检修规程上1.docx
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检修规程上1
QB
华能大理风力发电有限公司
检修规程（上）
（试行）
2011—10—01发布2011—10—01实施
华能大理风力发电有限公司
华能大理风力发电有限公司
编审委员会
委员会主任：
鞠景生
主编：
李景龙、徐洪义
编写：
候成龙、赵磊、师洪亮
钟清、陈其
前言
为了加强我公司设备的管理，提高设备检修运行水平，同时为检修人员在设备检修和事故处理中提供依据，特制定本规程。
本规程的依据是标准化系列法规、标准和与本规程相关的设备技术资料，力求符合公司实际精简实用。
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，希望再版时给予完善。
华能大理风力发电有限公司检修规程为上、下两册。
上册为升压站设备检修部分，下册为风机设备检修部分。
本规程从发布之日起，华能大理风力发电有限公司五子坡风电场及有关部门均应遵照执行。
本规程由华能大理风力发电有限公司安生部负责解释。
目录
第一章配电装置检修规程1
1范围1
2引用标准1
3设备规范1
4避雷器检修3
5电压、电流互感器检修4
6电容式电压互感器检修5
7开关柜检修6
8GIS检修工艺规程14
9高压熔断器检修19
10电缆检修20
11母线、绝缘子检修21
12接地装置检修22
13铁构架检修23
第二章变压器检修规程24
1范围24
2引用标准24
3变压器规范24
4检修周期和检修项目25
5大修前的准备工作28
6变压器的解体检修29
7整体组装32
8抽真空和真空注油34
9整体密封试验34
10变压器干燥35
11组件检修38
12变压器试验42
第三章继电保护装置检修规程44
1范围44
2引用标准44
3装置概述44
4技术数据44
5装置检验45
6装置的检验项目46
第四章计算机监控系统检修规程50
1范围50
2引用标准50
3监控系统的检修维护部位50
4检修试验项目50
5检修时间及条件52
6检修标准52
7检修要求53
8UPS电源检查试验53
第五章高压电力设备预防性试验规程54
1范围54
2引用标准54
3旋转电机54
4电力变压器及电抗器56
5互感器67
6开关设备73
7镉镍蓄电池直流屏82
8套管83
9支柱绝缘子和悬式绝缘子86
10电力电缆线路87
11电容器90
12绝缘油和六氟化硫气体96
13避雷器99
14母线103
15二次回路104
161kV及以下的配电装置和电力布线105
171kV以上的架空电力线路105
18接地装置106
19电气试验110
附录A115
附录B117
附录C118
附录D119
附录E121
附录F122
第一章配电装置检修规程
1范围
本规程规定了配电装置检修维护的周期、项目、方法和要求。
本规程适用于华能大理五子坡风电场配电装置的检修及维护。
2引用标准
气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则DL/T555—94
电力工业技术管理法规（试行）电力工业部（1980）电技字第26号文
电气设备预防性试验规程Q/GDW158-2007750KV
3设备规范
3.1GIS技术参数
额定电压
252kV
额定频率
50Hz
额定电流
3150A
额定短时耐受电流（3s）
50kA
额定峰值耐受电流
125kA
额定绝缘水平（内绝缘）
1min工频耐受电压（50Hz）
相地、相间
395kV（rms）
断路器断口间
395kV（rms）
隔离断口间
460kV（rms）
雷电冲击耐受电压（1.2/50μs）
相地、相间
950kV（peak）
断路器断口间
950kV（peak）
隔离断口间
1050kV（peak）
3.235kV开关柜技术参数
型号
KGN-40.5
生产厂家
云南云开电气股份有限公司
额定电压
40.5kV
额定频率
50Hz
额定绝缘水平
1min工频耐受电压
对地及相间
95kV
隔离断口
110kV
雷电冲击耐受电压
对地及相间
185kV
隔离断口
215kV
辅助回路和控制回路
2kV
主母线额定电流
630A
1250A
1600A
2000A
分支母线额定电流
630A
1250A
1600A
2000A
主回路及接地开关
额定热稳定时间
4s
额定热稳定电流（有效值）
16kA
20kA
25kA
31.5kA
额定动稳定电流（峰值）
40kA
50kA
63kA
80kA
接地回路
额定热稳定时间
2s
额定热稳定电流（有效值）
16kA
20kA
25kA
31.5kA
额定动稳定电流（峰值）
40kA
50kA
63kA
80kA
额定短路开断电流
16kA
20kA
25kA
31.5kA
额定短路关合电流（峰值）
40kA
50kA
63kA
80kA
母线系统
单母线或单母线带旁路、双母线
操动方式
弹簧储能式
防护等级
外壳防护等级IP4X
相间中心距（断路器除外）
460±5mm
相间及对地的空气绝缘净距
≥330m
外形尺寸（宽×深×高）（mm）
单母线
2018×3400×3700
单母线带旁路
2018×3600（4400）×3700
双母线
2018×3600（4400）×3700
重量（kg）
单母线
约2000
单母线带旁路
约2800
双母线
约2800
正常使用条件
环境温度
上限＋40℃，下限－10℃
海拔高度
不超过2000m
空气相对湿度
日平均值不大于95%，月平均值不大于90%
地震烈度
不超过8度
4避雷器检修
4.1检修周期：
避雷器清扫检查、预防性试验应在每年雷雨季前进行。
4.2检查项目
4.2.1外观检查；
4.2.2上端、下端引线检查；
4.2.3在线放电计数器检查复零。
4.3质量标准
4.3.1瓷面无裂纹、破损、闪络痕迹，各部清洁无尘垢；
4.3.2避雷器器身应垂直，每相由两节以上单独元件组成的避雷器组，中心应一致；
4.3.3上端引线不得拉的太紧，在引线摆动或温度变化时，不应使避雷器本身受到过大的压（应）力；
4.3.4各部螺栓紧固，无松动；
4.3.5上、下引线无损伤、扭断情况；
4.3.6在线放电计数器内部无异状，引入、引出线连接良好。
5电压、电流互感器检修
5.1检修周期
小修：
每年进行一次；
大修：
必要时。
5.2检修项目
5.2.1小修项目
1）接线端子清扫检查；
2）外壳扫检查；
3）具有湿器的互感器、吸湿剂受潮应干或更换吸湿剂；
4）油位检查。
5.2.2油浸式互感器大修项目
1）外部清扫检查；
2）线圈检查；
3）铁芯检查；
4）各部螺栓检查；
5）绝缘油处理或更换。
5.3质量标准
5.3.1小修质量标准
1）互感器应清洁无污垢、无裂纹、损伤；
2）引线端子接触良好，无过热现象；
3）各部固定螺栓紧固、齐全、无松动；
4）干式互感器主绝缘无裂纹、损伤、表面清洁、无污垢灰尘。
5.3.2油浸式互感器大修质量标准
1）线卷绝缘等级要在二级以上，且三级绝缘的鉴定标准如下：
a）一级绝缘处于良好状态，有弹性，用手按时没有残留变形；
b）二级绝缘处于合格状态，用手按时没有裂纹现象；
c）三级绝缘为绝缘脆弱，用手按时发生微小变形或裂纹。
2）线卷无移动变位情况；
3）线卷各接头无断裂、开焊、过热情况；
4）线卷清扫后无油垢、杂质附在表面；
5）线卷间绝缘垫排列整齐，无歪斜错乱、松动、断裂情况；
6）绝缘支持物应牢固，无损伤、松动变位及分层开裂情况；
7）铁芯应无变形、无锈垢、无局部发热变色及金属屑附着物；
8）穿芯螺栓绝缘良好。
5.4检修工艺及注意事项
5.4.1不许用金属工具敲打绝缘部分；
5.4.2严禁金属物及其它杂物掉入线卷及互感器内；
5.4.3检查线卷时，特别注意线圈绝缘外部状态、绝缘弹性和机械强度，是否有破损的地方；
5.4.4当器身需进行干燥处理时，应按变压器干燥方法及要求进行；
5.4.5220kV油浸式电流、电压互感器吊芯检查回装后应抽真空注油。
6电容式电压互感器检修
6.1检修周期
电容器每年进行一次小修。
6.2检修项目
6.2.1清扫检查瓷套；
6.2.2检查引线端子接触情况；
6.2.3检查各部紧固螺栓。
6.3质量标准
6.3.1瓷套应清洁完整，无裂纹、损坏现象；
6.3.2引线端子连接牢固，垫圈、螺母齐全，接至电容器的引线不使其端头受到过大的横向拉力；
6.3.3上、下连接与底座及构架连接固定应牢靠，各部螺栓紧固、齐全。
7开关柜检修
7.1检修周期
每年进行一次小修，必要时进行大修。
7.2检修项目及工艺标准
7.2.1断路器柜检修
7.2.1.1断路器本体检修
1）断路器一次引线部分的检查和检修
一次引线联结部分检查，无发热、变形、松动等现象；使用力矩扳手对所有连接螺栓进行紧固，螺栓无锈蚀。
2）断路器套管清扫和外观检查
绝缘支柱外表无污垢，无破损，用毛巾擦拭干净。
3）断路器绝缘隔板的检查和检修
绝缘隔板表面无放电痕迹，绝缘隔板与带电部位空气距离符合规程要求，绝缘隔板无破损。
4）断路器底座接地检查
断路器底座接地应可靠，焊接应牢固，无松动、变形、损伤、锈蚀等现象。
5）断路器耐压试验
满足预试规程要求。
6）断路器回路电阻测试
满足预试规程及厂方说明书要求
7）断路器整体绝缘电阻测试
满足预试规程要求。
8）断路器分、合闸时间，同期性测试
满足厂方说明书要求。
9）断路器分、合闸速度测试
满足厂方说明书要求。
7.2.1.2断路器机构检修
1）分、合闸线圈检查及试验
a）分合闸线圈端子无松动，测量直流电阻、绝缘电阻符合标准；
b）分合闸杆无弯曲、变形，铁心无超焊空焊、行程合格；
c）分合闸铁心无卡涩现象，手动电动试分合闸良好；
d）动作电压满足规程要求；
e）检修时断开储能电源，将分、合闸能量释放，防止机械伤人。
2）分、合闸脱扣器检修
检查、清洗，加润滑脂，各零件无变形、损伤，紧固处无松动，焊接处无开裂，运动无卡涩，脱扣板中间轴过死点距离满足厂方说明书要求，能可靠脱扣。
3）传动齿轮检修
传动齿轮检查、清洗，加润滑脂，零件无变形、损伤，紧固处无松动，运动无卡涩。
4）传动部件检修
a）各传动部件、开口销检修、检查、清整加润滑脂，调换不合格部件；
b）各轴、轴销档卡无弯曲、变形、损伤，活动灵活；
c）各焊接处牢固，紧固处无松动。
5）分、合闸弹簧检修
分合闸弹簧无变形、断裂、松动、锈蚀。
7.2.1.3缓冲器检修
缓冲弹簧无变形、断裂、松动、锈蚀；油缓冲器无渗漏油情况，工作正常。
7.2.1.4辅助开关与行程开关检修
1）辅助开关、行程开关接点切换可靠，无烧毛，处理接点接触面；
2）连杆无弯曲，与主轴连接可靠不松动，复归正常；
3）动接点与六角轴间不晃动，胶木无破损，绝缘良好。
7.2.1.5储能电机检修
储能电机运转正常，无异常响声，绝缘试验符合标准，接线准确，无松动。
7.2.1.6机械五防装置的检查
五防装置工作正常，各元件无锈蚀、松动、开裂现象。
7.2.1.7手动储能功能的检查
手动储能功能正常，储能过程顺畅，无卡涩现象，元器件无破损、变形，清整加润滑脂。
7.2.1.8各继电器功能、接线检查
各继电器校验，工作准确可靠，接线正确，无松动。
7.2.1.9计数器、操作开关检查
操作开关各元件无锈蚀、松动、开裂现象，操作正常，分合开关，观察计数器动作是否正常。
7.2.1.10检修后操作试验
对断路器进行手动、电动及远方分合闸操作，无异常现象。
7.3隔离开关的检修
7.3.1外观检查和清扫
1）一次引线联结部分检查，无发热、变形、松动等现象；
2）使用力矩扳手对所有连接螺栓进行紧固，螺栓无锈蚀，绝缘支柱外表无污垢，无破损，用小毛巾擦拭干净。
7.3.2隔离开关导电部分的检修
1）无发热、变形、松动等现象；
2）动静触头齿合良好，触头触片弹簧压紧无松动，接触充分，无卡死、歪曲等现象。
7.3.3隔离开关传动部件的检修
1）拉升绝缘杆无裂痕，保持清洁；
2）绝缘电阻测量符合标准；
3）各传动部件无生锈、卡死现象，各活络环节转动灵活，各轴、轴销无弯曲、变形、损伤；
4）各焊接处牢固，紧固处无松动三相不同期性小于3mm。
7.3.4隔离开关接地检查
接地应可靠，焊接应牢固，无松动、变形、损伤、锈蚀等现象。
7.3.5操作机构的检修
各部件无生锈、卡死现象，各活络环节转动灵活，各轴、轴销无弯曲、变形、损伤；机构操作正常。
7.3.6隔离开关五防检查
五防装置工作正常，各元件无锈蚀、松动、开裂现象。
7.3.7隔离开关整体调试
隔离开关触头开距不小于375mm，三相同期性不大于10mm，操作灵活，无卡涩现象，触头插入深度符合要求。
7.3.8导电回路电阻测试
使用回路电阻测试仪测试，电流不小于100A，隔离开关回路电阻符合要求。
7.4柜内CT的检修
7.4.1外观检查
CT外表无污垢，无破损，用毛巾擦拭干净。
7.4.2接地端子的检查
包括一次接地端子及二次接地端子接地牢固、可靠、无松动。
7.4.3CT接地的检查
接地应可靠，焊接应牢固，无松动、变形、损伤、锈蚀等现象。
7.4.4CT二次接线的检查
各绕组的接线是否正确，螺丝有无松动，锈蚀。
7.4.5CT绝缘电阻试验
满足预试规程要求。
7.4.6CT交流耐压试验
电压为72kV，时间为1min。
7.4.7CT局放试验
视放电量≤100pC。
7.4.8CT二次试验
包括极性试验、变比试验、伏安特性试验。
7.5接地开关的检修
7.5.1触头接触部分检修
无变形、松动等现象；动静触头齿合良好，触头触片弹簧压紧无松动，接触充分，无卡死、歪曲等现象。
7.5.2储能弹簧的检修
储能弹簧无变形、断裂、松动、锈蚀现象。
7.5.3辅助开关检修
1）辅助开关、行程开关接点切换可靠，无烧毛，处理接点接触面；
2）连杆无弯曲，与主轴连接可靠不松动，复归正常；
3）动接点与六角轴间不晃动，胶木无破损，绝缘良好。
7.5.4传动部件检修
1）各传动部件清整加润滑脂，调换不合格部件；
2）各轴、轴销档卡无弯曲、变形、损伤，活动灵活；
3）各焊接处牢固，紧固处无松动。
7.5.5机械五防检查
五防装置工作正常，各元件无锈蚀、松动、开裂现象。
7.5.6机械位置的指示检查
机械位置指示正常。
7.6避雷器的检修
7.6.1外观检查
避雷器外表无污垢，无破损，用毛巾擦拭干净，一次引线联结部分无发热、变形、松动等现象，螺栓无锈蚀。
7.6.2接地检查
接地应可靠，焊接应牢固，无松动、变形、损伤、锈蚀等现象。
7.6.3泄漏电流试验
满足预试规程及厂家说明书要求。
7.6.4绝缘电阻试验
满足预试规程要求，测量前要先将底座清扫干净，对外连线（主要指放电计数器引线）全部拆掉然后再进行测试。
7.6.5计数器的试验
采用专用的能产生模拟标准雷电流、电压的避雷器放电记录器计数测试仪，对放电记录器进行放电检查，观察计数器动作及电流读数的准确性。
7.7引线部分检修
7.7.1套管检查
套管外表无污垢，无破损，用毛巾擦拭干净。
7.7.2支持瓷瓶检查
支持瓷瓶外表无污垢，无破损，无放电痕迹，用小毛巾擦拭干净。
7.7.3引线及母排的连接检查
一次引线联结部分无发热、变形、松动等现象，使用力矩扳手对所有连接螺栓进行紧固，螺栓无锈蚀。
7.7.4引线的绝缘检查
引线之间的距离以及引线对地，引线对隔板之间的距离满足规程要求。
7.7.5隔板的检查
隔板表面无放电痕迹，隔板与带电部位的距离符合规程要求。
7.7.6接地检查
接地应可靠，焊接应牢固，无松动、变形、损伤、锈蚀等现象。
7.8仪表室的检修
7.8.1各指示器、切换开关、操作开关的检查
各指示器、切换开关、操作开关元件无锈蚀、松动、开裂现象，操作正常。
7.8.2状态指示器工作情况的检查
状态指示器工作正常。
7.8.3二次元器件的检查
各继电器及二次元器件校验，工作准确可靠，接线正确，无松动。
7.8.4温控器及加热器的检查
温度、湿度的显示是否正确，加热器的投切温度设置是否正确。
7.8.5带电显示器的检查
在进行母线耐压试验时，当电压升到额定电压时，打开所有带电显示器，观察显示是否正常。
7.8.6二次绝缘试验
满足预试规程要求。
8GIS检修工艺规程
GIS大、小修周期及标准检修项目
8.1GIS的检修周期规定
1）GIS的第一次解体大修，一般在运行20年以后进行，或在GIS故障后进行，大修一般委托制造厂进行；
2）定期检修：
可3-6年进行一次，也可根据制造厂的规定和运行经验制定一个检修规程加以实施；
3）临时检修：
GIS断路器操作达到规定的次数或累计开断电流时应进行解体维修。
各厂家对允许开断次数和累计开断电流值的规定差别较大。
一般在负荷电流下的允许开断次数为2000-3000次以下时，应检查一次磨损情况。
环流电流和感应电流分合在100-200次以上时应进行检查。
8.2GIS的检修项目GIS的检修包括定期检修和临时检修，它们的检修内容如下：
1）定期检修项目
①断路器的机械动作特性试验；
②操动机构检查、维修；
③检查校验压力表、压力开关、密度继电器等组件或部件；
④检漏（必要时进行）；
⑤各气室SF6气体水分测量；
⑥检查各气室SF6气体压力值；
⑦各元件（电压互感器、电流互感器、避雷器等）预防性试验；
⑧检查各类外露连接片的坚固情况；
⑨检查接地装置；
⑩检查各类箱门的密封情况。
外壳补漆工作。
2）临时检修项目依具体情况确定。
8.3GIS运行中的巡视检查项目
1）检查断路器、隔离开关、接地开关的位置指示器是否正确；
2）检查控制箱内的指示灯、加热器工作是否正常；
3）检查SF6气体压力表是否正常，当发现在同一温度下相邻两次压力表读数差值达0.01-0.03Mpa时，应立即通知检修人员进行气体检漏；
4）检查断路器和避雷器的动作计数器指示数，并做好记录；
5）检查接线端子（包括二次）有无过热现象；
6）检查组合电器内部有无异常（放电）声音，及设备周围有无异常气味；
7）检查盆式绝缘子外露部分有无损伤、裂纹；
8）检查组合电器各配管及阀门有无损伤，阀门开闭位置是否正确，管道法兰（绝缘）与支架是否良好；
9）检查断路器空气箱有无漏气（压缩空气操作）和漏油（液压机构操作）现象。
8.4GIS现场试验
8.4.1设备安装完毕后，在施工现场做试验，其项目如下：
1）主回路电阻测量；
2）元件试验；
3）SF6气体含水量的检测；
4）密封试验；
5）互感器的变比测量；
6）主回路的绝缘试验；
7）辅助回路的绝缘试验；
8）GIS设备的高电压耐受试验；
9）局部放电和无线电干扰试验。
8.4.2回路电阻
8.4.2.1回路电阻的测量GIS设备安装完毕后，在元件调试之前应测量主回路电阻，以检查主回路中的联结和触头接触情况，并采用直流压降法测量，测试电流不小于100A。
测试电流可利用进出线套管注入，也可以打开接地开关导电杆与外壳之间的活动接地片，关合接地开关后，从接地开关导电杆注入测试电流，当被测回路各相长度相同时，测量的各相数据应相同或接近。
8.4.2.2回路电阻大进一步检测的方法
一般回路电阻大主要是各接头处接触不良造成的。
为便于确定具体故障，可以采取电流回路仍然在主回路即两接地开关导电杆上，然后打开相关开关、刀闸的手孔盖，分别抽取两点电压来测量电阻。
8.4.3机械特性
必须对断路器、隔离开关和接地开关的机械特性进行调试，其主要项目如下，测试电流同样从接地开关导电杆注入。
1）断路器
①测量断路器的分、合闸时间及合分时间；
②测量断路器分、合闸同期性及配合时间；
③测量断路器合闸电阻的投入时间；
④测量断路器分、合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻；
⑤断路器操作机构的试验；
⑥检查断路器操作机构的闭锁性能；
⑦检查断路器操作机械的防跳及防止非全相合闸辅助控制装置的动作性能；
⑧断路器辅助和控制回路绝缘电阻及工频耐压试验。
2）隔离开关和接地开关
①检查操作机构分、合闸线圈的最低动作电压；
②操作机构的试验；
③测量分、合闸时间；
④测量辅助回路和控制回路绝缘电阻及工频耐压试验。
8.5连锁试验GIS元件调试过程中，应注意检查所有管路接头的密封，螺钉端部的连接，以及接线和装配是否符合图纸和说明书的要求。
元件试验结束后，验证电气的、气动的、液压的和其它连锁的功能特性，并验证保护、操作和信号回路的动作特性是否正确。
8.6GIS现场交流耐压试验
8.6.1交流耐压时对试品的要求
1）试品应完全安装好，充气到额定密度，并进行密封性试验和气体湿度测量合格后，才能进行耐压试验；
2）耐压试验前，应对试品测量绝缘电阻；
3）耐压试验前，GIS上所有电流互感器的二次绕组应短路并接地；
4）耐压试验前，应隔离高压电缆、架空线、电力变压器和电磁式电压互感器如采用变频电源，电磁式电压互感器经频率计算不会引起磁饱和，也可以和主回路一起耐压、避雷器和保护火花间隙；
5）GIS主回路的每一部分都应进行耐压试验。
8.6.2交流耐压试验电压值及试验电压的施加现场交流耐压试验电压值为出厂试验施加电压值的80%。
规定的试验电压应施加到每相导体和外壳之间，每次一相，其他相的导体应与接地的外壳相连。
试验电源可接到被试相导体任一部位。
选定的试验程序应使每个部件都至少施加一次试验电压。
在制定试验方案时，必须同时注意要尽可能减少固体绝缘的重复试验次数。
例如，应尽量在GIS不同部位引入试验电压。
如怀疑断路器和隔离开关的断口在运输、安装过程中受到损坏或经过解体，应做断口间耐压试验。
8.6.3GIS交流耐压试验判据GIS的每一部件均已按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，则认为整个GIS通过试验。
在试验过程中，如果发生击穿放电，可采取下列步骤：
1）进行重复试验，如果该设备还能经受规定的试验电压时，则认为放电是自恢复放电，耐压试验通过；
2）如果重复耐压失败，须将设备解体，打开放电间隔，仔细检查绝缘损坏情况，采取必要的修复措施，再进行规定的耐压试
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