供变电厂变压器.docx
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供变电厂变压器
设备检修规程
供变电厂变压器维护检修规程
1总则
1.1规程适用范围
本规程适用于公司界区内所有油浸式变压器的维护和检修。
1.2变压器的技术规范
表一:
35KV变压器
序号
名称
容量(KVA)
备注
1
12500
35KV/10
2
10000
35KV/10
3
9476
整流变压器
4
9476
整流变压器
5
11884
整流变压器
6
11884
整流变压器
7
5000
35KV/6KV
8
3150
35KV/6KV
9
25000
该变压器为发电用升压变压器
表二:
10KV/400V变压器
名称编号
额定容量
一次电压
一次电流
二次电压
二次电流
KVA
V
A
V
A
560
10+5%
30.8
400
808
630
10+5%
36.4
400
909
800
10+5%
46.2
400
1155
1000
10+5%
57.5
400
1440
1000
10+5%
57.5
400
1440
1000
10+5%
57.5
400
1440
3
1000
10+5%
57.5
400
1440
1250
10+5%
72.2
400
1804
1250
10+5%
72.2
400
1804
1600
10+5%
92.4
400
2309
1600
10+5%
92.4
400
2309
1600
10+5%
92.4
400
2309
1600
10+5%
92.4
400
2309
1600
10+5%
92.4
400
2309
1600
10+5%
92.4
400
2309
2000
10+5%
115.5
400
2887
5000
35+5%
82.5
6000
481
3150
35+5%
52
6000
303
2变压器的运行方式
2.1额定运行方式:
2.1.1变压器在额定运行条件下,可长期按额定出力运行。
2.1.2油浸变压器最上层油温规定如下:
在冷却介质最高温度为40℃时,变压器上层油温最高不得超过85℃,为防止绝缘油加速劣化,其温度不要经常超过75℃。
2.1.3变压器运行时电压变化范围在额定电压的±5%时额定容量不变。
2.2过负荷运行方式
2.2.1变压器正常运行情况下不允许过负荷。
2.2.2变压器只允许在事故情况下短时过负荷运行,上层油温不得超过限额,但变压器存在较大缺陷(在冷却方式不正常、严重漏油、色谱分析异常)时,不允许过负荷运行。
2.2.3变压器事故过负荷后,应将事故过负荷的大小和持续时间以及过负荷的原因详细记录。
2.3变压器冷却风扇的运行方式:
2.3.1当变压器上层油温在55℃以上,无论负荷多少,风扇必须在运行状态。
2.3.2变压器上层油温在45℃以下时,无论负荷多少,都可以不启动风扇。
2.3.3变压器投入运行时,将冷却方式选择开关切至“自动”位置运行。
3变压器的维护
3.1日常运行维护
保持变压器室及本体整洁,设备完好,严格按操作规程投入、运行与停止,并作好运行记录。
值班人员应按规定的分工及周期,对变压器及附属设备全面进行维护检查,其一般检查项目如下:
a.检查油枕内油位的高度应正常。
b.检查变压器上层油温不超过允许温度,同时还要监视温升不得超过规定值。
c.检查变压器声音正常,冷却装置的运行情况正常。
d.检查变压器瓷套管应清洁无裂纹,引线接头接触良好,无过热放电现象。
e.检查呼吸器畅通,干燥剂不应吸潮变色。
f.检查主附属设备应不漏油,不渗油,外壳接地良好。
g.检查瓦斯继电器应充满油,无气体存在。
3.2变压器运行中的特殊检查
当系统发生短路故障,或天气突然发生变化,值班人员应对变压器及附属设备进行重点检查。
3.2.1当系统发生短路故障,或变压器故障跳闸后,应立即检查变压器系统有无爆裂、断脱移位、变形焦味、烧伤闪络、烟火及喷油现象。
3.2.2雷雨天气或大雾天气检查瓷套管有无放电闪络现象。
3.3.3气温骤冷或骤热,应检查变压器的油位及油温是否正常,伸缩导线及触头是否有变形或发热的现象。
3.3变压器常见事故处理
3.3.1变压器温度异常升高的处理
a.检查是否因负荷过高或环境温度变化所致,并核对相同条件下的温度记录。
b.核对温度表指示是否正确。
c.检查变压器冷却装置或室内通风情况,若温度升高的原因是由于冷却装置故障,且在运行中无法消除者,应做好安全措施,降低变压器负荷。
d.若冷却装置正常,通风良好,温度表计正确,而变压器温度较平时同一负荷和冷却条件下仍高出10℃以上或负荷不变油温不断上升,则认为内部发生故障(如铁芯严重短路,绕组匝间短路等)而变压器的保护装置因故不能动作,在此情况下,应立即将变压器停止运行。
3.3.2变压器油位不正确的处理
a.变压器正常运行时油位显著降低或升高时,通知检修加油或放油。
加油或放油时,将重瓦斯切至信号位置,工作完毕,变压器内部空气排尽时,方可将重瓦斯切至跳闸位置。
b.如果大量漏油而使油面迅速下降时,禁止将重瓦斯切至信号位置,必须采取措施,立即加油。
c.当油位计指示的油面异常升高或油路系统有异常现象时,须打开放气阀检查呼吸器或进行其它工作时,必须将重瓦斯切至信号。
3.3.3变压器过负荷的处理
a.恢复报警音响,汇报值长,记录过负荷运行时间。
b.调整负荷的分配情况,联系值长采用切换的方法减少变压器的负荷。
c.如属于正常过负荷,可根据正常过负荷的时间,严格执行,同时增加该变压器的检查次数,加强对变压器的温度监视,不得超过规定值。
d.如果变压器存在较大的缺陷(如冷却油质劣化、系统不正常、色谱分析异常等),不允许变压器过负荷运行。
3.3.4变压器着火处理
a.若保护动作跳闸,应检查备用变压器是否自投,拖出着火变压器两侧开关手车,将着火变压器与电源隔离。
b.若保护未动作跳闸,应视变压器着火部位、火势大小和安全距离等情况确定是否停电。
c.若着火部位在内部或上部应立即断开变压器两侧电源,停止冷却装置运行,断开防碍灭火的相邻设备电源。
d.若油溢在顶盖上着火,应打开下部放油阀放油,使油面低于着火处。
若是内部故障引起着火时不能放油,以防变压器发生爆炸。
e.变压器着火用二氧化碳、泡沫灭火器灭火,必要时可用砂子灭火,严禁使用水灭火。
3.3.5变压器开关自动跳闸处理
变压器开关自动跳闸时,若有备用变压器,应检查备用变压器是否自投,然后查明变压器跳闸的原因;若无备用变压器,则应根据保护动作情况,查明变压器跳闸有何外部现象,何种保护动作。
若检查结果证明变压器不是由于内部故障引起的,则变压器可不经外部检查而重新投入运行,否则必须进行外部检查、试验,以检查变压器开关跳闸的原因。
若变压器内部故障明显时,应进行内部检查,此项工作由检修人员进行。
3.3.6变压器瓦斯保护动作的处理
a.检查是否因侵入空气使油位降低、二次回路故障或变压器内部故障造成的,如瓦斯继电器的内部存在气体时,应记录气量,监定气体是否可燃,并取气样和油样做色谱分析。
b.若瓦斯继电器内的气体为无色、无嗅且不可燃,色谱分析为空气,则变压器可继续运行,若信号的动作是因油中剩余空气逸出而动作,而且间隔时间逐次缩短,可能造成跳闸时,则应将重瓦斯切至信号,同时应立即查明原因加以消除。
若气体是可燃的,必须将变压器停运。
c.若轻、重瓦斯同时动作,经检查是可燃气体,则变压器未经检查并试验合格前不允许投入运行。
d.瓦斯气体的鉴别必须迅速进行,否则经一定时间颜色就会消失。
e.瓦斯继电器内气体的性质及判断可参考下表:
气体颜色
可燃性
故障情况
无色无嗅
不燃
侵入空气或油中残存气体
黄色
不易燃
木质故障
浅灰色(臭味)
可燃
纸性故障
黑色或灰色
易燃
有放电或短路故障
3.3.7分接开关的处理
现象:
a.油箱内有放电的“吱吱”声。
b.电流表随着放电的“吱吱”声而摆动。
c.瓦斯保护信号指示可能动作。
d.油的闪光点急剧下降。
处理:
a.密切注视变压器的电流、电压、温度、油位、油色和声音的变化。
b.取油样分析,鉴定故障性质。
当判定为分接开关故障时,将故障变压器停运,把已损坏的分接开关档位调节到良好的另一档位上,变压器则可重新投入运行。
最后待负荷允许时,再进行停电检修。
3.3.8紧急停车情况
变压器有下列情况之一,应立即停止运行:
a.变压器内部声响很大,很不正常,有爆炸声。
b.在负荷及冷却条件正常下,变压器温度异常升高,超过极限且不断上升,经检查温度计指示正确。
c.油枕或压力释放阀喷油,严重漏油使油面下降,低于油位计的指示限度。
d.油色变化过甚,油质出现炭质等。
e.套管有严重破损及放电现象,并有造成对地短路或相间短路的可能。
f.变压器及变压器附近设备着火、爆炸或发生其它情况,对变压器构成严重威胁时。
g.发生危及变压器安全的故障而变压器有关保护拒动。
4变压器的检修周期及项目
4.1检修周期
4.1.1小修不定期
4.1.2中修五年一次
4.1.3大修根据线圈绝缘老化程度决定
4.2检修项目
4.2.1小修
a)清扫油箱、散热器油枕、防爆筒及引出线套管的积尘和油垢
b)检查油标、油伐、油管及各联结处是否渗油、漏油
c)变压器油样耐压试验及油化验分析
d)清扫呼吸器,检查和更换干燥剂
e)检查防爆膜有无裂纹
f)检查瓦斯继电器及温度计
g)检查各出线的联结点,紧固螺丝的松紧
h)检查接地线是否接触良好
4.2.2中修
a)放油后拆卸各母线及附件,打开上盖,吊出铁芯。
b)检查铁芯,线圈及分接头切换装置。
c)绝缘油简化试验,耐压试验,必要时进行滤油或更换新油。
d)紧固各部件螺丝并测定穿心螺丝的绝缘电阻,用lOOOV摇表测量不得小于2兆欧。
e)变压器附属设备,保护装置等配套检修。
f)包括全部小修项目。
g)外壳除锈防腐。
4.2.3大修
a)包括全部中小修项目。
b)分解、清洗及检修铁芯。
c)更换部分或全部高低压线圈。
d)干燥
e)进行下列试验:
1)包括中修各项试验项目
2)泄漏电流测定
3)测定介质损失
4)直流电阻测量
5)电压比测定
6)确定接线组别及极性
7)空载试验
8)短路试验
9)温升试验
lO)试运行
4.3检修质量要求
4.3.l线圈及铁芯
a)线圈、铁芯完好无损伤
b)接线正确,不可随意改变相序和极性
c)线圈清洁无油垢,无损伤,排列整齐牢固,无移位松动
d)线圈绝缘良好,用手拉掀无变形或裂纹
e)线圈间隔衬垫完整、不歪斜,抽头引线绝缘可靠,接头紧固
f)线圈油道畅通无阻塞
g)铁芯应清洁、无积垢,硅钢片绝缘无剥落,过热或变形
h)穿心螺丝紧固,其绝缘电阻用l000V摇表测量不低于2兆欧
4.3.2变压器附件
a)油箱、油枕各耐压油垫完好,无渗漏现象
b)防爆膜完整无裂纹,呼吸器清洁,干燥剂未受潮变化
c)套管清洁完好,无损裂和放电痕迹
d)电压切换开关,在各档接触良好,指示位置准确
e)散热器无裂纹,无渗漏
4.3.3瓦斯继电器及其他附属装置
a)辅助开关转动灵活,动作可靠,无渗油,各出线耐油层无腐蚀、硬化
b)温度计指示正确,误差不大于+3%
c)油门良好,无阻塞和漏油现象
d)变压器应使其沿瓦斯继电器方向有(l-1.5)%升高坡度
4.3.4一、二次线套管及其母线联结
a)各瓷套管清洁无积垢,表面无脱落,无瓷片破裂,其法兰螺丝拧紧不渗油。
b)各导线接触良好,紧固螺丝无过热现象。
c)各导线的弯曲连结,支持部分应符合规定要求,且不应使变压器套管,瓷瓶承受过大的应力,以免损裂套管瓷瓶。
4.3.5试运行
a)各次试验结果应符合《电气设备试验规程》的有关规定。
b)运行中声响、温度、温升正常。
c)各接缝连结、密封良好,无渗漏现象。
d)三次全电压合闸试验无异常情况后,即进行带负荷试车,并注意观察。
5变压器的检修工艺和标准
5.1变压器检修的工艺流程
修前准备→办理工作票,拆除引线→电气、油备试验、绝缘判断→部分排油拆卸附件并检修→排尽油并处理,拆除分接开关连接件→吊钟罩(器身)器身检查,检修并测试绝缘→受潮则干燥处理→按规定注油方式注油→安装套管、冷却器等附件→密封试验→油位调整→电气、油务度验→结束。
5.2变压器主要部件的检修
5.2.1绕组检修
a.检查相间隔板和围屏(宜解体一相),围屏应清洁无破损,绑扎紧固完整,分接引线出口处封闭良好,围屏无变形、发热和树枝状放电。
如发现异常应打开其他两相围屏进行检查,相间隔板应完整并固定牢固。
b.检查绕组表面应无油垢和变形,整个绕组无倾斜和位移,导线辐向无明显凸出现象,匝绝缘无破损。
c.检查绕组各部垫块有无松动,垫块应排列整齐,辐向间距相等,支撑牢固有适当压紧力。
d.检查绕组绝缘有无破损,油道有无被绝缘纸、油垢或杂物堵塞现象,必要时可用软毛刷(或用绸布、泡沫塑料)轻轻擦拭;绕组线匝表面、导线如有破损裸露则应进行包裹处理。
e.用手指按压绕组表面检查其绝缘状态,给予定级判断,是否可用。
5.2.2引线及绝缘支架检修
a.检查引线及应力锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损,引线有无断股、扭曲,引线与引线接头处焊接情况是否良好,有无过热现象等。
b.检查绕组至分接开关的引线长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接(或连接)、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况等。
c.检查绝缘支架有无松动和损坏、位移,检查引线在绝缘支架内的固定情况,固定螺栓应有防松措施,固定引线的夹件内侧应垫以附加绝缘,以防卡伤引线绝缘。
d.检查引线与各部位之间的绝缘距离是否符合规定要求,大电流引线(铜排或铝排)与箱壁间距一般不应小于100mm,以防漏磁发热,铜(铝)排表面应包扎绝缘,以防异物形成短路或接地。
5.2.3铁芯检修
a.检查铁芯外表是否平整,有无片间短路、变色、放电烧伤痕迹,绝缘漆膜有无脱落,上铁轭的顶部和下铁轭的底部有无油垢杂物。
b.检查铁芯上下夹件、方铁、绕组连接片的紧固程度和绝缘状况,绝缘连接片有无爬电烧伤和放电痕迹。
为便于监测运行中铁芯的绝缘状况,可在大修时在变压器箱盖上加装一小套管,将铁芯接地线(片)引出接地。
c.检查压钉、绝缘垫圈的接触情况,用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。
d.用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓,检查与测量绝缘情况。
e.检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。
f.检查铁芯接地片的连接及绝缘状况,铁芯只允许于一点接地,接地片外露部分应包扎绝缘。
g.检查铁芯的拉板和钢带应紧固,并有足够的机械强度,还应与铁芯绝缘。
5.2.4油箱检修
a.对焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。
b.清扫油箱内部,清除油污杂质。
c.清扫强油循环管路,检查固定于下夹件上的导向绝缘管连接是否牢固,表面有无放电痕迹。
d.检查钟罩(或油箱)法兰结合面是否平整,发现沟痕,应补焊磨平。
e.检查器身定位钉,防止定位钉造成铁芯多点接地。
f.检查磁(电)屏蔽装置应无松动放电现象,固定牢固。
g.检查钟罩(或油箱)的密封胶垫,接头良好,并处于油箱法兰的直线部位。
h.对内部局部脱漆和锈蚀部位应补漆处理。
5.3变压器附件的检修
5.3.1纯瓷套管检修
a.检查瓷套有无损坏。
b.套管解体时,应依次对角松动法兰螺栓。
c.拆卸瓷套前应先轻轻晃动,使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套。
d.拆导电杆和法兰螺栓前,应防止导电杆摇晃损坏瓷套,拆下的螺栓应进行清洗,丝扣损坏的应进行更换或修整。
e.取出绝缘筒(包括带覆盖层的导电杆)擦除油垢,绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管(必要时应干燥)。
f.检查瓷套内部,并用白布擦试,在套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆。
g.有条件时,应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥,然后再组装。
h.更换新胶垫,位置要放正。
i.将套管垂直放置于套管架上,安装时与拆卸顺序相反,注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置,中间应有固定圈防止窜动,导电杆处于瓷套的中心位置。
5.3.2充油套管检修
a.更换套管油,步骤如下:
1).放出套管中的油。
2).用热油(温度60~70℃)循环冲洗后放出,至少循环三遍。
3).抽真空后注入合格的变压器油。
b.套管解体,其步骤如下:
1).放出内部的油。
2).拆卸上部接线端子。
3).拆卸油位计上部压盖螺栓,取下油位计。
4).拆卸上瓷套与法兰连接螺栓,轻轻晃动后,取下上瓷套。
5).取出内部绝缘筒。
6).拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓,取下导电杆和下瓷套,要防止导电杆晃动损坏瓷套。
c.油纸电容型套管检修如下:
电容芯轻度受潮时,可用热油循环,将送油管接到套管顶部的油塞孔上,回油管接到套管尾端的放油孔,通过不高于80℃的热油循环,使套管的tgδ值达到正常数值为止。
变压器在大修过程中,油纸电容型套管一般不作解体检修,只有在套管tgδ不合格,需要进行干燥或套管本身存在严重缺陷,不解体无法消除时才分解检修,其检修工艺如下:
1).准备工作
Ⅰ检修前先进行套管本体及油的绝缘试验,以判断绝缘状态。
Ⅱ套管垂直置于专用的作业架上,中部法兰与作业架用螺栓固定4点,使之成为整体。
Ⅲ放出套管内的油,按图2-4-3所示将下瓷套用双头螺栓或紧线钩固定在工作台上,以防解体时下瓷套脱落。
Ⅳ拆下尾端均压罩,用千斤顶将套管顶紧,使之成为一体,将套管从上至下各结合处做上标记。
2).解体检修
Ⅰ拆下中部法兰处的接地和末屏小套管,并将引线头推入套管孔内。
Ⅱ测量套管下部导管的端部至防松螺母间的尺寸,作为组装时参考。
Ⅲ用专用工具卸掉上部将军帽,拆下储油柜。
Ⅳ测量压缩弹簧的距离,作为组装依据,将上部四根压紧弹簧螺母拧紧后,再松导管弹簧上面的大螺母,拆下弹簧架。
Ⅴ吊出上瓷套。
Ⅵ吊住导管后,拆下底部千斤顶,拆下下部套管底座、橡胶封环及大螺母,吊住套管时不准转动,并使电容芯处于法兰套内的中心位置,勿碰伤电容芯。
Ⅶ拆下下瓷套,然后吊出电容芯。
3).清扫和检查
Ⅰ用干净毛刷刷洗电容芯表面的油垢和杂质,再用合格的变压器油冲洗干净后,用皱纹纸或塑料布包好。
Ⅱ擦拭上、下瓷套的内外表面。
Ⅲ拆下油位计的玻璃油标,更换内外胶垫,油位计除垢后进行加热干燥,然后在内部刷绝缘漆,外部刷红漆,同时应更换放气塞胶垫。
Ⅳ清扫中部法兰套筒内部和外部,并涂刷油漆,更换放油塞,更换接地小套管的胶垫。
Ⅴ测量各法兰处的胶垫尺寸,以便配制。
4).套管的干燥,当套管的tgδ值超标时需进行干燥处理,其步骤及注意事项如下:
Ⅰ将干燥罐内部清扫干净,放入电容芯,使芯子与罐壁距离不小于200mm,并设置测温装置。
Ⅱ测量绝缘电阻的引线,应防止触碰金属部件。
Ⅲ干燥罐密封后先试抽真空,检查有无渗漏。
Ⅳ当电容芯装入干燥罐后,进行密封加温,使电容芯保持在75~80℃。
Ⅴ当电容芯温度达到要求后保持6h,再关闭各部阀门,进行抽真空。
Ⅵ每6h解除真空一次,并通入干燥热风10~15min后重新建立真空度。
Ⅶ每6h放一次冷凝水,干燥后期可改为12h放再一次。
Ⅷ每2h作再一次测量记录(绝缘电阻、温度、电压、电流、真空度、凝结水等)。
Ⅸ干燥终结后降温至40~50℃时进行真空注油。
5).组装
Ⅰ组装前应先将上、下瓷套及中部法兰预热至80~90℃,并保持3~4h以排除潮气。
Ⅱ按解体相反顺序组装。
Ⅲ进行真空注油。
Ⅳ注油时真空度残压应保持在133.3Pa以下。
d.散热器检修
1).风冷散热器的检修步骤如下:
Ⅰ采用气焊或电焊对渗漏点进行补焊处理。
Ⅱ带法兰盖板的上、下油室应打开其法兰盖板,清除油室内的焊渣、油垢,然后更换胶垫。
Ⅲ清扫散热器表面,油垢严重时可用金属洗净剂(去污剂)清洗,然后用清水冲净凉干,清洗时管接头应可靠密封防止进水。
Ⅳ用盖板将接头法兰密封,加油压进行试漏,标准为:
片状散热器为0.05~0.1MPa,10h。
管状散热器为0.1~0.15MPa,10h。
Ⅴ用合格的变压器油对内部进行循环冲洗。
Ⅵ重新安装散热器。
e.更换密封胶垫,进行复装
f.储油柜检修
1).开放式储油柜的检修步骤如下:
Ⅰ打开储油柜的侧盖,检查气体继电器联管是否伸入储油柜。
Ⅱ清扫内外表面锈蚀及油垢并重新刷漆。
Ⅲ清扫积污器、油位计、塞子等零部件。
Ⅳ更换各部密封垫。
Ⅴ重划油位计温度指示线。
2).胶囊式储油柜的检修步骤如下:
Ⅰ放出储油柜内的存油,取出胶囊,倒出积水,清扫储油柜。
Ⅱ检查胶囊的密封性能并进行气压试验,压力应为0.02~0.03MPa,时间为12h(或浸泡在水池中检查有无冒气泡)应无渗漏。
Ⅲ用白布擦净胶囊,从端部将胶囊放入储油柜,防止胶囊堵塞气体继电器联管,联管口应加焊挡罩。
Ⅳ将胶囊挂在挂钩上,连接好引出口。
Ⅴ更换密封胶垫,装复端盖。
3).隔膜式储油柜的检修步骤如下:
Ⅰ解体检修前可先充油进行密封试验,压力应为0.02~0.03MPa,时间为12h无渗漏。
Ⅱ拆下各部连管(吸湿管、注油管、排气管、气体继电器连管等)清扫干净,妥善保管,管口密封。
Ⅲ拆下指针式油位计连杆,卸下指针式油位计。
Ⅳ分解中节法兰螺栓,卸下储油柜上节油箱,取出隔膜清扫。
Ⅴ清扫上下节油箱。
Ⅵ更换密封胶垫。
Ⅶ检修后按解体相反顺序进行组装。
g.安全保护装置的检修
1).安全气道的检修步骤如下:
Ⅰ放油后将安全气道拆下进行清扫,去掉内部的锈蚀和油垢,并更换密封胶垫。
Ⅱ内壁装有隔板,其下部装有小型放水阀门。
Ⅲ上部防爆膜片等安装良好,均匀地拧紧法兰螺栓,防止膜片破损,防爆膜片应采用玻璃片,禁止使用薄金属片。
不同安全气道管径下的玻璃片厚度参照下表。
安全气道管径与玻璃厚度:
管径(mm)
150
200
250
玻璃片厚度(mm)
2.5
3
4
2).压力释放阀的检修步骤如下:
Ⅰ从变压器油箱上拆下压力释放阀。
Ⅱ清扫护罩和导流罩。
Ⅲ检查各部连接螺栓及压力弹簧。
Ⅳ进行动作试验,检查微动开关动作是否正确。
Ⅴ更换密封胶垫。
h.净油器的检修
1).关闭净油器出口的阀门。
2).打开净油器底部的放油阀,放尽内部的变压器油(打开上部的放气塞,控制排油速度)。
3).拆下净油器的上盖板和下底板,倒出原有的吸附剂,用合格的变压器油将净油器内部和联管清洗干净。
4).检查各部件应完整无损并进行清扫,检查下部滤网有无堵塞,洗净后更换胶垫,装复下盖板和滤网,密封良好。
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