机组电气检修工艺2(共31页)

1、电气(dinq)检修工艺8电气主要设备(shbi)检修8.1 变压器检修(jinxi)8.1.1 检修前准备工作（1）施工场地的布置检修场地安排在安装间进行，主变停运后利用卷扬机拖运至安装间进行检修作业，并在安装间安排好安放拆卸下来高压套管的支架、其它附件的放置地点，安装间检修场地清洁，无杂物及积水，主变轨道两边及变压池油坑无杂物和积水。（2）施工机械和主要材料准备(大修)准备好足量的输油管；准备足够量的滤油纸；准备好一台滤油纸烘箱DX1.2；准备一台ZCY5/3.11型油泵。滤油机内部要清扫干净，并试车保证性能稳定良好；输油管必须清洗干净，用干净塑料布包扎防尘。准备5T的卷扬机作为变压器的运

2、输、附件安装用，临时配电箱，箱内装有空气开关（100A）和一定数量的小空气开关和单相刀闸，准备一台电焊机。以上设备应经检查能正常使用。(3)了解变压器的运行状况a、运行中所发现的缺陷和异常情况，出口短路的次数和情况。b、负载、温度和附属装置的运行情况。c、查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况。d、检查渗漏油部分并作出标记。e、进行大修前的试验，确定附加检修项目。f、清点检修需更换的全套耐油密封件以及需更换的附件。8.1.2.检修项目序号部位标 准 检 修 项 目检修类别小大特1器身吊开钟罩或吊出器身排油与注油取油样整体清洁变压器油漆变压器干燥2绕组检查绕组表面检查绕组各部垫块检

3、查绕组绝缘破损、油道堵塞情况用手指按压绕组表面检查其绝缘状态线圈更换3引线及绝缘支架引线及绝缘支架检修4铁芯检查铁芯外表检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板检查压钉、绝缘垫圈的接触情况紧固上下铁芯的穿心螺栓检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路检查铁芯接地片的连接及绝缘状况检查无孔结构铁芯的拉板和钢带检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况5冷却器外观检查与清洗拆下并检查速动差压继电器、油流继电器，进行修理和调试解体吊出本体进行全面检查，清除杂质检查铜管和端部胀口有无渗漏检漏试验6高压套管检查并清洁瓷套7无励磁分接开关检查并清洁分接开关8电动机电动机分解检修9油泵油泵分解检修10气体继电器气体继电器解体检修11储油

4、柜BP1波纹膨胀式储油柜的检修12中性点接地开关清扫、检查13避雷器电气预防性试验14油箱油箱外部检查清扫对油箱上存在的砂眼等渗漏点进行补焊清扫强油循环管路检查器身定位钉检查磁(电)屏蔽装置检查钟罩(或油箱)的密封胶垫检查内部油漆情况，重新补漆15注油大修后设备真空注油及加补充油16预防性试验检修前后试验和检修时试验8.1.3变压器检修(jinxi)工艺步骤及质量标准8.1.3.1.变压器解体(jit)检修（1）办理(bnl)工作票、停电（2）变压器检修前的检查拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，拆卸的螺栓等零部件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应修复或更换。质量标准：引线导电接触面无过热

5、烧伤、损坏、开焊等现象，绝缘子完好无损，螺栓配套齐全并完好无损。（3）变压器检修前的检查和实验1）2500V绝缘电阻表测量绕组绝缘电阻及吸收比或极化指数。2）测量连同套管的介损3）测量绕组连同套管的泄漏电流4）测量绕组连同套管的直流电阻(所有分接头位置)5）电容型套管电容及绝缘电阻(dinz)测量6) 变压器本体(bnt)及套管绝缘油的实验7) 铁芯对地绝缘(juyun)电阻测试(4)变压器的运输变压器运输选用5T卷扬机作为牵引力，倒向滑轮组23只，使用6钢丝绳牵引，运输轨道面及两侧彻底清理，在主变运输通过的两侧所有施工遗留物要清理，6钢丝绳穿在滑轮组间并串入葫芦，变压器底座应有牵引用孔。变压

6、器在轨道上行走速度必须小于2m/分钟。当接近换向点位置时要放慢前进速度，到达转向点后，使用4台50t千斤顶起在变压器底座千斤顶支架部位同步将变压器顶起，将四组小车转过90o，对准横向轨道，然后采用同上方式将主变运输到检修位置为止。注意！在主变油坑边划出主变压器中心线，以便就位时予以对准，变压器就位后将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定。 （5）变压器的解体检查1）部分排油后附件拆卸,拆卸的螺栓等零部件清洗干净分类妥善保管，如有损坏修复或更换；拆卸时,先拆卸小型仪表和套管,后拆大型组件。冷却器、压力释放阀（安全气道）及储油柜等部件拆下后，用盖板密封；对带有电流互感的升高座注入合格的变压器油（或采取其

7、他防潮密封措施）；套管、油位计、温度计等易碎部件拆下后妥善保管，防止损坏、受潮；拆卸无励磁分接开关操作杆时，记录分接开关的位置；拆套管时，其倾斜度与套管升高座的倾斜度基本一致，并用缆绳绑，防止倾倒损坏瓷件；电容式套管拆卸后应用套管架垂直放置，拆卸时作好现场记录。2）排油时，应注意补气道畅通计油罐油位，拆下的附件等应妥善保管并无损坏、裂纹、受潮现象。8.1.3.2. 变压器器身检修（1）变压器器身检查前实验A 打开接地片后，用2500V绝缘电阻表检查铁心对电阻值2M，接地片应连接牢靠；B测量(cling)线圈绝缘电阻、吸收比，符合有关规定；C必要时应测量直流电阻，与历史数据相比不应在较大(jio

8、 d)差别；（2）器身检查的条件(tiojin)与要求：A 温度不宜低于0，器身温度须高于环境温度，当器身温度低于周围空气温度时，将器身加热，宜使器身温度高于环境温度10以上；B 吊罩场地四周清洁，做好防尘措施及紧急雨雪措施；C从箱壁进人孔进入油箱两侧内检（不吊罩）：对减轻器身受潮、受污染有利，但应满足以下条件：a 在内检查时向油箱中吹入露点为-30以下的干燥空气（空气加热经硅胶过滤制取），每分钟0.2m3的流量吹入油箱；b 油箱内含氧量应18%以上，进入人员不得超过3人；D 器身在空气中暴露时间，从开始放油或排出氮气时开始计时，按下述执行：a 相对湿度不大于65%时，不超过16小时；b 相对

9、湿度不大于75%时，不超过12小时；c 当器身温度高于空气温度时，可延长2小时；E 调压切换装置吊出检查调整后，采取防潮、防尘措施，并尽快复装；F使用于变压器内部的绝缘材料及纯瓷套管的导电杆绝缘套先进行干燥处理，干燥温度955下连续24小时；G 变压器油箱内部的电流互感器，拆除与油箱上接线盒联接引线，并做好标识以便复装；F 起吊油箱时，使吊攀同时受力，吊绳与铅垂线的夹角不大于30，各吊绳长度相等且受力均等。必要时采用吊梁平衡起吊，注意防止箱壁与器身碰撞或卡住等不正常现象；G 内部检查时使用灯具必须有保护罩，严禁在油箱内更换灯泡(dngpo)，修理检查工器具；使用移动(ydng)灯具和其他工器具

10、时注意(zh y)不得损伤器身绝缘。（3）变压器器身检查内容（不吊罩）A 所有紧固件（金属和非金属）无松动（引线木件、铜排联接处、夹件上梁、两端横梁、垫脚、开关支架等处螺栓和压钉）。B 引线的夹持、捆绑、支撑和绝缘的包扎良好。C 分接开关的传动、接触应良好。D 用2500V绝缘电阻表检测铁芯与夹件间的绝缘，铁芯一点可靠接地。（4）变压器绕组检修：A 检查相间隔板和围屏(宜解开一相)：B 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；C 围屏的接头放在绕组的垫块上，接头处一定要错开搭接，并防止油道堵塞；D 检查支撑围屏的长垫块无爬电痕迹，若长垫块在中部高

11、场强区时，尽可能割短相间距离最小处的辐向垫块24个；E 相间隔板完整并固定牢固。F 检查绕组（表面检查）a 绕组清洁，表面无油垢，无变形；b 整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象；c 检查绕组各部垫块情况：d 各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线，支撑牢固有适当压紧力，垫块外露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度。G 检查绕组绝缘、油道： a 油道保持畅通(chngtng)，无油垢及其它杂物积存；b 外观整齐清洁，绝缘(juyun)及导线无破损；c 导线的统包绝缘(juyun)，不得将油道堵塞，以防局部发热、老化；用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。绝缘状态可分为：一级绝缘：

12、绝缘有弹性，用手指按压后无残留变形，属良好状态；二级绝缘：绝缘仍有弹性，用手指按压时无裂纹、脆化，属合格状态；三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压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，用手指按压时即酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状态。（5）引线及绝缘支架检修：A 检查引线及引线锥的绝缘包扎无变形、变脆、破损，引线无断股，引线与引线接头处焊接情况良好，无过热现象；B 引线绝缘包扎完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况；C 引线接头表面应平整,清洁、光滑无毛刺；D 引线长短适宜，不得有扭曲现象；（6）变压器铁芯检修：A 铁芯平整，绝缘漆膜无脱落，

13、叠片紧密，边侧的硅钢片不得有翘起或成波浪状，铁芯各部表面无油垢和杂质，片间无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求。B 铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均要保持良好绝缘；C 钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度；钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地；D 铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm，宽度不小于30mm的紫铜片，插入34级铁芯间，对大型变压器插入深度80mm。E 铁芯接地(jid)片的连接绝缘良好，接地可靠。（7）变压器油箱(yuxing)检修：A 油箱(yuxing)内部洁净，无锈蚀，漆膜完整。B 对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏

14、点进行补焊：消除渗漏点。焊点准确，焊接牢固，严禁将焊渣掉入散热器内.C 胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓的中间，搭接面平放，搭接面长度胶垫宽度的23倍D 胶垫压缩量为其厚度的1/3左右(胶棒压缩量为1/2左右)（8）冷却装置检修：A 用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏： B 用合格的变压器油对内部进行循环冲洗：C 关闭进、出水阀门，放出存水，关闭进出油阀，放出本体变压器油。D 拆除水、油连管，拆除上盖，松开本体和水室间的连接螺栓，吊出本体进行全面检查，清除油垢、水垢。冷却器本体内部洁净、无水垢、油垢。畅通无堵塞现象E 检查铜管和端部胀口有无渗漏：发现渗漏应进行更换或堵塞，但

15、每回堵塞不得超过2根，否则应降容使用，铜管更换用专用剔管工具抽出漏水铜管，用材料相同、尺寸相等的铜管更换，胀完管后，胀管处应做试漏实验。F 强迫油循环风冷却器检查：a 打开上、下油室端盖，检查冷却管有无堵塞 现象，更换密封胶垫b 内部清洁，冷却管无堵塞，密封良好c 更换放气塞、放油塞的密封胶垫d 放气塞、放油塞应密封良好，不渗漏e 进行冷却器的试漏和内部冲洗。管路有渗漏时，可用锥形黄铜棒将渗漏管的两端堵塞（如有条件也可用胀管法更换新管），但所堵塞的管子数量每回路不得超过2根，否则应降容使用。试漏标准：0.250.275Mpa、30min应无渗漏G 清扫冷却器表面，并用0.1Mpa压力的压缩空气

16、（或水压）吹净管束间堵塞的灰尘、昆虫、草屑等，若油垢严重可用金属(jnsh)洗净擦洗干净H 冷却器管束间洁净，无堆积灰尘、昆虫(knchng)、草屑等杂物I 风扇(fngshn)检修：a 止动垫圈打开，旋下盖形螺母，退出止动垫圈，把专用工具（三角爪）放正，勾在轮壳上，用力均匀缓慢拉出，将叶轮从轴上卸睛，锈蚀时可向键槽内、轴端滴入螺栓松动剂，同时将键、锥套取下保管好b 无叶轮损伤变形c 检查叶片与轮壳的铆接情况，松动时可用铁锤铆紧d铆接牢固，叶片无裂纹e 将叶轮放在平台上，检查叶片安装角度f 三只叶片角度应一致，否则就应调整(9) 绝缘套管检查：A 电容芯线受潮检查检修前先进行套管本体及油的绝缘

17、实验，判断绝缘状态。电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送油管接到套管顶部的油塞孔上，回油管接到套管尾端的放油孔上，通过不高于80的热油循环，使套管的tg值达到正常数值为止。B 电容芯线实验变压器在大修过程中，油纸电容型套管一般不作解体检修，只有在套管tg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，才进行分解检修。(10) 无励磁分接开关检修A 松开顶部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动是否灵活；检查绕组实际分接是否与上部指示位置一致，否则进行调整。B 无励磁(l c)分接开关完整无缺损。C 机械转动灵活(ln hu)，转轴密封良好，无卡滞。D 检查动静触头间接触应良好，触

18、头表面应清洁，无氧化变色，镀银(d yn)层脱落及碰伤痕迹，弹簧无松动 。E 测量触头接触电阻小于500，触头表面保持光洁，无氧化变色、碰伤及镀层脱落。F 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。G 检查分接开关绝缘件无受潮、剥裂或变形，表面应清洁。绝缘筒如有严重剥裂变形时应更换；操作杆拆下后，应放入油中或用塑料布包上。a 绝缘筒应完好、无破损、剥裂、变形，表面清洁无油垢。b 操作杆绝缘良好，无弯曲变形。（11）气体继电器检修：A 检查容器、玻璃窗、放气阀门、放油塞、接线端子盒、小套管等应完整，接线端子及盖板上箭头标示应清晰，各接合处无

19、渗漏油；B 动作可靠，绝缘、流速校验合格C 气体继电器应保持水平位置；联管朝向储油柜方向应有1%1.5%的升高坡度；联管法兰密封胶垫的内径应大于管道的内径；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；D 连接气体继电器二次引线，应采用耐油电缆，并防止受潮， E 做传动试验，气体继电器的轻、重瓦斯保护动作正确；（12） 变压器中性点地刀及操作机构检修：A 中性点地刀：检查瓷瓶无损伤及裂纹，清扫(qngso)干净。动静触头无烧蚀现象,触头清洗、干净并涂中性凡士林。B 引线连接(linji)检查：引线连接应无烧蚀、裂纹、引线连接可靠。C 接地

20、装置检查(jinch)；接地片应无烧蚀、断股现象,接地应可靠。D 变压器中性点操动机构传动部分无卡阻，传动杆无扭曲及变形。（13）避雷器检查；A 避雷器清扫检查，瓷瓶无损伤、裂纹，引线连接牢靠。B 避雷器绝缘电阻、直流泄漏电流实验。C 2500V绝缘电阻表测试，其绝缘电阻2500 M，直流泄漏实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化应5%。D 在线监测仪动作正确，引线连接可靠。(14) 变压器油漆：A 喷漆前先用金属洗净剂清除外部油垢及污秽;B 为使漆膜均匀，宜采用喷漆方法，喷涂时，气压可保持在0.20.5Mpa；C 第一道底漆漆膜厚为0.05mm左右，要求光滑无流痕、垂珠现象，待底漆干透后(约

21、24h)，再喷涂第二道面漆，如浅色醇酸漆；喷涂后若发现有斑痕、垂珠，可用竹片或小刀轻轻刮除并用砂纸磨光，再补喷一次；如油箱和附件的原有漆膜较好，仅有个别部分不完整，可进行局部处理，然后再普遍喷涂一次；D 油箱外部漆膜的质量要求：a 粘着力检查：用刀在漆膜表面划十字形裂口，顺裂口用刀剥，若很容易剥开，则认为粘着力不佳；b 弹性检查：用刀刮下一块漆膜，若刮下的漆屑不碎裂不粘在一起而有弹性的卷曲，则认为弹性良好；c 坚固性检查：用指甲在漆膜上划一下，若不留痕迹，即认为漆膜坚硬；d 干燥性检查：用手指按在涂漆表面片刻，若不粘手也不留痕迹(hnj)，则认为漆膜干燥良好；E 变压器油箱(yuxing)内壁

22、(包括(boku)金属附件)均应涂绝缘漆，漆膜厚度一般在0.020.05mm为宜；8.1.3.3 空载试运行(1) 接于中性点接地系统的变压器，进行冲击合闸时，其中性点必须接地；(2) 空载冲击合闸前，应将气体继电器信号并入重瓦斯动作接点上（即电源跳闸回路），合闸结束后，应将气体继电器的信号接点恢复至报警回路上；(3) 变压器第一次投入时，从零点升压，必要时可全电压冲击合闸；(4) 冲击合闸时，变压器宜从高压侧投入，合闸次数最多为5次，第一次受电后持续时间不应少于10min；(5) 试运行：变压器开始带电，并带一定的载荷即可能的最大负荷连续运行24h。检修总工期15天，开工时间：根据各航电公司

23、的具体情况进行3、变压器的解体检修 （1）、办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验；（2）、拖运到安装间检修位置；（3）、部分排油后拆卸储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修； a、冷却器拆卸(chixi)后打开上、下油室端盖，检查冷却管有无堵塞现象，更换密封胶垫； b、更换(gnhun)放气塞、放油塞的密封胶垫； c、进行冷却器的试漏和内部(nib)冲洗； d、彻底清洗冷却器的表面； （4）、全部排油后拆卸套管、升高座；a、套管拆卸后应垂直置于在事先准备好的支架上面； b、带有电流互感器的升高座应

24、注入合格变压器油（或采取其他防潮密封措施）；c、油纸电容型套管一般不作解体检修，只有在套管tg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，才解体检修。 （5）、拆卸无励磁分接开关操作杆；拆卸中腰法兰连接螺栓后吊钟罩； a、检查开关各部件是否齐全完整； b、检查动触头转动是否灵活，检查绕组实际分接是否与上部指示位置一致； c、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、镀层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动； d、检查触头分接线是否紧固； e、检查分接开关绝缘件有无受潮、剥裂或变形，表面是否清洁，绝缘筒如有严重剥裂变形时应更换，操作杆拆下后，应放入油中或用塑料布包上

25、； f、检修的分接开关，拆前做好明显标记； g、检查绝缘操作杆U型拨叉接触是否良好，如有接触不良或放电痕迹应加装弹簧片。 （5）、检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘； a、器身暴露在空中的时间应不超过如下规定(gudng)：空气湿度65%为16h，空气(kngq)湿度75%为12h； b、检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明(zhomng)应采用低压行灯。 c、进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止预留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。 （6）、更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检

26、修铁芯、绕组及油箱。 a、绕组检修；检查相间隔板和围屏（宜解开一相）有无破损、变色、变形、放电痕迹，如有发现异常应打开其他两相围屏进行检查； 检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损； 检查绕组各部垫块有无位移和松动情况；检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物堵塞现象，绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理； 用手指按压绕组表面检查其绝缘状况。 b、引线及绝缘支架检修检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形，变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象；检查绕组至分接开关的引线，其长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是

27、否符合要求； 检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况； 检查引线与各部位之间的绝缘距离； c、铁芯检修；、检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂物； 、检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘(juyun)状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹；、检查压钉、绝缘垫圈(din qun)的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓； 、用专用扳手(bn shou)紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况； 、检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路； 、检查铁芯接地片的连接及绝缘

28、状况； 、检查无孔结构铁芯的拉板和钢带； 、检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况； d、油箱检修； 、对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊； 、清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质；、清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管，连接是否牢固，表面有无放电痕迹，打开检查孔，清扫联箱和集油盒内杂质； 、检查钟罩法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平； 、检查器身定位钉 、检查磁（电）屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固；、检查钟罩的密封胶垫，接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰的直线部位； 、检查内部油漆情况，对局部脱漆和锈蚀部位应处理，重新补漆；4、变压器的整体组装 变压器器身

29、检查完后应尽快组装钟罩，为避免器身暴露在空气中时间过长，如果装好钟罩后无法及时安装升高座和套管，应该对油箱抽真空处理或注入合格变压器油。5、注油(1) 绝缘油管理工作的好坏是保证(bozhng)设备质量的关键。因此,绝缘油到货前，应准备贮油条件和准备好滤油设备。、绝缘油到达(dod)现场后，应进行目测验收，以免混入非绝缘油；、绝缘油到达现场后，都应存放在密封清洁的专用油罐或容器(rngq)内，不应使用储放过其他油类或不清洁的容器，以免影响绝缘油的性能；、应将不同牌号的绝缘油分别贮存，并标以明显标志；、运到现场的绝缘油，若在设备厂作过全分析，并有试验记录，只需取样进行简化分析；(2) 本次检修#

30、主变需要25变压器油 T。彻底清洁油桶达到规程规范标准，将压力滤油机OLY150安装并作好试运行。、在主变场附近安装好双级高真空净油机ZJA6BF及输油管路，同时安装好冷却水管。利用变压器顶部蝶阀装真空管，绝缘油通过真空滤油机从主变底部阀门用耐油软管与滤油机出油口相连将变压器油注入变压器内。、抽真空时，将油箱内抽至0.02Mpa，开始时每15min记录一次真空值，监视主变箱壁弹性变形最大变形不得超过壁厚的两倍，然后按每小时均匀增高0.0067Mpa不得超至0.08（110KV）开始注油，注油全过程应保持真空，注入油的油温宜高于器身温度，注油速度不大于100L/min，应控制注油时间，注油后应继

31、续保持真空4小时以上，真空注油工作不宜在雨天或雾天进行，在注油过程中所有设备接地点及油管应可靠接地。6、附件的清扫和检查(1) 变压器零备件检查；变压器的零备件要进行认真的清点，并妥善保管，发现数量不够应向业主申报及时要求采购。(2) 冷却器的清扫和检查；(3) 风扇检查；仔细检查风扇叶片有无裂纹伤损，检查曲度是否正确，检查接线盒接线是否正确，用手驱动风叶转动灵活。并通电运行检查。(4) 油枕检查(jinch)；油枕注入变压器油清洗(qngx)同时检查焊缝有无渗漏，用0.02Mpa压缩空气对胶囊进行检漏，缓慢充气将胶囊胀开。胶囊长方向与柜体保持平行，与法兰口连接处没有扭转皱叠现象，同时检查油位

32、计是否灵活。(5) 气体继电器送电力部门指定检验单位作专门检验，温度计由公司(n s)电气试验中心进行检验，并按整定值进行整定；(6) 套管清扫检查；套管安装前应进行下列检查、瓷套表面有无裂纹伤痕；、套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净；、套管应按规定试验合格。检查套管完整性时先用汽油布清洗瓷套表面脏污再用酒精洗去金属部分的油垢，瓷套不应有裂纹和损坏。7、附件安装为减少变压器油与空气接触时间过长和与不良环境接触，安装高低压大套管 的时间应选择无风、雨、雾的天气进行，并抓紧好天气尽快安装完毕。(1) 安装高压套管升高座、升高座安装前，先完成电流互感器的试验，检查出线端子板、密封无渗油现象。用吊车

33、吊起，对准相应的位置和螺栓孔，同时转动变压器顶盖和升高座上密封橡胶衬垫，并将变压器高压引出线和铜接线板一起穿过升高座，对称地扭紧升高法兰与顶盖上的螺栓。、安装升高座时，应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞应在升高座最高处。、电流互感器和升高座的中心应一致。、绝缘筒应安装牢固，其安装位置不应使变压器引出线与之相碰。(2) 安装高压套管根据有关吊装高压套管的规程规范，用桥机将高压套管吊装就位，并细心地将变压器高压引线和铜接线板穿过高压套管装好密封垫和防雨罩，进行固定。套管法兰孔要对准(du zhn)升高座螺栓，对称扭紧螺栓套管的油标方向外侧。(3) 低压(dy)套管安装打开变压器顶盖上低压套

34、管处的运输(ynsh)法兰和变压器侧面对应的工作孔法兰，将低压套管密封圈安放在对应位置，将低压套管吊入变压器低压侧工作孔。引线、低压套管接线进行硬连接，对每相螺栓用力矩板手对称紧固。满足硬质铜母线联结的规范要求。安装时绝对不允许将螺帽、平垫、弹簧垫掉入变器内。(4) 安装冷却装置变压器冷却装置包括散热器、油循环泵、上下油管路以及上下蝶阀。先将蝶阀全部关闭，然后将联接法兰临时封闭板除去。由桥机将散热器吊起各就各位，装上潜油泵、净油器，安装时一定要按厂家所标箭头方向安装，再将上下法兰螺栓拧紧。冷却装置安装后应检查主变油位或及时注油。(5) 安装油枕油枕安装在变压器顶部的支架上，油枕与变压器之间用油

35、管，阀门连接并安装一瓦斯继电器，安装时瓦斯继电器上箭头应向油枕。拧紧油枕溢油管端部的硅空气吸潮器，工作前吸潮器低部容器注入少量变压器油，直至有显示出有一定油位为止（起密封作用）(6) 安装控制箱，端子箱及自动化元件，并敷设各控制及端子箱以及自动化元件的电缆并作配线。(7) 气体继电器、测温装置、压力释放装置、安全气道等安装应符合GBJ148-90有关规定。8、变压器补充注油(1) 完成对散热器充油打开每只散热器的下油管路中的蝶阀，并打开潜油泵横塞直到变压器油益出横塞。关死横塞，不能让油从横塞渗出，最后打开每个散热器上油管回路的蝴蝶阀。(2)打开变压器本体到油枕油管上的阀门，让油枕与变压器内腔连

36、通。(3) 用滤油机座与变压器上部的蝴蝶(hdi)阀用50软管对变压器充油。打开油枕观察孔，并扭开放气塞充油至胶囊空气完全排出，然后扭紧放气塞，通过油枕上的放油蝶阀放油调整油位指示出当时环境温度的油位为止（油位可适当(shdng)高一些，预留取油样和油枕胶囊排气不完全的油量）。9、对变压器附件(fjin)放气(1) 扭松高压、中压套管，压力释放阀、冷却循环油泵，瓦斯继电器的放气孔上的螺栓进行放气。(2) 放完气将放气孔螺栓拧紧。(3) 检查打开冷却器上下油管上的阀门，起动循环油泵，让四台油泵均起动打油运行。(4) 当循环油泵运转12小时后，如前述放气附件进行再次放气。气放尽后必须扭紧螺栓，不能

37、渗漏油。10、整体密封试验采用静油柱压力法：油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从箱盖算起。11、变压器安装完毕，待变压器静置12小时后，按照有关取变压器油样的规范，从变压器下端放油阀，放取油样进行耐压试验，要求变压器的绝缘强度40KV/2.5mm。 12、变压器通电前检查变压器通电前应对变压器进行全面的检查，检查是否符合运行条件，如不符合，应立即进行处理。(1) 变压器油枕，冷却器等各处的油阀应打开。再次排放空气，检查各处应无渗漏；(2) 变压器接地良好；(3) 变压器油漆完整，良好。如局部脱落应补漆。套管及母线相色漆应正确。(4) 套管(to un)瓷件完整清洁，油位正常，接地套管应接地

38、；(5) 分接开关应置于运行要求(yoqi)挡位，复测直流电阻值正常；绝缘电阻合格；(6) 冷却器试运行正常(zhngchng)；(7) 变压器油坑内已铺好卵石，事故排油管畅通；(8) 变压器引出线连接良好，相位，相序符合要求；(9) 瓦斯继电器安装方向正确；(10) 温度计安装试验结束，指示值正常，整定值符合要求；(11) 二次回路接线正确，经试验操作情况良好保护装置模拟正确，并保护装置已投入；(12) 变压器全部电气试验项目都已结束且符合技术要求；(13) 并取一瓶油样进行气相色谱分析；(14) 变压器上没有任何遗留物。13、变压器的冲击试验和试运行(1) 规程规定，变压器运行前必须进行五

39、次空载全电压冲击合闸，考验变压器的绝缘和保护装置；(2) 变压器在作冲击试验时中性点必须接地，变压器所有保护确保投入，升高座内的电流互感器暂不投或不用时，其二次侧应短接。现场应配备消防器材，以防不测；(3) 冲击试验前可以进行一次发电机带变压器零起升压，观察变压器额定电压时应无异常；(4) 额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起保护装置的误动作；受电后变压器应无异常；(5) 检查变压器及冷却装置所有焊缝和接合面，不应有渗油现象，变压器无异常振动或放电声；(6) 在冲击试验过程中操作(cozu)人员应测量冲击电流和空载电流的大小。在冲击试验完成后变压器带电试运行24小时，试运行完成后取油

40、样作气相色谱分析，比较试运行前后变压器油的色谱数据，应无明显变化。9、公用辅助(fzh)设备（一）直流系统检修项目(xingm)内容检修项目内容：1拆除直流系统旧电缆；2清洁蓄电池壳体，检查处理蓄电池壳体渗漏，螺栓是否松动；3检查电源模块输入、输出及联络方式下母线电压、电流是否均衡正常， 4检查模块各切换装置、继电器、触摸屏、电池巡检仪、绝缘监测仪、防雷装置、熔断器是否完好；5检查处理各输入、输出线路是否完好，端子是否紧固；6检查处理各参数设置，各指示表计是否正确；7进行接地电阻、充放电试验。（二）电气设备检修项目及内容1、厂用变压器（编号：1# 厂变、2#厂变 、1#坝顶变、2#坝顶变、外来

41、变、船闸变、生活变2台）2、全厂断路器10.5kV及以上电压等级： 400V电压等级：3、全厂隔离开关4、全厂接地刀闸5、母线（包括400V、105KV、110KV）6、电压互感器（全厂）7、电流互感器（全厂）8、绝缘子（包括10.5KV、400V）9、通讯(tngxn)系统10、保护(boh)及自动装置11、线路(xinl)12、GIS组合电器（D修）（邀请专业厂家现场指导）13、电抗器（2套）14、401V盘柜（三）、电气设备检修方案1施工前熟悉设计图纸、施工规范、规范和技术文件；（1）由项目总工程师组织各专业技术人员、班组人员，进行详细审核设计图纸，并作好审图、澄清问题以及设计技术交底记

42、录；（2）统计和核对设备和主要材料清单，制定设备订货、到货计划和材料采购计划；（3）组织工作人员熟悉安全规范、安装技术规范、图纸及技术资料，专业工程师作好技术交底工作；（4）制定重要设备安装和关键工序的安装方案和技术措施；（5）注意图纸提出的施工要求，设备部件的特殊安装工艺及对环境的特殊要求。2编制电气设备检修计划根据年度机电设备检修总体计划，编制电气安装的施工计划，并根据工程的具体进度情况编制总进度、月度、周计划，在编制时，应全面了解各种电气设备检修工程量以及可以检修的作业时间等，据此按单项或分部分项工程安排检修进度，配备各工种施工人员，为保证计划的完成。3安全技术措施电气设备检修前，必须按

43、照电厂的安全技术规程做好安规，具体如下：（1）在全部停电或部分停电的电气设备上工作，必须完成下列措施：1.1、停电 1.2、验电 1.3、装设接地线1.4、悬挂标示牌和装设遮栏上述措施(cush)由电厂值班员执行，对于无经常值班人员的电气设备，由断开电源人执行，并应有监护人在场（2） 工作(gngzu)地点必须停电的设备如下：2.1、检修(jinxi)的设备2.2、工作人员在进行工作中正常活动范围的距离应符合规定标准，同时要设置安全遮栏措施的设备。2.3、带电部分在工作人员后面或两侧无可靠安全措施的设备。2.4 将检修设备停电，必须把各方面的电源完全断开，（任何运用中的星形接线设备的中性点，必

44、视为带电设备）禁止在只经开关断开电源的设备上工作，必须拉开刀闸，使各方面至少有一个明显的断开点，与电源各有关的变压器和电压互感器，必须从高低压两侧断开，防止向停电检修设备反送电。2.5 验电时，必须用电压等级合适而且合格的验电器，在检修设备进出线两侧各相分别验电，验电前，应先在有电设备上进行试验，确证验电器良好，如果在木杆、木梯或木架上验电，不接地线不能指示者，可在验电器上接地线，但必须经值班负责人许可。高压验电必须戴绝缘手套。验电时应使用相应电压到级的专用验电器。2.6 表示设备断开和允许进入间隔的信号，经常接入的电压表等，不得作为设备无电压的根据，如果指示有电，则禁止在设备上工作。2.7

45、验电之前，应先准备好接地线，当验明设备确已无电压后，应立即将检修设备接地，并三相短路，这是保护工作人员在工作地点防止突然来电的可靠安全措施，同时设备断开部分的剩余电荷，亦可因接地而放尽。2.8 装设接地线必须先接接地端，后接导体端，必须接触良好，拆除接地线的顺序与此相反。装、拆接地线均应使用绝缘棒或戴绝缘手套。2.9 装设接地线必须(bx)由两人进行。2.10 接地线应用多股软裸铜线，其截面应符合短路电流的要求，但不得小于25平方毫米，接地线在每次装设之前，应经过详细检查，损坏的接地线应及时修理或更换(gnhun)，禁止使用不符合规定的导线作接地和短路之用。接地线必须使用专用的线夹固定在导体上

46、，严禁用缠绕的方法(fngf)进行接地和短路。2.11 在室内高压设备上工作，应在工作地点两旁间隔和对面间隔的遮栏上和禁止通行的过道上悬挂“止步、高压危险！”的标示牌。2.12 在室外高压设备上工作，应在工作地点四周用绳子做好围栏，围栏上悬挂适当数量的“止步、高压危险！”的标示牌，标示牌必须朝向围栏里面。2.13 在工作地点悬挂“在此工作”的标示牌。2.14 严禁工作人员在工作中移动或拆除遮栏，接地线和标示牌。4 检修方法在检查电气设备安规做完后，应对检修项目逐一对其检查维修，需要清洗的部件采用汽油或酒精或丙酮进行清洗，然后用白布擦拭干净，消缺后回装到位，拧紧螺栓等。（四）、主变试验1、大修中

47、的试验(1)测量铁芯对夹件、穿心螺栓，压板及铁芯电场屏蔽对铁芯，铁芯下夹件对下油箱的绝缘电阻；(2)根据厂家要求单独对套管做额定电压下tg（介质损耗）、局部放电和耐压（包括套管油）；2、大修后的试验(1)测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；(2)测量绕组连同套管一起的泄露电流；(3)测量绕组连同套管一起的tg（介质损耗）；(4)冷却装置的检查(jinch)与试验；(5)本体、套管(to un)油试验；(6)测量绕组(roz)连同套管一起的直流电阻（所有分接位置上）；(7)测量铁芯（夹件）引外对地绝缘电阻；(8)总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封耐油试验；(9)绕组连同套管一起的交流耐压试验

48、；(10)绕组所有分接头的变压比及连接组别；(11)相位检查；(12)根据厂家要求进行变压器的空载特性试验、短路试验。(13)额定电压下的冲击合闸试验；(14)空载试运行前后变压器油的色谱分析。（五）、厂用干式变类生活变、船闸变、外来变、船闸变本体试验（直阻/绝缘/泄漏/耐压）；（六）、互感器（CT、PT）(1)110kV主变保护用CT试验。(2)10.5kV保护用CT试验（伏安特性）；(3)10.5kV发电机PT试验；(4)110kV母线PT试验；(5)110kV线路CT试验；(6)400V保护CT、PT试验。（七）、电容式电压互感器（110kV出线）110kV出线场电容式电压互感器试验（八

49、）、水机保护（3台机组）(1)主轴密封水中断超时(2)轴承润滑油中断超时(3)轴瓦温度过高(4)事故低油压(5)高位油箱油位过低（九）、压力开关及变送器(1)空压机系统压力(yl)开关及变送器；(2)油压装置系统(xtng)压力开关及变送器；(3)机组水导轴承、组合(zh)轴承处顶油压力开关。（十）、GIS组合电器(1)微水（20）；(2)检漏。（十一）、断路器（110kV4台、10.5kV17台、400V30台）(1)绝缘电阻（包括整体绝缘、端口之间）；(2)交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）；(3)辅助回路和控制回路交流耐压试验；(4)导电回路电阻；(5)分、合闸电磁铁线圈的绝缘

50、电阻和直流电阻。（十二）、隔离刀闸（）(1)测量有机材料支持绝缘子的绝缘电阻(2)测量动、静触头的接触电阻（十三）、接地刀闸（110kV10台、10.5kV28台）(1)测量有机材料支持绝缘子的绝缘电阻(2)测量动、静触头的接触电阻（十四）、接地装置(1)测量110KV出线场的接地电阻(2)测试全厂接地网电气完整性(3)测试大坝闸门操作室接地电阻(4)测试船闸操作室接地电阻（十五）、保护装置(1)110kV母线保护装置校验及联动试验；(2)110kV秀印线、110kV秀沿线保护装置校验及联动试验；(3)安全稳定控制装置校验及联动试验；(4)故障录波装置校验；(5)110kV母线保护装置校验及联

51、动试验；(6)10.5kV厂用变、坝顶变、船闸变、生活变保护装置校验及联动(lin dn)试验(7)生活变、船闸变、外来变、船闸变保护装置校验(xio yn)及传动试验；（十六）、电抗器(1)1#、2#厂变本体试验（直阻/绝缘(juyun)/泄漏/耐压）；(2)1#、2#厂变保护装置校验及联动试验；(3)1#、2#坝顶变本体试验（直阻/绝缘/泄漏/耐压）；(4)1#、2#坝顶变保护装置校验及联动试验；(5)1#、2#电抗器试验（直阻/绝缘/泄漏/耐压）及清洁；(6)1#、2#电抗器保护装置校验及联动试验；（十七）、自动装置(1)备自投装置校验及联动试验。(2)定值校对（十八）、转速仪(1)校核

52、转速仪试验（十九）、电动机绝缘和直阻（二十）、全厂安全工器具 10、电气装置预防性试验、调试按相关的GB、IEC、IEEE、ISO、ANSI、DIN、JH、JIE标准规范要求进行预试（1）、计算机监控系统的调试在调试前，应对于非本次调试的的设备应做好充分的安全措施才能进行，调试时严格执行安全操作规程，确保调试不影响运行设备的安全运行以及正在安装或检修的设备和人员的安全。调试主要有如下：1）回路检查根据计算机监控系统的厂家图纸资料和设计院的图纸仔细检查系统的内部接线和外部接线，外部接线应检查至监控系统的接口端子上，确认接线无误。各类传感器、变送器、仪表接线的校验正确；电源回路、二次回路绝缘电阻，

53、接地电阻符合规程和系统的技术要求。2）通电启动设备逐项、分步对各设备进行通电检查和启动设备。检查设备的运行情况，网络配置是否正确，各应用软件的工作是否正常(zhngchng)。系统设备启动完成后，运行系统的检查和诊断程序，检查整个系统的工作情况。3）烤机试验(shyn)将计算机监控系统进行连续不间断进行全面烤机，根据系统的技术协议要求(yoqi)确定烤机时间。在烤机过程中安排专业人员值守，注意各设备的温度、工作情况、结点状态。对于这个试验也可安排在系统其他调试完成后进行，与水轮发电机的72小时试运行相结合，时间的安排主要根据计算机监控系统的订货技术条件及现场的进度要求综合进行考虑。4）应用软件

54、的检查调试检查厂级计算机的监控画面、运行报表、历史记录点定义、事件记录报表、操作键盘定义、语音报警语句、操作票功能、数据库定义、AGC、AVC控制参数和边界条件、对外通信数据，各现地级计算机的I/O定义、顺控及自动倒换流程、各项操作流程及防误闭锁条件等应用软件是否满足电站的实际要求（由于此次是属于检修，所以此项试验不需要做）。5）输入/输出（I/O）接口的调试检查对每个LCU均依据原理图按回路对输入、输出接口做相应的调试：开入量/开出量（DI/DO）的检查：在监控系统的接口端子上单点模拟实际输入信号，现地LCU、上位机等地均应正确的收到信号；监控系统发出命令，各开出量应有可靠信号输出，对应的接

55、口应有正确的信号跃变或对应继电器应正确动作。信号定义、信号名称、信号地址应正确。事件顺序记录应准确，并有正确的时间定标。模拟量的输入检查调试：按要求输入相应的信号，从最小到最大量程之间取不同的几点进行测试，检查测量计算是否正确，系统的测量误差应符合规程及产品的技术要求。模拟量的输出检查调试：水电站的模拟量的输出一般是提供给调速器和励磁装置的控制调节，有的调速器和励磁装置没有设置模拟量的输入控制。因此监控系统模拟量的输出检查测试根据系统的配置进行，从监控系统发出相应的输出命令，根据信号的形式采用相应的检测设备如示波器进行检测。脉冲量的输入检查(jinch)调试：脉冲量用于电度的量度，按要求输入相应的信号，检查系统的接收情况，根据电度表的