风电场检修规程(终)

1、 GLZD GLZD-2014-003检 修 规 程2014-09- 发布 2014-09- 实施前 言为统一*风电场设备检修的质量工艺，规范检修质量的检验标准，保证机组安全经济运行，特编写本规程。制定本规程的依据是标准化系列法规、标准和与本规程相关的上级部门的技术标准，由于编写人员水平有限及缺乏相关资料支持，在编写过程中本规程难免存在一些问题，本版本为试行版，机组运行一年后，再版时给与修订完善。本规程由*风电有限责任公司工程部提出。本规程从发布之日起，*风电有限责任公司 风电场及有关部门均应遵照执行。本规程适用于*风电场设备检修工作，所有运维人员、专业技术人员、生产管理相关人员应熟悉并遵守本

2、规程。目 录前 言21适用范围42规范性引用文件43总则53.1 总体要求53.2对工器具和备品配件的要求53.3对检修维护人员的要求53.4对检修过程的要求53.5检修过程控制63.6检修维护总结与评价64主变压器检修维护规程64.1主变概述64.2箱式变电站及站用变压器检修维护规程114.3电力电缆检修维护规程154.4GIS及室外配电系统检修维护规程174.535kV配电系统检修维护规程234.6低压电器及二次回路接线检修维护规程274.7直流及UPS系统检修维护规程294.8无功补偿（SVG）设备检修维护规程334.9接地装置及防雷系统检修维护规程345风机检修维护规程365.1风电场

3、机组安全细则365.2风电机组的安全注意事项365.3其它安全事项385.4维护周期和项目395.5维检修计划和备品配件395.6维护检修和验收401 适用范围1.1 本规程适用于* 风电场的电气维护人员，是检修工艺方法和质量的标准和验收依据，是编写检修计划、作业指导书、材料预算、备品配件等工作的依据。 2 规范性引用文件2.1 下列文件中的条款通过本标2.2 准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，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，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方，研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。2.

4、3 风力发电机组 第 1部分：通用技术条件 GB/T 19960.1-2005 2006.01.012.4 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 14285-2006 2006.11.02.5 风力发电机组 风轮叶片 GB/T 25383-2010 2011.03.012.6 风力发电机组 运行维护要求 GB/T25385 2.7 高压/低压预装式变电站 GB 1746720102.8 风力发电机组 全功率变流器 第一部分：技术条件 GB/T25387.12.9 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB 501502.10 电力工程直流系统设计技术规程 DL/T 5044-2004 2

5、004.06.012.11 电力变压器检修导则 DL/T573 2.12 风力发电场检修规程 DL/T797 2.13 风力发电场安全规程 DL/T7962.14 变电站运行规程 DL/T9692.15 变压器分接开关运行维修导则 DL/T 574-2010 2010.10.012.16 输变电设备状态检修试验规程 DL/T393 2.17 输变电设备状态检修试验规程 DL/T3932.18 发电企业设备检修导则 DL/T8382.19 接地装置特性参数测量导则 DL/T4752.20 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 DL/T5932.21 交流电气装置过电压保护和绝缘配合 DL/T

6、6202.22 带电设备红外诊断应用规范 DL/T6642.23 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T9952.24 电流互感器试验导则 JB/T53562.25 风力发电机组一般液压系统 JB/T104272.26 中国华能集团公司 检修标准化管理实施导则（试行）2.27 中国华能集团公司 电力检修管理办法（试行）2.28 中国华能集团公司 风力发电重点反事故措施2.29 风力发电场继电保护监督技术标准 Q/HN10000.08.0022012 2.30 风力发电场检修与维护管理导则 Q/HN10000.08.0132014 2.31 风力发电场继电保护监督技术标准 Q/HN1000

7、0.08.00220122.32 风力发电场检修与维护技术导则（风力发电机组分册） Q/HN1 002.33 00.08.01420142.34 风力发电场检修与维护技术导则（电控分册）Q/HN10000.08.01520143 总则3.1总体要求3.1.1 风电场检修、维护工作要坚持“应修必修、修必修好”的原则，要以消除重大隐患和缺陷为重点，以恢复设备性能和延长设备使用寿命为目标，在现在定期检修的基础上，运用有效的在线、离线检测手段，最终形成一套融定期检修、故障检修、状态检修为一体的综合检修模式。3.1.2 风力发电机检修维护时应避开大风天气，雷雨天气严禁检修风力发电机。风电场的检修安全应符

8、合DL/T796的要求。3.1.3 生产管理部门应按照设备的技术文件、同类型机组的检修经验及设备状态评估结果等，合理安排设备检修。3.1.4 生产管理部门应制定检修计划和检修文件包，开展设备检修、验收、管理和修后评估工作。3.1.5 检修工作应做到全过程的管理。3.2 对工器具和备品配件的要求3.2.1 需要定期检验的工器具（施工机具、安全用具、测试仪器仪表等）应根据相关标准进行定期检验或校准。3.2.2 特种设备应按规定经相关有资质的部门审验，有效期必须满足检修周期。3.2.3 备品配件应可靠保管，备品配件的型号应与厂家要求一致，替代品应满足厂家总体性能要求。3.2.4 备品配件要每个月进行

9、盘库一次。3.3 对检修维护人员的要求3.3.1 应熟悉风力发电机的系统和设备构造、性能及原理，熟悉具体设备的检修工艺、工序、调试方法和质量标准。3.3.2 应熟悉安全工作规程，掌握相关的专业技能。3.3.3 应能正确使用相关工器具，应取得特殊设备相应的操作资质证书。3.3.4 应有健康的身体，满足检修工作对人员的强度要求。3.3.5 应具备登高作业证书。3.4 对检修过程的要求3455.15.25.35.43.4.1 检修前准备3.4.2 安全、技术整套措施。3.4.3 为保证检修工作按计划完成，应事先准备好备件、检修工具、起吊设备、量器具、安全防护用品和所需材料。3.4.4 施工现场应布置

10、施工电源、照明电源和灯具。3.4.5 清理现场，规划场地布置，安排好所需部件、拆卸件及主要部件的专修场所。3.4.6 应准备齐全整套的检修文件包或检修记录表、卡等。3.4.7 大型或范围较大的检修，现场应设安全警戒线，防止无关人员进入工作现场，完善各项完全措施。3.4.8 根据设备缺陷、定期检修前分析报告或技术改造方案进行现场查对，落实检修项目。3.4.9 合理安排好检修进度。3.5 检修过程控制3.5.1 设备的检修和复装，应按照事先制定好的检修文件包或技术措施执行，满足质量要求。3.5.2 检修管理质量实行质检点检查和三级验收相结合的方式。3.5.3 检修工作要在指定时间内完成，严格遵守工

11、作票制度，确保安全及系统长期稳定运行。3.5.4 所有更换的备品配件应检验合格后才可投入使用；检修工器具应在有效期内具备合格证。3.5.5 设备检修后的整体验收、试运行按运行导则进行操作。3.5.6 检修施工宜采用先进的工艺、技术和方法，推广使用新材料、新工具等，以提高工作效率，缩短检修周期及节约成本。3.6 检修维护总结与评价3.6.1 总体要求:检修维护总结与评价阶段的主要工作内容是：编写设备检修维护总结报告：整理归档检修维护资料；修订检修维护规程、图纸、检修文件包等检修文件。3.6.2 检修维护总结与评价3.6.3 定期检修结束后30天内，检修维护组织机构召开检修总结会，分析检修维护效果

12、，说明设备遗留的主要问题和预控措施。参照附录F.10“检修维护总结”模板，编制风电场检修维护总结，检修维护总结包含的内容：3.6.4 设备概况及检修维护前存在的主要问题、上次检修维护后到本次检修维护前设备重大问题处理情况：3.6.5 本次检修维护主要项目、检修维护目标及完成情况、特殊项目执行情况、检修维护中发现的重大问题及采取的处理措施、安全管理情况；3.6.6 检修维护后调试启动和运行情况、材料及费用完成情况分析、本次检修维护效果评价、检修维护后尚存在的问题及准备采取的对策、外包工作承包商评价。3.6.7 检修维护后，风电场对所有检修设备的状态进行跟踪，并对设备发生的问题、原因进行分析，总结

13、经验教训。3.6.8 检修文件整理3.6.9 检修结束后30天内，检修维护组织机构应根据验收、反馈和总结会的情况，组织对检修文件包进行修订和完善，按设备异动管理程序，完成图纸、规程、定值等技术资料的修改，经审批后发布并归档。3.6.10 定期检修结束后30天内，应对检修中消耗的备品配件、材料及工具进行分析，不断完善备品配件、材料、工具定额。3.6.11 定期检修结束后30天内，应按附录E.4“检修文件资料管理规定”的要求，完成检修记录及有关检修资料的整理、归档工作及台账录入工作。3.6.12 电控部分检修维护规程4 主变压器检修维护规程44.14.1 主变概述4.1.1 * 风电有限责任公司

14、风电场本期安装2台型号为SZ11-75000/110的升压主变压器，单台额定容量75MVA，共计150MVA。4.1.2 技术参数4.1.2.1 表4.1 4.1.2.2 主变技术参数生产厂家山东鲁能泰山电力设备有限公司设备名称110kV主变规格型号SZ11-75000/110（ONAN）设备类型110kV设备主要技术参数：型号SZ11-75000/110（ONAN）型式户外、双绕组、油浸自冷三相电力变压器频率50HZ额定容量75MVA绕组额定变比115kV81.25%（高压侧）/36.75kV(低压侧）系统最高运行电压126kV（高压侧）/40.5kV（低压侧）冷却方式ONAN绕组联接及系统

15、接地星形，中性点经隔离刀闸接地（高压侧）/三角形（低压侧）接线组别YN，d 11绝缘水平电压等级kV最高电压UmkV短时工频（有效值，kV）雷电冲击全波（峰值，kV）雷电冲击截波（峰值，kV）1101262004805303540.585200220110kV中性点-140325360变压器油物理特性型号击穿电压（投运前/kV）击穿电压（运行中/kV）环烷基、低含硫量#25变压器油4035海拔高度1470m变压器重量95t/70t (有油/无油)噪音水平60dB（距离油箱2m处）4.1.3 检修项目及周期4.1.3.1 表4.2 主变检修项目及周期项目内 容检修周期小修项目处理已发现的缺陷一年

16、放出储油器柜积污器中得污油检修油位计，包括调整油位检修冷却油泵、风扇，必要时清洗冷却器管束检修安全保护装置检修油保护装置（净油器、吸湿器）检修测温装置检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试检修全部阀门和放气塞，检查全部密封状态，处理渗漏油清扫套管和检查导线电接头（包括套管将军帽）检查接地系统清扫油箱和附件，必要时进行补漆紧固导管连接螺栓及法兰密封垫连接螺栓按有关规程规定进行测量和试验大修项目绕组、引线装置的检修。十年油箱、磁（电）屏蔽及升高座的解体检修；套管检修。铁芯、铁芯紧固件（穿芯螺杆、夹件、拉带、绑带等）压钉连接片及接地连片的检修。无励磁分接开关或有载分接开关的检修。更换全部密封垫。

17、检查线圈,引线各部绝缘情况。检查铁芯、夹件有无过热、放电现象。安全保护装置的检修及校验，包括压力释放装置、气体继电器、控流阀等。冷却系统的解体检修，包括冷却器、油泵、风扇、阀门及管道。对器身绝缘进行干燥处理。检查接地系统。变压器油处理。清理油箱并进行喷涂油漆测温装置的校验，包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)等。操作控制箱的检修和试验油保护装置的解体检修，包括储油柜、吸湿器、净油器等。全部阀门的和放气塞的检修大修的试验和试运行。4.1.4 检修程序4.1.4.1 表4.3 主变检修程序项目步 骤检修前准备工作申请停电,办理工作票制定检修工作的安全、组织、技术措施及统筹进度,开工前组织检修

18、人员学习,做好技术交底工作做好备品配件、消耗性材料、特殊材料的准备工作做好各种检修设备(真空泵、滤油机、手压泵)、工具的准备做好重大非标项目的准备工作搬运程序拆高、低压接头及本体接地线。保护装置、测温装置拆卸。控制电缆、保护电缆拆卸。将变压器现位置做好标记,拆除限位铁鞋,由起重机械将变压器移至可吊罩位置。附件拆除油枕拆除, 放在指定位置。高、低压、中性点套管拆卸,高压、中性点套管如长期放置必需放置在套管架上立放,如短期放置可卧放。拆除高、低压、中性点套管升高座,绝缘部件放在升高座内上好堵板注满合格变压器油。将分接开关分接位置切换到1分接位置后,将分接开关操做机构及操做杆卸下放好, 操做杆放在合

19、格变压器油中。拆除上、下节油箱的接地连接片。排油检查、清扫排油管路、齿轮泵并连接好,联系化学将油罐准备好。将变压器下方放油门与管路、齿轮泵、化学油管路连接好后，进行排油，变压器油重约25吨。排油时，必需将变压器的放气孔打开，放气孔接入干燥空气，以防潮气侵入。附件安装工作程序所有附件都拆卸前的标记回装。更换全部密封垫。低压套管安装。冷却器安装。安装油枕、瓦斯。各部联管安装。4.1.5 器身各部件检修项目4.1.5.1 表4.4 主变器身各部件检修项目项目内容器身部分检修器身检修的环境温度高于10-15。器身从放油时算起暴露在空气中的时间限制如下：空气相对湿度低于65%时，其时间限制为16h。空气

20、相对湿度在6575%时，其时间限制为12h。如超过上述规定，必需对器身进行干燥。引线绝缘情况。紧固线圈压板正、反钉。紧固铁芯穿芯螺丝及方铁螺丝。紧固各绝缘支架螺丝。分接开关检修测量。打开围屏,检查内层纸板上有无树枝状放电现象。检查线圈垫块、撑条。测量穿芯螺丝绝缘,测量线圈压板与夹件对铁芯及铁芯对地绝缘。箱沿密封垫更换。进入器身的人员必需穿干净的耐油服、耐油鞋，带入的工具必需用白布带绑牢，工具必需清洁并记录，以便带出时清点，防止其遗留在器身内。上下器身要使用梯子,不得登踩引线及支架,严防碰伤绝缘。注：对于带有绝缘的引线不得随意弯曲，特别注意引线斜稍的位置，保持原状。线圈及引线检修线圈表面清洁、无

21、油垢、无变形、无杂质、无过热变色和脆裂等缺陷,整个绕组无倾斜、位移,导线辐向无明显弹出现象。检查相间隔板和围屏(宜解开一相)有无破损、变形、变色、放电痕迹,如发现异常打开其它两相围屏进行检查。围屏清洁无破损,绑扎紧固完整,分接引线出口处封闭良好,围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹。围屏的起头放在绕组的垫块上,接头处一定要错开搭接,并防止油道堵塞。检查支撑围屏的长垫块有无爬电痕迹。铁芯检修检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭底部和下铁轭底部是否有油垢杂物，可用清洁的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木锤或铜锤敲打平整。检查铁芯上下夹件、方

22、铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹。铁芯与上下夹件、方铁、压板和底脚板间均保持良好绝缘,用2500V摇表测量。绕组绝缘压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板保持完整，无破裂和裂纹，并有适当紧固程度。绕组压板不得构成闭合回路，同时有一点接地。打开上夹件与铁芯间的连接片和绕组绝缘压板与上夹件的连接片后，测量铁芯与上下夹件间和绕组绝缘压板与铁芯间的绝缘电阻，与历次试验相比因无明显变化, 用2500V摇表测量。检查压钉、绝缘垫圈的接触情况,用板手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。夹件上的正、反压钉、锁紧螺帽有无松动,与绝缘垫圈接触是否良好, 有无放电烧伤痕迹

23、,压钉碗有无松动、裂痕和放电烧伤痕迹,反压钉与上夹件是否有足够距离。紧固上下铁芯的穿芯螺栓,检查与测量绝缘情况, 用2500V摇表测量,与历次试验相比因无明显变化。检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。油路畅通,油道垫块无脱落和堵塞,且排列整齐, 用2500V摇表测量油路间绝缘电阻, 与历次试验相比因无明显变化。检查无孔接构铁芯的拉板和钢带。拉板和钢带紧固并有足够的机械强度,绝缘良好不构成环路,不与铁芯相接触。检查铁芯接地片的连接及绝缘状况,用2500V摇表测量。接地片紧固并有足够的机械强度,绝缘良好不构成环路,不与铁芯相接触。检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况。有载调压分接开关检修检修开关各部件完整无

24、缺损。松开上方头部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动是否灵活，若转动不灵活进一步检查卡滞的原因；检查绕组实际分接是否与上部指示位置一致，否则进行调整。检查动静触头间接触是否良好，触头表面是否清洁，有无氧化变色，镀层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动。若发现氧化膜用碳化钼和白布带穿入触柱来回擦拭清除，触柱如有严重烧损时更换。检查触头分接线是否紧固，发现松动拧紧，锁住。检查分接开关绝缘件有无受潮，剥裂或变形，表面是否清洁。若发现表面赃污用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重剥裂变形时更换，操作杆拆下后，放入油中或用塑料布包好。检修的分接开关，拆前做好明显标记。检修绝缘操作杆U型拨叉接触是否良好，如有

25、接触不良或放电痕迹加装弹簧片。更换分接开关操作机构密封垫。油枕检修打开油枕观察孔用手电观察油囊是否清洁、渗漏，如有渗漏更换。用手拔动油表连杆，观察油表指针是否与油表连杆动作一致，如不一致进行检修。打开集污盒、放水塞，将油枕内油污及隔膜上凝接水放出。更换呼吸器中硅胶并清洗呼吸器内外。将气体电气拆下，进行校验。处理渗漏点，更换密封垫。(注：油枕检修与器身检修同步进行。)油箱及附件检修对油箱上的焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。检查磁屏蔽，有无松动放电现象，固定是否牢固，接地点是否可靠，是否有多点接地等现象，如有进行处理。检查压力释放阀是否有损伤或裂痕，如有对其更换。压力释放阀校验。(注：与器

26、身检修同时进行)4.2 箱式变电站及站用变压器检修维护规程1.1.4.2.1 概述我风场内有一台型号为GHT-SC11-400/36.75/0.4站用变压器，由保定天威恒通电气有限公司生产。75台型号为ZGSB10-ZF-2200/35，油浸式三相自冷式箱式升压变压器，额定容量2200KVA。由明珠电气有限公司生产。4.2.2 主要技术参数4.2.2.1 表4.5 站用变压器主要设备技术参数生产厂家保定天威恒通电气有限公司设备名称站用变压器规格型号GHT-SC11-400/36.75/0.4设备类型35kV设备主要技术参数：生产厂家保定天威恒通电气有限公司额定容量400kVA额定电压36.75

27、kV高压40.5kV低压0.4 kV额定频率50Hz相数3联结组标号D，yn11短路阻抗%4空载损耗W（）1530W负载损耗W（）5700W绝缘方式干式（F级）额定温度125K最大耐受温度180系统的三相短路电流（35kV侧）（4S）350A冷却方式自冷（带温显、温控及远传功能）噪音水平dB（A）离本体0.3米处55dB局部放电量（pc）错误！未找到引用源。10中性点运行方式低压侧中性点直接接地套管泄露比距31mm/kV变压器使用年限35年保护等级IP204.2.2.2 表4.6 箱式变压器设备参数生产厂家明珠电气有限公司设备名称箱式变压器规格型号ZGSB10-ZF-2200/35设备类型35

28、KV设备主要技术参数型号ZGSB10-ZF-2200/35系统电压kV35额定电压（最高运行电压）40.5kV高压分接范围36.7522.5%相数三相冷却方式油浸自冷噪音水平 50dB(距外壳0.3m处)绝缘温度等级F泄露比距3.1cm/kV阻抗电压UK=6.5%连接组标号Dyn11绝缘水平LI200AC85/LIOAC3额定频率Hz50主母线额定电流（高/低压）630/2500A高压侧额定短时耐受电流20KA高压侧额定短时耐受时间2S低压侧额定短时耐受电流50KA低压侧额定短时耐受时间1S空载损耗2.91KW负载损耗19.890KW空载电流0.8%1min工频耐受电压95kV雷电冲击耐受电压

29、200kV低压侧工频耐受电压5000V防护等级油箱IP68,低压室IPM,高压室IP544.2.3 检修项目与周期4.2.3.1 表4.7 箱变检修项目与周期项目内容周期小修项目处理已发现的缺陷每三年一次，制定滚动检修计划放出储油器柜积污器中得污油检修油位计，包括调整油位检修冷却装置检修安全保护装置检修油保护装置检修测温保护装置检查接地系统检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油清扫油箱和附件，必要时进行补漆清扫外绝缘和检查导电接头按有关规程规定进行测量和试验检查、清扫箱式变电站高、低压侧开关等元件检查、校验二次回路大修项目检修绕组、引线及磁（电）屏蔽装置无确定大修周期要求，经过预防性

30、试验、变压器油化验分析并结合运行情况，如判定内部故障或本体严重渗漏油时，进行大修。检修铁芯、铁芯紧固件、压钉、连接片及接地片检修油箱及附件，包括吸湿器检修冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备检修及校验安全保护装置解体检修油保护装置校验测温装置操作箱的检修和试验检修无励磁分接开关更换全部密封胶垫和组件试漏对器身绝缘进行干燥处理变压器油的处理或换油清扫油箱并进行喷涂油漆大修试验和试运行箱式变电站高压主回路的试验箱式变电站外壳大修4.2.4 异常运行与故障处理异常运行与处理的原则：加强监视、检查，做好事故预想，发现威胁变压器安全的异常情况，立即采取措施，必要时停电处理。4.2.4.1 表4.8 箱变异

31、常运行与故障处理异常运行、故障项目处理方法上层油温超过正常值对变压器负载和油温与此负载冷却条件应有的油温进行核对。检查变压器室的通风情况及各冷却风扇运行情况。核对温度表指示是否正确（可借助测温仪测量）。油温在正常负载和冷却条件下上升不超过10或上层油温不断上升，负载和温度表计均正常，且变压器室通风良好则认为变压器内部故障应将变压器停电检修。油位异常发现油面较当时油温所应有的油位偏低时，查明原因补油。如因大量漏油导致油位迅速下降，禁止将重瓦斯保护改投信号，迅速查明原因必要时停电处理，采取堵漏措施并加油。油位因温度升高可能超过油位指示极限，经查明不是假油位所致时，放油使油位降至与当时油温所相对的高

32、度，避免溢油。轻瓦斯保护动作气体不变色时，检查是否因漏油、渗油或温度下降造成油面过低所致，及时联系加油和处理漏油。检查气体继电器内无气体时，应检查是否二次回路故障。气体继电器内有气体时，应先进行初步检查，再放气并采取措施。变压器内部故障，须将变压器停止运行。应记录气量，进行油色谱分析，测量绝缘电阻和绕组直流电阻，进行空载测量，并通知变压器厂家。重瓦斯动作跳闸（且非误动）油位太低，通过视察玻璃观察不到油位，找出渗漏点并修补变压器有重大事故：如绝缘子断裂，电弧放电，短路，在完全检查、处理变压器之前不得通电变压器内部有较大异音或爆裂声立即停电处理，查明原因在正常负载和冷却条件下，变压器上层油温异常，

33、上升速率较快油枕、防爆门或压力释放阀喷油严重漏油，油位计无油位显示油色变化明显，油内出现碳质套管有严重破损及放电套管接头和引线过热发红、熔化或熔断生危及变压器安全的故障，而变压器有关保护装置拒动变压器冒烟着火当变压器附近设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁4.2.5 试验项目及周期4.2.5.1 表4.9 箱变试验项目及周期项目周期要求红外成像3个月油中溶解气体色谱分析2年大修后绕组直流电阻4年与以前相同部位测得值比较，变化不大于2%无励磁调压变压器调整分接位置后大修前后交接时出口或近区短路后绕组绝缘电阻、吸收比箱变2年站用变4年绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果比无明显

34、变化大修前后交流耐压试验交接时试验电压标准为出厂试验电压值的80%更换绕组后测量与铁芯绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻6年绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别大修前、后绕组所有分接的电压比分接开关引线拆装后各相应接头的电压比与铭牌值相比无明显差别，且符合规律更换绕组后测温装置3年按厂家技术要求大修后气体继电器3年按厂家技术要求大修后冷却装置及其二次回路1年（夏季之前检修完成）投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏大修后4.3 电力电缆检修维护规程1.2.4.3.1 概述* 风电场集电线路包括110千伏出线和35千伏集电线路。110千伏出线采用JL/LB1A-240

35、/40型铝包钢芯铝绞线，一根地线选用OPGW，型号为OPGW-2S1/24B1，安全系数k=5.0；根据短路电流分配原则，另一根地线选用JL/LB1A-50/30型铝包钢芯铝绞线，安全系数k=4.0。* 风电场35千伏集电线路全部采用YJV22-26/35kV铜芯交联电力电缆直埋敷设到110kV升压站，直埋敷设的埋深为800mm，沟底铺设细砂或筛过的土，且全长以砖或水泥板遮盖。4.3.2 检修项目及周期4.3.2.1 表4.10 电力电缆检修项目及周期项 目类 别内 容周 期小修项目常规性检查维护绝缘子表面清扫每年一次电缆主绝缘电阻测量电缆路线过电压保护检查及试验护套及内衬层绝缘电阻测量电缆外

36、绝缘层修补不停电状态下的带电测试、外观检查和维修修复基础、护坡、防洪、防碰撞设备带电处理线夹发热更换接地装置安装或修补附属设备回流线修补电缆附属设施接地连通性测量红外测温环流测温在线或带电测量大修项目整体性解体检查、维修、更换电缆检查更换四年一次电缆附件检查更换更换少量电缆，更换部分电缆附件局部性检修，部件解体检查、维修、更换其他部件批量更换及加装，更换回流线更换或修复电缆线路附属设备，修复电缆线路附属设施诊断性试验交直流耐压试验4.3.3 检修要求4.3.3.1 导线表面无过热，烧伤、扭接、断股、氧化、腐蚀现象。4.3.3.2 导线的弛度符合设计要求，同一档内的三相母线弛度一致。4.3.3.

37、3 导线的金具、线夹、螺丝、开口销齐全可靠，各部位连接紧固无松动，导线与各类线夹接触面用铝包带包好，防止损伤导线。4.3.3.4 导线的接触面，每次大修时打开，清除氧化膜，重新涂抹中性凡士林油或导电膏。4.3.3.5 导线压接管表面不得有裂纹，否则重新压接，压接管的接触电阻，不得大于同等长度的导线接触电阻。4.3.3.6 架构基础无洪水冲刷、倾斜、下沉现象。4.3.3.7 架构的螺丝齐全，紧固，构件无弯曲、变形。4.3.3.8 锌铁架构的镀锌层完好，无脱落，无锈蚀。4.3.3.9 架构的接地良好，接地电阻符合设计要求。4.3.3.10 绝缘子表面清洁，无灰尘，无油垢，并无裂纹，无破损及闪络痕迹

38、。4.3.3.11 升压站110KV悬式绝缘子3年测量一次绝缘，用2500V摇表测量，每片绝缘子绝缘电阻不小于1000M。4.3.3.12 升压站110KV悬式绝缘子3年一次盐密测量，以便掌握绝缘子表面积盐量，确定清扫周期。4.3.3.13 绝缘子铁瓷胶合处填料无裂纹，无脱落。4.3.3.14 悬式绝缘子组合时，开口销子，弹簧销子要齐全，可靠，穿向一致，耐强绝缘子串的碗口向上。4.4 GIS及室外配电系统检修维护规程1.3.4.4.1 概述本风场110kV采用新东北电气集团高压开关有限公司气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）,所有部件都采用模件式结构设计，分设若干个独立的气室，并在各个气室中均配

39、置气体密度监视器。4.4.2 技术参数4.4.2.1 表4.11 GIS室设备参数生产厂家新东北电气集团高压开关有限公司设备名称GIS设备型号设备类型110kV主要技术参数：额定电压110kV最高工作电压126kV额定电流1250A额定短路开端电流40kA额定短路关合电流100kA额定峰值耐受电流100kA额定短路热稳定电流40kA额定频率50Hz辅助与控制回路短时工频耐受电压2kV无线电干扰电压500V控制回路电源220V DC辅助照明电源单相220V电动机和加热器回路三相/单相380V/220V AC防护等级TP54噪声水平90dBSF6气体压力（20表压）断路器室0.6Mpa其他隔室0.

40、5Mpa每个隔室SF6其他漏气率0.5%/年SF6气体湿度有电弧分解物隔室交接验收值150 L/L长期运行允许值300 L/L无电弧分解物隔室交接验收值250 L/L长期运行允许值500 L/L局部放电试验电压1.1126/kV每个隔室5 pC每单个绝缘件3 pC套管5 pC电流互感器5 pC电压互感器10 pC避雷器10 pC使用寿命30年检修周期20年SF6纯度99.8%SF6湿度8 g/g安装形式立式材质铝合金温升试验电流1.1I 可以接触部位30 K可能接触部位40 K不可接触部位65 K外壳耐烧穿的能力电流40kA时间0.5s表4.12 35kV配电装置参数生产厂家镇江大全伊顿电器有

41、限公司设备名称开关柜规格型号UR7/NVU40.5设备类型35kV设备主要技术参数：型号UR7/NVU40.5系统电压35kV额定电压(最高运行电压)40.5kV额定电流2000A额定频率50Hz额定短时开断电流31.5kA4s短时耐受电流31.5kA额定峰值耐受电流80kA温升可触及的外壳和盖板20K不触及的外壳和盖板40K额定绝缘水平工频耐受电压（1min，有效值）95kV（一次隔离端口115V）雷电冲击耐受电压（峰值）185kV（一次隔离端口215V）辅助回路和控制回路的工频耐受电压值（1min）2kV各元件及其支持绝缘件的外绝缘爬电比距20mm/kV空气绝缘净距离360mm防护等级IP

42、414.4.3 电流互感器检修维护4.4.3.1 表4.13 检查周期、项目 检查时间检查项目在互感器被移动以后上电以前例行检查（大约每隔一年）每运行10年后出现电气过载或同一电力线路各相位上的膨胀器位置不同时在受到过度的机械力后（由于跌落、地震等）在变换负荷连接件后，上电以前对二次电流读数有质疑检查接地情况检查所有地连接端是否牢固确保电流互感器二次绕阻没有开路测量二次电流同规定值相比较检查膨胀器的位置查找油迹检查二次接线盒的清洁和密封性检查瓷套如需要清洗对所有的金属零、部件的腐蚀状态全面检查检查温度检查油品质、对油样进行气体分析试验4.4.3.24.4.3.3 表4.14 电压互感器检修规定

43、项目内 容维护规定电压互感器二次回路严禁短路，外壳和二次可靠接地。电压互感器检修时,将其二次小开关全部断开,以防二次回路向一次回路倒送电。当电压互感器二次回路失压时、首先检查电压互感器二次空气开关是否跳闸、如果跳闸、允许试合一次，如果再次跳开则查明原因及时处理，汇报值班调度员。电压互感器二次侧回路在运行中严禁短路。当发生短路时，电压互感器二次快速小开关能自动跳闸，如果人工断开电压互感器二次快速小开关或自动跳闸，将发相的信号至主控室监控机。停用电压互感器先断开二次侧小开关，后断开一次侧隔离开关，送电时相反。停用电压互感器，将二次回路主熔断器或自动开关断开，防止反送电电压互感器停电时，将负荷转移到

44、其他电压互感器上并将可能误动的保护停用。两组电压互感器二次并列时，必须要先并后断的原则。严禁用拉隔离开关或摘下熔断器的方法拉开有故障的电压互感器投运和检修的验收试验项目齐全、合格、记录完整和结论清楚。电压互感器外形清洁，本体和瓷套完整无损，无锈蚀，无渗漏油。引线、接点、接头和金具完整，连接牢固。端子箱内端子连接正确，无异常。电压互感器末端接地良好，本体设备接地正常。电容式电压互感器的耦合电容器在完工后必须断开其接地隔离开关，以免影响高频通道。4.4.4 隔离开关检修维护4.4.4.1 表4.15 隔离开关维护周期、项目项目开关状态内 容周 期简单检查开关运行设备机械部件没有损坏在现场检视过程中

45、或每2年一次低压电缆和接地电缆的外壳没有损伤绝缘子没有损伤而且表面没有沉积污秽操动机构没有损伤用温度计检查机构加热器加热情况检修开关退出运行检查所有带电部件每5年或每2000次操作测量主导电回路电阻检查螺栓紧固程度检查就地操作检查手动操作检查主触头耦合情况检查触头表面情况检查所有机械和电气部件，电缆和接地连接是否有损伤检查操动机构双蜗轮蜗杆减速箱工作情况检查防凝露控制器和加热器检查电机自动保护开关检查电气联锁开关大修退出运行按照开关检修中各项全面检查每10年或每5000次操作检查主要部件的状况和磨损情况，绝缘子情况和安装过程中进行的机械调整。发现任何偏差，立刻进行进行恢复。4.4.4.2 表4

46、.16 隔离开关故障判断及处理故障类型可能引起的原因判断标准和检查方法处 理底座传动部位机构转动，产品不动未按照力矩要求紧固夹件的两端紧固螺栓或中间防松螺栓未上好通过力矩扳手紧固检查上导电部位合闸到位触头接触不好两静侧高度不等静触头上下触指受压变形距离有较大差异调整两个静侧触头座安装螺栓导电闸刀未合闸到位就发生翻转静触头合闸口位与闸刀不等高，合闸到位前，静触头合闸口或触指对动触头产生干涉阻挡手动合闸，将导电闸刀旋转到即将发生翻转位置，检查动触头是否处于两触指中间位置调整两个静侧触头座安装螺栓单人手拉主拐臂费力，拉不动翻转弹簧力不合格产品翻转时触刀与两静侧触子无卡滞，拉动主拐臂，操作力矩125N

47、.m更换翻转弹簧触头接触不良，引起发热接触部位的氧化目测接触部位有无烧灼现象清理表面污垢，有烧灼时进行更换其他仅远控不动远方/就地开关在就地位置检查远方/就地开关是否在远方位置切换至远方远控线路有故障检查远控线路维修线路，更换故障元件远控近控均不动作分合闸回路有元器件损坏检查隔离开关所配电动机构分合闸回路查出故障元件，更换辅助开关接线不正确或辅助开关损坏与接线图核对辅助开关接线，用万用表检查线路检查或更换辅助开关电动机构不动作电源缺相电机有“嗡嗡”声但不动作消除缺相电动机损坏电源正确，但电机不动作更换电机行程开关损坏用万用表检查线路更换行程开关转换开关打在手动，闭锁挡板无法拉出闭锁回路有元器件

48、损坏，闭锁继电器不带电检查闭锁回路查出故障元件，更换闭锁继电器损坏转换开关打在手动，继电器不动作更换继电器电动机构输出角度变化机械定位损坏通过手摇进行目视检查更换定位件行程开关损坏或断电过早通过手摇进行目视检查更换行程开关或调整其切换时间4.4.5 SF6断路器检修维护4.4.5.1 小修（定期检修）周期：断路器的年检每两年一次，运行中的例行维护和检查每周一次。4.4.5.2 大修周期：常规检查：运行8年或操作2000次之后（II额定）。重点检查：运行15年或操作4000次之后（II额定）。4.4.5.3 检修规定SF6断路器被称为不检修断路器，但对断路器每两年进行一次保养润滑，可以保证其在良

49、好的状态下继续运行。保养需在断电情况下进行，通常需停电几个小时。维修人员可能涉及以下危险：高电压；处于弹簧压力下的操作机构；极柱内的气体压力； SF6气体分解的产物；落下或翻倒的部件以及移动件。4.4.5.4 表4.17 SF6断路器检修维护项 目内 容保养项目检查瓷件表面并清洗。检查腐蚀情况，若有腐蚀需补漆；若紧固件有腐蚀需更换；(警告：紧固件需逐个更换，因为极柱为气密性容器，同时更换会造成人身伤害或设备损坏。)检查各紧固件是否松动，若有需紧固。检查一次线端子板是否有过热变色现象，若有需重新打磨接触面并紧对机构的运动部件进行润滑。测量主回路电阻并记录。测量断路器的行程及超程并记录。检查二次接

50、线是否牢固，电气指令是否能可靠执行安装、调试、试验完成后的最终检查再次检查螺钉、螺栓、螺母是否紧固可靠。再次检查轴销、挡圈安装是否正确可靠。SF6气压是否在额定值。SF6阀门位置是否正确。有关自动开关是否关合。就地远方转换开关是否在所需位置。机构箱内杂物是否清除，电缆孔是否已封好。所有盖板是否已盖上并紧固，机构顶上杂物是否已清除。分、合闸放动销是否已解除。全面检查后封门，并做好有关的记录。4.5 35kV配电系统检修维护规程35kV配电装置采用镇江大全伊顿电器有限公司生产的35kV开关柜，断路器选用ABB断路器。35kV配电系统的不停电检查至少每月一次。停电检查根据实际情况确定检查周期。4.5.1 检修项目及周期表4.18 35kV