消弧线圈由哪些设备构成

Ⅰ 消弧线圈运行规定

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。

Ⅱ 消弧线圈的原理

电力系统输电线路经消弧线圈接地，为小电流接地系统的一种，当单相出现断路故障时，流经消弧线圈的电感电流与流过的电容电流相加为流过断路接地点的电流，电感电容上电流相位相差180度，相互补偿。当两电流的量值小于发生电弧的最小电流时，电弧就不会发生，也不会出现谐振过电压现象。10-63KV电压等级下的电力线路多属于这种情况。

消弧线圈作用原理及国内外现状

消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后，提供一电感电流，补偿接地电容电流，使接地电流减小，也使得故障相接地电弧两端的恢复电压速度降低，达到熄灭电弧的目的。当消弧线圈正确调谐时，不仅可以有效的减少产生弧光接地过电压的机率，还可以有效的抑制过电压的辐值，同时也最大限度的减小了故障点热破坏作用及接地网的电压等。所谓正确调谐，即电感电流接地或等于电容电流，工程上用脱谐度V来描述调谐程度

V=（IC-IL）/IC

当V=0时，称为全补偿，当V>0时为欠补偿,V<0时为过补偿。从发挥消弧线圈的作用上来看，脱谐度的绝对值越小越好，最好是处于全补偿状态，即调至谐振点上。但是在电网正常运行时，小脱谐度的消弧线圈将产生各种谐振过电压。如煤矿6KV电网，当消弧线圈处于全补偿状态时，电网正常稳态运行情况下其中性点位移电压是未补偿电网的10~25倍，这就是通常所说的串联谐振过电压。除此之外，电网的各种操作（如大电机的投入，断路器的非同期合闸等）都可能产生危险的过电压，所以电网正常运行时，或发生单相接地故障以外的其它故障时，小脱谐度的消弧线圈给电网带来的不是安全因素而是危害。综上所述，当电网未发生单相接地故障时，希望消弧线圈的脱谐度越大越好，最好是退出运行。

3．1补偿系统的分类

早期采用人工调匝式固定补偿的消弧线圈，称为固定补偿系统。固定补偿系统的工作方式是：将消弧线圈整定在过补偿状态，其过补程度的大小取决于电网正常稳态运行时不使中性点位移电压超过相电压的15%，之所以采用过补偿是为了避免电网切除部分线路时发生危险的串联谐振过电压。因为如整定在欠补偿状态，切除线路将造成电容电流减少，可能出现全补偿或接近全补偿的情况。但是这种装置运行在过补偿状态当电网中发生了事故跳闸或重合等参数变化时脱谐度无法控制，以致往往运行在不允许的脱谐度下，造成中性点过电压，三相电压对称遭到破坏。可见固定补偿方式很难适应变动比较频繁的电网，这种系统已逐渐不再使用。取代它的是跟踪电网电容电流自动调谐的装置，这类装置又分为两种，一种称之为随动式补偿系统。随动式补偿系统的工作方式是：自动跟踪电网电容电流的变化，随时调整消弧线圈，使其保持在谐振点上，在消弧线圈中串一电阻，增加电网阻尼率，将谐振过电压限制在允许的范围内。当电网发生单相接地故障后，控制系统将电阻短接掉，达到最佳补偿效果，该系统的消弧线圈不能带高压调整。另一种称之为动态补偿系统。动态补偿系统的工作方式是：在电网正常运行时，调整消弧线圈远离谐振点，彻底避免串联谐振过电压和各种谐振过电压产生的可能性，当电网发生单相接地后，瞬间调整消弧线圈到最佳状态，使接地电弧自动熄灭。这种系统要求消弧线圈能带高电压快速调整，从根本上避免了串联谐振产生的可能性，通过适当的控制，该系统是唯一可能使电网中原有功率方向型单相接地选线装置继续使用的系统。

3．2国内主要产品比较

目前，自动补偿的消弧线圈国内主要有四种产品，分别是调气隙式、调匝式、偏磁式、调可控硅式。

调气隙式

调气隙式属于随动式补偿系统。其消弧线圈属于动芯式结构，通过移动铁芯改变磁路磁阻达到连续调节电感的目的。然而其调整只能在低电压或无电压情况下进行，其电感调整范围上下限之比为2.5倍。控制系统的电网正常运行情况下将消弧线圈调整至全补偿附近，将约100欧电阻串联在消弧线圈上。用来限制串联谐振过电压，使稳态过电压数值在允许范围内（中性点电位升高小于15%的相电压）。当发生单相接地后，必须在0.2S内将电阻短接实现最佳补偿，否则电阻有爆炸的危险。该产品的主要缺点主要有四条：

工作噪音大，可靠性差

动芯式消弧线圈由于其结构有上下运动部件，当高电压实施其上后，振动噪音很大，而且随着使用时间的增长，内部越来越松动，噪音越来越大。串联电阻约3KW，100MΩ。当补偿电流为50A时，需要250KW容量的电阻才能长期工作，所以在接地后，必须迅速切除电阻，否则有爆炸的危险。这就影响到整个装置的可靠性。

调节精度差

由于气隙微小的变化都能造成电感较大的变化，电机通过机械部件调气隙的精度远远不够。用液压调节成本太高

过电压水平高

在电网正常运行时，消弧线圈处于全补偿状态或接近全补偿状态，虽有串联谐振电阻将稳态谐振过电压限制在允许范围内，但是电网中的各种扰动（大电机投切，非同期合闸，非全相合闸等），使得其瞬态过电压危害较为严重。

功率方向型单相接地选线装置不能继续使用

安装该产品后，电网中原有的功率方向型单相接地选线装置不能继续使用

调匝式

该装置属于随动式补偿系统，它同调气隙式的唯一区别是动芯式消弧线圈用有载调匝式消弧线圈取代，这种消弧线圈是用原先的人工调匝消弧线圈改造而成，即采用有载调节开关改变工作绕组的匝数，达到调节电感的目的。其工作方式同调气隙式完全相同，也是采用串联电阻限制谐振过电压。该装置同调气隙式相比，消除了消弧线圈的高噪音，但是却牺牲了补偿效果，消弧线圈不能连续调节，只能离散的分档调节，补偿效果差，并且同样具有过电压水平高，电网中原有方向型接地选线装置不能使用及串联的电阻存在爆炸的危险等缺点，另外该装置比较零乱，它由四部分设备组成（接地变压器，消弧线圈、电阻箱、控制柜），安装施工比较复杂。

偏磁式

消弧线圈结构的特点

电控无级连续可调消弧线圈，全静态结构，内部无任何运动部件，无触点，调节范围大，可靠性高，调节速度快。这种线圈的基本工作原理是利用施加直流励磁电流，改变铁芯的磁阻，从而改变消弧线圈电抗值的目的，它可以带高压以毫秒级的速度调节电感值。

控制方式的特点

采用动态补偿方式，从根本上解决了补偿系统串联谐振过电压与最佳补偿之间相互矛盾的问题。众所周知，消弧线圈在高压电网正常运行时无任何好处，如果这时调谐到全补偿或接近全补偿状态，会出现串联谐振过电压使中性点电压升高，电网中各种正常操作及单相接地以外的各种故障的发生都可能产生危险的过电压。所以电网正常运行时，调节消弧线圈使其跟踪电网电容电流的变化有害无利，这也就是电力部门规定“固定式消弧线圈不能工作在全补偿或接近全补偿状态”的原因。国内同类自动补偿装置均是随动系统，都是在电网尚未发生接地故障前即将消弧线圈调节到全补偿状态等待接地故障的发生，这了避免出现过高的串联谐振过电压而在消弧线圈上串联一阻尼电阻，将稳态谐振过电压限制到容许的范围内，并不能解决暂态谐振过电压的问题，另外由于电阻的功率限制，在出现接地故障后必须迅速的切除，这无疑给电网增加了一个不安全因素。偏磁式消弧线圈不是采用限制串联谐振过电压的方法，而是采用避开谐振点的动态补偿方法，根本不让串联谐振出现，即在电网正常运行时，不施加励磁电流，将消弧线圈调谐到远离谐振点的状态，但实时检测电网电容电流的大小，当电网发生单相接地后，瞬时（约20ms）调节消弧线圈实施最佳补偿。

调可控硅式

调可控硅式消弧线圈是把高短路阻抗变压器的一次绕组作为工作绕组接入配电网中性点，二次绕组作为控制绕组由2个反向连接的可控硅短接，调节可控硅的导通角由0～180°之间变化，使可控硅的等效阻抗在无穷大至零之间变化，输出的补偿电流就可在零至额定值之间得到连续无极调节。可控硅工作在与电感串联的无电容电路中，其工况既无反峰电压的威胁，又无电流突变的冲击，因此可靠性得到保障。其特点如下：

（1）、利用可控硅技术，补偿电流在0～100%额定电流范围内连续无级调节，实现大范围精确补偿，还适应了配电网不同发展时期对其容量的不同需要。

（2）、利用短路阻抗作为工作阻抗，伏安特性在0～110%UN范围内保持极佳的线性度，因而可以实现精确补偿。

（3）、该消弧线圈属于随调式，不需要装设阻尼电阻，也不会出现串联谐振，既提高了运行的可靠性，又简化了设备。

（4）发生单相接地故障后该消弧线圈最快5ms内输出补偿电流，从而抑制弧光，防止因弧光引起空气电离而造成相间短路；同时它能有效消除相隔时间很短的连续多次的单相接地故障。

（5）、成套装置无传动、转动机构，可靠性高，噪音低，运行维护简单。

Ⅲ 消弧线圈的产品信息

调气隙式属于随动式补偿系统。其消弧线圈属于动芯式结构，通过移动铁芯改变磁路磁阻达到连续调节电感的目的。然而其调整只能在低电压或无电压情况下进行，其电感调整范围上下限之比为2.5倍。控制系统的电网正常运行情况下将消弧线圈调整至全补偿附近，将约100欧电阻串联在消弧线圈上。用来限制串联谐振过电压，使稳态过电压数值在允许范围内（中性点电位升高小于15%的相电压）。当发生单相接地后，必须在0.2S内将电阻短接实现最佳补偿，否则电阻有爆炸的危险。该产品的主要缺点主要有四条：
1、工作噪音大，可靠性差
动芯式消弧线圈由于其结构有上下运动部件，当高电压实施其上后，振动噪音很大，而且随着使用时间的增长，内部越来越松动，噪音越来越大。串联电阻约3KW，100MΩ。当补偿电流为50A时，需要250KW容量的电阻才能长期工作，所以在接地后，必须迅速切除电阻，否则有爆炸的危险。这就影响到整个装置的可靠性。
2、调节精度差
由于气隙微小的变化都能造成电感较大的变化，电机通过机械部件调气隙的精度远远不够。用液压调节成本太高
3、过电压水平高
在电网正常运行时，消弧线圈处于全补偿状态或接近全补偿状态，虽有串联谐振电阻将稳态谐振过电压限制在允许范围内，但是电网中的各种扰动（大电机投切，非同期合闸，非全相合闸等），使得其瞬态过电压危害较为严重。
4、功率方向型单相接地选线装置不能继续使用
安装该产品后，电网中原有的功率方向型单相接地选线装置不能继续使用 该装置属于随动式补偿系统，它同调气隙式的唯一区别是动芯式消弧线圈用有载调匝式消弧线圈取代，这种消弧线圈是用原先的人工调匝消弧线圈改造而成，即采用有载调节开关改变工作绕组的匝数，达到调节电感的目的。其工作方式同调气隙式完全相同，也是采用串联电阻限制谐振过电压。该装置同调气隙式相比，消除了消弧线圈的高噪音，但是却牺牲了补偿效果，消弧线圈不能连续调节，只能离散的分档调节，补偿效果差，并且同样具有过电压水平高，电网中原有方向型接地选线装置不能使用及串联的电阻存在爆炸的危险等缺点，另外该装置比较零乱，它由四部分设备组成（接地变压器，消弧线圈、电阻箱、控制柜），安装施工比较复杂。
调匝式消弧线圈在电网正常运行时，通过实时测量流过消弧线圈电流的幅值，计算出电网当前方式下的对地电容电流，根据预先设定的最小残流值，由控制器调节有载调压分接头到所需要的补偿档位。当发生接地故障后，补偿接地时的电容电流，使故障点的残流可以限制在设定的范围之内。 调可控硅式消弧线圈是把高短路阻抗变压器的一次绕组作为工作绕组接入配电网中性点，二次绕组作为控制绕组由2个反向连接的可控硅短接，调节可控硅的导通角由0～180°之间变化，使可控硅的等效阻抗在无穷大至零之间变化，输出的补偿电流就可在零至额定值之间得到连续无极调节。可控硅工作在与电感串联的无电容电路中，其工况既无反峰电压的威胁，又无电流突变的冲击，因此可靠性得到保障。其特点如下：
（1）、利用可控硅技术，补偿电流在0～100%额定电流范围内连续无级调节，实现大范围精确补偿，还适应了配电网不同发展时期对其容量的不同需要。
（2）、利用短路阻抗作为工作阻抗，伏安特性在0～110%UN范围内保持极佳的线性度，因而可以实现精确补偿。
（3）、该消弧线圈属于随调式，不需要装设阻尼电阻，也不会出现串联谐振，既提高了运行的可靠性，又简化了设备。
（4）发生单相接地故障后该消弧线圈最快5ms内输出补偿电流，从而抑制弧光，防止因弧光引起空气电离而造成相间短路；同时它能有效消除相隔时间很短的连续多次的单相接地故障。
（5）、成套装置无传动、转动机构，可靠性高，噪音低，运行维护简单。 偏磁式消弧线圈不是采用限制串联谐振过电压的方法。偏磁式消弧线圈采用交流线圈内布置一个磁化铁芯段，通过改变施加直流励磁电流的大小，改变铁芯的磁导，从而达到改变消弧线圈电抗值的目的。即在电网正常运行时，不施加励磁电流，将消弧线圈调谐到远离谐振点的状态，但实时检测电网电容电流的大小，当电网发生单相接地后，瞬时（约20ms）调节消弧线圈实施最佳补偿。

Ⅳ 消弧线圈室里有含油设备吗

接地变压器，消弧线圈，PT，CT都可以做成油浸式，看你的要求了。现在一般都是采用干式（主要是树脂浇注式）

Ⅳ 消弧线圈是用来补偿无功的设备么

消弧线圈是用在6.3千伏至35千伏变压器供电的变电站中，当对地电容的电流大于15安时采用的，目的是一旦发生相对地的短路，调谐消弧线圈，使另外两相的对地电容电流被消弧线圈的感性电流抵消掉，使对地的短路电流成电阻性，在电流过零时自动灭弧。防止电弧跳闪产生的最高5倍的过电压对变电站所有的设备因过电压而损坏

Ⅵ 调匝式消弧线圈是指的什么，是不是分调匝式和不调匝式的

调匝式消弧线圈该装置属于随动式补偿系统，它同调气隙式的唯一区别是动芯式消弧线圈用有载调匝式消弧线圈取代，这种消弧线圈是用原先的人工调匝消弧线圈改造而成，即采用有载调节开关改变工作绕组的匝数，达到调节电感的目的。

其工作方式同调气隙式完全相同，也是采用串联电阻限制谐振过电压。该装置同调气隙式相比，消除了消弧线圈的高噪音，但是却牺牲了补偿效果，消弧线圈不能连续调节，只能离散的分档调节，补偿效果差，并且同样具有过电压水平高。

电网中原有方向型接地选线装置不能使用及串联的电阻存在爆炸的危险等缺点，另外该装置比较零乱，它由四部分设备组成（接地变压器，消弧线圈、电阻箱、控制柜），安装施工比较复杂。

调匝式消弧线圈在电网正常运行时，通过实时测量流过消弧线圈电流的幅值，计算出电网当前方式下的对地电容电流，根据预先设定的最小残流值，由控制器调节有载调压分接头到所需要的补偿档位。当发生接地故障后，补偿接地时的电容电流，使故障点的残流可以限制在设定的范围之内。

(6)消弧线圈由哪些设备构成扩展阅读

当10kV系统发生单相接地故障后，由于系统允许两相短时运行一段时间，10kV母线PT的开口三角电压上升至相电压，同时接地变中性点上的电压互感器1YH0会测量到一个接近相电压的电压值，这两个电压值都会送入消弧线圈控制器中作为系统接地的判据。

此外，中性点末端的电流互感器1LH0测量到的中性点电流能提高控制器判断系统接地的灵敏度。装置判断系统发生接地后，通过采集各条10kV馈线零序CT所测量到的零序电流，选出发生接地的线路。

系统正常运行时，图中1ZNX中的阻尼电阻并接于消弧线圈二次侧起到消耗能量降低过电压幅值、降低中性点偏移电压与避开谐振点的作用。但阻尼电阻的存在会减小流过故障点的电流，对装置能否准确识别接地故障线路影响很大。

为了提高选线准确性，当系统发生单相接地故障后，此套装置通过一个快速继电器断开与阻尼电阻串接的常闭节点，将阻尼电阻立即切除进入补偿状态。

当接地时间到达选线启动预设时间时，短时间（200ms左右）投入阻尼电阻改变补偿的电流，比较变化前后各线路零序电流的变化量，从而选出接地线路。

Ⅶ 什么是脱谐度（消弧线圈）

消弧线圈的电感电流ⅠL减去网络全部电容电流rc与网络全部电容电流rc之比,即为补偿度,用符号`表示,则卩=(Ⅰ.一∫c)/rc,或用脱谐度V来表示,定义V=(I()~ⅠL)/rc。

由此可以看出,当卩>0时,对应于过补偿;当ρ=0时,对应于全补偿(谐振补偿);当`(0时,对应于欠补偿。

注意事项

1、为避免线路跳闸后发生串联谐振,消弧线圈应采用过补偿。但当补偿设各容量不足时,可采用欠补偿运行,脱谐度采用10%,一般电流不超过5~10A。

2、中性点经消弧线圈接地的电网,在正常情况下运行时,不对称度不超过15%(所谓不对称度,就是中性点的位移电压与额定电压的比值),即长时间中性点位移电压不超过额定电压的15%,在操作过程中允许超过额定电压的30%。

3、当消弧线圈的端电压超过相电压的15%时,不管消弧线圈信号是否动作,都应按接地故障处理,寻找接地点,中性点经消弧线圈接地的电网,在正常运行中,消弧线圈必须投人运行。

4、在电网有操作或有接地故障时,不得停用消弧线圈。由于寻找故障及其他原因,使消弧线圈带负载运行时,应对消弧线圈上层油温加强监视,使上层油温最高不得超过95℃,并监视消弧线圈带负载运行时间不超过铭牌规定的允许时间,否则应停用。

Ⅷ 消弧线圈属于站内设备吗

是。。。。。。。。。。。。。。。。。。

Ⅸ 消弧线圈自动调谐及接地选线成套装置是什么类型的设备

在管理上归过电压或变压器专工管,按实际作用归无功补偿似乎更好

Ⅹ 消弧线圈是用来补偿无功的设备吗

消弧线圈是线路用的，用于用户系统单相接地故障或者相间短路故障产生的弧光灭弧，不是用来补偿无功的设备！