110KV变电站检修作业施工方案

1、110KV变电站检修作业施工方案第一局部 主变吊芯检修及试验方案本次需检修的电力变压器型号为 SF7-80000/110kV 8000KVA,该变压器已运行多年,需对其进行停电吊芯检修和相关性能试验.为保证检修试验工作的安全顺利实施,特编写此方案,参照执行.、编制依据：1、GBJ148-90?电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施 工及验收标准?.2、DL 40891电业平安工作规程发电厂和变电所电气局部3、GBJ 1471990电气装置安装工程：高压电器施工及验收标准4、DL 5009.3 1997电力建设平安工作规程变电所局部5、DL/T 639 1997 SF6电气设备运行、试

2、验及检修人员平安防护细那么& Q/CSG 1 00072004电力设备预防性试验规程7、Q/CSG 1 00042004电气工作票技术标准8、变压器制造厂家提供的说明书及有关资料.二、吊芯检修环境的选择：变压器吊芯场地周围的环境应清洁, 为预防天气的骤变,可搭设防风防雨帆 布棚.变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架上铺跳板.抽芯要选择晴朗、枯燥的无风天气进行.周围环境温度不低于 0C,器身温度不得低于环 境温度,否那么易将器身加热至高于环境温度 10C.在空气湿度为75%寸,器身的 露空时间不超过16小时.时间计算应在开始放油时开始.空气湿度或露空时间 超过规定时,采取相应的可靠

3、举措.调压切换装置的检查调整的露空时间如下表：环境温度C>0>0>0<0空气相对湿度%65以下65s 7575s 85不限制持续时间h<24<16<10<8三、平安质量保证举措：1、现场应准备灭火器和消防器材,20米以内严禁烟火.2、检查器身时所用的器具应有预防坠落的举措,如：搬手上应以白布带套在手上,预防滑落.3、起吊用的倒链、钢丝绳等应预先检查良好.绳扣应挂于变压器专用吊耳上, 夹角适宜.4、供器身检查用的脚手架应绑扎牢靠,跳板固定,上下方便,四周应有防坠落 的栏杆及上下的防滑装置.非检查人员不得登上脚手架,以防超载.5、器身检查时,工作人员

4、应着干净的工作服、手套及而耐油胶靴.口袋中禁放 物品,经防掉入油箱中.作好每一项检查记录.6检查应小心、仔细地认真进行,预防用力过大而拧断螺丝、碰伤绝缘或碰坏 瓷瓶等现象.7、器身检查时所用的工具、材料及拆卸下的器件物品注册登记,以供工作结束 时查对.8、起吊过程中严禁手在箱盖与箱盖之间作频繁的不必要的活动.9、施工完后将现场清理干净.10、组织有关人员学习本抽芯方案,作到人人心中有数.四、施工人员安排:序号工种名称数量备注1.施工负责人、电气工程师1人2.施工技术员兼平安员1人3.电气设备检修技工2人4.电气试验技工2人5.起重工2人6.力工4人五、工具设备及材料清单:序号工具名称规格、型号

5、数量备注1.吊车25t1台2.倒链1个3.钢丝绳扣4个4.变压器油桶100kg10个5.塑料桶4个6.漏斗5个7.油盆3个8.毛刷1、210把9.活搬手4、12、8各两把10.布剪刀103把11.三节手电筒3个12.锉刀103把13.干粉或四氯化碳火火器4个14.温度计3个15.湿度计2个16.塞尺2把17.电工工具4把18.2500摇表1个19.白布带20KG20.白布10米21.塑料布10米22.破布20KG23.槽钢88m六、变压器试验仪器设备清单:序号仪器设备名称型号数量用 途备注1正余弦变压器综合测试仪12多功能万用表13变压器损耗参数测试仪14回路阻抗测试仪15断路器测试仪16继电

6、保护测试仪17全自动变比测试仪18变压器直流电阻测试仪19变压器油耐压测试仪1七、器身检查程序和内容1、准备工作a抽芯检查前,电调应作绝缘电阻、直流电阻、变比、组别等相应实验.b瓦斯继电器应校验合格.绝缘油补充油和箱体内油应化验,耐压合格.c分体运输的变压器附件如油枕、散热器等应清洗、打压合格,密封备装.d按本方案的要求进行人员安排,准备好所需的设备、工具和材料,并设专 人登记和保管.e松螺丝前应测量箱体的间距,作好记录,抽芯后应按此间距或略小于此间 距进行压紧密封.2、放油以干净的耐油管放油至干净的油桶,放油的油面应低于油箱上沿、密封圈以 下.放油时应翻开上部的进气孔,以防抽真空.2、整体吊

7、装a吊索应挂于箱盖的四个专用吊耳上,长短一致,其吊索与垂线的夹角应小 于30度,也即吊索的夹角60度.b先以25T吊车视情况可改变吊车的大小 将器身整体吊起,找正后放下, 再在吊钩上悬挂5T倒链,用以起吊芯子.倒链的平安载荷系数为 2 新倒链,3、卸箱盖螺丝和吊芯a拆卸箱盖四周的固定螺丝,并交专人保管.松卸螺丝应循序渐进,开始每 个螺丝少松两扣,不要松脱,可采取推磨式松螺丝法.在四角的螺丝孔中各插入 一根1.52米长,16圆钢,由专人负责用以限制器身的找正.b缓慢起吊芯子,以四角的圆钢找正,预防碰撞.当芯子高于箱口后,以塑 料布蒙住油箱,以两根清洁并包以塑料布的 8#槽钢或道木垫入芯子下部,并

8、放 置其上.此时吊芯的钢丝绳仍受力.4、器身的检查和记录 所有的螺丝应紧固,并有防松举措,绝缘螺栓应完好无损,防松绑扎完好.1 )铁芯检查a) 铁芯应无变形,铁轭与夹件之间的绝缘垫应良好.b) 铁芯应无多点接地.c) 翻开铁芯的接地线,以 2500V 摇表检查绝缘情况,铁芯及穿钉绝缘 良好.2) 绕组检查a) 绕组的绝缘层应完整无损,无变位现象.b) 各绕组排列整洁,间隙均匀,油路畅通.c) 绕组的压钉应紧固,防松螺钉应锁紧.d) 绝缘围屏绑扎牢固,围屏上的所有线圈引出处的封闭应良好.e) 引出线绝缘包扎应牢固,无破损、拧曲现象,引出线绝缘距离应合 格,固定牢靠,其固定支架应紧固；引出线的裸露

9、局部应焊接良好, 应无尖角和毛刺；引出线与套管的连接应牢靠,接线正确.套管应 完好无损.3) 调压装置的检查a) 调压装置与线圈的连接应紧固,接线正确.b) 调压装置的触头应清洁,接触紧密,弹性良好.所有接触到的地方,用0.05 x 10mm勺塞尺检查,应塞不进去,引线接触良好.c) 调压装置应完好无损.转动盘应动作灵活,位置可靠,且与指示器 密封良好.d) 绝缘屏障应完好,固定牢固,无松动现象.e) 各部位无油泥、水滴和金属末等杂物.5、器身复原1) 器身检查完毕后,应检查油箱内有无落掉物,假设有,应进行打捞.器身 检查时有无遗漏物品.2) 拉紧倒链,抽出8#槽钢或道木,更换密封圈,并以&#

10、169; 16圆钢定位.3) 按原测量的间距逐步上紧箱盖的固定螺丝及附件.4) 检查各绕组的绝缘情况,无异常可进行下道工序.5) 清点工具,按登记数量收回,清理现场.6、注油变压器注油时,要使油流缓慢充满变压器直到到达适宜的油位为止.翻开套 管的放气塞,排尽变压器内部气体, 直至放气塞溢油为止. 关闭散热器上部蝶阀, 翻开散热器、净油器下部蝶阀,同时翻开散热器、净油器上部放气塞,排尽内部 气体,直到放气塞溢油为止.放气完毕后,将散热器上部蝶阀翻开,翻开油枕放 气塞,排尽油枕内部气体,直到放气塞溢油,根据施工环境温度调整油位.7、二次接线 ：将所有撤除的二次线根据做好记录的位置全部恢复到工况位置

11、.8、测量、试验： 对变压器进行整体密封性检查,绝缘油化验.按规定对变压器 进行本体电气试验、瓦斯保护、压力释放阀动作试验,测温和风冷回路试验.9、一次接线： 将所有撤除的一次线根据做好记录的位置全部恢复到工况位置. 10 、完工检查：储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开位.储油柜和套管 的油位正常.对散热器、套管等部件进行放气,直到充满绝缘油.气体继电器内 无气体.铁芯接地小套管应接地良好.变压器一次、二次引线接线牢靠、正确. 瓦斯继电器防雨罩安装到位. 确认作业现场设备上没有遗留的工具、 材料和施工 废弃物.确认设备位置恢复到作业前状态,清理清扫现场.第二局部 高压户外刀闸检修

12、及试验方案1范围本次检修试验的高压户外刀闸的型号为 GW4-110 110KV/600A2编制依据:2.1 DL 408 91电业平安工作规程发电厂和变电所电气局部2.2 GBJ 147 1990电气装置安装工程：高压电器施工及验收标准2.3 DL 5009.3 1997电力建设平安工作规程变电所局部2.4 DL/T 639 1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员平安防护细那么2.5 Q/CSG 1 0007 2004电力设备预防性试验规程2.6 Q/CSG 1 0004 2004电气工作票技术标准 3支持文件GW5-11C型户外隔离开关安装使用说明书4术语和定义大修：隔离开关本体、传动

13、部件、清洗、更换易损件,处理缺陷等操作. 小修：不拆部件,只做缺陷处理、清洗、紧固螺栓等.临时性检修：影响平安运行时的检修.5平安及预控举措根据?电业平安工作规程?等相关规定编写出与本作业相应的平安举措, 并 根据平安生产风险治理体系的相关要求, 对本作业的危险点进行分析,提出预控 举措表1危险点及预控举措表作业工程危险点预控举措执行人吊车进入带电区域 设备吊装过程中 搬运长物 登高过程中极高处作 业调试中分和隔离开关误碰带电设备高空坠落机械转动伤人专人引道保持与带电设备的平安距离两人放到搬运梯子搭靠牢固、正确使用平安工器 具/、相互呼唱、听从指挥、离开转动范 围起重负责人 工作监护人 工作人

14、员工作监护人 工作监护人6 作业准备6.1人员配置6.1.1人员数量要求工作负责人1人,工作班成员至少2人6.2检修工具准备表2检修所需工具表名称型号规格精度位数量检修类型开口扳手824H套1大、小修套筒扳手830H套1大、小修梅花扳手624H套1大、小修一字螺丝刀3.5 "、4"、6"、8"套1大、小修十字螺丝刀4"、 6"、 8"套1大、小修力矩扳手N m80 400套1大、小修力矩扳手N m20 100套1大、小修回路电阻测试仪A100台1大、小修兆欧表V2500只1大、小修万用表常规只1大、小修移动线盘个各1大、小修

15、临时接地保安线mm>25付用户自疋大、小修小锤2 lb把1大、小修吊索kg最小载荷 2000付1大、小修绝缘梯m3张2大、小修塞尺mm0.02-1.0套1大修直尺cm50把1大修开口扳手17'19"把1大修起吊机具套1大修电焊机台1大修油漆平铲把1大修注：可根据实际情况增减6.3消耗性材料及主要备品备件表3消耗性材料及主要备品备件表名称型号规格单位数量检修类型白布/m2大、小修汽油kg5大、小修漆刷1.5寸把4大、小修漆刷2寸把4大、小修塑料薄膜m6大、小修名称型号规格单位数量检修类型油漆红、绿、黄相色漆kg0.5大、小修中性凡士林瓶1大、小修松动剂WD-40听1大、小

16、修清洗剂瓶1大、小修钢丝刷把1大、小修调节垫8kA. 950 .185片20大、小修开口销420只20大、小修防锈油克25大修螺栓套假设干大修备注：可根据实际情况增减7 作业周期略8 工期定额大修所需工作日为10个,小修所需工作日为5个,临时检修所需工作日按工 作量确定.9 设备主要参数9.1主要技术参数表4主要技术参数表名称出厂标准参 数备注型式户外柱式断口数3额定电压kVM10额定电流A630/1250额定频率Hz50额定工频1min耐 受电压kV断口210对地M85额定雷电冲击耐 受电压(1.2/50 卩 s)峰值kV断口520对地450接线端额疋水平拉力N：500瓷瓶的抗弯强度N400

17、0瓷瓶的抗扭强度Nm2000机械寿命:2000次额定短时耐受电流kA31.5名称出厂标准参 数备注热稳定电流4S kA20/31.5额定峰值耐受电流kA50/80合闸时间sv 6具体以出厂试验 报告为准分闸时间sv 6具体以出厂试验 报告为准电动机构大修周 期年5支拄瓷瓶爬电比防污型mm3740,5500,6300普通型mm主刀操作方式:三相联动地刀操作方式三相联动9.2主要机械调整参数表5主要机械调整参数表名称标准参 数备注三相同期mm30动触头到静触头的距离地刀同期mm50动触头到静触头的距离10工作流程11作业工程、工艺要求和质量标准11.1作业工程11.1.1小修工程11.1.1.1三

18、相导线线夹紧固检查；11.1.1.2 检查及清洁瓷套；11.1.1.3 机构箱清洁检查：有无渗水情况,限制箱内照明及加热器工况;11.1.1.4电气接线检查：二次端子接线及电气回路接线的紧固情况检查；11.1.1.5辅助开关检查：动作的可靠性,切换的灵活性,位置的正确性；11.1.1.6断路器功能检查；11.1.1.7如需要进行信号上传检查；11.1.1.8.二次回路绝缘检查；11.1.1.9进行手动操作、电动操作试验；11.1.2大修修工程11.1.2.1包括小修的所有工程；11.1.2.2清洗触头；11.1.2.3 检查导电局部紧固情况；11.1.2.4传动局部加润滑油；11.1.2.5.

19、刷相色漆；11.1.2.6 预防性试验：一次回路电阻,必要时进行；11.1.2.7机构、构架防腐处理11.1.2.8 闭锁功能检查；11.2 工艺要求和质量标准11.2.1技术准备工作11.2.1.1收集需检修隔离开关的运行、检修记录和缺陷情况；11.2.1.2 从档案室调出需检修隔离开关的相关资料信息：操作说明书、电 气原理图、出厂试验报告；11.2.1.3核实隔离开关使用年限,以此制定断路器的检修方案；11.2.2检查隔离开关检修前的状态11.2.2.1确认隔离开关处在分闸位置；11.2.2.2 确认隔离开关已与带电设备隔离并两侧接地；11.2.2.3 确认隔离开关操作电源和加热器电源已断

20、开：在需检修隔离开关 的电源箱内拉开相关的开关；11.2.2.4断开断路器限制电源和信号电源：在主限制室完成相关操作；11.2.2.5 记录隔离开关信息：(1) .隔离开关铭牌：隔离开关出厂编号；额定电压、电流；限制电压；(2) .隔离开关的操作次数：见限制箱内的动作计数器；当检修工作不能在一天内完成时,当天工作结束后应将加热器电源投入,以预防机构箱内积聚潮气.11.2.3总体检查检修工艺质量标准检修类型隔离开关外观检查目检无异常、无破损小修11.2.4清洁检查瓷套检修工艺质量标准检修类型清洁、检查瓷套：使用登高机具,用毛绝缘瓷套外表无污垢沉积,小修巾或抹布挨个擦拭瓷套的伞裙并仔细检法兰面处无

21、裂纹,与瓷套胶查；合良好小修检查法兰面连接螺栓：使用登高机具, 检查瓷套法兰面的连接螺栓；检查一次导电局部；连接应无松动,如有松动, 用相应的力矩紧固1125.机构箱检查、维修检修工艺质量标准检修类型检查端子排短接片和接线：检查隔离开关机构相内接头无松动,接触良好小修所有的接线端子排和短接片；接头无松动,接触良好检查接触器接线：插接件连接紧密,接触照明、加热回路检查：良好小修翻开限制箱门,检查限制箱内的照明灯工作情况；断开加热器电源后,用万用表测量加热器电阻值电气箱内的加热器是否正常工作可以检查加热小修器是否发热进行简单检查；检查分合闸线圈接线：1126.电气试验必要时进行接触电阻试验12作业

22、后的验收和交接检修工艺质量标准检修类型1 防腐情况检查：检查所有的须作防腐处理部位 的防腐情况,在需要重新处理部位作防腐处理；2 收尾工作：清理、清点现场所使用的工器具, 材料及备品备件回收清点,将检修设备的状态恢复 至工作许可时状态；3断路器的验收；符合防腐要求废弃物按相关规定处 理由局生计部牵头会同 运行、检修部门按标准 进行验收小修13大修的判断标准和检修工程检修工艺需进仃大修的判断标准检修工程隔离开关操控性能 测试时间和速度等参数超标且超出调 整范围,并排除线圈的原因判断问题所在,作相应处理隔离开关操动机构如不能合闸或分闸等判断问题所在,作相应处理存在其他故障测量断路器一次回 路电阻阻

23、值超标,并在短时内有异常升 高的现象结合历史纪录如往年 的小修数据,中期维修数据等作 综合判断必要时进行第三局部金属氧化物避雷器检修及试验1. 目的和适用范围本举措适用于金属氧化物避雷器试验作业.制定本举措的目的是标准试验操作、保证试验结果的准确性,为设备运行、监督、检修提 供依据.2. 编制依据序号标准及标准名称1GB 50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准2GB 11032交流无间隙金属氧化物避雷器3. 工作程序3.1试验工程避雷器试验包括以下内容：1测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻2 测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电 压下的泄漏电流3检查放电计数

24、器动作情况及监视电流表指示3.2试验方法及主要设备要求3.2.1测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻3.2.1.1使用2500V兆欧表测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻, 可以初步判断避雷器内部是否受潮、底座的绝缘电阻是否良好.3.2.1.1检查兆欧表是否正常.3.2.1.2 接线,并检查接线是否正常.3.2.1.3 进行试验,并记录数据.3.2.1.4 试验结束后,应对被试品进行充分放电.3.2.1.5 分析与判断1测试结果应符合规程要求.2试验结果异常时,应综合分析,是否由于引线电阻引起.3被试品外表污秽等, 需处理后再次测量, 必要时在外表加屏 蔽线.3.2.2 测量金属氧化物避雷器直流参

25、考电压和 0.75 倍直流参考电压 下的泄漏电流3.2.2.1 为了检查氧化锌阀片是否受潮或是否劣化,确定其动作性能 是否符合产品性能要求.3.2.2.2 采用直流高压发生器进行试验,检查接线回路是否正确；选用的试验设备的额定电压应高于被试设备的直流1mA电压.缓慢升压,待高压侧电流表升到1mA寸读取电压值.再在0.75倍1mA参考 电压下读取泄漏电流值,并记录试验结果.3.2.2.3 试验结束后,应对被试品进行充分放电.3.2.3 检查放电计数器动作情况及监视电流表指示3.2.3.1 该试验能判断放电计数器是否状态良好可靠动作.3.2.3.2 采用专门的放电计数器测试仪或采用并联电容充放电法

26、进行 测量3.2.3.3 进行试验,测试应不少于 10 次,观察放电计数器动作情况及监视电流表指示,并记录试验结果.4. 安健环限制举措4.1限制举措4.1.1凡试验区域应设置平安围栏,无关人员不得进入.4.1.2要注意平安施工用电.4.1.3每次试验开始前,必须指定专人负责监护,并通知在附近工作 的其他人员.4.1.4试验中应做好灰尘、噪音等的限制.序 号危险点预控举措1试验电源无漏电保护开关加装漏电保护开关2接地不良牢固接地线3就地无人监护派专人监护4不带平安帽带好平安帽5随意未经冋意撤除平安 防护设施派专人监护6离带电体太近保持平安距离7试验人员中途离开增强对试验人员平安教育5. 质量限

27、制举措及检验标准5.1测量绝缘电阻值：应符合规程和厂家技术要求.5.2金属氧化物避雷器对应于直流参考电流下的直流参考电压,整节 或分支进行测试值,不应低于现行国家标准GB11032?交流无间隙金属氧化物避雷器?的规定,并符合产品技术条件的规定.实测值与制 造厂规定值比拟,变化不应大于士 5%5.3 0.75倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50卩A,或符合产品技术条件的规定.第四局部 电流、电压互感器的检修及试验1 总那么1 1 使用范围本规程适用于企业电气装置中 6KV220KV系统中电流互感器和电压互感器的维护与检修.1 2 编写依据本规程依据(DL/596 1996)规程和(SHS06

28、002 92)规程和局部互感器生产厂家使用说明中,并结合企业实际情况编写而成.1 3 检修前的准备1 31 根据设备状况,确定检修内容,编制检修方案进度和方案.1 3 2 组织好检修人员进行技术交流,讨论完善检修方案,明确检 修任务.133 备好检修所用设备、材料、工具、仪表、备品配件和文明、 平安检修所用物品.134 做好平安防护举措,办好工作票、动火证等.1 4 交接与验收1 4 1 交接内容检修人员在工作结束后向运行人员交待检修情况,现设备状态及 尚存在的问题,检修调试有关数据等.主管部门对重大设备检修缺工程应组织有关人员按完好设备标 准和检修质量标准进行检查和验收,做出是否投运的明确结

29、论. 2 检修周期和工程21 检修周期 211 小修：每年一次.2. 1. 2大修110KV及以上送专业厂家或部门A. 般 10- 15 年 1 次.B. 根据设备运行状况及预防性试验结果确定.2. 2 检修工程2. 2. 1 小修工程A.清扫各部及套管,检查瓷套管有无裂纹及破损；B.检查引线接头和串并接头有无过热, 接触是否良好, 螺栓有无松动,紧固各部螺栓；C.检查可看到的铁芯、线圈有无松动、变形、过热、老化、剥落现象；D.检查接地线是否完好、牢固；E.检查清扫油位指示器、 放油阀门及油箱外壳, 紧固各部螺栓,消除渗漏油.F. 更换硅胶和取油样试验,补充绝缘油.G. 进行规定的测量和试验.

30、2.2.2 大修工程A.完成小修工程；B.解体检查；C.检修铁芯；D 检修线圈；E 检修引线、套管、瓷套、油箱；F 更换密封垫；G 检修油位指示器、放油阀、吸湿器等附件；H 补充或更换保格绝缘油；I 油箱外壳及附件进行防腐；J 检查接地线；K 必要时对绝缘进行枯燥处理；L 进行规定的测量和试验.3检修质量标准3.1 螺栓应无松动,附件齐全完整.3.2 无变形、且清洁紧密、无锈蚀,穿芯螺栓应绝缘良好.3.3 线圈绝缘应完好,连接正确、紧固,油路应无堵塞现象.3.4 绝缘支持物应牢固,无损伤.3.5 互感器内部应清洁,无油垢.3.6 二次接线板完整,引出端子连接牢固,绝缘良好,标志清楚.3.7 所

31、有静密封点均无渗油.3.8 具有吸湿器的互感器,期吸湿剂应枯燥,其油位应正常.3.9 电容式电压互感器必须根据产品成套供给的组件编号进行回装, 不行互换,各组件连接处的接触面无氧化锈蚀,且润滑良好.3.10 互感器的以下部位接地应良好.A 分级绝缘的电压互感器,其一次线圈的接地引出端子；B. 电容型绝缘的电流互感器,其一次线圈末屏蔽的引出端子及铁 芯引出接地端子；C. 互感器的外壳；D. 暂不使用的电流互感器的二次线圈应短接后接地.4. 电气试验4.1电流互感器4.1.1电流互感嚣的试验工程、周期和标准见表14.1.2各类试验工程A. 定期试验工程见表1中序号1、2、3、4、5项.B. 大修后

32、试验工程见表1中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、22项.不更换绕组的,可不进行 6、7、 8项4.2电压互感器4.2.1电磁式和电容式电压互感器的试验工程周期和要求分别见表2和表34.2.2各类试验工程A. 定期试验工程见表2中序号1、2、3、4、5项.B. 大修时或大修后试验工程见表2中序号1、2、3、4、5、6、7、& 9、10、11项.不更换绕组可不进行 9、10项和 表2中序号1、2、3项.表1电流互感器的试验工程、周期和要求序号工程周期要求说明1绕组及末1投运1绕组绝缘电阻与初始值及历次数据屏的绝缘电阻2)3)4)刖1 3年大修 后必要 时2)比拟,不应有显者变

33、化电容型电流互感器末屏对地绝缘电 阻一般不低于1000M Q采用 表弓2500兆欧2tg 3及电1 )投运1)主绝缘tg 3 ( %不应大于下表中的1)绝缘tg 3试容量前数值,且与历年数据比拟,不应有验电压为2)1 3显著变化10KV,末屏年对地tg 3试3)大修电压等级2066220330验电压为后KV一一一2KV4)必要351105002)油纸电容型时大油纸:一1.00.70.6tg 3 一般不修电容3.02.0一一进行温度换后型充2.52.0一一算,当tg3油型值与出厂值胶纸或上一次试电容验值比拟有型明显增长运油纸一1.00.80.7时,应综合行电容3.52.5一一分析,tg 3中型充

34、3.02.5一一随温度、电油型压的关系,胶纸当tg 3随温电容度明显变化型或试验电压2)电容型电流互感器主绝缘电容量与由10KV升初始值或出厂值差异提出土5%范围到 U m /3时应查明原因时,tg 3增3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘量超过土电阻小于1000MQ 时,应测量末屏0.3%,不应对地tg 3,其值不大于2%继续运行3)固体绝缘互 感器可不进 行tg 3测量3油中溶解 气体色谱 分析1投运 刖21 3 年66KV及以上3大修 后4必要 时油中溶解气体组分含量体积分数超 过以下任一值时应引起注意：总烃100 X 10 6Hb150 X 106QH22 X 106 110KV 及以下

35、1 X 10 6 220500KV1新投运互感 器的油中不 应含有C2H22全密封互感 器按制造厂 要求如果 有4交流耐压 试验11 3年20KV及以下2大修 后3必要 时1 一次绕组按出厂值的 85%进行.出 厂值不明的按以下电压进行试验：电 压 等 级KV361015203566试 验 电 压KV1521303847721202 二次绕组之间及末屏对地为2KV3全部更换绕组绝缘后,应按出厂值 进行5局部放电 测量11 3年2035KV固体绝缘互感 器2大修 后3必要 时1 固体绝缘互感器在电压为1.1Um/3 时,放电量不大于100 p C,在电压 为1.1Um时必要时,放电量不大 于 5

36、00 p C2110KV及以上油浸式互感器在电压为1.1Um/3时,放电量不大于 20 p C试验按 GB5583进行6极性检查1大修 后2必要 时与铭牌标志相符7各分接头 的变比检 查1大修 后2必要 时与铭牌标志相符更换绕组后应 测量比值差和 相位差8校核励磁 生气勃勃 发现曲线必要时与同类互感器特性曲线或制造厂提供 的特性曲线相比拟,应无明显差异继电保护有要求时进行9密封检查1大修 后2必要 时应无渗漏油现象试验方法按制造厂规定10一次绕组 直流电阻 测量1大修 后2必要 时与初始值或出厂值比拟,应无明显差异11绝缘油击 穿电压1大修 后2必要 时见第13章注：投运前是指交接后长时间未投

37、运而准备投运前,及库存的新设备投运之前表2电磁式电压互感器的试验工程、周期和要求序 号工程周期要求说明1绝缘电 阻113 年2大修后3必要时自行规定一次绕组用2500V兆欧表,二次绕组用1000V 或 2500V兆欧表2tg s20KV及以 上1绕组绝 缘；a1 3 年b大修后c必要时266220KV串级式电 压互感器 支架a投运前b大修后c必要时1绕组绝缘tg S %不应大于下表中 的数值串级式电压互 感器的tg S试 验方法建议采 用末端屏蔽法, 其它试验方法 与要求自行规 疋温度C51020304035KV及以 下大 修 后1.52.53.05.07.0运 行 中2.02.53.55.5

38、8.035KV及以 上大修后1.01.52.03.55.0运 行 中1.52.02.54.05.52支架绝缘tg S 一般不大于6%3油中溶 解气体 色谱分 析1投运前21 3 年66KV 及以上3大修后4必要时油中溶解气体组分含量体积分数超过 以下任一值时应引起注意：总烃100X 10 6H2150X 10 6C2H22 x 101新投运互 感器的油 中不应含 有 C2H22全密封互 感器按制 造厂要求如果有 进行4交流耐压试验13年20KV 及以下2大修后3必要时1 一次绕组按出厂值的 85%进行,出厂 值不明的,按以下电压进行试验：1级式或分 级绝缘式 的互感器 用倍频感 应耐压试 验2

39、进行倍频 感应耐压 试验时应 考虑互感 器的容升 电压3倍频耐压 试验前后, 应检查有 否绝缘损 伤电 压 等 级KV361015203566试 验 电 压KV1521303847721202 二次之间及末屏对地为 2KV3全部更换绕组绝缘后按出厂值进行5局部放 电测量1投运前21 3 年20 35KV固体 绝缘互感器3大修后4必要时1固体绝缘相对地电压互感器在电压为1.1Um/3时,放电量不大于 100pC, 在电压为1.1Un时必要时,放电量 不大于500pC.固体绝缘相对相电压 互感器,在电压为1.1Um时,放电量 不大于100pC.2110KV及以上油浸式电压互感器在电 压为1.1Um

40、/3时,放电量不大于 20pC.1试验按GB5583 进 行2出厂时有 试验报告 者投运前 可不进行 试验或只 进行抽查 试验6空载电 流测量1大修后2必要时1在额定电压下,空载电流与出厂数值 比拟无明显差异2在以下试验电压下,空载电流不应大 于最大允许电流中性点非有效接地系统 1.9U n /3中性点接地系统1.5U n/37密封检 查1大修后2必要时应无渗漏油现象试验方法按制造厂规定8铁芯夹 紧螺栓可接 触到的 绝缘电 阻大修时自行规定采用2500V兆欧表9联接组 别和极 性1更换绕组后2接线变动后与铭牌和端子标志相符10电压比1更换绕组后2接线变动后与铭牌标志相符更换绕组后应 测量比值差和 相位差11绝缘油 击穿电 压1大修后2必要时注：投运前是指交接后长时间未投运而准备投运之前,及库存的新设备投运之前表3 电容式电压互感器的试验工程、周期和要求序 号工程周期要求说明1电压比1大修 后2必要 时与铭牌标志相符2中间变压器的 绝缘电阻1大修 后2必要 时自行规定采用2500V兆欧表3中间变压器的tg s1大修 后2必要 时与初始值相比不应有显著变化注：电容式电压互感器的电容分压器局部的试验工程、周期和要求见5 试投运5.1 试运前应进行以下检查A. 外观完整无缺损B. 油浸式互感器应无渗油,油位指示正常；C. 保护间隙的距离应符合规定；D. 油漆完整