并联电容器组检修细则.docx

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1、并联电容器组检修细则前言错误!未定义书签。并联电容器组检修细则21检修分类及要求21.1 A类检修21.1.1 检修项目21.1.2 检修周期21.2 B类检修21.2.1 检修项目21.2.2 检修周期21.3 C类检修21.3.1 检修项目21.3.2 检修周期21.4 D类检修31.4.1 检修项目31.4.2 检修周期32专业巡视要点32.1 电容器单元巡视32.2 外熔断器本体巡视32.3 避雷器巡视32.4 电抗器巡视32.5 放电线圈巡视32.6 其他部件巡视42.7 集合式电容器巡视43并联电容器组检修关键工艺质量控制要求43.1 电容器整组更换43.1.1 安全注意事项43.

2、1.2 关键工艺质量控制43.2 电容器检修53.2.1 电容器单元更换53.2.2 外熔断器更换53.2.3 放电线圈更换53.2.4 避雷器更换53.2.5 集合式电容器更换63.3 例行检查63.3.1 安全注意事项63.3.2 关键工艺质量控制6并联电容器组检修细则1检修分类及要求检修工作分为四类：A类检修、B类检修、C类检修、D类检修。1.1 A类检修A类检修指整体性检修。1.1.1 检修项目包含整体更换、解体检修。1.1.2 检修周期按照设备状态评价决策进行。1.2 B类检修B类检修指局部性检修。1.2.1 检修项目包含部件的解体检查、维修及更换。1.2.2 检修周期按照设备状态评

3、价决策进行。1.3 C类检修C类检修指例行检查及试验。1.3.1 检修项目包含检查、维护。1.3.2 检修周期a）基准周期35kV及以下4年、I1O（66）kV及以上3年。b）可依据设备状态、地域环境、电网结构等特点，在基准周期的基础上酌情延长或缩短检修周期，调整后的检修周期一般不小于1年，也不大于基准周期的2倍。c）对于未开展带电检测设备，检修周期不大于基准周期的1.4倍；未开展带电检测老旧设备（大于20年运龄），检修周期不大于基准周期。c1）110（66）kV及以上新设备投运满1至2年，以及停运6个月以上重新投运前的设备，应进行检修。对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，可参照新

4、设备要求执行。e）现场备用设备应视同运行设备进行检修；备用设备投运前应进行检修。f）符合以下各项条件的设备，检修可以在周期调整后的基础上最多延迟1个年度：（1） 巡视中未见可能危及该设备安全运行的任何异常；（2） 带电检测（如有）显示设备状态良好；（3） 上次试验与其前次（或交接）试验结果相比无明显差异；（4） 上次检修以来，没有经受严重的不良工况。1.4D类检修D类检修指在不停电状态下进行的检修。1.4.1 检修项目包含专业巡视、辅助二次元器件更换、金属部件防腐处理、框架箱体维护。1.4.2 检修周期依据设备运行工况，及时安排，保证设备正常功能。2专业巡视要点2.1 电容器单元巡视a）瓷套管

5、表面清洁，无裂纹、无闪络放电和破损。b）电容器单元无渗漏油、无膨胀变形、无过热。c）电容器单元外壳油漆完好，无锈蚀。2.2 外熔断器本体巡视a）熔丝无熔断，排列整齐，与熔管无接触。b）搭接螺栓无松动、无明显发热、无锈蚀,c）安装角度、弹簧拉紧位置，应符合制造厂的产品说明。2.3 避雷器巡视a）避雷器垂直和牢固、外绝缘无破损、裂纹及放电痕迹。b）外观清洁，无变形破损，接线正确，接触良好。c）计数器或在线检测装置观察孔清晰，指示正常，内部无受潮、积水。d）接地装置接地部分完好。2.4 电抗器巡视a）支柱瓷瓶完好，无放电痕迹。b）无松动、无过热、无异常声响。c）接地装置接地部分完好。d）干式电抗器表

6、面无裂纹、无变形，外部绝缘漆完好。e）干式空心电抗器支撑条无明显下坠或上移情况。f）油浸式电抗器温度指示正常，油位正常、无渗漏.2.5 放电线圈巡视a）表面清洁，无闪络放电和破损。b）油位正常，无渗漏。2.6 其他部件巡视a）各连接部件固定牢固，螺栓无松动。b）支架、基座等铁质部件无锈蚀。c）瓷瓶完好，无放电痕迹。c1）母线平整无弯曲，相序标示清晰可识别。e）构架应可靠接地且有接地标识。f）电容器之间的软连接导线无熔断或过热。g）充油式互感器油位正常，无渗漏。2.7 集合式电容器巡视a）呼吸器玻璃罩杯油封完好，受潮硅胶不超过2/3。b）储油柜油位指示应正常，油位清晰可见。c）油箱外观无锈蚀、无

7、渗漏。c1）充气式设备应检查气体压力指示正常。e）本体及各连接处应无过热。f）电容器温控表计无异常。3并联电容器组检修关键工艺质量控制要求3.1电容器整组更换3.1.1安全注意事项a）工作前应将电容器内各高压设备逐个多次充分放电。b）按厂家规定正确吊装设备，必要时使用揽风绳控制方向，并设专人指挥。c）对安全距离小的电容器检修时，应做好安全防护措施。c1）拆、装电容器一、二次电缆时应做好防护措施。3.1.2关键工艺质量控制a）应按照厂家规定程序进行拆装。b）清洁瓷套外观，无破损。c）吊装时应使用合适的吊带逐个拆装电容器内部元器件。c1）空心电抗器周边的金属结构件及地下接地体均不得呈金属闭合环路状

8、态。e）紧固各电容器框架连接部件，使其螺栓无松动。f）对支架、基座等铁质部件进行除锈防腐处理。g）电容器框架应双接地且接地可靠。h）电容器铭牌、编号在通道侧。D按要求处理电气接触面，并按厂家力矩要求紧固电容器连接线，使其接触良好，如有铜铝过渡应采用过渡板。j）支柱绝缘子铸铁法兰无裂纹，胶接处胶合良好，无开裂。k）电容器母排及分支线应标以相色，焊接部位涂防锈漆及面漆。D电容器设备清洁完好，无任何遗留物。m）接线板表面无氧化、划痕、脏污，接触良好。n）电容器构架应保持其应有的水平及垂直位置，固定应可靠。o）凡不与地绝缘的每个电容器外壳及电容器的构架均应可靠接地，凡与地绝缘的电容器外壳均应接到固定的

9、电位上。P）户外型电容器在使用铝母排与铜接线端子连接时应采用过渡措施。3.2电容器检修3.2.1电容器单元更换3.2.1.1安全注意事项a）工作前应将电容器各高压设备逐个多次充分放电。b）按厂家规定正确吊装设备，必要时使用揽风绳控制方向，并设专人指挥,3.2.1.2关键工艺质量控制a）按照厂家规定程序进行拆除、吊装。b）瓷套管表面应清洁，无裂纹、破损和闪络放电痕迹。c）芯棒应无弯曲和滑扣，铜螺丝螺母垫圈应齐全。c1）无变形、无锈蚀、无裂缝、无渗油。e）铭牌、编号在通道侧，顺序符合设计要求。f）各导电接触面符合要求，安装紧固有防松措施。g）外壳接地端子可靠接地。凡不与地绝缘的每个电器的外壳及电容

10、器构架均应接地，凡与地绝缘的电容器的外壳均应接到固定的电位上。h）引线与端子间连接应使用专用压线夹，电容器之间的连接线应采用软连接。3.2.2外熔断器更换3.2.2.1安全注意事项工作前应将电容器各高压设备逐个多次充分放电。3.2.2.2关键工艺质量控制a）规格应符合设备要求。b）熔丝无断裂、虚接，无明显锈蚀，熔丝与熔管无接触。c）更换后外熔断器的安装角度应符合产品安装说明书的要求。c1）芯棒应无弯曲和滑扣，铜螺丝螺母垫圈应齐全。3.2.3放电线圈更换3.2.3.1安全注意事项a）工作前应将电容器各高压设备逐个多次充分放电。b）拆、装电容器二次电缆时应防止电缆损伤或接错。3.2.3.2关键工艺

11、质量控制a）套管表面应清洁，无裂纹、破损。b）充油式放电线圈油位应正常，无渗漏。c）本体无破损、生锈。c1）更换放电线圈时，应对二次接线做好标示，并正确恢复。3.2.4避雷器更换3.2.4.1安全注意事项工作前应将电容器各高压设备逐个多次充分放电。3.2.4.2关键工艺质量控制a）外绝缘表面应清洁，无裂纹、破损。b）避雷器接线端子螺栓应紧固。c）放电计数器应密封良好，并应按产品的说明书连接，不同相放电计数器应统一恢发到相同位置，尾数归零。c1）接地装置应可靠接地。3.2.5集合式电容器更换3.2.5.1 安全注意事项a）工作前应将电容器各高压设备逐个多次充分放电。b）按厂家规定正确吊装设备，必

12、要时使用揽风绳控制方向，并设专人指挥。c）拆、装电容器一、二次电缆时应防止电缆损伤或接错。3. 2.5.2关键工艺质量控制a）按照厂家规定程序进行拆除、吊装。b）集合式电容器外观无变形、无锈蚀、无渗油，瓷套管表面应清洁，无裂纹、破损。c）按要求处理各导电接触面，安装紧固，并有防松措施。c1）外壳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。e）呼吸器硅胶装至顶部1/61/5处，油杯油位符合要求。f）充油集合式电容器储油柜油位指示应正常，油位计内部无油垢，油位清晰可见，储油柜外观应良好，无渗漏油。g）充气集合式电容器气体压力应符合厂家规定，气体微水含量250

13、113.3例行检查3. 3.1安全注意事项工作前应将电容器各高压设备逐个多次充分放电。4. 3.2关键工艺质量控制a）高压设备套管无裂纹、破损，无闪络放电痕迹。b）电容器无渗漏油、膨胀变形。c）各部件油漆完好，无锈蚀。c1）各电气连接部位接触良好、无过热。e）充油集合式电容器呼吸器玻璃罩杯油封应完好，硅胶不应自上而下变色，使用变色硅胶时受潮硅胶不超过2/3,储油柜油位指示应正常，油位计内部无油垢，油位清晰可见。f）对己运行的非全密封放电线圈进行检查，发现受潮应及时更换。g）充油式互感器油位正常，无渗漏。h）对所有绝缘部件进行清扫。D各接地点接触良好。j）电容器组的接线正确。k）放电电阻的阻值和容量符合要求。1）电容器组安装处通风应良好。