穆家换流站年度一次设备例行试验方案.doc
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1、穆家换流站年度一次设备例行试验方案582020年5月29日文档仅供参考穆家换流站 年度检修工程一次设备例行试验方案批 准安质部主管领导安全负责人运检部主管领导技术负责人穆家换流站变电检修中心主管领导技术负责人安全负责人技术监督单位辽宁省送变电工程公司主管领导技术负责人安全负责人编制人二一五年四月目 录1 编制依据22 作业项目及工期计划32.1 作业项目32.2 工期计划33 组织措施43.1 组织机构43.1.1 组织机构43.1.2 职责分工43.2 人员分工64 技术措施64.1 工作前准备74.2 工艺标准85 安全措施345.1 危险点分析及预控措施345.2 质量关键控制措施355
2、.3 其它安全注意事项366 现场作业方案366.1 检修作业应编制资料明细361 编制依据l (DL 5009.31997)l (DL40891)l (国家电网安监 664号)l 公司 发布、实施的及(F版)l (JGJ46 )l 省公司关于工作票制度补充规定l 国网公司变电交流高压设备状态检修导则l 辽宁省电力有限公司输变电设备状态检修试验规程实施细则l 辽宁省电力有限公司状态检修试验设备、仪器操作规范l GB/T8905-96 l DL/T603-96 l GB311.1-1997 l DL/T727- l Q/GDW 168 l DL/T596-1996l Q/GDW383- l Q/
3、GDW441- l Q/GDW 336- l DL/T393- l Q/GDW491- l l l (国家电网基建 1020号)l DL 5009.31997l DL40891l (国家电网安监 664号)l GDW250- l (国家电网生技 400号l 国家电网公司基建 50号2 作业项目及工期计划2.1 作业项目本次检修辽宁省送变电公司主要负责,极换流变、极阀厅、极平抗设备,双极公共区域设备、500kV交流开关场第1串、2串设备、#51B、#63B站用变相关设备及10kV开关柜设备例行试验工作。2.2 工期计划年度检修时间为 05月15日开工, 05月29日结束。3 组织措施3.1 组织
4、机构3.1.1 组织机构省检修分公司穆家换流站年度检修现场指挥部运行操作验收组检修二次工作组检修一次工作组安全质量监督工作组检修专工试验专责平抗区域换流变区域中性母线区域双极阀厅区域直流滤波器场站用变场区3.1.2 职责分工1、 组长:孟峄彤(1)全面组织领导本次一次设备检修工作;(2)负责与相关生产单位协调沟通工作;(3)负责本次检修工作的宣传报道及形象提升工作;(4)负责本次检修的后勤保障工作及慰问工作;2、副组长:苗永会(1)负责工作方案的组织编写及审批工作;(2)负责施工作业的现场组织管理工作;(3)负责各专业班组的组织协调工作;(4)负责重大技术问题把关及缺陷处理认定工作;3、安全专
5、工:李月明(1)负责现场作业安全管理工作及违章纠察工作;(2)负责外来作业单位及人员资格审查、入场培训工作;(3)负责联系安全质量监察部;4、检修专工:李 东(1)负责变电检修标准化作业方案组织编写及审核工作;(2)负责本次检修作业现场协调管理工作;(3)负责外来施工单位协调管理及联系工作;(4)负责检修专业班组技术管理工作;(5)负责检修进度跟踪及检修质量把关工作;(6)负责本次检修作业信息汇总及上报工作;(7)负责联系输变电运检部直流办公室;5、试验专责:宫新荣(1)负责试验专业标准化作业方案组织编写及审核工作;(2)负责试验专业现场作业管理协调管理工作;(3)负责试验专业技术管理工作;(
6、4)负责试验发现缺陷复测、认定工作;(5)负责试验专业信息汇总及上报工作(汇总至陈翀);(6)负责联系输变电运检部高压试验专责;6、例行试验组长:贺宇、赵占坤、于宇(1)对辽宁省送变电工程公司检修专工及试验专责负责;(2)具体负责作业现场安全、技术、进度管理工作;(3)具体负责作业期间各专业班组人员和作业项目配合工作;(4)具体负责和穆家换流站各专业班组协调沟通工作;(5)具体负责作业所需工器具、材料保障工作;3.2 人员分工(详见穆家换流站 检修停电方式与进度安排表及人员分工送变电检修专业部分)4.2.1工作票签发人:李东4.2.2工作负责人:贺宇、赵占坤、于宇4.2.3安全监护人:关华勇、
7、林春、樊明4.2.3 检修班组第一组:极换流变压器及平抗例行试验,负责人贺宇,作业人员预计5人。第二组:极阀厅附属设备及防火墙设备例行试验,负责人于宇,作业人员预计5人。第三组:极户内直流场、极户内直流场及直流中性母线场设备例行试验,负责人:赵占坤,作业人员预计7人。第四组:51B、63B站用变及配套设备例行试验,负责人:邱恩忠,作业人员预计3人。第五组:500kV第一串、第二串设备例行试验,负责人刘欢,作业人数预计3人。4 技术措施4.1 工作前准备7.1 作业场地根据实际情况对现场进行布置,做好作业前准备工作。7.2 设备的存放如需更换设备时,拆除设备放在指定区域(现有库房)并做好标记。7
8、.3 工器具及仪器准备序号名称规格型号数量1接地线35 mm270米5绝缘人字梯6m3架6绝缘梯4m4架8安全带25付9电源盘4套10万用表2套12SF6分解物测试仪1套13开关特性测试仪2套14SF6密度继电器校验仪2套15绝缘电阻表5套16瓷柱探伤仪2套17介质损耗测试仪3套18回路电阻自动测试仪2套19露点仪2套20变压器直流电阻测试仪1套21高压直流发生器2套22LCR测量仪1套23免拆线电容电感检测仪2套24滤波器功能性测试仪1套25SF6纯度测试仪1套4.2 工艺标准4.2.1.1 换流变试验项目及标准序号试 验 项 目试 验 方 法试 验 标 准注 意 事 项1绕组绝缘电阻、吸收
9、比和极化指数测量被测绕组短路加压,其它绕组短路接地,铁心和外壳均接地。与前一次的测试结果相比应无明显降低;吸收比1.3或极化指数1.5或绝缘电阻10000 M(注意值)。1)使用5000V绝缘电阻表;2)测量前被试绕组应充分放电;3)摇表的两根电压输出线不要相互缠绕,加压线对地悬空;4)试验时设法消除表面泄漏电流的影响;5)测量温度以变压器顶层油温为准,不同温度下的绝缘电阻值按下式换算R2=R11.5(t1-t2)/10式中:R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。2绕组连同套管的介质损耗和电容量测量被测绕组短路加压,其它绕组短路接地,铁心和外壳均接地。介损(20):0.005(注意值)
10、与前一次的测试结果相比变化量不大于0.003;电容量与前一次的测试结果相比应无明显变化。1)应注意测试高压线的对地绝缘问题;2)仪器应可靠接地;3)非被试绕组应接地或屏蔽;4)测量温度以顶层油温为准,尽量使每次测量的温度相近;5)尽量在油温低于50时且高于0时测量。3套管的绝缘电阻和介质损耗、电容量测量被试套管加压,其它绕组短路接地。1) 主绝缘:10000M (注意值)2) 末屏对地:1000M (注意值),小于1000M时,应测量末屏对地的介质损耗因数(tan),其值不大于0.02;3)介质损耗因数(20)符合下表要求:500kV及以上0.006(注意值)其它(注意值):油浸纸:0.007
11、聚四氟乙烯缠绕绝缘:0.005树脂浸纸:0.007树脂粘纸(胶纸绝缘):0.015充气型套管:0.005与前一次的测试结果相比变化量不大于0.003;4)电容量初值差不超过5%(警示值),电容量与前一次的测试结果相比应无明显变化,超过3%,应查明原因。1)测量套管末屏对地介损的施加电压必须严格控制在设备技术文件许可值以下(一般为 V);2)当试验其中一个套管末屏时,其余套管末屏必须要接地;3)试验后应对末屏充分放电;4)恢复末屏时一定要接牢,必要时进行试验检查验证;5)试验过程中末屏同测量回路应断开。4网侧直流电阻测量将变压器直流电阻测试仪经过测试线与网侧绕组可靠连接,阀侧绕组悬空1)所有分接
12、位置上测量的直流电阻变化应符合规律;2)测量时应注明绕组温度,不同温度下测得的电阻值应按下式进行换算:R2=R1 式中:R1、R2分别为在温度t1、t2下测的电阻值;3)同一温度下各相绕组电阻的相互差异应在2%之内,同一温度下各分接位置电阻的初值差不超过2%。1) 测量仪器的不确定度不应大于0.5%,绕组电阻值应在仪器满量程的70%之上;2)测量前被试绕组应充分放电;3) 电压引线和电流引线要分开,且越短越好;4) 测量电流不要超过20A,以免发热影响测量结果及剩磁过大;5) 必须等读数完全稳定;6)电源线及测试线应牢固可靠,试验过程中不允许突然断线, 测量结束后,应采取措施,避免因电流突然中
13、断产生高电压;7)试验结束后必须充分放电;8)注意油温对试验结果的影响。5铁心、夹件绝缘电阻测量铁心加压,测量铁心对地的绝缘电阻(夹件不接地);夹件加压,测量夹件对地的绝缘电阻(铁心不接地);测量铁心对夹件的绝缘电阻。铁心和夹件对地绝缘电阻,与前次测试结果相比无显著降低;铁心绝缘电阻一般不小于100M(新投运设备不小于1000M)。1)加压线应悬空,试验电压2.5kV(老旧换流变采用1000V);2)试验后应及时放电;3)恢复时要确保铁心和夹件紧固接地,而且密封好。6套管SF6气体湿度试验见SF6试验标准见SF6试验标准见SF6试验标准7测量绕组连同套管的直流泄漏电流被试相短路加压,非被试相短
14、路接地试验电压值值 kV绕组额定电压203563330500直流试验电压2040601)记录顶层油温及环境温度和湿度。2)确认一切正常后开始试验。先空载分段加压至试验电压,以检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确。3)将直流电源输出加在被测变压器绕组上,测量时,加压到0.5倍试验电压,待1min后读取泄漏电流值。然后加压到试验电压,1min后读取泄漏电流值。4)被测绕组试验完毕,将电压将为零,切断电源,必须充分放电后再进行其它操作。8变比1使用专用变压比测试仪进行测量。2试验原理接线图(参照各变压比测试仪试验接线)。初值差不超过0.5%(额定分接);1.0%(其它)(警示值)1对于一个绕组有分
15、接开关的多绕组变压器,可只测量带分接开关绕组所有分接头的变压比,而对第三绕组只测额定变压比。2测试前正确输入被测变压器的铭牌、型号。4.2.1.2 耦合电容器试验项目及标准序号试 验 项 目试 验 方 法试 验 标 准注 意 事 项1耦合电容器介损、电容量测量采用正接法进行测量。电容量初值差不超过5;介质损耗因数:膜纸复合0.0025,油浸纸0.0051)多节串联的应分节测量。2)测量前应确认外绝缘表明清洁、干燥,分析时应注意温度影响。2耦合电容器绝缘电阻测量高压端加压,测量极间绝缘电阻;测量低压端对地绝缘电阻。纯电容式耦合电容器:极间绝缘电阻5000 M,低压端对地绝缘电阻100 M阻容式耦
16、合电容器:极间绝缘电阻与交接值无明显变化,低压端对地绝缘电阻100 M1)极间绝缘电阻采用2500V绝缘电阻表测量;2)低压端对地绝缘电阻采用1000V绝缘电阻表测量。4.2.1.3 氧化锌避雷器试验项目及标准序号试验项目试验方法试验标准注意事项1直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下泄漏电流测量将直流高压发生器的高压出线与避雷器的高压端相连接,避雷器的低压端接微安表,然后接地。直流1mA电压(U1mA)初值差不超过5%;0.75U1mA泄漏电流初值差30%或50uA(对厂家有特殊要求的避雷器,按厂家要求进行相应毫安下的直流参考电压测量,试验数据应同时满足厂家规定)1)高压引线与地及其
17、它设备之间应保持有足够的安全距离。2)检查试验接线是否正确,接地是否牢靠。3)试验前后对避雷器充分放电。4)试验前确保避雷器表面干燥、清洁。5)泄漏电流测量偏大时,应考虑消除电晕和外绝缘表面泄漏电流的影响(如使用屏蔽线)。6)对于单相多节串联结构避雷器应逐节进行。2底座绝缘避雷器底座施加负极性电压,电动摇表的正极性接地。100 M摇表的两根电压输出线不要相互缠绕,加压线对地悬空,试验电压为2500V。3计数器检查将雷击计数器校验器充电后,对计数器放电测试3-5次,每次应正确动作,功能正常在试验过程中防止雷击计数器校验器伤人。4.2.1.4 平抗试验项目及标准序号试验项目试验方法试验标准注意事项
18、1绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数测量被测绕组短路加压,其它绕组短路接地,铁心和外壳均接地。与前一次的测试结果相比应无明显降低;吸收比1.3或极化指数1.5或绝缘电阻10000 M(注意值)。1)使用5000V绝缘电阻表;2)测量前被试绕组应充分放电;3)摇表的两根电压输出线不要相互缠绕,加压线对地悬空;4)试验时设法消除表面泄漏电流的影响;5)测量温度以变压器顶层油温为准,不同温度下的绝缘电阻值按下式换算R2=R11.5(t1-t2)/10式中:R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。2绕组连同套管的介质损耗和电容量测量被测绕组短路加压,其它绕组短路接地,铁心和外壳均接地。介损(20):
19、0.005(注意值)与前一次的测试结果相比变化量不大于0.003;电容量与前一次的测试结果相比应无明显变化。1)应注意测试高压线的对地绝缘问题;2)仪器应可靠接地;3)非被试绕组应接地或屏蔽;4)测量温度以顶层油温为准,尽量使每次测量的温度相近;5)尽量在油温低于50时且高于0时测量。3套管的绝缘电阻和介质损耗、电容量测量被试套管加压,其它绕组短路接地。1) 主绝缘:10000M (注意值)2) 末屏对地:1000M (注意值),小于1000M时,应测量末屏对地的介质损耗因数(tan),其值不大于0.02;3)介质损耗因数(20)符合下表要求:500kV及以上0.006(注意值)其它(注意值)
20、:油浸纸:0.007聚四氟乙烯缠绕绝缘:0.005树脂浸纸:0.007树脂粘纸(胶纸绝缘):0.015充气型套管:0.005与前一次的测试结果相比变化量不大于0.003;4)电容量初值差不超过5%(警示值),电容量与前一次的测试结果相比应无明显变化,超过3%,应查明原因。1)测量套管末屏对地介损的施加电压必须严格控制在设备技术文件许可值以下(一般为 V);2)当试验其中一个套管末屏时,其余套管末屏必须要接地;3)试验后应对末屏充分放电;4)恢复末屏时一定要接牢。4铁心、夹件绝缘电阻测量铁心加压,测量铁心对地的绝缘电阻;夹件加压,测量夹件对地的绝缘电阻;测量铁心对夹件的绝缘电阻。铁心和夹件对地绝
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