大唐天镇光伏升压站检修规程修改后.docx

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大唐天镇光伏升压站检修规程修改后

大唐山西新能源有限公司

大唐天镇环翠山

光伏电站检修规程

2013年11月发布2013年12月实施

大唐天镇环翠山30MWp光伏电站

前言

为了规范大唐山西新能源有限公司天镇光伏电站升压站电气设备检修及维护操作，保证人身和设备的安全，制定本标准。

本标准由大唐山西新能源有限公司提出。

本标准修编单位：

大唐山西新能源有限公司安全生产管理部

本标准由大唐山西新能源有限公司负责解释

本标准修编人：

赵煜张海林张树宏吴利婷

本标准主要审核人：

苏华

本标准主要审定人：

孟秉贵常晋红苏华

本标准批准人：

徐良

本标准为初次发布，自本标准发布之日起执行。

适用范围及引用标准

1适用范围

1.1本规程规定了大唐天镇光伏电站升压站电气设备维护检修须遵循的设备维护以及异常和事故处理的方法、基本原则。

1.2本规程适用于运行维护人员及生产管理人员。

2引用标准

下列文件中的条款通过本标准的引用而构成本标准的条款。

凡是注明日期的引用文件，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，凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

2.1《国家电网公司电力安全工作规程（变电所和发电厂电气部分）》

2.2《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》

2.3DL/T596-1996电力设备预防性试验规程

2.4SD230—1987发电厂检修规程

2.5DL/T5137-2001_电测量及电能计量装置设计技术规程

2.6DL/T797—2001风力发电场检修规程

2.7国家电网公司《110（66）kV—500kV油浸式变压器（电抗器）管理规范》

2.8国家电网公司《110（66）kV—500kV互感器管理规范》

2.9国家电网公司《高压开关设备管理规范》

2.10DL/T573—1995电力变压器检修导则

2.11DL/T574—1995有载分接开关运行维修导则

2.12GB／T8905-1996六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则

2.13DL/T555―942.2《气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则》

2.14GB1094.1—1996《电力变压器》第1部分总则

2.15GB1094.2—1996《电力变压器》第2部分温升

2.16GB1094.3—2003《电力变压器》第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙

2.17GB1094.5—2003《电力变压器》第5部分承受短路的能力

2.18GB2900.15—1982《电工术语》变压器互感器调压器电抗器

2.19GB2536—1990《变压器油》

2.20GB311.1—1997《高压输变电设备的绝缘配合》

2.21GB/T1094.4—2004《电力变压器》第4部分电力变压器和电抗器雷电冲击波和操作冲击波试验导则

2.22GB/T1094.10—2003《电力变压器》第10部分声级测定

2.23GB/T7354—2003《局部放电测量》

2.24GB11604—1989《高压电气设备无线电干扰测试方法》

2.25GB/T16434—1996《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》

2.26GB/T16927.1—1997《高压试验技术》第一部分：

一般试验要求

2.27GB/T16927.2—1997《高压试验技术》第二部分：

测量系统

2.28GB10230《有载分接开关》

2.29GB/T5582—1993《高压电力设备外绝缘污秽等级》

2.30GB/T6451—1999《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》

2.31GB/T13499《电力变压器应用导则》

2.32GB/T17468—1998《电力变压器选用导则》

2.33GB/T15164—1994《油浸式电力变压器负载导则》

2.34GB/T8287.1—1997《高压支柱瓷绝缘子技术条件》

2.35B/T8287.2—1999《高压支柱瓷绝缘子尺寸与特性》

2.36GB/T4109—1999《高压套管技术条件》

2.37GB5273—1985《变压器、高压电器和套管的接线端子》

2.38GB1208—1997《电流互感器》

2.39GB16847—1997《保护用电流互感器暂态特性技术要求》

2.40GB/T7252—2001《变压器油中溶解气体分析与判断导则》

2.41GB/T7595—2000《运行中变压器油质量标准》

2.42GB/T4585—2004《交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验》

2.43GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》

2.44JB/T10088—2004《6kV～500kV级电力变压器声级》

2.45JB/T8637—1997《无励磁分接开关》

2.46JB/T3837—1996《变压器类产品型号编制方法》

2.47DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》

2.48DL/T572—1995《电力变压器运行规程》

2.49IEC60296：

2003《变压器与断路器用新绝缘油规范》

2.50IEC60815《污秽条件下绝缘子选用导则》

2.51GB3906《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》

2.52GB3309《高压开关设备常温下的机械试验》

2.53GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》

2.54GB4208《外壳防护等级（IP代码）》

2.55GB1984《交流高压断路器》

2.56GB1985《高压交流隔离开关和接地开关》

2.57GB11022《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》

2.58DL/T404《户内交流高压开关柜订货技术条件》

2.59GB/T16927.1.2《高压试验技术》

2.60GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》

2.61GB10237《绝缘水平和绝缘试验、外绝缘空气间隙》

2.62GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》

2.63IEC60076-9《端子和分接标志》

第一章变压器检修规程

1.1适用范围

1.1.1规程规定了变压器检修内容和项目、技术参数、工艺标准。

1.1.2本规程适用于主变压器的检修维护工作，光伏电场升压变压器可参照执行。

1.2设备参数

本表中所列数据（如绝缘水平、爬电距离等）均未进行海拔高度修正，制造厂应按照实际海拔高度1500m，根据国标要求对外绝缘进行修正。

序号及名称

项目

甲方要求值

乙方保证值

1.*额定值

变压器型式或型号

SZ11-31500/38.5

a.额定电压（kV）

—

高压绕组

38.5

低压绕组

稳定绕组

---

b.额定频率（Hz）

c.额定容量（MVA）

31.5

高压绕组

31.5

低压绕组

31.5

稳定绕组

----

—

d.相数

e.调压方式

有载

f.调压位置

高压侧中性点

g.调压范围

±3×2.5%

h.中性点接地方式

—

35kV

不接地

10kV

不接地

i.主分接的短路阻抗和允许偏差

（全容量下）

短路阻抗

（%）

短路阻抗

（%）

短路阻抗

（%）

短路阻抗

（%）

高压—低压

6.5

j.冷却方式

ONAN

k.联结组标号

Y,d11

2.*绝缘水平

a.雷电全波冲击电压（kV，峰值）

—

高压线端

200

低压线端

稳定绕组线端

---

—

高压中性点端子

—

低压中性点端子

—

b.雷电截波冲击电压（kV，峰值）

—

高压线端

225

低压线端

稳定绕组线端

---

—

c.操作冲击电压（kV，峰值）

—

高压线端（对地）

—

d.短时工频耐受电压（kV，方均根值）

—

高压线端

低压线端

稳定绕组线端

---

—

高压中性点端子

—

低压中性点端子

—

3.温升限值（K）

*顶层油

*绕组（平均）

油箱、铁心及金属结构件表面

绕组热点

4.极限分接下短路阻抗和允许偏差（全容量下）

a.最大分接

短路阻抗

（%）

短路阻抗

（%）

短路阻抗

（%）

短路阻抗

（%）

高压—低压

乙方

提供

6.8

b.最小分接

短路阻抗

（%）

短路阻抗

（%）

短路阻抗

（%）

短路阻抗

（%）

高压—低压

乙方

提供

6.2

5.绕组电阻（Ω，75℃）

a.高压绕组

—

主分接

---

0.10307

最大分接

---

0.1108

最小分接

---

0.09534

b.低压绕组

---

0.01533

6.电流密度（A/mm2）

a.高压绕组

---

2.76

b.低压绕组

---

2.83

c.调压绕组

---

7.匝间工作场强

（kV/mm）

---

1.87

8.铁心参数

铁心柱磁通密度（额定电压、额定频率时）（T）

---

1.74

硅钢片比损耗（W/kg）

---

1.072

硅钢片计算总质量（t）

----

9.空载损耗（kW）

额定频率额定电压时空载损耗

＜124

额定频率1.1倍额定电压时空载损耗

---

10.空载电流（%）

a.100%额定电压时

---

0.4

b.110%额定电压时

---

0.68

11.负载损耗（额定容量、75℃、不含辅机损耗）（kW）

主分接

＜450

125

其中杂散损耗

---

最大分接

---

120

其中杂散损耗

---

最小分接

---

134

其中杂散损耗

---

12.噪声水平dB（A）

空载状态下（离设备0.3米）

居民区≤58，其它≤65

100%负载状态下（离设备0.3米）

居民区≤58，其它≤65

13.可承受的2s对称短路电流（kA）（忽略系统阻抗）

高压绕组

7.27

低压绕组

26.64

短路2秒后绕组平均温度计算值（℃）

＜250

240

14.变压器负载能力

a.采用ONAN冷却的变压器

—

b.采用ONAN持续运行能力（%额定容量）

100%

c.列出不同冷却器组数运行时，变压器允许长期运行的负载（%额定容量）

本工程无

—

一组退出运行

—

二组退出运行

—

三组退出运行

—

15.在1.5×

Um/

kV下局部放电水平（pC）

高压绕组

＜100

100

低压绕组（10kV）

---

100

16.绕组连同套管的tanδ（%）

高压绕组

＜0.5

低压绕组

＜0.5

17.质量和尺寸（如有限值甲方需填写）

a.安装尺寸（m×m×m）（长×宽×高）

5.2×4.7×4.5

b.运输尺寸（m×m×m）（长×宽×高）

4.7×2×3.4

重心高度（m）

1.2

c.安装质量（t）

---

器身质量（t）

---

约24

上节油箱质量（t）

---

约2

油质量（t）（含备用）

---

约12

总质量（t）

---

约50.5

d.运输质量（t）

---

e.变压器运输时允许的最大倾斜度

15°

18.散热器或冷却器（本工程无）

每组冷却容量（kW）

---

型式

---

JPC

数量

---

每组重量（t）

---

0.6

风扇数量

---

—

总的风扇功率（kW）

---

—

潜油泵数量

—

总的油泵功率（kW）

—

19.套管

型号规格

—

a.高压套管

---

BW-40.5/1000

b.低压套管

---

BQ-20/4000

c.稳定绕组套管

---

—

d.高压中性点套管

---

—

e.低压中性点套管

---

—

额定电流（A）

—

a.高压套管

（应大于1.3倍相应绕组线端额定电流）

1000

b.低压套管

（应大于1.3倍相应绕组线端额定电流）

4000

c.稳定绕组套管

（应大于1.3倍相应绕组线端额定电流）

—

d.高压中性点套管

（应大于1.3倍相应绕组线端额定电流）

—

e.低压中性点套管

1500A（运行时间不小于60ms）

—

*绝缘水平（LI/AC）（kV）

—

*a.高压套管

（200/95）

200/95

b.低压套管

（200/95）

125/58

c.稳定绕组套管

乙方填写

—

d.高压中性点套管

—

e.低压中性点套管

—

66kV及以上套管在1.5×Um/

kV下局部放电水平（pC）

—

a.高压套管

≤10

—

b.高压中性点套管

≤10

—

电容式套管tanδ（%）及电容量（pF）

tanδ

a.高压套管

≤0.4

—

b.高压中性点套管

≤0.4

—

套管的弯曲耐受负荷（kN）

水平

纵向

水平

纵向

水平

纵向

水平

纵向

水平

横向

垂直

a.高压套管

2.5

---

b.低压套管

2.5

---

c.高压中性点套管

2.0

—

---

c.低压中性点套管

2.0

—

---

套管的爬距（等于有效爬距乘以直径系数Kd）（mm）

—

*a.高压套管

≥1256

1300

b.低压套管

≥372

480

c.稳定型绕组

爬距31（取系统最高电压）

—

d.高压中性点套管

——

—

e.低压中性点套管

——

—

套管的干弧距离（mm）

—

a.高压套管

---

485

b.低压套管

---

195

c.稳定绕组套管

---

—

d.高压中性点套管

---

—

e．低压中性点套管

---

—

套管的爬距/套管的干弧距离

20.套管式电流互感器

装设在高压侧

—

绕组数

准确级

——

—

10P30

0.2

电流比

——

800/1

600-800/1

二次容量（VA）

——

30VA

Fs或ALF

——

—

装设在低压侧中性点

—

绕组数

准确级

—

电流比

—

二次容量（VA）

—

Fs或ALF

—

装设在高压中性点侧

—

绕组数

准确级

——

—

电流比

——

—

二次容量（VA）

——

—

Fs或ALF

21.分接开关

型号

---

CMⅢ-600A

额定电流（A）

（应大于1.2倍相应绕组线端额定电流）

600

级电压（kV）

---

0.8

有载分接开关电气寿命（次）

≥20万

机械寿命（次）

≥80万

绝缘水平（LI/AC）（kV）

---

325/140

有载分接开关的驱动电机

—

功率（kW）

---

0.75

相数

---

3相

电压（V）

---

380

22.压力释放装置

型号

---

YSF8-130

台数

释放压力（MPa）

0.055

23.工频过电压倍数

相—地

空载持续

时间

空载持续

时间

空载持续

时间

空载持续

时间

1.05

连续

1.1

连续

1.25

20s

1.9

2.0

相—相

空载持续

时间

空载持续

时间

空载持续

时间

空载持续

时间

1.05

连续

1.1

连续

1.25

20s

1.5

1.58

0.1s

1.3变压器正常检查项目

1.3.1声音正常；

1.3.2变压器的油温和温度计应正常,油枕的油位应与温度相对应,油色透明,本体及附件无渗漏油现象；

1.3.3套管油位正常，套管外部无破裂、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；

1.3.4引线接头紧固、无松动，电缆和母线无过热现象；

1.3.5压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损；

1.3.6瓦斯继电器内应充满油；

1.3.7呼吸器畅通，硅胶应干燥；

1.3.8冷却系统运行正常；

1.3.9变压器的电源控制箱门及照明应完好，无漏水，温度正常。

1.4变压器大小修项目及周期

检修周期一般分为大修，小修，中修，检修周期分别为：

大修：

10年一次。

新变压器投运5年左右应进行一次大修。

小修：

1年一次。

中修：

根据运行和试验情况。

必要时可放油进入油箱内检查和处理缺陷。

新变压器投运1年左右应进行一次中修。

1.4.1主变压器检查的目的是提高设备的健康水平或使结构更合理完善，确保设备的安全运行。

变压器检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：

1.4.1.1电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目；

1.4.1.2结构特点和制造情况；

1.4.1.3运行中存在的缺陷及其严重程度；

1.4.1.4负载状况和绝缘老化情况；

1.4.1.5历次电气试验和绝缘油分析结果；

1.4.1.6与变压器有关的故障和事故情况；

1.4.1.7变压器的重要性。

1.4.2小修周期与项目

1.4.2.1一般每年1次

1.4.2.2附属装置的检修周期:

1.4.2.2.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程进行；

1.4.2.2.2变压器风扇的解体检修，1-2年进行一次；

1.4.2.2.3净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换；

1.4.2.2.4自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次；

1.4.2.2.5套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。

1.4.2.3小修项目

1.4.2.3.1处理已发现的缺陷；

1.4.2.3.2检修油位计、调整油位；

1.4.2.3.3检修冷却装置；

1.4.2.3.4检修安全保护装置；

1.4.2.3.5检修测温装置；

1.4.2.3.6检查接地系统；

1.4.2.3.7检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；

1.4.2.3.8清扫油箱和附件，必要时进行补漆；

1.4.2.3.9清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；

1.4.2.3.10按有关规程规定进行测量和试验。

1.4.3大修周期与项目

1.4.3.1周期

1.4.3.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次；

1.4.3.1.2在运行时主变压器如出口短路后，经综合论断分析，可考虑提前大修；

1.4.3.1.3运行中的变压器，当发现异常状态或经试验判明有内部故障时，应提前大修；运行正常的变压器经综合论断分析良好，经运行主任批准，可适当延长大修周期。

1.4.3.2大修项目

1.4.3.2.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；

1.4.3.2.2绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；

1.4.3.2.3铁芯、铁芯紧固件、压钉及接地片的检修；

1.4.3.2.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；

1.4.3.2.5冷却器、风扇及管道等附属设备的检修；

1.4.3.2.6安全保护装置的检修；

1.4.3.2.7测温装置的校验；

1.4.3.2.8全部密封胶垫的更换和组件试漏；

1.4.3.2.9必要时对器身绝缘进行干燥处理；

1.4.3.2.10变压器油的处理或换油；

1.4.3.2.11清扫油箱并进行喷涂油漆；

1.4.3.2.12大修的试验和试运行。

1.5变压器检修工艺及质量要求

1.5.1检修前的准备工作

1.5.1.1检修任务的下达及接受均以检修任务书为准，检修人员接到任务书后，根据提出的缺陷和要求决定检修项目和检修方法；

1.5.1.2在进行检修前首先准备运输起重拆装工具、滤油设备等，并准备各种记录表格和纸张。

1.5.1.3检修前的试验。

检修前应进行预检，初步确定变压器缺陷：

1.5.1.3.1绝缘油检查是否有臭味并作油简化、耐压等试验；

1.5.1.3.2摇测绝缘电阻及吸收比；

1.5.1.3.3测量直流电阻，将结果记入检修任务书内；

1.5.1.4变压器器身检修前的作业项目：

1.5.1.4.1清理现场，拆除妨碍施工的母线及某些架构，装设安全围栏，备齐消防及防雨防风砂器材，装设检修电源及照明设施；

1.5.1.4.2工具器材运输及安装；

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