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1、110KV 变电站检修作业施工方案 第一部分 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SF780000/110kV8000KVA，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。一、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 工及验收规范.2、DL 408-91 电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)3、GBJ 147-1990 电气装置安装工程：高压电器施工及验收规范 4、DL 5009。3-1997 电力建设安全工作规程（变电所部分）5、DL/T 639-1997 SF
2、6 电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 6、Q/CSG 1 00072004 电力设备预防性试验规程 7、Q/CSG 1 0004-2004 电气工作票技术规范 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，为防止天气的骤变，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、干燥的无风天气进行。周围环境温度不低于 0?，器身温度不得低于环境温度，否则易将器身加热至高于环境温度 10？。在空气湿度为 75时，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
3、时，采取相应的可靠措施.调压切换装置的检查调整的露空时间如下表：环境温度(？)0 0 0 0 空气相对湿度（%)65 以下 65？75 75?85 不控制 持续时间(h)24 16 10 8 三、安全质量保证措施: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防止坠落的措施，如:搬手上应以白布带套在手 上，防止滑落。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，夹角合适。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，工作人员应着干净的工
4、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，避免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.施工技术员兼安全员 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
5、单：序号 工具名称 规格、型号 数量 备注 1.吊车 25t 1 台 2。倒链 1 个 3。钢丝绳扣 4 个 4。变压器油桶 100kg 10 个 5。塑料桶 4 个 6.漏斗 5 个 7。油盆 3 个 8。毛刷 1、2 10 把 9.活搬手 4、12、8 各两把 10.布剪刀 10 3把 11.三节手电筒 3 个 12。锉刀 10 3 把 13。干粉或四氯化碳灭火器 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 20KG 20。白布 10 米 21。塑料布 10 米 22.破布 20KG 23.槽钢
6、8 8m 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 1 2 多功能万用表 1 3 变压器损耗参数测试仪 1 4 回路阻抗测试仪 1 5 断路器测试仪 1 6 继电保护测试仪 1 7 全自动变比测试仪 1 8 变压器直流电阻测试仪 1 9 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
7、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.放油时应打开上部的进气孔，以防抽真空。2、整体吊装 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。倒链的安全载荷系数为 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
8、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。5，2 米长，16 圆钢，由专人负责用以控制器身的找正。b)缓慢起吊芯子，以四角的圆钢找正，避免碰撞。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，并有防松措施，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)打开铁芯的接地线,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
9、完整无损，无变位现象.b）各绕组排列整齐，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;引出线的裸露部分应焊接良好,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。0510mm 的塞尺检查，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
10、 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，若有,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 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达到合适的油位为止.打开套管的放气塞,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，打开散热器、净油器下部蝶阀,同时打开散热器、净油器上部
11、放气塞，排尽内部气体，直到放气塞溢油为止。放气完毕后，将散热器上部蝶阀打开,打开油枕放气塞，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:将所有拆除的二次线按照做好记录的位置全部恢复到工况位置。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:将所有拆除的一次线按照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
12、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，清理打扫现场.第二部分 高压户外刀闸检修及试验方案 1 范围 本次检修试验的高压户外刀闸的型号为 GW4-110 110KV/600A 。2 编制依据：2.1 DL 40891 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分)2。2 GBJ 147-1990 电气装置安装工程：高压电器施工及验收规范 2。3 DL 5009。31997 电力建设安全工作规程(变电所部分)2.4 DL/T 6391997 SF6 电气设备运行、试验及检修人员安全防
13、护细则 2。5 Q/CSG 1 00072004 电力设备预防性试验规程 2.6 Q/CSG 1 00042004 电气工作票技术规范 3 支持文件 GW5-110 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:影响安全运行时的检修。5 安全及预控措施 按照电业安全工作规程等相关规定编写出与本作业相应的安全措施，并根据安全生产风险管理体系的相关要求，对本作业的危险点进行分析，提出预控措施 表 1 危险点及预控措施表 作业项目 危险点 预控措施 执行人 吊车进入带电区域 误
14、碰带电设备 专人引道 起重负责人 设备吊装过程中 保持与带电设备的安全距离 工作监护人 搬运长物 两人放到搬运 工作人员 登高过程中极高处作高空坠落 梯子搭靠牢固、正确使用安全工器工作监护人 业 机械转动伤人 具 工作监护人 调试中分和隔离开关 相互呼唱、听从指挥、离开转动范 围 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 8:,24:套 1 大、小修 套筒扳手 8:，30:套 1 大、小修 梅花扳手 6:,24：套 1 大、小修 一字螺
15、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？m 80,400 套 1 大、小修 力矩扳手 N?m 20,100 套 1 大、小修 回路电阻测试仪 A 100 台 1 大、小修 兆欧表 V 2500 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 用户自临时接地保安线 mm?25 付 大、小修 定 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 m 3 张 2 大、小修 塞尺 mm 0。02-1.0 套 1 大修 直尺 cm 50 把 1 大修 开口扳手
16、 1719: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/m 2 大、小修 汽油 kg 5 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 m 6 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 kg 0。5 大、小修 中性凡士林 瓶 1 大、小修 松动剂 WD40 听 1 大、小修 清洗剂 瓶 1 大、小修 钢丝刷 把 1 大、小修 调节垫 8kA。9
17、50.185 片 20 大、小修 开口销 420 只 20 大、小修 防锈油 克 25 大修 螺栓 套 若干 大修 备注：可根据实际情况增减 7 作业周期 略 ,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。，设备主要参数 9.1 主要技术参数 表 4 主要技术参数表 出 厂 标 准 参 名 称 备 注 数 型 式 户外柱式 断口数 3 额定电压 kV 110 额定电流 A 630/1250 额定频率 Hz 50 断口 210 额定工频 1min 耐 受电压 kV 对地 185 额定雷电冲击耐断口 520 受电压(1.2/50s)峰对地 450
18、 值 kV 接线端额定水平拉力 N 500 瓷瓶的抗弯强度 N 4000 瓷瓶的抗扭强度 Nm 2000 机械寿命 2000 次 额定短时耐受电流 kA 31.5 出 厂 标 准 参 名 称 备 注 数 热稳定电流(4S)kA 20/31.5 额定峰值耐受电流 kA 50/80 具体以出厂试验合闸时间 s,6 报告为准 具体以出厂试验分闸时间 s，6 报告为准 电动机构大修周 5 期 年 支拄瓷瓶爬电比 防污型 mm 3740,5500,6300 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 标 准 参 名 称 备 注 数
19、三相同期 mm 30 动触头到静触头的距离 地刀同期 mm 50 动触头到静触头的距离 10 工作流程 工作开始 工作准备 办理开工相关手续 引流线拆除 修前检查、分析 传动连杆解脱 隔离开关 操动机 本体检修 构检修 机构、隔离开关 本体配合调试 辅助开关检查 电气试验 操动试验 针对不合格项 目作相关处理 试验合格与 否 引流线恢复 收尾及清扫 收尾收 验收 填写检修记录 工作终结 11 作业项目、工艺要求和质量标准 11.1 作业项目 11.1.1 小修项目 11.1.1。1 三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，控制箱内
20、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 大修修项目 11.1.2.1 包括小修的所有项目;11.1。2.2 清洗触头；11.1.2.3 检查导电部分紧固情况；11。1。2。4 传动部分加润滑油;11。1。2。5.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、
21、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
22、器控制电源和信号电源：在主控制室完成相关操作;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；控制电压；（2)。隔离开关的操作次数：见控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，以避免机构箱内积聚潮气。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裂纹,与瓷套胶 查；合良好 小修 检
23、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;连接应无松动，如有松动,检查一次导电部分；用相应的力矩紧固 11。2.5.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:检查隔离开关机构箱内接头无松动,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 打开控制箱门，检查控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：11。2.6.电气试验 必要时进行接触电阻
24、试验 12 作业后的验收和交接 检修类 检 修 工 艺 质量标准 型 1（防腐情况检查:检查所有的须作防腐处理部位符合防腐要求 的防腐情况，在需要重新处理部位作防腐处理；小修 2(收尾工作：清理、清点现场所使用的工器具,废弃物按相关规定处材料及备品备件回收清点，将检修设备的状态恢复理 至工作许可时状态;由局生计部牵头会同 3(断路器的验收;运行、检修部门按标准 进行验收 13 大修的判断标准和检修项目 检修工艺 需进行大修的判断标准 检修项目 隔离开关操控性能时间和速度等参数超标且超出调判断问题所在，作相应处理 测试 整范围，并排除线圈的原因 隔离开关操动机构如不能合闸或分闸等 判断问题所在，
25、作相应处理 存在其他故障 阻值超标，并在短时内有异常升测量断路器一次回高的现象(结合历史纪录如往年必要时进行 路电阻 的小修数据，中期维修数据等作 综合判断)第三部分 金属氧化物避雷器检修及试验 1。目的和适用范围 本措施适用于金属氧化物避雷器试验作业。制定本措施的目的是规范试验操作、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 标准及规范名称 1 GB 501502006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 2 GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器 3。工作程序 3。1 试验项目 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
26、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
27、线电阻引起.（3)被试品表面污秽等，需处理后再次测量,必要时在表面加屏蔽线。3。2。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。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 时读取电压值.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
28、 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.安健环控制措施 4.1 控制措施 4。1.1 凡试验区域应设置安全围栏，无关人员不得进入.4.1.2 要注意安全施工用电。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、噪音等的控制。序危险点 预控措施 号 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
29、监护 派专人监护 4 不带安全帽 带好安全帽 随意（未经同意)拆除安全 5 派专人监护 防护设施 6 离带电体太近 保持安全距离 7 试验人员中途离开 加强对试验人员安全教育 5。质量控制措施及检验标准 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较，变化不应大于？5%;5.3 0。75 倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于 50A，或符合产品技术条件的规定。第四部分 电流、电压互感器的检修
30、及试验 1(总则 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(SHSO6002，92)规程和部分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(3（1 根据设备状况，确定检修内容，编制检修计划进度和方案。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。1（3(3 备好检修所用设备、材料、工具、仪表、备品配件和文明、安全检修所用物品。1（3(4 做好安全防护措施，办好工作票、动火证等。1（4 交接与验收 1（4(1
31、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项目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论。2（检修周期和项目 2（1 检修周期 2（1（1 小修：每年一次。2(1（2 大修（110KV 及以上送专业厂家或部门）A（一般 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 检修项目 2(2（1 小修项目 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
32、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。2.2。2 大修项目 A（完成小修项目;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(必要时对绝缘进行干燥处理;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
33、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，标志清晰。3.7 所有静密封点均无渗油.3.8 具有吸湿器的互感器,期吸湿剂应干燥，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应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 互感器的下列部位接地应良好。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
34、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 电流互感嚣的试验项目、周期和标准见（表 1）4。1.2 各类试验项目 A。定期试验项目见(表 1）中序号 1、2、3、4、5 项.B。大修后试验项目见（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项目周期和要求分别见(表 2）和(表 3)4。2。2 各类试验项目 A。定期试验项目见(表 2)中序号 1、2、3、4、5 项.B.大修时或大修后试验项目见（表 2）中序号 1、2、3、4、
35、5、6、7、8、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 电流互感器的试验项目、周期和要求 序号 项目 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 屏的绝缘前 比较，不应有显著变化 电阻 2）1,32）电容型电流互感器末屏对地绝缘电采用2500 兆欧 年 阻一般不低于 1000M 表 3）大修 后 4)必要 时 2 tg 及电 1)投运 1)主绝缘 tg（%）不应大于下表中的 1)绝缘 tg 试 容量 前 数值，且与历年数据比较，不应有验电压为2）1，3 显著变化：10KV，末屏年 对地 tg 试 3)
36、大修验电压为电压等级 2066220 330 后 2KV KV，,4）必要 35 110 500 2）油纸电容型时 tg 一般不大油纸，1。0 0。7 0.6 进行温度换修电容 3。0 2.0,，算，当 tg 后 型充 2。5 2。0,，值与出厂值油型 或上一次试胶纸 验值比较有电容 明显增长型 时，应综合运油纸，1.0 0。80.7 分析，tg 行电容 3。5 2。5,，随温度、电中 型充 3。0 2。5，,压的关系，油型 当 tg 随温胶纸 度明显变化电容 或试验电压型 由 10KV 升 2）电容型电流互感器主绝缘电容量与 到 U,/3 初始值或出厂值差别提出？5%范围 时，tg 增时应查
37、明原因 量超过？3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘 0.3%，不应电阻小于 1000M 时，应测量末屏 继续运行 对地 tg，其值不大于 2%3)固体绝缘互 感器可不进 行 tg 测量 3 油中溶解 1）投运 1)新投运互感气体色谱前 油中溶解气体组分含量（体积分数）超 器的油中不分析 2）1,3 过下列任一值时应引起注意:,6H 应含有 C22 年总烃 10010 ,6(66H 15010 22)全密封互感,6KVCH 210(110KV 及以下)22 器按制造厂，6 及以 110(220500KV)要求（如果上)有）3）大修 后 4)必要 时 4 交流耐压 1)1,31）一次绕组按出厂值的
38、 85进行.出 试验 年厂值不明的按下列电压进行试验:(20 电 3 6 10 15 20 35 66 KV 压 及以等 下)级 2）大修 KV 后 试 15 21 30 38 47 72 120 3)必要验 时 电 压 KV 2）二次绕组之间及末屏对地为 2KV 3)全部更换绕组绝缘后，应按出厂值 进行 5 局部放电 1)1,3 试验按 GB5583 测量 年 1)固体绝缘互感器在电压为 1.1Um/3 进行 (20 时，放电量不大于 100,C,在电压,为 1.1Um 时(必要时)，放电量不大 35KV 于 500,C 固体 2）110KV 及以上油浸式互感器在电压 绝缘为 1.1Um/3
39、 时,放电量不大于 20，互感 C 器)2）大修 后 3)必要 时 6 极性检查 1）大修 后 与铭牌标志相符 2)必要 时 7 各分接头 1)大修 更换绕组后应 的变比检后 与铭牌标志相符 测量比值差和 查 2）必要相位差 时 8 校核励磁必要时 与同类互感器特性曲线或制造厂提供继电保护有要 生气勃勃的特性曲线相比较，应无明显差别 求时进行 发现曲线 9 密封检查 1)大修 试验方法按制 后 应无渗漏油现象 造厂规定 2)必要 时 10 一次绕组 1)大修 直流电阻后 与初始值或出厂值比较,应无明显差别 测量 2)必要 时 11 绝缘油击 1)大修 穿电压 后 见第 13 章 2)必要 时
40、注:投运前是指交接后长时间未投运而准备投运前，及库存的新设备投运之前 表 2 电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求 序项目 周期 要求 说明 号 1 绝缘电 1)13 年 自行规定 一次绕组用阻 2)大修后 2500V 兆欧表,3）必要时 二次绕组用 1000V 或 2500V 兆欧表 2 tg1）绕组绝 1)绕组绝缘 tg()不应大于下表中串级式电压互(20KV 缘；的数值 感器的 tg 试及以,)1，3 年 验方法建议采温度？5 10 20 30 40 上）,）大修后 用末端屏蔽法，35KV 大 1。5 2.5 3.0 5。0 7。0 ;)必要时 其它试验方法及以修 2）66220KV
41、与要求自行规下 后 串级式电定 运 2.0 2。5 3。5 5。5 8。0 压互感器行 支架 中 ,)投运前 35KV 大 1.0 1.5 2.0 3.5 5。0 ，)大修后 及以修;)必要时 上 后 运 1.5 2.0 2。5 4.0 5.5 行 中 2)支架绝缘 tg 一般不大于 6 3 油中溶 1)投运前 油中溶解气体组分含量（体积分数）超过 1)新投运互解气体 2）1,3 年下列任一值时应引起注意:感器的油，6 色谱分（66KV 总烃 10010 中不应含，6 析 及以上)H 15010H 有 C222,63)大修后 CH 210 2）全密封互 22 4）必要时 感器按制 造厂要求(如
42、果有)进行 4 交流耐 1）3 年 1）一次绕组按出厂值的 85%进行，出厂 1)级式或分压试验（20KV 值不明的，按下列电压进行试验：级绝缘式 及以下)的互感器电 3 6 10 15 20 35 66 2)大修后 用倍频感压 3）必要时 应耐压试等 级验 KV 2)进行倍频 感应耐压试 15 21 30 38 47 72 120 试验时应验 考虑互感电 器的容升压 电压 KV 3)倍频耐压 2)二次之间及末屏对地为 2KV 试验前后,3）全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 应检查有 否绝缘损 伤 5 局部放 1）投运前 1）固体绝缘相对地电压互感器在电压 1）试验按电测量 2)1，3 年(20
43、 为 1。1Um/3 时，放电量不大于 100pC,GB5583 进,35KV 固体在电压为 1。1Un 时（必要时)，放电量行 绝缘互感器）不大于 500pC。固体绝缘相对相电压 2）出厂时有 3)大修后 互感器,在电压为 1.1Um 时，放电量试验报告 4）必要时 不大于 100pC。者投运前 2)110KV 及以上油浸式电压互感器在电可不进行 压为 1。1Um/3 时,放电量不大于 20pC.试验或只 进行抽查 试验 6 空载电 1)大修后 1)在额定电压下，空载电流与出厂数值 流测量 2）必要时 比较无明显差别 2)在下列试验电压下，空载电流不应大 于最大允许电流 中性点非有效接地系统
44、 1.9U，/3 中性点接地系统 1.5Un/3 7 密封检 1)大修后 应无渗漏油现象 试验方法按制查 2)必要时 造厂规定 8 铁芯夹大修时 自行规定 采用 2500V 兆紧螺栓欧表（可接 触到的 绝缘电 阻）9 联接组 1）更换绕组与铭牌和端子标志相符 别和极后 性 2)接线变动 后 10 电压比 1)更换绕组与铭牌标志相符 更换绕组后应 后 测量比值差和 2)接线变动相位差 后 11 绝缘油 1）大修后 击穿电 2)必要时 压 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项目、周期和要求 序项目 周期 要求 说明 号 1 电压比
45、 1）大修与铭牌标志相符 后 2）必要 时 2 中间变压器的 1)大修自行规定 采用 2500V 兆 绝缘电阻 后 欧表 2）必要 时 3 中间变压器的 1）大修与初始值相比不应 tg 后 有显著变化 2）必要 时 注：电容式电压互感器的电容分压器部分的试验项目、周期和要求见 5 试投运 5。1 试运前应进行下列检查 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，相色正确，接地良好。5.2 试运行时进行下列检查：A.表面及内部均应无放电或其它异声;B。表计指示正常，装有三相表计时三相表计指示平衡，无缺 相或不平衡现象;C。油温油位正常,
46、无渗油。6 维护检查与故障处理 6.1 维护检查周期 6.1.1 专业检查应每周一次 运行人员检查应每班至少 2 次。6.1.2 天气恶劣时,对于安装于室外的互感器应缩短检查周期，每小时 1 次.6。1。3 有互感器接头发热异常现象时,应缩短检查周期，加强跟踪测.6。1.4当系统内有过电压或单相接地故障时，应对故障系统内的互感器进行检查。6。2 维护检查项目与标准：A.瓷件部分应清洁完整，无袭纹、破损及放电；B.接线牢固，各接头应无松动及过热;C.油位、油色应正常，无渗油；D。接地应良好；E。带有呼吸器的互感器，吸湿剂不应失效；F.表面及内部均应无放电或其它异声;G。表计指示正常。书中横卧着整个过去的灵魂卡莱尔 人的影响短暂而微弱,书的影响则广泛而深远-普希金 人离开了书，如同离开空气一样不能生活科洛廖夫 书不仅是生活，而且是现在、过去和未来文化生活的源泉 库法耶夫 书籍把我们引入最美好的社会,使我们认识各个时代的伟大智者史美尔斯 书籍便是这种改造灵魂的工具.人类所需要的，是富有启发性的养料。而阅读,则正是这种养料-雨果