kV消弧线圈接地变成套装置、消弧线圈、接地变压器

消弧消谐装置与接地变接地变的作用接地变压器简称接地变，根据填充介质，接地变可分为油式和干式；根据相数，接地变可分为三相接地变和单相接地变。

三相接地变：接地变压器的作用是在系统为△型接线或Y型接线，中性点无法引出时，引出中性点用于加接消弧线圈或电阻，此类变压器采用Z型接线（或称曲折型接线），与普通变压器的区别是，每相线圈分成两组分别反向绕在该相磁柱上，这样连接的好处是零序磁通可沿磁柱流通，而普通变压器的零序磁通是沿着漏磁磁路流通，所以Z型接地变压器的零序阻抗很小（10Ω左右），而普通变压器要大得多。

按规程规定，用普通变压器带消弧线圈时，其容量不得超过变压器容量的20%。

Z型变压器则可带90% ～100%容量的消弧线圈，接地变除可带消弧圈外，也可带二次负载，可代替所用变，从而节省投资费用。

单相接地变：单相接地变主要用于有中性点的发电机、变压器的中性点接地电阻柜，以降低电阻柜的造价和体积。

扩展阅读：我国电力系统中，的6kV、10kV、35kV电网中一般都采用中性点不接地的运行方式。

电网中主变压器配电电压侧一般为三角形接法，没有可供接地电阻的中性点。

当中性点不接地系统发生单相接地故障时，线电压三角形仍然保持对称，对用户继续工作影响不大，并且电容电流比较小（小于10A）时，一些瞬时性接地故障能够自行消失，这对提高供电可靠性，减少停电事故是非常有效的。

但是随着电力事业日益的壮大和发展，这中简单的方式已不在满足现在的需求，现在城市电网中电缆电路的增多，电容电流越来越大（超过10A），此时接地电弧不能可靠熄灭，就会产生以下后果。

1）单相接地电弧发生间歇性的熄灭与重燃，会产生弧光接地过电压，其幅值可达4U（U为正常相电压峰值）或者更高，持续时间长，会对电气设备的绝缘造成极大的危害，在绝缘薄弱处形成击穿；造成重大损失。

2）由于持续电弧造成空气的离解，破坏了周围空气的绝缘，容易发生相间短路。

3）产生铁磁谐振过电压，容易烧坏电压互感器并引起避雷器的损坏甚至可能使避雷器爆炸。

消弧线圈、接地变压器、有载开关的介绍作者：琦琦 2007-11-05 08:18:14标签：科学接地变压器接地变消弧线圈消弧有载开关培训讲义介绍讲义(周琦)给部门里其他员工的培训讲义,刚到公司里给没新老员工的一次知识培训的讲义 .一、接地变压器1、接地变压器型号说明如下D K S C □—□ / □电压等级（kV）二次容量（kVA）总容量（kVA）C表示固体类型，表示干式，无表示油式三相接地变压器2、接地变压器的作用及其结构在系统中，如果变压器绕组为Y接法，有中性点引出，不需要使用接地变压器；如果变压器绕组为△接法，无中性点引出，在选用消弧接地装置时，就必须用接地变压器引出中性点。

接地变压器的作用就是人为的为系统提供一个中性点。

接地变压器的联结组别一般为ZN、ZNYn11、ZnyN1三种，其中ZN表示一次接法为Z形，无二次线圈；ZNYn11表示一次接法为Z形，二次为Y形，11表示二次时钟关系超前一次30度，1表示二次时钟滞后一次30度。

结构原理图(Znyn11)实物照片：3、系统电压一次系统电压包括标称电压、额定电压和最高电压；一般一次系统的额定电压就是接地变压器的额定电压，一般由用户提出。

注：二次额定电压一般为0.4kV4、绝缘水平绝缘水平包括耐压等级、爬电距离、耐热等级等；?/P>爬电距离=爬电比距×额定线电压，不同污秽等级对应不同爬电距离；?/P>耐热等级表示绝缘介质耐受温升水平。

介质温度=环境温度+温升；一般油浸式采用A级，干式环氧浇注型采用F级；?/P>冷却方式：变压器冷却方式分为自然空气冷却（AN）和强迫空气冷却（AF），油浸自然冷却（ONAN）和油浸强油风冷（ONAF）等变压器油：25#表示在-25℃以上条件可以使用，用于全国大部分地区；45#表示在-45℃以上条件可以使用，用于北方地区。

允许通流时间：设备在最大的额定电流下可以运行的时间。

5、接地变其他技术参数和要求电压调节范围：一般不带所用变的为额定电压±2.5%，带所用变的额定电压±2×2.5%；另外A相线圈带+1%或+0.5%不对称（目前暂定）。

接地变与消弧线圈在电力系统中的应用摘要：随着科学技术不断发展，电网结构的不断优化，电缆线路在电力系统中的广泛运用，接地变压器与消弧线圈在电网中也愈来愈重要，虽然接地变压器我们并不陌生，但在以往的系统结构中，多数时出现在110kV及以上电压等级的主变压器中性点直接接的系统中，以改变系统零序网络，本文主要介绍接地变压器与消弧线圈在10kV不接地系统的应用及运行维护。

关键词：接地变；消弧线圈；结构；原理；作用；运行维护引言：在我国运行的电力系统中，6kV、10kV、35kV一般采用中性点不接地的运行方式，主变压器配电电压侧一般为三角形接线，比如110kV三绕组变压器大多数为Y-Y-△-11或Y-Y-△-1的结构，35kV双绕组变压器大多数为Y-△-11或Y-△-1。

在以往的系统中，配电线路以架空线路为主，对地电容电流较小，当系统发生单相接地时，接地电流主要是线路对地电容电流，一般小于10A，接地相电压降低，非接地相电压升高，但系统三相对称性未发生改变，对供电网络影响较小，通常可以继续运行2小时，及时查找并隔离故障线路，对变电站设备的损害也较小。

随着电缆线路的不断增加，当系统发生单相接地时，接地电流显著升高，一般远大于10A，即使系统三相对称性对改变，但由于接地电流的增大，对变电设备的损害就明显增加了。

基于以上原因，接地变压器与消弧线圈在不接地系统中得到了广泛的应用。

1不接地系统（小电流接地系统）发生单相接地故障的危害系统发生单相接地的危害：单相接地电弧发生间歇性熄灭与重燃，会产生弧光接地过电压其幅值可达4U（U为正常相电压峰值），甚至可能更高，持续时间长，对电气设备的绝缘造成严重的危害，甚至损坏电气设备；持续的电弧会造成接地点附近的空气游离，降低甚至破坏空气绝缘，发生相间短路故障；发生单相接地故障时，接地电容电流容易与变电站内感性设备发生铁磁谐振，产生谐振过电压，容易造成电磁式电压互感器烧坏并引起避雷器损坏甚至爆炸。

消弧线圈接地变成套装置原理
消弧线圈接地变成套装置的原理主要基于消弧线圈的工作原理。

当电网发生单相接地故障时，消弧线圈接地变成套装置会提供一电感电流，补偿接地电容电流。

通过调整消弧线圈的电感量，可以使得接地电流减小，降低故障相接地电弧两端的恢复电压速度，从而达到熄灭电弧的目的。

消弧线圈接地变成套装置由电抗器、晶闸管触发器、防雷器、模拟开关、变压器等器件组成。

通过利用电抗器使出线电压保持在一个较低的值，然后通过晶闸管触发器对模拟开关进行控制，使得需要出线的电线通过变压器进行调节输出。

这样可以避免在故障时形成的高电压电弧，从而消除接地电流。

消弧线圈的调谐程度也会影响其补偿效果。

当消弧线圈正确调谐时，即电感电流接地或等于电容电流时，不仅可以减少产生弧光接地过电压的机率，还可以限制过电压的辐值，减小故障点热破坏作用及接地网的电压等。

工程上用脱谐度V来描述调谐程度，V=(IC-IL)/IC。

总之，消弧线圈接地变成套装置是一种电力系统中常用的保护装置，主要用于解决电路故障时电能转移和消除故障电弧的问题。

通过消弧线圈的感性电流补偿接地故障时的容性电流，使接地故障电流减少以致自动熄弧，保证继续供电。

接地变、消弧线圈及自动补偿装置的原理和选择１问题提出随着城市建设发展的需要和供电负荷的增加，许多地方正在城区建设110/10kV终端变电所，一次侧采用电压110kV进线，随着城网改造中杆线下地，城区10kV出线绝大多数为架空电缆出线，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，根据国家原电力工业部《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定，3—66KV系统的单相接地故障电容电流超过10A时，应采用消弧线圈接地方式。

一般的110/10kV变电所，其变压器低压侧为△接线，系统低压侧无中性点引出，因此，在变电所设计中要考虑10kV接地变、消弧线圈和自动补偿装置的设置。

２10kV中性点不接地系统的特点选择电网中性点接地方式是一个要考虑许多因素的问题，它与电压等级、单相接地短路电流数值、过电压水平、保护配置等有关。

并直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性和连续性、主变压器和发电机的安全运行以及对通信线路的干扰。

10kV中性点不接地系统(小电流接地系统)具有如下特点：当一相发生金属性接地故障时，接地相对地电位为零，其它两相对地电位比接地前升高√3倍，一般情况下，当发生单相金属性接地故障时，流过故障点的短路电流仅为全部线路接地电容电流之和其值并不大，发出接地信号，值班人员一般在2小时内选择和排除接地故障，保证连续不间断供电。

3系统对地电容电流超标的危害实践表明中性点不接地系统(小电流接地系统)也存在许多问题，随着电缆出线增多，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，当系统电容电流大于10A后，将带来一系列危害，具体表现如下：3.1当发生间歇弧光接地时，可能引起高达3.5倍相电压(见参考文献1)的弧光过电压，引起多处绝缘薄弱的地方放电击穿和设备瞬间损坏，使小电流供电系统的可靠性这一优点大受影响。

3.2配电网的铁磁谐振过电压现象比较普遍，时常发生电压互感器烧毁事故和熔断器的频繁熔断，严重威胁着配电网的安全可靠性。

（20015年版）10kV消弧线圈接地变成套装置、消弧线圈、接地变压器通用技术规范(编号:1013001/002/003-0010-00)本规范对应的专用技术规范目录标准技术规范使用说明1、本标准技术规范分为通用部分、专用部分。

2、项目单位根据需求选择所需设备的技术规范，技术规范通用部分条款及专用部分固化的参数原则上不能更改。

3、项目单位应按实际要求填写“项目需求部分”。

如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“表6项目单位技术差异表”并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会：①改动通用部分条款及专用部分固化的参数；②项目单位要求值超出标准技术参数值；③需要修正污秽、温度、海拔等条件。

经标书审查会同意后，对专用部分的修改形成“项目单位技术差异表”，放入专用部分表6中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。

4、对扩建工程，项目单位应在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。

5、技术规范的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。

6、投标人逐项响应技术规范专用部分中“标准技术参数表”、“颂目需求部分”和“毅标人响应部分”三部分相应内容。

填写投标人响应部分，应严格按招标文件技术规范专用部分的招标人要求值”一栏填写相应的投标人响应部分的表格。

投标人还应对项目需求部分的项目单位技术偏差表”中给出的参数进行响应。

项目单位技术偏差表”与标准技术参数表”和使用条件表”中参数不同时，以偏差表给出的参数为准。

投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写装7投标人技术偏差表”外，必要时应提供证明参数优于招标人要求的相关试验报告。

7、各专业要求（如有）1总则21.1一般规定21.2投标人应提供的资格文件21.3适用范围31.4对设计图纸、试验报告和说明书的要求31.5标准和规范51.6投标人必须提交的技术数据和信息61.7备品备件61.8专用工具与仪器仪表61.9安装、调试、性能试验、试运行和验收62技术特性要求72.1成套装置技术要求72.2控制装置72.3接地变压器82.4消弧线圈82.5附属设备82.6箱式外壳82.7接口要求83.试验143.1型式试验143.2现场交接试验143.3例行试验144技术服务、设计联络、工厂检验和监造154.1技术服务154.2设计和设计联络会154.3工厂检验和监造16投标人应具备的条件1.投标人或制造商必须具备生产投标产品所需的整体组装厂房，并进行全部出厂试验。

消弧线圈档位设置不合理导致35kV线路送电异常分析【摘要】某变电站采用手动调匝式消弧线圈，由于新投运35kV线路导致电网参数发生变化，线路合闸充电时发生母线接地告警。

手动调匝式消弧线圈无法进行自动调谐，而常规电网电容电流测试需在全站停电条件下进行，在运变电站不具备实施条件。

本文通过一起消弧线圈接地系统送电异常实例分析，对消弧线圈档位进行核算，提出消弧线圈档位调整建议，为运行人员消除故障提供参考。

【关键词】虚幻接地、消弧线圈档位、中性点位移电压、接地0引言手动调匝式消弧线圈由于无在线实时监测电网电容电流的设备，无法根据电网电容电流的变化进行自动调节。

当变电站规模增大，运行方式发生变化时，有可能因为消弧线圈档位的不合理导致虚幻接地故障。

本文通过一起消弧线圈接地系统35kV线路送电异常实例，分析故障原因，并通过计算论证消弧线圈的最佳档位，为运行人员消除故障提供参考。

1故障经过某变电站35kV侧采用经消弧线圈接地系统，2台主变共用1台消弧线圈。

由于周边铸造厂扩建生产线，从本站扩建1回35kV电缆线路，以满足用户用电需求。

在对该线路合闸充电时，变电站35kV母线出现电压不平衡，并发接地报警信号，退出线路则接地告警消失，母线电压正常。

线路投运前后三相对地电压数据见表１。

表1 投运前后35kV母线电压2故障分析2.1电容电流核算根据《电力工程设计手册》，电网中的单相接地电容电流由电力线路和电力设备两部分电容电流组成。

变电站电力设备增加的接地电容电流百分数见表2。

表2 变电站增加的接地电容电流值电缆线路的单相接地电容电流按下式计算：（1）架空线路单相接地电容电流按以下计算，无架空地线单回路（2）有架空地线单回路（3）式中，U N—系统标称电压，kV；l—线路长度，km；I C—对地电容电流，A，C—每相对地电容，μF。

通过收集电网GIS台账数据，某变电站35kV线路参数见表3。

考虑架空地线对单相接地电容电流的影响。

接地变、消弧线圈及自动补偿装置的原理和选择１问题提出随着城市建设发展的需要和供电负荷的增加，许多地方正在城区建设110/10kV终端变电所，一次侧采用电压110kV进线，随着城网改造中杆线下地，城区10kV出线绝大多数为架空电缆出线，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，根据国家原电力工业部《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定，3—66KV系统的单相接地故障电容电流超过10A时，应采用消弧线圈接地方式。

一般的110/10kV变电所，其变压器低压侧为△接线，系统低压侧无中性点引出，因此，在变电所设计中要考虑10kV接地变、消弧线圈和自动补偿装置的设置。

２10kV中性点不接地系统的特点选择电网中性点接地方式是一个要考虑许多因素的问题，它与电压等级、单相接地短路电流数值、过电压水平、保护配置等有关。

并直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性和连续性、主变压器和发电机的安全运行以及对通信线路的干扰。

10kV中性点不接地系统(小电流接地系统)具有如下特点：当一相发生金属性接地故障时，接地相对地电位为零，其它两相对地电位比接地前升高√3倍，一般情况下，当发生单相金属性接地故障时，流过故障点的短路电流仅为全部线路接地电容电流之和其值并不大，发出接地信号，值班人员一般在2小时内选择和排除接地故障，保证连续不间断供电。

3系统对地电容电流超标的危害实践表明中性点不接地系统(小电流接地系统)也存在许多问题，随着电缆出线增多，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，当系统电容电流大于10A后，将带来一系列危害，具体表现如下：3.1当发生间歇弧光接地时，可能引起高达3.5倍相电压(见参考文献1)的弧光过电压，引起多处绝缘薄弱的地方放电击穿和设备瞬间损坏，使小电流供电系统的可靠性这一优点大受影响。

3.2配电网的铁磁谐振过电压现象比较普遍，时常发生电压互感器烧毁事故和熔断器的频繁熔断，严重威胁着配电网的安全可靠性。

关键字：接地变消弧线圈中性点不接地系统自动跟踪消弧线圈１问题提出随着城市建设发展的需要和供电负荷的增加，许多地方正在城区建设110/10kV终端变电所，一次侧采用电压110kV进线，随着城网改造中杆线下地，城区10kV出线绝大多数为架空电缆出线，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，根据国家原电力工业部《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定，3—66KV系统的单相接地故障电容电流超过10A时，应采用消弧线圈接地方式。

一般的110/10kV变电所，其变压器低压侧为△接线，系统低压侧无中性点引出，因此，在变电所设计中要考虑10kV接地变、消弧线圈和自动补偿装置的设置。

２ 10kV中性点不接地系统的特点选择电网中性点接地方式是一个要考虑许多因素的问题，它与电压等级、单相接地短路电流数值、过电压水平、保护配置等有关。

并直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性和连续性、主变压器和发电机的安全运行以及对通信线路的干扰。

10kV中性点不接地系统(小电流接地系统)具有如下特点：当一相发生金属性接地故障时，接地相对地电位为零，其它两相对地电位比接地前升高√3倍，一般情况下，当发生单相金属性接地故障时，流过故障点的短路电流仅为全部线路接地电容电流之和其值并不大，发出接地信号，值班人员一般在2小时内选择和排除接地故障，保证连续不间断供电。

3 系统对地电容电流超标的危害实践表明中性点不接地系统(小电流接地系统)也存在许多问题，随着电缆出线增多，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，当系统电容电流大于10A后，将带来一系列危害，具体表现如下：3.1当发生间歇弧光接地时，可能引起高达 3.5倍相电压(见参考文献1)的弧光过电压，引起多处绝缘薄弱的地方放电击穿和设备瞬间损坏，使小电流供电系统的可靠性这一优点大受影响。

3.2 配电网的铁磁谐振过电压现象比较普遍，时常发生电压互感器烧毁事故和熔断器的频繁熔断，严重威胁着配电网的安全可靠性。

消弧线圈及接地变压器运维技术标准1 运行规定1.1 一般规定1.1.1 消弧线圈控制屏交直流输入电源应由站用电系统、直流系统独立供电，不宜与其它电源并接，投运前应检查交直流电源正常并确保投入。

1.1.2 中性点经消弧线圈接地系统，应运行于过补偿状态。

1.1.3 中性点位移电压不得超过系统标称相电压的15%，中性点电流应小于5A。

1.1.4 中性点位移电压小于15%相电压时，消弧线圈允许长期运行。

1.1.5 接地变压器二次绕组所接负荷应在规定的范围内。

1.1.6 并联电阻投入超时跳闸出口应退出。

1.1.7 控制器正常应置于“自动”控制状态。

1.1.8 带有自动调整控制器的消弧线圈，脱谐度应调整在2%～15%之间。

1.1.9 运行中，当两段母线处于并列运行状态时，所属的两台消弧线圈控制器（或一控二的单台控制器）应能识别，并自动将消弧线圈转入主、从运行模式。

1.2 紧急停运规定发现消弧线圈下列情况之一，应立即汇报运行值班人员，申请将设备停运。

1.2.1 接地变压器或消弧线圈冒烟着火。

1.2.2 油浸式接地变压器或消弧线圈严重漏油或者喷油。

1.2.3 接地变压器或消弧线圈套管有严重破损和放电现象。

1.2.4 干式接地变压器或消弧线圈本体表面树枝状爬电现象。

1.2.5 阻尼电阻烧毁。

2 巡视及操作2.1 巡视2.1.1 例行巡视2.1.1.1 消弧线圈、接地变压器a) 设备铭牌、运行编号标识清晰可见。

b) 设备引线连接完好无过热。

c) 接地引下线应完好，接地标识清晰可见。

d) 干式消弧线圈、接地变表面无裂纹及放电现象。

e) 干式消弧线圈、接地变无异味。

f) 油浸式消弧线圈、接地变各部位密封应良好无渗漏。

g) 油浸式消弧线圈、接地变温度计外观完好、指示正常，储油柜的油位应与温度相对应。

h) 油浸式消弧线圈、接地变吸湿器呼吸正常，外观完好，吸附剂符合要求，油封油位正常。

i) 油浸式消弧线圈、接地变压力释放阀应完好无损。

110KV变电站主要设备
一次设备：主变（中性点隔离开关、间隙保护、消弧线圈成套设备）、断路器（或开关柜、GIS等）、电压互感器（含保险）、电流互感器、避雷器、隔离开关、母线、母排、电缆、电容器组（电容、电抗、放电线圈等等），站用变压器（或接地变），有的变电站还有高频保护装置
二次设备：综合自动化、五防闭锁、逆变、小电流接地选线、站用电、直流（蓄电池）、逆变、远动通讯等等
其他：支持瓷瓶、悬垂、导线、接地排、穿墙套管等等，消防装置、SF6在线监测装置等等
变压器：ABB、西门子、阿海珐、GE、东芝、三菱、日立
，国内大厂：特变电工的新疆特变、衡阳特变、沈阳特变；保定天威；西安西变国际品牌在国内的工厂如重庆ABB、常州东芝等等，都是可以生产特大型变压器的电压互感器：人民、森源、思源、泰峰、北互、申科、长江高压
电流互感器：合资上海雷兹、西门子电流互感器
国内大连第一互感器厂、江苏精科互感器厂
避雷器：ETA，西电，抚瓷，南阳，浙江恒大
隔离开关：abb、
电容：上海京瓷、江苏中联。

35kV、10kV系统消弧线圈、小电阻接地、接地变压器的选择及计算我国电力系统中，10kV、35kV电网中一般都采用中性点不接地的运行方式。

电网中主变压器配电电压侧一般为三角形接法，没有可供接地的中性点。

当中性点不接地系统发生单相接地故障时，线电压三角形保持对称，对用户继续工作影响不大，并且电容电流比较小（小于10A《一次设计手册》P81页）时，一些瞬时性接地故障能够自行消失，这对提高供电可靠性，减少停电事故是非常有效的。

由于该运行方式简单、投资少，所以在我国电网初期阶段一直采用这种运行方式，并起到了很好的作用。

但是随着电力事业日益的壮大和发展，这中简单的方式已不在满足现在的需求，现在城市电网中电缆电路的增多，电容电流越来越大（超过10A），此时接地电弧不能可靠熄灭，就会产生以下后果：1）单相接地电弧发生间歇性的熄灭与重燃，会产生弧光接地过电压，其幅值可达4U（U 为正常相电压峰值）或者更高，持续时间长，会对电气设备的绝缘造成极大的危害，在绝缘薄弱处形成击穿；造成重大损失。

2）持续电弧造成空气的离解，拨坏了周围空气的绝缘，容易发生相间短路；3）产生铁磁谐振过电压，容易烧坏电压互感器并引起避雷器的损坏甚至可能使避雷器爆炸；这些后果将严重威胁电网设备的绝缘，危及电网的安全运行。

为了防止上述事故的发生，为系统提供足够的零序电流和零序电压，使接地保护可靠动作，需人为建立一个中性点，以便在中性点接入接地电阻。

为了解决这样的办法。

接地变压器（简称接地变）就这样的情况下产生了。

接地变压器就是人为制造了一个中性点接地电阻，它的接地电阻一般很小。

另外接地变压器有电磁特性，对正序负序电流呈高阻抗，绕组中只流过很小的励磁电流。

由于每个铁心柱上两段绕组绕向相反，同心柱上两绕组流过相等的零序电流呈现低阻抗，零序电流在绕组上的压降很小。

也既当系统发生接地故障时，在绕组中将流过正序、负序和零序电流。

该绕组对正序和负序电流呈现高阻抗，而对零序电流来说，由于在同一相的两绕组反极性串联，其感应电动势大小相等，方向相反，正好相互抵消，因此呈低阻抗。

消弧线圈、接地变压器容量选择1. 消弧线圈的选择1.1 电容电流的估算10kV系统的接地电容电流与供电线路的结构、布置、长度有关, 主要取决电缆线路的截面和长度, 具体工程设计时应按工程条件计算,变电站10kV出线为电缆线路或架空线路, 根据《电力工程电气设计手册》第1册(电气一次部分) 电容电流的估算如下:对于电缆线路电容电流估算为:I1=0.1U e×L=1.05L [L为电缆线路总长度(三相)]对于架空线路电容电流的估算值为:I2=2.7U e L·10-3=0.02835L [L为架空线路总长度(三相)]I C∑=I1+I2对于10kV系统, 附加的变电站电容电流为16%故I c=1.16I C∑1.2 消弧线圈容量选择消弧线圈的容量配置采用过补偿方式, 取补偿系数K=1.35。

补偿容量: Q=KI c U e/3根据消弧线圈容量的系列性及考虑部分余量, 选用消弧线圈容量为S X=1.20Q。

2. 接地变压器选择:由于本变电站主变压器接线组别为YNd11, 低压侧无中性点引出, 故考虑装设专用接地变压器, 将其中性点引出后用来引接消弧线圈或引接接地电阻。

接地变压器兼作站用变压器。

可以带一个容量低于额定容量的次级绕组, 作为变电站的站用电源。

经站用电负荷统计计算, 站用变压器计算容量为108kVA, 选择接地变压器的次级绕组容量(连续负载)为S S =160kVA, 电压为400/230V 。

接地变压器的容量应与消弧线圈或接地电阻相匹配。

为满足接地变压器零序阻抗低, 空载阻抗高, 损失小的特性要求, 采用曲折形接法的接地变压器, 接线组别为ZN, yn1或ZN, yn112.1 接地变压器的容量与消弧线圈及站用电容量匹配:消弧线圈运行系统电压为10kV, 消弧线圈额定电压为10/3kV 。

取站用电cos φ=0.8 sin φ=0.6则接地变一次线圈容量计算为:S jj =2S 2s x )cos (S )sin S (S φφ++例如当工程设计选择S X =300kVA 消弧线圈时, 接地变压器计算容量为430kVA, 接地(所用)变压器应能同时满足接地和站用电两种工况: 即2h 负载和连续负载,根据产品系列宜选用较接近的接地变压器容量(2h 负载)S j =450kVA 的接地变压器。

10kV消弧线圈接地变成套装置1表1.1技术特性参数选填表（10kV消弧线圈、接地变、消弧线圈接地变成套装置）项目单位：见货物清单项目名称：见货物清单序号参数名称单位项目需求标准选项值项目要求值或表述1 调节方式—A:调匝式；（A1:≤50A9档；A2:≤100A14档；A3:≤165A19档）B: 调容式；C: 相控式；A32.1 使用环境—A:户内;B: 户外 A3.7 进出线方式—A：架空进线；B：电缆进线 B4.1 额定电压kV A：10.5;B：10.5/0.4 B 4.2 二次线圈容量（兼作所用变）A:0;B:100;C:200;D:315;E:500; C 4.4 联结组及联结组标号—A:ZN（不带二次绕组）;B: ZN,yn11（带二次绕组） B4.5 接地变绝缘方式—A:干式（环氧浇注）B:干式（诺曼克纸） A5.2 消弧线圈绝缘方式—A:干式（环氧浇注）B:干式（诺曼克纸） A6.2 控制电压—A：DC220V；B: DC110V B 6.10 变电站类型—A：智能变电站IEC61850；B：常规变电站通信协议 A9 防护等级—A：箱式外壳IP20(户内)；B：护栏（户内）；C:无；D：箱式外壳IP33(户外)；A选填规定1、本表由项目单位（或者委托的设计单位）根据项目货物实际，从“配置标准选项值”选择填写唯一标识（ABC......）或者阿拉伯数字，填写进“项目需求值或表述”栏；标识为“—”的字段无需填写具体信息。

2、不得删减或者增列本表及其主表（表1技术特性参数表）的任何条目。

表2.1组件材料选填表（消弧线圈接地变成套装置）项目单位：见货物清单项目名称：见货物清单序号货物规格型号消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,1200kVA,干式,165A,调匝项目货物需求值元件名称配置标准选项值规格型式单位数量规格型式数量1.1 分接开关A：无励磁，调压范围±5%；B：无励磁，调压范围±2×2.5%台 1 0 — B 12.2 调匝开关型式A：真空；B：空气———— A —3.2 控制屏（2合1）—台 1 0 —— 1 3.4 小电流选线装置A: 并联中电阻；B：综合参数测量套 1 0 ——07 隔离开关—台 2 1 0 — 18 箱体外壳或护栏A：箱体外壳；B：护栏套 1 0 — A 1 10 套管（适用于油浸）A：电容型；B：纯瓷支———选填规定1、本表由项目单位（或者委托的设计单位）根据项目货物实际，从“配置标准选项值”选择填写唯一标识（ABC......）或者阿拉伯数字；不需要的配置填写“0”；标识为“—”的字段无需填写具体信息。

消弧线圈：消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,200kVA,干500004946式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,250kVA,干500004947式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,250kVA,干500004947式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,315kVA,干500004948式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,350kVA,干500004949式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,400kVA,干500004950式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,450kVA,干500004951式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,500kVA,干500004952式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,550kVA,干500004953式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,630kVA,干500004954式,200A,调匝500004955 消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,700kVA,干消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,750kVA,干500004956式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,800kVA,干500004957式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,850kVA,干500004958式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,900kVA,干500004959式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,950kVA,干500004960式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,1000kVA,干500004961式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,1100kVA,干500004962式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,2000kVA,干500004963式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,2200kVA,干500004964式,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,200kVA,油500004965浸,200A,调匝500004966 消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,250kVA,油消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,315kVA,油500004967浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,350kVA,油500004968浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,400kVA,油500004969浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,450kVA,油500004970浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,500kVA,油500004971浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,550kVA,油500004972浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,630kVA,油500004973浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,700kVA,油500004974浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,750kVA,油500004975浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,800kVA,油500004976浸,200A,调匝500004977 消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,850kVA,油消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,900kVA,油500004978浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,950kVA,油500004979浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,1000kVA,油500004980浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,1100kVA,油500004981浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,2000kVA,油500004982浸,200A,调匝消弧线圈接地变成套装置,AC10kV,2200kVA,油500004983浸,200A,调匝接地变压器：500007930 接地变压器,AC10kV,700kVA,油浸500007961 接地变压器,AC10kV,200kVA,干式500007962 接地变压器,AC10kV,200kVA,油浸500007963 接地变压器,AC10kV,250kVA,干式500007964 接地变压器,AC10kV,250kVA,油浸500007965 接地变压器,AC10kV,315kVA,干式500007966 接地变压器,AC10kV,315kVA,油浸500007967 接地变压器,AC10kV,400kVA,干式500007968 接地变压器,AC10kV,400kVA,油浸500007969 接地变压器,AC10kV,500kVA,干式500007970 接地变压器,AC10kV,500kVA,油浸500007971 接地变压器,AC10kV,630kVA,干式500007972 接地变压器,AC10kV,630kVA,油浸500007973 接地变压器,AC10kV,800kVA,干式500007974 接地变压器,AC10kV,800kVA,油浸500007975 接地变压器,AC10kV,1000kVA,干式500007976 接地变压器,AC10kV,1000kVA,油浸500007977 接地变压器,AC10kV,1250kVA,干式500007978 接地变压器,AC10kV,1250kVA,油浸500007979 接地变压器,AC10kV,1600kVA,干式500007980 接地变压器,AC10kV,1600kVA,油浸500007981 接地变压器,AC10kV,2000kVA,干式500007982 接地变压器,AC10kV,2000kVA,油浸500008074 接地变压器,AC10kV,550kVA,干式500008075 接地变压器,AC10kV,700kVA,干式500008076 接地变压器,AC10kV,750kVA,干式500008077 接地变压器,AC10kV,850kVA,干式500008078 接地变压器,AC10kV,900kVA,干式500008079 接地变压器,AC10kV,950kVA,干式500008080 接地变压器,AC10kV,1100kVA,干式500008081 接地变压器,AC10kV,2200kVA,干式500008082 接地变压器,AC10kV,350kVA,油浸500008083 接地变压器,AC10kV,450kVA,油浸500008084 接地变压器,AC10kV,550kVA,油浸500008085 接地变压器,AC10kV,750kVA,油浸500008086 接地变压器,AC10kV,850kVA,油浸500008087 接地变压器,AC10kV,900kVA,油浸500008088 接地变压器,AC10kV,950kVA,油浸500008089 接地变压器,AC10kV,1100kVA,油浸500008090 接地变压器,AC10kV,2200kVA,油浸。

封面作者：PanHongliang仅供个人学习消弧线圈运行维护和检修管理规定1.总则1.1 为了加强消弧线圈设备管理、运行维护管理和检修管理,特制定本规定. 1.2 本规定消弧线圈设备是指消弧线圈成套设备,主要包括接地变压器、消弧线圈、有载开关、隔离刀闸、PT、MOA、控制器、阻尼电阻、组合柜等设备.1.3 本规定编制依据：1.3.1 国家电力行业标准(DL/T620-1997) 《交流电气装置地过电压和绝缘》；1.3.2国家电力行业标准(DL/T572-95) 《电力变压器运行规程》；1.3.3国家电力行业标准(DL/T574-95) 《有载分接开关运行维修导则》；1.3.4国家电力行业标准(DL/T596-1996) 《电力设备预防性实验规程》1.3.5国家电力行业标准(DL/T684-1999) 《继电保护》；1.3.6国家标准(GB 10229-88) 《电抗器－消弧线圈》1.3.7国家标准（GB/T 6451-1999）《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》1.3.8国家标准(GB 10229-88) 《电抗器－消弧线圈》1.3.9国家电力公司国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故地二十五项重点要求》（2000）；1.3.10厂家说明书《消弧线圈用CF、CV 型复合式有载分接开关使用说明书》上海华明《BPKI200-10/35型干式真空开关有载分接开关使用说明书》双城开关《MFKI120-10/35型干式空气有载分接开关使用说明书》吴江芦墟1.4 公司系统所属各供电公司、高压运行部、变电检修公司分管运行、检修工作地各级领导、变电运行、变电检修专职和变电站值班人员、开关检修人员以及工程建设管理部门、设计部门、施工单位均应熟悉本规定,并认真贯彻执行.1.5 本规定由生产运营部负责解释.2．目地和构成2．1装设消弧线圈地目地2.1.1电力行业标准DL/T 620-1997《交流电气装置地过电压保护和绝缘配合》规定：3kV～10kV不直接连接发电机地系统和35kV、66kV系统,当单相接地故障电容电流不超过下列数值时,应采用不接地方式；当超过下列数值又需在接地故障条件下运行时,应采用消弧线圈接地方式：a)3kV～10kV钢筋混凝土或金属杆塔地架空线路构成地系统和所有35kV、66kV系统,10A.b)3kV～10kV非钢筋混凝土或非金属杆塔地架空线路构成地系统,当电压为：1)3kV和6kV时,30A；2)10kV时,20A.c)3kV～10kV电缆线路构成地系统,30A.消弧线圈接地故障电流不宜超过10A.必要时可将系统分区运行.消弧线圈宜采用过补偿运行方式.消弧线圈接地系统,在正常运行情况下,中性点地长时间电压位移不应超过系统标称相电压地15%.2.1.2消弧线圈对减小故障点地残余电流、抑制间歇性弧光过电压及谐振过电压有较明显地效果,对保证系统安全供电能起到显著地作用.消弧线圈接地故障电流不宜超过10A.必要时可将系统分区运行.消弧线圈宜采用过补偿运行方式.消弧线圈接地系统,在正常运行情况下,中性点地长时间电压位移不应超过系统标称相电压地15%. 2.1.3消弧线圈自动补偿装置能在线测量系统地电容电流,根据预先设定地系统脱谐度或残流,自动调整消弧线圈地档位,对系统电容电流进行预补偿.幷能自动打印、记录系统单相接地地时间以及各种参数,并能通过综合自动化系统将各种遥信遥测等信息及时传输至中心站.2．2消弧线圈自动补偿装置地基本构成一次设备：接地变压器（可带所用变）、消弧线圈（带有载分接开关）、阻尼电阻及控制器、中性点PT、CT、避雷器、隔离刀闸等；控制设备：微机调节器、自动调谐控制屏（PK屏）等.3．职责分工3.1技术管理：生技处/部/科3.2日常运行管理：调度及运行部门、变电工区3.3一次设备维护：高压实验3.4控制设备维护：继电保护4．消弧线圈设备运行中注意事项4.1在系统电容电流超过10A时消弧线圈及自动补偿装置应投入运行；正常情况下应投入自动运行状态；消弧线圈和其它电气设备一样,由调度实行统一管理,操作前必须有当值调度员地命令才能进行操作；禁止将一台消弧线圈同时接在两台接地变压器（或变压器）地中性点上.4.2消弧线圈自动调谐装置应具备数据通信接口与站内监控系统相连接.在后台机及中心监控站应具备消弧线圈地档位指示、系统地电容电流值、脱谐度,接地变中性点地电压值、电流值,接地点残流等遥测和手动或自动调谐,单独运行或并联运行,分接头到头,分接头到底,接地信息,计算有误,装置拒动等遥信. 4.3系统地脱谐度应设置在2～16％（可调节）地范围,或将接地点地残流设置在5A左右,且宜采取过补偿方式,特殊情况下也可以在系统欠补偿或全补偿下运行.4.4系统单相接地时严禁操作消弧线圈地隔离开关以及消弧线圈地调压开关.投入或退出消弧线圈时应注意操作顺序,即消弧线圈地单相隔离开关有闭锁装置时可直接操作；无闭锁时投入消弧线圈,应观察在现场地接地指示灯,有接地指示时不可操作隔离刀闸.4.5两段母线均装有消弧线圈地变电站并列运行时,应将两台消弧线圈设置成主-从关系.其中将母联开关地辅助接点引入调谐装置地变电站,消弧线圈自动补偿装置会自动作主动和从动运行.没有条件引入母联开关位置接点地变电站,联机采用碰撞理论,应考虑将1号与2号时间参数错开一分钟.当并列运行为正常工作方式时,也可在合排运行后将其中一台或电容电流偏小地一台消弧线圈地置为手动调节状态.对于一边为手动调节,一边为自动调节方式时,可以不管,让自动调闸式消弧线圈自动寻找谐振点；当自动调节地消弧线圈调到极限档位时,应调节手动式消弧线圈地位置,确保自动调节式在中间档位；对于一边有消弧线圈,一边没有消弧线圈地两个系统连接,不用管. 4.6当出现两个或以上变电站拉手运行时,消弧线圈仍应投入运行,运行注意事项请参考上述第5条,可以采用碰撞方式或一台自动运行其他手动运行地方式.当出现由外站电源供进母线并转供其他负荷时,消弧线圈仍应投入运行,应将电容电流较小地一台置为手动调节状态.4.7如控制装置显示分接头到头（表示补偿电流不够）,消弧线圈仍应照常投入运行；如控制装置显示分接头到底（表示补偿电流过大）,则应检查此时电容电流和残流地数值,若电容电流大于残流值,则消弧线圈继续投入运行；若电容电流小于残流值,则应将消弧线圈退出运行.同时向生运部汇报.4.8调度、运行值班人员应知晓整套设备地基本功能,运行值班人员应熟知微机调节器地面板操作以及巡视内容：脱谐度及残流是否在设定地范围以内；有载调压开关地档位及动作次数（累计值）；接地变中性点电压是否正常（一般不超过15％相电压）；微机调节器上地电源指示灯是否正常；是否能正确打印接地时地各种参数；以及接地变压器、消弧线圈运行是否正常；如是负荷开关控制接地变加熔丝保护,还应经常检查熔丝地熔断情况,在操作、或系统发生接地后必须进行检查.4.9运行人员在巡视时发现装置故障或异常应立即向调度及检修部门汇报.如果是一次设备问题,则将消弧线圈停用；如果是自动补偿装置出现异常或故障,调度人员发令将消弧线圈自动补偿装置置为手动调节状态,档位维持在自动补偿装置故障前地状态. 4.10对于油浸式设备在日常巡视中必须注意A、运行无杂音；B、油位应正常,油色透明不发黑；C、应无渗油和漏油现象；D、套管应清洁、无破损和裂纹；E、引线接触牢固,接地装置完好；F、吸湿剂不应受潮；G、上层油温应正常；H、表计指示准确.对于消弧线圈本身地部分报警信号地处理：A．温度报警信号：作为报警信号,一般消弧线圈允许温升为75K,设置报警温度为55K,则温度定值为55K+40℃=95℃（一般可以设为80-100）.B．瓦斯报警信号：轻瓦斯作为报警信号,重瓦斯作为跳闸信号；由于35kV 系统地消弧线圈是通过中性点隔离刀闸接在主变地中性点上,不能直接跳开主变（有时可能为110Kv、220kV）,但隔离刀闸又不能带负荷操作；建议可以在中性点加装单相真空短路器（当重瓦斯动作时跳开）,额定电压可以采用35/√3或者35kV电压等级.4.11运行值班人员应注意收集、保存系统接地时微机调节器地发出信号以及打印数据,必要时报送局生运部.A、系统发生单相接地时,禁止操作或手动调节该段母线上地消弧线圈；B、系统发生单相接地时,禁止关闭控制器,及断开控制器地交直流电源.C、拉合消弧线圈与中性点之间单相隔离开关时,如有下列情况之一时禁止操作：a、系统有单相接地现象,已听到消弧线圈地嗡嗡声；b、中性点位移电压大于50%相电压.c、发生单相接地必须及时排除,接地时限一般不超过2小时；D、发生单相接地时,有条件时应监视并记录下列数据：a、接地变和消弧线圈运行情况；b、阻尼电阻控制器运行情况；c、PK屏面板上,电阻短接指示灯；d、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、档位和调容柜接触器动作次数等；e、单相接地开始和结束时间；f、单相接地线路及单相接地原因；g、天气状况. 5．设备地验收、投运5.1设备验收5.1.1资料交接：《运行规程》《定值整定》《现场调试报告》（交给用户完整地调试报告,应体现实验工程是否合格、是否可以投运）.5.1.2检查备品备件是否齐全5.1.3一二次设备铭牌应齐全、正确、清楚5.1.4一二次设备接线正确、牢靠(要注意从用户高压开关柜到接地变一次高压电缆是否接错,特别是有两套设备时)同时调整接地变地2.5%地抽头,干式带所用变ABC分别为2、3、3,干式不带所变可为1、2、2；对于油浸式也要注意调整接地变不对称抽头；由于各个厂家习惯不同可能档位也不同；总之要求调整为不对称为1%-2.5%,对于5%地抽头要慎重对待.5.1.5调档实验,最高档不能上调、最低档不能下调5.1.6模拟实验、包括拉电容和并联实验5.1.7电阻保护实验5.1.8通讯测试（校验每一个参数、特别是软遥信）5.1.9三遥测试5.1.10接地（选线）实验5.1.11写验收报告5．2投运步骤5.2.1检查确认一次、二次设备正常,接线准确；符合安全规程.5.2.2确认保护交直流电源均已送上,对于交直流双重保护地装置,一定要把电源失电信号远传到RTU或光字排上5.2.3测量开口三角电压5.2.4打开控制器面板地电源开关5.2.5调度下令定值整定,消弧线圈放在中间档位5.2.6接地变地冲击实验2-3次后（中性点隔离刀闸断开）,断开接地变.5.2.7合上中性点隔离刀闸.5.2.8合上接地变地开关；5.2.9进入程序菜单后,先设为手动控制,手动下调或上调一档后,再设为自动控制即可；观察装置能否自动调节,观察装置地计算是否稳定.5.2.10确定装置运行在哪一档,如在第一档则可能电容电流太小,确定是否需要投运,如果在最高档位运行,则表示容量太小,应和用户确定解决方案.5．3自动调谐地检测5.3.1人为调档离开谐振点,看装置能否自动返回5.3.2调一档间隔地时间5.3.3投切线路观察系统能否自动跟踪（有条件时）5.3.4联机实验,观察计算数据是否正确,档位是否正确,主从机关系地确定5.3.5有条件时,可以做金属接地实验,检验装置计算电容电流地准确性（包括残留）,可以用几种方法进行比较；进一步可以做选线地实验,也可以检测电阻保护动作地可靠性和短接时间.6．维护、检修、预试地工程及周期原则：A.检修和预试地周期一般跟随主变.B．设备地维护应按制造厂家地规定进行,无制造厂家规定时可参照相应标准.C．设备维护、检修包括：定期维护检查（小修）、临时检查（临修）及大修.一般情况下每隔1-2年进行机构小修维护,每隔5-6年机构大修一次；只有当运行时间较长（10年以上）且生产厂家有明确规定需要时,或运行中出现事故、重大异常情况时,方考虑进行解体大修.6.1维护、检修6.1.1设备定期维修检查（小修）,除操动机构外,内容包括：A．对设备进行详细地维修检查,清扫设备本体,处理漏油或某些缺陷B．检查有载开关开关：过渡电阻、过渡波形、动作时间、动作地灵活性、开关地磨损、各部分密封及渗、漏油情况情况、极限位置地电气机械闭锁性能.C．检查绝缘电阻、绕组直流电阻,压比、流比.工频耐压实验、感应耐压实验D．局放实验、零序阻抗、阻抗电压、各种损耗E．检查或校验温度计、气体继电器、压力释放器.F．绝缘油地耐压,油色普分析G．检查接地装置.6.2 电气实验6.2.1消弧线圈预防性实验工程A．交流耐压实验；B．绕组直流电阻测量（包括每档、PT）C．绕组所有分接地压比实验D．辅助回路绝缘实验；E．绝缘电阻、电容量和tgδ、局放实验F．主回路及辅助回路耐压实验；G．温度计、气体继电器、压力释放器校验（或调整）,机械安全阀校验；H．油色普分析,绝缘油实验I．分接开关维修周期（参考电抗器和变压器,一般跟随主变）6.2.2 接地变地预防性实验A．上述消弧线圈地要求同样应满足B．每一档地直流绕组电阻C．每一档地变比（按出厂报告做实验）D．零序阻抗、阻抗电压、空载电流、空载损耗、负载损耗E．核相6.2.3 有载开关地预防性实验A．检查动作顺序,动作角度B．操作实验：变压器带电时手动操作、电动操作、远方操作各2个循环C．检查和切换测试：测量过渡电阻地阻值、测量切换时间、检查插入触头、动静触头地接触情况,电气回路地连接情况、检查单、双数触头间放电间隙D．切换开关室绝缘油实验E．二次回路绝缘实验F．分接开关维修周期a.有载调压变压器大、小修地同时,相应进行分接开关地大、小修.b.运行中分接开关油室内绝缘油,每6个月至1年或分接变换2000～4000次,至少采样1次.c.分接开关新投运1～2年或分接变换5000次,切换开关或选择开关应吊芯检查一次.d.运行中地分接开关,每1～2年或分接变换5000～1万次或油击穿电压低于25kV时,应开盖清洗换油或滤油1次.e.运行中分接开关累计分接变换次数达到所规定地检修周期分接变换次数限额后,应进行大修.如无明确规定,一般每分接变换1～2万次,或3～5年亦应吊芯检查.f.运行中分接开关,每年结合变压器小修,操作3个循环分接变换.g.如果有厂家说明书,请参照厂家地说明书要求.6.2.4 消弧线圈交接、大修实验工程见表5中序号1、2、3、4、6、7、9、22,装在消弧线圈内地电压、电流互感器地二次绕组应测绝缘电阻(参照表5中序号24)；定期实验工程见表5中序号1、2、3、4、6.6.2.5接地变交接、大修实验工程见表5中序号2、3、6、7、9、15、16、22,其中15、16项适用于更换绕组时进行；定期实验工程见表5中序号3、6、7.6.2.6 其他地见(DL/T596-1996) 《电力设备预防性实验规程》地6.4、6.5、6.6、6.7、6.9、6.10.6．3 其他一次设备地定期校验、实验6.3.1 阻尼电阻箱：直流电阻、交流耐压、接地电阻、绝缘电阻、外观性能.6.3.2 PT：直流电阻、绝缘电阻、交流耐压、变比、tgδ(20kV及以上)、空载电流测量、密封检查、绝缘油击穿电压6.3.3 MOA：绝缘电阻、直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA 下地泄漏电流6.3.4 隔离开关：交流耐压实验、支持绝缘子及提升杆地绝缘电阻、二次回路地绝缘电阻、操动机构地动作情况、导电回路电阻测量6.3.5 组合柜：通风、除湿、防雨、防尘、防凝露性能检查、温度控制性能检查、交流耐压实验、辅助回路和控制回路绝缘电阻和交流耐压、隔离开关及隔离插头地导电回路电阻、隔离开关地操作灵活性能、检查电压抽取(带电显示)装置、五防性能检查.（内部绝缘子和套管参照相关标准）6.3.6 电容器：极对壳绝缘电阻、电容值、渗漏油检查、极对壳交流耐压6.3.7 一次接地：接地电阻、连接处连接情况6.3.8 校验周期：跟随消弧线圈等一次设备6.4 二次设备定期检验6.4.1 调档实验（1-N,N-1）6.4.2 模拟实验（参照厂家说明书）6.4.3 阻尼电阻地保护校验值（参考厂家说明书）6.4.4 三遥校验6.4.5 选线校验6.4.6 接地变保护校验：过流速断地保护定值,保护实验6.4.7 二次回路：绝缘电阻、交流耐压、接线端子连接性能、6.4.8 相序检查：更换电源时或电源接线6.4.9检修周期：交接时、大修时、更换二次线时7.设备评级和缺陷管理消弧线圈设备评级和缺陷管理按有关规定进行.版权申明本文部分内容，包括文字、图片、以及设计等在网上搜集整理。