110KV变电站检修作业施工方案要点

1、word110KV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。、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 408- 91电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）3、GBJ 141990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

2、气设备运行、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 0004-2004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%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

3、措施。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 7575 s 85不控制:持续时间（h）24161025付用户自疋大、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

4、、黄相色漆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对地185额定雷电冲击耐受电压（1.250卩S峰值kV断口520

5、对地450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mm50:动触头到静触头的距离word1410工作流程11作业项目、工艺要求和质量标准1

6、1.1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.

7、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；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

8、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

9、；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、维修检修工艺质量标准检修类 型word检查端子排短接片和接线：检查隔离开关机构相内接头无松动，接触良好小修所有的接线端子排和短接片；接头无松动，接触良好检查接触器接线：插接件连接紧密，接触照明、加热回路检查：良好小修打开控制箱门，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小修器是否发热进行简单检查）；检查分合

10、闸线圈接线：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

11、故障如不能合闸或分闸等判断问题所在，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word15word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

12、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321.1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

13、）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

14、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

15、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，变化不应大于土 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. 总则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的维护与检修。1 .

16、2编写依据本规程依据(DL/5961996)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。1 .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

17、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。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

18、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。222大修项目A. 完成小修项目；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；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

19、，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，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。A.3.10互感器的下列部位接地应良好。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

20、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、6、7、8 9、10、22项。（不 更换绕组的，可不进行 & 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、& 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

21、要求说明1绕组及末 屏的绝缘 电阻1）投运、八刖2）1 33）大修4）必要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1000M Q采用2500兆欧表2tg S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 S （%）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tg S试验 电压为10KV, 末屏对地tg S 试验电压为2KV2）油纸电容型tg S般不进行 温度换算，当 tg S值与出厂 值或上一次试 验值比较有明 显增长时，应电压等级KV203566110220330500大 修 后油纸

22、电 容型充 油型胶 纸电容3.02.51.02.02.00.70.6word283 油中溶解 气体色谱 分析交流耐压 试验1）投运刖2）1 3年（66K V及 以上）3）大修后4）必要时1）1 3年（20K V及 以下）2）大修后3）必要时局部放电6极性检查1) 1 335KV体缘感 修 固绝互)大后1721）大修型运油纸电一1.00.80.7行容型充3.52.5一中油型胶 纸电容 型3.02.52）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土 5%范围时应 查明原因3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电 阻小于1000M Q时，应测量末屏对地 tg S,其值不大于2%油中溶解气体组

23、分含量（体积分数）超过 下列任一值时应引起注意：总烃100 X 106H2150X 106C2H22 X 106 （110KV及以下）1 X 10 6 （220500KV电压等 级KV361015203566试验电 压KV1521303847721201） 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:2）二次绕组之间及末屏对地为2KV3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进综合分析，tg S随温度、电 压的关系，当 tg S随温度明 显变化或试验电压由10KV 升到 U m /3 时，tg S增量 超过土 0.3%， 不应继续运行3）固体绝缘互感 器可不进行tg S测量1）新投

24、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）试验按GB5583进1）固体绝缘互感器在电压为1.1Um/3时，行 放电量不大于100 p C，在电压为 1.1Um时（必要时），放电量不大于500p 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 20p C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密圭寸检查1）大修 后2）必要 时应

25、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 测量修 要大后必时一 1 2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2tg S（20KV及以上）1）绕组绝 缘；a）1-3 年b）大修后C）必要时2）66220KV串级式电 压互感器 支架a）投运前b）大修后C）必要时1）绕组绝缘tg S （

26、%）不应大于下表 中的数值串级式电压互感器的 tg S试验方法建议采用末 端屏蔽法，其它试验方法 与要求自行规定温度C51020304035KV及以 下大 修 后1.52.53.05.07.0运 行 中2.02.53.55.58.035KV及以 上大 修 后1.01.52.03.55.0运 行 中1.52.02.54.05.52）支架绝缘tg S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：总烃100 x 106H2150X 106C2H22X 1061）新投运互感器的油中 不

27、应含有QH22）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：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电 压 等 级KV361015203566试 验 电 压KV1521303847721202）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5局部放 电测量1）投运前2 ） 1 3 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