邵武市金岭发电有限公司电气维护规程汇编

邵武市金岭发电有限公司电气维护规程汇编

二〇〇八年十二月

编制：危春晖 王上荣
审核：何向荣 李子光
批准：林忠辉

前 言

为了搞好发电厂的设备检修，保证发电设备安全、经济运行，提高发电设备可用系数，充分发挥设备潜力的重要措施，是设备全过程管理的一个重要环节。各级管理部门和每一个检修工作者都必须充分重视检修工作，提高质量意识，自始至终坚持“安全第一”、“质量第一”的思想。
检修工作必须切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，坚持计划检修与状态检修并重的原则，既要反对为抢发电量或回避事故考核而硬撑硬挺及为抢工期而忽视质量，该修的不修；又要防止盲目大拆大换，浪费资财。
在编写过程中由于资料不全，时间仓促，水平有限，《电气检修规程》若有不当之处，希望在实际检修工作中不断修订和完善，使之更具有指导意义。

目 录
1. 技术监督管理工作条例…………………………………………………1
2. 高压开关设备技术监督标准……………………………………………3
3. 过电压技术监督标准……………………………………………………6
4. 绝缘技术监督标准………………………………………………………7
5. 防污闪技术监督标准……………………………………………………10
6. 变压器类技术监督标准…………………………………………………11
7. 高压试验设备管理制度…………………………………………………13
8. 继电保护设备管理制度…………………………………………………15
9. 继电保护专业技术监督标准……………………………………………19
10. 金属技术监督标准………………………………………………………24
11. 发电机电气部分维修规程………………………………………………25
12. 变压器维修规程……………………………………………………… 32
13. 10KV 六氟化硫断路器维修规程……………………………………… 64
14. 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则……………72
15. 高低压电流、电压互感器维修规程……………………………………82
16. 计算机监控系统检修维护规程…………………………………………84
17. 微机继电保护装置维修规程……………………………………………104
18. 220V直流电源系统维修规程……………………………………………110
19. 柴油发电机维修规程……………………………………………………121
20. 载波通讯运行维护规程…………………………………………………126
21. 厂用电动机运行维护规程………………………………………………131
22. 电力电缆运行维护规程…………………………………………………137

技术监督管理工作条例

l、总则
1.1为了加强电厂电力技术监督组织管理工作，根据部、局有关技术监督工作的规定，结合本厂实际，特制订本条例。
1.2电力技术监督工作内容包括金属、化学、绝缘、仪表的监督，并设过电压保护和防污闪、继电保护、变压器类、高压开关及电气防误、水工监督等专责。
1.3电力技术监督的主要任务是；按照部、局颁专业技术监督条例等要求，对电力系统水电厂设备的工程设计、设备选型、施工验收、运行检修各阶段，实行全过程技术监督，不断提高设备的健康水平和专业队伍素质，为水电厂安全、经济运行服务。
1.4项目部设置电力技术监督组织机构，配备技术监督专责人。
1.5建立健全生产副总经理或总工领导下、安全生产部组织技术协调下的技术监督分工管理责任制。
1.6本条例适用于金岭发电公司各下属电站。
2、监督机构和职责
2.1省电力局是全局技术监督的领导机构。省电力试验研究所是省电力局技术监督职能机构，负责全局技术监督的职能管理工作。发电厂是技术监督工作的执行机构。
2.2成立由生产副总经理或总工主管的技术监督领导小组，领导电厂的技术监督工作；安全生产部是技术监督工作的归口管理部门，并设有监督兼责工程师，具体负责日常技术监督管理工作。同时，在检修和运行部门设相应的监督专责人，负责电厂的专业技术监督工作。并成立电厂技术监督网。
2.3技术监督领导小组职责。
2.3.1认真贯彻上级技术监督有关规定，结合本单位的实际，制定工作条例，并认真执行。
2.3.2建立健全厂技术监督网和责任制，各项规章制度和技术监督档案。
2.3.3开展技术革新和推广应用新技术，加强技术培训工作。
2.3.4督促检查各专业试验、周检工作的计划执行情况，并要求做好分析，及时发现设备隐患，处理设备缺陷，提高设备健康水平。
2.3.5组织有关人员参加本单位与技术监督有关的设计审查，施工监督验收，新设备的检查、试验、鉴定工作。
2.3.6不断完善本单位的技术监督检测手段，合理配置设备，搞好量值传递和在用仪表、设备的周检或抽检工作，确保监测准确可靠。
2.3.7组织有关人员参加本单位技术监督有关的事故调查分析，总结经验教训，拟订反事故措施，并督促实施。
2.3.8督促技术监督专责人填报季度技术监督分析报表和各项技术监督统计报表，及时上报。并认真做好年度技术监督工作总结和计划。
3、监督范围和管理
3.1技术监督设备和范围包括。
3.1.1现场在线热工仪表、保护、自动装置的调试投用，盘式电气仪表、电量变送器的量值传递，以及部分携带式仪表器检验。
3.1.2高压电视绝缘监督试验，充油电气设备绝缘监督试验，充气设备的监督试验，开关的电气机械性能试验，升压站电气设备外绝缘污秽盐密测量、过电压保护的监督试验。
3.1.3金属受监部件铜号、螺栓硬度及管道、管子、压力容器壁厚的监视，有条件应对受监部件的金属组织、机械性能、化学成份、焊接质量及壁厚等监测。
3.1.4充油电气设备绝缘油的油质、水轮机透平油油质监督和油质再生。
3.2加强技术监督管理工作的主要内容和要求：
3.2.1建立健全有关的规章制度和技术档案，按档案规定进行管理。
3.2.2有关技术监督的事故，专题分析报告，应及时报送公司领导。
3.2.3技术监督人员培训，以专业培训与岗位培训相结合。专业培训由省电力试研所为主安排，岗位培训由本厂安排。
3.2.4认真执行有关专业持证上岗的规定，无合格证的人员不应负责检定试验工作。
3.2.5 技术监督专责人，应经常深入现场，及时掌握监督情况，并认真执行技术监督逐级报告制度，对于发现重大问题，应及时填报报表，向生技科和公司领导所报告。
高压开关设备技术监督标准
1、主题内容和适用范围
1.1本标准规定了高压开关设备技术监督机构及职责，监督范围、技术管理、备品备件管理，考核与奖惩。
1.2本标准适用于金岭发电公司各下属电站高压开关设备技术监督管理工作。
2、高压开关设备技术监督机构及
在检修班组设开关专责人，负责高压开关设备检修维护和监督工作。
2.1开关专责人职责
2.1.1负责管辖范围内高压开关设备技术管理工作。
2.1.2负责管辖范围内高压开关设备的 检修计划安排和重大缺陷处理。
2.1.3 负责高压开关设备的运行监督，事故统计，分析和技术总结。
2.1.4提出和安排落实高压开关设备的技术改进计划，并组织督促实施。
2.1.5负责组织各基层单位的技术培训。
2.1.6检查督促高压开关检修人员认真贯彻执行上级有关设备的专用规程和检修工艺规程，大力推广新技术、新工艺、新材料、新方法。
2.1.7建立健全各种台帐、报表，做好归档工作。
2.1.8按时参加厂月度安全分析和各种专业会议。
2.2电气检修人员的职责。
2.2.1负责管辖范围内高压开关设备的检修和维护工作。
2.2.2及时处理高压开关设备的缺陷。
2.2.3实施上级安排的高压开关设备技术改进。
2.2.4搞好高压开关设备的技术管理。
2.2.5负责组织班组成员基本功训练。
3、监督范围
对高压开关柜，组合电器、断路器、高压熔断器、负荷开关及隔离开关等的技术监督。
4、技术管理
4.1检修管理
4.1.1督促贯彻执行有检修项目、检修工期、工时和材料消耗等主要内容的高压开关设备检修定额。
4.1.2高压开关设备必须贯彻预防为主的检修方针、做到应修必修、修必修好，检修中应严格执行检修工艺导则的规定。
4.1.3编制高压开关设备的年度大修计划，确定非标准检修项目及技术措施，参加现场检修并协助解决技术关键，掌握高压开关设备检修计划的完成情况，搞好检修、验收工作。
4.2专业检查。
4.2.1经常到现场检查高压开关设备运行情况，并结合季节性特点，提出防措的重点内容。
4.2.2对检查中发现的问题，要及时汇报有关领导，认真研究采取措施并及时安排处理。
4.3设备评级和缺陷管理
4.3.1协同运行单位根据高压开关设备评级标准进行评级，每年不少于一次。
4.3.2对高压开关设备存在的一般缺陷，要纳入检修计划，配合检修予以消除，对严重威胁安全运行的设备缺陷应及时采取措施进行处理，防止造成扩大事故。
4.4事故分析，技措计划的制订。
4.4.1高压开关设备在运行中发生事故、障碍或在检修中发现缺陷时，专责人要及时了解和记录，并向省局开关专责人和电力试验研究所的开关专责人汇报，并参加调查、分析重大的事故应保护好现场，待情况弄清后组织力量修复。
4.4.2高压开关技术监督专责人，应根据本厂高压开关设备运行及检修情况，编制本厂重点反事故措施和技术改进措施，列入第二年的计划组织实施。
4.5技术管理
4.5.1按规定建立相应的高压开关设备技术档案和资料，并应准确、齐全。
4.5.2督促执行部颁的高压开关设备有关规程、检修工艺等，并组织修订本厂内使用的高压开关设备现场规程。
4.5.3搞好高压开关设备检修人员的基本功训练。
4.6备品配件管理
4.6.1易损配件，一般由高压开关设备检修班组保管。
4.6.2检修配件的事故备品，应由物供部门专人保管。
4.6.3按部颁《电力工业发供电设备的事故备品管理办法》的有关规定编制本厂高压开关设备事故备品定额，并组织实施。
4.6.4高压开关设备的备品配件，要定期进行检查、试验，以保证其经常处于完好状态，随时可以使用。
过电压技术监督标准
1、主题内容和适用范围
1.1本标准规定了过电压保护专责人职责、技术管理、检查与考核。
1.2本标准适用于金岭发电公司过电压保护管理工作。
2、专责人职责（兼职）
2.1协助安全生产部组织贯彻上级有关过电压保护工作的指示入规程制度，编制过电压保护年度工作计划，定期检查并协助解决执行中的有关问题。
2.2掌握全厂过电压保护情况，督促有关部门做好过电压装置的运行，维护和试验工作。
2.3参加全厂过电压保护设计的审查。
2.4每年雷雨季节前结合防汛防雷安全检查活动，组织开展群众性的防雷检查，根据查出问题，会同安全生产部组织研究处理。
2.5会同安全生产部对全厂过电压事故进行调查分析，编写事故分析报告，提出反事故措施。
2.6组织开展必要的雷电观测和雷击动作记录统计与分析工作。
2.7协助组织专业培训和开展专业活动，做好过电压保护年度工作总结。
2.8及时上报各种报表。健全各种技术资料并做好归档工作。
2.9按时参加厂部月度分析会和技术监督网例会及上级有关专业会议。
3、技术管理
3.1 应分别健全下列技术资料。
3.1.1发电厂、升压站、开关站直击雷保护图。
3.1.2发电厂、升压站、开关站过电压保护结线图。
3.1.3发电厂、升压站、开关站、油库和通讯接地装置布置图。
3.1.4配电系统防雷保护资料（线路、配变、避雷器、接地装置等）。
3.1.5过电压保护装置（避雷器、保护间隙、消弧线卷、重合闸等）和接地装置的试验，检修及动作记录和报告。
3.1.6过电压事故、障碍、跳闸的调查分析记录。
3.1.7雷电观测装置和观测记录。
3.1.8过电压保护装置及措施改进记录。
3.2每年应作出过电压保护工作总结，填写“雷击事故统计分析表”，12月底由专责人送安全生产部。
3.3雷害事故应及时调查分析，找出原因，采取对策，调查分析报告在工作结束后十五天内报安全生产部。
3.4电气运行值班人员必须认真准确地记录现场雷电日、避雷器放电记录器动作次数，放电记录器动作次数应在每次雷电活动后，结合巡视避雷器进行登记。
3.5放电记录器和雷电观测记录每季度由专责人汇总报生技部、省局、省电力试验研究所。
3.6防雷装置有关备品备件由专责人提出计划生技科统筹安排。
3.7结合公司季度安全大检查，计划检查年度工作计划落实情况，研究解决执行中存在的问题，并及时整改。
绝缘技术监督标准
1、主题内容和适用范围
1.1本标准规定了绝缘监督机构和职责，监督范围，管理要求，检查与考核。
1.2本标准适用于金岭发电公司绝缘技术监督管理工作。
2、组织机构和职责
设立绝缘技术监督专责人（兼职），与其它检修和运行部门配合做好绝缘监督的各项工作。
2.1绝缘技术监督专责人职责
2.1.1结合本厂实际，编制贯彻部、省公司有关绝缘技术监督工作条例、规章制度的细则，并认真组织实施。
2.1.2健全本厂监督网和责任制，建立健全技术监督档案和微机主设备技术档案，搞好监督管理工作。
2.1.3开展技术革新和推广应用新技术，加强技术培训，提高专业工作水平。
2.1.4熟悉本厂电气设备情况，制定并督促完成规定的电气设备预防性试验，做好分析工作，及时发现、处理设备的隐患和缺陷，提高设备健康水平。
2.1.5参加本厂有关的事故调查分析，参加本厂月度安全分析会和技术监督网会议，总结经验教训，制定反事故措施。
2.16参加本厂绝缘技术监督有关的设计审查，新设备的选型、验收、试验、鉴定和投运工作。
2.1.7完善本厂监督手段，合理配置设备，搞好高电压标准的量值传递和仪器设备定期校验工作。
2.1.8做好年度监督工作计划和工作总结，按时填写统计报表 ，送生技部及公司领导审阅。
2.1.9经常了解，掌握本厂绝缘监督情况，主动协调过电压保护、防污闪监督、油务监督之间的联系，以加强对高压电气设备的运行管理。
2.1.10 负责审核电气设备试验报告。
2.2 电气检修职责
2.2.1参加编制并负责完成本厂电气设备的预防性试验计划，认真执行部颁试验“标准”及“补充规定”等。
2.2.2掌握电气设备绝缘情况，建立完善的历史试验记录，对试验结果要进行综合分析，了解设备绝缘变化规律，编写试验报告，必要时及时报送省电力试验研究所。
2.2.3 试验中发现异常情况，影响设备投入运行时，应及时通知专责人并报送有关部门，协同查出原因，提出处理建议。
2.2.4 参加绝缘事故分析，认真做好事故检查试验工作。
2.2.5 研究改进和推广应用新的测试技术，提出测试新装备计划，搞好本厂专业人员技术培训，不断提高试验技术水平。
2.2.6 建立和完善高压电气设备的技术档案资料，负责管理、执行高压设备绝缘监督周期表。
2.3 检修和运行部门职责。
2.3.1 协助试验人员共同做好预防性试验，及时消除试验中所发现的设备缺陷隐患。
2.3.2 坚持设备检修，未经试验合格不得投入运行。特殊情况应经领导批准，并提出加强运行监视的措施。
2.3.3 运行和检修中发现绝缘缺陷，应及时按缺陷管理制度通知有关部门。
2.3.4 停用和备用的主要电气设备要定期检查绝缘状况，加强保养，防止受潮。
3、监督范围
3.1 发电机、变压器、避雷器、互感器、高压断路器、充油充气设备、电缆等高压电气设备的绝缘监督试验。
3.2 有关高压电气测量仪器、仪表设备的量值传递，定期检定与校修。
4、管理要求
4.1 绝缘技术监督工作是高压电气设备技术管理工作的重要组成部份。在日常工作中，应与过电压保护、防污闪及化学分析等工作密切配合，保证电气设备的安全、经济、可靠运行。
4.2 要实行专业管理与群众管理相结合的原则，绝缘技术监督专责人应同运行、检修、试验人员配合，共同保证电气设备的安全运行。
4.3 加强“三基”工作（基层建设、基本功和基础工作）。积极推广应用新技术、新工艺、提高检修、运行和试验技术水平。
4.4应建立健全规定的规章制度和技术档案，并及时补充完善，对档案实行科学管理。
防污闪技术监督标准
1、主题内容和适用范围
1.1本标准规定了防污闪管理组织机构和职责，技术管理要求，检查与考核。
1.2本标准适用于金岭发电公司电瓷外绝缘防污闪技术管理工作。
2、组织机构和职责
2.1 设立检修班防污闪工作小组，并在公司领导协调下开展工作。
2.2 防污闪专责人职责（兼职）
2.2.1 贯彻执行上级的有关规定和各项技术措施。
2.2.2 组织开展盐密测量，做好污秽等级划分和调整工作，提出绝缘爬距调整的具体意见，并列入大修更改计划。
2.2.3 组织绘制，调整本地区污区分布图。
2.2.4 参加新（扩、改）建工程电气设备外绝缘爬距的设计审查。
2.2.5组织开展电瓷防污闪和科研工作，提议行之有效的新技术、新材料。
2.2.6 参加污闪事故的调查分析，提出技术分析报告和反事故措施、建议。
2.2.7配合供电公司，指导用户的电气设备防污闪工作。
2.2.8 按年编制电瓷防污闪措施计划，并负责监督实施，做好分析工作。
2.2.9建立、健全各项技术资料，按时向省局和省电力试验研究所提供有关资料、数据和总结。
2.2.10 按时参加厂部月度安全分析和技术监督网会议。
3、技术管理要求
3.1 清扫工作。
3.1.1 加强电瓷设备清扫是防止污闪的一个重要手段，要认真贯彻“逢停必扫”的原则，并逐步做到以严密监测作指导，结合运行经验，合理安排清扫周期，应注意清扫质量，提高有效性。
3.1.2 应加强对户外电瓷绝缘的清扫工作，制定清扫周期，并严格执行。
3.1.3 10KV及户外设备原则上每年清扫一次，户外绝缘子每3~5年清扫一次。
3.1.4 检修班应建立各设备清扫登记卡。
3.2 应建立、健全下列技术档案。
3.2.1 建立全厂严密监测数据，外绝缘配置统计表，污秽等级明细表，污区分布图及污闪事故统计分析资料。
3.2.2 本地区近十年来气象、环保资料。
3.2.3 本厂悬式瓷瓶运行监督台帐。
变压器类技术监督标准
1、主题内容和适用范围
1.1本标准规定了专责人职责、设备的运行维护管理，技术资料管理及检查与考核。
1.2本标准适用于变压器技术监督管理工作。
2、专责人职责（兼职）
2.1负责变压器类设备的运行管理和技术管理工作，组织贯彻有关规程规定及反事政措施要求。
2.2负责变压器类设备的大修，技术改造计划反事故措施计划的编制和实施。
2.3负责变压器类设备的运行分析，事故统计分析和年度技术总结。
2.4主动协调和绝缘监督，油务监督之间关系，以加强对变压器类设备的运行管理。
2.5建立健全必要的台帐、图表、资料，做好归档工作。
2.6及时上报各种资料，报表。
2.7按时参加安全生产例会和各种专业会议。
3、设备的运行维护管理
3.1运行管理
3.1.1认真贯彻执行变压器类设备的运行规程及有关规程、反事故措施，加强对设备的巡视，检查和维护，及时发现缺陷并消除，重要问题及时逐级汇报。
3.1.2做好绝缘监督工作，结合设备大小修认真进行绝缘预防性试验，对设备运行工况，存在问题做到有数据，有分析。
3.1.3注意设备外绝缘的维护，检查清扫工作，做到停电必清扫，防止污闪事故的发生。
3.1.4对更新的设备要按厂家给出的使用条件或技术合同要求进行运行、维护、试验等。
3.2检修管理
3.2.1严格执行检修规程，实行计划检修，结合本厂情况组织编制包括有检修项目，检修工期、工时和材料消耗等内容的变压器类设备的检修定额，并认真实施，考核。
3.2.2认真贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合方针，做到应修必修，修必修好，讲究经济效益。
3.2.3.组织推广新技术、新工艺、新方法，提高检修效率，确保检修质量，搞好计划、准备、现场检修及交接验收总结和评级工作。
3.2.4引进设备的检修按厂家要求或技术合同进行。
3.3设备评级和缺陷管理。
3.3.1根据省局变压器类设备评级标准和定级的具体办法、开展变压器类设备评级工作，每年不少于一次。
3.3.2按时做好季、年度变压器类技术监督报表及运行分析。
3.3.3对变压器类设备中存在的一般缺陷，要汇总，并纳入检修计划、结合定期检修予以消除，对带病运行的设备要加强监测，跟踪分析。
3.3.4严重威胁安全运行的设备缺陷，应及时采取措施予以处理，并将异常情况及处理方案报主管部门。
3.4运行及事故统计分析：
3.4.1变压器类设备在安装，运行或检修中发生事故或降碍后，负责人要及时了解和记录，并参加事故分析，将详细情况汇报有关部门。
3.4.2每年末对本单位变压器类设备运行及检修情况、事故率、设备完好率等情况进行一次全面分析总结。
4、技术资料管理
4.1建立变压器类设备的种类、型号、制造厂、制造日期、投运日期、台数的汇报表和明细表。
4.2完善变压器室内设备的安装地点，评级情况及重大设备缺陷记录。
4.3建立变压器类设备事故，障碍及处理情况记录和本年设备大修简要总结。
4.4建立变压器类设备原始技术资料及产品使用说明书。
高压试验设备管理制度
1、主题内容及适应范围
1.1本标准规定，高压试验一般要求，高还试验管理制度，试验报告的管理，工具仪器、仪表和备品备件的管理。
1.2本标准运用于检修班的高压实验工作。
2、一般要求
2.1绝缘监督工作是防止高压电气设备绝缘老化和损坏，提高电力系统安全运行水平的重要措施；而继电保护工作则是反事故斗争的重要组成部分。要加强对绝缘监督工作和过电压保护工作的领导，贯彻“预防为主”的方针，建立正常的工作秩序。
2.2绝缘预防性试验是绝缘监督的主要手段，要认真贯彻执行部颁《电气设备交接和预防性试验标准》，做好电气设备试验工作。
2.3过电压保护工作必须充分发动和依靠群众，实行专业管理和群众管理相结合，要加强技术管理，提高设备过电压保护水平。
3、高压试验管理制度
3.1对运行中的电气设备预试应严格按部颁《电气设备交接和预防性试验标准》进行。
3.2复杂的试验工作应事先制定实施方案，制定安全措施，工作负责人必须向工作人员交代清楚。
3.3试验用的仪表等级、仪器的技术特性应符合规程要求，以确保试验质量。
3.4试验工作中，应认真做好各项记录。工作结束时应将试验结果及时向运行当值交代清楚，并填写在《技术交待簿》上。
4、试验报告管理制度
4.1班组应建立健全以下技术档案资料，并及时研究分析，掌握设备性能变化规律和趋势。
4.1.1全厂电气一次设备绝缘监督指示图表
4.1.2主设备台帐、试验报告
4.1.3主设备绝缘缺陷及处理记录
4.1.4主设备绝缘事故分析记录
4.2每年作出绝缘监督工作总结和过电压保护工作总结，填写《绝缘情况分析综合表》和雷击事故统计分析表，报送省局并抄送省试验所。
4.3对于绝缘和雷害事故，应及时调查分析，找出原因，提出对策，报告省局，并抄送省试验所。
5、工具材料、仪器、仪表和备品配件管理制度
5.1工具材料、仪器、仪表和备品配件由专人管理，统一负责领取，保管和使用。
5.2仪器、仪表定期送检。本厂无条件校验的送省电力试验所。
5.3仪器、仪表要逐步更新换代，新型表计要经过校验方和使用。要了解仪器、仪表的工作原理，注意事坝，掌握正确使用方法。
5.4备品配件要分类存放并建立卡片。领进发出要进行登记。
5.5使用仪器、仪表和工器具必须小心爱护，用完要清理干净放回原处并防止丢失和损坏。
继电保护设备管理制度
1、主题内容及适用范围
1.1本标准规定了继电保护工作一般要求，管辖保护设备范围，定值管理、保护检验管理、试验报告、缺防管理、定期试验、图纸管理、工具材料、仪器仪表备品备件管理等制度。
1.2本标准适用金岭发电公司的继电保护工作。
2、继电保护工作一般要求
2.1继电保护工作人员必须认真执行部颁《电力安全生产工作条例》、《继电保护及电网安全自动装置检验条例》和《电力系统继电保护和安全自动装置评价规程》，努力提高继电保护自动装置正确动作率，严格执行部颁《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》，杜绝三误事故的发生。
2.2大力开展技术革新，积极慎重引进新产品，改造旧设备，逐步提高公司自动化水平。
3、管辖保护设备范围
3.1按部颁规程规定的维护检验设备及内容列出管辖设备明细表。继电保护班管辖设备范围及内容。
3.1.1继电保护装置：发电机、变压器、母线、线路、厂用电的保护装置等。
3.1.2安全自动装置：自动重合闸、备用电源自动投入装置，强行减磁，自动调整励磁装置、发电机高频切机低频起动装置，同期装置、故障录波器等。
3.1.3控制屏、返回、中央音响信号屏与继电保护和自动装置有关的继电器和元件。
3.1.4联结继电保护和自动装置的二次回路。
3.1.4.1从电流互感器，电压互感器二次端子开始到有关继电保护和自动装置的二次回路。
3.1.4.2从继电保护直流分路熔丝开始到有关继电保护和自动装置的二次回路。
3.1.4.3从继电保护和自动装置到控制屏和中央信号屏之间的直流回路。
3.1.4.4继电保护出端子排到断路器操作端子排的跳合闸回路。
3.1.5从仪表、远动装置引出供保护的回路（从引出端子开始）。
3.2继电保护班应了解掌握的设备及内容。
3.2.1被保护电力设备基本性能及有关参数。
3.2.2系统稳定计算结果及其对所辖部分的具体要求。
3.2.3励磁的运行方式及负荷潮流。
3.2.4本公司结线方式。
3.2.5发电机、变压器中性点的接地方式。
3.2.6直流电源方式及直流监视装置。
3.2.7电流、电压互感器变比、极性、安装位置及作用。
3.2.8电流互感伏安特性，允许负载阻抗、实测保护回路及二次回路阻抗。
4、定值管理制度
4.1继电保护整定值必须设专人管理。班组应妥善保管定值通知单，且与装置整定值相一致。过时的通知单应另行存档，执行新通知单后，应同时填写在《生产技术交待簿》上。
4.2保护设备定值的调整，更改应以定值通知单为凭据，按通知单的要求在规定日期完成。
4.3保护装置停用，更改定值等作业需履行申请手续。
5、检验管理制度
5.1对继电保护和自动装置应按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条例》和有关检验规程进行验收，定期检验和补充检验工作。
5.2检验工作应按厂家技术指标或系统实际条件进行，须保证检验质量，做到按周期不漏项。运行条件恶劣，装置异常或动作频繁时，可增加检验项目，酌情缩短周期。
5.3新安装保护，经检验或改动过二次线的保护装置，在投入运行前须进行相量检查，加入电压电流进行各种故障模拟的整组试验。
5.4复杂的检验工作应事先制订实施方案，制订安全措施。工作负责人需向工作人员交待清楚。
5.5检验用的仪器、仪表的精确等级及技术特性应符合规程要求，以确保检验质量。
5.6进行检验时应认真做好记录，检验结束时应将检验结果及时向运行当值人员交待并填写在《生产技术交待簿》上。
5.7保护装置发生不正确动作后，应及时向上级部门报告，保留现场，进行事故分析检验。检验项目根据现场情况确定，或与上级部门商定，必要时请省电网调度所继电保护科参加。
5.8保护装置须实行铅封。如发现无铅封应做好记录，查明原因，甚至对该继电器定值和特性进行复核。
6、试验报告管理制度
6.1班组应具备有完整齐全的保护新安装检验报告，补充检验报告及事故检验报告。
6.2检验报告中应说明：
6.2.1检验中发现的问题及处理结果；
6.2.2保护回路接线的变更处理情况；
6.2.3试验方法的改进及技术要求的变更；
6.2.4使用仪器、仪表型号，试验日期和试验人员分工；
6.2.5检验结果分析。
6.3检验工作结束应及时认真填写检验报告。检验报告除负责人签字外，须经审核人签字。
6.4检验报告应设专人保管，对号存放便于查找。
7、缺陷管理制度
7.1班组设有缺陷记录簿，确定专人记录和管理，对暂不能处理，又可能威胁安全运行的缺陷，应立即汇报有关领导，设法尽快消除或采取必要措施。
7.2对保护设备应进行评级工作，并记入定级台帐，设备评级按保护套数进行。
8、定期测试制度
8.1对运行中保护和自动装置的薄弱点采用定期测试办法弥补，并记入专用记录本上。
9、图纸管理制度
9.1班组应有原理展开图、施工安装图、端子排图、端子箱图、继电器电气操作线图、电缆连接图和一次系统结线图（包括电流互感器配置）。
9.2图纸应设专人保管，登记入册，二次线变更后，应限期修正图纸。
9.3图纸必须符合现场实际结线。保护回路修改变更须履行审批手续，填报二次线变更记录簿。
10、工具材料、仪器、仪表和备品配件管理制度
10.1工具、材料、仪器、仪表和备品配件应由专人管理，统一负责领取、保管和使用。
10.2仪器、仪表要定期进行校核。本公司无条件校核的送省电力试验研究所。
10.3仪器、仪表要逐步更新换代。新型表计要经过校核方可使用。要了解仪器、仪表的注意事项，掌握操作方法步骤正确使用。
10.4备品、配件要建立台帐，领进和发出要进行登记、分类存放并建立卡片。
10.5使用仪器、仪表和公用工具必须爱护，用毕需清擦干净放回原处，防止丢失和损坏。
继电保护专业技术监督标准
1、主题内容和适用范围
1.1本标准规定了继电保护专业机构儿职责，监督设备范围，技术管理，检查与考核。
1.2本标准适用于金岭发电公司继电保护专业技术监督管理工作。
2、专业机构和职责
2.1检修班的职责：
2.1.1贯彻上级有关继电保护规程、制度。
2.1.2负责编制保护装置年度检验计划和定期检验工作，使保护装置动作正确、灵敏、可靠。
2.1.3负责处理保护装置在试验中发现的问题和异常情况。影响保护装置正常运行时，及时通知继保专责人，部门领导并共同分析查出原因，并加以解决。
2.1.4参加保护装置调查，分析工作，负责改进措施的实施。
2.1.5协助继保专责人做好保护装置动作统计，分析。
2.1.6负责继保装置的技术改造。推广新技术。鉴定和安装试验工作。研究的改进及推广新技术，不断提高保护准确性，可靠性和试验技术水平。
2.1.7负责继保人员的技术培训，健全保护装置的图纸资料，并符合现场实际，编制保护装置备品、材料计划。
2.2继电保护技术监督专责人（兼职）的职责。
2.2.1贯彻执行上级有关继电保护规程，制度和指示。
2.2.2负责本公司的厂用及近区配电系统保护装置方案选定（或审核）和整定计算，整定方案的编制。
2.2.3组织编制保护装置年度检验计划，并督促贯彻执行。
2.2.4负责保护装置的动作统计，分析工作。会同继电保护班研究提出下一阶段继电保护工作重点。
2.2.5参加继电保护装置事故的调查，研究分析，并会同继电保护班研究提出反事故措施，并督促实施。
2.2.6参加扩建或改建工程的保护装置方案审查，协助专业班组开展技术改造推广新技术和鉴定工作。
2.2.7编制和修订斑竹水电公司保护装置运行维护规程和有关制度。
2.2.8协助健全继电保护的技术资料，定期对积累的技术资料进行分析研究，找出存在的问题并采取有效的防范措施。
2.2.9向生技科报送符合现场实际的继电保护装置图纸及有关参数。
2.2.10做好年度工作计划，年终总结。及时上报各种报表，建立健全各种台帐，资料，做好归档工作。
2.3运行部门职责：
2.3.1根据调度员的命令，负责执行对保护装置投入，退出的操作。
2.3.2在电气系统和电气设备发生事故时，负责详细观察保护装置动作信号和开关跳闸情况。记入值班记录簿，并及时向调度员、公司领导和检修班报告。
2.3.3运行值班人员每值负责做好继电保护运行规程所规定的有关操作和对保护装置的巡回检查，盘面的清洁卫生工作。对发现的缺陷要详细记入缺陷记录簿，并及时通知继电保护班。
3、继电保护专业技术监督设备和范围
3.1继电保护装置：发电机、变压器、电动机，线路，直流系统的保护装置等。
3.2系统安全自动装置：自动重合闸、备用设备及备用电源自动投入装置，强行减磁、发电机低频启动、高频切机装置、发电机自动自同期、故障录波器及其它保护系统稳定的自动装置等。
3.3控制屏，中央信号屏、现地控制（LCU）系统与继电保护有关的继电器和元件。
3.4连接保护装置的二次回路。
3.4.1从电流互感器、电压感器二次侧端子开始到有关继电保护装置的二次回路（变压器套管互感器，自端子箱开始）。
3.4.2从继电保护直流分路熔丝开始到有关保护装置的二次回路。
3.4.3从保护装置到控制屏和中央信号屏间的直流回路。
3.4.4继电保护装置出口端子排到断路器操作箱端子排的跳、合闸回路。
4、技术管理
4.1定值管理。
4.1.1按设备管辖范围，属省中调管辖设备定值由省中调下达，属南平地调管辖设备定值由南平地调下达，本公司管辖设备由生技部下达定值通知单。
4.1.2结合本公司系统发展变化，应定期编制或修订系统继电保护整定方案。
4.1.3关于整定值通知单的若干规定：
4.1.3.1现场保护装置整定值的调整和更改应按保护装置整定值通知单的要求执行，并依照规定日期完成。如根据一次系统运行方式的变化，需要更改运行中保护装置的整定值时，须在定值通知单上说明。
在特殊情况下急需改变保护装置定值时，由生技科下令更改定值后，生技科应于两天内补发新定值通知单。
4.1.3.2定值通知单一式若干份，应分别发给运行，检修部及继电保护班。对新装保护装置应增发给基建调试单位。定值通知单应编号并注明编发日期。
4.1.3.3 因新建、扩建工程使局部系统有较多保护装置需要更改定值时，继电保护班应在规定期限内按所需求的顺序更改完毕，以保护各级装置互相配合。有 特殊困难时，须向有关整定部门提出研究解决办法。由此而引起保护不配合而会引起严重后果者须经总工程师批准。
4.1.3.4调试人员应熟悉通知单内容，负责并认真校对保护名称，二次接线装置整定，投运方式是否与通知单相符合，如遇不符或疑问应及时向整定单位反馈意见。
4.1.3.5新投保护，更改接线或更改定值，调试人员应向运行人员进行交待，并填写《继电保护工作记录簿》，运行人员即向值班调度咒汇报，双方逐项核对定值，说明及注意事项。确定无误后，保护方可投入运行。
4.2检验管理
4.2.1对运行中或准备投入运行的保护装置，应按部颁《继电保护及安全自动装置检验条例》和有关检验规程进行定期检验和其他各种检验工作。
4.2.2继电保护班，应根据季节特点，负荷情况并结合一次设备的检修。合理地安排年、季月的保护装置检验计划。有关部门应予支持配合。并作统筹安排。使保护装置定期检验工作能顺利开展。
定期检验工作应掌握进度，及时完成。以减少对系统安全运行的影响并应保证检验质量。
4.2.3检验工作中应严格执行部颁《电业安全工作规程》及有关保安规程中的有关规定，并按符合设备实际安装情况的正确图纸进行现场检修工作；复杂的检验工作事先应制订实施方案。
4.2.4应配备专用试验仪器，整组试验车及试验电源。检验用仪表的精确等级及技术特性应符合规程要求，所有测试仪表均需定期校验，以确保检验质量。
4.2.5继电保护检验中，应认真做好记录。检验结束时应及时向运行人员交待，在继保交待簿上做好记录。结束后应及时整理编写检验报告。
4.2.6当保护装置发生不正确动作后，应及时向上级继电保护部门及整定管辖部门报告并保留现场原有状态及时进行事故后的现场检验。检验项目根据不正确动作的具体情况确定。重大事故的检验工作应与上级继电保护及安全部门商定，应有中试所参加协助分析，找出不正确动作原因，制订对策。
4.3运行维护管理
4.3.1继电保护班要建立保护装置定期维护，检查制度和值班人员巡视检查制度切实做好 运行维护工作。
4.3.2中控应备有下列记录簿，规程资料、图表。
4.3.2.1保护装置缺陷记录簿。
4.3.2.2保护装置运行记录簿记载有关保护装置投入、停用、动作以及定值，接线变更等。
4.3.2.3保护装置全套正确的图纸。
4.3.2.4保护装置一般运行规程和复杂保护装置的专用规程。
4.4事故调查分析及反事故措施。
4.4.1继电保护班应按部颁《电力系统继电保护和安全自动装置统计和分析办法》规定，做好保护装置的动作分析，统计并上报，以便积累资料，分析保护装置运行情况和存在问题，提出对策。
4.4.2继电保护班在保护装置动作后，必须及时进行分析，对不正确动作认真进行事故检查，查出原因并予消除。重大系统事故检查，查出原因并予消除。。重大系统事故，系统继电保护部门必须组织有关单位进行分析调查。
4.4.3继电保护班除执行上级继电保护部门提出的反事故措施计划外，还应结合本单位的具体情况提出补充措施，反事故措施计划必须落实到工作计划中切实执行。
金属技术监督标准
1、主题内容与适用范围
1.1本标准规定了金属监督专责人职责，设备监督范围、监督要求、检查与考核。
1.2本标准适用于金岭发电公司金属技术监督管理工作。
2、金属技术监督专责人（兼职）职责
2.1 负责指导、监督技术业务和技术管理工作，并负责管理和处理全厂金属监督方面的日常工作。
2.2 按有关规程条例组织收集检修班组对全厂金属监督设备进行的检测、监督工作情况并及时向生技部和分场提出测试数据和专题报告。
2.3 贯彻执行上级有关金属监督工作方针，政策和指示，以及与金属监督有关的规章制度。
2.4 组织制定全厂金属监督计划，结合检修对受监金属部件进行监督检查。
2.5 参加对受监金属部件的材料质事故和异常情况的调查、分析，提出建议和对策。
2.6 建立健全受监金属部件的技术档案，定期上报各种报表，总结。
2.7 参加每季技术例会和每月公司召开的月度安全分析会。
3、监督范围
3.1 压力≥0.1Mpa的管道，管件，高压阀门，汽缸等金属部件。
3.2 压力≥0.1Mpa或P.V>200公斤力.升/厘米2压力容器。
3.3 水轮发电机转动、固定部份的主要铸、焊部件及金属联接部件。
3.4 厂房各机组导水机构的金属结构，闸门等设备。
3.5 起重设备，液压启闭设备的承重，承压主要部件。
3.6 库存和新购置重要金属材料和备品配件，焊接材料等。
4、监督要求
4.1 各部门各班组根据所辖设备范围，认真做好材质、焊接质量及设备运行过程中的监督和技术管理工作。
4.2 掌握金属监督范围设备中各部件的汽蚀、锈蚀、腐蚀、裂纹、变形磨损等发展情况，发现问题及时报告有关部门和领导。
4.3 认真做好监督设备的缺陷管理、运行分析，建立健全监督设备台帐。
发电机电气部分维修规程
1　主题内容与适用范围
1.1本规程规定了金岭发电公司水轮发电机电气部分维护、小修工作内容和工艺要求。
1.2 本规程适用于金岭发电公司水轮发电机电气部分维护、小修及管理工作。
2　引用标准和技术资料
2.1　 JB/T7071 灯泡式贯流式水轮发电机基本技术条件
2.2　 SD230－87 国家水利电力部发电厂检修规程
2.3　 DL/T5038—94 灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺导则
3 发电机概述
3.1 总体结构
3.1.1 贯流式灯泡发电机组即机组轴线呈现水平状态，整个机组置于水中。
3.1.2 发电机与水轮机直接连接，发电机无轴，转子直接悬挂在水轮机主轴上，整个机组为卧式两支点双悬臂结构布置，发电机整体浸泡在流道中，外壳是流道的一部分。
3.1.3 发电机由定子、转子、泡头、轴承、通风系统、冷却水循环系统、润滑系统、机械制动系统、辅助接线、进人管等组成。
3.1.4 发电机主要包括定子、转子、泡头并与水轮机一起构成一个防水的整体。
3.1.5 发电机在水轮机的上游侧，泡头与定子相联，定子与水机座环相联，水机座环作为发电机定子及泡头的主要支撑。为增加机组刚度，防止振动，在泡头部分还设有互成82о的两个辅助支撑。
3.1.6 由于发电机工作在水下，因此设有止水密封结构。为了工作人员能够进入发电机舱对发电机进行检修维护，泡头上设有进人孔。进人孔及发电机舱内设有照明灯及应急灯。
3.1.7 发电机组合轴承主要承受发电机转子的径向载荷与水轮机的正反向推力。轴承所承受的力均通过轴承支架传递到座环上。
3.1.8 在受油器进、排油管的联接处和受油器支架基础联接处均装设绝缘片，防止轴电流。轴电流报警器设在发电机泡头内。
3.1.9 发电机的通风冷却采用外加风机的轴向常压强迫风冷却方式。防凝露措施在泡头内部涂防凝露漆并在发电机内部设电加热器。
3.1.10 主引出线从水机进人孔引出，励磁引线从泡头进人孔引出。
3.2 定子
3.2.1 定子主要由机座、铁芯及线圈等部件组成。
3.2.2 定子机座是一个整体钢板焊接件，两端焊有法兰。下游侧法兰与水轮机座环连接，上游侧法兰与泡头连接。
3.2.3 为增加机座的刚度，在机座上游侧设有H型钢焊成的机架。机架同时作为制动器、挡风板、转子锁锭装置及电加热器等部件的支撑以及水机受油器的支架。
3.2.4 定子绕组形式为条式叠绕组，F级绝缘。
3.2.5 主引线均由定子下游侧水机进人孔引出。主引线采用交联聚乙烯阻燃电力电缆，中性点电流互感器布置在定子机座下游侧，固定在水轮机座环上。
3.3 转子
3.3.1 转子主要由磁极、转子支架和转子引线等部件组成。
3.3.2 转子支架为单幅板结构。由磁轭圈、幅板、环板、筋板和中心环焊接而成，磁轭圈由钢板卷制焊接而成，中心环为锻钢件。
3.4 灯泡头
3.4.1 泡头为钢板焊接而成，设有进人孔，通过扶梯可进入泡头内部，即发电机舱，灯泡头的进人孔也做为油水气管路、励磁引线及一些电气线引出的通道。
3.5 辅助系统
3.5.1 通风冷却系统
本机组采用外加风机的轴向常压强迫通风冷却方式辅以定子铁芯贴壁结构，轴向密闭循环通风。通风冷却循环方式：冷风由风机带入定、转子空间，受热的空气通过转子支架通风孔进入空冷器，经冷却后的空气进入风机。风机采用4台轴流风机，空冷器采用4个，工作水压0.2Mpa。空冷器风机均装于定子前机架上。
3.5.2 制动系统
为防止轴承轴瓦损伤，缩短机组低速转动时间而设机械制动系统。发电机组选用4个φ160气复位制动器。制动气压0.7Mpa，制动器在机组降至35%额定转速时投入工作，制动时间2分钟。机组停机状态制动器处于制动状态，开机前制动器复位。
3.5.3 测温系统
发电机设有测温系统用以测量和监视发电机各部的温度。为了测量定子线圈和铁芯的温度，在定子铁芯槽中共埋置有24个Pt100铂热电阻。为了测量发电机风温在空冷器前后各装有5个WZP-269测量冷热风温的铂热电阻。在正、反推力瓦中各安装5个，在径向轴瓦中安装2个，在油箱中安装2个，均为WZP-269铂热电阻。
3.5.4 灭火系统
发电机采用压力喷雾头灭火方式，在定子的上、下游侧各装设灭火水管，为保证有效灭火，环管的进口压力应保证0.3～0.5MPa。
3.5.5 抽尘
制动器、集电环处碳粉通过管道引至挡风板，通过吸尘器将碳粉吸走。
3.5.6 转子锁锭
人员进入定、转子内检修、拆装磁极、机组长期停机等情况需锁定转子。转子锁锭装置形式：支架固定在前机架上，通过螺旋扣配合连接制动环和支架。
3.5.7 防潮装置
为了防止长期停机时发电机内部潮湿产生结露，采用三种措施：即在发电机定子上游侧空间装有容量2KW的电加热器6个，固定在定子机架上，加热器在长期停机时投入运行；在机组泡头及机座的最底部装有积水排除设施。
4 检修周期及停运时间
4.2　检修工作分类：计划性小修、临时性检修。
4.2 检修周期与停运时间
4.2.1 计划性小修周期一般为每12个月进行一次，小修停运时间一般为10天, 小修若有非标准项目，停运时间根据实际情况可适当延长。
4.2.2 临时性检修应根据设备存在缺陷和故障情况而定。
5　发电机小修项目
5.1　需要进入发电机转动部分上面工作时，为保证人员安全，发电机转子锁定工具应投入工作，并关闭进水闸门。
5. 2　定子小修内容：
5.2.1　检查定子铁芯有无过热、烧伤、松动、锈蚀；
5.2.2　检查定子槽楔及绑绳有无松动，垫条有无下落、上窜；
5.2.3　检查定子绕组端部有无异物；
5.2.4　检查定子绕组绝缘有无老化等异常现象；
5.2.5　检查定子通风道清洁情况；
5.2.6　检查定、转子间隙有无异常。
5. 3　转子小修内容：
5.3.1 检查转子线圈极间联接线、转子线圈引出线固定夹板等有无松动、异常现象。
5.3.2 检查转子磁极接头夹具、阻尼环接头螺栓及锁片有无松动。
5.3.3 检查转子铁芯有无过热、烧伤、松动等异常现象。
5.3.4　检查集电环表面磨损程度：集电环表面应无电弧烧伤痕迹。要求表面清洁，光滑无锈，无油灰，无碳粉等，否则应进行清扫、用金相砂纸打磨处理。
5.3.5 集电环绝缘套管及衬垫应完好无损，否则应进行更换。并调整刷架与集电环水平和间距，确保全部碳刷与集电环接触良好。
5.3.6 检查和清除集电环表面的碳粉，避免碳粉连通两环造成短路事故。
5.3.7 集电环圆度测量应无变形，固定牢靠，符合规定要求。
5.3.8 碳刷架的螺杆绝缘套应完整，绝缘应良好，修后绝缘电阻应不小于50MΩ。
5.3.9 碳刷固定螺丝应齐全紧固，不松动滑牙，弹簧不过热损坏。
5.3.10 碳刷铜瓣连接紧固，无断股现象，否则应进行更换。
5.3.11 碳刷弹簧应齐全良好，炭刷压力相等，弹簧压力应在0.16---0.2Mpa左右。
5.3.12 碳刷磨损程度检查：其碳刷引出线与固定刷框平行时应进行更换。更换碳刷时一次性不得超过同一回路的1/3。
5.4制动管路
检查制动块磨损情况，制动器活塞是否升降灵活，有无漏气。
5.5 风机
风机轴承及叶片有无裂纹，尤其要经常检查风机联轴器和轴承的使用情况。
5.6 电加热器加热是否正常及其对地绝缘是否良好。
5.7 小修前、后试验项目：
5.7.1 定、转子线圈直流电阻测量。
5.7.2 定、转子线圈绝缘电阻和吸收比测量。
5.7.3 定子线圈直流泄漏电流测量。
6　发电机的运行和维护
6.1 日常维护工作要严格执行工作票制度和电业安全生产工作规程，并做好安全措施。
6.2 发电机的启动应满足以下条件：
6.2.1 制动活塞已复位；
6.2.2 风机已启动，工作正常。风机也可在带负荷前启动；
6.2.3 各水、气管路畅通，阀门应处于工作位置且转动灵活；
6.2.4 集电环与电刷接触良好；
6.2.5 定、转子绕组的绝缘电阻符合设计值；
6.2.6 发电站控制和保护系统处于备用状态；
6.2.7 励磁系统处于正常备用状态。
6.3 应经常对发电机下列部位进行巡检和监视：
6.3.1温度监视：随时检查发电机的定子线圈温度应符合下表的规定。
部位 测量方法 允许最高温度（℃）
定子绕组 埋置检温方法 115
定子铁芯 埋置检温方法 110
转子绕组 电阻法 125
集电环 温度计法 120
正向推力轴承 检温计法 65
径向轴承 检温计法 65
6.3.2 绝缘监视：检查绝缘电阻是否异常下降或有否臭氧味及转子接地等。
6.3.3 每天检查各连接部位间的止水密封情况。
6.3.4 电流引出监视：定时检查集电环表面和电刷的工作情况。
6.3.4.1滑环表面磨损程度检查：检查滑环表面应无电弧烧伤痕迹。
6.3.4.2滑环与引线连接处应无过热现象。
6.3.4.3定期检查和清除集电环表面的碳粉，必须避免碳粉连通两环造成短路事故。
6.4 发电机如出现下列情况之一应立即停机并迅速检查修复。
6.4.1各种电气故障。
6.4.2发电机内部着火。
6.4.3定子线圈和风温局部过热或温度突然升高。
6.4.4机组漏水。
6.4.5机组振动过大。
6.4.6 当一台风机或空气冷却器故障时。
变压器维修规程
1　主题内容与适用范围
1.1本规程规定了金岭发电公司主变及其它干式变压器维护、小修的工作内容和工艺要求。
1.2 本规程适用于金岭发电公司变压器维护、小修及管理工作。不包括大修、更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。
2　引用标准及技术标准
2.1　GB1094.1～1094.5—85 电力变压器
2.2　GB6451.1～6451.5—86 油浸式电力变压器技术参数和要求
2.3　GBJ148—90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范
2.4　DL/T 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判定导则
2.5　GB/T 7595-2000运行中变压器油质量标准
2.6　DL/T 572—95 电力变压器运行规程
2.7　福建省电力变压器检修工艺规定（试行）
2.8　变压器安装使用技术说明书
3 　小修周期及检修项目
3.1 小修周期和停用时间
3.1.1主变压器每年1次；干式变压器新安装投运后1年内，运行中每5年一次。
3.1.2 主变辅助设备检验（检查），每年一次。
3.1.3 控制柜回路、保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。
3.1.4 吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换。
3.1.5 套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。
3.1.6 小修停用时间为3天。
3.2 运行中变压器油样检测周期
3.2.1 变压器油检测，投运前应至少取一次油检测，以后一年1次。
3.2.2 主变套管，投运前和第一年应取油试验，以后3-5年应取油试验。
3.3 当变压器出现以下情况时应进行临时检修：
3.3.1压力释放阀动作喷油，瓦斯保护动作跳闸(排除因空气侵入和二次回路故障所引起的)。
3.3.2变压器油的闪点若较以前低于5℃以上或油色混浊且有游离碳。
3.3.3变压器油中溶解气体色谱分析后，油中的氢、烃类气体突然增大且超过注意值。
3.3.4绝缘瓷套有严重放电和损伤现象。
3.3.5变压器本体内部有不均匀声响，噪音增大，有爆裂声发生。
3.3.6在变压器无过负荷时，油温异常升高或不断上升。
3.3.7漏油严重且油位降到最低指示位置时。
3.4 　主变压器小修项目
3.4.1 处理已发现的缺陷；
3.4.2 放出储油柜积污器中的污油；
3.4.3 检验压力释放阀；
3.4.4 检查油位计，调整油位；
3.4.5 检修冷却风扇及控制箱，并进行调试；
3.4.5 检查无励分接开关；
3.4.6 检查接地系统；
3.4.7 检修全部阀门的密封状态，处理渗漏油；
3.4.8 清扫油箱和附件，必要时进行补漆；
3.4.9 清扫高低压套管和检查导电接头(包括套管将军帽)；
3.4.10 按有关规程规定进行测量和电气预防性试验。
3.4.11检查安全保护装置（包括储油柜、压力释放阀、瓦斯继电器、温度测量装置等）；
3.5 临时检修项目由洋口项目部和业主技术人员根据具体情况协商确定。
4 主变压器维护
4.1 主变运行检查的一般项目
4.1.1 经常检查油面温度，各温度计应指示正常。
4.1.2 油枕内和充油套管内油位变化及储油柜无冒油或油位下降等现象。如果检查出气体继电器内有可燃气体，应立即查明原因，是否密封不好或其他原因所致。
4.1.3 查看、视听变压器运行声音应正常，有无爆裂等杂音和冷却系统运转应正常，散热器、冷却器、辅助冷却器、备用冷却器应均能按整定值自动投入和切除。当电流达额定电流2/3或油面温度达65℃时，应投入送风装置，当电流低于1/2额定电流或温度低于50℃时切除风扇。
4.1.4 检查主变高低压、中性点引线有无异常，各接头的接触应良好不发热，每月用红外线测温仪测量各接头温度应无异常。
4.2变压器维护
4.2.1检修期间
名称 1#主变 2#主变
变压器名称 大修 小修
1#主变 5—10年每次10—15天 每年一次，每次3天
坝变 10年 2—3天 每年一次，每次1天
1#、2#厂变 3年 1—2天 每年1次，每次1天
4.2.1.1对装有隔膜保护的变压器，只在预防性试验和检查中发现在有必要时，才进行大修。
4.2.1.2对新投运的变压器，5年后需进行一次大修。
4.2.1.3对高压开关室内的干式变压器，每三个月用气吹的方法清扫一次。
4.2.2检修项目与质量标准。
4.2.2.1维护巡回检查项目与质量标准。
序号 项目 标准
1 检查各部油标油面及油色，变压器油枕油标、高压套管油及呼吸器油标。 A、油面与当时油温下油面线相适应，三相套管油面标高应一致。
B、油色正常清亮。
2 检查各部渗油情况：油枕、降压器、防爆筒、油箱、箱盖各入孔n应不渗油其升高座冷却器，瓦斯继电器，热虹吸滤过器，各部门管路阀门及丝绪。
3 变压器运行音响。 应无异常振动声、爆裂声、放电声等异常音响。
4 温度计指示状况。 A、温度计指示符合负荷状况，变压器上层油温不超过85℃。
5 套管状况。 A、表面无较严重脏污。
B、瓷体无裂纹损伤。
6 引线导电接触状况。 无过热痕迹，雨天应无异常冒气，雪天应无异常溶雪现象。
7 瓦斯继电器状况。 窗口应无积存气体和积水
8 风机状况。 风机齐全完整，转向正确，无异党响声。
9 呼吸器状况。 吸潮剂未严重潮解变色，油封用油适量，无喷出油渍。
10 释压器、防爆筒状况。 释压器、防爆筒玻璃完整，无喷出油渍。
11 外壳接地线状况。 接地良好，完整。
12 其它 变压器垫铁完整，位置正常。
4.2.2.2变压器小修除上述维护巡回检查项目外，其余项目与质量标准见表三
序号 小修项目 标准
1 变压器本体清扫，套管清扫。 清洁
2 试验拆线引线工作和接触导电面检查清扫。 接触面平整、清洁、结合螺栓垫圈齐全，紧固适度，引线无异常受力和变形。
3 充油套管取油样及油面调整和检查，油标清扫、更换硅胶。 A、油面标高适应，相互一致。
B、油标清洁。
C、硅胶不失效。
4 油枕油标检查清扫及变压器油面调整。 A、油标清洁。
B、油面符合要求。
5 油枕沉积器排污。
6 防爆筒防爆膜检查。 防爆膜完整，连通管畅通。
7 局部渗漏检查及处理。
8 热虹吸滤油器硅胶有效性检查或硅胶更换。 A、热虹吸滤油器进出口油质化验证实硅胶有效。
B、失效时应更换新硅胶。
9 散热器检查与清扫。
A、渗油检查及处理。
B、外部清扫。
C、自动控制回路检验。
D、电动机小修试验。
E、差压计、温度计校验。
A、应不渗油。
B、清洁。
C、动作正常。
D、无异常。
E、正常
10 瓦斯继电器的校验与检查。
11 变压器预防性试验。
A、绝缘电阻及吸收比的测量。
B、介损测量。
C、泄漏电流测量。
D、线圈直流电阻测量。
E、套管试验。
（1）绝缘电阻测量。
A、绝缘电阻与原始值比较，吸收比不低于1.3。
B、tgσ(%)不大于1.5。
C、与上次比较变比不大。
D、各相（线）间差别不大于三相平均值2%
（1）与原始值相比，无显著变化。
2.2.3变压器大修项目与质量标准。
序号 大修项目 质量标准
1 大修前准备工作 A、记录自上次大修以来检修间隔中：
（1）运行时数。
（2）最高运行温度。
（3）过负荷情况。
（4）异常及缺陷状况。
A、了解待修变压器的历史状况与运行状况。
B、了解其缺陷情况。 B、将其列入大修计划予以处理。
C、进行修前的鉴定试验。
（1）绝缘电阻及吸收比测量。 吸收比10～30℃时不小于1.3。
（2）介损测量。 标准同预防性试验。
（3）线圈连同套管的泄漏电流测量。 试验电压标准。
线圈额定电压（KV）110 35 13.8 10
直流试验电压（KV）40 20 10 10
读取一分钟的泄漏电流值。
（4）线圈连同套管的直流电阻测量。 A、各相相互间差别不大于三相平均值的2%
B、线间差别应不大于三相平均值的2%
2 排油。 A、注意补气。
B、检查油枕油标指示正确。
3 A、附件拆卸与搬运。
（1）断开变压器各侧引线（铅排）。 （1）检查引线导电接触面应无过热烧伤、损球等现象。
（2）绝缘子完好无损伤。
（2）变压器油箱接地线及冷却器电源拆卸。 （1）拆下线头作好标记。
（2）测量地线与地网间导通良好。
（3）测量电源电缆绝缘良好。
（3）冷却器拆卸及热虹吸滤油器拆卸。 标记好装配位置，零件齐全，保存良好。
（4）油枕呼吸器及防爆筒拆卸。 同上
（5）瓦斯继电器，温度计及二次接线扩除与校验。 （1）拆下的线头应有标记，并保存良好。
（2）瓦斯继电器及温度计校验合格。
（6）冷却器的循环油管路拆卸。
（7）分接开关操作机构拆卸，箱盖拆卸。 同（3）
4 A、吊芯检查、线圈检查。
（1）绝缘状况。 根据机械强度，弹性色泽，破损状况分为四级：
一级：绝缘良好。
二级：绝缘合格。
三级：绝缘脆弱。
四级：绝缘不良。
（2）导线状况。 应无位移、变形、破损、过热、污垢杂质等。
（3）油道状况。 油道 应畅通，衬垫和撑条无松动位移现象。
（4）紧固状况 线圈压钉或绝缘楔垫紧固。
B、铁芯检查。
（1）测量夹件绝缘电阻。 绝缘电阻值应不小于原始值的50%
（2）测量铁轭绝缘螺丝绝缘电阻及进行耐压试验。 A、绝缘电阻值应不低于原始值的50%，且最小不低于10兆欧。
B、耐压试验：交流1000伏或直流电压2500伏，按续时间1分钟。
（3）检查铁芯硅钢片的紧密程度。 绝缘螺丝螺帽应无松动，冲眼位置与原始记录相符，铁芯紧密，绝缘螺丝用力矩半径1.5米，扳手一人不能再紧动。
（4）检查铁芯各部螺丝松动与否。 各部螺丝应无松动，螺帽应有防松措施（冲眼、弹簧垫、折角平垫背帽及木质螺丝绑绳等）。
（5）检查硅钢片状况。 A、硅钢片应完整，无漆层脱落过热变色，机械损伤等异常。
B、铁芯应清洁无油垢，挂毛和油道堵塞现象。
C、支架、绝缘件、引线检查。
（1）支架检查。 A、应完整、无裂纹、变形、损伤。
B、螺丝完整、坚固。
（2）绝缘件、围屏检查。 应完好，无裂纹、放电烧伤，炭化污垢等异常。
（3）引线检查。 A、焊头处无熔化、过热现象。
B、绝缘应良好无外伤变形，位置稳固，绝缘距离未动。
5 A、套管检修。
（1）拆卸。 大修时吊芯前拆卸。
（2）清扫检修。
外表面清扫。
整体检查。
套管换油、油面调整。 清洁。
瓷件完整无损伤。
油质合格，油面合适。
6 A、分接开关检修
（1）开关操作机构拆装。 检查所有有凸轮、肖轴、齿轮，操作手柄联动杆、定位螺丝等各部件均清洁良好完整，转动灵活。
A、接触位置不偏歪，接触严密，弹力充足，各环压力一致（应为2.2~5公斤）。
B、触环、触柱间接锊面无过热，烧熔伤痕，镀层无较大磨损。
C、接触电阻测量值应不大于500微欧，开关所有的联结位置（各分接档）均应测量。
D、开关内部切换位置与外部操作机构指示位置应一致。
7 A、散热器检修
（1）拆卸 拆下散热器组应用堵板密封。
（2）检修。
外部清扫与内部冲洗。
渗漏处理。
蝶形阀检修。 内部应清洁，无油垢铁锈。
应无渗漏。
密封良好，开闭灵活。
（3）静压试验。 静压试验道：油位高1.5m。
持续时间：2小时。
（4）装复。 按原正确位置装回。
风扇电动机转向正确、齐全。
8 油枕检修及内外部拆卸、清扫 油枕及沉集器清扫洁净应无残渣油垢和铁锈。
锈蚀清除后进行内部清洗和涂漆。
油标清扫清洁透明指示正确不渗漏。
油面标示线清楚。
9 热虹吸滤油器检修油样化验，更换硅胶。 每年一次，以判定硅胶有效性，硅胶应干燥并经过好油预清洗，硅胶应无粉状，粒度最好直径在5毫米以上。
10 防爆筒检修。 内部应洁净无锈蚀灰尘，密封良好，防爆玻璃厚度合适（3毫米）无损伤。
与油枕联通管畅通。
11 呼吸器检修。 更换新吸湿剂，变色剂和油封用油。
内部清洁，无锈蚀，呼吸畅通油封良好。
12 瓦斯继电器检修。 外部完整、玻璃小窗明亮，不渗漏，盖板组装正确，螺丝齐全，安装水平，箭头指向油箱，端子对地绝缘良好在1000兆欧以上，极间在50兆欧以上，1000伏耐压合格。
13 温度计检查与校验。 膨胀型温度计密封良好，膨胀管缠绕半径应不小于75厘米。
表计指示正确，误差合格。
5、检修工艺方法
5.1维护与小修
5.1.1设备负责人应经常对变压器进行巡视检查，检查内容详见表二、三。
5.1.2巡视检查中发现的缺陷应记入设备缺陷记录簿并报主管领导，以便及时组织缺陷处理。
5.1.3在变压器中运行中，经运行值班人员许可在确保安全的措施条件下，可以带电进行下列工作：
A、测定变压器油箱及冷却器等外壳温度。
B、变压器取油样。
C、外部一般性清扫和局部缺陷处理。
D、呼吸器更换硅胶和油封换油。
E、其它经批准有可靠安全措施和技术措施的不停电工作。
5.2大修的准备工作。
5.2.1修前对变压器进行调查分析，主要有：历年来的检修试验情况，过负荷情况，运行温度，运行小时数和缺陷异常等。
5.2.2核实检修项目，制定施工进度表，提前做好材料、工具的准备工作。
5.2.3制定完善的技术措施，组织措施和安全措施。
5.2.4准备所需的技术记录表格，有专人记录。
5.2.5对参加检修的人员做技术交底。
5.2.6清除现场易燃易爆品，设置一定数量的消防器材。
5.2.7对检修中所使用的设备工具（如滤油机，真空泵等）应提前进行检查，修理。
5.2.8现场应有足够的照明设备。
5.2.9进行修前的电气试验。
6、器身的修理
6.1排油
6.1.1排油前用加热绝缘油的方法将器身温度提高到比外界温度高10℃以上，以防铁芯受潮。
6.1.2吊罩前庆先将下列部件拆除：
A、油枕。
B、温度计。
C、套管。
D、分接开关操作机构。
E、散热器及管路等。
6.2起吊钟罩。
6.2.1吊罩前松箱沿螺丝时，应均匀的将所有螺丝松开再拿掉，避免松一个拿一个，到最后几个螺栓时产生蹩劲。
6.2.2起吊时应使四个吊拌同时受力。
6.2.3起吊时吊绳与垂线之夹角应小于30度，如因吊交限制不能满足此项要求时，应使用吊梁起吊。
6.2.4起吊时应平衡、缓慢，并在螺孔内插入导向杆（隔7—8孔插一根）不得有碰撞现象。
6.2.5进入变压器时，工作人员所带的工具材料应进行登记。
6.3露芯时间及温度要求。
6.3.1吊罩时空气的相对湿度应小于65%，此时露芯时间不超过16小时，若空气的相对湿度小于75%，则露芯时间不应超过12小时（时间的统计应从排油时算起）。
6.3.2若露芯时间超出上述规定，应对变压器的绝缘等进行综合试验鉴定，以确定受潮与否从而进行干燥处理。
6.4铁芯检查及要求。
6.4.1检查铁芯污秽程度（如有无锈痕，油道是否有异物堵塞等）。
6.4.2检查轭铁、夹铁、压圈及螺丝是否紧固，穿芯螺丝绝缘是否良好，铁芯迭片及片间绝缘情况等。
6.4.3铁芯接地是否良好（只允许一点接地）
6.5线圈检查及要求
6.5.1检查线圈的污秽程度，层间、匝间有无异物，油道是否畅通，线圈绝缘情况（如有无分层、起泡、裂纹、发胖、击穿放电的痕迹等）。
6.5.2线圈压板的接地情况（无压板者除外）。
6.5.3特别注意检查线圈的压紧情况，必要时，根据变压器的结构，拧紧拉螺或楔入干燥的绝缘纸板压紧线圈。
6.5.4检查分接开关时，为便于下次装配起见可将它放在1档的位置上。
6.5.5检查分接开关的触头，绝缘筒，联杆紧固情况，检查触头表面是否熔化烧坏，有无击穿放电闪烙的痕迹。
6.5.6检查线圈有无位移，引线支架有无破损，引线支架是否变化，垫块是否松动，完整。
6.5.7绝缘状态的判定。
一级标准：绝缘良好，色泽光亮如新，有弹性，用手按后没有残余变形，折迭试片至180度后无断开及裂纹现象！
二级标准：绝缘合格，绝缘颜色光亮但色泽稍加深、发硬，用手按后不产生裂纹，折迭至90度后无断裂现象，折迭至180度时出现裂纹但并不折断。
三级标准：绝缘脆弱，颜色发黑、老化、用手按时发生微小裂纹或残余变形，折至90度出现裂纹，折至180度断裂。
回级标准：绝缘不良颜色发黑，用手按下时严重变形和损坏，试片折至90度时即断裂。
6.6清扫冲洗器身。
6.6.1清扫用的白布应无绒毛且干燥清洁。
6.6.2器身应用合格的变压器油冲洗，油温45℃为宜，方法自上而下冲洗。
6.6.3清除油箱低部的杂物和残油。
6.7对器身做规定项目的试验。
6.7.1铁轭螺杆与铁芯之间的绝缘电阻（用2500伏摇表试验）。
6.7.2将上夹件与铁轭的接地片打开，测量夹件与铁芯之间的绝缘电阻，不小于原始值的50%
6.7.3接地片接上后测量夹件，铁芯的接地情况，铁芯、夹件与压板必须一点接地（即铁芯夹件压板不能成回路）。
6.7.4对产品使用接地套管引出时，一般上夹件与上铁轭通过一个套管引出在拱顶（箱盖外面），此种结构下夹件与铁芯是绝缘的（无接地片连接），如#2变。
6.7.5分接开关检查试验（接触电阻符合要求）。
6.8钟罩吊回，注油。
6.8.1以上工作全部结束后，经检查确认器身内无遗留异物时，可将钟罩吊回。
6.8.2注油应采用真空法，真空度约0.047Wpa注入的油应是事先真空处理过且试验合格的变压器油，延续时间不长于6小时。
6.8.3变压器的补充加油应在无真空下同储油柜加入，静置10小时，方可进行试验。
7、套管的修理
7.1低压套管（指主变低压侧的套管）修理。
7.1.1有渗油现象或换密封垫或处理压在瓷套上的黄铜罩。
7.1.2导电杆上端的放气螺丝可以用橡皮垫可铅垫止漏。
7.1.3若特殊需要或套管损坏而必须拆卸套管时应注意：
7.1.3.1当拧下头部最后一个螺母之前，应用细绳将导杆拉住，以防导杆滑进变压器油箱中。
7.1.3.2 BD系列套管如损坏，允许在变压器不吊芯的情况下更换上部瓷件，但在安装时应特别注意将导杆上的定位钉插在瓷套定位槽内，以防瓷套转动，在安装时应均匀地扭动板手，将螺母扭紧，以防损坏瓷套。
7.1.3.3套管在常年使用中应根据污秽的情况而经常擦洗瓷伞的表面，以防沿面放电。
7.2高压套管的检修。
7.2.1装复套管时应均匀拧紧套管底部的压钉。
7.3套管解体检修的分解步骤。
7.3.1套管放在合适的套管架上，牢固可靠。
7.3.2取下均压帽、排油。
7.3.3用合适的木块或支座将尾部垫好。
7.3.4拆接线板、防雨罩。
7.3.5取下弹性罩子。
7.3.6进行干燥处理。
7.4套管解体修理后的装配。
7.4.1装复与拆卸时步骤相反。
7.4.2装配时均压球面（指套管底部的均压球体）与引线要同心或趋向同心。
7.4.3均压球在中心套管尾部的螺丝扣上，沿导管轴和可以上下拧动，留给主体装配的引线配合格度为±5毫米，调整均压球的位置可右缩小套管尾部到油箱壁的绝缘距离及绕组的爬电距离，提高辐向和轴向的电位分布。
7.4.4套管顶部的储油柜内，装有弹性膜板，它与压紧弹簧共同对温度的变化引起的长度变化起调节作用，所以在组装弹性膜板时，导管上的正，反压紧螺母上密封环与储油柜连接的密封垫，一定要配合妥当，即防止膜板拉裂。
7.4.5套管顶部的密封应良好，因为储油柜顶部与大气隔绝才能保护好电容芯子和变压器油不受潮或不老化。
7.4.6套管中部法兰上的小套管必须可靠接地，同时需对小套管进行测量。（电容屏的最外层极板，即接地极板是用一根1毫米平方的软绞线套上塑料管引到小瓷套内的导杆上，此小瓷套也称测量端子，为测量套管的介损时用，小套管是用一接地罩与中间法兰接通）。
7.4.7套管全部装配完成后，应对其进行真空注油，注入新油间套管应垂直，对套管轴真空8小时（残压不高于133Pa），进油管可接在套管在取油样孔上，注油完毕后继续抽真空8小时。
7.5套管的维护。
7.5.1套管投入运行前需做如下预防性试验：
7.5.1.1测套管的绝缘电阻。
7.5.1.2有条件时，应做套管的局部放电测量。
7.5.1.3式频耐压试验，按出厂试验的90%进行。注：一般情况下可不进行此项试验，因为频繁的耐压试验中能引起套管的绝缘损伤。
7.5.2运行时应拧上引线护罩，使测量引线自动接地，并注意套管法兰应与变压器箱壳可靠连接并接地。
7.5.3套管使用时应经常观察油面位置，如果发现渗油现象应及时修理并补油至正常位置，使用时应注意油塞处和管状油表处的橡皮垫是否完好，补油时应打开油枕上的油塞加入合格的变压器油。

8、分接开关的检修与维护
8.1分接开关的拆卸。
8.1.1分接开关的操作机构应在起吊罩之前拆除，并做好标记。
8.2分接开关的检修。
8.2.1分接开关检修时，放在空气中的时间不得超过同绝缘等级变压器的规定，否则，也应进行干燥处理。
8.2.2检查或检修分接开关时，应打开开关的围屏（绝缘套筒）。
8.2.3检查分接开关的接触状况，接触环的接触压力为0.22～0.5Mpa，和手按触环时压力应一致，触环与触柱间接触面应无过热，否则应进行处理。
8.2.4测定分接开关的接触电阻，阻值不大于500微欧。
8.2.5分接开关一般不需分解，或认为有必要分解时，应先焊开定触柱上的引线，将开关由支架上拆下，再将开关从绝缘筒中抽出并将开关和绝缘筒放于清洁干燥的变压器油中保存，裸露在空气中的时间不得超过8小时，如需更换弹簧或动触环时，必须轻轻的将开关下部绝缘座板拆下，用新的定触环，弹簧更换之，更换后再将下绝缘座板装上，装好之后应进行下列试验：
8.2.5.1开关的接触压力应在0.22～0.5Mpa范围之内。
8.2.5.2任意两个定触柱间的接触电阻值不得大于500微欧。
8.2.6将修理完的分接开关重新装入绝缘纸筒中，并按下列顺序装配。
8.2.6.1将分接开关动触环放置于定触柱上。
8.2.6.2将分接开关固定于木夹件上，并连接分接线，包扎好绝缘。
8.2.6.3将带有操作杆之操作手柄由箱盖上插下，使操作杆之万向接头插在分接开关回动轴的销子上。
8.2.6.4在没有移动分接开关动触环的情况下，找正定位盘和手柄罩之位置。
8.2.6.5在所有位置上测量变压器线圈的变压比，该变压比必须完全符合变压器铭牌规定的数据。
8.3分接开关的维护。
8.3.1一般变压器的分接开关（无载分接开关）常年在一个位置工作，如需改变电压时，应反复转动几周再固定所需位置，以消除触头接触部分的氧化膜和油污等。
8.3.2分接开关的操作方法：
在操作前必须用搬子扭下手柄上的两个定位螺栓，用左右手分别握住操作手柄的两个把手，向左（或向右）旋转到操作手柄罩上指针之位置即是所需调整之位置后，再重新将上述定位螺栓扭紧于法兰盘上，而分接开关之动触环即被调整到相应的位置上。
8.3.3如发现在分接开关手柄罩和法兰盘漏油时，必须查明油是从何处漏出，如是从箱盖和法兰盘间漏油时，需扭紧法兰盘上的三个固定 螺母，如是从中间轴和套间漏油，则应拆下定位螺栓后轻轻的将手柄罩自转轴上拨下，扭紧螺母即可密封，等修理后再将手柄罩装上并扭紧定位螺栓，但须注意拆装前后指示位置必须一致，各分接开关之手柄，不得互换，以确保接触良好。
9、散热器的检修
9.1散热器的检修。
9.1.1散热器大修时应检修下列项目。
9.1.1.2油管路清洗。
9.1.1.4净油器硅胶更换和清洗。
9.1.1.5电源自动控制箱检查试验。
9.1.1.6试启动运行试验。
9.1.2放出器内的油的后，即可检查散热管内部情况，如管内情况良好不需清洗时，可用绝缘油冲洗。
9.1.2.1进行必要的渗漏检查，方法是：在直立位置下，油冷却器顶部（油泵未装时）油入口处注入干燥的变压器油（85～150公斤）在下部放油塞处（或净油器侧下部的三通旋塞处）取油样试验耐压值，如2小时后油的耐压值不低于注入时的数值，而且放出的油是清洁的，则冷却器的密封条件良好，不须另外清洗，如发现耐压降低或有灰尘杂物，应以干燥的变压器油冲洗内部，直至放出的油清洁的，且耐压无降低为止。
目前，保持油室内的油面在入油口下10～20毫米处，用眼观察无继续出现的油量，然后临时将出口封闭，加油压到0.25Mpa维持12小时，再测定油的耐压，应无降低现象，否则应进行修理。
9.2清理散热器管组：
散热器不需清洗散热管的内部，但因视具体情况，一般两年一次，清洗管组外部间的灰砂屑片等堵塞风道的杂物，以维持散热器的冷却效率，清理方法可采用压缩空气强吹。
9.2.1定期对散热器进行补漆及更换失效的密封材料，一般1—2年补漆一次，密封材料可在检修时更换。
9.2.2运行中发现散热器有渗漏现象应及时进行修理，方法是：
9.2.3密封处渗漏无法补焊时，可在渗漏散热管两端堵死，但堵死的管数在每一 回路内不超过二根为宜。
9.2.4备注：
9.2.4.1修理后的散热器应经过0.25Mpa压力试验30分钟，合格后再进行使用。
9.2.4.2每堵死一根管时，散热器的冷却容量约降低1/100，因而不宜堵死过多，以免影响冷却容量。
9.2.4.3修理后的散热器应进行外观检查，无碰坏现象，且应清洗散热器本体上下集油盆，在清洗时装上过滤器，直至滤网内无污物为清洗完毕，但在投入运行前，过滤器内之滤网必须取下。
9.2.5风机的检修。
9.2.5.1一般每年应对风机进行一次检查试验，测直流电阻，三相应平衡，测量绝缘电阻不低于0.5兆欧。
9.2.5.2一般每三年风机轴承应更换一次。
9.2.5.3定期检查风机的运行情况，如声响、震动、发热等。
9.2.5.4一般每二年应对风机进行一次解体检修。
10、变压器附件的修理。
10.1油枕的检修。
10.1.1拆卸：
拆卸油枕时，先用吊绳悬挂在油枕吊拌上，卸掉瓦斯继电器油管，呼吸器管和油箱与钟罩或与腿的结合螺丝，即可吊下油枕。
10.1.2检修：
检查油枕内部有无掉漆，锈蚀和积存油泥，可打开油枕的连盖进行检查，油枕沉集器排污阀要进行排污冲洗，油枕油标也应进行检查清扫，对全密封的变压器，应对油枕内的隔膜进行检查（充气试验，看是否漏气）。
10.2热虹吸滤油器检修
10.2.1热虹吸滤油器每年应化验油样一次以判断其有效性，由滤油器上下部取油样管处取油样各一瓶，进行化验，当上下油样的酸价指标相同时，一般可说明硅胶子失败，应予更换，根据经验，热虹吸中的硅胶每年应更换一次。
10.2.2关闭热虹吸过上下蝶形阀，同排油丝堵或排油阀排空存油，打开装料口与卸料的堵板，取出废硅胶，清洗内部污垢并用干净变压器油冲洗后装入新硅胶。
10.3呼吸器检修。
10.3.1呼吸器的吸潮剂失效时，应及时进行更换，为此应卸下呼吸器，将呼吸器底部罩拧下，例去陈油，打开端盖，倒去失效的活性氧化铝或硅胶装入合格的硅胶（最好能加入一定量的变色硅胶）以便于判定硅胶的受潮情况，在呼吸器下部的罩风加新的变压器油，油面高度按油面线而定。
10.3.2受潮的硅胶在140℃烘8小时，300℃下烘2小时，硅胶应全变为蓝色，否则延长烘培时间。
10.3.3使用过程中应对变压器进行检查，变压器油是否过脏或者因蒸发而使油面低于油面线，如硅胶呈红色，油面高度降低或油质过脏，应按上述方法进行处理。
10.4变压器的检修。
10.4.1变压器检修时，也应对变压器进行检查，变压器上有一放气塞，在变压器注油时应打开排气。
10.4.2每当变压器动作时，阀盖会把指示杆从罩上顶起，以表示变压已经动作，但需注意的是，指示杆必须用手动压下方能复位。
10.4.3变压器动作后，传动机构将推动出线盆内的微动开关，使微动开关的常闭触头打开，常开触头闭合，但要使触头复位，则必须用手去扳动扳手，使机构复位，以准备下次动作再传送信号。
10.4.4变压器动作的整定释放压力允许偏差，动作值：0.082±0.0082Mpa，返回值：0.0056Mpa。
11、变压器干燥
11.1如遇以下情况，变压器应进行干燥处理。
11.1.1变压器器身修理量，器身在空气中的停留时间超过规定时。
11.1.2变压器经全部或局部更换线圈或绝缘大修以后，不论测量结果如何，均应进行干燥。
11.1.3变压器在大修后与大修前同一测试条件下，当绝缘电阻值较修前降低40%以上，温度10~30℃下的吸收比低于1.3，介损较修前增大30%
11.2变压器的干燥方法
变压器的干燥方法很多，下面介绍几种供选用。
11.2.1在本身油箱内，带油进行控制干燥：
11.2.1.1带油干燥只有在变压器略微受潮情况下才可进行，一般适用下列情况。
1、已超过变压器绝缘受潮鉴定中所规定的在空气中检查器身部分时间，但未超过18小时。
2、密封性已破坏，但在110千伏及以下的变压器的器身部分及油箱未发现水迹时。
3、变压器油的击穿电压比规程中所规定的低，在此情况下应在干燥前先使用油达到标准。
4、如果加热时，油的击穿电压降低15%以上，而绝缘未受到显著的恶化时，干燥前先使油达到标准。
11.2.1.2干燥或油的加热过程，应在真空下进行，这样可使变压器受热均匀，以免油变质。
11.2.1.3在干燥过程中，油从变压器上部取出经真空滤油机，从下部打入，每小时的油流量不应低于油箱重油量的12% 。
11.2.1.4可用电炉加热的方法（或感应线圈，短路电流加热），提高变压器器身的温度，在箱底加热时，一般每平方米面积需2.5～3千瓦。
11.2.1.5干燥过程中，应控制油温不超过80℃，且干燥时间不超过48小时。
11.2.2在本身油箱内不带油干燥。
（1）器身发现有水迹时；
（2）器身在空气中存放48小时以上时；
（3）箱盖有损失，或箱盖任何开孔的密封损坏时；
（4）带油干燥48小时而无良好结果时。
11.2.2.2此种干燥方法下，检查变压器干燥是绝缘电阻，排出冷凝液，介损值及及电容比来决定。
11.2.2.3在变压器的器身内装若干个热电阻或电阻测温计，以测量箱壁和箱盖下温度。
11.2.2.4为测量线圈绝缘性能，将每一线圈的出线通过箱盖瓷瓶引出。
11.2.2.5在干燥时，以直径不小于“0.5～2”的管道或软管通过止回阀将真空设备连到变压器盖，并施以变压器油箱最在允许真空度。
11.2.2.6为加速干燥，避免损失热量和防止箱内水蒸气冷凝，应该用耐热的绝缘材料，如：石棉板，玻璃纤维等仔细地保持变压器箱盖和上层温度，绝缘禁止使用麻袋布，锯屑等易燃烧的材料。
11.2.2.7在变压器干燥过程中，应设有足够的消防器材。
11.2.2.8加热方法可采用“油箱涡流加热法”其最高温度不超过105～110℃，箱壁的温度不超过120～125℃
11.2.2.9加热功率的选择。
单位面积电动率的消耗量△P如表所示。
表二：
序号 加热法 单位面积功率耗量千瓦/平方米
1 油箱壁（感应线圈加热） 1～2
2 油箱底（电炉加热） 2.5～3
线匝数W大体取决于油箱的周长和外加绝缘电缆（磁化线圈）的电压，公式如下：
W—A.U/L
式中：U—外加电压（伏）；L—油箱周边长度（米）；A—决定于P的比例系数（表三）
表三：
P
A 1.0
1.85 1.25
1.7 1.5
1.6 1.75
1.5 2.0
1.45
干燥时所需的功率P为
P=△P.L.H（千瓦）
式中：h—电缆所缠的高度（米）
导线截面取决于流过的电流I：I=P.10/U.COSФ
COSФ一般为0.5～0.7之间
注：为减少电缆匝数，可采用降低外加电源电压主方法，（如利用电容焊变压器供给电源）。
单相电源供电时，各线圈并联接线图，温度调节是用任一部分线匝时断时开来获得。
11.3干燥结束的判业。
11.3.1下列条件同时达到时可判定为干燥结束。
11.3.1.1潮气的冷凝完全停止析出。
11.3.1.2潮气停止析出后：
1、绕组的绝缘电阻逐渐升高，同时在恒温105～110℃，8小时保持不变。
2、干燥温度保持在105～110℃时（均指涡流干燥法），绕组绝缘的介损值一方面在减小，同时在连续8小时内达到常数。
11.3.2干燥一结束应切断电源，将油箱内温度降到80～85℃，通过箱谏上的活塞将击穿电压不低于45千伏的变压器油注入变压器，当变压器油注满以后，必须将变压器器身静置在具有同样真空度的油中3小时，而后破坏真空，取油耐压不低于45千伏。
112、变压器油的色谱分析
12.1对运行中的变压器，应时刻注意其油中溶解气体的含量，若油中溶解气体的含量超过下表中所列任一数值时，应引起注意：
油中溶解气体含量注意值（10、2、1）
表一：
设备 气体组成 含量（ppm）
变压器 总径（10、2、3）
乙炔
氢 150
5
150
套管 甲烷
乙炔
氢 100
5
500（10、2、2）
12.2备注
12.2.1气体浓度达到注意值时应进行追踪分析，查明原因，注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。
12.2.2影响电容式套管油中氢气含量的因素较多，有的氢气含量虽低于表中数值，若增大较快，也应引起注意，有的只有氢气含量超过表中值，若无明显增加趋势，也可判断为正常。
12.2.3所指总烃是指：甲烷（C1），乙烷，乙炔，乙稀（以上三者称为C2），四种气体总和简称C1+C2。
12.2.4新投运的设备，油中一般不应含有乙炔，其它各成分含量也很低。
12.2.5上述数值不适用于从气体继电器放气咀取出的气样。
12.3产气速率的判定。
12.3.1通过产气速率可考察故障的发展趋势，即故障点（若存在的话）的产气速度，产气速率与故障故障消耗的能量大小，故障部位，故障点的温度有直接关系。
总烃产气速率的注意值。
表二：
设备型号 开放式 密封式
产气速率（ml/h） 0.25 0.5
12.3.2注：总烃的相对产气速率大于10%月时，应引起注意。
运行中的设备的定期检测周期。
表三：
设备名称 检测周期
主变压器
套 管 半年一次
三年一次
12.4所需新设备及大修后设备投运前应检测一次，变压器在投运后三天，七天，三十天各检测一次，无异常转定期检测。
附录一：变压器油新油标准
项目 SYB—62 SYB1352—625
#10 #25 #45
粘度： 20℃时
运动粘度厘不大于 30 30 30
恩氏粘度E不大于 4.2 4.2
50℃时
运动粘度厘不大于 9.6 9.6 9.6
恩氏粘度E不大于 1.8 1.8
酸值毫克当量KOH/克油不大于 0.05 0.05 0.05
灰分% 0.005 0.005 0.005
水溶性酸或碱 无 无 无
凝点℃不高于 -10 -25 -45
安定性：氧化后沉淀物%不大于 0.1 0.1 0.1
氧化后酸值毫克当量KOH/克油不大于 0.35 0.35 0.35
闪点（闭口）℃不低于 135 135 135
苛性纳抽感级不大于 2 2 2
机械杂质% 无 无 无
透明度5℃ 透明 透明 透明
介损角>0℃不大于 0.5 0.5
附录二：运行中变压器油的质量标准
项 目
水溶性酸（PH）值 ≥4.2
酸值（毫克KOH/克油） ≤0.1
闪点（℃） 1、不比新油标准低5℃
2、不比前次测得值降低5℃
机械杂质 无
游离碳 无
水份 无
电报绝缘程度 15KV及以下设备 ≥20KV
20～35设备 ≥30KV
35KV以上设备 ≥35KV
介质损失角（70℃%） ≤2
界面强力（达因/厘米） ≥15
羰基（毫克/克油） ≤0.28
13变压器的试验
13.1测定绕组的绝缘电阻和吸收比。
13.1.1周期：大修时，每年小修时。
13.1.2标准：绝缘电阻不作规定，但与原始值比较不能有较大的偏差，对吸收比R60/R15，电压35千伏及以下的不低于1.3，35千伏以上的不低于1.5。
13.1.3结果分析：R60/R15可以灵敏反应局部受潮，对干燥不良或有局部缺陷的设备其R60/R15将达不到标准值，在绝缘严重受潮的情况下，吸收比接近1.0。
13.2测量绕组连同套管的泄漏电流。
13.2.1周期：同11.1.1
13.2.2标准：
13.2.2.1试验电压标准如下：
绕组额定电压（KV） 6~15 20～35 35以上
直流试验电压（KV） 10 20 40
13.2.2.2泄漏电流不作规定，但与历年的数值比较不应有显著变化。
13.3测量绕组连同套管一起的介质损耗tgσ
13.3.1标准tgσ%值不大于下列数值。
高压绕组电压等级 10 20 30 40 50 60 70℃
35KV及以上 1 1.5 2 3 4 6 8
35KV及以下 1.5 2 3 4 6 8 11
同一变压器中压和低压绕组的tgσ标准与高压绕组相同。tgσ值与历年的数值比较不应有显著的变化。
13.3.3分析判定
介质损失的试验主要用来检查绝缘受潮，油质劣化，线圈上附着油污等是判定绝缘好坏的重要依据。
绝缘的tgσ和测量
电压的关系曲线
1—潮湿绝缘电压上升时。
2—潮湿绝缘电压上升和下降时。
3—良好绝缘
如图为tgσ=f(u)的曲线，绝缘受潮时，所加试验电压上升，绝缘电阻R下降，tgσ%随绝缘的介质损失增大，使介质发热，如电压上升下降时，tgσ曲线不能重合。
绝缘良好的变压器，tgσ%与电压无关。
13.4绕组连同套管一起的交流耐压试验。
13.4.1周期：大修后，更换绕组后。
13.4.2标准：
绕组额定电压（KV） 10 15 35 110
试验电压（KV） 30 38 72 170
注：表中的试验电压是指交接及大修后的试验电压，其值为出厂试验电压的85%
13.5测量轭铁梁和穿芯螺栓等的绝缘电阻。
13.5.1周期：大修时。
13.5.2标准：
所有穿芯螺杆对铁芯，夹件应能承受住2千伏1分钟的外施高压试验。
上下夹件、夹板、方铁等对铁心均应承受2千伏1分钟外施高压试验。
13.6测量绕组连同套管一起的直流电阻。
13.6.1周期：大、小修时，变换分接开关接头位置后。
13.6.2标准：
各相绕组，相互间差别不应大于三相平均值的2%；测得的相间差与以前（出厂或交接时）相应部位测得的相间差比较，其变化也不应大于2%
13.6.3备注：
13.6.3.1大修时，应在各绕组的所有分接头位置上测量。
13.6.3.1.1对小修时的测量和运行中更换接头位置后，只在使用分接头上测量。
13.6.3.2分析判定：
13.6.4分接开关接触不良，如分接开关内部不清洁，电镀脱落，弹簧压力不够等。
13.6.4.1焊接不良，如引线和线圈焊接处接触不良造成电阻偏大。
13.6.4.2三角形接线一相断线，当三角形一相断线，测出的三相电阻都比设计值大得多，没断线的两相比正常大1.5倍，而数线相的电阻则比正常大3倍。
13.6.4.3变压器的套管中，导杆和引线接触不良等。
13.7检查绕组所有的分接头的电压比。
13.7.1周期：大修后。
13.7.1.1大修后各相相应分接头的电压比与铭牌值相比，不应有显著差别且符合规律。
13.7.1.2变压器额定分接头电压比允许偏差为±0.5%
13.7.1.3对开其它分接头电压比，在超过标准栏中的允许偏差时，应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但不得超过±1%
13.8额定电压下的冲击合闸试验。
13.8.1周期：大修后。
13.8.2标准：
从主变的高压侧冲击3次，应无异常现象。
13.8.3备注：
13.8.3.1在使用分接头上进行。
13.8.3.2变压器的中性点接地后再试验。
13.9对干式变压器试验项目按上述11.1；11.4；11.6；11.7；11.8等项进行。
小修或检查时只需测绝缘电阻和测使用分接头下的直流电阻。
附录B：变压器温度控制整定值
设备名称 风机启动(℃) 风机停止(℃) 上层油温
升高报警(℃) 绕组温度
过高报警(℃)
#1主变 65 50 70 80
1#、2#厂变 100 80 130 150
1#坝变 100 80 130 150

10kV六氟化硫断路器维修规程
1．主题内容与适用范围
1.1　本规程规定了金岭发电公司10kV SF6断路器维护、小修的工作内容和工艺要求。
1.2　本规程适用于金岭发电公司10kV SF6断路器维护、小修及管理工作。
2 引用标准及技术标准
2.1 DL/T603—1996气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程。
2.2 断路器厂家安装使用说明书。
3 检修周期及检修类型
序号 检验类型 检查周期 断路器在工作时的状态 说明
1 目测检查 1次/年 断路器在运行中
2 预防性维护（操作测试、加热系统检查） 3-6年或2000次机械操作 断路器在检修中
3 预防性维护（断路器及操作机构检查） 15年或5000次机械操作 断路器在检修中
4 大修 30年或10000次机械操作 断路器在检修中
4 LW35-126W型断路器的使用和维护说明
4.1 安全导则
4.1.1 断路器的瓷瓶绝缘子内有压力。对瓷瓶的机械损坏能使瓷瓶随破碎的危险引起爆炸。在断路器上进行的可能引起瓷瓶机械损坏的工作压力应在压力降到0.125Mpa时进行。
4.1.2 不要操作空载的操作机构！只能在操作机构连接到断路器调整到相关压力时才能进行操作。
4.1.3 手动操作断路器，必须经专门培训的人员操作，以免发生不必要的损坏及人身伤害。
4.1.4 工作前确保合闸弹簧储能已释放。
5、 SF6断路器的运行巡视检查
5.1、SF6断路器在运行、检修过程中，一定要遵守《DL/T 639—1997 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则》。
5.2、运行中的巡视检查
5.2.1 检查断路器的外绝缘部分（瓷套）应完好，无损坏、裂纹、脏污及闪络放电现象；
5.2.2 对照温度—压力曲线，观察压力表（或带指示密度控制器）指示应在规定的范围内，并定期记录压力、温度值；
5.2.3分、合闸位置指示器应指示正确，并分、合闸应到位；
5.2.4 整体紧固件应无松动、脱落；
5.2.5 储能电机及断路器内部应无异常声响；
5.2.6 断路器的分、合闸线圈应无焦味、冒烟及烧伤现象；
5.2.7 断路器接地外壳或支架接地应良好；
5.2.8巡视时认真检查断路器一次线头有无松动、锈蚀、发热，断路器外壳或操动机构箱应完整、无锈蚀。
5.2.9 断路器各件应无破损、变形、锈蚀严重等现象。
5.2.10 巡视检查操动机构箱门是否关严，防止雨水、潮气侵入。
5.2.11检查SF6密度继电器指示值应在0.5Mpa左右。
6、LW35-126W型断路器的运行维护
1）每年对外壳锈蚀部分进行防腐处理及补漆；
2）应定期对断路器转动及传动部位作一次润滑（半年一次），并操动3次应正常；
3）每两年一次对断路器所有密封面定性检漏，不应有10-6atm.cm3/s以上的
漏点存在；
4）每年应进行一次SF6气体微量水分测试，测试结果对照水分—温度曲线，不应超过300ppm（20℃）；
5）其它项目，如绝缘、操作试验等可按有关规定定期进行，试验结果应符合相关标准。
6）检修注意事项
（1）断路器在真空状态下不允许进行分合操作，以免损坏灭弧室零部件；
（2）机构在正常检修时，应将分、合闸弹簧能量释放。
7） 断路器预防性维护说明
（1）断路器的运行寿命。
在遵守以上的检查周期，且进行了适当的检测，断路器的运行寿命将超过30年或10000次机械操作。
以下各点将保证断路器具有较长的运行寿命：
限制弧触头的烧损；
每相灭弧单元都装上运行寿命等于断路器寿命的干燥剂；
在气室内的轴承是免维护的；
采用双密封圈密封。
规定允许断路器短路次数的曲线可近如下表示：
nI = 20000 式中：n = 短路次数 I = 短路电流（kA，有效值）
正常操作的负荷电流不适用该公式，只包括在机械操作寿命内。
（2） 检查弧触头烧蚀程度
测量弧触头烧蚀程度不需解体灭弧室，传动室外壁有一标记，表明开关的弧触头的位置，标记与传动臂外沿成一条直线。具体检查方法参见产品说明书。
（3） 低气压闭锁
新安装断路器或大修后的应通过密度继电器检查其气密性,为期一个月。
（4） 外部清洁
断路器的瓷瓶每年结合大小修清洗，本断路器是防水溅的，可用高压水进行清洗而不会进水造成损坏。
8） BLK222操作机构预防性维护说明
（1） 断路器润滑
断路器各轴承已涂有润滑脂“G”。无需润滑，大修除外。
（2）断路器的合、分闸弹簧表面均有复合防锈涂层。
9）操作机构预防性维护说明
（1） 维护操作机构时，如断路器在合闸位置，合闸弹簧是有能量，可能导致伤害。
（2）清洁
用吸尘器，清洁操作结构内部。
（3）润滑
球轴承，滚柱及滚针轴承已经永久润滑，无需维护，脱扣装置的轴在2000次机械操作后用润滑脂L润滑，缓冲器的联结部位在维护时应用润滑脂G润滑。
（4）防锈保护
清除锈斑，用刷子或喷枪喷涂新的防锈漆。
（5）加热器功能
测量电阻：70W， 220V：R=691Ω±10%；
140W，220V：R=346Ω±10%；
7、 可能出现故障的分析及检修
1） 密度继电器发信号
（1）密度继电器动作值出现误差，误发信号，对其进行调整或更换；二次接线出现故障，找出错点，改正接线；
（2）断路器本体漏气，找出漏气原因，再作针对处理。
2） 当SF6气体正常渗漏至密度继电器发信号时，可按SF6气体压力—温度曲线进行补气，使其达到额定压力；补气时可在带电运行状态下进行。
3） 当SF6气体压力迅速下降或出现零表压时，应立即退出运行；并分析是否是由于下列原因造成漏气：
（1）焊接件质量有问题，焊缝漏；
（2） 铸件表面漏气（有针孔或砂眼）；
（3 ）密封圈老化或密封部位的螺栓、螺纹松动；
（4）气体管路连接处漏气；
（5）压力表或密度继电器漏气，应予以更换。
找出具体漏气原因，在制造厂家协助下进行检修。
注：当运行中断路器发生严重泄漏故障时，运行或检修人员需要接近设备时，要注意从上风方向接近，必要时应戴防毒面具，穿防护衣，并应注意与带电设备的安全距离。
4）、拒合或合闸速度偏低
（1）合闸铁芯行程小，吸合到底时，定位件与滚轮不能解扣，调整铁芯行程；
（2）连续短时进行合闸操作，使线圈发热，合闸力降低；
（3）辅助开关未转换或接触不良，要进行调整，并检查辅助开关的触点是否有烧伤，有烧伤要予以更换；
（4）合闸弹簧发生永久形变，合闸功不足；
（5）合闸线圈断线或烧坏，应更换；
（6）合闸铁芯卡住，应检查并进行调整，使其运动灵活；
（7）扇形板未复位或与半轴的间隙过小（小于1mm），原因是分闸不到位或调整不当，应重新调整；
（8）扇形板与半轴的扣接量过小，应调整在2～4mm范围内，或扇形板与半轴扣接处有破损应予以更换；
（9）合闸定位件或凸轮上的滚轮热处理硬度偏低，有变形现象，应予以更换；
（10） 机构或本体有卡阻现象，要进行慢动作检查或解体检查，找出不灵活部位重新装调；
（11）分闸回路串电，即在合闸过程中，分闸线圈有电流（其电压超过30%额定操作电压），分闸铁芯顶起，此时应检查二次回路接线是否有错，并改正错误；
（12） 电源压降过大，合闸线圈端电压达不到规定值，此时应调整电源并加粗引线；
（13） 控制回路没有接通，要检查何处断路，如线圈的接线端子处引线未压紧而接触不良等，查出问题后进行针对性处理。
5）、 拒分或分闸速度低
（1）半轴与扇形板调整不当，扣接量过大（扣接量一般应调整在2～4mm范围内）；
（2）辅助开关未转换或接触不良，要进行调整，并检查辅助开关的触点是否有烧伤，有烧伤要予以更换；
（3）分闸铁芯未完全复位或有卡滞，要检查分闸电磁铁装配是否有阻滞现象，如有应排除；
（4）分闸线圈断线或烧坏应予以更换；
（5）分闸回路参数配合不当，分闸线圈端电压达不到规定数值，应重新调整；
（6）控制回路没有接通，要检查何处断路，然后进行针对处理。
（7）机构或本体有卡阻现象，影响分闸速度，可慢分或解体检查，重新装配；
（8）分闸弹簧预拉伸长度达不到要求，适当调整预拉伸长度；
（9）分闸弹簧失效，分闸功不足，可更换分闸弹簧。
6）、 合闸弹簧不储能或储能不到位
（1）控制电机的自动空气开关在“分”位置，应予以关合；
（2）对控制回路进行检查，有接错、断路、接触不良等，应进行针对性处理；
（3）接触器触点接触不良，应予调整；
（4）行程开关切断过早，应予调整，并检查行程开关触点是否烧坏，有烧伤要予以更换；
（5）检查机构储能部分，有无卡阻、配合不良、零部件破损等现象，如有应予以排除。
7）、水份超标（渗进水份）
（1） 更换吸附剂；
（2） 抽真空，干燥或更换SF6气体。
8、解体检修防护
1）、 当出现下列情况时，SF6断路器应返回制造厂进行解体大修
（1） 断路器运行时间已达到10年；经检查后存在有严重影响设备安全运行的异常现象。
（2） 操作次数已达到断路器所规定的机械寿命次数；
（3） 累计开断电流达到断路器所规定的累计开断数值。
（4） 注：异常现象的判定及累计开断数值可参见制造厂诊断说明。
2）、 解体检修工艺及要求
（1）断路器解体检修时应注意检修环境要清洁干燥，通风良好，应备有必要的防护措施如防毒面具、防护服和防护手套，应有SF6气体和化学废物的处理设备和措施。
（2）检修人员戴防毒面具将断路器内的SF6气体放掉（放出的气体应通过10%的NaOH水溶液排出），然后抽真空，绝对压力应达到133Pa，再用氮气冲洗3次，充气冲洗压力0.2MPa（气体仍通过NaOH水溶液排出）；
（3）检修人员穿戴防护服及防毒面具将SF6断路器封盖打开后，暂时撤离现场30分钟；
（4）检修人员戴防毒面具或氧气呼吸器和防护手套将吸附剂取出，用吸尘器和毛刷清除粉尘，用丙酮清洗金属和绝缘件；
（5）拆卸废弃物处理至中性后（放入20% NaOH水溶液中浸泡12小时后）深埋；
（6）解体后主要检查更换磨损、烧损及腐蚀比较严重的零件，更换紧固件、弹簧、绝缘件、已老化的密封圈、绝缘件，以及更换吸附剂（更换下的吸附剂及废弃物应按有关规定妥善处理）等；重新清洗各零部件（用工业酒精），绝缘件送入烘炉在80～100℃烘4小时后进行装配，吸附剂在500～550℃烘干2小时后装配，之后，按返修标准及客户特殊要求进行装配，装配时应迅速，并及时对本体封闭；
（7）整体装配结束后，随即抽真空至133Pa，维持真空泵运转30分钟以上，然后停止真空泵观察30分钟后读取真空度值，再静观5小时以上，第二次读取真空度值，两读数之差不大于65Pa为合格，否则，查找漏气点。抽真空时要绝对防止勿操作，以免引起真空泵倒灌事故；
（8） 对充气管道进行干燥处理，充入合格的SF6气体至额定压力（20 ℃）；
（9） 充气24小时后，用灵敏度为10-8atm.cm3/s的SF6气体检漏仪检测漏气率，要求年漏气率≤1%，微水含量≤150PPm（20 ℃），特别要注意管道、接头、阀门等处；
（10） 断路器装配完毕后，主要技术参数应达到出厂标准，并按出厂标准进行机械特性及电气性能试验，达到出厂要求后出厂；
（11） 工作结束后将使用过的防护用具清洗干净而且检修人员要洗澡。
六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员
安全防护细则
1 主题内容与适应范围
1.1 本标准适用于六氟化硫气体的安全使用，设备运行和解体时的安全防护措施，以及个人防护用品的管理与使用等内容。
1.2 本标准适用于电力行业六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员的安全防护，其他有关六氟化硫电气设备使用单位亦可参照使用。
2 引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB8905—1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则
GB11651—89 劳动保护用品选用规则
GB12022—89 工业六氟化硫
DL/T595—1996 六氟化硫电气设备气体监督细则
DL/T596—1996 电力设备预防性试验规程
SD310—89 六氟化硫气体生物毒性试验方法
IEC376—1972 新六氟化硫的规范及验收
IEC480—1974 电气设备中六氟化硫气体检测导则
3 名词术语
3.1 六氟化硫Sulphur hexafluoride
常温、常压下为气态，无毒、无色、无味，化学性能很稳定，在10132Pa、20℃时的密度为6.16g/L，具有优异的绝缘灭弧电气性能。
3.2 六氟化硫电气设备SF6 electrical apparatus
指在电气设备内充以六氟化硫作为绝缘介质的电气设备，如六氟化硫断路器、变压器、电缆、六氟化硫气体绝缘全封闭电器（GIS）等没。
3.3 毒性分解物Toxic decomposition products
在生产六氟化硫气体时，会伴有多种有毒气体产生，并可能混入产品中；六氟化硫气体在电气设备中经电晕、火花及电弧放电作用，还会产生多种有毒、腐蚀性气体及固体分解产物。这些气体主要有氟化亚硫酰（SOF2）、氟化硫酰（SO2F2）、四氟化硫（SF4）、四氟化硫酰（SOF4）、十氟化二硫（S2F10）、一氧十氟化二硫（S2F10O）等；固体分解产物主要有氟化铜（CuF2）、二氟二甲基硅[Si（CH3）2F2]、三氟化铝（AIF3）粉末等。毒性分解物在工作场所的容许含量见附录A。
3.4 六氟化硫气体净化处理Purifing handle for SF6 gas
六氟化硫气体中的毒性分解物，有的可以用吸附剂吸收去掉，有的可以与酸溶液或碱溶液进行化学反应去掉，用各种方法除去六氟化硫气体中毒性分解物的过程叫做六氟化硫气体进化处理。
4 六氟化硫的安全使用
4.1 六氟化硫新气的安全使用和充装时的安全防护
4.1.1 六氟化硫新气中可能存在一定量的毒性分解物，在使用六氟化硫新气的过程中，要采用安全防护措施。制造厂提供的六氟化硫气体应具有制造厂名称、气体净重、灌装日期、批号及质量检验单，否则不准使用。
4.1.2 对新购入的六氟化硫气体要进行抽样复检，参照DL/T595—1996《六氟化硫电气设备气体监督细则》实施。复检结果应符合六氟化硫新气标准（见附录B），否则不准使用。
4.1.3 从钢瓶中引出六氟化硫气体时，必须用减压阀降压。
4.1.4 避免装有六氟化硫气体的钢瓶靠近热源或受阳光曝晒。
4.1.5 使用过的六氟化硫气体钢瓶应关紧阀门，戴上瓶帽，防止剩余气体泄漏。
4.1.6 户外设备充装六氟化硫气体时，工作人员应在上风方向操作；室内设备充装六氟化硫气体时，要开启通风系统，并尽量避免和减少六氟化硫气体泄露到工作区。要求用检漏仪做现场泄露检测，工作区空气中六氟化硫气体含量不得超过1000µL/L。
4.2 六氟化硫试验室工作人员在安全防护
4.2.1 六氟化硫试验室是进行六氟化硫新气和运行气体测试的场所，应此化验人员经常会接触有毒气体、粉尘和毒性化学试剂。试验室除具备操作毒性气体和毒性试剂的一般要求外，还应具有良好的底部通风设施（对通风量的要求是15min内使室内换气一次）。
4.2.2 酸度、可水解氟化物、矿物油测定的吸收操作应在通风柜内进行；色谱分析的有毒试样尾气和易燃的氢载气应从色谱仪排气口直接引出试验室；生物毒性试验的尾气应经碱液吸收后排出室外。
4.2.3 每个分析人员务必遵守分析试验室操作规程和六氟化硫气体使用规则，新来的工作人员在没有正式工作之前，首先要接受安全教育和有关培训。
4.2.4 试验室内不应存放剧毒和易燃品，使用时应随领随用。
4.2.5 分析人员应配备各人安全防护用品。
4.3 设备运行中的安全防护
4.3.1 六氟化硫电气设备安装室与主控室之间要做气密性隔离，以防有毒气体扩散进入主控室。
4.3.2 设备安装室内应具有良好的通风系统，通风量应保证在min内换气一次。抽风口应设在室内下部。
4.3.3 设备安装室底部应安装六氟化硫浓度报警仪和氧量仪，当六氟化硫浓度超过1000µL/L，氧量低于18%时，仪器应报警。
4.3.4 工作人员不准单独和随意进入设备安装室。进入设备安装室前，应先通风20min.
4.3.5 不准在设备防爆膜附近停留。
4.3.6 工作人员在进入电缆沟或低位区域前，应检测该区域内的含氧量，如发现氧含量低于18%时，不能进入该区域工作。
4.3.7 设备内六氟化硫气体的定期检测参照DL/T596—1996电力设备〈电力设备预防性试验规程〉进行。如发现气体中毒性分解物的含量不符和要求时，应采取有效的措施，包括气体净化处理、更换吸附剂、更新六氟化硫气体、设备解体检修等。
4.3.8 气体采样操作及处理渗漏时，工作人员要穿戴防护用品，并在通风条件下，采取有效的防护措施。
4.4 设备解体时的安全保护
4.4.1 对欲回收利用的六氟化硫气体,需进行净化处理,达到新气标准后方可使用.对排放的废气,事前需做净化处理(如采用碱吸收的方法),达到国家环保规定标准后,方可使用。
4.4.2 设备解体前，应对设备内六氟化硫气体进行必要的分析测定，根据有毒气体含量，采取相应的安全防护措施。
4.4.3 设备解体前，用回收净化装置进化六氟化硫运行气，并对设备抽真空，用氮气冲洗3次后，方可进行设备解体检修。
4.4.4 解体时，检修人员应穿戴防护服及防毒面具。设备封盖打开后，应暂时撤离现场30min。
4.4.5 在取出吸附剂，清除金属和绝缘零部件时，检修人员应穿戴全套的安全防护用品，并用吸尘器和毛刷清楚粉末。
4.4.6 将清出的吸附剂、金属粉末等废物放入酸或碱溶液中处理至中性后，进行深埋处理，深度应大于0.8m，地点选在野外边远地区、下水处。
4.4.7 六氟化硫电气设备解体检修净化车间要密闭、低尘降，并保证有良好的地沟机力引风排气设施，其换气量应保证在15min内全车间换气一次。排出气口设在底部。
4.4.8 工作结束后使用过的防护用具应清洗干净，检修人员要洗澡。
4.5 处理紧急事故时的安全防护
4.5.1 当防爆膜破裂及其他原因造成大量气体泄漏时，需采取紧急防护措施，并立即报告有关上级主管部门。
4.5.2 室内紧急事故发生后，应立即开启全部通风系统，工作人员根据事故情况，佩带防毒面具或氧气呼吸器，进入现场进行处理。
4.5.3 发生防爆膜破裂事故时应停电处理
4.5.4 防爆膜破裂喷出的粉末，应用吸尘器或毛刷清理干净。
4.5.5 事故处理后，应将所有防护用品清洗干净，工作人员要洗澡。
4.5.6 六氟化硫气体中存在的有毒气体和设备内产生的粉尘，对人体呼吸系统及粘膜等有一定的危害，一般中毒后会出现不同程度的流泪、打喷嚏、流涕、鼻腔咽喉有热辣感，发音嘶哑、咳嗽、头晕、恶心、胸闷、颈部不适等症状。发生上述中毒现象时，应迅速将中毒者移至空气新鲜处，并及时进行治疗。
5 安全防护用品的管理与使用
5.1 设备运行、试验及检修人员使用的安全防护用品，应有专用防护服、防毒面具、氧气呼吸器、手套、防护眼镜及防护脂等。安全防护用品必须符合GB11651〈劳动保护用品选用规则〉规定并经国家相应的质检部门检测，具有生产许可证及编号标志、产品合格证者，方可使用。
5.2 安全防护用品应存放在清洁、干燥、阴凉的专用柜中，设专人保管并定期检查，保证其随时处于备用状态。
5.3 凡使用防毒面具和氧气呼吸器的人员要进行体格检查，尤其是要检查心脏和肺功能，功能不正常者不能使用上述物品。
5.4 对设备运行、试验及检修人员要进行专业安全防护教育及安全防护用品使用训练。
5.5 工作人员佩带防毒面具或氧气呼吸器进行工作时，要有专门监护人员在现场进行监护，以防出现意外事故。
6 组织管理与劳动保健
6.1 各组织机构应在安全部门设立六氟化硫安全防护专责岗，负责有关六氟化硫气体安全。
防护工作。运行、检修、试验部门应有专职人员负责安全防护。六氟化硫安全防护应列入化学技术监督范畴。
6.2 各类安全监测仪表要定期标定、校准、随时处于完好状态。
6.3 对设备运行、检修及气体试验人员应给予营养保健补助。
6.4 从事有关六氟化硫气体试验、运行、检修和监督的工作人员，每年应体检1~2次，体检项目应有特殊要求（如血相、呼吸系统、皮肤、骨质密度等），并建立健康档案

10kV户内高压开关柜维修规程
1 主题内容与适用范围
1.1　本规程规定了金岭发电公司10kV户内高压真空断路器柜维护、小修的工作内容和工艺要求。
1.2　本规程适用于金岭发电公司10kV户内高压真空断路器柜的维护、小修及管理工作。
2 引用标准及技术资料
2.1 DL/T 403—91 10～35kV户内高压真空断路器订货技术条件；
2.2 DL/T 615—1997 交流高压断路器参数选用导则；
2.3 GN30-12（D） 、GN30-10D 等户内高压旋转式隔离开关安装使用说明书；
2.4 ZN12—1/630-20真空短路器产品说明书。
3 真空断路器的维护周期
本电站使用的真空断路器为弹簧储能式操作机构，配有储能式脱扣器。要求每五年进行一次小修，十年进行一次大修，并需定期对其进行检查维护工作。
4 真空断路器的维护
4.1 一般要求
由于真空断路器具有结构简单和耐用的特点，因此具有很长的使用寿命。在整个使用期内，断路器操作机构维护工作量少，真空灭弧室无需检修，即使频繁的分合闸操作和开断短路电流，对真空度也不会有较大影响。
4.2 断路器本体的检查与维护
4.2.1 带有真空灭弧室的断路器毋需维修，只有在充分怀疑断路器上可能受到外力作用，使真空灭弧室内部发生损坏时，才检查真空度。当处于下列两种的情况时，真空灭弧室才予以更换：
4.2.1.1运行二十年后，真空灭弧室真空度测量试验不合格（或断口间绝缘电阻低于1000M或断口间不能耐受工频电压42Kv 1分钟）。
4.2.1.2达到开关的短路电流开断次数，ZN12—1/630-20开关为50次。
拆卸和更换真空灭弧室，只能由相应的受过培训人员来承担，特别是重新装配期间，需做适当调整。
4.2.2 在断路器运行了约5年之后或操作机构进行维护时，应对真空断路器本体进行检查，尤其是检查外观情况：
4.2.2.1检查设备表面的污秽，受潮和腐蚀情况，用干布擦拭绝缘件表面及各部件的灰尘，然后用一块沾有弱碱清洗剂的绸布揩去各种污秽物（应注意所使用的清洗剂是否适用塑料和合成橡胶材料），不得使用四氯化碳或三氯乙烯清揩。
4.2.2.2检查开关支持瓷瓶是否有破裂、损坏。
4.3 平面蜗卷弹簧式操作机构的检查和维护
4.3.1 在运行4年时间或操作2000次后，对操作机构进行检查。检查步骤如下：
4.3.1.1 断路器分闸后将设备与电源隔离，然后按安全规程要求，在现场做好安全措施。
4.3.1.2 切断储能电机电源，操作断路器合、分闸各一次使弹簧释能。
4.3.1.3 检查滚动或滑动轴承表面润滑脂情况，检查各部件螺钉有无松动。
4.3.1.4 在电气和机械操作时检查各个元件功能的正确性。
4.3.1.5 做外观检查。
4.3.2 在运行10年时间或操作5000次后，对操作机构进行维护。维护步骤如下：
4.3.2.1 断路器分闸后将设备与电源隔离，然后按安全规程要求，在现场做好安全措施。
4.3.2.2 切断储能电机电源，操作断路器合、分闸各一次使弹簧释能。
4.3.2.3 对止动盘、支撑轴、滑动和滚动轴承等表面重新涂抹润滑脂。
4.3.2.4 检查螺栓、拐臂、支杆等处安装的开口销状况，检查固定螺栓有无松动情况。
4.3.2.5 更换在运行中受到高应力作用的部件。
4.3.2.6 当用新的零件重新装配设备时，应更换所有的弹簧垫圈，开口销和其他各种紧固件。
4.3.2.7 全面复查操作机构。
4.3.2.8 进行整组性能试验。
5 隔离开关的使用、维护和调整
5.1 隔离开关的使用与维护
5.1.1 隔离开关必须在不带电情况下进行维护、小修。
5.1.2 隔离开关分闸后，必须将附在机构上的轴销插入基座上孔内并锁住，以保证绝对安全。
5.1.2 清扫灰尘、污物，仔细檫净绝缘子及底架上的灰尘。
5.1.3 检修中应对套管绝缘子，固定触刀的垫圈，支柱绝缘子进行详细检查，并检查转轴螺钉是否有松动现象。
5.1.4 修理触刀或触指灼伤损之处时，不可用锉刀将触点锉低，只允许用砂纸轻轻砂光，若出现严重损伤或残余变形者需进行更换。
5.1.5 检查紧固件连接是否牢固，并检查接地部是否良好，不允许螺钉有松动现象。
5.1.6 检查触头、触刀相互位置、弹簧变形情况，发现触刀、触头错位时应调整，发现弹簧变形时应更换。
5.1.7 修理完毕，所有转动部分涂以润滑脂，所有导电磨擦部分涂以工业凡士林油。
5.1.8 全部检修完毕后，进行几次分合闸试验，全部正常后方可投入运行。
5.2 隔离开关的调整
5.2.1 检查开关在主轴上螺钉是否松动，各部分螺钉是否拧紧。螺栓拧紧后相应的螺栓紧固力矩按下表：
螺栓规格 M8 M10 M12 M16
扳手力矩（N.m） 8.8-10.8 17.7-22.6 31.4-39.2 78.5-98.1
5.2.2 隔离开关分闸后，其带电部分对地绝缘距离不小于125mm 。
5.2.3开关与操作机构联结后，机构的分合闸位置标志应与开关分合闸状态一致。
5.2.4开关与操作机构联结后，应进行3-5次操作，不允许有卡住或其他妨碍其动作的非正常现象。
5.2.5 辅助开关指示隔离开关分闸的位置应在隔离开关的触刀通过其行程的80% 后方可给出，指示隔离开关合闸的位置信号应在隔离刀闸的触头接触以后方可给出。
5.2.6 触刀与触头的接触良好，点接触式开关应充分接触，线接触式开关接触≥2/3，接触压力由弹簧压缩变形量间接测量。
5.2.7 隔离开关与母线连接处接触必须良好，固定可靠，避免隔离开关受到从母线方向传来的机械力而影响开关的分合闸。
5.2.8 带接地刀闸的隔离开关，应检查机械闭锁可靠性，刀闸在合闸位置时，接地刀闸应不能投入，接地刀闸未拉开前，隔离刀闸应不能合闸。
5.2.9 合闸位置接触应良好、压力正常，无过松过紧或单边接触现象，接触面积达70% 以上，检查结束后在接触面涂少许工业凡士林油防止氧化。
5.2.10 检查刀闸的接触同期性，三相不同期不大于3mm ，若不符合要求，应进行调整。
5.2.11 分闸后检查同一极断口的最短距离，应不小于150mm ，若达不到要求，则可通过松紧拐臂与拉杆相连的螺母调整。
6 高压开关柜的维护
6.1 对母线套管、绝缘子等绝缘件应定期检查有无破损、表面有污秽程度及无异常放电现象。
6.2 对主母线、支母线及电器元件端子连接处，应定期检查有无过热，联接是否松动，有无异常气味。
6.3 检查所有安装螺栓是否紧固，接地点的接触是否牢靠。
6.4 对操作联锁件，应检查有无松动、有无互相碰撞及异常磨损、锈蚀等现象。
6.5 定期检查各开关柜五防闭锁功能是否完善。
对于开关柜及其内部元器出现的异常情况，视其严重程度，若不影响正常运行，则结合停电机会进行检修或更换，若情况严重，则需立即上报，申请停电进行检修。
高低压电流、电压互感器维修规程
1 主题内容与适用范围
1.1本规程规定了金岭发电公司互感器维护、小修工作内容和工艺要求。
1.2本规程适用于金岭发电公司互感器维护、小修及管理工作。
2 引用标准及技术资料
生产厂家提供的电压、电流互感器说明书。
3 互感器维护内容与要求
3.1 油浸式互感器的维护。
3.1.1 检查外部瓷套应完好，无裂纹、松动、损坏现象。
3.1.2 各部分紧固螺丝无松动，有防爆装置的CT金属波纹膨胀器应完好无变形和渗漏油。
3.1.3 油箱应无渗漏油，箱盖螺丝应完整无缺，油位应在正常范围内。
3.1.4 电流互感器、电压互感器应无异常振动声及放电声和电晕产生。
3.1.5 利用停电机会对互感器及周围进行卫生清扫、清除油垢、处理渗漏点。
3.1.6 检查互感器一次线头应无松动、锈蚀、发热、脱落。
3.1.7 35kV电容式电压互感器内部应无异常响声，检查二次电压表指示应正常，如有异常应停止运行，并立即通知有关部门处理。
3.1.8 检查35kV电容式电压互感器、电流互感器二次接线盒内端子螺母及线头应无松动、锈蚀。
3.1.9 检查35kV电压、电流互感器接地螺栓应无松动、锈蚀、脱落。
3.1.10 禁止电流互感器二次侧开路、电压互感器二次侧短路。
3.1.11 维护人员应经常巡视油浸式互感器油位，油位降低了应负责加油，对全封闭的互感器加油应采用真空注油方法注油。
3.1.12 在拆二次线头时应认真检查线头端子标志应清楚，标志不明 ，应查清标志后方可拆线头。在恢复线头时，应认真核对好标志，恢复线头后再重新认真核对一遍端子标志后，方可上紧螺母。
3.1.13 35kV电容式电压互感器试验时，电容分压器与电磁装置分开，电磁装置内的保护装置取下，断开阻尼装置，然后对电容分压器、电磁装置分别施加电压，不允许二者连在一起施加电压，否则会烧坏电磁装置。试验完毕，必须恢复原状。
3.1.14 35KV电容式电压互感器正常运行时不需滤油或换油。取油样后必须补充油至正常油位(可用#25变压器油)。
3.1.15 35KV电流互感器在运行中的任何一对二次绕组均不许开路，否则有高压危险，如果某一对二次绕组暂时不用，则必须将二次接线端子短接。一次末屏（小瓷套引出）和油箱上所有的接地螺栓，都必须可靠地接地，才能投运。
3.1.16 对35KV电流互感器的老化或受潮而造成油介质温度上升，则可将互感器及油箱内部油放掉，将合格的绝缘油加热至摄氏70℃左右，并在热油循环24—48h后放掉热油，立即对产品抽真空，其真空度控制在残压不大于133Pa，连续抽真空48—96h，并对产品进行真空注油和真空脱气，如此反复，直到合格为止。
3.2 干式互感器的维护
3.2.1 检查外部应无脏物、裂纹、严重变形等。
3.2.2 巡检时注意听设备无异常声、放电声；无绝缘物烧焦味。
3.2.3 检查一、二次接头应松动、锈蚀、发热、脱落。
3.2.4 检查接地线螺栓应可靠接地。
3.2.5 停电时做好绝缘外部和二次端子线头的卫生清扫工作。
3.2.6 按周期对互感器进行相关电气试验，拆下二次接线时，要对二次线要做好记号，恢复线时要认真核对二次端子标志。
计算机监控系统检修维护规程
1 主题内容及适用范围
1.1 本标准规定了金岭发电公司计算机监控系统的现场检验和运行维护管理等内容。
1.2 本标准适用于金岭发电公司计算机监控系统的现场检验和运行维护管理工作。
2 引用标准及技术资料准
2.1　DL/T619—1997 《水电厂机组自动化元件及其系统运行维护与检修试验规程》；
2.2　GB 50171—92 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》；
2.3　GB 14285—93 《继电保护和安全自动装置技术规程》；
2.4　DL/T 578-95 《水电厂计算机监控系统基本技术条件》；
2.5　DL/T 838—2003《发电企业设备检修导则》；
2.6　部颁标准 《继电保护及电网安全自动装置现场工作保安规定》；
2.7　部颁标准 《继电保护及电网安全自动装置检验条例》；
2.8　福建省电网继电保护实施细则。
3 总则
3.1 检验前的准备要求
在进行装置检验工作之前，工作(试验)人员应认真学习原水利电力部颁发的《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》、《继电保护及电网安全自动装置检验条例》和本规程，理解和熟悉检验项目和检验要求。
3.2 本规程的有关编写说明
3.2.1 本规程所包含设备为金岭发电公司计算机监控系统所有设备。
3.2.2 本规程是在产品出厂试验合格的前提下编写的，因此本规程不包括出厂检验内容。
3.3 试验设备及试验接线的基本要求
3.3.1 试验仪表应检验合格，其精度应不低于0.5级。
3.3.2 试验回路的接线原则，应使加入保护装置的电气量与实际情况相符合。模拟故障的试验回路，应具备对装置进行整组试验的条件。
3.4 试验过程中应注意的事项
3.4.1 断开电源后才允许插、拔插件。
3.4.2 调试过程中发现有问题时，不要轻易更换芯片及模件，应先查明原因，当证实确需更换芯片及模件时，则必须更换经筛选合格的芯片及模件，芯片及模件插入的方向应正确，并保证接触可靠。
3.4.3 试验人员接触、更换芯片时，应采用人体防静电接地措施，以确保不会因人体静电而损坏芯片。
3.4.4 原则上在现场不能使用电烙铁，试验过程中如需使用电烙铁进行焊接时，应采用带接地线的电烙铁或将烙铁断电后再焊接。
3.4.5 试验过程中，应注意不要将插件插错位置。
3.4.6 因检验需要临时短接或断开的端子，应逐个记录，并在试验结束后及时恢复。
3.4.7 使用交流电源的电子仪器(如示波器、毫秒计等)进行电路参数测量时，仪器外壳应与屏(柜)在同一点接地。
3.4.8 备品备件应保管好，便于取用。
3.4.9 PLC及上位机程序应及时作好备份。
3.4.10 不能随意更改系统的各参数设置。
3.4.11 交流采样、自动准同期装置的设置参数应作好备份。
4 检验种类及期限
4.1 检验周期:对于机组LCU其检修周期随机组的大小修进行部分或全部检验、调试；上位机每两年应进行一次检验；对于公用LCU其外围设备按相关设备周期，对于主机部分每6～8年进行一次全部检验。
4.2 检验项目: 检验类型分三类：全部检验、部分检验及临时检验，须检验的组件在监控系统检定项目表用“√”表示；检验对象分三种:机组LCU、公用设备LCU、上位机，装置具备此项组件用“●”。（监控系统检定项目表见附件）
5 检修项目及质量要求
5.1 外观及接线检查
监控LCU盘柜固定良好，无明显变形及损坏现象，各安装部件端正牢固；电缆连接规范，图纸和实际相符，工艺良好，压紧可靠，导线绝缘无开裂无裸露；端子排安装位置正确，接线质量良好，数量与图纸相符；按钮、键盘等操作灵活，手感良好；信号指示灯、端子、电缆标示牌、按钮等标示字迹清晰无误；各部件清洁良好；各模块、插件拔插灵活，定位良好，深度适合；各模块、插件内电元件外观，焊接点良好；各模块配置与图纸相符。
5.2 机架、硬件跳线的检查
5.2.1 机架槽数、 端子类型与模块应匹配；
主机、电源、通讯模块不配端子，直接进槽；
模拟量、温度量模块、开入开出模块配端子，但配线不同，详见说明书；
各类模块不可插错或强行热拔插。
5.2.2 主机域名（节点）设置应正确。
5.2.3 模拟量输入模块的采集信号模式和平均采样跳线设置应正确。模拟量模块输入设置4-20mA。
注意：在检查模拟量设置时，不可将模块插错位置。相同型号不同设置的模块不能相互替代。
5.3 绝缘电阻及介质强度检测
5.3.1 绝缘电阻检测
交流回路端子及外部回路对地绝缘电阻不小于10MΩ；
交流回路端子及外部回路间绝缘电阻不小于10MΩ；
不接地直流回路对地绝缘电阻不小于1MΩ；
注意：在检测绝缘时，不可带模块检测。
5.3.2 介质强度检测（必要时）
60V及以上端子（可以将其相联）与外壳间应承受直流1000V电压1min,无击穿、闪络现象。
60V以下端子（可以将其相联）与外壳间应承受交流500V电压1min，没有出现异常时，可不测。
5.3.2.1 安全措施：
a)将各方来的电源断开。
b)按展开图将耐压不到的回路用导线连接上。
c)所有电容器和半导体元件的两端用导线短路；与耐压回路相邻的其他回路的电缆和布线应接地。
5.3.2.2 注意事项：
a)耐压后测得绝缘电阻值不得低于耐压前的数值。
b)加电压前应检查试验接线无误。
c)同运行值班人员联系好，并派人到各处看守。
d)加电压时要认真核对电压数值，并时刻注意电压表的变化，若电压升不起来或电压突然下降，应立即将电压降到零，并断开电源及检查回路是否绝缘。
5.4 电源的检查
每套现地控制单元LCU各配两套交直流电源变换装置，其中一套功率为150W，另一套功率为500W。交直流电源变换装置正常时由交流电供电，交流电消失时由厂内直流系统提供DC220V电源。
150W电源：PLC主机及各模块工作电源用。
500W电源：供触摸屏工作、开关量开入、开关量开出（继电器）、模拟量采样各传感器等工作电源。
现地LCU采用独立的电源供电，不与其它设备或LCU共用。
检查电源质量应符合要求。电源应在交流或直流消失时，能够保证监控设备正常工作。
24VDC工作电源正常范围应在20V-30V。
5.5. 模块检查
5.5.1 主机检查检查指示灯：
“PWR”，绿色，指示电源工作正常；
“OK”，绿色，CPU工作状态正常；
“RUN”，绿色，CPU进入运行状态；
“BATT ”红色，灯亮，指示电池电压过低，需要更换电池（可持续两周）；
5.5.2 开关量输入模块检查
应采取现场模拟开关量动作的形式，检验各开入点应正确，同时应注意报警应正常。
5.5.3 开关量输出模块检查
可用编程软件置“1”的方式进行开出试验。
5.5.4 模拟量输入模块检查，从现场输入模拟量进行校验；
5.5.5 温度量输入模块检查；
5.5.6 主站通讯模块检查；
5.6 现地触摸屏及上位机检查
检查现地触摸屏及上位机前，必须备份相应的项目程序文件或软件。
5.6.1计算机各配件外观检查
计算机主机、显示器、电源、键盘、音箱、网络适配器外观检查；外围电源插座检查。
5.6.2 硬盘容量检查
检查计算机硬盘容量能否维持软件正常运转，容量不够要清除或倒换数据。
5.6.3 光驱、软盘驱动器检查
软驱是否能读写，不能读写则清洗或更换。
5.6.4 触摸屏检查
检查触摸屏各设置菜单项应有效，显示屏幕应正常，网络接口应工作正常，各操作功能应正常。
5.7 网络检查
5.7.1 网络端子检查
应检查上位机——传输接口转换器（RS485转RS232）——PLC或温度巡检装置。以上各连接部分牢固可靠，信号指示灯闪烁正常。
5.7.2 网络适配器检查
上位机，现地触摸屏网络适配器接收、发送信号指示器闪烁正确。
5.7.3网络双绞线检查
采用双绞屏蔽线，检查应无破损。
5.8 外围元件检查
5.8.1各继电器校验
须检验LCU屏内所有中间继电器及重动屏内所有中间继电器，检验方法见《电磁型、静态型继电器检验规程》。
5.8.2 其它自动化元件校验
电量变送器、非电量变送器、热工仪表检验由计量人员按相关元件检验规程要求进行检验。
5.8.2.1 电磁阀检验项目：
a)测定线圈的直流电阻值。
b)测定线圈及导电回路的绝缘电阻。
c)进行动作电压试验。
质量标准：
a)影响安全运行的设备缺陷及异常，应全部消除。
b)各导电连接部分的油污或积垢，应用无水酒精清洗干净；触点有氧化或烧毛时，应用0号砂纸或金相砂纸打磨至光滑发亮，或者更换新备品。
c)触点组应分布均匀，触点平直、上下对齐、固定牢固，测试各触点的工作情况，做到释放时有一定距离，闭合后有足够的压力。
d)手动开闭时，应灵活不卡，自动到位。
e)立式电磁阀的挂钩应对称、端正，阀杆上端锁锭不应松动。
f)测试结果应符合以下要求：
1)测得的直流电阻值同原值比较，不超过±10%。
2)用兆欧表测得的绝缘电阻值，应不小于规定值。
3)动作电压试验：其启动电压不应大于额定电压值的80%。
注：试验时，对不允许长期通电的电磁阀，其通电时间应尽可能缩短，以防烧坏线圈，注意试验设备的容量。
5.8.2.2 流量计检修内容：
a)清扫外部尘土，清除内部污垢。
b)检查外罩应严密，标记应清晰。
c)触点无损伤，连线应良好。
d)检查设置、定值应正确。
5.8.2.3 压力信号器检修内容：
a)内外清扫擦拭。
b)检查各机构无异常。
注：分解信号器弹簧管(包括波纹管)或拆卸游丝时要小心仔细，避免人为损坏。
c)检查触点无烧损、氧化或烧黑现象。
d)检查弹簧管(包括波纹管)及胶皮垫无老化或变形。
e)检查各螺丝无松动。
f)检查接线应完整、无断股或卡坏现象。
试验项目及方法：
a)测定导电回路绝缘电阻值。
b)整定值的测试。方法如下：年度小修时，在现场校核其动作值，同整定值比较，没有明显变化；机组大修时，应将压力信号器拆下放在专用的油压校表台上用标准压力表校验，测量其精度或动作误差值。
质量标准：
a)内外清擦干净，外罩严密。
b)发现的设备缺陷应全部消除。
c)信号器为水银触点时，其触点转换角度应合适，在整定动作压力下，触点应能可靠闭合和断开；信号器为机械触点时，其触点机构应动作灵活，触点应平整光滑，切换正确可靠。触点闭合后要有一定的压缩行程；触点断开后，要有适当的距离。对指针型信号器，其触点应端正，游丝平整均匀；可动触点在压力指针(黑针)上的位置，当正面目视时应在压力指针的正中间，转动时应无抖动及磨擦。
d)表头连接处不能有泄漏现象。
e)指针型信号器刻度盘的刻度线及数字、符号标志，应齐全清晰；刻度盘应清洁、无龟裂及剥落现象。
f)测试结果应符合以下要求：
1)用兆欧表测得的绝缘的电阻值，应不小于规定值。
2)整定值测试：其精度不得低于厂家规定值，或其动作误差不超过整定值的±2%。
5.8.2.4 液位监测元件
检修内容：
a)浮子式信号器：
1)检查触点不应有氧化、烧伤和尘土油污。
2)检查浮筒内有无因破漏而进入液体。
3)传动机构无异常。
4)远传式水位计如发现读数不规律或不正确时，应将仪表检查清洗或更换零部件。
b)电极式信号器：
1)电极应无腐蚀、脱层、污垢，电极管道内无杂物。
2)电极各固定螺丝完好，无氧化和松动。
3)电缆完好，连线接触良好。
试验项目及方法：
a)测定导电回路的绝缘电阻值。
b)动作值测试：随机组的检修在现场校核其动作液位，随着液位的高低，能在规定的液位发出信号，并计算其动作误差。
质量标准：
a)全部消除设备缺陷。
b)浮子信号器检修后，用手按下或抬起浮子，传动机构应不发卡，触点切换正确，并能自行复位。
c)数字水位计应随水位的变化显示正确。
d)测试结果符合以下要求：
1)用兆欧表测得的绝缘电阻值，应不小于规定值。
2)动作误差，不得超过厂家规定值。
5.8.2.5 剪断销剪断信号器
检修内容：
a)清扫脏污和尘土。
b)检查各连线无断股、外皮无损伤，辅助触点及信号继电器符合要求。
c)检查剪断销无外伤、无断裂、无错位，固定良好。
试验项目、方法及质量标准：
用兆欧表测定导电回路的绝缘电阻，应不小于规定值。
5.9 定值检查
水机保护中的温度保护、低油压、过速保护
5.9.1 分别以标准电阻箱接正推、反推、水导瓦任两个测温点，调整电阻至整定温度值，温度过高事故动作。
5.9.2 短接事故低油压压力表事故接点或排油罐压力,事故低油压动作。
5.9.3 分别模拟115%过速保护动和150%过速保护动作。
5.10 机组LCU功能检查
5.10.1 相关开关量的检查
5.10.1.1相关开关量:导叶行程输入点，制动风闸接点回路，转速信号接点，自准装置异常接点，励磁系统相关信号，高位油箱油位异常信号，轮毂高位油箱油位异常信号，回油箱油位异常信号，漏油箱油位异常信号，油压装置压油罐油位异常信号，油压装置集油槽油位异常信号，高顶水导压力异常信号，高顶发导压力异常信号，油压装置油压异常信号，剪断销剪断信号，电调故障信号、电调电源故障信号，电气事故信号、定子一点接地、转子一点接地，锁锭，交流电压回路故障、直流电压回路故障、远方开/停机把手，开机/停机指令，风闸控制，冷却水控制(冷却水压力、通断信号) ，围带控制，自准控制, 手准控制，开停机电磁阀、事故停机电磁阀，机组巡测温度量补偿试验，机组转速测控器(转速继电器) ，交流数采装置由仪表人员检验。
在以上开关量的现场处，取一约40cm短接线，一端接在DC24V-的端子上，另一端逐个短接各开关量的端子。
察看输入模块开入点应点亮，同时在计算机软件内观察，输入点应逐个由0变为1即为正常，否则应检查相关回路。
5.10.1.2 开机/停机指令
本试验须电调专业人员配合，做好防止开机的措施。
在现地LCU屏上及上位机执行开机命令，PLC应执行相应的开机操作；在现地LCU屏上及上位机执行停机命令，PLC应执行相应的停机操作。此时在电调方也应接收到相应得开停机指令，否则应检查相关回路。
5.10.1.3 励磁系统控制及无功功率调整
本试验须励磁专业人员配合。
在PLC软件内强制输出，此时励磁系统应收到“停机至空载”指令；在PLC软件内强制输出，此时励磁系统应收到跳灭磁开关指令，并跳开灭磁开关；在PLC软件内强制输出，此时励磁系统应收到跳灭磁开关指令，并跳开灭磁开关；在PLC软件内强制输出，此时励磁系统应收到合灭磁开关指令，并合上灭磁开关。否则应检查相关回路。
在PLC软件内强制输出，或上位机发增无功指令，此时在励磁方应接收到增无功指令；在PLC软件内强制点输出，或上位机发减无功指令，此时在电调方应接收到减无功指令；否则应检查相关回路。
5.10.1.4 自准控制
在PLC软件内强制输出，此时在自准装置应接收到自准使能指令；在PLC软件内强制输出，此时在自准装置方应接收到系统PT、机组PT信号。否则应检查相关回路。
注:如果条件允许，机组开关必须要作假并网试验，假并网时要把机组整步表投入，并网瞬间监视整步表是否同期，以验证微机同期装置工作是否正常。
如果条件不允许，假并网试验可以在系统恢复时作。
5.10.1.5调速系统控制及有功功率脉冲调整
本试验须电调专业人员配合。
在PLC软件内强制输出，此时在微电调方应接收到增有功指令；在PLC软件内强制输出，此时在电调方应接收到减有功指令；在PLC软件内强制输出，此时在微电调方应接收到功给指令，否则应检查相关回路。
5.10.1.6 开停机电磁阀、事故停机电磁阀回路及动作正确性
本试验须运行值班人员同意，调速器专业人员配合,同时水车直流电源在投。
在PLC软件内强制（或上位机、现地LCU等操作停机），分别使相应点输出，此时开机电磁阀动作、停机电磁阀动作、事故停机电磁阀动作。否则应检查相关回路。
5.10.1.7 水机事故保护试验
本试验须运行值班人员同意，机组LCU运行，相关专业人员配合；水车直流电源在投。
温度保护（正推、反推、水导），用可变电阻代替推力瓦温电阻（以上位机编号为准），调整电阻使两两相邻的电阻达到定值，则推力瓦温度保护动作。
同理，可作水导瓦温保护。
保护动作后检查跳开关、跳灭开关、停机、事故停机、及相关信号等动作后果。
电气保护
在电气保护屏侧模拟电气保护，同时察看输入模块应点亮，同时在计算机软件内观察，输入点状态应由0变为1；检查跳开关、跳灭开关、停机、事故停机、及相关信号等动作后果。
励磁事故
在励磁侧模拟励磁事故，同时察看输入模块应点亮，同时在计算机软件内观察，输入点状态应由0变为1；检查跳开关、跳灭开关、停机、事故停机、及相关信号等动作后果。
低油压
排油压，同时在计算机软件内观察，模拟量输入点数字，上位机或现地触摸屏查油压值，下降至事故值，检查跳开关、跳灭磁开关、停机、事故停机、及相关信号等动作后果。
紧急停机（上位机、机旁、机柜）
依次在上位机、机旁、机柜操作紧急机，同时察看输入模块应点亮（除上位机操作），同时在计算机软件内观察，输入点状态应由0变为1；检查跳开关、跳灭开关、停机、事故停机、及相关信号等动作后果。
6）过速（150%，机械）
在测速开关侧，模拟转速大于150%，同时察看输入模块点应点亮，并在计算机软件内观察，输入点状态应由0变为1；在机组解列情况下，检查是否停机、事故停机、及相关信号等动作后果。
在测速开关侧，模拟转速大于115%，同时察看输入模块点应点亮，并在计算机软件内观察，输入点状态应由0变为1；在检查动作信号。
5.10.1.8 机组巡测温度量补偿试验
1) 紧固所有温度量接线端子；
2) 到现场用温度计测量温度，并与上位机显示的温度比较
3) 校验：测量电阻值及导线电阻后,通过计算修改导线电阻，以达到校正。
5.10.1.9 模拟量检查
1) 变送器校验由热工仪表专业负责。
LCU上电后，在上位机即可检查各模拟量数据，根据机组电气、机械各方面状态及现实际值，判断是否正确。
空转、空载、并网等各状态下，检查各模拟量数据，根据机组电气、机械各方面状态及现实际值，判断是否正确。
5.10.2 机组流程：
机组流程指的是机组的停机态、空转态、空载态、发电态之间的转态转换。上述各流程应能根据上位机或现地触摸屏指令进行转换；除停机态外，其它任一状态下，给事故动作信号，机组应进入事故停机流程，动作于紧急停机。
5.10.3 有功功率、无功功率自动调整：发电态上位机设定负荷，检查功率调整是否符合设计要求。
5.10.4 手准同期并列试验。
机组空载状态下，将同期转换开关置手准位置，通过频率、电压调节开关调节机组转速与电压，经防误解锁后，应能可靠合闸。
5.10.5 自准同期并列试验。
SID-2D型自准同期装置的内部参数已在投产时调校好，检验时只作检查记录定值是否变化，无改进通知或故障，一般不进行修改。
试验应分假并列与真并列两次进行：假并列时拉开机组出口刀闸，在LCU 1屏后短接出口刀闸辅助接点，用示波器观察合闸时波形；假并列试验合格后，可进行真并列试验，由上位机或触摸屏给发电令，机组经调速调压后，正常合闸，机组应无冲击。
5.10.6 现地按钮功能检测试验。
现地按钮是为防止触摸屏出现异常无法工作或机组出现重大异常而自动装置无法正确动作而设置有应急措施。应检查能否正常投入使用。
试验方法：将LCU远方/现地开关打在“现地”位置，在停机态试验开机按钮，在发电态分别试验事故停机按钮、紧急停机按钮、事故停机复归按钮、停机按钮。
5.11 公用系统LCU系统功能检验
5.11.1 安全措施及注意事项
（1）必须办理工作票手续，并设专人负责。工作前应召开班前会，对所参加人员进行任务交底、技术交底、安全交底。现场工作开始前，应检查所做安全措施是否符合要求。严防走错间隔。
（2）现场工作应带图纸、资料，严禁凭记忆工作。对线、接线至少两人进行。严禁走错间隔，与带电部分保持足够安全距离。
（3）对电缆通电，或做开关合、分试验，或进行整组试验时，应通知运行当值及有关人员，并由工作负责人或由其指派人员在现场监视，方可进行。
（4）现场工作过程中，凡遇异常情况，不论与本身工作是否有关，均应立即停止工作，保持现状，待查明原因，经值班人员许可后方可继续工作。
（5）现场工作必须戴安全帽，使用符合安全的工器具。与带电部位保持《安规》规定足够的距离。
5.11.2 试验前技术措施
(1)对于刚投产设备（开关或刀闸）检查计算机监控系统各电缆敷设就位、接线正确。公用LCU II柜至各断路器、刀闸操作机构的控制电缆，在开关站断路器端子箱内设一开断点，待现地用短路法操作各断路器、刀闸确认接线无误后接入。
(2)各断路器、刀闸辅助接点调整或更换时。刀闸现地操作电源必须在断。
(3)一次设备部分梯形图、上位机软件编写或修改完成后，必须经离线模拟试验正常，方可在线试验。
(4)LCU外回路工作结束，检查有关端子排接线正确；测量外回路对地及不同电压电源间绝缘良好；
5.11.3 开关量输入检查
在公用LCU屏后(尽可能现地实物模拟或对象信号出口模拟)，模拟开入量开入。
察看输入模块相应的灯是否点亮，同时在计算机软件内观察，输入点相关寄存器是否变位，上位机及返回屏信号是否正确，否则应检查相关回路。
5.11.4 模拟量输入检查
电量、非电量变送器检验按电量变送器检验规程进行。交流数采装置检验由仪表人员进行。
在公用LCU屏后相应的端子加电压或通电流，模拟下列表中模拟量。在计算机软件内察看输入模块，输入点的相关寄存器数值是否正确，检查上位机及综合屏信号是否正确，否则应检查模块或相关回路。
5.11.5 开关断合操作检查
35KV开关单项操作分，无压合闸，试验合闸，同期合闸，其中同期合闸需检查线路同期装置是否投入。6.3kV开关单项操作分，无压合闸，试验合闸。
6 日常维护及注意事项
6.1 经常检查监控系统各上位机、工程师站及通信机、各机组下位机的运行情况；
6.2 做好各设备的卫生清洁工作。
7 质量验收
质量验收按照有关技术标准执行。检验项目总体及定值单为三级验收，整组传动时验收人应到现场参与验收。
附件：监控系统定检项目表
检验项目 全部检验 部分检验 机组LCU 公用LCU 上位机
1 外观及接线检查 √ √ ● ●
2 机架、硬件跳线的检查 √ √ ● ●
3 绝缘电阻及介质强度检测
3.1 绝缘电阻检测
3.2 介质强度检测 √ ● ●

4 电源的检查
4.1 交流220V电源
4.2直流220V电源
4.3直流24V电源
√

√

√
●
●
●
●

●
●
●

5.模块检查
5.1主机检查
5.2开关量输入模块检查
5.3开关量输出模块检查
5.4开关量输出模块检查
5.5模拟量输入模块检查
5.6温度量输入模块检查
5.7电源模块检查
5.8主站通讯模块检查
5.9从站通讯模块检查
√
√
√
√
√
√
√
√
√
√
√
√

●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●

●

●

6.上位机检查
6.1计算机各配件外观检查
6.2硬盘容量检查
6.3软盘驱动器检查
6.4软件及驱动程序检查
√
√
√
√

√
●
●
●
●
●
●
●
●
7.网络检查
7.3网络适配器检查
7.4网络双绞线检查

√
√

√

●
●

●

●
8.机组化元件检验
8.1各继电器校验
8.2其它自动化元件检查
√
√
√
√
●
●
●
●
9.定值检查
9.1水机保护定值检查.
9.2电量及非电量发信定值检查
9.3温度量定值检查
9.4温度电阻接线补偿校检(不含电阻头)
√
√
√
√
√
√
√
√
●
●
●
●

●

10.机组LCU系统功能检查
（1）导叶行程输入点
（2）制动风闸接点回路
（3）转速信号接点
（4）FMK、FDK信号
（5）自准装置异常接点
（6）励磁系统相关信号
（7）上导油箱油位信号
（8）推力油箱油位异常信号
（9）水导油位异常信号
（10）剪断销剪断信号(摩擦装置变位信号)
（11）漏油泵试验(漏油泵启停、油位异常信号)
（12）顶盖水泵试验(顶盖泵启停、水位异常信号)
（13）电调故障信号、电调电源故障信号
（14）电气事故信号、定子一点接地、转子一点接地
（15）锁锭
（16）出口开关及相关刀闸
(17)压油泵回路(压油泵启停、油压异常信号),补气控制
（18）交流电压回路故障、直流电压回路故障、水车直流监视、甲路电源监视
（19）远方开/停机把手
（20）开机/停机指令
（21）风闸控制
（22）冷却水控制(冷却水压力、通断信号)
（23）围带控制
（24）励磁系统控制及无功功率调整
（25）自准控制, 手准控制
(26) 调速系统控制及有功功率脉冲调整
(27)开停机电磁阀、事故停机电磁阀
(28)水机事故保护试验:温度保护、电气保护、励磁事故、低油压、紧急停机、过速
（29）机组转速测控器(转速继电器)
（30）机组巡测温度量补偿试验,
（31）交流数采装置由仪表人员检验
(32) 上位机开机空转、开机空载、开机并网；解列停机、解列空载、解列空转。 全
部
项
目

全
部
项
目

检
查
故
障
信
号
，
检
查
各
事
故
动
作
及
相
关
信
号
●

12.公用系统LCU功能检验
（1）开关量输入检验
（2）开出量输出检验
（3）模拟量采集检验
（4）辅助设备整组启动检验（开入量）
（5）交流数采装置(变送器)检验
（6）同期装置检查调试
全
部
项
目 结
合
设
备
检
修 ●
微机继电保护装置维修规程
1 主题内容与适用范围
1．1 本规程规定了金岭发电公司微机继电保护装置的检验内容、检验要求。
1．2 本规程适用于金岭发电公司继电保护工作人员进行微机继电保护装置的日常维护及现场检验工作。
2 引用标准及技术资料
2.1　GB 7261—87 继电器及继电保护装置基本试验方法
2.2　GB 14285—93 继电保护和安全自动装置技术规程
2.3　GB/T15145—94 微机线路保护装置通用技术条件
2.4　GB 50171—92 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范
2.5　DL 478—92 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
2.6　DL/T584—95 3~35KV电网继电保护装置运行整定规程
2.7　DL/T587—1996 微机继电保护装置运行管理规程
2.8　DL/T624—1997 继电保护微机型试验装置技术条件
2.9　福建省电网继电保护检验规程（福建省电力有限公司）
2.10　微机继电保护装置技术说明书
3 总则
3.1 检验前的准备要求：
在进行检验之前，工作(试验)人员应认真学习原水利电力部颁发的《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》、《继电保护及电网安全自动装置检验条例》和本规程，理解和熟悉检验内容和要求。
3.2 本规程的有关编写说明：
3.2.1 本规程中所使用的保护装置端子号，在整屏试验时应自行核对被试保护屏的端子号；
3.2.2 本规程中额定交流电流用IN表示(即IN=5A或1A)，额定交流相电压用UN表示(即UN=57.7V)；
3.2.3 本规程不包括通信、通道设备的检验；
3.2.4 本规程是在产品出厂试验合格的前提下编写的，因此不包括出厂检验内容。
3.3 试验设备及试验接线的基本要求
3.3.1 为了保证检验质量，应使用继电保护微机型试验装置，其技术性能应符合部颁DL/T624—1997《继电保护微机型试验装置技术条件》的规定；
3.3.2 在保证检验质量的前提下，为加快检验速度，本规程中的部分检验项目可以采用专用自动调试设备进行检验(在这部分检验项目的检验要求中有专门说明)；
3.3.3 试验仪表应检验合格，其精度应不低于0.5级；
3.3.4 试验回路的接线原则，应使加入保护装置的电气量与实际情况相符合。模拟故障的试验回路，应具备对保护装置进行整组试验的条件。
3.4 试验条件和要求
3.4.1 交、直流试验电源质量和接线方式等要求参照部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条例》有关规定执行；
3.4.2 试验时如无特殊说明，所加直流电源均为额定值；
3.4.3 加入装置的试验电流和电压，如无特殊说明，均指从保护屏端子上加入；
3.4.4 为保证检验质量，对所有特性试验中的每一点，应重复试验三次，其中每次试验的数字与整定值的误差应满足规定的要求。
3.5 试验过程中应注意的事项
3.5.1 断开直流电源后才允许插拔插件，插拔交流插件时应防止交流电流回路开路；
3.5.2 存放程序的EPROM芯片的窗口要用防紫外线的不干胶封死；
3.5.3 打印机及每块插件应保持清洁，注意防尘；
3.5.4 调试过程中发现有问题时，不要轻易更换芯片，应先查明原因，当证实确需更换芯片时，则必须更换经筛选合格的芯片，芯片插入的方向应正确，并保证接触可靠；
3.5.5 试验人员接触、更换芯片时，应采用人体防静电接地措施，以确保不会因人体静电而损坏芯片；
3.5.6 原则上在现场不能使用电烙铁，试验过程中如需使用电烙铁进行焊接时，应采用带接地线的电烙铁或电烙铁断电后再焊接；
3.5.7 试验过程中，应注意不要将插件插错位置；
3.5.8 因检验需要临时短接或断开的端子，应逐个记录，并在试验结束后及时恢复；
3.5.9 使用交流电源的电子仪器(如示波器、毫秒计等)进行电路参数测量时，仪器外壳应与保护屏(柜)在同一点接地。
4 检验种类和期限
4.1 全部检验：新投入运行后的第一年内进行一次全部检验，以后每6年进行一次全部检验，时间为4天。
4.2 部分检验：每年进行一次部分检验，检验结合该保护所保护的一次设备计划检修时进行，时间为2天。
4.3 临时检验：装置改造、检修或更换一次设备后与运行中发现异常情况或事故后的检验，时间为1－2天。
5 检验项目
序号 检 验 项 目 部分检验 临时检验
1 外观及接线检验 √ √
2 绝缘电阻检测 √ √
3 绝缘介质试验 √
4 逆变电源正常工作状态下检测 √ √
5 通电初步检验
5.1 软件版本和程序校验码的核查
5.2 时钟的整定和校核 √
√
6 整定值的失电保护功能检验 √ √
7 开关量输入回路检验 √
8 模数变换系统零漂检验 √
9 保护定值检验 √ √
10 输出触点和信号检查 √
11 整组试验 √ √
12 传动断路器试验 √ √
13 定值与开关量状态的核查 √
6 检验工艺及质量要求
6.1外观及接线检查
序号 项 目 检查结果
1 保护盘固定良好，无明显变形及损坏现象，各部件安装端正牢固。
2 电缆的连接与图纸相符，施工工艺良好，压接可靠，导线绝缘无裸露现象。
3 端子排安装位置正确，质量良好，数量与图纸相符。
4 切换开关、按钮、键盘等应操作灵活、手感良好。
5 所有单元、连片、端子排、导线接头、电缆及其接头、信号指示等应有明确的标示，标示的字迹清晰无误。
6 各插件插、拔灵活，各插件和插座之间定位良好，插入深度合适。
7 各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确，芯片放置位置正确。
8 保护装置的硬件配置、逆变电源额定工作电压符合现场实际。
9 各部件应清洁良好。
10 核查装置接地线以及CT、PT接地点位置 。
6.2绝缘检查
序号 项 目 绝缘电阻（MΩ）
1 交流电压回路对地
2 交流电流回路对地
3 直流回路对地
4 交流回路之间
5 交、直流回路之间
6 跳、合闸回路接点之间
要求 ①各回路对地绝缘电阻应大于10MΩ；②所有回路对地绝缘电阻应大于1MΩ。
试验前准备工作如下：
6.2.1 在端子排分别短接交流电压回路、交流电流回路、直流回路、跳、合闸回路，再测量各自回路对地绝缘。
6.2.2 将打印机与微机保护装置断开。
6.2.3 逆变电源开关置开启位置。
6.2.4 保护屏上各连接片置“投入”位置，重合闸方式切换开关置“停用”位置。
6.2.5 断开直流电源、交流电压等回路，并断开保护装置与其他装置的有关连线。
6.2.6 在保护屏端子排内侧分别短接交流电压回路端子、交流电流回路端子、直流电源回路端子、跳闸和合闸回路端子、开关量输入回路端子、远动接口回路端子及信号回路端子。各插件各端子并联(7号通信模件、CPU插件可不作绝缘试验)，用500V摇表按插件分别对地摇绝缘，绝缘电阻应大于100M欧姆。由于电源模件24V、220V出入口带滤波器，对地有电容，摇绝缘时应将电源插座取下。
6.3 逆变电源正常工作状态下检测
断开保护装置跳闸出口连接片,试验用的直流电源应经专用开关，并从保护屏端子排上的端子接入，屏上其他装置的直流电源开关处于断开状态。（空载状态下）拉合直流保护装置电源，保护应无异常信号。
6.4通电初步检验
装置上电后，保护运行灯亮，液晶显示器显示主画面，指示装置正常。
6.4.1软件版本和程序校验码的核查
序号 项目 CRC校验码 程序形成时间 版本号
1 CPU
2 MONI

6.4.2时钟的整定与校核(断、合逆变电源开关至少应有5min时间的间隔)
序号 项 目 检查结果
1 时钟整定好后，通过断、合逆变电源的方法，检验在直流失电一段时间的情况下，走时仍准确，整定值不发生变化。
6.5整定值的失电保护功能检验
定值整定好后，通过断、合逆变电源的方法，检验在直流失电一段时间的情况下，整定好的定值仍准确，整定值不发生变化。
6.6开关量输入回路检验
进入保护状态的开入量状态下的液晶显示屏内，投入相关保护装置的功能压板，各压板状态应能在0→1和1→0之间变化。
6.7模数变换系统零漂检验
进入保护装置的模拟量交流采样值菜单进行零漂值检验，在未加入任何电气量的情况下，要求零漂值均在0.01IN(或0.05V)以内。检验零漂时，要求在一段时间(几分钟)内零漂值稳定在规定范围内。
220V直流电源系统维修规程
1 主题内容与适用范围
1.1　本规程规定了金岭发电公司PZG8-300/200-T直流电源屏成套装置、GFM－300型阀控蓄电池组的检验周期、检验项目、检验方法、检验质量要求。
1.2　本规程适用于金岭发电公司PZG8-300/200-T直流电源屏成套装置、GFM－300型阀控蓄电池组的现场检验及维护管理等工作。
2 引用标准及技术资料
DL/T 724—2000 《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》；
DL/T 637—1997 《阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件》；
部颁标准 《继电保护及电网安全自动装置检验条例》；
部颁标准 《继电保护及电网安全自动装置现场工作保安规定》；
3 总则
3.1　基本要求：在进行检验之前，工作(试验)人员应认真学习原水利电力部颁发的《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》、《继电保护及电网安全自动装置检验条例》和本规程，熟悉装置结构原理、检验项目和检验质量要求。
3.2　试验设备、试验接线及图纸资料基本要求
3.2.1　试验仪器、仪表应检验合格，仪表精度应不低于0.5级。
3.2.2　试验回路的接线原则，应使加入装置的电气量与实际情况相符合。模拟故障的试验回路，应具备对装置进行整组试验的条件。
3.2.3　检验工作现场应具备与装置实际相符的图纸、上次检验报告、定值单等技术资料。
3.3　试验过程中应注意的事项
3.3.1　不得带电插、拔装置插件，只有装置断开电源后方可允许插、拔插件。
3.3.2　存放程序的EPROM芯片的窗口要用防紫外线的不干胶封死。
3.3.3　调试过程中发现有问题时，不要轻易更换芯片，应先查明原因，当证实确需更换芯片时，则必须更换经筛选合格的芯片，芯片插入的方向应正确，并保证接触可靠。
3.3.4　试验人员接触、更换芯片时，应采取人体防静电接地措施，以确保不会因人体静电而损坏芯片。
3.3.5　原则上在现场不能使用电烙铁，试验过程中如需使用电烙铁进行焊接时，应使用带接地线的电烙铁（地线应可靠接地）或电烙铁断电后再焊接。
3.3.6　因检验需要临时短接或断开的端子，应逐个记录，并在试验结束后及时恢复。
3.3.7　使用交流电源的电子仪器(如示波器、毫秒计等)进行电路参数测量时，仪器外壳应与屏(柜)在同一点接地。
3.3.8　 试验过程中严防直流输出回路短路。
4　检验种类及期限
4.1　全部检验：每5年进行一次全部检验，时间为3天。
4.2　部分检验：每年进行一次部分检验，时间为2天。
4.3 临时检验：装置改造、检修或更换一次设备后与运行中发现异常情况或事故后的检验，检验项目和时间由洋口项目部与业主技术人员临时协商确定。
4.4 新安装或大修后的阀控蓄电池组，应进行全核对性放电试验，以后每隔2～3年进行一次核对性试验，运行了6年以后的阀控蓄电池，应每年作一次核对性放电试验。
5 检验项目
全部检验和部分检验的项目
检 验 项 目 全部定检 部分定检
PZG8-300/220-T直流成套设备 1外观及接线检查 √ √
2 绝缘电阻测量 √ √
3 介质强度试验
4中间继电器和接触器检验 √
5充电电压及浮充电压的调节范围检查 √ √
6显示、测量功能检查及带电测试 √ √
7稳流精度试验 √
8稳压精度试验 √
9纹波系数测量 √
10充电模块并机均流试验 √
11保护及报警等功能试验 √ √
12绝缘监测装置 12.1参数校验 √ √
12.2 用电阻模拟接地试验 √ √
13蓄电池巡检装置 12.1参数校验 √ √
12.2报警及信号回路试验 √ √
14电池容量校核 √ √
6 PZG8-300/220-T直流成套设备检验方法和质量要求
6.1外观及接线检查
6.1.1　检查各部件防尘密封良好，接地点接地可靠，且接地处有防锈措施和明显标志。
6.1.2　检查装置上各元件应完好、清洁无灰尘。否则应进行积尘清扫，清洗后的各元件应放置凉干。
6.1.3　检查插件各元件应完整、焊点及线头无虚焊、松动，电路板线条无断线、锈蚀等不良现象。否则应用无水酒精进行清洗，重新焊接等处理方法，使其满足要求。
6.1.4　检查各继电器触点应无烧毛、损坏、变位等现象。若有，应用适当工具（如镊子等）调整修复。若发现触点表面烧毛发黑时，应用细沙条或绸布沾上无水酒精进行打磨。打磨烧毛触点发黑表面时，不可过度而损伤触点。
6.1.5　检查各电源开关、切换开关、按钮、键盘等应操作灵活、手感良好，通电后各指示灯及表计数据应指示正确。否则应查明原因，并进行相应的处理，使其恢复正常。
6.2　绝缘电阻检测
6.2.1　每次进行绝缘电阻检测前，必须将与被测对象无关的设备、元件或经受不了耐压的元件完全隔离开后，方可使用1000V摇表对柜内回路、元件进行绝缘电阻检测。
6.2.2　测量装置上各交流电流、电压回路对地、直流回路对地及各回路之间的绝缘电阻，其阻值应大于10ΜΩ。
6.2.3　测量装置上各继电器线圈之间、线圈与触点之间、触点与触点之间及跳合空开回路各接点间的绝缘电阻，其阻值应大于10ΜΩ。
6.2.4　测量装置上所有回路对地的绝缘电阻，其阻值应大于1.0ΜΩ。
6.2.5 将电子仪表、自动装置从直流母线上脱离开，直流母线和各支路对地绝缘，绝缘电阻值应不小于10MΩ。
6.3　介质强度检测
6.3.1每次进行该项试验时必须在所规定的绝缘检验合格后才允许进行。
6.3.2在装置屏端子排处将所有电流、电压及直流回路的端子连接在一起，并将电流回路的接地点拆开。整个回路对地施加工频电压为1000V、历时为1min的介质强度试验。
6.3.3试验前必须做好安全措施。试验区域应加设安全围栏，并有专人监护。正式加压试验前，应将高压端放在绝缘物上进行空载试升压，确实证明试验回路接线正确，方可进行试验。
6.3.4试验过程中应无击穿或闪络现象。试验结束后，复测整个二次回路的绝缘电阻应无显著变化。
6.3.5当现场试验设备有困难时，允许用2500V插表测试绝缘电阻的方法代替。
6.4　继电器和接触器检验
6.4.1　测量各继电器、接触器线圈直流电阻，其测量的电阻值与制造厂标准值相差不大于10%。
6.4.2　继电器的动作值和返回值的测量，其动作值和返回值应满足规定要求，返回系数为0.85±0.05。
6.4.3　中间继电器、接触器的动作电压不应超过额定电压的70%，但一般不应低于额定电压50%。
6.4.4　继电器的触点在实际回路负荷下应不产生足以使触点烧损的火花，触点不应有抖动和接触不良等现象。
6.4.5　检查各继电器外观及绝缘电阻应符合上述规定要求。
6.5　充电电压及浮充电压调节范围检查
充电装置在“自动”方式下运行，修改装置浮充定值，检查充电装置输出电压应在（90％－115％）U范围内连续可调，其中U为蓄电池组输出额定电压。
6.6　显示、测量功能检查及带电测试
起动充电装置让其带上一定负载，检查有关显示功能应正常。改变充电装置输入电压或负载电流，记录其显示值，要求显示值与外部表计显示值的误差应不大于±1％。
检查项目 交流输入 母线电压 控母电压、电流 蓄电池
UAB UBC UCA U U1 I1 U2 I2 U I
显示值
实测值
6.7　稳流精度试验
6.7.1　试验接线图

① 三相试验刀闸10A ；② 三相交流调压器6kVA ；③可调电阻负载。
6.7.2 　试验方法
让充电装置工作在“自动”状态。按照下表要求，调节三相调压器电压使交流输入电压在额定值＋10%,-10%范围内变化，输出电压在充电电压调节范围内变化时,负荷电流在20％－100％范围内的任一数值保持稳定，其稳流精度δI≤±1%。
计算公式：δI=(IM-IZ)/ IZ。式中δI—稳流精度，IM—输出电流波动极限值，IZ―输出电流整定值。
稳流精度试验记录表格
直流输出电流整定值IZ（A） 交流输入电压（V） 实测直流输出电流（A） 稳流精度最大值（%）
90%U(V) 100%U(V) 110%U(V)

20%Ie 342
380
418

50%Ie 342
380
418

100%Ie 342
380
418
1 Ie、U为额定电流、额定电压值；
2 此项试验时应注意改变限流定值。
6.7.3　限压及限流特性
充电装置以“自动”方式运行，若充电电压达到限压整定值时，设备应能自动限制电压，并自动转换为恒压充电运行。
充电电装置以“稳压”充电方式运行，若输出电流超过限流整定值时，设备应能自动限制电流，并自动转换为降低输出电流，输出电流将会立即降至限流值以下。
6.8　稳压精度试验
6.8.1　试验接线图
　　　
380V

① 三相试验刀闸10A ；② 三相交流调压器6kVA ；③可调电阻；④示波器。
6.8.2　试验方法
按照下表要求，让充电装置工作在“自动”状态，调节三相调压器电压使交流输入电压在＋10%,-10%范围内变化，输出电流在在其额定值的0％～100％范围内变化时，输出电压在浮充电调节范围内的任一数值上保持稳定，其稳压精度δU≤±0.5%。
计算公式：δU=(UM-UZ)/UZ,式中δU——稳压精度,UM——输出电压波动极限值,UZ——输出电压整定值。
稳压精度(纹波)试验记录表格
直流输出电压整定值（V） 交流输入电压（V） 实测直流输出电压（V） 稳压精度最大值（%） 纹波系数最大值（%）
0%IN 20%IN 50%IN 100%IN

90％U 342
380
418

100％U 342
380
418

115％U 342
380
418
6.9　纹波系数测量
充电装置工作在“自动”状态，调节三相调压器电压使交流输入电压在额定值的＋10%,-10%范围内变化，输出电流在0％～100％额定值范围内变化，输出电压在浮充电调节范围内的任一数值上，用数字录波仪记录直流母线电压波形，根据记录波形分析计算出直流母线电压的纹波系数δ≤±0.5%。
纹波系数是取直流电压中脉动量峰值与谷值之差(峰值-谷值)的一半,与直流电压平均值之比。计算公式：δ=(Uf-Ug)/(2Up),式中δ——纹波系数,Uf——直流电压中的脉动峰值,Ug——直流电压中的脉动谷值,Up——直流电压平均值。
注意事项：试验时应注意过电压保护和低电压保护是否动作，必要时作适当调整。
6.10 充电模块并机均流实验
将设备所有模块的输出电压均整定在浮充电压调节范围内同一数值上，所有模块全部投入，在浮充电（稳压）状态下运行。设模块总数为n+1, 模块输出额定电流Ie 。
调整负载，使设备输出电流为50%额定值[50%×Ie（n+1）]。测量各模块输出电流，并计算其均流不平衡度,其值应不大于±5%。
调整负载，使设备输出电流为额定值Ie（n+1），测量各模块输出电流，并计算其不平衡度，其值应不大于±5%。用以下计算公式计算：
均流不平衡度=100%×（模块输出电流极限值—模块输出电流平均值）/模块的额定电流值
当设备输出电流为nIe时，将一模块退出运行，测量其余各模块的输出电流。并计算其均流不平衡度，其值应不大于±5%。
6.11　保护及报警功能试验
6.11.1　限流及短路保护
改变负载电流大小，当电流超出整定的限流值时，应具有限流功能，限流整定值范围为输出额定值的10～100％。模拟母线或出线支路上发生短路时，充电模块能自动降低输出电压和电流，使输出电流限制在12A左右。
6.11.2　过/欠压保护及声光报警功能
模拟直流母线电压过高、过低，交流电源过高、过低、断相，直流熔断器熔断等试验直流监控装置 (电压监视、绝缘监察、声光信号)，检查结果应符合下表规定。
名称 220V直流系统整定值
交流过压值 450V
交流欠压值 320V
过压继电器 242V
欠压继电器 198V
绝缘监测装置 25 kΩ
在试验条件无法满足充电装置技术参数的情况下，可将有关保护整定值修改到试验条件允许的范围内，待完成保护整定值校验工作之后，再将整定值改回到原来数值。
6.12 微机绝缘监测装置
6.12.1 参数校验
调整控制母线电压、正对地电压、负对地电压，使其实际值与显示值之间的误差小于±1%。
6.12.2 用电阻模拟接地检验
用25kΩ电阻接于每一支路和地之间，此时绝缘监测装置应能监测、显示和报警。
用25kΩ电阻接于正负母线和地之间，此时绝缘监测装置应能监测、显示和报警。6.13 蓄电池巡检装置
6.13.1 参数校验
调整蓄电池电压、单体电池电压，使其实际值与显示值之间的误差小于±10%。
6.13.2 报警及信号回路试验
模拟任一电池故障，此时蓄电池巡检装置应能监测、显示和报警。
6.14 蓄电池容量校核
金岭发电公司只有一组电池，一般退出运行，也不能作全容量核对性放电、只能用0.1C10A电流恒流放出额定容量的50%，在放电过程中，蓄电池组端电压不得低于2V×N，放电结束后其计算蓄电池容量值应符合规定要求。放电后应立即用0.1C10A电流进行恒流限压充电→恒压充电→浮充电。
蓄电池组放电期间，应测量并按规定要求记录蓄电池组端电压、环境温度、放电电流、放电时间及蓄电池单体电压。放电期间环境温度如果不是25℃，则需将实测容量Ct按以下公式换算成25℃基准温度的实际容量Ce。
Ce = Ct/[1+K(t-25)]
式中：t——放电开始时蓄电池温度，℃；
K——温度系数，10h率容量试验时，K =0.006/℃；
1h率容量试验时，K =0.01/℃。
7　阀控蓄电池组维护要求
7.1 在巡视检查中应检查蓄电池的单体电压值，连接片有无松动和腐蚀现象，壳体有无渗漏和变形，极柱与安全阀周围是否有酸雾溢出，绝缘电阻是否下降，蓄电池是否过高等。
7.2　阀控蓄电池的温度补偿系数受环境温度影响，基准温度为25℃时，每下降1℃，单体2V阀控蓄电池浮充电压值应提高3-5Mv。
7.3　每季进行一次均衡充电。具体方法是：以2.35V/台×电池台数的充电电压进行恒压充电，充电3小时，再转浮充运行。
7.4　结合现场实际情况，应定期对阀控蓄电池组外壳清洁工作。
柴油发电机维修规程
1　主题内容与适用范围
1.1　本规程规定了金岭发电公司防汛备用电源柴油发电机日常检查维护、小修工作内容和要求。
1.2　本规程适用于金岭发电公司防汛备用电源柴油发电机日常检查维护和小修管理工作。
2　引用标准和技术资料
2.1　柴油发电机组应用维护手册
 柴油发电机组检修工作分类
3.1 全部检验：新投入运行后的第一年内进行一次全部检验，以后每5年一次，时间为3天。
3.2 部分检验：每年进行一次部分检验，时间为2天。
3.3 临时检验：装置改造、检修或更换设备后与运行中发现异常情况或事故后的检验。
4　柴油机发电机检查维护内容和要求
4.1 柴油机发电机日常检查维护内容及要求
4.1.1主汛期每周一次，非主汛期每月两周对柴油机启动试验一次，检查柴油发电机各部件运行应正常。
4.1.2 开机前，拆开在中点和地之间的导线，测量从终端至地的阻抗。机器对地的绝缘　电阻应超过2MΩ。
4.1.3 检查柴油机外表、控制开关、表计等各部件应完好无破损，各部件连接螺丝紧固无松动，各接线头接触良好。
4.1.4 蓄电池单体开路电压应在13-14V，且外观无灰尘、裂痕、漏液。　
4.1.5　检查柴油机燃油箱油位，其油量必须保持在油标两刻度间，且至少存有360kg（两桶）的备用油；检查机油油位应应保持在正常范围内，且至少存有10kg的备用机油（型号为15W/40）；检查冷却器水位在正常范围内；
4.1.6　检查充电机工作正常，接线应正确，其空载输出电压应在24-28V之间,充电电压、电流正常。
4.1.7　检查柴油机皮带张力正常无松脱。
4.1.8　检查空滤器进气阻力指示器应为绿色（不应变成红色）。
4.1.9 检查柴油机外观整洁，连接螺栓无松动、断裂。
4.1.10 检查柴油机油路、润滑、冷却等系统各管接头无漏水和漏油。
4.1.12 检查发动机出口开关ZKK在断开位置。
4.2 柴油发电机起动前检查内容和要求
4.2.1　由于设有自动控制系统的发电机可以不先警告而自动启动，所以在检查前应把控制屏的开关关掉。
4.2.2　检查蓄电池开路电压为13—14V，且各连接线螺丝紧固，线头接触良好。
4.2.3 检查柴油机燃油箱油位、机油油位、冷却水水位应在正常范围内。
4.2.4　检查柴油机冷却风扇叶片无变形、皮带张力正常无松脱。
4.2.5　检查柴油机油路、润滑、冷却等系统各管接头无漏水、漏油等异常现象。
4.2.6　检查发动机出口开关ZKK在断开位置。
4.3 柴油发电机运行中检查内容和要求
4.3.1　检查柴油机各有关部件运转正常，无异常响声。
4.3.2　应密切监视柴油发电机运行状况，保持机组端电压400V+5%V、频率50+2%HZ范围内且三相电流指示正常。
4.3.3 检查机油油温应在82—107℃，不大于108℃；冷却水水温应在85℃，且注意检查燃油、机油、冷却水，其数量应满足柴油机正常运行要求。
4.3.4 从柴油机起动的一刻就开始工作,正常的油压约35-60P、S、Ｉ/60Hz。发动机热身后,油压会大大增加。
4.3.5　检查柴油机应无漏油、漏水等其它异常现象，并观察柴油机的排气烟色应无异常（正常烟色略带青灰色，若为深蓝色，浓黑色应停机检查）。
5　柴油机发电机小修检查内容及要求
5.1 每年汛前对柴油机发电机进行小修。
5.2　检查清洗空气滤清器，更换有破损的空气滤清器芯子。
5.3　检查、清洗机油滤清器、燃油滤清器，有破损则进行更换。
5.4　检查、更换发动机机油。
5.5　检查、更换冷却系统冷却水。
5.6　检查、清洗曲轴箱通风器。
5.7　检查、调整皮带轮张力。
5.8　检查柴油机发电机各部件连接、固定螺丝牢固无松动，外壳接地良好，否则应按要求进行紧固和修复。
5.9　柴油机发电机各种仪表按规定周期检验，确保仪表示值正确、可靠。
5.10　检查、清扫充电装置，确保装置各元件清洁、固定牢固无松动，各接线头接触良好，装置绝缘电阻符合规定要求，且充电装置空载输出电压为24-28V之间，带载输出电流为1.5~20A之间连续自动调整。
5.11　检查，清洁发电机励磁调压装置。
5.12　检查发电机定、转子线圈运行情况。打开窗盖板，检查发电机定、转子线圈间、线圈表面及风扇内部等应清洁，无杂物或较多灰灰尘，否则应用干燥清洁的压缩空气（注意压强应不超过2个大气压）进行清扫干净，以保持有效的通风和散热。发电机清扫干净后，应按规定要求测量定、转子线圈及连接线绝缘电阻，其阻值应符合规定要求。
5.13　检查发电机出口自动空气开关和刀闸，其动、静触头应无烧毛、接触良好。若发现有动、静触头烧毛时，应使用0#金相砂纸打磨处理，烧损严重的必须进行更换；若发现有动、静触头接触不良时，应按规定要求进行调整，且自动空气开关及刀闸分、合闸应灵活可靠。
6.柴油机故障说明及处理
6.1 柴油机异常、故障跳闸处理
故障 现象 处理指导
柴油机起动故障(只适用于手动控制屏) 当匙旋至SRAAT位置时，柴油机不转动 1、查匙开关的动作。２、检查故障指示灯亮，如需要修理指示的故障后复位。3、检查控制屏上的电池电压，如无电压表有读数，查保险丝如电压表读数，但电压低，对电池另处用充电器充电再次连接。
柴油机起动故障(只适用于自动系统) 当START信号输入但不能启动柴油机，无论用控制开关手动或用遥控信号自动均不起动 1、检查所有急停机按钮是否已放松，如无遥控停车，检查是否已连接（遥控停机）终端。2、检查控制开关是否“OFF”。3、检查故障指示灯亮，如需要修理指示的故障后复位。4、检查控制屏上的电池电压，如无电压，查保险丝，如电压低对电池另处用充电器充电再次和机连接，注意在拆除和连接电池线时，控制一关就在“OFF”的位置。5、检查在起动马达上的电磁用DC电压请连接此接头和电池负极，用手动把控制工开放旋START试起动，如有电压则起动马达或电磁有故障，须替换，则检查控制屏的接线是否松脱或短路。6、如线路无损则换印刷电路板。
柴油机起动故障(适用于所有控制屏) 柴油机转动但不能起动或柴油机起动20秒后停止 1、检查燃料油位。2、检查在外罩上的紧急停止按键是否已复位。3、检查燃料控制电磁铁接线是否有电压。4、检查燃料管道及过滤器是否堵。5、如果在排气系统有白色烟说明燃油已进入发动机，但柴油机不着车。6、如外界温度低，如有热启动，请用上。7、检查机油压力传感器是否堵塞。
电池电压低报警(自动系统) 低电压警报灯亮 1、检查电池电压。2、发电机静止时电池低则将电池拆离并用另一个充电机充电或运行柴油机充电。3、如电池电压太低，但发电在运转，即说明柴油机驱动充电机不充电，停机检查风扇皮带。4、如风扇皮带不松，则检查充电交流柴油驱动充电机。5、如电池不能蓄电，换电池。6、一旦故障已排除，按复位钮清除故障。
电池充电器不充电报警（自动系列） 报警灯亮 1、检查点滴充电器是否已开启和有列输出。2、按电池电压低检查方法进行。3、一旦原因找出被排除，按复位钮熄减故障。
当发电机运转时无电压产生（所有控制系统） 交流AC电压表上表电压 1、检查电压表选择开关是不是打在OFF位置。2、检查保险丝，通常装在交流发电机终端盒。3、用另处的电压表来测量交流电流电机的终端电压，如正常则检查发电机到控制线的接线，检查电压表，必要时换一个。4、检查AVR和旋转二极管5、检查柴油机转速是否正常。
发电机不向负载供电（所有控制系统）在关 发电机在运转但负载上无供电 1、检查电路开关是否在ON位置。2、检查发电机是否产生交流电压。
发电机不能手动停机（所有控制系统） 在关机后发电机仍在运转 1、检查匙开关和控制开关的位置是否合适。2、检查燃料控制电磁。
在自动模式下发电机不能停机（自动系列） 当遥控已取消START信号，但发电机仍不停机 注意：在自动系列控制系统中，在遥控START信号取消后是否立即停机的，它要一段时间来冷却机器。
1、等5分钟冷却时间。2用按急停按钮或控制钮到OFF位置，看发电机是否停机。3、如按2所做仍列无法停，则检查燃料控制电磁铁接阀。

7 质量验收
质量验收按照有关技术标准执行，检验项目总体及定值单为三级验收。
载波通讯运行维护规程
1 总则
1．1 载波通信是电力系统专用通信网的重要组成部分，是确保电网安全、优质、经济运行、实现电网调度自动化和管理现代化的基本通信手段。
1．2 本规程的目的在于提高载波通信系统的运行管理水平，保证设备运行和技术指标符合要求，为电力调度、水库调度及自动化等提供优质可靠的载波通道。
2 主题内容与适用范围：
2.1 本规程规定了金岭发电公司载波系统的运行、维护管理的内容、方法和主要的规章制度。
2.2 本规程适用于金岭发电公司载波系统的日常运行、维护工作。
3 引用标准和技术资料
3.1 ZDD-50A/B型单边带电力线载波机使用说明书
4 设备说明及组成
4.1 ZDD-50A/B型单变带电力线载波终端机，是按35KV及以下高压输电线上传送话音和非话音复合信号的终端设备，能满足高压输电网中发电厂、变电所之间的调度和业务通信要求。
4.2 ZDD-50A/B型型电力线载波机具有以下功能:1、AGC电平自适应范围高达60Db 。2、音频频缎及电平的可编程复用。 3、自适应均衡系统实现在线频响自动均衡。4、远动接口电平自动控制。5、800HZ信号电平自动测试。6、模块化供电电源。7、多功能多用户的勤务、接口和微机交换系统等
4.3 本设备由发信部分、收信部分、电话交换系统部分和电源部分组成。
4.4 发信部分由：音频处理单元、发信调制单元、功率放大单元、方向发送单元组成。
4.5收信部分由：音频处理单元、收信解调单元组成。
4.6电话交换部分由：勤务通话单元、环路接口单元、自动交换单元组成。
5 载波月故障报表及运行统计
5.1月故障月报表
电路编号 机器型号 通达地点 故障时间


故障部位、现象、原因及处理经过：
5．2 运行统计
5．2．1 载波电路的运行情况应按月进行统计与评价，统计与评价的项目为载波设备运行率，载波电路运行率和载波线路运行率。
5．2．2 载波设备运行率按下式计算：
中断路数（路）× 设备故障时间（min）
设备运行率=（1- ——————————————————）× 100%
配置电路数× 全月日历时间（min）
5.2.3 载波电路运行率按下式计算：
中断路数（路）× 故障时间
电路运行率=（1- ——————————————）× 100％
实用路数（路）× 全月日历时间
5.2.4 载波线路运行率按下式计算
故障线路百对公里数 × 故障时间（min）
载波线路运行率=（1- —---——————————————-———）×100％
全网线路百对公里数 × 全月日历时间（min）
6 检修项目
6．1 清除尘垢，保持清洁。
6．2 测量检查各项的电源电压。
6．3 观察各指示灯是否处于正常位置。
6．4 交换系统的自环检查和互试通话、振铃。
7 设备主要参数
7．1 话音:
发信输入电平：二线发 0 dBm/600Ω 变化范围: +6 ∽ -20dBm
四线发 0 dBm/600Ω 变化范围: +6 ∽ -20dBm
发信输出电平见表1:
表1话音发信输出电平
工作状态 50Bd 300 Bd 600 Bd 话音专用 远动专用
dBv/0 Ω -5 -8.5 -9.5 -5 /
收信输入电平见表2：
表2话音发信输入电平
工作状态 50Bd 300 Bd 600 Bd 话音专用 远动专用
DBV/0 -10 -13.5 -14.5 -10 /
收信输出电平 四线收 0dBm/600Ω 变化范围: +6 ∽ -20dBm
二线收 -7dBm/600Ω 变化范围: +6 ∽ -20dBm
对外阻抗：600欧平衡式
反射衰耗：≥16dB
平衡衰耗：≥40dB
7．2远动
发信输入电平：-14dBm/600Ω 变化范围 0∽-30dBm
发信输出电平见表3：
表3 远动发信输出电平
工作状态 50Bd 300 Bd 600 Bd 远动专用
dBV/0Ω -18 -14 -12 -6
收信输入电平见表4：
表4 远动收信输入电平
工作状态 50Bd 300 Bd 600 Bd 远动专用
dBV/0Ω -23 -19 -17 -11
收信输出电平 0dBm/600Ω 变化范围0∽-20dBm
对外阻抗：600Ω平衡式
反射衰耗：≥16dB
平衡衰耗：≥40dB
8 维护管理
为保证ZDD—50A（120）型载波设备的正常、可靠运行，当设备投入线路开通前，请用户详细阅读本技术说明书，并确认线路系统及本设备载波频谱符合要求：
8．1设备供电220V交流或直流允许偏差±20%，-48供电允许偏差(+20%，-15%)。
8．2 设备后部母板上设置220V供电开关，电源单元前端设置—48V供电开关，运行时应将两开关均置“通“位置。
8． 3 设备母板左端为220V电压，安装及测试时请注意安全操作。
 4 应正确设置工作状态，且设备A、B端所设置工作状态应一致。如A端置“远动复用600Bd”状态，则B端也应置“远动复用600Bd”状态。
 5 在有远动信号传输时，不应进行自适应均衡（设备将不响应）。
8．6 在电话交换系统摘机时，设备将不执行800HZ测试或自适应均衡指令，在800HZ测试状态下，若电话交换系统摘机则设备将退出800HZ测试。
 7 800HZ测试或自适应均衡应从正常状态下进入，两种状态不应同时进行，即800HZ测试时不应进行均衡或均衡时不应进行800HZ测试。
 8 音频处理单元，“复位”键不得随意按动，只有在充分确认运行在死机状态下才可触发该建，否则将会影响运行状态，并自动进入“均衡”。
 设备运行在收发紧令状态时，为防止发信支路信号干扰收信支路，应将音频处理单元板上XT6置于2、3位置（平时置于1、2位置）。

厂用电动机运行维护规程
1、本规程规定了对供用电动机的一般要求
1.1电动机的运行方式，电动机的操作、监视和维护、电动机的异常现象及其处理的方法：
1.2本规程适用于金岭发电公司厂用电动机。
2、一般要求：
2.1在每一台电动机的外壳上，均应有原制造厂的定额铭牌。
2.2电动机的外壳，通风管道及其它金属结构，应涂油漆，并标时编号。
2.3在电动机及其所带动的机械上，应划有箭头，指示旋转方向。
2.4接触器，磁力起动器及其控制按钮等，应有永久标志，以指明其属于哪一台电动机。
2.5交流电动机定子绕组的引出线，应标明其相别，对于直流电动机，则应标明其极性。
2.6电动机的外壳，是根据《电力设备接地设计技术规程》中的有关规定接地。
2.7电动机的运行历史记录，按所属机组列于一本专用的电动机历史记录簿内。
2.8保护厂用电动机的熔断器的熔体，不论是已装好的或者是备用的，均应经过检查，并在上面注明额定电流。每个熔断器的外壳上，应写明其中熔体的额定电流值，备用的熔体应固定放在更换方便的地方。
2.9所有交流电动机，均应在全电压下直接起动。
2.10备用中的电动机应定期检查和试验，或轮换运行，以保证能随时起动。
2.11电动机交接，大修或更换绕组后的试验，按《电气设备预防性试验规程》的有关要求进行。
3、电动机的运行方式
3.1电动机一般可以在额定电压变动-5%至+10%的范围内运行，其额定出力不变。
3.2电动机在额定出力运行时，相间电压的不平衡，不得超过5%
3.3电动机运行时，在每个轴承测得的振动，不应超过下列数值：
额定转速（转/分） 3000 1500 1000 750及以下
振动值（双振幅）（毫米） 0.05 0.085 0.10 0.12
3.4电动机绕组和铁芯的最高监视温度，应根据制造厂的规定，在任何运行方式下均不应超出此温度。
4、电动机的操作、监视和维护
4.1在电动机起动前，应进行如下外部检查；
4.1.1电动机上或其附近有无杂物和有无人工作；
4.1.2电动机所带动的机械是否已准备好，并可以起动；
4.1.3轴承中的油位是否正常；
4.1.4最好设法转动转子，以证实转子与定子不相磨擦，被它所带动的机械也没有被卡住；
4.1.5是否有机械引起的反转现象，如有应设法停止。
4.2起动电动机时，应根据电流表（如有电流表时）监视起动过程；起动结束后，应检查电动机的电流是否超过额定值，发生疑问时应对电动机本身进行复查。
4.3鼠笼式转子电动机，在正常情况下，允许在冷却状态下起动2次，每次间隔时间不得小于5分钟；在热状态下起动一次，只有在处理事故时以及起动时间不得超过2—3秒的电动机，可以多次起动一次。
4.4应经常对电动机的运行情况进行监视。
4.4.1监视电动机的电流是否超过允许值；
4.4.2检查轴承的润滑及温度是否正常；
4.4.3注意电动机的音响有无异常；
4.5电动机轴承的最高允许温度；对于滑动轴承，不得超过80℃；对于滚动轴承，不得超过100℃。
4.6电动机轴承用的润滑油或润滑脂，应符合轴承运行温度和转速的要求，滑动轴承中所用的润滑油，应每半年更换一次；滚动轴承中所用的润滑油脂，应每半年补充一次。电动机运行中轴承的监视温度，如有不正常的升高时，应即查明原因，设法消除。
4.7电动机起动前，一般应用力500伏兆欧表测量绕组的绝缘电阻，备用中的电动 机，亦应定期测量，经常开停的电动机，可减少测量次数，但每月至少测量两次。
4.8电动机的定子绕组和转子绕组的绝缘电阻，常温下不应低于0.5MΩ。
5、电动机的异常现象及其处理的方法
5.1起动电动机时，电动机不转动而只发出响声，或者不能达到正常的转速，可能原因；
5.1.1定子回路中一相断线如熔断，电缆头，开关或接触器触头等一相接触不良，定子绕组一相断线。
5.1.2转子回路中断线或接触不良[如鼠笼式转子铝或铜条和端环间的连接破坏，绕线式转子绕组焊头熔断，引线与滑环的连接破坏，电刷有毛病起动装置回路断开等。]
5.1.3电动机或所拖动的机械被卡住。
5.1.4定子绕组接线错误（如三角形接线误接为星形，星形接线的一相接反等）。
5.2在起动初或运行时，从电动机内出现火花或冒烟，可能原因：
5.2.1鼠笼式转子的铝（铜）条断裂或接触不良。
5.3新安装或检修后的电动机起动时，熔断器熔断或热元件保护动作，可能原因：
5.3.1被带动的机械有故障；
5.3.2电动机或电缆内发生短路；
5.3.3绕线式转子电动机起动时滑环短路，或变阻器不在起动位置；
5.3.4所用熔体的额定电流太小或热元件整定电流太小。
5.4运行中电动机，声音突然发生变化，电流表所指示的电流值上升或降低至零，可能原因：
5.4.1定子回路中一相断线；
5.4.2厂用电电压下降；
5.4.3绕组匝间短路；
5.4.4被带动的机械故障。
5.5运行中的电动机，定子电流发生周期性的摆动，可能原因；
5.5.1鼠笼式转子铝（铜）条损坏；
5.5.2绕线式转子绕组焊头损坏；
5.5.3绕线式电动机的滑环短路装置或变阻器有接触不良等故障；
5.5.4机械负荷发生不均匀的变化。
5.6电动机发生剧烈振动，可能原因：
5.6.1电动机和其所带动的机械之间的中心不正；
5.6.2机组失去平衡（包括所带动机械转动部分和电动机转子）；
5.6.3转动部份与静止部分磨擦；
5.6.4轴承损坏或轴颈磨损；
5.6.5联轴器及其联接装置损坏；
5.6.6所带动的机械损坏；
5.6.7鼠笼式转子端环有裂纹或与铝（铜）条接触不良；
5.6.8电动机转子铁芯损坏或松动，转轴弯曲或开裂；
5.6.9电动机某些零件（如轴承、端盖等）松驰，或电动机底座和基础的连接不紧固；
5.6.10电动机定、转子气隙不均匀超过规定值。
5.7为了查明电动机振动的原因，可先将联轴器拆开，使电动机空载起动，如电动机在空载运行时振动正常，则说明引起振动的是电动机所带的机械；如电动机在空载运行时即有很大的振动，则说明振动是由电动机本身引起的，这时可以：
5.7.1检查电动机的机座和基础固定处的底脚螺栓的紧固情况，如果不紧，应将螺栓拧紧；
5.7.2检查端盖的紧固情况；
5.7.3仔细倾听电动机轴承的声音，注意在轴承上有无敲击声（特别是滚珠轴承）；
5.7.4将电动机的电源切断，再检查振动是否消除，如果振动消除，则说明这种振动可能是由于5.6.7或5.6.10所述原因引起的；
5.7.5如经以上检查，振动的原因仍不清楚，在应将电动机解体，校验转子是否平衡，检查轴颈，轴承及转轴等的状况。
5.8轴承过分发热，可能原因：
5.8.1轴承油面过低；滚动轴承油脂不足或太多；
5.8.2油质不清洁，油种用错；
5.8.3传动皮带拉得过紧，轴承盖盖得过紧。
5.8.4电动机的轴或轴承倾斜（通常发生在安装或检修以后）；
5.8.5中心不正；
5.8.6滚动轴承内部磨损；
5.8.7转子不在磁场中心，引起轴间窜动，轴承敲击。
5.9绕线式电动机运行中电刷冒火，可能原因：
5.9.1电刷和滑环磨得不够光滑；
5.9.2滑环表间不清洁或磨损严重；
5.9.3电刷的压力不均匀；
5.9.4滑环的轴向窜动太大。
5.10消除火花的方法：磨电刷，调整压力，消除电刷和滑环上的尘土，必要时用玻璃砂纸打磨电刷或滑环。
5.10.1如果所有的电刷都发生火花，首光必须用清洁干燥而不脱毛的布清擦；如果还不能消除火花，则将布浸上工业酒精，然后擦清滑环上的油质和污垢，清擦时应仔细，以免布着火。如果电刷还继续冒火，则应该检查是否由于其它原因而造成火花，列如电刷碎裂，电刷卡在刷框里或电刷晃动，电刷磨得不好或弹簧的压力不合适等。如果在此情况下火花还没有消除，就必须用细玻璃沙纸来打磨滑环。
5.10.2电刷磨得不好，可由以下情况来鉴别：在擦拭以后，没有如镜子般平滑的表面或其边缘破坏，就应该用预先磨好的电刷来更换；如果电刷上有油质，应该用布浸上酒精加以清拭，然后将它放到原来的位置，但不要损伤接触面。在现场用玻璃沙纸（#00）研磨电刷时，应该在电动机停止转动情况下，顺着滑环转动的方向拉玻璃砂纸，拉回时须将电刷抬起，同时应注意不使电刷的边缘破坏。
进行此项工作时，电刷的压力可用调整弹簧的方法增大。
5.10.3电刷和刷框之间的间隙，应约为0.1—0.2毫米。从刷框边缘到滑环表面的距离，应约为3毫米，如刷框中的电刷晃动太大，应该更换电刷。
电刷的压力，可用手拉的方法或用弹簧称来检查，并且只允许在电动机停止时进行，所有电刷的压力都应该调整均匀，否则各刷间电流的分配不均，而使电流大的电刷温度升高，电刷应在保证不发生火花的条件下，采用最小的压力。
必须监视电刷的情况，并根据电刷磨损的程度来更换电刷。
5.11绕线式电动机运行中滑环，刷架和刷框发热，可能原因：
5.11.1电刷上压力太大；
5.11.2电刷和刷架之间接触不良；
5.11.3电刷的牌号不合适。
修理的方法：调整压力，使接触良好；检查电刷的牌号。
5.12直流电动机整流子和电刷冒火的原因和消除的方法，可参考部颁《发动机运行规程》有关规定。
6、电动机的事故处理
6.1在下列情况下，必须将电动机停用；
6.1.1在电动机运行中发现有不正常的声音或绝缘有烧焦的气味；
6.1.2电动机内出现火花或冒烟；
6.1.3定子电流超过正常运行的数值；
6.1.4出现强烈的振动；
6.1.5轴承温度超过容许值。
6.2扑灭电动机的火灾，必须先将电动机的电源切断，灭火时应使用电气设备专用的灭火器。

电力电缆运行维护规程

1、主题内容和适用范围

1.1本规程规定了电缆的一般规定，电缆的运行、电缆的维护技术管理、电缆的评级、电缆的预防性试验。
1.2本规程适用于金岭发电公司各级电压的电力电缆和控制电缆
2、有关电缆的一般要求
2.1电缆线的最高点与最低点之间的最大允许高度差：
电压 铅包 铝包
10KV 15米 20米
35KV 5米 ——
2.2电缆的弯曲半径：
2.2.1纸绝缘多芯电力电缆（铅包、铠装）15倍电缆外径；
2.2.2铝包电缆、橡皮绝缘和塑料绝缘电缆及控制电缆按制造厂规定。
2.3电缆线的正常工作电压，一般不应超过电缆额定电压的15%
2.4在电缆中间接头和终端接头处，应有可靠的防水密封，以防水分浸入，电缆的铠装、铅包和金属接头盒应有良好的电气连接，使其处于同一电位，在电缆两端应按“电气设备接地装置规程”的规定接地。
2.5电缆终端头出线应保持固定位置，其带电裸露部分之间及至接地部分的距离（毫米）不得小于下表的规定。
电压（千伏） 10 35
户内 125 300
户外 200 400
2.6安装电缆接头或终端头应在气候良好的条件下进行。
3、电缆的运行
3.1电缆的运行工作主要包括定期巡查、负荷测量、温度检查、预防腐蚀、绝缘预防性试验等项工作。
3.2定期清扫电缆终端套管，防止污染。
3.3加强对装在户外杆上与架空线连接的电缆铅包及终端头的定期外表检查，及时发现缺陷，消除隐患。
同时规定：配电人员攀登上杆时，不能强拉电缆。
3.4电缆导体的长期允许工作温度不应超过下表规定：
额定电压（KV）
电缆种类 3及以下 10 35
天然橡皮绝缘 65
粘性纸绝缘 180 160 50
聚氯乙烯绝缘 165
聚乙烯绝缘 70
交联聚乙烯绝缘 90 90 80
3.5电缆原则上不允许过负荷，即使在处理事故时出现的过负荷，也应迅速恢复正常电流。
3.6在电缆的剥切部分，中间接头和终端头部分的电缆铠装，原则上都应该连接在一起，在两端并应接地，即等电位连接。

4、电缆的维护
4.1维护户内电缆终端头。
4.1.1清扫电缆沟并检查电缆情况，电缆沟积水要排除。
4.1.2清扫终端头，检查有无电晕放电痕迹。
4.1.3检查终端头引出线接触是否良好。
4.1.4锈烂支架及电缆铠装油漆防腐。
4.1.5检查接地情况是否良好，接地线是否标准。
4.2维护户外电缆终端头
4.2.1清扫终端闸及磁套管表面有无放电痕迹。
4.2.2检查终端头引出线接触是否良好，特别是铜铝接头有否腐蚀。
4.2.3修理保护管及油漆锈烂铠装，更换锈烂铁件。
4.2.4检查铅包龟裂情况。
4.2.5检查接地是否良好，接地线是否标准。
4.2.6检查终端闸内绝缘胶有无水分，绝缘不满者应予以补充。
4.3户内电缆头漏油检修。
4.3.1环氧树脂电缆头。
如漏油部分是壳体本身，则可将漏油点环氧凿去一部分，将污油清洗干净，再绕包防漏橡胶带，然后再浇注环氧树脂。如果是环氧杯口三芯边漏油，则将三芯绝缘在杯口绕包环氧带后，将杯口接高一段，再灌注环氧树脂。
4.3.2尼龙头
可在手指套外用塑料带，尼龙绳加固扎牢，或者将尼龙头壳体的上盖拆开，将电缆芯导体在适当位置锯断，增添一只塞止连接管，压接后，用事先已准备好的加高了手指的上盖替换原来的上盖，复装后在上盖手指加高部位灌注环氧树脂，合电缆芯油路全部堵死。
4.3.3生铁电缆头
凿去原有封口材料，挖清油污，并清洁缆芯和磁套管内壁，重新封口。
4.3.4干包头
在工艺上要将三芯分叉口扎紧，绕包绝缘带要分层涂胶，在外面用尼龙绳扎紧。
4.4检修有缺陷的电缆或终端头。
4.4.1终端头磁套管的办法，如有多余电缆可利用时，也可将电缆头割去更换。
4.4.2终端头下部铅包龟裂。
先鉴定其缺陷程度，如果尚未全部开裂，可采用以下两种处理办法：
a、用封铅加厚一层；
b、用环氧带包扎密封。
4.5电缆中间接头或端头故障后，必须立即进行修理工作，以免水分大量浸入，扩大损坏的范围。
故障后的修复需要掌握二项重要原则：
a、电缆受潮部分应予清除；
b、绝缘油或绝缘纸有炭化现象应予更换。
4.5.1电缆线路单相接地（未跳闸）
如果属于机械损伤，可进行局部修理，加添一只假接头，即不将电缆锯断，仅将故障点绝缘加强后密封即可。
4.5.2电缆中间接头在预防性试验中被击穿。
将接头拆开，在消除故障后重新接复，在拆接过程中，要检查电缆芯是否受潮，可剥下表面1—2层绝缘进行检查，也可用热油冲洗，如有潮气则也应彻底消除后方能装复。
4.5.3环氧树脂电缆头在预防性试验中被击穿。
先找出击穿点部位，将击穿点外面的环氧树脂凿去，消除故障后加包堵油层，然后再重新局部浇注环氧树脂。
4.5.4户内电缆头在预防性试验中被击穿。
可进行拆接局部修理，要求清除潮气，有余线情况下一般可适当将铅包再切割一段。

5、技术管理
5.1电缆的技术管理，包括：
a、技术资料的管理；
b、计划的管理；
c、备品的管理；、
d、规程制度的制定、检查和监督执行；
e、培训
5.2电缆设备的评级
设置评级既能全面反映设备的技术状况，又有利于加强设备的维修和改进，保证安全供电。
设备评级可分为三类，评级标准可参考：
5.2.1一类设备
a、规格能满足实际运行需要，无过热现象；
b、无机械损伤，接地正确可靠；
c、绝缘良好，各项试验符合规程要求；
d、电缆头无漏油、漏胶现象，瓷套管完整无损；
e、电缆的固定和支架完好；
f、电缆的敷设途径及中间接头闸位置有标志；
g、电缆头分相颜色和铭牌正确清楚；
h、技术资料完整正确。
5.2.2二类设备
仅能达到一类设备（a—b）项标准的。
5.2.3三类设备
达不到二类设备标准的。
6、电缆的预防性试验
6.1直流耐压试验
6.1.1重要电缆每年至少应试验一次，其它电缆，至少每三年试验一次。
6.1.2新敷设的有中间接头的电缆线路，在投入运行3个月后，应试验一次，以后按一般周期试验。
6.1.3根据试验结果被列为不合格，但经过综合判断允许在监视条件下投入运行的电缆，其试验周期应较标准规定缩短。
6.1.4油纸电缆的直流试验电压（负极性）如下：
2—10千伏 5倍额定电压
15—35千伏 4倍额定电压
橡朔电缆的直流试验电压如下：
3—35千伏 2.5部额定电压
6.1.5试验电压的升高速度约为每秒1—2千伏，到达试验电压以后持续时间为5分钟。
6.1.6在耐压试验中，如发现泄漏电流不稳定或泄漏电流值随试验电压急剧上升或随试验时间逐渐上升现象时，应查明原因，如纯属电缆线路的原因，则可提高试验电压及延长试验时间。
6.1.7电缆连接于其它设备时，应尽可能分开作耐压试验。
6.1.8三芯电缆试验时，在一相上加电压，其它两相应与铅包一同接地。
6.1.9电缆在每次作耐压试验后，必须通过0.1—0.2兆欧姆的限流电阻放电三次以上，然后直接接地。
6.1.10停电超过一个星期但不满一个月的电缆，在重新投入运行前，应用兆欧表测量绝缘电阻，如有疑问时，须用直流高压试验，检查绝缘是否良好。停超过一个月但不满一年的，必须用直流高压试验，其试验电压为所规定的一半电压，时间为一分钟。
6.1.11停电超过试验周期的，则必须作标准预防性试验。
6.2泄漏电流的测定。
6.2.1测量泄漏电流数值，应在不大于耐压前的数值，除塑料电缆外，泄漏电流的不平衡系数应不大于2；最大一相泄漏电流对原10KV及以上者，小于20微安时；6KV及以下者，小于10微安时，不平衡系数不作规定，泄漏电流值只作为判断绝缘情况的参考，不作为决定是否能投入运行的标准。