110kV-500kV互感器检修规范.doc

附件5110（66）kV500kV互感器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 检查项目和方法2第四章 检修基本要求7第五章 检修前的准备9第六章 大修内容及质量要求11第七章 小修内容及质量要求15第八章 互感器大修关键工序质量控制17第九章 试验项目及要求20第十章 检修报告的编写23第十一章 检修后运行24附录A: 互感器大修检查报告26附录B：互感器大修试验报告 28附录C：互感器油试验报告 30附录D：使用工具和设备一览表31编制说明 35第一章 总则第一条 为了保证电网安全可靠运行，提高互感器的检修质量，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 本规范规定了互感器检查与处理、检修基本要求、检修前的准备、大修内容及质量要求、小修内容及质量要求、互感器本体检修关键工序质量控制、试验项目及要求、检修报告的编写以及检修后运行等内容。第四条 本规范适用于国家电网公司系统的110（66）kV500 kV互感器的检修工作。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。GB 311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB 1208-1997 电流互感器GB 1207-1997 电压互感器GB/T4703-2001 电容式电压互感器GB 4705-1992 耦合电容器及电容分压器GBJ 148-1990 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范GB 2536-1990 变压器油GB/T7595-2000 运行中变压器油质量标准GB/T11023-1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法GB/T8905-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则GB 50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T 726-2000 电力用电压互感器定货条件DL/T 727-2000 互感器运行检修导则DL/T 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程DL/T 506-1992 六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法JB/T 5357-1991 电压互感器试验导则国家电网公司 变电站管理规范第三章 检查项目及处理互感器的检查周期取决于互感器性能状况、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互感器在正常工作条件下，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 例行检查及处理互感器在正常运行中，按表1和表2的要求检查、掌握互感器运行情况。（一） 电磁式电压互感器和电流互感器表 1 互感器例行检查 检查项目检查周期检查要求检查方法判断/措施外观13月外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。设备外涂漆层清洁、无大面积掉漆。膨胀器膨胀正常。目测1）检查脏污附着处的瓷件上有无裂纹。如果表面污秽轻微，或裂纹损伤不严重，底座、支架轻微变形，可等停电机会处理。如果表面污秽严重，有污闪可能、或瓷质部分裂纹明显，应立刻汇报运行人员，及时停电处理。2）锈蚀及油漆层的缺陷可等停电机会处理。3）检查硅橡胶增爬裙或RTV有无放电痕迹，如有放电痕迹应更换处理。4）套管瓷套根部若有放电现象涂以半导体绝缘漆。5）膨胀器异常升高时，互感器应停止运行，进一步检查处理。温度13月一、二次引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、变色。1）目测2）红外测温仪若发现温度异常，重点检查以下各项：1）一、二次引线接触是否良好。2）互感器内、外接头接触情况，一次过负荷，二次短路，或绝缘介损升高。3)是否发生谐振。油位13月油位正常。目测1)油位计问题。2)油面指示应与实际温度线相符,油面过低用真空注油。渗漏油13月瓷套、底座、阀门和法兰等部位应无渗漏油现象。目测1）如果有油从密封处渗出，则重新紧固密封件，如果还漏则更换密封件。2）如焊缝渗漏应进行补焊，若焊接面积较大或时间较长，则应带油在持续真空下（油面上抽真空）补焊。3）如果防爆膜渗漏油，重点检查以下各项：a）油位是否过高。b）防爆膜如有裂纹及时更换，同时检查本体通往膨胀器管路有否堵塞。4)膨胀器本体渗漏，应更换。端子箱13月1）密封性2）接触3）完整性目测1）如果漏水进入则重新密封。2）电压互感器端子箱熔断器和二次空气开关正常。3）如果电气元件有损坏，则进行更换。声响和振动13月无异常声响和异常振动。耳听仪器测试1）如果不正常的噪音或振动是由于连接松动造成的，则重新紧固这些连接部位。2）如果是由谐振引起的，应及时汇报运行人员破坏谐振条件，消除谐振。3）末屏（末端）开路；电流互感器二次开路。SF6气体泄漏13月压力表指示正常。目测仪器压力表（密度继电器）指示低于制造厂允许值或年泄漏率大于1%，应予处理。其他13月各连接及接地部位连接可靠。目测力矩扳手螺丝紧固，连接可靠（二） 电容式电压互感器例行检查除表1外，还要按表2内容要求检查：表 2 互感器例行检查检查项目检查周期检查要求检查方法判断/措施渗漏油13月分压电容器及电磁单元无渗漏油目测1）如果有油从分压电容器与电磁单元箱体密封处渗出，则重新紧固密封件，如果还漏则更换密封件。2）如分压电容器单元渗漏油，应停止运行，更换。分压电容器不向电磁单元内部渗漏油油位异常升高测试电容量是否正常，异常进行检修处理。声响13月无异常声响耳听如有持续异常声响，并结合电压表指示，判断可能为电磁单元工频谐振，应停电处理。二次电压测量13月无异常波动二次端子（或表盘）如出现二次电压（开口三角形电压）异常，可能为内部电容元件故障，应停电检查处理。分压电容器低压端子自定电容式电压互感器的电容分压器低压端子(N、J)必须通过载波回路线圈接地或直接接地。目测可靠接地。第七条 定期检查及处理除了例行检查外，还应按表3和表4的要求进行定期检查。（一） 电磁式电压互感器和电流互感器表3 互感器定期检查处理检查项目检查周期检查要求检查方法判断/措施绝缘电阻（包括末屏）13年1000M绝缘电阻表：一次、二次绕组用2500V绝缘电阻表低于1000M，可能是绕组受潮、绝缘油油含水量大,换油后绝缘电阻仍然低，应进行绕组干燥。油中溶解气体色谱分析必要时油中溶解气体含量超过下列值应注意：总烃100 L/LH2 150 L/LC2H2 2L/L（电磁式电压互感器及110kV及以下电流互感器）C2H 2 1L/L（220kV及以上电流互感器）色谱仪可能端子过热、局部放电、油受潮和绝缘劣化等，应缩短检测周期为每周一次,待稳定4周后,每月检测一次待6个月稳定后,按正常周期试验。如果乙炔在注意值内异常增大，应停运处理。绝缘油击穿电压试验必要时66kV220kV 35kV/2.5mm330kV 45kV/2.5mm500kV 50kV/2.5mm油耐压试验低于此标准,换油或滤油。介质损耗因数和电容量测量（包括末屏）13年不应大于DL/T 596电力设备预防性试验规程中的相关规定。电桥可能为受潮或绝缘劣化。电流互感器一次绕组的直流电阻（对正立式）必要时符合制造厂要求。可能为一次绕组端子接触不良。SF6气体水分检测13年不大于300L/L气体水分分析仪水分超标可能是渗漏或内部绝缘干燥处理不良。（二） 电容式电压互感器表4 互感器定期检查处理检查项目检查周期要求检查方法判断/措施绝缘电阻13年一般不低于5000M用2500V绝缘电阻表低于此值，可能是绝缘受潮，应予以更换。电容元件介质损耗因数和电容量测量13年tan值不大于下列数值：油纸绝缘 0.005膜纸复合绝缘 0.002。1）每节电容值偏差不超过额定值的-5%+10%。2）电容值大于出厂值的102%时应缩短周期。3）一相中任两节实测电容值相差不超过5%。电桥法1）高于此值则可能为绝缘受潮或劣化，应予以更换。2）每节电容值偏差超过额定值的-5%+10%或电容值大于出厂值的102%有可能是电容层击穿。低压端对地绝缘13年一般不低于100M用1000V绝缘电阻表电磁单元介质损耗因数和电容量测量13年电桥法电磁单元绝缘受潮、油质劣化。第八条 异常检查与处理当怀疑互感器存在过热、放电、受潮和绝缘劣化等异常情况时，应查明问题及时处理。(一)过热表5 异常检查故障特性故障原因检查方法判断/措施总烃超过注意值(色谱异常)导电回路接触不良1）油色谱分析2）红外测温1）观察C2H6、C2H4和CH4增长速度快慢：若C2H4增较快，属150左右低温过热,如焊头、连接处出现接触不良。2）若C2H6和C2H4增长较快，则属300以上的高温过热，接触不良已严重，应及时检修。3）结合油色谱CO2和CO的增量和比值进行区分是在油中还是在固体绝缘内部或附近过热，若近邻绝缘附近过热，则CO、CO2增长较快。铁磁谐振1）油色谱分析2）耳听、目测二次电压异常升高。1）改变运行方式。2）必要时更换为电容式电压互感器。（二）局部放电表6 异常检查故障特性故障原因检查方法判断/措施油中出现乙炔局部放电1）油色谱分析2）局部放电测量1) 乙炔超过注意值。注意区别电流互感器内部一次端子放电及绝缘放电。应查明原因。2）测试局放量，进一步排除电流互感器内部一次端子放电的可能性。（三） 绝缘受潮表7 异常检查故障特性故障原因检查方法判断/措施1）油中含水量超标2)油耐压下降3）互感器本体介损增大4）绝缘电阻下降密封不良进水受潮1）电桥法2）绝缘油测试3）外观检查检查各密封部件有无渗油并进行必要的处理。（四）绝缘劣化表8 异常检查故障特性故障原因检查方法判断/措施绝缘介质损耗因数上升绝缘劣化电桥1） 进水受潮。2） 绝缘油的介质损耗因数上升。3） 必要时进行高电压下介质损耗因数测量。4） 必要时解体检查。第四章 检修基本要求大修：一般指对互感器解体，对内、外部件进行的检查和修理。对于220kV及以上互感器宜在修试工厂和制造厂进行。小修：一般指对互感器不解体进行的检查与修理，在现场进行。第九条 检修周期小修周期：结合预防性试验和实际运行情况进行，13年一次。大修周期：根据互感器预防性试验结果、在线监测结果进行综合分析判断，认为必要时。第十条 检修评估（一） 检修前评估1检修前查阅档案了解互感器的工作原理、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现场大修对消除互感器存在缺陷的可能性。（二） 检修后评估根据大修时发现异常情况及处理结果，应对互感器进行大修评估，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，应对今后的设备运行提出限制，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。第十一条 检修人员要求（一） 检修人员应熟悉电力生产的基本过程及互感器工作原理及结构，掌握互感器的检修技能, 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，工作班成员34人。第十二条 工艺要求（一）互感器拆卸、安装过程中要求在无大风扬沙及其它污染的晴天进行，空气相对湿度不超过80%，解体检修应在无尘且密封良好的专用检修间内进行。（二）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%时，器身暴露在空气中的时间应不大于8h。65空气相对湿度75%，器身暴露在空气中的时间应不大于6h。（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） 在现场进行互感器的检修工作，需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，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） 最大限度地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 检修前的准备第十三条 检修方案检修前应编制完善的检修方案，其中包括检修的组织措施、安全措施和技术措施。主要内容如下：1 人员组织及分工。2 施工项目及进度表。3 特殊项目的施工方案。4 检查项目和质量标准。5 关键工序质量控制内容及标准。6 试验项目及标准。7 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施。8 主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表。9 必要的施工图。第十四条 工艺装备现场检修应具备充足干燥的合格材料和完备的工艺装备和测试设备。（一）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。（二）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、放油管等。4） 气割设备、电焊设备等。5） 安全带、梯子、接地线、水平尺。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。第六章 大修内容及质量要求第十五条 大修内容及质量要求： (一) 电磁式电压互感器和电流互感器外部检修内容及质量要求: 表9 大修内容及质量要求项目检修内容检查方法质量要求瓷套检修1）清除外表积污。2）修补破损瓷裙。3）在污秽地区若爬距不够，可在清扫后涂防污闪涂料或加装硅橡胶增爬裙。4）查防污涂层的憎水性，若失效应擦净重新涂覆，增爬裙失效时应更换。目测1) 瓷套外表清洁无积污。2）瓷套外表修补良好，如瓷套径向有穿透性裂纹，外表破损面超过单个伞群10或破损总面积虽不超过单个伞群10，但同一方向破损伞裙多于二个以上者，应更换瓷套。3）检查增爬裙的粘着情况及憎水性。若有粘着不良，应补粘牢固，若老化失效应予更换。4）检查防污涂层的憎水性，若失效应擦净重新涂覆。5）涂料及硅橡胶增爬裙的憎水性良好。渗漏油检修储油柜、瓷套、油箱、底座有无渗漏；检查油位计、瓷套的两端面、一次引出线、二次接线板、末屏及监视屏引出小瓷套、压力释放阀及防油阀等部位有无渗漏。目测各组件、部件应无渗漏，密封件中尺寸规格与质量符合要求，无老化失效现象；密封部位螺栓紧固。检查油位或盒式膨胀器的油温压力指示油温压力指示是否正确。目测油位指示值应与环境温度相符。检查二次接线板二次接线板的绝缘、外观接地端子是否可靠接地。目测2500V绝缘电阻表1）二次接线板应完整，绝缘良好，标志清晰，无裂纹、起皮、放电、发热痕迹。小瓷套应清洁，无积污，无破损渗漏，无放电烧伤痕迹。2）油浸式电流互感器的末屏，电压互感器的N(X)端引出线及互感器二次引线的接地端，应与接地端子可靠连接。检查接地端子发现接触不良应清除锈蚀后紧固。目测力矩扳手接地可靠，接地线完好。器身大修内容及质量要求表10 大修内容及质量要求项目检修内容质量要求检查器身是否清洁检查绕组、铁芯、绝缘支架等表面有无油垢、金属粉末及非金属颗粒等物。可用海棉泡沫塑料块清除或用合格变压器油冲洗。目测器身表面清洁，无油污、金属粉末及非金属颗粒等异物。检查绕组外包布带发现破损或松包，应与修整或用烘干的直纹布带重新半叠包绕扎紧。目测用手指按压绕组外包布带应完好扎紧，无破损或松包现象检查绕组的端环、角环等端绝缘物及绕组表面绝缘发现过热或电弧放电痕迹，应查明原因进行处理；若发现端绝缘受潮变形，应干燥处理或予以更换。目测绕组表面绝缘、端绝缘应完好无损，绝缘状况良好；无受潮、绝缘老化及放电现象。检查电磁式电压互感器上下绕组的绝缘隔板发现位移应调整后固定；若受潮、损坏或变形，则应干燥处理或予以更换。目测绝缘隔板应完好无损，绝缘状况良好，无位移、变形或折断。检查一、二次绕组，剩余绕组的引线及平衡绕组的连线检查焊接是否牢靠，发现脱焊，断线等现象，应重新焊牢。目测各绕组连线及引线应焊接牢靠，无断线、脱焊等现象。检查一、二次绕组，剩余绕组的引线及平衡绕组的外包绝缘层发现引线外包绝缘层松脱或破损时，应用电工绸布带、皱纹纸包扎后，再用直纹布带扎紧。目测用指压各引线外包绝缘层应完好，无破损、松脱现象。器身绝缘无过热或放电痕迹。检查一次上、下绕组的连线及平衡绕组与铁芯的等电位连接检查连接是否可靠。目测力矩扳手试紧一次上、下绕组的连线及平衡绕组与铁芯的等电位连接可靠。检查器身的绝缘支架绝缘是否完好发现受潮、变形、起层、剥离、开裂或放电痕迹应与更换；若绝缘支架与铁芯连接松动，应拧紧螺母予以紧固。目测用手轻轻晃动支架绝缘支架应无受潮、变形、起层、剥离、开裂或放电痕迹；绝缘支架与铁芯连接牢靠。检查铁芯检查铁芯是否完好，有无铁锈，若发现铁芯叠片不规整，硅钢片有翘边，可用木锤或铜锤打平整；若叠片不紧密，应拧紧夹件螺栓将其夹紧；对铁芯外表锈蚀应擦除；如果发现铁芯有过热或电弧烧伤，则应查明原因进行处理。目测铁芯叠片平整、紧密，硅钢片绝缘漆膜良好，无脱漆及锈蚀现象；铁芯无过热、电弧烧伤痕迹。检查并测量穿芯螺杆对铁芯的绝缘检查绝缘是否良好。若发现绝缘不良，应检查穿芯螺杆的绝缘套管及绝缘层是否完好，不良者应与更换。1000V绝缘电阻表穿芯螺杆应紧固，其绝缘套管及绝缘垫片应完好无损。绝缘电阻：100M。检查铁芯与穿芯螺杆的连接片连接片与铁芯只能有一点连接。如果发现铁芯连接片横搭在铁芯上，硅钢片多点短接，则应用绝缘纸板将其隔离；若连接片松动，应重新插好。目测铁芯连接片应可靠插接，保证铁芯与穿芯螺杆仅一点连接，连接片不得将硅钢片多片短接。检查油浸式互感器铁芯接地铁芯处于地电位的油浸式互感器应保证铁芯一点可靠接地。检查内容及处理方法同上。目测油浸式互感器的铁芯连接片应可靠插接，并保证铁芯一点接地。试验项目及标准见附录B表11 零部件的检修及质量要求项目检修内容检查方法质量要求小瓷套管的检修互感器一次、二次引出、末屏与监测屏引出以及一次N端引出的小瓷套若无渗漏，则不必拆卸，如渗漏应按以下步骤检修：1） 如有脏物应清擦干净。2） 更换破损压裂的小瓷套。3） 更换老化失效的密封圈。4） 紧固引出导电杆的螺母。目测力矩扳手试紧1) 小套管表面清洁无脏物。2) 瓷件完好无破损。3) 密封可靠，无渗漏油。4) 导杆螺母紧固不松动。金属膨胀器检修参照小修部分与小修相同参照小修部分储油柜检修参照小修部分与小修相同参照小修部分油箱、底座的检修除参照小修部分外，尚有：1）检查焊缝有无渗漏，若发现渗漏点应认真查找并补焊。2)检查内腔是否清洁，若脏物应先清理，再用热水清洗后烘干；若内壁绝缘漆涂层脱落，应用耐油绝缘漆补漆。目测手试除参照小修部分外，尚有：1） 油箱与底座的接缝焊接可靠，无渗漏油。2） 内腔清洁，绝缘涂层完好。检查二次接线板1） 检查二次端子有无渗漏，如发现渗漏可拧紧导电杆螺母，更换失效密封圈。2） 检查二次接线板上的接线标志，如发现短缺应补全。3） 检查二次接线板表面是否脏物及受潮，如脏污，应清擦干净，如受潮应作干燥处理，如端子间有放电烧伤痕迹，可刮掉后再用环氧树脂修补。目测力矩扳手1） 二次导电杆处无渗漏。2） 接线标志牌完整，字迹清晰。3）二次接线板清洁，无受潮、无放电烧伤痕迹。检查瓷套1） 检查外表，瓷套情擦及修补参照小修部分。2）检查内腔是否清洁，若脏物应先清理，再用热水清洗后烘干。3） 防污闪涂料的憎水性，大修时应擦除重涂。4）检查增爬裙的粘着情况及憎水性。若发现粘着不良，应补粘牢固，若老化失效应更换。目测手试1） 瓷套外表清洁完好，瓷套修补质量标准与小修相同。2）瓷套内腔应清洁干燥。3）涂料憎水性良好。压力释放器的检修1） 换破裂的压力释放器的防爆膜。2）若有渗漏，可拧紧螺钉或更换老化失效的密封圈。目测1） 防爆膜片完好无损。2）密封可靠、无渗漏。放油阀的检修1） 理渗漏油缺陷。2） 加装密封取油样的取样阀。目测1） 无渗漏。2） 满足密封取油样的要求。加装膨胀器密封改造详见 互感器检修运行导则 DL/T727-2000 附录B。盒（节）数正确，无渗漏，油位或温度压力指示正确。（二）电容式电压互感器外部大修内容及质量要求表12 互感器大修内容及质量要求项目检修内容检查方法质量要求瓷套检修参照油浸式互感器内容。电磁单元油渗漏检修检查互感器电磁单元及油位计、中压套管、二次接线板、防油阀等密封部位。如有渗漏可参照油浸式互感器渗漏方法排除。目测力矩扳手试紧油箱及结合处污渗漏检查分压电容器的油压指示对于有油压指示的分压电容器，观察油压是否在规定的温度标线上。对于用其他方法测量油压的电容器，应按规定测量油压，如油压过低，应与制造厂联系补油。目测油压符合规定检查互感器的铭牌及接线标志互感器的铭牌及接线标志如有缺损应补全。铭牌及标志齐全清晰。电容式电压互感器电磁单元大修内容及质量要求表13 电磁单元大修内容及质量要求项目检修内容检查方法质量要求检查中压变压器一、二次绕组有脏物应擦除干净，外包布带松开应修整严实；有放电痕迹应查明原因并用新布带重新包覆。目测绕组表面清洁，无变形、位移。引线长短适宜，无扭曲。接头表面平整、清洁、光滑无毛刺。检查阻尼器若发现部件有损坏应与更换。试验检查避雷器或放电间隙有损坏应更换。试验测量检查补偿电抗器有放电痕迹应查明原因并用新布带重新包覆。目测绕组表面清洁、无变色，无放电过热痕迹，铁芯坚固严实，无松动。检查二次接线板是否密封、清洁，有无放电痕迹。必要时拆下修复。轻微放电炭化点可刮除，严重时更换。目测密封良好，无渗漏，表面清洁，绝缘表面良好。检查油箱如焊缝渗漏应补焊，有脏物应清洗干净，如有锈蚀，漆脱落，应补漆。目测手试内部清洁，无锈蚀、无渗漏、无油腻沉积，漆膜完好。电容式电压互感器电磁单元绝缘油要求表14 电磁单元绝缘油要求绝缘介质击穿电压（kV/2.5mm）酸值（mgKOH/g）介损损耗因数（90） 变压器油450.0150.005十二烷基苯600.0150.0013第七章 小修内容及质量要求第十六条 小修内容及质量要求。（一）电磁式电压互感器和电流互感器表15 小修内容及质量要求检查项目检修内容检查方法质量要求检查金属膨胀器1） 渗漏2）油位指示3）压力释放装置4）固定与连接5）外观目测力矩扳手1） 膨胀器密封可靠，无渗漏，无永久变形。2） 放气阀内无残存气体；油位指示或油温压力指示机构灵活，指示正确。3） 盒式膨胀器的压力释放装置完好正常，波纹膨胀器上盖与外罩连接可靠，不得锈蚀卡死，保证膨胀器内压力异常增高时能顶起上盖。4） 各部螺丝紧固，盒式膨胀器的本体于膨胀器连接管路畅通。5）无锈蚀，漆膜完好。检查储油柜1） 油位计2） 渗漏3） 橡胶隔膜4） 吸湿器5） 引线6） 外观目测力矩扳手1） 油位计完好。2） 各部密封良好，无渗漏。3） 隔膜完好，无外渗油渍。4） 吸湿器完好无损；硅胶干燥，油杯中油质清洁，油量正常。5） 一次引接线连接可靠。6）无锈蚀，漆膜完好。检查瓷套1) 外观目测检查瓷套有无破损、裂痕、掉釉现象，瓷套破损可用环氧树脂修补群边小破损，或用强力胶粘结修复碰掉的小瓷块，如瓷套径向有穿透性裂纹，外表破损面超过单个伞群10或破损总面积虽不超过单个伞群10，但同一方向破损伞裙多于二个以上者，应更换瓷套。检查增爬裙的粘着情况及憎水性。若有粘着不良，应补粘牢固，若老化失效应予更换。检查防污涂层的憎水性，若失效应擦净重新涂覆。检查油箱、底座1）外观2）渗漏3）二次部分4）压力释放装置5）放油阀目测力矩扳手铭牌、标志牌完备齐全；外表清洁，无积污，无锈蚀，漆膜完好。各部密封良好，无渗漏，螺丝紧固。二次接线板应完整，绝缘良好，标志清晰，无裂纹、起皮、放电、发热痕迹。小瓷套应清洁，无积污，无破损渗漏，无放电烧伤痕迹。油箱式PT的末屏，PT的N(X)端引出线及互感器二次引线的接地端，应与底箱接地端子可靠连接。膜片完好，密封可靠。密封良好，油路畅通，无渗漏。绝缘电阻1000M用2500V绝缘电阻表数值比较低于1000M，可能是绕组受潮、变压器油水分大/先换油后仍然大，绕组干燥。试验项目及标准见附录B（二）电容式电压互感器表16 小修内容及质量要求检查项目检修内容检查方法质量要求检查分压电容器1）参照油浸式互感器瓷套检查。2）电容器本体密封情况。目测参照油浸式互感器瓷套检查质量要求分压电容器密封良好，无渗漏。检查电磁单元油箱和底座1）参照油浸式互感器油箱和底座检查。2）检查油位必要时按工艺要求补油。目测参照油浸式互感器油箱和底座检查质量要求。油箱油位正常。检查单独配置的阻尼器对单独配置的阻尼器进行检查清扫，紧固各部螺栓。目测阻尼器外观完好，接线牢靠。外表面清洁度目测外面应洁净，无锈蚀，漆膜完整。试验项目及标准见附录B（三）SF6互感器 SF6互感器用SF6气体作为主绝缘，互感器为全封闭式，气体密度由密度继电器监控，压力超过限值可通过防爆膜或减压阀释放。SF6互感器对密封要求很高，大修时除更换一些易于装配的密封件外，不允许对密封壳解体，必要时返厂修理。1） 更换防爆片应在干燥、清洁的室内进行，更换前应将SF6气体全部回收，然后用干燥的氮气对残余SF6气体置换若干次，并经吸附剂处理后放置安全地方。2） 回收的SF6气体应进行含水量试验，当含水量超出500uL/L（20）时，要进行脱水处理。3） 清除复合绝缘套管的硅胶伞裙外表积污，一般用肥皂水或酒精擦洗，严禁用矿物油、甲苯、氯仿等化学药品。4） 检查一次引线连接，如有过热，应清除氧化层，涂导电膏或重新紧固。5） 检查气体压力表和SF6密度继电器，应完好，如有破损应更换新品，SF6气体压力低于规定值，应补气。6） 检查一次接线板，如有松动应紧固或更换。第八章 互感器大修关键工序质量控制第十七条 解体（一）起吊互感器时，应使用强度足够的呢绒绳，避免损伤外绝缘。（二）互感器的解体应在清洁无尘的室内进行，避免污染器身。（三）各附件及零件应作好定位标记，以便按原位装复。（四）拆卸的附件及零件注意密封保存，防止受潮、污染。第十八条 检查（一）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。（二）所有紧固件应用力矩扳手或液压设备进行定量紧固控制。（三）专用工具应由专人保管，完工后须清点。如有缺漏应查明原因。（四）对检修前确定的检修内容认真排查，确保缺陷消除。（五）应进行检修前后相关的电气试验，以便检验检修质量。（六）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，要更换成合格品。第十九条 抽真空根据互感器暴露空气时间，对互感器进行预抽真空，110kV（66kV）1h，220kV以上6h，真空度不大于133Pa。1） 注油时应核对油的牌号相同，各项油化及电气指标达到要求。2） 真空注油时，不宜采用麦氏真空计，以防水银吸入互感器内部。3） 真空注油时，应采用透明管，并加装逆止阀。4） 真空注油，直至油面浸没器身10cm左右，进行真空浸渍脱气，真空残压不大于133Pa，110（66）kV互感器8h，220kV及以上16h。5） 卸下临时盖板装上膨胀器，接入补油系统，抽真空30min，残压不大于133Pa，然后将油补于预定的温度压力指针位置。第二十条 干燥（一）干燥前放尽绝缘油，合上加热电源，使器身温度均匀升至70。（二）合上真空泵电源刀闸，启动真空泵，均匀提高瓷套内的真空度，升至53kPa时，维持3h，继续升至80kPa时，维持3h，最后升至真空残压不大于133Pa，进入高真空阶段，直到干燥结束。（三）监控绕组温度不得超过80。（四）干燥终止后，应使器身在40左右进行真空注油，注油前应放尽干燥过程中从绝缘纸层中逸出的绝缘油，真空注油要符合要求。（五）测量绝缘电阻，介质损耗因数，结果应符合DL/T 596的要求。（六）真空泵可选用2X-2型或2X-4型旋片式真空泵，真空管路应选用真空胶管。（七）抽真空操作程序应使先开泵，再开启阀门，停止时应先关闭阀门，再停泵，真空泵应有电磁阀以防泵油回抽。（八）高真空阶段应采用麦氏真空计测量，低真空时用指针式真空表即可。第二十一条 装配（一）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。（二）装配时，应按图纸装配，确保电气距离符合要求，各附件装配到位，固定牢靠。同时应保持油箱内部清洁，防止有杂物掉入油箱内，如有任何东西可能掉入油箱内，都应报告并保证排除。（三） 电容式电压互感器装配完后，需要进行准确度测量，测量按照GB/T 4703的规定进行。如测量结果不能满足相应准确等级的要求，可通过调整中压变压器和补偿电抗器的分接头来满足。（四） 对于更换过阻尼元件的电容式电压互感器，应进行铁磁谐振调试，按GB/T 4703要求进行。如测量结果不能满足铁磁谐振特性要求，应调整阻尼元件参数直至满足为止。（五）结合本体检修更换所有密封件。（六）所有连接或紧固处均应用锁母紧固。（七）装配后，应及时清理工作现场，清洁油箱及各附件。第二十二条 绝缘油处理（一）禁止注入互感器内不同牌号的变压器油。（二）注入互感器内的变压器油，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规定。（三） 注油后，应从互感器底部的防油阀取油样，进行油简分析、电气试验、气体色谱分析及微水试验。（四）现场应准备充足清洁的变压器油储存容器。第二十三条 注油（一） 根据地区最低温度，选用不同牌号的变压器油，但不得使用再生油。检修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合相关标准。 （二） 真空注油时，应尽量避免使用麦氏真空表，以防麦氏表中的水银吸入互感器本体。（三） 真空注油时应采用透明管。应有防止管道破损吸入杂物进箱体，应在箱体结口处加装逆止阀等措施。（四） 真空注油过程中，应避免雨天进行，其真空度、持续时间、注油速度等应严格按照制造厂的要求进行。（五）对于有油压指示的分压电容器测量油压，如油压过低，应与制造厂联系补油。（六）电磁单元浸渍处理后，应尽快装配，绝缘油应符合要求。第二十四条 补漆（一）互感器喷漆部位：膨胀器外罩及上盖、储油柜、升高座、油箱、底座等金属部件的外表面。（二）油漆前先用金属清洗剂清除表面油垢及污秽。（三）对漆膜脱落裸露的金属部分，先除锈后补涂防锈底漆。（四）喷漆前应遮挡瓷表面、油位计、铭牌、接地标志等不应喷漆的部位。（五）为使漆膜均匀应采用喷涂的方法、喷枪气压控制在0.2MPa0.5MPa之间。（六）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，可清除磨光后再补喷。（七）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。（八）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 试验项目及要求第二十五条 油浸式电压互感器（一）检修前的试验i. 绝缘电阻试验。ii. 绕组和支架的tg。iii. 油中溶解气体色谱分析。（二）检修中的试验铁芯夹紧螺栓绝缘电阻。（三） 检修后的试验绝缘试验。绕组和支架的。油中溶解气体色谱分析。空载电流测量。密封试验。连接组别和极性。电压比。绝缘油击穿电压试验。外施感应耐压试验。局部放电测量（有条件时）。第二十六条 电容式电压互感器（一）检修前的试验绝缘电阻试验。绕组tan。油中溶解气体色谱分析。（二）检修中的试验铁芯夹紧螺栓绝缘电阻。（三）检修后的试验绝缘试验。电容分压器和电磁单元的tan。油中溶解气体色谱分析。空载电流测量。密封试验。连接组别和极性。电压比。绝缘油击穿电压试验。准确度试验。铁磁谐振试验（必要时）。第二十七条 油浸电流互感器（一）检修前试验绕组及末屏的绝缘电阻。一次绕组L端或P端对储油柜绝缘电阻测量。tan及电容量的测量。油中溶解气体色谱分析。本体内绝缘油试验。变比测量。（二）检修中试验密封检查：无渗漏金属膨胀器检查：无渗漏、油位正确（三）检修后试验绕组及末屏的绝缘电阻。一次绕组L端或P端对储油柜绝缘电阻测量。tan及电容量。油中溶解气体色谱分析。本体内绝缘油试验。变比测量。交流耐压试验。局部放电测量（有条件时）。极性检查。校核励磁特性曲线。第二十八条 SF6电流互感器试验项目及要求含水量测量。SF6气体泄漏试验。耐压试验。SF6气体密度继电器检验。SF6气体压力表校验。第十章 检修报告的编写第二十九条 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、检修记录表以及修前、修后各类检测报告附后。各责任人及检查、操作人员签字齐全。第三十条 主要内容内容包括变电站名称、设备运行编号、产品型号、制造厂、出厂时间、投运时间、历次检修情况、检修原因、缺陷处理情况、验收结论、验收人员，验收时间以及对今后运行所作的限制或应注意事项等。最后还应注明报告的编写、审核及批准人员。第十一章 检修后运行第三十一条 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）油浸式互感器无渗漏油，油位计指示正常。（四）气体绝缘互感器无漏气，压力指示与规定相符。（五）极性关系正确，电流比换接位置符合运行要求。（六）相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完备。（七）互感器的需要接地各部位应接地良好。（八）反事故措施符合相关要求。（九）保护间隙的距离应符合规定。 （十）油漆应完整，相色应正确。（十一）试验报告完备并且试验结果合格。（十二）所有安措拆除，人员已退场，场地已清理干净。第三十二条 投运后的监视（一）对互感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）互感器内部有无放电声和异常震动的声响。（三）互感器在投运初期要加强巡视和预防性检测。附录A:互感器大修检查报告型 号：大 修 原 因：变电站名称：运 行 编 号：出厂编号：A相B相C相大 修 地 点：吊 检 天 气：环 境 温 度：生产厂家：相 对 湿 度：出 厂 日 期 ： 年 月 日投 运 日 期 ： 年 月 日上次大修日期： 年 月 日吊 检 时 间 ： 年 月 日 时 分至 年 月 日 时 分工 作 负 责 人 ：参 加 检 修 人 员 ：大修中处理的主要缺陷：大修中遗留的问题：大修验收意见：大修后设备评级：工艺质量评价：参加验收人员：局（厂）主管： 检修单位主管：生技科专责： 检修技术专责：变电运行主管： 检 修 班 长 ： 验 收 日 期 ： 年 月 日序号检查项目技 术 要 求处 理 情 况工作人检查人1外部检查及修前试验外部无渗漏油、瓷套无损伤。一、二次引线接触部位无发热放电痕迹。油位计指示正确。检修前，应测试绕组的绝缘、介质损、绝缘油的色谱分析。2检查金属膨胀器金属膨胀器的波纹片应无渗漏、开裂、或永久变形。放气阀内应无气体存在。油位计灵活可靠。波纹式膨胀器顶盖外罩的连接螺钉应齐全无锈。检查外罩，应齐全无锈。3排放绝缘油应准确记录放油的起止时间。存放绝缘油的容器应清洁干燥。日 时 分起日 时 分止4一、二次引线接线柱瓷套分解检修瓷套内外应清洁、无杂质。瓷套内、外壁应无裂纹、掉釉及破损。3）更换老化失效的密封圈。5吊起瓷套或器身，检查瓷套及器身瓷套外部无杂质。对于群边较小的破损，可用环氧树脂或强力胶进行修补。在污秽地区若爬距不够可采用增爬群。6更换全部密封胶垫所有密封胶垫均应有弹性、无毛刺、裂纹及变形。密封垫放置正确，接触部位清洁无杂质。其压缩