互感器耦合电容器及套管监督规程

1、互感器耦合电容器及套管监督规程1.1.1设计选型审查1.1.1.1互感器设计选型应符合GB 20840.1 、 DL/T 725 、 DL/T726 等标准及相关反事故措施的规定。电流互感器的技术参数和性能应满足 GB 1208 的要求。电磁式电压互感器的技术参数和性能应满足 GB 1207 的要求。电容式电压互感器的技术参数和性能应满足 GB/T 20840.5 的要求。1.1.1.2耦合电容器选型应符合GB/T 19749 等标准及相关反事故措施的规定。1.1.1.3高压电容式套管选型应符合GB/T 4109 、 DL/T 865 、DL/T 1001 等标准及相关反事故措施的规定。电容式

2、电压互感器的中间变压器高压侧不应装设金属氧化物避雷器（ MOA）。1.1.2监造和出厂验收1.1.2.1监造范围根据 DL/T 1054 的规定， 220kV 及以上电压等级的气体绝缘和干式互感器应进行监造和出厂验收。1.1.2.2主要监造内容1.1.2.2.1检查工厂的生产条件是否满足产品工艺要求。1.1.2.3.11.1.2.2.2核对重要原材料如硅钢片、金属件、电磁线、绝缘支撑件、浇注用树脂、绝缘油、SF6 气体等的供货商、供货质量是否满足订货技术条件的要求。1.1.2.2.3核对外瓷套或复合绝缘套管、SF6 压力表和密度继电器、防爆膜或减压阀等重要配套组件的供货商、产品性能是否满足订货

3、技术条件的要求。1.1.2.2.4见证外壳焊接工艺是否符合制造厂工艺规程规定，探伤检测和压力试验是否合格。1.1.2.2.5 见证器身绝缘装配、引线装配、器身干燥、树脂浇注等关键工艺程序，考察生产环境、工艺参数控制、过程检验是否符合工艺规程的规定。1.1.2.2.6 见证出厂试验。每台设备必须按订货技术条件的要求进行试验。1.1.2.3出厂验收确认硅钢片、电磁线、绝缘材料、金属件、浇注用树脂、绝缘油、 SF6 气体等的出厂检验报告及合格证符合相关的技术要求。1.1.2.3.2确认瓷套或复合绝缘套管、SF6 压力表和密度继电器、防爆膜或减压阀等重要配套组件的出厂试验报告及合格证符合相关的技术要求

4、。1.1.2.3.3确认部件制造及器身装配、总装配符合制造厂的工艺规程要求。1.1.2.3.4按合同规定的整机试验项目进行验收。确认试验项目齐全、试验方法正确、试验设备及仪器、仪表满足试验要求，试验结果符合GB 20840.1 、 GB 50150 等标准的规定。1.1.2.3.5110（ 66） 750kV 互感器在出厂试验时，局部放电试验的测量时间延长到5min 。1.1.2.3.6电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8Un 、1.0Un 、1.2Un 及 1.5Un 的铁磁谐振试验（注：Un 指额定一次相电压） 。1.1.2.3.7SF6 压力表和密度继电器的报警接点，应实现远传

5、功能。1.1.3安装和投产验收1.1.3.1运输和保管1.1.3.1.1 油浸式互感器、耦合电容器的运输和放置应按产品技术条件的要求执行。1.1.3.1.2SF6 绝缘电流互感器运输时，制造厂应采取有效固定措施，防止内部构件震动移位损坏。运输时所充的气压应严格控制在允许范围内，每台产品上安装振动测试记录仪器，到达目的地后应在各方人员到齐情况下检查振动记录，若振动记录值超过允许值，则产品应返厂检查处理。1.1.3.1.51.1.3.1.3电容式套管运输应该有良好的包装、固定措施，运输套管应该装设有三维冲撞记录仪，并在达到现场后进行运输过程检查，确定运输过程无异常。1.1.3.1.4 互感器、耦合

6、电容器在安装现场应该直立式存放，并有必要的防护措施。干式环氧浇注式互感器要户内存放，并有必要的防护措施。电容式套管可以在安装现场短时水平存放保管，但若短期内（不超过一个月）不能安装，应置于户内且竖直放置；若水平存放，顶部抬高角度应符合制造厂要求，避免局部电容芯子较长时间暴露在绝缘油之外，影响绝缘性能。1.1.3.2安装监督重点1.1.3.2.1互感器、耦合电容器、高压电容式套管安装应严格按 GB 50148 和产品的安装技术要求进行，确保设备安装质量。1.1.3.2.2电流互感器一次端子所承受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气联结应接触良好，防止产生过热性故障。应检查膨胀器外罩、将军帽

7、等部位密封良好，联结可靠，防止出现电位悬浮。互感器二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。1.1.3.2.3气体绝缘的电流互感器安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF6 气体至额定压力， 静置 24h 后进行 SF6 气体微水测量。气体密度继电器必须经校验合格。1.1.3.2.4电容式电压互感器配套组合要和制造厂出厂配套组合相一致，严禁互换。1.1.3.2.5电容式套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面，检查端子受力和引线支承情况、外部引线的伸缩情况，防止套管因过度受力引起密封破坏渗漏油；与套管相连接的长引线，当垂直高差较大时要采取引线分水措施。1.1.3.2.6电容

8、式变压器套管备品应该在库房垂直存放，存放时间超过一年的备品使用时应进行局部放电试验、额定电压下介损检测和油中溶解气体色谱分析，试验合格后方可使用。1.1.3.3投产验收1.1.3.3.1互感器、耦合电容器、高压套管安装后，应按照50150 进行交接试验，油中溶解气体含量见表4.3.1 。1.1.3.3.2投产验收的重点监督项目：a）各项交接试验项目齐全、合格；b）设备外观检查无异常；c）油浸式设备无渗漏油；d）SF6 设备压力在允许范围内；GBe）变压器套管油位正常，油浸电容式穿墙套管压力箱油位符合要求；f ）复合外套设备的外套、硅橡胶伞裙规整，无开裂、变形、变色等现象；g）接地规范、良好。h

9、）新套管供应商提供的型式试验报告齐全；i）套管将军帽结构图资料齐全。1.1.3.3.3投产验收时，应提交基建阶段的全部技术资料和文件。表 4.3.1新投运的互感器油中溶解气体含量单位： L/L设备气体组分氢气乙 炔总 烃330kV及以50010互感器220kV及以 1000101.1.4运行监督1.1.4.1正常巡检周期互感器、耦合电容器、高压套管运行监督应依据DL/T727 的规定进行。正常巡视检查应每班不少于一次，夜间闭灯巡视应每周不少于一次。1.1.4.2加强巡视以下情况应加强巡视：a）新安装或大修后投运的设备，应缩短巡视周期，运行 72h 后转入正常巡视；b）特殊运行时，如过负荷，带缺

10、陷运行等；c）恶劣气候时，如异常高、低温季节，高湿度季节。1.1.4.3油浸式设备油浸式互感器（电容式电压互感器） 、变压器套管、油浸式穿墙套管巡视检查项目：a) 设备外观完整无损，各部连接牢固可靠；b) 外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象；c) 油位正常，膨胀器正常；d) 无渗漏油现象；e) 无异常振动，无异常音响及异味；f) 各部位接地良好（电流互感器末屏接地，电压互感器 N(X) 端接地）；g) 引线端子无过热或出现火花，接头螺栓无松动现象；h) 电压互感器端子箱内熔断器及自动断路器等二次元件正常；i) 330kV 及以上电容式电压互感器分压电容器各节之间防晕罩连接可靠；j) 分压电容器低

11、压端子 N（ 、J）与载波回路连接或直接可靠接地；k) 电磁单元各部分正常，阻尼器接入并正常运行。1.1.4.4SF 气体绝缘互感器、复合绝缘套管6SF6 气体绝缘互感器、复合绝缘套管巡视检查项目：1.1.4.6a）压力表、气体密度继电器指示在正常规定范围，无漏气现象；b）运行中应巡视检查气体密度表，SF6 气体年漏气率应小于 0.5%；c）若压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6 新气。一般应停电补气，个别特殊情况需带电补气时，应在厂家指导下进行，控制补气速度约为0.1MPa/h ；补气较多时（表压小于0.2MPa），应进行工频耐压试验；d）运行中 S

12、F6 气体含水量应对应于20测量的露点温度不高于 -30，若超标时应尽快退出运行进行处理；e） 复合绝缘套管表面清洁、完整、无裂纹、无放电痕迹、无变色老化迹象。1.1.4.5环氧树脂浇注互感器环氧树脂浇注互感器巡视检查项目：a）互感器无过热，无异常振动及声响；b）互感器无受潮，外露铁芯无锈蚀；c）外绝缘表面无积灰、粉蚀、开裂，无放电现象。绝缘油绝缘油监督的主要内容：a)绝缘油应符合GB/T 7595 的规定；b) 当油中溶解气体色谱分析异常，含水量、击穿强度等项目试验不合格时，应分析原因并立即处理；c）互感器油位不足应及时补充，应补充试验合格的同品牌同型号绝缘油。如需混油时，必须按GB/T 1

13、4542规定进行有关试验，合格后方可进行。1.1.4.7SF6 气体SF6气体监督的主要内容：a) SF6 气体按 GB/T 8905 管理，符合 GB12022、Q/CDT107 001 的规定；b) 当互感器 SF6 气体含水量超标或气体压力下降， 年泄漏率大于 0.5%时，应分析原因并及时处理；c) 补充的气体应按 GB/T 8905 规定进行试验，合格后方可补气；d) 异常放电后， SF6 气体使用专用回收装置进行回收。1.1.4.8异常运行的监督重点运行中互感器、高压套管发生异常现象时，应对其处理进行监督：a）瓷套、复合绝缘外套表面有放电现象应及时处理；b）运行中存在渗漏油的互感器、

14、电容器、油浸电容式高压套管，应根据情况限期处理；严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油应立即停止运行；c）已确认存在严重内部缺陷的互感器、电容器、高压套管应及时进行更换。d） 复合绝缘外套电流互感器、高压套管出现外护套破裂，硅橡胶伞裙严重龟裂，严重老化变色，失去憎水性时，应该及时停止运行进行更换；e） 运行中温度异常的互感器、高压套管应该及时停电处理。现场无法处理的故障或已对绝缘造成损伤时，应该进行更换。运行中温度异常的电容器、环氧浇注式互感器应该及时进行更换，避免长期存在缺陷造成事故；f ） 电容式变压器套管备品应该在库房垂直存放，存放时间超过一年的备品使用时应进行局部放电试验、额定电压下介质损检测和油中溶解气体色谱分析，试验合格后方可使用；g）电流互感器不同部位不同绝缘材料的温升限值见DL/T 725 ；电压互感器不同部位不同绝缘材料的温升限值见 DL/T 726 ；套管的温度限值见DL/T865。1.1.5检修监督1.1.5.1互感器、电容器、高压套管检修随机组、线路、开关站检修计划安排；临时性检修针对运行中发现的缺陷及时进行。1.1.5.2110kV 及以上电压等级的互感器、电容器、高压套管不应进行现场解体检修。1.1.