风电场检修规程终.docx
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风电场检修规程终
GLZD
GLZD-2014-003
检修规程
2014-09-发布2014-09-实施
前言
为统一*****风电场设备检修的质量工艺，规范检修质量的检验标准，保证机组安全经济运行，特编写本规程。
制定本规程的依据是标准化系列法规、标准和与本规程相关的上级部门的技术标准，由于编写人员水平有限及缺乏相关资料支持，在编写过程中本规程难免存在一些问题，本版本为试行版，机组运行一年后，再版时给与修订完善。
本规程由*****风电有限责任公司工程部提出。
本规程从发布之日起，****风电有限责任公司风电场及有关部门均应遵照执行。
本规程适用于****风电场设备检修工作，所有运维人员、专业技术人员、生产管理相关人员应熟悉并遵守本规程。
1适用范围
1.1本规程适用于****风电场的电气维护人员，是检修工艺方法和质量的标准和验收依据，是编写检修计划、作业指导书、材料预算、备品配件等工作的依据。
2规范性引用文件
2.1下列文件中的条款通过本标
2.2准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方，研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
2.3风力发电机组第1部分：
通用技术条件GB/T19960.1-20052006.01.01
2.4继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14285-20062006.11.0
2.5风力发电机组风轮叶片GB/T25383-20102011.03.01
2.6风力发电机组运行维护要求GB/T25385
2.7高压/低压预装式变电站GB17467—2010
2.8风力发电机组全功率变流器第一部分：
技术条件GB/T25387.1
2.9电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150
2.10电力工程直流系统设计技术规程DL/T5044-20042004.06.01
2.11电力变压器检修导则DL/T573
2.12风力发电场检修规程DL/T797
2.13风力发电场安全规程DL/T796
2.14变电站运行规程DL/T969
2.15变压器分接开关运行维修导则DL/T574-20102010.10.01
2.16输变电设备状态检修试验规程DL/T393
2.17输变电设备状态检修试验规程DL/T393
2.18发电企业设备检修导则DL/T838
2.19接地装置特性参数测量导则DL/T475
2.20高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T593
2.21交流电气装置过电压保护和绝缘配合DL/T620
2.22带电设备红外诊断应用规范DL/T664
2.23继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T995
2.24电流互感器试验导则JB/T5356
2.25风力发电机组一般液压系统JB/T10427
2.26中国华能集团公司检修标准化管理实施导则（试行）
2.27中国华能集团公司电力检修管理办法（试行）
2.28中国华能集团公司风力发电重点反事故措施
2.29风力发电场继电保护监督技术标准Q/HN—1—0000.08.002—2012
2.30风力发电场检修与维护管理导则Q/HN—1—0000.08.013—2014
2.31风力发电场继电保护监督技术标准Q/HN—1—0000.08.002—2012
2.32风力发电场检修与维护技术导则（风力发电机组分册）Q/HN—1—00
2.3300.08.014—2014
2.34风力发电场检修与维护技术导则（电控分册）Q/HN—1—0000.08.015—2014
3总则
3.1总体要求
3.1.1风电场检修、维护工作要坚持“应修必修、修必修好”的原则，要以消除重大隐患和缺陷为重点，以恢复设备性能和延长设备使用寿命为目标，在现在定期检修的基础上，运用有效的在线、离线检测手段，最终形成一套融定期检修、故障检修、状态检修为一体的综合检修模式。
3.1.2风力发电机检修维护时应避开大风天气，雷雨天气严禁检修风力发电机。
风电场的检修安全应符合DL/T796的要求。
3.1.3生产管理部门应按照设备的技术文件、同类型机组的检修经验及设备状态评估结果等，合理安排设备检修。
3.1.4生产管理部门应制定检修计划和检修文件包，开展设备检修、验收、管理和修后评估工作。
3.1.5检修工作应做到全过程的管理。
3.2对工器具和备品配件的要求
3.2.1需要定期检验的工器具（施工机具、安全用具、测试仪器仪表等）应根据相关标准进行定期检验或校准。
3.2.2特种设备应按规定经相关有资质的部门审验，有效期必须满足检修周期。
3.2.3备品配件应可靠保管，备品配件的型号应与厂家要求一致，替代品应满足厂家总体性能要求。
3.2.4备品配件要每个月进行盘库一次。
3.3对检修维护人员的要求
3.3.1应熟悉风力发电机的系统和设备构造、性能及原理，熟悉具体设备的检修工艺、工序、调试方法和质量标准。
3.3.2应熟悉安全工作规程，掌握相关的专业技能。
3.3.3应能正确使用相关工器具，应取得特殊设备相应的操作资质证书。
3.3.4应有健康的身体，满足检修工作对人员的强度要求。
3.3.5应具备登高作业证书。
3.4对检修过程的要求
3
4
5
5.1
5.2
5.3
5.4
3.4.1检修前准备
3.4.2安全、技术整套措施。
3.4.3为保证检修工作按计划完成，应事先准备好备件、检修工具、起吊设备、量器具、安全防护用品和所需材料。
3.4.4施工现场应布置施工电源、照明电源和灯具。
3.4.5清理现场，规划场地布置，安排好所需部件、拆卸件及主要部件的专修场所。
3.4.6应准备齐全整套的检修文件包或检修记录表、卡等。
3.4.7大型或范围较大的检修，现场应设安全警戒线，防止无关人员进入工作现场，完善各项完全措施。
3.4.8根据设备缺陷、定期检修前分析报告或技术改造方案进行现场查对，落实检修项目。
3.4.9合理安排好检修进度。
3.5检修过程控制
3.5.1设备的检修和复装，应按照事先制定好的检修文件包或技术措施执行，满足质量要求。
3.5.2检修管理质量实行质检点检查和三级验收相结合的方式。
3.5.3检修工作要在指定时间内完成，严格遵守工作票制度，确保安全及系统长期稳定运行。
3.5.4所有更换的备品配件应检验合格后才可投入使用；检修工器具应在有效期内具备合格证。
3.5.5设备检修后的整体验收、试运行按运行导则进行操作。
3.5.6检修施工宜采用先进的工艺、技术和方法，推广使用新材料、新工具等，以提高工作效率，缩短检修周期及节约成本。
3.6检修维护总结与评价
3.6.1总体要求:
检修维护总结与评价阶段的主要工作内容是：
编写设备检修维护总结报告：
整理归档检修维护资料；修订检修维护规程、图纸、检修文件包等检修文件。
3.6.2检修维护总结与评价
3.6.3定期检修结束后30天内，检修维护组织机构召开检修总结会，分析检修维护效果，说明设备遗留的主要问题和预控措施。
参照附录F.10“检修维护总结”模板，编制风电场检修维护总结，检修维护总结包含的内容：
3.6.4设备概况及检修维护前存在的主要问题、上次检修维护后到本次检修维护前设备重大问题处理情况：
3.6.5本次检修维护主要项目、检修维护目标及完成情况、特殊项目执行情况、检修维护中发现的重大问题及采取的处理措施、安全管理情况；
3.6.6检修维护后调试启动和运行情况、材料及费用完成情况分析、本次检修维护效果评价、检修维护后尚存在的问题及准备采取的对策、外包工作承包商评价。
3.6.7检修维护后，风电场对所有检修设备的状态进行跟踪，并对设备发生的问题、原因进行分析，总结经验教训。
3.6.8检修文件整理
3.6.9检修结束后30天内，检修维护组织机构应根据验收、反馈和总结会的情况，组织对检修文件包进行修订和完善，按设备异动管理程序，完成图纸、规程、定值等技术资料的修改，经审批后发布并归档。
3.6.10定期检修结束后30天内，应对检修中消耗的备品配件、材料及工具进行分析，不断完善备品配件、材料、工具定额。
3.6.11定期检修结束后30天内，应按附录E.4“检修文件资料管理规定”的要求，完成检修记录及有关检修资料的整理、归档工作及台账录入工作。
3.6.12电控部分检修维护规程
4主变压器检修维护规程
4
4.1
4.1主变概述
4.1.1****风电有限责任公司风电场本期安装2台型号为SZ11-75000/110的升压主变压器，单台额定容量75MVA，共计150MVA。
4.1.2技术参数
4.1.2.1表4.1
4.1.2.2主变技术参数
生产厂家
山东鲁能泰山电力设备有限公司
设备名称
110kV主变
规格型号
SZ11-75000/110（ONAN）
设备类型
110kV设备
主要技术参数：
型号
SZ11-75000/110（ONAN）
型式
户外、双绕组、油浸自冷三相电力变压器
频率
50HZ
额定容量
75MVA
绕组额定变比
115kV±8×1.25%（高压侧）/36.75kV（低压侧）
系统最高运行电压
126kV（高压侧）/40.5kV（低压侧）
冷却方式
ONAN
绕组联接及系统接地
星形，中性点经隔离刀闸接地（高压侧）/三角形（低压侧）
接线组别
YN，d11
绝
缘
水
平
电压等级kV
最高电压UmkV
短时工频（有效值，kV）
雷电冲击全波（峰值，kV）
雷电冲击截波（峰值，kV）
110
126
200
480
530
35
40.5
85
200
220
110kV中性点
--
140
325
360
变压器油物理特性
型号
击穿电压（投运前/kV）
击穿电压（运行中/kV）
环烷基、低含硫量#25变压器油
≥40
≥35
海拔高度
≦1470m
变压器重量
95t/70t（有油/无油）
噪音水平
≤60dB（距离油箱2m处）
4.1.3检修项目及周期
4.1.3.1表4.2主变检修项目及周期
项目
内容
检修
周期
小修项目
处理已发现的缺陷
一年
放出储油器柜积污器中得污油
检修油位计，包括调整油位
检修冷却油泵、风扇，必要时清洗冷却器管束
检修安全保护装置
检修油保护装置（净油器、吸湿器）
检修测温装置
检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试
检修全部阀门和放气塞，检查全部密封状态，处理渗漏油
清扫套管和检查导线电接头（包括套管将军帽）
检查接地系统
清扫油箱和附件，必要时进行补漆
紧固导管连接螺栓及法兰密封垫连接螺栓按有关规程规定进行测量和试验
大修项目
绕组、引线装置的检修。
十年
油箱、磁（电）屏蔽及升高座的解体检修；套管检修。
铁芯、铁芯紧固件（穿芯螺杆、夹件、拉带、绑带等）压钉连接片及接地连片的检修。
无励磁分接开关或有载分接开关的检修。
更换全部密封垫。
检查线圈,引线各部绝缘情况。
检查铁芯、夹件有无过热、放电现象。
安全保护装置的检修及校验，包括压力释放装置、气体继电器、控流阀等。
冷却系统的解体检修，包括冷却器、油泵、风扇、阀门及管道。
对器身绝缘进行干燥处理。
检查接地系统。
变压器油处理。
清理油箱并进行喷涂油漆
测温装置的校验，包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）等。
操作控制箱的检修和试验
油保护装置的解体检修，包括储油柜、吸湿器、净油器等。
全部阀门的和放气塞的检修
大修的试验和试运行。
4.1.4检修程序
4.1.4.1表4.3主变检修程序
项目
步骤
检修前准备工作
申请停电,办理工作票
制定检修工作的安全、组织、技术措施及统筹进度,开工前组织检修人员学习,做好技术交底工作
做好备品配件、消耗性材料、特殊材料的准备工作
做好各种检修设备（真空泵、滤油机、手压泵）、工具的准备
做好重大非标项目的准备工作
搬运程序
拆高、低压接头及本体接地线。
保护装置、测温装置拆卸。
控制电缆、保护电缆拆卸。
将变压器现位置做好标记,拆除限位铁鞋,由起重机械将变压器移至可吊罩位置。
附件拆除
油枕拆除,放在指定位置。
高、低压、中性点套管拆卸,高压、中性点套管如长期放置必需放置在套管架上立放,如短期放置可卧放。
拆除高、低压、中性点套管升高座,绝缘部件放在升高座内上好堵板注满合格变压器油。
将分接开关分接位置切换到1分接位置后,将分接开关操做机构及操做杆卸下放好,操做杆放在合格变压器油中。
拆除上、下节油箱的接地连接片。
排油
检查、清扫排油管路、齿轮泵并连接好,联系化学将油罐准备好。
将变压器下方放油门与管路、齿轮泵、化学油管路连接好后，进行排油，变压器油重约25吨。
排油时，必需将变压器的放气孔打开，放气孔接入干燥空气，以防潮气侵入。
附件安装工作程序
所有附件都拆卸前的标记回装。
更换全部密封垫。
低压套管安装。
冷却器安装。
安装油枕、瓦斯。
各部联管安装。
4.1.5器身各部件检修项目
4.1.5.1表4.4主变器身各部件检修项目
项目
内容
器身部分检修
器身检修的环境温度高于10℃-15℃。
器身从放油时算起暴露在空气中的时间限制如下：
空气相对湿度低于65%时，其时间限制为16h。
空气相对湿度在65～75%时，其时间限制为12h。
如超过上述规定，必需对器身进行干燥。
引线绝缘情况。
紧固线圈压板正、反钉。
紧固铁芯穿芯螺丝及方铁螺丝。
紧固各绝缘支架螺丝。
分接开关检修测量。
打开围屏,检查内层纸板上有无树枝状放电现象。
检查线圈垫块、撑条。
测量穿芯螺丝绝缘,测量线圈压板与夹件对铁芯及铁芯对地绝缘。
箱沿密封垫更换。
进入器身的人员必需穿干净的耐油服、耐油鞋，带入的工具必需用白布带绑牢，工具必需清洁并记录，以便带出时清点，防止其遗留在器身内。
上下器身要使用梯子,不得登踩引线及支架,严防碰伤绝缘。
注：
对于带有绝缘的引线不得随意弯曲，特别注意引线斜稍的位置，保持原状。
线圈及引线检修
线圈表面清洁、无油垢、无变形、无杂质、无过热变色和脆裂等缺陷,整个绕组无倾斜、位移,导线辐向无明显弹出现象。
检查相间隔板和围屏（宜解开一相）有无破损、变形、变色、放电痕迹,如发现异常打开其它两相围屏进行检查。
围屏清洁无破损,绑扎紧固完整,分接引线出口处封闭良好,围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹。
围屏的起头放在绕组的垫块上,接头处一定要错开搭接,并防止油道堵塞。
检查支撑围屏的长垫块有无爬电痕迹。
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，上铁轭底部和下铁轭底部是否有油垢杂物，可用清洁的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木锤或铜锤敲打平整。
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。
铁芯与上下夹件、方铁、压板和底脚板间均保持良好绝缘,用2500V摇表测量。
绕组绝缘压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板保持完整，无破裂和裂纹，并有适当紧固程度。
绕组压板不得构成闭合回路，同时有一点接地。
打开上夹件与铁芯间的连接片和绕组绝缘压板与上夹件的连接片后，测量铁芯与上下夹件间和绕组绝缘压板与铁芯间的绝缘电阻，与历次试验相比因无明显变化,用2500V摇表测量。
检查压钉、绝缘垫圈的接触情况,用板手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。
夹件上的正、反压钉、锁紧螺帽有无松动,与绝缘垫圈接触是否良好,有无放电烧伤痕迹,压钉碗有无松动、裂痕和放电烧伤痕迹,反压钉与上夹件是否有足够距离。
紧固上下铁芯的穿芯螺栓,检查与测量绝缘情况,用2500V摇表测量,与历次试验相比因无明显变化。
检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。
油路畅通,油道垫块无脱落和堵塞,且排列整齐,用2500V摇表测量油路间绝缘电阻,与历次试验相比因无明显变化。
检查无孔接构铁芯的拉板和钢带。
拉板和钢带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。
检查铁芯接地片的连接及绝缘状况,用2500V摇表测量。
接地片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。
检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况。
有载调压分接开关检修
检修开关各部件完整无缺损。
松开上方头部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动是否灵活，若转动不灵活进一步检查卡滞的原因；检查绕组实际分接是否与上部指示位置一致，否则进行调整。
检查动静触头间接触是否良好，触头表面是否清洁，有无氧化变色，镀层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动。
若发现氧化膜用碳化钼和白布带穿入触柱来回擦拭清除，触柱如有严重烧损时更换。
检查触头分接线是否紧固，发现松动拧紧，锁住。
检查分接开关绝缘件有无受潮，剥裂或变形，表面是否清洁。
若发现表面赃污用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重剥裂变形时更换，操作杆拆下后，放入油中或用塑料布包好。
检修的分接开关，拆前做好明显标记。
检修绝缘操作杆U型拨叉接触是否良好，如有接触不良或放电痕迹加装弹簧片。
更换分接开关操作机构密封垫。
油枕检修
打开油枕观察孔用手电观察油囊是否清洁、渗漏，如有渗漏更换。
用手拔动油表连杆，观察油表指针是否与油表连杆动作一致，如不一致进行检修。
打开集污盒、放水塞，将油枕内油污及隔膜上凝接水放出。
更换呼吸器中硅胶并清洗呼吸器内外。
将气体电气拆下，进行校验。
处理渗漏点，更换密封垫。
（注：
油枕检修与器身检修同步进行。
）
油箱及附件检修
对油箱上的焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。
检查磁屏蔽，有无松动放电现象，固定是否牢固，接地点是否可靠，是否有多点接地等现象，如有进行处理。
检查压力释放阀是否有损伤或裂痕，如有对其更换。
压力释放阀校验。
（注：
与器身检修同时进行）
4.2箱式变电站及站用变压器检修维护规程
1.1.
4.2.1概述
我风场内有一台型号为GHT-SC11-400/36.75/0.4站用变压器，由保定天威恒通电气有限公司生产。
75台型号为ZGSB10-Z·F-2200/35，油浸式三相自冷式箱式升压变压器，额定容量2200KVA。
由明珠电气有限公司生产。
4.2.2主要技术参数
4.2.2.1表4.5站用变压器主要设备技术参数
生产厂家
保定天威恒通电气有限公司
设备名称
站用变压器
规格型号
GHT-SC11-400/36.75/0.4
设备类型
35kV设备
主要技术参数：
生产厂家
保定天威恒通电气有限公司
额定容量
400kVA
额定电压
36.75kV
高压
40.5kV
低压
0.4kV
额定频率
50Hz
相数
3
联结组标号
D，yn11
短路阻抗%
4
空载损耗W（≤）
1530W
负载损耗W（≤）
5700W
绝缘方式
干式（F级）
额定温度
125K
最大耐受温度
180℃
系统的三相短路电流（35kV侧）（4S）
350A
冷却方式
自冷（带温显、温控及远传功能）
噪音水平dB（A）
离本体0.3米处≤55dB
局部放电量（pc）
错误！
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10
中性点运行方式
低压侧中性点直接接地
套管泄露比距
＞31mm/kV
变压器使用年限
35年
保护等级
IP20
4.2.2.2表4.6箱式变压器设备参数
生产厂家
明珠电气有限公司
设备名称
箱式变压器
规格型号
ZGSB10-Z·F-2200/35
设备类型
35KV设备
主要技术参数
型号
ZGSB10-Z·F-2200/35
系统电压kV
35
额定电压（最高运行电压）
40.5kV
高压分接范围
36.75±2×2.5%
相数
三相
冷却方式
油浸自冷
噪音水平
≤50dB（距外壳0.3m处）
绝缘温度等级
F
泄露比距
≥3.1cm/kV
阻抗电压
UK=6.5%
连接组标号
Dyn11
绝缘水平
LI200AC85/LIOAC3
额定频率Hz
50
主母线额定电流（高/低压）
630/2500A
高压侧额定短时耐受电流
20KA
高压侧额定短时耐受时间
2S
低压侧额定短时耐受电流
50KA
低压侧额定短时耐受时间
1S
空载损耗
2.91KW
负载损耗
19.890KW
空载电流
0.8%
1min工频耐受电压
95kV
雷电冲击耐受电压
200kV
低压侧工频耐受电压
5000V
防护等级
油箱IP68,低压室IPM,高压室IP54
4.2.3检修项目与周期
4.2.3.1表4.7箱变检修项目与周期
项目
内容
周期
小修项目
处理已发现的缺陷
每三年一次，制定滚动检修计划
放出储油器柜积污器中得污油
检修油位计，包括调整油位
检修冷却装置
检修安全保护装置
检修油保护装置
检修测温保护装置
检查接地系统
检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油
清扫油箱和附件，必要时进行补漆
清扫外绝缘和检查导电接头
按有关规程规定进行测量和试验
检查、清扫箱式变电站高、低压侧开关等元件
检查、校验二次回路
大修项目
检修绕组、引线及磁（电）屏蔽装置
无确定大修周期要求，经过预防性试验、变压器油化验分析并结合运行情况，如判定内部故障或本体严重渗漏油时，进行大修。
检修铁芯、铁芯紧固件、压钉、连接片及接地片
检修油箱及附件，包括吸湿器
检修冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备
检修及校验安全保护装置
解体检修油保护装置
校验测温装置
操作箱的检修和试验
检修无励磁分接开关
更换全部密封胶垫和组件试漏
对器身绝缘进行干燥处理
变压器油的处理或换油
清扫油箱并进行喷涂油漆
大修试验和试运行
箱式变电站高压主回路的试验
箱式变电站外壳大修
4.2.4异常运行与故障处理
异常运行与处理的原则：
加强监视、检查，做好事故预想，发现威胁变压器安全的异常情况，立即采取措施，必要时停电处理。
4.2.4.1表4.8箱变异常运行与故障处理
异常运行、故障项目
处理方法
上层油温超过正常值
对变压器负载和油温与此负载冷却条件应有的油温进行核对。
检查变压器室的通风情况及各冷却风扇运行情况。
核对温度表指示是否正确（可借助测温仪测量）。
油温在正常负载和冷却条件下上升不超过10℃或上层油温不断上升，负载和温度表计均正常，且变压器室通风良好则认为变压器内部故障应将变压器停电检修。
油位异常
发现油面较当时油温所应有的油位偏低时，查明原因补油。
如因大量漏油导致油位迅速下降，禁止将重瓦斯保护改投信号，迅速查明原
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