电气检修规程（全集）

1、目录第一章 发电机检修规程1第二章 油变压器检修规程13第三章 电动机及其附属设备检修规程34第四章 高压真空断路器检修规程44第五章 低压厂用干式变压器检修规程48第六章 电抗器检修规程52第七章 蓄电池维护规程54第八章 发电机保护装置检修规程62第九章 变压器保护装置检修规程70第十章 WWLT1型励磁调节装置检修规程80第十一章 厂用及备用变压器保护装置检修规程99第十二章 BZT装置及线路保护装置检修规程97第十三章 电动机综合保护装置检修规程105第十四章 二次回路检验规程112第一章 发电机检修规程1.1 设备规范1.1.1 发电机设备规范1.1.1.1 QF-30-2型汽轮发电

2、机及型号意义：Q：以汽轮机为动力F：发电机30：指发电机额定功率为30MW2：极数为2极1.1.1.2 发电机规范型号：QF-30-2额定功率: 30 MW额定容量: 35.3 MVA额定电压: 10.5KV额定电流:1941 A 额定功率因数(滞后) :0.85额定转数: 3000 rmin 额定频率: 50 HZ相数: 3 短路比(保证值) 0.55效率(保证值): 98.5%冷却方式: 密闭循环空气冷却,转子空内冷定子接线: Y出线数目:6绝缘等级: F(温升按B级考核)励磁方式:他励制造：中国长江动力公司武汉汽轮发电机厂1.1.1.3交流励磁机规范中国长江动力公司武汉汽轮发电机厂型号T

3、EL-130-4额定功率116KW额定电压203V额定电流370A额定频率100 HZ额定转速3000 rmin额定功率因数0.89额定励磁电流8.5A额定励磁电压122V相数3绝缘等级B产品标准JB/T 7784-951.2 发电机检修准备与周期1.2.1 周期1.2.1.1发电机大修：每24年一次，新投运机组，第一年进行一次大修。1.2.1.2发电机小修：每年12次。1.2.2 准备工作1.2.2.1发电机大修前，检修负责人必须将所修的设备缺陷和运行中存在的问题了解清楚，确定大修项目，包括大修标准项目，消除缺陷项目和改进项目。1.2.2.2根据大修项目，制定所需材料与计划，制定大修进度，工

4、时计划和人员安排，提出大修的组织措施、技术措施和安全措施。1.2.2.3.根据大修项目，备全大修资料，备品和记录本。将大修使用的各种工具放入专业箱内并进行登记运往现场，对起吊工具认真检查必要时做拉力试验。1.2.2.4. 准备好各设备的检修场地，并做好现场的消防和保护措施，所用篷布、橡皮垫、枕木和抽装转子工具运到现场。1.2.2.5.大修开工前，应组织全体检修人员学习规程，工序卡、技术措施、安全措施以及消防救护知识，明确大修任务、质量和标准。1.3发电机检修工艺标准序号项目工艺方法质量标准1.3.1 发电机解体1.3.1.1发电机修前试验（1）拆发电机定子引出线伸缩接头（软连接），将三相引线螺

5、丝放入专用袋内，严防抛丢工具和螺栓，以免碰伤软连接。（2）按电气设备预防性试验规程进行发电机修前试验。 （1） 软连接应无过热、损伤；瓷瓶和套管完整无缺。（2）按标准试验。1.3.1.2拆交流励磁机（1） 拆下励磁机上端盖并吊走。（2） 拆开励磁的连接片螺丝。（3） 拆励磁引线：将正、负极励磁引线拆下。（4） 拆开发电机大轴也励磁机大轴的连接螺丝。（5） 用千斤顶顶住励磁机大轴，用顶丝使励磁机大轴与发电机大轴分离（6） 拆除底部螺栓及锥销.移走励磁机。（1） 吊走上端盖的时候要小心防止碰伤励磁机定子。（2） 测量前后风挡与风扇间隙作好记录一般为23mm。（3） 固定连接片板的位置要做好标记。（

6、4） 拆下螺丝妥善保存。引线应无过热现象。（5） 在分离励磁机的大轴时要注意尽量保持励磁机大轴的平衡，防止大轴损伤励磁机线圈（6） 注意各连接处作好标记。测量其安装尺寸，作好记录。各处螺丝应做好标记并放在专用袋内1.3.1.3拆发电机大小端盖（1） 拆前测量每侧上、下、左、右四等分点轴封与轴的间隙，拆大小端盖并起吊到指定位置。（2） 测量风扇和挡风圈间隙，拆走大端盖，起吊大端盖不得碰及风扇叶片和端部引线及定子。（1） 螺栓和垫片应做好标记 。（2） 端部线圈，大小端盖和风扇叶片应无碰伤和裂纹。1.3.1.4测量发电机定转子气隙，并抽转子1.3.1.4.1测量发电机定转子气隙用专用工具测出发电机

7、汽励两端上下左右四点气隙1.3.1.4.2抽转子工作（1） 由机本体拆除发电机靠背轮与伸缩节的螺丝（2） 用顶丝使发电机靠背轮与伸缩节脱离上口。（3） 在发电机的大轴上安装好假轴。（4） 拆下#4瓦的地脚螺丝，吊起轴承座100，拆除下面垫片，在下面放入宽50mm约厚为20mm长为80cm”L”型铁板落下轴承座。（5） 用千斤顶和专用工具顶起汽侧转子，拆走轴下瓦，用吊车大钩吊在假轴颈（靠近假轴根部）吊起汽侧转子。（6） 把手动倒链挂在锚墙上和#4瓦的底座上，指挥行车和电动拉链，拉转子向励侧移动，直到钢丝绳接近汽侧端部线圈。（7） 在发电机汽侧的底座上放上枕木，用50T液压千斤顶顶住大轴慢慢的落下

8、钢丝绳。（8） 挂钢丝绳于假轴中心两侧，调节大钩中心，试吊转子重心，用水平仪测转子水平后，吊起转子，拆除手动倒链和#4瓦底座的钢丝绳。（9） 指挥行车使气隙均匀，气隙均匀后，指挥行车向励侧移动，转子两侧人员扶住轴头使转子不要移动太大，直至转子汽端轴头移出定子的励侧端部线圈为止。（10） 指挥行车将转子放在转子专用架上。（1） 螺丝应放在专用袋中，做好标志（2） 标准起吊发电机转子不能碰及汽轮机，要留出吊钢丝绳的位置，起吊轴承座时不能碰及千斤顶，起吊时要注意钢丝绳内侧不能碰及千斤顶。（3） 转子上应垫2羊毛毡，顶起转子时，应仔细查看气隙。起吊转子从东西，南北两个方向调整，使大吊钩垂直于该点中心位

9、置，行车和手动倒链速度应一致，加轴应平行移至汽侧，大护环应有两人从汽侧随转子进入定子膛内，监视间隙及扶住靠背轮，重心在励侧护环内起吊转子应仔细查看间隙，转子两侧应各有两人扶住轴头（4）在汽侧风扇叶片将出定子膛时，应仔细查看风扇与压板螺丝的间隙，专用支架应放胶皮。1.3.2 发电机定子检查1.3.2.1铁芯检 查（1） 无关人员不得进入定子膛内，进入定子膛内的工作人员应穿软底鞋和无纽扣衫，带入膛内的大小工具和材料均应登记清点，严防金属物遗留定子膛内。（2） 检查铁芯压圈和定子铁芯，用带电清洗剂或无水酒精清洗铁芯表面油污，用旧锯条对有反面毛刺的铁芯修光，铁芯如有短路则应先去毛刺后凿开短路处垫入云母

10、片，表面涂以环氧绝缘漆。（1） 进入膛内工作人员不得装其 它东西，每次收工后对工具和材料进行清点，无遗漏。（2） 压圈螺母应紧固无局部过热裂纹现象；两端梯形叠片应压紧，表面无红粉，铁芯无断齿碰伤、毛刺和水锈现象。1.3.2.2槽契通风口检查（1） 用小锤敲打槽契表面，有哑壳声且朝贡1/3长度者敲出，垫以半导体玻璃布板后重新敲紧槽契，表面用电气设备清洗剂去油污。（2） 槽契敲紧后，两端关门槽契处用玻璃丝带和线圈一起绑紧，再涂环氧绝缘粘合漆。（3） 通风槽应用压缩空气逐一吹灰，通风槽闭塞严重者用胶木条撑开，环氧树脂固定。（1） 槽契应紧固无松动过热现象，槽契表面应清洁无油污（2） 粘合漆配制：61

11、01环氧树脂和50聚酰胺1：1并用甲苯稀释（3） 通风槽畅通无堵塞1.3.2.3线棒检查（1） 打开松动的槽契，检查直线部分的线棒，表面绝缘破损处应包扎处理（2） 用压缩空气吹净端部线圈表面灰尘，用电气设备清洗剂擦净油垢，用5厚半导体玻璃布板塞紧槽内松动的线棒，检查端部线棒及绑线（1） 线棒应无膨胀变形流胶脱漆，绝缘破坏现象（2） 端部线圈表面应干净清洁，绑线应牢固无位移和断裂现象1.3.2.4槽口垫块和端部R型垫块检查（1） 用眼看手摇法检查垫块，如位移松动，则用适形材料垫紧加固或用绝缘板涂环氧树脂漆塞紧（2） 线圈R处如磨损则应包新绝缘漆后涂防晕漆，端部绑线应牢固，如松动磨损应用玻璃带扎紧

12、，并涂以环氧绝缘漆垫块应无位移和松动，线棒与垫块接触面间应无黄粉绑扎线和R处应无磨损1.3.2.5端部压板螺钉和胶木支架及木架螺丝钉检查（1） 检查端部压板螺杆是否松动，如出现黄粉需重新拉紧，并以锁垫成开口锁住，螺钉无发热变色，滑牙现象（2） 端部压板和胶木支架应无磨损，裂纹和松动现象（1） 螺杆、螺母垫圈和开锁垫圈的开锁均应配备锁牢，且只能更换非磁性材料（2） 青铜支架和机壁应无间隙，否则应拉紧1.3.2.6端部线棒连线检查（1）用眼看手摇法检查线棒连线应无位移松动，否则垫适形材料后，用少纬玻璃丝带扎紧，环氧固化（1） 线棒连接应无松动，固定良好（2） 线棒连接表面清洁，绝缘良好1.3.2.

13、7机视孔装置检查检查窥视孔，有机玻璃及压有机玻璃的橡胶圈是否因长期运行而老化变形，顶固玻璃弹簧卡应完整无缺无尘窥视孔应密封1.3.2.8定子线圈各部吹灰清扫（1） 定子线圈各部位应用压缩空气吹灰，电气设备清洗剂去油污（2） 在复盖脱漆严重时，应喷涂铁红复盖漆，喷漆前要用废纸包扎。（1） 线圈表面清洁无垢（2） 复盖漆完整，喷漆均匀1.3.2.9测温元件检查（1） 用2500V兆欧表测引线对地绝缘电阻（2） 用单臂电桥测量测温元件直流电阻，更换已坏测温元件（1） 引线对地绝缘电阻大于1M，无接地（2） 铜电阻0时应为50，铂电阻0时为100 1.3.2.10进行预防性试验见电气试验部分1.3.3

14、 发电机转子1.3.3.1检查转子护环并进行探伤（1） 外观检查护环与转子，用塞尺测量护环与本体之间的轴相配合间隙，与以前数据作比较以判断有无位移（2） 用0细纱纸打光磨光护环的出口，并用五倍放大镜查看有无裂纹，用旧锯条背部，轻轻剖掉护环表面的黑瓷漆，然后用#60砂纸打磨光亮，进行金相试验和超声波探伤（1） 各装配面及附件应无锈斑 过热变色现象，护环应无轴相位移（2） 护环应无裂纹，护环侧平衡块应固定牢靠1.3.3.2检查清扫两端风扇和平衡块固定情 况并对风叶探伤（1） 用压缩空气吹扫风扇环的平衡块有无位移，螺丝有无松动，使用万能角尺检查风叶的装配角度是否一致（2） 用去漆剂清除风扇座，然后用

15、五倍放大镜检查，用去漆剂除去每片风叶表面聚胺脂清漆，进行表面超声波探伤着色试验检查（3） 每次大修应做叶片静频试验，超标者应查明原因，更换有缺陷的叶片，并涂保护漆（1） 风扇平衡块固定叶片装配角度基本一致，其允许误差不超过±0.5（2） 风扇环，风叶等应无裂纹，固定牢固。叶片根部环之间的装配间隙不小于1（3） 叶片静频试验与出厂数据相比较其差值不大于5%1.3.3.3检查清扫转子本体（1） 用0.3-0.5Mpa压缩空气吹扫转子本体，用电气设备清洗剂擦净油垢，用#0细纱纸擦掉锈斑（2） 外观检查硬铝槽楔有无松动，平衡块是否牢固，如有转子本体表面有灼伤痕迹，且是因为负序电流大，则应调整

16、继电保护的整定时间（1） 转子本体干净，表面无锈斑（2） 槽楔与大小齿的接触面上应无过热灼伤痕迹，槽楔和平衡块不松动1.3.3.4检查清理滑环，必要时进行车削（1） 用压缩空气吹净滑环及其引线附近的碳粉灰尘，用汽油或甲苯洗净油垢（2） 以手摇和外观相结合，检查滑环引线的斜楔是否松动，用万用表检查引线绝缘和滑环对轴的的绝缘是否良好，如引线破损应使用玻璃丝带浸湿后进行包扎（3） 滑环表面应光滑，如滑环偏心度超过0.05，高低差1时，应进行车削磨光。（4） 在冷态下，用双臂电桥测量激磁绕组的直流电阻，与出厂及历次测量值比较，测量滑环与引线之间的接触电阻（5） 交流阻抗试验，测得各数据与出厂及历次测得

17、值进行比较分析 （1） 滑环及其引线附近清洁无尘（2） 滑环引线固定良好，对地绝缘不低于2M（3） 滑环应无过热现象，椭圆度不大于0.5，螺旋槽深不小于2，螺旋沟有0.5-1.的倒角（4） 直流电阻值与其以前相差不得超过2%，滑环与引线之间的镀银接头接触电阻不大于10，镀锡的不大于50（5） 应无明显变化1.3.3.5更换转子线圈绝缘（1） 拆下风扇环，在护环的中心环和轴颈等处垫以石棉布，防止加热火焰烧毁绝缘风扇环（2） 拆除套筒和各部分垫块，除前必须对垫块编号，以便以后复位对号入座（1） 拆下风扇环时不能碰伤风叶，加热火焰不能烧伤各处绝缘。（2）转子线圈分别对地绝缘不小于1M。1.3.3.6

18、测量励磁回路绝缘电阻用万用表测量对地绝缘电阻大于2 M1.3.3.7转子整体吹灰清扫并刷漆（1） 用压缩空气对转子整体吹灰，转子通风口应畅通（2） 转子线圈引线可见部分检查，并对转子本体喷绝缘漆（1） 转子表面无锈斑，油污（2） 转子线圈引线无松动偏移，喷漆均匀1.3.3.8进行预防性试验由高压试验班负责1.3.4 空冷器检修1.3.4.1（1） 用吸尘器清除冷却器及室内灰尘（2） 检查各部密封良好，不得有与室外透气的地方（3） 取下冷却器端盖，检查冷却水管内有无锈蚀、积垢，如有堵塞现象，应及时清除堵塞物，保证冷却效果（4） 水压试验以1.52倍工作水压保持30分钟无泄露为合格。若有漏水现象应

19、仔细检查，若水管中间漏水可将该水管两端堵住，但不得超过总数的5%，并保证发电机进风温度不大于40（5） 冷却器结构件应无锈蚀情况，发现锈蚀处应及时打磨，涂漆保护1.3.5 发电机复装1.3.5.1定子线圈铁芯和转子线圈铁芯（1） 带电设备清洗液清洗扫定、转子线圈铁芯线圈表面无油污，定、转子回路畅通1.3.5.2穿发动机转子并找中心（1） 穿转子过程与抽转子相反（2） 穿进转子后由机本体找中心（1） 穿转子前，定子膛内无异物（2） 定、转子间无碰伤1.3.5.3交流励磁机的安装调试检修（1） 0.30.5Mpa无油污压缩空气吹扫，用带电设备清洗液清洗整流管和线圈，恒压弹簧，螺丝。万用表检查整流管

20、的好坏。用500V的摇表检查励磁线圈对地绝缘电阻（2）励磁机底座的安装顺序与拆时相反。（3）连接励磁机的轴和发电机的大轴由汽机本体班进行（4）装上励磁机的端盖（1） 线圈无裂纹灼伤，护流环无变形断裂，整流管无损坏，线圈对地绝缘电阻不小于100M（2） 安装时以拆时所作标记进行复装。1.3.5.4复装发电机大小端盖（1） 吊装大端盖前，应对定子端部进行仔细检查，防止杂物遗留定子内，在发电机两端四等分点测量定、转子间隙（2） 装大端盖后，测量风扇叶片和导风圈间隙；装小端盖后，测量轴封间隙（1） 大-小/平均10%（2） 风叶与挡风圈间隙上端不小于2，小盖轴封间隙上端不小于3，下端不小于0.151.

21、3.5.5发电机接引线（1） 检查引出线有无发热现象，接触面和弹簧垫片均完好（2） 复装引线时，引出线与伸缩节两结合面应平整清洁，为防止接触面氧化，要涂一层凡士林（1） 引出线无松动，弹簧垫片完好（2） 螺栓应旋紧，接头处用0.05塞尺检查无缝隙1.3.6 发电机附件1.3.6.1冷风室的检修（1） 清除冷风室地面积水、污物，风道内壁应涂油漆，保证空气干燥清洁（2） 冷风室无裂缝透风现象，对漏风处用毛毡堵紧，冷风室的门应关闭严密（1） 冷风室地面无积水（2） 四壁不透风1.3.7 发电机修后试验：见电气试验规程部分1.3.7.1绝缘电阻测定1.3.7.2直流电阻测定1.3.7.3定子绕组直流耐

22、压和泄露电流试验1.3.7.4交流耐压1.3.7.5空载特性1.3.7.6短路特性第二章 油变压器检修规程1 变压器设备规范1.1 #4、#5主变规范 表1型号SF94000035冷却方式ONANONAF额定容量40000KVA相数三相额定电压高压38.5±2×2.5KV频率50Hz低压10.5KV线圈温升额定电流高压599.8A短路阻抗10.05% #49.94 #5低压2199.4A空载损耗25.727KW调压方式无载空载电流0.26%接线组别YN，d11负载损耗153338kw油重7900Kg安装日期2004年总重44225kg运行日期厂家山东现代达驰电工电气股份有限

23、公司生产日期2004年1.2主变常用备件：表2序号名称规格及数量单位数量备注1风扇电机YZ90L13 0.55kw 660rmin件42瓦斯继电器QJ4-80 电压220v电流0.3A件13油位指示器YZFYZS175 、UZF-200件14压力释放装置YSF853130KJ件15密封垫与主变配套套16硅胶变色硅胶kg257绕组温度指示器BWR04J件18变压器油25号变压器油吨数量根据实际定9无励磁分接开关WSG800356×5BL件110高压套管BJLW40800件411低压套管BDW203000件312接地套管BJL10100件12.检修周期及检修项目2.1检修周期2.1.1新

24、安装在变压器均应吊罩(芯)进行内部检查.2.1.2新投入运行的变压器五年进行一次大修，以后每隔1015年大修一次。变压器发现异常情况，或经试验判明内部故障时，应提前大修。变压器出口短路时，也应考虑提前大修；2.1.3变压器小修每年12次；2.1.4变压器附属装置大修周期：2.1.5冷却器随本体大修；2.1.6风扇电机每年大修一次、潜油泵每一至二年大修一次；2.1.7主控制箱三年大修一次；2.1.8变压器预试按Q/001-114-2000电气设备预防性试验实施规程要求的周期进行2.1.5变压器在运行中或预防性试验中，发生或发现异常情况，可及时进行大修。2.2检修项目2.2.1大修项目2.2.1.

25、1大修前的准备工作。2.2.1.2拆装附件与吊罩（芯）。2.2.1.3芯片检查：2.2.1.3.1线圈与引线的检查。2.2.1.3.2分接开关的检查。2.2.1.3.3铁芯与夹件的检查。2.2.1.3.4铁芯接地装置的检查。2.2.1.4冷却导向装置及油箱内部的检查。2.2.1.5套管的检修。2.2.1.6油枕的检修。2.2.1.7压力释放阀的检修。2.2.1.8呼吸器的检修。2.2.1.9净油器的检修。2.2.1.10冷却装置（散热器、冷油器）及管阀的检修。2.2.1.11瓦斯电器、信号温度计、电阻测温计的拆卸安装校验。2.2.1.12变压器干燥。2.2.1.13变压器油的过滤与处理。2.2

26、.1.14变压器油箱的检查。2.2.2小修项目：2.2.2.1外壳及阀门的清扫，处理漏渗油，必要的补漆或重漆。2.2.2.2清扫检查套管，配合预防性试验，拆引线接头，校紧接头螺栓。2.2.2.3取油样及补充油。2.2.2.4检查或更换瓦斯断电器。2.2.2.5油枕的检查（油位计、密封胶囊、低油位监视装置及沉积器）。2.2.2.6呼吸器更换变色硅胶。2.2.2.7压力释放阀的检查2.2.2.8净油器更换硅胶。2.2.2.9冷油器检修及消除漏渗油。2.2.2.10散热器冷却风扇电机检修。2.2.2.11检查或更换信号温度计，电阻测温计。2.2.2.12分接开关检查（配合预防性试验，每年进行一次）。

27、2.2.2.13检查外部接地情况。2.2.2.14各附件的连接处法兰的检查。板紧螺丝。3、主变压器的小修工作程序 表3序号工 作 内 容质 量 要 求1停电后的检查检查出的缺陷要作出标记和记录；2油箱检修无渗漏点；油箱洁净，无锈蚀，漆膜完整，附着牢固。3冷却器的检修冷却管无堵塞，密封良好；、放气塞、放油塞应密封良好，不渗漏；冷却器管束间洁净，无堆积灰尘、昆虫、草屑等杂物。4套管检修瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损；5隔膜式储油柜的检修隔膜密封良好，无渗漏；储油柜外壁应整洁有光泽、漆膜均匀密封良好无渗漏。6风扇叶轮检修1、叶轮无损伤变形；2、铆接牢固，叶片无裂纹；3、三只叶片角度应

28、一致，否则应调整。序号工 作 内 容质 量 要 求7风扇电机解体检修1、前、后端盖完好无损坏、洁净；2、退出时，不得损伤前轴头；3、轴承运行超过5年应更换；4、短路条、短路环无断裂，铁芯无损伤；5、前后轴应无损伤；6、定子线圈应表面清洁、无匝间、层间短路，中性点及引线接头均应连接牢固；7、线圈引线接头牢固，并外套塑料管，牢固接在线柱上，接线盒密封良好；8、定子铁芯绝缘应良好，无老化、烧焦、锈蚀及扫膛现象；9、绝缘电阻值应0.5M。8净油器的检修1、阀门关闭严密，不渗漏；2、确认阀门在“开”位；9吸湿器的检修1、玻璃罩清洁完好；2、新装吸附剂应经干燥，颗粒不小于3mm；应呈蓝色；胶垫质量符合标准

29、规定；3、加油至正常油位线，能起到呼吸作用；4、运行中吸湿器安装牢固，不受变压器振动影响。10压力释放阀的检修1、清除积尘，保持洁净；2、各部连接螺栓及压力弹簧应完好，无锈蚀，无松动；密封良好不渗油；11测温装置检验1、温度表从油箱上拆下，金属细管盘好，其弯曲半径不小于75mm，不得扭曲、损伤和变形。包装好后进行校验，经校验合格，安装于变压器箱盖上，座中预先注入适量变压器油，将座拧紧、不渗油；2、温度计应固定在油箱座板上，其出气孔不得堵塞，并防止雨水侵入，金属细管应盘好妥善固定。12气体继电器检修1、气体继电器应保持水平位置；联管朝向储油柜方向应有2%4%的升高坡度；联管法兰密封胶垫的内径应大

30、于管道的内径；气体继电器至储油柜间的阀门应安装于靠近储油柜侧，阀的口径应与管径相同，并有明显的“开”、“闭”标志；2、气体继电器的安装，应使箭头朝向储油柜，继电器放气塞应低于储油柜最低油面50mm，并便于气体继电器抽芯检查；13阀门及塞子检修挡板关闭严密、无渗漏，轴杆密封良好，指示开、闭位置的标志清晰、正确；14冷却器分控箱的检修1、内部无灰尘及杂物，电磁开关及热电器触点无烧损或接触不良，必要时更换，各部触点及端子板螺栓无松动或丢失；500V摇表测量各回路绝缘电阻应大于或等于0.5M；2、油泵和风扇运转声音正常，运转方向正确，风扇控制箱密封良好；15冷却器总控制箱的检修1、内部无灰尘及杂物，电

31、源开关和熔断器接触良好，电磁开关和继电器的触点无烧损，必要时更换，切换开关接触良好，指示位置符合实际情况，信号灯指示齐全，完好无损坏，用500V摇表测量二次回路（含电缆）的绝缘电阻大于等于0.5M；2、连动试验时，主电源相互备用，故障状态下备用冷却器能正确启动；3、控制箱柜的密封情况良好，必要时换密封衬垫；16办理工作票终结手续,检查验收1、通知运行人员检查验收，工作负责人应向运行人员介绍如下内容：a、计划检修项目和特殊检修项目完成情况；b、检修前和检修中发现的缺陷和处理情况。2、运行人员查核大修报告，进行外部检查：发现问题由检修处理经检查验收无问题后，运行与检修双方在工作票终结栏内签字4.

32、变压器大修前的准备工作 大修工作要及早的交给检修人员讨论。明确大修目的及任务，制订大修计划和措施，配合技术力量进行人员分工，并做以下大修前的准备工作。4.1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。4.2除大修常规项目外，订出大修特殊项目（如消除重大缺陷，提高出力、推广兄弟单位选取先进经验对某元件，附件进行改造或改进），对特殊项目要有可靠措施并做到现场一一落实。4.3根据大修项目及工作内容，制定出材料、备品、备件计划（如变压油、套管、常用的绝缘材料橡胶垫等）。4.4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，变压器油要做耐压试验及简

33、化试验，色谱分析，必要时做混油试验。4.5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。4.6工具准备：现场使用的工具要有数，并列出工具清单，起重工具要安全可靠，按变压器油量，准备适量的、干净的合格的变压器油罐或油桶，根据现场实际条件，工作内容时间及天气变化，准备适当的防尘，防雨雷，防火工具。4.7准备大修的变压器，要在变压器退出运行，按照“电业安全规程”的规定办理工作票后，方可做现场准备工作及大修开工。4.8专供起吊变压器罩用的架构及工字钢梁，使用前应认真的检查，使用的起吊工具应能承受重物重量的2-4倍，特别是主变压器吊罩时，主钢丝绳子扣要能承受其罩的重量的5倍

34、，钢丝绳子压紧捌角的接触处要垫木板或其它物质，以防割坏甚至割断钢丝绳。4.9在放油前查明渗漏点，研究和订出其消除的方法。5.变压器的大修5.1 拆装附件及吊罩5.1.1变压器吊罩应在无雨干燥条件下进行，周围空气温度小于0，芯体温度应高于周围温度10。5.1.2变压器芯子露空时间规定：相对温度<65%,允许12-16小时.相对温度<75%,允许8-12小时,注油时间除外.5.1.3.吊罩(芯)前应做好以下措施:5.1.3.1现场安全措施(起重、防火、雨雪等)。5.1.3.2附件的保管（包括螺丝胶垫等）。5.1.3.3工具的保管及使用（由专人保管）。5.1.3.4质量检查验收。5.1.

35、4拆除各侧套管与母线的联结及保护回路，风扇电机的电源，防碍吊罩（芯）的母线支架等。5.1.5吊罩前做电气试验（包括油样试验）后，进行放油，放油时，将油枕上部空气堵塞打开即可。5.1.6油位降至变压器铁芯以下时，即可开始拆卸附件，为了不损坏附件及工作方便，对容易损坏的附件先拆下，可分别拆卸信号温度计、电阻测温计，瓦斯继电器、呼吸器、分接开关传动杆、套管、压力释放阀、油枕、变压器油全部放尽后即可拆净油器，散热器、油器进出或冷油管路连接阀门等。5.1.7变压器吊罩时需拆下两侧套管并采取可靠措施加以保护。5.1.8.变压器吊罩，其散热器,净油器若无工作项目,可不拆,但一定要保证吊落罩时平衡,不得偏斜,

36、以防碰坏变压器芯体的绝缘或发生其它危险。5.1.9.放油后,可拆下箱沿螺栓,进行变压器吊罩,拆卸箱沿螺栓时,不要全部松脱,应相对相隔的松脱,以免最后几个螺栓由于别劲取不出,在吊罩时再次检查起吊工具的安全情况,主吊绳的悬挂应牢固可靠,吊绳所构成的角不应大于60度绳扣系紧挂牢,起吊时要一人指挥,掌握起吊的平衡、快慢,周围要有4-6人扶正罩不得摆晃,以免撞伤线圈及引线绝缘。5.1.10.变压器罩(芯)吊起后,不能长时间吊罩(尤其下部有工作要采取可靠措施将变压器芯支撑住,上部起吊工具或绳索临时固定牢固)。5.1.11.罩(芯)落下时,箱周围螺孔要对准,密封胶垫要放正,当罩下落接近油箱下沿时,即可穿上部

37、分螺栓,待罩落底时将螺丝全部穿上后,方可紧螺栓,紧螺栓时,要沿箱周围对应紧固,以免箱沿变形密封不严渗油.5.1.12.装配附件时,其顺序与拆卸时大致相反,为不发生损坏附件和工作方便,对易损的附件,如套管,呼吸器,瓦斯继电器,电阻测量计等要后装.5.1.13.拆卸附件注意事项.5.1.13.1拆卸附件应做好方向位置记号,装复时要对号入座,尤其分接开关传动杆除方向性位置记号外,还要做相序记号并做记录.分接开关的位置一定不能搞错.5.1.13.2拆卸附件及螺栓、销子、胶垫等要专人分类保管，不得丢失损坏或受潮，套管要垂直或水平放置在专用架子上，放置要牢固，套之间要有隔膜，对于胶纸电容套管，如不及时装回

38、时，其下部电容芯子，应加保护筒，使芯子浸入合格的变压器油中，分接开关的传动杆要垂直或水平放置在干燥的地方，最好垂直吊放在盛有合格变压器油的油罐中。5.1.13.3拆内部引线接头时，使用活扳手，要检查其紧固螺丝情况，以防异物落入，损坏线圈绝缘。5.1.13.4检修人员进入现场要戴安全帽，进入箱内或检查变压器芯子时，应穿专用无袋无扣工作服，不得穿带钉（或其它金属物）的鞋子，上下要有专用梯子。5.1.13.5使用工具要登记，在落罩（芯）时一定要清点工具，确实没有遗漏工具时，方可进行。5.1.13.6装分接开关传动杆时，为了工作方便，查看其插入情况，其附件的附件要缓装，待装完后，再装附件。5.1.13

39、.7对于不能及时装配的附件，用临时盖板密封好。5.1.13.8电流，电压互感器须真空注油，注油时，将隔膜式油枕的连管去掉，电流，电压互感器的隔膜也去掉。5.2线圈及引线的检查5.2.1线圈表面应清洗无油垢，各部油道畅通无油垢，金属屑等杂物堵塞。 5.2.2线圈无位移变形，各部绝缘垫块整齐，端部压紧螺钉松紧适宜，背帽要紧固，压紧螺钉下部铁碗位置正当，绝缘良好。5.2.3线圈各部绝缘良好，无破损露铜（铝），各引线的根部绑扎应牢固无松动。5.2.4鉴定绝缘良好与老化程度。一级绝缘：色泽新鲜，绝缘良好，有弹性，手按后没有残缺变形。二级绝缘：绝缘合格，手按后无裂纹。三级绝缘：勉强可用，手按后，有微小的脆

40、弱及裂纹变形。四级绝缘：不合格，已有明显的老化现象。手按后，发生大量裂纹及脱落，此种绝缘不能继续使用。5.2.5对局部微小的机械损伤的绝缘应进行修补，其修补绝缘的厚度，不小于原绝缘的要求，补后涂绝缘，如机械损伤较严重，无法修补的应重新绕制线圈或制造厂修理。5.2.6各引线绝缘良好，排列整齐，木支架完整无损，固定牢固，木质螺栓，帽应背紧并用线加强绑扎；两木板夹紧引线后，两板之间应有不小于1.5-2mm间隙,引线经木夹板处应加强2mm厚的绝缘.5.2.7.裸露引线上应光滑无毛刺及尖角,在线圈下面水平排的裸露引线,如果处于强油循环进油口处之下的,应加强绝缘.5.2.8.检查线圈引线上能看到的所有接头

41、焊接情况,是否过热或开焊现象,应配合分接开关的检查,转动各部位置,测量每相的直流电阻,其偏差不得大于平均值的2%.5.2.9.线圈端部引出线,多股软铜线不得有破股断裂扭动现象,并包扎1-2层白布带.5.2.10.线圈分接头引线,若因检修拆卸时,应做记号或记录,装配后应做电压比试验,校对其有无差错.5.2.11线圈引线的导线包扎绝缘的引线电流密度: 铜:3-4.5A/mm2 铝:1.5-2.3A/mm2裸导线(引线)的电流密度: 铜:3.5-4.8A/mm2 铝:2.5-3A/mm25.2.12变压器主绝缘距离. 单位:mm电压等级高压相间隔板总厚高压对压板高压对下铁轭高,中压线圈之间高压线圈相

42、间引线对地220KV 2×612010084120250110 KV410560405020035 KV36040273010010 KV-40-406 KV-30注:上述各部绝缘距离仅供参考,在具体检修中,各部绝缘距离应等于或大于以上数值,如达不到要求者,起码应保证原有绝缘距离不变.5.3铁芯及夹件的检查5.3.1.铁芯表面应清洗干净,无油垢及锈蚀,对油垢及锈蚀,用干净棉布擦干净,并用合格的变压器油冲洗,严禁用棉纱头擦铁芯.5.3.2铁芯表面不得有局部短路过热现象,若有应消除.对表面有毛刺,机械损伤和烧伤的要处理,并涂绝缘漆.5.3.3.铁芯部油路畅通,如有堵塞应清除,消除时不得损

43、坏铁芯及线圈绝缘.5.3.4夹件及铁芯之间的绝缘应良好,绝缘垫块应完全无位移,叠片无鼓起碰夹件现象.5.3.5.夹件应有足够的机械强度,不应有变形,夹紧螺丝及两侧方铁拉紧螺栓要控紧,有背帽者,有锁片者要锁牢,对于机械强度不够,有明显变形的夹件要处理、更换。5.3.6.拧紧所能够校紧的穿芯螺丝,有背帽者背紧,并使用样冲冲眼锁牢。5.3.7.测量电阻及交流耐压试验符合要求。5.4无载分接头开关的检查5.4.1.分接开关转动手柄应有护罩,手柄处法兰密封良好,不得渗漏油,手柄及传动部分各销子顶丝应牢固,其转动应灵活无卡涩现象.手柄指示清楚正确与线圈调压范围一致,两极要有限位止钉. 5.4.2.分接开关

44、的绝缘筒,应完整无损绝缘良好,其支架固定牢固分接开关的露空时间与芯体相同,如因检查不能按时装固,应浸在合格的变压器油中.5.4.3.各分接头绝缘良好,绑扎牢固,排列整齐,接头焊接良好,压接螺丝紧固,接触良好.5.4.4.各定触柱,动触柱环表面应光滑无油垢,氧化膜及灼伤痕迹,定触头如镀银,不得有离层脱落现象.5.4.5.将分接开关转动至各位置(转动前记清原在运行位置)检查各动触环与动触柱的接触及弹簧状况,接触压力在2.2-5kg/cm2内,接触面用0.05mm×10的塞尺塞不进为宜,两定触柱之间接触电阻不大于500微欧,检查完后分接开关转回原运行位置,并再次测量接触电阻不应有大变化.5

45、.4.6.因检修拆下分接头时,一定要做好记录记号,装回后须测量电压比进行核对.5.4.7.结合预防性试验,每年进行一次分接头开关转动检查,使分接开关在运行位置左右转动10-15次,以使磨擦去掉附在接触点上的油垢,氧化膜,然后转至运行位置,并测直流电阻合格为止。5.5 铁芯接地装置的检查5.5.1.变压器铁芯只允许一点接地,如有两点及以上接地应查明原因进行消除,以免形成环流。5.5.2对于大容量变压器,如铁芯的上下铁轭与上下夹件各有联接铜片时,其上下两连片必须在铁芯的同一侧,同芯柱,同一级,同一层叠片处与夹件连接,此种情况,下夹件在油箱底部底盘接地时,其上夹件不应接触箱罩,在吊罩检查时,应注意检

46、查罩内顶部加强筋,测温计底座与上夹件间有间隙，不得有碰触,如有供运输的固定变压器铁芯的稳钉,在安装时应将其稳钉翻过来.5.5.3.大容量变压器如有接地管时,铁芯的上铁轭与上夹件,同时用电缆通过套管引出接地此种情况,铁芯的上轭铁与下夹件应绝缘。5.5.4.接地连接铜片要求: 铁芯的铁轭与夹件之间应有镀锡的铜片连结,要压紧牢固连接可靠,线圈上部有压紧线圈的开口压对环时,各开口压环与夹件之间也应用同样方法连接。5.5.5.将铁轭与夹件间的连接铜片拆开,测量铁芯与开口压环的绝缘电阻,其数值见铁芯与夹件部分的要求,测量后应将连接铜片恢复压紧,拧紧螺丝并测量其铁芯接地情况。5.5.6.检查油箱接地是否良好

47、,若下节油箱装有接地套管时,接地套管须有效接地。5.5.7大型变压器铁芯是五柱的,其两侧辅助铁芯柱级间连接铜片应完好,外包适当绝缘,以防裸露部分与油箱内壁造成铁芯多点接地或间隙放电。5.6.油箱及内部检查5.6.1.变压器油箱内部箱壁均应涂刷绝缘漆,以防锈蚀,对于锈蚀的部位,要清除铁锈并涂以绝缘清漆。5.6.2.检查油箱内部特别是变压器芯体下部及导向冷却进油联箱中是否干净,不得有水珠,金属屑,焊渣一定清理干净,必要时结合芯体检查,用合格的变压器油进行冲洗,冲洗时不得破坏各部绝缘。5.6.3.如变压器一次吊罩时,对箱罩上的各蝶形阀,阀闸也进行检修,以免为此再次放油和影响其联结附近的装配及注油。5

48、.6.4.油箱内部带有磁屏蔽的应进行检查,其是否牢固完整,并将表面油垢擦试干净。5.6.5.带有套管的电流互感器,应同时检查,其电流互感器与绝缘筒,绝缘应良好,二次接线柱密封良好,无渗漏油现象,运行中二次不得开路,如取下时,应做相序位置记录,连同套管底座一起吊下,如不能及时装回时,应密封注入合格的变压器油并妥善保管。5.7.油枕的检修5.7.1.油枕的一般检查:按变压器每年两次小修周期进行检查如下:5.7.1.1.油枕各部不应有渗漏油现象。5.7.1.2.油位计玻璃良好,清洁透明,油位指示正确。5.7.1.3.每年检查一次油枕下部的沉积器,将其螺丝拧松,放少量油检查是否有杂质或水分.5.7.1

49、.4.检查油枕与瓦斯继电器之间的蝶阀是否有渗漏现象。5.7.2.油枕的检修:5.7.2.1.油枕的内外壁应清洁干净,内壁应涂防锈漆,外部表面漆层无爆层脱落及锈蚀现象。5.7.2.2.油枕内无油垢及铁锈,沉积杂物,如内部不干净时,小容积的油枕,可用合格的变压器油冲洗,较大容积的油枕,应打开端盖进入清扫,并用合格的变压器油冲洗。5.7.2.3.变压器至油枕的联结应有2-4%的升高坡度,以便瓦斯继电器动作,之间的蝶阀开闭良好,无渗漏油现象。5.7.2.4.油枕下部沉积器的口与油枕联接处不应有凸凹台的焊道并有稍微的坡度,以便水或杂质流入沉积器中。5.7.2.5.油枕的进油管应插入油枕高30-50mm以

50、防水,杂质进入变压器中,其管口应有光滑倒角.隔膜式油枕其管中应,管口以防割坏隔膜胶囊5.7.2.6.呼吸器联管插入油枕部分,应高出其油枕最高油位以上5.8.2.7.油枕上部与防爆筒上部有联管的,管路应畅通。5.7.2.8.大修中拆卸油枕或油枕的联管时,应及时密封,如长时间不能装回,应用临时盖板来密封。5.7.3隔膜式油枕的注油5.7.3.1.拆卸呼吸器的连接胶管,拆卸油枕上部的连接罩,卸下压紧螺帽,制动垫圈,用细尼龙绳栓住压板管丝,将压板松下,要开油枕端盖,取出隔膜袋即可,油标如有压油袋,拆卸压油袋的外壳盖,松开压袋胶管,与油标的连接即可,将压油袋从壳内取出,装配时,按相反顺序进行。5.7.3

51、.2.安装时,须注意隔膜袋的长度方向与油枕长度方向保持平行,不得有扭动折叠现象。5.7.3.3.变压器真空注油时,须将与隔膜式油枕的连接管拆掉,加装临时盖板密封,进行变压器真空注油,在变压器真空注油冷却器及其管路注油均完毕后,则接通与油枕的连管,向油枕注油。5.7.3.4.油表有压油袋的,在油枕注油前,先进行油表注油,卸下油表呼吸孔帽,拆下油表的外壳盖,从油表呼吸塞座外加油,并用手按动油袋,使压油袋内空气跑出注满油,待油内玻璃管中浮球稳定浮上,装上呼吸孔帽,密封压油袋外壳盖,打开油表下部放油塞,将玻璃内油全放出(多余的油)拧紧放油塞,即可向油枕注油。5.7.3.5.向油枕内注油须将油枕内空气排

52、掉,否则出现假油位,其注油方法有两种。5.7.3.5.1.注油排气法注油。5.7.3.5.2.压缩空气排气法注油。5.7.3.6.带隔膜式油枕不得从油枕上部注油或补充油,以防损坏隔膜袋。5.7.3.7.据每年变压器的取油样简化试验,确定其变压器油老化程度,对油老化快的应认真检查隔膜袋的密封情况,对隔膜袋进行气压检漏,气压不得大于0.02ata,两小时气压不下降为合格。5.7.3.8.油表内无油应检查其玻璃管及压油袋,连接校胶管是否破裂或堵塞,油表下部的放油阀是否拧紧。5.7.3.9.如出现假油们或油表突然喷油则油枕排气不彻底,应重新进行排气。5.7.3.10.带有隔膜式油枕的变压器,大量放油时

53、,应将油枕顶部手孔打开.用棍棒斜插入油枕内进行连管口处,方可放油,以免隔膜袋被油吸住放不出油,甚至割坏隔膜袋。5.8.压力释放阀的检修5.8.1压力释放阀检修，拆前严格做好记号和记录；5.8.2压力释放阀清理检查，没有裂纹，必要时应做压力试验；5.8.3检查压力释放阀片和阀座严密程度；5.8.4检查压力弹簧疏密是否均匀，不应有锈蚀变形；5.9. 呼吸器(吸湿器)检修5.9.1.呼吸器一般检查 按变压器每年两次小修周期进行如下检查:5.9.1.1.呼吸器的玻璃筒应清洁干净,透明无垢,完整无裂纹及破损。5.9.1.2.查看呼吸器内吸湿剂是否有效,如呈红色,则失效应立即更换,其粒度为3-4mm。5.

54、9.1.3.卸下下部油封碗检查是否有油,油量少,应加油至指示线。5.9.1.4.呼吸器及其连接管应密封良好,不得有进潮气及水现象。5.9.2.呼吸器的安装及检修5.9.2.1.所安装的呼吸器,一定要进行检查,在安装时将保存时或运输中为防潮而加装的无孔胶垫及防潮剂去掉。5.9.2.2.呼吸器拆卸时,首先拧下底部油封碗,卸下上部油枕边管或隔膜胶管的连接,取下呼吸器,卸下串芯夹紧螺栓的下部螺帽及垫圈,即可取下进气座滤网,玻璃筒等,装配时,按上述相反顺序进行。5.9.2.3.各部螺栓,螺孔应无锈蚀现象,玻璃筒及上下进气座无裂纹及破损,呼吸器本身密封良好。5.9.2.4.呼吸器内装吸湿剂就为3-4mm的变色硅胶,其数量为玻