110KV变电站检修作业施工方案

1、110kv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sf7-80000/110kv8000kva ，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 6391997 sf6 电气

2、设备运行、试验及检修人员安全防护细则6、q/csg 1 00072004 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8、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0，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10。在空气湿度为 75% 时，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

3、施。 调压切换装置的检查调整的露空时间如下表：环境温度（）0 0 0 0 空气相对湿度（ % ）65 以下6575 7585 不控制持续时间（ h）24 16 10 25 付用 户 自定大、小修小锤2 lb 把1 大、小修吊索 kg 最小载荷2000 付1 大、小修绝缘梯 m 3 张2 大、小修塞尺 mm 0.02-1.0 套1 大修直尺 cm 50 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/ m 2 大、小修汽油kg 5 大、

4、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m 6 大、小修名称型号规格单位数量检修类型油漆红、绿、黄相色漆kg 0.5 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。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断口数3 额定电压

5、 kv 110 额定电流 a 630/1250 额定频率 hz 50 额定工频 1min 耐受电压 kv 断口210 对地185 额定雷电冲击耐受电压(1.2/50 s)峰值 kv 断口520 对地450 接线端额定水平拉力n 500 瓷瓶的抗弯强度 n 4000 瓷瓶的抗扭强度 nm 2000 机械寿命2000次额定短时耐受电流ka 31.5 名称出 厂标 准 参数备注热稳定电流 (4s) ka 20/31.5 额定峰值耐受电流ka 50/80 合闸时间 s 6 具体以 出厂 试验报告为准分闸时间 s 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 mm 3740,

6、5500,6300 普通型 mm 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 mm 30 动触头到静触头的距离地刀同期 mm 50 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；工作准备办理开工相关手续辅助开关检查传动连杆解脱修前检查、分析引流线拆除操动机构检修隔离开关本体检修机构、隔离开关本体配合调试电气试验操动试验

7、试 验 合 格 与针对不合格项目作相关处理引流线恢复收尾及清扫验收填写检修记录工作终结工作 开始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.

8、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；11.2.1.3 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

9、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；绝缘瓷套外表无污垢沉积，法兰面处无裂纹，与瓷套胶合良

10、好小修小修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；连接应无松动，如有松动，用相应的力矩紧固11.2.5. 机构箱检查、维修检修工艺质量标准检修类型检查端子排短接片和接线： 检查隔离开关机构箱内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

11、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行大修的判断标准检修项目隔离 开关 操控 性能测试时间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 机构如不能合闸或分闸等判断问题所在，作相应处理存在其他故障测量 断路 器一 次回路电阻阻

12、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. 编制依据序号标准及规范名称1 gb 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准2 gb 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器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

13、（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3.2.1.1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。3.2.1.1检查兆欧表是否正常。3.2.1.2接线，并检查接线是否正常。3.2.1.3进行试验，并记录数据。3.2.1.4试验结束后，应对被试品进行充分放电。3.2.1.5分析与判断（1）测试结果应符合规程要求。（2）试验结果异常时，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

14、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3.2.2.1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。3.2.2.2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时读取电压值。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。3.2.2.3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流表指示3.2.3.1该试验能判断放电计数器是否状态良好可靠动作。3.2.3.2采用专门的放电计数器测试仪或采用并联电容

15、充放电法进行测量3.2.3.3 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。4.1.4 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（未经同意）拆除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

16、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gb11032 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5% ；5.3 0.75 倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50a，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 总则11 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的维护与检修。12 编写依据本规程依据 (dl/5961996)

17、规程和（shso6002 92）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。13 检修前的准备131 根据设备状况，确定检修内容，编制检修计划进度和方案。132 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。133 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。134 做好安全防护措施，办好工作票、动火证等。14 交接与验收141 交接内容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，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。

18、2检修周期和项目21 检修周期211 小修：每年一次。212 大修（ 110kv及以上送专业厂家或部门）a一般 1015 年 1 次。b根据设备运行状况及预防性试验结果确定。22 检修项目221 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。2.2.2 大修项目a 完成小修项目；b 解体

19、检查；c 检修铁芯；d 检修线圈；e 检修引线、套管、瓷套、油箱；f 更换密封垫；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；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 所有静密封点均无渗油。3.8 具有吸湿器的互感器

20、，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。a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4.1.1 电流互感嚣的试验项目、周期和标准见（表1）4.1.2 各类试验项目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

21、、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4.2.1 电磁式和电容式电压互感器的试验项目周期和要求分别见（表2）和（表 3）4.2.2 各类试验项目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、8、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。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1） 投 运1） 绕组绝缘电阻与初始值及历次数据屏的绝缘电阻前2） 1 3年3） 大 修后4）

22、必 要时比较，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1000m 采用 2500 兆欧表2 tg 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（% ）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：电压等级kv 2035 66110 220 330500 大修后油 纸电 容型 充油 型胶 纸电 容型3.0 2.5 1.0 2.0 2.0 0.7 0.6运行中油 纸电 容型 充油 型胶 纸电 容型3.5 3.0 1.0 2.5 2.5 0.80.72） 电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别提出5% 范围时应查明原因

23、3） 当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000m时，应测量末屏对地 tg，其值不大于2%1） 绝缘 tg试验 电 压 为10kv，末屏对地 tg试验 电 压 为2kv 2） 油纸电容型tg 一般不进行温度换算，当 tg值与出厂值或上一次试验值比较有明 显 增 长时，应综合分析， tg随温度、电压的关系，当 tg随温度明显变化或试验电压由 10kv 升到u /3时， tg增量 超 过 0.3%，不应继续运行3） 固体绝缘互感器可不进行 tg 测量3 油中溶解气体色谱分析1） 投 运前2） 1 3年（ 66kv及 以上）3） 大 修后4） 必 要时油中溶解气体组分含量（体积分数）超过下列任一

24、值时应引起注意：总烃100106h2150106c2h22106（110kv及以下）1106（ 220500kv）1） 新投运互感器的油中不应含有 c2h22） 全密封互感器按制造厂要求（如果有）4 交流耐压试验1） 1 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：电压等级kv 3 6 10 15 20 35 66 试验电压kv 15 21 30 38 47 72 120 2） 二次绕组之间及末屏对地为2kv 3） 全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行5 局部放电测量1） 1 3年（ 2035kv固 体绝 缘互 感器）

25、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100c，在电压为 1.1um 时（必要时），放电量不大于 500c 2） 110kv 及以上油浸式互感器在电压为 1.1um/3 时， 放电量不大于20c 试验按gb5583进行6 极性检查1） 大 修后2） 必 要时与铭牌标志相符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9 密封检查1） 大 修后2） 必 要时

26、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） 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 绝缘电阻1） 13 年2） 大修后3） 必要时自行规定一 次 绕 组 用2500v 兆欧表，二 次 绕 组 用1000v 或 2500v兆欧表2 tg（20kv及以上）1） 绕 组绝缘；） 13 年）大修后）必要时2） 66220kv串级式电压互感器支架）投运前）大修后

27、）必要时1） 绕组绝缘tg（% ）不应大于下表中的数值温度5 10 20 30 40 35kv及以下大修后1.5 2.5 3.0 5.0 7.0 运行中2.0 2.5 3.5 5.5 8.0 35kv及以上大修后1.0 1.5 2.0 3.5 5.0 串 级 式 电 压 互感器的tg 试验 方 法 建 议 采用末端屏蔽法，其 它 试 验 方 法与 要 求 自 行 规定运行中1.5 2.0 2.5 4.0 5.5 2） 支架绝缘tg一般不大于6%3 油中溶解气体色谱分析1） 投运前2） 1 3年（66kv及以上）3） 大修后4） 必要时油中溶解气体组分含量（体积分数） 超过下列任一值时应引起注意

28、：总烃100106h2150106 c2h221061） 新 投 运 互感 器 的 油中 不 应 含有 c2h22） 全 密 封 互感 器 按 制造 厂 要 求（如果有）进行4 交流耐压试验1） 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：电压等级kv 3 6 10 15 20 35 66 试验电压kv 15 21 30 38 47 72 120 2） 二次之间及末屏对地为2kv 3） 全部更换绕组绝缘后按出厂值进行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 倍 频感 应 耐

29、 压试 验 时 应考 虑 互 感器 的 容 升电压3） 倍 频 耐 压试验前后，应 检 查 有否 绝 缘 损伤5 局部放电测量1）投运前2） 13 年 （ 20 35kv 固体绝缘互感器）3） 大修后4） 必要时1） 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500pc。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 100pc。2） 110kv 及以上油浸式电压互感器在电压为 1.1um/3时， 放电量不大于20pc。1） 试验按gb5583 进行2） 出 厂 时 有试 验 报 告者 投 运 前可 不 进 行试 验 或