技术监督工作业务指导书(终稿)(8)

间，并记录局部放电幅值。

J）新安装的隔离开关必须进行导电回路电阻测试。 k）新安装的隔离开关手动操作力矩应满足相关技术要求。 2.4 运行维护

在高压开关设备的运行中，应严格执行南网生〔2007〕23 号《防止断路器及保护拒动特殊维

护技术规范》、DL/T 664《带电设备红外诊断应用规范》、Q/CSG 10701-2007 《输变电设备缺陷管理标准》、DL/T 603《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》以及《云南电网公司变电站巡视检查标准》、云南电网公司重点设备管控相关要求执行，并重点关注以下内容：

a）根据对开关设备安装地点短路容量的核算结果，应对不能满足短路容量要求的开关设备及

时更换。在更换前，应采取以下方式：1）合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流。2）采取加装电抗器等限流措施限制短路电流。3）在继电保护方面采取相应措施，如控制断路器的跳闸顺序等。

b）当断路器因液压机构打压频繁或突然失压停电处理前，严禁带电处理液压机构泄压缺陷。 c）当断路器液压机构突然失压时应申请停电处理，在设备停电前，严禁人为启动液压泵，防

止断路器慢分。

d）应加强运行中GIS和罐式断路器设备的带电局部放电检测工作，在大负荷前、经受短路

电流冲击后必要时应进行局部放电检测工作，对于局部放电异常设备，应同时结合SF6气体分解物检测技术进行综合分析和判断。

e）加强断路器操作机构的运行维护检查，保证机构箱密封良好，防雨、防尘、通风、防潮等

性能良好，并保证机构箱密封良好。

f）加强辅助开关的检查维护，防止由于触点腐蚀、松动变位、触点转换不灵活、切换不可靠

等原因造成开关设备拒动。

g）在运行巡视是，应注意隔离开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰无裂纹，夜间巡视时应注意

瓷件无异常电晕现象。

h）在隔离开关倒闸操作过程中，应严格监视隔离开关动作情况，如发现卡涩应停止操作并进

行处理，严禁强行操作。

i）定期用红外测温设备检查隔离开关设备的接头/导电部分，特别是在重负荷和高温期间，

加强对运行设备温升的监视，发现问题应及时采取措施。 2.5 预试定检

在高压开关设备的预试定检工作中，应严格执行南网生〔2007〕23 号《防止断路器及保护拒

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动特殊维护技术规范》、Q/CSG 114002《电力设备预防性试验规程》、DL/T 393《输变电设备状态检修试验规程》及南方电网公司发布的相关型号断路器设备、隔离开关设备的维护检修手册要求执行，并重点关注以下内容：

a）严格执行预防性试验规程及维护检修手册相关检修试验周期，杜绝到期不修、到期未试的现象发生。

b）对于断路器气动机构宜考虑加装汽水分离装置和自动排污装置，对液压机构应注意液压油油质变化，必要时应及时滤油或换油。

c）当断路器大修时，应检查液压（气动）机构分、合闸阀的阀针是否松动或变形，防止由于阀针松动或变形造成断路器拒动。

d）弹簧机构断路器应定期进行机械特性试验，测试其行程曲线是否符合厂家标准曲线要求，对运行十年以上的弹簧机构可抽检其弹簧拉力，防止因弹簧疲劳，造成断路器拒动。

e）检修时，加强对隔离开关导电部分、转动部分、操作机构、瓷绝缘子的检查，防止机构卡涩、触头过热、绝缘子断裂等故障的发生，隔离开关各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的二硫化钼锂基润滑脂。 3.互感器类设备 3.1设计选型

电流互感器的选择应符合GB 1208《电流互感器》、GB 16847《保护用电流互感器暂态特性技术要求》、DL/T 725《电力用电流互感器订货技术条件》、DL/T 866《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》、GB 311.1《高压输变电设备的绝缘配合》、GB 16434《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》、GB/T 4109 《高压套管技术条件》、DL/T 725《电力用电流互感器订货技术条件》的规定。另外还需关注以下关注点：

3.1.1互感器型式和结构选择应优先考虑安全可靠，同时应注意技术是否先进、制造技术及制造厂生产经验、工艺是否成熟、运行业绩是否良好，其技术性能应适应电网现在和将来安全经济运行的需要。上述要求应落实到订货合同中。

3.1.2常规电流互感器应根据以下原则选择结构：3kV-35kV户内配电装置的电流互感器，根据安装使用条件及产品情况，宜选用干式结构。35kV及以上配电装置的电流互感器，宜采用油浸式、干式或SF6气体绝缘结构或光纤式的独立式电流互感器。在有条件时，应采用套管式电流互感器。电子式电流互感器采用干式绝缘，可采用硅橡胶或复合绝缘材料。

3.1.3主变压器各侧采用电子式电流互感器时，宜取消主变压器本体高、中压侧套管电流互感器；

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主变压器低压侧套管电流互感器应按主变压器保护要求配置。

3.1.4当采用 GIS、HGIS 配电装置型式时，电子式电流互感器宜与一次设备一体化设计；当采用敞开式配电装置型式，在具备条件时，电子式互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。 3.1.5除变电站扩建工程外，电流互感器额定二次电流应选择1A。 3.1.6油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式。 3.1.7电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA。

3.1.8对于互感器采用硅橡胶套管的，其硅橡胶必须采用高温硫化技术。 3.2设备监造

设备监造的目的是为了落实设计选型审查意见和订货技术要求，用户可根据需要对互感器的制作过程进行驻厂监督。应安排有经验的技术人员进行设备监造。应按照DL/T 586《电力设备监造技术导则》及本文设计选型审查中所提及互感器的技术参数和要求进行监造及出厂试验见证，并重点关注以下问题：

3.2.3 电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n，1.0U1n，1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验。

3.2.4 电磁式电压互感器应满足励磁特性的拐点电压应大于1.5Um/3（中性点有效接地系统）或1.9Um/3（中性点非有效接地系统）。

3.2.5、电流互感器运输应严格遵照设备技术规范和制造厂要求，尤其倒置式电流互感器。220kV以上电压等级互感器运输应在每台产品（或每辆运输车辆）上安装冲撞记录仪，设备运抵现场后应检查确认。

3.2.6 加强对SF6绝缘电流互感器绝缘支撑件的检验，要求必须提供相关试验报告。 3.2.7 互感器出厂试验时，各项试验包括耐压试验及局部放电试验必须逐台进行。 3.3安装及投产验收

按照GB 50147《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》、GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、DL/T 782《110kV 及以上送变电工程启动及竣工验收规程》、Q/CSG 411002.2《10kV～500kV输变电及配电工程质量验收与评定标准第二册：变电电气安装》及Q/CSG 411002.4《10kV～500kV输变电及配电工程质量验收与评定标准第四册：电气试验》要求执行，并重点关注以下内容：

a）电磁式电压互感器交接时应进行励磁特性试验，应满足励磁特性的拐点电压应大于1.5Um/3（中性点有效接地系统）或1.9Um/3（中性点非有效接地系统）。

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b）交接试验时对110kV以上电流互感器，应逐台进行交流耐压试验。

c）对于220kV及以上电压等级的电容式电压互感器，其耦合电容器部分是分多节的，安装时必须按照出厂时的编号及上下顺序进行安装，严禁互换。 3.4运行维护

在互感器的运行中，应严格执行DL/T 664《带电设备红外诊断应用规范》、Q/CSG 10701 《输变电设备缺陷管理标准》《云南电网公司变电站巡视检查标准》以及云南电网公司重点设备管控相关要求执行，并重点关注以下内容：

3.4.1 原则上当互感器存在异常、缺陷或有证据表明同期、同型号、同厂家产品存在质量问题的情况时，应缩短试验周期。

3.4.2 电磁式电压互感器谐振消除后(特别是长时间谐振后)，应进行励磁特性试验并与初始值比较，其结果应无明显差异。严禁在发生长时间谐振后未经检查就合上断路器将设备重新投入运行。 3.4.3 对采用硅橡胶套管的互感器，应经常检查硅橡胶表面是否存在异常。 3.4.4 如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。 3.4.5 带电测试和在线监测

a）在互感器新安装投运、检修结束投运、大负荷期间、缺陷发展期间和有重要保电任务时，应采用行之有效的带电检测手段（如红外测温等）加强检测工作。

b）各单位应重视各种带电监测和在线检测设备运行经验的积累工作。当绝缘在线监测数据与停电（或离线）试验结果不一致时，以停电（或离线）试验结果为准。 3.5预试定检

在互感器的预试定检工作中，应严格执行Q/CSG 114002《电力设备预防性试验规程》、DL/T 393《输变电设备状态检修试验规程》要求执行，并重点关注以下内容：

3.5.1 严格执行预防性试验规程及维护检修手册相关检修试验周期，杜绝到期不修、到期未试的现象发生。

3.5.2 对于油浸式互感器，原则上需要进行油色谱及微水分析，但对于厂家明确要求不取油样的产品，确需取样或补油时应由制造厂配合进行。

3.5.3 老式带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。

3.5.4 加强对电流互感器末屏接地检测，互感器检修试验结束后必须确认互感器末屏接地是否良好。 4 避雷器

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4.1设计选型

避雷器的技术参数和要求应符合GB/T 28547《交流金属氧化物避雷器选择和使用导则》、DL/T 804《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》、DL/T 815《交流输电线路用复合外套金属氧化物避雷器》、GB 11032《交流无间隙金属氧化物避雷器》的规定。另外还需关注以下关注点：

a）应对避雷器选型的合理性进行审查。选型审查应根据系统数据、运行条件、避雷器负载、避雷器特性、特殊的异常条件等因素，对照相关规程逐条进行验证。

b）应对避雷器的布设合理性进行审查，保证避雷器保护范围。

c）对110kV及以上电压等级变电站线路侧均应安装避雷器，防止因雷击跳闸期间重复落雷造成已跳开的断路器断口击穿。 4.2避雷器设备监造

设备监造的目的是为了落实设计选型审查意见和订货技术要求，用户可根据需要对避雷器的制作过程进行驻厂监督。对于经特殊设计的或具有特殊用途的避雷器，在制造及（或）试验阶段，应安排有经验的技术人员进行设备监造。应按照DL/T 586《电力设备监造技术导则》及本文设计选型审查中所提及避雷器的技术参数和要求进行监造及出厂试验见证，并重点关注以下内容：

a）应要求制造厂对避雷器使用的阀片及密封材料进行抽检试验； b）避雷器例行试验或验收试验中应重点关注密封性能、局部放电试验。 4.3避雷器现场安装及投产验收

按照GB 50147《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》、GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、DL/T 782《110kV 及以上送变电工程启动及竣工验收规程》、Q/CSG 411002.2《10kV～500kV输变电及配电工程质量验收与评定标准第二册：变电电气安装》及Q/CSG 411002.4《10kV～500kV输变电及配电工程质量验收与评定标准第四册：电气试验》要求执行，并重点关注以下内容：

a）避雷器的放电计数器应包含交流泄漏电流在线监测功能，便于运行中对避雷器泄漏电流进

行监视。

b）关注避雷器底座的绝缘方式，避免采用易导致避雷器底座绝缘下降底座绝缘方式。 4.4 避雷器运行维护

在避雷器的运行中，应严格执行DL/T 664《带电设备红外诊断应用规范》、Q/CSG 10701 《输

变电设备缺陷管理标准》《云南电网公司变电站巡视检查标准》以及云南电网公司重点设备管控相关要求执行，并重点关注以下内容：

a）对避雷器放电计数器及全电流在线监测表计，有人值班的变电站每天至少巡视一次，每半

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