精品电气检修规程变压器

1、目录第一章发电机检修工艺规程第一节TBTB500-2E500-2EY3型发电机检修工艺规程.第二节柴油发电机检修规程第二章变压器检修规程第一节油浸变压器检修工艺规程第二节干式变压器检修工艺规程 第三节整流变检修工艺规程第三章电动机检修规程第一节交流电动机（滚动轴承）检修工艺规程 第二节交流电机（滑动轴承）检修工艺规程 第二节直流电机检修工艺规程第四章高压配电装置检修规程第一节发电机负荷开关KATKAT 2424- 30/30000Y30/30000Y3成套设备检修工艺规程 第二节6KV6KV BBB 6 6型断路器检修工艺规程 第三节第四节真空断路器检修规第五节SNSNi0I、U型少油开关检修

2、工艺规程第五章低压配电装置检修规程第一节 0.4KV0.4KV 电源进线开关检修规程第二节 0.4KV0.4KV 负荷开关检修工艺第三节 0.4KV0.4KV 电源盘检修工艺 第四节起重设备电气部分检修工艺规程 第五节电动门检修工艺规程第六章直流系统检修规程第一节蓄电池检修规程第二节直流设备检修规程第七章电力电缆检修规程第一节电缆的敷设第二节电缆头施工盒操作工艺第三节环氧树脂终端头的安装第四节 6-10V6-10V 交联电缆热缩型中间接头制作工艺第八章继电仪表检修工艺规程第一节元件保护检修规程第二节励磁系统检修规程第三节500KV500KV系统保护检修规程第四节220KV220KV系统保护检修

3、规程第五节#1#1联络变保护检修规程第六节6KV6KV厂用系统保护检修规程第七节给煤机及空压机控制系统检修规程第八节电测仪表检修规程第九章高压电器设备试验规程第一节发电机高压试验规程第二节负荷开关高压试验规程第三节变压器及电抗器高压试验规程第四节 交流电动机高压试验规程第五节避雷器高压试验规程第六节套管高压试验规程第七节电流互感器高压试验规程第八节电压互感器高压试验规程第九节SF6SF6开关高压试验规程第十节6KV6KV开关高压试验规程第 节电缆高压试验规程第十二节母线高压试验规程第二章变压器检修规程第一节油浸变压器检修工艺规程2.1.1设备规范。电压（KV）设备名 称系统 编号型号容量（KV

4、A）一次二次绝 缘 等 级 制 造 厂出 厂 日 期#1主变 （A 相）1AT（ A）DFP-210000/50021000050020A沈 变95年10月#1主变（B相）1AT（ B）DFP-210000/50021000050020A沈 变 94 年7 月#1主变 （C 相）1AT（oDFP-210000/50021000050020A沈 变94 年5月#2主变（A 相）2AT（ A）DFP-210000/50021000050020A沈 变#2主变 （B相）2AT（ B）DFP-210000/50021000050020A沈 变#2主变（C 相）2AT（ c）DFP-210000/500

5、21000050020A沈 变主变备用相DFP-210000/50021000050020A沈 变96 年3月#1联络变（A 相）0DFPS120000/500120000500/220/63A沈 变93年11月#1联络变（B 相）0DFPS-120000/500120000500/220/63A沈 变94 年1 月#1联络 变（C 相）0DFPS-120000/500120000500/220/63A沈 变94年7月#1联络 变备用 相0DFPS-120000/500120000500/220/63A沈 变94 年7 月#1高厂变1BTT p A H C-63000/35 y 1630002

6、06A俄 罗 斯92年4月#2高厂 变2BTT p A H C-63000/35 y 163000206A俄 罗 斯92年10月#1高公变OBT01T p A H C-63000/220 y 1630002206A俄 罗 斯91 年8 月#2高公 变OBT02T p A H C-63000/220 y 1630002206A俄 罗 斯92 年3 月#1高公备变OBT03T p A H C-63000/220 y 1630002206A俄 罗 斯92年4月2.1.2检修周期及项目。2.121主变压器新投入运行后，五年内进行第一次大修，以后每 间隔10年大修一次，但根据运行及试验情况，经领导批准，

7、可适当提前或推后。2.122变压器小修每年进行1 2次2.123大修项目：部件名称标准项目特殊项目外壳及油检查清扫外壳，更换各部密封胶垫。 检查油枕、散热器、防爆筒截面及阀门。 检查清理再生装置，更换硅胶。检查瓦斯继电器。 过滤变压器油。 检查接地装置。外壳喷漆。更换变压器油。 加装油再生装置。外壳及散油器的补 焊。芯子检查铁芯接地情况，穿芯铁丝绝缘。检查 夹件及压钉。检查线圈引线。铁芯的修理。更换部分线圈或修理 线圈。干燥线圈。引线的焊接及补绕绝 缘。分接头及 切换装置1检查有载或无载分接头切换装置及其传 动机构。2.检查有载分接开关的控制装置。分接开关的修理及更 换。更换切换装置传动机 构

8、的部件。套管1.检查清理套管、试验及补油。更换套管。 热油烘干。套管解体检修。 套管的真空换油。冷却系统检查风扇电机及回路。 检查潜油泵及回路。检查管道阀门。 清除冷却器渗油。检修净油器，更换硅胶。更换潜油泵。 更换管道阀门。其他校验及调整温度计。检修呼吸器，更换吸潮剂。 检查油枕胶囊及油位计。 电气试验。2.124变压器小修项目。2.1.2.4.1处理存在的缺陷。2.1.2.4.2放出储油柜积污器中的油。2.1.243青理变压器外壳，消除渗、漏油。2.1.244检查变压器套管有无损坏、碰伤、裂纹并清扫套管。2.124.5佥查各部接头接触情况。2.1.246检查调整本体油位及套管油位。2.12

9、4.7佥查防爆筒、呼吸器、油枕、瓦斯继电器。2.1.248检查各部阀门和密封垫。2.124.9佥查冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器等。必要时吹 扫冷却器管束。2.1.2410进行规定的测量和试验。2.1.3变压器标准项目大修。2.1.3.1大修前的准备工作。2.1.3.2制定安全技术措施，并做好安全技术交底工作。2.1.3.3编制大修项目进度表及网络图。2.1.3.4准备好大修中的记录表格。2.1.3.5布置检修现场，做好现场防火措施。2.1.3.6准备好大修的备品备件。2.1.3.7工器具材料的准备。2.1.4检修工艺标准。检修程序质量标准1. 运输前的拆卸1） 做标记2） 拆高低压侧中

10、性 点引线3） 大修前予试4） 放油同时拆附 件，包括瓦斯继电 器、防爆筒、油枕、 散热器及阀门，有关油管路、接地线、 二次线等有碍运输 的零部件2. 变压器移至检修 区3. 移位后的拆卸。1） 套管的拆卸a. 220KV以下套管 的拆卸b. 500KV 220KV高 压套管中性点大管 的拆卸：注意器身 的暴露时间不许超 过规定2） 拆分接开关4.解体检修对变压器的位置，坡度垫块，操作箱各侧引线，强油风冷 有关管路，沈枕及其连带再生器，套管及升高座，分接开 关的相位及方向，分接开关的运行分头， 封闭母线罩子等。 均应做好标记，并应在检修记录本上做好详细记录，以保 证回装时顺利进行。拆卸咼、低压

11、各侧引线（中性点）要注意不要碰坏瓷套并 不可使导电杆转动，以防内部引线损坏，拆下的零件，引 线要妥善保管。拆前做好标记。拆后上好堵板。拆卸过程中注意器身暴露 时间不超过规定。临近超时或结束工作时应由真空保持。再次开工前用氮气破真空。主变油枕宜在咼压套管拆后进 行。拆掉防震板，用千斤顶将油箱稍稍顶起，拆掉坡度垫块。 变压器移动前，应先检查地锚及钢丝绳是否完好。运输中 工作人员要选择适当工作位置，防止钢丝绳拉断伤人。运 输中统扌曰扌车。拆前做好记号和记录，放油至铁心上铁轭淹没过线圈，并 使油位在手孔门以下，打开手孔门，拆开套管下部引线， 然后拆下法兰螺栓，将套管吊住。拆螺栓防止掉入变压器 内，拆卸

12、套管法兰与大盖联结的固定螺丝，如果套管法兰 处太紧可用小撬棍橇法兰边沿，不可用锤猛击，以免瓷套 损伤。将油放至人孔门以下，起吊套管时，打开人孔，钻入内部 保护套管及引线。利用套管法兰上的四只吊环承受重量，在瓷套上部绑好软1）吊罩前的准备2）吊罩周围空气温度不宜 低于0C,器身温度 不宜低于周围空气 温度，当器身温度 低于周围空气温度 时，应将器身加热 使其温度高于周围 空气温度。3）吊罩后检修4）铁芯的检修5）线圈检修6）分接开关检修7）钟罩的检修8）钟罩回装 5附件的检修1）套管检修500KV 200KV 套管 试验不合格，需解 体检修，方法见附 录22）油枕检修3）瓦斯继电器检修4）压力释

13、放阀（防 爆筒）的检修5）呼吸器检修6）散热器、油泵及 风扇检修a消除渗漏必要时 进行补焊。b. 清扫散热器表面 油垢，清洗时管接 头应可靠密封，防 止进水。c. 用盖板将接头法 兰密封，加油压进 行试漏。d. 用合格的变压器 油对内部进行循环 冲洗。7）管路截面蝶阀检 修。性绳索（尼龙绳）用倒链钩住保持套管平衡起升吊钩，待 钢丝绳绷直后，拆掉套管上部的导电头、圆柱销及定位螺 母，在引出线接头孔内穿一根干净的长尼龙绳，向上拉紧。拆掉套管法兰与大盖连接螺丝，先活动后在徐徐吊起套 管，起吊时要平稳以免碰坏瓷套，起吊同时将引出线利用 尼龙绳缓缓顺下，等完全出箱后，将套管小心放在准备好 的架子上，并做

14、稳固措施。拆分接开关前把分接开关调至规定位置，然后拆下分接开 关与大盖的连接螺丝，将分接开关缓缓拿出。注意绝缘拉 杆不要将内部引线及线圈碰坏，拿出的拉杆要装入塑料袋 中，或放入油罐中，防止绝缘受潮。1.检查吊车，钢丝绳吊环，起重机械应完好，钢丝绳起吊 重物垂线间的夹角小于 30度。所用工具和拆下的零部件设专人保管。检修现场做好安全防火措施，工作人员有详细分工。接好放油及滤油管路并试转。变压器吊罩应遵守以下规定。1.1雨天和雾天吊罩 不允许在室外进行。1.2吊罩前如果温度低于10度至少应将变压器加热 12小 时，以使上部铁轭处测得温度不低于20度。铁心在空气中停留时间，不得大于以下规定：干燥天气

15、（空气相对温度不超过于 75% 12小时时间的计算：由开 始放油到开始注油。放油：全部放完，放油时间越短越好。吊罩要有统一指挥，四角设专人监视，钟罩四角拴防晃绳， 试吊无问题起吊，超吊一定要平稳，严防碰伤绝缘，慢放 在枕木上。搭架子，要搭的结实稳固。检修试验人员除携带必须的检修试验工具外，严禁携带其 它用品，以免脱落后掉入线圈或铁芯内，而用工具应事先 检查登记用后清点。工作人员只能沿脚手架或梯子上下，禁止攀登线圈引线。 详细检查铁芯表面及压紧情况，铁芯表面应清洁无油垢， 油路无堵塞，无过热、变形情况，铁芯绝缘良好。检查铁芯的上下轭铁及下部支架应完好，无开焊现象。 各部螺栓应紧固无松动，并应有防

16、止螺栓松动措施。拧开接地片，用2500V兆欧表测量铁芯铁轭夹件之间的绝 缘电阻主变应兆欧，其它为w兆欧，如不合格，清理 检查绝缘部件，至合格为止。线圈表面应清洁无油垢，无杂质，无过热变色和脆裂等缺 陷，用眼观察老化情况可分为四级：一级：绝缘良好绝缘层软韧有弹性，颜色淡用手按后无永久变形；二级：绝缘合格绝缘干硬而坚无弹性，用手按后无裂纹；三8）温度计校验。6. 变压器附件的回 装。1）油枕、防爆筒、 呼吸器及管路等回 装。2）散热器及阀门回 装。主变散热器是在本 体就位后回装，其 余变压器可在就位 前回装完毕。500KV 220KV 高压 套管，中性点套管 回装。4） 低压套管回装 （只限主变）

17、5）回装分接开关操 作杆7. 回运就位8. 真空注油真空注油不宜在雨 天或雾天进行。放尽变压器内的 油，从变压器上部 接真空泵和真空 表，下部接进油管。9. 热油循环500变压器真空注 油后必须进行热油 循环（包括冷却器 内的油）10. 接地线及二次 线油泵及风扇试11. 静置施加电压前，静置 时间不得少于规定 时间，静置完毕后， 从所有排气点进行 多次放气，并启动 潜油泵直至残余气 体排尽12. 电气预防性试级可用绝缘脆弱，用手按后有微小裂纹或变形；四级老化绝缘已老化表面有裂纹或脱落情况，用手按时有 大量裂纹变形和破坏。线圈所有绝缘垫块、撑条不松动，排列整齐坚固，轴向的 压钉应均匀受力，保持

18、各侧的压紧程度一致，螺帽应拧紧。引出线绝缘完好，焊接头处不过热，联接处牢固可靠，支 架不损坏。用白绸布清理线圈表面杂质清理油道并用合格油冲洗。检查动静触头应无烧伤，分接头引线处绝缘包扎完好，连 接应紧固正确，各分接头清洁，接触紧密弹性好，所有接 触面用0.05mm塞尺检查应塞不进。检查清理分接开关的绝缘筒及支架，不松动，不变形。转动应灵活，无机械卡涩。测量各分接头线圈直阻合格。内外部清理，渗漏油处补焊。变压器芯体和钟罩检修完毕后，经再次检查确无遗留任何 遗物，经三级验收合格后进行回装。将钟罩新胶垫沿箱法兰放好，并采取防止胶垫跑偏措施。 回装钟罩与吊罩要求相同。在钟罩即将就位时钟罩周围应站人，用

19、撬棍穿入法兰螺 孔，使钟罩与大油箱螺孔对齐后落下钟罩，上螺丝时应沿 周围多次紧固至严密，一般压缩胶垫为原厚度的 1/3为好。 回油至没过线圈顶部待组装。检查瓷件、法兰等处无裂纹，导电杆丝扣完好，并清理干净，做预防性试验。1. 油位计检修，磁力或油位计连杆与浮子是否连接可靠， 动作灵活。2. 油枕内部清理，使其内部无油垢、水份、铁锈等杂质。3. 油枕处部清理，油位监视线要明显，监视线位置正确。 检查胶囊是否完好有无漏气。瓦斯继电器外壳应清理干净不渗漏”并进行校验。更换排气活门密封垫。更换释压阀与本体联接的密封垫。清除渗漏，清理外壳更换硅胶，回装时不要忘记装滤网。 更换合格的干燥剂，呼吸器的油盅应

20、加油维护并保证畅 通。各部无渗漏。表面保持清洁。片状散热器0.05-0.01MPa 10h管状散热器 0.1-0.15mp a 10h内部清洁。风扇电机及油泵按电机及泵的检修工艺进行。对渗漏管路进行补焊或堵漏并清理干净。验油试验13.接引线，清扫变 压器，喷漆清理现 场，检修工作结束。检查各截门的严密性不严的应更换盘根。 更换胶垫修后截门应灵活无渗漏。注油器身暴露时间不超过规定 更换所有密封垫。按各部位标记安装。 更换密封垫。按标记回装。装前将油放到手孔以下，装好套管升高座。 检查导电管内部及法兰面的清洁情况。 按卸下时方法绑扎，起吊套管。起吊套管后将干净的尼龙绳穿入套管的导电管内，与引线 头

21、绑好，将引线拉入导电管内，一名人员进入箱体，监视 套管就位情况。将套管法兰与装入式电流互感器上部法兰紧固，注意使油 标向外。套管头部旋入定位螺母并插入圆柱销，定位螺母取去尼龙 绳，放上0形圈旋入导电头，将导电头与定位螺母旋紧， 装均压环。上部系尼龙绳用钢丝绳连接，下法兰用倒链与钢丝绳连 接，用倒链找正，缓慢回装。更换密封圈，紧固法兰螺栓。用8寸扳手加绳套在腕子上，连接下引线螺丝，分接开关 按原来相位。回垫上密封圈，再将分接开关操作杆垂直放入，必须把分 接杆插入绝缘筒再用手轻转操作杆，并感觉下部槽口确实 插入转动轴的穿钉后，才算装好。回运过程同拆运。装好防止变压器移动的定位架及垫块。油枕不抽真空

22、。35KV以下，容量在40000KVA以上，真空度为5.1 X104Pa220KV及以上变压器为 133.3Pa。500KV变压器真空度达到标准后，保持24h后开始注油。其余变压器可适当减少一些。注油时间不小于4小时，注油过程保持真空度。注油至距箱顶100-200mm时停止注油。继续抽真空4-6小时，然后停止抽真空补油。补油要从油枕注油管注入，严禁从下部油门补油。打开油 枕上部排汽孔，将油枕注满，直至排汽孔出油，再关闭注 油管和排气孔，从油箱下部放油至规定位置。循环时间不得小于 48h，真空注油上部的出口温度不应低 于50度，油箱内温度不低于 40度。接线正确，试转良好。 静置时间110kv及

23、以下24h220kv48h500kv72h变压器内无残余气体。500KV变压器试验必须在静置72小时后进行，静放期间充分排气。工完料尽场地清。附录一：变压器干燥1.变压器是否需要干燥的判断运行中的变压器大修时一般不需要干燥，只有经试验证明受潮， 或检修中超过允许暴露时间，导致器身绝缘下降时，才考虑进行干 燥，其判断标准如下：1） 介质在同一温度下比上次测得数值增高 30%以上，且超过部分预 防性试验规程规定时。2） 绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低 30%以上，35KV及以 上的变压器在10-30度的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低 于 1.5。3） 油中含有水分或油箱中及器身上出

24、现明显受潮迹象时。2.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清况和现场条件，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汽加 热等方法。2） 干燥中温度控制：当利用油箱加热不带油干燥时，箱壁温度不宜 超过110度，箱底温度不宜超过100度，绕阻温度不得超过95度。 带油干燥时，上层油温度不得超过85度。热风干燥时进风温度不得 超过100度，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，干燥过程中应注意加温均匀，升温速度以10-15度/小时为 宜，防止产生局部过热，特别是绕阻部分，不宜超过其绝

25、缘等级的 最咼允许温度。3） 抽真空的要求，变压器采用真空加热干燥时，应先进行预热，并根据制造厂规定的真空值抽真空，按变压器容量大小以10-15度/小时的速度升温至指定温度，再以 6-7kPa/h的速度递增抽真空。3.干燥过程中检查与记录。干燥过程中应每2h检查与记录下列内容1）测量绕阻的绝缘电阻。2）测量绕阻、铁芯和油箱等各部温度。3）测量真空度。4） 定期排放凝结水，用量杯测量记录（1次/4 h）5） 定期进行热扩散，并记录通风时间。6） 记录加温电源的电压和电流。7） 检查电源线路，加热器身，真空管路及其它上部的运行情况。4.干燥终结的判断：1） 在保持温度不变的条件下，绕阻绝缘电阻，1

26、 10KV及以下的 变压器持续6 h不变，2 2 0 KV持续12 h以上不变。2） 在上述时间内无凝结水析出：达到上述条件即认为干燥终结，干燥完成后，变压器即可以10-15度/小时的速度降温（真空保持不变），此时应将预先准备好的合格变压器油加温，且与器身温度基本接近（油温可略低，但 温差不超过5-10度）时，在真空状态下将油注入油箱内，直至 器身完全浸没于油中为止，并继续抽真空 4h以上。5进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，并防止加热系 统故障或线圈过热烧损变压器。6变压器干燥完毕注油后，须对器身进行检查，要求同变压器的解 体检修。附录二：变压器油概述变压器油的作用：变压器油起绝缘

27、和冷却作用，它将变压器运行中 产生的热量，通过油的对流传给油箱，散热器，再传给空气。变压 器油的绝缘性能很好， 所以注油变压器线圈对地绝缘距离可以缩小， 另外绝缘等纤维物质，浸油后其绝缘强度也大大提高。变压器油的劣化：1） 变压器油由于呼吸空气中的潮气而含水分，会降低其击穿强度。2） 变压器油由于空气中的氧化作用，使其产生酸性的物质，使线圈 绝缘变硬，变脆，在机械力的作用下，容量产生裂纹，同时酸性物 质使油中析出油坭，附在绝缘上降低了传热效率，酸性物质还会腐 蚀金属。3）由于内部微小的闪络、放电，而在油中生成碳化物，以及混入油 中的机械杂质等，均会降低油的击穿强度。4）变压器油的氧化速度和温度

28、有关，温度越高，氧化越快，为防止 油劣化，在运行中尽可能限制油和空气的接触和降低运行油温一般 规定在运行中变压器上层油温不得超过 85度。注入变压器油的标准和试验：1）注入变压器内的油应符合：电气强度：500KV 60KV含水量：500KV w 10ppm220KV 40KV220KV w 15ppm15KV以下30KV介损：500KVw 0.7220KV及以下w 1油中气体的极限浓度（ppm）气体组成H2CH4C2H 6C2H4C2H2总烃COCO2浓度(ppm)5010510痕202001500总烃:指CH4、C4H6、C2H4、C2H2四种气体总量。 注：痕量：化学上指极小的量，少得只有

29、一点痕迹。 正常运行变压器油中气体的正常极限浓度（ppm）气体组合H2CH 4C2H6C2H4C2H2总烃含量（ppm）150604070101502）变压器油的试验：（1）试验周期：A.变压器本体:变压器本体的变压器油的全分析、谱、微水等试验： 1OOOOKVA以上的变压器每年至少一次。500KV变压器正常运行3 个月一次，220KV变压器正常运行36个月一次，对有怀疑的变压 器应缩短试验周期。对新投运或大修后的大型变压器的色谱分析， 在投运前应做一次检测，投运后在短期内应多次检测，以判断设备 运行状况。B.变压器套管：对220KV及以上的变压器套管里的变压器油的 全分析色谱、微水等试验，应

30、按照厂规定进行。试验标准导则中规定油中溶解气体含量的注意值设备组分含量变压器套管总烃f150乙炔C2H255氢H2150500甲烷CH4100变压器油中气体含量限值及相应的运行状况0. -47L/V变压器组分设备 -_ _ _、含量正常注意H2100100- 200CH44545- 80C2H63535- 50C2H45555- 100C2H255- 10总烃100100- 200CO300300- 400不同故障类型产生气体组分故障类型主要气体组分次要气体组分油过热CH4、C2H4H2、C2H6油和纸过热CH4、C2H2、CO2、COH2、C2H6油纸中局部放电H2、CH4、COC2H6、C

31、O2油中火花放电C2H2、H2油中电弧H2、C2H2CH4、C2H2、C2H6油和纸中电弧H2、C2H2、CO、CO2CH4、C2H2、C2H6受潮或油中气泡H24.受压器油的处理：滤油及油的再生。1） 滤油采用压力滤油和真空滤油，压力滤油适合含机械杂质多，含 水份少的油，真空滤油水份含量多的油，最好的方法是两者结合使 用。2） 油的再生：油的再生是用吸附能力很强的吸附剂，将油中所含酸 除去，通常用硅胶作吸附剂，用压力滤油机串联-硅胶罐进行，用 过的硅胶可再生，放在专用的加热炉内加热至400-500度使其还原。 附录三：500KV套管的检修。电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送油管路接到套管顶

32、部的油 塞孔上，回油管接到套管尾端的放油孔上， 通过不高于80度的热油 循环，使套管的介质值达到正常数值为止。变压器在大修过程中，套管一般不作解体检修，只有在套管的介质不合格，需要进行干燥 或套管本身存在严重缺陷，不解体无法消除时，其检修工艺和质量标准如下：检修工艺质量标准准备工作：1）检修前先进行套本体及油的绝缘试，以判断绝缘状态。2）套管应垂直置于专用的作业架上，中部法兰与作业架用螺栓固定使之成为整体.3）放出套管内的油。4）将下瓷套用双头螺栓或紧线钩固定在工 作台上，以防解体时下瓷套脱落。5）拆下尾端均压罩，用干斤顶将导管顶上， 使之成为一体6）套管由上至下各接合处作好标记2解体检修1）

33、拆下中部法兰的接地和测压下套管，并将引线头推入套管孔内2）测量套管下部导管的端部至防松螺母间 的尺寸，作为组装时参考3）用专用工具卸掉上部将军帽，拆下储油柜4） 将上部四根压紧弹簧螺母拧紧后，再松导 管弹簧上面的大螺母，拆下弹簧架5）吊出上瓷套6）吊住导管后，拆下底部千斤顶，拆下下部套 管底座，像胶圭寸环的大螺母7）拆下下瓷套8）吊出电容芯3清扫和检查1）用干净毛刷刷洗电容芯表面的油垢和杂质，再用合格的变压油冲洗干净后 ，用皱纹纸 或塑料布包好2）擦拭上下瓷套的内外表面 3 ）拆下油位计的玻璃油标 ，更换内外胶垫， 油位计除垢后进行加热干燥 然后在内部刷 绝缘漆，外部刷红漆，同时应更换放气塞胶

34、 垫4） 清扫中部法兰套筒的内部和外部，并涂刷 油漆，更换放油塞，测压和接地小套管的胶垫5）测量各法兰处的胶垫尺寸 ，以便配制4套管的干燥只有套管的介质值超标时，才进行干燥处理 1）将干燥罐内部清扫干净，放入电容芯，使芯1、1）根据试验结果判疋套管是否需解体2）使套管处于平稳状态3 ）放尽残油4）套管处于平稳状态5） 千斤顶上部应垫木板，防止损坏导 管螺纹6）防止各接合处错位2.1）防止引线断裂2） 拆下的螺栓、弹簧等零件应有标 记并妥善保管3 ）注意勿碰坏瓷套4）测量压缩弹簧的距离作为组装依据5）瓷套保持完好6）吊住套管不准转动并使电容芯处于法兰套内的中心位置，勿碰伤电容-H-心.7） 瓷套

35、保持完好8） 导管及电容芯应用塑料布包好置 于清洁的容器内3.1）电容芯应完整无损，无放电痕迹 测压和接地引出线连接良好 ，无断线 或脱掉现象2）瓷套清洁，无油垢，螺纹和和破损3）更换新胶垫，尺寸质量应符合要求4） 清扫中部法兰套管内部时，要把放 油塑料管拆下并妥善保管5）胶垫质量符合规定4.1） 干燥罐应有足够的机械强度，并能 调节温度，温度计应事先校验准确2） 干燥罐上应有测量绝缘电阻的小 瓷套3）真空度要求残压不大133.3pa.温度上升速度为5- 10C /h5）开始抽真空 13kpa/h之后以6.7kpa/h的速度抽真空，直到残压不大 于133.3pa为止，并保持这一数值.6）尽量利

36、用热扩散原理以加速电容 芯内部水份和潮气的蒸发.7）利用冷结水的多少，以判断干燥效 果.8）在温度和真空度保持不变的情况下，绝缘电阻在 2Q内不变，且无凝结 水析出则认为干燥终结.9）注入油的温度略低于电容芯温度5 10C油质符合 GB 7665 87规 疋.1）组装时电容芯温度高出环境温度的10 15C为宜.2）零部件洁净齐全.3） 要求套管密封良好，无渗漏；油 位符合标准；油质量符合 GB7665 87标准，套管瓷件无破损、裂纹，外观 洁净、无油迹；中部接地和测压小瓷 套接地良好.4）组装后绝缘试验结果符合电力设 备预防性试验规程规定.子与罐臂距离200mm并设置测温装置.2）测量绝缘电阻

37、的引线，应防止触碰金属部 件.3）干燥罐密封后，先试抽真空，检查有无渗 漏.4） 当电容芯装入干燥罐内后，进行密封加温， 使电容芯保持 75- 80 C5） 当电容芯温度达到要求后保持 6h再关闭 各部阀门，进行抽真空.6）每6h解除真空一次，并通入干燥热通风 10- 15min后重新建立真空度.7）每6h放一次冷凝水，干燥后期可改为12h 放一次.8）每2 h作一次测量记录（绝缘电阻、温 度电流、真空度、凝结水等）9） 干燥终结后降温到内部为40 50C时进 行真空注油.5组装1）组装前应先将上、下瓷套及中部法兰预 热至80 90C，并保持3 4h以排除潮气.2）按解体相反顺序组装.3）进行

38、真空注油.首先建立真空，检查套管密封情况；注油 破空其间油位下降至油位计下限时需及时 加油至油位计相应位置.4） 注油时残压应保持在133.3pa以下，时间 按照表工执行.电压Kv66100220抽空24浸油2 37 8保持812第二节干式变压器检修工艺规程2.2.1设备规范2.2.1.1#1机厂用系统电压（KV）设备名称编号型号容量KVA次二次11制造 厂#1低厂变1BU10TC3C-1000/10100060. 4F俄罗斯1.1低厂变1BU01TC3C-1000/10100060. 4F俄罗斯1.2低厂变1BU02TC3C-1000/10100060. 4F俄罗斯1.3低厂变1BU03TC

39、3C1000/10100060. 4F俄罗斯1.4低厂变1BU04TC3C1000/10100060. 4F俄罗斯1.5低厂变1BU05TC3C1000/10100060. 4F俄罗斯1.1除尘变1BU11TC3C1000/10100060. 4F俄罗斯1.2除尘变1BU12TC3C1000/10100060. 4F俄罗斯1.3除尘变1BU13TC3C1000/10100060. 4F俄罗斯1.4除尘变1BU14TC3C1000/10100060. 4F俄罗斯1.5除尘变1BU15TC3C1000/10100060. 4F俄罗斯1.6除尘变1BU16TC3C1000/10100060. 4F俄

40、罗斯整流变1BU09TC3400/1040060. 4F俄罗斯222设备规范222.1#2机厂用系统电压（KV）设备名称编号型号容量KVA次二次制造 厂#2低厂变2BU10TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯2.1低厂变2BU01TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯2.2低厂变2BU02TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯2.3低厂变2BU03TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯2.4低厂变2BU04TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯2.5低厂变2BU05TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯2.1除尘变2BU

41、11TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯2.2除尘变2BU12TC3C- 1000/10100060. 4F俄罗斯2.3除尘变2BU13TC3C- 1000/10100060. 4F俄罗斯2.4除尘变2BU14TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯2.5除尘变2BU15TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯2.6除尘变2BU16TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯整流变2BU09TC3 400/1040060. 4F俄罗斯223公用系统电压（KV）设备名称编号型号容量KVA次次制造厂#1化学变BS01TC3C 1000/10100060. 4

42、F俄罗斯#2化学变BS02TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯化学备变BS03TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯#1低公变OBU01TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯#2低公变OBU02TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯低公备变OBU03TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯油处理变BS04TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯#2转运塔 变BS16TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯主充变OBU04TC3 400/1040060. 4F俄罗斯#1输煤变BS17TC3C 1000/1010006

43、0. 4F俄罗斯#2输煤变BS18TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯输煤备用 变BS19TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯#1号燃料BS14TC3C 1000/10100060. 4F俄罗库变斯#2号燃料 库变BS15TC3C 1000/10100060. 4F俄罗斯224使用条件。2.2.4.1干式变压器为户内装置。2.2.4.2干式变压器为自然空气冷却2.2.5检修周期2.2.5.1大修周期每三年进行一次大修。2.2.5.2小修周期每一年进行一次小修。2.2.6检修项目：常修项目不常修项目1.线圈检杳2.铁芯检杳3.导线及引线检杳4.夹件检杳、温控器检杳5.

44、电气试验2.2.7检修工作程序检修流程质量标准1.卸下外壳及 上端盖拆外壳时不允许碰击线圈。2.线圈清扫检 杳线圈应清洁，无过热，线圈绝缘无脱落、脆裂、损坏现象。分 接夹压板紧固无过热现象。3铁芯检杳表面清洁，无油垢，无过热变形，绝缘良好，检查铁芯上下轭 铁及下部支架应完好，无开焊现象，检查螺栓无松动现象。用 2500V摇表测轭铁与夹件之间的绝缘，应不小于10MQ，铁芯对地绝缘不低于10MQ，铁芯接地良好。4.检杳各导线 及焊接头芯检 杳检查螺栓紧固及焊接引线有无过热开焊现象。5.检查变压器 紧固件检杳绝缘子表面清洁、无裂纹、损伤垫块、压块等。紧固件牢 固，无松动、无过热、炭化。地脚螺丝无松动

45、现象。6.通风机极其 回路检杳按小型低压电机标准检查风机电机。 风扇紧固，无振动。电机引线要注意安全距离。7.温控器检查温度测点放的位置正确，温控器温度显示正常，温控器电源线 无过热现象，接线紧固校准温控器。8.清扫检杳外 壳清扫检查外壳、柜架、油漆层无脱落、松动的紧固零件，无松 动损坏。9.电气试验执行预试规程。10.回装螺丝紧固，齐全，必要时喷漆。11.清理现场现场清洁，无杂物，全体工作人员撤离工作地点。办理工作票 结束手续。228结尾工作：228.1检修人员在每项检修工作完毕，要按照质量标准自行检查 核对记录确无差错后方可完工，将现场打扫干净，清总工具，不得 缺少或遗漏。228.2此检修

46、设备一般由检修人员自检，班长验收即可，然后由 运行人员进行外部检查。一切正常后，验收结束。清理现场，撤出 全部检修人员，交回工作票，大修结束。第三节整流变检修工艺规程2.3.1设备规范设备电压绝缘名称型号容量一次二次等级制造厂整流变0 刃 M Q A -10005050KV/33KV380V俄罗斯整流变0 刃 M Q A -60031.650KV/33KV380V俄罗斯2.3.2检修周期及项目2.3.2.1变压器新投入运行后，一年内进行第一次大修，从后每年 大修一次，但根据运行及试验情况，经领导批准可适当提前或推后 2.322变压器小修随时进行2.323大修项目部件名称标准项目特殊项目外壳及油

47、检查清扫外壳，更换密封胶 垫2. 检查散热器3. 检查油温继电器4. 气体放电管检查5. 绝缘瓷瓶清扫、检查6. 干燥器检查、更换硅胶7. 高压直流电缆头检查8.BBC开关检查9. 油槽箱各接线柱，接线端 子检查10. 过滤变压器11. 检查接地装置12. 外壳喷漆更换变压器油 外壳及散热器补焊 重做电缆头芯体检查线芯接地情况、穿芯螺铁芯修理丝绝缘，检查夹件及压钉 检查线圈引线检查电抗器检查可控硅及阻容回路 检查整流桥检杳取样电阻引线的焊接及补绝缘 可控硅及电阻、电容更换 更换整流二极管更换取样电阻其他1.升压试验2.324变压器小修项目23241处理存在的缺陷2.3.2.4.2清理变压器外壳

48、，消除渗、漏油2.3.2.4.3检查变压器油槽箱各接线柱，接线端子有无裂纹破损， 端子有无氧化腐蚀。2.3.2.4.4检查低压接头有无过热现象23245 检查本体油位23246 检查干燥器及密封23247 进行规定的测量和试验23248 对调节器及电厂工况进行测试2.3.3.变压器标准项目大修2.3.3.1大修前准备工作2.3.3.1.1制定安全技术措施，并做好技术交底工作2.3.3.1.2编制大修项目进度表及网络图2.3.3.1.3准备好检修中的记录表格2.3.3.1.4掌握整流变存在的缺陷及运行状况2.3.3.1.5布置检修现场，做好现场防火措施2.3.3.1.6准备好大修的备品备件2.3

49、.3.1.7工器具材料的准备2.3.4变压器的解体检修程序及注意事项2.3.4.1办理工作票、停电。拆除变压器的电气连接及二次接线， 做好标记，将电缆头短路并接地。2.3.4.2取油样进行试验、化验。击穿电压不低于35KV/cm油质化学分析合格。2.3.4.3拆下油槽箱内所有控制电缆接线，并焊下油温继电器的电 缆接线，并将各端子号认真做好标记。2.3.4.4解开高压输出端连接铜板，妥善保管拆下的零部件。2.345将高压电缆头与BBC开关分开，注意要对角旋下紧固螺栓， 不要扭动电缆头和碰伤瓷瓶。2.346旋下BBC开关与箱体的紧固螺栓，取下 BBC开关，勿碰伤 绝缘瓷瓶。2.347解开干燥器与箱

50、体的连接法兰，勿碰伤观察口玻璃。2.348对角旋下箱体的连接螺栓并妥善保管。2.349 吊芯2.3.4.9.1吊芯前先检查起重吊具要合格。2.349.2吊芯时要分工明确，专人指挥，专人监护，有统一信号。 2.349.3起吊时速度要缓慢，掌握好重心，防止碰伤器身。2.349.4吊出的芯体若不能移动，则旋转 90度落在油箱上，若移 走则应放在特制油槽内，油箱用干净的塑料布盖好，2.3.4.9.5芯体处于空气中时间超过不 8小时。2.3.4.10芯体检修时注意不要将工具及杂物掉入线圈及油箱内，并 注意不要碰伤绝缘。2.3.4.11检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服，戴 清洁手套，照明要充

51、足。2.3.5整流变检修工艺及质量标准2.3.5.1绕组检修检修工艺质量标准1.检查围屏和相间隔板有无破损、 变色、变形、放电痕迹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）检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹3）相间隔板完整并固定牢固2.检查绕组表面1）绕组表面清洁无油垢，无过热变色和 脆裂等2 ）引出线绝缘完好，焊接头不过热，连 接处牢固可靠，木支架不损坏3）高低压绕组绝缘应分别大于500MQ、300MQ4 ）高低压绕组直流电阻与出厂值偏差不 大于2%3.检查绕组个部件垫块有无移位和 松动情况1）各部垫块应排列整齐不松动，支撑牢 固有适应压力2.3.5.2铁芯检修检修工艺质量标准1.硅钢片检查1）硅钢片齐整、无毛刺锈蚀现象，表面清 洁无油垢和杂质，绝缘漆无脱落，叠片紧 密，外侧硅钢片不应翘起或波浪状，