三塘湖风电定检方案

华能新疆三塘湖风电场2011检修预试工程 电气设备检修预试方案

华能新疆三塘湖风电场电气设备检修预试方案

一、工程概况

华能新疆三塘湖风电装机100MW。新建一座110KV升压站及一条新建110KV送出线路：线路命名为莲巴线。110KV升压站一次设备采用户外设备；安装两台50MVA主变（#1、#2）、风电场二次控制保护设备采用国内最先进的上海天正公司产品。风电场一期于2010年6月投产发电，二期于2010年九月投产发电。至今设备运行状态稳定、可靠。为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现设备隐患，预防发生事故或设备损坏，按电气设备运行相关规程应进行电气设备定检及预防性试验。本次定检工程由西安展鸿电力建设公司承担。本次工程定检范围为：站内所有一次及二次设备。风电场外设备根据内部调度计划自行安排。计划停电时间为2011年10月21日至2011年10月25日。总工期4天。 二、方案执行标准

2.1部 颁《电力设备预性防试验规程》 DL/T 596-1996 2.2部 颁《电力变压器检修导则 》 DL/T 573-1995 2.3部 颁《互感器检修导则》 DL/T 727-2000 2.4 发 改 委《变电站运行导则》 DL/T 969-2005

2.5发 改 委《发电企业设备检修导则》 DL/T969-2005 2.6部 颁《现场绝缘试验实施导则》

2.7 国 标《高电压试验技术》 GB/T16927.1~16927.2 2.8 国网公司《输变电设备状态检修试验规程》 Q/GDW 168-2008 2.9国 标《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB 2.10国 标《继电保护和安全自动装置技术规程》 GB/T14285 2.11部 颁 《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》DL/T478 2.12部 颁《电业安全工作规程》

2.13华能集团公司《电力安全作业规程》（电气部分试行本）华能安【2007】342号

三、执行方案参考资料

3.1 电气设备竣工投运前交接试验记录

3.2 新疆电力设计院图纸及设计变更通知单

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3.3 电气设备产品技术参数、使用说明书及出厂试验报告 3.4设备运行记录、技术档案

3.5需生产运行部门及业主档案资料室向施工单位提供以下资料 施工范围内全部电气设备运行记录、缺陷记录 四、施工范围

4.1 110KV主变（#1、#2、共2台） 4.2 110KV避雷器（共1组）

4.3 110KV电压互感器（1组电压互感器）

4.4 110KV电流互感器及其六氟化硫断路器（六氟化硫断路器3组，电流互感器3组）

4.5 110KV母线保护装置、110KV主变保护、110KV线路保护及控制装置 4.6 10KV母线及开关、电流互感器、电压互感器、过电压保护器（10KV母线2段，断路器27台、隔离开关1台、电流互感器81个、电压互感器2组、过电压保护器27组）

4.7 10KV母线及开关控制、保护装置 4.8 10KV站用变（#1、#2、共2台） 4.9 站内故障录波、电能监测装置 4.10站内直流、事故照明切换及UPS系统 4.11系统通讯、站内通讯及监控系统 五、施工准备、工器具配备及劳动力、工期安排

5.1在工程中标后开工前，应成立工程项目部。 指挥机构

总指挥 苏立波

继电保护定检组长：刘银山 高压试验定检组长：杨晓东 设备 清扫 组长：王立住

5.2开工前5个工作日，施工单位应向业主主管部门提出施工申请。向业主主管部门提供定检施工方案并得到批准；向业主主管部门提供材料、工器具、定检所需仪器清单及检验合格证书，且全部材料、工器具、定检所需仪器及施工人

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员已到位；向业主提供定检预试人员资格证书；向业主主管部门提供施工企业资格证书。

5.3本期工程共设3个施工小组，；站内设备清扫检修组、高压试验组、继电保护组。

5.4相关施工小组配好吊车、导链、等大型工具，还应配好力矩扳手、普通扳手、专用工具、毛刷、吹扫器、酒精、抹布、相色漆、银粉等。

5.5定检人员应准备好直流高压发生器、试验变压器、开关特性测试仪、回路电阻测试仪、CT特性测试仪、PT特性测试仪、变压器直流电阻测试仪、变压器变比测试仪、介损测试仪、接地电阻测试仪、继电保护测试仪、兆欧表、直流电阻测试仪、标准交直流电流、电压表、数字万用表、钳形电流表等。

5.6定检人员定检前查阅档案及运行记录了解设备运行状况，查阅交接试验记录或最近一次检修记录了解设备绝缘状况；

5.7各施工小组应按既定工期保证保质保量、按期完工。 6、施工条件及安全防护措施

6.1由电厂运行人员挂接接地线；

6.2运行人员按工作票做好其他安全措施； 6.3施工单位负责人持票进入施工现场开工。 7、安全预防、文明施工

7.1、本方案必须经施工单位总工程师及业主相关部门负责人批准后方可执行。 7.2、参与检修的施工人员必须严格执行三塘湖电场停送电工作票制度。 7.3、参与检修的施工人员上岗前必须经过严格的安全教育培训。经考试合格后方可上岗。

7.4、参与检修的施工人员进入施工现场必须带好安全帽穿好工作服和绝缘鞋，必要时戴好绝缘手套。严谨酒后进入施工现场。在施工过程中必须做到“ 三不伤害”。即不伤害自己、不伤害他人、不被他人伤害。

7.5、参与检修的施工人员在变压器等设备高处作业时必须扎好安全带，交叉作业时要有防高空坠物及物体打击的安全措施。在作业指导书中要制定防触电安全措施：即误碰带电设备，走错间隔，走错相邻带电线路，上错杆塔及停运线路与相邻带电线路平行敷设感应电等。

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7.6、进行单台箱变检修预试时，本台箱变所在整条线路必须全部停电。运行人员拉开电源侧10KV开关，将电源侧10KV开关拉至检修隔离位置，合上检修接地开关，并且挂好“禁止合闸，有人工作”警示标牌。运行人员做好以上措施后，施工单位人员方可进入施工现场，工作前必须使用验电器验电无误后方可进行工作。

7.7、由于风电场面积大，施工范围广，所以施工单位人员要绝对熟悉现场。绝对禁止施工单位人员走错间隔，找错线路。

7.8、施工前施工单位负责人应与业主检修及生产单位调度人员及时沟通协商，根据生产调度、现场、及天气情况确定先停哪条线路，然后按沟通协商结果办理工作票。在生产单位运行人员按工作票停电及采取安全措施时，施工人员应全程跟踪监护。

7.9、施工人员进入施工现场第一步工作应先“对号入座”，即保证现场箱变与风机编号与计划检修箱变与风机编号准确一致。然后允许施工人员先行打开箱变高压侧（10KV）箱门正确使用10KV等级验电器进行验电无电后拉开高压负荷开关。然后允许施工人员打开箱变低压侧进行工作。

7.10、由于风场检修施工要使用车辆及汽油发电机及高压试验等设备。针对这些车辆及设备特点要制定易发事故应急预防预案。

①车辆使用应严格按《西安展鸿公司车辆管理办法》严格执行。严禁车辆驾驶人员酒后、超速等违章驾驶。

②汽油发电机在运输过程中尽量不要注油，现场使用时绝对禁止在汽油发电机旁使用明火及吸烟等违章行为。必要时应配备小型灭火器。③进行交直流高压试验时要设专门监护人，仪器操作箱要挂好接地线。为防止试验时反送电至线路，应事先将高压接地检修开关合上。

7.11、进行交直流高压试验时必须选择在晴天良好天气下进行，加压前接好接电线，挂好“止步、高压危险”警戒牌，围好警戒绳。并指派专人监护。做到不伤害自己、不伤害他人。

7.12、所有施工项目均应有安全措施，且交底后方可施工。 7.13.施工人员对无安全措施或未交底有权拒绝施工。

7.14.施工人员要严格按方案和安全措施执行，不得随意更改,若方案或措施有错

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误，应及时与技术人员协商解决。

7.15、每项工作施工结束后要做到工完场清。每个施工小组要指派专人检查设备及施工现场不要遗留金属、抹布废弃物等杂物。 附：停电检修一次系统图

110KV莲巴线 17513 1751 17511 110KV 1101 1 11021 (一期) （二期） 1101 1102 1B 2B 1001 1002 10KVI段 10KVII段 1081 10501 1050 1082 西安展鸿

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分项定检 8.1主变压器定检 #1主变技术参数：

容量为50000kWA、包括控制箱、高低压和中性点引线及附属设备。 型 号： SFZ11-50000/110 额定容量： 50000kVA

额定电压比： 110kV±8×1.25%/10、5kV 阻抗电压： Uk=14% 联接组别： YN，d11 冷却方式： 自冷ONAN 安装地点：

户外

#2主变技术参数：

容量为50000kWA、包括控制箱、高低压和中性点引线及附属设备。 型 号： SFZ11-50000/110 额定容量： 50000kVA

额定电压比： 110kV±8×1.25%/10kV 阻抗电压： Uk=14% 联接组别： YN，d11 冷却方式： 自冷ONAN 安装地点：

户外

220kV 主变压器中性点设备成套装置2套。 8.1.1作业人员安排：

预试组长： 1人 试验人员 3人 电气检修工 2人 吹扫工 6人 8.1.2材料及工器具准备：

序号 1 2 西安展鸿

名 称 组合工具 专用扳手 数量 1套 2套 序号 10 11 名称 毛刷 变压器直阻测试仪 数量 5把 1台 华能新疆三塘湖风电场2011检修预试工程 电气设备检修预试方案

3 4 6 7 8 9 酒精 油瓶 警戒绳 干净白棉布 吸尘器 警戒牌 10瓶 12个 100米 20公斤 2个 6个 12 13 14 15 16 17 高压介损测试仪 直流高压发生器 1台 1台 1台 2个 10付 50米 数字兆欧表 电源盘 安全带 拉线绳 8.1.3查阅档案了解变压器运行状况，查阅交接试验记录或最近一次检修记录了解变压器绝缘状况；查阅运行记录了解变压器缺陷状况； 8.1.4定检项目、标准、要求及预试方法 8.1.4.1外观检查；

①首先应检查其器身外观完好无损，油位正常且无渗漏油，套管瓷瓶清洁无裂痕。油位标示线清晰并符合下图之规定

++4 +40℃ ? +20℃ d -30℃ 0.55d 示意图 0.45d 0.1～0.3d ②记录停电后的油温、绕组温度、环境温度、有载调压开关运行档位 8.1.4.2处理原有缺陷及已发现的缺陷；

①处理运行日志中的原有缺陷，更换易损备品备件；

②配合红外热像检测变压器本体、储油柜、套管、引线接头及电缆无异常温升、温差和/或相对温差，否则应查明原因，必要时应松开引线接头及电缆接头抹导电膏或用细砂纸重新打磨处理后再用力矩扳手紧固下引线接头及电缆接线端头； 8.1.4.3放出储油柜中的油污； 8.1.4.5检修冷却装置：

8.1.4.6检修油位计，调整油位（按图1），若变压器有渗漏油现象，应查明原因必要时更换绝缘垫圈并按下图进行补油

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9 6

10 7 1 2 4 5 8 3

说明：1-油罐；2、4、9、10-阀门；3-压力滤油机或真空滤油机；5-变压器；6-真空计；7-逆止阀；8-真空泵

变压器经真空注油后补油时，须经储油柜注油管注入，严谨从下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h；

8.1.4.7检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器、速动油压继电器等；

①储油柜检查：打开储油柜侧盖，检查气体继电器连管是否伸入储油柜，清扫内外表面锈蚀及油垢，必要时重新刷漆处理；清扫积污气、油位计、塞子等零部件；质量标准是连管伸入部分高出底面20～50mm，内壁刷绝缘漆，外壁刷油漆，要求平整有光泽，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；

②压力释放阀检查：检查压力释放阀无损坏，且保护外罩在松开位置以保证压力释放阀正确动作，清扫护罩和导流罩，检查各部连接螺栓及压力弹簧，检查微动开关动作是否正确，检查信号电缆并进行动作试验，如有必要压力释放阀应按产品技术参数进行校验；

③气体继电器检查：检查气体继电器容器、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；气体继电器密封应合格，内部清洁无杂质，应保持水平位置，方向箭头朝向储油柜，继电器的放气塞应低于储油柜最低油面50mm，并便于气体继电器抽芯检查；气体继电器应由专业人员定检合格，绝缘良好、动作可靠，其流速要求是： 强油变压器 1.0～1.2m/s

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气体继电器二次线采用耐油电缆，并防止漏水和受潮，进行气体继电器轻重瓦斯传动试验；

油流继电器检查：油流继电器流量动作特性按下图测试：

6 2 1 5 4 3

说明：1-油箱；2-逆止阀；3-油泵；4-油流继电器；5-阀门；6-流量计

按上图2将油流继电器接入测试回路中，在常开接点接线柱上接入万用表（放在欧姆档），打开逆止阀2，启动油泵，缓慢打开阀门5，观察万用表指针从“∞”到刚指示“0”值时，立刻记下流量计的值，该值为油流继电器的最小动作值。然后将万用表接在常闭接点接线柱上，缓慢关闭阀门5，观察万用表指针从“∞”到刚指示“0”值时，立刻记下流量计的值，该值为油流继电器的最大返回值。按此反复试验两次，直至符合技术参数为止，否则应进行调整：如果阀门5刚打开，流量计还未达到动作油流时，常开触点就已接通，说明油流继电器弹簧作用力太小，此时应将多孔圆螺盘按顺时针方向转动2～3个孔，反复调试，使之最小动作流量和最大返回流量符合技术参数之规定；

8.1.4.8检修呼吸器：呼吸器干燥剂正常为蓝色，当2/3的干燥剂受潮时（由蓝色变为粉红色）应予以更换；若干燥剂受潮速度异常，应检查密封，并取油样分析油中水分。

8.1.4.9检修油保护装置；

8.1.4.10检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等；

①压力式温度计拆卸时拧下密封螺母连同温包一并取出，然后将温度表从油箱上拆下，并将金属细管盘好，其弯曲半径不小于75mm，不得扭曲、损伤和变形。包装好后进行校验，并进行警报信号的整定，经校验合格，并将玻璃外罩密封好，安装于变压器箱盖上的测温座中。座中预先注入适量变压器油，将座拧紧、不渗油。

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②温度计应定期进行校验，以保证温度指示正确。 8.1.4.11检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；

①打开电动机构箱，检查是否有任何松动、生锈；检查加热器是否正常 ②记录动作次数

③通过操作1步再返回的方法，检查电机和计数器功能

④在手摇操作正常的情况下，就地电动和远方各进行一个循环的操作，无异常（3年一次）

⑤检查紧急停止功能以及限位装置（3年一次） ⑥检查动作特性，测量切换时间（3年一次）

⑦油质试验：要求油耐受电压≥30KV,若装备在线滤油器，要求油耐受电压≥40KV，不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换新油（3年一次）

8.1.4.12接地系统检查：变压器外壳、铁芯及夹件应与站内接地网可靠连接； 8.1.4.13检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油，

①检查阀门的转轴、挡板等部件是否完整、灵活和严密，更换密封垫圈，必要时更换零件。

②对变压器本体和附件各部的放油(气)塞、油样阀门等进行全面检查，并更换密封胶垫，检查丝扣是否完好，有损坏而又无法修理者应更换； 8.1.4.14清扫油箱和附件，必要时进行补漆； 8.1.4.15清扫外绝缘和检查导电接头；

8.1.4.16用干燥和清洁的棉白布擦拭套管法兰及器身 8.1.5按有关规程规定进行测量和试验（执行预试规程） 8.1.5.1油中溶解气体色谱分析 8.1.5.2绕组连同套管绝缘测试 ① 采用2500V或5000V兆欧表；

②测量前被试绕组应充分放电，非被试绕组应短路接地； ③测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近；

④尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算：

R2= R1×1.5(t1mt2)/10式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值 ⑤ 吸收比（10～30℃范围）不低于1.3且不进行温度换算

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①外部检查及清扫；

②检查紧固一次及二次引线及电容器连接件； ③电磁单元渗漏处理，必要时补油； ④必要时对气体进行脱水处理；

8.3.3.5油浸式及固体电流互感器定检预试方法及标准 8.3.3.5.1绕组及末屏的绝缘电阻测试

①采用2500兆欧表； ②一次对二次绝缘电阻 66KV及以下＞1500MΩ，110KV及以上＞2000MΩ； ③末屏对地绝缘电阻＞1000MΩ；

④绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化； 8.8.3.5.2一次绕组匝间绝缘电阻测试：用1000V兆欧表＞500MΩ（只在大修时进行）

8.8.3.5.3一次绕组接线端子（L1或P1）对储油柜绝缘电阻测试：用2500V兆欧表＞1000MΩ（只在大修时进行）

8.3.3.5.2 tgδ及末屏电容量测试 ①主绝缘tgδ（%）不应大于 66～110KV 1.0；220KV 0.8；330～500KV 0.7 ②主绝缘tgδ测试值与历年数据比较，不应有显著变化； ③末屏对地tgδ应不大于2%； ④电容量与出厂值偏差应不大于±5%（否则应查明原因）； ⑤固体绝缘互感器可不进行tgδ测量

8.3.3.5.3 油中溶解气体色谱分析 ①油中溶解气体组分含量应不大于：总QINGμL/L 100；H2 150；C2H2(110KV及以下2；220KV及以上1) ②小修时发现C2H2要引起注意； ③新投运互感器油中不应有C2H2；

8.3.3.5.6 绝缘油试验 ①油中水分含量（mg/L）：66～110KV≤35；220KV≤25；330～500KV≤10； ②击穿电压：66～220KV≥35KV；330KV≥45KV；500KV≥50KV； ③ tgδ（%）90℃: 330KV及以下≤4；500KV≤2； ④尽量在顶层油温高于50℃时采样，按GB/T7600或GB/T7601进行试验 ⑤小修只在对油有怀疑时进行；

8.3.3.5.4 二次绕组之间及对地绝缘电阻测试

用2500V或5000V兆欧表测试值应大于500 MΩ

8.8.3.5.5 一次绕组、二次绕组之间及对地交流耐压试验

①一次绕组按出厂值的85%进行。出厂值不明的按35KV（72KV）；66KV(120KV)；二次绕组之间及末屏对地为2KV；

②20KV及以下小修时进行，其余电压等级的只在大修时进行

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华能新疆三塘湖风电场2011检修预试工程 电气设备检修预试方案 8.3.3.5.6 局部放电测量（特殊试验） 8.3.3.5.7 极性检查 与名牌标志相符（只在大修时进行） K+_L1K1+mV_K2L2上图为检查电流互感器极性接线图 8.3.3.5.8 各分接头变比检查 与名牌标志相符（更换绕组后应测量比值差和相位差） （电流互感器变比检查接线图，使用仪器：Z5301全自动互感器综合测试仪） P1(L1) CT一次接线 S1(K1) A411 CT二次接线 外接交流电源 S2(K2) N411 交流输出电源 PT二次接线 P2(L2) P1(L1)

P2(L2)为实际一次电流方向，P1(L1)与

S1(K1)同极性；P2(L2)

与S2(K2)同极性。

8.3.3.5.9 校核励磁特性曲线

与制造厂相符（更换绕组后或继电保护有要求时进行）

（电流互感器校核励磁特性曲线接线图，使用仪器：Z5301全自动互感器综合测试仪）

说明：①仪器CT一次接线悬空；二次接线改接至交流输出电源接线柱上。

②电流选择应至少在10A

③应做出CT特性曲线

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P1(L1)

CT一次接线 S1(K1) A411 CT二次接线

外接交流电源 S2(K2) N411 交流输出电源 PT二次接线 P2(L2)

8.3.3.5.10 一次绕组直流电阻测试

与初始值或出厂值比较应无明显差别（只在大修时进行）

（电流互感器一次绕组直流电阻接线图，使用仪器：Z8102A直流电阻测试仪）

P1(L1)

电流接线

S1(K1) A411 电压接线

启动按钮 S2(K2) N411 复位按钮 P2(L2) ①与出厂值或初始值比较，应无明显差别； ②大修必要时进行

8.3.3.6油浸式及固体绝缘电压互感器定检预试方法及标准 8.3.3.6.1 铁芯对一次绕组、平衡绕组及二次绕组的绝缘电阻测量 ①铁芯与平衡绕组应等电位导通； ②一次对铁芯＞500MΩ； ③二次对铁芯＞1000MΩ； ④采用2500V兆欧表； ⑤大修时进行；

8.3.3.6.2 穿心螺栓对铁芯的绝缘电阻测量 ①穿心螺栓对铁芯的绝缘电阻＞100MΩ； ②一点连接后应等电位导通；

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③采用1000V兆欧表； ④大修时进行；

8.3.3.6.3 铁芯对底座的绝缘电阻测量 ①铁芯对底座的绝缘电阻＞1000MΩ； ②采用2500V兆欧表； ③大修时进行；

8.3.3.6.4 一、二次绕组间的绝缘电阻测量 ①一、二次绕组间的绝缘电阻＞1000MΩ； ②采用2500V兆欧表； ③大、小修时进行；

8.3.3.6.5二次绕组之间及对地的绝缘电阻测量 ①二次绕组之间及对地的绝缘电阻＞1000MΩ； ②采用2500V兆欧表； ③大、小修时进行； 8.3.3.6.6 tgδ测量

①绕组tgδ（%）不大于下表中数值

温度（℃） 35KV及以下 35KV及以下

②支架绝缘tgδ不大于6%；

③串级式电压互感器的tgδ试验方法采用末端屏蔽法； ④固体绝缘不进行tgδ测量； ⑤大、小修时进行；

8.3.3.6.7 油中溶解气体色谱分析 ①从互感器本体中放出油；

②小修时发现乙炔从无到有变化，要引起注意；

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5 1.5 2.0 1.0 1.5 10 2.5 2.5 1.5 2.0 20 3.0 3.5 2.0 2.5 30 5.0 5.5 3.5 4.0 40 7.0 8.0 5.0 5.5 大修 小修 大修 小修 华能新疆三塘湖风电场2011检修预试工程 电气设备检修预试方案

③大、小修时进行； 8.3.3.6.8 绝缘油试验 大修及小修必要时进行 8.3.3.6.9 交流耐压试验

①一次绕组按出厂值的80%进行，出厂值不明的按下列电压试验 电压等级KV 试验电压KV 3 15 6 21 10 30 15 38 20 40 35 72 66 120 ②20KV及以下小修时进行； ③大修时进行； 8.8.3.6.10 局放试验 8.3.3.6.11 空载电流测量

（电压互感器空载电流测量接线图，使用仪器：Z5301全自动互感器综合测试仪） L CT一次接线 1a TV CT二次接线

外接交流电源 1n 交流输出电源 PT二次接线 N

①在额定电压下，空载电流与出厂值比较无明显差别；

②在下列电压下，空载电流不应大于最大允许电流，中性点非有效接地系统1.9Un/√3；中性点有效接地系统1.5Un/√3； ③大修和小修必要时进行； 8.3.3.6.12 连接组别和极性试验

（电压互感器极性试验接线图，使用仪器：Z5301全自动互感器综合测试仪）

西安展鸿

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