互感器检修：运行指南（摘要）

1 范围

本导则规定了互感器运行、检修应遵循的基本原则及检修应遵守的工艺、方法、质量标准等。

本导则适用于交流额定电压3kV～500kV电力系统中,供电气测量、电能计量、继电保护、自动装置等及兼做载波通信用的互感器,包括油浸绝缘、SF6气体绝缘及树脂浇注的电流互感器、电磁式电压互感器及电容式电压互感器。国外引进互感器的运行、维护应以订货合同的技术条款和制造厂规定为基础,参照本导则要求执行。

2 引用标准

略。

第一篇 互感器的运行

3 运行基本要求

3.1 基本技术要求

3.1.1 互感器应有标明基本技术参数的铭牌标志,互感器技术参数必须满足装设地点运行工况的要求。用于电能计量的绕组,其准确级应符合DL/T 448的要求。

3.1.2 互感器的各个二次绕组 (包括备用)均必须有可靠的保护接地,且只允许有一个接地点,接地点位置按GB/T 14285及有关规定进行。

3.1.3 互感器应有明显的接地符号标志,接地端子应与设备底座可靠连接,并从底座接地螺栓用两根接地引下线与地网不同点可靠连接。接地螺栓直径,35kV及以下应不小于M8mm,35kV以上应不小于M12mm,引下线截面应满足安装地点短路电流的要求。

3.1.4 互感器二次绕组所接负荷应在准确等级所规定的负荷范围内。电压互感器的计量绕组二次引线压降应符合DL/T 448要求。

3.1.5 互感器的引线安装,应保证运行中一次端子承受的机械负载不超过制造厂规定的允许值。

3.1.6 互感器安装位置应在变电站 (所)直击雷保护范围之内。

3.1.7 电压互感器二次侧严禁短路。电流互感器二次侧严禁开路,备用的二次绕组也应短接接地。

3.1.8 电流互感器允许在设备最高电压下和额定连续热电流下长期运行。

3.1.9 电容屏型电流互感器一次绕组的末 (地)屏必须可靠接地。

3.1.10 倒立式电流互感器二次绕组屏蔽罩的接地端子必须可靠接地。

3.1.11 三相电流互感器一相在运行中损坏,更换时要选用电压等级、电流比、二次绕组、二次额定输出、准确级、准确限值系数等技术参数相同,保护绕组伏安特性无明显差别的互感器,并进行试验合格,以满足运行要求。

3.1.12 电压互感器 (含电磁式和电容式电压互感器)允许在1.2倍额定电压下连续运行,中性点有效接地系统中的互感器,允许在1.5倍额定电压下运行30s,中性点非有效接地系统中的互感器,在系统无自动切除对地故障保护时,允许在1.9倍额定电压下运行8h。系统有自动切除对地故障保护时,允许在1.9倍额定电压下运行30s。

3.1.13 电磁式电压互感器一次绕组N (X)端必须可靠接地。电容式电压互感器的电容分压器低压端子 (N、δ、J)必须通过载波回路线圈接地或直接接地。

3.1.14 中性点非有效接地系统中,作单相接地监视用的电压互感器,一次中性点应接地。为防止谐振过电压,应在一次中性点或二次回路装设消谐装置。

3.1.15 保护电压互感器的高压熔断器,应按母线额定电压及短路容量选择,如熔断器断流容量不能满足要求时应加装限流电阻。

3.1.16 电压互感器二次回路,除剩余电压绕组和另有专门规定者外,应装设自动 (快速)开关或熔断器;主回路熔断电流一般为最大负荷电流的1.5倍,各级熔断器熔断电流应逐级配合,自动开关应经整定试验合格方可投入运行。

3.1.17 66kV及以上电磁式油浸互感器应装设膨胀器或隔膜密封,应有便于观察的油位或油温压力指示器,并有最低和最高限值标志。运行中全密封互感器应保持微正压,充氮密封互感器的压力应正常。互感器应标明绝缘油牌号。

3.1.18 SF6气体绝缘互感器应装设压力表和密度继电器,运行中气体压力应保持在制造厂规定范围内,设备年泄漏率应小于1%。

3.1.19 电容式电压互感器的电容分压器单元、电磁装置、阻尼器等在出厂时,均经过调整误差后配套使用,安装时不得互换。运行中如发生电容分压器单元件损坏,更换时应注意重新调整互感器误差。互感器的外接阻尼器必须接入,否则不得投入运行。

3.1.20 户内树脂浇注互感器外绝缘应有满足使用环境条件的爬电距离并通过凝露试验。

3.2 设备档案

3.2.1 电力生产企业、供电企业应在生技部门建立66kV及以上互感器技术档案,内容应包括:

a)设备台账;

b)产品合格证、出厂试验报告 (复印件);

c)交接试验报告及安装验收记录;

d)大修、改造及移装记录;

e)故障、重大缺陷及处理记录。

3.2.2 电力生产企业的车间 (分厂)、供电企业变电所应建立互感器设备档案,内容包括:

a)设备台账;

b)产品合格证、出厂试验报告;

c)安装使用说明书,产品结构图;

d)交接试验报告,安装验收记录;

e)大、小修及技术改造记录,移装记录;

f)故障、缺陷及处理记录;

g)绝缘油试验报告、绝缘油加添及更换记录,油中溶解气体色谱分析资料;

h)绝缘预防性试验报告;

i)实施在线监测的互感器,应建立在线监测记录;

j)谐波较大的变电所,应建立互感器计量误差记录。

3.2.3 互感器安装移交或设备移装时,应将设备档案资料一并移交至运行单位。

4 运行检查与操作

4.1 互感器投产前的检查

4.1.1 新安装的互感器应按GB 50150规定的项目进行交接试验并合格,同时应注意与出厂数据比较无明显差异,必要时还应按现行部颁反事故技术措施要求增加有关试验项目。

4.1.2 新安装互感器验收项目应按GB J 148及制造厂有关规定和部颁反事故措施要求进行。主要内容为:

a)本导则3.1所规定的内容;

b)设备外观完整、无损,等电位连接可靠,均压环安装正确,引线对地距离、保护间隙等均符合规定;

c)油浸式互感器无渗漏油,油标指示正常;气体绝缘互感器无漏气,压力指示与制造厂规定相符;三相油位与气压应调整一致;

d)电容式电压互感器无渗漏油,阻尼器确已接入,各单元、组件配套安装与出厂编号要求一致;

e)金属部件油漆完整,三相相序标志正确,接线端子标志清晰,运行编号完善;

f)引线连接可靠,极性关系正确,电流比换接位置符合运行要求;

g)各接地部位接地牢固可靠;

h)符合现行部颁反事故措施的有关要求;

i)互感器外绝缘爬电距离应达到有关规定的要求,如不能满足时,可加装合成绝缘伞裙,但要注意消除变电站构架及引线对互感器雨闪的影响。

4.1.3 互感器检修后的验收,按照本导则检修篇进行。

4.2 运行中巡视检查周期

4.2.1 正常巡视:有人值班的变电站 (所)由值班人员进行定期巡视,每值不少于一次,无人值班的站 (所)按有关部门批准的巡视规定进行。

4.2.2 特殊巡视:

a)新投产设备,应缩短巡视周期,运行72h后转入正常巡视。

b)夜间闭灯巡视:有人值班的站 (所)每周不少于一次;无人值班的站 (所)每月不少于一次。

c)高、低温季节,高湿度季节,气候异常时,高峰负荷,季节性高电压期间,设备异常时,应适当加强巡视。

4.3 运行中巡视检查项目

各类互感器运行中巡视检查,应包括的基本内容:如巡视发现设备异常应及时汇报,并做好记录,随时注视其发展。

4.3.1 油浸式互感器:

a)设备外观是否完整无损,各部连接是否牢固可靠;

b)外绝缘表面是否清洁、有无裂纹及放电现象;

c)油色、油位是否正常,膨胀器是否正常;

d)吸湿器硅胶是否受潮变色;

e)有无渗漏油现象,防爆膜有无破裂;

f)有无异常振动,异常音响及异味;

g)各部位接地是否良好 [注意检查电流互感器末屏连接情况与电压互感器N (X)端连接情况];

h)电流互感器是否过负荷,引线端子是否过热,或出现火花,接头螺栓有无松动现象;

i)电压互感器端子箱内熔断器及自动开关等二次元件是否正常;

j)特殊巡视补充的其他项目,视运行工况要求确定。

4.3.2 电容式电压互感器:

除与4.3.1相关项目相同外,尚应注意检查项目如下:

a)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是否可靠;

b)分压电容器低压端子N (δ、J)是否与载波回路连接或直接可靠接地;

c)电磁单元各部分是否正常,阻尼器是否接入并正常运行;

d)分压电容器及电磁单元有无渗漏油。

4.3.3 SF6气体绝缘互感器:

除与4.3.1相关项目相同外,尚应注意检查项目如下:

a)检查压力表指示是否在正常规定范围,有无漏气现象,密度继电器是否正常;

b)复合绝缘套管表面是否清洁、完整、无裂纹、无放电痕迹、无老化迹象,憎水性良好。

4.3.4 树脂浇注互感器:

a)互感器有无过热,有无异常振动及声响;

b)互感器有无受潮,外露铁芯有无锈蚀;

c)外绝缘表面是否积灰、粉蚀、开裂,有无放电现象。

4.4 安全操作原则

4.4.1 互感器一、二次回路作业,必须严格按DL 408及有关规程、规定办理工作票和操作票,并做好安全措施。

4.4.2 电压互感器停用前应注意下列事项:

a)按继电保护和自动装置有关规定要求变更运行方式,防止继电保护误动;

b)将二次回路主熔断器或自动开关断开,防止电压反送。

4.4.3 66kV及以下中性点非有效接地系统发生单相接地或产生谐振时,严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉、合电压互感器。

4.4.4 严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉开有故障 (油位异常升高、喷油、冒烟、内部放电等)的电压互感器。

4.4.5 为防止串联谐振过电压烧损电压互感器,倒闸操作时,不宜使用带断口电容器的断路器投切带电磁式电压互感器的空母线。

4.4.6 停运一年及以上的互感器,应按DL/T 596重新进行有关试验检查合格后,方可投运。

4.4.7 在带电的电流互感器二次回路上工作,应严格遵守DL 408的规定。若保护与测量共用一个二次绕组,当在表计回路工作时,应先将表计端子短接,以防止电流互感器开路或误将保护装置退出。

4.4.8 电容式电压互感器投运前,应先检查电磁单元外接阻尼器是否接入,否则严禁投入运行。

4.4.9 电容式电压互感器断开电源后,在接触电容分压器之前,应对分压电容器单元件逐个接地放电,直至无火花放电声为止,然后可靠接地。

4.4.10 分别接在两段母线上的电压互感器,二次并列前,应先将一次侧经母联断路器并列运行。

5 技术监督

5.1 按DL/T 596 对互感器进行定期预试,并将试验结果、发现缺陷及处理情况记入档案。

5.2 根据系统发展情况,及时对电流互感器进行动、热稳定电流校核。

5.3 定期对互感器设备状况进行运行分析,内容应包括:

a)异常现象、缺陷产生原因及发展规律;

b)故障或事故原因分析、处理情况及采取对策;

c)根据系统变化、环境情况等作出事故预想;

d)对涉及结算电量的互感器,按DL/T 448要求定期进行误差性能试验。

5.4 定期检查部颁互感器反事故技术措施执行情况,定期对油浸式互感器密封性能、防雨进潮情况进行检查。

5.5 对互感器在线监测装置,及时做好运行记录,总结效果。

5.6 绝缘油监督:

a)绝缘油按GB/T 14542管理,应符合GB/T 7595和DL/T 596的规定;

b)当油中溶解气体色谱分析异常,含水量、含气量、击穿强度等项目试验不合格时,应分析原因并及时处理;

c)互感器油位不足应及时补充,应补充试验合格的同油源同品牌绝缘油。如需混油时,必须按规定进行有关试验,合格后方可进行。

5.7 SF6气体监督:

a)SF6气体按GB/T 8905 管理,应符合GB 12022和DL/T 596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1%时,应分析原因并及时处理;

c)补充的气体应按有关规定进行试验,合格后方可补气。

6 异常运行与处理

6.1 运行中互感器发生异常现象时,应及时报告并予以消除,若不能消除时应及时报告有关领导及调度值班员,并将情况记入运行记录本和缺陷记录本中。

6.2 当发生下列情况之一时,应立即将互感器停用 (注意保护的投切):

6.2.1 电压互感器高压熔断器连续熔断2～3次。

6.2.2 高压套管严重裂纹、破损,互感器有严重放电,已威胁安全运行时。

6.2.3 互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火。

6.2.4 油浸式互感器严重漏油,看不到油位;SF6气体绝缘互感器严重漏气、压力表指示为零;电容式电压互感器分压电容器出现漏油时。

6.2.5 互感器本体或引线端子有严重过热时。

6.2.6 膨胀器永久性变形或漏油。

6.2.7 压力释放装置 (防爆片)已冲破。

6.2.8 电流互感器末屏开路,二次开路;电压互感器接地端子N (X)开路、二次短路,不能消除时。

6.2.9 树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电。

6.3 电压互感器常见的异常判断与处理:

6.3.1 三相电压指示不平衡:一相降低 (可为零),另两相正常,线电压不正常,或伴有声、光信号,可能是互感器高压或低压熔断器熔断。

6.3.2 中性点非有效接地系统,三相电压指示不平衡:一相降低 (可为零),另两相升高 (可达线电压),或指针摆动,可能是单相接地故障或基频谐振;如三相电压同时升高,并超过线电压 (指针可摆到头),则可能是分频或高频谐振。

6.3.3 高压熔断器多次熔断,可能是内部绝缘严重损坏,如绕组层间或匝间短路故障。

6.3.4 中性点有效接地系统,母线倒闸操作时,出现相电压升高并以低频摆动,一般为串联谐振现象;若无任何操作、突然出现相电压异常升高或降低,则可能是互感器内部绝缘损坏,如绝缘支架、绕组层间或匝间短路故障。

6.3.5 中性点有效接地系统,电压互感器投运时出现电压表指示不稳定,可能是高压绕组N (X)端接地接触不良。

6.3.6 电压互感器回路断线处理:

a)根据继电保护和自动装置有关规定,退出有关保护,防止误动作。

b)检查高、低压熔断器及自动开关是否正常,如熔断器熔断,应查明原因立即更换,当再次熔断时则应慎重处理。

c)检查电压回路所有接头有无松动、断头现象,切换回路有无接触不良现象。

6.3.7 电容式电压互感器常见的异常判断:

a)二次电压波动。二次连接松动,分压器低压端子未接地或未接载波线圈。如果阻尼器是速饱和电抗器,则有可能是参数配合不当。

b)二次电压低。二次连接不良;电磁单元故障或电容单元C2损坏。

c)二次电压高。电容单元C1损坏;分压电容接地端未接地。

d)电磁单元油位过高。下节电容单元漏油或电磁单元进水。

e)投运时有异音。电磁单元中电抗器或中压变压器螺栓松动。

6.4 电流互感器常见异常判断及处理:

6.4.1 电流互感器过热,可能是内、外接头松动,一次过负荷或二次开路。

6.4.2 互感器产生异音,可能是铁芯或零件松动,电场屏蔽不当,二次开路或电位悬浮,末屏开路及绝缘损坏放电。

6.4.3 绝缘油溶解气体色谱分析异常,应按GB/T 7252进行故障判断并追踪分析。若仅氢气含量超标,且无明显增加趋势,其他组分正常,可判断为正常。

6.4.4 电流互感器二次回路开路处理:

a)立即报告调度值班员,按继电保护和自动装置有关规定退出有关保护;

b)查明故障点,在保证安全前提下,设法在开路处附近端子上将其短路,短路时不得使用熔丝。如不能消除开路,应考虑停电处理。

6.5 互感器着火时,应立即切断电源,用灭火器材灭火。

6.6 发生不明原因的保护动作,除核查保护定值选用是否正确外,还应设法将有关电流、电压互感器退出运行,进行电流复合误差、电压误差试验和二次回路压降测量。

第二篇 互感器的检修

7 检修分类及周期

7.1 检修分类

7.1.1 小修:互感器不解体进行的检查与修理,一般在现场进行。

7.1.2 大修:互感器解体暴露器身 (SF6互感器、电容式电压互感器的分压电容器、330kV及以上电流互感器除外),对内外部件进行的检查与修理,一般在检修车间进行。

7.1.3 临时性检修:发现有影响互感器安全运行的异常现象后,针对有关项目进行的检查与修理。

7.2 检修周期

7.2.1 小修1～3年一次,一般结合预防性试验进行。运行在污秽场所的互感器应适当缩短小修周期。

7.2.2 大修根据互感器预防性试验结果及运行中在线监测结果 (如有),进行综合分析判断,认为确有必要时进行。

7.2.3 临时性检修针对运行中发现的严重缺陷及时进行。

8 检修项目

8.1 小修项目

8.1.1 油浸式互感器

a)外部检查及清扫;

b)检查维修膨胀器、储油柜、呼吸器;

c)检查紧固一次和二次引线连接件;

d)渗漏处理;

e)检查紧固电容屏型电流互感器及油箱式电压互感器末屏接地点,电压互感器N (X)端接地点;

f)必要时进行零部件修理与更新;

g)必要时调整油位或氮气压力;

h)必要时补漆;

i)必要时加装金属膨胀器进行密封改造;

j)必要时进行绝缘油脱气处理。

8.1.2 固体绝缘互感器

a)外部检查及清扫;

b)检查紧固一次及二次引线连接件;

c)检查铁芯及夹件;

d)必要时补漆。

8.1.3 SF6气体绝缘互感器 (独立式)

a)外部检查及清扫;

b)检查气体压力表、阀门及密度继电器;

c)必要时检漏或补气;

d)必要时对气体进行脱水处理;

e)检查紧固一次与二次引线连接件;

f)必要时补漆。

8.1.4 电容式电压互感器

a)外部检查及清扫;

b)检查紧固一次与二次引线及电容器连接件;

c)电磁单元渗漏处理,必要时补油;

d)必要时补漆。

8.2 大修项目

8.2.1 油浸式互感器

a)外部检查及修前试验;

b)检查金属膨胀器;

c)排放绝缘油;

d)一、二次引线接线柱瓷套分解检修;

e)吊起瓷套或吊起器身,检查瓷套及器身;

f)更换全部密封胶垫;

g)油箱清扫、除锈;

h)压力释放装置检修与试验;

i)绝缘油处理或更换;

j)呼吸器检修,更换干燥剂;

k)必要时进行器身干燥处理;

l)总装配;

m)真空注油;

n)密封试验;

o)绝缘油试验及电气试验;

p)喷漆。

8.2.2 SF6气体绝缘互感器 (独立式)

a)外部检查及修前试验;

b)一、二次引线连接紧固件检查;

c)回收并处理SF6气体;

d)必要时更换防爆片及其密封圈;

e)必要时更换二次端子板及其密封圈;

f)更换吸附剂;

g)必要时更换压力表、阀门或密度继电器;

h)补充SF6气体;

i)电气试验;

j)金属表面喷漆。

8.2.3 电容式电压互感器

a)外部检查及修前试验;

b)检查电容器套管,测量电容值及介质损耗因数;

c)检查电磁单元;

d)电磁单元绝缘干燥 (必要时);

e)电磁单元绝缘油处理;

f)更换密封胶垫;

g)电磁单元装配;

h)电磁单元注油或充氮;

i)电气试验;

j)喷漆。

9 大修前的准备工作

9.1 收集分析运行中发现的缺陷和异常情况,预防性试验结果,结合在线监测数据变化,确定需要在大修中重点检查处理的项目。

9.2 编制大修项目、质量标准、人员分工、进度计划。编制大修技术措施、主要施工工具、设备明细表,绘制必要的施工图。

9.3 编制大修安全组织措施。

9.4 准备好检验合格的材料与备件,如密封件、绝缘油、SF6气体、氮气、绝缘纸板、皱纹纸、环氧树脂配料以及其他常用材料和零件。

9.5 准备好主要施工机具,如滤油机、真空泵、充氮机、SF6气体回收装置、贮油罐、真空干燥罐、起吊设备等。

10 小修工艺及质量要求

10.1 油浸式互感器

油浸式互感器部件检修工艺及质量标准见表1。

10.1.1 部件的检修

表1　油浸式互感器部件检修工艺及质量标准

续表

10.1.2 处理渗漏油

a)工艺不良的处理:

1)因密封垫圈压紧不均匀引起渗漏油时,可先将压缩量大的部位的螺栓适当放松,然后拧紧压缩量小的部位,调整合适后,再依对角位置交叉地反复紧固螺母,每次旋紧约1/4圈,不得单独一拧到底。弹簧垫圈以压平为准,密封圈压缩量约为1/3。

2)法兰密封面凸凹不平、存在径向沟痕或存在异物等情况导致渗漏时,应将密封圈取开,检查密封面,并进行相应处理。

3)因装配不良引起的渗漏,如密封圈偏移或折边,应更换密封圈后重新装配。

b)部件质量不良的处理:

1)膨胀器本体焊缝破裂或波纹片永久变形,应更换膨胀器。

2)小瓷套破裂导致渗漏油,应更换小瓷套。

3)铸铝储油柜砂眼渗漏油,可用铁榔头,样冲打砸砂眼堵漏。

4)储油柜、油箱、升高座等部件的焊缝渗漏,可采用堵漏胶临时封堵处理,待大修解体时再予补焊。

5)密封圈材质老化,弹性减弱,应更换密封圈。更换时在密封圈两面涂抹密封胶(如801密封胶)。

10.1.3 检查油位及补油

a)检查储油柜油标及膨胀器的油位或油温压力指示是否正确。如油位过高或油温压力指示超限,应打开放油阀放油至正常油位。

b)带隔膜储油柜的油位偏低,可打开上盖,取掉隔膜,直接补油后再复原装好隔膜和上盖。

c)膨胀器缺油,可按附录A《氮静压真空注油及补油工艺》或用普通真空补油方法进行补油。

d)如互感器油面低于器身绝缘包扎部位,应检查器身无受潮方可补油。若器身受潮应按大修处理。

e)补油应使用与原互感器同品牌的合格变压器油,品牌不同的油应先做混油试验,合格才能使用。

10.1.4 隔板气垫式储油柜的补油和充气

为解决老型220kV电流互感器直立运输超高问题,70年代出现隔板气垫式储油柜以解决横卧运输问题。该储油柜的补气和充气要点如下:

a)检查隔板气垫式储油柜的油位和气垫压力,若发现油位不足,则打开注油阀,用漏斗直接补油到规定油位,然后复原装好注油阀盖板;

b)当气垫压力不够或补油复原后,应按产品说明书要求向储油柜上腔充入干燥的氮气至规定压力。

10.1.5 检查接线端子

a)检查一次引出瓷套,应完好无渗漏;

b)L1 (P1)、L2 (P2)接线端子板应平整无过热烧伤痕迹;

c)检查电容屏型电流互感器及油箱式电压互感器的末屏 (地屏),电压互感器的N (X)端引出线及互感器二次引线的接地端,应与底箱接地端子可靠连接;

d)检查膨胀器外罩或储油柜与互感器的一次绕组等电位片 (或线),应有一点可靠连接,防止储油柜或膨胀器电位悬浮。

10.1.6 补漆

检查互感器储油柜、膨胀器外罩、油箱、升高座、底箱等表面油漆状况,如发现局部脱漆,应除锈清擦干净后,用相同 (或相近)颜色的油漆进行局部补漆。

10.1.7 加装膨胀器进行密封改造

a)未装有金属膨胀器的高压互感器,检修时可安装金属膨胀器进行密封改造;

b)改造前互感器应试验合格,若绝缘受潮或内部存在故障,应查明原因清除缺陷,复试合格后再行改造;

c)根据互感器油量和膨胀器技术参数选择膨胀盒 (节)数,并确定油位线;

d)加装金属膨胀器密封改造工艺详见附录B《互感器加装金属膨胀器密封改造》。

10.2 固体绝缘互感器

固体绝缘互感器小修工艺及质量标准见表2。

10.3 SF6气体绝缘互感器

SF6气体绝缘互感器小修工艺及质量标准见表3。

表2　固体绝缘互感器小修工艺及质量标准

表3　SF6气体绝缘互感器的小修工艺及质量标准

10.4 电容式电压互感器

电容式电压互感器小修工艺及质量标准见表4。

表4　电容式电压互感器小修工艺及质量标准

11 互感器大修工艺及质量标准

11.1 油浸式互感器

11.1.1 外部检修

油浸式互感器大修时外部检修工艺及质量标准见表5。

表5　油浸式互感器大修时外部检修工艺及质量标准

11.1.2 互感器解体检修

a)环境条件

1)互感器解体吊出器身应在清洁无尘的室内进行,避免污染器身;

2)互感器解体应在空气相对湿度不大于75%的室内环境中进行;

3)解体应尽量减少器身暴露在空气中的时间,相对湿度小于65%时不大于8h,在65%～75%时不大于6h。

b)电容屏型电流互感器的解体

1)解体前划好瓷套与储油柜及底箱或底座的相对位置的标记;

2)打开放油阀 (对全密封结构产品还应先打开储油柜或膨胀器的注油阀),将产品内的变压器油放尽;

3)拆掉储油柜的外罩,卸下金属膨胀器,用塑料布将膨胀器包封好;

4)拆掉在储油柜内换接电流比的连接板 (对在储油柜外换接变比的结构,不必拆卸一次换接板);

5)卸下一次绕组引线与一次导杆的连接螺母,做好一次引线的标记,将所有一次引线用布带捆在一起,以便瓷套顺利吊起;

6)拆除瓷套上部压圈与储油柜之间的连接螺栓或夹件,取下储油柜;

7)取出一次绕组引出线之间的纸隔板;

8)取掉上压圈及上半压圈,注意勿碰坏瓷套;

9)拆除瓷套下压圈与底油箱 (或升高座)之间的连接螺栓或夹件,小心地吊起瓷套,切勿碰损器身;

10)取出瓷套下凸台上的下压圈与下半压圈,用塑料布将瓷套两端部包封,以免瓷套内腔污染或受潮;

11)对有升高座结构的产品,继续拆除升高座与底油箱之间的连接螺栓,小心地吊起升高座,切勿碰损器身;

12)如果使器身与底油箱脱离,先拆下二次接线板,松开二次引线及末屏、监测屏引线,并做好各引线的标记;

13)拆除器身支架与底油箱的固定螺母,即可吊出器身;

14)将拆下的螺栓、螺母、垫圈等清擦干净,若有缺损应更换补齐,并按拆卸部位分类装袋保管。

c)倒置式电流互感器的解体

倒置式电流互感器的解体参考11.1.2b),其要点如下:

1)划好各组件间相对位置的标记;

2)放油;

3)拆卸膨胀器;

4)打开上盖 (或储油柜上半部);

5)拆除器身头部外屏蔽引线;

6)拆除一次引线与一次导杆的连接;

7)拆开二次接线板,松开二次引线;

8)松开器身底部的固定装置,使其与底座脱离;

9)用清洁的软吊绳将器身从瓷套中吊出;

10)用塑料布将储油柜上口及二次接线盒包封。

d)链式电流互感器解体

链式电流互感器解体参考11.1.2b),其要点如下:

1)划好各组件间相对位置的标记;

2)放油;

3)拆卸膨胀器;

4)对一次导杆从瓷套侧孔引出的互感器,继续拆卸储油柜;对储油柜内变换电流比的互感器,可不拆卸储油柜,只需拆卸变换串并联的连接板;

5)拆除一次引线与一次导杆的连接,并将一次引线用布带扎捆在一起;

6)拆卸瓷套下压圈的螺栓,吊起瓷套;

7)拆开接在底座小套管上的二次引线;

8)拆卸器身支架与底座的固定螺母,吊出器身。

e)串级式电压互感器的解体

串级式电压互感器的解体参考11.1.2 b),其要点如下:

1)划好各组件间相对位置的标记;

2)放油;

3)拆卸膨胀器;

4)拆开连接在膨胀器底板或储油柜内壁的一次引线A 端;

5)若瓷套与安装膨胀器的法兰板 (或瓷套与储油柜)之间有渗漏,则拆下此法兰板 (或储油柜),若无渗漏则不必拆卸;

6)拆卸瓷套下压圈的螺栓,吊起瓷套;

7)拆开接在底座小套管上的二次引线及一次N (X)端引线;

8)拆卸器身绝缘支架与底座的固定螺母,吊出器身。

f)油箱式电压互感器的解体

油箱式电压互感器的解体参考11.1.2 b),其要点如下:

1)划好各组件间相对位置的标记;

2)放油;

3)拆卸膨胀器;

4)拆开连在安装膨胀器的法兰板上的一次引线A 端;

5)拆除器身一次导杆 (铝管)与安装膨胀器的法兰板的联接螺母;

6)若瓷套与安装膨胀器的法兰板之间有渗漏,则拆下此法兰板。若无渗漏,则不必拆卸;

7)拆卸瓷套与上油箱的连接件,吊起瓷套;

8)拆卸上、下油箱的连接螺栓,吊起上油箱;

9)解脱末屏引线及接地线;

10)拆开二次接线板,松开二次引线及一次N(X)端引线;

11)拆卸器身与油箱的固定螺母,吊出器身。

11.1.3 器身检修与质量标准

a)电流互感器

油浸式电流互感器器身检修工艺及质量标准见表6。

b)电压互感器

油浸式电压互感器器身检修工艺及质量标准见表7。

11.1.4 器身干燥

互感器器身干燥可结合现场条件及受潮情况,采用罐内真空干燥、互感器短路真空干燥及热油循环干燥等方法进行。

a)罐内真空干燥

1)准备工作:

——真空干燥罐清擦干净后,加温至80℃,保持1h,以排除罐内潮气;

——器身用合格绝缘油冲洗后入罐,器身对真空罐的热源距离应大于200mm,接好罐内上、中、下三处及器身的电阻温度计和测量绝缘电阻的引线,并记录产品型号、入罐时间及温度与绝缘电阻。

表6　油浸式电流互感器器身检修工艺及质量标准

续表

表7　油浸式电压互感器器身检修工艺及质量标准

续表

2)预热:

——支起罐盖留一缝隙,以利预热时水分逸出;

——打开加热的蒸汽阀门 (涡流加热时合上电源)使罐内温度约在4h 内均匀升到 (75±5)℃,预热12h;

——预热阶段应控制罐壁温度不超过120℃,器身温度不超过80℃。

3)真空干燥:

——预热结束后,维持器身温度 (75±5)℃,开始抽真空,使真空度均匀提高,残压达到53k Pa后,维持3h,破真空15min 后,均匀提高到80k Pa,维持3h,再破真空15min,继续提高真空度,真空残压不大于133Pa,直到干燥结束;

——干燥中,每2h 测量一次绝缘电阻,当110kV及以下互感器连续6h,220kV互感器连续12h绝缘电阻稳定不变,且无冷凝水析出,即认为干燥结束。

4)真空浸渍:

——真空干燥结束后,关闭热源,继续抽真空保持罐内残压不大于133Pa;

——向罐内注入60℃的合格油,油面应淹没并高出器身10cm,继续抽真空保持残压不大于133Pa后进行真空浸渍6h;

——浸渍结束,破真空后将罐内的油抽出放尽,待器身温度降至40℃以下,即可开罐吊出器身装配;

——若浸渍结束不能接着立即装配,则暂不放油,器身应继续浸没油中,切断热源,保持罐内真空度不低于80kPa即可。

b)互感器短路真空干燥

互感器在现场亦可采用短路真空干燥法进行干燥,其具体工艺见附录C《互感器短路法真空干燥》。其要点是:

1)互感器放尽绝缘油;

2)将电流互感器的一次绕组、电压互感器的一次绕组及剩余绕组各自短路,然后在二次绕组施加一定的电压;

3)绕组短路加热干燥至80℃时抽真空,注意按工艺要求结合破真空分段提高真空度;

4)监控绕组温度不得超过80℃。

c)热油循环干燥

互感器轻微受潮,可在现场采用热油循环干燥法进行干燥处理。热油循环干燥是借助于集绝缘油过滤、加热、真空雾化脱气于一体的真空净油机,将处理合格的热油注入互感器进行循环,以达到干燥的目的。

1)准备工作:

——真空净油机运至现场,准备好足量的变压器油;

——打开互感器放油阀,将油放尽;

——卸下上盖及膨胀器,装上焊有注油接头的临时盖板;

——按说明书要求,从互感器上部进油,底箱放油阀回油,接好注油管路及回油管路。

2)操作步骤:

——开启真空净油机,先处理足够的合格油待用,油温应控制在 (75±5)℃;

——打开注油阀,注入 (75±5)℃合格油,直至注满,然后打开回油阀,将油全部放掉,再重复循环直至干燥合格。

3)干燥结束后进行真空注油。

11.1.5 零部件检修

油浸式互感器大修时零部件检修工艺及质量标准见表8。

表8　油浸式互感器大修时零部件检修工艺及质量标准

续表

11.1.6 总装配

互感器总装配按拆卸解体的相反程序进行,装配过程如下:

a)装配前的准备

1)储油柜、油箱、升高座、底座等组件的内壁应擦拭干净;

2)瓷套内壁洗净烘干;

3)器身检修合格,拧紧器身夹件、支架;

4)螺栓、螺母垫圈等紧固件,按组装部位配齐,分别放置;

5)更换拆卸下来的密封圈;

6)检查金属膨胀器、压力释放器及油标等组件,应齐全完好;

7)清点检查一、二次引出小瓷套,电流互感器末屏及监测屏引出小瓷套,电压互感器N 端引出小瓷套等应齐备,清洁干燥;

8)将二次接线端子安装在二次接线板上,检查标志牌应完整,字迹清晰;

9)清点装配用的工器具应齐全,起吊设备完好;

10)清理装配场地。

b)油箱 (或底座)装配

1)在油箱上装好电流互感器的末屏、监测屏引出小瓷套;

2)在底座上装好二次引出小瓷套及电压互感器的N 端引出小瓷套,将二次接线板装在底座底部,按相应端子接好小瓷套至二次接线板的连线;

3)用2500V 兆欧表测量小瓷套对油箱 (或底座)的绝缘电阻,应大于1000MΩ;

4)检查放油导管及放油阀,应清洁通畅,拧紧放油阀或放油螺塞,装好油罩。

c)器身装配

1)装配前应将器身用合格的变压器油冲洗干净。装配时器身暴露在空气中的时间应尽量短。当空气相对湿度小于65%时,器身暴露时间不得超过8h;相对湿度在65%至75%时,不得超过6h;大于75%时不宜装配器身。

2)将器身安装在油箱 (或底座)上,拧紧器身与底座的固定螺母。

3)将电流互感器的末屏 (地屏)、监测屏引线,电压互感器的N 端引线接到相应的小套管上,要求正确牢靠。

4)将二次引线按标志接在底座的小套管或油箱的二次接线板的相应端子上,要求正确牢靠。

5)将二次接线板装入油箱二次接线盒中。

6)检查二次绕组之间及对地、末屏 (地屏)、监测屏、N 端套管对地的绝缘电阻,结果应合格。

7)测量电压互感器铁芯对穿心螺杆的绝缘电阻,应不小于500 MΩ,然后恢复铁芯连接片。油箱式电压互感器的铁芯只能一点可靠接地。

8)检查并拧紧电流互感器身支架及电压互感器绝缘支架的紧固螺母。

d)瓷套装配

1)对一次导杆从瓷套侧孔直接引出的电流互感器,先在瓷套侧孔装好一次导电杆。

2)对储油柜与瓷套内连接的结构 (如部分链式电流互感器或110kV电压互感器),拧紧储油柜与瓷套的紧固螺母。

3)在油箱 (或底座)法兰上,安放好两侧涂有密封胶的瓷套下密封圈,对压板螺栓紧固结构则先放置圆挡圈。

4)将缓冲胶垫套在瓷套的下装配凸台上,然后安放下半压圈和下压圈。将瓷套吊放在油箱 (或底座)法兰上,注意L1 (P1)与L2 (P2)的位置应与拆卸前一致,并注意防止器身的一次引线受碰损。

5)装好下压圈的固定螺栓或在圆挡圈内装好夹件压板螺栓,对角均匀拧紧各个螺母,直至压紧为止。

6)对从瓷套侧孔引出一次导杆的电流互感器,按标志将一次引线接到相应的导电杆上,拧紧螺母,插装好一次引线间纸隔板。

7)对储油柜已预装在瓷套上的电流互感器,按标志在储油柜内按电流比要求接好联板。

e)储油柜装配

1)将缓冲胶圈安放在瓷套上凸台斜面,并将上压圈、上半压圈或压板螺栓紧固结构的圆挡圈预套入瓷套上端;

2)在瓷套上端面安放好两侧涂有密封胶的瓷套上密封圈;

3)装上储油柜,注意L1 (P1)、L2 (P2)位置应与拆卸前一致;

4)装好上压圈的固定螺栓,或在圆挡圈内装好夹件压板螺栓,对角均匀拧紧各个螺母,直至压紧为止。

f)储油柜一次引线的装配

1)在储油柜内部改换电流比的电流互感器,将L1 (P1)、L2 (P2)引线分别接到储油柜两侧相应的导电杆上,将C1 (P 11)、C2 (P 12)分别接到变换电流比的接线板上,然后拧紧螺母;

2)在储油柜外部改换电流比的电流互感器,将一次绕组L1 (P1)、L2 (P2)、C1 (P 11)、C2(P 12)四个引线分别接到储油柜四侧相应的导电杆上,然后拧紧螺母;

3)装配电压互感器的一次引线时,将一次绕组A 端引线接到储油柜内的A 端接线螺丝上,然后拧紧螺母;

4)装好一次绕组与储油柜间的等电位片,以免储油柜出现高压悬浮电位;

5)测量一次引线装配后的一次导电杆对地绝缘电阻,应不小于1000MΩ;

6)检查L1 (P1)、L2 (P2)之间的氧化锌避雷器 (若有),应正常;

7)检查储油柜上一次导电杆的标志牌,要求正确无误。

g)金属膨胀器的装配

1)按膨胀器使用说明书的规定安装好膨胀器,注意不要碰损波纹盘;

2)调整好盒式及串组式膨胀器的温度压力指示机构及压力释放机构,要求灵活无卡滞现象;

3)装好膨胀器外罩及上盖。

h)带金属膨胀器的互感器的注油

真空注油工艺要点如下:

1)在安装金属膨胀器前,先在瓷套或储油柜上安装带有真空注油阀的临时注油盖板;

2)接好注油管路,检查注油系统应无渗漏;

3)预抽真空,真空残压不大于133Pa,35kV互感器抽真空时间2h,66kV和110kV互感器4h,220kV互感器6h;

4)真空注油,直到油面浸没器身10cm 左右;

5)真空浸渍脱气,真空残压不大于133Pa,35kV互感器真空浸渍脱气4h,66kV及110kV互感器8h,220kV互感器16h;

6)卸下临时盖板,装上金属膨胀器,按10.1.3之c)进行补油,其要点是:

——将膨胀器顶部真空注油阀接入补油系统;

——抽真空30min,残压不大于133Pa;

——用真空注油设备,将油补至要求的油位或预定的温度压力指针位置;

——关闭膨胀器真空注油阀,拆除注油系统;——安装好膨胀器外罩及上盖。

i)带隔膜式储油柜的互感器的注油

对储油柜内装有隔膜,上盖带吸湿器的老式互感器,其注油工艺要点如下:

1)拆掉带吸湿器的上盖,取出储油柜内的隔膜,装上带有真空注油阀的临时注油盖板;

2)接好注油管路,检查应无渗漏;

3)预抽真空工艺按11.1.6 h)之3);

4)真空注油工艺按11.1.6 h)之4);

5)真空浸渍脱气工艺按11.1.6 h)之5);

6)继续真空补油至规定油位;

7)拆除临时盖板,复原装好隔膜和上盖,检查吸湿器内硅胶应干燥,吸湿器处于正常的工作状态。

j)隔板气垫式储油柜的电流互感器的注油

1)取下储油柜,装上带真空注油阀的临时盖板,接好注油管路,按11.1.6 h)之3)、4)、5)工艺要求进行预抽真空,真空注油,真空浸渍脱气;

2)拆除临时盖板,装好储油柜,打开储油柜下半部的注油孔盖板,装好注油嘴 (临时制作),对储油柜真空补油至规定油位,然后复原安装好注油孔盖板;

3)按厂家说明书,从储油柜上半部充气阀打开盖板,接入专用充气工具,先抽真空再充入一定压力的干燥氮气,形成微正压气垫;

4)复原充气阀盖板。

k)互感器外部油漆

1)互感器喷漆部位:膨胀器外罩及上盖、储油柜、升高座、油箱、底座等金属组件的外表面。

2)油漆前先用金属清洗剂清除表面油垢及污秽。

3)对漆膜脱落裸露的金属部分,先除锈后补涂防锈底漆。

4)喷漆前应遮挡瓷表面、油表、铭牌、接地标志牌等不应喷漆的部位。

5)为使漆膜均匀,宜用喷漆方法,喷枪气压控制在0.2MPa～0.5 MPa。

6)先喷底漆,漆膜厚为0.05mm 左右,要求光滑,无流痕、垂珠现象。待底漆干透后,再喷涂面漆。若发现斑痕、垂珠,可清除磨光后再补喷。

7)如原有漆膜仅少量部位脱落,经局部处理后,可直接喷涂面漆一次。

8)视必要在储油柜或膨胀器外罩上喷印油位线,一次出线L1 (P1)、L2 (P2)标志。

9)漆膜干后应不粘手,无皱纹、麻点、气泡和流痕,漆膜粘着力、弹性及坚固性应满足要求。

11.1.7 绝缘油的处理和换油

a)油处理的一般要求

1)注入互感器内的变压器油,其质量应符合GB/T 7595规定;

2)混用不同品牌的变压器油时,应先做混油试验,合格后方可使用;

3)注油后,应从互感器底部的放油阀取油样,进行油简化分析、电气试验、气体色谱分析及微水试验。

b)油处理的方法

可用压力滤油机或真空滤油设备清除油中的杂质和水分等。

1)采用压力式滤油机时,若有条件可将油加温至60℃～70℃,以提高滤油的工艺效果。必要时可采用高效吸附滤纸。

2)使用内装加热器加温时,开机应先启动滤油机,待油路畅通后,再投入加热器。停机操作顺序相反。

3)采用真空滤油机进行油处理时,应按设备使用说明书进行操作。

c)互感器换油工艺

互感器换油是指将互感器的油全部放掉,重新进行真空注油,工艺要点如下:

1)打开放油阀,放尽变压器油;

2)拆下金属膨胀器;

3)用合格油注满互感器,然后再放掉,根据油质情况重复充放油多次;

4)装上带有真空注油阀的临时盖板,接好管路;

5)预抽真空,真空残压不大于133Pa,35kV互感器抽真空时间2h,66kV及110kV互感器4h,220kV互感器6h;

6)真空注油,至浸没器身约10cm;

7)真空浸渍脱气,抽真空残压不大于133Pa,35kV互感器抽真空时间4h,66kV和110kV互感器8h,220kV互感器16h;

8)拆除临时盖板,装上金属膨胀器;

9)按10.1.3 c)对膨胀器充油,其要点是预抽真空残压133Pa,维持30min,然后真空注油至规定油位指示;

10)换油后静置24h,取样进行绝缘油的简化、电气、色谱、微水试验。

d)互感器脱氢工艺

对互感器非故障性油色谱氢超标可选用以下的处理方法。

1)直接脱气法:

——将互感器油放至膨胀器内无油即可;

——拆下膨胀器,装上带有脱气阀的临时盖板;

——直接进行真空脱气,真空残压不大于133Pa,35kV互感器抽真空时间为6h,66kV和110kV互感器为12h,220kV互感器为24h。若尚未达到要求,可继续抽真空至指标合格;

——拆下临时盖板,安装复原膨胀器;

——按10.1.3 c)对膨胀器真空注油至规定油位。

2)换油法:

将互感器内油全部排尽,按11.1.7 c)注进合格的变压器油。

3)外循环脱气法:

——将真空滤油机的进油阀与互感器底部的放油阀接通,滤油机的出油阀接至互感器顶部的注油阀;

——打开互感器的放油阀与注油阀,再按真空滤油机使用说明书操作,使互感器内的变压器油经真空滤油机进行加热及脱气处理;

——外循环脱气至油色谱合格;

——关闭互感器底部放油阀,按滤油机说明书停机,并拆除管路;

——从互感器注油阀真空补油至规定油位。

11.2 SF6气体绝缘互感器

SF6气体绝缘互感器大修工艺及质量标准见表9。

SF6气体绝缘互感器用SF6气体间隙作为主绝缘,互感器为全封闭式,气体密度由密度继电器监控,压力超过限值可通过防爆膜或减压阀释放。因此SF6互感器对密封有很高要求,大修时除更换一些容易装配的密封部件外,不允许对密封躯壳解体。如果必须解体,应返厂修理。

表9　SF6气体绝缘互感器大修工艺及质量标准

11.3 电容式电压互感器

电容式电压互感器由分压电容器和电磁单元两部分组成,分压电容器部分一般不能在现场进行检修或补油,出现问题应返厂处理。

11.3.1 外部检修

电容式电压互感器大修时外部检修工艺及质量标准见表10。

11.3.2 电容式电压互感器的解体

表10　电容式电压互感器大修时外部检修工艺及质量标准

电容式电压互感器大修时,应在现场分节拆下分压电容器。对一体式结构的互感器,可把最下一节分压电容器连同电磁单元一起运到检修车间。拆下的分压电容器应做好安装位置记录。

1)解体前划好油箱上盖与底箱的相对位置;

2)打开放油阀,放尽油箱中的绝缘油;

3)拆除中压抽头与中压瓷套的连线 (如果有);

4)拆除油箱上盖与底箱的固定螺丝,将分压电容器连同油箱上盖一起吊起。在上盖稍微吊起分离后,即应拆除相关连线,然后把上盖吊放在支架上。注意不要碰伤中压和低压套管;

5)根据故障情况,决定是否吊出电磁单元。需要把电磁单元吊出检修时,可拆除固定电磁单元底板的螺栓,松开二次端子板连线 (必要时还要松开误差调节绕组端子板连线),整体吊出电磁单元,放置在清洁的底板上。松开连线时应挂上连线的标志,保证装配时能正确连接。

11.3.3 电磁单元的检修

电容式电压互感器电磁单元检修工艺及质量标准见表11。

11.3.4 电磁单元的干燥和浸渍处理

表11　电容式电压互感器电磁单元检修工艺及质量标准

电磁单元检修完成后,取出避雷器 (若有),另行干燥处理。电磁单元放入底箱,用净油进行冲洗,然后进真空罐按加热、抽真空、破空、注油、浸渍几个阶段处理。加热温度80℃～90℃,真空残压不大于133Pa。注油前十几小时开始停止加热,注油温度控制在65℃～80℃。一般情况下真空浸渍50h左右,然后破空出罐。

合格的矿物油或烷基苯,应预先打入储油罐内,抽真空不大于133Pa,经过6h 后,方可注入电磁单元内。

电磁单元浸渍处理后,应尽快进行装配,不可长时间暴露在空气中。如未能及时装配,应用盖板罩严。

电磁单元内更换和添加的绝缘油应符合表12要求。

表12　电容式电压互感器电磁单元绝缘油要求

11.3.5 电容式电压互感器的组装

电容式电压互感器的电磁单元、分压电容器经过电气试验合格后,方能组装。

a)电磁单元装配

复原安装好中压变压器、补偿电抗器、避雷器(或放电间隙)、阻尼器等部件。中压变压器和补偿电抗器分接头应按原标志拧紧在端子板上,连接线用绝缘材料裹覆的部分应包扎牢固,连接线不晃动。

b)油箱装配

吊起上盖,用净油擦洗底部,根据拆卸时的标志吊放在底箱上方。在箱沿放置新密封胶圈,按拆卸时相反步骤恢复中压和低压连线。检查密封件放置正确后,均匀紧固密封螺丝,至胶圈达到1/3左右的压缩量。

c)误差调试

电容式电压互感器装配完后,需进行准确度测量,测量按照GB/T 4703 的规定进行。如测量结果不能满足相应准确等级的要求,可通过调整中压变压器和补偿电抗器的分接头来满足。

d)铁磁谐振调试

对于更换过阻尼元件的电容式电压互感器,应进行铁磁谐振调试,调试按照GB/T 4703要求进行。如测量结果不能满足铁磁谐振特性要求,应调整阻尼元件参数直至满足为止。

11.3.6 互感器油箱喷漆

参照11.1.6 k)。

12 检修时试验

互感器检修时根据大、小修具体情况,进行下列项目试验。

12.1 油浸式及固体绝缘电流互感器

油浸及固体绝缘电流互感器试验项目与要求见表13。

表13　油浸及固体绝缘电流互感器试验项目与要求

续表

续表

12.2 油浸及固体绝缘电压互感器

油浸及固体绝缘电压互感器试验项目及要求见表14。

表14　油浸及固体绝缘电压互感器试验项目及要求

续表

续表

12.3 电容式电压互感器

电容式电压互感器试验项目及要求见表15。

表15　电容式电压互感器试验项目及要求

续表

12.4 SF6互感器

SF6互感器试验项目及要求见表16。

表16　SF6互感器试验项目及要求

13 验收试验

13.1 小修后试验

13.1.1 电流互感器

油浸电流互感器小修后试验结合表13序号1、4、5、7、8进行,必要时增加序号6。

固体绝缘电流互感器小修后试验结合表13序号1、7、10、11 进行,SF6电流互感器小修后试验按表16序号1、2、4及5进行。

13.1.2 电压互感器

油浸式电压互感器小修后试验结合表14序号4、5、6、7及14 进行,必要时增加序号8、11、12和15。

固体绝缘电压互感器小修后试验结合表14序号4、9及10进行。

SF6电压互感器小修后试验按表16序号1、2、4及5进行。

电容式电压互感器小修后试验结合表15序号1、2、3、4、7及16进行,必要时增加序号5、6及8。

13.2 大修后试验

13.2.1 电流互感器

油浸式电流互感器大修后试验按表13序号1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、12及13进行,必要时增加序号9 及14。在加装金属膨胀器前应按厂家规定进行压力密封试验。

固体绝缘电流互感器大修后试验按表13序号1、7、10、11及12进行。

SF6电流互感器大修后试验按表16序号1～5进行,并按厂家规定进行压力密封试验。

13.2.2 电压互感器

油浸式电压互感器大修后试验按表14序号4、5、6、7、8、9、10、12、13 及14 进行,必要时增加序号15。更换绕组应进行序号12、13、15试验。加装金属膨胀器前应按厂家规定进行压力密封试验。

电容式电压互感器大修后试验按表15序号4、5、6、7、11及16进行,必要时增加序号14。

SF6电压互感器大修后试验按表16序号1～5进行,并按厂家规定进行压力密封试验。

附 录 A(标准的附录)氮静压真空注油及补油工艺

氮静压真空注油补油工艺可用于各种220kV及以下油浸式互感器的注油、补油及金属膨胀器的注油。

A1 氮静压真空注油工艺

A1.1 氮静压真空注油原理

氮静压真空注油是先对产品及管道预抽真空,然后借助于有一定压力的干燥氮气,使其进入盛有处理合格的变压器油储油罐的上腔,将变压器油压经处于真空状态的管道,注入已抽真空的互感器内。其最大特点是整个注油过程中油始终不与空气接触,也不会带入气泡,保证良好的注油工艺质量。

氮静压真空注油原理如图A1所示。

图A1　真空氮静压注油原理图

F—互感器;B—真空泵;G1—储油罐;G2—油箱;G3—氮气瓶;P—压力指示表;T1—气体干燥器;T2—油水分离器;K—阀门

A1.2 准备工作

A1.2.1 准备真空泵B、氮气瓶G3、气体干燥器T1、油水分离器T2、储油罐G1、油箱G2、压力表P、阀门K 等,按图A1连接。或采用按此原理制造的氮静压真空注油工具车。

A1.2.2 拆下互感器F 上的膨胀器,装上带有真空注油阀K8的临时盖板。

A1.2.3 在油箱G2中,预先准备好互感器注油所需数量的合格变压器油。

A1.2.4 管路应用合格变压器油冲洗干净,防止污染。

A1.2.5 如在户外注油,应在晴天进行。

A1.3 操作步骤

A1.3.1 按图A1 接好管路,加压力0.05MPa保持2h,检查整个系统应无泄漏。

A1.3.2 储油罐加油:关闭所有阀门,开启真空泵B,打开阀门K4,对储油罐G1抽真空100k Pa,10min后,接着打开阀门K1,靠真空负压将合格变压器油吸入储油罐G1,加油完毕关闭阀K1 及K4,然后停真空泵B。

A1.3.3 抽真空阶段:开启真空泵B,依次打开阀门K4、K2、K7、K8,对产品及储油罐上部空腔抽真空,残压不大于133Pa,35kV互感器抽真空时间2h,66kV及110kV互感器抽真空时间4h,220kV互感器6h。

A1.3.4 注油阶段:关闭阀门K2,K4,停真空泵B,打开阀门K5,K3,K7、K8后,接着打开氮气减压阀K6,调节氮气压力为78.5kPa～98k Pa,氮气经气体干燥筒T1、油水分离器T2 进入储油罐G1上部空腔,将罐中的油经阀门K3,K7 及K8压入产品内。若油量不够,可按A2补油后再真空氮静压注油,直至油位淹没器身。

A1.3.5 注油时应注意储油罐G1的油位始终不得低于油表下限,以免因缺油造成氮气进入产品。

A1.3.6 真空浸渍脱气阶段:关闭阀门K5,K6,开启真空泵B,打开阀门K4,对储油罐G1 抽真空。此时借助真空负压,将储油罐至互感器F 管路中的余油吸回储油罐G1,然后关闭阀门K3,打开阀门K2,继续对已注油的互感器抽真空,进行真空浸渍脱气,真空残压不大于133Pa,35kV互感器真空浸渍时间为4h,66kV和110kV互感器8h,220kV互感器16h。

A1.3.7 补油:真空浸渍后,互感器油位将下降,此时关阀门K4、K2,停真空泵B,打开阀门K5、K6,借助氮静压对互感器补油至规定油位,注油结束后,拧紧注油阀K8。

A1.3.8 关闭阀门K5、K6,开启真空泵,打开阀门K4,将储油罐G1 至互感器F 管路中的余油吸回储油罐,然后关闭所有阀门,停真空泵,拆除接到互感器F上的真空注油管。

A1.3.9 卸下盖板,装上金属膨胀器,按A2对金属膨胀器注油至规定油位。A2 氮静压真空补油工艺本工艺仅适用于互感器因渗漏或取油样后,储油柜或膨胀器油位不足,但器身尚未露出油面的补油。

A2.1 原理及准备工作

与A1相同。

A2.2 操作步骤

A2.2.1 按图A1接好管路,检查整个系统应无泄漏。若互感器不带真空油阀K8,应临时配做。

A2.2.2 储油罐加油:操作同A1.3.2。

A2.2.3 抽真空阶段:操作同A1.3.3,对互感器F及储油罐G1上部空腔抽真空,真空残压不大于133Pa,维持30min。

A2.2.4 注油阶段:操作同A1.3.4,对互感器的储油柜 (或膨胀器)补油至要求油位后,拧紧膨胀器上的真空注油阀K8。

A2.2.5 关阀停泵:操作同A1.3.8。

A2.2.6 安装膨胀器外罩及顶盖。

A2.2.7 互感器补油量大于总油量的5%时应复测该互感器的介质损耗因数,其值应合格。

附 录 B(标准的附录)互感器加装金属膨胀器密封改造

B1 作用

金属膨胀器安装在高压互感器顶部,作为互感器全密封油保护装置,它的主要作用是:

B1.1 使互感器内的绝缘油可靠地与外部环境隔离,防止变压器油受潮与老化;

B1.2 补偿互感器内部的油因温度变化而发生的体积变化,使互感器在正常运行条件下器身保持一定微正压;

B1.3 可以释放因过热、局部放电等缓慢性故障而产生的积累压力,起一定的防爆作用。

B2 改造要点

B2.1 改造对象:

B2.1.1 带硅胶吸湿器和胶囊隔膜的老式互感器。如LCWD2-110、LCLWD3-220型和LCLWD4-220型电流互感器,JCC1、JCC2型电压互感器等。

B2.1.2 贮油柜为气垫式密封结构的互感器,如充氮密封的LB-220 型电流互感器,空气垫全密封的LCWB-110型及LCWB-220 型电流互感器等。

B2.1.3 原已采用胶囊或其他方式改造,现已老化失效的互感器。

B2.2 选用原则:

B2.2.1 110kV级互感器可选用外径为380mm 或450mm 规格的膨胀器;220kV级互感器可选用450mm 或600mm 规格的膨胀器。

B2.2.2 按用户需要选用膨胀器类型。现场起吊条件较好的可选用PH 型盒式膨胀器或PC 型串组式膨胀器;起吊不便的宜选用PB 型波纹式膨胀器,以便于安装。

B2.2.3 按制造厂说明书计算确定膨胀器的节(盒)数。

B2.3 改造工艺:

改造前互感器应试验合格,绝缘性能良好,符合规程要求。绝缘受潮或内部存在故障的产品,应查明原因清除缺陷,复试合格后再进行改造。

B2.3.1 安装形式。

1)互感器的一次端子板是从瓷套侧壁引出的,可将原贮油柜整个拆除,直接换装上金属膨胀器。如南京电瓷厂LB型电流互感器和渌江电瓷电器厂LCWB-220型全密封式电流互感器。

2)老式电压互感器及一次从贮油柜壁引出的电流互感器,改造时将上盖及柜内隔膜 (如果有的话)取掉,在原贮油柜上加装金属膨胀器,即柜上加柜的安装形式。此时原储油柜上的油表已无实际意义,可拆除或封堵。

B2.3.2 真空注油。

金属膨胀器真空注油是消除膨胀器夹缝残存气泡的关键工艺,具体详见附录A。

注:不宜采用外力将膨胀器提升后灌注变压器油,这种方法易损伤膨胀焊缝,而且不能驱尽气泡,不宜抽真空后用普通油泵注油,这种方法难免带入气泡,而且油泵出口至膨胀器的连接管路有一段处于死角非真空状态;不宜用常规真空净油机注油,真空净油机是油处理的专用设备,也是靠普通的泵驱动油的流动,同样会带入气泡。

B2.4 注意事项:

B2.4.1 户外改造应在晴天、无风沙的气象环境下进行。

B2.4.2 换装贮油柜时,放油量应适量,切忌露出器身,以免内绝缘受潮。

B2.4.3 操作时注意清洁卫生,严防螺帽、工具等异物掉进互感器内部。

B2.4.4 订购膨胀器时应将互感器型号、制造厂家、出厂时间及原贮油柜结构尺寸告诉膨胀器制造厂,以便按尺寸配制底板连接件。

B2.4.5 对使用金属膨胀器缺乏经验的单位,应请厂家派员到现场指导,协助安装。

B2.5 改造后的运行管理:

B2.5.1 互感器加装膨胀器后仍应按规定做预防性试验,进行绝缘监督。

B2.5.2 膨胀器油位低于规定值时,应按附录A及时补油。

B3 膨胀器结构

B3.1 金属膨胀器是0.3mm ～0.5mm 厚的1Cr18Ni9Ti不锈钢薄板制成容积可变化的容器,按其结构可分为波纹式、盒式和串组式三大类。

B3.1.1 波纹式膨胀器 (图B1):

图B1　PB型波纹式膨胀器结构示意图

1—注油阀;2—油位指示盘;3—本体;4—外罩;5—底盘

由若干个波纹片的内、外圆串焊组成,波纹片用不锈钢板冲压成形,按其形状可分为正弦波形、锯齿波形及密纹波形三种。

B3.1.2 盒式膨胀器 (图B2):

每两个波纹片焊制成膨胀盒,在若干个膨胀盒的侧面用小管并联到主油管上组装而成,有的还装有压力释放装置。

B3.1.3 串组式膨胀器 (图B3):

在若干个膨胀盒的中央,用弹性波纹管串联而成,它集波纹式和盒式膨胀管的优点于一体。

图B2　PH 型盒式膨胀器结构示意图

1—注油阀;2—膨胀盒本体;3—外罩;4—油温度压力指示机构;5—释压装置;6—底板

图B3　PC型串组式膨胀器结构示意图

1—注油阀;2—膨胀盒;3—波纹导油管;4—油温度压力指示计;5—外罩;6—底板

B3.2 型号标记如下:

B3.2.1 波纹式结构型式代号为B、盒式为H、串组式为C。

B3.2.2 常用膨胀器的公称直径:

PB型:380mm、480mm、600mm 等;

PH 型: 340mm、430mm(或450mm)、600mm 等;

PC型:450mm、600mm 等。

B3.2.3 充油方式:盒式膨胀器内油式用N 表示,外油式省略;波纹式及串组式膨胀器无外油式,充油方式不标注。

例1 PB480×6 波纹式膨胀器,公称直径480mm,6节。

例2 PH600N×5 盒式膨胀器,公称直径

600mm,5盒,内油式。

例3 PC450×4 串组式膨胀器,公称直径450mm,4盒。

B4 膨胀器技术参数

根据部分厂家样本摘录,仅供参考。

波纹式膨胀器的主要技术参数见表B1;盒式膨胀器的主要技术参数见表B2;串组式膨胀器的主要技术参数见表B3。

表B1　波纹式膨胀器的主要技术参数

表B2　盒式膨胀器的主要技术参数

表B3　串组式膨胀器的主要技术参数

B5 节 (盒)数计算

膨胀器的节数 (或盒数)n 取决于互感器的油量及所选用的膨胀器的有效容积,其计算公式为

式中 G——总油量 (g);

ρ——油密度 (0.9g/cm3);

α——油体积膨胀系数 (7×10-4/℃);

ΔTm——最大油温变化范围 (K);

V——膨胀器有效容积 (cm3)。

例4 一台LCLWD3-220型电流互感器油量为350kg,温度变化范围为0℃～70℃,即ΔTm=70K,选用PB600型波纹膨胀器,其单节有效容积为2400cm3,求膨胀器节数。

B6 油位线定位

互感器在工作温度范围内的油位线,由互感器油量、膨胀器特性及温度范围所决定,一般厂家在配套外罩时已予考虑。决定油位线油位差公式如下:

式中 ΔT——油温度变化范围,一般最低油温T1=-30℃,最高油温T2=70℃,则ΔT=T2-T1=100 (℃);

t——膨胀器额定节距 (cm)。

例5 对LCLWD3-220 型电流互感器采用PB600改造 (V=2400cm3,t=10.7mm),油质量G=350kg,求油位差H 和温度T=20℃时的油位高度h。

解:

即-30℃～70℃的油位差为12.07cm,20℃的油位线距-30℃最低油位线6.03cm。

附 录 C(标准的附录)互感器短路法真空干燥

高压互感器在运行现场可采取短路法进行真空干燥,工艺要点如下:C1 电流互感器短路法真空干燥C1.1 干燥前的准备工作

C1.1.1 打开电流互感器顶盖,将一次绕组按串联接线后,用与一次绕组等截面的铜导线将其短路;

C1.1.2 在被干燥的互感器的相应部位放置测量温度的热电阻或热电偶,并引出外部进行测量;

C1.1.3 装上用大于6mm 厚钢板制成的临时盖板,盖板上面设有抽真空、注油及测量用的接头或阀门;

C1.1.4 打开二次绕组出线盒的盖板,拆除电缆线,用双臂电桥测量二次绕组的直流电阻,记录相应的温度,并以此数据作为干燥过程中计算二次绕组平均温度的基准值;

C1.1.5 用2500V 兆欧表测量一、二次绕组对地的绝缘电阻,并做好记录;

C1.1.6 在一次短路状态下,测量伏-安特性:将保护级绕组全部并联,施加交流电压,直到测量级绕组达到额定值为止,读取此时所加的电压值;

C1.1.7 放尽绝缘油;

C1.1.8 连接好加热的电路和抽真空的管路。

C1.2 干燥

C1.2.1 合上加热电源刀闸,从已并联的保护级绕组施加由伏—安特性曲线决定的电压值,使测量绕组的电流达到额定值,此时器身温度开始升高,均匀升至70℃;

C1.2.2 合上真空泵电源刀闸,启动真空泵均匀提高瓷套内真空度达53k Pa,维持3h,破真空后再均匀提高到80kPa,维持3h,再破真空后提高真空度至真空残压不大于133Pa,进入高真空阶段,直至干燥结束;

C1.2.3 破真空一次,靠负压吸入70℃左右的干燥空气,应注意热空气不得超过80℃,以防绝缘老化;

C1.2.4 每2h将电源刀闸拉开,用双臂电桥测量二次绕组的直流电阻,对铜导线,可用下式计算绕组加热温度

将初始电阻值R1、初始温度T1和最终电阻值R2代入上式算出最终温度T2。用这个公式算出70℃,80℃的电阻值,以作监控;

C1.2.5 每次测量直流电阻时,同时测量一、二次绕组的绝缘电阻;

C1.2.6 用热电偶测一次绕组引线裸露部分,短路连线部分的温度;

C1.2.7 测量电流互感器外表瓷套上、中、下及顶盖的温度;

C1.2.8 干燥36h 后,拉开电源,破坏真空,再合上电源抽真空,靠负压吸入耐压合格的75℃±5℃热油,用真空净油机进行热油循环,至少8h以上,最后将热油放出,再按前述进行真空干燥;

C1.2.9 当绕组绝缘电阻回升到较高数值,35kV～110kV产品经6h,220kV产品经12h 阻值基本不变,且无冷凝水析出,即认为干燥结束;

C1.2.10 真空泵停止抽气,使真空度自然下降,真空度降至53kPa时破真空;

C1.2.11 拉开刀闸,停止加温,使器身温度自然下降,降到40℃时为止;

C1.2.12 画出绝缘电阻与温度的关系曲线。

C1.3 注意事项

C1.3.1 干燥终止后,应使器身在40℃左右进行真空注油,注油前应放尽干燥过程从绝缘纸层中逸出的绝缘油。真空注油的方法见附录A。

C1.3.2 测量绝缘电阻,介质损耗因数,结果应符合DL/T 596的要求。

C1.3.3 真空泵可选用2X-2型或2X-4型旋片式真空泵,真空管路应使用真空胶管。

C1.3.4 抽真空操作程序应是先开泵,再开启阀门,停止时应先关闭阀门,再停泵,以防泵油回抽。

C1.3.5 高真空阶段应采用麦氏真空计测量,低真空时用指针式真空表即可。

C2 电压互感器短路法真空干燥

C2.1 干燥前的准备工作

C2.1.1 放置测温元件、安装临时盖板 (方法同C1“电流互感器短路法真空干燥”);

C2.1.2 短接一次绕组、剩余电压绕组,使其各成闭合回路;

C2.1.3 用双臂电桥测量基本二次绕组的直流电阻,记下相应的温度,此数据作为干燥过程中计算二次绕组平均温度的基准值;

C2.1.4 连接好加热电路和真空管路;

C2.1.5 从底部的放油塞将绝缘油全部放尽;

C2.1.6 用2500V 兆欧表测量一、二次绕组对地和一、二次绕组间的绝缘电阻。

C2.2 干燥

完成上述准备工作之后,220kV电压互感器从基本二次绕组通入交流电流30A (约12V)进行加热干燥,步骤如下:

C2.2.1 合上加热电源刀闸,器身温度开始升高,均匀升至70℃;

C2.2.2 合上真空泵电源刀闸,启动真空泵,均匀提高瓷套内的真空度,升至53k Pa时,维持3h,继续升至80k Pa维持3h,最后升至真空残压不大于133Pa,进入高真空阶段,直到干燥结束;

C2.2.3 高真空后,每隔4h破真空一次,靠负压吸入70℃干燥空气,应注意热空气温度不得超过80℃,以防绝缘老化;

C2.2.4 每2h将电源刀闸拉开,用双臂电桥测量基本二次绕组的直流电阻值,计算基本二次绕组的平均温度,算出70℃、80℃的电阻值作监控 (同C1.2.4);

C2.2.5 每次测量直流电阻时,应同时测量一、二次绕组的绝缘电阻;

C2.2.6 用热电偶温度计测量各绕组及铁芯的温度;

C2.2.7 测量瓷套上、中、下及顶盖的温度;

C2.2.8 干燥36h 后,拉开电源,破坏真空,再合上电源抽真空,靠负压吸入耐压合格的75℃±5℃的热油,用真空净油机进行热油循环,至少8h,最后将热油放出,再按前述进行真空干燥;

C2.2.9 当绕组绝缘电阻回升到较高数值,35kV～110kV产品经5h,220kV产品经12h,绝缘电阻基本不变,且无冷凝水析出,即可认为干燥结束;

C2.2.10 真空泵停止抽气后,真空度自然下降至53kPa时破真空;

C2.2.11 拉开刀闸停止加热,使绕组温度自然下降到40℃为止,放尽箱内残油后,按照附录A 进行真空注油;

C2.2.12 测量绝缘电阻、介质损耗因数,结果应符合DL/T 496的要求;

C2.2.13 画出绝缘电阻与温度的曲线。

C2.3 注意事项

同C1.3。