變電站檢修規程編寫：王賜東審核：審定：批準2011年XX月XX日發布國電招遠新能源有限公司前言本規程是根據國電山東電力有限公司生產準備管理辦法制定的。為了對風力發電場的實際檢修具有指導性便于檢修人員熟悉掌握設備的使用和運行維護，本規程講述風力發電場檢修管理，力求使標準更全面更具有可操作性。本規程由國電招遠新能源有限公司負責解釋。目錄第一章變壓器檢修規程?????.???????20第二章變壓器有載分接開關檢修規程??????.39第三章高壓開關柜檢修規程??????????43第四章GIS檢修規程?????????????.50第五章繼電保護裝置檢修規程?????????60第六章電力電纜試驗規程???????????63第七章隔離刀閘檢修規程???????????66第八章互感器檢修規程????????????68第九章真空開關檢修規程???????????71第十章避雷器檢修規程????????????73第十一章接地裝置檢查維護規程????????75第十二章箱變檢修維護規程 ?????????? 76第十三章SVG檢修規程???????????? 78第十二章直流及蓄電池檢修規程 ?????????85第一章變壓器檢修規程 、主題內容與適用范圍1.1本規程適用于國電招遠新能源有限公司電壓等級在 35~220kV的國產油浸電力變壓器、6kV及以上廠用變壓器和同類設備。1.2本規程適用于變壓器標準項目大、小修和臨時檢修。不包括更換繞組和鐵芯等非標準項目的檢修。1.3變壓器及同類設備需貫徹以預防為主，計劃檢修和診斷檢修相結合的方針，做到應修必修、修必修好、講究實效。1.4本標準規定國電招遠新能源有限公司風電場變壓器的檢修周期、檢修項目、檢修質量標準及檢修工藝等內容。1.5變壓器檢修人員應通過熟悉本規程，了解變壓器檢修工藝。引用標準GB1094.1~1094.5-85電力變壓器GB6451.1~6451.5-86油浸式電力變壓器技術參數和要求GB7251-87變壓器油中溶解氣體分析和判斷規程GBJ148-90電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規范GB7665-87變壓器油DL/T572-95電力變壓器運行規程DL/T574-95有載分接開關運行維修導則檢修周期及檢修項目3.1檢修周期 大修周期以后每間隔10年大修一次。進行大修；運行正常的變壓器經綜合診斷分析良好，總經理批準，可適當延長大修周期。3.2檢修項目可視具體情況確定。檢修前的準備工作4.1查閱檔案了解變壓器的運行狀況4.2編制大修工程技術、組織措施計劃其主要內容如下：4.3施工場地要求變壓器的解體檢修與組裝5.1解體檢修5.2組裝5.3解體檢修和組裝時的注意事項。、凈油器及儲油柜等部件拆下后，應用蓋板密封、對帶有電流互感器的升高座應注入合格的變壓器油(或采取其他防潮密封措施)。5.4檢修中的起重和搬運100mm左右時應停留檢查懸掛及捆綁情況，確認可靠后再繼續起吊；100m/h，如用變壓器主體滾輪搬運時，牽引速度不大于 200m/h(或按制造廠說明書的規定 )。器底部應放置專用托板。為增加搬運時的穩固性，專用托板的長度應超過變壓器的長度， 兩端應制成楔形，以便于放置滾框。適當加墊厚薄不同的木板。適當位置，防止鋼絲繩松扣或拉斷傷人。-35℃以下，并派專人監護押運，氮氣純度要求不低于 99.99%。檢修工藝流程6.1器身檢修 施工條件與要求 吊鐘罩(或器身)一般宜在室內進行，以保持器身的清潔；如在露天進行時，應選在無塵土飛揚及其它污染的晴天進行；器身暴露在空氣中的時間應不超過如下規定： 空氣相對濕度≤65%為16h；空氣相對濕度≤75%為12h；器身暴露時間是從變壓器放油時起至開始抽真空或注油時為止；如暴露時間需超過上述規定，宜接入干燥空氣裝置進行施工。 器身溫度應不低于周圍環境溫度，否則應用真空濾油機循環加熱油，將變壓器加熱，使器身溫度高于環境溫度 5℃以上。 檢查器身時，應由專人進行，穿著專用的檢修工作服和鞋，并戴清潔手套，寒冷天氣還應戴口罩，照明應采用低壓行燈。 進行器身檢查所使用的工具應由專人保管并應編號登記，防止遺留在油箱內或器身上；進入變壓器油箱內檢修時，需考慮通風，防止工作人員窒息。6.2繞組檢修 檢查相間隔板和圍屏(宜解開一相)有無破損、變色、變形、放電痕跡，如發現異常應打開其它兩相圍屏進行檢查。 檢查繞組表面是否清潔，匝絕緣有無破損。 檢查繞組各部墊塊有無位移和松動情況。 檢查繞組絕緣有無破損、油道有無被絕緣、油垢或雜物 (如硅膠粉末)堵塞現象，必要時可用軟毛刷(或用綢布、泡沫塑料)輕輕擦拭，繞組線匝表面如有破損裸露導線處， 應進行包扎處理。 用手指按壓繞組表面檢查其絕緣狀態。 繞組應清潔，表面無油垢，無變形； 整個繞組無傾斜、位移，導線輻向無明顯彈出現象。 各部墊塊應排列整齊，輻向間距相等，軸向成一垂直線，支撐牢固有適當壓緊力，墊塊外露出繞組的長度至少應超過繞組導線的厚度。 油道保持暢通，無油垢及其它雜物積存外觀整齊清潔，絕緣及導線無破損特別注意導線的統包絕緣，不可將油道堵塞，以防局部發熱、老化。6.3鐵芯檢修 檢查鐵芯外表是否平整，有無片間短路或變色、放電燒傷痕跡，絕緣漆膜有無脫落，上鐵軛的頂部和下鐵軛的底部是否有油垢雜物，可用潔凈的白布或泡沫塑料擦拭，若疊片有翹起或不規整之處，可用木棰或銅錘敲打平整。 鐵芯應平整，絕緣漆膜無脫落，疊片緊密，邊側的硅鋼片不應翹起或成波浪狀，鐵芯各部表面應無油垢和雜質，片間應無短路、搭接現象，接縫間隙符合要求。 檢查鐵芯上下夾件、方鐵、繞組壓板的緊固程度和絕緣狀況，絕緣壓板有無爬電燒傷和放電痕跡，為便于監測運行中鐵芯的絕緣狀況，可在大修時在變壓器箱蓋上加裝一小套管，將鐵芯接地線(片)引出接地。 鐵芯與上下夾件、方鐵、壓板、底腳板間均應保持良好絕緣。 鋼壓板與鐵芯間要有明顯的均勻間隙；絕緣壓板應保持完整、無破損和裂紋，并有適當緊固度。 檢查壓釘、絕緣墊圈的接觸情況，用專用扳手逐個緊固上下夾件、方鐵、壓釘等各部位緊固螺栓。 螺栓緊固，夾件上的正、反壓釘和鎖緊螺帽無松動，與絕緣墊圈接觸良好，無放電燒傷痕跡，反壓釘與上夾件有足夠距離。 穿心螺栓緊固，其絕緣電阻與歷次試驗比較無明顯變化。 檢查鐵芯間和鐵芯與夾件間的油路。油路應暢通，油道墊塊無脫落和堵塞，且應排列整齊。檢查鐵芯接地片的連接及絕緣狀況。 鐵芯只允許一點接地，接地片用厚度0.5mm，寬度不小于30mm檢查鐵芯電場屏蔽絕緣及接地情況。絕緣良好，接地可靠。6.4儲油柜的檢修 打開儲油柜的側蓋，檢查氣體繼電器聯管是否伸入儲油柜。一般伸入部分高出底面 20～50mm。 清掃內外表面銹蝕及油垢并重新刷漆。內壁刷絕緣漆，外壁刷油漆，要求平整有光澤。 清掃積污器、油位計、塞子等零部件。 安全氣道和儲油柜間應互相連通；油位計內部無油垢，紅色浮標清晰可見。 更換各部密封墊。密封良好無滲漏，應耐受油壓 0.05MPa、6h無滲漏。6.5凈油器的檢修 關閉凈油器進出口的閥門。閥門關閉嚴密，不滲漏。打開凈油器底部的放油閥，放盡內部的變壓器油(打開上部的放氣塞，控制排油速度)。準備適當容器，防止變壓器油濺出。拆下凈油器的上蓋板和下底板，倒出原有吸附劑，用合格的變壓器油將凈油器內部和聯管清洗干凈。 內部潔凈，無吸附劑碎末。 檢查各部件應完整無損并進行清掃，檢查下部濾網有無堵塞，洗凈后更換膠墊，裝復下蓋板和濾網，密封良好。 進油口的濾網應裝在擋板的外側，出油口的濾網應裝在擋板內側，以防吸附劑和破損濾網進入油箱。 吸附劑的重量占變壓器總油量的1%左右，經干燥并篩去粉末后，裝至距離頂面50mm左右，裝回上蓋板并加以密封。 吸附劑更換應根據油質的酸價和 pH值而定；更換的吸附劑應經干燥，填裝時間不宜超過 1h。 打開凈油器下部閥門，使油徐徐進入凈油器同時打開上部放氣塞排氣，直至冒油為止。 必須將氣體排盡，防止殘余氣體進入油箱。 打開凈油器上部閥門，使凈油器投入運行。確認閥門在“開”位。6.6吸濕器的檢修 將吸濕器從變壓器上卸下，倒出內部吸附劑，檢查玻璃罩應完好，并進行清掃。 把干燥的吸附劑裝入吸濕器內，為便于監視吸附劑的工作性能，一般可采用變色硅膠，并在頂蓋下面留出1/5～1/6高度的空隙。 新裝吸附劑應經干燥，顆粒不小于 3mm。 失效的吸附劑由藍色變為粉紅色， 可置入烘箱干燥，干燥溫度從120℃升至160℃，時間5h；還原后再用,還原后應呈藍色。 更換膠墊。膠墊質量符合標準規定。下部的油封罩內注入變壓器油，并將罩擰緊 (新裝吸濕器，應將密封墊拆除)。加油至正常油位線，能起到呼吸作用。為防止吸濕器搖晃，可用卡具將其固定在變壓器油箱上。運行中吸濕器安裝牢固，不受變壓器振動影響。6.7壓力釋放閥的檢修 從變壓器油箱上拆下壓力釋放閥。拆下零件妥善保管；孔洞用蓋板封好。 清掃護罩和導流罩。清除積塵，保持潔凈。 檢查各部連接螺栓及壓力彈簧。各部連接螺栓及壓力彈簧應完好，無銹蝕，無松動。 進行動作試驗。開啟和關閉壓力應符合規定。 檢查微動開關動作是否正確。觸點接觸良好，信號正確。 更換密封膠墊。密封良好不滲油。 升高座如無放氣塞應增設。防止積聚氣體因溫度變化發生誤動。 檢查信號電纜。應采用耐油電纜。6.8氣體繼電器檢修6.8.1將氣體繼電器拆下，檢查容器、玻璃窗、放氣閥門、放油塞、接線端子盒、小套管等是否完整，接線端子及蓋板上箭頭標示是否清晰，各接合處是否滲漏油。繼電器內充滿變壓器油，在常溫下加壓0.15MPa，持續30min無滲漏。6.8.2氣體繼電器密封檢查合格后，用合格的變壓器油沖洗干凈。內部清潔無雜質。6.8.3氣體繼電器應由專業人員檢驗，動作可靠，絕緣、流速校驗合格。6.8.4氣體繼電器聯結管徑應與繼電器管徑相同，其彎曲部分應大于90°。6.8.5氣體繼電器先裝兩側聯管，聯管與閥門、聯管與油箱頂蓋間的聯結螺栓暫不完全擰緊，此時將氣體繼電器安裝于其間，用水平尺找準位置并使入出口聯管和氣體繼電器三者處于同一中心位置，后再將螺栓擰緊。氣體繼電器應保持水平位置；聯管朝向儲油柜方向應有1%～1.5%的升高坡度；聯管法蘭密封膠墊的內徑應大于管道的內徑；氣體繼電器至儲油柜間的閥門應安裝于靠近儲油柜側，閥的口徑應與管徑相同，并有明顯的“開”、“閉”標志。6.8.6復裝完畢后打開聯管上的閥門，使儲油柜與變壓器本體油路連通，打開氣體繼電器的放氣塞排氣。氣體繼電器的安裝，應使箭頭朝向儲油柜，繼電器的放氣塞應低于儲油柜最低油面50mm，并便于氣體繼電器的抽芯檢查。6.8.7連接氣體繼電器二次引線，并做傳動試驗。二次線采用耐油電纜，并防止漏水和受潮；氣體繼電器的輕、重瓦斯保護動作正確。6.9測溫裝置檢驗6.9.1總控制箱的檢修6.9.1.1清掃控制箱內部灰塵及雜物； 檢查電源開關和熔斷器接觸情況； 逐個檢查電磁開關和繼電器的觸點有無燒損，必要時進行更換并進行調試； 檢查切換開關接觸情況及其指示位置是否符合實際情況； 檢查信號燈指示情況，如有損壞應補齊； 用500V兆歐表測量二次回路(含電纜)的絕緣電阻≥0.5Ω； 進行聯動試驗，檢查主電源是否互為備用，在故障狀態下備用冷卻器能否正確啟動。 檢查箱柜的密封情況，必要時更換密封襯墊； 箱柜除銹后進行油漆。6.10變壓器的油漆油箱外部的油漆6.10.1.1變壓器油箱、冷卻器及其附件的裸露表面均應涂本色漆，涂漆的工藝應適用于產品的使用條件。6.10.1.2大修時應重新噴漆。6.10.1.3噴漆前應先用金屬洗凈劑清除外部油垢及污穢。6.10.1.4對裸露的金屬部分必須除銹后補涂底漆。6.10.1.5對于鑄件的凸凹不平處，可先用膩子填齊整平，然后再涂底漆。6.10.1.6為使漆膜均勻，宜采用噴漆方法，噴涂時，氣壓可保持在0.2～0.5MPa。6.10.1.7第一道底漆漆膜厚為0.05mm左右，要求光滑無流痕、垂珠現象，待底漆干透后(約24h)，再噴涂第二道面漆，如淺色醇酸漆；噴涂后若發現有斑痕、垂珠，可用竹片或小刀輕輕刮除并用砂紙磨光，再補噴一次。6.10.1.8如油箱和附件的原有漆膜較好，僅有個別部分不完整，可進行局部處理，然后再普遍噴涂一次。6.10.2對油箱外部漆膜的質量要求6.10.2.1粘著力檢查：用刀在漆膜表面劃十字形裂口，順裂口用刀剝，若很容易剝開，則認為粘著力不佳；6.10.2.2彈性檢查：用刀刮下一塊漆膜，若刮下的漆屑不碎裂不粘在一起而有彈性的卷曲，則認為彈性良好；6.10.2.3堅固性檢查：用指甲在漆膜上劃一下，若不留痕跡，即認為漆膜堅硬；6.10.2.4干燥性檢查：用手指按在涂漆表面片刻，若不粘手也不留痕跡，則認為漆膜干燥良好。變壓器內部涂漆 變壓器油箱內壁(包括金屬附件)均應涂絕緣漆，漆膜厚度一般在 0.02～0.05mm為宜，涂刷一遍即可。 涂漆前應打磨、剔除焊渣，擦拭干凈，涂漆后要求漆膜光滑。對涂刷內壁絕緣漆的要求 耐高溫、耐變壓器油，即漆膜長期浸泡在 105℃的變壓器油中不脫落，不熔化。 固化后的漆膜，不影響變壓器油的絕緣和物理、化學性能； 對金屬件有良好的附著力； 對金屬件有良好的防銹、防腐蝕作用； 有良好的工藝性和較低的成本。6.11引線及絕緣支架檢修檢查引線及引線錐的絕緣包扎有無變形、變脆、破損，引線有無斷股，引線與引線接頭處焊接情況是否良好，有無過熱現象。引線絕緣包扎應完好，無變形、變脆，引線無斷股卡傷情況；對穿纜引線，為防止引線與套管的導管接觸處產生分流燒傷，應將引線用白布帶半迭包繞一層；早期采用錫焊的引線接頭應盡可能改為磷銅或銀焊接；接頭表面應平整、清潔、光滑無毛刺，并不得有其它雜質；引線長短適宜，不應有扭曲現象；檢查絕緣支架有無松動和損壞、位移，檢查引線在絕緣支架內的固定情況。絕緣支架應無破損、裂紋、彎曲變形及燒傷現象；絕緣支架與鐵夾件的固定可用鋼螺栓，絕緣件與絕緣支架的固定應用絕緣螺栓；兩種固定螺栓均需有防松措施；絕緣夾件固定引線處應墊以附加絕緣，以防卡傷引線絕緣；引線固定用絕緣夾件的間距，應考慮在電動力的作用下，不致發生引線短路。檢查引線與各部位之間的絕緣距離。對大電流引線(銅排或鋁排)與箱壁間距，一般應大于100mm，以防漏磁發熱，銅(鋁)排表面應包扎一層絕緣，以防異物形成短路或接地。6.12油箱檢修對油箱上焊點、焊縫中存在的砂眼等滲漏點進行補焊。清掃油箱內部，清除積存在箱底的油污雜質。清掃強油循環管路，檢查固定于下夾件上的導向絕緣管，連接是否牢固，表面有無放電痕跡，打開檢查孔，清掃聯箱和集油盒內雜質。檢查器身定位釘。檢查磁(電)屏蔽裝置，有無松動放電現象，固定是否牢固。檢查內部油漆情況，對局部脫漆和銹蝕部位應處理，重新補漆。消除滲漏點。油箱內部潔凈，無銹蝕，漆膜完整。法蘭結合面清潔平整。防止定位釘造成鐵芯多點接地；定位釘無影響可不退出。磁(電)屏蔽裝置固定牢固無放電痕跡，可靠接地。內部漆膜完整，附著牢固。6.13整體組裝整體組裝前的準備工作和要求 組裝前應徹底清理散熱片，儲油柜，壓力釋放閥 (安全氣道)，油管，升高座，套管及所有組、部件。用合格的變壓器油沖洗與油直接接觸的組、部件。 所附屬的油、水管路必須進行徹底的清理，管內不得有焊渣等雜物，并作好檢查記錄。 油管路內不許加裝金屬網，以避免金屬網沖入油箱內，一般采用尼龍網。 安裝上節油箱前，必須將油箱內部、器身和箱底內的異物、污物清理干凈。 有安裝標志的零、部件，如氣體繼電器、分接開關、高壓、低壓套管升高座及壓力釋放閥(或安全氣道)升高座等與油箱的相對位置和角度需按照安裝標志組裝。 準備好全套密封膠墊和密封膠。 準備好合格的變壓器油。 將注油設備、抽真空設備及管路清掃干凈；新使用的油管亦應先沖洗干凈，以去除油管內的脫模劑。組裝 裝回器身； 安裝組件時，應按制造廠的“安裝使用說明書”規定進行； 油箱頂部若有定位件，應按外形尺寸圖及技術要求進行定位和密封； 制造時無升高坡度的變壓器，在基礎上應使儲油柜的氣體繼電器側具有規定的升高坡度。 變壓器引線的根部不得受拉、扭及彎曲； 對于高壓引線，所包扎的絕緣錐部分必須進入套管的均壓球內，防止扭曲。 在裝套管前必須檢查無勵磁分接開關連桿是否已插入分接開關的撥叉內，調整至所需的分接位置上。 各溫度計座內應注以變壓器油； 按照變壓器外形尺寸圖(裝配圖)組裝已拆卸的各組、部件，其中儲油柜、吸濕器和壓力釋放閥(安全氣道)可暫不裝，聯結法蘭用蓋板密封好；安裝要求和注意事項按各組部件“安裝使用說明書”進行。6.14排油和注油排油和注油的一般規定 檢查清掃油罐、油桶、管路、濾油機、油泵等，應保持清潔干燥，無灰塵雜質和水分。 排油時，必須將變壓器和油罐的放氣孔打開，放氣孔宜接入干燥空氣裝置，以防潮氣侵入。 儲油柜內油不需放出時，可將儲油柜下面的閥門關閉。將油箱內的變壓器油全部放出。 有載調壓變壓器的有載分接開關油室內的油應分開抽出。 強油水冷變壓器，在注油前應將水冷卻器上的差壓繼電器和凈油器管路上的塞子關閉。 可利用本體箱蓋閥門或氣體繼電器聯管處閥門安裝抽空管，有載分接開關與本體應安連通管，以便與本體等壓，同時抽空注油，注油后應予拆除恢復正常。油位計帶有小膠囊時儲油柜的注油 變壓器大修后儲油柜未加油前，先對油位計加油，此時需將油表呼吸塞及小膠囊室的塞子打開，用漏斗從油表呼吸塞座處徐徐加油，同時用手按動小膠囊，以便將囊中空氣全部排出； 打開油表放油螺栓，放出油表內多余油量(看到油表內油位即可)，然后關上小膠囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必擰得太緊，以保證油表內空氣自由呼吸。6.15組件檢修散熱片的檢修 采用氣焊或電焊，對滲漏點進行補焊處理。焊點準確，焊接牢固，嚴禁將焊渣掉入散熱片內。 對帶法蘭蓋板的上、下油室應打開法蘭蓋板，清除油室內的焊渣、油垢，然后更換膠墊。 上、下油室內部潔凈，法蘭蓋板密封良好。 清掃散熱片表面，油垢嚴重時可用金屬洗凈劑 (去污劑)清洗，然后用清水沖凈晾干，清洗時管接頭應可靠密封，防止進水 ,表面保持潔凈。 用蓋板將接頭法蘭密封，加油壓進行試漏。片狀散熱器 0.05～0.1MPa、10h。用合格的變壓器油對內部進行循環沖洗。 注意閥門的開閉位置，閥門的安裝方向應統一；指示開閉的標志應明顯、清晰。 安裝好散熱器的拉緊鋼帶套管檢修 更換套管油放出套管中的油；用熱油(溫度60～70℃)循環沖洗后放出；注入合格的變壓器油。套管解體放盡殘油；至少循環三次，將殘油及其它雜質沖出；放出內部的油；拆卸上部接線端子；拆卸油位計上部壓蓋螺栓，取下油位計；拆卸上瓷套與法蘭連接螺栓，輕輕晃動后，取下上瓷套；取出內部絕緣筒；拆卸下瓷套與導電桿連接螺栓，取下導電桿和下瓷套。 檢修與清掃所有卸下的零部件應妥善保管，組裝前應擦拭干凈，防止受潮。絕緣筒應擦拭干凈，如絕緣不良，可在70～80℃的溫度下干燥24～48h,絕緣筒應潔凈無起層、漆膜脫落和放電痕跡，絕緣良好。檢查瓷套內、外表面并清掃干凈，檢查鐵瓷結合處水泥填料有無脫落,瓷套內外表面應清潔、無油垢、雜質、瓷質無裂紋，水泥填料無脫落。為防止油劣化，在玻璃油位計外表涂刷銀粉,銀粉涂刷應均勻，并沿縱向留一條30mm寬的透明帶，以監視油位； 更換各部法蘭膠墊放盡殘油；妥善保管，防止丟失,膠墊壓縮均勻，各部密封良好；拆卸時，防止玻璃油位計破損；注意不要碰壞瓷套；垂直放置，不得壓壞或變形；分解導電桿底部法蘭螺栓時，防止導電桿晃動，損壞瓷套,導電桿應處于瓷套中心位置，瓷套縫隙均勻，防止局部受力瓷套裂紋。6.16整體密封試驗變壓器安裝完畢后，應進行整體密封性能的檢查，具體規定如下：變壓器油柱高度 2m，加壓時間24h；油柱高度從拱頂(或箱蓋)算起。充油加壓法：加油壓 0.035MPa時間12h，應無滲漏和損傷。6.17變壓器油處理一般要求 根據地區最低溫度，可以選用不同牌號的變壓器油； 補充不同牌號的變壓器油時，應先做混油試驗，合格后方可使用。6.18變壓器干燥變壓器是否需要干燥的判斷運行中的變壓器大修時一般不需要干燥， 只有經試驗證明受潮，或檢修中超過允許暴露時間導致器身絕緣下降時，才考慮進行干燥，其判斷標準如下： δ在同一溫度下比上次測得數值增高 30%以上，且超過部頒預防性試驗規程規定時； 絕緣電阻在同一溫度下比上次測得數值降低 30%以上，10～30℃的溫度范圍內吸收比低于1.3和極化指數低于 1.5； 油中含有水分或油箱中及器身上出現明顯受潮跡象時。干燥的一般規定 干燥方法的選擇：根據變壓器絕緣的受潮情況和現場條件，可采用熱油循環、渦流真空熱油噴霧、零序、短路、熱風等方法進行干燥并抽真空。當在檢修間烘房中干燥時，也可采用紅外線和蒸汽加熱等方法。 干燥中的溫度控制：當利用油箱加熱不帶油干燥時， 箱壁溫度不宜超過 110℃，箱底溫度不宜超過100℃，繞組溫度不得超過 95℃；帶油干燥時，上層油溫不得超過 85℃；熱風干燥時，進風溫度不得超過 100℃，進風口應設有空氣過濾預熱器，并注意防止火星進入變壓器內。干燥過程中尚應注意加溫均勻，升溫速度以 10～15℃/h為宜，防止產生局部過熱，特別是繞組部分，不應超過其絕緣等級的最高允許溫度。7、主變參數制造廠保定天威集團特變電氣有限公司型號SFZ10-100000/220/35KV容量100000kVA額定電壓高壓側230±8x1.25kV低壓側35kV額定電流251A/1650A頻率50Hz相數3調壓方式有載調壓接線組別Ynd11冷卻方式ONAN/ONAF（70%/100%）噪音水平<75dB短路阻抗14%負載損耗<328kW空載電流<0.5%空載損耗<65kW總損耗<393kW8、站用變參數高低額聯短絕極壓壓設結側側型定路緣絕緣水平限備名組額額號容阻等KV溫稱標定定量抗級升號電電流流1#場沖擊電壓用變SC10-/315/10/0.4315KVADyn114%F1706018455工頻電壓70名稱#2站用變壓器名稱#2站用變壓器類別類別型號SCB11-315/35外殼防護等級IP20額定電壓（kV）35/0.4絕緣水平LI170AC70/LI0AC3額定頻率(Hz)50絕緣耐熱等級H級額定容量(kVA)315中性點高壓不接地調壓范圍2×2.5%接地方低壓直接接地阻抗電壓或電抗6%式中性點CT200/1A5P20率D,yn11三相聯接組別冷卻方式空氣自冷空載損耗W≤1310局放水平(PC)10負載損耗W≤5080出線方式下進電纜上出母線排（145℃）聲級LPA(dB)50臺數1雷電沖擊耐受170短時工頻耐受電壓70（峰值，kV）（有效值，kV）第二章變壓器有載分接開關檢修規程目的：為了保證有載分接開關的檢修質量，確保有載分接開關的安全運行制定本規程。范圍：本規程適用于額定電壓為 35—220KV電壓等級的電力變壓器用的國產電阻式油浸分接開關。概述及術語3．1概述分接開關大修的項目有分接開關的芯體、油室、驅動機構、儲油柜及其附件、油路控制繼電器、自動控制裝置、電動機構及附件電氣控制回路等的檢查、維修與調試。3．2術語無人員資質和職責4．1人員資質參加工作人員必須是從事變電檢修人員，且具備上崗資格。4．2職責4．2．1工作負責人4．2．1．1負責本班開工前的安全措施，技術措施的檢查與落實。4．2．1．2負責組織，指揮本班作業人員按照分工在檢修工作中安全作業，保證質量。4．2．1．3負責檢查現場情況，及時糾正違章行為。4．2．2．工作人員4．2．2．1認真執行《電業安全工作規程》和《有載分接開關運行維修導則》的要求。4．2．2．2嚴肅工藝紀律，完成檢修負責人分配的任務，并對自己的檢修質量負責。有載分接開關大修項目5.1分接開關芯體吊芯檢查、維修、調試； ?5.2分接開關油室的清洗、檢漏與維修； ??5.3驅動機構檢查、清掃、加油與維修； ??5.4儲油柜及其附件的檢查與維修； ??5.5油流控制繼電器(或氣體繼電器)、過壓力繼電器、壓力釋放裝置的檢查、維修與校驗； ??5.6自動控制裝置的檢查； ??5.7儲油柜及油室中絕緣油的處理； ??5.8及其它器件的檢查、維修與調試； ??5.9各部位密封檢查，滲漏油處理； ?5.10電氣控制回路的檢查、維修與調試； ??5.11分接開關與電動機構的聯接校驗與調試。有載分接開關小修項目6.1機誡傳動部位與傳動齒輪盒的檢查與加油；6.2.電動機構箱的檢查與清掃；6.3各部位的密封檢查；6.4.瓦斯繼電器、壓力釋放裝置的檢查；6.5.電氣控制回路的檢查。工藝和作業程序及標準7．1本規程執行《有載分接開關運行維修導則》的要求。7．2作業程序7．2．1根據運行情況確定檢修重點項目；7．2．2制定組織，技術，安全“三大措施”；7．2．3備齊工具，材料備品備件及測試儀器；7．2．4準備大修工序卡，說明書及有關材料；7．2．5負責人辦理工作票開工手續；7．2．6檢修人員按下列程序進行作業：7．2．6．1檢修前的檢查、測試及其他事項：根據檢修目的，檢查有關部位，查看有關缺陷情況，測量必要的數據并進行分析；檢查各部分密封及滲、漏油情況，并做好記錄；進行手動和電動分接變換操作，檢查各部分動作的正確性；記錄分接位置，建議調整至工作位置；7．2．6．2分接開關電動機構的維護：1）檢查機構箱密封與防塵情況；2）檢查電氣控制回路各接點接觸是否良好；3）檢查機械傳動部位連接是否良好，是否有適量的潤滑油；4）使用500—1000V兆歐表測量電氣回路絕緣電阻值；5）剎車電磁鐵的剎車皮應保持干燥，不可涂油；6）檢查加熱器是否良好；7．2．6．3吊芯維修切換開關：1）放盡分接開關油室及其儲油柜內的絕緣油，關閉分接開關頭部所有油閥門，抽去油室內絕緣油，打開頂蓋，按說明書的視圖要求，擰出螺釘；2）小心吊出切換開關本體（建議在整定工作位置進行）并逐項進行如下檢查與維修；3）清洗切換開關油室與芯體：排盡污油，用合格絕緣油沖洗，清除內壁與芯體上的游離碳，再次用合格絕緣油進行沖洗；4）切換開關的檢查與維修：a． 檢查各緊固件是否松動；b． 檢查快速機構的主彈簧、復位彈簧、爪卡是否變形或斷裂；c． 檢查各觸頭編織軟連接線有無斷股；d． 檢查切換開關動、靜觸頭的燒損程度；e． 檢查過渡電阻是否有斷列，同時測量直流電阻，其阻值與產品出廠銘牌數據相比，其偏差值不大于正負 1%；f． 測量每相單、雙數與中性引出點間的回路電阻，其阻值應符合要求；測量切換動、靜觸頭的動作順序應符合產品技術要求；5）切換開關解體檢查、清洗、維修與更換零部件，然后測試動作順序與測量接觸電阻，合格后置于起始工作位置。6）將切換開關吊回油室，復裝注油。7）打開分接開關部所有油閥門，從儲油柜補充絕緣油至規定的油。8）選擇開關的吊芯檢查：檢查動、靜觸頭間的磨損情況，各部位接頭及其緊固件是否松動，撥盤、撥釘、定位釘、絕緣傳動軸是否彎曲，測量各分接位置觸頭間的接觸電阻。9）分接選擇器、轉換選擇器的檢查與維修僅在必要時進行。7．2．7電氣試驗執行《電氣裝置工程電氣設備交接試驗標準》7．2．8清理現場工作人員清理現場，撤離工作現場。7．2．9驗收工作負責人確認檢修設備符合檢修標準，待檢修人員撤離現場后，會同值班人員進行設備驗收，填寫記錄。7．2．10辦理工作終結手續工作負責人辦理工作終結手續；7.3高壓側分接開關電壓： 230±8x1.25kV。第三章高壓開關柜檢修規程目的為保證高壓開關柜的試驗質量，確保高壓開關柜的安全運行制定本規程。范圍本規程適用于對高壓開關柜的試驗作業工作。概述及術語3．1概述高壓開關柜試驗作業的內容有高壓開關的預防性試驗試工作。3．2術語無人員資質和職責4．1人員資質參加工作人員必須是從事變電試驗專業人員，具備上崗資格。4．2職責4．2．1工作負責人4．2．1．1負責本班開工前的安全措施，技術措施的檢查與落實；4．2．1．2負責組織，指揮本班作業人員按照分工在檢修工作中安全作業，保證質量。4．2．1．3負責檢查現場情況，及時糾正違章行為。4．2．2工作人員4．2．2．1認真執行《電業安全工作規程》，和《電力預防性試驗規程》。4．2．2．2嚴肅工藝紀律，完成檢修負責人分配的工作，并按對自己所檢修的質量負責。工藝和作業程序及標準5．1工藝和標準本作業指導書執行《電力預防性試驗規程》5．2作業程序5．2．1根據運行情況確定檢修重點項目；5．2．2制定組織，技術，安全“三大措施”；5．2．3備齊工具，材料備品及測試儀器；5．2．4準備大修工序卡，說明書及有關資料；5．2．6負責人辦理工作票開工手續；5．2．7試驗人員按下列程序進行作業；5．2．7．1高壓開關柜周圍試驗區設置遮欄，并在者欄上懸掛適當數量的“止步，高壓危險”的標示牌。5．2．7.2檢查開關柜內的各高壓設備是否有損壞，破裂的地方。通過《電力設備預防性試驗規程》中的《斷路器試驗》章節進行試驗：絕緣電阻試驗。5．2．7．3斷路器，隔離開關及隔離插頭的導電回路電阻的測量（注意試驗接線的電壓和電流各自分開）。5．2．7．4斷路器的合閘時間，分閘時間，和三相分，合閘的同期性5．2．7．5交流耐壓試驗。5．2．7.6斷路器速度特性的試驗。5．2．7.7操作機構合閘接觸器和分，合閘電磁鐵的最低動作電壓。合閘接觸器和分合閘電磁線圈的絕緣電阻和直流電阻的測量。5．2．7.8電流互感器的試驗。5．2．7電壓互感器，電容器，避雷器試驗（適應高壓 PT柜，電容柜等）。5．2．8清理現場工作人員清理好工作現場，并撤離工作現場。5．2．9驗收工作負責人確認檢修設備符合實驗標準，待實驗人員撤離工作現場后，會值班人員進行設備驗收，填寫記錄。5．2．10辦理工作終結手續工作負責人辦理工作票終結手續；檢修流程6.1電纜室清掃檢查。 拆開電纜室擋板用干布擦拭絕緣子、電纜及電流互感器。 用吸塵器吸凈電纜室內灰塵。 檢查絕緣子有無破損、裂紋、放電痕跡。 檢查電纜接頭是否緊固，有無過熱痕跡。 檢查電流互感器接頭是否緊固，有無過熱痕跡。 檢查電流互感器二次接線端子是否緊固。 回裝電纜室擋板。6.2地刀及接地裝置檢查。 清洗地刀及觸座上的油污。 檢查地刀動作、接觸情況，動作應靈活、接觸可靠，位置指示器指示正確。 在地刀閘及觸座上抹凡士林。6.3母線室清掃檢查 拆開母線室擋板。 用干布擦拭母線，清掃母線上的粉塵和污垢。 用吸塵器吸凈母線室內灰塵。 檢查主母線及分支母線連接處是否完整無損，緊固是否牢靠，應無過熱現象。 回裝母線室擋板。 測量母線的絕緣電阻，應不小于 200MΩ。 檢查母線觀察絕緣子有無損壞現象。 檢查接頭接觸情況是否良好。 檢查母線上的油漆有無剝落，在檢修中消除的變色漆或示溫蠟片，應貼補齊全。.1三相交流電母線L1相：黃色；L2相：綠色；L3相：紅色。6.4一次觸頭檢查。 打開上、下擋板。注意：擋板必須鎖定在打開位置 ,用干布擦凈觸頭,用吸塵器吸凈開關室內灰塵。 在一次觸頭上抹凡士林。 關閉上、下擋板。 擋板機構及閉鎖裝置檢查。 檢查擋板機構操作應靈活、可靠 ,各轉動部位加潤滑油。 檢查各閉鎖裝置應可靠檢查斷路器室內的靜觸頭及靜觸頭盒。靜觸頭運行一段時間后，因為電流的通過及環境因素等使觸頭表面發生氧化，這是正常現象。但如果由于環境惡劣、長期處在潮濕的條件下，可能會出現銅綠現象，這時需更換靜觸頭，并根據實際情況決定是否更換相應的絕緣件。對觸頭的清潔可以用無棉紙，必要時可以用少量的無水酒精，擦拭后應在表面刷涂少量的潤滑脂。 靜觸頭盒為環氧樹脂材料制成， 所以在檢查的時候重點查看是否出現燒灼等異常情況。6.5繼電器室清掃檢查。 用毛刷清掃端子排上灰塵。 用吸塵器吸凈二次接線室內灰塵。 檢查各接線端應緊固，接觸良好。6.6真空接觸器檢修。 清洗檢查真空接觸器一次插頭。 檢查真空接觸器電氣連接螺栓緊固程度。 真空接觸器時間特性試驗。 真空接觸器操作特性試驗。 測量真空接觸器回路電阻。6.7檢查主回路電氣聯接處是否有過熱現象。 絕緣罩有無變形變色。 母線熱縮套是否有開裂現象。 主母線接觸電阻檢查可以作為檢驗電氣聯接處的一個輔助方法。具體是：打開開關柜母線室上部的壓力釋放板，取下水平D形母線與垂直分支母線聯接處的絕緣罩 （根據不同結構排列的開關柜可以選取不同的測量位置，也可以選取上觸頭等位置），用 100A降壓法分段測量三相母線的接觸電阻。合格判據采用相對比較法，即各段三相的壓降誤差不大于 20%。6.8檢查活門操作機構。手車搖進時，通過左右導軌傳動桿帶動活門與導軌的連接桿，使活門開啟，同時手車左右導軌的彈簧被拉伸；手車搖出時，手車左右導軌的彈簧使活門關閉。6.9聯鎖功能檢查注意事項 本開關柜的聯鎖功能是以機械聯鎖為主，輔之以電氣聯鎖實現其功能的，功能上能實現開關柜“五防”閉鎖的要求。但是操作人員不應因此而忽視操作規程的要求，只有將規程制度與技術手段相結合，才能有效發揮聯鎖裝置的保障作用，防止誤操作事故的發生。 本開關柜的聯鎖功能的投入與退出，大部分是在正常操作過程中同時實現的，不需要增加額外的操作步驟。若發現操作受阻 （如操作阻力增大），應首先檢查是否有誤操作的可能，而不應強行操作以至損壞設備，甚至導致事故的發生。6.10檢查帶電狀態有明顯斷開點的開關，可從分閘或合閘狀態清楚地區分是否斷電。從信號燈顯示來判斷電氣設備是否帶電。用驗電器或試電筆直接測試，但驗電器或試電筆的電壓等級必須與所測電氣設備或線路的電壓等級相符。6.11特別注意事項定期按斷路器的安裝使用說明書的要求，檢查斷路器的情況，并進行必要的調整。檢查主回路觸頭的情況，擦除動、靜觸頭上陳舊油脂，察看觸頭有無損傷；彈簧力應無明顯變化；無因溫度故高引起鍍層異常氧化現象，如有以上情況，應及時處理。檢查輔助回路觸頭應無異常情況，并進行必要的修整。檢查接地回路各部分的情況， 如接地觸頭、主接地線及過門接地線等， 保證其電連續性。檢查各部分緊固件，如有松動，應及時緊固。檢修完工后應及時清理現場，歸還專用工具，完成設備檢修后的試運移交工作。斷路器大修項目7.1本體分解。7.2滅弧、導電、絕緣部分解體檢修。7.3控制傳動部分解體檢修。7.4操動機構解體檢修。7.5其他附件解體檢修。7.6組裝、調試。7.7絕緣油處理。7.8電氣試驗及機構特性試驗。7.9整體清掃、除銹涂漆。7.10現場清理。斷路器的小修項目8.1引線導電板、軟連接、帽蓋、并聯電容器的固定螺栓檢查。8.2清掃檢查瓷套、油位指示器、各部放油閥及處理滲、漏油。8.3檢查水平拉桿、拐臂、合閘保持彈簧、各軸銷，并涂潤滑油。8.4SF6斷路器進行微水含量檢測和撿漏。9、35KV斷路器參數電壓等級開關型號機構型號開關編號制造廠家35kVKYN72-40.5彈簧儲能福州天宇電器股式份有限公司額定電壓kV40.5額定電流A1250、2000額定短時耐受電流kA25、31.5額定短時耐受電流時間s4額定峰值耐受電流kA63、80LI185、AC95額定絕緣水平防護等級：IP4X額定操作順序分-0.3S-合分-180S-合分分閘時間ms≤60合閘時間ms≤60機械操作次數10000額定電流開斷次數10000滿容量短路開斷次數20斷路器免檢修年限20第四章全封閉式組合電器（ GIS）檢修規程目的：為了保證220KVGIS的檢修質量，確保其安全運行制定本規程。范圍：本規程適應國電夏甸風電場 220KVGIS的檢修工作。概述及術語3．1概述220KVGIS的檢修工作內容有斷路器，隔離開關，接地隔離開關、互感器、避雷器、操動機構部分的檢修，調整，測試于試驗工作。3．2術語無人員資質和職責4．1人員資質參加工作人員必須是從事變電檢修人員，且具備上崗資格。4．2職責4．2．1工作負責人4．2．1．1負責本班開工前的安全措施，技術措施的檢查與落實。4．2．1．2負責組織，指揮本班作業人員按照分工在檢修工作中安全作業，保證質量。4．2．1．3負責檢查現場情況，及時糾正違章行為。4．2．2．工作人員4．2．2．1認真執行《電業安全工作規程》和，《 SF6斷路器檢修工藝導則》的要求。4．2．2．2嚴肅工藝紀律，完成負責人分配的任務，并對自己的檢修質量負責。4.3GIS參數A1總體參數序項目單位數值號1額定電壓kV2522額定電流A20003額定頻率Hz504額定短路開斷電流kA505局部放電（80%耐受電整間隔Pc≦5壓）絕緣件Pc≦36額定短路電關合次數（故障關合接地開關）次27額定短路持續時間s38額定短時耐受電流kA509額定峰值耐受電流kA12510對地kV4601min工頻耐壓kV460+125斷口11相對地kV1050雷電沖擊耐壓kV1050+206斷口間、相間12機械壽命斷路器次10000隔離接地開關/故障次5000關合開關13SF6氣體額定壓力斷路器額定MPa0.62（表壓20℃）報警MPa0.58閉鎖MPa0.53其他額定MPa0.58報警MPa0.53閉鎖MPa0.5014SF6年漏氣率≦0.5%15氣室內的SF6氣體水斷路器交接驗收uL/L≦150分含量值≦250其他氣室運行中uL/L≦300≦500A2斷路器參數（1）型式：戶內，SF6氣體絕緣，金屬封閉斷路器。（2）技術參數額定電壓：252kV額定電流：2000A額定頻率：50Hz斷口數：1額定絕緣水平雷電沖擊耐受電壓（峰值）相對地：1050kV斷口間：1050+206kV相間：1050kV一分鐘工頻耐受電壓（有效值）相對地：460kV斷口間：460+145kV相間：460kV額定短路開斷電流交流分量有效值：50kA額定短路關合電流：125kA短時耐受電流及時間：50kA,3s峰值耐受電流（峰值）：125kA首相開斷系數：1.3額定操作順序：分-0.3s-合分-180s-合分自動重合閘無電流間隙時間0.3s以上可調。分閘不同期性相間：≤3ms合閘不同期性相間：≤5ms機械穩定性操作：≥5000次額定短路開斷電流次數：16額定線路充電開斷電流125AA3隔離開關參數（1）型式：戶內型、SF6氣體絕緣、金屬封閉隔離開關（2）技術參數額定電壓：252kV額定電流：2000A額定頻率：50Hz額定絕緣水平雷電沖擊耐受電壓（峰值）相對地：1050kV斷口間：1050+206kV一分鐘工頻耐受電壓（有效值）相對地：460kV斷口間：460+145kV短時耐受電流及時間：50kA,3sA4快速接地開關參數（1）型式：戶內型、SF6氣體絕緣、金屬封閉快速接地開關（2）技術參數額定電壓：252kV額定頻率：50Hz額定絕緣水平雷電沖擊耐受電壓（峰值）相對地：1050kV一分鐘工頻耐受電壓（有效值）相對地：460kV額定短路關合電流：125kA短時耐受電流及時間：50kA，3s合閘時間：0.1s分閘時間：1.1sA5檢修接地開關參數（1）型式：戶內型、SF6氣體絕緣、金屬封閉接地開關（2）技術參數額定電壓：252kV額定頻率：50Hz額定絕緣水平雷電沖擊耐受電壓（峰值）相對地：1050kV一分鐘工頻耐受電壓（有效值）相對地：460kV短時耐受電流及時間：50kA，3sA6氧化鋅避雷器參數標稱系統電壓：220kV系統最高電壓：252kV絕緣介質：SF6避雷器額定電壓：200kV避雷器持續運行電壓：156kV標稱放電電流：10kA(7)8/20 s最大沖擊電流殘壓：520kV直流1mA參考電壓：290kV避雷器應設泄漏電流數值和次數計錄器。額定一次電壓：220kV額定頻率：50Hz額定一、二次電流、準確級、容量及電流互感器配置。額定電壓時局部放電量：≤3pC220kVGISCT技術參數表位置代號變比(A)準確級容量(VA)備注L01+CT01600/10.2S40關口計量L01+CT02600/10.540測量L01+CT03600/15P3040220kV母線保護1L01+CT04600/15P3040220kV母線保護2L01+CT05600/15P3030故障錄波、失靈L01+CT06600/15P3030備用L01+CT07600/15P3030220kV線路保護2L01+CT08600/15P3030220kV線路保護1T01+CT01500/15P3030主變保護1T01+CT02500/15P3030主變保護1T01+CT03500/15P3030故障錄波T01+CT04500/10.2S40計量T01+CT05500/10.540測量T01+CT06500/15P3030備用T01+CT07500/15P3030220kV母線保護2T01+CT08500/15P3030220kV母線保護1A8電壓互感器參數（1）型式：單相（2） 額定頻率：50Hz（3） 額定一、二次電壓、準確級、容量及電壓互感器配置。（4） 額定絕緣水平相對地雷電沖擊耐受電壓（峰值）：1050kV相對地一分鐘工頻耐受電壓（有效值）：460kV（5） 額定電壓時局部放電量：≤3pC（6） 過電壓倍數：各繞組在額定負荷下，能在 1.5倍額定相電壓下允許運行 30s，在1.2倍額定相電壓下允許長期運行。表3.220kVGISPT技術參數表位置變比(kV)準確級容量(VA)備注代號PT01 0.5/3P 50/100 測量、保護0.2/0.5/3P/3P/50/50/50/50/計量、測量、PT02100保護6P（7）短路承受能力：當互感器在額定電壓勵磁時，應承受1s外部短路的機械效應和熱效應而無損傷。A9空氣/SF6套管參數型式：戶外直立式額定電壓：252kV額定電流：2000A額定頻率：50Hz額定絕緣水平（根據海拔高度進行修正）：相對地雷電沖擊耐受電壓（峰值）：1050kV相對地一分鐘工頻耐受電壓（有效值）： 460kV短時耐受電流及時間：50kA，3s峰值耐受電流（峰值）：125kA泄漏距離：≥7812mm出線套管接線端子水平負荷拉力：≥2000NA10SF6絕緣母線及連接件參數型式：戶內、單相SF6絕緣額定電壓：252kV額定頻率：50Hz額定電流：2000A短時耐受電流及時間：50kA，3s外殼型式：主母線三相共箱，其它分箱外殼材料：鋁導體材料：鋁4.4檢修周期及檢修項目 檢修周期 大修周期:大于25年，25年后視情況決定是否大修 小修周期：一般為 3~5年，小修時不要隨便解體設備。4.4.斷路器的檢修項目見下表項目外觀機構部位漏氣及漏油開合操作共同項目項目共同項目測量試驗斷路器的觸頭

檢修類別檢查內容巡回檢查小修大修設備清掃√√√分合指示器的顯示狀態√√√有無異常聲音和異常味道等√√√支架，外殼等是否生銹或受損，污損√√√螺栓，螺母的松緊狀態√√√接地端子部位的緊固狀態√√有無計數器的操作次數√√√分合指示器的表示√√√液壓表的指示√√√確認泵的運行次數√√√確認壓力開關的操作√√壓力表的校正√√確認氣體密度開關的操作√√潤滑脂的狀態√√油泵單元的油面位置√√確認液壓部分是否漏油√√操作油的更換√確認浮動開關的操作狀態√確認儲油裝置的氣壓√更換夾件√有無氣體系統的漏氣√有無液壓操作機構的漏油開合顯示器的狀態，計數器的狀態√√輔助開關的狀態√√確認低壓操作√√開合特性試驗√√螺栓螺母連接狀態√√外殼內的濕氣和生銹與否√√污損狀態√√配線√√配管檢查√√觸頭的損壞與否√噴嘴的損壞與否√檢修類別檢查內容巡回檢查小修大修潤滑脂的狀態√絕緣電阻測量√√加熱器斷開與否√√電阻器的斷開與否√√液壓泵的操作√√確認儲壓器的氣壓√√開斷部位及外殼內側的清理√更換吸附劑 √隔離開關的檢修項目見下表檢修類別項目檢查內容巡回檢查小修大修氣體系統的配管連接部位√√螺栓和螺母控制配線的端子松緊狀態√√的松緊狀態氣體閥門用螺栓及操作機構內部的螺栓√√確認設備操作次數√√√開合顯示器的顯示是否與操作一致√√是否生銹及外部噴涂是否脫落√√機構部位開斷部位的電纜是否損壞√√輔助開關的觸頭操作是否正確√√進行潤滑脂的噴補√√更換吸附劑√√絕緣電阻測量√測量試驗測量氣體內水分含量√最小控制及操作電壓下進行操作試驗并測量操作特性√√接地開關的檢修項目見下表檢修類別項目檢查內容巡回檢查小修大修氣體系統的配管連接部位√√螺栓和螺母控制配線的端子松緊狀態√√的松緊狀態氣體閥門用螺栓及操作機構內部的螺栓√√確認設備操作次數√√√開合顯示器的顯示是否與操作一致√√是否生銹及外部噴涂是否脫落√√機構部位開斷部位的電纜是否損壞√√輔助開關的觸頭操作是否正確√√進行潤滑脂的噴補√√更換吸附劑√√絕緣電阻測量√測量試驗測量氣體內水分含量√最小控制及操作電壓下進行操作試驗并測量操作特性 √ √4.4．7檢修工藝步驟及質量標準見下表。檢修項目及工藝步驟1 準備工作：檢修前應檢查 GIS設備運行是否正常可靠，確定具體檢修時

質量標準設備運行過程中發現的缺陷應作詳細統計說明，以便統計出所必須的備品備件。

質檢點間及詳細內容；統計設備的缺陷數量及內容；準備好備品備件數量及型號，各種專業工器具是否齊全；申請調度同意中斷GIS設備的檢修時間和范圍；做好檢修前各項必要數據的記錄。2 外觀檢查 螺栓無松弛，不允許生銹，噴涂脫落確認螺栓的松緊狀態，接地端子部位的緊固狀態，生銹，噴涂脫落3斷路器的檢修：在2MΩ以上Wa)開斷斷路器，分離主回路后接地，斷開控制電源，檢查操作油每12年更換一次，更換操作油時應配線并測量絕緣電阻。同時更換過濾器b)抽出泵單元的操作油，檢查油的清凈度，確認浮動開關確認各部位都無異物、灰塵和損壞等。的操作，確認壓力開關是否正常動作。回收氣體，確認密度開關是否正常動作，外殼內部充入空氣，確保斷路器內部不殘留SF6氣體，確認氧氣濃度在18%以上。從GIS中拆分斷路器，檢查連接部位，配管，操作機構，輔助開關，開合顯示器，更換吸附劑，涂抹潤滑脂，更換夾件，回裝。抽真空，充入SF6氣體，做氣體漏氣試驗，測量水分，對泵單元充入新油，確認儲油裝置的氣體壓力，做漏油試驗，做開合動作試驗。4a)

隔離開關的檢修：開斷隔離開關，斷開主回路并接地兩側的主回路端子，斷開控制電源，配線檢查和絕緣電阻的測量。

在2MΩ以上確認各部位都無異物、灰塵和損壞等。

W從GIS中拆分隔離開關，檢查操作機構，輔助開關，開合顯示器，更換吸附劑，涂抹潤滑脂，回裝。做SF6氣體的漏氣試驗，測量氣體中的水分含量，做機械開合動作試驗。5a)

檢修項目及工藝步驟接地開關的檢修：合閘接地開關，確認接地端子是否完全接地，斷開控制電源，配線檢查和絕緣電阻測量。

質量標準在2MΩ以上確認各部位都無異物、灰塵和損壞等。

質檢點WH從GIS中拆分接地開關，檢查操作機構，輔助開關，開合顯示器，更換吸附劑，涂抹潤滑脂，回裝。做SF6氣體的漏氣試驗，測量氣體中的水分含量，做機械開合動作試驗。 電氣試驗執行《斷路器試驗作業指導書》 清理現場工作人員清理現場，撤離工作現場驗收工作負責人確認檢修設備符合檢修標準， 待檢修人員撤離現場后，回同值班人員進行設備驗收， 填寫記錄。辦理工作終結手續工作負責人辦理工作終結手續；第五章繼電保護裝置檢修規程繼電保護與自動裝置配置表序號 名稱 型號及規格 單位 數量一 升壓站220kV母線、主變壓器保護及故障錄波部分1 220kV母線保護屏（含柜） 800×600×2260mm 面 2母線保護 I屏 面 1母線保護 II 屏 面 12 主變壓器保護屏（含柜） 800×600×2260mm 面 3變壓器保護 I屏 面 1變壓器保護 II 屏 面 1變壓器保護 III 屏 面 13安全自動裝置（含柜）800×600×2260mm套24220kVPT轉接屏（含柜）800×600×2260mm面15保護及故障錄波信息管理子站800×600×2260mm面1（含柜）繼電保護信息管理子站 面 1

備注含RCS-915AB母差保護裝置一套，連接單元按_10_個考慮LQ-300K+打印機_1__臺含RCS-915AB母差保護裝置一套（內含斷路器失靈保護功能），連接單元按_10_個考慮LQ-300K+打印機_1__臺2套數字式主變保護裝置，1套非電量保護裝置、主變高壓側斷路器保護裝置及高低壓側操作箱RCS-978E第一套高低壓側主后備一體保護RCS-9784A_1_臺LQ-300K打印機_1_臺RCS-978E第二套高低壓側主后備一體保護RCS-9784A_1_臺LQ-300K打印機_1_臺RCS-974A非電量保護一臺CZX-12R2高壓側分相/三相操作箱_1臺、CJX-11低壓側操作箱_1_臺LQ-300K+打印機_1__臺滿足山東電網接入要求滿足山東電網接入要求RCS-9798A保護信息管理子站1臺PCS-9882C交換機1臺序號名稱型號及規格單位數量備注96路模擬量，256路開關量，6220kV故障錄波屏（含柜）800×600×2260mm面1滿足山東電網接入要求（山大電力WDL-VI\X）7繼電保護試驗電源柜（含柜）800×600×2260mm面1滿足山東電網接入要求二升壓站監控系統部分1220kV線路測控屏（含柜）800×600×2260mm面1RCS-9705C測控裝置模擬量：電流3、電壓5路；220kV線路測控屏面1開入量：128路；開出量：16路軟件閉鎖開出量8路2主變測控屏（含柜）800×600×2260mm面1主變測控裝置3臺（分別用于高壓側、低壓側和本體）；主變測控屏面1RCS-9705C測控裝置兩臺；RCS-9703C測控裝置一臺；軟件閉鎖開出量8路3 公用設備測控屏（含柜） 800×600×2260mm 面 1公用設備測控屏 面 135kV間隔層設備（1）35kV保護測控一體化裝置套10（暫定）線路保護裝置套6所用變保護測控套1接地變保護測控套1SVG保護測控套2

公用測控裝置兩臺；RCS-9702C 測控裝置（用于測量母線電壓）一臺；56路開關量，16路遙控，13路模擬量；RCS-9709C測控裝置（用于測量所用變電壓電流）一臺；8路電壓，7路電流，112路開入量可實現網絡對時功能放于開關柜上，含 35kV線路（6路）、SVG（2路）、35kV所用變/接地變測控裝置RCS-9615CS線路距離保護測控裝置（就地安裝于開關柜內）RCS-9621CS所用變保護測控裝置（就地安裝于開關柜內）RCS-9621CS所用變保護測控裝置（適用于接地變）RCS-9622CNSVG差動保護測控裝置序號 名稱 型號及規格 單位 數量 備注35kV母差保護裝置800×600×2260mm面1（2）35kV間隔層交換機臺2交換機 臺 2

（就地安裝于開關柜內）RCS-915+MNP+打印機PCS-9882C電口，2光口，電源：交直流兩用，使用電力行業權威機構檢測合格的工業交換機，含光纖等附件（3）35kV間隔層串口協議轉換裝套1置規約轉換裝置臺1RCS-9794A規約轉換裝置電量計費系統含2套0.2S級關口計量表配（1）220kV線路關口計量屏（含柜）800×600×2260mm面1失壓計時器及接線盒，一套電量采集裝置含2套0.2S級ZMQ202C.4r4af6關口計量考核表，配失壓計時器及接線220kV線路關口計量屏面1盒，一套電量采集裝置電能量遠方終端1臺，型號為EDAD2001-C，網絡接口不少于3個裝于開關柜上，含10臺0.5s（2）35kV計量裝置套10級雙向計量表及接線盒及與上層監控系統連接所需接口設備（不含10kV所變計量）35kV電度表套10湖南威盛0.5s級MB3雙向計量表及接線盒6網絡設備屏800×600×2260mm面1（1）以太網交換機臺2PCS-9882C24電口，2光口，電源：交換機 臺 2雙主機、雙授時（GPS和北斗）、（2） GPS對時裝置 套 1雙電源GPS對時裝置 套 1

交直流兩用，使用電力行業權威機構檢測合格的工業交換機含天線等配套設備RCS-9785D主時鐘1臺,天線套，主備運行，同時提供12個串口、有源110V對時8路，光纖 B碼對時8路，有源24V對時8路，IREG-B碼對時（直流）32路。應能支持美國GPS系統和中國北斗序號 名稱 型號及規格 單位 數量（3）全部網絡接口、光纜、光纜配線架1套及通訊轉換裝置等附件規約轉換裝置 套 17 電能質量監測屏（帶主機） 800×600×2260mm 面 18 功角測量屏 800×600×2260mm 面 1升壓站計算機監控系統（1） 操作員工作站 套 2（2）工程師工作站兼五防工作站套1（3）網絡式微機遠動裝置套2遠動裝置 臺 1總則

備注系統。優先采用北斗系統。RCS-9794A規約轉換裝置；光纜配線架等附件滿足山東電網接入要求，測量電流8組，電壓4組（每組含ABCN）滿足山東電網接入要求測量電流8組，電壓 4組（每組含ABCN）終期主機（組屏布置）、含雙顯示器、配顯示器鍵盤鼠標遠距離連接設備（BVM）含主機、顯示器、配顯示器鍵盤鼠標遠距離連接設備（BVM）RCS-9698H★串口數量：12個；（可擴展）網口數量：8個雙機一體。通道切換裝置，含在RCS-9698H中實現此功能，滿足雙機設計要求安裝在網絡設備柜2.1為保證檢驗質量，提高檢驗進度，對微機保護應使用微機保護成套校驗儀。2.2為獲得比較準確的數據，對所有特性試驗中的每一點，應重復試驗 3次，每次試驗的數值與整定值的誤差應滿足規定的要求。2.3檢驗種類及期限 檢驗分為三種，新安裝裝置的驗收檢驗，運行中裝置的定期檢驗（簡稱定檢），運行中裝置的補充檢驗（簡稱補檢）。2.4新安裝裝置的驗收檢驗，在下列情況時進行。 當新安裝的一次設備投入運行時。 當對運行中的裝置進行較大的更改或增設新的回路時。 運行中裝置的定期檢驗，分為三種：補充試驗分為四種： 定檢期限應根據以下所規定的期限進行： 檢修一次設備（斷路器、電流和電壓互感器等）后進行的保護裝置及回路的檢驗，根據一次設備的檢修的性質，確定其檢修項目。 裝置的二次回路檢修后，根據工作的性質，確定其檢修項目。 凡裝置拒絕動作、誤動作和動作原因不明時，根據事故情況，有目的地擬定具體檢驗項目及檢驗順序，盡快進行事故后處理。 一般情況下保護的定期檢驗盡可能在一次設備停電期間進行。2.5裝置的檢驗項目 外部及內部檢查。 絕緣及耐壓試驗。 檢驗微機保護的模數變換系統。 整組檢驗2.6全部定期檢驗項目 絕緣及耐壓試驗。 檢驗裝置的輸入、輸出。 檢驗微機保護的模數變換系統。 整組檢驗2.7回路定檢檢驗項目2.7.1檢驗裝置的輸入、輸出。2.7.2檢驗微機保護的模數變換系統。2.7.3整組檢驗2.7.4實際帶斷路器作檢驗保護出口。2.7.5檢驗各組PT、CT極性是否正確。2.7.6投入運行前核定定值，檢驗保護方向。第六章電力電纜試驗規程目的為保證電力電纜的試驗質量，確保電力電纜的安全運行制定本規程。范圍本規程適用于對電力電纜的試驗作業工作。概述及術語3．1概述電力電纜的試驗規程的內容參照《電力設備預防性試驗規程》中的章節進行工作。3．2術語無人員資質和職責4．1人員資質參加工作人員必須是從事變電試驗專業人員，具備上崗資格。4．2職責4．2．1工作負責人4．2．1．1負責本班開工前的安全措施，技術措施的檢查與落實；4．2．1．2負責組織，指揮本班作業人員按照分工在試驗工作中安全作業，保證質量。4．2．1．3負責檢查現場情況，及時糾正違章行為。4．2．2工作人員4．2．2．1認真執行《電業安全工作規程》，和《電力預防性試驗規程》。4．2．2．2嚴肅工藝紀律，完成檢修負責人分配的工作，并對自己所檢修的質量負責。工藝和作業程序及標準5．1工藝和標準本規程執行《電力預防性試驗規程》5．2作業程序5．2．1根據運行情況確定檢修重點項目；5．2．2制定組織，技術，安全“三大措施”；5．2．3備齊工具，材料備品及測試儀器；5．2．4準備大修工序卡，說明書及有關資料；5．2．6負責人辦理工作票開工手續；5．2．7試驗人員按下列程序進行作業；1）電力電纜周圍試驗區設置遮欄，并在遮欄上懸掛適當數量的“止步，高壓危險”的標示牌。2）檢查電力電纜的外表有無破裂。3）通過《電力設備預防性試驗規程》中的《電力電纜試驗》章節進行試驗：1、將試驗用儀器擺設好，并接好電源，檢查試驗儀器的電源有無明顯的斷開點。2、根據《電力預防性試驗規程》中的電力電纜的試驗的章節詳細進行試驗：采用兆歐表對電纜作直流耐壓試驗或測量絕緣電阻時，應分別在每一相上進行，進行試驗時，其他兩相導體，金屬屏蔽或金屬套和嵌裝層一起接地。b. 額定電壓0.6/1KV電纜用1000V兆歐表，此額定電壓以上的用 2500V兆歐表（6/6KV及以上的電纜也可用 5000V兆歐表）。放電。試驗完后，必須通過每千伏約80千歐的限流電阻反復放電直至無火花后，才允許直接接地。具體的試驗的項目應按《電力預防性試驗規程》中的有關章節進行。5．2．8清理現場工作人員清理好工作現場，并撤離工作現場。5．2．9驗收工作負責人確認檢修設備符合實驗標準，待實驗人員撤離工作現場后，會值班人員進行設備驗收，填寫記錄。5．2．10辦理工作終結手續工作負責人辦理工作票終結手續；工藝要求6.1電纜敷設的基本要求 電纜敷設前應對電纜進行結構、質量、電壓等級和截面作檢查，配合試驗作耐壓泄漏試驗 .必要時測量直流電阻和電容。 電纜敷設路徑應從經濟，施工和安全運行考慮。 電纜的彎曲半徑應符合下列規定： 紙絕緣多芯電纜（鉛包、鎧裝）不小于 18.4倍的電纜外徑。 紙絕緣單芯電纜(鉛包鎧裝或無鎧裝)不小于20倍的電纜外徑。 電纜在托架上的位置及排列順序 : 電力電纜與控制電纜應分敷在電纜溝的兩側。 若單側敷設時,最上層托架敷設高壓電纜；中間層托架敷設低壓電纜；下面層托架敷設控制電纜；最低層托架敷設測量電纜。 電纜固定于建筑物上時,應按下列規定:電力電纜水平裝置時,當外徑大于8.40毫米時,每隔1000毫米宜加支撐；當外徑大于8.40毫米時,每隔600毫米宜加支撐，排成正三角形的單芯電纜,每隔1000毫米應用綁扎帶扎牢。 電力電纜垂直裝置時,每隔1000毫米至18.400毫米應加固定。 每根電纜兩端應有電纜標示牌。 直埋電纜的深度為 0.7米，電纜外皮至建筑物的基礎為 0.6米,直埋電纜相互交叉時的最小凈距為0.84米。 電纜與熱力管道接近時的凈距為 2米，電纜與熱力管道交叉時的凈距為 0.84米，電纜與其它管道接近或交叉時的凈距為 0.84米。 電纜敷設在空曠地帶應豎立位置標志。100MM的松土或沙層并蓋上保護板。相關試驗7.1測量絕緣電阻7.2耐壓試驗第七章隔離刀閘檢修規程目的為了保證隔離開關的檢修質量，確保隔離開關的安全運行制定本檢修規程。范圍本檢修規程適用隔離開關的大修工作。概述及術語3．1概述隔離開關的檢修工作內容有導電回路， 絕緣部分，操動機構部分的檢修，調整， 測試于試驗工作。3．2術語無人員資質和職責4．1人員資質參加工作人員必須是從事變電檢修人員，且具備上崗資格。4．2職責4．2．1工作負責人4．2．1．1負責本班開工前的安全措施，技術措施的檢查與落實。4．2．1．2負責組織，指揮本班作業人員按照分工在檢修工作中安全作業，保證質量。4．2．1．3負責檢查現場情況，及時糾正違章行為。4．2．2．工作人員4．2．2．1認真執行《電業安全工作規程》和，《隔離開關檢修工藝導則》的要求。4．2．2．2嚴肅工藝紀律，完成負責人分配的任務，并對自己的檢修質量負責。工藝和作業程序及標準5．1本作業指導書執行《隔離開關檢修工藝導則》要求。5．2作業程序5．2．1根據運行情況確定檢修重點項目；5．2．2制定組織，技術，安全“三大措施”；5．2．3備齊工具，材料備品備件及測試儀器；5．2．4準備大修工序卡，說明書及有關材料；5．2．5負責人辦理工作票開工手續；5．2．6檢修人員按下列程序進行作業：擦去動觸頭油垢檢查有無燒傷，變形，如有損壞應更換；檢查各電氣連接處應清潔無氧化，并涂以凡士林；檢查各部件有無銹蝕并作防腐處理，清除各軸銷污垢并注適量潤滑油；拆下主拐臂及各部位軸承，清洗其污垢，檢查磨損情況，并涂以潤滑油，組裝后應轉動靈活；清掃檢查瓷質部分不應有裂紋、破損，瓷瓶與法蘭粘結；是否良好；將主連桿拆除檢查機構有無磨損、卡澀現象；用汽油清洗齒輪、渦輪、渦桿，并涂以適良潤滑脂；用手柄操作機構檢查分合角度正確，轉動部位靈活、切換正確可靠；安裝主拐臂及各包圍軸承；調整動靜觸頭必須可靠接觸，動觸頭接觸壓力應符合標準；調整上拐臂合閘后在過“死點”位置；調整主刀閘與接地刀閘應相互連鎖，電氣閉鎖正確切換；整組分合試驗應操作靈活、無卡澀，分合到位、閉鎖正確可靠；檢查各部件有無銹蝕，并做防腐處理。5．2．7電氣試驗，執行《隔離開關試驗作業指導書》5．2．8清理現場，工作人員清理現場，撤離工作現場。5．2．9驗收，工作負責人確認檢修設備符合檢修標準，待檢修人員撤離現場后，會同值班人員進行設備驗收，填寫記錄。5．2．10辦理工作終結手續，工作負責人辦理工作終結手續。隔離開關小修項目6.1操動機構分解檢修，涂潤滑油。6.2各部連桿、轉動部分分解檢修、調整、加油。6.3導電回路解體檢修。6.4三相同期調整及電氣檢測。6.5瓷瓶清掃、檢查及引線連接螺栓檢查緊固。6.6各部鐵件除銹油漆及閉鎖裝置檢修。第八章互感器檢修規程目的為保證互感器的試驗質量，確保互感器的安全運行制定本規程。范圍本規程適用于對互感器的試驗作業工作。概述及術語3．1概述互感器的試驗作業的內容根據《電力預防性試驗規程》進行試驗。3．2術語無人員資質和職責4．1人員資質參加工作人員必須是從事變電試驗專業人員，具備上崗資格。4．2職責4．2．1工作負責人4．2．1．1負責本班開工前的安全措施，技術措施的檢查與落實；4．2．1．2負責組織，指揮本班作業人員按照分工在檢修工作中安全作業，保證質量。4．2．1．3負責檢查現場情況，及時糾正違章行為。4．2．2工作人員4．2．2．1認真執行《電業安全工作規程》，和《電力預防性試驗規程》。4．2．2．2嚴肅工藝紀律，完成試驗負責人分配的工作，并對自己所試驗的質量負責。電流互感器大修項目5.1外部檢查機修前試驗。5.2檢查金屬膨脹器，排放絕緣油。5.3二次引線接線柱瓷套的分解檢修，吊起瓷套或吊起器身，檢查瓷套及器身；5.4更換全部密封膠墊；5.5油箱的清掃、除銹；5.6壓力釋放器裝置的檢修與試驗；5.7絕緣油處理或更換；5.8檢修呼吸器，更換干燥劑；5.9總裝配、真空注油并做密封試驗；5.10絕緣油和互感器大修后的電氣試驗；電壓互感器的小修項目有哪些6.1檢查呼吸器并更換硅膠，同時檢查隔膜和密封防潮。6.2補充合格絕緣油。6.3檢查清掃瓷套、油箱，并處理滲、漏油。必要時油漆。6.4檢查各部連接緊固良好。6.5電氣試驗。工藝和作業程序及標準7．1工藝和標準本規程執行《電力預防性試驗規程》7．2作業程序7．2．1根據運行情況確定試驗重點項目；7．2．2制定組織，技術，安全“三大措施”；7．2．3備齊工具，材料備品及測試儀器；7．2．4準備試驗工序卡，說明書