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电气检修规程

目录第一章发电机检修工艺规程

第一节 TBB—500—2EY3型发电机检修工艺规程……… 第二节柴油发电机检修规程第二章变压器检修规程

第一节油浸变压器检修工艺规程第二节干式变压器检修工艺规程第三节整流变检修工艺规程第三章

电动机检修规程

第一节交流电动机（滚动轴承）检修工艺规程第二节交流电机（滑动轴承）检修工艺规程第二节直流电机检修工艺规程

第四章高压配电装置检修规程

第一节发电机负荷开关KAT—24—30/30000Y3成套设备检修工艺规程第二节6KVВЭЭ—6型断路器检修工艺规程第三节

第四节真空断路器检修规

第五节SN10—Ⅰ、Ⅱ型少油开关检修工艺规程第五章

低压配电装置检修规程

第一节0.4KV电源进线开关检修规程第二节0.4KV负荷开关检修工艺第三节0.4KV电源盘检修工艺

第四节起重设备电气部分检修工艺规程第五节电动门检修工艺规程第六章直流系统检修规程第一节蓄电池检修规程第二节直流设备检修规程第七章电力电缆检修规程

第一节电缆的敷设

第二节电缆头施工盒操作工艺第三节环氧树脂终端头的安装

第四节 6-10V交联电缆热缩型中间接头制作工艺

第八章继电仪表检修工艺规程第一节元件保护检修规程第二节励磁系统检修规程

第三节 500KV系统保护检修规程第四节 220KV系统保护检修规程第五节 #1联络变保护检修规程第六节 6KV厂用系统保护检修规程

第七节给煤机及空压机控制系统检修规程第八节电测仪表检修规程第九章高压电器设备试验规程第一节发电机高压试验规程第二节负荷开关高压试验规程

第三节变压器及电抗器高压试验规程第四节交流电动机高压试验规程第五节避雷器高压试验规程第六节套管高压试验规程

第七节电流互感器高压试验规程第八节电压互感器高压试验规程第九节 SF6开关高压试验规程第十节 6KV开关高压试验规程第十一节电缆高压试验规程第十二节母线高压试验规程

第二章变压器检修规程

第一节油浸变压器检修工艺规程 2.1.1设备规范。设系容电压绝出制备统量（KV）缘厂型号造名编（K一二等日厂称号 VA）次次级期 #195主1ADFP-210210沈年变500 20 A T 000/500 000 变 10（A）（A月相） #194主1ADFP-210210沈年500 20 A 变T 000/500 000 变 7（B）（B月

相） #1主1ADFP-210210变500 20 A T 000/500 000 （C）（C相） #2主2ADFP-210210变500 20 A T 000/500 000 （A）（A相） #2主2ADFP-210210变500 20 A T 000/500 000 （B）（B相） #2主2ADFP-210210变500 20 A T 000/500 000 （C）（C相）主 DFP-210210500 20 A

94沈年变 5月沈变沈变沈变沈96

变备用相 #1联络变（A相） #1联络变（B相） #1联络变（C相）

000/500 000 变年3月 93ODFPS7-120500/22沈年120000/A 000 0/63 变 11500 月 94ODFPS7-120500/22沈年120000/A 000 0/63 变 1500 月 94ODFPS7-120500/22沈年120000/A 000 0/63 变 7500 月 6

#1联络变备用相 #1高厂变 #2高厂变 #1高公变 #2高公

94ODFPS7-120500/22沈年120000/A 000 0/63 变 7500 月 ТрДНС-63000/35у1 ТрДНС-63000/35у1 ТрДНС-63000/220у1 ТрДНС-63000/92俄年罗4斯月 92俄年罗10斯月 91俄年罗8斯月俄92罗年斯 31BT 63020 6 A 00 2BT OBT01 OBT02 63020 6 A 00 630220 6 A 00 630220 6 A 00 7

变 220у1 月 #1ТрД92高OB俄НС630年公T0220 6 A 罗-63000/00 4备3 斯 220у1 月变

2.1.2检修周期及项目。

2.1.2.1主变压器新投入运行后，五年内进行第一次大修，以后每间隔10年大修一次，但根据运行及试验情况，经领导批准，可适当提前或推后。

2.1.2.2变压器小修每年进行1—2次。 2.1.2.3大修项目：部件标准项目名称检查清扫外壳，更换各部密封胶垫。检查油枕、散热器、防爆筒截面及阀门。外壳检查清理再生装置，及油更换硅胶。检查瓦斯继电器。过滤变压器油。检查接地装置。

特殊项目更换变压器油。加装油再生装置。外壳及散油器的补焊。

外壳喷漆。铁芯的修理。更换部分线圈或修理线圈。干燥线圈。引线的焊接及补绕绝缘。分接开关的修理及更换。更换切换装置传动机构的部件。更换套管。热油烘干。套管解体检修。套管的真检查铁芯接地情况，穿芯铁丝绝缘。检查芯子夹件及压钉。检查线圈引线。分接头及切换装置 1.检查有载或无载分接头切换装置及其传动机构。 2.检查有载分接开关的控制装置。 1.检查清理套管、试套管验及补油。 9

空换油。检查风扇电机及回路。检查潜油泵及回路。冷却检查管道阀门。系统清除冷却器渗油。检修净油器，更换硅胶。校验及调整温度计。检修呼吸器，更换吸潮剂。其他检查油枕胶囊及油位计。。电气试验。

2.1.2.4变压器小修项目。 2.1.2.4.1处理存在的缺陷。

2.1.2.4.2放出储油柜积污器中的油。

2.1.2.4.3清理变压器外壳，消除渗、漏油。

2.1.2.4.4检查变压器套管有无损坏、碰伤、裂纹并清扫套管。 2.1.2.4.5检查各部接头接触情况。

2.1.2.4.6检查调整本体油位及套管油位。

2.1.2.4.7检查防爆筒、呼吸器、油枕、瓦斯继电器。 2.1.2.4.8检查各部阀门和密封垫。

2.1.2.4.9检查冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器等。必要时吹扫冷却器管束。

更换潜油泵。更换管道阀门。

2.1.2.4.10进行规定的测量和试验。

2.1.3变压器标准项目大修。 2.1.3.1大修前的准备工作。

2.1.3.2制定安全技术措施，并做好安全技术交底工作。

2.1.3.3编制大修项目进度表及网络图。 2.1.3.4准备好大修中的记录表格。

2.1.3.5布置检修现场，做好现场防火措施。 2.1.3.6准备好大修的备品备件。 2.1.3.7工器具材料的准备。 2.1.4检修工艺标准。检修程序质量标准 1.运输前对变压器的位置，坡度垫块，的拆卸操作箱各侧引线，强油风冷有1）做标记关管路，沈枕及其连带再生器，套管及升高座，分接开关的相位及方向，分接开关的运行分头，封闭母线罩子等。均应做好标记，并应在检修记录本上2）拆高低做好详细记录，以保证回装时压侧中性顺利进行。点引线拆卸高、低压各侧引线（中性

3）大修前点）要注意不要碰坏瓷套并不予试可使导电杆转动，以防内部引4）放油同线损坏，拆下的零件，引线要时拆附妥善保管。件，包括瓦斯继电拆前做好标记。拆后上好堵板。器、防爆拆卸过程中注意器身暴露时间筒、油枕、不超过规定。临近超时或结束散热器及工作时应由真空保持。再次开阀门，有工前用氮气破真空。主变油枕关油管宜在高压套管拆后进行。路、接地线、二次线等有碍拆掉防震板，用千斤顶将油箱运输的零稍稍顶起，拆掉坡度垫块。部件变压器移动前，应先检查地锚及钢丝绳是否完好。运输中工2.变压器作人员要选择适当工作位置，移至检修防止钢丝绳拉断伤人。运输中区统一指挥。拆前做好记号和记录，放油至

铁心上铁轭淹没过线圈，并使油位在手孔门以下，打开手孔3.移位后门，拆开套管下部引线，然后的拆卸。拆下法兰螺栓，将套管吊住。1）套管的拆螺栓防止掉入变压器内，拆拆卸卸套管法兰与大盖联结的固定a. 220KV螺丝，如果套管法兰处太紧可以下套管用小撬棍橇法兰边沿，不可用的拆卸锤猛击，以免瓷套损伤。将油放至人孔门以下，起吊套管时，打开人孔，钻入内部保b. 500KV、护套管及引线。 220KV高利用套管法兰上的四只吊环承压套管中受重量，在瓷套上部绑好软性性点大管绳索（尼龙绳）用倒链钩住保的拆卸：持套管平衡起升吊钩，待钢丝注意器身绳绷直后，拆掉套管上部的导的暴露时电头、圆柱销及定位螺母，在间不许超引出线接头孔内穿一根干净的过规定长尼龙绳，向上拉紧。拆掉套管法兰与大盖连接螺

2）拆分接开关 4. 解体检修 1）吊罩前的准备

丝，先活动后在徐徐吊起套管，起吊时要平稳以免碰坏瓷套，起吊同时将引出线利用尼龙绳缓缓顺下，等完全出箱后，将套管小心放在准备好的架子上，并做稳固措施。拆分接开关前把分接开关调至规定位置，然后拆下分接开关与大盖的连接螺丝，将分接开关缓缓拿出。注意绝缘拉杆不要将内部引线及线圈碰坏，拿出的拉杆要装入塑料袋中，或放入油罐中，防止绝缘受潮。 1.检查吊车，钢丝绳吊环，起重机械应完好，钢丝绳起吊重物垂线间的夹角小于30度。所用工具和拆下的零部件设专人保管。检修现场做好安全防火措施，14

2）吊罩工作人员有详细分工。周围空气接好放油及滤油管路并试转。温度不宜低于0℃，变压器吊罩应遵守以下规定。器身温度1.1 雨天和雾天吊罩不允许不宜低于在室外进行。周围空气1.2 吊罩前如果温度低于10温度，当度至少应将变压器加热12小器身温度时，以使上部铁轭处测得温度低于周围不低于20度。空气温度铁心在空气中停留时间，不得时，应将大于以下规定：干燥天气（空器身加热气相对温度不超过于75%）12使其温度小时时间的计算：由开始放油高于周围到开始注油。空气温放油：全部放完，放油时间越度。短越好。吊罩要有统一指挥，四角设专人监视，钟罩四角拴防晃绳，试吊无问题起吊，超吊一定要平稳，严防碰伤绝缘，慢放在枕木上。

3）吊罩后检修 4）铁芯的检修 5）线圈检修

搭架子，要搭的结实稳固。检修试验人员除携带必须的检修试验工具外，严禁携带其它用品，以免脱落后掉入线圈或铁芯内，而用工具应事先检查登记用后清点。工作人员只能沿脚手架或梯子上下，禁止攀登线圈引线。详细检查铁芯表面及压紧情况，铁芯表面应清洁无油垢，油路无堵塞，无过热、变形情况，铁芯绝缘良好。检查铁芯的上下轭铁及下部支架应完好，无开焊现象。各部螺栓应紧固无松动，并应有防止螺栓松动措施。拧开接地片，用2500V兆欧表测量铁芯铁轭夹件之间的绝缘电阻〈主变应≥兆欧，其它为≤兆欧，如不合格，清理检查16

6）分接开关检修 7）钟罩的检修

绝缘部件，至合格为止。线圈表面应清洁无油垢，无杂质，无过热变色和脆裂等缺陷，用眼观察老化情况可分为四级：一级：〈绝缘良好〉绝缘层软韧有弹性，颜色淡用手按后无永久变形；二级：〈绝缘合格〉绝缘干硬而坚无弹性，用手按后无裂纹；三级〈可用〉绝缘脆弱，用手按后有微小裂纹或变形；四级〈老化〉绝缘已老化表面有裂纹或脱落情况，用手按时有大量裂纹变形和破坏。线圈所有绝缘垫块、撑条不松动，排列整齐坚固，轴向的压钉应均匀受力，保持各侧的压紧程度一致，螺帽应拧紧。引出线绝缘完好，焊接头处不过热，联接处牢固可靠，支架不损坏。 17

8）钟罩回装 5.附件的检修 1）套管检修 500KV、200KV套管试验不合格，需解体检修，方法

用白绸布清理线圈表面杂质清理油道并用合格油冲洗。检查动静触头应无烧伤，分接头引线处绝缘包扎完好，连接应紧固正确，各分接头清洁，接触紧密弹性好，所有接触面用0.05mm塞尺检查应塞不进。检查清理分接开关的绝缘筒及支架，不松动，不变形。转动应灵活，无机械卡涩。测量各分接头线圈直阻合格。内外部清理，渗漏油处补焊。变压器芯体和钟罩检修完毕后，经再次检查确无遗留任何遗物，经三级验收合格后进行回装。将钟罩新胶垫沿箱法兰放好，并采取防止胶垫跑偏措施。回装钟罩与吊罩要求相同。 18

见附录2 2）油枕检修 3）瓦斯继电器检修 4）压力释放阀（防爆筒）的检修 5）呼吸器检修

在钟罩即将就位时钟罩周围应站人，用撬棍穿入法兰螺孔，使钟罩与大油箱螺孔对齐后落下钟罩，上螺丝时应沿周围多次紧固至严密，一般压缩胶垫为原厚度的1/3为好。回油至没过线圈顶部待组装。检查瓷件、法兰等处无裂纹，导电杆丝扣完好，并清理干净，做预防性试验。 1. 油位计检修，磁力或油位计连杆与浮子是否连接可靠，动作灵活。 2. 油枕内部清理，使其内部无油垢、水份、铁锈等杂质。 3. 油枕处部清理，油位监视线要明显，监视线位置正确。 19

6）散热器、油泵及风扇检修 a消除渗漏必要时进行补焊。 b.清扫散热器表面油垢，清洗时管接头应可靠密封，防止进水。 c.用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏。 d.用合格的变压器

检查胶囊是否完好有无漏气。瓦斯继电器外壳应清理干净“不渗漏”并进行校验。更换排气活门密封垫。更换释压阀与本体联接的密封垫。清除渗漏，清理外壳更换硅胶，回装时不要忘记装滤网。更换合格的干燥剂，呼吸器的油盅应加油维护并保证畅通。各部无渗漏。表面保持清洁。片状散热器0.05-0.01MPa 10h 管状散热器 0.1-0.15mpa 10h 内部清洁。风扇电机及油泵按电机及泵的检修工艺进行。 20

油对内部进行循环冲洗。 7）管路截面蝶阀检修。 8）温度计校验。 6.变压器附件的回装。 1）油枕、防爆筒、呼吸器及管路等回装。

对渗漏管路进行补焊或堵漏并清理干净。检查各截门的严密性不严的应更换盘根。更换胶垫修后截门应灵活无渗漏。注油器身暴露时间不超过规定更换所有密封垫。按各部位标记安装。更换密封垫。按标记回装。 21

2）散热器及阀门回装。主变散热器是在本体就位后回装，其余变压器可在就位前回装完毕。 500KV、220KV 高压套管，中性点套管回装。

装前将油放到手孔以下，装好套管升高座。检查导电管内部及法兰面的清洁情况。按卸下时方法绑扎，起吊套管。起吊套管后将干净的尼龙绳穿入套管的导电管内，与引线头绑好，将引线拉入导电管内，一名人员进入箱体，监视套管就位情况。将套管法兰与装入式电流互感器上部法兰紧固，注意使油标向外。套管头部旋入定位螺母并插入圆柱销，定位螺母取去尼龙绳，放上O形圈旋入导电头，将导电头与定位螺母旋紧，装均压22

4）低压套管回装（只限主变） 5）回装分接开关操作杆 7.回运就位

环。上部系尼龙绳用钢丝绳连接，下法兰用倒链与钢丝绳连接，用倒链找正，缓慢回装。更换密封圈，紧固法兰螺栓。用8寸扳手加绳套在腕子上，连接下引线螺丝，分接开关按原来相位。回垫上密封圈，再将分接开关操作杆垂直放入，必须把分接杆插入绝缘筒再用手轻转操作杆，并感觉下部槽口确实插入转动轴的穿钉后，才算装好。回运过程同拆运。装好防止变压器移动的定位架及垫块。油枕不抽真空。 35KV以下，容量在40000KVA23

8.真空注油真空注油不宜在雨天或雾天进行。放尽变压器内的油，从变压器上部接真空泵和真空表，下部接进油管。 9.热油循

以上，真空度为5.1×10 Pa220KV及以上变压器为133.3Pa。 500KV变压器真空度达到标准后，保持24h后开始注油。其余变压器可适当减少一些。注油时间不小于4小时，注油过程保持真空度。注油至距箱顶100-200mm 时停止注油。继续抽真空4-6小时，然后停止抽真空补油。补油要从油枕注油管注入，严禁从下部油门补油。打开油枕上部排汽孔，将油枕注满，直至排汽孔出油，再关闭注油管和排气孔，从油箱下部放油至规定位置。循环时间不得小于48h，真空注油上部的出口温度不应低于50度，油箱内温度不低于40度。 24

环 500变压器真空注油后必须进行热油循环（包括冷却器内的油） 10.接地线及二次线油泵及风扇试 11.静置施加电压前，静置时间不得少于规定时间，静置完毕后，从所

接线正确，试转良好。静置时间 110kv及以下 24h 220kv 48h 500kv 72h 变压器内无残余气体。 500KV变压器试验必须在静置72小时后进行，静放期间充分排气。工完料尽场地清。 25

有排气点进行多次放气，并启动潜油泵直至残余气体排尽 12.电气预防性试验油试验 13.接引线，清扫变压器，喷漆清理现场，检修工作结束。

附录一：变压器干燥

1. 变压器是否需要干燥的判断

运行中的变压器大修时一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，或检修中超过允许暴露时间，导致器身绝缘下降时，才考虑进行干燥，其判断标准如下：

1）介质在同一温度下比上次测得数值增高30%以上，且超过部分预防性试验规程规定时。 2）绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30%以上，35KV及以上的变压器在10-30度的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5。

3）油中含有水分或油箱中及器身上出现明显受潮迹象时。 2.干燥的一般规定。

1）干燥方法的选择：根据变压器绝缘的受潮清况和现场条件，可采用热油循环，涡流真空热油喷雾、零序、短路、热风等方法进行干燥并抽真空。当在检修间烘房中干燥时，也可采用红外线和蒸汽加热等方法。

2）干燥中温度控制：当利用油箱加热不带油干燥时，箱壁温度不宜超过110度，箱底温度不宜超过100度，绕阻温度不得超过95度。带油干燥时，上层油温度不得超过85度。热风干燥时进风温度不得超过100度，进风口应设有空气过滤预热器，并注意防止火星进入变压器，干燥过程中应注意加温均匀，升温速度以10-15度/小时为宜，防止产生局部过热，特别是绕阻部分，不宜超过其绝缘等级的最高允许温度。

3）抽真空的要求，变压器采用真空加热干燥时，应先进行预热，并根据制造厂规定的真空值抽真空，按变压器容量大小以10-15度/小时的速度升温至指定温度，再以6-7kPa/h的速度递增抽真空。 3.干燥过程中检查与记录。

干燥过程中应每2h检查与记录下列内容 1）测量绕阻的绝缘电阻。

2）测量绕阻、铁芯和油箱等各部温度。 3）测量真空度。

4）定期排放凝结水，用量杯测量记录（１次／４h）

5）定期进行热扩散，并记录通风时间。 6）记录加温电源的电压和电流。

7）检查电源线路，加热器身，真空管路及其它上部的运行情况。 4.干燥终结的判断：

1）在保持温度不变的条件下，绕阻绝缘电阻，１１０ＫＶ及以下的变压器持续６h 不变，２２０ＫＶ持续１２h以上不变。 2）在上述时间内无凝结水析出：

达到上述条件即认为干燥终结，干燥完成后，变压器即可以１０－１５度／小时的速度降温（真空保持不变），此时应将预先准备好的合格变压器油加温，且与器身温度基本接近（油温可略低，但温差不超过５－１０度）时，在真空状态下将油注入油箱内，直至器身完全浸没于油中为止，并继续抽真空4h以上。

5．进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，并防止加热系统故障或线圈过热烧损变压器。

6．变压器干燥完毕注油后，须对器身进行检查，要求同变压器的解体检修。

附录二：变压器油概述

变压器油的作用：变压器油起绝缘和冷却作用，它将变压器运行中产生的热量，通过油的对流传给油箱，散热器，再传给空气。变压器油的绝缘性能很好，所以注油变压器线圈对地绝缘距离可以缩小，另外绝缘等纤维物质，浸油后其绝缘强度也大大提高。变压器油的劣化：

1）变压器油由于呼吸空气中的潮气而含水分，会降低其击穿强度。 2）变压器油由于空气中的氧化作用，使其产生酸性的物质，使线圈绝缘变硬，变脆，在机械力的作用下，容量产生裂纹，同时酸性物质使油中析出油坭，附在绝缘上降低了传热效率，酸性物质还会腐蚀金属。

3）由于内部微小的闪络、放电，而在油中生成碳化物，以及混入油中的机械杂质等，均会降低油的击穿强度。

4）变压器油的氧化速度和温度有关，温度越高，氧化越快，为防止油劣化，在运行中尽可能限制油和空气的接触和降低运行油温一般

规定在运行中变压器上层油温不得超过85度。注入变压器油的标准和试验： 1）注入变压器内的油应符合：

电气强度：500KV≥60KV 含水量：500KV≤10ppm 220KV≥40KV 220KV≤15ppm 15KV以下≥30KV 介损：500KV≤0.7

220KV及以下≤1 油中气体的极限浓度(ppm) 气体 H2 C组成 H4 浓度50 10 (ppm) 总烃: C2C2C2 总C H6 H4 H2 烃 O CO2 5 10 痕 20 201500 0 指CH4 、C4H6、 C2H4 、C2H2四种气体总量。

注：痕量：化学上指极小的量，少得只有一点痕迹。正常运行变压器油中气体的正常极限浓度（ppm）气体组 H2 合含量（ppm150 ） CH4 60 C2H6 40 C2H4 70 C2H2 10 总烃 150 2）变压器油的试验: （1）试验周期:

A.变压器本体:变压器本体的变压器油的全分析、谱、微水等试验：

10000KVA以上的变压器每年至少一次。500KV变压器正常运行3个月一次，220KV变压器正常运行3—6个月一次，对有怀疑的变压器应缩短试验周期。对新投运或大修后的大型变压器的色谱分析，在投运前应做一次检测，投运后在短期内应多次检测，以判断设备运行状况。

B.变压器套管:对220KV及以上的变压器套管里的变压器油的全分析色谱、微水等试验，应按照厂规定进行。试验标准

导则中规定油中溶解气体含量的注意值变压器套管设备组分含量总烃乙炔C2H2 氢H2 甲烷CH4 150 5 150 5 500 100 变压器油中气体含量限值及相应的运行状况设变压器备正常判断组分含量 H2 <100 CH4 <45 C2H6 <35

注意 100－200 45－80 35－50

C2H4 C2H2 总烃 CO 故障类型 <55 <5 <100 <300 55－100 5－10 100－200 300－400 不同故障类型产生气体组分主要气体组次要气体分组分油过热 CH4、C2H4 H2、C2H6 油和纸过热 CH4、C2H2、H2、C2H6 CO2、CO 油纸中局部放H2、CH4、CO C2H6、CO2 电油中火花放电 C2H2、H2 油中电弧 H2、C2H2 CH4、C2H2、C2H6 油和纸中电弧 H2、C2H2、CH4、C2H2、C2H6 CO、CO2 受潮或油中气H2 泡 4. 受压器油的处理：滤油及油的再生。 1）滤油采用压力滤油和真空滤油，压力滤油适合含机械杂质多，含水份少的油，真空滤油水份含量多的油，最好的方法是两者结合使用。

2）油的再生：油的再生是用吸附能力很强的吸附剂，将油中所含酸

除去，通常用硅胶作吸附剂，用压力滤油机串联－硅胶罐进行，用过的硅胶可再生，放在专用的加热炉内加热至400－500度使其还原。

附录三：500KV套管的检修。

电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送油管路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度的热油循环，使套管的介质值达到正常数值为止。

变压器在大修过程中，套管一般不作解体检修，只有在套管的介质不合格，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，其检修工艺和质量标准如下：

检修工艺质量标准准备工作： 1、 1）检修前先进行套本1）根据试验结果判体及油的绝缘试，以判定套管是否需解断绝缘状态。体. 2）套管应垂直置于专使套管处于平稳用的作业架上，中部法2）兰与作业架用螺栓固状态. 定使之成为整体. 3）放出套管内的油。 3）放尽残油. 套管处于平稳状4）将下瓷套用双头螺4）栓或紧线钩固定在工态. 作台上，以防解体时下 5）千斤顶上部应垫

瓷套脱落。 5）拆下尾端均压罩,用干斤顶将导管顶上，使之成为一体 6）套管由上至下各接合处作好标记 2.解体检修 1）拆下中部法兰的接地和测压下套管,并将引线头推入套管孔内. 2）测量套管下部导管的端部至防松螺母间的尺寸,作为组装时参考. 3）用专用工具卸掉上部将军帽,拆下储油柜. 4）将上部四根压紧弹簧螺母拧紧后,再松导管弹簧上面的大螺母,拆下弹簧架. 5）吊出上瓷套. 6）吊住导管后,拆下底

木板,防止损坏导管螺纹. 6）防止各接合处错位. 2. 1）防止引线断裂 2）拆下的螺栓、弹簧等零件应有标记并妥善保管. 3）注意勿碰坏瓷套. 4）测量压缩弹簧的距离作为组装依据. 5）瓷套保持完好. 6）吊住套管不准转动并使电容芯处于法兰套内的中心位置,勿碰伤电容芯.

部千斤顶,拆下下部套管底座,像胶封环的大螺母. 7）拆下下瓷套. 8）吊出电容芯. 3.清扫和检查 1）用干净毛刷刷洗电容芯表面的油垢和杂质,再用合格的变压油冲洗干净后,用皱纹纸或塑料布包好. 2）擦拭上下瓷套的内外表面. 3）拆下油位计的玻璃油标,更换内外胶垫,油位计除垢后进行加热干燥.然后在内部刷绝缘漆,外部刷红漆,同时应更换放气塞胶垫. 4）清扫中部法兰套筒的内部和外部,并涂刷油漆,更换放油塞,测压

7）瓷套保持完好. 8）导管及电容芯应用塑料布包好置于清洁的容器内. 3. 1）电容芯应完整无损,无放电痕迹.测压和接地引出线连接良好,无断线或脱掉现象. 2）瓷套清洁,无油垢,螺纹和和破损. 3）更换新胶垫,尺寸质量应符合要求. 4）清扫中部法兰套管内部时,要把放油塑料管拆下并妥善保管. 5）胶垫质量符合规

和接地小套管的胶垫. 5）测量各法兰处的胶垫尺寸,以便配制. 4.套管的干燥只有套管的介质值超标时,才进行干燥处理. 1）将干燥罐内部清扫干净,放入电容芯,使芯子与罐臂距离≥200mm并设置测温装置. 2）测量绝缘电阻的引线,应防止触碰金属部件. 3）干燥罐密封后,先试抽真空,检查有无渗漏. 4）当电容芯装入干燥罐内后,进行密封加温,使电容芯保持75－80℃ 5）当电容芯温度达到要求后保持6h再关闭

定. 4. 1）干燥罐应有足够的机械强度,并能调节温度，温度计应事先校验准确. 2）干燥罐上应有测量绝缘电阻的小瓷套. 3）真空度要求残压不大于133.3pa. 温度上升速度为5－10℃/h 5）开始抽真空13kpa/h之后以6.7 kpa/h的速度抽真空,直到残压不大于133.3pa为止,并保持这一数值. 6）尽量利用热扩散

各部阀门,进行抽真空. 6）每6h解除真空一次,并通入干燥热通风10－15min后重新建立真空度. 7）每6h放一次冷凝水,干燥后期可改为12h放一次. 8）每2 h作一次测量记录（绝缘电阻、温度电流、真空度、凝结水等）. 9）干燥终结后降温到内部为40－50℃时进行真空注油. 5.组装 1）组装前应先将上、下瓷套及中部法兰预热至80－90℃,并保持3－4h以排除潮气. 2）按解体相反顺序组装.

原理以加速电容芯内部水份和潮气的蒸发. 7）利用冷结水的多少,以判断干燥效果. 8）在温度和真空度保持不变的情况下,绝缘电阻在2Ω内不变,且无凝结水析出则认为干燥终结. 9）注入油的温度略低于电容芯温度5－10℃油质符合GB－7665－87规定. 1）组装时电容芯温度高出环境温度的10－15℃ 为宜. 2）零部件洁净齐

3）进行真空注油. 首先建立真空,检查套管密封情况;注油破空其间油位下降至油位计下限时需及时加油至油位计相应位置. 4）注油时残压应保持在133.3pa以下,时间按照表工执行. 全. 3）要求套管密封良好,无渗漏；油位符合标准;油质量符合GB7665－87标准,套管瓷件无破损、裂纹,外观洁净、无油迹;中部接地和测压小瓷套接地良好. 4）组装后绝缘试验结果符合电力设备预防性试验规程规定.

电压KV 66—100 过程时间h 抽空 2 浸油 2—3 保持 8

220 4 7—8 12

第二节干式变压器检修工艺规程

2.2.1设备规范

2.2.1.1#1机厂用系统设备编型号名称号 #1低厂变 1.1低厂变 1.2低厂变 1.3低厂变 1.4低厂变

容量 KVA 1BU10 1BU01 1BU02 1BU03 1BU04 TC3C—101000/10 00 TC3C—101000/10 00 TC3C—101000/10 00 TC3C—101000/10 00 TC3C—101000/10 00 38

电压绝制（KV）缘造一二等厂次次级俄06 F 罗．4 斯俄06 F 罗．4 斯俄06 F 罗．4 斯俄06 F 罗．4 斯俄06 F 罗．4 斯

1.5低厂变 1.1除尘变 1.2除尘变 1.3除尘变 1.4除尘变 1.5除尘变 1.6除尘变整流

1BU05 1BU11 1BU12 1BU13 1BU14 1BU15 1BU16 1BTC3C—101006 F 00/10 00 ．4 TC3C—101006 F 00/10 00 ．4 TC3C—101006 F 00/10 00 ．4 TC3C—101006 F 00/10 00 ．4 TC3C—101006 F 00/10 00 ．4 TC3C—101006 F 00/10 00 ．4 TC3C—101006 F 00/10 00 ．4 TC3—400406 039

F 俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄

变 U09 /10 0 ．4 罗斯 2.2.2设备规范 2.2.2.1 #2机厂用系统设备编型号名称号电压容（KV量） KVA 一二次次绝制缘造等厂级俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗#2低2BUTC3C—110006 F 厂变 10 000/10 0 ．4 2.1低厂变 2.2低厂变 2.3低厂变 2.4低厂

2BUTC3C—110006 F 01 000/10 0 ．4 2BUTC3C—110006 F 02 000/10 0 ．4 2BUTC3C—110006 F 03 000/10 0 ．4 2BUTC3C—110006 F 04 000/10 0 ．4 40

变 2.5低厂变 2.1除尘变 2.2除尘变 2.3除尘变 2.4除尘变 2.5除尘变 2.6除尘变

2BUTC3C—110006 F 05 000/10 0 ．4 2BUTC3C—110006 F 11 000/10 0 ．4 2BUTC3C—110006 F 12 000/10 0 ．4 2BUTC3C—110006 F 13 000/10 0 ．4 2BUTC3C—110006 F 14 000/10 0 ．4 2BUTC3C—110006 F 15 000/10 0 ．4 2BUTC3C—110006 F 16 000/10 0 ．4 41

斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯

俄整流2BUTC3—400400 6 F 罗变 09 0/10 ．4 斯 2.2.3公用系统容电压绝制缘设备量（KV）编号型号造名称 KV一二等厂 A 次次级俄#1化0TC3C—110BS01 6 F 罗000/10 00 学变．4 斯俄#2化0TC3C—110BS02 6 F 罗000/10 学变 00 ．4 斯俄化学0TC3C—110BS03 6 F 罗000/10 00 备变．4 斯俄#1低OBTC3C—11006 F 罗公变 U01 000/10 00 ．4 斯 #2低OBTC3C—1100俄6 F 公变 U02 000/10 00 ．4 罗

低公OBTC3C—11006 F 备变 U03 000/10 00 ．4 油处0TC3C—110BS04 6 F 000/10 00 理变．4 #2转0TC3C—110运塔BS16 000/10 6 F 00 ．4 变主充OBTC3—404006 F U04 0/10 变 0 ．4 #1输0TC3C—110BS17 6 F 000/10 00 煤变．4 #2输0TC3C—110BS18 6 F 000/10 00 煤变．4 输煤0TC3C—110备用BS19 6 F 000/10 00 ．4 变

斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯俄罗斯

#1号TC3C—1燃料BS14 000/10 库变 #2号TC3C—1燃料BS15 000/10 库变 2.2.4 使用条件。

俄1006 F 罗00 ．4 斯俄1006 F 罗00 ．4 斯 2.2.4.1干式变压器为户内装置。

2.2.4.2干式变压器为自然空气冷却。 2.2.5检修周期

2.2.5.1大修周期

每三年进行一次大修。 2.2.5.2小修周期

每一年进行一次小修。 2.2.6检修项目：常修项目 1.线圈检查 2.铁芯检查 3.导线及引线检查 4.夹件检查、温控器检查 5.电气试验 2.2.7检修工作程序不常修项目检修流质量标准程

1.卸下外壳及上端盖 2.线圈清扫检查拆外壳时不允许碰击线圈。线圈应清洁，无过热，线圈绝缘无脱落、脆裂、损坏现象。分接夹压板紧固无过热现象。表面清洁，无油垢，无过热变形，绝缘良好，检查铁芯上下轭铁及下部支架应完好，无开焊现象，3铁芯检检查螺栓无松动现象。用2500V查摇表测轭铁与夹件之间的绝缘，应不小于10MΩ，铁芯对地绝缘不低于10MΩ，铁芯接地良好。 4. 检查各导线检查螺栓紧固及焊接引线有无过及焊接热开焊现象。头芯检查检查绝缘子表面清洁、无裂纹、5.检查损伤垫块、压块等。紧固件牢固，变压器无松动、无过热、炭化。地脚螺紧固件丝无松动现象。

6.通风按小型低压电机标准检查风机电机极其机。回路检风扇紧固，无振动。查电机引线要注意安全距离。温度测点放的位置正确，温控器7.温控温度显示正常，温控器电源线无器检查过热现象，接线紧固校准温控器。 8.清扫清扫检查外壳、柜架、油漆层无检查外脱落、松动的紧固零件，无松动壳损坏。 9.电气执行预试规程。试验 10.回装螺丝紧固，齐全，必要时喷漆。现场清洁，无杂物，全体工作人11.清理员撤离工作地点。办理工作票结现场束手续。 2.2.8结尾工作： 2.2.8.1检修人员在每项检修工作完毕，要按照质量标准自行检查核对记录确无差错后方可完工，将现场打扫干净，清总工具，不得缺少或遗漏。

2.2.8.2此检修设备一般由检修人员自检，班长验收即可，然后由运行人员进行外部检查。一切正常后，验收结束。清理现场，撤出全部检修人员，交回工作票，大修结束。

第三节整流变检修工艺规程

2.3.1设备规范

电压绝制设备容一次二缘型号造名称量次等厂级整流ОЛмД50KV/380 俄变 А-1000 50 33KV V 罗斯整流ОЛмД50KV/380 俄31.变 А-600 33KV V 罗6 斯 2.3.2检修周期及项目 2.3.2.1变压器新投入运行后，一年内进行第一次大修，从后每年大修一次，但根据运行及试验情况，经领导批准可适当提前或推后。 2.3.2.2变压器小修随时进行 2.3.2.3大修项目部件名称标准项目外壳及油检查清扫外壳，更换密封胶垫 2.检查散热器 3.检查油温继电器 4.气体放电管检查

特殊项目更换变压器油外壳及散热器补焊重做电缆头

芯体 5.绝缘瓷瓶清扫、检查 6.干燥器检查、更换硅胶 7.高压直流电缆头检查 8.BBC开关检查 9.油槽箱各接线柱，接线端子检查 10.过滤变压器 11.检查接地装置 12.外壳喷漆检查线芯接地情况、穿芯螺丝绝缘，检查夹件及压钉检查线圈引线检查电抗器 48

铁芯修理引线的焊接及补绝缘可控硅及电阻、电容更换更换整流二

其他检查可控硅及阻容回路检查整流桥检查取样电阻 1.升压试验极管更换取样电阻 2.3.2.4变压器小修项目 2.3.2.4.1处理存在的缺陷

2.3.2.4.2清理变压器外壳，消除渗、漏油

2.3.2.4.3检查变压器油槽箱各接线柱，接线端子有无裂纹破损，端子有无氧化腐蚀。

2.3.2.4.4检查低压接头有无过热现象 2.3.2.4.5检查本体油位

2.3.2.4.6检查干燥器及密封

2.3.2.4.7进行规定的测量和试验

2.3.2.4.8对调节器及电厂工况进行测试 2.3.3.变压器标准项目大修 2.3.3.1大修前准备工作

2.3.3.1.1制定安全技术措施，并做好技术交底工作 2.3.3.1.2编制大修项目进度表及网络图 2.3.3.1.3准备好检修中的记录表格

2.3.3.1.4掌握整流变存在的缺陷及运行状况 2.3.3.1.5布置检修现场，做好现场防火措施 2.3.3.1.6准备好大修的备品备件 2.3.3.1.7工器具材料的准备

2.3.4变压器的解体检修程序及注意事项

2.3.4.1办理工作票、停电。拆除变压器的电气连接及二次接线，做好标记，将电缆头短路并接地。

2.3.4.2取油样进行试验、化验。击穿电压不低于35KV/cm油质化学分析合格。

2.3.4.3拆下油槽箱内所有控制电缆接线，并焊下油温继电器的电

缆接线，并将各端子号认真做好标记。

2.3.4.4解开高压输出端连接铜板，妥善保管拆下的零部件。 2.3.4.5将高压电缆头与BBC开关分开，注意要对角旋下紧固螺栓，不要扭动电缆头和碰伤瓷瓶。

2.3.4.6旋下BBC开关与箱体的紧固螺栓，取下BBC开关，勿碰伤绝缘瓷瓶。

2.3.4.7解开干燥器与箱体的连接法兰，勿碰伤观察口玻璃。 2.3.4.8对角旋下箱体的连接螺栓并妥善保管。 2.3.4.9吊芯

2.3.4.9.1吊芯前先检查起重吊具要合格。

2.3.4.9.2吊芯时要分工明确，专人指挥，专人监护，有统一信号。 2.3.4.9.3起吊时速度要缓慢，掌握好重心，防止碰伤器身。 2.3.4.9.4吊出的芯体若不能移动，则旋转90度落在油箱上，若移走则应放在特制油槽内，油箱用干净的塑料布盖好， 2.3.4.9.5芯体处于空气中时间超过不8小时。

2.3.4.10芯体检修时注意不要将工具及杂物掉入线圈及油箱内，并注意不要碰伤绝缘。

2.3.4.11检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服，戴清洁手套，照明要充足。

2.3.5 整流变检修工艺及质量标准 2.3.5.1绕组检修检修工艺 1.检查围屏和相间隔板有无破损、变色、变形、放电痕迹质量标准 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）检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹 50

3）相间隔板完整并固定牢固 2.检查绕组表面 1）绕组表面清洁无油垢，无过热变色和脆裂等 2）引出线绝缘完好，焊接头不过热，连接处牢固可靠，木支架不损坏 3）高低压绕组绝缘应分别大于500MΩ、300MΩ 4）高低压绕组直流电阻与出厂值偏差不大于2% 3.检查绕组个部1）各部垫块应排列整件垫块有无移位齐不松动，支撑牢固和松动情况有适应压力 2.3.5.2铁芯检修

检修工艺质量标准 1.硅钢片检查 1)硅钢片齐整、无毛刺锈蚀现象，表面清

2.检查铁芯上下夹件，轭铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，有无爬电烧伤和放电情况 3.检查穿芯螺杆紧固情况和绝缘情况 4.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况 2.3.5.3其它组件检修

洁无油垢和杂质，绝缘漆无脱落，叠片紧密，外侧硅钢片不应翘起或波浪状，片间应无短路、搭接现象，上下轭铁及下部支架无开焊，各部螺栓紧固无松动 1）铁芯与上下夹件、轭铁压板、底角板间应保持良好绝缘 2）绝缘压板应保持完整无破损和裂纹，并有适当紧固度 1）穿芯螺杆要紧固，绝缘电阻不小于300MΩ（拆开接地片后测量） 1）铁芯只允许一点接地，接地要可靠 52

检修工艺质量标准 1.检查整流桥的1）各接触面连接紧固连接及阻值完好，正反向电阻值相差不超过10% 2.可控硅检修 1）各接触面连接良好、紧固完好，正反向电阻值相差不超过10% 2）阻容保护回路阻值正常，不超过2% 3.检查电抗器情1）各连接接触良好，况直流电阻与出厂值偏差不超过10% 4.取样电阻检查 1）电阻应无过烧损痕迹，电阻值偏差不超过2% 5.绝缘瓷瓶、清1）表面清洁无油垢，扫、检查无破损及裂纹及放电痕迹 6.温度继电器检1）触点清洁无油垢，查释放温度与规程值偏差不超过5%

7.气体放电管检1）无破损及裂纹查 8.箱体检查 1）散热器应畅通无油垢，箱体内无杂物，无渗漏，油位计清洁无破损，油位正常，箱盖橡胶皮无破损。 9.检查内部油漆1）内部漆膜完整，附情况，局部脱落和着牢固锈蚀部位应处理，重新补漆 2.3.6芯体回装及注意事项 2.3.6.1芯体回装前先检查油箱内无杂物，芯体各部件无损伤。 2.3.6.2准备好密封胶垫和密封胶

2.3.6.3准备好合格的变压器油和滤油设备。

2.3.6.4回装要平稳，防止碰伤芯体，位置要正确，安装BBC开关要注意不要扭动电缆头和碰伤瓷瓶。

2.3.6.5油位低时要进行注油，并取样进行化验与色谱分析。 2.3.6.6不同的变压器油要进行混油试验合格后,方可使用。 2.3.7 外部组件检修检修工艺质量标准 1.检查干燥密封1.密封垫完好，观察及硅胶孔清洁无破损，干燥剂不失效 2.高压BBC开关2连片接触良好，紧固

检查 3.检查接地线是否牢固 4.检查油槽箱各接线柱接线端子是否牢固，有无破损螺母紧固，接地刀动作可靠、接触良好 4.接地线接触良好、无断股虚接线现象 5.各接线柱无裂纹、破损，固定牢固，各接线端子无氧化腐蚀，接触良好电缆鼻无过热，绝缘良好 2.3.8变压器大修后的交接验收 2.3.8.1变压器大修完工后及时清理现场，整理记录、资料、图纸、清退材料，填写好检修记录单。 2.3.8.2做升压试验

2.3.8.3按运行规程做升压试验，做出伏安特性曲线，各参数要符合标准。

2.3.8.4观察运行情况，变压器无过热及噪音异常情况。

2.3.8.5运行时可能会遇到电场接地或放电情况，应检查电场本体及绝缘子室情况。

2.3.9附绝缘子室检修工艺卡

2.3.9.1绝缘子室一般每年大修一次，但平时有缺陷时随时检修。 2.3.9.2一般遇到绝缘子室放电或积灰严重造成爬电，导致整流变电压升不上去时，要及时处理。检修程序及工艺检修前准备工作工器具齐全材料、备件准备齐

质量标准内六角扳手（10mm）、活扳手8″、螺丝刀、万用表、摇表（2500V）、55

全手电筒、6寸毛刷等掌握绝缘子室运破布、棉纱、酒精、白行时是否有放电布等情况进入绝缘子室前防尘口罩、线手套等准备工作按工作票做好安全措劳动保护齐全施并检查安全措施完停电、悬挂标志牌备。合上接地连杆接地连杆要可靠接地。 1.用酒精擦拭绝1.绝缘子瓷瓶及绝缘缘瓷瓶及电木杆电木杆应清洁无灰尘、油垢、无裂纹和击穿痕迹 2测量阻尼电阻阻2.阻尼电阻阻值偏差值，检查电阻连接应小于额定值的5%，是否良好固定牢固 3.测电加热阻值，3.电加热器阻值不应检查加热器固定超过规定值10%。加热是否牢固器固定要牢固，接线端子要紧固 4.检查电加热器4.动力电缆绝缘良好，的动力电缆无破损，布线要合理。

距绝缘子要大于放电距离，加热器外壳要可靠接地 5.检查接地连杆5.接地连杆动作要灵动作情况活，无卡涩，接触良好 6.紧固电加热接6.接线端子要紧固无线端子盒，检查绝松动，端子端及电缆绝缘缘良好

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