1. 消弧線圈運行規定
有一個國家電網公司發的「10kV～66kV消弧線圈裝置運行規范」，供參考。
第一章 總則
第一條 為完善消弧線圈裝置設備管理機制，使其達到制度化、規范化，保證設備安全、可靠和經濟運行，特製定本規范。
第二條 本規范是依據國家和行業有關標准、規程、制度及《國家電網公司變電站管理規范》，並結合近年來國家電網公司輸變電設備評估分析、生產運行情況分析以及設備運行經驗而制定。
第三條 本規范提出了對10kV～66kV消弧線圈裝置在設備投產、驗收、檢修、運行巡視和維護、缺陷和事故處理、運行和檢修評估分析、改造和更新、培訓以及技術資料檔案的建立與管理等提出了具體規定。
第四條 本規范適用於國家電網公司所屬范圍內10kV～66kV消弧線圈裝置的運行管理工作。
第二章 引用標准 （略）
第三章 設備的驗收
第六條 新設備驗收的項目及要求
1.產品的技術文件應齊全。
2.消弧線圈器身外觀應整潔，無銹蝕或損傷。
3.包裝及密封應良好。
4.油浸式消弧線圈油位正常，密封良好，無滲油現象。
5.乾式消弧線圈表面應光滑、無裂紋和受潮現象。
6.本體及附件齊全、無損傷。
7.備品備件和專用工具齊全。
8. 運行單位要參加安裝、檢修中間和投運前驗收，特別是隱蔽工程的驗收。
第七條 消弧線圈裝置安裝、試驗完畢後的驗收
（一）一般要求
1. 本體及所有附件應無缺陷且不滲油。
2. 油漆應完整，相色標志應正確。
3. 器頂蓋上應無遺留雜物。
4. 建築工程質量符合國家現行的建築工程施工及驗收規范中的有關規定。
5. 事故排油設施應完好，消防設施齊全。
6.接地引下線及其與主接地網的連接應滿足設計要求，接地應可靠。
7. 儲油櫃和有載分接開關的油位正常，指示清晰，呼吸器硅膠應無變色。
8. 有載調壓切換裝置的遠方操作應動作可靠，指示位置正確，分接頭的位置應符合運行要求。
9. 接地變壓器繞組的接線組別應符合要求。
10. 測溫裝置指示應正確，整定值符合要求。
11. 接地變壓器、阻尼電阻和消弧線圈的全部電氣試驗應合格，保護裝置整定值符合規定，操作及聯動試驗正確。
12. 設備安裝用的緊固件應採用鍍鋅製品並符合相關要求。
13. 乾式消弧線圈表面應光滑、無裂紋和受潮現象。
（二） 交接試驗項目齊全、試驗結果符合要求（根據不同設備選擇以下試驗項目）
1.繞組連同套管的直流電阻。
2.繞組連同套管的絕緣電阻及吸收比。
3.接地變壓器的結線組別和消弧線圈極性。
4.接地變壓器所有分接頭的電壓比。
5.消弧線圈伏安特性曲線。
6.35kV及以上油浸式消弧線圈和接地變壓器繞組連同套管的介質損耗因數。
7.35kV及以上油浸式消弧線圈和接地變壓器繞組連同套管的直流泄漏電流。
8.絕緣油試驗。
9.非純瓷套管的試驗。
10.乾式消弧線圈和接地變壓器，以及進行器身檢查的油浸式消弧線圈和接地變壓器，應測量鐵芯絕緣、綁扎鋼帶絕緣。
11.繞組連同套管的交流耐壓試驗。
12.調匝式消弧線圈有載調壓切換裝置的檢查和試驗。
13.檢查相位。
14.控制器模擬試驗。
15.額定電壓下沖擊合閘試驗。
（三）竣工資料應完整無缺
1.消弧線圈裝置訂貨技術合同。
2.產品合格證明書。
3.安裝使用說明書。
4.出廠試驗報告。
5.安裝、調試記錄 。
6.交接試驗報告。
7.實際施工圖以及變更設計的技術文件。
8.備品配件和專用工具移交清單。
9.監理報告。
10.安裝竣工圖紙。
（四）驗收和審批
1. 消弧線圈裝置整體驗收的條件
（1）消弧線圈裝置及附件已安裝調試完畢。
（2）交接試驗合格，施工圖、竣工圖、各項調試及試驗報告、監理報告等技術資料和文件已整理完畢。
（3）施工單位自檢合格，缺陷已消除。
（4）施工場所已清理完畢。
（5）備品備件已按清單移交。
2. 消弧線圈裝置整體驗收的要求和內容
（1）建設單位應在工程竣工驗收之前，與項目負責單位簽訂質量保修書，作為合同附件。質量保修書的主要內容應包括：質量保修的主要內容及范圍；質量保修期；質量保修責任；質量保修金的支付方法。
（2）項目負責單位應在工程竣工前提前通知有關單位準備工程竣工驗收，並組織相關單位、監理單位配合。
（3）驗收單位應組織驗收小組進行驗收。在驗收中檢查發現的施工質量問題，應以書面形式通知相關單位並限期整改，經復驗合格後方可投運。
（4）必須經驗收合格後的設備方可投入生產運行。
（5）在投產設備質保期內發現質量問題，應由建設單位負責處理。
3.審批
驗收結束後，將驗收報告交啟動委員會審核、批准。
第八條 檢修後設備的驗收
（一）驗收的項目和要求
1．所有缺陷已消除並經有關部門驗收合格。
2. 一、二次接線端子應連接牢固，接觸良好。
3. 消弧線圈裝置本體及附件無滲、漏油，油位指示正常。
4. 三相相序標志正確，接線端子標志清晰，運行編號完備。
7. 消弧線圈裝置需要接地的各部位應接地良好。
8. 金屬部件油漆完整，整體擦洗干凈。
9.預防事故措施符合相關要求。
(二) 試驗項目（根據檢修內容選擇以下試驗項目）
1.繞組連同套管的直流電阻。
2.繞組連同套管的絕緣電阻及吸收比。
3.接地變壓器所有分接頭的電壓比。
4.35kV及以上油浸式消弧線圈繞組連同套管的介質損耗因數。
5.35kV及以上油浸式消弧線圈繞組連同套管的直流泄漏電流。
6.絕緣油試驗。
7.非純瓷套管的試驗。
8.乾式消弧線圈和接地變壓器，以及進行器身檢查的油浸式消弧線圈和接地變壓器，應測量鐵芯絕緣。
9.繞組連同套管的交流耐壓試驗（大修後）。
10.調匝式消弧線圈有載調壓切換裝置的檢查和試驗。
11.檢查相位（大修後）。
(三) 竣工資料
1.缺陷檢修記錄。
2.缺陷消除後質檢報告。
3.檢修報告。
4.各種試驗報告。
(四) 驗收和審批
1.消弧線圈裝置整體驗收的條件
（1）消弧線圈裝置及附件已檢修、調試完畢。
（2） 交接試驗合格，調試報告等技術資料和文件已整理完畢。
（3） 施工單位自檢合格，缺陷已消除。
（4） 施工場所已清理完畢。
2. 消弧線圈裝置整體驗收的內容要求
（1）項目負責單位應提前通知驗收單位準備工程竣工驗收，並組織檢修單位配合。
（2）驗收單位應組織驗收小組進行驗收。在驗收中檢查發現的施工質量問題，應以書面形式通知有關單位並限期整改，經驗收合格後的設備方可投入生產運行。
3．審批
驗收結束後，將驗收報告報請主管部門審核、批准。
第九條 投運前設備的驗收內容。
（一）一般要求
1.構架基礎符合相關基建要求。
2.設備外觀清潔完整無缺損。
3.一、二次接線端子應連接牢固，接觸良好。
4.消弧線圈裝置本體及附件無滲漏油，油位指示正常。
5.三相相序標志正確，接線端子標志清晰，運行編號完備。
6. 消弧線圈裝置需要接地的各部位應接地良好。
7.反事故措施符合相關要求。
8.油漆應完整，相色應正確。
9.驗收時應移交詳細技術資料和文件。
10.變更設計的證明文件。
11.製造廠提供的產品說明書、試驗記錄、合格證件及安裝圖紙等技術文件。
12.安裝的技術記錄、器身檢查記錄及修試記錄完備。
13.竣工圖紙完備。
14.試驗報告並且試驗結果合格。
（二）消弧線圈裝置投運前驗收的條件。
1. 消弧線圈裝置及附件工作已結束，人員已退場，施工場所已清理完畢。
2.各項調試、試驗合格。
3.施工單位自檢合格，缺陷已消除。
（三）消弧線圈裝置投運前驗收的內容
1.項目負責單位應通知運行維護單位進行驗收並組織相關單位配合。
2.在驗收中檢查發現缺陷，應要求相關單位立即處理，必須經驗收合格後方可投入生產運行。
第四章 設備運行維護管理
第十條 消弧線圈裝置的日常維護
（一）一般要求
1. 消弧線圈、阻尼電阻箱、接地變壓器等均應有標明基本技術參數的銘牌標志，消弧線圈技術參數必須滿足裝設地點運行工況的要求。
2. 消弧線圈、阻尼電阻箱、接地變壓器等均應有明顯的接地符號標志，接地端子應與設備底座可靠連接。接地螺栓直徑應不小於12mm，引下線截面應滿足安裝地點短路電流的要求。
3. 消弧線圈裝置的引線安裝，應保證運行中一次端子承受的機械負載不超過製造廠規定的允許值。
4. 消弧線圈裝置本體及附件的安裝位置應在變電站(所)直擊雷保護范圍之內。
5. 停運半年及以上的消弧線圈裝置應按有關規定試驗檢查合格後方可投運。
6. 消弧線圈裝置投入運行前，調度部門必須按系統的要求調整保護定值，確定運行檔位。
7. 中性點經消弧線圈接地系統，應運行於過補償狀態。
8. 中性點位移電壓小於15%相電壓時，允許長期運行。
9. 接地變壓器二次繞組所接負荷應在規定的范圍內。
10. 運行人員每半年進行一次消弧線圈裝置運行工況的分析。分析的內容包括系統接地的次數，起止時間，故障原因，整套裝置是否正常等，並上報相關部門。
第十一條 消弧線圈裝置的操作
（一）消弧線圈裝置運行中從一台變壓器的中性點切換到另一台時，必須先將消弧線圈斷開後再切換。不得將兩台變壓器的中性點同時接到一台消弧線圈上。
（二）主變壓器和消弧線圈裝置一起停電時，應先拉開消弧線圈的隔離開關，再停主變，送電時相反。
（三）系統中發生單相接地時，禁止操作或手動調節該段母線上的消弧線圈，有人值守變電站應監視並記錄下列數據：
1. 接地變壓器和消弧線圈運行情況。
2. 阻尼電阻箱運行情況。
3. 微機調諧器顯示參數：電容電流、殘流、脫諧度、中性點電壓和電流、分接開關檔位和分接開關動作次數等。
4. 單相接地開始時間和結束時間。
5. 單相接地線路及單相接地原因。
6. 天氣狀況。
（四）裝置參數設定後應作記錄，記錄設定時間、設定值等，以便分析、查詢。
（五）若巡視中發現下列情況之一時，應向調度和上級主管部門匯報。
1. 消弧線圈在最高檔位運行，過補償情況下，而此時脫諧度大於5%（說明消弧線圈總容量裕度很小或沒有裕度）。
2. 中性點位移電壓大於15%相電壓。
3. 消弧線圈、阻尼電阻箱、接地變壓器有異常響聲。
（六）手動調匝消弧線圈切換分接頭的操作規定
1. 按當值調度員下達的分接頭位置切換消弧線圈分接頭。
2. 切換分接頭前，應確認系統中沒有接地故障，再用隔離開關斷開消弧線圈，裝設好接地線後，才可切換分接頭，並測量直流電阻。
3. 切換分接頭後，應檢查消弧線圈導通情況，合格後方可將消弧線圈投入運行。
第十二條 消弧線圈裝置的檢修和預防性試驗
（一）油浸式消弧線圈裝置主要檢修項目
1. 消弧線圈及附件的外部檢查及修前試驗。
2. 檢查阻尼電阻箱、接地變壓器。
3. 吊起器身，檢查鐵芯及繞組。
4. 更換密封膠墊。
5. 調匝式消弧線圈有載調壓切換裝置的檢查和試驗。
6. 絕緣油的處理或更換。
7. 吸濕器檢修，更換乾燥劑。
8. 油箱清掃除銹。
9. 真空注油。
10. 密封試驗。
11. 絕緣油試驗及電氣試驗。
12. 金屬部件補漆。
（二）乾式消弧線圈裝置主要檢修項目
1. 消弧線圈及附件的外部檢查及修前試驗。
2. 檢查阻尼電阻箱、接地變壓器。
3. 主絕緣乾燥（必要時）。
4. 電氣試驗。
5. 金屬部件補漆。
（三）油浸式消弧線圈裝置主要試驗項目
1. 測量繞組連同套管的直流電阻。
2. 測量繞組連同套管的絕緣電阻及吸收比。
3. 測量接地變壓器所有分接頭的電壓比。
4. 測量35kV及以上消弧線圈和接地變壓器繞組連同套管的介質損耗因數。
5. 測量35kV及以上消弧線圈和接地變壓器繞組連同套管的直流泄漏電流。
6. 絕緣油試驗。
7. 非純瓷套管的試驗。
8. 交流耐壓試驗（大修後）。
9. 控制器模擬試驗。
（五）乾式消弧線圈裝置的主要試驗項目
1. 測量繞組連同套管的直流電阻。
2. 測量繞組連同套管的絕緣電阻及吸收比。
3.測量接地變壓器所有分接頭的電壓比。
4. 測量鐵芯絕緣電阻。
5. 交流耐壓試驗（大修後）。
6. 控制器模擬試驗。
（六）阻尼電阻箱主要試驗項目
1. 測量絕緣電阻。
2. 測量直流電阻。
3. 交流耐壓試驗（大修後）。
4. 其它必要的試驗項目。
（七）接地變壓器主要試驗項目與變壓器項目相同。
第五章 運行巡視檢查項目及要求
第十三條 例行巡視和檢查項目和要求
（一） 對各種值班方式下的巡視時間、次數、內容，各運行單位應在運行規程中作出明確規定。
（二） 例行檢查巡視分為正常巡視、全面巡視、夜間巡視。
（三） 正常巡視。
1. 有人值班變電站的消弧線圈裝置及附件,每天至少一次；每周至少進行一次夜間巡視。
2. 無人值班變電站內的消弧線圈裝置每月兩次進行巡視檢查並作好巡視記錄。
（四） 全面巡視，內容主要是對設備進行全面的外部檢查，對缺陷有無發展作出鑒定，檢查設備防火、防小動物措施以及檢查接地引線是否完好。
（五） 每月應至少進行夜間巡視一次，內容是檢查設備有無電暈、放電、接頭有無過熱現象。
第十四條 正常巡視的項目和要求。
（一）一般要求
1. 設備外觀完整無損。
2. 一、二次引線接觸良好，接頭無過熱，各連接引線無發熱、變色。
3. 外絕緣表面清潔、無裂紋及放電現象。
4. 金屬部位無銹蝕，底座、支架牢固，無傾斜變形。
5. 乾式消弧線圈表面平整應無裂紋和受潮現象。
6. 無異常震動、異常聲音及異味。
7. 儲油櫃、瓷瓶、套管、閥門、法蘭、油箱應完好，無裂紋和漏油。
8. 阻尼電阻端子箱內所有熔斷器和二次空氣開關正常。
9. 阻尼電阻箱內引線端子無松動、過熱、打火現象。
10. 設備的油溫和溫度計應正常，儲油櫃的油位應與溫度相對應，各部位無滲油、漏油。吸濕器完好，吸濕劑乾燥。
11. 各控制箱和二次端子箱應關嚴，無受潮。
12. 吸濕器硅膠是否受潮變色。
13. 各表計指示准確。
14. 引線接頭、電纜、母線應無發熱跡象。
15. 對調匝式消弧線圈，人為調節一檔分接頭，檢驗有載開關動作是否正常。
第十五條 消弧線圈裝置的定期巡視
（一）巡視周期：由生產運行單位運行規程規程規定。
（二）巡視項目及要求同例行巡視。由於檢修人員對設備的結構、原理比較熟悉，更為准確地發現設備的缺陷，故應當規定由檢修人員進行。
第十六條 特殊巡視
（一）巡視周期
1. 在高溫運行前。
2. 大風、霧天、冰雪、冰雹及雷雨後的巡視。
3. 設備或經過檢修、改造，在投運後72小時內的巡視。
4. 設備有嚴重缺陷時。
5. 設備經過長期停運後重新投入運行後的48小時內的巡視。
6. 異常情況下的巡視。主要是指：設備發熱、系統沖擊、內部有異常聲音等。
7. 設備缺陷近期有發展時、法定節假日、上級通知有重要供電任務時。
8. 站長應每月進行一次巡視。
（二）巡視的項目和要求
1. 除正常巡視項目外，還應注意其它的異常情況。
2. 必要時用紅外測溫設備檢查消弧線圈、阻尼電阻、接地變壓器的內部、引線接頭發熱情況。
3. 高溫天氣應檢查油溫、油位、油色和冷卻器運行是否正常。
4. 氣溫驟變時，檢查油枕油位和瓷套管油位是否有明顯變化，各側連接引線是否有斷股或接頭處發紅現象。各密封處有否滲漏油現象。
5. 大風、雷雨、冰雹後，檢查引線擺動情況及有無斷股，設備上有無其它雜物，瓷套管有無放電痕跡及破裂現象。
6. 濃霧、小雨、下雪時，瓷套管有無沿表面閃絡或放電，各接頭在小雨中或下雪後不應有水蒸氣上升或立即熔化現象，否則表示該接頭運行溫度比較高，應用紅外線測溫儀進一步檢查其實際情況。
第六章 缺陷管理及異常處理
第十七條 缺陷管理
（一）缺陷及異常的管理和處理應嚴格執行《電業安全工作規程》和國家電網公司頒布的《變電站運行管理規范（試行）》的有關規定。
（二）發現缺陷應及時處理，缺陷處理採取閉環管理制度。
（三）缺陷指消弧線圈裝置及附件，包括接地變壓器和阻尼電阻箱任何部件的損壞、絕緣不良或不正常的運行狀態，分為危急缺陷、嚴重缺陷和一般缺陷。
（四）發現危急缺陷和嚴重缺陷，運行人員必須立即向有關部門匯報。按照上級有關部門的要求，密切監視發展情況。必要時可按照調度命令，迅速將有缺陷的設備退出運行。
（五）發現一般缺陷，運行人員將缺陷內容記入相關記錄，由負責人匯總按月度匯報。一般缺陷可在一個檢修周期內結合設備檢修、預試等停電機會進行消除。
（六）投入運行一年內的新設備發生缺陷，施工單位應主動聯系有關單位進行協調、處理。
（七）設備缺陷按年度統計，年底未處理的缺陷，轉移到下年度缺陷記錄內。
第十八條 設備缺陷分類：
（一）危急缺陷：設備發生了直接威脅安全運行並需立即處理的缺陷，否則隨時可能造成設備損壞、人身傷亡、大面積停電和火災等事故，例如下列情況等。
1. 設備漏油，從油位指示器中看不到油位。
2. 設備內部有放電聲響。
3. 一次導流部分接觸不良，引起發熱變色。
4. 設備嚴重放電或瓷質部分有明顯裂紋。
5. 絕緣污穢嚴重，存在污閃可能。
6. 阻尼電阻發熱、燒毀或接地變壓器溫度異常升高。
7. 設備的試驗、油化驗等主要指標超過相關規定，由試驗人員判定不能繼續運行。
8. 消弧線圈本體或接地變壓器外殼鼓包或開裂。
（二）嚴重缺陷：缺陷有發展的趨勢，但可以採取措施堅持運行，列入月計劃處理，不致造成事故者，例如下列情況等。
1. 設備漏油。
2. 紅外測量設備內部異常發熱。
3. 工作、保護接地失效。
4. 瓷質部分有掉瓷現象，不影響繼續運行。
5. 充油設備油中有微量水分，游離碳呈淡黑色。
6 .二次迴路絕緣下降，但不超過30%者。
7. 若消弧線圈在最大補償電流檔位運行，而此時脫諧度大於5%。
8. 中性點位移電壓大於15%相電壓。
（三）一般缺陷：上述危急、嚴重缺陷以外的設備缺陷。性質一般，情況較輕，對安全運行影響不大的缺陷，例如下列情況等。
1. 儲油櫃輕微滲油。
2. 設備上缺少不重要的零部件。
3. 設備不清潔、有銹蝕現象。
4. 二次迴路絕緣有所下降者。
5. 非重要表計指示不準者。
6. 其它不屬於危急、嚴重的設備缺陷。
第十九條 消弧線圈裝置缺陷處理的閉環管理：
（一）運行單位發現缺陷，由站長或值班長對缺陷進行定性後，記入缺陷記錄，並向上級領導和生產管理部門報告，提出處理意見。
（二）運行單位每月上報一次一般缺陷，發現緊急、嚴重缺陷後應立即上報，以便安排處理。
（三）生產管理部門負責設備缺陷的統一管理，應及時掌握緊急和嚴重缺陷，定期掌握一般缺陷，提出處理意見，督促修試單位或運行單位及時消缺。
（四）缺陷消除時間應嚴格掌握，危及缺陷要在發現的當日立即安排處理，嚴重缺陷應在一個月內安排處理，一般缺陷視實際情況，在一個檢修周期內安排處理。
（五）缺陷消除後，消缺部門應及時向生產管理部門和運行單位報告，由生產管理部門完善消缺的相關手續。運行單位、修試單位、生產管理部門均應做好記錄，用於年度的統計、分析工作。
第二十條 事故處理預案及要求：
（一）中性點位移電壓在相電壓額定值的15%～30%之間，允許運行時間不超過1小時。
（二）中性點位移電壓在相電壓額定值的30%～100%之間，允許在事故時限內運行。
（三）發生單相接地必須及時排除，接地時限一般不超過2小時。
第二十一條 發現消弧線圈、接地變壓器、阻尼電阻發生下列情況之一時應立即停運。
（一）正常運行情況下，聲響明顯增大，內部有爆裂聲。
（二）嚴重漏油或噴油，使油麵下降到低於油位計的指示限度。
（三）套管有嚴重的破損和放電現象。
（四）冒煙著火。
（五）附近的設備著火、爆炸或發生其他情況，對成套裝置構成嚴重威脅時。
（六）當發生危及成套裝置安全的故障，而有關的保護裝置拒動時。
第二十二條 有下列情況之一時，禁止拉合消弧線圈與中性點之間的單相隔離開關：
（一）系統有單相接地現象出現，已聽到消弧線圈的嗡嗡聲。
（二）中性點位移電壓大於15%相電壓。
第七章 培訓要求
第二十三條 技術管理人員培訓要求
（一）熟悉國家及行業有關消弧線圈裝置的技術標准。
（二）熟悉消弧線圈裝置檢修、運行的有關規程。
（三）能夠組織消弧線圈裝置的驗收、質檢工作。
（四）能夠編制各種消弧線圈裝置的技術條件及檢修、運行規程。
（五）能根據實際運行情況制訂消弧線圈裝置預防事故措施要求。
（六）掌握消弧線圈裝置及附件的結構、技術參數、試驗項目、製造工藝等有關內容。
（七）掌握消弧線圈裝置及附件的電氣、絕緣、油化學等專業知識。
（八）能審核設備檢修、試驗、檢測記錄，並根據設備運行情況和巡視結果，正確分析設備健康狀況，掌握設備缺陷和運行薄弱環節。
（九）了解消弧線圈裝置技術發展的動態。
第二十四條 檢修、試驗人員培訓要求（略）
第八章 設備技術管理
第二十六條 設備檔案管理
（一）原始檔案應包括以下內容：
1. 產品合格證明書。
2. 說明書。
3. 出廠試驗報告。
4. 安裝、調試記錄 。
5. 安裝試驗記錄。
6. 絕緣油試驗報告（充油設備）。
7. 交接試驗報告。
（二）運行檔案應包括以下內容：
1. 設備銘牌參數。
2. 設備修試、定檢周期表。
3. 設備大修改造報告。
4. 高壓試驗報告。
5. 油試驗報告。
6. 繼電保護檢驗、調整記錄。
7. 缺陷記錄。
8. 設備變更、改造情況說明。
第二十七條 運行管理評估
消弧線圈裝置運行狀態分析的目的是為了及時發現缺陷，及時消除缺陷，確保檢修工作做到工效高(檢修工期短，耗用工時少)、用料省(器材消耗少，修舊利廢好)、安全好(不發生人身、電網、設備事故)。提高消弧線圈裝置健康水平，使消弧線圈裝置經常處於良好運行狀態。
第二十八條 檢修評估
（一）檢修前評估的內容應包括：
1. 根據設備的結構特點、運行評估分折情況，包括絕緣老化情況、與消弧線圈裝置動作有關的系統故障和事故情況、歷次電氣試驗和絕緣油分析結果等，做好檢修內容分析和預想工作，避免盲目性檢修。經綜合分析，確定是否需要檢修以及檢查及修理的項目。
2. 根據確定的檢修的項目和內容，編制檢修技術方案，制定安全措施。
（二）檢修後評估的內容應包括：
1. 檢修項目和檢修質量達到規定的要求和質量標准。
2. 已消除設備缺陷。
3. 檢修過程技術記錄正確、齊全。
4. 檢修總結和技術文件資料應齊全、填寫正確。
5. 消弧線圈裝置質量檢驗己完成驗收。
第二十九條 設備評估
（一）消弧線圈裝置設備評估，是指對消弧線圈裝置設備的運行、維護、在線檢測、試驗、檢修、技術、監督等方面進行綜合評估後確定的設備質量狀態水平。
（二）按國家電網公司頒發的「電力生產設備評估管理辦法」，按照消弧線圈裝置設備的總體情況、運行狀況、存在問題、原因分析等來定期進行消弧線圈裝置設備評估。
（三）各級生產管理部門是消弧線圈裝置設備管理的歸口部門，在消弧線圈裝置設備評估中對於發現帶有全局性和基層單位難以解決的技術問題應及時研究並向上一級單位的生產管理部門反映。
第九章 備品備件管理
第三十條 為了能及時消除設備缺陷，縮短停運時間，提高設備可用率，確保電網安全經濟運行，各級單位需做好備品備件管理工作。
第三十一條 備品備件的管理應遵循「統一管理、分級負責、合理儲備、分散保管」的原則。
第三十二條 備品備件應按需配置，合理定額，及時補齊。
第三十三條 消弧線圈裝置備品備件主要包括以下整件或部件：儲油櫃、瓷套、硅膠、一、二次設備緊固件、壓力釋放器、生產廠家提供的必需的備件。
更新改造
第三十四條 消弧線圈裝置存在以下問題時，應進行更新改造。
第三十五條 電氣試驗不合格，存在嚴重缺陷的設備。
第三十六條 防污等級不能滿足運行環境的設備。
第三十七條 接地變壓器二次繞組容量不能滿足站用電源要求的設備。
第三十八條 運行時間較長（30年以上）、絕緣嚴重老化的設備。
2. 誰來幫幫我這個畢業設計啊!!!如何基於 CPLD設計並實現單相晶閘管交流全周波調功器
主要研究內容：
高壓靜止無功補償成套裝置是應用在電力系統中，可以根據負載變化隨時調節補償無功的自動化裝置。根據補償方法可分為調容式、調感式與靜止無功發生器（SVG）方式，其中調容與調感方式屬無源方式，SVG屬有源方式。目前市場上出現的多為無源方式，其中調容方式正逐步成為主要的補償方式。其主要原因在於調容方式佔地面積小、成本低，且更換電力電子器件後對系統無突變過程。調感方式是採用電抗器與晶閘管作為支路，通過調節晶閘管的導通角度來達到調節無功補償的目的，而一般場合系統需要補償容性無功電流，因此調感方式需要匹配足夠容量的大電容，通過改變電感電流達到調節電容的目的。此外，調節電感的導通角勢必產生電流諧波，需要有濾波裝置相配合；通常調感方式多用於補償超高壓系統的對地雜散電容，以避免末端電壓升高問題。調容與調感屬於應用不同場合兩類產品，調容方式更適用於面向於負荷側，而調感方式主要面向與大系統的電能傳輸。SVG是未來新一代的無功補償裝置，它既可以補償感性電流，也可補償容性電流，是當前無功補償方式的替代產品，它的市場在未來。市場是一個企業的生命，若沒有市場為依託，再先進的產品同樣等於零，因此開發新產品必須要有市場認可為保障。市場的概念又非常廣泛，同時存在針對性問題，即針對哪部分市場。企業涉足一個新領域需要一個被認可的過程，而這個過程最好從有市場需求且已經被市場認可的產品出發。根據目前國內無功補償市場的發展情況，高壓靜止無功補償系統產品開發。次序應該如下：採用真空開關投切電容器組（MSC）採用晶閘管串開關投切電容器組（TSC）採用晶閘管串開關投切電抗器（TCR）靜止無功發生器（SVG）成套裝置以上產品均用於35kV及以下高壓電力系統之中。上述次序不僅根據市場狀況分序，同時也從開發周期與工廠的實際情況出發，工廠不會出現投資開發過大或因為開發而暫時無法涉足市場問題。
上述幾個產品不存在原理實現問題，但存在實際產品化問題。產品的目的是要用戶接受，這就需要用戶的信息，避免閉門造車。而用戶對現有產品的評價是開發過程中主要解決的問題，這可能會造成開發控制系統功能強大、系統龐大。因此，建立一個大系統，並避免系統的瓶頸受限於將來對功能的需求是產品化要考慮的首要問題，這也是產品化的目標
市場可行性分析：
近年來，隨著我國電力裝機容量速度遞增，供電緊張的局面大為緩解。但是伴隨著供電量增加的同時，電網建設的速度明顯滯後，網路損耗問題日益突出。近幾年來，國家電力公司和各省市電力部門都開始重視這一問題。大家已普遍重視到降低網損是供電部門減小供電成本的重要突破口，也是今後增加供電量的重要手段。據估計，通過降損來提高供電量，成本僅為興建電廠成本的1/4～1/5，是非常可行的。在工程實踐中，以下幾種降損措施得到了重視：①改造電網結構，提高電壓等級和增加變電站所，合理分配有功與無功；②更換高能耗變壓器，採用新型節能變壓器；③加大導線截面積，縮短供電半徑；④採用無功功率補償裝置。第一種改造措施是基於對配電網長遠發展考慮的好辦法，它合理地改造不盡完善的供電網，可以提供10年以上電網高效、穩定的運行環境。但是由於工程投資巨大，投資回收期長，大多數地區在目前都難以開展此項工作。同樣，第二、三種措施投資亦甚是可觀，只有那些資金比較充足的地區可以考慮，而第四種措施投資最少。我國供電網長期以來由無功補償匱乏而造成的網損甚為可觀，這樣不但造成線損大、電壓波動大，而且直接影響輸電容量，有電也送不過去。通過無功補償來降低網損和提高電壓是一種投資少、回報高的方案，同其它幾種措施相比更適用於在全國范圍內推廣。電力系統中無功補償裝置具有重要地位，是變電站的必須裝置，其對於降低網損、提高供電容量、提高電壓質量具有決定性作用。電力系統每年大量興建和改建各種變電站，所以無功補償的市場容量是巨大的，據統計，近些年全國每年無功補償裝置安裝容量平均在6000萬千乏左右，而且每年仍以10%的容量遞增。2000年全國電力系統無功補償裝置總容量在20000萬千乏左右，其中電容器投切無功補償裝置的容量占總容量的85%（用電企業佔40%，電力企業佔45%）。可見，目前市場上絕大多數無功補償裝置仍是電容器投切方式。無功補償裝置的市場雖然很大，但是受到用戶購買力、觀念和重視程度等影響，在現階段多數用戶還是會首選價格低廉、維護簡單的電容器投切方式。但是隨著新型無功補償裝置技術的逐漸成熟、高功率電力電子器件可靠性的提高和成本的降低，不會用很長時間，TSC、TCR甚至SVG很快會占據無功補償市場。從目前的市場來看，真空開關投切電容器組（MSC）成套裝置屬於成熟技術產品，而晶閘管投切電容器組（TSC）和晶閘管投切電抗器（TCR）兩種產品已經開始進入市場，正在逐步被用戶採納和接受，但是靜止無功發生器（SVG）成套裝置屬於世界各國正在著重研究與開發的新一代無功補償產品，是所有無功補償產品中的「貴族化商品」，目前在世界各國成功並網運行的只有很少幾套。同時必須看到，作為高壓無功自動補償領域而言，靜止無功發生器（SVG）成套裝置是這一技術的最先進、最完善形式，也是企業能夠主導無功補償市場的核心產品。從技術角度上講，低電壓的SVC裝置目前已經在國內實用化；從高電壓領域上講，開發該裝置主要是解決好高壓開關串（晶閘管串）均壓、過電壓保護、運行監控以及其控制模塊防電暈與局部放電等幾個問題。上述問題在高電壓領域均屬常規問題，解決的手段較多。可見，目前開發高電壓靜止無功補償（SVC）裝置是可行的，也是必要的。該產品可應用於35kV及以下電網的靜止無功補償，通過對電網中采樣的電壓、電流進行實時數字信號處理，得出所需補償的無功量大小，確定投切支路。產品與技術的主要特點：①採用美國德州儀器（TI）公司TMS320C3x系列DSP晶元，運算速度快；②可以實現開關零電流投切，無開關涌流；③無功補償響應速度快，TSC與TCR裝置小於20ms；④優良的電磁兼容性能，抗強電磁干擾；⑤提供方便靈活遠程通訊介面。
2、晶閘管投切電容器（TSC）成套裝置
主要研究內容：
晶閘管投切電容器（TSC）型無功補償裝置利用大功率晶閘管通流容量大、開關頻率高的特點，可以廣泛用於頻繁連續動作，實時跟蹤調整無功功率的場合。TSC補償裝置開關無觸點，因而壽命遠高於真空開關投切方案，由於作為高壓無功補償，晶閘管需多級串聯，所以高壓晶閘管的串聯與保護均壓技術、電容器的過零投切技術等使得該方案技術含量及復雜性要遠高於電容器真空開關投切（MSC）型無功補償裝置。晶閘管投切電容器（TSC）型無功補償裝置是靈活輸電(FACTS)的一個重要發展方向。TSC設備具有可以根據系統情況調整功率因數，補償快速變化的感性功率，其響應時間可以小於20ms，電容在投切時不產生涌流與過電壓問題，補償調整可以在1/4個周波內完成，可以實現每相獨立補償，故不存在三相系統不平衡問題。電容器的容量以二進制形式設置，因而調整的范圍大，可提供遙控功能以實現系統的自動化，此外，裝置具有自身器件診斷功能，設備採用光纖隔離信號傳輸，故使用安全。高壓TSC裝置的工作原理如下圖所示。圖中采樣系統通過電壓、電流互感器將系統的電壓、電流信號數字化後送至控制系統；控制系統根據采樣信號計算出所需補償的無功，並依據二進制編碼規則確定投切電容器的支路，然後發出相應的觸發有效信號，此外，控制系統還可以監測整個TSC裝置的運行狀況；觸發信號產生在系統相電壓負峰值時刻，在控制系統發出有效信號時，觸發信號才送至光纖傳輸系統；在TSC裝置中採用光纖傳輸觸發信號可以有效地將裝置的高壓部分與低壓控制部分分隔開，避免高壓側對低壓控制部分的干擾，有效地保護低壓迴路；開關側觸發迴路可以將光纖傳輸過來的觸發脈沖信號經光電轉換後轉換為電信號，經過變換，發出晶閘管開關所需的觸發脈沖，使補償電容器投入運行。開關串為一系列晶閘管/整流管相串聯，整流管在系統電壓/dt<0時給電容器充電，這樣晶閘管可以實現零電壓觸發，使得整個投切過程無過電壓與涌流產生。
主要技術指標：
額定電壓：35kV,10kV,6kV；
額定容量：300kvar～30000kvar；
額定頻率：50Hz/60Hz；
控制方式：過零觸發；
工作方式：具有手動補償和自動補償兩種工作方式。
響應速度：≤0.02s
電容器組：100～900kvar/每支路
保護：過流，過電壓，開關故障保護，越限報警和保護閉鎖功能。
測量系統：數字信號測量系統（DSP），一個周波（20ms）內能對電網的各項參數進行測量。
通信介面：RS-232/RS-485通訊介面，電網數據可儲存三個月以上。
顯示：中文界面，漢字提示，實時顯示電網的主要參數，有背光顯示功能。
應用領域：
用於高壓和低壓配電系統電容器補償裝置的自動調節，提高電網功率因數。
3、靜止無功發生器（SVG）成套裝置
主要研究內容：
靜止無功發生器（StaticVarGenerator）裝置作為無功補償系統的最先進形式，在歐洲被稱為ASVC（AdvanceStaticVarCompensator）。SVG實際上是一個由電力電子高功率器件組成的閥陣列，作為逆變器，將直流側電壓轉換為交流側電壓，與系統並列運行，其結構原理如下圖所示。在實際SVG裝置時會遇到以下問題：1）如何減小輸出無功電流中的諧波成分；2）如何擴大SVG裝置的容量以符合系統的要求；3）如何增加輸出電壓，以便SVG裝置接入更高電壓等級的系統。如果解決上述問題，可以考慮以下措施：1）採用串聯或並聯GTO（或IGBT），以提高容量和電壓；2）採用多組逆變器串聯的多重化結構，提高容量和電壓，減少輸出電壓和電流中的諧波；3）採用適當的PWM技術，以減少諧波成分。在實際大容量的SVG製造上，這幾項措施可同時採用；較小容量的SVG可能採用簡單一些的結構。除了小容量的模型化SVG裝置以外，多重化技術是必須採用的。在多重化技術中，利用幾個單相或三相逆變器產生相位相差若干角度的方波電壓，然後用變壓器將此不同相位的方波電壓串聯在一起，所形成的結果電壓呈階梯狀，更接近於正弦，所以輸出電壓含更少的諧波成分。實用的多重化方案如下圖所示，其中變壓器的一次側是串聯的，其電壓是各二次側電壓之和，但是各變壓器二次側電壓的相位、變壓比不盡相同，各方波電壓的寬度也可能不同，因此一次側串聯後形成的階梯波可能是不等階的。
SVG裝置採用多重化的目的是使輸出電壓和電流接近正弦波，在SVG的結構化設計時，應以總諧波畸變率最小作為控制目標函數，求適當的脈寬、相位和幅值組合。此外，GTO和其他開關器件串聯使用時，要求同一橋臂上各器件動作一致。這就要求各元件開關特性充分一致，但是考慮到GTO的頻率不能過高，各GTO元件在開通和關斷時參數不可能完全相同，則可以採用較低的脈寬調制頻率實現多重化設計，以減少總諧波畸變率，同時提高SVG容量。
該補償裝置可以實現：在穩定狀態下，維持系統電壓不變，或按要求調壓；在穩定狀態下，維持系統某處的無功功率最小，或按經濟性等要求調節無功量；在動態或暫態時，按系統穩定性要求調節無功量以提高穩定極限或抑制振盪。
產品關鍵技術：
高壓靜止無功補償成套系統裝置可以根據系統情況調整功率因數，補償快速變化的感性功率；電容在投切時不產生涌流與過電壓問題；可以實現每相獨立補償，故不存在三相系統不平衡問題；電容器的容量以二進制形式設置，因而調整的范圍大。此外，裝置具有自身器件診斷功能，設備採用光纖隔離信號傳輸，故使用安全。產品的關鍵技術有：①控制系統能夠對系統電壓、電流檢測，經計算確定投切支路；能夠准確發出觸發控制信號；可以提供一個遠程式控制制標准通訊介面；可以實現裝置開關串的故障自診斷功能；控制系統必須運行可靠。②晶閘管開關串過電壓與過電流保護採取措施進行靜態均壓保護；消除雷電過電壓與開關串的局部放電；晶閘管開關串的動態均壓技術，抑制晶閘管開關時過高的電壓與電流上升率；合理設計晶閘管/整流管模塊與開關側觸發電路實際安裝結構；開關串高壓部分的防電暈設計，需要對高壓部分作具體的數值分析，計算出合理的可加工結構參數；高壓部分絕緣材料應具有良好的沿面放電特性。③自診斷監測方法：裝置由串級變壓器鐵芯可以采樣電壓，並監測這一電壓的變化情況，因而可以對晶閘管開關串故障及時報警，以避免故障的進一步擴大；裝置可以監測開關串支路退出運行時的泄露電流。此外，為了降低製造成本也可以採用經降壓變壓器在低壓側補償方式或利用變壓器作為開關的方式（即在低壓側利用晶閘管使變壓器開路與短路），但這些方法都會使得系統的穩定性降低且過渡過程精確分析困難。可見，高壓靜止無功補償成套系統裝置是將高電壓、電力電子與計算機控制技術相結合的產物，因而屬高技術產品，是今後我國無功補償設備發展的一個重要方向。由於使用晶閘管的靜止無功補償裝置具有優良的性能，可以預測，在一定時期內其市場必將一直迅速而穩定地增長，占據靜止無功補償裝置的主導地位。尤其是應用在電壓等級較高的電力系統中，對提高系統的穩定性、運行安全性、提高輸電效率等方面更有著重要的現實意義。因此，開發高壓無功補償裝置產品不僅可以帶來相當可觀的經濟效益，而且對我國電力工業的進一步發展有著積極的促進作用。
4、電力有源濾波器（APF）成套裝置
主要研究內容：
3. 消弧線圈的工作原理是什麼補償方式有哪些電力系統一般採用哪種補償方式為什麼
消弧線圈的作用是當電網發生單相接地故障後，提供一電感電流，補償接地電容電流，使接地電流減小，也使得故障相接地電弧兩端的恢復電壓速度降低，達到熄滅電弧的目的。
補償系統的分類
早期採用人工調匝式固定補償的消弧線圈，稱為固定補償系統。固定補償系統的工作方式是：將消弧線圈整定在過補償狀態，其過補程度的大小取決於電網正常穩態運行時不使中性點位移電壓超過相電壓的15%，之所以採用過補償是為了避免電網切除部分線路時發生危險的串聯諧振過電壓。因為如整定在欠補償狀態，切除線路將造成電容電流減少，可能出現全補償或接近全補償的情況。但是這種裝置運行在過補償狀態當電網中發生了事故跳閘或重合等參數變化時脫諧度無法控制，以致往往運行在不允許的脫諧度下，造成中性點過電壓，三相電壓對稱遭到破壞。可見固定補償方式很難適應變動比較頻繁的電網，這種系統已逐漸不再使用。取代它的是跟蹤電網電容電流自動調諧的裝置，這類裝置又分為兩種，一種稱之為隨動式補償系統。隨動式補償系統的工作方式是：自動跟蹤電網電容電流的變化，隨時調整消弧線圈，使其保持在諧振點上，在消弧線圈中串一電阻，增加電網阻尼率，將諧振過電壓限制在允許的范圍內。當電網發生單相接地故障後，控制系統將電阻短接掉，達到最佳補償效果，該系統的消弧線圈不能帶高壓調整。另一種稱之為動態補償系統。動態補償系統的工作方式是：在電網正常運行時，調整消弧線圈遠離諧振點，徹底避免串聯諧振過電壓和各種諧振過電壓產生的可能性，當電網發生單相接地後，瞬間調整消弧線圈到最佳狀態，使接地電弧自動熄滅。這種系統要求消弧線圈能帶高電壓快速調整，從根本上避免了串聯諧振產生的可能性，通過適當的控制，該系統是唯一可能使電網中原有功率方向型單相接地選線裝置繼續使用的系統。
4. 電力系統自動裝置原理
在電力學中，諧振的概念如下：當激勵電源的頻率等於電路的固有頻率時，電路的電磁振盪的振幅將達到峰值。在電子與無線電領域，諧振常用於目標電信號的選取。類似地，在電力系統中，諧振也應用於諸多領域。
本文以消弧線圈的自動調諧裝置為例，結合其工作原理，闡述在快速熄弧以及電壓恢復等方面，諧振得到了怎樣的應用。
一、自動調諧指標
小電流接地系統中通常需要加裝消弧線圈，其目的在於確保單相接地故障時，消弧線圈能夠補償流經故障點的電容電流，從而降低故障點出現電弧的可能性。
消弧線圈在加裝自動調諧裝置後，強化了補償跟隨與補償精度兩方面的功能。自動調諧裝置會根據系統電容電流大小，自動調節消弧線圈檔位，從而確保檔位電流與電容電流相匹配；同時裝置會按照預先設定的調諧指標，選取能夠達到最優調諧效果的檔位。
自動調諧指標如下：
（1）殘流
定義：電容電流與電感電流之差:IC-IL
國網公司在《變電運維管理規定~消弧線圈運維細則》中指出，安裝自動調諧裝置的消弧線圈，正常運行條件下，殘流應在10A以內。
規定10A的目的在於，考慮到發生間歇性弧光接地的可能性，盡量減少單相接地故障時，流經故障點的電流數值（補償後的電流）。
同時，值得注意的是，此處的殘流特指過補償狀態下（電感電流大於電容電流）的數值。即，調諧裝置既要保證系統處於過補償狀態，也要保證過補償的程度不能過大。
（2）脫諧度
定義：電容電流與電感電流的差值與電容電流之比:(IC-IL)/IC。
同樣地，guo網公司在《bian電運維管理規定~消弧線圈運維細則》中規定，安裝自動調諧裝置的消弧線圈，正常運行條件下，脫諧度應在5%~20%。
從脫諧度的取值范圍可以看出，該指標整定時有兩點考慮：
1）脫諧度不宜過小。脫諧度表徵系統偏離諧振狀態的程度。此處諧振特指消弧線圈與系統對地電容之間的串聯諧振，該諧振會帶來中性點過電壓；因此過小的脫諧度增大系統發生串聯諧振的風險。
2）脫諧度不宜過大。與根據殘流整定原理類似，在脫諧度過大，補償程度過深時，瞬時單相接地故障後，電弧熄滅速度與系統電壓恢復速度較慢，不利於系統的穩定運行。
5. 變頻串聯諧振試驗成套裝置消弧線圈試驗步驟是怎麼樣的
變頻串聯諧振試驗成套裝置消弧線圈試驗步驟
1、根據消弧線圈的電感，估計需要匹配的移相電容的電容uF），然後用串、並聯方法組合成所需要的電容量。
2、按要求接線，檢查完畢後按分工將試驗機就位。
3、在緩慢調整三相電壓調節器後，當抑弧線圈L的端電壓從靜電電壓表V中讀取時對應從電流表A上讀出電流，並作好記錄。
4、調整電壓調節器，使電壓緩慢降至零，然後拔下電源開關。
5、改變消弧線圈的抽頭位置，並改變電容C的電容與電感值匹配。然後按上述步驟重復測試。
6、根據電壓表和電流表的數量。繪制出消弧線圈的伏安特性曲線。
變頻串聯諧振試驗成套裝置消弧線圈應注意的問題
1、在考慮串聯諧振迴路電感L值時，應考慮調壓器電感。即迴路電感為消弧線圈電感值與調壓器電感值之和。如果不考慮電壓調節器的電感值，電容器將不匹配。工作點離調諧點較遠，諧振幅度也較低。當考慮電壓調節器的電感值時，
一般情況下，消弧線圈電感可提高3.5%-4%
2、在35kV系統中，當單相接地發生時，消弧線圈上的最高電壓是相電壓。也就是說，220kV，伏安特性試驗其試驗電壓也應加到22kV，為了安全起見，必須先對中聯重科電容器進行工頻耐壓試驗，試驗電壓為24kV，耐壓時間為1min。
3、調整時，為了防止諧振損壞消弧線圈，保護球間隙Q（直徑5cm）和耐水性（0 1Ω/V），為保護電容器要並接保護球隙Q。
4、調節器只能向一個方向上升，以避免遲滯的影響，每個抽頭應在同一范圍內測量，中間不得改變數程，以免影響試驗的精度。
該方法可進行原位測試，接線簡單，操作方便，安全可靠，並且可以節約能耗和測試成本。
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回復者：華天電力
6. 消弧線圈頻繁調檔的危害
應該是自動調節的 如果有較長的線路投入,有可能電容電流變化大,正常調檔,到最高檔,可能消弧線圈容量不夠 。
7. 消弧線圈自動調諧裝置調檔失敗報警怎麼處理
將自動裝置轉入手動,退出消弧線圈,檢查有載開關相關迴路(有載開關,調檔電纜,控制器等)
8. 自動跟蹤補償消弧線圈投入引起諧振過電壓的原因，怎麼解決這樣的故障
目前我也正遇到這個問題，消弧線圈投入對電壓有影響，是不能隨便投入的，消弧線圈在電網正常運行時無任何好處，如果這時調諧到全補償或接近全補償狀態，會出現串聯諧振過電壓使中性點電壓升高，相電壓不平衡，所以電網正常運行時，調節消弧線圈使其跟蹤電網電容電流的變化有害無利，DL-T-1057-2007-自動跟蹤補償消弧線圈成套裝置技術條件7.10規定了，在正常運行情況下，裝置不應該導致系統中性點長時間位移電壓超過15%Un