110KV变电站检修作业现场施工方法

1、110 K V 变电站检修作业施工方案第一部分 主变吊芯检修及试验方案本次需检修的电力变压器型号为 SF7-80000/110kV 8000KVA，该变压器已运行多年，需对其进行停电吊芯检修和相关性能试验。为保证检修试验工作的安全顺利实施，特编写此方案，参照执行。一、编制依据：1、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、DL 40891电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）3、GBJ 1471990电气装置安装工程：高压电器施工及验收规范4、DL 5009.3 1997电力建设安全工作规程（变电所部分）5、DL/T 639 1997 SF6电气设

2、备运行、试验及检修人员安全防护细则6、 Q/CSG 1 0007 2004电力设备预防性试验规程7、Q/CSG 1 00042004电气工作票技术规范&变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。二、吊芯检修环境的选择：变压器吊芯场地周围的环境应清洁， 为防止天气的骤变，可搭设防风防雨帆布棚。变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架（上铺跳板）。抽芯要选择晴朗、干燥的无风天气进行。周围环境温度不低于0C，器身温度不得低于环境温度，否则易将器身加热至高于环境温度 10C。在空气湿度为75%寸，器身的露空时间不超过16小时。时间计算应在开始放油时开始。空气湿度或露空时间超过规定时，采取相应的可靠措施。

3、调压切换装置的检查调整的露空时间如下表：环境温度C）.0000空气相对湿度（%65以下65s 7575s 85不控制持续时间（h）24161025付用户自疋大、小修小锤丨2 lb把1大、小修吊索kg最小载荷 2000付1大、小修绝缘梯m3张2大、小修塞尺mm0.02-1.0套1大修直尺cm50把1大修开口扳手1719把1大修起吊机具套1大修电焊机台1大修油漆平铲把1大修注：可根据实际情况增减6.3消耗性材料及主要备品备件表3消耗性材料及主要备品备件表名称型号规格单位数量检修类型白布/m2大、小修汽油kg5大、小修漆刷1.5寸把4大、小修漆刷2寸把4大、小修塑料薄膜m6大、小修油漆红、绿、黄相色

4、漆kg0.5大、小修中性凡士林瓶1大、小修松动剂WD-40听1大、小修清洗剂瓶1大、小修钢丝刷把1大、小修调节垫8kA. 950 .185片20大、小修开口销420只20大、小修防锈油克25大修螺栓套若干大修备注：可根据实际情况增减7 作业周期略 .I %8 工期定额大修所需工作日为10个，小修所需工作日为5个，临时检修所需工作日按工作量确定9 设备主要参数9.1主要技术参数表4主要技术参数表名称出厂标准参 数备注型式户外柱式名称出厂标准参 数备注断口数3额定电压kV110额定电流A630/1250额定频率Hz50额定工频1min耐 受电压kV断口210_c _ _ j对地185额定雷电冲击耐

5、 受电压(1.2/50 卩 s)峰 值kV断口520对地450,1 1 .接线端额疋水平拉力N500瓷瓶的抗弯强度N4000瓷瓶的抗扭强度Nm2000机械寿命2000 次额定短时耐受电流kA31.5热稳定电流(4S) kA20/31.5额定峰值耐受电流kA50/80合闸时间sv 6具体以出厂试验 报告为准分闸时间sv 6具体以出厂试验 报告为准电动机构大修周 期年5支拄瓷瓶爬电比防污型mm3740,5500,6300普通型mm名称出厂标准参 数备注主刀操作方式三相联动地刀操作方式三相联动9.2主要机械调整参数表5主要机械调整参数表名称标准参 数备注三相同期mm30动触头到静触头的距离地刀同期m

6、m50动触头到静触头的距离10工作流程11作业项目、工艺要求和质量标准11.1作业项目11.1.1小修项目11.1.1.1三相导线线夹紧固检查；11.1.1.2 检查及清洁瓷套；11.1.1.3 机构箱清洁检查：有无渗水情况，控制箱内照明及加热器工况；11.1.1.4电气接线检查：二次端子接线及电气回路接线的紧固情况检查；11.1.1.5辅助开关检查：动作的可靠性，切换的灵活性，位置的正确性；11.1.1.6断路器功能检查；11.1.1.7如需要进行信号上传检查；11.1.1.8.二次回路绝缘检查；11.1.1.9进行手动操作、电动操作试验；11.1.2大修修项目11.1.2.1包括小修的所有

7、项目；11.1.2.2清洗触头；11.1.2.3 检查导电部分紧固情况；11.1.2.4传动部分加润滑油；11.1.2.5.刷相色漆；11.1.2.6 预防性试验：一次回路电阻，必要时进行；11.1.2.7机构、构架防腐处理11.1.2.8闭锁功能检查；11.2工艺要求和质量标准11.2.1技术准备工作11.2.1.1收集需检修隔离开关的运行、检修记录和缺陷情况；11.2.1.2 从档案室调出需检修隔离开关的相关资料信息：操作说明书、电气原理图、出厂试 验报告；1121.3核实隔离开关使用年限，以此制定断路器的检修方案；11.2.2检查隔离开关检修前的状态11.2.2.1确认隔离开关处在分闸位

8、置；11.2.2.2 确认隔离开关已与带电设备隔离并两侧接地；11.2.2.3确认隔离开关操作电源和加热器电源已断开：在需检修隔离开关的电源箱内拉开相关的开关；11.2.2.4断开断路器控制电源和信号电源：在主控制室完成相关操作；11.2.2.5 记录隔离开关信息：(1).隔离开关铭牌：隔离开关出厂编号；额定电压、电流；控制电压；(2).隔离开关的操作次数：见控制箱内的动作计数器；当检修工作不能在一天内完成时，当天工作结束后应将加热器电源投入，以避免机构箱内积聚 潮气。11.2.3总体检查检修工艺质量标准检修类型隔离开关外观检查目检无异常、无破损小修11.2.4清洁检查瓷套检修工艺质量标准检修

9、类型清洁、检查瓷套：使用登高机具，用毛 巾或抹布挨个擦拭瓷套的伞裙并仔细检 查；检查法兰面连接螺栓：使用登高机具， 检查瓷套法兰面的连接螺栓； 检查一次导电部分；绝缘瓷套外表无污垢沉积， 法兰面处无裂纹，与瓷套胶合良好连接应无松动，如有松动， 用相应的力矩紧固小修 小修11.2.5.机构箱检查、维修检修工艺u/ r质量标准检修类型检查端子排短接片和接线：检查隔离开关机构相内 八=_所有的接线端子排和短接片；检查接触器接线： 照明、加热回路检查： 打开控制箱门，检查控制箱内的照明灯工作情况； 断开加热器电源后，用万用表测量加热器电阻值 (电气箱内的加热器是否正常工作可以检查加热 器是否发热进行简

10、单检查)； 检查分合闸线圈接线：接头无松动，接触良好 接头无松动，接触良好 插接件连接紧密，接触 良好小修 小修 小修11.2.6.电气试验必要时进行接触电阻试验12作业后的验收和交接检修工艺质量标准检修类型1 防腐情况检查：检查所有的须作防腐处理部位 的防腐情况，在需要重新处理部位作防腐处理；2 收尾工作：清理、清点现场所使用的工器具， 材料及备品备件回收清点，将检修设备的状态恢复至工作许可时状态；3 断路器的验收；符合防腐要求废弃物按相关规定处 理由局生计部牵头会同 运行、检修部门按标准 进行验收小修13大修的判断标准和检修项目检修工艺需进仃大修的判断标准检修项目隔离开关操控性能 测试时间

11、和速度等参数超标且超出调 整范围，并排除线圈的原因判断问题所在，作相应处理隔离开关操动机构 存在其他故障如不能合闸或分闸等、-、-I 1判断问题所在，作相应处理测量断路器一次回 路电阻阻值超标，并在短时内有异常升 高的现象(结合历史纪录如往年 的小修数据，中期维修数据等作 综合判断)必要时进行第三部分金属氧化物避雷器检修及试验1. 目的和适用范围本措施适用于金属氧化物避雷器试验作业。制定本措施的目的是规范试验操作、保证试验结果的准确性，为设备运行、监督、检修提供依据。2. 编制依据序号1标准及规范名称1GB 50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准2GB 11032交流无间隙金

12、属氧化物避雷器3. 工作程序3.1试验项目避雷器试验包括以下内容：(1) 测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻（2） 测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流（3）检查放电计数器动作情况及监视电流表指示3.2试验方法及主要设备要求3.2.1测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻使用2500V兆欧表测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻，可以初步判断避雷器内部是否受潮、底座的绝缘电阻是否良好。检查兆欧表是否正常。接线，并检查接线是否正常。” 2/4 ;I l/- /进行试验，并记录数据。试验结束后，应对被试品进行充分放电。分析与判断（1）测试结果应符合规程要求。（2）试验结果异

13、常时，应综合分析，是否由于引线电阻引起。（3）被试品表面污秽等，需处理后再次测量，必要时在表面加屏蔽线。3.2.2测量金属氧化物避雷器直流参考电压和 0.75倍直流参考电压下的泄漏电流# 1 I I 1 - .X为了检查氧化锌阀片是否受潮或是否劣化，确定其动作性能是否符合产品性能要求。-_ J - _ I采用直流高压发生器进行试验，检查接线回路是否正确；选用的试验设备的额定电压应高于被试设备的直流1mA电压。缓慢升压，待高压侧电流表升到 1mA寸读取电压值。再在0.75倍1mA参考电压下读取泄漏电流值，并记录试验结果。试验结束后，应对被试品进行充分放电。3.2.3检查放电计数器动作情况及监视电

14、流表指示该试验能判断放电计数器是否状态良好可靠动作。采用专门的放电计数器测试仪或采用并联电容充放电法进行测量欢迎共阅进行试验，测试应不少于10次，观察放电计数器动作情况及监视电流表指示，并记录试验结果。4. 安健环控制措施4.1控制措施4.1.1凡试验区域应设置安全围栏，无关人员不得进入。4.1.2要注意安全施工用电。4.1.3每次试验开始前，必须指定专人负责监护，并通知在附近工作的其他人员。J.-1 I X4.1.4试验中应做好灰尘、噪音等的控制。序号危险点预控措施1试验电源无漏电保护开关加装漏电保护开关2接地不良牢固接地线3就地无人监护派专人监护4不带安全帽带好安全帽5随意（未经冋意）拆除

15、安全 防护设施派专人监护6离带电体太近保持安全距离7!试验人员中途离开加强对试验人员安全教育5.质量控制措施及检验标准5.1测量绝缘电阻值：应符合规程和厂家技术要求。5.2金属氧化物避雷器对应于直流参考电流下的直流参考电压，整节或分支进行测试值，不应低于现行国家标准 GB1103交流无间隙金属氧化物避雷器的规定，并符合产品技术条件的规定。实测值与制造厂规定值比较，变化不应大于士5%5.3 0.75倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于 50卩A,或符合产品技术条件的规定。第四部分 电流、电压互感器的检修及试验1. 1使用范围本规程适用于企业电气装置中 6KV220KV系统中电流互感器和电压互感器

16、的维护与 检修。1. 2编写依据本规程依据(DL/596 1996)规程和(SHSO6O092)规程和部分互感器生产厂家使用说明中，并结合企业实际情况编写而成。、I1. 3检修前的准备1. 3. 1根据设备状况，确定检修内容，编制检修计划进度和方案。1. 3. 2组织好检修人员进行技术交流，讨论完善检修方案，明确检修任务。1. 3. 3备好检修所用设备、材料、工具、仪表、备品配件和文明、安全检修所用物 品。1. 3. 4做好安全防护措施，办好工作票、动火证等。1.4交接与验收1. 4. 1交接内容 I I - - . 检修人员在工作结束后向运行人员交待检修情况，现设备状态及尚存在的问题，- _

17、 kJ L _ I检修调试有关数据等。主管部门对重大设备检修缺项目应组织有关人员按完好设备标准和检修质量标准进行检查和验收，做出是否投运的明确结论。2. 检修周期和项目2. 1检修周期2. 1. 1小修：每年一次。欢迎共阅2. 1. 2大修（110KV及以上送专业厂家或部门）A. 般 10- 15 年 1 次。B. 根据设备运行状况及预防性试验结果确定。2. 2检修项目2. 2. 1小修项目A. 清扫各部及套管，检查瓷套管有无裂纹及破损；B. 检查引线接头和串并接头有无过热，接触是否良好，螺栓有无松动，紧固各部螺栓；C. 检查（可看到的）铁芯、线圈有无松动、变形、过热、老化、剥落现象；D. 检

18、查接地线是否完好、牢固；E. 检查清扫油位指示器、放油阀门及油箱外壳，紧固各部螺栓，消除渗漏油。F. 更换硅胶和取油样试验，补充绝缘油。G进行规定的测量和试验。1 I I -_ 5 -干A. 完成小修项目；-_ _I】厂-）;B. 解体检查；C. 检修铁芯；D. 检修线圈；E. 检修引线、套管、瓷套、油箱；F.更换密圭寸垫；G. 检修油位指示器、放油阀、吸湿器等附件；H. 补充或更换保格绝缘油;欢迎共阅I. 油箱外壳及附件进行防腐；J. 检查接地线；K. 必要时对绝缘进行干燥处理；L. 进行规定的测量和试验。3检修质量标准3.1螺栓应无松动，附件齐全完整。3.2无变形、且清洁紧密、无锈蚀，穿芯

19、螺栓应绝缘良好。3.3线圈绝缘应完好，连接正确、紧固，油路应无堵塞现象。3.4绝缘支持物应牢固，无损伤。3.5互感器内部应清洁，无油垢。3.6二次接线板完整，引出端子连接牢固，绝缘良好，标志清晰。3.7所有静密圭寸点均无渗油。3.8具有吸湿器的互感器，期吸湿剂应干燥，其油位应正常。3.9电容式电压互感器必须根据产品成套供应的组件编号进行回装，不行互换，各组件连接处的接触面无氧化锈蚀，且润滑良好。3.10互感器的下列部位接地应良好。- _- 4 L _ I一 -I I 1 IA. 分级绝缘的电压互感器，其一次线圈的接地引出端子；B. 电容型绝缘的电流互感器，其一次线圈末屏蔽的引出端子及铁芯引出接

20、地端子；C. 互感器的外壳；D. 暂不使用的电流互感器的二次线圈应短接后接地。4.电气试验4.1电流互感器欢迎共阅A. 定期试验项目见（表1）中序号1、2、3、4、5项。B.大修后试验项目见（表1）中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、22项。（不更换绕组的，可不进行6、7、8项）4.2电压互感器A.定期试验项目见（表2）中序号1、2、3、4、5项。B. 大修时或大修后试验项目见（表2）中序号1、2、3、4、5、6、7、&9、10、11项。（不更换绕组可不进行9、10项）和（表2）中序号1、2、3项、F、 I I 表1电流互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绕组及末屏的

21、绝缘电阻1 1”/ .111 11）投、一、八运刖2）13年3）大修后4）必要时1）绕组绝缘电阻与初始值及历 次数据比较，不应有显著变化2）电容型电流互感器末屏对地 绝缘电阻一般不低于1000MD采用2500兆欧表2tg 3及电 容量1）投运前2）1 3年3）大修后4）必要时1）主绝缘tg 5（ %不应大于下表中的数值，且与历年数据比较， 不应有显著变化：1）绝缘tg5试验电压为10KV末屏对地tg 5试验电压为2KV电压等级2035661102203305002)油纸电容型tg 5一般不进KV大油纸一1.00.70.6行温度换修电容3.02.0一一算，当tg后型充2.52.0一一5值与出油型

22、厂值或上胶纸一次试验电容1 z 1.值比较有型X 7明显增长运油纸一1.00.80.7时，应综合行电容3.52.5一一分析，tg 5中型充3.02.5一一随温度、电油型压的关系，胶纸当tg 5随电容温度明显型变化或试2)电容型电流互感器主绝缘电验电压由容量与初始值或出厂值差别提出10KV升到 U士 5%范围时应杳明原因m /3 时，tg3)当电容型电流互感器末屏对5增量超地绝缘电阻小于1000MD时，应测过士 0.3%,不应继续量末屏对地tg 5,其值不大于2%运行3）固体绝缘互感器可不进行tg 5测量3油中溶解气体色谱分析1）投运前2）13年（66KV及以上）3）大修后4）必要时J油中溶解气

23、体组分含量（体积分数） 超过下列任值时应引起注意：总烃100 X 106H150X 10 6GH2X 106（110KV及以下）1 X 106 （220500KV/,|! # 11）新投运互感器的 丨油中不应含有C2H22）全密封互感器按制造厂要求（如果有）4交流耐压试验1） 13年（20KV及以 下）2）大修后3）必要时1）一次绕组按出厂值的85%进行。出厂值不明的按下列电压进 行试验：电 压 等 级KV361015203566试 验 电 压KV1521303847721201 11 11 12) 二次绕组之间及末屏对地为2KV3) 全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行5局部放电 测量.J 1

24、1 J1 11) 13年(20 35KV固体绝缘互感 器)2) 大修后3) 必要时1)固体绝缘互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于100pC,在电压为1.1U m时(必要时)， 放电量不大于500 p C2)110KV及以上油浸式互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于 20 p C试验按GB5583进行6极性检查1) 大修后2) 必与铭牌标志相符要时7各分接头的变比检查1) 大修后2) 必要时与铭牌标志相符更换绕组后应测量比值差和相位差8校核励磁生气勃勃发现曲线必要时与同类互感器特性曲线或制造厂提 供的特性曲线相比较，应无明显差别继电保护有要求时进行1 17 11 r 1 9密封

25、检杳1) 大修后2) 必要时应无渗漏油现象试验方法按制造厂规定10一次绕组 直流电阻 测量 1 ;|1) 大修后2) 必|要时与初始值或出厂值比较，应无明显差别11绝缘油击TT穿电压1) 大修后2) 必要时见第13章注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运前，及库存的新设备投运之前表2电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1绝缘电1)13年自行规定一次绕组用阻2）大修后2500V兆欧3）必要时表，二次绕f _ J组用1000V或 2500V兆1 欧表! |2tg s1）绕组绝1)绕组绝缘tg s（%不应大于串级式电压(20KV缘；下表中的数值互感器的tg及以a) 1 3

26、年温度C510203040s试验方法上）b）大修后35KV大1.52.53.05.07.0建议采用末C）必要时及以修1端屏蔽法，i t2)66220KV下后其它试验方1串级式电压运2.02.53.55.58.0法与要求自互感器支架行行规定a）投运前1中1 !b）大修后35KV大1.01.52.03.55.0C）必要时及以修上后运行中1.52.02.54.05.52)支架绝缘tg 5 般不大于6%3油中溶解气体 色谱分 析.J1) 投运前2) 1 3 年(66KV及以上)3) 大修后4) 必要时J/1 1油中溶解气体组分含量(体积分数) 超过下列任 值时应引起注意：_ _ 1总烃100 X 10

27、 6H150X 1066GH2X 10Z 1*1) 新投 运互感器 的油中不应含有1 1Gf2) 全密 封互感器 按制造厂 要求(如 果有)进行4交流耐一 -一 _ _压试验1)i 3 年(20KV及以下)2) 大修后3) 必要时1)一次绕组按出厂值的85%进行，出厂值不明的，按下列电压进 行试验：1) 级式或分级绝缘式的互感器用倍频感应耐压试验2) 进行电压等级KV361015203566试验152130384772120电压KV倍频感应耐压试验时应考虑互感器的容升电压3)倍频耐压试验1 前后，应1 1检查有否绝缘损伤2) 二次之间及末屏对地为2KV3) 全部更换绕组绝缘后按出厂值进行匸 一 一_ 1.Xxd* | 1 8f5局部放电测量1)投运前2) 1 3 年(2035KV固体绝缘互感器)3) 大修后4) i必要时11)固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不大于100pC,在电压为1.1Un时(必要时)，放电量不大于500pG固体绝缘相对相电压互感器，在电压为1.1Um时,放电量不大于100pG2)110KV及以上油浸式电压互感器在电压为1.1Um/3时，放电