升压站一次设备参数讲解
序号名称单位参数值一GIS共用参数
1 额定电压kV 126
2 额定电流线路出线
A
2000 主变进线2000
主母线2000
3 额定工频1min耐受电压（相对地）kV 230
4 额定雷电冲击耐受电压峰值
（1.2/50 s）（相对地）
kV 550
5 额定短路开断电流kA 40
6 额定短路关合电流kA 100
7 额定短时耐受电流及持续时间kA/s 40/3
8 额定峰值耐受电流kA 100
9 辅助和控制回路短时工频耐受电压kV 2
10 无线电干扰电压μV ≤500
11 噪声水平dB ≤90
12
SF6气体压力
（20℃表压）
断路器室
MPa
0.6
其他隔室0.4
13 每个隔室SF6气体漏气率%/年≤0.3
14 SF6气
体湿
度
有电弧
分解物
隔室
交接验收值
μL/L
≤150
长期运行允许值≤300无电弧
分解物
隔室
交接验收值≤250
长期运行允许值≤500
15 局部放电
试验电压kV 1.1×126/3每个间隔
pC
≤5
每单个绝缘件≤3套管≤5
电流互感器≤5
电压互感器≤10避雷器≤10
16 供电电源控制回路V DC 220 辅助回路V AC 380/220
17 使用寿命年≥20
18 检修周期年≥10
21 结构布置断路器三相共箱母线三相共箱
序
号
名称项目参数值
1 额定值*
变压器型式或型号
SZ11-50000/110
115±8×1.25%/38.5/
10.5kV
a. 额定电压
（kV）
高压绕组115
低压绕组38.5
平衡绕组10.5
b. 额定频率（Hz）50
c. 额定容量
（MV A）
高压绕组50
低压绕组50
d. 相数 3
e. 调压方式有载
f. 调压位置高压中性点
g. 调压范围±8×1.25％
h. 中性点接地方式
电网侧：直接接地
低压侧：经消弧线圈接地i. 主分接的短路阻抗和允
许偏差（全容量下）
短路阻抗
（％）
允许偏差
（％）
高压—低压10.5 ±5 j. 冷却方式ONAN
k. 联结组标号YNyn0+d11
2
绝缘水
平（投标
厂家需
根据现
场条件
修正）
a. 雷电全波冲
击电压（kV，
峰值）
高压线端480
中压线端200
稳定绕组
线端
95
中性点端
子
325
b. 雷电截波高压线端530
号
名称项目参数值
冲击电压（kV，峰值）低压线端220
稳定绕组
线端
105
c. 短时工频耐受电压（kV，方均根值）高压线端200
低压线端95
稳定绕组
线端
45
中性点端
子
140
3
温升限
值（K）
顶层油55
绕组（平均）65
绕组（热点）78 油箱、铁心及金属结构件
表面
75
4
极限分
接下短
路阻抗
和允许
偏差（全
容量下）
a. 最大分接
短路阻抗
（％）
允许偏差
（％）
高压—低压10.05 ±10
b. 最小分接
短路阻抗
（％）
允许偏差
（％）
高压—低压10.95 ±10
5
绕组电
阻（ ，
75℃）
a. 高压绕组
主分接0.47176
最大分接0.54202
最小分接0.54202
b. 低压绕组0.04639
c. 稳定绕组0.01897
6
电流密
度
（A/mm2
）
a. 高压绕组 2.8
b. 低压绕组 2.9
c. 稳定绕组 2.8
d. 调压绕组 3.0
号
名称项目参数值
7
匝间最
大工作
场强
（kV/mm
）
设计值 2
8 铁心参
数
铁心柱磁通密度（额定电
压、
额定频率时）（T）
1.73
硅钢片比损耗（W/kg） 1.429
铁心计算总质量（t）22.24
9
空载损
耗
（kW）
额定频率额定电压时空载
损耗
≤33额定频率1.1倍额定电压
时空载损耗
48.48
10
空载电
流（％）
a. 100％额定电压时≤0.3
b. 110％额定电压时 2.88
11
负载损
耗（kW、
75℃）
高压—低
压
主分接≤183
其中杂散损
耗
28.1
最大分接181
其中杂散损
耗
26.5
最小分接185
其中杂散损
耗
29.6
12 噪声水
平dB
（A）
空载状态下≤63
100％负荷状态下≤63
13
可承受的
2s出口对
称短路电
流值（kA）
（忽略系
统阻抗）
高压绕组 1.87
低压绕组 5.36
短路2s后绕组平均温度计
算值（℃）
＜250
号
名称项目参数值
14
在
1.5×U m/
3kV下
局部放电
水平（pC）
高压绕组≤300
低压绕组
≤300
稳定绕组
≤300
15 绕组连同
套管的
tan （％）
高压绕组≤0.5
低压绕组≤0.5
16 质量和尺
寸（如有
限值买方
需填写）
a. 安装尺寸（长×宽×高）
（m）
7.730*5.060*6.080
b. 运输尺寸（长×宽×高）
（m）
7.40*2.15*3.13
c. 重心高度（m） 1.37
d. 安装质
量（t）
器身质量（t）43.24
上节油箱质
量（t）
8.74
油质量（t）
（不含备用）
22.09
总质量（t）95.25
e. 运输质量（t）70.59
f. 变压器运输时允许的
最大倾斜度
15°
17 片式散
热器
型号PC
组数足量
每组质量（t）0.699
18 套管型号规格
a. 高压套管BRDLW
b. 低压套管BJLW
c. 中性点套
管
BRDLW
额定电流
（A）
a. 高压套管
≥1.2倍相绕组线端额定电
流
b. 低压套管
≥1.2倍相绕组线端额定电
流
号
名称项目参数值
c. 中性点套
管
≥相绕组额定电流
绝缘水平（LI/AC）（kV）a. 高压套管* 550/230
b. 低压套管* 230/85
c. 中性点套
管
325/147
66kV及以上套管在1.5×U m/ 3kV下局部放电水平（pC）a. 高压套管≤10
b. 中性点套
管
≤10
电容式套管tan （％）
及电容量（pF）
tan 电容量
a. 高压套管≤0.4304
b. 中性点套管≤0.4285
18 套管
套管的弯曲耐受负荷
（kN）
水平横向垂直
a. 高压套管 3 1.25 1.5
b. 低压套管 3 1.5 2
c. 中性点套管 2 1 1 套管的爬
距（等于有
效爬距乘
以直径系
数K d）
（mm）
a. 高压套管≥3150K d
b. 低压套管≥600K d
c. 中性点套
管
≥1813K d
套管的干
弧距离（乘
以海拔修
正系数K H）
（mm）
a. 高压套管1140
b. 低压套管543
c. 中性点套
管
700
套管的爬距/干弧距离≤4
套管平均 a. 高压套管242
号
名称项目参数值
直径（mm）b. 低压套管200
c. 中性点套
管
208
19 套管式
电流互
感器
装设在高压侧
绕组数 3
准确级5P30 5P30 0.5
电流比300～600/5A
二次容
量（V A）
30 3030
FS或
ALF
20 20 5
CT内阻
装设在中性点
侧
绕组数 2
准确级5P30 0.5
电流比100~300/5A
二次容量
（V A）
30 30
FS或ALF20 5
CT内阻
20 分接开
关
型号CM
额定电流（A）500
级电压（kV）0.749
有载分接开关电气寿命
（次）
≥20万有载分接开关机械寿命
（次）
≥80万绝缘水平（LI/AC）（kV）325/140
有载分接开关
的
驱动电机
功率
（kW）
0.75
相数 3
电压（V）380
号
名称项目参数值
21 压力释
放
装置
型号YSF
台数 1
释放压力（MPa）0.055
22 工频电
压升高
倍数和
持续时
间
工频电压升高倍数
空载持续
时间
满载持续
时间
1.05 连续连续
1.1 连续20min
1.3 1min
23 变压器
油
提供的新油
（包括所需的
备用油）
过滤后达到
油的击穿电
压（kV）
≥45
tan
（90℃）（％）
≤0.5
含水量
（mg/L）
≤20
SVG参数
额定电压：35KV 额定容量：12Mvar
额定频率：50HZ 额定电流：198A
散热方式：风冷稳态控制精度（%）：±2 过载能力：217.8A
35kV消弧线圈成套装置基本参数
序
号
参数名称单位投标人保证值
1 使用环境户外
2 成套装
置
额定电压kV 38.5
额定频率Hz 50
号
投标人保证值
绝缘水平kV 工频(1min)耐受电压（有效值）：120kV
雷电全波冲击耐受电压（峰值）：
255kV
消弧线圈额定容量kVA 1500
消弧线圈额定电流 A 67
电容电流测量误差% －2～＋2
残流 A ≤5
安装点电网中性点
位移电压
≯15％标称相电压接地补偿到位时间ms 小于60
进出线方式（电缆）
3 消弧线
圈
额定容量kVA 1500
额定电流 A 67
调节方式调匝
调节范围30~100%
绝缘方式干式（F级）
伏安特性线性范围0~110%Un
绝缘水平kV
工频(1min)耐受电压（有效值）：
120kV
雷电全波冲击耐受电压（峰值）：
255kV
温升K
在额定运行条件下，不得超过
100K
额定电流至少连续
运行时间
h 2
冷却方式自冷（带温显、温控及远传功能）
外绝缘爬电比距mm/kV ≥20（户内）
局放pC < 5
噪音dB 离本体0.3米处≤55
分接开关切换开关
触头的电寿命
不小于20万次动作分接开关切换开关不小于80万次动作
号
投标人保证值触头的机械寿命
4 控制装
置
型式
高可靠性、高集成度，专用于工
业应用的计算机或程序控制器，
模块化结构。
控制电压V
DC220V，可靠工作的电压范围
75%～115%
电容电流测量误差% －2～＋2
中性点位移电压测
量误差
% －2～＋2
故障信息记录次数次500
工频耐受电压kV 2
故障录波次数次≥50
脱谐度% ≤10
安装点电网中性点
位移电压
≯15％标称相电压主要功能
人机对话功能、自检功能、报警
功能、打印功能、记忆功能、显
示功能、远传功能、联机运行功
能、自动闭锁功能（调匝式）、
休眠功能、识别功能、选线原理、
统计功能、故障录波功能、对于
智能化变电站，需具备IEC－
61850协议接口
长期工作电流 A 10
直流电阻允许误差% 土2
短时允许电流kA 40
对地绝缘MΩ>100
6 箱体外
罩
防护等级
IP43
（户外）
35kV开关柜
序号名称单
位
参数值
1结构型式手车式
2额定电压kV 40.5
3额定电流光伏进线 A 1250 4接地变出线1250 5站用变出线1250 6母线设备1250 7主变进线1250 8温升电流 A 1.1Ir
9额定工频1min耐受电压（相对
地）
kV 118/95
10额定雷电冲击耐受电压峰值
（1.2∕50 s）（相对地）
kV 215/185
11额定短路开断电流kA 25 12额定短路关合电流kA 60
13额定短时耐受电流及持续时间kA/
s
25/4
14额定峰值耐受电流kA 63
15辅助和控制回路短时工频耐受
电压
kV 2
16局部放电试验电压kV 1.1×40.5/3 17单个绝缘件pC ≤3
18电压互感器、电
流互感器
≤10
19供电电源控制回路V DC220 20辅助回路V AC 220 21燃弧持续时间S 0.3~0.5 22使用寿命年≥30
序号名称
位
参数值
23设备尺寸单台开关柜整
体尺寸（宽?深
?高）
mm
1400×2800×2600
（底部电缆进线）
1400×3000×2600
（柜顶架空进线）
24设备的最大运
输尺寸（宽?深
?高）
1600×3000×2800
1600×3200×2800
25防护等级柜体外壳IP4X 26隔室间IP2X
27爬电距离瓷质材料（对
地）
mm ≥810 有机材料（对
地）
≥810
28相间及相对地净距（裸导体）mm ≥300 29丧失运行连续性类别LSC2 二断路器参数
1 型号
ZN85-40.5 满足海拔1500米
新增
项
绝缘结构普通绝缘套筒
2 灭弧室类型真空陶瓷
3 额定电流 A 1250
4 主回路电阻μ
Ω
50/45
5 温升试验电流 A 1.1Ir
6 额定工频1min
耐受电压
断口kV 118/95
对地95
额定雷电冲击
耐受电压峰值
（1.2∕50μs）
断口kV 215/185
序号名称
位
参数值
对地185
7 额定短路开断
电流
交流分量有效
值
kA 25
时间常数ms 45
开断次数次≥30
首相开断系数 1.5
8 额定短路关合电流kA 63
9 额定短时耐受电流及持续时间kA/
s
25/4
10 额定峰值耐受电流kA 63
11 开断时间ms ≤60
12 合分时间ms ≤60
13 分闸时间ms 35-60
14 合闸时间ms 50-100
15 重合闸无电流间隙时间ms ≥300
16 分、合闸平均
速度
分闸速度
m∕
s
20-60
合闸速度≤100
17 分闸不同期性ms ≤2
18 合闸不同期性ms ≤2
19 操作机构机械寿命次真空断路器≥
10000
20 额定操作顺序O–0.3s–CO–180
s–CO
21 现场开合空载
变压器能力空载变压器容
量
MVA 无空载励磁电流 A 无试验电压kV 无操作顺序无
22 异相接地故障
开断试验
试验电流kA 27.3
序号名称
位
参数值
试验电压kV 40.5
操作顺序O–0.3s–CO–180
s–CO
23 容性电流开合
试验(试验室)
试验电流 A 无
试验电压kV 无
24 操动机构型式或型号弹簧
操作方式三相机械联动
电动机电压V DC220
合闸操作电源额定操作电压V DC220
操作电压允许范围85%～110%，30％不
得动作
每相线圈数量只 1
每只线圈涌流 A ≤3.75
每只线圈稳态
电流
A DC220 V、2.5A 分闸操作电源额定操作电压V DC220
操作电压允许范围65%～110%，30％不
得动作
每相线圈数量只 1
每只线圈涌电
流
A ≤3.75
每只线圈稳态
电流
A DC220V、2.5A 保护类线圈数量只 1
备用辅助触点数量对5常开，5常闭（不够的辅助点用继电
器扩展）
开断能力DC220 V、2.5A 额定短路电流开断次数年≥20
弹簧机构储能时间s ≤20
序号名称
位
参数值三接地开关参数
1 额定短时耐受电流及持续时间kA/
s
31.5/4
2 额定峰值耐受电流kA 80
3 额定短路关合电流kA 80
4 额定短路电流关合次数次 2
5 机械稳定性次≥3000
6 操动机构型式或型号手动
电动机电压V 无
控制电压V 无
允许电压变化
范围
无备用辅助触点数量对8常开，8常闭
开断能力DC220 V 、2.5A 四电流互感器参数
1 型式或型号电磁式
（1）LZZBJ8-35G
400/5A 5P30/5P30/0.5/0.2S
额定短时耐受电流25KA(1s) 30/30VA
（2）LZZBJ8-35G
100/5A 5P30/5P30/0.5/0.2S
额定短时耐受电流25KA(1s) 30/30VA
（3）LZZBJ8-35G
1500/5A 5P30/5P30/5P30/0.5/0.2S
额定短时耐受电流25KA(1s) 30/30VA
五电压互感器参数
1 型式或型号电磁式
序号名称
位
参数值
2 额定电压比
35/3:0.1/3: 0.1/3:0.1/3
`3 准确级0.2/0.5/3P
4 接线级别Y
n /y
n
/y
n
/△
5 额定容量VA 30/50/100
6 三相不平衡度V 1
7 低压绕组1min工频耐压kV 3
8 额定电压因数1.2倍连续，1.9
倍8h
六熔断器参数
1 熔断器型式XRNP-35/1
2 熔断器的额定电流 A 0.5
3 熔断器的额定短路开断电流kA 31.5
七避雷器参数
1 型式复合绝缘金属氧化物避雷器
2 额定电压kV 51
3 持续运行电压kV 40.8
4 标称放电电流kA 5（峰值）
5 陡波冲击电流下残压峰值（5kA，
1/3μs）
kV ≤154
6
雷电冲击电流下残压峰值
（5kA，8/20μs）
kV≤134
7 操作冲击电流下残压峰值
（250A，30/60μs）
kV≤114
8 直流1mA参考电压kV ≥73
9 75％直流1mA参考电压下的泄
漏电流
μA 供方提供
10 工频参考电压（有效值）kV 供方提供
11 工频参考电流（峰值）mA 供方提供
12 持续电流全电流mA 0.8
序号名称
位
参数值
阻性电流μA 300
13 长持续时间冲击耐受电流 A 400（峰值）
14 4/10μs大冲击耐受电流kA 65（峰值）
15 动作负载供方提供
16 工频电压耐受时间特性供方提供
17 千伏额定电压吸收能力kJ/
kV
供方提供
18 压力释放能力kA/
s
25/0.2
八母线参数
1 材质铜
2 额定电流 A 1600A
3 额定短时耐受电流及持续时间kA/
s
25/4
4 额定峰值耐受电流kA 63
探究海上风电场升压站电气设备选型
探究海上风电场升压站电气设备选型 发表时间：2019-01-16T10:03:07.947Z 来源：《电力设备》2018年第26期作者：吴涛 [导读] 摘要：近年世界范围内环境污染的问题越来越严重，因此人们对清洁能源的重视程度越来越高，对于发电工程来讲，逐渐从传统的火力发电向着水力发电和风力发电转变。 （国家电投集团江苏海上风力发电有限公司江苏盐城 224000） 摘要：近年世界范围内环境污染的问题越来越严重，因此人们对清洁能源的重视程度越来越高，对于发电工程来讲，逐渐从传统的火力发电向着水力发电和风力发电转变。在风力发电中，海上风电场以其不占用陆地资源、海上风力资源丰富等优势获得了广泛应用，不仅能源供给过程清洁环保，而且极大缓解了我国逐渐增长的电力需求。本文以滨海北区的100MW海上风电场为例，从海上风电场升压站点设备的选型要求出发，对电气设备的选型做了分析。 关键词：海上风电场；升压站；电气设备 前言 我国的海岸线十分广阔，而且海上风力资源充足，因此为海上风电场的发展提供了良好基础。强劲、稳定、干扰少、发电量大是海上风电场的主要优势，因此近些年我国加强了在海上风电场领域的发展。我国的能源局和气象局对海上风能资源做了调查，据调查结果显示我国海上10M高度的风能可转化为7.5亿千瓦的能源，在我国未来的清洁能源领域有着极为广阔的前景。我们既已明确海上风能资源的丰富，就要对其进行有效利用，因此建设海上风电场、选择科学合理的电气设备非常重要。 一、海上风电场升压站选择电气设备的基本要求 （一）满足海上特殊环境的要求 在海上风电场中，由于其环境特殊，因此所选择的电气设备也相对比较特殊，通常在选择电气设备的时候都要将后期的维护和检修考虑在内，另外对于其运行安全性也要做全面考虑[1]。因此海上风电场的电气设备要具备小型、无油、自动、便于维护、安全、抗腐蚀等多方面特征，这样才能适应海上的特殊环境。 （二）要考虑到设备的尺寸问题 由于海洋环境有着潮湿、盐雾重、腐蚀性强、可施工范围小等特点，在海上设置升压平台的时候需要全面考虑这些因素的影响，为了控制平台的成本投入，就必须采用紧凑、抗腐蚀、防潮的施工策略，因此在选择电气设备的时候必须考虑平台的施工面积问题，从而为电气设备的尺寸设置提供依据。 （三）满足无人操作的要求 在海洋环境中无法像陆地风电场一样进行管理，因此建设海上风电场的时候要充分考虑无人操作的问题，而实现无人操作就需要选择符合无人要求的设备，从而通过信息技术的应用实现海上风电场的无人化运行。 （四）满足使用寿命的要求 海上风电场的具体要求决定了其电气设备的特殊性，而且海上风电场的电气设备也因为这些特殊性需要投入更多成本，为了强化海上风电场的经济性，同时结合我国对海上风电场的具体规划，在选择和设计电气设备的时候要保证其拥有30年以上的使用寿命。 二、海上风电场升压站电气设备的选型 （一）主变压器的选型 1主变压器的容量 由于本次滨海北区的发电容量为100MW，由25个4MW的发电机组共同承担，同时鉴于海上升压平台出现故障的话需要的维修时间都比较长，因此为了减少因故障而导致的损失，通常会为升压平台设置两个主变压器，这样如果某一个变压器发生故障也不至于导致整个平台的瘫痪。另外如果一台主变压器出现故障的话另一台主变换器就要承担其电量输出任务，因此选择主变压器的时候要容量控制在风电场容量以上，同时结合未来的400MW容量规划，两台主变加一起要超过400MW，也就是说一台主变要有240MKV的容量。 2主变压器的设计 由于海上风电场的特殊要求，因此在为升压平台设计变压器的时候要充分考虑其过载能力、空载损耗的控制能力、整体结构紧凑性、运行过程的安全性和可靠性、维护的便利性等技术参数。另外在设计海上风电场的变压器时，要将其输出电量的波动性和间歇性考虑在内，要考虑会其瞬间通过巨大电量的特点，因此必须保证其过载能力符合最大能量输出的要求。 滨海北区地处北半球，属亚热带气候，全年的风力资源充沛，但各别区域风力资源较弱，而且结合风力电场输出的波动性和间歇性，变压器可能会存在的空载必须被考虑在内，因此在设计变压器的时候要严格考虑空载损耗的问题。在空载损耗的问题之外，海上变压器的设置还受到空间的影响，因此变压器的紧凑结构也非常重要，在对本体结构进行优化的同时要通过电缆或者是GIS油气套管的方式缩减主变压器的占地空间。 绝缘和散热对海上风电变压器的影响非常大，因此在设计主变压器的时候要全面考虑这两个因素，同时结合海洋环境对变压器的影响。应使用本体和散热装置分开布置的形式，也就是说要在封闭的变压室内设置主变用以隔绝海洋条件的影响，并用室外的散热装置进行散热，同时要用油在主变上做绝缘处理[2]。另外为了保证变压器的防腐蚀性，其全部配件都要进行防腐蚀处理。 （二）配电装置的选型 首选是高压配电装置的选择，在海上风电场升压站高压配电中通常都会使用气体绝缘组合电器，其原理是使用金属外壳将断路器、隔离开关、避雷器、母线等组合在一起，同时向金属外壳内充绝缘气体，从而形成和外界隔绝的电气设备。这种组合电器的外壳是不带电的，因此在布置的时候对接地以及和其他设备的距离没有严格要求。极大减少了高压配电装置占用的空间，这对于海上风电场的特殊环境来将非常有利。另外这种组合电器受环境的影响非常小，更有耐腐蚀的特点，因此其运行的可靠性非常高。 其次是中压开关柜的选择，滨海北区的海缆为35KV，这种规格的海缆综合性能在我国目前的海上电场施工技术中最为实用。使用这种规格的海缆应同时配置35KV的开关柜，而开关柜也要选择气体绝缘型，这样可极大降低配电装置室的占地面积。另外通过和空气绝缘开关柜对比发现，气体绝缘开关柜在尺寸上小了（0.6×0.9）M，而且这种35KV开关柜的运维通道非常小。综上，在开关柜的选择上35KV气体绝缘开关柜占有绝对优势。在35KV气体绝缘开关柜中使用的断路器通常为真空断路器，因此要重视其过电压问题。
升压站电气一次设备产生过热问题与检修措施的探讨
升压站电气一次设备产生过热问题与检修措施的探讨 在电力系统当中，直接用在生产以及使用电能，控制回路电压的电气设备称作一次设备。一次设备重点包含变压器、发电机、输电线路以及断路器等等。经由一次设备连接来形成生产、输送与分配电能或者直接用在生产的电气回路被称作是一次回路。 标签：升压站电气一次设备;检修措施; 对于过热部位的检修处理若方法不正确、不彻底，极易导致过热部位恶性循环，这不仅给企业和客户带来了极大的损失，也严重影响了配电网供电质量，甚至还可能引发配电网出现火灾，发生瘫痪等。因此，探究变电站电气一次设备过热原因，并提出相应的解决方式，确保配电网的安全可靠运行是电力部门亟待解决的重要问题，笔者对此问题进行探讨。 一、一次设备的故障检修系统 一次设备的故障检修系统可以降低设备的维修次数，并且在故障初期没有尽早改进的问题，进一步提升了一次设备的运行效率，也提升了一次的安全性与稳定性，增加了设备的使用年限。电力一次设备的故障检修系统是一种非常完备的系统，通过使用该系统，能够精准及时的完成对于电力一次设备运行状态的检测，而且能够结合现有的检测结果，对故障发生的原因开展全面的解析，再据此找到相应的故障改进与应对策略，由此可以看到，电力一次设备的故障检修系统对于电力系统而言是十分重要的[1]。就现如今来说，我国的电力一次设备故障检修系统在经过长时间的发展以来，已经完成了对于相关的技术管理。不但能够对当前电力系统的一次设备故障开展精准的故障分析定位，还可以结合现有电力系统的运行能力与运行水平，对故障解决的方案进行合理的制定。 二、升压站电气一次设备产生过热问题 1.变电站电气设备老化。变电站电气一次设备在工作过程中自身也会发热，如果产生的热量在允许的范围之内，则不会对电力设备造成不利影响，然而若电气设备老化严重，设备的散热能力就会受到一定影响，这就极易导致电气设备过热，使设备受到损坏，引发电力故障。变电站设备老化也是产生过热问题的重要原因之一，由于变电站资金不足或者检修人员失职都极易导致变电站电气一次设备老化从而导致设备过热，及时对其进行维修或者更换是解决老化而造成过热的重要措施。 2.引线故障问题。变压器的引线故障主要包括引线烧断、接线柱松动等。当引线与接线柱之间发生松动，就会影响线路的连通效果，在持续的运行过程中，会导致引线断开或烧断等情况，如果没有及时处理就会引发停电事故[2]。另外，各个引线之间的焊接效果不好，导致线路运行中各个焊接点的温度上升或出现开焊的现象，如果这些现象不能及时处理，就会造成变压器受损，进而导致其它一
110KV升压站
110KV升压站 宁夏盐池麻黄山风电场惠安堡哈纳斯一期（49.4MW）工程 110KV变电站调试方案 编制人： 审核人： 批准人： 葛洲坝集团电力有限责任公司 宁夏盐池麻黄山风电场项目部 目录 一、概述 (1) 1.1编制依据 (1) 1.2施工执行标准 (1) 1.3工程概况................................................................................................... 1 二、准备工作 (3) 2.1施工机具及仪器准备 (3) 2.2施工人员配置 (4) 2.5临时电的准备........................................................................................... 4 三、施工步骤 (5) 3.1工期及工程施工进度计划安排 (5) 3.2调试施工及要求 (5) 3.2.1保护、测控调试 (5) 3.2.2高压试验............................................................................................... 8 四、施工技术措施. (9) 4.1施工技术、资料准备 (9) 4.2专项技术措施 (9) 4.2.1保护元件调试 (9) 4.2.2系统保护调试 (10) 4.2.3仪表调试 (11) 4.2.4高压试验 (11) 4.3通用技术措施 ......................................................................................... 11 五、施工安全措施.. (12) 5.1通用安全措施 (12) 5.2 继保调试注意事项 (12) 5.3 高压试验及继保调试危险点及防范措施 (13) 5．4调试及高试工程内容........................................................................... 18 六、调试计划.............................................................................................. 24 七、调试安全管理和保障措施 (25)
设备巡检管理规定流程
设备巡检管理规定流程 Document number：NOCG-YUNOO-BUYTT-UU986-1986UT
设备巡检管理制度为了及时发现设备的事故隐患，提前预知设备性能的改变，从而减少设备突发故障的机会，使设备处于良好的运行状态，达到减轻维修工作量、降低维修费用、顺利完成全年生产经营的目的，特制订本制度。 1.巡检人员 设备巡检人员为当班运行人员、设备技术员和专业维修人员，其它人员由机动部根据需要安排参与巡检 2.巡检周期及时间 2.1.运行人员每小时一次，设备技术员和维修人员每天一次（特殊情况另定）。 2.2.生产不稳定、气候异常或开停车等特殊情况时，应增加巡检次数，以确保安全生产。 2.3.巡回检查的时间运行人员为整点巡检，其他人员为上午9:00时前，下午2：30时前。所有 人员必须按规定时间进行巡检，误差不得超过±10分钟。 2.4.如遇到抢修任务及参加会议无法抽时间巡检的，应在记录簿中注明，说明原因。 3.巡检路线 3.1.按规定巡检路线、巡检点进行巡检，并在规定的地方挂巡检牌。 3.2.巡检路线规定（由各车间根据实际情况制定）为：如：从a（开始）---b---c---d（结束）。 4.巡检内容 4.1.设备各部分连接紧固情况：地脚螺栓及连接螺丝是否松动，设备是否稳固； 4.2.设备润滑情况：设备是否缺油，目测油质情况； 4.3.设备的密封性：检查机、泵、管路、阀门是否有跑冒滴漏现象，油压表指示是否有变化；4.4.设备的温度、气味：检查设备的温度是否正常，气味是否有异常情况； 4.5.设备的声音：听设备运转的声音是否正常；
4.6.设备的振动：检查设备的振动是否有异常现象； 4.7.设备的腐蚀情况：检查设备是否被腐蚀，腐蚀程度如何； 4.8.设备仪表参数：检查设备管网仪表参数是否正常； 4.9.设备卫生：查看设备卫生是否整洁。 5.巡检方法 5.1.用“听、摸、看、闻、查”的方法进行检查，在检查中发现问题及时处理，对影响较大而又难 以处理的问题，及时向车间领导报告。 5.2.巡检人员根据个人情况灵活掌握，应做到耐心细致、全面周到，不漏掉任何一项内容。 5.3.设备技术人员、维修工巡检到某一岗位时，应同该岗位运行人员沟通，了解设备运行信息。 6.巡检处理 6.1.巡检人员应随身携带适量的工具（如：听针、活扳手、抹布等），遇到简单又方便处理的故 障应立即处理。 6.2.不方便处理的，在巡检结束后组织材料和人员力量处理。 6.3.处理故障时需要停机将会影响局部或全局生产的，由生产部决定处理与否和处理时间。 6.4.巡检时如发现机器缺油等保养不良的现象，有权利和义务要求相应员工立即改正错误，及时 加油保养。 6.5.对巡检发现的问题，无论是否处理过，都要详细做好《巡检记录》。 6.6.巡检要与考核挂钩，对不按时巡检，不填巡检记录者要按规定扣除当月部分奖金，对巡检中 发现重大隐患并及时排除，避免重大事故发生者要给予奖励。
升压站电气工程__强条执行检查表
工程建设标准强制性条文执行检查记录表 分部工程序 号 标准条文 检查控制 措施 执行 时间 执行人 检查 时间 检查人 落实 情况 备注 35KV、10KV 断路器、 GIS开关一《电气装置安装工程高压电器施工及验收 规范》GBJ147—1990 1 第4.4.1条在验收时，应进行下列检查： 三、断路器及其操动机构的联动应正常，无 卡阻现象；分、合闸指示正确；辅助开关动 作正确可靠。 四、密度继电器的报警、闭锁定值应符合规 定；电气回路传动正确。 五、六氟化硫气体压力、泄漏率和含水量应 符合规定。 六、接地良好。 认真审查施工单位的作 业指导书符合实际情况， 做好技术交底。在首件试 点首先检查所用仪器设 备合格，见证开关动作情 况，压力、泄漏率、含水 量在厂家规定允许范围 之内，测试的接地电阻值 符合设计要求。 变压器安 装二 《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》GBJ 148－1990 1 第2.3.2条变压器施工，当含氧量未达到18% 以上时，人员不得进入。 根据本场变压器安装规 范，人员不用进入变压器 内 2 第2.7.1条绝缘油试验合格后方可注入变压器 和电抗器内。不同牌号的绝缘油或同牌号的 新油与运行过的油混合使用前，必须做混油 试验。 见证绝缘油取样，在阴 雨、大风天气、湿度大于 70%时，不准取样，油试 验完毕，检查试验报告是 否合格。
工程建设标准强制性条文执行检查记录表 分部工程序 号 标准条文 检查控制 措施 执行 时间 执行人 检查 时间 检查人 落实 情况 备注3 第2.10.2条变压器、电抗器在试运行前，应进 行全面检查，确认其符合运行条件时，方可 投入试运行。检查项目如下： 一、本体、冷却装置及所有附件应无缺陷， 且不渗油。 五、事故排油设施应完善，消防设施齐全。 七、接地引下线及其与主接地网的连接应满 足设计要求，接地应可靠。 铁芯和夹件的接地引出套管、套管的接地小 套管及电压抽取装置不用时其抽出端子均应 接地；备用电流互感器二次端子应短接接地； 套管顶部结构的接触及密封应良好。 九、分接头的位置应符合运行要求；有载调 压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位 置正确。 十三、变压器、电抗器的全部电气试验应合 格；保护装置整定值符合规定；操作及联动 试验正确。 施工单位工程报验完毕， 监理组织业主、施工单位 代表对变压器检查项目 进行认真详细检查，检查 无误合格后，方可允许试 运。监理全程旁站。 三 《电气装置安装工程母线装置施工及验收 规范》GBJ149—1990 第2.4.9条母线管施焊前，焊工必须经过考试 合格。 审查人员资质证明 接线四《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168—1992 1 第5.4.7条直埋电缆回填土前，应经隐蔽工程 验收合格。回填土应分层夯实。监理现场见证
升压站一次设备参数(DOC)
序号名称单位参数值一GIS共用参数 1 额定电压kV 126 2 额定电流线路出线 A 2000 主变进线2000 主母线2000 3 额定工频1min耐受电压（相对地）kV 230 4 额定雷电冲击耐受电压峰值 （1.2/50 s）（相对地） kV 550 5 额定短路开断电流kA 40 6 额定短路关合电流kA 100 7 额定短时耐受电流及持续时间kA/s 40/3 8 额定峰值耐受电流kA 100 9 辅助和控制回路短时工频耐受电压kV 2 10 无线电干扰电压μV ≤500 11 噪声水平dB ≤90 12 SF6气体压力 （20℃表压） 断路器室 MPa 0.6 其他隔室0.4 13 每个隔室SF6气体漏气率%/年≤0.3 14 SF6气 体湿 度 有电弧 分解物 隔室 交接验收值 μL/L ≤150 长期运行允许值≤300无电弧 分解物 隔室 交接验收值≤250 长期运行允许值≤500 15 局部放电 试验电压kV 1.1×126/3每个间隔 pC ≤5 每单个绝缘件≤3套管≤5 电流互感器≤5 电压互感器≤10避雷器≤10 16 供电电源控制回路V DC 220 辅助回路V AC 380/220 17 使用寿命年≥20 18 检修周期年≥10 21 结构布置断路器三相共箱母线三相共箱
序 号 名称项目参数值 1 额定值* 变压器型式或型号 SZ11-50000/110 115±8×1.25%/38.5/ 10.5kV a. 额定电压 （kV） 高压绕组115 低压绕组38.5 平衡绕组10.5 b. 额定频率（Hz）50 c. 额定容量 （MV A） 高压绕组50 低压绕组50 d. 相数 3 e. 调压方式有载 f. 调压位置高压中性点 g. 调压范围±8×1.25％ h. 中性点接地方式 电网侧：直接接地 低压侧：经消弧线圈接地i. 主分接的短路阻抗和允 许偏差（全容量下） 短路阻抗 （％） 允许偏差 （％） 高压—低压10.5 ±5 j. 冷却方式ONAN k. 联结组标号YNyn0+d11 2 绝缘水 平（投标 厂家需 根据现 场条件 修正） a. 雷电全波冲 击电压（kV， 峰值） 高压线端480 中压线端200 稳定绕组 线端 95 中性点端 子 325 b. 雷电截波高压线端530
升压站设备检修技术措施方案
整体解决方案系列 升压站设备检修技术措施（标准、完整、实用、可修改）
编号：FS-QG-55639升压站设备检修技术措施Technical measures for overhaul of equipment in booster station 说明：为明确各负责人职责，充分调用工作积极性，使人员队伍与目标管理科学化、制度化、规范化，特此制定 1、在开关上部工作时，工器具及拆下的小部件应装入工具袋，用细绳上下传送，禁止上下抛掷，以免造成设备损坏或人身伤害事故。 2、检修操作机构时，应将所拆卸下的零部件定置摆放，以防丢失。 3、在检修工作中，检修人员严禁跨越运行人员在升压站所设置的安全隔离带，进入相邻110KV备用段、#2机220KV 线路，防止人员触电事故。 4、遇有雨天、大雾及空气湿度大的天气，对所拆卸的部件应及时用塑料布封闭好，以防受潮。 5、站内高压设备完好，无损伤，无漏油、无放电痕迹，高压设备本体及瓷瓶干净、无积灰。 6、站内高压设备无受热变形、变色等异常现象、一次接
线螺栓紧固，无松动现象。 7、站内隔离开关与地刀触头部位应用白布进行擦拭干净，露出金属本色，重新涂抹凡士林油。 8、站内所有如开关、隔离开关、PT、CT、避雷器支持瓷瓶擦拭时、严禁用砂纸、钢丝球、刀具等工器具对支持瓷瓶进行表面刮碰、以防损伤支持瓷瓶表面釉面。 9、站内所有如开关、隔离开关、PT、CT、避雷器支持瓷瓶擦拭时，所用擦拭物品应采用柔软的棉布头进行，擦拭过程将棉布头用刀具割成长约500-600mm条状，将条状棉布头套于支持瓷瓶伞群下，用双手拉紧条状棉布头左右摇动，采用从上到下的擦拭原则，将各支持瓷瓶表面擦拭干净。应做到支持瓷瓶表面无积灰，表面光洁。 10、工作结束时，对现场检修时所产生的杂物进行清理，严禁在现场遗留诸如:塑料带、破布头、线绳等杂物，防止遇到大风天气将遗物吹起，碰触裸露的高压线路。 11、检修工作结束后，将临时安全措施拆除，将运行人员所执行的安全措施检查恢复原样。 请输入您公司的名字
升压站一次设备巡检
升压站一次设备巡检记录卡
升压站一次设备巡检安全注意事项 1.巡检人员进入升压站对一次设备进行巡检时，要按制定的设备巡检路线进行检查。同时要戴安 全帽，穿绝缘鞋。 2.设备巡检时避免误触误碰带电设备。 3.巡检人员对设备带电部位要保持足够的安全距离，遇到设备突发性故障，在不能确定是否安全 的情况下，巡检人员要远离故障设备。 4.巡检人员需要对变压器控制箱、断路器机构箱、端子箱等门柜开启检查时，应轻开轻关，避免 造成设备误动。 5.雷雨大风等恶劣天气时，严禁进入升压站进行设备巡检。特殊情况需要在雷雨天气进入升压站 时，应穿绝缘靴并远离避雷器和避雷针。
升压站一次设备巡检记录卡填写说明 升压站一次设备巡检记录卡严格按设备巡检制度要求进行检查及填写，对巡检记录卡所列项目的检查内容及填写方法在此进行简单的说明，检修一次班巡检人员必须严格执行，按要求填写。 一、巡检内容 1．变压器 ⑴上层油温、绕组温度：主要检查变压器油温表及绕组温度表所显数值。 ⑵本体油位：指主变压器的油枕油位表所显示的实际油位，检查项目后要用数值来反映。 ⑶套管油位：指主变压器的高压套管油可见油位。 ⑷调压装置：指主变压器有载调压开关机构箱内的继电器外观检查是否正常，有无烧损现象，切换开关位置是否正确，调压开关实际工作位置与远方监控系统所显位置是否一致；调压开关油枕
的实际油位是否正常。 ⑸运行声音：指主变压器、厂用变压器、备用变压器运行声音是否正常，有无放电的声音。 ⑹无渗漏：主要指充油变压器所有密封面有无渗漏现象。 ⑺瓷件外表：指所有变压器的高低压侧套管、中性点套管、铁芯接地套管、夹件接地套管的表面是否有油污、爬电痕迹、瓷裙破损等现象。 ⑻呼吸器：检查硅胶颜色是否正常、玻璃罩有无破损现象、油杯内的变压器油是否合适，有无缺油现象。 ⑼瓦斯继电器：检查瓦斯继电器的密封情况是否正常，内部是否有气体，二次线电缆与瓦斯继电器接口处密封是否正常，有无进水的可能。 ⑽冷却系统：对于带有冷却风扇的主变压器，其检查项目包括：冷却器就地端子箱内的二类继电器工作是否正常、冷却器各种信号指示是否正常、风扇电机是否按负荷或温度整定值起停、风扇电机起动时运行声音是否正常、冷却器散热片有无异常振动。 ⑾接地良好：该项检查对于主变压器应检查铁芯对地、夹件对地、设备外壳对地引线（镀锌扁铁）
风电场升压站电气强制性条文执行记录
表4.1.2 断路器施工强制性条文执行记录表 编号：工程名称单位（子单位）工程名称 分部（子分部）工程名称分项工程名称 施工单位项目经理 强制性条文内容执行要素执行情况相关资料《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》（GBJ 147—1990） 4.4.1 在验收时，应进行下列检查： 三、断路器及其操动机构的联动应正常，无卡阻现象；分、合闸指示正确；辅助开关动作正确可靠。联动检查 传动记录编号：分合闸动作检查 辅助开关动作 四、密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定；电气回路传动正确。报警值、闭锁值 报警值： 闭锁值：密度继电器试验报告编 号： 电气传动 五、六氟化硫气体压力、泄漏率和含水量应符合规定。气体压力气体压力： 断路器试验报告编号： 断路器安装记录编号：气体含水量气体含水量： 断路器气体检漏 六、接地良好。接地检查安装记录编号： 项目部质检员（安全员）： 年月日专业监理工程师： 年月日 表4.2.2 电力变压器施工强制性条文执行记录表 编号：工程名称单位（子单位）工程名称分部（子分部）工程名称分项工程名称 施工单位项目经理 强制性条文内容执行要素执行情况相关资料 《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》（GBJ 148—1990）2.3.2 当含氧量未达到18％以上时，人 员不得进入。 现场监控施工记录编号： 2.7.1 绝缘油必须按现行的国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定试验合格后，方可注入变压器、电抗器中。不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验。简化分析 变压器油试验报告编号：耐压试验 混油试验 2.10.2 变压器、电抗器在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入运行。检查项目如下： 1. 本体检查 安装记录编号：2. 冷却装置及附 件检查
完整word版,220kV升压站电气设备调试方案
220kV升压站电气设备调试方案 一、概述 1.1编制依据 本方案为康保牧场100MW风电场电场升压站电气设备调试方案，主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照国家有关规范、规程和制造厂的规定，规范调试操作、保证试验结果的准确性，调及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据。为保证电气设备试验工作的顺利进行，确保按时按质的完成调试工作，特制定本方案。 1.2施工执行标准 本方案执行国家标准： 国家电力公司颁发的《输变电工程达标投产考核评定标准(2006年版)》公司ISO9002质量程序文件、《电力建设安全工作规程（变电所部分）》、《电力建设安全管理制度》、《职业健康安全管理体系规范（GB/T2800-2001）》以及其它规定、规范。 现场实地调查了解的信息资料和我公司历年变电站工程施工的实践经验及施工方法、工程总结。 主要规范及标准: 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007-2004 《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分变电电气安装工程)》Q/CSG10017.2-2007 《电力建设安全工作规程》（变电所部分）DL5009.3-1997 《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》DL 408—91 《电业安全工作规程( 高压试验室部分)》DL 560-95 1.3工程概况 本风场规划规模100MW，本期建设规模100MW，升压站内规划1台主变，主变规模为2×120MVA两卷变，本期建设2台120WVA主变。升压站低压侧35kV出现规划15回，本期全部建成。其中11回为本期风机装机接入低压侧母线集电线路的需要，另4回为应业主要求建设备用。 220kV采用单母线接线，本期建成单母线接线。220kV规划出线4回，本期出线3回，分别至御道口500kV站、大唤起风电场升压站和御道口一期升压站，留有1回出线扩建余地。
升压站设备安装
莱州龙泰热电有限公司 110KV升压站设备安装 施工技术安全组织措施 一．工程简况： 110KV升压站设备安装，主要工作内容包括：主变压器安装、起动备用变压器安装、110KV GIS设备安装、母线安装,根据图纸会审记录，施工范围如下； (一) 电气设备清单： 1110KV GIS设备 ZF10－126 4台； 2升压变压器 S10-40000/110 121/10.5KV 1台； 3起动备用变压器 SZ10-10000/110 115/10.5KV 1台； (二)工程施工内容： 1.变压器安装； 2.110KV GIS设备安装； 3.母线安装； 4. 接地系统敷设； 5. 系统调试； 二．措施编写依据： 1．济南设计研究院设计的莱州龙泰热电有限公司《110KV升压站设备安装》； 2．国家有关施工验收规范《高压电器施工及验收规范》、《电力变压器施工及验收规范》、《母线装置施工及验收规范》、《接地装置施工及验收规范》、《电气设备交接实验规范》； 3．根据现场条件及合同规定；
三．施工工期： 二○○四年月日至年月日； 四．施工方案及顺序： 1．设备就位： ①变压器就位； ②110KV GIS设备就位； 2．变压器安装： ①变压器器身检查； ②本体及附件安装； ③注油； ④整体密封检查； 3．开关柜安装： ①六氟化硫封闭式组合电器安装及调整； ②六氟化硫气体充注； 4．母线安装： ①硬母线加工； ②硬母线安装； ③悬式绝缘子及架空线安装； 5．接地系统安装： (1)接地极埋设； (2)接地干线敷设； 6. 电气设备调试； 五．施工前的准备工作： 1.熟悉图纸及有关资料，组织图纸会审，认真作好会审记录。 2.组织施工人员熟悉图纸和技术资料，领会施工意图，吃透施工工艺。
kV升压站电气设备调试方案
k V升压站电气设备调试 方案 Document number：BGCG-0857-BTDO-0089-2022
220kV升压站电气设备调试方案 一、概述 编制依据 本方案为康保牧场100MW风电场电场升压站电气设备调试方案，主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照国家有关规范、规程和制造厂的规定，规范调试操作、保证试验结果的准确性，调及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据。为保证电气设备试验工作的顺利进行，确保按时按质的完成调试工作，特制定本方案。 施工执行标准 本方案执行国家标准： 国家电力公司颁发的《输变电工程达标投产考核评定标准(2006年版)》公司ISO9002质量程序文件、《电力建设安全工作规程（变电所部分）》、《电力建设安全管理制度》、《职业健康安全管理体系规范（GB/T2800-2001）》以及其它规定、规范。 现场实地调查了解的信息资料和我公司历年变电站工程施工的实践经验及施工方法、工程总结。 主要规范及标准: 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007-2004 《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分变电电气安装工程)》Q/ 《电力建设安全工作规程》（变电所部分） 《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》DL 408—91 《电业安全工作规程( 高压试验室部分)》DL 560-95 工程概况 本风场规划规模100MW，本期建设规模100MW，升压站内规划1台主变，主变规模为2×120MVA两卷变，本期建设2台120WVA主变。升压站低压侧35kV 出现规划15回，本期全部建成。其中11回为本期风机装机接入低压侧母线集电线路的需要，另4回为应业主要求建设备用。
升压站一次设备巡检
升压站指的是一个使通过的电荷电压变换的整体系统。主要用来升压，目的是减小线路电流借以减小电能的损失。 主要一次设备有变压器、断路器、隔离开关、接地刀闸、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线等。 我厂升压站按升高电压的等级为220kv升压站。 升压站一次设备：按电能量流动方向描述为：电能从发电机机端侧到主变压器，通过主变压器升压到电网上之前的这段就属于升压站的范围。电能量依次通过发电机、变压器、隔离开关、断路器、电流互感器最后上电网送至其他受电处。 升压站二次回路：保护控制回路、同期回路、直流监视回路、测量和继电保护回路。 继电保护一般有线路保护、断路器保护、母线保护、测控同期装置。 此外升压站还和DCS，NCS连接用以数据通讯和一次设备控制。 升压站一次设备巡检安全注意事项 1. 巡检人员进入升压站对一次设备进行巡检时，要按制定的设备巡检路线进行检查。同时要戴安全帽，穿绝缘鞋。 2.设备巡检时避免误触误碰带电设备。 3. 巡检人员对设备带电部位要保持足够的安全距离（3m），遇到设备突发性故障，在不能确定是否安全的情况下，巡检人员要远离故障设备。 4. 巡检人员需要对变压器控制箱、断路器机构箱、端子箱等门柜开启检查时，应轻开轻关，避免造成设备误动。 5.雷雨大风等恶劣天气时，严禁进入升压站进行设备巡检。特殊情况需要在雷雨天气进入升压站时，应穿绝缘靴并远离避雷器和避雷针。 变压器⑴上层油温、绕组温度：主要检查变压器油温表及绕组温度表所显数值。⑵本体油位：指主变压器的油枕油位表所显示的实际油位，检查项目后要用数值来反映。⑶套管油位：指主变压器的高压套管油可见油位。⑷调压装置：指主变压器有载调压开关机构箱内的继电器外观检查是否正常，有无烧损现象，切换开关位置是否正确，调压开关实际工作位置与远方监控系统所显位置是否一致；调压开关油枕的实际油位是否正常。 ⑸运行声音：指主变压器、厂用变压器、启备变压器运行声音是否正常，有无放电的声音。 ⑹无渗漏：主要指充油变压器所有密封面有无渗漏现象。⑺瓷件外表：指所有变压器的高低压侧套管、中性点套管、铁芯接地套管、夹件接地套管的表面是否有油污、爬电痕迹、瓷裙破损等现象。⑻呼吸器：检查硅胶颜色是否正常、玻璃罩有无破损现象、油杯内的变压器油是否合适，有无缺油现象。⑼瓦斯继电器：检查瓦斯继电器的密封情况是否正常，内部是否有气体，二次线电缆与瓦斯继电器接口处密封是否正常，有无进水的可能。⑽冷却系统：对于带有冷却风扇的主变压器，其检查项目包括：冷却器就地端子箱内的二类继电器工作是否正常、冷却器各种信号指示是否正常、风扇电机是否按负荷或温度整定值起停、风扇电机起动时运行声音是否正常、冷却器散热片有无异常振动。⑾接地良好：该项检查对于主变压器应检查铁芯对地、夹件对地、设备外壳对地引线（镀锌扁铁）连接可靠，螺栓连接处无松动现象；对于厂用变、备用变压器则主要检查设备外壳接地。 总原则 ⑴断路器、隔离开关、负荷开关、接地开关的位置指示正确，并与当时实际工况相符。⑵现场就地控制柜上各种信号指示、位置指示，控制开关的位置是否正确，是否有信号继电器动作，柜内加热器是否正常。⑷SF6气体压力表指示值是否正常（0.6MPa），SF6气体有无漏气现象⑸断路器（柜内）、负荷开关（柜内）、避雷器的动作计数器指示值是否正常，
升压站部分主要设备台账初稿
升压站主要设备台账 一、2#主变 （一） 2#主变的主要参数 产品型号：SFZ10-200000/220； 产品编号：130-0290； 厂家：山东鲁能泰山电力设备有限公司； 额定容量：200000kVA ； 额定电压：230/37kV ； 分接范围：(230±8×1.25%)/35kV ；额定电流：502/3120.8A ； 连结组别：YNd11； 冷却方式：ONAN/ONAF(70%/100%)； 额定频率：50Hz ； 调压方式：有载调压； 高压侧CT 变比：600/1； 低压侧CT 变比：2000/1； 高压侧B 相套管CT 变比：650/5。 前 后 左 右
（二）2#主变的原理及结构 1.变压器的原理及作用 变压器是利用电磁感应原理构成的一种元器件，由一个初级线圈（线圈圈数n1）及一个次级线圈（线圈圈数n2）环绕着一个核心也就是铁芯，常用的铁芯形状一般有“E”型和“C”型，变压器的基本原理是：电磁感应原理；即“电生磁、磁生电”。 变压器的作用：电压转换、能量传输。 2.变压器的结构及各部分作用 变压器结构有器身、油箱、冷却装置、保护装置和出线装置组成。器身包括铁芯、绕组（绕圈）、绝缘、引线和分接开关；油箱包括油箱本体和油箱附件（放油阀）；冷却装置包括散热器和冷却器；保护装置包括油枕、油标、安全气道、吸湿器、测温元件和气体继电器；出线装置包括高、低压套管。以下为各部分的作用： （1）铁芯：变压器的铁芯是磁力线的通路，起集中和加强磁通的作用，同时用以支持绕组； （2）绕组：变压器的绕组是电流的通路，靠绕组通入电流，并借电磁感应作用产生感应电动势； （3）油箱：油浸式变压器的外壳，变压器主体放在油箱中，箱内充满变压器油； （4）油枕：变压器内部充满油，而由于油枕内油位在一定限度；当油在不同温度下膨胀和收缩有回旋的余地；并且油枕内空余的位置小，使油和空气接触的少，减少了油受潮和氧化的可能性；另外，油枕内的油比油箱上部的油温低很多，几乎不和油箱内的油对流，在油枕和油箱的连接管上装有瓦斯继电器，来反映变压器的内部故障； （5）呼吸器：呼吸器内装有干燥剂，即硅胶；用来吸收空气中的水分； （6）防爆管：防爆管安装在变压器的油箱盖上，防爆管的顶端有一个玻璃片，当变压器内部发生故障，产生高压，油里面的气体便冲破玻璃片排到油箱外，释放压力，从而保护变压器油箱不被破坏； （7）温度计：温度计安装在油箱盖上的测温筒内，用来测量油箱内的油温。 （8）套管：套管是将变压器高、低压绕组的引线引到油箱外部的绝缘装置，它既是引线对地（外壳）的绝缘，又担负着固定引线的作用； （9）冷却装置：冷却装置是将变压器在运行中产生的热量散发出去。 （三）2#主变的保护 主保护：差动保护（差动速断、二次谐波比例差动、模糊判别比例差动）、瓦斯保护； 高压侧后备保护：复合电压闭锁过流保护、零序电流保护、间隙过流保护、间隙过压保护、非全相保护、过负荷、启动风冷、闭锁调压； 低压侧后背保护：复合电压闭锁过流保护、电流限时速断保护、零序过压保护、过负荷、充电保护。 （四）2#主变的巡视注意事项 1.变压器本体无异常振动和异音； 2.变压器及套管油位正常，各部位无渗油、漏油现象；
设备点巡检流程及考核细则
炼焦一车间点巡检流程及考核细则 职责及考核细则： 1.岗位操作工点巡检职责及考核细则 （1）认真对岗位设备进行点检，并记录设备运行情况，违者考核20元/次。 （2）点检发现设备故障或隐患要及时向当班班长、值班长、包机维修人员、维修班长反馈，并在点检本上做好记录，违者考核20元/次。 2.当班班长、值班长点巡检职责及考核细则 （1）每班一次对车间设备进行点检并收集岗位工发现或上报的设备故障或隐患，对其进行分解，分为自己可处理项和需上报处理项，违者考核30元/次。 （2）针对自己可处理项负责带领岗位工进行处理，不可处理项上报车间设备副主任、机修
工段长、电气工段长、专职点检员（注明轻重缓急情况），违者考核30元/次。 3.包机维修人员点巡检职责及考核细则 （1）认真对车间包机设备进行点检，发现问题或隐患及时上报维修班长，并在点检本上做好记录，能自己处理的问题需通知生产班组共同确认后方可执行，违者考核30元/次。（2）每天对包机岗位点检本的记录进行销项，并在点检本上签字确认，违者考核30元/次。 4.维修班长、电工班长点巡检职责及考核细则 （1）每天对车间设备进行一次点检并收集包机维修人员、专职点检员发现或上报的设备故障或隐患，分为可处理项和需上报项，对可处理项按轻重缓急情况进行排序，带领班组人员按顺序进行处理，违者考核30元/次。 （2）每天班前班组工作安排认真填写“维修任务单”，并发至焦化厂设备管理群，合理安排工作任务，实时跟踪维修项目，班后工作总结发至焦化厂设备管理群，违者考核30元/次。（3）每天对班组人员的点检记录本进行签字确认，违者考核30元/次。 5.维修工段长、电仪工段长点巡检职责及考核细则 （1）收集专职点检员、维修班长、电工班长、生产班长、生产值班长上报的设备故障、隐患，分解落实，统筹安排维修人员处理，不能处理的事项与车间设备副主任商讨处理方案，并按轻重缓急情况进行分类，汇总后上报设备副主任、车间主任及设备科工程师，违者考核30元/次。 （2）每天对区域设备进行点检，并对认真记录点检情况，违者考核50元/次。 6.专职点检员点巡检职责及考核细则 （1）每天对车间所有设备进行点检，发现问题或隐患及时上报维修班长、机修工段长（电气工段长）、设备副主任并在点检本上做好记录，能自己处理的问题需通知生产班组共同确认后方可执行，违者考核50元/次。 （2）收集岗位点检本记录的设备故障、隐患，并在岗位点检本上签字，销项，不能处理的事项与车间设备副主任、电钳工段长商讨处理方案，并按轻重缓急情况进行分类，汇总后上报设备副主任，违者考核50元/次。 总则： 因点检不到位造成设备事故，考核明细： 操作工10%、班长10%、值班长10%、包机维修人员30%、专职点检员10%、维修班长10%、维修工段长10%、设备副主任10%、
风电场升压站电气设备安装
舟山小沙风电场30MW工程升压站电气设备安装工程招标文件 （技术规范部分） 招标人: 设计单位：华电电力科学研究院 二〇一一年五月
目录 1 一般技术条款 (1) 1.1工作范围 (1) 1.2安装的一般技术要求 (1) 1.3技术标准和规范 (3) 2 专项技术条款 (5) 2.1电气一次设备 (5) 2.2电气二次设备 (9) 2.3通讯设备 (9) 3 设备的检查与试验 (10) 3.1电气一次设备 (10) 3.2电气二次设备 (12) 3.3通讯设备 (12) 4工程验收 (13) 4.1升压站设备安装调试和验收的项目 (13) 4.2机电设备安装验收应具备的条件和验收主要工作 (15)
1 一般技术条款 1.1 工作范围 1.1.1 本合同工作范围为：舟山小沙风电场30MW工程110kV升压变电站所有电气设备的安装调试。 1）110kV GIS线路侧出线套管和35kV集电线路进线开关下端口之间的一、二次变（配）电设备安装（包括进出线电缆头的制作、安装）。 2）#2场用变低压侧开关电源进线端子以后的配电设备安装。 3）升压站内（以升压站围墙外1米为界）的电缆通道、照明、检修、防雷接地以及防火封堵。 4）站内电缆敷设、安装（连接站内设备之间的电缆、一端连接站内设备，一端连接站外设备的电缆只负责电缆头的制作和安装，电缆敷设由外线路分包商负责）。1.1.2 本合同包含的主要工程项目 1）1台110kV，31.5MV A电力变压器及其中性点设备安装工程； 2）110kV和35kV配电装置安装工程； 3）4kV配电柜和站用变设备安装工程； 4）无功补偿设备安装； 5）全站控制、保护、测量及信号设备安装工程； 6）全站直流系统安装工程； 7）全站通讯系统安装工程； 8）电缆桥架安装； 9）全站电气一次及电气二次电缆敷设及防火封堵安装工程； 10）电气设备接地；升压站户外照明； 11）电气设备试验、调试、参数整定、验收、倒送电等。 12）其它设备 其它未在上述范围中明确指明的、与上述设备有关的辅助设备的安装均包含在此项目中。 1.2 安装的一般技术要求 1.2.1 所有国内设备应符合订货合同中规定的技术标准与要求，应有出厂检验记录与合格证书。在开箱检查和安装过程中，承包单位应严格按订货合同的规定检查所有供货