电站检修作业指导书Word文档下载推荐.docx
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14.4.1 非本项工作的工作负责人和工作班成员且具备工作负责人资格。
14.4.2 经安监部审批的具有安全监护人资格的人员。
14.4.3 取得助理工程师职称，具有三年以上的现场工作经验。
14.4.4 持有国家劳动和社会保障部颁发的电气检修专业高级工以上职业资格证书。
14.5 工作班成员应具备下列条件：
14.5.1 熟悉《电业安全工作规程》。
14.5.2 持有国家劳动和社会保障部颁发的电气检修专业初级工以上职业资格证书。
14.6 配合工种人员
14.6.1 高压试验人员：
持有有效的作业资格证书。
14.6.2 继电保护试验人员：
15 检修项目及工艺流程
15.1 一次高压试验项目
15.1.1 1B、2B绝缘电阻、直流电阻、介质损耗、直流耐压及泄漏测试。
15.1.2 1B、2B中性点避雷器绝缘电阻、1Ma下直流参考电压及0.75U1mA下的泄漏电流测试。
15.1.3 1B、2B低压侧母线绝缘电阻测试。
15.1.4 101LH、102LH和151LH绝缘电阻、一次对末屏介质损耗及电容量。
15.1.5 110KV出线151YH绝缘电阻、介质损耗及电容量测量。
15.1.6 110KV母线YH绝缘电阻、介质损耗及电容量测量。
15.1.7 DL101、DL102、DL151分合闸同期及最低动作电压测试。
15.1.8 110KV母线上避雷器绝缘电阻、1mA下直流参考电压及0.75U1mA下的泄漏电流测试。
15.1.9 G1511、G1516、G1518、G1519、G1011、G1012、G118隔离刀闸接触电阻试验。
15.1.10 10KV过压保护器绝缘电阻、工频放电测试。
15.2 油化验项目：
15.2.1 1B、2B本体及套管绝缘油简化分析和气相色谱分析。
15.2.2 1B、2B本体及套管绝缘油介损测定。
15.2.3 101LH、102LH、151LH绝缘油简化分析和气相色谱分析。
15.2.4 101LH、102LH、151LH绝缘油介损测定。
15.2.5 1Y出线151YH、110KV母线YH绝缘油简化分析和气相色谱分析。
15.2.6 1Y出线151YH、110KV母线YH绝缘油介损测定。
15.2.7 DL101、DL102、DL151开关气体湿度测试及检漏。
15.3 1B、2B保护装置、母差保护装置及线路保护装置检查试验项目：
15.3.1 屏柜清扫检查，应保证屏柜清洁。
15.3.2 端子紧固，应保证端子无松动。
15.3.3 电流互感器二次回路接地检查，应符合电站检修规程。
15.3.4 CT直流电阻测量，应符合电站检修规程。
15.3.5 绝缘检查，应符合电站检修规程。
15.3.6 保护性能测试，按照电站检修规程执行。
15.3.7 带开关联动试验，符合设计图纸逻辑。
15.3.8 定值检查，应符合眉调下达的定值通知单。
15.4 10KVⅠ、Ⅱ母线检查及卫生清扫。
15.5 冲砂泄洪闸启闭机系统的检查及动态试验。
15.6 库区护坝及尾水渠面板巡视检查。
16 质量标准
16.1 1B、2B高压试验质量标准
16.1.1 绕组（铁心）绝缘电阻、吸收比或极化指数，绝缘电阻换算至同一温度下，与以前测试结果比较无明显变化。
16.1.2 绕组直流电阻，各项绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%；
与以前测得值比较，其变化不应大于2%。
16.1.3 绕组的tgδ，20℃时tgδ不大于0.8%；
tgδ值与历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30%）；
试验电压10KV。
16.1.4 电容型套管的电容值和tgδ，20℃时tgδ不大于1.5%；
电容值与上一次试验值的差别超出±
5%时，应查明原因。
16.1.5 绕组泄漏电流，试验电压一次加压40KV；
二次加压10KV；
与前一次测试结果相比无显著变化。
16.2 主变低压侧母线高压试验质量标准
16.2.1 绝缘电阻，耐压前和耐压后各测一次；
交流耐压试验电压标准为30KV。
16.3 耦合电容器试验质量标准
16.3.1 绝缘电阻测试，一般不小于5000MΩ。
16.3.2 tgδ和电容值测试，10KV下的tgδ不大于0.5%；
每节电容值偏差不超出额定值的-5%-+10%范围。
16.4 电容式电压互感器试验质量标准。
16.4.1 绝缘电阻测试，中间变绝缘电阻，应不小于20000MΩ。
16.4.2 tgδ和电容值，10KV下的tgδ不大于0.5%；
每节电容值偏差不超出额定值的-5%—+10%范围。
16.5 电磁式互感器试验质量标准。
16.5.1 绝缘电阻测试，一次对地电阻应不小于20000MΩ，二次对地电阻应不小于2000MΩ。
16.5.2 tgδ和电容值，10KV下的tgδ不大于2.5%；
16.6 电流互感器试验质量标准。
16.6.1 绝缘电阻测试，与历次数据相比无明显变化；
末屏对地绝缘电阻不低于1000MΩ。
16.6.2 tgδ和电容值，10KV下的tgδ不大于0.8%；
与初始值或出厂差别大于±
5%时应查明原因。
16.7 SF6断路器高压试验质量标准。
16.7.1 动作电压，应符合制造厂规定。
16.7.2 断路器同期时间，应符合制造厂规定。
16.8 隔离刀闸试验质量标准。
16.8.1 触头接触电阻，厂家规定应小于160μΩ。
16.9 过压保护器高压试验质量标准。
16.9.1 绝缘电阻测试，绝缘电阻值不应小于2000MΩ。
16.9.2 工频放电电压，应符合制造厂规定。
16.10 氧化锌避雷器高压试验质量标准。
16.10.1 绝缘电阻测试，绝缘电阻不低于2500MΩ。
16.10.2 直流1mA电压（U1mA）及0.75U1mA下的泄漏电流，应符合GB11032规定；
U1mA实测与规定值比较，变化≯±
5%；
0.75U1mA下的电流≯50μA。
16.10.3 检查放电计数器动作情况（测试完后归零），应符合制造厂规定。
16.11 绝缘油介质测定试验标准。
16.11.1 绝缘油介损标准：
运行中的设备≤4%。
16.11.2 绝缘油中溶解气体的标准：
主变压器：
氢≤150μL/L,乙炔≤5μL/L，总烃≤150μL/L；
主变套管：
氢≤500μL/L，乙炔≤2μL/L，甲烷≤100μL/L；
110KV及以下互感器：
氢≤150μL/L，乙炔：
LH≤2μL/L、YH≤3μL/L,总烃≤100μL/L。
17 作业条件
17.1 110KV线路、110KV母线、1B、2B高低压侧停运，办理检修工作票。
17.2 作业组成员了解升压站的运行状况。
17.3 作业组成员清楚本次检修项目及检修范围、区域划分。
17.4 作业组成员熟知升压站年检预试内容及试验方法。
17.5 参加检修的人员必须熟悉本作业指导书及有关工艺质量标准等。
17.6 参加本检修项目的人员必需安全持证上岗，并熟记本作业指导书的安全技术措施。
17.7 工器具检查试验合格，特别是专用工器具要齐备。
17.8 检修用的备品备件、材料齐全。
17.9 作业组成员分工明确，任务清楚。
17.10 现场安全措施完善，已进行安全和技术交底。
18 风险分析/危害辨识
18.1 检修人员进行安全教育和技术培训，达到上岗条件。
18.2 作业人员的着装要符合安全规程的要求。
18.3 检修现场严禁吸烟，一经发现严肃处理。
18.4 检修工作人员要认真负责，杜绝带情绪或酒后作业。
18.5 检修区域作好防止误动运行设备的措施。
18.6 检查检修区域上方和周围有无危险因素存在，如高空落物等，并作好防范措施。
18.7 检修作业过程中作好防烫伤、防挤压、防砸伤等意外事故的安全措施。
18.8 升压站所有一次设备已停电，接地刀闸已合，控制电源已断。
18.9 使用电动工器具要符合规程要求，如戴防护眼镜等。
18.10 所用安全工器具要经检查合格。
18.11 检修、试验升压站电气设备时严禁损伤设备及其部件。
18.12 高空作业应使用工具袋、安全带或防坠器。
18.13 作电气试验时，检修人员应撤离现场，并作好配合工作，区域内应设围栏，挂警示牌。
18.14 每天收工前认真清扫卫生，做到工完、料尽、场地清。
18.15 临时电源线要使用带漏电保护器的电源，摆放要规范，不能私拉乱接。
19 组织及人员分工
19.1 检修人员配置合适，人员分工明确合理。
19.2 升压站一次试验时要有专业试验人员统一指挥。
19.3 需登高检修线路时，应有专人监护。
19.4 检修试验中的数据测量和记录要由专人负责。
110 引用文件
110.1 Q/CDT1060001—2004《集团公司检修作业指导书编写规范》
110.2 DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》
110.3 《电力安全工作规程》
110.4 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
110.5 制造厂的技术资料及设备图纸
110.6 《电气设备预防性试验规程》
110.7 GB/T7595—2000运行中变压器油质量标准
110.8 GB2536—90变压器油
110.9 GB/T7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则
110.10 GB/T8905—1996六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则
111 工器具明细表
序号
设备或工器具名称
规格或型号
数量
备注
1.
兆欧表
GM—50T
1台
2.
直流高压发生器
ZGF—200kV/2mA
3.
直流电阻测试仪
FK-G
4.
自动介损测量仪
AI—6000D
5.
QZG-60kV/2mA
6.
微机保护校验仪
M-2000
7.
双钳相位伏安表
SMG16B
8.
调压器
TDGCZJ-165
9.
电流表
D26-A
10.
万用表
FLUKE112
11.
开口扳手
17mm—19mm
2把
12.
活动扳手
375×
50
112 备品备件及材料明细表
材料或备件名称
制造厂家
检验结果
1
工业用酒精
500ml/瓶
30瓶
2
镀锌螺栓
M10×
30
200套
3
M12×
40
4
砂纸
（#0、#1）
20张
5
螺栓松动剂
2桶
6
导电膏
1桶
7
呼吸器
2套
8
油面温度控制器
BYW-803A
1套
9
调和漆
黄色2.5kg/桶
10
绿色2.5kg/桶
11
红色2.5kg/桶
113 作业过程
升压站年检预试检修作业技术标准质量验收记录
编号：
检修项目
检修性质
开工日期
计划工日
用工统计
定额（工日）
实际（工日）
竣工日期
实际工日
项目负责人
质量控制点
分级检修标准
检修周期
A级
升压站年检预试
1年
B级
升压站缺陷处理
分项
监督点内容
检修及更换标准、周期
材质、规格型号（或描述）
检修记录
验收签字
主要备件、材料消耗
修前
修后
工作
负责人
技术
监理
点检员
验收日期
一、升压站停电
1、办理工作票、操作票，检查安全措施的布置情况
2、联系下游相关单位并进行水库调度
3、升压站由运行转检修操作
二、升压站一次设备高压试验
1、1B、2B高压试验
2、1B、2B低压侧母线绝缘电阻测试
3、101、102、151断路器分合闸同期及最低动作电压测试
4、1511、1516、1518、1519、1011、1012、118隔离刀闸接触电阻试验
5、110KV母线YH绝缘电阻、介质损耗及电容量测量
6、10KV过压保护器绝缘电阻、工频放电测试
7、110KV出线1Y151绝缘电阻、介质损耗及电容量测量
三、油化验试验
1、1B、2B本体及套管绝缘油简化分析和气相色谱分析
2、1B、2B本体及套管绝缘油介损测定
3、101LH、102LH、151LH绝缘简化分析和气相色谱分析
4、101LH、102LH、151LH绝缘油介损测定
5、1Y出线151YH、110KV母线YH绝缘油简化分析和气相色谱分析
6、1Y出线151YH、110KV母线YH绝缘油介损测定
7、101、102、151开关气体湿度测试及检漏
四、线路保护装置校验检查
1、屏柜清扫检查
2、接线端子紧固
3、电流互感器二次回路接地检查
4、CT直流电阻测量
5、保护性能测试
6、带开关联动试验
7、保护定值核对
8、缺陷处理
五、母差保护装置校验检查
六、1B、2B保护装置校验检查
1、主变高压侧采样值测试
2、主变低压侧采样值测试
3、主变差动保护校验
4、主变后备保护校验
5、主变重瓦斯保护校验
6、主变轻瓦斯保护校验
7、主变风机保护检验
七、10KVⅠ、Ⅱ母线检查及卫生清扫
1、检查10KVⅠ、Ⅱ母线连接是否紧固
2、检查10KVⅠ、Ⅱ母线各部绝缘子是否完好
3、清扫10KVⅠ、Ⅱ母线及屏柜卫生
八、冲砂泄洪闸动态试验
1、检查冲砂泄洪闸启闭机电机绝缘
2、检查冲砂泄洪闸启闭机减速机各部是否完好
3、检查冲砂泄洪闸动作是否灵活可靠
九、库区护坝及尾水渠面板巡视检查
1、检查库区护坝及尾水渠面板是否完好
2、检查库区护坝及尾水渠两岸的警示标语是否完好
十、验收
1、由各处负责人上报各处工作情况并统计
2、全面验收所列各项工作是否已全部完成
十一、升压站恢复送电
1、结束相关工作票并拟好升压站恢复送电操作票
2、全面检查工作现场安全措施是否已全部恢复
3、升压站由检修转运行操作
114 检修记录
附录1
115 技术记录
附录2
116 试验报告
试验单位提供。
117 备品备件及材料使用消耗记录
单位
118 验收合格证和验收卡
检修
工作负责人
□合格□不合格
签名：
日期：
专业主管
监理负责人
电站
119 完工报告单
四川雅安水力发电有限公司
完工报告单
页：
版1
设备编码：
项目名称
检验级别
□A级□C级□D级
工作
检修单位
一、计划检修时间年月日时至年月日时
实际检修时间年月日时至年月日时
二、检修中进行的主要工作
三、检修中发现并消除的主要缺陷
四、尚未消除的缺陷及未消缺的原因
五、技术记录情况
六、设备变更或改进情况，异动报告和图纸修改情况
七、质量监督点执行情况
八、设备和人身安全情况
120 设备检修不符合项目处理单
不符合项事实陈述
检修负责人（签字）承包商负责人（签字）：
日期：
年月日日期：
年月日
纠正、预防措施：
返工
返修
让步接受
报废
维护专责（签字）：
纠正、预防措施意见：
同意
不同意
设备专责（签字）：
纠正、预防措施完成情况：
检修负责人（签字）：
纠正和预防措施验证意见：
监理（签字）：
年月日
设备专责（签字）：
升级会员 