电气设备检修工艺规程详述

《电气设备检修工艺规程详述》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电气设备检修工艺规程详述（50页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、宁夏宁电硅材料有限公司更多企业学院:总经理、高层管理料/（试仃）49套讲座+16388份资料中层管理学院46套讲座+6020份资料国学智慧、易经46套讲座人力资源学院56套讲座+27123份资料 检修部电气班各阶段员工培训学院77套讲座+ 324份资料员工管理企业学院67套讲座+ 8720份资料工厂生产管理学院52套讲座+ 13920份资料财务管理学院53套讲座+ 17945份资料销售经理学院56套讲座+ 14350份资料销售人员培训学院72套讲座+ 4879份资料1 12011发布2011实施宁夏宁电硅材料有限公司检修部发布、/. 前言DL/T本规程根据变压器安装使用说明书、各种断路器产品说

2、明书、电动机检修工艺规程、573-1995 电力变压器检修导则、电力电缆运行规程、防止电力生产重大事故的二十五项重 点要求、电业安全工作规程及其它电力行业规程和标准进行了编制。检修工艺规程是技术标准的重要组成部分，是有效提高设备检修质量的重要导则，为了强化生产技 术管理、检修作业标准化、提高检修工艺水平、保证机组长周期安全稳定运行，在此基础上编制了电 气设备检修工艺规程。为保持本规程的严肃性和科学性，使之更趋合理、完整、准确，具有较强的实 用性和可操作性，编制人员结合设备的改造、技术革新、设备检修等工作经验，反复对照目前实际安装 设备及系统，查阅有关文献和技术资料，在有关领导的大力支持下，进行

3、了认真的编制。本规程解释权属检修部。本规程自下发之日起执行。编 写：张治东 史昊审 定：杨青批 准：李峰电气设备检修工艺规程1 范围本规程规定了宁夏宁电硅材料有限公司检修工艺规程，适用于变压器、断路器、刀闸、电动机、电 缆的大、小修工作。2 油浸式变压器2.1 技术数据表3-1#1主变主要技术参数设备名称#1主变压器设备名称1#1主变压器型号SFZ9-25000/35/105KV最高电压40.5KV/11.5KV额定功率25000KVA额定电流高压侧412.4A 低 压侧 1374.65A额定电压835 3*2.5%、10.5kv油面温升55 C接线方式YN,d11调压方式:有载调压冷却方式O

4、NAN/ONAF功率因数0.85出厂日期2009 . 09绝缘等级A生产厂家西安西变干式变压器有 限责任公司投运日期2009.122.2变压器的检修周期及项目221大修周期2.2.1.1 投入运行后的五年内和以后每间隔10年大修1次。2.2.1.2 箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部 故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。2.2.1.3 运行中的主变、联变承受岀口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。2.2.1.4 运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变 压器经综合诊断分析良好，经工程师批准，可适当

5、延长大修周期。2.2.2 小修周期一般每年一次。2.2.3 附属装置的检修周期2.2.3.1 油保护装置和测温装置的校验，随小修进行校验。2.2.3.2 风扇的解体检修，1-2年一次。223.3 自动装置及控制回路的校验，一般每年一次。2.2.4 大修项目2.2.4.1吊开钟罩检修器身（或吊出器身）2.2.4.2绕组、引线及磁电屏蔽装置的检修2.2.4.3铁芯、铁芯紧固件、压钉、压板及接地片的检修2.2.4.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等2.2.4.5冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修2.2.4.6安全保护装置的检修2.2.4.7油保护装置的检修2.2.4.8测温装置的校验

6、2.2.4.9操作控制箱的检修和试验2.2.4.10无励磁分接开关和有载分接开关的检修2.2.4.11全部密封胶垫的更换和组件试漏2.2.4.10必要时对器身绝缘进行干燥处理2.2.4.11变压器油的处理或换油2.2.4.12清扫油箱并进行喷涂油漆2.2.4.13大修的试验和试运行小修项目2.2.5.1处理已发现的缺陷2.2.5.2放出储油柜积污器中的污油2.2.5.3检修油位计，调整油位2.2.5.4检修冷却装置：包括风扇、油流继电器等，必要时吹扫冷却器管束2.2.5.5检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器等2.2.5.6检修油保护装置2.2.5.7检修测温装置：

7、包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等2.2.5.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试2.2.5.9检查接地系统2.2.5.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油2.2.5.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆2.2.5.10清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）2.3 变压器检修前的准备工作2.3.1 查阅档案了解变压器的运行状况2.3.1.1运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况2.3.1.2负载、温度和附属装置的运行情况2.3.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案2.3.1.4查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状

8、况2.3.1.5检查渗漏油部位并作出标记2.3.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目2.3.2编制大修工程技术、组织措施计划2.3.2.1人员组织及分工2.3.2.2施工项目及进度表2.3.2.3特殊项目的施工方案2.3.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施2.3.2.5主要施工工具、设备明细表2.3.2.6绘制必要的施工图2.3.3施工场地准备2.3.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行2.3.3.2施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电

9、源及照明，安排好储油容器、大型机具、拆卸 附件的放置地点和消防器材的合理布置等。2.4 变压器附件拆卸2.4.1放油的一般规定2.4.1.1检查清扫油罐、滤油机、管路，保持清洁干燥，无杂质和水分。2.4.1.2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，以防潮气侵入。2.4.1.3有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开放出。2.4.1.4拆除冷却器和油枕时，可先将冷却器和油枕的油放出，拆完后，再放出本体油。2.4.1.5放油时，管路连接紧密，防止漏油，污染环境。2.4.1.6放出的变压器油要放置在油罐中，不得随意倾倒，回收的变压器油统一处理。2.4.2附件的拆卸2.4.2.1拆

10、开高低压侧、中性点引线。2.4.2.2拆开与变压器各部位连接的二次线。2.4.2.3拆下储油柜，储油柜开口及变压器的有关法兰孔应用盖板密封，以防水进入变压器。2.4.2.4拆低压侧套管、电流互感器，应做好记号并摆放在干燥的地方。2.4.2.5拆下冷却器及风扇：风扇与接线均应做好记号，拆下的风扇应摆放整齐。拆冷却器时应先用吊车吊住冷却器，避免发生事故。冷却器与变压器相连接的法兰孔应用盖板封好。2.4.2.6拆套管及电流互感器，应做好记号并摆放在干燥的地方。2.4.2.7拆下压力释放阀、瓦斯继电器、净油器、温度计等附件。2.4.2.8拆除与变压器本体连接的联管。2.4.2.9起重作业必须由取得操作

11、合格证的专业人员进行。起重的指挥，由起重负责人统一指挥。其他任何人无权直接指挥起重机的运行。起重负责人负责对起重机具进行检验， 并对检查结果作相应记录。 起重人员应了解起吊件的重量、 尺寸和结构特点，并了解保证安全的特殊要求。2.5 变压器吊罩2.5.1 吊罩的规定2.5.1 有条件时，变压器吊罩最好在室内进行。如须在室外吊罩时，最好搭上蓬布或围布，以防临时降雨 和尘土吹入。2.5.2 要有计划的选择晴天、无大风天气。雨、雪、雾天不宜吊罩。周围空气温度不宜低于0 Co2.5.3 吊罩应在空气相对温度不大于 75% 的晴天进行，户外作业更要选择无风的晴天进行，空气相对温度以干湿温度计为准。为减少

12、变压器放油后器身受潮，要求在放油前器身温度至少高于环境温度10 Co2.5.4 器身允许暴露在空气中的时间不得大于下列规定：当空气湿度不大于65% 时为 16 小时；当空气湿度不大于75%时为10小时。要求每隔2小时作一次温度、 湿度记录。如发现有重大问题时， 在规定时间内 处理不完，应先吊复抽真空，隔日再作第二次吊罩处理。2.5.5 吊罩前，应彻底清除尘埃及螺栓、螺母等可能掉落的物体，以免落入器身。周围空气应保持清洁、无烟灰尘土等。2.5.6 吊罩由起重工统一指挥。钢丝绳与垂直线间的夹角小于30 。钟罩四角设专人监护，有专人拉晃绳。起吊一定要平稳、严防碰撞或擦伤变压器绝缘。2.5.7 钟罩起

13、吊后，将器身随油箱底部小车移开，将钟罩放在垫有枕木的地面上。2.6 吊扣罩的步骤和方法2.6.1 放油，当油放至铁芯顶部以下时，即可进行下列工作：拆去盖板观察内部情况；记下分接开关位置 刻上标记，拆下无载分接开关转动部件；如是有载调压装置应根据说明书中有关方法布置来拆卸，一般先经 抽油管抽尽切换开关油箱中油，打开顶盖，拆去压板和密封件，油放至齿轮盒下时，打开视察窗，用白纱带 拴住绝缘轴，然后拆下齿轮盒，取岀绝缘轴；拆开钟罩与芯部的联系物如导向管等。此时还应再次检查起吊 设备装置是否良好。2.6.2 油放尽以后，即可拆卸上部油箱的全部螺栓，清点数目后保管起来。起吊点应是专用的吊环或吊耳。钢丝绳的

14、夹角不能大于60 。钟罩起吊前，如有与油箱相连的导油管应拆除掉。2.6.3 在四角螺丝空内， 由下向上穿圆钢四根， 缓慢起吊， 配合人员用撬棍撬接缝处， 吊起约 100 毫米后， 暂停。一面稳定钟罩或器身，一面查看是否吊正，确认油箱和器身不会擦碰后缓缓吊岀。上节油箱应放置在水平敷设的枕木或木板上，以防止箱沿密封面碰伤或污染。2.6.4 变压器各部件检查修整，更换全部密封垫。2.6.5 油箱密封垫更换时，接头处切成斜口，长度为胶带宽2倍或胶棒直径4倍。胶带斜面挫毛后用胶水粘牢；胶棒用直径约为0.5毫米的尼龙绳或铜线将斜口穿孔扎接。橡皮垫圈用卡具固定于法兰上。2.6.6 当所有问题都处理完毕，变压

15、器内确实没有遗留任何杂物后，可将钟罩缓缓吊复。吊起后将底部擦 拭干净。下落时要对正中心位置，四周用人扶好，下落时速度要慢，不得与线圈或箱壁相碰，接近合拢时可 用小撬棍之类从四角插入螺丝孔中引导之，完全合拢后，再把螺栓全部拧紧。2.7 变压器检查的主要项目及标准2.7.1 铁芯的检修2.7.1.1 详细检查铁芯表面。铁芯应清洁无油垢。若油垢多则应用竹片刮除，少则可用白布擦除。2.7.1.2 检查铁轭绑带螺丝应紧固，铁芯应当紧密，没有局部过热、变色、烧伤等异常。铁芯的紧度应均匀。2.7.1.3 变压器上下铁轭夹件及下部支架应良好不开焊。2.7.1.4 铁芯应有一点接地良好，不允许有多点接地。测量铁

16、芯对地对夹件的绝缘。2.7.1.5 检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位螺栓。2.7.2 线圈的检修2.7.2.1 检查线圈绝缘应清洁、无油垢、无杂质、不堵塞油道。应根据检修前试验情况及色谱分析，确定打开围屏检查线圈和检查围屏是否有树枝状放电痕迹。根据线圈的颜色、弹性、脆性及机械强度确定绝缘老 化和程度。一级绝缘：绝缘良好、有弹性、用手指下按时无残余变形，颜色变化不明显。 二级绝缘：合格，用手指下按时无裂纹，弹性较差，局部颜色如古铜色。 三级绝缘：脆弱，用手指下按时生产微小裂纹或变形，颜色呈深褐色，属勉强可用状态。 四级绝缘：绝缘脆化，呈黑褐色，用手指按压酥

17、脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，属不合格状态。裂、缠好封2.7.2.2 检查线圈中所有的垫块、 衬条无松动； 线圈与铁轭及相间绝缘纸板应完整、 干燥、 无破 松动、位移现象。2.7.2.3 仔细检查线圈引线的焊接处无过热现象，固定引线的木螺丝应紧固，螺母外应有并帽或 绳并涂漆片。木支架及螺丝应无损坏。2.7.2.4 各线圈应排列整齐，间隙均匀，压紧螺丝。2.7.2.5 用白绸布清除线圈表面的杂质和油泥，清除油道堵塞物。分接开关的检修2.7.3.1 检查分接开关的位置及位置的准确性。2.7.3.2 检查动静触头有无烧伤或镀层有无脱落。如触头表面光滑无损可用细的白布带或白绸带沾丙酮仔 细擦拭，并

18、移动动触头。2.7.3.3 详细检查分接头开关绝缘罩、静触头绝缘座、木支架、动触头传动绝缘螺杆应无松动和破损，必 要时用白布带进行清理。2.7.3.4 仔细检查分接开关引线接头的固定连接应紧密，且焊接良好，各抽头间应保持一定距离，绝缘良 好无变形、变色。2.7.3.5 传动动触头应灵活，无机械卡死现象。2.7.3.6 更换分接开关在大盖上的胶垫。2.7.4 油箱检修2.7.4.1 对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。2.7.4.2 清扫油箱内部，清除杂质、锈迹。2.7.4.3 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。2.7.4.4 清扫强油循环管路，检查固定于下

19、夹件上的导向绝缘管，连接是否平整，发现沟痕，应补焊磨平。2.7.4.5 检查器身定位钉防止造成铁芯多点接地。2.7.4.6 检查磁电屏蔽装置有无松动、放电现象。2.7.4.7 检查内部油漆情况，处理脱漆锈蚀部位，进行补漆。2.7.4.8 更换胶垫。2.7.5 附件的检修2.7.5.1 油管道：检查导向油管应畅通、无杂物。连接管道应畅通不渗油。所有橡皮应完好有弹性、不渗 漏油。所有阀门的开、关应灵活。2.7.5.2 储油柜：内部应清洁无油垢、锈蚀，外部无灰、不渗漏油、无凹陷，保护隔膜应完整不渗油。应 能经气压试验 20Kpa 持续 30 分钟，无渗漏。油位表连杆暂不装复，以免变压器做静压试验时被

20、破坏。2.7.5.3 气体继电器：检查所有紧固螺钉是否松动。开口杯及挡板运动是否灵活，转动部分是否被磨损， 接点开闭是否可靠，引线是否脱落。校验调整。2.7.5.4 冷却器的检修2.7.5.4.1 清扫。用高压水柱或压缩空气（压力 490Kpa ）清扫散热片表面，每台冷却器清扫时间约 30 分 钟。用水冲洗前，应做好冷却器下分控箱防潮准备，水冲洗后立即打开风扇进行干燥。清扫时从冷却器后面 （即变压器油箱侧）清扫冷却器本体及冷却管和下部管板的连接部位；必要时，可从导风筒反向清扫，这时 要注意避免风扇叶片变形和风扇电动机受潮。2.7.5.4.2 检查冷却器的渗漏。在进行变压器整体渗漏试验时，要仔细

21、检查各密封垫处、焊缝处是否渗漏 油。若冷却器焊缝处渗油， 可带油补焊， 必要时将冷却器吊下补焊， 补焊后对冷却器加油压试漏， 0.1Mpa 10 小时无压力下降现象。冷却器内部应用合格的变压器油经滤油机循环冲洗，直到取油样耐压合格方可装复冷 却器。2.7.5.5 风扇控制箱的检修对箱内设备用吹尘器或毛刷清扫。继电器应进行校验。对DZ 10 型空气开关应进行速断校验。对接触器热继电器进行校验。检查空气开关、接触器、电磁开关动静触头，必要时进行打磨或更换，并校验动作 电压。用2500V 摇表测量电缆及箱内一、二次回路的绝缘电阻应大于10M Q,更换不合格部分引线或电缆。对电源开关进行备用合闸校准，

22、对工作、辅助、备用冷却器进行动作试验。2.7.5.6 分接开关的检修有载分接开关每年换油一次,两年检修一次。切换开关动作2000 次以上应进行检修及换油。 检查切换开关的触头,限流电阻及其连接线应接触良好、无严重烧毛断裂现象,否则应进行修理或更换。切换装置的 工作顺序应符合产品出厂要求,机械及电气联锁动作应准确。位置指示应精确。当发现本体油含有乙炔时, 应对切换开关油箱做密封试验,检查转轴等处有无渗漏现象。注入的绝缘油应符合电气强度要求。气体继电器应进行定期校验。 分接开关与操作机构连结后必须手动操作一个循环方可电动操作。切换开关检修后应用示波器测量其动作时间,检查其动作情况,具体要求应仔细按

23、产品说明书所列项目进行。2.7.5.7 油纸电容型套管的检修2.7.5.8.1 检查套管瓷件应完好无裂纹,表面光洁；无放电闪络痕迹,法兰铁件完好且与瓷件结合牢固, 填料完整。2.7.5.8.2检查末屏接地良好。2.7.5.8.3 检查套管油位适中，无渗漏油现象。2.7.5.8.4 套管进行介损、绝缘测试。如不合格，解体检修。2.8 变压器的装复2.8.1 套管安装2.8.1.1 低压套管安装卸开低压套管盖板及旁边的人孔盖，在套管孔上放好橡皮圈及压圈，一人将擦净的套管徐徐放入，另一人双手伸进变压器内，把低压线圈引出的软铜片用螺栓连接在套管桩头上。调整套管位置是软铜片尽量离箱壁远一点再把套管压件装

24、上，将套管紧固在箱盖上。注意拧紧螺丝时应四周均匀旋紧，防止套管受力不匀而损坏。最后再用梅花扳手拧紧套管桩头上螺丝。穿缆式套管安装时，要用铁丝拽引导电杆，注意不要弄坏电缆上的绝缘环。在安装工作中应特别细心，不要让物体落入油箱内。扳手应用白纱带系上，一头结于箱外。2.8.1.2 高压套管安装2.8.1.2.1 先拆去油箱上套管孔的临时盖板，用白布擦拭法兰面。对于有升高座者，先安装套管式电流互感器和升高座，同时安装绝缘筒并注意开口方向。安装倾斜升高座时，要注意其倾斜方向。下部均压球也要 检查清理一下。套管表面全部擦拭一遍，特别下半部要非常干净。2.8.1.2.2 吊装时，一头由人拉住。当吊至变压器上

25、方时，将橡皮圈安放好，把事先穿入套管的绳子穿入接线端头的拉线孔上并绞紧，用力拉绳子，依靠绳子另一端将引线拽入套管内，同时慢慢放下套管，一面拉引线，直到线头全部拉出套管为止。引线事先要理顺，不能扭曲，拉引线时如拉不动就不要硬拉，要查明原 因，消除后再拉。2.8.1.2.3 拧紧中间法兰上的螺丝时，应对角均匀拧紧。2.8.1.2.4 开启型充油套管的接线座应旋紧，接线座内橡皮圈应垫好。如接线座与引线头螺丝牙有毛病时，应仔细处理，必要时拆下加工，不得任意增减橡皮垫圈。接线座以拧下为宜，不要为配合架空线设备线夹的 位置而故意旋松接线座。此处如密封不好，会进水受潮并沿引线下传，导致产生事故。2.8.2

26、分接开关安装2.8.2.1 当变压器吊罩完毕就安装分接开关，一定要对准原作标记，置于原来拆卸时的档位。开关转动要 灵活无卡涩现象，转动处应加适量的润滑油。固定牢靠、密封严密，指示位置应与实际分接开关位置相符， 并通过电气试验加以验证。2.8.2.2 分接开关安装应按制造厂说明书进行。分接开关油箱应与变压器油箱可靠隔离，注入的绝缘油其绝缘强度要符合制造厂要求，凝固点按本地区断路器用油的要求。传动机构要添加适合本地区气候条件的润滑脂。就地和远方的指示器装好后都应动作正常，指示正确。在极限位置时，其机械联锁与极限开关的电气 联锁动作应正确。临时试车接线要注意相序。2.8.3 冷却器安装2.8.3.1

27、 净油器内应装上干燥的活性氧化铝， 安装时一定要遵照厂家标注的箭头方向， 如有疑问应与厂家联 系，一旦装反，将造成活性氧化铝被带入油箱内，甚至堵塞油路。2.8.3.2 潜油泵安装注意方向，转动方向应与机座上箭头一致，或从油泵进口看电动机是顺时针转动运转时应无震动和杂音、电流平稳。油流继电器装于潜油泵出口连管上，轴向应保持水平，密封良好，还应注意 其接线的正确性。2.8.3.3 将检查好的风扇装上。连接电缆要用有耐油性能的电缆，并穿于金属蛇皮软管内。 电缆用卡子固定 于焊接在油箱上的小支架上。接线完毕后，风扇通电试转要持续一小时，运行中检查有无噪音、震动和摩擦 现象，必要时加以调整。强油风冷器风

28、扇的一般震动可拧紧冷却器的拉杆螺栓来减轻，有摩擦时应重新调整 风扇的位置。2.8.3.4 总控制箱及二次回路安装结束，应进行强迫油循环风冷装置试转，各组冷却器工作应正常。2.8.4 储油柜、安全气道、气体继电器、吸湿器及净油器安装2.8.4.1 储油柜吊装时应稳妥，严防碰坏变压器套管。注油后要检查油表油位与实际油面是否相符。胶囊 式储油柜注油应按制造厂规定进行，一般采取油从变压器油箱逐渐顶入，慢慢将胶囊内空气排净，然后再放 油使储油柜内油面下降至规定油位即可。其油位计如也是带小胶囊结构的，应先向油表内注油（从油表呼吸 塞处注入），然后方可进行储油柜的排气和注油，否则会出现虚假油位现象。注油时如

29、发现吸湿器或油表喷 油，说明胶囊压板处密封有问题或者是胶囊损坏。2.8.4.2 安全气道安装后，包括玻璃隔膜在内各处密封应良好。如油枕和安全气道之间有连接管的话，管 内要畅通。2.8.4.3 气体继电器经检验整定后便可安装，安装时要水平，壳体标明箭头方向应指向储油柜。各连接处 应密封良好。2.8.4.4 吸湿器安装时，其中盛装的应是干燥的变色硅胶，下部油杯里要装适量的变压器油。让空气先经 过油。2.8.4.5 净油器在安装前，要把干燥的吸附剂硅胶或活性氧化铝装于罐内。硅胶干燥时可放入烘箱内进行， 温度120 C 8小时或300 C 2小时，干燥中要定时搅拌。装罐前筛去杂质、灰土和碎屑。安装好以

30、后，打开 连接蝶阀将油放入，同时旋开上部放气塞排放空气，至油益处即空气排尽便旋紧放气塞，将连接阀关闭。净 油器的投入要视运行中变压器油质情况而定。2.9 注油2.9.1 一般规定2.9.1.1 绝缘油须按电力设备交接和预防性规程的规定试验合格后，方可注入设备。不同牌号的绝缘 油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验。2.9.1.2 注油工作不宜在雨雾天气进行。注油2.9.2.1 从变压器注油口用滤油机注油。292.2 注入油的温度以 45 C- 55 C为宜，注油速度约4-6 t/h ，注油过程中，油枕的油表现实到5时,将滤油机停下。2.9.2.3 打开变压器各处放气塞，将残余气

31、体排净。然后将油枕油位放至与当时油温相符的位置。2.9.2.4 取油样进行试验。静放 72 小时。再次进行排气变压器进行高压试验3 中频柜3.1 保养晶闸管变频装置与中频发电机组比较，有省电、无噪声、调节方便等许多优点，但是，由于半导体器件 的过载能力较差， 因此， 合理使用， 正确操作与精心维护， 是晶闸管变频电源安全运行避免故障的重要保证。 在连续运行的生产线上搞好装置的维护保养尤为重要。3.1 .1 除电源柜内积尘，尤其是可控硅管芯外部。运行中的变频装置一般都有专用机房，但实际作业环境并 不理想。在熔炼工序，粉尘很大振动强烈；有较多腐蚀性气体，这些都会对装置的元件起到破坏作用，降低 装置

32、的绝缘强度。在积尘较多时，往往会发生元件表面放电现象，因此必须注意经常清洗工作，防止故障发 生。3.1.2 检查水管接头扎结是否牢固，在塑料水管老化产生裂纹时，应及时更换。装置在夏天运行时往往容易 发生凝露现象，凝露严重时应该停止运行。3.1.3 对装置进行检修，对装置各部的螺栓、螺母、压接进行检查和紧固。经常检查负载的接线是否良好，熔炼炉在更换新炉衬后，应注意检查绝缘。变频装置的负载都设在工 作现场，故障比较高，而往往被人忽视，因此，加强对负载的维护，防止故障波及变频电源是保证装置正常 运行的重要一环。3.2 中频柜的检修3.2.1 可控硅好坏的判断321.1 测量门极（GK）电阻，该阻值一

33、般在8 Q-50 Q。321.1测量阴阳极（AK）电阻，开路测量应该为在路测量一般在K Q-。满足已上两条件说明可控硅基本完好。注：在路或开路用万用表正反测。在中频电源线路中，该测试方法只能简单判断可控硅的好坏。因可控硅的 大小及用途不同，该测试方法可能不适用其它设备或元件。3.2.2 本设备的主控电路板对设备出现的故障有显示记录功能，当操作面板上的中频故障指示灯亮起时，通 过观察主控电路板上的指示灯就可判断故障类型。3.2.2.1 0P（缺相）灯亮排查：3.2.2.1.1 主回路空开没有“合”。3.2.2.1.2 主回路熔断器损坏。3.2.2.1.3 4#， 6# ， 2#,整流可控硅阴极（

34、 K ）线开路。3.2.2.1.4 电网却相。3.2.2.2 WPL （缺水或水压不足）灯亮检查水泵及水路管道3.2.2.3 OV （过压）灯亮排查3.2.2.3.1 炉衬问题。3.2.2.3.2 感应线圈部分，电容部分，主回路各连接铜排螺丝松动打火。3.2.2.3.3 逆变可控硅有一只（两只）损坏，逆变可控硅损坏一只后从表头观察角度（逆变引前角）大于或 等于 2 ，“直流电流”和“直流电压”的“比值”比正常大很多。3.2.2.3.4 逆变引前角调节过大。检修：重新调整逆变引前角，应该为（1.25-1.5 ） 。3.2.2.3.5 逆变阻容吸收部分故障。OC（ 过流 ） 灯亮原因3.2.3.1

35、 感应器部分，电容部分及其连接铜排有短路。3.2.3.2 逆变可控硅有两只（ 4 只）损坏。3.2.3.3 逆变硅质量不高。3.2.4 OV/OC 同时灯亮原因 检修时以过压现象为主。3.2.5 LV（ 主控板欠压 ） 灯亮原因3.2.5.1 17V 电源变压器损坏。3.2.5.2 主控板上的滤电容漏电或失效。3.2.6 逆变阻容吸收的检查3.2.6.1 将正在运行的电源关机后（需关掉电源内部的总空开），测量逆变阻容吸收无感电阻的温度。温度 是基本一致的 ,若发现：3.2.6.1.1 有无感电阻温度比其它无感电阻温度高很多，则说明：和该无感电阻相串联的电容漏电。3.2.6.1.2 有无感电阻温

36、度很低或不热，则说明： a 和该电阻相串联的电容容量减小或开路 .b 电阻，电容， 可控硅三者之间的接线开路或可控硅损坏。3.2.6.1.3 有电阻丝烧断，则说明：和该电阻相串联的电容击穿。3.2.6.1.4 正常工作时发现电阻热的发红，参阅 维修。4 干式变压器4.1 技术数据表4-1干式变压器主要技术参数设备名称循环水变1、2#生活变粉碎车间变1#化学变1、2#2#化学变1、2#型号SCB10-1000/1SCB10-1000/1SCB10-500/SCB10-1000/DCB9-2500/22001010/额定功率1000 kVA1000 kVA500 kVA1000 kVA1600 k

37、VA额定电压10 5%kv10 5%kv10 士 5%kv10 士 5%kv10 士 5%kv额定电流54.99/1443.3854.99/1443.3827.49/721.754.99/1443.3197A/5035AAAA8A接线方式D yn-11D yn-11D yn-11D yn-11Yd11冷却方式ANANONAN/ONAFANAN/AF出厂日期2009.112009.112009.092009.112007-10-1生产厂家三变科技股份有限公司三变科技股份有限公司三变科技股份有限公司三变科技股份有限公司三变科技股份有限公司设备名称混酸变1、2#含酸废水变2#冶炼变型号SGB10-1

38、600/10SCB10-500/10SCB10-1600/10额定功率1600 kVA500 kVA1600 kVA额定电压6.3/0.410 士 5%kv10.5/0.4额定电流126.63/2309.427.49/721.7A126.63/2309.4接线方式D yn-11D yn-11D yn-11冷却方式AN/AFONAN/ONAFAN/AF出厂日期2010-82010.102009.12生产厂家三变科技股份有限公司三变科技股份有限公司三变科技股份有限公 司4.2变压器的检修周期及项目4.2.1 大修周期421.1 投入运行后的五年大修1次。421.2 若经过试验与检查并结合运行情况，

39、判定有内部故障时，才进行大修。4.2.1.3 运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变 压器经综合诊断分析良好，可无需大修。4.2.2 小修周期一般每年一次。4.2.3 附属装置的检修周期4.2.3.1 测温装置的检查，随小修进行校验。4.2.3.2 冷却风机及控制回路检修，随小修进行。4.2.4 大修项目4.2.4.1 器身检修。4.2.4.2 绕组、引线的检修。4.2.4.3 铁芯、铁芯紧固件、压钉、压板及接地片的检修。4.2.4.4 冷却风扇的检修。4.2.4.5 测温装置的校验。4.2.4.6 操作控制箱的检修和传动。4.2.4.7 无励磁分

40、接有载分接开关的检修。4.2.4.7 大修的试验和试运行。4.2.5 小修项目4.2.5.1 处理已发现的缺陷。4.2.5.2 清扫变压器绝缘子、下块垫凸台处，并用干燥的压缩空气吹净通风气道中的灰尘。4.2.5.3 检查表面有无爬电痕迹和碳化现象4.2.5.4 清扫外绝缘和检查导电接头。4.2.5.5 检查紧固件，连接件是否松动，导电零件有无生锈、腐蚀的痕迹，4.2.5.6 检修测温装置：包括电阻温度计（绕组温度计）测量阻值。4.2.5.7 检修冷却装置：冷却风扇、温度控制柜和温度控制仪。4.3 变压器检修前的准备工作4.3.1 查阅档案了解变压器的运行状况4.3.1.1 运行中所发现的缺陷和

41、异常（事故）情况，出口短路的次数和情况4.3.1.2 负载、温度和附属装置的运行情况4.3.1.3 查阅上次大修总结报告和技术档案4.3.1.4 查阅试验记录，了解绝缘状况4.3.1.5 进行大修前的试验，确定附加检修项目编制大修工程技术、组织措施计划4.3.2.1 人员组织及分工4.3.2.2 施工项目及进度表4.3.2.3 特殊项目的施工方案4.3.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施4.3.2.5主要施工工具、设备明细表4.3.2.6绘制必要的施工图4.3.3施工场地准备4.3.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行。4.3.3.2应注意

42、与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，机具、拆卸附件的放置地点的布置等。4.4 变压器联接部件拆卸4.4.1联接部件拆卸4.4.1.1拆开高压侧引线。4.4.1.2拆开低压侧连接母线，中性点连线。4.4.1.3拆开与变压器各部连接的二次线。4.5 变压器检查的主要项目及标准4.5.1铁芯的检修4.5.1.1详细检查铁芯表面。铁芯应清洁无灰尘，可用白布擦除。4.5.1.2检查铁轭绑带螺丝应紧固，铁芯应当紧密，没有局部过热、变色、烧伤等异常。铁芯的紧度应均匀4.5.1.3变压器上下铁轭夹件及下部支架应良好不开焊。4.5.1.4铁芯应有一点接地良好，不允许有多点接地。测量铁芯对地对夹件的

43、绝缘。4.5.1.5检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位螺栓。4.5.2线圈的检修4.5.2.1检查线圈各部应清洁，特别清洁变压器的绝缘子、下块垫凸台处，用干燥的压缩空气（2 5个大气压）吹净通风气道中的灰尘。4.5.2.2检查紧固件、连接件是否松、导电零件有无过热现象，必要时应采取相应的措施进行处理。4.5.2.3检查绝缘子无松动，无裂纹。4.5.2.4检查绕组外观无破损、过热现象及漆皮脱落。4.5.2.5检查铁芯、夹件、垫块无松动。4.5.2.6检查绕组通风道通畅，无异物。4.5.2.7检查分接连接片位置的准确性。4.5.2.8检查连接干有无烧伤或松动。

44、4.5.2.9检查分接连片接头有无松动过热。4.5.3附件检修4.5.3.1冷却风机检修4.5.3.1.1 检查冷却风扇电机及电缆绝缘良好、并记录。4.5.3.1.2 检查风扇转向正确、转动灵活无卡涩 、地脚固定牢固4.531.3 检查风扇电机声音正常。4.531.4 对风扇控制设备用吹尘器或毛刷清扫。继电器应进行检查。对接触器热继电器进行校验。检查空气开关、接触器、必要时进行更换。4.5.3.2 温度控制器检查4.5.3.2.1 清扫、检查温度控制箱内设备、接线端子螺丝紧固，二次线绝缘良好。检查温度探头及连线绝缘良好，无破损过热现象，温度表接线无松动，显示正常。4.5.3.2.3 温度控制器

45、显示正常。4.5.3.2.4 温控器传动试验。4.5.4 电气试验项目及标准4.5.4.1 测量绕组所在分接位置下的直流电阻4.5.4.1.1 1.6MVA 以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引岀的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。4.5.4.1.2 1.6MVA 及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%。4.5.4.1.3 与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。4.5.4.1.4 如电阻相间差在岀厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3）项执行4.5.4.1.5 不同温度下的电阻值按

46、下式换算式中Ri、R2分别为在温度ti、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取2254.5.4.1.6 无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量。4.5.4.2 绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数4.5.4.2.1 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化。4.5.4.2.2 吸收比（1030 C范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5。4.5.4.2.3 采用 2500V 或 5000V 兆欧表。4.5.4.2.4 测量前被试绕组应充分放电。4.5.4.2.5 线圈绝缘电阻的测试，一般情况下（温度：20 30 C,湿度：90% ）高压一低压及地 300M

47、 Q仪表： 2500V 兆欧表低压一地 100M Q仪表： 2500V 兆欧表一般地，若每1000V 额定电压，其绝缘电阻不小于2M Q （分钟25 C时的读数）就能满足运行要求。如果变压器遭受异常潮湿发生凝露现象，则不论其绝缘电阻如何，在其进行耐压试验或投入运行前，必须进 行干燥处理。4.5.4.2.6 铁芯绝缘电阻的测试，一般情况下（温度：20 30 C,湿度：90% ）铁芯一夹件及地2M Q仪表：2500V兆欧表穿芯螺杆一铁芯及地 2M Q仪表：2500V兆欧表在比较潮湿的环境下，变压器的绝缘电阻值会有所下降，只要其阻值0.1 M Q即可运行。一般可通过干燥处理，使其达到要求。4.5.4

48、.3 交流耐压试验 外施工频耐压试验，试验电压为出厂电压的 85 。4.5.4.4 测温装置及其二次回路试验密封良好，指示正确，测温电阻值应和岀厂值相符，绝缘电阻一般不低于 1M Q,测量绝缘电阻采用 2500V兆欧表。4.5.4.5 更换绕组的大修试验包括以上 4 种，还应做如下试验项目：4.5.4.5.1 穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻绝缘电阻值自行规定， 采用 2500V 兆欧表 （对运行年久的变压器可用1000V 兆欧表 ），连接片不能拆开者可不进行。4.5.4.5.2 绕组所有分接的电压比 各相应接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别，且符合规律。电

49、压 35kV 以下，电压比小于 3 的变压器电压比允许偏差为 1% ；其它所有变压器：额定分接电压比 允许偏差为 0.5% ，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值 （%）的 1/10 以内，但不得超过 1% 。4.5.4.5.3 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致。4.5.4.5.4 空载电流和空载损耗与前次试验值相比，无明显变化，试验电源可用三相或单相；试验电压可用额定电压或较低电压值（如制造厂提供了较低电压下的值，可在相同电压下进行比较）。4.5.4.5.5 短路阻抗和负载损耗与前次试验值相比，无明显变化，试验电源可用三相或单相；试验电流可用额定

50、值或较低电流值（如制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较）。4.5.4.5.6 局部放电测量干式变压器按 GB6450 规定执行4.5.5变压器的装复4.5.5.1引线安装。4.5.5.2高压侧引线连接。4.5.5.3恢复引线、连接紧固、使用螺丝规范。4.5.5.4低压侧母线连接、中性点连接。4.5.5.5用酒精、白细布清理母线接头处结合面。4.5.5.6涂抹导电膏恢复引线，连接紧固，使用螺丝规范。4.5.5.7母线连接应紧密。4.6 变压器投运前后检查项目4.6.1变压器投运前的检查项目4.6.1.1检查所有的紧固件，连接件是否松动，并重新紧固一次461.2检查变压器（特别是

51、风道内）是否有异物，如有灰尘要进行清理。461.3检查风机，温控设备以及其它辅助器件能否正常运行。4.6.1.4 检查变压器箱体和铁芯是否永久性接地。4.6.1.5 变压器柜体完整，柜门开关正常。4.6.2 变压器带电检查项目4.6.2.1 变压器运行声音正常、冷却风扇运行正常。462.2 温度表显示三相温度值正常。4.7危险点分析序号危险点控制措施1措施不全开工前核实所做安全措施是否正确完善2防止触电勿走错间隔、在有感应电的地方工作时加装临时地线3落物伤人禁止上下抛掷工具、戴好安全帽4引线过热弓1线连接紧固、使用规范的螺丝、紧力适度。5变压器绝缘低认真执行检修工艺、保证每一道工序质量6冷却风

52、扇损坏不准踩踏冷却风扇7测温探头坏不准用力移动测温点5 35KV隔离开关5.1技术数据表5-1 35KV隔离开关技术数据项目技术数据额定电压KV40.5额定电流A1600额定短时工频耐受电压（有效值）KV95附装的接地开关处于最不利位置时1min工频耐受95电压KV雷电冲击耐压（峰值）对地2100KV断口2100+(460)操作冲击耐压（峰值）对地1350KV断口1100+(650)接线端额疋静拉力纵向3000N横向3000垂直2000隔离开关额定短时耐受电流KA25隔离开关额定短路持续时间S3隔离开关峰值耐受电流KA55接地开关额定短时耐受电流KA25接地开关额定短路持续时间S3接地开关峰值

53、耐受电流KA105隔离开关开、合容性电流A2隔离开关开、合感性电流A1隔离开关开合母线转换电流1600电动机工作电压AC380隔离开关分闸时间S24 2隔离开关合闸时间S24 2接地开关分闸时间S24 2接地开关合闸时间S24 2表5-2机械调整参数序号检查项目单位数值1隔离开关分闸后，最 小空气绝缘距离mm77002接地开关分闸后，最 小空气绝缘距离mm58003接地开关合闸后，其 动触头插入静触头的有效深度mm30 士 54隔离开关回路电阻u Q 1105接地开关回路电阻u Q 3005.2检修周期及项目5.2.1 检修周期5.2.1.1 小修每年至少进行一次小修。5.2.1.2 大修5.

54、2.1.2.1 正常运行的隔离开关每 5 年应进行一次大修。根据运行和缺陷情况，大修间隔时间可适当延长 或缩短。5.2.1.2.2 已按大修项目进行临时性检修的隔离开关的大修周期，可从该次临时性检修日期起计算。5.2.1.3 临时性检修 当存在严重缺陷，影响隔离开关继续安全运行时，应进行临时性检修。5.2.2检修项目5.2.2.1大修5.2.2.1.1隔离开关导电部分拆除、解体检修。5.2.2.1.2支持瓷瓶及旋转瓷瓶拆除、检查。5.2.2.1.3瓷瓶检查清扫及底座检修。5.2.2.1.4接地刀闸解体检修。5.2.2.1.5操作机构及传动系统解体检修5.2.2.1.6各部分回装。5.2.2.1

55、.7调整与试验。5.2.2.2小修5.2.2.2.1导电部分检查。5.2.2.2.2传动部分检查、加油、螺栓紧固。5.2.2.2.3底座检查。5.2.2.2.4瓷瓶清扫。5.2.2.2.5操作机构箱内设备检查清扫，密封检查。5.2.2.2.6电气控制动力回路检查清扫，螺丝紧固。5.2.2.2.7接地刀闸检查。5.2.2.2.8根据存在缺陷进行针对性处理。5.2.2.2.9按预试规程规定进行试验。5.2.2.2.10 传动检查。5.3 准备工作5.3.1明确设备存在的缺陷和检修内容。5.3.2准备好检修所需工具、材料、备件、相关的技术资料等。5.3.3作好人员、工作进度安排以及技术交底。5.3.

56、4准备好电源、检修记录等。5.3.5联系好作业用吊车、高空车、运输车辆等。5.3.6办理工作票，检查安全措施是否完善。5.4检修工艺及质量标准检修工艺质量标准5.4.1常规检修项目5.4.1.1设备外观检杳油漆完整，相序明显，无鸟窝，外壳及螺丝无锈蚀5.4.1.2检杳各传动系统拉杆无损伤、变形及锈蚀，螺丝紧固，轴销齐全， 位置正确5.4.1.3检查瓷件与法兰胶装位置密封情况防水性能良好，防水胶不失效5.4.1.4检查导电部分的氧化、烧损情况、镀银层质量氧化和烧损深度不大于 1cm，镀银层无起皮和脱洛 现象，否则应更换5.4.1.5检查转动瓷瓶轴承润滑情况润滑，无卡涩、锈蚀5.4.1.6检查各转

57、动部分润滑情况润滑，无卡涩、锈蚀5.4.1.7线夹外观检杳无损伤、过热，螺丝紧固5.4.1.8清洗动静触头并检杳有无烧痕，取后涂抹医用凡士林动、静触头外表应完好，无腐蚀和明显烧痕5.4.1.9检查及紧固所有固定螺丝紧固无松动5.4.1.10清扫、封堵机构箱干净、严密，无锈蚀，无漏雨5.4.1.11机构箱所有开口销、轴销检查可靠无磨损、无脱落，轴销转动灵活5.4.1.10机构箱内各零部件检查无腐蚀、裂纹、砂眼等损坏5.4.1.11机构箱二次线检查及紧固接触可靠、无松动、无磨损5.4.1.12检查分、合闸限位开关的动作情况动作可靠5.4.1.13接地刀闸分、合检杳动作灵活，无卡涩；分、合闸到位，合

58、闸接触良好5.4.1.16主刀分、合闸位置检杳动作灵活，无卡涩；分、合闸到位，合闸接触良好5.4.1.17电动操作检杳动作灵活、无异常响声5.4.2隔离开关解体大修5.4.2.1拆除隔离开关一次引线并用绳索固定5.4.2.2导电系统的解体与组装5.4.2.2.1使用吊车对导电系统自上而下进行依次解体5.4.2.2.2 释放导电管，拆除触指夹紧滚子，拆 除导电管夹具（作好记号），取下导电管，将触 指夹紧顶杆取出，检查夹紧弹簧和复位弹簧夹紧弹簧、复位弹簧弹力合适，无锈蚀，否则应更 换5.4.2.2.3检杳平衡弹簧及中间齿轮箱齿轮弹簧弹力合适，齿轮与齿条配合良好，加注二硫化 钼5.4.2.2.4拆卸

59、导电部件，清洗检杳触指、软连接、开口销及润滑情况触指无变形、无毛刺，涂层良好，软连接无断片， 导电面接触良好，开口销无断裂、漏开，各转轴部 分加注二硫化钼5.4.2.2.5检杳、清洗双连杆，各转动部位轴套润滑情况，伞齿轮配合润滑情况轴套无裂纹、锈蚀，伞齿轮配合良好无异物5.4.2.2.6导电系统的组装，其顺序与拆卸相反各导电部位的搭接面用合适的砂纸打磨后，并涂上 导电脂。各固定螺丝、螺帽应拧紧无松动，并涂润 滑油脂5.4.2.3支持瓷瓶、转轴的解体与组装5.4.2.3.1拆卸、检杳瓷瓶进仃超声波探伤，瓷件表面清洁无破损、 无电晕和放 电现象。法兰无松动、裂缝检修工艺质量标准54232解体基座转轴，清洗，检查后涂上二硫化钼转轴灵活，无锈蚀、卡涩现象，锈蚀严重应更换54233 按照拆除相反顺序组装基座转轴、支 持瓷瓶5.424解体静触头，检查接触部分是否有过热及烧伤痕迹，检查触头弹簧弹力接触部分无过热，触头弹簧无锈蚀，弹力符合要求5.4.2.5操作机构检修5.4.2.5.