变压器的故障诊断与检修策略(一)

?设备故障诊断与检修策略?

编者按　《江苏电机工程》开设设备故障诊断与检修策略专栏,为研究电力设备故障诊断技术和电力设备检修策略的评估、选择、优化提供探讨、交流平台。设备的检修方式主要有事故检修、定期检修和状态检修。目前,国内外对状态检修正给予广泛的关注和研究。本期将首先刊登变压器方面的著名专家万达教授级高级工程师的文章(部分内容),并将陆续登载。该栏目同时登载其他作者的文章。此栏目将长期举办,欢迎各位专家投稿。

变压器的故障诊断与检修策略(一)

万　达1,王建明2,吴益明1

(1.江苏省电力科学研究院,江苏南京210036;2.江苏省电力公司,江苏南京210024)

摘　要:大型电力变压器和高压电抗器是输变电系统的重要设备,对其故障进行及时和正确的诊断,并给予检修,关系到整个电网的安全运行,十分重要。在概述设备性能和结构的基础上,重点对常见故障、状态评估、故障诊断以及检修策略进行试验研究,提出相关意见和全过程管理的技术规范,并希望在今后的故障诊断和实施检修的实践中不断得到补充和完善。

关键词:变压器;电抗器;故障诊断;状态评估;检修策略中图分类号:TM41

文献标识码:B

文章编号:1009-0665(2003)05-00010-07

F aults Diagnosis and Maintenance Strategy of Pow er T ransformer (Ⅰ)

WAN Da 1,WAN G Jian 2ming 2,WU Y i 2ming 1

(1.Jiangsu Provincial Electric power Research Institute ,Nanjing 210036,China ;

2.Jiangsu Provincial Electric Power Com pany ,Nanjing 210024,China )

Abstract :Large power transformer and high voltage reactor are important equipments in power system ,so the correct and in 2time diagnosis of their faults and operation maintenance are very important.After property and construction of above apparatus been described ,the faults often happened ,state evaluation diagnosis and maintenance strategy are researched ,some opinion and management specification are suggested ,which should be su pplemented and refined during following practice.K ey w ords :transformer ;reactor ;fault diagnosis ;state evaluation ;maintenance strategy

收稿日期:2003-06-09

设备故障的调查研究,包括全国部分地区1995-2001年的故障统计资料和各种多发的故障实例,为故

障诊断提供了实践知识。

设备的状态评估是制定设备检修(更换)策略的依据,它是较复杂的系统工程。既要按照设备巡视检测、定期检测和带电(在线)检测的结果进行故障诊断,还要结合设备的技术先进性,包括考虑群体表现(如同类或同型设备的故障经验等)和运行条件(如承受长时间工作电压水平、负荷、内外过电压、外部短路、气象及污染等)进行设备全面的状态评估。设备全面的状态评估的结论应包括设备目前有无故障、以后可能发生什么样的故障和使用寿命的预期等。

变压器故障诊断是变压器状态评估的一个部分,故障诊断除按前述的巡视检测、定期检测和在线检测直接判断外,还应进行综合诊断。在故障的综合诊断

中,一种是按照变压器在运行中最容易和最有效的油色谱分析为主的潜伏性故障诊断,以及变压器继电保

护动作后的故障诊断分析;另一种是以各种可能的故障为目标的故障诊断。

设备检修的完整意思应包含检查与修理两个方面的内容。设备状态评估包含设备性能的检测和故障诊断,这仅有检查的内容。在设备状态评估的基础上,制定检查与修理的周期和内容。设备的检修方式主要有故障检修、定期检修和状态检修。现阶段,电网公司的电气设备检修宜实行定期检修为主、定期检修与状态检修相结合、逐步向状态检修过渡的检修模式。具体的检修策略:坚持定期巡视检查和定期检测,积极开展新的检测内容,不断提高设备的状态评估水平;适当延长“大修”周期,区别变压器本体与附件的特点,制定具体的定期检修周期;稳步推进变压器和电抗器的状态检修;加强设备的全过程技术管理,提高设备制造和运

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2003年9月 江　苏　电　机　工　程Jiangsu Electrical Engineering

第22卷第5期

行水平。

1　变压器和电抗器的结构及性能概述

1.1　变压器和电抗器的性能概述

1.1.1　电气性能

变压器和电抗器在长期运行中,它们的绝缘必须可靠地承受大气过电压、操作过电压、暂态过电压和长期工作电压。

大气过电压是自然界的雷电引起的。雷电波由架空线侵入变电所后,在避雷器上产生的残压将作用到变压器上。大气过电压一般持续数十微秒,有时该电压还引起设备外绝缘的放电(闪络),形成仅几微秒即被迅速截断波形(截波)的过电压,对变压器绝缘也形成威胁。

操作过电压是电力系统正常操作(如空载变压器或空载线路的投切等)过程中出现的过电压,持续时间数十微秒至数百微秒。

暂态过电压是电力系统突然失去负荷或短路接地、电弧接地、铁磁谐振等现象出现的过电压,时间较长,1s至数百秒,或更长。

变压器耐受长时间工作电压的能力随其电压等级的提高而显得十分突出,如500kV变压器的故障多数都发生在正常工作电压下。为了耐受长时间工作电压,要求变压器内部绝缘无局部放电,对变压器的设计、制造、安装和维护都提出了越来越高的要求。

针对上述各种可能出现的电压,变压器在出厂时,必须进行各种测试,包括耐压试验:如工频和感应耐压;雷电和操作冲击耐压;长时间的局部放电试验等。设备在现场安装后,有些试验项目也应进行,如超高压变压器的局部放电试验等。绝缘油是变压器的主要绝缘介质之一,其理化和电气性能也应符合相应的要求。

1.1.2　机械性能

变压器运行中,电力系统发生短路时,大的短路电流将穿越变压器绕组,短路电流与绕组的漏磁通相互作用,产生很大的电磁力,如图1所示。按左手定则(左手伸开,磁场正方向从掌心正面穿过,四指的指向为电流正方向,拇指的指向即为电动力的方向),轴向漏磁通与绕组中的电流产生径向力F r1和F r2;端部径向漏磁通则产生轴向力F a1和F a2。变压器各部件应能承受这些机械力的作用。变压器经受外部短路时,内线圈受压力,容易失稳,这是变压器机械强度最薄弱的环节。变压器内线圈抗短路强度的内容见附件1。巨大的短路电流发热,既可能直接损伤变压器导线的固体绝缘,也可能降低导线的机械强度,导致热和电动力的破坏。

电抗器不流过电力系统的短路电流,但其固有漏磁通导致的机械振动,也是产生局部过热的原因之一

。

图1　外部短路时变压器绕组的受力

此外,变压器和电抗器在运输过程中会受到不可避免的振动和冲撞,因而也要求各部件具有一定的机械强度。

1.1.3　耐热性能

变压器纸绝缘的耐热性能是表明变压器可持续安全运行的重要性能之一。纸绝缘属A级绝缘,能维持其正常寿命(20～30年)的温度为95～98℃。绝缘在温度、水分、电场、机械振动和氧气等因素的联合作用下,性能逐渐劣化(老化)。通常,老化了的纸绝缘的电气强度下降不大,主要是其机械强度明显降低。破损了的纸绝缘,导致其电气强度的彻底丧失,这就是纸绝缘老化的最终结果。正常寿命是绝缘材料的经济使用寿命,是指在这个期间使用,其具有合理的安全和经济性。以绕组绝缘的最热点作为绝缘控制寿命的关键点,考虑绕组绝缘的最热点与其平均温度的差值为10～13℃,环境(即冷却介质)年平均温度为20℃,则绕组允许的平均温升为65℃[(95-10-20)℃或(98-13-20)℃]。由此可知,国家标准规定的绕组允许平均温升为65℃,这并不是指某天或某一个短时间的温升,而是指数年或数十年的平均值。A级绝缘的正常寿命按6度法则加速或延缓寿命丧失。温度每升高6℃,寿命丧失增加一倍;温度每下降6℃,寿命丧失减半。例如,设95℃的相对寿命丧失为1,则95+6= 101℃的相对寿命丧失为2;95-6=89℃的相对寿命丧失为1/2。

氧气和水分的存在,大大加快了纸绝缘的老化速度。因此,保持变压器的密封,防止空气和水分的进入,不仅对保证绝缘的电气性能,对保证耐热性能,使绝缘“延年益寿”也有十分重要的作用。同样,变压器油的劣化也与氧气和水分有十分重要的关系。

1.2　变压器和电抗器的结构概述

1.2.1　变压器的主绝缘结构

变压器主绝缘包括绕组对地、绕组之间和相间绝缘等。如图2示例为1台220kV双绕组变压器的主绝缘结构。主绝缘的基本结构型式为油2纸屏障,如图2中,高压绕组与低压绕组之间有84mm的绝缘距

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万　达等:变压器的故障诊断与检修策略(一)

离,除5道纸屏障外,其余均充满变压器油。纸屏障主

要起均匀电场的作用,也有阻挡带电粒子运动的效果。高压绕组两端的静电环与相邻绕组等电位,既有均匀电场的作用,也降低绕组端部的冲击电压分布,对提高绕组端部的绝缘强度有重要作用。绕组两端对地的绝缘也是油2纸屏障结构,绕组两端的绝缘角环起均匀端部电场和阻挡带电粒子运动的作用

。

1———高压绕组引线;2———压钉;3———接地片;4———压板;5———端圈;6———静电环;7———绝缘纸筒;8———围屏;9———端圈;10———角环;11———角环;12———酚醛纸筒;13———垫块;14———铁轭垫块;15———端圈;16———低压绕组绝缘纸筒;17———木撑条

图2　220kV 双绕组变压器的主绝缘结构

1.2.2　变压器的纵绝缘

变压器绕组饼间和匝间绝缘属于纵绝缘。雷电冲击过电压持续时间短暂,它是一种高频、高幅值电压波,其作用于绕组时,按绕组饼间和对地电容进行电压

分布,如图3所示。因绕组对地(或对低压绕组)电容的存在,绕组首端流过较大的雷电冲击电流,形成较高的雷电冲击电压分布。这种雷电冲击电压分布的不均匀性,对绕组匝层间绝缘的配置十分不利。

例如,为了取得绕组首端饼间较高的绝缘强度,可加大该区域的几何间距。但几何间距的加大,导致线饼间电容量的下降,反而使对地(或对低压)电容电流的影响扩大,增加了电压分布的不均匀性。由此看来,增加饼间电容量是减少电压分布不均匀性的关键措施。纠结式绕组或插入电容式绕组就是不改变饼间的

几何距离,通过特殊的绕制方式,增加饼间等值电容,取得减少电压分布不均匀的效果。如图4(d )所示,该纠结式绕组的第1匝与第9匝相邻,匝间电压提高8倍,也就是匝间存储的电容能量提高64倍,使饼间的等值电容量大幅度提高。图4(e )所示插入电容式绕组也是类似的原理,通过屏蔽线匝,提高饼间的等值电容。目前,这两类绕组已广泛应用于500kV 和220kV 变压器的高、中压线圈中,它们在冲击电压下有良好的性能。但这两类绕组带来的相邻匝间工作电压的上升问题,应予以足够重视。导线的毛刺、绝缘包扎不均匀以及干燥处理不当等因素,都可能导致匝间绝缘在工作电压下击穿,使变压器发生恶性事故

。

图3　雷电冲击电压(电流)

在绕组上的分布

图4　变压器绕组

图4(a )是圆筒式线圈,多用于小变压器或大容量变压器的调压绕组;图4(b )是螺旋式线圈,多用于大容量变压器的低压绕组;图4(c )是连续式线圈,多用于变压器的中压绕组。1.2.3　变压器铁心绝缘

变压器在正常运行中,铁心具有一定的电位,它来自两方面的原因,一是相邻绕组对铁心的电容电流(三相变压器则是三相不平衡的电容电流),该电流不大,

21江　苏　电　机　工　程

铁心通过良好的接地,即可将该电流引起的电位降至

零;另一种电位是铁心硅钢片间,因主磁通产生的感应电势。如图5所示,图5(a )为铁心断面电位示意,主磁通穿过断面,在断面的上下开口处(硅钢片间有绝缘,断面的上下开口处,相当于围绕主磁通导线的两个开口)各产生50%匝电压的电位。图5(b )是1台三相三柱变压器铁心的实测数据,由于三相磁通在铁心的各柱分布不同,铁心窗口内的电位V 2高于铁心外沿的电位V 1。该变压器容量63MVA ,GY 高压绕组额定电压220kV ,线圈每匝电压u =106V ,V 1=28%u ,V 2=72%u 。图5(c )是1台三相五柱变压器铁心的实测数据,由于旁柱磁通小于主柱磁通,相应的窗口内的电位也较小。该变压器容量240MVA ,高压绕组额定电压220kV ,线圈每匝电压u =267V ,V 1=2215%u ,V 2=56%u ,V 3=45%u 。通过以上分析和实测可知,由于铁心主磁通高压产生的电压虽然不高,但能量较大(主磁通感应),加之铁心硅钢片间总电阻较小(大型变压器铁心两侧的电阻小于1Ω),如果发生多点接地,短路电流会烧坏铁心,造成铁心越来越严重的熔坏,这是难以修复的。因此,铁心除一点接地外,要保证与周围金属接地部件有足够的绝缘。如图6所示,铁心与油箱底部、上下夹件以及穿心螺丝等,都应有绝缘

。

图5　变压器铁心的电位

1.2.4　带抽能的500kV 电抗器

高压并联电抗器用于500kV 输变电系统,它的功

能是补偿输电线路的容性无功和抑制潜供电流,提高重合闸的成功率。有时,在远距离输电中,途中的开关

站需要可靠的站用电,在高压并联电抗器中设小容量的抽能绕组是合理的解决方法。作为高压电抗器本身,如铁心和500kV 主绕组等,不论带抽能绕组与否,都是相同的。以下对带抽能绕组高压电抗器的结构、接线形式、抽能系统电压控制、继电保护配置以及防误操作系统等进行简单介绍

。

图6　变压器铁心绝缘

(1)并联电抗器

并联高压电抗器为单相式,525/3/5.853kV ,冷却方式为油浸自冷。并联电抗器的铁心是一个单相铁心结构,中柱由若干硅钢片制成的饼状铁心和间隙组成,2个边柱类似普通变压器的硅钢片铁心。电抗器的主绕组(一次)和抽能绕组均绕在中柱。磁通经中柱通过2个边柱形成回路,中柱的瓷质间隙以确保电抗器线性的伏安特性。中柱的饼状铁心由条状硅钢片按辐射形叠成,如图7所示。辐射形组成的条状硅钢片与磁力线方向基本一致,硅钢片里的附加损耗很小。过去,中柱的饼状铁心硅钢片叠法与普通变压器的铁心叠法相同,如图8所示,磁力线与硅钢片垂直,产生较大的附加损耗

。

图7　硅钢片辐射形叠成的饼状铁心

电抗器的500kV 主绕组为纠结式,500kV 出线由绕组的底部引出,其绝缘结构类似普通的500kV 变压器。抽能(辅助)绕组位于主绕组的顶部,如图9所示。

为便于控制抽能绕组的输出电压,在主绕组的上

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1万　达等:变压器的故障诊断与检修策略(一)

图8　

硅钢片普通叠法的饼状铁心

图9　电抗器主绕组及其分接抽头和抽能绕组

方设有带分接抽头的调压绕组。因为,电抗器的磁通分布较复杂,如电抗器中柱铁心间隙对电抗器伏安特性线性度起决定作用,但也使电抗器主绕组产生的磁通不会全部铰链整个主绕组和整个中柱铁心,有一部分磁通只铰链部分主绕组和部分中柱铁心,并经边柱铁心闭合。这样的磁通复杂分布,给抽能绕组的输出电压带来一定的不确定性。为了确保抽能绕组与主绕组间的规定变比,除抽能绕组本身具有分接抽头外,在主绕组的最上部设有一调压绕组,它具有4个出头,即N 1、N 2、N 3和N 4。调压绕组的匝数虽少,但由于紧贴

抽能绕组,改变调压绕组分接出头的连接方式,可较灵敏地调节抽能绕组的输出电压,而对主绕组的电流改变却很微小。即便采取了上述抽能绕组和主绕组的调压分接抽头,抽能绕组的输出仍会有一定的误差,该电压的误差范围为-4%～+5%。正因为主绕组的调压绕组及其紧贴的抽能绕组均有分接抽头,将其设在线圈上部,便于改动连接的操作。因此,电抗器主绕组的500kV 出头从其底部引出就顺理成章了。

此外,为了减小500kV 线路发生单相接地故障时的潜供电流(主要是由于高电压长线路的分布电容所致),提高单相重合闸的成功率,该工程采用了并联电抗器中性点经电抗器接地方式,以补偿电容电流的影响,根据线路类型(是否同杆双回线)和长度不同,三堡站和东明站分别配备容量为540kVA 和900kVA 各2台中性点电抗器。中性点电抗器采用油浸空心电感

式,它具有较强的短时过载能力。

(2)抽能系统简介

抽能系统框图如图10所示。每相抽能绕组引出至挂于电抗器本体的抽能端子箱,箱内有避雷器(LA )、隔离开关、高速熔断器(FUSE )和电流互感器(CT )等设备。三相电抗器的抽能绕组按星形接线引

出,经三相6kV 电缆接至抽能中间变压器小室。该小

室有6kV 真空开关、中间变压器、电压互感器、400V 出线开关和相关继电保护等设备

。

图10　电抗器抽能系统框图

①避雷器:每相抽能绕组引出的2个端子均安装

氧化锌避雷器。正常情况下,6kV 系统都处于避雷器的保护范围之内,即使6kV 系统断开检修,而并联高压电抗器仍处于运行时,其6kV 抽能绕组仍与该避雷器相连,并且具有耐受来自500kV 侧各种过电压的能力。

②6kV 隔离开关(刀闸):每相安装了2把刀闸DS 2L 和DS 2N ,其作用是当并联电抗器处于运行状态,而6kV 系统的设备因故需停用(如熔断器熔断更换熔丝或6kV 电缆试验等),此时只需拉开这2把刀闸,即可工作。另外,为了设备运行安全及检修方便,在本体端子箱内DS 2L 与DS 2N 之间还加装了绝缘隔板及检修时用的活动绝缘隔板,防止抽能绕组2根引出线之间短路。

③高速熔断器:用于保护6kV 真空开关之前的各元件和电缆线路、故障时快速熔断,保护抽能绕组。

④站用中间变压器:每组电抗器配置1台580kVA 有载调压干式变压器,变比为(6±4)2.5%/0.4kV 。

⑤6kV 电压互感器:采用小车式操作,干式结

构,变比为6.6/0.11/0.11

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kV ,作用是检测6kV 电

压,提供接地刀闸的电气闭锁和继电保护用二次电压。

41江　苏　电　机　工　程

⑥真空开关:选用小车操作的真空开关,额定电压为7.2kV,额定电流为400A,额定开断电流为8 kA。低压侧空气开关,额定电压为400V,额定电流为1200A,额定开断电流为50kA。

⑦接地刀闸(ES):用于更换电压互感器熔丝或检查电压互感器的安全接地,与电压互感器的小车有机械闭锁,与真空开关以及抽能端子箱的门锁间也有闭锁功能。

⑧抽能系统的继电保护:6kV系统的主保护依靠本体端子箱内的高速熔断器,而电抗器本体的继电保护对其6kV辅助绕组的灵敏度又不够,这样当熔丝万一不能熔断或6kV电流互感器与熔断器之间发生短路故障时,将会失去保护。为此,在站用变压器有载调压控制屏上增加1套6kV侧复合电压闭锁过电流保护。这套保护的复合电压由三相低电压及零序过电压并联启动,过电流由反时限电流继电器来实现,其中零序过电压和反时限过电流由综合保护装置MPC260来提供,三相低电压由单独的相间低电压继电器来完成。过电流保护动作后,瞬时跳6kV真空开关,延时后再经复合电压闭锁跳电抗器500kV侧线路开关及远方跳闸。此外,由于站用变压器采用的是△/Y0接线方式,为了克服低压400V侧出口发生单相接地故障时高压侧电流保护灵敏度不够的缺陷,又增加了站用变压器400V中性点零过电流保护,0.3s跳400V 侧空气开关,0.8s跳6kV侧真空开关。

⑨防误操作装置:由于6kV抽能系统运行的安全与否直接影响到高压电抗器乃至整条输送通道的安全和可靠运行,所以6kV系统的防误操作就显得尤为重要,该系统中既有机械闭锁,也有电气闭锁,现分述如下。

λ6kV真空开关与主地刀(ES)之间既有机械闭锁,又有电气闭锁,在机械上只有拉开ES后,才能操作真空开关,反过来,只有真空开关拉开后,才能合上ES。同时在电气上考虑,只有在6kV无电压、真空开关断开和3把DS2L刀闸全部拉开(三个条件)同时满足时,才能合上ES。

μ关于电抗器本体抽能端子箱中的2把刀闸DS2 L和DS2N,它们不容易实现机械闭锁,但又都不应带负荷拉合站用变压器。闭锁的办法是采用在本体端子箱的门上设计电磁锁,只有当6kV真空开关和主地刀全部拉开后,才能打开端子箱的门,避免这2把刀闸带负荷操作。同时,也保证了抽能端子箱本身的安全,因为该端子箱内的设备应视为500kV电抗器的一部分,不允许随意操作和触摸。

ν6kV电压互感器小车与其自身的接地刀闸之间采用机械联锁,当电压互感器小车拉出后,互感器高压侧的地刀则会自动合上,以利于运行人员更换熔丝或检修人员检查电压互感器的安全。需操作合上小车时,互感器侧地刀会首先断开。

1.2.5　35kV干式电抗器

500kV变电站主变压器低压侧多采用35kV并联电抗器,它起调节系统无功的作用。选用干式并联电抗器可避免变压器低压侧发生相间短路(因电抗器为单相型结构)。干式电抗器为户外型设备,其绝缘采用阻燃固体绝缘材料(环氧玻璃丝带),不使用绝缘油。

干式并联电抗器为空心型结构,一般根据容量设计成多层绕组并联型式。现以加拿大TRENCH公司生产的34.5kV、容量15MVA的单相干式并联电抗器为例介绍其结构。该型干式并联电抗器线圈为连续螺旋式结构,为减小质量,且满足通流要求,一般由铝线绕制,为满足容量及散热要求,加拿大TRENCH公司将其设计成如下形式(见图11)

。

图11　干式电抗器结构

(1)导流部分:整体采用干式空心结构,线圈共分9层,匝间均用高参数绝缘材料,中心孔径D= 2780mm,高H=1800mm(不包括支持绝缘子的高度)。每个筒形绕组由多股导线(8～9根直径5mm 的铝线)并联绕成连续螺旋。为均衡各层电流分布,电抗器的各层绕组下部几匝为电抗器电感调节部分,用以调节其电感。线圈的各层导线之间没有连接点,所有引出线都焊接在星状接线板上。各层绕组剖面图见图12。

(2)绝缘部分:由于散热条件限制,根据设计计算,该型电抗器运行时最高温度可达150℃,根据绝缘材料耐热等级,电抗器的股绝缘和匝绝缘(每根铝线)均(涂敷)包绕聚酰亚胺薄膜和诺梅克斯(Nomex)纸,其中诺梅克斯纸的耐热温度为H级绝缘,根据材料的耐热等级规定,H级材料可耐受180℃的高温。绝缘材料耐热分级见表1。

电抗器包封绝缘由浸透环氧树脂的玻璃纤维包绕

51

万　达等:变压器的故障诊断与检修策略(一)

图12　电抗器层绕组剖面

后固化而成,以提高电抗器的整体机械强度,包封绝缘

外面涂敷R TV1546绝缘涂料,防止绝缘老化和紫外线侵蚀。

(3)电抗器支撑:线圈中性点对地绝缘,下部通过绝缘支持瓷瓶对地绝缘,瓷瓶爬距为940mm ,冲击耐压水平200kV (峰值)。

表1　绝缘材料耐热分级

耐热分级

极限温度(℃

)耐热分级

极限温度(℃

)Y 90F 155A 105H 180E 120C

>180

B

130

(4)电抗器支撑结构:线圈内部采用高强度合金制

成的星状接线板支撑,共有8个支撑臂(各制造厂根据

产品结构设计,对支撑臂数量的选择不尽相同,如西安扬子选取12个支撑臂),分成上下2部分。该支撑臂

还用作电抗器各层绕组的汇流,由于电抗器自身的质量较大,为均匀分散安装及起吊时电抗器自身质量对绕组的影响。电抗器上下端部分别布置了高度为150～200mm 的假包绝缘,假包绝缘由环氧玻璃纤维绕制而成。整个电抗器置于35kV 支柱绝缘子上,绝缘支柱位于支撑底座上,支撑底座由8根玻璃纤维支撑柱组成(后改为混凝土制的支撑底座)。

(未完待续)

设备故障诊断与检修策略专栏征稿

《江苏电机工程》编辑部为了进一步推动电力设备故障诊断技术的研究及电力设备检修策略的评估、应用研究,决定开设设备故障诊断与检修策略专栏,现将有关征文事项通知如下:

1.征文内容:

电力设备(包括变压器、断路器、GIS 、电缆、互感器、避雷器、电容器、继电保护装置、变电站自动化装置、通信设备、电测设备、锅炉、汽轮机、热控装置等)故障诊断技术的研究;电力设备检修策略的选择、优化、评估、应用等。

2.论文必须是在全国性学术会议或公开发行的刊物上没有发表过的文章。

3.论文按标准格式,使用A4标准纸,激光打印机打印。版芯15.5cm ×22cm ,正文使用5号宋体,图表清晰、规范。论文篇幅不超过6000字(含空格、图、表)。

来稿请写明:作者简介(姓名,出生年份,性别,籍贯,职称,职务,所从事的专业技术工作)、地址、单位、邮编、联系电话、电子信箱。

4.请将稿件软盘连同打印好的稿件一并寄来,欢迎使用电子邮件投稿。

5.来稿请寄:

江苏省南京市凤凰西街243号江苏省电力科学研究院《江苏电机工程》编辑部收 邮编:210036 联系电话:(025)6611155-6335 Email :jee @https://www.wendangku.net/doc/1d3878120.html,

61江　苏　电　机　工　程

变压器安装步骤及流程

变压器安装步骤及流程 一、设备及材料准备 变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名、额定容量，一二次额定容量，一二次额定电压，电流，阻抗，电压%及接线组别等技术数据。 变压器的容量，规格及型号必须符合设计要求。附件备件齐全，并有出厂合格证及技术文件。 型钢：各种规格型钢应符合设计要求，并无明显锈蚀。 螺栓：除地脚螺栓及防震装置螺栓外，均应采用镀锌螺栓，并配相应的平垫圈和弹簧垫。 其它材料：电焊条，防锈漆，调和漆等均应符合设计要求，并有产品合格证。二、主要机具 搬运吊装机具：汽车吊，汽车，卷扬机，吊链，三步搭，道木，钢丝绳，带子绳，滚杠。 安装机具：台钻，砂轮，电焊机，气焊工具，电锤，台虎钳，活扳子、鎯头，套丝板。 测试器具：钢卷尺，钢板尺，水平尺，线坠，摇表，万用表，电桥及测试仪器。 三、作业条件 施工图及技术资料齐全无误。 土建工程基本施工完毕，标高、尺寸、结构及预埋件强度符合设计要求。 屋面、屋顶喷浆完毕，屋顶无漏水，门窗及玻璃安装完好。 室内粗制地面工程结束，场地清理干净，道路畅通。 四、操作工艺 设备点检查 设备点件检查应由安装单位、供货单位、会同建设单位代表共同进行，并做好记录。 按照设备清单，施工图纸及设备技术文件核对变压器本体及附件备件的规格型号是否符合设计图纸要求。是否齐全，有无丢失及损坏。 变压器本体外观检查无损伤及变形，油漆完好无损伤。 绝缘瓷件及环氧树脂铸件有无损伤、缺陷及裂纹。 变压器二次搬运 变压器二次搬运应由起重工作业，电工配合。最好采用汽车吊吊装，也可采用吊链吊装。 变压器搬运时，应注意保护瓷瓶，最好用不箱或纸箱将高低压瓷瓶罩住，使其不受损伤。 变压器搬运过程中，不应有冲击或严重震动情况，利用机械牵引时，牵引的着力点应在变压器重心以下，以防倾斜，运输倾斜角不得超过15度，防止内部结构变形。

变压器运行方式

变压器运行方式

1主题内容与适用范围 本规程规定了电力变压器(下称变压器)运行的基本要求、运行方式、运行维护、不正常运行和处理，以及安装、检修、试验、验收的要求。 本规程适用于电压为1kV及以上的电力变压器。 2引用标准 GB1094.1～1094.5电力变压器 GB6450干式电力变压器 DL400继电保护和安全自动装置技术规程 SDJ7电力设备过电压保护设计技术规程 SDJ8电力设备接地设计技术规程 SDJ9电气测量仪表装置设计技术规程 SDJ2变电所设计技术规程 DL/T573-95电力变压器检修导则 3基本要求 3.1保护、测量、冷却装置 3.1.1变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置。 干式变压器有关装置应符合相应技术要求。 3.1.2装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1.5%的升高坡度。 3.1.3变压器的冷却装置应符合以下要求： a.按制造厂的规定安装全部冷却装置； b.风扇的附属电动机应有过负荷、短路及断相保护；

3.1.4变压器应按下列规定装设温度测量装置： a.应有测量顶层的温度计(柱上变压器可不装)，无人值班变电站内的变压器应装设指示顶层最高值的温度计； b.干式变压器应按制造厂的规定，装设温度测量装置。 3.2有关变压器运行的其它要求 3.2.1变压器应有铭牌，并标明运行编号和相位标志。 3.2.2变压器在运行情况下，应能安全地查看顶层温度。 3.2.3室内安装的变压器应有足够的通风，避免变压器温度过高。 3.2.4变压器室的门应采用阻燃或不燃材料，并应上锁。门上应标明变压器的名称和运行编号，门外应挂“止步，高压危险”的标志牌。 3.3技术文件 3.3.1变压器投入运行前，应保存好技术文件和图纸。 a.制造厂提供的说明书、图纸及出厂试验报告； 3.3.1.2检修竣工后需交： a.变压器及附属设备的检修原因及检修全过程记录； 3.3.2每台变压器应有下述内容的技术档案： a.检修记录； b.预防性试验记录； c.变压器保护和测量装置的校验记录； 4变压器运行方式 4.1一般运行条件 4.1.1变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。对于特殊的使用情况，允许在不超过110%的额定电压下运行。

变压器检修安全操作规程资料

变压器检维修安全操作规程一、工作危害分析：

二、检维修安全规程： 1、检修注意事项 1.开工前7天，向有关部门上报本次工作的材料计划。 2.在工作前1天提交相关停电申请。 3.开工前三天，准备好施工所需仪器仪表、工器具、相关材料、相关图纸及相关技术资料，仪器仪表、工器具应试验合格，满足本次施工的要求，材料应齐全，图纸及资料应附合现场实际情况。 4.开工前确定现场工器具摆放位置，现场工器具摆放位置参考定置图，确保现场施工安全、可靠。

5.根据本次作业内容和性质确定好检修人员，并组织学习，要求所有工作人员都明确本次工作的作业内容、进度要求、作业标准及安全注意事项。 6.填写停电工作票，在开工前交值班员，工作票应填写正确，并严格按《停送电管理办法》执行。 2、重大风险控制措施 1.起重作业：吊装时起重臂下不能长时间逗留； 2.高处作业：作业环境有油污，作业人员滑跌，清除作业点油污，按规定系好安全带； 3.起重作业：起吊物脱落造成人员伤害，按要求进行起重作业。 4.全部施工人员必须接受“三级”安全教育，进入现场必须严格劳保穿戴； 5.严格执行电力部《电业安全规程》及公司的安全规定； 6.现场动火时必须办理动火票，并准备充足的消防器材； 7.各个施工项目应分工清楚，有专人负责； 8.施工人员要统一行动、听从指挥； 9.施工现场应按规定装设接地线、遮拦、标示牌等安全措施，所设安全措施应满足施工要求； 10.非运行人员严禁靠近在运设备的控制装置及间隔，运行人员应作好在运设备的指示工作。 11.检修过程中，如遇其他裸露带电体运行，注意与设备间保持安全距离，并装设遮拦。（注：110kv>1.5m;35kV>1m;10kV、6kv>0.7m1kv以下无具体要求，但必须确保无触碰带电体的可能） 附：

变压器电力设备检修标准、周期、检验规范-杭州路桥集团公司

变压器大修周期的规定： 1、发电厂和变电站的主变压器、发电厂的主要厂用变压器和主要变电站的所用变压器，在投入运行后的第五年内和以后一般每5~10年应大修一次。 2、其他超过正常过负荷运行的变压器，每10年大修一次；充氮与胶囊密封的变压器，可适当延长大修间隔。 3、对于密封式的变压器，经过试验和运行情况判定确有内部故障时，才进行大修。 4、运行中的变压器发现异常情况或经试验判明有内部故障时应提前进行大修。 5、在大容量电力系统中运行的主变压器，当承受出口短路后，应考虑提前大修。 变压器大修项目有： 1、吊出器身或吊开钟罩对器身进行检修。 2、对绕组、引线及磁屏装置的检修。 3、对无载分接头开关和有载分接头开关的检修。 4、对铁芯、穿心螺丝、轭梁、压钉及接地等的检修。 5、对油箱、套管、散热器、安全气道和储油柜等附属设备的检修。 6、对冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修。 7、对保护装置、测量装置及操作控制的检查试验。

8、对变压器油的处理或换油。 9、对变压器保护装置（净油器、充氮保护及胶囊等）的检修。 10、对密封衬垫的更换。 11、对油箱内部的清洁，油箱外壳及附件的除锈、涂漆。 12、必要时对绝缘进行干燥处理。 13、进行规定的测量和试验。 变压器大修时运行人员需要做的安全措施： 1、主变压器大修必须在设备停电检修状态下运行。 2、断开主变压器三侧TV小开关。 3、断开主变压器三侧隔离开关的动力电源小开关或动力电源保险（可能来电的隔离开关）。 4、停用主变压器的全套保护。 5、停用主变压器失灵保护。 6、停用主变压器启动稳定装置（保护启动和开关三跳启动）。 7、按照《电业安全规程》的规定布置好现场的安全措施，并与工作负责人进行交代。 8、停用主变压器冷却器。 9、停用主变压器冷却器动力交流电源。 10、停用主变压器冷却器直流控制电源。 11、停用主变压器调压装置交、直流电源。

变压器安装要求即注意事项复习课程

变压器安装要求即注 意事项

油浸式变压器安装 要求即注意事项 1 设备及材料准备 变压器出厂合格证及技术文件资料完整。铭牌技术数据符合设计。附件备件齐全。型钢：各种规格型钢应符合设计要求，并镀锌，螺栓均应采用镀锌螺栓，并配相应的平垫圈和弹簧垫。 2作业条件 施工图及技术资料齐全无误。土建工程基本施工完毕，标高、尺寸、结构及预埋件强度符合设计要求。屋面、屋顶喷浆完毕，屋顶无漏水，门窗及玻璃安装完好。室内地面工程结束，场地清理干净，道路畅通。 3 操作工艺 变压器安装就位时，宽面安装，低压侧向外，窄面安装，油位观察窗向外，注意其方位和距墙尺寸与图纸相符，允许误差为 ±0.25m，图纸无标注时，纵向按轨道就位，

横向距墙不得小于0.8m，距门不得小于 1m。 变压器台架的安装：台架距地面高度不低于2.5m，台架的平面坡度不大于1/100。同时变压器高压柱头加装绝缘罩，并悬挂警告牌。 变压器的高压侧应装设熔断器，高压熔断器的底部对地面的垂直高度不低于 4.5m，各相熔断器的水平距离不应小于 0.5m，为了便于操作和熔丝熔断后熔丝管能顺利地跌落下来，跌落式熔断器的轴线应与垂直线成15°～30°倾角，低压熔断器的底部对地面的垂直距离不低于3.5m，各相熔断器的水平距离不少于0.2m。跌落式熔断器熔丝的选择按“保证配电变压器内部或高、低压出线套管发生短路时迅速熔断”的原则来选择，熔丝的熔断时间必须小于或等于0.1s。按规程规定：容量在100kVA及以下者，高压熔丝额定电流按变压器容量额定电流的2～3倍选择；容量在100kVA以上者，高压熔丝额定电流按变压器容量额定电流的1.5～2倍选择。变压器低压熔丝按低压侧额定电流选择。

变压器检修转运行

宁煤变电站（发电厂）倒闸操作票 单位编号 发令人受令人发令时间年月日时分 操作开始时间： 年月日时分操作结束时间： 年月日时分 （√）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作 操作任务： 505(1#变压器)由检修状态转为运行状态 顺序操作项目√ 1 在五防机上进行模拟操作 2 拆除505柜“禁止合闸，有人工作”标示牌 3 拆除401柜“禁止合闸，有人工作”标示牌 4 拆除1#变压器低压侧挂的一组 #三相短路接地线 5 检查1#变压器无异物、无接地 6 拆除505柜挂的一组三相短路接地线 7 检查505柜内无异物、无接地 8 摇测505绝缘正常( ) 9 检查505断路器确在“分”位 10 将505手车推至“工作”位 11 检查505手车确在“工作”位 12 合上505控制电源空气开关 13 检查401断路器确在“分”位 14 检查401柜内无异物、无接地 备注：转下页 操作人：监护人：值班负责人（班长）：

宁煤变电站（发电厂）倒闸操作票 单位编号 发令人受令人发令时间年月日时分 操作开始时间： 年月日时分操作结束时间： 年月日时分 （√）监护下操作（）单人操作（）检修人员操作 操作任务：接上页 顺序操作项目√ 15 将401手车推至“工作”位 16 检查401手车确在“工作”位 17 合上401控制电源空气开关 18 在TB-B1的A1柜上合152A-10高压转换开关 19 检查505断路器确在“合”位 20 检查1#变压器空载运行情况 21 将TB-B1的A1柜上的转换开关10打至“P”档 22 在TB-B1的A1柜上合52A-10低压转换开关 23 检查401断路器确在“合”位 24 检查4001母联断路器确在“分”位 25 检查1#变压器带负荷运行情况 备注： 操作人：监护人：值班负责人（班长）：

变压器检修规程

变压器检修规程 第一章油浸式电力变压器检修工艺规程 第一节油浸式电力变压器的技术规范 1 表油浸式电力变压器技术规范 启备变1号高压厂变21号主变号主变变压器名称2号高压厂变 SF9-25000/15.75 SFP9-180000/220GYW2 SF9-25000/15.75 SFZ9-25000/115 SFPSZ9-180000/220 型号 ONAF ODAF ONAF ONAN/ONAF 冷却方180000/180000/180000180000250002500025000A) (K容 16.538/870.58126.5/112.9516.538/870.58254.1/407.96(KV/A)16.144/893.49125.06/114.51248.05/418. 6916.144/893.49(KV/A)123.63/116.0815.75/916.4242/429.43(KV/A)15.75/916.4 15.356/939.31235.95/440.1615.356/939.31122.19/117.65(KV/A) 229.9/450.914.963/962.22120.75/119.2214.963/962.22(KV/A)119.31/120.79(KV/A)117.88/122.36(K V/A)116.44/123.93(KV/A)115/125.5(KV/A)113.56/127.06(KV/A)11(KV/A)112.13/128.64110.69/130. 212(KV/A)109.25/131.7713(KV/A) 14(KV/A)107.81/133.34

油浸式配电变压器大修技术规范

油浸式配电变压器大修技术规范

油浸式配电变压器大修技术规范书 编制： 审核： 批准： 年月日

目录 一技术条件 (2) 1适用范围 (2) 2采用标准 (2) 3主要技术参数 (3) 4主要修理范围 (3) 5 结构要求 (3) 6 变压器修理后的技术参数要求6 7变压器修理后的试验要求 7 8 工艺要求 (8) 9 材料8

二项目管理及责任 (8) 1项目管理 (8) 2修理方责任范围 (10) 三质量保证 (10) 1质量程序文件 (10) 2质量体系 (10) 3控制检查程序 (10) 4 文件控制 (10) 5采购 (10) 6 内部质量审核 (11) 7 质量证书 (11) 8 质量保证期 (11)

一技术条件 1 适用范围 本规范适用于10kV油浸式配电变压器的重大修理； 2 采用标准 10kV油浸式配电变压器的修理应基于以下标准 GB 1094.1 电力变压器第1部分总则 GB 1094.2 电力变压器第2部分温升 GB 1094.3 电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB/T 1094.4 电力变压器第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则 GB 1094.5 电力变压器第5部分：承受短路的能力 GB/T 1094.7 电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则 GB/T 1094.10 电力变压器第10部分：声级测定 GB 2536 变压器油 GB 5273 变压器、高压电器和套管的接线端子 JB/T 10319 变压器用波纹油箱 JB/T 8637 无励磁分接开关 GB/T 4109 交流电压高于1000V的绝缘套管 GB/T 5582 高压电力设备外绝缘污秽等级 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 311 高压输变电设备的绝缘配合与高电压试验技术 GB/T 13499 电力变压器应用导则 DL/T 586 电力设备用户监造导则 GB/T 6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB 20052 三相配电变压器能效限定值及节能评价值

变压器大修方案

变压器大修施工方案 项目名称：变压器大修 编制人： 审核人： 批准人： 日期：年月日

目录 1.概述 2.组织措施 2．1组织准备 2．2技术准备 2．3资金及器材准备 3．技术措施 3．1施工执行标准 3．2大修工艺流程 3．3工作过度计划 4．检修项目及技术要求 4．1变压器器身检修 4．2变压器油箱检修 4．3变压器附件检修 4．4组装注油 4．5大修后试验 5．安全措施 5．1安全管理目标 5．2安全管理组织机构 5．3安全措施 6．验收送电

1．概述 该变压器自上次大修后至今已接近大修年限，根据中华人民共和国电力工业部发布的《电力变压器检修导则》规定，决定将该变压器进行大修，为确保变压器大修工作安全、顺利地进行，特编制本大修施工方案。 2.组织措施 2、1组织准备 2、1、1：本次大修由生技、安监、检修、运行、保卫等相关部门组织足够人力参加检修工作，所有参加大修的工作人员名单张榜公布，以确保职责，并便于联系。 2、1、2：现场组织机构 （1）现场总指挥 （2）现场技术负责人 （3）现场安全负责人 （4）工作负责人 （5）试验负责人 （6）起重负责人 （7）油务负责人 （8）工具保管员 2、1、3工作任务 （1）按变压器常规大修项目进行各项检查 （2）处理大修中发现的其他缺陷 2、1、4计划工作时间 2、2技术措施准备

2、2、1查阅上次该变压器的大修报告和上次大修后小修预试报告，了变压器的绝缘状况。 2、2、2查阅运行档案，了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数、变压器负荷及运行温度情况。 2、2、3大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。 2、3器材准备 2、2、1备品及材料 （1）变压器密封胶垫 （2）变压器添加油 （3）阀门、温度计等小组件 （4）绑围屏用收缩带 （5）修理绝缘用皱纹纸 （6）胶木螺栓、螺母 （7）绝缘纸板 （8）变压器各种螺栓、螺母 （9）变压器各种弹垫、平垫 （10）110KV高压瓷套管 （11）枕木或木板 （12）保质材料（如白棉布、面团、旧布或棉纱、干净工作服等） 2、3、2常用机具设备 （1）电力电源配电盘（2）储油罐（3）真空滤油机、压力滤油机、油泵、滤油纸干燥箱、真空泵、耐油橡胶管、真空橡胶管、楼梯、安全带、手动工具（扳手、钳子等）、钢丝绳、千斤顶、手搬葫芦、电气焊设备及材料、消防设备、检测试验设备等。

变压器运行维护规程

变压器运行维护规程 1 ?主题内容与适应范围 1.1本规程给出了设备规范，规定了其运行、操作、维护与变压器异常或事故情况下进行处理的基本原则和方法。 1.2本规程适用于变压器运行管理。 2?引用标准 DL/T572- 95电力变压器运行规程 GB/T15164油浸式电力变压器负载导则 3 ?设备规范（见表1） 表1主变压器运行参数

4 ?主变正常运行与维护 4.1 一般运行条件 4.1.1主变运行中的顶层油温最高不允许超过95C,为防止变压器油质劣化过速， 正常运行时，顶层油温不宜超过85C。 4.1.2主变的运行电压一般不应高于该变压器各运行分接额定电压的105%。 4.1.3主变的三相负载不平衡时，应监视电流最大的一相，且中性线电流不得超过额定电流的25%。 4.1.4主变中性点接地方式按调度命令执行。正常运行方式下主变压器中性点接地。 4.2主变周期性负载的运行 4.2.1主变在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。 4.2.2主变允许在平均相对老化率小于1或等于1的情况下,周期性地超额定电流运行。但超额定电流运行时，周期性负载电流（标么值）不得超过额定值的1.5倍, 且主变顶层油温不允许超过105C。 4.2.3当主变有较严重缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 4.3主变短期急救负载的运行 4.3.1主变短期急救负载下运行时，急救负载电流（标么值）不得超过额定值的1.8倍, 且主变顶层油温不允许超过115C ,运行时间不得超过半小时。 4.3.2当主变有较严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 4.3.3在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录。 4.4主变的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定。但不应超过额定电流的25倍。 4.5短路电流的持续时间不超过下表之规定

变压器维护内容

变压器的检修按其检修工作性质可分为大修和小修，小修一般至少每年一次，对安装在特别污秽区的变压器可另行规定；大修一般5～10年检修一次，对变压器一直在正常负荷下运行时，考虑每10年大修一次。 1、变压器小修内容和要求1）消除巡视中发现的一切缺陷。 2）测定线圈的绝缘电阻值，应满足绝缘要求。找绝缘标准是多少 3）清扫瓷套管和外壳，发现瓷套管破裂或胶垫老化者应更换，漏油者应拧紧螺丝或更换胶垫。 4）拧紧引出线的接头，如发现烧伤，应用砂布擦光后接好。5）缺油时应补油，并清除油

枕集泥器中的水和污垢。6）检查呼吸器和出气瓣是否堵塞，并清除污垢。 7）检查变压器瓦斯保护引出线是否侵蚀，若侵蚀应更换处理。8）检查各部位的油截门是否堵塞。 9）跌开式熔断器保护的变压器应检查熔丝管和一、二次熔丝是否完好正常。10）检查变压器的接地良好，地线是否腐蚀，腐蚀严重时应更换。2、变压器大修的步骤和内容 1）大修前的准备：将运行中记录下来的缺陷到现场进行核对，制定消除缺陷的对策，对检修中需用的设备、材料和工具应预先列出清单，并到现场检查环境和用具是否齐全。 2）放油、打开变压器顶盖、吊器身、检查线圈和铁芯。3）检修铁芯、线圈、分接开关和引出线。 4）检修顶盖、油枕、防爆管、散热器、油截门、吸湿器和套管等。5）检修冷却装置和油再生装置。 6）清扫壳体，必要时重新油漆。7）检修控制测量仪表、信号和保护装置。8）滤油或换油。9）必要时干燥绝缘。10）装配变压器。 11）按试验规程规定的项目进行测量和试验。12）试验合格后将变压器重新投入运行。3、变压器大修的要求 1）为防止器身吊出后，绕组在空气中暴露的时间过长受潮，应避免在阴天吊芯，在相对湿度不大于65%空气中不超过16小时，在相对湿度不大于75%空气中不超过12小时。 2）对于运行时间较长的变压器（如超过20年运行的变压器），在吊芯时应重点检查绕组的绝缘是否老化。 3）变压器线圈间隔衬垫应牢固线圈不能有松动、变形或位移，高低压绕组应对称无油粘物。4）分接开关接点应牢固，绝缘纸板和胶管应完整无损。 5）查对电压转换开关的接点、压紧螺丝、转动部分的转轴与顶盖上的标示字样应一致。6）铁芯不能有松动，铁芯与线圈间的油道应畅通。 7）穿芯螺栓的绝缘电阻，应用1000V摇表测定10KV以下变压器绝缘电阻不应低于2MΩ，35KV变压器不应低于5 MΩ。 8）瓦斯继电器的二次回路绝缘电阻应合格、接线正确，瓦斯继电器内部浮筒及水银接点完整。 9）充油套管内的油应保持在规定的指示线上。 配电变压器检查和常见故障分析王纪昌晋高峰配电变压器是一种静止的电气设备，在输电、配电系统中起到了改变电压和传输功率的作用。因此，作为维修电工应对变压器进行维护和定期检查，以便发现故障，及时处理。一、配电变压器的维护检查变压器维护检查的内容如下：1．检查运行中的变压器声响是否正常变压器运行中声响是均匀而轻微的“嗡嗡”声，这是在交变磁通作用下，铁芯和线圈振动造成的，若变压器内有各种缺陷或故障，会引起异常声响，其声响如下：（1）声音增大并比正常时沉重，这是变压器负荷电流大，过负荷的情况。（2）声音中杂有尖锐声，声调变高，这是电源电压过高、铁芯过饱和的情况。（3）声音增大并有明显杂音，这是铁芯未夹紧，片间有振动的情况。2．检查变压器的油位及油的颜色是否正常，是否有渗漏油现象油位应在油表刻度的1／4～3／4以内。油面过低，应检查是否漏油，若漏油应停电修理。若不漏油，则应加油至规定油面。加油时，应注意油表刻度上标出的温度值，根据当时的气温，把油加至适当油位。对油质的检查，通过观察油的颜色来进行。新油浅黄色，运行一段时间后变为浅红色。发生老化、氧化较严重的油为暗红色。经短路、绝缘击穿的油中含有碳质，油色发黑。3．检查变压器运行温度是否超过规定变压器运行中温度升高主要由本身发热造成的，一般说，变压器负载越重，线圈中流过的工作电流越大，发热量越大，运行温度越高。其温度越高，使绝缘老化加剧，寿命减

电力变压器检修质量标准

电力变压器检修质量标 准 文档编制序号：[KK8UY-LL9IO69-TTO6M3-MTOL89-FTT688]

电力变压器检修质量标准 一、外观 变压器本体应整洁无污，套管完整，无损坏裂纹，胶圈油封可靠，无老化现象，无渗油、漏油，接线牢固正确。 二、引出线 全部引出线、接线板完整，紧固，接触紧密可靠，绝缘良好，接触部位及其附近无老化焦黑现象。 三、绝缘套管及阀门 瓷套管上无污垢，无损伤，裂纹或电弧闪络现象，阀门紧固灵活不渗漏。 四、线圈 绝缘电阻值不低于1千伏1兆欧，吸收比（10℃-30℃）一般不低于1.3。 低压开关柜及低压配电屏 一、低压开关柜在检修时，都要进行检修处理，不得遗漏，凡有内部损件、缺件，螺丝松动、漏水生锈，都要一一处理。刀开关触刀接触良好，紧度适中，无老化焦黑现象。空气开关触头接触面必须满足2/3，无老化现象。灭弧罩和灭弧间壁应完好。 配电屏接地牢固，漆层完好，母线颜色鲜明，带电部与接地间的绝缘电阻不得小于0.4兆欧。 各种继电器动作准确可靠，其动值应符合设计及运行要求。 各种表安装，接线牢固，指示计量准确。 二、低压配电屏二次接线 1、接线正确牢固，配线整齐清晰美观，所有备用导线端头小圈应按右手螺旋方向绕制，每根导线标号齐全清楚。 2、所有二次线不准驳接，线径应采用电压回路不小于1.5 mm2，铜芯导线，电流回路不小于2.5 mm2铜芯导线。 3、接线所用螺丝、螺母、平垫，均应用镀锌或镀铜等导电良好的材料。 电力电容器的检修质量标准 1、电力电容器应表面清洁，无渗漏油现象，无鼓肚现象，接线柱牢固，放电指示灯完好齐全。

2、用1000兆欧表测量，三相对地绝缘电阻不小于0.4兆欧。 高压电器设备 一、母线绝缘子 1、母线无松动过热现象，绝缘子无损坏，脏污放电痕迹，接头接触牢固，导电良好。 2、运行中无振动、金属无腐蚀。 3、母线整洁，各相漆完整，标志正确、清楚。 二、刀开关 1、刀开关应动作正确灵活，接触良好，触刀紧度适中，各部位螺丝紧固。 2、刀开关触头三相不同期性其误差不大于3mm。 3、机械闭锁装置，准确灵活，钥匙齐全。 避雷及接地装置检修质量标准 一、避雷针 1、避雷针及其引下线，应无严重锈蚀，截面因锈蚀而减少30%及以上者应更换。 2、引下线等导电部件的电气联接（焊点、螺栓等）应牢固可靠。 二、避雷器 1、瓷套管完整，有合格证及试验报告。 2、导线及引下线无烧伤，烧断现象，三相接地合格良好。 3、瓷套管表面清洁无垢，用2500伏兆欧表测量，绝缘电阻值不小于500兆欧。 三、接地装置 1、测大地短路电流（500A以上）电气设备接地电阻小于0.5欧。 2、测小接地短路电流（500A以下）小于10Ω。 3、利用大地作导体时，电气设备接地装置的接地电阻。 ①、长久利用时接地电阻∠50/I欧。 ②、临时利用时接地电阻∠100/I欧。 I为接地装置流入大地电流。 4、检查防雷接地装置的连接情况，不得有断开，松动及严重锈蚀现象。

变 压 器 检 修 规 程

变压器检修规程目录 前言 1. 主题内容与适用范围 2. 引用标准 3. 检修周期及检修项目 3.1 检修周期 3.2 检修项目 4. 变压器大修前的准备工作 5. 变压器的检修工艺 5.1 拆装附件及吊罩 5.2 线圈及引线的检修及质量标准 5.3 铁芯及夹件的检修及质量标准 5.4 无载分接开关的检修及质量标准 5.5 有载分接开关的检修及质量标准 5.6 铁芯接地装置检修及质量标准 5.7 套管的检修及质量标准 5.8 油枕的检修及质量标准 5.9 呼吸器的检修及质量标准 5.10 净油器的检修及质量标准 5.11 冷却装置及管阀的检修及质量标准

6. 变压器投运前的检查及试验 6.1 投运前的检查 6.2 投运前的试验 7. 变压器常见故障分析 7.1 铁芯层间绝缘损坏 7.2 铁芯片局部短路与铁芯局部烧熔 7.3 线圈击穿 8. 变压器油的管理 前言 本标准规定神化阳光发电公司变压器的小修、大修的检修项目、工艺的一般原则和方法.下列人员应熟悉或掌握本规程全部或部分内容： 1. 厂长、副厂长、总工程师。 2. 检修分厂电气主任、副主任、电气专责 3. 电气检修班长、技术员及电气检修人员。 1. 主题内容与适用范围 本规程规定了神化阳光发电公司油浸式电力变压器大、小修项目及质量验收标准。 2. 引用标准

下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，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。 DL／T573-95电力变压器检修导则 3. 检修周期及检修项目 3.1 检修周期 3.1.1 大修周期 3.1.1.1 一般在投入运行后的5年内和以后每隔10年大修一次。 3.1.1.2 运行在电力系统中的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。 3.1.1.3 运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修。运行正常的变压器，经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。 3.1.2 小修周期 3.1.2.1 一般应每年一次或随机组每半年一次。 3.2 检修项目 3.2.1 大修项目 3.2.1.1 大修前的准备工作 3.2.1.2 拆装附件与吊罩<芯) 3.2.1.3 芯体检查 a)线圈与引线的检查 b)分接开关的检查 c)铁芯与夹件的检查 3.2.1.4 油箱内部的检查 3.2.1.5 套管的检修 3.2.1.6 油枕的检修

变压器的安装及验收讲解

变压器的安装及验收 8000千伏安以上变压器的装卸及运输，不论水路或陆路运输，均须对运输路径及两端装卸条件作充分调查，并作出施工技术措施（8000千伏安以下者可参照执行）； 一、水路运输时，应做好下列工作： 1.选择航道，了解吃水深度，水上及水下障碍物分布、潮汛情况以及沿途桥梁尺寸； 2.选择船舶，了解船舶运载能力与结构，验算载重时船舶的稳定性； 3.调查码头承重能力及起重能力，必要时应进行验算或荷重试验； 二、陆路运输用机械直接拖运时，应做好下列工作： 1.了解道路及其沿途桥梁，涵洞、沟道等的结构、宽度、坡度、转角及承重情况，必要时应予以加固； 2.调查沿途架空线、通迅线等高空障碍物的情况； 3.利用变压器滚轮在现场铁路专用线作短途运输时，应对铁路专用线进行调查与验算；其速度不应超过0.2公里/小时。 第2.1.2条变压器装卸时，应防止由于卸载时车辆弹簧弹力或船只浮力而引起变压 器倾倒；应有专人观测车平台或码头的下沉情况。 卸车地点土质必须坚实。 第2.1.3条变压器在装卸和运输过程中，不应有冲击或严重振动情况；利用机械牵引时，牵引的着力点，应在变压器重心以下，以防倾倒。运输倾斜角不得超过15度，否则应采取措施，防止内部结构变形。 第2.1.4条钟罩式变压器整体起吊时，应将钢丝绳系在下节油箱专供起吊整体的吊耳上，并必须经钟罩上节相对应的吊耳导向，防止变压器倾倒。

第2.1.5条用千斤顶顶升大型变压器时，应将千斤顶放置在油箱专门部位。 第2.1.6条充氮运输的变压器，应备有压力监视和氮气补充装置，确保变压器在运输途中保持正压，氮气压力可保持为0.1?0.3公斤/厘米2。 第2.1.7条大型变压器在运输或装卸前，应核对高低压侧方向，避免安装时调换方向发生困难。 第2.1.8条干式变压器在运输途中，应有防雨措施。 第二节安装前的检查与保管 第2.2.1条变压器到达现场后，应及时进行下列外观检查： 一、变压器油箱及其所有附件应齐全，无锈蚀或机械损伤； 二、油箱箱盖或钟罩法兰联接螺栓齐全，密封良好，无渗漏油现象；浸入油中运输的附件，其油箱也应无渗油现象； 三、充油套管的油位应正常，无渗油； 四、充氮运输的变压器，器身内应为正压，压力不应低于0.1公斤/厘米2。 第2.2.2条变压器到达现场后，应按下列要求妥善保管（附件与变压器本身联在一起者，不必拆下）： 一、散热器（冷却器）和连通管、安全气道等应加密封； 二、表计、风扇、潜油泵、气体继电器、气道隔板、温度计以及绝缘材料等，应放 置于干燥的室内保管； 三、短尾式套管应置于干燥的室内保管，充油式套管卧放时应有适当坡度； 四、变压器本体、冷却装置等，其底部应垫高、垫平，防止水淹；干式变压器应置于干燥的室内保管；

变压器的检修项目及要求

变压器的大修项目及要求 一、变压器的大修周期 1、变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修一次。 2、在运行中的变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。 3、运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修。 二、变压器的大修项目、工艺要求及流程 1. 变压器的大修项目 1.1 吊开钟罩或吊出器身检修； 1.2 线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修； 1.3 铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接地片的检修； 1.4 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等； 1.5 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修； 1.6 安全保护装置的检修； 1.7 油保护装置的检修； 1.8 测温装置的校验,瓦斯继电器（压力保护器）的校验； 1.9 操作控制箱的检修和试验； 1.10 无励磁分接开关的检修； 1.11 全部密封胶垫的更换和组件试漏；

1.12 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 1.13 变压器油处理（真空滤油）或换油； 1.14清扫油箱并进行喷涂油漆及防腐处理； 1.15大修后的试验和试运行。 2.大修现场条件及工艺要求 2.1吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在晴天进行；器身暴露在空气中的时间作如下规定：空气相对湿度不大于65%时不超过16h；空气相对湿度不大于75%时不超过12h；器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。 2.2为防止器身凝露，器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上。 2.3 检查器身时应由专人进行，着装符合规定。照明应采用安全电压。不许将梯子靠在线圈或引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线。 2.4器身检查使用工具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；在箱内作业需考虑通风。 2.5拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。 2.6拆卸顺序：首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件；组装时顺序相反。 2.7冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下

变压器检修内容

分配电室10KV干式变压器和10KV中压开关柜一般检修周期为多长 一般一年做一次试验，检查有无缺陷，如试验无问题，基本上就清下灰就好了。干式变压器理论上是免维护的。 ?干式变压器的保养方法是什么? 2.1.1处于运行或停运的变压器每年例行保养一次。? 2.1.2待投运的变压器在投运前预先保养一次。? 2.2.1投入备用变压器，断开检修的变压器低压侧断路器，取下控制电源的操作保险，在开关把手处悬挂“禁止合闸”标志牌。 2.2.2断开检修变压器高压侧的断路器，合上接地开关，对变压器进行充分放电后，锁住高压柜，在开关把手处悬挂“禁止合闸”标志牌。? 2.2.3干式变压器的保养，首先清扫瓷套管和外壳，其次检查外壳垫片、瓷套管有无破裂、放电痕迹或胶垫有无老化，电缆及母线有无形现象，有破裂的应进行更换。 ?2.2.4检查母线接触面是否保持清洁，接触面应除去氧化层并涂以电力复合脂。? 2.2.5检查变压器的接地是否良好，地线是否腐蚀，腐蚀严重的应更换。? 2.2.6紧固引线端子、销子、接地螺丝、连线母线螺丝，如有松动应拆下螺丝，或用细平锉轻锉接触面，或更换弹簧垫圈、螺丝，直至接触良好。

2.2.7清洁变压器周围及配件上的灰尘，检查消防设施及通风系统是否良好。? 2.2.8断开高压侧的接地开关，并锁好高压开关节栉，用2500V摇表测定绝缘电阻。并与变压器出厂前测定值比较，绝缘电阻不应低于出厂时原始数据的70%，若不合格应及时上报处理。 2.2.9再次合上高压侧的接地开关，让变压器进行放电。 检查变压室及变压器有无遗留工具，撤离现场。? 接上低压侧断路器控制电源操作保险，重新挂上“禁止合闸”标牌，防止向变压器反送电。 断开高压侧接地开关，再次检查变压器现场及低压侧的控制线，无误后，合上变压器高压侧断路器，让变压器试运行取下高压侧标志牌。? 详细做好保养试运行记录。?? 3.0安全注意事项：? 3.1摇测绝缘电阻必须两人进行。? 3.2在未对变压器进行充放电前，严禁触摸。 3.3防止向变压器反送电及变压器向运行中的母排送电。? 3.4保养人应穿绝缘鞋，戴绝缘手套进行操作。 3.5严禁误合闸。 干式变压器定期检查的内容有哪些？周期是多长？ （1）干式变压器投运后2～3个月进行1次检查，以后每年进行1次检查；

高压电动机检修工艺及标准

高压电机检修工艺 2008-10-18 下午 04:58 1、检修前的准备工作: 检修前应认真作好检修各项准备工作,仔细讨论检修计划和各项措施,明确检修任务和质量要求,安排好项目检修进度,准备好检修的材料、工具、备品以及检修场地,搬运道路、车辆等.

第一章、电动机维护检修规范 1、电动机完好标准 1．1零部件质量 1．1．1外壳完整，无明显缺陷，表面油漆色调一致，铭牌清晰。 1．1．2润滑油脂质量符合要求，油量适当，不漏油。 1．1．3电动机内部无积灰和油污，风道畅通。 1．1．4外壳防护能力或防爆性能良好，既符合电动机出厂标准，又符合周围环境的要求。1．1．5定转子绕组及铁芯无老化、变色和松动现象，槽楔、端部垫块及绑线齐全紧固。1．1．6定转子间的间隙符合要求。 1．1．7风扇叶片齐全，角度适合，固定牢固。 1．1．8外壳有良好而明显的接地(接零)线。 1．1．9各部件的螺栓、螺母齐全紧固，正规合适。 1．1．10埋入式温度计齐全，接线完整，测温表计指示正确。 1．1．1l起动装置好用，性能符合电动机要求。 1．1．12通风系统完整，防锈漆无脱落，风道不漏风，风过滤器、风冷却器性能良好，风机运行正常。 1．1．13励磁装置运行稳定可靠，直流电压、电流能满足电动机要求。 1．1．14操作盘油漆完好，部件齐全，接线正规，标示明显。 1．1．15保护、测量、信号、操作装置齐全，指示正确，动作灵活可靠。 1．1．16电动机基础完整无缺。 1．1．17 电源线路接线正确牢固，相序标志分明，电缆外皮有良好的接地(接零)线。 1．2运行状况 1．2．1在额定电压下运行，能达到铭牌数据要求，各部位温升不超过表1所列允许值。表1 电动机的最高允许温升(环境温度为40~C时) ℃ 绝缘等级A级绝缘E级绝缘B级绝缘F级绝缘H级绝缘 测量方法温度计法电阻法温度计法电阻法温度计法电阻法温度计法电阻法温度计法电阻法 与绕组接触的铁芯及其他部件60 —— 75 —— 80 —— 100 —— 125 —— 集电环或整流子60 —— 70 —— 80 —— 90 —— 100 —— 滑动轴承40 —— 40 —— 40 —— 40 —— 40 —— 滚动轴承55 —— 55 —— 55 —— 55 —— 55 —— 电动机绕组50 60 65 75 70 80 85 100 105 125 1．2．2电动机的振动值（两倍振幅值），一般应不大于表2的规定。对于Y系列电动机，空载振动、速度的有效值应不超过表3所列数据。 表2电动机的允许振动值 转速，r／min 3000 2000 1500 1000 750及以下 两倍振幅值，mm 0.06 0.085 0.10 0.13 0.16 表3 Y系列电动机空载振动、速度允许值 安装方式弹性刚性 轴中心高H，mm 56≤H≤132 132≤H≤225 225≤H≤400 400≤H≤630 转数n,r／min 600≤n≤1800 1800

论电力变压器运行过程中的检修与维护

论电力变压器运行过程中的检修与维护 电力电压器主要用来传输和分配电能，转换各种不同的交流电，满足用户对各种电力的需求。电力变压器是电力网的心脏，是确保电网正常运行的重要部件。本文主要讨论电力变压器在运行过程中的各种检修、维护方法，并分析了几种常见的故障处理措施，以供参考。 标签：电力变压器;检修;维护;故障 电力变压器可以转换各种不同的交流电，把某一个数值的交流电流或电压转换为同一频率、不同数值的电流或电压，通过交换和输出电流来满足用户对各种电力的需求。电力变压器在运行过程中常常受到自身或者外界因素的影响，导致变压器出现故障，有时会留下很大的安全隐患。所以在日常工作中对电力变压器的检修、维护非常必要。 1电力变压器运行过程中的检修和维护的意义 电力变压器作为电网传输的枢纽，是电力企业发电和供电的主要设备之一，它能否可靠、稳定、持续运行将对整个电力系统的安全发挥着举足轻重的作用。电力变压器的存在与使用，实现了电压的降低与升高，使用户能够用到优质、安全的电力资源。然而，电力变压器的运行中不可避免地会出现各种故障，如接触不良、绝缘质损坏等，这些故障的存在，都会影响电力变压器的正常运行。电力变压器运行过程中的检修和维护，关系着用户的用电质量，电力企业的供电质量，深深地影响着人们的生活。因此，大家不难看出，电力变压器在运行过程中的检修和维护是十分重要的，如果能做好这项工作，将在整个过程中起到事半功倍的效果。 2电力变压器运行故障表现 作为电力系统中交流电能转换的关键设备，电力变压器由器身、油箱、出线装置、调压装置、冷却装置、保护装置组成。在变压器运行当中，各个组成部分相互协调、相互作用，任何一个部位出现故障都会影响整体运行稳定性。下面介绍几种常见的变压器故障表现。 2.1变压器异常响声 变压器转换期间，变压器绕组，在铁心中有周期性的交变磁通产生，从而促使铁心片磁波发生收缩，铁心叠片间线圈与磁力相互作用，从而发出振动声响，变压器就会发出连续的声响，这种情况下产生的声响是正常的。但是声响突然增大并夹杂着噪音、刺耳的声音或者液体沸腾声音就说明设备已经出现故障。 2.2变压器油温异常

变压器检修规程

1、变压器的大修项目及要求 变压器的大修周期 1) 变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修再一次。 2) 箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏时，才进行大修 3) 运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，可适当延长大修周期。 变压器的大修项目 变压器的大修项目有： 1) 吊开钟罩或吊出器身检修； 2) 线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修； 3) 铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接地片的检修 4) 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等； 5) 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修 6) 安全保护装置的检修 7) 油保护装置的检修 8) 测温装置的校验,瓦斯继电器的校验 9) 操作控制箱的检修和试验 10) 无励磁分接开关和有载分接开关的检修 11) 全部密封胶垫的更换和组件试漏 12) 必要时对器身绝缘进行干燥处理 13) 变压器油处理或换油； 14) 清扫油箱并进行喷涂油漆 15) 大修后的试验和试运行 16) 可结合变压器大修一起进行的技术改造项目，如油箱机械强度的加强，器身内部接地装置改为外引接地，安全气道改为压力释放阀，高速油泵改为低速油泵，油位计的改进，储油柜加装密封装置，气体继电器加装波纹管接头 变压器大修前的准备工作

1) 查阅历年大小修报告及绝缘预防性试验报告（包括油的化验和色谱分析报告），了解绝缘状况 2) 查阅运行档案了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数，变压器的负荷 3) 根据变压器状态，编制大修技术、组织措施，并确定检修项目和检修方案 4) 变压器大修应安排在检修间内进行。当施工现场无检修间时，需做好防雨、防潮、防尘和消防措施，清理现场及其他准备工作 5) 大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验 6) 准备好备品备件及更换用密封胶垫 7) 准备好滤油设备及储油灌 大修现场条件及工艺要求 1)吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行 时，应选在晴天进行；器身暴露在空气中的时间作如下规定：空气相对湿度不大于65%时不超过16h；空气相对湿度不大于75%时不超过12h； 器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止 2)为防止器身凝露，器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机 循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上 3)检查器身时应由专人进行，着装符合规定。照明应采用安全电压。不许将 梯子靠在线圈或引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线 4)器身检查使用工具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上； 在箱内作业需考虑通风 5)拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或更换 6)拆卸顺序：首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件；组装时顺序相反 7)冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下后，应 用盖板密封，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（或采取其他防潮密封措施） 8)套管、油位计、温度计等易损部件拆后应妥善保管，防止损坏和受潮；电 容式套管应垂直放置 9)组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭