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消弧线圈检修细则

规章制度编号：

国网（运检/4）12***-2016

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

二〇一六年十月

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《国家电网公司变电检修通用管理规定》编制的第15分册《消弧线圈检修细则》，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：

**、**。

本细册主要起草人：

**、**。

消弧线圈检修细则

1检修分类及要求

2

检修工作分为四类：

A类检修、B类检修、C类检修、D类检修。

2.1A类检修

2.2

A类检修指整体性检修。

2.2.1检修项目

2.2.2

包含整体更换、解体检修。

2.2.3检修周期

2.2.4

按照设备状态评价决策进行。

2.3B类检修

2.4

B类检修指局部性检修。

2.4.1检修项目

2.4.2

包含部件的解体检查、维修及更换。

2.4.3检修周期

2.4.4

按照设备状态评价决策进行。

2.5C类检修

2.6

C类检修指例行检查及试验。

2.6.1检修项目

2.6.2

包含检查及维护。

2.6.3检修周期

2.6.4

a）基准周期35kV及以下4年、66kV为3年。

b）

c）可依据设备状态、地域环境、电网结构等特点，在基准周期的基础上酌情延长或缩短检修周期，调整后的检修周期一般不小于1年，也不大于基准周期的2倍。

d）

e）对于未开展带电检测设备，检修周期不大于基准周期的1.4倍；未开展带电检测老旧设备（大于20年运龄），检修周期不大于基准周期。

f）

g）66kV新设备投运满1至2年，以及停运6个月以上重新投运前的设备，应进行检修。

对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，可参照新设备要求执行。

h）

i）现场备用设备应视同运行设备进行检修；备用设备投运前应进行检修。

j）

k）符合以下各项条件的设备，检修可以在周期调整后的基础上最多延迟1个年度：

l）

（1）巡视中未见可能危及该设备安全运行的任何异常；

（2）

（3）带电检测（如有）显示设备状态良好；

（4）

（5）上次试验与其前次（或交接）试验结果相比无明显差异；

（6）

（7）没有任何可能危及设备安全运行的家族缺陷；

（8）

（9）上次检修以来，没有经受严重的不良工况。

（10）

2.7D类检修

2.8

D类检修指在不停电状态下进行的检修。

2.8.1检修项目

2.8.2

包含专业巡视、更换吸湿剂等。

2.8.3检修周期

2.8.4

依据设备运行工况，及时安排，保证设备正常功能。

3专业巡视要点

4

4.1干式消弧线圈本体巡视

4.2

a）设备外观应完好，无锈蚀或掉漆。

b）

c）底座、构架应支撑牢固，无倾斜或变形。

d）

e）环氧树脂表面及端部应光滑平整，无裂纹或损伤变形。

f）

g）一、二次引线接触良好，接头处无过热、变色，热缩包扎无变形。

h）

i）接地引下线应完好，无锈蚀、断股，接地端子应与设备底座可靠连接。

j）

k）无异响、异味。

l）

4.3油浸式消弧线圈本体巡视

4.4

m）设备外观应完好，无锈蚀或掉漆。

n）

o）底座、构架应支撑牢固，无倾斜或变形。

p）

q）套管表面清洁，无裂纹、损伤或爬电、烧灼痕迹。

r）

s）一、二次引线接触良好，接头处无过热、变色，热缩包扎无变形。

t）

u）各部位密封应良好，无渗漏油。

v）

w）储油柜油位应正确，油位计内部无凝露。

x）

y）吸湿器应呼吸通畅，吸湿剂罐装至顶部1/6~1/5处，受潮变色不超过2/3，并标识2/3位置。

油杯油面在规定位置。

zz）

aa）气体继电器内无气体。

bb）

cc）测温座应密封良好，温度指示正常，观察窗内无凝露。

dd）

ee）阀门必须根据实际需要，处在关闭和开启位置。

指示开、闭位置的标志清晰、正确。

ff）

gg）接地引下线应完好，无锈蚀、断股，接地端子应与设备底座可靠连接。

hh）

ii）无异响、异味。

jj）

4.5干式接地变压器本体巡视

4.6

kk）设备外观应完好，无锈蚀或掉漆。

ll）

mm）底座、构架应支撑牢固，无倾斜或变形。

nn）

oo）环氧树脂表面及端部应光滑、平整，无裂纹或损伤变形。

pp）

qq）一、二次引线接触良好，接头处无过热、变色，热缩包扎无变形。

rr）

ss）接地引下线应完好，无锈蚀、断股，接地端子应与设备底座可靠连接。

tt）

uu）配有温度计和冷却风扇时，温度指示正常，观察窗内无凝露，冷却风扇可正常启动、停止。

vv）

ww）无异响、异味。

xx）

4.7油浸式接地变压器本体巡视

4.8

yy）设备外观应完好，无锈蚀或掉漆。

zzz）

aaa）底座、构架应支撑牢固，无倾斜或变形。

bbb）

ccc）套管表面清洁，无裂纹、损伤或爬电、烧灼痕迹。

ddd）

eee）一、二次引线接触良好，接头处无过热、变色，热缩包扎无变形。

fff）

ggg）各部位密封应良好，无渗漏油。

hhh）

iii）储油柜油位应正确，油位计内部无凝露。

jjj）

kkk）吸湿器应呼吸通畅，吸湿剂罐装至顶部1/6~1/5处，受潮变色不超过2/3，并标识2/3位置。

油杯油面在规定位置。

lll）

mmm）气体继电器内无气体。

nnn）

ooo）测温座应密封良好，温度指示正常，观察窗内无凝露，冷却风扇可正常启动、停止。

ppp）

qqq）阀门必须根据实际需要，处在关闭和开启位置。

指示开、闭位置的标志清晰、正确。

rrr）

sss）接地引下线应完好，无锈蚀、断股，接地端子应与设备底座可靠连接。

ttt）

uuu）无异响、异味。

vvv）

4.9分接开关巡视

4.10

www）设备外观应完好，无锈蚀或掉漆。

xxx）

yyy）底座、构架应支撑牢固，无倾斜或变形。

zzzz）

aaaa）无有载拒动、相序保护动作告警等异常信号。

bbbb）

cccc）现场分接开关档位指示应与消弧线圈控制屏、综自监控系统上的档位指示一致。

dddd）

eeee）无异响、异味。

ffff）

4.11避雷器巡视

4.12

a）外观应完好，无裂纹、损伤或爬电、烧灼痕迹。

b）

c）一次引线应接触良好，接头处无过热、变色。

d）

e）避雷器与地网之间应可靠连接。

f）

g）放电计数器、泄漏电流表等监测装置应密封良好，指示正常。

h）

4.13中性点隔离开关巡视

4.14

a）导电部分的软连接可靠，无折损。

b）

c）操作机构安装牢固，固定构架无倾斜、变形。

d）

4.15电容器巡视

4.16

a）设备外观应完好，无锈蚀或掉漆。

b）

c）底座、构架应支撑牢固，无倾斜或变形。

d）

e）一次引线接触良好，接头处无过热、变色，热缩包扎无变形。

f）

g）调容与相控式装置内的电容器外壳无鼓肚、膨胀变形、渗漏油，无异常过热。

h）

i）无异响、异味。

j）

4.17电压互感器巡视

4.18

a）设备外观应完好，绝缘件表面清洁，无裂纹、损伤或爬电、烧灼痕迹，底座、构架应支撑牢固，无倾斜或变形。

b）

c）一、二次引线接触良好，接头处无过热、变色，热缩包扎无变形。

d）

e）无异响、异味。

f）

4.19电流互感器巡视

4.20

a）设备外观应完好，绝缘件表面清洁，无裂纹、损伤或爬电、烧灼痕迹，底座、构架应支撑牢固，无倾斜或变形。

b）

c）一、二次引线接触良好，接头处无过热、变色，热缩包扎无变形。

d）

e）无异响、异味。

f）

4.21阻尼电阻及其组件巡视

4.22

a）设备外观应完好，无锈蚀或掉漆。

b）

c）底座、构架应支撑牢固，无倾斜或变形。

d）

e）一次引线接触良好，阻尼电阻无过热、鼓包、烧伤。

f）

g）阻尼电阻箱配置有散热风机时，风机应能正常启动。

h）

i）无异响、异味。

j）

4.23并联电阻及其组件巡视

4.24

a）设备外观应完好，无锈蚀或掉漆。

b）

c）底座、构架应支撑牢固，无倾斜或变形。

d）

e）一次引线接触良好，并联电阻无过热、鼓包、烧伤。

f）

g）无异响、异味。

h）

5检修关键工艺质量控制要求

6

6.1干式消弧线圈本体检修

6.2

6.2.1整体更换

6.2.2

6.2.2.1安全注意事项

6.2.2.2

a）检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

b）

c）起重作业应设专人指挥，专人监护，注意与周围设备带电部位保持足够的安全距离。

d）

6.2.2.3关键工艺质量控制

6.2.2.4

a）消弧线圈外观应完好，无锈蚀或掉漆。

绝缘支撑件清洁，无裂纹、损伤。

环氧树脂表面及端部应光滑平整，无裂纹或损伤变形。

b）

c）安装底座应水平，构架及夹件应固定牢固，无倾斜或变形。

d）

e）一、二次引线、母排应接触良好，单螺栓固定时需配备双螺母（防松螺母）。

f）

g）铁心应有且只有一点接地，接触良好。

h）

i）接地点应有明显的接地符号标志，明敷接地线的表面应涂以15-100mm宽度相等的绿色和黄色相间的条纹。

接地线采用扁钢时，应经热镀锌防腐。

使用多股软铜线的接地线，接头处应具备完好的防腐处理（热缩包扎）。

j）

6.2.3绝缘支撑件检修

6.2.4

6.2.4.1安全注意事项

6.2.4.2

检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

6.2.4.3关键工艺质量控制

6.2.4.4

a）绝缘支撑件外观应完好，无裂纹、损伤。

各部件密封良好。

用手按压硅橡胶套管伞裙表面，无龟裂。

b）

c）拆除一次引线接头，引线线夹应无开裂、过热。

烧伤深度超过1mm的应更换。

d）

e）绝缘支撑件固定螺栓应对角、循环紧固。

f）

6.3油浸式消弧线圈本体检修

6.4

6.4.1整体更换

6.4.2

6.4.2.1安全注意事项

6.4.2.2

a）检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

b）

c）起重作业应设专人指挥，专人监护，注意与周围设备带电部位保持足够的安全距离。

d）

e）作业现场严禁明火，电焊、气焊等工作要远离检修区域，或采取其他有效的安全防火措施，并配备充足的消防器材。

f）

6.4.2.3关键工艺质量控制

6.4.2.4

a）消弧线圈外观应完好，无锈蚀、掉漆。

套管清洁，无裂纹、损伤。

各部位密封件完好无缺失，无渗漏油。

b）

c）安装底座应水平，构架及夹件应固定牢固，无倾斜或变形。

d）

e）一、二次引线、母排应接触良好，单螺栓固定时需配备双螺母（防松螺母）。

f）

g）阀门、取油口、排气口开闭应灵活。

h）

i）储油柜油位应正确。

油位计内部无凝露。

j）

k）测温座应密封良好，温度指示正常，观察窗内无凝露。

l）

m）吸湿器应呼吸通畅，吸湿剂应无受潮变色或破碎，更换吸湿剂距顶盖下方应留出1/5-1/6高度的空隙。

油杯应清洁，油面在规定位置。

n）

o）铁心、夹件应有且只有一点接地，接触良好。

p）

q）接地点应有明显的接地符号标志，明敷接地线的表面应涂以15-100mm宽度相等的绿色和黄色相间的条纹。

r）

s）接地线采用扁钢时，应经热镀锌防腐。

t）

u）使用多股软铜线的接地线，接头处应具备完好的防腐处理（热缩包扎）。

v）

6.4.3器身吊罩（吊芯）检修

6.4.4

6.4.4.1安全注意事项

6.4.4.2

a）检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

b）

c）起重作业应设专人指挥，专人监护，注意与周围设备带电部位保持足够的安全距离。

d）

e）作业现场严禁明火，电焊、气焊等工作要远离检修区域，或采取其他有效的安全防火措施，并配备充足的消防器材。

f）

g）起吊或落回钟罩（器身）时应保持平稳。

h）

i）吊装应按照厂家规定程序进行，选用合适的吊装设备和正确的吊点。

j）

k）检修器身时，应由专人进行，穿着无钮扣、无金属挂件的专用检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用安全电压的灯具或手电筒。

l）

m）工器具领用应由专人登记和管理，不得遗留在器身内。

n）

6.4.4.3关键工艺质量控制

6.4.4.4

a）检修工作应选在无大风扬沙的天气时进行，空气相对湿度≤75%。

温度不宜低于0℃，器身温度不宜低于周围空气温度。

b）

c）大修时器身暴露在空气中的时间（器身暴露时间是从消弧线圈放油时起至开始抽真空或注油时为止。

）应不超过如下规定：

d）

（1）空气相对湿度≤65%为16h；

（2）

（3）空气相对湿度≤75%为12h。

（4）

e）起吊前，器身温度应不低于周围环境温度，否则应采取对器身加热措施，如采用真空滤油机循环加热，应使器身温度高于周围空气温度5℃以上。

f）

g）绕组应清洁，无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出。

h）

i）围屏、隔板应完整并固定牢固，垫块无松动情况。

j）

k）引线绝缘包扎应完好，长短应适宜，无变形、扭曲或应力集中。

l）

m）引线夹持固定部位应加垫附加绝缘。

n）

o）铁心应平整、清洁，油道应畅通，铁心组间、夹件、穿心螺栓、钢拉带绝缘良好。

p）

q）油箱表面应清洁、无锈蚀、无渗漏。

r）

s）更换所有密封件，应采用尺寸符合要求的耐油密封垫圈。

t）

6.4.5套管更换

6.4.6

6.4.6.1安全注意事项

6.4.6.2

a）检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

b）

c）吊装时应专人指挥，专人监护，注意与周围设备带电部位保持足够的安全距离。

d）

e）作业现场严禁明火，电焊、气焊等工作要远离检修区域，或采取其他有效的安全防火措施，并配备充足的消防器材。

f）

6.4.6.3关键工艺质量控制

6.4.6.4

a）套管更换工作宜选在天气良好时进行，现场作业环境应满足要求，温度不宜低于0℃，空气相对湿度≤80%，并具有防尘防雨措施。

b）

c）新套管外观应完好，无裂纹、损伤，各部件密封良好，油位正常。

d）

e）更换套管所有密封件，应采用尺寸符合要求的耐油密封垫圈。

f）

g）拆除旧套管前，应关闭储油柜与油箱之间的连接阀门。

h）

i）对于穿缆式套管，排油至油面低于套管安装法兰水平位置200mm以下；对于导杆式套管，可根据现场需要排油至手孔以下或排尽。

j）

k）起吊过程应使用专用吊具和选择正确的吊点，保证套管倾斜度和安装角度一致。

l）

m）旧套管吊出时，应待吊索轻微受力以后，方可松开安装法兰螺栓。

新套管安装时相反。

n）

o）安装法兰螺栓应对角、循环紧固，法兰密封垫圈压缩1/3为宜（胶棒压缩1/2），密封良好，无渗漏。

p）

q）对于穿缆式套管，应使用专用带环螺栓拧在引线头上进行牵引，穿入新套管时应控制速度。

r）

s）新套管更换导电杆，焊接过程应无虚焊，假焊，焊渣不得落入器身。

t）

u）新套管油位表计应朝向便于运维巡视观察的方向，油位应正常。

v）

w）更换后应静置，反复排气，确保消弧线圈本体内无气体。

x）

6.4.7储油柜更换

6.4.8

6.4.8.1安全注意事项

6.4.8.2

a）检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

b）

c）吊装时应专人指挥，专人监护，注意与周围设备带电部位保持足够的安全距离。

d）

e）作业现场严禁明火，电焊、气焊等工作要远离检修区域，或采取其他有效的安全防火措施，并配备充足的消防器材。

f）

6.4.8.3关键工艺质量控制

6.4.8.4

a）更换储油柜工作宜选在天气良好时进行，现场作业环境应满足要求，温度不宜低于0℃，并具有防尘防雨措施。

b）

c）新储油柜外观应完好，无裂纹、损伤，各部件密封良好。

d）

e）应用合格的变压器油清洗新储油柜。

f）

g）旧储油柜起吊前，应先排油，再拆除其与消弧线圈本体之间的所有连接。

h）

i）新储油柜应固定牢固，储油柜与消弧线圈本体之间的接地线应恢复。

j）

k）注油前应拧开储油柜放气塞，再从储油柜注油口向内注油。

或直接打开储油柜顶部排气口向内注油。

调整油位至正确位置。

l）

m）注油过程应保持匀速，严禁从油浸式消弧线圈底部向内注油。

n）

o）注油完毕，应关闭各阀门、取油口、排气口。

检查各部位密封良好，无渗漏油。

p）

q）更换后应静置，反复排气，确保消弧线圈本体内无气体。

r）

6.4.9储油柜补油

6.4.10

6.4.10.1安全注意事项

6.4.10.2

a）检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

b）

c）作业现场严禁明火，电焊、气焊等工作要远离检修区域，或采取其他有效的安全防火措施，并配备充足的消防器材。

d）

6.4.10.3关键工艺质量控制

6.4.10.4

a）补油工作宜选在天气良好时进行，现场作业环境应满足要求，温度不宜低于0℃，并具有防尘防雨措施。

b）

c）不同牌号、不同品牌的变压器油，必须进行混油试验方可使用。

d）

e）注油前应拧开储油柜放气塞，再从储油柜注油管向内注油。

或直接打开储油柜顶部排气口向内注油。

调整油位至正确位置。

f）

g）注油过程应保持匀速，严禁从油浸式消弧线圈底部向内注油。

h）

i）注油完毕，应关闭各阀门、取油口、排气口。

检查各部位密封良好，无渗漏油。

j）

k）补油后应静置，反复排气，确保消弧线圈本体内无气体。

l）

6.4.11吸湿器检修

6.4.12

6.4.12.1安全注意事项

6.4.12.2

检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

6.4.12.3关键工艺质量控制

6.4.12.4

a）吸湿器外观应完好，玻璃罩无裂纹、损伤，密封件完好无缺失，运输过程中的密封垫块、保护罩应取出。

b）

c）吸湿剂应无受潮变色或破碎，更换吸湿剂距顶盖下方应留出1/5-1/6高度的空隙。

d）

e）油杯应清洁，油面在规定位置。

旋转安装式油杯不宜旋得过紧。

f）

g）检查吸湿器呼吸通畅，与储油柜间的连接管应密封良好。

h）

6.4.13气体继电器检修

6.4.14

6.4.14.1安全注意事项

6.4.14.2

a）检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

b）

c）使用带有绝缘包扎的工器具，防止低压触电。

d）

e）二次回路工作，应使用带有绝缘包扎的工器具，防止交、直流接地或短路。

f）

6.4.14.3关键工艺质量控制

6.4.14.4

a）更换气体继电器工作宜选在天气良好时进行。

b）

c）新气体继电器器身应完整，无锈蚀，密封良好。

d）

e）安装前，应用合格的变压器油清洗气体继电器。

f）

g）更换法兰密封件，应采用尺寸符合要求的耐油密封垫圈。

h）

i）绑扎浮球与挡板的固定绳应取下。

j）

k）气体继电器上箭头应指向储油柜。

连管朝向储油柜方向应有1％至1.5％的升高。

l）

m）户外安装的气体继电器应配有防雨罩。

n）

o）二次电缆孔洞应封堵，电缆保护管进线处应设置有滴水弯。

p）

q）二次接线拆线前应做好标记，拆后进行绝缘包扎。

r）

s）更换后应静置，反复排气，确保消弧线圈本体内无气体。

t）

6.4.15压力释放阀检修

6.4.16

6.4.16.1安全注意事项

6.4.16.2

a）检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

b）

c）使用带有绝缘包扎的工器具，防止低压触电。

d）

e）二次回路工作，应使用带有绝缘包扎的工器具，防止交、直流接地或短路。

f）

6.4.16.3关键工艺质量控制

6.4.16.4

a）更换压力释放阀工作宜选在天气良好时进行。

b）

c）新压力释放阀器身应完整，无锈蚀。

d）

e）压力释放阀固定螺栓应对角、循环紧固，密封良好无渗漏。

f）

g）更换法兰密封件，应采用尺寸符合要求的耐油密封垫圈。

h）

i）压力释放阀锁止装置应拆除。

j）

k）二次电缆孔洞应封堵，电缆保护管进线处应设置有滴水弯。

l）

m）二次接线拆线前应做好标记，拆后进行绝缘包扎。

n）

o）微动开关动作方向应正确，拨动微动开关，压力释放信号应可靠动作。

p）

q）更换后应静置，反复排气，确保消弧线圈本体内无气体。

r）

6.4.17阀门检修

6.4.18

6.4.18.1安全注意事项

6.4.18.2

检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

6.4.18.3关键工艺质量控制

6.4.18.4

a）阀门应转动灵活，开闭指示标志应清晰、正确，无渗漏。

b）

c）更换阀门时，应更换密封件，密封件应入槽，无渗漏。

d）

e）对渗漏点进行补焊处理时要求焊点准确，焊接牢固。

f）

g）更换后应静置，反复排气，确保消弧线圈本体内无气体。

h）

6.5干式接地变压器检修

6.6

6.6.1整体更换

6.6.2

6.6.2.1安全注意事项

6.6.2.2

a）检修前，应对调容与相控式装置内的电容器充分放电。

b）

c）起重作业应设专人指挥，专人监护，注意与周围设备带电部位保持足够的安全距离。

d）

6.6.2.3关键工艺质量控制

6.6.2.4

a）接地变外观应完好，无锈蚀或掉漆。

绝缘支撑件清洁，无裂纹、损伤。

环氧树脂表面及端部应光滑平整，无裂纹或损伤变形。

b）

c）安装底座应水平，构架及夹件应固定牢固，无倾斜或变形。

d）

e）一、二次引线、母排应接触良好，单螺栓固定时需配备双螺母（防松螺母）。

f）

g）干式变压器低压侧零线与周围带电部位