《电气检修规程》

电气电气 检检 修修 规规 程程 前前 言言 一、一、本规程编写依据：本规程编写依据： 1、中国电力出版社出版的电气规程标准汇编及电力工业标 准汇编火电卷 。 2、南京汽轮电机集团 QFW-135-2 型发电机产品说明书及安装图纸。 3、各辅助设备制造厂产品说明书。 4、各类保护装置、自动装置产品说明书。 5、其它同类型机组检修规程。 二、二、下列人员应熟悉并熟知本规程下列人员应熟悉并熟知本规程 1、电气车间全体检修人员 2、电气车间主任、助理及安技科专工 3、厂长及厂级领导 目目 录录 第一篇第一篇 配电配电装装置检置检修修规程规程.8 8 第一章第一章 变压器的检修变压器的检修.8 8 第二章第二章 20KV20KV 封闭母线装置的检修工艺封闭母线装置的检修工艺 .3030 第三章第三章 LW35-126LW35-126 型型 SF6SF6 断路器的检修工艺断路器的检修工艺 .3131 第四章第四章 6KV6KV ZN63ZN63（VS1VS1）-12-12 真空断路器的检修工艺真空断路器的检修工艺 .3535 第五章第五章 400V400V KFW2-3200KFW2-3200 系列智能型万能式断系列智能型万能式断路路器的检修工艺器的检修工艺 .4040 第六章第六章 高压隔离开关的检修高压隔离开关的检修.4242 第七章第七章 400V/6KV400V/6KV 母线检修工艺规程母线检修工艺规程 .4444 第八章第八章 电压互感器检修规程电压互感器检修规程.4646 第九章第九章 电缆检修工艺规程电缆检修工艺规程.5050 第十章第十章 电容式穿墙套管检修工艺规程电容式穿墙套管检修工艺规程.5454 第十一章第十一章 电力设备试验规程电力设备试验规程.5656 第二篇第二篇 电机检修规程电机检修规程.100100 第一章第一章 发电机检修规程发电机检修规程.100100 第二章第二章 励磁机、永磁发电机检修规程励磁机、永磁发电机检修规程.118118 第三章第三章 电动机检修规程电动机检修规程.123123 第三篇第三篇 继电保护检修规程继电保护检修规程.151151 第一章第一章 直流系统直流系统.151151 第二章第二章 交流不停电交流不停电 UPSUPS 系统系统.157157 第三章第三章 继电保护装置检修校验继电保护装置检修校验.159159 第四章第四章 FWK-300FWK-300 型分布式稳定控制装置型分布式稳定控制装置 .210210 第一篇第一篇 配电装置检修规程配电装置检修规程 第一章第一章 变压器的检修变压器的检修 1.1. 变压器结构概述变压器结构概述 （以下所称“主变”包括主变、高厂变、高备变） 21 铁芯 铁芯的作用是构成磁路，铁芯用硅钢片叠装而成，并且硅钢片间彼此绝缘，以防止涡 流在片间流通，它又是变压器的机械骨架。 22 绕组 绕组是变压器的导电部分，电力变压器的绕组绕制成圆筒形，为了便于绕组和铁芯绝 缘，通常把低压绕组靠近铁芯柱套在里面，高压绕组套在低夺绕组外面。绕组间还留有一 定的间隙作油道，一方面作绝缘间隙，另一方面使变压器油从中流过以冷却绕组。 变压器绕组按在铁芯上的排列方式，可分为同心式和交迭式两种。电力变压器都釆用 同心式的，同心式绕组按制造方式不同，又分为：圆筒式、螺旋式、连续式和纠结式四种。 2. 3 油箱 油箱是变压器的外壳。油箱内的变压器油起到绝缘和冷却作用。 2. 4 其它附件 2.4.1 绝缘套管 主变低压侧为瓷质充油式绝缘套管,详细资料见40kv 及以下变压器用出线套管使用 说明书 ，主变高压侧为油纸电容式变压器套管,详细资料见油纸电容式变压器套管使用 维护说明书 2.4.2 油忱(储油柜) 油枕是一个圆筒形容器,装在油箱的上方,用弯曲联管与油箱连通。油枕的作用是缩小 变压器与空气的接触表面，以减少油的受潮和氧化过程。我厂主变采用隔膜式油枕，匹配 了 XK2382-04 型指针式油位计。隔膜式油枕内装有一个耐油尼龙橡胶隔膜袋，袋内经过呼 吸器与大气相通，袋外和变压器油接触。当变压器油箱中油膨胀，收缩时，油枕油面即上 升下降，使隔膜袋向外排气自行补充,以平衡袋内外侧压力起到呼吸作用。 2.4.3 气体继电器 我厂主变采用的 QJ480 型气体继电器。安装在变压器油枕与油箱的连接管路中。当 变压器内部发生故障（如绝缘击穿，匝间短路，铁芯故障等）产生气体时，或油箱漏油等 使油面降低时，继电器动作发出信号，若故障严重可使断路器自动跳闸。对变压器起到保 护作用。 2.4.4 呼吸器 呼吸器内装蓝色硅胶。经铁管与油枕相连。由于变压器负荷或环境的温度的变化而使 变压器油的体积发生胀缩，迫使油枕内的气体通过呼吸器产生呼吸，以清除空气中的杂物 和潮气，保持变压器内油的绝缘强度。 2.4.5 压力释放阀 压力释放阀安装于油箱顶部,当变压器内部发生严重故障时,变压器油被大量气化,油箱 内压力急剧升高,若此压力不及时释放往往会造成油箱变形或爆炸,而安装压力释放阀对其 开启压力等级和口径选择适当,能在油箱内压力达到阀门开启压力时在 2 毫秒内开启,将油 箱内压力释放出来。当油箱内部压力下降至关闭值时阀则可靠关闭，使油箱永远保持正压， 有效地防止了外部空气及其他杂质的进入。 2.4.6 无励磁调压分接开关 无励磁调压分接开关安装于变压器油箱盖上,用于改变变压器高压侧绕组匝数,以实现 其电压的调整。当需要调整电压时必须将变压器从电网上切除。使变压器完全处于无电压 的情况下才能操作分接开关。 本分接开关由操作机构和开关本体两部组成，两者由传动杆连接进行动能传递。由座， 轴，手柄，弯板，档位指示件，罩等构成分接开关的操作机构。当转动手柄时，轴随之旋 转，从而带动档位指示件移动相应位置，指示件能正确反应出开关本体的工作分接档位。 由绝缘板，绝缘筒，绝缘盘，绝缘丝杆，移动螺母，定触头，动触头，弹簧等组成了开关 本体。绝缘盘和定触头分别固定在绝缘板上，绝缘盘支撑着丝杆，在操作机构的作用下， 使绝缘丝杆旋转，带动移动螺母移动，从而使装在移动螺母上的动触头能根据设定的要求 而任意短接固定在绝缘板上的两个相邻定触头，达到调整电压的目的，动触头是靠弹簧压 力保证了与动触头之间的良好接触。 3.3. 变压器的检修变压器的检修 3.1 检修周期 3.1.1 大修周期： 1电力变压器的大修间隔，应根据变压器的结构特点和使用情况确定。主变压器， 高低压厂用变压器新投入运行后满五年应进行一次大修，以后每隔十年应大修一次。 （干式变压器一般不进行大修） 。 2充氮与胶囊密封的变压器，可适当延长大修间隔。对全密封的变压器，仅当预防 性检查和试验结果表明确有必要时，才进行大修。 3大型电力变压器在承受出口短路后应考虑提前进行大修。 4根据运行情况和历次试验结果，经上有领导批准，必要时可提前或推迟大修。 5有载调压变压器的分接开关部分，当达到制造厂规定的操作次数后，应将切换开 关取出检修。 6. 电力变压器安装投运前必须进行吊芯检查。 3.1.2 小修周期： 火力发电厂的变压器每半年至少进行一次。 3.1.3 恢复性大修和临时性检修： 恢复性大修和临时性检修应根据设备运行情况而定。变压器运行中如发现严重缺陷时， 经上级领导批准，可进行计划外的临时性检修，如发现下列故障之一时，应立即停电检修。 1保护变压器本身的保护装置动作，如差动保护、瓦斯保护，防爆器动作和安全气道 膜爆破及油枕喷油等。 2绝缘油燃点较以往记录降低 5以上，或油色混浊，有游离碳存在。 3瓷套管有严重放电和损伤。 4变压器内杂音偏高、音响不均匀，有爆裂声僻啪声等。 5在正常的冷却条件下，油温不正常并不断升高。 6严重漏油使油枕油面低于最低油面线者。 7根据绝缘油色谱分析，发现超标并判定有内部故障存在时。 3.2 检修项目 3.2.1 大修项目： 1. 揭开变压器箱盖（或吊开上节油箱） ，取出（或露出）器身进行检修。 2. 检查器身（铁芯、线圈、引线、支架及切换装置等） ，必要时打开围屏检查线圈。 3. 检修箱盖、油箱、油枕、防爆箱及套管等。 4. 检修冷却装置，控制箱和各部阀门。 5. 对铁芯、穿芯螺杆、绑带、围屏、接地线进行检查处理。 6. 清洗油箱内外及油箱附件，必要时将外表面喷漆。 7. 检查更换密封胶垫，消除各密封点渗漏油，并进行检漏试验。 8. 处理绝缘油，必要时换油。 9. 必要时对器身进行干燥。 10. 呼吸器的检修。 11. 检修有载分接开关装置，并按规定项目进行调试。 12. 校验测温、控制仪表、信号和保护装置。 13. 进行规定的测量和试验。 14. 其它改进项目。 3.2.2 小修项目： 1. 检查或更换套管防水型将军帽。 2. 清扫变压器外壳、套管和冷却装置，并处理渗漏油。 3. 检查呼吸器、净油器，更换干燥剂。 4. 检修或更换冷却风扇、电动机及其控制回路，测量绝缘电阻、直流电阻，检查线路 是否有磨损现象，传动试验信号。 5. 校验或更换测温计。 6. 检查或处理防爆玻璃、油位计和充氮装置，必要时检查处理油枕胶囊。 7. 检查有载分接开关，并做传动试验。 8. 处理或更换气体继电器。 9. 进行规定的测量和试验。 10. 必要时补刷油漆。 3.2.3 恢复或临时性检修项目： 根据故障损坏情况而定，一般是修复所损坏的部位。经常有下述几个方面的工作： 1. 个别零件损坏的检修或更换，如套管破损，分接开关损坏等。 2. 线圈局部挖修，更换局部因放电、过热烧损的铁芯及绝缘体。 3. 拆除上铁轭插片，更换部分或全部线圈和绝缘件。 4. 对变压器特性和绝缘按规定进行试验。 3.3 检修工艺要求和质量标准 3.3.1 大修前的准备工作 3.3.1.1 大修开工前应做好如下准备工作； 1大修项目及进度表。 2重大特殊项目的施工技术措施。 3保证安全的组织措施和技术措施。 4根据设备存在的缺陷运行情况，上次大修总结报告、小修总结报告，以及此次大修 决定采用的革新项目等，到现场核对，深入分析各种资料，做好设计试验和鉴定工作，进 一步落实检修项目。 3.3.1.2 检修班组应做好如下工作。 检修工作要及早的交给检修人员讨论，明确检修目的及任务，制定检修计划和措施， 配合技术力量进行人员分工，并做好检修前的准备工作。 1. 熟悉和掌握变压器运行情况及大修原因，查阅其缺陷记录，历次的有关试验记录及 上次大修记录。 2. 除大修常规项目外，订出大修特殊项目（为消除重大缺陷，提高出力，推广兄弟单 位的先进经验，对某元件、附件进行发行或改进） ，对特殊项目要有可靠措施并做到现场一 一落实。 3. 根据大修项目及工作内容，准备好大修用的备品备件及材料，能够事先加工的部件， 要画图加工制作，并根据附件法兰尺寸制作附件孔的临时盖板。 4. 对绝缘材料、备品、备件做必要的试验，鉴定其质量好坏，能否使用，变压器油要 帮耐压试验及简化试验，色谱分析，必要时做混油试验。 5将大修用的各种常用工具，专用工具放入专用工具箱并登记入册。起重工具要安全 可靠，按变压器油的油重，准备适量的、干净的、合格的变压器油罐或油桶。 6准备好滤油机、真空泵、烘箱、阀门、油管、油桶、油箱等，运至现场。 7安装好检修现场临时电源，接好现场临时照明。 8做好现场的防风、防雨、防火措施。 9制定现场检修场地布置图。 10准备试验仪器、记录表格和记录本。 11组织检修班成员认真学习本规程及注意安全事项。 12确定安全可靠的起吊方法。所有起吊工具经荷重检验合格。 3.3.2 变压器吊罩（吊芯） 3.3.2.1 大修开工后，先将变压器冷风器上下阀门关闭，将变压器本体油（带储油柜油） 放至距顶盖 100200mm 外，但不得露出线圈和不妨碍拆卸套管。将冷却器、净油器内部油 全部放完，然后依次拆除引线、套管、油枕、防爆筒、净油器、潜油泵、冷却器、分接开 关传动机构等。并将各连管法兰处用专用堵板堵紧，防止阀门关闭不紧本体油外漏及进水 等。为变压器吊芯做好准备工作。 3.3.2.2 应与当地气象部门取得联系，以便了解近期天气变化情况，以便确定吊芯日期。 吊芯应尽可能在干燥室内进行，在室外进行时，场地周围应清洁，并有防止雨雪尘落入的 措施。 3.3.2.3 变压器吊芯应满足以下气候条件。 1. 周围空气温度不应低于 10。并且要求周围环境气温低于或等于在铁轭处测得的 铁芯温度以避免空气中水份在器身上发生结露现象，并满足器身检查时测试有关项目的温 度要求。否则应先将变压器加热，使器身温度高于周围环境温度 510。 2. 器身在空气中停留时间应尽量缩短，自开始放油或松开盖板到开始抽真空（或注油） 为起计算时间、器身与空气接触时间不得超过下列规定： 空气相对湿度不超过 65的干燥天气 16 小时。 空气相对湿度不超过 75的天气 12 小时。 空气相对湿度大于 75时不能吊芯、吊罩或内检。 3变压器起吊工作准备就绪后，将变压器本体油全部放尽。如果高压引线采用可卸式 引线时，拆卸高压引线波纹栅。对有载分接开关应先拆除有载分接开关及引线，然后进行 起吊。起吊检查时，应防止外罩碰撞线圈，所用起吊工具必须经过详细检查和必要的荷重 试验合格后方可使用。起吊时纲丝绳所构成的夹角不得大于 60 度。如起吊现场高度不允许 时，应采用吊架法。起吊时应有专人指挥，四边有人看守。铁芯或钟罩的起吊应水平，不 得有较大倾斜。起吊 100150mm 左右应停止起吊，做冲击试验，检查起重设备各处无异常 后再继续起吊。 3.3.3 变压器本体铁芯线圈检查修理 3.3.3.1 检修铁芯线圈应遵守下列规定： 1工作人员除携带必须的检修试验用具外，严禁携带其它与检修无关的器具以免脱落 后掉入线圈或铁芯内。 2进入器身内或到芯子上检修时，工作人员应穿耐油鞋及专用工作服，芯子顶部应垫 以干净帆布，并准备好擦汗毛巾。带入器身或芯顶的工具要检查登记，并用白布带拴牢。 必须使用 36V 及以下的行灯。 3检修时拧紧螺栓尽量不用活扳手，拧下的各种螺丝应放好，切勿掉入变压器内部。 一旦掉入需及时报告并设法取出。 4检修人员上下铁芯时只能沿脚手架和梯子上下。禁止手抓踩线圈、引线以防损坏绝 缘。 5修理中如需气焊或电焊时，应用石棉板或石棉布做好隔热和防火措施，并应准备适 当数量的灭火器，派专人监护，并有专责消防人员在场。 6检修、检查时严禁蹬踩引线和绝缘支架，防止碰撞引线导致改变引线间距离。 3.3.3.2 铁芯检修： 1检查铁芯是否平整，绝缘漆膜是否脱落，有无放电烧伤痕迹，上铁轭顶部是否有存 积的油垢杂物，若铁芯叠片翘起，应用铜锤或木锤敲打平整。铁芯若有烧伤痕迹，应查找 原因并进行处理，严重时应更换叠片。铁芯表面及铁轭上的油垢应用白布及泡沫塑料擦拭 （恢复性大修可用面团粘粘铁轭顶部叠片缝隙中的杂散微粒） ，然后用合格的变压器油冲洗。 2检查铁芯上下夹件、线圈压板是否联接可靠并经小套管与油箱一点接地。若有多点 接地应设法消除。并拧紧的螺栓、压钉及各绝缘支架的螺栓，以防止在运行中受到电流冲 击时发生变形或损坏。 3测量铁轭夹件对穿芯螺栓（可接触到的）绝缘电阻。 4测量铁轭夹件、穿芯螺丝对铁芯的绝缘电阻。 5测量铁芯对地的绝缘电阻。 6测量夹件对线圈铁压板的绝缘电阻。 7测量用 2500 伏兆欧表，铁芯对地用 1000 伏兆欧表测量。测量时间一分钟代替交流 耐压。测量值与历次值相比较，但不得低于 10 兆欧。 8测量时将有关接地片、连接线解开，测后复装，最后再试一次联通情况。 3.3.3.3 线圈、绝缘及引线的检修。 1检查线圈表面及主绝缘应清洁无油垢，主绝缘各部垫块无松动。相间隔板及扼绝缘 无破损。 2检查线圈油道有无被油垢或其它物质堵塞，必要时用白布及泡沫塑料擦拭，然后用 2 公斤厘米 2压力的合格变压器油冲洗。 3检查线圈及围屏有无破损、变色变形、放电痕迹等。发现异常应打开围屏作进一步 检查。 4检查各部垫片、反压钉有无松动位移。 5观察绝缘件表面光泽，用手指按其表面以判断绝缘情况： 一级绝缘：绝缘富有弹性，金黄色，用手指按无残留变形，属良好状态。 二级绝缘：绝缘仍有弹性但呈深黄色，用手指按时无裂纹、脆化现象，属合格状态。 三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按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，用手指按下即变形脱落，甚至可见裸导体， 属不合格状态。 属三级绝缘除检查外，对大型电力变压器应协同中试所采纸样进行鉴定，属四级绝缘 则应进行更换，但必须采用试验合格的材料和部件，并经干燥处理。 6检查引线及应力锥的绝缘包扎情况，包扎绝缘部位绝缘物应完好、无变形、变脆， 引线无断股，无焊锡熔化现象，如果套管引线是锡焊的应改为磷铜焊或银焊。 7检查分接线焊接部位有无变色及破损，发现异常应剥开绝缘进行处理。 8检查引线、分接线位置有无移动，固定木支架应无松动、无破损、裂纹及烧伤痕迹， 各部螺栓应紧固，胶水螺栓无缺损并有防松措施，按照图纸复核引线、分接线的绝缘距离。 9检查强油循环管路绝缘接口部位的封闭情况。 10对处干线圈下部水平连接的裸露引线，如果处于强迫油循环进油口之下，应考虑 加包 3 毫米以上的绝缘纸，以防杂物进入引起短路。 3.3.4 变压器不吊芯吊罩的内检。 对于大型电力变压器能够不进行吊罩进行内部检查时，大修前试验及运行记录无重大 缺陷和需要改进的项目时，大修时首先应采用不吊罩的内检方法。 1内检时应注意雨、雪、风（4 级以上）和相对湿度在 75以上的天气不能内检。 2进入油箱内部进行检查人员一般不超过三人。内检人员必须事先仔细阅读说明书及 具体产品的补充安装说明书，明确内检内容、要求及注意事项。 3内检时应打开油箱上的所有人孔，内检人员应换上全新、洁净的衣服和鞋帽，身上 不许带与工作无关的金属物及其它物品。严禁将一切尘土、杂物带入油箱内（特别注意鞋 底的清洁） 。所带工具要登记编号。 4在内检过程中要不断向油箱内吹入干燥空气，防止发生人员窒息现象。 5. 内检过程中人孔处要有防尘措施，并应有专人守候，以便与内检人员联系。 6. 检查完毕，内检人员将箱底所有杂物清理干净，并严防将工具遗留在油箱内。内检 人员出箱后，封好人孔盖板。 7. 整个内检过程中不允许损坏和污染变压器外部及内部的组件、部件和结构件。 8. 在内检过程中，应采取有效措施，防止大量潮湿空气进入油箱内，并保证油箱内空 气的相对湿度不大干 75。器身内不充入干燥空气时器身在空气中暴露时间与吊罩时相同。 9内检过程中检查及试验项目可参照变压器吊芯时的检查试验项目进行。 3.3.5 分接开关的检修 3.3.5.1 WSL 型无励磁分接开关的小修 1型号和意义：WSL-1000Y/110-6*5（B） 型号举例： W S L / - 工作位置数 圆周触头数 额定电压（KV） 连接方式（Y/D） 额定电流（A） 接线方式（见下表） 笼形 三相（单相为 D） 无励磁 无载开关接线方式及其代号 代号 接线方式线性调单桥跨接Y-D 变换双桥跨接 代号 接线方式串-并联变换正反调 2. WSL 型分接开关的小修随变压器小修进行。检修的分接开关，拆前做好明显标记， 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 3. 检查驱动机构的密封情况。如发现在分接开关手柄处和法兰盘间有油渗出和漏出时， 必须查明漏出部位。如果从箱盖和法兰盘间漏出，需拧紧法兰盘上的三个固定螺丝。如从 中间轴和套间漏出应拆下定位螺栓后轻轻地将手柄扳下来，拧紧螺母即可。 4. 触头检查 应保持光洁，无氧化变质、碰伤及镀层脱落，动静触头间接触是否良好，触头接触电 阻小于 500； 弹簧有无松动，发现氧化膜用碳化钥和白布带穿入触柱来回擦拭清除，触柱如有严重 烧损时应更换触头； 接触压力用弹簧秤测量应在 0.250.5MPa 之间，或用 0；02mm 塞尺检查应无间隙、 接触严密 为保证触头接触良好，每年至少将分接开关转动两周。如不需改变电源分接头，在转 动后仍旧固定在原来的位置上并做直流电阻测量。每次调压完毕都必须将开关帽盖紧，必 要时在驱动机构的零件上涂上一层薄薄的黄油以防生锈。 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，发现表面脏污应用无 绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒应完好、无破损、剥裂、变形，表面清洁无油垢，如有严重 剥裂变形时应更换；操作杆拆下后，应放人油中或用塑料布包上.操作杆绝缘良好，无弯曲 变形 6开关所有紧固件均应拧紧，无松动,特别检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧 紧、锁住 7调压过程中按箭头方向转动主轴：当控制板上的红线对准所需分接数字时，应继续 转动一个角度，使控制板转到其尖端指在定位件 5 上的红色椭圆坑区域，然后反转，使控 制板上的小孔对准定位件 5 上的螺纹孔（开关的最终位置应以能轻松地旋上固定螺钉 4 为 准）旋上并紧固固定螺丝 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 开关内部实际位置的一致性。每次调整完毕，应测量直流电阻。 3.5.2 有载调压装置检修 1. 打开安装切换装置的小油箱盖，拆开绕组抽头连接线和固定螺丝。 2. 取出有载分接开关切换装置，查看引出线焊接质量，螺栓的连接是否有松动，运行 中是否有烧伤和过热现象，引出线的绝缘有否损伤，开关动、静触头的导线是否良好，有 无烧毛现象。 3. 再逐挡切换检测其接触电阻, 其接触电阻数值小于 500 微欧。 4. 检查固定电阻有无断裂损伤现象，测量其阻值是否有变化，绝缘板有无损坏，并用 摇表测量运行中带电部分的绝缘电阻值。 5. 检查切换开关侧主传动开关拐臂并逐个观察静触头的伸缩动作，并用尺测量1 和 2，触头应无烧蚀痕迹，工作触头1：运行前 2+0.5mm，允许运行1.5 mm，必须调整 1.5 mm；电弧触头2：运行前 4+0.5mm，允许运行2.5 mm，必须调整2.5 mm。2 和 1 应在 12 毫米之间，各电弧触头之间不大于 1 毫米。拐臂向两方转动应灵活，切换无 卡涩现象。 6. 调整触头伸缩量步骤 拆除联接软管，取下调节垫圈 调节圈反过来后复装。 在检查切换开关的同时应用干净变压器油冲洗开关的护筒 复装时应注意拐臂位置，安装时应注意： a)拐臂位置必须与护筒底部拐臂方向一致，当操动机构显示位置为单数时，拐臂应在 顺时针方向一侧，否则相反。 b)当拐臂方向一致时，护筒中的三个长螺杆应正对切换开关的三个钢管。 复装后，应测量变压器的变压比或电流电阻其数据应与拆前一致，并注好油。 7. 变压器吊钟罩时，应按下列步骤卸装调压装置。 将油放至低于齿轮盒 200 毫米以上。 记好分接开关位置。 拆开齿轮盒上方变压器油箱视察孔，用绳（或布带）将绝缘轴栓住并注意其正好是 扁平位置。 拆下固定齿轮盒的螺栓，取下齿轮盒，取出绝缘轴。 拆开分接开关顶盖，拆除绝缘筒外密封用压板和密封时，然后吊罩。 复装顺序相扳，对切换装置应单独注油。复装后保证齿轮咬合正常，绝缘轴完好， 密封压板和密封件的密封性能良好。 8. 修后的检查工作 铁芯线圈及调压装置检修完后，在放钟罩（芯）前应反复检查铁芯、线圈、油箱、清 理干净，清点工器具，确定铁芯线圈、油箱内无遗漏物件后，用合格的变压器油冲洗。冲 洗用油从箱底放净。冲洗用的油要预先加热，冲洗完毕后立即吊钟罩（芯） ，注油淹没铁芯 上部为止，放钟罩（芯）时要平稳，以免擦伤器身。 3.3.6 瓦斯继电器的安装与检修 3.3.6.1 视察窗玻璃的检修： 检查视察窗玻璃应完整清晰，无渗漏，刻度应明确。玻璃破损应更换，不清晰应用酒 精棉纱擦拭。 3.3.6.2 浮筒和玻璃水银接点的检修： 检查浮筒和玻璃水银接点应无渗漏和卡涩现象，水银接点接通可靠，引线端子接触可 靠。对于使用直流电源的水银接点式继电器接线时水银应接正极。 对于干簧接点式气体继电器应检查紧固螺栓无松动，浮筒、开口杯和档板等运动灵活， 接点接通可靠，引线接触可靠。其干簧接点不可随意拆卸或变动位置，其磁铁不可受剧烈 振动，也不可放在强磁场中或温度超过 100、低于-40的环境中，以免退磁。 3.3.6.3 内部引线的检修： 检查内部引线绝缘质量，并测量其绝缘电阻，试验项目及标准应符合产品出厂说明书 所列内容的标准。 3.3.6.4 对于继电器芯子的检查： 检查整个芯子应清洁无油垢、杂质，发现油垢、杂质应用合格的变压器油进行冲洗。 同时检查出线套管和放气塞的密封，发现渗漏应予处理或改进。 3.3.6.5 合格继电器的安装： 检查合格的继电器在安装时箭头应指向通往变压器的油枕一方。 安装完毕打开联管上方的蝶阀和放气塞，使气体全部放出。 3.3.6.6 浮子和档板的检查： 用探针检查浮子和档板转动灵活，接点接通可靠。 3.3.6.7 讯号动作的检查： 讯号动作灵敏，讯号接点在气体充达 250 至 300 厘米 3时应稳定闭合。 3.3.6.8 脱扣动作的检查： 脱扣动作灵敏，当继电器内通过 0.6 至 1.5 米秒油流时脱扣接点应稳定闭合。 3.3.6.9 检查气体继电器安装是否符合要求，气体油流能否集中流人气体继电器内。应检 查： 1.气体继电器本体应水平。 2.顶盖沿气体继电器方向应有 1 至 1.5的升高坡度。 3.各套管升高至气体继电器的连通管应畅通。 3.3.6.10 全部安装后，接线盒的检查： 全部安装检查完后，应检查继电器上方端子盒应防雨水，下雨时应不致造成端子短路， 必要时应淋水进行检查。 3.3.7 变压器的真空注油（对主变而言） 3.3.7.1 一般要求： 1. 110KV 级的变压器必须采用真空注油。厂用变压器,可不在真空下注油,应以油枕注 入，此时注油持续时间不应超过 8 小时. 2. 变压器大修前，应备足检修用的补充油，包括真空注油对油枕密封胶囊顶油用油量 在内，均应在现场过滤合格。 3. 补充油应与原来用油标号相同，并符合油化验标准，否则应做混油试验。 4. 套管应补充或更换和原牌号相同的油，并符合油化验标准，否则应做混油试验。 5. 检修应对各种容器、滤油机、管道严格检查，并用合格油清洗干净，检修中断、收 工应注意密封，防止受潮。 6. 检修放油时，注意打开各部放油孔，并掌握放油速度，导向强迫油循环变压器应同 时开启本体和导向管放油阀，以保证内部压力均匀。 7. 放出后的油均应通过真空滤油机过滤脱气。 3.3.7.2 变压器注油前的准备： 1. 关闭储油柜与变压器主体间的蝶阀。 2. 开启变压器主体同冷却器间联管上的蝶阀，开启变压器主体同高压引线升高座间联 接的闸阀。 变压器油的质量要求： 耐压40KV/2.5mm（新油）35KV/2.5mm（运行油） 含水量15ppm 含气量2% tg0.5%(90) 3.3.7.3 变压器的注油： 1. 抽真空可利用油箱顶盖上的蝶阀。大修后的主变、高厂变应按厂家说明书规定进行 真空处理和注油。对于主变，要求真空度为 1.01104MPa5，持续真空时间 4 小时； 注入油箱的油须加温到 5060为宜，注油速度 4T/h,注油时绝缘电阻不应有明显下降， 否则应放慢进油速度。 2 油最好经油箱下部的活门和冷却器联管上的蝶阀同时注入(即器身内部和油箱同时 注油)如现场不具备条件可从下部活门及蝶阀处注入。 3注油高度，最低要浸过全部线圈和铁芯绝缘，最高以抽不出油为准。 4注油完毕后立即关闭阀门，拆除注油管将注油口密封，此时还应继续抽真空，并在 规定的真空度维持 8（12）小时。补油按第八节。 3.7.4 注油完毕后的有关试验： 注油工序全部完成后静止 24 小时,可做预防性试验。在静止期间应多次打开变压器及 其附件上的所有放气塞反复放气,直到没有气冒出为合格。再取油样进行试验(并与注油前 的化验结果相比较)然后在温度不低于+10的条件下进行下列绝缘性能测量： 绝缘电阻及吸收比 R60R15； 介质损耗因数角正切 tg 其标准见电力预防性试验规程 。如果不符合上述要求，表明器身已受潮，产品不能 投入安装运行，应重新对器身进行干燥处理。 3.3.8 变压器的补油 3.3.8.1 补油前的准备： 1. 当运行中的变压器油位低于变压器规定油位时应进行补油。 2. 补充油的油质应符合新油标准，型号应和原来变压器使用的油标号相同； 3. 在进行补油中间应联系电气运行人员退出重瓦斯跳闸保护。 4. 普通变压器补油应在油枕上部进行。 5. 带隔膜密封的变压器应从油枕下部管进行。但应避免空气进入变压器和防止油枕中 的油从联管大量溢出。 3.3.8.2 油表加油： 1. 在储油柜加油前必须把油表加好油； 2. 先把压油袋外壳法兰及油表呼吸塞全部打开，将油表放油螺钉拧紧； 3. 用漏斗从油表呼吸塞处徐徐加油，同时用手按动压油袋直至袋内空气完全排出并充 满油，玻璃管内的浮球平稳地浮上油面为止； 4. 打开油表放油螺钉，放去玻璃管内多余油量再将其拧紧。 3.3.8.3 通过油箱顶部蝶阀设置补油管路，注油直到排气塞出油，拧紧排气塞，然后放油 至储油柜额定油位。 3.3.8.4 注意事项： 1. 如变压器整体真空注油，先将储油器联管、安全气道拆去，加上盖板，待油箱注完 油之后再接上油柜联管，和安全气道按上述方法相储油柜注油； 2. 变压器开始投入运行后，继电器可能有警报发生，这主要是因为油中的气体尚未彻 底排出，要注意随时从继电器放气塞放气即可。 3.3.9 器身的干燥 3.3.9.1 器身需要进行干燥的条件： 1. 充氮运输的变压器已不能满足规定(见第七节中第四项中有关内容)者。 2. 器身在空气中停留时间已超下列规定并经绝缘检测确认器身已受潮者。 空气相对湿度不超过 65的干燥天气 16 个小时； 空气相对湿度不超过 75的潮湿天气 12 个小时。 3. 根据安装时对变压器的绝缘鉴定结果或综合考虑认为必须进行干燥处理。 4. 吊检时，在油箱内或器身上发现有进水受潮迹象。 5. 变压器在更换线圈等恢复性大修后。 6. 介损在同一温度下比上次测得数值增高 30以上，且超过部颁预防性试验规程规 定时。 7. 绝缘电阻在同温度下比上次测得数值降低 30以上，35KV 及以上的变压器在 1030的温度范围内吸收比低 1.3 和极化指数低于 1.5。 3.3.9.2 器身干燥的一般规定： 1. 干燥方法的选择：根据变压器绝缘的受潮情况和现场条件，可采用热油循环、涡流 真空热油喷雾、零序、短路、热风等方法进行干燥并抽真空。当在检修间烘房中干燥时， 也可采用红外线和蒸气加热等方法。 2. 干燥中的温度控制：当利用油箱加热油干燥时，箱壁温度不宜超过 110，箱底温 度不宜超过 100，绕组温度不得超过 95，带油干燥时，上层油温不得超过 85；热风 干燥时，进风温度不得超过 100，进风口应设有空气过滤预热器，并注意防止火星进入 变压器内。 3. 器身干燥温度按 A 级绝缘要求不得超过 105。 4. 使用变压器油箱进行干燥，真空度不得超过油箱真空机械强度,一般情况下局部弹 性变形不应超过箱壁厚度的 2 倍。 5. 真空泵容量的选择，应以能够在一小时内达到所需最大的真空度为依据。 6. 抽真空干燥过程中，必须定时将器身吸出的残油放尽，以免在高温下蒸发后被真空 泵吸出。 7. 真空干燥时，当真空度达到 500 毫米汞柱时，如果用兆欧表测量绝缘电阻，将在器 身上某些电极或引线之间出现小距离低气压下的放电现象，使测试受到干扰。故应降低真 空度到 450 毫米汞柱以下进行测试。 8. 干燥过程中，确保顶盖保温良好，避免水蒸汽在顶盖下面重新凝结。 9. 油箱保温应采用不燃或难燃性保温材料，如无碱性玻璃丝布、石棉布，或其他新型 保温材料。 10. 变压器在干燥中应准确测试各处的温度，包括油箱壁上、中、下部、顶部、器身 上、中下部、进出口油温及进口热风温度。油箱壁应装设玻璃温度计，顶盖装设信号式温 度计，器身各部应装设电阻测量元件，温度计和测温元件(连同测温回路、表头、切换装置 等)，均应检查校验合格，方能投入使用。 11油箱底部可采用电炉或红外线元件作为辅助加热装置。电厂也可利用蒸汽余热作 为干燥热源。 12进入油箱的热风应经吸湿器过滤。 13喷雾干燥用的循环油应采用连续净化还原措施，防止干燥过程高温促成绝缘油老 化。 14在干燥器身的同时，应预先准备一些绝缘零件和绝缘纸板等置于油箱中一起干燥， 以备干燥后修整器身使用。 15干燥变压器的现场必须安排好可靠的电源和水源，具备有充足的照明和有效的消 防器材。 16干燥作业应有批准的安全、技术组织措施和操作交接班制度。每班应有 23 人值 班。每二小时记录温度、真空度、电流、电压、绝缘电阻各一次，排放凝结水一次，并定 期进行巡视。 17判断干燥是否可以结束的标准是以连续 12 小时(至少测 6 次)在恒温恒真空下各侧 线圈绝缘电阻基本稳定，无凝结水为原则。在条件许可时，可测各侧线圈的介质损失角， 和进行循环油(铁损真空干燥时为残油)的微量水分析，作为判断的参考。 18干燥结束后，注入过滤合格的热油，保持真空静止 6 小时以上即可。 3.3.9.3 器身干燥方法： 1目前大型变压器常用的干燥方法有以下几种 .在油箱内真空热油喷雾干燥。 .在油箱内真空涡流(负压抽热风)干燥。 .在油箱内热油循环轻度干燥。 .零序电流干燥。 2当受潮较重，在现场检修条件下，大型变压器优先采用油箱真空热油喷雾干燥法， 借助油雾实现器身的自冲洗。也可采用真空涡流干燥，小型变压器也可用烘房干燥。零序 电流干燥，热风干燥。 3热油真空喷雾干燥的程序和要点。 按规定组装干燥设备，并召集全体人员熟悉管路，各部阀门及有关设备的操作方 法。 .试抽真空，检查油箱管道系统的密封情况及油箱平面中心最大变形，以确保极限真 空度。(以不超过箱壁厚度的 2 倍及残余变形为准)。 .打开滤油机油泵，再打开抽油泵检查油循环系统的油流是否正常。 .油流正常后，接通加热器电源，对油加热并控制出口油温不能超过 105 .开启滤油机控制压力不超过 0.35 兆帕，每小时应检查滤纸一次，发现脏污及时更 换滤纸。 .油箱抽真空至规定值，并保持一段时间，此时应根据真空度配合调整滤油机压力和 油泵抽油量。 .当器身温度升高至 70-80(油箱体内温度约 60 至 65)以上时应连续抽真空至 极限值，然后采用边抽边破坏真空的办法排出水份，并定时排放集水器中的凝结水。 .定时测量器身绝缘电阻和各部温度，观察真空度，作好记录，进行综合判断。当油 箱真空度、器身温度和加热器温不变的情况下，测得各侧线圈绝缘电阻 12 小时以上稳定无 变化，集水器中已无水份排出，可以认为干燥结束，为确定干燥可以结束时，油循环系统 停止加热停下抽油泵和滤油机，关好油箱上下部进出口油门、保持真空至油箱内温度降至 50左右后，再破坏真空吊芯。 4真空涡流(负压抽热风)干燥要求。 .合上涡流和底部电热电源，加热油箱和器身，按每小时上升 510的速度使器身 升温到 70左右。 .抽真空至 0.02 兆帕(150 毫米汞柱)，然后按每小时 50100 毫米水柱的速度均匀 提高真空度到油箱最大允许的强度为止。 .在真空泵抽气量保持最大真空度。加热条件可以保持在 90-100的情况下，各 下部闸门打开，利用负压连续抽气(进气温度为 80至 90)，如有备用泵，在整个干燥过 程中都是利用负压进热风，可以提高干燥效果。 .判断干燥可以结束时，在不降低真空度的情况下，将油箱内温度降至 70，并在 真空状态下注入热至 40以上的合格油，保持真空 2 小时以后静止保温(温度降至 4060时破坏真空吊罩检查)。 .调整温度可以用增减绕线匝数，改变结线方式，投切加热器等方法实现。 3.3.10 变压器冷却装置的检修 3.3.10.1 散热器本体的检修： 当拆除散热器时，首先关闭该散热器两端蝶阀，再依次打开底部排油塞和上部排气 塞进行排油，待油排完即可松开接头螺丝，吊下散热器，并用专用盖板封住本体及散热器 上的管孔。 清扫散热器表面，油垢严重时可用去油净或浓度为 35的 NaOH 溶液清洗或浸泡， 然后用清水冲净。 用 0.1 兆帕压力气压试漏 30 分钟应无压力下降现象，对可疑部位应用肥皂水涂抹， 发现漏点作好标记待释放压力后补焊，然后重新试漏合格为止。 用合格的变压器油对内部进行循环冲洗。 更换各部密封衬垫，重新堵住散热器上的管孔。重新喷漆待安装。 3.3.10.2 吹风装置的检修： 首先检查电动机和风扇叶片无损伤，电机轴端及风扇叶片无弯曲现象。运转灵活， 无摩擦、撞击等杂音，防雨罩及各部螺丝应紧固无松动。电动机绕组相间及对地绝缘电阻 (用 500V 兆欧表)，所测得的绝缘电阻应不低于 0.5 兆欧，如低于此值时，必须进行干燥处 理。 试运转时，应检查风扇电动机风向，风向应向上，如向下吹风时，应换接接线盒内 风扇电机的任意两相引线。将电源电压稳定在 380V，测定风扇电动机的工作电流，以便作 为整定热继电器的根据。 电动机装配后的试转，轴向串动不得超过 3 毫米，在 3-5mm 之间要处理，大于 5mm 应更换。 电动机在运行中，应经常检查各紧固件(尤其是电机轴端的罩螺母)无松动。 3.3.11 变压器套管的检修 3.3.11.1 套管的不解体检修： 1. 清扫擦拭套管外部，除去油污积灰，瓷套光滑无垢，无破损裂纹，瓷裙无损伤，脱 落，无闪络痕迹。 2. 检查套管的法兰铁件应完好无裂纹破损，无脱漆生锈、腐蚀，螺丝紧固受力均匀。 如浇装式套管填料无损伤脱落。 3. 套管各接合处密封良好，变压器引出线及接线端子检查清扫，螺丝紧固。 4用油泵在套管内部形成 1.5 公斤/厘米 2的压力，维持三十分钟，无渗漏现象。 3.3.11.2 套管的拆卸与复装： 1. 套管的拆卸 拆卸前做好记号 放油至铁芯上铁轭，油面淹没过线圈。 利用套管法兰上的四只吊环承受重量，每个吊环受力均匀，在瓷瓶上部绑好软性绳 索（尼龙绳）用倒链钩住保持套管平衡（如图所示）起升吊钩待钢丝绳崩直后，拆掉套管 上部的导电头，因柱销及定位螺母，在引出线头上穿孔内穿一根长铁丝， （铁丝用 #10#12）向上拉紧。 拆掉套管法兰与大盖连接螺丝,先活动后,再徐徐吊起套管,起吊时要扶正,以免碰坏 下瓷套.起吊的同时将引出线缓缓顺下(这时要防止引线卡住受力)待完全出箱后将套管放在 支架上,并做好稳固措施,不准水平放置. 2. 套管的复装 清理开高座上法兰,更换新胶垫. 对套管再次进行全面检查,起吊套管,清理下瓷套和中间法兰,将#10#12 铁丝穿入