110KV变电站检修作业施工方案

A2+598--CC+89段施工方案，施工组织设计，施工工艺A2+598--CC+89段施工方案，施工组织设计，施工工艺第PAGE第PAGE24A2+598--CC+89段施工方案，施工组织设计，施工工艺第PAGE110KV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SF7-80000/110kV—8000KVA，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、DL408—91电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)3、GBJ147—1990电气装置安装工程:高压电器施工及验收规范4、DL5009.3—1997电力建设安全工作规程(变电所部分)5、DL/T639—1997SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则6、Q/CSG10007—2004电力设备预防性试验规程7、Q/CSG10004—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?7575?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、工具设备及材料清单:序号工具名称规格、型号数量备注1.吊车25t1台2.倒链1个3.钢丝绳扣4个4.变压器油桶100kg10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103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20KG20.白布10米21.塑料布10米22.破布20KG23.槽钢[88m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12多功能万用表13变压器损耗参数测试仪14回路阻抗测试仪15断路器测试仪16继电保护测试仪17全自动变比测试仪18变压器直流电阻测试仪19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，Φ16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0.05×10mm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φ16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GW4-110110KV/600A。2编制依据:2.1DL408—91电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)2.2GBJ147—1990电气装置安装工程:高压电器施工及验收规范2.3DL5009.3—1997电力建设安全工作规程(变电所部分)2.4DL/T639—1997SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则2.5Q/CSG10007—2004电力设备预防性试验规程2.6Q/CSG10004—2004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?m80,400套1大、小修力矩扳手N?m20,100套1大、小修回路电阻测试仪A100台1大、小修兆欧表V2500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2lb把1大、小修吊索kg最小载荷?2000付1大、小修绝缘梯m3张2大、小修塞尺mm0.02-1.0套1大修直尺cm50把1大修开口扳手17`19: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/m2大、小修汽油kg5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m6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kg0.5大、小修中性凡士林瓶1大、小修松动剂WD-40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.950.185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kV110额定电流A630/1250额定频率Hz50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(1.2/50μs)峰对地450值kV接线端额定水平拉力N500瓷瓶的抗弯强度N4000瓷瓶的抗扭强度Nm2000机械寿命2000次额定短时耐受电流kA31.5出厂标准参名称备注数热稳定电流(4S)kA20/31.5额定峰值耐受电流kA50/80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mm3740,5500,6300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三相同期mm30动触头到静触头的距离地刀同期mm50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、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，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1GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准2GB11032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%;5.30.75倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50μA，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6KV~220KV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、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1000MΩ表3)大修后4)必要时2tgδ及电1)投运1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的1)绝缘tgδ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tgδ试3)大修验电压为电压等级2066220330后2KVKV,,,4)必要351105002)油纸电容型时tgδ一般不大油纸,1.00.70.6进行温度换修电容3.02.0,,算，当tgδ后型充2.52.0,,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,1.00.80.7分析，tgδ行电容3.52.5,,随温度、电中型充3.02.5,,压的关系，油型当tgδ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，tgδ增时应查明原因量超过?3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘0.3%，不应电阻小于1000MΩ时，应测量末屏继续运行对地tgδ，其值不大于2%3)固体绝缘互感器可不进行tgδ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100×10,6(66H150×1022)全密封互感,6KVCH2×10(110KV及以下)22器按制造厂,6及以1×10(220~500KV)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85%进行。出试验年厂值不明的按下列电压进行试验:(20电361015203566KV压及以等下)级2)大修KV后试1521303847721203)必要验时电压KV2)二次绕组之间及末屏对地为2KV3)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)1~3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2tgδ1)绕组绝1)绕组绝缘tgδ(%)不应大于下表中串级式电压互(20KV缘;的数值感器的tgδ试及以,)1,3年验方法建议采温度?510203040上),)大修后用末端屏蔽法，35KV大1.52.53.05.07.0;)必要时其它试验方法及以修2)66~220KV与要求自行规下后串级式电定运2.02.53.55.58.0压互感器行支架中,)投运前35KV大1.01.52.03.55.0,)大修后及以修;)必要时上后运1.52.02.54.05.5行中2)支架绝缘tgδ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100×10中不应含,6析及以上)H150×10H有C222,63)大修后CH2×102)全密封互224)必要时感器按制造厂要求(如果有)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3610152035662)大修后用倍频感压3)必要时应耐压试等级验KV2)进行倍频感应耐压试152130384772120试验时应验考虑互感电器的容升压电压KV3)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