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电气设备检修维护规程2010-07-19发布2010-07-19实施内蒙古大唐国际再生资源开发有限公司发布 目录1.1.1.1 第一篇断路器检修11.1.1.1.1 第一章220KVSF6断路器检修工艺规程11.0220KVSF6断路器概述及技术规范12.0检修准备工作63.0SF6开关检修的工艺及质量要求74.0SF6断路器检修附表91.1.1.1.2 第二章220KV隔离开关检修工艺规程111.0220KV隔离开关概述及技术规范111.0220KV隔离开关概述及技术规范112.0220KV隔离开关检修准备和条件133.0检修内容134.0检修程序和方法145.0安全措施：156.0附表：151.1.1.1.3 第三章35kV/10KV/6KV高压开关柜检修工艺规程151.0高压开关柜概述及技术规范152.0引用标准：243.0检修周期、项目：244.0检修前的准备工作：255.0检修项目及质量要求：261.1.1.1.4 第四章400VPC（MCC）检修291.0400VPC/MCC开关柜概述及技术规范292.0引用标准293.0检修周期、项目294.0检修工艺、质量标准295.0低压二次配电装置引用标准306.0检修周期：317.0检修工艺、质量标准：311.1.1.2 第二篇变压器检修标准331.1.1.2.1 第一章220KV电力变压器检修工艺规程331.0220KV电力变压器概述及技术规范332.0检修周期及检修项目433.0大修前的准备工作454.0变压器的检修工艺455.0电气试验501.1.1.2.2 第二章厂用变压器检修工艺规程501.0厂用变压器概述及技术规范502.0引用标准：513.0检修周期、项目：514.0检修工艺及质量要求：525.0厂用变压器检修工艺规程（低压油浸变压器S10系列）引用标准：536.0低压油浸变压器检修周期、项目：537.0检修工艺及质量要求：541.1.1.3 第三篇电动机检修571.1.1.3.1 第一章电动机检修工艺规程571.0电动机概述及技术规范572.0检修周期及检修项目57 3.0大修前的准备工作574.0解体的工艺要求585.0定子检修项目与标准596.0转子检修项目与标准597.0轴承的检修工艺与标准608.0直流电机电枢的检修609.0直流电机电刷装置的检修6010.0电动机的干燥6111.0电动机线圈头尾辩别方法6212.0电动机的组装与试转6313.0直流电机的常见故障及处理6414.0直流电机的试验项目、周期和要求6515.0交流电动机的试验项目、周期和要求661.1.1.1 第四篇其他部分691.1.1.1.1 第一章220KVSF6电力互感器检修工艺规程691.0SF6电力互感器技术参数概述及技术规范692.0SF6电力互感器小修753.0SF6电力互感器大修761.1.1.1.2 第二章电力电缆检修771.0电缆概述及技术规范772.0引用标准773.0电缆选择与敷设774.0检修周期、项目825.0电缆头制作836.0电缆的试验857.0电缆防火861.1.1.1.3 第三章照明系统检修881.0照明概述及技术规范882.0引用标准883.0照明线路敷设及导线选择和联结884.0检修周期、项目945.0工艺、质量标准956.0照明故障处理101 第一篇断路器检修第一章220KVSF6断路器检修工艺规程1.0220KVSF6断路器概述及技术规范1.0.1概述我厂的220KVSF6断路器为瓷柱式,由中国西电集团西安高压开关厂制造。我厂有两路进线，进线两台SF6断路器型号为LW15B-252/Y为三相电气联动。.母联和变压器用SF6断路器型号为LW25A-252/Y,共11台，为三项机械联动。1.0.2.1220KVSF6断路器技术参数序号名称单位技术参数表1断路器型式或型号LW15B-252/LW25A-2522断口数个13额定电压kV2524额定频率Hz505额定电流A40006主回路电阻μΩ≤427温升试验电流A1.1Ir8额定工频1min耐受电压断口kV460＋145对地460额定雷电冲击耐受电压（1.2/50ms）峰值断口kV1050＋200对地10509额定短路开断电流交流分量有效值kA50时间常数ms45开断次数次20首相开断系数1.510额定短路关合电流kA12511额定短时耐受电流及持续时间kA/s50/412额定峰值耐受电流kA10013开断时间ms≤5014合分时间ms≤6015分闸时间ms≤3016合闸时间ms≤10017重合闸无电流间隙时间ms30018分闸不同期性ms2 19合闸不同期性ms420机械稳定性次10000（弹簧液压）21额定操作顺序O–0.3s–CO–180s–CO22辅助和控制回路短时工频耐受电压kV223无线电干扰电压μV≤50024噪声水平dB≤9025现场开合空载变压器试验空载变压器容量MVA115空载励磁电流A0.5～15试验电压kV252操作顺序10×O和10×（CO）26现场开合空载线路充电电流试验试验电流A试验电压kV252试验条件线路原则上不得带有泄压设备，如电抗器、避雷器、电磁式电压互感器等操作顺序10×（O–0.3s–CO）27容性电流开合试验（试验室）试验电流A线路：160，电缆：250试验电压kV1.2×252/操作顺序C1级LC1和CC1：24×O，LC2和CC2：24×CO28近区故障试验L90kA45L75kA37.5操作顺序O–0.3s–CO–180s–CO29失步关合和开断能力开断电流kA12.5工频恢复电压kV2.0×252/恢复电压上升率kV/μs1.54操作顺序CO－O－O和CO－O－O30SF6气体压力（20℃表压）最高MPa0.65额定0.6最低0.531报警压力（20℃表压）MPa0.55 32闭锁压力（20℃表压）MPa0.533SF6气体湿度交接验收值μL/L≤150长期运行允许值≤30034SF6气体漏气率%/年≤0.535SF6气体纯度%99.836操动机构型式进口ABB原装液压弹簧操作机构操作方式进线间隔可采用分相操作，母联和变压器间隔必须三相机械联动电动机电压VDC220合闸操作电源额定操作电压VDC220操作电压允许范围85%～110%，30%及以下不得动作每相线圈数量只1每只线圈涌流A每只线圈稳态电流ADC220V、2.5A分闸操作电源额定操作电压VDC220操作电压允许范围65%～110%，30%不得动作每相线圈数量只2每只线圈涌电流A每只线圈稳态电流A操动机构工作压力最高MPa47.4/55.6额定44.9/53.1最低36.1/45.3报警压力36.3/45.5加热器电压VAC220每相功率W2*250备用辅助触点数量对常开常闭各12对开断能力DC220V、2.5A检修周期年≥20液压弹簧机构储能时间s≤20 37断路器相间距离mm300038断路器的重量断路器包括辅助设备的总重量kg4000每相操动机构的重量kg150每相SF6气体重量kg10运输总重量kg3600039断路器运输高度m244340套管爬电距离（对地/断口）mm7812/7812干弧距离≥1800S/P≥0.941端子静负载水平纵向N1500水平横向1000垂直1250安全系数静态2.75，动态1.71.0.2.2SF6断路器的供货范围、备品备件及专用工具序号名称规格型号单位数量产地1220kV户外三相SF6瓷柱式断路器LW15B-252/Y台2中国西安2220KV户外三相SF6瓷柱式断路器LW25A-252/Y台11中国西安 1.0.2.5.1备品备件序号名称规格型号单位数量产地生产厂家备注1SF6气体SF6气体瓶2中国西安西开2箱体加热器SP-406B-BYAC220V-250V250W个7中国西安3SF6气体压力表MTK-01M.102.FZ-21额定压力P=0.60MPaP1=0.55MPa1-2P2=0.5MPa3-4个3中国西安上海新远仪表厂4五位拉动计数器J114（传动比1：1）个55热继电器TA25DU19个2ABB6直流接触器AL16-30-10DC220个2ABB7时间继电器CT-MFE个2ABB8中间继电器NSL80EDC220V个2ABB9中间继电器GMR-1a3b特1bDC110V个2LG10中间继电器NSL22EDC220V个2ABB11中间继电器GMR-4D2a.2b+AU4-2a.2bDC220V个2LG12中间继电器GMR-4D2a2bDC220V个2LG13空开DZY1-16/2CDC+OF个2沈阳东木14空开DZY1-10/2CDC+OF个2沈阳东木15就地远方操作开关YSCA2711-59MRB个216分合闸操作开关YSLNCA3516-E4AOBD22/11个2 17电阻RX20-301.2KΩ个518电阻RX20-3060Ω个519202122231.0.2.3专用工具序号名称规格型号单位数量生产厂家及产地备注1SF6检漏仪TIFXP-1A台1美国2注气工具包括连接接头、带有压力调节的安全阀套1中国西安1.0.3220KVSF6断路器的检修周期和项目1.0.3.1大修项目1.0.3.1.1SF6气体回收及处理1.0.3.1.2灭弧室解体检修1.0.3.1.3支柱装置解体检修1.0.3.1.4操动机构解体检修1.0.3.1.5三联箱检修1.0.3.1.6进行修前、修后的电气及机械特性试验1.0.3.1.7去锈、刷漆1.0.3.1.8现场清理及验收1.0.3.2小修项目1.0.3.2.1SF6气体微水测量1.0.3.2.2SF6气体捡漏1.0.3.2.3清扫和检查断路器外观1.0.3.2.4检查SF6气体压力值1.0.3.2.5密度继电器的检查1.0.3.2.6压力开关的检验1.0.3.2.7各种压力表的检验1.0.3.2.8动作电压的试验1.0.3.2.9检查连锁、防跳及非全相合闸等辅助控制装置的动作性能 2.0检修准备工作2.0.1检修准备和条件2.0.1.1制订安全技术措施，做好技术交底工作，使每一个参加工作的人员都了解检修项目和内容。2.0.1.2拟定好检修方案，确定检修项目，编排工期进度。2.0.1.3准备好检修场所和工器具。2.0.1.4准备好专用工作服、防毒面具及其它防护用品。2.0.1.5准备好有关资料、记录本、表格、检修报告等。2.0.1.6准备好所用材料、备品备件。2.0.1.7办理工作票，完成开工手续。2.0.2解体检修的条件断路器达到规定的开断次数或累计开断电流值，就要在运行中记录断路器开断故障，电流次数以及每次开断电流的数值，对频繁操作的断路器，要记录计数器的动作次数，以作为解体检修的依据，记录某气室发生内部故障异常现象。2.0.3检修工具及材料序号名称数量1检漏仪12真空泵（包括配套的皮管及接头、真空表）13吸尘器14专用工作服、防毒面具、防护手套、眼镜6～10套5高纯氮2～3瓶6钳工工具2套7电桥、摇表、万用表各2块8白布、油漆适当9汽油、酒精适当10备品、备件适当11SF6回收装置1套3.0SF6开关检修的工艺及质量要求3.0.1灭弧室内气体回收及高纯氮冲洗3.0.1.1将回收装置上的自动充气接头和密度监视器上的自动充气接头连接起来。3.0.1.2启动回收装置，灭弧单元内气体回收。3.0.1.3启动真空泵，灭弧单元内真空度抽至133Pa左右。3.0.1.4冲入高纯氮气至0.3——0.5MPa(表压)。氮气纯度不小于99.99％，含水量不大于50PPm(V/V).3.0.1.5停留10分钟左右，依次重复步骤（3）——（4）2~3次。3.0.1.6最后将氮气放至0表压。3.0.2断路器本体拆卸3.0.2.1灭弧单元拆卸 3.0.2.1.1拆卸三联箱两侧封盖，拔下支柱与断口、并联电阻充气接头。注意站在上风处。吸附剂等废弃物泡12h后深埋。3.0.2.1.2取下提升杠与三联箱连接的卡环、垫圈及轴销。3.0.2.1.3将吊车钩住专用吊具在三联箱上对中，然后将专用吊具扣紧三联箱，拧紧专用吊具上的箩杠，并轻轻收紧吊绳。3.0.2.1.4卸下三联箱底部法兰与支柱连接的螺帽。3.0.2.1.5将吊钩徐徐升起使三联箱稳妥地与支柱分离，取下均压环，然后将保护法兰盘装在三联箱底部，将瓷套表面清理干净，紧固后放到卡车上运出。3.0.2.1.6对单口断路器，其断口连同支柱一起拆卸吊下。3.0.2.2灭弧室分解检修3.0.2.2.1。测量单个断口主触头电阻后，将开关分闸。3.0.2.2.2拧下静触头端法兰的固定螺母3.0.2.2.3利用吊具将静触头漫漫移出。工作人员应马上撤离现场30min.3.0.2.2.4移出静触头后，即可以对动、静触头的各部件进行检查处理。3.0.2.3动触头系统分解检修3.0.2.3.1拆卸与检查：3.0.2.3.2将接线板法兰固定，用于拉紧压气缸，使接头的斜孔位于缸体两长孔的位置，将一个的铁棒插入触头的斜孔中，使之和缸体连成一体，拆卸导轨并取下密封圈，用喷灯加热螺丝处，将铁棒插入接头的孔中旋转，直至接头和拉杠分离为止。3.0.2.3.3拉出压气缸，此时连同动触头等均拉出。3.0.2.3.1.3检查喷管、压气缸、动触头组成的组件有无损伤，若无损伤可以不拆卸。不得用手直接触摸喷管。3.0.2.3.4检查滑动触指磨损是否严重，否则应更换触指及触指弹簧。3.0.2.3.5松掉M6内六角螺钉，拆卸触座。3.0.2.3.6用细砂纸砂光触座、滑动触头、触指及缸体电接触表面，对表面上的金属颗粒可用油锉打光。3.0.2.3.7对各密封圈、槽和法兰的清理。3.0.2.3.8在装配前将动部件放入烘房烘干。60℃、4h3.0.2.4静触头系统分解检查3.0.2.4.1拧松均压罩的顶丝，拧下均压罩。3.0.2.4.2检查触指表面损伤情况以及触指弹簧有无失效、变形，如有问题可按下列步骤进行。应完好、无损、无变形。3.0.2.4.3拔下由触指和触指弹簧组成的静触头，取下酚醛纸垫圈。3.0.2.4.4检查静弧触头烧损情况，烧损大于2mm时，拆下静触座，拆卸静弧触头，如果要更换，拧动顶丝，然后用一个杠穿进触头孔内，拧下静弧触头。如果过紧可适当加热。3.0.2.4.5静弧触头如果有轻微烧损，用油光锉将头部修理平整、光洁，内外表面不得留有金属颗粒，带有螺纹一端的端面要仔细砂光、除油。3.0.2.4.6对各密封面、槽和法兰的清理。 3.0.2.4.7在装配前将静触头部件放入烘房烘干。3.0.2.4.8将瓷套密封面清洗、修理后放入烘房。3.0.2.4.9将新的吸附剂放入筐内，放进烘箱活化，吸附剂的使用和活化需要符合要求。3.0.2.5灭弧室总装复3.0.2.5.1准备好真空泵、冲气装置、密封圈、绸布等。3.0.2.5.2检查灭弧室瓷套各端面有无损坏、裂纹，用卡尺检查止口尺寸。尺寸：10±1.2mm3.0.2.5.3再用无水酒精和绸布仔细清洗各个密封面及瓷套内壁，将密封圈均匀涂硅脂后放入密封槽内。组装时间为30min.拧紧力矩：100Nm3.0.2.5.4按照拆卸相反顺序进行装复。3.0.2.5.5先装动触头部件，后装静触头部件，静触头在气室外组装。组装完毕后，手动慢分慢合，以调整动触头的行程。3.0.2.5.6组装后立即抽真空，真空度133Pa后继续抽30min以上。3.0.2.5.7充SF6气体至额定气压。气压为0.6MPa(20℃)3.0.2.5.8测量单个断口的接触电阻：进行检漏和含水量测试。4.0SF6断路器检修附表4.0.1测量SF6气体的压力技术标准检修前检修后压力（MPa）注：技术标准由各随机资料给定4.0.2测量组件内的SF6气体的微水含量技术标准检修前检修后微水含量注：技术标准由各随机资料给定4.0.3测量回路电阻，分合闸线圈电阻技术标准检修前检修后回路电阻分闸线圈电阻合闸线圈电阻注：技术标准由各随机资料给定8、分、合闸线圈额定参数（20℃表压）序号项目名称数值1合闸线圈（DC）额定电压V220/110额定电流A2线圈直流电阻（20℃时）Ω110±5/55±52分闸线圈（DC）额定电压V220/110额定电流A2 线圈直流电阻（20℃时）Ω110±5/55±53加热器（AC）额定电压V220额定功率W2204额定操作压力下分闸一次压力降低Mpa（空气）0.06±0.02512h压力泄漏降低值（表压）不大于MPa0.1注：产品的机械特性参数见下表序号项目名称数值1断路器动触头总行程mm200±52断路器弧触头接触行程mm25±23机构工作缸活塞行程mm130±14开断时间周波35分闸时间ms≤306合闸时间ms≤1207合-分时间出厂时不大于ms60运行时不小于ms608分-合时间出厂时不大于s0.3运行时不小于s0.39极间分闸同期性ms≤310极间合闸同期性ms≤511每极回路电阻2000AuΩ≤1904000AuΩ≤9012合闸速度（平均）m/s2.2±0.613分闸速度（平均）m/s9.5±0.8注：重合闸时的合闸时间不大于130ms. 第二章220KV隔离开关检修工艺规程1.0220KV隔离开关概述及技术规范1.0220KV隔离开关概述及技术规范1．0．1概述1．0．2220KV隔离开关主要技术规范序号名称要求值投标方提供值编号编号双接地不接地单接地中性点双接地不接地单接地中性点一额定参数1额定电压(kV)2202202201102202202201102最高电压(kV)2522522521262522522521263额定频率(Hz)50505050505050504额定电流(A)3150200031502000315020006303150200031502000315020006305额定动稳定电流峰值（kA）12512512550125125125506额定热稳定电流及其额定持续时间(S)50/350/350/320/450/350/350/320/47分、合闸时间（参考）（S）7.57.57.5/7.57.57.5/8分、合闸平均速度（参考）(m/s)0.3~0.40.3~0.40.3~0.4/0.3~0.40.3~0.40.3~0.4/9额定绝缘水平1）额定工频1min耐受电压：断口（kV）530530530265530530530265对地（kV）4604604602304604604602302）额定雷电冲击耐受电压峰值(1.2/50μs)：断口(kV)120012001200630120012001200630对地(kV)1050105010505501050105010505503）额定操作冲击耐受电压峰值(250×2500μs)：断口(kV)对地(kV) 4）支柱式绝缘子表面最小爬电距离（mm）78127812781239067812781278123906续表序号名称要求值投标方提供值编号编号双接地不接地单接地中性点双接地不接地单接地中性点10开断母线转移电流的能力1）恢复电压（V）300300300/300300300/2）开断电流（A）160016001600/160016001600/3）开断次数（次）100100100/100100100/11开断电容电流值（A）222/222/12开断小电感电流值（A）111/111/13接线端子静负荷1）水平纵相（N）150015001500100015001500150010002）水平横向（N）1000100010007501000100010007503）垂直（N）12501250125010001250125012501000二隔离开关的结构与型式1型式1）型号2）垂直开启式3）水平开启式水平水平水平水平水平水平2是否带接地开关1）双侧带接地开关双接地双接地2）单侧带接地开关单接地单接地3）不带接地开关不接地不接地3操动机构的型式1）型号CJCJCJCSCJCJCJCS 2）三相联动或分相操作三相联动三相联动三相联动三相联动三相联动三相联动3）电动、手动或其它电动、手动电动、手动电动、手动手动电动、手动电动、手动电动、手动手动4）电动电压（V）AC380AC380AC380AC380AC380AC3805）控制电压（V）AC220AC220AC220AC220AC220AC2204接地开关的操动机构型式人力人力/人力人力/1）型号CSGCSGCSG/CSGCSGCSG/2）三相联动或分相操作三相联动三相联动三相联动三相联动3）电动、手动或其它手动手动/手动手动/4）电动电压（V）5）控制电压（V）5一次接线端子的型式6辅助触点数目隔离开关1212121212121212接地开关1010101010102.0220KV隔离开关检修准备和条件2.0.1工器具准备序号名称数量1普通钳工、电工工具一套2塞尺0.05mm一套3摇表1000V、2500V各一块4汽油、棉纱、绸子适量5凡士林、导电膏适量66m升降梯2把7润滑油、纱布适量2.0.2检修准备2.0.2.1确定好检修设备的检修项目后，制定相应的作业指导书。2.0.2.2做好检修前的安全、技术措施。2.0.2.3进行必要的技术交底。2.0.2.4准备检修用具及相应记录表格。 3.0检修内容序号内容1瓷件表面清扫2刀片检查及清扫处理3触头及刀片上的附件检查4隔离开关软连接的检查5隔离开关与母线或断路连接检查6操作与传动机构检查7操作与传动机构与带电部分间的绝缘距离8定位器和制动装置检查9对带有均压装置的隔离开关的均压环的检查10检查隔离开关底座固定情况和接地是否良好11隔离开关的调整4.0检修程序和方法4.0.1瓷件表面清扫检查瓷件表面有无灰尘、有无掉瓷、破损、裂纹及闪络痕迹，根据情况予以更换。绝缘子的铁瓷粘合部位应牢固，否则应根据情况考虑是否更换。4.0.2刀片检查及清扫用汽油擦净刀片、触头或触指上的油污，检查接触表面应清洁无机械损伤，无氧化膜及过热痕迹，无扭曲变形现象、放电痕迹。必要时应用砂布打磨触头接面或拆下角头、刀片等，用锉刀修理接触面的烧斑，最后涂以凡士林，表面镀银的接触面不可锉掉或磨掉，否则应重新镀银。4.0.3触头及刀片上的附件检查附件应齐全、无缺陷，否则应补装或更换。4.0.4隔离开关软连接的检查软连接应完好，无折损或断股现象，否则应更换。4.0.5隔离开关与母线或断路器连接引线部分检查连接引线部分应牢固无过热现象，对过热严重的部件应打开检修使其导电良好4.0.6检查与清扫隔离开关的操作和传动机构，并在轴承、蜗轮处用汽油或煤油清洗掉油泥后加钙基质或注入适量的润滑油。若传动机构或操作机构部件有磨损情况，应予以更换。4.0.7传动机构与带电部分的绝缘距离要符合电压等级及厂家设计要求。4.0.8定位器与制动装置应牢固且动作正确。4.0.9.对带有均压装置的隔离开关，其均压环应不变形，且连接可靠牢固。4.0.10.检查隔离和制动装置应牢固且动作正确。4.0.11.隔离开关的调整：4.0.11.1.使隔离开关合闸，用0.05塞尺检查触头接触情况对于线接触应塞不进去，对于面接触其塞入深度不应超过4~6mm，否则应对接触面进行锉修整形，使之接触良好。4.0.11.2.合闸位置时触头弹簧各圈之间的间隙不大于0.5mm，且均匀。4.0.11.3.用弹簧秤将活动触头中拉出，其最小拉力不应小于以下数值： 额定电流（A）拉力（N）额定电流（A）拉力（N）40098200039260019630006881000392400068815003925000688注：对于户外隔离开关，一般不测接触压力。4.0.11.4.隔离开关组装好后，将其缓慢合闸，观察闸刀是否对准固定触头的中心落下或进入，有无偏卡现象，如有应调整绝缘子，拉杆或其它部件消除缺陷。4.0.11.5.隔离开关的闸刀张角或开距应符合要求，要求由厂家给定，户内型隔离开关在合闸后，闸刀应有3~5mm的备用行程，三相同期性应符合厂家要求。4.0.11.6.检查调整辅助触点的切换应正确并打磨其触点，确保接触良好。5.0安全措施：5.0.1.办好工作票，并进行必要的技术交底。5.0.2.工作过程中，要注意保持与带电体间的安全距离，并遵守相应的检修安全规程。5.0.3.对于室外的双母线接线的隔离开关，应特别注意工作前确认好工作对象，以免走错间隔。5.0.4.检修时应注意接线端受力大小和方向，以免影响接触状态。6.0附表：6.0.1带电部分与传动机构的绝缘距离：技术标准检修前检修后绝缘距离6.0.2塞尺塞入深度（针对面接触式）技术标准检修前检修后深度不超过4~6mm6.0.3活动触头从固定触头中拉出的最小拉力（不小于）技术标准检修前检修后最小拉力（不小于）注：技术标准器视具体设备而给定。第三章35kV/10KV/6KV高压开关柜检修工艺规程1.0高压开关柜概述及技术规范1.0.1高压开关柜概述1.0.1.12X16500矿热炉35KV高压开关柜采用广州白云电气设备股份有限公司生产的35kV户内交流金属封闭移开式高压开关柜（KYN61B-40.5开关柜型；配置吉林永大 ZN107-40.5系列永磁机构真空断路器）。1.0.1.2２X16500矿热炉６KV高压开关柜采用广州白云电气设备股份有限公司生产的６kV户内交流金属封闭移开式高压开关柜。（采用吉林永大集团永磁操作机构真空断路器）。1.0.1.3合金车间３５ＫＶ高压柜一次系统简介变电站内的35KV系统采用单母线分段接线，两台受电及一台分段开关柜，馈出线开关柜有两台电炉变压器开关柜、两台星角转换柜、1台35/6KV变压器开关柜、四台35/0.4KV变压器的开关柜、一台感应加热炉开关柜，以及两台电压互感器、避雷器开关柜。开关柜内一次设备接线为非标准型式。注：星角转换柜为非标设计。1.0.1.4合金车间３５ＫＶ高压柜二次系统简介35kV变电站二次系统采用微机监控及保护系统，开关柜上安装的控制开关、继电器及测量仪表等元器件1.0.1.5合金车间6KV高压柜一次系统简介变电站内的6KV系统采用单母线接线，一台受电开关柜，馈出线开关柜有两台高压风机开关柜、一台备用开关柜、一台实验炉开关柜(待定)，一台馈出线开关柜，以及一台电压互感器、避雷器开关柜。开关柜内一次设备接线为非标准型式。电气主接线详见附图。1.0.1.6合金车间6KV高压柜二次系统简介6kV变电站二次系统采用微机监控及保护系统，开关柜上安装的控制开关、继电器及测量仪表等元器件均在本需范围之内。1.0.1.7合金车间35KV开关柜技术参数主要电气技术参数见下表表1项目技术数据额定电流1250A（进线回路1600A)额定电压35kV设备最高电压40.5kV额定短时耐受电压95kV额定雷电冲击耐受电压185kV4s热稳定电流31.5kA 额定动稳定电流80kA防护等级开关柜外壳IP2X，开关柜型式采用交流金属封闭移开式高压开关柜.开关柜在机械、电气两方面均具有“五防功能”。开关柜具备“五防”功能：●防断路器合闸状态下误拉、误推入手车；●防误入带电间隔；●防带电合地刀；●防带地刀合闸；●防带负荷抽插一次隔离触头。开关柜具体实现的联锁功能如下：（1）接地开关处于分闸位置时，手车才能从试验位置移至工作位置。（2）手车在工作位置时，接地开关不能合闸。（3）接地开关处于合闸位置时，手车不能从试验位置移至工作位置。（4）接地开关仅在手车处于试验位置/隔离位置时才能操作。（5）断路器在手车已充分咬合在试验或工作位置时，才能操作。（6）手车在工作位置，二次插头被锁定不能拔除。（7）断路器手车确实处于试验或工作位置，而没有控制电压，仅能手动分闸。（8）无论断路器手车处于试验或工作位置，只要断路器合闸，手车就不能移动。（9）为防止误入带电间隔，柜内正面和背面装有三只指示灯对应三相电缆头带电的显示装置。柜的背面下部为门结构，门板上设有防爆的透明观察窗，便于运行人员监视电缆头的运行情况。观察窗作为外壳的一部分，具有同外壳同等的强度。1.0.1.8合金车间6KV开关柜技术参数主要电气技术参数见下表表2项目技术数据额定电流630A(进线1250A)额定电压10kV设备最高电压12kV额定短时耐受电压42kV 额定雷电冲击耐受电压75kV4s热稳定电流25kA额定动稳定电流63kA防护等级开关柜外壳IP2X，开关柜型式采用交流金属封闭移开式高压开关柜.开关柜在机械、电气两方面均具有“五防功能”。开关柜具有可靠的联锁装置，完全满足“五防”要求，并符合SD318-89的要求，为操作人员与设备提供可靠的安全性保护，即：防断路器合闸状态下误拉、误推入手车；防误入带电间隔；防带电合地刀；防带地刀合闸；防带负荷抽插一次隔离触头。同时，开关柜具备下列的联锁功能：（1）当接地开关处于分闸位置时，断路器手车才能从断开/试验位置移至工作位置。（2）断路器手车在工作位置时，接地开关不能合闸。（3）接地开关处于合闸位置时，断路器手车不能从试验位置移至工作位置。（4）接地开关仅在手车处于试验位置/隔离位置时才能操作。（5）断路器在手车已充分咬合在试验或工作位置时，才能操作。（6）断路器手车在工作位置，二次插头被锁定不能拔除。（7）断路器手车确实处于试验或工作位置，而没有控制电压，仅能手动分闸。（8）无论断路器手车处于试验或工作位置，只要断路器合闸，手车就不能移动。——为防止误入带电间隙，开关柜前后装设有监视一次回路带电状态的带电显示装置，可提示高压回路的带电状况，提高产品的防误性能。柜的后面分为上、下门，上、下门之间具有可靠的联锁，在下门安装防误电磁锁，当一次回路处于带电状态下不能打开下门。从而实现防止误入带电间隙。在下门上设有防爆的透明观察窗，便于运行人员监视电缆头的运行情况，也便于用来监视开关柜接地开关处于什么状态。观察窗作为外壳的一部分，具有同外壳同等的强度。1.0.1.9220KV变电站35KV中心配电室采用正泰集团生产的KYN61B-40.5型35KV高压柜10台，XHG-35KV型消弧柜3台。1.0.2.1220KV变电站10KV中心配电室采用大连正兴电气控制有限公司生产的KYN28-12型进线柜2台，RZX-10/63型电压互感器柜2台，KYN28-12型隔离柜1台， KYN28-12型馈线柜12台，KYN28-12型母联柜1台。1.0.2.2电解10KV配电室采用大连正兴电气控制有限公司生产的KYN28-12型电源进线柜2台，RZX-10/63型电压互感器柜2台，KYN28-12型隔离柜1台，KYN28-12型母联柜1台，KYN28-12型馈电柜12台。1.0.2.3阳极组装和残极处理10KV配电室采用大连正兴电气控制有限公司生产的KYN28-12型电源进线柜2台，RZX-10/63型电压互感器柜2台，KYN28-12型隔离柜1台，KYN28-12型母联柜1台，KYN28-12型馈电柜11台。1.0.2.410KV空压站配电室采用大连正兴电气控制有限公司生产的KYN28-12型电源进线柜2台，RZX-10/63型电压互感器柜2台，KYN28-12型隔离柜1台，KYN28-12型母联柜1台，KYN28-12型馈电柜8台。1.0.2.5220KV变电站35KV中心配电室开关柜技术参数35KV开关柜额定参数（1)开关柜型式：35KV户内金属铠装抽出式开关设备（2)断路器开关型式：真空断路器，弹簧操作机构（采用GE系列产品）（3)系统额定电压：35KV（4)系统最高工作电压：40.5kV（5)额定频率：50Hz（6)主母线额定电流：1600A（7)额定短时耐受(热稳定)电流(有效值)及持续时间：31.5kA，4s（8)额定动稳定耐受电流（峰值）：80kA（9)外壳防护等级：不低于IP4X（10)额定绝缘水平：额定雷电冲击耐受电压（峰值）:相对地、相间，断路器断口:185kV隔离断口:215kVlmin工频耐受电压（有效值）:相对地、相间，断路器断口:95kV隔离断口:118kV（11)噪声：小于45dB，操作时小于115dB（12)母线接线型式：单母线三分段接线 （13)开关柜外形尺寸(高×宽×深)：电流≤1250A2800×1400×2800(mm)电流＞1250A2800×1400×2800(mm)(14)分闸时间：不大于40ms(15)合闸时间：不大于100ms(16)合闸弹跳：≤2ms(17)操作电压：DC220V(18)开关操作程序：分—0.3s—合分—180s—合分(19)弹簧机构寿命：机械开合次数≥60000次（提供试验报告原件）额定短路开断次数≥30次（20)柜体温升：运行人员易触及部位:≤30K可触及但正常操作时无需触及部位:≤40K结构特点：（1)真空断路器采用手车式安装，断路器手车应灵活轻便，当断路器处于“试验”位置时手车自动与接地母线联接。（2)开关柜内所配一次设备（含接地开关）都应与断路器参数相配合，各元件的动、热稳定必须满足要求（3)断路器柜内，母线、断路器、出线和综自保护装置及仪表等均有单独的隔离小室，小室与小室间用金属隔板隔离。（4)高压开关柜应符合五防要求：防止误分、合断路器；防止带负荷分隔离开关；防止接地开关合上时送电；防止带电合接地开关；防止误入带电隔室（包括进线后背包部分）。（5)所有开关柜采用简单、可靠的机械“五防”结构，对难以实现机械“五防”的部分，可采用电气闭锁。但应实现下列功能：a)当断路器处于合闸位置时，断路器手车无法推进或拉出。b)当断路器手车未到位置时（指工作或试验位置），断路器无法进行合闸操作。c) 开关手车位置需与后半柜的柜门或封板闭锁，即手车在工作位置时不能打开后半柜的柜门或封板。后半柜的柜门或封板在打开位置时，断路器不能合闸。d)当断路器手车处于在“试验”位置与“工作”位置之间（包括“工作”位置）时，无法操作接地开关。e)开关柜前面装设的开关状态显示应有能反映开关柜高压带电回路有无电压的装置，并带强制闭锁，闭锁柜门及封板。线路检修时接地线的接地点采用M12铜螺栓，应设置在后半柜内。f)接地开关与断路器有机械闭锁装置,断路器在合闸位置时，不允许接地开关关合；接地开关与带电显示装置之间有电气联锁，当带电显示装置显示有电时，接地开关关合不能关合。（6)开关柜外壳防护等级为IP4X，断路器门打开后为IP2X。（7)开关柜应为组装式框架结构。骨架采用优质覆铝锌钢板制成，面板及隔板采用优质冷轧钢板制成，所有部件有足够的强度，能承受运输、安装和运行时短路所引起的作用力而不致于损坏。手车室底部设有手车轨道、导向、接地以及定位装置，保证手车平衡、准确地进入或退出，且保证车体与柜体具有良好的接地。（8)开关装置的布置应便于进行监视、检查和维修，柜体正面大门与背面封板上需装绝缘材料制造的视察窗，视察窗具有良好透明度和足够的强度。（9)手车室与主母线（上隔离插头室）、下隔离室之间装有隔板，在板上装有绝缘活动门。绝缘活动门随手车的进入或退出自动开启或关闭。（10)开关柜的前门应为铰链门，且开关在“试验”位置时，也能关闭，开关柜背后为可拆卸的盖板。（11)开关柜内的控制、保护小盘应牢固，便于设备的调试和维修。（12)开关柜手车的推进、抽出应灵活方便，对仪表小室无冲击影响,相同规格的开关柜手车应有互换性（应配1～2个手车引导架，引导架与柜体采用挂钩连接）。（13)开关柜内应设照明，灯泡电压为交流220V，并由门开关联锁。（14)所有操作机构和辅助开关的接线除有特殊要求外，均采用相同接线方式，以保证开关柜手车的互换性。（15)手车在柜体中应有明显的工作位置、试验位置和断开位置，各位置均能自动锁位和安全接地。为保证检修安全，在一次插头上装设触头盒及安全挡板，保证手车室母线室间的防护等级，并能自动进行开闭。（16) 开关柜内各小室应隔离，为防止柜顶主母线发生短路故障波及相邻开关柜，要求母线小室柜间加装隔离套管。（17)柜内母线采用绝缘母线（热缩管），并应具有防潮、阻燃性能及足够的介电强度，其对母线载流量的影响由供方考虑。（18)开关柜内设电加热器，各开关柜的加热器均应接至加热小母线上，加热器可在柜外由开关控制其投入或切除，加热器投入后按整定湿度自动通电或断开。（19)所有用螺栓固定的主母线和分支母线接头，对铜导体应镀银，并保证其温升不超过标准值；在长期使用期间，从标准温度到额定负荷温度，固定螺栓的初始接触压力值不应降低，每个连接点尽可能不少于两个螺栓(说明书中应给出螺栓拧紧的力矩值)。（20)母线用色标标明相别的颜色，A、B、C相及地，分别为黄、绿、红及黑色。（21)高压开关柜中各组件及其支持绝缘件的绝缘爬电比距应按凝露型考虑，其纯瓷绝缘材料不小于1.8cm/kV，环氧树脂材料不小于2.0cm/kV.（22)开关柜中的接地母线应能承受短路时的瞬时及短时电流而不超过额定温升。接地母线为铜质材料，其最小截面为240mm2。接地母线接头应镀银，间接地线应配专用接地头。（23)开关柜中的电流互感器技术数据应满足设计要求，其二次绕组按设计要求（包括极性要求）在端子排上进行连接。电流互感器的布置应便于维护和检修。（24)电压互感器应设置在单独的间隔内，并配有一次熔断器，当需要更换熔芯和VT时，可抽出VT手车在柜外进行维修工作，保证维修工作方便、安全。电压互感器回路的手车触头应能开断二次负载电流，电压互感器安装在专用消谐消弧装置柜（采用上海一天系列产品）内。1.0.2.6电解10KV配电室，阳极组装和残极处理10KV配电，空压站10KV配电室10KV开关柜技术参数：1．10kV开关柜额定参数（1)开关柜型式：10KV户内金属铠装抽出式开关设备（2)断路器开关型式：采用吉林永大集团永磁式操作机构真空断路器（3)系统额定电压：10kV（4)系统最高工作电压：12kV（5)额定频率：50Hz（6)主母线额定电流：4000A（7)额定短时耐受(热稳定)电流(有效值)及持续时间：25kA，4s（8)额定动稳定耐受电流（峰值）：63kA （9)外壳防护等级：不低于IP4X（10)额定绝缘水平：额定雷电冲击耐受电压（峰值）:相对地、相间，断路器断口:75kV隔离断口:85kVlmin工频耐受电压（有效值）:相对地、相间，断路器断口:42kV隔离断口:48kV（11)噪声:小于45dB，操作时小于115dB（12)母线接线型式：单母线接线（13)开关柜外形尺寸(高×宽×深)：电流≤1250A2300×800×1500(mm)电流＞1250A2300×1000×1500(mm)(14)分闸时间：不大于40ms(15)合闸时间：不大于100ms(16)合闸弹跳：≤2ms(17)操作电压：DC220V(18)开关操作程序：分—0.3s—合分—180s—合分(19)永磁机构寿命：机械开合次数≥100000次（提供试验报告原件）额定短路开断次数≥30次（20)柜体温升：运行人员易触及部位:≤30K可触及但正常操作时无需触及部位:≤40K结构特点：（1)真空断路器采用手车式安装，断路器手车灵活轻便，当断路器处于“试验”位置时手车自动与接地母线联接。（2)开关柜内所配一次设备（含接地开关）都与断路器参数相配合，各元件的动、热稳定满足要求（3)断路器柜内，母线、断路器、出线和综自保护装置及仪表等均有单独的隔离小室，小室与小室间用金属隔板隔离。（4)高压开关柜符合五防要求： 防止误分、合断路器；防止带负荷分隔离开关；防止接地开关合上时送电；防止带电合接地开关；防止误入带电隔室（包括进线后背包部分）。（5)所有开关柜采用简单、可靠的机械“五防”结构，对难以实现机械“五防”的部分，可采用电气闭锁。但实现下列功能：a)当断路器处于合闸位置时，断路器手车无法推进或拉出。b)当断路器手车未到位置时（指工作或试验位置），断路器无法进行合闸操作。c)开关手车位置需与后半柜的柜门或封板闭锁，即手车在工作位置时不能打开后半柜的柜门或封板。后半柜的柜门或封板在打开位置时，断路器不能合闸。d)当断路器手车处于在“试验”位置与“工作”位置之间（包括“工作”位置）时，无法操作接地开关。e)开关柜前面装设的开关状态显示有能反映开关柜高压带电回路有无电压的装置，并带强制闭锁，闭锁柜门及封板。线路检修时接地线的接地点采用M12铜螺栓，设置在后半柜内。f)接地开关与断路器有机械闭锁装置,断路器在合闸位置时，不允许接地开关关合；接地开关与带电显示装置之间有电气联锁，当带电显示装置显示有电时，接地开关关合不能关合。（6)KYN28开关柜外壳防护等级为IP4X，断路器门打开后为IP2X。（7)开关柜为组装式框架结构。骨架采用优质覆铝锌钢板制成，面板及隔板采用优质冷轧钢板制成，所有部件有足够的强度，能承受运输、安装和运行时短路所引起的作用力而不致于损坏。手车室底部设有手车轨道、导向、接地以及定位装置，保证手车平衡、准确地进入或退出，且保证车体与柜体具有良好的接地。（8)开关装置的布置便于进行监视、检查和维修，柜体正面大门与背面封板上需装绝缘材料制造的视察窗，视察窗具有良好透明度和足够的强度。（9)手车室与主母线（上隔离插头室）、下隔离室之间装有隔板，在板上装有绝缘活动门。绝缘活动门随手车的进入或退出自动开启或关闭。（10)开关柜的前门为铰链门，且开关在“试验”位置时，也能关闭，开关柜背后为可拆卸的盖板。 （11)开关柜内的控制、保护小盘牢固，便于设备的调试和维修。（12)开关柜手车的推进、抽出灵活方便，对仪表小室无冲击影响,相同规格的开关柜手车有互换性（配1～2个手车引导架，引导架与柜体采用挂钩连接）。（13)开关柜内设照明，灯泡电压为交流220V，并由门开关联锁。（14)所有操作机构和辅助开关的接线除有特殊要求外，均采用相同接线方式，以保证开关柜手车的互换性。（15)手车在柜体中有明显的工作位置、试验位置和断开位置，各位置均能自动锁位和安全接地。为保证检修安全，在一次插头上装设触头盒及安全挡板，保证手车室母线室间的防护等级，并能自动进行开闭。（16)开关柜内各小室隔离，为防止柜顶主母线发生短路故障波及相邻开关柜，要求母线小室柜间加装隔离套管。（17)柜内母线采用绝缘母线，并具有防潮、阻燃性能及足够的介电强度，其对母线载流量的影响由供方考虑。（18)开关柜内设电加热器，各开关柜的加热器均接至加热小母线上，加热器可在柜外由开关控制其投入或切除，加热器投入后按整定湿度自动通电或断开。（19)所有用螺栓固定的主母线和分支母线接头，对铜导体镀银，并保证其温升不超过标准值；在长期使用期间，从标准温度到额定负荷温度，固定螺栓的初始接触压力值不降低，每个连接点尽可能不少于两个螺栓(说明书中给出螺栓拧紧的力矩值)。（20)母线用色标标明相别的颜色，A、B、C相及地，分别为黄、绿、红及黑色。（21)高压开关柜中各组件及其支持绝缘件的绝缘爬电比距按凝露型考虑，其纯瓷绝缘材料不小于1.8cm/kV，环氧树脂材料不小于2.0cm/kV.（22)开关柜中的接地母线能承受短路时的瞬时及短时电流而不超过额定温升。接地母线为铜质材料，其最小截面为240mm2。接地母线接头镀银，柜间接地线配专用接地头。（23)开关柜中的电流互感器技术数据满足设计要求，其二次绕组按设计要求（包括极性要求）在端子排上进行连接。电流互感器的布置便于维护和检修。（24)电压互感器设置在单独的间隔内，并配有一次熔断器，当需要更换熔芯和VT时，可抽出VT手车在柜外进行维修工作，保证维修工作方便、安全。电压互感器回路的手车触头能开断二次负载电流，电压互感器安装在专用消谐消弧装置柜（采用上海一天产品）内。2.0引用标准：GB3906-91《3～35kV交流金属封闭开关设备》 GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》GB11022-99《高压开关设备通用技术条件》GB1984《交流高压断路器》GB1985《交流高压隔离开关和接地开关》GB1207《电压互感器》GB1208《电流互感器》GB7354《局部放电测量》GB772《高压绝缘子瓷件技术条件》GB8287《高压支柱瓷绝缘子技术条件》GB16926-1997《交流高压负荷开关—熔断器组合电器》DL/T403-2000《12~40.5kV高压真空断路器订货技术条件》DL/T404-1997《户内交流高压开关柜订货技术条件》DL/T402-1999《交流高压断路器订货技术条件》DL/T593-1996《高压开关设备的共用订货技术导则》GB50150—1991《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》IEC-298《1kV以上，52KV及以下交流金属封闭开关设备和控制设备》IEC-56《高压交流断路器》3.0检修周期、项目：3.0.1检修周期3.0.1.1大修周期：一般在投入运行后的1年内和以后每间隔3年大修一次。运行过程发现异常或在承受短路电流后应进行大修。3.0.1.2小修周期：一般每年二次。3.0.2检修项目：3.0.2.1真空开关的大修项目如下：3.0.2.1.1真空灭弧室清扫检查3.0.2.1.2检查各紧固件的状况3.0.2.1.3检查各操作传动机构的联结部件3.0.2.1.4修理生锈、变形、损坏的弹簧3.0.2.1.5检查主回路的导电部位3.0.2.1.6真空灭弧室真空度检查3.0.2.1.7各相开距、超程测试调整3.0.2.1.8操作机构自由脱扣试验3.0.2.1.9开关“五防”闭锁装置的检查试验 3.0.2.1.10开关机械特性试验3.0.2.1.11大修的电气试验和试运行。3.0.2.2真空开关的小修项目如下：3.2.2.1处理已发现的缺陷；3.0.2.2.2检查主回路端子的接触情况（测量直流电阻）；3.0.2.2.3开关操作、储能机构紧固加油（ZS1开关为电磁机构行程检查）；3.0.2.2.4检查开关分、合闸及储能指示是否正确；3.0.2.2.5ZS1开关合闸接触器检查，接点打磨；3.0.2.2.6分合闸线圈的电阻值测试，转换开关切换检查；3.0.2.2.7开关“五防”闭锁装置的检查试验；3.0.2.2.8按《电气设备预防性试验规程》规定进行测量。4.0检修前的准备工作：4.0.1查阅档案了解真空开关的运行情况：4.0.1.1运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，承受短路的次数和情况；4.0.1.2查阅检修记录，确定开关检修重点项目；4.0.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；4.0.1.4查阅试验记录，了解运行状况；4.0.1.5进行大修前的试验，确定附加检修项目4.0.2编制大修工程技术、组织措施计划：4.0.2.1人员组织及分工；4.0.2.2施工项目及进度表；4.0.2.3特殊项目的施工方案；4.0.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；4.0.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；4.0.2.6绘制必要的施工图。4.0.3维修注意事项：4.0.3.1对运行状态下真空断路器进行外观检查时，要防止不小心进入高压危险区域内；4.0.3.2需要用手直接触及真空断路器进行检修时，真空断路器必须处于“断开“状态，同时还必须断开真空断路器的主回路和控制回路，并将主回路开关拉至柜外才可以开始检修；4.0.3.3真空断路器中采用电动弹簧操作机构，检修时一定要松开合闸簧后才可以开始检修；4.0.3.4必须充分注意勿使真空开关管的绝缘壳体、法兰的熔接部分和排气管的压接部分碰触硬物而损坏；4.0.3.5真空开关管外表面脏污时，要用汽油之类的溶剂拭干净；4.0.3.6进行操作时，不得麻痹疏忽，掉落工具；4.0.3.7不容许用湿手、脏手触摸真空断路器；4.0.3.8绝对不容许将真空断路器当作脚踏平台，也不容许把东西放在真空断路器上面；4.0.3.9拆卸真空断路器零部件的程度不得超过实际需要；4.0.3 .10必须注意：松动的螺栓、螺帽、之类的零件要完全拧紧；弹簧档圈之类的零件用过之后，禁止再使用；4.0.3.11检修工作结束时，一定要查清有没有遗忘使用过的工具和器材。5.0检修项目及质量要求：5.0.1真空开关管的检修：5.0.1.1检查外观有无异常，特别是外表面有无污损、裂纹，如果表面脏污，用干布拭干净；5.0.1.2测定触头磨损量，用触头超行程尺寸的变化来判断：在真空断路器合闸状态下测定超行程的尺寸，如果小于规定的尺寸（最初触头超行程尺寸减去触头容许磨损量），则更换真空开关管；5.0.1.3在真空断路器合闸状态下用肉眼检查能否看见套着触头超行程弹簧的连杆上的红色标记，如果看不见，则更换真空开关管；5.0.1.4用肉眼检查真空开关管可动轴部分的目标线，如果看不见目标线，就更换真空开关管。5.0.1.5根据计数器的读数确定真空开关管的分、合闸次数，分合闸次数达到一万次时进行真空开关管的耐压试验，分、合闸次数达到二万次时更换真空开关管。5.0.1.6用耐压试验方法来判断真空开关管的真空度：使真空断路器处于开断状态，在真空开关管的触头间加上电压来判断真空度。测定方法是用接触调压器以20KV/min的升压速度一直升到真空断路器的工频耐压值。如果电压上升过程中，因放电使电流表指针摆动，则立即降低电压到零，然后再上升电压，若放电使电流表指针摆动，则立即降低电压到零，然后再上升电压。这样重复操作2～3次，如果真空开关管能够承受工频耐压值１０秒钟以上，则认为正常。真空开关管不正常时，随着电压上升，电流也增大，电流表指针偏转就超过刻度。5.0.2高压带电部分的检修：5.0.2.1外观检查主回路：导电部分有无变色，核实夹紧状态是否正常；可动联结部件接点油膏的附着情况是否变化，如果油膏变色或硬化，拭掉旧的，涂上新的接点油膏；固定联结部件夹紧状置是否正常，有松动的地方需要拧紧；绝缘外壳、支持绝缘子等有无破损，。5.0.2.2绝缘电阻测定：用2500V摇表测定各部分绝缘电阻，如果测定的绝缘电阻低于标准值，用干布拭干净绝缘件表面后再测定一次，若测得的绝缘电阻仍未提高，应查清原因处理。5.0.2.3测定接触电阻：在真空断路器主回路端子间通过10～100A的直流电流，测定真空开关管两个端子间、主回路端子间等必须检测部位的电压降。5.0.2.4、开关主回路母线固定螺栓加厚垫之间应留有5mm间隙，不得构成环流。5.0.3真空开关操作机构部分的检修：5.0.3.1外观检查和检修：5.0.3.1.1各紧固部分应拧紧，如有松动予以处理。5.0.3.1.2元件生锈、变形、损伤的检修。锈得严重的部位用砂纸把锈砂去并涂上防锈油，元件变形损伤时应更换。5.0.3.1.3清理各传动机构的油积，并更换新油。5.0.3.2分合闸操作试验：5.0.3.2.1手动分、合闸操作试验： 5.0.3.2.1.1采用电磁操作机构的断路器：用手操动手柄进行合闸操作，再用手按脱扣按钮进行脱扣操作，应确保真空断路器分合闸动作无异常。5.0.3.2.1.2采用电动弹簧储能操作机构的断路器：用手操动手柄使合闸弹簧储能，然后按下合闸按钮进行合闸操作，接着按下脱扣按钮进行脱扣操作，应确保真空断路器分、合闸无异常。5.0.3.2.2自由脱扣试验：5.0.3.2.2.1采用电磁操作机构的断路器：用手操动手柄进行合闸操作，并保持在合闸位置上，然后按下脱扣按钮使真空断路器脱扣，接着漫漫的拔回手柄，核实能否进行下一次操作。5.0.3.2.2.2采用电动弹簧储能操作机构的断路器：操动手柄使合闸弹簧储能，然后按下脱扣按钮，应确保断路器的脱扣先动作。接着，再次合闸弹簧储能，核实能否进行下一次操作。5.0.3.2.3通电分、合闸操作试验：用导线将专用试验电源接到真空断路器上控制回路接线端子，接通控制回路电源，应确认真空断路器能进行分、合闸操作，无异常。5.0.3.3分合闸和操作次数：分、合闸操作试验时应核实真空断路器的分合闸指示和操作次数计数器能否正常工作。5.0.3.4最低工作电压：测定最低合闸动作电压和最低脱扣动作电压的方法：在合闸操作回路或脱扣操作回路内串变阻器和直流电流表，调节变阻器的电阻值来测定最小动作电流，再按下式求出最低动作电压：最低合闸动作电压=最小合闸动作电流×测试中测得的对应电阻值最低脱扣动作电压=最小脱扣动作电流×测试中测得的对应电阻值5.0.4控制部分的检修：5.0.4.1控制回路元件：5.0.4.1.1核实控制元件安装部分的夹紧状态，若有松动，予以夹紧。5.0.4.1.2核实辅助开关的动作情况，若动作不良应调整行程。5.0.4.1.3检查辅助开关触头的导通情况，若接触不良，用砂布把触头磨光或更换辅助开关。5.0.4.1.4检查控制接触器、控制继电器等触头的表面状态，触头表面被严重磨损时应更换触头。5.0.4.2测定绝缘电阻：用500V兆欧表测定绝缘电阻，整个控制回路绝缘电阻在2兆欧以上。5.0.5高压真空接触器（F+C）的检查准则：序号检查项目检查方法质量标准处理方法1触头磨损量用肉眼观察或用测触头超行程量的方法进行，用卡尺测量行程，用通止规检查超程。用测量触头超行程的方法来判断触头超行程的裕度还有多少，如果触头超行程，如果触头超行程量规塞不进去，表示触头寿命已到。如果触头寿命已到，则更换真空开关管。如果触头磨损量在容许范围内，则调整触头超行程量，继续使用。 2机构的磨擦声用板钳之类工具夹住转轴，一边用手旋转转轴，一边检查真空开关管的转轴和轴承部分以及辅助操作机构部分等。根据有否磨擦声，转动是否特别沉重，检查最低吸引动作电压有否异常来判断。如果有磨擦声，注入少量润滑油3吸合闸电压（最低动作电压）通常是调整试验电源使接触器动作，用肉眼观察合闸速度是否特别慢。正确的方法是调节串联线圈回路内的滑线变阻器，使线圈内的电流是额定合闸电流的80%左右，核实真空接触器是否动作。也可以降低试验电源电压来检查。用肉眼观察，如果真空接触器的动作不是异常的缓慢，就表示正常，如果电源变动，设备温度不特别高，电压为额定操作电压的80%左右时能动作，就认为实际使用中无故障。有磨擦声音之类的情况时，认为是磨擦提高了动作电压，可按序号2的要求进行检修。也可以调整复位弹簧的压力。4辅助触头检查有否异物进入，所规定的移动行程和触头开距是否正常用肉眼观察或检查尺寸，判断是否具有所规定的触头开距有异物潜入时，清除异物，行程不足时调整行程5紧固部分有否松动用肉眼观察，用板钳检查紧固部分是否拧紧如果有松动处，重新拧紧，真空开关管的安装螺栓不要拧的太紧。 第四章400VPC（MCC）检修1.0400VPC/MCC开关柜概述及技术规范1．0．1概述我厂电解区域及2×16500KVA矿热炉主厂房PC/MCC系北京供电福斯特开关设备有限公司生产；动力柜系北京华科恒通电力技术有限公司生产。400VPC/MCC开关柜主要技术规范序号所属区域名称合计柜子数量主要参数1电解区域PC及MCC143台PC：额定电流：630～4000A；额定开断电流：40~50KAMCC：额定电流：1000A；额定开断电流：40~50kA22×16500KVA矿热炉PC及MCC49台PC：额定电流：630～4000A；额定开断电流：40~50KAMCC：额定电流：1000A；额定开断电流：40~50kA2.0引用标准本标准引用GB/T1.1—1993标准化工作导则及制造厂技术规定。3.0检修周期、项目3.0.1检修周期：随主设备大、小修。3.0.2检修项目：抽屉检修；自动空气开关检修；接触器、磁力起动器的检修；热继电器检修。4.0检修工艺、质量标准4.0.1抽屉检修：对抽屉进行全面清扫；抽屉机构在推拉时应灵活、轻便，无卡阻、碰撞现象。门锁好用，闭锁可靠；抽屉动触头与静触头中的线应一致，触头接触应严密。控制电路与主电路插头、插座连接应紧密，弹性接触良好。二次配线应整齐，信号灯具齐全，端子排、操作及动力线无损坏。用500V摇表测相对地及相间绝缘应大于20MΩ，控制回路对地绝缘电阻值≥1MΩ。4.0.2HH15系列刀熔开关的检修：检查HH15系列刀熔开关是否完整无损伤，可动部分应动作灵活、无卡阻现象，分、 合闸应迅速可靠，柜门开关灵活，指示正确。保险固定装置应完整清洁、无裂纹、损坏松动现象，保险接触紧密。操作机构灵活好用、不卡涩。开关触头接触紧密、可靠，三相同期应不大于0.5mm，检查开关合闸后接触电阻合格。开关的进出线应紧固无过热变色现象，通断可靠，进出柜灵活。保护装置应齐全，动作可靠、准确，其规范符合要求。4.0.3接触器、磁力起动器的检修4.0.3.1检查接触器、磁力起动器各部零件有无损伤或缺少。可动部分应动作灵活、无卡涩现象，灭弧装置应完整清洁，分、合闸迅速可靠，其规范应符合设计要求。4.0.3.2触点表面应平整，不应有损坏或烧伤痕迹。触点接触应紧密，各触头分、合动作应准确。4.0.3.3线圈绝缘良好，表面无损伤，接线应牢固正确。4.0.3.4接触器的可动触头弹簧及软铜带不应阻碍衔铁的自由动作。4.0.3.5保护装置应齐全，其规范应符合要求。热继电器的热元件与被保护电器应正确配合使用。4.0.3.6接触器、磁力起动器不应有剧烈的响声，各螺丝应紧固，短路线或短路环良好，弹簧压力适当，贴光面应清洁无污垢，无凹凸不平。4.0.3.7电磁铁的中凸部分和铁芯间应留有0.15—0.20mm间隙，以防在停电时衔铁自动脱开。4.0.3.8可逆的接触器、磁力起动器，必须有不使两个吸引线圈同时通电的电气闭锁和机械闭锁。4.0．3.9电磁铁的铁芯接触面接触良好，不应有污垢。4.0.4热继电器4.0.4.1检查热继电器的各部零件有无缺损，其规范是否符合被保护电器的要求。4.0.4.2双金属片要保持原有的金属光泽，接通良好。4.0.4.3在设备发生故障通过很大的短路电流后，应检查热元件和双金属片无明显的变形。4.0.4.4热继电器完整、绝缘良好，各部螺丝紧固无过热。4.0.4.5刻度与实际铭牌出力应相符。直接复位和间接复位装置应保持好用。4.0.5二次回路及继电器：4.0.5.1二次回路接线符合设计要求，盘内配线编号与图纸一一对应，端子排、继电器接线紧固可靠，用500V摇表测各回路绝缘电阻在0.5MΩ以上；4.0.5.2各时间继电器、电流继电器、电压继电器、中间继电器等外壳完好无破损，接点动作灵活、接触可靠，无过热变色痕迹，动作值符合定值单要求；4.0.5.3控制开关动作灵活，无卡涩现象，接点通断可靠，信号灯指示正确，无过热、变色迹象；4.0.5.4各控制变压器、PT、CT完好无损伤，声音正常，线圈完好，铁芯固定完好无松动；4.0.5.5电压表、电流表、电度表回路接线正确、接触可靠，无开路、短路现象，表计完好校验合格，指示准确；4.0.5.6保护传动试验符合设计要求，各项试验合格 4.0.6母线的检修：4.0.6.1各柜内屏顶及引流母线接触紧密，连接螺栓紧固，母线无过热，母线接头间隙符合要求；4.0.6.2母线支持绝缘子完好无破损，压接紧固可靠；4.0.6.2母线热缩绝缘套完好无破损，一、二次保险座接触紧密无破损，必要时更换，保险两侧接线可靠。5.0低压二次配电装置引用标准本标准引用GB/T1.1—1993标准化工作导则及制造厂说明书标准。采用电力系统统一规定的低压二次配电设备的术语、符号和代号。如有特殊用法，使用时将予以说明。6.0检修周期：大修周期每四年进行一次，。7.0检修工艺、质量标准：7.0.1二次配线检修工艺、质量标准：7.0.1.1配电盘内的配线应排列整齐，接线正确、牢固，与图纸一致。7.0.1.2配线在两个端子之间不允许有接头及分支线，配线端部须套上绝缘标号头，并写明编号。7.0.1.3在盘内配线及电缆芯线应成排成束，垂直或水平，有规律可配置，其长度超过200mm时，应加可拆卸的扎带或线卡子。7.0.1.4所有与配电盘连接电缆，在与端子排相连接前，都应用电缆卡子固定在支架上，使端子不受任何机械应力。7.0.1.5对二次回路电缆截面的要求，控制回路和电压回路的铜芯截面不得小于1.5mm2，电流回路的铜芯截面不得小于2.5mm2。7.0.1.6各端子排列整齐，端子标志清楚，无烧损碳化现象。7.0.2操作开关检修质量标准：7.0.2.1各种操作开关、按钮动作应正确、无卡涩，安装牢固，标志齐全。7.0.2.2零件完备，触点无烧损、氧化膜，表面清洁，检修时可用金相砂布打光，限位器位置正确，接点有一定压力。7.0.2.3胶木外壳无裂纹、无碳化过热现象。7.0.2.4修后操作开关应进行校验。7.0.3信号灯具、端子排检修标准：7.0.3.1信号灯具检修：a.灯具完备、清洁。b.安装牢固。c.试验好用。7.0.3.2端子排检修 a.清洁整齐。端子完好，无碳化。b.安装牢固，螺丝齐备。c.端子及整个端子排有明显、齐全的标志。7.0.4控制电缆检修标准：7.0.4.1新放铠塑电缆弯曲半径R≥6d，电缆终端和沿电缆敷设路线上应有标牌，电缆标牌标号应正确完整，并写明敷设日期。7.0.4.2电缆中间接头应用接线盒，干包接头两端铅皮间应有连线。7.0.4.3电缆排列整齐，固定牢固，无下沉；标志齐全、正确，盘内电缆孔应封堵严密。7.0.4.4引进盘、柜的电缆应排列整齐，避免交叉。7.0.4.5线束长度超过200mm时，应用线夹或扎带固定。7.0.4.6盘内电缆芯线应垂直或水平有规律配置，不得歪斜、交叉，备用芯应留有适当余度。7.0.4.5交、直流回路二次电缆对地绝缘电阻用1000V摇表测量，阻值不应小于1MΩ。7.0.5继电器的质量标准7.0.5.1继电器外部检查a.内部清洁，无灰尘、油污、杂物。b.可动部分灵活不卡涩，无异物。各种间隙合适（参照具体继电器说明书）。c.各部件安装完好，螺丝应拧紧，焊接头应牢固可靠，无虚焊、脱焊。d.触点无烧痕、麻点。触点闭合要有足够的压力。动、静触头接触时应中心相对。e.擦拭个修理触点时，禁止使用砂纸、锉等粗糙器件，烧燃处可用细砂条修理，并用鹿皮或绸布抹净。f.整定把手应能可靠地固定在整定位置，整定螺丝插头与整定孔的接触良好。g.各种时间继电器的钟表机构及可动系统在前进和后退过程中动作应灵活，其触点的闭合要可靠。h.继电器底座端子板上的接线螺钉的压接应紧固可靠，引向相邻端子的接线鼻子之间要有一定距离，以免相碰。（参照各种继电器随产品说明书）下表仅供参考：JT3系列直流电磁继电器数据：超行程mm断开距离mm压力（克）常开常闭初压力终压力≮1.5≮4≮3.5≮70≮90i.绝缘试验：用500摇表测量：全部端子对底座、磁导体绝缘电阻不小于50MΩ；线圈对触点及各触点间的绝缘电阻不小于50MΩ；各线圈间的电阻小于10MΩ 第二篇变压器检修标准第一章220KV电力变压器检修工艺规程1.0220KV电力变压器概述及技术规范1.1220KV电力变压器概述；我公司220KV电力变压器为#1、#2、#3、#4、5#动力变压器，均系保定天威集团产品，是三相双绕组油浸式自然油循环强迫风冷、有载调压变压器，并配有有载调压开关自动净油装置。1.2220KV电力变压器技术规范；1．2．1#1～5#动力变压器和#1～5#整流变压器机组的技术规范如下：1．2．1．1#1、#2动力变压器型号：SFZ10-31500/220，#3、#4、5#动力变压器型号：SFZ10-50000/220，#1～#5整流变压器机组型号ZHSFPZ-71800/220，均为户外三相双绕组油浸式低损耗铜芯有载调压电力变压器。额定容量：（在绕组平均温升≤62.6K时连续额定容量）绕组额定变比：三相：#1、#2动力变压器为220±8×1.25%/10.5#3、#4、5#动力变压器为220±8×1.25%/35#1～#5整流变压器机组为特种变压器系列，二次电压范围11.1V～574.4V调压方式：有载调压额定频率：50Hz额定电流：#1、#2动力变压器82.7/1732.1A，#3、#4、5#动力变压器131.2/824.8A，#1～#5整流变压器机组：调变输出592.2A，主变输入2×296.1A，阀侧线电流4×17952A。每台动力变压器的联接组别标号：YNd11；每台整流变压器机组的联接组别标号：YNY12+d。中性点接地方式：220kV中性点直接接地，预留经避雷器接地条件；短路阻抗：14%(允许偏差±5%)。变压器额定绝缘水平（kV）：设备最高电压Um=242kV短时工频耐受电压(有效值)雷电冲击耐受电压，全波(峰值)高压中性点200950低压10KV357535KV852001．2．1．2套管1．2．1．2．1额定电流：高压侧：2500A；低压侧：16000A（单相）；1．2．1．2．2绝缘水平：额定耐受电压见下表，设备最高电压Um=242kV短时工频(有效值，kV)雷电冲击全波(峰值，kV)操作冲击(峰值，kV)高压75016751175高压中性点14032535KV85200 低压10KV35751．2．1．2．3瓷套颜色：棕色1．2．1．2．4套管最小爬电距离：高压：7812mm；低压：1085mm；高压中性点：4340mm1．2．1．2．5套管电流互感器：每台变压器的套管电流互感器高压O相高压O相绕组温度计互感器型号LRB-110LRB-110LR-35准确级5P205P201电流比A100/1100/1900/5负荷VA151520接线端标志1S1-1S22S1-2S23S1-3S2表中：Fs---仪表保安系数极性：负极性。绕组绝缘耐热等级：A级1．2．1．3有载调压分接开关：额定通过电流：146A；额定调压范围：±8x1.25%性能要求：分接开关长期载流触头，在1.2倍额定电流下，变压器油的稳定温升不超过20K。1．2．1．4连续额定容量时的温升(周围环境温度40℃)：顶层油50K(用温度传感器测量)；绕组平均温升55K(电阻法)；油箱、铁芯和金属结构件78K(铁芯本体温升不应使相临绝缘材料损伤)1．2．1．5效率和损耗：在额定电压、额定频率、额定容量和功率因数为1时的效率应不低于99.76%。效率=(1-损耗/容量)×100%，其中损耗=负载损耗(75℃)＋空载损耗。1．2．1．5．1负载损耗：在主分接额定容量下负载损耗保证值：<245kW1．2．1．5．2空载损耗：额定空载损耗保证值：<40kW1．2．1．6局部放电水平：1.5Um/时的局放水平高压绕组≤100pC；低压绕组≤100pC；1.5Um/时的局放水平高压套管≤10pC1．2．1．7无线电干扰水平：在1.1倍最高运行相电压下进行试验，无线电干扰水平应≤500mV；在晴天夜间无可见电晕。1．2．1．8在额定频率下的过激磁能力：对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合下列要求：工频电压升高时的运行持续时间工频电压升高倍数1.051.101.251.301.401.501.581.051.101.251.301.401.902.00持续时间（满载）连续连续30min60s2s1s0.1s持续时间（空载）连续连续30min60s5s1s0.1s 当电流为额定电流的K(0≦K≦1)倍时应保证能在下列公式确定的值下正常运行：u(%)=220-5K21．2．1．9发电机变压器的甩负载：当发电机甩负载时，变压器应能承受1.4倍额定电压、历时5s而不出现异常现象。1．2．1．10冷却装置1．2．1．10．1冷却装置采用自然油循环强迫风冷方式。变压器投入或退出运行时，工作冷却器均可通过控制开关投入与停止。1．2．1．10．2当运行中的变压器顶层油温或变压器负荷达到规定值时，能使辅助冷却器自动投入。1．2．1．10．3当工作或辅助冷却器出现故障时，备用冷却器能自动投入运行。1．2．1．10．4控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。当一路电源故障时，另一路电源能自动投入。1．2．1．10．5当冷却器系统在运行中出现故障时应能发出故障信号变压器满载运行时，当全部冷却器退出运行后，允许继续运行时间至少20分钟。当油面温度不超过75℃时，允许上升到75℃，但切除冷却器后的变压器允许继续运行1小时。1．2．1．10．6变压器冷却系统应按负荷情况自动或手动投入或切除相应数量的冷却器。一般应有一台冷却器为备用。投入冷却器数满负荷运行时间（min）持续运行的负荷数(%)10℃20℃30℃40℃10℃20℃30℃40℃1201552787065602连续连续连续18010010010097冷却器台数(包括一台备用)3；布置方式固定在油箱上。冷却装置的电源总功率：其中风扇：0.55kW。1．2．1．11噪声水平：100%自然油循环强迫风冷冷却方式下满载运行，距变压器本体2m处，噪声不大于75dB。1．2．1．12变压器承受短路能力：变压器额定电压分接位置短路阻抗为14.0～16.0%。热稳定的短路持续时间不得少于2s。短路后线圈温度不高于250℃，保证该变压器可继续运行。1．2．1．13变压器的负载能力变压器允许短时间过载能力应满足下表要求(正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃)。过电流(%)允许运行时间(s)204803012045606045752010010 注：(1)表中的数值是按照油浸式电力变压器负载导则的计算值。(2)按表中方式运行时，绕组最热点温度应低于140℃。1．2．1．14变压器油应符合GB2536-90规定的45号油其击穿电压≥40kV，tgδ(90℃)≤0.5%，含水量厂家提供具体数据且不应含有PCB成份。1．2．2#1、#2动力变压器的技术规范如下：1．2．2．1型号：SFZ10-31500KVA/220kV户外三相、油浸式低损耗自然油循环强迫风冷铜芯电力变压器。额定容量：（在绕组平均温升≤62.6K时连续额定容量）220/10.5-31500KVA。数量：上述容量共2台，#1、#2动力变压器容量均为为31500KVA。绕组额定变比：220±8×1.25%/10.5KV；调压方式：有载调压；调压位置：高压绕组；额定电流：高压侧：82.7A、低压侧：1732.1A额定频率：50Hz联接组别标号：YNd11中性点接地方式：高压侧中性点经隔离开关、避雷器接地；短路阻抗：Ud1-2’=14.64%(在额定电压和频率下、参考温度为75℃，以高压绕组额定容量为基准的半穿越短路阻抗，允许偏差±5%)绕组绝缘水平：变压器额定绝缘水平（kV）：短时工频耐受电压(有效值)雷电冲击耐受电压，全波(峰值)雷电冲击耐受电压，截波(峰值)高压200950--高压中性点200----低压3575--1．2．2．2套管1．2．2．2．1额定电流：高压侧：100A；低压侧：2000A；1．2．2．2．2绝缘水平：额定耐受电压见下表，设备最高电压Um=252kV短时工频(有效值，kV)雷电冲击全波(峰值，kV)操作冲击(峰值，kV)高压200950395高压中性点200----低压3575--1．2．2．2．3瓷套颜色：棕色1．2．2．2．4套管相间距离：高压：2840mm；低压：450mm1．2．2．2．5套管最小爬电距离：高压：7812mm；低压：325.5mm；1．2．2．2．6套管电流互感器每台变压器应供给下述的套管电流互感器：高压O相高压O相绕组温度计互感器型号LRB-110LRB-110LR-35 准确级5P205P201电流比A100/1100/11800/5负荷VA151520接线端标志1S1-1S22S1-2S23S1-3S2极性：负极性。绕组绝缘耐热等级：A级1．2．2．3有载分接开关：额定通过电流：350A；额定调压范围：±8x1.25%性能要求：分接开关长期载流的触头，在1.2倍额定电流下，对变压器油的稳定温升不超过20K。分接开关的机械寿命不少于100万次。分接开关长期载流的触头，应能承受持续3s8kA短路电流有效值和20kA短路冲击电流峰值而分接开关触头不熔焊、烧伤、无机械变形。采用MR有载分接开关。有载分接开关档位输出信号采用BCD码。1．2．2．4效率和损耗：在额定电压、额定频率、额定容量和功率因数为1时的效率应不低于99.45%。效率=(1-损耗/容量)×100%，其中损耗=负载损耗(75℃)＋空载损耗。1．2．2．4．1负载损耗：在主分接额定容量下负载损耗保证值：<140kW（31500／31500－31500KVA）1．2．2．4．2空载损耗：额定空载损耗保证值：<29.0kW（31500／31500－3150KVA）1．2．2．5局部放电水平：1.5Um/时的局放水平高压绕组≤100pC1.5Um/时的局放水平高压套管≤10pC1．2．2．6无线电干扰水平：在1.1倍最高运行相电压下进行试验，无线电干扰水平应≤450mV.1．2．2．7在额定频率下的过激磁能力：对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合下列要求：工频电压升高时的运行持续时间工频电压升高倍数1.051.101.251.301.401.501.581.051.101.251.301.401.902.00持续时间（满载）连续连续30min60s2s1s0.1s持续时间（空载）连续连续30min60s5s1s0.1s当电流为额定电流的K(0≦K≦1)倍时应保证能在下列公式确定的值下正常运行：u(%)=220-5K2连续额定容量时的温升(周围环境温度40℃)：顶层油55K(用温度传感器测量)绕组平均温升60K(电阻法)；油箱、铁芯和金属结构件75K(铁芯本体温升不应使相临绝缘材料损伤)1．2．2．8冷却装置 1．2．2．8．1冷却装置采用自然油循环强迫风冷方式（片散加风扇）。变压器投入或退出运行时，风扇均可通过控制开关投入与停止。1．2．2．8．2当运行中的变压器顶层油温或变压器负荷达到规定值时，能使风扇自动投入。1．2．2．8．3控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。当一路电源故障时，另一路电源能自动投入。1．2．2．8．4当冷却系统在运行中出现故障时应能发出故障信号1．2．2．8．5当全部风扇退出运行后，允许变压器满载运行至少20分钟，允许变压器长期运行的负载率为65％。变压器冷却系统应按负荷情况自动或手动投入或切除相应数量的风扇。风扇台数3；布置方式固定在散热器上。冷却装置的电源总功率：3kW。1．2．2．9噪声水平：100%满载运行，距变压器本体2m处，噪声不大于70dB。1．2．2．10变压器允许短时间过载能力应满足下表要求(正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃)。过电流(%)允许运行时间(s)204803012045606045752010010注：(1)表中的数值是按照油浸式电力变压器负载导则的计算值。(2)按表中方式运行时，绕组最热点温度应低于140℃。1．2．2．11变压器油是符合GB2536-90规定的45号油，其击穿电压≥40kV，tgδ(90℃)≤0.5%，含水量厂家提供具体数据且不应含有PCB成份1．2．3#3、#4、5#动力变压器为220±8×1.25%/35的技术规范如下：1．2．3．1型号：SFZ10-50000KVA/220KV(即SFZ10-50MVA)户外三相、油浸式低损耗自然油循环风冷铜芯电力变压器。额定容量：（在绕组平均温升≤62.6K时连续额定容量）50/50-50MVA。数量：上述容量共3台。绕组额定变比：220±8×1.25%/35kV；调压方式：有载调压；调压位置：高压绕组额定电流：高压侧：131.2A低压侧：824.8A额定频率：50Hz联接组别标号：YND11中性点接地方式：低压侧中性点经隔离开关或避雷器接地短路阻抗：U（%）’=14.9%(在额定电压和频率下、参考温度为75℃，以高压绕组额定容量为基准的半穿越短路阻抗，允许偏差±5%)。 绕组绝缘水平：变压器额定绝缘水平（kV）：短时工频耐受电压(有效值)雷电冲击耐受电压，全波(峰值)雷电冲击耐受电压，截波(峰值)高压200950--高压中性点200----低压85200--1．2．3．2套管1．2．3．2．1额定电流：高压侧：200A；低压侧：1000A；1．2．3．2．2绝缘水平：额定耐受电压见下表，设备最高电压Um=252kV短时工频(有效值，kV)雷电冲击全波(峰值，kV)操作冲击(峰值，kV)高压55125140低压357585低压中性点3575851．2．3．2．3瓷套颜色：棕色1．2．3．2．4套管相间距离：高压：2840mm；低压：500㎜1．2．3．2．5套管最小爬电距离：高压：7812mm；低压：1085mm；1．2．3．2．6套管电流互感器#3、#4、5#动力变压器应供给下述的套管电流互感器：装设位置高压中性点型号LRB-110LRB-110准确级5P205P20电流比100/1100/1接线端标志1S1-1S22S1-2S2极性：负极性。绕组绝缘耐热等级：A级1．2．3．3有载分接开关额定通过电流：1000A；额定调压范围：±8x1.25%性能要求：分接开关长期载流的触头，在1.2倍额定电流下，对变压器油的稳定温升不超过20K。连续额定容量时的温升(周围环境温度40℃)：顶层油55K(用温度传感器测量)绕组平均温升60K(电阻法)；油箱、铁芯和金属结构件75K(铁芯本体温升不应使相临绝缘材料损伤)1．2．3．4效率和损耗：在额定电压、额定频率、额定容量和功率因数为1时的效率应不低于99.50%。效率=(1-损耗/容量)×100%，其中损耗=负载损耗(75℃)＋空载损耗。1．2．3．4．1负载损耗：在主分接额定容量下负载损耗保证值：<245kW（50／50－50MVA）1．2．3．4．2空载损耗：额定空载损耗保证值：<40kW（50／50－50MVA） 1．2．3．5在额定频率下的过激磁能力：对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合下列要求：工频电压升高时的运行持续时间工频电压升高倍数1.051.101.251.301.401.501.581.051.101.251.301.401.902.00持续时间（满载）连续连续30min60s2s1s0.1s持续时间（空载）连续连续30min60s5s1s0.1s当电流为额定电流的K(0≦K≦1)倍时应保证能在下列公式确定的值下正常运行：u(%)=220-5K21．2．3．6冷却装置1．2．3．6．1冷却装置采用自然油循环风冷方式（片散加风扇）。变压器投入或退出运行时，风扇均可通过控制开关投入与停止。1．2．3．6．2当运行中的变压器顶层油温或变压器负荷达到规定值时，能使风扇自动投入。1．2．3．6．3控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。当一路电源故障时，另一路电源能自动投入。1．2．3．6．4当冷却系统在运行中出现故障时发出故障信号1．2．3．6．5当全部风扇退出运行后，允许变压器满载运行至少20分钟，允许变压器长期运行的负载率为65％。变压器冷却系统应按负荷情况自动或手动投入或切除相应数量的风扇。风扇台数3；布置方式：固定在散热器上。冷却装置的电源总功率：3kW。1．2．3．7噪声水平：100%满载运行，距变压器本体2m处，噪声不大于70dB。1．2．3．8变压器允许短时间过载能力应满足下表要求(正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃)。过电流(%)允许运行时间(s)204803012045606045752010010注：(1)表中的数值是按照油浸式电力变压器负载导则的计算值。(2)按表中方式运行时，绕组最热点温度应低于140℃。1．2．3．9变压器油是符合GB2536-90规定的45号油，其击穿电压≥40kV，tgδ(90℃)≤0.5%，含水量厂家提供具体数据且不应含有PCB成份1．2．4#1～#5整流变压器机组的技术规范如下：1．2．4．1型号：ZHSFPZ-71800/220户外三相、双绕组、油浸式低损耗铜芯电力变压器。额定容量：（在绕组平均温升≤62.6K时连续额定容量）三相：71800KVA； 数量：5台。绕组额定变比：单相：525±2×2.5%/115kV；调压方式：有载调压；调压位置：二次调压；额定电流：高压侧：198A；低压侧：904A额定频率：50Hz变压器的联接组别标号：YNY12＋d中性点接地方式：500kV中性点直接接地；短路阻抗：10.5%(允许偏差±5%)。绕组绝缘水平：变压器额定绝缘水平（kV）：设备最高电压Um=550kV短时工频耐受电压(有效值)雷电冲击耐受电压，全波(峰值)雷电冲击耐受电压，截波(峰值)操作冲击耐受电压(峰值)高压680155016751175高压中性点85185低压200480530低压中性点85185充分考虑海拔高度对变压器绝缘水平的影响。1．2．4．2套管1．2．4．2．1额定电流：高压侧：2500A；低压侧：1250A；1．2．4．2．2绝缘水平：额定耐受电压见下表，设备最高电压Um=550kV短时工频(有效值，kV)雷电冲击全波(峰值，kV)操作冲击(峰值，kV)高压75016751175高压中性点140325低压220480低压中性点1403251．2．4．2．3套颜色：棕色1．2．4．2．4套管最小爬电距离：高压：7812㎜；第三绕组：294.5mm；1．2．4．2．5套管电流互感器每台变压器供给下述的套管电流互感器：装设位置高压线圈高压侧中性点低压线圈台数3×323×1准确级5P40/TPY/0.55P40/5P40TPY电流比1250~2500/1(TPY)1250~2500/5(5P40,0.5)600/5A600~1200/1A二次容量50VA(5P40)、20VA(0.5)、15VA(TPY)30VA15VA极性：负极性。绕组绝缘耐热等级：A级 1．2．4．3有载分接开关：额定通过电流：595.2A；性能要求：分接开关长期载流触头，在1.2倍额定电流下，变压器油的稳定温升不超过20K。连续额定容量时的温升(周围环境温度40℃)：顶层油50K(用温度传感器测量)绕组平均温升60K(电阻法；油箱、铁芯和金属结构件78K(铁芯本体温升不应使相临绝缘材料损伤)1．2．4．4效率和损耗：在额定电压、额定频率、额定容量和功率因数为1时的效率应不低于99.68%。效率=(1-损耗/容量)×100%，其中损耗=负载损耗(75℃)＋空载损耗。1．2．4．4．1负载损耗：在主分接额定容量下负载损耗值：调变308.2kW(14档)，整变273.9KW1．2．4．4．2空载损耗：额定空载损耗值：调变41.3KW，整变45.6(14档)。1．2．4．5局部放电水平：1.5Um/时的局放水平高压绕组≤100pC；低压绕组≤100pC；1.5Um/时的局放水平高压套管≤10pC1．2．4．6无线电干扰水平在1.1倍最高运行相电压下进行试验，无线电干扰水平应≤500mV；在晴天夜间无可见电晕。1．2．4．7在额定频率下的过激磁能力：对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间符合下列要求：工频电压升高时的运行持续时间工频电压升高倍数1.051.101.201.301.401.501.581.051.101.201.301.401.902.00持续时间（满载）连续连续30min60s2s1s0.1s持续时间（空载）连续连续30min60s5s1s0.1s当电流为额定电流的K(0≦K≦1)倍时保证能在下列公式确定的值下正常运行u(%)=220-5K21．2．4．8冷却装置1．2．4．8．1冷却装置采用强迫油风冷方式。变压器投入或退出运行时，工作冷却器均可通过控制开关投入与停止。1．2．4．8．2运行中的变压器顶层油温或变压器负荷达到规定值时，能使辅助冷却器自动投入。1．2．4．8．3当工作或辅助冷却器出现故障时，备用冷却器能自动投入运行。1．2．4．8．4控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。当一路电源故障时，另一路电源能自动投入。为每台变压器配置1个汇控箱。1．2．4．8．5当冷却器系统在运行中出现故障时能发出故障信号1．2．4．8．6变压器满载运行时，当全部冷却器退出运行后，允许继续运行时间至少20分钟。当油面温度不超过75℃时，允许上升到75℃，但切除冷却器后的变压器允许继续运行1小时。 1．2．4．8．7变压器冷却系统按负荷情况自动或手动投入或切除相应数量的冷却器。提供在不同环境温度下，投入不同数量的冷却器时，变压器允许满负载运行时间及持续运行的负载系数。一般应有一台冷却器为备用。投入冷却器数满负荷运行时间（min）持续运行的负荷数(%)10℃20℃30℃40℃10℃20℃30℃40℃调变2+整变3200150502078706560调变3+整变4连续连续连续连续100100100100冷却器台数(包括一台备用)2+1和3+1；布置方式通过油管连接到油箱上。冷却装置的电源总功率：其中风扇：31.5kW，油泵28kW。1．2．4．9噪声水平：100%强迫油循环冷却方式下满载运行，距变压器本体2m处，噪声不大于78dB。1．2．4．10变压器承受短路能力变压器电源侧系统表观容量的短路电流(有效值)高压侧50kA，低压侧40kA。热稳定的短路持续时间不得少于2s。短路后线圈温度不高于250℃，变压器可继续运行。1．2．4．11变压器的负载能力变压器允许短时间过载能力满足下表要求(正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃)。过电流(%)允许运行时间(s)204803012045606045752010010注：(1)表中的数值是按照油浸式电力变压器负载导则的计算值。(2)按表中方式运行时，绕组最热点温度低于140℃。1．2．4．12变压器油是符合GB2536-90规定的45号油，其击穿电压≥40kV，tgδ(90℃)≤0.5%，含水量厂家提供具体数据且不应含有PCB成份为了避免事故和干扰，有计划地对变压器及其组件进行仔细的、有规律的维护和管理是非常重要的。监护和控制的频率和程度，可以根据气候、环境和运行条件来确定。对于每台变压器的维护可以根据该类似变压器的经验来进行。2.0检修周期及检修项目2.1维护周期表组件检项处理措施维护周期油箱、箱盖、储油柜灰尘、污秽油渗漏表处理清洁重新紧固重涂表漆AE+WRA 呼吸器硅胶颜色可以更换M呼吸器油封油中含水可以更换M储油柜油位读数W气体继电器油位可以放气M放气塞WR变压器的油油样可能需要过滤A顶层油温温度计功能读数W线圈温度指示计读数W线圈温度远方控制A冷却设备空气侧灰尘、污垢清洁A冷却设备油侧灰尘、污垢清洁WR冷却设备水侧灰尘、污垢清洁WR冷却设备水流M，WR风扇、油泵功能A风扇噪音水平可能需要重新紧固E，WR油和水的流速计和压力表功能、灰尘和污泥读数清洁VAWR控制箱内继电器功能A控制箱内加热器功能H套管油渗漏重新紧固E+WR套管灰尘和污垢清洁A套管连接器连接接触部位重新紧固E+A无励磁分接开关功能润滑A有载分接开关功能可能需要更换A有载开关油油样可能需要更换A-WR有载开关油位计油位读数W有载开关温度开关功能A有载开关压力继电器功能A有载开关驱动装置灰尘、污垢清洁A有载开关自动控制功能A有载开关触头触头可能需要更换WR有载开关计数器操作次数WR周期:A=每年E=投入运行后1个月H=每六个月M=每月W=每周WR=当需要的时候2．1．1检修周期及有关检修含义的说明2．1．1．1我公司220KV变电站的变压器均属于油浸变压器，预期寿命不少于20年。 2．1．1．2变压器的大修的含义已非常规的吊罩（芯）及解体。只限于本体与附件的解体和分别检修；2．1．1．3变压器的检修周期应参照表1维护周期表进行。2．1．1．4变压器在运行中或预防性试验时，发生或发现异常情况，可及时进行诊断性检修，重大设备问题返厂修理或更换2．2检修项目2．2．1大修项目2．2．1．1拆装附件2．2．1．2油箱、箱盖、储油柜检查：2．2．1．3呼吸器检查2．2．1．4分接开关的检查2．2．1．5气体继电器的检查校验2．2．1．6顶层油温温度计的检查校验2．2．1．7线圈温度指示计的检查校验2．2．1．8套管的检修2．2．1．9冷却设备（气、油、水侧及潜油泵）的检修2．2．1．10控制箱的检修2．2．1．11变压器的干燥2．2．1．12变压器油的过滤与处理2．2．2小修项目2．2．2．1外壳及阀门的清扫，处理渗漏油，必要的补漆或重刷漆2．2．2．2清扫检查套管，配合预防性试验，拆引线接头，校紧接头螺栓2．2．2．3取样及补充油2．2．2．4检查或更换气体继电器2．2．2．5呼吸器更换变色硅胶2．2．2．6冷油器、潜油泵检修及消除渗漏油2．2．2．7分接开关的检查2．2．2．8检查或更换信号温度计/电阻测温计2．2．2．9联接法兰的检查，校紧螺栓3.0大修前的准备工作大修工作要及早的交给检修人员讨论，明确大修目的及任务。制定大修计划和措施，配合技术力量进行人员分工，并做以下大修前的准备工作：3.1熟悉和掌握变压器运行情况及大修原因，查阅缺陷记录、历次有关试验记录及上次大修记录3．2除大修常规项目外，定出大修特殊项目，对特殊项目要有可靠措施并做到现场一一落实 3．3根据大修项目及工作内容，制定出材料、备品、备件计划（如变压器油、套管、常用的绝缘材料、耐油橡胶垫）3．4对绝缘材料、、备品、备件做必要的试验，鉴定其质量的好坏，能否使用，变压器油要做耐压试验及简化试验、色谱分析，必要时做混油试验3．5前先加工的部件，要画图加工制作3．6工具准备：现场使用的工具要有数，并列出工具清单，起重工具要安全可靠。按变压器油量，准备适量的、干净的、合格的变压器油捅，根据现场实际条件、工作内容、时间及天气变化，准备适当的防尘、防雨雷、防火工具3．7准备大修的变压器，要在变压器退出运行后，按照“电业安全规程”的规定办理工作票，方可做现场的大修开工3．8在放油前查明渗漏点，研究和订出消除办法3．9专用起吊工具用前要认真检查，钢丝绳与坚硬的边角处应垫木块或其它物件，防止割断钢丝绳4.0变压器的检修工艺4．1拆装附件4．1．1变压器解体应在无雨雷的干燥条件下进行，周围温度不小于0℃，总体温度应高于周围温度10℃，空气相对湿度不超过75%4．2变压器解体前应做好以下措施：4．3现场安全措施（起重、防火、雨雷等）4．4附件的保管4．5工器具的保管及使用（摆放整齐、专人保管并记录）4．6质量检查验收（办好验收单、质检卡）4．7变压器厂家均有规定：不论在任何情况下，只有经过培训并得到相关权威部门认证的人员才能进入变压器。4．8为防止变压器被污染，只有人孔以及安装部件的开口可以打开。所用其他开口都必须用干燥的木板或干净的塑料薄膜盖上。这样也可最大限度地减少干燥空气流失。4．9打开变压器时，须采取必要的措施防止潮气或灰尘等异物进入变压器及变压器内部结露。4．10确定变压器内部气压为零，才能打开人孔盖。4．10．1打开人孔时最好每次只打开一个，同时在开口处盖上干净的塑料布或防水布。4．11在得到确认且有必要进入变压器内部时，排完油后。在检测到变压器内部空气中氧气含量达到19.5%，才能进入变压器中或呼吸变压器中的气体。氧气含量较低会引起昏迷，受伤或死亡。进入变压器内的检查过程中。要始终检测氧气含量。4．12定期检查修理4．12．1变压器的外表面应进行定期的检查，需要时要对灰尘、昆虫、树叶和空气中的污秽物进行清洁。4．12．2变压器的带电后，在密封连接部位会出现不同程度的变形。这就必须根据检修周期表进行重新紧固，这对于使用了平密封垫且可能没有被放进定位槽内的情形尤其需要。 4．12．3定期检查变压器的表漆，除去可能有的锈蚀，可用随变压器的一起发运的底漆和表漆进行局部处理。4．12．4变压器的油很容易从周围空气中吸收潮气，以下系统就是用来预防该现象的。4．12．4．1只带呼吸器的储油柜采用一只连接到储油柜的呼吸器来防止油受潮，当呼吸器内2/3以上的干燥剂（硅胶）受潮变色后应进行再生或更换。呼吸器还包括一个油封，以防止空气的自然循环，加油到相应的油位线。如果呼吸器顶部的干燥剂受潮变色，则可能是与呼吸器相连的管道有渗漏或者是变压器的内部比较潮湿，应检查管道联接并取油样检测油中水分。4．12．4．2带胶囊的储油柜该储油柜系统内含一只胶囊，它将变压器的油和与外部空气隔离，并通过一个呼吸器与外部环境相通。变压器的内可能产生的气体不会被排出，故需要对产生的气体进行严密的监视。4．12．4．3储油柜的油位计储油柜带有一个油位指示计。应根据变压器的铭牌上油位-温度曲线表（图）注油到合适的油位。指示器内有油位过高和过低的报警接点，如果发生油位报警后须采取措施对油位进行调整。4．12．4．4气体保护继电器当油浸变压器的发生闪络、短路和局部过热时要产生大量的气体，气体被聚集在气体保护继电器中，气体保护继电器内的浮子就会浮起从而引起触点动作发出报警信号。气体保护继电器是连接在变压器的主体与储油柜之间的主管道上的，如果变压器的发生严重的故障，变压器的内的油会产生较大的油流，推动气体保护继电器内的油流接点使变压器的跳闸。通过对气体保护继电器内的气体取样试验可初步判断变压器的的故障情况。4．12．4．5排气变压器的组件在最高处都有排气用的排气阀（孔），用于排掉油系统中的残存气体。在变压器的安装完毕和将油路打开进行了某项检查后，都应检查并排气。4．12．4．6压力释放阀一些变压器的设置了压力释放装置，当变压器的内部产生过压力时就会动作。详细情况见该装置有关资料。4．12．4．7变压器的油潮湿如果变压器的油受潮，应检测油的微水及耐压。4．12．4．8油泥，酸值ABB变压器制造厂通常提供的是抗氧化油。油老化会产生油泥，使酸值增加，抗氧化剂就是用来抑制油的老化过程，延长油的使用寿命。如果油产生了油泥，颜色改变，变暗变浑浊，这时应取样分析，测定中和指数和剩余抗氧化剂含量。如果中和指数大到每克抗氧化剂油中含氢氧化钾（KOH）0.1~0.15 mg，非抗氧化剂油中氢氧化钾含量达0.2mgKOH/g，和/或，抗氧化剂含量少于0.1%，油应进行再生或更换。大的中和指数或低的抗氧化剂含量会使油老化加快，这时应尽可能完全换油，因为旧的油仍会导致并加速新油的老化。4．12．4．8．1当油是热的且粘度较低时最适宜换油。如果只是抗氧化剂减少也可以添加新的抗氧化剂。氧化不是特别严重的油可以进行再生。在采取任何措施前，请咨询ABB公司。4．12．4．9气相色谱应定期进行油的气相色谱分析。4．12．4．10油分/析除了气相色谱分析以外，应对变压器的油作其他的化学分析，按ABB变压器公司内部根据情况分为大、小项目：小试验项目：·颜色·外观检查·微水·耐压·中和指数大试验项目，除以上小试验项目外，包括如下项目：·抗氧化剂含量（GC-方法）·介损·表面张力·PCB含量4．12．4．11除常规试验之外，当色谱分析不能得到确定的结论时这些试验项目也是被推荐的。4．12．4．12如果没有其他需要依赖油分析结果作辅助判断的情况，油分析可每五年进行一次。4．12．4．13温度监测变压器的的使用寿命很大程度上取决于变压器的运行时铁芯和线圈内部的温度，因而对变压器的油和线圈温度的连续监视是很重要的。应对温度进行有规律的读取并记录。4．12．4．14过负荷如果在低温环境下，可以允许变压器的超额定负荷运行。但是，允许的过载值不能仅仅通过油温来判断。我们必须同时考虑到，变压器的线圈与油之间的温度差会因负载而增加。因此，在变压器的过载时，必须考虑线圈的绝对温度，而且同时要考虑套管、调压分接开关的允许电流。4．12．4．14．1变压器的的超额定负荷运行可参考有关IEC或相关国家标准来进行。4．12．4．14．2如果变压器的的温度不是因变压器的负荷增加而呈上升趋势，那说明冷却系统的工作能力有所下降(脏污、灰尘)。当然必须首先检查温度计工作是否正常。4．12．4．15顶层油温温度计 温度计由一个带法兰的圆柱形传感体、一根毛细管和一个带刻度盘及触点装置的温度计盒组成。测量系统充满了体积随温度的变化而改变的液体，液体的体积变化推动弹性波纹管，波纹管的伸缩再通过连接系统传递给指针和信号触点。温度计一般带有4个微动开关触点，这些触点可独立设置。4．12．4．15．1对温度计的设定和调整见有关温度计的说明书。在有关控制箱的资料中也给出了启动冷却装置、报警和跳闸温度的推荐值。4．12．4．16绕组温度指示计绕组温度计由一个传感器，温度信号传输及一个和油温温度计一样的指示系统组成。它通过调节（升高）直接测得的油温来达到指示绕组的温度，需要升高的温度从一个专门的电流互感器按照比例取样来加热传感器内的加热电阻，即模拟出绕组的温度。可调整互感器回路的并联电阻来正确模拟指示绕组温度。4．12．4．16．1绕组温度计同样可以用来设置冷却装置的启动。详细情况请参考绕组温度计的产品说明书。4．12．4．17温度的远方指示采用电阻元件（通常为Pt100）作为传感器来实现温度的远方显示，它可装设在绕组温度计传感器附近或指示器内，这取决于温度计的类型。有关详细情况参见温度计的说明书。4．12．4．18冷却设备4．12．4．18．1空气侧(散热器、油-空气冷却器)冷却器必须定期检查，需要时应及时清除灰尘、昆虫、树叶和其它空气中的沉降物，这对风扇冷却器更为重要。清洗时宜采用高压水流冲冼。4．12．4．18．2油侧(散热器、油-气和油-水冷却器)如果油质情况良好，通常不需要对冷却器内表面进行清洁。但是，如果有沉淀物形成，它会附着在散热器或冷却器的水平内壁上，则应将散热器或冷却器必须连接在油交换器上用干净的变压器的油对内表面进行清洗。4．12．4．18．3水侧(水冷式冷却器)冷却器必须定期进行检查。为便于清洗可将冷却器拆下进行。检查的时间间隔与使用的冷却水的水质有非常密切的关系，最适当的检查间隔需要根据使用经验来定。4．12．4．18．4风扇如果风扇噪音增大，应首先紧固风扇支架。4．12．4．18．5油流指示器、压力表油流指示器连接在冷却系统中，它是根据压力差等工作原理进行工作的，油的压力差带动其指示装置。详细情况参见该产品的说明书。4．12．4．19控制箱控制箱及其元器件的功能在控制箱的电路图中予以说明。4．12．4．20套管ABB组件公司生产的套管通常是不需要维护的。 套管瓷裙上的灰尘和污垢必须定期清除。在空气中含有像盐、水泥粉尘、烟和化学粉尘等时，清洗的时间间隔要相应地缩短。参见套管的有关说明。4．12．4．21连接部位为了避免变压器的的电气连接部位出现不允许的温升，应定期进行检查和重新紧固。对于运行中的变压器的可以使用红外线照相机进行温度测量。4．12．4．22有载分接开关(MR)在随变压器的的有关资料中有对有载分接开关及其驱动装置进行监护和维修等方面的详细说明。4．13在变压器安装完毕后，取出所有的工具和工作用的材料，封闭变压器，用干燥空气或者氮气加压至20kPa。4．15如果变压器的暴露时间太长或其它原因使变压器受潮，可对变压器抽真空到2Torr（266Pa）或更低并保持4小时，然后充入干燥空气或氮气到压力20kPa。4．15．1在这个压力下保持12小时使潮湿状况达到平衡，然后产量露点，如果表面潮湿度根据气体露点和绝缘材料的温度低于0.8%，则可以进行最后的真空注油程序。如果露点无法接受，变压器绝缘必须重新干燥。4．16取样测量露点最好在早上太阳出来前的早些时候进行，因为此时气体温度与绝缘温度比较接近。如果在环境温度变化较大或下午的时候测量露点，必须直接测量绝缘体的温度。图1–露点图5.0电气试验如果以下试验项目未被列入接收试验的一部分，则在注油前必须进行。如果变压器未注油，那么在线圈上施加试验电压最高1000V或更低。5．1在安装套管前测量套管功率因素和电容值，参见套管有关说明。（可选）5．2测量铁心对地绝缘电阻。试验电压1000V，换算到20℃时的绝缘电阻不应低于500kW。5．3测量夹件对地绝缘电阻。试验电压1000V，换算到20℃时的绝缘电阻不应低于500kW。 5．4测量所有套管式电流互感器的变比和极性。测量变压器所有分接的变比。测量值与铭牌上的电压比比较不应大于±5%。第二章厂用变压器检修工艺规程1.0厂用变压器概述及技术规范1．0．1概述我公司的整流所自备用变、阳极组装变、铸造变、电解低压变、空压站焙烧循环、矿热炉低压变均系保定天威顺达电气有限公司产品。1．0．2厂用变压器主要技术规范厂用变压器检修工艺规程（低压干式变压器）SCB11系列6/0.4KV厂用低压干式变压器计划停机检修周期、项目及检修工艺、质量标准。规定了常见故障处理的检修工艺、质量标准。变压器名称型号规格数量制造厂整流所自备用动力变SCB11-800/10,800kVA10±2´2.5%/0.4KVDyn112保定天威顺达电气有限公司电解低压动力变4保定天威顺达电气有限公司空压站焙烧循环水动力变2保定天威顺达电气有限公司阳极组装低压动力变SCB11-1250/10,1250kVA10±2´2.5%/0.4KV,Dyn112保定天威顺达电气有限公司铸造低压动力变SCB11-2500/10,2500kVA10±2´2.5%/0.4KV,Dyn114保定天威顺达电气有限公司矿热炉低压动力变SCB11-1250/35,2500kVA35±2´2.5%/0.4KV,Dyn112保定天威顺达电气有限公司矿热炉主车间PCC室动力变SGB10-630/1010±2´2.5%/0.4KV,Dyn111保定天威顺达电气有限公司原料系统低压动力变S10-1600/3535±2×2.5%/0.4KVDyn11室内油浸变压器2锦州万仕特种变压器有限公司矿热炉主车间6KV动力变S10-6300/3535±2×2.5%/6.3KV1锦州万仕特种变压器有限公司 室内油浸变压器电炉变压器HKDSPZ-5500/35室内油浸变压器二次电压范围101v-132.4v6锦州新生变压器有限公司2.0引用标准：2.1《电气设备预防性试验规程》（电力工业部1997.01）2.2《电力变压器检修工艺规程》（水电部-64）2.3《电力变压器检修导则》（电力工业部1995.11）3.0检修周期、项目：3.1检修周期3.1.1大修周期：一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。预防性试验中发现异常或在承受出口短路后应进行大修。3.1.2小修周期：一般每年一次。3.2检修项目：3.2.1变压器的大修项目如下：3.2.1.1绝缘性能测定；3.2.1.2仔细检查绕组、引线、支持瓷瓶、分接板及外箱等是否清洁，有无损伤及局部变形，特别是各铜焊点有无裂开现象，并吹灰；3.2.1.3外观检查，仔细检查铁芯、铁芯紧固件（穿芯螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板、接地片的检修；3.2.1.4附件的检修，包括冷却风机、测温显示及温度控制报警装置等；3.2.1.5检修已损伤的零部件，必要时更换；3.2.1.6各紧固处是否紧固并锁牢，如铁芯、铁芯紧固件（穿芯螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板、接地片的连接，器身压紧机构及压钉的松紧程度，高压侧调压连接板，高、低压接线片与电缆或母线板的连接；3.2.1.7运行过程中有无局部过热现象，各部位温度是否正常，并校验测温装置。3.2.1.8变压器接地是否可靠，引线位置是否正常，绝缘距离有无改变；3.2.1.9变压器高、低压绕组直流电阻、绝缘电阻测量；3.2.1.10变压器空载试验。3.2.1.11根据电气设备预防性试验规程的要求进行其他电气试验。3.2.2变压器的小修项目如下：3.2.2.1处理已发现的缺陷；3.2.2.2检修已损伤的零部件，必要时更换；3.2.2.3测量三相高、低压绕组的绝缘电阻、直流电阻，判断三相绕组的直流电阻是否平衡；3.2.2.4检修测温装置：包括电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计巡测仪、温控箱等；3.2.2 .5外观检查：仔细检查铁心、绕组、引线、支持瓷瓶、分接板及外箱等是否清洁，有无损伤及局部变形，调压连片连接三相是否一致并吹灰；3.2.2.6检查接地系统并测试接地电阻值＜70Ω；3.2.2.7检查各紧固件是否紧固并锁牢；3.2.2.8清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管）3.2.2.9按电气设备预防性试验规程规定进行测量和试验。3.2.2.10冷却风机的检修4.0检修工艺及质量要求：4.1检修前的准备工作：4.1.1查阅档案了解变压器的运行情况：4.1.1.1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；4.1.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；4.1.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；4.1.1.4查阅试验记录，了解绝缘状况；4.1.1.5进行大修前的试验，确定附加检修项目。4.1.2编制大修工程技术、组织措施计划：4.1.2.1人员组织及分工；4.1.2.2施工项目及进度表；4.1.2.3特殊项目的施工方案；4.1.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；4.1.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；4.1.2.6绘制必要的施工图。4.1.3、施工场地要求：4.1.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在检修间内进行；施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需做好防雨、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，安排好大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。4.2变压器的检修工艺4.2.1冷却风机电机的检修；按《交流电动机检修工艺规程》执行；4.2.2铁芯的检修：按《变压器检修工艺规程》执行；4.2.3线圈的检修：SCB11系列干式变压器不属于环氧树脂筒型整体结构，变压器检修时看到线圈，检查线圈外观有无破损、裂纹、过热、积灰等。5.0厂用变压器检修工艺规程（低压油浸变压器S10系列）引用标准：5.1《电气设备预防性试验规程》（电力工业部1997.01）5.2《电力变压器检修工艺规程》（水电部-64）5.3《电力变压器检修导则》（电力工业部1995.11） 6.0低压油浸变压器检修周期、项目：6.1检修周期6.1.1大修周期：一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。油色谱分析及预防性试验中，发现异常或在承受出口短路后应进行大修。6.1.2小修周期：一般每年一次。6.1.3无载调压开关：无载调压开关的检修遵照厂家规定进行检修。6.2检修项目：6.2.1变压器的大修项目：6.2.1.1吊出器身进行全面检修；6.2.1.2绕组、引线接触面的检修；6.2.1.3铁芯、铁芯紧固件（穿芯螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修；6.2.1.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；6.2.1.5阀门及管道等附属设备的检修；6.2.1.6安全保护装置的检修；6.2.1.7油保护装置的检修；6.2.1.8测温装置的校验；6.2.1.9瓦斯继电器校验；6.2.1.10无励磁分接开关的检修；6.2.1.11全部密封胶垫的更换和组件试漏；6.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；6.2.1.13变压器油的处理或换油；6.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆；6.2.1.15大修的试验和试运行。6.2.2变压器的小修项目：6.2.2.1处理已发现的缺陷；6.2.2.2更换龟裂无弹性的密封胶垫；6.2.2.3检修油位计，调整油位；6.2.2.4检修安全保护装置：包括压力释放阀、气体继电器等；6.2.2.5检修测温装置：包括电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等；6.2.2.6检修无载调压装置；6.2.2.7检查接地系统；6.2.2.8检修全部阀门和塞子，处理渗漏油；6.2.2.9清扫油箱和附件，必要时进行补漆；6.2.2.10清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管）；6.2.2.11按《电气设备预防性试验规程》规定进行测量和试验。7.0检修工艺及质量要求：7.1检修前的准备工作： 7.1.1查阅档案了解变压器的运行情况：7.1.1.1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；7.1.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；7.1.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；7.1.1.4查阅试验记录（包括油化验和色谱分析），了解绝缘状况；7.1.1.5查阅渗漏油部位并作出标志；7.1.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。7.1.2、编制大修工程技术、组织措施计划：7.1.2.1人员组织及分工；7.1.2.2施工项目及进度表；7.1.2.3特殊项目的施工方案；7.1.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；7.1.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；7.1.2.6绘制必要的施工图。7.1.3施工场地要求：7.1.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在检修间内进行；7.1.3.2施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需做好防雨、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，安排好储油容器、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等；7.1.3.3吊芯应在空气相对湿度不大于75%的情况下进行，线圈连续暴露空气时间不得超过24小时。7.2变压器的检修工艺及质量标准：7.2.1解体检查时，要认真作好部件安装顺序记号，要牢靠、醒目、便于区分。及时做好记录和零件测绘，要求正确完整，简明实用；7.2.2作好现场清洁，工具、仪器管理，交接班和消防、保卫等工作，定期进行检查，作到现场秩序井然有序，管理严密细致；7.2.3将变压器油放至铁心顶面，然后依次拆除引线，套管、油枕等附件；7.2.4检查硅钢片的压紧程度，铁心无松动局部过热现象，接地良好；7.2.5铁心的油道无油泥畅通，油道衬条、工字钢应无损坏松动；7.2.6所有的穿芯螺杆应紧固，用1000V摇表测量穿芯螺栓与铁心，轭铁与轭铁夹件之间的绝缘电阻，其值不得低于0.5MΩ；7.2.7线圈的绝缘层完整，表面无变色龟裂或击穿等缺陷，高、低压线圈无位移变形，用眼观察绝缘层无老化；7.2.8引出线绝缘良好，包扎紧固无破裂情况，引出线与套管连接牢靠，接触良好、紧密，引线正确；7.2.9绕组的压条、顶丝应顶紧护环，止动螺帽应拧紧；7.2.10分接开关各接点与线圈的连接应紧固正确，各分接头应清洁，且接触紧密弹力良好，所有能接触到的部分用0.05mm的塞尺检查应塞不进去； 7.2.11芯子检查完毕后用合格的变压器油冲洗，并清理油箱内部，无油垢、无锈蚀、无杂物；7.2.12检查防爆筒放气螺丝完好，与油枕的连通管路畅通，玻璃完整且密封良好；7.2.13关闭热缸收器的上部阀门，放尽内部的变压器油，拆开下部法兰放出硅胶，清理内部；7.2.14硅胶装入前须进行烘干，保持温度140℃，连续8小时，硅胶的直径大于3~5mm；7.2.15检查油枕及散热器，清除漏油，用变压器油冲洗内部，对散热器做渗漏试验；7.2.16校验瓦斯继电器，装复时沿瓦斯继电器方向有1~1.5%的升高坡度；7.2.17变压器顶盖有2~4%的升高度；7.2.18更换所有联结部分的耐油橡皮垫；7.2.19套管表面清洁无裂纹、伤痕，瓷件与铁件压钉应结合牢固，铁件表面无锈蚀，油漆良好；7.2.20大修后应做严密试验，用静油压试验静置24小时无渗漏；7.2.21变压器本体注满油后，应拧开所有放气螺栓进行放气，直到油流出为止，然后拧紧螺栓密封好；7.2.22按《电气设备预防性试验规程》规定进行测量和试验。7.3常见故障处理：7.3.1油枕满油：7.3.1.1办理第二种工作票或口头电话联系；7.3.1.2将重瓦斯保护改“信号”位置；7.3.1.3打开油箱下部排油门缓慢排油；7.3.1.4放至适当油标线后，关闭排油门；7.3.1.5清理现场结束工作票。7.3.2油枕油位低补油：7.3.2.1根据实际情况办理第一种或第二种工作票；7.3.2.2将重瓦斯保护改“信号”位置；7.3.2.3打开油枕顶部注油塞，根据季节变化将油位调至适当位置；7.3.2.4补油后紧好油塞；7.3.2.5清理现场结束工作票。7.3.3套管密封垫处理：7.3.3.1办理第一种种工作票；7.3.3.2在充油情况下判断漏油确切位置（决定是否需要换垫）；7.3.3.3关闭瓦斯继电器上方碟阀；7.3.3.4从排油门少量排油后，注如油枕（若碟阀不严或排油量大，应另备油桶）；7.3.3.5如漏油轻微、密封垫完好，可紧固压垫螺栓，经确定不漏油后，办理竣工手续；7.3.3.6如漏油严重、密封垫已无弹性，应吊芯更换密封垫。 第三篇电动机检修第一章电动机检修工艺规程1.0电动机概述及技术规范我厂的电动机为高/低压交流电动机与直流电机，分布在全厂厂内。2.0检修周期及检修项目2．110KV/6KV/0．4KV电动机及直流电机2．1．1检修周期：2．1．1．1大修：严格按照电机检修滚动计划进行，原则上随机组的大修而进行。检修滚动计划的制定遵循以下原则：对起动频繁、环境恶劣、易出故障的电机适当缩短大修周期；对于运行情况良好、环境洁净、干燥、利用小时数比较低的电动机，可酌情延长大修周期，但应适当加强小修维护，以免失修。2．1．1．2小修：一般电机每年小修两次，或随系统的小修而进行，公用系统电机要适当安排。2．1．2检修项目：大修工作要作好充分准备工作，了解设备的运行状况，存在的缺陷、重点注意的地方等。大修项目如下：2．1．2．1电动机解体，清除灰尘、污垢2．1．2．2电动机定子的检修2．1．2．3电动机转子的检修2，1．2．4电动机轴承的检修2．1．2．5冷却系统的检修2．1．2．6绕线式电机滑环的检修2．1．2．7直流电机电枢的检修2．1．2．8直流电机电刷装置的检修2．1．2．9复装前的验收2．1．2．10电动机的组装与试运转小修项目如下：电机表面灰尘及通风系统清理；滑环与电刷的检查、降压启动柜检查；轴承检查，必要时添加轴承用润滑脂；检查引线、接头，定子、降压启动转子（水阻柜）作电气试验（测绝缘、直流电阻）小修后的电机需进行试转，记录试运数据（电流、温度、声音、振动）。3.0大修前的准备工作 3．1电机大修之前，检修负责人必须将所修电机的设备缺陷、运行状况了解清楚，以确定大修项目3．2根据大修项目，制定所需材料与备品计划3．3根据大修项目，制定大修进度、工时计划、人员安排3．4检修前应将所需图纸资料备齐，现场记录本和记录表格准备好3．5准备好所用工具及专用工具，对起吊工具要认真检查，必要时作拉力试验或金属探伤3．6检修前组织学习检修工艺规程、技术要求及安全措施4.0解体的工艺要求4．1电动机检修的一般注意事项：4．1．1使用抽转子的工具，如假轴、拐臂、横梁等要牢靠，倒链、钢丝绳、卡环应符合受力标准并完好4．1．2检修场地要有充足的照明，定子膛内检查应使用低压行灯4．1．3检修所使用的电气工具，如手电钻，手提砂轮，电动吹尘器等，使用时外壳一定要接好接地线，并要可靠4．1．4在解体过程中，端盖、钢丝绳、工具等任何东西都切忌碰触定子线圈端部、滑环、风扇等部位也要保护好4．1．5转子端部线圈、鼠笼条端环、滑环引线绝缘套及风扇均不得作为着力点及支撑点4．1．6用钢丝绳吊起转子、大盖等重物时，要绑扎或挂牢，防止起吊后滑动或滑脱，避免发生设备及人身事故4．1．7阴雨天或周围环境湿度大，要注意防止电机绝缘受潮，工作间断时，定转子要用帆布（塑料布）盖好，室外长期存放，要做好防淋防锈措施4．1．8电机解体时，所拆下的螺丝、垫圈及其它零部件要做好标记，妥善保管，以备装复使用，装转子前应检查定子内膛，防止金属小用具、垫圈、锯条等物品遗留于内4．1．9如遇有高空作业，要扎安全带，并遵守高空作业规程，使用火焊应遵守其注意事项，并做好防火措施4．1．10起吊所用吊装机械、倒链应由工作负责人指定专人操作，操作时应精力集中，听从指挥4．1．11如遇有其它工作小组或班组在现场有交叉作业时，应互相照顾，注意安全4．2一般电机的解体工艺与要求4．2．1拆除电机接线与地脚螺丝及外壳接地线，做好标记，将三相电缆短路接地，通知机械部分有关班组，解开靠背轮4．2．2在吊车行程允许的情况下，为检修方便可将电机吊离基础，放在平地用方木垫好，准备检修。如吊车行程有限可将电机原地吊起，调整角度，用方木垫平待修4．2．3扒下电机靠背轮，拆扒时应用火焊加热，扒时应用钢丝绳将千斤顶、扒轮器及靠背轮联在一起吊起，以防靠背轮扒下时砸伤及损坏其它设备4．2．4拆除两端端盖：拆下大端盖螺丝，在上顶螺丝时，要注意两边同时上，使其间隙一致，然后调整好吊钩与端盖的中心位置，扶好端盖，用撬棍将端盖撬出，当脱离轴承套时，要注意切勿碰伤端部线圈 4．2．5吊装拐臂于靠背轮轴面，拐臂套尽可能的装到轴的根部，如果轴面与拐臂套间隙超过10mm时，应用木条填充其间隙，使其紧固，防止转子滑脱，目测调整吊环于转子重心处4．2．6调整重心后，抽出转子过程中，在定子两端各有一人看间隙，将吊钩起升后，转子重心变化情况随时告知工作负责人，因转子间隙一般较小，工作负责人应指挥吊钩操作者，使钢丝绳逐渐吃力，试调移动吊钩位置，直到转子处于定子膛内中心位置，此时转子间隙应均匀，两端人员扶好轴头，指挥行车慢慢向外移动，抽出转子放到检修位置，用木块垫好。5.0定子检修项目与标准5．1定子各部位吹扫灰尘，清除油污，若线圈端部与铁芯油垢太多，可用竹刀仔细的刮除，并用干净的抹布浸甲苯或纯净的汽油拧干后擦拭；5．2检查端部垫块、绑线、固定端部线圈的端环有无松动或因松动使绝缘产生严重磨损，如有以上现象，应进行加强绝缘与加固处理5．3检查端部线圈表面应清洁，绝缘完好，无过热、膨胀流胶、绝缘老化和脱胶等现象，电机引出线应完好，绝缘无破裂、老化及机械损伤的痕迹；若电机线圈端部有短路或断路的现象，应尽可能地将其主绝缘剥掉处理短路故障或焊接好断路点，一般不要采用截掉线圈，应保持三相电流平衡，延长其使用寿命，处理上层线圈槽口故障时，可将该线圈两端部绑线、垫块全部割掉，打出该槽楔，取出线圈进行处理，然后再嵌入，要重新垫好匝间绝缘，再按规定充饱主绝缘，并涂环氧绝缘漆；5．4检查槽楔应无松动、过热、磨损、变色、凸起等现象，垫条槽楔应无移出，如有应重新打槽楔处理5．5定子铁芯检查：铁芯表面应清洁无生锈、通风沟应畅通，端部线圈应无开焊现象，铁芯无松散、过热、磨损的痕迹。如铁芯损坏严重应进行处理，并做铁损试验，合格后才能使用；直流电机应检查主磁极、换向磁极的固定螺丝是否紧固，装在各极上的线圈有无松动，绝缘有无损坏和变色。检查各磁极线圈间连接线是否完好，连接螺丝是否紧固，焊接头是否良好，引出线绝缘和固定是否良好可靠，检查主磁极、换向磁极间的距离，若等距偏差超过允许值或磁极在机座内歪斜，则应进行调整并作好记录。对定子的检查合格后，应测量并接绕组、串接绕组（包括换向极绕组和补偿绕组）和辅助励磁绕组的直流电阻，检查有无匝间短路、脱焊或断线5．6定子接线盒检查：接线盒绝缘板或绝缘瓷瓶应完好无损，接线柱螺丝、平垫、弹簧垫应齐全完好。电机及电缆引线鼻子应无过热、变形，如有过热，应重新打磨处理或更换新的鼻子；电机及电缆引线鼻子的焊接或压接应良好，引线与线鼻子焊接点外侧如有短股现象，且超过截面积的10%，应进行补焊或重焊。5．7定子线圈做电气试验：绝缘电阻：6KV高压电机应在6MΩ以上，380V电机应在0.5MΩ以上，直流电机应在1MΩ以上。直流电阻与过去比无大的变化，三相误差不超过最小值的2%，直流电机的各绕组直流电阻与原始记录比较，在换算成同一温度时，其偏差不得大于±2%；若更换了磁极线圈或调换过连接线时，应作每个极的极性试验，要求极性安排符合图纸；耐压试验1.5UH交流耐压通过，2.5UH直流耐压通过，低压电机用2500V摇表,直流电机交流耐压1000V，1min通过。 6.0转子检修项目与标准6．1清扫灰尘、油垢、通风沟应畅通无堵塞现象6．2转子铁芯检查：检查转子铁芯应无过热、磨损、变色、烧伤、锈蚀等现象。转子铁芯应压接紧、压铁应无开焊等现象6．3风扇及平衡块检查：6．3．1风扇叶片应无弯曲、歪斜、裂纹、掉叶片等现象，纠正风扇叶片时应注意防止断裂6．3．2风扇应固定牢靠，热装风扇的止动定位锁（或螺丝）应紧固，风扇螺丝应拧紧不松动6．3．3检查平衡块螺丝应紧固，无位移现象，锁口应可靠6．4鼠笼式转子笼条检查：鼠笼式转子的电机要仔细检查鼠笼条及短路环是否有裂纹及短条现象，若发现短路环有裂纹，应及时进行补焊（银焊或铜焊）；用小锤逐根轻轻敲击鼠笼条接近短路环部位，听其声音和敲击后的震颤感觉，逐根判断有无裂纹或断裂，并做好标记，用银焊或铜焊进行补焊，或重新更换新鼠笼条。补焊完后，应用锉刀将其锉平，以保证定、转子间隙。如整体更换笼条根数较多时，须校验动平衡。7.0轴承的检修工艺与标准7.1滚动轴承的检修与标准:7.1.1两端轴承应用汽油清洗干净，注意毛刷毛不能遗留于轴承内，为防止棉纱头遗留于轴承内，所以禁止使用棉纱、破布清洗，清洗干净后仔细检查内外轨道、滚柱、滚珠表面应无破碎、脱皮和麻点。轴承卡子应完好、无裂纹破碎现象，并且不磨擦内外套。7.1.2轴承间隙测量：用细铅丝放于轨道和滚珠（或滚柱）之间，使其轴承转动后压扁取出，用千分尺测量铅丝受力点的厚度，即为轴承间隙。7.1.3检查轴承内套与轴结合面应无转动磨损，如有磨损，轴需做刷镀或喷涂处理；处理后，轴配合紧力合理。检查外套与端盖轴承座膛孔（轴承室）的结合面应无转动磨损。7.1.4更换轴承时，加热温度最高不得超过120℃，扒卸轴承时应尽量使其内套均匀受力，防止扒偏，装轴承时要装到位。7.1.5轴承润滑油脂的更换：轴承轨道间要填充足够的润滑油脂，内外油档盖润滑油脂量应占容积的1/2~1/3，一般视电机的转速而定。8.0直流电机电枢的检修应对电枢进行吹灰和清除油泥，吹灰前，对有轴承衬套的电机，不应将密封油盖和轴承衬套拆下；对无轴承衬套的滚动轴承应用布包好，然后才允许吹灰，吹灰时应特别注意吹净升高片和端部线圈间的尘埃，应反复多吹几次，电枢铁芯的径向和轴向风道也应反复吹净，对电枢的检查通常分成如下几个部分：8．1换向器表面应光滑，无过热变色和灼痕，椭圆度和偏摆度应符合要求，换向片倒角和片间云母下刻应符合要求8．2电枢槽衬，绝缘应无老朽、脆裂。槽楔应紧固，无松动、碎裂等情况8．3升 高片和并头套应无变形、扭曲，焊接良好，无变色、开焊、断裂等情况。端部绑线应整齐、平整，无松动、碎裂、变色，绝缘上不允许有油灰及其它物质8．4检查风扇的铆钉、焊缝和叶片应无明显缺陷，固定螺丝和垫圈应紧固、齐全，平衡块应紧固无松动8．5检查轴颈、轴瓦或滚动轴承应良好，并对滚动轴承进行清洗和换新油或更换8．6对电枢铁芯、拉紧螺杆和风道垫块进行检查，叠片应无松散变形，拉紧螺杆应紧固，风道垫块应无扭曲，平衡块应紧固无松动9.0直流电机电刷装置的检修电刷装置的正常检修，除对刷架座圈、刷架、刷握进行吹灰清扫和擦净外，还应检查刷架的绝缘套管、绝缘垫片等应良好无损伤，耐压试验应合格；刷握应无变形，尺寸符合要求，内壁无烧毛、损坏，压簧和拉簧均应保持弹性良好，无过热、变色；压指与刷握体的铆钉完好，铆钉无磨细、铆钉孔无磨大等情况；压簧头部绝缘块应良好、无裂纹、短缺；检查刷握与刷架间接触面应平整，刷辫与刷架间的连接应平整、连接良好10.0电动机的干燥10．1应进行干燥的电动机：10．1．1在检修中全部更换或部分更换过线圈的电动机10．1．2在定子检修中，定子线圈、槽楔等局部检修、消缺过的电动机10．1．3因受潮而使电动机绝缘电阻降低（高压电动机接近运行时的绝缘电阻值低于每千伏1MΩ）10．2电动机干燥的注意事项：10．2．1进行干燥时为避免不必要的热损失，应用石棉布或棚布将电机盖好，为达到持续通风，在电机覆盖物的最高处与最低处应留通风孔10．2．2进行干燥时，线圈的最高温度，按照电阻法，不得超过90℃，按照温度计法不得超过70℃，开放式冷却电机的出口空气温度，最高不得超过60℃，用外部加热法进行干燥时，距热源近的地方，用温度表测得最高允许90℃。10．2．3进行干燥时，需在线圈、铁芯的几个部位进行测温，温度表应和电机各部位接触良好，测温头应用油泥封于测温部位上，使其与空气隔绝。10．2．4进行干燥时，要逐渐加热升温，容量在50KW及以上的电动机，一般应经3—4小时达60℃，经7—8小时达70℃（温度表测量），对于小容量的电机温度升高所需要的时间较短，达到允许的最高温度后，应将温度保持平衡，直到干燥为止。10．2．5在整个干燥过程中，应测定线圈的绝缘电阻，并测量铁芯与线圈的温度，在温度尚未稳定前，至少每30min记录一次，在温度稳定后，则每隔一至二小时记录一次，干燥开始前，应测量绝缘电阻，在记录温度的同时，再测量绝缘电阻，；采用电流干燥时，在测量绝缘电阻时，应将干燥电机所用的电源断开，按要求记录温度与绝缘电阻，并记录定子电流的大小。10．2．6干燥初期绝缘电阻要下降，随着干燥的逐步进行，绝缘电阻从下降停止到逐步升高直到稳定不变，并要保持3—4小时，可认为干燥结束。 10．3电机干燥的几种方法：10．3．1定子铁损法：用定子铁损法干燥时，对于大型电机励磁线圈可以穿过定子内膛，小型电机可直接绕在电机的外壳上，励磁线圈的绝缘应良好，几个电机同时干燥时，可把每一台电机的励磁线圈串联在一起，接在一个电源上。进行干燥前，要先测量定子铁芯的尺寸，经过计算确定励磁线圈的匝数、励磁电流和导线的截面。励磁线圈的匝数用下式计算：W=45V/QB×104式中：V：干燥时励磁线圈的电压（伏）；Q：定子铁芯有效截面积（厘米2）B：定子铁芯的磁通密度（高斯）一般在6000~7000高斯由于测量误差，计算出的匝数通电流后，应检查电流大小是否合适，一般要选截面较大的导线，相当于导线额定电流的50~70%即可，否则导线在干燥中会造成过热而损伤。10．3．2外部加热干燥法：此方法一般只适用于小型电机，可用①白炽灯或红外线灯放在定子端部或内膛，外部加以覆盖进行烘烤；②利用蒸气或电炉丝作热源的烘房③用热风机吹风，均匀加热电机各部10．3．3短路干燥法；用短路电流进行干燥时，通常是降低电压至电机额定电压的8-10%，并将电机转子堵卡住。干燥绕线式电机时，可将电机转子回路降低电压至电机转子额定电压的8-10%，而把定子短路。注意：①用短路电流进行干燥时，没有正常的通风，因此必须特别注意并控制电机的发热温度，以保证不突破最高温度②因进水或浸湿严重的电机，禁止用短路干燥法。11.0电动机线圈头尾辩别方法11．1交流法：先用万用表或摇表测定哪一对出线是同一相的，再将任意两相串联起来，接在单相交流电源上（电压约为电机额定电压的40%），第三相接一只交流电压表或白炽灯，若电压表摆动并有读数或白炽灯泡亮，说明第一相绕组的末端和第二相绕组的首端是连在一起的，若电压表不动或白炽灯泡不亮，说明第一相绕组的末端和第二相绕组的末端是连在一起的。将第一相和第二相绕组的首端和末端作好标记后，再用同样的方法确定第三相的首端和末端。如图所示：图1图2 11．2直流法：将线圈接线试验，若在开关刚合上瞬间，万用表（在mA档）指针摆向零的一边，则电池正极所接的线头与万用表正极所接的线头同为首端或末端；反之，则电池正极所接的线头与万用表负极所接的线头同为首端或末端；作好标记逐个试验，即可确定各相头、尾。如图3所示：11．3短路自感应法：如图4所示，接线后，用手慢慢盘动电机转子，若毫安表指针摆动大时（20mA以上），则重新调换线头试验，直到电流摆动最小（5mA以内）时，即表示联在一起的是头或尾。图3图412.0电动机的组装与试转12．1电动机的组装：电动机的组装工艺与解体相反，注意事项相同，组装后应达到下列要求：12．1．1组装后应经预防性试验合格12．1．2电动机定子、转子、铁芯、线圈、端盖外壳、风扇、接线盒各部位应无灰尘、油垢、锈斑等，槽楔应打紧，定子内膛严禁有任何遗留物12．1．3滑动式轴承的电动机定、转子间隙：（S最大—S最小）/S平均的值应小于10%，轴封与轴的间隙应小于0.05mm，且不与轴磨擦。直流电机应测量主磁极和换向磁极的气隙；测量风扇与机座间的端面和径向间隙，测量电枢的串动量；复查和记录换向器的尺寸和偏摆度等；12．1．4端盖、轴承盖、油档盖、接线盒装好后，接缝应严密，螺丝应旋紧，垫圈应齐全，键槽与键完好，靠背轮于轴应紧固配合。12．1．5风扇完好无损，固定螺丝应齐全，紧固可靠，外风扇不与端盖、外罩相磨擦。12．1．6绕线式转子的电动机，刷握下沿与滑环应有2-3mm的间隙，调整好刷握与滑环的相对中心位置，电刷与刷握应有0.1-0.2mm的间隙，刷架滑环与转子回路绝缘应良好，非同相刷辫不能互相接触，更换电刷应有75%接触面，刷握刷架及定、转子接线应牢固可靠，引线应完好。12．1．7轴封应完好，更换的润滑脂，规格数量应符合要求，电机整体组装完毕后，用手盘动转子应灵活，无卡涩及磨擦现象12．1．8接线应按标记正确无误，引线截面应足够，线鼻子焊线或压接线应牢靠，两线鼻子结合面应无氧化层及污物，必要时涂导电膏或凡士林，螺丝压接应紧固，以防过热，接头相间及对地绝缘应良好。 12．1．9应遵循“工完、料尽、场地清”12．2电动机修后试转的几点要求：12．2．1电动机修后，经电气试验合格，试转时应取得运行工作人员的许可，并共同对设备进行仔细的外观检查，弄清事故按钮所在位置，直到确定无异常情况后，方可起动空试12．2．2一般电机冷态下允许连续起动2-3次，热态时只允许起动一次12．2．3试运中，如有振动、冒火、噪音等异常时，应看情况立即停止试运并查明原因；直流电机应着重监视空载电流和转速是否正常，电机各部有无过热，电刷有无换向火花。12．2．4电动机空载试运至少应在40分钟以上，室外电机空载试运至少应在90分钟以上，检查电机各部位应无异常。12．2．5测量电机三相空载电流应平衡，并与上次比较无大变化，空载电流一般为额定电流的1/3左右。12．2．6测量电机轴向串动，滑动轴承应在2-4mm之间，滚动式轴承应小于或等于0.5mm12．2．7测量电机的振动值，标准如下：额定转速r/min300015001000750以下振动双振幅mmm0.060.100.130.1612．2．8待以上各项检查确无异常后，方可交代试转良好12．2．9当电机带负荷试转时，应有机械负责人联系检查、送电、起动，电气负责人应到现场配合试转12．2．10电动机带负荷运行温升稳定后，应不超过该电机绝缘极限温度允许值，其标准如下：YAEBFHC90℃105℃120℃130℃155℃180℃>180℃13.0直流电机的常见故障及处理13．1电机不能起动或达不到额定转速：13．1．1进线或主要线路开路处理：首先检查熔断器是否良好，电源电压是否正常，接触器接点是否接触良好，电刷与换向器接触是否良好，换向磁极线圈、补偿线圈、串联线圈各接头之间焊接和联接是否良好，有无开路情况。通常用万用表或试灯进行检查，查出故障加以消除13．1．2并激绕组断路或错接处理：检测并激绕组的直流电阻是否正常，并激绕组的极性是否南北极交错13．1．3过载处理：着重检查机械是否卡涩或堵转13．1．4起动器故障处理：着重检查时间继电器、接触器接点,若起动电阻不能被短路，则电机不能达到额定转速，可直接测量电枢两端电压是否正常 13．1．5换向磁极或串激绕组接反处理：换向磁极或串激绕组的极性，可用磁针法或交流电压表法检查。只要线圈头、尾即可处理13．1．6激磁电流大处理：着重检查磁场变阻器有无短接情况；若激磁电流较正常值大，而转速接近正常值，则可能是并激绕组有匝间短路，应检查并激绕组的直流电阻13．1．7电枢绕组或换向片间短路，并激绕组或其他绕组被短路处理：测量换向片间电阻，其严重的后果主要表现在换向上；并激绕组或其他绕组被短路，应测量并激绕组或其他绕组的直流电阻和绝缘电租，找出故障点消除13．1．8电刷不在中性线上处理：找正中性线，调整电刷13．2电机转速过高：13．2．1电枢电压超过额定值处理：用直流电压表检查电枢端电压，若电枢回路串有电阻，可将附加电阻调大；若电枢回路无电阻，则应检查电源电压是否过高，并调至正常值13．2．2激磁电流小处理：检查激磁回路电阻；检查激磁绕组有无匝间短路；检查主磁极气隙13．2．3串激电机轻载处理：严禁串激电机轻载或空载13．2．4电刷不在中性线上处理：找正中性线，调整电刷13．3电机振荡：13．3．1电源电压波动13．3．2电刷不在几何中性线上；串激绕组接反；激磁电流太小等14.0直流电机的试验项目、周期和要求表1直流电机的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绕组的绝缘电阻小修时大修时绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ用1000V兆欧表对励磁机应测量电枢绕组对轴和金属绑线的绝缘电阻2绕组的直流电阻大修时与制造厂试验数据或以前测值比较，相差一般不大于2%；补偿绕组自行规定100KW以下的不重要的电机自行规定3大修时 电枢绕组片间的直流电阻相互间的差值不应超过正常最小值的10%1）由于均压线产生的有规律变化，应在各相应的片间进行比较判断2）对波绕组或蛙绕组应根据在整流子上实际节距测量电阻值4绕组的交流耐压试验大修时磁场绕组对机壳和电枢对轴的试验电压为1000V100KW以下不重要的直流电机电枢绕组对轴的交流耐压可用2500V兆欧表试验代替5磁场可变电阻器的直流电阻大修时与铭牌数据或最初测量值比较相差不应大于10%应在不同分接头位置测量，电阻值变化应有规律性6磁场可变电阻器的绝缘电阻大修时绝缘电阻值一般不低于0.5MΩ磁场可变电阻器可随同励磁回路进行用2500V兆欧表7调整碳刷的中心位置大修时核对位置是否正确，应满足良好换向要求必要时可做无火花换向试验8检查绕组的极性及其连接的正确性接线变动时极性和连接均应正确9测量电枢及磁极间的空气间隙大修时各点气隙与平均值的相对偏差应在下列范围：3mm以下气隙±10%3mm及以上气隙±5%10直流发电机的特性试验更换绕组后必要时与制造厂试验数据比较，应在测量误差范围内1）空载特性：测录至最大励磁电压值2）负载特性：仅测录励磁机负载特性；测量时，以同步发电机的励磁绕组作为负载3）外特性：必要时进行4）励磁电压的增长速度：在励磁机空载额定电压下进行11直流电动机的空转检查大修后2）更换绕组后转动正常调速范围合乎要求空转检查的时间一般不小于1h 15.0交流电动机的试验项目、周期和要求表2交流电动机的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绕组的绝缘电阻和吸收比小修时大修时绝缘电阻值额定电压3000V以下者，室温下不应低于0.5MΩb）额定电压3000V及以上者，交流耐压前，定子绕组在接近运行温度时的绝缘电阻值不应低于UnMΩ（取Un的千伏数，下同）；投运前室温下（包括电缆）不应低于UnMΩ转子绕组不应低于0.5MΩ2）吸收比自行规定1）500KW及以上的电动机，应测量吸收比（或极化指数），参照表1序号12）3KV以下的电动机使用1000V兆欧表；3KV及以上者使用2500V兆欧表3）小修时定子绕组可与其所连接的电缆一起测量，转子绕组可与起动设备一起测量4）有条件时可分相测量2绕组的直流电阻1）1年（3KV及以上或100KW及以上）2）大修时3）必要时1）3KV或100KW及以上的电动机各相绕组直流电阻值的相互差别不应超过最小值的2%；中性点未引出者，可测量线间电阻，其相互差别不应超过1%2）其余电动机自行规定3）应注意相互间差别的历年相对变化3定子绕组泄漏电流和直流耐压试验大修时更换绕组时1）试验电压：全部更换绕组时为3Un；大修或局部更换绕组时为2.5Un2）泄漏电流相间差别一般不大于最小值的100%，泄漏电流为20μA以下者不作规定3）500KW以下的电动机自行规定有条件时可分相进行4定子绕组的交流耐压试验大修后更换绕组后大修时不更换或局部更换定子绕组后试验电压为1.5Un，但不低于1000V全部更换定子绕组后试验电压为（2Un+1000）V，但不低于1500V低压和100KW以下不重要的电动机，交流耐压试验可用2500V兆欧表测量代替更换定子绕组时工艺过程中的交流耐压试验按制造厂规定5大修后更换绕组后试验电压如下：绕线式电机已改为直接短路起动者，可不做交流耐压试验 绕线式电动机转子绕组的交流耐压试验Uk为转子静止时在定子绕组上加额定电压于滑环上测得的电压不可逆式可逆式大修不更换转子绕组或局部更换转子绕组后1.5Uk，但不小于1000V3.0Uk，但不小于2000V全部更换转子绕组后2Uk+1000V4Uk+1000V6同步电动机转子绕组交流耐压试验大修时试验电压为1000V可用2500V兆欧表测量代替7可变或起动电阻器的直流电阻大修时与制造厂数值或最初测得结果比较，相差不应超过10%3KV及以上的电动机应在所有分接头上测量8可变电阻器与同步电动机灭磁电阻器的交流耐压试验大修时试验电压为1000V可用2500V兆欧表测量代替9同步电动机及其励磁机轴承的绝缘电阻大修时绝缘电阻不应低于0.5MΩ在油管安装完毕后，用1000V兆欧表测量10转子金属绑线的交流耐压大修时试验电压为1000V可用2500V兆欧表测量代替11检查定子绕组的极性接线变动时定子绕组的极性与连接应正确对双绕组的电动机，应检查两分支间连接的正确性中性点无引出者可不检查极性12定子铁芯试验1）全部更换绕组时或修理铁芯后2）必要时参照表1中序号103KV或500KW及以上电动机应做此项试验如果电动机定子铁芯没有局部缺陷，只为检查整体叠片状况，可仅测量空载损耗值13电动机空转并测空载电流和空载损耗必要时转动正常，空载电流自行规定额定电压下的空载损耗值不得超过原来值的50%空转检查的时间一般不小于1h测定空载电流仅在对电动机有怀疑是进行 3）3KV以下电动机仅测空载电流不测空载损耗14双电动机拖动时测量转矩—转速特性必要时两台电动机的转矩—转速特性曲线上各点相差不得大于10%应使用同型号、同制造厂、同期出厂的电动机更换时，应选择两台转矩—转速特性相似的电动机 第四篇其他部分第一章220KVSF6电力互感器检修工艺规程1.0SF6电力互感器技术参数概述及技术规范1.0.1电流互感器技术参数序号名称技术参数1型式或型号户外、单相、SF6倒立式LVQB-220W32额定电压（kV）2203设备最高电压Um（kV）2524额定频率（Hz）505额定一次电流I1n（A）1）2×6002）2×6003）3004）1505）2006额定二次电流I2n（A）17额定扩大一次电流值（%）1208铁心数1）82）63）74）75）79极性减极性10级次额定电流比1）2×600/12）2×600/13）300/14）150/15）200/1级次组合（P级含准确限值系数ALF）1）0.5/0.2S/6×5P202）0.5/0.5/4×5P203）0.2/0.5/5×5P204）0.5/0.2/5×5P205）0.5/0.2/5×5P20 额定输出（VA）1）8×152）6×153）7×154）7×155）7×15抽头绕组测量、计量、保护抽头电流比1）2×600/12）2×600/13）300/14）150/15）200/1抽头准确级0.5/0.2S抽头额定输出（VA）15/15功率因数cosj（测量/P级）0.8/0.811测量级仪表保安系数（FS）≤512暂态特性一次回路时间常数Tp（ms）（适用于TPX、TPY、TPZ）—二次回路时间常数Ts（ms）—对称短路电流倍数Kssc—TPX或TPY额定直流分量偏移度（%）—TPX或TPY工作循环（间隔时间，ms）C-t′-O—C-t′-O-tfr-C-t″-O—t′al— TPX或TPY保持准确限值时间（ms）t″al—TPS给定的面积增大系数K—TPS二次绕组直流电阻Rct（Ω）—铁心面积（cm2）—铁心平均磁路长度（cm）—铁心气隙数—每个气隙长度（cm）—铁心气隙总长度（cm）—拐点处的磁通密度（T）—当完全饱和并接有标准负载时，断电后的剩磁（T）0.5s后—1.0s后—10s后—13局部放电水平（pC）在Um电压下≤10在1.2Um/电压下≤514绝缘水平雷电冲击耐受电压（kV峰值）1050雷电冲击截波耐受电压（kV峰值）1175一次绕组工频耐受电压（kV方均根值、干试）460 一次绕组工频耐受电压（kV方均根值、湿试）460SF6气体绝缘互感器零表压下工频耐压（方均根值）及时间（kV/min）190kV/5min一次绕组段间工频耐受电压（kV方均根值）3二次绕组对地工频耐受电压（kV方均根值）3二次绕组之间工频耐受电压（kV方均根值）3二次绕组匝间过电压（kV峰值）4.515主绝缘介质损耗因数tand（%）在10kV下0.5在Um/电压下0.516短时热稳定电流及持续时间一次绕组并联时（kA方均根值）50一次绕组串联时（kA方均根值）50热稳定电流持续时间（s）317额定动稳定电流一次绕组并联时（kA峰值）125一次绕组串联时（kA峰值）12518在1.1Um/电压下无线电干扰电压（mV）≤500 在1.1Um/电压下，户外晴天夜晚无可见电晕无可见电晕19传递过电压峰值限值（kV）≤1.620温升限值（K）绕组75一次绕组出头及连接处50铁心及其他金属件表面6021套管材质高强瓷伞裙结构大小伞套管平均直径（mm）480外绝缘最小爬电距离（乘以直径系数K）（mm）7812套管干弧距离（mm）2200爬电距离/干弧距离≤4.022一次接线端子机械强度（N）任意方向静态承受试验载荷（典型方向为水平纵向、水平横向、垂直方向分别施加，1min）4000实际运行总载荷不超过静态试验载荷的50%极端动力载荷静态试验载荷的1.4倍23SF6气体的要求气体年泄漏率（%/年）≤0.5气体含水量（mL/L）≤15024SF6额定压力（MPa）运行压力0.4报警压力0.3525质量（kg）每台电流互感器总质量（包括附件）1400（无附件）不包括附件的每台电流互感器质量1400运输质量165026运输允许倾斜角度（º）卧倒运输运输压力（SF6气体型）（MPa）0.05 27外形尺寸（mm）组装好的电流互感器总高度4050组装好的电流互感器总宽度1750运输尺寸（长×宽×高）4200×1900×130028预期寿命（年）301.0.2电压互感器技术参数序号名称技术参数1型式或型号户外、单相、SF6JDQXF-220W22额定电压（kV）2203设备最高电压Um（kV）2524额定频率（Hz）505额定电压比220//0.1//0.1//0.1kV6准确级次0.2/0.5/3P级7额定容量100/100/100VA8爬电比距≥31mm/kV9数量12台10局部放电水平（pC）在Um电压下≤8在1.2Um/电压下≤411绝缘水平雷电冲击耐受电压（kV峰值）1050雷电冲击截波耐受电压（kV峰值）1175一次绕组工频耐受电压（kV方均根值、干试）460一次绕组工频耐受电压（kV方均根值、湿试）460二次绕组对地工频耐受电压（kV方均根值）3二次绕组之间工频耐受电压（kV方均根值）312在10kV下不大于0.002 主绝缘介质损耗因数tand（%）在Um/电压下不大于0.00513在1.1Um/电压下无线电干扰电压（V）≤350在1.1Um/电压下，户外晴天夜晚无可见电晕无可见电晕14一次接线端子机械强度（N）任意方向静态承受试验载荷（典型方向为水平纵向、水平横向、垂直方向分别施加，1min）200015SF6气体的要求气体年泄漏率（%/年）≤0.5气体含水量（L/L）≤15016SF6额定压力（MPa）运行压力0.5报警压力0.4517质量（kg）每台电压互感器总质量（包括附件）1050不包括附件的每台电压互感器质量1050运输质量115018运输允许倾斜角度（º）正立运输运输压力（SF6气体型）（MPa）0.0519外形尺寸（mm）组装好的电压互感器总高度3380组装好的电压互感器总宽度975运输尺寸（长×宽×高）850×1010×345020预期寿命（年）20 2.0SF6电力互感器小修序号项目检修工艺质量标准1检查法兰板密封处发现紧固件缺损应补全和更换，并按密封要求用规定力矩扳手紧固。发现局部金属锈蚀应考虑气体泄漏的可能。密封法兰无变形，紧固件齐全，紧固力矩符合规定2检查防爆片清除防爆片及夹持器的脏污，对紧固不良的螺栓按规定力矩紧固。防爆片完好，安装正确3检查一次引线连接接线端子有过热现象，应拆开导电连接部分，清除氧化层，涂导电膏重新紧固。接线端子连接可靠，无氧化层4检查高压套管清除高压套管的脏污表面清洁、完整无裂痕、无放电老化痕迹，憎水性良好5检查气体压力表1.气体压力表应完好，连接管有松动应拧紧，表壳有破损应更换新品。2.压力表指示低于规定值，使用专门充气装置补充合格气体。压力表完好，指示在额定压力范围内6检查二次接线板检查二次接线板螺杆有无松动，如有松动查明原因紧固。二次接线板螺杆无松动7处理含水量超标的SF6电力互感器SF6电力互感器微水含量20摄氏度超过500μL/L时放气，补入合格气体至额定值SF6电力互感器微水含量20摄氏度不超过500μL/L3.0SF6电力互感器大修SF6电力互感器为全密封式，对密封有很高要求，大修不允许解体，如必须解体，需返厂修理。 第二章电力电缆检修1.0电缆概述及技术规范1．0．1概述我厂所使用的动力、控制电缆均是交联聚乙烯和聚氯乙烯，有部分是阻燃及氟塑料型的，大部分采用电缆沟，桥架和穿管敷设，没有电缆隧道。1．0．2电缆主要技术规范具体见东北大学设计院电缆清册及中冶东方工程技术有限公司电缆清册2.0引用标准本规程引用了火力发电厂实用技术手册14—20有关部分及电缆线路安装工程施工及验收规范。3.0电缆选择与敷设3.0.1电缆牌号中字母的含义：类别特征导体绝缘内护套其它特征电力电缆（省略不表示）T—铜线Z—纸绝缘Q—铅护套D—不滴流K—控制电缆（一般省略）X—天然橡胶L—铝护套F—分相金属护套P—信号电缆L—铝线X1D—J基橡皮H—橡套P—屏蔽B—绝缘电线V—聚氯乙烯（H）F—非然性橡套Y—移动式软电缆Y—聚乙烯V—聚氯乙烯护套R—绝缘软线YJ—交联聚乙烯Y—聚乙烯护套H—室内电话电缆3.0.2电缆电压等级及截面的选择：3.0.2.1电缆的额定电压应等于或大于网络的额定电压。1KV以下电缆截面，一般决定于电缆线芯持续允许电流，线路较长者取决于允许电压降。3KV以上取决于短路的热稳定。3.0.3电缆长期允许载流量及其校正系数： 3.0.3.1正常运行时电缆最高允许温度。额定电压（KV）电缆种类3及以下61020—35110—330天然橡皮绝缘6565粘性纸绝缘80656050聚氯乙烯绝缘6565聚乙烯绝缘7070交联聚乙烯绝缘90909080充油纸绝缘753.0.2.2铝芯纸绝缘、聚氯乙烯绝缘铠装电缆和交联聚乙烯绝缘电缆在空气中长期载流量（25℃）。导体截面（mm2）长期允许载流量1KV3KV6KV10KV20―35KV二芯电缆三芯电缆四芯电缆纸绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘交联聚乙烯绝缘纸绝缘交联聚乙烯绝缘纸绝缘交联聚乙烯绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘纸绝缘聚氯乙烯绝缘2.52624242443427322332233264435403040304048106046554055405548436060168062705470547060568560802510581957395739585731008095758535128991158811592115100901259512085110501601231451111451151451251111551201451101357019715218013818014118015514319014518013516595235185220167220174220190168220180205165180120270215255191255201255220291255205235180200 150307246300225300231300255223295235270200230185345257345266345295256345270320230240410305410410345301320注：（1）铜芯电缆的载流量为表中数乘1.3系数。（2）本表为单根电缆容量（3）单芯塑料电缆为三角排列，中心距等于电缆外径3.0.2.3电缆在空气中的温度校正系数周围温度（℃）线芯最高温度（℃）807065605550－51.241.291.321.361.411.48－51.201.241.271.311.351.41+51.171.201.221.251.291.34+101.131.151.171.201.231.26+151.091.101.121.131.151.18+201.041.0051.061.071.081.09+251.001.001.001.001.001.00+300.950.940.9350.930.910.89+350.90.880.870.850.820.78+400.850.820.80.760.710.68+450.80.7450.710.660.580.453.0.2.4环境温度变化时载流量的校正系数气体工作温度（℃）环境温度51015202530354045801.171.131.091.041.00.9540.9050.8530.798651.221.171.121.061.00.9350.8650.7910.707601.251.201.131.071.00.9250.8450.7560.655501.341.261.181.091.00.8950.7750.6330.447注：环境温度变化时，载流量的校正系数也可按下式计算：校正系数=（△Q2/△Q1）1/2式中：△Q2—导体工作温度与载流量表中规定的环境温度之间的温差℃Q1—导体工作温度与实际环境之间的温度℃3.0.2.5电缆在空气中多根并列敷设时载流量的校正系数并列根数1234646 并列方式电缆中心距离S=d1.00.90.850.820.800.80.75S=2d1.01.00.980.950.900.900.90S=3d1.01.01.00.980.961.00.95注：本表系相同外径的电缆并列敷设时的载流量校正系数d—为电缆的外径,当并列敷设的电缆外径不同时，d值建议取各电缆外径的平均值。3.0.3电缆敷设：3.0.3.1电缆敷设一般规定a.电缆敷设前支架应齐全，油漆完整、电缆型号、电压、规格应符合设计要求，电缆绝缘应良好。b.电缆敷设时，在电缆终端头与电缆接头附近可留有备用长度。c.电缆敷设时，不应破坏电缆沟和隧道的防水层。d.在三相四线制系统中使用的电力电缆，不应采用三芯电缆另加一根单芯电缆或导线，电缆金属护套等作中性线的方式，在三相系统中，不得将三芯电缆中的一芯接地运行。e.三相系统中使用的单芯电缆，应组成紧贴的正三角形排列（充油电缆及水底电缆可除外），并且每隔1米应用绑带扎牢。f.并联运行的电力电缆，其长度应相等。g.电缆敷设时最低允许温度电缆种类电缆护层结构最低允许敷设温度油浸纸绝缘电力电缆普通油浸纸绝缘电力电缆充油纸绝缘电力电缆0－10橡皮绝缘电力电缆具有外护层的电缆橡皮或聚氯乙烯护套－7－15－20塑料绝缘电力电缆裸铅包0控制电缆耐寒护套橡皮绝缘聚氯乙烯护套全塑电缆－20－15－10a.电缆最小弯曲半径与电缆外径的比值电缆种类电缆护层结构单芯多芯油浸纸绝缘铅包电缆铠装或无铠装2015橡塑绝缘电力电缆有金属屏蔽层无金属屏蔽层铠装1088612 控制电缆铠装非铠装106敷设电缆时，若电缆存放地方在敷设前24小时内平均温度以及敷设现场的温度低于上述表格中的数值时，电缆须预先加热。b.低压电缆与高压电缆交叉时，低压电缆在上面，电缆交叉时（电力电缆）垂直距离不小于50mm。若穿管中或用隔板隔开距离可降至250mm。c.电缆与地下管道接近和交叉的最小允许距离如下，但禁止将电缆平行敷设在管道上面或下面。管道类别接近时交叉时热力管道与电缆20.5其它管道与电缆0.50酸管道与电缆5不允许其它管路与穿管电缆0.250.25注：热管埋用绝热材料处理，电缆敷设地点的温度不允许超过10℃。3.0.4直埋电缆的敷设：3.0.4.1直埋电缆应经直流耐压试验合格方可敷设。3.0.4.2在电缆线路路径上可能使电缆受到机械性损伤、化学作用，地下电流、振动、热影响、腐蚀物质、虫鼠等危害地段，应采取保护措施。3.0.4.3电缆表面距地面的埋置深度不应小于0.7米，至建筑物地下基础不应小于0.6米。3.0.4.4电缆应埋设于冻土层以下，当无法深埋时，应采取措施，防止电缆受到损坏。3.0.4.5电缆与铁路、公路、厂区道路交叉时，应敷设于坚固的保护管或隧道内，电缆管的两端宜伸出道路路基两边2米，伸出排水沟0.5米。3.0.4.6直埋电缆的上、下须铺以不小于100mm厚的软土或沙层，并盖以混凝土保护板，其覆盖宽度应超过电缆两侧各50mm，也可用转块代替混凝土盖板，软土或沙子中不应有石块或其它硬质杂物。3.0.4.7直埋电缆相互交叉的最小允许净距为0.5m，但电缆在交叉点前后一米范围内，若穿入管中或用隔板隔开时可降为0.25m。3.0.4.8直埋电缆应在全长上留少量裕度，并作波浪形。3.0.5电缆穿管敷设：3.0.5.1电缆进入建筑物、隧道、穿过楼板及墙壁处，从沟道引至电杆、设备、墙外表面或房屋内行人容易接近处的电缆，距地面高度2米以下的一段及其它可能受到机械损伤的地方应有一定机械强度的保护管或加装保护罩。3.0.5.2保护管埋入地面的深度不应小于100毫米（埋入混凝土内的不作规定），伸出建筑物散水坡的长度不应小于250毫米。保护罩根部应与地面取平。3.0.5.3管道内部应无积水，且无杂物堵塞。穿电缆时，为避免护层损伤，可采用无腐蚀性的润滑剂。3.0.5.4每根电力电缆应单独穿入一根管内，但交流单芯电力电缆不得单独穿入钢管内。3.0.5.5裸铠装控制电缆不得与其它外护层的电缆，穿入同一根管内。 3.0.5.6敷设在混凝土管，陶土管，石棉水泥管内的电缆，宜使用塑料护套的电缆。3.0.5.7管的内径不小于所穿电缆外径的1.5倍，管长在7米以上或一根管子内有两处以上的弯曲时，管的内径不应小于所穿电缆外径的2倍。4.0检修周期、项目4.0.1检修周期：4.0.1.1电气设备的电力电缆、大、小修随系统检修或规定试验周期进行。4.0.1.2一般设备电力电缆，每五年大修一次，小修每年一次。4.0.1.3直流电缆，每年测绝缘一次，照明、电焊网路电缆不另安排小修。4.0.2电缆大修项目：4.0.2.1电缆测绝缘电阻；4.0.2.2电缆作耐压试验，泄漏电流试验；4.0.2.3检查电缆鼻子压接或焊接情况及设备连接情况；4.0.2.4电缆各部清扫；4.0.2.5核对并补齐标志；4.0.2.6运行中存在的缺陷，无法处理的，可在大修中处理；4.0.2.7电缆沟照明装置及回路检查修复；4.0.2.8电缆沟防火设施的检查和修复；4.0.2.9电缆沟排水防护设施检查修复；4.0.2.10电缆沟清扫、桥架检查、损坏修复电缆上架；4.0.2.11检查地线是否断股、对地连接是否良好。4.0.3电缆小修项目：4.0.3.1绝缘电阻测定；4.0.3.2电缆头清扫及各部检查；4.0.3.3检查地线、鼻子及电缆外部绝缘；4.0.3.4补齐电缆头部的标志牌；4.0.3.5处理缺陷；4.0.4电缆的维护：维护内容周期工作内容标准电缆定期预试测绝缘电阻，直流耐压试验详见电缆试验章符合试验规程电缆头检查每月一次检查电缆终端及中间接头是否有裂纹，积灰现象，检查电缆鼻子接触，是否良好，有无过热，外力扭伤，铜铝接头是否腐蚀，检查接地线固定是否牢固，有无断股，检查电缆卡子固定情况符合电缆运行规定电缆沟、隧道检查每季 一次检查入孔，门锁是否正常，出入通道是否畅通，检查隧道内有无渗水，积水，有积水的要排除，并将渗漏处修复。检查电缆支架有无腐蚀，脱落现象，检查电缆桥架接地是否良好，检查电缆沟及隧道是否清洁，检查防火设备是否完善正常，检查电缆沟照明是否充足入孔门锁正常，通道畅通，沟内干燥无积水杂物，桥架无腐蚀，脱落，接地良好，防火设备齐全正常，电缆沟使用36伏照明，并充足5.0电缆头制作5.0.1质量标准：5.0.1.1耐压强度不高，不低于电缆本身的电气强度。5.0.1.2导体连接好，接头的接触电阻小，不大于同长度电缆电阻的1.2倍。5.0.1.3密封性能好，不渗、不漏、不龟裂，无孔隙，整体性强。5.0.1.4机械强度大，抗拉强度不低于电缆强度的70%。5.0.2注意事项：5.0.2.1所有工具准备齐全，所有绝缘材料必须合格方可使用。5.0.2.2施工现场光线充足，清洁卫生和干燥，带电设备应做好安全措施。现场符合防火规定要求。5.0.2.3现场环境温度不低于5℃，否则采取保温措施，通风良好，喷灯防火防爆。5.0.2.4施工人员的手、绝缘材料、工具、电缆各部绝缘均应保持清洁，所用绝缘材料要作防潮处理。5.0.2.5工作应在短时间内一次完成，不得间断，以免受潮。5.0.2.6室外施工不准在雨雾天及5级以上大风时进行，应在气候良好的条件下进行，并应有防止尘土和外来污物的措施。5.0.3电缆热缩终端的制做(NSY系列)：5.0.3.1适用范围5.0.3.1.1NSY系列热缩终端，适用于6KV交联聚乙烯绝缘电缆。5.0.3.2NSY系列热缩终端，用于户内，材料具有难燃性，预计使用寿命20年以上。5.0.3.2制做要求：5.0.3.2.1剥离护套、绝缘屏蔽应仔细，绝缘表面应彻底打磨和清洁。5.0.3.2.2焊接地线用烙铁，不得直接使用喷灯，避免损伤绝缘。5.0.3.2.3加热收缩管材，应适当控制温度和距离，缓慢均匀收缩。5.0.3.3准备工作：5.0.3.3.1工作前，应准备下列材料：丙酮、白布、汽油、喷灯、电吹风、酒精、电烙铁（75W以上）、焊锡膏、铜邦线（φ1）、接线鼻子、压钳、适当的铜编织地线（102以上）、铁锯、锯条、硬质酸、电缆刀、及固定电缆用的材料等。5.0.3.3.2根据电缆规格选用各自规格的电缆头材料，防止弄错，热缩终端的三种规格为#1：25mm2~50mm2；#2：70mm2~120mm2；#3：150mm2~240mm2；5.0.3.3.3整理好电缆，固定牢，进盘的电缆引出电缆架及弧度应一致，整理固定完方可根据接地线端子的高度及零序互感器高度，准备剥头、做头。5.0.4热缩终端头制做步骤及工艺要求：5.0.4.1剥头 剥头长度（户内）：a.#1电缆头长度不小于400mm；#2电缆头长度不小于450mm；#3电缆头长度不小于500mm剥头长度（户外）：b.#1电缆头长度不小于450mm；#2电缆头长度不小于500mm；#3电缆头长度不小于550mm；这个剥头长度是露半导体层的长度，另外露钢铠的长度再加50mm，露内衬层5mm即实际剥长各应加55mm。5.0.4.2制做钢带卡子：a.在钢铠与外护层相接处制做一道钢带卡子。b.钢带卡子一律采用原电缆钢带退火后制成，钢带上的沥青应用喷灯把它烧掉擦净。卡子长度按电缆外径周长加15~20mm。c.卡子的内径须与钢铠电缆外径相符，不得过大松散。d.用喷灯预热钢带打卡子处，并用汽油破布将此处沥青、胶混合物擦净。e.将卡子在电缆钢铠上，用手卡紧，再用钳子把卡子头弯，并使它们互相扣上咬牢，然后用钳子咬口向钢带旋转方向打平，使卡子紧箍在电缆钢带上。5.0.4.3锯钢带，去内衬层：a.用钢锯在电缆卡子口向上3—5mm处，锯一环形深痕，但不得锯透。b.用螺丝刀在锯痕尖角处，将钢带挑起，用钳子钳住，用力撕断钢带，剥除之。c.用同样方法剥除第二层钢带，锯钢带不能损伤内衬层及铜带。d.修试带口，锯口处应圆滑整齐无毛刺。e.在离钢带向下5mm处去掉内衬层。5.0.4.4地线焊接：a.地线采用裸软铜线，截面不小于10mm2，表面清洁无断股。b.将电缆卡子焊接地线处打磨干净，涂焊锡。c.尽可能低的在三相分叉处，将地线缠绕在三相铜带上，用φ1的铜绑线在地线上绕3~5匝扎紧，焊接每相不少于3个焊点，然后将地线沿电缆轴向焊接在电缆卡子下，焊牢，将焊接点打磨光滑。d.用喷灯焊接时间不宜过长。5.0.4.5装置三支套、应力管、绝缘管：a.用聚氯乙烯带或电缆填充物，填充胶绕包地线焊接区和护层切断处。b.打毛清洁护套，包绕热溶胶，并把地线夹在中间。c.尽量往下装置三支套，加热收缩。d.在三支套支端以上，保留铜带20mm，在其上套保留外屏蔽20mm，其余均去除，处理绝缘表面不能有任何凹坑和碳痕。e.套入应力管与三支管支端对齐，加热收缩。f.按接线端子孔深，再加长5mm去除绝缘。g.将绝缘管涂胶端向下，三相同时套入，从下而上加热收缩。h.压装接线端子，并锉平毛刺。装置三支套、应力套、绝缘套 5.0.4.6装置密封管：a.用少许填充胶，填充端子压坑处，以及端子和相绝缘之间的间隙。b.密封管置于线端子和绝缘管之间。c.辨别相色，并套相绝缘，加热收缩。d.户内终端头安装完毕，经耐压试验合格后，方可接头运行。5.0.4.7户外终端头制做：a.在户内热缩终端安装工作全部结束后，将三孔雨裙自由落下，就位，加热收缩。b.单孔雨裙间距100mm，相间雨裙不得接触，加热收缩户外终端头，安装完毕。c.经耐压试验合格后，方可接头运行。5.0.4.8NSY系列6KV交联聚乙烯电缆户外热缩终端安装图。5.0.4.9NSY—10/3.2，10KV70~120mm2三芯橡塑电缆户内热缩终端材料表：NSY—10/36210KV70~120mm2三芯交联电缆户内热缩终端序号附件名称颜色型号规格数量备注1绝缘三支套黑JF90/48—40/161个不涂胶2应力管黑YRSG34/14—1403根3绝缘管红WRSG34/14—6008003根一端涂SJ4密封管红WRSG34/14—1503根全涂SJ5标记管红黄绿BG34/14—503根6填充胶带黄TJ30×2.060克7热熔胶带黄RJ30×2.040克8地线白16mm20.5米9白线手套1付6.0电缆的试验6.0.1绝缘电阻的测定：1KV及以下电缆，用1KV摇表测量。1KV以上电缆，用2500V摇表测量。绝缘电阻数值一般不应小于下表数值（电缆长度为500米的绝缘电阻值）电缆额定电压（KV）3及以下6~1020~35绝缘电阻（MΩ）200400600电缆各相电阻的不平衡系数，应不大于2.5倍。6.0.2电缆绝缘耐压试验及泄漏电流试验：6.0.2.1高、低压厂用变压器电缆每半年一次，对于电动机电缆随高压电机大修进行。1KV及以下电缆可用1000伏或2500伏摇表测1分钟（也可用交流1KV耐压试验一分钟）。 1~10KV（不包括1KV）电缆，用5倍的额定电压的直流电压5分钟（新电缆用6倍额定电压）进行试验。加压过程中，在0.25、0.5、0.75、1.0倍额定电压停留一分钟，并记录泄漏电流，以利分析。有下列现象之一者，说明电缆绝缘不良：a.不对称系数大于2，泄漏电流较前（接近温度下）次有显著增大。b.泄漏电流不稳，或有冲击现象。c.泄漏电流随时间的延长有上升趋势者。电缆长度为500米时允许泄漏电流值：电缆形式UN（KV）直流试验电压（KV）泄漏电流（μA）不平衡系数新使用中新使用中三芯动力电缆线路105025501.5263015301.52315102022.5单芯动力电缆线路105035706302040泄漏电流（不包括表面泄露电流）和上次比较在同样温度下不宜超过20%。7.0电缆防火7.0.1防止电缆火灾事故的措施：7.0.1.1对控制室、开关室、通往夹层及隧道，穿越楼板及墙板的电缆孔洞和盘面之间的缝隙必须采用阻燃材料严密封堵。7.0.1.2电缆竖井应分段作防火隔离，对敷设在隧道和厂房内架构上的电缆，要采取分段阻燃措施。7.0.1.3电缆隧道、夹层等处要定期检查清理，保持清洁，不积粉尘，不积水，安全电压的照明充足，禁止堆放杂物。7.0.1.4厂房内敷设的电缆要定期清扫积灰、积粉。7.0.1.5经过高温管道，阀门等热体和燃油、透平油管道、阀门附近的电缆要尽可能布置远一些，并采取隔火、防火措施。7.0.1.6新扩建工程设计应有完善的电缆防火措施，施工中要严格按照设计要求完成各项电缆防火措施。7.0.1.7对于新建，扩建的300MW及以上机组，在阻燃电缆价格合理的范围之内（即比普通增加10~13%），应使用阻燃电缆，否则应在重要回路采用耐火电缆。7.0.2具体实施的办法及要求：7.0.2.1我厂主厂房及各辅助车间电缆通道的适当位置设置阻燃槽盒，并在全厂范围内应用耐火隔热板，无机耐火堵料，有机柔性耐火堵料，膨胀型防火包，及过氯乙烯膨胀防火涂料，等防火阻燃材料。7.0.2.2阻燃槽盒的技术要求及封堵 a.使用的电缆阻燃槽盒，耐火隔板均是以难燃型玻璃纤维增强塑料制成的，电缆槽盒均应有权威部门颁发的合格证。b.应在阻燃槽盒的两端及中间部分以柔性耐火堵料用力塞满堵严，封堵长度为槽盒两端不小于100mm，中间不小于200mm，并应保证在盖上盒盖后电缆间及电缆与盒壁间均没有空隙存在，盖严盒盖后应束紧槽盒捆扎带，安装中须避免摔碰及榔头锤打盒体。7.0.2.3电缆穿管孔洞的封堵7.0.2.3.1全部盘柜预留孔洞及其它电气孔洞四周均采用以无机堵料封堵，并应在电缆束贯穿处留出大小适宜的小孔洞，再以有机抗柔性堵料封堵，电缆穿越孔洞封堵厚度为楼板厚度。7.0.2.4电缆穿管孔洞的封墙施工步骤及工艺要求：a.根据需封堵孔洞的大小估算出无机堵料的使用量，然后以1份无机堵料加0.5~0.7份水搅拌成糊状后，立即使用（注意，混合后允许施工时间一般为5分钟左右，超过此时间便可能固化），无机堵料允许的施工环境温度为5℃以上。b.搅拌后的糊状无机堵料的施工方法和工具同于水泥沙浆的施工情况，当堵孔洞较大时，可使用模板支承一下，待固化后再去掉模板，如需增加强度时，可在无机堵料内配些钢筋。c.以有机堵料堵预留的小孔洞前，应先将堵料揉匀，然后严实地封堵小孔洞与电缆及孔洞内电缆间的空隙，如遇气温过低时可事先将堵料适当升温（低于40℃），待稍软后取出再使用。7.0.2.5电缆桥架穿墙孔洞的封堵7.0.2.5.1使用防火包封堵电缆桥架穿越的水平墙孔。7.0.2.5.2封堵厚度为孔洞所在墙的壁厚。7.0.2.6封堵方法及工艺a.首先将防火包拍平，使袋内填充材料分布均匀。b.象砌砖那样将防火包交错地嵌入到桥架与孔壁间的空隙中去，并应做到填充密实无透光。c.应根据孔洞的大小选择防火包的规格，同时也可根据封堵部位的情况，将包迭卷起来使用。d.堆置时可以使用平滑的木棒来推移防火包，以使其挤紧，当放置最上层防火包时，可使用二块平滑的金属或塑料薄板，将防火包夹在中间塞入后，再将薄板抽出即可。7.0.2.7钢制竖井的封堵7.0.2.7.1用防火包封堵钢制竖井7.0.2.7.2在竖井的上下二端（高度小于6米的竖井）及中部（高度大于6米的竖井竖向距离每隔5米左右）用防火包堆置成厚250mm的防火封堵层，该封堵层支承于由竖井内固定电缆的水平支架及特意置入的φ12圆钢棍形成的网格上在敷设竖井内电缆的同时，便应不失时机地将防火包紧密塞入电缆间，以及电缆与竖井壁间。7.0.2.8与热力管道交叉的架空敷设电缆的隔热措施7.0.2.8.1当电力电缆与热力管道交叉，且其间距小于500mm时，及控制电缆与热力管道交叉，且间距小于250mm时，应采取隔热措施。7.0.2.8.2用螺钉将隔热板牢固于桥架上，同时应避免螺钉突出部分刮划电缆。7.0.2.9电缆与热力管道平行的架空敷设电缆的隔热措施7.0.2.9.1当电力电缆与热力管道平行，且其距小于1000mm时，及控制电缆与热力管道平行，且其间距小于500mm时，应采取隔热措施。 7.0.2.9.2使用螺钉将隔热板固定于桥架上，同时应避免螺钉突出部分刮划电缆。7.0.2.10电缆中间接头防火措施7.0.2.10.1电缆中间接头两侧紧靠2~3m长的区段及沿该电缆并行敷设的其它电缆同一长度范围内，涂刷防火涂料。7.0.2.10.2在主厂房内易受外部着火影响的区段（如汽机机头或锅炉房防爆门，排渣孔朝向的邻近部位等）的电缆上涂刷防火涂料。7.0.2.10.3对于贯穿孔洞后进入开关柜的电缆应涂刷防火涂料。7.0.2.11涂刷防火涂料，施工前应先将电缆表面清理干净，然后在每根需涂刷防火涂料的电缆上面涂刷或喷涂2~3遍涂料，每隔4小时一遍，并应使涂层干燥厚度在0.5mm以上。7.0.2.12附表1电缆设备导体（裸露带电部分）对地及相间最小距离电压（千伏）户内（毫米）户外（毫米）1及以下751103752006100200101252007.0.2.13附表2绝缘带性能表品种技术数据试验项目各种带主要性能技术指标黑玻璃丝带黑胶布黄腊带聚氯乙烯带厚度（毫米）0.2~0.250.20~0.240.20~0.300.2宽度（毫米）20~2520~2520~2520~20抗拉强度不小于（Mpa）0.250.200.200.18击穿电压（千伏）厚度不低于0.2mm7.06.54.45.0吸水率20℃浸水24小时后不大于%38101伸长率应不小于（%）1101020第三章照明系统检修 1.0照明概述及技术规范1．0．1概述我厂的照明设备材料主要给生产区域供电。1．0．2照明主要技术规范1.0.2.1详见东大设计院的照明设备材料清册2.0引用标准本标准参照《电力工业技术管理法规》、《电气安装规程》及《电气装置安装工程施工及验收规范》中的“配线工程篇”与“电气照明装置篇”。3.0照明线路敷设及导线选择和联结3.0.1照明的设置标准及控制：3.0.1.1各生产场所为便于正常运行、检修、检查等设置长久性工作照明。3.0.1.2各重要生产场所为确保正常及非正常时安全运行，应设置长久性的事故照明。为确保人身安全，锅炉本体及除氧器、高低加等压力容器处应设置行灯插座。行灯变压器二次电压不得超过36伏，较危险场所应用12伏，行灯插座必须标明电压等级。3.0.1.3烟囱、冷却水塔顶部，装有防护用的航空障碍灯。3.0.1.4照明系统的控制:3.0.1.5集控室照明采用调光控制箱控制；3.0.1.6厂房内照明一般在照明箱内集中控制。3.0.1.7经常无人停留、出入的房间的照明由就近的门或入口处的照明开关控制。3.0.1.8道路、烟囱、主变区域的照明采用光电自动控制。3.0.1.9煤场可采用远方集中控制，也可就地控制。3.0.2照明管路3.0.2.1主厂房、输煤系统、除尘除灰系统、水工系统等工艺车间的照明和插座线路均采用镀锌钢管明敷设，明敷管路采用密闭式接线盒。3.0.2.2生产办公楼、电除尘控制楼、集中控制楼以及其他附属、辅助建筑的照明、插座线路采用镀锌钢管暗敷设。3.0.2.3室外厂区道路照明采用ZR-VLV22型电缆直埋敷设，过道路、沟道均穿钢管保护。3.0.3照明用线3.0.3.1炉本体及电除尘本体导线采用AF-150-0.45/0.75型耐热导线3.0.3.2从配电箱至烟囱各层及冷却塔障碍标志灯采用KVV32型电缆3.0.3.3其余未提及的场所采用BV-0.45/0.75型导线3.0.4照明电网：3.0.4.1一般照明的分支线应用15安培以下的保险丝保护，除支形挂灯、照明壁灯等线路外，每一线路不应超过20个照明器，插座也算作照明器。3.0.4.2局部照明器的电源，如车床照明等，可取车床的动力电源。 3.0.4.3一般照明电源对地电压不应大于250伏。3.0.4.4照明装置接地与接零应符合下列规定：a.现场生产照明装置的金属外壳（不带电压金属部分）均应接地。b.36伏以下降压变压器的低压侧出线之一应予接地。c.常用照明网络，可利用已接地的没有装熔断器的工作零线作为零线。d.常用照明箱的零母线应在就地接地。e.事故照明接零时，不允许利用其线路本身的工作零线作为零线。应采用第三根导线（专用接零线），此导线可由常用照明零线上引线。f.在有爆炸性危险的房间内，也应采用专用接零线。g.被利用为接零的工作零线必须两端接地，此项重点接地实施方法，有以下几种：（1）在具有若干个配电箱的建筑物内，可以将各配电箱引出的工作零线各末端连接起来。（2）当建筑物内只有一个配电箱时，其引出的工作零线末端连接，可接于就近的接地装置或水管道上。（3）当建筑物内只有一个配电箱而附近又没有接地装置或没有水管时可将各分支线路的零线末端连接起来，每应予接零的设备，需要单独的接零支线，不许将若干被接零的设备串接于一接零支线上。3.0.4.5熔断器装设在不接地的各项上，在中性线接零时，中性线上不得装熔断器，直流系统的两线上均应装设熔断器。3.0.5照明线路敷设：3.0.5.1根据环境特点，工作要求，选择最佳方式，要满足下列要求：a.设计时材料的选用，导线的布设、均要考虑到人身、设备及建筑物的安全，在施工时，不能损伤建筑物或减低建筑物的强度。b.照明设施是为了生产服务的，要确保正常及非正常情况下安全发供电。c.在确保安全可靠的同时，选用最经济的材料和电气装置及最佳施工方法。d.照明设备的布局，要考虑，使用维修方便。e.照明的设计与施工，对布线和电气器具的选用，要注意建筑物的美化问题。3.0.5.2配线工程的支持件固定应在砖、石、混凝土上，安装时，宜用粘接法或膨胀螺栓固定，用木螺钉或铁钉固定支持件时，宜选用尼龙塞或塑料塞。3.0.5.3线路不得在锅炉、烟道和其它的发热表面敷设，与各种管道间的最小距离见下表：配线管最方式道小距离名（毫米）称穿管配线绝缘导线明配线裸导线配线蒸汽管平行1000（500）1000（500）1500交叉3003001500暖热水管平行300（200）320（200）1500 交叉3003001500通风、上下水压缩空气管平行1002001500交叉501001500注：1）表内有括号者为在管道下边的数据。2）在达不到表中距离时，应采取下列措施：a.蒸汽管—在管外包隔热层后，上下平行净距可减至200毫米。交叉距离须考虑便于维修，但管线周围温度应经常在35℃以下。b.暖、热水管—包隔热层。c.裸导线—在裸导线处加装保护网。3）裸导线应敷设在管道的上面。3.0.5.4铁管配线：3.0.5.5敷设于多尘和潮湿场所的电线管路、管口、管子连接处均应作密封处理。3.0.5.6暗配的电线管路，宜沿最近的路线敷设并应减少弯曲；埋入墙或混凝土内的管子，离表面的净距不应小于15毫米。3.0.5.7电线管路的弯曲处，不应有褶皱，凹穴和裂缝等现象，弯扁程度不应大于管外径的10%，弯曲半径应符合下列要求：3.0.5.7.1明配时，一般不小于管外径的6倍；如只有一个弯时，可不小于管外径的4倍。3.0.5.7.2暗配时，不应小于管外径的6倍；埋设于地下或混凝土楼板内时，不应小于管外径的10倍。3.0.5.8在电线管路超过下列长度时，中间应加装接线盒或拉线盒，其位置应便于穿线。3.0.5.8.1管子长度每超过45米，无弯曲时。3.0.5.8.2管子长度每超过30米，有一个弯时。3.0.5.8.3管子长度每超过12米，有三个弯时。3.0.5.8.4铁管在加工前应用一根钢丝，并代钢丝刷（或破布），从管子的一端拉到另一端，往返数次消除管中污物。3.0.5.8.5铁管连接时用攻丝机将端部套扣，再用管接头连接，并应遵守下列规定：3.0.5.8.5.1刀口应垂直平光，不得破裂。3.0.5.8.5.2丝扣应整齐，不得发生斜丝。3.0.5.8.5.3每个丝扣一般须套二回以上，且须加油，管口上的毛刺要除掉。3.0.5.8.5.4电气用管箍，应为全丝扣的，管接头要抹铅油，埋地管尚须缠麻，接头不得松动，采用焊接时，应加套筒。3.0.5.8.5.5铁管与接线盒或铁制配电箱连接时，内外须加垫圈，管口要套护圈，并须拧紧不得松动，铁管伸入木制配电箱的长度，不得超过100毫米，并应排列整齐一致。3.0.5.8.5.6铁管必须接地，连接部分即管接头或管子与接线盒之间，应用直径4毫米裸铜线或铁线连接焊牢。3.0.5.8.6明敷设时可采用标准接头，即有盖直角弯接头，丁字型管接头，十字型管接头。3.0.5.8.7各接线盒之间或接线盒与电器具之间的管路其90°弯，不得超过三个。 3.0.5.8.8现场管路及潮湿场所的管路，应采用镀锌铁管，其它场所的管路，可采用电线管。3.0.5.8.9管路明配时，应符合下列规定：a.管路应横平竖直：1)水平敷设时，每5米偏差不得大于10毫米。2)垂直敷设时，每3米偏差不得大于5毫米。b.管路应随建筑物的形态弯曲，排管弯度应一致。c.管路沿吊架，支架或贴墙安装时，其固定点间，最大允许间距应符合下表规定。管长应端正、间距一致，其偏差不得大于30毫米。d.管路沿吊架与支持架敷设时，不得使管路本身承受拉力，管路应用管卡固定。规规格类别线管直径（mm）20以下25~3240~5070~100最大允许距离（m）铁管1.522.53.5电线管11.523.0.5.8.10管路暗配时应符合下列规定：a.四角或八角铁盒孔应与管子外径一致，在铁盒内外处应加代扣管垫，管头应戴管帽，连接要牢固。b.暗设开关盒、插座盒与门边的间距不得小于200毫米，位于墙中心的管子，应煨成鸭脖弯，与铁盒连接，铁盒出墙面积程度应与扶灰层相同。c.暗配管路在土建施工时有人维护，以确保管路不活动、不错位。3.0.5.8.11管路垂直敷设时与导线盒内应固定，固定点间的最大距离一般不宜大于20米。3.0.5.8.12钢管进入灯头盒、开关盒、拉线盒、接线盒及配电箱时，暗配管可用焊接固定，管口露出盒（箱）应小于5毫米；明配管应用锁紧螺母或护圈帽固定，露出锁紧螺母的丝扣为2~4扣。3.0.5.8.13管路引出地面时，管口距地面在不应小于300毫米，室外应用防水弯头，室内管口应包扎严密。3.0.5.8.14铁管内穿线应遵守下列规定：a.同一回路的导线穿入一根管内。b.不得使不同电压之导线，强电流与弱电流之导线；交流与直流导线，穿入同一管内。c.穿入电线前，须用适当方法除去管中之湿气及尘埃。d.导线穿入铁管时，应该同时一次拉入，为减少穿线阻力，可在导线上撒一些滑石粉，不可用润滑油。e.管内不得接头。f.所有导线接头和分支均应在接线盒中，不得使盒盖挤压接线头。 g.接线前，应用试验灯或摇表法进行校线，然后在线头上做好标志，以分别相线、火线、中线和开关线。3.0.5.9硬质塑料管配线：3.0.5.9.1硬质塑管配线除遵守本章铁管配线有关规定外，还应遵守下列规定：a.管与管连接采用胀口时，连接长度不应小于管外径的1.5倍，采用套管时，长度不应小于管径3倍，接口处应用粘合剂粘牢。不同管径连接应做接线盒。b.管与管连接采用焊接时，管口应打成坡口无毛刺，管口处机械强度不应低于管本身的强度。c.敷设在受重力压、轧或可能受外力冲击的地段应套金属管保护。d.接线盒、开关盒、灯头盒等不应采用金属盒。e.暗装管，接线盒，开关盒等的连接，明装时采用粘接或焊接，暗装时采用水泥砂浆固定。3.0.5.9.2硬质塑料管配线用吊架，支架敷设或贴墙安装时，固定点之间的距离应符合下表数值：塑料管直径（mm）20及以下25~4050及以下垂直距离（m）1.01.52.0水平距离（m）0.81.21.53.0.5.9.3用电设备如没有专用接零装置时，在管内必须穿入接零导线。3.0.6导线选择与连接：3.0.6.1导线截面的选择，应符合下列要求：a.线路的长期容许负荷电流，不应小于线路的负荷电流。b.线路受电端电压损失应不超过2.5%（机、炉、电、燃现场照明）。c.应有足够的机械强度，一般干线的截面：铝线为4.0mm2以上，分支线最小截面铝线为2.5mm2，铜线为1.5mm2；灯头及用器引线不小于1.0mm2的软线。d.三相四线制零线允许载流量不应小于线路中最大的不平衡负荷电流，零线的截面积不得于相线截面的一半。e.塑料绝缘线安全截流量见下表：截面（毫米2）0.751.001.502.002.50461016固定敷线用线芯根数11111177单根直径mm1.131.371.601.762.242.731.331.70近似英规线号1817161513111716明线装置铜17212837486591铝162228375169软线单芯铜17212529双芯铜13171821二根铜12172330415671 钢管布线铝131723304255三根铜11152127364964铝111621283849四根铜10141924324356铝101319243343塑料管布线二根铜10142127364962铝111621273648三根铜10131824314256铝101419233342四根铜9111722283849铝91217222938护套线二芯铝13171923303757铝1317232944三及四芯铝9.6101317232845铝8141922353.0.6.2为保证人身及设备安全，金属管配线，瓷瓶、瓷夹配线，木槽板配线，必须采用绝缘导线。灯头及电器引线必须采用橡皮软线，不能用绝缘不良导线代替。3.0.6.3室内外配线，应采用不低于500伏的绝缘导线。3.0.6.4铝芯导线可以在一切固定场所使用，但下列场所应采用铜芯线。a.移动用导线。b.特别潮湿场所，和有严重腐蚀性的场所。d.有剧烈震动的电报设备线路。c.重要的公共建筑。3.0.6.5导线的连接：3.0.6.6导线接头要求：a.在剥去导线绝缘物时，不应使导线受伤，而降低其机械强度。b.接头应接触紧密，不得增加电阻。c.接头处绝缘强度不应降低。d.工作电流较大的接头，应镀焊增加接触面。e.导线分支时，接头不应受外力。3.0.6.7单芯铜导线的连接法单芯导线平接头时，有绞接法和缠绕法两种。绞接法使用于直径小于2.6毫米以下，要求绞接紧密整齐，如果导线直径大于2.6毫米时，单芯铜线可采用缠绕法连接，如果单芯铜导线为丁字接头，可采用分绞支接和分支缠绕两种方法。3.0.6.8合股铜导线的连接法合股铜导线的接头，一般采用缠绕法和平接头缠绕法。3.0.6.9软线连接法敷设室内导线应用软线连接，先把芯线拧成单股导线的样子，然后再按单 股导线方法进行连接。3.0.6.10接线盒内接头连接单芯铜导线在盒内连接时，适用缠绕法，缠绕长度是单导线直径的10倍。为了防止线头插破所包的胶布带和黑包布带，应把两线的前端折回来压紧。3.0.6.11导线连接处应包扎绝缘带，使接头处绝缘强度与导线绝缘强度相同，绝缘带应扎紧密结实，粘接在一起，潮气不易侵入。3.0.6.12导线的连接要附和工艺要求，详见附录D4.0检修周期、项目4.0.1检修周期照明设备应随机组设备进行检修，其它地方视实际情况而定，大修间隔每三年一次；小修间隔每4~6个月一次。4.0.2检修项目4.0.2.1大修项目4.0.2.1.1测量绝缘电阻应用1000伏摇表测导线对地和相间绝缘电阻值，取下电源保险器的熔丝，拧掉灯泡。a.电源电缆：绝缘电阻值不低于10兆欧。b.低压架空线路绝缘电阻值不低于2兆欧。c.照明回路每段绝缘电阻值，新安装与大修后不低于2兆欧，运行中测定不得低于0.5兆欧。4.0.2.1.2清扫和检查低压架空线路和照明装置。4.0.2.1.3更换电杆、横担、瓷瓶、金属拉线等。4.0.2.1.4更换导线和处理接头，消除线伤，驰度不平衡。4.0.2.1.5检修照明开关箱，更换或修理少部分（小于四分之一）开关个保险器等，达到固定，整齐、牢固、无损伤，接触良好。4.0.2.1.6更换少量的绝缘不良的室内外导线，有老化龟裂等现象亦应抽出更换。4.0.2.1.7检修室内外照明管线，达到走线整齐，卡具完整固定牢靠，接线盒封闭有盖。4.0.2.1.8检修灯具更换部分元件，达到整齐牢靠。4.0.2.1.9更换灯泡、灯管，符合照度标准。4.0.2.1.10检查回路达到正确与实际相符，测定负荷，分配均匀，标志齐合正确。4.0.2.2小修项目：4.0.2.2.1照明箱、室内配线照明灯具检查，更换损坏的灯泡（管），发现灯丝不亮等小缺陷应配合处理掉。4.0.2.2.2清扫配电箱，灯具和灯泡（管）。4.0.2.2.3测定回路绝缘电阻值不得小于0.5兆欧。4.0.2.2.4照明装置的定期检查巡视：4.0.2.2.5照明母线室每月巡视二次。4.0.2.2.6架空线、路灯、接户线、室内配线及照明装置每月巡视二次。4.0.2.2.7灯具清扫室内每季一次，室外半年一次。4.0.2.2.8电缆线路每半年一次。 5.0工艺、质量标准5.0.1照明器具的安装：5.0.1.1灯具的安装5.0.1.2灯具配件应齐全，无机械损伤，变形，油漆剥落，灯罩破裂等现象。5.0.1.3安装木台时应符合下列规定：a.安装木台前，应检查试验各种线路是否正确。b.软线灯、防火软线灯，座灯台等木台的安装，可用同一个螺丝固定。c.链子灯、弯灯、直付灯、天棚灯等木台的安装，至少需用二个螺丝固定。d.装于铁盒上的木台，应用铁螺丝拧紧，电线应一线一孔的从八角盒、接线盒、开关盒、等内甩出木台。e.瓷瓶、瓷夹等明配线的灯具木台，不得压线装设，电线应在木台明面引进灯线盒、座灯头等。f.铅皮或塑料护套线，直敷配线的灯具木台应按护套线外径的粗度挖槽，将护套线压在木台内不得去护套绝缘。5.0.1.4螺口灯头的接线应符合下列要求：a.相线应接在中心触点的端子上，零线接在螺纹的端子上。b.灯头的绝缘外壳不应有损伤和漏电。c.灯头开关的手柄不应有裸露的金属部分。5.0.1.5一般灯具安装应符合下列要求：a.采用钢管作灯具的吊杆时，钢管内径一般不小于10毫米。b.吊链灯具的灯线不应受拉力，灯线宜与吊链编叉在一起。c.软线吊灯，其软线的两端应作保险扣。d.同一室内成排安装的灯具，其中心偏差不大于5毫米。e.钠灯和高压汞灯，及其附件应配套使用，安装位置便于检查。f.固定灯具用的螺钉或螺栓不少于两个，木台直径在75毫米及以下时，可用一个螺钉或螺栓固定。5.0.1.6变配电所内高、低压盘及母线的正上方，不得安装灯具（不包括采用封闭母线，封闭式盘柜的变配电所。）5.0.1.7各照明盘、配电箱、金属管、接线盒均应与接地网相连，接地导线截面不小于下列规定：a.钢导线12mm2b.裸钢导线4mm2c.绝缘导线1.5mm2d.裸铝导线6mm25.0.1.8特殊潮湿粉尘场所，应用防火防尘灯具，若用普通开关应装在临近的室内，在有易燃易爆气体场所，应用防爆型灯具。5.0.1.9新换线及大修后的照明线路，在使用前必须测绝缘电阻，绝缘电阻不低于1MΩ。 5.0.1.10事故照明灯具应有特殊标志。5.0.1.11室外照明灯具安装高度不低于3米（在墙上安装时不低于2.5米）。5.0.1.12一般每套路灯相线应装有熔断器，线路进入灯具处，应做防水弯。5.0.1.13装有白炽灯泡的吸顶灯具，若灯泡与木台过近（如半扁罩灯），在灯泡与木台间应有隔热措施。5.0.1.14每个照明回路的灯和插座数，不宜超过25个（不包括花灯回路），且应有15安及以下的熔丝保护。5.0.1.15振动场所的灯具应有防振措施，并应符合设计要求。5.0.1.16行灯安装应符合下列要求：a.电压不得超过36伏。b.灯体及手柄应绝缘良好，坚固耐热，耐潮湿。c.灯头与灯体结合紧固，灯头应无开关。d.灯泡外部应有金属保护网。e.金属网、反光罩及悬吊挂钩，均应固定在灯具的绝缘部分上。f.在特别潮湿场所或导电良好的地面上，若工作地点狭窄，行动不便，（如在锅炉内，金属容器内工作），行灯的电压不得超过12伏。5.0.1.1736伏及以下照明变压器的安装应符合下列要求：a.电源侧应有短路保护，其熔丝的额定电流不应大于变压器额定电流。b.外壳、铁芯和低压侧的一端或中心点，均应接地或接零。5.0.1.18携带式局部照明灯具用的导线，宜采用橡套软线，接地或接零应在同一护套内。5.0.1.19吊灯灯具的重量超过3公斤时，应预埋吊钩或螺栓，软线吊灯限于1公斤以下，超过者应加吊链。5.0.1.20投光灯的底座应固定牢固，按需要的光轴方向将枢轴拧紧固定。5.0.1.21金属卤化物（钠灯、汞灯）安装应符合下列要求：a.灯具安装高度宜在5米以上，电源线应经接线柱连接，并不得使电源线靠近灯具的表面。b.灯管必须与触发器和限流器配套使用。5.0.1.22嵌入顶棚内的装饰灯具安装，应符合下列要求：a.灯具应固定在专设的框架上，电源线不应贴近灯具外壳，灯线应留有余量，固定灯罩的边框边缘应紧贴在顶棚面上。b.矩形灯具的边缘应与顶棚面的装修直线平行，如灯具对称定装时，其纵横中心轴线应在同一条直线上，偏斜不应大于5毫米。c.日光灯管组合的开启式灯具，灯管排列应整齐，其金属间隔片不应有弯曲，扭斜等缺陷。5.0.1.23插座，开关安装：5.0.1.23.1插座安装应符合下列要求：a.一般距地高度为1.3米，同一场所安装的插座高度应尽量一致。b.车间及试验室的明、暗插座一般距地高度不低于0.3米，特殊场所暗装插座一般不应低于0.15米，同一室内安装的插座高低差不应大于5毫米，成排安装的插座不应大于2毫米。5.0.1.23.2插座接线应符合下列要求： a.单相二孔插座，面对插座的右极接相线，左极接零线。b.单相三孔及三相四孔的接地或接零线均在上方。c.交、直流或不同电压的插销安装在同一场所时，应有明显区别，且其插头与插座均不能互相插入。5.0.1.23.3暗设的插座（开关）应有专用盒，盖板应端正紧贴墙面。5.0.1.23.4同一场所开关的切断位置应一致，且操作灵活，接点接触可靠。5.0.1.23.5开关安装位置应便于操作，距地面的高度应符合下列要求：a.拉线开关一般在2~3米，距门框为0.15~0.2米，且拉线的出口应向下。b.其它各种开关安装一般为1.3米，距门框为0.15~0.2米。5.0.1.23.6成排安装的开关高度应一致，高低差不大于2毫米。5.0.1.24照明配电箱安装：5.0.1.24.1在配电箱内，有交直流或不同电压时，应有明显的标志，或分设在单独的板面上。5.0.1.24.2导线引出板面均应套设绝缘管。5.0.1.24.3配电盘、配电箱应用铁板制成并涂刷防腐漆，安装在干燥通风处，灰尘少，便于使用和检修，不易燃烧的地方。箱内设备完整良好，配线整齐。5.0.1.24.4配电箱（板）安装垂直偏差不应大于3毫米，暗设时，其面板四周边缘应紧贴墙面，箱体与建筑物接触的部分应刷防腐漆。5.0.1.24.5照明配电板安装高度，底边距地面不应小于1.8米，配电箱安装高度，底边距地面一般为1.5米。5.0.1.24.6三相四线制供电的照明工程，其各相负荷层均匀分配。5.0.1.24.7配电箱内装设的螺旋式熔断器，其电源线应接在中间触点的端子上，负荷线接在螺纹的端子上。5.0.1.24.8配电箱（板）上应标明用电回路名称。5.0.1.24.9零线在配电箱上应用零线端子板分路，零线端子板上分支路排列位置与熔断器（或开关）相对应。5.0.1.24.10配电箱（盘）母线应涂有黄、绿、红、黑色分相标志，配电箱门里应画接线系统图。5.0.2荧光高压汞灯基本参数及使用要求：5.0.2.1型号、主要尺寸及基本参数：灯泡光电参数启动再启 型号额定电压V时间不大于m动时间不大于m功率启启工工灭初始光通量Lm动电压不大于V动电流A作电压V作电流A弧电压不大于V额定值极限值额定值极限值GGY802208085.61801.3110±150.8519829402380810GGY125125133.751.8115±151.2549904038GGY250250262.603.7130±152.15110258925GGY400400420.005.7135±152.252100017000灯泡型号主要尺寸（mm）灯头型号平均寿命最大直径D全长LGGY8071165±5E273500GGY12581184±75000GGY25091227±7E406000GGY400122292±105.0.2.2镇流器要求：高压汞灯是利用汞蒸汽电弧放电而发光，故在使用时，灯泡必须与相应的镇流器配套使用，否则灯泡不能正常使用，或被烧坏。其要求参数如下：配用灯泡额定功率（W）额定电压（V）频率（HZ）工作电流（A）阻抗（Ω）80220500.852021251.251342502.15714003.25455.0.2.3工作特点：a.高压汞灯在起辉时电流较大，正常工作时温度较高，电路上使用的电器设备及材料都要相应，灯具内部空间不宜过小，以免影响灯泡性能和寿命。b.电路上接点必须牢固，防止震动引起线路断路，造成灯泡自动熄灭和起辉困难。c.电源电压波动不能过大，电压如突然降低超过5%，可能造成灯泡自行熄灭。 5.0.2.4使用基本电路：高压汞灯的使用电路可按镇流器的型式进行联结，一般镇流器的功率因数较小，仅为0.5~0.9，为了要得到较高的功率因数，可在电路上接一电容器进行调整。5.0.3高压钠灯NG基本参数及使用要求：5.0.3.1型号、主要尺寸及基本参数：参数型号平均指数h外形尺寸外形图电源电压V灯电压V灯电流A启动电压V启动电流A额定光通量(LM)额定平均显色指数最大外径mm最大全长mm光中心高度mm灯头型号NG.7022090±150.98≤198≤1.3420060600015498±3E27/27NG.1001.2≤1.970009000170104±3NG.150100±151.8≤2.31200012000210132±3E40/45NG.2503.0≤521500257158±3NG.4004.6≤6.536000285173±35.0.3.2安装接线示意图： ~220V50HZ触发器镇流器灯泡熔丝NA5.0.3.3工作特点a.NG型高压钠灯必须分别与相应的镇流器和启动器(见下表)配套,并按安装接线图安装使用,各接点必须接触牢固、良好，电子启动器（触发器）离开灯的接线应不大于下表中规定的长度，若镇流器上有中线接线柱，则是供安装过渡使用的。附件灯特型征号配用镇流器型号配用电子启动器型号补偿电容容量μF灯具设计参数电子启动器离灯的接线长度（m）由于灯具引起的灯电压的上升值V玻壳允许温度℃灯头允许温度℃NG70ZL—7011≤5≤400≤210≤15NG110ZL—10014NG150ZL—15021≤7≤250NG250ZL—25035≤10≤20NG400ZL—40054≤12≤460b.NG型高压钠灯应使用220V/50HZ交流电源，电源电压允许波动范围±10%，当电压超过极限值时，将影响灯的使用寿命和启动性能。c.为了提高供电线路的功率因数，应在镇流器输入端并接耐压≥400V相应容量的补偿电容（也可在干线上集中补偿）。d.设计或选用灯具时，应考虑到由于灯具引起的灯电压上升值是否合理，玻壳和灯头上任意一点的温度是否超过允许值。e.当取下钠灯或钠灯损坏寿终，或其它原因使灯座处于断开时，应及时切断电源，以免电子启动器处于长期工作状态。f.钠灯正常工作时，应防止玻璃与水或冷物体接触，至使玻壳炸裂破损。5.0.3.4白炽灯基本电路 电路名称和用途接线图说明一只单连开关控制一盏灯开关应安装在相线上，修理安全。一只单连开关控制一盏灯并与插座连接比下面电路用线少，但由于电路上有接头，日久易松动回增高电阻而产生高热，且接头工艺复杂。电路中无接头，较安全，但比上面电路用线多。一只单连开关控制两盏灯（或多盏灯）一只单连开关控制多盏灯时，可加左图中所示虚线接线，但应注意开关的容量是否允许。两只单连开关控制两盏灯多只单连开关控制多盏灯时，可如左图所示虚线连接。用两只双连开关在两个地方控制一盏灯用于两地需同时控制时，如楼梯走廊中电灯需在两地能同时控制等场合。二只110伏相同功率灯泡串联注意二灯泡功率必须一样，否则小功率灯泡会烧坏。6.0照明故障处理6.0.1白炽灯的故障检修方法：故障现象故障原因检修方法灯泡不亮灯泡灯丝已断或灯头内引入导线中断。线路中有断路或灯头软线绝缘损坏而短路。灯座开关处接触松动或接触不良。电源保险丝断。新换灯泡和换线检查线路，在断路或短路处重新换线，弄清后加固，检查熔断原因后更换。灯泡忽亮忽暗或忽亮忽熄灯座开关处接触松动。保险丝接触不牢。灯丝正好中断在挂灯丝的钩子处，受震后忽接忽离。电源电压不正常或附近电动机，电炉接入电源影响。检查加固换新灯泡不必修理灯泡强度灯泡、灯丝断路，从而电阻减少电流强大。灯泡额定电压与电源电压不符。换新灯泡，改换适当灯泡。故障现象故障原因检修方法灯光暗淡灯泡灯丝蒸发后积聚在玻璃壳内，这是真空灯泡寿命终止的正常现象。灯泡陈老，灯丝渐蒸发变细，从而灯丝电阻增大，电流减少。电源电压过低。线路因潮湿或绝缘损坏，而有漏电现象。更换新灯泡换新灯泡不必修理检修线路绝缘漏电或换线 灯管光度减低或色彩差别灯管陈老，使用日久必然现象。空气温度降低或冷风直吹灯管线路电压太低或压降大灯管上积尘太多更换新灯管加防护罩或回避冷风检查电压和导线洗涤灯管不能发光及发光困难电源电压太低或线路降压大起辉器陈老损坏或内部电容器短路或接线断路如果是新装日光灯，可能是接线错误或灯座接触不良可能灯丝熔断或灯管漏气镇流器配用不合适或内部接触不牢气温过低调整电源电压或加粗导线检查后更换新起辉器或电容器一试检查线路和接触点用万用表或小电珠串联测试检查修理或更换灯管加热加罩换低温管接线低错误或灯座，灯脚等接头松动起辉器内电容器断路或接触点并合镇流器配合不当或内部松动电源电压太低或线路电压降太大灯丝上电子发射质将尽，以致不能再生放电作用空气温度过低灯管陈老寿命将尽检查线路或加固各接触点换起辉器检查加固或换适合的镇流器检查线路及电压调整电压或加粗线路换新灯管加温加罩换新管灯光闪烁新灯管暂时现象单根管常有现象起辉器损坏或接线不良内部接线不牢或镇流器配合不当开用几次，即可消灭如有可能改用双管换新起辉器检查加固或换适当镇流器灯管两头发黑或两头生黑斑灯管陈老，寿命将终现象如系新灯管，可能因起辉器损坏，致阴极发射物质加速蒸发灯管内水银凝结，是细灯管常有现象电源或线路电压太高起辉不良或接线不牢，错误所引起长时间闪烁镇流器配用不合适换新管换新起辉器起动作后即能蒸发，将灯管旋转180°测电压，并加以调整换新起辉器，检查接线换适当镇流器再试灯管寿命短镇流器配用不当或质量较差，致电压失常开关次数太多或起辉不良引起长时间闪烁受到剧震，致灯丝震断新装灯管因接线错误或一端单独误接电源而烧毁选用合适的或质量好镇流器减少开关次数及时检修闪烁原因换灯管改善安装位置改善接线或换新管 杂声与电磁声镇流器质量较差，或铁芯硅钢片未夹紧线路电压升高或过高而引起镇流器发出声音镇流器过载内部短路镇流器有微弱声，但影响不大镇流器受热过度起辉器不良引起开启时辉光杂声调换镇流器一试测试电压并降压修理或更换系正常现象，可用橡皮垫衬减少振动检查受热原因换起辉器故障现象故障原因检修方法无线电干扰同一路灯管放射电波的辐射作用收音机与灯管距离太近镇流器质量不佳电路上加装电容器或进线上加滤波器增大距离换一只试验镇流器发热灯架内温度过高电路电压过高或容量过载内部线圈或电容器断路或接线不牢灯管闪烁时间或连续使用时间过长改善装置方法检查纠正或调换修理或更换检查闪烁原因或减少连续使用时间6.0.2高压汞灯的故障与检修方法：故障现象故障原因检修方法灯通电后不能启动保险丝烧断或接点处接触不良镇流器灯座，开关以及联结电源线路等处，接点接触不良或其一点开路镇流器内部线圈开路电源电压低于额定电压（如低于180伏）或者接错线路。排除以上故障后，灯还是不亮者，便是属于灯泡本身（内部）的问题，这时用万用表测试，如测不出来，可以用220伏，40瓦~100瓦白炽灯泡，同汞灯串联接在一起，通电检查若被检查的灯是好的，通电后则连白炽灯泡一齐都会发光，否则说明高压汞灯损坏。检查保险丝或接点并处于良好的通电状态。检查修复并拧紧各接点，使其坚固检查并更换镇流器检查更正，并测量电源电压，是否符合灯所算出的额定电压或相近似启动瞬间或者在通常的正点燃中保险丝断电源线路中其某处短路装的保险丝过细配套的镇流器功率过大或者把外镇流器灯泡当作自镇灯泡镇流器内部断路，排除以上故障，并处于良好状态的情况下，仍然如此，即是汞灯泡本身（内部）线间短路检查线路点，并修复装合适熔丝检查并使用灯泡与镇流器的功率对应使用检查并更换镇流器 正常燃点突然熄灭电源突然中断或电压下降（低于180伏以下）灯线路附近有大容量的电动机起动，致使电压突然降到180伏以下由于电源电压突然升高（到250伏以上）导致灯的工作电流相应增大，使保险丝熔断电源线路中某处短路，烧断保险丝线路中各接点，有某处突然间开路、断路或松动而造成接触不良在雷雨季节，由于打雷的影响，也会造成灯突然熄灭不必处理等5~10分钟以后，待电源电压升到210~230伏，灯自然恢复工作不必修理，等电动机组转入正常运转后，电压回升等5~10分钟灯恢复工作检查并重新接保险丝检查短路并处理查明故障点，而且从新接牢无需检查，待5~10分钟后，灯自然复明附录A照明线路负荷计算照明负荷计算：照明计算负荷是照明装置的最高负荷，它由下式求得：白炽灯，卤钨灯：P=Mpl有镇流器放电光源：P=Mpl（1+a）式中P—照明计算负荷（瓦）PL—照明装置的连接容量。即连接于照明线路上的光源总容量（瓦）。M—同时系数。（就是在最高负荷时，同时点着的照明器的容量，对所有接入照明线路的照明器总容量之比），火力发电厂各车间照明装置同时系数可参考表A—1所列：(表一)工作照明及事故照明的同时系数车间供电线路及配电箱供电线路的同时系数工作照明事故照明工作照明事故照明锅炉房0.810.911汽机房0.810.911输煤装置0.70.80.811集中控制楼0.80.90.8511屋内配电装置0.30.30.850.81辅助生产建筑0.6—0.8—1生产综合办公楼0.7—0.811屋外配电装置0.3—0.811厂区照明0.8—11—(表二)镇流器的功率损耗系数损耗系数а荧光灯0.2荧光高压汞灯0.07~0.3 自镇流高压汞灯0.15~0.2金属卤化物灯0.14~0.22低压钠灯0.2~0.8涂荧光质的金属卤化物灯0.4高压钠灯0.12~0.2附录B线路工作电流计算对白炽灯和卤钨灯的照明线路，其工作电流下式计算：单相线路：IL=mPL／U三相线路：IL=mPL／3U荧光灯及其它带有镇流的放电灯线路，其工作电流由下式计算：单相线路：IL=mPL（1+a）／Ucosφ三相线路：IL=mPL（1+a）／3Ucosφ白炽灯（卤钨灯）与放电混合的线路其工作电流有下式计算：IL=√（IL1+IL2·cosφ）2+IU2sinφ式中PL—照明装置的连接容量（瓦）U—照明线路额定电压（伏）IL—照明线路工作电流（安）IL1、IL2—混合照明线路中放电灯负荷电流（安）cosφ—线路的功率因数，无补偿电容时，荧光灯线路的功率因数cosφ=0.5，无补偿电容时，荧光高压汞灯和金属卤化物灯线路的功率因数cosφ=0.4~0.6。附录C熔丝的选择电灯支线的熔丝：a.对于荧光灯、白炽灯负荷的线路熔丝，额定电流（安）≥支线上电灯的工作电流b.对于高压汞灯、钠灯、金属卤化物灯负荷的线路熔丝额定电流（安）≥支线上电灯的工作电流。电灯总熔丝：c.总熔丝装于单相电度表出线上，该熔丝的计算如下式：熔丝的额定电流（安）=（0.9~1.0）×电度表额定电流d.总熔丝的额定电流不应该大于单相电度表的额定电流，但应大于全部电灯的工作电流。附录D导线连接的工艺要求连接工艺接线应用范围说明1、多根导线绞接法二根及以上导线直径小于2.5mm2将导线平行靠紧，用另一根导线缠绕4—7圈，再将平行导线抓回压紧。 2、单根导线接法导线直径小于2.5mm2导线互绕三圈后将每根线圈环绕另一线5—6圈紧密的回转3．单股导线缠绕接头导线直径小于2.5mm2用1.6mm2裸导线作绑线缠绕两根连接的导线，导线5mm2以下时绑绕长度为60mm，5mm2以上时缠绕长度为90mm4．单股导线丁字接头导线直径小于2.5mm2绕接圈数约为5圈5．单股导线绞接头适用于粗细不等的单股导线搭接后用细导线先缠绕3—4圈后，将粗导线折回压紧再用细导线继续缠绕5—6圈6、单股导线丁字接头步骤1步骤2导线直径大于2.5mm2见平接法7、合股导线缠绕接头步骤1步骤2步骤3适用于任何粗细的合股导线把合股导线顺次分开剪去中心股如步骤一把两条合股导线的股线顺次相互交错，然后再如步骤二三顺次缠绕每股导线8、合股导线丁字接头步骤1步骤2适用于任何粗细的合股导线缠绕方向相端不同缠绕圈数约为3—4圈
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