±500kV直流輸電系統(tǒng)電力設備預防性試驗規(guī)程(試行)

1、 附件： ±500kV直流輸電系統(tǒng)電氣設備預防性試驗規(guī)程（試行）(試行)二八年三月二十日目 錄1 范圍.12 規(guī)范性引用標準.13 定義、符號.24 總則.25 換流變壓器.46 閥塔設備.107 交、直流濾波器、并聯(lián)電容器組及中性母線電容器.108 平波電抗器.119 套管.1610 直流電壓分壓器1711 直流電流分流器 1712 支柱絕緣子和懸式絕緣子.1813 金屬氧化鋅避雷器1914 直流開關1915 直流隔離開關和地刀2216 直流接地極2317 交、直流燥音濾波器23附錄A （資料性附錄）復合絕緣子憎水性的測試與評價方法.25附錄B （資料性附錄）接地極直流測量方法.2

2、7附錄C （資料性附錄）直流線路絕緣子表面污穢度的測量.28附錄D （資料性附錄）污穢等級與對應附鹽密度值.32附錄E （資料性附錄）油浸電力變壓器繞組直流泄漏電流參考值.32附錄F （資料性附錄）高壓電氣設備的工頻耐壓試驗電壓標準.33附錄G （資料性附錄）參考資料.34前 言預防性試驗規(guī)程是電力系統(tǒng)技術監(jiān)督工作的主要依據(jù)，直流輸電設備預防性試驗是直流輸電設備運行和維護工作中的一個重要環(huán)節(jié)，是保證直流輸電系統(tǒng)安全運行的有效手段之一。近年來，直流輸電工程迅速發(fā)展，直流輸電設備的預防性試驗工作越來越重要，但國內目前還沒有成熟的直流設備預防性試驗規(guī)程。為此，參照相關IEC標準、西門子維護手冊及一些

3、國外的直流設備預試資料，結合直流輸電工程實際經(jīng)驗，公司組織編制了直流輸電設備預防性試驗規(guī)程。本規(guī)程由公司生產(chǎn)技術處提出、歸口并解釋。本規(guī)程起草單位:超高壓輸電公司生產(chǎn)技術處、天生橋局、廣西電力試驗研究院。本規(guī)程主要起草人：曾憲剛、尹立群、陽少軍、羅玉金、何志武、呂偉權、陳鴻飛、任達勇、王志濱、鄧本飛、楊潔民、劉江華。執(zhí)行中的問題和意見，請及時反饋給公司生產(chǎn)技術處。±500kV直流輸電系統(tǒng)電氣設備預防性試驗規(guī)程1 范圍本規(guī)程規(guī)定了±500kV高壓直流輸電系統(tǒng)電氣設備的預防性試驗的項目、周期和標準，用以判斷設備是否符合運行條件，預防設備損壞，保證安全運行。本規(guī)程適用于±

4、;500kV直流輸電系統(tǒng)高壓電氣設備，它包括的設備有：換流變壓器、換流閥、避雷器、交、直流濾波器、接地極及其線路裝置及其它設備。如產(chǎn)品生產(chǎn)廠家有特殊要求的，按廠家規(guī)定執(zhí)行。2 規(guī)范性引用標準下列文件中的條款通過本標準的引用成為本標準的條款。本規(guī)程出版時，所示版本均為有效。所有標準都會被修訂，使用本規(guī)程各方應探討使用下列標準最新版本的可能性。 GB/T 311.2-2002 高壓輸變電設備的絕緣配合GB 1094.1-1996 電力變壓器 第1部分 總則GB 1094.32003 電力變壓器 第3部分：絕緣水平、絕緣試驗和外絕緣空氣間隙 GB 1207-1997 電壓互感器 GB 1208-19

5、97 電流互感器 GB 1984-2003 交流高壓斷路器 GB 1985-1989 交流高壓隔離開關和接地開關GB 2536-1990 變壓器油 GB 4109-1999 高壓套管技術條件 GB 4787-1996 斷路器電容器 GB/T 6115-1998 電力系統(tǒng)用串聯(lián)電容器 第1部分: 總則-性能、試驗和額定值-安全要求-安全導則  GB/T 6451-1999 三相油浸式電力變壓器技術參數(shù)和要求 GB/T 7252-2001 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則 GB/T 7595-2000 運行中變壓器油質量標準 GB/T 8905-1996 六氟化硫電氣設備中氣體管理和檢驗

6、導則 GB/T 10229-1988 電抗器 GB 10230-1988 有載分接開關 GB/T 11022-1999 高壓開關設備和控制設備標準的共用技術要求 GB 11032-2000 交流無間隙金屬氧化物避雷器 GB 50150-2006 電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準 GB/T 13498-1992 高壓直流輸電術語DL/T 402-1999 交流高壓斷路器訂貨技術條件 DL/T 574-1995 有載分接開關運行維修導則 DL/T 593-1996 高壓開關設備的共用訂貨技術導則DL/T 596-1996 電力設備預防性試驗規(guī)程DL/T 620-1997 交流電氣裝置的過電壓

7、保護和絕緣配合DL/T 621-1997 交流電氣裝置的接地 DL/T 664-1999 帶電設備紅外診斷技術應用導則DL/T 722-2000 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則 JB/T 7111-1993 高電壓并聯(lián)電容器裝置JB/T 8169-1999 耦合電容器和電容分壓器Q/CSG 1 0007-2004 電力設備預防性試驗規(guī)程IEC 613782 換流變壓器 第2部分 高壓直流用變壓器IEC60633:1998 高壓直流(HVDC)輸電術語Terminology for high-voltage direct current (HVDC) transmissionIEC60700-

8、1:1998 高壓直流輸電晶閘管閥-第1部分 電氣試驗Thyristor valves for high direct current (HVDC)power transmission-part 1:Electrical testing3 定義、符號3.1 預防性試驗為了發(fā)現(xiàn)運行中設備的隱患，預防發(fā)生事故或設備損壞，對設備進行的檢查、試驗或監(jiān)測，也包括取油樣、氣樣、水樣進行的試驗。3.2 在線監(jiān)測 在不影響設備運行的條件下，對設備狀況連續(xù)或定時進行的監(jiān)測，通常是自動進行的。3.3 帶電測試對在運行電壓下的設備，采用專用儀器，由試驗人員參與進行的測試。3.4 紅外測溫利用紅外技術，對電力系統(tǒng)中具

9、有電流、電壓致熱效應或其它致熱效應的帶電設備進行溫度檢測和診斷。3.5 繞組頻率響應特性測試利用頻率響應方法對變壓器繞組進行測試，根據(jù)縱向和橫向對比判斷繞組是否存在扭曲、斷股、移位、松脫等變形現(xiàn)象。3.6 絕緣電阻 絕緣結構或絕緣材料在直流電壓下呈現(xiàn)的高電阻值。常用兆歐表直接測得絕緣電阻值。本規(guī)程中，若無特別說明，均指加壓1min時的測得值。3.7 吸收比 在同一次試驗中，lmin時的絕緣電阻值與15s時的絕緣電阻值之比。3.8 極化指數(shù) 在同一次試驗中，10min時的絕緣電阻值與lmin時的絕緣電阻值之比。3.9 本規(guī)程所用的符號Un 設備額定電壓Um 設備最高電壓U1mA 避雷器直流lmA

10、下的參考電壓tan 介質損耗因數(shù)4 總則4.1 運行單位應遵守本規(guī)程開展技術監(jiān)督工作。在執(zhí)行規(guī)程過程中，遇到特殊情況，如延長設備的試驗周期、降低試驗標準要求、增刪試驗項目，以及發(fā)現(xiàn)某類設備的同一類故障和缺陷突出而需要調整試驗周期時，應組織有關人員認真分析討論并提出建議，由本單位負責生產(chǎn)的領導批準執(zhí)行，并報上級主管生產(chǎn)部門備案。4.2試驗結果應與該設備的出廠試驗結果、歷次試驗結果相比較，與同類設備的試驗結果相比較，參照相關的試驗結果，根據(jù)變化規(guī)律和趨勢，進行全面分析后作出判斷。4.3 充油電力設備在充滿合格油后應有足夠的靜置時間才可進行耐壓試驗。靜置時間按產(chǎn)品要求，當制造廠無規(guī)定時， 則應依據(jù)設

11、備額定電壓滿足以下要求： 對 500kV 設備，應不少于 >72小時h。4.4 進行耐壓試驗時，應盡量將連在一起的各種設備分開來單獨試驗(制造廠裝配的成套設備不在此限)。同一試驗電壓的設備可連在一起進行試驗。已有單獨試驗記錄的若干不同試驗電壓的電力設備，在單獨試驗有困難時，也可以連在一起進行試驗，此時，試驗電壓應采用所連設備中的最低試驗電壓。4.5 當電力設備的額定電壓與實際使用的額定電壓不同時，應根據(jù)以下原則確定試驗電壓：4.5.1 當采用額定電壓較高的設備以加強絕緣時，應按照設備的額定電壓確定其試驗電壓；4.5.2 當采用額定電壓較高的設備作為代用時，應按照實際使用的額定電壓確定其試

12、驗電壓；4.5.3 為滿足高海拔地區(qū)的要求而采用較高電壓等級的設備時，應在安裝地點按實際使用的額定工作電壓確定其試驗電壓。4.6 當進行與設備的環(huán)境條件如溫度、濕度、油溫等有關的各種試驗 時(如測量直流電阻、絕緣電阻、tan、泄漏電流等) 時，應同時測量被試品的溫度和周圍空氣的溫度和濕度。換流變壓器、油浸平波電抗器應以上層油溫作為被試品的溫度。進行絕緣試驗時，被試品溫度不應低于+5，戶外試驗應在良好的氣候條件下進行，且空氣相對濕度一般不高于80。應注意環(huán)境溫度的影響，如換流變壓器、油浸平波電抗器應以上層油溫作為測試溫度。4.7 在進行直流耐壓試驗時，應采用正極性接線加壓方式。4.8 設備經(jīng)交接

13、試驗后超過6個月未投入運行，或運行中設備停運超過6個月的，在投運前按本規(guī)程規(guī)定的內容進行絕緣試驗。對于停運時間不足六6個月的某些設備的試驗項目及標準，由運行單位根據(jù)實際情況決定。4.9新安裝投運的換流變壓器、閥廳內設備、平波電抗器、電容器、電阻器、電抗器、套管、互感器、直流分壓器、直流分流器、直流開關設備、避雷器、交、直流噪音濾波器在質保期內的預試周期為1年應每年做一次電氣試驗，各項指標合格后，轉入正常預試周期。4.10提倡加強直流設備在線監(jiān)測，促進直流設備由定期停電預試檢修過渡到狀態(tài)檢修。有條件進行帶電測試或在線監(jiān)測的設備，如有末屏引出頭的套管、耦合電容器、電流互感器和避雷器等，應積極開展電

14、容、電流和泄漏電流等帶電測試或在線監(jiān)測。當帶電測試或在線監(jiān)測發(fā)現(xiàn)運行設備異常時應進行停電試驗進一步核實。4.11 如經(jīng)實用證明利用帶電測試或在線監(jiān)測技術能達到停電試驗的效果，經(jīng)本單位負責生產(chǎn)的領導批準可以不做停電試驗或適當延長周期，并上報生產(chǎn)管理單位備案。4.12 開展紅外測溫工作，具體要求按DL/T664-1999帶電設備紅外診斷技術應用導則執(zhí)行，必要時加強監(jiān)視。4.13如經(jīng)試驗比對，不拆引線不影響試驗結果的預防性試驗，經(jīng)主管生產(chǎn)領導批準后，可以按照本規(guī)程要求采用不拆引線試驗的方法進行。4.14其它的交流設備的預防性試驗按照Q/CSG 1 007-2004電力設備預防性試驗規(guī)程Q/CSG 1

15、 007-2004執(zhí)行。4.15如產(chǎn)品的國家標準或行業(yè)標準有變動，執(zhí)行本規(guī)程時應作相應調整。5 換流變壓器換流變壓器的試驗項目、周期及標準分別如表5.1所示。表 5.1換流變壓器的試驗項目、周期和標準序號項目周期標準說明1絕緣油試驗（1）油中溶解氣體色譜分析1)投運前2)新裝、大修后1、4、10、30天3)運行中，3個月4)必要時1)新裝換流變壓器的油中H2與烴類氣體含量(L/L)任一項不宜超過下列數(shù)值：總烴：20；H2：10；C2H2：02)大修后變壓器的油中H2與烴類氣體含量(L/L)不宜超過下列數(shù)值：總烴：50；H2：50；C2H2：03)運行設備的油中H2與烴類氣體含量( L/L)超過

16、下列任何一項值時應引起注意：總烴：150；H2：150；C2H2：1 4)烴類氣體總和的絕對產(chǎn)氣速率超過6mL/d(開放式)和12mL/d(密封式)或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月，則認為設備有異常5)沖擊合閘試驗前后和耐壓及局放試驗前后各組份氣體含量一般應無明顯變化1)總烴包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四種氣體2)溶解氣體組分含量有增長趨勢時，可結合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行跟蹤分析3)總烴含量低的設備不宜采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4)新投運、大修后的變壓器應有投運前的測試數(shù)據(jù)5)必要時,如:出口(或近區(qū))短路后發(fā)現(xiàn)運行異常等（2）瓦斯繼電器中氣體色譜分析必要時結合油中氣體色譜分析

17、進行綜合判斷瓦斯繼電器動作后，應同時取變壓器本體油和瓦斯繼電器中氣體（如果有）進行色譜分析（3）油中水分 mg/L1)1年2)大修后3)必要時大修后不大于10運行中不大于151）運行中設備，測量時應注意溫度影響，盡量在頂層油溫高于50時采樣2）必要時，如：變壓器絕緣電阻（吸收比、極化指數(shù)）測量異常時或滲漏油等（4）油中含氣量%（體積分數(shù)）1)1年2)大修后3)必要時1）大修后不大于12）運行中不大于31）按DL/T4231991或DL/T4501991方法進行試驗2）必要時，如：變壓器需要補油時或滲漏油時（5）體積電阻率（90）·m1)大修后2)必要時投運前變壓器本體油：6×

18、;1010運行中變壓器本體油：1×1010按DL/T4211991或GB56541985方法進行試驗（6）油中糠醛測量mg/L必要時1)含量超過下表值時，一般為非正常老化，需連續(xù)檢測：建議在以下情況下進行：1)油中氣體總烴超標，CO、CO2過高或增長率過快2 )需了解絕緣老化情況運行年限1-55-1010-1515-20糠醛量mg/L0.10.20.40.752)跟蹤檢測時，注意增長率3)測試值大于4mg/L時，認為絕緣老化已比較嚴重（7）介質損耗因數(shù)tan（90）1)1年2)大修后3)必要時投運前0.7%；運行中2%檢驗方法按GB5654-1985（8）擊穿電壓kV1)1年2)大修

19、后3)必要時大修后60；運行中50參考GB/T507-1986進行試驗（9）水溶性酸（pH值）1)3年2)大修后3)必要時大修后5.4運行中4.2試驗方法按GB/T 7598-1987（10）酸值mg (KOH)/g1)3年2)大修后3)必要時大修后0.03 (油)運行中0.1 (油）檢驗方法按GB/T 7599-1987或GB/T 264-1983（11）閃點（閉口）3年大修后140運行中:1）大于1352）不應比前次測試值低5檢驗方法按GB/T 261-1983（12）游離碳3年無較多碳浮于油中外觀目測（13）機械雜質3年無外觀目測（14）界面張力（25）N/m3年大修后35運行中19檢驗

20、方法按GB/T 6541-1986（15）油中顆粒度1)注入設備前后的新油2）投運前或大修后3)3年按制造廠家規(guī)定，并與往年數(shù)據(jù)比較不應有明顯變化參照SD3131989油中顆粒數(shù)及尺寸測量方法2絕緣紙、紙板聚合度測量必要時當聚合度小于250時應引起注意1）試驗可從引線上絕緣紙、墊塊、絕緣紙板等取樣數(shù)克2）必要時，如懷疑紙（板）老化時3絕緣紙、紙板含水量測量%必要時一般不大于11）可用所測繞組的tan值推算或直接取紙（板）樣按DL449-91進行試驗2）必要時，如懷疑紙（板）受潮時4繞組直流電阻1)閥側繞組為4年，網(wǎng)側繞組為2年2)大修后3)必要時1)各相繞組電阻相互間的差別不應大于三相平均值的

21、2%2)測得的相間差與以前（出廠或交接時）相應部位測得的相間差比較，其變化不應大于2%1）如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，制造廠已說明了這種偏差的原因，則與以前相同部位測得值比較，其變化不應大于2%2) 對有載分接開關調壓繞組，宜在所有分接處測量,測試時發(fā)現(xiàn)直流電阻有異常時，注意分接開關觸頭的充分打磨3)不同溫度下電阻值按下式換算:R2R1（T+t2）/（T+t1），式中R1、R2分別為在溫度t1、t2下的電阻值；T為電阻溫度常數(shù)，銅導線取2354）如換流變壓器閥側繞組與整流閥的連接不易拆除，閥側繞組直流電阻可適當延長周期，但應縮短油中溶解氣體色譜分析檢測周期，并加強紅外測溫工作5)必要時，如：

22、本體油色譜判斷有故障紅外測溫判斷套管接頭或引線過熱5繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比和極化指數(shù)1)4年2)大修后3)必要時1)絕緣電阻換算至同一溫度下，與交接值相比應無明顯變化，一般不低于交接值的70%2)吸收比不低于1.3或極化指數(shù)不低于1.53）絕緣電阻大于10000M時，吸收比不低于1.1或極化指數(shù)不低于1.31)使用2500V或5000V兆歐表，對220kV及以上換流變壓器，兆歐表一般要求輸出電流不小于3mA2)測量前被試繞組應充分放電3)測量溫度以頂層油溫為準，各次測量時的溫度應盡量接近4)盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的絕緣電阻值按下式換算R2=R1×1.5t1-t2

23、/10式中R1、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值5)吸收比和極化指數(shù)不進行溫度換算6)必要時，如：運行中油介損不合格或油中水分超標滲漏油等可能引起變壓器受潮的情況6繞組泄漏電流1）4年2）大修后3）必要時1)試驗電壓一般如下：繞組額定電壓66-330kV，直流試驗電壓40kV；繞組額定電壓500kV，直流試驗電壓60kV2)與前一次測量結果相比應無明顯變化1）讀取1min時的泄漏電流值2）由泄漏電流換算成的絕緣電阻值應與兆歐表所測值相近（在相同溫度下）7繞組連同套管的介質損耗因數(shù)（tan）1)4年2)大修后3)必要時1)20時不大于0.6%2)tan值與歷年的數(shù)值比較不應有顯著變化（一般

24、不大于30%）1)非被試繞組接地或屏蔽2)試驗電壓10kV3)測量溫度以頂層油溫為準，各次測量溫度應盡量相近4)盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的tan值按下式換算tan2=tan1×1.3(t2-t1)/10式中tan1、tan2分別為溫度t1、t2時的tan值5)必要時，如：繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)異常時油介損不合格或油中水分超標滲漏油等8電容式套管的介質損耗因數(shù)（tan）和電容值見第9章“套管”1)主絕緣tan測量使用正接線測量，即被測量套管繞組短路加壓，其它繞組短路接地，末屏接電橋2)測量時記錄環(huán)境溫度及變壓器頂層油溫9鐵芯和夾件接地電流1個月1、運行中鐵芯接地電流

25、一般不應大于1.0A2、懷疑夾件有多點接地時才測量夾件接地電流只對有外引接地線的鐵芯、夾件進行測量，鐵芯和夾件分別測量10鐵心及夾件絕緣電阻1)2年2)大修后3)必要時20時一般不小于50M，低于50M時應加強接地電流測量，并加強油色譜分析1)采用1000V兆歐表2)必要時，如：油色譜試驗判斷鐵芯多點接地時11穿心螺栓、鐵軛夾件、綁扎鋼帶、鐵芯、繞組壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻大修時20時一般不小于500M1)用1000V兆歐表2)連接片不能拆開者可不進行12繞組所有分接頭的電壓比1) 分接開關引線拆裝后或更換分接開關后2) 更換繞組后1)各相分接頭的電壓比與銘牌值相比不應有顯著差別，且符合規(guī)律2)

26、額定分接位置偏差不大于±0.5%，其它分接位置不大于±1%13變壓器極性檢查更換繞組后必須與變壓器銘牌和頂蓋上的端子標志相一致14空載電流和空載損耗必要時與前次試驗值相比無明顯變化1)試驗電壓可用額定電壓或較低電壓(如5額定電壓；若制造廠提供了較低電壓下的測量值，可在相同電壓下進行比較)必要時，如：懷疑磁路有缺陷等15短路阻抗和負載損耗必要時各臺（各相）換流變壓器的短路阻抗差宜控制在3.75以內，負載阻抗差控制在2以內1）試驗電流可用額定值或較低電流(如10額定電流；若制造廠提供了較低電流下的測量值，可在相同電流下進行比較)2)必要時，如：出口短路后16測溫裝置校驗及其二次

27、回路試驗1)4年(二次回路)2)大修后3)必要時1）按制造廠的技術要求2）密封良好，動作靈活，指示正確，測溫電阻值應和出廠值相符3）絕緣電阻一般不低于1M1)絕緣電阻用1000V兆歐表測量2)必要時，如懷疑有故障時17氣體繼電器校驗1)必要時2）大修時按廠家的技術要求必要時，如懷疑有故障時18氣體繼電器二次回路試驗1)2年2)必要時1）密封良好，指示正確2）絕緣電阻一般不低于1M1)絕緣電阻用1000V兆歐表測量2)必要時，如懷疑有故障時19壓力釋放器校驗1)必要時2）大修時動作值與銘牌值相差應在±10%范圍內或按制造廠技術要求必要時，如懷疑有故障時20壓力釋放器二次回路試驗1)2年

28、2)必要時1）密封良好，指示正確2）絕緣電阻一般不低于1M1)絕緣電阻用1000V兆歐表測量2)必要時，如懷疑有故障時21冷卻裝置及其二次回路檢查試驗1)4年(二次回路)2)大修后3)必要時1)投運后，檢查流向、溫升和聲響，24小時無滲漏2)絕緣電阻一般不小于1M1）測量絕緣電阻采用1000V兆歐表2)必要時，如懷疑有故障時22套管中電流互感器試驗1)大修后2)必要時1）絕緣電阻測試：絕緣電阻一般不小于1M2）變比測試3）極性測試4）伏安特性測試1）一次與二次間絕緣電阻測量采用2500V兆歐表2）二次回路絕緣電阻測量采用1000V兆歐表23套管中SF6氣體試驗見第9章“套管”24有載調壓裝置的

29、試驗和檢查：（1）檢查動作順序，測試動作角度1）分接開關大修后2）必要時范圍開關、選擇開關、切換開關的動作順序，應符合制造廠的技術要求，其動作角度應與出廠試驗記錄相符必要時，如懷疑分接開關有故障時（2）操作試驗：不施電壓時手動操作、就地電動操作、遠方電動操作各1個循環(huán)1年1)手動操作應輕松，必要時用力矩表測量，其值不超過制造廠的規(guī)定2)電動操作應無卡澀，并且沒有連動現(xiàn)象。電氣和機械限位動作正常（3）檢查和測試切換開關：測量過渡電阻阻值1)大修后2)必要時應符合制造廠的技術條件測量切換時間三相同步的偏差，切換時間的數(shù)值及正反向切換時間的偏差應與制造廠的技術條件相符檢查插入觸頭，動靜觸頭的接觸情況

30、和電氣回路的連接情況動、靜觸頭平整光滑，觸頭燒損度不超過制造廠的規(guī)定值，回路連接良好單、雙數(shù)觸頭間非線性電阻的試驗按制造廠技術要求切換開關油箱密封檢查施加0.035MPa壓力，持續(xù)時間24小時無滲漏（4）檢查操作箱1年接觸器、電動機、傳動齒輪、輔助接點、位置指示器、計數(shù)器等動作正確，機械傳動部件無銹蝕（5）切換開關室絕緣油的擊穿電壓、酸值、微水1)1年(油擊穿電壓、微水)2)大修后3)必要時大修時應符合制造廠規(guī)定，運行中油擊穿電壓不小于30kV，酸值不大于0.3mg(KOH)/g（油），微水滿足廠家要求按GB507-86、GB7599-87進行試驗（6）二次回路絕緣電阻測量1)投運1年后2)2

31、年3)大修后4)必要時絕緣電阻一般不小于1M采用500V兆歐表25整體密封試驗1)大修后2)必要時在油枕頂部施加0.035MPa壓力，持續(xù)時間24小時無滲漏1）試驗時帶冷卻器，不帶壓力釋放裝置2)必要時,如：懷疑密封不良時26感應電壓試驗及局部放電測量1)大修后2)必要時在試驗電壓下的局部放電量不大于500pC必要時，如：運行中變壓器油色譜異常，懷疑存在放電性故障時27閥側繞組直流電壓試驗及局部放電測量大修后1)試驗電壓為出廠試驗電壓的80%時間1小時。正極性升至試驗電壓時間為3分鐘2)最后10分鐘內大于2000pC的放電脈沖個數(shù)不大于1028噪音測量必要時一般不大于85dB必要時,如發(fā)現(xiàn)變壓

32、器噪音異常29油箱表面溫度分布必要時局部過熱點溫升不超過65K1）用紅外熱像儀或測溫儀測量2)在80%以上負荷時進行3)必要時，如：發(fā)現(xiàn)油箱表面局部過熱時30全電壓下空載合閘更換繞組后1)新裝和全部更換繞組，空載合閘5次，每次間隔5min2)部分更換繞組，空載合閘3次，每次間隔5min1)在運行分接頭上進行2)由變壓器網(wǎng)側繞組加壓31繞組頻率響應測量1)投運前2)更換繞組后3)必要時與初始結果相比，或三相之間結果相比無明顯差別，無初始記錄時可與同廠家同型號對比1)每次測試時，宜采用同一種儀器，接線方式應相同2)對有載開關應在最大分接下測試 3)必要時，如：發(fā)生近區(qū)短路后6 閥塔設備閥塔設備的試

33、驗項目、周期及標準分別如表6.1所示。表6.1 閥塔設備的試驗項目、周期和標準序號項目周期標準說明1均壓電容及組件均壓電容量測量6年電容誤差滿足制造廠要求用電容表測量2組件均壓電容的介損和電容量測量必要時與歷次數(shù)據(jù)比較變化不大必要時,懷疑電容器有故障時3可控硅觸發(fā)試驗1)6年2)必要時可控硅觸發(fā)正常1）用可控硅級試驗設備進行試驗2)必要時,如VBE檢測到有可控硅級故障時4TE板電氣試驗必要時TE板測試成功1)用TE板試驗儀器進行試驗2)必要時,懷疑TE板有故障時5閥避雷器動作監(jiān)測裝置的校驗1)1年2)必要時閥避雷器動作監(jiān)測裝置動作特性與設計特性相符合,加不同電流產(chǎn)生脈沖電流不同必要時,如工作站

34、檢測到閥避雷器動作告警后6閥避雷器試驗1)閥塔大修時2)必要時按避雷器一節(jié)有關項目進行必要時：如閥避雷器動作監(jiān)測裝置動作時或懷疑閥避雷器故障時7閥冷卻水管漏水監(jiān)測系統(tǒng)校驗1)1年2)必要時告警和跳閘信號正確、可靠8閥內冷水系統(tǒng)溫度、壓力、電導率、流量計傳感器及儀表校驗1)2年2)必要時功能符合設計要求9瓷絕緣子探傷檢查6年瓷絕緣子沒有裂紋1）用超聲波設備檢查，抽取最上面兩層的絕緣子的10%，檢查是否有裂紋，絕緣子如有裂紋，更換絕緣子；并對所有的同型號絕緣子進行檢查2）地震后，應對閥塔最上面兩層的所有絕緣子做超聲波測試10閥冷卻水管靜壓力試驗1）2年2）閥冷系統(tǒng)檢修后1.1倍運行壓力，30分鐘7

35、 交、直流濾波器、并聯(lián)電容器組及中性母線電容器交、直流濾波器、并聯(lián)電容器組及中性母線電容器的試驗項目、周期及標準分別如表7.1所示。表 7.1 交、直流濾波器、并聯(lián)電容器組及中性母線電容器的試驗項目、周期和標準序號項目周期標準說明1極對殼絕緣電阻必要時與上一次數(shù)據(jù)比較進行判斷1）采用2500V兆歐表2）必要時，如更換電容器時，對新電容器測量極對殼絕緣電阻2各臂等效電容值測量1)3年2)必要時相同兩臂間電容量偏差±0.5%必要時，保護報警及動作或者是更換電容后3單只電容器的電容量測量1)3年2)必要時與銘牌值比較，電容誤差小于±5%1)必要時，保護報警及動作或者是更換電容后2

36、)在與銘牌值進行比較時應該考慮溫度系數(shù)4電阻器測量1)6年2)必要時與銘牌值比較，電阻誤差小于±5%在與銘牌值進行比較時應注意溫度換算5測量電抗器的直流電阻6年與銘牌值比較，無明顯變化6測量電抗器的電感1)6年2)必要時與調諧后的整定值相比，電感誤差不大于±2%7調諧特性測量1)6年2)必要時25°C時，調諧頻率與設計值相比不超過±11）更換電阻器，或電抗器，或一相電容器超過10%時，應進行調諧點測量2)在其它溫度測量時應折算到25°C時的數(shù)據(jù)3）必要時，懷疑調諧特性不正確時8 平波電抗器干式和油浸平波電抗器的試驗項目、周期及標準分別如表8.1

37、、8.2所示。表8.1 干式平波電抗器的試驗項目、周期和標準序號項目周期標準說明1直流電阻測量1)投運1年2)必要時與出廠值比較，電阻誤差2% 1）如受條件限制可在低壓下進行測量2）必要時，懷疑干式平波電抗器參數(shù)變化時2電感測量1)投運1年2)必要時與出廠值比較，電感誤差2%1）如受條件限制可在低壓下進行測量2）必要時，懷疑干式平波電抗器參數(shù)變化時表8.2油浸式平波電抗器的試驗項目、周期和標準序號項目周期標準說明1絕緣油試驗（1）油中溶解氣體色譜分析1)投運前2)新裝、大修后1、4、10、30天3)運行中，3個月4)必要時1)新裝平波電抗器的油中H2與烴類氣體含量(L/L)任一項不宜超過下列數(shù)

38、值：總烴：20；H2：10；C2H2：02)大修后平波電抗器的油中H2與烴類氣體含量(L/L)不宜超過下列數(shù)值：總烴：50；H2：50；C2H2：03)運行設備的油中H2與烴類氣體含量( L/L)超過下列任何一項值時應引起注意：總烴：150；H2：150；C2H2： 1 (500kV)4)烴類氣體總和的絕對產(chǎn)氣速率超過12mL/d(密封式)或相對產(chǎn)氣速率大于10%/月，則認為設備有異常5)耐壓及局放試驗前后各組份氣體含量一般應無明顯變化1)總烴包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四種氣體2)溶解氣體組份含量有增長趨勢時，可結合產(chǎn)氣速率判斷，必要時縮短周期進行跟蹤分析3)總烴含量低的設備不宜

39、采用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4)新投運、大修后的電抗器應有投運前的測試數(shù)據(jù)5)必要時,如:出口(或近區(qū))短路后發(fā)現(xiàn)運行異常等（2）瓦斯繼電器中氣體色譜分析必要時結合油中氣體色譜分析進行綜合判斷瓦斯繼電器動作后，應同時取平波電抗器本體油和瓦斯繼電器中氣體（如果有）進行色譜分析（3）油中水分 mg/L1)1年2)大修后3)必要時大修后不大于10運行中不大于151）運行中設備，測量時應注意溫度影響，盡量在頂層油溫高于50時采樣2）必要時，如：平波電抗器絕緣電阻（吸收比、極化指數(shù)）測量異常時或滲漏油等（4）油中含氣量%（體積分數(shù)）1)1年2)大修后3)必要時大修后不大于1運行中電抗器不大于31)按DL/T

40、4231991或DL/T4501991方法進行試驗2）必要時，如：平波電抗器需要補油時或滲漏油時（5）體積電阻率（90）·m1)大修后2)必要時投運前電抗器本體油：6×1010運行中電抗器本體油：1×1010按DL/T4211991或GB56541985方法進行試驗（6）油中糠醛測量 （mg/L）必要時1)含量超過下表值時，一般為非正常老化，需連續(xù)檢測:建議在以下情況下進行：1)油中氣體總烴超標，CO、CO2過高2) 需了解絕緣老化情況運行年限1-55-1010-1515-20糠醛量mg/L0.10.20.40.752)跟蹤檢測時，注意增長率3)測試值大于4mg/

41、L時，認為絕緣老化已比較嚴重（7）介質損耗因數(shù)tan（90）1)1年2)大修后3)必要時投運前0.7%；運行中2%檢驗方法按GB5654-1985（8）擊穿電壓kV1)1年2)大修后3)必要時大修時60；運行中50參考GB/T507-1986進行試驗（9）水溶性酸（pH值）1)3年2)大修后3)必要時大修后5.4運行中4.2試驗方法按GB/T 7598-1987（10）酸值mg (KOH)/g1)3年2)大修后3)必要時大修后0.03 (油)運行中0.1（油）檢驗方法按GB/T 7599-1987或GB/T 264-1983（11）閃點（閉口）3年大修后140；運行中1）大于1352）不應比前

42、次測試值低5檢驗方法按GB/T 261-1983（12）游離碳3年無較多碳浮于油中外觀目測（13）機械雜質3年無外觀目測（14）界面張力（25）mN/m3年大修后35運行中19檢驗方法按GB/T 6541-1986（15）油中顆粒度1)注入設備前后的新油2)大修后3)3年按制造廠家規(guī)定，并與往年數(shù)據(jù)比較不應有明顯變化參照SD3131989油中顆粒數(shù)及尺寸測量方法2絕緣紙、紙板聚合度測量必要時當聚合度小于250時應引起注意1）試驗可從引線上絕緣紙、墊塊、絕緣紙板等取樣數(shù)克2）必要時，如:懷疑紙（板）老化時3絕緣紙、紙板含水量測量必要時一般不大于1%1）可用所測繞組的tan值推算或直接取紙（板）樣

43、按DL449-91進行試驗2）必要時，如:懷疑紙（板）受潮時4電感測量必要時與出廠值比較，電感誤差2%或符合制造廠要求如受條件限制可在低壓下進行測量5繞組直流電阻1)4年2)大修后3)必要時1) 測得直流電阻與出廠或交接值相比無明顯變化。誤差不應大于±2%2) 測得直流電阻與前一次測量值相比無明顯變化。誤差不應大于±2%1）不同溫度下電阻值按下式換算:R2R1（T+t2）/（T+t1），式中R1、R2分別為在溫度t1、t2下的電阻值；T為電阻溫度常數(shù)，銅導線取2352) 必要時，如：本體油色譜判斷有故障紅外測溫判斷套管接頭或引線過熱6繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比和極化指數(shù)

44、1) 2年2)大修后3)必要時1)絕緣電阻換算至同一溫度下，與交接值相比應無明顯變化，一般不低于交接值的702)吸收比不低于1.3或極化指數(shù)不低于1.53)絕緣電阻大于10000M時，吸收比不低于1.1或極化指數(shù)不低于1.31)使用2500V或5000V兆歐表2)測量前被試繞組應充分放電3)測量溫度以平波電抗器頂層油溫為準，應盡量與前次測量時的溫度相近4)盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的絕緣電阻值按下式換算R2=R1×1.5t1-t2/10（式中R1、R2分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值）5)極化指數(shù)不進行溫度換算6)必要時，如：運行中油介損不合格或油中水分超標滲漏油等可能引

45、起平波電抗器受潮的情況7繞組連同套管的泄漏電流1）2年2）大修后3）必要時1)直流試驗電壓為60kV2)與前一次測量結果相比應無明顯變化讀取1分鐘泄漏電流值8繞組連同套管的介質損耗因數(shù)（tan）1)2年2)大修后3)必要時1)20時不大于0.6%2)tan值與歷年的數(shù)值比較不應有顯著變化（一般不大于30%）1) 試驗電壓10kV2) 測量溫度以頂層油溫為準，各次測量溫度應盡量相近3) 盡量在油溫低于50時測量，不同溫度下的tan值按下式換算；tan2=tan1×1.3(t2-t1)/10式中tan1、tan2分別為溫度t1、t2時的tan值4) 必要時，如：繞組絕緣電阻、吸收比或極化

46、指數(shù)異常時油介損不合格或油中水分超標滲漏油等9電容式套管的介質損耗因數(shù)（tan）和電容值 見第9章“套管”1)主絕緣tan測量使用正接線測量，即被測量套管繞組短路加壓，末屏接電橋2)測量時記錄環(huán)境溫度及平波電抗器頂層油溫10鐵芯及夾件接地電流1個月1)運行中鐵芯接地電流一般不應大于1.0A2)懷疑夾件有多點接地時才測量夾件接地電流只對有外引接地線的鐵芯、夾件進行測量, 鐵芯、夾件分別測量11鐵芯及夾件絕緣電阻1)2年2)大修后3)必要時20時一般不小于50M,低于50M時應加強接地電流測量,并加強油色譜分析1)采用1000V兆歐表2)必要時，如：油色譜試驗判斷鐵芯多點接地時12穿心螺栓、鐵軛夾

47、件、綁扎鋼帶、鐵芯、繞組壓環(huán)及屏蔽等的絕緣電阻大修時20時一般不小于500M1)用1000V兆歐表2)連接片不能拆開者可不進行13測溫裝置校驗及其二次回路試驗1)4年(二次回路)2)大修后3)必要時1）按廠家的技術要求2）密封良好，動作靈活，指示正確、測溫電阻應和出廠值相符3)絕緣電阻一般不低于1M1)絕緣電阻用1000V兆歐表測量2)必要時，如懷疑有故障時14氣體繼電器校驗1) 必要時2)大修時按廠家的技術要求必要時，如懷疑有故障時15氣體繼電器二次回路試驗1）2年2) 必要時1）密封良好，指示正確，測溫電阻值應和出廠值相符2）絕緣電阻一般不低于1M1)絕緣電阻用1000V兆歐表測量2)必要

48、時，如懷疑有故障時16壓力釋放器校驗1）大修時2）大修時1）動作值與銘牌值相差應在±10%范圍內或按制造廠技術要求必要時，如懷疑有故障時17壓力釋放器校驗二次回路試驗1）2年2）大修后1）密封良好，指示正確2）絕緣電阻一般不低于1M1)絕緣電阻用1000V兆歐表測量2)必要時，如懷疑有故障時18冷卻裝置及其二次回路檢查試驗1)4年(二次回路)2)大修后3)必要時1)投運后，檢查流向、溫升和聲響，24小時無滲漏2)絕緣電阻一般不小于1M1)測量絕緣電阻采用1000V兆歐表2)必要時，如懷疑有故障時19整體密封試驗1)大修后2)必要時在油枕頂部施加0.035Mpa壓力，持續(xù)時間24小時無

49、滲漏1)帶冷卻器進行，不帶壓力釋放裝置2)必要時，如懷疑密封不良時20油箱表面溫度分布必要時局部過熱點溫升不超過65K1）用紅外熱像儀或測溫儀測量2)在80%以上負荷時進行3)必要時，如：發(fā)現(xiàn)油箱表面局部過熱時21繞組頻率響應測量)投運前)更換繞組后)必要時與初始結果相比，或兩極之間結果相比無明顯差別，無初始記錄時可與同廠家同型號對比1)每次測試時，宜采用同一種儀器，接線方式應相同2)必要時，如：發(fā)生近區(qū)短路后9 套管套管的試驗項目、周期及標準分別如表9.1所示。表9.1 套管的試驗項目、周期和標準序號項目周期標準說明1主絕緣及電容型套管末屏對地絕緣電阻1)3年(SF6和干式套管)2)1年(油紙式電容型套管)3)變壓器或電抗器大修后4)必要時1)主絕緣的絕緣電阻一般不小于10000M2)末屏對地不應低于1000M1)用2500V兆歐表測量2)變壓器