XX光伏升压电站检修规程.doc

XX 新能源有限公司 XX 光伏电站检修规程 2015 年 11 月发布 2016 年 12 月实施 XX 30MWp 光伏电站 前前 言言 为了规范 XX 光伏电站升压站电气设备检修及维护操作，保证人身和设备的 安全，制定本标准。 本标准由 XX 有限公司提出。 本标准修编单位：XX 有限公司安全生产管理部 本标准由 XX 有限公司负责解释 本标准修编人： 本标准主要审核人： 本标准主要审定人： 本标准批准人： 本标准为初次发布，自本标准发布之日起执行。 适用范围及引用标准适用范围及引用标准 1 1 适用范适用范围围 1.1 本规程规定了 XX 光伏电站升压站电气设备维护检修须遵循的设备维护以及 异常和事故处理的方法、基本原则。 1.2 本规程适用于运行维护人员及生产管理人员。 2 2 引用标准引用标准 下列文件中的条款通过本标准的引用而构成本标准的条款。凡是注明日期 的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于 本标准，凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 2.1 国家电网公司电力安全工作规程（变电所和发电厂电气部分） 2.2 国家电网公司十八项电网重大反事故措施 2.3 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程 2.4 SD 2301987 发电厂检修规程 2.5 DL/T 5137-2001_电测量及电能计量装置设计技术规程 2.6 DL/T 7972001 风力发电场检修规程 2.7 国家电网公司110（66）kV500kV 油浸式变压器（电抗器）管理规范 2.8 国家电网公司110（66）kV500kV 互感器管理规范 2.9 国家电网公司高压开关设备管理规范 2.10 DL/T 5731995 电力变压器检修导则 2.11 DL/T 5741995 有载分接开关运行维修导则 2.12 GBT8905-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 2.13 DL/T 555942.2 气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则 2.14 GB 1094.11996电力变压器 第 1 部分 总则 2.15 GB 1094.21996电力变压器 第 2 部分 温升 2.16 GB 1094.32003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 2.17 GB 1094.52003电力变压器 第 5 部分 承受短路的能力 2.18 GB 2900.151982电工术语 变压器 互感器 调压器 电抗器 2.19 GB 25361990变压器油 2.20 GB 311.11997高压输变电设备的绝缘配合 2.21 GB/T 1094.42004电力变压器 第 4 部分 电力变压器和电抗器雷 电冲击波和操作冲击波试验导则 2.22 GB/T 1094.102003电力变压器 第 10 部分 声级测定 2.23 GB/T 73542003局部放电测量 2.24 GB 116041989高压电气设备无线电干扰测试方法 2.25 GB/T 164341996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝 缘选择标准 2.26 GB/T 16927.11997高压试验技术 第一部分：一般试验要求 2.27 GB/T 16927.21997高压试验技术 第二部分：测量系统 2.28 GB 10230有载分接开关 2.29 GB/T 55821993高压电力设备外绝缘污秽等级 2.30 GB/T 64511999三相油浸式电力变压器技术参数和要求 2.31 GB/T 13499电力变压器应用导则 2.32 GB/T 174681998电力变压器选用导则 2.33 GB/T 151641994油浸式电力变压器负载导则 2.34 GB/T 8287.11997高压支柱瓷绝缘子 技术条件 2.35 B/T 8287.21999高压支柱瓷绝缘子 尺寸与特性 2.36 GB/T 41091999高压套管技术条件 2.37 GB 52731985变压器、高压电器和套管的接线端子 2.38 GB 12081997电流互感器 2.39 GB 168471997保护用电流互感器暂态特性技术要求 2.40 GB/T 72522001变压器油中溶解气体分析与判断导则 2.41 GB/T 75952000运行中变压器油质量标准 2.42 GB/T 45852004交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验 2.43 GB 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准 2.44 JB/T 1008820046kV500kV 级电力变压器声级 2.45 JB/T 86371997无励磁分接开关 2.46 JB/T 38371996变压器类产品型号编制方法 2.47 DL/T 5961996电力设备预防性试验规程 2.48 DL/T 5721995电力变压器运行规程 2.49 IEC 60296：2003变压器与断路器用新绝缘油规范 2.50 IEC 60815污秽条件下绝缘子选用导则 2.51 GB39063.6kV40.5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备 2.52 GB3309高压开关设备常温下的机械试验 2.53 GB311.1高压输变电设备的绝缘配合 2.54 GB4208外壳防护等级(IP 代码) 2.55 GB1984交流高压断路器 2.56GB1985 高压交流隔离开关和接地开关 2.57GB11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 2.58 DL/T404户内交流高压开关柜订货技术条件 2.59 GB/T16927.1.2 高压试验技术 2.60 GB311.1高压输变电设备的绝缘配合 2.61 GB10237 绝缘水平和绝缘试验、外绝缘空气间隙 2.62 GB50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 2.63 IEC60076-9 端子和分接标志 目目 录录 第一章第一章 变压器检修规程变压器检修规程1 1 1.1 适用范围1 1.2 设备参数1 1.3 变压器正常检查项目8 1.4 变压器大小修项目及周期8 1.5 变压器检修工艺及质量要求.10 1.6 分接开关和引线的检修及质量标准.15 1.7 变压器器身的检查.16 1.8 变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准.17 1.9 变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施.18 1.10 变压器现场小修20 1.11 变压器附件的检修24 1.12 冷却装置的检修25 第二章第二章 隔离开关检修规程隔离开关检修规程2 27 7 2.1 适用范围.27 2.2 定义.27 2.3 设备参数.27 2.4 正常检查项目.32 2.5 检修周期和项目.32 2.6 检修质量标准.33 第三章第三章 避雷器检修规程避雷器检修规程3 35 5 3.1 适用范围.35 3.2 定义.35 3.3 设备参数.35 3.4 检修周期.35 3.5 检修项目及质量标准.35 3.6 试验项目、周期和要求.36 第四章第四章 35KV/10KV35KV/10KV 配电装置检修规程配电装置检修规程 3 37 7 4.1 适用范围.37 4.2 概述.37 4.3 检修周期及检修项目.37 4.4 开关柜、母线的检修.38 4.5 地刀及接地装置的检修.39 4.6 一次触头的检修.39 4.7 挡板机构及闭锁装置的检修.40 4.8 互感器、过电压保护器的检修.40 4.9 35KV 开关的检修 41 第五章第五章 380V380V 站用配电装置检修规程站用配电装置检修规程 4 42 2 5.1 适用范围.42 5.2 概述.42 5.3 站用变压器的检修.42 5.4 低压开关柜的检修.45 5.5 母线的检修.46 5.6 低压断路器的检修.48 第六章第六章 高压架空线路检修规程高压架空线路检修规程5 51 1 6.1 总则.51 6.2 运行管理范围及组织机构.51 6.3 线路巡视.51 6.4 线路的检测.53 6.5 线路设备的缺陷管理.54 第七章第七章 电缆检修规程电缆检修规程5 55 5 7.1 主要内容与适用范围.55 7.2 电缆检修工艺.55 7.3 终端头和接头盒制作.57 7.4 电缆检修的质量标准.70 - 1 - 第第 1 1 章章 变压器检修规程变压器检修规程 1.11.1 适用范围适用范围 1.1.1 规程规定了变压器检修内容和项目、技术参数、工艺标准。 1.1.2 本规程适用于主变压器的检修维护工作，光伏电场升压变压器可参 照执行。 1.21.2 设备参数设备参数 本表中所列数据本表中所列数据( (如绝缘水平、爬电距离等如绝缘水平、爬电距离等) )均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m，根据国，根据国 标要求对外绝缘进行修正。标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 变压器型式或型号 SZ11-31500/38.5SZ11-31500/38.5 a. 额定电压（kV） 高压绕组 38.538.5 低压绕组 1010 稳定绕组 -/ b. 额定频率（Hz） 5050 c. 额定容量（MVA） 31.531.5 高压绕组 31.531.5 低压绕组 31.531.5 稳定绕组 - d. 相数 33 e. 调压方式有载有载 f. 调压位置高压侧中性点高压侧中性点 g. 调压范围 32.5%32.5% h. 中性点接地方式 35 kV 不接地不接地 10kV 不接地不接地 i. 主分接的短路阻抗和允许偏 差 （全容量下） 短路阻抗 （%） 短路阻抗 （%） 短路阻抗 （%） 短路阻抗 （%） 高压低压 6.5 6.5 6.5 6.5 j. 冷却方式 ONANONAN 1. *额 定值 k. 联结组标号 Y,d11Y,d11 - 2 - 本表中所列数据本表中所列数据( (如绝缘水平、爬电距离等如绝缘水平、爬电距离等) )均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m，根据国，根据国 标要求对外绝缘进行修正。标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 a. 雷电全波冲击电压（kV， 峰值） 高压线端 200200 低压线端 7575 稳定绕组线端 - 高压中性点端子 低压中性点端子 b. 雷电截波冲击电压（kV， 峰值） 高压线端 225225 低压线端 8585 稳定绕组线端 - c. 操作冲击电压（kV，峰值） 高压线端（对地） d. 短时工频耐受电压（kV， 方均根值） 高压线端 8585 低压线端 3535 稳定绕组线端 - 高压中性点端子 2. *绝 缘水平 低压中性点端子 *顶层油 5554 *绕组（平均） 6564 油箱、铁心及金属结构件表 面 7574 3. 温升 限值（K） 绕组热点 7877 a. 最大分接 短路阻抗 （%） 短路阻抗 （%） 短路阻抗 （%） 短路阻抗 （%） 4. 极限 分接下短 路阻抗和 允许偏差 （全容量 下） 高压低压 乙方 提供 6.86.86.8 - 3 - 本表中所列数据本表中所列数据( (如绝缘水平、爬电距离等如绝缘水平、爬电距离等) )均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m，根据国，根据国 标要求对外绝缘进行修正。标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 b. 最小分接 短路阻抗 （%） 短路阻抗 （%） 短路阻抗 （%） 短路阻抗 （%） 高压低压 乙方 提供 6.26.26.2 a. 高压绕组 主分接 -0.10307 最大分接 -0.1108 最小分接 -0.09534 5. 绕组 电阻 （，75 ） b. 低压绕组 -0.01533 a. 高压绕组 -2.76 b. 低压绕组 -2.83 6. 电流 密度 （A/mm2） c. 调压绕组 -/ 7. 匝间 工作场强 （kV/mm） -1.87 铁心柱磁通密度（额定电压、 额定频率时） （T） -1.74 硅钢片比损耗（W/kg） -1.072 8. 铁心 参数 硅钢片计算总质量（t） -16 额定频率额定电压时空载损 耗 124 229. 空载 损耗 （kW） 额定频率 1.1 倍额定电压时 空载损耗 -26 a. 100%额定电压时 -0.4 10. 空 载电流 （%） b. 110%额定电压时 -0.68 主分接450 125 其中杂散损耗 -10 最大分接 -120 其中杂散损耗 -10 最小分接 -134 11. 负 载损耗 （额定容 量、75、 不含辅机 损耗） （kW） 其中杂散损耗 -10 - 4 - 本表中所列数据本表中所列数据( (如绝缘水平、爬电距离等如绝缘水平、爬电距离等) )均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m，根据国，根据国 标要求对外绝缘进行修正。标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 空载状态下（离设备 0.3 米） 居民区58，其它65居民区58，其它65 12. 噪 声水平 dB（A） 100%负载状态下（离设备 0.3 米） 居民区58，其它65居民区58，其它65 高压绕组 7.277.27 低压绕组 26.6426.64 13. 可 承受的 2s 对称短路 电流（kA） （忽略系 统阻抗） 短路 2 秒后绕组平均温度计 算值（） 250 240 a. 采用 ONAN 冷却的变压器 b. 采用 ONAN 持续运行能力 （ %额定容量） 100%100% c. 列出不同冷却器组数运行 时，变压器允许长期运行的负 载（ %额定容量） 本工程无 一组退出运行 二组退出运行 14. 变 压器负载 能力 三组退出运行 高压绕组100 100 15. 在 1.5 Um/kV3 下局部放 电水平 （pC） 低压绕组（10kV） -100 高压绕组0.50.516. 绕 组连同套 管的 tan（% ） 低压绕组0.50.5 a. 安装尺寸（mmm） （长 宽高） 5.24.74.55.24.74.5 b. 运输尺寸（mmm） （长 宽高） 4.723.44.723.4 17. 质 量和尺寸 （如有限 值甲方需 填写） 重心高度（m） 1.21.2 - 5 - 本表中所列数据本表中所列数据( (如绝缘水平、爬电距离等如绝缘水平、爬电距离等) )均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m，根据国，根据国 标要求对外绝缘进行修正。标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 c. 安装质量（t） - 器身质量（t） - 约 24 上节油箱质量（t） - 约 2 油质量（t） （含备用） - 约 12 总质量（t） - 约 50.5 d. 运输质量（t） -40 e. 变压器运输时允许的最大 倾斜度 1515 每组冷却容量（kW） -13 型式 -JPC 数量 -12 每组重量（t） -0.6 风扇数量 - 总的风扇功率（kW） - 潜油泵数量 18. 散 热器或冷 却器（本 工程无） 总的油泵功率（kW） 型号规格 a. 高压套管 -BW-40.5/1000 b. 低压套管 -BQ-20/4000 c.稳定绕组套管 - d. 高压中性点套管 - e.低压中性点套管 - 额定电流（A） a. 高压套管 （应大于 1.3 倍相应绕组线端额 定电流） 1000 b. 低压套管 （应大于 1.3 倍相应绕组线端额 定电流） 4000 c.稳定绕组套管 （应大于 1.3 倍相应绕组线端额 定电流） d. 高压中性点套管 （应大于 1.3 倍相应绕组线端额 定电流） e. 低压中性点套管1500A（运行时间不小于 60ms） 19.套管 *绝缘水平（LI/AC） （kV） - 6 - 本表中所列数据本表中所列数据( (如绝缘水平、爬电距离等如绝缘水平、爬电距离等) )均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度 1500m1500m，根据国，根据国 标要求对外绝缘进行修正。标要求对外绝缘进行修正。 序号及名 称 项 目甲方要求值乙方保证值 *a. 高压套管（200/95） 200/95 b. 低压套管（200/95） 125/58 c.稳定绕组套管乙方填写 d. 高压中性点套管 e.低压中性点套管 66kV 及以上套管在 1.5Um/ kV 下局部放电水平（pC）3 a. 高压套管 10 b. 高压中性点套管 10 电容式套管 tan（%）及电 容量（pF） tantantantan a. 高压套管 0.4 b. 高压中性点套管 0.4 套管的弯曲耐受负荷（kN） 水平 纵向 水平 纵向 水平 纵向 水平 纵向 水平 横向 垂直 a. 高压套管 2.52.52.52.5- b. 低压套管 2.52.52.52.5- c. 高压中性点套管 2.0- c. 低压中性点套管 2.0- 套管的爬距（等于有效爬距 乘以直径系数Kd） （mm） *a. 高压套管 12561300 b. 低压套管 372480 c.稳定型绕组爬距 31(取系统最高电压) d. 高压中性点套管 e.低压中性点套管 套管的干弧距离（mm） a. 高压套管 -485 b. 低压套管 -195 c.稳定绕组套管 - d. 高压中性点套管 - e低压中性点套管 - 套管的爬距/套管的干弧距离 。 5.3.4 检修质量标准 5.3.4.1 整体清扫 5.3.4.1.1 用电动吹干机将变压器绕组装配的底部以及绕组气道中的灰尘吹净。 5.3.4.1.2 用干布将绝缘子、母线、铁芯夹件及其它部位的积灰清扫干净。 5.3.4.1.3 用干布将器身清洁干净。 - 45 - 5.3.4.2 器身检查 5.3.4.2.1 检查绝缘子有无破损、裂纹。 5.3.4.2.2 检查铁芯上、下夹件螺栓是否紧固。 5.3.4.2.3 检查器身有无过热，变形现象。 5.3.4.2.4 检查各导电接触面接触是否良好，有无过热现象。 5.3.4.2.5 检查变压器箱体及铁芯接地是否良好。 5.3.4.2.6 检查各接线端子是否紧固，连接螺栓有无过热锈蚀现象。 5.3.4.3 冷却风机检修 5.3.4.3.1 用 500V 摇表测各冷却风机绝缘电阻。 5.3.4.3.2 风机试转，检查风向是否正确、有无异常，如有异常，解体进行检 修。 5.3.4.4 温控装置检查 5.3.4.4.1 检查温控装置指示是否正确。 5.3.4.4.2 检查温控整定值是否符合变压器要求。 5.3.4.4.3 若温控装置损坏面大，则换备件。 5.3.4.5 高压试验 5.3.4.5.1 拆除高、低压侧电缆及母线。 5.3.4.5.2 测量铁轭夹件穿芯，螺栓绝缘电阻。 5.3.4.5.3 测量铁轭夹件，穿芯螺栓对铁芯的绝缘电阻。 5.3.4.5.4 测量铁芯对地的绝缘电阻。 5.3.4.5.5 测量高、低压绕组绝缘电阻。 5.3.4.5.6 测量高、低压绕组直流电阻。 5.3.4.5.7 工频耐压试验。 5.3.4.5.1 恢复高、低压侧电缆及母线。 5.3.4.6 其它检查 5.3.4.6.1 检查变压器箱体及铁芯接地是否良好。 5.3.4.6.2检查各接线端子是否紧固，连接螺栓有无过热、锈蚀现象。 5.3.5 检修质量监督及验收 5.3.5.1 检修项目的质量验收采取检修人员自检与质检人员检查验评相结合的 - 46 - 方法。 5.3.5.2 检修项目自检合格后，由负责人向质量验收人提出验收申请，提前将 质量验收通知单交给有关质检人员。 5.3.5.3 质检人员应按时进行检查验收，验收合格后应有停工待检点和见征点， 并在质量验收单上做出评价并签字。 5.3.5.4 全部检修项目结束后，检修负责人应填写大修项目质量二级验收单， 并将所有质量验收单整理好，上交主管部门。 5.3.5.5 检修竣工后应及时清理现场，移交运行部门。 5.45.4 低压开关柜的检修低压开关柜的检修 开关柜的检修应与断路器等开关的检修相结合进行。 5.4.1 检修周期及检修项目 5.4.1.1 检修周期 1 两年大修一次。 2 小修按设备的运行情况决定，但每年至少要小修一次。 3 如运行中出现突发性故障，应根据实际情况进行临检或抢修。 5.4.1.2.大修检修项目 1 开关柜检修。 2 开关柜母线检修。 3 开关柜二次回路检查与元件测试。 4 开关柜开关座检修。 5 开关柜附件检修。 5.4.2 检修前的准备工作 5.4.2.1 开关柜检修前，了解设备的运行状况，存在的缺陷。 5.4.2.2 根据大修项目，制定大修进度，工时计划、备品备料、人员安排。 5.4.2.3 准备好检修所用 工具及专用工具。 5.4.2.4 熟悉设备图纸，安装说明书。 5.4.2.5 组织工作班成员学习检修工艺规程。 5.4.2.6 向工作人员交代技术要求及安全措施。 5.4.3 检修工艺及标准 - 47 - 5.4.3.1 办理工作许可手续，做好相关安全措施，划定工作区和非工作区。 5.4.3.2 检修前电气试验，用 1000V 摇表测量开关柜内母线对地，相间绝缘电 阻均在 0.5M 以上方可开工，否则应查明原因。 5.4.3.3 确保工作现场通风条件良好。 5.4.3.4 将开关柜的开关或抽屉，做出正确的位置标记。 5.4.3.5 将开关拉或抽出至开关柜外并运至清扫场地。 5.4.3.6 拆开工作区开关柜侧面，背面处的防尘隔离板。 5.4.3.7 清扫开关柜地面，柜内的积灰和杂物清扫干净。 5.4.3.8 用大功率吸尘器或便携式吹风机清扫开关柜本体内外尘埃，以保证其 绝缘良好。在清扫过程中使用毛刷等工具配合。 5.4.3.9 用清洗剂清洁开关柜油污。开关柜油污严重的，使用虹吸枪和压缩气 体清洗油污。 5.4.3.10 检查开关柜本体，开关柜间连接处，开关柜内支撑架处和开关柜固定 螺丝是否松动并紧固。 5.4.3.11 检查开关柜门锁及开关柜门门轴是否完好，损坏则修复或更换。 5.4.3.12 检查开关柜设备名称，标志牌是否完整、牢固、补齐并完善开关柜设 备名称标志牌。 5.4.3.13 检查开关柜侧面，背面处的防尘隔离板是否完好，若有损坏应加固或 更换。 5.55.5 母线的检修母线的检修 5.5.1 用大功率吸尘器或便携式吹风机清扫母线上的尘埃，以保证其绝缘良好， 在清扫过程中使用毛刷等工具配合。 5.5.2 检查母线连接处，母线与开关座连接处及母线桥母线无过热、氧化、母 线接触面应光滑，清洁、无裂纹。否则应采取和实施技术改造或更换。 5.5.3 硬母线更换制作工序。 5.5.3.1 准备好与所更换硬母线相同材质的材料，应符合出厂标准。 5.5.3.2 拆下应更换的硬母线，比照原母线或在实地测量，用角尺、卷尺测出 其尺寸绘于图纸上。 5.5.3.3 按尺寸下料，下料时母线要留有适量的裕度，避免弯曲时产生误差而 - 48 - 造成整根作废，弯制好的母线应在原设备上比照好后再切去多余的一小段，接 触面须平整，无氧化膜，加工后截面允许的减少值，铜母线不超过原截面的 3%，铝母线不超过 5%，具有镀银层的母线搭接面，不得任意锉磨。 5.5.3.4 硬母线弯曲，矩形母线应进行冷弯。平弯的方法是先将母线要弯曲的 地方划上记号，再将母线插上平弯机内，用压扳压紧不使滑动，慢慢扳动手柄 使母线逐渐弯曲，不可用力过猛，以免产生裂纹。母线弯曲处距母线连接位置 不应小于 5mm，多片母线的弯曲度应一致，母线平弯的最小弯曲半径不得小于 22.5 倍母线厚度。 5.5.3.5 硬母线钻孔，先用铅笔套画出孔位，找出每个孔扣中心位置，打上样 冲眼，然后再钻孔，以防尺寸不准或因设备原有孔眼歪斜造成对不上。 5.5.3.6 接触面的加工用手锉加工方法，铝母线用平锉加工。铜排接触面也可 用小型铣床，锉平后用钢丝刷去表面氧化层，再涂上一层导电胶(凡士林)。 5.5.3.7 最后将母线涂上相应颜色的油漆。至此，加工出来的硬母线便可更换 在原设备上。 5.5.4 检查母线支持夹，母线连接处，母线防护隔离扳和母线与开关座连接螺 丝，母线与母线相联的紧固螺丝，看是否松动并逐一紧固。 5.5.5 检查母线支持夹(绝缘子)，母线防护隔离板有无损坏，否则应加固或更 换。 5.5.6 检查母线连接处，母线与开关座连接处母线间间隙应符合下列标准： 母线宽度(mm) 4050 60 及以上 塞尺规格(mm) 0.05100.0510 质量标准(mm) 456 5.5.7 拆除母线上的接地线，用 1000V 摇表测量母线相间与相对地绝缘电阻， 并做好记录，相间绝缘电阻均在 0.5M 以上，母线对地也应在 0.5M 以上。 测量结束后，应将接地线挂上。 5.5.8 母线互感器的检查试验，应清洁无灰，无松动脱线，符合互感器国际中 的试验标准。 5.5.9 母线进线电缆，出线电缆的检查。 5.5.9.1 电缆保护层无机械损伤或腐蚀，否则应加以处理，电缆接头无发热， - 49 - 烧伤痕迹，否则应用细锉刀加以修整，检查电缆标识牌齐全，字迹清晰，无烧 伤，破坏痕迹，排列整齐。 5.5.9.2 电缆接地紧固无松动现象，如松动应加以处理。 5.5.9.3 电缆相色标志明确易辩。A、B、C 三相分别对应黄、绿、红三色标志。 5.5.10 试验 5.5.10.1 拆除母线上的接地线，然后进行试验。 5.5.10.2 用 1000V 摇表测量相间及相对地的绝缘电阻均在 0.5M 以上。 5.5.10.3 电缆的耐压试验(1000V/1 分钟)，并用 1000V 摇表测绝缘电阻，试验 前后绝缘电阻值0.5M。 5.5.10.4 试验正常后，拆除的接地线重新挂上，移交运行。 5.65.6 低压断路器的检修低压断路器的检修 5.6.1 检修周期及检修项目 5.6.1.1 检修周期 1 四年大修一次，检修无须对断路器解体。 2 小修按设备的运行情况决定，但每年至少要小修一次； 3 如运行中出现突发性故障，应根据实际情况进行临检或抢修。 5.6.1.2 大修检修项目 1 断路器传动机构检修； 2 灭弧室及主触头检修； 3 二次回路检查与元件测试； 4 触刀、触刀座及开关座检修； 5 断路器机械特性测试 5.6.2 断路器检修工艺 5.6.2.1 将抽屉开关内的灰尘清扫干净。 5.6.2.2 用摇把摇出抽屉开关，用毛刷、净布、酒精等对断路器、控制变压器、 接触器、继电器、端子插件等各相关部件进行清扫。 5.6.2.3 对操作机构，导轨等进行清扫，检查接线端子接线是否牢固，螺丝是 否松动。 5.6.2.4 抽屉框架及抽屉底壳的检修 - 50 - 摇动摇把手使其在轨道中滑动。并能使指示标记准确的指出“隔开” 、 “试 验” “接通”位置。并在相应位置能发出啪哒声并锁住。并抽出在抽屉导轨及抽 屉底壳上的滚轴上各涂抹一定量的润滑油，应摇进摇出无卡涩现象。 5.6.2.5 主触头的检修 1 将抽屉完全摇出，并将抽屉平放置于指定的检修区域的清洁地面上。 2 将抽屉的尾部朝前，检查主触头清洁主触头并涂抹润滑油，主触头表面 光滑无烧蚀现象。 3 检查柜内的静触头，用手扳动看有无松动。是否光滑，有无烧蚀现象， 如有应用净布酒精擦洗并涂抹润滑油，若损坏严重则将其更换，应弹性良好且 全无松动，表面光滑无烧蚀。 5.6.2.6 操作机构的检修 将抽屉在抽出位置摇入后应能可靠的靠胶木手柄控制其在“断开” 、 “隔离” 、 “接通”位置。旋转且有一定的力度感，并能带动断路器合闸、分闸。如不顺 滑则更换、调整操作机构。 5.6.2.7 控制回路及空气断路器的检修 1 检看二次回路，二次回路导线应无老化，过热现象。否则应更换。检查 二次回路电压回路线径不小于 1.5mm2，电流回路线径不小于 2.5mm2，导线固定 夹间距不大于 200mm，弯曲半径不小于导线直径的 3 倍，否则应更换导线，调 整弯曲度。 2 检查接触器，热继电器及时间继电器，控制变等应与回路相匹配且与各 自的铭牌应相符合，并能达到各自铭牌的要求。否则更换，接触器在低于 75% 额定电压时能自动跳闸，热继电器也应能可靠动作。应使其清洁无灰，接触良 好，动作返回值符合要求。 3 检查柜门上所有的电流表，电压表是否完好，指示准确，否则应补齐或 更换。 4 抽屉内如有穿心式电流互感器及电压互感器的则要进行检查，如损坏则 更换。 5 空气断路器的检修，将连杆从把手中抽出并扳动空气断路器，应能可靠 合闸、分闸，并看其是否完好，是否和铭牌相符合及是否能达到铭牌所示要求， - 51 - 并看和主回路是否相符合。否则更换断路器。 5.6.2.8 检查开关抽屉及柜体面板上的各指示灯，按钮操作是否均动作准确、 可靠，灯是否按指示亮。 5.6.3 试验 5.6.3.1 用 1000V 摇表测开关相与相，相对地的绝缘电阻，均应0.5M。 5.6.3.2 将无按钮抽屉置于试验位置，红灯亮打至抽出位置灭，反覆 35 次。 5.6.3.3 将有按钮抽屉置于试验位置，按动红色按钮，接触器合闸，有明显合 闸“啪哒”声，按动绿色按钮接触器分闸，且有较弱的分闸声，反覆 35 次。 应能正常分、合闸且无杂音，分、合闸指示正确。 5.6.3.4 试验完毕，做到工完、料净、场地清，办理工作终结手续。 - 52 - 第第 6 6 章章 高压架空线路检修规程高压架空线路检修规程 6.16.1 总则总则 6.1.1 为保障风电场高压架空线路安全、经济、稳定运行，确保人身设备安全 以及及时正确地处理高压架空线路发生的故障和事故,特制定此规程。 6.1.2 此规程包括线路运行管理范围及组织机构和线路的巡视、检测、缺陷管 理、维护、事故检修、技术管理等方面。 6.26.2 运行管理范围及组织机构运行管理范围及组织机构 6.2.1 风电场高压架空线路运行管理范围为风场内高压架空线路。 6.2.2 风电场高压架空线路运行管理责任部门为安全生产管理部，公司生产主 管领导指导监督。 6.36.3 线路巡视线路巡视 6.3.1 线路巡视工作是为了掌握线路运行状况及沿线情况，以便及时发现设备 缺陷和周围威胁线路安全运行的隐患，预防事故的发生，并为线路检修提供依 据和参考。 6.3.2 定期巡视：一般一月一次，巡视工作由风场场长牵头，检修班组负责， 自行或委托有资质的高压线路施工检修队伍承担。定期巡检结束，巡检人员必 须提交巡检报告。 6.3.3 故障巡视：为查找线路故障点，查明原因及故障情况而进行线路巡视。 故障发生后应由风电场应立即组织人员进行故障巡视；巡视可在发生故障区段 或全线进行，发现故障后应及时报告，重大事故应设法保护现场。对所发现的 可能造成故障的所有物体应搜集收回，并对故障现场情况做好详细记录，以作 为事故分析的依据和参考。故障巡视及事故与分析结束后，由检修组负责提交 故障巡视报告及事故（故障）分析报告，同时组织人员及时抢修线路恢复运行。 - 53 - 6.3.4 特殊巡视：在气候剧烈变化发生自然灾害（如暴雪、狂风、导线覆冰等 自然灾害）或外力破坏、异常运行和其它特殊情况时进行特殊巡视，可及时发 现线路的异常及部件的变形损坏情况。在特殊情况线路需要进行特殊巡视时， 运行部主任牵头，组织有关人员开展特殊巡视。特殊巡视可根据情况，进行全 线、某地段或某部件巡视。 6.3.5 夜间、交叉和诊断性巡视：根据运行季节特点，线路的健康情况和环境 特点确定重点后进行巡视。巡视工作由生产运行部牵头，组织有关人员开展夜 间、交叉和诊断性巡视，其巡视可分全线、某地段或某部件进行。 6.3.6 监督巡视：风电场场长为了了解线路运行情况，检查指导线路巡视工作 而进行。监督巡视一般每年至少一次，一般巡视全线或某线段。 6.3.7 巡视的主要项目：巡视的项目根据有关规定进行，主要内容如下： 6.3.7.1 检查沿线环境有关影响线路安全的主要情况： 线路附近有无危及线路安全及线路导线风偏摆动时可能引起放电的树 木和其它设施。 线路保护区内兴建建筑物，堆放影响送电安全的物品。 在杆塔及拉线安全范围内取土、开挖施工等作业。 线路及杆塔附近河道、冲沟的变化，树木、竹林生产情况。 6.3.7.2 检查杆塔、拉线和基础的缺陷和运行情况的变化。 杆塔倾斜，横担及杆塔部件锈蚀变形、缺损。 杆塔固定螺栓松动，缺螺栓和螺帽。 混凝土杆出现裂纹或裂纹扩大，混凝土脱底，钢筋外露。 拉线及部件锈蚀、松弛、断脱抽筋，张力分配不均。 杆塔和拉线基础变异，周围土壤突起或塌陷，基础裂纹损坏，下沉或 上拔，护坡塌陷或被冲刷。 6.3.7.3 检查导线、地线的缺陷和运行情况变化。 导、地线锈蚀、断股，损坏或闪络烧伤。 导、地线弧垂变化。 导、地线连接金具过热，变色、变形，滑移。 导、地线在线夹内滑动。 - 54 - 导线对地、对交叉跨越设施及对其它物体距离变化；导、地线上悬挂 异物。 6.3.7.4 检查绝缘子及金具的缺陷及运行情况变化。 绝缘子脏污、瓷质裂纹、破碎。 绝缘子串偏斜。 绝缘子串金具锈蚀、变形、磨损、裂纹、开口销及弹簧销缺损或脱出。 6.3.7.5 检查防雷设施和接地装置的缺陷和运行情况的变化。 避雷器连接、固定情况以及动作情况。 地线、接地引下线、接地装置、接地体间的连接以及锈蚀情况。 6.3.7.6 检查附件及其它设施缺陷和运行情况的变化 绞线滑动，断脱或烧伤。 防振锤移位、脱落、偏斜、钢丝断股，阻尼线变形、烧伤，绑线松动。 相位、警告、指示及防护等标志缺损丢失、线路名称、杆塔编号字迹 不清。 6.46.4 线路的检测线路的检测 6.4.1 线路检测目的及分类：线路检测是发现设备隐患、开展预知维修的重要 手段。根据线路运行的特点及运行规程的要求，检测工作分为周期性及季节性 检测两种。 6.4.2 周期性检测 6.4.2.1 周期性检测工作是根据国家架空送电线路运行规程所规定的要求 对线路进行的检测工作。周期性检测工作应结合线路设备的运行工况，周围环 境变化等情况，适当调整线路检测周期。 6.4.2.2 周期性检测工作的主要项目：绝缘子绝缘测试、附件检查，导线连接 金具的测试、检查，杆塔接地电阻的测量等。 6.4.3 季节性检测 6.4.3.1 季节性检测工作是根据季节变化对线路部件的影响而开展的工作。 6.4.3.2 季节性检测工作的主要项目：杆塔本体、导线弧度和交叉跨越的测量、 - 55 - 防雷设施的检查、杆塔倾斜度的测量等。 6.4.4 检测时机与项目 6.4.4.1 杆塔检测时机与项目 巡视后发现问题进行检测项目：混凝土电杆裂纹检测，杆塔倾斜及基 础沉降测量。 3-5 年检测杆塔，铁件性能。 6.4.4.2 绝缘子检测时机与项目 清扫绝缘子时检测绝缘子裂纹，钢帽裂纹及绝缘子闪络灼伤。 每年检测绝缘子低零值。 每 5 年检测绝缘子全局附件。 6.4.4.3 导、地线检测时机与项目 大风时段观测重点部位导、地线舞动情况。 运行一年以后导线弧垂对地距离、交叉跨越距离测量。 每 5 年检测导、地线振动情况。测量点包括线夹、防振锤。 负荷较大时应检测导线连接金具。 6.4.4.4 金具检测时机与项目 每 3 年应检测金具锈蚀、裂纹、磨损、变形情况。 6.56.5 线路设备的缺陷管理线路设备的缺陷管理 6.5.1 线路设备缺陷的发现 线路设备缺陷的发现主要依据巡视、检测的结果。线路设备缺陷按其严重 程度分为一般缺陷，重大缺陷和紧急缺陷。缺陷管理的主要任务是划分缺陷等 级并适时消除缺陷。 6.5.2 缺陷的记录 发现缺陷应及时填写缺陷记录，分类逐级上报，填写时应尽可能的详细， 必要时应填写处理方案或意见。 6.5.3 缺陷分析 巡线人员应根据设备缺陷发生情况进行缺陷生成的分析，掌握其生成发展 的规律，为预知检修防范措施的判定提供依据。 根据巡视结果做出相应的检修计划及其内容。 - 56 - 第第 7 7 章章 电缆检修规程电缆检修规程 7.17.1 主要内容与适用范围主要内容与适用范围 本标准规定了电缆检修周期、标准项目、电缆的敷设及试验，规定了电缆 端头和接头盒的制作。 7.27.2 电缆检修工艺电缆检修工艺 7.2.1 电缆检修周期及大小修标准项目 7.2.1.1 电缆的检修周期，一般主要电气设备的电缆随该设备的大、小修进行。 7.2.1.2 电缆大修时的标准项目如下： 绝缘电阻的测定（低压由本值测定） 耐压试验，泄漏电流试验 各部分清扫及检查，核对标志，错误者更换 运行中所存在的缺陷，在运行中不能处理的，以待在大修中进行处理。 电缆鼻子接头应检查接触、焊接情况 7.2.1.3 电缆小修标准项目如下： 各部清扫及检查、处理缺陷或补挂标示牌 7.2.1.4 电缆定期检查巡视及试验 电缆终端头及电缆温度不大于 80,每季度应巡视一次 敷设在电缆沟中的电缆每月应巡视一次，其他电缆每季度巡视一次 雷雨季节及气候突然变化时，应随时检查 - 57 - 7.2.1.5 电缆线路在运动中，应定期进行下列各项检查试验 在负荷最大期间，测量风力发电机及无功变压器电缆线路的负荷分配， 每年夏季测定。 检查风力发电机、无功变压器电缆最热点的温度并作好记录 7.2.1.6 电缆绝缘耐压试验及泄露电流试验 对风力发电机及所用变压器电缆每半年一次 对无功补偿电缆应按现场具体情况决定 7.2.2 电缆的敷设 7.2.2.1 敷设电缆时，如电缆存放处在敷设前 24 小时内平均温度低于下列数值， 电缆必须进行预先加温工作 纸绝缘电缆 10kV 及以下：0以上 橡胶绝缘电缆、沥青保护电缆：70以上 橡胶绝缘裸铅包电缆：20以上 7.2.2.2 油浸纸绝缘电缆可采用下列方法加热 7.2.2.2.1 用提高周围温度的方法加热，当温度为 5-10时需 72 小时，当温度 为 25时，则需 24-36 小时。 7.2.2.2.2 用电流通过电缆线芯加热，加热电流不得大于电缆的额定电流，但 加热后，电缆的表面温度不得低于+5。 7.2.2.3 电缆穿管的内径不应小于电缆外径的 2、5 倍，当管子有接头时，应增 大到 3 倍。 7.2.2.4 敷设电缆时，内侧弯曲度半径之比不应低于下列数值： 7.2.2.4.1 单芯油浸纸绝缘电缆 25 倍 7.2.2.4.2 三芯油浸纸绝缘电缆 15 倍 7.2.2.4.3 橡胶或塑料电缆铠装 10 倍 7.2.2.5 垂直或沿陡坡敷设的电缆，在最高与最低点之间的最大允许高度差， 不应超过标准规定值，否则应使用堵油或接头高。一般油浸纸绝缘的最大允许 高度差（米）如表一： 表一 电压等级（kV）铅皮（米）铝皮（米） - 58 - 1-3 铠装 2525 1-3 无铠装 2025 6-101520 7.2.2.6 电缆架的距离水平敷设，动力电缆为 1 米，控制电缆为 0.8 米；垂直 敷设，动力电缆为 1.5 米，控制电缆为 1 米，并用金属夹头夹紧。 7.2.2.7 在保护室电缆房为明敷设电缆时，电缆与热力管道间的 距离不应小于 1 米，与一般管道间的距离，不应小于 0.5 米。如不能达到时， 则应在接近段或交叉点 的前后一米范围为采取保护措施。 7.2.3 动力电缆的检修及试验 7.2.3.1 动力电缆的检修 7.2.3.1 检查接头接触情况，有无过热变色、无腐蚀现象。 7.2.3.2 清扫电缆头及引线表面。 7.2.3.3 检查电缆头是否有裂纹积灰及其它不良现象。 7.2.3.4 检查电缆头封铅接地线电缆卡子焊接及固定情况。 7.2.3.5 检查电缆封堵符合要求，保护罩是否紧固牢靠 7.2.3.6 检查标示牌是否齐全正确清楚，不清的应更换。 7.2.3.2 电缆的试验 7.37.3 终端头和接头盒制作终端头和接头盒制作 7.3.1 准备工作及注意事项 7.3.1.1 检查绝缘是否受潮及测定绝缘电阻，14kV 以下，使用 1000 伏摇表， 3kV 至 10kV，使用 2500 伏摇表。 7.3.1.2 制作终端头及接头盒前，应将需用的工具准备齐全，并应检查是否完 整好用。 7.3.1.3 将一切需用材料准备齐全，主要材料及成品，必须经过试验合格方可 使用。 7.3.1.4 施工现场应做下列准备工作： 7.3.1.4.1 施工现场光线充足 7.3.1.4.2 施工现场及周围应保持清洁和干燥，带电设备应作好安全措施 - 59 - 7.3.1.4.3 施工现场应符合安全防火规定，易燃物应妥善保管 7.3.1.4.4 现场温度不低于 5，通风应良好 7.3.1.4.5 使用喷灯时，必须注意防火防爆 7.3.1.5 施工过程中，施工人员的手，施工用的绝缘材料和工具及电缆统包绝 缘纸，线芯绝缘纸，应保持清洁干燥。 7.3.1.6 包扎绝缘带时，绝缘带以半迭包方式缠绕，并要求紧密、均匀，工作 过程中，不得损伤绝缘纸。 7.3.1.7 各形式的终端头及接头盒，均要求连续做成。 7.3.1.8 连阴雨天，不准作终端头及中间接头盒 7.3.2 基本工艺要求 7.3.2.1 钢带卡子的制作 7.3.2.1.1 钢带卡子一律采用原电缆钢带退火后制成，钢带上的沥青应用喷灯 烤化擦净，卡子要打紧，不许松散。 7.3.2.1.2 卡子在钢带上的位置，应根据制作电缆头的总长度或接头盒的长度 决定，卡子应打两道，卡子间的距离，应等于钢带宽度。 7.3.2.1.3 打钢带卡子前，若发现钢带松弛，则应预先拧紧 7.3.2.1.4 用喷灯预热钢带打卡子处，并用汽油破布，将此处的沥青混合物擦 干净。 7.3.2.1.5 在钢带上焊地线处，应打磨干净，涂上焊锡，接地线按电缆轴向放 好，并应打入两道卡子中间 7.3.2.1.6 卡子放在电缆钢铠及接地线上用手卡紧，并把卡子扣上，用钳子将 咬口向钢带旋转方向打