610kv消弧线圈设备运行检修规定.docx

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610kv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（GB10229-88）《电抗器－消弧线圈》

1.3.7国家标准（GB/T6451-1999）《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》

1.3.8国家标准（GB10229-88）《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

《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DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定：

3kV～10kV不直接连接发电机的系统和35kV、66kV系统，当单相接地故障电容电流不超过下列数值时，应采用不接地方式；当超过下列数值又需在接地故障条件下运行时，应采用消弧线圈接地方式：

a）3kV～10kV钢筋混凝土或金属杆塔的架空线路构成的系统和所有35kV、66kV系统，10A。

b）3kV～10kV非钢筋混凝土或非金属杆塔的架空线路构成的系统，当电压为：

1）3kV和6kV时，30A；

2）10kV时，20A。

c）3kV～10kV电缆线路构成的系统，30A。

消弧线圈接地故障电流不宜超过10A。

必要时可将系统分区运行。

消弧线圈宜采用过补偿运行方式。

消弧线圈接地系统，在正常运行情况下，中性点的长时间电压位移不应超过系统标称相电压的15%。

2.1.2消弧线圈对减小故障点的残余电流、抑制间歇性弧光过电压及谐振过电压有较明显的效果，对保证系统安全供电能起到显著的作用。

消弧线圈接地故障电流不宜超过10A。

必要时可将系统分区运行。

消弧线圈宜采用过补偿运行方式。

消弧线圈接地系统，在正常运行情况下，中性点的长时间电压位移不应超过系统标称相电压的15%。

2.1.3消弧线圈自动补偿装置能在线测量系统的电容电流，根据预先设定的系统脱谐度或残流，自动调整消弧线圈的档位，对系统电容电流进行预补偿。

幷能自动打印、记录系统单相接地的时间以及各种参数，并能通过综合自动化系统将各种遥信遥测等信息及时传输至中心站。

2．2消弧线圈自动补偿装置的基本构成

一次设备：

接地变压器（可带所用变）、消弧线圈（带有载分接开关）、阻尼电阻及控制器、中性点PT、CT、避雷器、隔离刀闸等；

控制设备：

微机调节器、自动调谐控制屏（PK屏）等。

3．职责分工

3.1技术管理：

生技处/部/科

3.2日常运行管理：

调度及运行部门、变电工区

3.3一次设备维护：

高压试验

3.4控制设备维护：

继电保护

4．消弧线圈设备运行中注意事项

4.1在系统电容电流超过10A时消弧线圈及自动补偿装置应投入运行；正常情况下应投入自动运行状态；消弧线圈和其它电气设备一样，由调度实行统一管理,操作前必须有当值调度员的命令才能进行操作；禁止将一台消弧线圈同时接在两台接地变压器（或变压器）的中性点上。

4.2消弧线圈自动调谐装置应具备数据通信接口与站内监控系统相连接。

在后台机及中心监控站应具备消弧线圈的档位指示、系统的电容电流值、脱谐度，接地变中性点的电压值、电流值，接地点残流等遥测和手动或自动调谐，单独运行或并联运行，分接头到头，分接头到底，接地信息，计算有误，装置拒动等遥信。

4.3系统的脱谐度应设置在2～16％（可调节）的范围，或将接地点的残流设置在5A左右，且宜采取过补偿方式，特殊情况下也可以在系统欠补偿或全补偿下运行。

4.4系统单相接地时严禁操作消弧线圈的隔离开关以及消弧线圈的调压开关。

投入或退出消弧线圈时应注意操作顺序，即消弧线圈的单相隔离开关有闭锁装置时可直接操作；无闭锁时投入消弧线圈，应观察在现场的接地指示灯，有接地指示时不可操作隔离刀闸。

4.5两段母线均装有消弧线圈的变电站并列运行时，应将两台消弧线圈设置成主-从关系。

其中将母联开关的辅助接点引入调谐装置的变电站，消弧线圈自动补偿装置会自动作主动和从动运行。

没有条件引入母联开关位置接点的变电站，联机采用碰撞理论，应考虑将1号与2号时间参数错开一分钟。

当并列运行为正常工作方式时，也可在合排运行后将其中一台或电容电流偏小的一台消弧线圈的置为手动调节状态。

对于一边为手动调节，一边为自动调节方式时，可以不管，让自动调闸式消弧线圈自动寻找谐振点；当自动调节的消弧线圈调到极限档位时，应调节手动式消弧线圈的位置，确保自动调节式在中间档位；对于一边有消弧线圈，一边没有消弧线圈的两个系统连接，不用管。

4.6当出现两个或以上变电站拉手运行时，消弧线圈仍应投入运行，运行注意事项请参考上述第5条，可以采用碰撞方式或一台自动运行其他手动运行的方式。

当出现由外站电源供进母线并转供其他负荷时，消弧线圈仍应投入运行，应将电容电流较小的一台置为手动调节状态。

4.7如控制装置显示分接头到头（表示补偿电流不够），消弧线圈仍应照常投入运行；如控制装置显示分接头到底（表示补偿电流过大），则应检查此时电容电流和残流的数值，若电容电流大于残流值，则消弧线圈继续投入运行；若电容电流小于残流值，则应将消弧线圈退出运行。

同时向生运部汇报。

4.8调度、运行值班人员应知晓整套设备的基本功能，运行值班人员应熟知微机调节器的面板操作以及巡视内容：

脱谐度及残流是否在设定的范围以内；有载调压开关的档位及动作次数（累计值）；接地变中性点电压是否正常（一般不超过15％相电压）；微机调节器上的电源指示灯是否正常；是否能正确打印接地时的各种参数；以及接地变压器、消弧线圈运行是否正常；如是负荷开关控制接地变加熔丝保护，还应经常检查熔丝的熔断情况，在操作、或系统发生接地后必须进行检查。

4.9运行人员在巡视时发现装置故障或异常应立即向调度及检修部门汇报。

如果是一次设备问题，则将消弧线圈停用；如果是自动补偿装置出现异常或故障，调度人员发令将消弧线圈自动补偿装置置为手动调节状态，档位维持在自动补偿装置故障前的状态。

4.10对于油浸式设备在日常巡视中必须注意

A、运行无杂音；

B、油位应正常，油色透明不发黑；

C、应无渗油和漏油现象；

D、套管应清洁、无破损和裂纹；

E、引线接触牢固，接地装置完好；

F、吸湿剂不应受潮；

G、上层油温应正常；

H、表计指示准确。

对于消弧线圈本身的部分报警信号的处理：

A．温度报警信号：

作为报警信号，一般消弧线圈允许温升为75K，设置报警温度为55K，则温度定值为55K+40℃=95℃（一般可以设为80-100）。

B．瓦斯报警信号：

轻瓦斯作为报警信号，重瓦斯作为跳闸信号；由于35kV系统的消弧线圈是通过中性点隔离刀闸接在主变的中性点上，不能直接跳开主变（有时可能为110Kv、220kV），但隔离刀闸又不能带负荷操作；建议可以在中性点加装单相真空短路器（当重瓦斯动作时跳开），额定电压可以采用35/√3或者35kV电压等级。

4.11运行值班人员应注意收集、保存系统接地时微机调节器的发出信号以及打印数据，必要时报送局生运部。

A、系统发生单相接地时，禁止操作或手动调节该段母线上的消弧线圈；

B、系统发生单相接地时，禁止关闭控制器，及断开控制器的交直流电源。

C、拉合消弧线圈与中性点之间单相隔离开关时，如有下列情况之一时禁止操作：

a、系统有单相接地现象，已听到消弧线圈的嗡嗡声；

b、中性点位移电压大于50%相电压。

c、发生单相接地必须及时排除，接地时限一般不超过2小时；

D、发生单相接地时，有条件时应监视并记录下列数据：

a、接地变和消弧线圈运行情况；

b、阻尼电阻控制器运行情况；

c、PK屏面板上，电阻短接指示灯；

d、微机调谐器显示参数：

电容电流、残流、脱谐度、中性点电压和电流、档位和调容柜接触器动作次数等；

e、单相接地开始和结束时间；

f、单相接地线路及单相接地原因；

g、天气状况。

5．设备的验收、投运

5.1设备验收

5.1.1资料交接：

《运行规程》《定值整定》《现场调试报告》（交给用户完整的调试报告，应体现试验项目是否合格、是否可以投运）。

5.1.2检查备品备件是否齐全

5.1.3一二次设备铭牌应齐全、正确、清楚

5.1.4一二次设备接线正确、牢靠（要注意从用户高压开关柜到接地变一次高压电缆是否接错,特别是有两套设备时）

同时调整接地变的2.5%的抽头，干式带所用变ABC分别为2、3、3，干式不带所变可为1、2、2；对于油浸式也要注意调整接地变不对称抽头；由于各个厂家习惯不同可能档位也不同；总之要求调整为不对称为1%-2.5%，对于5%的抽头要慎重对待。

5.1.5调档试验，最高档不能上调、最低档不能下调

5.1.6模拟试验、包括拉电容和并联试验

5.1.7电阻保护试验

5.1.8通讯测试（校验每一个参数、特别是软遥信）

5.1.9三遥测试

5.1.10接地（选线）试验

5.1.11写验收报告

5．2投运步骤

5.2.1检查确认一次、二次设备正常，接线准确；符合安全规程。

5.2.2确认保护交直流电源均已送上，对于交直流双重保护的装置，一定要把电源失电信号远传到RTU或光字排上

5.2.3测量开口三角电压

5.2.4打开控制器面板的电源开关

5.2.5调度下令定值整定，消弧线圈放在中间档位

5.2.6接地变的冲击试验2-3次后（中性点隔离刀闸断开），断开接地变。

5.2.7合上中性点隔离刀闸。

5.2.8合上接地变的开关；

5.2.9进入程序菜单后，先设为手动控制，手动下调或上调一档后，再设为自动控制即可；观察装置能否自动调节，观察装置的计算是否稳定。

5.2.10确定装置运行在哪一档，如在第一档则可能电容电流太小，确定是否需要投运，如果在最高档位运行，则表示容量太小，应和用户确定解决方案。

5．3自动调谐的检测

5.3.1人为调档离开谐振点，看装置能否自动返回

5.3.2调一档间隔的时间

5.3.3投切线路观察系统能否自动跟踪（有条件时）

5.3.4联机试验，观察计算数据是否正确，档位是否正确，主从机关系的确定

5.3.5有条件时，可以做金属接地试验，检验装置计算电容电流的准确性（包括残留），可以用几种方法进行比较；进一步可以做选线的试验，也可以检测电阻保护动作的可靠性和短接时间。

6．维护、检修、预试的项目及周期

原则：

A。

检修和预试的周期一般跟随主变。

B．设备的维护应按制造厂家的规定进行，无制造厂家规定时可参照相应标准。

C．设备维护、检修包括：

定期维护检查（小修）、临时检查（临修）及大修。

一般情况下每隔1-2年进行机构小修维护，每隔5-6年机构大修一次；只有当运行时间较长（10年以上）且生产厂家有明确规定需要时，或运行中出现事故、重大异常情况时，方考虑进行解体大修。

6.1维护、检修

6.1.1设备定期维修检查（小修），除操动机构外，内容包括：

A．对设备进行详细的维修检查，清扫设备本体，处理漏油或某些缺陷

B．检查有载开关开关：

过渡电阻、过渡波形、动作时间、动作的灵活性、开关的磨损、各部分密封及渗、漏油情况情况、极限位置的电气机械闭锁性能。

C．检查绝缘电阻、绕组直流电阻，压比、流比。

工频耐压试验、感应耐压试验

D．局放试验、零序阻抗、阻抗电压、各种损耗

E．检查或校验温度计、气体继电器、压力释放器。

F．绝缘油的耐压，油色普分析

G．检查接地装置。

6.2电气试验

6.2.1消弧线圈预防性试验项目

A．交流耐压试验；

B．绕组直流电阻测量（包括每档、PT）

C．绕组所有分接的压比试验

D．辅助回路绝缘试验；

E．绝缘电阻、电容量和tgδ、局放试验

F．主回路及辅助回路耐压试验；

G．温度计、气体继电器、压力释放器校验（或调整），机械安全阀校验；

H．油色普分析，绝缘油试验

I．分接开关维修周期（参考电抗器和变压器，一般跟随主变）

6.2.2接地变的预防性试验

A．上述消弧线圈的要求同样应满足

B．每一档的直流绕组电阻

C．每一档的变比（按出厂报告做试验）

D．零序阻抗、阻抗电压、空载电流、空载损耗、负载损耗

E．核相

6.2.3有载开关的预防性试验

A．检查动作顺序，动作角度

B．操作试验：

变压器带电时手动操作、电动操作、远方操作各2个循环

C．检查和切换测试：

测量过渡电阻的阻值、测量切换时间、检查插入触头、动静触头的接触情况，电气回路的连接情况、检查单、双数触头间放电间隙

D．切换开关室绝缘油试验

E．二次回路绝缘试验

F．分接开关维修周期

a。

有载调压变压器大、小修的同时，相应进行分接开关的大、小修。

b。

运行中分接开关油室内绝缘油，每6个月至1年或分接变换2000～4000次，至少采样1次。

c。

分接开关新投运1～2年或分接变换5000次，切换开关或选择开关应吊芯检查一次。

d。

运行中的分接开关，每1～2年或分接变换5000～1万次或油击穿电压低于25kV时，应开盖清洗换油或滤油1次。

e。

运行中分接开关累计分接变换次数达到所规定的检修周期分接变换次数限额后，应进行大修。

如无明确规定，一般每分接变换1～2万次，或3～5年亦应吊芯检查。

f。

运行中分接开关，每年结合变压器小修，操作3个循环分接变换。

g。

如果有厂家说明书，请参照厂家的说明书要求。

6.2.4消弧线圈交接、大修试验项目见表5中序号1、2、3、4、6、7、9、22，装在消弧线圈内的电压、电流互感器的二次绕组应测绝缘电阻（参照表5中序号24）；定期试验项目见表5中序号1、2、3、4、6。

6.2.5接地变交接、大修试验项目见表5中序号2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16项适用于更换绕组时进行；定期试验项目见表5中序号3、6、7。

6.2.6其他的见（DL/T596-1996）《电力设备预防性试验规程》的6.4、6.5、6.6、6.7、6.9、6.10。

6．3其他一次设备的定期校验、试验

6.3.1阻尼电阻箱：

直流电阻、交流耐压、接地电阻、绝缘电阻、外观性能。

6.3.2PT：

直流电阻、绝缘电阻、交流耐压、变比、tgδ（20kV及以上）、空载电流测量、密封检查、绝缘油击穿电压

6.3.3MOA：

绝缘电阻、直流1mA电压（U1mA）及0.75U1mA下的泄漏电流

6.3.4隔离开关：

交流耐压试验、支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻、二次回路的绝缘电阻、操动机构的动作情况、导电回路电阻测量

6.3.5组合柜：

通风、除湿、防雨、防尘、防凝露性能检查、温度控制性能检查、交流耐压试验、辅助回路和控制回路绝缘电阻和交流耐压、隔离开关及隔离插头的导电回路电阻、隔离开关的操作灵活性能、检查电压抽取（带电显示）装置、五防性能检查。

（内部绝缘子和套管参照相关标准）

6.3.6电容器：

极对壳绝缘电阻、电容值、渗漏油检查、极对壳交流耐压

6.3.7一次接地：

接地电阻、连接处连接情况

6.3.8校验周期：

跟随消弧线圈等一次设备

6.4二次设备定期检验

6.4.1调档试验（1-N，N-1）

6.4.2模拟试验（参照厂家说明书）

6.4.3阻尼电阻的保护校验值（参考厂家说明书）

6.4.4三遥校验

6.4.5选线校验

6.4.6接地变保护校验：

过流速断的保护定值，保护试验

6.4.7二次回路：

绝缘电阻、交流耐压、接线端子连接性能、

6.4.8相序检查：

更换电源时或电源接线

6.4.9检修周期：

交接时、大修时、更换二次线时

7.设备评级和缺陷管理

消弧线圈设备评级和缺陷管理按有关规定进行。