35kv主变消弧线圈的电压多少为正常
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09-11-08 &匿名提问
在中性点不接地系统发生单相接地故障时，有很大的电容性电流流经故障点，使接地电弧不易熄灭，有时会扩大为相间短路。因此，常在系统中性点加装消弧线圈，用电感电流补偿电容电流，使故障电弧迅速熄灭
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发电机的功率会影响到发动机的功率,由于您新换的发电机的功率几乎小了一倍,会产生供电不足的现象,是整个控制电路不能正常的工作.
同意Yinfan。找个热天，怠速至冷却风扇达到高转速，然后把空调开到强冷、风量最大，开远光灯、雾灯、车内阅读灯，大音量开音响，然后找个人踩油门到2000转，测电瓶桩头处的电压，应在14v或更高。如低于13V，那就是电机功率太小了，会加速电瓶保废的。
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            电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB 50062-92条文说明第一章 总 则 1第二章 一般规定 1第三章 发电机的保护 2第四章 电力变压器的保护 4第五章 3～63kV中性点非直接接地电力网中张路的保护 7第六章 110kV中性点直接接地电力网中线路的保护 7第七章 母线的保护 7第八章 电力电容器的保护 7第九章 3kV及以上电动机的保护 8第十章 自动重合闸 9第十一章 备用电源和备用设备的自动投入装置 10第十二章 自动低频减载装置 10第十三章 同步并列及解列 10第十四章 二次回路 10第一章 总 则第1.0.1条 说明制定本规范的目的。本规范作为国家标准，是全国各地区、各部门共同遵守的准则和依据。制定本规范的目的在于贯彻执行国家的技术经济政策，使继电保护和自动装置的设计，做到安全可靠、技术先进和经济合理。就其内容来讲是关于设计要求方面的一些原则规定，考虑到实用的需要，一些条款规定的比较具体、比较详细。第1.0.2条 原规范适用3～35kV电力设备和线路的继电保护和自动装置。考虑到国民经济和电力建设的发展，许多工业企业及民用装置的电压等级已超过35kV，工矿企业自备电站也有很大发展，因此要求规范提高电压适用的范围，增加发电机和变压器的有关内容。这次规范修订包括3～110kV电力线路和设备，单机容量为25MW及以下的发电机，63MVA及以下电力变压器的继电保护和自动装置。第1.0.3条 本条说明工程设计不得选用未经过按国家规定坚定合格的继电保护和自动装置产品。这应当看作是保证继电保护和安全自动装置工程设计质量的重要环节，所以作此明确规定。第1.0.4条 这一条的规定是必要的。继电保护和自动装置设计也涉及到其它专业的标准，如各种继电器的国家标准，因此也应当符合这些国家标准。第二章 一般规定第2.0.1条 本条规定了电力网中的电力设备和线路装设继电保护和安全自动装置的必要性和主要作用。作用是应能尽快地动作切除短路故障；故障切除后靠自动装置来尽快地恢复供电，以保证电力网安全运行；限制故障设备损坏程度和减少停电范围。第2.0.4条 本条规定校验保护装置的灵敏系数，应根据不利正常运行方式和不利故障类型进行计算。不利正常运行方式，系指正常情况下的不利运行方式和正常检修方式。正常不利运行方式，通常指在非故障和检修方式下，电厂中因机组开启与停运等，引起继电保护装置灵敏系数降低的不利运行方式。例如：夏季丰水期水电大发，水电厂尽量多开机，而火电厂相应地减少开机。这种方式下，安装在火电厂侧的保护装置的灵敏系数可能降低。校验火电厂侧保护装置的灵敏系数应取这种不利的运行方式。反之，在冬季枯水期，水电厂减少开机，火电厂相应地少留备用多开机。这种情况下，安装在水电厂侧的保护装置的灵敏系数降低。校验水电厂侧保护装置的灵敏系数应取这种不利的运行方式。正常检修方式，系指一条线路或一台电力设备检修的运行方式。继电保护的整定计算中，可不考虑两个及两个以上电力设备或线路同时检修的情况。本条文又规定，校验保护装置灵敏系数，当必要时，应计及短路电流衰减的影响。对低压电网，尤其是安装在发电厂附近的低压线路或电力设备的继电保护装置，如果保护动作时间长，在保护动作时，短路电流已经衰减，将会影响保护装置的灵敏系数。对此，需要考虑短路电流衰减的影响。   15楼  06-08-13 22:05 [ 大 中 小 ]          
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            第三章 发电机的保护第3.0.1条 本条说明对发电机的哪些故障及异常运行方式应装设相应的保护。对于发电机定子绕组相间短路，字子绕组匝间短路和发电机外部的短路故障，应分别装设主保护和后备保护，对于定子绕组接地、过电压、过负荷，发电机失磁和励磁回路一点二点接地应装设异常运行保护，必要时还可以装设辅助保护。对于发电机匝间短路按本规范第3.0.5条规定，在有条件装设横联差动保护的发电机应装设横联差动保护，以保护匝间短路，对于没有条件装设横联差动保护的发电机不要求装设专用匝间短路保护。按目前国产发电机设计情况，定子绕组为星形接线，有并联分支，在中性点有分支引出端子发电机有QF-3-2、QFK-3-2、QFG-3-2、TOC-6075/2、QF-25-2、QF-25-2、TQG-25-2等多种机型，有装设横联差动保护的条件。另外，匝间短路危害严重，统计表明在中小机组上发生匝间短路的频次也多，而横联差动保护构成简单，保护动作的安全可靠性好，可有效地保护发电机匝间短路和定子绕组断线故障，故规定在有条件时应装设横联差动保护。本条之八，对励磁电流异常下降或消失称为失磁故障，符合习惯叫法，其保护继电器国内外部称作失磁保护，即要求失磁保护既保护发电机完全失去励磁，又保护部分失去励磁的故障。关于逆功率保护，对于大型机组需要装设逆功率保护，而对于小型机组我国多年来的作法是，当主汽门关闭时，在主控制室给出声光信号，由运行值班员根据实际情况，做出判断处理，或重新挂闸送汽恢复运行，或跳开发电机主开关。也有一些工程采用主汽门掉闸联跳发电机主开关的作法。中小型机组这样处理方式一般说是合适的，并未发现造成某种严重后果，因此不必规定装设逆功率保护。另外应当说明，按规范的编写方式，对于有特殊要求的发电机，并未排除，即不禁止装设诸如逆功率或其它保护装置。自然，如无“特殊”可言，则应当按标准办事。第3.0.2条 本条说明保护出口动作方式。其中，“解列”适用于发电机外部短路故障保护和某些异常运行方式如失磁保护，保护出口动作于发电机断路器或母联(分段)断路器，不动作于灭磁开关，这样汽轮发电机组在运行中甩掉了基本负荷，但还可以带厂用电在定频率、额定电压下稳定运行，如果需要可以随时并网恢复供电。而“停机”不仅要断开发电机断路器，并且要动作于灭磁开关，还要停原动机。在发电机内部发生短路故障时，保护应动作于停机。在实际工程设计中，有时两种保护出口方式并存，有时只用一种，本章条文中有具体规定。第3.0.3条 本条说明对发电机定子绕组及其引出线的相间短路故障应装设的保护装置。作为发电机的主保护，对不同类型和特点的发电机应配置相应的保护装置。对于1MW以上的发电机，规定应装设纵联差动保护；对于1MW及以下的发电机，根据不同情况选择下列保护中的一种：过电流、低电压、电流速断、低压过流、纵联差动保护等。第3.0.4条 关于发电机定子绕组单相接地的条文。关于发电机定子绕组单相接地故障接地电流允许值，本规范定为4A。如果电机制造厂家给出了这个数值，则以制造厂数据为准，鉴于一般情况下，制造厂未规定发电机定子绕组单相接地故障接地电流允许值，所以参照原不电部标准《继电保护和安全自动装置规程》SDJ6-83表2.2.4，按发电机额定电压为6kV考虑接地电流允许值为4A。发电机中性点有不接地、经消弧线圈接地或经电阻接地等接地方式，讨论发电机是否装设有选择性的接地保护，不考虑消弧线圈的补偿作用，因为消弧线圈有退出运行的可能，应按实际运行可能出现的单相接地电流值是否大于允许值确定。“对于发电机变压器组应装设保护区不小于90%的定子接地保护”的规定，电力系统各部门多年来都是按此执行的。第3.0.5条 关于发电机匝间短路装设横联差动保护的规定。如第3.0.1条的说明所述，发电机横联差动保护构成简单，动作安全可靠，在有条件的时候应装设横联差动保护。当没有条件装设横联差动保护时，主要是指发电机中性点侧没有并联分支引出线，规范不要求装设其它专用发电机匝间短路保护。第3.0.6条 对发电机后备保护配置和定值整定作了规定。所提出的三个后备保护方案，一般说满足了小型发电机各种接线方式或系统参数情况下对后备保护的要求，不需要装设距离保护作为后备保护。具体工程设计选择方案时，应首先考虑相对地最简单的过电流保护，其次是低电压起动的过电流保护，或者复合电压起动的过电流保护。后备保护宜带二段时限，首先跳母联或分段断路器，之后以第二个时限动作于停机。这个保护出口跳闸方案在小型电厂或变电所是适用的，首先将母线解列，使没有故障的系统立即恢复正常运行，可以有效地避免跳开所有的发电机。对于自并励发电机，考虑到发电机及引出线上的短路故障在持续一段时间如一秒钟左右，发电机短路电流会有不同程度的下降，不宜用一般的过电流保护作为后备，可采用低电压保护的过电流保护作为后备保护。第3.0.7条 本条规定发电机应装设定子绕组过负荷保护。关于过负荷，发电机有几种情况，有词应予以区别、习惯上称发电机过负荷系指发电机出力超额定值；发电机定子绕组对称过负荷系指发电机正序电流值超过额定值；发电机转子表层过负荷系指发电机定子绕组负序电流超过允许值；还有发电机励磁绕组过负荷。应当说明的是发电机过负荷可能是由于发电机定子绕组过电流产生的，也可能不完全是由过电流引起的，而是由于电流、电压或功率因数升高综合作用的结果。本条所谓发电机定子绕组过负荷系指发电机定子绕组电流超过额定值的情况。从继电保护方面看，为保护定子绕组对称过负荷，保护装置接一相电流即可。各相电流的不对称性用负序电流的大小来衡量，容量较大的发电机才需单独装设负序过负荷保护。第3.0.8条 本条规定对水轮发电机应装设定子绕组过电压保护。而对汽轮发电机规范不规定装设定子绕组过电压保护。第3.0.9条 对发电机励磁回路接地故障，规范规定根据不同情况应装设一点或二点接地故障保护装置或定期检测装置。励磁回路保护，对于汽轮发电机和水轮发电机的要求是不一样的。汽轮发电机可装设绝缘检查电压表，作为一点接地故障定期检测装置；对两点接地故障应装设二点接地保护装置。而对于水轮发电机，由于水轮发电机都是多级机，一旦励磁回路发生二点接地故障，除了励磁绕组被短路将产生很大的短路电流之外，还有一个更为严重的问题就是产生强烈的振动。因此一般只装设一点接地保护，保护动作于信号。发生励磁回路一点接地后，值班员应尽快安排停机，避免发生第二点接地短路。对于1MW及以下的水轮发电机可只装设一点接地故障定期检测装置。第3.0.10条 对发电机的失磁故障应装设失磁保护的规定。所谓失磁故障一般理解为励磁电流异常下降或完全消失的故障。规定当采用自并激式半导体励磁系统时，而且发电机是不允许失磁运行或根据电力系统稳定条件不允许异步运行时则应装设专用的失磁保护。规范不要求对采用自复激式、谐波励磁方式等励磁系统装设专用的失磁保护。当发电机采用直流励磁机励磁时，应有灭磁开关联跳发电机断路器的接线，不要求装设专用的失磁保护。第四章 电力变压器的保护第4.0.1条 本条列举电力变压器的故障类型及运行方式，以便装设相应的保护。第4.0.4条 本条对变压器的纵联差动保护提出了具体要求。一、关于差动保护的整定值问题。过去变压器采用带速饱和差动保护装置，整定值要躲开电流互感器二次回路断线、励磁涌流和外部故障不平衡电流值，一般灵敏系数较低。特别是变压器匝间短路(这是常见的故障)时灵敏系数更低。目前晶体管纵联差动保护对变压器各侧均有制动，如不考虑电流互感器二次回路断线情况，整定值可以降低，以提高灵敏性。但当整定值小于额定电流时，应尽量不在差动回路内连接其它元件，以减少或防止电流互感器二次回路故障的可能性。二、关于差动保护使用变压器套管电流互感器的问题。变压器高压侧使用套管电流互感器而不另装互感器，具有很大的经济价值，按电力变压器国家标准规定，在63kV和110kV级容量分别为8000kVA和6000kVA及以上的变压器才供给套管型电流互感器。但当差动保护使用变压器套管电流互感器时，则变压器该侧套管或引线故障相当于母线故障，将切除较多的系统元件或使切断的时间过长。而目前国内变压器高压侧套管引线的故障，在变压器总故障次数中所占比例还是不少的；另外，套管电流互感器的组数是三组，安排起来比较紧：差动保护用一组，母线保护用一组，后备保护就要和仪表共用一组。一组互感器上连接元件过多，不仅负担可能过大而且降低了可靠性。此外变压器电流互感器试验时也存在一些困难，例如无法通入大电流做变比试验。根据上述情况，条文规定差动保护范围一般包括套管及其引出线，即一般不使用变压器套管电流互感器构成差动保护。仅在某些情况下，例如63kV和110kV电压等级的终端变电所和分支变电所；63kV和110kV变压器高压侧未装断路器的线路变压器组，其变压器容量分别为8000kVA和16000kVA及以上时，才利用变压器套管电流互感器构成差动保护。此外，当变压器回路一次设备由于检修或其它原因退出运行而用旁路回路代替时，作为临时性措施，差动保护亦可利用变压器套管电流互感器。第4.0.5条 本条对由外部相间短路引起的变压器过电流应装设的保护装置作了规定。过电流保护装置的整定值应考虑变压器区外故障时可能出现的过负荷，而不能按避越变压器的额定电流来整定。第4.0.6条～第4.0.7条 目前运行的双线圈变压器和三线圈变压器的外部短路过电流保护一般比较复杂，设计和运行单位普遍提出应该驾简化。但在具体工程设计时，由于对一些很少机会出现的故障情况考虑过多，往往还是得不到简化。因此条文中集中各地的意见和经验提出了简化原则和保护的具体配置原则。第4.0.8条 本条是直接接地电力网中关于中性点直接接地变压器零序电流保护的规定。指出双线圈及三线圈变压器的零序电流保护应接于中性点引出线的电流互感器止，这种方式在变压器外部和内部发生单相接地短路时均能起保护作用。第4.0.9条 本条对经常不接地运行的变压器采取的特殊保护措施作了明确规定。110kV直接接地电力网中低压侧有电源的变压器，中性点可能直接接地运行，也可能不接地运行。对这类变压器，应当装设反应单相接地的零序电流保护，用以在中性点接地运行时切除故障；还应当装设专门的零序电流电压保护，用以在中性点不接地运行时切除故障。保护方式对不同类型的变压器又有所不同，下面分别予以说明。一、全绝缘的变压器。当变压器低压侧有电源且中性点可能不接地运行时，还应增设零序过电压保护。全绝缘变压器为什么还要装设零序过电压保护?根据《电力设备过电压保护设计技术规程》SDJ 7-79，对于直接接地系统的全绝缘变压器，内过电压计算一般为3(——最高运行相电压)。当电力网中失去接地中性点并且发生弧光接地时，过电压值可达到3.0，因此一般不会使变压器中性点绝缘受到损害；但在个别情况下，弧光接地过电压值可达到3.5，如持续时间过长，仍有损坏变压器的危险。由于一分钟工频耐压大于等于3.0，所以在3.5电压下仍允许一定时间，装设零序过电压保护经0.5s延时切除变压器，可以防止变压器遭受弧光接地过电压的损害。其次，在非直接接地电力网中，切除单相接地空载线路产生的操作过电压，可能达到4.0及以上。电力网中失去接地中性点且单相接地时，以0.5s延时迅速切除低压侧有电源的变压器，还可以在某些情况下避免电力设备遭受上述操作过电压的袭击。此外，当电力网中电容电流较大时，如不及时切除单相接地故障，有发展成相间短路的可能，因此，装设零序过电压保护也是需要的。在电力网存在接地中性点且发生单相接地时，零序过电压保护不应动作。动作值应按这一条件整定。当接地系数≤3时，故障点零电压小于等于0.6，因此，一般可取动作电压为180V。当实际系统中＜3时，也可取与实际值相对应的低于180V的整定值。二、分级绝缘的变压器。对于中性点可能接地或不接地运行的变压器，中性点有两种接地方式：装设放电间隙和不装设放电间隙。这两种接地方式的变压器，其零序保护也有所不同。1. 中性点装设放电间隙。放电间隙的选择条件是：在一定的值下，躲过单相接地暂态电压。一般≤3，此时，按躲过单相接地暂态电压整定的间隙值，能够保护变压器中性点绝缘免遭内过电压的损害，当电力网中失去接地中性点且单相接地时，间隙放电。对于中性点装设放电间隙的变压器，要按本规范4.0.9条的规定装设零序电流保护，用于在中性点接地运行时切除故障。此外，还应当装置零序电流电压保护，用于在间隙放电时及时切除变压器，并作为间隙的后备，当间隙拒动时用以切除变压器。零序电流电压保护由电压和电流元件组成，当间隙放电时，电流元件动作；拒动放电时，电压元件动作。电流或电压元件动作后，经0.5s时限切除变压器。零序电压元件的动作值的整定与本条第一款零序过电压保护相同。零序电流元件按间隙放电最小电流整定，一般取一次动作电流为100A。采用上述零序电流保护和零序电流电压保护时，首先切除中性点接地变压器，当电力网中失去接地中性点时，靠间隙放电保护变压器中性点绝缘，经0.5s延时再由零电流电压保护切除中性点不接地的变压器。采用这种保护方式，好处是比较简单，但当间隙拒动时，则靠零序电流电压保护变压器，在0.5s期间内，变压器要随内过电压，如系间歇电弧接地，一般过电压值可达3.0，个别情况下可达3.5，变压器有遭受损害的可能性。2. 中性点不装设放电间隙。对于中性点不装设放电间隙的变压器，零序保护应首先切除中性点不接地变压器。此时，可能有两种不同的运行方式：一是任一组母线上至少有一台中性点接地变压器，二是一组母线上只有中性点不接地变压器。对这两种运行方式，保护方式也有所不同。当任一组母线上至少有一台中性点接地变压器时，零序电流保护也是由两段组成，与本规范4.0.8条的不同之处，是Ⅰ段只带一个时限，仅动作于断开母线联络断路器；Ⅱ段设置两个时限，较短者动作于断开母线联络断路器，较长者动作于切除中性点接地的变压器，这点仍与本规范4.0.8条相同。此外，还要装设零序电流电压保护，它在中性点接地变压器有零序电流、中性点不接地变压器电压保护，它在中性点接地变压器有零序电流、中性点不接地变压器没有零序电流和母线上有零序电压的条件下动作，经延时动作于切除中性点不接地的变压器。零序电流电压保护的时限与零序电流保护Ⅱ段的两个时限相配合，以保证先切除中性点不接地变压器，后切除中性点接地变压器。零序电流Ⅰ段只设置一个时限，而不设置两个时限，是为了避免与零序电流电压保护的时限配合使接线复杂化。当一组母线上只有中性点不接地变压器时，为保护首先切除中性点不接地运行的变压器，则不能用上述首先断开母线联络断路器的方法。在条文中规定，采用比较简单的办法：反应中性点接地变压器有零序电流；中性点不接地变压器没有零序电流和母线上有零序电压的零序电流电压保护，其动作时限与相邻元件单相接地保护配合；零序电流保护只设置一段，带一个时限，时限与零序电流电压保护配合，以保证首先切除中性点不接地变压器。当一组母线上只有中性点不接地变压器时，为了尽快缩小故障影响范围，减少全停的机会，若也采用首先断开母线联络断路器的保护方式，则将在约0.5s的时间内，使中性点不接地变压器遭受内过电压袭击，这与中性点装设放电间隙而间隙拒动的情况类似(只是后者机率小一些)。为设备安全计，在条文中没有推荐采用这种保护方式。测量母线零序电压的电压元件，一般应比零序电流元件灵敏，但应躲过可能出现的最大不平衡电压，一般可取5V。为了测量中性点接地变压器的零序电流，各变压器的零序电流电压保护之间有横向联系，这降低了可靠性，已有导致误动作的事例。为消除这一横向联系，可以测量不接地变压器负序电流的负序元件，代替测量接地变压器零序电流的方式，但这种方式尚无采用者，故在修改条文中没有列入。第4.0.14条 按电力变压器国家标准GB 条“强迫油循环风冷，强迫油循环水冷的变压器，当发生事故切除冷却系统时(对强油循环风冷的，指停止风扇及油泵，强油循环水冷的，指停止水及油循环)，在额定负荷下允许的运行时间：当容量为125MVA及以下时为20分钟，以上时为10分钟。”按上述规定，油面温度尚未到达75℃时，允许上升到75℃，在允许的时间内保护装置动作应作用于信号；当超过允许的时间时，保护装置动作应作用于跳闸，将变压器断开。按电力变压器国家标准GB 6541-86规定，800kVA及以上的变压器，应装有压力释放装置，当内部压力达到0.5标准大气压时，应可靠释放压力。当厂家配套供应压力释放装置并有接点引出时，应增加压释放装置作用于信号或动作于跳闸的保护。
我敢肯定的说是你的发电机的功率小的缘故.你的电瓶处于亏电状态,电压低造成的.汽车电瓶的电压是12V,发电机的电压是14V,发电机的电压是由调节器来调控的.正常情况下汽车启动后由发电机向全车用电设备和电瓶供电,整车的电压是14V.当发电机功率不足电压低于14V时,就会引起发动机抖动,怠速不稳.
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有一个国家电网公司发的“10kv～66kv消弧线圈装置运行规范”，供参考。第一章  总则第一条 为完善消弧线圈装置设备管理机制，使其达到制度化、规范化，保证设备安全、可靠和经济运行，特制定本规范。第二条 本规范是依据国家和行业有关标准、规程、制度及《国家电网公司变电站管理规范》，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析以及设备运行经验而制定。第三条 本规范提出了对10kv～66kv消弧线圈装置在设备投产、验收、检修、运行巡视和维护、缺陷和事故处理、运行和检修评估分析、改造和更新、培训以及技术资料档案的建立与管理等提出了具体规定。第四条 本规范适用于国家电网公司所属范围内10kv～66kv消弧线圈装置的运行管理工作。第二章 引用标准 （略）第三章  设备的验收第六条  新设备验收的项目及要求    1.产品的技术文件应齐全。2.消弧线圈器身外观应整洁，无锈蚀或损伤。3.包装及密封应良好。4.油浸式消弧线圈油位正常，密封良好，无渗油现象。5.干式消弧线圈表面应光滑、无裂纹和受潮现象。6.本体及附件齐全、无损伤。7.备品备件和专用工具齐全。8. 运行单位要参加安装、检修中间和投运前验收，特别是隐蔽工程的验收。第七条  消弧线圈装置安装、试验完毕后的验收    （一）一般要求1. 本体及所有附件应无缺陷且不渗油。2. 油漆应完整，相色标志应正确。3. 器顶盖上应无遗留杂物。4. 建筑工程质量符合国家现行的建筑工程施工及验收规范中的有关规定。5. 事故排油设施应完好，消防设施齐全。6.接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。7. 储油柜和有载分接开关的油位正常，指示清晰，呼吸器硅胶应无变色。    8. 有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位置正确，分接头的位置应符合运行要求。9. 接地变压器绕组的接线组别应符合要求。10. 测温装置指示应正确，整定值符合要求。11. 接地变压器、阻尼电阻和消弧线圈的全部电气试验应合格，保护装置整定值符合规定，操作及联动试验正确。12. 设备安装用的紧固件应采用镀锌制品并符合相关要求。13. 干式消弧线圈表面应光滑、无裂纹和受潮现象。    （二） 交接试验项目齐全、试验结果符合要求（根据不同设备选择以下试验项目）1.绕组连同套管的直流电阻。2.绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。3.接地变压器的结线组别和消弧线圈极性。4.接地变压器所有分接头的电压比。 5.消弧线圈伏安特性曲线。6.35kv及以上油浸式消弧线圈和接地变压器绕组连同套管的介质损耗因数。7.35kv及以上油浸式消弧线圈和接地变压器绕组连同套管的直流泄漏电流。8.绝缘油试验。9.非纯瓷套管的试验。10.干式消弧线圈和接地变压器，以及进行器身检查的油浸式消弧线圈和接地变压器，应测量铁芯绝缘、绑扎钢带绝缘。11.绕组连同套管的交流耐压试验。12.调匝式消弧线圈有载调压切换装置的检查和试验。13.检查相位。14.控制器模拟试验。15.额定电压下冲击合闸试验。（三）竣工资料应完整无缺1.消弧线圈装置订货技术合同。2.产品合格证明书。3.安装使用说明书。4.出厂试验报告。5.安装、调试记录 。6.交接试验报告。7.实际施工图以及变更设计的技术文件。8.备品配件和专用工具移交清单。9.监理报告。10.安装竣工图纸。（四）验收和审批1. 消弧线圈装置整体验收的条件（1）消弧线圈装置及附件已安装调试完毕。（2）交接试验合格，施工图、竣工图、各项调试及试验报告、监理报告等技术资料和文件已整理完毕。（3）施工单位自检合格，缺陷已消除。（4）施工场所已清理完毕。（5）备品备件已按清单移交。2. 消弧线圈装置整体验收的要求和内容（1）建设单位应在工程竣工验收之前，与项目负责单位签订质量保修书，作为合同附件。质量保修书的主要内容应包括：质量保修的主要内容及范围；质量保修期；质量保修责任；质量保修金的支付方法。（2）项目负责单位应在工程竣工前提前通知有关单位准备工程竣工验收，并组织相关单位、监理单位配合。（3）验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题，应以书面形式通知相关单位并限期整改，经复验合格后方可投运。（4）必须经验收合格后的设备方可投入生产运行。（5）在投产设备质保期内发现质量问题，应由建设单位负责处理。3.审批验收结束后，将验收报告交启动委员会审核、批准。第八条 检修后设备的验收（一）验收的项目和要求1．所有缺陷已消除并经有关部门验收合格。2. 一、二次接线端子应连接牢固，接触良好。3. 消弧线圈装置本体及附件无渗、漏油，油位指示正常。4. 三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完备。7. 消弧线圈装置需要接地的各部位应接地良好。8. 金属部件油漆完整，整体擦洗干净。9.预防事故措施符合相关要求。    (二) 试验项目（根据检修内容选择以下试验项目）1.绕组连同套管的直流电阻。2.绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。3.接地变压器所有分接头的电压比。4.35kv及以上油浸式消弧线圈绕组连同套管的介质损耗因数。5.35kv及以上油浸式消弧线圈绕组连同套管的直流泄漏电流。6.绝缘油试验。7.非纯瓷套管的试验。8.干式消弧线圈和接地变压器，以及进行器身检查的油浸式消弧线圈和接地变压器，应测量铁芯绝缘。9.绕组连同套管的交流耐压试验（大修后）。10.调匝式消弧线圈有载调压切换装置的检查和试验。11.检查相位（大修后）。(三) 竣工资料1.缺陷检修记录。2.缺陷消除后质检报告。3.检修报告。4.各种试验报告。   (四) 验收和审批1.消弧线圈装置整体验收的条件（1）消弧线圈装置及附件已检修、调试完毕。（2） 交接试验合格，调试报告等技术资料和文件已整理完毕。（3） 施工单位自检合格，缺陷已消除。（4） 施工场所已清理完毕。2. 消弧线圈装置整体验收的内容要求（1）项目负责单位应提前通知验收单位准备工程竣工验收，并组织检修单位配合。（2）验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题，应以书面形式通知有关单位并限期整改，经验收合格后的设备方可投入生产运行。3．审批    验收结束后，将验收报告报请主管部门审核、批准。第九条 投运前设备的验收内容。（一）一般要求1.构架基础符合相关基建要求。2.设备外观清洁完整无缺损。 3.一、二次接线端子应连接牢固，接触良好。4.消弧线圈装置本体及附件无渗漏油，油位指示正常。 5.三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完备。6. 消弧线圈装置需要接地的各部位应接地良好。7.反事故措施符合相关要求。    8.油漆应完整，相色应正确。    9.验收时应移交详细技术资料和文件。    10.变更设计的证明文件。    11.制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。12.安装的技术记录、器身检查记录及修试记录完备。13.竣工图纸完备。14.试验报告并且试验结果合格。（二）消弧线圈装置投运前验收的条件。1. 消弧线圈装置及附件工作已结束，人员已退场，施工场所已清理完毕。2.各项调试、试验合格。3.施工单位自检合格，缺陷已消除。（三）消弧线圈装置投运前验收的内容1.项目负责单位应通知运行维护单位进行验收并组织相关单位配合。2.在验收中检查发现缺陷，应要求相关单位立即处理，必须经验收合格后方可投入生产运行。第四章  设备运行维护管理第十条  消弧线圈装置的日常维护（一）一般要求1. 消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器等均应有标明基本技术参数的铭牌标志，消弧线圈技术参数必须满足装设地点运行工况的要求。2. 消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器等均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。接地螺栓直径应不小于12mm，引下线截面应满足安装地点短路电流的要求。3. 消弧线圈装置的引线安装，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。4. 消弧线圈装置本体及附件的安装位置应在变电站(所)直击雷保护范围之内。5. 停运半年及以上的消弧线圈装置应按有关规定试验检查合格后方可投运。6. 消弧线圈装置投入运行前，调度部门必须按系统的要求调整保护定值，确定运行档位。7. 中性点经消弧线圈接地系统，应运行于过补偿状态。8. 中性点位移电压小于15%相电压时，允许长期运行。9. 接地变压器二次绕组所接负荷应在规定的范围内。10. 运行人员每半年进行一次消弧线圈装置运行工况的分析。分析的内容包括系统接地的次数，起止时间，故障原因，整套装置是否正常等，并上报相关部门。第十一条  消弧线圈装置的操作（一）消弧线圈装置运行中从一台变压器的中性点切换到另一台时，必须先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈上。（二）主变压器和消弧线圈装置一起停电时，应先拉开消弧线圈的隔离开关，再停主变，送电时相反。（三）系统中发生单相接地时，禁止操作或手动调节该段母线上的消弧线圈，有人值守变电站应监视并记录下列数据：1. 接地变压器和消弧线圈运行情况。2. 阻尼电阻箱运行情况。3. 微机调谐器显示参数：电容电流、残流、脱谐度、中性点电压和电流、分接开关档位和分接开关动作次数等。4. 单相接地开始时间和结束时间。5. 单相接地线路及单相接地原因。6. 天气状况。（四）装置参数设定后应作记录，记录设定时间、设定值等，以便分析、查询。（五）若巡视中发现下列情况之一时，应向调度和上级主管部门汇报。1. 消弧线圈在最高档位运行，过补偿情况下，而此时脱谐度大于5%（说明消弧线圈总容量裕度很小或没有裕度）。 2. 中性点位移电压大于15%相电压。3. 消弧线圈、阻尼电阻箱、接地变压器有异常响声。（六）手动调匝消弧线圈切换分接头的操作规定1. 按当值调度员下达的分接头位置切换消弧线圈分接头。2. 切换分接头前，应确认系统中没有接地故障，再用隔离开关断开消弧线圈，装设好接地线后，才可切换分接头，并测量直流电阻。3. 切换分接头后，应检查消弧线圈导通情况，合格后方可将消弧线圈投入运行。第十二条 消弧线圈装置的检修和预防性试验（一）油浸式消弧线圈装置主要检修项目1. 消弧线圈及附件的外部检查及修前试验。2. 检查阻尼电阻箱、接地变压器。3. 吊起器身，检查铁芯及绕组。4. 更换密封胶垫。5. 调匝式消弧线圈有载调压切换装置的检查和试验。6. 绝缘油的处理或更换。7. 吸湿器检修，更换干燥剂。8. 油箱清扫除锈。9. 真空注油。10. 密封试验。11. 绝缘油试验及电气试验。12. 金属部件补漆。（二）干式消弧线圈装置主要检修项目1. 消弧线圈及附件的外部检查及修前试验。2. 检查阻尼电阻箱、接地变压器。3. 主绝缘干燥（必要时）。4. 电气试验。5. 金属部件补漆。（三）油浸式消弧线圈装置主要试验项目1. 测量绕组连同套管的直流电阻。2. 测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。3. 测量接地变压器所有分接头的电压比。4. 测量35kv及以上消弧线圈和接地变压器绕组连同套管的介质损耗因数。5. 测量35kv及以上消弧线圈和接地变压器绕组连同套管的直流泄漏电流。6. 绝缘油试验。7. 非纯瓷套管的试验。8. 交流耐压试验（大修后）。9. 控制器模拟试验。 （五）干式消弧线圈装置的主要试验项目1. 测量绕组连同套管的直流电阻。2. 测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比。3.测量接地变压器所有分接头的电压比。4. 测量铁芯绝缘电阻。5. 交流耐压试验（大修后）。6. 控制器模拟试验。（六）阻尼电阻箱主要试验项目1. 测量绝缘电阻。2. 测量直流电阻。3. 交流耐压试验（大修后）。4. 其它必要的试验项目。（七）接地变压器主要试验项目与变压器项目相同。第五章  运行巡视检查项目及要求第十三条 例行巡视和检查项目和要求（一） 对各种值班方式下的巡视时间、次数、内容，各运行单位应在运行规程中作出明确规定。（二） 例行检查巡视分为正常巡视、全面巡视、夜间巡视。（三） 正常巡视。1. 有人值班变电站的消弧线圈装置及附件,每天至少一次；每周至少进行一次夜间巡视。2. 无人值班变电站内的消弧线圈装置每月两次进行巡视检查并作好巡视记录。（四） 全面巡视，内容主要是对设备进行全面的外部检查，对缺陷有无发展作出鉴定，检查设备防火、防小动物措施以及检查接地引线是否完好。（五） 每月应至少进行夜间巡视一次，内容是检查设备有无电晕、放电、接头有无过热现象。第十四条  正常巡视的项目和要求。（一）一般要求1. 设备外观完整无损。2. 一、二次引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、变色。3. 外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。4. 金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形。5. 干式消弧线圈表面平整应无裂纹和受潮现象。6. 无异常震动、异常声音及异味。7. 储油柜、瓷瓶、套管、阀门、法兰、油箱应完好，无裂纹和漏油。8. 阻尼电阻端子箱内所有熔断器和二次空气开关正常。9. 阻尼电阻箱内引线端子无松动、过热、打火现象。10. 设备的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油。吸湿器完好，吸湿剂干燥。11. 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。12. 吸湿器硅胶是否受潮变色。13. 各表计指示准确。14. 引线接头、电缆、母线应无发热迹象。15. 对调匝式消弧线圈，人为调节一档分接头，检验有载开关动作是否正常。第十五条  消弧线圈装置的定期巡视（一）巡视周期：由生产运行单位运行规程规程规定。（二）巡视项目及要求同例行巡视。由于检修人员对设备的结构、原理比较熟悉，更为准确地发现设备的缺陷，故应当规定由检修人员进行。    第十六条  特殊巡视（一）巡视周期1. 在高温运行前。2. 大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。3. 设备或经过检修、改造，在投运后72小时内的巡视。4. 设备有严重缺陷时。5. 设备经过长期停运后重新投入运行后的48小时内的巡视。6. 异常情况下的巡视。主要是指：设备发热、系统冲击、内部有异常声音等。7. 设备缺陷近期有发展时、法定节假日、上级通知有重要供电任务时。8. 站长应每月进行一次巡视。（二）巡视的项目和要求1. 除正常巡视项目外，还应注意其它的异常情况。2. 必要时用红外测温设备检查消弧线圈、阻尼电阻、接地变压器的内部、引线接头发热情况。3. 高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。4. 气温骤变时，检查油枕油位和瓷套管油位是否有明显变化，各侧连接引线是否有断股或接头处发红现象。各密封处有否渗漏油现象。5. 大风、雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其它杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象。6. 浓雾、小雨、下雪时，瓷套管有无沿表面闪络或放电，各接头在小雨中或下雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。第六章  缺陷管理及异常处理第十七条 缺陷管理（一）缺陷及异常的管理和处理应严格执行《电业安全工作规程》和国家电网公司颁布的《变电站运行管理规范（试行）》的有关规定。（二）发现缺陷应及时处理，缺陷处理采取闭环管理制度。（三）缺陷指消弧线圈装置及附件，包括接地变压器和阻尼电阻箱任何部件的损坏、绝缘不良或不正常的运行状态，分为危急缺陷、严重缺陷和一般缺陷。（四）发现危急缺陷和严重缺陷，运行人员必须立即向有关部门汇报。按照上级有关部门的要求，密切监视发展情况。必要时可按照调度命令，迅速将有缺陷的设备退出运行。（五）发现一般缺陷，运行人员将缺陷内容记入相关记录，由负责人汇总按月度汇报。一般缺陷可在一个检修周期内结合设备检修、预试等停电机会进行消除。（六）投入运行一年内的新设备发生缺陷，施工单位应主动联系有关单位进行协调、处理。（七）设备缺陷按年度统计，年底未处理的缺陷，转移到下年度缺陷记录内。第十八条  设备缺陷分类：（一）危急缺陷：设备发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电和火灾等事故，例如下列情况等。1. 设备漏油，从油位指示器中看不到油位。2. 设备内部有放电声响。3. 一次导流部分接触不良，引起发热变色。4. 设备严重放电或瓷质部分有明显裂纹。5. 绝缘污秽严重，存在污闪可能。6. 阻尼电阻发热、烧毁或接地变压器温度异常升高。7. 设备的试验、油化验等主要指标超过相关规定，由试验人员判定不能继续运行。8. 消弧线圈本体或接地变压器外壳鼓包或开裂。（二）严重缺陷：缺陷有发展的趋势，但可以采取措施坚持运行，列入月计划处理，不致造成事故者，例如下列情况等。1. 设备漏油。2. 红外测量设备内部异常发热。3. 工作、保护接地失效。4. 瓷质部分有掉瓷现象，不影响继续运行。5. 充油设备油中有微量水分，游离碳呈淡黑色。6 .二次回路绝缘下降，但不超过30%者。7. 若消弧线圈在最大补偿电流档位运行，而此时脱谐度大于5%。8. 中性点位移电压大于15%相电压。（三）一般缺陷：上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷。性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大的缺陷，例如下列情况等。1. 储油柜轻微渗油。2. 设备上缺少不重要的零部件。3. 设备不清洁、有锈蚀现象。4. 二次回路绝缘有所下降者。5. 非重要表计指示不准者。6. 其它不属于危急、严重的设备缺陷。第十九条  消弧线圈装置缺陷处理的闭环管理：（一）运行单位发现缺陷，由站长或值班长对缺陷进行定性后，记入缺陷记录，并向上级领导和生产管理部门报告，提出处理意见。（二）运行单位每月上报一次一般缺陷，发现紧急、严重缺陷后应立即上报，以便安排处理。（三）生产管理部门负责设备缺陷的统一管理，应及时掌握紧急和严重缺陷，定期掌握一般缺陷，提出处理意见，督促修试单位或运行单位及时消缺。（四）缺陷消除时间应严格掌握，危及缺陷要在发现的当日立即安排处理，严重缺陷应在一个月内安排处理，一般缺陷视实际情况，在一个检修周期内安排处理。（五）缺陷消除后，消缺部门应及时向生产管理部门和运行单位报告，由生产管理部门完善消缺的相关手续。运行单位、修试单位、生产管理部门均应做好记录，用于年度的统计、分析工作。第二十条  事故处理预案及要求：（一）中性点位移电压在相电压额定值的15%～30%之间，允许运行时间不超过1小时。（二）中性点位移电压在相电压额定值的30%～100%之间，允许在事故时限内运行。（三）发生单相接地必须及时排除，接地时限一般不超过2小时。第二十一条  发现消弧线圈、接地变压器、阻尼电阻发生下列情况之一时应立即停运。（一）正常运行情况下，声响明显增大，内部有爆裂声。（二）严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。（三）套管有严重的破损和放电现象。（四）冒烟着火。（五）附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对成套装置构成严重威胁时。（六）当发生危及成套装置安全的故障，而有关的保护装置拒动时。第二十二条 有下列情况之一时，禁止拉合消弧线圈与中性点之间的单相隔离开关：（一）系统有单相接地现象出现，已听到消弧线圈的嗡嗡声。（二）中性点位移电压大于15%相电压。第七章  培训要求第二十三条  技术管理人员培训要求（一）熟悉国家及行业有关消弧线圈装置的技术标准。（二）熟悉消弧线圈装置检修、运行的有关规程。（三）能够组织消弧线圈装置的验收、质检工作。（四）能够编制各种消弧线圈装置的技术条件及检修、运行规程。（五）能根据实际运行情况制订消弧线圈装置预防事故措施要求。（六）掌握消弧线圈装置及附件的结构、技术参数、试验项目、制造工艺等有关内容。（七）掌握消弧线圈装置及附件的电气、绝缘、油化学等专业知识。（八）能审核设备检修、试验、检测记录，并根据设备运行情况和巡视结果，正确分析设备健康状况，掌握设备缺陷和运行薄弱环节。（九）了解消弧线圈装置技术发展的动态。第二十四条  检修、试验人员培训要求（略）第八章  设备技术管理第二十六条  设备档案管理（一）原始档案应包括以下内容：1. 产品合格证明书。2. 说明书。3. 出厂试验报告。4. 安装、调试记录 。5. 安装试验记录。6. 绝缘油试验报告（充油设备）。7. 交接试验报告。（二）运行档案应包括以下内容：1. 设备铭牌参数。2. 设备修试、定检周期表。3. 设备大修改造报告。4. 高压试验报告。5. 油试验报告。6. 继电保护检验、调整记录。7. 缺陷记录。8. 设备变更、改造情况说明。第二十七条  运行管理评估消弧线圈装置运行状态分析的目的是为了及时发现缺陷，及时消除缺陷，确保检修工作做到工效高(检修工期短，耗用工时少)、用料省(器材消耗少，修旧利废好)、安全好(不发生人身、电网、设备事故)。提高消弧线圈装置健康水平，使消弧线圈装置经常处于良好运行状态。第二十八条  检修评估（一）检修前评估的内容应包括：1. 根据设备的结构特点、运行评估分折情况，包括绝缘老化情况、与消弧线圈装置动作有关的系统故障和事故情况、历次电气试验和绝缘油分析结果等，做好检修内容分析和预想工作，避免盲目性检修。经综合分析，确定是否需要检修以及检查及修理的项目。2. 根据确定的检修的项目和内容，编制检修技术方案，制定安全措施。（二）检修后评估的内容应包括：1. 检修项目和检修质量达到规定的要求和质量标准。2. 已消除设备缺陷。3. 检修过程技术记录正确、齐全。4. 检修总结和技术文件资料应齐全、填写正确。5. 消弧线圈装置质量检验己完成验收。第二十九条  设备评估（一）消弧线圈装置设备评估，是指对消弧线圈装置设备的运行、维护、在线检测、试验、检修、技术、监督等方面进行综合评估后确定的设备质量状态水平。（二）按国家电网公司颁发的“电力生产设备评估管理办法”，按照消弧线圈装置设备的总体情况、运行状况、存在问题、原因分析等来定期进行消弧线圈装置设备评估。（三）各级生产管理部门是消弧线圈装置设备管理的归口部门，在消弧线圈装置设备评估中对于发现带有全局性和基层单位难以解决的技术问题应及时研究并向上一级单位的生产管理部门反映。第九章  备品备件管理第三十条  为了能及时消除设备缺陷，缩短停运时间，提高设备可用率，确保电网安全经济运行，各级单位需做好备品备件管理工作。第三十一条  备品备件的管理应遵循“统一管理、分级负责、合理储备、分散保管”的原则。第三十二条  备品备件应按需配置，合理定额，及时补齐。第三十三条  消弧线圈装置备品备件主要包括以下整件或部件：储油柜、瓷套、硅胶、一、二次设备紧固件、压力释放器、生产厂家提供的必需的备件。更新改造     第三十四条 消弧线圈装置存在以下问题时，应进行更新改造。第三十五条  电气试验不合格，存在严重缺陷的设备。第三十六条  防污等级不能满足运行环境的设备。第三十七条  接地变压器二次绕组容量不能满足站用电源要求的设备。第三十八条  运行时间较长（30年以上）、绝缘严重老化的设备。
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