500kV升压站检修规程

500kV升压站检修规程

1.适用范围

本规程规定了大唐信阳华豫发电厂二期500kV升压站设备进行检修的周期、标准检修项目、大修的施工步骤及工艺质量标准，本规程适用于华豫发电厂二期500kV升压站设备，本规程并附录了一些检修维护的相关知识，供华豫发电厂二期500kV升压站设备检修工作中使用，也可做变压器运行、检查人员参考。本规程详细制定了我厂二期500kV升压站设备大修项目的检修工艺标准，小修项目的工艺标准参照大修执行。二期机组采用发电机-变压器-线路组单元接线方式，分别引出一回500kV线路接入浉河500kV变电站的500kV母线。500kV高压出口开关，采用北京ABB高压开关厂生产的分相式HPL550B2型SF6瓷柱式断路器。采用具有优良灭弧性能和高绝缘强度的六氟化硫气体作为灭弧和绝缘介质，采取变开距同步吹弧方式，断路器采用弹簧机构。

KR52-MM40型隔离开关采用双柱水平折臂断口式的结构形式，和BR5-1M63型接地开关采用带电气连锁、手动/电动闭锁。

2.规范性引用文件

GB311.1-1997 《高压输变电设备的绝缘配合》

GB1984-2014 《交流高压断路器》

GB/T8905-1996 《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》

DL/T 593-2006 《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》

GB11023-1989 《高压电气设备六氟化硫气体密封试验导则》

IEC62271-100-2012 《高压开关装置和控制装置》GB156-2007-T 《标准电压》

3.技术规范

二期机组采用发电机-变压器-线路组单元接线方式，分别引出一回500kV线路接入浉河500kV变电站的500kV母线。500kV高压出口开关，采用北京ABB高压开关厂生产的分相式HPL550B2型SF6瓷柱式断路器。采用具有优良灭弧性能和高绝缘强度的六氟化硫气体作为灭弧和绝缘介质，采取变开距同步吹弧方式，断路器采用弹簧机构。

KR52-MM40型隔离开关采用双柱水平折臂断口式的结构形式，和BR5-1M63型接地开关采用带电气连锁、手动/电动闭锁。

3.1 500kV断路器技术参数：

设备型号：HPL550B2

生产厂家：北京ABB高压开关设备有限公司

额定电压：550 kV

额定电流：4000 A

额定频率：50 HZ

相数：1

工频耐受电压：860/519+479 kV

雷电冲击耐受电压：1675/1550+450 kV

操作冲击耐受电压：1175/1050+450 kV

总质量： 3×2399 kg

气体质量： 3×19 kg

产品符合标准： IEC56 GB/1984

标准操作循环： 0 - 0.3S - CO - 3 min - CO 温度等级： -30 ℃

操动机构

型号： BLG 1002A

额定短路开断电流： 63 kA

直流分量： 54%

首相开断系数： 1.3

额定关合电流： 158 kA

额定热稳定电流： 63 kA 3 S

切空载长线电流： 500 A

3.2 500kV电流互感器技术参数：

设备型号：SAS550（LVQB(T)-500）

生产厂家：上海MWB互感器有限公司

额定电压：500 kV

额定电流：4000 A

额定频率：50 HZ

相数：1

工频耐受电压：860/519+479 kV

雷电冲击耐受电压：1675/1550+450 kV

操作冲击耐受电压：1175/1050+450 kV

总质量： 3×2399 kg

气体质量： 3×19 kg

产品符合标准： IEC56 GB/1984

标准操作循环： 0 - 0.3S - CO - 3 min - CO 温度等级： -30 ℃

3.3 500kV电压互感器技术参数：

设备型号：TEMP-500IU(5000pF)加高

生产厂家：上海MWB互感器有限公司

额定一次电压（kV）： 500/3

额定二次电压（主二次绕组）（kV）：0.1/3

额定二次电压（剩余电压绕组）（kV）：0.1

剩余电压（kV）：0.1

额定频率（Hz）：50

额定输出（主二次绕组）（VA）：100

（剩余电压绕组）（VA）：100

准确级（主二次绕组）0.2/0.5/3P

（剩余电压绕组）：3P

总电容额定值（μF）：0.005μF

互感器其它特性参数爬电距离（mm）

绝缘介质电容单元：PXE油电磁单元：NYNAS油3.4 500kV避雷器技术参数：

设备型号：Y20W-444/1050W1

生产厂家：南阳金冠有限公司

系统额定电压（有效值kV）：500

系统最高工作电压（有效值kV ）550

被保护设备的绝缘水平（BIL）（峰值kV）1675 避雷器额定电压（有效值kV）444

避雷器持续运行电压（有效值kV）355

标称放电电流（kA）20

直流1mA参考电压（有效值kV）≥597

雷电冲击电流下残压8/20μs（峰值kV）≤1050 操作冲击电流下残压30/60μs（峰值kV）≤856

陡波冲击电流下残压1/5μs （峰值kV）≤1108

大电流冲击电流峰值（峰值A）3200

2ms方波通电流（峰值A）≥2500

线路放电等级5

相间距离（m）8

瓷套爬电距离（mm）17150

4.检修周期

每三年小修一次，每十二年大修一次,当出现以下情况进行一次临检：

A 断路器出现不正常时；

B 开断20次额定开断电流（50kA）后；

C 开断2000次额定正常电流后；

D 在3000次空载或小电流闭合操作后。

4.1 检修项目

SF6断路器检修试验项目、周期及标准

序

号项目标准

检查周

期

备注

号项目标准

期

备注

1 辅助回路

和控制回

路的绝缘

电阻

绝缘电阻不低于1MΩ

1.交接

时

2. A级

检修

3. 1～3

年

用1000V兆欧

表

2 耐压试验交流耐压或冲击耐压为

出厂值的80％

额定工频1分钟耐压：

断口为690kV

1.交接

时

2. A级

检修

3. 必

要时

试验在SF6额

定压力下进

行，耐压试验

包括合闸对

地和分闸断

口间两种

号项目标准

期

备注

3 辅助回路

和控制回

路的交流

耐压试验

试验电压为1kV

1. 交

接时

2. A级

检修后

可用2500V兆

欧表代替，耐

压后的绝缘

电阻值不应

降低

4

断路器的

速度特性刚分速度7.6m/s、刚合

速度5 m/s

1.交接

时

2.机构

检修后

3.必要

时

制造厂有要

求时测量

号项目标准

期

备注

5

断路器的

时间特性合闸时间≤100ms、

分闸时间≤50ms

相间合闸不同期≤5ms

相间分闸不同期≤3ms

同相各断口合闸不同期

≤3ms

同相各断口分闸不同期

≤2ms

1.交接

时

2.机构

大修后

3.必要

时

号项目标准

期

备注

6 分、合闸电

磁铁的动

作电压

合闸电磁铁应能在

80％～110％范围内可

靠动作；

分闸电磁铁应能在

65％～120％范围内可

靠动作，低于30％额定

电压不动作

1.交接

时

2. 1～3

年

3.机构

大修后

4. 必

要时

采用突然加

压法

号项目标准

期

备注

7

导电回路

直流电阻不大于200～300μΩ

1.交接

时

2. 1～3

年

3.机构

大修后

4. 必

要时

电流不小于

100A

8 分、合闸线

圈的直流

电阻和绝

缘电阻

1 直流电阻为Ω

2 绝缘电阻不小于1M

Ω

1. 交

接时

2. 机

构大修

后

号项目标准

期

备注

9 SF6气体密

度继电器

检查及压

力表校验

应符合制造厂规定

1.交接

时

2. 1～3

年

3.机构

大修后

4. 必

要时

号项目标准

期

备注

10 机构压力

表校验（或

调整），机

构操作液

压整定值

校验、机械

安全阀校

验

机构压力定值校验：

0.525/0.475MPa发出

低压报警、0.5MPa分合

闸指令闭锁

1.交接

时

2.机构

大修后

3.必要

时

对气动机构

应校验各级

气阀的整定

值（减压阀及

机构安全阀）

11 操动机构

在合闸、分

闸及重合

闸下的操

作液压下

降值

合闸时油压下降≤

1.5MPa

分闸时油压下降≤3MPa

重合闸时油压下降≤

5.5MPa

1.交接

时

2.机构

大修后

号项目标准

期

备注

12 闭锁、防跳

跃及防止

非全相合

闸等辅助

控制装置

的动作性

能

动作应可靠、准确

1.交接

时

2.大修

后

3.必要

时

13

SF6气体泄

漏年泄漏率不大于1%

1.交接

时

2.大修

后

3.必要

时

号项目标准

期

备注

14

导电杆总

行程大修时

用钢直尺测

量

15

导电触头

烧伤面积

≤30％大修时目测

16

局部放电

试验每个元件≤3pc，每个完

整三相间隔≤10pc

大修后局放仪测量

5.检修工艺及质量标准

5.1 设备检修准备工作内容

5.1.1 主要图纸及资料编号《550kV 断路器安装使用说明书》《550kV 隔离刀闸安装使用说明书》《550KV断路器维护和检查》《2200kV 断路器安装使用说明书》《220kV 隔离刀闸安装使用说明书》《220KV断路器维护和检查》

《电力设备预防性试验规程》

《DL/T 596—1996电力设备预防性试验规程》

5.2 工器具准备

5.2.1 工器具材料

5.2.1.1常用工器具

扳手、卡钳、真空吸尘器、手动泵、螺丝刀

5.2.1.2专用工具

气体置换装置、监测仪、检漏仪、示波器、500V兆欧表、1000V兆欧表、电阻仪

5.2.1.3相关备件

密封垫、密度继电器、油泵电机、氮气瓶、油压继电器、

5.2.1.4常用材料及特殊材料

55号润滑脂、棉布、带电设备清洗剂、吸附剂、70L/相、乙烯纸

5.3 检修风险及预控措施

5.3.1进入现场必须按《安规》规定着装和使用安全防护用具。

5.3.2两人及以上工作时必须明确一名工作负责人。

5.3.3现场应设有足够的照明，并符合《安规》要求。

5.3.4工作前看清设备名称及编号，防止走错间隔

5.3.5攀爬、坐卧、倚靠或以其它方式登上断路器设备容

易导致高空坠落，必须佩戴安全带。

5.3.6 SF6气瓶应放置在阴凉干燥，通风良好，敞开的专

门场所，直立保存。并应远离热源和油污的地方，

防潮，防阳光暴晒，并不得有水份或油污粘在阀门

上。搬运时，轻装轻放。

5.3.7未经检验的SF6新气气瓶和已检验合格的气体气瓶应分别存放，不得混淆。

5.4 设备解体检修工艺及质量标准

5.4.1 SF6断路器解体的注意事项

5.4.1.1 SF6断路器灭弧室和支持瓷套的解体应在无尘的工作间进行。

5.4.1.2 由于SF6在电弧下与微水修成有毒的氢氟酸，因此SF6开关解体必须戴防护手套，检修后所用的白布和清洗剂要深埋处理。

5.4 隔离开关检修

5.4.1操作试验：

5.4.1.1分合闸操作情况下：检查手柄操作有无异常情况。

5.4.1.2确认连杆的连续正确。检查螺栓，零部件外观。

5.4.1.3清扫和加油：对磨损及连接件，清除灰尘、污垢，施加润滑脂。

5.4.1.4检查接线及夹紧情况：检查端子排上的螺钉是否松动，导线是否损伤。

5.4.1.5 绝缘测试：测量控制回路对地绝缘电阻必须超过2MΩ（用1000V摇表测）。

5.4.1.6 检查控制回路限位开关运动及行程是否正常。

5.4.1.7 机械特性试验。

5.4.1.8 检查螺栓零部件外观。

5.5接地开关检修

5.5.1 操作试验：在分合闸操作情况下，检查手柄操作有无异常情况。

5.5.1 确认活门连杆的连锁正确。检查螺栓，零部件外观。

5.5.2清扫和加油：对磨损及连接件，清除灰尘、污垢，施加润滑脂。

5.5.3检查接线及夹紧情况：检查端子排上的螺钉是否松动，导线是否损伤。

5.5.4绝缘测试：测量控制回路对地绝缘电阻必须超过2MΩ（用1000V摇表测量）。

5.5.6检查控制回路：检查限为位开关运动及行程是否正常。

5.5.7机械特性试验。

5.5.8 检查螺栓、零部件外观。

5.5.9检查动静触头插入深度，保证接触面积（西门

子）。

5.5.10线路侧地刀检查切线路感应电流真空泡机构能够正确动作，以满足导通情况应随地刀的分合正常转换（西门子）。