110KV变电站检修作业施工方案

110KV变电站检修作业施工方案

110KV变电站主变吊芯检修及试验方案本次检修的主变型号为SF7-80000/110kV—8000KVA，已运行多年，需要进行停电吊芯检修和相关性能试验。为确保检修试验工作的安全顺利实施，特编写此方案。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、DL408—91电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）。3、GBJ147—1990电气装置安装工程：高压电器施工及验收规范。4、DL5009.3—1997电力建设安全工作规程（变电所部分）。5、DL/T639—1997SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则。6、Q/CSG10007—2004电力设备预防性试验规程。7、Q/CSG10004—2004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应保持清洁，可搭设防风防雨帆布棚以防天气骤变。变压器周围应设置便于检查、高度适宜的脚手架（上铺跳板）。抽芯应在晴朗、干燥、无风的天气进行。周围环境温度不低于℃，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，器身的露空时间不得超过16小时。超过规定的空气湿度或露空时间，应采取相应的可靠措施。调压切换装置的检查调整的露空时间如下表所示：环境温度（℃）>0>0>075∽85<10<0不控制<8三、安全质量保证措施：1、现场应准备灭火器和消防器材，20米以内严禁烟火。2、检查器身时所用的器具应有防止坠落的措施，如：搬手上应以白布带套在手上，防止滑落。3、起吊用的倒链、钢丝绳等应预先检查良好。绳扣应挂于变压器专用吊耳上，夹角合适。4、供器身检查用的脚手架应绑扎牢靠，跳板固定，上下方便，四周应有防坠落的栏杆及上下的防滑装置。非检查人员不得登上脚手架，以防超载。5、器身检查时，工作人员应穿着干净的工作服、手套和耐油胶靴。口袋中禁放物品，以防掉入油箱内。每一项检查应记录。6、检查应小心、仔细地进行，避免用力过大而拧断螺丝、碰伤绝缘或碰坏瓷瓶等现象。b)首先，使用适当大小的吊车将整个器身吊起，并放置在正确的位置。然后，在吊钩上悬挂5T倒链，以起吊芯子。新倒链的安全载荷系数为2。接下来，拆卸箱盖四周的固定螺丝，并由专人保管。松卸螺丝时应循序渐进，开始每个螺丝少松两扣，不要松脱，可采取推磨式松螺丝法。在四角的螺丝孔中各插入一根1.5～2米长，Φ16圆钢，由专人负责用以控制器身的找正。b)缓慢起吊芯子，以四角的圆钢找正，避免碰撞。当芯子高于箱口后，以塑料布蒙住油箱，以两根清洁并包以塑料布的8#槽钢或道木垫入芯子下部，并放置其上。此时吊芯的钢丝绳仍受力。4、器身的检查和记录所有的螺丝应紧固，并有防松措施，绝缘螺栓应完好无损，防松绑扎完好。1）铁芯检查a)铁芯应无变形，铁轭与夹件之间的绝缘垫应良好。b)铁芯应无多点接地。c)打开铁芯的接地线，以2500V摇表检查绝缘情况，铁芯及穿钉绝缘良好。2）绕组检查a)绕组的绝缘层应完整无损，无变位现象。b)各绕组排列整齐，间隙均匀，油路畅通。c)绕组的压钉应紧固，防松螺钉应锁紧。d)绝缘围屏绑扎牢固，围屏上的所有线圈引出处的封闭应良好。e)引出线绝缘包扎应牢固，无破损、拧曲现象，引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，其固定支架应紧固；引出线的裸露部分应焊接良好，应无尖角和毛刺；引出线与套管的连接应牢靠，接线正确。套管应完好无损。3）调压装置的检查a)调压装置与线圈的连接应紧固，接线正确。b)调压装置的触头应清洁，接触紧密，弹性良好。所有接触到的地方，用0.05×10mm的塞尺检查，应塞不进去，引线接触良好。c)调压装置应完好无损。转动盘应动作灵活，位置可靠，且与指示器密封良好。d)绝缘屏障应完好，固定牢固，无松动现象。e)各部位无油泥、水滴和金属末等杂物。5、器身复原1)器身检查完毕后，应检查油箱内有无落掉物，若有，应进行打捞。同时检查器身检查时有无遗漏物品。2)拉紧倒链，抽出8#槽钢或道木，更换密封圈，并以φ16圆钢定位。3)按原测量的间距逐步上紧箱盖的固定螺丝及附件。4)检查各绕组的绝缘情况，无异常可进行下道工序。5)清点工具，按登记数量收回，清理现场。6)进行注油。1.变压器注油在变压器注油时，应该确保油流缓慢充满变压器，直到达到合适的油位。首先，打开套管的放气塞，排尽变压器内部气体，直至放气塞溢油为止。然后关闭散热器上部蝶阀，打开散热器和净油器下部蝶阀，同时打开散热器和净油器上部放气塞，排尽内部气体，直到放气塞溢油为止。放气完毕后，将散热器上部蝶阀打开，打开油枕放气塞，排尽油枕内部气体，直到放气塞溢油。最后，根据施工环境温度调整油位。2.二次接线在进行二次接线时，需要将所有拆除的二次线按照做好记录的位置全部恢复到工况位置。3.测量、试验对变压器进行整体密封性检查和绝缘油化验。按规定对变压器进行本体电气试验、瓦斯保护、压力释放阀动作试验，测温和风冷回路试验。4.一次接线在进行一次接线时，需要将所有拆除的一次线按照做好记录的位置全部恢复到工况位置。5.完工检查在完成检修后，需要进行完工检查。储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均应该处于“开”位。储油柜和套管的油位应该正常。对散热器、套管等部件进行放气，直到充满绝缘油。气体继电器内不应该有气体。铁芯接地小套管应该接地良好。变压器一次、二次引线接线应该牢靠且正确。瓦斯继电器防雨罩应该安装到位。确认作业现场设备上没有遗留的工具、材料和施工废弃物。确认设备位置恢复到作业前状态，清理打扫现场。6.高压户外刀闸检修及试验方案本次检修试验的高压户外刀闸的型号为GW4-110110KV/600A。检修试验的编制依据包括DL408—91电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）、GBJ147—1990电气装置安装工程：高压电器施工及验收规范、DL5009.3—1997电力建设安全工作规程（变电所部分）、DL/T639—1997SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则、Q/CSG10007—2004电力设备预防性试验规程以及Q/CSG10004—2004电气工作票技术规范。支持文件为GW5-110型户外隔离开关安装使用说明书。7.术语和定义大修指隔离开关本体、传动部件、清洗、更换易损件，处理缺陷等操作。小修指不拆部件，只做缺陷处理、清洗、紧固螺栓等。临时性检修指影响安全运行时的检修。8.安全及预控措施在进行检修试验时，需要按照《电业安全工作规程》等相关规定编写出与本作业相应的安全措施，并根据安全生产风险管理体系的相关要求，对本作业的危险点进行分析，提出预控措施。危险点及预控措施详见表1。作业项目危险点预控措施执行人：在吊车进入带电区域时，需专人引导，并保持与带电设备的安全距离。起重负责人需负责设备吊装过程中的安全。搬运长物时需两人协作，并确保放置安全。登高作业时需使用牢固的梯子，并正确使用安全工器。在业机械转动时需有工作监护人，并确保离开转动范围。调试中分和隔离开关时需相互呼唤及听从指挥。作业准备：人员配置：工作负责人1人，工作班成员至少2人。检修工具准备：见表2。消耗性材料及主要备品备件：见表3。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：主要技术参数见表4。表2检修所需工具表：|名称|型号规格（精度）||---|---||开口扳手|8＂～24＂套||套筒扳手|8＂～30＂套||梅花扳手|6＂～24＂套||一字螺丝刀|3.5＂、4＂、6＂、8＂套||十字螺丝刀|4＂、6＂、8＂套||力矩扳手|80～400套||回路电阻测试仪|20～100套||兆欧表|100台||万用表|2500只||移动线盘|常规只||临时接地保安线|个||小锤|付||吊索|把||绝缘梯|付||塞尺|把||直尺|把||开口扳手|17`19＂|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||---|---|---|---||白布|/|m2|1||汽油|/|kg|5||漆刷|1.5寸|把|4||漆刷|2寸|把|4||塑料薄膜|/|m|6|表4主要技术参数表：|出厂标准参数|数值||---|---||参数|户外柱式||相数|3||额定电压|110||额定电流|630/1250||频率|50||额定短时（1min）耐受电流|210||额定峰值（峰值）耐受电流|185||额定短路开断电流|520||额定短路关合电流|450||机械寿命|500||重量|4000||高度|2000||安装次数|2000次||额定开断电流|31.5|11.2.1技术准备工作在进行隔离开关的检修前，需要进行以下准备工作：1.收集隔离开关的运行、检修记录和缺陷情况。2.从档案室调出隔离开关的相关资料信息，包括操作说明书、电气原理图和出厂试验报告。3.核实隔离开关的使用年限，以制定相应的检修方案。11.2.2检查隔离开关检修前的状态在进行隔离开关的检修前，需要进行以下检查：1.确认隔离开关处于分闸位置。2.确认隔离开关已与带电设备隔离并两侧接地。3.确认隔离开关操作电源和加热器电源已断开，并在电源箱内拉开相关开关。4.断开断路器控制电源和信号电源，并在主控制室完成相关操作。5.记录隔离开关的信息，包括隔离开关铭牌、操作次数等。如果检修工作无法在一天内完成，应在当天工作结束后投入加热器电源，避免机构箱内积聚潮气。11.2.3总体检查在进行隔离开关的检修时，需要进行总体检查，包括检修工艺和隔离开关外观检查。11.2.4清洁检查瓷套在进行隔离开关的检修时，需要进行清洁和检查瓷套，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，确保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。11.2.5机构箱检查、维修在进行隔离开关的检修时，需要进行机构箱检查和维修，包括检查端子排短接片和接线、接触器接线、照明和加热回路检查以及分合闸线圈接线等。11.2.6电气试验在进行隔离开关的检修时，需要进行必要的电气试验，包括接触电阻试验等。12作业后的验收和交接在隔离开关的检修完成后，需要进行作业后的验收和交接，包括检查接头、插接件连接情况以及防腐情况等。同时需要进行收尾工作，清理现场并将检修设备恢复至工作许可时的状态。废弃物按照相关规定处理，局生计部牵头会同运行、检修部门按照标准进行验收。在进行大修时，需要进行判断标准和检修项目，包括隔离开关操控性能、时间和速度等参数是否超标，以及是否存在其他故障。如果出现问题，需要判断问题所在并进行相应处理，测试整个范围并排除线圈的原因。对于阻值超标或短时间内出现异常升的情况，需要测量断路器一次回高的现象并综合判断数据，包括小修数据、中期维修数据等。第三部分是关于金属氧化物避雷器检修及试验的内容。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。编制依据包括GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准和GB11032交流无间隙金属氧化物避雷器。试验项目包括测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻、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以及检查放电计数器动作情况及监视电流表指示。在进行测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻的试验时，需要使用2500V兆欧表进行测量，并检查兆欧表是否正常，接线是否正常，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。在分析与判断时，需要综合分析测试结果是否符合规程要求，是否由于引线电阻引起异常，以及被试品表面污秽等情况需要处理后再次测量，必要时在表面加屏蔽线。在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的试验中，需要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。在缓慢升压后，待高压侧电流表升到1mA时读取电压值，在0.75倍1mA参考电压下读取泄漏电流值，并记录试验结果。定期试验项目包括电流互感器和电压互感器，详见表1和表2。大修后的电压互感器试验项目包括序号1至10和22，不更换绕组的可以不进行6至8项。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。对于电压互感器，定期试验项目包括序号1至5，大修时或大修后试验项目则包括序号1至11，不更换绕组的可以不进行9至10项。此外，电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ，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，末屏对地tgδ值不大于2%。油中溶解气体色谱分析是另一个重要的试验项目，需要在投运前、1至3年、大修后和必要时进行。当油中溶解气体组分含量超过规定的数值时，需要引起注意。1.新投运的互感器油中不应含有C2H2。2.全密封互感器应按照制造厂要求进行。3.交流耐压试验：a.一次绕组按出厂值的85%进行试验，如果出厂值不明，则按照以下电压进行试验：20KV-36KV-101.5KV-203KV-356KV。b.大修后应进行试验。c.必要时应进行试验。4.绕组绝缘更换后，应按照出厂值进行试验。5.固体绝缘互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不应大于100pC，在电压为1.1Um时（必要时），放电量不应大于500pC。110KV及以上油浸式互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不应大于20pC。6.局部放电测量：a.1-3年（20-35KV固体绝缘互感器）。b.大修后。c.必要时。7.极性检查应与铭牌标志相符。8.各分接头的变比检查应校核励磁生气勃勃发现曲线。9.密封检查：a.大修后。b.必要时。10.更换绕组后应测量比值差和相位差。继电保护有要求时进行试验方法按制造厂规定。11.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。应无渗漏油现象。12.一次绕组直流电阻测量与初始值或出厂值比较，应无明显差别。13.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：1.绝缘电阻：a.1-3年。b.大修后。c.必要时。要求说明：一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表。2.tgδ（20KV及以上）：a.绕组绝缘：i.1-3年。ii.大修后。iii.必要时。b.66-220KV串级式电压互感器支架：i.投运前。ii.大修后。iii.必要时。要求说明：串级式电压互感器的tgδ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。1）绕组绝缘的tgδ（%）应符合以下标准：温度℃35KV及以下修后运行中35KV及以上修后运行中大修前运行1.52.01.01.5修后运行2.52.52.02.0修后运行3.03.53.54.0修后运行5.05.55.05.5修后运行7.08.05.05.52）支架绝缘的tgδ一般不应超过6％。3）油中溶解气体的色谱分析：-投运前，油中溶解气体的成分含量（体积分数）不应超过以下标准。-1-3年内，如果下列任一值超过以下标准，则应引起注意：-H2（总烃66KV为100×10^-6及以上）为150×10^-6及以上。-C2H2为3×10^-6及以上。-必要时，进行油中溶解气体的分析。4）绝缘测试：-对于级式或分级绝缘的互感器，应进行倍频感应耐压测试。-在进行倍频感应耐压测试时，应考虑互感器的容量和电压。-在倍频耐压测试前后，应检查绝缘是否有损伤。5）耐压试验：-电压为20KV及以下的互感器，应按以下电压进行试验（如果电压值不明，则按以下电压进行试验）：36、10、15、20、35、66。-大修后，应进行压力试验。-必要时，应进行等级试验。-二次之间及末屏对地为2KV。-全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行试验。6）局部放电测试：-投运前，固体绝缘相对地电压互感器在电压试验按电测量，放电量不应大于100pC（GB5583进）。-1-3年（20KV及以下）固体绝缘互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不应大于500pC。-35KV固体绝缘互感器在电压为1.1Un时（必要时），放电量不应大于100pC。-110KV及以上油浸式电压互感器在电压为1.1Um/3时，放电量不应大于20pC。-进行倍频感应耐压测试时，应进行抽查测试。7）空载电流测试：-在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别。-在下列试验电