当前位置:首页 >> 电力/水利 >>

附表2:12MW机组电气专业检修标准项目和预防性检查项目及其标准-试行


附表2:12MW机组电气专业检修标准项目和预防性检查
检修 设备名称 检修项目
1.发电机解体.检修

检修质量标准和要求

W点

H点

定子端部及中性点引出线连结板应清洁完整,无 1.1拆发电机定子引 过热现象。损坏严重应处理或更换。出线绝缘板 线 清洗干净,绝缘良好,无裂纹及损坏。 1.2拆发电机端盖, 对发电机的有关部 风挡与轴.导风圈与风扇间隙均匀无磨损。 件进行检查 准备好工器具,试吊转子用水平尺测转子水平并 保持,不得触碰定子铁芯和线圈,转子抽出后定 子腔内垫上胶皮,整个定子和转子用蓬布盖好。 原始纪录齐全,工作全过程定转子各部位无碰撞 现象





2.抽发电机转子



3.发电机定子端部 检查 端部线圈无膨胀变形.过热.变色及流胶现象,绝 3.1定子端部线圈检 缘无破损,清扫干净.无灰尘.无油垢,检查线圈 修 端部绑线是否断裂松动,垫块是否松动位移.端 部表面电位应合格。 3.2发电机端盖、定 检查端盖及其附件无变形裂纹等异常.压板螺丝 子端部支架板螺丝/ 无松动、发热融化现象.锁垫良好,垫块.绑线无 垫块/绑线 松动.磨损现象。 4.定子膛检修 4.1定子铁芯.铁芯 硅钢片结合紧固严密,绝缘无损坏.无锈斑.无磨 压块检修 损.无过热变色,通风沟干净.畅通,无堵塞现象 铁芯压铁无松弛,螺丝锁紧良好,无过热变色, 否则应进行处理,用旧锯条对有反边毛刺的铁芯 修光,铁芯如有短路则应剔去毛刺后凿开短路处 4.2定子铁芯检修 垫入云母片,表面涂以环氧绝缘漆。铁芯及定子 线棒温度测点安装牢固,接线安装牢固,热工测 试正常。测量铁芯穿芯螺杆对地绝缘。端环紧 固,铁芯压指牢固无松动 槽楔无松动,无过热断裂,表面清洁无油污,记 4.3定子槽楔的检查 录齐全。无过热变色,无过热断裂,表面清洁无 油污,记录齐全。 5.发电机转子本体 转子本体无灰尘、无油垢、清洁干净,转子表面 、槽楔、套箍、风 有无变色、锈斑等.平衡块固定良好,锁口牢固 扇、平衡块检修. 无位移。 5.1转子风扇叶片检 风扇叶片的角度应基本一致误差应小于±5度, 查 叶轮无变形,固定牢固无松脱现象。 √ √ √







发电机

5.2转子风扇叶片表 表面无应力腐蚀裂纹、组织裂纹超标者应查明原 面UT探伤 因并处理,涂保护漆。 发电机 5.3转子套箍清扫检 检查和测量套箍有无位移、变形,联系金相做探 查, 伤和裂纹检查。 5.3.1转子扒护环 控制加热温度250度以下





绝缘垫层完整无位移、发热变色,邦线、垫块无 5.3.2检查转子端部 松动,层间麦克纸垫完整无变形和位移,聚酯亚 线圈 胺绝缘带完整无脱落、位移,仔细检查层间无放 电痕迹 5.3.3清理护环内积 清洁无灰尘、杂物 灰 5.4 检查护环、心 转子护环做着色探伤、内部做超声探伤,检查心 环、轴颈 环、轴颈、平衡螺丝有无松动退出。 检查转子槽楔有无松动,槽楔与转子大齿的接触 5.5转子槽楔、线圈 面上是否有过热灼伤和过热痕迹。线圈通风孔有 通风孔检查 无堵塞。 6 转子滑环检查, 滑环与转子引线的接触电阻小于20微欧。 必要时进行切削 √







检查引线绝缘和滑环对轴的绝缘良好,穿线孔密 6.1转子滑环及引出 封及绝缘良好,如引线破损应用玻璃丝带浸漆后 线的检查 进行包扎。转子导电螺杆及相应螺母、引线螺丝 应无松动, 导电螺杆对地绝缘电阻≥0.5兆欧,滑环表面光 洁无过热及接地现象,表面凹凸不平不超过 0.5mm,分四点测量滑环直径,同环同面的直径最 大偏差≤0.1MM,偏心度不超过0.5MM,滑环通风 6.2滑环、风扇及碳 孔无堵塞,无碳粉,无油污,否则应车削或更换 刷、刷架检查 。滑环风扇应无松动位移,做探伤试验。碳刷中 心线应在相应的径向位置,必要时复测中心线。 刷盒底部与滑环表面间距不大于5MM.刷握应自如 进出刷盒座。 穿转子前清扫定子堂内灰尘杂物,清扫转子表面 及各风孔洁净,全面检查定子膛内无异物。与解 体顺序相反进行,各项标准即解体检查时质量标 7.发电机穿转子 准,顺序应正确.无漏装,反装现象,各工序衔 接紧密,符合标准。定、转子间隙测量误差不大 于额定间隙的10%。 揭开冷却器端盖,进出水管板应清洁无异物堵 塞,抽管检查内壁结垢情况,否则应进行清理。 8.发电机冷却器检 按厂家要求水压试验合格。换热管组的散热片正 修 常无变形、腐蚀现象,风流道畅通无堵塞;堵管 超过20%时应更换整组冷风器。 吊装大端盖前应对定子端部仔细检查,防止杂物 9.发电机复装 遗留定子内.发电机两端分四点测量定转子风挡 间隙。











引出线及各伸缩节两侧结合面应平整清洁,为防 止接触面氧化,要涂一层凡士林.螺栓应旋紧, 10.发电机接引线及 接头处用0.05MM塞尺检查无缝隙。引线穿墙套管 瓷瓶 及支持瓷瓶固定牢固、清洁无裂纹、放电痕迹。 避雷器清洁、完好,预试正常。 11、发电机风室检 风室严密、干燥加热器工作正常,绝缘0.5MΩ 以 修 上。堵塞漏风空隙 1.外壳及油 1.1检查清扫外壳, 包括本体、大盖、 油枕、散热器、阀 外壳应无渗漏点,附属设备良好 门、油管路、防爆 膜、滚轮等,消除 1.2检查清扫油再生 所换硅胶应合格 装置,更换硅胶 油样化学分析正常,耐压试验结果应合格,总烃 1.3 变压器油务监 及各类气体含量合格,做油分析和耐压试验,滤 督 油或更换不合格变压器油。符合油务监督标准。 1.4检查接地装置 铁芯及外壳接地良好,放电间隙测量合格







√ √



1.5外壳刷漆,刷漆 外观美观,标志正确 标志 2.1检查铁芯接地情 铁芯接地良好,并且只应有一点接地 况 2.2检查铁芯的穿心 螺丝紧固及绝缘情 螺栓紧固 况,根据情况修理 铁芯 2.3检查线圈各部结 构及螺栓焊头等部 线圈无损伤,螺栓焊头良好 件







2.4检查及清理绕组 压紧装置、垫块、 根据情况进行修理或更换 引线、油路及接线 板,



2.5更换密封垫

更换良好的密封垫



主变

检修 3.分接头切换装置

主变

检修 3.1检查修理分接头 切换装置各部分, 各部分良好无损伤 包括附加定触点动 触点及传动机构 3.2检查修理有载分 接头的控制装置及 控制装置及回路良好无异常 控制回路 4.套管





4.1检查并清扫全部 套管外观良好无损伤,引线紧固无发热,油质分 套管及各套管引线 析良好,油位合格



4.2检查充油式套管 的油质及油位,根 据情况换油或补油 4.3更换密封垫 所换密封垫应良好

√ √

5.冷却系统

5.1检查修理风扇电 动机及其控制回 路,更换已坏的电 动机。 5.2检查修理冷却器 及油冷却系统 6.其他附件 6.1校验温度表、热 电阻等元件 6.2检修油位标志 6.3检查呼吸器,更 换硅胶 6.4检查及清扫变压 器电气联接 7.瓦斯继电器

电动机运行良好,控制回路无异常,绝缘合格, 自启动正常。 系统无异常,各散热器阀门开关灵活、严密

√ √

温度表合格、远传信号及模拟量正确 标志应正常 更换合格的硅胶 压接良好,无过热 法兰无漏油,无积气,二次接线牢固,直流回路 停电、拆头绝缘合格。油流继电器送检合格。 √ √ √





1变压器外部清扫检 绕组层内清洁无积灰、柜门开关灵活、紧固件及 查 连接件无松动 2变压器铁芯及夹件 铁芯及铁轭表面平整,无锈蚀发热,铁芯接地良 检查 好,穿心螺杆绝缘良好 3变压器线圈检查 线圈无损伤及发热 √



干式低厂变 4连接母线及支柱绝 母线接头无发热,支柱绝缘子清洁无裂纹 缘子检查



干式低厂变

5温控器检查 6测温元件检查

拆送热工校验合格 绑扎线牢固、送热工校验正常

7变压器冷却风机检 风机及电机无灰尘、绝缘及直阻合格,运转正常 查 。 接头无松动、无积尘、无油污、无过热、无放电 8高低压侧接头检查 痕迹



1操动机构检查

1、开关的一般外观检查应良好气体压力正常。 2.机构连杆、转轴及齿轮等无磨损,操作机构动 作灵活,润滑良好,无严重磨损,定位销及传动 件,各部轴销良好,传动灵活



2辅助开关检查

分合闸接触器和开关辅助接点,接触器线圈吸合 正常,辅助接点接触良好,绝缘合格。



3检查或校验压力表 校验压力表指示准确在合格范围内 4检查接地装置 接地良好,接地电阻符合要求

√ √

110KV/35KV SF6开关的 小修

除制造厂另有规定外,断路器的分、合闸同期性 应满足下列要求: 相间合闸不同期不大于5ms 5断路器的时间参 相间分闸不同期不大于3ms 量 同相各断口间合闸不同期不大于3ms 同相各断口间分闸不同期不大于2ms 6测量断路器的行程 断路器的行程、超行程、开距满足厂家说明书要 求 7测量SF6气体水分 运行中微量水分值应小于150PPM V/V(20℃) 8二次回路检查 检查电气控制线路应无松动、各元件正常。 湿度(20℃体积分数)10-6 1)断路器灭弧室气 室大修后不大于150,运行中不大于300; 2)其它 气室;大修后不大于250,运行中不大于500 密度(标准状态下)6.16 kg/m3 9运行中SF6气体的 试验 无毒 酸度≤0.3μg/g 四氟化碳(质量分数)% 1)大修后≤0.05 2)运 行中≤0.1 空气 (质量分数)% 1)大修后≤0.05 2)运 行中≤0.2 可水解氟化物 ≤1.0μg/g 矿物油 ≤10μg/g



√ √ √



1小车框架的检修动 作灵活,拖出与推 小车进出灵活,框架无变形,接地可靠 入无卡阻,柜架无 变形,接地良好。 2开关一次插头的检 检查触指表面光滑,无灼烧、发热现象 查 检查触指弹簧压力,符合要求,触指上有弹簧垫 的,检查完好, 3绝缘件的检修 绝缘子及其它绝缘件的检修:表面应清洁干净, 绝缘良好。用2500V摇表测试应不小于10MΩ 绝缘件及绝缘隔板不应起层 真空灭弧室应完整无破损,真空度良好。 真空 灭弧室固定牢固,无裂纹,使用工频耐压法检查 灭弧室的真空度,即断路器分闸在灭弧室断口施 加42KV工频电压,持续1分钟无击穿现象,否则 应更换真空灭弧室 表面光滑无麻点、氧化。触头无烧伤,镀银层完 好,无脱落,平整接触良好。







4真空灭弧室的检 修:



5上下触头的检修:



1、用吸尘器和抹布将机构箱内清扫干净 2、检 查机构内端子排及辅助开关接线端子 3、储能电机分合闸线圈的绝缘良好,测量线圈 直阻完好并作好记录,用1000V摇表测量线圈绝 缘电阻大于1MΩ ,铁芯动作灵活,可靠无卡涩。 断路器分合闸同时,应可靠动作。 4、检查操动机构各部件,位置正确,机构完 6操动机构的检修: 好,用润滑油对其中的轴承、及转动部位加润滑 油; 5、试验手动.电动储能情况正常,检查储能指示 是否正确 10KV ZN28 6、用手动分合按钮进行 操作,检查断路器是否 真空断路器 处于正确的合闸及分闸位置,合分计数器是否正 确记数. 7、检查分闸缓冲器分合闸弹簧正常 8、检查机械闭锁装置各部件,闭锁齐全完好符 合五防功能要求,动作灵活,无卡涩,并对转动 7二次回路检查: 二次回路的接线应正确,压接良好绝缘良好,接 线标示正确,编号规范,接触良好,用500V遥表 测试,应不小于0.5兆欧。 8开关柜、电缆室检 查 8.1检查高压电缆头 扳手检查各部件螺栓,在接地刀闸动触头上涂凡 、绝缘支持瓷瓶、 土林油脂 电流互感器、接地 并在轴销、转动部位加油润滑 刀闸等部件 8.2检查柜内各部件 。







1、开关开距的测量:触头开距:符合厂家标 准; 2、开关超程的测量:符合厂家标准;开关行程 测量:符合厂家标准 3、回路电阻的测量:测量采用电压降法通过换算 9断路器的调整与试 得出该回路电阻 验 4、开关的速度试验,同期性试验;分合时间和 低电压试验 5、按要求接好开关测试仪,用测试仪分别对开 关进行合、分闸操作,根据打印数据和标准数据 进行比较。 合闸触头弹跳时间 ≤2 ms 三相分闸同期性 ≤2 ms 外部各紧固件(螺栓、并帽)检查。无松动、脱 丝现象。上、下出线端检查接触良好、无过热、 10断路器外部支持 氧化现象。导电夹、软联接检查,接触良好,无 瓷绝缘子清扫、检 过热、断裂、变形现象。绝缘子表面清洁、干燥 查 、无裂纹、闪络现象。 a)一次触头及其仓室清洁无油污,触头无烧伤痕 迹,否则用细砂纸打磨平滑;绝缘支持瓷瓶清洁 、无裂纹、无放电痕迹 b)滑动、转动部分等动作灵活且到位正确 (1) 开关仓检查 c)盖板连杆涂润滑脂无卡涩 d)开关仓表面清洁无灰尘 e)接地铜排清洁,接地良好 a) 出线小室无灰尘 (2) 出线小室清扫 b)各连接点紧固无过热、变色,连接紧固 检查 c) CT、避雷器及其引线连接牢固、无断股,表 面无裂纹,二次线连接牢固,极性正确,试验合 格 a)本体清洁无灰尘,表面无损伤 b)PT高压熔断器直阻合格,接触良好、二次接线 (3) 工作进线、备 牢固,一二次线圈直阻合格 用进线、母线PT检 查、清扫 c)PT推进灵活无卡涩 d)开关推进正常,开关到位 (4) 铜排逐一紧固螺栓,无过热现象,母排连接面压 母线排封闭小 接紧固,结合面不小于75%;支持瓷瓶牢固、无 室打开检查 裂纹、积灰,耐压试验合格





√ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √



1电缆头检查 电缆检修

清理电缆头清理干净,检查电缆鼻子无发热,螺 丝紧固。电缆鼻子结合面无氧化、电化烧损现象



2引线及三叉口检查 3接地线检查 4预防性试验

检查引线及三叉口绝缘是否破损,三相引线间无 放电痕迹 检查电缆接地线是否接牢,要求接牢。 试验合格

√ √

1 电抗器清扫检查 表面清洁无污物,绝缘层无损伤 2 夹件检查 电抗器检修 3 电缆、接头检查 4 线圈检查 1引线端子检查 检查电缆、母排接头等导电部件无松动、过热、 氧化放电现象、瓷瓶无破损 观察绝缘表面有无爬电痕迹和碳化现象,必要时 应采取相应的措施进行处理 引线端子排检查应无弯曲、损坏,所有连接螺丝 检查紧固应无松动 √ √ √ 检查紧固件、连接件、标准件应无松动 √



2互感器本体检查

互感器本体检查清扫,表面无灰尘、树脂浇注整 体无破损和裂纹;预试合格。



互感器小车检查调整加润滑油或黄油,保持小车 进出灵活,活动遮板(绝缘板)干净绝缘良好,滑 3互感器小车及保险 动灵活无卡涩。小车电子闭锁检查,闭锁功能完 检查 好,编号、指示正确,插销定位可靠;,一次保 电压互感器 险压接合格,三相阻值平衡 4触头检查 5绝缘子检查 6互感器柜门 动、静触头接触良好,无错位、变形、压力符合 要求。 本体及母线桥上绝缘子瓷瓶检修清扫,绝缘子瓷 瓶无碎裂,固定牢固,表面干净,绝缘符合规定 互感器柜门检查,关合灵活,拉手门锁应起作 用,无弯曲变形,密封条完好



√ √ √ √ √

7 油浸互感器压力 无渗油现象、无破损。 释放阀检查

1外观检查、处理

瓷件擦试、检查,各连接螺栓紧固,高压引线和 接地线连接良好,均压环无晃动,表面干净,无 损伤、无松脱或锈蚀



氧化锌避雷 器

2密封检查

检查避雷器密封良好,无破损受潮,倾斜度≯避 雷器总高的1.5%



3放电计数器检查

放电计数器检查,准确、指示清晰与动作次数相 对应 轻揩全部瓷瓶,并仔细检查瓷瓶无裂纹和缺损; 检查传动部分弹簧完整,各部件螺丝紧固;检查 各部开口销子齐全,各转动部分灵活;用摇把手 动操作合到位后,目测主闸刀在合闸位置应竖成 一条直线,刀闸引接线无断股现象,刀闸口无烧 伤痕迹,否则打磨或更换 主闸刀合闸后,动触片的接触点,均应与静触杆 接触良好,且每个动触点对静触杆的夹紧静力不 小于240N;闸刀断口距离不小于2300mm,接地刀 断口距离不小于1800mm;查主闸刀的三极合闸同 期性不大于30mm;检查接地刀的合闸同期性不大 于15mm;地刀合闸后,刀头插入静触头深度40~ 50mm. 通电源,对电动机构分别施以100%、85%、110% 额定电压,并分别进行三次分、合操作,分、合 闸位置应正确; CS机构操动接地开关动作时, 作用在手柄上的力应不大于200N,隔离开关与接 地开关是否能实现可靠的机械联锁,电磁锁的动 作可靠,锁舌能正确插入分、合状态的闭锁凹口 。电动操作时,中途应能停下,且分、合到位后 也能自动停下 检查电气控制线路应无松动、编号正确,二次回 路的绝缘电阻不低于2MΩ ,辅助触点压接2/3以 上,无麻点,各元件正常。 拆除冷风器、拆除轴承端盖和轴承,清洗轴承。



1清扫检查



2刀口检修 GW4110D(W)隔 离开关



3机构检修



4二次回路检查 1.电动机解体

√ √

2.电动机定子清扫, 检修

3.电动机转子铁芯、 风扇平衡块检查

10KV高压电 动机

4.电动机轴承检查

5.电机组装

1 解体1.1电机外部 清灰拆电缆 1.2拆电机风扇 1.3端盖 1.4抽转子

清除油垢,可用汽油或电机清洗剂清擦铁芯,线 圈端部的油垢,应找出油的来源,以便根治。检 查定了铁芯应无锈斑、松动、过热、变色、磨损 等。检查槽楔应完整、无松动和空洞声。线圈应 无流漆、枯焦和干裂老化的现象,特别是注意线 圈的槽口部分,必要时喷刷绝缘漆。检查端部线 圈的支撑架和衬垫物、绑扎应牢固不松动,必要 时应重新加固。检查定子铁芯各通风孔应无堵塞 。加热器绝缘应良好、无破损、固定良好,各线 圈测温元件引线应用良好,无脱落。定子与机座 固定应良好,接地扁铁牢固,固定螺栓无松动。 清除转子铁芯、线圈表面油垢,转子表面应清洁 。检查转子铁芯无松动磨损,锈斑、过热及其它 异常。生锈时应涂绝缘瓷漆。检查风扇应完整, 固定牢靠、无变形、缺损、开裂及其它异常。检 查平衡块应牢固无位移松动。检查转鼠笼条端环 用汽油或煤油清洗轴承,油槽内无存油。检查轴 承内外轨道及滚珠(柱)无麻点、无锈斑、无磨 损、轴承弹子保持架应完整,松紧程度良好,轴 承如检查不合格应更换。检查轴承内外套松紧程 度应符合要求,必要时喷涂、电镀、浇焊、镶套 。检查轴承径向游隙、转动轴承声音应正常。轴 承径向游隙的测量应用塞尺或用铅锡熔丝法测 量,超出标准应更换轴承。安装轴承时,轴承加 热应小于120℃(轴承内套温度),轴伸端为双 轴承时,安装应到位,并且轴承号应朝外。轴承 装好后应自然冷却。轴承的锁紧圆螺母安装时应 使有锥度的面朝里,安装应到位,紧固。润滑脂 添加量一般为轴承容量1/2-2/3。定位卡的锁片 与锁紧圆螺母的配合应到位,定位卡的锁片应稍 微锁紧圆螺母侧倾斜一角度,以防影响轴承滚柱 (珠)或外套的转动。 电机试车不应小于1小时,试车期间轴承无异 音,温度正常,试车时各转速下的振动符合标准 要求: 3000转/分,双振幅小于0.05 MM; 1500转/分,双振幅小于0.085 MM 1000转/分,双振幅小于0.10MM 750转/分及以下,双振幅小于0.12MM 轴窜应符合相应轴承的标准 组装前应检查定、转子内无任何遗留物。装转子 时,必须等转子与定子铁芯对齐后,才可将转子 放下,以防转子组装不到位,造成轴向窜动。装 端盖时,应调整好转子间隙。挡风圈、大、小端 盖、风扇及风扇罩等应按原记号安装到位。组装 完毕,盘动转子,应无磨擦声。电气试验合格 后,安装靠背轮。 电机外部清灰,拆除电源进线电缆做好标记,使 检修前后电源进线相序一致 扒下电机风扇罩、风扇挡圈,风扇。将拆开的零 部件在划定的检修区域摆放整齐。 做好前后端盖及挡油盖标记,拆开两侧端盖及挡 油盖。 抽转子,不要碰伤定子线圈







√ √ √ √

低压交流电

定子各部位清洁,定子线圈清洁无油污,通风也 2定子检修2.1定子 畅通,槽楔无松动,磨损,断裂、过热,膨胀等 清扫检查 现象;绑线无松动,断裂;铁芯无过热,松散、 磨损现象 定子铁芯清洁无油污,通风也畅通,铁芯无过 2.2定子铁芯检查 热,松散、磨损现象 检查电机引线,线鼻接线栓等有无破损、老化等 低压交流电 现象。 接线板完好,接线栓螺母、垫片完好, 动机检修 2.3电机引线检查 紧固螺丝,无滑丝现象;引线绝缘,无破损老 化,线鼻无过热,开焊现象 检查转子鼠笼有无断条或裂纹等现象,检查转子 轴颈无磨损、裂纹现象,否则修复,必要时更换 大轴 3转子检修 清洗风扇叶片,检查风扇无变形,裂纹等,检查 转子平衡应紧固无位移。变频电机冷却风扇检查 正常 1、内、外档油盖及转子轴承部件清洁,轴承间 隙符合要求。否则应更换轴承。2、汽油清洗前 4轴承及端盖 后端盖及其它零件,检查各部件无裂纹,变形, 损伤 5.1电机组装工艺流程与解体相反,注意事项相 5组装 同。 1 常规检查 外壳清洁,导电部分无脏污或灰尘积聚影响导电 1.1UPS装置清扫检 性能的情况。电气连接部分紧固无过热、氧化现 查 象 UPS装置检 1.2整流器和逆变器 清洁无发热、变色现象,UPS风扇及接地装置运 修 等检查 转正常、无噪声,装置接地紧固 各LED指示正确,整流器和逆变器的启动正确, 控制部分的功能正常, 2功能检查 整流器、逆变器、SBS的输出电压正常,各电源 自动转换状况正确,手动调压正常。 外壳清洁,导电部分无脏污或灰尘,电气连接部 分紧固无过热、氧化现象。一、二次插头正常, 1清扫检查 无过热、熔化痕迹。停电检查一次静触头,无过 热、烧损痕迹,绝缘正常 低压抽屉开 清洁无灰尘、杂物,空气开关、接触器、继电器 关柜 各抽屉检查 等动作灵活,无过热变形。插头、电缆接头等检 查无过热氧化 二次回路、定值检 端子、插头、继电器等紧固,无松动过热;保护 查 定值核对正确 1.逐只测量蓄电池开路端电压,如果开路端电压 >2.13V则可按说明书循环充方式进行充电,当 电流降至0.005-0.01C10A保持3-5小时基本不变时 在充3-5小时,电池充电基本饱和。如果开路端 电压≤2.13V,应先放出20%容量然后在进行循 环充电至饱和 容量校核 2.以0.1C10电流放电至1.80V,每隔1小时记录一 次放电电流、温度和电压,并计算出放电容量, 容量大于95%额定容量为合格即放电超过9.5小时 。(如室温不是25℃应按说明书进行换算然后再 进行比较)









√ √ √ √ √ √ √







√ √ √ √ √ √

SUPER FM GFM 阀控 式密封铅酸 蓄电池

容量校核

3.将放完电的电池组进行元首锲充至饱和后转浮 充运行。测量浮充电压,观察其均衡性 SUPER FM GFM 阀控 式密封铅酸 蓄电池 1.蓄电池应以实际负荷做一次放电,放电应保持 电流稳定,放出额定容量的30%左右(以0.1℃放 电3小时),放电每小时应测一次电压(单体及 充、放电及连接导 电池组、放电电源、温度、放电后应进行均衡充 电然后转浮充进行 线检查 2.应检查一次连接导线是否牢固、是否有腐蚀; 松动应拧紧至规定扭矩,腐蚀应及时更换 1.正常浮充时,电池电压偏差超过0.1V 2.个别单体电池电压低于2.18V 3.停电搁置超过3个月 正常浮充运行不需 要均衡充电,如发 4.长期达不到浮充要求,每半年进行一次 现出现以下情况应 5. 放电后24小时之内未及时充电 6.长期小电流深度放电 进行均衡充电 7.过流放电(电流大于规定20%)、过压放电 (单个低于1.5V)和过电量放电(超过额定容量 10%)应立即进行均衡充电 清扫、检查、紧固 无积灰、端子、电气元件紧固 电气元件 检查各电源线路板 符合电源标准 电源正常 核实定值 与定值单一致 1.模拟量校正① 校对机端电压显示值与实际值 相差不多就行。② 校对励磁电流,③ 校对有功 、无功④ 注意:以上的模拟量,显示值与实际 值相差不多就行 2、低励,过励实验① 此实验只需将转换开关打 到“投入”位,合Q5、Q6,选CHI、AVR 开关, 使“并网”显示灯亮,然后“起励”,下一步是 在端子X1上加两组PT和一组CT均为额定值,且PT 的角度为a:0°;b:-120°;c:120°;CT的角度同 样,然后逐渐增大CT的角度直到低励报警稍过一 点,观察调节器面板显示,会由CHI 、AVR 切向 静态实验 CHⅡ、AVR,然后切到CHⅡ、FCR最后跳灭磁开关 励磁调节器 ② 将所有PT、CT 恢复原值,报警复位,选CHⅡ 、AVR再做一次⑵过励实验:此实验方法和低励 相同,只是外加模拟量为励磁电流,此电流加法 和校对励磁电流的方法相同,如想过励只加大If 即可(注意:要逐渐加大)。 3.通道切换实验,在设备送上电后就可切换通道 和运行方法 4远程操作 5报警或状态输出,模拟相应的报警或达到实际 的状态 1. 发电机短路实验 2. 发电机空载实验 3. PT断线实验 动态试验 4.10%阶跃实验 5. 通道切换实验,







√ √ √ √



√ √ √



投入运行后的实验 观察无功\有功摆动 励磁回路绝缘测试 1000V摇表整体回路对地绝缘应>0.5М Ω ,2500V 和交流耐压试验 一分钟通过 消弧室无烧伤、烧焦、裂纹、变形;触头接触面 应清洁光滑,不应有裂纹、烧伤、变形并活动自 如,不应有卡涩;各机构良好,活动自如,各部 螺丝紧固,分、合闸线圈直流电阻、绝缘电阻符 合标准要求,试验正确 消弧室无烧伤、烧焦、裂纹、变形;触头接触面 应清洁光滑,不应有裂纹、烧伤、变形并活动自 如,不应有卡涩;各机构良好,活动自如,各部 螺丝紧固,分、合闸线圈直流电阻、绝缘电阻符 合标准要求,开关辅助接点及合闸继电器良好, 检查各种脱扣器整定值和动作值,试验正确。

√ √

灭磁开关大修



发电机励磁 系统

励磁整流柜开关



硅元件应清洁,特性正常。控制回路绝缘良好。 可控硅元及其散热器件应清洁,触发导通特性正 励磁整流柜及各快 常,各一次设备接线压接牢固无松动,散热片完 速保险 整。整流功率柜清洁,风扇工作正常。保险压接 紧力良好,无熔断现象 各电阻清洁,接线牢固,无锈蚀断股;测试直流 灭磁电阻及实验电 电阻与上次数值差别不大于2%为合格。 阻检修 同期卡接线正确、功能完善。同期插件接触良好 发电机同期 发电机同期回路大 无灰尘、调试报告齐全,试验DCS同期并网指令 回路大修 修、试验 正确 按措施票要求与现场实际情况核对无误后,措施 正确 测二次回路绝缘1000V摇表>1М Ω 保护校验,DCS回路检查正确,定值整定符合定值 交直流二次回路检 通知单 查 设备标签清楚、准确、整洁,记录齐全 发变组保护 保护回路、接地网反措、更换不符合要求的电缆 故障录波器回路接线正确,设备标签清楚、准确 、整洁,开关量、模拟量动作正确 保护装置整组代开 80%额定直流电压下,开关保护总体动作灵活正 关传动试验 确,音响 启动正确,符合图纸要求 校验前按措施票要求与现象实际情况校对无误, 作好措施。 交直流二次回路检 测二次回路绝缘1000V摇表>1М Ω 查 低厂变 拆前做好标记,接后进行检查 设备标签清楚、整洁,记录齐全 保护装置整组代开 开关保护总体动作灵活正确,符合图纸要求 关传动试验 校验前按措施票要求与现象实际情况校对无误, 交直流二次回路检 作好措施。 测二次回路绝缘1000V摇表>1М Ω 开关保护及 查 传动试验 设备标签清楚、整洁,记录齐全 保护装置整组代开 开关保护总体动作灵活正确,符合图纸要求 关传动试验











√ √ √





母线PT回路 各保护校验及交直 保护 流二次回路检查

高压电机保 护及传动试 验

交直流二次回路检 查 保护装置整组带开 关传动试验 定期检验

运行中装置 的定期检验 运行中装置的补充 检验

电流、电压 互感器的校 验

二次回路检 验 电流互感器 二次回路检 查 电压互感器 二次回路检 查

二次回路绝 缘检查

校验前按措施票要求与现象实际情况校对无误, 作好措施。 各保护校验应符合专业规程要求,保护定值应符 合定值单要求,在端子排二次回路加电气量对定 值与整定值相符,回路、信号正确 设备标签清楚、整洁,记录齐全,测二次回路绝 缘1000V摇表>1М Ω 按措施票要求与现场实际情况核对无误后,措施 正确 测二次回路绝缘1000V摇表>1М Ω 设备标签清楚、准确、整洁,记录齐全 检修记录齐全,填好试验项目,不漏项 开关保护总体动作灵活正确,符合图纸要求 1. 全部检验 2.部分检验 3.用装置进行断路器跳、合闸试验。全部检验和 部分检验的项目见附录A、附录B、附录C、附录D 1.对运行中的装置进行较大的更改或增设新的回 路后的检验 2.检修或更换一次设备后的检验 3.运行中发现异常情况后的检验 4.事故后检验 5.已投运行的装置停电一年及以上,再次投入运 行时的检验 1. 电流、电压互感器的变比、容量、准确级必 须符合设计要求 2.测试互感器各绕组间的极性关系,核对铭牌上 的极性标志是否正确。 4.自电流互感器的二次端子箱处向负载端通入交 流电流,测定回路的压降,计算电流回路每相与 零相及相间的阻抗(二次回路负担)。 在被保护设备的断路器、电流互感器以及电压回 路与其他单元设备的回路完全断开后方可进行 1.检查电流互感器二次绕组所有二次接线的正确 性及端子排引线螺钉压接的可靠性 2.检查电流二次回路的接地点与接地状况, 1.检查电压互感器二次、三次绕组的所有二次回 路接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性 2.检查电压互感器二次中性点在开关场的金属氧 化物避雷器的安装是否符合规定 1.在对二次回路进行绝缘检查前,必须确认被保 护设备的断路器、电流互感器全部停电,交流电 压回路已在电压切换把手或分线箱处与其他单元 设备的回路断开,并与其他回路隔离完好后,才 允许进行。 在进行绝缘测试时,应注意: (1)试验线连接要紧固; (2)每进行一项绝缘试验后,须将试验回路对 地放电。 2.定期检验 3.定期检验只测量芯线对地的绝缘电阻





H √ √ √ √ √ √ H √ √ √ √ √ √ √ √ √

W

W W W W W

二次回路绝 缘检查

4.定期检查时可用兆欧表检验金属氧化物避雷器 的工作状态是否正常. 1.断开装置的电源后才允许插、拔插件 2.更换芯片时,要用专用起拔器。注意芯片插入 的方向。 3.检验中尽量不使用烙铁,如元件损坏等必须在 现场进行焊接时,要用内热式带接地线烙铁或烙 铁断电后再焊接。 4.用具有交流电源的电子仪器(如示波器、频率计 等)测量电路参数时,电子仪器测量端子与电源 侧绝缘必须良好,仪器外壳应与装置在同一点接 1.检查装置的实际构成情况如:装置的配置、装 置的型号、额定参数(直流电源额定电压、交流 额定电流、电压等) 2.屏柜上的标志应正确完整清晰,并与图纸和运 行规程相符 3.应将保护屏柜上不参与正常运行的连片取下, 或采取其他防止误投的措施 1.检查装置内、外部是否清洁无积尘;清扫电路 板及屏柜内端子排上的灰尘 2.检查装置的小开关、 3.检查各插件印刷电路板是否有损伤或变形,连 线是否连接好 4.检查各插件上元件是否焊接良好,芯片是否插 紧 5.检查各插件上变换器、继电器是否固定好,有 无松动 6.检查装置横端子排螺丝是否拧紧,后板配线连 接是否良好 7.按照装置技术说明书的要求,根据实际需要, 检查、设定并记录装置插件内的选择跳线和拨动 开关的位置 1.全部检验时,仅对已投入使用的开关量输入回 路依次加入激励量,观察装置的行为 2.部分检验时,可随装置的整组试验一并进行 1.全部检验时,在装置屏柜端子排处,按照装置 技术说明书规定的试验方法,依次观察装置已投 入使用的输出触点及输出信号的通断状态 2.部分检验时,可随装置的整组试验一并进行 1.每一套保护应单独进行整定检验,试验接线回 路中的交、直流电源及时间测量连线均应直接接 到被试装置屏柜的端子排上。交流电压、电流试 验接线的相对极性关系应与实际运行接线中电压 、电流互感器接到屏柜上的相对相位关系(折算 到一次侧的相位关系)完全一致 2.在整定检验时,除所通入的交流电流、电压为 模拟故障值并断开断路器的跳、合闸回路外,整 套装置应处于与实际运行情况完全一致的条件 下,而不得在试验过程中人为地予以改变 3.装置整定的动作时间为自向保护屏柜通入模拟 故障分量(电流、电压或电流及电压)至保护动作 向断路器发出跳闸脉冲的全部时间

W W W W

屏柜及装 置检验,

检验时须注意如下 问题以避免装置内 部元器件损坏

W

W W W W W W

装置外观检 查

定期检验

主要检查项目

开关量输入 回路检验 输出触点及 输出信号检 查

H W W W

H

具体的试验项目、 整定值的整 方法、要求视构成 定检验 原理而异,一般须 遵守如下原则

H

W

具体的试验项目、 整定值的整 方法、要求视构成 定检验 原理而异,一般须 遵守如下原则 4.电气特性的检验项目和内容应根据检验的性 质,装置的具体构成方式和动作原理拟定。检验 装置的特性时,在原则上应符合实际运行条件, 并满足实际运行的要求。每一检验项目都应有明 确的目的,或为运行所必须,或用以判别元件或 装置是否处于良好状态和发现可能存在的缺陷等 1.全部检验时,对于由不同原理构成的保护元件 在定期检验及新安 只需任选一种进行检查。建议对主保护的整定项 装装置的验收检验 目进行检查,后备保护如相间I、II、III段阻抗保 时,保护的整定试 护只需选取任一整定项目进行检查 验要求如下 2.部分检验时,可结合装置的整组试验一并进行 进行每一项试验时,检验人员须准备详细的试验 方案,尽量减少断路器的操作次数 对于操作箱中的出口继电器,还应进行动作电压 范围的检验,其值应在55%-70% 额定电压之间 。对于其他逻辑回路的继电器,应满足80% 额定 电压下可靠动作 1.防止断路器跳跃回路和三相不一致回路。如果 使用断路器本体的防止断路器跳跃回路和三相不 一致回路,则检查操作箱的相关回路是否满足运 行要求 2.交流电压的切换回路 3.合闸回路、跳闸1回路及跳闸2回路的接线正确 性,并保证各回路之间不存在寄生回路

W

W

W

操作箱检验应注意

W

操作箱的检验以厂 家调试说明书并结 合现场情况进行。 并重点检验下列元 件及回路的正确性

W W W W W W W H W W W

1.断路器就地分闸、合闸传动 2.断路器远方分闸、合闸传动 3.防止断路器跳跃回路传动 4.断路器三相不一致回路传动 重大改造设备需利 5.断路器操作闭锁功能检查 重大改造设 用操作箱对断路器 7.断路器辅助触点检查,远方、就地方式功能检 备 进行传动试验 查 8.在使用操作箱的防跳回路时,应检验串联接入 跳合闸回路的自保持线圈,其动作电流不应大于 额定跳合闸电流的50%,线圈压降小于额定值的 9.所有断路器信号检查 操作箱定期 可结合装置的整组试验一并进行 检验 1.需要将同一被保护设备的所有保护装置连在一 起进行整组的检查试验,以检验各装置在故障及 重合闸过程中的动作情况和保护回路设计正确性 1.整组试验,装置 及其调试质量 2.如同一被保护设备的各套装置皆接于同一电流 在做完每一套单独 互感器二次回路,则按回路的实际接线,自电流 保护(元件)的整 互感器引进的第一套保护屏柜的端子排上接入试 定检验后 验电流、电压,以检验各套保护相互间的动作关 系是否正确;如果同一被保护设备的各套装置分 别接于不同的电流回路时,则应临时将各套保护 的电流回路串联后进行整组试验 2.部分检验时 只需用保护带实际断路器进行整组试验 外观和回路检查 外观良好,固定牢固,接线及编号标识正确 电气变送器 输入输出校验 通定值校验输出合格 外观良好,固定牢固,接线及编号标识正确,交 外观和回路检查 流回路绝缘合格 电度表

H

W

W W W W

电度表 准确性检验 用0.2级标准表校验合格,关口表送检合格 W

1.变频器柜清扫及螺丝紧固 2.检查柜内器件有无发热变色、变形现象,检 查主回路主接触器、刀闸触头情况,有无明显烧 伤痕迹。检查控制变压器、风扇等, 3.检查内部变频器功率器件有无明显缺陷。 外观及回路、性能 4.检查柜内控制、测量线路板是否完好,器件 低压变频器 检查 有无变色、变形现象,插头是否接触良好; 5.核对变频器定值、状态设置。 6.送电检查测量及试验:由控制面板操作检查 频率的变化情况,检查变频器故障堆栈内容。 远动装置 检修 联系当地业务主管 通道正常、外部接线正确,开关量和模拟量输出 部门共同检查 和接收正常 1.接地装置及引下线的镀锌层良好,各连接点的 接触良好,无损伤、折断和腐蚀现象。2.对含有 1.检查接地装置及 重酸、碱、盐等化学成分的土壤地带(一般可能 引下线的镀锌层腐 为化工生产企业、药品生产企业及部分食品工业 蚀情况 企业)应检查地面下500mm以上部位的接地体的 腐蚀程度。 1.在土壤电阻率最大时(一般为雨季前)测量接 地装置的接地电阻,并对测量结果进行分析比较 2、接地装置接地电 2.测量各接地引下线的接地电阻不高于右侧列 阻的测量 表,否则应开挖检查或采取改良措施。各种电气 设备接地装置的接地电阻值(右表)3.接地装置 的接地电阻一般1~3年测量一次 3电气设备检修后 应检查接地线连接情况良好,连接牢固可靠。 4、连接点检查 防雷接地 5.接地装置的接地 电阻值不符合要求 时的改进措施 检查电气设备与接地线连接、接地线与接地网连 接、接地线与接地干线连接是否完好。 (1)增加接地体的总长度或增加垂直接地体的 数量。(2)在接地体周围更换土壤电阻率低的 土,如黄粘土、黑土(土壤电阻率在50Ω m以 下)。   (3)采用化学降阻剂,处理接地体。 ①变(配)电所的接地装置一般每年检查一次; ②根据车间或建筑物的具体情况,对接地线的运 行情况一般每年检查1~2次; ③各种防雷装置的接地装置每年在雷雨季前检查 一次。   ④对有腐蚀性土壤的接地装置,应根据运行 情况一般每3~5年对地面下接地体检查一次; ⑤手持式、移动式电气设备的接地线应在每次使 用前进行检查; 回路及装置检查 清扫端子、继电器;装置外观、端子排等检查正 常无过热;转换开关位置正确,转动灵活。

W

W

W

H

W W

H

W W W

6.接地装置检查和 试验周期

W

W W

故障录波器 装置的检修

故障录波器 装置的检修

回路绝缘检查

装置直流回路: 220V(+)对地 ,220V(-)对地 ,220V(+) 对220V(-); 1操作界面检查,检查液晶显示、键盘操作、通 信、打印等功能均正常,依据说明书进行操作。 2用模拟量和开关量分别启动录波器,验证装置 动作逻辑正常,验证二次回路接线完整。

W

W W

装置试验

修标准项目和预防性检查项目及其标准-试行
预防性检查项目 (包含技术监督) 预防性检查标准 (均作为W质量监督点)
工日

(1).绝缘电阻值可自行规定,若在相近试验条件下(温 度),绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时,应查 1. 测量定子绕组的绝缘电 明原因。环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数 阻和吸收比(大修前、 不应小于2.0 后,小修时,运行2?3年 时和必要时) (2).各相或各分支绝缘电阻值不平衡系数不应大于2

2.测量定子绕组的直流电 各相或各分支的直流电阻值,在校正了由于引线长度不同 而引起的误差后,相互间差别不应大于最小值的1.5%;与 阻(大修时或出口短路 初次(出厂或交接时)测量值换算至同温度下的数值比较, 后) 其相对变化也不应大于1.5%,超出要求者,应查明原因。 (1).试验标准如下:全部更换定子绕组并修好后,试验电 压为3.0Un;局部更换定子绕组并修好时试验电压为 2.5Un;运行20年及以下时大修前试验电压为2.5Un;小修 3.定子绕组泄漏电流测量 时、预试和大修后,试验电压为2.0Un 和直流耐压试验(大修前 、后;2?3年或小修时; (2).在规定的试验电压下,各相泄漏电流的差别不应小于 更换绕组后) 最小值的100%;最小泄漏电流在20微安以下者,相互差值 (3).泄漏电流不随时间的延长而增加。

(1).全部更换定子绕组并修好后的试验电压参照预试规 程标准执行 4.定子绕组交流耐压试验 (2).大修前或局部更换定子绕组并修好后试验电压、运行 (大修前、更换绕组后) 20年及以下者:1.5Un; 运行20年以上不与架空线路直接连接者,1.3-1.5Un

(1).绝缘电阻值在室温时,不小于0.5兆欧。转子绕组额 5.转子绕组的绝缘电阻 定电压在200V以上,采用2500V兆欧表; (大修中转子清扫前、 后;小修时;超速试验前 、后) (2).当定子绕组已干燥完毕,而转子绕组未干燥完,如果 转子绕组的绝缘电阻值不小于2兆欧,允许投入运行。 6.转子绕组的直流电阻 (大修时) (1)与初次(交接或大修时)所测结果比较,其差值一 般不应超过2%

7.转子交流耐压(隐极式 转子拆卸护环后、局部修 隐极式转子局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好 理槽内的绝缘和更换绕组 后,试验电压为5Un,但不应低于1000V,不应大于2000V 后)

8.发电机和励磁机的励磁 回路所连接的设备,不包 括发电机转子和励磁机电 枢的绝缘电阻(大、小修 时) 8.发电机和励磁回路所连 接的设备,不包括发电机 转子和励磁机电枢的交流 耐压试验(大修时) 9.发电机和励磁机轴承的 绝缘电阻

(1).绝缘电阻值不应低于0.5兆欧,否则应查明原因将其 消除;

试验电压为1kV或用2500V摇表代替

汽轮发电机组的轴承不得低于0.5兆欧

10. 灭磁电阻器的直流电 与铭牌或最初测量得数值比较,其差别不应超过10% 阻 11. 灭磁开关的并联电阻 与初始值比较应无显著差别 12. 转子绕组的交流阻抗 1、阻抗和功率损耗值自行规定。在相同的试验条件下, 和功率损耗、转子膛外开 转子绕组的阻抗和功率损耗与历年数值比较,不应有显著 口变测量向量变化 变化:相邻转速(300转/分钟)的电流值相差不大于5%。 (1).汽轮发电机的轴承油膜被短路时,转子两端轴上电压 一般应等于轴承与机座间的电压 13. 轴电压 (2).汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V

(1).与制造厂(或以前测得的)数据比较,应在测量误差 范围之内

14.空载特性曲线(大修 后)

(2).在额定转速下的定子电压最高值:汽轮发电机为 1.2Un(以不超过额定励磁电流为限);对于发电机变压器 组,当发电机本身的空载特性及匝间耐压有制造厂出厂试 验报告时,可不将发电机从机组拆开做发电机的空载特 性,而只做发电机变压器组的整组空载特性,电压加至定 子额定电压值的105%

与制造厂出厂(或以前测得的)数据比较,其差别应在测 15.三相稳定短路特性曲线 量误差范围之内。对于发电机变压器组,当发电机本身的 (更换绕组后、必要时) 短路特性有制造厂出厂试验报告时,可只录取发电机变压 器组的短路特性,其短路点应设在变压器高压侧。

(1).预试规程规定20℃时,3-10KV,绝缘电阻大于300兆 欧; 20-35KV,绝缘电阻大于400兆欧 1. 绕组的绝缘电阻和吸收 比

(2).绝缘电阻换算至同一温度下,与历年或前一次测试结 果相比应无明显变化; (3).吸收比(10-30℃)不低于1.3

2. 绕组的直流电阻,连同 变压器的套管(3年;大修 (1).1.6MVA以上的变压器,各相绕组相互间的差别不应大 前、后;无载分接开关变 于三相平均值的2%;无中性点引出的绕组,线间差别不应 换分接位置;有载分接开 大于三相平均值的1%; 关检修后(所有分接位 置);必要时) 3、绕组连同套管的绝缘电 阻、吸收比或极化指数(3 年、大修前、后、投运前 、必要时) 4.主变绕组连同套管的介 质损耗因数(大修前、后 、必要时、绕组绝缘电阻 (吸收比、极化指数)测量 异常时) 5.110KV电容型套管的 介质损耗因数(tanδ)和电 容值(大修后及必要 时) 绝缘电阻换算至同一温度下,不低于产品出厂试验值或前 一次试验值的70%2)35kV及以上应测量吸收比,吸收比在 常温下不低于1.3 1)20℃时不大于下列数值:110~220kV为0.8% 2)tanδ 值与出厂试验值或历年的数值比较不不应大于30% 3)绕组10KV及以上时,10KV

1)大修后和运行中20℃时的tanδ (%)值应不大于1.0; 2)交接时在室温不低于10℃的条件下tanδ (%)不应大 于:电容式油浸纸主绝缘为0.7

1.容量8000kVA及以上、绕组额定电压110kV以下,有试验 设备时,可进行线端交流耐压试验 6.绕组连同套管的交流耐 2.绕组额定电压为110kV及以上的变压器,其中性点应进 压试验(更换绕组后、必要 行交流耐压试验 时) 3.油浸变压器(电抗器)交流耐压试验标准为出厂试验电压 值的80%, 7.绕组泄漏电流(35kV及以 上且容量在10000 kVA及以 直流试验电压:6-15KV为10KV;110KV为40KV,与前一次 上)(投运前;3年;大修前、 测试结果相比应无明显变化。 后;必要时) 8.绕组所有分接头的电压 各相分接头的电压比与铭牌数据相比应无明显差别,且应 比(分接开关拆装后;更换 符合变压比的规律 绕组后;必要时)

9.压力释放器校验(必要 动作值与铭牌值相差不大于10%或符合制造厂规定 时)

10.油务监督

按照化学监督标准执行

1 变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试 验,检查切换开关切换触头的全部动作顺序,测量过渡电 阻阻值和切换时间。测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差 、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技 术要求。由于变压器结构及接线原因无法测量的,不进行 该项试验; 2 在变压器无电压下,手动操作不少于2个循环、电动操 11.有载调压切换装置的检 作不少于5个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压 查和试验(按制造厂规 的85%及以上。操作无卡涩、连动程序,电气和机械限位 定;大修后;必要时) 正常; 3 循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻 和电压比测量,试验结果应符合本标准预试标准要求; 4 在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作,动 作应正常。操作过程中,各侧电压应在系统电压允许范围 内; 5 绝缘油注入切换开关油箱前,其击穿电压应符合标准

12.油浸变压器的其他试 验,根据现场情况及预试 参照预试规程标准执行 规程要求实施

测量绕组连同套管的直流 电阻(3年、大修后、必要 时) 测量绕组连同套管的绝缘 电阻、吸收比或极化指数 (3年、大修后、必要时) 绕组连同套管的交流耐压 试验(3年、大修后、必要 时) 测量与铁芯绝缘的各紧固 件(连接片可拆开者)及铁 芯(有外引接地线的)绝缘 电阻(大修后)

参照油浸变压器标准

参照油浸变压器标准

参照油浸变压器标准

参照油浸变压器标准

检查所有分接头的电压比 参照油浸变压器标准 (更换绕组后、必要时) 其他在更换绕组或交接时 参照预试标准 的预试项目

1.SF6气体泄漏试验 2.SF6气体的含水量(20℃ 的体积分数)( μ L/L)(新 1、年漏气率不大于1%或按制造厂要求 装或大修后每半年1次,运 2、SF6气体含水量的测定应在断路器充气48h后进行。 行1年如无异常,3年1次; 大修后;必要时) 1.辅助回路和控制回路绝 1.500或1000V摇表测量绝缘电阻不低于2MΩ 缘电阻 耐压试验(大修后;必要 交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的 时) 80%;试验在SF6气体额定压力下进行 断口间并联电容器的绝缘 电阻、电容量和tgδ (3 年;大修后;必要时) 合闸电阻值和合闸电阻的 投入时间(3年;大修后) 对瓷柱式断路器和断口同时测量,测得的电容值和tanδ 与原始值比较,应无明显变化

1)除制造厂另有规定外,阻值变化允许范围不得大于± 5% 2) 合闸电阻的有效接入时间 操作机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作 电压应在操作电压额定值30%~65%之间 分、合闸电磁铁的动作电 2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁线圈通流时的端电压为 压(3年;机构大修后;必 操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为 要时) 85%)时应可靠动作 3)进口设备按制造厂规定 导电回路电阻 分、合闸线圈直流电阻 SF6气体密度监视器(包括 整定值)检验 压力表校验(或调整), 测量值不大于制造厂规定值的120% 应符合制造厂规定 按制造厂规定 按制造厂规定

断路器的其他特性及预试 按照制造厂的规定和预试 按制造厂规定和预试规程执行 规程执行 辅助回路和控制回路交流 试验电压为2kV交流或2500V摇表耐压试验后的绝缘电阻值 耐压试验 不应降低

绝缘电阻(6年;大修后; 1)整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定 测量真空度对绝缘有怀疑 2)断口和用有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于:大 修后为1000MΩ ,运行中为300MΩ 时;必要时) 交流耐压试验(断路器主回 路对地、相间及断口)(6 年 ;大修后;测量真空度对 绝缘有怀疑时;必要时) 断路器在分、合闸状态下分别进行,试验电压值额定电压 (kV) 1min工频耐受电压(kV)有效值峰值:7.2KV中性点不 接地系统试验电压:相对地、相间、断路器断口均为 30KV;隔离断口为34KV

辅助回路和控制回路交流 试验电压为2kV 耐压试验 合闸接触器和分、合闸 1)绝缘电阻不应小于10MΩ 电磁铁线圈的绝缘电阻和 2)直流电阻应符合制造厂规定,与产品出厂试验值相比应 无明显差别。 直流电阻 1)分、合闸时间,分、合闸同期性和触头开距应符合制造 断路器的合闸时间和分 厂规定 闸时间,分、合闸的同期 2)合闸时触头的弹跳时间: 40.5kV以下断路器不应大于 性,触头开距,合闸时的 2ms;40.5kV及以上断路器不应大于3ms; 弹跳过程(大修后 )

操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动 作电压应在操作电压额定值的30%?65%之间 操动机构合闸接触器和分 2)在使用电磁机构时,合闸电磁铁线圈通流时的端电压额 、合闸电磁铁的最低动作 定值的80%(关合峰值电流等于或大于50kA时为85%)时应可 电压(大修后 ) 靠动作

交流耐压试验;应在断 当在合闸状态下进行时,试验电压32KV。当在分闸状态 路器合闸及分闸状态下进 下进行时,真空灭弧室断口间的试验电压应按产品技术条 行交流耐压试验。 件的规定,试验中不应发生贯穿性放电

检查动触头上的软联结夹 片有无松动

应无松动和断裂

检查动触头上的软连接夹 应无松动 片有无松动

真空断路器的其他预试及 检查执行预试规程和厂家 执行预试规程和说明书的要求 说明书 高压开关柜的预试项目 1、辅助回路和控制回路绝 缘电阻(6年、大修后、必 要时) 2 、辅助回路和控制回路交 流耐压试验(大修后、必 要时) 3、断路器、隔离开关及隔 离插头的导电回路电阻 (必要时在有条件的情况 下实施) 4、操作机构合闸接触器和 分、合闸电磁铁的最低动 作电压(大、小修后;机 构大修后;必要时) 5、合闸接触器和分合闸电 磁铁线圈的绝缘电阻和直 流电阻(大修后、必要 时) 6、绝缘电阻测量(大修后 、必要时) 7、交流耐压试验(大修 后;必要时) 8、检查电压抽取(带电显 示)装置(大修后;必要 时) 9 、五防闭锁功能 10 、母线PT的绕组绝缘和直 流电阻测量、介质损

1、1000V摇表测量绝缘电阻不低于2MΩ 2、试验电压为2kV(用2500V摇表代替) 3、大修后应符合制造厂规定;运行中应不大于制造厂规 定值的150% 4、操作机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低 动作电压应在操作电压额定值的30%?65%之间;在使用电 磁机构时,合闸电磁铁线圈通流时的端电压额定值的 80%(关合峰值电流等于或大于50kA时为85%)时应可靠动作 5、用1000V摇表测量交接时绝缘电阻应大于10MΩ ;直流 电阻应符合制造厂规定 6、在交流耐压试验前、后分别进行,应符合制造厂规定 7、试验电压施加方式:合闸时各相对地及相间;分闸时 各相断口,相间、相对地及断口的试验电压值相同,6KV 试验参照电压为30KV 8、参照厂家标准 9 、参照厂家标准和反措要求 10 、母线PT的预试参照预试规程执行

测量绝缘电阻;1) 0.6/1kV电缆:用1000V兆欧 表。 2)0.6/1kV以上电缆:用 2500V兆欧表;6/6kV及以 上电缆也可用5000V兆欧表 。 3)橡塑电缆外护套、内衬 套的测量:用500V兆欧表。 交流耐压试验;优先采用 20Hz~300Hz交流耐压试验 测量金属屏蔽层电阻和导 体电阻比; 检查电缆线路两端的相位 1 测量绕组连同套管的直 流电阻; 2 测量绕组连同套管的绝 缘电阻、吸收比或极化指 数; 4 绕组连同套管的交流耐 压试验 4 额定电压下冲击合闸试 验;

1 耐压试验前后,绝缘电阻测量应无明显变化; 2 橡塑电缆外护套、内衬套的绝缘电阻不低于0.5MΩ /km

试验电压:2.5Ue 1min。允许用直流耐压试验及泄漏电 流测量代替交流耐压试验; 对额定电压为0.6/1kV的电缆 测量在相同温度下的金属屏蔽层和导体的直流电阻。 检查电缆线路的两端相位应一致,并与电网相位相符合 绕组直流电阻值相互间差值不应大于三相平均值的2% 1 绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70%。2吸收比与 产品出厂值相比应无明显差别,在常温下应不小于 1.3 试验电压17KV,1min无击穿放电现象 在额定电压下,应进行5次,每次间隔时间为 5min,应无 异常现象。

1 测量绕组的绝缘电阻; 1 测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对 外壳的绝缘电阻;绝缘电阻不宜低于1000MΩ ; 1 互感器的绕组tanδ 测量电压应在10kV测量,tanδ 不应 大于0.8。当对绝缘有怀疑时,可采用高压法进行试验, 2 测量35kV 及以上电压等 在(0.5~1) Um√3 范围内进行,tanδ 变化量不应大于 级互感器的介质损耗角正 0.2% ,电容变化量不应大于0.5%; 切值 tanδ ; 2 末屏tanδ 测量电压为2kV。 1 应按出厂试验电压的80%进行;2 二次绕组之间及其对 外壳的工频耐压试验电压标准应为 2kV; 3 电压等级110kV 及以上的电流互感器末屏及电压互感器 接地端(N)对地的工频耐压试验电压标准,应为 3kV 电压等级在66kV以上的油浸式互感器,应进行油中溶解气 体的色谱分析。油中溶解气体组分含量(μ L/L)不宜超 过下列任一值,总烃:10,H2:50,C2H2:0。 一次绕组直流电阻测量值,与换算到同一温度下的出厂值 比较,相差不宜大于10%。二次绕组直流电阻测量值,与

3 交流耐压试验;

1 局部放电测量宜与交流耐压试验同 2 电压等级为35~110kV 互感器的局 可按10%进行抽测,若局部放电量达不 求应增大抽测比例;

4 绝缘介质性能试验; 5 测量绕组的直流电阻;

6 检查接线组别和极性; 必须符合设计要求,并应与铭牌和标志相符 7 误差测量; 检查互感器变比,应与制造厂铭牌值相符,对多抽头的互 感器,可只检查使用分接头的变比。

8 其他试验参照规程实施 按照预试规程执行

1 35kV以上电压:用5000V兆欧表,绝缘电阻不小于2500M Ω; 1 测量金属氧化物避雷器 2 35kV及以下电压:用2500V兆欧表,绝缘电阻不小于 及基座绝缘电阻(3年、必 1000MΩ ; 3 低压(1kV以下):用500V兆欧表,绝缘电阻不小于2M 要时) Ω 。基座绝缘电阻不低于5 MΩ 1 金属氧化物避雷器对应于直流参考电流下的直流参考电 压,整支或分节进行的测试值,不应低于现行国家标准《 交流无间隙金属氧化物避雷器》GB 11032 规定值,并符 合产品技术条件的规定。实测值与制造厂规定值比较,变 化不应大于±5%。 2 0.75 倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50μ A,或符合产品技术条件的规定。 3 试验时若整流回路中的波纹系数大于 1.5% 时,应加装 滤波电容器,可为0.01~0.1μ F , 试验电压应在高压侧 测量。 4 要记录试验时的环境温度和相对湿度;测量电流的导线应 使用屏蔽线;初始值系指交接试验或投产试验时的测量值

2 直流1mA电压(U1mA)及 0.75U1mA下的泄漏电流 (35kV及以下交接时;3 年;必要时)

3 检查放电记数器动作情 检查放电记数器的动作应可靠,避雷器监视电流表指示应 良好 况及监视电流表指示; 4 其他预试项目及其他类 型避雷器参照预试规程规 参照预试标准 定项目 1 有机材料支持绝缘子及 提升杆的绝缘电阻(6年; 绝缘电阻交接时不低于6000MΩ ;大修时不低于5000MΩ ; 运行中不低于3000MΩ 大修后;必要时)

2 隔离开关的交流耐压试 110KV隔离开关的相对地、相间及断口,1min工频耐受电 验(大修后;必要时); 压峰值185kV;在交流耐压试验前、后应测量绝缘电阻; 二次回路的交流耐压试验 耐压后的阻值不得降低;二次回路的交流耐压实验:2KV 或用2500V摇表代替。

3 电动、气动或液压操作 最低动作电压一般在操作电源额定电压的30%?80%范围 机构线圈的最低动作电压 内。

4 操动机构的试验

1 动力式操动机构的分、合闸操作,当其电压在下列范围 时,应保证隔离开关的主闸刀或接地闸刀可靠地分闸和合 闸;

绕组的绝缘电阻和吸收比 (大、小修时、必要时)

额定电压1000V及以上者,折算到运行温度时,定子绕组 吸收比不应低于1.2,中性点可拆开的应分相测量。

绕组的直流电阻(大修时 、必要时) 定子绕组泄漏电流和直流 耐压试验(大修时、更换 绕组后)

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 试验电压 交接及全部更换绕组:3Un; 大修或局部更换绕组:2.5Un

1)大修中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 2)全部更换定子绕组后试验电压为(2Un+1000)V,但不低 定子绕组的交流耐压试验 于1500V (大修后、更换绕组后) 3)交接时试验电压0.75(2Un+1000)V或按下表(kV) 额定电压 3 6 10 试验电压 5 10 16

1、 绝缘电阻(相间、对 常温下绝缘电阻值不应低于 0.5MΩ 地) 各相绕组直流电阻值相互差别不应超过其最小值的2%, 2、 直流电阻

电气一次回路绝缘电阻测 用500V摇表测量 试 二次回路绝缘电阻测试 用500V摇表测量

不小于0.5MΩ . 不小于0.5MΩ .

操作机构合闸接触器和分 操作机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动 、合闸电磁铁的最低动作 作电压应在操作电压额定值的30%?65%之间 电压

二次回路绝缘测试

用500V摇表测量 不小于0.5MΩ .交接时的交流耐压试验 为1000V,当回路绝缘电阻在10 MΩ 以上时,也可用2500V 摇表代替。

1.操作机构合闸接触器和 分、合闸电磁铁的最低动 作电压。2.合闸接触器和 分、合闸电磁铁线圈的绝 缘电阻和直流电阻,辅助 回路和控制回路绝缘电阻

1.操作机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动 作电压应在操作电压额定值的30%?65%之间。2. 1)交接时绝缘电阻不应小于10MΩ 2)直流电阻应符合制造厂规定。 3)采用500V或1000V兆欧表

各电度表电量核对

核对总表和分表电量是否对应;核对发电、厂用电和送出 电量是否对应

种类

接地装置使用条件

接地电阻 (Ω)

备注

1kV及以上

大接地电流系统

0.5

一般应符合R≤ 2000/II>4000A时 采用R=0.5Ω R≤120/I

电力设备

低压电力设备

小接地电流系统 运行设备总 中性点直接 容量为 接地系统及 100kVA以 非接地系统 上 重复接地 TT系统用电设备保护接 地 独立避雷针 变(配)电所母线的阀 型避雷器 低压进户线绝缘子瓶脚 接地 建筑物的避雷针及避雷 线 贮易燃油气罐的防静电 接地防感应电压接地

10 4 10 10 <10 <5 <30 <30

防雷设备

≤30 两者共用时选用 小值 ≤10

其它 贮易燃油气罐的防感应 电压接地 1、 二次回路绝缘电阻

1小母线在断开所有其它并联支路时,不应小于 10MΩ ; 2二次回路的每一支路和断路器、隔离开关的操动机构的

2启动录波试验

核对并依据整定启动值进行操作 1 试验电压为 1000V。当回路绝缘电阻值在 10MΩ 以上 时,可采用 2500V 兆欧表代替,试验持续时间为 1min, 或符合产品技术规定。 2 48V 及以下电压等级回路可不作交流耐压试验;

3交流耐压试验

测量宜与交流耐压试验同时进行; 为35~110kV 互感器的局部放电测量 行抽测,若局部放电量达不到规定要 测比例;


相关文章:
12MW机组锅炉专业检修标准项目_检查项目及其标准_图文.xls
2012年C级检修锅炉标准项目和预防性检查项目检修内容 1、清理管子外 壁,焦渣...附表2:12MW机组电气专业... 暂无评价 44页 1下载券 20100425黑山12MW机组汽...
火电机组电气专业检修工时定额标准.xls
160 第 2 页,共 53 页 国产300MW火力发电机组电气检修工时定额标准序号 项目 单位 主要工序和内容 17、清扫转子并检查。 18、清扫转子做风速试验 。 19、拆...
200MW机组检修技术标准.doc
200MW机组检修技术标准_电力/水利_工程科技_专业资料...2 3 4 5 6 7 项目整定调整 测量电源回路及...12 13 14 15 16 17 端盖及附件检查 风扇检查 ...
56MW机组大修标准项目及验收质量标准.doc
电气检修专业 56MW 机组大修项目及验收质量标准 批准: 审定: 审核: 编制: 2002 年 2 月 18 日 56MW 机组大修标准项目和验收、质量标准序 设备名称 号 发变...
火力发电厂300MW机组A级检修项目标准.doc
火力发电厂300MW机组A级检修项目标准_数学_小学教育_...第三部分、电气一次专业 检修技 设备名称 术服务 ...#12 主变压 1、引线 器 及试验 2检查 工作...
1000MW机组B级检修标准项目_图文.pdf
电气专业B级检修标准项目工时:20523 一 1 电气专业 电气一次 #1机组 发电机...12 6 12 8 10 2 8 20 6 12 4 20 10 10 5 20 20 10 20 6 10 12...
火力发电机组A级检修标准项目1000MW机组电气定额_图文.xls
火力发电机组A级检修标准项目1000MW机组电气定额_能源/化工_工程科技_专业资料。火力发电机组电气检修定额 1000MW机组A修电气定额序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10...
300MW机组标准检修项目_图文.xls
300MW机组检修标准项目 专业:检修部件 本体部分 主机...检查结合面 拆中低对轮销子,复查中心 解体#1、#2...清扫干净后进行回装 配合电气抽发电机转子 励磁机...
电气设备交接和预防性试验规程_图文.doc
电气设备交接和预防性试验规程_电力/水利_工程科技_...目1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 ...3)对于 300MW 及以上隐极式机组 在 10-30℃转子...
电气一次检修规程(20150520).doc
330MW 循环流化床机组电气一次检修规程 说一、编写...因此我们的预防性检修计划将以电气设备预防性试验检查...附表 2:220KV 油浸变压器检修质量纪录 附表 1 220...
电气二次设备检修规程.doc
神华神东电力有限公司郭家湾电厂 SDDL-09-02/GJW/DQ 2×300MW 机组 电气二次设备检修规程(试行) ×年×月×日发布 ×年×月×日实施 神华神东电力有限公司郭...
600MW机组电气一次专业A级检修规范化管理.doc
600MW 机组电气一次专业 A 级检修规范化管理卫宏伟 (国电大连庄河发电有限责任公司 116431)摘要:本文主要针对 600MW 机组的电气一次专业 A 级检修技术管理介绍一下...
电气专业强制性条文实施细则.doc
2×660MW 机组工程电气专业强制性条文实施细则 编号...程建设标准强制性条文》执行检查记录表(见附表 1) ...照明及检修电源系统电缆敷设 开关站及网控室电缆敷设...
660MW发电机检修规程.doc
660MW发电机检修规程_电力/水利_工程科技_专业资料...12 13 14 项目单 Mg Kg Kg 位数 73 2×2500 ...电气预防性试验 (试验项目标准执 行试验规程和外...
电气一次检修工艺规程.doc
XGBK 北京北科轩岗项目维护部标准 电气一次检修工艺...4×600MW 机组电气一次专业系统设备检修工作需要, ...在干燥清洁的场所,每 12 个月进行一次检查性小修...
...600MW火电机组检修重点检查的项目和内容》(试行).doc
附件: 中国大唐集团公司 600MW 火电机组检修重点 检查项目和内容(试行)一、汽机专业 1.汽轮机本体 1.1 低-发转子靠背轮检查 (1) 检修时应检查低-发对轮...
中国大唐集团公司600MW火电机组检修重点检查的项目和内....doc
附件: 中国大唐集团公司 600MW 火电机组检修重 点检查项目和内容(试行)一、汽机专业 1.汽轮机本体 1.1 低-发转子靠背轮检查 (1) 检修时应检查低-发对...
机组A级检修技术规范_图文.doc
电厂#12 机组(300MW)A 级检修项目》 ,按专业划分...2、本次大修的检修项目包括标准项目、消缺项目项目...11、甲方负责的项目 (1) 、 电气设备预防性试验 ...
2×150MW供热机组检修维护(B标段)技术协议.doc
2×150MW 热电联产项目于 2004 年 10 月经自治区发改委核准,两台机组分别于...2. 检修维护委托范围(包括但不限于) 2.1 电气专业 2.1.1 在责范围: 110...
电气检修规程_图文.doc
标准适用于广东拓奇电力技术发展有限公司合川项目二期2X660MW机组电气设备的检 修管理和检修作业的所有人员。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用...
更多相关标签: