《110KV变电站检修作业施工方案要点.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《110KV变电站检修作业施工方案要点.pdf（28页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
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、3、4、5、6、7、8、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
2、，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， 采取相应的可靠措施。 调压切换装置的检查调整的露空时间如下表：环境温度（）0007585100不控制8DL 40891 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）GBJ 1471990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范DL 5009.31997 电力建设安全工作规程（变电所部分）DL/T 6391997 SF6 电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则Q/CSG 1 00072004 电力设备预防性试验
3、规程Q/CSG 1 00042004 电气工作票技术规范变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。空气相对湿度（%）65 以下6575持续时间（h）2425小锤2 lb吊索 kg最小载荷 2000绝缘梯 m3塞尺 mm0.02-1.0直尺 cm50开口扳手1719起吊机具电焊机油漆平铲注：可根据实际情况增减6.3 消耗性材料及主要备品备件数量1111111111各 1用户自定112111111检修类型大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大修大修大修大修大修大修名称白布汽油漆刷漆刷塑料薄膜表 3消耗性材料及主要备品备
4、件表型号规格单位数量/m2kg51.5 寸把42 寸把4m6检修类型大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修名称型号规格油漆红、绿、黄相色漆中性凡士林松动剂WD-40清洗剂钢丝刷调节垫8kA. 950 .185开口销420防锈油螺栓备注：可根据实际情况增减7作业周期略工期定额单位数量kg0.5瓶1听1瓶1把1片20只20克25套若干检修类型大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大、小修大修大修大修所需工作日为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主要技术参数表出 厂 标 准 参数户外柱式3110630/125050210
5、185520450500400020002000 次31.5名称型式断口数额定电压 kV额定电流 A额定频率 Hz额定工频 1min 耐断口受电压 kV对地额定雷电冲击耐断口受电压(1.2/50s)峰对地值 kV接线端额定水平拉力 N瓷瓶的抗弯强度 N瓷瓶的抗扭强度 Nm机械寿命额定短时耐受电流 kA备注名称热稳定电流(4S) kA额定峰值耐受电流 kA合闸时间 s分闸时间 s电动机构大修周期年支拄瓷瓶爬电比主刀操作方式地刀操作方式665防污型 mm普通型 mm出 厂 标 准 参数20/31.550/80具体以 出厂 试验报告为准具体以 出厂 试验报告为准3740,5500,6300三相联动三
6、相联动备注9.2 主要机械调整参数表 5 主要机械调整参数表标准 参备注数30动触头到静触头的距离50动触头到静触头的距离名称三相同期 mm地刀同期 mm10工作流程工 作 开 始工作准备办理开工相关手续引流线拆除修前检查、分析传动连杆解脱隔离开关本体检修操动机构检修机构、隔离开关本体配合调试辅助开关检查电气试验针对不合格项目作相关处理操动试验试验合格与引流线恢复收尾及清扫验收填写检修记录工作终结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
7、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；11.1.2.4 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
8、、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：在需检修隔离开关的电源箱内拉开相关的开关；11.2.2.4 断开断路器控制电
9、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 总体检查检修工艺隔离开关外观检查11.2.4 清洁检查瓷套检修工艺清洁、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；质量标准绝缘瓷套外表无污垢沉积，法兰面处无裂纹，与瓷套胶合良好检修类型小修小修质量标准目检无异常、无破损检修类型小修检查法兰面连接螺栓：使用登高机具，检查瓷套法兰
10、面的连接螺栓；连接应无松动，如有松动，检查一次导电部分；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：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类型接头无松动，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检修工艺1防腐情况检查：检查所有的须作防
11、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；质量标准符合防腐要求小修废弃物按相 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时间和速度等参数超标且超出调判断问题所在， 作相应处理测试整范围，并排除线圈的原因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阻值超标，并在短时内有异常升测量断路器一次回高的现象（结合历史纪录如往年必要时进行路电阻的小修数据，
12、中期维修数据等作综合判断）第三部分金属氧化物避雷器检修及试验1.1.目的和适用范围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。2.2.编制依据编制依据序号12标准及规范名称GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 11032交流无间隙金属氧化物避雷器3.3.工作程序工作程序3.13.1 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（3）检查放电计数器动作情况及监视电流
13、表指示3.23.2 试验方法及主要设备要求3.2.13.2.1 测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻3.2.1.13.2.1.1 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。3.2.1.13.2.1.1 检查兆欧表是否正常。3.2.1.23.2.1.2 接线，并检查接线是否正常。3.2.1.33.2.1.3 进行试验，并记录数据。3.2.1.43.2.1.4 试验结束后，应对被试品进行充分放电。3.2.1.53.2.1.5 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）
14、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。3.2.23.2.2 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3.2.2.13.2.2.1 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。3.2.2.23.2.2.2 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。3.2.2.33.2.2.3 试验结束后，应对被试品进行充分放电。3.2.33.2.
15、3 检查放电计数器动作情况及监视电流表指示3.2.3.13.2.3.1 该试验能判断放电计数器是否状态良好可靠动作。3.2.3.23.2.3.2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3.2.3.33.2.3.3 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。4.4.安健环控制措施安健环控制措施4.14.1 控制措施控制措施4.1.14.1.1 凡试验区域应设置安全围栏，无关人员不得进入。4.1.24.1.2 要注意安全施工用电。4.1.34.1.3 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。4.1.44.
16、1.4 试验中应做好灰尘、噪音等的控制。序序号号1234危险点危险点预控措施预控措施加装漏电保护开关牢固接地线派专人监护带好安全帽派专人监护保持安全距离加强对试验人员安全教育试验电源无漏电保护开关接地不良就地无人监护不带安全帽随意（未经同意）拆除安全5防护设施6离带电体太近7试验人员中途离开5.5.质量控制措施及检验标准质量控制措施及检验标准5.15.1 测量绝缘电阻值：应符合规程和厂家技术要求。5.25.2 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
17、定值比较，变化不应大于5%；5.35.3 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)规程和（SHSO600292）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、
18、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。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AB清扫各部及套管，检查瓷套管有无裂纹及破损；检查引线接头和串并接头有无过热， 接
19、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；DE检查接地线是否完好、牢固；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。FG更换硅胶和取油样试验，补充绝缘油。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
20、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，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
21、及铁芯引出接地端子；CD互感器的外壳；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、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
22、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1绕组及末周期1）投 运要求1）绕组绝缘电阻与初始值及历次数据说明屏的绝缘电阻前2）13年3）大 修后4）必 要时1）投运前2）13年3）大修后4）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2tg 及电容量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：1） 绝缘 tg 试验 电 压 为10KV，末屏对地
23、 tg 试验 电 压 为电压等级20662203302KVKV351105002） 油纸电容型tg 一般不大油 纸1.00.70.6进行温度换修电 容3.02.0算，当 tg后型 充2.52.0值与出厂值油 型或上一次试胶 纸验值比较有电 容明 显 增 长型时，应综合运油 纸1.00.80.7分析，tg行电 容3.52.5随温度、电中型 充3.02.5压的关系，油 型当 tg 随温胶 纸度明显变化电 容或试验电压型由 10KV 升2） 电容型电流互感器主绝缘电容量与到U /3初始值或出厂值差别提出5%范围时，tg 增时应查明原因量 超 过 3） 当电容型电流互感器末屏对地绝缘0.3%，不应电阻
24、小于 1000M 时，应测量末屏继续运行对地 tg ，其值不大于 2%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）13年（66KV及 以上）3）大 修后4）必要时1）13年（20KV及 以下）2）大 修后3）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）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KV361015203566
25、试152130384772120验电压KV2）二次绕组之间及末屏对地为2KV3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行试验按 GB55831）固体绝缘互感器在电压为 1.1Um/3进行时，放电量不大于100C，在电压为 1.1Um 时 （必要时） ， 放电量不大于 500C2）110KV 及以上油浸式互感器在电压为 1.1Um/3 时， 放电量不大于 20C5局部放电测量1）13年（2035KV固 体绝 缘互 感器）2）大 修后3）必要时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校核励磁生气勃勃发现曲线密封检查1）大 修后2）必 要时必要时与铭牌标志相符更换绕组后应测量比
26、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8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91）大 修后2）必 要时1）大 修后2）必 要时1）大 修后2）必 要时10一次绕组直流电阻测量绝缘油击穿电压与初始值或出厂值比较，应无明显差别11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1项目绝缘电阻周期1）13 年2）大修后3）必要时自行规定要求说明一 次 绕 组 用2500V 兆欧表，二 次 绕 组 用1000V 或 2500V兆欧表串级式电压互感器的 tg 试验方法建
27、议采用末端屏蔽法，其它试验方法与要求自行规定2tg（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）必要时1） 绕组绝缘 tg （%）不应大于下表中的数值温度35KV及以下510203040大1.52.53.05.07.0修后运2.02.53.55.58.0行中35KV及以上大1.01.52.03.55.0修后运1.52.02.54.05.5行中2） 支架绝缘 tg一般不大于 6%3油中溶解气体色谱分析1）投运前油中溶解气体组分含量 （体积分数）超过2）1 3 年下列任一值时应引起注意：（66KV总烃100106及以上）H21
28、501063）大修后C2H221064）必要时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）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 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4交流耐1）3年1）一次绕组按出厂值的 85%进行，出厂压试验（20KV值不明的，按下列电压进行试验：及以下）电3610152035662）大修后压3）必要时等级KV试验电压KV1521303847721202）二次之间及末
29、屏对地为2KV3）全部更换绕组绝缘后按出厂值进行56局部放1）投运前1）固体绝缘相对地电压互感器在电压1）试验按电测量2） 13 年 （20为 1.1Um/3 时，放电量不大于100pC,GB5583 进35KV 固体在电压为 1.1Un 时 （必要时） ， 放电量行绝缘互感器）不大于 500pC。固体绝缘相对相电压2）出 厂 时 有3）大修后互感器，在电压为1.1Um时，放电量试 验 报 告4）必要时不大于 100pC。者 投 运 前2）110KV 及以上油浸式电压互感器在电可 不 进 行压为1.1Um/3时， 放电量不大于20pC。试 验 或 只进 行 抽 查试验空载电1）大修后1）在额定
30、电压下，空载电流与出厂数值流测量2）必要时比较无明显差别2）在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流中性点非有效接地系统1.9U/3中性点接地系统 1.5Un/378密封检查铁芯夹紧螺栓（可接触到的绝缘电阻）联接组别和极性1）大修后2）必要时大修时应无渗漏油现象自行规定试验方法按制造厂规定采用 2500V 兆欧表91）更换绕组后2）接线变动后与铭牌和端子标志相符10电压比1）更换绕组后2）接线变动后11绝缘油1）大修后击穿电2）必要时压与铭牌标志相符更换绕组后应测量比值差和相位差注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前，及库存的新设备投运之前表 3电容式电压互感器的试验项目、周期和
31、要求序号1项目电压比周期1）大 修后2）必 要时1）大 修后2）必 要时1）大 修后2）必 要时要求与铭牌标志相符说明2中间变压器的绝缘电阻自行规定采用2500V兆欧表3中间变压器的tg与初始值相比不应有显著变化注：电容式电压互感器的电容分压器部分的试验项目、周期和要求见5 试投运5.1 试运前应进行下列检查A. 外观完整无缺损B. 油浸式互感器应无渗油，油位指示正常；C. 保护间隙的距离应符合规定；D. 油漆完整，相色正确，接地良好。5.2 试运行时进行下列检查：A. 表面及内部均应无放电或其它异声；B. 表计指示正常，装有三相表计时三相表计指示平衡，无缺相或不平衡现象；C. 油温油位正常，无渗油。6 维护检查与故障处理6.1 维护检查周期6.1.1 专业检查应每周一次运行人员检查应每班至少 2 次。6.1.2 天气恶劣时，对于安装于室外的互感器应缩短检查周期，每小时 1 次。6.1.3 有互感器接头发热异常现象时， 应缩短检查周期， 加强跟踪测。6.1.4 当系统内有过电压或单相接地故障时，应对故障系统内的互感器进行检查。6.2 维护检查项目与标准：A. 瓷件部分应清洁完整，无袭纹、破损及放电；B. 接线牢固，各接头应无松动及过热；C. 油位、油色应正常，无渗油；D. 接地应良好；E. 带有呼吸器的互感器，吸湿剂不应失效；F. 表面及内部均应无放电或其它异声；