10kv消弧线圈设备运行检修规定

1、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

2、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)电抗器一消弧线圈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)电抗器一消弧线圈1.3.9国家电力公司国电发2000589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

3、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：3kV10kV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：3kV10kV钢筋混凝土或金属杆塔的架

4、空线路构成的系统和所有 35kV、66kV 系统，10A。3kV10kV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；12)10kV 时，20A。3kV10kV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

5、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。并能自动打印、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

6、责分工 3.1技术管理：生技处/部/科3.2日常运行管理：3.4控制设备维护：调度及运行部门、变电工区继电保护一次设备维护：高压试验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

7、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216%（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2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

8、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

9、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

10、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3A、运行无杂音；B、油位应正

11、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: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+40C=95C（ 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

12、器（当重瓦斯动作时跳开），额 定电压可以采用35/J3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：孔、接地变和消弧线圈

13、 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；&、天气状况。4设备的验收、投运5.1设备验收整的调试报告，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一二次设备铭牌应齐全、正确、清楚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

14、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

15、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。53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

16、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。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。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。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

17、，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：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;绕组

18、直流电阻测量（包括每档、PT）6绕组所有分接的压比试验D.辅助回路绝缘试验；绝缘电阻、电容量和tg6、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 流绕组电阻每一档的变比（按出厂报告做试验）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

19、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。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。&分接开关新投运12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12年或分接变换50001万次或油击穿 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

20、，应进行大修。如无明确规定，一般每分接变换12万次， 或35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。7.2.4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