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300MW机组电气检修规程


大唐湘潭发电有限责任公司企业标准

电气一次设备检修技术标准 (2?300MW 机组 2012 年修编)

大唐湘潭发电有限责任公司设备管理部
2012 年 12 月

Q/CDT-XTPC

大唐湘潭发电有限责任公司企业标准
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电气一次设备检修技术标准
(2×300MW 机组第三版)

XXXX-XX-XX 发 布

XXXX-XX-XX 实 施 发布

大唐湘潭发电有限责任公司标准化委员会

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目录。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 Ⅰ 前言。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。II 1. 发电机检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 4 2. 励磁机检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。29 3. 发电机系统及其他设备检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。33 4. 主变及高压厂用变压器检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。55 5. 低压厂用变压器检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。81 6. 110/220KV SF6 断路器检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 85 7. 110/220KV 户外配电装置检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。100 8. 6KV 厂 用 配 电 装 置 检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。114 9. 电 动 机 检 修 技 术 标 准 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。130 10. 380V 配 电 装 置 检 修 技 术 标 准 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 146 11. 电力电缆检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。166 12. 蓄电池检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。187 13. 柴油发电机检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。191 14. UPS 检修技术标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 197 15. 电气设备绝缘预防性试验标准。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 。 200

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为 了 进 一 步 规 范 公 司 300MW 机 组 设 备 的 检 修 工 作 , 提 高 设 备 的 运 行 可 靠 性 和 使 用 寿 命 , 特 组 织 相 关 技 术 人 员 , 在 公 司 2 002 年 版 检 修 技 术 标 准 的 基 础 上 , 结 合 近 几 年 设 备更新改造的情况,依据设备厂家提供的产品说明书,国家及电力行业有关规定和标 准 , 公 司 300MW 机 组 设 备 检 修 的 相 关 经 验 , 对 2002 年 版 检 修 技 术 标 准 进 行 了 修 订 。 修 订后的技术标准中主要对设备的检修周期、检修项目、检修工艺方法、检修质量、技 术管理值等作出了具体的规定。 本 标 准 涵 盖 的 内 容 为 3 00MW 机 组 电 气 一 次 设 备 ,以 及 对 应 设 备 的 预 防 性 试 验 工 作 。 由于编者水平有限,书中缺点和错误难免,恳请大家及时提出意见,以便再编时 采纳。 本标准由公司设备管理部负责修订,归口管理,并负责解释工作。 本标准第一版主要起草人:陆江峰、黄大杰、严铁华、冯 军、文贻艳、瞿 军 本标准第一版审核人:唐 军 本标准第一版审定人:章震国、廖利民、何曙光 本标准第一版批准人:徐立东 本标准第二版修订主要负责人: 杨俊义、 黄 大 杰 、李 十 幸 、 石 敏 、胡 坚、 唐 旭、 张敬东 本标准第二版修订审核人:唐 军 本标准第二版修订批准人:谭 翀

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1. 发电机检修技术标准
1.1.设备规范 1.1.1. 额定技术参数 #1 发电机额定技术参数: 型号 QFSN—300—2—20 额定功率 300MW(353MVA) 额定电流 10.190KA 额定励磁电流 2203A(计算值) 额定频率 50Hz #2 发电机额定技术参数: 型号 QFSN—330—2—20 额定功率 330MW(388MVA) 额定电流 11.207kA 额定励磁电流 2363A(计算值) 额定频率 50Hz 1.1.2. 结构数据及特性参数 定子铁芯外径 2550mm 定子铁芯长度 5000mm 转子本体外径 1120mm 定子槽数 60 定子绕组接法 2Y 出线端子数 6 3 发电机充氢容积 72m 定子中断重量 188t 1.1.3. 绝缘等级及温度限值 定子线圈绝缘等级 定子,铁芯绝缘等级 F F

冷却方式 额定电压 额定功率因数 额定励磁电压 额定转速 冷却方式 额定电压 额定功率因数 额定励磁电压 额定转速 定子铁芯内径 转子本体长度 发电机气隙 转子槽数 每相并联支路数 定子绕组节距 定子绕组 充水容积 转子重量 转子线圈绝缘等级 定子绕组层间温度 定子铁芯温度 集电环温度

水—氢—氢 20KV 0.85 463V(计算值) 3000r/min 水—氢—氢 20kV 0.85 498V(计算值) 3000r/min 1290mm 5050mm 单边 85mm 32 2 1-25 3 0.3m 51.5t F ≤90℃且层间温度互 差≤15℃ (检温计法) ≤120℃(检温计法) ≤120℃(温度计法)

转子绕组温度 ≤110℃(电阻法) 定子端部结构件温度 ≤120℃(检温计) 1.1.4. 冷却介质及技术条件 1.1.4.1. 氢气 纯度 ≥96% 1.1.4.2. 酸碱度 (PH 值) 6.5—8.0 1.1.4.3. 组数 4 1.1.4.4. 温度 (额定氢 压下) 露点小于 0℃ 定子冷却水 硬度 μ g/l 冷氢温度 30—46℃

热氢温度 ≤65℃

额定氢压 0.3MPa 进水温度 (℃) 45±3

最高氢压 0.35MPa

导电率 进水压力 μ s/cm MPa 0.5—1.5 ≤2.0 0.1—0.2 (20℃) 发电机氢气冷却器冷却水 进水温度(℃) 20—33 轴承润滑油及密封油 出水温度(℃) ≤38

流量 t/h 45

出水温度 ≤80

流量(t/h) 4?100

进水压力(MPa) 0.1—0.2

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轴承润滑油量 2?500L/min 润滑油进油温度 35—45℃ 润滑油进油压力 0.05—0.10MPa 润滑油出油温度 ≤70℃ 密封油进油温度 35—45℃ 密封油出油温度 ≤70℃ 氢侧密封油量 2?17.5L/min 空侧密封油油量 2?75L/min 密封油额定进油压力 0.35MPa 1.2.结构简介 1.2.1. 定子 1.2.1.1. 定子机座及隔振结构 定子机座为中段机座和两端罩组成的三段式组合结构, 中间机座内焊有环形隔板和通风 管道,底部开有检修人孔和连接内冷水的法兰接口。 为减小发电机运行时定子铁芯产生的双倍频振动, 铁芯与机座之间采用轴向组合式弹性 定位筋作为隔振结构。 三段式机座之间用螺栓把合, 各接合面处除用橡胶圆条密封外, 还用气密罩封焊端罩两 侧下设有排水法兰,接液位信号器,万一冷却器漏水可及时报警。 1.2.1.2. 定子铁芯 定子铁芯用 0.5mm 无方向性冷轧硅钢片制成的冲片叠压而成, 冲片两面刷有 F 级硅钢片 漆。 铁芯通过多根鸽尾定位筋和两端的 T 形非磁性压圈紧固, 采用电磁振动垫压工艺, 确保 铁芯在长期运行后仍有足够紧量。 为减小端部损耗与温升,边端铁芯冲片齿部开小槽,内圆设多个阶梯,压圈上装设全铜 屏蔽,端部结构件用非磁性材料或非金属材料。 1.2.1.3. 定子绕组 定子绕组采用条形兰式线圈,每根线棒由二排空心和实心线混合编织的导线组成,共 60 槽,上下层,一起共 120 根线棒。节距 1—25。 线圈股线在槽内 540 度换位, 以减小附加损耗, 定子绕组对地绝缘采用环氧 F 级粉云母 热弹性绝缘, 主绝缘外设有防晕层, 端部渐开线部份用不同阻值的绝缘带来改善端部电位的 分布,以防止运行时产生电晕放电。 1.2.1.4. 定子绕组的槽部固定 径向固定:槽部与层间垫有适形材料。用胀管热压工艺,使线棒在槽底及层间各处接触 面服帖,受力均匀,槽口处用槽楔压紧,楔下方有波纹板,以保证槽对线棒有长期稳定的压 力,从而有效地避免了槽内线棒的振动磨损。 切向固定: 在铁芯的扩槽处打入对头斜楔, 在其它部位也用半导体垫片填满线棒与槽壁 之间的空隙,使线棒紧贴槽壁(顺转向一侧)以降低表面电位,避免电腐蚀。 (详见厂家说 明书中图五。 1.2.1.5. 定子绕组端部固定 线圈端部设有若干个固定在圈上的绝缘支架及三个玻璃钢棒环,上下层之间设幅向楔 块。 线圈用浸胶的高强度涤纶玻璃丝绳绑扎固定在上述绑环及支架上。 下层线圈沿绑环及支 架处进行小绑, 上层线圈支架小绑处, 并沿线棒端部渐开线法线方向, 为若干线棒进行大绑。 在线棒鼻端用粗的涤玻绳进行绕脚。 线棒间用绝缘垫块外包浸胶后的适形材料塞紧, 线棒与支架绑环等接触处均垫以适形材 料,使之接触可靠。 整个端部经热烘固化形成一个牢固整体(详见厂家资料附图六) 1.2.1.6. 定子水电联接 定子水电联接采用“水电分开”结构,线棒鼻端由两排变换成三排。两边是实心线,中 间是空心线, 电联接由上下层线棒的实心线对焊实现, 而水联接是由每个线棒的空心铜线套 入一个“烟斗”头内,然后通过一个三通接头将上下层线棒的两个“烟斗”并联且用聚四氟 乙烯绝缘引水管与汇流管连接。 汇流管用不锈钢制成,其连接管的接口在机座下方,它与机座外皮间用穿墙绝缘结构, 以便在通水时测量定子绕组的绝缘电阻, 接口法兰处有接地装置, 便于运行时汇流管可靠接 地。
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定子绕组冷却水由励端汇流管经绝缘引水管进入绕组空心铜线, 带走定子绕组损耗, 经 汽端汇流管回到外部水系统。 1.2.1.7. 定子引线及出线 定子引线采用空心紫铜管制造,内部冷却水路与相应的定子线棒串联构成一个水支路。 定子出线为6根,出线端子垂直布置在出线罩的下方。定子出线由导电杆,绝缘瓷瓶, 固定法兰等组成, 导电杆也为水内冷, 它与相联的过渡引线组成的水路由设置在出线罩中的 进出水管单独供水。 出线瓷瓶采用长套管能满足套装电流互感器的要求。其结构见图 1.2—1 定子出线罩底板为非磁性钢,四壁板为碳钢,外侧壁上开有检修人孔,出线罩与端罩间 除用橡皮条密封外,在安装就位后还焊有气密罩作为永久密封。

图 1.2—1 出线套管结构图 1.2.2. 转子 1.2.2.1. 转子绕组 转子绕组为氢内冷,绕组型式为同心式,每极8个线圈串联,两极间也是串联。每槽内 放有多匝线圈, 每匝线圈有两根含银半硬铜线组成。 槽内部分的每根扁铜线上按一定规律铣 出两排斜向不同的斜通风孔, 两排斜通风孔的位置按不同方向错位, 以形成两排方向相反的 斜流风道,由槽底凹型铜线分风与它们连通。 线圈端部都由上下两半匝铜线的凹型槽组成的风道通风冷却。 绕组对地绝缘采用环氧粉云母聚酰亚胺薄膜和玻璃坯布复合绝缘压制的槽衬。 匝间绝缘 的直线部分为环氧玻璃布板。 端部线圈匝间绝缘为聚酰亚胺薄膜聚芳酰胺纤维复合泊 (NHN) 。 转子槽楔采用高强度,非磁性的合金材料制成。端头槽楔为铝青铜材料,中间各段为铝 合金材料,其上面加工有特殊的进出风孔,以便当转子旋转时充分利用所产生的压头,强迫
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冷却气体流经转子绕组风道。 各段槽楔接头下方设有镀银铜联接块, 以提高转子承担不平衡负荷的能力。 转子楔下垫 条由环氧玻璃布板制成,其上有特殊形状的风孔,以实现“一斗两路”的风路系统。 转子绕组引出线: 转子绕组引出线由径向导电螺钉与位于转轴中心孔的导电杆组成, 螺钉与导电杆用具有 较高强度及导电率的铬铜棒制成,它们之间用螺纹联接。 导电杆外有环氧玻璃布管作为绝缘,导电螺钉与轴孔间,用橡胶密封圈密封。 1.2.2.2. 护环、中心环及风扇 发电机采用悬挂式护环、中心环结构,护环为高强度非磁性锻钢,护环与转子本体热套 后用环键固定。 中心环为优质合金钢锻件,由护环支撑,它与转子绕组端部轴向之间设置了弹性支撑。 转轴的风扇为旋桨式,每个风扇有 28 个叶片,叶片用合金铝模锻而成,叶片由其尾部 的螺纹固定在风扇环上,风扇环热套在转轴上。 1.2.3. 集电环与电刷 集电环用耐磨性好的合金锻钢制造,表面车成螺旋沟,以改善电刷的接触性能。 集电环对转轴绝缘,绝缘筒用 H 级材料压制成,每个集电环上有 36 个电刷,由恒压弹 簧提供所需压力。 1.2.4. 轴承油密封及氢气冷却器 发电机采用端盖轴承,椭圆轴瓦,轴瓦外圆上固定三块,镶块,座落在轴承座上,镶块 与轴承座为球面配合能自动调正到与轴心一致,镶块与瓦体绝缘,以防止轴电流。 油密封为双流环式,氢侧,空侧的压力油在密封瓦和轴之间形成一道油障,有效地阻止 机内氢气外流,油封油压由外部的跟踪系统控制。 置于发电机两端罩顶部的氢气冷却器为卧式冷却器为绕簧式冷却器,采用加砷黄铜管, 具有良好的抗腐蚀性和耐磨性。 1.2.5. 测温装置 1.2.5.1. 定子线棒测温 每槽上,下层线棒间埋没一个测温元件,共 60 个,在靠近发电机定子绕组出水汇流管 的每个水接头上,每个接头设置一个端面测温元件,共 60 个。 1.2.5.2. 定子铁芯测温 在发电机两端和中部三个热风区轭部及齿部共埋没 18 个测温无件,元件预先埋置在一 个冲片形状的绝缘片组成的单齿扇形片中。 1.2.5.3. 风温测量 在定子机座的 9 个风区与两端罩的冷风区均设置有风温测量元件, 另外在两端端罩上对 应于氢气冷却器出风位置,机座中部对应于热风区还设置有表盘式温度计。 1.2.5.4. 定子引出线测温 在定子出线出水管的每条水支路上的出水接头处, 设置端面铜热电阻测温元件, 每相一 个,共三个。 1.2.5.5. 冷却水和轴承测温 在发电机的冷却器进出水管,定子水路总进出水管,轴承,油封出油管等处,均设有电 阻温度计与双金属温度计。 1.2.6. 其它辅助装置 1.2.6.1. 发电机绝缘过热监视装置 FJR—Ⅱ型发电机绝缘过热监测装置,是由检测器“A”和监测器“B”两部分组成。 检测器“A”主要包括如下组件: 过滤器、三通电磁阀、离子室、检测浮子流量计、取样电磁阀、取样管、取样浮子流量 计、信号放大器、微型控制器及指示电路等。 监测器“B”主要包括如下组件: 单板微处理机、液晶显示器、发声器和打印机等。 FJR—Ⅱ型装置检测器“A”在线检测通气管路,经联接管路,与发电机本体,构成密闭 循环系统。在发电机风扇压力作用下,使机内冷却气体流经仪器内部。冷却气体介质在受到 离子室内α 射线的轰击,使冷却气体介质电离,产生正、负离子对,又在直流电场作用下,
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形成极为微弱的电离电流。电离电流经放大器(约 1012 倍) ,经电流表测试。 如果发电机运行中, 其部件绝缘有局部过热时, 过热的绝缘材料热分解后, 产生冷凝核, 冷凝核随气流进入仪器内。 由于冷凝核远比气体介质分子的体积大而重, 负离子附着在冷凝核上, 负离子运行速度 受阻,从而使电离电流大幅度下降。 电离电流下降率与发电机绝缘过热程度有关。 经试验确定, 当电流下降到某一整定值时, 代表着绝缘早期故障隐患的发生和存在,仪器及时发出声、光报警信号。运行人员可根据报 警信号频度, 结合其它检测仪表指示, 综合判断故障隐患的发生和发展, 提早采取相应措施, 避免因绝缘过热故障的扩大而导致烧毁发电机的重大事故,以此提高发电机的运行安全性。 1.2.6.2. 发电机检漏装置 氢气检漏装置可以检测电机轴密封装置空侧回油中,定子线圈冷却水箱、封闭母线内, CT 装置附近空间的空气中的氢气含量。从而监视发电机这些部位的氢气泄露情况。当测到 的氢气含量增加,表明氢气的泄露量增加,发电机出现异常。氢气含量超过整定值时,有灯 光信号报警。 检测装置的工作原理是按一定的顺序从各个部位抽取气样, 进行气体成分分析。 分析出 气样中氢气的含量(按体积的百分比) 。根据氢气含量的变化判断氢冷发电机各部位氢气泄 露状况。 1.2.6.3. 发电机转子匝间短路在线监测装置 发电机转子匝间短路监测装置主要由探测装置、计算机采集处理系统、传输电缆(6— 10 芯)组成。 其原理为: 气隙磁密中转子齿槽分量和该槽的安匝数成正比, 如果转子绕组某槽内线圈 出现匝间短路, 该槽对应的气隙磁密的齿槽分量在探测线圈上感应的电势将相应减少, 通过 对该电势波形的分析计算,可作为判定转子存在匝间短路的依据之一。 探测装置安装在发电机腹下,第四风区的通风沟内,处于定转子之间的气隙中。 计算机采集处理系统安装在集控室内,供运行人员实时观察、分析。 1.2.6.4. 发电机氢气冷却干燥装置 每台发电机设有三台氢气冷却干燥装置,置于 6.3 米层。#11、#12 氢气干燥装置为中 国泰兴市分析仪器厂生产的 QCJ—1 型;#13 氢气干燥装置为苏州泰利登工业气体设备公司 生产的 QG—50 型;#21、#22 为牡丹江氢气干燥器厂生产的 QLG—ⅢA 型;#23 为苏州泰利登 工业气体设备公司生产的 QG—100 型。 在运行中干燥装置必须可靠投入, 才能保证机内氢气湿度符合要求, 氢气湿度高不导致 绝缘水平降低。而且危及转子套的安全。要高度重视在大修中确保干燥装置的检修质量。 1.3.发电机大修解体前的准备工作 1.3.1. 大修开工前的准备工作 1.3.1.1. 大修前三个月,应将大修中所需的备品、备件、特殊材料、计划上报,一般材 料大修前 45 天上报。 1.3.1.2. 大修前二个月制订大修项目计划,其内容应包括:大修标准项目、消除缺陷项 目、特殊项目、经批准的改进项目。 1.3.1.3. 根据大修项目计划,制定大修进度表及编制网络计划。 1.3.1.4. 大修前三天将常用工具、专用工具、商品备件、材料备齐登记,指定专人负责 保管,检修中所用的图纸、资料、表格、记录本,准备齐全,指定专人负责记录。 1.3.1.5. 组织检修人员学习检修工艺规程, 安全规程, 特别项目和改进项目的措施及公 司有关规定等。 1.3.2. 专用工具、准备 序号 专用工具名称 数量 用途 备注 1 滑车 1辆 抽装转子 2 滑车导轨 1套 抽装转子 带安装螺栓 3 挂转子工具 2个 抽装转子 图号 2Q1688 4 接长轴 抽装转子 带连接螺栓 5 保护垫条 38 根 吊转子时用

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Q/CDT-XTPC 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 拆装环键工具 出线套管气密试 验工具 装护环工具 拆护环工具 大、中号焊枪 枕木 钢丝绳 转子通风试验装 置 电动试压棒 进气(水)管及压 力表总成 闷板 长条蓬布 开口形蓬布 专用小桶 塞尺 钢板尺 游标卡尺 外径千分尺 转子橡胶风堵头 2套 1套 1套 1套 8只 若干 若干 1套 1台 定子水压 转子气密 试验各 1 套 1套 2块 2块 10 个 2把 2把 1把 1把 1 台套 拉护环时用 出线套管气密试 验用 装转子护环用 拉转子护环用 拆装护环用 搁放转子用 吊物用 转子通风试验 定.转子水压试 验用 做试验用 做水压及气密试 验用 盖发电机转子 盖发电机静子两 端 装各部位螺丝 测量间隙用 测量间隙用 测量间隙用 测量间隙用 防止杂物进入及 通风试验

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图号 1Q1024

1.3.3. 氢气置换 1.3.3.1. 中间介质置换法。 即利用惰性气体(一般用二氧化碳气体或氮气)驱赶发电机内的空气(或氢气)然后又 用氢气(或空气)驱赶惰性气体,使发电机内在气体置换过程中空气、氢气不直接接触,因 而不会形成具有爆炸浓度的空气、氢气混合气体,这种办法是传统的置换办法。 充氢时先用二氧化碳或氮气驱赶发电机内的空气,待机内二氧化碳含量超过 90%(氮气 含量超过 95%)以后,再充入氢气驱赶二氧化碳(或氮气)最后置换到氢气状态。 排氢时,先向发电机内引入二氧化碳或氮气,用以驱赶机内氢气,当二氧化碳含量超过 95%(氮气超过 97%)以后,才可以引进压缩空气(干燥、无油的)驱赶二氧化碳或氮气, 当二氧化碳或氮气低于 15%以后,可以终止向发电机内送压缩空气。 1.3.3.2. 采用中间介质置换法应注意: a.氢气、压缩空气、中间气体(尽可能采用二氧化碳)均需从气体控制站上专设的入 口引入,不允许弄错。 b. 适当控制气体流动的速度,以免因气流速度太快而使管路变径处出现高热点。 c. 整个置换过程发电机内保持一定的压力(0.01—0.03MPa 之间) 。 d. 现场特别是排空管口附近杜绝明火。 e. 取样地点正确、全面。置换过程中气体排出管路及气体不易流通的死区,特别是氢 气干燥器,密封油箱和发电机下液位信号器等处,应勤排放,最后均应取样化验,各处都要 符合要求。 1.3.4. 发电机反冲洗 定子线圈冷却水系统为一独立封闭的自循环系统,为方便用户对定子线圈进行反冲洗。 厂家在定子线圈冷却水进、 出口管路上增设有旁路和阀门。 反冲洗中阀门操作按运行规程进 行。
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定子线圈和引线水路的反冲洗, 应在发电机不带负荷和水路系统未拆动时进行, 否则会 使线棒和引线水路中的污垢干固,影响反冲洗效果。 反冲洗时每四小时倒换方向一次, 总的时间不得少于48小时, 不应间断, 为利于比较, 最好在冲洗前后分别做一次流量试验。 2 发电机检修或长期停用,应在反冲洗结束后将内冷泵停止,用3kg/cm 的干燥无油的压 缩空气将绕组内积水吹干。 反冲洗工作结束后, 将各排污管内的污物排尽后, 通知汽机检修班拆除反冲洗滤网进行 清洗,并将各阀门恢复到正常运行状态。 1.3.5. 大修前发电机试验和测量工作: 1.3.5.1. 发电机解体前应进行的试验工作: a. 发电机停机前根据需要 (例如发电机是否有线圈修理的非标项目等) 决定是否进行 温升试验、三相空载、短路特性试验。 b. 发电机停机前进行轴电压测量。 c. 根据需要决定发电机在停机过程中是否测量转子交流阻抗与转速的关系曲线。 d. 发电机停机后在热状态下进行下列试验: 定子绕组的绝缘电阻、 吸收比或极化指数、 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验、定子绕组交流耐压试验。 以上各项试验的试验方法及质量标准参见电气绝缘预防性试验规程。 1.3.5.2. 发电机解体前应进行的测量工作: a. 吊开发电机两侧的上半外端盖,测量风扇与风扇罩之间的间隙。 b. 测量发电机转子与定子之间的气隙。 c. 利用汽机盘车装置将发电机转子盘到大齿上下垂直的位置 (即滑环引线螺钉在上下 垂直位置) 。 1.4.发电机大修工艺及质量标准 1.4.1. 发电机解体工作 1.4.1.1. 分解各联接部分 联系汽机检修人员拆开发电机转子与汽轮机转子的联轴器, 发电机转子与主励磁机转子 的联轴器,拆下发电机端盖,拆开发电机轴承与密封瓦的油管路,拆开主励磁机轴承的油管 路。 联系热工检修人员拆开测温装置的引线,拆下机壳上的温度,压力表计。 电气检修人员拆开发电机出口套管联接部分(在停机热态试验中已拆除) ,拆开滑环刷 架引线,交流主动磁机及永磁副励磁机引线,在引线两端系记号牌。取出所有电刷压簧,取 出电刷,点清数目放入专用桶内。 由汽机拆开发电机冷却器冷却水管法兰, 以及交流主动磁机冷却器冷却水管法兰。 拆除 主、副励磁机底脚螺栓。将主、副励磁机吊至指定地点。起吊过程中设专人检查励磁机下部 的定子,引线端头勿受损。 将滑环刷架吊至指定地点,起吊时,刷握切勿碰撞滑环,或将电刷卡在刷握内,必须看 准上下及左、右的间隙。将刷架底座吊至指定地点,刷架底座及励磁机吊离后在其空档处铺 以本板,以防人员及物件落入。 1.4.1.2. 解体前的准备工作 a.励磁机已吊离,空档处已铺设木板。 b.汽机已将#5、#6 瓦上瓦及密封瓦拆除。 c.化学专业检测机内氢气已排放干净,检验合格。 d.油,水系统已停运。 e.将两条专用轨道铺在励磁机的底座处,并紧固好,调整其中心距为 960mm。 f.待汽机低压缸部分工作完毕,配合汽机做好拆除发电机两侧外端盖的工作。 1.4.1.3. 解体 a.拆除发电机两侧的上半外端盖,此时需测量风扇与风扇罩之间的间隙,在水平和垂 直方向测四点,并做好记录。 b.在汽励两端罩分别装好两个专用吊鼻,每个吊鼻上挂好 5t 倒链,在下半盖的相应位 置装好对应的专用吊鼻,吊鼻应与端罩上的吊鼻上下垂直,并挂好 5t 倒链。. c.在下半盖外侧两边挂好两个2t 的倒链,以便下半盖下沉时使用。
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d.将内端盖的上半盖拆开后吊至指定地点,用油漆标明标记,同时取出内端盖的环氧 绝缘板,并标明记号。 e.拆除汽、励端的风扇叶片,拆前应标明原始位置和编号。风叶片、垫片、螺母应对 应,放置在专用箱内。 1.4.1.4. 解体中的注意事项: a.确实证明机内氢气已排尽后方可进行,不准在现场吸烟及动火。 b.各部件在拆除中不得损坏,对原始安装位置所测量的数据以及各零件所做的标记均 应做好记录。 c.所拆除零部件,螺母、螺栓、销钉及锁片要清点数量,遗失的要设法找回,分别放 入专用袋和箱内。 d.解体后工作间断时,应用专用蓬布将机体盖严。 1.4.2. 发电机抽转子 1.4.2.1. 抽转子应具备的条件 a.汽机专业已将汽轮机低压缸转子拆除。 b.抽转子所要求的现场条件,人员组织,专用工具已全部准备完毕。 c.抽转子工作应有厂级和车间的有关领导在场。 d.抽转子前,明确人员分工和责任,人员组织分工可参照如下:开行车 1-2 人,指挥 1人,看间隙 4 人,看水平1人,看滑车 1 人,联系 2 人,起重工 2 人,汽侧跟进人员1人。 e.在汽端联轴器处垫一层石棉垫,装好加长轴。 f. 专用滑车已装好,配重工作已完成,并绑扎牢固。 g.检查现场无妨碍抽转子的设备及零部件,抽转子现场隔栏已设立完毕。 h.抽转子前已对定转子气隙测量并作好记录。 1.4.2.2. 抽转子 a.检查励端滑车及配重装配良好,检查加长轴已装置牢固。 b.用 75t 行车吊住转子励端大轴,用南 75t 行车吊住转子汽端加长轴末端,在钢丝绳 与大轴接触处要垫上毛毡。 c.同时指挥两辆行车,稍稍用力,将转子吊起,使转子悬浮于定子膛中,并注意不得 碰伤橡胶挡风块。 d.用两个5t 倒链稍用力,拆除下半盖螺丝,边放下5t 倒链边拉紧2t 倒链将下半盖 下沉,注意不得碰伤大盖及内端盖。 e.励侧大盖下沉大于 700mm,汽侧下沉大于 450mm。 f.在励侧大轴上放置一框式水平仪,指挥行车找好定转子中心和转子水平,注意不得 碰伤挡风块及护环。 g.找好水平后,同时指挥两辆行车向励端行进,直至汽侧吊转子钢丝绳靠近发电机端 罩转子中心位置移出定子膛为止。 h.在发电机转子中心处(中心约在距离励端 5657-6070mm 处)捆绑垫条。 (转子的起吊 点在转子中心处向汽端约移 300mm)在捆绑垫条时,下侧大齿处应成排放置垫条,捆绑垫条 要结实,不得松动垫条不得挤压风斗。 i.用励侧大钩放下转子,小车放在轨道上,并注意定、转子间隙。 j.在转子起吊点处用专用钢丝绳在捆绑垫条处环绕转子一周后用励侧行车吊好,指挥 励侧行车在转子起吊点处稍用力同时汽侧行车配合, 找好转子水平和定转子间隙, 此时两侧 人员严密注意定、转子间隙。 k.指挥吊转子起吊点处的行车继续向励端行进,同时汽端有两人穿专用工作制服进定 子膛,扶好转子加长轴, 不要使转子晃动, 并注意定转子间隙,随时调整。 l.随着转子的抽出, 转子两侧有专人扶稳转子,不使其晃动,并注意不能使转子碰撞 其它设备。 m.待转子全部抽出后, 吊至指定地点。搁放在专用方木上,转子装稳后,在转子两侧 挤专用斜木防止转子滚动,护环不得作为受力点。同时注意不得挤压风斗。 n.拆下钢丝绳,小车加长轴、垫条、配重等放置在指定地点。 o.在定子膛内铺放 3mm 厚的胶垫。 p.用专用篷布对定子,转子封盖。
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1.4.2.3. 抽转子过程中注意事项: a.在抽转子过程中,不得中途搁放转子。 b.在抽转子过程中,必须始终保持转子的大齿在垂直位置。 c.检修人员应服从统一指挥,坚守岗位,不得擅自行动和指挥行车。发现问题,及时 告知指挥人停止抽装。 d.不得碰伤铁芯、风斗、风扇及绝缘。 e.护环、风扇环、中心环、滑环及风斗每轴瓦接触的轴颈均允许作为起吊和放置的施 力点。 f.无关人员,不得靠近抽装现场,转子起吊中,不得在下面停留和行走。 1.4.3. 静子检修 1.4.3.1. 静子膛内工作的注意事项: a.静膛内和端部绕组表面应铺的胶垫,防止异物落入铁心通风沟内,保护端部绕组免 受损伤。 b.进入膛内工作人员,应穿无钮扣的专用工作服,衣服口袋内不得装小刀、硬币、钥 匙等金属物件,只允许穿胶皮绝缘鞋。 c.带入膛内的工具材料应逐一登记,每班收工时应将工具和剩余材料如数清点带出, 不得遗留在膛内。 d.膛内工作照明电压不准超过 36 伏。 e.端盖拆卸后出现的地面孔洞,应用跳板铺上绑牢,每天工作结束后,静子膛两端应 用蓬布遮盖或设专人值班保卫。 1.4.3.2. 静子清扫处理前的宏观检查 a.静子两侧进油情况及端部各处附着油污程度:绕组和紧固件表面及背部存在油膜及 油滴状况;压板表面、绝缘盒接口及绑绳卷曲部位积存油垢情况;护板外侧底部存油情况。 b.鼻部及绝缘引水管在汇水管的接头处有无漏水迹象。 c.端部压板有无松动、移位、紧固螺杆、螺母、锁片是否齐全,有无松驰;绝缘支架 有无裂纹,漆层有无脱落。 d.绝缘引水管有无磨碰、发瘪、变形异状;端部线棒有无机械损伤,绝缘表面是否完 整,有无变色或漆层脱落征兆;边段大头槽楔有无松动、移位、甚至脱落情况。 e.引线接头手包绝缘段是否紧固;绑绳有无移位痕迹;固定弓形引线的尖板螺栓有无 松动;弓形引线表面有无磨损。 f.出线套管瓷件有无损坏,铁心表面有无机械损伤或撞击伤痕,定子膛内和端部有无 脱落的零件或遗留的异物的残骸及异样粉末。 上述检查结果均应做好标记和记录,作为下一步详查和处理的重要依据。 1.4.3.3. 铁芯的检查和检修 1.4.3.3.1. 铁芯检查 仔细检查铁芯各部位,有无由于振动产生的铁锈或腐蚀粉末;有无锈斑、局部过热痕 迹、 碰伤现象; 检查通风槽中小工字钢坚固程度, 有无倒塌变形。 检查两端阶梯形边端铁芯, 有无松动、过热、折断和变形。 检查两端铁芯压圈、压指和钢屏环是否有过热、变形及松动现象。 检查各部通风孔是否堵塞,各通风孔应干净。 1.4.3.3.2. 铁芯检修 若铁芯内径齿部有锈斑和丹粉现象出现,可用毛刷清理干净后刷上几遍绝缘漆即可。 若铁芯片间绝缘损坏较严重,可用合适的螺丝刀轻轻橇开硅钢片,注意不得碰到线棒 上,用干燥清洁的压缩空气彻底吹扫,再用四氯化碳进行清洗,灌入绝缘清漆或环氧胶〈环 氧胶配方内 6101 环氧树脂:650 聚酰胺=1:1,再用甲苯稀释到所需浓度) 。然后每两片硅 钢片间塞入 5~8 丝的天然云母薄片,塞入浓度越浓越好。待完全自然固化或加热固化后, 除去多余部分并整形。 若铁芯表面有局部短路现象,在其周围用医用棉或腻子将缝隙塞严,用 30%~35%浓度 的硝酸溶液,反复用毛刷刷洗。当溶液出现铁红色,说明硝酸和硅钢片中的铁元素发生了化 学反应,生成硝酸铁和硝酸亚铁悬浮在溶液中,当溶液变为深红色后,用医用棉球擦掉,使 用蒸镏水反复擦洗,注意水分不得漏到线棒上,然后再用同样的硝酸溶液刷洗,重复上述过
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程,直至铁芯试验合格为止。处理结束后,应将原塞住铁芯表面的医用棉或腻子取出。由于 硅钢片绝缘漆和线棒绝缘材料均是黄绝缘呈现酸性,所以稀硝酸不会同它们发生化学反应, 虽然如此,但也不准许将硝酸漏到线棒和其它铁芯上。 若硅钢片齿部出现金属疲劳,应设法将其除掉,以免运行中脱落引起后果,如硅钢片倒 伏但无金属疲劳时无须扶直。因硅钢片硬度大,扶直处理后可能会使其根部断裂。 1.4.3.4. 槽楔的检查和处理 a.检查槽楔附近是否有黄粉出现,如有黄粉说明槽楔松动后振动磨损造成。用小锤敲 击一块槽楔, 当三分之二的槽楔敲击有清脆声则认为紧固, 如果整个槽内连续有二块松动则 应进行处理。 b.各槽楔风口应与铁芯通风孔对齐。无突出铁芯及破裂、变形、老化现象。 c.若槽楔需要处理时,应使用木锤和环氧布板敲打,不得使用金属工具。在封口槽外 处理时,应垫上绝缘纸板,以免损坏线棒端部绝缘。 d.中间段槽楔松动,可能是楔下绝缘波纹板垫长期受压后变形失去弹性。应取出波纹 板和其上下两面的环氧玻璃布板, 更换新波纹板, 在波纹板上下两面垫上合适的环氧玻璃布 板,再打紧槽楔,防止其松动。 e.封口槽楔下,既无斜槽又无波纹板,其下只放环氧玻璃布板作为楔下垫条。封口槽 楔打紧后用涤玻绳与上层线棒绑扎固定,并刷绝缘漆或环氧胶,加热固化或自然固化。 f.若在处理槽楔时,发现铁蕊的扩槽段钱棒的侧面斜楔松动,应将侧面斜楔取出,填 塞半导体环氧玻璃布板,再将侧面斜楔打紧。 1.4.3.5. 静子绕组的检查和修理 1.4.3.5.1 绕组端部的检查和修理 检查绕组端部及支撑绑扎部件是否有油垢,如有油垢,是由于密封瓦漏油而造成的, 应用竹签清除油垢(竹签不得捅伤外包绝缘),并用干净的白布浸以四氯化碳擦净(使用四氯 化碳要注意防毒)。 检查线棒绝缘盒及附近的绝缘是否有膨胀现象。膨胀的原因一般有两个:一个是由于 绝缘包扎不紧密及绝缘盒不严密浸入密封油引起的,应将绝缘盒拆开,清除填料,剥除膨胀 部分绝缘,重新半迭包 5438-1 环氧玻璃粉云母带至原来厚度。每包两层刷一遍环氧胶,最 后包两层无碱玻璃丝带。加热固化成型,把环氧料〈云母粉 120%+618 环氧树脂 100%+650 环氧固化剂 120%〉和成稠泥状,填满原来位置,装上绝缘盒试一试填料是否填的充实,再 进行填平补齐,直到全部充实为止,把多余的填料切除,装好绝缘盒。二是由于线棒空心铜 线与烟斗形接头焊接处漏水造成绝缘膨胀, 应将其漏点用银焊 HIAgCu30-25 补焊, 要对漏点 迅速加热 700℃-750℃处进行快速补焊,避免股线超温引起焊接点开焊,焊接处周围绝缘应 以潮湿的石棉保护好,同时应将线棒水分吹净,以免高温时水汽蒸发造成砂眼。漏水的另一 个原因是绝缘引水管的接头螺母松动及密封铜垫不严, 应更换退火处理的新铜垫将螺母上到 不漏水为止,不得拧的过紧以免铜垫失去弹性。上述工作完成后进行水压试验。 绝缘引水管接头处绝缘包扎, 先半迭包 5033 沥青云母带(0.13?25)十二层(每层刷 1211 沥清晾干漆),最后三层必须包至绝缘盒内 30~40 毫米,再包三层无碱玻璃丝带,将环氧填 料全部充满空隙,套上绝缘盒,绝缘盒与接头间过渡部分的填料修成锥形,最外面半迭包四 层无碱玻璃丝带。 由于绝缘盒和环氧填料即是该处的对地绝缘, 所以必须严密, 不得有间隙。 检查极相组连线,并联引线,主引线的绝缘是否有损伤起皱,膨胀和过热现象,它们 的绝缘应具有主绝缘的电气水平,因而不得忽视。如需包扎绝缘,要将损坏部分剥除,刷上 一层环氧胶,将 5438-1 环氧玻璃云母带,半迭包原来厚度,其绕向应与原绝缘方向相同, 每包一层刷一遍环氧胶(6101:650=8:2)最后包两层无碱玻璃丝带,刷环氧胶。包扎的新绝 缘要与原绝缘搭接严密。 检查极相组连线,并联引线,主引线的接头处是否漏水,绝缘是否有膨胀,过热现象, 如有漏水应对接头磷银(HLAgCu80-5)补焊,重新包扎 5033 沥青云母带(0.13?25)半迭包 20 层, 再半迭包 2430 黑玻璃漆布带(0.15?25)4 层, 各层间刷 1211 沥青晾干漆, 再半迭包 0.1 ? 20 无碱玻璃纤维带一层,最外层刷环氧胶合剂 (6101 环氧树脂 50%+ 650 环氧固化剂 50%),因这些过渡引线都不在槽内,自然固化即可。 静子绕组端部渐伸线部分,在额定运行中要受到比槽内部分大得多的交变电磁应力, 当外部短路时,所产生的交变电磁应力,比额定运行时大近百倍,因此绕组端部的支架、绑
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环、防振环、斜型垫条、间隙隔垫块、槽口垫块、适形材料及绑绳,都要认真检查,不得遗 漏,对于底层看不到的位置,要用反光镜检查。 检查绕组端部的支架、绑环、防震环、斜形垫条,间隔垫块、槽口垫块、适形材料及绑 绳是否有松动,断股现象,如有松动和绑绳断股,必须割除重新绑扎,加垫浸环氧胶的适形 材料,绑扎浸环氧胶的涤波绳,端部如有绝缘磨损的现象,必须查明原因,包扎磨损部分的 绝缘,重新绑扎固化。如绝缘磨损严重,要详细检查分析原因,做出技术鉴定,及早做好更 换新线棒的准备。 检查绕组端部绝缘有无龟裂,漆膜脱落等现象,如有龟裂现象应分析原因,只要电气 试验合格可以暂不处理,应与制造厂联系采取补救措施,如局部脱漆,只局部喷漆,如果大 面积脱漆可以全部喷涂一遍漆。气干环氧覆盖漆(1361 红瓷漆) 。 检查铜屏蔽环是否有局部脱漆,过热和裂纹现象。铜屏与压圈的固定螺栓是否松动, 铜屏蔽环与压圈的导电螺栓是否紧固, 如有局部小裂纹可以不必处理。 如裂纹较大并出现过 热脱漆时,应用洋冲在裂纹端头打圆瘪痕。 检查聚四氟乙稀绝缘引水管有无裂纹,磨损及变质的现象。如有上述情况,即是打水 压试验合格也要更换新管,更换的新管应加 19MPa,水压试验五分钟合格。更换新绝缘引水 管时要同时更换经退火的锥形铜垫。 1.4.3.5.2. 绕组槽部的检查和修理 检查线棒防晕情况要结合处理槽楔同时进行,检查防晕层有小黑点或小黑面,既说明 有电腐蚀发生,应将黑色粉末用毛刷清扫,刷低阻防晕漆。 如防晕层电腐蚀较严重时,防晕层出现灰白色,应测量线圈表面电位,如线圈表面电 位大于 10 伏,说明有电腐蚀,应将被腐蚀的防晕石棉带剥离,重新沾补#797 低阻石棉防晕 带(0.6?30)再刷半导体低阻环氧半导体漆(130) 。 绕组的端部和槽部检修工作全面结束后,如有必要时可在端部喷环氧红漆覆盖。 1.4.3.6. 静子水压试验与流量试验 1.4.3.6.1. 静子线棒流量试验 通过对定子水回路各支路流量的相互比较以及对照前次流量试验数据,及时发现发电 机静子内冷水流量的变化,防止定子线棒冷却水路堵塞现象。 试验方法之一为超声波检测法,该方法使用多谱勒超声波流量测试仪,将超声波探头 在汇水管的直线部位进行测量, 试验数据由仪器直接读出。 (超声波探头的装设位置为图 1.4 —1 所示)

图 1.4—1

超声波检测静子线棒流量探头装设位置图

该方法与传统的直接测量法比较能省却较大的拆卸支路接头的工作量,且测量迅速、 简 单、 准确 ,其 试验 标准 为各 支路 流量 与平 均值 的差 值除 以平 均值 的百 分数 ,根 据
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《JB/T6228-92 汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定》 ,该数据没有超过出厂标准规 定的±15%即为合格。 没有超声波测试仪时可采用传统的直接测量法,其方法如下: 将各线棒的汽端出水绝缘引水管至出水汇水管的接头全部拆开, 在拆开的接头上接一专 用的乳胶软管,用金属夹头夹紧。 开起内冷水源,将进水门打开,调整进水门开度,使水压保持 0.1MPa 稳定。 逐个将软管金属夹松开, 将线棒中的水注入有刻度的透明塑料桶中, 塑料桶要平稳放置, 用秒表计时.时间要严格掌握在一分钟或 30 秒内, 每个支路的流量要做好记录。 端部引线的 流量试验与线棒的试验方法相同。A、B、C 三相流量做好记录。 待各支路的流量试验做完后要详细进行比较,其流量的相互差不应超过平均的 20%,与 前次流量试验比较应不超过 20%。如超过标准应查明原因,进行处理,直至流量合格为止。 试验结束后退出内冷水系统,拆掉软管,更换绝缘引水管至汇流管接头的锥形铜垫,锥 形铜垫要退火处理。 (铜垫虽经退火处理但搁放时间较长,也要再次退火处理。 )新旧铜垫的 数量均需查明,不得遗失。 1.4.3.6.2. 静子线棒、出线部分引水管水压试验 停发电机内冷水系统,将机内冷却水放掉后,拆开 6.3 米层机腹底下进出水法兰连接 管路各一段。 按图 1.4—2 连接管路,将机腹下出水法兰用闷板闷好。

图 1.4—2

静子线棒水压试验连接管路示意图

用试压泵往机内泵水,泵水过程中,进出水法兰两侧汇水管放气门均应打开排气,直 至出水无气后关闭,保证水回路充满水。 试验标准为:水压 0.5MPa,历时 8 小时试压无泄漏,泵压至试验要求压力后,关闭试 压泵出水阀 1,待压力稳定后开始计时。 试验注意事项: a. 试验用水须为合格的凝结水或除盐水,严禁用普通自来水试压。 b. 试验前所用试压泵水箱要彻底清洗,保证其清洁无油污、杂质。 c. 试验中泵压入水的进水法兰口要加装滤网,严防水内杂质进入静子线圈冷却水路 中。 d. 泵压至 0.5MPa 后,要稳定后再开始计时,机内水路要放尽余气。 e. 为保证试验环境、温度、压力,尽量减少变化波动,一般要求试验最好在环境变化 较小的晚上进行。 f. 试验前后应做好机内温度、试验压力,环境温度、大气压力、水温等参数的技术记 录,便于分析。 1.4.4. 转子的检修和试验 1.4.4.1. 转子的检修 检查风扇叶片应无裂纹、变形和蚀斑点,螺母应紧固,止动垫应板边销紧,叶片抛光面 应光滑,可用小铜锤轻轻逐个敲打叶片应无破裂音响。叶片根部R角处是应力集中点,要细
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心检查该处,进行金属探伤。 拆装叶片螺母要用力矩扳手,严格控制在 25~30 公斤力较为合适,不得用力过猛。 需要更换新叶片时,应将新旧叶片严格称重,新旧叶片的重量要相同,如有差别,挑选 合适的叶片,仍然有微小差别时,可将新叶片用锉刀从叶片顶部锉去,直至重量合乎要求为 止。锉去部分要整形圆滑,不得有尖角,也不得划伤叶片,并进行目测和探伤检查合格,方 可安装。新换的叶片角度,要与旧叶片相同。 测量护环与转子齿的轴向间隙, (上、下、左、右测四点) 。测量护环的外径及椭圆度。 检查护环、中心环、风扇座环和风扇环应无裂纹,变形,对可疑点要用细砂布打磨后用放大 镜仔细观察, 并请金属组人员检查鉴定, 如有必要时由金属组人员对以上环件进行金属探伤 检查。 中心环上的平衡块是容易松动的零件, 必须逐个进行检查。 如果松动可将平衡块顶丝旋 紧后用洋冲封死,再将两端头的平衡块与中心环槽用洋冲封死固定。 转子本体上的平衡螺钉也是容易松动的零件, 必须逐个认真检查。 如有松动将其旋紧后 用洋冲封死固定。 检查护环与转子本体搭接处有无变色及电腐蚀、 电烧伤现象, 如有轻微的变色和电腐蚀 可以不作处理,但要记下位置,以便进一步观察,并向有关领导汇报、分析原因。如果烧伤 和电腐蚀严重,要会同制造厂研究处理方案。 检查转子本体表面是否有变色,锈斑现象,有变色现象说明转子本体铁芯过热,要设法 进行处理,同时做好标记和记录,以便今后进一步观察,有锈斑时说明氢气湿度大,向制氢 站人员反应以加强氢气的干燥。 转子槽楔不应断裂、凸出和位移,进出风斗要与铜线通风孔对齐,不应盖住通风孔,进 出风斗不应变形,进出风斗应畅通,无积灰和油垢,导风舌不应歪斜。 检查护环环键的搭子不应有变形和开焊现象, 中心环下的尼龙导风叶片不应有裂纹和松 动现象。 转子风路的吹扫,用 0.3~0.4MPa 干燥、清洁无油的压缩空气,最好还是用氧气接至专 供吹扫风斗的风嘴,首先逐个从每个热风区的甩风斗,向冷风区的进风斗反吹扫,然后再逐 个从每个冷风区的进风斗向热风区的甩风斗正吹扫, 要对每个风斗进行正反吹扫两次, 在吹 扫过程要用手的感觉判断每个风斗的出风大小, 如果发现有的风斗出风不畅或有堵塞时, 应 反复多次进行正反吹扫,如果仍然不能奏效,可将该风区同槽风路的风斗用橡胶塞塞住,留 下不畅或堵塞的风斗,再反复进行正反吹扫,直至手感有风为止。如果在同一槽连续有三个 风斗堵塞,则应向有关领导汇报,经分析原因,制订出处理方案后再处理。否则发电机不能 投入运行。 因线圈端部无进风斗,只用压缩空气将大护环下的气室和大齿上的甩风槽扫干净即可。 (转子吹扫前必须严格检查吹扫的空气是否能确保清洁无油) 检查滑环表面应光滑, 无锈斑、 烧痕、 凹凸不平不应超过 0.5 毫米, 超过时应进行车铣, 并用金相砂布打光,光洁度应达到?7以上。 滑环引线螺丝应紧固,锁垫应板边销紧,密封胶圈不应漏气,通风孔、月牙槽和螺旋槽 应无油垢,用 0.3MPa 干燥的压缩空气将滑环吹扫干净。 汽端两端中心孔密封堵板螺丝应紧固,密封垫不应漏气。 1.4.4.2. 转子环件的测量 a.护环与铁芯结合处间隙,按原始标记分八点用塞尺测量。 b.护环外径按原始标记,分二段四点用外径千分尺测量。 c.滑环表面凹凸不平不应超过 0.5 毫米。 d.测量滑环偏心度不应超过 0.05 毫米。 e.测量滑环最大和最小直径。 f.以上各项测量数据要做详细记录,并与以往之数据进行比较。 1.4.4.3. 转子通风试验 我厂发电机转子采用“四进五出”多流式通风系统,转子本体部份绕组采用会隙取气铣 孔斜流式氢内冷,转子端部绕组采用纵横两路氢内冷。 转子本体沿轴向分为四个进风区,五个出风区,如图 1.4—3 所示

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图 1.4—3

转子本体进出风区布置示意图

本体通风利用槽楔上风斗在高速转动时的兜风和甩风作用所形成的压差, 使氢气流经转 子绕组上铣孔组成的“V”形斜流风道。 在转子绕组端部,每根铜线(半匝)沿长度方向铣有“凹”形槽,上下两匝组合形成风 道,一路风沿纵向风道进入本体段,经一风区相应的斜流风道从槽楔风孔甩入气隙,另一路 风沿横向(切向)风道,利用风扇的鼓风及大齿甩风槽的抽风作用进入气隙。 (示意图见图 1.4—4 及图 1.4—5) 鉴于转子端部线圈裸露, 对于转子通风试验, 必须采取有力措施, 防止灰尘等带入转子, 如果不能确保转子通风试验通入空气的质量则在生产现场不宜进行转子通风试验而用对转 子风道逐个吹扫来代替。

图 1.4—4

转子槽形及转子绕组“一斗两路”内冷结构示意图

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图 1.4—5

转子绕组端部风路结构图

备齐通风试验要用的仪器、设备 鼓风机 风压 145mm 水柱 一台 风机进口空气过滤干燥 一套 帆布蜗壳罩 二套(端部用、槽部用) QDF 型热球式电风速仪 一台 压力计 0~20000Pa 一台 电子频率计数器 一台 橡胶管 L6m?φ 20mm(内径) 一根 泡沫软塞 一台套 记录表格 足量 做好准备工作。 转子周围场地清扫干净, 通风试验必须采取有力措施确保通入空气的质 量(例为鼓风机入口加装过滤及干燥的设备等) ,不得存在粉尘,油烟气味。对各风区风斗 从励侧开始向汽侧依次进行编号登记。 通风方法: a. 转子的一端(如励端)进风时,另一端(如汽端)敞开; b. 靠近励端的风孔从励端取气,靠近汽端的风孔从汽端取气; c. 转子端部通风道检验时,风道内的风只利用端部 的补给; d. 进行转子、槽部通风试验时,采取槽部送风孔和端部风袋同时送风的方法,每个出 风孔分别由相邻的两个进风孔供风,测量两次; e. 试验过程中保持风压为 1000±50Pa 不变。 试验注意事项: a. 尽可能固定操作人员,消除人为因素而引起的误差, b. 测量热球应在距风斗出口约 8-10 倍风管直径的风管中测量。 试验标准: a. 直线部分: 全机不允许存在低于平均风速三分之一的孔, 全机低于平均风速三分之 二的孔不超过六个,每个槽不超过一个。 b. 端部: 全机不允许存在低于平均风速三分之一的孔, 全机低于平均风速三分之二的 孔不超过四个,每个槽不超过一个。 对于实验不合格的风孔, 必须用干燥清洁的压缩空气, 正反吹检查转子风道应畅通无阻。 1.4.4.5. 转子气密试验 转子气密试验按图 1.4—6 通入干燥清洁的压缩空气。
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通入干燥清洁的压缩空气,试验压力为 5?105Pa,历时 6 小时,在周围大气压和温度 不变时,压力下降不超过初始压力的 10%,即 0.5?105Pa,压缩空气必须经干燥和过滤,以 防污染导电螺钉和导电杆的绝缘。 要求用卤素检测仪或工业酒精(无水乙醇)检漏,禁止在导电螺钉部位用肥皂水检漏。 仔细检查滑环引线的密封处、 汽励端轴孔密封处、 转子线圈引线至中心导电杆的密封处, 是否有漏气现象。上述各处的密封圈,如有裂纹,断裂,变形及失去弹性,即使密封试验合 格,也要更换新密封圈。

图 1.4—6 转子气密试验示意图 1.4.5. 发电机回装转子工作 1.4.5.1. 回装转子前的电气试验。 (详见中国大唐集团公司企业标准《电力设备交接和 预防性试验规程》Q/CDT107 001—2005) a.转子线圈冷态直流电阻。 b.转子线圈交流阻抗值。 c.转子线圈绝缘电阻值。 d.定子绕组直流电阻 e.定子槽部线圈防晕层对地电位 f.定子绕组引线的自振频率 g.定子绕组手包绝缘施加直流电压测量 1.4.5.2. 穿转子前的准备工作 a.检查转子上所有平衡块,平衡螺钉是否用洋冲可靠固定,转子上的螺钉均应有可靠 的防松措施。 b.转子在穿入前,应将转子通风孔上的胶塞(用于试验及保护的)全部摘除。 c.将汽,励两端的外端盖下半部(包括轴承下半部分用工具悬挂在端罩的外端面上, 并下沉,以不妨碍转子进入定子内腔为宜。 d.用大功率吸尘器仔细清理定子内部和转子表面的灰尘或杂物(不得用压缩空气吹的 办法进行清理) e.将汽、励两端内挡油盖和密封座的密封胶垫圈套在转子上(轴颈两侧) ,套上前用 1000V 兆欧表测量其绝缘电阻值应不低于1MΩ ,此胶垫圈不得剪口。 1.4.5.3. 装转子工作 装转子步骤与抽转子时相反,工艺标准相同,待转子穿入到位后,挂起汽、励两端的下 半端盖,并将其把合好,转子搁置轴瓦上。 1.4.6. 转子风扇的安装 清理风叶与风扇座环台阶,应无漆皮、毛刺等。
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Q/CDT-XTPC 风叶应按其上面的钢印号码对号安装,注意风叶的安装方向。 风叶安装位置示意图见图 1.4—7。

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图 1.4—7 风叶安装位置示意图 把紧风叶时应均匀用力,且应防止把合力矩过大损坏螺纹,风叶把合后,螺母用双孔锁 片联锁,检查风叶与风扇座台阶的接触情况,应满足图 1.4—8 的要求。

图 1.4—8

风扇叶片安装要求示意图

1.4.7. 发电机内外盖的组装 转子穿入静子膛内后,要及时复装内外盖。不允许转子长时间吊在吊具上。 将汽励两端的内端盖连同风扇罩和绝缘板清扫干净。 装上汽励两端上半内端盖连同风罩和绝缘板, 测量风扇叶与风扇罩间的间隙, 其风档间 隙应符合标准,顶部及圆周测定 2mm~2.7mm。 将所有螺丝,销子,止推垫紧固,并由专人负责检查一遍。
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汽机轴瓦工作完毕,将外端盖吊装就位并紧固。 1.4.8. 检查及联接发电机引线 检查发电机出线罩内软连接线及过渡引线应无松散断裂, 套管应光滑干净, 各接触面的 镀银层良好,应无发热变色和放电现象,各处所包绝缘物应无发热变色和烧焦现象。 出线进出水母管和绝缘引水管无松动和断裂现象。 出线罩外套管, 梅花接头及软连接辫子线的各接触面的镀银层良好, 接触面平整光滑联 接前将接触面用酒精擦干净,软连接辫子线紧固后,用 0.05mm 塞尺检查接触面,四周任何 一点插入深度不得超过 5mm。 出线罩内的油垢要清理干净,排污管路要畅通无阻,套管干净清洁,待出线水路水后试 验合格,各部检查无误后,装上出线罩人孔门,并更换人孔门的橡胶密封垫。 1.4.9. 滑环刷架隔音罩和引线的装复 碳刷架型号:QTH4—16,电刷型号:NCC634,重量:642kg,生产厂家:东方电机股份 有限公司。碳刷盒与滑环之间间隙为 3mm。 碳刷架与隔音罩公用底架与基板之间应垫总厚度为3mm 的钢垫片,用于调整中心高。 考虑满负荷运行时轴系、 轴局垫膨胀的影响, 碳刷架的中心位置应相应地向励磁机端移 动,以保证冷态和热态时碳刷均处于集电环的螺旋槽区域内,具体移动量,见冷汽机组找正 的要求。 滑环引线每次大修要倒换正负极的位置,以使两滑环磨损均匀一致。 对于较短的电刷要更换新刷, 与滑环的接触面要吻合, 电刷与刷握的间隙 保持 0.1mm, 并能上下自由活动,电刷不要呈大小头,接触面应达到 75%以上。 要使用统一型号的电刷,其型号和尺寸应符合要求,电刷要完整无破裂,刷辫要铆接牢 固,无断脱、松散,接触电阻相互差不应过大。 调整碳刷弹簧压力为 2?5.88±7%牛顿范围内,相邻电刷压差不大于 10%,如振动可加 大压力 50%~75%。 用干燥的压缩空气吹扫滑环和刷架,用 1000 伏摇表单独测量刷架绝缘电阻应良好。 1.4.10. 发电机充水、充气试验 1.4.10.1. 发电机氢气冷却器注水试验应无渗漏现象。 1.4.10.2. 静子水路和引出线水路注水试验应无渗漏现象。 1.4.10.3. 静子单独气密试验和整体气密试验。 一般静子单独气密试验有困难时,允许在发电机全部组装完毕,投入油密封的情况下, 进行整体气密试验。 整体气密试验对试验气体的要求。 3 干燥、清洁的压缩空气,在 25℃和常压下, 空气中所含水汽浓度应不大于 3.75g/cm 整体气密试验应在发电机和外部管路安装后进行 (应先对氢气和二氧化碳管道单独进行 4 气密检查) ,试验时,油密封系统应投入运行,且控制密封油压比机内空气压力高 4?10 ~6 4 ?10 pa。 试验要求: a.定子单独气密试验要求 5 在 0.3MPa 表压下,当机内气体温度保持在 15℃,外界大气压保持在 1.01325?10 Pa 5 3 时,经过 24h,机内气体压降为:P≤1.01325?10 ?1.78%=1.798?10 Pa 漏气量不超过气体体积的 1.5%(氢气) ,折算到空气时为 0.444%(1个绝对大气压时的 规定值) 注:氢气纯度为 98%时,折算空气时的氢、空之比为 3.38:1 b.整体气密试验的要求 5 5 在 3?10 Pa 表压下,当机内气体温度保持在 15℃,外界大气压保持在 1.01325?10 Pa 时,经过 24h,机内气体压降为: 5 3 △P≤1.01325?10 ?5.32%=5.39?10 Pa 漏气量不超过气体体积的 4.5%(氢气),折算到空气状态时为 1.33%(1 个绝对大气压时 规定值) c.漏气量及压力降的计算公式: 当机内气体温度和外界大气压发生变化时,上述压力降的允许值△P 应修正为△P';
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△P'=T2/T0?S/24?△P'+(T1-T2)P1/T1+△H △H=P02—P01 (Pa) 此时相应漏气量(换算至绝对大气压 101325pa,温度 15℃时>为△Q △Q=V(T0/P0)?24/S?[ (P1+P01)/T1-(P2+P02)/T2]m3 如拟定 p0=101325pa T0=℃: 3 则△Q=0.0682V/S?[ (P1+P01)/T1-(P2+P02)/T2]m 上式中: T0--相对于 的绝对温度T0=273+15=288k T1--试验开始时,机内气体的绝对温度,k: T2--试验结束时,机内气体的绝对温度,k; P1--试验开始时,机内气体的绝对压力,Pa: P2--试验结束时,机内气体的绝对压力,Pa: P01 --试验开始时,外界大气压力,Pa: P02 --试验结束时,外界大气压力,Pa: P0--标准大气压; P0=101325pa S--试验持续时间; 3 V--发电机的客积, 单独气密(转子未插入时) ,V=78 m ; 3 整体气密(不包括管路系统)V=72m 1.4.11. 发电机大修后的试验 a. 定于绕组和出线套管通过循环。 试验用水必须满足设计规定的水质要求。 在水质达 到运行水质要求时,测量发电机定子绕组绝缘电阻和吸收比。 b. 测量汽励端汇流管及出线装配水管路的绝缘电阻值。 c. 进行定子线圈直流耐压试验与泄漏电流试验。 d. 定子线圈对地交流耐压试验。 e. 轴电压 f. 在不同转速下测转子绕组的交流阻抗和功率损耗 g. 发电机空载特性试验 h. 发电机短路特性试验 i. 其它试验 1.5. 特殊检修工艺及试验项目的特殊要求 1.5.1. 滑环的车铣 对发电机和交流励磁机的滑环, 一般应尽量减少车铣, 因过多的车铣会造成有效直径的 减少,缩短使用寿命,破坏滑环表面的渗炭层,更加快了滑环的磨损,因此只有在下列情况 下进行车铣。 a.因火花烧损严重或表面不平超过 0.5mm,而又无法用砂布打光,或经调整炭刷的压 力,改变刷面的接触面而无效时。 b.滑环偏心度超过 0.05mm 时。 滑环的车铣只准在有效限制直径内进行, 如少于极限尺寸时不应再车铣, 而应更换备品。 滑环的车铣前后应进行测量,并做好记录。 车铣时的转速应保持在 6-7 米/秒。进刀速度不应超过 0.05-0.1 毫米/秒,切削深度 不应超过 0.1 毫米,直到车光为止。螺旋槽倒角 1?45℃ 车铣后用细砂布打光,直到光洁达到7以上为止。 全部工作结束后用干燥清洁的压缩空气吹扫干净。 滑环如不需要车铣时,一定要保护好氧化膜。 1.5.2. 滑环冒火的处理 滑环冒火的原因很多,大致可分为以下几种情况: a.新装机组由于滑环表面尚未建立起氧化膜,电刷接触不良,由于振动等原因而造成 冒火,只要设法消除振动,重新研磨刷面,调整弹簧压力适当,电刷在刷盒中的间隙适当, 待运行一段时间氧化膜建起, 电刷磨面达到镜面, 且及时维护, 冒火现象即可以消除或减轻。 b.机组运行中如突然发生大冒火现象,说明机组内或励磁附属设备有严重缺陷,要请 示有关领导再处理。 c.检修后滑环冒火可能是由于电刷磨面接触不良,电刷在刷盒内间隙过小过大而有卡
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塞现象和摇晃现象,弹簧压力不适当,应设法调整处理。 d.滑环多数冒火的原因是由于运行维护不当,发现问题而又不及时处理,致使冒火情 况逐渐严重。 如有上述情况应及时做以下检查和处理: a. 检查电刷是否有过短的现象, 如有应逐个更换新电刷, 待新更换的电刷接触面良好 后,再逐个更换其他过短的电刷,并调整好弹簧压力 2?5.88±7%牛顿范围内和电刷与刷 盒间的间隙 0.1~0.2mm。 b. 检查电刷在刷盒内是否有卡塞现象, 造成卡塞现象的原因是由于更换电刷时磨得上 大下小,运行一段时间就会卡住,这时应更换新电刷或取出电刷修正。 c. 检查电刷与刷盒的间隙是否过大或过小, 电刷在刷盒内活动不能自如, 有卡死或摇 晃现象,随着机组的振动,电刷的部分电流间断的通过刷盒,在间断接触的地方会产生烧结 炭粒, 这时要取出电刷, 用小锯条将炭粒刮去清理干净, 再装上电刷, 此项工作要特别小心, 防止接地或短路现象。 d. 检查滑环表面是否有烧伤面或硬颗粒, 如烧伤面或硬颗粒难以自行磨平时, 要用金 相砂纸长时间打磨,直之出现镜面为止,并手感无硬颗粒突起的感觉。 e. 用清洁干燥的压缩空气吹扫干净,用白布清擦滑环、刷架和刷盒,注意擦布不要缠 到滑环上,此项工作要特别小心。 因此项工作是在机组转动和负载情况下进行, 故每道工序都应特别谨慎, 只能一人工作, 一人监护, 不得两 人同时工作, 并通知运行人员加强监视, 并做好紧急情况时处理的准备, 车间负责人应在场指挥。 1.5.3. 静子铁芯部分损伤的修理 发电机静子铁芯因烧、碰、磨伤等原因造成局部损坏时,应进行适当修理,修前应进行 铁芯发热试验,结合外表检查,找出损坏和应修范围。 清除故障处,铁芯熔渣,用凿或砂轮铲除无用的坏矽钢片,清理毛刺,或用32%的硝 酸溶液消除毛刺,尽量不使其片间短路。 用专用工具将矽钢片一片片撬开, 在中间涂上 1611 矽钢片漆, 再塞上 0.05mm 厚天然云 母片,直至将发热损坏部分全部处理完毕。 处理过程中应将通风孔和槽楔缝隙堵好, 防止铁屑和硝酸溶液进入。 处理完毕用蒸馏水 或酒精清洗,用试纸试验不呈酸性,再用清洁干燥的压缩空气吹扫干净。 如损坏面积较大,处理后需做假铁芯时,应按以下工艺进行: a. 用胶木板, 环氧树脂板, 或 0.3-0.5 毫米黄铜片粘合做成假铁芯, 因黄铜片不导磁, 内阻大,散热好,以此做假铁芯最佳。 b.黄铜假铁芯的制作:先将黄铜片经三氯化铁加浓硝酸配制而成的溶液酸洗,然后将 环氧树脂和增塑剂搅拌均匀,加热到 120-130℃加入硬化剂,温度调至 115℃左右,将环氧 树脂刷在预先加热的黄铜片和无碱玻璃丝布上, 一层铜片加一层玻璃布, 直至达到所需厚度, 用压板压合后放在烘箱内高温固化,温度调至 120℃保温6小时,再升至 160℃保温4小时 后,让其自然降温到室温为止。 环氧树脂配方: (重量比) 6101 环氧树脂:100% 苯二甲酸酐〈硬化剂〉 :35% 邻甲苯二丁脂〈增塑剂〉 :20% 用牙医打样膏进行实样托模, 按样模将压合的假铁芯修正成型; 试装吻合后再用常温固 化环氧树脂,将其粘合于铁芯上。 环氧树脂配方: (重量比) 6101 环氧树脂:100% 甲苯二丁脂〈增塑剂〉 :20% 乙二胺〈固化剂〉 :8% 云母粉〈填料〉 :适量 假铁芯镶好,进行全面检查清理后,进行发热试验,直至合格。 1.5.4. 静子线棒的更换和修补
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静子线棒运行中绝缘损坏或检修时试验击穿应进行更换或修补。 更换备品线棒的工艺顺 序如下: a.确定损坏线棒属于何相和线棒号。若是上层棒损坏比较容易取出,若是下层线棒损 坏时,应取出下层损坏线棒数加上层一个节距的线棒数目。 b. 拆除绝缘盒并清除盒内的填料, 剥除三通水连接头处的绝缘物卸下绝缘引水管接头, 取出锥形密封铜垫, 用火焊烫开三通水接头和实芯股线的银焊处, 若励端线棒与过渡引线连 接时,则应剥除连接处新包绝缘物,并用火焊烫开银焊处。此时应将其中一根不损坏线棒的 端部绝缘用石棉布包好。并注意防火。 c.用专用工具打出槽楔,取出波纹垫条和其它垫条,取出侧面斜楔和垫条,割断应拆 线棒的端部绑线,取出垫块的适形材料。打槽楔不得使用金属工具,割绑线取垫块不得损伤 线棒绝缘。 d.取出故障线棒的方法。 用穿好涤纶绸或绳的细纲丝从通风孔绕线棒穿引,将涤纶绸打结,套在起线铁管上,在 线棒直线部分平均穿引八道。 用取线棒专用工具或交叉木棒插入起线管, 缓慢均匀的用力将线棒取出, 注意线棒层间 的测温元件和引线,不得损坏和拉断。 e.对其他没损坏的线棒按标准进行耐压试验。 f.对准备更换的备品线棒按标准进行耐压试验,用干燥清洁的压缩空气,反复吹扫通 水的空芯股线,并通水做水压流量试验合格。 g.嵌线工艺如下: 将试验合格的线棒,用升流器通电加热至 80~90℃。在加热状态下对线棒进行整形,使 其与原线棒形状和尺寸相同。嵌线前槽内喷低阻环氧半导体漆。 用专用工具将线棒压入槽内,并趁热将端部绑线、垫块、适形材料垫好绑牢,将线棒压 入槽内时,要用与线棒形状相似的硬木或环氧布板相接触,禁止用金属工具接触线棒。 按原样装复槽底、层间、侧面垫条和上部波纹垫条,打入侧面斜楔和槽楔,最后打入槽 口槽楔并与上层线棒绑牢。打槽楔和斜楔禁止使用金属工具。 线棒嵌入和打紧槽楔,绑扎牢固,在银焊接头和包扎绝缘前,对新线棒进行冷态耐压试 验合格。 将上下层线棒实芯股线两两相对用银焊对焊,上下焊缝错开约 20mm,焊完后再用银焊 溜焊成一整体。 将上下层线棒的空芯股线水盒, 用紫铜和不锈钢摩擦焊接三通接头, 并用银焊料焊成一 整体。 上下层线棒鼻端水、电路焊接完毕后,装好绝缘引水管接头,先在接头处半迭包 5033 云母带十二层,且最先三层必须包至绝缘盒内 30mm 处,最后半迭包玻璃丝带三层,然后将 环氧绝缘腻子填满鼻端的全部缝隙, 再套上绝缘盒, 绝缘盒与接头间过渡部分的腻子修成锥 形,最外面再半迭包玻璃丝带四层。 环氧绝缘腻子配方如下: 云母粉 120%+环氧树脂(618)100%+环氧固化剂(650)120% 绝缘引水管全部装好后,通水做水压和流量试验合格。 全部静子绕组做耐压试验合格。 全部工作完毕后,绝缘引水管的相互交叉处用玻璃丝带包扎刷环氧胶合剂。 (6101 环氧 树脂 50%+650 环氧固化剂 50%) 1.5.5. 定、转子线圈接地故障的查找方法 1.5.5.1. 定子线圈接地故障的寻找 a.分相加压,当遥测对地绝缘不能确定故障时,可在每相线圈上分别加上交流电压, 观察其放电位置。确定故障是属于哪相的哪一根线棒,但加交流电压最高不超过 1.5UH,时 间为 1 分钟,1.3UH 时为 5 分钟。 b. 在已知故障相线圈上分段加压, 观察其放电位置, 但所加交流电压最高不超过 1.5UH 时为 1 分钟。1.3UH 时为 5 分钟。 c.当线圈直接接地时,可用测量直流电阻的方法计算出线圈故障点至引出线的长度, 然后找出故障点位置。
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1.5.5.2. 转子线圈接地故障的寻找 a.转子线圈发生一点接地后投入转子接地保护,虽然可以继续运行。但如果不及时处 理,再发生一点接地,会引起严重后果。故需及时检查和消除。 b.接地性质可分为稳定接地和不稳定接地,稳定接地与转子速度、负荷大小和温度的 变化无关。而不稳定接地不仅与这些因素有关而且还与转子结构和绝缘状态的影响有关。 c. 测量任一滑环的对地电压, 找出接地点占整个线圈长度的百分比, 如图 1.5—1 所示:

图 1.5—1

测量转子滑环对地电压查找接地点位置示意图

正滑环到接地点的 a1=V1/V?100% 负滑环到接地点的 a2=V2/V?100% 正滑环到接地点的-段线圈长度 L1=a1%L 负滑环到接地点的-段线圈长度 L2=a2%L 知道 L 即知道线圈的整个长度和每槽长度,即可确定接地位置。 d.停机后用直流电阻法测量与电压法相同,是从所测两段电阻值占整个线圈电阻值的 百分比确定的。 e.知道接地点在线圈长度上的位置后,为了确定接地点的具体位置,需要测量横向位 置加以核实,其方法如下: 在转于轴上通以 300A 以上的直流电流,测量任一滑环对转子周围的表面电压。 测量中在离接地点最近的位置,电压指示最小,在接地位置电压为零,其原理接线如图 1.5—2 所示。

图 1.5—2

在转子大轴上通电流查找接地点位置示意图

f.寻找不稳定接地的方法,视情况灵活掌握,通常以通适当电流让其形成稳定接地后 查找,或保持稳定负荷在接地状态下用电压法查找。 g.找出接地故障点后,视其接地位置情况进行处理,如需拆护环时应按拆护环的措施 进行。 1.5.5.3. 转子匝间短路故障的寻找方法 发电机转子因制造不良而遗留缺陷,或运行中绝缘过热变形,过电压,绝缘老化,损伤 等原因造成匝间短路, 为防止故障继续发展, 而造成线圈多匝短路接地、 引起机组降低出力、
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振动或损坏,必须对故障及时处理。寻找线圈匝间短路的方法有: a. 直流电阻比较法: 测量线圈直流电阻值比原出厂时或安装时所测值有降低时, 即说 明有匝间短路情况,阻值降低越多说明短路的匝数也越多。 b. 交流阻抗和功率损耗比较法:其原理是将转子线圈看作为一个具有铁芯的电感线 圈, 可由其交流阻抗的变化来判断匝间是否短路。 交流阻抗值在转子装入定子或抽出时是不 同的,应在比较时注意。 转子存在匝间短路会引起损耗变大, 在测量交流阻抗时可同时测量其功率损耗。 试验线 路图如图 1.5—3 所示。

图 1.5—3 测量转子交流阻抗及功率损耗接线图 c. 开口变压器瓦特表法: 转子绕组从滑环处施加交流电源,如无匝间短路时,槽内各线匝的电流方向相同,其电 ο 流产生的磁通φ 是滞后外施电压 90 (假定为纯感性)装置在槽口上的开口变压器的感应电 ο 势E又滞后于φ 90 即感应电势与外施电压相反,如图 1.5—4 所示。

图 1.5—4 转子绕组施加交流电压在开口变压器上感应电势向量图 如果被试线圈发生匝间短路,在短路匝中出现短路环流,短路环流产生的磁通φ k 反向 ο 于φ ,而且由于短路阻抗较小,所以φ k 大于φ ,其合成磁通较φ 小,而且滞后φ 近 180 为了反应出匝间短路真实故障,用一只低功率因数瓦特表,接于开口变压器测量线圈,每槽 分别施三次不同相的线电压。当该槽有匝间短路时,因为外施电压对称分量,所以瓦特表指 出读数代数和等于零或接近零。 若该槽有匝间短路时, 在φ k 作用下引起合成磁通相位变化,
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同时数值也减少很多,所以根据瓦特表测量数据绘制向量图,可以鉴定是否存在匝间短路, 如图 1.5—5 所示。

图 1.5—5 当转子有匝间短路时,开口变压器感应电势向量图 1.5.6. 护环的拆卸和装复 1.5.6.1. 护环的拆卸 拆卸护环是一项很重要的工作, 应首先熟悉部件结构和拆装措施, 以保证检修工作的顺 利。同时要求大齿中心线处于垂直位置,转子轴心线离地面约 1 米高。 拆卸护环前应首先拆除风扇叶片, 并标记各风扇叶片的位置记号, 用大号焊枪均匀将风 扇座环加热到 150℃左右,即用铜棒轻敲环的接合处,直至将环取下,平放冷却。拆卸时应 做好原始位置记号。 收紧环键时,应从转子端两侧排风槽中,分别在环键两头搭子销孔插入销子,再从销子 外侧面和槽侧面间,打入钢斜楔,将环键收缩到转子本体端的环键槽内(如图所示:附录) 。 并拆除中心环下的尼龙导风叶。 拆护环前在护环与转子本体上,做好明显的位置记号。将拆护环专用工具装上(如图所 示:附录) ,用吊车轻微吊住护环吊箍,并将护环与转子本体结合处塞好石棉,中心环下的 气室用石棉盖严密,防止加热时烧伤线圈。 用八把大号焊枪(另准备两套备用) ,对护环加热到 270℃至 320℃为止。 加热护环时,火焰要猛,时间要快,大约 25 至 30 分钟,白色火焰离护环表面不小于 20mm,当温度上升到接近规定值时,可用小锤轻敲护环各部,特别是止口处是否有哑声,用 纯锡试验能溶化时,即可均匀紧动拆卸护环工具六根螺杆,并观察止口处有无移动,如移动 时继续紧动拆卸护环工具的六根螺杆,如不移动可继续加热至扒下护环为止。 如继续加热仍不能扒动时,则应停止加热,进行研究分析,采取措施,待全部冷却后再 重新加热护环。 在加热护环的同时,也将中心环同时加热,因中心环不是悬挂式,只加热护环而不加热 中心环,中心环可能要脱落,中心环应随护环一起扒下。 护环扒后,应吊至木板上外侧平放,并用两层石棉布盖好,保温冷却防止变形。 当护环拆下时应注意将扇形绝缘瓦和绝缘端环,用专用卡箍紧牢,防止变形和错位,待 冷却后将其相互位置、 尺寸、 块数标号详细记录齐全后拆下专门保管, 以免装复时造成困难。 中心环上的压缩弹簧和压环,按原位置做好标号,拆下后专门保管。
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1.5.6.2. 护环的装复 装护环前要检查扇形绝缘瓦、绝缘端环、压簧和压环有无损伤,有损伤时应更换。 检查护环和中心环内外及止口接触面有无毛刺、锈斑、油污等,若有时应修正并清理干 净。检查吹扫端部线圈应干净无异常。 将扇形绝缘瓦、绝缘端环、中心环上的压缩弹簧和压环按照原位置和尺寸复装。并将扇 形绝缘瓦用钢丝绳收紧到其外径尺寸比护环内径加热涨大尺寸小 2 毫米, 然后用无碱玻璃丝 带和环氧树脂将其绑扎牢固。 按照拆卸护环时的加热措施和温度,找准拆卸护环时的原始位置,吊起护环立即套入, 安装好装护环的工具在进入止口时复核原始位置标记无误, 紧动六根装护环工具的螺杆, 徐 徐将护环装入为止。中心环也同时一起装入。 护环装复后检查与转子本体四周间隙应均匀, 与拆前间隙无大的变化。 如不合格应趁热 校正,待护环冷却至 70~80℃时,即可拆除工具,并拆掉环键工具,使环键涨回到原位置。 风扇环的装复与拆卸时的加热措施和温度相同, 用铜棒打入原始位置即可。 装复前应对 风扇环做详细的检查和清扫。 将风扇叶片检查无裂纹和伤迹, 按原位置记号装入原来位置, 用扭矩板手将螺帽拧紧后, 销好锁垫,装上中心环下的尼龙导风叶。 拆装护环和风扇环时的注意事项: a. 人员分工明确,气焊与起重工具应检查合格,并有专人负责使用。 b. 拆装过程中要注意人身安全, 戴好石棉防热手套和护目镜, 热件拆下后应盖好或做 上醒目标记,防止发生烧伤和烫伤。 1.5.7. 转子线圈的的故障处理 氢气内冷转子绕组, 由于冷却介质直接与绕组的铜线相接触。 若冷却介质的湿度大或不 纯净时就会使绕组绝缘降低,故发电部门应经常检查是否向发电机提供合格的氢气。 当使用二氧化碳置换氢气出现结露时, 也会造成绕组绝缘降低, 应要求化学按规程换氢 气,防止结露现象。另外,氢气冷却器的进水温度差低于 20℃,也会在氢气冷却器铜管的 外面结露,使氢气带水带油进入转子,故应采取措施防止结露。 当静、 转子铁芯及其他零部件的金属碎屑, 或导电尘埃随着冷却介质进入风斗和槽口时, 也会造成绕组绝缘降低或发生不稳定接地现象, 应使用干燥清洁的压缩空气, 最好还是用氧 气吹扫最可靠,反复吹扫进出风斗和槽口,压缩空气一定要干燥清洁,否则,不但不能消除 绝缘故障,而且将会引起绝缘水平的进一步降低。 转子绕组的的绝缘低或不稳定接地, 也可能发生在滑环引线附近, 如果经过吹扫和清理 仍不能消除故障,要拆开滑环引线分别对滑环和转子绕组查找故障。 转子绕组的绝缘故障,有时也会发生在转子引线部分,此时应打出引线槽楔,拆开导电 螺钉绝缘,进行检查和清理,如导电螺钉绝缘损坏或老化时应更换新备品。 如果经过上述工作仍不能使绝缘电阻回升和消除接地故障时, 此时应拆开护环, 打出转 子槽楔和楔下垫条,对绕组进行彻底检查处理。 打出槽楔时如发现转子槽衬局部年久老化断裂, 而造成的绕组接地或匝间短路时, 在槽 的两侧分别插入一支适当的钢楔, 然后用较低压力的干燥清洁的压缩空气进行彻底吹扫、 灌 入少量环氧胶,再塞入天然云母片或薄环氧玻璃布板,在回装楔下垫条和槽楔时,要注意它 们的方向性,否则会堵塞导线上的通风孔,导致线圈过热。 由于转子铜导线的线膨胀系数, 大于粘贴于铜导线的匝线间绝缘的线膨胀系数, 长期过 热和交应变力的作用, 会造成槽中匝间绝缘局部断裂后形成匝间短路, 应取下护环打出槽楔 和楔下垫条后,从匝间短路两端的通风孔内插入弯勾工具橇动线匝处灌入环氧胶。 如果匝间短路出现在转子绕组端部,则应取下护环后,用较薄的环氧玻璃布板,两面打 毛后涂刷环氧胶, 包一层无碱玻璃丝带, 外面再刷一层环氧胶, 然后用木锤打入绝缘损坏处。 若转子绕组损坏严重, 而经过上述措施处理后仍不能消除故障点, 需要取出线圈进行彻 底修复,此时必须返厂修理,其技术措施不在此处陈述。

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2. 励磁机检修技术标准
2.1. 设备规范 2.1.1. 交流励磁机基本参数 型号 TFL—1670—4 额定电压 450V 额定功率因数 0.92 转速 3000r/min 接法 4—Y 绝缘等级 B 励磁方式 同轴副励磁机 励磁电流 169A 定子绕组温度 ≤120℃ 定子铁芯温度 ≤120℃ 单边气隙 10mm 转子重量 3.16t 总长 3300mm 2.1.2. 永磁式励磁机基本参数 额定容量 额定电流 频率 相数 出线端子数 冷却方式 励磁电流 电流 转子绕组温度 集电环温度 轴颈直径 总重量 1670kVA 2143A 100Hz 3 6 密闭循环空冷 74.5V 321A ≤120℃ ≤120℃ 180mm 18.1t

型号 TFY—75—400 额定容量 75kVA 额定电压 180.4V 额定电流 240A 额定功率因数 0.875 频率 400Hz 额定转速 3000r/min 相数 3 接法 2—Y 出线端子数 6 绝缘等级 B 冷却方式 防护式空冷 励磁方式 稀土钴永磁钢 与主励联接方式 弹性轴 定子绕组温度 ≤120℃ 轴瓦温度 ≤90℃ 定子铁芯温度 ≤120℃ 单边气隙 2mm 轴颈直径 100mm 转子重量 0.27t 总重 1.372t 总长 1036mm 2.2. 结构简介 2.2.1. 同轴交流主励磁机 本机是隐极式同步发电机,采用空气表面冷却方式,离心式风扇,密闭循环式单路通风 系统。 定子铁芯由0.5mm厚 H10硅钢片迭压成,冲片刷H52-1绝缘漆,铁心外径990mm,内径 645mm,全长815mm,共分15段,段间距离10mm,作为冷却铁芯的通风沟。 定子线棒为棒式结构,粉云母B级绝缘,定子共72槽,绕组为星形接法,四路并联,六 个出线头。 转子铁芯由1mm厚的16Mn钢板迭压而成,外径625mm,长865mm。铁芯段间通风沟与定子 对应。 转子有四极,24槽,连续同心式绕组,B级绝缘,匝间为5434醇酸玻璃云母带,5434续 包扎,槽衬由环氧酚醛玻璃胚布压制而成 转子线圈由两段铝槽楔(中间部分)及两段铝青铜槽楔(两端头)固定,槽楔下设有紫 铜阻尼条。阻尼条两端由阻尼端环短接。 空气冷却器是绕簧式含砷锡铜管冷却器,共两个,安置在定子机座上部。冷却介质由开 式循环水供给。 2.2.2. 永磁式副励磁机 本永磁式副励磁机铁芯由0.5mm厚D42硅钢片迭压成,冲片两面刷H52-1环氧硅钢片漆, 无径向通风沟。 定子54槽,电枢绕组由φ 1.5mm高强度聚脂漆包圆铜线绕制成,接线为两路并联,3相6 个出线头。
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转子共16极, 以稀土钴永磁体作磁源, 整体极靴, 为改善电压波形, 磁极采用不等气隙, 最小气隙2mm,最大气隙3mm。 转轴一端装有旋浆式风扇,防护式通风冷却,该永磁机定子转子上无测温装置 本永磁机定子绕组及铁芯均为B级绝缘。 2.3. 检修工艺及质量标准 2.3.1. 大修前的准备工作 大修前的准备工作与发电机相同 2.3.2. 试验项目及标准 (电气试验项目按厂家标准进行) 2.3.2.1. 交流励磁机试验项目和标准 a. 定子绕组在接近工作温度时,相对地和相间绝缘电阻不得低于1MΩ (用1000V摇表) 转子绕组在冷态下,其对地绝缘电阻不小于1MΩ (用于500V摇表)。 b. 定子和转子绕组在冷态下, 各项直流电阻值在校正了由于引线长度不同而引起的误 差后,相互间的差别不得超过最小值的2%。 c. 定子测温元件线圈在冷态下,其绝缘电阻不得低于1MΩ (用250V摇表)。 d. 总装后的定子应能承受下述交流式频耐压试验,历时1分钟。 e. 定子绕组: 3700V(有效值)吹干存水。 f. 转子绕组: 1500V(有效值)。 2.3.2.2. 永磁机的试验项目和标准 a. 定子绕组在接近工作温度时,其对地和相间绝缘电阻不得低于2MΩ (用500V摇表)。 b. 定子绕组在冷态下,各项直流电阻值在校正了由于引线过长度不同而引起的误差 后,相互间的差别不得超过最小值的2%。 2.3.3. 交流励磁机的检修 2.3.3.1. 交流励磁机解体 a.由汽机拆开交流励磁机和水磁机之间的连轴器,将永磁机吊至指定地点。 b.测量汽励两侧轴与风档之间的间隙,上下左右各测一点,并做好记录。 c.拆除汽励两侧的端盖,并标位置记号。 d.测量汽励两端风扇和挡风环之间的间隙,上下右左各测一点,并做好记录。 e.拆除两侧内盖,并做好标记。 f.测量汽励两端的定转子间隙,上下左右各测一点,并做好记录。 g.在电机上方顺轴方向放一钢丝绳,两侧各挂一个2T倒链,将转子悬浮在定子膛中, 并注意定转子间隙。 h.将电机刷架取出,配合汽机取出两端上下轴瓦,吊电机至指定位置,在电机两侧垫 方木,以防碰伤连线。 i.在励端装加长轴,利用横杆法抽出转子,放至指定位置,并搁在方木上,护环不得 受力。 j.注意事项参照发电机部分。 2.3.3.2. 静子的检查 a.检查铁芯硅钢硅片接合是否严密和有无松动现象,表面有无锈斑、丹粉,这种现象 是由于片间振动磨擦造成,可用毛刷清理干净后涂上黑沥青绝缘漆。 b.检查铁芯端部压圈有无变形和裂纹,铁芯表面有无摩擦碰伤和局部过热形象。 c.检查各通风孔应干净无堵塞现象。 d.检查槽楔是否松动,用小锤敲试应无空声,如松动时重新取出打紧,槽楔应完整无 断裂现象。 e.检查端部线圈有无损伤,绝缘裂纩和过热现象,引线夹和端部绝缘垫及绑线有无松 动现象,如有应重新绑扎处理,并涂上绝缘漆。 f.如线圈脏污应用白布浸四氯化碳擦净,清理不到之处用竹签清除。 g.空气过滤器拆除后用热水清洗,烘干并涂油。 h.静子检修工作结束后,用清洁干燥的压缩空气全面吹扫干净,工作间断或结束后要 用专用塑料布盖严。 i.空气冷却器检修工艺和质量标准与发电机冷却器相同。 2.3.3.3. 转子的检修
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a.检查转子风扇有无变形、裂纹。铆钉是否有松动现象。 b.用外径千分尺按护环的原始标记,测量上下左右两段护环直径,并做好记录。 c.用游标卡尺按护环的原始标记,测量上下左右四点护环与转子铁芯的间隙,并做好 记录。 d.检查转子槽楔有无松动和位移情况,如有应设法消除。 e.检查滑环表面应光滑,无锈斑、烧痕,凹凸不平,不应超过0.5毫米,超过时应进行 车铣,并用砂纸打光,光洁度应达到△7以上,测量测量滑环偏心度不超过0.05毫米。 f.测量滑环直径的最大和最小处,并做好记录。 g.滑环进线和螺丝和楔梢诮坚固,接触良好。 h.转子检修工作结束后,用干净清洁的压缩空气吹扫干净,工作间断或结束时要用蓬 布盖严。 2.3.4. 永磁机的检修 2.3.4.1 永磁机的解体 a.拆除汽励两端的端盖,并标位置记号。 b.测量励侧风扇与挡风环之间的间隙,上、左、右测三点,并做好记录。 c.测量汽励两端定转子之间的间隙,上、左、右测三点,并做好记录。 d.在转子各磁极之间插入短路条,共16根,以减少转子对静子的吸引力,在静转子的 下部气隙中垫入1mm红钢纸板。 e.配合汽机取出上瓦,缓慢吊起转子,取出下瓦并拆除两端的轴承支座,并将转子缓 慢落在静子上,将空心轴上的三个螺钉拧入以固定挠性中心轴。 f. 在励侧轴瓦上垫一块1mm石棉垫, 套入专用拐套, 用行车找好定转子间隙, 指挥行车, 晃动转子抽出转子。 g.如有必要可在励侧吊鼻,装1T倒链拉出,抽出转子放至指定位置。 h.在抽转子的过程中不得碰伤端部线圈,铁心和转子极靴。 i.转子抽出检修时不要将短路条拨出,并将转子磁极部分用铜皮保护套套好,以免微 小的铁磁性物质吸入极靴内,造成不良影响。 2.3.4.2 静子的检修 a.检查铁芯矽钢片接合是否严密和有无松动现象,表面有无锈斑、丹粉,如有此现象 可用毛刷清理干净后涂上黑沥青绝缘漆。 b.其它部分与交流励磁机相同,可参照交流励磁部分。 2.3.4.3 转子的检修 a.检查极顶防松螺钉是否有松动现象,如有松动应拧紧后用洋冲冲牢固。 b.检查铁芯压极螺栓是否有松动现象,如有松动应拧紧,或更换止动垫圈。 c.转子上的平衡螺钉要紧固,风扇环上的平衡块要用扁铲将两侧边铲起挤牢固,并将 固定螺钉拧紧。 d.风扇环上的圆柱销要牢固可靠,励端压板的弧键和环键不得有位移和松动现象,开 焊处要补焊好。 e.磁钢破碎其磁性减弱时,要更换DY*20型永磁钢。 f.由于永磁钢易破碎,所以在抽转子过程中一定要特别小心,不得碰撞,要轻吊轻放。 g. 转子检修完毕要用清洁干燥的压缩空气彻底吹扫一遍短路条要插入, 保护套要套好, 用专用蓬布盖好。 2.3.5. 交流励磁机组装 a. 组装过程按解体时的逆顺序进行。 b. 待汽机轴瓦工作安装完毕后,测量汽励两端静转子的间隙,上下左右各测四点,公 称气隙10mm,其标准(最大-最小)/平均≤10%〉 。 c. 内端盖和挡风环组装后,测量风扇与挡风环之间间隙,公称间隙2.5mm,上下左 右各测四点,其测量值差不大于10%,但最小点不小于0.5mm。 d. 将外端盖清理干净后就位组装,风挡间隙应符合标准,所有螺线应加平垫紧固,工 作负责人要最后全部检查一遍。 e. 滑环刷架应按原位置安装,刷架,刷握的调整及电刷更换的标准 与发电机部分相 同。
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f. 滑环引线按正负极调换位置,待机组就位后,将引线螺丝紧固,静子引线的铝板接 合面要光滑清洁,待机组就位后,将接线螺丝紧固。 g. 用干燥清洁的压缩空气吹扫滑环和刷架。 h. 用500V摇表测绕组的对绝缘电阻不小于1MΩ 。 i. 轴瓦与轴之间双边间隙为0.18-0.30毫米, 轴瓦外球面与轴承座内球面应有0—0.33 的过盈。 2.3.6. 永磁机组装 a.在励端轴上包1mm厚石棉垫,将拐套套在励端上,直至风扇环根部。 b.用行车吊住拐臂,找好转子水平,找好定转子间隙,从励端侧将转子穿入膛中,要 边穿转子边晃动。 c.如有必要,可在汽侧挂1T倒链,将转子缓慢拉入。 d.将转子穿到位,取下拐臂,拔出短路条装好风筒,并紧固。 e.装好两侧下端盖,并紧固 f.待轴瓦工作结束测量汽励两侧的静转子间隙,上下左右各测四点(最大值—最小值) /平均值≤10%,公称气隙2mm,要做好记录,抽出16根短路条。 g.装上内盖和挡风环,测量风扇间隙,上下左右测四点,公称间隙0.05mm,其测值不 大于10%,但最小点不小于0.5mm,要做好记录。 h.装上外端盖将所有螺丝紧固,最后由工作负责人检查全部合格后,在永磁机底板上 按原来位置垫上绝缘板,将永磁机吊至底板上就位,将地脚螺丝紧固,机组对地绝缘用500V 摇表测定不低于1MΩ ,待机组就位后,接上静子引线,并垫上橡胶板。 i.在穿转子过程中一定要细心看好间隙,不得碰伤静转子铁心和端部线圈。 j.所有测量收据要准确齐全,记录详细。 k.待机组就位后接引线前通知试验班做交流励磁机和永磁机的各项电气试验工作。

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3. 发电机系统及其他设备
3.1. 概述 发电机附属设备包括整流柜、灭磁柜、切换柜、交直流共箱封母等励磁回路设备和发电 机中性点消弧线圈柜、出口电流互感器、电压互感器和避雷器、出线离相封母等配电装置, 还包括发电机绝缘过热监测装置、封母微正压装置和发电机氢气干燥器等辅助设备。 以上附属和辅助设备的检修,大部分只需进行清扫、连接部分紧固、检查转动部分涂抹 润滑油及进行正常试验的项目等工作。本规程不一一列出,仅重点阐述发电机磁场开关、发 电机出线离相封母的结构及检修工艺, 对其他辅助设备稍作介绍, 详细说明参照对应设备说 明书。 3.2. 磁场开关 3.2.1. 设备规范 型号 MN.74型 额定电流 4000A 最高电压 1600V 直流 开断电流 150kA 峰值 操作电压 110V 直流 制造厂家 罗尔斯?罗伊斯控制设备公司(英国) 3.2.2. 设备简介 高速直流灭磁开关是由投运多年的高速固定式开关发展而来。 其主触头采用双触头对接 形式, 位于电弧通道和灭弧栅之间, 同时, 利用空气吹气器可以切断低值电流。 合闸操作时, 两个主触头相向运动,同时给合/跳闸弹簧贮能,当小车前面的主触头闭合到位后,后面的 触头再向前运动与前面的触头闭合。 3.2.2.1. 主触头 开关采用对接型主触头,主触头顶端覆有银钨,回路电流由主触头切断。经过多次操作 以后,触头表面将变得粗糙不平,最终使触头出现凹痕,这时需要重新磨光。 主触头结构见图3.2—1。

图 3.2—1

磁场开关主触头结构图

3.2.2.2. 灭弧栅原理图 灭弧栅采用冷阴极形式, 由许多裸露的金属片组成, 这些金属片沿灭弧栅长度方向呈垂 直布置。其间的空隙把电弧隔断成许多串联的短电弧。 起弧后,电弧沿电弧通道快速移动,两条电弧通道在灭弧栅底部闭合,将电弧按一定角
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度发散入灭弧栅。 灭弧栅片是钢制的矩形片形式, 钢片的形状象装在电弧上的吸头, 将电弧向上朝着凹槽 顶部的方向吸进灭弧栅中,在这里电弧随后被分割成许多串联的电弧。 为了防止电弧在到达灭弧栅凹槽顶部之前接触到钢制的灭弧栅片, 在灭弧栅长度方向上 安装有绝缘的阻弧片,屏蔽钢片的支脚,形成电弧的放电通道。 串联的电弧沿钢片自由地移动, 但不能移出灭弧栅, 因为钢片顶部的隔离功能限制了电 弧根部的进一步扩展。 灭弧栅的正上方有一排气室, 排气室内的气体分离装置在开关灭弧后, 将电弧热能从灭弧栅钢片的空间散发出去。 3.2.2.3. 辅助开关 辅助开关被覆盖在一个PVC材料的屏罩下,固定在开关小车底部的左边,在合闸过程中 它随主触头的运动而驱动,当开关跳闸时,它被空气吹气器的弹簧带动复位。 3.2.2.4. 空气吹气器(见图3.2—2) 空气吹气器的气缸安装在开关主接线板的后面, 作用是在灭弧栅内的磁场较弱时切断回 路的低电流,空气吹气器由一独立的弹簧驱动,该弹簧在开关合闸时被储能。

图 3.2—2 空气吹气器结构图 3.2.2.5. 指示器 对于开关小车的每一个位置, 通过小间门上的窥视窗能够看见开关上的 “ON/OFF”的位 置指示字样,位置指示器厂家出厂时已调试好。 3.2.2.6. 辅助接点 开关小车总共提供了40对低压辅助接点, 它们分布在小间底部的中心线上, 分别在开关 处于“连接” ( “CONNECTED” )位置时和“试验” ( “TEST” )位置时使用。 3.2.2.7. 合闸接触器
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合闸接触器位于开关小车前方右侧。 3.2.2.8. 防跳继电器 防跳继电器位于开关小车前方左侧。 3.2.2.9. SMA开关 合闸线圈辅助开关(SMA)和防跳回路相连,它作为开关合闸机构回路的一部分。 3.2.2.10. 分励脱扣器 分励脱扣装置安装在跳闸线圈的右侧,可以通过调节跳闸调整螺丝来调节动作电压。 出厂时,如果没有特别要求,该动作电压调整为70%~100%额定操作电压范围内。 3.2.2.11. 操作原理(开关操作原理见图3.2—3) 开关处于合闸后未储能状态时, 前触头克服主拉紧弹簧的拉力而保持在合闸位置, 分闸 鼻头此时位于掣子上端,跳闸时,通过扣板释放掣子,从而带动触头系统分断,跳闸既可以 通过过负荷保护装置作用于合闸顶杆来实现, 也可以由并联的跳闸回路或机械跳闸装置通过 一个作用于扣板的过渡螺栓来实现合闸机构的脱扣。 合闸过程中,前、后触头在主拉紧弹簧的作用下,同时相向运动,在合闸行程终点处, 跳闸鼻头运动至掣子的上端,伴随机构释放的过程,开关后触头与前触头相互闭合。这种前 后触头双向运动闭合的方式,允许在合闸过程中接受跳闸指示,而一旦主触头闭合后,合闸 机构将闭锁进一步的运动,避免触头及机构受到损伤。 3.2.3. 检修工艺及质量标准: 3.2.3.1. 磁场开关锁扣机构结构图见图3.2—4 3.2.3.2. 锁扣机构介绍 开关前触头托架由锁扣机构中的掣子带动,而掣子又通过扣板来实现合闸位置的扣合。 当跳闸顶杆运动操动扣板脱扣后, 掣子被放开将导致开关触头托架运动而实现分闸, 掣子运 动至橡胶缓冲垫时被挡住,当跳闸顶杆复位后,掣子与扣板都将在各自弹簧拉力下复位。 开关锁扣机构安装于支撑板上,其位置由支撑板调节螺丝和制动复位弹簧来确定。 断路器闭合时,支撑板调整螺丝与其制动点间应无间隙,取下制动复位弹簧,可以摆动 整个机构以供检查。 3.2.3.3. 锁扣机构的调整 鉴于我厂发电机主保护齐全完整,不需要带过负荷的辅助脱扣装置。因此,在检修中应 检查这种装置是否已被锁死,以防磁场开关误动作。在断路器闭合后,跳闸顶杆尾部与扣板 之间有一个0.5mm±0.25mm的间隙。该间隙调整方法为: a. 跳开断路器。 b. 旋松位于断路器后部的跳闸连杆防松螺母,并根据需要顺时针或逆时针旋转跳闸连 杆 c. 调整结束后再闭合断路器。 d. 再测量该间隙是否合乎要求。 e. 确认间隙合格后,再跳开断路器,旋紧防松螺母。 开关合闸后掣子与扣板之间有一个3.5±0.5mm的间隙, 可以通过调节扣板调节螺丝来限

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图3.2—3

磁场开关操作原理图

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图3.2—4 磁场开关锁扣机构结构图

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图3.2—5 操作机构结构图 制扣板的运动范围和间隙。 如果开关合闸时掣子与扣板不能实现有效扣合, 可以逆时针调节
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该扣板调整螺丝1/4圈, 有必要时, 也可以取掉前触头托架和跳闸鼻头之间的1至2片薄垫片, 开关合闸后,跳闸鼻头应对掣子保留1~2mm的间隙。 3.2.3.4. 手动跳闸的调整 手动跳闸是通过跳闸调整螺栓来解除合闸闭锁状态的,其调节方法如下: a. 断开断路器,旋松跳闸调整螺栓的双头防松螺母。 b. 顺时针旋转跳闸调整螺栓,直到它能触及合闸辅助闭锁装置。 c. 逆时针旋转调整螺栓一周,以给出一个约1mm的间隙。 d. 旋紧跳闸调整螺栓的双头防松螺母。 e. 合上断路器,手按跳闸按钮,断路器应跳闸。 这些装置均在制造厂调整好,并用片胶或密封胶固定,一般无需再作调整。 3.2.3.5. 主锁扣装置清扫 在主锁扣和辅助锁扣装置的接触面上抹上DUCKHAMS ADMAX LM2型润滑油或等效物,并用 一块无绒布清除干净。 3.2.3.6. 合闸线圈的更换(见图3.2—5) a. 开关跳闸后,通过机构支撑板架上的孔洞,从合闸滚轴上取下开口销。 b. 拆下合闸滚轴,从开关位置指示器驱动栓底部取下开口销,并将该驱动栓取出,此 时要注意调整垫片的位置并作好记号。 c. 从合闸机构拉紧弹簧,连接轴上取下开口销,松开弹簧。 d. 取下并支住跳闸连杆导向托架。 e. 从开关机构支架下部的连杆底轴下取下开口销。 f. 旋松五个合闸线圈固定螺丝,并把底部三个螺丝连同垫片全部取下。 g. 在取掉剩余的两个顶部螺丝前,支起线圈和边板组件。 h. 取下边板组件,切断导线并退出合闸线圈。 i. 重新安装新线圈。 j. 按相反顺序重新安装被拆下的零件。 3.2.3.7. 主触头的检修 3.2.3.7.1 不更换主触头的检修: 朝后倾斜灭弧栅、直至它以约45度角静止在主控制板上,如主触头凹点太多,前触头面 需清洁,可用精细锉小心锉光,再用绒布顺触头轮廓清洁干净。 3.2.3.7.2 更换主触头的方法: 当固定螺帽与主触头支撑架之间的距离在断路器闭合时减小至1mm, 则主触头必须更换, 主触头更换按如下步骤进行: a. 取下灭弧栅。 b. 首先测量主牵引弹簧的长度或弹簧调整螺丝伸出长度并作好记录, 然后旋松弹簧调 整螺丝并放松牵引弹簧,以便事后能恢复初始拉力。 c. 取下减振器组件固定螺丝,取下减振器组件。 d. 旋松冲击板螺丝,取下减振器的冲击板。 e. 退出防松块后,旋松前触头螺丝,更换前触头。 f. 旋松固定空气减振器通气孔的两个螺丝,旋松后触头螺丝和防松块,更换后触头。 g. 更换主触头后, 位于后触头操动连杆上的后触头调整螺丝需设置, 以便断路器合闸 时在触头撑架和固定螺母间有一个0~4.5mm的间隙。 h. 更换主触头后,须将弹簧调整螺丝复位到初始位置,并拧紧防松螺母,弹簧松紧由 制造厂调整,当螺管电压最小到80%时允许合闸。 i. 确认防松板和防松块已重新安装。 3.2.3.8. 灭弧栅的检修 朝后倾斜灭弧栅, 直到它以约45度角静止在主控制板上, 现在即可检查灭弧通道及灭弧 板。 3.2.3.8.1 倾斜灭弧栅方法: a. 取下前后灭弧通道电缆; b. 解开前板上的钉扣固定; c. 用铰链把灭弧栅吊在后部,并放置妥当;
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d. 取下固定挡板上M6六角头螺丝,给支架上铰链; e. 使用前后板上抬举支架支起灭弧栅。 3.2.3.8.2 灭弧栅的检修工艺: a. 翻转灭弧栅检查,如灭弧栅或灭弧通道严重电蚀,则必须更换。 b. 从前挡块下取下灭弧板。 c. 取下灭弧板后挡块。 d. 松开灭弧板固定螺丝,灭弧通道不需取下。 e. 灭弧板的电蚀区域不需刮平或锉平,但当电蚀较为严重或出现裂缝或断裂时,则需 更换灭弧板,以防电弧穿透。 f. 更换灭弧板后, 灭弧通道应检查位置正确, 可以用手抬高灭弧板约6mm以确认灭弧栅 确实安装正确。 g. 灭弧板不能被强放到位,如有必要,可以锉平边缘以利安装。 h. 当灭弧栅安装完毕后,检查主触头在灭弧板和灭弧通道间畅通,以确保操作中触头 运动无限制。 3.2.3.9. 跳闸线圈的更换 a. 断开跳闸线圈与回路的连接。 b. 旋松两个固定螺丝,并取下防松块,取下导向托架和安装有辅助跳闸线圈的底板。 c. 把导向托架放低至跳闸连杆的底部。 d. 跳闸线圈连同底板从铁芯上取下。 e. 更换新的跳闸线圈,并按相反顺序装复。 3.2.3.10. 辅助开关检修 当辅助开关需要更换零件时,按以下步骤进行: a. 取下2个固定PVC套筒的M5六角头螺丝、螺帽、垫片及防松垫片; b. 标记并拆开辅助开关上的线路; c. 取下把辅助开关连杆联接到辅助开关操作杆上的开尾鞘和塞杆; d. 取下两个支架固定在小车基础上的六角头螺丝、垫片和防松垫片; e. 取下辅助开关零件; f. 装复按相反顺序进行。 3.2.3.11. 空气吹气器检修 检查吹气器操作是否灵活,检查喷嘴是否阻塞。 (一般切断短路电流时不会阻塞喷嘴, 用一块无绒布清洁吹气器圆筒内部,并涂抹DOW、CORNING、COMPOUND型润滑油。 3.2.3.12. 合闸接触器的检修,检修维护过程参照普通接触器进行。 3.3 MTE25HA型断路器 3.3.1. 设备简介 3.3.1.1. 发电机励磁整流柜内交流断路器为MTE25HA型断路器。MTE25HA型断路器额定工作 电压为440V,额定电流2500A,分断能力80kA。生产厂家:上海施耐德配电电器有限公司。 3.3.1.2. 部件功能。部件功能见图3.3—1所示。

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图 3.3—1 部件功能说明 1、分闸按钮(O) 2、合闸按钮(I) 3、机构储能手柄 4、摇把存放处 6、摇进(出)装置 7、储能机构状态指示器 8、主触头位置指示器 9、故障跳闸指示器/断路器复位按钮 10、 “运行” 、 “试验”及“退出”位置限位器 11、控制单元(保护参数设定旋钮) 12、控制单元(运行参数查看) 3.3.2. 运行维护与检修 见380V低压厂用部分。 3.4. 发电机出线离相封闭母线 3.4.1. 概述 发电机出口至主变及两台高压厂变之间的电气联接采用全连式分相封闭母线, 其主要的 特点有: a. 减少接地故障,避免相间短路。大容量发电机出口的短路电流很大,发电机承受不 了出口短路的冲击。封闭母线因有外壳保护,可基本消除外界潮气、灰尘以及外物引起的接 地故障,提高发电机运行的连续性。母线采用分相封闭,也基本杜绝相间短路的发生。 b. 消除钢构发热。 敞露的大电流母线使得周围钢构和钢筋在电磁感应下产生涡流和环 流,发热温度高、损耗大、降低构筑物强度。封闭母线采用铝合金外壳屏蔽可从根本上解决 钢结构感应发热问题。 c. 减少相间短路电动力。 当发生短路很大的短路电流流过母线时, 由于外壳的屏蔽作 用,使相同导体所受的短路电动力大为降低。 d. 母线封闭后,便有可能采用微正压运行方式,以阻止外面潮气侵入,防止绝缘子结 露,提高运行安全可靠性,并为母线采用通风冷却方式创造了条件。 e. 封闭母线由工厂成套生产,质量较有保证,运行维护量小、施工安装简便,而且不 需设置网栏,简化了结构,也简化了对土建结构的要求。 3.4.2. 结构简介 3.4.2.1 离相封闭母线主要由母线导体, 支持绝缘子和防护屏蔽外壳三部分组成。 导体和外 壳均采用铝管结构。 3.4.2.2. 全连式封闭母线的特点是沿母线长度方向上的外壳,在同一相内(包括各分支回 路)从头到尾全部连通。在封闭母线的各个终端通过短路板,将各相的外壳连接成完整的电 气通路。如图3.4—1所示。

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图3.4—1

全连式分相封闭母线示意图

3.4.2.3. 母线导体采用三绝缘子支撑方法, 即将支撑绝缘子在空间上的彼此相差120°的位 置安装。如图3.4—2所示。

图3.4—2 全连式离相封母支撑绝缘子位置示意图 3.4.2.4.支撑装置由支柱式绝缘子、橡胶弹力块和蘑菇形铸铝合金金具三部分组成。可对 母线导体实施活动支持。如图3.4—3所示。

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图3.4—3 绝缘子支撑装置示意图 3.4.2.5 伸缩装置 伸缩装置采用铝波纹管结构, 其作用主要是补偿由于温度变化, 震动和基础不同沉降而 引起的危险应力。 3.4.2.6 微正压装置 封母的微正压装置作用在于封母内充以经脱水处理的干燥气体,保持封母内部一定的微 正压。以防止潮气的侵入而影响母线的安全运行。 3.4.3 封闭母线的检修工艺及质量标准 a. 逐个打开封母上支撑瓷瓶,检查清扫封母内部灰尘、杂物,但要注意不得将封闭母 线上同一水平方向的支撑瓷瓶同时拆卸,以免内部的导体发生移动。 b. 支撑瓷瓶,清扫检查。对有裂纹、绝缘低等缺陷的瓷瓶予以更换。 c. 发电机接线处、主变及高厂变接线柱处及封母中间分段处,均有盘式绝缘子,必须 进行清扫、检查,该处极易导致封母绝缘低的缺陷。 d. 进行相关电气试验项目的检查,详见电气予试规程 e. 密封试验 封母检修结束后,必须进行气密试验,以检查封母的总体密封情况,具体方法是: 起动微正压装置,向封母内供气,检查封母能否建立起气压,同时用肥皂水逐个检查各 支撑磁瓶座处及每个断口连接处有无冒泡现象以查明空气泄露情况,及时处理。 f. 整体油漆 户外封母的外壳长期经受风吹、日晒、雨淋,要求其外壳表面的涂漆层具有耐腐蚀,防
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霉变,抗粉压等性能。封母表面涂漆结束后,应检查漆层是否平润美观,色泽均匀。 3.4.4. 微正压装置的运行及维护 3.4.4.1 LX-08微正压装置主要技术指标 序号 项目 参数 1 电源电压 三相四线380V/220V/50HZ 2 控制柜功率 <200W 3 输入压力 0.4-0.6Mpa 4 输出压力 0-3300pa可调 5 输出气体露点 -40℃~-70℃ 6 使用环境 温度1℃-40℃,相对湿度<85%(25℃时) ,海拔<2000米 7 机柜尺寸 65?85?150厘米 8 机柜重量 100千克 3.4.4.2 LX-08微正压装置主要组成及作用 a、深度除湿干燥单元:封闭母线微正压装置中的深度除湿单元为无热再生变压吸附干 燥器,除湿深度高可以达到-40℃。 b、预先除水自动排水环节:为保证微正压装置不会将水带入封闭母线内部,在气源输 入端设置了风冷冷凝器。 可以把高温的压缩空气降温使空气的相对湿度达到饱和, 使水析出。 冷凝水和固体杂质通过分水过滤器自动滤除并排除,降低后级气体处理环节的负担。 c、前级过滤单元:为避免压缩空气夹带的固体杂质和水进入下一级干燥环节,影响除 湿效果,在深度除湿单元前设置了6级精密分水过滤器。其原理是压缩空气进入过滤器,在 离心力的作用下分离水和固体杂质。 d、后级过滤单元:深度除湿器中装填的吸附剂(分子筛) ,长期使用后干燥剂与气流摩 擦会有少量的粉末产生, 为了确保封闭母线内的工作环境良好, 在深度除湿器后加装了过滤 器,可靠的阻挡粉尘进入封闭母线内部。 e、气源:无油空压机提供气源。 f、储气罐:消除压力脉动,使供气气流更加平稳。依靠绝热膨胀及自然冷却降温,进 一步分离掉压缩空气中的水分、油分和气体中的粉尘。储存一定量的压缩空气,一方面解决 短时间内用气量大于气源输出量的矛盾,另一方面可减少气动设备的频繁启动。 3.4.4.3 LX-08 微正压装置功能 a、充气运行停止自动控制。当智能微压力控制器(封闭母线内气压指示)的工作压力 小于下限压力值时,充气灯ED1点亮,开始向封闭母线外壳内充气。时间继电器JS开始计时, 进气电磁阀DF1和排气电磁阀DF3打开, 干燥器A工作。 5分钟后DF1和DF3关闭。 进气电磁阀DF2 和排气电磁阀DF4打开,干燥器B工作。干燥器A和干燥器B按照设定时间循环工作。当压力上 升到上限压力设定值时,电磁阀全部关闭,停止向封闭母线外壳内供气,充气灯ED1熄灭, 装置停止工作,时间继电器JS停止计时。 b、充气超压告警停机保护。当封闭母线外壳内压力超过3.5Kpa没有停机时,启动超压 告警停机保护,打开超压电磁阀DF5释放封闭母线内的压力,超压灯ED3亮。当压力下降到智 能微压力控制器M2上限压力设定值时, 超压灯ED3熄灭, 超压电磁阀DF5关闭, 告警自动恢复。 当上述功能未实现,封闭母线外壳内的压力继续上升,压力大于等于5Kpa时,微差压开关启 动保护,告警停机,超压灯ED3亮,同时打开超压电磁阀DF5释放封闭母线内的压力。当压力 下降小于5Kpa时,超压电磁阀DF5关闭,告警自动恢复。 c、充气超时告警停机保护。充气电磁阀打开时,充气灯ED1亮,当充气单次时间到达时 间继电器JS设定时间,电磁阀关闭,充气灯ED1熄灭,时间继电器JS停止计时,装置停止向 封闭母线内供气,空压机灯ED2熄灭,空压机停止运行,超时灯ED5亮,发出告警音响,倒换 时间继电器JS1停止,恢复原状。需要处理故障后,人工复位装置才可以再次工作。 d、空压机运行停止自动控制。在微正压装置控制柜充气灯ED1点亮,装置开始工作时, 空压机压力控制表M1压力指针与下限设定压力指针接触后,空压机灯ED2点亮,交流接触器 CJ吸合,空压机才可以启动,当空压机压力控制表M1压力指针与上限设定压力指针接触后, 交流接触器CJ断开,空压机停止运行。当充气灯ED1熄灭,停止向封闭母线充气时,空压机 灯ED2同时熄灭,空压机停止运行。
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e、空压机超载控制。空压机电源回路有超载保护热继电器JR,在运行中出现超载时,热 继电器发出告警信号。空压机停止运行,空压机灯ED2熄灭,超载灯ED4亮,装置停止向封闭 母线外壳内供气,充气电磁阀关闭,充气灯ED1熄灭,时间继电器JS停止计时。需要处理故 障后,人工复位控制箱内的热继电器的复位按钮,装置才可以再次启动运行。 f、强制充气功能。此功能是在封闭母线查漏时或封闭母线漏气严重应急情况下使用。漏 点排除后,应该恢复充气及时功能。操作方法:按下强制充气开关,强制充气开关灯亮,计 时取消,再次按下强制充气开关,及时恢复。使用此功能需要人工值守。 g、信号传输功能。远端运行信号、停止信号、告警信号干接点输出。 3.4.4.4 LX-08 微正压装置仪表参数设置(出厂设置值) 标示名称 器件名称 器件位置 出厂设定值 上限压力值0.6Mpa 空压机压力控制M1 三针机械压力表 控制面板 下限压力值 0.4 Mpa 上限压力值2Kpa LX-10Kpa智能微 封闭母线压力M2 控制面板 压力控制器 下限压力值 0.3Kpa 充气超时JS 时间继电器 控制面板 40分钟 溢流阀压力表 溢流阀 出气口处 0.4-0.5Mpa 微差压开关 604 控制箱内 5Kpa A/B筒倒换计时JS1 循环时间继电器 控制箱内 5分钟 3.4.4.5 LX-08 微正压装置设备维护 设备检修时应关闭设备总电源开关, 关闭储气罐输出截门, 确定要维修部分的电源已断 开、压力为零时,才可以进行维修操作。 封闭母线内压力值是否在设定值之间; 充气状态下, 空压机压力控制是否在0.4-0.6Mpa 之间;充气状态下,溢流阀压力表的压力是否在0.4-0.5Mpa;充气状态下,检查干燥器下部 的4只电磁阀是否循环倒换工作;充气状态下,排气电磁阀是否循环排气,排气声音是否一 致; 检查空压机本体储气罐和外接储气罐排水是否正常; 检查分水过滤器的滤芯, 防止堵塞, 并定期更换(半年清洗或更换一次) ;检查干燥器出口气的过滤器和排气电磁阀处的消音器 内部是否有过多粉尘,来判断干燥器内部干燥剂的磨损情况,干燥器位于机柜中部,干燥剂 正常状态可使用2年以上,干燥剂更换一次需干燥剂约10公斤;冷凝器散热翅片每季度清洗 一次;检查气体质量显示器,正常时为蓝色,当颜色变为褐色需要更换内部硅胶,当颜色变 为白色,说明气体的干燥质量下降。 3.5. 发电机绝缘监测装置 3.5.1. 结构简介 3.5.1.1. 主要技术性能 a. 工作条件 环境温度 电源 使用方式 b. 主要技术指标: 0~50℃ AC220V 50Hz 连续运行
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相对湿度 容量

≤85% 100VA

工作压力 满足5.3?10 Pa为额定氢压及以下汽轮发电机组 检测流量 2~6L/min 取样流量 5~10L/min 电流指示 正常运行时100~110% 报警整定值 75%±1% 检测灵敏度 机内绝缘局部过热面积为12cm2时,电流下降百分率不小于30% c. 面板布置如图3.5—1所示。 3.5.2. 检测原理 a. FJR—ⅡA型装置在线检测需接通冷却气体管路, 将联接管路与发电机本体构成密闭 循环系统。在发电机风扇压力作用下,使机内的冷却气体流经装置内部。冷却气体介质在受 到离子室内α 射线的轰击, 使冷却气体介质电离, 产生正、 负离子对, 又在直流电场作用下, 形成极为微弱的电离电流。电离电流经放大器放大后,送电流表显示。 b. 如果发电机运行,其部件绝缘有局部过热时,过热的绝缘材料分解后,产生冷凝核, 冷凝核随气流进入装置内。
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c. 由于冷凝核远比气体介质分子的体积大而重,负离子附着在冷凝核上,负离子运行 速度受阻,从而使电离电流大幅度下降。 d. 电离电流下降率与发电机绝缘过热程度有关。经试验确定,当电流下降到某一整定 值时,代表着绝缘早期故障隐患的发生,装置及时发出信号。

3.5—1 面板布置图 1—取样流量计 2—检测流量计 3—电离电流表 4—指示灯 5—液晶显示屏 6—打印机 3.5.3. FJR—ⅡA型装置安装技术要求和注意事项 a. 装置安装在发电机下6.3米平台,周围环境要求震动小、干燥、明亮,便于巡视和维 护。 b. 装置机箱与发动机本体连接管路系统,应按图3.5—2所示。 c. 管路安装部位应在发电机底壳内引出,入口管、出口管各一根,形成氢气的循环管 路。引进的管道应高于底壳约100mm左右,并在管道端部弯个弯,两根管口方向都分别面对 发电机风扇前、后区域。要确保装置进气管是发电机氢气的正压侧即高压区,装置出气管为 发电机氢气的负压侧即低压区。 其目的在于最大限度的增加风扇前、 后两侧气路的压差及防 止油、水或其他杂物进入管路,确保氢气流量,使装置正常工作。 d. 装置管路走向,应避免弯道多和管道过长,防止因管路阻力过大造成压差过小,氢 气流动不畅而影响装置正常运行。 e. 管路连接时必须保持坡度约10°,防止水平管路段滞留杂物,影响氢气流量。 f. 装置选用管材规格一般为外径Φ 18~Φ 25mm,壁厚为1~2mm不锈钢管,配合选用的 阀门应是合格的氢气阀门。 g. 装置的两侧,均要安装UB型无电源进油自动闭路器(简称UB器) 。注意UB上箭头的方 向,是指油从发电机本体来的方向,不得装错。

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3.5—2 FJR—ⅡA型装置安装示意图 3.5.4. 装置的调试 3.5.4.1. 检测系统气路调试 a. 管路连接完毕后,同发电机本体一起做充压检漏试验和吹起排污试验。以上步骤在 发电机启动前进行。 b. 通电前,要首先检查装置内部有无异常情况,并予以处理。对于氢冷机组,应按顺 序打开一次阀门1和3号;再打开阀门4和6号;待合格氢气出来为止,关闭3和6号;随后,慢 慢打开装置进气阀门2号,再打开装置出气阀门5号。这时流量计截门均在关闭位置。注意UB 器是否出现闭合,若闭合,参照UB器说明书进行处理,使之正常。 c. 7号和8号阀门用于检修装置时氢气的置换,平时装置运行时处于关闭状态。 d. 拨动机箱内的放大器短路开关Ko在短路位置,启动电源开关,给装置送电,然后调 节“检测流量计”截门,气流上升,这时,电流表应有指示,应继续增加氢气流量,使电流 表指示在100~110%左右。将流量计截门锁紧不动,防止运行中偏离。
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e. 做模拟试验。在报警红灯亮时,可调节“取样流量计”截门,使其氢气流量在10L 左右。取样流量调整完毕后,要固定截门位置。至此,气路调试完成。关闭电源开关数秒后, 再通电启动。 3.5.4.2. 监测系统的调试 a. 检查液晶显示屏,应有如下显示: 电流百分率 ? ? ?% 发电机状态 正 常 仪器状态 正常(或故障) 年 月 日 时 间 时 分 秒 b. 时间校对。时间指示是长储型,出厂前已调整。如时间有误差,需要调整。 c. 按“ENTER”键,屏上有光标显示。 d. 按“?”键,使光标移至“年”位上。 e. 按“+”或“-”键,校正本年数字。 f. 按“?”键,使光标移至“月”位上,依次类推,将年,月,日,时,分校正完毕。 g. 按“ENTER”键,复原。 3.5.4.3. 整组调试 在完成检测气路、监测两部分调试工作之后,装置通电,做整组试验。 a. 检查机箱内放大器短路开关Ko是否在短路位置,显示屏上显示电流百分数值。 b. 整机模拟调试,其步骤如下: c. 旋转检测流量计截门, 调节流量使电流指示由100%降至50%以下, 稍等片刻出现如反 应: 指示灯变化 “过滤”黄灯亮 仪器状态:过滤 d. 约等20秒钟,调节流量使电流恢复至100%。 e. “过滤”指示自动消失。 f. 当“过滤”指示消失约5秒钟后,再调节电流指示至50%以下。稍后,便产生模拟“故 障报警”信号。 g. 故障报警显示如下: 指示灯变化 “报警”红灯亮 液晶屏显示 故障曲线分段显示 报警发声器 发报警声响五秒钟停 h. 待2分钟后,再调节流量使电流达到正常值100~110%之间。 i . 经9分钟后,打印机自动送出一条具有计时的模拟故障曲线。同时,该次故障曲线, 就自动储存在控制器中,以备查询,装置自动恢复到正常运行状态。 3.5.5. 故障判断处理 a. 当装置发生报警时,应观察发电机运行参数变化,特别注意湿度检测,风温变化及 发电机本体有无异常情况。 b. 察看FJR—ⅡA型装置运行状况,装置电流指示是否下降。若电流降低,应查明装置 管路内是否有油;气流量是否减小。油闭器是否关闭。 c. 若气流量正常,同运行中的数值变化不大,电流确实减小,应及时检查发电机绝缘 有无异常,装置本身有无缺陷。故障信号发生时,装置中会有故障曲线。正确的曲线应符合 如图3.5—3所示的规律,不符合该曲线规律的情况,不属正确报警,应查明其它原因。 d. 判定发电机绝缘过热故障报警后,进行取样工作。取样步骤是:断开电源;关闭氢 气管路阀门1—6;从机箱内取下“取样管” ,换上备用取样管;然后,恢复运行状态。 e. 将故障取样管送往发电机绝缘过热监测装置生产厂家进行色谱分析。 液晶屏显示

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图 3.5—3

模拟试验报警曲线

3.5.6. 注意事项 a. FJR—ⅡA型发电机绝缘过热监测装置中离子室内含有241Amα 源,其安全质量等级GB /C32222,封闭在离子室内,不会外泄及辐射,不会对人身和环境产生危害。 b. 离子室运行中因外界原因造成不能继续使用,必须通知生产厂家人员来处理。现场 不能自行拆卸,更不允许拆开离子室。 c. 装置报废,必须通知生产厂家将离子室回收处置,不得私自拆下处理。 3.5.7. UB器 3.5.7.1. 用途:为防止发电机中的油或水进入绝缘过热监测装置。 3.5.7.2. 性能参数: 工作介质 氢气、空气 工作压力范围 0.05~0.08MPa 环境温度 5℃~60℃ 3.5.7.3. UB器结构:如图3.5—4所示。 3.5.7.4. UB器安装使用注意事项 a. UB器必须垂直安装,存油杯向下,不得倾斜。 b. UB器上箭头方向为漏油由电机进入装置机箱内的方向,两UB器的箭头相对安装。 c. UB器内需定期清洗,用油溶液清洗,不得用丙酮、乙基醋酸盐、甲苯等溶液清洗。 d. UB器的清洗,必须在气路阀门关闭后,从管路上拆下来,进行整体清洗。 e. UB器在清洗安装回位后,打开顶部复位螺孔,用专用铜棒向下通,使不平衡状态复 位平衡即可,恢复UB器通气状态,再拧紧密封螺丝。 f. 当发电机漏水(或油)进入UB器内,气路自动关闭,应及时进行放油处理。

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3.5—4

UB器结构原理图

3.6.氢气干燥装置 3.6.1. QG—100型氢气干燥装置 3.6.1.1 QG—100型氢气干燥装置技术指标 氢气最大处理能力 200Nm /h 出口氢气湿度 ≤-40℃(常压) 工作周期 16h 控制方式 PLC控制自动运行 电源 380V 50Hz 容量 3.5kW 生产厂家 苏州泰利登工业气体设备公司 3.6.1.2. 工作原理 a. QG—100强制循环型吸附式氢气干燥器的核心主要由两台氢气干燥塔、两台油气分离 器、一台冷却器、一台水气分离器组成。如图3.6—1所示。发电机内湿度较大的氢气从发电 机氢气出口出来,进入QG—100型干燥器的氢气进口后,氢气首先通过油气分离器,它的作 用是将夹带在氢气中的油进行分离, 然后氢气进入氢气干燥塔。 在氢气干燥塔中装有干燥剂 13X分子筛。当湿度较大的氢气通过干燥塔装满分子筛的吸收层时,氢气中水分被吸收,在 干燥塔的出口处,氢气中的水含量已经很低,露点温度可达到-60℃~-40℃之间。这些干 燥的氢气通过干燥器出口处的油气分离器后, 从氢气出口回到发电机内, 这样就达到了干燥 氢气的目的。 进、 出口加装的油气分离器是为了防止发电机的密封油进入干燥塔后污染分子 筛,导致分子筛失效。当而分子筛吸收水分以后,靠加热驱除水蒸气来完成再生。重复再生 的分子筛的性能和吸湿效率不受影响。 b. 具体的再生作用是靠埋置的电加热器加热干燥剂,使被吸收在干燥剂中的水重新汽 化为水蒸气, 同时一小部分氢气通过设置在干燥塔内的风机增压流过正在再生的干燥塔, 带 走这些释放出的水蒸气,通过冷却器将这些水蒸气冷凝成水,然后再经过水气分离器分离, 水通过疏水阀排出干燥器之外,而氢气则回到正在再生的这台干燥塔中并形成再生循环。 c. 由于干燥器中有两只氢气干燥塔,干燥塔运行时这两只干燥塔交替使用,所以干燥 器能够对发电机内的氢气进行连续不断地干燥, 当其中一台干燥塔工作时, 另一台干燥塔再 生,反之亦然。
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d. 干燥器使用PLC控制系统进行控制。在预定的时间间隔内控制两位四通阀转动切换, 使原料氢气从一台接近饱和的干燥塔转移到另一台已经再生过的干燥塔中, 然后对接近饱和 的干燥塔进行再生。再生过程中的再生温度、时间均由PLC进行控制。因此这台设备可以实 现自动运行。 e. 设置在氢气干燥器进出口处的两只氢气露点传感器可以对发电机进、出口处的氢气 湿度进行实时连续的在线监测,并可发送4~20mA的标准信号,将氢气的露点温度指标传到 远方,便于工作人员的监测。

图3.6—1 氢气干燥流程图 BV—四通阀 TC—铂电阻 P—压力表 HD—露点变送器 V—对焊球阀 I+—排污口 H—吹扫气出口 G——吹扫气进口 F—冷却水出口 E—冷却水进口 D—氢气出口 C—氢气进口 3.6.1.3. 维护和检修 3.6.1.3.1.日常维护工作 a. 每天检查记录干燥器的运行状态,是否加热、有无报警信号、检查记录疏水阀排出 的水量。 b. 吹扫气出口阀门必须每周排水一次。 c. 油气分离器V1、V5每月进行一次排放。 d. 每半年检查一次疏水阀、内置风机及四通阀。 e. 每年检查各种阀门及活接头的情况。 f. 每三年进行一次全面检修。 3.6.1.3.2. 更换加热器 干燥器内的加热器不需定期更换,但在加热器烧坏后,需要进行更换,步骤如下: a. 打开防爆接线盒盖,断开加热器电源线。 b. 打开干燥塔侧面的卸料口和加料口螺栓。
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c. 启动相应的内置风机(启动风机前必须对干燥器进行氮气置换吹扫) d. 通过卸料口将干燥剂排出。 e. 将干燥塔上的法兰打开 f. 缓慢将带有加热器的上法兰盖移出 g. 将旧加热器从上法兰盖上脱离 h .测量新的加热器电阻在设计范围内,在上法兰盖上装上心的加热器,上紧加热器的 禁固螺母。 i. 将上法兰盖重新装在干燥塔上,并旋紧上法兰盖。 j. 连接加热器电源线,安装防爆盒盖。 k. 旋紧侧面的卸料口螺栓和上法兰盖上的加料口螺栓。 l. 做气密试验,确保上法兰盖与干燥塔筒体法兰不泄漏。 m. 旋开加料口螺栓 n. 通过加料口,慢慢倒入13X干燥剂28公斤。 o. 旋紧加料口螺栓。 3.6.1.3.3. 更换内置风机 内置风机主要由耐高温电机、 叶轮及支撑组件等组成。 它们之间的装配需要满足特定的 公差要求,因此一旦内置风机的某一部件损坏,必须全部更换,不能再现场对其进行拆卸处 理。更换步骤如下: a. 打开干燥塔下法兰盖上的内置风机接线盒盖。 b. 将内置风机三根电源线从三只接线端子上移开。 c. 拆卸下干燥塔的氢气进气口连接管子。这段管子的一端接干燥塔下法兰盖上的进气 口法兰,另一端接两位四通阀。 d. 打开干燥塔下法兰盖,缓慢将带有内置风机的干燥塔下法兰盖移动并离开干燥器。 e. 旋开内置风机与下法兰盖之间的四只螺栓,移开内置风机。 f. 将内置风机中的电机的是三根电线从三只接线端子上拆下。 g. 测量新的内置风机中的电机的直流电阻,应在21~24Ω 。 h. 将新内置风机电机的电源线连接到三只接线端子上。 i. 将内置风机定位在下法兰盖上,并旋紧四只紧固螺栓。注意一定要在每根螺栓上装 上弹簧垫圈。 j. 缓慢将带有内置风机的干燥塔下法兰盖移动并装进干燥塔下部,旋紧法兰的螺栓。 k. 连接干燥塔的氢气进气口连接管。 l. 做气密试验,确保下法兰盖与干燥塔筒体法兰无泄漏。 m. 连接风机的三根外接电源线到三只接线端子上。 n. 盖好干燥塔下法兰盖上的内置风机接线盒盖,并旋紧所有螺栓。 3.6.2. XFG-1F吸附式氢气干燥装置 3.6.2.1 XFG-1F吸附式氢气干燥装置技术指标 氢气最大处理能力 100Nm3/h 出口氢气湿度 ≤-40℃(常压) 工作压力 0.3~0.6Mpa 运行方式 吸湿与再生自动切换 电源 380V 50Hz 容量 3kW 生产厂家 牡丹江市联合电力设备有限公司 3.6.2.2 工作原理: 利用活性氧化铝对水分子具有吸引力特性。 活性氧化铝是一种固态干燥剂, 清除氢冷发 电机氢气中的水蒸气, 是将氢气通过一定量的活性氧化铝的吸收塔来实现的。 高疏松度的活 性氧化铝具有非常大的表面积和强吸湿能力, 对绝大数气体和水蒸气来说, 使用活性氧化铝 作为干燥剂主要是利用它的化学惰性和无毒特性。 当活性氧化铝吸收水分达到饱和后, 再通 过加热来清楚干燥剂自身束缚的水分, 从而恢复它的吸湿能力, 并且活性氧化铝的性能和效 率并不受重复再生的影响。 在设备的干燥塔中, 埋入式的高密电加热器加热干燥剂使束缚的水分汽化; 与此同时一 股封装的氢气流过吸附层带走释放出的水蒸气,干燥剂恢复最初的特性,然后将氢气冷却, 冷凝水通过汽水分离器排出, 一般情况下活性氧化铝的吸湿性能可通过加热方式来完成它的
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再生,并可重复使用。 设备设计有两个干燥塔, 当一个干燥塔处于吸湿状态时, 另外一个干燥塔处于再生状态, 所以吸附式干燥器能连续对氢气干燥。 3.6.2.3 设备部件的维护、拆卸及安装 a、加热器的拆卸:检查更换的塔是否运行停止,被置换;从上部取下热电偶和加热器 连线; 取下紧固螺栓抬起上盖, 断开上盖接线柱与加热器的连线; 移走上端盖; 取走干燥剂, 更换氧化铝干燥剂;塔内无干燥剂,取出加热器。 b、加热器的安装:把加热器放回塔内,并用干燥剂填满塔内;更换上盖的法兰垫片 (10.56kg/cm2、260℃条件必须适用氢气) ;把加热器与上盖接线柱连接,对地检查是否短 路;紧固螺栓;恢复加热器接线及热电偶安装;泄漏检查;置换塔内空气后,投入运行。 C、风机的拆卸:检查更换的塔是否运行停止和氢气被置换;确认风机断电后,拆除电 机的3个引线;拆除塔底部和底部四通阀的管线连接;小心地拆卸容器底部螺栓,将整个风 机组件向下移动(注意:降低风机组件时小心,组件的重量约56公斤。 ) ;检查电机和叶轮是 否正常。 d、风机的安装:检修更换风机组件;更换上盖的法兰垫片(10.56kg/cm2、260℃条件 必须适用氢气) ;将整个风机组件放回容器,放上法兰垫片,带紧螺栓;恢复塔底部和底部 四通阀的管线连接(更换法兰垫片) ;恢复电机电源电线的连接、保压泄漏检查;置换塔内 空气,投入运行。 3.6.2.4 预防性维护程序表 a、每天:检查记录氢气干燥器有无报警;收集测量和记录疏水阀流出的水量; b、每周:在四个小时加热期要结束时,检验加热器出口温度是否是82℃±11℃,干燥塔 内温度是否是163℃±28℃;如果具备条件,检查氢气干燥器出口露点;在四个小时加热期 要结束时,检查疏水阀。 (必要时清理装置。 ) c、 每三个月: 清理疏水阀; 检查整个氢气干燥器氢气泄漏情况, 包括所有电器连接部分; 测量氢气干燥器出入口的压差验证氢气流通干燥器; d、每六个月:如有必要,更换汽水分离器氢气过滤媒质;记录氢气干燥器数据;验证四 通阀操作适当;验证四通阀、加热器、风机及控制箱正压故障是否能正常报警。 e、 每年: 检查冲洗冷却器周边翅片和管壁; 检查阀门隔膜使用情况, 如有损坏及时更换; 清理气动电磁阀如必要的话,可重新装配。 f、每三年:更换干燥剂;全面检查氢气干燥器各部件。 g、每次中断运行:做每天、每周、每三个月、每六个月的预防性维护。

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4. 主变及高压厂用变压器检修技术标准
4.1. 设备规范 4.1.1. #1、#2 主变压器 名称 #1 主变 #2 主变 型号 SFP10—370000/220 SFP10—400000/220 容量(kVA) 360000 400000 电压(kV) 242+2?2.5%/20 242+2?2.5%/20 电流(A) 883/10681 954/11547 结线组别 YN,d11 YN,d11 阻抗% 1404 1404 空载电流% 0.5 0.5 空载损耗(kW) 170 169.2 负载损耗(kW) 730 835 冷却方式 ODAF(强油风冷) ODAF(强油风冷) 器身吊重 176560 Kg 176560 Kg 上节油箱重 12000 Kg 12000 Kg 油重 37500 Kg 37500 Kg # # 油号 25 变压器油 25 变压器油 总重 239000 Kg 243000 Kg 厂家 西安变压器厂 西安变压器厂 出厂编号 97001 97002 #1、#2 主变分接表 名称 #1 主变 #2 主变 分接头 电压 kV 电流 A 分接头 电压 kV 电流 A Ⅰ 254.1 841 Ⅰ 254.1 841 Ⅱ 248.05 861 Ⅱ 248.05 861 各分接 位置参数 Ⅲ 242 883 Ⅲ 242 883 Ⅳ 235.95 905 Ⅳ 235.95 905 Ⅴ 229.9 929 Ⅴ 229.9 929 4.1.2. #11、#12、#21、#22 高压厂用变 名称 #11 高厂变 #12 高厂变 #21 高厂变 #22 高厂变 型号 SF10-20000/20 SF10-20000/20 SF10-20000/20 SF10-20000/20 容量(KVA) 20000 20000 20000 20000 电压(KV) 20+2?2.5%/6.3 20+2?2.5%/6.3 20+2?2.5%/6.3 20+2?2.5%/6.3 电流(A) 577.4/1832.9 577.4/1832.9 577.4/1832.9 577.4/1832.9 结线组别 D,d0 D,d0 D,d0 D,d0 阻抗% 10.5 10.5 10.5 10.5 空载电流% 0.7 0.7 0.7 0.7 空载损耗(KW) 16.1 16.1 16.1 16.1 负载损耗(KW) 79 79 79 79 ONAF ONAF ONAF ONAF 冷却方式 (油浸风冷) (油浸风冷) (油浸风冷) (油浸风冷) 器身吊重 22586Kg 22586 Kg 22586 Kg 22586 Kg 上节油箱吊重 2452Kg 2452 Kg 2452 Kg 2452 Kg 油重 8087 Kg 8087 Kg 8087 Kg 8087 Kg # # # # 油号 25 变压器油 25 变压器油 25 变压器油 25 变压器油 总重 37574Kg 37574 Kg 37574 Kg 37574 Kg 厂家 西安变压器厂 西安变压器厂 西安变压器厂 西安变压器厂 出厂编号 97004—1 97004—2 97005—2 97005—1
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#11、#12、#13、#14 高厂变分接表 各 #11 高厂变 #12 高厂变 #21 高厂变 #22 高厂变 分 分接 电压kV 电流 A 分接 电压kV 电流 A 分接 电压kV 电流 A 分接 电压kV 电流 A 接 Ⅰ 21 549.9 Ⅰ 21 549.9 Ⅰ 21 549.9 Ⅰ 21 549.9 位 Ⅱ 20.5 563.3 Ⅱ 20.5 563.3 Ⅱ 20.5 563.3 Ⅱ 20.5 563.3 置 Ⅲ 20 577.4 Ⅲ 20 577.4 Ⅲ 20 577.4 Ⅲ 20 577.4 参 Ⅳ 19.5 592.2 Ⅳ 19.5 592.2 Ⅳ 19.5 592.2 Ⅳ 19.5 592.2 数 Ⅴ 19 607.7 Ⅴ 19 607.7 Ⅴ 19 607.7 Ⅴ 19 607.7 4.1.3. 启/备变 型号:SFFZq—40000/110 额定容量 40000/25000—kVA 额定电压 115/6.3—6.3kV 额定频率 50HZ 相 数 3 全穿越阻抗电压 40/20—20MVA 0.31% 空载电流 空载损耗 负载电流 分裂系数 绝缘水平:LI480AC200—LI325AC140/LI75AC35 联结组 YN,d11—d11 油面温升 55K 使用条件 户外式 冷却方式 ONAF(油浸风冷) 器身吊重 37030Kg 上节油箱重 4850Kg 油 重 15700Kg 带油运输重 54670Kg # 油 号 25 变压器油 总 重 64280Kg 制造年月 出厂编号 制造厂家 西安变压器厂 启/备变分接表 高 压 低 压 开关位置 接 法 电压 V 电流 A 电压 V 电流 A 1 Ak-A + X1-Y1-Z1 126500 182.6 Bk-B + 2 X2-Y2-Z2 125060 184.7 Ck-C + 3 X3-Y3-Z3 123625 186.8 4 X4-Y4-Z4 122190 189.0 5 X5-Y5-Z5 120750 191.3 6 X6-Y6-Z6 119310 193.6 6300 2291 7 X7-Y7-Z7 117875 195.9 8 X8-Y8-Z8 116440 198.3 9 X9-Y9-Z9 115000 200.8 10 Xk-Yk-Zk 115000 200.8 11 X1-Y1-Z1 115000 200.8 Ak-A 12 X2-Y2-Z2 113560 203.4 Bk-B 13 X3-Y3-Z3 112125 206.0 Ck-C 14 X4-Y4-Z4 110690 208.6 15 X5-Y5-Z5 109250 211.4 16 X6-Y6-Z6 107810 214.2 17 X7-Y7-Z7 106375 217.1 18 X8-Y8-Z8 104940 220.1 19 X9-Y9-Z9 103500 223.1 4.2. 结构简介 4.2.1. 主变为强制油循环风冷结构。 在本体与散热器之间多了一套汇流管道和潜油泵设施。 汇流管子在 x、y、z 三个方向均有法兰联接(硬连结) 。如安装调整不好,橡胶垫厚度不符 合要求,很容易产生漏油情况。在大修中应特别予以重视。#2 变压器厂家已做过改进,情
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况要好一些。 4.2.2. 启/备变为自然油循环风冷,可带负荷调节分接头。该调节装置为外国进口设备, 性能较好一般情况下,不应解体检查。一旦有问题要请厂家(变压器厂)来厂处理。 4.2.3. 主变、启/备变、高厂变共 7 台的储油柜(油枕)均采用特殊密封方式。该密封装 置属我厂有自主知识产权的专利技术。 该装置同一般储油柜密封方式不同, 以惰性气体氩气 使储油柜中的油完全同大气及气囊(隔膜)相隔离。是一种全新的密封技术。其主要特点: 气囊(隔膜)使大气不同变压器油直接接触,隔离气体湿度小,一般在 500PPmv, (露点-27℃ 以下)气体压力≤latm,且可控,对排除变压器中的残余气体有利;也可在运行中对气体取 样分析,来直接判断变压器的运行情况;该装置在变压器运行中可进行检修维护。储油柜密 封装置示意图为 4.1—1. 4.2.4. 为了直观监测跟踪#2 主变总烃的变化,目前#2 主变安装有一套油色谱在线监测装 置,装置由宁波理工大生产安装的,型号为 MGA2000-6E。源气采用惰性气体氩气,在线监 测装置可远程监控,需要下载软件,服务器地址:10.232.31.75,用户名为 admin,密码为 admin,监测装置在故障情况下一般联系厂家来人处理。 4.3. 检修工艺及质量标准 4.3.1. 变压器大修前的准备工作 a. 大修前应收集变压器在预防性试验和运行中暴露出来的缺陷,了解缺陷的现状和程 度,并制定出相应的检修技术方案。 b. 根据大修确定项目(包括特殊项目) ,准备好所需的设备及材料。 c. 将变压器散热器连接管路、套管升高座等处的闷板等一一找齐,并清抹干净,分门 别类,备用。 d. 大修时如须将变压器油全部放出,应事先准备好容量足够的洁净的专用储油罐及合 适的放置储油罐的场所。

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e. 大修中,变压器如需更换新油,则必须预先准备好足够数量的新油,并经过滤或化 学处理符合技术标准。如不需要全部更换新油,也必须准备一部分补充用油,并过滤到符合 技术标准。补充新油应查明牌号,尽可能使新油与原油牌号相同,并与旧油进行混合试验, 试验合格,才能用。 f. 根据变压器容量大小准备好滤油机及抽真空用设备。 4.3.2. 大修特殊安全技术措施 4.3.2.1. 变压器大修,需起吊拆卸散热器、净油器、套管、储油柜等附件,还需移动变压 器本体。至能适合起吊钟罩的位置,因此需要准备好相应起吊拖动能力的起重设备。确定起 吊设备进入现场的路线及现场放置的位置。 变压器如运至户内检修, 必须确定安全的运输方 式、 准备相应的运输工具、 勘察好运输路线并检查户内检修场地的大小及起重设备的能力是 否足够。 4.3.2.2. 在起重工作中,尚应注意下列各点: a. 器身和钟罩起吊时,钢丝绳夹角不得大于 60 度。 (必要时可采用控制吊梁)器身与 油箱不得与油箱相碰。 b. 起吊整台变压器时,钢丝绳必须利用下节油箱的吊耳经上节油箱吊耳作导向,以防 止变压器倾斜。 c. 用千斤顶顶升大型变压器时,应将千斤顶放置在油箱下部的专门位置处。 d. 起吊时所吊重物的活动范围与其他带电设备的距离,应符合《安规》规定的安全距 离,否则应将带电设备停电。 e. 起重工作应由经验丰富的专职人员负责进行,统一指挥。 4.3.2.3. 大修所用的工器具应有专人保管、登记,检修前后均应清点,如有差错应及时寻 找,防止工器具落入变压器芯内造成事故。 4.3.2.4. 检修现场必须准备好足够数量并符合《电业安全规程》要求的灭火器材。 4.3.3. 变压器大修对气候、环境的要求 4.3.3.1. 变压器大修,有条件在户内进行检修的,应在户内进行检修。其中主变、启备变 因重量大,拖动、搬迁困难,一般只能安排在现场(户外)检修。 4.3.3.2. 如需在户外进行大修时,须选择中长期预报的晴好天气,不允许在阴雨、下雪、 风沙天气中进行。 4.3.3.3. 户外大修变压器,必须清洁检修现场周围环境,搭建具有防火、防雨、防寒及防 尘条件的临时工棚。 4.3.3.4. 器芯检查时,环境温度不低于 5℃,器芯温度须高于环境温度。有条件时提高器 芯温度高于环境温度 10~15℃。 4.3.3.6. 器芯在空气中的暴露时间,从开始放油起开始计时,按下述标准执行。 a. 相对湿度不大于 65%时,不超过 14 小时; b. 相对湿度不大于 75%时,不超过 10 小时; c. 当器芯温度高于空气温度时,可延长 2 小时。 4.3.4. 变压器大修前的电气试验和油务试验及技术要求 4.3.4.1. 大修前的电气试验及技术要求 a. 测量绕组直流电阻。 b. 测量绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数。 c. 测量绕组连同套管一起的介质损耗因数 tgδ 。 d. 测量绕组的泄露电流。 (如有必要) 试验方法及质量标准详见《电气设备预防性试验规程》第 3.4 节及 5.1 节。 4.3.4.2. 变压器大修前的油务试验 a. 变压器油的化验项目; b. 油中溶解气体色谱分析的项目; 试验方法及质量标准详见《电气设备预防性试验规程》 。 4.3.4.3. 变压器油的补充及不同牌号的变压器油混合 a. 如需补充相同牌号的变压器油,补充油的各项特性指标不应低于设备内的油。补油 前,应先将补充油与设备内油样品进行油泥析出和 tgδ 试验。试验结果无沉淀物产生且不 大于原设备内油的 tgδ 值时,才可混合。
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b. 不同牌号新油或相同质量的运行中油,原则上不宜混合使用。如必须混合时应按混 合油实测的凝点决定是否可用。 c. 对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油,如需要与不 同牌号的油混合时,应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。 d. 油样的混合比应与实际使用的混合比一致,如实际使用比不详,则采用 1:1 比例混 合。 4.3.5. 变压器大修工艺流程 4.3.5.1. 变压器大修工艺流程见图 4.3—1

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Q/CDT-XTPC 大修准备(材料、备用配件、机具)

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变压器油的各项检验分析

开工、清扫、场地清障

电气试验、电气热工仪表退出

储油罐、真空滤油装置及管道等安装

退出氩气呼吸系统 (高厂变吊开氩气罐)

拆卸油枕等

本体部分放油(油枕以下,铁芯以上 20~40mm) 高压套管拆卸、低压连接拆除

散热器、再生器、汇流管、潜油泵等放 油拆卸

高压套管试验、检修,试验合格 变压器本体拖至路轨端部,吊罩准备 本体放油

真空滤油热油循环处理

吊罩、本体检查处理。

油各项检验(合格) 真空注油至高出铁芯 60—100mm 止 (离 箱盖约 100mm)维持真空 5~10 小时 本体复位,必要时带本体真空滤油循环 高压套管装复、电气连接、电气试验

扣罩、 装复汇流管潜油泵、 抽空管道等

抽真空至 95%以上并维持 6—8 小时 散热器、再生器、顶部附件、油枕等装 复 从油箱顶部装注油管路补油或从油枕 顶部抽真空注油至正常油位 呼吸系统接入,接入充氩工序 大修工作终结 图 4.3-1

变压器顶部阀头排气、设备清垢、油泥

消防设施、遮拦装复、清垢

变压器大修工艺流程图

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Q/CDT-XTPC 4.3.5.2. 储油柜呼吸器充氩流程见图 4.3—2 施工准备 氩气 抽真空泵及管道

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拆除呼吸器 1,由进气阀 4 充入氩 气,观看表 6,则压力为 20Kpa 时 停充,并装上呼吸器闷板

关闭进气阀 4,接入抽真空系统, 对整个呼吸系统抽真空,当真空达 80%停充

仔细检查各密封泄漏点情况是否 密封完好,否则要重复抽真空至密 封完好止。

退出抽空管道,接入充氩管道充 氩,观察表 6,当压力为 0 时,停 充,并打开呼吸器闷板。

装上呼吸器。清场

工作结束 图 4.3—2 储油柜呼吸器充氩流程图

4.3.6. 附件拆卸及起吊 4.3.6.1. 拆测温表计,测量、信号、动力电缆。首先将变压器上各测温表计及瓦斯继电器, 压力释放阀,油位计,潜油泵,油流继电器,冷却风扇所连接的测量、信号、保护、控制及 动力电缆拆除,并一一做好标记。 4.3.6.2. 拆氩气罐。将氩气罐与油枕连接管路上的阀门关闭。并从油枕处将氩气罐连接法 兰拆卸开。 4.3.6.3. 将变压器内的油放出, 放至高出铁芯顶部 60~100m m。 然后拆下箱盖上的附件 (油 枕,瓦斯继电器及其连接管,压力释放阀等) 。 4.3.6.4. 拆散热器先关闭每个散热器与油箱壳体连通的上下两个碟阀,拧松上连箱的排气 塞, 从底部排油塞放掉散热器内的绝缘油。 用吊车将散热器吊稳后再拆掉散热器与碟阀之间 的连阀帽,这时散热器即可吊下。 通常碟阀是关闭不严的,都有不同程度的渗漏油现象,所以当散热器吊开后,应立即用 事先准备好的闷板和胶垫将碟阀闷死使油不能继续渗漏。 散热器拆下后,应用临时闷板封好上下连箱法兰接口,防止杂物掉进散热器内。搬运时
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应注意防止碰伤或擦伤散热器管。 4.3.6.5. 打开手孔门在变压器箱体内拆除线圈与套管的连接导线,拆除分接开关绝缘操作 杆与箱盖上面操作手柄之间的连接轴销,拆除铁芯接地引出线套管。 当变压器套管引线为穿缆型时, 拆卸方法是先旋下顶部的接线端头帽盖, 然后拆去引线 铜杆与套销。将铜管用白纱带拴牢(白纱带长度应至少为套管的长度的两倍)拆下套管固定 法兰螺丝,然后徐徐垂直吊出。此时应将白纱带随着套管的升高而放入套管的铜管中。套管 吊出后将白纱带连同引线铜杆一并放入变压器内,立即闷好套管闷板,防止灰尘杂物落入。 4.3.7. 套管的检修 4.3.7.1. 电容式高压套管结构简介 电容式套管,是以多层绝缘纸和铝箔交错 紧密卷制成的电容芯子,作为套管分为两种: 胶纸式电容套管和油纸式电容套管。我厂电力 变压器均为油纸式电容套管。油纸式电容套管 的电容芯为 0.08~0.12mm 厚的电缆纸和 0.01 或 0.07mm 厚的铝箔加压力分层卷制成型,表面 经过机械加工,然后进行真空干燥和真空浸油 以消除屏端气隙。上下屏端均为包闭式,又不 用半导体。油纸电容器套管的径向尺寸比较小; 这是因为在油中发生电晕的电压比较高,所以 电容屏的绝缘厚度可以减薄。要求油纸电容式 套管的顶端是弹簧串压的结构,如图 4.3-4 所 示,在顶部用强力弹簧 4 通过导电管借底 15 串 成一个整体,弹簧预先压缩,然后松开撑紧。 套管下端有放油塞 16。中间法兰有取样塞 11, 法兰内壁与电容芯 9 之间需有一定间隙,保持 套管上下部的绝缘油畅通,所以机械强度稍差。 垂直安装时最大倾斜角度不得超过 30℃。 4.3.7.2. 电容式高压套管检修 电容式高压套管检修的主要内容就是更换 套管内绝缘油和将电容芯进行干燥处理。 图 4.3—4 4.3.7.2.1 油纸式电容套管换油。换油 程序如下: a. 在换油前将套管放置在专用支架上,先 测量套管的介质损失角;取油样做耐压试验和简化试验,了解该套管在换油前的绝缘情况, 并作为与换油后相比较的资料。 b. 打开套管底部放油螺丝,将套管内贮油全部放掉。 c. 拆下顶部贮油器,使从顶部能看见电容芯子。 d. 用合格的绝缘油,自顶部冲洗电容芯子以及瓷套。直到冲洗干净后,装好顶部贮油 器。 e. 接好真空注油管路,启动真空泵抽真空,一般抽真空 750mmHg 柱,维持 1 小时。抽 真空 750mmHg 柱 1 小时后,缓慢向套管注油,大约注入套管的总油量的 1/2 后,继续抽真空 1 小时,再继续注入余下的 1/2 油至高油位。然后再抽 1 小时,使所有微小气泡排除干净。 停真空泵前先将底部放油孔螺丝装复,装复后即可停止抽真空,换油工作结束。 f. 注油后静止 8 小时,取油样做电气耐压试验和简化试验,套管做介损试验及测量泄 漏电流。如上述试验合格,且与换油前试验相比较,均有显著好转,就可交付安装;如果介 损试验与泄漏电流试验结束与良好的套管比较, 其数值明显偏大, 则可能是由于套管内部电 容芯受潮所致,这时仅依靠换油是难以奏效的,必须将套管解体干燥。 4.3.7.2.2 油纸式套管干燥:热油循环干燥法、电容芯直接干燥法。 a. 热油循环干燥: 用油泵迫使热的绝缘油在套管内部循环, 从而带走绝缘物中的潮气。 加油从套管的顶部进入,从底部油孔流出,如此循环。绝缘油以每小时不超过 10℃的速度
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逐渐提高到 100℃,并在干燥系统中循环约 45 小时,然后停止。再以每小时 10℃的速度让 套管缓慢冷却下来。 b. 电容芯直接干燥:如果用热油循环法仍达不到干燥的目的,说明电容芯受潮严重, 那就只能采用电容芯直接干燥。 首先解体套管,解体前应将套管内的油放干净。然后将电容芯最外屏引线小套管拆下, 将引线拆下,再将上下瓷套、法兰全部拆下。 将电容器芯置于烘房内,以每小时 10℃速度升温至 90℃一直恒温到干燥结束。如中途 试验仍不合格,则须继续干燥直至合格为止。 c. 接地小套管(末屏)检修 接地小套管是作为电容式套管的电容最外屏引出线用。应摇测绝缘电阻(2500V 摇表), 并与以往的测定值进行纵横比较,若有明显下降时,分析其原因有几方面:一是小套管本身 绝缘损坏; 二是大套管漏水引起; 三是电容芯最外屏引出线与大瓷套生铁法兰的距离不够或 碰触。针对不同原因可进行修复或更换。 4.3.8. 线圈绝缘及引线检修 4.3.8.1. 检查线圈轴向压紧情况 用压环和压钉压紧线圈的变压器, 只要拧动压钉使压环向下移动, 即增加了线圈的轴向 压紧程度。但应注意,每个压钉要均匀受力,以保持线圈圆周压紧程度一致,防止一侧压紧 而另一侧出现间隙的现象。注意轴向压力不可过大,压过紧也会使绝缘受到损坏,甚至使线 圈变形。 有些用楔型压块压紧线圈的变压器,只要打进楔型垫块,就可增加线圈的轴向压紧力。 同时检查线圈层间绝缘垫块有无松动,松动的应予以修复。 轻微的轴向松动, 可在上轭铁绝缘与平衡绝缘的垫块之间楔进绝缘纸板。 事先把厚度为 1.0~2.0mm 的绝缘纸板,割成与原有楔紧垫块长度和宽度相接近的小条,经过干燥处理后, 用木锤打进楔块松动的地方即可,为了方便打进,可用竹片的一个端部呈弧形的"薄导板", 先扦紧导板,然后紧靠着导板把绝缘纸板打进去,一直到各个压紧楔块不松动为止。 4.3.8.2. 线圈的检查 线圈的外形应完整,夹件和垫块应无松动,扎线应无松脱,线圈应无位移变形。表面纸 绝缘应无擦伤或擦破,引出线包扎应完好。木夹件应固定牢固,检查线圈表面应清洁,无油 泥污垢沉积,如有油泥必须清除干净。检查相间绝缘隔板有无松动,是否牢靠。检查各部油 道间隙应均匀,无沉积油垢,畅通无阻。 对运行年代较长的变压器,应对线圈的绝缘好坏及老化程度进行鉴定。 一级绝缘:色泽新鲜,呈金黄色,绝缘良好,富有弹性,用手指按压后无变形痕迹。一 般正常运行在五年左右者。 二级绝缘:色泽稍暗,呈深黄色,绝缘正常,尚有弹性,用手指按压后无变形和裂纹。 一般正常运行在十年左右者。 三级绝缘:颜色较深,呈深褐色,绝缘已硬化,并近于脆弱,用手指按压时有小的变形 和裂纹产生。一般正常运行二十年左右。三级绝缘仍可继续使用。 四级绝缘:颜色很暗,呈黑褐色。绝缘已显著老化,很脆弱,稍用力按压时即有裂纹产 生。一般正常运行三十年或以上者。四级绝缘不能继续使用。 4.3.8.3. 引线及引线支架检查 4.3.8.3.1 引线的检查: 引线大都凸出于线圈,交错地穿越其它部件,检修中要特别注意它们之间的绝缘距离, 包扎绝缘的紧固性和焊接的可靠性, 为了防止短路时由于电动力所产生的剧烈摆动, 引线的 固定应具有足够的机械强度,对大容量,大电流的引线更应注意。 引线为外绝缘时,其绝缘厚度一般为: 220KV 引线每边包厚:8~10mm 110KV 引线每边包厚:6~8mm 35KV 引线每边包厚:3~6mm 6~10KV 引线每边包厚:2mm 4.3.8.3.2 引线的焊接: 引线端部与接线柱的焊接要牢固,接触要好,导线应无折痕和局部断裂现象。如发现引
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线端头焊接不良或者有断裂松动等情况时, 要进行补焊或者割开再焊。 焊接引线的方法常用 的有铜焊,锡焊,银焊和熔焊等几种,其中最好的是银焊,其接头电阻小,焊料熔点低,易 于焊接,但缺点是银焊料价格贵。铜焊质量也很理想,用得比较广泛。 铜焊的焊料是磷铜合金,含磷量 7~8.5%,其余成分为电解铜(含磷量越高,焊料 的熔点越低,熔融以后流动性越好。但是含磷量高时,焊料的电阻也增大,而且合金变脆, 影响机械强度) 。一般含磷量 7.5%的焊料它的熔点约为 825℃,流动性比较好,适合於焊接 水平连接的截面比较大的导体。焊接垂直联接的引线,最好用含磷量6%左右的焊料,它的 熔点约为 930℃,在焊接过程中不易发生随焊随流溢到外面而填不满焊缝的现象。铜焊的优 点是:焊法简单,效率较高、容易保证质量、焊接处的机械强度较大,高温下稳定性好。 小型电力变压器的引线可以用锡焊焊接。 焊药是松香酒精溶液。 这种焊法的缺点是焊接 处的电阻值比较高,机械强度比较差。 熔焊仅适用於焊接细小的导线, 先把要焊接的导线互相扭绞在一起, 在扭合段上撒上硼 砂粉,然后用电弧加热扭合段,两根导线即互相熔化为一体。 线圈引线的导线的电流密度可按下列数值选择: 引线的电流密度: a. 线川引线的导线为包扎绝缘的引线电流密度: 2 铜:3~4.5A/mm 2 铝:1.5~2.3A/mm b. 线圈引线为裸导线的电流密度: 2 铜:3.5~4.8A/mm 2 铝:2.5~3A/mm 4.3.8.3.3 引线支架及螺栓检查 固定引线的支架应完好。如更换支架,则要选用机械强度好,在绝缘油中不腐烂,不含 有影响绝缘油稳 定性的木材。使用前将木材进行干燥,或将木材放在温度为 80℃左右的绝 缘油中进行热煮干燥。 各种紧固螺栓不得松动, 检查时要逐个拧紧。 自配木螺帽和木螺杆可以用环氧布板或环 氧布棒车制。把木螺帽拧紧以后,用线绳捆扎在螺杆的螺纹上,并涂上凉干漆,防止线圈松 动。 没有锁紧垫圈或弹簧垫圈的钢制螺栓。 在拧紧螺帽以后, 要在螺杆与螺帽的衔接处冲击 凹坑以防松动。有锁紧垫圈的钢制螺栓,应当把垫圈的角折回以限制螺帽松动。 4.3.9. 铁芯、夹件及铁芯接地装置的检查 a. 铁芯是变压器的磁路部分。为了提高磁路的导磁系数和降低铁芯内的涡流损耗,铁 芯通常用厚度为 0.35mm 的硅钢片制成。硅钢片表面涂有绝缘漆。 b. 铁芯表面应清洗干净,要求无油垢,用干净棉布擦干净,并用合格的变压器油冲洗, 严禁用棉纱头擦拭铁芯。 c. 铁芯表面应平整。若叠片有翘起或不规整之处,可用木棰或铜锤敲打平整。铁芯表 面不得有局部短路过热现象。否则应于消除。无片间短路或变色、放电烧伤痕迹,绝缘漆膜 无脱落。表面的毛刺,机械损伤处和烧伤的要进行处理,并涂绝缘漆。 d. 检查铁芯上下夹件、方铁。绕组压板的紧固程度和绝缘状况,应连接坚固。绝缘良 好,钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙,绝缘压板应无爬电烧伤和放电痕迹。钢压板不得 构成闭合回路,同时应有一点接地。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。 e. 用专用扳手紧固上下铁芯的穿芯螺杆,并摇测其绝缘电阻,与历次试验比较无明显 变化。 f. 变压器铁芯只允许一点接地。如有多点接地应查明原因进行消除,以免形成环流。 接地片用厚度 0.5mm,宽度不小於 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。对大容量变压器,如铁芯的上 下铁轭与上下夹件各有联接铜片时其上下两连片必须在铁芯的同一侧,同一芯柱,同一级, 同一层叠片处与夹件连接,此种情况,上夹件已经油箱底部底盘接地时,其上夹件不应接触 箱罩。对于接地套管,铁芯的上铁轭与上夹件,同时用电缆通过套管引出接地的情况,铁芯
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的上铁轭与下夹件应绝缘。 g. 铁芯的铁轭与夹件间应用镀锡的铜片连接,要压接牢固可靠,线圈上部有压紧线圈 的开口压环时,各开口压环与夹件之间也应同样方法连接。 4.3.10. 分接开关的检修 4.3.10.1. 解体前先测量分接开关在各个分接位置的接触电阻。 4.3.10.2. 无励磁分接开关的检修 a. 分接开关拆下检修时,暴露在空气中的时间与变压器芯部绝缘暴露在空气中的时间 一致,因此当检修 时间超 过规定时,要把拆下的绝缘部件放在合格的绝缘油中保存。或者 进行干燥后方可组装. b. 检修分接开关,应注意拆装前后指示位置必须一致,上部指示位置与下部实际接触 位置必须一致,各相手柄及操动机构不得互换。 c. 引线检查: 检修时对每一根抽头引线都应仔细检查, 检查引出线外表 绝缘是否完好, 与接线端头之间焊接是否牢固可靠,焊头有无过热 或焊锡有无快要熔化迹象。 d. 触环与触柱检查:接触环对接触柱之间的压力,是否足够,用弹簧秤测量其压力应 在 2.5~5kg。(详见表 4.3-1)将操作手柄往复操作几次,检查触环转动是否灵活,检查每个 切换位置上动触环和接触柱的接触情况,用 0.02mm 塞尺检查应无间隙,接触严密。特别要 检查经常运行的位置,是否有过热,变色,烧毛等痕迹,表面镀层是否剥落。有无油垢沉积, 如有,一定要予以彻底清除。如发现镀层剥落应将触柱、触环拆下重新镀镍或镀银。如烧毛 严重应重新更换。如发现变色但镀层尚未剥落时,可用细软白布仔细擦去黑色,严禁用砂布 打磨。触环的盘形弹簧有缺陷时应予更换。 e. 绝缘体检查:检查分接开关整体是否固定牢固;它的机械装置是否灵活;操动杆轴 销,开口销等安装得是否牢固可靠;绝缘件有无受潮,剥裂或变形,表面是否清洁。 f 检修后的试验:接触电阻,直流电阻,耐压。 经检查和检修后, 应测量分接开关的触环与触柱在每一抽头位置的接触电阻, 其数值应 小于 500μ Ω 。 依次测量分接开关在各个切换位置时的高压线圈的直流电阻值。 检修后的分接开关,要放在击穿强度不低于 30kv 的油中进行耐压试验,合格后再装到 变压器上。 (其耐压试验数值见表 4.3-1) 表 4.3-1 分接开关耐压试验标准及测量触环与触柱之间接触压力的要求值 试 验 电 压(kV) 分接开关型号 电压等级 KV 接触压力(Kg) 触柱之间 触柱和轴 相间 SWX—10 10 5 5 2.5~5 DW—35 35 30 30 1.8~5 5 DW—110 110 85 85 2.2~5 DW—220 220 140 140 2.2~5 4.3.10.3. 有载分接开关的检修 有载分接开关新投 1~2 年或分接变换 5000 次,切换开关或选择开关应吊芯检查一次。 运行中分接开关油室内绝缘油,每 6 个月至 1 年或分接变换 2000~4000 次,至少采样一次 进行试验、化验;运行中的分接开关,每 1~2 年或分接变换 5000~10000 次或油击穿电压 低于 25kv 时,应开盖清洗换油或滤油一次。当其累计分接变换次数达到所规定的检修周期 分接变换次数限额后,应进行大修。如无明确规定,一般每分接变换 1~2 万次,或 3~5 年应吊芯检查。 检修期间, 切换开关本体暴露在空气中的时间一般不超过 8 小时, 相对湿度不大于 65%, 否则应按规定进行干燥处理。 4.3.10.3.1 切换开关检修 a. 首先将切换开关吊芯:关闭储油柜、变压器油箱和分接开关头部所有油阀门。降低 分接开关头部油的平面,直至变压器箱盖的水平面为止,松动头盖上的排气溢油的螺钉,松 开电动机机构与分接开关的水平和垂直传动杆; 拆除分接开关头部的接地联接, 松开头盖的 联接螺栓,卸除头盖,注意密封垫圈。卸除切换开关本体的联接螺栓和位置指标盘;取下分 接开关本体的无红色区域即齿轮板上十五只 M8 固紧螺帽;小心吊出切换开关本体,注意千 万不要损坏切换开关本体,并将保持在垂直为止。
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b. 将切换开关油室的污油放干净,用合格的变压器油冲洗油室,并用刷子洗去附着在 绝缘筒内壁上的碳粉冲洗干净,然后将油室头盖盖紧。 c. 切换开关本体吊出后,先用合格的变压器油将其冲洗干净,然后逐个检查各紧固体 是否松动,快速机构的主弹簧,复位弹簧,爪卡是否变形或断列;各触头编织软联接有无损 坏; 检查切换开关动定触头的烧损程度; 检查过渡电阻扁丝是否有断裂及其阻值是否与名牌 所标相同;测量每相单双数与中性引出点的接触电阻;测定动定触头的变换程序。 d. 切换开关本体的解体;释放快速机构的爪卡,将快速机构移至切换开关过渡弧触头 桥接的中间位置; 松开过渡电阻与切换开关过渡弧触头的联接; 过渡电阻与切换开关定触头 的园弧形绝缘板的联接; 松开切换开关定触头的圆弧形绝缘板上联接螺钉, 取下圆弧形绝缘 板,拆除切换开关触头的隔弧室;彻底清洗拆下扇形部件的触头系统;检查触头的烧损量, 弧触头中任一触头的烧损量超过4mm以上,就必须更换全部的弧触头;检查切换开关的弧触 头的引出编织软线是否损坏,分接开关经过10万次分接变换后引出编织软线必须更换。 e. 检修后的切换开关本体按相反顺序组装恢复。切换开关本体经检查合格后,必须回 复到维修之前的原始工作位置,然后细心的吊进切换开关油室,紧固头部螺栓,安装好位置 指示标牌,并盖好分接开关头盖。 f. 注入新的合格绝缘油进切换开关油室直至分接开关头部平面,打开瓦斯继电器和储 油柜之间的阀门,让油慢慢流入分接开关油室并通过头盖上溢油孔和吸油管上溢油螺孔排 气。打开储油柜和变压器油箱的所有阀门,储油柜应补充新油直到原来的油面。 4.3.10.3.2 分接选择器的检修 检查动静触头的烧损程度,烧损严重。无法修复时必须予以更换,检查动静触头的接触 2 情况用0.05mm塞尺塞不进为宜,接触由阻不大于500μ Ω ,接触压力在2.22kg/cm 以内;各 动定触头支架表面光滑无油垢及裂纹;各动定触头及分接引线头把紧螺帽是否有松动情况, 松动的就把紧。检查分接开关下部的过渡电阻上应无污垢,其电阻值应符合规定值。 4.3.10.3.3 分接开关运行前的检查 a. 检查连接头盖上的所有接地螺钉 b. 检查保护继电器的跳闸功能,按动跳闸试验按钮应能切断变压器的电源,按动复归 按钮,变压器即可投入运行。 c. 检查分接开关与电动机构的位置指示是否相同,位置相同则联接分接开关与电动机 构的传动轴。 d. 检查分接开关与电动机构的联接。 e. 有载分接开关的机械运转试验应进行五周的循环的电动操作,应无任何误动作。 所有的检查正确无误时,即可投入正式运行。 4.3.11. 箱壳及其主要附件的检修 变压器大多安装在户外,受风雨侵蚀,会产生锈蚀、沉积灰垢,箱壳及其附件必须进行 清洗。 当变压器进行吊罩后, 首先放净油箱底部的剩余绝缘油, 清除箱底和箱壁的油垢渣滓和 金属粉末。再用清洁合格的绝缘油冲洗2至3遍。若油箱生锈,在除去锈斑以后,宜涂上晾干 漆。清洁工作应达到下列标准:用白布抹拭时,布上无碳末,油泥及其他杂物;用手触摸时 无砂砾感污迹;无肉眼可见的纤维尘屑,水锈痕迹和其它脏物。箱壁外侧有污垢锈蚀及油漆 脱落进行喷漆处理,应将外表清抹干净后喷漆,且喷漆工作应在检修结尾阶段进行。 4.3.11.1 法兰密封垫的制作 箱沿法兰的密封垫采用耐油橡胶元条或胶带制作, 其尺寸规格以厂家提供资料为准。 若 无明确说明,可按下表选择。 表4.3-2 胶垫的规格和使用范围 密封部位 胶垫规格(单位:mm) 大型电力变 压器的箱盖和 元条(直径φ ) 胶带(厚*宽) 中身法兰 19—25 (16—20) (20—30) 中、小型电力变压器的箱盖 12—15 (12—16) (15—20) 和法兰 小型法兰或其他部位 12以下 (6—10) (5—15)
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大型电力变压器的箱沿法兰周长比较长,密封衬垫常有接头。接头的制作方法常用的 有:热压法,搭接法和套接法。 a. 热压法:把准备好接头的两段胶带或元条的联接端嵌进模具里,留出少许缝隙,在 缝隙中放一段未经硫化的合成混炼橡胶(丁腈或丁橡胶)然后加热模具到140℃左右,维持 15分钟。加热的同时,在模具上加几十公斤的压力,使两段橡胶条或带联接起来。在检修现 场可采用轻便的手压螺旋式模具。热源就地取材,用电炉,蒸汽或喷灯都行。 b. 搭接法:把胶带或元条的联接端削成坡口,用 锉刀或砂轮机把坡口打毛,使接触面严密。搭接长度 为元条直径或胶带厚度的4倍左右, 搭接段的元条直径 或胶带厚度最好比其它部分的尺寸大1~2mm,以保证 搭接段能压得严密一些。如图4.3-5所示,在两个搭接 坡口1上,涂抹胶水,待风干到稍为粘手时,用力压合 在一起。因为胶水干燥需要一段时间,一般在使用衬 垫前几小时就预先制作好接头。对於元条的搭接头, 还需要用钉绳2(直径约0.5~1mm的尼龙绳)沿着搭接 长度钉5~10点, 以确保联接可靠。 对于胶带搭接头时, 因接触面比较大,可以不用钉绳。 图 4.3—5

c. 套接法: 适用於做胶带的搭接头。 如图4.3-6 所示,把两个接头端部嵌合在一起,受压以后,相 互之间缝隙全部挤紧,保证了接头的严密。 胶垫的长度应按照法兰的实际周长准确最取, 过长或过短都会影响它放在法兰上的正确位置,从 而使密封不良。使用过的胶垫,特别是压缩量已较 大的胶垫,由于弹性损失,不再使用。 4.3.11.2. 蝶型阀门的检修 蝶阀是联接散热器,瓦斯继电器等处的常用阀门。 碟阀型号的含义:



4.3—6

D M




管路通径(mm) 设计序号

碟阀 阀门关闭不严密时, 不能使用研磨的方法来解决, 比较有效的方法是把阀门园板放在平 台上,用锤轻轻敲击缝隙比较大的部位,使它涨大,然后用砂布把边缘磨光,直到与阀体接 触良好为止。此种方法处理无效时,应更换新的。 检修后的碟阀, 组装手柄时必须把箭头指向按拆装前的位置与方向安装, 切勿任意装上, 否则将造成阀门开启不明,甚至造成转动时阀片损坏。 4 检修后或新更换的碟阀,安装前必须作密封性试验,试验压力为4.9~9.8?10 Pa,试 压时间30min无渗漏方可安装使用。

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检修后或更换新的蝶阀, 安装在变 压器油箱管道上时必须与原蝶阀安装 方向一致。无法确定原方向时,按如图 4.3-7所示方向安装,决不允许反方向 安装。 检查密封垫。 蝶阀所用密封垫为特 种橡胶制造,如有老化、开裂、断脱现 象必须更换相同规格的专用密封垫。 4.3.11.3. 散热器的检修 散热器可分为固定式和拆卸式两 大类。 固定式应用在容量较小的变压器 上。拆卸式应用在容量较大的变压器 上。散热管又分为园管型和扁管型两 种。 在变压器大修未放油前, 应仔细检 查散热管各处有无渗漏油或开缝处, 对 漏点应认真做好标记,大修时予以补 焊。 对拆卸式散热管必要时还应作渗漏 检查, 用专用闷板和胶垫密封密封好上 下联箱的法兰接口,加压 0.1MPa 。 30 分钟试漏。如漏继续补焊。 拆卸式散热器在检修时, 应对其内 部沉积的油泥利用滤油机的压力油进 行冲洗, 同时用长柄刷子从上下联箱的 法兰口处伸入内部进行刷洗, 应尽量使 内表面都能冲刷到。对上下联箱的放气塞和放油塞的密封橡胶垫都要进行更换。 对散热器外表面清洗,油垢严重时可用浓度为3~5%的氢氧化钠溶液清洗或浸泡,然后 用清水冲净,晾干。 4.3.11.4. 冷却风扇的检修 风扇电机的检修,见《低压电动机检修工艺规程》 。 风扇叶片及叶片根部位应无裂纹与损伤, 如有, 则必须修整, 无法修整的必须予以更换。 4.3.11.5. 潜油泵的检修 首先从潜油泵进油口伸手转动其叶轮,潜油泵应转动平滑灵活,无磨擦或卡住现象,然 后拆卸潜油泵。拆卸前用500V摇表测量潜油泵电机绝缘,不得低于10MΩ ,对各拆卸部位做 好位置标记并准备盛放清洗部件的油盘。 拆卸蜗壳周围的紧固螺丝,拆下蜗壳,取下其密封垫,检查叶轮径向间隙,其间隙≤0。 5mm,转动检查,无碰磨现象,检查后旋下上部的紧固螺丝螺帽。取下叶轮,然后将潜油泵 平放,拆卸首部端盖周围的紧固螺丝,将尾部端及转子一体取下,进行检查。端部线圈绝缘 应良好,无老化痕迹,无磨破露铜部分,各连线及引线焊接良好,无过热现象,绑扎牢固, 无断线现象,引线接线压接牢固。两端轴承无破损裂纹,无走内外径现象。 各拆卸部件经检查,检修后,用毛刷沾合格的变压器油清洗掉油污,滤网要用合格的绝 缘油冲洗干净。对老化开裂的密封垫应全部更换。 最后,将潜油泵装复,按拆卸时相反顺序,并注意各位置标记。转动叶轮检查,用500V 摇表摇测绝缘不得低于10MΩ ,注油做耐压试验,4kg/30分钟无渗漏现象。

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Q/CDT-XTPC 4.3.11.6. 压力释放阀的检修 a 压力释放阀型号说明 Y S F 口——口 / 口

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口 报警、 环境条件及闭锁装置: 用机械信号标 “J” , 用电气信号标“K” ,两者均用则标“KJ” ;用于 湿热带地区, 则在 “报警信号” 标记后加标 “TH” , 用闭锁装置,则在之后加“B” 。 喷油有效口径(mm) 开启压力KPa 设计序号 压力释放阀

压力释放阀是变压器的安全保护装置。变压器油通常兼做绝缘、冷却用,当出现故障或 发生短路时, 电弧能使油立刻汽化, 十分迅速的形成气体压力, 如果此压力不能在瞬间解除, 变压器油箱将会爆破, 压力释放阀能实现对危险压力瞬时的解除, 同时给予报警信号和直观 指示。 检查压力释放阀与变压器联接处的密封垫圈及压力释放阀下部的两道密封垫圈是否损 坏, 损坏则必须更换, 检查弹簧是否变形, 及动作值, 检查开关机构行程开关动作是否正常, 各密封接触面如有毛刺或粗糙,用0#砂纸打磨。 压力释放阀不允许任意拆卸, 凡是拆过的压力释放阀必须经过制造厂家重新进行试验合 格后方可使用。 4.3.11.7. YJ型油继电器的检修 检查挡板转动应灵活自如,转动方向与油流方向一致,挡板铆接处应牢固无松动,返回 弹力较大,卸下端盖,表盘玻璃及塑料圈,卸下固定指针的滚花螺母,取下指针,平垫及表 盘进行检查清洗,各部件应无损坏,无锈,油垢。 转动挡板,在原位转动85°,观察主动磁铁与从动磁铁应同步转动,无卡滞现象,检查 微动开关,用手转动挡板,在原位转动85°时,微动开关应动作,常闭触点打开,常开触点 闭合,绝缘检查。油流继电器接点触点间、出线端子对地应承受2000V工频耐压1min。 油流继电器动作特性的测试与调整 油流继电器流量动作特性的测试:按图4.3-8所示,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,打开逆止阀2,启动油泵,缓慢打开阀门5,观察万用表到刚 接通时,立即记下流量计的值,然后将电阻表接在常闭触点接线柱上,关闭阀门5,观察电 阻表刚接通时的流量值,该值即为油流继电器的最大返回值,按此反复试验两次,每次流量 值均应符合油流继电器技术数据的要求,否则应进行调整。 油流继电器动作特性的调整:如果阀门5刚打开,流量计还末达到动作油流时,常开触 点就已接通, 说明油流继电器弹簧的作用力太小, 此时应将多孔园螺盘按顺时针方向转动2~ 3个孔,反复调试,使之最小动作流量最大返回流量符合技术要求。 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,应向油流继电器内部打 0.3MPa 的油压,保持 30min,各部位应无变形和渗油现象。 油流继电器在联管上安装方向(箭头方向)必须与油流方向一致。

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图4.3-8

油压试验

4.3.12. 储油柜(油枕)密封装置的检修 4.3.12.1. 密封装置的工作原理 本装置的特点是以氩气(Ar)使储油柜中的油完全同气囊和大气相隔离。注入的氩气纯 度>0.999,湿度为 500PPm,一般工业用氩气(瓶装)能满足要求。隔离气体的压力控制≤ latm(-20Kpa~0)之间有利于油中残余气体的释放。但隔离气体受环境温度变化的影响,压 力反映很灵敏。其压力在-20~10Kpa 之间变化也是正常的。对高厂变而言因油柜相对较小, 其气囊体积的胀缩足以平衡由环境温度变化而引起的压力变化,其压力经常为 0,也是很正 常的。当隔离气体压力<-20Kpa 或>10Kpa 时,可通过进出气阀 4 补充或排出部分氩气。此项 工作在变压器运行中无须作任何安全措施均可随时进行。对主变,启/备来说,假如在温度 变化较大时,其压力毫无反映变化,则有理由怀疑呼吸系统存在泄漏,或是气囊有了破损。 应及时查找原因,进行检修。检修时可关断隔离阀 7(参见图 4.1—1)进行。采用正压充气 找漏方式或负压抽气找漏方式均可。 4.3.12.2. 储油柜(油枕)密封装置充氩气工序要点: a. 密封装置充氩气应严格按工艺流程进行。简化为: 充氩——抽空——再充氩工序 b. 充氩之前,先必须析除呼吸器,以利排除罐中的空气。接入充氩管道充氩。观看压力 表 6,其压力达到 20Kpa, (不宜太高,太高可能使气囊受力破坏)停充,并关闭进气阀 4。 其时气囊占满整个氩气罐(气囊容积与氩气罐相当) 。并及时将呼吸器口装上闷板封死,装 闷板的目的在于抽真空时可保持气囊两面气压平衡, 而不致造成单面受力而破坏 (特别是颈 部) 。 c. 退出充氩环节,接入抽真空管道,对整个密封装置抽真空,当真空达 80%时便停充, 气太高可能危及油柜变形。如再抽高一点,此时可关闭隔离阀 7 继续抽真空达 90%停抽,并 关闭进出气阀 4。 d. 在抽真空时,如抽空系统装有真空表,可在抽空时将压力表阀 6 关闭。如果没有,可 将压力表改换装成真空表进行。 最好的办法是不要动压力表。 因为反复拆卸可能造成新的泄 漏点。 e. 在上述充氩、抽空进程中查找漏点并及时消除到密封完好止。可能要重复进行充、抽 工序。 f. 再充氩, 拆除抽空管道接入充氩管道充氩, 观察其压力变化, 当压力为 0 时, 便停充。 关断进气阀 4,并将闷板装上封死。打开呼吸器闷板装上修好的呼吸器。通过昼夜温度变化 观察压力变化情况,如符合要求,工作便告结束;如不符合要求,便采用补氩或排出多余氩 气进行处理,再观察再处理,至满意为止。 4.3.12.3. 储油柜(油枕)密封装置检修 a. 用合格的绝缘油将油枕内部特别是集污器清洗干净。 b. 检查油枕各处焊缝及各处密封面、密封点,应无渗漏油现象,放气塞密封良好,如 密封胶垫老化变形,必须予以更换。
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c. 检查各阀门应灵活自如,且无泄漏,否则予以更换。 d. 检查胶袋及其连接的管路气密性良好。 e. 气压表进行校验。 f. 检修油位计。 4.3.13. 呼吸器的检修 呼吸器是变压器内与外界大气压力相平衡的设备。内装吸湿剂(硅胶)用以吸收大气中 水分等。 常用变色硅胶以利判别。 检修时检查玻璃筒有无破裂, 硅胶是否受潮变色, 如变色, 则予以更换。 变色硅胶的制作方法: 变色硅胶是用普通干燥硅胶经氯化钴溶液浸制而成。 取重量为被 浸制硅胶重量3%的氯化钴溶解于水中,制成饱和溶液,再把粒度为φ 2~φ 7mm的硅胶浸 到氯化钴溶液中,使完全浸透,直到硅胶呈粉红色为止。把浸好的硅胶放在115~120℃的温 度下进行干燥,待硅胶变为淡青色时就可使用。经过浸制并干燥后的淡青色硅胶,如果再度 吸潮又会变粉红色,这时还可以重新干燥,使其恢复到淡青色的可用状态。 每次大、 小修时应更换呼吸器下端底罩油封的变压器油, 其注油高度不应少于底罩高度 的1/3。 4.3.14. 动控箱的检修 清扫动控箱内部及各接触器热继电器、时间继电器上的灰尘、污垢,清除箱内杂物。 检查各接触器触点是否接触良好, 触点是否损坏, 如有损坏则需更换; 检查各热继电器、 接线端子排接线是否紧固,应无松动,热继电器动作整定值应正确,动作可靠。 各切换开关应接触良好,指示位置应与实际情况相符合。各指示灯应无损坏,且指示正 确。 用500V摇表测量二次回路(含电缆)的绝缘电阻,其阻值应≥0.5MΩ 。 进行联动试验,主电源应互为备用,在故障状态下备用冷却器应能正确启动。 动控箱为户外设备,密封应良好,否则须更换密封垫。 检修完毕,动控箱应进行除垢油漆。 4.3.15. 变压器的油漆 4.3.15.1. 变压器外部的油漆 大修时,变压器油箱、冷却器及其附件的裸露表面均应喷油漆。喷漆前应先用金属清洗 剂清除外部油垢及污秽, 裸露的金属部分必须除去锈蚀后补涂底漆, 对于铸件的凸凹不平处, 先用腻子填齐整平,然后再涂底漆。为使漆膜均匀,宜采用喷漆方法,喷涂时,气压保持在 0.2~0.5MPa。第一道底漆漆膜厚度为0.05mm左右,要求所喷漆光滑无流痕、垂珠现象,待 底漆干透后(约24h) ,再喷涂第二道面漆。喷涂后若发现有斑痕、垂珠,用竹片或小刀轻轻 刮除并用砂纸磨光,再补喷一次。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。 对喷漆漆膜的质量要求: a. 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。 b. 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。 c. 坚固性检查:用指甲在漆膜下划一下,若不留痕迹,即认为漆膜坚硬。 d. 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。 4.3.15.2. 变压器内部涂漆 变压器油箱内壁(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。涂刷前应将表面焊渣打磨、剔除干净,并将内表面擦拭干净。涂漆后要求漆 膜光滑平整。 对涂刷内壁绝

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