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...发电厂检修规程1总则1.1搞好发电厂的设备检修，是保证发电设备安全、经济运行，提高发电设备可用系数，充分发挥设备潜力的重要措施，是设备全过程管理的一个重要环节。各级管理部门和每一个检修工作者都必须充分重视检修工作，提高质量意识，自始至终坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，既要反对为抢发电量或回避事故考核而硬撑硬挺及为抢工期而忽视质量，该修的不修；又要防止盲目大拆大换，浪费资财。1.2根据当前我国检修管理水平和设备的实际情况，现阶段仍然要贯彻以“预防为主，计划检修”的方针。各级检修管理部门要加强检修计划的管理工作，搞好调查研究，力求检修计划切实可行；电厂要严肃对待检修计划，不要随意变更或取消，如非变动不可，应提前报请上级主管部门批准。应用诊断技术进行预知维修是设备检修的发展方向，各主管局可先在部分管理较好且检修技术资料较完整的电厂进行试点，积累经验，逐步推广。1.3发电厂的检修组织机构分集中制和非集中制两类。检修体制应符合改革精神，本着因厂制宜、讲效、队伍精悍、指挥灵活、提高劳动生产率的原则进行。集中制检修是发展方向，有条件的电厂要逐步实施；新建电厂原则上要按不同形式的集中制设立检修机构。1.4检修机构的基本职责是：1.4.1在规定的期限完成规定的全部作业，达到质量标准，确保机组安全、经济运行以及建筑物和构筑物的牢固。1.4.2尽量采用先进工艺和新技术、新方法，积极推广新材料、新工具，提高工作效率，缩短检修工期。1.4.3节约原材料，做到合理使用，避免错用、浪费，及时修好替换下来的轮换备品和其他零部件。1.4.4文明施工，遵守有关规章制度，爱护设备、建筑物以及施工机具。1.4.5经常了解、检查设备和系统状况，及时消除设备缺陷。1.4.6为电厂检修而组织的独立核算的检修单位，应保证及时承接并完成电厂的计划检修和事故抢修任务。1.4.7搞好安全工作，防止发生人身和设备损坏事故。1.4.8电厂和检修机构应做好以下检修管理的基础工作：a.根据本规程和主管部门的有关规程制度，结合当地具体情况制订实施细则或作出补充规定(制度)，如检修质量标准、工艺方法、验收制度、设备缺陷管理制度、设备异动管理办法、备品管理办法等。b.搞好设备和系统技术资料、技术状况的管理，要收集和整理好设备、系统原始资料，实行分级管理，明确各级职责。c.加强对检修工具、机具、仪器的管理，做到正确使用，加强保养，并努力进行研制或改进。d.搞好材料和备品的管理工作。e.建立和健全大修人工、材料消耗和费用统计管理制度。f.建立设备状态监督制度。g.严格执行各项技术监督制度，做到方确、数字准确、结论明确。....
...h.对建筑物、构筑物的管理，要做到定期观测、检查，并做好记录归档(水力发电厂的水工建筑按专门规定执行)。i.加强检修队伍的建设，提高职工素质，造就一支责任心强，懂得科学管理，有实践经验和技术精、工作作风好的检修队伍。j.不断完善检修经济承包责任制。1.4.9检修管理人员要努力提高管理水平，学习国外先进的检修管理方法，开展全面质量管理、定额管理、目标管理和寿命管理等，应用运筹学、网络图、诊断技术等手段，把检修管理提高到新的水平。1.4.10必须严格执行验收制度，加强质量管理。已开展全面质量管理的单位，按PDCA(P——计划，D——实施，C——检查，A——总结)循环的C环节进行验收；尚未开展全面质量管理的单位，继续按“三级验收”规定的办法验收。1.4.11为了促进发电设备的技术进步，可靠地延长设备使用时间，应逐步把检修工作目标从以恢复设备性能过渡到改进设备性能，实现以技术进步为中心的改进性检修。1.4.12为保证检修工作的顺利进行，无论由哪种形式的检修机构负责检修工作，电厂都要动员和组织生技、劳资、物资、财务和后勤部门的力量，根据检修的要求，制订切实可行的措施，密切协作，促进检修工作的完成。对部承包和外部承包工程，电厂要严格审查承包单位的资格，并与承包单位按经济合同法签订包括检修项目、工期、质量、材料、费用等容的合同。1.4.13检修人员应达到“三熟、三能”。“三熟”是：熟悉系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准；熟悉安全施工规程。“三能”是：能掌握钳工手艺；能干与本职业密切相关的其他一两种手艺；能看懂图纸并绘制简单零部件图。为了适应高参数、大容量机组的检修需要，并促进老机组的技术改造，必须提高工人、技术人员和管理人员的素质：技术工人一般应是技工学校毕业生；技术人员和管理人员的文化水平要达到中等专业学校毕业及以上水平；对原有的检修人员和新招收的人员，都应通过有计划的培训，提高他们的理论水平和实际工作能力。1.4.14集中检修机构，应积极创造条件使检修作业逐步地向专业化、标准化、工厂化过渡。2发电厂设备检修的间隔、项目和停用日数2.1主要设备的检修间隔2.1.1设备检修间隔主要决定于设备技术状况。发电厂的生产设备分为主要设备和辅助设备：主要设备系指锅炉、汽轮机、水轮机、燃气轮机、发电机、主变压器等主证备及其附属设备：辅助设备是指主要设备以外的生产设备。一般情况下,主要设备的检修间隔应按表1的规定执行。表1发电设备大、小修间隔设备名称大修间隔小修间隔燃煤锅炉燃油(气)锅炉3a4a4～8个月汽轮发电机组同锅炉大修间隔同锅炉小修间隔水轮发电机组多泥沙水电站3-4a非多泥沙水电站4-6a每年两次主变压器根据运行情况和试验结果确定,一般为10a每年一次注：在法定计量单位中,a是年的单位符号,如3a即表示3年。2.1.2在执行表1的检修间隔时,应根据不同情况区别对待:2.1.2.1对技术状态较好的设备,为充分发挥设备潜力、降低检修费用,应积极采取措施逐步延长检修间隔,但必须经过技术鉴定,并报主管局批准,方可超过表1的规定。....
...2.1.2.2为防止设备失修,确保设备健康,凡设备技术状况不好的,经过鉴定并报主管局批准,其检修间隔可低于表1规定。允许大修间隔超过或低于表1规定的参考条件见附录A。2.1.2.3经常起停(每周不少于两次)或调峰幅度大于40%的机组,累计运行15万h及以上的机组；在完善化前制造且未经较大改进的、容量为125MW及以上的国产机组；燃用劣质燃料(工作质含硫高于2.5%或低位发热量低于14654kJ/kg,即3500kcal/kg)的机组,经主管局审查批准后,其大修间隔可低于表1的规定。这类机组视具体情况,每年还可增加一次小修,或一次小修的停用日数。100MW及以上机组如需缩短检修间隔和增加小修次数(或天数)时,还须报网局审批。2.1.2.4长期停用的机组(如某些燃油机组)检修间隔不受表1限制,可根据机组的技术状况,参照附录A的条件来确定检修时间。2.1.2.5新机组或迁装机组自投产之日起三年,大、小修间隔由主管局根据机组具体情况决定。但其主设备第一次大修时间一般应按下列规定进行:a.锅炉、汽轮发电机组、水轮发电机组,正式投产后la左右,b.主变压器,根据试验结果确定,但一般为投产后5a左右。2.1.2.6在事故抢修中,若已处理了设备和系统的其它缺陷,经鉴定确认能继续安全运行较长时间,允许将其后的计划大、小修日期顺延,但需报主管局批准。2.1.2.7经主管局同意,允许部分机组将两次小修合为一次、或一次小修分为两次进行,但小修累计时间不得超过年计划小修总停用日数。2.1.2.8进口机组一般可按制造厂家规定的检修间隔执行。2.1.2.9在高水头且多泥沙环境下工作的水电机组,大修间隔允许减至两年。2.2主要设备的检修项目2.2.1发电厂主要设备的大修项目分标准项目和特殊项目(包括重大特殊项目)两类。2.2.1.1标准项目的主要工作容如下:a.进行较全面的(对已掌握规律的老机组叮以有重点地进行)检查、清扫、视莹和修理;b.消除设备和系统的缺陷ze.进行定期的监测、试验和鉴定,更换已到期的、需要定期更换的零部件Fd."四项"监督中一般性检查工作(对运行15万h以上的火电机组要注意老化问题)。2.2.1.2特殊项目(指标准项目以外的检修项目)中,技术复杂、工作量大、工期长、耗用器材多、费用高或对系统设备结构有重大改变的项目称为重大特殊项目。重大特殊项目的检修由电厂提出报告,经主管局批准后列入大修计划。2.2.2主要设备的小修项目也分为标准项目和特殊项目。标准项目的主要容是:2.2.2.1消除运行中发生的缺陷：2.2.2.2重点清扫、检查和处理易损、易磨部件,必要时进行实测和试验：2.2.2.3锅炉受热面的防磨、防爆检查：2.2.2.4大修前的那次小修,应进行较细致的检查和记录,并据此确定某些大修项目。小修标准项目由主管局制定;特殊项目由电厂根据实际情况自行决定。2.3发电机组的检修停用日数2.3.1检修停用日数系指机组从与系统解列(或退出备用)到检修完毕正式交付调度(或转人备用)的总时间(d)。机组大、小修标准项目的停用日数,一般按表2、表8规定执行。表2汽轮发电机组标准项目检修停用日数(d)机组容量大修小修12以下144....
...12～25以下17525～50以下19(20)650～100以下24(25)8100829110～12582～8811200～2504514800～8505OM5518500～6006020800～1000待定待定注：()中的数系指该容量等级的高温高压机组停用日数.表3水轮发电机组标准项目检修停用日数(d)转轮直径混流式轴流式冲击式大修小修大修小修大修小修＜12002081081200～2500以下25820(25)42800～8800以下28568800-4100以下88785825(30)4100-5500以下4074885500～6000以下45848106000～8000以下481050108000～10000以下5012501210000以上5212注：()中的数表示竖袖冲击式机组的停用日数.2.3.2符合以下情况者,表2和表3的停用日数要乘以下述系数进行修正，若同时具备2.3.2.3～2.3.2.9中两项及以上者,则只取其中系数最大的一项。2.3.2.1背压式汽轮发电机组0.9;2.3.2.2燃油(气)发电机组0.9;2.3.2.3抽汽供热汽轮发电机组1.2;2.3.2.4调峰幅度经常大于40%的机组1.1,二班制运行机组1.2；2.3.2.5累计运行时间达15～20万h的汽轮发电机组1.1,20万h以上者1.2；2.3.2.6配置液态排渣锅炉的汽轮发电机组1.1；2.3.2.7对于多泥沙河流的磨蚀严重的水轮发电机组修正系数不大于1.3；2.3.2.8100MW以下的双缸汽轮机组1.15；2.3.2.9燃用高硫燃料的汽轮发电机组1.15。2.3.3母管制锅炉的检修停用日数根据与其铭牌出力所对应的凝冷式汽轮发电机组容量在表2中查出,并可酌情增加1～3d。2.3.4特殊项目是否需增加停用日数,取决于大修网络图关键线路上工期最长的特殊项目的工期数是否超出标准项目的停用日数,超出时方可适当增加。特殊项目的工期由主管局审定。2.3.5设备大修间隔如超过表1规定,必雯时,允许将两次大修之间的某次小修的停用日数增加2～3d。2.3.6小修停用日数按下列规定执行:两次小修合并为一次进行的,停用日数为两次小修停用日数之和；特殊情况下须将一次小修分两次进行的,要经主管局批准,....
...并且各次小修实际停用日数之和不得超过同期计划小修的规定的停用日数总和(布大修年为一次小修,无大修年为两次小修的总停用日数)。一次小修分两次进行的机组,全年小修次数不得超过下列规定:有大修年不多于两次；无大修年不多于三次。2.3.7新投产机组第一次大修的停用日数,由主管局确定。2.3.8单元制系统中,主变压器及其断路器的检修停用日数,应不超过与其配套的主要设备检修的停用日数。2.3.9检修作业开始后F若因故需要增加停用日数,发电厂或检修队应于机组计划停用日数过半前,向主管局提出申请,批准后方能增加。2.3.10季节性运行的水轮发电机组和燃气轮发电机组的检修停用日数不受表3的约束,但以不影响发电和电力调度为界限。注:①表2和表3中的检修停用日数已包插帝负荷试验所需的时间。②因设备更换重要部件或其它特殊需要,在检修投运后进行调整试验或检查所需时间不包括在。2.4辅助设备和公用系统的检修2.4.1对待辅助设备和公用系统的检修必须和主设备同样重视。火电厂的上煤、制粉、燃油.除灰、给水、循环水、冷却水、排水、水处理、供热、制氢、厂用电设备及其系统,水电厂的供水系统、压缩空气系统和进水口闹门等设备,对机组安全、稳定运行至关重要,必须经常保挎良好状态。上述设备及其系统，凡需卖全厂停运才能修理的,应尽可能与主力机组检修同步进行。2.4.2发电厂应经常掌握辅助设备的技术状况，并参照2.1.1和2.2.1条的原则,合理确定辅助设备的检修间隔、容和项目。为了集中力量搞好主设备的检修,缩短停机时间,在不影响全厂出力和安全经济运行的条件下,某些辅助设备和有备用的辅助设备用检修作业一般应错开机组大修期进行。2.4.3高压断路器的检修间隔,应根据断路器型式、遮断容量、制造质量、制造厂的要求、安装地点的短路容量、切断故障电流的次数及现场经验,由主管局结合下列要求安排。2.4.3.1操作频繁的断路棒,其检修间隔按操作次数确定。2.4.3.2操作次数较少的断路器,一极参照表4确走表4高压断路器检修间隔(a)电压等级断路器型式多油少油空气SF6全封闭组合电器5002～32～310～1510～203303～52～310～1510～20110～2203～53～52～410～1510～2085以下2～42～42～410～152.5生产建筑物和非生产设施的检修2.5.1要重视生产建筑物(厂房、建筑物、构筑物、灰坝、水工建筑等)和重要非生产设施(道路、护坡、主要生活设施)的维护和检修；除做好定期检查维护外,还应根据实际情况及早安排必要的检修工作。凡需要大修的项目,应列入年度大修计划中。2.5.2水电厂的水工建筑物及泄洪设施的检修工作,必须于汛前检修完毕；泄水闸门及启门机在使用前应做好检查试验。3检修计划、备品配件和检修费用3.1年度检修计划和三年滚动规划3.1.1年度检修计划每年编制一次。为了更好地落实年度检修计划,....
...及时地为大修提供材料和备品配件,必须提前做好特殊材料、大宗材料、长加工周期的备品配件的订货以及外生产、技术合作等准备工作。各电厂和主管局在编制下一年度检修计划的同时,一般还应编制三年滚动规划(格式见附表2)。三年滚动规划主要是对三年中后两年需要在大修中安排的重大特殊项目进行预安排。三年滚动规划按年度检修计划程序编制,并与年度检修计划同时上报。3.1.2年度检修计划编制程序是：3.1.2.1主管局在编制年度检修计划以前,要深入现场,摸清设备技术状况、了解应大修的主要设备,重大特殊项目和所需的主要器材,并结合电网、热网的负荷特点、水文预报资料和能源政策,进行通盘考虑,提出下年度的检修重点和要求,并于当年5月底前通知各电厂。3.1.2.2各发电厂根据主管局的要求,结合本单位情况,合理地安排下年度检修计划,并做好重大特殊项目试验、鉴定和技术经济分析以及设计、施工方案等的准备工作。同时,各发电厂应按附表1和附表3格式编制年度检修计划汇总表和进度表,并于当年8月中旬前报主管局。3.1.2.3各主管局在平衡各电厂的年度检修计划后,于当年9月底前将下年度的检修计划按附表四格式汇总后报电网管理局；电网管理局应于当年10月底前批复下一年度全网检修计划,并报部备案(省电网,由各主管局直接批复和报部)。3.1.3年度检修计划的主要容包括:单位工程名称、大修主要项目、重大特殊项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进度计划、工时和费用等。年度检修计划工程项目可按下列办法划分：3.1.3.1主要设备大修计划按单台主设备列单位工程。3.1.3.2辅助设备大修计划按系统分类列单位工程,其重大特殊项目也可按单台设备列单位工程。,3.1.3.3生产建筑物大修计划按建筑物名称列单位工程。3.1.3.4非生产设施大修计划按其设施名称列单位工程。3.1.4各发电厂应根据主管局下达的检修计划任务,做好计划落实工作(如落实备品、材料,制定重大特殊项目的设计和施工技术措施,搞好外联系协作,平衡劳动力等),主管局要协助电厂做好上述工作,并加强监督、检查。,3.1.5负责管理发电厂的地区电业局,其编制检修计划的任务和管理权限,由其上一级电力局确定。3.2检修计划的调整和落实3.2.1主要设备大修的实际开工时间与年度计划安排的时间一般不得相差两个月以上。具体开、竣工日期由主管局在季度、月度检修计划中安排。主要设备的小修和可能影响到电网出力、运行方式及重要用户用电(热)的辅助设备的检修,也应按季进行安排。主管局应将季、月度检修计划于每季、月前下达给电厂。3.2.2发电厂本身要求调整季、月度检修进度计划时,应事先(季度检修计划提前一个月,月度检修计划提前半个月)向主管局申报,并经电网调度批准,方能按调整后的季、月度检修计划执行。3.2.3电厂要求调换检修机组或增减计划中的重大特殊项目时,需按管理权限报主管局批准；一般特殊项目的增减,由电厂自行决定。3.2.4为减少计划外停机检修，在不影响电网调度和事故备用的前提下，电厂利用电网负荷“低谷”时间，事先申请并经电网调度批准后，不停机进行设备的消缺及维护工作，允许不作降低出力统计。3.3检修材料和备品配件3.3.1....
...年度检修计划中特殊检修项目所需的大宗材料、特殊材料、机电产品和备品配件，由使用部门编制计划，材料部门组织供应。3.3.2为保证检修任务的顺利完成，三年滚动规划中提出的重大特殊项目经批准并确定技术方案后，应及早联系备品配件和特殊材料的订货以及外技术合作攻关等。3.3.3各级生产管理部门，应有管理备品的人员或机构负责备品和图纸、资料的管理。详细办法参见《电力工业发供电设备事故备品管理办法》。3.3.4对标准项目和部分特殊项目，都应在分析历次检修用料的基础上制订材料消耗定额，以便检查检修节约成果。对节约材料做出贡献者，应给予表扬和奖励。3.4检修费用3.4.1检修费用包括大修费和维护费。大修费用根据发电厂固定资产按规定比例提取，由主管局统一调剂使用；维护费根据主管局下达的成本控制计划，由发电厂从严掌握使用，并按实际使用数直接计入生产成本。3.4.2属于大修费用开支的项目有：主要设备、辅助设备大修，生产建筑物和非生产设施大修。属于维护费开支的项目有：小修、日常维护(不包括运行消耗的材料费用)。3.4.3发电厂在完成主管局下达的年度检修任务的前提下，主要设备、辅助设备、生产建筑物的检修经费允许互相调剂使用；但非生产设施的检修、维护，不得与生产设备和生产建筑物的检修资金互相调剂使用。3.4.4主管局应定期检查、监督各电厂检修经费的使用情况，一般每年不得少于一次。属技术改造的重大特殊项目的费用应由更新改造费列支。特殊项目因故未执行，其费用未经主管局许可，电厂不得动用。三年滚动规划中经批准的重大特殊项目，应允许提前支取所需资金。3.5集中检修体制的检修计划的编制3.5.1由集中检修单位负责检修的工程，电厂或电厂生产部门应向集中检修单位提交书面检修项目、质量要求和工期、费用指标等，集中检修单位应按要求编制检修计划。3.5.2主管局在编制检修计划时，应与集中检修单位和电厂协商；下达或调整检修计划时，也应同时下达给集中检修单位及电厂双方。4大修工程施工管理和检修总结搞好大修工程开工准备，加强施工阶段组织管理，严格执行质量验收制度，做好大修总结，是提高检修质量，缩短检修工期，节约检修材料和费用的四个重要环节。各发电厂对此必须予以足够重视，认真抓好以上各个环节的组织工作，以最短的工期、优良的质量全面地完成检修任务。4.1大修工程开工前的准备4.1.1系统和设备大修开工前，必须做好以下各项准备工作：4.1.1.1针对系统和设备的运行情况、存在的缺陷和小修核查结果，结合上次大修总结进行现场查对；根据查对结果及年度检修计划要求，确定检修的重点项目，制订符合实际情况的对策和措施，并做好有关设计、试验和技术鉴定工作；4.1.1.2落实物资(包括材料、备品、安全用具、施工机具等)准备和检修施工场地布置；4.1.1.3制订施工技术组织措施、安全措施；4.1.1.4准备好技术记录表格；4.1.1.5确定需测绘和校核的备品配件加工图；4.1.1.6制订实施大修计划的网络图或施工进度表；4.1.1.7组织各班组学习、讨论检修计划、项目、进度、措施及质量要求和经济责任制等，并做好特殊工种和劳动力的安排，确定检修项目的施工和验收负责人；4.1.1.8做好大修项目的费用预算，报厂长批准，并报主管局备案。4.1.2....
...大修前一个月，检修工作总负责人应组织有关人员检查上述各项工作的准备情况，开工前还应全面复查，确保大修顺利进行。4.1.3大修工程开工应具备下列条件：4.1.3.1重大特殊项目的施工技术措施已经批准；4.1.3.2检修的项目、进度、技术措施、安全措施、质量标准已组织检修人员学习，并为他们所掌握；4.1.3.3劳动力、主要材料和备品配件以及生产、技术协作项目等均已落实，不会因此影响工期；4.1.3.4施工机具、专用工具、安全用具和试验器械业经检查、试验，并合格。4.1.4集中检修单位承包的检修任务，由电厂和集中检修单位按合同分别准备，双方应密切配合。4.2施工阶段的组织管理4.2.1大修施工阶段是检修工作最紧的阶段，各主管局、电厂和集中检修单位必须根据检修计划要求，做好下列各项组织工作：4.2.1.1贯彻安全工作规程，检查各项安全措施，确保人身和设备安全；4.2.1.2检查落实检修岗位责任制，严格执行各项质量标准、工艺措施、保证检修质量；4.2.1.3随时掌握施工进度，加强组织协调，确保如期竣工；4.2.1.4贯彻勤俭节约原则，爱护工具、器械、节约原料、材料；4.2.1.5搞好文明检修，培养踏踏实实、一丝不苟的工作作风；4.2.1.6关心检修人员生活，注意职工健康。4.2.2在施工中，应着重抓好设备的解体、修理和回装过程的工作。4.2.2.1设备解体前应收集好设备检修前的技术文件和试验资料，解体后要进行全面检查(对已掌握其规律的老机组可有重点进行)，查找设备缺陷，掌握设备技术状况，鉴定以往主要检修项目与技术改进项目的效果。对于可能影响工期的项目(如设备有可能发生磨损、腐蚀、老化等)，以及尚需进一步落实技术措施的项目，设备的解体检查应尽早进行。解体重点设备或有严重问题的设备时，检修负责人，有关专业技术人员都应在现场，掌握第一手资料，并抓住关键问题，指导检修工作。4.2.2.2设备检修要严格按检修工艺进行作业。设备解体后如发现新的缺陷，要及时补充检修项目，落实检修方法，并修改网络图和调配必要的工机具和劳动力等，防止窝工。4.2.2.3回装过程的重要工序，必须严格控制质量，把住质量验收关。4.2.3各级检修管理人员要注重调查研究，随时掌握检修进度，协助现场做好劳动力、特殊工种、检修进度、施工机具和材料供应等的平衡调度工作。如果检修工程不能按期竣工，应办理延长工期手续。4.2.4在坚持检修质量第一、保证安全的前提下，每个检修人员都要树立经济观点，养成勤俭节约风气，合理使用材料和更换零部件，防止错用和浪费器材。4.2.5检修过程中，要及时做好记录。记录的主要容应包括：设备技术状况、修理容、系统和设备结构的改动、测量数据和试验结果等。所有记录应做到完整、正确、简明、实用。4.2.6要抓紧时机，测量实物，校核和测绘备品配件图。4.2.7搞好工具、仪表管理，严防工具、机件或其他物体遗留在设备或管道；重视消防、保卫工作；工程竣工后，做好现场清理工作。4.2.8检修工作应达到以下基本目标：4.2.8.1质量好。设备检修后，消除了设备缺陷；达到各项质量标准；能在规定的检修工期启动成功；能在一个大修间隔安全、经济、满出力运行；可靠性、经济性比修前有所提高；监测装置、安全保护装置、主要自动装置投入率较修前提高，动作可靠；各信号、标志正确。....
...4.2.8.2工期短。完成全部规定的标准项目和特殊项目，且检修停用日数不超过规定。4.2.8.3检修费用低。材料、人工、费用不超过主管局批准的限额或合同规定。4.2.8.4安全好。施工中严格执行安全规程，做到文明施工、安全作业，消灭人身重伤以上事故和设备严重损坏事故。4.2.8.5检修管理好。能严格执行检修有关规程与规定，不断完善检修管理，各种检修技术文件齐全、正确、清晰，检修现场整洁。4.3质量验收4.3.1为了保整检修质量，必须做好质量验收工作。质量检验要实行检修人员自检和验收人员检验相结合。简单工序以自检为主。检修人员必须坚持质量第一，在检修过程中严格执行检修工艺规程和质量标准。验收人员必须深入现场，调查研究，随时掌握检修情况，不失时机地帮助检修人员解决质量问题。同时，必须坚持原则，坚持质量标准，认真负责地做好验收工作，把好质量关。4.3.2质量验收实行班组、车间(或分场、专业队、检修队)、厂部三级验收制度。各级验收人员应由工作认真负责、熟悉检修技术业务者担任，并保持相对稳定。电厂总工程师要根据检修项目和工序的重要程度，制定质量验收管理制度，明确班组、车间和厂部三级验收的职责围。4.3.3由班组验收的项目，一般先由检修人员自检后交班组长进行检验。班长应全面掌握全班的检修质量，并随时做好必要的技术记录。4.3.4重要工序和重要项目及分段验收项目和技术监督项目由车间一级进行验收。检验后，应填好分段验收记录，其容包括：检修项目、技术记录、质量评价及检修和验收双方负责人的签名。各项技术监督的验收，应有专业人员参加。分部试运行由运行负责人主持，检修负责人、有关检修人员、运行人员和安监人员参加。分部试运行必须在分段试验合格并核查修理项目无遗漏，检修质量合格，且技术记录及有关资料齐全无误后方能进行。4.3.5主要设备大修后的总验收和整体试运行，由电厂总工程师主持。在核查分段验收、分部试运行资料，并进行现场检查后，和质量和环境符合要求，由总工程师发布启动和整体试运行决定，否则不得启动。试运行容包括各项冷态和热态试验以及带负荷试验。带负荷试运行时间应不超过24h。4.3.6试运行前，检修人员应向运行人员书面交待设备和系统的变动情况以及运行中要注意的事项。在试运行期间，检修人员和运行人员应共同检查设备的技术状况和运行情况。4.3.7参加验收的运行人员，要重点检查下列容：4.3.7.1设备运行是否正常，活动部分动作是否灵活，设备有无泄漏；4.3.7.2标志、信号是否正确，自动装置、监测和保护装置、表计等是否齐全，指示动作是否正常；4.3.7.3核对设备、系统的变动情况；4.3.7.4施工设施和电气临时接线是否已拆除；4.3.7.5现场整洁情况。4.3.8机组经过整体试运行，并经现场全面检查，确认情况正常后，由总工程师批准正式向电网调度报竣工。机组检修竣工时间为电厂正式将机组交付电网调度的时刻。4.3.9主要设备小修后的整体试运行，一般由检修和运行负责人主持，100MW及以上的机组，则由总工程师或其指定的人员主持。4.3.10....
...由集中检修单位检修的机组，设备的分段验收、分部试运行、总验收和整体试运行，由电厂总工程师主持。分段验收以检修单位为主，电厂参加；分部试运行、整体验收和整体试运行以电厂为主，检修单位配合。4.4检修总结4.4.1主要设备大修竣工后，检修负责人应尽快组织有关人员认真总结经验，对大修的质量、进度、安全、节约、管理等工作以及机组试运行情况进行总结，结合落实经济责任制，表彰先进，鞭策后进，并提出对下次大修的改进意见。机组的大修总结由电厂主管检修的总工程师主持。主要设备大修后，电厂应在30d写出大修总结，按规定上报。集中检修单位负责检修的主要设备，由集中检修单位完成检修总结，但须经电厂总工程师会签后，方许报送主管局并抄送电厂。200MW及以上机组的大修总结报告应同时抄送部主管部门。大修总结报告的格式见附表5～9。4.4.2设备检修技术记录、试验报告、技术系统变更等技术文件，作为技术档案保存在分场和技术管理部门。集中检修单位检修的设备，由集中检修单位负责整理，并抄送电厂。设备和系统的重大变动及技术改进文件应送主管局备案。大修技术文件种类参照附录D。4.4.3设备检修(包括大、小修)后，应按《电力工业设备评级办法》(见附录C)的规定进行评级。4.4.4各主管局应组织同类型机组就检修的质量、工期、工时、安全、材料消耗及管理等方面进行交流；对于成绩突出的应予以表扬。4.4.5各主管局应于每季度末后15d，报出检修统计表。统计表格式详见附表10。4.4.6各电厂和主管局每半年要将全厂或全网的检修情况总结上报。总结的主要容为检修计划完成情况；检修计划变更情况及变更原因；检修质量情况(包括修后设备技术等级的升降，机组强迫停运情况，消除的重大缺陷和采取的主要措施等)；机组的开竣工日期以及检修管理经验等。报部的总结以100MW及以上的机组为重点。总结报部的时间为：上半年总结——7月15日前，下半年总结——次年1月15日前。华北、东北、华东、华中、西北等电网的设备检修由电管局报部，其他电网由省(市、自治区)电力局报部。各电管局和省(市、自治区)电力局自行决定所隶属单位的总结报出时间及其他要求。附表1年度大修计划汇总表....
...立式水轮发电机检修技术规程1围本标准规定了水电厂(站)立式水轮发电机现场检修的类别、程序和工艺要求，适用于额定功率在15MW及以上的立式水轮发电机的检修，15MW以下的立式水轮发电机的检修可参照执行。2规性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB11120-1989L-T5A汽轮机油DL/1489-1992大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL/1596-1996电力设备预防性试验规程DL/1622-1997立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件3术语和定义3.1发电机检修maintenanceofhydro-generator为保持或恢复发电机规定的性能而进行的检查和修理。它包括发电机扩大性大修、大修、小修、抢修和小型技术改造。3.2发电机小修smallrangeofmaintenanceforhydro-generator为了保证发电机在大修周期安全运行到下一次大修，对发电机进行定期的检查、清扫、试验和修理，消除已发现的发电机局部缺陷或更换个别部件。3.3发电机大修largerangeofmaintenanceforhydro-generator对发电机有计划的进行彻底的、全面的检查和修理，全部或部分解体，进行更换、修理易损的主要部件，恢复发电机设计性能和出力。3.4发电机扩大性大修expandedmaintenanceofhydro-generator指吊出发电机转子的检修。3.5发电机状态检修statesmaintenanceofhydro-generator指根据设备状态监测和故障诊断系统提供的信息，在设备可能发生故障前有目的安排的检修，属于预测性检修。检修项目和时间的确定取决于对设备状态诊断分析的结果。3.6检修间隔intervalofmaintenance指上次计划检修后发电机并网投产至下一次计划检修开始之间的可用时间。3.7检修停用时间timeofmaintenance指处于计划检修停运状态的时间。4水轮发电机检修间隔、时间、项目4.1检修间隔及检修停用时间的确定4.1.1检修间隔及检修停用时间主要取决于设备技术状况。一般情况下，检修间隔和检修停用时间可按表1的规定执行。4.1.2在执行表1的检修间隔和检修停用时间时，应根据不同情况区别对待:a)新机投产后的一年左右可视设备运行状况安排一次大修。b)....
...对运行状态较好的发电机，为降低检修费用，应积极采取措施，逐步延长检修间隔，但必须经过技术鉴定，并报上一级主管部门批准方可超过表1的规定。表1水轮发电机检修间隔、检修停用时间检修类别检修间隔检修停用时间备注小修每年两次3d-12d年有一次大修的发电机，年计划小修一次大修3年-6年35d-45d扩大性大修8年-10年50d-90dc)为防止发电机失修，确保设备健康，凡发电机技术状况不好的，经过技术鉴定确认出现表2所列设备状况者，并上报上级主管部门批准，其检修时间间隔可低于表1的规定。d)在发电机运行或检修过程中，若发现有危及机组安全运行的重大设备缺陷，应立即停机检修或延长检修时间，并报上级主管部门审批。表2调整低于表1检修间隔的条件项次设备状态1主要运行参数经常超过规定值，机组效率和出力明显降低2机组振动或摆动不合格，而小修不能消除3定子或转子绕组绝缘不良，威胁安全运行4.2检修项目4.2.1小修标准项目见表3，非标准项目根据具体情况自定。表3水轮发电机小修标准项目表序号项目1推力轴承、上导轴承、下导轴承外部检查、清扫、油位调整，油槽及冷却器渗漏处理，油化验2定子、转子机械部分检查、清扫3上、下机架，上、下挡风板检查清扫4制动系统检查、清扫、试验5油、水、风管路阀门及表计检查、清扫、渗漏处理6励磁机、永磁机检查、清扫、电刷检查7推力外循环冷却系统检查8发电机定子和转子绕组，周期性预防试验9发电机定子绕组上、下端部、槽口绝缘及槽楔、绝缘盒、汇流排及引线检查、清扫，缺陷消除10发电机转子引线、磁极绕组及接头阻尼环检查、消缺。滑环检查、清扫、换电刷11空冷系统检查，定子绕组的冷系统检查12机组自然补气系统检查4.2.2大修(包括扩大性大修)项目见表4，其中特殊项目根据设备状况需要确定。大修项目见表4。表4水轮发电机大修项目表序号部件名称标准项目特殊项目一定子1.定子机座和铁芯检查2.定子绕组端部及其支持环检查，齿压板修理3.定子绕组及槽口部位检查，槽楔松动修理(不超过槽楔总数的1/4)4.挡风板.灭火装置检查修理5.上、下盖板检查6.电气预防性试验7.定子机座组合螺栓、基础螺栓、销钉及焊缝检查8.汇流排检查9.定子绕组冷系统检查及耐压试验1.绕组更换2.铁芯重叠3.齿压板更换4.端部接头、垫块及绑线全面处理，支持环更换5.分瓣定子合缝处理，定子椭圆度处理6.绕组防晕处理7.吊出转子检查和处理，定子槽楔检查和清扫通风沟8.机组中心测定检查....
...9.宁子清扫喷漆二转子及主轴1.发电机空气间隙测量2.转子支架焊缝检查，组合螺栓、磁扼键、磁扼卡键检查3.磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环，转子风扇检查，高速发电机极间撑块检查4.转子各部(包括通风沟)清扫5.制动环及其挡块检查6.机组轴线检查调整(包括受油器操作油管)7.集电环炭刷装置及引线检查、调整8.电气预防性试验及轴电压测量9.转子过电压保护设备及灭磁开关检查、试验1.转子磁扼重新叠片2.磁扼下沉处理3.磁极键修理4.转子圆度及磁极标高测定，调整5.磁极绕组、引线或阻尼绕组更换6.磁极绕组匝间绝缘处理7.集电环车削或更换8.转子动平衡试验9.处理制动环磨损10.转子喷漆三轴承1.推力轴承转动部分、轴承座及油槽检查2.推力轴承支承结构检查试验、受力调整3.镜板及轴领表面修理检查4.轴瓦检查及修理、水冷瓦通道除垢及水管水压试验5.弹性金属塑料瓦表面检查，磨损量测量6.导轴瓦间隙测量、调整，导轴承(包括轴领)各部检查，清扫7.轴承绝缘检查处理8.轴承温度计拆装试验，绝缘电阻测量9.润滑油处理10.油冷却器检查和水压试验，油、水管道清扫和水压试验11.高压油顶起装置清扫检查12.防油雾装置检查1.镜板研磨2.轴瓦更换3.油冷却器更换4.推力头、卡环、镜板检查处理5.推力油槽密封结构改进四机架机架各部检查清扫，经向千斤顶检查1.机架组合面处理2.机架中心水平调整五通风冷却系统1.空气冷却器检查清扫及水压试验，风洞盖板及挡风板检查2.管道阀门检修及水压试验1.更换冷却器或铜管六制动系统1.制动器闸板与制板环间隙测量与调整2.制动闸板更换3.制动器分解检修及耐压试验4.制动系统油、气管路、阀门检修及压力试验5.制动系统模拟试验6.制动系统电气回路校验、开关检修7.吸尘系统检查1.制动器更换或结构部件改进七永磁发电机和转速装置(包括转速继电器)1.水磁发电机空气间隙测量2.永磁发电机检查、清扫，轴承加油，传动机构检查3.永磁机转子磁场强度侧量4.永磁发电机转速电压特性侧定5.转速装置检查、校验或更换6.全伞式机组永磁机绝缘电阻测量1.永磁发电机抽出转子检修2.永磁发电机轴承更换八励磁系统(一)励磁机1.空气间隙测量，调整2.励磁机各部及引线检查清扫1励磁机整流子车削涂镀2.励磁机磁极或电枢绕组更换....
...3.炭刷装置检查、调整4.励磁机整流子圆度测量，云母槽修刮5.励磁回路各元件清扫、检查、电气性能试验6.励磁机抽楔松动处理7.励磁机摆度测量和调整8.励磁机空载及负荷特性试验3.励磁机电枢绕组搪头重焊，绑线重扎4.励磁机主极换向极距离调整5.大功率整流元件更换(二)晶闸管励磁装置1.装置清扫、外观检查2.电压互感器、电流互感器、自用变压器、整流变压器及串、并联变压器检查试验3.调节器柜、功率柜、灭磁柜、各插板和元件等检查试验4.检查并校验各继电器、接触器以及二次回路检查耐压试验5.风机检查6.回路棋拟、空载及带负荷工况下试验1.晶闸管励磁装置部件的改装，更换配线2.申联变压器及并联变压器大修九其他1.自动控制元件和操作系统，保护盘检查，保护装置校验2.各种表计检查、校验3.消弧绕组、电压互感器、电流互感器等设备的预防性试验和检修，绝缘油简化分析4.油、水、气管路系统检修5.大轴中心补气装置检杳修理十机组整体试运行1.充水、空载、短路、升压及带负荷试验；2.机组各部振动及摆度测量；3.励磁特性试验；4.甩负荷试验；5.调相运行试验。4.3大修试验测试项目4.3.1发电机大修主要试验测试项目见表5。表5发电机大修主要试验测试项目表序号项目备注1定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数测试极化指数是指在同一次试验中10min/lmin绝缘电阻值之比2定子绕组泄漏电流和直流耐压试验3定子绕组交流耐压试验4定子绕组的直流电阻5转子绕组的绝缘电阻转子清扫前后测试6转子绕组的直流电阻7发电机和励磁机的励磁回路所连设备(不包括发电机转子和励磁电枢)的绝缘电阻8发电机和励磁机的励磁回路所连接设备(不包括转子和励磁电枢)的交流耐压试验9发电机和励磁机轴承的绝缘电阻10灭磁电阻器(或自同期电阻器)的直流电阻11灭磁开关的并联电阻....
...12转子磁极绕组的交流阻抗和功率损耗13检温度绝缘电阻和温度误差检验14定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数15定子绕组泄漏电流和直流耐压试验16轴电压及中性点漂移电压测试17空载升压试验，空载特性试验18发电机三相稳定短路特性曲线必要时19机组运行摆度和振动测量20机组过速试验21发电机带负荷试验22发电机甩负荷试验23发电机调相运行试验具备调相运行条件24发电机温升试验必要时25晶闸管励磁系统试验4.3.2励磁机、水磁机试验侧试项目根据具体情况参照表5执行。机组大修试验其他项目可参照电力行业标准DL/T596-1996和DL/1489-1992的规定，并结合机组检修具体情况进行。5水轮发电机检修工艺要求5.1检修一般工艺要求5.1.1应有适当的检修场地，并应考虑其承载能力。5.1.2进入发电机部时，与工作无关的物件不应带入。人员、工具、材料应登记，工作结束后应注销。5.1.3做好“安全文明生产”，保持检修场所和厂房的整洁、文明、卫生。5.1.4在发电机使用明火作业，如电焊、气焊、气割，应做好防火和防飞溅的措施。作业完毕应仔细清理焊渣、熔珠，在转动部件上进行电焊时，地线必须可靠地接在转动部件施焊部位上，严禁转子不接地线进行电焊作业。5.1.5部件拆卸前，对有关部件应做好动作试验，各部件动作灵活，拆卸时，应注意各零部件的相对位置和方向做好记号，记录后分解。5.1.6拆卸机械零部件时先检查各部件接合面标志是否清楚，不明显的应重新作记号标志，并作记录，同一部件拆卸的销钉、螺栓、螺母、垫圈需放在同一箱或袋，做好标签注明。螺栓、螺母要清点数目，妥善保管。5.1.7各部件的组合面、键和键槽、销钉和销钉孔、止口应仔细进行修理，使其光滑，无高点和毛刺。但不得改变其配合性质。螺栓和螺孔亦应进行修理。所有组合配合表面在安装前须仔细地清扫干净。5.1.8设备组合面应光洁无毛刺。合缝间隙用0.05mm塞尺检查，不能通过，允许有局部间隙;用0.1mm塞尺检查，深度不应超过组合面宽度的1/3，总长不应超过周长的200,6;组合螺栓及销钉周围不应有间隙。组合缝处的安装面错牙一般不超过0.10mm。5.1.9部件分解拆卸时，应先拆销钉，后拆螺栓;装复时先装销钉，后装螺栓。5.1.10部件分解后，应及时清洗零部件，检查零部件完整与否，如有缺损应进行更换或修复。所拆零部件按系统分门别类，妥善保管。5.1.11....
...拆卸的主要部件，如轴颈、轴瓦、镜板等高光洁度部件表面，以及联轴法兰和销孔面应做好防锈蚀措施。应用白布或塑料布，包盖防护好。管路或基础拆除后露出的孔洞应封堵好，以防杂物掉入。5.1.12分解的零部件存放，用木块或其他物件垫好，以免损坏其加工面或发生变形。5.1.13机械加工面清扫后应涂以防锈油，且不得敲打或碰伤，如有损坏应立即修好。5.1.14各零部件除结合面和摩擦面外。均应刷涂防锈漆，并按规定颜色及规定的油漆进行刷、涂、喷。5.1.15装复时，易进水的或潮湿处的螺栓应涂以防锈漆，各连接螺栓均应按规定拧紧，各转动部分蜘母应点焊或采取其他防松动措施。5.1.16切割密封垫时，其径应稍比管路径大，不得小于管路的径。若密封垫直径很大，需要拼接时，先削制接口，再猫结。5.1.17拆卸相同部件时应分开进行(或做好记号)不得互换，禁止用肮脏的破布包装零件和多孔部件。5.1.18拆卸部件时不可直接锤击零部件精加工面，必要时，应用紫铜棒或垫上铅皮锤击，以免损坏部件。5.1.19起重用的钢丝绳、绳索、滑车等应事先检查、试验，钢丝绳的安全系数应按安全规程要求选用，不允许使用有缺陷的起重工具和断股或严重损伤的钢丝绳或绳索。5.1.20零部件起吊前，应详细的检查连接件是否拆卸完，起重工具的承载能力是否足够，起吊过程中应慢起慢落。拆卸下的零部件应安放妥当，放稳、垫平精密表面，严禁放在粗糙的垫木上，应用毛毡胶皮垫好或悬空放置，以免损坏精密表面。5.2定子检修工艺要求5.2.1机械部分检修5.2.1.1检查定子基础板螺栓、销钉和定子合缝处的状况，达到以下要求:a)基础螺栓应紧固，螺母点焊处无开裂，销钉无窜位。b)分瓣定子组合后，机座组合缝间隙用0.05mm塞尺检查，在螺栓周围不应通过。c)定子机座与基础板的接触面积应按5.1.8条规定执行。5.2.1.2检查定子铁芯衬条、定位筋应无松动、开焊;齿压板压指与定子铁芯间应无间隙。压紧螺栓应紧固，螺母点焊处无开裂。5.2.1.3发电机空气间隙测量，要求各点实测间隙的最大值或最小值与实测平均间隙之差同实测平均间隙之比不大于±10%为合格。5.2.1.4必要时挂钢琴线测量定子铁芯中心与圆度。要求定子铁芯圆度(为各半径与平均半径之差)不应大于设计空气间隙值的15%。一般沿铁芯高度方向每隔lm距离选择一个测量断面，每个断面不小于12个测点，每瓣每个断面不小于3点，接缝处必须有测点。中心偏差不大于1.0mm(与水轮机下固定止漏环中心比较)。5.2.1.5挡风板(引风板)检查:连接螺栓应紧固，防松设施完好，连接板的连接焊缝无开裂;挡风板(引风板)本体无裂纹，无异常变形。5.2.1.6发电机消防水管及其他附件连接牢固，喷水孔不堵塞。5.2.2电气部分检修5.2.2.1定子绕组上下端部检查处理应符合以下要求:a)绕组端部及支持环绝缘应清洁、包扎密实，无过热及损伤，表面漆层应无裂纹、脱落及流挂现象。b)绕组接头绝缘盒及填充物应饱满，无流蚀、裂纹、变软、松脱等现象。c)绕组端部各处绑绳及绝缘垫块应紧固，无松动与断裂。d)绕组弯曲部分，支持环有无电晕放电痕迹。e)上、下槽口处绕组绝缘无被硅钢片割破磨损。f)绕组有无电腐蚀，通风沟处绕组绝缘有无电晕痕迹产生。g)定子冷系统接头检查。....
...5.2.2.2定子铁芯齿槽检查处理应符合下列要求:a)铁芯无烧伤、过热、牛锈松动。b)合缝处硅钢片无错位。c)定子绕组齿部分硅钢片无松动，轻微松动者，可加绝缘垫楔紧，由于松动而产生的锈粉应清除，并涂刷绝缘漆。d)铁芯两端齿压板压指应压无松动裂纹。e)定子铁芯通风沟无堵塞。5.2.2.3槽楔检查处理后应符合以下要求:a)槽楔应完整、无松动、过热、断裂等现象。b)要求用敲打法检查上、下两端槽楔应紧固，中间部位每节二分之一长度应紧实。c)要求槽楔斜口应对准通风沟方向，并与通风沟对齐，楔下垫实。无上窜及下窜现象，槽楔应不凸出定子铁芯圆，下部槽楔绑绳应无松动或断股现象。5.2.2.4汇流排引出线及中性点引出线检查处理后应符合下列要求:a)汇流排、引出线绝缘应完整，无损伤、过热及电晕痕迹。b)螺栓连接的各接头应牢固，接触应良好。用0.05mm塞尺检查其塞入深度，对母线宽度在69m以上者，不应超过6m;母线宽度在69。以下者，不应超过4m。c)汇流排引出线支架应无松动，绝缘套管应完整，表面清洁，无损伤及过热现象。d)焊接接头应无气孔、夹渣，表面应光滑。5.2.2.5检修后的检查与清扫要求:a)用清洁、干燥压缩空气吹扫定子绕组上、下端部。吊出转子后，定子铁芯表面应吹扫，必要时用清洗剂清扫铁芯。b)定子绕组端部附有大量油垢时，要用清洗剂彻底清擦。c)开机前，发电机应清扫，检查并拉通发电机空气间隙。5.2.2.6定子绕组有下列情况之一应当更换:a)耐压试验不合格的绕组。b)主绝缘受到机械损伤，单边厚度达25%6k上。c)接头股线损伤其导体截面减少达15%以上。d)绕组严重变形、主绝缘可能损伤者。e)绕组防晕层严重破坏者。5.2.2.7更换绕组的工序:a)除去绕组上、下气(液)、电接头卡套处绝缘层，拆除气(液)管两端卡套及气(液)管。去除接头绝缘，拆开接头。b)割除端部绑扎线，取出垫块。c)退出槽楔。d)取出绕组。e)下线准备。f)绕组流量测试，下绕组。g)打槽楔，耐压试验，安装气(液)管，气密性试验，包或灌接头绝缘。h)清扫检查，喷漆。5.2.2.8定子绕组的嵌装应符合下列要求:a)绕组与铁芯及支持环应同时靠实，上下端部与已装绕组标高一致，斜边间隙符合设计规定，绕组固定牢靠。b)上下层绕组接头相互错位，不应大于5mm，前后距离偏差在连接套长度围。c)绕组直线部分嵌入线槽后，单边间隙超过0.3mm、长度大于l00mm....
...时，可用刷环氧半导体胶用绝缘材料包扎或用半导体垫条，塞入深度应尽量与绕组嵌入深度相等;上下层绕组嵌装后，应按DL/T596-1996有关规定，进行耐压试验。d)绕组主绝缘采用环氧粉云母，电压等级在0.5kV以上的发电机绕组嵌装后一般应在额定电压下测定表面槽电位，最大值应控制在l0v以。5.2.2.9打入槽楔应符合以下要求:a)槽楔应与绕组及铁芯齿槽配合紧密。b)槽楔打入后铁芯上下端的槽楔应无空隙;其余每块有空隙的长度，不应超过槽楔长度的二分之一．否则应加垫条塞实。c)槽楔不应凸出铁芯，槽楔的通风口应与铁芯通风沟一致，其伸出铁芯上下端面的长度及绑扎，应符合设计要求。5.2.2.10绕组接头的焊接，应符合下列要求:a)锡焊接头的铜线、并头套、铜楔等应搪锡。并头套铜楔和铜线导电部分，应结合严密;铜线与铜套之间的间隙，一般不大于0.3mm，局部间隙允许0.5m。b)磷银铜焊接头的填料部间隙，应在0.05～0.2m之间。c)接头焊接时，焊料应充实，焊后表面应光滑，无棱角、气孔及空洞。d)接头焊接后，应检查焊接质量。在接头接触部位前后选择两点，测量其间的接触电阻，以不大于同截面导线长度电阻值为合格，且各接头电阻最大最小比值不超过1.2倍。5.2.2.11绕组接头绝缘包扎应符合下列要求:a)绕组接头绝缘采用云母带包扎时，包扎前应将原绝缘削成斜坡，其搭接头长度一般应符合表6的要求;绝缘包扎应密实，厚度应符合设计要求。表6定子绕组接头绝缘包扎绝缘搭接长度发电机额定电压kV6.310.513.815.7518.0搭接长度mm2530404550b)接头绝缘采用环氧树脂浇灌时，接头与绝缘盒间隙应均匀，绕组端头绝缘与盒的搭接长度应符合设计要求;浇灌饱满，无贯穿性气孔和裂纹。5.2.2.12定子绕组干燥时，温度应逐步上升，每小时不超过5℃-81v;绕组最高温度，以酒精温度计测量时，不应超过70r-;以埋入式电阻温度计测量时，不应超过8010。5.2.2.13测量定子绕组对机座及绕组间绝缘电阻，当满足下列条件时，可不进行干燥，并按DL/1596-1996有关规定进行交直流耐压试验。a)定子绕组每相绝缘电阻值在换算至100℃时，不得低于按下式计算的数值:式中:UN——发电机额定线电压，v;SN——发电机额定容量，kV"A。b)在40℃以下时，测得的绝缘电阻吸收比或极化指数:沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5;环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0;水冷定子绕组自行规定;c)进行干燥的定子，其绝缘电阻稳定时间一般为4h-Sh。5.3转子检修工艺要求5.3.1转子吊出与吊入5.3.1.1转子吊出应具备的条件:a)转子上部无妨碍转子吊出的部件，电气各引线均已断开。b)发电机空气间隙检查测定完毕。....
...c)推力头与转子中心体把合螺栓、销钉已拆除。d)顶起转子，制动器锁定投入，将转子落在制动器上。转子顶起高度要根据主轴法兰或主轴与中心体连接止口脱开而定。e)转轮下环与基础环间垫放好楔子板，楔子板用手锤对称打紧，并与固定部件点焊牢固。1)拆除水轮机和发电机连轴螺栓或转子中心体与水轮机轴连接螺栓。一字键两边的侧键拔出。g)起吊转子的桥式起重机的电气和机械设备已全面检查试验，动作可靠。h)检查厂用电源，保证供电可靠。1)起吊转子轴和平衡梁牢固连接，平衡梁水平调整在0.3mm/m以。J)安放转子的检修场地准备:安装间支承转子基础板应清除焊点、打磨平整;检查钢筋混凝土荷重梁和盖板无裂纹、无严重缺损现象，荷重盖板与支墩接触良好、受力均匀;布置支墩，调整支墩上面的楔子板高程在±lmm围之。转子机坑已清理。组装吊转子的专用工具连接就绪。5.3.1.2转子吊出过程中的主要工序如下:a)将转子吊起100mm-150mm，停留l0min，必要时测量桥式起重机主梁的扰度不得超过设计许可值，检查平衡梁的水平。进行桥式起重机起落制动试验，检查桥式起重机扰度值和主钩制动情况。b)起吊过程中，在桥式起重机上应设专责机电人员负责对制动器、减速器、卷筒钢丝绳及其绳夹、电气设备的监视和检查，以便及时发现故障预防事故。c)转子在定子起吊过程中，沿定子圆周每隔二个磁极设一个专人用(根据定子铁芯高度、磁极宽度、定转子空气间隙尺寸而制做的)木板条插入转子磁极极掌表面中线处和定子之间的空气间隙中，并不断晃动;当木板条出现卡住现象时，应停止起落转子，找正中心后再起落。d)转子吊出后，应及时对发电机轴法兰、转子中心体下部结合面及螺栓孔进行清扫除锈，涂上凡士林或抹上黄油，防止锈蚀。e)转子起吊高度必须超过沿途最高点200mm，必须按指定路线匀速行走直至安装场，没有异常情况中途不得停顿。5.3.1.3转子吊入应具备的条件:a)转子吊入前，将影响下部吊入工作的水轮机、发电机各部件，全部吊装就位，安装就绪。b)制动器安装完毕，制动闸瓦顶面高程偏差，不应超过±lmm，与转子制动环的间隙偏差，应在设计值的±20%围。c)推力头与镜板连接完毕，找平落在推力瓦上。d)连轴法兰及螺栓孔、止口、组合面、键槽等清扫检修完毕。e)水轮机大轴法兰水平调至0.l0mm/m，并研磨清扫合格。f)平衡梁及桥式起重机检查完好。g)发电机定子、转子检查清扫，喷漆合格。5.3.1.4转子吊入过程中的主要工序如下:a)转子吊入步骤与吊出步骤相反。b)转子吊起后移至机坑上方，下落距定子20mm左右时，校正中心一次。c)调整方位，应保证发电机轴或转子中心体与水轮机轴中心偏差小于0.5mm。d)当转子制动环距制动器顶面l0mm左右时，进行大轴法兰或转子中心体与水轮机轴法兰对孔。对称穿上2--4个螺栓后，将转子落在制动器上。检查转子的中心及水平。e)测定发电机空气间隙合格后，进行连轴，所有连轴螺栓按工艺要求进行紧固。5.3.2机械部分检修5.3.2.1转子在机坑的检查，应符合如下要求:....
...a)检查转子结构焊缝，各把合螺栓点焊好、无松动。b)转子挡风板焊缝无开裂和开焊，风扇应无裂纹。c)磁极键和磁扼键无松动，点焊无开裂。5.3.2.2机坑磁极的拆除工序要求如下:a)准备好拆除工具。b)拆开磁极键的点焊处，拆开阻尼环及磁极绕组连接线的软接头。c)对应磁极下方放好铁墩、千斤顶和木块将磁极支承。d)用已挂在桥式起重机吊钩上的拔键器夹住磁极键的大头，然后找正桥式起重机吊钩的垂直位置，拔出磁极键。e)需拔出的磁极键均已拔出后，在磁极上下端罩处装入镶有毡垫的U型护帽，并用钢丝绳捆扎妥当，吊出磁极。f)磁极在吊出过程中严禁与定子相碰撞。g)拔出的磁极键应编号保管，装复前应检查修理。5.3.2.3机坑磁极回装工序要求如下:a)磁极装复前，检查磁极T尾是否平直、干净，磁扼T型键槽有无杂物并清理干净。b)对应磁极下部放好千斤顶、专用垫铁。c)先将两根短键按号放入磁扼T尾两侧，注意键的大头朝下，斜面朝向轴心，下部键头落于专用小垫铁上。d)用桥式起重机吊钩吊起磁极找正后顺凹型槽下落，直到比周围磁极高lm时停止，调整磁极高程。e)将两根长键的斜面均匀地涂一层润滑剂，按小头朝下，斜面朝轴心对号插入键槽，打入后其配合面接触良好，用手摇晃不动。f)磁极键打入深度不得小于磁极铁芯高度的90%.g)为以后拔键方便，打入磁极键的上端留出200m左右的长度。磁极下部露出的键头割至与磁极铁芯底面平齐即可。h)在阻尼环处测量磁极与相邻磁极的相对高差不得超过lmm。1)将磁极键对搭焊接，按顺序连上阻尼环和磁极绕组连接接头。J)新更换的磁极应注意配重。5.3.2.4转子吊出后应进行清扫、检查。检修后应达到以下要求:a)转子各结构焊缝，各把合螺栓点焊处完好，无开裂和松动。转子挡风板和各焊缝处无开裂和开焊，风扇应无裂纹。b)制动环无裂纹，固定制动环螺栓头部应低于制动环制动面2m--3m。制动环接缝处的错牙不得大于lm。轮臂和中心体的接合面应无间隙。c)磁极键和磁扼键无松动，点焊无开裂。d)转子通风沟和其他隐蔽部件上无异物。e)喷漆质量达到要求。5.3.2.5转子圆度可用测圆架进行测量，应符合下列要求:a)测圆架本身刚度良好，中心架转臂重复测量圆周上任意点的误差不大于0.lm。b)测点应设在每个磁极极掌表面中轴线上，测点表面漆应消除干净，测量过程中测圆架应始终保持转动平稳。c)测量部位应有匕下二个部位。检杳转子磁极圆度，各半径与平均半径之差，不应大于设计空气间隙值的±54605.3.2.6转子测圆过程中可利用测圆架检查磁极高程偏差，应符合下列要求:a)铁芯长度小于或等于1.5m的磁极，不应大于±1.0nun;铁芯长度大于1.5m的磁极，不应大于±2.0mm。....
...b)额定转速在300r/min及以上的发电机转子，对称方向磁极挂装高程差不大于1.5mm。5.3.3电气部分检修5.3.3.1转子磁极及磁极接头经检查处理后应符合下列要求:a)磁极绕组表面绝缘完好，匝间主绝缘及整体绝缘良好，按试验规程测试交流阻抗，绝缘电阻。主绝缘耐压数据合格。b)磁极接头绝缘包扎完整。c)磁极接头无松动、断裂、开焊，接头拉杆螺丝与绝缘夹板应完整无缺，螺栓连接的磁极接头，固定螺栓应紧固，锁片应锁紧。5.3.3.2阻尼环及其接头检修后应符合下列要求:a)阻尼环与阻尼条连接良好，无断裂开焊。螺栓应紧固，锁片应锁紧。b)阻尼环及其软接头无裂纹、无变形、无断片，螺栓无松动。c)阻尼条无裂缝、无松动、无磨损、无断裂。5.3.3.3转子引线经检修后应符合下列要求:a)绝缘应完整良好，无破损及过热。b)引线固定完好，固定夹板绝缘良好，固定牢靠，无松动。5.3.3.4集电环及励磁引线检修后应符合下列要求:a)集电环表面应光滑无麻点、无刷印或沟纹，表面不平度不大于0.5mm。b)集电环负极运行中磨损较快，为使两集电环磨损一致，必要时将极性调换。c)刷架刷握及绝缘支柱应完好，固定牢靠。刷握距离集电环表面应有3mm～4mm间隙。刷握应垂直对正集电环，弹性良好。d)电刷与集电环接触良好。电刷与刷盒壁间应有0.lmm～0.2mm间隙。e)电刷的压力应调整在0.15Mpa～0.25MPa、围，同一刷架上每个电刷压力相互差值不应超过10%。f)新换电刷与原电刷牌号必须一致。g)励磁引线及电缆绝缘应完好无损伤，接头连接牢固，固定夹板完好。5.3.3.5大修中转子喷漆的主要工序工艺应符合下列要求:a)机械及电气检修工作全部结束。b)喷漆前转子清扫干净，再用清洁干燥的压缩空气吹扫。c)检查所有的螺栓已紧固，锁片已锁。d)磁极绕组交流耐压合格。e)将1361(1321)漆用甲苯调至每秒8～10滴为适宜。f)喷漆均匀，无流挂现象。g)待漆干后，磁极按原编号标记。5.3.3.6磁极发现有下列缺陷之一时应分解检修或更换:a)主绝缘不良。b)绕组匝间短路。c)绕组接头更换或重新铆焊。5.3.3.7磁极分解检修的主要工序为:a)拆开线夹板螺栓。b)焊开磁极焊接头。c)吊拔磁极。d)绕组与铁芯分解。e)铁芯及绕组清扫检查。f)检修主绝缘、匝间绝缘或铆焊接头。....
...g)绕组与铁芯组装。5.3.3.8磁极绕组组装的主要工序为:a)检查绕组、线芯各部无异常。b)用专用工具将绕组套入铁芯。c)调节绕组高度，磁极绕组高度和垫板，在压紧状态下，垫板与铁芯高度差应符合设计要求，无规定时不应超过-lmm。d)绕组与铁芯间塞入环氧玻璃布板，楔紧绕组。e)磁极干燥(必要时)。f)测量单个磁极绝缘电阻应不小于5MΩ。g)交流耐压试验合格。5.3.3.9磁极接头发现下列缺陷时应进行更换处理:a)软接头铜片断裂。b)软接头损伤使导电截面减少15%以上及焊缝有裂纹。c)铜片失去弹性。d)软接头与磁极绕组铆焊不良。e)软接头接触电阻不合格。5.3.3.10磁极接头更换处理的主要工序为:a)拆卸上下阻尼环接头(磁极需吊出时)。b)拆卸磁极软接头固定夹板，拆卸下包扎的绝缘。c)拆开磁极软接头。d)软接头清理、整形。e)连接磁极软接头，包绝缘，上固定夹板。f)安装阻尼环软接头。g)测量接触电阻。5.3.3.11磁极接头连接，应符合下列要求:a)接头错位不应超过接头宽度的10%，接触面电流密度应符合设计要求。b)焊接接头焊接应饱满，外观光洁，并具有一定弹性。c)接头绝缘包扎应符合设计要求。接头与接地导体之间应有不小于l0mm的安全距离，绝缘卡板卡紧后，两块卡板端头，应有lmm-2mm间隙。5.4制动系统检修工艺要求5.4.1制动器本体检查，固定螺栓紧固，各部动作正常。制动闸瓦固定牢靠，夹持挡块无松动，表面平整无裂纹和严重翘曲，其高出夹持铁条不得小于8mm。大修后制动闸瓦高出夹持铁条不得小于15mm，否则应更换。新制动闸瓦萝换应注意制动闸瓦必须与两侧的挡块配合紧凑，不应有摇晃现象。5.4.2制动器检查分解工序工艺要求如下:a)关闭气源、油源，拆除制动器管路法兰连接螺栓，拆除固定制动器的螺栓，移出制动器。b)分解制动闸瓦前检查制动器活塞是否复位，以防拆除时弹簧飞出伤人。c)拆除托板及夹条，取出制动闸瓦。d)拆除托板与活塞的连接螺钉，取出托板。e)拆除弹簧压板，取出弹簧。f)拔出上下活塞。5.4.3检查修理清洗活塞及活塞缸，并通气清扫油孔，使之无阻塞。缸壁、活塞应无高点，毛刺和擦痕。..(y_型密封圈完好，无明显变形。安装时应先装好“....
...0_型密封圈，活塞和缸壁抹上透平油。弹簧及弹簧压板装好后，检查活塞动作应灵活、不发卡。制动器托板与活塞连接螺钉拧紧后要与托板留有适当的上下活动空隙。5.5空气冷却器系统检修工艺要求5.5.1空气冷却器吊出前应先将下端进排水管法兰螺栓全部拆除。空气冷却器与定子的连接螺栓拆除2/3左右，用桥式起重机挂妥钢丝绳后，将其余螺栓全部拆除，吊出空气冷却器。空气冷却器和端盖应统一编号。检查空气冷却器和定子外壳结合面所垫的毛毡或胶皮板条应完好，防止热风漏泄。5.5.2空气冷却器水箱盖分解后，应去锈并涂刷防锈漆，铜管的泥污和水垢，应用圆柱形毛刷通刷干净。空气冷却器外部油污的清洗，可在现场专门设立的两个清洗槽中进行。冲洗液用稀释的金属洗净剂，并加温至50℃-80℃，将空气冷却器吊入洗净剂槽中浸泡及搅动0min-15min再吊入热水槽中搅20min--30min后吊出，用清水冲洗干净。5.5.3单个空气冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验，设计无规定时，试验压力一般为工作压力的两倍，但不低于0.4MPa，保持60mim，无渗漏现象。装复后进行严密性耐压试验，试验压力为1.25倍实用额定工作压力，保持30min无渗漏现象。5.5.4空气冷却器如发现有渗漏应查找原因。如铜管和承管板胀合不好，可以复胀。如铜管本身漏泄，可两头用楔塞堵死。但堵塞铜管的根数不得超过总根数的10%-15%，否则应更新空气冷却器。5.6推力轴承检修工艺要求5.6.1检修工艺一般要求如下:5.6.1.1推力轴承充排油前应接通排充油管，并检查排油、充油管阀应处的位置，确认无误后方可进行。对于推力轴承和导轴承不共用一个油槽的结构，导轴承与推力轴承不允许同时充排油，以防跑油。5.6.1.2在分解推力轴承冷却器排充油管、进排水管法兰时，应先将油水排尽，分解后应及时将各排充油管法兰管口和进排水管法兰管口封堵好，以防进入杂物。5.6.1.3推力轴承冷却器水压试验:单个冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验，设计无规定时，试验压力一般为工作压力的2倍，但不低于0.4MPa，保持60min，无渗漏现象。装复后应进行严密性耐压试验，试验压力为1.25倍实用额定工作压力，保持30min，无渗漏现象。冷却管如有渗漏，应可靠封堵，但堵塞数量不得超过冷却器冷却管总根数的巧%，否则应更换。5.6.1.4对于液压支承结构的推力轴承，测量镜板摩擦面与支架间的距离并与原始安装记录相比较。5.6.1.5检修不吊转子情况下，推力瓦抽出前应将推力瓦与高压油顶起装置油管间的连接头拆开、温度计连接线拆开。然后将转子顶起旋上制动器锁定或在制动器处装千斤顶支承，使推力瓦与镜板脱开，推力瓦连板、推力瓦瓦钩拆除，将转子重量落在制动器上之后，可将推力瓦顺着键由油槽抽瓦孔向外抽出。严禁在抽出一块或数块推力瓦的时候将机组转动部分的重量转移到推力轴承上。推力瓦全部吊出时，严禁在瓦面上放置重物和带棱角的物体，防止划伤推力瓦面，严禁弹性金属塑料瓦瓦面与瓦面直接接触堆放。必须接触推放时，瓦面上要涂上凡士林并用硬纸板隔开。5.6.1.6推力瓦修刮前应先检查瓦面有无硬点、脱壳或坑孔。对局部硬点必须剔出，坑孔边缘应修刮成坡弧，脱壳应占推力瓦面积的5%以下。且以油室的出油孔为中心半径100mm的围不得有脱壳现象。否则，应更换新推力瓦。推力瓦修刮时应对其表面局部磨平处的修刮为重点，普遍挑花为辅。对于有研刮要求的新更换推力瓦应经过粗刮、刮平、中部刮低和分格刮花四个阶段进行，并应实施盘车研刮。5.6.1.7弹性金属塑料瓦表面严禁修刮和研磨。检查瓦面磨损情况，有关参数和性能要求应满足DL/T622-1997的有关规定。5.6.1.8....
...推力瓦和托瓦接触面的检查一般在推力瓦修刮前进行。在更换新推力瓦时，应先研刮推力瓦和托瓦的接触面，二者的组合接触面应在80%以上。5.6.1.9拆卸推力头与镜板的连接销钉、螺栓，作好相对记号并记录，将推力头与镜板分别吊出。推力头安放在方木上。镜板吊出并翻转使镜面朝上放于研磨平台上，镜面上应涂一层润滑油，贴上一层腊纸并加盖毛毡，周围加遮栏以防磕碰。5.6.1.10推力轴承分解过程应检查:a)推力头上下组合面接触良好。b)油槽盖的密封是否良好，检查磨损程度，以便确定是否更换。c)油槽底部有无杂质。d)油槽壁油漆有无脱落。e)推力瓦的磨损情况。f)抗重螺栓的锁定有无松动和断裂现象。5.6.1.11液压支承结构的推力弹性油箱及底盘，其各部焊缝应仔细检查，无渗漏，抗重螺栓头光滑无麻点，绝缘垫板、销钉和螺栓的绝缘套垫进行干燥，瓦架油箱组装质应用1000V摇表检查绝缘，其对地绝缘电阻阻值不得小于5MΩ。油槽最后清扫处理完毕后，应顶起转子，在推力瓦与镜板不相接触的条件下，测其绝缘电阻值，应不小于1MΩ。5.6.1.12推力油槽应彻底清扫检查，耐油漆完整。装复推力冷却器、挡油筒(槽)后进行煤油渗漏试验，6h无渗漏现象。5.6.1.13推力瓦温度计的绝缘测定，要求每个温度计对推力瓦绝缘电阻值不小于50MΩ，总电阻值不小于0.5MΩ。5.6.1.14推力瓦调整定位后，应检查连板、瓦钩与推力瓦的轴向、切向间隙，固定螺栓紧固，锁定锁片。5.6.1.15检查液压支承结构的推力瓦底部与固定部件之间应有足够间隙，保证由于负荷增加引起推力瓦下沉，其运行应有的灵活性不受影响。弹性油箱的保护套与油箱底盘间间隙，应调至设计值。5.6.2推力瓦的检修研刮应符合下列要求:a)推力瓦检修研刮应采用与镜板和研磨平台研磨的方法，必要时可采用盘车研瓦方法。b)刀花排列应均匀整齐，刀花应相对错开。刀花面积应控制在0.15.2-0.25c.2以。刀花最深点应基本控制在下刀处和刀花中部之间。刀花最深处控制在0.03mm-0.05mm之间。下刀处应为缓弧，不应有棱角和毛刺。c)推力瓦面接触点应不少于2点/cm2-3点/cm2。d)推力瓦面局部不接触面积，每处不应大于推力瓦面积的2%，但最大不超过16Cm2，其总和不应超过推力瓦面积的5%。e)进油边按设计要求刮削，无规定时，可在10mm-15mm围刮成深0.5mm的倒圆斜坡。f)刚性支柱式推力瓦面的刮低，可在支柱螺栓周围约占总面积1/3-1/2的部位，先刮低0.01mm--0.02mm，然后再缩小围，从另一个方向再刮低约0.0lmm--0.02mm。无支柱螺栓的轴瓦可不刮低。5.6.3镜板的研磨工艺应符合下列要求:a)镜板镜面的研磨可在专门搭起的研磨棚进行，以防止落下异物划伤镜面。b)镜板放在研磨机上应调整好镜板的水平和中心，其水平偏差不大于0.05mm/m，其中心与研磨中心差不大于l0mm。C)研磨平板不应有毛刺和高点，并包上厚度不大于3mm的细毛毡，再外包工业用呢。二者应分别绑扎牢靠。d)镜板的抛光材料采用粒度为MS-M10的氧化铬(Cr2O3)研磨膏1:2的重量比用煤油稀释，用细绸过滤后备用。在研磨最后阶段，可在研磨膏液加30%的猪油，以提高镜面的光洁度。....
...e)研磨前，可用天然油石除去镜板上的划痕和高点，天然油石只能沿圆周方向研磨，严禁径向研磨。f)更换研磨液或清扫镜板面时，只能用白布和白绸缎，严禁用棉纱和破布。工作人员禁止戴手套。g)镜板研磨合格后，镜面的最后清扫应用无水酒精作清洗液。镜面用细绸布擦净，待酒精挥发后，涂上猪油、中性凡士林或透平油等，进行保护。5.7导轴承检修工艺要求5.7.1导轴承检修工艺一般要求:5.7.1.1导轴承充排油工艺参照5.6.1.1要求进行。5.7.1.2导轴承分解时，均要进行轴位测定，测量和校核的误差不超过0.02mm。5.7.1.3测量导轴瓦间隙，并做好记录。5.7.1.4分解、检查、处理、清洗导轴承各部件。5.7.1.5安装时，导轴承中心一般应依据机组中心测定结果而定。要求导轴承轴位和机组中心测定的结果误差应在0.02m以。5.7.1.6导轴瓦修刮工艺方法和要求，参照5.6.1.5和5.6.2有关规定执行并应符合下列要求:a)导轴瓦面接触点应不少于1点左mZ一3点左mZ，且瓦的接触面积达整个瓦面积的85%以上。b)每块导轴瓦的局部不接触面积不应大于5%。c)导轴瓦的抗重块与导轴瓦背面的垫块座、抗重螺母与螺母支座之间应接触严密。导轴瓦抗重块表面应光洁、无麻点和斑坑。d)轴瓦绝缘应分块用l00v摇表测量瓦和抗重块间的绝缘电阻值应不小于SMΩ。导轴承座圈与导轴瓦的绝缘垫以及导轴承座圈与上机架绝缘垫的对地绝缘均用1000V摇表测量，绝缘电阻值应不低于SMΩ。导轴瓦温度计绝缘不小于50MΩ。5.7.1.7导轴瓦装复应符合下列要求:a)轴瓦装复应在机组轴线及推力瓦受力调整合格后，水轮机止漏环间隙及发电机空气间隙均符合要求，即机组轴线处于实际回转中心位置的条件下进行。为了方便复查轴承中心位置，应在轴承固定部分合适地方建立测点，并记录有关数据。b)导轴瓦装配后，间隙调整应根据主轴中心位置，并考虑盘车的摆度方位和大小进行间隙调整，安装总间隙应符合设计要求。对采用液压支柱式推力轴承的发电机，其中一部导轴承轴瓦间隙的调整可不必考虑摆度值，可按设计值均匀调整。c)导轴瓦间隙调整前，必须检查所有轴瓦是否已顶紧靠在轴领上。d)分块式导轴瓦间隙允许偏差不应超过±0.02Ynln。5.7.1.8导轴领表面应光亮，对局部轴电流烧损或划痕可先用天然油石磨去毛刺，再用细毛毡，研磨膏研磨抛光。轴领清扫时，必须清扫外表面及油孔。轴领外表面最后清扫应使用白布或丝绸和纯净的甲苯或无水乙醇。5.7.1.9导轴承座圈与导轴瓦绝缘板共两层，两层接缝应不在导轴瓦上。绝缘板的曲率半径应与轴领半径基本相等。绝缘板与轴领间的间隙在轴位确定后调至0，smzn。5.7.1.10导轴承装复后应符合下列要求:a)导轴承油槽清扫后进行煤油渗漏试验，至少保持4h，应无渗漏现象。b)油质应合格，油位高度应符合设计要求，偏差不超过±10Inln。c)导轴承冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验，设计无规定时，试验压力一般为工作压力的两倍，但不得低于04MP日，保持60而n，无渗漏现象。5.7.2弹性金属塑料导轴瓦的检修应符合下列要求:a)弹性金属塑料导轴瓦表面严禁修刮和研磨。检查瓦面磨损情况及弹性金属丝(一般为青铜丝)有否露出氟塑料覆盖层。其他方面检查可参照DL/1622-1997的有关规定执行。....
...b)由于弹性金属塑料导轴瓦塑料瓦面硬度低，检修中注意划伤和磕碰。c)弹性金属塑料导轴承检修中应清扫油槽，要精心滤油，润滑油的清洁度应符合有关规定。5.8永磁机、励磁机检修工艺要求5.8.1拆卸工艺要求如下:a)拆卸前测量、记录永磁机空气间隙。b)起吊永磁机、励磁机前，应将所有引线断开，并作好标记，取出碳刷等。c)吊出永磁机转子后，应用钢丝绳等导磁物满绕在转子外围，将磁极短路，防止失磁。永磁机转子在拆装过程中禁止捶击和冲击。吊出的转子存放在没有感应磁场处，防止失磁。d)吊出励磁机定子前应将励磁机扶手、外围盖板、励磁机定子基础螺栓拆除，拆除碳刷、励磁机引线等。e)分解励磁机轴法兰连接螺栓，在断开励磁引线的条件下吊出励磁机转子。5.8.2永磁机、励磁机的安装步骤与5.8.1的拆卸工序相反。但励磁机转子安装后应进行盘车，检查轴线。励磁机定子基础螺栓及外围部件待间隙调整完毕后再进行紧固、安装。5.8.3永磁机、励磁机在拆前装后应测量其空气间隙。测量点数根据具体情况确定，以满足测量要求为准。测量工具为楔形塞尺(块)和游标卡尺或电子塞尺。塞尺(块)厚度应满足测量围的要求。测量时每个测量位置用力要求尽量一致，塞尺(块)插入的部位必须在磁极极掌的中心。5.8.4永磁机、励磁机空气间隙调整工作应在发电机转子吊入、上导轴位确定后进行。根据永磁机、励磁机空气间隙测量的结果，向间隙小的方向移动定子。其移动量可按移动方向空气间隙值最大与最小之差的一半考虑。最终调整到:永磁机、励磁机各实测点空气间隙与平均空气间隙之差不应超过平均间隙的±5%。5.8.5永磁机、励磁机检修要求如下:5.8.5.1永磁机检修a)检查定子绕组，绑绳有无损伤、松脱。b)检查定子槽楔有无松动。c)检查定子铁芯有无松动、过热现象。d)检查定子绕组绝缘有无损伤，接头有无断裂、过热现象。e)检查转子磁极有无松动、损伤、断裂。f)用干燥压缩空气吹扫定子绕组端部及转子磁极。g)绕组端部、铁芯、转子磁极油垢清扫。h)测量磁极磁感应强度应满足使用要求，否则应充磁。5.8.5.2励磁机定子检修a)检查磁极及绕组固定是否牢靠。b)检查磁极绝缘有无损伤。c)检查极间连线绝缘及接头是否完好。d)铁芯及绕组清洗。5.8.5.3励磁机电枢检修a)检查电枢绑线有无损伤或松脱。b)检查电枢槽楔有无松动。c)检查电枢铁芯有无松动、过热现象。d)检查电枢绝缘有无损伤，接头有无断裂、开焊、过热，升高片有无断裂短路现象。5.8.5.4整流子及碳刷检修a)检查换向片磨损情况。当磨损凹沟大于1.5mm-2mm，且运行中火花无法消除时，应车削换向片，车后应进行表面研磨。....
...b)换向片云母应刮深至lmm-1.5mm，沟壁不应有残留云母。外侧应倒角450，刮云母沟槽时应特别小合，勿划伤整流子表面。倒角刮好的整流子应进行表面研磨。c)检查碳刷，当碳刷接触面损坏，刷瓣断股超出四分之一或碳刷铆钉以下长度小于4m-8mm致使碳刷压力不均时应更换碳刷。每次更换碳刷数量不得大于三分之一，且每排最多不大于二分之一。更换新碳刷应加以打磨，使其碳刷与换向片间接触面达四分之三以上。所换碳刷必须用同一规格型号。d)碳刷架无特殊工作，不得移动。移动后必须根据中性位置试验予以调整。e)用弹簧秤测量碳刷压力应为0.15MPa--0.20MPa，同一刷架上其最大与最小压力差值不应超过±10%a5.8.5.5副励磁机集电环检修项目与主发电机集电环相同。5.9上、下机架检修工艺要求5.9.1上机架检修工艺要求如下:5.9.1.1上机架吊出时各个支臂设专人监视。为防止起吊时晃动，可在对称四个支臂上各保留一个螺栓，只松开一半而不拆除，待机架稍起找正后拆除。起吊过程中，中心体设专人用薄木板条在中心体与上导轴领、集电环间晃动，以防止碰坏轴领和集电环等其他设备。5.9.1.2上机架装复前应完成检查、清扫、刷漆，固定螺栓、销钉、各支臂结合面修理、清扫，机架附件检查、清扫，并按规定刷漆。挡风板结构检查、处理。径向支承装置检查、清扫。5.9.1.3上机架装复就位后，应检查水平、高程、中心，合格后，先回装销钉，再紧固螺栓。待盘车机组轴线调整合格后，调整机架径向支承装置符合设计要求。5.9.2下机架检修工艺要求如下:5.9.2.1下机架拆前水平值测量方法同上机架，测量各个支臂结合面的间隙，起吊的方法注意事项同上机架。5.9.2.2下机架装复前完成机架清扫、刷漆，检查金属结构，清扫修理结合面、销钉、销孔、螺栓。5.9.3必要时，在机组拆卸前，可测量承重机架的静挠度值，其值应符合设计要求。5.10发电机总体装复工艺要求5.10.1上机架装复后应进行水平、高程、中心测量、检查。要求高程偏差不大于±1.0m，水平偏差不大于0.10m/m-0.15mm/m，中心偏差不大于1.0mrn，否则进行调整处理。调整时先调高程，合格后再调水平。一般在机架吊出时要记录每个支臂下的间隙值及加垫的厚度，做为装复时的依据。5.10.2下机架装复前应检查各支臂与机座组合面之间无杂物、毛刺，当下机架吊入至基础面150mm-200mm时，再将结合面清扫后，下落就位。测量调整高程、水平、中心应满足要求。5.10.3复查机架径向支承装置，其安装高程偏差不超过15m=，径向支承装置受力应一致。5.10.4制动器装复应符合下列要求:a)单个制动器应按设计要求进行严密性耐压试验，持续30min，压力下降不超过耐压压力的3%0弹簧复位结构的制动器，在压力撤除后，活塞应能自动复位。b)制动器顶面安装高程偏差，不应超过±Sm.c)制动器及管路装复后应做通气及顶转子油压试验，即通以工作气压检查制动器，动作应灵活，制动器及气管路整体无漏气;用顶转子油泵顶起转子，动作正常后，转子在顶起状态停留15min～30min，检查制动器及油管路，应无渗漏。5.10.5测量核对定子安装有关尺寸应符合下列要求:....
...a)定子按水轮机实际中心线找正时，测量上、中、下三个断面，各半径与相应平均半径之差，不应超过设计空气间隙值的±5%。定子按转子找正时，应符合本条c)项的要求。b)按水轮机主轴法兰高程及各件实测尺寸核对定子高程，应使定子铁芯平均中心线高于转子磁极中心，其高出值不应超过定子铁芯有效长度的0.4%，但最大不超过6mm。c)当转子位于机组中心时，检查定子与转子间上下端空气间隙，被测间隙值与平均间隙值之差不超过平均间隙值的±10%。5.10.6转子吊装应符合下列要求:a)转子吊装前，调整制动器顶面高程，使发电机转子吊入后，推力头套装时，与镜板保持4mm-8mm的间隙;推力头在水轮机主轴上的结构形式，制动器顶面高程的调整，只需要考虑水轮机与发电机间的联轴间隙。b)必要时，转子吊转过程中，检查测量磁扼的下沉恢复情况。c)无轴结构的伞式发电机，转子落在制动器上之前，应按标记找好方位;吊入后联轴法兰止口应就位，销钉螺栓孔或键槽应对正。d)转子应按水轮机找正，联轴法兰中心偏差，应小于0.05mm，法兰之间不平行值应小于0.02mm。定子中心，若已按水轮机固定部分找正，则转子吊入后，按空气间隙调整转子中心。5.10.7推力头安装应符合下列要求:a)推力头吊入前，在推力瓦面不涂润滑油的情况下测量镜板的高程和水平，其水平偏差应在0.02mm/m以;高程应考虑荷重机架的挠度值和弹性油箱的压缩值。b)推力头热套时，加温温度以不超过100℃为宜。c)卡环受力后，应检查其轴向间隙，用0.03mm塞尺检查，不能通过。间隙过大时应抽出处理，不得加垫。5.10.8用盘车方法检查、调整机组轴线，并符合下列要求:a)盘车前，机组转动部分处于中心位置，大轴应垂直。b)调整靠近推力头的导轴瓦或临时导轴瓦的单侧间隙，一般为0.03mm-0.05mm,c)盘车前，推力瓦面应涂上无杂质猪油(室温高于25℃时，可用牛羊油)或二硫化钥润滑剂。d)刚性盘车前，推力轴承各推力瓦受力应初调均匀，镜板水平符合5.10.6a)项的要求，轴线调整完毕后，机组各部摆度值，应不超过表7的要求。e)液压支承式推力轴承弹性盘车前，应在弹性油箱受力调整合格后进行。上、下导轴瓦间隙调整至0.03m-0.05m，盘车时镜板边缘处的轴向摆度应不超过表8的要求。多段轴结构的机组，在盘车时应测量各段轴线的折弯情况，偏差一般不大于0.04mrn/m。轴线检查调整合格后，应复查弹性油箱受力，符合5.10.11的要求。表7机组轴线的允许摆度值(双振幅)轴的名称测量部位摆度的允许值机组额定转速r/min1002503756001000发电机轴发电机上、下导轴承处轴颈及法兰相对摆度mm/m0.030.030.020.020.02水轮机轴水轮机轴承处的轴相对摆度mm/m0.050.050.040.030.02发电机上部轴励磁机的整流子绝对摆度mm/m0.400.300.200.150.10发电机轴集电环绝对摆度mm/m0.500.400.300.200.10注:....
...12绝对摆度是指在测量部位测出的实际摆度值。3在任何情况下，水轮机导轴承的绝对摆度不得超过以下值:①额定转速在250r/min以下的机组为0.35mm;②额定转速为250r/min～600r/min的机组为0.25mm;③额定转速在600r/min以上的机组为0.20mm.表8推力轴承镜板允许的轴向摆度镜板直径m轴向摆度mm镜板直径m轴向摆度mm<2.00.10>3.50.202.0～3.50.155.10.9推力油槽的安装，应符合下列要求:a)推力油槽应按5.6.1.12要求作煤油渗漏试验。b)油槽冷却器应按5.6.1.3要求作耐压试验。c)油槽转动部分与固定部分的轴向间隙，应满足顶转子要求，其径向间隙应符合设计规定，沟槽式密封毛毡装入槽应有lmm左右的压缩量。d)挡油筒外圆应与机组同心，中心偏差不大于0.3mm～1.0mm。e)油槽油面高度应符合设计要求，偏差不大于15mm。润滑油的牌号应符合设计要求，注油前检查油质，应符合GB11120-1989中的有关规定。f)水冷推力瓦，安装后应按设计要求作水压试验，不得渗漏。5.10.10悬吊式机组推力轴承各部绝缘电阻应不小于表9的规定。表9悬吊式机组推力轴承各部绝缘序号推力轴承部件绝缘电阻MΩ测量仪器(兆欧表)V备注1推力轴承底座及支架51000在底座及机架安装后测量2水冷瓦引水管路501000与推力瓦的接头连接前，在管无水时进行，单根侧试3高压油顶起装置压油管路101000与推力瓦的接头连接前，单根测试4推力轴承总体11000轴承总装完毕，顶起转子，注入润滑油前，温度10℃一30t5推力轴承总体0.5500轴承总装完毕，顶起转子，注入润滑油前，温度to℃一30C6推力轴承总体0.02500转子落在推力轴承上，转动部分与固定部分的所有连接件暂拆除7埋入式温度计50500注入润滑油前，测每个温度计芯线对推力瓦的绝缘电阻注:4.5.6三项可侧其中之一项。5.10.11推力瓦受力调整应在机组轴线处于垂直、镜板水平、转子和转轮处于中心位置的时候进行，并符合下列要求:a)一般用测量轴瓦托盘变形的方法调整受力。起落转子，各被测托盘变形值与平均变形值之差，不应超过平均变形值的110%。b)采用锤击抗重螺栓的方法调整受力时，相同锤击力下机组轴倾斜的变化值与平均变化值之差，不超过平均变化值的±10%。5.10.12....
...液压支柱式推力轴承，在两部导轴瓦抱紧的情况下，作弹性油箱的受力调整。起落转子，各弹性油箱压缩量偏差不应大于0.2nun。无支柱螺栓的液压推力轴承，各弹性油箱的压缩量偏差应符合设计规定。5.10.13推力轴承最终调整定位后，推力瓦压板、挡板与瓦的轴向、切向间隙，钢套与油箱底盘的轴向间隙，均应符合设计要求。5.10.14当机组转动部分落于推力轴承上时，测量推力轴承座的上表面至镜板摩擦面间的距离，并作出记录。5.10.15推力轴承外循环冷却装置和管路，必须清扫干净，并按设计要求作耐压试验。5.10.16推力轴承高压油顶起装置的装复，应符合下列要求:a)高压油顶起装置各元件应分解清扫。b)系统油管路必须清扫干净，用油泵向油系统连续打油，直至出油油质合格为止，按设计要求作耐压试验。c)溢流阀的开启压力应符合设计规定。各单向阀应在反向压力状态下作严密性耐压试验，在0.5,0.75及1倍反向工作压力下各停留10min，均不得渗漏。d)在工作压力下，调整各推力瓦节流阀油流流量，使各推力瓦与镜板的间隙相互差不大于0.02mm。此时转子顶起高度，应在0.03mm-0.06mm围。5.10.17导轴承装复应符合下列要求:a)机组轴线及推力瓦受力调整合格。b)水轮机止漏环间隙、发电机空气间隙合格。c)分块式导轴承的每块导轴瓦在最终安装时，绝缘电阻在50MΩ以上，总绝缘电阻不小于0.5MΩ。d)导轴瓦安装，应根据主轴中心位置并考虑盘车的摆度方位和大小进行间隙调整，安装总间隙应符合设计要求。对采用弹性推力轴承的发电机，其中一部导轴瓦间隙的调整可不必考虑摆度值。e)分块式导轴瓦间隙调整允许偏差不应大于±0.02nun。f)油槽安装应符合5.10.9有关规定。5.10.18空气冷却器在安装前，应按5.5.3要求作耐压试验。机组部容易产牛冷凝众的管1K.IV/}h防止结露的措施。5.10.19发电机测温装置的装复，应符合下列要求:a)测温装置的总绝缘电阻，一般不小于0.5Mfl。有绝缘要求的轴承，在每个温度计安装后，对轴瓦的绝缘电阻应符合表9第7项的要求。b)定子绕组测温装置的端子板，应有放电空气间隙，一般为0.3m-0.5m。c)轴承油槽封闭前，测温装置应进行检查，各温度计应无开路、短路、接地现象，信号温度计指示应接近当时被测温度，温度计引线应固定牢靠。d)温度计及测温开关标号，应与轴瓦号、冷却器号、绕组槽号一致。5.10.20励磁机的安装，应符合下列要求:a)分瓣励磁机定子组合时，铁芯合缝处不应加绝缘纸垫;机座组合缝间隙，一般符合5.1.8要求。b)检查主磁极和换向极铁芯的圆，各被测半径与平均半径之差，不应大于设计空气间隙的±0.25%;各磁极中心距(弦距)偏差，不应大于2m。c)励磁机定子，在机组中心调整合格后再调整定位。主极和换向磁极的各被测空气间隙与平均空气间隙之差。不应超过平均空气间隙值的±5%。d)电刷在刷握滑动应灵活，无卡阻现象;同一组电刷应与相应整流子片对正，刷握距整流子表面应有2mm--3mm间隙，各组刷握间距差，应小于1.5mm。电刷与整流子的接触面，不应小于电刷截面的75%;弹簧压力应均匀。e)整流子各片间的绝缘，应低于整流子表面lm-1.5m。....
...f)励磁系统线路用螺栓连接的母线接头，应用0.05mm塞尺检查，塞入深度不应超过5mm。g)不同极性的电枢引线及转子励磁引线，应成对并列穿过励磁机定子。h)励磁机、集电环有关电气试验应按DL/1596-1996有关要求进行。1)机组盘车时，整流子和集电环的摆度，应符合表7有关要求。J)集电环安装的水平偏差一般不超过2m。5.10.2，永磁发电机应与机组同心，各空气间隙与平均空气间隙之差，不应超过平均空气间隙的±5%，机座装配后，对地绝缘电阻，一般不小于03MΩ。6水轮发电机检修启动试验和验收6.1启动试验前的验收6.1.1检修完工要严格执行验收制度，加强质量管理。6.1.2检修质量检验要行检修工作人员自检与验收人员检验相结合。6.1.3各级验收人员应由工作认真负责、熟悉检修技术业务者担任。6.1.4机组检修完工，三级验收完，各项检验数据合格，启动前的全面检查通过后，方可进行启动试验。6.2启动试验项目和要求6.2.1首次手动开停机试验:6.2.1.1首次开机过程中应监测检查如下主要项目:a)机组升速至80%额定转速(或规定值)时，可手动切除高压油顶起装置，并校验电气转速继电器对应的触点。b)机组升速过程中应加强对各部轴承温度、油槽油面的监视。各轴承温度不应有急剧升高及下降现象。c)测量机组运行摆度双幅值，其值应小于轴承间隙或符合厂家设计规定值。d)测量永磁发电机电压和频率关系曲线。e)测量发电机一次残压及相序。6.2.1.2首次手动停机过程中应检查下列各项:a)注意机组转速降至规定转速时，高压油顶起装置的自动投入情况。b)监视各部位轴承温度变化情况。c)检查转速继电器的动作情况。d)检查各部位油槽油面变化情况。e)机组全停后，高压油顶起装置应自动切除。6.2.2过速试验及检查:6.2.2.1机组过速试验要根据设计规定的过速保护装置整定值进行。6.2.2.2过速试验过程中应监视并记录各部位摆度和振动值，各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化。6.2.2.3过速试验停机后应进行如下检查:a)全面检查转动部分。b)检查定子基础及上机架径向支承装置的状态。c)检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落。d)检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。e)检查上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。6.2.3自动开机和自动停机试验:6.2.3.1自动开机和自动停机试验的主要目的是检查自动开停机回路动作是否正确。....
...具有计算机监控系统为主要控制方式的水电站，自动开、停机应由计算机监控系统来完成。6.2.3.2自动开机可在中控室或机旁进行，并检查下列各项:a)检查自动化元件能否正确动作。b)检查推力轴承高压油顶起装置的动作情况。6.2.3.3自动停机过程中及停机后的检查项目:a)记录自发出停机脉冲信号至机组转速降至制动转速所需时间。b)记录机组开始制动至全停的时间。c)检查转速继电器动作是否正确。d)当机组转速降至设计规定转速时，推力轴承高压油顶起装置应能自动投入，停机后应能自动切除。6.2.4发电机短路试验，必要时才做此项试验。6.2.5发电机升压试验:6.2.5.1发电机升压试验应具备的条件:a)发电机保护系统投入，励磁系统调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入。b)发电机振动、摆度及空气间隙监测装置投入，定子绕组局部放电监测系统投入。6.2.5.2发电机升压时应进行下列检查和试验:a)分段升压，检查所有电压互感器二次侧电压应三相平衡，相序相位及仪表指示应正确，各电压保护装置端子电压正常。b)发电机及引出母线、与母线相连的断路器、分支回路设备等带电后是否正常。c)机组运行中各部振动及摆度是否正常。d)分别在50%,100%额定电压下，跳开灭磁开关检查消弧情况，录制示波图，并求取灭磁时间常数。e)在额定电压下测量发电机轴电压。6.2.6发电机空载下励磁调节器试验:6.2.6.1发电机空载时的励磁调节器试验应符合下列要求:a)具有起励装置的晶闸管励磁调节器的起励工作应正常且可靠。b)检查励磁调节系统的电压调整围，应符合设计要求。检查在各种工况下的稳定性(即摆动次数)和超调量不超过规定。c)测量励磁调节器的开环放大倍数值。d)在等值负载情况下，录制和观察励磁调节器各部特性。对于晶闸管励磁系统，还应在额定励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数。均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85.e)发电机空载状态下，改变转速，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压与频率关系特性曲线。频率每变化1%，自动励磁调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25%.f)晶闸管励磁调节器应进行低励磁、过励磁、断线、过电压、均流保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。g)对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，还应进行逆变灭磁试验。6.2.7发电机并列及带负荷试验:6.2.7.1发电机并列试验。a)以手动和自动准同步方式并列试验前，应检查同步装置的超前时间、调速脉冲宽度及电压差闭锁的整定值。b)在正式并列试验前，应先断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以确定同步回路的正确性。6.2.7.2发电机带负荷试验。....
...a)发电机带负荷试验，有功负荷应逐步增加，并观察各仪表指示及各部位运转情况和各种负荷下尾水管补气装置工作情况。观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动围及其量值，必要时进行补气试验。b)做发电机带负荷下的励磁调节器试验。6.2.7.3发电机甩负荷试验。a)甩负荷试验前，将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值;调整好测量各部位的振动、摆度、蜗壳压力、机组转数(频率)、接力器行程、发电机气隙等电量和非电量的监测仪表;所有继电保护及自动装置均已投入;自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。b)发电机甩负荷试验应在额定有功负荷的25%,50%,75%和100%下分别进行。若电站运行水头和电力系统条件限制，发电机不可能带额定负荷或甩额定负荷时，则可按当时条件在尽可能大负荷下进行甩负荷试验。c)发电机甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机甩额定有功负荷时，发电机电压不应大于额定电压的15%-20%，振荡次数不超过3次一5次，调节时间不大于5s.6.2.7.4发电机温升试验，必要时才做此项试验。6.2.8发电机24h带负荷连续试运行试验。6.3检修工程最终验收6.3.1对机组启动试验过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除。6.3.2各项启动试验项目合格，经过交接验收，并办理相关手续。6.3.3机组通过连续24h试运行，未发现新的缺陷，方可正式归调投入系统运行。6.3.4机组检修完工后，要及时写出技术总结.经过审查、审核、批准后送交相关部门保存。....
...发电机检修工艺规程(电气部分)1主题容和适用围本规程规定了**水电厂发电机检修的项目和容、技术参数、工艺标准。本规程适用于**水电厂发电机检修维护和质量验收工作。2发电机的主要技术数据名称单位#1-#4发电机型号TS-55-/79-28制造厂天津发电设备厂容量kVA18750出力kW15000电压kV10.5电流A1032功率因数0.8额定转速r/min214.3转动方向（俯视）顺时针相数3频率HZ50飞逸转速r/min446极数28绕组形式双层条形迭绕定子结线双Y绝缘等级F转子电压V222转子电流A494转子重量T约703检修周期与检修标准项目3.1根据我厂机组具体情况确定机组检修周期如下：大修每3-4年进行一次，延长至6-8年，逐步向状态检修过渡。小修每年进行1-2次3.2大修标准项目3.2.1拆装3.2.1.1励磁引线（电气一次部分）3.2.1.2发电机引出线及中性点接头3.2.1.3转子滑环引出线3.2.1.4机端PT一次引线，励磁变压器引线3.2.2定子检修3.2.2.1铁芯及压板3.2.2.2线圈试验、检查及清扫3.2.2.3槽楔、绑线及支持环3.2.2.4引出线3.2.2.5必要时进行喷漆3.2.3转子检修....
...3.2.3.1磁极线圈及接头试验，清抹检查3.2.3.2引出线3.2.3.3阻尼环检查打磨连接片3.2.3.4必要时进行喷漆3.2.4滑环的检修3.2.4.1调整碳刷压力3.2.4.2引线铜鼻子接触检查3.2.4.3碳刷架绝缘套的检查3.2.4.4滑环表面及圆度检查、修复3.2.5发电机干燥3.2.6试验3.2.7试运行3.3小修标准项目3.3.1发电机定子端部、绑线及引出线清扫检查3.3.2发电机上、下端铁芯及槽楔检查3.3.3发电机转子磁极线圈及接头、引线及阻尼环接头检查、清扫3.3.4转子滑环清扫或碳刷更换3.3.5励磁变清扫、检查3.3.6灭磁开关及励磁回路电缆检查清扫3.3.7电压互感器、电流互感器清扫3.3.8试验3.4大、小修项目的编制依据3.4.1已批准的年度大、小修计划3.4.2大小修的标准项目3.4.3缺陷记录本中记载的尚未消除的缺陷3.4.4前次检修中未完成的项目或验收时提出的应做的工作3.4.5经批准采用的设备技术改进和合理化建议3.4.6反事故措施计划中有关改进工程3.4.7根据设备的运行情况考虑破坏性试验中可能损坏部位4检修准备工作4.1检修前的准备工作4.1.1拟定大修依据4.1.1.1每次检修时应做好清扫检查工作4.1.1.2事故报告、设备运行记录、缺陷记录中记载而未及时处理的缺陷4.1.1.3前次检修中的未完成的项目及尚未消除的缺陷4.1.2除标准大修项目外，对非标准项目需编制方案4.1.3编制发电机大修总进度表，主要部件的操作、指标、图表及订出有关安全作业措施和注意事项4.1.4工具材料和参考资料的准备4.1.4.1检查、修理及补充大修需要的工具4.1.4.2检查、修理及准备好备品，大修材料计划应早写好，并送材料部门准备，并在大修前备好所有所需的材料。4.1.4.3在大修时需用的图纸、规程、参考资料、各种记录表格（或记录本）4.2检修人员的学习....
...对参加大修的工作人员应进行项目、进度、措施及质量要求的交底与讨论，并组织对规程的学习和考核，同时必须强调执行好安全措施和消防措施。4.3小修前的准备工作应根据检修项目的繁简程度，参照第3.3条的要求，做好准备工作。4.4进入发电机必须注意以下事项4.4.1严禁穿带钉的鞋进入机，穿凉鞋必须先检查鞋底是否夹有石头或金属物。4.4.2不许踩踏线圈端部的接头4.4.3进入发电机人员必须遵守风洞管理制度，所带工具材料必须登记，身上所带金属物件应取出。4.4.4发电机严禁抽烟4.5发电机工作必须注意以下事项4.5.1拆卸零件必须点清数量，放入箱4.5.2检修中若使用明火时，必须先做好防火措施，如配有四氯化碳灭火器和石棉布等。4.5.3机进行电焊时，地线必须接在焊件上4.5.4拆卸金属部件时应注意不要碰及电气绝缘4.5.5机工作应避免上、下层同时作业，如有必要应事先做好防止落物的保安措施。4.5.6应正确使用工具，不合要求的工具禁止使用4.5.7接头焊接时，应做好防止漏焊锡及其他保安措施4.5.8打槽楔时所需之易燃品（如酒精、汽油、甲苯、漆等）应远离线圈，工作中断期间应撤离至机外，非工作所需易燃品严禁带入机。4.5.9所用之作业行灯，严禁长时间放在线圈上，休息时所用照明及工作电源应断。4.5.10接头焊接时，高温碳棒的放置应牢靠，不要触及线圈绝缘，不要两极碰地，不要放在行人来往之。4.5.11喷漆工作不要使用行灯作照明，应使用手电筒或矿灯，工作人员应戴口罩和护目眼镜或面罩。4.5.12发现异常情况，应保护好现场并立即向领导汇报。5机组的拆卸5.1拆卸发电机、大罩、挡风板、灭火水管、磁极等大件的拆卸与安装，由机械人员负责，电气派人员监护和协作，有关电缆头、碳刷架、线圈的拆装，由电气人员负责，在分解时注意做好记号，大小螺丝应分别保管,如条件允许应拧回原来的位置。5.2滑环拆卸5.2.1取出滑环碳刷，轴碳刷、放在专用箱。5.2.2拆开刷架5.2.3拆开转子引线，作好引线记号。5.2.4摇测各部绝缘并作好记录。5.2.5拆下的部件应集中放在可靠之处。5.3发电机母线分解5.3.1拆开引出线及中性点接头，并做好记号5.3.2各母线接触面应保护好。5.3.3拆下母线连板应集中放在不易碰伤之处。6发电机定子的检修6.1铁芯的检修6.1.1检查铁芯有无过热、烧伤及生锈现象6.1.1.1....
...铁芯过热部位呈黑蓝色或深灰色，这是由于铁芯矽钢片短路所致，通常是铁芯矽钢片有毛剌和凸部翘卷，使矽钢片短路。用锐利的细锯、细锉或砂轮片把毛刺去掉，凸部或翘卷修正后清扫干净，涂上1361绝缘漆。6.1.1.2铁芯如有生锈，可用砂布、砂轮片打磨清扫干净后漆上1361绝缘漆。6.1.1.3在拔线棒后，应检查槽部铁芯，除上述两点情况外，如果在槽有表面烧伤和熔化时，一般是由于两线圈短路或一相接地所造成，应将所有熔化铁片，碳化绝缘物及烧损部分除掉，直致片间绝缘良好的矽钢片为止，所用工具为凿子、刮刀、砂轮机等。要特别小心不让铁刺和熔化的铁渣留在槽，敲打的工具应用软质金属（如铜）。为避免边缘的电场强度集中，切削面的外形应成半园形，先在已清洗好的地方喷一层1361绝缘漆再用能耐120℃-130℃以上高温环氧树脂填充之。关于铁芯过热与烧伤的具体处理，应经总工室同意后方可进行。6.1.1.4检查铁芯有无粉红色铁粉，此种氧化铁粉是由铁芯松动所致，应把铁芯清扫干净，用压缩空气吹扫，并在生锈处涂上一层1361绝缘漆，然后在松动的矽钢片间塞进钢纸，钢纸两面涂漆，使其粘住，或打入胶木制的楔子与临近的矽钢片拆弯压住。6.1.2检查通风沟合缝，压紧螺栓、齿压板及齿压条。6.1.2.1检查通风沟有无阻塞及白色粉末电晕的痕迹，如有应清扫干净，刷上1361漆，检查槽钢片有无变形。6.1.2.2检查定子两处合缝是否增大。6.1.2.3检查铁芯压紧螺栓是否坚固，螺帽点焊处有无裂纹，螺杆松紧程度用0.2毫米塞尺不进，同时铁损试验时，螺杆应无振动声，矽钢片应紧密结合，无明显间隙。6.1.2.4检查齿压板及齿压条是否碰着线棒，如有此情况应加以调整。6.2线圈的检修6.2.1检查线圈子绝缘情况6.2.1.1线圈上下端部绝缘有否破裂、变形、膨胀、烧焦、变脆、漆层脱落，流胶及机械损伤等现象，视其损伤轻重，分别处理，进行重新包扎绝缘或喷漆。6.2.1.2线棒接头绝缘外表有无烧焦颜色，有否开裂。焦脆严重时应把接头绝缘打开，检查是否有发热情况，而决定是重焊或重包。6.2.1.3线圈槽口有无移位，变形及灰白色粉状电晕现象。6.2.2退出槽楔后及拔线棒后，对所拔出的线棒进行检查，有无绝缘损伤情况，槽部分主绝缘损伤严重时，是否更换，需会同有关部门在现场研究决定，发现“电机虫眼”或其他缺陷应根据情况作出适当处理。6.2.3检查绑线、垫块及支持环。6.2.3.1绑线应完好不断，隔离垫块应紧固，松动的要加固，更换的垫片要经涂漆干燥处理。6.2.3.2支持环应结实牢靠不松动，绝缘表面清洁无焦脆现象，如在引线交叉接缝处有电晕痕迹（灰白色粉末），应将其清扫干净，并涂上6101环氧树脂（6101：650：甲苯=1：1：1）。6.2.4检查引出线的绝缘和坚固情况，绝缘应完整良好，无破裂变形，肿胀，焦脆等现象，支墩应固定牢靠，弹簧垫要齐全，螺丝拧紧。6.2.5检查线圈端部缝间有无金属及其他杂物藏着，如有应取出察看是否有不正常现象，可用干燥压缩空气吹干净。6.3槽楔6.3.1检查槽楔有无松动，断裂及位移，并进行处理。6.3.1.1要求上下两节一定要紧，中间的楔条要求用锤敲打无跳动现象。6.3.1.2更换槽楔时，应先准备好楔条及垫条，垫条可改用胶布板，取用0.50.81.0毫米几种厚度，楔条及垫条应经涂漆后需先在70-80℃温度下干燥一昼夜以上，待干至不粘手时使用。....
...6.3.1.3退出楔条时，用方铲放在通风沟处的楔条缺口上，然后用锤子轻击方铲，使楔条间拉开距离，可放入方铲时，即将楔条放在楔条端头，然后用锤子打方铲退出楔子，这样可以避免退出破裂。6.3.1.4打入楔条时，楔条前移角削去一些，使楔条深入容易，楔条不易破裂，同时必须分段垫垫条，以提高打楔条的速度，每打完一节，检查一节看有否松动。6.3.2打槽楔时注意下列几点：6.3.2.1楔子的缺口应与通风沟对齐，通风口方向正确，上下节次序不能弄错。6.3.2.2线圈上下端部用钢纸板保护好，以免锤子破伤线棒，楔子擦破绝缘。6.3.2.3退出槽楔时，方铲不要利破线棒或碰伤铁芯，以免使其短路。6.3.2.4槽楔下的垫条露出槽口部位与槽楔对齐，过长的部分应折断，割断垫条或绑线时应特别注意勿伤线棒。6.3.2.5槽楔打好后最下一节用直径3mm玻璃绳绑好，为防止局部绑线折断而影响其它各道松动，应在绑一道之后打一个结。6.4线棒修理与更换6.4.1线棒处理的原则6.4.1.1运行中电压击穿其部位在槽或距离槽口很近者。6.4.1.2绝缘严重损伤，不能承受试验电压者。6.4.1.3绝缘有明显损伤，尚未击穿，但大修有条件更换者。6.4.2运行中或耐压后，线棒槽外端部击穿，其部位距槽口100毫米以上的，以及绝缘损伤严重但其部位在距槽口100毫米以上的，允许不拔线棒处理，击穿损伤部位绝缘削成斜口，斜口长度应有80毫米，用酒精或苯水抹干净后涂上一层1211绝缘黑漆，用粉云母带由下向上逐层包扎，每层涂漆一次，按规进行包扎。击穿部位距槽口小于100毫米的，须会同有关部门在现场研究进行处理。6.4.3决定更换线棒后，其步骤如下：准备工作——吊转子——剥接头绝缘——焊开接头——割绑线——退槽楔——拔线棒——检查清扫定子槽——嵌线前新线棒的耐压和烘焙——拔出线棒的接头，清扫、搪锡、整形——线棒端部绝缘和直线部分防晕层处理——嵌线及扎绑线——打槽楔——套并头套——焊接头与测量接触电阻——绝缘包扎及规——清扫——喷漆，下面分条段述各步骤的工艺过程。6.4.4准备工作6.4.4.1选好备用线棒，所选线棒要平直，端部弯度要符合要求，绝缘完好，按规作试验合格，且其线棒厚度在21±0.5毫米之间，并要分清上下线棒与连接梁连接的线棒，放在烘室保存。需用的槽楔垫条0.2×35毫米，已处理好的玻璃丝带绑线，3毫米阿麻绳，木隔块等，需经浸漆及干燥处理其它包扎用的绝缘物都要放在烘房或干燥箱干燥。6.4.4.2部分材料处理方法如下：a.棉纱绑线浸漆，棉纱绑线为3毫米浸入1211漆浸透后，取出滴干要求时间充裕，进行自然干燥，对于干燥好的棉纱绑线，可放在40-50℃干燥箱，以免受潮。b.玻璃丝带及绳浸胶树脂配方：环氧树脂6101与酚醛树脂5121的配方比例为7：3，这部分占总溶液的50%。甲苯与酒精配方比例为1：1，此溶液剂亦占总溶液的50%，将已去完腊的无碱玻璃丝带浸入上面配好的溶液中，浸完后凉干即可使用。c.下线告一段落，用下述配方的树脂刷在绑扎处，经4-8小时自然干燥后，即可硬化。涂刷用的树脂配方为：环氧树脂6101及聚酰树脂650按1：1配方，甲苯溶液配入50%，此配方需随用随配，一般2-3小时后便硬化。....
...d.垫条刷半导体漆，把裁好的绝缘垫条，首先干燥，每条刷5146半导体漆再放到干燥箱干燥。e.焊锡条用60%的纯锡和40%的纯铅配制，溶化成条形。f.木隔板浸热铜油后阳干。6.4.5吊转子6.4.6剥接头绝缘，把要拔线棒接头的绝缘物剥除，其程序如下：6.4.6.1查出线棒编号a.用电工刀或其它刀子剥掉绝缘带，注意不要划伤邻近线圈绝缘。b.取下云母盒，尽量保证每个接头的云母盒完整无损。c.接头新包绝缘应削成30度斜角坡50-60mm。6.4.7接头焊开，在焊开接头工作中要做好防火措施和人身安全措施。6.4.7.1所需工具材料：工具有：炭精焊把2个；直流焊机一台；榔头2个；拔勾1个；铁夹钳1把；有色眼镜3付；电工工具一套；木榔头1把；帆布手套。材料：石棉粉；小铜块；石棉布；破布；松香粉。6.4.7.2做石棉泥窝：将所有需要焊开的接头周围用破布塞好，把调好的石棉泥在每个接头处做成石棉泥窝，要求做的密实，不漏焊锡，但有一个缺口，让焊锡溶化后集中一处安全漏出。两旁接头用石棉板隔开。6.4.7.3脱焊：并头套两端放上小铜块，将两个碳精焊把在小铜块上，通上电流，一般在200-300A加热过程中边加焊锡和适当的松香。待焊锡熔化并全部漏完后，用锤子将并头套往里打一点，拿出铜楔子，再用铜锤子轻轻敲打并头套挂上勾子，拿开焊把，迅速将并头套取出。6.4.7.4并头套取出后，迅速用干净破布抹掉接头上的焊锡，要求表面光滑。6.4.7.5接头全部焊开后取掉石棉泥窝和破布，清扫干净。6.4.7.6下部接头焊开用端锡焊。6.4.8割绑线绑线可在线圈的隔木垫上或支持环上割开，刀子与绑线应成30度角，用榔头敲打刀子时，特别注意不得损伤主绝缘，绑线割断后用钢丝钳尽可能地将割掉的绑线拔掉，隔木垫若太紧时可用木楔先将线圈轻轻撬开，然后将垫取下。6.4.9退槽楔退槽楔可以在焊开接头割绑线过程中错开进行，退槽楔使用榔头和铁楔子或方铲，可以从中间往两头退出，退的当中注意不得打坏铁芯，楔头不得打坏线棒绝缘。6.4.10拔线棒拔线棒应防止其变形及损伤绝缘，处理下层线棒时对所拔的线棒更要特别注意保护。6.4.10.1线棒放置的地方应通风干燥，还必须备有枕木，使用线棒平放在三个支点上。6.4.10.2对所拔线棒应用漆编号画出槽口位置。6.4.10.3拔线棒的方法是：在线棒上下端紧靠槽口处穿入绑绳和撬棍（木质或竹的）。6.4.10.4由6个人组成拔线组，上下部各2人，另2人抬送线棒，拔时上下应均匀用力慢慢地拉出一些，使线棒平行移出，不能弯曲，如线棒中部被卡紧则会打弯线棒，为此当拉出一点时，便在中部通风沟处穿亚麻绳至用撬棍于中部用力，即可顺利取出线棒。拔时遇到较紧的线棒，严禁用千斤顶硬行顶出，线棒快要出时，防止线棒掉下打坏或伤人以及损坏线棒的绝缘。6.4.10.5线棒拔出后应按编号顺序放好，上下层线棒应分别放开，半导体垫条和隔垫应清理放好待装复时使用。6.4.10.6注意事项：a.取出线棒后，应注意故障点的保护，以便研究和记录。b.在更换线棒的槽，若有测温的电阻线圈应记录安装位置情况，并通知电试班。....
...c.上层线棒拔出后，检查下层线棒有无偏卡，绝缘有无损伤、腐蚀，有无放电现象及槽铁芯有无氧化、锈蚀现象。6.4.11检查清扫定子槽参照“铁芯的检修”一节，检查完毕后先用毛刷清扫一遍，再用0.2Mpa干燥压缩空气对槽部通风沟齿压板，线棒间吹扫干净。6.4.12嵌线前，新线棒的耐压及烘焙。如更换新线棒时，选取的线棒应经2.7UH交流耐压试验及外观检查，端部弯尺寸应与拔出的线棒相同，厚度应在21-0.5mm围，将其端头按旧线棒的尺寸锯成半圆角并把接头部分的铜条表面的漆去掉，必要时应抹锡，线棒与槽口位置画出杆高，然后放入烘箱烘焙，烘箱应派专人负责，缓慢均匀加温至85℃-90℃为止，约保持60-80分钟，此时绝缘表面柔软，在靠槽表面侧漆上白腊，然后进行嵌线。6.4.13拔出线的接头清洁搪锡、整形，如需要更换修理的线棒是下层的，为此拔出的所有上层线棒，在嵌线前都要按预防性试验规程的规定进行交流耐压试验合格。6.4.13.1线棒接头搪锡，利用一个焊锡锅把锡加热至300℃左右，，采用吊或人扶着线棒的方法，将接头浸入锡锅75-85mm，待1分钟后在接头涂上一些松香粉，再浸入焊锡锅1分钟左右，拿出后迅速用木榔头敲打涂上松香粉用干净白布抹掉接头上的焊锡，并应尽量使接头导线分开，焊锡显示光泽，搪锡时注意防火，防止烫伤。6.4.13.2接头清理整形：将线棒放在适当高度的凳子上，用刀子或扁铲将接头各根线分开，分开过程中用白布袋沾甲苯清洗脏物或用锯片刮掉氧化层，但注意不要把锡层刮掉，发现线条还未搪锡的可用电烙铁将焊搪锡上，线条分开的角度大于45度不得有硬弯，特别注意分开线条时防止把线条损伤或折断。6.4.13.3接头清理后将分开的线条板直，用木榔头敲打，使线条基本上成一整体，再用整线器和接头调整器套在接头上压紧和调整，使接头线条成一整体，用布或白布袋将头包好。6.4.14线棒端部绝缘及直线部分防晕处理6.4.14.1端部绝缘被击穿或严重损伤；防晕层严重腐蚀，严重损伤或半导体电导值超过103-105欧。6.4.14.2所需工具材料、场地。场地：不小于16平方米有足够照明干燥通风的地方。工具：各种漆桶、漆盒、漆刷、剪刀、电工刀、白铁盘、磅称天平、1300×800或1300×500mm高的凳子、摇表、万能表、酒精、5145、5146半导体漆。6.4.14.3线棒端部绝缘处理：视损坏情况而定。a.电压击穿和损坏位置是第一道绑线槽出口侧，从这点起往槽部方向移80-100毫米，前成30度角，往接头方向的端部绝缘全部剥掉，用白布沾苯清扫端部，漆上1211绝缘漆，用0.16×25粉云母线带连续半绕13层每绕一层应涂1211漆一次，最后用0.1mm玻璃纤维带半选绕两层，再涂5745漆，放进烘房保温80-85℃经5-6小时后取出，再涂上一层5145漆，待干后经1.3UH试验通过。b.如果击穿点或损坏在第一道线棒槽，其处理与上述相同处理后必须模压成型。c.线棒端部绝缘重新包扎全过程中，工作人员应戴口罩，保持清洁，做好防火安全措施。6.4.14.4环氧粉云母线棒防晕层处理，工艺过程如下：a.剥掉防晕层b.如果主绝缘电晕腐蚀有麻点，用沙布打磨，用白布沾甲苯清扫。c.分别涂5145、5146半导体漆，并分别加20%环烷铅酸钴硬化剂。d.分别包石棉带半绕一层玻璃丝带并选绕一层，然后分别涂漆。6.4.15嵌线及扎绑线....
...嵌线是更换线棒的一个重要组成部分，各方面的工作都必须过细，由6个人组成一个工作面，上下部各2个，线棒加温及抬送线棒两人，嵌线前由技术负责人或工作负责人进行关于工艺过程、质量要求、注意事项的交底。6.4.15.1施工场地、工具材料准备。a.施工场地应进行检查清扫，对定子铁芯槽进行一次详细检查清扫，做好各种安全措施。b.工具：4磅铁榔头2个、木榔头2个、橡皮榔头2个或15mm厚的橡皮垫两块、木打板两块、临时铁槽楔、调整线棒端部木楔子板、穿针、剪刀、撬根、电工工具一套。c.材料：绑线各种规格厚的垫条、白布带、木板垫块、白腊、麻绳、毛绳、涂料。6.4.15.2嵌线步骤及质量要求：a.对嵌线准备工作作一次全面准备b.线棒交流耐压试验直线部位2.4UH，端部1.3UH。c.线棒加温：先在下层线棒加温，加温的根数根据下线的进度，一般5-6根温度保持在85-90℃左右，加温时间不超过50分钟。d.槽装半导体垫条，每槽放两根对接的半导体垫条，垫条伸出槽口8-12mm，如槽有测温电阻，必须测绝缘焊接良好，将垫条去掉一边使电阻与垫条在同一平面。e.嵌线：先嵌下层线棒，经加温后即可进行，线棒由两人抬出在槽表面涂上白腊，对准标高上下均匀用手平行槽，用橡皮榔头把线棒打平，再用木反板打入槽。利用临时铁槽楔和木楔子将下层线棒固定在槽下层线与棒底之间应打紧无间隔。线棒嵌入槽后防晕层应完整无损，线棒两端锥形面与支持环严密靠紧，标高一致，端部间隔均匀。f.扎绑线：线棒嵌入槽固定后，首先塞好木垫，先扎好上下端部靠紧运动环的一道绑线，然后再扎好线棒相邻的绑线，扎绑线时，选固定绑线压好条形绝缘纸垫，穿过第一圈压好，用木榔头绞紧再连续穿三圈压好用木榔头绞紧、锁死。每道绑线应扎得紧，距离均匀美观，绑线材料用玻璃丝带每扎好一道打一个结，不得剪断并涂上一层涂料。g.下层线棒全部嵌完后作2.4UH交流耐压合格后,上下端部喷一层1321漆，然后开始嵌上层线棒其工艺过程和要求与嵌下层线棒相同，上下层线相互间应打紧。h.注意事项：工作人员应戴纱手套，使用榔头牢固可靠，防止上部的工具掉到下部，下部工作人员应戴安全帽，并应做好防火措施。6.4.16打槽楔，参照“槽楔检修”6.4.16.1并头套整形搪锡6.4.16.2利用调整器调整接头的间隔和接头的偏斜。6.4.16.3用白布沾甲苯清抹接头和并头套，用收紧器将两个接头调至合适位置用木榔头敲打至使并头套完全套入接头，然后用先抹好锡的铜楔子打入并头套，使并头套与接头固紧。6.4.16.4用锯子将突出并头套外的铜条锯掉，用锉刀打光使接头平滑。锯线时必须小心防止铜条及铜屑掉入线棒或损坏线棒端部绝缘。6.4.16.5并头套全部套好后，应进行检查清扫，特别上部应进行详细检查。6.4.17焊头。焊头与接头焊开方法基本相同，也分上下部焊头方法。6.4.17.1上部焊头与上部焊开接头方法基本一致，但石棉窝不一样，线棒塞好破布后将0.22mm绝缘纸，围绕并头套一圈，在并头套腿部绕几道白布带,根部及底部敷以石棉泥,两旁放石棉板并用铁夹夹紧，外面塞石棉泥，顶部的纸扒开，将石棉泥做好凹状即可以开始焊锡，对于相邻不焊的接头，用石棉布隔好防止损伤接头绝缘。焊接开始时选择电流在200-300A左右，加温过程中不断加焊锡和松香，直至所加焊锡不再渗入和不冒气泡时即焊好（需时15分钟）过程中，应固定好焊把，先切焊机电源再拿开焊把以免电弧烧伤接头。焊好接头后应经验收合格。6.4.17.2下部焊接头方法：....
...先用绝缘纸将接头包住再用玻璃丝带扎紧，将焊锡加热到400-500℃后焊，使焊锡很好地渗入铜条中，同时需在接头不断加入松香。6.4.17.3接头接触电阻测量合格《按标准规》6.4.17.4以上步骤完成后进行清扫工作，由上到下将所有的工具、材料全部拿出并派专人清点，分类保存，清扫时先用毛刷进行一次清扫，再用0.2Mpa干燥压缩气吹扫，然后详细检查，清除残留物。6.4.18绝缘包扎工艺及规:6.4.18.1修整接头。接头焊好后用锉刀或堑子进行修整使接头光滑,修整时应在线棒间塞好布，用力不能过大。6.4.18.2端部接头绝缘包扎。a.用石棉粉调水玻璃填充难于锉平的凹处。b.在端部绝缘斜口上涂一层1211漆。c.扣云母盒，每个接头四个半边云母盒交错扣压，两个云母盒之间涂一层1211漆，迭好后玻璃丝带疏理几道扎紧。d.每个接头用玻璃丝黑漆带半迭五层（0.17mm）接头外面迭绕二层玻璃丝带0.1×20mm刷1211漆。6.4.18.3直线部分绝缘包扎，先将绝缘削出80-100mm的斜口，清除干净后涂一层1211漆然后包14层0.16×25mm的粉云母带，每层涂一次绝缘漆。6.4.18.4支持环包扎绝缘：半迭绕6层0.17×20mm黑玻璃漆带，半迭绕两层0.1×20mm玻璃布带共17层。6.4.19清扫清扫工作是在风洞作业完毕后，定子转子同时进行，用0.2Mpa压缩空气对转子线圈和线圈端部及通风沟等吹扫,线圈弯曲部用小竹板卷布沾汽油擦抹，并用干净布抹铁芯灰尘，并在工作中做好防火工作。6.4.20喷漆6.4.20.1机组漆层严重脱落，或机组线棒油浸蚀十分严重应进行喷漆。要求：先喷一层1211绝缘漆，再喷一层1361耐油灰瓷；更换线棒喷漆同上；大修后一般喷一层1361灰漆。6.4.20.2线棒端部喷漆应按下列步骤进行：a.喷漆应在清扫之后进行；b.喷漆前将1211、1361漆用甲苯调稀并用每平方厘米200孔铜丝布滤两次；c.专用喷漆枪；d.喷漆时使用0.2Mpa压力空气，喷出后应成雾状；e.喷线棒端部漆时，先喷端部间隔及背后，再喷槽口先上部后下部；f.喷漆层应均匀厚度适合，避免挂流现象；g.喷漆后定子线棒应按图重新写上编号。h.喷漆完后应清洗漆桶、喷枪。6.5支持环的检修6.5.1支持环检修原则支持环绝缘开裂，严重过热老化，压穿时必须进行检修，一般与更换定子线棒同时进行。6.5.1.1拔出有关线棒，剥掉绝缘，如果需要焊接，则必须做好防火措施，焊好后检查焊接质量，清扫打磨，并用布沾甲苯清抹。6.5.1.2清扫后，用水玻璃石棉粉填充不平处，再刷一层1211漆，用0.16×20mm粉云母带连续半迭绕10层，0.2mm玻璃丝黑漆带半迭绕三层，用无碱玻璃丝带半迭绕一层，最后涂一层1211绝缘漆。....
...6.5.1.3包完后进行干燥，作1.5UH交流耐压试验。7发电机转子的检修7.1滑环、引线、磁极的一般检查7.1.1滑环清扫检查7.1.1.1滑环摆度要求不大于0.3mm，如发现摆度过大，须检查是否由于螺丝松动使滑环发生偏移或者滑环本身不园所致。7.1.1.2滑环表面磨损程度检查，有无电弧烧伤痕迹，要求表面清洁光亮，无油灰，无炭粉等。7.1.1.3滑环与引线连接处有无过热现象。7.1.1.4滑环、绝缘管及衬垫应完好无损绝缘良好。7.1.1.5刷握固定螺丝应齐全紧固，不松动滑牙弹簧无过热损坏。7.1.1.6炭刷铜锌连接应紧固，无断股现象。7.1.1.7炭刷磨损程度检查，表面距铜锌铆接处小于5mm者更换。7.1.1.8炭刷弹簧齐全良好，炭刷压力相等，炭刷在握活动自由无卡阻状，炭刷与刷握间间隔小于0.2mm，弹簧压力应在1.6kg/cm2。7.1.1.9滑环、刷架、刷握等应用汽油清洗干净，无油垢炭粉。7.1.1.10拆下修理的滑环，在装复时应经绝缘电阻测量和交流耐压试验。7.1.2转子引线检查7.1.2.1引线绝缘应良好，无破损及过热膨胀,特别是大轴进出口处。7.1.2.2固定夹板应绝缘良好紧固，固定螺丝锁片应完整。7.1.3磁极清扫检查7.1.3.1检查磁极软片接头有无松动，接头螺丝应紧固，接头绝缘应完整良好。如接头接触不良接触电阻过大，先查明原因，再决定处理。7.1.3.2阻尼环的铜条应无过热及突出现象，焊缝完好。软连接片接触良好，无断片过热现象。7.1.3.3检查磁极线圈表面有无油垢过热，明显短路和绝缘漆层脱落现象，线圈或接头局部有无焊锡附着。7.1.3.4若吊出线圈时，需检查磁极主绝缘是否良好，首末匝绝缘有无破损。7.1.3.5作磁极交流阻抗、绝缘电阻测量及主绝缘耐压试验，如不合格，要查明原因，进行处理。7.1.3.6清扫吹尘灰。7.2磁极的吊出及接头的更换7.2.1磁极吊出前的拆卸7.2.1.1要把吊出或装复的磁极附近的磁极线圈用布盖好。7.2.1.2拆卸磁极接头固定压板并作好记号。7.2.1.3拆卸阻尼环软接头并作好记号。7.2.1.4割削接头绝缘。7.2.2磁极接头焊开，采用喷灯焊开的方法，加热前用一长块石棉布将头兜起来，边加热边用一把8寸起子和一把扁咀钳把接头的铜片一片一片地分开，同时做好防火及人身设备安全的措施。7.2.3吊出磁极，起吊前要将磁极线圈上下部垫毛毡盖上铁板盖保护，磁极吊出后平放在两根枕木上。7.2.4更换磁极接头，应按下列步骤进行：7.2.4.1吊出磁极线圈....
...7.2.4.2首先将压板与铁芯间的焊接处铲除，取下压板和线圈两端定位绝缘垫，都必须作好记号，待装复时使用。7.2.4.3脱线圈，用脱线圈专用工具起高线圈20mm左右时用三角夹木在线圈与铁芯间垫好，再用专用起吊圈吊出线圈。脱出的磁极线圈应放在两根枕木上。7.2.4.4拆掉线圈的旧插头，用尖尾铲将接头铆钉头铲掉，用喷灯加热拆下接头。7.2.4.5拆掉接头后用喷灯在接头上搪上焊锡。7.2.4.6铆上新接头，新接头由0.5×mm的9片软紫铜片组成。7.2.4.7接头铆好后进行焊接，焊的方法采用大电流碳精棒焊接。7.2.4.8焊接后，作接触电阻试验。7.3磁极线圈的绝缘处理及线圈的装复。7.3.1转子磁极线圈的绝缘处理。7.3.1.1首末匝两端用10层0.1mm环氧玻璃布绝缘包扎每层间接缝应错开。7.3.1.2首末第一、二匝和第二、三匝间用8层0.1mm环氧玻璃布绝缘，每层间接缝应措开，其余匝间用4层0.1mm的环氧玻璃布。7.3.1.3用涂有环氧树脂0.1mm的玻璃丝带在直线部分垫6层。7.3.1.4线圈与铁芯间绝缘用环氧树脂1421漆0.2mm棉砂布胶合。7.3.1.5铁芯在套极身绝缘前刷1032灰瓷漆，经试验清理后磁极线圈表面喷以1332灰磁漆。7.3.1.6用环氧酚醛石英粉填充剂：乙胺+苯+甲酸+丁脂，把垫板与铁芯未焊间隔填满。7.3.2磁极线圈的装复7.3.2.1装配磁极线圈时应仔细清除铁芯线圈及托板上之垢物。7.3.2.2装围板时绝缘纸加在线圈与垫块间但必须用环氧树脂1421沾合成一体，使其与线圈压紧。7.3.2.3根据嵌紧所需使用在线圈与铁芯间垫硬钢板纸。7.3.2.4将线圈套在铁芯上后加压力345吨，使其高度连垫板为254±1mm，在垫板侧坡口处垫板与铁芯焊牢焊缝照旧即可。7.3.2.5在装配过程中，严防铁屑污物落入铁芯线圈间，磁极装配后，打磁极键前用500伏摇表摇绝缘，不得低于3兆欧，键全部打好后，作交流耐压试验。7.3.3磁极接头焊接按如下步骤进行：7.3.3.1磁极全部装复并试验后，进行接头连接。a.连接时，每片铜片应互相交错搭接，并用白布沾上甲苯清洗其搭接长度不小于45mm，整开后18片铜片交错搭接。b.装好焊接夹板。c.焊接夹板装好后，做好漏锡及防措施，用一块石棉布将接头与磁极隔起来，并糊上调好的石棉泥。d.进行加温：加温时间一般20分钟左右，边加温边加焊锡和松香粉，待锡不往下流为止。e.接头冷却后，拆掉焊接夹进行试验，测接触电阻不得大于原始数值。7.3.3.2工具材料：木榔头、木楔子、铁榔头、扁咀铁钳、电焊机、焊把一般板手、焊锡条、石棉布、松香、石棉泥、甲苯、白布带。7.3.3.3注意事项磁极焊接头时，应做好防火措施，焊时必须保证质量，严防焊锡任意流淌，而使附近线圈变硬变脆。7.3.4装复磁极接头夹板7.3.4.1接头全部焊完后，用锉刀或铲子修理接头，除去毛剌和夹角。7.3.4.2接头包好绝缘,每个接头包黑玻璃漆带半迭绕四层玻璃丝带法迭绕一层，涂1332漆。....
...7.3.4.3接头夹板装复，装复前检查夹板是否完好，然后套上螺丝拧紧，复好锁定片复角。7.3.5装复阻尼环软接头。7.3.5.1检查接头搪锡是否完整。7.3.5.2按照编号装回接头，拧紧螺丝并用0.05塞尺塞进深度不大于5mm为合格。7.3.5.3装复时上下不能同时在一垂直位置作业，应错开进行。7.4转子喷漆7.4.1转子喷漆是在转子吊入前的最后一道工序，这是转子所有工作全部结束后才进行的。7.4.1.1将转子外部的尘土、铁屑、焊渣全部清扫后再用0.2Pma压缩空气进行清扫。7.4.1.2检查螺丝是否紧固，锁定片是否已复角。7.4.1.3磁极按标准进行交流耐压合格。7.4.2转子喷漆应按下列步骤进行：7.4.2.1将1332灰瓷漆用甲苯调稀，并用铜丝布过滤。7.4.2.2喷漆由下至上、由到外，要求喷得均匀无流柱现象。7.4.2.3待漆干后磁极按原编号写好。7.4.3转子喷漆注意事项：7.4.3.1喷漆时工作人员应戴好防尘器。7.4.3.2喷漆应开成雾状。7.4.3.3喷漆时周围不准有火苗。7.5励磁回路的检修7.5.1对励磁回路进行下列检查和修理：7.5.1.1检查励磁回路引线接头连接是否牢固，有无过热及碰地现象。7.5.1.2测量电缆绝缘电阻，电缆接头应无过热现象。7.5.1.3励磁回路的绝缘电阻用500伏摇表测量不得低于0.5兆欧。7.5.1.4用压缩空气清扫，白布擦干净。8发电机干燥8.1干燥条件、方法和标准8.1.1发电机凡具有下列情况之一者，必须进行干燥。8.1.1.1定子线圈温度在10-30℃时，所测得的R60/R15>1.38.1.1.2运行温度在50℃以上时，绝缘电阻值小于11兆欧。8.1.1.3发电机检修后所测定子线圈绝缘电阻较停机时同温度降低于1/3时。8.1.1.4发电机定子线圈大量更换后。8.1.1.5发电机定子线圈泄漏电流试验不合格，确认线圈表面受潮时。8.1.1.6线圈上有明显落水的情况。8.1.1.7定子线圈进行了清扫喷漆。8.1.2发电机干燥的方法8.1.2.1定子线圈a.短路干燥法b.带负荷干燥法8.1.2.2转子线圈a.铜损干燥法b.当转子在定子时，可与定子干燥时一同干燥8.1.3发电机达到下列标准，干燥即可结束。8.1.3.1定子线圈的绝缘电阻大于11兆欧时（换算成75℃并保持5小时不变吸收比大于1.3）。....
...8.1.3.2转子线圈绝缘电阻大于0.5兆欧并保持3小时不变。8.2短路干燥法将定子线圈引出线在真空开关进线侧三相短路，使发电机正常运转，调节励磁电流增加定子短路电流使线圈加热干燥。8.2.1干燥步骤8.2.1.1干燥前的准备a.在发电机出线侧用截面积不小于800mm2铝排将三相短路。b.关闭空冷器的冷却水。c.调节机组部及空气间隔，具备正常运行的条件。d.用2500伏摇表和500伏摇表分别摇测定子线圈和转子回路绝缘电阻，并作好记录同时利用机组测温装置记录各点温度。8.2.1.2干燥及温度的调节a.起动发电机至额定转速检查机组运行情况正常后，逐渐调节励磁电流，使定子电流达280A，运行2小时记录各点温度一次。b.调节励磁电流使定子电流达480A，运行2小时记录各点温度一次。c.最后将相电流升至480A，并保持此电流持续运行。d.以上分段加电流的情况，应保持定子线圈的温升每小时不超过10℃否则应减少电流。e.当线圈温度保持在80-85℃时，稳定定子干燥电流，若温度继续上升，风温超过60℃时可开冷却水进行调节。f.定子线圈的最高温度不超过85℃，否则应减少电流。g.干燥过程中每小时记录温度电流一次，每24小时停机摇测定子转子绝缘一次。8.2.2干燥注意事项：8.2.2.1短路板应接触良好，三相电流应平衡。8.2.2.2继电保护要作相应的安全措施。8.2.2.3加温过程中，电流与温度的调节由运行人员配合操作。8.2.2.4检修人员每班对机组进行一次检查，并打开上部盖板门一次，以排除潮气。8.2.2.5干燥中出现异常情况时，必须由运行人员处理以后，再由检修人员进行缺陷处理。8.2.3带负荷干燥法发电机检修完毕后通过各项试验，证明线圈表面有受潮现象，经总工室审定可以带负荷运行时，方可采用此法进行干燥。8.3转子线圈干燥8.3.1转子线圈铜损干燥法8.3.1.1干燥前的准备a.转子检修工作全部结束，磁极已装复联接好，有关试验已作完，转子尚未吊入定子之前进行此项工作。b.用1000伏摇表测量转子绝缘电阻并记录室温。c.用帆布将磁极封盖保温。d.选择对称位置在样极上埋设好酒精温度计。e.做好防火措施，应备有适量的灭火器具。f.电气设备及导电连接应良好可靠，带电设备外壳应接地。8.3.1.2干燥中的测量和注意事项：a.干燥时转子引线应包括在，即电焊机应接在转子引线上。b.操作时应先合靠转子侧开关，再起动电焊机，待运行正常后渐增加励磁，使干燥电流达转子额定电流的0.5倍。c.干燥开始以后，控制温度在8小时不超过70℃温升不超过每小时10℃....
...，每小时记录温度一次，每8小时摇测绝缘一次，测量前先停电焊机，再拉开关。d.干燥中磁极线圈表面最高温度不超过85℃，应保持在85℃左右，保温帆布不要经常打开。e.值班人员应坚守岗位，每班对干燥设备进行1-2次检查，作好交接班记录。9试验标准及附属设备检修9.1试验标准应以《电气预防性试验规程》的试验项目和试验标准为准。9.2机端电压互感器及电流互感器和穿墙套管，励磁变压器按照有关规程执行检修和试验。9.3压油泵电动机参照《电动机检修规程》的规定和标准执行。....
...发电机检修工艺规程(机械部分)1主题容与适用围本规程规定了**水电厂发电机检修的项目和容、技术参数、工艺标准。本规程适用于**水电厂发电机检修维护和质量验收工作。2引用标准电力工业部《发电厂检修规程》3技术容3.1主要技术数据：见表1型号TS550/79--28频率（HZ）50容量（KVA）18750定子接法2Y功率因素0.8（滞后）励磁电压(V)230定子电压(V)10500励磁电流(A)565定子电流(A)1032重量（T）170.5转速（转/分）214.3飞逸转速（转/分）446相数3制造厂家天津发电设备厂表1主要技术数据3.2检修工期和间隔见表2表2检修工期和间隔检修类别工期间隔备注巡回检查半天每周一次汛期、枯水期可适当缩短或延长间隔。小修7-10天每年1-2次一般情况下进行一次春季小修，缺陷严重时可增加一次秋季小修。大修30-406-8年酌情缩短或延长检修间隔，可酌情延长检修工期。扩大性大修50-70天15-20年酌情缩短或延长检修间隔，可酌情延长检修工期。3.3检修项目及质量标准3.3.1小修标准项目A.小修工作的主要容a.消除运行中发现的缺陷；b.重点清扫、检查和处理易损、易磨部件，必要时进行实测和试验；c.大修前的上次小修，应进行较细致的检查和记录，并据此确定某些大修项目。B.小修标准项目a.各部摆度测定；b.下导间隙测量及调整；c.油、水、风系统检查；d.上、下风洞检查清扫；e.定子检查清扫；f.转子检查清扫；g.制动系统检查试验；....
...h.处理运行中发现的设备缺陷。3.3.2大修验收项目及质量标准。见表3表3大修验收项目及质量标准序号验收项目质量标准01发电机定子A.基础螺丝、销钉无松动；B.点焊无脱落；C.消灭水管安装正确且固定牢靠。02发电机转子A.所有紧固螺丝无松动；B.磁极键无松动；C.转子风扇无裂纹和变形，紧固螺丝无松动；D.闸环无变形，表面无裂纹，螺杆头凹入闸环表面大于2mm；E.椭圆度不得大于1mm。03发电机空气间隙发电机定、转子空气间隙要求：A.各实测点间隙与实测平均空气间隙偏差不得超过实际平均间隙的±10%。B.12．6≤8≤15.4《mm》。04主轴联接A.法兰联接要求：a.局部间隙≤0.02mm，深度不超过30mm；b.主轴曲折不大于0.02/1000；B.法兰端面<与水轮机轴把合面>不允许凸出，但其局部凹下不得大于0.04mm；C.a.发电机轴与水轮机轴联结螺栓伸长值要求：0.17~0.19mm；b.水机轴与水涡轮联接螺栓伸长值要求：0.18~0.20。05主轴各部摆度A.法兰轴颈处净摆度不大雨0.12mm；B.水导轴颈处净摆度不大雨0.19mm。06推力轴瓦A.塑料瓦面不应有受损、变形等缺陷；B.用500V（或1KV）摇表，检查单块弹性金属塑料瓦面的绝缘值，应大于100兆欧；C.瓦面及所有孔、凹槽等应清洗干净；D.每块有磨损标识线的瓦，它的磨损情况应作记录；07推力轴承及油槽A.组装后瓦座与油槽、镜板与推力头二处绝缘值应大于0.3兆欧；B.推力头与卡环应无间隙，卡环受力后用0.03mm塞尺检查，有间隙长度不得超过园周的20%，且不得集中在一处；C.油槽要清扫干净，无杂砂物粒等。08镜板A.镜板表面光洁度达▽10，镜板表面照人人影清晰；B.镜板水平在0.02mm/m以；C.镜板底面标高满足：转子对定子相对高程差值，要求转子磁极中心低于定子铁芯中心的平均高程线，但最低不低于3mm。09上导轴承A.上导轴颈无磨损和毛刺；B.上导轴瓦瓦面接触点分布均匀，每平方厘米接触点2个以上。每块瓦局部不接触面积每处不大于轴瓦面积的2%，总和不大于轴瓦面积的5-8%；C.用1KV摇表，检查每块瓦绝缘应不低于50兆欧；D.导轴瓦的乌金瓦面无裂纹和脱壳现象。10推力轴承水平与受力A.机组回转水平在0.02mm/m以；B.打受力时，每打一圈，水导处的百分表数值成正弦规律变化，且一圈结束时，二表读数均接近“零”值。此现象出现五圈以上，即可认为受力调整合格。....
...11下导轴承及油槽A.下导轴颈无磨损和毛刺；B.下导轴瓦瓦面接触点分布均匀，每平方厘米接触点2个以上。每块瓦局部不接触面积每处不大于轴瓦面积的2%，总和不大于轴瓦面积的5-8%；C.用1KV摇表，检查每块瓦绝缘应不低于50兆欧；D.导轴瓦的乌金瓦面无裂纹和脱壳现象；E.油槽要清扫干净，无杂物砂粒等；F.装复充油以后，底部应无渗漏油现象。12推力冷油器A.冷却器铜管无严重腐蚀；管用刷子抹净，管外油泥水珠应擦净，进出水腔应涂以红丹漆；B.单个试水压0.4Mpa，30分钟无渗漏；C.组装后通水压0.25Mpa，各接口处30分钟无渗漏。13下导冷油器A.冷却器铜管无严重腐蚀；B.冷却器组装后通水压0.4Mpa，试验30分钟，各处无渗漏现象。14空气冷却器A.冷却器铜管无严重腐蚀；B.单个试水压0.4Mpa，30分钟无渗漏；组装后通水压0.2~0.25Mpa，30分钟无渗漏；C.冷却器同一区间管子堵塞处理，不得超过7条；D.冷却器与机座连接应接触严密不漏风。15上、下机架A.挡油圈的不同心度不超过2mm；B.上机架中心偏差不大于1mm，上机架水平偏差在0.15mm/m以；C.、机架基础螺丝上紧后应点焊，机架销钉应打到位。16制动系统A.用油压顶起转子，风闸及管路应无渗漏油现象；B.手动加闸复归数次，风闸动作灵活，不漏风；C.闸板与闸环间隙在10-12mm之间。17上、下导瓦间隙A.上导瓦双面间隙和为0.20mm；B.下导瓦双面间隙和为0.24mm；C.上导轴承、下导轴承与水导轴承同心，并将导轴承中心线调整到与机组中心线基本重合；D.下导轴承各瓦间隙分配，根据盘车摆度值，由检修方确定，须经电厂总工室或生产部认可；E.上导轴承各瓦间隙均分为0.10mm3.4发电机重点项目检修工艺3.4.1推力头热套3.4.1.1热套温度按0.2-0.5mm间隙计算确定温升应控制在8-10℃/小时温升计算公式:△T=x/D×β△T:测温计温度减去现场环境温度(℃)x:推力头孔增大数值(取0.3mm)D:推力头孔径本厂0.5mβ:钢的膨胀系数=11×10-6mm/℃△T=0.3×10-3(m)/0.5(m)11×10-6(mm/℃)=54.5℃=55℃故温度计读数=△T+现场环境温度=55℃+现场环境温度3.4.1.2当推力头吊入落下后，应检查是否落平和落到位置，落不到位置，应立即检查找出原因予以消除，如未落好应立即吊开重新热套。....
...当推力头温度下降至能工作时，应立即装上推力卡环，紧固卡环螺丝，进行绝缘垫及镜板工作，以便能顶起转子，从而使转动部分平正地压在推力卡环上，检查推力卡环紧固螺丝，接触间隙符合要求。3.4.2镜板抛光及上、下导瓦研刮检查3.4.2.1推力头吊出后将油槽再清扫干净，测量好镜板的水平、标高作好记录。然后吊出镜板在指定的地方做好保养措施。3.4.2.2用胶皮板或毛毡垫好，将镜板背面朝下、镜面朝上放好。用甲笨、白布洗净镜面，再用白绸布抹光检查镜板光洁度，有无变色发蓝、麻斑点、线条痕迹并作记录。3.4.2.3镜板抛光工作进行时，周围应有防尘措施。3.4.2.4用特制的抛光机械，在旋转园盘包上两层细呢绒作研磨具，最好要求绒布厚5-7mm，以保证磨料的吸附和防止绒布破损而损坏镜板，全镜面都应抛到，否则产生园周或径向波浪度。3.4.2.5按照磨料及调料不同，采用三步研磨方式：a.粗磨：磨料为#301抛光膏用煤油调制。此种研磨用于开始，磨量较大不宜采用时间过长。b.细磨：磨料为#301抛光膏用透平油调制。此种研磨为第二道工序，研磨至镜板光洁度达到0.2μm，即达到镜板有表面不可辩别加工痕迹的方向为止。c.精磨：用新的细绒布本身醮透平油作磨研剂，精磨时间愈长，光洁度愈高。3.4.2.6镜板研磨中应注意以下几点：a.每一步研磨完成后应更换新绒布，每次研磨应勤检查，注意绒布有无破损。b.要注意清洁，防止尘灰落入，严禁与水、酸碱、盐性的东西接触，以防锈蚀。c.调料用的煤油、透平油不应有杂质。d.做好防火及保护措施。3.4.2.7镜板抛光合格后用甲笨、白布、白绸布清洗干净，醮上透平油盖上描图纸，加强防护，防止外物碰撞，等待安装。3.4.2.8上、下导轴瓦研刮检查a.对运行后的旧瓦应全面检查，钨金瓦面应无磨损、裂纹、脱壳情况，无轴电流烧伤瓦面的现象。对背部压板绝缘层检查，背部绝缘应用500V摇表测量，不低于0.3兆欧。b.钨金瓦面若磨损较重，原有刀花被磨平，接触点连片且变大，则进行修刮，主要还是以细刮为主，要求接触点达3-5点/cm2。3.4.3推力、下导冷油器拆装、检修、耐压试验3.4.3.1冷油器是机组轴承在一定温度下可靠运行的保证。长时运行中水流作用和水质的化学作用对冷油器钢管壁的侵蚀，影响其钢管寿命，故要定期检修，不能有渗漏现象。3.4.3.2将拆下的冷油器予以清扫，用手动水泵或引用压力水进行0.3Mpa耐压30分钟静态试验无渗漏，否则要检查处理。3.4.3.3检查冷油器管壁和胀口有无砂眼或破裂，有则予以处理，重者应解体更换同规格的新铜管。方法是：拆开端盖除去油漆等杂物，用园口扁铲将管口胀嘴向中间挤，然后用园柱形铲打出整条管，为了节约铜管料，如中间段铜管无问题亦可更换胀管段。用铜焊接装回用胀管器胀好管口，然后对每条铜管用园形毛刷冲洗涤。3.4.3.4换上的新管应修理好胀口，端盖组装好后再用0.3Mpa静水压耐压30分钟地无漏为合格，耐水压时必须排除冷油器空气。3.4.3.5冷油器组装在油槽后用运行水压耐压并无渗漏。本厂运行水压：推力0.25Mpa下导0.20Mpa3.4.4上机架安装与拆卸3.4.4.1上机架拆卸与安装：推力油槽全部拆卸完毕,油水管路拆完，可以测量机架原有水平，拔出机架脚销钉松出螺丝和千斤顶....
...，即可吊走，且要注意机架脚有无加垫，要细致检查抗重螺丝母松动情况。安装时待转子吊入找正后，机架找平吊起，对准轴中心徐徐套入座在原有位置，打入销钉紧固螺丝，复测并调整机架水平。3.4.4.2下机架拆卸与安装：待转子吊走，量好水平及风闸标高即可拆卸，具体方法同上机架。安装时清理好基础面，风闸全部检修完毕并装于下机架上，用同上方法，小心勿碰定子徐徐落在原位上。调回原来水平标高。3.4.4.3水平仪使用方法:用0.02mm/m精确度的框式水平仪置于所量设备平面上，计算公式如下：H=[(N1+N2)/2]×C×D式中H：设备不平度N1：水平仪气泡移动格数N2：调头后气泡移动格数C：水平仪精度D：所量部件最大长度或直径3.4.5转子吊出装入3.4.5.1发电机转子吊装是机组检修工作中最繁重最需注意的一项细致工作，不可草率麻痹，要切实做好安全措施。A.首先要对天车各部件慎重检查。B.做好组织落实和分工，应由检修现场总负责人与有关领导共同统一组织人员分工如下：总指挥（由现场检修总负责人担任）1人起吊指挥（起重人员）1人司机1人司机监护1人天车电源监视4人主钩包闸监视2人上下联络人2人发电机空气间隙监视14人下导法兰监视2人机动人员若干人保卫人员（人事分部负责）C.正式起吊时须检查的工作a.法兰全部分解离开b.下导全部分解，抗重螺丝全部松出c.吊具套装好，钢丝绳挂好D.起吊指挥得到总指挥命令后开始指挥。起吊5公分高停10分钟，无问题时再起10公分停3-5分钟，下落后继续升起，密切监视各部情况，一切应可靠正常。E.由总指挥第二次下令，空气间隙监视人员手挂木板条插入气隙上、下抽动，其他人员各守岗位，吊出定子外后，转子靠上游侧行走最后放入转子支墩处，并在转子闸环园周均布千斤顶托住，要求竖立垂直，转子法兰要涂油保护。F.转子支墩面垫板应水平，毛毡描图纸应干净，支墩上螺帽松出，板手备好。3.4.5.2转子吊入安装工作与上相似，转子座落在下机架风闸后要求标高、水平、中心符合原来状态，水轮机大轴法兰与转子轴法兰基本同心，法兰之间应有一定间隙。3.4.6定子检查冷风器耐压清洗检修3.4.6.1定子检查，是确保安全发电的必不可少的工作，因此要做以下必要的检查工作：a.定子基础板和固定螺丝的点焊处检查b.定子分办接合缝及接合螺丝检查....
...c.铁芯上、下压板松动检查d.检查上、下消防水管喷嘴无阻塞，进行清扫工作，并检查水管卡子有无松动。3.4.6.2冷风器耐压检修：将冷风器吊出，侧放于检修场地，以0.4Mpa静水压检查管壁、管子胀口处，如有渗漏设法处理。a.拆开端盖清洗、涂漆，在个别管子有问题则用与管子口径相同的木塞堵塞两端管口，塞子涂上磁漆打入，装回后试水压。b.对管子洗涤冲刷，用园形毛刷绑上钢线逐条管子来回拉动，再用水冲洗干净。c.冷风器运行时间过长亦可以整体放在已配制好的碱水溶液中，用电阻或蒸气加热50-70度，水溶液要大于冷风器体积的1.5-2倍，便于放入翻身，用竹扫洗刷表面的油和灰尘。名称分子式含量百分比无水碳酸钠Na2CO31%氢氧化钠NaOH0.5%磷酸三钠Na3PO40.5%硅酸Na2SiO30.1%水H2O97.9%d.经过碱水洗后用干净的温水来冲洗，最后用清水彻底清洗，再在表面涂以油漆防腐蚀。e.根据铜管腐蚀及管壁厚度情况可以采取换管及拨接胀管头段的办法，具体做法与冷油器换管相同。3.5轴线检查处理3.5.1盘车3.5.1.1盘车前应具备条件a.镜板水平进行粗调，机组标高比拆前约低于1.5mm左右（转子中心线比定子中心线略低3—4mm），推力瓦受力粗调。b.大轴基本处于中心，转动部分与固产部分无卡塞，无相碰，大轴处于自由状态。c.上导X，Y方向，四块瓦间隙调为5斯左右（或用手带紧），下导X，Y方向四块瓦调为0.30mm左右，抱瓦顶丝已板开。d.转子上、下无人作业，凡转动部件上无人作业。e.上、下通讯畅通。f.上导瓦与轴颈间、镜板与瓦面间已加洁净的透平油。g.盘车工具准备妥当。3.5.1.2正式盘车a.盘车应设专人指挥，转动方向应与机组运行转动方向相同。b.（机械）盘车时要注意钢丝绳滑轮等工具受力情况，每盘一点，应松开钢绳后记录，完后推大轴应灵活。（电气）盘车时要注意三相转换，尽量少出现反转现象，每盘一点应断点矢磁后作记录，完后推大轴应灵活。c.每次盘车开始先试1—2点，才将表对零和每转一圈都及时将表对零。3.5.2刮垫3.5.2.1机组轴线标准a.法兰净摆度≤0.15mmb.水导净摆度≤0.20mm摆度超过以上值应通过刮垫(推力头与镜板之间的绝缘垫)或法兰接触面来校正。3.5.2.2以下为刮垫指导公式:hT=Rn×T/LThΦ=Rn×Φ/LΦ刮垫值:h=hT+hΦ/2....
...公式符号说明如下:T、Φ（H）值：为摆度记录表中经过计算的水车、法兰（下导）摆度双幅值（丝）hΦ（hT）：为根据水车法兰（下导）摆度，分别计算所需的刮垫量（丝）Rn、RΦ：为推力头底面与法兰半径（米）LΦ、LT：为镜板至（下导）法兰、水车百分表处轴长（米）计算出刮垫值h后，应从理论上校验刮垫后是否符合要求，校验方法如下：ΔΦ=h×LΦ/RnΔT=h×LT/RnΔΦ、ΔT为刮垫后摆度变化值从原有摆度Φ减去ΔΦ及T减去ΔT后，数字应符合规程要求。如符合要求，则按各相对点所计算h值进行刮垫。3.5.2.3刮垫方法如下：按应刮削量最大与最小点的连线为中心线，垂直中心线将垫分6小区，并按比例确定各区应刮值。3.3.5.3推力瓦受力调整盘车摆度合格后，进行中心粗调，然后进行推力瓦受力调整工作。在水车轴承处成90゜方向装两只千分表，通知转子及水涡轮上的工作人员离开，并检查所有转动部件上无遗留物件，水车室应有专人看表，并经常推大轴检查其应处自由状态。打受力过程中应注意以下几点：a.先用8磅锤使标高升至离规定标高30-50丝，再用4磅锤使标高升至离标准标高5-10丝，最后改用2.5磅锤打至合格。b.每圈每锤力量应基本一致，水车轴承处千分表的摆动不宜过大。c.打受力使锤应由较熟练的工人干部进行。d.开始时每打一圈报记一次数，改为2.5磅锤时，一锤一报数并记录。e.打受力过程中应由专人指挥。3.5.4机组中心调整和主轴固定3.5.4.1机组中心调整应达到：a.迷宫间隙分布合理b.发电机定转子磁极空气间隙合乎要求c.推力头外环与上机架环距离应四周适当3.5.4.2采用方法顶上导瓦使大轴平移及顶转子。微量迷宫间隙不均匀可采用抬推力瓦方法，使迷宫间隙均匀，但镜板水平应在0.02mm/m之。5.4.3迷宫间隙调整理论设摆度在+X点为A，那么：+X点与-X点关系：+X点间隙比-X点间隙小A+Y点与-Y点关系：间隙相等+X、-Y之间与+X、+Y之间关系：间隙相等，比+X点大A/4-X、-Y之间与-X、+Y之间关系：间隙相等，比+X点大3A/4以上为理想状态，实际值应接近理论值。5.4.4大轴固定中心调整好以后立即进行大轴固定工作。....
...在水导轴承处垂直方向装设二只千分表，从上导、下导至迷宫先后进行固定。固定过程中水车处千分表一定不能碰到，且在水车处设专人指挥大轴固定工作。以各块瓦固定紧及水车处千分表不动作为固定好坏的标准。固定好以后，应收好上、下导工具，以防有人误动固定螺丝，钢管上下楼梯应撤出，导水叶应关闭。整个固定过程应组织比较熟练的五、六名人员进行。5.5三导间隙调整计算5.5.1先通过盘车记录找出最大摆度点和最大摆度水导Tn下导(法兰)Hn5.5.2计算导轴承间隙5.5.2.1上导轴瓦间隙Sa=Sa′=SaoSa、Sa′：上导瓦应调间隙和对侧瓦应调间隙Sao：上导轴瓦设计间隙本厂Sao为10丝到15丝5.5.2.2下导轴瓦间隙Sb=Sbo-Hn/2Sb′=2Sbo-Sb5.5.2.3水导轴瓦间隙当水软弱机导轴承与迷宫环同心，而主轴在轴瓦任意位置时，上、下导轴瓦间隙应按水轮机导轴瓦实测间隙来确定。上导瓦间隙：Sa=Sc+Tn/2-(Sco-Sao)Sa′=2Sao-Sa下导瓦间隙：Sb=Sc+(Tn/2-Th/2)-(Sco-Sbo)Sb′=2Sbo-Sb式中：Sc——水导轴瓦实际间隙Sa——上导瓦应调间隙Sb——下导瓦应调间隙Tn——水导处净摆度Th——下导处净摆Sco——水导轴瓦设计间隙Sbo——下导轴瓦设计间隙Sao——上导轴瓦设计间隙....
...水轮发电机组检修工艺规程(卧轴灯泡式)1总则1.1本标准规定了水轮机，发电机的检修工艺与注意事项，适用于我公司16MW灯泡贯流式机组的检修工作。2设备规和检修周期2.1设备规2.1.1水轮机基本规格水轮机型号GZ4BNA—WP—490设计水头Hr＝8.8m设计流量Q＝206.1m3／s额定转速100r／min飞逸转速348.7r／min旋转方向顺时针(上游往下游看)水轮机安装97.0m2.1.2发电机基本规格型号SFWG16－60／5430额定功率16000KW额定电压UN＝6300V额定功率因素cosφ`N＝0.9额定频率n＝50HZ相数M＝32.1.3水轮机主要技术数据2.1.3.1最大飞逸转速（导水叶在最大开度位置，发电机空载，最大水头协联破坏时）348.7r/min；2.1.3.2在11.77水头，110%额定出力时，轴向最大正推力193.2t。2.1.3.3水头运行围：4.84～11.77m2.1.3.4水导轴承润器油型号46#汽轮机油2.1.4发电机主要技术数据2.1.4.1转动恒量GD2＝1500KN·m22.1.4.2发导轴承，正推力瓦，反推力瓦水导轴承润滑油型号46#汽轮机油2.1.4.3发电机制动气压为0.6－0.8MPa2.2检修周期和工期2.2.1为提高机组可利用系数，防止设备失修，确保设备安全运行，检修周期一般规定如下：2.2.1.1小修：小修是有目的地检查易磨、易损零部件，进行处理或做必要的试验，消除设备缺陷，特别是在大修前的一次小修中，应进行比较详细的检查，了解和掌握设备情况，为编制大修，估算大修工作量提供依据。每年两次，每次7－12天。2.2.1.2大修：大修要全面检查机组各组成部分的结构及其技术数据，并按照规定数值进行调整工作。大修周期4－6年，工期80—90天。2.2.1.3扩大性大修：扩大性大修要吊出转动部分，进行全部解体，....
...有时还要进行较大的技术改进工作。扩大性大修周期和工期可根据机组的具体情况结合部颁标准来确定。3检修管理工作和一般注意事项3.1检修前准备工作3.1.1检修前应制定出具体检修方案、检修进度、网络安排、危险点分析与预控方案、主要部件定置图、检修人员分工编组等，并具体落实。3.1.2准备好大修的备品、备件、材料及各种测量工具和记录表格。3.1.3检修前应对使用的工具设备，如起重用的绳索、吊车葫芦、检修排水泵、工作闸门等进行检查，确保检修时人员及设备安全。3.1.4检修工作开始前，必须开检修动员会，做好宣传发动及任务布置工作。3.1.5检修开工前必须确切了解流道、尾水的渗漏情况，是否能正常排水。3.1.6班组根据检修项目，进行任务、进度技术方案的分解落实。3.2一般注意事项3.2.1检修工作必须严格遵守工作票制度。3.2.2工作场所应有足够的照明、灯泡头，筒体，转轮室等处，照明应采用36V以下安全电压。如因工作需要而在这些场所使用220V、380V电压时，应装设防漏电保护装置，并由生技、安全部门参加制定专门的安全组织措施。3.2.3高处作业应严格遵守电业安全规程的有关规定。3.2.4进入灯泡头、筒体、转轮室等场所进行检修工作应随身携带对讲机，及时与指定人员通话。3.2.5所有部件解体之前，应做好记号，对拆下的螺丝、销钉、垫片等零件，应分别存放在事先准备好的木箱，并贴好标签，妥善保管，拆下的部件统一堆放整齐。3.2.6拆开的机件，如轴颈，轴瓦等重要部件或精加工面，要用白布盖好；镜板要用毛毯盖好，以免锈蚀和沾污；拆卸开的管道的管口，要用布包好。3.2.7在安装零部件螺丝，螺丝应对称上紧，细牙联接螺拴安装时应应涂润滑剂，有预紧力要求的螺栓应测量紧度，与设计值不得超过±10％，转动部分的螺栓、螺帽、销钉应按设计要求锁锭或点焊牢固。3.2.8每天检修工作结束时，应清理现场，清点工具。3.2.9检修结束后的第一次起动试车，应由生产副总经理或生技部主任统一指挥，在灯泡头、筒体、回油箱室等处，安排人员进行观察监听，并及时向负责指挥人员汇报,由指挥人员决定是否停机。4水轮机部件吊出解体4.1转轮室、伸缩节解体4.1.1卸下转轮室结合面定位销钉、螺柱，吊出转轮室上半部。4.1.2待转轮吊出后再吊出转轮室下半部。4.1.3卸下伸缩节上分半的压环。4.1.4卸下上半部的伸缩节座。4.2转动部分吊出解体4.2.1....
...卸下泄水锥甲、泄水锥乙护罩上的螺钉，卸下护罩；分别卸下泄水锥乙，泄水锥甲的联接螺丝，吊出泄水锥乙，泄水锥甲。4.2.2用专用起吊工具吊住转轮，卸下转轮与主轴的联接螺栓，吊出转轮。4.2.3转轮空中翻身，置于检修专用支墩上，进行解体处理。4.2.3.1卸下浆叶的联接螺栓、联接销，吊出四片浆叶，放置于指定位置。4.2.3.2分别卸下转轮体叶片接力器活塞、叶片摇臂连杆与接力器缸连接销吊出接力器缸检查。4.2.3.3吊出连杆、摇臂、枢轴4.2.4分别卸下后外操作油管、后操作油管连接螺栓，吊出后外操作油管，后操作油管。其余部分油管同主轴装配一起吊出。4.2.5将主轴及轴承吊装工具装腔作势在主轴法兰及轴身上，吊钩受力后分别松开组合轴承支撑环与座环法兰面螺栓，φ660轴承装置与导水环法兰面螺栓。4.2.6用3－5t导链将主轴按厂家技术要求拖向上游，并吊出基坑。4.2.7把吊出的主轴置于专用的支架上。4.2.8拆除发电机组合轴承和水轮机支承体及水导轴承。4.3导水机构吊出、解体4.3.1把30T重锤垫高并做好安措后，卸下重锤上的叉头与控制环的销钉。4.3.2卸下导水机构与管形壳的定位销孔及连接螺栓，整体吊出导水机构进行解体，导水机构翻身采用厂家配制的专用工具进行。4.3.2.1拆下导叶双连臂。4.3.2.2拆下连接导叶摇臂的叉头导叶摇臂。4.3.2.3用二个链式葫芦配合吊车解体导叶。4.3.2.416个导叶解体时应注意编号。5水轮机部件检修、组装5.1主轴装配检修、组装5.1.1检修主轴轴颈有无毛刺、高点，用金砂纸修复，用99.9％的酒精清洗。5.1.2主轴腔应用破布、汽油清洗干净，无脏物。5.1.3主轴的吊装步骤与吊出时相反，应注意以下几点：5.1.3.1起吊中心应与主轴组装装配中心一致。5.1.3.2在管形壳筒体和尾水管法兰处安装承重梁和吊具，测量台车承重面与筒体法兰中心距离，计算加垫厚度。5.1.3.3准备好定位销及工具5.1.4主轴轴线调整，测量主轴法兰水平，垂直倾斜度，确定水导侧轴承安装中心。确定主轴轴线调整值。5.2导水机构检修、吊装5.2.1导叶室检修5.2.1.1清扫组合面，去毛刺点、高点，用样板平尺检查。5.2.1.2用天车和二个链式葫芦四点起吊进行导叶室上、下两部分组合。5.2.1.3更换密封橡皮条，组合销钉涂一薄透平油，打紧组合螺栓，用塞尺检查，符合设计要求。5.2.2密封环、轴承座检修5.2.2.1清扫轴承座和导叶室上的轴承座孔，轴承座轴承的间隙（设计值）φ286H8/f8....
...5.2.2.2装配轴套和轴套孔时应涂二硫化铜润滑剂。5.2.2.3外轴承套的密封盒与轴承应有0.25mm的压紧量。5.2.3导叶检修5.2.3.1用吊车和链式葫芦配合倾斜一定角度拔出导叶，并放规定的地点。5.2.3.2清扫除锈，检查导叶上、下端面和立面。如有高点应磨平，若有汽蚀，应补焊处理。5.2.3.3检查导叶上、下轴衬，用外径干分尺测量直径。设计尺寸上轴衬为φ180f7，下轴衬为φ170f7。5.2.3.4轴衬应涂透平油保养5.2.4控制环检修5.2.4.1清扫控制环，用塞尺检查分半结合面间隙，应小于0.05mm，其局部间隙小于0.10mm。5.2.4.2将组装整体的控制环，用四点起吊，吊入导叶室上，并按要求装入钢球。5.2.5导叶上轴套检修5.2.5.1用工具拔出导叶上轴套5.2.5.2轴套应清扫除锈，用径千分尺测量轴套径尺寸，应满足φ180f7，否则用砂纸或锉刀修复或更换轴套。5.2.5.3观察轴套上的O形密封圈是否老化、磨损，如有应更换。5.2.6导叶下轴套检修5.2.6.1拆下导叶下端支承轴上的尼龙轴套和销轴，检查尼龙轴套有无损坏，销轴套应清扫除锈，里衬要求平整，如有破裂损伤应予修平。5.2.6.2用径千分尺测量轴套径，其误差为φ170f7，如外径尺寸偏大，可补焊后修平或更换销轴。5.2.6.3更换下轴套的O形密封圈5.2.7支承体检修5.2.7.1没有特殊要求，一般不吊出支承体。5.2.7.2清扫支承体，除去前、后法兰上的刺、高点。5.2.7.3更换法兰上密封圈。5.3水导轴承(φ660)检修5.3.1用链式葫芦挂住水导轴承下部，拆除水导轴承上下游侧的盖及水导瓦组合面的销钉、螺栓，进行水导轴承解体。5.3.2检查轴承瓦面，应无伤痕裂纹和锈蚀，及密集气孔等缺陷，轴承合金局部壳面积总和不超过瓦面的5％。5.3.3水导轴承研刮处理5.3.3.1用外径、径干分尺测量轴颈、轴瓦的直径，左、中、右测三点，其间隙应在0.25－0.33mm围，一般不应超过0.50mm。5.3.3.2下部轴瓦与轴颈接触面为75％左右，沿轴瓦长度应全部均匀接触，每CM2有1－3个接触点，用着色法检查。5.3.3.3合缝处纵向油沟两端的封头长度大于15mm。5.3.4轴承瓦座与球面支承座的接触面，应无间隙(用0.05mm塞尺检查应通不过)。5.4转轮检修、吊装5.4.1用砂纸修去枢轴大、小瓦面上的刺高点，用汽油或酒精清洗。5.4.2检查转体体上枢轴大、小铜轴套有无刺高点和磨损痕迹，用砂纸修复，用酒精清洗。5.4.3....
...用径千分尺、外径千分尺测量枢轴大、小铜轴套及枢轴轴瓦直径，大轴瓦的配合间隙为0.08－0.24mm，小轴瓦的配合间隙为0.05－0.125mm。5.4.4清扫活塞缸体，检查缸体三道活塞环有无损坏，如有应更换活塞环，装活塞环时，上、中、下三道活塞环接口应错开90°以上，并注意三环弧形接口朝向相对。5.4.5浆叶叶片安装5.4.5.1清扫浆叶与枢轴接触平面，须接螺栓清洗干净。5.4.5.2将浆叶插入枢轴，浆叶与枢轴用销定位，并用专用套筒搬手拧紧螺栓。5.4.5.3浆叶边缘与转轮体外侧应有0.4－1.8mm间隙。5.4.6转轮组装后做0.5Mpa耐压试验,耐压时间12小时，每个浆叶漏油小于0.05升，总漏油小于0.24升。5.5主轴密封检修5.5.1围带检修5.5.1.1将密封座分解，用枕木垫好，清扫除蚀，喷刷防锈漆。5.5.1.2取出空气围带，做0.05MPa气体试验，应无漏气，有漏气要更换。5.5.2主轴密封组装：5.5.2.1将密封座吊入支承体侧，套入梳齿密封。5.5.2.2装上围带和压盖，未充气前与主轴上轴套有2mm间隙。5.5.2.3装入柔性石墨密封圈及压盖，从筒体侧调整压紧力，有少量漏水即可。5.6导叶间隙调整5.6.1导叶端面间隙调整5.6.1.1导叶上端面间隙为0.9－1.8mm，下端面间隙为0.9－1.8mm。5.6.1.2通过调整轴承座上的四个顶起螺栓，但要保证衬套法兰面与导叶室上配合面平行，使导叶端面间隙满足设计值。5.6.2导叶立面间隙调整5.6.2.1用桥车将导叶关至全关位置，测量相邻两导叶立面上、中、下三点间隙，立面间隙应小于0.05mm，局部间隙≤0.15mm，其总长不超过导叶高度的25％。5.6.2.2间隙过大调整连杆长度，局部过大要用砂轮机、锉刀等工具修复。5.6.3导叶开度测量5.6.3.1手动操作调速器，以开度递增和递减两个相反顺序，在相隔90°的四对导叶中测量25％、70％、75％、100％四个开度值，其中50％、100％两个开度值16个导叶都要测量。5.6.3.2导叶全开时最大开度为660mm(导叶IV截面)，导叶最大开口允许偏差±0.02max，导叶平均开口允许偏差±0.015max。5.6.3.3导叶全转角100°在其运动围应转动录活，无卡阻现象。5.6.3.4测量导叶开度时，应做好导叶防转动安全措施，调速器和事故配合阀有专人负责监护。5.7主轴法兰联接5.7.1联轴具备条件5.7.1.1主轴和转轮组合完毕，操作油管中心度符合要求。5.7.1.2转轮水平，中心符合要求。5.7.2联轴螺栓打伸长度5.7.2.1用12个联轴螺栓从主轴端拧入转轮体，螺纹M100×....
...4涂一层密封胶，将转轮体拉入止口。边接边用塞尺测量，直到转轮体与主轴两者法兰面无间隙(用0.05mm塞尺检查通不过)，此时桥机才可松钩。5.7.2.2联轴螺栓要伸拉长采用火焰加热器，对称方向加热拉伸联轴螺栓，用转角法测量拉伸值，每个螺栓伸长值△L＝0.22mm。5.7.3转轮与主轴联接后，组合面用0.03塞尺检查，应无间隙。5.8离心开关检修5.9转轮室、伸缩节检修组装5.9.1清扫转轮室上、下两半部分，以及尾水管和导叶室两联接法兰面及螺孔，修去结合面上的刺高点，用样板尺检查。5.9.2转轮室下半部应在转轮吊入前吊入机坑就位。5.9.3吊入转轮室上半部，用千斤顶调整定位后插入销钉打紧组合螺栓。5.9.4转轮室与转轮间间隙调整，每个浆叶测三点，间隙控制在2.45－4.9mm围，一般要求上半部间隙要稍大。间隙合格后，打紧与导叶室的联结螺栓。5.9.5清扫分半的伸缩节座、压环。5.9.6吊入伸缩节座，在尾水管法兰密封槽中放入12的橡皮条，要保证接头的粘接质量。5.9.7安装压环，组合面和配合面涂一薄层密封胶，装入橡皮条，应保证压紧量为3mm以上。6发电机检修6.1受油器检修6.1.1拆除受油器浆叶反馈盘上的反馈装置拆除受油器上的联接油管。6.1.2卸下受油器前盖上的螺栓，拆下前盖；拆下受油器上的浆叶滑轮装置，用链式葫芦配合，卸下回复座上的螺栓，吊出回复座，拆出受出器的挡盖。6.1.3卸下受油器前、后法兰用塞尺测出前、后浮动瓦的间隙，及浮动间隙，做好修前记录。6.1.4拔出前、后浮动瓦，放入油盒，检查磨损情况。6.1.5拆去受油器座。6.1.6受油器处理6.1.6.1用干净破布清扫受油器各部件，修去各分半结合面，法兰联接面的刺高点。6.1.6.2检查前、后浮动瓦的磨损情况，间隙偏小时需刮研处理。6.1.6.3前、后浮动瓦上的各O形密封圈如磨损、老化，则需要更换。6.1.7受油器组装，受油器的组装步骤与分解步骤相反，组装中应注意以下几点：6.1.7.1装前、后浮动瓦时,瓦面应涂一层透平油，装入后用塞尺检查间隙，瓦间隙应小于0.12mm，浮动间隙小于0.50mm。6.1.7.2装底座螺栓，应检查绝缘套管是否良好，绝缘垫是否良好，测量受油器对地绝缘应大于0.5MPa。6.1.7.3装前、后端盖时，应更换密封条。6.2灯泡头、检修6.2.1用吊车吊住灯泡体，卸下灯泡体和定子的定位销钉、联接螺栓，用电动卷扬机辅助牵引的办法，将灯泡头沿上游流道移。6.2.4.1其余过流部分涂铁红防锈漆二道。6.2.4.2安装完毕后，壁涂乳白色防洁露漆H67－1二道。....
...6.3电机压力进人门盖板检修6.3.1用风板机工具卸下电机压力进人门盖板与电机压力进人门座之间的联接螺栓M36×90。6.3.2在电机压力进人门盖板四角处对称各拧上一个吊环，用吊车平稳地将其吊到检修装配场。6.3.3用三角括刀，头等工具刮去电机压力进人门盖板，电机压力进人门盖上残余的密封垫；用锉刀修去其表面毛刺。6.3.4检查电机压力进人门盖板与电机压力进人门座之间的联接螺栓M24×90是否完好，否则应更换螺栓。原则上每个螺栓只能卸、装二次，超过二次应更换。6.3.5用φ10橡皮条制作电机压力进人门盖板与电机压力进人门盖板之间的密封垫，应完好无破损。6.3.6电机压力门盖板吊装就位，用风板机工具打紧M36×90螺栓。流道充水后，应派人检查结合面处是否有渗水，如有渗水，应在渗水处继续打紧M24×90螺栓。6.4推力轴承、镜板检修6.4.1将推力轴承的小平车移入正推力座下部，用螺栓固定好，卸下轴承座与反推力瓦座的螺栓、销钉，用葫芦牵引，拉出轴承座。6.4.2注意正、反推力瓦编号，将正、后推力瓦吊到辅助运行层，用枕木和布垫好，瓦面要用布盖好，并防异物落下碰坏，取下反推瓦的调整垫片，并做好记号。6.4.3用葫芦吊住镜板下半部，卸下镜板的组合面联接螺栓、销钉，慢慢落下镜板下半部垫在枕木上，再用葫芦吊慢慢吊出上半部。6.4.4镜板两侧要用毛毯包好，用制作的白铁皮罩子罩住包扎好，吊至运行层的指定位置，为防止生锈，应涂一层纯净的透平油，并用蜡纸盖好。6.4.5仔细观察正、反推力瓦瓦面上的磨损情况，瓦面上有无由于润滑油杂质颗粒，造成的磨损凹槽，作好记录。6.4.6正、反推力瓦与在研磨板上研磨出每平方厘米1－3个接触点后,正、反推力瓦应进行挑花处理。6.4.7检查镜板的光洁度，镜板正反面是否有由于润滑油杂质颗粒造成的磨损痕迹，应向生技、公司领导汇报，并经研究其处理方法。6.4.8反推力瓦、镜板的组装按分解的相反步骤进行，应注意几点：6.4.8.1反推力瓦的橡皮调整垫应进行测量，要求各块橡皮垫与其相应反推力互的总平均厚度值相互差小于0.08mm，检查反推力瓦与镜板接触情况，保证主轴轴向运动有0.4～0.8mm移动量。6.4.8.2镜板上、下组装后，结合面用0.02mm、塞尺检查应无间隙，组合螺栓点焊。6.4.8.3镜板与主轴的垂直度偏差小于0.03mm，镜板平面接缝处错牙应小于0.02mm，且顺着旋转方向，后一块不能高出前一块。6.5发导轴承检修6.5.1用专用工具拆出发导轴承，进行解体。6.5.2用破布、酒精清扫发导瓦面，要防止喷油孔被堵，检查瓦面有无裂纹、磨损痕迹。6.5.3发导瓦下半部按60°～70°进行修刮，上半部只须挑花即可，发导瓦与轴间隙为0.38～0.45mm，最大不的超过0.65mm。6.5.4发导瓦的下半部与轴颈接触面应大于60％，用接触点1－3／cm2，用着色法检查。6.5.5轴承座检修....
...6.5.5.1用白布、酒精清扫轴承座，修去球面轴承座上的刺高点。6.5.5.2用着色法检查轴瓦与轴承座的配合承力面，接触面积应大于75％。6.6转子吊出与吊入6.6.1吊转子前，应做如下工作：6.6.1.1机进行认真检查和试验，机械传动及其润滑系统应正装，电气操作系统良好。6.6.1.2对安放转子的场地进行清理，需准备好枕木和转于吊装工具。6.6.1.3测量转子与定子间隙，做好修前记录。6.6.2吊出转子6.6.2.1在转子上先拆下三个磁极(其中2个为引线极)，安装好转子起吊工具。6.6.2.2卸下转子与主轴法兰面的联接锥销和螺栓。6.6.2.3转子提升10－20mm高时，应暂停十分钟，由专人检查起重梁的水平及挠度情况，如没问题，再从小行程(10－20mm)开降操作2－3次，同时检查起重各系统是否安全，可靠，在各方面都有把握的情况下，方可徐徐地，平稳地正式起吊。6.6.2.4转子吊进检修场地后，在桥机不松钩前提下安装翻身工具对转子进行翻身。6.6.2.5转子落下后，用酒精清扫法兰面。6.6.3转子吊入的步骤与吊出相反，应注意如下几点：6.6.3.1转子吊入前，应清扫转子，除去转子支架法兰的毛刺，清扫后涂一层防锈油。6.6.3.2转子与主轴法兰的联接螺栓应拧紧到位，并测量其中伸长量，控制在0.234±0.0234mm围。6.7其它部件检修6.7.1制动器检修6.7.1.1测量分闸距离，做好大螺钉的位置记号。6.7.1.2拆除制动块的限位板，搬走制动块，卸下活塞与制动板上的2个螺钉，搬走制动板。6.7.1.3卸下压环上的6只螺钉，取出压环，把衬套轻轻敲入活塞腔，取出环键，拔出衬套，吊出活塞。6.7.1.4清扫活塞，活塞腔，检查活塞与活塞腔的配合情况，如有毛刺，刮痕应修复。检查各密封圈是否磨损、老化，根据实际情况，决定是否更换。6.7.1.5制动器的组装步骤与上述相反，活塞装入前，应涂透平油。6.7.1.6制动器作0.7MPa的气压试验，时间为30min。6.7.2片式空气冷却器检修6.7.2.1空气冷却器拆卸吊出时应编号，先拆除法兰上的螺栓，挂好钢丝绳，吊出冷却器。6.7.2.2分解两边端盖，检查密封圈是否良好，除去压板杂物。6.7.2.3冷却器除冷却水管、承管板、散热片外，其余表面涂防锈漆，外表面喷涂灰色漆。6.7.2.4空气冷却器组装好后作0.4MPa水压试验，30min无渗漏。6.8支撑检修6.9附属设备检修6.9.1齿轮泵检修(油泵检修规程已列，这里不应阐述)6.9.1.1卸下泵的进出口法兰螺丝，拆掉地脚螺丝。把泵抬到较空旷地方，松掉前、后端盖螺丝，取下前、后端盖。6.9.1.2检修主动、从动齿轮有无磨损，联轴键有无损坏。6.9.1.3....
...组装时，齿轮泵应有0.03－0.04mm的轴向间隙，一般前、后端盖螺丝上紧后，用手能转动传动轴即可。6.9.1.4泵和电机联接后，进行中心、轴心调整，试运转声音无异常。6.9.2循环水泵检修(见水泵检修规程，这里不再阐述)。6.9.2.1将水泵进、出口水管与泵体分解，拆掉地脚螺丝，把水泵吊到比较空旷的地方，松掉前，后轴承端盖螺丝，把泵前端盖拆下，松掉对轮背帽，将轴打出。6.9.2.2清扫叶轮、轴承、轴套，检查其磨损情况，并进行处理后装回。泵本身转动灵活，泵和电机联接后，进行中心轴心调整。试运转声音无异常。6.9.3油冷却器检修6.9.3.1卸下油冷却器的进、出口法兰螺丝，拆掉地脚螺丝。把油冷却器吊到装配场进行解体，卸下底部的排油、排水的堵头螺丝，用油盒装冷却器的积水、积油。6.9.3.2卸下上端盖销钉、螺丝，吊出上端盖，冷却管装配，再把冷却器翻身放置在枕木上，吊出下端盖。6.9.3.3清扫上端盖、下端盖、冷却管装配，上、下端盖要涂防锈漆。更换上、下端盖的密封圈及密封垫。6.9.3.4油冷却器组装好后进行水压、油压试验，试验压力0.9MPa，试验时间10min不得渗漏。6.9.4滤水器检修6.9.4.1关滤水器进水阀、排水阀、开排污阀，打开过滤器端盖。6.9.4.2抬出滤网，清扫干净，检查有无破损。6.9.4.3按顺序组装，转动阀盘应灵活，无漏水现象。6.10定子间隙测量、轴承油流量调整6.10.1定子气隙测量6.10.1.1定子设计间隙7mm，最大值或最小值与平均间隙之差不超过平均值的10％。6.10.1.2分别测量上，下游侧定子气隙，并做好记录。6.10.2轴承油流量调整6.10.2.1在水导、发导侧的主轴上各架一百分表，起动高顶油泵，使主轴的水导，发导两侧各顶起0.08－0.10mm的径向间隙，高顶油压力为8.5MPa左右，调整高顶预升量应在流道充水后进行。6.10.2.2轴承回油箱的油温在30℃以上时，启动轴承润滑油泵对各用油点进行流量调节，低于30℃应投加热器。a、正向推力轴承供油量70～100L／minb、反向推力轴承供油量30～40L／minc、发电机径向轴承供油量30～40L／mind、水轮机径向轴承供油量30～40L／min....
...水轮机检修工艺规程1主题容与适用围本规程规定了**水电厂水轮机检修的容和项目、技术参数、工艺标准。本规程适用于**水电厂水轮机的检修维护和质量验收工作。2主要技术数据表1主要技术数据型号HL250—LJ—225尾水管型号4H额定功率(Mw)15.5额定转速(rpm)214.3最大水头(m)46.7飞逸转速(rpm)446设计水头(m)42吸出高度Hs(m)-2最小水头(m)34.1安装高程(m)98.74设计流量(m3/s)42.1导叶关闭时间(s)6进水口中心高程(m)127水轮机大轴长度(m)2.9转速上升率(%)35水轮机大轴直径(m)0.5水压上升率(%)18制造厂家天津发电设备厂3检修工期和间隔表2检修工期和间隔检修类别工期间隔备注巡回检查半天每周一次汛期、枯水期可适当缩短或延长间隔。小修7～10天每年1～2次一般情况下进行一次春季小修，缺陷严重时可增加一次秋季小修。大修30～406～8年酌情缩短或延长检修间隔，可酌情延长检修工期。扩大性大修50～70天15～20年酌情缩短或延长检修间隔，可酌情延长检修工期。4检修项目及质量标准4.1巡回检查项目及质量标准表3巡回检查项目及质量标准项目质量标准备注1.水导处摆度测定钨金导轴承水导摆度不大于0.20mm，摆度无明显增大趋势。测水导摆度同时记录导叶开度、所带负荷及上下游水位2.各动静密封点渗漏检查所有密封点均无渗漏巡检围包括以下各处：油水气系统各接头、法兰、阀门、接力器推拉杆止油密封处、人孔门、伸缩节等处。3.剪断销检查剪断销无剪断、无窜出。4.稀油润滑轴承检查油质合格，油位正常，水导瓦温低于600C。四台机上、下、水导轴承5.机组外观检查振动、响声无异常6.缺陷处理在可以不停机的条件下能处理的缺陷,应及时处理。7.表计检查各表计指示准确。....
...4.2小修项目及质量标准表4小修项目及质量标准项目质量标准备注1.水导轴承紧固螺栓检查水导法兰面的紧固螺栓无松动，无损坏。2.总冷却水过滤器分解清扫、检查滤网清扫干净无破损3.液压阀分解检查阀口严密，盘根压缩适当4.各阀门分解检查分解除锈、阀口严、动作灵活，阀杆无严重锈蚀，盘根无渗漏。5.各动静密封点检查及处理无渗漏6.表计检查各表计指示准确。春季小修时应进行校验7.水轮机室清扫整齐清洁8.缺陷处理日常维护中不能处理而又可以在小修期间处理的某些较大的缺陷，应按该项目的质量标准进行处理9.接力器及推拉杆检查接力器各部盘根及各管接头不漏油，推拉杆两背帽不松动。4.3大修项目及质量标准。4.3.1转轮与主轴质量标准表5转轮与主轴质量标准项目质量标准备注验收1.叶片汽蚀处理堆焊层无夹渣、气孔及裂纹，焊后叶片无严重变形，基本保持原叶片型线。厂2.叶片裂纹检测及处理准确全面地进行检测,处理时叶片型线无变形,堆焊层无夹渣、气孔及裂纹，并进行探伤检查。厂3.止漏环间隙测定测量准确，间隙偏差应小于止漏环实测平均间隙的±10%测量时应保证转动部分处在自由状态，测量者不要站在转轮叶片上厂4.止漏环圆度测定及处理测量误差不超过0.05mm，不圆度不超过止漏环实测平均间隙的±10%厂5.叶片开口度及进水边间距测量开口度的测量误差不超过0.50mm，相邻叶片开口度偏差应在±0.05ao以；平均开口度偏差，进水边间距测量误差不超过3.0mm，偏差为±0.003D1（D1为转轮公称直径）厂6.主轴分解与安装联轴螺栓与螺栓孔无研磨、毛刺，联轴时上下法兰面不整且无灰尘，螺栓伸长值为0.19~0.20mm。厂7.轴领检查及处理轴领无毛刺，单侧磨损及偏磨不大于0.10mm；若车圆，要求轴领摆度不大于0.04mm，光洁度▽7，若轴领裂纹、磨损、偏磨严重，则需进行重包不锈钢。主轴加工需联系厂家处理厂....
...4.3.2导水机构检修质量标准表6导水机构检修质量标准项目质量标准备注验收1.导叶汽蚀处理堆焊层无夹渣、气孔及裂纹，磨平后保持立面间隙及开口度合格,基本保证原叶型不变。厂2.导叶轴套漏水处理更换“L”型，修后无渗漏班3.接力器止油密封分解盘根更换渗漏油排油孔畅通，止油密封盘根更换后无渗漏。班4.剪断销检查剪断销无松动、无裂纹，剪断销无剪断或窜出。班5.止推装置检查止推装置检查能保证导叶在正常情况运行中与导叶拐臂轴向有0.5mm间隙，径向有0.15-0.2mm间隙。班6.导叶端面间隙测定及调整导叶端面间隙上、下各为0.30-0.65mm，局部处最小不应小于0.20mm。厂6.导叶立面间隙测定及调整无油压时最大不超过0.30mm，有油压时应为零；允许局部有0.20mm以的间隙，但间隙部分总长不准超过250mm。无油压状态下测导叶立面间隙，所测导叶上、中、下的值偏差较大时，应进行修正，修正后的数值作为调整计算的依据。厂8.导叶开口度测定分别在a=25、50、75、100%状态下正确测定导叶开口度，分递增和递减两个过程测量，最大开度偏差不大于±3%amax。需要时可适当增加测点，如ao=10、20、30、40……100%，扩大性大修时进行。厂9.压紧行程测定及调整压紧行程应在3-5mm之间。导叶漏水时可酌情增加厂10.导水机构除锈刷漆锈垢除净，涂漆均匀。包括拐臂、套筒、双连臂等。厂11.接力器分解活塞与缸体表面研磨、无毛刺、无沟痕、间隙和不大于0.10mm，止油密封盘根严密无渗漏。大修进行12.顶盖，底环及座环上、下固定止漏环无严重磨损，顶盖及座环4个排水孔应畅通，孔口拦污网焊接牢固，非接触面应除锈油漆。13.控制（调速）环支承底板及侧支承板无严重磨损、裂纹及损伤；控制环应水平，其水平度应小于0.10mm/m。14.导叶上、中、下轴套处理间隙合格4.3.3水导轴承检修质量标准表7水导轴承检修质量标准项目质量标准备注验收1.轴承间隙测定总间隙应在0.20~0.31mm之间厂2.轴承检查轴瓦无严重磨损，无严重脱壳,润滑油路畅通，厂....
...轴瓦不圆度不超过轴瓦径的±（0.01~0.02%）,瓦面接触点达1~2点/m2，具有接触点的瓦面占瓦面总面积的70%，3.轴领检查轴领无毛剌，正确测定轴领磨损及偏磨情况。厂4.转动油盘检查油盘底部与卡环联接螺丝无松动，止油密封良好，无渗漏；油盘盖联接螺丝拧紧无松动，其止漏环迷宫处间隙应在1.0~2.0mm之间，煤油试漏4小时无渗漏。厂5.油冷却器清污除垢，用0.3Mpa耐压30分钟无渗漏。厂6.管路及附件分解检查各管路畅通，用0.3Mpa耐压30分钟无渗漏。厂4.3.4主轴密封和检修密封检修质量标准表8主轴密封和检修密封检修质量标准项目质量标准备注验收1.主轴密封活塞环活塞不得与油接触，各直角边不得有任何损伤，润滑水孔应符合要求。厂2.主轴密封抗磨板厚度为8~10mm，组装后表面平整，各组合缝不得有错口，联接螺丝紧固不松动。厂3.主轴密封压盖联接螺丝紧固，销钉定位正确，压盖与大轴间隙应在2.0~2.5mm之间。厂4.检修密封(即空气围带)空气围带无严重汽蚀，压盖联接螺丝紧固无松动，通气试验不渗漏。厂5.检修密封更换自由状态时用0.02Mpa耐压30分钟无渗漏，表面应光滑。厂4.3.5油、水、风系统检修质量标准表9油、水、风系统检修质量标准项目质量标准备注验收1.液压阀、电磁配压阀止口密封无渗漏，止漏盘根更换，止漏效果好，手动操作切换正常。厂2.冷却水过滤器分解清扫，除锈刷漆，滤网无破损。厂3.阀门分解清扫，除锈刷漆，修后动作灵活，阀口严，止漏盘根处无渗漏。厂4.表计检查各表计指示准确。厂5.顶盖真空破坏阀真空破坏阀阀口严密，弹簧无损坏，动作灵活，无渗漏水现象。厂6.大轴中心补气阀中心补气阀阀口严密，弹簧无损坏，动作灵活，无渗漏水现象。厂4.3.6机组引排水部件质量标准表10机组引排水部件质量标准项目质量标准备注验收1.钢管明管段(包括伸缩节、人孔门、排水管及阀门)焊缝无裂纹，钢板无严重锈蚀，伸缩节压紧螺栓无损坏，止漏盘根无渗漏，阀门操作灵活。厂....
...2.蜗壳焊缝无裂纹，钢板无严重锈蚀，厂3.尾水管里衬钢板无裂纹、脱落、严重锈蚀，补气十字架根部护板无脱落，管支架无严重汽蚀，进人孔关闭严密不渗漏，联接螺栓无损坏、不松动。厂5水轮机转轮检修工艺5.1汽蚀处理汽蚀处理前应作好汽蚀破坏的面积、位置、深度的记录，具有典型性的汽蚀区应拍照记录；用粉笔或石笔圈出汽蚀处理区，汽蚀处理区应略大于汽蚀破坏区。用碳弧刨割除汽蚀损坏层，直到见到无汽蚀损坏的母材为止，然后用砂轮、角向磨光机磨去渗碳层，并初步磨平处理区表面。施焊过程中，应边焊边敲打焊渣，为了避免产生过大的应力及变形，应采用对称焊、分段焊、分块焊等到方法，若汽蚀区过深或穿孔，可用低碳钢焊条打底，然后用抗汽蚀焊条铺面，但必须保证汽蚀金属的厚度在表面磨平仍有2~3mm，然后用砂轮、角向磨光机磨等将堆焊区按原叶片型线磨平，磨平后应无凹凸不平及深度超过0.5mm、长度超过50mm的沟槽等现象，打磨后的光洁度应达▽4以上。5.2裂纹处理裂纹处理前可采用超声波探伤仪、着色探伤或磁粉探伤等进行裂纹检查，作好裂纹部位、长度及深度的记录，具有典型性的裂纹应拍照记录。裂纹施焊前，应在裂纹的端部钻截止孔，并依裂纹状况用碳弧气刨开好坡口，同时应对裂纹部位有足够的预热围（预热温度为100~1500C），选用与母材化学成份相近的焊条（用前必须烘干），施焊时采用“镶边、分段、退步”焊接方式进行焊接，除第一道焊肉和最后一道退火层外，其余焊道都应进行锤击以消除焊接应力，施焊后焊缝应保温冷却，然后用软芯砂轮机打磨光滑并符合裂纹所在部位的型线，再进行外观及探伤检查处理，直至合格为止。6水轮机转轮静平衡试验为消除水轮机转轮因多次汽蚀、裂纹处理后引起的质量偏心，根据机组运行的振动、摆度情况，当超过允许值时，必须进行转轮静平衡试验。6.1准备工作a.放出转轮上冠的积水，测量静平衡工具与转轮法兰止口配合间隙（0.06~0.15mm），装工具时四周间隙应一致，并用垫子垫好，检查球面是否光滑，准备二个重量一致的水不仪及与水不仪重量一致的二个平衡块。b.试验场所大小应能放入转轮便于工作，周围应无干扰和无风的地方。c.试验支墩采用钢架结构，其高度视转轮工具高度和工作方便为宜，支墩承受重量和工具后应不变形，其水平误差不大于0.02mm/m。d.转轮放在支墩上后检查底座有无向下移动，移动量应不大于0.03mm，并用百分表监视底座水平变化，否则应重调。6.2工具灵敏度检查a.在转轮上画十字中心线延长至法兰，上冠，下环。b.在下环上平面四点逐次放大1Kg，用百分表测其下环各点自由下降值和取下重块后恢复值，其平均值勤应在1.20~1.80mm，否则应重调工具灵敏度，即调整球面与转轮重心之间的距离h值。6.3粗调平衡：....
...a.在转轮法兰上，对称垂直放置两个重量一致的水平仪，转轮稳定后，根据水平仪倾斜的合成方向，定出试加重块的方向位。重块放在上冠上或下环上,加重至水平，不水平应在0.02mm/m以。b.平衡重量可配在同一方向上冠，焊铁块或灌铅均可。c.配重量（包括焊条重量）和重心位置，误差尽量小，如焊接时，球面应离开底座，地线直接接在转轮上。6.4精调平衡：a.找精平衡前检查工具灵敏度在允许围，测量转轮自由水平差（方法同上），可直接算出法兰四周上冠的垂直联接板处的重量和方法。b.加上重块后，如水平度在0.02mm/m以时，即可在此焊牢重块。c.焊完后复查水平（下环）在R1188mm处的不平衡值应在0.13Kg之，最后再复查工具灵敏度。....
...调速器系统检修规程(电气部分)1主题容与适用围本规程规定了**水电厂微机调速器电气部分检修的项目和容、技术参数、工艺标准。本规程适用于**水电厂微机调速器电气部分检修维护和质量验收工作。2引用标准《微机调速器说明书》3检修的分类、安全事项和技术参数3.1微调依厂家说明书是免维护的设备，但为了确保微调处于最佳的运行状态，减少故障率和随机组状态检修的装拆后，能正常稳定地运行，其检修分为：3.1.1定期维护定期维护是调速机运行后，定期进行测试及清洁。以保证调速器投入运行后的性能和调节质量。其工作期限一般规定为每半年进行一次。3.1.2机组状态检修时全面性检修机组状态检修时全面性检修。指机组要求状态检修时，对调速机进行分解，组装后进行全面性的检修、试验。以选取最优的调节品质，期限应按机组状态性大修时间进行。3.1.3补充检修补充检修。是指调速机因突发的故障或公共部件（行程传感器等）损坏，需临时对调速机进行调试的检修。3.2检修的安全措施和注意事项3.2.1定期维护时，因微调是双系统冗余结构，只需进行主从切换。不需要求调速机停电退出进行。注意事项：在维护过程中，禁止用手去拔动行程传感器及其联接的钢丝绳和电缆。确保另一套正常运行。3.2.2在进行机组状态性检修时的全面性检修，必须要求机组退出备用状态，工作闸门必须全关。同时，必须注意下列事项:3.2.2.1在调整或定位位移变送器时，绝对不允许人为将转轮反方向转动，也绝对不允许将位移变送器拉紧之后，突然放开。这样将导致变送器恢复机构的损坏。3.2.2.2调试时，必须严格执行运行规程中的给电程序，否则将损坏装置或器件。3.2.3补充性检修应视工作情况而定。3.3调速机相关参数3.3.1电站：a.电站型式：坝厂房式；b.机组功率：15MW；c.额定转速214.3r/min，飞逸转速446r/min。d.设计水头42m。3.3.2发电机。A.机组惯性时间常数Ta=8.3秒；b.水流惯性时间常数：Tw=0.22秒；c.中间接力器紧急关闭时间6秒；d.功率从0到100%调速时间30秒；e.永态转差率bp=0-8%，本厂设定为3%。3.4调试诊断命令表命令代码命令功能命令代码命令功能M监控C采样通道检查N自动调试B导叶控制输出检查Q退出调试D显示运行表格....
...O诊断S显示面板检查T时间设定G给定输入检查4检修项目和要求4.1定期维护4.1.1设备清扫检查：a.各插件板清洁无灰尘；b.各插件板与插槽或接口接触良好；c.各端子接线应牢固可靠；d.各指示正确，无故障。4.1.2电源检查a．直流电源和交流电源输入不得过高或过低应保持在±10%Ue围。b.在输入电压正常围时，其各开关电源输出电压12V的电压不得大于±10%Ue，5V电压波动围保持在±5%Ue。c.旋转变电源测量其电压应在4.6±0.5%V围。4.2机组状态检修时全面性检修。4.2.1按定期维护项目4.1项。4.2.2绝缘电阻检查。a.电气回路中电源输入部分用1000V摇表摇测，其绝缘电阻大于1MΩ。b.电气回路中其他部分，包括电液转换器线圈，用500V摇表检查，其绝缘电阻大于5MΩ。4.2.3各开出继电器校验，由于这些开出继电器是小型中间电压继电器，其要求按电力部出版的《继电器检验规程》（ISNT-80125-2/TM.301）进行。4.2.4电磁阀检查：A、绝缘电阻用1000V摇表摇测其电阻大于1MΩ；B、直流电阻与上次比较变化不大于±5%（正常阻值为1.9KΩ）；C、其动作系数不低于0.8，返回系数不高于1.2～1.3。4.2.5无扰动手/自动切换与电源切换试验。其导叶接力器行程变化不得大于全行程的1%。4.2.6导叶定位试验（代码02）4.2.7导叶付环试验（代码05）4.2.8非线性校正（代码03）4.2.9静特性试验（代码07）a、静态特性曲线应近似为直线，最大线性度误差不超过1%；b、测至主接力器的转速死区ix，不超过0.02%。4.2.10水力系统的稳定性检查（08）要求手动启动机组到额定转速，稳定5分钟进入试验考查3分钟的峰谷值不超过±fe（即±0.1HZ）。4.2.11空载扰动试验（09）要求所选参数必须使调速机空载调节品质达到a）自动空载运行时3分钟机组转速摆动相对值不超过±0.15fe，峰谷值质为0.15HZ，b）接力器不动时间不得超过0.2S。4.2.12自动停机试验（10）要求中间接力器全关时间不得大于6S。4.2.13自动开机试验（11）要求开机迅速，超调量不超过±0.5feHZ，无波动，开机时间不超过40S。4.2.14机组空载频率给定试验（12）要求：频率给定方向与调速机动作方向一致。4.2.15带负载试验（14）要求所选调节参数满足下列两点，a）接力器在转为开方向动作后到频率稳定时间不大于40秒；b）超过稳态转速3%额定转速以上的波峰不超过两次。4.2.16测频信号消失试验(15)。要求导叶接力器行程变化不得超过全行程的1%。4.2.17甩负载试验（16）。偏离稳态转速1.5HZ以上的波动次数，不超过两次；b）从甩负荷后接力器第一次向开启方向运动时起，到机组转速摆动相对值不超过±0.5为止，历时不大于40S。....
...5检修试验方法5.1定期维护5.1.1设备清扫a.将备用系统的各插件板拔出，用毛刷或清洗液清除插板的灰尘；b.用无水酒精和细布擦各插板的接口处，使其接触良好；c.检查各接线端子是否牢固；d.将各插件板插回，检查无误后，送电观察各指示是否正确。5.1.2电源检查：a.用万用表测量1101-1/1101-2交流电压是否符合要求并记录；c.用万用表测量1101-4/1101-5交流电压是否符合要求并记录；d.用万用表测量两套的计算机电源和接口电源处的下列电源：接线端电压值+V1/-V1+V2/-C-V3/-C+V4/-V4用万用表交流20V档测量1103-5/1103-6的电压及极性103-6/1103-7之间的电压值。5.2机组状态检修时全面性检修。5.2.1按定期维护项目4.2项。5.2.2绝缘电阻检查：5.2.2.1用1000V摇表测量下列绝缘端子号1102-1/E1102-2/E1102-4/E1102-5/E1102-1/E1102-2/E绝缘电阻（MΩ）对1102-1和1102-2测绝缘时，必须先取下保险，以防损坏插件板。5.2.2.2用500V摇表测量下列绝缘端子号1102-25/E1102-27E1102-26/E1102-32/E1102-33/E1103-1/E1103-2/E绝缘电阻（MΩ）对1103-1/E和1103-2/E测绝缘时，是与电液转换器线圈一起摇测。5.2.3开出继电器校验方法参考电力部出版的《继电器校验规程》（ISBN7-80125-2/TM.03）进行。5.2.4电磁阀检查5.2.4.1用1000V摇表直接摇测各电磁阀的接线柱头与地的绝缘。电磁阀名称紧急电磁阀复归电磁阀手动电磁阀自动电磁阀功增电磁阀功减电磁阀绝缘电阻（MΩ4.2.4.2用万用表20KΩ电阻档测各电磁阀直流电阻如下表：电磁阀名称急停复归手动自动功增功减绝缘电阻（MΩ5.2.4.3测量电磁阀的动作值和返回值的接线图如下图....
...调压电阻为1KΩ、1A的滑线电阻，电压表选择150V的直流电压表。5.2.5无扰动手/自动切换试验5.2.5.1在机组钢管未充水时，将调速机各部分恢复为热备用状态。5.2.5.2将机械柜上的机械部分切为自动运行状态。5.2.5.3将调速机机械开度限制机构打全开。5.2.5.4在微调上模拟机组开机，将调速机开度开至空载位，并记录下此时的空载开度。5.2.5.5将微调面板上的两套电源全部切除，观察机械柜上的手动灯是否点亮，亮则投入微调面板上的两套电源，记录下此时的开度。5.2.5.6比较两个空载开度记录，若符合技术要求则完成，否则调整开度开限的平衡行程开关，继续重复上述步骤，直至合格。5.2.6导叶定位试验5.2.6.1将调试计算机与微调连接好，并使计算机进入调试等待态。5.2.6.2投调速机电源，恢复调速机处于自动状态。5.2.6.3将微调面板的“调试”键投入，“常规”键退出，按“复归”键。5.2.6.4按计算机提示输入“Z”。5.2.6.5按计算机提示输入“02”。5.2.6.6当计算机提示“tesfbegin？时，输入“y”回车。5.2.6.7当计算机再次显示“0K”时，输入“y”回车。5.2.6.8记录计算机显示的值如下表：Sensermax-mintableMin-valueMax-valueGvm：5.2.6.9退出调试5.2.7导叶付环试验5.2.7.1RPV2.2.6ADMa-b操作，进入调试状态。5.2.7.2按计算机提示输入“05”。5.2.7.3功放匹配由计算机自动进行检查并记录。5.2.7.4选定不同的KP，KI参数。5.2.7.5将最佳控制参数KP，KI克服死区值和有关曲线打印。5.2.8非线性校验。5.2.8.1试验目的，校正由于行程传感器安装位置等因素造成的误差，此工作关系到静特征死区，线性度和动作性，是调节品质的关键之一。但若不是更换行程传感器，一般大小修不进行此试验。5.2.8.2试验方法：a.进入调试状态；b.在调试计算机上输入“03”；c.由微调自动将中间接力器开到设定值（将全行程分为10等分）再由试验人员将实际值换成标么值后输入计算机。5.2.9静特性试验：5.2.9.1进入调试状态5.2.9.2在调试计算机上输入“07”5.2.9.3按计算机提示输入数据。5.2.9.4....
...由微调自动产生频率，使频率逐渐由大到小，接力器每次变化稳定后，记录该次信号频率值及相应接力器器行程，通过作图法求出死区。以下试验是有水试验，要求闸门全开，油位、油压正常。5.2.10水力系统的稳定性检查5.2.10.1进入调试状态。5.2.10.2手动启动机组到额定转速，稳定5分钟。5.2.10.3在调试计算机提示下输入“08”。试验考查3分钟的峰谷值，不允许对过程施加人工干预，让其自动调试结束，并打印曲线。5.2.11空载扰动试验。5.2.11.1进入调试状态。5.2.11.2在调试计算机提示下输入“09”。5.2.11.3选择不同的KP、KI、KP作空载试验选择动态稳定最佳的参数。5.2.12自动停机试验。5.2.12.1进入调试状态。5.2.12.2在调试计算提示下输入“10”。5.2.12.3待计算机进入停机试验等待状态时，短接1103-18与1102-72端子。让计算机自动完成试验。5.2.13自动开机试验。5.2.13.1进入调试状态。5.2.13.2在调试计算机提示下输入“11”。5.2.13.3待计算机进入停机试验等待状态时，短接1102-27与1102-72端子。5.2.13.4让计算机自动完成试验。5.2.13.5记录超调量和开机时间。5.2.14机组空载频率给定试验。5.2.14.1进入调试状态，将机组开至额定转速。5.2.14.2在调试计算机提示下输入“12”。5.2.14.3操作现地增减按钮，观察频率变化方向是否正确，速度是否适当。5.2.14.4操作远方增减，观察容同上。5.2.15带负载试验。5.2.15.1进入调试状态。5.2.15.2在调试计算机提示下输入“14”。5.2.15.3将机组并网。5.2.15.4在不同负荷基点下，选定不同的PID参数，并进行负荷扰动，得到最佳PID参数。5.2.15.5按计算机提示“Testagain？”时，输入“N”退出。5.2.16电源切换与测频消失试验。5.2.16.1在做完带负荷试验后，将机组稳定在某个负荷点。5.2.16.2在微调面板上，将直流电源与电源进行相互切换，观察负荷是否有变动，记录负荷。5.2.16.3将电网频率采样接口拔出，观察负荷变化，并作记录。5.2.16.4将机组频率采样接口拔出，观察负荷变化，并作记录。5.2.17甩负荷试验5.2.17.1进入调试状态。5.2.17.2在计算机提示下输入“16”。5.2.17.3根据计算机提示进行相应操作。5.2.17.4进行各个负荷点下的甩负荷试验。....
...5.2.17.5当不进行甩负荷试验，将调速器切换为手动位置。5.2.17.6在计算机提示“Testagain？”时，输入“N”退出调试。6验收6.1各项性能指标均符合本标准要求。6.2机组连续运行72小时，调速机可靠。7附录附录A本厂调节装置结构框图附录B：试验报告容B1概况电站概况：机组型号及有关参数，试验时电站运行条件。机组制造厂家。调节装置型号、制造厂家、出厂编号。试验日期。试验单位及负责人。参加单位及人员。原始数据、曲线图B2试验类型B3试验容及方法B4试验结果B5结论B6试验所用仪表....
...调速器系统检修规程(机械部分)1主题容与适用围本标准规定了**水电厂微机调速器维护、检修及事故故障处理的围及要求。本标准适用于**水电厂微机调速器的检修管理。2引用标准《水轮机电液调速器与油压装置调整试验导则》（国标DL496–92）。3设备规3.1调速机技术参数型号KZT－100正常工作油压2.35MPa～2.5MPa最大工作压力（油压）2.5MPa3.2压油装置技术参数型号HYZ－1.6最大工作压力2.5MPa压油槽容积1600升（560升为油容积）集油槽正常容积1600升集油槽最大容量21600升3.3螺杆泵技术参数型号3Y－3输油量3升/秒最大工作压力2.5MPa轴承功率11千瓦转速2930转/分3.4环喷试电液伺服阀主要技术参数型号HDYS额定油压4.0MPa工作电流200mA最大工作行程±6mm4检修类别及周期检修类别周期检修天数巡检每周二次小修每年至少一次7天大修6~8年35天5．检修项目及要求5.1小修标准项目5.1.1调速机....
...a.电液转换器检查；b.平衡杆和托起装置检查；c.自动复中装置和定位器检查；d.液压、机械开度限制和手操作机构检查；e.紧急停机装置校核；f.位移－电压变送器校验；g.双过滤器清洗检查；h.管路发门漏油、漏气处理；5.1.2压油装置对油泵、安全阀、连接阀门、管路、油质、油槽进行检查，如发现缺陷作相应处理5.1.3接力器a.接力器漏油处理；b.管路系统漏油处理；c.联接阀门缺陷处理。5.2大修标准项目5.2.1调速机a.电液转换器解体检查试验；b.主配压阀、引导阀解体检查调试；c.自动复中装置和定位器解体检查调试；d.平衡杆和托起装置解体检查；e.液压机械开度限制和手操作机构解体检查；f.紧急停机装置解体检查；g.位移－电压变送器解体检查；h.双滤器解体检查；i.块式结构解体检查；j.电气部分检查校验；5.2.2压油装置a.压油泵解体检查调试；b.漏油泵解体检修；c.集油槽、压油罐、漏油箱清扫检查；d.联接管路及阀门检查处理；5.2.3接力器a.接力器解体检查、调整试验；b.锁锭装置解体检查、调整试验；c.压紧行程测定调整；5.2.4管道系统推拉杆分解、检查调整，管道系统及阀门解体检查清洗。6调速器本体检修及质量标准6.1检修前测试及检查记录6.1.1停机前空载自动下检查测试记录a.检查电液转换器运行的稳定性及异常情况；b.主配压阀、油压表的跳动量及频率；c.接力器串动量及频率；d.各部漏油、溅油、漏气情况；....
...e．压油泵启动运行时间与停用时间；f.“自动”、“液压手动”、“纯手动”切换试验及无扰动试验，观察转速、开度稳定性。6.1.2蜗壳无水压时，单件性能检查测试a.开机时间及关机时间测定；b.“自动”、“液压手动”、“纯手动”开关机，检查其能否正常工作，及其机构动作的灵活性与电气部件动作的准确性；c.紧急关机时间及主配压阀开、关机行程测定；d.接力器行程和压紧行程测定；e.电液转换器动作灵活准确性及油路检查；f.调速机传动机构死行程测定；g.锁锭低油压试验；h.“手动－自动”、“急停－复归”、“频率增－减”电磁阀测试；i.导水机构低油压动作试验。6.1.3撤除油压，排接力器、压油槽、集油槽、管路及漏油箱的油至油库，准备解体部件。6.2附件解体6.2.1顺序拆下支管和总管。6.2.2依顺序拆下杠杆，应尽量局部组合存放好。6.2.3在分解拆卸时应逐一检查接头完整情况，并将管口封堵好。同时清洗好，以待安装。6.2.4检查各杠杆和转动关节轴承销子有无磨损、锈蚀，否则应予以处理或另行配制。6.3电液转换器6.3.1解除电液转换器连线，卸下电液转换器与其集成块的固定螺栓，取出时，双手用力平稳缓慢托出，防止玻璃机体碰坏，并把密封垫放好，封好油孔。6.3.2分解其电磁部分和液压部分，整体取出电磁部分与旋转套，用力要均匀，防止碰伤与扭转。6.3.3取出旋转套，检查其间隙，表面应光洁无毛刺、伤痕、磨损，套在前置钮处应上下灵活旋动。6.3.4分解液压部分，检查前置活塞，应无毛刺、伤痕、磨损，前置钮喷油孔应无堵塞。6.3.5取出上下油腔节流塞，检查其有无杂物堵塞，并洗净装回。卸下节流塞时，应先垫一薄硬纸封好其油槽，再用起子小心取出，装回时一样垫好纸再装，否则极易把节流塞掉落油槽。6.3.6装复电磁部分、液压部分，并连成一整体，小心、缓慢、均匀地装回原位。6.4液压机械开限及定位手操机构6.4.1测量好反馈钢丝绳调节器长短位置记录，在其回复机构横杆上用扳手卡住，用力托稳，松开调节器，拆卸钢丝绳，再缓慢放松扳手。6.4.2拆卸其两条通油胶管，清洗检查，应无杂物堵塞，油路应畅通，胶管外无裂纹、缺块，不漏油、渗油，否则应更换。6.4.3松开手轮背帽，旋出手轮，清洗擦净后，检查其螺牙无伤痕、缺口、毛刺，手轮能灵活、自由在其螺栓距离来回旋动。6.4.4把锁锭清洗干净，检查其顶丝是否完成，应能灵活地“手动”、“自动”转换。6.4.5小心地松开活塞杆，连接背帽，取出活塞杆、外弹簧等，清洗检查。a.活塞杆应平直不弯曲，无毛刺，密封圈应完整无裂痕、缺口、老化、变硬现象。b.油腔体应清洁无杂物，应无伤痕、毛刺等不良现象。c.其外弹簧应平整，不歪斜，无伤痕、缺口、锈蚀等不良现象。d.活塞缸油路应畅通无杂物。....
...e.活塞与活塞缸间隙应符合设计要求，依次装复后，初步检查调整，将杆压下再松开，浮动活塞缸应在弹簧作用下灵活地复归，不得有任何卡阻现象。6.5双滤油器6.5.1松开双滤油器与集成块的联接螺栓，取下过滤器，并用干净白布堵好集成块上的油孔。6.5.2松开两组滤网上背帽，做好记录。取出两组滤网，清洗检查滤网不应有破烂、堵塞、锈蚀、松脱现象。紫铜垫片应平整，不应有毛刺、裂纹、缺口、锈蚀，油路畅通无阻，切换灵活到位。6.5.3清洗检查过滤器上所有油路畅通无阻，密封圈完整，不老化、变硬变腐。6.5.4依次装复滤网、切换阀、密封圈等，整体严密不漏油。6.6紧急停机电磁阀6.6.1解除其接线，松开两端线圈，取出阀体，并用干净白布堵好其集成块上的油孔。6.6.2分解其阀体，清洗干净检查活塞应无毛刺、伤痕，间隙符合设计要求。6.6.3阀体应干净无杂物，完好不损伤，油路畅通不堵，密封圈应无损伤，不变硬变腐，完整。6.6.4线圈应能励磁，动作准确到位灵活。6.6.5依次装复后，复归、急停两端应能用手推压或通电操作都能灵活准确、可靠，整体严密不漏油、不漏电。6.7功率增减电磁阀6.7.1解开其接线，松开其两端线圈，取出阀体并用干净白布堵好其集成块上的油孔。6.7.2分解其阀体，清洗干净检查活塞应无毛刺、伤痕、锈蚀、裂纹、缺口等不良情形，间隙符合设计要求。6.7.3其回复弹簧应弹性良好，无损伤，平整，无锈蚀、裂纹、缺口等现象。6.7.4阀体应干净无杂物，完好不损伤，油路畅通不堵，密封圈不变形、变硬、变腐等。6.7.5线圈应能励磁，动作准确到位。6.7.6依次装复后，复归、急停两端应能用手推压或通电操作都能灵活准确、可靠，整体严密不漏油、不漏电。6.8“手动”－“自动”切换电磁阀6.8.1解除其联接导线，松开两端线圈，取出阀体，并用干净白布堵好其集成块上的油孔。6.8.2分解其阀体，清洗检查活塞应无毛刺、伤痕、锈蚀、裂纹、缺口等不良现象，间隙符合设计要求。6.8.3清洗检查阀体，体应干净无杂物，油路畅通不堵，密封圈不变形、变硬、变腐等。6.8.4线圈应能励磁，动作灵活准确到位。6.8.5依次装复后，“手动”、“自动”两端用手推压或用电操作都能灵活、可靠、准确到位，整体严密不漏油、不漏电。6.9平衡杆和托起装置6.9.1松开其联接螺丝，取出平衡杆和托起装置，并用干净白布堵好集成块上的油孔。6.9.2擦净连杆检查，应平整不弯曲，无锈蚀、破裂，小轴承应完整不生锈。6.9.3分解托起装置，清洗干净检查，其弹簧应弹性良好，不变形，不锈蚀，无损伤、裂纹、缺口等不良情形；活塞无毛刺、损伤、锈蚀、缺口、裂纹等，间隙符合设计要求。6.9.4其阀体无杂物、损伤、裂纹、毛刺、锈蚀等，油孔应畅通，密封圈不老化、变形、损坏。6.9.5依次装复后，要求托起装置严密不漏油，动作准确可靠。6.10自动复中装置和定位器6.10.1松开自动复中装置和定位器的联接螺丝，分别进行解体清洗检查。6.10.2检查自动复中装置、外弹簧是否弹性良好，应无变形、锈蚀、裂纹、缺口等不良现象，调节螺杆、螺母良好。....
...6.10.3定位器两端弹簧应弹性良好，不变性、生锈、裂纹、缺口，轴承完好不变形，无锈，两端回复距离应保持一致，力度大小一样。6.11块式结构6.11.1所有集成块应清洗干净，油路无堵通畅，无锈蚀、毛刺，平整不变形。所有加工孔封堵孔应严密不漏油。6.11.2密封垫板应完好不裂，无缺口，橡胶圈不漏装，弹性良好，不老化，无裂纹、缺口。6.11.3依次装复后，整体严密不漏油。6.12主配压阀及辅助接力器6.12.1拆开主配压阀上连接部件，开停机行程限制螺帽等，取出辅助接力器与主配压阀活塞、弹簧等，并要小心防止碰伤。6.12.2分解辅助接力器和主配压阀，清洗干净，检查其磨损、毛刺、锈蚀等情况。6.12.3检查各弹簧应无变形、裂纹、锈蚀、缺口，弹性应良好，活塞孔无杂物，畅通。6.12.4测定引导阀活塞与壳体配合间隙、尺寸应符合设计要求。6.12.5测定主配压阀上、下阀盘与衬套间配合间隙应在0.02～0.05毫米，阀盘棱角完好无缺，否则应更换活塞。6.12.6遮程测量a.引导阀遮程：一般为0.25～0.35毫米b.主配压阀遮程：一般为0.30～0.40毫米测定应精确，多次比较校核，否则予以处理。6.12.7主配压阀壳体和衬套一般不作解体，必要时，可作衬套检查。6.12.8主配压阀及辅助接力器清洗干净后，依次组合，装入主配压阀腔，在拧紧壳体联接螺丝时，要转动和提升活塞，应灵活地滑动，并主配压阀、引导阀活塞能靠自重在各自的阀体或衬套自由滑动。6.12.9主配压阀活塞双向最大行程为20毫米。6.12.10开停机行程初步按拆前记录调整。7接力器、锁锭装置及回复机构检修及质量标准7.1接力器7.1.1拆卸两条推拉杆，分解联接背帽和调速环轴锁。7.1.2拆除锁锭、复原机构、齿轮及拐臂和管道附件。7.1.3分解接力器缸前端盖，缓慢均匀拉出活塞，注意不要拆断其活塞环和碰坏缸体加工面。7.1.4检查测定活塞环及活塞周向接触面，应无磨损和拉伤。活塞环闭合后要求有0.2～0.4毫米的间隙。7.1.5活塞套入接力器缸配合间隙不能大于圆周1/3，间隙不大于0.10毫米，否则应做单个接力器耐压试验，试验压力为工作压力的1.5倍，10分钟不漏，否则应更换活塞环。7.1.6活塞杆孔和轴锁之间配合间隙不得超过0.05～0.13毫米，否则应更换钢套。7.1.7清洗净缸壁，活塞组装时，应先在活塞、活塞环、缸壁周围涂上一层透平油，注意活塞环切口应错开180°，并开口不能对着油口处。装入端盖和压紧盘根后活塞应动作灵活，行程符合设计要求，误差允许在±1毫米。7.2锁锭装置7.2.1锁锭分解，洗净检查磨损、锈蚀情况。7.2.2检查联锁阀弹簧无变形。7.2.3检查联锁阀活塞配合间隙与锁锭活塞配合间隙，组装后行程应满足要求，当油压25kg/cm2时，经过活塞的漏油量不允许超过2立方米/秒。7.2.4检查锁锭闸板应无毛刺、锈蚀，装复后应上下动作灵活。....
...7.2.5调速机充油后，调整联锁阀调节螺丝，使其自动落锁锭和提锁锭动作灵活自如，油压降至13～12.5kg/cm2时，锁锭闸头下降，油压升至13.5～14kg/cm2时锁锭闸头上升。7.3回复机构7.3.1清洗检查机构的各轴承、传动杆件，要求无损伤，销轴配合间隙为0.01～0.02毫米。7.3.2回复机构安装符合要求，应灵活，不蹩劲，总行程最大不应超过接力器全行程的0.5%，扇齿轮转角应为60°角。7.3.3调速机充油后，接力器处于中心位置时，调整复原机构在中间位置，拐臂扇齿中心度应重合。7.4管道系统的阀门7.4.1管道应清洗净，依次分段进行排油清洗，阀门应分解检查，球阀严密性好，操作关闭灵活，无卡阻现象，必要时作耐油压试验。7.4.2所有盘根填料应重新更换，法兰螺丝孔应完好，无损坏，法兰面平整无毛刺。7.4.3法兰螺丝应紧固均匀，充油后无渗漏，管路阀门要油漆。8油压装置检修及质量标准8.1集油槽8.1.1拆卸集油槽人孔，取出网隔进行清洗，要求无纤维、毛絮、杂物及滤网被损坏、锈蚀现象。8.1.2拆卸压油槽法兰，清除旧盘根，检查法兰平面应平整无毛刺。8.1.3检查油位计接触严密性，应完好无渗漏。8.1.4清洗检查压油槽壁不得有杂物，检查各油管气管连接是否牢固，有无损伤，力求使用白布、面粉清除，禁止使用汽油、棉纱。要有专人监护清理工作，通风要完好，工作时间不能过长，严防事故发生和堵塞管道。8.1.5检查清理缺陷处理完后，必要时应按工作压力1.25倍做30分钟的耐压和变形试验。8.2压油泵及安全阀8.2.1压油泵a.拆除电动机，注意作好电动机基础垫片情况及位置标记。b.拆除与油泵联接管道，拆下安全阀、逆止阀、角式阀及截止阀。c.分解油泵，拆除储油筒，拔出靠背轮、油泵端盖、泵壳体、推力盖，拔出主付螺旋杆，测定记录螺旋杆上下啮合位置。d.检查清洗油泵衬套，推力主付铜套的磨损情况和松动现象。e.检查主付螺杆与衬套配合间隙分别为0.04～0.06毫米和0.02～0.04毫米。f.检查泵套的巴氏合金磨损和脱落壳情况，脱壳严重时应重新浇铸。g.检查螺杆轴套的磨损情况，设计间隙为0.02～0.03毫米，间隙太大应重新更换，一般情况损伤进行修刮处理。h.检查主付螺杆轴向串动情况，串动量分别为1.5～2.5毫米。i.检查主付螺杆轴颈应无毛刺、研磨现象，杆平衡油孔应畅通。j.安装时，轴套、主付螺杆、推力铜套、推力盖应均匀对称，紧固螺丝，几个部件应同心，手转动轻便灵活自如。k.油泵安装校正油泵与电动机轴线重合一致，为此应进行偏心和平行调整。偏心调整：在联轴器外凸缘加上一直尺，调整了高度之后再调整水平，用直尺在口处调整后，固定在没偏心的位置上，最后精确校正偏心时，用百分表固定在电动机轴法兰外凸缘，手动转动油泵，两轴偏心不应大于0.10mm。平行调整：在联轴器之间插入一块样板，样板厚约3mm，同时在联轴器对称四个点调整间隙，两轮间隙应为2～3毫米。....
...8.2.2安全阀组a.拆卸阀盖，取出弹簧上套，弹簧及阀芯。b.拆卸止回阀盖，取出阀塞。c.清洗干净后，检查弹簧应不变形，平整，其特性符合设计要求。d.检查安全阀止回阀的工作面与阀座面接触情况，阀芯吸气孔应畅通。e.逐件组合、安装和调整其安全阀动作值，要求符合运行规程要求。8.3压油装置分段运行试验8.3.1压油装置检修完后，进行充油，检查各部分渗油情况。8.3.2把安全阀弹簧压力调至最小，关闭压油槽的出口阀门，使油泵空载运行60分钟，检查油泵运行振动和温升情况及油泵油封渗漏情况。要求：a.电动机及油泵振动不超过0.06毫米或更小；b.电动机轴承温升符合要求；c.油泵轴承温升符合要求。8.3.3向压油槽充气，其方法是：a.关闭压油槽进气阀、排气阀和调速机总进油阀。b.开启油泵出口阀，手动启动油泵，向压油槽输入稍低正常油位停止油泵。c.开启进气阀，充入高压空气，手动启动油泵，当压力达到0.5MPa时，关闭进气阀，油位在正常油位运转15分钟，用压油槽排油阀维持压力和油位。检查电动机、油泵、安全阀、逆止阀、出口阀及管路等各部声音正常，温升正常，无振动及渗漏情况时，开启进气阀，加气压至1MPa时关闭进气阀，同样用压油槽排油阀维持压力及油位运转10分钟。再检查各部无异常后，同样方法在压力1.5MPa、2MPa、2.5MPa各运转10分钟。8.3.4进行安全阀动作值的调整，在名义压力2.4MPa时（油泵工作压力差2.3～2.5MPa），通过旋转安全阀调节螺钉，使压力在2.56～2.59MPa以上（78%P以上）开始排油，在2.88MPa（20%P）之前全部开启，并使压力罐的油压不再升高；当压力下降到2.26MPa（6%P）之前，安全阀全部关闭，调整好后将调节螺钉端部的螺母锁紧。9漏油装置检修及质量标准9.1漏油泵9.1.1油泵解体，检查齿轮的啮合及磨损情况。9.1.2泵齿轮配合间隙应为0.15～0.5毫米，与轴间隙应为0.04～0.06毫米，齿轮端面和幅面间隙分别为0.06～0.10毫米和0.10～0.20毫米。9.1.3齿轮泵组装后，要求转动灵活、轻便，无蹩劲现象。9.2漏油槽9.2.1清洗检查漏油槽应干净无杂物。9.2.2清洗滤网，应无破烂、锈蚀、堵塞现象。9.2.3油泵运行情况检查。10充水前调速系统动作试验调整10.1应具备条件10.1.1调速器各部件已装复完毕并初步调整手－自动切换阀至纯手动状态。10.1.2油系统充油完毕均处于正常工作状态。10.1.3压油装置、漏油装置均处于正常工作，集油槽油位正常。....
...10.1.4导水机构安装完毕，具备工作状态。10.1.5试验前，检查蜗壳、水车室工作人员撤离，无它物遗留在，并做好动作期间有人进入的措施，特殊情况下应派专人联系监护。10.2压力油管系统充油试验10.2.1导叶应全关，开度限制应在停机位置，并挂有标示牌。10.2.2开度限制手轮应为检修前位置，小针阀应为开启通油状态。10.2.3导叶开度为零，同时接力器锁锭在投入，总进油阀处于关闭。10.2.4将压油槽升压至0.3～0.5MPa并保持油位正常。10.2.5稍微打开调速机总进油阀，向调速机充油，主配压阀应无剧烈振动（腔存有空气），主配压阀在关机侧位置，检查各部件渗漏等情况。10.2.6提起调速机锁锭，动作接力器至全开，检查有无漏油等情况。10.2.7在继续升油压至1.5MPa、2.5MPa时，作最后全面检查。10.3低油压试验10.3.1先用“纯手动”将导水叶开至30%开度。10.3.2在将压油槽中压力降低到表压值为零。10.3.3将开限手轮压至全关位置。10.3.4向压油槽充气，升高油压，注意压力升高速度应平缓，不可过快。10.3.5观察接力器关闭过程。10.3.6记录开始关闭方向移动瞬间的油压值，一般为0.3MPa左右。10.3.7分别把导叶开度开到75%、100%。10.3.8重复步骤2～6，各做一次作比较。10.4双过滤器检查试验10.4.1有油压时双过滤器应严密不漏油。10.4.2从A套切换至B套应灵活无卡阻，且不能有串油现象，油路应畅通无阻。10.5电液转换器试验调整10.5.1电液转换器上、下腔油路应畅通，其两端节流塞应无堵塞。10.5.2转动套旋转应无蹩劲、卡阻现象，应能灵活均匀旋动。10.5.3最大工作行程应能达到±6mm，最大不灵敏区小于0.01mm，活塞最大负荷能力要大于1kN，线圈之间和线圈对壳体绝缘电阻要大于50MΩ,耗油量约3L/min，油压漂移小于0.00mm/0.1MP。10.5.4交流振动线圈通入工频交流，电流应使杆产生频率为50赫兹，振幅为±0.02mm左右的振动，等压活塞也应随之振动。10.6“手动－自动”电磁阀检查10.6.1“手动－自动－手动”切换应灵活无卡阻，来油正常。10.6.2不仅能在其阀体上手动来回操作，同时能在按钮上按能灵活动作，且阀体上严密不漏油。10.7液压机械开度限制和手操机构调整试验10.7.1整体严密不漏油，全行程来回动作灵活无卡阻，回复机构的两个滚动轴承应同时接触其下方的翼块，偏差不得超过0.02mm。10.7.2装复后其锁锭应能左右灵活移动，手轮组件应能灵活转动，不得有卡阻现象。10.7.3将杆压下再松开，浮动活塞应在弹簧作用下灵活地复归，不得有卡阻现象。10．7．4最大行程应能达到44mm，工作行程能达到40mm，同时行程为40mm时，钢丝绳行程为100mm，并通过变程轮与接力器相连接。10.7.5当接力器行程为50%时，回复机构横杆应在水平位置。10.8功率增减电磁阀检查调整....
...10.8.1阀体严密不漏油，增－减－增－减来回动作应能准确无误，灵活无卡阻。10.8.2应能在其阀体上手动操作，同时在按钮上能电动操作，都应灵活准确无误。10.9平衡杆和托起装置检查调整10.9.1平衡杆在装好后两端高度应相同，偏差不应超过0.5mm，即保持水平。10.9.2托起装置在自动工况时应离开平衡杆，在手动工况时，其活塞应灵活无卡阻，迅速向上动作，将横杆托起，是横杆随动于开度限制及手操机构。10.10自动零位检查调整10.10.1先关闭调速机总进油阀，将手－自动切换阀置自动位置，开、关机调整螺栓均调至主配压阀最大行程位置。10.10.2开启调速机总进油阀，使其各处充油，电液转换器仅通油不通电，其零位不受外力影响，先松开螺母，调节其下方连接螺杆，使平衡杆处于水平状态。10.10.3测量横杆两端高程差，不应超过0.5mm，然后将螺母C并紧，在松开螺母B，使引导阀活塞相对于压盖上、下移动，当引导阀活塞调整到主接力器能在任何位置稳住为止。10.10.4由于是开环，不可能调到接力器完全不动，在接力器上打一块百分表，调到接力器在5分钟漂移小于1毫米即可，再将螺母B并紧。10.11机械零位调整检查10.11.1先临时将托起装置的调整螺母卸下，临时将定位器的调整螺丝、小螺母、并帽、连接盘、弹簧等（共两套）松出，即使左右两滚轮适当分开，以不妨碍平衡杆尾端的定位块上、下动作为原则。10.11.2手、自动切换阀置手动位置，微调上、下弹簧，使平衡杆处于水平状态。10.11.3注意托起装置的托架顶端不得顶住横杆，如横杆尾端偏高（低）引起开（关）机，则稍微压缩上（下）弹簧或稍微松开上（下）弹簧，要求在电液转换器断油后（手动工况），上下弹簧也应能保证横杆水平和主配压阀位于中间位置。10.11.4在接力器上打一块百分表，5分钟漂移小于1毫米即可。10.12定位器的零位调整及检查10.12.1先将手－自动切换阀置自动位置，此时弹簧应在水平状态，然后才能调整定位器。10.12.2定位器利用主柱和螺母调整定位器的高程和水平，使两个水平滚轮正好分别卡在定位块的两侧凹槽之中，用0.02mm塞尺测量，不得有间隙。10.12.3定位器调好后，其松开的零件应逐一对称地复原，4个螺母和其弹簧垫圈等均应紧固。10.12.4定位器中定位力的大小、左右力量必须保持一致，每个的调整围小于5mm，即当弹簧座和联轴盘接触时，轴向力为2.45kgf，两者离开5mm时，轴向力为4.9kgf，注意两者距离不得大于5mm。10.13开、关机时间调整10.13.1先调整关机时间，使其关机时间调到6秒。10.13.2再调整开机时间，改变两个螺母与调整套之间的距离使其开机时间调到约8秒。10.13.3注意两个对称零件的限位距离必须相等，用塞尺进行测量，差值不得大于0.02mm，调妥后必须将所有并帽并紧。10.14“自动－液压手动－纯手动”工况检查10.14.1自动、液压手动、纯手动都能将接力器从零到100%再到零之间灵活动作，并无卡阻，能准确到位。10.14.2各工况下所有部件严密不漏油，各工况转换灵活可靠。10.14.3三种工况操作注意事项：10.14.3.1调速机在“自动”工况下运行：a.小截止阀置“全关”位置；....
...b.“手－自动”切换阀置自动位置；c.液压机械开限置“全开”位置（锁锭推向右方，手轮旋至顶部）。10.14.3.2调速机在“液压手动”工况下运行：a.小截止阀置“全关”位置；b.液压开限呈“自由”状态（将锁锭推向右方，手轮旋至顶部），将“手－自动”切换阀置“手动”位置；c.操作液压开限电磁阀（操作远方按钮或本身按钮）使液压开限阀的活塞上、下运动，即可开机或关机。10.14.3.3调速机在“纯手动”工况下运行：a.小截止阀置“全开”位置；b.将手轮旋至下端位置，锁锭推向左方，转动手轮，使机械开限下方伸出杆接触横杆，然后将“手－自动”切换阀置“手动”位置，再顺时针或反时针转动手轮，即可开机或关机。10.15接力器压紧行程调整10.15.1开总进油阀供压力油，提锁锭，油位在正常段。10.15.2导叶全关，测定两接力器套筒与接力器缸盖相对距离，然后撤除油压至零，测量回复行程，此行程为压紧行程，应为3毫米，不符合则调整推拉杆、螺帽，压紧行程允许偏差在1毫米以。10.16导叶开度与接力器行程关系测定10.16.1提起锁锭，操作开度限制机构，开度在25%、50%、75%、100%时分别测量相应X、－X、Y、－Y对称四个方向导叶实际开度和接力器行程并作曲线。10.16.2要求接力器行程、导叶开度与指示表误差不大于接力器行程0.5%。10.17接力器反应时间Ty的测量条件：切除导叶反馈，调速器通额定压力油，微机处于监控状态。方法：用PORT12键对89口输入不同行程，用百分表和秒表记录主配压阀的位移量及相应的接力器在25%到75%区间的移动时间t，绘出其关系曲线。10.18电源切换试验10.18.1在交直流电源工作正常的条件下，分别切除直流或交流电源，测量切换过程中，综合放大器输出的变化量和接力器位移。10.18.2将电源全停，观察接力器行程应无明显变化。10.18.3调速机切“机械手动”，合上交直流电源，测量由此引起的综合放大器输出的变化量及接力器位移或测量两微机的输出电压。10.19电液转换器特性试验（一般情况不做）10.19.1油压特性试验试验目的：试验电液转换器油压特性。试验方法：给上一定的振动电流，活塞振幅在0.05～0.10毫米，在差压活塞下装设一块压力表，使油压在2～1MPa变化，记录油压变化后的活塞移动值。要求：油压漂移小于0.004毫米·公斤/平方厘米。10.19.2负载漂移试验试验目的：试验电液转换器负载特性。试验方法：给上一定的振动电流，活塞振幅在0.05～0.10毫米，在差压活塞下装设一块百分表，并在正反两方向加载20MPa，记录活塞零位变化值。要求：死区≤0.00毫米/公斤。10.19.3空载静特性试验试验目的：试验电液转换器在空载的非线性度及死区。....
...试验方法：给上油压，给上振动电流，活塞下振幅在0.05～0.10毫米，在差压活塞下面的螺钉上装设一块百分表，改变工作电流，记录活塞下的变化值（即差压活塞向上时和向下时活塞行程死区）。要求：死区≤0.03毫米，线性度近似一直线。10.19.4负载静特性试验目的：试验电液转换器在负载的非线性度及死区。试验方法：活塞下挂重20公斤负荷，给上油压，给上振动电流，活塞振幅在0.05～0.10毫米，在差压活塞下装设一块百分表，改变工作电流，记录活塞下的变化值。10.19.5空载动特性试验目的：测试电液转换器空载的灵敏度。试验方法：用示波器拍摄空载时的振动特性。要求：上、下差值在0.05～0.10秒。10.19.6负载动特性试验目的：测试电液转换器负载时的灵敏度。试验方法：用示波器拍摄负荷时的振动特性。要求：上、下差值在0.05～0.10秒。10.19.7耗油测量测量目的：测量电液转换器耗油量是否满足要求。测量方法：用量杯量出电液转换器的排油量（升/分）。要求：排油量≤3升/分。11充水后调速器系统动作试验调整11.1“纯手动”启动及“纯手动”、“液压手动”、“自动”切换试验。11.1.1“纯手动”开机：a.小截止阀置“全开”位置，将手轮旋至下端位置，锁锭堆向左方（指液压手操上锁锭），转动手轮，使液压机械开限下方伸出杆接触横杆，然后将“手—自动”切换阀置“手动”位置。b.反时针旋动手轮，直升至额定转速，检查各部件动作正确，无渗油现象。11.1.2按“纯手动”、“液压手动”、“自动”有关操作顺序，由“纯手动”转到“液压手动”，再转到“自动”，观察各部件动作准确稳定可靠无异常。11.2空载扰动试验11.2.1目的：检查调速器调节的动特性，求得空载最佳运行参数和临界稳定参数。11.2.2升速扰动a.备好测量转速，接力器行程及时间等的工具仪表。b.调速器在“自动”位，机组保持额定转速，开度限制在35％位置。c.励磁调节器退出，磁场变阻器放最大，合灭磁开关保留1分钟，再跳下FMK。d.调整空载参数，调节器速器作空载频率上扰动试验扰动量2～4HZ（在48～52HZ之间）。e.记录转速变化，接力器行程，调节时间。f.要求：（a）扰动量为±5％，±8％。（b）超调量≤30％（c）接力器摆动次数≤2次（d）调节时间≤30秒11.2.3降速扰动a.调速器放“自动”位，保持机组额定转速，开度限制在35％位置。b.调整空载参数，调速器作空载频率下扰动试验，扰动量2—4HZ（在48—52HZ之间）。....
...c.记录转速变化，接力器行程及调节时间。d.测量机组手动及自动工况下运行3分钟，测定机组频率摆动值。e.要求同上。11.3甩负荷试验11.3.1目的：核验调速机工作的准确性，灵活性、稳定性、速动性及水轮机调节保校核。11.3.2组织措施：a.负责试验指挥员在甩负荷试验前布置安排各部位的测试和监视人员，并清楚说明有关注意事项。b.甩负荷试验前，务必对机组旋转部分进行全面详细核查。c.备好测量工具，仪表及表格纸等。d.甩负荷时各工作人员若发现异常情况，速报指挥人员统一处理。11.3.3甩负荷试验程序：a.负荷分点：25％、50％、75％、100％。b.每点在机组带固定负荷稳定后，邻旁机组作好接应负荷的准备，有关测试和监视人员做好甩负荷前的测量和准备及检查工作。c.当发出机组与电网解列信号，测定记录转速、水压变化过程、接力器关闭时间与摆动次数及机组摆度、振动等。d.调节过程稳定后，再测一次各项记录，并记入记录表中，每做一次结束，均需要对试验结果进行分析，决定下次是否再继续进行。e.对机组调节保证的校核：（1）水压上升率计算：式中：Hmax――甩负荷时之最大压力（米）Hmin――甩负荷后之稳定压力（米）H0――甩负荷前之静水压力（米）h――测压表安装高度（米）（2）转速上升率的计算：式中：Nmax――甩负荷时最高转速（转/分）Nmin――甩负荷前之转速（转/分）Nh――机组额定转速（转/分）12附则12.1机组甩负荷后对动态品质的要求：a.甩25%额定负荷后，接力器不动时间不得超过0.3秒。b.从机组解列开始，到不超过机组摆动规定值为止的调节时间Tp，应满足有关要求（即Tp<30Tn为水流惯性时间常数）。c.甩去100%负荷后，在转速变化过程中，超过转速3%以上的波峰，不得多于两次。8.2注意事项a.甩负荷之前，调速机、油压装置及机组本身都已彻底检查调整完毕，具备了甩负荷的条件。同时整个电站的引水系统、进水闸门等都应全面检查一遍，并确保其工作正常可靠。....
...b.甩负荷前，应事先将甩负荷的时间、次数和所甩负荷的大小，通知电业管理部门，并征得同意。c.装有过电压、过电流保护的电站，应暂将其整定值提高或予以切除，以防甩负荷试验时，事故电磁阀动作，出现事故停机。d.按25%、50%、75%、100%负荷顺序，由小到大逐次地甩。每甩一次都需加以讨论和分析，确认没问题时，再甩下次的负荷。e.测接力器不动时间Tp时，示波器应放在高速档，并以发电机定子电流消失信号为接力器不动时间的起点，不要从油开关跳闸线圈中引取信号。....
...水工闸门检修工艺规程1主题容和适用围本规程规了省**水电厂水工闸门设备检修设备项目、技术参数、工艺标准。本规程适用于省**水电厂水工闸门的检修维护工作。本规程所包括的闸门设备为：弧形闸门、工作闸门、尾水闸门及其传动机构。2闸门技术规2.1弧形闸门技术规见表1表1技术规名称技术规格备注主机型式BTQ—100位Q=100吨H=16米最大工作扬程14米起门速度1.4吊点中心距7.2钢丝绳X-T-6×19+1-28.5-180-I-E-乙-6（YB270-64）电动机JZ-52-828KwN=695转/分制动器TJ2-300M制=50公斤米减速器Z2-50（II—2—C）滑轮组倍率6起门机数量5台起门机重量12.4吨/台2.2工作闸门技术规见表2表2工作闸门技术规名称技术数据名称型号技术数据起门力2×25T启闭机QPQ-2×25起门高度9m制动器JJZ-300起门速度2.07m/min制动力矩TZ2--30050kg/m钢丝绳X-T-6×19+1-23.5-170-I-E-乙-6（YB270-64）电动机JZ-42-816kW吊点中心距3.00m转速685r/min滑轮组倍率2×2减速器Z2-42.5I=294.42.3尾水闸门技术规见表3表3尾水闸门技术规起重机构行走机构起门力2×10T行走重量9T扬程6m行走速度9.95m/min吊点距4.35m行走轮直径ф350mm....
...起门速度1.48m/min行走轮轴距4350mm滑轮组倍率4开式链传动T=12.7I=48/48开式齿轮传动I=80/18m=10开式齿轮传动I=82/18m=5电动机JZ-21-6电动机JZDO2-31-6制动器TJ2--200减速器JZQ-250-Ⅳ-3Z减速器JZQ-350-Ⅲ-7Z轨道型号24Kg/m钢丝绳D-6×19+1-15.5-170-I-Z-链条12.7×8.5×7.943闸门修理项目及处理方法3.1.门体缺陷的处理3.1.1.门体变位的处理，门体变位是指闸门偏离了正常工作位置，或发生上下游或左右方向的倾斜，或发生侧向偏移，严重地防碍了闸门的正常运行,其处理措施如下：两个卷扬筒或同一个卷扬筒上左右绳槽底直径的相对误差较大，使闸门造成左右向倾斜时，可使用环氧树脂与玻璃布混合粘贴的方法补救直径较小的卷筒，达到卷筒直径一至。也可使用两根不同直径的钢丝绳来调整，但采用这种处理措施，决不容许减小钢丝绳的设计直径来调整。对椭圆度与锥度等超过设计要求的卷筒，必需更换。如因钢丝松紧不一而引起闸门左右向倾斜时，可重绕钢丝绳或在闸门吊耳上加装调节螺栓与钢丝绳连接，调整闸门使其水平。3.1.2.门叶变位与局部损坏的处理：门叶构件由于受锈、剧烈振动和强大外力冲击等原因，会引起门叶较大的残余变形或局部损坏，直接影响闸门的安全运行，必需根据具体情况，针对产生缺陷的原因，确定造当修理措施。3.1.3.门叶构件和面板锈蚀的处理：门叶构件锈蚀严重的，一般可采用加强梁格为主的方法加固。面板锈蚀减薄，在较严重的部位，可补焊新钢板加强。新钢板的焊接缝应在梁格部位，另外也可试用环氧树脂粘合剂粘贴钢板补强。3.1.4外力造成局部变形或损坏的修理：当闸门在使用中受剧烈振动和外力的影响，而造成的局部变形或损坏的，可采用如下方法修理：钢板，型钢或焊缝局部损坏或开裂时，可进行补焊或更换新钢材，但补强所使用的钢材和焊条必须符合原设计的要求。焊接质量应符合《水工建筑物金属结构制造、安装及验收规》（SLJ201—80DLJ201—8）的有关规定。门叶变形的，应先将变形部位矫正，然后进行必要的加固。矫正办法，在常温情况下，一般可用机械进行矫正；但对变形不大的或不重要构件，也可用人工锤击矫正，但锤击时需要在钢材表面以垫板，且锤击凹坑深度不得超过0.5mm。热矫正时，温度应加热到600~700℃，利用不同温度的收缩变形来矫正。矫正后应先作保温处理，然后放置在空气中冷却。3.1.5检验：当门叶结构经修理后，常用的检验方法有磁粉探伤，煤油渗漏试验、超声波探伤等无损伤法。煤油渗漏试验，是在焊缝一面涂上石灰浆，待干燥后再在另一面涂浸煤油，如石灰浆一面有煤油斑迹，则该焊缝是有裂纹。焊缝射线检查工作按《电力建设施工及验收规》DJ60—79规定进行。3.1.6气蚀引起局部剥蚀的修理：可在剥蚀部位进行喷镀或堆焊补强，或将局部损坏的钢材加以更换。无论补强或更换都须使用抗蚀能力较强的材料。3.2支承行走机构的检修3.2.1滚轮锈蚀卡阻的处理拆下锈死的滚轮,将轴和轴瓦清洗除锈后涂上润滑油脂。没有注润滑油设施的，应在轴上加钻油孔，轴瓦上开油槽，用油杯或黄油枪加注油脂润滑。....
...轴与轴承的摩擦部分应保持设计的间隙公差，如因磨损过大超过允许围时，应更换轴瓦。为了减少闸门的启闭力，可采用摩擦系数较小的压合胶木轴瓦或尼龙轴瓦等。滚轮检修后的安装标准必须达到的要求：平板定轮闸门滚轮的组装应控制四个轮子在同一平面，其中一个轮子离开其它三个轮子形成的平面偏离值，不得超过±2mm；轮子对平行水流方向的竖直面和水平面的倾斜度不得超过轮径的2/1000。同一侧轮子的的中心偏差不得超过±2mm。3.2.2弧形闸门支铰转动不良的处理弧形闸门支铰是闸门转动中枢，它产生故障的原因及检修步骤如下。a.弧形闸支铰故障原因：由于支铰座位置过低，细小的泥粒沉积于轴瓦与支轴的间隙中，日久便结成硬质泥垢，增加摩擦阻力。支铰轴与轴承间无润滑设施时，只能从铰链与支铰座的空隙外向轴加注油脂，这样难以达到润滑的目的，当较长时间不使用时，容易发生卡阻故障。b.支铰的检修步骤：先卸掉外部荷载，把门叶适当垫高，使支铰轴受力降低到最低限度，然后加以支掌固定，以利拔取支铰轴。用油漆溶剂与人工敲铲相结合的办法，清除支铰轴与铰链各缝隙间的旧漆与污垢，并用柴油或煤油向轴瓦的缝隙渗灌，为取轴做好准备。c.拔取支铰轴。对卡阻严重的轴，可先将止轴板拆掉再用油压千斤顶或螺栓千斤顶拔轴法拔出，拔轴时注意缓慢施力，使轴受力比较均匀，并在适当时间用锤轻敲振动；对卡阻现象不太严重的可用冲撞顶轴法拔出支铰轴。将轴和油孔洗净加油润滑后再行安装。3.2.3压合胶木变形及裂缝的处理：当压合胶木使用后发生变形或微裂，使摩擦系数增大，影响闸门正常运用时，必需根据损坏情况分别采用如下修理措施。a.轻微开裂的修理：当裂纹宽度不超过0.2mm、深度不超过5mm时将裂缝刨掉，由于压合胶木切削而减薄的部分，应在胶木滑道夹槽底面垫钢板加以调整。b.压合胶木的更换：压合胶木严重磨损或失效后，应予更换，其更换方法为：压合胶木块加工前应在前70~80℃的石蜡溶液中干燥80小时左右，使其含水量降低到5%以下，干燥后其挠度下得超过长度的1/200，端部裂缝深度下得大于0.2mm。压合胶木的侧面、底面及端面粗糙度应达到6.3，单块胶木宽度尺寸的偏差应在职+0.1mm围。压合胶木拼成轴瓦或入夹槽，应使胶木主要纤维的端部承受压力,即主要木纹方向与受力方向一至。在压合前，压合胶木与滑槽表面要涂一层酚醛树脂。压合胶木压入夹槽底应严密而无间隙，以塞尺检查胶木两端部，深30mm，宽20mm的局部间隙不应超过0.2mm。3.3止水装置的检修闸门水封装置，本厂采用橡胶密封，其修理方法如下：3.3.1更换新件：橡胶水封使用日久老化、失去弹性和磨损严重的，应更换新件。安装新水封时，应用原水封压板在新橡胶水封上划出螺孔，然后冲孔，孔径应比螺栓小1~2mm，严禁烫孔。3.3.2局部修补：由于水封预埋件安装不良，而使橡胶水封局部撕裂的，除了改善水封预埋件外，可割除损坏部分，换上相同规格尺寸的新水封。新、旧水封接头的处理方法有：将接头切割成斜面，并将它锉毛，涂上粘合剂粘合压紧，再用尼龙丝或锦纶丝缝紧加固，尼龙丝尽量藏在橡胶不外露，缝合后再涂上一层粘合剂，保护尼龙丝不被磨损，两天后才可使用。采用生胶热压法粘合，胶合面应平整并锉毛，用胎模压紧，借胎模传热，加热温度为200℃左右，胶合后接头处不得有错位及凹凸不平现象。....
...3.3.2离缝加垫：闸门顶、侧水封与门槽水封存座接触不紧密而有离缝时，可在固定的橡胶水封部位的底部，加垫适当厚度的垫块（橡胶片或扁铁）进行调整。3.3.3橡胶水封更新或修理后的标准：水封顶部所构成的平面不平度不得超过2mm；水封与水封座配合的压缩量应保持2-4mm。3.4埋固件的检修闸门埋固件包括主轨、反轨、侧轨、门槽护面、水封座、底坎和支铰座等。这些埋固件，把闸门承受的水压力及其它荷载传到土建部分，同时保证闸门在规定的位置上灵活、准确地运动。由于一些埋固件常处水下和受高速水流冲刷及其他外力作用，因此常会出现一些缺陷，如锈蚀、变形、气蚀和磨损等。这样不仅会削弱结构强度，也会使闸门启闭困难，甚至酿成闸门的重大事故。因此，当发现埋固件有缺陷时，必须按下列情况分别进行检修。3.4.1支承压合胶木的主轨表面的不秀钢脱落或磨损时，应折下进行处理。如全轨道需喷镀处理时，应先将原有镀层清除干净后再喷镀；如采用局部堆焊处理时，要用与原堆焊相同的焊条施焊。喷镀或堆焊完毕后，应用0号砂布及油石蘸油等方法研磨表面，以达到设计要求的表面粗糙度。3.4.2支承工作轮的轨道，如因气蚀、锈蚀、磨损而造成缺陷，应做补焊处理；如损坏、变形较大时，宜更换新件。局部缺陷经补焊及加工处理后，应保证工作表面的粗糙度。3.4.3金属水封座及底坎等,由于安装不牢受水流冲刷、泥沙磨损或水封座下垫块腐蚀而发生松动、脱落或磨损应按原设计要求重新处理。轴承合金垫板有磨损的，可用灌注法修补。3.4.4胸墙檐板和侧水封座发生锈蚀时，一般可采用涂刷油漆涂料或环氧涂料护面，也可采用喷镀不锈钢和有色金属材料护面。3.5起升机构的检修启闭机结构中使重物获得升降运动的传动机构称为起升机构。起升机构是启闭机中最基本和最重要的机构，它的工作好坏对整台启闭机的性能有着最直接的影响。3.5.1钢丝绳的维护钢丝绳的润滑：钢丝绳的润滑应采用不含酸、碱及其它有害杂质的特殊润滑油。润滑前需用钢丝刷子刷去绳上污物，并用柴油清洗；润滑时最好将润滑油加热至80℃以上，使油容易渗入到钢丝绳部，达到较好的润滑郊果。由于启闭机钢丝绳大多处于潮湿环境，为防止锈蚀，其表面应涂抹一层钙基润滑脂。卷筒表面也应涂抹钙基润滑油。3.5.2钢丝绳的更新标准钢丝绳在使用过程中，由于反复弯曲和与滑轮、卷筒的摩擦，表面钢丝发生弯曲疲劳和磨损而逐渐折断。折断的钢丝越多，余下的钢丝所承受的拉力就越大，疲劳与磨损越严重，促使断丝速度越加快。当断丝数达到一定程度时，就不能保证钢丝绳必要的安全性，这时就应更换新钢丝绳子。钢丝绳的报废标准为钢丝绳在任何部位于一个节距的断丝数：交绕绳占总丝数的10%；顺绕绳占总丝数的5%。断丝数相对同一钢丝绳中的细钢丝而言，粗钢丝则每根等于1.7根细钢丝。3.5.3断丝的鉴别：一、绳端断丝。由于绳端安装不妥，引起绳端应力过分集中而断丝时，如有足够裕度，则可将断丝部分切去，重新合理安装。二、断丝的局部聚集在小于6d的绳长围或集中在任一支绳股里，即使断丝数比表列的数值少，钢丝绳也应予以报废，如出现紧靠在一起的断丝，更会形成断丝的聚集，为此务必即报废。三、断丝的递增率。由于疲劳而引起钢丝绳损坏的主要形式是断丝，钠丝绳断丝是在使用相当长的时期以后才开始出现的，随着断丝数量的逐渐增加，其使用时间就越来越短，主管人员应仔细检验并记录断丝的情况，判明断丝的增大率，分析其规律，以便预测钢丝绳的报废期限。3.5.4....
...绳股断裂：钢丝绳的断丝既然是故障，则绳股断裂即属故障中的严重故障，如出现整根绳股断裂，应立即报废，不然造成的事故是不堪设想的。3.5.5钢丝绳的磨损：由于各个绳股和钢丝之间的磨损引起的部损伤及压坑等问题，特别当钢丝绳在经受弯曲后更为严重，外部的磨损是由于钢丝绳子在压力的作用下，与滑轮和卷筒的绳槽相接触摩擦所造成的，当外层钢丝摩擦到其直径的40%时，钢丝绳应即报废，当钢丝绳的直径减少到相当于其公称直径的7%时，即使还末发现断丝，该绳也应报废。3.5.6钢丝绳的腐蚀：外部钢丝的腐蚀可用眼观察，如其表面出现深坑或钢丝呈相当松弛的状态时，都应报废，至于部腐蚀是较难发现的。出现部腐蚀的迹象，如钢丝绳的直径在变化，主管人员应立即检验其部质量，其简易可行的方法是用一对夹在钢丝绳上，并朝着与钢丝绳捻向相反的方向施力，当钢丝绳略微拧开后，可用细针挑去污物并进行清理后，再观察之，在钢丝绳的部一经确认有腐蚀时，应立即予以报废。3.5.7钢丝绳的弹性减小：钢丝绳绳径减小的同时常伴随其弹性的减小，钢丝绳捻距伸长、钢丝之间和绳股之间缺少空隙、绳股凹处出现细微的褐色粉末等，也是使钢丝绳弹性减小的因素。当钢丝绳明显的不易弯曲和直径减小显著增加时，很可能导致在动载作用下突然断裂，所以应即报废。3.5.8钢丝绳的变形：钢丝绳失去正常形状而产生可见的畸形称为变形，从外观上区分，变形有如下几种；一、波浪形。钢丝绳变成波浪形。这种变形使它的纵向轴线成螺旋形状，在钢丝绳的长度不超过25d的围，若d1>4/3d，则该钢丝绳应报废（d为钢丝绳的公称直；d1为钢丝绳变形后的直径）二、笼状畸变。这种变形发生在具有钢心的钢丝绳上。钢丝绳的笼状畸变是因外层股发生脱节或变得比部绳股长而造成的，如呈笼状畸变，应即报废。三、绳股挤出。绳股挤出通常是伴随笼状畸变一起产生的。绳股挤出的钢丝绳，须立即报废。四、钢丝挤出。出现部分钢丝在钢丝绳或绳股中拱起形成的环状时预兆该钢丝绳的寿命已不长，应立即报废。五、绳径局部增大。绳径的局部增大与绳心畸变有关，如纤维心因受潮而膨胀。当绳径的局部增大时，应即报废。六、绳径局部减小。绳心的断裂会形成绳径局部减小，出现这种现象的钢丝绳，当然不宜继续使用。七、扭结。扭结是钢丝绳圈成环状时，不可能绕其轴线转动的情况下，被拉紧而形成的一种变形。严重扭结的钢丝绳，不能使用在生产设备上，起重机械上更不能使用。八、部分压扁。由于机械或运输等事故，对钢丝绳部分区段被压扁，这样的部分段应以去除，而后才可装在设备上使用。如已经装在生产机械上的钢丝绳，在运行过程中遭受其它设备的挤压而造成压扁形变时，即便是部分压扁，也应更换新的钢丝绳使用。九、弯折。在外界影响下引起钢丝绳的角度变形即弯折。如有弯折状态者，应予报废。钢丝绳的外层钢丝如果有严重的锈蚀，则要根据其和度适当的降低报废标准中的断丝数。钢丝绳直径是以它和外圆来表示的。因此，在测量时应注意要将卡尺顶住最大直径处测量。3.6滑轮组的检修滑轮是卷扬式启闭机构的主要零、部件之一。其作用是供钢丝绳导向和平衡钢丝绳分支拉力。滑轮组是由钢丝绳依次绕过若干动滑轮而组成的联合装置。是启闭机起升机构的主要传动部件。检查容以下：3.6.1轮缘和轮辐板有无裂纹和破碎处。如有，应及时焊补或更换。3.6.2滑轮绳槽的磨损程度。如绳槽壁厚的磨损量达原厚的确良10%；径向磨损达绳径的25%时，均应修复或更换。3.6.3滑轮转动是否正常，各部位之间的间隙是否适宜。如转动不自如，必须全部拆开检查，并清洗换油或更换轴承，否则钢丝绳和滑轮将迅速磨损。出现这种毛病的主要原因，是长期不加润滑油或轴承部存有污物，使轴承损坏，转动受阻。3.6.4.....
...滑轮轴和轴承的磨损和程度。如滑轮轴磨损量达原公称直径的5%；滑动轴承磨损量达厚度的20%时，须更换新件。滚动轴承滚珠；架如有损坏或其游隙和偏位角过大，则应更换新轴承。3.7卷筒组的检修卷筒组由卷筒、齿轮或齿轮联轴器、卷宗筒轴、轴承和轴承座等组成。它的作用是将卷筒的回转运动转换为钢丝绳的直线运动。卷筒组的检修应注意如下几项：3.7.1检查齿轮或齿圈的啮合情况，轮齿的磨损程度以及有无裂纹，扭曲等缺陷。对于齿轮啮合的轮齿缺陷的允许限度，可参考减速器部分中的有关规定。3.7.2检查卷筒轴轴颈的磨损和轴的挠曲、轴承的磨损程度，必要时应重新更换。3.7.3检查卷筒有无变形及裂纹，应予更换。3.7.4检查各零、部件的紧固情况。3.7.5检查卷筒绳槽的磨损情况。卷筒是个比较耐用的部件，常见的损坏是螺旋绳槽的磨损。空载时，钢丝绳子在绳槽中处于松驰状态；负载后钢丝绳被拉紧，钢丝绳在绳槽中产生相对滑动，特别是由于启闭机的载荷变化，钢丝绳的弹性伸长也随之有较大变化，因此使钢丝绳在绳子槽中反复产生相对滑动，使绳槽磨损。另外卷筒绳槽的槽峰，在缠绕中因钢丝绳的偏斜作用而产生摩擦，从而逐渐的将槽峰磨尖直至磨平，尤其是当润滑不良时，就会加速绳槽的磨损，当绳槽磨损到不能有效的控制钢丝绳在绳槽中有秩序的排列而经常跳槽时，应更换新卷筒。3.7.6有的卷筒在经过一定磨损后，露出了原来的铸造缺陷，如果是单个气或砂眼,其直径小于8mm，深度不超过该处名义壁厚的20%(绝对值不超4mm)；在每100mm围(任何方向)不多于一处；在卷筒全部加工面上的总数不多于五处时，可以不焊补，继续使用,如出现的缺陷经清理后，单个缺陷面积小于2平方厘米，缺陷深度小于25%壁厚，总数量小于5处时，允许焊补后使用。3.7.7卷筒轴两端的铸造青铜滑动支承轴承，经过一段时间的使用后，轴和轴承都会出现一定程度的磨损，使配合间隙增大，当间隙超过下表规定数值后，要予以调整或重新更换新轴瓦。单位：mm轴瓦直径轴瓦与轴颈间隙50——800.07——0.1480——1200.08——0.16120——1800.10——0.20180——2600.12——0.23260——3600.14——0.25轴承间隙的测量方法如下：轴瓦的侧面间隙可用塞尺沿圆弧方向测量；顶部间隙最好用压铅法测量，即在铀承合缝处，放置合适的软铅，然后把上下轴承把合，使这些软铅压扁，取出扁铅用千分尺测量其各自的厚度，即可算得轴瓦顶部间隙。如果轴瓦顶部间隙偏大，可用在合缝处删减垫片的方法进行调节。但两侧垫片厚度应适当，并注意保持轴肩与轴承端部应有1~2mm轴向间隙。3.8减速器维护与检修减速器是启闭机上的主要传动部件，用于传递运动、降低转速和增加力矩。具有传动比大、承载能力强的特点。在使用过程中会出现如下情况：3.8.1噪音：一、断续而清脆的撞击声：这是由于啮合的某齿轮面上有疤或粘着脏物。应用细锉刀或油石磨掉即可。二、无规律的噪音：这是由于斜齿的螺旋角不一致，可重新更换一对新齿轮；此外，有时轴承在装配时落进杂物，致使轴承倾斜或锥形轴承调整的间隙不符合要求，也会产生这种噪音。三、尖哨声：这是由于轴承环、外环或珠粒出现剥蚀，研沟所引起。四、剧烈的金属锉擦声产生原因是：齿轮侧隙过小；相啮合的两齿轮宽度中心线末对正；齿顶磨出尖峰；齿面磨损出沟槽；齿顶和齿根相互挤磨。五、断续嘶哑声响，原因是缺少润滑油。....
...3.8.2振动：减速器振动的主要原因是主动轴与被动轴轴线偏差过大所致。同时，联轴器松动或类型选用不恰当以及减速器底坐或支架刚度不足，也会引起振动。3.8.3发热：减速器箱体发热，特别的各轴承，主要有二种原因：一是轴承损坏或润滑不良；另一种是轴承间隙调整不当。园锥轴承调整时应先把调整钉拧紧，再往回旋转，旋转角度可根据螺纹螺距而定，螺距为2mm时可旋回30度角，螺距为1mm时旋回60度角。即使调整螺钉在轴线上移动0.1~0.2mm为宜。3.8.4漏油：减速器中齿轮转动时，齿轮啮合所产生的摩擦热，将使油温上升，油液变稀，减速箱中气压升高；同时箱体壁都溅满了油液。因此，如果密封垫破损。密封材料不适宜，螺栓紧固不牢靠及箱体变形等，都会造成漏油。防止漏油的方法很多，归纳起来有以下四点。a.均压：在减速器箱上设置气孔，使减速器外气压保持一致。通气一般都设在加油孔的盖板上，但是孔的大小要适宜，同时还要防止被灰尘堵塞。b.畅流：使溅到箱体壁上的油液，能够顺利的循环流动，不发生阻塞。因此箱体合缝处粘接的回油槽中的污物必须清除干净，以便油液迅速的返回油池。c.堵漏：减速器的密封圈或垫等如发生损坏，应及时更换。若密封胶失效需重涂时，原涂层需剥离或用醋酸乙脂和汽油各50%的混合液清洗，清除干净后再重涂。如是箱体变形，则应在不影响孔径的条件下，刮平开合面。d.采用新型润滑材料：使用二硫化钼做润滑剂效果较好。e.加油时油位不宜过高：出于齿轮转动搅油和啮合时的摩擦发热，使箱油温过高，压力增大，造成减速器的各部位加剧漏油。3.8.5减速器在大修时应着重检查以下几项。a.齿轮的啮合情况：根椐齿轮齿面的接触痕迹确定齿面的接触面积，接触面积在齿长方向，闭式齿轮应大于齿长的75%，开式齿轮应大于50%；在齿高方向上，闭式齿轮应大于齿高45%，开式齿轮应大于40%。正常的接触痕迹应在齿轮的节圆周围。如靠近齿顶，说明两轴间的距离过大；靠近齿根，则说明两轴间的距离过小。如齿轮的接触痕迹偏向齿轮某侧端面时，要反方向旋转齿轮；若轮齿非工作面的接触痕迹于工作面的接触痕迹均位于同侧，则说明二轴不平行；若位于轮齿两反向端，则说明二轴歪斜。b.齿轮的磨损情况：齿面的点蚀面积若超过齿全部工作面的20~30%及点蚀超过齿厚的10%时，应更换齿轮。但对于重要部件或高速级的齿轮，当磨损到10%~20%时，则须即刻更换。c.齿轮的凹痕的检查：凹痕是指在齿面滑动小的节圆附近形成的凹痕损伤，这是由于齿面硬度不均，产生局部应力使金属表皮疲劳而脱落层所形成凹痕。凹痕伴随齿轮使用期限越长，其凹痕越大，最后引起齿形变化、噪声、振动增大，为此，须对出现凹痕的齿轮成对更换。齿轮的刮伤或擦伤：润滑油中的杂质，外部异物或埋入齿面的杂物等都是引起齿面的滑动部分刮伤或擦伤，这些受损部分应及时予以打磨、清理和修补，并须立即更换润滑油。d.齿轮的剥落、龟裂、折损：剥落、龟裂、折损等症状都是超载后表面材料的疲劳所引起的，一般都发生在表面硬化、材料在有缺陷，热处理时残留应力过大的原因，也需要及时成对更换。e.起升机构的减速器齿轮的磨损量不能超过原齿厚（节圆上）的15%；运行机构的减速器齿轮不能超过25%；开式齿轮不能超过30%。否则应更换新齿轮。渗碳齿轮的渗碳层被磨损超过80%时，应予以更换。检查轮齿有无裂纹及是否被扭曲变形，如存在上述缺陷。必须更换齿轮。更换齿轮时应注意，圆周速度超过8米/秒的齿轮或斜齿轮，应成对更换。f.轴的挠曲情况：轴的转速抵于500转/分，每米挠度应小于0.25mm，全长应小于0.5mm；轴的转速高于500转/分，每米挠度应小于0.15mm，全长小于0.3mm。....
...3.9联轴器的检修联轴器用来联接轴或轴与其它旋转零件，以传递运动和扭矩。启闭机在制造和安装过程中的误差，以及机架在运行中的变形等因素的影响，使被联接的二轴可能发生较大的相对位移。相对位移包括轴向拉移、径向位移、偏角位移或综合位移。因此启闭机起升机构中的联轴器应具有能在较大程度上补偿各种位移的能力。3.9.1联轴器位移偏差的调整：当联轴器的位移偏差过大时，会加快联轴器轮齿和椽胶圈的损坏，因此必须进行调整。调整可分二步进行：第一步是粗调，先用塞尺测量联轴器两端径向及轴向间隙，使之平齐；然后精调，这时可将联轴器的组合螺栓穿上而不拧紧，一端固定，相对另一端装设轴向和径向千分表架，使联轴器顺次转至0º、90º、180º、270º四个位置，在每个位置上测量联轴器的径向读数和轴向读数，作好记录并计算其径向位移和轴线偏角。径向位移应小于0.3mm，轴向偏角应小于0º40´。3.9.2.联轴器的润滑：齿轮联轴器是一种无相对转动，只有微量移动的啮合形式，齿面上的润滑脂一旦被挤压出去后，就无法再自行补充，致使轮齿很快磨损。所以齿轮联轴器应保证有充分的润滑，使用较频繁的启闭机，正常条件下，必须每六个月换一次油。在起升机构中应特别注意制动轮齿轮联轴器，因制动轮摩擦发热的温度很高（一般在100℃左右），破坏了齿的润滑，使齿的磨损特别严重。对此，可用较薄的隔热（如石棉垫）垫在联轴器与制动轮的联接处，从而减少热量的传导。3.9.3.联轴器的磨损限度：齿轮联轴器轮齿的磨损限度与减速器齿轮基本一致。弹性圆柱销联轴器如果其装置柱销的孔有较大磨损，应将此轴接手回转一个角度重新钻铰孔，更换标准新柱销，但不允许把销孔扩大来配柱销。3.10制动器的检修制动器是启闭机安全可靠地进行工作的保障，是启闭机的重要组成部份。启闭机中凡各自独立的驱动机构，必须设置制动器。在起升机构中，制动器用来调节重物的下降速度、制动和持住重物，使它能可靠的静悬于空中；在运行机构中，制动器用来吸收运动中的惯性，使其在一定的制动距离停止走。制动器主要由压紧系统和松闸器二部份组成。压紧系统在机构需要制动时，利用弹簧产生的压紧力，使闸瓦压紧在制动轮上，而停止机构的运转。松闸器则在机构需要运转时，利用电磁力或液体压力使制动器的闸瓦离开制动轮。启闭机制动器的工作状一般均属于常闭式。3.10.1制动器检查及质量要求a.制动带检查：制动带与自动轮的接触面积不能少于制动带面积的80%；制动带中部磨损的厚度不许超过制动带原厚度的1/2；边缘部分磨损厚度不应超过原厚度的2/3，否则应重新更换。新换的制动带应牢固的铆合在闸瓦上，铆钉头应镶入制动带，深度约1/2-3/5。b.制动轮检查：制动轮外表面不许有缺陷（砂眼、气孔、裂纹等），也不允许采用焊补其缺陷。当制动轮在直径方向上的磨损超过3-4mm时，就应重新车削加工，并进行热处理，恢复其原来的硬度。制动轮壁厚磨损已减少到原来壁厚的2/3时，不许再使用。重新装配的制动轮与轴的配合不准加垫片和有松动现象；制动轮与制动架中心的同心误差应小于3mm。制动轮的径向跳动允差是：当制动轮直径小于200mm时，允差小于0.5mm；直大于200mm时，允差小于0.1mm。c.压紧系统的检查；压紧系统的“空行程”，不应超过电磁铁行程的10%；各处小轴直径的磨损超过原直径的1/20或椭圆度超过0.5mm时，均应更换；轴孔直径磨损超过各义直径的1/20时，应修复或更换；各杠不得有裂纹和弯曲；弹簧弹力不足或有裂纹必须更换。d.液压推杆松闸器与液压电磁铁松闸器油液检查：拧开放油螺塞，松闸器的油液即可全部改出。如发现油液中有机械杂质，则必须将松闸器全部拆开，检查各零件有无损坏，并用汽油清洗（但线圈不得用汽油清洗）。重装时椽胶圈应涂油，以防卡坏。....
...往液压电磁铁松闸器中注油时，应先把推杆压至最低位置，拧开注油螺塞，缓慢注入，直至油面升到离注油孔30~40mm时，静置数分钟，然后开放气体完全排尽后，再旋紧放气螺塞和注油螺塞，最后用手上下拉动推杆数次即可。因动铁心经常活动，密封圈容易磨损而出现渗漏，因而推不动推杆。遇有这种情况时，可更换新密封圈，如仍不能解决问题，可在动铁心上与原密封圈与相邻的部位，再车制一道密封沟，安放一个密封圈，车制时应注意保护动铁心的滑动面。在环境温度，高于或等于-10℃时采用25号变压器油（SYB1351——62）；低于-10℃时，采用10号航空液压油（SYB1181——65）或仪表油。3.10.2制动器的调整是指制动轮与闸瓦间隙或闸瓦退距的调整，主弹簧工作长度（制动力矩）的调整和电磁铁行程的调整。制动器发出制动力矩后，必须允许吊物或车体在单位时间有一段滑行距离，通常称其为惯性行程。吊有额定负载时的惯性行程，叫做制动距离。制动时必须有惯性行程，否则机架将发生振动，容易引起机架变形和各部件的损坏。制动器调整的目的是要通过对上述各部件的调整，使启闭机具有适宜的制动距离。一般制动距离应调整到如下数值：运行机构约为运行速度的1/15；起升机构约为起升速度的1/100。a.主弹簧工作长度的调整：松开弹簧锁紧螺母，调整调节螺母，使弹簧工作长度调整至166mm，并将锁紧螺母拧紧。b.电磁铁行程的调整：松开电磁铁锁紧螺母，用扳手夹住顶杆尾部方头，转动调节螺母，使顶杆头顶开衔铁，将衔行程调整到下表所见规定数值。单位：mm制动轮直径衔铁行程正常闸瓦间隙最大闸瓦间隙1006.50.40.62006.50.50.8300100.71.0c.闸瓦间隙的调整：松开弹簧锁紧螺母，用其调整顶开两边拉杆，直至衔铁处于吸合状态；调整限位螺钉，使一侧闸瓦间隙为0.8mm，然后再拧回电磁铁行程调整螺母，使另一侧闸瓦间隙与对侧相等，拧紧锁紧螺母。4运行机构检修运行机构是移动式启闭机的重要组成部份。其作用是使启闭机整体或小车沿轨道做水平直线运动。4.1车轮组的主要检查项目4.1.1车轮踏面的检查：车轮踏面的磨损不能超过轮子圈厚度的25%。车轮踏面不应有凹陷、气孔、砂眼、麻点等缺陷，当车轮直径小于或等于500mm时，缺陷直径应小于1.0mm；车轮直径大于500mm时，缺陷直应小于1.5mm，且深度均应小于3mm，数目不应多于5处；车轮踏面的缺陷不准焊补，只能重新更换。4.1.2轮缘的检查：车轮轮缘的磨损不得超过厚度的50%，否则应予更换。车轮整体任何部位都不允许有裂纹。4.1.3轴承的检查：轴承、外环及珠架都不得有裂纹，滚珠表面不应有脱皮，否则应予更换。安装新轴承时要注意轴向游隙的调整，这种游隙很难测量，可用转动角型轴承箱的松紧程度和敲击轴承箱来痱判断，转动灵活手感不发紧，敲击声实，不吵哑或空洞即可。4.1.4其它零件的检查：车轮轮毂与车架端梁间的调整隔套磨损不应超过原厚度的50%，车轮衬套的厚度不应超过80%，否则均应更换。4.2轨道的检修：....
...4.2.1轨道应做定期检查，轻级工作制每年检查一次；中级和重级工作制每半年检查一次。4.2.2检查时，可用小锤敲击轨道紧固螺栓，看是否有松动现象；永久性固定焊缝是否有裂纹。4.2.3当轨道侧面磨损超过去时原厚度的15%时，应考虑重新更换。4.2.4轨道头部的碰撞疤痕应及时修磨平整，以免产生烧毁夹轨机器电动机或夹不紧等现象。4.2.5轨道踏面不许焊接电弧触碰，更不许在其上接弧（俗称打火）。4.3车轮啃道的处理：4.3.1启闭机的大车和小车在运行过程中，车轮轮缘与轨道侧面在正常情况下是有一定间隙的。但如果车体对轨道产生了水平方向的侧向推力，这个间隙就会消失，使车轮轮缘与轨道侧面发生剧烈摩擦，以至使轮缘与轨道侧面损坏，这种现像就叫做车轮的啃道。车轮啃道，会加速车轮和轨道的磨损，降低其使用寿命；增大运行机构的运行阻力，加速传动装置的磨损，严重时会烧毁电动机或扭断传动轴；造成启闭机运行时的振动；啃轨严重时甚至可能造成启闭机脱轨。4.3.2当发生车轮啃道现像时，可通过检查车轮与轨道的磨损情况和运行阻力的大小，来判定车轮肯轨的程度。如果在停车时惯性运行距离短，则为一般啃轨，可根据车轮与轨道的磨损情况，决定是否留待大修时处理；如果把控制器的手柄置于一、二档上，还开不动车就是严重啃轨，说明阻力很大，必须及时处理。4.3.3造成车轮啃道的原因很多，应重检查以下几个方面：a.电器装置的检查：单独驱动的大车运行机构，应测定各驱动电动机的启动和停止时间是否一致，各制动器的动作时间是否一致，各制动器闸瓦间隙是否匀一致。电气方面的毛病是使启闭机在启动或制动时，由于各主动轮动作不同步而使车架扭摆，促成车轮的啃道。b.轨道的检查：通过轨道道的磨损痕迹检查，如果轨道是单侧被啃，且只发生在某一固定区段，则是由于该轨道自身的直线性不好或两轨间的相互标高偏差这大以及轨道跨度误差过大所造成。这样，可根据测量结果决定轨道的调整方式或者是更换钢轨。c.车轮组的检查：一、车轮垂直方向的倾斜检查；二、车轮水平方向的倾斜检查；三、车轮直径的检查；四、轴承间隙的检查。d.车轮跨度和对角线误差的检查：车轮跨度误差和对角线误差过大所造成的啃道特点、是在轨道全长和任何运行状态下都发生轨道面与轮缘接触。车轮跨度之差应小于5mm；两对角线之差、箱形梁应不大于5mm，桁架梁应不大于10mm。e.运行机构传动装置的检查：传动装置中零件磨损所造成的车轮肯道的特点，是主动车轮在启、制动时动作不一致，一端超前，一端滞后（传动装置磨损较重的车轮）使车架发生扭摆，造成车轮缘和轨道侧面接触而发生啃道。f.检查滞后车轮的传动装置，如齿轮的合间隙、键与键槽的间隙、联轴器的缓量等。....
...桥式起重机(天车)检修规程1主题容与适用围本标准规定了省**水电厂双梁桥式起重机维护、检修及故障处理的围及要求。本标准适用于省**水电厂双梁桥式起重机的检修管理。2引用标准《电业安全工作规程》《100T/20T—12.5m双梁桥式起重机说明书》3技术规表1天车技术规天车名称:100T/20T—12.5m双梁桥式起重机起升机构运行机构主钩副钩小车大车起重量（T）10020运行速度(m/min)8.1225.6起升高度(m)2022轨距(mm)440012500起升速度(m/min)18轮距(mm)29204400工作制度轻级中级工作制度轻级中级钢丝绳6×25-31-185-I-光-交6×19-19.5-170-I-光-交轨道QU100QU100卷筒直径(mm)1000500车轮直径(mm)600600减速器ZQ1050PM750减速器ZSC-750ZS500制动器YDWZ-400/50YDWZ-400/50制动器YWZ-200/25YWZ-200/25电动机JZR252-8JZR252-8润滑系统手动干油泵手动油枪4机械维护项目及质量标准4.1制动器4.1.1弹簧完好，无断裂损伤。4.1.2背帽紧固无松动；抱闸磁铁横杆销子应无变形和断裂。4.1.3框架轴销，地脚螺丝完好无松动变化。4.1.4抱闸轮的靠背轮联结螺丝紧固无松动；保护罩完好。4.2变速箱4.2.1组合、地脚螺丝紧固无松动。4.2.2组合面无渗漏油。4.2.3油位油质正常、齿轮啮合面接触良好、润滑良好。4.2.4外部清洁。....
...4.3联轴器4.3.1联轴螺丝紧固无松动。4.3.2联轴器无渗漏油；定期加油。4.3.3外部清洁。4.4齿轮卷筒4.4.1齿哗啮合无错位;大小齿轮无损伤,润滑良好护罩完好牢固。4.4.2大齿轮与卷筒联轴螺丝紧固无动。4.5轴承座4.5.1组合和地脚螺丝紧固无松动。4.5.2油杯完好，油量充足，不变质；检查时并适当拧紧加油。4.5.3外部清洁。4.6钢丝绳4.6.1钢丝绳头压块螺丝紧固无松动。4.6.2钢丝绳保护油层完好。4.6.3钢丝绳在卷筒上无挤压缠挤压缠乱现象。4.6.4钢丝绳断位在允许围并作详细记录。4.6.5钢丝绳固定销轴无变形；位置准确；形销完好。4.7吊钩滑轮4.7.1各部转动部件应转动灵活无卡阻现象。4.7.2滑轮、吊钩推力轴承定期加油。油杯完好；油量充足；油质良好，4.7.3外部清洁。4.8行车轮4.8.1轴承端盖螺丝和联结螺丝固定无松动。4.8.2油杯完好、油量充足、油质良好、定期往油杯注油。4.8.3行走轮完整、无破损裂纹。4.8.4外部清洁。4.9梁轨4.9.1大小车梁无变形；焊缝完好无裂纹。4.9.2联结梁的螺丝；联接板完好紧固无松动。4.9.3轨道完整、无裂纹损伤和严重锈蚀剥落现象。4.9.4轨道压板、垫块焊接完好、焊缝无裂纹。5修理项目及质量标准5.1变速箱检修5.1.1拆开电动机联轴器（拆前应作记号）电动机地脚垫片对原位作好记号和记录。5.1.2拆开变速箱盖排出润滑油（排油时上下层机油分开装，对上下层机油进行化验，处理再用）。5.1.3拆下各轴承端盖并作好记号。5.1.4检查各对齿轮啮合记号是否正确。拆出主动轴齿轮和两对中间传动齿轮（从动大齿轮一般不拆）。5.1.5各齿轮出后应放在木板上，并固定好不使其滚动以免损伤齿轮。5.1.6轴承和齿轮箱、齿轮箱辟和齿轮箱板应涂以红丹和防锈防油漆。5.1.7各轴承滚道上和滚动体表面应无凹坑，脱皮，裂纹，滚珠架无损伤，转动应灵活无异声，否则应更换。....
...5.1.8轴率径向间隙可用压铝丝的方法用千分尺测量检查。5.1.9拆装滚动轴承时，受力应作用于套，并且应对称受力。5.1.10齿轮箱、齿轮、轴承清扫后，对号装复。用压铅法检查各对齿口齿合间隙，其最大间隙允许如下：转动级数：1~2级2~3级3~4级允许间隙：0.18~0.30(MM)5.1.11检查各齿轮工作表面磨损、金属脱落、及根部列纹情况，如有严重损坏应以更换。5.1.12用涂色方法检查各对齿轮的啮合情况，齿轮侧面中部上的色斑高度不少于65%，色斑位置正确，并空转无单边接触的痕迹。5.1.13各轴承注入钙基润滑脂,装复变速箱和排油孔丝堵。5.1.14注入30#机油至合格油位,盖好加油盖.5.2滑轮的检查5.2.1检查各滑轮磨损、裂纹等情况，转动应灵活，轴承注入黄油。5.2.2滚筒轴线应与变速箱从动轮轴线同心。5.2.3检查钢丝绳固定滚动筒上的螺丝及法兰联结螺丝,滚筒应无裂纹,轴承端盖,轴承座螺丝应无松动。5.2.4检查滚筒上各轴承和齿轮啮合的情况,装复时轴承应注入2/3黄油,齿轮工作表面涂上黄油。5.3钢丝绳的检查5.3.1检查钢丝绳磨损、毛刺、断丝、锈蚀的情况，（若损坏钢丝数超过钢丝数的10%应更换）检查完后涂上黄油。5.3.2检查清扫钢丝绳两接头卡子的螺丝；应无松动。5.4电动机与制动器的找正调整试验5.4.1电动机轴应与制动轮轴轴线同心,两联轴器的间隙与圆周偏差不大于0.10mm。5.4.2调整制动瓦；双边间隙为0.8mm。5.4.3检查闸瓦的磨损,铆钉松动与接触面情况,其接触面不少于75%,否则应处理检修更换。5.4.4间隙调整完毕,应作重负荷下降制动试验,但闸瓦抱拢后,靠背轮转动不可超过1/4转。5.5吊钩检修5.5.1检查吊钩滑轮轴承润滑是否良好,转动是否灵活。5.5.2滑轮槽边应完整良好,如边缘严重破裂,缺边超过滑轮周3/5时,应更换滑轮。5.5.3吊钩推力轴承滚珠润滑应良好,应无严重研磨损伤,滚珠栅架完好,转动时灵活。5.5.4吊钩应保持原有几何形状,无明显变形,必要以探伤仪检查吊钩。5.5.5吊钩的保护罩应完整无损。5.6行走机构的检查5.6.1变速箱、齿轮、电动机检查调整同上。5.6.2检查行走哗有无裂纹,高度视工作方便为宜,顶时一定要平稳安全。5.6.3行走轮轴承和轴销清扫干净,注入黄油,齿轮啮合面间隙涂以黄油。5.6.4滑动轴承与轴径向间隙的配合，应为干分之二的轴径值，最大允许值可为间隙的1.5~2倍。5.7弹簧的检查5.7.1弹簧应完整无断裂,表面无锈蚀完好。5.7.2抱闸弹簧压缩行程应无变形和疲劳，失去原有弹力。5.7.3抱闸机构配重拉杆销子应无弯曲和疲劳断裂，抱闸靠背轮螺丝同样检查。5.8金属结构检查5.8.1大车、小车结构梁，车架的焊接缝检查，应无裂纹。....
...5.8.2大车梁联接板螺丝检查应无松动错位。....
...起重工作安全规程1主题容与适用围本标准规定了省**水电厂起重工作及起重设备的安全工作围及要求。本标准适用于省**水电起重工作的安全管理。2引用标准《电业安全工作规程》。3主要设备技术规3.1水轮机主要部件重量(附表1)部件名称重量（T）水轮机上盖（钢板焊接件）4.5控制环（钢板焊接件）1导水叶（铸钢件）0.322底环（铸钢件）1.146水导轴承（铸钢分半件）1.44水轮机大轴（锻钢）6.325转轮（铸钢件）6.903.2发电机主要部件重量(附表2)部件名称重量（T）上机架推力头镜板1.00转子76下机架4.243.3变压站主要设备重量(附表3)部件名称重量（T）一号主变49.7二号主变49.7近区变励磁变电压互感器0.355电流互感器0.3554室外和高空作业4.1室外工作应对现场地形、建筑物、设备有足够了解熟悉，在开关站工作时除在指定有停电安全措施的围工作外，对于邻近有带电的设备要有足够的安全距离。4.2利用现场的地形地物绑扎绳索、固定地锚、地柱均要考虑地质松软牢固程度，以求稳妥安全。4.3须树立人字架和独木桅杆工作时,攀绳也要求稳妥安全，禁止利用设备及带电设备作固定点。4.4圆木人字架规格及性能(附表4)桅杆高度（米）桅杆尾径（厘米）桅杆与地面夹角α及起重量（公斤）75°65°55°....
...62026500090003750700030005000821271123281324291525304.5圆木独脚桅杆的规格及性能(附表5)安全起重量（吨）桅杆长（米）桅杆尾径（厘米）板绳直径与杆角45°（毫米）38.52015.5112215.5132215.5152415.558.52415.5112620132620152720108.53021.5113021.5133121.54.6使用桅杆注意事项4.6.1一般桅杆的安全吊重按上表选取，如超出表中规定时，必须进行强度和稳定性核算。4.6.2选用圆木不得有腐朽和伤痕，而应具备较平直节少的。绑扎钢丝绳要平齐，不要有叉叠现象。4.6.3桅杆脚应与地面支座贴紧，如有缝隙，应设法塞紧，以防止滑动位移，两木交叉绑扎处必要时打入木楔子稳固。4.6.4桅杆的板绳与地面地锚的固定点距离桅杆脚不能太近，其距离应少于桅杆高度的1.5倍。4.6.5桅杆使用前应作全面检查，确认安全稳固可靠，方可进行起吊重物。4.6.6重物起吊时，应由专人指挥，负责检查，确认各部情况良好后方能继续起吊。应注意重物不得与桅杆相碰撞，吊起的重物不可在空中停留过久，否则应采取措施。4.7高空作业4.7.1凡离地1.5米以上的地方高空作业人员必须使用安全带，或采取其他可靠的安全措施。4.7.2高空作业，应注意防止高空落物。工作架台应设牢固可靠的围栏及栏杆，无关人员不应在下面停留和通过。4.7.3上下层同时处于工作，中间必须做好隔离措施。下层工作的人员必须戴安全帽，禁止在4上下抛工具和物件。4.7.4高处工作用的工作架台应牢固，须能足够承受站在上面人员和材料等的重量。4.7.5人字架使用时须有坚固的铰链和限制开度的拉链。4.7.6在水泥地易滑的地面上使用梯子必须做好防滑措施，梯子必须完整可靠，能承受全部重量。禁止登在不坚固的结构和带有电的围进行高空作业。为了防止误攀登，应有明显清晰的警告标示牌。5钢丝绳、麻绳5.1绳索在使用前必须仔细检查，所承受的荷重不准超过规定。5.2钢丝绳或麻绳均须在通风良好，不潮湿的室保管，要放置在架上或悬挂好，钢丝绳须定期上油，麻绳受潮后必须加以干燥，在使用中应避免碰到酸碱液或热体。....
...5.3环绳结合段长度不应小于钢丝绳直经的20倍，但最短不应少于300毫米。（见附表6）5.4双头绳索结合段长度不应小于钢丝绳直径的20倍，但最不应少于300毫米，并经过试验合格方可使用。（见附表7）5.5环绳及绳索必须经过1.25倍容许工作荷重的静力试验合格后，方可使用。表6环绳结合段的长度应符合下表规定钢丝绳直径（毫米）每一结合段长度（毫米）环绳长度（米）钢丝绳的长度（米）19．5400816．519．54001020．522450816．5224501224．525500816．5255001224．5307501021．5307501531．5表7双头绳索的结合段长度应符合下表规定钢丝绳直径（毫米）每一结合段长度（毫米）绳头长度（毫米）123003001635040019400500224506002550070030600～8008005.6在吊起重物时，其绳索间的夹角一般不大于90度。荷重和绳索夹角的关系(附表8)环绳角度004506009001200容许荷重（％）100978670505.7在任何情况下禁止钢丝绳和电焊机的导线或其它电线相接触。5.8通过滑轮或滚筒的钢丝绳不准有接头，往滑轮上缠绳时，应注意松紧，同时不使其扭卷。5.9钢丝绳上的污垢及干固的润滑油，应用抹布和煤油将其清除，不准使用钢丝刷及其它锐利的工具清除。5.10麻绳、棕绳或棉纱绳，用作一般的允许荷重的吊重绳时，应按其断面积每平方毫米10牛顿计算，用作捆绑绳时应按其断面积每平方毫米计算。5.11麻绳、棕绳或棉纱绳在潮湿状态下的允许荷重应减少一半，涂沥青的纤维绳应降低20％使用。5.12切断绳索时，必须先将预定切断的两边用软钢丝扎结，以免切断后绳索松散。钢丝绳在切断前每边需要扎结的道断为麻心钢丝绳3道；钢心钢丝绳4道。5.13钢丝绳的报废标准：钢丝绳有下列情况之一者应报废，换新或截除：5.13.1起重机械钢丝绳在一个节距（每股钢丝绳绕绳一周的轴向长度）中有下表的断丝根数者应报废。(附表9)最初的安全系数钢丝绳的结构6×19=114+16×37=222+16×61=366+118×19=342+1逆捻顺捻逆捻顺捻逆捻顺捻逆捻顺捻小于612622113618361886～7147261336193819大于71683015402040205.13.2钢丝绳中有断股者应报废。....
...5.13.3钢丝绳的钢丝磨损或腐蚀达到及超过原来钢丝直径的40％时，或钢丝绳受过严重火灾或局部火烧过时，应即报废。5.13.4钢丝绳压扁变形及表面起毛刺严重者应换新。5.13.5钢丝绳的断丝数量不多，但断丝增加很快者应换新。5.13.6钢丝绳受冲击负荷后，该段钢丝绳较原来的长度延长达到或超过0.5％者，应将该段钢丝绳切去。6吊环与卸扣（卡扣）使用围6.1吊环允许吊重表(附表9)丝杆直径允许吊重（公斤）丝杆直径允许吊重（公斤）垂直吊600角吊垂直吊600角吊M1215090M22900540M16300180M301300800M20600360M36340014006.2卡扣允许吊重表(附表10)卡扣直径（mm）允许吊重(kg)使用钢丝绳最大直径（mm）卡扣直径(mm)允许吊重(kg)使用钢丝绳最大直径（mm）￠62004.7￠27410022￠83306.5￠30490026￠105008.5￠36680028￠129309.5￠42900031￠16145013￠451070034￠20210015￠521600044.5￠22270017.5￠24330019.56.3起重设备中所用的吊钩和吊环应用锻成的或用钢板铆成的，不准使用、也不准在吊钩上焊补或在受力部分钻孔。7千斤顶和滑车7.1千斤顶的顶重头必须能防止垂动的滑动。螺旋千斤顶或齿条千斤顶应装有防止螺杆或齿条脱离丝扣或齿轮的装置，不准使用螺杆或齿条已磨损的千斤顶。7.2千斤顶必须垂直地放在荷重的下面，必须安放在结实的或垫以硬板的基础上，以免在举重时发生歪斜，压弯齿条或螺纹。7.3不准在千斤顶的摇把上套接管子或用其它任何方法来加长摇把的长度。7.4使用液体或压缩空气传动的千斤顶时，禁止工作人员站在千斤顶安全栓的前面。7.5当液体或压缩空气传动的千斤顶升至一定高度时，必须在重物下垫以垫板，防止活塞突然下降，发生事故。往下放时应随重物下放高度逐步辙去垫板。7.6用两台以上千斤顶起重物时，应选择上升速度相同者，如用不同的速度者，则应逐一多次轮流慢慢起动并由专人指挥。7.7禁止将千斤顶放在长期无人照料的荷重下。7.8使用的滑车或滑车组必须经常详细检查，如滑车边缘磨损过多，有裂纹或滑车轴弯曲等缺陷，均不准使用。7.9滑车不准栓挂在未经计算的结构物上。使用开门滑车，应将开门的钩环坚固，防止钢绳自动跑出。7.10....
...栓挂固定滑车的木庄或锚，应按土质不同情况加以计算，使之埋没牢固可靠。如使用的滑车可能着地，则应在滑车底下垫以木板，防止垃圾窜入滑车。7.11在高处悬挂滑车的工作，应由有经验的人员进行，并须使用安全带，必要时工作负责人应在场措导和监护。7.12滑车应严格按照滑车厂铭牌规定使用，若无铭牌滑车可以按经验公式P=Nd2/16估算，P为估算的滑车允许使用负荷（公斤），D为滑车轮的直径（毫米），n为滑轮的数。7.13千斤顶和滑车应加强维护保养，定期加油润滑，保持其灵活性，延长使用寿命。8手拉葫芦8.1拉葫芦的链扣、手链轮及轮轴发生变形、生锈或链条磨损严重时，均应禁止使用。8.2悬挂链条葫芦的架梁或建筑物，必须经过计算，否则不准悬挂。8.3手拉葫芦在使用前，应作详细检查，如吊钩、链条与轴是否有灵活，手拉链条是否有滑链或掉链等现象。8.4使用时，应检查起重链子是否缠扭，如有缠纽现象应疏松整理好才可使用。8.5在使用时，先把手拉葫芦稍微拉紧后，检查各部分有无异常，再试摩擦片、圆盘和棘轮圈的自锁情况（刹车）是否完好。经检查确认为良好后，才能继续工作。8.6手拉葫芦在起重时，不能超出起重能力使用，不论在任何位置使用，手拉链条都应在链轮所决定的平面上，以注意防止手拉链条脱槽，拉链时用力要均匀，不能过快过猛，若手拉链条拉不动时，应查明原因，不能增加人数猛拉，以免发生事故。8.7已吊起的重物需中途停止时间较长时，要将手拉链条拴在起重链上，以防止由于时间过长而自锁失灵。8.8转动部分要经常上油，保证润滑、减少磨损，但切勿将润滑油渗进摩擦胶木片，以防止自锁失灵。8.9经过大修应以1.25倍容许工作荷重进行10分钟的静力试验后，以1.1倍容许工作荷重作动力试验，制动效能应良好，且无拉长现象。9起重机（电动葫芦、卷扬机、天车）9.1禁止超负荷使用，不准倾斜起吊或作拖拉工具使用。9.2操作时应注意及时消除钢丝绳在卷筒上脱槽或绕有两层的不正常情况。9.3不工作时，禁止把重物悬挂在空中，以防机件产生永久性的变形。卷扬机的安装地点必须使工作人员能清楚地看见重物的臣吊位置，否则应使用自动信号。9.4装卷扬机时，滚筒中心线必须与钢丝绳保持垂直，第一个转向滑车到卷扬机的距离应至少小于6米。9.5卷扬机应固定牢固，未经固定的卷扬机严禁使用。9.6卷扬机必须有可靠的刹车装置，如刹车装置失灵或不灵敏，在修复前禁止使用。9.7丝绳在卷扬机滚筒上的排列要整齐，在工作时不能放尽，至少留五圈。9.8改变卷扬机滚筒的转动方向，只可在滚筒完全停止后进行。9.9开动卷扬机前的准备及检查工作如下：9.9.1清除工作围的障碍物。9.9.2指挥人员、起重工与司机等应预先确定并熟悉联系的信号，以使工作协调，避免发生危险。9.9.3指挥人员应与司机保持密切联系，对所卷扬的物件在任何位置均能看到。9.9.4检查各起重零件，如钢丝绳、滑轮、吊钩和各种连接器，如有损坏，应及时修理或调整。9.9.5检查转动部分有无毛病，特别是刹车装置，如有不灵活可靠，应即调整或修理。....
...9.9.6检查卷扬机的基础是否牢固可靠，基础螺丝有无松动等现象。9.9.7检查轴承、齿轮（或齿轮箱）、钢丝绳、滑轮等润滑情况是否良好。9.9.8如能空车转动，则设法转动一、二转，看各部分的传动机构有无故障，齿轮是否啮合，再详细检查各部螺丝、弹簧、销子等有无松脱，机器部及周围有无妨碍运转的东西。9.9.9如系电动卷扬机，应检查接地线、保险丝、电线，起动装置和制动器等的接头是否牢固良好。检查前应注意电源是否已断开。9.10卷扬机在运转中禁止进行以下工作：9.10.1往滑车上套钢丝绳。9.10.2修理或调整卷扬机的转动部分。9.10.3当物件下落时用木棍来制动卷机的滚筒。9.10.4站在提升或放下重物的地方附近。9.10.5改正卷扬机滚筒上缠绕得不正确的钢丝绳。9.11装有过卷扬限制器、过负荷限制器、行程限制器以及起重臂俯仰限制器等的各式起重机，在工作时，指挥人员必须在其限制俯仰以进行工作，禁止利用这些安全装置来代替正规操作，但属于自动化操作围以的安全装置除外。9.12天车上的配电盘、变压器及滑动环应有保护装置。9.13天车驾驶室上均应装有音响（钟、喇叭、电铃）或色灯的信号装置，以备操作时发出警告。9.14天车上应备有灭火装置，驾驶室应铺橡胶绝缘垫，严禁存放易燃物品。9.15起重机械只限于熟悉使用方法并经考试合格，取得合格证的人员使用。取得一种或几种起重设备合格证的驾驶员动承担另一种新型起重设备的驾驶工作前应经过该项新设备的单独测验，取得合格证后方可正式工作。9.16较重大物件的起重、搬运工作须由有经验的专人负责领导进行，参加工作的人员应熟悉起重搬运方案和安全措施。起重搬运时只能由一人指挥，指挥人员应由经专业技术培训取得合格证的人员担任。9.17有大雾、照明不足、指挥人员看不清各工作地点或起重机驾驶人员看不见指挥人员时，不准进行起重工作。9.18天车检修时，应将吊钩降放在地面。9.19有得到司机的同意，任何人不准登上天车或天车轨道。9.20起重工作应有统一的信号，起重机操作人员应根据指挥人员的信号（红白旗、口哨、左右手）来进行操作，操作人员看不见信号时不准操作。9.21工作人员利用吊钩来上升或下降。9.22重物品必须绑牢，吊钩要挂在物品的重心上，吊钩钢丝绳应保持垂直，禁止使吊钩斜着拖吊重物。在吊钩已挂上而被吊物提升尚未提起时，禁止起重机移动或作旋转动作。9.23起重机的荷重在满负荷时，应尽量避免离地太高。起吊重物提升的速度要均匀平稳，不宜忽快忽慢，忽上忽下，以免重物在空中摇晃发生危险。放下时速度不宜大快，防止吊物到地时碰坏。9.24运有爆炸危险的物品（如压缩气瓶、强酸强碱、易燃性油类等），应制订专门的安全技术措施，并经厂主管生产的领导（总工程师）批准。9.25起重机在起吊大的或不规则的构件时，应在构件上系以牢固的拉绳，使其不摇摆不旋转。9.26起吊的重物必须先用绳子或链子很牢固的平稳地绑着，绳子或链子不应有打结和扭劲的情况，所吊的物件若有棱角或特别光滑的部分，在棱角或滑面与绳子相接触处应加以包垫，防止绳子受伤或打滑。9.27....
...吊重物前应由工作负责人检查悬吊情况及所吊物件的捆绑情况，认为可靠后方准试行起吊。起吊重物稍一离地（或支持物），就须再检查悬吊及捆绑情况，认为可靠后方准继续起吊。在起吊过程中如发现绳扣不良或重物有倾倒危险，应立即停止起吊。9.28工作无关人员禁止在起重工作区域行走或停留。起重机正在吊物时，任何人不准在吊杆和吊物下停留或行走。9.29吊重物不准让其长期悬在空中，有重物暂时悬在空中时，严禁驾驶人员离开驾驶室或做其他工作。9.30物放到地上应稳妥地放置，防止倾倒或滚动，必要时应用绳绑住。10司机职责10.1司机必须由厂部书面批准的人员担任。10.2司机必须熟识天车的结构、设备、操作方法及铭牌。10.3严格遵守安全规程和技术要求，禁止酒后驾驶。10.4天车运行前必须做到检查细致确实无误且正常，各开关位置及操作把手位置均应处于正确位置，方可送电准备启动。10.5天车上、下游轨道和大梁上的小车轨道应无障碍物。10.6工作时天车司机对“停车“信号不管任何人发出都得接受外，其它任何信号都只能接受当班信号员的统一指挥，不接受旁人的信号。10.7每启动操作应先低档稳定正常后，再逐步升档，使车速和吊钩速度均匀变化。10.8开关控制器应逐步开动，天车尚未停下时，禁止将控制器即刻打向反转位置。10.9天车吊起时，司机不可离开驾驶室，否则应放下重物才离去。10.10天车行走将至厂房两端时，应减档降速，以防撞击碰坏设备，当天车有重物时更应缓慢减速，以防冲击振动，造成事故。10.11工作完毕天车一定要停在指定位置并切断总电源，开关箱加锁。....
...修配工作安全规程1主题容与适用围本标准规定了省**水电厂修配设备的维护、检修及事故故障处理的围及要求。本标准适用于省**水电厂修配设备的检修、安全管理。2引用标准《电业安全工作规程》。3总则3.1安全教育3.1.1坚决贯彻电力生产“安全第一”的方针。安全生产，人人有责。为了实现生产安全，优质、高效、低耗，必须经常用各形式进行安全教育。建立健全安全体制，执行完善安全措施，严格遵守安全操作规程。3.1.2机修班的安全员应做好安全生产管理和宣传教育工作，保证安全生产、安全规程和安全措施的实施，发现存在问题时应及时采取措施予以处理，若有严重乱纪反规程，有权制止和向上级报告。3.1.3新入厂参加修配工作或离开工作岗位半年以上又重回本岗位工作的人员，在工作前必须学习本规程，并经过考试合格后方可上岗工作。3.1.4生产场地应经常保持清洁卫生，工作结束应做好设备清洁、地面清洁、台面清洁。各种物件存放整齐，要道路畅通。对于加工的毛胚料、半成品应堆放在专门指定位置，成品应放在专设的成品存放处。切削物应及时清理，堆放在指定地点，贵重我属切削物应做好回收工作。3.1.5工作人员的工作服不应有可能被转动的机器绞住的部分；工作时必须穿着工作服，衣服和袖口必须扣好；禁止戴围巾和穿长衣服。工作人员进入生产现场禁止穿拖鞋、凉鞋。女工作人员禁止穿裙子、穿高跟鞋，辨子、长发必须盘在工作帽。做接触高温物体的工作时，应戴手套和专用防护工作服。3.1.6机器的转动部分必须装有防护罩或其它防护设备，露出的轴端必须设有护盖，以防绞卷衣服。禁止在机器转动时，从靠背轮和齿轮上取下防护罩或其它防护设备，更不准装卸和校正皮带，在机器完全停止以前，不准进行修理工作。3.1.7禁止在运行中清扫、擦拭和润滑机器的转动和移动的部分。清拭运行中的固定部分时，不准把抹布缠在手上或手指上使用，只有在转动部分对工作人员没有危险时，方可允许用长嘴油壶或油枪往油盅和轴承里加油。3.1.8班组对于易燃物应经常检查，远离火源、电源，做好存放工作，妥善保管。使用过的油棉纱头、抹布等不得过且过任意乱丢，应集中在指定地点，定期清理。3.1.9加强用电管理。所有电气设备的金属外壳均应有良好的接地装置，经常定期检查机床，电焊机电源和电气设备的绝缘。必要时联系有关班组进行检查处理。下班和工作结束应切断电源，确保用电安全。3.2生产卫生3.2.1车间的照明要好，长工时间照不良，会使视力降低落。3.2.2灰尘较大时要做好除尘工作。3.2.3工作地点气温不宜太高。3.2.4车间噪音较大时应设法减少噪音。....
...4车床安全操作规程4.1车床工作人员应熟悉所用机床的基本性能、结构和各部分的用途，安全遵守操作规程。4.2在车床启动前应将规定需要润滑的地方按时注人干净的润滑油。检查变速箱中的油平面，不得低于油标以下。刀架、拖扳各手柄是否在正确位置，经检查无误方能启操作。经低速空转3—5分钟，末发现异常后方可使用。4.3主轴箱上一油窗，如发现油孔无油输出，说明油泵输油系统故障，应立即停车检查原因，等修复后才可开动车床。4.4禁止利用机床导轨来承垫、夹紧工件，进行敲打校直、较平工件，更不许在其上堆放工具杂物。重大工件上车床需二人协助，必要时用起重工具。一定要用木板来支承垫在下部，以防工件掉下碰坏车床导轨和床身。4.5在夹头中夹持工件，不可用榔头猛敲工件和夹具、以免车头主轴受伤。4.6搭换齿轮时应切断电源，变换速度必须停车至主轴停止为止方可换挡，以防打坏齿轮。4.7对于不平衡的毛胚料加工应进行平衡配重，以保证工件在切削时安全可靠。4.8夹头必须上紧使工件夹牢。夹头板手用完后，不要忘记拿下来后再开车，以免发生事故。4.9禁止戴手套上车床，切削出的金属屑应停车后用专用的铁勾拉，不得用手直接去清除铁屑。切削脆性材料时，应戴防护眼，以免铁屑飞出伤人，甚至烫瞎眼睛。切削铸铁或有毒材料应戴口罩。不准用手模正在车制的工件，不能在车床运行中离开现场。4.10较长的棒材上车床，且伸出主轴的，应用木头垫紧，必要时利用托架，同时应有明显标志，提醒他人注意。4.11车床如发生导常声响和气味，应即时停车检查，不得强行运转。4.12为确保刀架移动的灵活性及床身导轨精度，工作完毕应断切电源，清除车床上的铁屑，并用棉纱擦去油污，然后摇动手轮，使拖扳来回移动几次，涂上一层油，保证车床外表清洁和场地整齐，注意大拖扳应停在车床尾部。4.13大的、重的工件，不能长时间静止夹在卡盘上，必要时，应采取托架措施。4.14每月保养检查车床一次。变速箱、进给箱定期换油，根据我厂实际，一年更换一次为宜。4.15车床上所用量具（游标卡尺、外径百分尺、万能角度尺、百分表等）均是校贵重的测量仪器，我们必须精心保养。量具保养保养得好坏，直接影响到它的使用寿命和零件的测量精度。因此我们必须做到下列几点：4.15.1量具在使用前、后必须用绒布擦干净。4.15.2不能用精密量具去测量毛胚或运动着的工件。4.15.3测量时不能用力过猛、过大，也不能量温度过高的工件。4.15.4不能把量具乱扔、乱放大镜，更不能当作工具使用。4.15.5不能用脏油去洗量具或注脏油。4.15.6量具用完后，擦洗干净，涂油并放入专用量盒。7钻床安全操作规程7.1工作开始前要检查自已的工作地，清除机床和走道上一切妨碍工作的物体，注意保持地面清洁和干燥，以防绊倒或滑倒。7.2钻孔前要把衣服整理好，扎好袖口，并戴上工作帽。女工应把辨子或长发盘在帽，严禁戴手套进行钻孔工作。7.3钻床运动前应作全面检查，注入各部位润滑油，处于正常，方可开始操作。....
...7.2被钻工件必须牢固装在工作台上，根据钻孔大小，调节适当的转速，变换转速应停车后换挡，防止碰坏齿轮。7.3一般在长工形工件上钻ψ8以下的孔才可用手拿着钻，但须锉钝工件边角，快穿时要减轻压力，以确保安全，最好在工作台上再加螺钉子靠住。7.4用压板住工件钻孔时应注意以几点：7.4.1垫铁应尽量靠近工件，以防止压板弯曲变形。7.4.2垫铁应比工件的压紧表面稍高，以免工件压翘、即是压板略有变形也能压紧工件。7.6.3夹紧螺栓的压力应可靠。螺栓应尽靠近工件，这样压力大，夹紧牢固。7.6.4精加工工件压紧面上要加铜皮垫。7.5保持工件基面与工作台接触面的清洁，但不准用棉纱头清扫铁屑和冷却钻头，同时应注意经常断屑，防止铁屑飞入眼中。不准用手直接清扫铁屑和用口吹铁屑，清除切屑一般要停车后用钩子刷子等。7.6工件钻孔表面应与工作台平行，先试钻一浅坑，如确定无误，再正式钻孔。7.7装夹钻头时柄部要擦干净，直柄钻头装夹长度般不少于15mm，装好后可缓慢转动钻床主轴，看钻头是否正直。7.8开始钻孔时，钻头要慢轩接触工件，不能用钻头撞击工件，以免碰伤钻尖。7.9钻通孔时，为了防止钻头损伤床面，必须在工件下面垫上垫块或使钻头对准工作台槽，以保床面。钻通孔快穿时，不许用自动走刀，以防进刀量突增而发生工件甩出事故。7.10在末加工表面上钻孔，开始要用手进刀，当碰到过硬的质点时，钻头可以让，避免打坏刀口。7.11钻硬钢等工件，应加冷却液。7.12钻孔前应将工作台锁紧，减少晃动，否则钻头易折断。7.13钻床工作台上不得乱放物件（刀具、量具及其它物品）或撞击，严禁区用金属物重击在钻床上的工件，以免影响钻床精度。7.14松紧钻头应使用专用不着钥匙，不准任意敲打，以免损坏钻夹头，钻头从锥套中退出庆使用专用斜铁。7.15下班前应做好切屑清理工作，没有漆的表面涂上机油，以防锈蚀。7.16操作者在离开钻床或更换工具、工件，以及总电源突然断电时，都要关闭钻床电门。表1钻孔产生缺陷的原因及防止方法缺陷形式产生原因防止方法钻孔呈多角形1、钻头后角太大。2、两主切削刃不等长，角度不对称1、适当刃磨后角2、按要求正确刃磨钻头孔径大于要求尺寸1、钻头两主切削刃长短不等，或不在同一平面2、钻头摆动3、钻轴偏摆1、用综合样板检查刃磨的钻头2、选用良好的钻头钻孔3、检修，调整钻轴，消除偏摆孔壁粗糙1、钻头不锋利2、两主切削刃角度、长短不对称3、钻头后角太大4、进给量太大5、切削液选用不当，或供给不足，冷却不好1、将钻头刃磨锋利2、按要求正确刃磨灭钻头3、减小后角4、减小进给量5、选用润滑性好的冷却液充分冷却6、选用润滑性好的冷却液充分冷却钻孔位置偏1、工件表面与钻头不垂直2、钻头横刃太长3、钻床主轴与工作台不垂直4、孔位借正后，因进给量太大，使孔位移或歪斜1、正确装夹工件2、适当磨短横刃3、检查钻床主轴与工作台的垂直度4、钻孔开始时，对钻头压力要小，进给量要适当....
...表2钻头损坏的原因及预防方法损坏形式损坏原因预防方法钻头工作部分折断1、钻头用钝，仍继续钻孔2、切屑将钻头的螺旋槽堵住，末及时清除仍继续钻孔3、孔快钻穿时，没有减少进给量4、进给量太大5、工件松动6、钻黄铜等易扎刀的材料，没有适当减小钻头前角7、钻铸铁时碰到缩孔1、将钻头刃磨锋利2、钻孔过程中，要经常提出钻头排屑3、孔将要钻透时，应尽量减小进给量（尤其钻削硬，脆性材料）4、合理选用进给量5、将工件合理可靠的固定住6、适当减小钻头前角7、对可能有缩孔的铸件应减小进给量切削刃迅速磨损1、切削速度太高2、切削液选用不当或切削液供不足3、钻头修磨的不合理4、切削刃过于锋利，进给量太大1、适当选用切削速度2、恰当地选用切削液。经常不断地供给切削液3、应根椐材料的特性和工艺特性来合理地选用钻型和正确刃磨4、合理刃磨和正确选择进给量8刨床安全操作规程8.1刨床操作前应检查各手柄，操作开关按钮等是否处在正确位置，牛头滑枕和紧固手柄必须旋紧。工作台对工件装夹牢，手工检查是否会碰撞导轨和刀架，方可开机。8.2在平口钳中装夹工件应注意以下事项：8.2.1工件的被加工面必须高出钳口，否则就要平行垫铁垫高工件。8.2.2为了能装卡得牢固，防止刨削时工件走动，必须把比较平整的平面贴紧在垫铁和钳口上。要使工件贴紧在垫铁上，应该一面夹紧，一面用手锤或铜棒轻击工件的上平面。8.2.3为了不使钳口损坏和保护已加工表面，往往夹紧工件在钳口处垫上铜皮。8.2.4用手挪动垫铁检查夹紧程度，如有松动，说明工件与垫铁之间贴合不好，应该松开平口钳重新夹紧。8.2.5刚性不足的工件需要支实，以免使工件变形。8.3用压板螺栓装卡工件应注意如下事项：8.3.1压板的位置要安排得当，压点要靠近切削面，压力大小要合适。粗加工时，压紧力要大，以防止切削中工件移动；精加工时，压紧力要适合注意防止发生变形。8.3.2工件如果放在铁上，要检查工件与垫铁是否贴紧，若没有贴紧，必须垫上纸或铜皮，直到贴紧为止。8.3.3压板必须压在垫铁处，以免工件因受夹紧力变形。8.3.4装卡薄壁工件，在其空心位置处要用活动支承件撑住，否则工件因受力面产生振动和变形。8.3.5工件夹紧后，要用划针复查加工线是否仍然和工作台平行，避免工件在装卡过程中变形或走动。8.4禁止在工作台上大力敲击锤打，重大工件应轻放并装免工件固。工作台升降闭锁螺丝应旋紧。8.5刨削时头和手严禁伸进滑枕行程围，不允许人站在正面位置。8.6刨床照明和保护装置应完好，对有异常情况，应停机动性检查。8.7对铁屑清除不可直接用手和嘴吹，应用毛刷进行，并戴防护眼镜。8.8牛头刨拐臂滑块、牛头滑块应加足润滑油，同时注意清洁，否则研损滑道。....
...8.2工作完毕应切断电源，做好现场清洁工作和维护工作。9锯床操作规程9.1工作前检查锯床润滑情况是否良好，应先使机床空载运转2—3分钟。9.2工件必须夹紧，锯片安装正确可靠。9.3锯床上不可堆放其他杂物。9.4开始锯时，应将锯片提起，开机后才慢慢放下接触工件，然后选择适当进刀量，以防锯齿被扫掉和锯片被折断。9.5锯片应有足够的冷却，以提高锯片使用寿命。9.6较重较长的工件须有支架支承，注意所下坯料滑出砸伤手脚。9.7工作完毕应将锯床导轨架放在托架上，切断电源，做好清扫工作和维护保养工作。10钳工安全操作规程10.1钳工台应放在光线较好的窗前，也就是说要有充足的光线，周围要有足够宽敞的我作场地。10.2正确使用虎钳：10.2.1应经常保持虎钳清洁。10.2.3用粘度较高的机油润滑螺杆和滑动部位。10.2.4不准敲击摇动手柄、钳口。10.3钳工工作时应注意的主要安全事项：10.3.1经常检查安全设备。如：检查防护罩是否安好，保险装置是否淮确和灵敏等。10.3.2合理组织工作地点。如：工具工件放置要有顺序、稳固，保持工地清洁等。10.3.3使用的机床、工具要经常检查。如：砂轮机、钻床、手电钻和挫刀、铁锤等，发现损坏，应立即停止使用，修好再用。10.3.4操作时使用个人防用具。如：工作帽、工作服、防护手套、防护眼镜、绝缘工具等。10.3.5认真遵守安全操作规程。如；不能乱按开关，乱摇手柄、用汽油洗工件要远离明火，不许在乙炔罐前吸烟等。10.4台上工具、量具的放置原则：10.4.4为了用时方便，原则上是：常用右手拿的工具放在右边，常用左手拿的工具放在左边。10.4.5常用的物件，应放在自已的工作附近。10.4.6严禁量具与工具、工件堆放在一起。10.5錾切工作中的安全事项。10.5.1錾切时要戴防护眼镜。10.5.2錾子头部有翻头，一定要先磨去。10.5.3錾切快到头应用力小，否则錾子会滑脱伤手。10.5.4錾切时最好放上安全罩，免切屑飞出伤人。10.5.5锤头松动，应马上将锤头楔铁打紧，挥锤时应注意不甘落后要伤人10.5.6錾切工具都不应沾油。10.5.7錾切疲劳要适当休息，否则易击偏伤人。10.5.8开錾前，看身后是否有人，在工作过程中也应随时注意。10.6锉削时应注意的安全事项：10.6.1锉铸件、有氧化皮的钢件，应先用錾子錾去或用砂轮磨去表面层然后再锉削。10.6.2锉刀先用一面，用纯后再用另一面。....
...10.5.1锉削速度不宜太快，一般为40次/min左右，锉硬钢件更应慢些，快了不但效率低，而且锉刀易于磨钝，回程时应将锉刀稍稍提起。10.5.2锉削时不应撞击锉柄，否则锉刀会滑出伤人。10.5.3锉刀面与工件表面不准用手模。10.5.4不准用细锉锉软金属（如：锡、铝等）。10.5.5不准用无柄锉刀、断锉刀工作，以免刺伤手心。10.5.6锉刀放置时不准伸出钳案，以免碰落摔断或砸伤人脚。10.5.7不准直接用手清除铁屑或用嘴吹铁屑，锉刀面堵塞后，用钢丝刷顺着锉刀纹方向刷去铁屑。10.6锯割时的安全规则:10.6.1不许装松锯条，也不许装得过紧，以防崩出伤人。10.6.2不许用没有手柄的锯弓。10.6.3在快锯断时，一定要用手扶着锯下部分，工件较大时，先用支架撑起来，否则易砸伤脚。10.6.4工件锯割线尽量夹在钳口左边。10.7手工攻丝和套丝安全规则：10.7.1工件应装夹水平或垂直，丝锥垂直工件表面，扳牙应水平。10.8.2每转一周应反转大于1/4周，以便使切属断落，防止丝攻折断或扳牙崩牙表3锉削时产生废品的原因及其预防方法废品形式产生原因预防方法工件被夹坏1、经加工后的工件表面夹紧时没加钳口保护片而被坏2、夹紧力太大，将材质软的工件或薄壁件夹扁3、圆形工件被夹出伤痕1、应加钳口保护垫片或铁钳口、铜钳口、铝钳口、木垫或胶垫等2、夹紧力要适当，不宜过紧3、夹圆形或管子工件时，钳口应衬以V形铁或其它软垫工件平面中间凸1、锉削技术不熟练，锉时锉刀上下抖动2、锉刀本身不平直3、用力不方面适当，使工件塌边或塌角1、掌握正确的锉削技巧，选用适当的锉刀和交叉锉法等2、选用质量好的锉刀3、锉削时，应注意两手用力平衡并用交叉和顺向锉法；经常检查和测量工件，发现误差及时纠正表面粗糙1、选择锉刀规格不适当2、锉齿太粗，锉痕太深3、锉下的铁屑嵌在锉纹中末及时清除，造成表面拉毛1、精锉时应合理地选用细锉刀2、粗锉时应选用适当粗细的锉刀，逐次锉削，每次都要留有一定的余量3、经常清除锉刀表面的铁屑锉坏邻边1、没使用光边锉刀2、锉削时，锉刀掌握不平稳，使邻边锉伤，掉角1、对于不该锉的邻边应选用光边锉刀仔细锉削2、正确掌握锉削方向，用力要平衡精神要集中尺寸和形状不准确1、划线不准确2、对每次锉削量心中无数，又不及时检查，使工件的尺寸超出界限1、根椐图样要求，准确划线，并仔细复查2、掌握锉削余量，经常测量，锉削时精力集中10.8.2加工钢料螺纹时，应加机油润滑，铸铁件可加煤油。10.8.3不通孔攻丝，应常退职出丝攻，排除孔铁屑。10.8使用卡钳时应注意如下事项：10.8.1调整卡钳时，应敲卡钳两侧面，不许敲击钳口。....
...10.5.1工件转动时，不能用卡钳去量，否则易磨坏钳口。10.5.2不能用卡钳当起子。10.6保护钢尺规则：10.6.1不与工件、工具堆放在一起。10.6.2用划规取尺寸时，划规脚要轻放在尺上。10.6.3不用粗糙物件代替划针在钢尺边划线。10.6.4不用钢尺代替起子撬其它物件。11砂轮机安全操作规程11.1砂轮机因在高速下工作，因此安装前或平时使用前都必须经过处观检查，不应有裂纹及其它不良情况。11.2砂轮机安装时，要求将砂轮不松不紧地套在轴上，在砂轮和法兰盘之间垫上1~2mm厚度的弹性垫板。11.3为使砂轮平稳地工作，一般直径大于125mm和砂轮须经平衡后可使用。11.4砂轮机应装有用钢板制成的确良防护罩，其强度应保证当砂轮碎裂时挡住碎块，防护罩至少要把砂轮的上半部罩住，禁止使用没有防护罩的砂轮（特殊工作需要的手提式小型砂轮除外）。11.5砂轮机装好要试运行3-5分钟，不允许有明显的跳动、摆动和窜动。11.6磨工件时，工件加工表面与砂轮接触处应稍高于砂轮水平中心。11.7砂轮机运行转速稳定正常后方可启削。启削时，应戴防护眼镜或装设防护玻璃，不准站在正面，用力不可过大，应使火星向下，不准用砂轮的侧面研磨。11.8禁止在砂轮上磨软金属（如铜、铝、木头等）和超大型或过长工件。11.9为了安全，砂轮机应安放在工作地的边缘。11.10磨削完毕后，应切断电源，方可离去。12焊工的安全操作规程12.1焊工应熟悉电焊和气焊设备的结构，原理及其应用围，未受过专门训练的人员不准进行焊接工作。12.2在下列情况下不准进行焊接工作：12.2.1在带压力或带电的设备；12.2.2装有易燃物品的容器；12.2.3水平距离小于5米有易燃易爆物品；12.2.4在密闭容器。12.3在可能引起火灾的场所附近进行焊接工作时必须备有必要的消防器材，焊接人员离开现场前必须进行检查，现场应无火种留下。12.4防止触是的措施：12.4.1焊前检查焊机接地良好；12.4.2焊钳和电缆的绝缘必须良好；12.4.3必须戴电焊手套，不准赤手接触导电部分；12.4.4在潮湿地方进行电焊工作，必须站在木垫上或穿橡胶绝缘鞋。12.5防止孤光伤害和烫伤的措施：12.5.1穿好工作服，上衣不准扎地裤子里，口袋须有遮盖，脚面应有鞋罩；....
...12.2.1焊接时必须用镶有滤光镜的手把面罩或套头面罩，戴电焊手套；12.2.2清除焊渣时应戴上白光眼镜，并避免对着人的方向敲打焊渣；12.2.3工件焊后具许用火钳夹持，不准直接用手套。12.3保证电焊设备安全的措施：12.3.1线路各连接点必须紧密接触，防止因松动接触不衣而发热；12.3.2焊钳任何时侯都不得放在工作台上，以免短路烧坏焊机；12.3.3发现焊机或线路发热烫手时，应立即停止工作；12.3.4操作完毕或检查焊机及电路系统时必须拉闸。12.4氧气瓶应涂天蓝色，用黑颜色标明“氧气”字样；乙炔气瓶应涂白色，并用红色标明“乙炔”字样。气瓶在保管、使用中，严禁改变气瓶的涂色和标志，以防止涂色脱落造成误充气。12.5氧气瓶的压力降到0.196千帕，不准再使用。用达的瓶上应写明“空瓶”。12.6氧气瓶阀门只准使用专门板手开启，不准使用凿子、锤子开启。乙炔阀门须用特殊的键开启。使用中的氧气瓶和乙炔气瓶应垂直放置并固定起来，氧气瓶和乙炔气瓶的距离不得小于8米，并禁止与电线相接触。12.7没有减压器和减压器的低压室没有压力表或压力表失效，严禁使用氧气瓶。工作结束时，须将减压器自气瓶上取下，由焊工保管。12.8使用的橡胶软管不准有鼓包、裂缝或漏气现象。乙炔和氧气软管不准混用。12.9焊枪在点火前，应检查其连接处的严性及其嘴子有无堵塞现象。点火时，应先开氧气门，再开乙炔门后立即点火，并调整火焰。熄火时与此操作相反，以免回火。12.10由于焊嘴过热堵塞而发生回火或多次鸣爆时应尽速先将乙炔气门关闭，再关闭氧气门，然后将焊嘴浸入冷水中。....
...电力变压器检修导则(2005-06-25)1主题容与适用围1.1本导则适用于电压等级在35～220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备，如消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、并(串)联电抗器等。对国并进口的油浸电力变压器及同类设备可参照本导则并按制造厂的规定执行。1.2本导则适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。1.3变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。1.4有载分接开关检修，按部颁DL/T574-95《有载分接开关运行维修导则》执行。1.5各网、省局可根据本导则要求，结合本地区具体情况作补充规定。2引用标准GB1094.1～1094.5-85电力变压器GB6451.1～6451.5-86油浸式电力变压器技术参数和要求GB7251-87变压器油中溶解气体分析和判断导则GBJ148-90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规GB7665-87变压器油DL/T572-95电力变压器运行规程DL/T574-95有载分接开关运行维修导则3检修周期及检修项目3.1检修周期3.1.1大修周期3.1.1.1一般在投入运行后的5年和以后每间隔10年大修一次。3.1.1.2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，判定有部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。3.1.1.3在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。3.1.1.4运行中的变压器，当发现异常状碚或经试验判明有部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。中华人民国电力工业部1995-06-29发布1995-11-01实施3.1.2小修周期3.1.2.1一般每年1次；3.1.2.2安装在2～3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。3.1.3附属装置的检修周期3.1.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。3.1.3.2变压器油泵(以下简称油泵)的解体检修：2级泵1～2年进行一次，4级泵2～3年进行一次。3.1.3.3变压器风扇(以下简称风扇)的解体检修，1～2年进行一次。3.1.3.4净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失程度随时更换。....
...3.1.3.5自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。3.1.3.6水冷却器的检修，1～2年进行一次。3.1.3.7套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。3.2检修项目3.2.1大修项目3.2.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；3.2.1.2绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；3.2.1.3铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、压板及接地片的检修；3.2.1.4油箱及附件的检修，季括套管、吸湿器等；3.2.1.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检朔；3.2.1.6安全保护装置的检修；3.2.1.7油保护装置的检修；3.2.1.8测温装置的校验；3.2.1.9操作控制箱的检修和试验；3.2.1.10无盛磁分接开关和有载分接开关的检修；3.2.1.11全部密封胶垫的更和组件试漏；3.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；3.2.1.13变压器油的处理或换油；3.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆；3.2.1.15大修的试验和试运行。3.2.2小修项目3.2.2.1处理已发现的缺陷；3.2.2.2放出储油柜积污器中的污油；3.2.2.3检修油位计，调整油位；3.2.2.4检查冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束；3.2.2.5检修安全保持记装置：包括储油柜、压力释放阀(安全气道)、气体继电器、速动油压继电器等；3.2.2.6检修油保护装置；3.2.2.7检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等；3.2.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；3.2.2.9检查接地系统；3.2.2.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；3.2.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆；3.2.2.12清扫并绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)；3.2.2.13按有关规程规定进行测量和试验。3.2.3临时检修项目可视具体情况确定。3.2.4对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进3.2.4.1油箱机械强度的加强；3.2.4.2器身部接地装置改为引并接地；3.2.4.3安全气道改为压力释放阀；3.2.4.4高速油泵改为低速油泵；3.2.4.5油位计的改进；3.2.4.6储油柜加装密封装置；....
...3.2.4.7气体继电器加装波纹管接头。4检修前的准备工作4.1查阅档案了解变压器的运行状况4.1.1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；4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；4.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；4.1.4查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况；4.1.5检查渗漏油部位并作出标记；4.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。4.2编制大修工程技术、组织措施计划其主要容如下：4.2.1人员组织及分工；4.2.2施工项目及进度表；4.2.3特殊项目的施工方案；4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；4.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；4.2.6绘制必要的施工图。4.3施工场地要求4.3.1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进行；4.3.2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，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容量、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。5变压器的解体检修与组装5.1解体检修5.1.1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。5.1.2部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀(或安全气道)、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。5.1.3排出全部油并进行处理。5.1.4拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见《有载分接开关运行维修导则》；拆卸中腰法兰或大盖宫接螺栓后吊钟罩(或器身)。5.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。5.1.6更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。5.2组装5.2.1装回钟罩(或器身)紧固螺栓后按规定注油。5.2.2适量排油后安装套管，并装好部引线，进行二次注油。5.2.3安装冷却器等附属装置。5.2.4整体密封试验。5.2.5注油至规定定的油位线。5.2.6大修后进行电气和油的试验。5.3解体检修和组装时的注意事项。5.3.1拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。....
...5.3.2拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。5.3.3冷却器、压力释放阀(或安全气道)、净油器及储油柜等中件拆下后，应用盖板密封、对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油(或采取其它防潮密封施)。5.3.4套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。5.3.5组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。5.3.6对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。5.3.7拆卸无盛磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置(或按制造厂的规定执行)。5.3.8组装后的变压器各零部件应完整无损。5.3.9认真做好现场记录工作。5.4检修中的起重和搬运5.4.1起重工作及注意事项5.4.1.1起重荼应分工明确，专人指挥，并有统一信号；5.4.1.2根据变压器钟罩(或器身)的重要选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等；5.4.1.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；5.4.1.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；5.4.1.5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；5.4.1.6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；5.4.1.7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；5.4.1.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；5.4.1.9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；5.4.1.10当钟罩(或器身)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；5.4.1.11吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件；5.4.1.12采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸的角度、回转围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。5.4.2搬运工作及注意事项5.4.2.1了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。5.4.2.2了解沿途架空电力线路、通信线路和其它障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。5.4.2.3变压器在厂(所)搬运或较长距离搬运时，均应绑轧固定牢固，防止冲击震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15°，在短轴方向上不大于10°；如用专用托板(木排)牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h(或按制造厂说明书的规定)。5.4.2.4利用千斤顶升(或降)变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。5.4.2.5在使用千斤顶升(或降)变压器时，应随升(或降)随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升(或降)....
...，应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终有专人照料。5.4.2.6变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚框；运搬大型变压器时，专用托板的下中应加设钢带保护，以增强其坚固性。5.4.2.7采用专用托板、滚框搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚框调整角度，防止滚杠弹出伤人。5.4.2.8为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。5.4.2.9采用滑全国纪录组牵引变压器时，工作人员和需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。5.4.2.10变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。5.4.2.11充氮搬运的变压器，应装有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始终保持正压，氮气压力应保持0.01～0.03MPa，露点应在-35℃以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不低于99.99%。6变压器检修工艺及质量标准6.1器身检修6.1.1施工条件与要求6.1.1.1吊钟罩(或器身)一般宜在室进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；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；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。6.1.1.2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油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上。6.1.1.3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，照明应采用低压行灯。6.1.1.4进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱或器身上；进入变压器油箱检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。6.1.2绕组检修检修工艺质量标准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，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3.检查绕组各部垫块有无位移和松动情况1.(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2.(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.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.(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5.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....
...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(或用绸布、泡沫塑料)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5.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态三级绝缘：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6.1.3引线及绝缘支架检修检修工艺质量标准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.(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220kV引线接头焊接处去毛刺，表面光洁，包金属屏蔽层后再加包绝缘(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(6)引线绝缘的厚度，应符合附录B的规定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2.质量标准同1.(1)；分接引线对各部绝缘距离应满足附录B要求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的固定情况3.(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(220kV级变压器不得应用环氧螺栓)(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4.(1)引线与各部位之间的绝缘距离，根据引线包扎绝缘的厚度不同而异，但应不小于附录B的规定(2)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6.1.4铁芯检修检修工艺质量标准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，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木棰或铜锤敲打平整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，接缝间隙符合要求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为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在大修时在变压器箱盖上加装一小套管，将铁芯接地线(片)引出接地2.(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3.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4.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5.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6.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7.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8.绝缘良好，接地可靠6.1.5油箱检修检修工艺质量标准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.清扫油箱部，清除积存在箱底的油污杂质2.油箱部洁净，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，清扫联箱和集油盒杂质3.强油循环管路部清洁，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4.法兰结合面清洁平整5.检查器身定位钉5.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.检查部油漆情况，对局部脱漆和锈蚀部位应处理，重新补漆8.部漆膜完整，附着牢固6.2整体组装6.2.1整体组装前的准备工作和要求6.2.1.1组装前应彻底清理冷却器(散热器)，储油柜，压力释放阀(安全气道)，油管，升高座，套管及所有组、部件。用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。6.2.1.2所附属的油、水管路必须进行彻底的清理，管不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。6.2.1.3油管路不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱，一般采用尼龙网。6.2.1.4安装上节油箱前，必须将油箱部、器身和箱底的异物、污物清理干净。6.2.1.5有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管升高座及压力释放阀(或安全气道)升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。6.2.1.6准备好全套密封胶垫和密封胶。6.2.1.7准备好合格的变压器油。6.2.1.8将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗干净，以去除油管的脱模剂。....
...6.2.2组装6.2.2.1装回钟罩(或器身)；6.2.2.2安装组件时，应按制造厂的“安装使用说明书”规定进行；6.2.2.3油箱顶部若有定位件，应按外形尺寸图及技术要求进行定位和密封；6.2.2.4制造时无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度；6.2.2.5变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲；6.2.2.6对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球，防止扭曲；6.2.2.7在装套管前必须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉，调整至所需的分接位置上；6.2.2.8各温度计座应注以变压器油；6.2.2.9按照变压器外形尺寸图(装配图)组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀(安全气道)可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。6.3排油和注油6.3.1排油和注油的一般规定6.3.1.1检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。6.3.1.2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，以防潮气侵入。6.3.1.3储油柜油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱的变压器油全部放出。6.3.1.4有载调压变压器的有载分接开关油室的油应分开抽出。6.3.1.5强油水冷变压器，在注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的塞子关闭。6.3.1.6可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀门安装抽空管，有载分接开关与本体应安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。6.3.1.7向变压器油箱注油时，应经压力式滤油机(220kV变压器宜用真空滤油机)。图1真空注油连接示意图1—油罐；2、4、9、10—阀门；3—压力滤油机或真空滤油机；5—变压器；6—真空计；7—逆止阀；8—真空泵注：图中虚线表示真空滤油机经改装后，可由真空泵单独抽真空。6.3.2真空注油220kV变压器必须进行真空注油，其它变压器有条件时也应采用真空注油，真空注油应遵守制造厂规定，或按下述方法进行，其连接图见图1。通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。操作方法：6.3.2.1以均匀的速度抽真空....
...，达到指定真空度并保持2h后，开始向变压器油箱注油(一般抽空时间=1/3～1/2暴露空气时间)，注油温度宜略高于器身温度；6.3.2.2以3～5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽真空保持4h以上；6.3.2.3变压器补油：变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁从下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。6.3.3胶囊式储油柜的补油6.3.3.1进行胶囊排气：打开储油柜上部排气孔，由注油管将油注满储油柜，直至排气孔出油，再关闭注油管和排气孔；6.3.3.2从变压器下部油门排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊部，至油位计指示正常油位为止。6.3.4隔膜式储油柜的补油6.3.4.1注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜的气体排除，再关闭放气塞；6.3.4.2由注油管向隔膜注油达到比指定油位稍高，再次打开放气塞充分排除隔膜的气体，直到向外溢油为止，经反复调整达到指定油位；6.3.4.3发现储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应用排气阀进行排气；6.3.4.4正常油位低时的补油，利用集气盒下部的注油管接至滤油机，向储油柜注油，注油过程中发现集气盒中有空气时应停止注油，打开排气管的阀门向外排气，如此反复进行，直至储油柜油位达到要求为止。6.3.5油位计带有小胶囊时储油柜的注油6.3.5.1变压器大修后储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶囊，以便将囊中空气全部排出；6.3.5.2打开油表放油螺栓，放出油表多余油量(看到油表油位即可)，然后关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表空气自由呼吸。6.4整体密封试验变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下：6.4.1静油柱压力法：220kV变压器油柱高度3m，加压时间24h；35～110kV变压器油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从拱顶(或箱盖)算起。6.4.2充油加压法：加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。6.5变压器油处理6.5.1一般要求6.5.1.1大修后注入变压器的变压器油，其质量应符合GB7665—87规定；6.5.1.2注油后，应从变压器底部放油阀(塞)采取油样进行化验与色谱分析；6.5.1.3根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油；6.5.1.4注入套管的变压器油亦应符合GB7665—87规定；6.5.1.5补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。6.5.2压力滤油6.5.2.1采用压力式滤油机过滤油中的水分和杂质；为提高滤油速度和质量，可将油加温至50～60℃。6.5.2.2滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机及滤网是否清洁，极板是否装有经干燥的滤油纸，转动方向是否正确，外壳有无接地，压力表指示是否正确。6.5.2.3启动滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。滤油机压力一般为0.25～0.4MPa，最大不超过0.5MPa。6.5.3真空滤油6.5.3.1简易真空滤油系统....
...：简易真空滤油管路连接参照图2，储油罐中的油被抽出，经加热器加温，由滤油机除去杂质，喷成油雾进入真空罐。图2简易真空滤油管路连接示意图1—储油罐；2—真空罐；3—加热器；4—压力滤油机；5—真空计；6—真空泵；7、8—油泵；9～13—阀门油中水分蒸发后被真空泵抽出排除，真空罐下部的油可抽入储油罐再进行处理，直至合格为止。选择加热器的容量P可按下式计算：(kW)式中Q——变压器油的流量，kg/h；Cp——变压器油的比热，平均值为0.4～0.48cal/(kg·℃)；t2——加热器出口油温，℃；t1——加热器进口油温，℃。也可利用储油罐的箱壁缠绕涡流线圈进行加热，但处理过程中箱壁温度一般不超过95℃，油温不超过80℃。油泵可选用流量为100～150L/min，压力为0.5MPa的齿轮油泵，亦可用压力式滤油机替代。真空罐的真空度可根据罐的情况决定，一般残压为0.021MPa为宜。6.5.3.2采用真空滤油机进行油处理，其系统连接及操作注意事项参照使用说明书。6.6变压器干燥6.6.1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：6.6.1.1tgδ在同一温度下比上次测得数值增高30%以上，且超过部颁预防性试验规程规定时；6.6.1.2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℃的温度围吸收比低于1.3和极化指数低于1.5；6.6.1.3油中含有水分或油箱中及器身上出现明显受潮迹象时。6.6.2干燥的一般规定6.6.2.1干燥方法的选择：根据变压器绝缘的受潮情况和现场条件，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。6.6.2.2干燥中的温度控制：当利用油箱加热不带油干燥时，箱壁温度不宜超过110℃，箱底温度不宜超过100℃，绕组温度不得超过95℃；带油干燥时，上层油温不得超过85℃；热风干燥时，进风温度不得超过100℃，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。干燥过程应注意加温均匀，升温速度以10～15℃/h为宜，防止产生局部过热，特别是绕组部分，不应超过其绝缘等级的最高允许温度。6.6.2.3....
...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℃/h的速度升温到指定温度，再以6.7kPa/h的速度递减抽真空。真空度一般应达到表1规定。抽真空的管路安装图如图3所示。图3抽真空管路安装图1—真空罐(油箱)；2—变压器器身；3、8、9、11—放气阀门；4—干燥剂(硅胶)；5—真空表；6—逆止阀；7—冷却器；10—真空泵6.6.3干燥过程中的检查与记录干燥过程中应每2h检查与记录下列容：表1电压等级kV容量kVA真空度(残压)Pa354000～315003.5×1046620000及以上5.1×1045000～160005.1×1044000及以下5.1×10411020000及以上3.5×10416000及以下5.1×104220不限容量133.36.6.3.1测量绕组的绝缘电阻；6.6.3.2测量绕组、铁芯和油箱等各部温度；6.6.3.3测量真空度；6.6.3.4定期排放凝结水，用量杯测量记录(1次/4h)；6.6.3.5定期进行热扩散，并记录通热风时间；6.6.3.6记录加温电源的电压与电流；6.6.3.7检查电源线路、加热器具、真空管路及其它设备的运行情况。6.6.4干燥终结的判断6.6.4.1在保持温度不变的条件下，绕组绝缘电阻：110kV及以下的变压器持续6h不变，220kV变压器持续12h以上不变；6.6.4.2在上述时间无凝结水析出。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℃/h的速度降温(真空仍保持不变)。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℃)时，在真空状态下将油注入油箱，直至器身完全浸没于油中为止，并继续抽真空4h以上。6.6.5....
...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。6.6.6变压器干燥完毕注油后，须吊罩(或器身)检查，要求同第5.1条。7组件检修7.1冷却装置检修7.1.1散热器的检修检修工艺质量标准1.采用气焊或电焊，对渗漏点进行补焊处理1.焊点准确，焊接牢固，严禁将焊渣掉入散热器2.对带法兰盖板的上、下油室应打开法兰盖板，清除油室的焊渣、油垢，然后更换胶垫2.上、下油室部洁净，法兰盖板密封良好3.清扫散热器表面，油垢严重时可用金属洗净剂(去污剂)清洗，然后用清水冲净晾干，清洗时管接头应可靠密封，防止进水3.表面保持洁净4.用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏4.试漏标准：片状散热器0.05～0.1MPa、10h管状散热器0.1～0.15MPa、10h5.用合格的变压器油对部进行循环冲洗5.部清洁6.重新安装散热器6.(1)注意阀门的开闭位置，阀门的安装方向应统一；指示开闭的标志应明显、清晰(2)安装好散热器的拉紧钢带7.1.2强油风冷却器的检修检修工艺质量标准1.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1.油室部清洁，冷却管无堵塞，密封良好2.更换放气塞、放油塞的密封胶垫2.放气塞、放油塞应密封良好，不渗漏3.按图4所示，进行冷却器的试漏和部冲洗。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，否则应降容使用图4冷却器试漏和部冲洗示意图1—冷却器；2、3、4、5、7、8、15、16、18—阀门；6—压力表；9、11—耐油胶管；10—压力式滤油机；12、13—法兰；14—耐油胶管及法兰；17—油桶(放置洁净合格的变压器油)3.试漏标准：0.25～0.275MPa、30min应无渗漏4.冷却器管束间洁净，无堆积灰尘、昆虫、草屑等杂物....
...4.清扫冷却器表面，并用0.1MPa压力的压缩空气(或水压)吹净管束间堵塞的灰尘、昆虫、草屑等杂物，若油垢严重可用金属洗净剂擦洗干净7.1.3强油水冷却器的检修检修工艺质量标准1.拆下并检查差压继电器、油流继电器，进行修理和调试1.消除缺陷，调试合格2.关闭进出水阀，放出存水，再关闭进出油阀，放出本体油2.排尽残油、残水3.拆除水、油连管，拆下上盖，松开本体和水室间的连接螺栓，吊出本体进行全面检查，清除油垢和水垢3.冷却器本体部洁净，无水垢、油垢，无堵塞现象4.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，但每回路堵塞不得超过2根，否则应降容使用4.试漏标准0.4MPa、30min无渗漏5.在本体直立位置下进行检漏(油泵未装)；由冷却器顶部注满合格的变压器油；在水室入口处注入清洁水，由出水口缓缓流出，观察并化验，应无油花出现；再取油样试验，耐压值不应低于注入前值5.油管密封良好，无渗漏现象，油样、水样化验合格6.更换密封胶垫，进行复装6.整体密封良好7.2套管检修7.2.1压油式套管检修(与本体油连通的附加绝缘套管)检修工艺质量标准1.检查瓷套有无损坏1.瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损2.套管解体时，应依次对角松动法兰螺栓2.防止松动法兰时受力不均损坏套管3.拆卸瓷套前应先轻轻晃动，使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套3.防止瓷套碎裂4.拆导电杆和法兰螺栓前，应防止导电杆摇晃损坏瓷套，拆下的螺栓应进行清洗，丝扣损坏的应进行更换或修整4.螺栓和垫圈的数量要补齐，不可丢失5.取出绝缘筒(包括带覆盖层的导电杆)，擦除油垢，绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管(必要时应干燥)5.妥善保管，防止受潮和损坏6.检查瓷套部，并用白布擦拭；在套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆6.瓷套部清洁，无油垢，半导体漆喷涂均匀7.有条件时，应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥，然后再组装7.干燥温度70～80℃，时间不少于4h，升温速度不超过10℃/h，防止瓷套裂纹8.更换新胶垫，位置要放正8.胶垫压缩均匀，密封良好9.将套管垂直放置于套管架上，组装时与拆卸顺序相反9.注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置，中间应有固定圈防止窜动，导电杆应处于瓷套的中心位置7.2.2充油套管检修检修工艺质量标准1.更换套管油(1)放出套管中的油(2)用热油(温度60～70℃)循环冲洗后放出(3)注入合格的变压器油2.套管解体1.(1)放尽残油(2)至少循环三次，将残油及其它杂质冲出(3)油的质量应符合GB7665—87的规定2.(1)放出部的油(2)拆卸上部接线端子3.检修与清扫(1)放尽残油....
...(3)拆卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计(4)拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套(5)取出部绝缘筒(6)拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电杆和下瓷套(2)妥善保管，防止丢失(3)拆卸时，防止玻璃油位计破损(4)注意不要碰坏瓷套(5)垂直放置，不得压坏或变形(6)分解导电杆底部法兰螺栓时，防止导电杆晃动，损坏瓷套3.(1)所有卸下的零部件应妥善保管，组装前应擦拭干净(2)绝缘筒应擦拭干净，如绝缘不良，可在70～80℃的温度下干燥24～48h(3)检查瓷套、外表面并清扫干净，检查铁瓷结合处水泥填料有无脱落(4)为防止油劣化，在玻璃油位计外表涂刷银粉(5)更换各部法兰胶垫(1)妥善保管，防止受潮(2)绝缘筒应洁净无起层、漆膜脱落和放电痕迹，绝缘良好(3)瓷套外表面应清洁、无油垢、杂质、瓷质无裂纹，水泥填料无脱落(4)银粉涂刷应均匀，并沿纵向留一条30mm宽的透明带，以监视油位(5)胶垫压缩均匀，各部密封良好4.套管组装(1)组装与解体顺序相反(2)组装后注入合格的变压器油(3)进行绝缘试验4.(1)导电杆应处于瓷套中心位置，瓷套缝隙均匀，防止局部受力瓷套裂纹(2)油质应符合GB7665—87的规定(3)按电力设备预防性试验标准进行7.2.3油纸电容型套管的检修电容芯轻度受潮时，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tgδ值达到正常数值为止。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tgδ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，才分解检修，其检修工艺和质量标准如下：检修工艺质量标准1.准备工作(1)检修前先进行套管本体及油的绝缘试验，以判断绝缘状态(2)套管应垂直置于专用的作业架上，中部法兰与作业架用螺栓固定4点，使之成为整体(3)放出套管的油(4)如图5所示，将下瓷套用双头螺栓或紧线钩2固定在工作台上(三等分)，以防解体时下瓷套脱落(5)拆下尾端均压罩，用千斤顶将导管顶上，使之成为一体1.(1)根据试验结果判定套管是否需解体(2)使套管处于平稳状态(3)放尽残油(4)套管处于平稳状态(5)千斤顶上部应垫木板，防止损坏导管螺纹(6)防止各接合处错位....
...图5套管检修作业架1—工作台；2—双头螺栓或紧线钩；3—套管架；4—千斤顶(6)套管由上至下各接合处作好标志2.解体检修(1)拆下中部法兰处的接地和测压小套管，并将引线头推入套管孔(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，拆下底部千斤顶，拆下下部套管底座、橡胶封环及大螺母(7)拆下下瓷套(8)吊出电容芯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的中心位置，勿碰伤电容芯(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，再用合格的变压器油冲洗干净后，用皱纹纸或塑料布包好(2)擦拭上、下瓷套的外表面(3)拆下油位计的玻璃油标，更换外胶垫，油位计除垢后进行加热干燥，然后在部刷绝缘漆，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部和外部，并涂刷油漆，更换放油塞、测压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3.(1)电容芯应完整无损，无放电痕迹，测压和接地引外线连接良好，无断线或脱焊现象(2)瓷套清洁，无油垢、裂纹和破损(3)更换的新胶垫，尺寸和质量应符合要求(4)清扫中部法兰套筒部时，要把放油塑料管拆下并妥善保管各零部件要清洗干净，并保持干燥(5)胶垫质量应符合规定4.套管的干燥只有套管的tgδ值超标时才进行干燥处理(1)将干燥罐部清扫干净，放入电容芯，使芯子与罐壁距离≥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后，进行密封加温，使电容芯保持75～80℃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(4)温度上升速度为5～10℃....
...(5)当电容芯温度达到要求后保持6h，再关闭各部阀门，进行抽真空(6)每6h解除真空一次，并通入干燥热风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2h作一次测量记录(绝缘电阻、温度、电压、电流、真空度、凝结水等)(9)干燥终结后降温至部为40～50℃时进行真空注油/h(5)开始抽真空13kPa/h，之后以6.7kPa/h的速度抽空，直至残压不大于133.3Pa为止，并保持这一数值(6)尽量利用热扩散原理以加速电容芯部水分和潮气的蒸发(7)利用冷凝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24h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GB7665—87规定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(3)按图6方法进行真空注油：图6真空注油示意图1—真空表；2—阀门；3—连管；4—真空泵；5—变压器油；6—油箱；7—套管首先建立真空，检查套管密封情况；注油后破空期间油位下降至油位计下限时需及时加油，破空完毕后加油至油位计相应位置(考虑取油样应略高于正常油面)(4)注油时残压应保持在133.3Pa以下，时间按照表2执行表25.(1)组装时电容芯温度高出环境温度10～15℃为宜(2)零部件洁净齐全(3)要求套管密封良好，无渗漏；油质符合GB7665—87标准；套管瓷件无破损、无裂纹，外观洁净、无油迹；中部接地和测压小瓷套接地良好(4)级装后绝缘试验结果符合电力设备预防性试验规程规定7.2.4套管型电流互感器的检修检修工艺质量标准1.检查引出线的标志是否齐全1.引出线的标志应与铭牌相符2.更换引出线接线柱的密封胶垫2.胶垫更换后不应有渗漏，接线柱螺栓止动帽和垫圈应齐全3.必要时进行变比和伏安特性试验3.变比和伏安特性应符合铭牌技术条件....
...4.用2500V兆欧表测量线圈的绝缘电阻4.绝缘电阻应≥1MΩ7.3无励磁分接开关检修检修工艺质量标准1.检查开关各部件是否齐全完整1.完整无缺损2.松开上方头部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动是否灵活，若转动不灵活应进一步检查卡滞的原因；检查绕组实际分接是否与上部指示置一致，否则应进行调整2.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，发现氧化膜用碳化钼和白布带穿入触柱来回擦拭清除；触柱如有严重烧损时应更换3.触头接触电阻小于500μΩ，触头表面应保持光洁，无氧化变质、碰伤及镀层脱落，触头接触压力用弹簧秤测量应在0.25～0.5MPa之间，或用0.02mm塞尺检查应无间隙、接触严密4.检查触头分接线是否紧固，发现松动应拧紧、锁住4.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，发现表面脏污应用无绒毛的白布擦拭干净，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5.绝缘筒应完好、无破损、剥裂、变形，表面清洁无油垢；操作杆绝缘良好，无弯曲变形6.检修的分接开关，拆前做好明显标记6.拆装前后指示位置必须一致，各相手柄及传动机构不得互换7.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7.使其保持良好接触7.4油泵检修7.4.1分解检修检修工艺质量标准1.将油泵垂直放置，拆下蜗壳检查各部，并进行清洗，清除法兰上的密封胶1.蜗壳部干净，无扫膛、整体无损坏2.打开止动垫圈，卸下圆头螺母，用三角爪取下叶轮，同时取出平键，检查叶轮有无变形和磨损2.叶轮应无变形及磨损，严重变形及磨损时应更换3.用专用工具(两爪扳手)从前端盖上拆下带螺纹的轴承挡圈3.轴承挡圈无损坏4.卸下前端盖与定子连接的螺栓，用顶丝将前端盖和转子及后轴承顶出4.前端盖应清洁无损坏5.用三角爪或平板爪将前端盖连同前轴承从转子上卸下，再用三角爪拆卸后轴承，测量前轴承室径，检查轴承室的磨损情况，磨损严重时应更换前端盖5.轴承室径允许公差比前轴承外径大0.025mm6.将泵倒置在工作台上，拆下视窗法兰、压盖，取出视窗玻璃及滤网，将视窗玻璃擦净，清除滤网(或烧结网)上的污垢；清洗时用压板夹紧，用汽油从往外冲洗6.法兰、压盖、视窗玻璃及过滤网洁净均无损坏7.卸下后端盖与定子外壳连接的螺栓，用顶丝将后端盖顶出，清除法兰上的密封胶及污垢，擦拭干净，测量后轴承室尺寸，检查后轴承室有无磨损，严重磨损时应更换7.后端盖应干净无损坏，轴承室径允许公差比后轴承外径尺寸大0.025mm8.检查转子短路环有无断裂，铁芯有无损坏8.转子短路环无断裂，铁芯无损坏及磨损....
...9.测量转子前后轴颈尺寸，超过允许公差或严重损坏时应更换9.前后轴应无损坏，直径允许公差为±0.0065mm10.检查并清扫定子外壳、绕组及铁芯，有无损坏及局部过热10.定子外壳清洁，绕组绝缘良好，铁芯无损坏11.检查引线与绕组的焊接情况11.应无脱焊及断线12.检查分油路，清洗分油路的污垢12.分油路洁净，畅通13.打开接线盒，检查接线柱及绝缘板，清洗接线盒部，更换接线盒及接线柱的密封胶垫13.引线与接线柱尾部应焊接牢固，无脱焊及断线，接线盒部清洁无油垢及灰尘14.用500V兆欧表测量绝缘电阻14.绝缘电阻值应≥0.5MΩ7.4.2组装检修工艺质量标准1.大修后应更换所有密封处的胶垫和密封环，并重新进行组装，其中包括前后端盖、过滤网、压盖、法兰、各部油塞的密封胶垫及密封环1.胶垫及密封环的压缩量为原厚度的1/32.对轴承进行筛选，将1A铅丝放在钢球下面反复压碾，用千分尺测量铅丝厚度，确定轴承滚动间隙(进行两次)2.更换轴承应选用电机专用轴承；轴承无损坏、锈蚀，滚动间隙；2级泵不大于0.07mm，4级泵不大于0.1mm3.将轴承放入油中加温至120～150℃时取出，安装在转子后轴上(或用特殊的套筒，顶在轴承的环上，用手锤轻轻敲击套筒顶部，将轴承嵌入)3.轴承应紧靠到轴台上，安装后转动应灵活4.将后端盖放在工作台上，首先放入过滤网及两侧胶垫，再放入O型胶圈，安装盖板再放入视窗玻璃及两侧胶垫，安装法兰4.各部密封胶垫应放正，密封可靠，压盖及法兰螺栓紧固5.将转子后轴承对准后端盖轴承室，在前轴头上垫木方，用手锤轻轻敲击木方后轴承即可进入轴承室5.转子在后端盖上应转动灵活6.在后端盖安装法兰处套上主密封胶垫6.主密封胶垫放置平整，防止错位7.将定子放在工作台上，转子穿入定子腔，此时后端盖上的分油路孔要对准定子上的分油路孔，再拧紧前端盖与定子连接的螺栓7.后端盖分油路孔一定要对准定子分油路孔8.将定子位置，对准分油路，把前端盖放入定子止口处，再拧紧前端盖与定子连接的螺栓8.前端盖进油孔一定要对准定子分油路9.将两个前轴承放在油中加热至120～150℃取出，套在前轴上，或用特制的套筒顶在轴承的环上，用手锤轻轻敲击套筒顶部，将轴承嵌入前轴承室，再用特制的两爪扳手将轴承挡圈拧紧9.轴承应紧靠到轴台上，拨动转子应转动灵活10.将圆头平键装入转轴的键槽，再将叶轮嵌入轴上10.叶轮安装牢固平稳11.带上止动垫圈，拧紧圆头螺母，将止动垫圈撬起锁紧11.圆头螺母应紧固，止动垫圈应锁住圆头螺母12.用磁力千分表测量叶轮跳动及转子轴向窜动间隙12.2级泵不大于0.07mm，4级泵不大于0.1mm，转子轴向窜动不大于0.15mm13.在定子外壳的法兰处套上主密封胶垫，扣上蜗壳，拧紧蜗壳与定子连接的螺栓13.拨动叶轮应转动灵活，叶轮无碰壳，叶轮密封环与蜗壳的配合间隙不大于0.2mm14.各部油塞，包括放气塞、测压塞，均应采用橡胶封环或橡胶平垫密封14.油塞螺纹无损坏7.4.3检修后的试验及油漆处理....
...检修工艺质量标准1.用500V兆欧表测量电机定子绕组绝缘电阻1.绝缘电阻值应≥0.5MΩ2.测量绕组的直流电阻2.三相互差不超过2%3.将泵注入少量合格的变压器油，接通电源试运转3.运转应平稳、灵活、声音和谐，无转子扫膛，叶轮碰壳等异音，三相空载电流基本平衡4.打油压0.4MPa保持30min，各密封处涂白土观察(或打气压0.25MPa保持30min，压力表无显著变化，密封处涂肥皂液观察)4.不渗漏，各部密封良好5.擦净泵壳、电动机外壳上的油垢、灰尘，在视窗玻璃及铭牌上涂黄油，泵出入口封临时盖板，进行喷漆处理5.漆膜均匀，无漆瘤、漆泡，喷漆后擦净视窗玻璃及铭牌上的黄油6.将油泵恢复组装在冷却器的下方原位，更换密封垫圈，打开阀门(注意排气)，接电源线，并试运转检查转动方向6.各部密封良好，不渗油，无气泡，油泵转动方向正确，无异音，与其它油泵比较，负载电流无明显差异7.5风扇检修7.5.1叶轮解体检修检修工艺质量标准1.将止动垫圈打开，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，将叶轮从轴上卸下，锈蚀时可向键槽、轴端滴入螺栓松动剂，同时将键、锥套取下保管好1.防止叶轮损伤变形2.检查叶片与轮壳的铆接情况，松动时可用铁锤铆紧2.铆接牢固，叶片无裂纹3.将叶轮放在平台上，检查叶片安装角度3.三只叶片角度应一致，否则应调整7.5.2电动机解体检修检修工艺质量标准1.首先拆下电机罩，然后卸下后端盖固定螺栓，从丝孔用顶丝将后端盖均匀顶出，拆卸时严禁用螺丝刀或扁铲撬开1.后端盖完好无损坏2.检查后端盖有无破损，清除轴承室的润滑脂，用径千分尺测量轴承室尺寸，检查轴承室的磨损情况，严重磨损时应更换新端盖2.后轴承室径允许公差比后轴承外径大0.025mm3.卸下前端盖固定螺栓，从顶丝孔用顶丝将前端盖均匀顶出，连同转子从定子中抽出3.前端盖无损伤4.用三角爪将前端盖从转子上卸下(前端盖尺寸较小时，可将转子直立，轴伸端朝下，下垫木方，将前端盖垂直用力使其退出)4.退出时，不得损伤前轴头5.卸下轴承挡圈，取出轴承，检查前端盖有无损伤，清除轴承室润滑脂并清洗干净，测量轴承尺寸，严重磨损时，应更换前端盖5.前端盖洁净，其轴承室径允许公差比前轴承外径大0.025mm6.将转子放在平台上，用平板爪取下前后轴承；不准用手锤敲打轴承外环卸轴承6.轴承运行超过5年应更换7.检查转子短路条及短路环有无断裂，铁芯有无损伤7.短路条、短路环无断裂，铁芯无损伤8.测量转子前后轴直径，超过允许公差或严重损坏时应更换8.前后轴应无损伤，直径允许公差为±0.0065mm....
...9.清扫定子线圈，检查绝缘情况9.定子线圈应表面清洁、无匝间、层间短路，中性点及引线接头均应连接牢固10.打开接线盒，检查密封情况，检查引线是否牢固地接在接线柱上10.线圈引线接头牢固，并外套塑料管，牢固接在接线柱上，接线盒密封良好11.检查清扫定子铁芯11.定子铁芯绝缘应良好，无老化、烧焦、锈蚀及扫膛现象12.用500V兆欧表测量定子线圈绝缘电阻12.绝缘电阻值应≥0.5MΩ7.5.3组装检修工艺质量标准1.将洁净的转子放在工作台上，把轴承挡圈套在前轴上1.转子洁净，轴承挡圈无破损2.把在油中加热到120～150℃的轴承套在前后轴上或用特制的套筒顶在轴承环上，垂直用手锤嵌入，注意钢球与套不要打伤2.装配后新轴承应转动灵活，滚动间隙不大于0.03mm，轴承应紧套在轴台上3.将转子轴伸端垂直穿入前端盖，之后在后轴头上垫木方，用手锤将前轴承轻轻嵌入轴承室中，再从前端盖穿入圆头螺栓，将轴承挡圈紧牢，圆头螺栓处涂以密封胶3.轴承嵌入轴承室，转动灵活4.将定子放在工作台上，定子止口处涂密封胶4.定子外整洁，密封胶涂抹均匀5.将前端盖和转子对准止口穿进定子，拧紧前端盖与定子连接的螺栓，再将后端盖放入波形弹簧片，对准止口，用手锤轻轻敲打后端盖，使后轴承进入轴承室，拧紧后端盖与定子连接的圆头螺栓，最后将电动机后罩装上；装配端盖螺栓时，要对角均匀地紧固，用油枪向后、前轴承室注入润滑脂，约占轴承室2/3；装配时注意钢球与套不要打伤5.总装配后，用手拨动转子，应转动灵活，无扫膛现象6.将电动机安装在风冷却器上，用螺栓固定在风筒6.螺栓紧固7.更换密封垫和胶圈，将垫圈、密封胶垫、锥套、平键、护罩、叶轮安装在电动机轴伸端，叶轮与锥套间用密封胶堵塞，拧紧圆螺母和盖型螺母，将止动垫圈锁紧撬起7.叶片与导风筒之间应有不少于3mm的间隙；密封良好7.5.4检修后的电气试验和油漆处理检修工艺质量标准1.用500V兆欧表测试定子绕组绝缘电阻1.绝缘电阻值应大于或等于0.5MΩ2.测量定子线圈的直流电阻2.三相互差不超过2%3.拨动叶轮转动灵活后，通入380V交流电源，运行5min3.三相电流基本平衡，风扇电机运行平稳、声音和谐、转动方向正确4.将风扇电机各部擦拭干净，在铭牌上涂黄油，进行喷漆处理4.漆膜均匀，无漆瘤、漆泡，喷漆后擦净铭牌上的黄油7.6YJ型油流继电器检修7.6.1解体检修检修工艺质量标准1.从冷却器联管上拆下继电器，检查挡板转动是否灵活，转动方向是否正确1.挡板转动灵活，转动方向与油流方向一致2.检查挡板铆接是否牢固2.挡板铆接牢固3.检查返回弹簧安装是否牢固，弹力是否充足3.返回弹簧安装牢固，弹力充足4.各部件无损坏，洁净....
...4.卸下端盖、表盘玻璃及塑料圈，并清洗干净5.卸下固定指针的滚花螺母，取下指针、平垫及表盘，清扫部5.部清洁，无灰尘，无锈蚀6.转动挡板，在原位转动85°，观察主动磁铁与从动磁铁是否同步转动，有无卡滞6.主动磁铁与从动磁铁同步转动，无卡滞7.检查微动开关，用手转动挡板，在原位转动85°时，用万用表测量接线座的接线端子，是否已实现常开与常闭触点的转换7.当挡板旋转到极限位置时，微动开关应动作，常闭触点打开，常开触点闭合8.装复表盘，指针等零、部件8.各部件连结紧固，指示正确，密封良好9.用500V兆欧表测量绝缘电阻9.绝缘电阻值应大于或等于0.5MΩ7.6.2流量动作特性的测试与调整图7流量动作测试图1-油箱；2-逆止阀；3-油泵；4-油流继电器；5-阀门；6-流量计7.6.2.1油流继电器流量动作特性的测试：按图7将油流继电器接入测试回路中，在常开触点接线柱上接入万用表(放在欧姆档上)，打开逆止阀2，启动油泵，缓慢打开阀门5，观察万用表指针从“∞”到刚指示“0”值时，立刻记下流量计的值，该值为油流继电器的最小动作值。然后将万用表接在常闭触点接线柱上，缓慢关闭阀门5，观察万用表指针从“∞”到刚指示“0”值时，立刻记下流量计的值，该值为油流继电器的最大返回值。按此反复试验两次，每次流量计的值均应符合油流继电器技术参数的要求，否则应进行调整。7.6.2.2油流继电器流量动作特性的调整：如果阀门5刚打开，流量计还未达到动作油流时，常开触点就已接通，说明油流继电器弹簧的作用力太小，此时应将多孔圆螺盘按顺时针方向转动2～3个孔，反复调试，使之最小动作流量和最大返回流量符合技术参数的规定。7.6.3油流继电器的油压试验油流继电器流量动作特性测试合格后，应向油流继电器部打0.3MPa的油压，保持30min，各部应无变形和渗油现象。7.6.4其它型式油流继电器的检修、测试与调整，可按照制造厂说明书的规定进行。7.7油保护装置检修7.7.1储油柜的检修检修工艺质量标准1.打开储油柜的侧盖，检查气体继电器联管是否伸入储油柜1.一般伸入部分高出底面20～50mm2.清扫外表面锈蚀及油垢并重新刷漆2.壁刷绝缘漆，外壁刷油漆，要求平整有光泽3.清扫积污器、油位计、塞子等零部件3.安全气道和储油柜间应互相连通；油位计部无油垢，红色浮标清晰可见4.更换各部密封垫4.密封良好无渗漏，应耐受油压0.05MPa、6h无渗漏....
...5.重划油位计温度标示线5.油位标示线指示清晰并符合图8规定图8储油柜油位指示线示意图7.7.2对于有载分接开关的储油柜，其检修工艺和质量标准可参照7.7.1条规定执行。7.7.3胶囊式储油柜的检修检修工艺质量标准1.放出储油柜的存油，取出胶囊，倒出积水，清扫储油柜1.部洁净无水迹2.检查胶囊的密封性能，进行气压试验，压力为0.02～0.03MPa，时间12h(或浸泡在水池中检查有无冒气泡)应无渗漏2.胶囊无老化开裂现象，密封性能良好3.用白布擦净胶囊，从端部将胶囊放入储油柜，防止胶囊堵塞气体继电器联管，联管口应加焊挡罩3.胶囊洁净，联管口无堵塞4.将胶囊挂在挂钩上，连接好引出口4.为防止油进入胶囊，胶囊管出口应高于油位计与安全气道连管，且三者应相互连通5.更换密封胶垫，装复端盖5.密封良好，无渗漏7.7.4隔膜式储油柜的检修检修工艺质量标准1.解体检修前可先充油进行密封试验，压力0.02～0.03MPa，时间12h1.隔膜密封良好，无渗漏2.拆下各部连管(吸湿器、注油管、排气管、气体继电器连管等)，清扫干净，妥善保管，管口密封2.防止进入杂质3.拆下指针式油位计连杆，卸下指针式油位计3.拆下零、部件妥善保管4.分解中节法兰螺栓，卸下储油柜上节油箱，取出隔膜清扫4.隔膜应保持清洁，完好5.清扫上下节油箱5.储油柜外壁应整洁有光泽、漆膜均匀(外壁刷油漆，壁刷绝缘漆)6.更换密封胶垫6.密封良好无渗漏7.检修后按解体相反顺序进行组装7.7.5磁力油位计的检修检修工艺质量标准1.打开储油柜手孔盖板，卸下开口销，拆除连杆与密封隔膜相连接的绞链，从储油柜上整体拆下磁力油位计1.注意不得损坏连杆2.传动齿轮无损坏，转动灵活....
...2.检查传动机构是否灵活，有无卡轮、滑齿现象3.检查主动磁铁、从动磁铁是否耦合和同步转动，指针指示是否与表盘刻度相符，否则应调节限位块，调整后将紧固螺栓锁紧，以防松脱3.连杆摆动45°时指针应旋转270°，从“0”位置指示到“10”位置，传动灵活，指示正确4.检查限位报警装置动作是否正确，否则应调节凸轮或开关位置4.当指针在“0”最低油位和“10”最高油位时，分别发出信号5.更换密封胶垫进行复装5.密封良好无渗漏7.7.6净油器的检修检修工艺质量标准1.关闭净油器进出口的阀门1.阀门关闭严密，不渗漏2.打开净油器底部的放油阀，放尽部的变压器油(打开上部的放气塞，控制排油速度)2.准备适当容器，防止变压器油溅出3.拆下净油器的上盖板和下底板，倒出原有吸附剂，用合格的变压器油将净油器部和联管清洗干净3.部洁净，无吸附剂碎末4.检查各部件应完整无损并进行清扫，检查下部滤网有无堵塞，洗净后更换胶垫，装复下盖板和滤网，密封良好4.进油口的滤网应装在挡板的外侧，出油口的滤网应装在挡板侧，以防吸附剂和破损滤网进入油箱5.吸附剂的重量占变压器总油量的1%左右，经干燥并筛去粉末后，装至距离顶面50mm左右，装回上盖板并加以密封5.吸附剂更换应根据油质的酸价和pH值而定；更换的吸附剂应经干燥，填装时间不宜超过1h6.打开净油器下部阀门，使油徐徐进入净油器同时打开上部放气塞排气，直至冒油为止6.必须将气体排尽，防止残余气体进入油箱7.打开净油器上部阀门，使净油器投入运行7.确认阀门在“开”位8.对于强油冷却的净油器，在净油器出入口阀门关闭后，即可卸下净油器，将部的吸附剂倒出，然后进行检修和清理，并对出入口滤网进行检查，对原来采用的金属滤网，应更换为尼龙网，其它要求基本与上述相同8.对早期生产的变压器应注意入口联管的连接(因只有一侧有滤网)，切不可装反，以防止吸附剂进入油箱7.7.7吸湿器的检修检修工艺质量标准1.将吸湿器从变压器上卸下，倒出部吸附剂，检查玻璃罩应完好，并进行清扫1.玻璃罩清洁完好2.把干燥的吸附剂装入吸湿器，为便于监视吸附剂的工作性能，一般可采用变色硅胶，并在顶盖下面留出1/5～1/6高度的空隙2.新装吸附剂应经干燥，颗粒不小于3mm3.失效的吸附剂由蓝色变为粉红色，可置入烘箱干燥，干燥温度从120℃升至160℃，时间5h；还原后再用3.还原后应呈蓝色4.更换胶垫4.胶垫质量符合标准规定5.下部的油封罩注入变压器油，并将罩拧紧(新装吸湿器，应将密封垫拆除)5.加油至正常油位线，能起到呼吸作用6.为防止吸湿器摇晃，可用卡具将其固定在变压器油箱上6.运行中吸湿器安装牢固，不受变压器振动影响7.吸湿器的外形尺寸及容量可根据图9和表3选择....
...图9吸湿器示意图1—胶垫；2—玻璃筒；3—硅胶；4—阀；5—罩；6—变压器油表3硅胶重kg油重kgHmmhmmφDmm玻璃筒mm配储油柜直径mm0.20.15216100105φ80/100×100≤φ2500.50.2216100145φ120/140×100φ3101.00.2266150145φ120/140×150φ4401.50.2336200145φ120/140×200φ61030.7336220205φ180/200×220φ80050.7436300205φ180/200×300φ9007.8安全保护装置检修7.8.1安全气道的检修检修工艺质量标准1.放油后将安全气道拆下进行清扫，去掉部的锈蚀和油垢，并更换密封胶垫1.检修后进行密封试验，注满合格的变压器油，并倒立静置4h不渗漏....
...2.壁装有隔板，其下部装有小型放水阀门2.隔板焊接良好，无渗漏现象3.上部防爆膜片应安装良好，均匀地拧紧法兰螺栓，防止膜片破损3.防爆膜片应采用玻璃片，禁止使用薄金属片，玻璃片厚度可参照表4表4管径(mm)φ150φ200φ250玻璃片厚度(mm)2.5344.安全气道与储油柜间应有联管或加装吸湿器，以防止由于温度变化引起防爆膜片破裂，对胶囊密封式储油柜，防止由吸湿器向外冒油4.联管无堵塞；接头密封良好5.安全气道壁刷绝缘漆5.壁无锈蚀，绝缘漆涂刷均匀有光泽7.8.2压力释放阀的检修检修工艺质量标准1.从变压器油箱上拆下压力释放阀1.拆下零件妥善保管；孔洞用盖板封好2.清扫护罩和导流罩2.清除积尘，保持洁净3.检查各部连接螺栓及压力弹簧3.各部连接螺栓及压力弹簧应完好，无锈蚀，无松动4.进行动作试验4.开启和关闭压力应符合规定5.检查微动开关动作是否正确5.触点接触良好，信号正确6.更换密封胶垫6.密封良好不渗油7.升高座如无放气塞应增设7.防止积聚气体因温度变化发生误动8.检查信号电缆8.应采用耐油电缆7.8.3气体继电器检修检修工艺质量标准1.将气体继电器拆下，检查容器、玻璃窗、放气阀门、放油塞、接线端子盒、小套管等是否完整，接线端子及盖板上箭头标示是否清晰，各接合处是否渗漏油1.继电器充满变压器油，在常温下加压0.15MPa，持续30min无渗漏2.气体继电器密封检查合格后，用合格的变压器油冲洗干净2.部清洁无杂质3.气体继电器应由专业人员检验，动作可靠，绝缘、流速校验合格3.对流速一般要求：自冷式变压器0.8～1.0m/s，强油循环变压器1.0～1.2m/s，120MVA以上变压器1.2～1.3m/s4.气体继电器联结管径应与继电器管径相同，其弯曲部分应大于90°4.对7500kVA及以上变压器联结管径为φ80、6300kVA以下变压器联结管径为φ505.气体继电器先装两侧联管，联管与阀门、联管与油箱顶盖间的联结螺栓暂不完全拧紧，此时将气体继电器安装于其间，用水平尺找准位置并使入出口联管和气体继电器三者处于同一中心位置，后再将螺栓拧紧5.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径应大于管道的径；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6.复装完毕后打开联管上的阀门，使储油柜与变压器本体油路连通，打开气体继电器的放气塞排气6.气体继电器的安装，应使箭头朝向储油柜，继电器的放气塞应低于储油柜最低油面50mm，并便于气体继电器的抽芯检查7.连接气体继电器二次引线，并做传动试验7.二次线采用耐油电缆，并防止漏水和受潮；气体继电器的轻、重瓦斯保护动作正确7.9阀门及塞子检修....
...检修工艺质量标准1.检查阀门的转轴、挡板等部件是否完整、灵活和严密，更换密封垫圈，必要时更换零件1.经0.05MPa油压试验，挡板关闭严密、无渗漏，轴杆密封良好，指示开、闭位置的标志清晰、正确2.阀门应拆下分解检修，研磨接触面，更换密封填料，缺损的零件应配齐，对有严重缺陷无法处理者应更换2.阀门检修后应做0.15MPa压力试验不漏油3.对变压器本体和附件各部的放油(气)塞、油样阀门等进3.各密封面无渗漏行全面检查，并更换密封胶垫，检查丝扣是否完好，有损坏而又无法修理者应更换7.10测温装置检验7.10.1压力式(信号)温度计7.10.1.1拆卸时拧下密封螺母连同温包一并取出，然后将温度表从油箱上拆下，并将金属细管盘好，其弯曲半径不小于75mm，不得扭曲、损伤和变形。包装好后进行校验，并进行警报信号的整定。7.10.1.2经校验合格，并将玻璃外罩密封好，安装于变压器箱盖上的测温座中。座中预先注入适量变压器油，将座拧紧、不渗油。7.10.1.3将温度计固定在油箱座板上，其出气孔不得堵塞，并防止雨水侵入，金属细管应盘好妥善固定。7.10.2电阻温度计(绕组温度计)在大修中对其进行校验(包括温度计、埋入元件及二次回路)。7.10.3棒式玻璃温度计在变压器大修中应对棒式温度计进行检验。7.10.4温度计应定期进行校验，以保证温度指示正确，具体标准是：7.10.4.1压力式温度计：全刻度±1.5℃(1.5级)；全刻度±2.5℃(2.5级)。7.10.4.2电阻温度计：全刻度±1℃。7.10.4.3棒式温度计：全刻度±2℃。7.11冷却器控制箱检修7.11.1分控箱的检修7.11.1.1清扫分控箱部灰尘及杂物。7.11.1.2检查电磁开关和热继电器触点有无烧损或接触不良，必要时进行更换。7.11.1.3检查各部触点及端子板连接螺栓有无松动或丢失并进行补齐。7.11.1.4用500V兆欧表测量各回路绝缘电阻≥0.5MΩ。7.11.1.5分别对油泵和风扇进行动作试验，检查油泵和风扇的运转声音是否正常；转动方向是否正确。7.11.1.6检查分控箱的密封情况并更换密封衬垫。7.11.1.7外壳除锈并进行油漆。7.11.2总控制箱的检修7.11.2.1清扫控制箱部灰尘及杂物；7.11.2.2检查电源开关和熔断器接触情况；7.11.2.3逐个检查电磁开关和继电器的触点有无烧损，必要时进行更换并进行调试；7.11.2.4检查切换开关接触情况及其指示位置是否符合实际情况；7.11.2.5检查信号灯指示情况，如有损坏应补齐；7.11.2.6用500V兆欧表测量二次回路(含电缆)的绝缘电阻≥0.5MΩ；7.11.2.7进行联动试验，检查主电源是否互为备用，在故障状态下备用冷却器能否正确启动；7.11.2.8检查箱柜的密封情况，必要时更换密封衬垫；....
...7.11.2.9箱柜除锈后进行油漆。8变压器的油漆8.1油箱外部的油漆8.1.1变压器油箱、冷却器及其附件的裸露表面均应涂本色漆，涂漆的工艺应适用于产品的使用条件。8.1.2大修时应重新喷漆。8.1.3喷漆前应先用金属洗净剂清除外部油垢及污秽。8.1.4对裸露的金属部分必须除锈后补涂底漆。8.1.5对于铸件的凸凹不平处，可先用腻子填齐整平，然后再涂底漆。8.1.6为使漆膜均匀，宜采用喷漆方法，喷涂时，气压可保持在0.2～0.5MPa。8.1.7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。8.1.8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。8.2对油箱外部漆膜的质量要求8.2.1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；8.2.2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；8.2.3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；8.2.4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，则认为漆膜干燥良好。8.3变压器部涂漆8.3.1变压器油箱壁(包括金属附件)均应涂绝缘漆，漆膜厚度一般在0.02～0.05mm为宜，涂刷一遍即可；8.3.2涂漆前应打磨、剔除焊渣，擦拭干净，涂漆后要求漆膜光滑。8.4对涂刷壁绝缘漆的要求8.4.1耐高温、耐变压器油，即漆膜长期浸泡在105℃的变压器油中不脱落，不熔化；8.4.2固化后的漆膜，不影响变压器油的绝缘和物理、化学性能；8.4.3对金属件有良好的附着力；8.4.4对金属件有良好的防锈、防腐蚀作用；8.4.5有良好的工艺性和较低的成本。8.5变压器油漆性能变压器常用油漆性能见附录D。9试验项目变压器大修时的试验，可分大修前、大修中、大修后三个阶段进行，其试验项目如下：9.1大修前的试验9.1.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；9.1.2测量绕组连同套管一起的泄漏电流；9.1.3测量绕组连同套管一起的tgδ；9.1.4本体及套管中绝缘油的试验；9.1.5测量绕组连同套管一起的直流电阻(所有分接头位置)；9.1.6套管试验；9.1.7测量铁芯对地绝缘电阻；....
...9.1.8必要时可增加其它试验项目(如特性试验、局部放电试验等)以供大修后进行比较。9.2大修中的试验大修过程中应配合吊罩(或器身)检查，进行有关的试验项目：9.2.1测量变压器铁芯对夹件、穿心螺栓(或拉带)，钢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；9.2.2必要时测量无励磁分接开关的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻；9.2.3必要时作套管电流互感器的特性试验；9.2.4有载分接开关的测量与试验；9.2.5必要时单独对套管进行额定电压下的tgδ、局部放电和耐压试验(包括套管油)。9.3大修后的试验9.3.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；9.3.2测量绕组连同套管的泄漏电流；9.3.3测量绕组连同套管的tgδ；9.3.4冷却装置的检查和试验；9.3.5本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验；9.3.6测量绕组连同套管一起的直流电阻(所有分接位置上)，对多支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻；9.3.7检查有载调压装置的动作情况及顺序；9.3.8测量铁芯(夹件)引外对地绝缘电阻；9.3.9总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验；9.3.10绕组连同套管一起的交流耐压试验(有条件时)；9.3.11测量绕组所有分接头的变压比及连接组别；9.3.12检查相位；9.3.13必要时进行变压器的空载特性试验；9.3.14必要时进行变压器的短路特性试验；9.3.15必要时测量变压器的局部放电量；9.3.16额定电压下的冲击合闸；9.3.17空载试运行前后变压器油的色谱分析。10变压器大修后的交接验收变压器在大修竣工后应及时清理现场，整理记录、资料、图纸、清退材料、进行核算，提交竣工、验收报告，并按照验收规定组织现场验收。10.1运行部门移交的资料10.1.1变压器大修总结报告见附录A；10.1.2附件检修工艺卡；10.1.3现场干燥、检修记录；10.1.4全部试验报告(包括高压绝缘、油简化及色谱分析、有载分接开关动作特性及保护、测温元件校验报告等)。10.2试运行前检查项目10.2.1变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺不渗油，油漆完整；10.2.2滚轮的固定装置应完整；10.2.3接地可靠(变压器油箱、铁芯和夹件引外)；10.2.4变压器顶盖上无遗留杂物；10.2.5储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开”的位置，储油柜油温标示线清晰可见；10.2.6高压套管的接地小套管应接地....
...，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好并涂有电力脂；10.2.7变压器的储油柜和充油套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒应无气体；10.2.8有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位；10.2.9进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器应无残余气体；10.2.10吸湿器的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；10.2.11无励磁分接开关的位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、正确，闭锁装置动作正确，控制盘、操作机构箱和顶盖上三者分接位置的指示应一致；10.2.12温度计指示正确，整定值符合要求；10.2.13冷却装置试运行正常，水冷装置的油压应大于水压，强油冷却的变压器应启动全部油泵(并测量油泵的负载电流)，进行较长时间的循环后，多次排除残余气体；10.2.14进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验；10.2.15继电保护装置应经调试整定，动作正确。10.3试运行变压器试运行时应按下列规定检查：10.3.1中性点直接接地系统的变压器在进行冲击合闸时，中性点必须接地；10.3.2气体继电器的重瓦斯必须投跳闸位置；10.3.3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；10.3.4受电后变压器应无异常情况；10.3.5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；10.3.6分析比较试运行前后变压器油的色谱数据，应无明显变化；10.3.7试运行时间，一般不少于24h。附录A变压器大修总结报告变压器大修总结报告__________________变电所(发电厂)__________________变压器编写：__________________审核：__________________批准：__________________年月日A1报告容]报告以表格形式，容如表A1。表A1变电站(发电厂)号变压器型号：电压：结线组：制造厂：出厂号：出厂日期：年月日变压器投入运行日期：年月日两次大修间小修：次本站(厂)投入运行日期：年月日两次大修间临修：次变压器上次大修日期：年月日两次大修间共停用：天高压套管：型只中压套管：型只低压套管：型只冷却装置：型只有载分接开关：厂型累计操作次数：无励磁分接开关：厂型本次大修记载事项：大修原因：大修地点：吊检天气：环境温度℃相对湿度%....
...吊罩(芯)检查于：月日时分至月日时分参加吊罩(芯)人员：大修工期：年月日至年月日大修实耗人工：工日；实耗费用：元完成标准大修外增加的项目：大修检查处理记录(表A2)：大修中已处理的主要缺陷：大修中遗留的问题：大修验收意见：大修后设备评级：工程质量评价：参加验收人员：局(厂)主管：检修单位主管：生技科专责：检修技术专责：变电运行主管：检修班长：验收日期：年月日A2大修检查处理记录(表A2)表A2序号及名称检查项目技术要求处理情况工作人检查人1吊罩(芯)检查1)器身暴露空气中的时间：相对湿度≤65%为16h；相对湿度≤75%为12h2)环境良好，否则采用防护措施吊罩(芯)环境：室、外天气：器身温度：℃环境温度：℃～℃相对湿度：%～%开始抽油：日时分开始注油：日时分措施：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)引线间距离及对地距离符合要求....
...9)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)铁芯与箱壁上的定位钉(块)绝缘良好11)铁芯底脚垫木固定无松动12)接地片无发热痕迹，固定良好13)铁芯电场屏蔽引外接地良好14)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绝缘电阻MΩ6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(按制造厂说明书进行调整)8有载分接开关(1)切换开关按《有载分接开关运行维护导则》要求：1)各触头压力测量2)各触头烧损量不得大于3mm(MR厂)，否则须更换触头3)触头动作顺序符合制造厂规定；用直流示波法测量切换时间30～50ms弧触头桥接时间3～5ms三相同期误差不大于3ms4)过渡电阻无断裂损伤，阻值测量，误差不大于10%5)开关油室与变压器本体间无渗漏6)检修后油室注入合格油7)各对触头接触电阻小于500μΩ触头烧损量mm切换时间ms桥接时间ms三同期误差ms过渡电阻实测值Ω....
...(2)转换器和选择开关1)动、静触头无烧损、发热痕迹，接触良好2)转动部分动作灵活3)绝缘支架无损伤变形、无放电痕迹4)与分接引线连接牢固，螺栓紧固并有防松螺母5)触头及导电部分与分接引线距离符合规定6)固定牢固(3)快速机构1)主弹簧、复位弹簧、爪卡等无变形断裂2)固定螺栓紧固3)动作部分无严重磨损、擦毛、损伤、卡涩(4)操动控制箱1)机械转动部分灵活、齿轮盒密封良好、润滑脂足够2)电器回路连接正确无松动3)各继电器触点无严重锈蚀4)位置指示正确5)电器顺序开关、限位开关及机械限位动作可靠6)箱体密封良好7)控制回路绝缘良好(5)组装后调试1)动作圆图符合出厂规定2)变压器三相各档直流电阻测量符合标准9油箱(包括套管升高座)1)油箱部清洁无锈蚀、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7)箱壁或顶部的铁芯定位螺栓退出与铁芯绝缘8)油箱外部漆膜喷涂均匀、有光泽、无漆瘤9)铁芯(夹件)外引接地套管完好10储油柜1)外表面无锈蚀及油垢，壁刷绝缘漆，外壁喷油漆，要求平整有光泽2)胶囊或隔膜无老化龟裂，在0.02～0.03MPa压力下30min无渗漏3)油位指示器指示正确4)储油柜残留空气已排除，消除假油位5)吸湿器、排气管、注油管等应畅通6)更换密封垫无渗漏11压力释放阀(安全气道)1)部清洁、无锈蚀、油垢2)密封良好，无渗漏3)安全气道上部应与储油柜连通....
...4)压力释放阀校验合格12吸湿器1)外清洁，更换失效的吸附剂2)呼吸管道畅通3)密封油位正常13净油器1)外清洁刷漆2)更换失效的吸附剂3)金属滤网必须更换4)相关的阀门已检修，无渗漏5)更换胶垫密封良好，无渗漏14气体继电器1)外清洁无油垢2)密封良好无渗漏3)流速校验合格，绝缘良好4)防雨罩安装牢固5)气体继电器保持水平位置，联管朝储油柜方向有1%～1.5%的升高坡度流速：m/s，绝缘电阻：MΩ15测温装置1)温度计校验合格，报警触点动作正确2)测温插管清洁、注满油，测温元件插入后塞座拧紧，密封无渗漏16阀门、塞子1)本体及附件各部阀门、塞子开闭灵活，指示正确2)更换胶垫，密封良好，无渗漏17冷却装置1)部用油冲洗干净2)表面清扫清洗3)更换胶垫，无渗、漏油4)压力试漏合格5)油漆试漏压力MPa、h无渗漏18油泵按油泵检修工艺卡19风扇按风扇电机检修工艺卡20套管1)瓷套外表清洁，无裂纹、破损及放电痕迹2)更换放油孔等可调换的胶垫，密封良好，无渗漏3)电容式套管及充油套管油位正常；必要时补充加油或更换新油4)tgδ超标或有严重缺陷时须解体干燥处理5)套管及油试验合格是否解体、干燥附施工记录及试验报告21器身干燥1)器身绝缘下降受潮需干燥处理2)干燥、施工记录完整22油处理1)滤油或换油2)检修后注入的油，其油种、油质简化、耐压、微水及色谱分析等应符合2536—81《变压器油》的要求附油试验报告23大修交接试验1)按部颁《电气设备预防性试验规程》进行2)试验结果记录附于本总结报告附大修交接试验报告附录B绝缘距离参考表B1空气中套管绝缘距离参考值(表B1)表B1mm电压等级套管之间距离套管对地距离....
...kV正常/最小正常/最小6150/80150/8066600/570650/59010200/110200/1101101000/8401050/88020/150/1501541380143035400/300400/3152202000/17002100/1750....
...B2器身装配绝缘距离(纯油距表B2)表B2mm电压等级kV＜6101520354066110154(端部出线)半绝缘全绝缘线圈表面到油箱101520305560100135150190185****套管尾部裸带电体到油箱平壁122030355060套管均压球到油箱平壁80130150270370(300)***到油箱法兰口及夹件绝缘有护板90140170360540无护板120180220460700到油箱有3in护管分接开关裸电极到油箱平壁25(20)*25(20)*35(20)*45(20)*70(40)*80(40)*120(70)*140(80)*230(130)*(200)*(145)*(165)**到油箱及夹件尖角252535457080180(120)****括弧的数值适用于圆柱型开关，且为开关纸筒外表面到油箱平面的最小绝缘距离；**括弧的数值适用于220kV级自耦变压器或高压多线圈结构的变压器；***括弧的数值适用于有隔筒或板的结构；****对90000kVA以上变压器，考虑漏磁影响距离应大于或等于220mm。B3油中圆形引线的绝缘厚度及距离(表B3)表B3....
...电压等级kV工频试验电压kV引线最小直径φdmm引线每边绝缘厚度δmmS1引线到平面mmS2引线到尖角mmS3引线到引线mmS4mmS5mmS6mmS7mm木件爬距纸板爬距木件爬距纸板爬距木件爬距纸板爬距引线到线圈围屏厚度δ1δ为其他值时的S7L=25L=S2+10L=25L=S2+100．55φ2.4402100100100200200200200200200200200101006250231210101210101210025202025202025202025202025202025202025200252002510101035023201010201010201003525252552550302035202050200302002315151545023,4301515301515201010，05035252535252525654030453030502020，0302020，03020202055023,4352020402020351515，07040302545302525906050604030805030，0503020，04020203585φ4.10350305535502512060257040251409080601407080406035....
...6，10202520，05030705045，030，025(40)(95)036，10603525654030502520，014070603080453530160100859065551408045，0804030，070352566140φ8610604590754535(1)66kV级引线及线圈铁窗部分不许用不接地的金属螺栓；(2)220kV级高1-低-高2上下连线对本相线端及地、220kV自耦上下110kV连线对地按240kV取绝缘距离；(3)220kV级高一低结构以及220/110kV级自耦高压上下连线对线端绝缘距离按340kV确定；(4)当d≥30允许220kV采用δ=10；当距箱壁纯间隙≤110时允许用δ=3，S7=22023018015012012090756060504.5δ=0，S7=140δ=3，S7=70110200φ1010201020207055857070120100150125130604070505030025035030031020016524020021015010518012012010070120808080659080809δ=3，S7=110δ=6，S7=90δ=3，S7=125δ=6，S7=105230240154320φ121020130105260210110856305204203502702101801401401209δ=3，S7=220δ=6，S7=18022020024034040010101020107090150110190125160270220370607012095160300380650540200260430360620500150180300230100120200155270200801001501301901709δ=3，S7=300(220)δ=6,S7=220注：(1)实际绝缘距离不为纯油距，可按下式折算为纯油距S′，S′应不小于表中S1、S2、S3、S7的数值：S′=0.4×沿木件爬距+0.6×沿纸板爬距+纯油距，或0.6×沿纸板爬距+纯油距；(2)尖角表面有护板(δ≥3)，引线到尖角最小纯油距(3)引线到尖角间有隔板(隔板在距尖角1/3～1/2距离处)，引线至尖角最小纯油距为S2″，S2″=0.75S2；(4)引线至小圆角(圆角R=15～40，如引线至扩管)的最小纯油距为B4部线圈引线出头对压板及夹件最小纯油距离(表B4)....
...表B4mm部出头电压等级kV工频试验电压kV引线出头每边绝缘厚度引线出头对压板开口SYK引线出头对压板SYM引线出头对夹件SJ有护板无护板无护板无护板有护板10～2035～55650550100000035(40)85(95)82002025(5)*01600010(0)*06614020302030(0)*60(40)*45(25)*11020020806060(40)*100(70)*70(40)*240201058080(60)**130(100)**90(60)**注：不带花的数值为器身绝缘装配和引线装配时需保证的距离。*括弧的数值为器身绝缘装配和引线装配时的参考数值，括弧外数值为器器身干燥后装入油箱时必须保证的最小绝缘距离。**适用于100kV全绝缘引线出头和220kV级高压多线圈结构的高压线圈2引线出头。B563～110kV和220kV级线端引线最小绝缘距离(表B5)表B5电压等级kV工频试验电压kV引线每边包绝缘厚mm最小绝缘距离mmS10S13/S1466140106095140150/120....
...11020010/2085/70130/110200220/17023010/2095/80150/130240260/1902204002070+围屏560+隔板8—/340注：(1)S10—引线对压板及线圈的距离(包括爬电距在)；S11、S12、S13—纯油距；*—有大于或等于3mm厚的护板时，按表值的75%确定；(2)对220kV等级，图中数值为有8mm隔板和夹件护板时，否则需增大约1/4。B6铜(铝)排引线最小绝缘距离(表B6)表B6电压等级kV工频试验电压kV铜(铝)排最小厚度mm附绝缘厚度mm绝缘距离(包括公差)mmS8排间爬距S9排对线圈沿木件沿纸板δS90.553010100按S7有爬电时应折算62530，240，3025，20103530，260，5040，35154530，270，6050，45205530，2100，9065，603585321408040953216090661406203170130110200230823180210....
...附录C引线允许电流参考表C1套管铜导杆(表C1)表C1电流A铜导杆螺距电流A铜导杆螺距300及以下M121400M33M2475M161400φ26/36铜管M2600M202000φ30/40铜管M2900M243000M48M21200M30C2圆铜引线(表C2)表C2裸导线直径mm2.443.054.85.56.581012有效截面mm24.687.318.123.833.250.378.5113.1允许电流A22.53587115160241377522用纸管作外绝缘纸板管径mm6688101214管壁每边厚2mm允许电流A35871041672172953804mm3587104149194261333每边包纸厚2mm允许电流A3587104纸管中套纸包圆线每边纸厚2mm纸管尺寸mmφ10/14φ12/16允许电流A3587C3引线片(表C3)表C3电流A引线片紫铜线电流密度A/mm2厚mm宽bmm片φdmm长Lmm≤72.20.4302141703.01108.30.4303141703.01144.30.4304142003.011950.4305142003.252600.4306142003.623460.4357182003.534620.4359182003.676060.44010222503.798080.45011252753.6710830.46012273003.7814430.46016353003.76.......注：(1)大于1500A用两叠铜皮见图(a)；(2)小于1500A用一叠铜皮见图(b)；(3)大于φ4.1纸包圆线，用接线板见图(c)；(4)小于φ3.05纸包圆线，将引线打圈见图(d)。....
...C4引线用铜(铝)棒(表C4)表C4裸线直径mm截面mm2允许电流A每边绝缘厚度mm不包绝缘3681020铜铝铜铝铜铝铜铝铜铝铜铝2.444.6822.51222.5123.057.31351835184.113.263326332628.313668136681366813368850.32411212291212021211911211821211078.538618830918827118825518824318820916212113.151227239727234526732325030723826220314153.964536949136943934039630737629131824616201.174148355946047839344736732234735529220314.1107075576562965053560249556946847238824452.41295105594076679564873559969056257046530706.9181014751295105510908881045852933760765624注：绝缘支架遮盖引线表面在10%以上时电流减小5%～15%。C5纸包多股铜线(表C5)表C5铜导线直径mm有效截面mm2每边包纸厚mm368101520253050允许电流A5.8167777777.72512011110410.25019817116015213913012.67025422120319317416314.3953112652512332101961861612036230928727124422721618.1150427363336315284262249201854954163853633243012842752324059850246443438835633632026.230070658954350944241639037232729.8400865714658614546498468445389C6裸铜排(表C6)表C6铜排尺寸(厚×宽)mm截面mm2铜排附加损耗%在箱装置方向铜排尺寸(厚×宽)mm截面mm2铜排附加损耗%在箱装置方向垂直水平垂直水平允许电流A允许电流A3×304254257×60201016603×405665668×60230017904×401.67667667×80559.16.3268021705×4029569568×80639.17.230702330....
...199.14×60249.1115011508×100799.18384028805×60299.13.61435139010×100999.110460032306×60359.14.51720153012.5×1001249.112.551303590附录D变压器常用油漆性能表D漆号名称特性及用途稀释剂F35—1F35—2(1611、202)酚醛硅钢片漆(快干漆)用于硅钢片间绝缘。A级，坚硬耐500℃下短时烘干。F35—2(即1611)在120～130℃，202在200～210℃烘干松节油、200号汽油C30—11(1030、1130、1054)醇酸绝缘烘漆用于线圈浸渍。B级，耐油性，耐电弧及绝缘性能较好，在115～125℃下烘干甲苯、二甲苯标准粘度：涂#4杯(25℃、30～60s)C31—1(1231)醇酸绝缘漆用于零件的表面涂漆。耐压、耐水、耐油、耐电弧性较好，在105℃下烘20h二甲苯200号汽油C04—2醇酸磁漆(各色)用于金属，木材外表涂漆。机械强度，耐候性较好，有光泽，耐水性差，可室温晾干，若在60～70℃下烘干，则可提高耐水性X—6醇酸稀释剂或二甲苯标准粘度：涂#4杯(60～90s)A01—2氨基清漆用于已涂有色漆表面的罩光漆，光亮坚硬、耐水、耐油、耐磨擦和附着力好，在120℃下烘2h丁醇与二甲苯混合剂标准粘度：涂#4杯(20～50s)C06—1铁红醇酸底漆用于金属表面涂底。附着力和防锈力好，与硝基、醇酸等多种面漆结合较好，在室温下干燥二甲苯或甲苯200号汽油标准粘度：涂#4(杯(60～120s)H06—2铁红环氧底漆壁、夹件用，室温下晾干甲苯F98—1(5121)(旧型185)酚醛烘干胶液或酚醛树脂漆用于绝缘纸板粘合。耐水、耐油、耐酸、绝缘性及粘合性好，在120～150℃下烘干乙醇注：本表摘自化工部标准，括号为机械工业部标准。附加说明：本标准由电力工业部安生司、国调中心提出，电力工业部变压器标准化技术委员会归口。本标准由东北电业管理局、华中电业管理局负责起草。东北电力试验研究院、电业局、供电局、电业局、电力局参加起草。主要起草人：王世阁、余先球、钟洪璧、何佑生、元晟、秋林、黄克惠、清祖、克文、王厚义。....
...主变压器检修规程1主题容和适用围本规程规定了**水电厂主变压器检修的容和项目、技术参数、工艺标准。本规程适用于**水电厂主变压器的检修维护工作。2引用标准《电力变电器检修导则》《变压器技施说明书》3变压器大小修项目及周期3.1主变压器检查的目的是恢复性的，提高设备的健康水平或使结构更合理完善，确保设备的安全运行。变压器检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：a.电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目；b.结构特点和制造情况；c.运行中存在的缺陷及其严重程度；d.负载状况和绝缘老化情况；e.历次电气试验和绝缘油分析结果；f.与变压器有关的故障和事故情况；g.变压器的重要性。3.2小修周期与项目3.2.1一般每年1次3.2.2附属装置的检修周期:a.保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程进行；b.变压器风扇的解体检修，1-2年进行一次；c.净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换；d.自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次；e.套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。3.3.2小修项目a.处理已发现的缺陷；b.检修油位计、调整油位；c.检修冷却装置；d.检修安全保护装置；e.检修测温装置；f.检查接地系统；g.检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；h.清扫油箱和附件，必要时进行补漆；i.清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；j.按有关规程规定进行测量和试验。3.3大修周期与项目....
...3.3.1周期a.一般在投入运行后的5年和以后每间隔10年大修一次；b.在运行时主变压器随出口短路后，经综合论断分析，可考虑提前大修；c.运行中的变压器，当发现异常状态或经试验判明有部故障时，应提前大修；运行正常的变压器经综合论断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。3.3.2大修项目a.吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；b.绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；c.铁芯，铁芯紧固件、压钉及接地片的检修；d.油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；e.冷却器、风扇及管道等附属设备的检修；f.安全保护装置的检修；g.测温装置的校验；h.全部密封胶垫的更换和组件试漏；i.必要时对器身绝缘进行干燥处理；j.变压器油的处理或换油；k.清扫油箱并进行喷涂油漆；l.大修的试验和试运行。4变压器检修工艺及质量要求检修前的准备工作4.1.1检修任务的下达及接受均以检修任务书为准，检修人员接到任务书后，根据提出的缺陷和要求决定检修项目和检修方法。4.1.2在进行检修前首先准备运输起重拆装工具、滤油设备等，并准备各种记录表格和纸。4.1.3检修前的试验。检修前应进行预检，初步确定变压器缺陷：a.绝缘油检查是否臭味并作油简化、耐压等试验；b.摇测绝缘电阻及吸收比；c.测量直流电阻，将结果记入检修任务书。4.1.4变压器器身检修前的作业项目a.清理现场，拆除妨碍施工的母线及某些架构、装设安全围栏，备齐消防及急救防雨防风砂器材，装设检修电源及照明设施；b.工具器材运输及安装；c.检修前测一次直流电阻、介质损耗值、绝缘电阻及作油样试验；d.排油：必要时滤油或准备好合格油；e.拆除保护测量、信号等二次回路的连线和接地线；f.拆除及检修清扫冷却装置，如风扇电机等；g.拆除及检修吸湿器、净油器、继电器、温度计、蝴蝶阀等，并对继电器进行试验；h.拆除及检修套管，分接开关操作机构，并对套管进行试验；i.确认器身检修的条件具备时，即可拆除油箱的螺栓，检查并证实油箱与器身完全脱离后方可吊出器身，进行器身检修；j.....
...如果上述各项中所列某些变压器组件必须进行较长时间的检修时，应在器身检修前的若干天事先拆下检修，如果已确定器身需要干燥时，则可推迟在器身干燥的同时进行。待修变压器的外部检查a.检查套管是否有破裂情况，套管引线螺丝是否完好；b.检查油位计是否标示清楚，是否堵塞、损坏情况；c.检查呼吸器是否堵塞，防潮剂是否饱和；d.检查变压器盖子、油枕、法兰、吊环、油箱焊缝等处是否渗漏油及有无进水痕迹。如渗漏油部位不明显，应将外壳油污初步清抹，涂白灰作油压试验，检查漏油部位；e.检查各阀门、防爆管、继电器、散热器等是否完好。变压器的拆卸和吊芯工作及质量标准4.3.1变压器拆卸前应将油从放油阀放出一部分，以免吊芯时溢出变压器油。在放油的同时，要注意油标、油枕与油箱是否畅通；4.3.2起吊工作应平吊、平起，注意观察吊芯螺杆紧固情况，在芯子吊出油面以后，要停留10-15min，使芯子上的油淋入油箱，然后放置油盘中；4.3.3吊芯中要避免碰坏各个部件和绕组。吊出芯子应对绕组、铁芯、分接开关、引线及各个零件螺丝进行详细检查。4.3.3.1套管拆卸：在拆卸变压器套管时，不应有碰破及碰裂情况，应从斜的方向吊出，不可使之受任何机械应力。4.3.3.2拆卸上盖吊出铁芯a.应在干燥天进行；b.不应使铁芯绕组受潮；c.在湿度不超过85%的空气中吊芯时间不应超过16h，在阴天、雨天不进行吊芯检查。4.3.3.3拆卸矽钢片a.矽钢片不断裂；b.不能擦破绝缘漆。4.3.3.4拆卸绕组的绝缘部件：a.不应使其绝缘有破裂情况；b.各部件应放在固定的地方，以防止意外的破裂损坏；c.拆卸绝缘零件时工具要仔细检查，应保证牢靠。4.3.3.5吊绕组：在拆绕组时，不允许碰伤任何绝缘部件。4.4油箱的检查及质量标准。4.4.1油箱或箱盖的焊缝处若有漏油时，应进行处理补焊。在补焊时应根据具体情况，将套管拆下，以免损坏。4.4.2箱盖不平用螺丝纠正达不到目的时，可以把器身拆下来，去掉上面的全部零件，放在平板上压平。4.4.3用抹布擦洗箱和盖，除去油泥和油污并清理箱底。注意清抹应用白布，不可使用棉纱和易脱毛的刷子。外部漏油过脏时，可放入碱池中浸泡、刷洗，清水冲净后及时喷刷防锈油漆。4.4.4采用耐油胶条密封时，要用斜口对接，坡口长度应小于胶条直径的5倍，压缩率为30%。4.4.5变压器的油箱、上盖、油枕、安全气道，散热器等更换或重新制作时，部均应涂清漆。4.4.6更换箱盖时，吊环应焊在外表并不得在箱盖上穿孔焊装。旧盖上的吊环、吊杆在检修时均应焊死，以免渗油。....
...4.4.7变压器的油箱、油枕和顶盖质量标准：a.油箱、油枕和顶盖不得有油泥和脏物；b.油枕与油箱连通管应畅通并高出油枕底部30mm；c.不应有砂眼、裂缝和焊口不良等缺陷，应保证不渗油、渗水。d.外部喷漆不得有疙瘩、眼泪等现象，应平、光、匀；e.外壳接地螺丝完整、牢固；f.油枕旁有集污管或放污螺丝，应装在油枕最底部，应装防潮呼吸装置；g.顶盖边沿不得有弯曲、不平情况；h.密封应选用合格的耐油胶垫和胶绳；i.吊环、吊耳等零件必须齐全；j.油箱的渗漏油试验。4.5套管的检修及质量标准4.5.1导电杆上部的压帽焊接不良时，应将套管拆下，将螺杆抽出套管，用铜焊接。套管固定密封，应采用质量合格的耐油胶垫。4.5.2胶合法兰或套管上发现有裂纹，以及渗漏油时，应用大小合适的钎子剔除胶合剂，套管和法兰一定要擦净再进行胶合。4.5.3套管的引线有拆断和穿心螺杆烧坏或滑牙时，应进行更换，材料采用黄铜棒制作。4.5.4上套管时，整个螺丝的松紧要一致，对正上扣使用的扳手要适当，用力适宜，防止紧坏套管。4.5.5套管的质量标准：a.套管部应干净，无油泥脏物，应光滑清洁；b.套管与法兰盘处密封严密，无渗油、漏油及套管歪曲等情况；c.浇灌物如变质，应彻底除掉重新更换；d.套管不应有裂纹及破坏现象；e.套管的封口垫的大小，要与套管外围直径相同；f.套管丝杆要在套管中心轴线上，不准歪曲拆断。g.套管检修工艺及质量标准4.5.5.1本体油连通的附加绝缘套管工艺及质量标准a.瓷套有无损坏，瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损；套管解体时应依次对角松动法兰螺栓，防止松动法兰时受力不均损坏套管。b.拆瓷套前应先轻轻晃动，使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套，防止瓷套碎裂。c.拆电杆和法兰螺栓前，应防止导电杆摇晃损坏瓷套，拆下的螺栓应进行清洗，丝扣损坏的应进行更换或修整，螺栓和垫圈的数量要补齐，不可丢失。d.擦除绝缘筒（包括带覆盖层的导电杆）油垢，绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管（必要时应干燥）。e.瓷套部应用白布擦试；在瓷套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆，瓷套部清洁，无油垢，半导体漆喷涂均匀。f.新胶垫位置要放正，胶垫压缩均匀，密封良好；g.套管垂直放置于套管架上，组装时与拆卸顺序相反，注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置，中间应有固定圈防止窜动，导电杆应处于瓷套的中心位置。4.5.5.2充油套管检修工艺及质量标准A.更换套管油....
...a.放出套管中的油；b.用热油（60-70℃）循环冲洗三次，将残油及其它杂质冲出；c.注入合格的变压器油，油的质量应符合GB的规定。B.套管解体：a.放出部的油；b.拆卸上部接线端子，妥善保管，防止丢失；c.拆卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计，拆卸时防止玻璃油位计破裂；d.拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套，注意不要碰坏瓷套；e.取出部绝缘筒，垂直放置，不得压坏或变形；f.拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电杆和下瓷套，防止导电杆在分解时晃动，损坏瓷套。C.检修与清扫：a.所有卸下的零部件应妥善保管，组装前应擦拭干净，防止受潮；b.绝缘筒应擦拭干净，如绝缘不良，可在70-80℃的温度下干燥24-48h；a.检查瓷套外表面并清扫干净，检查铁瓷结合处水泥填料有无脱落；b.为防止油劣化，在玻璃油位计外表涂刷银粉，涂刷均匀，并沿纵向留一条30mm宽的的透明带，以监视油位；c.更换各部法兰胶垫，胶垫压缩均匀，各部密封良好。D.套管组装：a.组装与解体顺序相反；b.组装后注入合格的变压器油；c.进行绝缘试验，按电力设备预防性试验标准进行。4.5.5.3油纸电容型套管的检修。电容芯轻微受潮时，可用热油循环，将送油管接到套管的顶部油孔上，回油管接到套管尾端的油孔上，通过不高于80℃的热油循环，使套管的kgδ值达到正常数值为止。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kgδ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，才分解检修。4.6分接开关和引线的检修及质量标准4.6.1分接开关向外渗油，若是由于盘根引起，可将破损或腐蚀的衬垫更换新品，若是转动处向外漏油，可根据情况进行处理，渗油可用特型的耐油胶圈或石棉绳涂黄油用螺丝帽压紧，漏油间隙大时，可更换新品。4.6.2分接开关绝缘部分受潮后，必须取下进行烘干。在取出开关时可将盘根固定螺丝筒进行处理，在取出分接开关时，必须在引线的接线轴上加装编号并记好方向，防止组装时造成错误。4.6.3固定触点的绝缘圆盘，必要时应进行试验，两触点或触点对地之间的交流耐压值应为2h，若绝缘表面及芯有击穿和烧破的地方必须全部更换新品。4.6.4消除分接开关上的脏物和油泥，用抹布揩拭干净。开关触点不光滑及烧焦时，用细砂布砂光。活动接触的压紧弹簧失效时，可以调整或更换。若触点有严重烧伤和接触不良时，应更换新的。4.6.5高低压引线有断裂和烧熔时，应检查是否因相间或线对地距离不够所引起，根据情况加强绝缘和调整引线。对于已断和烧熔的引线，应将断处的绝缘去掉，用砂布砂光后焊接新的引线。4.6.6引线应用经过处理干燥过的木夹夹牢，并排列整齐，木夹件上各螺丝应上紧。....
...4.6.7检查引线的固定螺丝和切换开关的固定部分，必须牢固，不能有松动现象。检查进应用适当的扳手。4.6.8在工作时所拆下的螺丝、零件必须统一放在木箱，以免丢失。4.6.9变压器分接开关的质量标准：4.6.10.1切换器本身的螺丝应紧固，各部件应清洁干净。4.6.10.2短路触点（即动触点）端子板及切换器环等的接触面，应无焊接及熔化现象，弹力充足。4.6.10.3所有机械部分及轮销子和支持物等均应完好，无磨损及短少的现象。4.6.10.4动触点及固定触点均应清洁，接触良好，动触头的弹簧应完整无缺，位置正确，弹力充足。4.6.10.5转动轴应灵活，与上盖连接应严密，不得漏油。4.6.10.6接触器静触点间应绝缘良好，不应有烧坏及击穿现象。4.6.10.6用1000V摇表测得静触点间绝缘电阻：G-10KV：100MΩ以上；35KV以上：2000MΩ以上。4.6.10.7转动触点，使指示确实与要求一致，与指针位置相同，触点不超过预定的围。4.7变压器器身的检查4.7.1用抹布清除铁芯和绕组上的油垢和油泥，并用清洁的油冲洗绕组部两次，直到油垢和油泥完全清除为止。4.7.2用摇表试验铁芯接地是否良好，若无接地片时，可增添一块接地铜片，且只允许有一点接地。4.7.3用摇表测量穿心螺丝的绝缘电阻，若绝缘电阻性能不好，必须重新更换穿心螺丝的绝缘物。更换时可将螺丝帽卸下，取出螺杆，重新用清洁纸、白布带、黄蜡绸带等包扎好，涂漆烘干后，再用夹铁夹紧。其绝缘电阻值最低不少于2MΩ。4.7.4检查器身上所有夹件的固定螺丝是否缺少，是否上紧，松动时，应选择适当的扳手将其上紧。缺少时必须配齐，并彻底对器身各个部分详细检查。4.7.5绕组两端的木垫和绝缘是否完全紧固，是否有移位变形及烧坏痕迹。不合格和不完整的必须更换补齐。对于不紧的部分，必须拧动夹紧螺丝的上下螺帽进行压紧。4.7.6绕组的平尾垫和撑条，若有不正和脱落的地方，必须调整和装上。对于坏的必须更换、缺少的应加上新的，对未压紧的平尾垫可用扳手拧动夹紧螺丝的上下帽来完成。4.7.7检查绕组绝缘外部状态，如发现匝间，层间有烧坏和损伤时，应进行重绕工作，如发现有电动力的作用，绕组发生位移和变形时，应进行校正措施。4.7.8对于未曾损伤和烧坏的变压器，应根据绕组的颜色弹性，脆性和机械强度等劣化情况，评绝缘等级。4.7.9用摇表测高压对地，高压对低压，低压对地的绝缘电阻，如果不合格，应进行烘干。4.8变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准4.8.1变压器器身分解之前，应首先根据技术检查情况和绕组铁芯的外部情况来确定故障点，对于没有明显故障点的变压器，应作以下试验：4.8.1.1做匝间绝缘试验，判明匝间无短路现象；4.8.1.2做零至额定电压的空载试验，判断磁路有无毛病。4.8.2故障点查明后用加热的方法或用锯、手钳将相间引线焊的地点烧断或锯断或卡断并将其接线方法记录下来。4.8.3铁芯的分解应按下列步骤进行：4.8.3.1取出上轭铁的压紧螺丝；4.8.3.2用扳手松开轭铁的穿心螺丝或夹紧螺丝；4.8.3.3轭铁的上部用漆涂上记号，以免在组装时错乱；....
...4.8.3.4按次序一片一片的拆下轭铁的矽钢片，拆时应注意不能将矽钢片的漆层碰坏。将拆下的矽钢片按级排列整齐并用红漆写上字，各组分别绑扎，放在清洁干燥的地方。在工作时为避免将手划破，应戴上帆布手套。4.8.3.5分解器身时，所拆下附属零件如螺丝、螺栓应该放入木箱，对于各夹件应集中存放，以免丢失。4.8.3.6检查矽钢片有无绝缘脱落，碾成粉末或多处断裂，绝缘炭化、变色，如有以上情况，应先用刀子将上面刮净，然后重新涂上矽钢片漆。4.8.3.7拆下的零件、铁芯和完好的绕组应用绝缘油加以清洗。4.8.4绕组的取出应按下列程序进行：4.8.4.1先将铁芯柱包扎好，取出油道条最后取出绕组。4.8.4.2两个人起绕组时应以均匀的速度起来，平放在指定的位置，在取绕组时，一定要注意不碰坏绕组。4.8.5在拆绕组时，一定要作如下记录：a.绕组各相间的距离及遮板厚度；b.绕组对上下轭铁的距离及所垫绝缘物及其厚度；a.使用线号；b.总匝数及抽头匝数；c.层间绝缘及高低压之间绝缘；d.油道位置及尺寸；e.端绝缘尺寸；f.绕组高度，径及外径尺寸；g.绕组绕向。h.非正式（规）厂制造的变压器，若发现铁芯质量不好，磁缝大、绕组绝缘老化，运行中过热应作空损试验，适当增加匝数，降低损耗或作降容处理。i.变压器绕组质量标准4.9变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施4.9.1技术措施4.9.1.1起吊用钢丝绳庆无损伤断股、扭筋、质量良好。4.9.1.2试吊时将钟罩吊起约100mm时，停止10min，进行受力部件检查，然后放下，以便找正中心，然后方能缓慢起吊，并防止碰伤绕组或夹件。4.9.2绕组检查项目：4.9.2.1检查绕组围屏是否清洁、受潮，有无树枝状放电，有无裂纹、臃肿及剥层现象，围屏不能拆开；4.9.2.2检查绕组上压环紧固情况，检查周围螺栓是否均匀压紧，并适当紧固。4.9.3铁芯部分检查：4.9.3.1检查铁芯是否清洁，有无铁杂质，有无伤损现象，油道有无堵塞。4.9.3.2检查矽钢片的紧密程度，并用专用工具紧固各部螺丝；4.9.3.3测量穿芯螺栓的绝缘电阻，铁芯不应有形成闭合回路的两点或两个以上的接地点；4.9.3.4检查铁芯接地片有无烧伤断裂痕迹，连接是否可靠；4.9.3.5检查铁芯固定螺丝在运输中有无松动，并应紧固。4.9.4分接开关的检查4.9.4.1检查分接开关接触是否良好，弹力是否充足，接触位置是否正确，镀层是否完整，有无过热现象；4.9.4.2用0.05mm塞尺测试接触情况；4.9.4.3检查各部接线的焊接质量和绝缘情况；....
...4.9.4.4检查绝缘板及木架有无变形，表面是否清洁，有无受潮现象；4.9.4.5检查接头是否牢固，测定接触电阻是否符合要求。4.9.4.6检查机械部分，操作手柄是否完整，有无变形，操作是否灵活，部位置是否与手柄上位置一致。4.9.4.7吊芯试验项目a.测量铁芯对地绝缘电阻（穿钉及铁轭绝缘）；b.测量绕组的绝缘电阻；c.测量绕组各档的直流电阻（根据当天时间现场确定）。4.9.4.8全部器身检查情况应由专人做好记录，并测量各部尺寸，作为资料保存起来。4.9.4.9吊罩检查结束，交验收组验收合格，用合格变压器油冲洗，将底部油箱清理干净，方可回装钟罩。4.10安全措施4.10.1整个吊芯工作由专人统一指挥；4.10.2吊芯工作区周围设围栏，无关人员不得入；4.10.3吊芯现场应清洁，并备用防雨设备；4.10.4吊芯应在无风晴朗天气进行；4.10.5现场严禁吸烟，并备有足够的防火器材；4.10.6芯子暴露在空气中的时间不应超过以下规定：4.10.6.1空气相对湿度不超过65%时为16h；4.10.6.2空气相对温度不超过75%时为12h；4.10.6.3时间计算以放油开始到开始加油为止。4.10.7参加检查芯子的人员应穿不带扣子衣服，不准携带硬钱币等杂物，防止落入变压器；4.10.8检查芯子时，一定用木梯，不允许将梯子靠在绕组或引线上，更不允许踏在绕组或引线上；4.10.9起吊前，箱体四周应设专人监护，并在四周设拉绳防止钟罩在起吊过程中摆动；4.10.10起吊前，指挥人应向吊车司机交底，并规定好联络指挥手势，全体工作人员听从一人指挥；4.10.11起吊时，吊绳要找好中心，防止钟罩偏斜，起吊高100mm时暂停起吊，检查吊绳是否吊偏，再放下找正中心后再次起吊，起吊要缓慢进行，防止碰伤绕组；4.10.12器身检查后，应用清洁变压器油冲洗，并检查器身上无遗留杂物；4.10.13工作中所有使用工具应有专人保管，并事先登记，工作结束后，工具保管人员应先清点工具无误后方可回装钟罩，防止工具遗留在变压器部，工作中使用的工具应用带子系好，防止落入变压器绕组部；4.10.14钟罩回装前，应经验收组验收同意后方可进行回装；4.10.15发现缺陷应立即报告工作负责人，不得私自处理；4.10.16起吊臂下严禁站人或通行；4.10.17钟罩回装后，周围螺丝应由专人均匀紧固，防止部分螺丝过紧。4.11变压器吊芯后回装投运及投运前的检查项目。4.11.1装配前的检查。4.11.1.2器身检修及与之配合测试项目全部完毕。4.11.1.3所需测绘的容已记载完毕。4.11.1.4器身及油箱部各部分已清扫完毕。4.11.1.5箱沿耐油橡胶条已备妥，对钟罩式油箱在回装前须先将橡胶条套上。4.11.1.6各套管引线电缆，特别是钟罩式油箱的套管引线电缆均已做好穿缆的准备。4.11.1.7各处接线、接地片全部恢复接地。....
...4.11.1.8分接开关已全部旋至额定分接位置。4.11.1.9箱底排油塞及油样阀门的密封状况已检查处理完毕。4.11.1.10器身检查中所用工具器材已清点完毕。4.11.1.11回装前经检查并由专人复查，确证箱和器身上无异物后，方可回装。4.11.2器身回装。4.11.2.1器身入壳，密封油箱。4.11.2.2安装分接开关，并转动分接开关手柄检查是否已插入轴（指无载调压分接开关）。4.11.2.3安装放油阀。4.11.2.4安装净油器并装填吸附剂，安装散热器或冷却器，如净油和散热器来不及修复，或影响箱壁涂漆时，可推迟到油箱密封试验和涂漆完毕后再装。4.11.2.5110KV及以上的变压器必须真空注油，此时应安装抽真空装置4.11.2.6冲洗器身和注油至浸没上铁轭为止。4.11.2.7对于110KV级的变压器，采用真空度46655Pa在8h将油注完4.11.2.8取油样进行试验不合格时立即过滤。4.11.3变压器总装。为避免返工，在总装前应以油箱单独进行密封试验和外观检查，并清洗涂漆。然后装上套管，储油柜及安全气道等，以便进行电气试验，总装程序大致如下：4.11.3.1放掉油箱一部分油，至上部蝶阀以下为止。4.11.3.2装上套管。4.11.3.3查对散热器或冷却器的编号，先装上储油柜下面的散热器（或冷却器）和净油器。4.11.3.4装上储油柜、气体继电器、安全气道及连气管路。4.11.3.5再装上全部散热器或冷却器、净油器。4.11.3.6注油。注油时先打开散热器或冷却器下部的蝶阀，同时充油。4.11.3.7注油满后，轻轻旋开散热器上部的放气塞（不可取下）排除残存的气体，待油冒出时立即旋紧，然后打开上部。4.11.3.8按规定程序开启净油器蝶阀充油，并利用顶部塞子放气。4.11.3.9变压器在基础上就位后，应将储油柜侧垫高，使箱顶有1-1.5%的坡度。4.11.3.10固定滚轮，装设防震装置。4.11.3.11连接接地装置。4.11.3.12安装风扇电机及其连接线。4.11.3.13安装温度计，吸湿器等附件。4.11.3.14连接测温装置，保护装置及套管型电流互感器的连接线。4.11.3.15对外表污损处清洗补漆。4.11.4试验项目变压器大修时的试验，可分大修前、大修中、大修后三个阶段进行，其试验项目如下：4.11.4.1大修前的试验。a.测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；b.测量绕组连同套管一起的泄漏电流；c.测量绕组连同套管一起的tgδ，本体及套管中绝缘油的试验；d.测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接头位置）；e.套管试验；f.测量铁芯对地绝缘电阻；g.必要时可增加其它试验项目（如特性试验、局部放电试验等）以供大修后进行比较。4.11.4.2大修中的试验大修过程中应配合吊罩（或器身）检查，进行有关的试验项目：....
...a.测量变压器铁芯对夹件、穿心螺栓（或接带），钢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；b.必要时测量无载调压分接开关的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻；c.必要时作套管电流互感器的特性试验；d.有载分接开关的测量与试验；e.必要时单独对套管进行额定电压下的tgδ，局部放电和耐压试验（包括套管油）。4.11.4.3大修后的试验a.测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；b.测量绕组连同套管的泄漏电流；c.测量绕组连同套管一起的tgδ；d.冷却装置的检查和试验；e.本体，有载分接开关和套管中的变压器油试验；f.测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接位置上）对多支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻；g.检查有载调压装置的动作情况及顺序；h.测量铁芯（夹件）引外对地绝缘电阻；i.总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验；j.绕组连同套管一起的交流耐压试验（有条件时）k.测量绕组所有分变压比及连接组别；l.检查相位；m.必要时进行变压器的空载特性试验；n.必要时进行变压器的短路特性试验；o.额定电压下的冲击合闸；p.试验运行前后变压器油的色谱分析。4.11.5变压器检修后投入运行前的检查项目4.11.5.1各部位是否渗漏、各项电气试验是否合格。4.11.5.2储油柜油面是否正常。4.11.5.3安全气道玻璃膜是否完好。4.11.5.4气体继电器油面是否正常。4.11.5.5所有温度计的读数是否正确一致。4.11.5.6各相分接开关指示位置是否一致并已固定。4.11.5.7各处蝶阀是否开启。4.11.5.8风扇电机旋转方向是否正确，有无碰撞和振动。4.11.5.9信号温度计的触点是否分别调到45、55℃以上。4.11.5.10油箱接地电阻是否合格。4.11.5.11各组件有无损伤。4.11.5.12相色标志、铭牌是否齐全正确。4.11.5.13建议在投运前于各组件顶部再排一次残余气体。4.11.6拆装时的安全要点及其它注意事项。4.11.6.1变压器检修、器身或油箱起吊时，都要保持水平并合上晃绳，以免撞坏器身。4.11.6.2起吊任何重物前，都要先作试吊，然后正式起吊。4.11.6.3桶或变压器在器身回装时要注意器身与箱底位销钉吻合。4.11.6.4凡进入油箱或在器身上，开孔的油箱顶上工作的人员，必须严格清除随身的细小物件，并不得穿带钉的鞋。4.11.6.5....
...凡在油箱，开孔的油箱顶部或通过手孔工作时，工具一律带上布带，一端拴在油箱上，拆下的零件一律放在指定的工具袋或零件箱。4.11.6.6带电机具都要接地。4.11.6.7在油箱顶上注油时，应防止静电触电。4.11.6.8抽真空注油时，要严密注意油箱的变形情况。4.11.7大修竣工后应收集保存的资料。4.11.7.1上级单位发来的任务单，运行单位的缺陷报告及检修单位的外表检查记录。4.11.7.2检修预算及工料结算单。4.11.7.3施工记载、职责记录、拆卸记录及现场测绘记录。4.11.7.4检修前后的电气试验报告，器身检查报告和油试验报告。4.11.7.5其它有关图纸资料、干燥、验收记录等。5变压器现场小修运行中的变压器，由于长时间运行，一方面受本身温度与油压的不断作用，同时受自然环境风吹、日晒、雨淋的影响，另一方面由于制造质量及检修质量的不良，运行中的变压器常出现如下故障：箱件冷却器等的渗漏油、油标、防爆筒玻璃的破裂；风扇故障停运等。变压器的此类小故障应引起重视，及时检修解决，对变压器外部的此类小故障，一般能在现场检修，故称为现场小修。5.1小修项目5.1.1漏油检修：变压器本体油箱渗漏油，各附件冷却器、储油柜、净油器、气体继电器等渗漏油。5.1.2变压器储油柜缺油进行补油。5.1.3附件损坏更换：风扇、温度计、套管等附件损坏；油标、防爆筒玻璃破裂等。5.1.4其它项目：更换胶囊、硅胶等。5.2小修常用机具常用机具有油罐、滤油机、烘箱、电焊机，常用钳工工具及部分专用检修工具。5.3现场检修一般必须停电，但如变压器少量补油、散热器下部修漏等，在不危及人身安全和设备安全的前提下，也可考虑采用不停电方式带电检修。5.3.1变压器现场渗漏的检修。现场运行的变压器最大量的出现密封胶垫的渗漏，其次焊缝及铸件的砂眼、气孔的渗漏。对于不同的渗漏应采取不同的检修方法。5.3.1.1密封胶垫渗漏a.胶垫使用长久而老化，失去弹性；b.胶垫质量不良，安装后出现开裂、脆化、变形；c.胶垫安装不符合工艺质量要求而造成渗漏。对于ab两种情况可根据具体情况采取必要的技术措施，重新夹紧密封胶垫。修漏方法：对于箱高及高压套管的密封胶垫，如发现渗漏通常可适当拧紧拧紧螺母。如解决不了渗漏，则可能是胶垫开裂或是安装工艺问题，必须整体放油来检修，工作量较大。对于冷却器，当拧紧螺母也解决不了渗漏时，也必须放油后检修。5.3.1.2焊渗漏焊好渗漏部位的关键是找准变压器渗漏油准确位置，用清洗剂清理渗漏部位的油污、油泥，然后撒些白土。根据白土变况，找出确切渗漏点，根据渗漏点的所处部位，由具有丰富经验的焊漏焊工采用带油或不带油的方法进行补焊工作。....
...a.油箱渗漏检修：油箱钢板6-8cm，较厚，可带油补焊，渗漏点如在油箱下部，焊口较大，由于油压大不易焊时，可采用抽真空法，在油箱上部法兰孔接一胶管，用一台小型真空泵抽真空，造成油箱低压真空。也可用一台滤油机，在关闭所有箱体阀门及进气口的情况下，抽取油箱少量油，使油箱低真空，这样可以比较容易地进行补焊工作。b.冷却器渗漏：冷却器（散热器）管壁较薄，不易焊接。通常可采取关闭散热器上下阀门，拧开放油阀放油后进行补焊。如果遇到蝶阀不严，也可在放油过程中使散热器中产生微负压的情况下补焊。c.附件渗漏检修：净油器、防爆筒、储油柜、连管等渗漏，通常都可以采取少量放油后补焊。d.附件渗漏检修:附件渗漏检修包括110KV高压套管渗漏油，气体继电器、套管、电流互感器端子，蝶阀等渗漏的检修。5.3.1.3充油高压套管渗漏油：如套管连接法兰渗漏，必须更换新套管，更换下的套管回厂大修。某些高压套管油面下降，多数是套管尾部的法兰密封垫有问题，或是油堵胶圈损坏，如果渗漏油较漫，可采取及时补油来暂时解决。渗漏油严重者，套管油面下降明显，应尽早更换新的套管或在现场吊出套管检修。5.3.1.4气体继电器渗漏：主要是上盖密封胶垫或是出线端子和取气小球门渗漏。通常可关闭气体继电器两端蝶阀，取出芯子更换密封胶垫和更换小套管胶垫。球门不严渗漏可能是由于小钢球不合适或里面有异物造成球顶不严而渗漏。检修气体继电器必须停用直流电源，以防触电也可防止气体继电器端子短接而误跳闸。5.3.1.5套管电流互感器小套管渗漏：主要是胶垫或是导电析渗漏，必须停电放油检修。5.3.2变压器现场补油及更换附件。5.3.2.1现场补油：常为储油柜缺油，充油套管缺油的补油工作。a.储油柜补油：储油柜缺油是由于本体或冷却器等渗漏油而造成储油柜油面过低或看不见油面，属于变压器本体缺油。通常要求变压器停电后打开储油柜注油孔，用滤油机补油到合适的油面为止。所用的油要求油号一样，电气性能及物理化学性能合格。补油最好不从变压器油箱下节门进油，因多数变压器箱底存有杂质和水，防止把它们搅起来，引起变压器绝缘。采用带电补油方法，必须有特殊的保护措施。b.套管缺油：对110KV充油型套管，当油面低于油标底面时，在变压器停电情况下，用补油专用工具，以同油号的耐压高于40KV的合格油从套管注油孔补油。如果套管渗漏油严重，已无法判定套管油面下降情况，应考虑更换合格的新套管。5.3.2.2更换硅胶：运行中的变压器，当油的酸价增大比较显著时，应考虑更换新硅胶，更换硅胶可以筛选6-8mm粒度的颗粒。对于安装在油箱上的净油器，首先是关闭净油器上下两端蝶阀，注意关闭蝶阀时要求有手感，确保蝶阀已经完全关闭。然后先打开下部放气阀，把油放尽，最后再打开净油器的下法兰放出旧硅胶，打开上法兰并注意上半兰孔倒入新硅胶（不必装大满），封上法兰（胶圈更换新的），经检查后可投入使用。当净油器上下蝶阀关闭不严时，不要强行更换硅胶，不然将要造成大量漏油。5.3.2.3检修吸湿器：当吸湿器中变色硅胶已由蓝色变红，应更换新硅胶。当发现吸湿玻璃筒破裂时应更换新吸湿器。检修吸湿器可以不停电，检修中主要注意连接管是否畅通。5.3.2.4更换温度表：旧温度表指示不正确时应更换新表（装前应校验合格），换表时应注意仪表导管不要有压扁和死弯，多余导管要盘成直径200mm圆圈固定在变压器油箱上，探头装入变压器油箱顶部上的表库中，在表库中应装少许变压器油，不然温度表指示将不正确。5.3.2.5更换防爆筒防爆玻璃：按防爆筒直径选取规定厚度的下班装下班时要对称逐渐拧紧螺母，均衡压紧，不然玻璃极易破碎。5.3变压器现场小修注意事项5.4.1填写小修记录，包括站名、变压器编号、铭牌，小修项目，更换部件，检修日期、环境温度及气温等，并注明检修人员。....
...5.4.2对检修后变压器上部各放气阀应充分放气，包括散热器或冷却器、套管、气体继电器等处。拧松放气阀放气，当冒快速拧紧，放气完毕。5.4.3进入检修现场前，应检查变压器的所有蝶阀，霸阀是否处在应处的位置。5.4.4变压器上部不应遗留工具等。6变压器附件的检修6.1可能产生的缺陷。在变压器运行中，分接开关长期通过负载电流，由于长时间浸泡在高温的变压器油中，可能使触头上氧化膜及油污，触头弹簧压力降低等现象。运行中也出现分接引线的接头与分接开关的柱头连接松动的现象。6.2检修步骤和要求。分接开关的检修在变压器身吊出或吊起钟罩式油箱后进行。首先将罩在分接开关上的绝缘筒向上移动，而露出分接开关的触头部分。检查触头部分是否有松动现象。如无缺陷可用浸有酒精的布擦洗触头各部位，以除掉氧化膜及油膜等。检查动触头（环）和触柱的压力是否足够，并可用手指按压试之。各触头（环）的压力应基本均匀，如有压力过小的应更换弹簧。如分接引线的丝头松动，则应将其旋紧。当分接开关有严重烧伤时，就必须更换。6.3验收：为了检查分接开关的检修质量，首先进行外观检查。触头部分接触良好，无污物，转动灵活，紧固部件无松动现象，绝缘良好，绝缘距离符合要求，指示位置正确，最后必须测量绕组各分接位置的直流电阻，并与原始记录和标准比较合格（同温度下）。全部工作完毕后，将绝缘筒放下来。6.4有载分接开关6.4.1电抗式有载分接开关6.4.1.1可能出现的缺陷及原因。切换开关由于多次切、合负载电流造成触头烧伤，而使导电回路电阻增大。切换开关箱（又称闸箱）的绝缘油容化，使油耐压水平降低。选择开关发生故障的可能性很小。6.4.1.2检修步骤及要求。切换开关通常装于变压器油箱外部的独立油箱，其油与本体不相通，首先打开箱盖入出其不意切换开关箱的油，如切换开关的铜钨触头烧伤不严重，可用细砂布轻轻打磨烧伤的接触面，使其平整。如烧伤严重则应更换铜钨触头。检查软引线连接是否有松动现象，如有应紧固，然后用清洁合格的变压器油冲洗切换开关本体及油箱的油泥等污物，待进行电气试验和验收后，注入合格的变压器油并盖好油箱上盖密封好。如变压器吊芯时，还应检查选择开关的触头接触是否良好，分接引线连接是否松动，安装紧固件是否有松动现象等，电抗器线圈绝缘是否良好，各部分紧固是否良好等。6.4.1.3验收，外观检查，触头应接触良好，接触面应平整、清洁，紧固可靠，动作灵活，触头的接触压力为8-10kg，开关箱与变压器油箱间的密封良好。在上述检查后进行有载开关各分接线圈直流电阻测量，测量结果均应合格。检修工具和电气试验的铜线等不应遗忘在切换开关箱。6.5套管检修6.5.1大型主变压器低压侧瓷套管检修变压器低压侧瓷套管结构比较简单，通常的检修项目和步骤如下：6.5.1.1检查瓷套是否有裂纹和损伤，表面是否有放电痕迹。6.5.1.2对于导杆式套管，导电杆应无过热变红现象，套管顶部的密封胶垫损坏时应进行更换。....
...6.5.1.3检查导电杆的绝缘纸管和固定导电杆的绝缘胶木垫应完整无损。6.5.1.4检查浇注式套管的法兰浇注处是否有渗油现象，如有应重新浇注。6.5.1.5处理检查出来的缺陷后，清洗套管及各部件，并擦干净，然后进行组装。6.5.1.6组装后的套管应进行油压试验，以检查其密封效果。6.6110KV套管检修6.6.1老式的充油套管顶部通气孔与大气相通，因此潮气和某些有害气体易侵入套管部，使油质劣化，严重的还可使部的绝缘筒受潮。油纸电容式套管虽然全密封，油量很少，但运行中受温度影响，长时间运行后，也会出现油质的化学性能变坏，个别的套管由于顶部密封不良也有使电容芯子严重受潮的可能。6.6.2套管接头（将军帽）既与引线铜头连接起导电作用，又起密封作用，二者很难兼顾。有时应形成烧连现象。6.6.3对于套管油不合格或部轻微受潮的套管，一般进行换油处理即可消除缺陷，对于部严重受潮或严重渗漏油的套管则一般采取解体干燥及解决密封缺陷。6.6.4套管换油步骤（110KV套管为例）6.6.4.1将套管放在专用支架上，做换油前的电气试验和油化验。6.6.4.2打开套管底部的放油阀，电容式套管还应打开顶部的注油阀，以便迅速将油放掉。6.6.4.3从注油孔引下一根注油管到压力油罐，将压力油罐出油管阀门打开。在罐气压作用下，各格的油便沿注油管不断流入套管，然后又从底部放油孔流出。这样不断地冲洗套管部，直到清洁干净为止。6.7油箱检修在检修时，首先拆除可拆卸的各零部件，然后清洗油箱外壁、箱底、箱盖及各法兰处的油泥等污物。在经过清理以后油箱及大盖，应尽快在油箱壁及大盖底面刷一层绝缘漆，以防锈蚀，对保护变压器油的油质也有好处。油箱表面及箱盖上面应涂刷防锈底漆和灰漆。检修后，油箱暂放置时，如在露天存放则应将箱盖盖好，各法兰孔应用临时盖盖上。待蝴蝶阀、主阀门、防爆筒检修后，待油箱安装时，都必须用新的密封件。6.8冷却装置的检修变压器的冷却装置随变压器容量的大小而有很大差别，仅就冷却装置的主设备：散热器、风扇电机等说明其检修容方法及要求。6.8.1散热器的检修散热器是变压器发生渗漏的主要部件之一，因此散热器的检修以处理渗漏缺陷为主要容。同时也要清洗散热器部，防止散热器部的杂质随油流进入变压器部造成变压器部故障。此外清洗散热器外部，以提高其散热效果。6.8.2风扇电动机的检修风扇电动机在运行中处在风吹、雨淋、日晒和灰尘条件下，因此出故障机会比较多，常见的故障有因防雨罩、引线端盖密封不良而进水，使绝缘水平降低，以致烧毁绕组；还有因保护不当而造成单相运行也会烧坏绕组，运行时间长，轴承润滑油变质，使磨损严重，此外还可能有其它一些故障。风扇电动机在检修时要进行解体大修。风扇电动机在从变压器上拆下之前，先拆掉电源线，再拆去扇叶，以防碰坏扇叶和使扇叶角度变化，然后拧下固定螺栓，拆下电动机解体步骤如下：6.8.2.1....
...拆掉轴承端盖的螺丝及密封小盖、拆掉两个端盖与机座的固定螺丝，然后用锤轻轻打击两端盖，取下端盖。如轴承松动，可将轴承取下；解体后，如绕组有损坏，则应按一般电动机的检修步骤更换绕组，如轴承损坏应用新的轴承。然后用扁铲将机壳及两端盖的止扣处的漆膜及污物清理干净。用毛刷、汽油刷洗两端盖的轴承座及转子端的的轴头。其它零件也要清洗干净，然后就可进行组装。组装后的风扇电动机用手旋转电动机轴应灵活无磨擦，将检修后的风扇电动机安装在原位置上。6.8.2.2检修后的风扇电动机要做电气试验，测量绕组绝缘电阻及电动机空载试验，合格后才能投入运行。6.8.3吸湿器的检修6.8.3.1将吸湿器从变压器连通管上拆卸下来，然后将底罩先旋下来，并放掉所盛的变压器油，旋下中间紧固螺杆上的螺母，将底座和玻璃管取下来，如硅胶已变为粉红色，说明已经失效，将硅胶倒掉。6.8.3.2检查上法兰与连接管是否通气，如不通气应进行处理，以保证气路畅通。否则吸湿器将不起呼吸的作用。解体后将各部件清理干净，更换各胶垫，然后回装，换上新的变色硅胶，紧固时不要用力过猛以防玻璃管被紧坏。6.8.3.3底罩盛以适量的变压器油作为油封。....
...SN10-10型断路器检修规程1主题容和适用围本标准规定了**水电厂10KV户SN10-10型少油开关的检修要求和工作规。本标准适用于本厂所有SN10-10型少油开关（以下简称“断路器”）的检修工作。2引用标准能源部电力司：SN10-10少油断路器检修工艺。3技术数据1.3.1SN10-10少油断路器技术数据，见附表1。1.3.2CD10电磁操动机构技术数据，见附表2、附表3。1.3.3SN10-10少油断路器主要调试数据，见附表4。4检修周期及检修项目4.1检修周期4.1.1大修：安装断路器投入运行一年后应进行一次大修。正常运行的断路器三年至四年应进行一次大修，已按大修项目进行临时性检修的断路器的大修周期，可从该次临时性检修日期起计算。4.1.2小修：每年至少进行一次小修。断路器大修后未超过半年者，可进行小修。4.1.3临时性检修：4.1.3.1开断路器的次数达到下表规定时，应进行临时性检修。SN10-10断路器允许短路开断次数断路器型号短路容量与断路器额定开断容量之比值0.8～1.00.5～0.80.5及以上SN10-10ⅠⅡ612SN10-10Ⅲ3694.1.3.2开断正常负荷达200-300次时，应进行临时性检修。4.1.3.3当存在严重缺陷，影响断路器继续安全运行时，应进行临时性检修。4.2检修项目4.2.1大修项目4.2.1.1断路器单极分解检修4.2.1.2框架的检修4.2.1.3传动连杆的检修4.2.1.4操动机构的分解检修4.2.1.5调整与试验4.2.2小修项目4.2.2.1操动机构连板系统检查、清扫、加油。4.2.2.2电气控制回路端子紧固。4.2.2.3传动部分轴销检查，加油及螺栓紧固。4.2.2.4绝缘子及绝缘筒外壳清扫、检查，接线端子螺栓紧固。4.2.2.5根据存在缺陷进行针对性处理。4.2.2.6传动检查和操作试验。4.2.2.7测定最低分闸电压。....
...4.2.3临时性检修项目4.2.3.1根据开断路器次数及开断正常负荷的次数，检查动静触头并换油。4.2.3.2根据需要确定的临时性检修项目。4.3检修的准备工作4.3.1检修前准备工作4.3.1.1根据运行和试验中所发现问题，明确缺陷和检修容、重点项目及技术措施等。4.3.1.2准备所需工具、材料、配件等。4.3.1.3讨论落实任务，作好人力、进度安排。4.3.1.4准备好施工用交、直流电源、检修记录等。4.3.1.5办理工作票手续，作好现场安全措施。4.3.2停电后的外部检查、测试及其它事项4.3.2.1根据存在问题，检查有关部位测定必要的数据。4.3.2.2检查各部密封情况，查看渗漏油部位，作好记录。4.3.2.3检查断路器外观，如接线端子、绝缘筒、柜架、接地线等。4.3.2.4进行手动及电动分、合闸操作，检查各传动部件的动作是否正常。5检修工艺及质量标准5.1断路器的分解检修5.1.1断路器的分解：拧下底部放油螺栓，将没班出拆扑上、下接线端子引线，用六角板手拧下、下帽装配与上接线座间的四只六角螺栓，取下上帽装配，静触座装配及绝缘套筒，旋下上压环，取出灭弧室装配，用专用工具拧下下压环上的四只角螺栓，取下绝缘筒装配及下接线座装配，拆开绝缘拉杆与基座外拐臂的连接，提起导电杆，并卸下与基座部连板连接的连接销，抽出导电杆装配，必要时拧下固定基座装配的螺栓，将基座装配从支持绝缘子上取下，一般可不拆卸。5.1.2上帽装配检修：取下排气孔盖取下油气分离器拧下回油阀，如回油阀密封不严，可用小锤轻敲一下，使其有可靠的密封线，质量标准：各排气孔道畅通，回油阀动作灵活，钢珠密封可靠，两边相上盖的定向排气孔与中间相定向排气孔间的夹角为45度。5.1.3静触座装配检修：分解静触座并清洗、检查，触指如有轻微烧伤可用细锉O#砂布修整，烧伤严重时更换，检查触头架与触座的接触面及触座与触指的接触面有无烧伤痕迹。若轻微烧伤可用O#砂布打磨处理；检验逆止阀密封情况，检查弹簧片有无变形和损坏等，质量标准：触指导电接触面应光滑平整，触头架与触座间接触应紧密，触座与触指接触应紧密，不应有烧伤痕迹，弹簧片弯曲度不超过0.2mm，在装复时SN10-10ⅠⅡ断路器弧触指必须装在隔栅压有特殊标志处，如隔栅上无特殊标志，则必须将弧触指装于对准横吹弧道的方向。5.1.4灭弧室装配检修：用合格绝缘油清洗灭弧片等，如有烧伤用O#砂布轻轻擦拭弧痕，严重时更换，质量标准：灭弧片表面应光滑平整，无裂纹及损坏，灭弧片孔径合格，绝缘件无烧伤损坏。5.1.5绝缘筒装配检修：分解并清洗绝缘筒各部件，检查下压环与绝缘筒连接用弹簧有无变形，质量标准上接线座不应有砂眼、裂纹及渗油等现象，下压环应完整无损，弹簧应无压扁变形。5.1.6下接线座装配检修：分解并用合格绝缘油清洗下接线座各部件，检查导电条与下接线座接触是否紧密，是否有烧伤痕迹，检查滚动触头轴杆两端铆固情况及滚轮动作情况。质量标准：滚动触头的滚轮转动应灵活，轴杆不应弯曲，两端应铆固，各部件齐全。5.1.7....
...导电杆装配检修：在动触头卸下时，应检查导电杆的螺纹及部弹簧是否变形，检查导电杆与缓冲器的铆接是否牢固，缓冲器下端口有无严重撞击痕迹。如有严重撞击痕迹，应查出原因予以消除，质量标准：紫铜部分不应有烧伤，连接紧密牢固，弹簧应无断裂及严重锈蚀。5.1.8基座装配检修：拧下正面突起部位的特殊螺栓，用专用工具打下转轴上的弹性销，慢慢旋出转轴，然后取出基座的拐臂、连板等，用专用工具拧开转轴密封的螺纹套，取出铜垫圈及骨架密封圈，卸下油缓冲器活塞杆，清洗各部件，检查轴销、开口销是否齐全完整，拐臂、连板是否有变形，铆钉是否牢固，橡胶制动块是否完整，更换骨架密封圈时应将唇翻过来仔细检查有无破损，质量标准：转轴与外摇臂上的销轴不平行度≤0.3mm，骨架密封圈不应损坏。5.2框架装配检修5.2.1主轴和轴承加注润滑油，如轴向窜动过大时，可用垫圈调节，检查主轴与垂直连杆拐臂的连接是否良好；检查绝缘拉杆表面有无放电痕迹，漆膜有脱落时应重涂1032绝缘清漆。质量标准：拐臂不应松动，8×60弹性销（或8×70圆锥销），不应有退出现象，不许用止钉或螺栓代替弹性销及圆锥销。5.2.2框架及分闸限位器检修：检查框架各组件的焊接是否牢固，安装是否正确完好，如焊口有开裂或假焊应进行补焊，框架安装不正应重新调整找正，检查分闸限位器及支架是否完好，装配是否正确。质量标准：分闸限位器支架不应变形，橡胶板与钢垫片用隔片交替相间安装。5.2.3分闸弹簧及合闸缓冲弹簧检查：分闸弹簧及合闸缓冲弹簧应无严重锈蚀及永久性变形、损坏等。5.2.4传动连杆检修：检查垂直连杆上下接头焊吸螺纹是否完好，焊口不良时进行补焊，螺纹损坏的应更换。检查水平连杆与拐臂的连接是否牢固，拐臂有无裂纹及损坏，检查各轴孔、轴销、轴承等有无严重磨损现象，质量标准：连杆及接头无弯曲变形，两端紧固螺栓帽应齐全，螺纹不应乱扣；水平连杆不应弯曲，拐臂与水平连杆的连接必须用圆锥销不许用止钉或螺栓代替，且连接必须牢固，圆锥销不应有退出现象，拐臂应无裂纹、损坏，轴孔、轴承、轴销无严重磨损。轴孔及轴承与销、轴的配合间隙不应超过0.3mm。5.2.5电磁操动机构的检修：5.2.5.1连板系统检修：用汽油清洗各零件、检查拆下的各轴销、连板、支架、滚轮、拐臂、扭簧等有无弯曲、变形、磨损等，将机构置于合闸位置后，检查滚轮轴在支架上的位置是否符合要求，支架两脚是否在同一平面上。如两脚不平时，可锉磨支架和机座的接触面或加点焊调平。质量标准：各零件应无变形损坏，焊缝无裂纹，双连板铆钉不应松动，轴销与轴孔配合间隙不应大于0.3mm，各轴销窜动量不应大于1mm，滚轮轴扣入深度应在支架中心±4mm围，支架两侧上端应同时接触滚轮轴，两脚应同时接触机座。5.2.5.2调整与试验：如果H尺寸不合格，可调整绝缘拉杆及副筒连杆的长度，使H尺寸达到上限值。将断路器进行手动慢分、测量导电杆行程，必要时增减限位器垫片数量进行调整，使之达到下限值，并有一定的高度。将各相基座注满合格绝缘油，进行电动分、合闸操作，复测动触杆行程及H尺寸，不合格时再次进行调整，质量标准参见SN10-10“少油”断路器主要调试数据。主要试验项目有：每相导电回路电阻，断路器分、合闸时间，合闸接触器的最低动作电压、最低分闸电压，断路器分、合闸速度，质量标准参考“SN10-10少油断路器主要调试数据”。....
...附表1SN10-10少油断路器技术数据序号名称单位数据SN10-10ⅠSN10-10ⅡSN10-10Ⅲ1额定电压kV102额定电流A63010001000250200030003最高电压kV11.54额定频率Hz505额定短路开断电流kA16(20)①31.542②6额定短路关合电流kA（峰值）40(50)801257额定峰值耐受电流kA（峰值）40(50)801258额定短时耐受电流kA16(20)31.5409燃弧时间s≤0.0210一次重合闸无电流时间s0.5——11合闸时间（额定操作电压）sCD10：≤0.2CT8：≤0.1512分闸时间0.65Ue③s≤0.1≤0.1(主筒)Ue≤0.06≤0.07(主筒)1.2Ue≤0.06≤0.07(主筒)13操作顺序分-0.5s–合分–180s–合分分-180s–合分–180s–合分14机械寿命次200015质量断路器本体Kg约100约120约140约170约190三相油质量6891316配用机构型号/质量KgCD10-Ⅰ/57CD10-Ⅱ/62CD10-Ⅲ/80CT8Ⅰ/48；CT8Ⅱ/41CT8Ⅲ/①括号的数字适用于运行电压6kV。②当操作顺序为“分-0.5s–合分–180s–合分”时，短路开断电流为31.5kA。③Ue额定操作电压。....
...附表2序号项目单位要求备注1断路器分闸状态下主轴拐臂与垂线间夹角41见图2-282机构处于合闸状态时水平连杆拐臂与垂线间夹角60见图2-283合闸过冲间隙mm1.0～1.54合闸铁芯空程mm5～105分闸铁芯行程mm310-16分闸铁芯空程mm250-17分闸连板中间轴中心线低于“死点”的距离mm0.5～1要同时满足最低分闸电压的要求8合闸回路辅助触点合闸后断开距离mm>2合闸时主触点接通后再断开CD10电磁操动机构主要调试数据....
...附表3CD10电磁操动机构主要调试数据机构型号配用断路器操动机构电磁铁名称分、合闸线圈的数据型号额定电流(A)额定电压(V)额定电流(A)线圈的段数导线直径(mm)匝数连接方式径(mm)外径(mm)高度(mm)每段线圈20C时的电阻(Ω)CD10-ⅠSN10-10Ⅰ6301000合闸11019611.62325双线并联≥100≤151≤1000.56±0.05220986502.22±0.18分闸110520.351690并≥28≤62≤5844±2.22202.5串CD10-ⅡSN10-10Ⅱ、Ⅲ10001250合闸11024011.81326双线并联≥100≤154≤1000.46±0.042201206521.82±0.15分闸110520.351690并≥28≤62≤5844±2.22202.5串CD10-ⅢSN10-10Ⅲ20003000合闸11031412.26341双线并联≥126≤190≤1330.35±0.032201576821.4±0.12分闸110520.351690并≥28≤62≤5844±2.22202.5串....
...附表4SN10-10少油断路器技术数据序号项目单位数据SN10-10ⅠSN10-10ⅡSN10-10Ⅲ630A1000A1000A1250A2000A3000A1导电杆行程主筒mm145+4-3155+4-3157+4-3副筒—66+4-22电动合闸后导电杆上端面距所指部位距离H上接线座上端面mm135±1.5110±1.5122+1-2触头架上端面—120±1.5136+1-2绝缘筒上端面41±1.5——副筒上法兰上端面———106+2-13灭弧片上端面距所指部位的距离M上接线座上端面mm—135±0.5153±0.5绝缘筒上端面63±0.5——4副触头比主触头提前分开时间①ms—≥105刚合速度②0.85Uem/s≥3.0(10kV时0.8Ue)≥3.8≥4.01.0Ue≥3.5≥4.0≥4.01.1Ue≥3.5≥4.0≥4.06刚分速度②m/s3+3-07三相分闸不同期③ms≤28每相回路电阻μΩ≤100≤55≤60≤40≤25≤179分闸时弹簧缓冲器的缓冲板与套筒的间隙mm20±2510合闸时弹簧缓冲器的缓冲板与套筒的间隙mm4±211断路器空载操作合闸线圈通电流时，端电压为0.65Ue时应能可靠合闸①调整数据达到本表其它项要求时，副触头比主触头提前分开时间不小于10ms的要求即可满足。②刚合、刚分速度分别为触头接触前及刚分后0.01s的平均速度。刚合、刚分点距合闸终止位置定为：SN10-10Ⅰ为25mm；SN10-10Ⅱ为27mm；SN10-10Ⅲ为42mm。SN10-10Ⅲ整体组装调整后只在主筒上测速，不另在副筒上测速。在运行于10kV时，SN10-10Ⅰ的刚合速度“≥3.0”，系操作电压为0.8Ue时的数值。③三相H尺寸之差不超过2mm时，可不另测三相分闸不同期性。....
...ZN28A-10/3150-40型高压真空断路器检修规程1主题容和适用围本标准适用于**水电厂10.5kV发电机出口开关，ZN28A-10/3150-40型高压真空断路器。本标准适用于**水电厂ZN28A-10/3150-40型高压真空断路器（以下简称“断路器”）的检修工作。2引用标准《高压开关状态检修导则》《户高压真空断路器使用说明书》。3技术数据3.1主要技术参数a.额定电压10KVb.最高电压11.5KVc.额定电流3150Ad.额定频率50HZe.额定短路开断电流40KAf.额定动稳定电流(峰值)100KAg.额定热稳定电流40KAh.额定短路关合电流（峰值）100KAi.额定热稳定时间4秒j.额定短路开断电流次数30次k.额定操作顺序0-180S-C0-180S-C0l.机械寿命10000次m.合闸时间不大于0.15秒n.分闸时间操作电压为最高时0.06S额定时0.06S最低时0.08S。3.2机械调整参数a.触头开距11±1mmb.接触行程4±1mmc.三相触头分闸不同期性≤2mSd.触头合闸弹跳时间≤3mSe.油缓冲器缓冲行程10-3mmf.相间中心距275±3mmg.平均分闸速度（接触缓冲器前）1.1±0.2m/Sh.平均合闸速度0.6±0.2m/Si.每相导电回路直流电阻≤40μΩj.动静触头累积允许磨损厚度3mm4检修周期4.1根据发电机大小修的周期进行大小修....
...4.2状态检修4.2.1玻璃或瓷外壳有裂纹4.2.2导电回路异常发热4.2.3断路器动作不正常或出现拒分、拒合4.2.4断路器机械特性不合格4.2.5当断路器在运行操作时出现下列异常情况，应及时进行检查处理。4.2.5.1处于热备用状态的开关，其真空灭弧室有异常响声或异常发光。4.2.5.2真空断路器在热备用状态观察带电显示装置或电压表显示有电。4.2.5.3真空断路器在断开位置，操作隔离开关有电弧或异常响声。4.2.5.4真空灭弧室为玻璃泡，如发现屏蔽罩已氧化，表面由光亮的淡红色变成暗红色。发现上述情况之一，应立即停电对真空灭弧室进行测试，如判断为漏气，应更换真空泡。4.2.6满容量开断次数达到制造厂规定值时，应更换真空灭弧室。4.2.7开断故障电流未达到额定开断电流值的，当其开断次数达到满容量开断次数时，应检查触头的磨损量。4.2.8对开断负荷电流的，其分闸操作次数达到其机械寿命极限值50%时，应检查触头磨损量，极限值根据造厂要求，如无制造厂数据，按5000次计算。4.2.9当导电回路电阻值超标，应对导电回路及接头进行检查及处理。如真空灭弧室断口间接触电阻超标，应作相应检查及处理，必要时更换真空灭弧室。4.2.10检查触头磨损量，如达到厂家规定值，应更换真空灭弧室，如无厂家规定，其磨损量按2.5mm要求。4.2.11断路器的绝缘电阻值与上次试验结果比较有显著下降时，应结合其它试验项目的情况确定处理方案。4.2.12真空灭弧室工频耐压不合格时或真空度检测不合格时，应更换真空灭弧室。绝缘件工频耐压不合格，则更换绝缘件。5真空灭弧室的装配与调整5.1拆卸真空灭弧室：断路器分闸→拆下导向板→拆下拐臂→拆下导电夹紧固螺钉→拧下固定螺栓→取下真空灭弧室。5.2安装真空灭弧室：断路器分闸→真空灭弧室座入下支架并拧紧下固定螺栓→装上动端支座→拧紧上固定螺丝→拧上导电夹紧固螺钉（注意导电夹下端面顶住导电杆台阶）→装上拐臂→装上导电板。在安装导杆时，使导杆上端部伸出导向板5±1mm。安装真空灭弧室紧固件紧固后，灭弧室不应受弯距，灭弧室弯曲变形不得大于0.5mm。上动端支座安装时，旋紧上固定螺钉后上动端支座与灭弧室导向套间，间隔应为0.5-1.5mm。5.3调整接触行程和三极合闸同期性。断路器分闸，测量接触行程，然后分闸调整接触行程，调整接触行程调整螺栓，以调整接触行程。该螺丝旋出1/2周接触行程增加0.625mm反之减少0.625mm，调至接触行程4±1mm为止。接触行程调整后通电操作，用电动力分合闸操作并测试三极合闸同期性，如不能满足标准，可分别调整各级触头接触行程，使合闸同期性不大于2mS。5.4调整触头开距：增减调整垫片，使触头开距达到标准值。在调整接触行程和触头开距时，调整输出杆的长度，可只改变接触行程而不改变触头开距，必要时可同时调整输出杆长度，使调整更加方便。....
...6CT19B弹簧操作机构检修6.1CT19B弹簧操作机构安装与调整：安装时先将机构本体用12M螺栓固定在开关柜面板或相应的支承物上，再装置水平传动大轴、大轴转动必须十分灵活，不得有阻滞的感觉，最后装上机构输出轴和水平传动大轴连接用的输出推杆，装上水平传动大轴和真空断路器之间的连接杆。安装机构的开关柜面板或相应的支承物应平整并具有足够的强度和刚度，机构安装后不应有明显的倾斜，不应产生影响机构灵活运动的变形。机构与断路器之间的连接应在断路器和机构都处于分闸位置进行，机构与断路器联接之后，应先进行慢分慢合动作，可用板手通过转动机构输出轴端的人力合闸接头来实现。人力操作时，注意不要强行合闸到位，以免损伤机构，当机构处于分闸位置时，调整联接件及断路器分闸限位，使机构的分闸限位拐臂与分闸限位轴销之间有2-4mm间隔，此时，机构的输出转角为50-55度，应特别注意的是不可用机构的分闸限位拐臂和分闸限位轴销作断路器的分闸限位，否则可能造成这两个零件的损坏，当机构分闸限位拐臂和分闸限位轴销距离过大时可能导致机构拒合。机构在分闸位置已储能时，扣板应运动在脱离分闸半轴位，使分闸半轴完全自由复位，否则说明分闸位置调整不到位。6.2使用与维护：使用前先核对机构上的电动机、脱扣线圈等的额定电压（电流）是否与要求相符；检查机构是否有因运输或保管不善造成的零部件损坏、紧固件松懈，线头脱落等。同时应在机构各个传动部件磨擦表面进行适当润滑（凸轮连杆机构轴销、脱扣器扣接表面、齿轮啮合面）滚动轴承出厂前已填充润滑脂，切忽再加润滑油，机构使用期间每半年进行一次润滑。应根据实际工作情况对机构定期检修，检修时应先将合闸弹簧能量释放，释放合闸弹簧能量的方法是带断路器进行一次“合、分”闸操作（这时要将电机电源切断，防止再一次储能）。机构具有合闸操作的机械联锁，只有当输出轴处于分闸位置时才能进行合闸操作，因此，当机构在未连断路器而合闸弹簧又已储能的时候，应先将机构输出轴调到分闸位置，而后进行空载释能操作。应检查机构动作是否正常。有无卡阻或紧固件松动情况，检查行程开关和辅助开关位置和接点是否正常。关轴和扣板之间的扣接量在出厂前已调整好，如有松动应重新调整半轴上的复位停档螺钉，使扣接量在2mm左右。6.3故障处理：由于工作环境恶化或者维护以及另部件质量及装配方面问题，机构有可能出现动作故障，一般应向制造厂咨询。简单的可能考下面的方法处理：6.3.1电动机工作但不能储能——电机电源极性接反。6.3.2分合闸电磁铁不动作——引线断路。6.3.4半轴动作机构拒合——润滑掣子及滚子锁轴，如果储能不到位，则调整行程开关。6.3.5半轴动作机构拒分——润滑扣板连杆锁轴，及断路器传动部件。....
...LTB145D1/B型SF6断路器检修规程(试行)1主题容和适用围本标准规定了LTB145D1/B型SF6断路器的检修维护要求和工作规。本标准适用于本厂LTB145D1/B型SF6断路器检修工作。2引用标准DL/T63-997六氟化硫电气设备运行试验及检修人员安全防护细则ABB高压开关设备LTB72.5-170D1/B产品手册DLT739-2000LW-10型六氟化硫断路器检修工艺规程Q/001-127.02-2000高压开关状态检修导则3六氟化硫电气设备运行试验及检修人员安全防护规定3.1SF6断路器工作的安全防护：不允许接通SF6断路器的控制电源和加热器电源，释放已储能的弹簧能量，方法为：断开电源后进行一次合闸操作，一次分闸操作，或者用摇把反向转动操作机构的驱动轴，来释放能量；在将气室压力降至绝对压力0.125Mpa之前，严禁在瓷套或高压部分工作也不能运输或从构架上拆卸断路器柱，在打开压力室前，气体压力应该安全降至大气压力，因为通常的工作压力为0.7Mpa，瓷套的损坏会导致破裂；未使用的SF6是无毒无色无味的，由于它比空气密度大，易于聚集在低处，如：电缆沟、槽等，如若SF6气体泄漏，千万不能进入低处，以免缺氧导致窒息。3.2SF6新气的安全使用和充装时的安全防护：SF6新气中可能存在一定量的毒性分解物，在使用SF6新气的过程中，要求取安全防护措施。制造厂提供的SF6气体应具有制造厂名称、气体净重、灌装日期、批号及质量检验单，否则不准使用。装有六氟化硫气体的钢瓶不许靠近热源或受曝晒，使用过的六氟化硫气体钢瓶应关紧阀门，戴上瓶帽，防止剩余气体泄漏。户外设备充装六氟化硫气体时，工作人员应在上风方向操作，室设备充装六氟化硫气体时，要开启通风系统，并尽量避免和减少六氟化硫气体泄漏到工作区，要求用检漏仪做现场泄漏检测，工作区空气中六氟化硫气体含量不得超过1000μL/L。3.3设备运行中的安全防护：工作人员不准单独和随意进入设备安装室，进入设备安装室前应先通风20min，不准在设备防爆膜附近停留，工作人员在进入电缆沟或低位区域前应检测该区域的含氧量，如发现氧含量低于18%时，不能进入该区域工作。设备SF6气体的定期检测参照《电力设备预防性试验规程》进行。如发现气体中毒性分解物的含量不符合要求时，应采取有效的措施，包括气体的净化处理，更换吸附剂，更新SF6气体、设备解体检修等，气体采样操作及处理渗漏时，工作人员要穿戴防护用品，并在通风条件下采取有效的防护措施。3.4设备解体时的安全保护：....
...对欲回收利用的六氟化硫气体，需进行净化处理，达到新气标准后方可使用，对排放的废气，事前需作净化处理（如采用碱吸收的方法）并达到排放标准，设备解体前，应对设备SF6气体进行必要的分析测定，根据有毒气体含量，采取相应的安全防护措施。设备解体工作方案，应包括安全防护措施。设备解体前，用回收净化装置净化SF6运行气，并对设备抽真空，用氮气冲洗3次后，方可进行设备解体检修。解体时，检修人员应穿戴防毒面具。设备封盖打开后，应暂时撤离现场30分钟。在取出吸附剂，清洗金属和绝缘零部件时，检修人员应穿戴全套的安全防护用品，并用吸尘器和毛刷清除粉末，将清出的吸附剂，金属粉末等废物放入酸或碱溶液中处理至中性后，进行深埋处理，深度应大于0.8m，地点选在野外边远地区、下水处。工作结束后使用过的防护用具应清洗干净，检修人员要洗澡。3.5处理紧急事故时的安全防护：当防爆膜破裂及其他原因造成大量气体泄漏时，需采取紧急防护措施，并立即报告有关上级主管部门，发生防爆膜破裂事故时应停电处理。喷出的粉末，应用吸尘器或毛刷清理干净，事故处理后，应将所有防护用品清洗干净，工作人员要洗澡，SF6气体中存在的有毒气体和设备产生的粉尘，对人体呼吸系统及粘膜等有一定的危害，一般中毒后会出现不同程度的流泪、打喷嚏、流涕、鼻腔咽喉有热辣感，发音嘶哑、咳嗽、头晕、恶心、胸闷、颈部不适等症状，发生上述中毒现象时，应迅速将中毒者移至空气新鲜处，并及时进行治疗。要与有关医疗单位联系，制定可能发生的中毒事故的处理方案和配备必要的药品，以便发生中毒事故时，中毒者能够得到及时的治疗。4检修周期与项目4.1大修周期（参见GB/T8905）已按大修项目进行临时性检修的断路器，其大修周期可以从该次临时性检修的日期起算。4.2小修周期4.2.1非主要检查性小修周期为2-4年。4.2.2主要检查性小修周期为14-16年。4.3状态检修：对实行状态检修的每台高压开关本体以及机构，如发现有下列缺陷，应作检查或检修处理：a.瓷套、外壳破损或金属部件锈蚀。b.导电回路异常发热。c.断路器动作不正常或出现拒分、拒合。d.断路器机械特性不合格。e.配合停电机会，检查瓷套与金属法兰浇装处防水密封硅脂是否老化破损，如有问题应及时补修。f.SF6气体异常泄漏，应确定泄漏部位，视漏气严重程度作相应处理。g.SF6气体含水量超标，应进行换气及干燥处理。如半年经两次及以上处理仍不能解决，宜进行大修。h.满容量开断次数达到制造厂规定值时，应进行检修，如不能解体检修的，应更换本体。i.等效开断次数或累计开断电流值达到本标准极限值时应进行检修，如不能解体检修的应更换本体。j.当等效开断次数或累计开断电流值达到极限值的50%时，应进行预防性试验项目的检查，在有条件的情况下，可采用新的测试方法，检查触头磨损量，如动态电阻测试，以确定是否需要检修。k.当断路器导电回路电阻值超标时，应结合负荷电流故障电流大小及开断情况综合分析，以确定开关的检修方案。l.合闸电阻值不合格。m.断路器绝缘电阻值与上次试验结果比较有显著下降时，应结合其它试验项目的情况确定处理方案。n.工频耐压不合格时，如确定是断路器支持绝缘件或拉杆耐压不合格，则更换绝缘件或拉杆。4.4大修项目....
...4.4.1气体的抽空。4.4.2拆下并运输断路器柱。4.4.3断路器柱的解体检修。4.4.4断路器柱的安装。4.4.5拆卸运输灭弧单元。4.4.6灭弧单元的解体检修。4.4.7灭弧单元的安装。4.4.8充气。4.4.9操作机构检修。4.4.10测试和重新运行。4.5小修项目4.5.1非主要性小修项目：a.瓷套检查。b.外部金属部件检查。c.操作机构箱。d.气体密度计检查。e.螺栓连接部位检查。4.5.2主要性小修项目：a.机械部分检查。b.螺栓连接部位检查。c.报警功能检查。d.SF6气体的水分含量检测。e.主回路电阻检测。f.弧触头烧损检测。g.测试操作及性能参数。h.SF6气体泄漏检测.4.6临时性检修可根据具体情况决定检修项目。5检修工艺和要求5.1大修的准备工作5.1.1检修应具备的条件：检修人员必须了解SF6气体的特性和管理知识，熟悉断路器的结构、动作原理及操作方法，应有一定的电工安全知识和机械维修经验。检修应在清洁的装配场所。检修所需配备的主要仪器、设备和材料参见ABB高压开关设备“产品手册”。5.1.2检修前的准备工作：根据运行和试验中发现的问题，制定书面执行计划，确定检修容，明确检修重点并制定技术措施，工作人员按规定做好3.3各条的防护措施以及其它注意事故。做好排放SF6气体及更换吸附剂的准备工作。5.1.3解体前的准备工作根据存在问题，检查有关部位、测定必要数据。检查各部件密封情况，查找漏气部位并做好记录。检查断路器外观，进行手动分、合闸操作，检查各传动部件的动作是否正常。5.2检修工艺及质量标准5.2.1气体的抽空：....
...用气体处理设备抽出断路器的SF6气体，直至真空，并将气体过滤压缩以便重新使用。抽真空后将断路器部充以一个大气压的干燥的氮气，然后拆卸并运至车间准备大修。注：拆下断路器的高压导线和抽空断路器的气体可以同时进行。5.2.2拆下并运输断路器极柱注意拆下并运输断路器极柱之前，释放操作机构的合闸弹簧储存的能量：5.2.2.1从断路器柱上松开气体连接头，注意应先松开三个断路器柱与SF6气体的连接管的连接螺栓，至逆止阀的凹槽外，然后完全松开连接螺栓。检修期间用气阀盖压紧逆止阀。5.2.2.2拆下操作机构和断路器柱之间、断路器柱之间的拉杆和保护管。在拆下拉杆前，必须使分闸弹簧释能：用一把大板手固定住弹簧轴，同时拆下连接器的销钉，不要松开锁紧螺母和调整螺栓。5.2.2.3在断路器柱顶部法兰下，放一吊绳，准备吊起断路器柱。然后松开断路器柱底部的四个紧固螺栓。5.2.2.4吊起断路器柱将它小心地放在运输车上，并将它水平固定好。断路器柱下的支持物应选用弹性材料，像多孔的泡沫塑料，如果可能使用原来的包装材料。5.2.2.5将断路器柱运至车间或一个新地点，应十分小心以防损坏绝缘瓷套。5.3断路器柱的解体5.3.1准备工作将断路器柱垂直放在一个适当的支持物上，为了避免空气中的水份与断路器柱的粉尘长时间地接触，整个解体和清洁工作应有计划地顺利进行，不要延迟。注意：清洁期间应穿戴工作服和防护手套。当拆开断路器柱时，若其部有形成的残余物，工作人员还应戴上有过滤装置的防护面具，以防吸入微小的尘埃和酸气，接下来拆开上支柱，如果发现部有粉末状的分解物，必须清除掉，可以用真空吸尘器吸出粉末，也可仔细擦揩拆开的部件，在清洁各密封表面时必须特别小心，用毛布沾溶剂擦试，注：如果大修需在较长的时间（多于一天）清洁过的部件必须放在塑料袋中防止灰尘污染。清洁过的绝缘瓷套也应用塑料带封口。5.3.2解体5.3.2.1反时针转动操作拐臂至触头闭合位置。松开灭弧室与支柱间的螺栓，使灭弧室最大能提升120mm，以便拆下销钉。然后将灭弧室整个提起，将下法兰放在木方上，以便能操作下面的螺栓。5.3.2.2打开顶盖，取出填充干燥剂的罐，将它弃于适当的容器作化学垃圾处理。5.3.2.3将顶部法兰和上集流器一起拆下。5.3.2.4松开下法兰下面的两个螺栓，并小心地吊起灭弧室绝缘瓷套，小心地清洁灭弧室绝缘瓷套的臂及密封面。5.3.2.5从传动室上拆下支持绝缘瓷套。注意不要碰坏绝缘操作拉杆。清洁部和密封面。5.3.2.6只有绝缘操作拉杆损坏，需要更换时，才可以拆下销钉，将绝缘操作拉拆下。如果没有损坏，则应保留在传动装置上。5.3.3触头的更换决定是否更换触头的标准是根据特氧隆的烧损情况.如果喷嘴径超过24mm,则所有触头都必须安全更换。5.3.3.1上部集流器：请按照下面的说明处理触头表面。a.铜表面铜表面必须清洁并避免发生氧化、如果有必要采用无毛布或钢刷清洁。清洁所有的散落颗粒和灰尘。b.铝表面用钢刷或砂布擦拭铝触头表面、然后立即用干的无毛布清除触头表面的散落颗粒和灰尘，涂上一套薄薄的凡士林。这些工作应在清洁后五分钟完成，装配工作应在15分钟完成，注意：导电膏只能用在连接处；不能用在分断单元部。....
...5.3.3.2自动式压气缸：从下部集流器取出整个自动式压气缸，更换新的自动式压气缸，请按照下面的说明处理触头表面。镀银动触头表面。用SctchBritec（一种抛光钞布）轻缓地磨光，用软的无毛布拈溶剂清洁。5.3.3.3下部集流器如果镀银弹性触头的镀银层磨损，则需更换。将弹性触头从他们的槽中拆下，同时按自动式压气缸中的方法处理槽表面，如果特氟隆已损坏，将它更换。5.3.4传动装置的修理擦揩机构室,更换所有的密封圈。用润滑时“s“润滑密封圈，密封圈的空间，以润滑脂填充。检查两个球轴承，转动球轴承，以使它们的密封圈对气室，安装操作轴，使它穿过部操作拐臂，且密封圈压入其中有密封圈槽的衬套。要保证密封圈是无损伤地放入槽中的。5.3.5脱扣装置的修理拆下分闸弹簧室上的盖子,记下拐臂在轴上的位置,然后取下拐臂,松开轴承支撑板,从盘簧中取出轴,松开紧固螺钉,从分闸弹簧室中取出盘簧,检查并用“G”号润滑脂润滑所有球轴承，检查弹簧无腐蚀并清洗，用“L”号润滑脂进行盘簧层间润滑。放回盘簧，用规定力矩拧紧螺钉、锁紧矩形垫。安上轴及轴承支撑板，将操作拐臂装回原位。在断路器柱重新装配完毕。连杆系统调校,固定之后,重新安上盖子。5.4断路器柱的组装5.4.1静密封在装配断路器柱时，首先要清洁密封表面，清除密封面上的油垢。检查所有密封表面，在放置“O”型密封圈的槽和其它密封面上，都不能有任横贯的划痕。利用细砂布磨掉细木的划痕。打磨时应顺着密封线方向运动，不要做横向运动。注意：重新组装断路器时，要更换所有的密封件。为了更易地安装密封面和防止密封面腐蚀，采用“G”号润滑脂在密封面和O形密封圈上涂以一薄层。但不要使用过量的润滑脂、以防止其渗入断路器柱部的法兰表面，以防止湿气进入横柱和隙间腐蚀的发生。5.4.2动密封清洁并检查密封表面，并按如下顺序安装好：5.4.2.1开始组装断路器柱，将操作绝缘拉杆用销钉连至传动装置上。5.4.2.2将O形圈放入机构箱上相应的槽。5.4.2.3小心地吊起支柱绝缘子，确保不损坏绝缘操作拉杆用螺丝将支持绝缘子固定在机构箱上、用190Nm的力矩，拧紧螺栓。5.4.2.4将连有自动式压气缸和法兰的下集流器放在木头上。将两个O型密封圈安在法兰的密封槽上。5.4.2.5吊起灭弧室瓷套，确保瓷套下部边缘没有碰到电流器路的螺栓。并用手指扭紧螺栓。5.4.2.6检查上部集流器的弧触头与消弧罩是否同心、误差不超过±1mm。5.4.2.7将两个O型密封放入法兰下面的槽，密封圈应涂上润滑脂G。5.4.2.8放低上部集流器，调整它动静触头同心。灭弧喷嘴的边缘不能挤压特氟隆塑料上部。集流器到灭弧室瓷套表面的距离不能小于20mm。可以调整上、下集流器法兰和相对于灭弧室瓷套的位置。调整同心后，以22.5Nm扭紧螺栓。并用79nm的力距扭紧上部法兰螺栓。5.4.2.9为了防止触头的污染和氧化，大修后应尽快组装密封好，充好SF6气体。5.4.2.10从盒中取出一个新的活性的干燥剂容器，将它放入灭弧室，并用螺栓立即安上防尘盖。5.4.2.11立即吊起灭弧单元。拉起压气缸拉杆至完全拉出位置。....
...5.4.2.12将两个双密封圈放入法兰下的相应位置。5.4.2.13用销钉将压气缸操作拉杆和绝缘操作拉杆连接上，销钉用U形长位。小心地将灭弧单元放在支持绝缘瓷套上，用79Nm的力矩紧固螺栓。5.4.2.14从气瓶向断路柱充以SF6气体、直气压力达到断路器的规定值。用检漏仪或肥皂水检查气密性确保所有的绝缘套管端部连接外和封盖都已密封好。充气时应遵照上面安全条款规程去做。在将断路器从车间运至安装现场之前、将极柱的压力降至0.125Mpa(绝对值)。5.4断路器大修后的测试5.5.1功能检测当断路器充完气体,并进行密封性检验后,检查下列参数：•合闸时间线圈I（有时也作线圈Ⅱ）mS•分闸时间线圈ImS•分闸时间线圈ⅡmS•合—分时间mS检查最低工作电压•合闸线圈I（有时也作线圈Ⅱ）√•分闸时间线圈I√•分闸时间线圈Ⅱ√•合—分时间S注意：在报告中记录以上参数并与技术参数比较。5.5.2技术参数•合闸时间线圈I（及线圈Ⅱ）最大40mS•分闸时间线圈I19~25mS•分闸时间线圈Ⅱ19~25mS•合—分时间最大42mS•合闸操作时的超行程5~7mm•弹簧储能时间：IEC最大15S•弹簧储能时间：ANSI最大10S•额定电流3150A下的触头电阻最大40μΩ•按照铭牌的额定充气压力Mpa（绝对值）0.50.7•1级警报（信号）Mpa（绝对值）0.450.62•2级警报（闭锁）Mpa（绝对值）0.4....
...高压隔离开关规程1主题容和适用围本标准规定了**水电厂110kV户外GW4-110型及10kV户GN22-10型高压隔离开关的检修要求和工作规。本标准适用于**水电厂GW4-110、GWS22-10型高压隔离开关（以下简称隔离开关）。2引用标准Q/001-127.02-2000高压开关状态检修导则GW4-110型户外交流高压隔离开关安装使用说明书GW5系列户外高压隔离开关安全使用说明书GN22-10系列户外高压隔离开关安装使用说明书GJ6型电动机操作机构安装使用说明书3技术数据3.1GW4-110DWⅡ型隔离开关技术数据额定电压110KV最高电压126KV额定电流1250A额定动稳定电流（峰值）100KA4S额定热稳定电流（有效值）40KA接线端额定静拉力735N定额频率50HZ1min工频耐受电压（有效值）对地185KV1min工频耐受电压（有效值）断口210KV雷电冲击耐受电压（峰值）对地450KV雷电冲击耐受电压（峰值）断口520KV产品单极重量≈240kg接地形式双接地支柱绝缘子爬距3050mm3.2GW5-110/630型隔离开关技术数据。额定电压110KV额定电流630A极限通过电流（峰值）100KA4S热稳定电流31.5KA配用操作机构CJ6型电动操作机构3.3GN22-10CD/3150型隔离开关技术数据额定电压10KV最高工作电压11.5KV额定电流3150A动稳定电流125KA4S热稳定电流50KA....
...4检修周期4.1隔离开关必须结合有关串联设备进行检修。4.2状态检修，出现下列故障时必须停电大小修。a.外观检查发现瓷瓶破损或裂纹，金属部件锈蚀或裂纹。b.回路电阻超标c.触头或接线座过热d.传动机构卡涩、传动部件有缺陷或拉杆变形。e.操作时出现拒分、拒合或分合不到位现象。f.机械特性不满足技术条件要求。g.开关流过较大短路电流后。5检修工艺及质量标准5.1GW4-110型隔离开关检修工艺及质量标准5.1.1安装和调试本开关只适用于水平安装，安装前对产品进行全面检查，证实完全无损后方可安装。安装参照下列步骤：5.1.1.1将单极隔离开关本体底座固定在水平的基础上，经调整使三相接地开关的转轴同一中心。5.1.1.2检查隔离开关中阀接触情况，单极应满足：中间触头在合闸时圆柱形触头与两排触指应同时接触，必要时调节交叉螺杆来达到；中间触头接触对称，上下差不大于5mm，合闸到终点，中间间隙调到16-21mm，必要时在支柱根部用增减垫片来达到。但每处加垫厚度不宜大于3mm；主闸刀分—合位置转动90度，分合闸终点位置，定位螺钉与挡板的间隙调到1-3mm。5.1.1.3将主闸刀三相间的拉杆装好，调节连杆长度，使三相合闸周期性不超过10mm，三相联动拉杆及支柱间交叉连杆其两端分别有左右螺纹，调整时可直接转动。5.1.1.4将接地开关三相间的连动杆装好，拧紧螺钉并调整操作杠杆、机械联锁杠杆、扭力弹簧及固定环。扭力弹簧调整达到接地开关分闸时处于水平位置后紧固螺栓。5.1.1.5将CJ6电动机机构安装在便于用手操作的支架上，以隔离开关底架上的传动轴为中心，用垂线法保证机构主轴与转动轴中心基本吻合，紧固机构上安装螺栓。5.1.1.6机构与隔离开关同时处于合闸或分闸状态，用连接头及联动杆连接隔离开关传动轴与机构主轴，并达到下述要求：操作3-5次后检查隔离开关分合闸是否符合要求，隔离开关打开角度是否为90度，且定位螺钉距挡板应有1-3mm间隙；调整接地开关静触头，并紧固螺栓，使接地开关合闸时正确插入接地静触头；分闸时调整转动轴上平衡弹簧，使接地开关保持水平装置；检查隔离开关与接地开关机械连锁，保证当隔离开关合闸时接地开关不能合闸。接地开关合闸时隔离开关不能合闸的动作正确。当一切操作正确无误后，相应在三相接地开关转轴连接处配钻直径锥锁孔、打入直径10×70圆锥锁，在各定位杠杆、传动杠杆、连锁杠杆及转轴处配钻深不小于5mm的直径12孔，拧紧各处螺栓，接地软连接处应清理，并有金属光泽。5.1.1.7安装调整只允许用手动操作，仅当安装调整完毕，用手动操作无误时，方可用电动操作。5.1.2安装调试后的检查5.1.2.1隔离开关和接地开关分别手动操作3-5次，操作平稳、接触良好，分合闸位置正确。5.1.2.2在电动机额定操作电压下操作5次，在电动机85%与110%额定操作电压分别操作3-5次，分合闸应正常。....
...5.1.2.3隔离开关合闸后触头与触片接触良好，测量主回路电阻（两侧出线端之间）数据不超过100μΩ。5.1.2.4三相合闸同期性不大于10mm。5.1.2.5检查所有传动、转动等部分是否润滑，所有轴锁螺栓是否紧固可靠。5.1.2.6检查隔离开关与接地开关是否联锁可靠。5.1.3使用与维修本开关必须在线路负荷切断方可进行操作。约1-2年开关应定期检修，如遇严重短路故障，应在故障后立即进行检修。5.1.3.1清除导电部分及支柱绝缘子表面污垢，接线端子与母线连接平面及中间触头，触指接触面，清理干净涂工业凡士林油。5.1.3.2仔细检查支柱绝缘不得有碰伤及裂纹，如发现应予更换。5.1.3.3所有传动、转动部分应进行润滑。5.1.3.4检查所有紧固件，如锥锁、螺栓是否松动。5.1.3.5检查手动机构、手柄转动180度时辅助开关能否正常切换。5.1.3.6CJ6电动机机构使用维护详见其专用安装使用说明书。5.2GW5-110型隔离开关检修工艺及质量标准5.2.1检修项目5.2.1.1切断电源，做好防止突然来电的措施，合上接地刀（无接地刀的应接接地线）。5.2.1.2检查刀闸机构，观察接触情况，消除触头上的氧化层，修理损坏处，更换损坏零件。5.2.1.3调整触头压力，600安的为20-25公斤。5.2.1.4手动操作隔离开关的主刀闸，其不同时接触度不超过10mm。5.2.1.5分开主刀闸后，再分合接地刀，观察接触情况是否良好，然后分合接地刀，然后合上主刀闸。5.2.1.6检查瓷瓶是否良好，检查接地刀机械闭锁是否可靠，并应擦试干净，若有损坏者必须更换。5.2.1.7在所有活动接触处涂工业凡士林。5.2.2调整5.2.2.1用水平仪校核底座，匀使倾斜。5.2.2.2回转操作机构手柄：三极闸刀的不同时接触度应不大于3mm，如不能达到时可按下法调整：调整极间连接杆长度；调整转动瓷瓶下面回转时的限位螺钉；拉开刀闸操作机械限位止钉，交坟刀闸稍稍转动，使三极主闸刀分闸到90度，使插销恰好滑入其中。5.2.2.3向相反方向回转机构手柄，使主刀闸合闸，这时若三极隔离开关的主刀闸触头不能保持水平的接触时则需将主刀闸瓷瓶脚座六角螺钉放松加垫调整。最后并将螺钉拧紧。5.2.2.4调整后对隔离开关进行多次分合，检查触头是否正确接触，分闸位置不同时，接触是否满足要求，转动是否灵活，否则仍需重新调整。5.2.2.5在主刀闸分闸情况下，调整接地刀闸和闭锁装置。要求接地刀闸合闸时接触良好，接地线完好，在主刀闸合闸情况下，能防止带电合地刀，在接地刀合闸情况下，能防止合主刀闸。5.3GN22-10系列户高压隔离开关检修工艺规程。5.3.1安装与调整安装前应按装箱单清点产品及配件，仔细擦试开关上的尘垢，检查接触表面及端子并涂上一层凡士林。开关的主轴转角约90度，无论配何种操作机构，都务必保证操作终了时磁锁板被顶杆推出，主轴转动到极限位置，停档与底架接触。本产品出厂时精确调整好，要调整可按下列步骤调整：5.3.1.1....
...松开滑块上紧固螺钉，抽出摇臂与拉杆连接起来的直径10轴销。即可旋动调节拉架，从而调节三相不同期（不大于3mm）及断口距离（≥150mm5.3.1.2开关处于合闸状态时（即第一步动作完成，第二步动作即将开始时）调节摇杆上的M4×25调节螺钉，使摇杆斜面与顶销接触。即可保证二步动作三极同时转换。5.3.1.3调节转动侧与开断侧压紧磁锁极板的螺栓，即可调节接触压力，最大操作力矩，并使触头、触刀之间保证较小合理间隔，从而使合分过程中有一定磨擦力。一般只须调整到开关将要开始第二步锁紧时，使磁锁板与顶杆端部距离为0.1-0.3（可用塞尺测量），则上述三者均能同时处于较佳围。5.3.2维修、保养。开关投入运行后，应定期进行一般检修，并按上述容进行检查或调整。清扫尘垢，尤其是绝缘零件上的尘垢，检查接触部分是否有过热、熔焊现象。如有上述现象，则应检查压力，并调整好，检查连接，紧固零件是否松动、蠕变。5.4CJ6电动机操作机构检修规程。5.4.1维护检修：产品投入运行后应每年定期检修一次主要检查下列几项。5.4.1.1所有连接件紧固件有无松动现象。5.4.1.2用手柄操作机构检查各转动部分是否灵活，辅助开关和行程开关能否正常切换。5.4.1.3控制回路导线，辅助开关、接触器、断路器等电气元件有无损坏，辅助开关、接触器、接线端子接触是否良好。5.4.1.4齿轮、蜗轮、蜗杆、定位件等零件有无损坏检查完毕，确信机构各部分一切正常，在转动磨擦部位如齿轮、蜗杆、蜗轮等处涂上润滑脂，先用手动操作3-5次，然后接通电源用电动操作3-5次。当隔离开关和机构动作一切正常，信号及位置指示正确后方可投入正常运行。5.4.2调试安装。5.4.2.1在隔离开关安装完毕后，将机构装在基础构架上，先不要固紧机构背面的四个安装螺栓，然后用铅锤找好机构主轴和隔离开关转动主轴，使之同心，最后将安装螺栓紧固。5.4.2.2配好隔离开关转动主轴与机构输出轴之间的连接管，用接头连接。用手操作机构，再次检查隔离开关转动主轴与机构输出轴是否同心，有无卡滞现象，然后使隔离开关和机构都处于合闸终点位置，先用电焊在钢管和连接头处点焊几点，用手柄操作几次，当隔离开关和机构分合正常后，最后焊好。5.4.2.1连接好控制线，检查无误后接通电源进行电动试操作。....
...继电保护自动装置检修规程1主题容与适用围本规程规定了**水电厂继电保护和安全自动装置的检验要求和项目。本规程适用于**水电厂继电保护和安全自动装置的检验。2引用标准《继电保护及电网安全自动装置检验条例》《继电器检验条例》《微机保护调试大纲》3总则3.1本厂所使用的继电保护装置和安全自动装置（以下简称装置）及其回路接线，必须按本规程进行检验，以确定装置的元件是否良好，回路接线、定值及特性是否正确。3.2继电保护装置和安全自动装置的具体检验方法和步骤按照调试大纲和继电器检验条例的要求进行。3.3未按本规程要求进行检验的、新安装的及经过改造的装置禁止投入运行。3.4为保证检验质量，提高检验进度，对微机保护应使用微机保护成套校验仪。3.5为获得比较准确的数据，对所有特性试验中的每一点，应重复试验3次，每次试验的数值与整定值的误差应满足规定的要求。4检验种类及期限4.1检验分为三种。新安装装置的验收检验，运行中装置的定期检验（简称定检），运行中装置的补充检验（简称补检）。4.2新安装装置的验收检验，在下列情况时进行。4.2.1当新安装的一次设备投入运行时。4.2.2当对运行中的装置进行较大的更改或增设新的回路时。4.3运行中装置的定期检验，分为三种：4.3.1全部检验。4.3.2部分检验。4.3.3用装置进行断路器跳合闸检验。4.4补充试验分为四种：4.4.1装置改造后的检验。4.4.2检修或更换一次设备后的检验。4.4.3运行中发现异常情况后的检验。4.4.4装置不正确动作后的检验。4.5定检期限应根据以下所规定的期限进行：4.5.1新安装的装置，新投运后的第一年必须进行一次全部检验。4.5.2已投运超过一年的，出厂年限少于十年的装置，每年进行带断路器传动试验，每5年进行一次完全检验。4.5.3出厂年限超过十年的装置，每年进行带断路器传动试验，每3年进行一次完全检验。4.5.4操作信号回路中的设备，结合所属的装置进行检验。4.5.5回路绝缘试验，结合所属的装置进行检验。4.5.6保护装置的定值核对，每年进行两次，以确保装置定值与定值单相符。....
...4.5.7对于运行环境和条件较差的装置，应适当缩短其期限，并有重点地选择检验项目。4.6检修一次设备（断路器、电流和电压互感器等）后进行的保护装置及回路的检验，应由厂总工办根据一次设备的检修的性质，确定其检修项目。4.7装置的二次回路检修后，应由厂总工办根据工作的性质，确定其检修项目。4.8凡装置拒绝动作、误动作和动作原因不明时，均应由厂总工办根据事故情况，有目的地拟定具体检验项目及检验顺序，尽快进行事故后处理。4.9一般情况下保护的定期检验尽可能配合在一次设备的停电期间进行。4.10同一元件的多套保护，如其定期检验不能安排在被保护元件停电期间进行，可安排在故障几率小的季节轮流将每套装置退出运行后进行检验。4.11在进行带断路器传动检验及回路检查时，若发现继电保护装置的动作特性不符合标准而进行检修时，其检修部分的检验项目与全部检验项目相同。5装置的检验项目5.1新安装装置检验项目。5.1.1现场开箱检验。a.检验设备的完好性。b.核查技术资料及备品备件。c.检查产品的合格证。5.1.2外部及部检查。a.装置的外部检查。包括装置的外部电流、电压互感器及其回路的检验。b.装置的部检查。包括装置的屏板、端子排、连片、插件、屏接线、电缆、标示、接地线、箱体等是否完好。5.1.3绝缘及耐压试验。a.测量回路之间及回路对地的绝缘。b.屏的耐压试验。c.测定整个回路的绝缘。5.1.4检验装置的输入、输出。a.检验所有出口回路、报警回路。b.检验动作信号能否正确传送至监控系统。c.检验键盘、拨号开关、按钮的有关功能。b.检验保护的打印机是否能联机正常工作。5.1.5检验微机保护的模数变换系统。a.检验零点漂移。b.检验各电流、电压回路的平衡度。c.检验各电流、电压回路的线性度。5.1.6整组检验a.检验动作值与定值是否相符，检验装置的动作特性与说明书是否一致。b.与其他保护装置的联合动作检验。c.实际带断路器作检验保护出口。d.检验各组PT、CT极性是否正确。e.投入运行前核定定值，检验保护方向。5.2全部定期检验项目。5.2.1绝缘及耐压试验。a.测量保护屏回路之间及各回路对地的绝缘。b.测量整个回路的绝缘。....
...5.2.2检验装置的输入、输出。a.检验所有出口回路、报警回路。b.检验动作信号能否正确传送至监控系统。c.检验键盘、拨号开关、按钮的有关功能。d.检验保护的打印机是否能联机正常工作。5.2.3检验微机保护的模数变换系统。a.检验零点漂移。b.检验各电流、电压回路的平衡度。c.检验各电流、电压回路的线性度。5.2.4整组检验a.检验动作值与定值是否相符，检验装置的动作特性与说明书是否一致。c.与其他保护装置的联合动作检验。5.2.5实际带断路器作检验保护出口。5.2.6检验各组PT、CT极性是否正确。5.2.7投入运行前核定定值，检验保护方向5.3回路定检检验项目5.3.1检验装置的输入、输出。a.检验所有出口回路、报警回路。b.检验动作信号能否正确传送至监控系统。c.检验键盘、拨号开关、按钮的有关功能。d.检验保护的打印机是否能联机正常工作。5.3.2检验微机保护的模数变换系统。a.检验零点漂移。b.检验各电流、电压回路的平衡度。c.检验各电流、电压回路的线性度。5.3.3整组检验a.检验动作值与定值是否相符，检验装置的动作特性与说明书是否一致。b.与其他保护装置的联合动作检验。5.3.4实际带断路器作检验保护出口。5.3.5检验各组PT、CT极性是否正确。5.3.6投入运行前核定定值，检验保护方向。....
...励磁系统检修规程1主题容及适用围本规程规定了**水电厂励磁系统的检修容、技术要求。本规程适用于**水电厂SJ-800型励磁调节系统检修工作。2引用标准SJ-800型励磁调节器用户手册。SJ-800型励磁调节器技术手册。《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》（SD299-88）。3调节柜检修3.1设备全面清扫。3.2调节柜风机检查。3.2.1各风机应转动灵活,无卡涩现象,运转时无异音。3.2.2风机状态指示继电器动作正确,指示灯指示正确。3.3开关电源检查.3.3.1A、B两套开关电源各等级电压输出在允许围。3.3.2电源双供板各元件应无变色、过热现象。3.3.3隔离变压器线圈应无变色、过热现象，输出电压正常。3.4插件板检查3.4.1各插件板插头应清洁、光亮，插槽用无水乙醇清洗后应清洁无灰尘。3.4.2插件板应整洁无灰尘，各电子元件无变色过热现象，电子元件完好，焊脚无松动、虚焊现象。3.5变送器检查3.5.1各变送器应清洁无灰尘，电子元件完好，焊脚无松动、虚焊现象。3.5.2各变送器中的变流器或变压器线圈应无变色、过热现象。3.5.3变送器的校验结合小电流试验进行。3.6励磁电压互感器、电流互感器检查。3.6.1励磁电压互感器1YH紧固螺丝应无松动现象。3.6.2励磁电压互感器高压侧三相保险电阻值应基本一致。3.6.3励磁电压互感器一次绕组对地，一、二次侧绕组间的绝缘应满足有关技术规要求。3.6.4励磁系统测量用电流互感器，包括机组电流互感器5LH，励磁变电流互感器2LBLH，应对其进行伏安特性试验，试验数据应满足技术规要求，且与历史数据基本一致。3.7回路检查3.7.1测量回路及操作回路绝缘不小于1MΩ/KV。3.7.2检查端子、保险座、开关按钮完好，无松脱现象。3.8微型继电器检查3.8.1各继电器应进行线圈阻值测量及绝缘检查。3.8.2各继电器接点动静触头应无烧花，变形现象，触头间距应满足有关技术规要求。3.8.3各继电器带电时接点应无抖动现象，线圈无烧焦、过热现象。3.8.4继电器引线焊接处无松脱、虚焊现象。....
...4整流柜4.1设备各部全面清扫。4.2微型继电器检查4.2.1各继电器应进行线圈阻值测量及绝缘检查。4.2.2各继电器接点动静触头应无烧花、变形现象，触头间距应满足有关技术规要求。4.2.3各继电器带电时接点应无抖动现象，线圈无烧焦、过热现象。4.3控制回路检查4.3.1回路绝缘摇测值应满足有关技术规要求。4.3.2各接线端子应无松脱现象。4.4轴流风机检查4.4.1风机线圈绝缘摇测值应满足有关技术规要求，三相线圈阻值应平衡。4.4.2风机转动灵活，无异音、卡涩现象，轴承应定期添加润滑油。4.5可控硅检查4.5.1信号器应无串起现象，各快速熔断器应无变色、开路现象。4.5.2可控硅与铝板母线连接处无变色、过热现象。4.5.3可控硅触发回路各元件（包括触发变、触发板）应无异常。4.5.4可控硅进行反向耐压试验（直流1000V）时，泄漏电流值应不大于有关技术规要求，且与历史数据基本一致。4.5.5可控硅进行正向试验加载触发脉冲时，应能可靠触发。4.6其它元件检查4.6.1三相整流堆应无过热、破裂现象，接线柱接触良好。4.6.2各电容、电阻应无变色、过热现象，连线焊接点应接触良好，无松脱现象。5灭磁柜5.1设备各部全面清扫。5.2灭磁开关检查5.2.1开关主触头打磨，接触良好。5.2.2开关辅助接点无烧花现象，接触良好。5.2.3开关回复弹簧完好。5.2.4开关分、合闸线圈应无变色，过热现象，线圈电阻测量值与标称值误差应小于10%。5.3回路检查5.3.1回路绝缘摇测值应满足有关技术规要求。5.3.2各接线端子应无松脱现象。5.4继电器检查5.4.1微型继电器检查5.4.1.1各继电器应进行线圈阻值测量及绝缘检查。5.4.1.2各继电器接点动静触头应无烧花，变形现象，触头间距应满足有关技术规要求。5.4.1.3各继电器带电时接点应无抖动现象，线圈无烧焦、过热现象。5.4.2中间继电器及电压继电器检查。5.4.2.1对继电器进行线圈阻值测量及绝缘检查。5.4.2.2各继电器接点动静触头应无烧花，变形现象，触头间距应满足有关技术规要求。5.4.2.3各继电器带电时接点应无抖动现象，线圈无烧焦、过热现象。5.4.2.4对电压继电器、中间继电器定值进行检查，其动作值、返回值应满足有关技术规要求。....
...5.5压敏电阻检查5.5.1电阻接线螺母应无松动、变色、过热现象，阀片无松动、破裂现象。5.5.2用500V摇表加压在压敏电阻两端时，阻值应不小于8MΩ。5.6其它元件检查5.6.1各电容、电阻应无变色、过热现象，连线焊接点应接触良好，无松脱现象。5.6.2各可控硅应无变色、过热现象，反向耐压试验时，其泄漏电流应有关规要求。5.6.3可控硅进行正向试验加载触发脉冲时，应能可靠触发。6试验6.1小电流试验6.1.1在调节柜电压输入端子加80-90V电压,整流柜整流桥交流侧加三相电源40V~50V，直流侧加一电阻作负载，改变电压给定值,查看直流输出电压波形。6.1.2变送器校验:调节柜仪表及励磁PT电压输入端子并联后输入交流电压0~90V电压,定子电流输入端子输入一电流(0-5A),改变电压、电流、相位,从调试终端看显示值与输入值是否一样。接线图如下:三相自耦调压器移相器电阻电流表AC380V电流端子调节柜电压输入端子三相自耦调压器6.2空载试验6.2.1机组按30%给定值起励后，经检查无异后，缓慢调节进行空载试验，试验数据填入以下表格：机端电压UF(kv)406080100120给定值UG(%)转子电压(V)转子电流(A)触发角α6.2.2根据试验数据画出空载特性曲线。6.3V/F限制试验参数设定为频率低于47.5HZV/F限制动作,频率低于41.5HZ逆变,试验数据填入以下表格....
...频率(HZ)4947.5464441.5机端电压UF(kv)给定值UG(%)转子电压(V)转子电流(A)触发角α6.4功能参数检查6.4.1欠励限制参数检查:缓慢减少无功，记录动作值及复归值。6.4.2过励限制参数检查极限值设定为A:P=0MWQ=11MVarB:P=15MWQ=9MVar现场抽样一到两个点，记录动作时的有功、无功值。6.5无扰动试验手动进行A/B套切换，电压或无功应基本无扰动。....
...电测计量装置检修规程1主题容和适用围本规程适用于**水电厂使用的各类直流和交流工频指示表，包括各种电流表、电压表、有功和无功功率表、万用电表、频率表、整步表的定期检验、修理后的检验和新产品的首次检验。本规程适用于**水电厂电测计量装置的检修工作。2检验周期2.1使用中的电测量指示仪表按下列规定周期进行检验：2.1.1控制盘和配电盘的定期检验应与该仪表所连接的主要的大修日期一致，不应延误。但主要设备主要线路仪表应每年检验一次，其它盘的仪表每四年检验一次；可携式仪表的检验，每年至少一次，常用的仪表每半年至少一次。2.1.3万用电表、钳形表每四年至少检验一次。兆欧表和接地电阻测定器每二年至少检验一次，但用于高压电路使用的钳形表和作吸收比用的兆欧表每年至少检验一次。3检验方法的原则规定检验仪表的误差时，宜采用表1规定的方法。序号仪表类别检验项目检验方法10.1、0．2和0.5级直流和交直流两用的电流表、电压表和功率表直流下的基本误差和升降变差直流补偿法或直接比较法20.1、0．2和0.5级交流和交直流两用的电流表、电压表和功率表额定频率及扩大频率下的基本误差和升降变差和功率因数影响直接比较法30．5、1．0、1．5、2．5和5.0级直流、交流和交直流两用的电流表、电压表和功率表和万用电表直流和交流下的基本误差、升降变差及交流下的功率因数影响直接比较法40．2、0．5、1．0、1．5、2．5和5.0级频率表基本误差、升降变差直接比较法50．5、1．0、1．5、2．5和5.0级三相三线有功功率表基本误差、升降变差和功率因数影响三相直接比较法61．5、2．5和5.0级三相无功功率表基本误差、升降变差和功率因数影响三相7整步表基本误差和快慢方向变频电源法、移相器法8兆欧表、接地电阻测定器和万用电表的量限基本误差、升降变差电阻箱法4仪表的检验项目、技术要求和检验方法4.1检验项目仪表的定期检验项目和检验顺序一般应按下述规定：a．外观检查；b．可动部分的倾斜影响检验；c．基本误差的测定；....
...a．升降变差的测定；b．指示器不回零位的测定；c．功率表的功率因数影响的检验4.2技术要求和检验方法4.2.1外观检查4.2.2表盘上或外壳上至少应有下述标志符号：a.仪表名称或被测量的标志符号；b.型号；c.系别符号；d.准确度等级；e.厂名或厂标；f.制造标准号；g.制造年月或出厂编号；h.电流种类或相数，三相仪表中测量机构的i.正常工作位置；j.互感器的变比（指与互感器联用的仪表）；k.定值导线值和分流器额定电压降值；4.2.3仪表的端钮和转换开关上应有用途标示；4.2.4从外表看，零部件完整，无松动，无裂缝，无明显残缺或污损。当倾斜或轻摇仪表时，部无撞击声；4.2.5向左右两方向旋动机械调零器，指示器应转动灵活，左右对称。4.2.6指针不应弯曲，与标度盘表面间的距离要适当。4.2.7检查有无封印，外壳密封是否良好。4.2.8可携式仪表在0.1～1.0级对工作位置倾斜角为20°、安装式仪表在0.1～1.0级对工作位置倾斜角为30°;可携式仪表在1.5～5.0级对工作位置倾斜角为30°、安装式仪表在1.5～5.0级对工作位置倾斜角为45°。4.3基本误差的测定4.3.1基本误差的计算仪表基本误差r的计算公式是：r=（△╱Am）╳100%=[（Ax-Ao）╱Am]╳100%(1)或中：Ax一被检仪表的读数；Ao一标准仪表的读数；△一被检仪表的读数的绝对误差，取其最大者计算并判断基本误差是否合格;Am一某个规定值,对各种标度尺的仪表,其值规定如下:a.单向标度尺的仪表一标度尺工作部分的上量限;b.双向标度尺的仪表一标度尺工作部分两上量限绝对值之和。c.无零位标度尺仪表一指针式仪表以标度尺工作部分上下量限的差数表示，如频率表。4.3.2基本误差的级限值根据国家标准规定，在仪表标度尺工作部分的所有分度线上基本误差不应超过表2的规定。表2仪表的准确度等级0.10.20.51.01.52.55.0基本误差级限值%±0.1±0.2±0.5±1.0±1.5±2.5±5.0....
...4.3.3测定基本误差的规定条件确定仪表基本误差时,应遵守下列条件:a.试验前仪表和附件的的温度应与环境温度相同,湿度应在85%以下;b.具有机械调零器的仪表,预热之前应将仪表置于工作位置,以后不再重新调整。c.对于长期通电使用的安装式仪表，在测定基本误差之前应通电15mim。预热时所加电压为额定电压，所通电流为80%额定电流。安装式频率表预热时间可酌情延长。d.可携式1.0级热电系仪表,应在额定负载下预热5mim。其它可携式仪表（包括台式表、万用电表），可不经预热。e.钳形表、整步表和规定短时接通使用的仪表，不宜预热。f.对于新购进的仪表作首次检验时，还应作长期通电自热影响检验。g.三相仪表应在对称电压和平衡负载的条件下检验。三相系统中每一个线电压或相电压以及电流中相应量的平均值之差均不应大于1%。各个相电流与对应相电压的相位差之间的差值不大于2°。4.3.4基本误差测定步骤检验仪表的基本误差时，应对标度尺工作部分每一个带数字的分度线进行检验。a.对于0.1、0.2级作为标准用的电流表、电压表和功率表进行四次测量,其它仪表应进行两次测量:第一次:平稳的上升或下降;第二次:平稳的下降或上升;第三次与第四次:检验顺序分别与第一次和第二次相同。b.多量限仪表的检验检验共用一个标度尺量限的工作部分的分度线进行检验,对无需给出全部更正值的仪表允许只对其中一个量限的带数字分度线进行检验,而对其余量限只检终点分度线和可以判定为最大误差的那个分度线。c.交直流两用仪表的检验检验交直流两用的电流表、电压表和功率表的基本误差时，在直流下检验过后，还应在额定频率和cosφ=1的条件下检验全量限的终点分度线和可以判定为最大误差的那个分度线。若被检表有额定频率围，应在使用频率下检验以上两个分度线。对于频率围为40~60HZ的仪表在50HZ检验。4.4升降变差的测定4.4.1仪表的升降变差不应超过表2的规定。4.4.2测定升降变差时，应在级性不变和指示器升降方向不变的前提下，首先使被检表指示器从一个方向平稳地移向标度尺某一个分度线，读取标准表的读数；然后再从另一个方向平稳地移向标度尺的同一个分度线，再次读取标准表的读数，标准表两次读数之差即为升降变差。4.5指示器不回零位的测定4.5.1具有机械反作用力矩的仪表,当将它的指示器自标度尺终点分度线平稳地逐渐减少至零时,指示器不回零位值不应超过用下式计算之值:ΔL=0.005KL（2）式中:ΔL—指示器不回零位值,mm;K—仪表准确度等级的数值;L—标度尺的长度,mm。对于2.5和5.0级万用电表,指针不回机械零位值,不应超过由下式计算之值:ΔL=0.01KL╱3（3）4.6绝缘电阻的测定....
...4.6.1仪表和附件的所有线路与外壳间的绝缘电阻,在室温和相对湿度为85%以下的条件下,可携式仪表用500V绝缘电阻测定器测定;开关板式仪表用1000V绝缘电阻测定器测定,其绝缘电阻值应符合表功的要求。4.6.2功率表的电压线路和电流线路之间的绝缘电阻，允许为表3中规定数值的一半。表3仪表及附件的额定电压（kv）绝缘电阻（MΩ）附注在室温和相对湿度为85%以下时在30±2°C和相对湿度为95±3%时U≤1201U>120+10（U-1）1+0.5（U-1）往增大方向取整数4.7电流表、电压表和单相、三相功率表的检验4.7.1用直接比较法检验标准器具:CL302型电测产品检定装置0.05级4.7.2直接电流表的检验a.对于不带分流器的直流电流表（包括毫安表、微安表），可按图的接线进行检验。图中Ax是被检电流表，A0是标准装置。被检仪表的误差r按下式计算:r=[(Ix一I0)/Im]×100%（4）A0Axº-Iº检定直流表步骤:①设置好参数②按F1键(开始键)③连接直流表④开始检定直流表⑤检定完成后，回到零⑥断开直流表接线⑦检定另一类表,按F2(停止检定)b.毫伏表必须采用定值导线或专用导线。其中,75mv表采用四线接线法,另外二线分别接RS485的红、黑端子。4.7.3直流电压表的检验当用直接比较法检验直流电压表时，可按图接线。ºV0VxXXXXXXXXXx000000xx000000-Uº仪表的误差r可按下式计算：r=[（Ux一U0）/Um]×100%（5）图中Ux是被检电压表的读数（V），U0是标准装置的读数（V），Um是被检电压表的上量限（V），检验步骤如上所述。4.7.4交流电流表的检验当用直接比较法在交流电路检验交流或交直流表时，可以采用此图的接线，误差计算公式与（4）式相同。....
...AxxXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXA0º~Iº检定交流表步骤：①设置好参数②连接交流表③按F1键(开始键)④开始检定交流表⑤检定完成后，回到零⑥按F2(停止检定)⑦断开交流表接线，检定另一类表4.7.5交流电压表的检验当用直接比较法在交流电路检验或交直流电压表时，可按以下图接线，误差按（5）式计算。V0是标准装置，Vx是被检表。检定顺序综上所述。ºV0VxXXXXXXXXXx000000xx000000～Uº4.7.6交流和交直流两用单相功率表检验当用直接比较法检验有功功率表时，可按以下图接线。电压电路和电流电路要分别供电。图中Wx是被检功率表，Wo是标准装置。。被检功率表误差r按下式计算：r=（Px一Po）/Pm×100%（7）Px、Po一分别是被检功率表和标准功率表的读数，W；Pm一相对应的功率值，W。当额定功率因数为1时，可用下式计算：Cwo=（Un一In）/an（8）式中:Cwo—功率表分格常数Un一仪表的额定电压,V;In一仪表的额定电流,A;an一与额定功率相对应的指示器偏转数,格。wxoxxx0oWooxo0oA º... ～Iºº.V～Uº....
...检定步骤:①设置好参数②连接交流电流回路、电压回路③按F1键(开始键)④开始检定功率表⑤检定完成后，回到零⑥按F2(停止检定)4.7.6三相有功和无功功率表的检验a.三相两元件有功、无功功率表的检验在COS￠=1的情况下进行检验检定步骤:①设置好参数②连接交流二相电流、三相电压回路③按F1键(开始键)④开始检定⑤检定完成后，回到零⑥按F2(停止检定)b.被检三相有功功率功率表的误差计算：r=[（Px一Po×KuKi）/Pm]×100%（9）Po是标准装置的读数，W；Px是被检有功功率表的读数，W；KuKi是被检有功功率表上标明的互感器变比。若未注明与互感器连用，则Ku和Ki均取1；Pm是被检有功功率表的上量限，W。c.被检三相无功功率功率表的误差计算：r=[（Qx一0.866Po×KuKi）/Qm]×100%（10）Qx是被检功率表无功功率功率表的读数，W；Qm是标准装置的读数，W。检验步骤如上所述。4.7.7频率表的检验检验频率表的基本误差和变差时，可用直接比较法进行检验。标准装置：CL302型电测产品检定装置0.05级45.00~65.00HZºfofxXXXXXXXXXx000000xx000000～Uºfo是标准频率源;fx是被检频率表。f上是被检频率上限示值。计算频率表的基本误差ΔfaΔfa=[（fo一fx）/f上]×100%（11）计算频率表的升降变差ΔfbΔfb=[|(f1一f2)/f上|]×100%(12)f1是频率上升时测得的频率值;f2是频率下降时测得的频率值;频率表在一种额定电压下,各分度全检,其它电压中只检上、中、下三个频率点。....
...蓄电池检验规程1 围本规程规定了蓄电池检验方法、检验要求以及注意事项等容，适用于省电力所属的变电站、电厂中的阀控式密封铅酸蓄电池的检验。镉镍蓄电池的检验也可参照执行。本规程不包括蓄电池运行维护部分工作容。2 规性引用文件下列文件中的条款条文通过本标准规程的引用而成为本标准规程的条款文。本规程出版时，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。《阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件》（DL/T637—1997）《固定型防酸式铅酸蓄电池技术条件》（GB13337.1—91）《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》（DL/T724—2000）《省电力电力系统直流电源装置及蓄电池检修维护规程（试行）》闽电发[2003]645号3 检验要求和检验周期3.1检验要求新安装蓄电池的检验项目按本规程的全部项目进行，定期检验项目则按Δ号的项目进行。3.2检验周期镉镍蓄电池每年必须进行一次全核对性的容量试验。新安装或大修后的阀控式密封铅酸蓄电池应进行全核对性放电试验，以后每隔2～3年进行一次核对性试验，运行了满6年的阀控式密封铅蓄电池，应每年做一次核对性放电试验。4 外部检查4.1 铭牌参数检查蓄电池铭牌参数应与设计参数相同。 表2 蓄电池铭牌参数表2蓄电池铭牌参数序号项目检查结果1制造厂家 2型号规格 3额定容量 4额定电压 5单体数量 6出厂日期 7投产日期 备注列出厂家提供的单体蓄电池阻值 1.1 外观及接线检查逐个目测检查蓄电池外观，不应有变形、污迹，蓄电池间连接可靠、无锈蚀。检查项目和结果满足表3要求。表3蓄电池外观检查项目项目要求检查结果....
...1连接条固定良好，无明显变形及损坏现象，各部件安装端正、牢固 2电缆的连接与图纸相符，施工工艺良好，压接可靠，导线绝缘无裸露现象 3检查连接条及正、负极连接端子有无锈蚀、污迹，并保持清洁 4检查蓄电池外壳有否鼓肚、裂纹或电解液泄漏现象 5检查蓄电池接线柱上有否爬酸或爬碱现象或析出晶体状物质 6检查单体蓄电池外壳是否温度异常 1.2 Δ试验环境检查用温度计测量蓄电池室温度，要求蓄电池室的环境温度保持在5℃～35℃之间。5 极性检测及开路电压试验2.1 极性检测用万用表逐个检查蓄电池极性，如发现极性错误，立即纠正。2.2 Δ开路电压试验对于阀控式密封铅酸蓄电池，在环境温度5℃～35℃的条件下，完全充电后静置至少24h，测量各个蓄电池的开路电压，其所测蓄电池组中的单个蓄电池电压最大值与最小值的差值应符合表4的规定值。表4蓄电池开路电压最大最小电压差值的规定值标称电压(V)开路电压最大最小电压差值(V)20.0360.04120.066 Δ蓄电池组容量试验3.1 两组阀控式密封铅酸蓄电池的全核对性放电试验如果变电站或发电厂具有两组蓄电池，则一组运行，另一组断开负荷，进行全核对性放电试验。试验环境温度应在5℃～35℃围，将蓄电池组完全充电，然后静置1h～24h,待蓄电池温度与试验环境温度基本一致时开始放电，放电过程中试验环境温度应保持基本稳定。蓄电池放电开始时，测量并记录蓄电池组放电前开路电压、温度、开始时放电电流与端电压。蓄电池温度是指放电开始槽外壁中心的温度。蓄电池组放电过程中，其10h率放电电流I10的电流波动不得超过±1%，若需人工调整，放电电流不得超过规定值的±5%，调整时间不得超过20s。蓄电池组放电期间，应测量并记录环境温度、蓄电池端电压、放电电流和放电时间。其测量时间间隔：10h率容量蓄电池组为1h，1h率容量蓄电池组为10min。放电末期要随时监视测量并记录，以便确定蓄电池放电到终止电压时的准确时间。当其中有一只蓄电池端电压降至表5的规定值时，停止放电，计算容量。如果第一次核对性放电，就达到蓄电池额定容量，核对性放电试验结束，蓄电池充满容量即可投入运行。若第一次核对性放电结束后，达不到蓄电池额定容量，隔（1～2h）后，再用I10电流进行恒流限压充电→恒压充电→浮充电方式。反复充、放电2～3次，蓄电池容量可以得以恢复。若经过3次全核对性充放电，蓄电池组容量达不到额定容量的80％以上，可认为此组蓄电池使用年限已到，应安排更换。蓄电池组的充电方式、充电程序按照制造厂家技术说明进行。表5蓄电池放电终止电压规定值标称电压(V)蓄电池放电终止电压(V)21.80....
...65.40(1.80×3)1210.80(1.80×6)备注：蓄电池放电终止电压可参考制造厂家规定值3.2 一组阀控式密封铅酸蓄电池组的核对性放电试验如果变电站或发电厂中只有一组阀控式密封铅酸蓄电池，不能退出运行，就无法进行全核对性放电试验。只能用I10电流恒流放出额定容量的50%，在放电过程中，蓄电池组端电压不得低于2V×N（或6V×N，或12V×N,其中N为蓄电池数）。放电后立即用I10电流进行恒流限压充电→恒压充电→浮充电方式，反复充、放电2～3次，蓄电池组容量即可得到恢复，蓄电池组存在的缺陷也能得到发现并加以处理。3.3 Δ镉镍蓄电池组的核对性放电试验3.3.1 两组镉镍蓄电池组如果变电站或发电厂有两组蓄电池，则一组运行，另一组断开负荷，进行全核对性放电试验。放电时，用I5电流恒流放电，终止电压为1V×N，在放电过程中，每隔0.5h测量记录蓄电池组端电压值，每隔1h测量记录每个蓄电池的端电压值。若放充三次均达不到蓄电池额定容量的80%以上，可认为此组蓄电池使用年限已到，并安排更换。3.3.2 一组镉镍蓄电池组如果变电站或发电厂中只有一组镉镍蓄电池，不能退出运行，就无法进行全核对性放电试验。只允许用I5电流恒流放出额定容量的50%。在放电过程中，每隔0.5h测量记录蓄电池组端电压值，若蓄电池组端电压值下降到1.17V×N，应停止放电。并及时用I5电流进行恒流限压充电→恒压充电→浮充电方式，反复充、放电2～3次，蓄电池组容量即可得到恢复，蓄电池组存在的缺陷也能得到发现并加以处理。7 蓄电池组容量考核蓄电池组允许进行三次充放电循环。放电试验时，当整组蓄电池中，电压最低的单体蓄电池达到放电终止电压时，应停止放电。对于新安装的蓄电池组进行全核对性容量试验达到90%额定容量为合格，95％为优良。对于投入运行后进行检修试验的蓄电池组，在三次充放电循环之，若达不到额定容量的80%，此组蓄电池为不合格。如果只是个别蓄电池容量不足，可对个别蓄电池进行更换。并用单个蓄电池的充放电装置进行试验，合格后投入运行。对于变电站只有一组蓄电池的50%核对性容量放电试验，考核蓄电池是否合格，需查阅制造厂家提供的蓄电池放电曲线。8 蓄电池组容量的折算蓄电池放电温度如果不是25℃，则需将实测容量Ct按以下公式换算成25℃基准温度的实际容量Ce：Ce=Ct/[1+K(t-25)]式中：t——放电开始时蓄电池温度，℃；K——温度系数，10h率容量试验时，K=0.006/℃；1h率容量试验时，K=0.01/℃；9 Δ浮充蓄电池组运行电压偏差值试验蓄电池按上述10h率容量试验合格后，方可进行本试验。蓄电池组在正常浮充状态运行，运行3～6个月后，在浮充状态下，测量蓄电池组端电压，求取平均值，再逐只测量蓄电池端电压。蓄电池端电压与平均值的偏差应不大于表6的规定值。....
...表6浮充运行电压偏差值标称电压(V)偏差值(V)2±0.056±0.1512±0.30 10 主要试验仪器仪表测量电解液密度用的密度计、测量电解液温度用的温度计、红外感应型温度计、室外用温度计、4-1/2数字万用表、电池容量测试器、微欧计阻测试仪；以及其他安全用具和直流充电装置、蓄电池厂家提供的有关技术资料、放电曲线等。....
...监控系统上位机测试规程1主题容与适用围本规程规定了**水电厂监控系统的测试项目及其应达到的要求。本标准适用于**水电厂监控系统大小修后的测试和功能验收。2引用标准省**水电厂计算机监控系统用户手册。省**水电厂AGC操作规定。3监控系统设备规3.1监控系统设计目标：实现全计算机监控，取消设备常规控制，按现场无人值班、少人值守的要求设计。3.2监控系统结构：采用分层分布式结构，分为上位机和下位机两层。上位机由两台主机兼操作员工作站、一台工程师站、一台通讯服务器组成，连接成以太网。下位机由六台现地控制单元（LCU）组成，连接成DH+网。3.3监控系统功能：运行数据的采集和监视、设备当地/远方控制和调节、事件顺序记录和语音报警、报表及其历史文件的存储和打印、遥信遥测、遥调遥控、实现经济运行。4计算机监控系统测试项目及应达到的技术标准4.1窗口功能测试。包括画面窗口、报表窗口通过鼠标操作，测试应能灵活地实现以下操作。a.窗口的打开与关闭。b.窗口移动。c.窗口容的滚动。d.窗口的缩放。e.窗口的切换。4.2画面显示功能测试。4.2.1使用以下四种方式，检查是否都能正确地调出相应的画面。a.软功能键。b.图形索引。c.功能键盘。d.操作命令自动推画面。4.2.2分别显示不同类型的画面，检查其显示图形是否完全与实际相符合，画面中的运行参数、设备状态是否反映实时的运行状况。测试表如下。显示的画面测试结果显示的画面测试结果主接线图厂用电监视图轴承瓦温图ABC、AVC运行图排水系统图测点索引图4.3制表和打印功能测试。4.3.1通过功能键盘和软功能键，显示当前报表：一览表、运行日志、统计日报表、事故追忆表。检查报表显示正常、容正确。4.3.2对报表进行召唤打印，检查报表打印是否正确。4.3.3历史报表的显示与打印....
...。检查是否能查找到半年所需要的某历史报表,并能正确打印出。4.4数据采集和运行监视功能测试.4.4.1非中断量的采集和变位报警：现场实际操作装置动作或模拟信号发生,上位机的登录、报警应正确、及时。信号名称简报窗口状变一览表画面变位测点索引#2机锁锭投入#2机FMK分闸4.4.2中断量采集和变位报警：模拟事故发生信号发生,上位机的登录、报警应正确、及时。测试表如下:信号名称简报窗口事故登录语音报警测点索引#2机差动保护动作#2机低压过流保护动作#2机失磁保护动作4.4.3事件顺序分辨率：现场模拟事故信号的发生后的快速复归，检查上位机的登录、报警、动作时间是否正确。测试表如下:信号名称事故动作登录事故复归登录1B重瓦斯2B重瓦斯4.4.4模拟量采集精度：使用CL302型电测计量检定装置产生的信号源输入变送器，进行校验，误差应小于0.5%。测试表如下:测点名称信号量（mA）48121620实测值（A）理论值（A）差值（A）相对误差（%）4.4.5模拟量越限报警：调整模拟量的输入值，检查越复限的登录、报警是否正确。测试表如下:测点名称限值越限报警越限登录#2机组A相电压高高限高限低限低低限4.4.6温度量采集精度：采用电阻箱，改变电阻值校验温度量的测量精度，误差应小于0.5%。测试表如下:测点名....
...信号量(Ω)105110120125130139.2实测值（℃）理论值（℃）补偿后理论值（℃）差值（℃）相对差值（%）4.5语音报警功能。模拟保护动作，检查中控室语音报警是否正常、正确。4.6调节与控制操作功能。4.6.1使用PQF调节，按负荷给定值进行功率调整（退出AGC）。测试表如下：PQF调节有功增有功减无功增无功减原给定值（MW）原实发值（MW）调整后给定值（MW）调整后实发值（MW）进入死区时间（S）4.6.2机组开停操作。通过上位机功能键盘发令，检查命令执行情况。测试表如下：操作对象和项目#1机开机#1机停机操作结果操作时间4.6.3辅设操作。通过上位机功能键盘或软功能键发令，检查命令执行情况。测试表如下：操作对象和项目#1机#1油泵启动#1机#1油泵停止操作结果操作时间4.7AGC功能4.7.1AGC功能方式的切换。分别进行如下方式的切换，测试是否正常。4.7.1.1全厂AGC、单机AGC的投退4.7.1.2AGC“当场”和“远方”的切换4.7.1.3调频和调功方式的切换4.7.1.4曲线和定值方式的切换4.7.1.5当地对“全厂AGC”和“单机遥调”方式的切换4.7.1.6中调对“远方AGC”和“单机遥调”方式的切换4.7.1.7中调容量控制的投退切换，单机容量控制的投退切换。4.7.2当地AGC功率调节。调节闭环，当地控制方式，投入全厂AGC，调整设定总有功，负荷值减少10MW负荷，测试有功分配情况。测试表如下：当地AGC调节各台机有功分配值全厂总加#1机#2机#3机#4机....
...原负荷给定值（MW）原实发有功调整后给定有功（MW）调整后实发有功（MW）进入死区时间4.7.3当地AGC功率控制。#1、2、3、4机处于停机备用状态，调节闭环，控制闭环，当地控制方式，#1、2、3、4机AGC投入，全厂AGC投入，设定负荷后测试开机情况。测试表如下：当地AGC功率控制各台机有功分配值全厂总加#1机#2机#3机#4机原负荷给定值（MW）实发有功（MW）调整后给定有功（MW）动作情况动作结果调整后实发有功（MW）全过程时间：4.7.4当地AGC功率控制。#1、2、3、4机处于发电状态，调节闭环，控制闭环，当地控制方式，#1、2、3、4机AGC投入，全厂AGC投入，设定总有功后测试停机情况。测试表如下：当地AGC功率控制各台机有功分配值全厂总加#1机#2机#3机#4机原负荷给定值（MW）实发有功（MW）调整后给定有功（MW）动作情况动作结果调整后实发有功（MW）全过程时间：4.7.5远方AGC功率调节。调节闭环，远方控制方式，机组容量控制投入，中调容量控制投入，全厂AGC投入，机组AGC投入，由中调远方设定总容量，测试有功分配情况。测试表如下：远方AGC功率调节各台机有功分配值全厂总加#1机#2机#3机#4机原负荷给定值（MW）原实发有功调整后给定有功（MW）调整后实发有功（MW）....
...进入死区时间4.7.6远方AGC功率控制。#1、2、3、4机处于停机备用状态，调节闭环，远方控制方式，机组容量控制投入，中调容量控制投入，全厂AGC投入，机组AGC投入，由中调远方设定总容量，测试开机情况。测试表如下：远方AGC功率控制各台机有功分配值全厂总加#1机#2机#3机#4机原负荷给定值（MW）实发有功（MW）调整后给定有功（MW）动作情况动作结果调整后实发有功（MW）全过程时间：4.7.7远方AGC功率控制。#1、2、3、4机处于发电状态，调节闭环，远方控制方式，机组容量控制投入，中调容量控制投入，全厂AGC投入，机组AGC投入，由中调远方设定总容量，测试停机情况。测试表如下：远方AGC功率控制各台机有功分配值全厂总加#1机#2机#3机#4机原负荷给定值（MW）实发有功（MW）调整后给定有功（MW）动作情况动作结果调整后实发有功（MW）全过程时间：4.8AVC功能测试。4.8.1AVC功能方式的切换4.8.1.1全厂及单机AVC的投退4.8.1.2曲线和定值方式的切换4.9中调通信功能测试。4.9.1遥信：转变设备状态，与中调核对遥信是否正确。测试表如下：测点名称502开关502开关503开关504开关101开关102开关中调侧状态本厂侧状态4.9.2遥测。调整运行参数，与中调核对遥测信号应正确、同步。测试表如下：测点名称长蕉线有功（MW）110KV母线电压10.5KVⅠ段母线电压10.5KVⅡ段母线电压中调侧测值本厂侧测值测试结果....
...4.9.3遥调（此功能在AGC中已反映）4.9.4遥控（此功能在AGC中已反映）4.10操作权限测试。测试各用户的权限应符合以下要求。4.10.1值班员用户权限：可以调画面,作控制操作,不允许投退测点4.10.2值长用户权限：可以作控制,可以投退测点4.10.3超级用户权限：可以作控制,可以投退测点,可修改画面、报表、开后台窗口4.11.实时性指标测试4.11.1调用各类型画面响应时间（从按下键至画面全部完成）画面名称响应时间画面名称响应时间监控系统图仿真键盘排水系统图主结线运行监视4.11.2在已经显示的画面上动态数据刷新时间，应小于2S。4.11.3操作员控制命令发出到控制单元回答响时间，应小于3S。4.11.4开关量变位响应时间测试表如下：信号名称变位至简报显示时间变位至画面变化时间#2机闸门全开#2机闸门全关#2机风闸未落#2机5021合4.11.5模拟量越限响应时间，应小于5S。测试表如下：信号名称越限到简报显示时间画面刷新响应时间#2机定子A相电流#2机转子电流4.11.6AGC响应时间（即计算或分配时间），AGC负荷设定值改变到有功负荷分配完成时间应小于8S。4.11.7AVC响应时间（即计算或分配时间），AVC负荷设定值改变到无功负荷分配完成时间应小于8S。4.11.8主从机冗余切换时间，应小于5s，且无扰动。测试表如下：AGC响应时间：主从机手动切换时间：AVC响应时间：主从机故障切换时间：4.12在线修改功能测试。包括两项：在线修修改报警越复限值，在线修改流程。4.13系统自诊断功能测试。在ctop1为主机，ctop2为备用的情况下，退出ctop1，ctop2自动转为主机，然后退出ctop2，ctop1转为主机。停ctop1，ctop2自动转为主机，ctop1重启动后，自动转为从机。观察以上动作情况。4.14和水情计算机通信功能测试4.14.1水情来数据：与水调班核对发来的水情数据，应正确、同步。测试表如下：测点名称水情侧监控侧....
...上库水位下游水位库容来水量降水量蒸发量耗水量发电用水4.14.2发送水情数据功能测试。转换发电机组工况，与水调班核对发送的数据应正确、同步。测试表如下：测点名称水情侧监控侧501开关合闸位置502开关合闸位置#1机有功功率#2机无功功率#1机开机时间#1机并网时间#1机停机时间....
...现地控制单元(LCU)测试规程1容与适用围本规程规定了**水电厂监控系统LCU的检测项目和应达到的技术标准。本规程适用于**水电厂监控系统LCU的功能检测。2引用标准现地LCU运行规程。监控系统控制流程图。SJ-22A型双微机转速测速装置技术说明书。SJ-12A（B）型双微机自动准同期装置安装调试说明书。3设备规名称型号产地可编程控制器美国A-B公司SLC500-4/02型美国A-B公司CPU模块1747-L542，20/28Kusermemory美国A-B公司开入模块1746-ITV16，16-Input，Fast，24VDC美国A-B公司TTL开入模块1746-OG16，16-TTLOutput，5VDC美国A-B公司开出模块1746-OV16，16-Output，10/50VDC美国A-B公司模拟量输入模块1746-NI4，4-Input，4-20mA/0-5V美国A-B公司RTD模块1746-NR4，4-Input美国A-B公司电源模块1746-P2，220VAC美国A-B公司时钟电路板MB952南瑞自控中断扩展板MB958南瑞自控开关电源1S82R-6722，24VDC，5VDC-output日本欧姆龙开关电源2S82J-6042，24VDV-output日本欧姆龙小型通用继电器JTX，24VDC，11pins继电器厂双微机准同期装置SJ-12南瑞自控双微机测速装置SJ-22南瑞自控4检测项目4.1外观检查4.1.1检查各开关、按钮、指示灯、端子、接线、连片、保险是否完好，并对损坏者进行更换。4.1.2拔除电路板进行检查、清污。4.1.3使用吸尘器，清除盘柜灰尘4.2绝缘电阻测量。将被测部分与所接电源回路断开，从输入端将正负极短接后，测量对地绝缘电阻。强电使用500V摇表，弱电使用250V摇表测量，绝缘电阻必须大于5MΩ。4.3电源部分检测输入电源：AC220V±10%，5A，50HZ±5%。4.3.1不间断电源（UPS）测试。a.正常运行时处于逆变工作状态。输出电压为：220V±5%。....
...b.无扰动切换测试。在UPS正常运行时，突然切断其输入电源，使用示波器检测其输出电压正常，无波动。c.带负载能力测试。在UPS的蓄电池充满电的情况下，带500W的负荷进行连续放电，直至起输出电压为210V时停止。放电时间应大于40分钟。4.3.2开关电源板测试。a.正常运行时，输出电压为：24V±5%，5V±5%。b.稳压性能测试。调节输入电压围为198 V —242V，输出电压应保持不变；调节负荷电流至额定值，输出电压变动小于±5%。4.3.3厂用电倒换测试。在T1和T2都带电工作时进行。a.切断稳压器T1的输入电源，检查LCU配电柜电源切换装置可靠、快速动作，电源倒换为由T2供应，且电压正常。b.切断稳压器T2的输入电源，检查LCU配电柜电源切换装置可靠、快速动作，电源倒换为由T1供应，且电压正常。4.4现地控制单元功能测试。4.4.1数据采集与处理功能测试。接入便携机进行测试。a.开关量采集与处理。在现场或LCU端子短接，模拟开关信号的通断，检查开入模件相应指示灯点亮，文件的相应位发生0、1变位。中断量分辨率小于5ms，非中断量分辨率小于1s，b.模拟量采集及处理。输入4~20mA电流，检查测量值应与一次实际值相等，误差小于0.5%，并且成线性变化。c.温度量采集及处理。接入电阻箱，检查测量值应符合分度表，误差小于5%，并且成线性变化。如误差较大可进行补偿。d.开关量输出测试。通过接入的便携机进行操作，强制开出，检查开出模件相应指示灯应点亮，继电器动作。4.4.2调节控制功能测试a.通过LCU当地和上位机发令，检查命令能否执行。b.通过LCU当地和上位机发令，检查机组的功率调节是否稳定、快速、准确。有功死区为200kW，无功死区为200kVar。c.参照《监控系统控制流程图》，对LCU的控制流程进行测试，检查各闭锁条件、报警信号、动作后果应正确。4.4.3人机联系功能测试a.检查光字牌显示是否反映设备的实际状态和故障信号。数码显示的数值是否与实际的模拟量、温度量对应。b.检查各控制键和功能键，是否具备相应的作用。4.4.4与上位机的通信功能测试。a.上行数据检查。通过改变开入信号状态和模拟、温度量的值，检查上下位机信号是否完全相同。b.下行数据检查。由上位机发出操作令，调节令，测点投退令，检查LCU接收是否正确。4.5测速装置（SJ—22A型）检验。4.5.1外观检查。检查端子排、电路板完好，各开关完好、操作灵活，各指示灯显示正常。4.5.2绝缘检查。将插件全部拔出后，用1000V摇表测量电源回路和信号回路对地绝缘应不小于100MΩ。4.5.3电源检查。装置通电工作后，测量5V，±15V，24V电压，误差应小于5%。4.5.4动作值校验。断开与PT输入信号的连接，使用工频信号发生器（2.5~80Hz）输入信号,调节频率,测试各整定输出值和实际输出值，....
...两者误差应小于0.5%，检查相应的输出继电器应动作，指示灯亮。4.5.5输入自检功能测试。当“≤15%”灯亮时，撤除输入信号，“≤5%”灯亮，当“≤15%”灯不亮时，撤除输入信号，“IN”灯亮，“在线”灯灭，报警继电器应动作。4.5.6输出回路自检。断掉其中一套的输入，调节频率使A、B的输出不一样，此时A、B套测量板的“EXT”等亮，报警继电器应动作。4.6同期装置（SJ-12A型）检验4.6.1外观检查。检查端子排、电路板完好，各开关完好、操作灵活，各指示灯显示正常。4.6.2绝缘检查。将插件全部拔出后，用1000V摇表测量电源回路和信号回路对地绝缘应不小于100MΩ。4.6.3电源检测。分别测量A、B套的直流工作电源，其值应为5V±5%和15V±5%，且两套的电压应相等。4.6.4相位、电压检测。A、B套输入相同的电压信号，调整输入电压时，两套的测量值应相等，且反映实际情况。4.6.5假并网试验（断路器出口刀闸拉开）。接入示波器、整步表或录波器观察，记录合闸信号输出时的电压查和相位差，并检查装置显示的合闸误差和频差，应在规定围之。试验重复两次。4.6.6假无压合闸试验（断路器出口刀闸拉开）。在系统侧无压时，可靠发出合闸信号，当系统有电压时，应报故障。....
...柴油发电机检修规程(电气部分)1主题容和适用围本检修规程适用于**水电厂坝顶柴油机房的的一、二次电气设备维护和检修，包括：柴油机发电机、切换柜等设备。本规程规定了**水电厂柴油机房的电气设备的检修项目及应达到的要求。2引用标准柴油发电机组运行规程3设备技术规3.1柴油机主要技术参数：项目容项目容型号NTA855—C1右转发火次序1-5-3-6-2-4额定出力240kW机油规格法国BP：C3-40润滑油额定转速1500转/分机油压力围276—517kPa总排量14L机油温度围82—107℃系列号09冷却液规格清洁水气缸数6冷却液温度围74--91℃气缸排列直列燃油规格#0号柴油气缸直径140mm喷油嘴调整行程5.79mm活塞行程152mm进气门间隙0.28mm(冷态)冲程数4排气门间隙0.58mm(冷态)压缩比14—16蓄电池容量200Ah/24V增压方式废气涡轮增压最小油耗152克/马力·小时启动方式直流电机拖动调速器种类EFC电子调速器远程起动和控制组件DSE520出厂日期99年12月柴油机生产厂家康明斯发动机3.2发电机主要技术参数：项目容项目容型号HCI444D1电机型式三相无刷交流同步发电机额定容量295/268kVA定子接线方式Yo功率因素0.8(滞后)电机防护等级IP12额定出力236/214kW线圈绝缘等级H额定电压400/230V励磁调节方式AVR控制自动恒压调节额定电流426/387AAVR型号SX440额定转速1500转/分额定励磁电压45V磁极个数4使用环境温度≤40℃励磁方式无刷静止自励使用海拔高度≤1000米出厂日期99年12月生产厂家新时代交流发电机....
...项目容项目容测速方式齿轮脉冲电磁传感器使用环境温度－40至＋85℃工作电源直流24士6伏相对湿度0到100%不冷凝电源消耗94瓦最大温度漂移士1%名义使用电流1.3安(24伏)转速调节稳定性士0.25%最大使用电流3.9安(24伏)执行器反应时间15毫秒3.3EFC电子调速器技术参数：3.4一、二号自动切换柜主要技术参数：项目容项目容机柜型号SD相对湿度10—98%不冷凝额定电压380V环境温度－10至+45℃额定电流630A海拔高度2500米以下短时耐受电流50KA配置断路器DW17—630四个出厂日期2000年6月生产厂家精汇福技术3.5柴油发电机组备用电源系统各断路器主要技术参数：项目431、433、442、444435型号DW17—630NS—630N最高额定电压AC660VAC660/690V使用电压AC380VAC380/415V额定电流500/630A630A1秒耐受电流30kA额定分断能力50KA（有效值；AC660V）45KA（415V）全分断时间约30毫秒不大于60毫秒操作方式电动快速/手动电/手动（—24V500W）电气寿命1000次额定电流：8000次相对湿度<50%（40℃）；<90%不冷凝440V环境温度－5至+40℃海拔高度2000米以下机械寿命20000次15000次生产厂家中国（）正泰集团公司梅兰日兰出厂日期2000年6月断路器过载长延时脱扣保护：[431、433、442、444]500A/3倍>8S冷态，1.5倍<2min热态，1.3倍<1h冷态，1.05倍>2h冷态。断路器短路瞬时脱扣保护：[431、442]2kA/<300mS。[433、444]2kA/<300mS。断路器失压脱扣保护：[431、433、442、444]电压低于35%Ue时，瞬时脱扣。435空气开关参数整定：I0=0.9In；长延时电流定值Ir=0.75I0；短延时电流定值Isd=4Ir。4检修周期4.1定期检修：每五年对柴油发电机组及附属设备进行全面检修。4.2故障检修：设备故障发生后，对故障部件进行专项检修。5柴油发电机检修项目5.1控制柜元件检查。全面检查DSE520控制元件、电流表、电压表、频率/转速表、冷却液温度表、机油压力表、蓄电池电压表、发电机机组运行计时器、燃油电磁阀、各传感器、继电器、充电发电机、启动电机。5.2绝缘电阻和极化指数测定。....
...5.2.1将发电机各方面的电源断开，验明无电。5.2.2测量方法。使用500V摇表测量励磁机定子、励磁机转子、主定子绕组、转子绕组绝缘电阻和极化指数，绝缘电阻必须大于5MΩ，极化指数必须大于2。若因受潮小于此值,必须将发电机绕组烘干。励磁机定子：拆下励磁机定子绕组接线X和XX，并保持与地绝缘，将兆欧表连接到接线端与接地端之间测量绝缘电阻。励磁机转子：将激磁电枢上六只整流器CR1至CR6接线拆下，并保持与地绝缘，将兆欧表连接到接线端与接地端之间测量绝缘电阻。主定子绕组：将兆欧表一端连接主定子的任一相，另一端连接另两相再接地进行测量，重复相同步骤以测量另两相。主转子绕组：由旋转整流器总成端子座F1-和F2+拆下主电枢出线和过电压吸收器出线，并与地保持绝缘，在出线上标示所属标签F1-和F2+，将兆欧表连接至出线与地之间进行测量。5.2.3线圈电阻测量。使用精确度为0.0001Ω的惠斯登电桥或数字欧姆表测量励磁机定子、励磁机转子、主定子绕组、转子绕组线圈电阻。如不符合要求，则更换绕组或电枢励磁机定子：线圈电阻值为18Ω±10%。励磁机转子：由6组整流器端子拆下线圈出线，测量每对线圈电阻，线圈电阻值为0.136Ω±10%。主定子绕组：输出电压不均衡时进行，将端子上所有线圈出线拆下。测量每对定子绕组线圈电阻，U1-U2，V1-V2，W1-W2，U5-U6，V5-V6，W5-W6。测量出的三相的电阻值应均衡，线圈电阻值为：R绕组311=0.0085Ω±10%，R绕组17=0.0115Ω±10%。主转子绕组：由旋转整流器将两条电枢出线拆下后进行测量。线圈电阻值为：0.91Ω±10%。5.2.4绕组干燥步骤。如果发电机因潮湿造成绝缘电阻过低，可根据需要使用以下方法干燥。a.使用发电机加热器或风扇将热风吹进发电机。b.发电机短路电流法。将发电机三相输出线连接在一起。移除配电箱盖并拆下电压调整器X和XX连接端子，将AVR断开。连接一组直流12V可调电源，正电源线--X，负电源线—XX。在发电机输出线连接一只钳形电流表以测量电流，将直流12V电源调整为0，启动发电机，慢慢增加激磁电压，使发电机尽可能达到最高额定输出电流。发电机运转一个小时以后，重新测量绝缘电阻，根据需要确定是否重新干燥绕组。5.2.5整流二极管组件的检查。在主输出电压均衡但过低时进行。将连接到二极管的软导线从接线柱处断开，用万用表测量其正反向电阻。如有损坏予以更换。5.2.6浪涌抑制器检查。用万用表测量其正反向电阻应为无穷大，如若短路和发生碎裂，应予以更换。5.2.7发电机定子绕组和输出回路解过线后，投运前应核对相序。5.3EFC电子调速器5.3.1检查EFC电子调速器的各电位器是否变位，端子、连接线是否完好。5.3.2检查调速控制器，电磁传感器、执行器是否完好，其的工作电源是否从蓄电池输入，电压为24V±5%。5.3.3电磁传感器和飞轮齿轮之间的距离应为0.7~1.07mm。当起动马达转动发动机时，传感讯号小于交流1.5V，则将传感器拧进去1/8到1/4圈。5.3.4执行器全开全关检查，交替接通、断开接入执行器的电源，检查执行器动作是否灵活。5.3.5柴油机的转速调整初调。将调速控制器上的怠速电位器（IDLESPD）和空载高速电位器（RUNSPD）、增益电位器（GAIN）调至中间位置，转速降电位器逆时针转到底（即同步位）。启动发动机，调整怠速电位器，使其转速为：600-650r/min。....
...空载转速调整。把怠速-运行开关（IDLE-RUN）拨至“运行（RUN）”位，调整空载高速电位器，将发动机的无负荷转速调到1500r/min。增益调整。接通电路的主断路器，接上1/4的额定负荷，确保发动机转速稳定后，顺时针方向慢慢转动增益电位器，直至转速不稳定，然后逆时针慢慢转动电位器，直到转速稳定为止，在逆时针多转1/2格。转速微调。当以上调整完成以后，需对全负荷时发动机的转速进行调整，可通过转速调整电位器（SPEENADJUST）进行±100r/min围的微调，5.4AVR自动电压调节器（SX440型）5.4.1检查AVR上的跳线是否正确、完好。频率选择端子：C-50连接。稳定性选择端子：B-C连接。感应选择端子：2-3连接，4-5连接，6-7连接。励磁中断连接：K1-K2连接。5.4.2检查AVR的外部接线是否正确。其中1-2短接，X和XX接励磁机定子，注意X接正极。5.4.3低频保护（UFRO）功能检查。当发电机的频率降低至47HZ时，发光二极管应亮，同时随着频率的降低，电压也下降。如设置不准，可调节“UFRO”电位器，顺时针旋转可降低动作频率。5.4.4AVR调整。当发电机在运行中出现电压偏离额定值或不稳定时，可对“电压调节”和“稳定性调节”电位器进行调整。“电压调节”顺时针旋转可加大电压，“稳定性调节”顺时针旋转可加大稳定度。5.4.5AVR功能试验。a.从AVR接线柱X和XX上断开磁场引线X和XX。b.接一个普通60W，240V灯泡至AVR接线柱X和XX间。c.将AVR上“电压调节器”顺时针旋转到底。d.将12V，1A直流电源接到磁场引线X和XX之间，注意X接正极。e.检查发电机组输出电压是否在额定值的±10%围。f.试验中X-XX上的灯泡应持续发光。如灯泡不亮。则表明AVR有故障应更换。6蓄电池检查6.1测量蓄电池电压，应为24V。6.2检查电解液含量、测量其密度是否符合要求。如液位低于下限应加蒸馏水或电解液。6.3检测蓄电池容量检测是否符合要求。7切换柜部件检修。7.1对431、433、442、444、435空气断路器（DW17-630）维护。7.1.1对以上断路器停电维护时，应做好安全措施。7.1.2清扫灰尘，检查设备各部分是否完好，有无松脱。7.1.3测量绝缘电阻。使用500V摇表测量断路器各部绝缘电阻，应不小于5MΩ。7.1.4对各转动部分和滑动部分加注润滑油。7.1.4检查灭弧罩是否完好，如有破裂予以更换。7.1.5检查431与433，442与444的互锁机构是否正常、完好。7.1.6断路器分合检查a.手动分合检查操作机构是否灵活。b.检查分合断路器过程中，其可动部分与灭弧室的零件应无卡住和碰擦现象。c.通过调节外接电源，检查失压脱扣保护动作值。7.1.7触头检查。a.抹净触头上的烟痕，清除触头接触面的小金属颗粒。....
...b.如果触头上银合金的厚度小到1mm时必须更换触头。7.2控制操作回路检查。7.2.1清扫灰尘，检查各熔断器、端子排、操作开关、按钮、指示灯是否完好，位置正确。7.2.2测量绝缘电阻，用500V摇表测量回路绝缘电阻，应不小于5MΩ。7.2.3检验各继电器、测量仪表。7.2.4检查、清抹空气断路器的辅助触点，测量空气断路器的分合闸线圈电阻。7.2.5通过切换柜上的操作开关和按钮，对空气断路器进行分合闸试验。a.上位机发令启动柴油机。检查柴油机1分钟后启动正确，转速、电压正常。b.上位机发令停止柴油机。检查柴油机5分钟后停止。c.模拟433和444分闸，检查柴油机自启动正确。d.上位机发令合435。e.上位机发令分435。....
...柴油发电机检修规程(机械部分)1主题容与适用围本标准规定了**水电厂柴油发电机组维护、检修及事故故障处理的围及要求。本标准适用于**水电厂柴油发电机组的检修工作。2引用标准《电业安全工作规程》。3技术容3.1设备规3.1.1柴油机主要技术参数：项目容项目容型号NTA855—C1右转发火次序1-5-3-6-2-4额定出力240kW机油规格法国BP：C3-40润滑油额定转速1500转/分机油压力围276—517kPa总排量14L机油温度围82—107℃系列号09冷却液规格清洁水气缸数6冷却液温度围74--91℃气缸排列直列燃油规格#0号柴油气缸直径140mm喷油嘴调整行程5.79mm活塞行程152mm进气门间隙0.28mm(冷态)冲程数4排气门间隙0.58mm(冷态)压缩比14—16蓄电池容量200Ah/24V增压方式废气涡轮增压最小油耗152克/马力·小时启动方式直流电机拖动调速器种类EFC电子调速器远程起动和控制组件DSE520出厂日期1999年12月柴油机生产厂家康明斯发动机3.1.2柴油发电机主要技术参数项目容项目容型号HCI444D1电机型式三相无刷交流同步发电机额定容量295/268kVA定子接线方式Yo功率因素0.8(滞后)电机防护等级IP12额定出力236/214kW线圈绝缘等级H额定电压400/230V励磁调节方式AVR控制自动恒压调节额定电流426/387AAVR型号SX440额定转速1500转/分额定励磁电压45V额定频率50Hz额定励磁电流2.2A磁极个数4使用环境温度≤40℃励磁方式无刷静止自励使用海拔高度≤1000米出厂日期1999年12月生产厂家新时代交流发电机....
...4检修项目及质量标准4.1喷油泵的调整和检修4.1.1喷油泵喷油量的调整a.将喷油卡在老钳上。b.做一个手摇柄，固定在喷油泵的连接盘上。c.接好油管、喷油器及油箱的通路。d.摇转手摇柄，排出油路中的空气。e.在每个喷油器的喷口下放一个带有刻度的油杯。f.将调节齿杆放在制造厂规定的各个供油位置上。g.转动手摇柄不少于100圈，然后检查站油杯所收集的油量，计算出各分泵供油差别的百分数。一般在低速下喷油量的差别应在8%~10%以下，否则应进行调整，无法调整时，应更换喷油泵。喷油量不均，调整时可先将调节齿杆放在停止供油的位置，用小螺丝刀旋松调节齿轮上的锁紧螺钉，再用小螺丝刀头触在油量控制套筒的小孔中，用小手锤轻轻地调敲击螺丝刀把。若喷油量过小，使控制套筒向左转一定角度：喷油量过大，使控制套筒向右转一定角度。转动控制套筒来调整喷油量大小时，应根据构造确定转动方向，调整完成后，再做试验进行复验，各缸喷油量应接近均为止。一般在重新装配时，将调节齿杆拉到最大供油量的位置上，调节齿轮锁紧螺钉处的开槽中心线和控制套筒开槽及柱塞？耳的中心线与泵体顶孔中心线，应在一条直线上，并正对着示体，几个分泵的柱塞都一样，其供油量就基本合适。4.2调节齿杆的检修调节齿杆应保证其移动灵活，不可有丝毫阻滞现象。发生阻滞的原因有；齿杆与衬套之间配合间隙过小，柱塞咬住或弹簧折断卡住，齿杆与调节齿轮啮合间隙过小等。应根椐原因，查找病根，予以排除。如齿杆与衬套配合过紧，可用活络铰刀进行铰削。在装配调节齿杆时，齿杆上的刻线应与泵体齐平，若向移入过多而看不到刻线，为最大油量过大，若向处移出过多，为最大油量过小，都必须进行调整。4.3喷油器的调整和检修4.3.1喷油器的调整：在检查、调整喷油器时，应在试验器上进行。1、将喷油器接在试验器高压油管上。2、用于油泵泵油，喷油压力为16.7±0,48兆帕时,应开始喷油。若不符合规定，可将护帽卸下，旋松调整锁紧螺母，借调节螺钉进行调整，来改变调压弹簧对顶杆的压力，以达到正常喷油压力。压力不够可旋入调整螺钉，压力过高可旋出调整螺钉。调好后，应旋紧调整螺母并装上护帽。4.3.2喷油压力调整好后，应检查喷油器的密封情况。用手油泵泵油至压力为16兆帕，然后以每分钟10次的均匀速度揿动手油泵，压力表所指示的压力油由16兆帕高到17兆帕时，开始喷油。在此以前，喷油器不应有漏油和渗油现象，但允许有微量的潮湿。若密封不严，应拆下清理和研磨偶件，或更换偶件。良好的喷油器，以每分钟喷油60~70次的速度行喷雾试验，油雾应匀细并呈雾状，雾束在任何断面应均匀分布，锥角约为15º~20º，不可有滴油、飞溅现象。喷油切断应及时，并具有特有清脆的“噗、噗”响声。同一台柴油机的喷油压力的差异，不可超过1兆帕，一般喷油压力应为15~17.5兆帕，新机喷油压力为16.5~17.5兆帕。在向缸体装复喷油器时，喷油器与缸体平面接触的垫圈不可加厚，必须保持喷油器伸出气缸盖底平面2.5~3毫米，以保证柴油良好地燃烧，否则会产生排黑烟现象，柴油机有杂乱的敲击声。....
...4.4喷油器的检修将不良的喷油器拆下分解后，放在柴油或汽油软化积炭，并清洗掉，再检查各零部件情况。如顶杆弯曲，可放在平台上用软金属锤加以校直，弹簧折断应予以更换。喷油器孔堵塞，可用ǿ0.2的钢丝透通。如喷孔磨成椭圆形，应予以更换。检查时，应注意检视针阀与阀座的导向面及密封锥面的情况，若用肉眼可以看出表面发暗，并有伤痕，说明此件已磨损；油针导向面色暗，这是表面受热（退火）后留下的伤痕，都应换新件。4.5输油泵的检修输油泵有故障就不能保证喷油的需要，供油间断或完全不供油，因此应及时检修。例如，活塞磨损严重或弹簧折断，应予以更换；因油污而卡滞，可用汽油清洗后装复使用。塑料止回阀磨损严重或歪斜，与阀座密合不严时，可将止回阀与阀座进行研磨，恢复其密封性。塑料止回阀由于吸进的砂料粘在阀的平面上而不密封，可将其放在油石上磨平。止回阀弹簧折断时，应予以更换。如手油泵活塞的橡胶密封圈磨损严重或损坏，也会引起漏气、漏油或停止供油，用手油泵泵油时，感到轻松，一点抽力都没有，根椐泵不上油来，则应更换橡胶密封圈。如果密封圈仅磨损，没有损坏，在材料缺乏的情况下，可根椐活塞上槽沟的宽度，用约0.10毫米厚(应根椐具体情况选择厚度)的铜片，剪成一圈，围在活塞槽沟，再套上旧橡胶密封圈装复使用。4.6柴油机喷油时间的调整柴油机经过拆装或经一定时间运转后（一般为500小时），必须检查和调整喷油时间（供油提前角）。喷油时间是指喷油泵出油阀紧座处刚刚开始出油时，所对应于活塞压缩冲程上止点前曲轴的角度位置，不是指喷油器向气缸开始喷油时的角度。喷油时间过早，会使柴油机产生暴震，怠速运转不平稳，功率下降；喷油时间过晚，会造成起动困难、排气冒黑烟、功率不足等。4.7汽化器的调整和检修浮子室油面的调整和浮子的检修：在检查浮子室油面时，应先将汽化器检查孔的螺塞卸下，使汽化机怠速运转，然后检查其油面。汽油若从检查孔流出，说明油面过高；若看不见，则油面过低；若能看见汽油，又不流出即为合适。在调整油面时，可将汽化器浮子室盖卸下，根椐汽化器的型式弯曲浮子臂上的舌片或变更针阀座下面的垫片厚度来调整。....
...油务及六氟化硫气体安全试验规程1主题容与适用围本规程规定了**水电厂各设备用油的常规检验项目、周期及必须达到的质量标准;规定了电气设备用六氟化硫气体的检验项目、周期及必须达到的质量标准。本规程适用于**水电厂充油电气设备和六氟化硫电气设备的维护、试验工作。2引用标准GB/T7596—2000电厂用运行中汽轮机油质量标准DL/T722—2000变压器油中溶解气体分析和判断导则GB11023-89高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法GB/T8905-1996六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则DL/T595-1996六氟化硫电气设备中气体监督细则DL/T596-1996电力设备预防性试验规程DL/T639-1997六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则3汽轮机油的质量标准及检验周期和检验项目3.1技术要求3.1.1新汽轮机油的验收应按GB11120L-TSA汽轮机油验收，对从国外进口的汽轮机油则应按国际标准验收或按合同规定的标准验收。3.2运行中汽轮机油的质量标准3.2.1运行中汽轮机油质量标准一定要符合表1的规定。序号项目设备规质量指标检验方法1外状透明外观目视2运动粘度（40℃），m㎡/s与新油原始测值偏离≤20%GB/T2653闪点（开口杯），℃与新油原始测值相比不低15GB/T2674机械杂质无外观目视5颗粒度（5）250MW及以上报告（1）SD/T313或DL/T4326酸值，mgKOH/g未加防锈剂油≤0.2GB/T264或GB/T7599加防锈剂油≤0.37液相锈蚀无锈GB/T111438破乳化度,min≤60GB/T76059水份(4),mg/L200MW及以下≤200GB/T7600或GB/T760110起泡沫试验,mL250MW及以上报告(2)GB/T1257911空气释放值,min250MW及以上报告(3)GB/T0308....
...参考国外标准控制极限值NAS1638规定8~9级或MOOG规定6级见附录A（提示的附录），有的300MW汽轮机润滑系统和高速系统共用一个油箱，也用矿物汽轮机油，此时油中颗粒度指标应按制造厂提供的指标。参考国外标准极限值为600/痕迹mL。参考国外标准控制极限值为10min在冷油器处取样，对200MW及以上的水轮机油中水分质量指标为≤200mg/L。对200MW机组油中颗粒度测定，应创造条件，开展检验。3.2.2常规检验周期和检验项目对运行中汽轮机油，应加强技术管理，建立必要的技术档案。常规检验周期和检验项目见表2：设备名称设备规检验周期检验项目（参照表1）水轮机每年至少一次必要时1、2、4、6、91.“检验项目”栏1、2、、、为表1中项目序号。2.机组运行正常，可以适当延长检验周期，但发现油中混入水分（油呈浑浊）时，应增加检验次数，并及时采取措施处理。3.水轮机300MW及以上增加颗粒度测定。3.3关于补充油和混油的规定3.3.1关于补充油的规定3.3.1.1汽轮机组的润滑和液压系统巳注入汽轮机油(运行油)的量不足，需补加一定量的油品使达到机组设备规油量的行为过程称为“补充油”。汽轮机组原己注入的油品称为“己注油”，拟补加的油品称为“补加油”。补加油量占设备注油量分额称为“补加分额”。己注油混入补加油后称为“补后油”。3.3.1.2补加油宜采用与己注油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补加油（不论是新油或己使用过的油）的各项特性指标不应低于己注油。3.3.1.3如补加油的补加分额大于5%，特别当己注油的特性指标巳接近表1规定的运行油质量指标极限值时，可能导致补后油迅速析出油泥。因此在补充油前应预先按预定的补加分额进行油样混合试验（按DL/T429.7油泥析出测定法），确认无沉淀物产生，方可进行补充油过程。3.3.1.4如补加油来源或牌号及添加剂类型与巳注油不同，除应遵守3.3.1.2、3.3.1.3的规定外，还应预先按预定的补加分额进行混合样的老化试验（按DL/T429.6给定的方法）。经老化试验的混合样质量不低于己注油质，方可进行补充油过程。补加油牌号与己注油不同时，还应实测混合油样的粘度值确认其是否可用。3.3.2关于混油的规定3.3.2.1尚未注入汽轮机组的润滑和液压系统的两种或两种以上的油品相混合之行为过程称为“混油”。3.3.2.2对混油的要求应比照3.3.1“关于补充油的规定”。3.4运行中汽轮机油的防劣化措施为延长油的使用寿命，应加强对运行中油的维护工作，并至少应采用下述任何一种防劣化措施。3.4.1添加2,6-二叔丁基对甲酚（T501）抗氧化剂3.4.1.1新油、再生油中T501含量应不低于0.3%~0.5%，运行中汽轮机油应不低于0.15%3.4.1.2当油中T501含量低于0.15%时，应进行补加，补加油的PH值不应低于5.0。3.4.2安装连续再生装置其吸附剂的用量应为油量的1%~2%3.4.3添加“T746”防锈剂漏汽、漏水的机组，应添加“T746”防锈剂，其添加量为油量的0.02%~0.03%....
...4变压器油中溶解气体分析和判断导则4.1定义4.1.1特征气体对判断充油电气设备部故障有价值的气体，即氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）。4.1.2总烃烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和。4.1.3游离气体非溶解于油中的气体。4.2产气原理4.2.1绝缘油的分解绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3、CH2和CH化学基因，并由C—C键键合在一起。由电或热故障的结果可以使某些C—H键和C—C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X-蜡）。故障初期，所形成的气体溶解于油中，当故障能量较大时，也可能聚集成游离气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备的部。低能量故障，如局部放电，通过离子反应促使最弱的键C—H键（338KJ/mol）断裂，主要重新化合成氢气而积累。对C—C键的断裂需要较高的温度（较多的能量），然后迅速以C—C键（607KJ/mol）、C=C键（720KJ/mol）和C≡C键（960KJ/mol）的形式重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。乙烯是在高于甲烷和乙烷的温度（大约为500℃）下生成的（虽然在较低的温度下也有少量生成）。乙炔一般在800℃~1200℃的温度下生成，而且当温度降低时，反应迅速被抑制，作为重新化合的稳定产物而积累。因此，大量乙炔是在电弧的弧道中产生的。当然在较低的温度下（低于800℃）也会有少量乙炔生成。油起氧化反应时，伴随生成少量CO和CO2，并且CO和CO2能长期积累，成为数量显著的特征气体。油碳化生成碳粒的温度在500℃~800℃。哈斯特用热动力学平衡理论计算出在热平衡状态下形式的气体与温度的关系。4.2.2固体绝缘材料的分解纸、层压板或木块等固体绝缘材料分子含有大量的无水右旋糖环和弱的C—O键及葡萄糖甙键，它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱，并能在较低的温度下重新化合。聚合物列解的有效温度高于105℃，完全裂解和碳化高于300℃，在生成水的同时，生成大量的CO和CO2及少量烃类气体和呋喃化合物，同时油被氧化。CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。概括上述的要点，不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳为表3。分解出的气体形成气泡，在油里经对流、扩散，不断的溶解在油中。这些故障气体的组成和含量与故障的类型及其严重程度有密切关系。因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早发现设备部存在的潜伏性故障，并可随时监视故障的发展状况。表3不同故障类型产生的气体故障类型主要气体组成次要气体组成油过热CH4、C2H4H2、C2H6油和纸过热CH4、C2H4、CO、CO2H2、C2H6油纸绝缘中局部放电H2、CH4、COC2H2、C2H6、CO2油中火花放电H2、C2H2....
...油中电弧H2、C2H2CH4、C2H4、C2H6油和纸中电弧H2、C2H2、CO、CO2CH2、C2H4、C2H6注：进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中。当变压器的气体继电器出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的状况做出判断。4.2.3气体的其它来源在某些情况下，有些气体可能不是设备故障造成的，例如油中含有水，可以与铁作用生成氢。过热的铁心层间油膜裂解也可生成氢。新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而又慢慢释放到油中。特别是在温度较高、油中有溶解氧时，设备中某些油漆（醇酸树脂），在某些不锈钢的催化下，甚至可能生成大量的氢。某些改型的聚酰亚胺型的绝缘材料也可生成某些气体而溶解于油中。油在照射下也可以生成某些气体。设备检修时，暴露在空气中的油可吸收空气中的CO2等。这时，如果不真空滤油，则油中CO2的含量约为300uL/L（与周围环境的空气有关）。另外，某些操作也可生成故障气体，例如：有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗漏，或选择开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响，设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中，设备油箱带油补焊，原注入的油就含有某些气体等。这些气体的存在一般不影响设备的正常运行。但当利用气体分析结果确定设备部是否存在故障及其严重程度时，要注意加以区分。4.3检测周期4.3.1投运前的检测按表4进行定期检测的新设备及大修后的设备，投运前应至少作一次检测。如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后再作一次检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不作检测。4.3.2投运时的检测按表4所规定的新的或大修后的变压器和电抗器至少应在投运后1d（仅对电压330KV及以上的变压器和电抗器、容量在120MVA及以上的发电厂升压变压器）、4d、10d、30d各做一次检测，若无异常，可转为定期检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不作检测。套管在必要时进行检测。表4运行中设备的定期检测周期设备名称设备电压等级和容量检测周期变压器和电抗器电压330KV及以上，容量240MVA及以上所有发电厂升压变压器3个月一次电压220KV及以上，容量120MVA及以上6个月一次电压66KV及以上，容量8MVA及以上1年一次电压66KV及以下，容量8MVA以下自行规定互感器电压66KV及以上1年～3年一次套管必要时注：制造厂规定不取样的全密封互感器，一般在保证期不做检测。在超过保证期后，应在不破坏密封的情况下取样分析。4.3.3运行中的定期检测运行中设备的定期检测周期按表4的规定进行。4.3.4特殊情况下的检测当设备出现异常情况时（如气体继电器动作，受大电流冲击或过励磁等），或对测试结果有怀疑时，应立即取油样进行检测，并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。4.4取样4.4.1从充油电气设备中取油样....
...4.4.1.1概述取样部位应注意所取的油样能代表油箱本体的油。一般应在设备下部的取样阀门取油样，在特殊情况下，可在不同的取样部位取样。取样量，对大容量的变压器、电抗器等可为50mL~80mL，对少油量的设备要尽量少取，以够用为限。4.4.1.2取油样的容器应使用密封良好的玻璃注射器取油样。当注射器充有油样时，芯子能按油体积随温度的变化自由滑动，使外压力平衡。4.4.1.3取油样的方法从设备中取油样的全过程应在全密封的状态下进行，油样不得与空气接触。对电力变压器及电抗器，一般可在运行中取油样。需要设备停电取样时，应在停运后尽快取样。对可能产生负压的密封设备，禁止在负压下取样，以防止负压进气。4.5故障的识别4.5.1概述正常运行时，充油电气设备部的绝缘油和有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类气体及一氧化碳、二氧化碳等气体。在热和电故障的情况下，也会产生这些气体。这两种来源的气体在技术上不能分离，在数值上也没有严格的界限，而且与负荷、温度、油中的含水量、油的保护系统和循环系统，以及取样和测试的许多可变因素有关。因此在判断设备是否存在故障及故障的严重程度时，要根据设备的历史状况和设备的结构特点及外部环境等因素进行综合判断。有时设备并不存在故障，而由于其它原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。此外，还应注意油冷却系统附属设备的故障产生的气体也会进入到变压器本体的油中。4.5.2出厂和新投运的设备对出厂和新投运的变压器和电抗器要求为：出厂试验前后的两次分析结果，以及投运前后的两次分析结果不应有明显的区别。此外，气体含量应符合表5的要求。表5对出厂和新投运的设备气体含量的要求uL/L气体变压器和电抗器互感器套管氢＜10＜50＜150乙炔000总烃＜20＜10＜104.5.3运行中设备油中溶解气体的注意值（油中溶解气体组分含量注意值）运行中设备部油中气体含量超过表6和表7所列数值时，应引起注意。表6变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量注意值uL/L设备气体组合含量330KV及以上220KV及以下变压器总烃150150乙炔15氢150150一氧化碳二氧化碳套管甲烷100100乙炔12氢500500注：该表所列数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样表7电流互感器和电压互感器油中溶解气体含量的注意值uL/L设备气体组分含量220KV及以上110KV及以下....
...电流互感器总烃100100乙炔12氢150150电压互感器总烃100100乙炔23氢1501504.6故障类型的判断4.6.1特征气体法根据4.2所述的产气原理和表1所列的不同故障类型产生的气体可推断设备的故障类型。4.6.2三比值法在热动力学和实践的基础上，推荐改良的三比值法（五种气体的三对比值）作为判断充油电气设备故障类型的主要方法。改良三比值法是用不同的编码表示三对比值。编码规则和故障类型判断方法见表8和表9。表8编码规则气体比值围比值围的编码C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6＜0.1010≥0.1～＜1100≥1～＜3121≥32224.7溶解气体分析解释表利用三比值判断故障类型的溶解气体解释表10和表11。表10是将所有故障类型分为六种情况，这六种情况适合于所有类型的充油电气设备，气体比值的极限根据设备的具体类型，可稍有不同。表10中显示了D1和D2两种故障类型之间的某些重叠，而又有区别，这说明放电的能量有所不同，因而必须对设备采取不同的措施。表11给出了粗略的解释，对局部放电，低能量或高能量放电以及热故障，可有一个简便、粗略的区别。表9故障类型判断方法编码组合故障类型判断故障实例(参考)C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6001低温过热（低于150℃）绝缘导线过热，注意CO和CO2的含量，以及CO2/CO值20低温过热（150-300）℃分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁心漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁心多点接地等。21中温过热（300-700）℃0，1，22高温过热（高于700℃）10局部放电高湿度、高含气量引起油中低能量密度的局部放电。20，10，1，2低能放电引线对电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电。20，1，2低能放电兼过热10，10，1，2，电弧放电....
...线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其它接地体放电等。20，1，2电弧放电兼过热表10溶解气体分析解释表情况特征故障C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6PD局部放电（见注3、4）NS①＜0.1＜0.2D1低能量局部放电＞10.1～0.5＞1D2高能量局部放电0.6～2.50.1～1＞2T1热故障t＜300℃NS①＞1,但NS①＜1T2热故障300℃＜t＜700℃＜0.1＞11～4T3热故障t＞700℃＜0.2②＞1＞4注：1.上述比值在不同的地区可稍有不同。2.以上比值在至少上述气体之一超过正常值并超过正常增长速率时计算才有效。3.在互感器中，CH4/H2＜0.2时，为局部放电，在套管中CH4/H2＜0.7时，为局部放电。4气体比值落在极限围之外，而不对应于本表中的某个故障特征，可认为是混合故障或一种新的故障。这个新的故障包含了高含量的背景气体水平。在这种情况下，本表不能提供诊断。但可以使用气体比值的图示法给出直观的、在本表中最接近的故障特征。①：NS表示无论什么数值均无意义。②：C2H2的总量增加，表明热点温度增加，高于1000℃。表11溶解气体分析解释简表情况特征故障C2H2/C2H4CH4/H2CH4/H2PD局部放电＜0.2D低能量或高能量放电＞0.2T热故障＜0.24.8充油电气设备的典型故障表12电力变压器的典型故障故障类型举例局部放电由不完全浸渍、高湿度的纸、油过饱和，或空腔造成的充气空腔中的局部放电，并导致形成X-蜡。低能量放电不良联接形成不良电位或悬浮电位，造成的火花放电或电弧，可发生在屏蔽环、绕组中相邻的线饼间或导体间，以及连线开焊处或铁芯的闭合回路中。夹件间、套管与箱壁、线圈的高压和地端放电。木质绝缘块、绝缘构件胶合处，以及绕组垫块的沿面放电。油击穿、选择开关的切断电流。高能量放电局部高能量或由短路造成的闪络，沿面放电或电弧。低压对地、接头之间、线圈之间、套管和箱体之间、铜排和箱体之间、绕组和铁芯之间的短路。环绕主磁通的两个邻近导体间的放电。铁芯的绝缘螺丝、固定铁芯的金属环之间的放电。过热t＜300℃在救急状态下，变压器超铭牌运行。绕组中油流被阻塞。在铁轭夹件中的杂散磁通量。过热300℃＜t＜700℃螺栓连接处（特别是铝排）、滑动接触面、选择开关的接触面（形成积碳），以及套管引线和电缆的连接接触不良。铁轭处夹件和螺栓之间、夹件和铁心叠片之间的环流，接地线中的环流，以及磁屏蔽上的不良焊点和夹件的环流。绕组中平行的相邻导体之间的绝缘磨损。过热t＞700℃油箱和铁心上的大的环流。油箱壁未补偿的磁场过高，形成一定的电流。铁心叠片之间的短路。表12互感器的典型故障故障类型举例....
...局部放电纸不完全浸渍造成充气空腔、纸中水分、油的过饱和，以及纸的皱纹或重叠处造成局部放电，生成的X-蜡沉积，介质增加。附近变电站母线系统开关操作导致局部放电（在电流互感器情况下），电容器元件边缘上的过电压引起的局部放电（在电容型电压互感器情况下）。低能量放电连接松动或悬浮的金属带附近火花放电。纸上有沿面放电。静电屏蔽中的电弧。高能量放电电容型均压箔片之间的局部短路，带有局部高密度电流，能导致金属箔片局部熔化。短路电流具有很大的破坏性，结果造成设备击穿或爆炸，而在事故之后进行油中溶解气体分析一般是不可能的。过热X-蜡的污染、受潮或错误地选择绝缘材料，都可引起纸的介损过高，从而导致纸绝缘中产生环流，并造成绝缘过热和热崩溃。连接点接触不良或焊接不良。铁磁谐振造成电磁互感器过热。在铁心片边缘上的环流。表13套管的典型故障故障类型举例局部放电纸受潮、不完全浸渍、油的过饱和，或纸被X-蜡沉积物污染，造成充气空腔中的局部放电。也可能在运输期间把松散的绝缘纸弄皱、弄折，造成局部放电。低能量放电电容末屏连接不良引起的火花放电。静电屏蔽连接线中的电弧。纸上有沿面放电。高能量放电在电容均压金属箔片间的短路，局部高电流密度能熔化金属箔片，但不会导致套管爆炸。热故障300℃＜t＜700℃由于污染或不合理的选择绝缘材料引起的高介损，从而造成纸绝缘中的环流，并造成热崩溃。套管屏蔽间或高压引线接触不良，温度由套管的导体传出。5发电设备油的维护和质量标准5.1油化验定期检验计划表145.2绝缘油和汽轮机油的质量标准5.2.1变压器油的质量标准国家标准总局发布，于1981年7月1日实施的中华人民国国家标准《变压器油》，见下表15：项目质量指标试验方法DB-10DB-25DB-45外观透明，无沉淀和悬浮物注①运动粘度，mm/s20℃不大于50℃不大于309.6GB265-75凝点，℃不高于-10-25-45GB510-77注②闪点（闭口），℃不低于140140135GB261-77酸值，mgKOH/g不大于0.03GB264-77水溶性酸或碱无GB259-77氢氧化钠试验，级不大于2SY2651-77氧化安定性：氧化后沉淀物，%不大于注③0.050.2SY2670-76....
...氧化后酸值，mgKOH/g不大于介质损失角正切（90℃）%不大于0.5SY2654-66击穿电压，KV不小于35注④GB507-77注：①把产品注入100ml量筒中，在20±5℃下测定，如有争议时，按GB511-77测定机械杂质含量应为无。②以新疆原油生产的变压器油，测定凝点时，允许用定性滤纸过滤。③氧化安定性测定为保证项目，不作出厂每批控制指标，每年至少测定两次。④击穿电压测定为保证项目，不作出厂每批控制指标，每年至少测定两次，用户使用前必须进行过滤并重新测定。表14检验月份项目设备名称123456789101112备注1B、2B、3B本体色谱微水简化色谱微水简化1F——4F各轴承，调速机简化简化5F在停机的情况各轴承取油样（每年一次）103油开关简化1B，2B主变套管简化色谱微水近区变61B色谱微水生产区、下游水文站、厂用变压器简化蕉城生活区变压器本体简化色谱每三年做一次色谱分析....
...分接开关换油注：设备无异常，按表执行，如有异常，应立即取样分析或送省局中试所鉴定。在110KV设备上取样，设备应停电，批准后再取样。5.2.2汽轮机油的质量标准国家标准总局发布，于1981年7月1日实施的中华人民国国家标准《汽轮机油》。中国石油化工总公司发布，于1984年4月1日实施的部（中国石油化工总公司）标准《防锈汽轮机油》。新汽轮机油的验收，应按GB2537和中国石油化工总公司标准SY1230的质量规定进行。运行中汽轮机油的质量标准必须与表16的规定相符：表16序号项目质量标准测试方法1外状透明外观目视2运动粘度（50℃）mm/s与新油原始测值的偏离值﹤20%GB2653闪点（开口），℃不比新油标准值低8不比前次测定值低8GB2674机械杂质无外观目视（注）5酸质未加防锈剂的油mgKOH/g加防锈剂的油﹤0.2﹤0.3GB7599或GB2646液相锈蚀无锈YS-21-17破乳化度,min﹤60GB76058水分无外观目视注：一般情况下外观目视，在必要时，按GB511测定其含量。5.2.3变压器油的试验项目和要求，见表17。5.2.4运行中断路器油的试验项目、周期和要求(附表18)5.2.5运行中的绝缘油及汽轮机油试验标准(附表19)5.2.6化验结果及新油、运行油的处理5.2.6.1油化验室对运行中绝缘油、透明油必须严格按时取样化验。试验中发现不合规格的项目及异常情况，应反复检查试验，并将异常情况记录在专用记录本。5.2.6.2对取来的油样，要在最短时间化验完，一般不应超出一星期。5.2.6.3油化验室对化验结果应及时进行校核（此项工作一般应由油务专责负责）并尽快填写试验结果报告单一式四份，送生产部审查后，交一份运行当值，交两份总工室。5.2.6.4所有的油质化验，其原始记录应保持清晰、记录完整，（一律用墨水作记录）不许涂改损坏，并很好保存以备审核。5.2.6.5凡购来之新油，其过滤处理工作由电修班负责担任，运行中油或从运行设备中退出之油（废油）由生产部统计，按主管生产厂长审批意见处理。5.2.7色谱分析结果判断标准及新油标准5.2.7.1色谱分析判断标准此标准根据原电力部科委会《用气相色谱法检测充油电气设备部故障的试验导则》所推荐以总烃、乙炔、一氧化碳、氢、二氧化碳等浓度值作为判断指标，其标准列于下表作为故障变压器判断暂定标准（附表20）表17序号项目要求说明投入运行前的油运行油....
...1外观透明，无杂质或悬浮物将油样注入试管中冷却至5℃在光线充足的地方观察2水溶性酸PH值≥5.4≥4.2按GB7598进行试验3酸值mgKOH/g≤0.03≤0.1按GB264或GB7599进行试验4闪点（闭口）℃≥140（10号，25号油）≥135（45号油）不应比左栏要求低5℃不应比上次测定值低5℃按GB261进行试验5水分mg/L66～110KV≤2066～110KV≤35运行中设备，测量时应注意温度的影响，尽量在顶层油温高于50℃时采样，按GB7600或GB76016击穿电压KV15KV以下≥3066～220KV≥4015KV以下≥2566～220KV≥35按GB/T507和DL/T429.9方法进行试验7界面力（25℃）mN/m≥35≥19按GB/T6541进行试验8tgδ（90℃）%330KV及以下≤1330KV及以下≤4按GB5654进行试验9体积电阻率（90℃）Ω·m≥6×10330KV及以下≥3×10按DL/T421或GB5654进行试验10油中含气量（体积分数）%330KV≤1一般不大于3按DL/T423或DL/T450进行试验11油泥与沉淀物（质量分数）%-一般不大于0.02按GB/T511试验，若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇——苯（1：4）将油泥洗于恒重容器中，称重。12油中溶解气体色谱分析变压器、电抗器、互感器、套管、电力电缆取样、试验和判断方法分别按GB7597、SD304和GB7252的规定进行注：1、对全密封式设备如互感器，不易取样补充油，应根据具体情况决定是否采样。2、有载调压开关用的变压器油的试验项目、周期和要求按制造厂规定。表18序号项目要求周期说明1水溶性酸PH值≥4.2110KV及以上新设备投运前或大修后检查项目为序号1～7。运行中为1年，检验项目序号4。110KV以下新设备投运前或大修后检验项目为序号1～7。运行中不大于3年，检验项目序号4。少油断路器（油量为60kg以下）小于3年或以换油代替。按GB7598进行试验2机械杂质无外观目测3游离碳无较多碳悬浮于油中外观目测4击穿电压KV110KV及以下：投运前或大修后≥35运行中≥30按GB/T507和DL/T429.9方法进行试验5水分mg/L110KV及以下：投运前或大修后≤20运行中≤35序号5....
...6酸值mgKOH/g≤0.1按GB264或GB7599进行试验7闪点（闭口）℃不应比新油低5按GB261进行试验表19序号试验项目绝缘油汽轮机油试验方法1粘度（50℃）运动，m㎡/s不大于恩氏，条件度，不大于—小于或等于1.2×新油标准值GB265-83YS-9-1-842闪点,℃不低于1.不比新油标准低5℃2.不比前次测定值低5℃1.不比新油标准低7℃2.不比前次测定值低8℃(闭口)GB261-83(开口)GB267-773机械杂质，%无无GB511-77外观目视4游离碳无无外观目视5活性硫无无YS-28-1-786酸值mgKOH/g不大于0.10.2GB264-837水溶性酸或碱PH不小于4.2—GB259-77YS-19-1-848水分无无YS-12-1-789介质损失角正切(70℃)%不大于2—YS-30-1-84SY2654-6610氧化安定性：氧化沉淀物，不大于；氧化后酸值，mgKOH/g不大于0.050.2——YS-24-1-84SY2670-7611电气绝缘强度，KV不低于1.用于44～220KV设备2.用于15KV以下设备3520—YS-29-1-84GB507-77注：①把绝缘油注入100ml量筒中，在20±5℃下测定，如有争议时，按GB511-77测定机械杂质含量为无，将汽轮机油注入洁净的100ml量筒中，油品应均匀透明，如有争议时将油温控制在20±5℃下目测。②用于35～220KV及以上电气设备的新绝缘油，如因滤油设备的条件限制，其电气绝缘强度达不到规定时，经运行单位的总工程师同意后，允许采用运行中油的规定。③电气设备用油，也可根据制造厂家的规定。表20气体组分指标（%）正常值故障值总烃﹤0.1﹥0.5乙炔﹤0.005﹥0.01一氧化碳开放式变压器薄膜密封变压器﹤0.3﹥0.3﹤0.8暂不规定氢﹤0.1暂不规定....
...二氧化碳按工作规定判断按工作规定判断说明：①．表中所列数字均为油中溶解气脱出后的气体体积百分浓度。②．总烃的计算方法可以用C1-C3六个组分之和，亦可用C1-C2四个组分之和。③．总烃、乙炔、一氧化碳三项指标中有一项及一项以上指标超过故障标准时，即可判断为变压器有故障。5.2.7.2故障性质的鉴别以特殊气体的组成含量不同作故障性质的鉴别，方法见下表21：表21序号故障性质特征气体1裸金属过热总烃高、CO、C2H2均在正常围2金属过热兼固体绝缘过热总烃高、开放式变压器CO﹥0.3、C2H2﹤0.0053固体绝缘过热总烃高、一般在0.1左右、开放式变压器CO﹥0.3、4金属过热有放电总烃高、C2H2﹥0.005但C3H2未构成总烃的主要成分；含量也较高5火花放电总烃高、C2H2﹥0.01、H2含量也较高6电弧放电总烃高、C2H2含量很高并构成总烃中的主要成分；高含量H27H2﹥0.1而其它指标均为正常时，一般是部存水，有气等异常情况所造成的注：在电弧放电性故障中，若CO、CO2含量也较高，可能为放电涉及固体绝缘。但在突发性绝缘击穿事故时，有时油中溶解气的CO、CO2含量不一定高，应结合瓦斯继电器中的气体分析作判断。5.2.7.3新绝缘、透平油质量标准（附表22）表22序号试验项目绝缘油透平油10号25号45号20号30号1外观透明，无沉淀物和悬浮物透明2恩氏粘度（E50℃）不大于1.803.204.303闪点（℃）不低于140140135180（开口式）4凝固点（℃）不高于—10—25—45—15—105机械杂质（%）无无6游离碳--7灰分（%）不大于-0.0058活性硫--9水分--10酸价（mgKOH/克油）不大于0.030.0311氢氧化钠试验（级）不大于2212破乳化时间（分钟）不大于-8-13水溶性酸碱反应无无-14氧化安定性：氧化后沉淀物（%）不大于氧化酸价（mgKOH/克油）不大于0.050.20酸价至2.0mgKOH/克油小时数不低于1000....
...15电气绝缘强度(kv)不低于用于44～220KV设备用于15KV及以下设备35-16介质损失角正切（90℃、%）不大于0.5-6六氟化硫电气设备气体安全管理细则6.1新气的质量监督在电气设备充气前必须确认六氟化硫气体质量合格，具有气体出厂合格证。如不具备合格证，在电气设备充气前必须进行抽样复检，确认质量合格后方可进行充装。抽样的瓶数符合GB12022中5.4.2的规定。6.2六氟化硫气体的充装6.2.3.1在充装作业时，为防止引入外来杂质，充气前所有管路、连接部件均需根据其可能残存的污物和材质情况用稀盐酸或稀碱浸洗，冲净后加热干燥备用。连接管路时操作人员应配带清洁、干燥的手套。接口处擦净吹干，管用六氟化硫新气缓慢冲冼即可正式充气。6.2.3.2对设备抽真空是净化和检漏的重要手段。充气前设备应抽真空至规定指标，真空度为133×10-6MPa，再继续抽气30min，停泵30min，记录真空度（A），再隔5h，读真空度（B），若B—A的值小于133×10-6MPa，则可认为合格，否则应进行处理并重新抽真空至合格为止。6.2.3.3设备充入六氟化硫新气前，应复检其湿度，当确认合格后，方可缓慢的充入。当六氟化硫气瓶压力降到0.1MPa表压时应停止充气。6.2.3.4充装完毕后，对设备密封处，焊缝以及管路接头进行全面检漏，确认无泄漏则可认为充装完毕。6.2.3.5充装完毕24h后，应复检六氟化硫气室的湿度和空气含量，若超过标准，必须进行处理，直到合格。6.3对使用中的六氟化硫气体质量监督与管理6.3.1设备运行中如发现表压下降，补气报警时应分析原因，必要时对设备进行全面检漏，并进行有效处理，若发现有漏气点应立即处理。6.3.2六氟化硫气体中湿度是影响设备安全运行的关健指标，若发现湿度超出标准，应使用气体回收装置进行干燥、净化处理。6.3.3六氟化硫电器设备中加入吸附剂的量，可取气体充入重量的1/10。6.4设备解体时的安全管理六氟化硫气体在电弧作用下分解成气态和固态的付产物，这些产物是有害的，并有腐蚀性，操作时必须注意安全。6.4.1设备解体前需要排放和处理使用过的六氟化硫气体，其中可能会有较大量的有害杂质，必须采取严格的监督管理措施，防止中毒事故。解体前需对气体全面分析，以确定其有害成分含量。也可用气体毒性生物试验的方法确定其毒性的程度，然后制订防毒措施。6.4.2设备解体前，通过气体回收装置将六氟化硫气体全部回收，回收的气体应装入有明显标记的容器准备处理。如果残余气体向大气中排放时，一定要经过滤毒罐吸附，防止向大气中排放有毒气体。6.4.3设备解体后，检修人员应立即离开作业现场到空气新鲜的地方，工作现场需要强力通风，以清理残余气体，至少30~60min后再进行工作。....
...6.4.4六氟化硫电气设备部含有有毒的或腐蚀性的粉末，有些固态粉末附着在设备及原件的表面，要仔细的将这些粉末彻底清理干净。操作时必须注意安全，应用专用吸尘器进行清理，用于清理的物品需要用浓度约20%的氢氧化钠水溶液浸泡后深埋。6.4.5检修人员与分解气体和粉尘接触时，应该穿耐酸质料的衣裤相连的工作服，戴塑料或软胶手套，戴专用的防毒呼吸器，操作人员工作后应注意清洗。6.4.6六氟化硫电器设备发生故障气体外逸时,人员应立即撤离现场，并立即采取强力通风，换气时间不得少于15min。发生事故后，任何人进入室必须穿防护服，戴手套及防毒面具。发生故障时，若有人被外逸气体侵袭，应立即脱掉工作服，送医院诊治。6.4.7回收的六氟化硫气体，经分析湿度不符合新气质量标准值时，必须净化处理，经确认合格后方可再用。6.5吸附剂的管理6.5.1设备吸附剂的种类，用量应符合制造厂规定。6.5.2吸附剂的安装吸附剂在安装前进行活化处理；应尽量缩短吸附剂从干燥容器或密封容器取出直至安装完毕之间的时间，一般不应超过15min。6.5.3吸附剂安装完后，一般不超过30min，应立即抽真空。6.5.4吸附剂的处理吸附剂需要进行活化处理时，处理温度应为500~600℃。由产生分解气体的设备中更换下来的吸附剂不要再生，应利用20%的氢氧化钠溶液浸泡后深埋。6.5.5吸附剂的存放吸附剂应防潮、防水，置于干燥处保管。7六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则7.1名词术语7.1.1六氟化硫常温、常压下为气态，无毒、无色、无味，化学性能很稳定，在101325Pa、20℃时的密度为6.16g/L，具有优异的绝缘灭弧电气性能。7.1.2六氟化硫电气设备指在电气设备充以六氟化硫作为绝缘介质的电气设备，如六氟化硫断路器、变压器、电缆、六氟化硫气体绝缘全封闭电器等。7.1.3毒性分解物在生产六氟化硫气体时，会伴有多种有毒草气体产生，并可能混入产品气中；六氟化硫气体在电气设备中经电晕、火花及电弧放电作用，还会产生多种有毒、腐蚀性气体及固体分解产物。这些气体主要有氟化亚硫酰（SOF2）、氟化硫酰（SO2F2）、四氟化硫（SF4）、四氟化硫酰（SOF4）、二氧化硫（SO2）、十氟化二硫（S2F10）、一氧十氟化二硫（S2F10O）等；固体分解产物主要有氟化铜（CuF2）、二氟二甲基硅[Si（CH3）2F2]、三氟化铝（AlF3）粉末等。毒性分解物在工作场所的允许含量见《工作场所中SF6气体及其毒性分解物的允许含量》。7.1.4六氟化硫气体净化处理六氟化硫气体中的毒性分解物，有的可以用吸附剂吸收去掉，有的可以与酸溶液或碱溶液进行化学反应去掉，用各种方法除去六氟化硫气体中毒性分解物的过程叫作六氟化硫气体净化处理。7.2六氟化硫的安全使用7.2.1六氟化硫新气的安全使用和充装时的安全防护7.2.1.1....
...六氟化硫新气中可能存在一定量的毒性分解物，在使用六氟化硫新气的过程中，要采取安全防护措施。制造厂提供的六氟化硫气体应具有制造厂名称、气体净重、灌装日期、批号及质量检验单，否则不准使用。7.2.1.2对新购入的六氟化硫气体要进行抽样复检，参照DL/T595-1996《六氟化硫电气设备气体监督细则》实施。复检结果应符合六氟化硫新气标准，否则不准使用。7.2.1.3从钢瓶中引出六氟化硫气体时，必须用减压阀降压。7.2.1.4避免装有六氟化硫气体的钢瓶靠近热源或受曝晒。7.2.1.5使用过的六氟化硫气体钢瓶应关紧阀门，戴上瓶帽，防止剩余气体泄漏。7.2.1.6户外设备充装六氟化硫气体时，工作人员应在上风方向操作；室设备充装六氟化硫气体时，要开启通风系统，并尽量避免和减少六氟化硫气体泄漏到工作区。要求用检测仪做现场泄漏检测，工作区空气中六氟化硫气体含量不得超过1000uL/L。7.2.3设备运行中的安全防护7.2.3.5不准在设备防爆膜附近停留。7.2.3.7设备六氟化硫气体的定期检测参照DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》进行。如发现气体中毒性分解物的含量不符合要求时，应采取有效的措施，包括气体净化处理、更换吸附剂、更换六氟化硫气体、设备解体检修等。7.2.3.8气体采样操作及处理渗漏时，工作人员要穿戴防护用品，并在通风条件下，采取有效的防护措施。7.2.4设备解体时的安全保护7.2.4.1对欲回收利用的六氟化硫气体，需进行净化处理，达到新气标准后方可使用。对排放的废气，事前需作净化处理（如采用碱吸收的方法），达到国家环保规定标准后，方可排放。7.2.4.2设备解体前，应对设备六氟化硫气体进行必要的分析测定，根据有毒气体含量，采取相应的安全防护措施。设备解体工作方案，应包括安全防护措施。7.2.4.3设备解体前，用回收净化装置净化六氟化硫运行气，并对设备抽真空，用氮气冲洗三次后，方可进行设备解体检修。7.2.4.4解体时，检修人员应穿戴防护服及防毒面具。设备封盖打开后，应暂时撤离现场30min。7.2.4.5在取出吸附剂，清洗金属和绝缘零部件时，检修人员应穿戴全套的安全防护用品，并用吸尘器和毛刷清除粉末。7.2.4.6将清出的吸附剂、金属粉末等废物放入酸或碱溶液中处理至中性后，进行深埋处理，深度应大于0.8m，地点选在野外边远地区、下水处。7.2.4.8工作结束后使用过的防护用品应清洗干净，检修人员要洗澡。7.2.5处理紧急事故时的安全防护7.2.5.1当防爆膜破裂及其他原因造成大量气体泄漏时，需采取紧急防护措施，并立即报告有关上级主管部门。7.2.5.2室紧急事故发生后，应立即开启全部通风系统，工作人员根据事故情况，佩戴防毒面具或氧气呼吸器，进入现场进行处理。7.2.5.3发生防爆膜破裂事故时应停电处理。7.2.5.4防爆膜破裂喷出的粉末，应用吸尘器或毛刷清理干净。7.2.5.5事故处理后，应将所有防护用品清洗干净，工作人员要洗澡。7.2.5.6六氟化硫气体中存在的有毒气体和设备产生的粉尘，对人体呼吸系统及粘膜等有一定的危害，一般中毒后会出现不同程度的流泪、打喷嚏、流涕，鼻腔咽喉有热辣感，发音嘶哑、咳嗽、头晕、恶心、胸闷、颈部不适等症状。发生上述中毒现象时，应迅速将中毒者移至空气新鲜处，并及时进行治疗。7.2.5.7....
...要与有关医疗单位联系，制订可能发生的中毒事故的处理方案和配备必要的药品，以便发生中毒事故时，中毒者能够得到及时的治疗。7.3安全防护用品的管理与使用7.3.1设备运行、试验及检修人员使用的安全防护用品，应有专用防护服、防毒面具、氧气呼吸器、手套、防护眼镜及防护脂等。安全防护用品必须符合GB11651《劳动保护用品选用规则》规定并经国家相应的质检部门检测，具有生产许可证及编号标志、产品合格证者，方可使用。7.3.2安全防护用品应存放在清洁、干燥、阴凉的专用柜中，设专人保管并定期检查，保证其随时处于备用状态。7.3.3凡使用防毒面具和氧气呼吸器的人员要先进行体格检查，尤其是要检查心脏和肺功能，功能不正常者不能使用上述用品。7.3.4对设备运行、试验及检修人员要进行专业安全防护教育及安全防护用品使用训练。7.3.5工作人员佩戴防毒面具或氧气呼吸器进行工作时，要有专门监护人员在现场进行监护，以防出现意外事故。7.4组织管理与劳动保健7.4.1各级机构应在安全部门设立六氟化硫安全防护专责岗，负责有关六氟化硫气体安全防护工作。运行、检修、试验部门应有专责人员负责安全防护。六氟化硫安全防护应列入化学技术监督畴。7.4.2各类安全监测仪表要定期标定、校准，随时处于完好状态。7.4.3对设备运行、检修及气体试验人员应给予营养保健补助。7.4.4从事有关六氟化硫气体试验、运行、检修和监督的工作人员，每年应体检1~2次，体检项目应有特殊要求（如血相、呼吸系统、皮肤、质密度等），并建立健康档案。8六氟化硫电气设备中气体检测导则8.1六氟化硫新气质量标准见表22。表22六氟化硫新气质量标准指标名称指标四氟化硫(CF4)≤0.05%(质量分数)空气(N2+02)≤0.05%(质量分数)湿度(H2O)≤8μg/g酸度(以HF计)≤0.3μg/g可水解氟化物(以HF计)≤1.0μg/g矿物油≤10μg/g纯度(SF6)≥99.8%(质量分数)毒性生物试验无毒8.2运行中SF6气体的试验项目、周期和要求（附表23）8.3SF6气体泄漏试验六氟化硫设备在大修后或必要时进行泄漏试验，年漏气率不大于1%。表23序号项目周期要求说明1湿度（20℃体积分数）10-61）1~3年（35KV以上）2）大修后3）必要时1）断路器灭弧室气室大修后不大于150，运行中不大于3002）其它气室大修后不大于250，运行中不大于5001）按GB12022、SD306《六氟化硫气体中水分含量测定法（电解法）》和DL506-92《现场SF6气体水分测定方法》进行2）新装及大修后1年复测1次，如湿度符合要求，则正常运行中1~3年1次....
...3）周期中的“必要时”是指新装及大修后1年复测湿度不符合要求或漏气超标和设备异常时，按实际情况增加的检测。2密度（标准状态下）kg/m3必要时6.16按SD308《六氟化硫新气中密度测定法》进行3毒性必要时无毒按SD312《六氟化硫气体毒性生物试验方法》进行4酸度μg/g1）大修后2）必要时≤0.3按SD307《六氟化硫新气中酸度测定方法》或用检测管进行测量5四氯化碳(质量分数)%1）大修后2）必要时）大修后≤0.052)运行中≤0.1按SD307《六氟化硫新气中空气-四氟化碳的气相色谱测定法》进行6空气(质量分数)%1）大修后2）必要时1）大修后≤0.052)运行中≤0.2按SD307《六氟化硫新气中空气-四氟化碳的气相色谱测定法》进行7可水解氟化物μg/g1）大修后2）必要时≤1.0按SD309《六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法》进行8矿物油μg/g1）大修后2）必要时≤10按SD310《六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱法)》进行....
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