大唐天镇光伏升压站检修规程修改后Word格式.docx
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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》
目录
第一章变压器检修规程1
1.1适用范围1
1.2设备参数1
1.3变压器正常检查项目8
1.4变压器大小修项目及周期8
1.5变压器检修工艺及质量要求10
1.6分接开关和引线的检修及质量标准15
1.7变压器器身的检查16
1.8变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准17
1.9变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施18
1.10变压器现场小修20
1.11变压器附件的检修24
1.12冷却装置的检修25
第二章隔离开关检修规程27
2.1适用范围27
2.2定义27
2.3设备参数27
2.4正常检查项目32
2.5检修周期和项目32
2.6检修质量标准33
第三章避雷器检修规程35
3.1适用范围35
3.2定义35
3.3设备参数35
3.4检修周期35
3.5检修项目及质量标准35
3.6试验项目、周期和要求36
第四章35kV/10kV配电装置检修规程37
4.1适用范围37
4.2概述37
4.3检修周期及检修项目37
4.4开关柜、母线的检修38
4.5地刀及接地装置的检修39
4.6一次触头的检修39
4.7挡板机构及闭锁装置的检修40
4.8互感器、过电压保护器的检修40
4.935kV开关的检修41
第五章380V站用配电装置检修规程42
5.1适用范围42
5.2概述42
5.3站用变压器的检修42
5.4低压开关柜的检修45
5.5母线的检修46
5.6低压断路器的检修48
第六章高压架空线路检修规程51
6.1总则51
6.2运行管理范围及组织机构51
6.3线路巡视51
6.4线路的检测53
6.5线路设备的缺陷管理54
第七章电缆检修规程55
7.1主要内容与适用范围55
7.2电缆检修工艺55
7.3终端头和接头盒制作57
7.4电缆检修的质量标准70
第1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
10
稳定绕组
---
/
b.额定频率（Hz）
50
c.额定容量（MVA）
31.5
----
d.相数
3
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
i.主分接的短路阻抗和允许偏差
（全容量下）
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
75
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）
225
85
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）
35
3.温升限值（K）
*顶层油
55
54
*绕组（平均）
65
64
油箱、铁心及金属结构件表面
74
绕组热点
78
77
4.极限分接下短路阻抗和允许偏差（全容量下）
a.最大分接
乙方
提供
6.8
b.最小分接
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）
2.76
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）
16
9.空载损耗（kW）
额定频率额定电压时空载损耗
＜124
22
额定频率1.1倍额定电压时空载损耗
26
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）
＜450
125
其中杂散损耗
120
134
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）
13.可承受的2s对称短路电流（kA）（忽略系统阻抗）
7.27
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）
＜100
100
低压绕组（10kV）
16.绕组连同套管的tanδ（%）
＜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×
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）
40
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）
13
型式
JPC
数量
12
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）
（应大于1.3倍相应绕组线端额定电流）
1000
4000
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
125/58
乙方填写
66kV及以上套管在1.5×
≤10
b.高压中性点套管
电容式套管tanδ（%）及电容量（pF）
tanδ
≤0.4
套管的弯曲耐受负荷（kN）
水平
纵向
横向
垂直
2.5
c.高压中性点套管
2.0
c.低压中性点套管
套管的爬距（等于有效爬距乘以直径系数Kd）（mm）
≥1256
1300
≥372
480
c.稳定型绕组
爬距31（取系统最高电压）
——
套管的干弧距离（mm）
485
195
e．低压中性点套管
套管的爬距/套管的干弧距离
<
4
20.套管式电流互感器
装设在高压侧
绕组数
2
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
-
装设在高压中性点侧
21.分接开关
型号
CMⅢ-600A
（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
YSF8-130
台数
1
释放压力（MPa）
0.055
23.工频过电压倍数
相—地
空载持续
时间
1.05
连续
1.1
1.25
20s
1.9
相—相
1.5
1s
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
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