大唐天镇光伏升压站检修规程修改后.docx

1、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

2、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2.3 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程2.4 SD 2301987 发电厂检修规程2.5 DL/T 5137-2

3、001_电测量及电能计量装置设计技术规程2.6 DL/T 7972001 风力发电场检修规程 2.7 国家电网公司110（66）kV500kV油浸式变压器（电抗器）管理规范2.8 国家电网公司110（66）kV500kV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2.10 DL/T 5731995 电力变压器检修导则2.11 DL/T 5741995 有载分接开关运行维修导则2.12 GBT8905-1996六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则2.13 DL/T 555942.2 气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则2.14 GB 1094.11996电力变压器 第1部分 总则2.1

4、5 GB 1094.21996电力变压器 第2部分 温升2.16 GB 1094.32003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2.17 GB 1094.52003电力变压器 第5部分 承受短路的能力2.18 GB 2900.151982电工术语 变压器 互感器 调压器 电抗器2.19 GB 25361990变压器油2.20 GB 311.11997高压输变电设备的绝缘配合2.21 GB/T 1094.42004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2.22 GB/T 1094.102003电力变压器 第10部分 声级测定2.23 GB/T

5、73542003局部放电测量2.24 GB 116041989高压电气设备无线电干扰测试方法2.25 GB/T 164341996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2.26 GB/T 16927.11997高压试验技术 第一部分：一般试验要求2.27 GB/T 16927.21997高压试验技术 第二部分：测量系统2.28 GB 10230有载分接开关2.29 GB/T 55821993高压电力设备外绝缘污秽等级2.30 GB/T 64511999三相油浸式电力变压器技术参数和要求 2.31 GB/T 13499电力变压器应用导则2.32 GB/T 174681998电力

6、变压器选用导则2.33 GB/T 151641994油浸式电力变压器负载导则2.34 GB/T 8287.11997高压支柱瓷绝缘子 技术条件2.35 B/T 8287.21999高压支柱瓷绝缘子 尺寸与特性2.36 GB/T 41091999高压套管技术条件2.37 GB 52731985变压器、高压电器和套管的接线端子2.38 GB 12081997电流互感器2.39 GB 168471997保护用电流互感器暂态特性技术要求2.40 GB/T 72522001变压器油中溶解气体分析与判断导则2.41 GB/T 75952000运行中变压器油质量标准2.42 GB/T 45852004交流系

7、统用高压绝缘子的人工污秽试验2.43 GB 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准2.44 JB/T 1008820046kV500kV级电力变压器声级2.45 JB/T 86371997无励磁分接开关2.46 JB/T 38371996变压器类产品型号编制方法2.47 DL/T 5961996电力设备预防性试验规程2.48 DL/T 5721995电力变压器运行规程2.49 IEC 60296：2003变压器与断路器用新绝缘油规范2.50 IEC 60815污秽条件下绝缘子选用导则2.51 GB39063.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备2.52 GB3309高压开关

8、设备常温下的机械试验2.53 GB311.1高压输变电设备的绝缘配合2.54 GB4208外壳防护等级(IP代码)2.55 GB1984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2.58 DL/T404户内交流高压开关柜订货技术条件2.59 GB/T16927.1.2 高压试验技术2.60 GB311.1高压输变电设备的绝缘配合2.61 GB10237 绝缘水平和绝缘试验、外绝缘空气间隙2.62 GB50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准2.63 IEC60076-9 端子和分接标志第一章 变压器检修规

9、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SZ11-31500/38.5SZ11-31500/38.5a. 额定电压（kV）高压绕组38.538.5低压绕组1010稳定绕组-/b. 额定频率（Hz）5050c. 额定容量（MVA）31.531.5高压绕组31.531.5

10、低压绕组31.531.5稳定绕组-d. 相数33e. 调压方式有载有载f. 调压位置高压侧中性点高压侧中性点g. 调压范围32.5%32.5%h. 中性点接地方式35 kV不接地不接地10kV不接地不接地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 6.5 6.5 6.5 j. 冷却方式ONANONANk. 联结组标号Y,d11Y,d112. *绝缘水平a. 雷电全波冲击电压（kV，峰值）高压线端200200低压线端7575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225225低压

11、线端8585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8585低压线端3535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5554*绕组（平均）6564油箱、铁心及金属结构件表面7574绕组热点78774. 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6.86.86.8b. 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6.26.26.25. 绕组电阻（，75）a. 高压绕组主分接-0.

12、10307最大分接-0.1108最小分接-0.09534b. 低压绕组-0.015336. 电流密度（A/mm2）a. 高压绕组-2.76b. 低压绕组-2.83c. 调压绕组-/7. 匝间工作场强（kV/mm）-1.878. 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）-169. 空载损耗（kW）额定频率额定电压时空载损耗12422额定频率1.1倍额定电压时空载损耗-2610. 空载电流（%）a. 100%额定电压时-0.4b. 110%额定电压时-0.6811. 负载损耗（额定容量、75、不含辅机损耗）（kW）主分

13、接450125其中杂散损耗-10最大分接-120其中杂散损耗-10最小分接-134其中杂散损耗-1012. 噪声水平dB（A）空载状态下（离设备0.3米）居民区58，其它65居民区58，其它65100%负载状态下（离设备0.3米）居民区58，其它65居民区58，其它6513. 可承受的2s对称短路电流（kA）（忽略系统阻抗）高压绕组7.277.27低压绕组26.6426.64短路2秒后绕组平均温度计算值（）25024014. 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%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

14、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1.5Um/kV下局部放电水平（pC）高压绕组100100低压绕组（10kV）-10016. 绕组连同套管的tan（%）高压绕组0.50.5低压绕组0.50.517. 质量和尺寸（如有限值甲方需填写）a. 安装尺寸（mmm）（长宽高）5.24.74.55.24.74.5b. 运输尺寸（mmm）（长宽高）4.723.44.723.4重心高度（m）1.21.2c. 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50.5d. 运输质量（t）-40e. 变压器运输时允许的最大倾斜

15、度151518. 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-40.5/1000b. 低压套管-BQ-20/4000c.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）1000b. 低压套管（应大于1.3倍相应绕组线端额定电流）4000c.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15

16、00A（运行时间不小于60ms）*绝缘水平（LI/AC）（kV）*a. 高压套管（200/95）200/95b. 低压套管（200/95）125/58c.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1.5Um/kV下局部放电水平（pC）a. 高压套管10b. 高压中性点套管10电容式套管tan（%）及电容量（pF）tantantantana. 高压套管0.4b. 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2.52.52.52.5-b. 低压套管2.52.52.52.5-c. 高压中性点套管2.0-c

17、. 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12561300b. 低压套管372480c.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-485b. 低压套管-195c.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4420.套管式电流互感器装设在高压侧绕组数22准确级10P300.2电流比800/1600-800/1二次容量（VA）30VA30VAFs或ALF装设在低压侧中性点绕组数2-准确级-电流比-二次容量（VA）-Fs或ALF-装设在高压中性

18、点侧绕组数2-准确级-电流比二次容量（VA）Fs或ALF1010101021. 分接开关型号-CM-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）20万20万机械寿命（次）80万80万绝缘水平（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）-38022. 压力释放装置型号-YSF8-130台数21释放压力（MPa）0.0550.05523. 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连续连续连续连续1.1连续连续连续连续1.2520s20s2

19、0s20s1.92.0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连续连续连续连续1.1连续连续连续连续1.2520s20s20s20s1.51s1.580.1s1.3 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

20、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

21、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

22、，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

23、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

24、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；