水力发电厂500kV主变吊钟罩检查作业指导书

PAGEPAGE2水力发电厂500kV主变吊钟罩检查作业指导书目次1目的……………………22适用范围………………23工作成员职责…………24工作成员资质及配备…………………2检修内容………………3质量标准………………3引用文件………………5监视和测量装置汇总表………………6使用的工器具汇总表…………………610备品、备件及材料汇总表……………711作业过程………………712检修过程问题记录表………………1313检修技术数据记录表………………1414更换备品、备件及使用消耗性材料记录……………1615质量验收卡…………171目的保证主变大修工作符合工艺质量和文明生产管理要求，并保证该工作全过程无不安全情况发生，为设备运行、监督、检修提供依据,判断设备能否继续参加运行,鉴定设备绝缘水平,对设备进行检查、试验，确保500KV#1主变大修后能安全、可靠地运行，预防发生事故或设备损坏。为所有参加本项目的工作人员，质检人员确定必须遵循的质量保证程序。2适用范围本指导书适用于水力发电厂500KV#1～#4主变吊钟罩检查的工作。3工作成员职责3.1工作负责人职责：3.1.1履行《电业安全工作规程》规定的工作负责人安全职责，全过程负责主变吊钟罩检查工作的安全、质量管理。3.1.2负责办理工作票。3.1.3负责设备、检修工器具质量验证。3.1.4负责备品备件和材料的质量验证、复核。3.1.5负责指定专门人员做好记录，确保记录真实、准确、工整。3.1.6负责检修项目的自检并签证，对本项目的安全、质量负责。3.1.7及时提出验收（验证）、分部试运申请。3.1.8及时组织工作班成员消除试运过程中暴露的缺陷。3.1.9对于大型设备的吊装，必须持有经审核批准的安全、技术、组织措施，并按要求组织实施。3.2工作班成员职责：3.2.1履行《电业安全工作规程》规定的工作班成员安全职责。3.2.2依据有关规定、规程、标准进行设备检修，且符合质量控制标准。3.2.3在工作负责人的领导下，负责按工作程序进行工作。3.3安全监护人职责：监护人负责按《电业安全工作规程》的要求对参加检修工作的每位人员的安全进行监督。3.4质检员职责：3.4.1依据相关规程及质量标准，对“W”“H”点及“质量验收卡”进行验证、签字。3.4.2督促、监督所有工作人员遵守有关质量标准体系的相关规定、标准。3.4.3督促、监督所有工作人员落实相关安全技术措施。3.4.4督促、监督所有工作人员严格按照作业程序开展工作。3.4.5及时对检修结果进行评价。4工作成员资质及配备4.1所有参与检修人员必须经过安全培训、技术培训且考试合格。4.2工作负责人应同时具备下列条件：4.2.1三年以上的现场工作经验。4.2.2经职业技能鉴定高级工以上。4.3工作班成员应具备下列条件：4.3.1熟悉《电业安全工作规程》。4.3.2持有国家劳动和社会保障部颁发的相关专业初级工以上职业资格证书。4.4安全监护人应具备下列条件之一：4.4.1非本项工作的工作负责人或工作班成员且具备工作负责人资格。4.4.2经安监部审批的具有安全监护人资格的人员。4.5质检员应具备下列条件之一：4.5.1三年以上的现场工作经验。4.5.2经职业技能鉴定高级工以上。4.6基本人员配备：4.6.1变电检修高级工以上资质4人。4.6.2变电检修初级工以上资质10人。4.6.3电气高压试验中级工以上资质2人。4.6.4起重高级工资质以上3人。5检修内容（或流程）5.1吊罩前工作5.2主变吊钟罩。5.3绕组检查。5.4引线及绝缘支架检查。5.5铁芯检查。5.6油箱检查。5.7无载分接开关检查5.8钟罩回装5.9主变抽真空充氮气检漏。5.10清理检修现场，工作结束6质量标准6.1.变压器吊钟罩检查内容及标准均按中华人民共和国电力行业标准《电力变压器检修导则》DL/T573-95及西安变压器厂《SFP7-360000/500变压器使用说明书》执行。6.2绕组检查检修工艺质量标准1.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。

(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)围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处一定要错开搭接，并防止油道堵塞(3)检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块在中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐向垫块2～4个(4)相间隔板完整并固定牢固（5）如发现异常应打开其它两相围屏进行检查2.检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损(1)绕组应清洁，表面无油垢，无变形(2)整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况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4.检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物(如硅胶粉末)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(1)油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存(2)外观整齐清洁，绝缘及导线无破损(3)特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防局部发热、老化（4）绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理5.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：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6.3引线及绝缘支架检查检修工艺质量标准1.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(1)引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况(2)对穿缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生分流烧伤，应将引线用白布带半迭包绕一层(3)接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质(4)引线长短适宜，不应有扭曲现象2.检查绕组至分接开关的引线、绝缘包扎是否完好、引线接头的焊接(或连接)焊接情况、引线的固定情况是否牢固引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况；引线接头的焊接良好；引线的固定牢固。3.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(1)绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象(2)绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；(3)绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘(4)引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路4.检查引线与各部位之间的绝缘距离对大电流引线(铜排或铝排)与箱壁间距，一般应大于100mm，以防漏磁发热，铜(铝)排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地6.4铁芯检查检修工艺质量标准1.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（1）.铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各部表面应无油垢和杂质，片间应无短路、搭接现象。（2）若叠片有翘起或不规整之处，可用木棰敲打平整。2.检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹(1)铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘(2)钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度(3)钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地3.检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，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螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足够距离4.用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化5.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐6.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况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3～4级铁芯间，对大型变压器插入深度不小于80mm，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯7.检查无孔结构铁芯的拉板和钢带应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好不构成环路，不与铁芯相接触8.检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况.绝缘良好，接地可靠6.5油箱检查检修工艺质量标准1.对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊1.消除渗漏点

2.清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整3.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强油循环管路内部清洁，导向管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整、无破损、无放电痕迹4.检查钟罩(或油箱)法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平法兰结合面清洁平整，发现沟痕，应补焊磨平5检查器身定位钉防止定位钉造成铁芯多点接地；定位钉无影响可不退出6检查磁(电)屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固6.磁(电)屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地

7.检查钟罩(或油箱)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7.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，搭接面长度不少于胶垫宽度的2～3倍，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.检查内部油漆情况，对局部脱漆和锈蚀部位应处理，重新补漆8.内部漆膜完整，附着牢固6.6检查无载分接开关检修工艺质量标准1.检查开关各部件是否完整完整无缺损2.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机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞，上部指示位置与下部实际接触位置应相一致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、镀层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动。触头接触电阻小于500μΩ，触头表面应保持光洁，无氧化变色、镀层脱落及碰伤痕迹，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，触柱如有严重烧损时应更换。4.检查触头分接线是否紧固开关所有紧固件均应拧紧，无松动5.检查分接开关绝缘件有无受潮、剥裂或变形，表面是否清洁绝缘筒应完好、无破损、剥裂或变形，表面清洁无油垢，操作杆绝缘良好，无弯曲变形，绝缘筒如有严重剥裂或变形，时应更换。6.检绝缘操作杆U型拔叉接触是否良好，如有接触不良或放电痕迹应加装弹簧片使其保持良好接触，如有接触不良或放电痕迹应加装弹簧片。7引用文件7.1中华人民共和国电力行业标准《电力变压器检修导则》DL/T573-957.2水力发电厂《变压器检修规程》。7.3《中国大唐集团公司检修作业指导书编写规范》Q/CDT1060001—2004。7.4《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》。7.5西安变压器厂《SFP7-360000/500变压器使用说明书》8监视和测量装置汇总表序号装置或仪器名称规格或型号编号1塞尺0.02mm2百分表0～10mm3磁性表座4绝缘电阻测试表500～2500V5红外线测温仪6温湿度表7真空压力表8氮气压力表9使用的工器具汇总表序号工器具名称规格或型号单位数量备注1电动扳手6910把42套筒头S36个43加长套筒扳手S36把44套筒扳手套25活动扳手15寸把46手锤把17钢丝绳头条48手电筒把49短方木根410电工组合工具套111移动电源盘20m个412梅花扳手17～19in把413梅花扳手32～36in把1014真空滤油机台115油桶个416油罐40t个217吸油机台218干燥空气装置台219干燥水管米40020塑料盆大号个421木梯子4～5米把222裁纸刀把223真空泵台124油管米30配真空泵用25木棰把126圈尺3米把127剪刀把128安全带条429电焊机台130安全绳米3010备品、备件及材料汇总表：序号材料名称规格或型号单位数量制造厂家检验结果1破布kg102无水乙醇瓶63砂布0号张104面粉kg55工作服套46耐油鞋41～42码双47鞋套只208白布kg109白布带卷210塑料布kg5011三合木板张2012海绵kg0.513毛刷把514502胶水只215氮气99.99%瓶1216棉纱手套双2017记号笔支2A类备件（必换件）1钟罩(或油箱)的密封胶垫米2铁芯定位盖板的密封胶垫只23分接开关操作杆密封胶垫套311作业过程11.1准备工作11.1.1作业文件准备，工具、材料及备品配件检查、检验。11.1.2查阅档案了解变压器运行状况。11.1.3查阅上次检修总结报告及技术档案。11.1.4查阅试验记录，了解绝缘状况。11.1.5检查渗漏点的部位，做好记录。11.1.6根据大修前的试验，确定附加的检修项目。质检点(W1)验收级别（二级）验收评定签名日期工作负责人一级质检员二级质检员监理11.1.7电源盘的安装。11.1.8检修场地的准备、验证工作票11.1.9工作负责人向全体作业人员交待作业内容、安全措施、危险点分析控制措施及作业要求，作业人员理解后在工作票危险点分析控制措施单上签名。危险点分析控制措施序号危险点分析控制措施1人身触电开工前工作负责人应组织全班人员学习施工措施、检查遮栏、标示牌是否设置正确清楚，并稆、并向工作班人员指明工作范围及周围带电设备。工作班人员进入工作现场应戴安全帽，按规定着装，服从命令听指挥。使用电动工具时，电动工具应在合格的使用日期内，电动工具手柄绝缘层应无破损，绝缘合格，所使用的电源应装有漏电保护装置。2高空坠落在变压器顶上作业时工作人员应系好安全带，穿防滑鞋。站在梯子上作业人员应系好安全带，穿防滑鞋。并有专人扶持梯子。3设备压伤人员主变吊钟罩时工作人员不可将手放在油箱与钟罩接合面上，以免钟罩压伤。4各种杂物金属器具跌入变压器内部在主变内部进行检查工作时，除使用登记的工器具外，不得随意携带任何金属器具，并随时注意螺丝、螺帽、垫片及工具掉入内部。进入主变内部检查工作人员应按规定着装，防止随身带入各种杂物跌入变压器内。滤油机的油管及抽真空管路必须进行彻底的清理干净，防止污物等进入变压器内部5起重设备工作不正常、吊具不符合要求吊装主变钟罩前应检查桥机工作情况，确保桥机工作正常。吊装主变钟罩所使用的钢丝绳使用重量应符合要求。吊装要严格执行《起重设备操作规程》，统一指挥信号，起吊设备重要部位要有专人监护。6变压器和油罐油箱变形主变排油时必须将变压器和油罐的放气孔打开，防止主变真空度过高及油罐压力过高压油箱变形，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。主变抽真空时应有专人看守，随时监护真空度，防止油箱变形过大。7滤油机漏油、喷油、烧油滤油机应有专人看守，油路应保持通畅，并采取一定防油措施。8工作现场油污过多人员跌伤当有油漏滴到地面时，应及时清理，进入工作现场的人员及工作人员应穿防滑鞋。11.2吊罩前工作11.2.1.主变热油循环：主变器身顶上部设置进油管路，下部设置回油管路，在热油循环中真空均为残压＜133pa，真空滤油机加热温度控制在65～70℃。11.2.2主变排油：器身温度高于环境温度10℃以上时，可以进行排油。质检点(H1)验收级别（二级）验收评定签名日期工作负责人一级质检员二级质检员监理三级质检员11.2.2.1排油前应检查油罐清洁干燥，无灰尘杂质和水分。11.2.2.2排油时必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵干燥空气装置的输出空气露点应＜-40℃11.2.3排油完后拆除主变器身两侧定位钉盖板螺栓：用17～19in的梅花扳手或套筒松开螺栓栓应放置好并做好记录。取出盖板后松开定位钉备帽，旋出定位钉，旋转不动为止。11.2.4拆除三相无励磁分接开关操作杆：用17～19in的梅花扳手或呆扳手松开上方头部定位螺栓，螺栓应放置好并做好记录。拔出无励磁分接开关操作杆并做好相序记号及指示位置，用塑料布包好或放入变压器油中。11.2.5由起重人员挂好吊钟罩用的吊具，并调试平衡。质检点(H2)验收级别（二级）验收评定签名日期工作负责人一级质检员二级质检员监理三级质检员11.2.6清理钟罩与油箱接合处的油污垢及杂物。11.2.7拆除钟罩与油箱接合处的连接螺栓：用30～32in的梅花扳手、套筒或电动扳手松开螺栓，螺栓、螺帽应放置好并做好记录，清理钟罩与油箱接合处的油污垢及杂物。11.2.8在主变旁边（不影响吊钟罩工作）铺一层三合木板，并用塑料溥沫铺在木板上，铺木板及塑料布的长、宽应比钟罩长宽，以备钟罩吊出时放置。11.3主变吊钟罩11.3.1.施工条件与要求。11.3.1.1吊钟罩应在在安装间内进行，安装间内应无尘土飞扬及其它污染的物质，以保持器身的清洁；并选在晴天进行吊罩；11.3.1.2器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度≤65%为16h；空气相对湿度≤75%为12h；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止；如暴露时间需要超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。11.3.1.3器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热，将器身温度高于环境温度10℃以上。11.3.1.4检查器身时，应由专人进行，穿专用检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴罩，照明应采用低压行灯或手电筒。11.3.1.5进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上。11.3.2钟罩起吊及注意事项11.3.2.1起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号；11.3.2.2根据变压器钟罩(或器身)的重量选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、枕木等；我厂主变吊钟罩工作在安装间进行，起重具为安装间的桥机。11.3.2.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；11.3.2.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；11.3.2.5起吊变压器整体或钟罩(器身)时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊；11.3.2.6起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套；11.3.2.7起吊或落回钟罩(或器身)时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳；11.3.2.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；11.3.2.9起吊或落回钟罩(或器身)时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身；11.3.2.10当钟罩因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施。11.3.2.11钟罩起吊出主变后，钟罩放置于铺好的木板及塑料布上。11.4绕组检查11.4.1.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，如发现异常应打开其它两相围屏进行检查11.4.2检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损。11.4.3检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损。11.4.4检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物(如硅胶粉末)堵塞现象，必要时可用软毛刷轻轻擦拭，绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理。11.4.5用手指按压绕组表面检查其绝缘状态11.5引线及绝缘支架检查11.5.1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。11.5.2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(或连接)、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况是否符合要求。11.5.3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。11.5.4检查引线与各部位之间的绝缘距离。11.6铁芯检查11.6.1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，可用洁净的白布擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木棰敲打平整。11.6.2检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹。11.6.3检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，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。11.6.4用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况。11.6.5检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。11.6.6检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。11.6.7检查无孔结构铁芯的拉板和钢带。11.6.8检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况。11.7油箱检查11.7.1.对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。11.7.2清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质。11.7.3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。11.7.4检查钟罩(或油箱)法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平。11.7.5检查器身定位钉。11.7.6检查磁(电)屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固。11.7.7检查钟罩(或油箱)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。11.7.8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。11.8检查无载分接开关11.8.1检查开关各部件是否完整。11.8.2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。11.8.3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、镀层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动，触柱如有严重烧损时应更换。11.8.4检查触头分接线是否紧固。11.8.5检查分接开关绝缘件有无受潮、剥裂或变形，表面是否清洁，绝缘筒如有严重剥裂或变形，时应更换。11.8.6检绝缘操作杆U型拔叉接触是否良好，如有接触不良或放电痕迹应加装弹簧片。质检点(H3)验收级别（二级）验收评定签名日期工作负责人一级质检员二级质检员监理三级质检员11.9主变钟罩回装11.9.1以上各项检查、清扫、处理完毕无异常，钟罩(或油箱)的密封胶垫放置好及中性点引线、铁芯接地引线用白布带绑固并放置好后，即可进行钟罩回装。11.9.2钟罩回装按照（11.3.2起重工作及注意事项）进行。11.9.3当钟罩吊落至距油箱1000mm左右时应停留待工作人员把中性点引线绑扎的白布带与预先吊在中性点升高座上的白布带连接好后，方能将钟罩盖在油箱上。11.9.4当钟罩吊落至油箱上并调整各螺孔对齐好后，即可将连接螺栓插入螺孔内并带上垫片、弹簧垫及螺帽。11.9.5所有螺栓插入螺孔内后，可全部松下吊具。11.9.6对角扭紧螺栓，并注意胶垫压缩量为其厚度的1/3左右(胶棒压缩量为1/2左右)。11.9.7回装无载分接开关操作杆，操作手柄与原标记指示位置一致，对角扭紧螺栓，并注意胶垫压缩量为其厚度的1/3左右(胶棒压缩量为1/2左右)。11.9.8回装主变器身两侧定位钉：定位针用手带紧即可，不可用扳手扭，后用扳手扭紧备帽，装回盖板，对角扭紧螺栓，并注意胶垫压缩量为其厚度的1/3左右(胶棒压缩量为1/2左右)。质检点(H4)验收级别（二级）验收评定签名日期工作负责人一级质检员二级质检员监理三级质检员11.9.9整理作业现场工器具。11.9.10将设备上的油污、灰尘清理擦拭干净。11.9.11将设备周围垃圾及杂物清理干净。11.10主变抽真空11.10.1抽真空前，在油箱四周箱壁上安装四只百分表，以备在抽真空时观察油箱弹性变形程度，并做好记录。11.10.2以均匀的速度抽真空，真空度要求残压≤13.3pa，注意油箱弹性变形应不超过25mm。11.10.3真空度抽到指定值后，保持2小时，并检查真空系统的严密性。11.10.4对主变本体进行充氮，氮气压力保持在0.01～0.03Mpa，并进行检漏。11.10.5检漏未发现有漏气现象，主变即可牵引回安装地，否则应进行相应的处理。质检点(H5)验收级别（二级）验收评定签名日期工作负责人一级质检员二级质检员监理三级质检员11.11清理检修现场，工作结束□11.11.1整理作业现场工器具。□11.11.2将设备上的油污、灰尘清理擦拭干净。□11.11.3将设备周围垃圾及杂物清理干净。□11.11.4工作票办理结束。11.12质量计划及作业指导书关闭质检点(H6)验收级别（三级）验收评定签名日期工作负责人一级质检员二级质检员监理工程师三级质检员12检修记录表检修过程问题纪录表检修项目主变吊钟罩检查设备编号设备型号规格遗留问题：工作负责人：年月日13检修技术数据记录表检修技术数据记录表检修项目主变吊钟罩检查序号检查项目技术要求处理情况1吊罩检查器身暴露空气中的时间：相对湿度≤65%为16h；相对湿度≤75%为12h。器身温度高于环境温度10℃以上。干燥空气露点：—40℃以下。真空度要求残压≤13.3pa，油箱弹性变形应不超过25mm。充氮压力：0.01～0.03Mpa。氮气纯度：99.99%。氮气露点：—40℃以下。环境良好，否则采用防护措施。吊罩(芯)环境：室内、外天气：器身温度：℃环境温度：℃～℃相对湿度：%～%开始抽油：日时分开始吊罩：日时分干燥空气露点：℃开始抽真空：日时起至日时分止油箱弹性变形：开始充氮：日时充氮压力：Mpa氮气纯度：%氮气露点：检漏时间：日时分氮气压力Mpa措施：2绕组及绝缘1)绕组无变形、倾斜、位移、幅向导线无弹出；匝间绝缘无损伤2)相间隔板完好3)围屏紧固、清洁、无放电痕迹4)各部垫块无位移、松动、排列整齐5)油道畅通，无油垢或其它杂物堵塞6)压紧装置无松动7)导线接头无发热脱焊8)表面清洁无油垢9)绕组绝缘等级确定

围屏(解开相)检查结果：

绝缘等级：3引线1)引线排列整齐2)多股引线无断股3)引线接头焊接良好；表面光滑、无毛刺、清洁4)穿缆式引出接头与引线焊接锡焊应改为磷铜焊或银焊5)引线与套管导电杆连接紧固6)外包绝缘厚度符合要求包扎良好，无变形、脱落、变脆、破损7)引线与绝缘支架固定处垫绝缘纸板，引线绝缘无卡伤8)表面清洁10)穿缆引线进入套管部分白布带包扎良好4绝缘支架1)绝缘支架有足够的机械强度2)无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤痕迹，否则应予更换3)绝缘支架的固定螺栓紧固，有防松螺母4)表面清洁5铁芯及夹件1)铁芯外表平整无翘片，无严重波浪状2)无片间短路、发热、变色或烧伤痕迹3)绝缘漆膜无脱落4)对地绝缘良好，常温下≥200MΩ5)铁芯与方铁间绝缘6)铁芯与夹件间绝缘7)铁芯与拉带间绝缘8)铁芯与穿芯螺杆绝缘9)铁芯与夹件油道畅通，油道垫块排列整齐10)铁芯底脚垫木固定无松动11)接地片无发热痕迹，固定良好12)铁芯电场屏蔽引外接地良好13)铁芯表面清洁，无油垢、杂物

绝缘电阻MΩ绝缘电阻MΩ绝缘电阻MΩ绝缘电阻MΩ绝缘电阻MΩ

6压板及压钉1)压板无严重偏心2)钢压板与压钉绝缘良好，与夹件用接地片连接良好3)压钉与金属座压紧无悬浮4)压钉防松螺母锁紧7无励磁分接开关1)开关绝缘筒或护板完好无损，无烧痕2)动、静触头无发热、烧痕；接触良好，接触电阻不大于500μΩ(每相，每档)3)开关内金属转轴与操作柄的金属拨叉接触良好，无悬浮，必要时加装弹簧片4)开关固定牢固5)开关位置指示正确8油箱1)油箱内部清洁无锈蚀、残屑及油垢，漆膜完整2)对强油冷却管路清除杂物，并密封良好、无渗漏3)磁(电)屏蔽装置固定牢固，不得有松动或过热现象，接地良好4)箱沿平整，无凸凹，箱沿内侧有防止胶垫移位的挡圈5)油箱的强度足够，密封良好，如有渗漏应进行补焊，重新喷涂漆6)密封胶垫全部予以更换9)铁芯(夹件)外引接地套管完好检查人记录人14更换备品、备件及使用消耗性材料记录表序号材料或备件名称规格或型号单位数量制造厂家检验结果15质量验收卡水力发电厂质量验收卡设备位置▽174层上副厂房项目名称主变吊钟罩检查验收级别三级检修前设备运行简况序号工作内容质检点验收标准检修情况及实测数据1主变热油循环H1器身温度高于环境温度10℃以上2干燥空气装置的输出空气露点测量H2干燥空气装置的输出空气露点：＜-40℃3回装无载分接开关操作杆H4操作手柄与原标记指示位置一致，对角扭紧螺栓，并注意胶垫压缩量为其厚度的1/3左右(胶棒压缩量为1/2左右)。4回装主变器身两侧定位钉H4定位针用手带紧即可，用扳手扭紧备帽，装回盖板，对角扭紧螺栓，胶垫压缩量为其厚度的1/3左右(胶棒压缩量为1/2左右)。5钟罩回装H4所有螺栓插入螺孔内后，无卡死现象，对角扭紧螺栓，胶垫压缩量为其厚度的1/3左右(胶棒压缩量为1/2左右)。6主变抽真空H5真空度要求残压≤13.3pa，油箱弹性变形应不超过25mm。7主变本体进行充氮并检漏。H5氮气压力保持在0.01～0.03Mpa，氮气纯度：99.99%。氮气露点：—40℃以下，检漏未异常。81.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H3(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)围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处一定要错开搭接，并防止油道堵塞(3)检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块在中部高场强区时，应尽可能割短相间距离最小处的辐向垫块2～4个(4)相间隔板完整并固定牢固（5）如发现异常应打开其它两相围屏进行检查9检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损H3(1)绕组应清洁，表面无油垢，无变形(2)整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象10检查绕组各部垫块有无位移和松动情况H3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11检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物(如硅胶粉末)堵塞现象H3(1)油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存(2)外观整齐清洁，绝缘及导线无破损(3)特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防局部发热、老化（4）绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理12用手指按压绕组表面检查其绝缘状态H3绝缘状态可分为：一级绝缘：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13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H3(1)引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况(2)对穿缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生分流烧伤，应将引线用白布带半迭包绕一层(3)早期采用锡焊的引线接头应尽可能改为磷铜或银焊接(4)接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质(5)引线长短适宜，不应有扭曲现象14检查绕组至分接开关的引线、绝缘包扎是否完好、引线接头的焊接(或连接)焊接情况、引线的固定情况是否牢固H3引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况；引线接头的焊接良好；引线的固定牢固。15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H3(1)绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象(2)绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有防松措施(3)绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘(4)引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路16检查引线与各部位之间的绝缘距离H3对大电流引线(铜排或铝排)与箱壁间距，一般应大于100mm，以防漏磁发热，铜(铝)排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地17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H3（1）铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各部表面应无油垢和杂质，片间应无短路、搭接现象。（2）若叠片有翘起或不规整之处，可用木棰敲打平整18检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹H3(1)铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘(2)钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹，并有适当紧固度(3)钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地(4)打开上夹件与铁芯间的连接片和钢压板与上夹件的连接片后，测量铁芯与上下夹件间和钢压板与铁芯间的绝缘电阻，与历次试验相比较应无明显变化19检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，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H3螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹。20用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况H3穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化21检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路H3油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整齐22检查铁芯接地片的连接及绝缘状况H3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3～4级铁芯间，对大型变压器插入深度不小于80mm，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯23检查无孔结构铁芯的拉板和钢带H3应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好不构成环路，不与铁芯相接触24检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况H3绝缘良好，接地可靠25对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊H3消除渗漏点26清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质H3油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整27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H3.强油循环管路内部清洁，导向管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整、无破损、无放电痕迹28检查钟罩(或油箱)法兰结合面是否平整H3法兰结合面清洁平整，发现沟痕，应补焊磨平29检查器身定位钉H3防止定位钉造成铁芯多点接地；定位钉无影响可不退出30检查磁(电)屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固H3磁(电)屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地31检查钟罩(或油箱)的密