发电机电气检修规程

1、QB湖南省双牌水电站企业标准发电机电气检修规程1 总则本规程是根据中华人民共和国电力行业标准（DL/T817-2002）并结合我站发电机的实际情况而编写的。1.1 术语和定义1.1.1 发电机检修：为保持或恢复发电机规定的性能而进行的检查和修理。它包括发电机扩大性大修、大修、小修、抢修和小型技术改造。1.1.2 发电机小修：为了保证发电机在大修周期内安全运行到下一次大修，对发电机进行定期的检查、清扫、试验和修理，消除已发现的发电机局部缺陷或更换个别部件。1.1.3 发电机大修：对发电机有计划的进行彻底的、全面的检查和修理，全部或部分解体，进行更换、修理易损的主要部件，恢复发电机设计性能和出力。

2、1.1.4 发电机扩大性大修：指吊出发电机转子的检修。1.1.5 发电机状态检修：指根据设备状态监测和故障诊断系统提供的信息，在设备可能发生故障前有目的安排的检修，属于预测性检修。检修项目和时间的确定取决于对设备状态诊断分析的结果。1.1.6 检修间隔：上次计划检修后发电机并网投产至下一次计划检修开始之间的可用时间。1.1.7 检修停用时间：指处于计划检修停运状态的时间。1.2 有计划的进行设备检修，是提高设备健康水平，保证安全满发，经济运行的重要措施，检修人员应根据职责范围分工合作做好检修工作，切实做到应修必修，修必修好，使设备经常处于良好状态，反对该修不修，硬撑硬挺。1.3 检修工作应努力

3、做到质量高，工期短，用料省，安全好。1.4 检修工作人员应熟悉本规程，熟悉有关工艺措施和质量标准，保证安全生产并积极开展技术革新，不断提高检修质量，改进设备，改进工艺，改进工具，提高经济效益。1.5 主要设备大修，应于开工前两个月开始大修准备，其内容包括下列几个方面：1.5.1 根据年度检修计划，设备缺陷，运行情况，上次大修总结，小修核查结果，进行现场查对，深入分析各项资料，编制大修项目进度表。1.5.2 制定大修技术措施，和安全措施。1.5.3 做好物资准备，编制大修所需的各种工具、材料、备品配件计划，制造日期长的主要备品和特殊材料，更应提前提出加工或采购。1.5.4 组织班组讨论大修计划、

4、项目、进度、措施及质量要求。做好劳动力安排和特种工艺培训，协调班组和工种间的配合工作，并确定检修项目的施工和验收负责人。1.6 大修前一个月，检修车间负责人，应组织有关人员检查大修的准备工作，落实检修项目，组织措施，主要备品配件和材料等。 做好场地布置。确保大修按期开工，开工前，应对检修人员进行思想动员，明确安全质量、进度、节约等方面的要求，进行技术交底，充分调动群众的积极性。1.7大修开工应具备下列条件：l 大修计划及重大特殊项目已报上级批准。l 检修的项目、进度、技术措施和安全措施，质量标准已为检修人员所掌握。l 主要材料和备品配件已准备好，配备足够的检修人员。l 专用工具、施工机具、安全

5、用具和试验设备已经检查合格。1.8 水轮发电机检修一般工艺要求 应有适当的检修场地，并应考虑其承载能力。 进入发电机内部时，与工作无关的物件不应带入。人员、工具、材料应登记，工作结束后应注销。 做好“安全文明生产”，保持检修场所和厂房的整洁、文明、卫生。 在发电机内使用明火作业，如电焊、气焊、气割，应做好防火和防飞溅的措施。作业完毕应仔细清理焊渣、熔珠，在转动部件上进行电焊时，地线必须可靠地接在转动部件施焊部位上，严禁转子不接地线进行电焊作业。 部件拆卸前，对有关部件应做好动作试验，各部件动作灵活，拆卸时，应注意各零部件的相对位置和方向做好记号，记录后分解。1.9（一）#1发电机参数型号TS9

6、00/135-56直轴同步电抗Xd0.779容量53000KVA/45000KW直流瞬变电抗Xd0.269额定电压10500V直轴超瞬变电抗Xd0.1834额定电流2920A交轴同步电抗Xq转子电流1150A交轴瞬变电抗Xq额定转数107转/分负序电抗X20.1865额定功率因数0.85转子极对数56相数3转子直径8.405定子接法2Y发电机转动惯量11500000Kg*m2绝缘等级B级4.76S电枢绕组开路时直轴瞬变时间常数0.0609S电枢绕组开路时交轴瞬变时间常数电枢绕组开路时交轴瞬变时间常数电枢绕组开路时交轴超瞬变时间常数厂家东方电机厂出厂年月1978年安装日期1979年TS900/1

7、35-56直轴同步电抗Xd0.871容量53000KVA/45000KW直轴瞬变电抗Xd0.298额定电压10500V直轴超瞬变电抗Xd0.2042 质量验收与检修总结2.1为了保证检修质量，必须做好质量检查和验收工作，质量验收实行班组，车间站部三级验收制度，各级验收人员应由工作认真负责，技术业务熟悉的人员担任，检修人员必须以高度的政治责任感和良好的工艺，确保检修高质量，要开展“信得过”的活动，检修人员在每项检修工作完毕后，要按照质量标准自行检查，合格后才可交给上一级验收机构验收，未经验收下一个工序不得开工。2.2 设备装复后的试运行或试验，应由检修工作负责人向运行当值班长申请，运行人员同意并

8、检查设备，撤除有关安全措施后才能进行，试运行由运行人员操作，检修负责人应将设备的变更、技术改进，存在问题等向运行人员交底。2.3对于重要工序，由总工程师按照检修工艺的复杂性和部件的重要性，确定分别由班组、车间、站部负责验收。主要设备大修后的总验收和整体试运行，由总工程师主持，指定有关人员参加，根据质量检验，分段验收和分部试运行以及现场检查结果，由总工程师决定起动和整体试运行。2.4试运行前，必须收回全部工作票，检修工作负责人向运行进行全部技术交底，在试运行期间，检修和运行人员应共同检查设备的技术状况和运行情况，发现异常应立即汇报，决定是否停运处理。2.5 检修工作全部完结，应收集全部检修技术记

9、录，编写总结报告，小修总结，在半个月内报站部。大修总结在一个月内报站部及主管局，并做好设备台账的登记。3 水轮发电机检修间隔、时间、项目3.1检修间隔及检修停用时间的确定：检修间隔及检修停用时间主要取决于设备技术状况。一般情况下，检修间隔和检修停用时间可按表1的规定执行。表1检修类别检修间隔检修停用时间备注小修每年两次312天年内有一次大修的发电机，年内计划小修一次大修3年6年3545天新机投产后的一年左右可视设备运行状况安排一次大修。对运行状态较好的发电机，为降低检修费用，应积极采取措施，逐步延长检修间隔，但必须经过技术鉴定，并报上一级主管部门批准方可超过表1的规定。为防止发电机失修，确保设

10、备健康，凡发电机技术状况不好的，经过技术鉴定确认出现表2所列设备状况者，并上报上级主管部门批准，其检修时间间隔可低于表1的规定。在发电机运行或检修过程中，若发现有危及机组安全运行的重大设备缺陷，应立即停机检修或延长检修时间，并报上级主管部门审批。 项次设 备 状 态1主要运行参数经常超过规定值，机组效率和出力明显降低2机组振动或摆动不合格，而小修不能消除3定子或转子绕组绝缘不良，威胁安全运行表23.2 小修标准项目（表3），非标准项目根据具体情况自定。表3序号项 目1励磁机检查、清扫、电刷检查2发电机定子和转子绕组周期性预防试验3发电机定子绕组上、下端部、槽口绝缘及槽楔、绝缘盒、汇流排及引线检

11、查、清扫，缺陷消除4发电机转子引线、磁极绕组及接头阻尼环检查、消缺。滑环检查、清扫、换电刷3.3 大修(包括扩大性大修)项目（表4），其中特殊项目根据设备状况需要确定。表4标准项目特殊项目定子1.定子绕组端部及其支持环检查，齿压板修理2.定子绕组及槽口部位检查，槽楔松动修理(不超过槽楔总数的1/4)3.电气预防性试验4.汇流排检查1.绕组更换2.铁芯重叠3.齿压板更换4.端部接头、垫块及绑线全面处理，支持环更换5.绕组防晕处理6.吊出转子检查和处理，定子槽楔检查和清扫通风沟7.定子清扫喷漆转子1.磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环，转子风扇检查2.转子各部(包括通风沟)清扫3.集电环炭刷装置及引线

12、检查、调整4.电气预防性试验及轴电压测量5.转子过电压保护设备及灭磁开关检查、试验1.磁极绕组、引线或阻尼绕组更换2.磁极绕组匝间绝缘处理3.集电环车削或更换4.转子喷漆轴承1.轴承绝缘检查处理2.轴承温度计拆装试验，绝缘电阻测量制动系统1制动系统电气回路校验、开关检修励磁系统(一) 励磁机1.励磁机各部及引线检查清扫2.炭刷装置检查、调整3.励磁机整流子圆度测量，云母 修刮4.励磁回路各元件清扫、检查、电气性能试验5.励磁机槽楔松动处理6.励磁机空载及负荷特性试验1.励磁机整流子车削涂镀2.励磁机磁极或电枢绕组更换3.励磁机电枢绕组搪头重焊，绑线重扎4.励磁机主极换向极距离调整5.大功率整流

13、元件更换(二)自动励磁装置1.装置清扫、外观检查2.电压互感器、电流互感器、整流变压器3.调节器柜、功率柜、灭磁柜、各插板和元件等检查试验4.检查并校验各继电器、接触器以及二次回路检查耐压试验5.风机检查6.回路模拟、空载及带负荷工况下试验1.自动励磁装置部件的改装，更换配线2.串联变压器及并联变压器大修附属装置1.自动控制元件和操作系统，保护盘检查，保护装置校验2.各种表计检查、校验3.电压互感器、电流互感器等设备的预防性试验和检修，绝缘油简化分析实验1.空载、短路、升压及带负荷试验2.励磁特性试验3.甩负荷试验4.调相运行试验1.发电机电气参数测量2.发电机通风试验3.4发电机大修主要试验

14、测试项目(表5)。表5 项 目1定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数测试2定子绕组泄漏电流和直流耐压试验 3定子绕组交流耐压试验4定子绕组的直流电阻5转子绕组的绝缘电阻6转子绕组的直流电阻7发电机和励磁机的励磁回路所连设备，(不包括发电机转子和励磁电枢)的绝缘电阻8发电机和励磁机的励磁回路所连接设备(不包括转子和励磁电枢)的交流耐压试验9发电机和励磁机轴承的绝缘电阻10灭磁电阻器(或自同期电阻器)的直流电阻11灭磁开关的并联电阻12转子磁极绕组的交流阻抗和功率损耗13检温度绝缘电阻和温度误差检验14轴电压及中性点漂移电压测试15空载升压试验，空载特性试验16发电机三相稳定短路特性曲线17机组运

15、行摆度和振动测量18机组过速试验19发电机带负荷试验20发电机甩负荷试验21发电机调相运行试验22发电机温升试验23自动励磁系统试验注：极化指数是指在同一次试验中10min/1min绝缘电阻值之比；转子清扫前后测试；仅在必要时具备调相运行条件；励磁机测试项目根据具体情况参照执行；机组大修试验其他项目可参照电力行业标准DL/T5961996和DL/T4891992的规定，并结合机组检修具体情况进行。 4 定子检修4.1 定子绕组上下端部检查处理应符合以下要求： 绕组端部及支持环绝缘应清洁、包扎密实，无过热及损伤，表面漆层应无裂纹、脱落及流挂现象。绕组接头绝缘盒及填充物应饱满，无流蚀、裂纹、变软、

16、松脱等现象。绕组端部各处绑绳及绝缘垫块应紧固，无松动与断裂。4.1.4 绕组弯曲部分，支持环有无电晕放电痕迹。4.1.5 上、下槽口处绕组绝缘无被硅钢片割破磨损。4.1.6 绕组有无电腐蚀，通风沟处绕组绝缘有无电晕痕迹产生。4.2 定子铁芯齿槽检查处理应符合下列要求：4.2.1铁芯无烧伤、过热、生锈松动。4.2.2合缝处硅钢片无错位。4.2.3定子绕组齿部分硅钢片无松动，轻微松动者，可加绝缘垫楔紧，由于松动而产生的锈粉应清除，并涂刷绝缘漆。4.2.4 铁芯两端齿压板压指应压无松动裂纹。4.2.5 定子铁芯通风沟无堵塞。4.3槽楔检查处理后应符合以下要求：4.3.1槽楔应完整、无松动、过热、断裂

17、等现象。4.3.2要求用敲打法检查上、下两端槽楔应紧固，中间部位每节二分之一长度应紧实。4.3.3要求槽楔斜口应对准通风沟方向，并与通风沟对齐，楔下垫实。无上窜及下窜现象，槽楔应不凸出定子铁芯内圆，下部槽楔绑绳应无松动或断股现象。4.4 汇流排引出线及中性点引出线检查处理应符合下列要求：4.4.1汇流排、引出线绝缘应完整，无损伤、过热及电晕痕迹。4.4.2 螺栓连接的各接头应牢固，接触应良好。用0.05mm塞尺检查其塞入深度，对母线宽度在69mm以上者，不应超过6mm；母线宽度在69mm以下者，不应超过4mm。4.4.3 汇流排引出线支架应无松动，绝缘套管应完整，表面清洁，无损伤及过热现象。4

18、.4.4 焊接接头应无气孔、夹渣，表面应光滑。4.5 检修后的检查与清扫要求：4.5.1 用清洁、干燥压缩空气吹扫定子绕组上、下端部。吊出转子后，定子铁芯内表面应吹扫，必要时用清洗剂清扫铁芯。4.5.2 定子绕组端部附有大量油垢时，要用清洗剂彻底清擦。4.5.3 开机前，发电机内应清扫，检查并拉通发电机空气间隙。4.6定子绕组有下列情况之一应当更换：4.6.1耐压试验不合格的绕组。4.6.2主绝缘受到机械损伤，单边厚度达25以上。4.6.3接头股线损伤其导体截面减少达15以上。4.6.4绕组严重变形、主绝缘可能损伤者。4.6.5绕组防晕层严重破坏者。4.7 更换绕组的工序：4.7.1 除去绕组

19、接头卡套处绝缘层，拆除两端卡套。去除接头绝缘，拆开接头。4.7.2 割除端部绑扎线，取出垫块。4.7.3 退出槽楔。4.7.4 取出绕组。4.7.5 下线准备。4.7.6 绕组泄流量测试，下绕组。4.7.7 打槽楔，耐压试验，灌接头绝缘。4.7.8 清扫检查，喷漆。4.8 定子线圈嵌装工艺守则：4.8.1 按设计要求挂好槽底半导体垫条，埋好测温元件。4.8.2 做好下线准备工作，将试验合格的线棒运往现场，画好统一标高。4.8.3 下层线圈与铁芯及支持环应同时靠实，上下端应与已嵌好线圈的标高一致，斜边间隙符合设计规定，使用已浸胶的定向玻璃绑带将线圈牢固地绑扎在上下支持环上，同时与已嵌好的线棒端部

20、垫好垫块绑扎牢固。 下层线圈下线完毕后应对所有的绑带刷一次胶。 检查线棒嵌入后直线部份单侧间隙超过0.3MM时,长度大于100MM时,可用半导体漆刷在半导体玻璃布板上塞实,塞入深度应尽量与嵌入线棒深度相等。单侧间隙小于0.3MM可以不塞半导垫，但应刷半导体漆。 检查槽底测温元件及对地绝缘是否完好，如果损坏应即时更换及处理。 定子线圈下线工艺过程中的交流耐压。 下层线棒嵌装完毕、上层线棒未嵌装之前，以2.5UH+0.5KV试验电压做交流耐压试验。 线圈主绝缘采用热固型粉云母带，电压等级在10.5KV及以上的发电机组,线圈嵌装后,在额定电压下,测定子线棒表面槽电位,槽电位最大值在5V以下。 挂好中

21、间半导体垫条，埋好线棒中间测温元件，做好嵌上层线棒的准备工作。 上层线棒的嵌装与下层线棒相同，在嵌装完毕之后应进行线棒表面槽电位测量，槽电位的最大值在5V以下。 打槽楔：槽楔应与线棒及铁芯齿槽配合紧密，槽楔打入后，靠铁芯上下端的一块应无空隙，其余每块槽楔有空隙的长度不应超过槽楔长度的1/2，否则应加塞垫。槽楔不应凸出铁芯，槽楔伸出铁芯槽口的长度及绑扎应符合设计要求。各测温元件应完好。 槽楔打完后按下列规定进行工频交流耐压：额定电压为10.5KV。上、下层线棒同时以2.5UH进行工频交流耐压。4.9 定子线圈接头焊接工艺守则：4.9.1事锡焊接头的铜线、并头套、铜楔等都应搪锡，铜楔和铜线的导电部

22、份应结合紧密，铜线与并头套之间的间隙一般不大于0.3mm，局部间隙允许0.5mm。接头焊接时，焊料充实，焊接后表面光滑无棱角、气孔及空洞。 接头焊接后，检查焊接质量，测量直流电阻最大最小值之比不应超过1.2。 定子线圈接头的焊接工艺过程必须注意下列几点： 在定子线圈接头的焊接工艺过程中，应防止焊锡泄漏流入线圈端部。 上部接头应控制焊接电流在600A左右，严防在焊接过程中烧坏线棒铜线以及线棒过温铜线氧化或损坏并头套。下部接头焊接应严格控制温度和掌握好最佳的焊接时间。 定子线圈接头的焊接完毕后必需进行全面的清扫检查，不能在发电机内，尤其是在线圈的端部留有焊锡坨和其它金属碎块。 下部接头焊接过程中严

23、格防止焊锡烫伤工作人员，工作场地必需有完善的防火措施。4.10 绕组接头浇灌绝缘盒及铜环接头、极间联线包绝缘工艺守则：4.10.1 所有备用的绝缘盒必需试验合格，并用甲笨清扫干净，上部接头采用通底绝缘盒，下部采用带底绝缘盒。 所有定子线棒绝缘坡口处用乙醇或甲笨擦干净后套上绝缘盒。 上部接头绝缘盒腻子配制采用881A、881B灌注胶，重量比：41，881A881B=41，881A加热到40，摇匀后迅速加入881B，并充分搅拌均匀，然后加入200目过筛开铁粉的石英粉揉成面状，直至不太贴手即可开始腻堵上部接头绝缘盒。 发电机定子线圈接头绝缘盒的浇注双组份环氧灌注胶。双组份环氧灌注胶重量比： 879A

24、879B=41 881A：881B=41 下端定子线圈接头采用879A，879B灌注胶，将879A加热到40，摇匀后迅速加入879B，并充分搅拌均匀，倒入绝缘盒中迅速套入下部定子接头定好位置。上端定子线圈接头采用881A，881B灌注胶，开始灌注前最好在晚上用透光法检查一次所有绝缘盒是否腻好无漏洞，将881A加热到40摇匀后迅速加入881B，并充分搅拌均匀，倒入堵好底口的线圈上端绝缘盒中。固化时间：在环境温度下610小时。4.10.5上部接头绝缘盒等灌注881A、881B灌注胶时应慢慢倒入绝缘盒内，使盒内的空气尽量排出，灌注胶时，绝缘盒胶的温度不能过高，在灌注胶的同时必须严格防止漏胶。4.10

25、.6 等绝缘盒内的灌注胶全部固化后,所有接头绝缘盒补灌一次,直至盒面灌平为止。 4.11支持环（端箍）安装工艺守则4.11.1 支持环的圆度、高度应符合设计要求。4.11.2 支持环接头焊接时，接头应开成X坡口，焊条应使用非磁性材料，焊接完毕后，应清除焊渣并用磨光机修平。4.11.3 支持环包扎绝缘与新绝缘搭口处应削成坡口。搭接长度一般不小于以下规定：发电机额定电压（KV）6.310.513.815.7518.0搭接长度(mm)2530404550 新绝缘包扎完毕后应采用相似线棒绝缘热压工艺热压成型。支持环在最后一个端口绝缘包扎前，须按1.5UH做交流耐压试验。 支持环所有支礅垫铁应焊牢，焊缝

26、无裂纹，支墩的所有螺栓必须紧牢，所有止动垫圈必需复脚。4.12定子线圈及铁芯喷漆工艺手则4.12.1 定子线圈及全部配件安装完毕，必需对定子进行全部清扫，认真仔细检查线圈端部，齿压板下面及铁芯道通风沟内有无遗留物，最后吹灰两遍。 进行整体电气试验，包括交直流耐压与直流电阻测量。 定子线圈端和铁芯喷漆采纳#1361环氧气干漆，喷漆的漆层厚度尽量均匀，无流挂。 现场必需备有完善的消防设备，现场严禁吸烟及其它可能引起火灾的火源，喷漆人员应轮换，最长喷漆时间不能连续超过15分钟。 拆除脚手架。在拆除过程中，防止碰坏线圈及铁芯表面漆膜。4.13 定子绕组干燥， 干燥时温度应逐步上升，每小时不超过58；绕

27、组最高温度，以酒精温度计测量时，不应超过70；以埋入式电阻温度计测量时，不应超过80。 测量定子绕组对机座及绕组间绝缘电阻，当满足下列条件时，可不进行干燥，并按DLT5961996有关规定进行交直流耐压试验。 定子绕组每相绝缘电阻值在换算至100时，不得低于按下式计算的数值： R=(M)式中：UN发电机额定线电压，V； SN发电机额定容量，kV.A。 ·在40以下时，测得的绝缘电阻吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0；水内冷定子绕组自行规定；进行干燥的定子，其绝缘电阻稳定时间一

28、般为4h8h。 5 转子检修5.1磁极及磁极接头经检查处理应符合下列要求：5.1.1 磁极绕组表面绝缘完好，匝间主绝缘及整体绝缘良好，按试验规程测试交流阻抗，绝缘电阻。主绝缘耐压数据合格。 磁极接头绝缘包扎完整。 磁极接头无松动、断裂、开焊，接头拉杆螺丝与绝缘夹板应完整无缺，螺栓连接的磁极接头，固定螺栓应紧固，锁片应锁紧。5.2 阻尼环及其接头检修应符合下列要求：阻尼环与阻尼条连接良好，无断裂开焊。螺栓应紧固，锁片应锁紧。阻尼环及其软接头无裂纹、无变形、无断片，螺栓无松动。阻尼条无裂缝、无松动、无磨损、无断裂。5.3 转子引线经检修应符合下列要求：绝缘应完整良好，无破损及过热。引线固定完好，固

29、定夹板绝缘良好，固定牢靠，无松动。5.4集电环及励磁引线检修应符合下列要求： 集电环表面应光滑无麻点、无刷印或沟纹，表面不平度不大于0.5mm。集电环负极运行中磨损较快，为使两集电环磨损一致，必要时将极性调换。5.4.3刷架刷握及绝缘支柱应完好，固定牢靠。刷握距离集电环表面应有3mm-4mm间隙。刷握应垂直对正集电环，弹性良好。5.4.4 电刷与集电环接触良好。电刷与刷盒壁间应有0.1mm0.2mm间隙。5.4.5 电刷的压力应调整在0.15MPa0.25MPa范围内，同一刷架上每个电刷压力相互差值不应超过10。5.4.6 新换电刷与原电刷牌号必须一致。5.4.7 励磁引线及电缆绝缘应完好无损

30、伤，接头连接牢固，固定夹板完好。5.5 转子喷漆工序工艺应符合下列要求：机械及电气检修工作全部结束。喷漆前转子清扫干净，再用清洁干燥的压缩空气吹扫。5.5.3 检查所有的螺栓已紧固，锁片已锁。5.5.4 磁极绕组交流耐压合格。5.5.5将1361(1321)漆用甲苯调至每秒810滴为适宜。5.5.6喷漆均匀，无流挂现象。5.5.7待漆干后，磁极按原编号标记。5.6 磁极发现有下列缺陷之一时应分解检修或更换：主绝缘不良。绕组匝间短路。绕组接头更换或重新铆焊。5.7 磁极分解检修工艺守则： 发电机转子吊出定子铁芯膛放置安装场后应测量磁极以及各磁极接头的标高并作好原始记录，用测圆架测量转子磁极圆度并

31、作好记录。对磁极和阻尼接头进行编号。5. 7.2松开磁极接头的压板及阻尼接头进行编号，焊开磁极接头。拔键，吊出磁极运往检修现场，做好磁极线圈和磁极铁芯的相对标高标记和其它记号。取出磁极上、下两端绝缘板，测量高度做好记录；取出弹簧垫板框，用专用吊具吊出磁极线圈；取出靠定子侧托板。5. 7.4核准老绝缘尺寸，剥出铁芯表面的老绝缘，对磁极铁芯进行全面清扫，用带电清洗剂将铁芯擦洗干净，磁极铁芯表面喷一层#1361环氧气干漆。套装新的F级玻璃环布主绝缘，装配托板（分清是靠定子侧还是转子侧的），磁极线圈翻身，并吊起套入磁极铁芯，调整磁极接头高度，用环氧板将磁极铁芯两端与线圈之间的间隙塞紧。 装入靠转子侧托

32、板，装入弹簧垫板框，保证与磁极铁芯面水平为宜（+1mm）。单个磁极交流耐压 试验电压：4.45KV 时间1分钟。吊装磁极，打键；打键后，单个磁极耐压试验，按电压3.95KV时间性分钟;单个磁极耐压试验电压:2.5V/每匝,时间5分钟(磁极线圈匝间交流耐压可以在吊装几个线圈后串起来一次进行并联谐振耐压)。磁极接头整形、钻孔、联接。磁极接头接触电阻试验,最大最小之比不应大于1.2。单个磁极阻抗试验，要求相互间不应有显著判别。清扫、修头，安装转子铜排引线，包扎接头绝缘，安装磁极接头、引线压板、阻尼接头；锁定片复角。对转子各部全面清扫、检查、喷漆。2转子绕组整体交流阻抗、直流电阻测量；用摇表测转子磁极

33、，转子引线绝缘电阻，进行交流耐压。5.8 磁极绕组组装的主要工序为：检查绕组、线芯各部无异常。用专用工具将绕组套人铁芯。调节绕组高度，磁极绕组高度和垫板，在压紧状态下，垫板与铁芯高度差应符合设计要求，无规定时不应超过-lmm。绕组与铁芯间塞入环氧玻璃布板，楔紧绕组。磁极干燥(必要时)。测量单个磁极绝缘电阻应不小于5M。交流耐压试验合格。5.9 磁极接头发现下列缺陷时应进行更换处理：软接头铜片断裂。软接头损伤使导电截面减少15以上及焊缝有裂纹。铜片失去弹性。软接头与磁极绕组铆焊不良。软接头接触电阻不合格。5.10磁极接头更换处理的主要工序为：拆卸上下阻尼环接头(磁极需吊出时)。拆卸磁极软接头固定

34、夹板，拆卸下包扎的绝缘。拆开磁极软接头。软接头清理、整形。连接磁极软接头，包绝缘，上固定夹板。安装阻尼环软接头。测量接触电阻。5.11 磁极接头连接，应符合下列要求： 接头错位不应超过接头宽度的10，接触面电流密度应符合设计要求。 焊接接头焊接应饱满，外观光洁，并具有一定弹性。接头绝缘包扎应符合设计要求。接头与接地导体之间应有不小于10mm的安全距离，绝缘卡板卡紧后，两块卡板端头，应有lmm2mm间隙。end审定：徐兴国 校核：王庚生、王柏林 编写：廖东阳QB湖南省双牌水电站企业标准变压器检修工艺规程1总则1.1定义大修：吊芯、吊罩或变压器结构允许可不吊芯、吊罩进行芯体检查及处理的检修。小修：

35、只对变压器油箱外部及其附件进行的检修。临时性检修：存有严重缺陷，影响安全运行时，或发生故障后进行的检修。恢复性大修：全部或局部更换线圈或铁芯的检修。1.2周期及停用时间大修周期：应根据变压器的构造特点和使用情况确定。一般在正式投运后五年左右一次，以后每十年一次，主变压每次2025天，其它25天。充氮到胶囊密封的变压器，可适当延长大修间隔。主变压器，特别是铝线圈的#1、#2主变当承受10KV侧出口短路时，应考虑提前大修。小修周期：每年12次。恢复性大修或临时检修：不定期，由站领导决定。1.3大修项目揭开变压器的箱盖（或吊开钟罩），取出（或露出）器身进行检查。检修器身（铁芯、线圈、绝缘、引线、支架

36、及切换装置等）。检修箱盖、油箱、油枕、防爆筒和套管等。检修冷却装置（包括油泵、风扇等）控制箱、各部阀门和管道等附属设备的检修。对铁芯、铁芯紧固件（穿芯螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接地线进行检查处理。清洗油箱外及油箱附件，必要时将外表面喷漆。检查更换密封胶垫，消除各密封点渗漏面，并进行检漏试验。处理绝缘油、必要时换油。必要时对器身进行干燥。呼吸器和热虹吸器的检查处理。检查无载分接开关装置，并按规定项目进行调试。校验测温，控制仪表、信号及保护装置。进行规定的测量和试验。大修后对变压器进行进行充电及试运行。可结合变压器大修一起进行的技术改造项目，如油箱机械强度的加强，器身内部接地装置改

37、为外引接地，安全气道改为压力释放阀，高速油泵改为低速油泵，油位计的改进，储油柜加装密封装置，气体继电器加装波纹管接头。1.4小修项目消除运行中发生的缺陷。检查高、低压侧的引出线接头、夹头有无松动情况，如发现夹头松动和接头过热，均须进行处理。对所有引线套管、穿墙套管和瓷瓶等进行外表清扫检查瓶件表面应完整无损，连接部分无渗油，充油套管油位适宜。清扫油位计表面，根据油面高低确定加油或放油。检查处理防爆筒玻璃，油位计和充氮装置，必要时检查处理油枕胶囊。检查油枕、净油器、散热器及充氮设备的阀门，应不漏油，不漏气，否则应处理。对冷却用风扇电动机、潜油泵回路进行检查，必要时，可解体检查。清扫本体、油箱、顶盖

38、、散热器的脏污。进行预防性试验。检查呼吸器、热虹吸器，更换干燥剂。校验或更换温度计，处理或更换瓦斯继电器。1.5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：个别零部件损坏的检修或更换，如套管破损、分接开关损坏等。线圈局部挖修，更换局部因放电，过热烧损的铁芯及绝缘件等。拆除上铁轭插片，更换部分和全部线圈和绝缘件。薄绝缘结构的变压器，更换线圈大修时，应按现行新绝缘标准重新设计。并尽可能安装有载分接开关。对变压器特性和绝缘按规定进行试验。1.6变压器铭牌参数设备编号型式高压侧低压侧短路阻抗空载损耗(KW)短路损耗(KW)冷却方式分接开关额定电压(V)

39、额定电流(A)额定电压(V)额定电流(A)#1主变SFPL1-63000/110Y0/-1163MKVA1270502861050034649.85%67.6274强迫油循环水冷式121000301114950317#2主变SFL-60000/110Y0/-1160MKVA127050272.510500330011.02%102.2319油浸风冷124020279121000286.5117980294114950301#3主变SF1-60000/110Y0/-1160MKVA127050272.51050033009.66%58.1274油浸风冷124020279121000286.511

40、79802941149503012 检修前的准备2.1根据厂家图纸、资料、试验、检修、运行发现的异常情况、事故和出口短路的次数、变压器的负荷以及有价值的新的技术成果等，编制大修组织、技术措施，大修项目、大修方案及进度表等。2.2拟订起吊方案，并对起吊用的工具、设备进行检查、试验，确保起吊安全进行。2.3准备好检修用油及补充油，如化验结果决定换油，还应准备足够的更换用油。2.4大修前一个月左右，检修车间应组织有关人员检查和落实检修项目，检修用材料和主要备品配件，人力的准备和安排，有关班级之间的协作配合等。2.5除#2主变外，其余变压器均力求在运行现场进行检修。2.6 #1、#3主变的起吊用扒杆（

41、扒杆长1315米梢径不小于16厘米）。2.7油罐及输油管路内部应清洁，无潮湿水珠。2.8真空滤油机及压力式滤油机等均经过检查试运行，证明情况良好。2.9检修现场应具备足够数量的干粉式灭火机、二氧化碳灭火机及四氯化碳灭火机等，以防火灾事故发生。2.10在器身及附件上进行焊接工作时，必须有专人负责监护，随时准备灭火。2.11检修现场严禁烟火，易烧易爆物品指定专人发放、回收和保管。2.12大修前进行电气试验：测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。3拆卸作业3.1在本体上的作业依如下工序大修前试验、查缺陷，绝缘情况记录。初放油及拆配件。再放油及吊芯（罩）。装复。特性检查试验。干燥。绝缘恢复后试验。

42、3.2拆卸作业依如下工序放油、放至变压器铁芯上铁轭顶部，关闭所有散热器及呼吸器上下阀门。拆除油枕及支架，先将油枕吊好，拆开油枕联接管路及固定螺丝，将油枕吊走。拆除防爆管。拆除瓦斯继电器及湿温装置及表计。拆御高压侧套管，松开高压套管顶部线夹头及压紧螺帽，用细白纱带穿在出线接头的拉线孔中，将吊绳用卡环卡在四个吊环上，在套管上部必须用绳子围一圈，以防在起吊中翻倒，松开套管法兰螺丝，将套管慢慢吊出，安放在专用的架子上。拆下升高座。将本体部分相应的孔洞用专用闷板堵好拆下的联接部分及套管的上、下端，用一层白布、两层塑料布包好并扎紧。拆除风扇电机、接线盒、电缆、支架撑板及拉杆等。按顺序编号，以便原位装复。拆

43、除散热器、呼吸器，检查所有阀门在关闭位置，拆除散热器上下支撑扁铁，松开散热器下部放油螺钉，逐个放完散热器内的油，固定好吊具，松开上下阀门连接螺丝，将散热器吊至预先准备好的木板上，用闷板将本体上的阀门封好，将已吊走的散热器、呼吸器连接口用塑料布包好。拆除低压套管，打开低压套管入孔门，拆开引线与套管的连接螺丝，现拆套管固定螺丝，将套管拆下，并妥善保管。松开分接头开关连杆，顶部固定螺丝，做好位置标记，从上部取出分接开关连杆，分接开关绝缘体在空气中暴露时间与器身相同。4 吊芯（罩）作业4.1事先与气象局取得联系，确知三、四天内无雨及吊芯的当天天气晴朗。4.2起吊应有专人指挥。吊钩高度符合厂家规定，绳套

44、夹角一般不大于60。4.3芯子在空气中暴露时间不应超过下列规定：空气相对湿度不超过65%时，不大于16小时。空气相对湿度不超过75%时，不大于12小时。相对湿度大于75%，应将芯子加温至高出气温10。C以上。芯子露空时间，从绕组出油面算起，至绕组被油覆盖为止，尽量缩短放油时间。4.4芯子大的修理应尽可能在干燥清洁的室内进行，露天处理缺陷时，场地四周应清洁，并有防止雨、雪、灰尘落入的措施。4.5 #2号主变吊芯，将顶盖与油箱连接螺栓拆除，把顶盖吊走，用洁净吊具连接在器身吊环上，注意中心位置（芯子中心与油箱中心相距为135毫米），慢慢将器身吊出，芯子不得与油箱碰撞，以免碰伤绝缘，记下油箱余油位置，

45、以便装复时注入同样油位。#1、#3号主变吊钟罩，首先将油箱内油全部放完，可用油泵抽油，以便缩短放油时间，松开钟罩与油箱底部连接螺丝，应注意从四周逐步松开，以防止螺丝受扭。系好钟罩吊环、钢丝绳，缓慢吊起钟罩，吊至适当高度移开钟罩，落至事先准备好的地方，吊罩时应随时注意中心位置，防止擦伤芯子绝缘。整个芯子检查完毕后，用合格变压器油冲洗干净。4.6吊芯（罩）后的检查：表1、线圈、绝缘及引线检查内容工艺要求质量标准1、检查线圈表面及主绝缘。2、检查线圈油道有无被油垢或其它物质（如矽胶）堵塞情况，必要时用白布及泡沫塑料擦试，然后用2公斤/厘米2压力的合格变压器油冲洗。3、检查线圈或围屏有无破损，变色变形

46、，放电痕迹等。发现异常应打开围屏作进一步检查。4、检查各部垫块，及压钉有无松动位移，变形形象。5、观察绝缘件。表面色泽。6、用手指按其表面是否有弹性或变形。7、属于一、二级绝缘可继续使用，属三级绝缘除检查外，应协同中试所采样进行鉴定，属四级绝缘则应更换。8、检查引线及引线锥的绝缘包扎情况，有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线头焊接处有无焊锡熔化现象。9、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检查处理。10、检查引线、分接线位置有无移动，固定木支架有无松动，发现位移或松动应设法复原，拧紧固定螺钉，并复核引线，分接线的绝缘距离。11、检查强油循环管路绝缘接口部位的封闭情

47、况。线圈清洁，表面无油污主绝缘各部垫块无松劲，相间隔板及轭绝缘无破损。油道通畅，无任何油垢其它物质存积其中。线圈表面及围屏清洁有无破损，绑扎完整，围屏分接引线出口处应封闭良好无漏油，无变形，无发热，烧灼变色。各部垫块无位移，支撑牢固，反压钉保持足够的压力。一级绝缘：绝缘富有弹性、金黄色，用手指按时无残留变形，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，用手指按时有少量变形和裂纹，属勉强可用态。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，甚至可见裸导线属不合格状态。包扎绝缘部位绝缘物应完好无损，无变形、变脆、

48、引线无断股，焊头应无焊锡熔化现象，套管引线焊锡的引线应改为磷铜焊。木架应无破损、裂纹及烧伤痕迹，各部螺栓应坚固，胶木螺帽无缺损并有防松措施。封闭良好，绝缘无破损变形。表2、铁芯检查检修内容及工艺要求质量标准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，铁芯若叠片翘起应用铜锤或木锤敲打平整（不可用铁锤直接敲打）。铁芯若有烧伤痕迹时应查找原因并进行处理。烧伤严重时应更换部分叠片。铁芯表面及铁轭上的油垢应用白布及泡沫塑料擦试干净（恢复性大修时可用面团粘铁轭顶部叠片中的杂质微粒），然后用合格的变压器油冲洗。2、检查铁芯，上下夹件，线圈压板是否连接可靠并经小套

49、管与油箱一点接地，若有多点接地应设法消除。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、穿芯螺栓对铁芯的绝缘电阻。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、检查试紧所有螺栓，应紧固无松动。铁芯叠片应平整，绝缘漆膜无翘起或脱落，无放电烧伤痕迹，表面清洁，各处无油泥及杂物。铁芯，上下夹件，线圈压板之间的连接片应完整，并经小套管可靠接地。测量用2500伏兆欧表，铁芯对地用1000伏兆欧装测量，测量时间一分钟代替交流耐压。测量值与历次值比较但不得低于10兆欧。测量时应将有关接地片，连接线解开后，测后装复，最后再试一定联通情况。表3、无载分接开关检查检修内

50、容及工艺要求质量标准1、检查开关各部件是否齐全、完整。2、松开上方定位螺栓，转动是否灵活，上部指示位置与下部实际接触位置是否一致若转动不灵活应进一步检查卡塞的原因，若上、下部位置不对应，应进行调整。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试干净。触柱过热，发黑、烧毛、穿弧、镀层脱落严重时应更换。4、检查触头由分接线联接螺栓有无松动，否则应拧紧、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，发现脏污应用无纤维绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒剥裂严重时应更换。6、应注意拆装前后指示位置必须一致，各相

51、手柄及操动机构不得互换。7、开关暴露在空气中的时间过长或已发现绝缘受潮，应进行干燥，干燥后的开关应能经受相应的耐压试验。合格后方可使用。35千伏及以上开关应在合格的变压器油中试验，油的耐压不低于30Kv.机械转动灵活，转轴密封良好，无卡塞，上部指示位置与下方实际接触位置一致。触头接触电阻小于500微欧，触头表面应保证7光洁度，无氧化变色碰伤及烧毛痕迹。触头接触压力用弹簧秤测量应在2.5至5公斤/厘米之间。用0.02毫米塞尺检查接触紧密。开关所有紧固件均应拧紧。绝缘筒应完好，无破损剥裂、变形，无任何污垢积存。开关的绝缘强度符合产品出厂说明书规定的耐压试验标准，无闪络击穿现象。5检修油箱、顶盖及阀

52、门5.1检查油箱外部有无油污，若有应用汽油、棉纱擦净。仔细观察渗油部位，在有油时作好标记，放油后进行补焊。5.2将箱内余油全部放掉，进行彻底的清抹工作，最后用揉好的灰团粘尽杂物，再用白布浸无水酒精抹一遍，要求箱内无油垢、杂物，内壁无锈蚀，焊缝良好，无渗油现象、油箱或钟罩无变形。5.3检查蝶阀、转轴、档板等部件是否完整，灵活和严密，必要时更换之，经0.5Kg/Cm2油压试验，档板漏油不大于10克/分钟，指示开闭位置的标示应完整正确。闸阀（事故排油，放油阀等）应拆下分解检修研磨及更换密封胶垫，缺损的零件应配齐，或者更换阀门，阀门应经1.5Kg/Cm2的油压试验不漏油。对油箱的放气塞、放油塞，油样活

53、门等应进行全面检查，并更换密封胶圈，检查丝扣是否完好，必要时更换塞子。5.4对顶盖、钟罩各接合面进行除锈清抹，要求干净平整。5.5各部检查修理完毕后，必须彻底、全面检查油箱、铁芯、绕组，各部门不得有任何遗留物，装复各部位的合格阀门并关好，用闷板封死。5.6检查油箱底架和小车各焊接部分有无裂纹，各固定螺栓是否紧固可靠，接地装置是否完好无损。5.7检查滚轮在基础上的定位装置是否可靠并对底架和小车进行清扫。6器身、钟罩装复6.1 #2主变先将油箱注入合格变压器油至芯子吊出后的油位线高度，再将器身吊入就位，在吊装过程中要格外细心，防止碰撞绕组及引线等。垫好止油胶条，用白布清抹油。6.2防爆薄膜或玻璃应

54、完好无损，无裂纹。选用无机玻璃厚度应保证在大于0.5公斤/厘米2的冲击压力下爆破。6.3装复时先吊装油枕，再装防爆管。7高压套管及装复7.1拆卸前在套管法兰及升高座法兰上做好位置的标记。清抹套管表面及法兰安装面要求无油垢，灰尘，检查油位是否正常，如油面过高或过低均调整油面，并查明原因，如有渗油应处理。7.2检查套管内绝缘油质量，在套管下部取样，即从套管接地法兰的放油塞处放出。7.3套管是全密封结构，一般是不易受潮的，在检修中所测量套管的介质损耗角，若套管的介损大于标准，应更换绝缘油，或进行真空处理。7.4若进行真空处理时，可将真空接头及进油接头（M12螺纹）分别接在套管底座及套管上部储油柜的塞座上，注入合格的绝缘油，处理后的套管介损应符合要求。7.5如果不能对套管进行真空处理时，不要拆散套管，以免内部绝缘受潮。7.6如在检查时发现瓷套损坏以及套管内绝缘受潮不能处理时，应送厂家修理。7.7将升高座装复原位，将升高座与油箱结合面清抹干净，放好密封胶垫，落