电气一次设备检修工艺规程-毕业论文

陕西清水川发电有限公司电气一次设备检修规程PAGEPAGE1电器一次设备检修规程2007--发布2007--实施————————————————————————陕西清水川发电有限公司前言本规程依据部颁、制造厂家技术资料和现场检修经验编写。本规程是电气一次设备检修的依据，作为检修工艺要求和质量验收标准的准则，等同于设备点检检修管理体系中的‘维修技术标准’。本规程对发电机、变压器、断路器、隔离刀闸、配电柜、母线、PT、CT、电缆、蓄电池、UPS、高、低压电机等设备，从规范、技术特性等方面作了较详细的说明；对设备的A、C级检修项目、工艺流程、质量标准等作了具体规定，适用于陕西清水川发电有限责任公司电气一次设备的检修、消缺与维护。本规程尚待进一步修改和补充。本规程编写依据和参考资料：《电力工业标准》之《电力网、电力系统及变电所》《电力工业标准》之《电机及变压器》《DL/T573-95电力变压器检修导则》《电力工业标准》之《开关设备》《DL/T596-1996电力设备预防性试验规程》《电力工业标准》之《电力线路和电力金具》《电力工业标准》之《电力用油和六氟化硫》《电力建设施工、验收及质量验评标准汇编》西北电力设计院设计资料各设备制造厂家出厂说明书及维护要求本规程编写人：袁军民杜迅师诚本规程初审人：李小强本规程审核人：庄水祥路富安李韩英本规程批准人：金海辉本规程解释权归清水川发电有限公司生产准备部。2007年9月23日目录第一部分变配电 11．变压器检修工艺规程 21.1设备概况及参数 21.1.2.1主变压器技术规范 21.1.2.2#01启备变技术规范 21.1.2.3厂高变压器技术规范 31.1.2.4高压公用变压器技术规范 31.2检修类别及周期 31.3检修项目 41.4检修步骤、工艺方法及质量标准 61.5变压器的调试、试运 161.6安全、健康、环保要求 172．LW13-363型罐式断路器检修工艺规程 182.1概述 182.1.1特点 182.1.2技术参数 192.1.3结构及工作原理 212.2检修类别及周期 372.3检修项目 372.4检修步骤、工艺方法及质量标准 382.5安全、健康、环保要求 402.6防止开关事故措施 413.高压隔离开关检修工艺规程 413.1设备概况及参数 413.2检修类别及周期 423.3检修项目 423.4检修步骤、工艺方法及质量标准 433.5调试、试运 433.6安全、健康、环保要求 454.电压互感器检修工艺规程 464.1设备概况及参数 464.2原理及结构 474.3检修类别及周期 484.4检修项目 484.5安全、健康、环保要求 485.电流互感器检修工艺规程 495.1设备概况及参数 495.2设备性能 505.3检修类别及周期 505.4检修项目 505.5安全、健康、环保要求 516.380V开关检修工艺规程 516.1低压开关 516.2检修类别及检修周期 536.3检修项目 536.4检修步骤、工艺方法及质量标准 546.5安全、健康、环保要求 577.380V开关柜检修工艺规程 587.1低压配电装置 587.2检修类别及检修周期 597.3检修项目 607.4检修步骤、工艺方法及质量标准 607.5安全、健康、环保要求 638.直流开关柜检修工艺规程 648.1设备概况及参数 648.2检修周期及项目 658.3检修步骤、工艺方法及质量标准 668.4安全、健康、环保要求 689.蓄电池检修工艺规程 699.1蓄电池概况及参数 699.2检修类别及检修周期 709.3检修项目 709.4检修步骤、工艺方法及质量标准 719.5安全、健康、环保要求 7410.动力电缆检修工艺规程 7410.1设备概况及参数 7410.2检修类别及周期 7510.3检修项目 7510.4检修步骤、工艺方法及质量标准 7610.5安全、健康、环保要求 8111.离相封闭母线检修工艺规程 8111.1设备概况及参数 8111.2检修类别及周期 8311.3检修周期项目 8311.4检修步骤、工艺方法及质量标准 8411.5安全、健康、环保要求 8512.6KV共箱母线检修工艺规程 8512.1设备概况及参数 8512.2检修周期项目 8612.3检修质量标准： 8612.4安全、健康、环保要求 8713.UPS检修工艺规程 8713.1维护UPS系统 8713.2维护电池 8813.3更换部件 8913.4屏前报警及处理 8913.5安全、健康、环保要求 91第二部分电机 921.发电机检修工艺规程 931.1概述 931.2设备简介 931.3发电机的检修周期 951.4C级检修标准项目 951.5A级检修标准项目 951.6检修工序及工艺标准 961.7调试、试运 1141.8安全、健康、环保要求 1182.高压电动机检修工艺规程 1202.1概述 1202.2设备系统简介 1212.3检修周期 1212.4C级检修项目 1212.5A级检修标准项目 1212.6检修工序、工艺标准 1222.7电机的试运转 1322.8安全、健康、环保要求 1333.低压电动机检修工艺规程 1343.1概述 1343.2设备简介 1343.3低压电动机的检修周期 1353.4C级检修标准项目 1353.5A级检修标准项目 1353.6低压电动机的检修工序和工艺标准 1363.7电机的试运转 1433.8安全、健康、环保要求 144第一部分变配电1．HYPERLINK变压器检修工艺规程1.1设备概况及参数1.1.1清水川发电有限公司主变由常州东芝变压器厂供货，起/备变、高厂变、高压公用变、主辅厂房低压工作变、电抗器均由西安西电集团供货，主变330kV油浸三相；启备变三相分裂油浸有载调压，高厂变三相分裂油浸无载调压，高压公用变三相油浸无载调压。低压厂用变、公用变全部采用干式变，均由由西变集团供货，柴油发电机组为三菱重工生产。1.1.21.1.2.1主变压器技术规范项目技术参数型号SFP10-360000/330型式三相双线圈铜绕组无励磁调压油浸式变压器额定容量360000KVA额定电压 363kV调压范围363±2×2.5%KV调压方式无励磁冷却方式强油风冷(ODAF)额定频率50HZ接线组别YN，d11中性点接地方式中性点经接地刀闸接地空载损耗170.8kW额定电流高压侧572.6A低压侧10392.3A制造厂家常州东芝变压器制造厂1.1.2.2#01启备变技术规范型号SFFZ10-50000/330额定容量50000/31500-31500KVA额定电压345±8×1.25%/6.3-6.3KV额定电流84/3207.5-3207.5A调压方式有载调压冷却方式ONAN/ONAF额定频率50HZ接线组别YN,yn12,yn12中性点接地方式高压侧中性点直接接地空载损耗≤53kW相数3空载电流0.2%负载损耗≤167kW效率≥99.56有载分接开关德国MR公司产MⅢ350Y-72.5/C-10193W套管式电流互感器电流比(A)100-300/5准确级5P20/5P20/0.2/0.2S额定输出(VA)50/50/15/15电流比(A)100-200/5准确级5P20额定输出(VA)30电流比(A)100-300/5准确级5P20额定输出(VA)30生产厂家西安变压器厂1.1.2.3厂高变压器技术规范型号SFF10-40000/20额定容量40000/25000-25000KVA额定电压高压：20KV低压：6.3-6.3KV额定电流1154.3/2291.1—2291.1调压方式无激磁冷却方式ONAN/ONAF80/100%额定频率50HZ接线组别D,ynl,ynl中性点接地方式经电阻接地空载损耗28kW相数3空载电流0.29%生产厂家西安变压器厂1.1.2.4高压公用变压器技术规范型号SF10-25000/20额定容量25000/25000KVA额定电压高压：20KV低压：6.3KV额定电流（高/低）722/2291调压方式无激磁冷却方式ONAN/ONAF80/100%额定频率50HZ接线组别D，yn1中性点接地方式经电阻接地空载损耗20kW相数3空载电流生产厂家西安变压器厂1.1.2型号：GN2—20/400额定容量:25KVA额定电压:20000/230V接地电阻：0.49Ω（二次）绝缘等级:B1.2.检修类别及周期1.2.11.2.1.1新安装的变压器均应吊罩（芯）进行内部检查。1.2.1.2变压器安装运行5年，应吊罩（芯）进行内部检修，以后每隔10年A级检修一次，每年C级检修两次1.2.1.3变压器在运行中或预防性试验时，发生或发现异常情况，可及时进行A级检修1.2.1.4变压器的试验随随A、C级检修1.2.1（注：实行状态检修后可根据变压器实际健康状况确定出合理的检修周期及检修内容，科学的进行检修。）1.2.1.6互感器根据运行情况及予防性试验结果决定其是否A级检修，每年C级检修1.2.21.2.2.1变压器的定期检修随机组A级检修1.2.2.2在干燥清洁的场所,每12个月进行一次检查性C级检修1.2.2.3若在有灰尘或化学烟雾污染的空气,潮湿的环境下,应视情况每三至六个月进行一次检查性C级检修1.2.21.2.21.3.检修项目1.3.1C1.3.11.3.1.1.1外壳及阀门的清扫，处理漏渗油，必要的补漆或重涂漆。1.3.1.1.21.3.1.1.31.3.1.1.41.3.1.1.51.3.1.1.61.3.1.1.71.3.1.1.81.3.1.1.91.3.1.1.101.3.1.1.111.3.1.1.121.3.1.1.131.3.1.1.141.3.11.3.1.2.11.3.1.2.21.3.1.2.31.3.1.2.41.3.1.2.51.3.1.2.61.3.1.2.71.3.2A1.3.21.3.2.1.11.3.2.1.2拆装附件与吊罩（芯）1.3.2.1.3铁芯及油道检查、清理油泥杂质1.3.2.1.4绕组、引线及引线支架的检查检修1.3.2.1.5绕组压环、压紧螺丝检查紧固1.3.2.1.6分接开关的检查1.3.2.1.7无载调压装置的检查1.3.2.1.8铁芯与夹件的检查、试验1.3.2.1.91.3.2.1.101.3.2.1.111.3.2.1.121.3.2.1.131.3.2.1.14呼吸器的检修1.3.2.1.151.3.2.1.161.3.2.1.171.3.2.1.181.3.2.1.19变压器真空注油、真空热油循环1.3.2.1.20附件回装，整体试验1.3.21.3.2.2.1柜体的检修，各支撑及连接固定部位螺丝紧固1.3.2.2.2绕组及绝缘垫块、压紧情况检查1.3.2.2.3绕组温度探头及引线检查1.3.2.2.4各引线接头检查1.3.2.2.5各处支持绝缘子检查1.3.2.2.6低压侧母线相间绝缘垫块检查螺丝紧固1.3.2.2.7冷却风机检查1.3.2.2.8数字式温度计检查校准1.3.2.2.91.4.检修步骤、工艺方法及质量标准1.4.11.4.1.1油浸变压器A级检修1.4.1.1.1变压器基本资料准备，如：熟悉和掌握变压器运行情况及A级检修原因，查阅其缺陷记录，历次的有关试验记录及上次A级检修1.4.1.1.2准备A级检修1.4.1.1.3除A级检修常规项目外，订出A级检修1.4.1.1.4根据A级检修1.4.1.1.5人员配备，检修负责人确定，A级检修1.4.1.1.61.4.1.1.7随时掌握A级检修1.4.1.1.81.4.1.1.9需要事先加工的部件，提前制图加工制作，并根据附件孔的临时盖板，接好滤油机械准备A级检修的变压器，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A级检修开工。1.4.1.1.101.4.1.1.111.4.1.1.12C级检修1.4.1.1.131.4.1.1.141.4.1.1.15变压器吊罩应在无雷雨的干燥条件下进行，周围温度不小于０℃，总体温度应高于周围温度1.4.1.1.16现场安全措施（起重、防火、雨雷等）。附件的保管（包括螺丝胶垫等）。工具的保管及使用（摆放整齐，专人保管，并记录）。质量检查验收（现场办理验收单、安全质量监督验收卡）。注：变压器芯子露空时间规定：相对湿度小于６５％，允许不超过１６h；相对湿度小于７５％，允许不超过１２h。图1主变油箱内允许工作时间（h）1.4.1.1.17图2330/500KV主变高压引线装配图3330/500KV主变高压引线装配1.4.1.2油浸变压器A级检修1.4.1.2.11.4.1.2.2图4拆装高低压套管拆附件注意事项：拆卸附件应做好方向位置记号，尤其套管等除做方面性位置记号外，还要做相应记录；拆卸的附件及螺栓、销子、胶垫等要专人分类保管；套管要垂直或水平放置在专用支架上，牢固可靠，并用塑料布包裹套管下侧以防水防尘；怕潮的绝缘附件应放在合格的变压器油里，拆内部引线接头时，要防止异物落入。1.4.1.2.3注：进入变压器器身的工器具、试验仪器表计、材料等要严格控制，专人归口管理进出器身工具、试验仪器表计、材料数量以及使用人、使用时间等，检修工作完毕应仔细清点工具数量相符才能进行大罩回装。1.4.1.2.4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。线圈应无位移变形，各部绝缘垫块排列整齐，上下压环及各处垫块压紧无松动，引线根部绑扎牢固无松动，引线焊接良好。线圈各部绝缘应良好，无破损露铜（铝），各引线的根部绑扎应牢固无松动。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，手按后没有残留变形。二级绝缘：色泽灰暗，绝缘合格，手按后无裂纹。三级绝缘：勉强可用，手按后，有微小的脆弱及裂纹变形。四级绝缘：颜色变黑，已有显著的老化现象，手按后发生大量裂纹及脱落，为不合格绝缘，不能继续使用。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，补后涂绝缘漆，如机械损伤较严重，无法修补的应重新绕制线圈或送制造厂修理。各引线绝缘良好，排列整齐；木支架完整无损，固定牢靠无松动；木质螺栓，帽应背紧并用线绳绑扎；两木夹板夹紧引线后，两极之间应有不小于1.5－－２ｍｍ间隙，引线经过平板处应加强２ｍｍ厚的绝缘。裸露引线上应光滑无毛剌尖角，在线圈下面水平排列的深层引线，如果处强循环进油口之下的，应加强绝缘。检查线圈引线上能看到的所有接头焊接情况，是否有过热或开焊现象，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，其偏差不得大三相平均值的２％。线圈端部引出线，多股软铜线不得有破股断裂扭劲现象，并包扎１－－２层白布带。线圈分接头引线，若因检修拆卸时，应做记号或记录，装配后应做电压试验校对其有无差错。注：线圈引线的导线的电流密度可按下列数值选择：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／mm21.4.1.2.5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。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、机械损伤的烧伤的要处理，并涂绝缘漆。铁芯各部油道畅通，如有堵塞应清除，消除时不得损坏铁芯及线圈绝缘。夹件及铁芯之间的绝缘应良好，绝缘垫块应完全无位移，叠片及鼓起碰夹件现象。夹件应有足够的机械强度，不应有变形，夹紧螺栓及两侧方铁拉紧螺栓要校紧，有背帽者，背紧背帽，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。校紧所有能够校紧的穿芯螺丝，有背帽者背紧，并使用样冲冲眼锁牢。测量电阻及交流耐压试验符合要求。1.4.1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，手柄及转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。分接开关的绝缘筒，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回，应浸在合格变压器油中。各分接头绝缘良好，绑扎牢固，排列整齐，接头焊接良好，压紧螺丝紧固，接触良好。各定触柱、动触环表面应光滑无油垢，氧化膜及灼伤痕迹，定触柱如镀银，不得有镀层脱落情况。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的塞尺塞不进去为宜，两定触柱之间接触电阻不大于５００µΩ，检查完后分接开关转回运行位置，并再次测量接触电阻不应有大变化。因检修拆下分接头时，一定要做记录记号，装回后须测量电压比进行核对。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，以便摩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电流电阻合格为止。有载开关：检查操作灵活,动作可靠,触头接触良好。1.4.1.2.7变压器铁芯只允许一点接地，如有多点接地查明原因进行消除，以免形成环流。对于大容量变压器，如铁芯的上下铁轭的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，同一芯柱，同一级，同一层叠片处与夹件连接此种情况，下夹件已经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，应注意检查罩内顶部加强筋，测温计底座与上夹件的间隙，不得有碰触，如有供运输的固定变压器铁芯的稳钉，在安装时应将其取下。大容量变压器如有接地套管时，铁芯的上铁轭与上夹件，用时通过套管引出接地此种情况，铁芯的上铁轭与下夹件应绝缘。接地连接钢片要求：铁芯的铁轭与夹件之间应镀锡的铜片连接，要压接牢固连接可靠，线圈上部有压紧线圈的开口压环时，各开口压环与夹件之间也应用同种方法连接。将铁轭与夹件间的连接铜片拆开，测量铁芯与夹件，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，校紧螺丝并测量其铁芯接地情况。检查油箱接地是否良好。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或间隙放电。1.4.1.2.8向冷却装置及油1)变压器油箱内部箱壁均应涂刷绝缘清漆以防锈蚀，对于锈蚀部位，要清除铁锈并涂以绝缘清漆。导向冷却的变压器，为提高冷却效果，冷却导管装配要整齐，密封要严密，其绝缘围屏及导油管不能受潮、裂纹，固定应牢固。3)检查油箱底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。4)如变压器一次吊罩时，对箱罩上的各蝶形阀、闸阀也进行检修，以免为此再次放油和影响其联结附件的装配及注油。5)油箱内部带有磁屏蔽的应进行检查，其是否牢固完整，并将表面油垢擦拭干净。6)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，应做相应位置记录，连同套管升高座一起吊下，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。1.4.1.2.9配合变压器每年一次预防性试验拆卸引线接头，试验后，压接引线时，其连接处表面应干净光滑，涂上导电脂，压接螺栓要紧固，接触良好不发热。检查套管油枕，油位及油的颜色。油位低于油枕１／４以下时，应从注油塞外补充油，其油应与套管本身的油相同，并试验合格。检查接地法兰耐油胶垫密封情况，校紧接地法兰固定螺栓，不得有渗漏现象。电容小套管应通过共罩接地，接地良好。检查油枕及保护罩外表是否干净，有渗漏油现象，有锈蚀或脱漆应清除干净并涂漆。检查校紧上接线帽，其密封应良好，无进水进潮气现象。清扫检查套管瓷套，无油垢，表面清洁，应无裂纹及损伤。两年取油样一次，做耐压简化试验及色谱分析。1.4.1.2.101)油枕的一般检查：按每年两次C级检修周期进行检查如下：2)枕各部不应有渗漏油现象。3)油位计玻璃良好，清洁透明，油位指示正确。4)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)检查油枕与瓦斯继电器之间的蝶阀是否有渗漏现象。6)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。7)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，并且合格的变压器油冲洗。8)变压器至油枕的联管应有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。9)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，以便水或杂质容易流入沉积器中。10)油枕的进油管应插入油枕高３０－５０ｍｍ，以防水杂质进入变压器中，其管口应有光滑倒角。11)呼吸器联管插入油枕部分，应高出其油枕最高油位以上。12)A级检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，应用临时盖权来密封。1.4.1.2.11呼吸器的一般检查：按每年两次C级检修周期进行如下检查。呼吸器的玻璃筒应清洁干净，透明无垢，完整无裂纹及破损。察看呼吸器内吸湿剂是否失效，如呈红色失效应立即更换，其粒度为３－４ｍｍ。卸下下部油封碗检查是否有油，油量少，应加油至指示线。呼吸器及其连接管应密封良好，不得有进潮气及水现象。呼吸器的安装及检修。所安装的呼吸器，一定要进行检修，在安装时将保存时或运输中的为防潮而加装的无孔胶垫及防潮剂去掉。呼吸器拆卸时，首先拧下底部油封碗，卸下上部油枕连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。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。呼吸器内装吸湿剂应为３－４ｍｍ的变色硅胶，其数量为玻璃筒容积的２／３即可。呼吸器底油封碗应注油至油面线，无油面线的油浸过进气口以上即可，以起到油封过滤作用。各密封胶垫应良好，无进水或潮气现象；连接管路应畅通无阻。变色硅胶呈蓝色，如呈红色则已受潮失效应更换。换下者在１１５－－１２０℃变色硅胶的制作：白色硅胶浸渍氯化钴烘干即可，取占硅胶量的３％的氯化钴，溶解于水中，将粒度为２－６ｍｍ的硅胶，浸入溶液中，并取呈粉红色的置于１１５－－１２０℃1.4.1.2.12散热器的一般检查：按照变压器每年两次的C级检修周期进行如下检查。检查校紧散热器、蝶阀、油箱间的连接螺栓、散热器之间的拉筋应齐全，散热器固定牢固，运行中无摇晃现象。检查散热器管联箱蝶阀放油塞，放气塞处，有无因焊接不良或密封不良而渗漏油现象。每半年检查一次风扇装置，用５００Ｖ摇表测风扇电机及电源线路绝缘，其绝缘值不得小于0.5MΩ风扇装置A级检修应一年一次。散热器的A级检修：散热器的A级检修无时间规定，可随同变压器A级检修，其风扇电机应每年进行一次检修。新安装的变压器的散热器，在装前进行检查，并用变压器油冲洗干净,做２kg／１５min油压试验，无渗漏现象，风扇电机及其电源回路绝缘电阻不得低于0.5MΩ风扇装置的拆卸，应停电，解除电机总电源及分线盒风扇电机接线，拧下风扇轮叶上的反丝螺帽。取下风扇叶轮、拆卸风扇电机底部的固定螺丝，将风扇电机及橡胶垫取下，如变压器吊罩，应将风扇电机槽钢底座反接杆拆卸。变压器油放净后，关闭上下蝶阀，将散热器吊出。拆卸散热器，应做内部检查。如内部不清洁或发现有水，则用变压器油冲洗合格为止，并做２kg／１５min，油压试验，无渗漏现象，否则应补焊、补漆，散热器不能及时回装时，应将其孔及变压器油箱上的蝶阀封好，且用盖极盖严。拆下风扇电机进行检修，风扇叶轮有损坏时，应进行修复更换，修后应保证叶轮转动平衡，风扇电机应解体检修，解体前测量绝缘并做记录，两端盖做位置记号，拆开后检查引线内部情况，线圈两端内部绝缘有无过热现象，有无漏铜等。检查转子与定子之间隙，有无互相磨擦现象，轴承转动是否良好，滚珠磨损情况，用汽油洗刷，凉干后涂以适当的润滑油，然后组装，测绝缘不得小于修前的数值，最低不小于0.5MΩ图5散热器的吊装风扇装置在散热器安装后，进行组装，组装后检查电源接线及保险无误后可试转（反时针，风向上吹）察看风扇叶轮有无与散热器管及固定底座的拉紧螺杆相撞现象。转动声音是否正常，停电后用手拭摸，电机是否有过热现象，将外部保护网装牢。1.4.1.2.13瓦斯继电器，信号温度计瓦斯继电器的安装瓦斯继电器的联管，应以变压器顶盖为准，保持２－４°的升高坡度,瓦斯继电器本体应水平安装，安装时注意其盖上标准的箭头应指向油枕。瓦斯继电器经继电保护检验后合格方能安装。安装时，将芯子取出，把外壳内部用变压器油冲洗干净，玻璃窗擦干透明，然后放正两端密封耐油胶垫与联管连接，其连接处不应反别，要对应紧固，以防将瓦斯继电器外壳紧裂。外壳装好后，将芯子装入，注意盖上的箭头，应指向油枕，密封耐油胶垫放正，对应紧固盖的周围螺栓。芯子装后好，打开与油枕连接的蝶阀即可注油，待少许时间，打开放气塞上的罩，拧松滚花手轮，将空气放出。注意观察，检查连结法兰、盖、放气塞座、探针座、接线套管、玻璃密封情况，不得漏渗。信号温度计，电阻测温计的安装。经热工仪表检验合格后，方能安装。温包在装入前应仔细检查将其座管内注入少量的变压器油，然后装入并密封旋紧上部螺丝。信号温度计安装在变压器油箱件上，垫以胶垫，固定螺栓要紧牢，以防震动。信号温度计与温包之间的毛细管敷设时，不得扭折，弯曲时，其圆弧半径不小于５０ｍｍ，每段固定距离不应超过３００ｍｍ，固定处包以塑料管之类东西保护。信号温度计，电阻温度计在变压器A级检修即将结束，变压器上部无较大工作量时，进行安装为宜，以防损坏。1.4.21.4.2.1干式变压器A级检修1.4.2.1.11.4.2.1.21.4.2.1.31.4.2.1.41.4.2.1.51.4.2.1.61.4.2.1.7检查变压器A级检修1.4.2.1.8工具准备:1.4.2.1.9材料准备:准备更换的工件、材料,1.4.2.1.10工作票开工：核对现场工况及安全措施交代注意事项和重要环节1.4.21.4.2.2.1打开变压器柜体,检查所有的接线的连接状况,注意带电间隔及其他带电设备。检查引入的电缆和引线有无过热、变色，螺丝有无松动现象，注意保护绝缘子。检查柜体的接地线是否完好。核实分接头位置组别与在标准铭牌图纸上是否一致。拆开高低压侧引线,注意保护绝缘子。1.4.2.2.2检查变压器的清洁度,如发现有过多的灰尘聚集,则必须清除以保证空气流通和防止绝缘击穿,特别要注意清洁变压器的绝缘子,绕组装配的顶部和底部。使用手提风机或干燥的压缩空气或氮气吹净通风道等不易接近的空间的灰尘,在沉积油灰的情况下,使用无水乙醇清除。1.4.2.2.3铁心及其夹件的外观检查,表面有无过热、变形，螺丝有无松脱现象，检查芯体各穿心螺杆的绝缘是否良好。用1000V摇表对螺栓进行测定，绝缘电阻一般不低于100MΩ接线、引线的检查：检查高低压侧引线端子及分接头等处的紧固件和连接件的螺栓紧固情况有无生锈、腐蚀痕迹。并将分接头螺栓重新紧固一次。线圈的检查:检查绝缘体表面有无爬电痕迹或炭化、破损、龟裂、过热、变色等现象，必要时采取相应的措施进行处理。接地情况的检查:检查变压器铁芯一点接地良好。1.4.2.2.41.4.2.2.5接高低压侧引线。各连接部分紧固情况检查。铁心接地部分的检查。整体复装:严禁在变压器上遗留工具、材料等。1.5.变压器的调试、试运1.5.11.5.11.5.1.1.11.5.1.1.21.5.1.1.31.5.1.1.41.5.1.1.51.5.1.1.61.5.1.1.7装有风扇的散热器，接通风扇电机的电源使其转动，风吹方向应正确,1.5.1.1.8强迫1.5.1.1.91.5.1按照《高压电气设备的交接及预防性试验规程》及试验大纲进行。1.5.11.5.1.3.11.5.1.3.21.5.1.3.31.5.1.3.4对于新安装或更换线圈绝缘的变压器应进行三至五次的全电流冲击试验，第一次带电后运行时间应不少于１０min1.5.21.5.21.5.2.1.1测量高低压侧绕组的直流电阻,其每侧三相电阻的不平衡率不应超过1.5.2.1.2绝缘电阻的测试注：使用2500V兆欧表摇测变压器高低压绕组间、高低压绕组对地间绝缘电阻不应小于下列数值：高压线圈/铁心≥300M低压线圈/铁心≥100M高压线圈/低压线圈≥300M在比较潮湿的环境下,变压器的绝缘电阻会有所下降。一般的若每1kV的额定电压,其绝缘电阻不小于2MΩ1.6安全、健康、环保要求1.6.11.6.1.11.6.1.21.6.1.31.6.1.41.6.1.51.6.1.61.6.1.71.6.1.81.6.1.91.6.1.101.6.1.111.6.1.121.6.1.131.6.21.6.21.6.21.6.31.6.3.1更换后的废品必须倒入指定的垃圾箱1.6.31.6.3.3工作结束后必须做到“工完、料净、场地清”2．LW13-363型罐式断路器检修工艺规程2.1概述LW13-363罐式SF6断路器为户外三极交流高压电器设备，用于输变电线路中，作为电力系统的控制和保护电器。其简要灭弧原理如图1所示。在灭弧室中充有0.5MPa具有优良的灭弧性能和绝缘性能的SF6气体，在断路器分闸时，利用压气缸内产生的高压气流熄灭电弧。图1灭弧原理2.1.1特点本产品具有如下特点：a、抗地震能力强：本产品落地安装，重心低，出线瓷套粗壮，具有抗烈度为9度的地震能力。b、优良的熄弧性能：本断路器不仅能成功地开断普通的短路故障，而且能成功开断诸如失步状态，近区故障，断路器两侧同时两相接地等特殊故障。c、结构简单、体积小本产品每极两断口串联并自带电流互感器线圈，因此结构非常简单，布置紧凑。d、操作噪音小由于灭弧室与大气隔离，故操作时噪音较小。e、检修保养容易结构简单，检修很容易。主触头的烧损也很小，电寿命长（满容量开断20次不检修），故灭弧室检修周期很长。本产品符合GB1984《交流高压断路器》国家标准要求，并满足IEC56《高压交流断路器》国际电工委员会标准的要求。2.1.2技术参数2.1.2.a、海拔高度：≤1000m普通型≤2000m高原型b、环境温度：-30℃～c、最大日温差：25d、自然风速：≤35m/se、覆冰厚度：<10mmf、抗震能力：水平加速度：0.4g垂直加速度：0.2gg、泄漏比距：17～25mm/kV2.1.2.2.1.2.2.2.1.2.2.2.1.2.2.2.1.2.2.表1断路器的主要技术参数序号名称单位技术要求LW13-3631额定电压kV3302最高工作电压KV3633额定电流A20004额定频率Hz505额定短路开断电流kA406热稳定电流(3s)kA407额定动稳定电流（峰值）kA1008额定短路关合电流（峰值）kA1009固有分闸时间s≤0.0210全开断时间s≤0.0411合闸时间s≤0.1012重合闸无电流间隔时间s0.3013重合闸金属短接时间s≥0.0414合闸不同期性ms≤415分闸不同期性ms≤316每相并联电阻值Ω400±2017每断口并联电容值pF5%530±5%18SF6气体额定工作压力（20℃MPa0.50额定补气压力（20℃MPa0.45额定闭锁压力（20℃MPa0.4019雷电冲击耐受电压（峰值）对地kV1175断口间kV1175+AC29520操作冲击耐受电压（峰值）对地kV950断口间kV950+AC295211min工频耐受电压（有效值）对地kV510断口间kV510+AC14722六氟化硫零表压5min工频耐压kV1.3×36323主回路电阻μΩ23024断路器内SF6气体水份含量ppm(V/V)150(刚投运时)表1（续）序号名称单位技术要求LW13-36325SF6年漏气率—<1%26额定操作顺序O-0.3s-CO-180s-CO27端子静压力水平纵向N1500水平横向N1000垂直方向N125028机械寿命次300029每极断路器总重量kg6000表2断路器气动操动机构的主要技术参数序号名称单位技术要求LW13-3631分合闸操作控制电压VDC110/2202分闸线圈电流A2.33合闸线圈电流A2.54分闸回路数个25压缩机电源电压VAC3806加热器电源电压VAC220功率W（2～4）×2507额定操作空气压力MPa1.508最高操作空气压力MPa1.659压缩机启动压力MPa1.4510压缩机停止压力MPa1.5511断路器闭锁操作空气压力MPa1.2012断路器解除闭锁空气压力MPa1.3013重合闸闭锁空气压力MPa1.4314重合闸解除闭锁空气压力MPa1.4615安全阀动作压力MPa1.70～1.8016安全阀复位压力MPa1.45～1.55表3套管型电流互感器主要技术参数名称负荷容量（VA）精度等级变化仪表保安系数（FS）额定对称短路电流系数测量级300.5(0.2)750～1500/1≤5—保护级LW13-3635010P20—ALF≥20LW13-550（仅作参考）6～20TPY750～2500/1—KSSC≥155010P20—ALF≥20表4合闸电阻工作条件产品型号合闸电压允许连续合闸次数每次间隔时间合闸电阻投入时间LW13-363在363kV电压下4次3min10±2ms在2×363kV电压下2次1h2.1.3结构及工作原理2.1.3本产品为三极分装式，罐式双断口结构。配用气动操动机构，可进行单极操作或同电气连接实现三极联动。每极由灭弧室罐、充气套管、气动操动机构组成（参见图2）。电气控制、SF6气体密度控制系统和压缩空气供给单元均置于操动机构箱内。空压机装于断路器的B极机构箱中。断路器分闸操作依靠压力为1.5MPa的压缩空气进行，合闸操作依靠在分闸过程中贮能的合闸弹簧进行。一级断路器的总体外形图见图2。图2中的尺寸列于表5中。表5产品型号H（mm）A(mm)LW13-3636750(泄漏比2.5cm/kV)34002.1.3图3示出单极断路器的内部视图。单极断路器（A相、B相或C相）包括有大罐（2001）、双断口装配（2002）、充气套管装配（4000）、套管式电流互感器（BCT）装配（4500）、操动机构箱（3010）和其他部件。在20℃时，大罐（2001）内充0.5MPa的SF6大罐（2001）两端的两个手孔用来装配双断口组件（2002）以及检查断口（2003，2004）上的弧触头和喷口。两个手孔的盖上（2011）分别装有吸附剂（2020）。大罐（2001）顶上的一个手孔用于工厂装双断口组件（2002）和机械连杆（2300）。所以，在现场正常安装及检修时，这个手孔盖板（2012）是不打开的。2.1.3图4示出大罐（2001）和双断口装配（2002）的剖视图。双断口装配（2002）包括机械传动装置（2300），灭弧室装配（2003，2004）以及其它部件。双断口装配（2002）中的合闸电阻（2240）的电阻值以及均压电容器（2169，2170）的电容量如图5所示。2.1.3见图4本断路器由机构箱（3010）中的空气操动机构（3000）操作。机构通过机械传动装置（2300）［其中包括绝缘拉杆装配（2230）拐臂（2330）和直动轴密封件（2320）等］与为路器相联。2.1.32.1.32.1.3图2单极断路器的外形图3单极断路器的内部情况图4大罐断口装配剖视图2.1.3机械连杆传动装置如图8所示：连杆（2151）—右活塞杆（2150）连杆—拐臂—连杆右电阻导电杆（2153）（2152）拐臂（2155）—（2154）（2252）绝缘拉连杆（2156）杆装配连杆（2151）—左活塞杆（2150）左电阻导电杆（2252）（2230）连杆—拐臂—左电阻导电杆（2252）（2153）（2152）连杆（2154）—拐臂（2155）连杆（2156）2.1.3图9示出灭弧室装配(2003),(2004)和合闸电阻装配(2261)的合闸操作。电阻动触头（2251）走了其总行程的3/4（约110mm）时，与电阻静触头（2263）接触，约10毫秒后，动弧触头（2120）才与静弧触头（2100）接触。因此，电阻触头合闸要比载流触头合闸提前约10毫秒。2.1.3图10示出灭弧室装配（2003，2004）和合闸电阻装配（2261）的分闸操作。图5灭弧室装配和合闸电阻装配图6并联电容器装配的安装（a）分闸位置（b）合闸位置图7机构传动装置灭弧室运动时，电阻触头、主触头和弧触头依次分闸。灭弧室一开始运动，电阻动触头（2251）立即与电阻静触头（2263）分离。在电阻气缸装配（2262）中的弹簧（2290）力作用下，电阻静触头（2263）缓慢地回到分闸位置。电阻触头分开到足够的距离后动主触头（2110）才与静主触头（2090）分离。最后，动弧触头（2120）与静弧触头（2100）分离。电弧立即在弧触头间形成。压气缸（2060）的分闸运动，将压气室中的SF6气体压缩。这种被压缩的SF6气体流经喷咀（2130）形成气吹，将喷咀中的电弧冷却，并最终使之熄灭。2.1.3635503.5.363550LW13-型断路器配有图12所示的CQ7-Ⅰ空气操动机构。操动机构包括一个由活塞（3122）和气缸（3126）带动的传动装置，一个用来控制压缩空气进入气缸的园柱阀（3322），一个由电信号激励的合闸线圈（3280）与分闸线圈（3380），一个合闸弹簧（3120）、一个缓冲器（3118），一个分闸保持掣子（3226）、一个脱扣掣子（3212）及其他部件。2.1.3.5.2分闸力是由储存在储气罐（3090）中的压缩空气供给的。打开园柱阀（3322），压缩空气进入气缸（3126），气缸内的活塞（3122）向下运动，使触头分开（见图12，b）。在合闸位置时，园柱阀（3322）被凸轮拐臂（3310）压在最低端且由掣子[1]（3348）锁住，从而将压缩空气封闭柱储气罐（3090）中。掣子[1]（3348）由于装在园柱阀（3322）上的弹簧的作用而受到一个反时针的扭矩，但其同时又被掣子[2]（3340）锁住。分闸过程详述如下：（见图12，a）。。图8充气套管装配（4000）2.1.3.5.2分闸保持掣子（3226）解脱后，活塞（3122）在合闸弹簧（3120）的作用下向上运动，带动触头合上。在分闸位置时，保持掣子（3226）由于合闸弹簧（3120）力的作用，受到一个逆时针的扭矩。同时，这个扭矩在脱扣掣子尾部面上产生正压力，其力的作用线通过脱扣掣子固定轴的磨擦圆，因此分闸保持掣子被脱扣掣子锁住。图9CQ7-Ⅰ型空气操动机构（d）分闸保持掣子（3226）逆时针转动，销钉A（3021）与分闸保持掣子（3226）解脱。[见图12，a]（e）这样，活塞（3122）和触头在合闸弹簧（3120）力的作用下向上运动从而合闸。2.1.3.5.2油缓冲器（3118）与活塞（3122）直接相联。其作用是吸收合闸、分闸。2.1.3.5.2在CQ7-Ⅰ型操动机构上装有一个机械防跳装置。图13介绍了防跳装置的原理。（a）分闸保持掣子（3226）锁住销钉A（3021），使断路器保持在分闸位置。销钉A（3021）与操作杆连在一起，合闸弹簧的反力作用在其上，方向如图所示，这样，销钉A（3021）便给分闸保持掣子（3226）一个逆时针的转矩，但同时掣子（3226）还被脱扣掣子（3212）通过滚轮（3224）锁住。（b）当合闸线圈（3283）被合闸信号励磁时，铁心杆（3282）带动脱扣杆（3234）撞击脱扣掣子（3212），使它逆时针方向转动，解脱了对分闸保持掣子（3226）的约束。分闸保持掣子（3226）便在合闸弹簧的反力作用下逆时针转动，销钉A（3021）被解脱，断路器合闸。同时，铁心杆（3282）通过脱扣杆（3234）压下防跳销钉（3216）。（c）滚轮（3224）推动脱扣掣子（3212）的回转面，使其进一步逆时针转动。从而，脱扣掣子（3212）使脱扣杆（3234）顺时针转动（见图13，b），从跳防跳销钉（3216）上滑脱，而防跳销钉（3216）使脱扣杆（3234）保持倾斜状态（见图13，c）。（d）如果断路器此时得到了意外的分闸信号开始分闸，销钉A（3021）便会向下运动，分闸保持掣子（3226）在复位弹簧作用下顺时针转动销住销钉A（3021）。然后，分闸保持掣子（3226）本身又被脱扣掣子（3212）锁住。在这一过程中，只要合闸信号一直保持，脱扣杆（3234）由于防跳销钉（3216）的作用始终是倾斜的，从而铁心杆（3282）便不能撞击脱扣掣子（3212），因此，断路器不能重复合闸操作（见图13，e）实现防跳功能。当合闸信号解除时，合闸线圈失磁，铁心杆（3282）通过小弹簧（3281）返回，则铁心杆（3282）和脱扣杆（3234）均处于图13（a）的状态，为下次合闸操作做好了准备。2.1.3.6SF62.1.3.6.1SF6图15表示了SF6气体监控系统。各相的SF6气体监控系统是相互独立的，气室也是分别监控的。2.1.3.6.2温度补偿式SF6密度控制器（5080）是用来监控断路器的SF6气体密度的。其原理如图16所示，结构如图17所示。每相断路器气室的SF6气体密度监控如下：（参阅图18）2.1.3图15同时还表示了压缩空气监控系统。断路器每相均有一个空气操动机构（3000）和储气罐（3090）。三相储气罐间通过气管（3150）连接起来。三相共用一个压缩空气监控系统。空压机（3050）和包括有空气压力表（3100）、空气压力开关（3200）的压缩空气监控系统通常装在B相的机构箱中。图10SF6气体和压缩空气监测系统图11大罐上的SF6截止阀C2—L2：作为低气告警的63GAC2—L2：作为低气闭锁的63GA图12温度补偿式SF6气体压力开关的原理图13SF6气体的等密度特性曲线空气压力开关63AG用于控制空压机的启动。当压缩空气压力低于1.45MPa(14.5kg/cm2)时，接点闭合，高于1.55MPa(15.5kg/cm2)时接点打开。空气压力开关63AL用于断路器操作闭锁控制。当压缩空气压力低于1.20MPa(12kg/cm2)时接点闭合。高于1.30MPa(13kg/cm2)时接点打开。其他，诸如下列部件也包括在压缩空气监控系统中。——逆止阀（3110），用于防储气罐压缩空气倒流入空压机中。——安全阀（3111），用于防止储气罐压缩空气压力高于最高工作压力。——换气装置（3113）使储气罐中的压缩空气有一定的漏泄，以使空压机能够定期地工作，以防长期不运转产生锈蚀、卡塞。——换气装置的堵头（3112）在压缩空气漏气检验时用来关闭换气装置（3113）。——63AR的用法。空气压力开关63AR用于断路器重合闸闭锁控制。当压缩空气泄漏压力低于1.43MPa时，63AR的一对常开接点闭合，给电站主控室的重合闸操作回路发出重合闸闭锁信号。2.1.3.6.4SF6断路器的SF6气体密封结构如图19所示。用密封脂协助O型圈来密封SF6气体，这种密封脂还可防止法兰表面的生锈。密封元件的装配过程如下：——用白布（或泡沫塑料）沾酒精仔细擦净密封面及密封圈。——在密封槽外侧抹密封脂，再放入O型圈。——在法兰的密封以外的表面也抹上密封脂，再合上法兰。图14SF6气体密封结构2.1.3为了保持SF6气体的干燥，每相断路器中均要放置吸附剂装配（2020）。吸附剂装配（2020）的详图请看图4及图3。吸附剂的更换方法在图37中介绍。2.1.32.1.3套管式电流互感器装配（BCT）（4500）如图20所示。图15套管式电流互感器（BCT）装配（4500）互感器装配（4500）包括线圈（4510），互感器罩（4512）法兰（4022），绝缘垫板（4514），支板（4513），橡胶垫（4517）及其他另件。法兰（4022）和互感器罩（4512）间的装配面要用防水密封胶来密封（接合面及螺栓上都应抹防水密封胶）。橡胶垫（4517）装在底板（4515）与互感器罩（4512）之间，用以防水和防感应电流从互感器罩（4512）传导到底板（4515）上。带有橡胶垫（4520）的检修盖（4519）装在互感器罩（4512）上，以方便线圈（4510）的检查和试验。2.2.检修类别及周期巡检和维护内容时间间隔巡视检查每日一次一般检修（C级检修）3-6年/次全面检修（A级检修）6-10年/次2.3.检修项目2.3.1C断路器运行3-6年后，应视情况进行C级检修。C级检修是指维护检查外部零件，需切断电源，但不抽出六氟化硫气体。2.3.1.1瓷套管放电、裂纹检查，污秽处理2.3.1.2主接线端子过热和污斑处理2.3.1.32.3.1.4零部件生锈式损坏处理2.3.1.5六氟化硫气体管路缺陷处理2.3.1.6六氟化硫气