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1、發電廠消弧線圈運行維護和檢修管理規定編 制： 審 核： 批 準： 版 本 號: ESZAQDGF001 編 制： 審 核： 批 準： 版 本 號: 消弧線圈運行維護和檢修管理規定1.總則1.1 為了加強消弧線圈設備管理、運行維護管理和檢修管理，特制定本規定。1.2 本規定消弧線圈設備是指消弧線圈成套設備，主要包括接地變壓器、消弧線圈、單相隔離開關、PT、MOA、PK10控制屏及控制器、組合柜等設備。1.3 本規定編制依據：1.3.1 國家電力行業標準(DL/T620-1997) 交流電氣裝置的過電壓和絕緣；1.3.2國家電力行業標準(DL/T572-95) 電力變壓器運行規程；1.3.3國家電2、力行業標準(DL/T574-95) 有載分接開關運行維修導則；1.3.4國家電力行業標準(DL/T596-1996) 電力設備預防性試驗規程1.3.5國家電力行業標準(DL/T684-1999) 繼電保護；1.3.6國家標準(GB 10229-88) 電抗器消弧線圈1.3.7國家標準（GB/T 6451-1999）三相油浸式電力變壓器技術參數和要求1.3.8國家標準(GB 10229-88) 電抗器消弧線圈1.3.9國家電力公司國電發2000589號防止電力生產重大事故的二十五項重點要求（2000）；1.3.10廠家說明書1.4 公司系統所屬各供電公司、高壓運行部、變電檢修公司分管運行、檢修工3、作的各級領導、變電運行、變電檢修專職和變電站值班人員、開關檢修人員以及工程建設管理部門、設計部門、施工單位均應熟悉本規定，并認真貫徹執行。1.5 本規定由生產運營部負責解釋。2目的和構成21裝設消弧線圈的目的電力行業標準DL/T 620-1997交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合規定：3kV10kV不直接連接發電機的系統和35kV、66kV系統，當單相接地故障電容電流不超過下列數值時，應采用不接地方式；當超過下列數值又需在接地故障條件下運行時，應采用消弧線圈接地方式： a)3kV10kV鋼筋混凝土或金屬桿塔的架空線路構成的系統和所有35kV、66kV系統，10A。 b)3kV10kV非鋼筋混凝4、土或非金屬桿塔的架空線路構成的系統，當電壓為： 1)3kV和6kV時，30A； 2)10kV時，20A。 c)3kV10kV電纜線路構成的系統，30A。 消弧線圈接地故障電流不宜超過10A。必要時可將系統分區運行。消弧線圈宜采用過補償運行方式。消弧線圈接地系統，在正常運行情況下，中性點的長時間電壓位移不應超過系統標稱相電壓的15%。消弧線圈對減小故障點的殘余電流、抑制間歇性弧光過電壓及諧振過電壓有較明顯的效果，對保證系統安全供電能起到顯著的作用。消弧線圈接地故障電流不宜超過10A。必要時可將系統分區運行。消弧線圈宜采用過補償運行方式。消弧線圈接地系統，在正常運行情況下，中性點的長時間電壓位移不5、應超過系統標稱相電壓的15%。消弧線圈自動補償裝置能在線測量系統的電容電流，根據預先設定的系統脫諧度或殘流，自動調整消弧線圈的檔位，對系統電容電流進行預補償。幷能自動打印、記錄系統單相接地的時間以及各種參數，并能通過綜合自動化系統將各種遙信遙測等信息及時傳輸至中心站。22消弧線圈自動補償裝置的基本構成一次設備：接地變壓器（可帶所用變）、消弧線圈、過電壓保護器、單相隔離開關、中性點PT、CT等，控制設備：微機調節器、自動調諧控制屏（PK10屏）等。3職責分工3.1技術管理： 生技處/部/科3.2日常運行管理： 調度及運行部門、變電工區3.3一次設備維護： 高壓試驗3.4控制設備維護： 繼電保護46、消弧線圈設備運行中注意事項4.1在系統電容電流超過10A時消弧線圈及自動補償裝置應投入運行；消弧線圈和其它電氣設備一樣，由調度實行統一管理,操作前必須有當值調度員的命令才能進行操作；禁止將一臺消弧線圈同時接在兩臺接地變壓器（或變壓器）的中性點上。4.2消弧線圈自動調諧裝置應具備數據通信接口與站內監控系統相連接。在后臺機及中心監控站可觀測消弧線圈的采集的系統的電容電流值、脫諧度，接地變中性點的電壓值、電流值、接地時接地點殘流等遙測值。4.3系統的脫諧度應設置在216（可調節）的范圍，或將接地點的殘流設置在5A左右，且宜采取過補償方式，特殊情況下也可以在系統欠補償或全補償下運行。4.4系統單相接地7、時嚴禁操作消弧線圈的隔離開關以及消弧線圈的調壓開關。投入或退出消弧線圈時應注意操作順序，即消弧線圈的單相隔離開關有閉鎖裝置時可直接操作；無閉鎖時投入消弧線圈。 4.5兩段母線均裝有消弧線圈的變電站并列運行時，應將兩臺消弧線圈退出一臺。4.6當出現兩個或以上變電站拉手運行時，消弧線圈仍應投入運行，運行注意事項請參考上述第5條，可以采用碰撞方式或一臺自動運行其他手動運行的方式。當出現由外站電源供進母線并轉供其他負荷時，消弧線圈仍應投入運行。4.7如控制裝置顯示上限燈閃爍（表示補償電流高于最高補償值），則應檢查此時電容電流的數值，若電容電流超出上限值，且殘流小于10A，則消弧線圈繼續投入運行，若殘流8、大于10A，則消弧線圈應退出，查看是否最初設計時選擇消弧容量過小，需整改；如控制裝置顯示下限燈閃爍（表示補償電流低于最低補償值），則應將消弧線圈退出運行，同時向生運部匯報。4.8調度、運行值班人員應知曉整套設備的基本功能，運行值班人員應熟知微機調節器的面板操作以及巡視內容：脫諧度及殘流是否在設定的范圍以內；有載調壓開關的檔位及動作次數（累計值）；接地變中性點電壓是否正常（一般不超過15相電壓）；微機調節器上的電源指示燈是否正常；是否能正確打印接地時的各種參數；以及接地變壓器、消弧線圈運行是否正常；如是負荷開關控制接地變加熔絲保護，還應經常檢查熔絲的熔斷情況，在操作、或系統發生接地后必須進行檢查9、。4.9運行人員在巡視時發現裝置故障或異常應立即向調度及檢修部門匯報。如果是一次設備問題或自動補償裝置出現異常或故障，則將消弧線圈停用，并立即通知廠家查看維修。4.10對于油浸式設備在日常巡視中必須注意A、運行無雜音；B、油位應正常，油色透明不發黑；C、應無滲油和漏油現象；D、套管應清潔、無破損和裂紋； E、引線接觸牢固，接地裝置完好；F、吸濕劑不應受潮；G、上層油溫應正常；H、表計指示準確。 對于消弧線圈本身的部分報警信號的處理：A 溫度報警信號：作為報警信號，一般消弧線圈允許溫升為75K，設置報警溫度為55K，則溫度定值為55K+40=95（一般可以設為80-100）。B 瓦斯報警信號：輕10、瓦斯作為報警信號，重瓦斯作為跳閘信號；由于35kV 系統的消弧線圈是通過中性點隔離刀閘接在主變的中性點上，不能直接跳開主變（有時可能為110Kv、220kV），但隔離刀閘又不能帶負荷操作；建議可以在中性點加裝單相真空短路器（當重瓦斯動作時跳開），額定電壓可以采用35/3或者35kV電壓等級。4.11運行值班人員應注意收集、保存系統接地時微機調節器的發出信號以及打印數據，必要時報送局生運部。A、系統發生單相接地時，禁止操作或手動調節該段母線上的消弧線圈；B、系統發生單相接地時，禁止關閉控制器，及斷開控制器的電源。C、拉合消弧線圈與中性點之間單相隔離開關時，如有下列情況之一時禁止操作：a、系統有單11、相接地現象，已聽到消弧線圈的嗡嗡聲；b、中性點位移電壓大于50%相電壓。c、發生單相接地必須及時排除，接地時限一般不超過2小時；D、發生單相接地時，有條件時應監視并記錄下列數據：a、接地變和消弧線圈運行情況；b、PK屏面板上，電阻短接指示燈；c、微機調諧器顯示參數：電容電流、殘流、脫諧度、中性點電壓和電流；d、單相接地開始時間；e、單相接地線路及單相接地原因；f、天氣狀況。5設備的驗收、投運5.1設備驗收5.1.1資料交接：運行規程定值整定現場調試報告（交給用戶完整的調試報告，應體現試驗項目是否合格、是否可以投運）。5.1.2檢查備品備件是否齊全5.1.3一二次設備銘牌應齊全、正確、清楚5.112、.4一二次設備接線正確、牢靠(要注意從用戶高壓開關柜到接地變一次高壓電纜是否接錯,特別是有兩套設備時)同時調整接地變的2.5%（或2*2.5%）的抽頭，干式帶所用變ABC分別為2、3、3，干式不帶所變可為1、2、2；對于油浸式也要注意調整接地變不對稱抽頭；由于各個廠家習慣不同可能檔位也不同；總之要求調整為不對稱為1%-2.5%，對于5%的抽頭要慎重對待。控制器上電顯示及按鍵操作。5.1.6模擬試驗、包括接地試驗5.1.7通訊測試（校驗每一個參數、特別是軟遙信）5.1.8三遙測試5.1.9接地試驗0寫驗收報告52投運步驟5.2.1檢查確認一次、二次設備正常，接線準確；符合安全規程。5.2.2確認13、保護交流電源均已送上.5.2.3測量開口三角電壓5.2.4打開控制器面板的電源開關接地變的沖擊試驗2-3次后（中性點隔離刀閘斷開），斷開接地變。合上中性點隔離刀閘。合上接地變的開關；合上控制屏上 空開；5.2.9最后合上控制器開關，觀察控制器顯示及儀表顯示。53自動調諧的檢測有條件時，可以做金屬接地試驗，檢驗裝置計算電容電流的準確性（包括殘流），可以用幾種方法進行比較； 6維護、檢修、預試的項目及周期 原則：A。檢修和預試的周期一般跟隨主變。 B設備的維護應按制造廠家的規定進行，無制造廠家規定時可參照相應標準。 C設備維護、檢修包括：定期維護檢查（小修）、臨時檢查（臨修）及大修。一般情況下每隔14、1-2年進行機構小修維護，每隔5-6年機構大修一次；只有當運行時間較長（10年以上）且生產廠家有明確規定需要時，或運行中出現事故、重大異常情況時，方考慮進行解體大修。 6.1維護、檢修 6.1.1設備定期維修檢查（小修），控制屏外，內容包括： A對設備進行詳細的維修檢查，清掃設備本體，處理漏油或某些缺陷 B檢查各處開關：過渡電阻、過渡波形、動作時間、動作的靈活性、開關的磨損、各部分密封及滲、漏油情況情況。C檢查絕緣電阻、繞組直流電阻，壓比、流比。 工頻耐壓試驗、感應耐壓試驗D局放試驗、零序阻抗、阻抗電壓、各種損耗 E檢查或校驗溫度計、氣體繼電器、壓力釋放器。F絕緣油的耐壓，油色普分析G檢查接地15、裝置。6.2 電氣試驗6.2.1消弧線圈預防性試驗項目A交流耐壓試驗； B 繞組直流電阻測量 C繞組所有分接的壓比試驗D輔助回路絕緣試驗；E絕緣電阻、電容量和tg、局放試驗 F主回路及輔助回路耐壓試驗；G 溫度計、氣體繼電器、壓力釋放器校驗（或調整），機械安全閥校驗；H油色普分析，絕緣油試驗6.2.2 接地變的預防性試驗A上述消弧線圈的要求同樣應滿足B每一檔的直流繞組電阻C每一檔的變比（按出廠報告做試驗）D零序阻抗、阻抗電壓、空載電流、空載損耗、負載損耗E核相6.2.3 消弧線圈交接、大修試驗項目見表5中序號1、2、3、4、6、7、9、22，裝在消弧線圈內的電壓、電流互感器的二次繞組應測絕緣電16、阻(參照表5中序號24)；定期試驗項目見表5中序號1、2、3、4、6。6.2.4接地變交接、大修試驗項目見表5中序號2、3、6、7、9、15、16、22，其中15、16項適用于更換繞組時進行；定期試驗項目見表5中序號3、6、7。6.2.5其他的見(DL/T596-1996) 電力設備預防性試驗規程的6.4、6.5、6.6、6.7、6.9、6.10。63 其他一次設備的定期校驗、試驗6.3.1 PT：直流電阻、絕緣電阻、交流耐壓、變比、tg(20kV及以上)、空載電流測量、密封檢查、絕緣油擊穿電壓6.3.2 MOA：絕緣電阻、直流1mA電壓(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏電流6.3.3 隔17、離開關：交流耐壓試驗、支持絕緣子及提升桿的絕緣電阻、二次回路的絕緣電阻、操動機構的動作情況、導電回路電阻測量6.3.4 組合柜：通風、除濕、防雨、防塵、防凝露性能檢查、溫度控制性能檢查、交流耐壓試驗、輔助回路和控制回路絕緣電阻和交流耐壓、隔離開關及隔離插頭的導電回路電阻、隔離開關的操作靈活性能、檢查電壓抽取(帶電顯示)裝置、五防性能檢查。（內部絕緣子和套管參照相關標準）6.3.5 一次接地：接地電阻、連接處連接情況6.3.6 校驗周期：跟隨消弧線圈等一次設備6.4 二次設備定期檢驗6.4.1模擬試驗（參照廠家說明書）6.4.2接地變保護校驗：過流速斷的保護定值，保護試驗 6.4.3 二次回路：絕緣電阻、交流耐壓、接線端子連接性能、 6.4.4 相序檢查：更換電源時或電源接線 6.4.5 檢修周期：交接時、大修時、更換二次線時 7.設備評級和缺陷管理消弧線圈設備評級和缺陷管理按有關規定進行。