DL/T 727-2000.Guideline of operation and maintenance for current and voltage transformers.
1范围
本导则规定了互感器运行、检修应遵循的基本原则及检修应遵守的工艺、方法、质量标准等。
本导则适用于交流额定电压3kV~ 500kV电力系统中，供电气测量、电能计量、继电保护、自动装置等及兼做载波通信用的互感器，包括油浸绝缘、SF。气体绝缘及树脂浇注的电流互感器、电磁式电压互感器及电容式电压互感器。国外引进互感器的运行、维护应以订货合同的技术条款和制造厂规定为基础，参照本导则要求执行。
2运行检查与操作
2.1互感器投产前的检查
2.1.1新安装的互感器应按GB 50150规定的项目进行交接试验并合格，同时应注意与出厂数据比较无明显差异，必要时还应按现行部颁反事故技术措施要求增加有关试验项目。
2.1.2新安装互感器验收项目应按GBJ148及制造厂有关规定和部颁反事故措施要求进行。主要内容为:
a)本导则3.1所规定的内容;
b)设备外观完整、无损，等电位连接可靠，均压环安装正确，引线对地距离、保护间隙等均符合规定:
c)油浸式互感器无渗漏油，油标指示正常:气体绝缘互感器无漏气，压力指示与制造厂规定相符;三相油位与气压应调整一致;

DL/T727—2000
备案号：7787—2000
中华人民共和国电力行业标准
互感器运行检修导则
Guideline of operation and maintenancefor current and voltage transformers2000—11—03发布
中华人民共和国国家经济贸易委员会前言
2001—01—01实施
页码，1/39
DL/T727—2000
互感器是电力系统中担负测量、计量、保护等功能的电力设备。电网中互感器数量多，对电网安全经济运行影响大，如何正确运行、维护及检修，确保设备经常处于完好状态，是保证电网安全、经济运行的重要一环，目前国内尚无此类标准。为了健全变电设备运行、检修的标准，加强互感器的运行、检修管理，特制订《互感器运行检修导则》。本“导则”包括运行篇和检修篇两部分。本标准由国家电力公司发输电运营部及国家电力调度通信中心提出。本标准由电力行业电力变压器标准化技术委员会归口。本标准负责起草单位：武汉高压研究所、东北电管局。本标准参加起草单位：西北电力集团公司、东北电科院、福建省电力公司、湖南省电力公司、天津市电力公司。
本标准主要起草人：王乐仁、王世阁、张俊锋、陈英、凌子怒、王厚义、梁宗正、陈琴生。本标准委托电力行业电力变压器标准化技术委员会负责解释。目
1范围
2引用标准
第一篇互感器的运行
3运行基本要求
4运行检查与操作
5技术监督
6异常运行与处理
第二篇互感器的检修
7检修分类及周期
8检修项目
file://C:ldlhb2002lWJ38.htm
2006-9-20
DL/T727-—2000
9大修前的准备工作
10小修工艺及质量要求
11互感器大修工艺及质量标准
12检修时试验
13验收试验
附录A（标准的附录）氮静压真空注油及补油工艺附录B(标准的附录）互感器加装金属膨胀器密封改造附录C(标准的附录）互感器短路法真空干燥中华人民共和国电力行业标准
互感器运行检修导则
Guideline of operation and maintenancefor current and voltage transformers1范围
页码，2/39
DL/T727—2000
本导则规定了互感器运行，检修应遵循的基本原则及检修应遵守的工艺，方法，质量标准等。本导则适用于交流额定电压3kV500kV电力系统中，供电气测量、电能计量、继电保护、自动装置等及兼做载波通信用的互感器，包括油浸绝缘、SF气体绝缘及树脂浇注的电流互感器、电磁式电压互感器及电容式电压互感器。国外引进互感器的运行、维护应以订货合同的技术条款和制造厂规定为基础，参照本导则要求执行。
2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性GB/T507—1986
GB12071997
GB1208—1997
GB/T4703—1984
GB/T5654—1985
GB/T7252—1987
GB7T75952000
GB/T7600—1987
GB /T7601—1987
GB/T8905-
—1996
GBT110231989
GB/T12022-1989
GB/T14285—1993
GB/T14542—1993
GB501501991
GBJ148—1990
DL408—1991
绝缘油介电强度测定法
电压互感器
电流互感器
电容式电压互感器
液体绝缘材料工频相对介电常数、介电损耗因数和体积电阻率的测量
变压器油中溶解气体分析和判断导则运行中变压器油质量标准
运行中变压器油的水分含量测定法（库仑法）运行中变压器油的水分含量测定法（气相色谱法)六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法工业六氟化硫
继电保护和安全自动装置技术规程运行中变压器油维护管理导则
电气装置安装工程电气设备交接试验标准电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分）file://C:ldlhb2002/WJ38.htm
2006-9-20
DL/T727—2000
DL/T429.9—1991
DL/T448—2000
DL/T506—1992
DL/T596—1996
SD306—1989
3运行基本要求
3.1基本技术要求
电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法电能计量装置技术管理规程
六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法电力设备预防性试验规程
六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法)第一篇互感器的运行
页码，3/39
3.1.1互感器应有标明基本技术参数的铭牌标志，互感器技术参数必须满足装设地点运行工况的要求。用于电能计量的绕组，其准确级应符合DL7T448的要求。3.1.2互感器的各个二次绕组（包括备用）均必须有可靠的保护接地，且只允许有一个接地点，接地点位置按GB/T14285及有关规定进行。
3.1.3互感器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，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。接地螺栓直径，35kV及以下应不小于M8mm，35kV以上应不小于M12mm，引下线截面应满足安装地点短路电流的要求。3.1.4互感器二次绕组所接负荷应在准确等级所规定的负荷范围内。电压互感器的计量绕组二次引线压降应符合DL／T448要求。
3.1.5互感器的引线安装，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充许值。3.1.6互感器安装位置应在变电站（所）直击雷保护范围之内。3.1.7电压互感器二次侧严禁短路。电流互感器二次侧严禁开路，备用的二次绕组也应短接接地，3.1.8电流互感器允许在设备最高电压下和额定连续热电流下长期运行。3.1.9电容屏型电流互感器一次绕组的末（地）屏必须可靠接地。3.1.10倒立式电流互感器二次绕组屏蔽罩的接地端子必须可靠接地，3.1.11三相电流互感器一相在运行中损坏，更换时要选用电压等级、电流比、二次绕组、二次额定输出、准确级、准确限值系数等技术参数相同，保护绕组伏安特性无明显差别的互感器，并进行试验合格，以满足运行要求。
3.1.12电压互感器（含电磁式和电容式电压互感器）允许在1.2倍额定电压下连续运行，中性点有效接地系统中的互感器，允许在1.5倍额定电压下运行30s，中性点非有效接地系统中的互感器，在系统无自动切除对地故障保护时，允许在1.9倍额定电压下运行8h。系统有自动切除对地故障保护时，允许在1.9倍额定电压下运行30s。
3.1.13电磁式电压互感器一次绕组N(X)端必须可靠接地。电容式电压互感器的电容分压器低压端子(N、8、J)必须通过载波回路线圈接地或直接接地。3.1.14中性点非有效接地系统中，作单相接地监视用的电压互感器，一次中性点应接地。为防止谐振过电压，应在一次中性点或二次回路装设消谐装置。3.1.15保护电压互感器的高压熔断器，应按母线额定电压及短路容量选择，如熔断器断流容量不能满足要求时应加装限流电阻。
3.1.16电压互感器二次回路，除剩余电压绕组和另有专门规定者外，应装设自动（快速）开关或熔断器：主回路熔断电流一般为最大负荷电流的1.5倍，各级熔断器熔断电流应逐级配合，自动开关应经整定试验合格方可投入运行。
3.1.1766kV及以上电磁式油浸互感器应装设膨胀器或隔膜密封，应有便于观察的油位或油温压力指示器，并有最低和最高限值标志。运行中全密封互感器应保持微正压，充氮密封互感器的压力应正常。互感器应标明绝缘油牌号。bzxZ.net
fi1e://C:ld1hb2002lWJ38.htm
2006-9-20
DL/T727——2000
页码，4/39
3.1.18SF.气体绝缘互感器应装设压力表和密度继电器，运行中气体压力应保持在制造厂规定范围内，设备年泄漏率应小于1%。
3.1.19电容式电压互感器的电容分压器单元、电磁装置、阻尼器等在出厂时，均经过调整误差后配套使用，安装时不得互换。运行中如发生电容分压器单元件损坏，更换时应注意重新调整互感器误差。互感器的外接阻尼器必须接入，否则不得投入运行3.1.20户内树脂浇注互感器外绝缘应有满足使用环境条件的爬电距离并通过凝露试验。3.2设备档案
3.2.1电力生产企业、供电企业应在生技部门建立66kV及以上互感器技术档案，内容应包括：a)设备台帐：
b)产品合格证、出厂试验报告(复印件)：c)交接试验报告及安装验收记录；d)大修、改造及移装记录：
e)故障、重大缺陷及处理记录。3.2.2电力生产企业的车间（分厂）、供电企业变电所应建立互感器设备档案，内容包活：a)设备台帐：
b)产品合格证、出厂试验报告：c)安装使用说明书，产品结构图：d)交接试验报告，安装验收记录：e)大、小修及技术改造记录，移装记录；f故障、缺陷及处理记录；
g)绝缘油试验报告、绝缘油加添及更换记录，油中溶解气体色谱分析资料；h)绝缘预防性试验报告；
i)实施在线监测的互感器，应建立在线监测记录；j)谐波较大的变电所，应建立互感器计量误差记录。3.2.3互感器安装移交或设备移装时，应将设备档案资料一并移交至运行单位。4运行检查与操作
4.1互感器投产前的检查
4.1.1新安装的互感器应按GB50150规定的项目进行交接试验并合格，同时应注意与出厂数据比较无明显差异，必要时还应按现行部颁反事故技术措施要求增加有关试验项目。4.1.2新安装互感器验收项目应按GBJ148及制造厂有关规定和部颁反事故措施要求进行。主要内容为a)本导则3.1所规定的内容：
b）设备外观完整、无损，等电位连接可靠，均压环安装正确，引线对地距离，保护间隙等均符合规定：
c)油浸式互感器无渗漏油，油标指示正常：气体绝缘互感器无漏气，压力指示与制造厂规定相符：三相油位与气压应调整一致；
d)电容式电压互感器无渗漏油，阻尼器确已接入，各单元、组件配套安装与出厂编号要求一致；e)金属部件油漆完整，三相相序标志正确，接线端子标志清晰，运行编号完善。f)引线连接可靠，极性关系正确，电流比换接位置符合运行要求：g)各接地部位接地牢固可靠：
h符合现行部颁反事故措施的有关要求：i)互感器外绝缘爬电距离应达到有关规定的要求，如不能满足时，可加装合成绝缘伞裙，但要注意消除变电站构架及引线对互感器雨闪的影响。4.1.3互感器检修后的验收，按照本导则检修篇进行。4.2运行中巡视检查周期
file://C:ldlhb2002/WJ38.htm
2006-9-20
DL/T727——2000
页码，5/39
4.2.1正常巡视：有人值班的变电站(所)由值班人员进行定期巡视，每值不少于一次，无人值班的站（所)按有关部门批准的巡视规定进行。4.2.2特殊巡视：
a)新投产设备，应缩短巡视周期，运行72h后转入正常巡视。b)夜间闭灯巡视：有人值班的站所)每周不少于一次：无人值班的站(所每月不少于一次。c)高、低温季节，高湿度季节，气候异常时，高峰负荷，季节性高电压期间，设备异常时，应适当加强巡视。
4.3运行中巡视检查项目
各类互感器运行中巡视检查，应包括的基本内容：如巡视发现设备异常应及时汇报，并做好记录，随时注视其发展。
4.3.1油浸式互感器：
a)设备外观是否完整无损，各部连接是否牢固可靠；b)外绝缘表面是否清洁、有无裂纹及放电现象：c)油色、油位是否正常，膨胀器是否正常；d)吸湿器硅胶是否受潮变色；
e)有无渗漏油现象，防爆膜有无破裂；f)有无异常振动，异常音响及异味：g)各部位接地是否良好［注意检查电流互感器未屏连接情况与电压互感器N(X)端连接情况］：h电流互感器是否过负荷，引线端子是否过热，或出现火花，接头螺栓有无松动现象i电压互感器端子箱内熔断器及自动开关等二次元件是否正常：j)特殊巡视补充的其他项目，视运行工况要求确定。4.3.2电容式电压互感器：
除与4.3.1相关项目相同外，尚应注意检查项目如下：a)330kV及以上电容式电压互感器分压电容器各节之间防晕罩连接是否可靠；b)分压电容器低压端子N(S、J)是否与载波回路连接或直接可靠接地：c)电磁单元各部分是否正常，阻尼器是否接入并正常运行：d)分压电容器及电磁单元有无渗漏油。4.3.3SF。气体绝缘互感器：
除与4.3.1相关项目相同外，尚应注意检查项目如下：a)检查压力表指示是否在正常规定范围，有无漏气现象，密度继电器是否正常：b)复合绝缘套管表面是否清洁、完整、无裂纹、无放电痕迹、无老化迹象，憎水性良好。4.3.4树脂浇注互感器：
a)互感器有无过热，有无异常振动及声响；b互感器有无受潮，外露铁心有无锈蚀：c)外绝缘表面是否积灰、粉蚀、开裂，有无放电现象。4.4安全操作原则
4.4.1互感器一、二次回路作业，必须严格按DL408及有关规程、规定办理工作票和操作票，并做好安全措施。
4.4.2电压互感器停用前应注意下列事项：a)按继电保护和自动装置有关规定要求变更运行方式，防止继电保护误动：b)将二次回路主熔断器或自动开关断开，防止电压反送。4.4.366kV及以下中性点非有效接地系统发生单相接地或产生谐振时，严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉、合电压互感器。
4.4.4严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉开有故障（油位异常升高：喷油、冒烟、内部放电等）的电压互感器。
4.4.5为防止串联谐振过电压烧损电压互感器，倒闸操作时，不宜使用带断口电容器的断路器投切带电磁fi1e://C:ldlhb2002lWJ38.htm
2006-9-20
DL/T727—2000
式电压互感器的空母线
4.4.6停运一年及以上的互感器，应按DL／T596重新进行有关试验检查合格后，方可投运。页码，6/39
4.4.7在带电的电流互感器二次回路上工作，应严格遵守DL408的规定。若保护与测量共用一个二次绕组，当在表计回路工作时，应先将表计端子短接，以防止电流互感器开路或误将保护装置退出。4.4.8电容式电压互感器投运前，应先检查电磁单元外接阻尼器是否接入，否则严禁投入运行。4.4.9电容式电压互感器断开电源后，在接触电容分压器之前，应对分压电容器单元件逐个接地放电，直至无火花放电声为止，然后可靠接地。4.4.10分别接在两段母线上的电压互感器，二次并列前，应先将一次侧经母联断路器并列运行。5技术监督
5.1按DL／T596对互感器进行定期预试，并将试验结果、发现缺陷及处理情况记入档案。5.2根据系统发展情况，及时对电流互感器进行动、热稳定电流校核。5.3定期对互感器设备状况进行运行分析，内容应包括：a)异常现象、缺陷产生原因及发展规律；b)故障或事故原因分析、处理情况及采取对策；c)根据系统变化、环境情况等作出事故预想；d)对涉及结算电量的互感器，按DL/T448要求定期进行误差性能试验。5.4定期检查部颁互感器反事故技术措施执行情况，定期对油浸式互感器密封性能，防雨进潮情况进行检查。
5.5对互感器在线监测装置，及时做好运行记录，总结效果。5.6绝缘油监督：
a)绝缘油按GB/T14542管理，应符合GB/T7595和DL/T596的规定：b当油中溶解气体色谱分析异常，含水量，含气量，击穿强度等项自试验不合格时，应分析原因并及时处理：
c)互感器油位不足应及时补充，应补充试验合格的同油源同品牌绝缘油。如需混油时，必须按规定进行有关试验，合格后方可进行。5.7SF6气体监督：
a)SF.气体按GB/T8905管理，应符合GB12022和DL/T596的规定：b)当互感器SF。气体含水量超标或气体压力下降，年泄漏率大于1%时，应分析原因并及时处理；c)补充的气体应按有关规定进行试验，合格后方可补气。6异常运行与处理
6.1运行中互感器发生异常现象时，应及时报告并予以消除，若不能消除时应及时报告有关领导及调度值班员，并将情况记入运行记录本和缺陷记录本中。6.2当发生下列情况之一时，应立即将互感器停用（注意保护的投切）：6.2.1电压互感器高压熔断器连续熔断2~3次。6.2.2高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时。6.2.3互感器内部有严重异音，异味，冒烟或着火，6.2.4油浸式互感器严重漏油，看不到油位：SF。气体绝缘互感器严重漏气、压力表指示为零：电容式电压互感器分压电容器出现漏油时。6.2.5互感器本体或引线端子有严重过热时。6.2.6膨胀器永久性变形或漏油。6.2.7压力释放装置（防爆片）已冲破。6.2.8电流互感器末屏开路，二次开路：电压互感器接地端子N(X)开路、二次短路，不能消除时。fi1e://C:ld1hb2002lWJ38.htm
2006-9-20
DL/T727—2000
6.2.9树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电，6.3电压互感器常见的异常判断与处理：页码，7/39
6.3.1三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相正常，线电压不正常，或伴有声，光信号，可能是互感器高压或低压熔断器熔断。6.3.2中性点非有效接地系统，三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相升高（可达线电压），或指针摆动，可能是单相接地故障或基频谐振：如三相电压同时升高，并超过线电压(指针可摆到头），则可能是分频或高频谐振。
6.3.3高压熔断器多次熔断，可能是内部绝缘严重损坏，如绕组层间或匝间短路故障。6.3.4中性点有效接地系统，母线倒闸操作时，出现相电压升高并以低频摆动，一般为串联谐振现象；若无任何操作，突然出现相电压异常升高或降低，则可能是互感器内部绝缘损坏，如绝缘支架、绕组层间或匝间短路故障。
6.3.5中性点有效接地系统，电压互感器投运时出现电压表指示不稳定，可能是高压绕组N(X)端接地接触不良。
6.3.6电压互感器回路断线处理：a)根据继电保护和自动装置有关规定，退出有关保护，防止误动作。b)检查高、低压熔断器及自动开关是否正常，如熔断器熔断，应查明原因立即更换，当再次熔断时则应慎重处理。
c)检查电压回路所有接头有无松动、断头现象，切换回路有无接触不良现象。6.3.7电容式电压互感器常见的异常判断：a)二次电压波动。二次连接松动，分压器低压端子未接地或未接载波线圈。如果阻尼器是速饱和电抗器，则有可能是参数配合不当。b）二次电压低。二次连接不良；电磁单元故障或电容单元C2损坏。c)二次电压高。电容单元C1损坏；分压电容接地端未接地。d)电磁单元油位过高。下节电容单元漏油或电磁单元进水。e)投运时有异音。电磁单元中电抗器或中压变压器螺栓松动。6.4电流互感器常见异常判断及处理：6.4.1电流互感器过热，可能是内、外接头松动，一次过负荷或二次开路。6.4.2互感器产生异音，可能是铁芯或零件松动，电场屏蔽不当，二次开路或电位悬浮，末屏开路及绝缘损坏放电。
6.4.3绝缘油溶解气体色谱分析异常，应按GB/T7252进行故障判断并追踪分析。若仅氢气含量超标，且无明显增加趋势，其他组份正常，可判断为正常。6.4.4电流互感器二次回路开路处理：a)立即报告调度值班员，按继电保护和自动装置有关规定退出有关保护：b)查明故障点，在保证安全前提下，设法在开路处附近端子上将其短路，短路时不得使用熔丝。如不能消除开路，应考虑停电处理
6.5互感器着火时，应立即切断电源，用灭火器材灭火。6.6发生不明原因的保护动作，除核查保护定值选用是否正确外，还应设法将有关电流、电压互感器退出运行，进行电流复合误差、电压误差试验和二次回路压降测量。第二篇互感器的检修
7检修分类及周期
7.1检修分类
7.1.1小修：互感器不解体进行的检查与修理，一般在现场进行。7.1.2大修：互感器解体暴露器身（SF.互感器、电容式电压互感器的分压电容器、330kV及以上电流互感器fi1e://C:ldlhb2002lwJ38.htm
2006-9-20
DL/T727—2000
除外)，对内外部件进行的检查与修理，一般在检修车间进行。页码，8/39
7.1.3临时性检修：发现有影响互感器安全运行的异常现象后，针对有关项目进行的检查与修理。7.2检修周期
7.2.1小修1～3年一次，一般结合预防性试验进行。运行在污移场所的互感器应适当缩短小修周期。7.2.2大修根据互感器预防性试验结果及运行中在线监测结果(如有)，进行综合分析判断，认为确有必要时进行。
7.2.3临时性检修针对运行中发现的严重缺陷及时进行。8检修项目
8.1小修项目
8.1.1油浸式互感器
a)外部检查及清扫：
b)检查维修膨胀器、储油柜、呼吸器；c)检查紧固一次和二次引线连接件：d)渗漏处理：
e)检查紧固电容屏型电流互感器及油箱式电压互感器末屏接地点，电压互感器N(X)端接地点：f)必要时进行零部件修理与更新：g)必要时调整油位或氮气压力；h)必要时补漆：
i)必要时加装金属膨胀器进行密封改造：j)必要时进行绝缘油脱气处理。8.1.2固体绝缘互感器
a)外部检查及清扫：
b)检查紧固一次及二次引线连接件：c)检查铁芯及夹件：
d)必要时补漆
8.1.3SF。气体绝缘互感器(独立式)a)外部检查及清扫：
b)检查气体压力表、阀门及密度继电器；c)必要时检漏或补气；
d)必要时对气体进行脱水处理：e)检查紧固一次与二次引线连接件：f)必要时补漆。
8.1.4电容式电压互感器
a)外部检查及清扫；
b)检查紧固一次与二次引线及电容器连接件：c)电磁单元渗漏处理，必要时补油：d)必要时补漆。
8.2大修项目
8.2.1油浸式互感器
a)外部检查及修前试验；
b)检查金属膨胀器；
c)排放绝缘油：
d)一、二次引线接线柱瓷套分解检修：e)吊起瓷套或吊起器身，检查瓷套及器身；file://C:ldlhb2002/WJ38.htm
2006-9-20
DL/T727—2000
f)更换全部密封胶垫：
g)油箱清扫、除锈
h)压力释放装置检修与试验：
i)绝缘油处理或更换：
j)呼吸器检修，更换干燥剂：
k)必要时进行器身干燥处理：
1)总装配：
m)真空注油：
n)密封试验：
o)绝缘油试验及电气试验：
p)喷漆。
8.2.2SF.气体绝缘互感器（独立式）a)外部检查及修前试验；
b)一、二次引线连接紧固件检查c)回收并处理SF6气体；
d)必要时更换防爆片及其密封圈：e)必要时更换二次端子板及其密封圈：f)更换吸附剂：
g)必要时更换压力表、阀门或密度继电器；h)补充SF。气体：
i)电气试验：
j)金属表面喷漆。
8.2.3电容式电压互感器
a)外部检查及修前试验：
b)检查电容器套管，测量电容值及介质损耗因数：c)检查电磁单元：
d)电磁单元绝缘干燥(必要时）：e)电磁单元绝缘油处理：
f)更换密封胶垫：
g)电磁单元装配；
h)电磁单元注油或充氮；
i)电气试验：
j)喷漆。
9大修前的准备工作
页码，9/39
9.1收集分析运行中发现的缺陷和异常情况，预防性试验结果，结合在线监测数据变化，确定需要在大修中重点检查处理的项目。
9.2编制大修项目、质量标准、人员分工、进度计划。编制大修技术措施、主要施工工具、设备明细表：绘制必要的施工图。
9.3编制大修安全组织措施。
9.4准备好检验合格的材料与备件，如密封件、绝缘油、SF。气体、氮气、绝缘纸板、皱纹纸、环氧树脂配料以及其他常用材料和零件。9.5准备好主要施工机具，如滤油机、真空泵、充氮机、SF。气体回收装置、贮油罐、真空干燥罐、起吊设备等。
file://C:ldlhb2002lWJ38.htm
2006-9-20
DL/T727-—2000
10小修工艺及质量要求
10.1油浸式互感器
油浸式互感器部件检修工艺及质量标准见表1。表1油浸式互感器部件检修工艺及质量标准序号
检查金
属膨胀器
检查储
检修工艺
1检查膨胀器的波纹片焊缝是否渗漏，如波纹片焊缝处开裂或膨胀器永久变形，应予更换，如升高座部分渗漏，可予补焊
2)检查膨胀器放气阀内有无气体存在，如有气体应查明原因，并放掉残存气体
3)检查膨胀器的油位指示机构或油温压力指示机构是否灵活可靠，如发现卡滞应检修排除4)检查盒式膨胀器的压力释放装置是否完好，如释放片破裂应查明原因予以更换
5)检查波纹式膨胀器顶盖外罩的连接螺钉是否齐全，有无锈蚀，若短缺应补齐，并清除顶盖与外罩的锈蚀
6)检查外罩，如漆膜脱落，应予补漆1)检查油标，如发现渗漏应紧螺钉，更换破裂的油标玻璃油管或油标玻璃面板，更换老化失效的密封圈
2)检查储油柜内橡胶隔膜，如发现破裂或老化应予更换
3)检查硅胶吸湿器，如发现玻璃罩筒破裂应予更换；硅胶吸潮变色应更换干燥硅胶：吸湿器油杯脏污或缺油应予清洁并补油
4）检查一次引线连接紧固情况
5)检查外表漆面，如漆膜脱落或锈蚀，应除锈补漆
1)清除瓷套外表积污，注意不得刮伤釉面2）用环氧树脂修补裙边小破损，或用强力胶（如502胶)粘接修复碰掉的小瓷块：如瓷套径向有穿透性裂纹，外表破损面超过单个伞裙10%或破损总面积虽不检查瓷超过单伞10%，但同一方向破损伞裙多于二个以上套
检查油
者，应更换瓷套
3)在污移地区若爬距不够，可在清扫后涂覆防污闪涂料或加装硅橡胶增爬裙
4)检查防污涂层的憎水性，若失效应擦净重新涂覆，增爬裙失效应更换
1)检查并补齐铭牌和标志牌
2)清扫外表积污与锈蚀
3打开二次接线盒盖板，检查并清擦二次接线端子和接线板
4)清擦电压互感器N端小瓷套、电流互感器末屏及file://C:1dlhb2002lWI38.htm
页码，10/39
质量标
1)膨胀器密封可靠，无渗
2)放气阀内无残存气体
3油位指示或油温压力指
4)盒式膨胀器的压力释放
5)波纹式膨胀器上盖与外
锈蚀卡死，保证膨胀器内压
起上盖
6)漆膜完好
1)油标完好无渗漏，油位
2)隔膜完好无损
3吸湿器完好无损：硅胶
清洁，油量正常
4)一次引线连接可靠
5)漆膜完好
1)瓷套外表清洁无积污
2)瓷套外表应修补完好，
损面积不得超过左列规定
4涂料及硅橡胶增爬裙的
1)铭牌、标志牌完备齐全
2)外表清洁，无积污，无
3）二次接线板及端子密封
洁无氧化，无放电烧伤痕迹
4)小瓷套应清洁，无积污
2006-9-20
DL/T 7272000
箱、底座
10.1.1部件的检修
10.1.2处理渗漏油
a)工艺不良的处理：
监测屏小瓷套
5)检查压力释放装置
6)检查放油阀
7)检查外表漆面，如漆膜脱落或锈蚀，应予除锈补漆
页码，11/39
放电烧伤痕迹
5)压力释放装置膜片完好，
6)放油阀密封良好，无渗氵
7)漆膜完好
1)因密封垫圈压紧不均匀引起渗漏油时，可先将压缩量大的部位的螺栓适当放松，然后拧紧压缩量小的部位，调整合适后，再依对角位置交叉地反复紧固螺母，每次旋紧约1／4圈，不得单独一拧到底。弹簧垫圈以压平为准，密封圈压缩量约为1/3。2)法兰密封面凸凹不平、存在径向沟痕或存在异物等情况导致渗漏时，应将密封圈取开，检查密封面，并进行相应处理。
3)因装配不良引起的渗漏，如密封圈偏移或折边，应更换密封圈后重新装配。b)部件质量不良的处理：
1)膨胀器本体焊缝破裂或波纹片永久变形，应更换膨胀器。2)小瓷套破裂导致渗漏油，应更换小瓷套。3铸铝储油柜砂眼渗漏油，可用铁榔头，样冲打砸砂眼堵漏。4)储油柜、油箱、升高座等部件的焊缝渗漏，可采用堵漏胶临时封堵处理，待大修解体时再予补焊。5)密封圈材质老化，弹性减弱，应更换密封圈。更换时在密封圈两面涂抹密封胶（如801密封胶）。10.1.3检查油位及补油
a)检查储油柜油标及膨胀器的油位或油温压力指示是否正确。如油位过高或油温压力指示超限，应打开放油阀放油至正常油位。
b)带隔膜储油柜的油位偏低，可打开上盖，取掉隔膜，直接补油后再复原装好隔膜和上盖c)膨胀器缺油，可按附录A《氮静压真空注油及补油工艺》或用普通真空补油方法进行补油d如互感器油面低于器身绝缘包扎部位，应检查器身无受潮方可补油。若器身受潮应按大修处理。e）补油应使用与原互感器同品牌的合格变压器油，品牌不同的油应先做混油试验，合格才能使用。10.1.4隔板气垫式储油柜的补油和充气为解决老型220kV电流互感器直立运输超高问题，70年代出现隔板气垫式储油柜以解决横卧运输问题。该储油柜的补气和充气要点如下：a)检查隔板气垫式储油柜的油位和气垫压力，若发现油位不足，则打开注油阀，用漏斗直接补油到规定油位，然后复原装好注油阀盖板；b）当气垫压力不够或补油复原后，应按产品说明书要求向储油柜上腔充入干燥的氮气至规定压力。10.1.5检查接线端子
a)检查一次引出瓷套，应完好无渗漏；b)L1(P1)、L2(P2)接线端子板应平整无过热烧伤痕迹；c)检查电容屏型电流互感器及油箱式电压互感器的末屏（地屏），电压互感器的N(X）端引出线及互感器二次引线的接地端，应与底箱接地端子可靠连接d)检查膨胀器外罩或储油柜与互感器的一次绕组等电位片(或线），应有一点可靠连接，防止储油柜或膨胀器电位悬浮。
10.1.6补漆
检查互感器储油柜、膨胀器外罩、油箱、升高座、底箱等表面油漆状况，如发现局部脱漆，应除锈清擦干净后，用相同（或相近)颜色的油漆进行局部补漆。10.1.7加装膨胀器进行密封改造a)未装有金属膨胀器的高压互感器，检修时可安装金属膨胀器进行密封改造；fi1e://C:ld1hb2002lWJ38.htm
2006-9-20
DL/T727—2000
页码，12/39
b)改造前互感器应试验合格，若绝缘受潮或内部存在故障，应查明原因清除缺陷，复试合格后再行改造：
c)根据互感器油量和膨胀器技术参数选择膨胀盒(节)数，并确定油位线；d)加装金属膨胀器密封改造工艺详见附录B《互感器加装金属膨胀器密封改造》。10.2固体绝缘互感器
固体绝缘互感器小修工艺及质量标准见表2。表2固体绝缘互感器小修工艺及质量标准序号
检查固体绝缘
检查一次引线
检查母线型电
流互感器等电位
线是否连接可靠
检查器身上的
铭牌标志
检查铁芯及夹
10.3SF.气体绝缘互感器
检修工艺
1)清扫绝缘表面积尘和污垢，必要时可使用清洗剂，然后用洁净水清洁表面并擦拭干净2)绝缘表面如有放电痕迹，可用细砂纸打磨掉碳化层，露出正常的树脂绝缘表面后用丙酮溶液清洗干净，重新填涂同型号的树脂材料3)绝缘表面如有裂纹，应检查是否贯穿到一次绕组方向，如只是局部缺陷，可磨去裂纹部位，清洗后填涂同型号树脂材料，发现贯穿性裂纹时，应更换新的互感器
4)树脂浇注体的硅粉填料外露时，可在清洗后补涂同型号的树脂胶料
5)树脂绝缘表面的半导体涂层剥落时，可在清洗后补涂同型号的半导体漆
1)检查接线端子有无过热，如发现有过热后产生的质量
1)固体绝缘表面清洁
2)瓷件绝缘表面无放
罩无锈蚀。树脂绝缘表
3)树脂绝缘表面无裂
4)树脂表面绝缘涂层
5树脂表面半导体消
1)一次接线端子接角
氧化层，应分解一次引线，清除氧化物，涂导电膏件齐全，连接可靠
后重新组装紧固
2)检查一次引线紧固件是否已按要求紧固，缺少的螺栓垫圈应补全
清除接触面氧化层，紧紧固接线耳板的螺丝1各接线端子的标志应齐全清晰，有缺损应重新做出标志
2)铭牌完好，有缺损应与厂家联系及时补全1)夹件应紧固可靠，发现缺少紧固件应补全，松动时应把铁芯片平整后紧固牢靠
2)铁芯及夹件表面漆膜应完好，若有锈蚀，应清理除锈后重新涂漆
SF。气体绝缘互感器小修工艺及质量标准见表3。表3SF.气体绝缘互感器的小修工艺及质量标准序号
检修工艺
2)一次引线应可靠连
等电位线的末端接线
线用螺丝紧固无松动，
1)接线端子标志齐全
2)铭牌完好
1)铁芯平整，夹件音
2)铁芯及夹件漆膜完
1)发现紧固件缺损应补全和更换，并按密封要求用规定力检查法兰板密
矩紧固。发现局部金属锈蚀应考虑气体泄漏可能封处
2)检查法兰螺栓是否按规定力矩紧固，若未达到，应按密封紧固顺序进行紧固
1)密封法兰
2)法兰紧屁
清除防爆片及夹持器的脏污，对紧固不良的螺栓按规定力矩，防爆片完好，
file://C:ldlhb2002/WJ38.htm
2006-9-20
小提示：此标准内容仅展示完整标准里的部分截取内容，若需要完整标准请到上方自行免费下载完整标准文档。