变电站检修规程

编写：王赐东 审核： 审定： 批准

2011年XX月XX日发布 国电招远新能源有限公司

前言

本规程是根据国电山东电力有限公司生产准备管理办法制定的。为了对风力发电场的实际检修具有指导性便于检修人员熟悉掌握设备的使用和运行维护，本规程讲述风力发电场检修管理，力求使标准更全面更具有可操作性。

本规程由国电招远新能源有限公司负责解释。

目录

第一章变压器检修规程…………….…………………20 第二章变压器有载分接开关检修规程……………….39

第三章高压开关柜检修规程…………………………43第四章GIS检修规程………………………………….50

第五章继电保护装置检修规程………………………60 第六章电力电缆试验规程……………………………63 第七章隔离刀闸检修规程……………………………66 第八章互感器检修规程………………………………68 第九章真空开关检修规程……………………………71 第十章避雷器检修规程………………………………73

第十一章接地装置检查维护规程……………………75 第十二章箱变检修维护规程…………………………76 第十三章SVG检修规程………………………………78 第十二章直流及蓄电池检修规程………………………85

第一章变压器检修规程、

1主题内容与适用范围

1.1本规程适用于国电招远新能源有限公司电压等级在35~220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备。

1.2本规程适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。

1.3变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。

1.4本标准规定国电招远新能源有限公司风电场变压器的检修周期、检修项目、检修质量标准及检修工艺等内容。

1.5变压器检修人员应通过熟悉本规程，了解变压器检修工艺。 2引用标准

GB1094.1~1094.5-85电力变压器

GB51.1~51.5-86油浸式电力变压器技术参数和要求 GB7251-87变压器油中溶解气体分析和判断规程

GBJ148-90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范 GB7665-87变压器油

DL/T572-95电力变压器运行规程 DL/T574-95有载分接开关运行维修导则 3检修周期及检修项目 3.1检修周期 3.1.1大修周期

以后每间隔10年大修一次。

进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总经理批准，可适当延长大修周期。

3.2检修项目

可视具体情况确定。 4检修前的准备工作

4.1查阅档案了解变压器的运行状况

4.2编制大修工程技术、组织措施计划 其主要内容如下：

4.3施工场地要求

5变压器的解体检修与组装 5.1解体检修 5.2组装

5.3解体检修和组装时的注意事项。

、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封、对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油(或采取其他防潮密封措施)。

5.4检修中的起重和搬运

100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊；

100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h(或按制造厂说明书的规定)。

器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚框。 适当加垫厚薄不同的木板。

适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。

-35℃以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不低于99.99%。 6检修工艺流程 6.1器身检修 6.1.1施工条件与要求

6.1.1.1吊钟罩(或器身)一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在无

尘土飞扬及其它污染的晴天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度≤65%为16h；空气相对湿度≤75%为12h；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。

6.1.1.2器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，

使器身温度高于环境温度5℃以上。

6.1.1.3检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气

还应戴口罩，照明应采用低压行灯。

6.1.1.4进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；

进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息。

6.2绕组检修

6.2.1检查相间隔板和围屏(宜解开一相)有无破损、变色、变形、放电痕迹，如发现异常应打

开其它两相围屏进行检查。

6.2.2检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损。 6.2.3检查绕组各部垫块有无位移和松动情况。

6.2.4检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物(如硅胶粉末)堵塞现象，必要时

可用软毛刷(或用绸布、泡沫塑料)轻轻擦拭，绕组线匝表面如有破损裸露导线处，应进行包扎处理。

6.2.5用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。 6.2.6绕组应清洁，表面无油垢，无变形；

6.2.7整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象。

6.2.8各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线，支撑牢固有适当压紧力，垫块

外露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度。

6.2.9油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存 6.2.10外观整齐清洁，绝缘及导线无破损

6.2.11特别注意导线的统包绝缘，不可将油道堵塞，以防局部发热、老化。 6.3铁芯检修

6.3.1检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上

铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂物，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木棰或铜锤敲打平整。

6.3.2铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各

部表面应无油垢和杂质，片间应无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求。

6.3.3检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和

放电痕迹，为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在大修时在变压器箱盖上加装一小套管，将铁芯接地线(片)引出接地。

6.3.4铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘。

6.3.5钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹，并有适当

紧固度。

6.3.6检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位

紧固螺栓。

6.3.7螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤

痕迹，反压钉与上夹件有足够距离。

6.3.8穿心螺栓紧固，其绝缘电阻与历次试验比较无明显变化。

6.3.9检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。油路应畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且应排列整

齐。

6.3.10检查铁芯接地片的连接及绝缘状况。铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5mm，宽

度不小于30mm

6.3.11检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况。绝缘良好，接地可靠。 6.4储油柜的检修

6.4.1打开储油柜的侧盖，检查气体继电器联管是否伸入储油柜。一般伸入部分高出底面20～50mm。

6.4.2清扫内外表面锈蚀及油垢并重新刷漆。内壁刷绝缘漆，外壁刷油漆，要求平整有光泽。 6.4.3清扫积污器、油位计、塞子等零部件。

6.4.4安全气道和储油柜间应互相连通；油位计内部无油垢，红色浮标清晰可见。 6.4.5更换各部密封垫。

密封良好无渗漏，应耐受油压0.05MPa、6h无渗漏。

6.5净油器的检修

6.5.1关闭净油器进出口的阀门。阀门关闭严密，不渗漏。打开净油器底部的放油阀，放尽内

部的变压器油(打开上部的放气塞，控制排油速度)。准备适当容器，防止变压器油溅出。拆下净油器的上盖板和下底板，倒出原有吸附剂，用合格的变压器油将净油器内部和联管清洗干净。

6.5.2内部洁净，无吸附剂碎末。

6.5.3检查各部件应完整无损并进行清扫，检查下部滤网有无堵塞，洗净后更换胶垫，装复下

盖板和滤网，密封良好。

6.5.4进油口的滤网应装在挡板的外侧，出油口的滤网应装在挡板内侧，以防吸附剂和破损滤

网进入油箱。

6.5.5吸附剂的重量占变压器总油量的1%左右，经干燥并筛去粉末后，装至距离顶面50mm左

右，装回上盖板并加以密封。

6.5.6吸附剂更换应根据油质的酸价和pH值而定；更换的吸附剂应经干燥，填装时间不宜超

过1h。

6.5.7打开净油器下部阀门，使油徐徐进入净油器同时打开上部放气塞排气，直至冒油为止。 6.5.8必须将气体排尽，防止残余气体进入油箱。 6.5.9打开净油器上部阀门，使净油器投入运行。 6.5.10确认阀门在“开”位。 6.6吸湿器的检修

6.6.1将吸湿器从变压器上卸下，倒出内部吸附剂，检查玻璃罩应完好，并进行清扫。 6.6.2把干燥的吸附剂装入吸湿器内，为便于监视吸附剂的工作性能，一般可采用变色硅胶，

并在顶盖下面留出1/5～1/6高度的空隙。

6.6.3新装吸附剂应经干燥，颗粒不小于3mm。

6.6.4失效的吸附剂由蓝色变为粉红色，可置入烘箱干燥，干燥温度从120℃升至160℃，时

间5h；还原后再用,还原后应呈蓝色。

6.6.5更换胶垫。胶垫质量符合标准规定。下部的油封罩内注入变压器油，并将罩拧紧(新装

吸湿器，应将密封垫拆除)。

加油至正常油位线，能起到呼吸作用。为防止吸湿器摇晃，可用卡具将其固定在变压器油箱上。运行中吸湿器安装牢固，不受变压器振动影响。

6.7压力释放阀的检修

6.7.1从变压器油箱上拆下压力释放阀。拆下零件妥善保管；孔洞用盖板封好。 6.7.2清扫护罩和导流罩。清除积尘，保持洁净。 6.7.3检查各部连接螺栓及压力弹簧。

各部连接螺栓及压力弹簧应完好，无锈蚀，无松动。

6.7.4进行动作试验。开启和关闭压力应符合规定。

6.7.5检查微动开关动作是否正确。触点接触良好，信号正确。 6.7.6更换密封胶垫。密封良好不渗油。

6.7.7 升高座如无放气塞应增设。防止积聚气体因温度变化发生误动。 6.7.8检查信号电缆。应采用耐油电缆。 6.8气体继电器检修

6.8.1将气体继电器拆下，检查容器、玻璃窗、放气阀门、放油塞、接线端子盒、小套管等是

否完整，接线端子及盖板上箭头标示是否清晰，各接合处是否渗漏油。 继电器内充满变压器油，在常温下加压0.15MPa，持续30min无渗漏。

6.8.2气体继电器密封检查合格后，用合格的变压器油冲洗干净。内部清洁无杂质。 6.8.3气体继电器应由专业人员检验，动作可靠，绝缘、流速校验合格。 6.8.4气体继电器联结管径应与继电器管径相同，其弯曲部分应大于90°。

6.8.5气体继电器先装两侧联管，联管与阀门、联管与油箱顶盖间的联结螺栓暂不完全拧紧，

此时将气体继电器安装于其间，用水平尺找准位置并使入出口联管和气体继电器三者处于同一中心位置，后再将螺栓拧紧。气体继电器应保持水平位置；联管朝向储油柜方向应有1%～1.5%的升高坡度；联管法兰密封胶垫的内径应大于管道的内径；气体继电器至储油柜间的阀门应安装于靠近储油柜侧，阀的口径应与管径相同，并有明显的“开”、“闭”标志。

6.8.6复装完毕后打开联管上的阀门，使储油柜与变压器本体油路连通，打开气体继电器的放

气塞排气。气体继电器的安装，应使箭头朝向储油柜，继电器的放气塞应低于储油柜最低油面50mm，并便于气体继电器的抽芯检查。

6.8.7连接气体继电器二次引线，并做传动试验。

二次线采用耐油电缆，并防止漏水和受潮；气体继电器的轻、重瓦斯保护动作正确。

6.9测温装置检验 6.9.1总控制箱的检修

6.9.1.1清扫控制箱内部灰尘及杂物； 6.9.1.2检查电源开关和熔断器接触情况；

6.9.1.3逐个检查电磁开关和继电器的触点有无烧损，必要时进行更换并进行调试； 6.9.1.4检查切换开关接触情况及其指示位置是否符合实际情况； 6.9.1.5检查信号灯指示情况，如有损坏应补齐；

6.9.1.6用500V兆欧表测量二次回路(含电缆)的绝缘电阻≥0.5Ω；

6.9.1.7进行联动试验，检查主电源是否互为备用，在故障状态下备用冷却器能否正确启动。 6.9.1.8检查箱柜的密封情况，必要时更换密封衬垫； 6.9.1.9箱柜除锈后进行油漆。 6.10变压器的油漆 6.10.1油箱外部的油漆

6.10.1.1变压器油箱、冷却器及其附件的裸露表面均应涂本色漆，涂漆的工艺应适用于产品

的使用条件。

6.10.1.2大修时应重新喷漆。

6.10.1.3喷漆前应先用金属洗净剂清除外部油垢及污秽。 6.10.1.4对裸露的金属部分必须除锈后补涂底漆。

6.10.1.5对于铸件的凸凹不平处，可先用腻子填齐整平，然后再涂底漆。 6.10.1.6为使漆膜均匀，宜采用喷漆方法，喷涂时，气压可保持在0.2～0.5MPa。 6.10.1.7第一道底漆漆膜厚为0.05mm左右，要求光滑无流痕、垂珠现象，待底漆干透后(约

24h)，再喷涂第二道面漆，如浅色醇酸漆；喷涂后若发现有斑痕、垂珠，可用竹片或小刀轻轻刮除并用砂纸磨光，再补喷一次。

6.10.1.8如油箱和附件的原有漆膜较好，仅有个别部分不完整，可进行局部处理，然后再普

遍喷涂一次。

6.10.2对油箱外部漆膜的质量要求

6.10.2.1粘着力检查：用刀在漆膜表面划十字形裂口，顺裂口用刀剥，若很容易剥开，则认

为粘着力不佳；

6.10.2.2弹性检查：用刀刮下一块漆膜，若刮下的漆屑不碎裂不粘在一起而有弹性的卷曲，

则认为弹性良好；

6.10.2.3坚固性检查：用指甲在漆膜上划一下，若不留痕迹，即认为漆膜坚硬；

6.10.2.4干燥性检查：用手指按在涂漆表面片刻，若不粘手也不留痕迹，则认为漆膜干燥良

好。

6.10.3变压器内部涂漆

6.10.3.1变压器油箱内壁(包括金属附件)均应涂绝缘漆，漆膜厚度一般在0.02～0.05mm为宜，

涂刷一遍即可。

6.10.3.2涂漆前应打磨、剔除焊渣，擦拭干净，涂漆后要求漆膜光滑。 6.10.4对涂刷内壁绝缘漆的要求

6.10.4.1耐高温、耐变压器油，即漆膜长期浸泡在105℃的变压器油中不脱落，不熔化。 6.10.4.2固化后的漆膜，不影响变压器油的绝缘和物理、化学性能； 6.10.4.3对金属件有良好的附着力；

6.10.4.4对金属件有良好的防锈、防腐蚀作用； 6.10.4.5有良好的工艺性和较低的成本。 6.11引线及绝缘支架检修

6.11.1检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接

头处焊接情况是否良好，有无过热现象。

6.11.2引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况；

6.11.3对穿缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生分流烧伤，应将引线用白布带半迭

包绕一层；

6.11.4早期采用锡焊的引线接头应尽可能改为磷铜或银焊接； 6.11.5接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺，并不得有其它杂质； 6.11.6引线长短适宜，不应有扭曲现象；

6.11.7检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况。 6.11.8绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象；

6.11.9绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种

固定螺栓均需有防松措施；

6.11.10绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘；

6.11.11引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路。 6.11.12检查引线与各部位之间的绝缘距离。

6.11.13对大电流引线(铜排或铝排)与箱壁间距，一般应大于100mm，以防漏磁发热，铜(铝)

排表面应包扎一层绝缘，以防异物形成短路或接地。

6.12油箱检修

6.12.1对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。 6.12.2清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质。

6.12.3清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管，连接是否牢固，表面有无放

电痕迹，打开检查孔，清扫联箱和集油盒内杂质。

6.12.4检查器身定位钉。

6.12.5检查磁(电)屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固。

6.12.6检查内部油漆情况，对局部脱漆和锈蚀部位应处理，重新补漆。消除渗漏点。 6.12.7油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整。 6.12.8法兰结合面清洁平整。

6.12.9防止定位钉造成铁芯多点接地；定位钉无影响可不退出。 6.12.10磁(电)屏蔽装置固定牢固无放电痕迹，可靠接地。 6.12.11内部漆膜完整，附着牢固。 6.13整体组装

6.13.1整体组装前的准备工作和要求

6.13.1.1组装前应彻底清理散热片，储油柜，压力释放阀(安全气道)，，升高座，套管

及所有组、部件。用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。

6.13.1.2所附属的油、水管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记

录。

6.13.1.3路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。 6.13.1.4安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。 6.13.1.5有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、低压套管升高座及压力

释放阀(或安全气道)升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。

6.13.1.6准备好全套密封胶垫和密封胶。 6.13.1.7准备好合格的变压器油。

6.13.1.8将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的亦应先冲洗干净，以去除

内的脱模剂。

6.13.2组装 6.13.2.1装回器身；

6.13.2.2安装组件时，应按制造厂的“安装使用说明书”规定进行；

6.13.2.3油箱顶部若有定位件，应按外形尺寸图及技术要求进行定位和密封；

6.13.2.4制造时无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高

坡度。

6.13.2.5变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲；

6.13.2.6对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲。 6.13.2.7在装套管前必须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所

需的分接位置上。

6.13.2.8各温度计座内应注以变压器油；

6.13.2.9按照变压器外形尺寸图(装配图)组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和

压力释放阀(安全气道)可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。

6.14排油和注油

6.14.1排油和注油的一般规定

6.14.1.1检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水

分。

6.14.1.2排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮

气侵入。

6.14.1.3储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱内的变压器油全部放

出。

6.14.1.4有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出。

6.14.1.5强油水冷变压器，在注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的塞子关

闭。

6.14.1.6可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀门安装抽空管，有载分接开关与本体应

安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。

6.14.2油位计带有小胶囊时储油柜的注油

6.14.2.1变压器大修后储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室

的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶囊，以便将囊中空气全部排出；

6.14.2.2打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量(看到油表内油位即可)，然后关上小胶囊

室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。

6.15组件检修 6.15.1散热片的检修

6.15.1.1采用气焊或电焊，对渗漏点进行补焊处理。焊点准确，焊接牢固，严禁将焊渣掉入

散热片内。

6.15.1.2对带法兰盖板的上、下油室应打开法兰盖板，清除油室内的焊渣、油垢，然后更换

胶垫。

6.15.1.3上、下油室内部洁净，法兰盖板密封良好。

6.15.1.4清扫散热片表面，油垢严重时可用金属洗净剂(去污剂)清洗，然后用清水冲净晾干，

清洗时管接头应可靠密封，防止进水,表面保持洁净。

6.15.1.5用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏。片状散热器0.05～0.1MPa、10h。用合

格的变压器油对内部进行循环冲洗。

6.15.1.6注意阀门的开闭位置，阀门的安装方向应统一；指示开闭的标志应明显、清晰。 6.15.1.7安装好散热器的拉紧钢带 6.15.2套管检修 6.15.2.1更换套管油

放出套管中的油；用热油(温度60～70℃)循环冲洗后放出；注入合格的变压器油。

6.15.2.2套管解体

放尽残油；至少循环三次，将残油及其它杂质冲出；放出内部的油；拆卸上部接线端子；拆卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计；拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套；取出内部绝缘筒；拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电杆和下瓷套。

6.15.2.3检修与清扫

所有卸下的零部件应妥善保管，组装前应擦拭干净，防止受潮。绝缘筒应擦拭干净，如绝缘不良，可在70～80℃的温度下干燥24～48h,绝缘筒应洁净无起层、漆膜脱落和放电痕迹，绝缘良好。检查瓷套内、外表面并清扫干净，检查铁瓷结合处水泥填料有无脱落,瓷套内外表面应清洁、无油垢、杂质、瓷质无裂纹，水泥填料无脱落。为防止油劣化，在玻璃油位计外表涂刷银粉,银粉涂刷应均匀，并沿纵向留一条30mm宽的透明带，以监视油位；

6.15.2.4更换各部法兰胶垫

放尽残油；妥善保管，防止丢失,胶垫压缩均匀，各部密封良好；拆卸时，防止玻璃油位计破损；注意不要碰坏瓷套；垂直放置，不得压坏或变形；分解导电杆底部法兰螺栓时，防止导电杆晃动，损坏瓷套,导电杆应处于瓷套中心位置，瓷套缝隙均匀，防止局部受力瓷套裂纹。

6.16整体密封试验

变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下：

6.16.1变压器油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从拱顶(或箱盖)算起。 6.16.2充油加压法：加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。 6.17变压器油处理 6.17.1一般要求

6.17.1.2根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油；6.17.1.3补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。 6.18变压器干燥

6.18.1变压器是否需要干燥的判断

运行中的变压器大修时一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，或检修中超过允许暴露时间导致器身绝缘下降时，才考虑进行干燥，其判断标准如下：

6.18.1.1tgδ在同一温度下比上次测得数值增高30%以上，且超过部颁预防性试验规程规定时； 6.18.1.2绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30%以上，10～30℃的温度范围内吸收

比低于1.3和极化指数低于1.5；

6.18.1.3油中含有水分或油箱中及器身上出现明显受潮迹象时。 6.18.2干燥的一般规定

6.18.2.1干燥方法的选择：根据变压器绝缘的受潮情况和现场条件，可采用热油循环、涡流

真空热油喷雾、零序、短路、热风等方法进行干燥并抽真空。当在检修间烘房中干燥时，也可采用红外线和蒸汽加热等方法。

6.18.2.2干燥中的温度控制：当利用油箱加热不带油干燥时，箱壁温度不宜超过110℃，箱底温度不宜超过100℃，绕组温度不得超过95℃；带油干燥时，上层油温不得超过85℃；热风干燥时，进风温度不得超过100℃，进风口应设有空气过滤预热器，并注意防止火星进入变压器内。干燥过程中尚应注意加温均匀，升温速度以10～15℃/h为宜，防止产生局部过热，特别是绕组部分，不应超过其绝缘等级的最高允许温度。 7、主变参数

制造厂 型号 容量 额定电压 额定电流 频率 相数 调压方式 接线组别 冷却方式 噪音水平 短路阻抗 负载损耗 空载电流 空载损耗 总损耗 8、站用变参数 高压侧 低压侧 保定天威集团特变电气有限公司 SFZ10-100000/220/35KV 100000kVA 230±8x1.25kV 35kV 251A/1650A 50Hz 3 有载调压 Ynd11 ONAN/ONAF（70%/100%） <75dB 14% <328kW <0.5% <65kW <393kW 设 备名称 型 号 额 定 容 量 联 结 组 标 号 短 路 阻抗 绝缘等级 高压极 侧绝缘水平 限 额KV 温 定升 电流 低 压 侧 额 定 电 流 1#场用变 SC10-/315/10/0.4 315KVA Dyn11 4% 冲击电压170 F 工频电压70 60 18 455 名称 类别 型号 额定电压（kV） 额定频率(Hz) 额定容量(kVA) 调压范围 阻抗电压或电抗率 三相联接组别 空载损耗W 负载损耗W （145℃） 声级LPA(dB) 雷电冲击耐受 （峰值，kV） #2站用变压器 SCB11-315/35 35/0.4 50 315 2×2.5% 6% D,yn11 ≤1310 ≤5080 50 170 名称 类别 外壳防护等级 绝缘水平 绝缘耐热等级 中性点接地方式 高压 低压 中性点CT #2站用变压器 IP20 LI170 AC70/LI0 AC3 H级 不接地 直接接地 200/1A5P20 空气自冷 10 下进电缆上出母线排 1 70 冷却方式 局放水平(PC) 出线方式 台数 短时工频耐受电压 （有效值，kV） 第二章变压器有载分接开关检修规程

1目的：

为了保证有载分接开关的检修质量，确保有载分接开关的安全运行制定本规程。 2范围：

本规程适用于额定电压为35—220KV电压等级的电力变压器用的国产电阻式油浸分接开关。 3概述及术语 3．1概述

分接开关大修的项目有分接开关的芯体、油室、驱动机构、储油柜及其附件、油路控制继电器、自动控制装置、电动机构及附件电气控制回路等的检查、维修与调试。 3．2术语

无

4人员资质和职责 4．1人员资质

参加工作人员必须是从事变电检修人员，且具备上岗资格。 4．2职责

4．2．1工作负责人

4．2．1．1负责本班开工前的安全措施，技术措施的检查与落实。

4．2．1．2负责组织，指挥本班作业人员按照分工在检修工作中安全作业，保证质量。 4．2．1．3负责检查现场情况，及时纠正违章行为。 4．2．2．工作人员

4．2．2．1认真执行《电业安全工作规程》和《有载分接开关运行维修导则》的要求。 4．2．2．2严肃工艺纪律，完成检修负责人分配的任务，并对自己的检修质量负责。 5有载分接开关大修项目

5.1分接开关芯体吊芯检查、维修、调试；? 5.2分接开关油室的清洗、检漏与维修；?? 5.3驱动机构检查、清扫、加油与维修；?? 5.4储油柜及其附件的检查与维修；??

5.5油流控制继电器(或气体继电器)、过压力继电器、压力释放装置的检查、维修与校验；?? 5.6自动控制装置的检查；??

5.7储油柜及油室中绝缘油的处理；?? 5.8及其它器件的检查、维修与调试；?? 5.9各部位密封检查，渗漏油处理；? 5.10电气控制回路的检查、维修与调试；?? 5.11分接开关与电动机构的联接校验与调试。 6有载分接开关小修项目

6.1机诫传动部位与传动齿轮盒的检查与加油； 6.2.电动机构箱的检查与清扫； 6.3各部位的密封检查；

6.4.瓦斯继电器、压力释放装置的检查； 6.5.电气控制回路的检查。 7工艺和作业程序及标准

7．1本规程执行《有载分接开关运行维修导则》的要求。 7．2作业程序

7．2．1根据运行情况确定检修重点项目； 7．2．2制定组织，技术，安全“三大措施”； 7．2．3备齐工具，材料备品备件及测试仪器； 7．2．4准备大修工序卡，说明书及有关材料； 7．2．5负责人办理工作票开工手续； 7．2．6检修人员按下列程序进行作业： 7．2．6．1检修前的检查、测试及其他事项： 1)根据检修目的，检查有关部位，查看有关缺陷

情况，测量必要的数据并进行分析；

2)检查各部分密封及渗、漏油情况，并做好记录；

3)进行手动和电动分接变换操作，检查各部分动作的正确性； 4)记录分接位置，建议调整至工作位置； 7．2．6．2分接开关电动机构的维护： 1）检查机构箱密封与防尘情况；

2）检查电气控制回路各接点接触是否良好；

3）检查机械传动部位连接是否良好，是否有适量的润滑油； 4）使用500—1000V兆欧表测量电气回路绝缘电阻值； 5）刹车电磁铁的刹车皮应保持干燥，不可涂油； 6）检查加热器是否良好； 7．2．6．3吊芯维修切换开关：

1）放尽分接开关油室及其储油柜内的绝缘油，关闭分接开关头部所有油阀门，抽去油室内绝缘油，打开顶盖，按说明书的视图要求，拧出螺钉；

2）小心吊出切换开关本体（建议在整定工作位置进行）并逐项进行如下检查与维修； 3）清洗切换开关油室与芯体：排尽污油，用合格绝缘油冲洗，清除内壁与芯体上的游离碳，再次用合格绝缘油进行冲洗；

4）切换开关的检查与维修：

a． b． c．

检查各紧固件是否松动；

检查快速机构的主弹簧、复位弹簧、爪卡是否变形或断裂； 检查各触头编织软连接线有无断股；

d． e．

检查切换开关动、静触头的烧损程度；

检查过渡电阻是否有断列，同时测量直流电阻，其阻值与产品出厂铭牌数据

相比，其偏差值不大于正负1%；

f．

测量每相单、双数与中性引出点间的回路电阻，其

阻值应符合要求；

g.测量切换动、静触头的动作顺序应符合产品技术要求；

5）切换开关解体检查、清洗、维修与更换零部件，然后测试动作顺序与测量接触电阻，合格后置于起始工作位置。

6）将切换开关吊回油室，复装注油。

7）打开分接开关部所有油阀门，从储油柜补充绝缘油至规定的油。

8）选择开关的吊芯检查：检查动、静触头间的磨损情况，各部位接头及其紧固件是否松动，拨盘、拨钉、定位钉、绝缘传动轴是否弯曲，测量各分接位置触头间的接触电阻。

9）分接选择器、转换选择器的检查与维修仅在必要时进行。 7．2．7电气试验

执行《电气装置工程电气设备交接试验标准》 7．2．8清理现场

工作人员清理现场，撤离工作现场。 7．2．9验收

工作负责人确认检修设备符合检修标准，待检修人员 撤离现场后，会同值班人员进行设备验收，填写记录。 7．2．10办理工作终结手续

工作负责人办理工作终结手续； 7.3高压侧分接开关电压：230±8x1.25kV。

第三章高压开关柜检修规程

1目的

为保证高压开关柜的试验质量，确保高压开关柜的安全运行制定本规程。 2范围

本规程适用于对高压开关柜的试验作业工作。 3概述及术语 3．1概述

高压开关柜试验作业的内容有高压开关的预防性试验试工作。

3．2术语

无

4人员资质和职责 4．1人员资质

参加工作人员必须是从事变电试验专业人员，具备上岗资格。 4．2职责

4．2．1工作负责人

4．2．1．1负责本班开工前的安全措施，技术措施的检查与落实；

4．2．1．2负责组织，指挥本班作业人员按照分工在检修工作中安全作业，保证质量。 4．2．1．3负责检查现场情况，及时纠正违章行为。 4．2．2工作人员

4．2．2．1认真执行《电业安全工作规程》，和《电力预防性试验规程》。

4．2．2．2严肃工艺纪律，完成检修负责人分配的工作，并按对自己所检修的质量负责。 5工艺和作业程序及标准 5．1工艺和标准

本作业指导书执行《电力预防性试验规程》 5．2作业程序

5．2．1根据运行情况确定检修重点项目； 5．2．2制定组织，技术，安全“三大措施”； 5．2．3备齐工具，材料备品及测试仪器； 5．2．4准备大修工序卡，说明书及有关资料； 5．2．6负责人办理工作票开工手续； 5．2．7试验人员按下列程序进行作业；

5．2．7．1高压开关柜周围试验区设置遮栏，并在者栏上悬挂适当数量的“止步，高压危险”的标示牌。

5．2．7.2检查开关柜内的各高压设备是否有损坏，破裂的地方。 通过《电力设备预防性试验规程》中的《断路器试验》章节进行试验： 绝缘电阻试验。

5．2．7．3断路器，隔离开关及隔离插头的导电回路电阻的测量（注意试验接线的电压和电流各自分开）。

5．2．7．4断路器的合闸时间，分闸时间，和三相分，合闸的同期性

5．2．7．5交流耐压试验。 5．2．7.6断路器速度特性的试验。

5．2．7.7操作机构合闸接触器和分，合闸电磁铁的最低动作电压。合闸接触器和分合闸电磁线圈的绝缘电阻和直流电阻的测量。 5．2．7.8电流互感器的试验。

5．2．7电压互感器，电容器，避雷器试验（适应高压PT柜，电容柜等）。 5．2．8清理现场

工作人员清理好工作现场，并撤离工作现场。 5．2．9验收

工作负责人确认检修设备符合实验标准，待实验人员撤 离工作现场后，会值班人员进行设备验收，填写记录。 5．2．10办理工作终结手续

工作负责人办理工作票终结手续； 6检修流程

6.1电缆室清扫检查。

6.1.1拆开电缆室挡板用干布擦拭绝缘子、电缆及电流互感器。 6.1.2用吸尘器吸净电缆室内灰尘。

6.1.3检查绝缘子有无破损、裂纹、放电痕迹。 6.1.4检查电缆接头是否紧固，有无过热痕迹。 6.1.5检查电流互感器接头是否紧固，有无过热痕迹。 6.1.6检查电流互感器二次接线端子是否紧固。 6.1.7回装电缆室挡板。 6.2地刀及接地装置检查。 6.2.1清洗地刀及触座上的油污。

6.2.2检查地刀动作、接触情况，动作应灵活、接触可靠，位置指示器指示正

确。

6.2.3在地刀闸及触座上抹凡士林。 6.3母线室清扫检查 6.3.1拆开母线室挡板。

6.3.2用干布擦拭母线，清扫母线上的粉尘和污垢。 6.3.3用吸尘器吸净母线室内灰尘。

6.3.4检查主母线及分支母线连接处是否完整无损，紧固是否牢靠，应无过热现象。 6.3.5回装母线室挡板。

6.3.6测量母线的绝缘电阻，应不小于200MΩ。 6.3.7检查母线观察绝缘子有无损坏现象。 6.3.8检查接头接触情况是否良好。

6.3.9检查母线上的油漆有无剥落，在检修中消除的变色漆或示温蜡片，应贴补齐全。 .1三相交流电母线L1相：黄色；L2相：绿色；L3相：红色。 6.4一次触头检查。

6.4.1打开上、下挡板。注意：挡板必须锁定在打开位置,用干布擦净触头,

用吸尘器吸净开关室内灰尘。

6.4.2在一次触头上抹凡士林。 6.4.3关闭上、下挡板。

6.4.4挡板机构及闭锁装置检查。

6.4.5检查挡板机构操作应灵活、可靠,各转动部位加润滑油。 6.4.6检查各闭锁装置应可靠检查断路器室内的静触头及静触头盒。 静触头运行一段时间后，因为电流的通过及环境因素等使触头表面发生

氧化，这是正常现象。但如果由于环境恶劣、长期处在潮湿的条件下， 可能会出现铜绿现象，这时需更换静触头，并根据实际情况决定是否更 换相应的绝缘件。对触头的清洁可以用无棉纸，必要时可以用少量的无 水酒精，擦拭后应在表面刷涂少量的润滑脂。静触头盒为环氧树脂材料制成，所以在检查的时候重点查看是否出现烧灼等异常情况。

6.5继电器室清扫检查。

6.5.1用毛刷清扫端子排上灰尘。 6.5.2用吸尘器吸净二次接线室内灰尘。 6.5.3检查各接线端应紧固，接触良好。 6.6真空接触器检修。

6.6.1清洗检查真空接触器一次插头。 6.6.2检查真空接触器电气连接螺栓紧固程度。 6.6.3真空接触器时间特性试验。 6.6.4真空接触器操作特性试验。 6.6.5测量真空接触器回路电阻。

6.7检查主回路电气联接处是否有过热现象。 6.7.1绝缘罩有无变形变色。 6.7.2母线热缩套是否有开裂现象。

6.7.3主母线接触电阻检查可以作为检验电气联接处的一个辅助方法。具体是：打开开关柜母线室上部的压力释放板，取下水平D形母线与垂直分支母线联接处的绝缘罩（根据不同结构排列的开关柜可以选取不同的测量位置，也可以选取上触头等位置），用100A降压法分段测量三相母线的接触电阻。合格判据采用相对比较法，即各段三相的压降误差不大于20%。 6.8检查活门操作机构。

手车摇进时，通过左右导轨传动杆带动活门与导轨的连接杆，使活门开启，同时手车左右导轨的弹簧被拉伸；手车摇出时，手车左右导轨的弹簧使活门关闭。

6.9联锁功能检查注意事项

6.9.1本开关柜的联锁功能是以机械联锁为主，辅之以电气联锁实现其功能的，功能上能实现

开关柜“五防”闭锁的要求。但是操作人员不应因此而忽视操作规程的要求，只有将规程制度与技术手段相结合，才能有效发挥联锁装置的保障作用，防止误操作事故的发生。

6.9.2本开关柜的联锁功能的投入与退出，大部分是在正常操作过程中同时实现的，不需要增

加额外的操作步骤。若发现操作受阻（如操作阻力增大），应首先检查是否有误操作的可能，而不应强行操作以至损坏设备，甚至导致事故的发生。

6.10检查带电状态

6.10.1有明显断开点的开关，可从分闸或合闸状态清楚地区分是否断电。 6.10.2从信号灯显示来判断电气设备是否带电。

6.10.3用验电器或试电笔直接测试，但验电器或试电笔的电压等级必须与所测电气设备或线

路的电压等级相符。

6.11特别注意事项

6.11.1定期按断路器的安装使用说明书的要求，检查断路器的情况，并进行必要的调整。 6.11.2检查主回路触头的情况，擦除动、静触头上陈旧油脂，察看触头有无损伤；弹簧力应

无明显变化；无因温度故高引起镀层异常氧化现象，如有以上情况，应及时处理。

6.11.3检查辅助回路触头应无异常情况，并进行必要的修整。

检查接地回路各部分的情况，如接地触头、主接地线及过门接地线等，保证其电连续性。

6.11.4检查各部分紧固件，如有松动，应及时紧固。

6.11.5检修完工后应及时清理现场，归还专用工具，完成设备检修后的试运移交工作。 7断路器大修项目 7.1本体分解。

7.2灭弧、导电、绝缘部分解体检修。 7.3控制传动部分解体检修。 7.4操动机构解体检修。 7.5其他附件解体检修。 7.6组装、调试。 7.7绝缘油处理。

7.8电气试验及机构特性试验。 7.9整体清扫、除锈涂漆。 7.10现场清理。 8断路器的小修项目

8.1引线导电板、软连接、帽盖、并联电容器的固定螺栓检查。 8.2清扫检查瓷套、油位指示器、各部放油阀及处理渗、漏油。 8.3检查水平拉杆、拐臂、合闸保持弹簧、各轴销，并涂润滑油。 8.4SF6断路器进行微水含量检测和捡漏。

9、35KV断路器参数

电压等级 开关型号 35kV KYN72-40.5 机构型号 开关编号 弹簧储能 式 40.5 1250、2000 25、31.5 4 63、80 LI185、AC95防护等级：IP4X 分-0.3S-合分-180S-合分 ≤60 ≤60 制造厂家 福州天宇电器股份有限公司 额定电压kV 额定电流A 额定短时耐受电流kA 额定短时耐受电流时间s 额定峰值耐受电流kA 额定绝缘水平 额定操作顺序 分闸时间ms 合闸时间ms 机械操作次数 额定电流开断次数 满容量短路开断次数 断路器免检修年限 10000 10000 20 20 第四章全封闭式组合电器（GIS）检修规程

1目的：

为了保证220KVGIS的检修质量，确保其安全运行制定本规程。 2范围：

本规程适应国电夏甸风电场220KVGIS的检修工作。 3概述及术语 3．1概述

220KVGIS的检修工作内容有断路器，隔离开关，接地隔离开关、互感器、避雷器、操动机构部分的检修，调整，测试于试验工作。 3．2术语 无

4人员资质和职责 4．1人员资质

参加工作人员必须是从事变电检修人员，且具备上岗资格。 4．2职责

4．2．1工作负责人

4．2．1．1负责本班开工前的安全措施，技术措施的检查与落实。

4．2．1．2负责组织，指挥本班作业人员按照分工在检修工作中安全作业，保证质量。 4．2．1．3负责检查现场情况，及时纠正违章行为。 4．2．2．工作人员

4．2．2．1认真执行《电业安全工作规程》和，《SF6断路器检修工艺导则》的要求。 4．2．2．2严肃工艺纪律，完成负责人分配的任务，并对自己的检修质量负责。 4.3GIS参数

A1总体参数

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 项目 额定电压 额定电流 额定频率 额定短路开断电流 局部放电（80%耐受电整间隔 压） 绝缘件 额定短路电关合次数（故障关合接地开关） 额定短路持续时间 额定短时耐受电流 额定峰值耐受电流 对地 1min工频耐压 断口 相对地 雷电冲击耐压 断口间、相间 机械寿命 断路器 隔离接地开关/故障关合开关 SF6气体额定压力断路器 额定 （表压20℃） 报警 闭锁 其他 额定 报警 闭锁 SF6年漏气率 单位 kV A Hz kA Pc Pc 次 s kA kA kV kV kV kV 次 次 MPa MPa MPa MPa MPa MPa 数值 252 2000 50 50 ≦5 ≦3 2 3 50 125 460 460+125 1050 1050+206 10000 5000 0.62 0.58 0.53 0.58 0.53 0.50 ≦0.5% ≦150 ≦250 ≦300 ≦500 13 14 15 气室内的SF6气体水断路器 交接验收分含量 值 其他气室 运行中 A2断路器参数 uL/L uL/L （1）型式：户内，SF6气体绝缘，金属封闭断路器。 （2）技术参数 1)额定电压：252kV 2)额定电流：2000A 3)额定频率：50Hz 4)断口数：1 5)额定绝缘水平

雷电冲击耐受电压（峰值） 相对地：1050kV

断口间：1050+206kV 相间：1050kV

一分钟工频耐受电压（有效值） 相对地：460kV 断口间：460+145kV

相间：460kV 6)额定短路开断电流 交流分量有效值：50kA 7)额定短路关合电流：125kA 8)短时耐受电流及时间：50kA,3s 9)峰值耐受电流（峰值）：125kA 10)首相开断系数：1.3

11)额定操作顺序：分-0.3s-合分-180s-合分 自动重合闸无电流间隙时间0.3s以上可调。 12)分闸不同期性 相间：≤3ms 合闸不同期性 相间：≤5ms

13)机械稳定性操作：≥5000次 14)额定短路开断电流次数：16 15)额定线路充电开断电流125A A3隔离开关参数

（1）型式：户内型、SF6气体绝缘、金属封闭隔离开关 （2）技术参数 1)额定电压：252kV 2)额定电流：2000A 3)额定频率：50Hz 4)额定绝缘水平

雷电冲击耐受电压（峰值） 相对地：1050kV 断口间：1050+206kV

一分钟工频耐受电压（有效值） 相对地：460kV 断口间：460+145kV

5)短时耐受电流及时间：50kA,3s

A4快速接地开关参数

（1）型式：户内型、SF6气体绝缘、金属封闭快速接地开关 （2）技术参数 1)额定电压：252kV 2)额定频率：50Hz 3)额定绝缘水平

雷电冲击耐受电压（峰值） 相对地：1050kV

一分钟工频耐受电压（有效值） 相对地：460kV

4)额定短路关合电流：125kA 5)短时耐受电流及时间：50kA，3s 6)合闸时间：0.1s 7)分闸时间：1.1s A5检修接地开关参数

（1）型式：户内型、SF6气体绝缘、金属封闭接地开关 （2）技术参数 1)额定电压：252kV 2)额定频率：50Hz 3)额定绝缘水平

雷电冲击耐受电压（峰值） 相对地：1050kV

一分钟工频耐受电压（有效值） 相对地：460kV

4)短时耐受电流及时间：50kA，3s A6氧化锌避雷器参数 (1)标称系统电压：220kV (2)系统最高电压：252kV

(3)绝缘介质：SF6

(4)避雷器额定电压：200kV (5)避雷器持续运行电压：156kV (6)标称放电电流：10kA

(7)8/20s最大冲击电流残压：520kV (8)直流1mA参考电压：290kV

(9)避雷器应设泄漏电流数值和次数计录器。 A7电流互感器参数 (1)额定一次电压：220kV (2)额定频率：50Hz

(3)额定一、二次电流、准确级、容量及电流互感器配置。 (4)额定电压时局部放电量：≤3pC 220kVGISCT技术参数表 位置代号 L01+CT01 L01+CT02 L01+CT03 L01+CT04 L01+CT05 L01+CT06 L01+CT07 L01+CT08 T01+CT01 T01+CT02 T01+CT03 T01+CT04 T01+CT05 T01+CT06 T01+CT07 T01+CT08 A8电压互感器参数 （1） 型式：单相 （2） 额定频率：50Hz

（3） 额定一、二次电压、准确级、容量及电压互感器配置。 （4） 额定绝缘水平

a) 相对地雷电冲击耐受电压（峰值）：1050kV b) 相对地一分钟工频耐受电压（有效值）：460kV

变比(A) 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 500/1 500/1 500/1 500/1 500/1 500/1 500/1 500/1 准确级 0.2S 0.5 5P30 5P30 5P30 5P30 5P30 5P30 5P30 5P30 5P30 0.2S 0.5 5P30 5P30 5P30 容量(VA) 40 40 40 40 30 30 30 30 30 30 30 40 40 30 30 30 备注 关口计量 测量 220kV母线保护1 220kV母线保护2 故障录波、失灵 备用 220kV线路保护2 220kV线路保护1 主变保护1 主变保护1 故障录波 计量 测量 备用 220kV母线保护2 220kV母线保护1 （5） 额定电压时局部放电量：≤3pC （6） 过电压倍数：

各绕组在额定负荷下，能在1.5倍额定相电压下允许运行30s，在1.2倍额定相电压下允许长期运行。

表3.220kVGISPT技术参数表 位置代号 PT01 变比(kV) 准确级 0.5/3P 0.2/0.5/3P/3P/6P 容量(VA) 50/100 50/50/50/50/100 备注 测量、保护 计量、测量、保护 PT02 （7） 短路承受能力：当互感器在额定电压励磁时，应承受1s外部短路的机械效应和热效

应而无损伤。 A9空气/SF6套管参数 (1)型式：户外直立式 (2)额定电压：252kV (3)额定电流：2000A (4)额定频率：50Hz

(5)额定绝缘水平（根据海拔高度进行修正）： 相对地雷电冲击耐受电压（峰值）：1050kV 相对地一分钟工频耐受电压（有效值）：460kV (6)短时耐受电流及时间：50kA，3s (7)峰值耐受电流（峰值）：125kA (8)泄漏距离：≥7812mm

(9)出线套管接线端子水平负荷拉力：≥2000N A10SF6绝缘母线及连接件参数 (1)型式：户内、单相SF6绝缘 (2)额定电压：252kV (3)额定频率：50Hz (4)额定电流：2000A

(5)短时耐受电流及时间：50kA，3s (6)外壳型式：主母线三相共箱，其它分箱

(7)外壳材料：铝 (8)导体材料：铝 4.4检修周期及检修项目 4.4.1检修周期 4.4.2大修周期:

大于25年，25年后视情况决定是否大修

4.4.3小修周期：一般为3~5年，小修时不要随便解体设备。 4.4.断路器的检修项目见下表

检修类别 项目 检查内容 巡回检查 设备清扫 分合指示器的显示状态 外观 有无异常声音和异常味道等 支架，外壳等是否生锈或受损，污损 螺栓，螺母的松紧状态 接地端子部位的紧固状态 有无计数器的操作次数 分合指示器的表示 液压表的指示 确认泵的运行次数 确认压力开关的操作 压力表的校正 机构部位 确认气体密度开关的操作 润滑脂的状态 油泵单元的油面位置 确认液压部分是否漏油 操作油的更换 确认浮动开关的操作状态 确认储油装置的气压 更换夹件 漏气及漏油 有无气体系统的漏气 有无液压操作机构的漏油 开合显示器的状态，计数器的状态 开合操作 辅助开关的状态 确认低压操作 开合特性试验 螺栓螺母连接状态 外壳内的湿气和生锈与否 共同项目 污损状态 配线 配管检查 触头的损坏与否 √ √ √ √ √ 小修 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 大修 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 喷嘴的损坏与否 检查内容 巡回检查 检修类别 √ 项目 小修 大修 √ 共同项目 润滑脂的状态 绝缘电阻测量 加热器断开与否 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 测量试验 电阻器的断开与否 液压泵的操作 确认储压器的气压 断路器的触头 开断部位及外壳内侧的清理 更换吸附剂 4.4.5隔离开关的检修项目见下表

检修类别 项目 检查内容 巡回检查 气体系统的配管连接部位 螺栓和螺母 控制配线的端子松紧状态 的松紧状态 气体阀门用螺栓及操作机构内部的螺栓 确认设备操作次数 开合显示器的显示是否与操作一致 是否生锈及外部喷涂是否脱落 机构部位 开断部位的电缆是否损坏 辅助开关的触头操作是否正确 进行润滑脂的喷补 更换吸附剂 绝缘电阻测量 测量试验 测量气体内水分含量 最小控制及操作电压下进行操作试验并测量操作特性 小修 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 大修 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 4.4.6接地开关的检修项目见下表

检修类别 项目 检查内容 巡回检查 气体系统的配管连接部位 螺栓和螺母 控制配线的端子松紧状态 的松紧状态 气体阀门用螺栓及操作机构内部的螺栓 小修 √ √ √ 大修 √ √ √ 确认设备操作次数 开合显示器的显示是否与操作一致 是否生锈及外部喷涂是否脱落 机构部位 开断部位的电缆是否损坏 辅助开关的触头操作是否正确 进行润滑脂的喷补 更换吸附剂 绝缘电阻测量 测量试验 测量气体内水分含量 最小控制及操作电压下进行操作试验并测量操作特性 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 4.4．7检修工艺步骤及质量标准见下表。

检修项目及工艺步骤 1 准备工作： 质量标准 设备运行过程中发现的缺陷应作详细统计说明，以便统计出所必须的备品备件。 质检点 检修前应检查GIS设备运行是否正常可靠，确定具体检修时间及详细内容；统计设备的缺陷数量及内容；准备好备品备件数量及型号，各种专业工器具是否齐全；申请调度同意中断GIS设备的检修时间和范围；做好检修前各项必要数据的记录。 2 外观检查 螺栓无松弛，不允许生锈，喷涂脱落 确认螺栓的松紧状态，接地端子部位的紧固状态，生锈，喷涂脱落 3 a) b) c) 断路器的检修： 开断断路器，分离主回路后接地，断开控制电源，检查配线并测量绝缘电阻。 抽出泵单元的操作油，检查油的清净度，确认浮动开关的操作，确认压力开关是否正常动作。 回收气体，确认密度开关是否正常动作，外壳内部充入空气，确保断路器内部不残留SF6气体，确认氧气浓度在18%以上。 d) 从GIS中拆分断路器，检查连接部位，配管，操作机构，辅助开关，开合显示器，更换吸附剂，涂抹润滑脂，更换夹件，回装。 e) 抽真空，充入SF6气体，做气体漏气试验，测量水分，对泵单元充入新油，确认储油装置的气体压力，做漏油试验，做开合动作试验。 4 a) b) 隔离开关的检修： 开断隔离开关，断开主回路并接地两侧的主回路端子，断开控制电源，配线检查和绝缘电阻的测量。 从GIS中拆分隔离开关，检查操作机构，辅助开关，开在2MΩ以上 确认各部位都无异物、灰尘和损坏等。 W 在2MΩ以上 操作油每12年更换一次，更换操作油时应同时更换过滤器 确认各部位都无异物、灰尘和损坏等。 W 合显示器，更换吸附剂，涂抹润滑脂，回装。 c) 做SF6气体的漏气试验，测量气体中的水分含量，做机械开合动作试验。 检修项目及工艺步骤 5 a) b) c) 接地开关的检修： 合闸接地开关，确认接地端子是否完全接地，断开控制电源，配线检查和绝缘电阻测量。 从GIS中拆分接地开关，检查操作机构，辅助开关，开合显示器，更换吸附剂，涂抹润滑脂，回装。 做SF6气体的漏气试验，测量气体中的水分含量，做机械开合动作试验。 在2MΩ以上 确认各部位都无异物、灰尘和损坏等。 质量标准 质检点 W H 4.4.8电气试验

执行《断路器试验作业指导书》 4.4.9清理现场

工作人员清理现场，撤离工作现场 验收

工作负责人确认检修设备符合检修标准，待检修人员撤离现场后，回同值班人员进行设备验收，填写记录。 办理工作终结手续

工作负责人办理工作终结手续；

第五章继电保护装置检修规程 1继电保护与自动装置配置表

单序号 名称 型号及规格 位 一 升压站220kV母线、主变压器保护及故障录波部分 220kV母线保护屏（含1 柜） 数量 备注 800×600×2260mm 面 2 含RCS-915AB母差保护装置一套，连接单元按_10_个考虑 LQ-300K+打印机_1__台 含RCS-915AB母差保护装置一套（内含断路器失灵保护功能），连接单元按_10_个考虑 LQ-300K+打印机_1__台 母线保护I屏 面 1 母线保护II屏 面 1 单序号 名称 型号及规格 位 2套数字式主变保护装置，1套非电量保护装置、主变高压侧断路器保护装置及高低压侧操作箱 数量 备注 2 主变压器保护屏（含柜） 800×600×2260mm 面 3 变压器保护I屏 面 1 RCS-978E第一套高低压侧主后备一体保护 RCS-9784A_1_台 LQ-300K打印机_1_台 变压器保护II屏 面 1 RCS-978E第二套高低压侧主后备一体保护 RCS-9784A_1_台 LQ-300K打印机_1_台 RCS-974A非电量保护一台 CZX-12R2高压侧分相/三相操作箱_1台、 CJX-11低压侧操作箱_1_台 LQ-300K+打印机_1__台 变压器保护III屏 面 1 3 4 安全自动装置（含柜） 800×600×2260mm 220kVPT转接屏（含柜） 800×600×2260mm 保护及故障录波信息管套 面 2 1 满足山东电网接入要求 5 理子站（含柜） 800×600×2260mm 面 1 满足山东电网接入要求 RCS-9798A保护信息管理子站1台 继电保护信息管理子站 面 1 机1 PCS-9882C交换台 220kV故障录波屏（含6 柜） 7 继电保护试验电源柜800×600×2260mm 面 1 800×600×2260mm 面 1 96路模拟量，256路开关量，满足山东电网接入要求（山大电力WDL-VI\\X） 满足山东电网接入要求 单序号 名称 型号及规格 位 （含柜） 二 升压站监控系统部分 220kV线路测控屏（含1 柜） RCS-9705C测控装置 数量 备注 800×600×2260mm 面 1 220kV线路测控屏 面 1 模拟量： 电流3、电压5 路； 开入量： 128 路； 开出量： 16 路 软件闭锁开出量8路 2 主变测控屏（含柜） 800×600×2260mm 面 1 主变测控装置3台（分别用于高压侧、低压侧和本体）； 主变测控屏 面 1 RCS-9705C测控装置两台； RCS-9703C测控装置一台； 软件闭锁开出量8路 3 公用设备测控屏（含柜） 800×600×2260mm 面 1 公用测控装置两 公用设备测控屏 面 1 台； RCS-9702C测控单序号 名称 型号及规格 位 装置（用于测量母线电压）一台；56路开关量，16路遥控，13路模拟量； RCS-9709C测控装置（用于测量所用变电压电流）一台；8路电压，7路电流，112路开入量 4 35kV间隔层设备 35kV保护测控一体化（1） 装置 可实现网络对时功能 放于开关柜上，含35kV线路（6路）、SVG（2路）、35kV所用变/接地变测控装置 RCS-9615CS线路距离保数量 备注 10（暂套 定） 线路保护装置 套 6 护测控装置 （就地安装于开关柜内） RCS-9621CS所用变保护 所用变保护测控 套 1 测控装置 （就地安装于开关柜内） RCS-9621CS所用变保护 接地变保护测控 套 1 测控装置 （适用于接地变） RCS-9622CNSVG差动保 SVG保护测控 套 面 台 2 1 2 护测控装置 （就地安装于开关柜内） 35kV母差保护装置 800×600×2260mm RCS-915+MNP+打印机 （2） 35kV间隔层交换机 单序号 名称 型号及规格 位 PCS-9882C 24 电口， 2光口，电源： 数量 备注 交换机 台 2 交直流两用 ，使用电力行业权威机构检测合格的工业交换机，含光纤等附件 35kV间隔层串口协议（3） 转换装置 RCS-9794A规约 套 1 规约转换装置 台 1 转换装置 5 电量计费系统 220kV线路关口计量屏 含2套0.2S级关口计量表（1） （含柜） 800×600×2260mm 面 1 配失压计时器及接线盒，一套电量采集装置 含2套0.2S级ZMQ202C.4r4af6关口计量考核表，配失压计时器及 220kV线路关口计量屏 面 1 接线盒，一套电量采集装置电能量远方终端1台，型号为EDAD2001-C，网络接口不少于3个 装于开关柜上，含10台0.5s级双向计量表及接线（2） 35kV计量装置 套 10 盒及与上层监控系统连接所需接口设备（不含10kV所变计量） 35kV电度表 6 网络设备屏 套 面 台 10 1 2 湖南威盛0.5s级MB3双向计量表及接线盒 800×600×2260mm PCS-9882C 24 电口， 2光口，电源： （1） 以太网交换机 交换机 台 2 交直流两用 ，使用电力行业权威机构检测合格的工业交换机 单序号 名称 型号及规格 位 （2） GPS对时装置 双主机、双授时（GPS和北斗）、双电源 数量 备注 套 1 含天线等配套设备 RCS-9785D主时钟1台,天线1套，主备运行，同时提供12个串口、有源110V对时8路，光纤B码对时8 GPS对时装置 套 1 路，有源24V对时8路，IREG-B码对时（直流）32路。应能支持美国GPS系统和中国北斗系统。优先采用北斗系统。 （3） 全部网络接口、光缆、光缆配线架及通讯转换装置等附件 套 1 RCS-9794A规约 规约转换装置 套 1 转换装置； 光缆配线架等附件 电能质量监测屏（带主7 机） 8 9 功角测量屏 800×600×2260mm 满足山东电网接入要求，800×600×2260mm 面 1 测量电流8组，电压4组（每组含ABCN） 满足山东电网接入要求测面 1 量电流8组，电压4组（每组含ABCN） 升压站计算机监控系统 终期 主机（组屏布置）、含双显示器、配显示器键盘鼠标（1） 操作员工作站 套 2 远距离连接设备（BVM） 工程师工作站兼五防工（2） 作站 （3） 网络式微机远动装置 套 1 含主机、显示器、配显示器键盘鼠标远距离连接设备（BVM） 套 2 RCS-9698H★串口数量： 12 个；（可扩展） 远动装置 台 1 网口数量： 8 个 双机一体。 通道切换装置，含在单序号 名称 型号及规格 位 RCS-9698H中实现此功能，满足双机设计要求 安装在网络设备柜 数量 备注 2总则 2.1为保证检验质量，提高检验进度，对微机保护应使用微机保护成套校验仪。

2.2为获得比较准确的数据，对所有特性试验中的每一点，应重复试验3次，每次试验的数值

与整定值的误差应满足规定的要求。

2.3检验种类及期限

2.3.1检验分为三种，新安装装置的验收检验，运行中装置的定期检验（简称定检），运行中

装置的补充检验（简称补检）。

2.4新安装装置的验收检验，在下列情况时进行。 2.4.1当新安装的一次设备投入运行时。

2.4.2当对运行中的装置进行较大的更改或增设新的回路时。 2.4.3运行中装置的定期检验，分为三种： 12.4.4补充试验分为四种：

2.4.5定检期限应根据以下所规定的期限进行：

2.4.6检修一次设备（断路器、电流和电压互感器等）后进行的保护装置及回路的检验，根据

一次设备的检修的性质，确定其检修项目。

2.4.7装置的二次回路检修后，根据工作的性质，确定其检修项目。

2.4.8凡装置拒绝动作、误动作和动作原因不明时，根据事故情况，有目的地拟定具体检验项

目及检验顺序，尽快进行事故后处理。

2.4.9一般情况下保护的定期检验尽可能在一次设备停电期间进行。 2.5装置的检验项目 2.5.1外部及内部检查。 2.5.2绝缘及耐压试验。

2.5.3检验微机保护的模数变换系统。 2.5.4整组检验

2.6全部定期检验项目 2.6.1绝缘及耐压试验。

2.6.2检验装置的输入、输出。

2.6.3检验微机保护的模数变换系统。 2.6.4整组检验

2.7回路定检检验项目

2.7.1检验装置的输入、输出。

2.7.2检验微机保护的模数变换系统。 2.7.3整组检验

2.7.4实际带断路器作检验保护出口。 2.7.5检验各组PT、CT极性是否正确。

2.7.6投入运行前核定定值，检验保护方向。

第六章电力电缆试验规程

1目的

为保证电力电缆的试验质量，确保电力电缆的安全运行制定本规程。 2范围

本规程适用于对电力电缆的试验作业工作。 3概述及术语 3．1概述

电力电缆的试验规程的内容参照《电力设备预防性试验规程》中的章节进行工作。 3．2术语

无

4人员资质和职责 4．1人员资质

参加工作人员必须是从事变电试验专业人员，具备上岗资格。 4．2职责

4．2．1工作负责人

4．2．1．1负责本班开工前的安全措施，技术措施的检查与落 实；

4．2．1．2负责组织，指挥本班作业人员按照分工在试验工作中安全作业，保证质量。 4．2．1．3负责检查现场情况，及时纠正违章行为。 4．2．2工作人员

4．2．2．1认真执行《电业安全工作规程》，和《电力预防性试验规程》。

4．2．2．2严肃工艺纪律，完成检修负责人分配的工作，并对自己所检修的质量负责。 5工艺和作业程序及标准 5．1工艺和标准

本规程执行《电力预防性试验规程》 5．2作业程序

5．2．1根据运行情况确定检修重点项目； 5．2．2制定组织，技术，安全“三大措施”； 5．2．3备齐工具，材料备品及测试仪器； 5．2．4准备大修工序卡，说明书及有关资料； 5．2．6负责人办理工作票开工手续； 5．2．7试验人员按下列程序进行作业；

1）电力电缆周围试验区设置遮栏，并在遮栏上悬挂适当数量的“止步，高压危险”的标示牌。

2）检查电力电缆的外表有无破裂。

3）通过《电力设备预防性试验规程》中的《电力电缆试验》章节进行试验： 1、将试验用仪器摆设好，并接好电源，检查试验仪器的电源有无明显的断开点。 2、根据《电力预防性试验规程》中的电力电缆的试验的章节详细进行试验：

a. 采用兆欧表对电缆作直流耐压试验或测量绝缘电阻时，应分别在每一相上进行，进行试验时，其他两相导体，金属屏蔽或金属套和嵌装层一起接地。

b. 额定电压0.6/1KV电缆用1000V兆欧表，此额定电压以上的用2500V兆欧表（6/6KV及以上的电缆也可用5000V兆欧表）。

c. 放电。试验完后，必须通过每千伏约80千欧的限流电阻反复放电直至无火花后，才允许直接接地。

e.具体的试验的项目应按《电力预防性试验规程》中的有关章节进行。 5．2．8清理现场

工作人员清理好工作现场，并撤离工作现场。 5．2．9验收

工作负责人确认检修设备符合实验标准，待实验人员撤 离工作现场后，会值班人员进行设备验收，填写记录。 5．2．10办理工作终结手续

工作负责人办理工作票终结手续； 6工艺要求

6.1电缆敷设的基本要求

6.1.1电缆敷设前应对电缆进行结构、质量、电压等级和截面作检查，配合试验作耐压泄漏试

验.必要时测量直流电阻和电容。

6.1.2电缆敷设路径应从经济，施工和安全运行考虑。 6.1.3电缆的弯曲半径应符合下列规定：

6.1.3.1纸绝缘多芯电缆（铅包、铠装）不小于18.4倍的电缆外径。 6.1.3.2纸绝缘单芯电缆(铅包铠装或无铠装)不小于20倍的电缆外径。 6.1.4电缆在托架上的位置及排列顺序:

6.1.4.1电力电缆与控制电缆应分敷在电缆沟的两侧。 6.1.4.2若单侧敷设时,最上层托架敷设高压电缆；

中间层托架敷设低压电缆； 下面层托架敷设控制电缆； 最低层托架敷设测量电缆。

6.1.5电缆固定于建筑物上时,应按下列规定:

6.1.5.1电力电缆水平装置时,当外径大于8.40毫米时,每隔1000毫米宜加支撑；当外径大于

8.40毫米时,每隔600毫米宜加支撑，排成正三角形的单芯电缆,每隔1000毫米应用绑扎带扎牢。

6.1.5.2电力电缆垂直装置时,每隔1000毫米至18.400毫米应加固定。 6.1.6每根电缆两端应有电缆标示牌。

6.1.7直埋电缆的深度为0.7米，电缆外皮至建筑物的基础为0.6米,直埋电缆相互交叉时的

最小净距为0.84米。

6.1.8电缆与热力管道接近时的净距为2米，电缆与热力管道交叉时的净距为0.84米，电缆

与其它管道接近或交叉时的净距为0.84 米。

6.1.9电缆敷设在空旷地带应竖立位置标志。 100MM的松土或沙层并盖上保护板。 7相关试验 7.1测量绝缘电阻 7.2耐压试验

第七章隔离刀闸检修规程

1目的

为了保证隔离开关的检修质量，确保隔离开关的安全运行制定本检修规程。 2范围

本检修规程适用隔离开关的大修工作。 3概述及术语 3．1概述

隔离开关的检修工作内容有导电回路，绝缘部分，操动机构部分的检修，调整，测试于试验工作。 3．2术语

无

4人员资质和职责 4．1人员资质

参加工作人员必须是从事变电检修人员，且具备上岗资格。 4．2职责

4．2．1工作负责人

4．2．1．1负责本班开工前的安全措施，技术措施的检查与落实。

4．2．1．2负责组织，指挥本班作业人员按照分工在检修工作中安全作业，保证质量。 4．2．1．3负责检查现场情况，及时纠正违章行为。 4．2．2．工作人员

4．2．2．1认真执行《电业安全工作规程》和，《隔离开关检修工艺导则》的要求。 4．2．2．2严肃工艺纪律，完成负责人分配的任务，并对自己的检修质量负责。 5工艺和作业程序及标准

5．1本作业指导书执行《隔离开关检修工艺导则》要求。 5．2作业程序

5．2．1根据运行情况确定检修重点项目； 5．2．2制定组织，技术，安全“三大措施”； 5．2．3备齐工具，材料备品备件及测试仪器； 5．2．4准备大修工序卡，说明书及有关材料； 5．2．5负责人办理工作票开工手续； 5．2．6检修人员按下列程序进行作业：

1擦去动触头油垢检查有无烧伤，变形，如有损坏应更换； 2检查各电气连接处应清洁无氧化，并涂以凡士林；

3检查各部件有无锈蚀并作防腐处理，清除各轴销污垢并注适量润滑油；

4拆下主拐臂及各部位轴承，清洗其污垢，检查磨损情况，并涂以润滑油，组装后应转动灵活； 5清扫检查瓷质部分不应有裂纹、破损，瓷瓶与法兰粘结；是否良好； 6将主连杆拆除检查机构有无磨损、卡涩现象； 7用汽油清洗齿轮、涡轮、涡杆，并涂以适良润滑脂； 8用手柄操作机构检查分合角度正确，转动部位灵活、 切换正确可靠；

9安装主拐臂及各包围轴承；

10调整动静触头必须可靠接触，动触头接触压力应符合标 准；

11调整上拐臂合闸后在过“死点”位置；

12调整主刀闸与接地刀闸应相互连锁，电气闭锁正确切换； 13整组分合试验应操作灵活、无卡涩，分合到位、闭锁正确可靠； 14检查各部件有无锈蚀，并做防腐处理。

5．2．7电气试验，执行《隔离开关试验作业指导书》 5．2．8清理现场，工作人员清理现场，撤离工作现场。

5．2．9验收，工作负责人确认检修设备符合检修标准，待检修人员撤离现场后，会同值班人员进行设备验收，填写记录。

5．2．10办理工作终结手续，工作负责人办理工作终结手续。 6隔离开关小修项目

6.1操动机构分解检修，涂润滑油。

6.2各部连杆、转动部分分解检修、调整、加油。 6.3导电回路解体检修。 6.4三相同期调整及电气检测。

6.5瓷瓶清扫、检查及引线连接螺栓检查紧固。 6.6各部铁件除锈油漆及闭锁装置检修。

第八章互感器检修规程

1目的

为保证互感器的试验质量，确保互感器的安全运行制定本规程。 2范围

本规程适用于对互感器的试验作业工作。 3概述及术语 3．1概述

互感器的试验作业的内容根据《电力预防性试验规程》进行试验。 3．2术语

无

4人员资质和职责 4．1人员资质

参加工作人员必须是从事变电试验专业人员，具备上岗资格。 4．2职责

4．2．1工作负责人

4．2．1．1负责本班开工前的安全措施，技术措施的检查与落

实；

4．2．1．2负责组织，指挥本班作业人员按照分工在检修工作中安全作业，保证质量。 4．2．1．3负责检查现场情况，及时纠正违章行为。 4．2．2工作人员

4．2．2．1认真执行《电业安全工作规程》，和《电力预防性试验规程》。

4．2．2．2严肃工艺纪律，完成试验负责人分配的工作，并对自己所试验的质量负责。 5电流互感器大修项目 5.1外部检查机修前试验。 5.2检查金属膨胀器，排放绝缘油。

5.3二次引线接线柱瓷套的分解检修，吊起瓷套或吊起器身，检查瓷套及器身； 5.4更换全部密封胶垫； 5.5油箱的清扫、除锈；

5.6压力释放器装置的检修与试验； 5.7绝缘油处理或更换； 5.8检修呼吸器，更换干燥剂； 5.9总装配、真空注油并做密封试验； 5.10绝缘油和互感器大修后的电气试验； 6电压互感器的小修项目有哪些

6.1检查呼吸器并更换硅胶，同时检查隔膜和密封防潮。 6.2补充合格绝缘油。

6.3检查清扫瓷套、油箱，并处理渗、漏油。必要时油漆。 6.4检查各部连接紧固良好。 6.5电气试验。

7工艺和作业程序及标准 7．1工艺和标准

本规程执行《电力预防性试验规程》 7．2作业程序

7．2．1根据运行情况确定试验重点项目； 7．2．2制定组织，技术，安全“三大措施”； 7．2．3备齐工具，材料备品及测试仪器； 7．2．4准备试验工序卡，说明书及有关资料；

7．2．5负责人办理工作票开工手续； 7．2．6试验人员按下列程序进行作业；

1）互感器周围试验区设置遮栏，并在遮栏上悬挂适当数量的“止步，高压危险”的标示牌。

2）检查互感器的外表有无破裂，瓷质部分有无缺损。

3）通过《电力设备预防性试验规程》中的《互感器试验》章节进行试验： 1.将试验用仪器摆设好，并接好电源，检查试验仪器的电源有无明显的断开点。 2.根据《电力预防性试验规程》中的互感器的试验的章节详细进行试验： a.采用2500V兆欧表对绕组及末屛的绝缘电阻进行测量。

b.进行交流耐压试验，应出厂值的85%进行，二次绕组之间及末屏对地为2KV。 c.进行极性变比的检查，应与铭牌标志相符（电流互感器），一次绕组直流电组的测量（电压互感器），空载电流的测量,具体的试验的项目应按《电力预防性试验规程》中的有关章节进行。 7．2．7清理现场

工作人员清理好工作现场，并撤离工作现场。 7．2．8验收

工作负责人确认检修设备符合实验标准，待实验人员撤 离工作现场后，会值班人员进行设备验收，填写记录。 7．2．9办理工作终结手续

工作负责人办理工作票终结手续；

第九章真空开关检修规程

1检修前的准备

1．1真空开关在通常情况应该安装在干燥的室内,至于矿用真空开关或防爆开关则另有规定。安装后必须保证其垂直度,特别是真空开关管应保持垂直状态。种型号的真空开关安装尺寸在各自的使用说明书上均有注明。

1.2真空开关的带电部分，包括控制电源线与地面间的最小距离应不小于１００毫米。 1.3真空开关检修前，应仔细阅读产品说明书，按照说明规定进行检修试验，检修完毕后，即可进行试验。试验用专用扳手搬动主轴拐臂，使作顺时针合闸。要特别注意，手动合闸移动要取下专用扳手，否则分闸时会击伤人。手动合闸３－５次若未发现异常现象，便可以进一步进行电动分闸操作。

1.4试验过程中若异常，则应该进一步地仔细观察，认真检查真空开关各部位的工作情况有无锈蚀卡死，侧向力的作用或者动作不灵活的地方，分析故障原因，采取相应办法给予排除。 2大修项目 2.1本体分解。

2.2灭弧、导电、绝缘部分解体检修。 2.3控制传动部分解体检修。 2.4操动机构解体检修。 2.5其他附件解体检修。 2.6组装、调试。

2.7电气试验及机构特性试验。 2.8整体清扫、除锈涂漆。 2.9现场清理。 3小修项目

3.1引线导电板、软连接、帽盖、并联电容器的固定螺栓检查。 3.2清扫检查瓷套。

3.3检查水平拉杆、拐臂、合闸保持弹簧、各轴销，并涂润滑油。 4调整的项目

4.1行程开距的调整，真空开关的操作机构总行程和开关的触头开距随开关的电压等级不同略有差别，各种型号的插产品使用说明书有具体规定。调节分闸限位螺钉的高度，可以使导杆的总行程达到规定值，触头的开距可以从开关动导电杆的实际行程测得亦可由总行程减去超程算得，触头开距达不到要求，对ＺＮ-１０或ＺＮ-１０断路器可以通过调节超行程大小取得，对ＺＮ－１０可调节缓冲垫的厚度。增加缓冲垫的厚度，触头开距就减小，反之就增大。

4.2超行程的调整，真空开关的超行程的作用和重要性前文已有叙述，务必仔细调整，用操作手柄或专用扳手操作断路器，拔出绝缘子端上金属销可旋转与真空开关管动导电杆连接接头实现调整，对于螺距为１.５的连接头，旋转９０度、１８０度、２７０度或３６０度调节距离分别为０.３７５，１.１２或１.５毫米。

4.３三相同步性调整，真空开关的三相在分闸操作时要求开关管的触头同时分离和同时接触，最大误差不超过１毫米，调节方法同超行程，用三相同步指示灯或其它仪器检查。

4.４整机装配或更换开关管，都应该十分注意开关管的安装质量。

4.4.1动导电杆与整管轴线的同轴度

4.2.2波纹管在作开断和关合操作时,不受扭力,不应与任何部位相擦. 4.4.3动导电杆的运行轨迹平直,任何时候也不会在波纹管周围产生电火花. 4.4.4开关管端面上的压环各个方向上的受力要均匀.

4.4.5宜用聚四氟已烯或耐高温的尼龙制作导向套,当使用金属导向套时,一定要控制导向套与波纹管之间的距离,避免在强电流形成的压降在波文管和导向套间产生火花. 5真空开关的检查

5.1操作简单,使用方便,维修工作量小是真空开关的优点之一.真空开关的开关管本身是无需维修的.真空开关只要按照要求安装和调整后便可投入运行,运行前最好对开关管进行一次真空度的检查,平时的维护就很简单了,只要求:

5.1.1应经常保护真空开关的清洁,特别应注意及时清理绝缘子,绝缘杆和其它绝缘件的尘埃;对于真空开关管绝缘外壳上的尘埃应用洁净的干布擦拭.

5.1.2凡是活动摩擦的部位,均应保持有干净的润滑油,使操动机构动作灵活,减少机械磨损.

5.1.3磨损较为严重的零件要及时给予更换. 5.1.4所有的坚固件均应定期检查,防止松脱.

5.1.5经常观察真空开关管开断电流时的颜色,如有怀疑应进行真空检查. 5.1.6经常观察超行程量,若与规定值偏差过大,应及时调整. 5．2检修合格后，由值班人员检查后，填写检修记录，进行存档。

第十章避雷器检修规程

1目的

为保证避雷器试验的试验质量，确保避雷器试验的安全运行，制定本规程。 2范围

本规程适用于对避雷器的试验工作。 3概述及术语 3．1概述

避雷器的试验规程的内容参照《电力设备预防性试验规程》中的避雷器章节进行工作。 3．2术语

无

4人员资质和职责 4．1人员资质

参加工作人员必须是从事变电试验专业人员，具备上岗资格。 4．2职责

4．2．1工作负责人

4．2．1．1负责本班开工前的安全措施，技术措施的检查与落 实；

4．2．1．2负责组织，指挥本班作业人员按照分工在试验工作中安全作业，保证质量。 4．2．1．3负责检查现场情况，及时纠正违章行为。 4．2．2工作人员

4．2．2．1认真执行《电业安全工作规程》，和《电力预防性试验规程》。

4．2．2．2严肃工艺纪律，完成试验负责人分配的工作，并对自己所试验的质量负责。 5工艺和作业程序及标准 5．1工艺和标准

本规程执行《电力预防性试验规程》 5．2作业程序

5．2．1根据运行情况确定检修重点项目； 5．2．2制定组织，技术，安全“三大措施”； 5．2．3备齐工具，材料备品及测试仪器； 5．2．4准备大修工序卡，说明书及有关资料； 5．2．6负责人办理工作票开工手续； 5．2．7试验人员按下列程序进行作业；

1）避雷器周围试验区设置遮栏，并在者栏上悬挂适当数量的“止步，高压危险”的标示牌。

2）检查避雷器的外表有无破裂，瓷质部分有无缺损。

3）通过《电力设备预防性试验规程》中的《避雷器试验》章节进行试验： 1.将试验用仪器摆设好，并接好电源，检查试验仪器的电源有无明显的断开点。 2.根据《电力预防性试验规程》中的避雷器试验的章节详细进行试验：

a.采用2500V及以上的兆欧表对避雷器的绝缘电阻进行测量，35KV以上的不低于2500兆欧35KV及以下的不低于1000兆欧。

b.采用2500V及以上兆欧表对底座的绝缘电阻进行测量。 c.放电。

d.对放电记数器进行动作情况的测试，测试3—5次，然后将记数器归零。

e.具体的试验的项目应按《电力预防性试验规程》中的有关章节进行。 5．2．8清理现场

工作人员清理好工作现场，并撤离工作现场。 5．2．9验收

工作负责人确认试验设备符合实验标准，待实验人员撤离工作现场后，会值班人员进行设备验收，填写记录。

5．2．10办理工作终结手续

工作负责人办理工作票终结手续； 6检修项目

6.1大修项目：无。如出故障，需返厂大修。

小修项目：检查外瓷套，一次引线、均压环、放电计数器。

第十一章接地装置检查维护规程

1接地装置的连接

1.1在接地装置中，各接地体的连接应牢固可靠。在有强烈腐蚀的情况时，应采用镀锌的接地体。接地装置除必须断开处以螺栓连接外，均需焊接。焊接时应搭接的长度：圆钢为直径的6倍，并双面焊牢；扁钢为带宽的两倍，并三面焊牢。暴露在大气中的接地引下线，多采用镀锌钢绞线

1.2接地极沟底面应平整，并应清除可能影响接地体与土壤接触的杂物。接地体不应有明显弯曲，扁铁一律立放。回填土应取好土，并应留高度200毫米的防沉层接地引下线不得埋混凝土基础中，与线杆接地螺孔的连接应接触良好。

1.3采用架空地线直接引入地下时，引下线应与杆身紧靠，每隔1-1.5米，与杆身固定牢固。

1.4测量接地电阻，应在干燥的季节进行，电阻值应符合运行规程的规定。 2降低接地电阻的方法

2.1为了降低输电线路杆塔和避雷线的接地电阻，应首先尽可能利用杆塔金属基础，钢筋水泥基础，水泥杆的底盘、卡盘、拉线盘等自然接地。当接地电阻不满足要求时，再增加人工接地体。人工接地体应尽量利用杆塔基础坑及施工时已使用的坑来埋没，这样既减少土方量，又可深埋，还能避免地表干湿变化的影响。

2.2接地体应尽可能埋设在土壤电阻率低的土层内。 2.3接地体应每隔5年测试一次。 附件一：接地体和地线的最小规格

名称 圆钢直径 截面 扁钢 厚 地上 6 48 4 地下 8 48 4 名称 角钢厚㎜ 钢管管壁厚㎜ 镀锌钢绞线截面 地上 2.5 2.5 50 地下 4 3.5 -- 第十二章箱变检修维护规程

1检修周期及检修项目 1．1检修周期

1.1.1大修周期:一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。 1.1．2小修周期:一般每年1次。 1.2检修项目 1.2.1绝缘子的检修

1.2.2灭弧室（高压负荷开关）的检修 1.2.3导电部分的检修 1.2.4操作机构的检修 1.2.5绕组、引线的检修

1.2.6铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、压板及接地片的检修； 1.2.7风扇等附属设备的检修； 1.2.8测温装置的校验； 1.2.9仪表的检查。 2检修前的准备工作

2.1查阅档案了解变压器的运行状况

2.1.1运行中所发现的缺陷和异常(事故)情况，出口短路的次数和情况； 2.1.2负载、温度和附属装置的运行情况； 2.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案； 2.1.4查阅试验记录，了解绝缘状况； 2.1.5进行大修前的试验，确定附加检修项目。 2.2编制大修工程技术、组织措施计划

其主要内容如下：

2.2.1人员组织及分工； 2.2.2施工项目及进度表； 2.2.3特殊项目的施工方案；

2.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施； 2.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表； 2.2.6绘制必要的施工图。 3检修工艺要求 3.1仪表的检修

检查仪表的正确性，与实际值相符合。

3.2风扇的检修

检查风扇是否能正常运行，或者发生反转，如发生反转应改变其接线。

3.3负荷开关的检修

3.3.1检查外部情况、开关紧固情况及操动机构是否灵活，必要时加以调整。 3.3.2检查和修理触头，清除触头烧损痕迹。

3.3.3检查与调整动、静触头的接触紧密程度，并检查三相是否同时接触，必要时加以调整。 3.3.4更换损坏的灭弧装置，检查灭弧罩绝缘间有无间隙。 3.3.5更换有裂纹的、损坏的绝缘子。 3.3.6擦净负荷开关

3.3.7检查接地是否完整可靠

3.3.8负荷开关安装或修理完毕后，应进行速度试验，要求刚分闸速度达到（3.6±0.2）m/s，

刚合闸速度为（4±0.4）m/s。如断开速度达不到要求， 可调节开断弹簧来达到，合闸速度可调节管内的垫片来达到。

3.3.9负荷开关大修后，需要经过绝缘电阻测量、交流耐压试验、触头接触电阻测量及触头发

热试验等，试验合格后，方可投入运行。

3.4高压熔断器的检修

3.4.1检查瓷件有无破损、裂纹、闪络、烧伤等情况。如损伤较轻，尚不影响整体强度和绝缘

效果，可不作处理；如果有瓷件掉落，可用环氧树脂黏 合修补。

3.4.2检查各部活动轴是否灵活，弹力是否适合。如触头弹簧锈蚀，应予更换。 3.4.3检查安装是否牢固，安装角度及相间距离是否正确。 3.4.4检查裸带电部分与各部分距离是否足够。

3.4.5检查上下引线与接头的连接是否良好，有无松动、过热及烧伤现象。如有，应进行接头

处理。

3.4.6检查熔断器的接触是否良好，有无发热现象。在开断短路电流后如出现熔疤，应用细锉

修平，使熔管紧紧地插入插座内。

3.4.7对于钢纸管为内壁的熔管，每次熔断后应检查消弧管，如果连续超过3次断开额定断流

容量，应考虑更换。

3.4.8高压熔断器要定期定期停电检查和调整，一般每1~3年进行一次。 3.5避雷器的检修

3．5.1避雷器外部瓷套是否完整，如有破损和裂纹不能使用。检查瓷表面有无闪络痕迹。 3.5.2检查密封是否良好。配电用避雷器顶盖和下部引线处的密封混合物若是脱落或龟裂，应

将避雷器拆开干燥后再装好。高压用避雷器若密封不良，应进行修理。

3.5.3检查引线有无松动、断线或断股现象。

3.5.4摇动避雷器检查有无声响，如有响声表明内部固定不好，应予检修。 3.5.5对有放电计数器或磁钢计数器避雷器，应检查他们是否完整。

3.5.6避雷器各节的组合及导线与端子的连接，对避雷器不应产生附加应力。 3.6绝缘子的检修

3.6.1检查绝缘子是否龟裂、裙边缺损、凸缘缺损 3.6.2检查金具的腐蚀、磨损、变形 3.6.3检查螺栓、螺帽松动

3.6.4观察通电端子接头处是否变色及用示温片、示温涂料或红外线温度计等进行温度监视。 3.6.5表面应清洁，无严重脏污情况，因脏污会引起绝缘子闪络，还会引起金具锈蚀。 3.6.6瓷质部分应无破损和裂纹现象。 3.7低压断路器的检修

3.7.1断路器内不应有多余的线头、小螺钉等导电物。

3.7.2接线端子与连接导线应紧固，其他连接部件的接触状态也不应有异常。 3.7.3接线端子的导线紧固螺钉是否松弛。

3.7.4断路器表面，特别上部电源侧的表面，有无积存的尘埃和粘着的油污。 3.7.5槽内是否有尘埃、异物跨接。

3.7.6对断路器进行数次合、分操作，观察是否顺利；装有脱扣按钮的断路器观察在按动按钮

数次后的脱扣情况。

3.7.7检查绝缘件是否受伤损，用500v兆欧表，对带电体与框架、极间测绝缘电阻。 4相关试验 4.1绕组电阻测量

4.2绝缘电阻测量

4.3绕组对地绝缘电阻试验 4.4电压比测量及电压矢量关系校定 4.5外施耐压试验 4.6感应耐压试验

4.7空载损耗与空载电流的测量 5箱式变压器参数 型号：ZGS11-1600/36.75

额定容量：1600KVA

额定电压;36.75KV±2×2.5%/690V 额定电流：25.14A 额定频率：50HZ 连接组别：Dyn11 冷却方式：ONAN

第十三章无功补偿装置检修规程

1设备基本参数

SVG部分 额定电压 额定频率 额定容量 容量调节范围 平均损耗 谐波特性 响应速度 冷却方式 串联电抗器 额定电压 额定频率 过电流能力 温升 冷却方式 绝缘耐热等级 并联电容器组 35±10％kV 50Hz 1.3倍额定电流长期运行 ≤60℃ 自然冷却 F级 10±10％kV 50Hz ±12.5Mvar 从额定感性容量到额定容性容量连续可调 <0.8% <3%IN <10ms 强迫风冷 补偿容量 电容器的温度系数 电容器的介质损耗 过载能力 2检修周期及检修项目 2.1检修周期

2.1.1大修周期新投运的一般为5~10年 2.1.2小修周期一般为2~3年 2.2检修项目

2.2.1电容器室清扫检查 2.2.2接线触头检查 2.2.3闭锁装置检查 2.2.4地刀及接地装置检查 2.2.5二次回路检查

2.2.6检查主回路电气联接处是否有过热现象 2.2.7设备检查 2．3检修前的准备工作

2.3.1查阅档案了解电容器的运行情况 2.3.2运行中所发现的缺陷和异常情况 2.3.3熟悉安装说明书和本检修规程 2.3.4编制大修工程技术、组织措施计划 2.3.5人员组织及分工

2.3.6编制电容器大修质量监督计划表 2.3.7安全措施

2.3.8认真填写工作票，办理开工手续 2.3.9严格执行<<电业安全工作规程>> 2.3.10工器具：吸尘器、一般工具 2.4检修工艺要求 2.4.1电容器室清扫检查

12.5Mvar α绝对值≤4×10-4/K tgδ≤0.0005 电容器在1.1Un、1.3In下长期运行 2.4.1.1打开电容器室的门用干布擦拭绝缘子、电容器、电流互感器、避雷器、放电线圈。 2.4.1.2检查绝缘子有无破损、裂纹、放电痕迹。 2.4.1.3检查电缆接头是否紧固，有无过热痕迹。

2.4.1.4检查电流互感器二次端子是否紧固。

2.4.1.5接线触头检查。检查是否有过热，松动痕迹。 2.4.1.6闭锁装置检查。 2.4.2地刀及接地装置检查 清洗地刀及触座上的油污。

2检查地刀动作、接触情况，接触可靠，位置指示器指示正确。 2.4.2.3在地刀闸及触座上抹凡士林。

2.4.3二次回路检查。检查二次回路的正确性，接线是否松动。 2.4.4检查主回路电气联接处是否有过热现象。 2.4.5绝缘罩有无变形变色。 2.4.6设备检查

2.4.6.1检查电容器室各设备的温度是否正常。改善通风条件，增大电容器间的间隙；操

作过电压或过电流或更换该电容器。

2.4.6.2电容器是否漏油、鼓肚。轻微漏油：采用软线连接，接线时勿扳摇套管，拧紧螺帽时

勿用力过猛。更换该电容器。

2.4.6.3检查外壳、瓷套、出线导杆、接地螺栓和标牌的正确性。 2.4.7检查电容器配套件的调试与整定是否符合要求。 2.4.8电容器应设有防护措施，防止误操作，保证人员安全。

2.4.9若有电容器损坏，以新的电容器进行更换时，须注意两者基本参数是否完全一致，是否

都有放电电阻等。

检修注意事项

.1检修时必须停电10min后方可进入护栏内，并合上接地用刀闸。

.2在人接触电容器前，即使有放电器件，仍须用绝缘接地棒将电容器短路接地放电，任何时

候不应将两手直接接触两个套管的接线头，对已损坏退出运行的电容器尤其如此。

.3检修完毕应及时将接地线拆除，将接地隔离刀闸打开。 2.5相关试验 2.5.1热稳定试验

2.5.2高温损耗角正切值测量 2.5.3极对壳工频耐压试验 2.5.4雷电冲击耐压试验

2.5.5放电试验 2.5.6内部熔丝试验 2.5.7局部放电试验 2.5.8耐久性试验 2.5.9投切试验

第十四章直流系统及蓄电池组

1设备基本参数 充电装置 接线方式 交流输入电压 交流输入频率 直流标称电压 输出电压调节范围 直流输出额定电流 浮充电压 均充电压 稳压精度 稳流精度 模块间电流不均衡度 纹波系数 噪声 直流系统 直流系统电压 直流系统接线 蓄电池 蓄电池类型 直流系统接线 蓄电池组容量 蓄电池组数 蓄电池个数 蓄电池单格浮充电压 蓄电池寿命 使用环境温度范围 2检修周期 每周进行一次检查维护，每月进行一次全面检查。

3工艺要求

3相5线 380V±10% 50Hz 220V 187V~242V 80A 198~260VDC 110~286VDC ≤±0.5% ≤±1% ＜5% ≤±0.5% ＜55dB 220V 单母线分段 阀控式密封铅酸蓄电池 互联单母线分段 300Ah 2组 2X104只 2.27V~2.30V ＞10年 -10℃~45℃ 3.1连线维护

对每个螺栓连接处进行重新扭紧，保证螺栓的坚固。重新坚固必须用两只板手进行，防止扭坏电极及电池的内部连接，连接好后，在试工作时可用毫伏表核实连接的电压降来核实连接的坚固度。

3.2综合系统维护

除去电池各处特别是电极附近的灰尘，保证电池清洁。同时，对电池架、电池柜的螺栓进行重新坚固，同时清除积尘。

4相关试验

4.1高频开关电源充电装置试验 4.1.1一般试验 4.1.2绝缘试验 4.1.3充电电压调节试验 4.1.4浮充电电压调节试验 4.1.5电流稳定精度试验 4.1.6低电压试验 4.1.7效率试验

4.1.8微机监控单元性能试验、 4.1.9纹波系数试验 4.2直流柜设备试验 4.2.1一般试验 4.2.2绝缘试验 4.2.3动热稳定性试验 4.2.4耐压试验

4.2.5绝缘监测装置性能试验