电气岛招标项目汇总.docx
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电气岛招标项目汇总
湖北能源集团鄂州发电有限公司
#2机组大修招标项目
专业：
电气岛初审：
编制人：
复审：
编制日期：
标准项目工日：
批准：
2#机组电气岛招标项目说明
一、电气岛包含电气一次电气二次设备:
2#机组220KV配电装置；发电机及封闭母线附属设备；发变组试验配合；主变高厂变；6KV断路器；变频器配电装置；00V配电装置（PC、MCC）；低压厂用干式变压器；高低压电缆；110V、220V直流系统；#2机组部分电气二次保护。
详见以下列表。
二、集控110V蓄电池2组、220V蓄电池1组、网控110V蓄电池2组，上述蓄电池组至少放电深度达到80%以上；一期脱硫110V蓄电池1组放电深度达到50%。
三、电气岛中标单位自行搭拆现场脚手架。
四、电气岛中不包含项目的特别说明：
1、6KV2A（14台套）、2B（15台套开关）、9B（17台套）开关柜VD4型开关的检修与试验属厦门ABB开关厂。
不在此招标范围。
2、不包220KV断路器含密度继电器校验与微水试验。
3、不包含#2炉电除尘整流变（16台）及高压隔离开关，电除尘调压柜（16台套）的检修。
4、不包含励磁系统：
（调节柜，操作柜，备励柜，整流柜，灭磁柜）的检修。
5、不包含脱硫UPS的检修。
#2机组电气岛电气专业（标准项目）
序号
检修项目
质量标准和要求
技术监督
质检点
标注
一、220KV配电装置（#2机组上网间隔）
1
鄂09开关小修；预试
1.1
办理工作票检修前准备
1.2
清扫瓷裙，拆除高压引线
对引线做好标记，将拆下的螺栓做好记录妥善保管。
1.3
检查SF6气体压力，检漏
按厂家及相关<规程>要求。
1.4
鄂09开关常规性检查。
按厂家及相关<规程>要求。
1.5
密度继电器校验
校验合格、拆装正确，密封良好无渗漏。
（不含校验，相关外单位校验）
1.6
鄂09开关SF6微水试验
相关外单位校验
1.7
消除渗漏油，油泵电机检查性检修
按厂家及相关<规程>要求。
1.8
连杆机构检查
按厂家及相关<规程>要求。
1.9
油泵打压电气回路及电缆检查清扫，端子紧固，更换丢损电缆标牌
直阻、绝缘合格，检查端子排，引线有无过热及氧化现象，压接良好，端子紧固，电缆号码管重新标注或更换，封堵严密。
1.10
油泵打压电气回路元器件检查（包括接触器,中间接触器,时间继电器,热继电器）,测量各接点接触良好
接触器,中间接触器,时间继电器,热继电器无卡涩现象，各接点接触良好，无损坏。
1.11
压力开关调整，各接点动作压力符合要求，压力微动开关各接点接触良好
按厂家及相关<规程>要求进行调整，各接点接触良好，无损坏。
1.12
开关测速及同期
按规程要求
1.13
高压试验
按《预试规程》要求
1.14
接地线检查及测试，开关及机构箱（包括地脚螺栓）检查及除锈刷漆处理
接线良好紧固，导通测试合格，控制箱按钮及转换开关、继电器通断正常，指示灯完好，各接点闭合时接触良好，机构箱体除锈刷漆，柜门密封完好。
1.15
#2发变组后备保护盘、E09间隔JB柜、MB柜、开关就地控制箱等清扫、端子紧固、保护校检、回路检查（电试班完成）
保护按定值校检正常，回路接线正确，端子紧固，各柜内元件无损坏且柜内清洁，封堵完好。
1
1.16
开关传动，回路检验（电试班）
就地及远方手动和NCS传动良好,回路工作正常。
2
鄂091、092、095隔离开关检修
2.1
检查清扫支持瓷柱，引线连接螺栓检查紧固
瓷瓶清洁无损伤，引线无过热及氧化现象，压接良好。
2.2
导电部分清理检查（包括动静触头及导电杆清理检查）
各连接部位紧固，无过热痕迹，清理涂导电膏
2.3
传动部分轴承，齿轮及轴销部位检查清洗除锈并加润滑脂
按检修规程要求
2.4
操作机构检修，涂润滑油。
按检修规程要求
2.5
各连杆分解检修、调整、加润滑脂
按检修规程要求
2.6
刀闸机构操作箱一、二次回路清扫、检修，电动机检修
按检修规程要求
2.7
整体调试传动（含分合操作，回路电阻测量，有条件停母线时进行三相同期调整）
按检修及预试规程要求
2.8
机构箱外部，铸件及接地导体清理刷漆
机构箱体除锈刷漆，柜门密封完好。
3
220kV鄂09间隔PT、CT常规项目检修（拆线，清扫瓷瓶，处理渗漏油，试验，接地线检查试验，刷漆）
按检修及预试规程要求
4
鄂09间隔避雷器常规检修（拆线，清扫瓷套，预试，计数器检查）
按检修及预试规程要求
5
鄂09间隔构架、绝缘子、清扫检查、刷漆、绝缘子零值检测
按检修及预试规程要求
6
机组启动试验配合
二、#2发电机及封闭母线附属设备
1
发电机PT、避雷器柜
以发电机20KV出线封母软连接为界，拆除及回装属汽机专业，中性点柜属汽机专业，其它发电机机外部分属电气专业。
1.1
发电机PT、避雷器柜
1.1.1
PT、避雷器柜内PT，避雷器、母线清扫检查，抽出机械部位加润滑脂，PT柜柜体检修
PT，避雷器、母线检查完好、机构调整润滑良好，连线正确牢固，柜子清洁，门开关灵活，门扣紧固
1.1.2
抽屉式PT动静触头，高压熔断器座清洁检查，紧固二次端子
PT动、静触头清洁、接触良好，高压熔断器、保险清洁完好，高压熔断器、保险座接触良好。
1.1.3
绝缘子检修试验
清洁无裂纹，安装紧固，绝缘良好
1.1.4
PT及避雷器预试
按预试规程要求
1.1.5
PT、避雷器柜清扫、除锈、刷漆
1.1.6
就地PT转接柜清扫检修（电试班完成）
PT转接柜清洁完好，接线牢固正确，其它元器件清洁完好，柜子清洁，门开关灵活，门扣紧固
2
发电机封闭母线（含发电机出线20KV，厂变6KV出线及励磁部分封母）
2.1
外观清扫检查
表面清洁无杂物。
接地装置接地良好。
2.2
软连接检查、拆装
软连接连接良好，接触面无氧化、过热，连接螺栓无过热、松动。
螺栓拧紧用力矩扳手校验力矩符合要求
2.3
胶皮伸缩节检查
胶皮伸缩节无破损、无漏洞。
2.4
封闭母线内母线、接头、支持瓷瓶清扫及隔氢板检查
母线、接头、支持瓷瓶清扫及隔氢板应面清洁无杂物。
且隔氢板密封性能良好。
螺栓拧紧力矩符合要求。
2.5
热风保养装置检修
2.5.1
风机电机解体检修
直阻、绝缘合格，轴承润滑脂良好，电流平衡正常，声音振动良好
2.5.2
加热器检修
加热器检修完好，投入出风温度正常
2.5.3
封母加热干燥加热柜检查、清扫
封母加热柜清洁完好，接线牢固正确，元器件清洁完好，柜子清洁，门开关灵活，门扣紧固
2.5.4
其它部件检修
绝缘瓷套管、出风道、各部密封件、电控柜等部件及回路相关检修完好
2.5.5
热风保养装置调试
回路动作正确，工作正常
2.6
接地各连接部分检查
接地各连接部分接地良好。
2.7
封闭母线预试
按预防性试验规程标准执行。
绝缘
W
三、#2发电机励磁整流部分（励磁小室）（非标，确定黄石电厂检修与励磁调节器更换技改配套）
1
励磁小室（6.3米）
发电机励磁部分以发电机、主励磁机集电环刷架引线为界，拆除及回装属汽机专业，励磁封母以下部分属电气专业。
1.1
灭磁开关柜
1.1.1
灭磁开关及开关柜全面清扫检查
清洁，各元件无异常，无过热。
固定牢固，带插件板的无松动。
1.1.2
灭磁开关检修
1.1.3
机构部件检查
合闸铁芯接触面应光洁，活动灵活无卡涩，脱扣机构各部件应清洁，机构调整润滑，弹簧性能良好；分闸铁芯应良好无卡涩；分闸线圈绝缘良好。
1.1.4
消弧栅检查
灭弧室清洁无灰尘，检查无异常，灭弧栅无烧伤及破痕，栅片完整。
1.1.5
触头部分检查
触头无烧伤、变形、变色现象，主弧触头配合间隙
1.1.6
跳合闸电压的检查
跳合闸电磁铁和直流接触器端子上的最低动作电压应在额定电压值的30%-65%之间。
1.1.7
其它附属元件检查
分流电阻值应与上次比较无变化，合闸、跳闸的电阻符合厂家规定
1.1.8
拉合闸试验及远方操作试验
拉合闸试验及远方操作试验各分合三次应动作灵活，分合闸可靠。
1.1.9
连接螺丝、电缆、接线端子检查紧固
螺栓拧紧力矩符合要求，端子紧固，无氧化、过热、锈蚀，电缆封堵良好
1.1.10
放电电阻及过电压保护
1.1.10.1
全面清扫检查
非线性灭磁电阻应清洁，接线牢固。
1.1.10.2
灭磁及过电压动作信号检查
灭磁及过电压动作信号应正确。
1.1.10.3
连接螺丝、电缆、接线端子检查紧固
螺栓拧紧力矩符合要求，端子紧固，无氧化、过热、锈蚀。
电缆封堵良好
1.2
硅整流柜检修
1.2.1
整流柜风机（包括电机）大修
按电机大修规程
1.2.2
整流二极管的清扫检查测量并记录
按相关规程要求
1.2.3
整流柜内二台ME自动空气开关检修、清扫、试验
跳动作电压应在额定电压值的55%-65%之间。
跳、合闸正确，无卡涩，机构调整润滑，机构无松动，脱落现象。
1.2.4
其它附属元件检查、清扫
清洁无灰尘，检查无异常
1.3
切换柜检修
清洁，各元件无异常，无过热。
固定牢固，机构调整润滑，无卡涩、松动现象，刀闸操作灵活到位且接触良好。
1.4
感调器检修并固定好手动轮盘定位键
1.4.1
感应调压器清扫、检查及维护保养
清洁无灰尘，感调器手动、电动灵活正常，无卡涩、松动现象，线圈无过热现象，电动机检修，感应调压正常。
1.4.2
电动机及电动机构清扫、检查及维护保养
机构调整润滑良好，电动机按检修规程要求
1.4.3
紧固各部螺丝螺栓
螺栓配置完好，紧固牢固，且有防松措施。
1.4.4
调行程开关，传动试验
行程位置调整准确，传动正常
1.5
隔离变小修、预试（含电缆清扫检查）
按相关检修及预试规程
1.6
励磁一次回路母线检查清扫，紧固螺栓
表面清洁，无积灰。
端子紧固，无氧化、过热、锈蚀。
1.7
励磁系统一、二次回路检修，检查所有的保险座，电阻，电容，指示灯等完好，开关及继电器传动正常
一、二次回路连接正确，接线牢固，柜及元器件清洁完好，回路动作正确
四、#2发变组试验配合
1
发变组短路及空载试验（一次配合外包给电气，试验由电试班完成）
各项指标符合设计标准。
五、#2主变系统
1
主变
H
1.1
变压器整体清扫、检查。
表面清洁，无油污；套管表面无积灰。
1.2
检查各侧套管。
瓷瓶无破损，无裂纹。
如有破损必须更换。
1.3
变压器结合面渗油处理
变压器渗油部分应紧固处理，变压器部分放油能消除的缺陷必须消除。
1.4
绝缘油化验,色谱分析。
化验符合规程要求
化学
W
1.5
低压套管油位检查
油位适中，油色透明，无变色，无杂质。
1.6
检查主变各附件（油枕、压力释放阀、呼吸器及温度计等）
油枕油位适中；呼吸器内硅胶无变色、粉化现象；温度计校验合格，检查压力释放器完好
1.7
潜油泵电机、油流继电器检查
直阻、绝缘合格，继电器无卡涩现象。
1.8
风扇电机解体检修
绝缘直阻合格正常，润滑脂或轴承更换，电机转动灵活，运行无异音，空载负载电流平衡正常。
1.9
拆、接引线接头，变压器预防性试验
符合预防性试验规程。
绝缘
W
1.10
强油风冷系统检修
1.10.1
冷却器清扫检查，高压水冲洗
冷却器表面清洁无杂物
1.10.2
冷却器电气控制回路检查、测绝缘
接线正确，无松动、脱落现象，标号齐全，绝缘符合规程要求。
绝缘
1.10.3
控制箱清扫，各元器件检查
对电源主接触器解体检修，紧固各接线端子；测量电源接触器，各继电器及热继电器各辅助触点闭合时接触电阻，时间继电器校验，中间继电器校验，母线及其金具检查紧固除氧化磨
1.10.4
变压器端子箱门锁门轴修理，电缆整理封堵标示
电缆线外观及绝缘检查处理，二次线检查,测绝缘,端子紧固,重新标识线头号，电缆封堵，电缆标示牌挂牌，电缆软管口密封，门锁门轴密封良好
1.10.5
变压器冷却器试运、信号和联锁传动及试验
冷却器风扇、油泵、油流试运正常无异音擦碰，电源连锁、冷却器备自投、按温度负荷启动正常，电源故障、工作、备用冷却器故障信号、全停信号传动正常
1.11
瓦斯继电器校验
校验合格、传动正常，密封良好无渗漏。
（送中试所校验）
W
1.12
温度计及电阻校验（热工校验，电气配合）
校验合格
W
1.13
变压器喷淋消防试验（视情况进行）
2
高低压侧导线、封母、绝缘子及架构
2.1
高压侧出线导线检查
导线无断股、松脱现象，表面无积灰。
2.2
检查清扫绝缘子及架构
构架螺丝紧固，无松动现象，无锈蚀，采取必要的防蚀措施。
2.3
绝缘子清扫测绝缘
清扫洁净，无裂纹破损，绝缘正常
绝缘
2.4
封闭母线清扫试验
清洁，密封试验良好，绝缘、耐压合格
2.5
检查接地及引下线
接地极接地良好，无腐蚀，接地电阻、导通测试符合规程要求。
绝缘
六、#2高压厂变
1
高厂变
1.1
变压器整体清扫
变压器应清洁无渗漏，油枕油位正常，与瓦斯继电器连接处无渗漏。
变压器部分放油能消除的缺陷必须消除。
1.2
检查各侧套管
套管应清洁无损伤，母线联接应良好。
如有破损必须更换。
1.4
油箱内油色谱和微水分析，若含气、水分大进行滤油处理
本体油色谱分析、微水分析应合格，油击穿电压试验合格。
W
1.5
检查变压器各附件
1.5.1
检查、校验压力释放器（部分放油）
按规程校验压力释放器
1.5.2
检查维修呼吸器。
呼吸器管道密封良好，硅胶无变色。
1.5.3
油枕检查。
各阀门操作灵活、动作可靠，无渗漏。
1.6
检查调整分接开关
无载分接开关在不同分接位置时，接点接触良好，变比正确，三项平衡。
1.7
冷却器水冲洗、风扇电机解体检修
冷却器表面清洁，无渗漏，风扇电机绝缘直阻合格，轴承和油脂良好，转动灵活无异音，空载负载电流正常。
1.8
变压器预防性试验
试验符合规程要求。
绝缘
W
1.9
变压器封母、构架、绝缘子、接地刀
1.9.1
高压侧出线导线检查
导线无断股、松脱现象，表面无积灰。
1.9.2
检查清扫绝缘子及架构
构架螺丝紧固，无松动现象，无锈蚀，采取必要的防蚀措施。
1.9.3
绝缘子清扫测绝缘
清扫洁净，无裂纹破损，绝缘正常
1.9.4
封闭母线清扫试验
清洁，密封良好，绝缘、耐压合格
1.9.5
检查接地及试验
各接地极接地良好，无腐蚀，接地电阻、导通测试符合规程要求。
√
1.10
冷却控制箱、二次设备测绝缘
接线正确，无松动、脱落现象，标号齐全，绝缘符合规程要求。
√
1.10.1
冷却器清扫检查
冷却器表面清洁无杂物
1.10.2
冷却器电气控制回路检查、测绝缘
接线正确，无松动、脱落现象，标号齐全，绝缘符合规程要求。
√
1.10.3
控制箱清扫，各元器件检查
对电源主接触器解体检修，紧固各接线端子；测量电源接触器，各继电器及热继电器各辅助触点闭合时接触电阻，时间继电器校验，中间继电器校验，母线及其金具检查紧固除氧化磨
1.10.4
变压器端子箱门锁门轴密封修理，电缆整理封堵标示
电缆线外观及绝缘检查处理，二次线检查,测绝缘,端子紧固,重新标识线头号，电缆封堵，电缆标示牌挂牌，电缆软管口密封，门锁门轴密封良好
1.10.5
变压器冷却器试运、信号和联锁传动及试验
冷却器风扇、油泵、油流试运正常无异音擦碰，电源连锁、冷却器备自投、按温度负荷启动正常，电源故障、工作、备用冷却器故障信号、全停信号传动正常
1.11
瓦斯继电器校验
校验合格、传动正常，密封良好无渗漏。
（送中试所校验）
W
1.12
温度计及电阻（热工校验，电气配合）
校验合格，定值正确，接线正确牢固
√
W
2
变压器以散热器下蝶阀为界，以上变压器本体部分所有密封垫子更换，含下蝶阀，不含大盖密封垫子
变压器油要倒出、倒进，具体施工标准按DL573-2010电力变压器检修导则执行
大项
3
中性点电阻检查、测量
清洁，接地电阻完好，绝缘合格，测试电阻值60Ω
√
W
4
变压器消防装置试验（视情况进行）
消防设备运行正常，喷淋试验正常，消防系统无堵塞、泄漏现象。
七、6KV2A、2B、9B、2S（10台套）、#2机凝泵变频室（1台套）、#2机A\B一次风机变频室（2台套）配电装置
说明：
1、6KV2A（14台套）、2B（15台套开关）、9B（17台套）开关柜VD4型开关的检修与试验属厦门ABB开关厂，其它均属外包单位
2、变频装置的检修属外包单位
3、脱硫2S段所有的检修工作均属外包单位
1
6kV段母线
6kV工作2A段、6kV工作2B段、6kV公用9B段、6kV脱硫2S段、凝泵变频室（#2机凝泵一拖二变频装置一台套）、一次风机变频室配电装置二台套
1.1
清扫检查支持绝缘子
瓷瓶清洁无损伤。
1.2
清扫检查母线绝缘挡板及各部电气连接部分
母线清洁，各连接部分接触良好，螺栓无松动。
1.3
检查配电装置本体接地
配电装置本体接地良好无断裂。
1.4
检查调整五防闭锁装置
五防闭锁装置应完好、可靠，无失灵、卡涩现象。
1.5
检查调整动、静触头接触面良好，触头有足够压力并测量接触面直阻
动静触头接触面应良好，触头压力正常；接触面直阻不能超过厂家规定值的1.5倍。
1.6
母线PT检修试验，PT保险检查
母线PT应清洁无损伤，符合预试规程规定，PT保险完整。
√
1.7
开关直流合闸保险检查
直流合闸空开，型号正确，容量合适。
1.8
柜内孔洞密封
柜内孔洞密封应良好。
1.9
母线耐压试验
母线耐压试验按预试规程规定进行。
绝缘
W
1.10
6KV开关柜加热、除湿装置检查
绝缘良好，投运正常。
1.11
柜内接地刀闸
接地刀闸动、静触头清洗后涂凡士林，操动机构各转动轴销等机构部位加注润滑油（脂），各部位螺栓检查紧固，地刀操作动作灵活
2
6KV真空开关
6KV2A、6KV2B、6KV9B段属厦门ABB，其它属外包单位
2.1
盘柜清扫检查
本体检修及外观检查无异常，表面清洁无积灰。
2.2
二次操作回路、辅助开关检修
二次接线正确，无松动、脱落现象，标志齐全，辅助机构动作灵活，无卡涩现象。
2.3
弹簧操作机构检修。
动作灵活，无卡涩，无弯曲变形。
储能电机检查无异常。
2.4
一次动静触头检修及调整。
检查插头无过热痕迹，清理涂导电膏
2.5
支持绝缘子检查。
表面清洁，无积灰，无裂纹及损伤现象。
2.6
二次回路、线圈直流电阻及绝缘电阻测量。
直阻同名牌标注比较无明显变化；绝缘电阻，用500V摇表不低于1MΩ。
2.7
开关机械特性试验。
行程、超程三相基本一致。
合闸时间≤65ms；分闸时间≤55ms；分（合）闸线圈最低动作电压（55～65%）；分、合同期性≤2ms。
W
2.8
五防闭锁功能检查。
五防功能完善，闭锁可靠。
W
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