11066kV500kV互感器检修规范.docx
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11066kV500kV互感器检修规范
附件5:
110(66)kV~500kV互感器
检修规范(附编制说明)
国家电网公司
二○○五年三月
目次
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10
第五章检修前的准备12
第六章大修内容及质量要求14
第七章小修内容及质量要求22
第八章互感器大修关键工序质量控制26
第九章试验项目及要求29
第十章检修报告的编写32
第十一章检修后运行33
附录A互感器大修检查报告34
附录B互感器大修试验报告38
附录C互感器油试验报告40
附录D使用工具和设备一览表42
110(66)kV~500kV互感器检修规范编制说明47
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)kV500kV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。
GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合
GB1208-1997电流互感器
GB1207-1997电压互感器
GB/T4703-2001电容式电压互感器
GB4705-1992耦合电容器及电容分压器
GBJ148-1990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
GB2536-1990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
GB50150-1991电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T726-2000电力用电压互感器定货条件
DL/T727-2000互感器运行检修导则
DL/T722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则
DL/T596-1996电力设备预防性试验规程
DL/T506-1992六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法
JB/T5357-1991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
1~3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
1~3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
1~3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
1~3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
1~3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
1~3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
1~3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
1~3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
1~3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
1~3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
1~3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)
1~3年
>1000MΩ
绝缘电阻表:
一次、二次绕组用2500V绝缘电阻表
低于1000MΩ,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100μL/L
H2150μL/L
C2H22μL/L
(电磁式电压互感器及110kV及以下电流互感器)
C2H21μL/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
66kV~220kV
≥35kV/2.5mm
330kV
≥45kV/2.5mm
500kV
≥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)
1~3年
不应大于DL/T596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
1~3年
不大于
300μL/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
1~3年
一般不低于5000MΩ
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
1~3年
tanδ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
1~3年
一般不低于100MΩ
用1000V绝缘电阻表
电磁单元介质损耗因数和电容量测量
1~3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,1~3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3~4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
(1)外部检修内容及质量要求见表9:
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。
(2)器身大修内容及质量要求见表10。
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:
>100MΩ。
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
(3)零部件的检修及质量要求见表11。
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。
(三)电容式电压互感器
(1)外部大修内容及质量要求见表12。
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。
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- 11066 kV500kV 互感器 检修 规范
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