能源行业电力设施维护保养手册

能源行业电力设施维护保养手册第一章总则1.1目的本手册旨在规范能源行业电力设施的维护保养流程，保证电力设施安全、稳定、经济运行，预防设备故障引发的生产，延长设备使用寿命，提升电力供应可靠性。1.2适用范围本手册适用于能源行业发电、输电、变电、配电等环节的电力设施，包括但不限于发电机、变压器、断路器、输电线路、配电设备等。1.3基本原则预防为主：通过定期检查、监测和维护，及时发觉并消除设备隐患，避免故障发生。精益化：细化维护标准，量化维护指标，保证每项作业有据可依、有痕可查。标准化：统一维护流程、工艺要求和质量验收标准，规范作业行为。智能化：结合在线监测、大数据分析等技术，实现状态预测性维护，提升维护效率。第二章电力设施分类与维护基础2.1电力设施分类2.1.1按功能划分发电设施：发电机、励磁系统、冷却系统、升压变压器等。输电设施：架空线路（导线、杆塔、绝缘子）、电缆线路（电力电缆、终端头）、接地装置等。变电设施：主变压器、断路器、GIS组合电器、互感器、避雷器、母线系统等。配电设施：开闭所、环网柜、配电变压器、低压配电屏、电缆分支箱等。2.1.2按电压等级划分高压设施：110kV及以上输变电设备。中压设施：10kV-35kV配电设备。低压设施：380V及以下配电设备。2.2维护周期体系2.2.1日常维护频率：每日或每周。内容：设备外观检查、运行参数监测（如温度、电流）、简单清洁（如设备表面灰尘）。2.2.2定期维护频率：每月、每季度、每半年。内容：功能测试（如断路器分合闸操作）、预防性试验（如绝缘电阻测试）、部件紧固（如接线端子）。2.2.3专项维护频率：根据设备运行状况或季节性需求（如防雷、防冻）。内容：设备解体检查、易损件更换（如断路器触头）、功能校准（如互感器变比）。2.2.4大修维护频率：3-5年或累计运行时间达到设计寿命的50%。内容：设备整体更换、核心部件升级、系统性功能评估。2.3技术档案管理设备台账：记录设备型号、出厂日期、安装位置、技术参数、历史维护记录。试验报告：存储预防性试验、交接试验、故障诊断报告，包括试验数据、结论及处理措施。缺陷记录：详细记录设备缺陷发生时间、位置、描述、处理过程及结果，形成闭环管理。图纸资料：保存电气接线图、设备结构图、安装图，保证与现场实际一致，及时更新。第三章输电设施维护保养3.1架空线路维护3.1.1导线维护检查步骤：目视检查导线有无断股、损伤、腐蚀（如钢芯铝绞线铝股松动、钢芯锈蚀）。使用红外热像仪检测导线连接点（如耐张线夹、跳线线夹）温度，异常温升超过30℃需重点关注。测量导线弧垂，与设计值偏差不超过±5%（档距小于400m时）或±2.5%（档距大于400m时）。维护措施：断股处理：断股比例不超过总股数7%时，使用铝包带缠绕加固；超过7%时，更换导线。腐蚀处理：清除表面氧化物，涂抹电力复合脂，使用同材质导线绑扎补强。弧垂调整：在气温稳定的季节（如春季、秋季）通过紧线器调整弧垂，保证导线对地及交叉跨越距离符合规范。3.1.2绝缘子维护检查步骤：目视检查绝缘子表面有无裂纹、闪络痕迹、污秽（尤其是沿海、化工区等重污秽区域）。使用兆欧表测量绝缘子绝缘电阻，每片绝缘子电阻值不低于300MΩ。进行憎水性测试（如喷水法），水滴在绝缘子表面应形成水珠而非水膜。维护措施：清洁：采用干法清扫（毛刷、除尘器）或湿法清扫（带电水冲洗，水电阻率不低于100Ω·m），污秽严重地区增加清扫频率至每季度1次。更换：裂纹绝缘子、零值绝缘子（绝缘电阻为0）立即更换，更换时使用绝缘操作杆，保证安全距离。防污闪：在重污秽区涂抹RTV防污闪涂料或加装增爬裙，提高污闪电压。3.1.3杆塔及基础维护检查步骤：目视检查杆塔有无倾斜（直线杆塔倾斜度不超过1%，转角杆塔不超过1.5%）、混凝土杆有无裂纹、钢塔构件有无锈蚀。测量基础沉降，沉降量超过设计允许值（如100mm）时需分析原因。检查拉线有无松动、锈蚀，UT线夹是否紧固。维护措施：倾斜矫正：使用钢丝绳和紧线器调整杆塔倾斜，必要时加固基础。混凝土杆裂纹处理：宽度小于0.2mm的裂纹，使用环氧树脂修补；宽度大于0.2mm时，采用灌浆法加固。基础防腐：钢塔基础涂刷环氧沥青漆，每2年重新涂刷1次。3.2电缆线路维护3.2.1电缆本体维护检查步骤：目视检查电缆外护套有无破损、老化（如龟裂、变硬），直埋电缆路径有无开挖痕迹。使用电缆故障测试仪进行绝缘电阻测试，10kV电缆绝缘电阻不低于1000MΩ。测量电缆导体温度，长期运行温度不超过90℃（交联聚乙烯电缆）。维护措施：外护套修复：小面积破损使用防水胶带缠绕；大面积破损采用热缩补伤套管修复。防白蚁处理：直埋电缆周围铺设电缆防蚁带（含氯丹、辛硫磷等药剂），每3年更换1次。负荷调整：根据电缆载流量曲线，避免长期过负荷运行，必要时增加并列电缆。3.2.2电缆终端头及中间接头维护检查步骤：检查终端头绝缘套管有无裂纹、闪络痕迹，端子连接处有无过热变色（使用红外热像仪）。测量接头接触电阻，不超过同长度导线电阻的1.2倍。检查填充胶（或硅脂）有无干涸、流失，保证密封良好。维护措施：密封处理：终端头密封失效时，更换密封圈或重新浇铸环氧树脂。接触面处理：使用砂纸打磨氧化层，涂抹电力复合脂，紧固螺栓（力矩符合厂家要求，如M12螺栓力矩40N·m）。预防性试验：每3年进行电缆终端头及中间接头局部放电测试，放电量不超过10pC。第四章变电设施维护保养4.1变压器维护4.1.1油务维护检查步骤：检查油位，油位计应在正常油位范围（环境温度变化时油位波动不超过±30mm）。采集油样进行色谱分析，检测氢气（H₂）、乙炔（C₂H₂）等气体含量，乙炔含量超过5μL/L时需停运检查。测量油击穿电压，35kV及以上变压器油击穿电压不低于35kV。维护措施：补油：油位过低时使用同牌号绝缘油（如25#或45#变压器油）补充，补油前进行真空脱气处理。油过滤：油击穿电压低于30kV或含水量超标（大于20mg/L）时，使用真空滤油机过滤。呼吸器维护：更换变色硅胶（由蓝变粉红时更换），定期清理呼吸器滤网。4.1.2冷却系统维护检查步骤：检查冷却器风扇运行无异响，风扇电机温度不超过80℃。测试油泵运转正常，油泵出口油压符合设计值（如0.2-0.3MPa）。清扫冷却器散热片，无堵塞、积尘。维护措施：风扇维护：添加轴承润滑脂（每半年1次），更换损坏的风扇叶片（动平衡校验）。油泵维护：清理油泵入口滤网，更换磨损的叶轮或密封件。冷却器清洗：每年停运期间使用高压水枪冲洗散热片，油污严重时用专用清洗剂循环清洗。4.1.3套管及分接开关维护检查步骤：检查套管瓷套有无裂纹、污秽，末屏接地良好（接地电流小于100mA）。测量套管介质损耗因数（tanδ），20℃时不超过0.7%（油纸套管）。测试分接开关接触电阻，每相不超过100μΩ，切换机构动作灵活无卡涩。维护措施：套管清洁：使用中性清洁剂擦拭瓷套，避免使用硬物刮擦。分接开关检修：每3年切换机构解体检查，更换磨损的触头弹簧，切换后测量直流电阻。密封处理：套管密封不良时，更换密封圈或涂抹密封胶。4.2断路器及GIS组合电器维护4.2.1断路器机械特性维护检查步骤：测量分合闸时间，分闸时间不超过设计值（如40.5kV真空断路器分闸时间≤50ms）。测试分合闸速度，真空断路器分闸速度（0.6-1.2m/s）、合闸速度（0.4-1.0m/s）符合厂家要求。检查操作机构储能状态，储能电机启动、停止压力正常（如液压机构压力在32-38MPa）。维护措施：机构调整：分合闸时间超限时，调整分合闸阀的行程或弹簧预压缩量。零部件更换：磨损的缓冲垫、分闸弹簧及时更换，保证机构动作可靠。液压系统：更换液压油（每5年），清理油箱杂质，检查高压油管有无泄漏。4.2.2GIS绝缘及气体维护检查步骤：测量SF₆气体微水含量，不超过150μL/L（20℃时）。检测气体泄漏率，年泄漏率小于1%/年（采用包扎法或检漏仪）。测量断口及对地绝缘电阻，不低于2000MΩ。维护措施：气体处理：微水超标时使用SF₆气体回收装置脱水处理，泄漏时补气至额定压力（如0.4-0.6MPa）。隔室检查：每5年打开隔室检查触头烧损情况，使用无水酒精清洁触头表面。接地维护：保证GIS外壳接地良好，接地电阻不超过0.1Ω。4.3互感器及避雷器维护4.3.1互感器维护检查步骤：检查油浸式互感器油位正常，无渗漏；SF₆互感器气体压力在正常范围。测量励磁特性曲线，与出厂曲线相比误差不超过10%。检端子箱二次接线端子紧固，无氧化、松动。维护措施：密封处理：油浸式互感器渗漏时，更换密封垫或补焊油箱。二次回路：定期紧固二次端子（力矩适中，避免损伤端子），测量二次回路绝缘电阻（不低于1MΩ）。4.3.2避雷器维护检查步骤：检查避雷器瓷套或复合外套有无裂纹、污秽，引线连接处无过热。测量直流1mA电压（U₁mA），与初始值相比变化不超过±5%。测量泄漏电流（全电流及阻性电流），阻性电流不超过初始值的150%。维护措施：污秽清扫：每年停电清扫避雷器表面，沿海地区增加清扫频率。试验验证：U₁mA或泄漏电流超标时，解体检查内部阀片或更换避雷器。接地检查：保证避雷器接地引下线截面足够（如不小于25mm²），接地可靠。第五章配电设施维护保养5.1开闭所及环网柜维护5.1.1开闭所维护检查步骤：检查开关柜柜体有无变形、锈蚀，柜门关闭严密，通风口防尘网完好。测试断路器分合闸指示正确，储能指示灯正常，机械联锁装置可靠。检查直流系统（蓄电池组、充电机）电压正常（如220V系统电压215-230V），电池容量不低于80%。维护措施：开关柜维护：定期（每半年）柜内除尘，使用绝缘检测仪检测母线绝缘电阻（不低于100MΩ）。直流系统：蓄电池组每3年进行容量测试，落后电池及时更换；充电机输出电压校准（误差±1%）。二次回路：检查端子排接线紧固，继电器触点无烧蚀，信号指示准确。5.1.2环网柜维护检查步骤：检查负荷开关操作机构灵活，无卡涩，分合闸位置指示清晰。测试电缆终端头绝缘电阻，不低于1000MΩ。检查环网柜凝露控制器运行正常，加热器启动温度设置（如5℃）。维护措施：机构维护：添加机构润滑脂（如锂基脂），更换磨损的操动杆销轴。电缆终端头：定期（每2年）检查绝缘套管有无裂纹，使用兆欧表测试绝缘。防凝露：凝露控制器失效时更换，保证柜内湿度不高于70%（使用湿度计监测）。5.2配电变压器维护5.2.1运行状态检查检查步骤：检查油位计油位正常，油色透明无杂质，无渗漏油现象。监测变压器顶层油温，不超过85℃（油浸式）或100℃（干式）。检查高、低压套管绝缘完好，端子连接处无过热（使用红外热像仪）。维护措施：油务维护：油位过低时补油，油位过高时放油至正常范围；每3年取油样检测击穿电压。冷却系统：清理散热片油污，风扇（如有）添加轴承润滑脂，温度异常时检查冷却系统。负荷监测：通过配电自动化系统监测三相负荷不平衡度，超过15%时调整负荷分配。5.2.2绕组及接地维护检查步骤：测量绕组直流电阻，相间电阻差值不超过平均值的4%（温度换算后）。检测铁芯绝缘电阻，不低于100MΩ（使用2500V兆欧表）。测量接地电阻，不大于4Ω（联合接地网不大于1Ω）。维护措施：绕组处理：直流电阻超标时，检查接线端子松动或绕组短路，必要时吊芯检修。铁芯接地：铁芯多点接地时，更换接地绝缘件或处理铁芯毛刺。接地装置：接地引下线连接点除锈、涂刷防腐漆，接地体腐蚀严重时更换。5.3低压配电设施维护5.3.1低压配电屏维护检查步骤：检查屏体框架无变形，防护门锁完好，屏内无杂物、积水。检查断路器（框架式、塑壳式）触点有无过热痕迹（使用红外热像仪），脱扣器动作灵活。测量母线绝缘电阻，不低于0.5MΩ（500V兆欧表）。维护措施：断路器维护：每半年进行分合闸操作，清除触点氧化层（用0#砂纸），紧固接线端子。母线维护：定期清扫母线灰尘，检查母线连接处螺栓力矩（如M10螺栓力矩25N·m）。仪表校准：电流表、电压表每2年校验1次，保证误差不超过±1.5%。5.3.2低压电缆及配电箱维护检查步骤：检查低压电缆外护套有无破损、老化，电缆沟内无积水、杂物。测试配电箱内漏电保护器动作电流（30mA）、动作时间（≤0.1s）正常。检查配电箱接地排与接地线连接可靠，接地线截面足够（不小于2.5mm²）。维护措施：电缆维护：破损外护套使用防水胶带修复，老化严重时更换；电缆沟每季度清理1次。漏电保护器：每月按试验按钮测试动作可靠性，失效时更换。配电箱：定期（每半年）检查箱内接线端子紧固，清理箱内灰尘，保证箱门密封良好。第六章电力设施状态监测与故障诊断6.1状态监测技术6.1.1红外热像监测应用场景：检测设备连接点（如导线线夹、电缆终端头）、变压器套管、断路器触点过热故障。操作步骤：选择合适的热像仪（如分辨率640×480，测温范围-20℃-650℃）。在设备负荷不低于30%时进行检测，距离设备1-3m，保证图像清晰。分析热像图，温度异常点与环境温度差值超过30℃时定为缺陷。6.1.2超声波局放监测应用场景：检测变压器、GIS、电缆接头内部局部放电故障。操作步骤：使用超声波局放检测仪（频率范围20-100kHz），检测时背景噪声低于20dB。在设备外壳表面移动传感器，定位放电信号最大位置。根据放电幅值（如大于50dB）及类型（电晕、沿面放电）判断故障严重程度。6.1.3油色谱在线监测应用场景：实时监测变压器油中溶解气体含量，判断内部故障（如放电、过热）。操作步骤：安装在线色谱监测装置，采集油样并分离气体（H₂、CH₄、C₂H₂等）。通过算法（如三比值法）分析气体组分，判断故障类型（如低能放电、高温过热）。当C₂H₂含量超过5μL/L时，立即报警并安排停电检查。6.2故障诊断流程信息收集：收集监测数据、运行记录、历史维护记录、故障发生时的环境因素（如雷雨、负荷变化）。特征分析：结合设备原理，分析故障特征（如温度异常、气体组分、声音异常）与故障类型的对应关系。定位故障点：采用故障定位设备（如电缆故障测试仪、行波测距装置）精确定位故障位置。原因追溯：分析故障根本原因（如设计缺陷、施工质量、维护不当、老化），制定针对性措施。6.3典型案例分析6.3.1变压器内部放电故障诊断故障现象：某110kV变压器油色谱分析显示C₂H₂含量为8μL/L，氢气含量150μL/L，轻瓦斯动作。诊断过程：油色谱数据判断为内部高能放电。超声波局放检测发觉B相套管处放电信号幅值达65dB。解体检查发觉B相套管末屏引线松动，对地放电。处理措施：更换套管末屏引线，紧固接地端子，加强末屏密封。6.3.210kV线路雷击跳闸故障诊断故障现象：某10kV线路雷雨后跳闸，重合闸失败。诊断过程：故障定位仪显示故障点距变电站3.2km。现场检查发觉杆塔绝缘子有闪络痕迹，避雷器计数器动作。测量避雷器绝缘电阻为0，判断为避雷器击穿。处理措施：更换击穿避雷器，清理绝缘子污秽，在重雷区加装避雷针。第七章维护保养作业安全管理7.1作业前准备工作票制度：严格执行“两票三制”，工作票需明确工作内容、人员、时间、安全措施。现场勘查：勘查设备运行状态、作业环境（如高空、带电区域）、危险点，制定安全方案。安全交底：向作业人员交待工作内容、危险点、安全措施及应急处置方法，全员签字确认。工器具检查：检查绝缘工具（如验电器、绝缘杆）耐压试验合格期，安全工器具（如安全帽、安全带）完好。7.2危险点分析与控制7.2.1高空作业危险点：坠落、物体打击。控制措施：作业人员正确佩戴安全带，高挂低用。使用合格的登高工具（如绝缘梯、脚扣），下方设置监护区域。传递工具使用绳索，严禁抛掷。7.2.2带电作业危险点：触电、电弧灼伤。控制措施：穿戴绝缘防护服、绝缘手套，使用绝缘操作杆。保持安全距离（10kV最小距离0.4m）。使用绝缘遮蔽工具（如绝缘隔板）隔离带电体。7.2.3电气设备操作危险点：误分误合、带负荷拉隔离开关。控制措施：执行操作票制度，核对设备名称、编号。拉开隔离开关前确认断路器在分闸位置。使用五防闭锁装置，防止误操作。7.3安全措施停电作业：拉开电源断路器、隔离开关，悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。验电（使用相应电压等级验电器），装设接地线（先接接地端，后接导体端）。带电作业：使用绝缘遮蔽措施，保证作业人员与带电体、接地体保持安全距离。设置专人监护，监护人员不得从事其他工作。防火措施：作业现场配备灭火器（如干粉灭火器、二氧化碳灭火器）。严禁在作业区域吸烟或使用明火。7.4应急处置触电急救：立即切断电源，使用绝缘物体（如干燥木棍）使触电者脱离电源。无呼吸、心跳时，立即进行心肺复苏（胸外按压频率100-120次/min，人工呼吸频率16-20次/min）。拨打120急救电话，送医途中持续急救。设备火灾：电气设备火灾使用干粉灭火器或二氧化碳灭火器，严禁用水扑救。切断设备电源，疏散人员，设置警戒区域。设备爆炸：立即撤离现场，防止二次伤害（如碎片飞溅、有毒气体）。报告调度部门，配合调查。第八章智能化维护技术应用8.1在线监测系统8.1.1变压器油色谱在线监测系统功能：实时监测油中H₂、CH₄、C₂H₂等气体含量，自动气体增长趋势曲线，超标时报警。应用效果：提前72小时预警变压器内部放电故障，避免突发停电。8.1.2输电线路覆冰监测系统功能：通过拉力传感器、图像监测装置实时监测导线覆冰厚度、重量，当覆冰厚度超过设计值（如10mm）时报警。应用效果：指导融冰作业（如直流融冰、机械