次设备运行情况，本工作与运行设备有无直接联系（如自投、联切）;3.10.1.3.5.4.3工作人员应明确分工并熟悉图纸等有关资料。3.10.1.3.5.5现场工作：3.10.1.3.5.5.1工作负责人应与工作许可人进行安全措施交接，查对运行人员所做的安全措施是否符合要求，悬挂的标志是否正确，工作人员在工作前应看清设备名称与位置，严防走错位置。3.10.1.3.5.5.2运行中的设备，如开关、刀闸的操作应由运行值班员进行，跳闸连片（即投退保护装置）只能由运行值班员负责操作。3.10.1.3.5.5.3在运行中的二次回路工作时，必须由一人操作，另一人作监护，监护人由技术经验水平较高者担任。3.10.1.3.5.5.4不允许在运行的保护屏上钻孔，尽量避免在运行的保护屏附近进行钻孔，或进行任何有振动的工作，如要进行则必须采取妥善措施以防止运行的保护误动作。3.10.1.3.5.5.5在清扫运行中的设备和二次回路时，应认真仔细，并使用绝缘工具，特别注意防止振动，防止误碰。3.10.1.3.5.5.6对交流二次电压回路通电时，必须可靠断开至电压互感器二次侧的回路，防止反充电。3.10.1.3.5.5.7在电流互感器二次回路进行短路接线时，应用短路片或导线压接短路。3.10.1.3.5.5.8现场工作应按图纸进行，严禁凭记忆作为工作依据。3.10.1.3.5.5.9在集成保护装置上进行工作时，要有防止静电感应的措施。3.10.2配电盘（柜）等设备3.10.2.1一般要求：3.10.2.1.1配电盘装在容易受潮，有虫害及引起人触电地方，应加装有效的防护措施；3.10.2.1.2安装在同一地点的配电盘组，其外表颜色应和谐一致，不应眨目反光。漆层要均匀，无损伤和剥落情形；3.10.2.1.3配电盘的正面及背面，均应标明其编号、名称或用途；3.10.2.1.4所有端子排、控制电缆、电力电缆及保险器均应标明代号、名称或用途。 仪表、继电器、操作开关等各电器原名称或用途，应标明在盘在正面，操作用的切换把手，闸刀开关，按钮等应标明名称和操作位置；3.10.2.1.5无论新装或更换新的仪表、继电器、开关等之前，应先进行试验检查合格，并无受潮损伤后才可装用；3.10.2.1.6在盘面上进行钻孔、气割、气焊等作业施工时，应预防机械变形、震动、烧灼等情况发生。3.10.2.2配电盘的安装与维护：3.10.2.2.1配电盘的秀盘面应保持平正、无凸凹不平现象，仪表、继电器、开关等所需窗口应平整光滑，边缘无毛刺；3.10.2.2.2配电盘门应能开闭灵活，装有电器设备的屏门，其开度应有限制，靠近盘内电器设备的栅门，其关度应有限制；3.10.2.2.3有震动的配电盘底脚与基础间应铺垫10毫米厚的橡皮，以免因震动而引起电器设备误动作；3.10.2.2.4配电盘接地应牢固良好。装有电器的可开启的屏为没有用软导线与接地的金属构架可靠地连接；3.10.2.2.5配电盘内电缆沟板应铺盖平整稳固，不得有翘动，所有盘内的电缆孔洞，应铺盖紧密平整；3.10.2.2.6高压（220伏以上）配电盘应有防止鼠、蛇等入侵的防护措施。3.10.2.3盘上电器安装：3.10.2.3.1电器的技术条件，应符合安装地点的工作条件；3.10.2.3.2电器的名牌、端子的编号及标志、铅封和漆印，密封垫等应完整，其它附件应齐全、外壳和玻璃等应无破裂脱落。3.10.2.4发电机、开关柜、升压站等设备维护项目及质量标准项 目质 量 标 准1、各部轴承检查1、油面、油色正常，轴承运转无异常，瓦温正常，无漏油甩油现象，冷却器畅通。2、机组外观检查2、振动情况、声响无异常。3、测量摆度3、符合规定，无异常增大。4、表计检查4、指示正常5、制动闸检查5、无异常、无渗漏。6、发电机冷却系统检查6、各阀门运行位置正确、无漏水现象。7、汇流环、碳刷架部分检查7、汇流环整洁，碳刷压力均匀无严重火花，各部联接线接触良好且无发热现象。8、自动化及保护装置8、保护和自动化装置的设备应完整无损，表计指示正确且清洁无灰尘等。9、直流系统9、电压均应达到规范规定。10、各高、低压操作盘柜检查10、开关、刀闸操作灵活，各接触面无发热等现象，各指示灯指示正确，门锁完好。11、35KV升压站设备检查11、主变、开关、互感器油面合格，油色正常，无渗漏现象，主变冷却设备应齐全无损且正常运转。12、各配变检查12、油面合格，油色正常且无渗漏油、漏油，各引出线无发热现象。3.11免维护直流系统3.11.1免维护直流系统维护及注意事项：3.11.1.1直流系统各屏要经常打扫清洁；3.11.1.2所有连接线应整齐、连接线头接触良好、接线头每年擦净一次；3.11.1.3屏面各种指示正确，免维护电池外部无损，质量符合要求；3.11.1.4技术资料齐全正确，各种实际数据与整定数据吻合；3.11.1.5每年进行一次充放电试验；3.11.1.6各种技术参数及插件不得任意乱动调整以免影响正常运行。3.12变压器3.12.1水电站主变压器和厂用变压器，在投入运行第五年后，应进行大修，以后的大修间隔为510年。3.12.2主变压器在运行中，若发现不正常状况或经试验判明有内部故障时，应提前大修。3.12.3正常运行的变压器经综合诊断分析良好，并经总工程师批准可适当延长大修周期。3.12.4变压器大修项目部位名称一般项目特殊项目外壳及油1、检查后清扫外壳，包括本体、大盖、衬垫、油轮、散热器、排分扇、阀门、喷油管、滚轮等，清除渗油、 漏油、及喷油。2、检查和清扫再生装置，更换或补充硅胶。3、根据油质情况，过滤变压器油。4、检查接地装置。5、室外变压器外壳油漆。1、更换变压器油2、拆下散热器进行更换散热器变压器吊心1、吊出器身或吊开罩，检查线圈表面绝缘有无擦伤情况。2、检查铁芯，铁芯接地情况及穿心螺丝的绝缘，检查及清理绕组压紧装置垫块、引线、各部分螺丝、油路及接地等。1、焊接外壳或更换部分绕组2、修理铁芯3、干燥绕组冷却系统1、检查风扇电机及控制回路。2、检查散热器及放气阀门与联接处的法兰渗油漏油处理。1、更换或修理风扇电机分接头及切换装置1、检查修理无载分接头切换装置，包括定触点，动触点及传动机构。1、更换切换装置套管1、充油型套管检查瓷套管有无裂纹和损伤，表面有无放电痕迹。2、检查导电杆接头有无过热现象。3、检查瓷套管管放气丝堵。4、清擦瓷套表面，去掉灰尘及油渍。1、更换充油型瓷套管2、套管解体检查其它1、校验及调整温度计。2、检查空气干燥器及吸潮剂。3、检查及检验仪表，继电保护装置及其二次回路。4、进行预防性试验。5、检查及清扫变压器电气连接系统的配电装置及电缆。6、检查瓦斯保护装置。3.12.5变压器的预防性试验：变压器投入运行后为了掌握变压器的运行状况，必须周期地进行定期试验，试验项目有绝缘电阻、直流电阻、介质损失角、泄漏电流及油的试验等。3.12.6变压器在吊心（或吊罩）检修前准备工作：3.12.6.1收集变压器的缺陷，并到现场校对，了解缺陷目前存在的状况和严重程度，制订大修中待处理的项目及清除缺陷对策；3.12.6.2了解待修变压器历史状况和运行状况,统计该占变压器运行小时和最高运行温度以及过负荷情况；3.12.6.3除确定检修正常项目外，有时还要确定检修中的特殊项目，如对变压器的某部件做不同程度的改正与消除某些特殊的重大缺陷等，都应事先列出项目，制定方案和技术措施；3.12.6.4制定检修的技术措施，对特殊项目需要专门的器材和工具，特殊的检修工艺才能解决时，预防先制订专门的技术，安全措施和组织措施，并开工前与有关人员（工程师或技术员）共研究和讨论措施的可行性；3.12.6.5准备检修用场地和工具。例：场地的周围环境是否整洁，是否需搭设临时工棚或采取其他安全措施，对起重工具进行起吊能力的核对，对起重工具和各个部位作周密检查，发现缺陷及时消除；3.12.6.6准备检修有器材：准备好排油泵、油桶、压力滤油机、过滤纸、干净的塑料布、1625耐油橡皮圆条、M1225镀锌钢六角锣栓、弹簧垫固、平垫片、瓷套密封垫圈等。在检修过程中需用的设备和材料都应事先列出清单，并运到现场，核对数量、质量、规格型号是否符合要求；3.12.6.7对必须进行烘干处理的材料是否达到要求，应事先做好技术鉴定；3.12.6.8需要换油时，预先准备好足够数量并经处理化验合格的变压器；3.12.6.9变压器检修前后应做试验项目与内容，应事先上报有关部门，并通知调试部门负责人，其试验标准由调试部门定；3.12.6.10散热管上法兰孔加装有固定器身的50管子及法兰四个，吊罩前先拆除散热管，才能吊罩检查。3.12.7变压器吊心（或吊罩）检修项目：3.12.7.1吊出器身或吊开罩时，检查线圈表面的绝缘有无擦伤情况；3.12.7.2检查油通状况，发现油通道中有异物，应彻底清扫；3.12.7.3检查铁芯情况；3.12.7.4检查各紧固锣栓的紧固程度；3.12.7.5检查分接头开关的切换装置，触柱及触环的表面有无麻点及起层现象；3.12.7.6检查各部支架完整、无裂纹、变形和损伤；3.12.7.7检查各绝缘件、围屏，应无裂纹、脱落、放电烧痕、炭化、污垢等异常；3.12.7.8检查各部引线的绝缘包扎是否完好，焊头处有无熔化、过热、受潮现象，绝缘有无损伤，位置稳固，绝缘距离未变动等；3.12.7.9彻底清扫油箱的底盘和箱壁。3.12.8变压器吊心（或吊罩）时的注意事项：3.12.8.1现场应严密做好防火工作，工作人员严格遵守有关防火规定。3.12.8.2不带无关物品进入检修场，尤其是应注意锁匙、硬币、发夹、钮扣、别针等零星金属物体。3.12.8.3工作人员不得穿带钉鞋进入变压器上部和内部。3.12.8.4在器身部分工作时，严禁掉入铁屑和导电物体。3.12.8.5必须做好工作现场周围的温度、湿度及各种检修记录。3.12.8.6铁芯应用干净的塑料布盖好。3.12.8.7在室外吊心（或吊罩）检修时，应尽量避开阴雨天或下雪天进行此项工作。3.12.8.8器身温度略高于环境温度10左右时，方可进行吊心（或吊罩）检修。3.12.9变压器的特殊检修：3.12.9.1分接开关的检修是在变压器心吊出或吊起罩式油箱后进行。3.12.9.2检查定触柱和动触环表面是否光滑，有无过热，烧伤痕迹，表面有无起皮现象，有无油垢沉积等。3.12.9.3发出触柱和动触环表面麻点时，用金相砂纸轻轻擦拭，直到表面光滑为止，且不可用粗砂纸用力擦拭。3.12.9.4检查触柱和触环之间的压力是否足够，可用手指压试或用测力器测量压力，应在0.2450.45Mpa,且必须保证任何一个位置都能良好接触。3.12.9.5接触压力的大小是靠触环内盘弹簧实现的，若经多年运行弹簧质量不良成弹簧断裂，可在检修时更换盘形弹簧。3.12.9.6检修时应对每一个轴头引线作好仔细检查，如引线外表绝缘是否良好，运行中焊头有无过热现象。3.12.9.7检查分接开关整体是否牢固，机械操作装置是否灵活，操作杆轴销、开口销等安装是否牢固可靠。3.12.9.8用电桥测量分接开关在每一个分拉位置上的接触电阻，其标准应小于500微欧，若发现不符合上述标准时，必须查明原因并消除。3.12.9.9检修时应彻底清除分接开关绝缘筒内的异物。3.12.10变压器油箱检修：3.12.10.1变压器油箱检修包括：找漏、补漏及清扫箱体各处的油污，更换有关密封胶垫。3.12.10.2变压器油箱局部油漆膜脱落，在检修时应将局部脱落漆膜处用火碱水清洗干净，再用清水清洗，然后先涂一层防锈底漆，待干后刷上一层防锈醇酸灰漆，若油箱大部份防锈漆已脱落，可考虑重新喷漆。3.12.10.3密封胶垫检查：对变压器检修中分解密封圈亦严格检查，发现老化损坏是应更换。3.12.11变压器冷却装置检修：3.12.11.1散热器检修以处理渗漏油缺陷为主要内容，同时对散热器表面清扫，以提高其散热效果。3.12.11.2散热器外表保护漆严重脱落时，可将散热器逐个拆下，散热器两端法兰用盖板密封好，用火碱水清洗，再进行上漆。3.12.11.3将排风扇拆下单独检修。3.12.11.4将风扇电机定期解体，清除原来变质的润滑油，更换新的润滑油。3.12.12储油柜、净油器、防爆筒检修：3.12.12.1储油柜检修内容主要是密封处渗漏油，油面线不清，油位计玻璃板或玻璃管内一面有油垢，影响观察油面。3.12.12.2对装有胶囊的储柜，对胶囊进行密封检查，其方法：一般以充气来检漏，若有漏气时应将漏气处周围去掉油迹，用聚硫橡胶粘补，并经试验合格后方可使用。3.12.12.3硅胶变色严重，应取消或更换新的胶。3.12.12.4检修时更换储油柜各密封处的密封圈，应进行49Mpa的渍压并保证4小时密封试验。3.12.12.5储油柜的外表涂漆。3.12.12.6划出油面线标志（110K储油柜1000）气温在+20时，油标高程在459mm，气温在+40时，油标高程在574mm。3.12.12.7硅胶更换原则：从净油器进口取油样进行油耐压试验，如其耐压值无显著差异，且耐压强度是偏低的说明吸附剂已失效。3.12.12.8取出上部少量硅胶，分析其含水量均已超过重量30%，则应更换硅胶。3.12.12.9净油器的检修方法和步骤：3.12.12.9.1先将净油器与变压器的冷却器（或变压器本体）相联接的上、下蝶形阀门关闭。3.12.12.9.2打开净油器下面的放油阀门，将油放入临时油桶内，同时打开净油器顶盖的放气阀门，以后便将其内部的油全部放出。3.12.12.9.3放出净油器全部硅胶，并对净油器内部进行彻底清洗。3.12.12.9.4更换新的硅胶，硅胶的直径一般为57mm。3.12.12.9.5先将净油器下部蝶形阀门打开一点，使油慢慢注满净油器内部于此同时，打开净油器上部放气丝堵，放掉净油器内部的残存气体。3.12.12.9.624小时后再将瓦斯投入跳闸回路。3.12.12.9.7硅胶再生，当硅胶吸附水蒸气或其它有机物饱和时，可加热脱水再生，重复使用，每次再生后吸附率略有降低。3.12.12.9.8不同种类硅胶其烘焙温度如下：粗孔硅胶400500；细孔硅胶250；兰胶硅胶120。3.12.12.9.9由于硅胶导热系数甚小，故烘焙时硅胶堆积厚度以2050mm为宜，烘焙至硅胶含水量不大于2%即可（色泽恢复原色和黄褐色）3.12.12.9.10防爆筒检修，应将防爆筒内部清扫干净，如有锈蚀现象，应彻底清扫并涂上防锈清漆。3.12.12.9.11防爆筒不应有破损、裂纹和密封不等缺陷，防爆筒表面及金属法兰表面应涂刷防锈清漆。3.12.12.9.12根据防爆筒直径（毫米）其玻璃厚度应符合下面要求：（a）防爆筒直径（毫米）120以下，防爆筒的玻璃厚度为2毫米；（b）防爆筒直径（毫米）120200以下，防爆筒的玻璃厚度为2.5毫米；（c）防爆筒直径（毫米）200以下，防爆筒的玻璃厚度为4毫米；3.12.13变压器干燥：3.12.13.1变压器吊芯（或吊罩）时，器身在空气中停留时间超过规定时，应进行干燥处理，或变压器经全部或局部更换线圈或绝缘的大修，不论综合试验结果如何，均应进行干燥。3.12.13.2变压器干燥方法视具体情况另定。3.12.13.3变压器干燥过程中的安全措施：3.12.13.3.1干燥现场保持整洁；3.12.13.3.2场应备足的更换器材，经常巡回检查，注意防火；3.12.13.3.3现场周围应设遮栏，带电部分悬挂标示牌，防止触电；3.12.13.3.4无关人员禁止在现场逗留；3.12.14变压器吊罩检修后的注油注意事项：3.12.14.1储油柜在注油前，必须先把油表的油加好。3.12.14.2待油表加好油后，即可对储油柜室排气。3.12.14.3油表与储油柜加油的方法步骤按说明书进行。 3.12.14.4储油柜注油有些过程是高空作业，同时可能在排气过程时有溢油或喷油现象，在操作时必须注意安全措施。3.12.15变压器检修后验收与交接：3.12.15.1按本站机组大修后的验收与交接方法进行。3.12.15.2变压器检修后按电力工业设备评级方法的规定进行评级。3.12.15.3检修记录整理归档。3.13TBDYWT调速器检修项目及质量标准项 目质 量 标 准1、机械开限机构的调整接力器的合开及全关与限位开关应对应，接力器全关时，开限螺杆螺纹部分应外露58mm。2、接力器全关位置指示调整将PLC上的开关拨至STOP位置，各点测量值应相符，A1.B3= -（0.05V0.08V）、（A1.B1）= -10V,否则应调整相应的电位器。3、开限全关值调整测量（A1.B4）电压应为0.03V0.06V，否则应调整开度限制机构的电位器。4、接力器全开位置指示调整测量信号板（A1.B3）= -10V，否则调整信号板W4电位器。5、开限全开指示调整测量信号板（A1.B4）电压应为-10V，否则调节信号板W3电位器。6、凸轮中间位置调整当调速器动作完成后，凸轮应始终能正常回复到中间位置。7、编码器零位调整编码器的零位应正确，在锁紧连轴时应避免连轴器转动。8、接力器关闭与开启时间调整实测值应与设计值相符，否则应重新调整。9、事故电磁阀事故电磁阀应动作可靠，无卡阻