7：10kV-66kV消弧线圈检修规范
附件7
10kV～66kV消弧线圈装置检修规范
国家电网公司
二○○五年三月
目录
第一章总则 (1)
第二章引用标准 (1)
第三章检查项目及处理 (2)
第四章检修基本要求 (3)
第五章检修前的准备 (6)
第六章大修内容及质量要求 (7)
第七章小修内容及质量要求 (9)
第八章油浸式消弧线圈及接地变压器大修关键工序质量控制..................... . 10 第九章试验项目及要求. (13)
第十章检修报告的编写...................................................... .15 第十一章检修后运行 (15)
附录A: 消弧线圈装置大修检查报告 (17)
附录B：消弧线圈大修试验报告 (17)
附录C：接地变压器大修试验报告 (18)
附录D：油试验报告 (20)
附录E：使用工具和设备一览表 (21)
第一章总则
第一条为了保证电网安全可靠运行，提高消弧线圈装置的检修质量，使检修工作制度化、规范化，特制定本规范。
第二条本规范是依据国家、行业有关标准、规程和规范，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行分析以及现场运行经验而制定的。
第三条本规范规定了消弧线圈装置运行和日常维护所必须注意的事项。
第四条本规范适用于国家电网公司系统的10kV 66 kV消弧线圈装置的检修工作。
第二章引用标准
第五条以下为本规范引用的标准、规程和导则，但不限于此。
GB1094.1-1996 电力变压器第1部分总则
GB1094.2-1996 电力变压器第2部分温升
GB1094.3-2003 电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1094.5-2003 电力变压器第5部分承受短路的能力
GB1094.10-2003 电力变压器第10部分声级测定
GB6451-1999 三相油浸电力变压器技术参数和要求
GB6450-1986 干式电力变压器
CEEIA104-2003 电力变压器质量评价导则
GB/T14549-1993 电能质量公用电网谐波
GB/T17626-1998 电磁兼容试验和测量技术
GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T 573-1995 电力变压器检修导则
DL/T 574-1995 有载分接开关运行维修导则
第三章检查项目及处理
消弧线圈装置的检查周期取决于消弧线圈装置性能状况、运行环境、以及历年运行和预防性试验等情况。所提出的检查维护项目是消弧线圈装置在正常工作条件下，应进行的工作，运行单位可根据具体情况结合自身的运行经验，制订出具体的检查、维护方案。
第六条绕组检查及绝缘测试。绕组无变形、倾斜、位移、幅向导线无弹出，匝间绝缘无损伤；各部分垫块无位移、松动、排列整齐，压紧装置无松动；导线接头无发热脱焊。
第七条引线检查。引线排列整齐，多股引线无断股；引线接头焊接良好；表面光滑、无毛刺、清洁；外包绝缘厚度符合要求，包扎良好、无变形、脱落、变脆、破损，穿缆引线进入套管部分白纱带包扎良好；引线与绝缘支架固定应外垫绝缘纸板，引线绝缘无卡伤；引线间距离及对地距离符合要求。
第八条绝缘支架检查。无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤痕迹，否则应予更换，绝缘支架的固定螺栓紧固，有防松螺母。
第九条铁芯及夹件检查。铁芯外表平整无翘片，无严重波浪状，无片间短路、发热、变色或烧伤痕迹，对地绝缘良好，常温下≥200MΩ；铁芯与夹件油道通畅，铁芯表面清洁，无油垢、杂物；铁芯与箱壁上的定位钉（块）绝缘良好；铁芯底脚垫木固定无松动，接地片无发热痕迹，固定良好，铁芯电场屏蔽引外线接地良好。
第十条压钉检查。压钉紧固，防松螺母紧锁。
第十一条分接开关检查。对无载分接开关要求转动部分灵活，无卡塞现象，中轴无渗漏；主触头表面清洁，有无烧伤痕迹。对有载分解开关参照DL/T 574-1995《有载分接开关运行维修导则》。
第十二条油箱检查。油箱内部清洁无锈蚀、残屑及油垢，漆膜完整；箱沿平整，
无凹凸，箱沿内侧有防止胶垫位移的挡圈；油箱的强度足够，密封良好，如有渗漏应进行补焊，重新喷涂漆；更换全部密封胶垫（包含散热器闸门内侧胶垫），箱沿胶绳接头牢固无缝隙，固定良好。
第十三条储油柜检查。油位指示器指示正确，吸湿器、排气管、注油管等应畅通；储油柜内残留空气已排除，消除假油位；更换密封垫无渗漏。
第十四条套管检查。瓷套外表清洁，无裂纹、破损及放电痕迹。
第十五条阀门、塞子检查。本体及附件各部阀门、塞子开闭灵活，指示正确，更换胶垫，密封良好，无渗漏。
第十六条吸湿器检查。内外清洁，更换失效的吸附剂，呼吸管道畅通，密封油位正常。
第十七条压力释放阀（安全气道）检查。内部清洁、无锈蚀、油垢，密封良好、无渗漏。
第十八条接地变压器的检查。参照DL/T 573-1995《电力变压器检修导则》进行。
第十九条阻尼电阻的检查。各部位应无发热、鼓包、烧伤等现象，二次接线端子箱内清洁，无杂物，标志明确，直流电阻、交流耐压等高压试验合格，散热风扇启动正常。
第四章检修基本要求
大修：一般指将消弧线圈、阻尼电阻、接地变压器解体后，对内、外部件进行的检查和修理。
小修：一般指对消弧线圈、阻尼电阻、接地变压器不解体进行的检查与修理。
第二十条检修周期
小修周期：结合预防性试验和实际运行情况进行，1～3年一次。
大修周期：根据消弧线圈装置预防性试验结果进行综合分析判断，认为必要时。
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。
2. 箱沿焊接的全密封消弧线圈或制造厂家另有规定者，若经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时，才进行大修。
3. 运行中的消弧线圈装置，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修。
第二十一条检修评估
（一）检修前评估
1．检修前查阅档案了解消弧线圈装置的工作原理、结构特点、性能参数、运行年限、例行检查、定期检查、历年检修记录、曾发生的缺陷和异常(事故)情况及同类产品的障碍或事故情况，确定是否大修。
2．现场大修对消除消弧线圈装置存在缺陷的可能性。
（二）检修后评估
根据大修时发现异常情况及处理结果，应对消弧线圈装置进行大修评估，并对今后设备的运行作出相应的规定。
1．大修是否达到预期目的。
2．大修质量的评估
3．大修后如果仍存在无法消除的缺陷，应视缺陷严重情况，对设备今后的运行提出限制，并纳入现场运行规程和例行检查项目。
4．确定下次检修性质、时间和内容。
第二十二条检修人员要求
（一）检修人员应熟悉电力生产的基本过程及消弧线圈装置工作原理及结构，掌握消弧线圈装置的检修技能, 并通过年度《电业安全工作规程》考试。
（二）工作负责人应取得变电检修专业高级工以上技能鉴定资格，工作成员应取得
变电检修或油务工作或电气试验专业中、初级工以上技能鉴定资格。
（三）现场起重工、电焊工应持证上岗。
（四）对参加检修工作的人员应合理分工，一般要求工作负责人1人，现场安全负责人1人，技术负责人1人，工作班成员2～6人（有起吊作业时要求有起吊指挥负责人1人）。
第二十三条施工条件与要求
（一）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，场地四周应清洁并有防尘措施；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；器身暴露时间是从消弧线圈和接地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；当相对湿度≥75%时，不宜进行器身检查。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。
（二）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。
（三）检修场地周围应无可燃或爆炸性气体、液体，或引燃火种，否则应采取有效的防范措施和组织措施。
（四）在现场进行消弧线圈装置的检修工作，需作好防雨、防潮和消防措施，同时应注意与带电设备保持足够的安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容器、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。
（五）设备检修应停电，在工作现场布置好遮拦等安全措施。
（六）最大限度的减少对土地及地下水的污染, 同时应最大限度地减少固体废弃物对环境的污染。
第五章检修前的准备
第二十四条查阅档案了解消弧线圈装置的运行状况，完成缺陷的分类统计工作；做好现场查勘工作，进行检修工作危险点分析。
第二十五条编制现场检修工作的安全措施、技术措施和组织措施，组织工作班成员认真学习，并做好记录。编制消弧线圈装置大修施工进度表，绘制大修施工现场定置图。
第二十六条准备施工工器具、设备和所需材料。
1．材料
（1）绝缘材料，所需的皱纹纸、电缆纸、白布带和绝缘油等。
（2）密封材料，所需各种规格的密封胶垫。
（3）油漆，如绝缘漆、底漆和面漆等。
（4）生产用汽油、纱布、酒精等。
2．工器具
（1）起重设备和专用吊具、吊绳，载荷应大于2.5倍的被吊物吨位。
（2）专用工、器具。如力矩扳手、液压设备、各种规格的扳手等。
（3）真空注油设备、真空泵、真空测量表计、油罐、放油管等。
（5）气割设备、电焊设备等。
（6）安全带、梯子、接地线、水平尺等。
3．测试设备
（1）高压测试设备，如工频试验耐压设备和局放测试设备等。
（2）常规测试设备，如变比电桥、介损仪、各种规格的绝缘电阻表等。
第二十七条施工工器具、材料进场。将油罐、滤油机、工器具、材料等运至作业地点，并按定置图摆放整齐，方便使用，使用合适的起重设备。
第二十八条办理变电第一种工作票。
第二十九条开工前检查现场安全措施，对危险点进行有效控制和隔离。工作班成员列队学习现场安全措施、技术措施和组织措施，危险点分析及其它注意事项。
第六章大修内容及质量要求
第三十条消弧线圈装置大修内容及质量要求
（一）吊钟罩(或器身)检查时的工作内容及质量要求。
1. 绕组检查及绝缘测试。绕组无变形、倾斜、位移、辐向导线无弹出，匝间绝缘无损伤；各部垫块无位移、松动、排列整齐，压紧装置无松动；导线接头无发热、脱焊。
2. 引线检查。引线排列整齐，多股引线无断股；引线接头焊接良好；表面光滑、无毛刺、清洁；外包绝缘厚度符合要求包扎良好，无变形、脱落、变脆、破损，穿缆引线进入套管部分白纱带包扎良好；引线与绝缘支架固定外垫绝缘纸板，引线绝缘无卡伤；引线间距离及对地距离符合要求。
3. 绝缘支架检查。无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤痕迹，否则应予更换，绝缘支架的固定螺栓紧固，有防松螺母。
4. 铁芯及夹件检查。铁芯外表平整无翘片，无严重波浪状，无片间短路、发热、变色或烧伤痕迹，对地绝缘良好，常温下≥200MΩ；铁芯与夹件油道通畅，铁芯表面清洁，无油垢、杂物；铁芯与箱壁上的定位钉（块）绝缘良好；铁芯底脚垫木固定无松动，接地片无发热痕迹，固定良好，铁芯电场屏蔽引外线接地良好。
5. 压钉检查。压钉紧固，防松螺母紧锁。
6. 分接开关检查。对无载分接开关要求转动部分灵活，无卡塞现象，中轴无渗漏；主触头表面清洁，有无烧伤痕迹。对有载分解开关参照DL/T 574-1995《有载分接开关运行维修导则》。
7. 油箱检查。油箱内部清洁无锈蚀、残屑及油垢，漆膜完整；箱沿平整，无凹凸，箱沿内侧有防止胶垫位移的挡圈；油箱的强度足够，密封良好，如有渗漏应进行补焊，
重新喷涂漆；更换全部密封胶垫（包含散热器闸门内侧胶垫），箱沿胶绳接头牢固无缝隙，固定良好。
8. 储油柜检查。油位指示器指示正确，吸湿器、排气管、注油管等应畅通；储油柜内残留空气已排除，消除假油位；更换密封垫无渗漏。
9. 套管检查。瓷套外表清洁，无裂纹、破损及放电痕迹。
10. 阀门、塞子检查。本体及附件各部阀门、塞子开闭灵活，指示正确，更换胶垫，密封良好，无渗漏。
11. 吸湿器检查。内外清洁，更换失效的吸附剂，呼吸管道畅通，密封油位正常。
12. 压力释放阀（安全气道）检查。内部清洁、无锈蚀、油垢，密封良好、无渗漏。
（二）施工现场、工器具按照定置图摆放整齐，方便使用，对可能渗漏油机具应铺垫隔膜，同时用电机具外壳必须可靠接地。
（三）起吊用的钢绳、“U”型环、腰绳等工器具，使用前由工作负责人或技术负责人负责检查核实，禁止使用不合格的起吊工器具。
（四）起吊作业应专人指挥，手势应标准。吊臂和吊件与带电设备应保持足够的安全距离。
（五）高处作业时，绝缘梯子应捆牢，临时上下梯子应专人撑扶，禁止上下抛掷工器具、材料等。登高作业人员必须使用安全带。
（六）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。
（七）吊芯检查应在良好天气下进行，空气相对湿度应不大于75%。消弧线圈和接地变压器吊罩（芯）和有开孔的工作过程中，工具取还应有记录。不准将钥匙、刀子、通讯工具等带上消弧线圈和接地变压器，以防止将工器具、钥匙、刀子等金属物件遗留或遗失在线圈芯部。
（八）消弧线圈、接地变压器芯部、阻尼电阻检查后进行组装时，原则上是谁拆卸
谁安装，并做好技术交接工作。
（九）每天工作完成后，应清扫工作地点，开放已封闭的通道，并将工作票交回值班员。次日工作时，应得值班员许可，取回工作票，工作负责人重新认真检查安全措施是否符合工作票要求后，方可工作。
（十）工作全部结束后，应清扫、整洁现场。施工总负责人应通知相关人员进行验收，最后再与值班员共同检查设备状况、有无遗留物件、是否清洁等，才能结束工作票。
第七章小修内容及质量要求
第三十一条小修内容及质量要求。
1. 处理已发现的缺陷。
2. 检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放器（安全气道）等
3. 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试无异常。
4. 检修接地系统，接地良好可靠。
5. 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油。密封无渗漏。
6. 清扫油箱和附件，应清洁无杂物，油漆均匀，颜色统一。
7. 清扫外绝缘和检查导线接头。清洁无杂物
8. 按有关规程规定进行测量和试验，满足规程规定
第八章油浸式消弧线圈及接地变压器大修关键工序质量控制
第三十二条起重工作及注意事项
1.起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号。
2.起重前应拆除影响起重工作的各种连接。
3.如吊芯部，应先紧固芯部有关螺栓。
4.起吊消弧线圈和接地变压器钟罩（或芯部）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10mm左右时应停留检查悬挂及绑扎情况，确认可靠后再继续起吊。起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采取专用吊具或调整钢丝绳套。
5.起吊或降落速度均匀，掌握好重心，防止倾斜。起吊或降落时，钟罩（或芯部）
与箱壁保持一定的间隙。
第三十三条芯部检查
1.检查时切勿将金属物遗留在器身内，不得破坏或随意改变绝缘状态。
2.所有紧固件应用力矩扳手或液压设备进行定量紧固控制。
3.专用工具应由专人保管，取还有记录，完工后须清点，如有缺漏应查明原因。
4.对检修前确定的检修内容认真排查，确保缺陷消除。
5.应进行检修前后相关的电气试验，以便检验检修质量。
6.对所有的附件，均要进行检查和测试，只有达到技术标准要求后才能装配。对不合格附件，如经检修仍不能达到技术标准要求时，应更换为合格品。
第三十四条拆除和组装
1.装配前应确认所有附件、零件均符合技术要求，彻底清理，使外观清洁，无油污和杂物，并用合格的变压器油冲洗与油直接接触的附件、零件。
2.拆除附件时应先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。
3.对易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏。
4.注油后应进行多次放气。
5.结合本体检修更换所有密封件。
6.组装后的消弧线圈装置各部件应完整无损。
7.装配后，应及时清理工作现场，清洁油箱及各附件。
8.认真做好现场记录工作。
第三十五条绝缘油处理
（一）禁止将不同品牌的变压器油注入消弧线圈和接地变压器。
（二）注入消弧线圈和接地变压器内的变压器油，一般通过真空滤油机进行再生处理，以脱气、脱水和去除杂质，其质量应符合GB/T 7595－2000《运行中变压器油质量标
准》规定。
（三）注油后，应从线弧线圈底部的放油阀取油样，进行绝缘油简化分析、电气试验、气体色谱分析及微水试验。
（四）施工场所应准备充足清洁的变压器油储存容器。
第三十六条油漆
1.消弧线圈和接地变压器喷漆部位：油箱、储油柜、底座等金属部件的外表面。
2.油漆前应先进行除锈处理，再用金属清洗剂清除表面油垢及污秽。
3.喷漆前应遮挡瓷油标、铭牌、接地标志等不应喷漆的部位。
4.为使漆膜均匀应采用喷涂的方法、喷枪气压控制再0.2MP～0.5MP之间。
5.先喷底漆，漆膜厚度为0.05mm左右，要求光滑，无流痕、垂珠现象。待底漆干后，再喷涂面漆。若发现斑痕、垂珠，应清除磨光后再补喷。
6.若原有漆膜仅少量部分脱落，经局部处理后，可直接喷涂面漆一次。漆膜干后应不粘手，无皱纹、麻点、气泡和流痕，漆膜粘着力、弹性及坚固性应满足要求。
第九章试验项目及要求
第三十七条油浸式消弧线圈
（一）检修前的试验
1．测量绕组连同套管的直流电阻。
2．测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。
3．测量绕组连同套管的介质损耗因数。
4．测量绕组连同套管的直流泄漏电流。
5．非纯瓷套管的试验。
6. 绝缘油试验。
（二）检修中的试验
1．测量铁芯绝缘电阻。
2．测量铁芯绑扎带绝缘电阻。
（三）检修后的试验
1. 测量绕组连同套管的直流电阻。
2. 测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。
3. 测量35kV及以上消弧线圈绕组连同套管的介质损耗因数。
4. 测量35kV及以上消弧线圈绕组连同套管的直流泄漏电流。
5. 非纯瓷套管的试验。
6. 绝缘油试验。
7. 绕组连同套管的交流耐压试验（大修后）。
8. 控制器模拟试验。
第三十八条干式消弧线圈
（一）检修前的试验
1．测量绕组连同套管的直流电阻。
2. 测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。
3．测量铁芯绝缘电阻。
（二）检修中的试验
1．测量铁芯绝缘电阻。
（三）检修后的试验
1. 测量绕组连同套管的直流电阻。
2. 测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。
3. 测量铁芯绝缘电阻。
4. 绕组连同套管的交流耐压试验（大修后）。
5. 控制器模拟试验。
第三十九条阻尼电阻
（一）检修前试验
1．测量绝缘电阻。
2．测量直流电阻。
（二）检修中试验
1. 测量直流电阻。
（三）检修后试验
1．测量绝缘电阻。
2．测量直流电阻。
3．交流耐压试验（必要时）。
第四十条接地变压器。
试验项目与变压器试验项目相同。
第十章检修报告的编写
第四十一条基本要求
检修报告应结论明确。检修施工的组织、技术、安全措施、检修记录应完备，相关表格以及修前、修后各类检测报告由各单位自行规定。各责任人及检查、操作人员签字齐全。
第四十二条主要内容
1 .检修地点。
2 .检修的天气情况。
3 .检修工期。
4 .检修检查处理记录。
5 .检修处理的主要缺陷。
6 .检修中遗留的缺陷。
7 .检修验收意见。
8 .检修后设备评级和工程质量评定。
9 .参加验收人员。
第十一章检修后运行
第四十三条投运前基本条件
（一）设备外观清洁完整无缺损。
（二）一、二次接线端子应连接牢固，接触良好。
（三）消弧线圈及接地变压器无渗漏油，油标指示正常。
（四）相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完备。
（五）需要接地各部位应接地良好。
（六）反事故措施符合相关要求。
（七）油漆应完整，相色应正确。
（八）试验报告完备并且试验结果合格。
（九）所有安全措施已拆除，人员已退场，施工场地已清理完毕。
第四十四条投运后的监视
（一）消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器内部和一次引线接头等部位进行红外成像（测温）监视，各部位的温升应符合有关规定。
（二）设备内部有无放电声和异常震动的声音。
（三）设备在投运初期要加强巡视和预防性检测。
附录A:消弧线圈装置大修检查报告
参照DL/T 573-95《电力变压器检修导则》附录A，变压器大修报告。
附录B：消弧线圈大修试验报告
一、环境条件：湿度： %；温度：℃。试验日期：年月日
二、铭牌参数表：
运行编号：设备名称：
投运日期：型号：
额定容量：制造编号：
额定电压：高压侧：低压侧：额定电流：高压侧：低压侧：
制造厂家：出厂日期：
绝缘水平：
三、试验项目
1、绝缘试验油温（℃）：
2、直流电阻试验油温（℃）：
3、交流耐压试验
附录C：接地变压器大修试验报告
一、环境条件：湿度： %；温度：℃。试验日期：年月日
二、铭牌参数表：
运行编号：设备名称：
投运日期：型号：
额定容量：制造编号：
额定电压：高压侧：低压侧：额定电流：高压侧：低压侧：
制造厂家：出厂日期：
绝缘水平：
三、试验项目
1、绝缘试验油温（℃）：
2、直流电阻试验油温（℃）：
3、变压比试验
4、交流耐压试验
消弧线圈检修质量与工作标准
消弧线圈检修质量与工作标准 1 总则 1.1 为了保证电网安全可靠运行，提高消弧线圈装置的检修质量，使检修工作制度化、规范化，特制定本规范。 1.2 本规范是依据国家、行业有关标准、规程和规范，并结合近年来市供电有限公司输变电设备评估分析、生产运行分析以及现场运行经验而制定的。 1.3 本规范规定了消弧线圈装置运行和日常维护所必须注意的事项。 1.4 本规范适用于市供电有限公司系统内的 l0kV 消弧线圈装置的检修工作。 2 引用标准 2.1 以下为本规范引用的标准、规程和导则，但不限于此。 国家电网公司 2005[173 号 ] 文 国家电网公司《10kV~66kV 消弧线圈技术标准、规定汇编》 3 检查项目及处理 消弧线圈装置的检查周期取决于消弧线圈装置性能状况、运行环境、以及历年运行和预防性试验等情况。所提出的检查维护项目是消弧线圈装置在正常工作条件下，应进行的工作。 3.1 绕组检查及绝缘测试。绕组无变形、倾斜、位移、幅向导线无弹出，匝间绝缘无损伤；各部分垫块无位移、松动、排列整齐，压紧装置无松动；导线接头无发热脱焊。 3.2 引线检查。引线排列整齐，多股引线无断股；引线接头焊接良好；表面光滑、无毛刺、清洁；外包绝缘厚度符合要求，包扎良好、无变形、脱落、变脆、破损；引线与绝缘支架固定应外垫绝缘纸板，引线绝缘无卡伤；引线间距离及对地距离符合要求。 3.3 绝缘支架检查。无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤痕迹，否则应予更换，绝缘支架的固定螺栓紧固，有防松螺母。 3.4 压钉检查。压钉紧固，防松螺母紧锁。 3.5 分接开关检查。对无载分接开关要求转动部分灵活，无卡塞现象，中轴无渗漏；主触头表面清洁，有无烧伤痕迹。对有载分解开关参照DLIT 574 —1995《有载分接开关运行维修导则》。
消弧线圈工作原理及应用
消弧线圈工作原理及应用 目录 摘要 (2) 一、引言 (3) 二、消弧线圈作用原理与特征 (4) 三、消弧线圈自动补偿的应用 (7) 四、消弧线圈接地系统小电流接地选线 (8) 五、消弧线圈的故障处理方法与技术 (11) 六、结束语 (13) 参考文献 (14) 谢辞 (15)
摘要 本文通过对配电系统中性点接地方式和配电网中正常及发生故障时电容电流的分析，阐述了中性点经消弧线圈接地方式在目前配电网系统中应用的必要性，并从消弧线圈的工作原理，使用条件，容量选择，注意事项和故障处理等方面进行了探讨，同时也对目前国内消弧线圈装置进行了简单介绍。 关键词：接地；中性点；消弧线圈；电弧；补偿；
一、引言 目前，在我国目前配电网系统中，单相接地故障是出现概率最大的一种，并且大部分是可恢复性的故障，6~35 kV电力系统大多为非有效接地系统，由于非有效接地系统的中性点不接地，即使发生单相接地故障，但是三相线电压依然处于对称状态,所以仍能保持不间断供电，这是中性点不接地系统电网的一大优点，但当供电线路较长时,单相接地电流容易超过规范规定值，造成接地故障处出现持续电弧,一旦不能及时熄灭，可能发展成相间短路；其次，当发生间歇性弧光接地时，易产生弧光接地过电压，从而波及整个电网。为了解决这些问题，选择在系统中性点装设消弧线圈接地已经被证实是一项有效的措施，对电网的安全运行至关重要。 二、消弧线圈作用原理与特征 2.1各类中性点接地方式及优缺点介绍 我国目前中性点的运行方式主要有两种： a)中性点直接接地系统 直接接地系统主要用在110KV及以上的供电系统和低压380V系统。直接接地系统发生单相接地故障时由于故障电流较大会使继电保护马上动做切除电源与故障点回路。中性点直接接地系统的优点是发生单相接地时，其它非故障相对地电压不升高，因此可节省一部分绝缘费用，供电方式相对安全。其缺点是发生单相接地故障时，故障电流一般较大，要迅速切除故障回路，影响供电的连续性，从而供电可靠性较差。 b)中性点不接地或经消弧线圈接地
消弧线圈 避雷器等问题
中性点不接地系统单相接地时，由于没有形成短路回路，流入接地点的电流是非故障相的电容电流之和，该值不大，且三相线电压不变且对称，不必切除接地相，允许继续运行，因此供电可靠性高,但其它两条完好相对地电压升到线电压，是正常时的√3 倍，因此绝缘水平要求高，增加绝缘费用，对无线通讯有一定影响。 中性点经消弧线圈接地系统单相接地时，除有中性点不接地系统的优点外，还可以 减少接地电流，通过消弧线圈的感性补偿，熄灭接地电弧 但接地点的接地相容性电流为3倍的未接地相电容电流，随着网络的延伸，接地电流增大以致使接地电弧不能自行熄灭而引起弧光接地过电压，甚至发展成系统性事故，对无线通讯影响较大。 中性点直接接地系统单相接地时，发生单相接地时，其它两完好相对地电压不升高，因此绝缘水平要求低，可降低绝缘费用， 但短路电流大，要迅速切除故障部分，对继电保护的要求高，从而供电可靠性差，对无线通讯影响不大。 配电网中主要采用第二种中性点接地方式。 中性点经消弧线圈接地方式，就是在中性点和大地之间接入一个电感消弧线圈。 该方式在系统发生单相接地故障时，利用消弧线圈中的电感电流对接地电容电流进行补偿，使得流过接地点的电流减小从而使电弧自行熄灭。 消弧线圈是一个带铁心的电抗线圈。正常运行时，由于中性点对地电压为零，消弧线圈上无电流。 单相接地故障后，接地点与消弧线圈的接地点形成短路电流。中性点电压升高为相电压，作用在消弧线圈上，将产生一感性电流，在接地故障处，该电感电流与接地故障点处的电容电流相抵消，从而减少了接地点的电流，使电弧易于自行熄灭，提高了用电可靠性。
正常运行时，中性点对地电压为零，消弧线圈中没有电流流过。 单相（如w相）接地故障时，接地点对地电压为零，中性点对地电压上升为相电压，非故障相对地电压上升为线电压，网络的线电压不变。此时，消弧线圈处于中性点电压的作用下，有电感电流IL通过，此电流通过接地点形成回路．加上单相接地时的接地电容电流IC，两电流方向相反，在接地处相互抵消，称电感电流对接地电流的补偿，如果适当选取消弧线圈的匝数，可使接地处的电流变得很小或等于零。 完全补偿是使电感电流等于电容电流，即IL=IC，接地处电流为零。 正常运行时，在某些条件下，中性点与地之间会出现一定的电压，此电压作用在消弧线圈通过大地与三相对地电容构成的串联电路中，因此时XL=XC。 满足谐振条件。产生过电压，危及绝缘。 欠补偿是使电感电流小于电容电流，即IL
消弧线圈工作原理分析
、消弧线圈的工作原理 配电系统是直接为用户生产生活提供电能支持的系统，其功能是把变电站或小型发电厂的电力输送给每一个用户，并在必要的地方转换成为适当的电压等级。国内外对于提高以可靠性和经济性为主要内容的配电网运行水平非常重视。影响配电系统运行水平的因素主要有网架结构、设备、控制策略和线路等，选择适当的中性点接地方式是最重要和最灵活的提高配电网可靠性和经济性的方法之一，因此进一步研究中性点运行方式对于提高配电系统运行水平有重要意义，中性点运行方式选择是一个重要且涉及面很广的综合技术经济问题，其方式对配电系统过电压、 可靠性、继电保护整定、电磁干扰、人身和设备安全等影响很大。 电力系统中中性点是指Y型连接的三相电，中间三相相连的一端。而电力系统中中性点接地方式主要分为中性点直接接地和中性点不直接接地或中性点经消弧线圈接地。两种接地方式各自优缺点：中性点不接地系统单相接地时，由于没有形成短路回路，流入接地点的电流是非故障相的电容电流之和，该值不大，且三相线电压不变且对称，不必切除接地相，允许继续运行，因此供电可靠性高,但其它两条完好相对地电压升到线电压，是正常时的V 3倍，因此绝缘水平要求高，增加绝缘费用，对无线通讯有一定影响。 中性点经消弧线圈接地系统单相接地时，除有中性点不接地系统的优点外，还可以减少接地电流，通过消弧线圈的感性补偿，熄灭接地电弧，但接地点的接地相容性电流为 3 倍的未接地相电容电流，随着网络的延伸，接地电流增大以致使接地电弧不能自行熄灭而引起弧光接地过电压，甚至发展成系统性事故，对无线通讯影响较大。 中性点直接接地系统单相接地时，发生单相接地时，其它两完好相对地电压不升高，因此绝缘水平要求低，可降低绝缘费用，但短路电流大，要迅速切除故障部分，对继电保护的要求高，从而供电可靠性差，对无线通讯影响不大。 随着社会经济的迅猛发展，电力系统的重要性日益凸显。因而近几年电网的安全可靠运行倍受关注。在电力系统中发生几率最大的故障类型为单相接地故障。而在发生故障后及时确定及切断线路故障则显得尤为重要 配电网中主要采用第二种中性点接地方式。但是以前以架空线路为主的配电网采
10kV～66kV消弧线圈装置运行规范标准
目录 第一章总则 1 第二章引用标准 1 第三章设备的验收 2 第四章设备运行维护管理8 第五章运行巡视检查项目及要求12 第六章缺陷管理及异常处理15 第七章培训要求18 第八章设备技术管理20 第九章备品备件管理22 第十章更新改造22 第一章总则 第一条为完善消弧线圈装置设备管理机制，使其达到制度化、规化，保证设备安全、可靠和经济运行，特制定本规。 第二条本规是依据国家和行业有关标准、规程、制度及《国家电网公司变电站管理规》，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析以及设备运行经验而制定。 第三条本规提出了对10kV～66kV消弧线圈装置在设备投产、验收、检修、运行巡视和维护、缺陷和事故处理、运行和检修评估分析、改造和更新、培训以及技术资料档案的建立与管理等提出了具体规定。 第四条本规适用于国家电网公司所属围10kV～66kV消弧线圈装置的运行管理工作。
第二章引用标准 第五条以下为本规引用的标准、规程和导则，但不限于此。 GB10229-1988 电抗器 GB1094.1-1996 电力变压器第1部分总则 GB1094.2-1996 电力变压器第2部分温升 GB1094.3-2003 电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1094.5-2003 电力变压器第5部分承受短路的能力 GB1094.10-2003 电力变压器第10部分声级测定 GB6451-1999 三相油浸电力变压器技术参数和要求 GB6450-1986 干式电力变压器 CEEIA104-2003 电力变压器质量评价导则 GB/T14549-1993 电能质量公用电网谐波 GB/T17626-1998 电磁兼容试验和测量技术 GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GBJ148－1990 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 DL/T 572-1995 电力变压器运行规程 DL/T 573-1995 电力变压器检修导则 DL/T 574-1995 有载分接开关运行维修导则 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程 GB/T 16435.1—1996 远动设备及系统接口 (电气特性) 国家电网公司变电站管理规 第三章设备的验收
SC-XHDCZ调匝式消弧线圈技术使用说明书
SC-XHDCZ型调匝式消弧线圈自动跟踪 补偿成套装置 使用说明书 保定双成电力科技有限公司
目录 一、概述 (1) 二、产品特点 (1) 三、产品型号说明 (2) 四、性能指标 (2) 五、工作原理 (2) 六、装置总体构成 (4) （一）接地变压器 (5) （二）调匝式消弧线圈 (5) （三）微机控制器 (5) （四）阻尼电阻箱 (9) 七、接地选线单元 (9) 八、并联中电阻 (10) 九、控制器操作说明 (11) 十、控制器接线 (21) 十一、成套装置选型 (23) 十二、成套装置安装 (23) 十三、订货须知 (25) 十四、产品保修 (25)
一、概述 对于不同电压等级的电力系统，其中性点的接地方式是不同的，根据我国国情，我国6~66kV配电系统中主要采用小电流接地运行方式。为了有效防止系统弧光接地，消除接地故障，提高供电质量，按照国家对过电压保护设计规范新规程规定，电网电容电流超过10A时，均应安装消弧线圈装置。由于中性点经消弧线圈接地的电力系统接地电流小，其对附近的通信干扰小也是这种接地方式的一个优点。以前我国电网普遍采用手动调匝式消弧线圈，由于不能实时监测电网的电容电流，其主要缺陷表现在以下两个方面：（1）调节不方便，需要装置退出运行才能进行调节。 （2）判断困难，无法对系统运行状态做出准确判断，因此很难保证失谐度和中性点位移电压满足要求。 我公司所研制生产的SC-XHDCZ调匝式消弧线圈装置，该成套装置采用标准的工业级计算机系统，总线式结构，多层电路板设计，全彩色大屏幕液晶屏，全汉字显示。具有运行稳定可靠、显示直观，抗干扰能力强等特点，同时系统具有完善的参数设置及信息查询功能。该系统克服了以前各消弧线圈装置调节范围小的缺陷，能够进行全面调节。 该装置采用残流增量法和有功功率法等先进算法，对高压接地线路进行选线，选线准确、迅速。 本产品广泛应用于电力供电行业、发电厂、冶金、矿山、煤炭、造纸、石油化工等大型厂矿企业的变配电站，适用电压等级6~110KV，是老式消弧线圈理想的更新换代产品，同时也是新建变电站接地补偿及选线装置的首选配套产品。 二、产品特点 （一）控制器采用工业级计算机平台，双CPU架构，多层电路板处理，运行稳定可靠。 （二）采用全彩色液晶全中文显示，参数显示、设置及查询方便直观。 （三）调节准确、速度快，且调节范围宽，可在0~100%额定电流全范围调节。 （四）内嵌高压接地选线模块，采用残流增量法及有功功率法，使选线快速准确。 （五）设有RS232及RS485通讯接口，可实现与上位机的通讯，达到信号的远距离传送。 （六）可实现单相接地故障的声光控报警功能。 （七）设有标准并口打印机，可实现数据打印，接地信息打印。 （八）具有一控二功能，可实现同一系统内两套消弧线圈随系统运行情况自动变换。
主变压器消弧线圈的运行维护与故障措施
主变压器消弧线圈的运行维护与故障措施 发表时间：2020-01-16T13:45:51.870Z 来源：《基层建设》2019年第28期作者：凃建 [导读] 摘要：随着社会经济的发展和科学技术的进步，人们的生活质量得到了巨大的提升，电力需求量也在不断的增加，从而给现阶段的电力运行带来了一定的压力，因此要进一步加强对电力系统的建设，保证电力系统在实际运行过程中不会出现故障。 国网凉山供电公司四川凉山 615000 摘要：随着社会经济的发展和科学技术的进步，人们的生活质量得到了巨大的提升，电力需求量也在不断的增加，从而给现阶段的电力运行带来了一定的压力，因此要进一步加强对电力系统的建设，保证电力系统在实际运行过程中不会出现故障。电力系统是由多个部分组成的，每个部分都对电力系统的正常运行有着巨大的作用和影响，主变压器消弧线圈就是电力系统的重要组成部分，因此在线圈实际运行的过程中，工作人员要能够极大对消弧线圈正常运行的检查力度，本文主要对现阶段主变压器消弧线圈的运行维护与故障措施进行详细的分析。 关键词：主变压器；消弧线圈；运行维护；故障措施 1 引言 消弧线圈是电力系统内非常重要的电力设施之一，主变压器消弧线圈的外形与单相变压器的外形非常相似，对于消弧线圈而言，大多数的消弧线圈都是应用于中性点不接地的电网系统中的。消弧线圈的内部有一个具有间隙的铁芯电线感圈，这样电感电流就能够从消弧线圈的内部流过，能够对电网的电容电流起到一定的补偿作用。除此之外，还能够在一定程度上消除接地点产生的电弧影响。因此，在电力系统日常运行的过程中，在对系统内的设施装置进行日常维护时，要能够加大对主变压器消弧线圈的维护力度，一旦发现消弧线圈存在安全隐患，就需要立即上报并采取措施解决，避免影响的进一步扩大。 2 主变压器消弧线圈的运行维护 （1）在消弧线圈的日常运行过程中，运维检修人员应该给予消弧线圈维护工作足够的重视，要能够对线圈中产生的电流和电容、电感和电流进行专业的检测，除此之外还需要对消弧线圈档位所处的位置，以及线圈上运行温度的指示装置进行全面的监测。同时，为了使消弧线圈的稳定运行得到保障，还需要对消弧线圈的油位置、油颜色进行监测，一旦发现油位置变化幅度大且油的颜色有着非常明显的改变，则需要对消弧线圈进行及时的检测，确保其没有发生漏油问题。 （2）在主变压器消弧线圈的日常运行中，如果消弧线圈不存在接地故障问题的话，则消弧线圈的运行是没有声音的，同样消弧线圈的隔离开关也是不存在接触问题的，接地装置的接地指示灯也是处于熄灭状态的。所以，如果运行维护人员在对主变压器消弧线圈进行日常维护时，只要发现上述指标不符合规范，则就意味着消弧线圈可能存在接地故障，则需要立即采取措施进行处理。 （3）如果在运行维护的过程中，发现消弧线圈出现接地故障问题，电力企业的运维检修人员首先要做的，就是对消弧线圈内的油温进行检测，观察消弧线圈内的油温是否超过95摄氏度，同时补偿度有没有达到规范要求，并判断在消弧线圈实际运行过程中是否存在其他类型的异常声响，并对线圈内阻尼电阻的温度进行判别。除此之外，运维人员还要能够对消弧线圈的接地总时长进行详细的记录，要保证总时长低于设备铭牌上的限制时间，如果发现消弧线圈的接地时间过长，则需要立即将存在问题的线路切断。 （4）当电力系统处于运行状态时，运行维护工作人员要能够加强低中性点位移电压的监测，一旦发现位移电压超过合理数值范围，同时主变压器消弧线圈上的接地指示灯处于长亮状态的话，则运行维护工作人员要能够按照一定的操作规范，来对其进行及时的处理，并对存在问题的位置进行检测。 （5）在现阶段消弧线圈实际运行的过程中，分接头的调整可以通过三种方法来实现，分别是投运、停止以及直接用手操作，但是需要注意的是，在对消弧线圈的分接头进行调整之前，需要先对电网的运行状态进行检查，确定其是否存在单相接地问题，同时还需要对电网的接地电流进行检测，只有当接地电流小于10A时，才能够开展进一步的运维检修工作。 图一消弧线圈接地系统故障选线方法 （6）如果运行维护人员在对消弧线圈的运行状况进行检测时，如果发现处于运行状态的线圈，其内部存在不正常的声响或者是出现类似放电的声音，这时就需要立即采取措施，将发生故障的接地线路位置切断，之后在停止消弧线圈的运行，在消弧线圈完全停止运行之后，就能够采取专业的方法对线圈本体进行故障检测。除此之外，如果运行维护工作人员在检修的过程中，发现消弧线圈出现冒烟问题，则需要立即使用断路器，将消弧线圈的上级电源切断，避免影响的进一步扩大。 （7）消弧线圈运行维护人员，在将消弧线圈从主变压器上的中性点，移动到其他位置时，在移动之前首选要做的就是将隔离开关打开，然后在开展投切操作，但是在投切操作开展过程中需要注意，不能将消弧线圈移接到多个主变压器的中性点位置处。 （8）当运行维护人在检修的过程中，发现消弧线圈上存在的问题，并采取措施对问题进行处理时，要能够采取专业的操作方法，首先将消弧线圈上的隔离开关拨动到打开位置处，紧接着停止主变压器的运行，而送电操作则恰好与上述操作相反。如果系统在实际运行的过程中出现单相接地故障的话，运行维护人员一定要注意，不能随意改变母线上的档位。 3 消弧线圈的动作故障处理 如果电网在实际运行的过程中，出现单相接地、串联谐振以及中性点位移电压超过规定值的问题的话，消弧线圈就会立即做出动作，会点亮警示牌并发出警报声，同时中性点位移电压表以及补偿电流的数值都会在一定程度上增大，消弧线圈本身的指示灯也会长亮。如果出现单相接地故障的话，则绝缘监视电压表指示接地相低压为0，而未接地的两相低压则会升高至线电压。如果在运行维护的过程中，出现上述类型的故障，运维检修人员则要按照下述内容来进行故障处理。 首先需要对消弧线圈的信号动作进行确认，在确认无误之后，需要对接地相别、接地性质以及消弧线圈的实际运行状况，进行及时的
消弧线圈原理及 (2)
自动控制消弧线圈 继电保护所保护四班 范永德
消弧线圈的作用 消弧线圈的作用主要是将系统的电容电流加以补偿，使接地点电 流补偿到较小的数值，防止弧光短路，保证安全供电。降低弧隙电压恢复速度，提高弧隙绝缘强度，防止电弧重燃，造成间歇性接地过电压。中性点不接地系统的特点 选择电网中性点接地方式是一个要考虑许多因素的问题，它与电压等级、单相接地短路电流数值、过电压水平、保护配置等有关。并直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性和连续性、主变压器和发电机的安全运行以及对通信线路的干扰。10kV中性点不接地系统(小电流接地系统)具有如下特点：当一相发生金属性接地故障时，接地相对地电位为零，其它两相对地电位比接地前升高√3倍，一般情况下，当发生单相金属性接地故障时，流过故障点的短路电流仅为全部线路接地电容电流之和其值并不大，发出接地信号，值班人员一般在2小时内选择和排除接地故障，保证连续不间断供电。 3、系统对地电容电流超标的危害 实践表明中性点不接地系统(小电流接地系统)也存在许多问题，随着电缆出线增多，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，当系统电容电流大于10A后，将带来一系列危害，具体表现如下： （1）当发生间歇弧光接地时，可能引起高达3.5倍相电压(见参考文献1)的弧光过电压，引起多处绝缘薄弱的地方放电击穿和设备瞬间损坏，使小电流供电系统的可靠性这一优点大受影响。
消弧线圈的作用
消弧线圈的作用 一个电网的存在必然存在着漏电.从那里漏的电呢? 电缆对地的电 容!我们知道,我们采用的是50Hz的频率.而且在传输的过程中是没有零线的,主要的目的是为了节约成本!代替零线的自然就是大地. 三相点他们对大地的距离不一样也就是对大地的电容也不一样! 既然电容不一样,那么漏电流也不一样.漏掉的电流跑到那里去了呢? 这要取决于那条线路距离大地最近.因为漏掉的电流要跑到另外的 线路中!假如A失去电流,那么B或者C就得到电流!容性电流=A- B|A-C 线路越长容性电流就越大!容性电流越大,当发生接地的时候弧光 就不容易熄灭!通过引入消弧线圈来保证整个变电站的接地时候的电流<5A就可以消灭接地弧光!当然:引入消弧线圈后,变电站的系 统有可能是过补(电感电流大于电容电流)或者是欠补(电感电流小于电容电流)但绝对不能相同(电感电流等于电容电流)!
交流所用电及消弧线圈操作规程
交流所用电及消弧线圈操作规程 第一节交流所用电 一、接线方式： 1.0.4KV ⅠV段接在1#站用变的低压侧。 2.0.4KV V段接在2#站用变的低压侧。 3.0.4KV Ⅰ、Ⅱ段禁止并列运行，当某一段检修时可有另一端带全部负 荷 二、站用电系统的监视、巡视检查： 1.站用变高压侧带电显示三相指示灯亮。 2.站用电电压、电流值。 3.站用变有无发热及异味。 第二节消弧线圈自动跟踪补偿装置 一、消弧线圈运行时一般要求 1)控制器装置的交、直流控制和操作电源严禁中断。 2)中性点经消弧线圈接地系统应运行于过补偿状态。 3)正常运行期间消弧线圈控制器调匝模式为“自动”。 4)当系统发生单相接地故障，运行人员应及时检查装置的动作信号、 信息，检查接地相别、接地电压、补偿电流、动作时间，并对微机自动调谐消弧线圈装置进行巡视。 5)微机自动调谐消弧线圈装置动作后的报告或打印报告应统一收存。 6)中性点位移电压是否超过15%相电压，档位输入是否正常 7)消弧线圈接地变压器二次绕组所接负荷应在规定的范围内。 8)停运半年及以上的消弧线圈装置应按有关规定试验检查合格后方可 投运。 二、消弧线圈的巡视检查 1)设备外观完整无损，无异常震动、异常声音及异味，外绝缘表面清 洁、无裂纹及放电现象。 2)一、二次引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、变色。 3)外壳和中性点接地应良好。 4)金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。 5)干式消弧线圈表面平整应无裂纹和受潮现象。
6)阻尼电阻箱内所有熔断器和二次空气开关正常，阻尼电阻箱内引线 端子无松动、过热、打火现象。 7)消弧线圈档位显示与实际档位一致。 8)各控制箱及二次端子箱应关严，无受潮。 三、消弧线圈装置的操作 1、送电操作 1)将各控制开关（PT、中性点电压、有载开关电源、阻尼箱电源等）合上。 2)检查消弧控制器运行在“自动调档”方式。 3)检查消弧线圈中性点隔离刀闸在合位。 4)将开关柜手车推至“工作”位 5)合开关柜断路器。 6)检查消弧一次、二次有无异常现象，如有异常马上停运。 7)消弧控制柜运行情况检查： A）中性点电压显示数值小于相电压的15%。 B）有载开关调档时，控制器能正确检测出电容电流，消弧线圈根据残流下限设置停在合适的档位。 2、停电操作：与送电顺序相反 3、合环并列操作 1)检查两消弧线圈控制器无报警信息，运行正常。 2)将其中一台消弧线圈控制器调匝“自动”模式调成“手动”模式。 3)合110kv母联。 4)合10kv母联。 5)合环操作项目完成。 6)拉开10kv母联。 7)拉开110kv母联。 8)将调匝“手动”模式下的控制器调回“自动”模式 4、并列切换操作 例：投3#消弧线圈，退出2#消弧线圈（只列出操作原则和方向不等价于倒闸操作票） 1)检查3#消弧线圈二次控制电源在合位。 2)检查3#消弧线圈中性点隔离刀闸在“合”位。 3)检查3#消弧线圈控制器调匝模式“自动”。 4)将2#消弧线圈控制器调匝模式调整为“手动”。 5)合3#消弧线圈开关560。 6)拉开2#消弧线圈开关550。 7)将2#消弧线圈控制器调匝模式调回“自动”。 四、消弧线圈装置异常处理 发现消弧线圈、接地变压器、阻尼电阻发生下列情况时应立即停运。 a、正常运行情况下，声响明显增大，内部有爆裂声。 b、套管有严重破损和放电现象。 c、冒烟着火。 d、附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对成套装置构成严重威胁时。 e、当发生危及成套装置安全的故障，而有关的保护装置拒动时。
国家电网公司变电运维通用管理规定 第15分册 消弧线圈运维细则
国家电网公司变电运维通用管理规定第15分册消弧线圈运维细则 国家电网公司 二〇一六年十二月
目录 前言.............................................................................................................................................. II 1 运行规定 (1) 1.1 一般规定 (1) 1.2 紧急停运规定 (1) 2 巡视及操作 (1) 2.1 巡视 (1) 2.2 操作 (3) 3 维护 (3) 3.1 红外检测 (3) 3.2 吸湿器维护 (4) 3.3 更换消弧线圈成套柜外交流空开 (4) 4 典型故障和异常处理 (4) 4.1 消弧线圈保护动作处理 (4) 4.2 消弧线圈、接地变压器着火处理 (4) 4.3 接地告警处理 (5) 4.4 有载拒动告警处理 (5) 4.5 位移过限告警处理 (6) 4.6 并联电阻异常处理 (6) 4.7 频繁调档处理 (6)
前言 为进一步提升公司变电运检管理水平，实现变电管理全公司、全过程、全方位标准化，国网运检部组织26家省公司及中国电科院全面总结公司系统多年来变电设备运维检修管理经验，对现行各项管理规定进行提炼、整合、优化和标准化，以各环节工作和专业分工为对象，编制了国家电网公司变电验收、运维、检测、评价、检修管理通用细则和反事故措施（以下简称“五通一措”）。经反复征求意见，于2017年1月正式发布，用于替代国网总部及省、市公司原有相关变电运检管理规定，适用于公司系统各级单位。 本细则是依据《国家电网公司变电运维通用管理规定》编制的第15分册《消弧线圈运维细则》，适用于35kV及以上变电站消弧线圈。 本细则由国家电网公司运维检修部负责归口管理和解释。 本细则起草单位：国网福建电力。 本细则主要起草人：陈余航、张丰、苏祖礼、梁宏池、纪锡亮、涂恩来、吴勇昊、陈晔。
国家电网公司变电检修通用管理规定 第15分册 消弧线圈检修细则
国家电网公司变电检修通用管理规定第15分册消弧线圈检修细则 国家电网公司 二〇一六年十二月
目录 前言.................................................................................................................................................... III 1 检修分类及要求. (1) 1.1 A类检修 (1) 1.1.1 检修项目 (1) 1.1.2 检修周期 (1) 1.2 B类检修 (1) 1.2.1 检修项目 (1) 1.2.2 检修周期 (1) 1.3 C类检修 (1) 1.3.1 检修项目 (1) 1.3.2 检修周期 (1) 1.4 D类检修 (2) 1.4.1 检修项目 (2) 1.4.2 检修周期 (2) 2 专业巡视要点 (2) 2.1 干式消弧线圈本体巡视 (2) 2.2 油浸式消弧线圈本体巡视 (2) 2.3 干式接地变压器本体巡视 (2) 2.4 油浸式接地变压器本体巡视 (3) 2.5 分接开关巡视 (3) 2.6 避雷器巡视 (3) 2.7 中性点隔离开关巡视 (3) 2.8 电容器巡视 (3) 2.9 电压互感器巡视 (3) 2.10 电流互感器巡视 (4) 2.11 阻尼电阻及其组件巡视 (4) 2.12 并联电阻及其组件巡视 (4) 3 检修关键工艺质量控制要求 (4) 3.1 干式消弧线圈本体检修 (4) 3.1.1 整体更换 (4) 3.1.2 绝缘支撑件检修 (4) 3.2 油浸式消弧线圈本体检修 (5) 3.2.1 整体更换 (5) 3.2.2 器身吊罩（吊芯）检修 (5) 3.2.3 套管更换 (6) 3.2.4 储油柜更换 (6) 3.2.5 储油柜补油 (7) 3.2.6 吸湿器检修 (7) 3.2.7 气体继电器检修 (8) 3.2.8 压力释放阀检修 (8) 3.2.9 阀门检修 (8) 3.3 干式接地变压器检修 (9) 3.3.1 整体更换 (9) 3.3.2 绝缘支撑件检修 (9)
消弧线圈技术规范书
西坝110kV变电站增容改造工程 35kV自动补偿消弧成套装置 招标技术规范书 成都市水利电力勘测设计院 二0一0年七月
一、总则 1、本招标技术规范书适用于标称电压为35kV的自动补偿消弧成套装置的招标，招标产品是可以自动调节跟踪补偿的消弧线圈成套装置，一般由接地变压器、消弧线圈、就地控制柜、微机控制器四部分组成。 2、投标者应仔细阅读包括本招标技术规范书在内的招标文件中阐述的全部条款。投标者提供的设备技术规格应符合本招标技术规范书提出的要求。 3、本招标技术规范书要求的工作范围包括：投标设备的设计、制造、工厂检验、包装、运输和现场服务。 4、卖方应提供高质量的、完整的投标设备及附件，以满足工程设计、制造标准。 5、本招标书提出的是最低的技术要求，并未列出一切技术细节，也未充分引述所有相关标准和规范的条文。投标的产品应符合本招标书技术条件的要求及相关的国家标准、机械和电力行业标准。 6、卖方应获得ISO9001:2000资格认证，具备完整、有效的质量保证模式，投标设备已通过鉴定，并有相应的试验和鉴定报告。投标设备应通过了动模实验，检验了其对系统各种单相接地情况的反应及接地选线的正确性，并提供相应的实验报告。 7、如卖方没有以书面形式对本技术条件提出异议，则意味者卖方提供的设备完全符合本技术条件和国家标准的要求；如有异议，无论如何微小，均应在投标书标题为“差异表”的章节中明确说明。 8、招标的设备数量及设备技术要求详见供货需求表。 二、遵循的主要标准 DL/T620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 GB 10229-88 电抗器 GB 1094.1-1996 电力变压器第1部分总则 GB 1094.2-1996 电力变压器第2部分温升 GB 1094.3-2003 电力变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验 GB 1094.5-2003 电力变压器第5部分承受短路能力 GB 6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波 GB/T 17626.2-1998 电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验 GB/T 17626.4-1998 电磁兼容试验和测量技术电快速脉冲群抗扰度试验 GB/T 17626.5-1998 电磁兼容试验和测量技术浪涌（冲击）抗扰度试验
消弧装置运行规定
11 消弧装置运行规定 11.1 小电流接地系统装设消弧装置，是为了能将系统的电容电流加以补偿，减小接地故障点残流，抑制间歇性弧光过电压和由于电磁式电压互感器饱和而产生的谐振过电压，减少相间短路故障跳闸率，稳定电网运行，提高供电可靠性。 11.2 运行中的10～35kV系统，必须由生技部组织定时实测电容电流，为确定是否装设消弧装置提供依据。消弧装置的投入、切除，由所辖调度下令后方可进行操作。 11.3 10kV小电流接地系统中，当母线上线路总电容电流大于10安培时，应将消弧装置投入运行进行补偿。补偿方式原则上应采用过补偿方式，应避免出现全补偿方式。脱谐度范围的选取一般采用5%~25%，但应控制残流在5A左右，最大不得超过8A。 11.4 电网正常运行时，中性点位移电压不得超过相电压的15%。当系统发生单相接地故障时允许运行2小时。 11.5若消弧线圈在最大补偿电流档位运行，而脱谐度仍小于15%，说明消弧线圈容量不能满足要求，必须限制网络运行方式改变，尽量避免增加电容电流，同时应汇报有关部门及时处理。 11.6消弧装置装有微机调谐装置投运前应将接地变中性点电压、接地变中性点电流、所在母线电容电流和消弧线圈档位、脱谐度、残流、交直流失电、交直流短接等相关遥信遥测信息传送到监控中心、运维站。如消弧装置自带接地选线功能的，还应将选线信号传送到监控中心、运维站及相关调度。 11.7 10kV消弧装置操作规定 11.7.1 本地区电网10kV消弧装置均有微机调谐装置。接地变压器、消弧线圈和自动调谐器应视为一个整体，消弧装置的投入和退出运行包括此三部分。 11.7.2 正常情况下，消弧线圈自动调谐装置应投入在自动运行状态。调谐器自动功能异常时，根据调度命令，可以改为手动。 11.7.2.1对于调匝预调式消弧装置，调谐器自动功能异常、面板能正常显示，调节方式则可改为手动，但此时消弧线圈由当前档位调高一档。当面板异常短时无法恢复正常的，应将消弧线圈停运。 11.7.2.2对于调容随调式消弧装置，调谐器自动功能异常，应将消弧线圈退出运行。 11.7.3 系统单相接地或中性点位移电压大于15%相电压时，禁止拉合消弧线圈与中性点之间的单相刀闸。 11.7.4 带有阻尼电阻的消弧装置在调谐装置的交、直流同时失电时，消弧装置应立即退出运行。当电网发生单相接地，消弧装置也发生故障时，必须先用开关将故障线路切除后，方可将消弧装置断开。 11.7.5网络发生单相接地故障或遭雷雨时，禁止操作消弧线圈。当消弧装置本身发生故障，并危及系统安全运行时，应用开关把整个单元设备断开，再操作刀闸。 11.7.6消弧装置接地变低压侧接有站用电的，当消弧装置须退出运行，可令运行人员转移
消弧线圈成套装置使用说明tk修订稿
消弧线圈成套装置使用 说明t k 公司标准化编码 [QQX96QT-XQQB89Q8-NQQJ6Q8-MQM9N]
一、产品概述 电力系统的中性点接地方式是一个综合性的技术问题，它与系统的供电可靠性、人身安全、设备安全、绝缘水平、过电压保护、继电保护、通信干扰及接地装置等问题有密切的关系。国内外中压电网的运行经验表明，谐振接地即中性点经消弧线圈接地方式在供电可靠性、人身安全、设备安全和通信干扰方面，具有很好的运行特性。为此，我国电力规程DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》和GB50169-92《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》规定：3～66kV系统的单相接地故障电容电流超过10A时，中性点应采用消弧线圈接地方式。 TK型自动跟踪补偿消弧线圈成套装置是在总结消弧运行经验和广泛收取用户意见的基础上，自主开发的高可靠性、稳定性，贴近用户需求的消弧线圈成套装置，已广泛应用于电力系统及工业用户。 二、原理简介 消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后，提供一电感电流I L 补偿接地电容电流I C ，使接 地电流减小，也使得故障相接地电弧两端的恢复电压速度降低，达到熄灭电弧的目的。当消弧线圈正确调谐时，不仅可以有效地减少产生弧光接地过电压的机率，还可以有效地抑制过电压的幅值，同时也最大限度地减小了故障点热破坏作用及接地网的电压升高等不利因素。从发挥消弧线圈的作用上来看，脱谐度的绝对值越小越好，最好是处于全补偿状态，即调谐至谐振点上。但是在电网正常运行时，调谐至全补偿的消弧线圈会产生危险的串联谐振过电压，这是不允许的。如何来解决这一矛盾呢方法是在消弧线圈上串联阻尼电阻，从而增大电网阻尼率，使得电网正常运行时串联谐振过电压小于15%相电压，等待接地故障的发生。当出现单相接地后，瞬间将阻尼电阻短接掉，从而实现最佳补偿。
消弧线圈运行规程完整
供电公司成庄工区川底35KV变电站现场运行操作规程 批准： 生产部： 单位负责人： 编制人：林景龙 编制单位：成庄工区
第一节消弧线圈技术参数 一、技术参数： 1. 结构特点 该成套装置在结构上突破了传统消弧线圈的结构模式，将接地变压器与消弧线圈有机地结合成一体，不仅减小了体积，降低了成本，而且提高了设备的效率，安装、维护更加方便。此外，其独特的自动跟踪调节功能采用嵌入式系统与可控硅技术相结合的原理来实现，没有机械传动部分，调节、跟踪速度快，噪音低，运行可靠。 2. 使用范围 该成套装置适用于6kV或10kV中性点不接地的电网，对电网单相接地的电容电流进行自动跟踪补偿，并可根据设定的脱谐度实现欠补、全补或过补运行。也可以采用手动运行进行固定补偿。自动运行时该装置能始终处于最佳补偿状态，使接地故障点的残余无功电流减小到5A以下，因而可显著提高电网供电的安全性和可靠性。该成套装置对电网对地分布电容比较大，对地绝缘相对薄弱的电缆电网（如煤矿6~10kV电网）尤为重要，它可有效地抑制电弧接地过电压，减少单相接地故障引发相间短路和电缆放炮的几率；此外，还能有效地抑制电弧接地过电压和铁磁谐振过电压。该成套装置可广泛适用于矿山、冶金、石油、化工等企业及大中城市、农村的6~10kV配电网络。 3. 工作环境 ?安装方式：无剧烈震动及爆炸性介质的室内 ?海拔高度：≤1000m ?环境温度：-25~55℃ ?相对湿度：≤90%（25℃） ?污秽等级：Ⅲ级 ?地震烈度：八度 第二节：消弧线圈成套装置的结构及原理 XBSG系列自动跟踪补偿消弧线圈成套装置由三相五柱消弧线圈、低压电抗器、阻尼电阻箱、控制器及附件、装置壳体等构成。 三相五柱消弧线圈有五个铁芯柱，中间三个铁芯柱绕有高、低压线圈，边
6-10kv消弧线圈设备运行检修规定
消弧线圈运行维护和检修 管理规定 1.总则 1.1 为了加强消弧线圈设备管理、运行维护管理和检修管理，特制定本规定。1.2 本规定消弧线圈设备是指消弧线圈成套设备，主要包括接地变压器、消弧线圈、有载开关、隔离刀闸、PT、MOA、控制器、阻尼电阻、组合柜等设备。 1.3 本规定编制依据：1.3.1 国家电力行业标准(DL/T620-1997) 《交流电气装置的过电压和绝缘》；
1.3.2国家电力行业标准(DL/T572-95) 《电力变压器运行规程》； 1.3.3国家电力行业标准(DL/T574-95) 《有载分接开关运行维修导则》； 1.3.4国家电力行业标准(DL/T596-1996) 《电力设备预防性试验规程》 1.3.5国家电力行业标准(DL/T684-1999) 《继电保护》； 1.3.6国家标准(GB 10229-88) 《电抗器－消弧线圈》 1.3.7国家标准（GB/T 6451-1999）《三相油浸式２
消弧线圈设备运行检修规定 电力变压器技术参数和要求》 1.3.8国家标准(GB 10229-88) 《电抗器－消弧线圈》 1.3.9国家电力公司国电 发[2000]589号《防 止电力生产重大事 故的二十五项重点 要求》（2000）； 1.3.10厂家说明书 《消弧线圈用CF、CV 型复合式有载分接开关使用说明书》上海华明 《BPKI200-10/35型干式真空开关有载分接开关使用说明书》双城开关 上海思源电气股份有限公司（版权所有）V1.0 仅供参考 ３
《MFKI120-10/35型干式空气有载分接开关使用说明书》吴江芦墟1.4 公司系统所属各供电公司、高压运行部、变电检修公司分管运行、检修工作的各级领导、变电运行、变电检修专职和变电站值班人员、开关检修人员以及工程建设管理部门、设计部门、施工单位均应熟悉本规定，并认真贯彻执行。1.5 本规定由生产运营部负责解释。 2．目的和构成 2．1装设消弧线圈的目的2.1.1电力行业标准４
DLT572_2010电力变压器运行规程完整
电力变压器运行规程 1 主题内容与适用范围 本规程规定了电力变压器(下称变压器)运行的基本要求、运行方式、运行维护、不正常运行和处理，以及安装、检修、试验、验收的要求。 本规程适用于电压为1kV及以上的电力变压器，电抗器、消弧线圈、调压器等同类设备可参照执行。国外进口的电力变压器，一般按本规程执行，必要时可参照制造厂的有关规定。 2 引用标准 GB1094.1～1094.5 电力变压器 GB6450 干式电力变压器 GB6451 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T15164～1994 油浸式电力变压器负载导则 GBJ148 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 DL400 继电保护和安全自动装置技术规程 SDJ7 电力设备过电压保护设计技术规程 SDJ8 电力设备接地设计技术规程 SDJ9 电气测量仪表装置设计技术规程 SDJ2 变电所设计技术规程 DL/T573—95 电力变压器检修导则 DL/T574—95 有载分接开关运行维修导则 3 基本要求 3.1 保护、测量、冷却装置 3.1.1 变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置。 3.1.2 油浸式变压器本体的安全保护装置、冷却装置、油保护装置、温度测量装置和油箱及附件等应符合GB6451的要求。 干式变压器有关装置应符合相应技术要求。 3.1.3 变压器用熔断器保护时，熔断器性能必须满足系统短路容量、灵敏度和选择性的要求。分级绝缘变压器用熔断器保护时，其中性点必须直接接地。 3.1.4 装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1.5%的升高坡度。