变电站检修规程

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。

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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

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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

GB6451.1~6451.5-86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

3.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。

3.1.1.2箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。

3.1.1.3在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。

3.1.1.4运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前

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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。 3.1.2小修周期

3.1.2.1一般每年1次； 3.1.3附属装置的检修周期

3.1.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。

3.1.3.2变压器油泵(以下简称油泵)的解体检修：2级泵1~2年进行一次，4级泵2~3年进行一次。

3.1.3.3变压器风扇(以下简称风扇)的解体检修，1~2年进行一次。

3.1.3.4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色程度随时更换。

3.1.3.5自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。

3.1.3.6套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。 3.2检修项目 3.2.1大修项目

3.2.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修； 3.2.1.2绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；

3.2.1.3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；

3.2.1.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；

3.2.1.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修； 3.2.1.6安全保护装置的检修； 3.2.1.7油保护装置的检修； 3.2.1.8测温装置的校验； 3.2.1.9操作控制箱的检修和试验；

3.2.1.10无励磁分接开关和有载分接开关的检修； 3.2.1.11全部密封胶垫的更换和组件试漏； 3.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理； 3.2.1.13变压器油的处理或换油；

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3.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆； 3.2.1.15大修的试验和试运行。 3.2.2小修项目

3.2.2.1处理已发现的缺陷； 3.2.2.2放出储油柜积污器中的污油； 3.2.2.3检修油位计，调整油位；

3.2.2.4检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束；

3.2.2.5检修安全保持记装置：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； 3.2.2.6检修油保护装置；

3.2.2.7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；

3.2.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试； 3.2.2.9检查接地系统；

3.2.2.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状况，处理渗漏油； 3.2.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆；

3.2.2.12清扫并绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)； 3.2.2.13按有关规程规定进行测量和试验。 3.2.3临时检修项目 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

4.1.1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； 4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况； 4.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；

4.1.4查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况； 4.1.5检查渗漏油部位并作出标记；

4.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。

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4.2编制大修工程技术、组织措施计划 其主要内容如下： 4.2.1人员组织及分工； 4.2.2施工项目及进度表； 4.2.3特殊项目的施工方案；

4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施； 4.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表； 4.2.6绘制必要的施工图。 4.3施工场地要求

4.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行；

4.3.2施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容量、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。

5变压器的解体检修与组装 5.1解体检修

5.1.1办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。

5.1.2部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀(或安全气道)、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。 5.1.3排出全部油并进行处理。

5.1.4拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见《有载分接开关运行维修规程》；拆卸中腰法兰或大盖宫接螺栓后吊钟罩(或器身)。 5.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。

5.1.6更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。 5.2组装

5.2.1装回钟罩(或器身)紧固螺栓后按规定注油。

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5.2.2适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。 5.2.3安装冷却器等附属装置。 5.2.4整体密封试验。 5.2.5注油至规定的油位线。 5.2.6大修后进行电气和油的试验。 5.3解体检修和组装时的注意事项。

5.3.1拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。 5.3.2拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。 5.3.3冷却器、压力释放阀(或安全气道)、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)。

5.3.4套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。

5.3.5组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，规定开启或关闭。 5.3.6对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，排尽为止，并重新密封好擦净油迹。

5.3.7拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置(或按制造厂的规定执行)。 5.3.8组装后的变压器各零部件应完整无损。 5.3.9认真做好现场记录工作。 5.4检修中的起重和搬运 5.4.1起重工作及注意事项

5.4.1.1起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号；

5.4.1.2根据变压器钟罩(或器身)的重要选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等；

5.4.1.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接； 5.4.1.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；

5.4.1.5起吊变压器整体或钟罩(器身)时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠

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后再继续起吊；

5.4.1.6起吊时钢丝绳的夹角不应大于60，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套； 5.4.1.7起吊或落回钟罩(或器身)时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳；

5.4.1.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；

5.4.1.9起吊或落回钟罩(或器身)时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身；

5.4.1.10当钟罩(或器身)因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施；

5.4.1.11吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件；

5.4.1.12采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。 5.4.2搬运工作及注意事项

5.4.2.1了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。 5.4.2.2了解沿途架空电力线路、通信线路和其他障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。

5.4.2.3变压器在厂(所)内搬运或较长距离搬运时，均应绑轧固定牢固，防止冲击震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15，在短轴方向上不大于10；如用专用托板(木排)牵引搬运时，牵引速度不大于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)。 5.4.2.4利用千斤顶升(或降)变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。

5.4.2.5在使用千斤顶升(或降)变压器时，应随升(或降)垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升(或降)，应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终有专人照料。

5.4.2.6变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压

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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。5.4.2.7采用专用托板、滚框搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚框调整角度，防止滚杠弹出伤人。

5.4.2.8为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。 5.4.2.9采用滑轮组牵引变压器时，工作人员和需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。

5.4.2.10变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。

5.4.2.11充氮搬运的变压器，应装有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始终保持正压，氮气压力应保持0.01~0.03MPa，露点应在-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。

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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)

6.2.5 6.2.6 6.2.7 6.2.8 6.2.9 6.2.10 6.2.11 6.3 6. 3.1 6.3.2 6. 3.3 6.3.4 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。

用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。 绕组应清洁，表面无油垢，无变形 ；

整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象。

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。

油道保持畅通，无油垢及其它杂物积存 外观整齐清洁，绝缘及导线无破损

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。 铁芯检修

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。

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 。

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 。

铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘。

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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的紫铜片，插入3～4级铁芯间，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯。1.7.3.11应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好不构成环路，不与铁芯相接触。

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

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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

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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

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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 6.9.1.1 6.9.1.2 6.9.1.3 调 试；

6.9.1.4 6.9.1.5 6.9.1.6 6.9.1.7 6.9.1.8 6.9.1.9 6.10 6.10.1 6.10.1.1 6.10.1.2 6.10.1.3 6.10.1.4 6.10.1.5 6.10.1.6 6.10.1.7 总控制箱的检修

清扫控制箱内部灰尘及杂物； 检查电源开关和熔断器接触情况；

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检查切换开关接触情况及其指示位置是否符合实际情况； 检查信号灯指示情况，如有损坏应补齐；

用500V兆欧表测量二次回路(含电缆)的绝缘电阻≥0.5Ω； 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。

检查箱柜的密封情况，必要时更换密封衬垫； 箱柜除锈后进行油漆。 变压器的油漆 油箱外部的油漆

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。

大修时应重新喷漆。

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

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。 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。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

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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

6.10.2.2 6.10.2.3 6.10.2.4 6.10.3 6.10.3.1 6.10.3.2 6.10.4 6.10.4.1 6.10.4.2 6.10.4.3 6.10.4.4 6.10.4.5 6.11 6.11.1 6.11.2 6.11.3 易剥开，则认为粘着力不佳；

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；

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； 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。

变压器内部涂漆

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。

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

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。

固化后的漆膜，不影响变压器油的绝缘和物理、化学性能； 对金属件有良好的附着力；

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

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。

引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况 ； 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 ；

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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 6.11.10 6.11.11 6.11.12 6.11.13 6.12 6.12.1 6.12.2 6.12.3 6.12.4 6.12.5 6.12.6 渗漏点。6.12.7 6.12.8 6.12.9 6.12.10 6.12.11 6.13 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；

绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘； 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 。

检查引线与各部位之间的绝缘距离。

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 。油箱检修

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

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 。

检查器身定位钉 。

检查磁(电)屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固 。 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。消除油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整 。 法兰结合面清洁平整 。

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

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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)，油管，

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，

6.13.1.3 网。

6.13.1.4 6.13.1.5 6.13.1.6 6.13.1.7 6.13.1.8 6.13.2 6.13.2.1 6.13.2.2 6.13.2.3 6.13.2.4 6.13.2.5 6.13.2.6 6.13.2.7 6.13.2.8 并作好检查记录。

油管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。

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。

准备好全套密封胶垫和密封胶。 准备好合格的变压器油。

将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗

干净，以去除油管内的脱模剂。

组装 装回器身；

安装组件时，应按制造厂的“安装使用说明书”规定进行； 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； 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。

变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲；

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。

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。

各温度计座内应注以变压器油；

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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

6.14.1.2 6.14.1.3 6.14.1.4 6.14.1.5 6.14.1.6 6.14.2 6.14.2.1 6.14.2.2 6.15 6.15.1 6.15.1.1 6.15.1.2 灰尘杂质和水分。

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。

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。

有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出。 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。

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。

油位计带有小胶囊时储油柜的注油

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；

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。

组件检修 散热片的检修

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。

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

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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、

6.15.1.6 6.15.1.7 6.15.2 6.15.2.1 6.15.2.2 6.15.2.3 6.15.2.4 10h。用合格的变压器油对内部进行循环冲洗 。

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。

安装好散热器的拉紧钢带 套管检修 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 。

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 。

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；

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；

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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：

6.18.1.1 tgδ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

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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 高压侧 低压侧 保定天威集团特变电气有限公司 SFZ10-100000/220/35KV 100000 kVA 230±8x1.25 kV 35 kV 251A/1650A 50 Hz 3 有载调压 Ynd11 ONAN/ONAF（70%/100%） < 75 dB 14 % < 328 kW < 0.5 % < 65 kW < 393 kW 8、站用变参数

设 备名称 型 号 额 定 容 量 联 结 组 标 号 短 路 阻抗 绝极 高压缘绝缘水平 限 侧额等KV 温 定电级 升 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 21

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 LI 170 AC70/LI 0 AC 3 H级 不接地 直接接地 200/1A 5P20 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、

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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；

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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；

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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． d． e．

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； 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

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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±8x1.25 kV。

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。

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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）。

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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。

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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。

6.3.10 母线颜色标志。

6.3.10.1 6.3.10.2 6.4 6.4.1 6.4.2 6.4.3 6.4.4 6.4.5 6.4.6 6.5 6.5.1 三相交流电母线L1相：黄色；L2相：绿色；L3相：红色。 封闭母线。母线外表面和外壳内表面：无光泽黑色；外壳外表面：无

光泽灰色。

一次触头检查。

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。

在一次触头上抹凡士林。 关闭上、下挡板。 挡板机构及闭锁装置检查。

检查挡板机构操作应灵活、可靠,各转动部位加润滑油。 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。继电器室清扫检查。 用毛刷清扫端子排上灰尘。

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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。

30

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。

31

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。 8.4 SF6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 35kV 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 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 10000 10000 20 20 开关型号 机构型号 开 关 编 号 制造厂家 福州天宇电器股份有限公司 KYN72-40.5 弹簧储能式

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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

220KV GIS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。

4.3 GIS参数

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A1总体参数

序号 1 2 3 4 5 项 目 单位 kV A Hz kA Pc Pc 次 s kA kA kV kV kV kV 次 次 MPa MPa MPa MPa MPa MPa uL/L uL/L 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 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 6 额定短路电关合次数（故障关合接地开关） 7 额定短路持续时间 8 额定短时耐受电流 9 额定峰值耐受电流 对地 10 1min工频耐压 断口 相对地 11 雷电冲击耐压 断口间、相间 12 断路器 机械寿命 隔离接地开关/故障关合开关 13 额定 断路器 报警 SF6气体额定压力闭锁 （表压20℃） 额定 其他 报警 闭锁 14 SF6年漏气率 15 交接验收气室内的SF6气体水断路器 值 分含量 其他气室 运行中 A2断路器参数

（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

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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

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（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： 50kA6) 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

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，3s （（

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 220kV GIS CT技术参数表 位置代号 变 比(A) L01+CT01 600/1 L01+CT02 600/1 L01+CT03 600/1 L01+CT04 600/1 L01+CT05 600/1

准确级 0.2S 0.5 5P30 5P30 5P30 37

容量(VA) 40 40 40 40 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

位置代号 变 比(A) L01+CT06 600/1 L01+CT07 600/1 L01+CT08 600/1 T01+CT01 500/1 T01+CT02 500/1 T01+CT03 500/1 T01+CT04 500/1 T01+CT05 500/1 T01+CT06 500/1 T01+CT07 500/1 T01+CT08 500/1 准确级 5P30 5P30 5P30 5P30 5P30 5P30 0.2S 0.5 5P30 5P30 5P30 容量(VA) 30 30 30 30 30 30 40 40 30 30 30 备 注 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

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 （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. 220kV GIS PT技术参数表 位置代号 PT01 2203变 比(kV) 准确级 容量(VA) 备 注 22030.130.130.10.1 30.130.130.10.5/3P 0.2/0.5/3P/3P/6P 50/100 50/50/50/50/100 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。

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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 A10 SF6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

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检修类别 项目 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 污损状态 共同项目 配线 配管检查 触头的损坏与否 喷嘴的损坏与否 检查内容 巡回检查 √ √ √ √ √ √ √ √ √ 小修 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 大修 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √

检修类别 项目 检查内容 巡回检查 小修 大修 40

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 测量气体内水分含量 测量试验 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 √ 41

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 测量气体内水分含量 测量试验 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： 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。 质量标准 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) 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。 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 W 从GIS中拆分断路器，检查连接部位，配管，操作机构，确认各部位都无异物、灰尘和损坏等。 42

4 a) b) c) 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。 检修项目及工艺步骤 在2MΩ以上 确认各部位都无异物、灰尘和损坏等。 W 质量标准 在2MΩ以上 确认各部位都无异物、灰尘和损坏等。 质检点 W H 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。

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 4.4.10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。 4.4.11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

序号 一 名称 型号及规格 单位 数量 备注 升压站220kV母线、主变压器保护及故障录波部分 43

序号 1 名称 220kV母线保护屏（含柜） 型号及规格 800×600×2260mm 单位 面 数量 2 备注 母线保护I屏 面 1 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 2套数字式主变保护装置，1套非电量保护装 母线保护II屏 面 1 2 主变压器保护屏（含柜） 800×600×2260mm 面 3 置、主变高压侧断路器保护装置及高低压侧操作箱 RCS-978E第一套高低压侧主后备一体保 变压器保护I屏 面 1 护 RCS-9784A_1_台 LQ-300K打印机_1_台 RCS-978E第二套高低压侧主后备一体保 变压器保护II屏 面 1 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 5 安全自动装置（含柜） 800×600×2260mm 套 面 面 2 1 1 满足山东电网接入要求 满足山东电网接入要求 220kV PT转接屏（含柜） 800×600×2260mm 保护及故障录波信息管理子站（含柜） 800×600×2260mm 继电保护信息管理子站 面 1 RCS-9798A保护信息管理子站 1台 PCS-9882C交换机 44

序号 名称 型号及规格 单位 数量 台 备注 96路模拟量，256路开6 220kV故障录波屏（含柜） 继电保护试验电源柜（含柜） 升压站监控系统部分 220kV线路测控屏（含柜） 800×600×2260mm 面 1 关量，满足山东电网接入要求（山大电力WDL-VI\\X） 7 二 1 800×600×2260mm 面 1 满足山东电网接入要求 800×600×2260mm 面 1 RCS-9705C测控装置 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 主变测控屏 面 1 主变测控装置3台（分别用于高压侧、低压侧和本体）； 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 公用测控装置两台； RCS-9702C测控装置（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 3 公用设备测控屏（含柜） 800×600×2260mm 面 1 公用设备测控屏 面 1 45

序号 4 名称 35kV间隔层设备 35kV保护测控一体化装置 型号及规格 单位 数量 10（暂定） 备注 可实现网络对时功能 放于开关柜上，含（1） 套 35kV线路（6路）、SVG（2路）、35kV所用变/接地变测控装置 RCS-9615CS线路距离保护测控装置 （就地安装于开关柜内） RCS-9621CS所用变保 线路保护装置 套 6 所用变保护测控 套 1 护测控装置 （就地安装于开关柜内） RCS-9621CS所用变保 接地变保护测控 套 1 护测控装置 （适用于接地变） RCS-9622CN SVG差 SVG保护测控 套 2 动保护测控装置 （就地安装于开关柜内） 35kV母差保护装置 800×600×2260mm 面 台 1 2 RCS-915+MNP+打印机 PCS-9882C 24 电口， 2光口，电源： 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 （2） 35kV间隔层交换机 交换机 台 2 （3） 5 35kV间隔层串口协议转换装置 规约转换装置 电量计费系统 220kV线路关口计量屏（含柜） 套 台 1 1 RCS-9794A规约转换装置 含2套0.2S级关口计量表配失压计时器及接线盒，一套电量采集装置 含2套0.2S级（1） 800×600×2260mm 面 1 220kV线路关口计量屏 面 1 ZMQ202C.4r4af6关口计量考核表，配失压计 46

序号 名称 型号及规格 单位 数量 备注 时器及接线盒，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盒及与上层监控系统连接所需接口设备（不含10kV所变计量） （2） 35kV计量装置 套 10 6 35kV电度表 网络设备屏 800×600×2260mm 套 面 台 10 1 2 湖南威盛0.5s级MB3双向计量表及接线盒 PCS-9882C 24 电口， 2光口，（1） 以太网交换机 交换机 台 2 电源： 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 （2） GPS对时装置 双主机、双授时（GPS和北斗）、双电源 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路， GPS对时装置 套 1 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。 全部网络接口、光缆、光缆（3） 配线架及通讯转换装置等附件 规约转换装置 电能质量监测屏（带主机） 套 1 RCS-9794A规约转换装置； 光缆配线架等附件 满足山东电网接入要求，测量电流8组，电 套 1 7 800×600×2260mm 面 1 47

序号 名称 型号及规格 单位 数量 备注 压4组（每组含ABCN） 满足山东电网接入要8 9 功角测量屏 升压站计算机监控系统 800×600×2260mm 面 1 求测量电流8组，电压4组（每组含ABCN） 终期 主机（组屏布置）、含（1） 操作员工作站 套 2 双显示器、配显示器键盘鼠标远距离连接设备（BVM） （2） 工程师工作站兼五防工作站 套 套 1 2 含主机、显示器、配显示器键盘鼠标远距离连接设备（BVM） RCS-9698H★串口数量： 12 个；（可扩展） 网口数量： 8 个 双机一体。 （3） 网络式微机远动装置 远动装置 台 1 通道切换装置，含在RCS-9698H中实现此功能，满足双机设计要求 安装在网络设备柜

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： 2.4.3.1 全部检验。 2.4.3.2 部分检验。

2.4.3.3 用装置进行断路器跳合闸检验。 12.4.4 补充试验分为四种： 2.4.4.1 装置改造后的检验。

2.4.4.2 检修或更换一次设备后的检验。 2.4.4.3 运行中发现异常情况后的检验。 2.4.4.4 装置不正确动作后的检验。

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2.4.5 定检期限应根据以下所规定的期限进行：

2.4.5.1 新安装的装置，新投运后的第一年内必须进行一次全部检验。

2.4.5.2 已投运超过一年的，出厂年限少于十年的装置，每年进行带断路

器传动试验，每5年进行一次完全检验。

2.4.5.3 出厂年限超过十年的装置，每年进行带断路器传动试验，每3年进

行一次完全检验。

2.4.5.4 操作信号回路中的设备，结合所属的装置进行检验。 2.4.5.5 回路绝缘试验，结合所属的装置进行检验。 2.4.5.6 保护装置的定值核对，每年进行两次，以确保装置定值与定值单相

2.4.5.7 2.4.6 2.4.7 2.4.8 2.4.9 2.4.10 2.5 2.5.1 2.5.1.1 2.5.1.2 2.5.2 2.5.2.1 2.5.2.2 2.5.2.3 2.5.2.4 2.5.2.5 2.5.2.6 2.5.2.7 2.5.2.8 2.5.3 2.5.3.1 2.5.3.2 2.5.3.3 2.5.4 2.5.4.1 2.5.4.2

符。

对于运行环境和条件较差的装置，应适当缩短其期限，并有重点地

选择检验项目。

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。

装置的二次回路检修后，根据工作的性质，确定其检修项目。 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。

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。 同一元件的多套保护，如其定期检验不能安排在被保护元件停电期

间进行，可安排在故障几率小的季节轮流将每套装置退出运行后进行检验。

装置的检验项目 外部及内部检查。 装置的外部检查。包括装置的外部电流、电压互感器及其回路的检

验。

装置的内部检查。包括装置的屏板、端子排、连片、插件、屏接线、

电缆、标示、接地线、箱体等是否完好。

绝缘及耐压试验。

测量回路之间及回路对地的绝缘。 屏的耐压试验。

测定整个回路的绝缘。 检验装置的输入、输出。

检验所有出口回路、报警回路。

检验动作信号能否正确传送至监控系统。 检验键盘、拨号开关、按钮的有关功能。 检验保护的打印机是否能联机正常工作。 检验微机保护的模数变换系统。 检验零点漂移。

检验各电流、电压回路的平衡度。 检验各电流、电压回路的线性度。 整组检验

检验动作值与定值是否相符，检验装置的动作特性与说明书是否一

致。

与其他保护装置的联合动作检验。

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