客户供电电气设备状态检修规定.docx
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客户供电电气设备状态检修规定
客户供电电气设备状态检修规定
客户供电电气设备状态检修规定
汪自虎执笔
1总则1.1为适应电气设备装备水平和电气设备预防性检测技术不断发展的形势要求,进一步规范供电设备检修工作,特制定本规定。
1.2本规定适用于客户变电站电气设备检修管理。
1.3供电电气设备状态检修必须认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针,坚持“应修必修、修必修好”和“逢停必扫”的原则,积极开展,慎重对待,杜绝失修,保证设备安全、可靠、稳定运行。
1.4根据目前设备现状,供电电气设备检修实行定期检修和状态检修相结合。
设备“状态”评估和确定的依据,以电气设备预防性试验、日常运行维护监视、检修状况、设备正常寿命周期等为主,以在线监测技术为辅。
当在线监测结果与电气预防性试验结果出现矛盾时,以电气设备预防性试验结果为准。
1.5严格按规定进行预防性试验,并相应建立设备原始台帐资料,是开展状态检修工作的重要基础。
同时还应加强日常运行监测、维护和技术管理工作,并及时落实各项反事故措施。
若在预试或运行中出现异常,应视情况及时进行检修。
1.6电气设备状态检修以设备运行质量和监测为基础。
必须加强常规测试工作,坚持长期积累设备状态参数,建立相应的台帐和设备状态评估卡,设备状态评估卡结合预试工作按周期进行滚动修改,并定期进行综合分析和评估。
要充分利用现有的检测诊断技术,积极开发状态监测手段和新的故障诊断技术,不断积累经验,以指导状态检修工作。
1.7状态评估卡的填写说明和审批流程:
1.7.110千伏及以上主要供电设备,包括主变压器、断路器、G.I.S、开关柜、隔离开关、互感器等,须填写设备状态评估卡经批准后方可列入状态检修范围。
1.7.2检修部门负责填写设备技术参数(可查阅生产MIS系统)和状态量检测数据,并提出检修部门意见;运行部门负责填写状态量检测表中有关的内容、设备缺陷情况和红外测温情况,并提出运行部门意见;审核部门负责提出决策意见。
1.7.335千伏主变压器、110千伏及以上的主要供电设备(主变压器、断路器、GIS、隔离开关、互感器等)填写状态评估卡后,须经生运部审核和总工程师批准,方可列入状态检修范围。
1.7.435千伏及以下主要供电设备(断路器、开关柜、隔离开关、互感器等)填写状态评估卡后,运检职责同属一单位的,须经设备主管单位分管副经理或主任工程师批准并报生运部备案,方可列入状态检修范围;运检职责分属两个单位的,应由两个单位分别审核后,经生运部批准,方可列入状态检修范围。
1.8各类电气设备(包括经过评估列入状态检修的设备)的预试周期、项目、标准等按《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》和《南京供电公司供电电气设备检修及预试周期的规定》执行;继电保护、远动等二、三次设备的检修校验结合上级有关检验规程执行。
1.9对首次选用的设备,在上级未作明确规定前,按制造厂的有关规定,同时参照本规定精神执行。
1.10执行本规定过程中,如与上级部门有关规定、制度相矛盾时,应及时反映,以便及时协调修正。
2变电站电气设备2.1原则规定2.1.1主变压器、断路器、消弧线圈、电抗器、电容器、所用变、接地变、耦合电容器、互感器等新设备投运后和大修后(非本单位安装的)第一年须进行小修,由本单位安装的第二年须进行小修。
2.1.2设备通过交接试验投入运行后(非本单位安装的)第一年应进行电气试验,由本单位安装的第二年应进行电气试验。
各项指标合格设备运行稳定后转入状态检修规定执行,一次设备运行15年及以上按正常的检修和预试周期规定执行。
2.1.3设备的保护校验周期与大小修宜同步进行,即设备大修结合保护全校,设备小修结合保护部校,并参照相关规定精神执行。
2.1.4对于母线、隔离开关等难以停电的设备,推行“逢停必修”的原则。
即自达到检修周期规定的下限起,遇有设备停电的机会则必须安排进行检修,以避免超过检修周期的上限。
2.1.5已运行的设备,外绝缘水平未达到经审定的污区图配置要求,应及时进行调爬或采取相应防污措施,列入年度大修计划。
2.1.6设备防污、清扫工作,应结合大小修或必要时组织清扫。
2.2主变压器2.2.135千伏及以上的主变压器主要监测的状态量包括:
油温、油位、噪音、局放、油中离解气体、渗油情况、有载开关运行状态、铁芯接地电流等。
2.2.2新主变投运前应吊罩(芯)进行全面检查(制造厂有现场不吊罩的书面保证除外),箱沿焊接的全密封变压器应按制造厂要求进行全面彻底检查。
220kV及以上等级主变应进行局放试验。
投运后,一般每隔13年大修一次;运行正常的变压器经综合诊断分析,确认变压器无问题,填写状态评估卡,经生运部审核和总工程师批准后,可酌情延长大修周期。
2.2.2箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者,经试验与检查并结合运行监测情况,判定有内部故障危及安全运行时或本体严重渗漏油时,才进行大修。
2.2.3运行中变压器当承受出口短路或其它异常情况,试验判明有内部故障,经综合诊断分析,总工程师批准后,及时进行大修。
2.2.4主变压器小修一般每隔2年一次(500kV主变压器每隔3年)并结合预试进行;安装在3级及以上污区的主变,其小修周期应在现场规程中予以规定。
2.2.5有载调压开关的检修按《有载调压开关运行维修导则》和厂家有关规定执行。
2.2.6临检:
视设备状况有针对性地进行。
2.3所用变、消弧线圈2.3.1一般每隔13年大修一次,每隔3年并结合预试小修一次。
2.3.2临检:
视设备状况有针对性进行。
2.4互感器(C.T、P.T、CVT)2.4.1互感器主要监测的状态量包括:
局部发热、油位及油中含水量(电容型为泄漏电流)等。
2.4.2预试按规定的周期进行,根据预试和运行监测情况安排大修。
投运2年以上(至少经历一次小修预试,数据全部合格,且与交接试验数据无明显变化),运行情况稳定,填写状态评估卡经审批后,可列入状态检修范围。
2.4.3临检:
视设备状况有针对性进行。
2.4.410kVC.T结合开关小修进行。
10kV中置式开关柜内C.T确因停电困难且运行情况良好的,可结合开关柜填写状态评估卡经审批后,列入状态检修范围。
2.5耦合电容器、电抗器、套管2.5.1根据预试和运行监测情况安排大修。
2.5.2一般预试结合小修同时进行。
2.5.3临检:
视设备状况有针对性进行。
2.5.4充油套管每12年解体大修一次。
110kV穿墙套管3年小修一次,并结合预试进行。
2.6母线2.6.1每隔3年检修一次,若停电困难,不超过5年。
对户外母线清扫:
外绝缘水平达到经审定的污区图配置要求,定期盐密测量已有3年以上的实测数据结果,经试点能提出指导清扫的控制盐密值,可按盐密值合理安排清扫。
对户内母线,结合预试或视污秽情况进行清扫。
2.6.2室外母线绝缘子分布电压测量两年一次。
2.7断路器2.7.1断路器设备的状态量包括:
局部过热、动作次数、局部噪音、气味、震动、故障开断、操作特性、操作机构状况、主回路电流、储能打压频度等。
2.7.2油断路器2.7.2.1油断路器不执行状态检修,每隔4年大修一次,2年小修一次。
2.7.2.2根据油断路器安装地点最大短路容量计算,累计故障开断次数达到规定值(无规定者,可参照厂家说明书要求值),应按规定进行大修或临检。
若无明确规定,按满容量开断3次,即进行大修一次。
2.7.2.3断路器累计操作次数达到原部颁“开关检修工艺导则”规定值或上级另有的规定值,对10kV等应按规定进行大修或临检,对35-110kV等级应进行大修。
10kV断路器操作次数达200次应进行大修或临检。
无明确规定者,可参照制造厂规定执行。
2.7.2.4经预防性试验发现严重缺陷或在运行中发现异常,应视状况进行大修或临检或小修。
2.7.2.5初始状态较好的非老旧型和无先天性缺陷的油断路器,在执行2.6.2.2—2.6.2.3条规定的前提下,若同时满足以下条件,经总工程师批准,可对2.6.2.1条规定的大修周期酌情延长1-2年。
a.按大修标准进行的不需全解体的电气性能试验、机械特性测试、本体与机构调整和机械传动部件检查等合格;b.无明显渗漏油、无严重锈蚀、密封垫无老化现象;c.无其他直接危及安全运行的缺陷。
2.7.3SF6断路器2.7.3.1国产SF6断路器,一般情况下,每隔5-6年机构大修一次,每隔1-2年机构小修一次;对同类型、同一时期出厂的SF6断路器,每隔10-13年对灭弧室进行抽样解体(与制造厂协商),视状况确定检修范围。
马格里尼245MHMe-2Y型断路器因故障率偏高,暂按国产SF6断路器考虑。
2.7.3.2中外合资(设备主件进口)、进口SF6断路器,主要包括西门子3AT、3AQ、3AP系列,ABB公司HPL、LTB、ELF系列,阿尔斯通(AREVA)S1、FX、FP系列产品,每隔4年进行预试,投运2年以上(至少经历一次小修预试,数据全部合格,且与交接试验数据无明显变化),运行情况稳定,填写状态评估卡经审批后,可列入状态检修范围。
2.7.3.3根据SF6断路器安装地点最大短路容量计算,累计故障开断次数达到规定值(无规定者,可参照厂家说明书要求值),应进行大修。
2.7.3.4经预防性试验发现严重缺陷或在运行中发现异常,应视状况进行大修或临检或小修。
2.7.3.510kV杆上SF6断路器,在投运前做全面测试一次,运行中按制造厂规定进行检修。
2.7.4真空断路器2.7.4.1国产真空断路器,每隔2年进行预试(交流耐压试验);进口和合资厂真空断路器,主要包括ABB公司VD4系列,富士HS系列,西门子3AH系列,三菱VPR系列,GE公司VB系列,霍力克NVL系列,每隔4年进行预试(交流耐压试验),投运2年以上(至少经历一次小修预试,数据全部合格,且与交接试验数据无明显变化),运行情况稳定,填写状态评估卡经审批后,可列入状态检修范围。
其它按制造厂说明书规定进行检修。
2.7.4.2根据真空断路器安装地点最大短路容量计算,累计故障开断次数达到规定值(无规定者,可参照厂家说明书要求值),应进行大修。
2.7.4.3经预防性试验发现严重缺陷或在运行中发现异常,应视状况进行大修或临检或小修。
2.7.4.410kV柱上真空断路器,在投运前做全面测试一次,运行中按制造厂说明书规定进行检修。
2.8G.I.S组合电器2.8.1G.I.S组合电器的状态量,主要包括:
局部过热、气压、分解气体、局部噪音、震动、气味、操作特性、操作机构状况等。
2.8.2气动和液压机构G.I.S,每隔2年进行预试;弹簧和液压弹簧机构G.I.S,每隔4年进行预试。
G.I.S组合电器以间隔为单位,投运2年以上(至少经历一次小修预试,数据全部合格,且与交接试验数据无明显变化),运行情况稳定,填写状态评估卡经审批后,可列入状态检修范围。
2.8.3G.I.S内部元件参照本规定有关部分执行。
2.9开关柜2.9.1开关柜的状态量,主要包括:
局部过热、震动、操作特性、操作机构状况。
2.9.2开关柜以间隔为单位,投运2年以上(至少经历一次小修预试,数据全部合格,且与交接试验数据无明显变化),运行情况稳定,填写状态评估卡经审批后,可列入状态检修范围。
2.9.3开关柜内部元件参照本规定有关部分执行。
2.10隔离开关2.10.1隔离开关的状态量,主要包括:
操作特性、操作动力、分合状态及局部发热情况等。
2.10.2户外国产隔离开关每隔4-6年大修一次,每隔2-3年小修一次。
为避免重复停电,可结合相应间隔设备予试、检修,对隔离开关检修周期进行调整,但不得延长上述检修周期上限。
户内国产隔离开关,投运2年以上(至少经历一次小修预试,数据全部合格,且与交接试验数据无明显变化),运行情况稳定,填写状态评估卡经审批后,可列入状态检修范围。
2.10.3进口隔离开关,目前主要是阿尔斯通和西门子产品,投运2年以上(至少经历一次小修预试,数据全部合格,且与交接试验数据无明显变化),运行情况稳定,填写状态评估卡经审批后,可列入状态检修范围。
2.10.4临检:
视设备状态有针对性进行。
2.10.5隔离开关辅助接点每年检查维修一次。
2.11避雷器2.11.135kV及以上的避雷器均应安装在线监测装置。
避雷器的状态量,主要包括:
动作次数、泄漏电流、避雷器全电流、阻性电流等。
2.11.2新投运和大修后的避雷器,第一年必须进行停电预试和小修,以后每两年进行一次停电预试和小修,其余年份以带电测试进行。
避雷器的带电测试应按省公司规定的测试周期和要求进行(苏电生2002]1182号文)。
2.11.3对运行中的避雷器,发现在线监测、带电测试数据有疑问时,应进行停电试验,以确定避雷器是否存在缺陷,并进行相关的处理。
2.11.435kV、10kV带脱离装置的避雷器结合停电进行小修,不进行预试工作,在巡视时应检查脱离装置的动作情况。
2.12电力电容器根据运行情况、预试结果并参照制造厂规定安排检修。
2.13接地装置2.13.1根据预试结果安排大修或小修。
2.13.2运行10年以上的变电站,应对主接地网、集中接地体和设备接地引下线选点开挖检查,以后每隔5年进行一次。
并视开挖检查结果,安排大修或小修。
3电力电缆3.1电力电缆的状态量,主要包括:
电缆主绝缘和外护套的绝缘电阻、允许油压和介质损等。
3.2结合预试进行小修,根据预试结果和运行状况安排大修。
3.3对35千伏及以上的电力电缆,应建立专门的数据库,其中包括:
建立电缆本体、电缆中间头、电缆终端头的厂家、型号以及故障原因、故障类型等运行情况数据库;建立电缆出厂试验和交接、检修试验数据库(如电缆本体、屏蔽层的绝缘电阻、介质损等试验),同时对电缆终端头进行红外检测工作并建立相应红外热成像数据库,以便将来与同类设备红外图像分析进行比较;根据电力电缆历年运行情况、历年试验数据、红外检测图像等数据,经综合分析判断来确定该电气设备是否进行定期试验。
3.4电缆的接地电阻每三年测量一次,宜于雷雨季节前进行。
对运行10年以上的电缆接地装置应进行开挖,检查接地网腐蚀情况。
3.5对于电缆终端应开展红外检测工作,周期为每年一次,宜在迎峰度夏前进行。
缺陷判定标准可参照《华东电网500kV输变电设备红外检测现场应用规范》执行。
3.6新敷设的电力电缆在投入运行3~12个月,一般应做一次耐压试验,以后按照省公司《交接和预防性试验规程》执行,并逐步总结运行检修经验,做好由定期检修向状态检修的过渡工作。
4架空电力线路4.110kV线路视状况不定期进行检修。
4.235-220kV线路原则上每4年进行一次综合检修,可视线路状况适当调整检修周期。
4.3瓷质绝缘子测零周期一般为2年1次。
当瓷质绝缘子年平均零值率≤0.1%时,可将测零周期延长至4年1次。
4.4外绝缘水平未达到经审定的污区图配置要求,应及时进行调爬,并列入年度大修计划。
4.5线路外绝缘已达到经审定的污区图配置要求,定期测量盐密已有3年以上的实测数据积累,经部分线路试点后能提出指导清扫的控制盐密值,可按照盐密监测值合理安排清扫。
否则,对污秽严重线路或区段,应在每年雾季前清扫一次,必要时安排落地清扫。
4.6对合成绝缘子的维护、检查按原华东电管局《合成绝缘子暂行规定》执行。
4.7对于导线连接器(包括耐张线夹、接续管和修补管等)应开展红外检测,一般在迎峰度夏前进行。
500千伏线路每年一次,220千伏及以下线路每二年一次。
缺陷判定标准可参照《华东电网500kV输变电设备红外检测现场应用规范》执行。
4.8已运行10年以上的接地引下线和接地极,应按比例开挖抽检其腐蚀情况,并视开挖检查情况安排检修。
4.9500kV线路按原华东电管局《华东电网500KV架空送电线路运行与检修规定》(试行)执行。
5配电变压器、柱上油开关(或柱上负荷开关)、柱上隔离开关、跌落式熔丝、10kV及以下避雷器、电力电容器、箱变、环网柜、分支箱等配电设备及其接地装置。
5.1配电设备应视运行状况和预试结果,及时安排大修或小修。
5.2配电变压器一般每隔12-16年大修一次,小修结合预试进行。
5.3全密封箱式配电变压器,在投运前做全面测试一次,运行中每六年进行一次测试。
5.4接地装置:
按4.8条规定执行。
5.5箱变、环网柜、分支箱等设备,由于尚无成功的检修经验,请运行单位加强运行维护,根据运行状况,及时安排大修或小修,总结经验,逐步做好由计划检修向状态检修的过渡工作。
635kV直配变6.1一般情况下,每隔10-13年大修一次。
若运行正常,并经综合诊断分析确认无问题,经总工程师批准,可酌情延长大修周期。
6.2新投运后第一年应进行小修一次,以后结合预试进行。
6.3若运行异常,经综合诊断分析存在危及安全运行缺陷,应及时进行大修或小修。
6.4临检:
视状况有针对性进行。
7其他未含设备:
在上级未有明确规定前,可按制造厂规定和设备状况安排检修。
附表一、输变电设备有效状态参量监测内容附表二、输变电设备状态分析数据库内容附表三、主要供电设备状态评估卡附表一、输变电设备有效状态参量监测内容设备
监测参量变压器
油温、油位、噪音、局放、油中离解气体、渗油情况、有载开关运行状态、铁芯接地电流等断路器
局部过热、动作次数、局部噪音、气味、震动、故障开断、操作特性、操作机构状况、主回路电流、储能打压频度等GIS
局部过热、气压、分解气体、局部噪音、震动、气味、操作特性、操作机构状况等开关柜
局部过热、震动、操作特性、操作机构状况等隔离开关
操作特性、操作动力、分合状态及局部发热情况等互感器
局部发热、油位及油中含水量(电容型为泄漏电流)等避雷器
动作次数、泄漏电流、避雷器全电流、阻性电流等电容器组
局部发热、渗油情况、异常声音等母线
局部发热、污秽程度等架空线路
零值、盐密、温升、接地电阻等
附表二、输变电设备状态分析数据库内容设备
数据库要求变压器
前三年的油色谱试验报告,出厂、交接、前两次预防性试验报告,大修和小修报告,变压器油的在线监测数据,主变及其附件的红外图像库等断路器
设备的出厂、交接和前两次的预防性电气试验报告、断路器特性试验报告、检修报告、微水试验报告、SF6检漏报告。
断路器设备的在线监测(如SF6泄漏、密度测量,开关动作情况)建立相应的数据库;10千伏及以上断路器设备的红外热成像的图像库GIS
设备的出厂、交接和前两次的预防性电气试验报告、特性试验报告、检修报告、微水试验报告、SF6检漏报告、在线局放测试报告,红外热成像的图像库等开关柜
设备的出厂、交接和前两次的预防性电气试验报告、特性试验报告、检修报告,红外热成像的图像以及断路器、隔离开关、互感器、避雷器等内部设备相应报告等隔离开关
出厂试验报告、预防性试验报告及2年来检修报告;35千伏及以上刀闸的红外热成像的图像库等互感器
前三年的油色谱试验报告,以及该设备的出厂、交接和前三次的预防性电气试验报告,110千伏及以上所有互感器类设备的红外热成像的图像库等避雷器
出厂、交接、前两次预防性试验报告,对避雷器在线监测数据巡视记录(每周至少记录2次),对氧化物避雷器带电测试数据,避雷器红外检测数据库等母线
外绝缘水平达到经审定的污区图配置要求,定期盐密测量有3年以上的实测数据结果电力电缆
电缆本体、电缆中间头、电缆终端头的厂家、型号以及故障原因、故障类型;电缆出厂试验和交接、检修试验数据;红外热成像数据库;采用电力电缆在线监测测试技术建立监测数据库;架空线路
线路设备台帐,线路设计的技术要求;线路历年运行、检修情况;线路巡视记录、运行分析记录、缺陷记录、测试记录、事故、跳闸记录;
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