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

1、附件:±500kV直流輸電系統(tǒng)電氣設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程（試行）（試行）二00八年三月二十日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(shè)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(guān) 1915直流隔離開關(guān)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(fù)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 .27附

2、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(yīng)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(shè)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、r、 刖 百預(yù)防性試驗規(guī)程是電力系統(tǒng)技術(shù)監(jiān)督工作的主要依據(jù)，直流輸電設(shè)備預(yù)防性試驗是直流輸電設(shè)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(shè)備的預(yù)防性試驗工作越來越重要，但國內(nèi)目前還沒有成熟的直流設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程。為此，參照相關(guān)IEC標準、西門子維護手

3、冊及一些國外的直流設(shè)備預(yù)試資料，結(jié)合直流輸電工程實際經(jīng)驗，公司組織編制了直流輸電設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程。本規(guī)程由公司生產(chǎn)技術(shù)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(shù)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(quán)、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(shù)處。土 500kV直流輸電系統(tǒng)電氣設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程1范圍本規(guī)程規(guī)定了土 500kV高壓直流輸電系統(tǒng)電氣設(shè)備的預(yù)防性試驗的項目、周期和標準，用以判斷設(shè)備是 否符合運行條件，預(yù)防設(shè)備損壞，保證安全運行。本規(guī)程適用于土 500kV直

4、流輸電系統(tǒng)高壓電氣設(shè)備，它包括的設(shè)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(shè)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(yīng)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(shè)備的絕緣配合GB 1094.1-1996電力變壓器第1部分總則GB 1094.3 2003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 1208-1997電流互感器GB 1984

5、-2003交流高壓斷路器GB 1985-1989父流局壓隔離開關(guān)和接地開關(guān)GB 2536-1990變壓器油GB 4109-1999高壓套管技術(shù)條件GB 4787-1996斷路器電容器GB/T 6115-1998安全導則電力系統(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-GB/T 6451-1999三相油浸式電力變壓器技術(shù)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(zhì)量標準GB/T 8905-1996六氟化硫電氣設(shè)備中氣體管理和檢驗導則GB/T 10229-1988電抗器GB 10230-1988GB/T 1102

6、2-1999有載分接開美高壓開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備標準的共用技術(shù)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(shè)備交接試驗標準GB/T 13498-1992身壓直流軸電術(shù)語DL/T 402-1999交流高壓斷路器訂貨技術(shù)條件DL/T 574-1995DL/T 593-1996有載分接開關(guān)運行維修導則高壓開關(guān)設(shè)備的共用訂貨技術(shù)導則DL/T 596-1996電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程DL/T 620-1997交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合DL/T 621-1997交流電氣裝置的接地DL/T 664-1999帶電設(shè)備紅外診斷技術(shù)應(yīng)用導則DL/T 7

7、22-2000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 0007-2004IEC 61378 -2電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程換流變壓器第2部分高壓直流用變壓器IEC60633:1998局(流(HVDC)輸語 Terminology for high-voltage direct current (HVDC) transmissionIEC60700-1:1998身壓直流輸電晶閘管閥-第1部分 電氣試驗 Ihynstor valves for high directcurrent (HVDC)po

8、wer transmission-part 1:Electrical testing3定義、符號3.1 預(yù)防性試驗為了發(fā)現(xiàn)運行中設(shè)備的隱患，預(yù)防發(fā)生事故或設(shè)備損壞，對設(shè)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(shè)備運行的條件下，對設(shè)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(shè)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(shù)，對電力系統(tǒng)中具有電流、電壓致熱效應(yīng)或其它致熱效應(yīng)的帶電設(shè)備進行溫度檢測和診斷。3.5 繞組頻率響應(yīng)特性測試利用頻率響應(yīng)方法對變壓器繞組進行測試，根據(jù)縱向和橫向?qū)Ρ扰袛嗬@

9、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(jié)構(gòu)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13t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t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(shè)備額定電壓Um設(shè)備最高電壓UimA避雷器直流lmA下的參考電壓tan 8介質(zhì)損耗因數(shù)4總則4.1 運行單位應(yīng)遵守本規(guī)程開展技術(shù)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(shè)備的試驗周期、降低試驗標準要求、增

10、刪試驗項目，以及發(fā)現(xiàn)某類設(shè)備的同一類故障和缺陷突出而需要調(diào)整試驗周期時，應(yīng) 組織有關(guān)人員認真分析討論并提出建議，由本單位負責生產(chǎn)的領(lǐng)導批準執(zhí)行，并報上級主管生產(chǎn)部門備案。4.2 試驗結(jié)果應(yīng)與該設(shè)備的出廠試驗結(jié)果、歷次試驗結(jié)果相比較，與同類設(shè)備的試驗結(jié)果相比較，參照相關(guān) 的試驗結(jié)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(shè)備在充滿合格油后應(yīng)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(yīng)依據(jù)設(shè)備額定電壓滿足以下要求：對500kV設(shè)備，應(yīng)不少于 >72 小時ho4.4 進行耐壓試驗時，應(yīng)盡量將連在一起的各種設(shè)備分開來單獨試驗（制造廠裝配的成套

11、設(shè)備不在此限）。同一試驗電壓的設(shè)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(shè)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(yīng)采用所連設(shè)備中的最低試驗電壓。4.5 當電力設(shè)備的額定電壓與實際使用的額定電壓不同時，應(yīng)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(shè)備以加強絕緣時，應(yīng)按照設(shè)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(shè)備作為代用時，應(yīng)按照實際使用的額定電壓確定其試驗電壓；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(shè)備時，應(yīng)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(shè)備的環(huán)境條件如溫

12、度、濕度、油溫等有關(guān)的各種試驗時（如測量直流電阻、絕緣電阻、tan8、泄漏電流等）時，應(yīng)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(yīng) 以上層油溫作為被試品的溫度。進行絕緣試驗時，被t品溫度不應(yīng)低于+5C,戶外試驗應(yīng)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(yīng)注意環(huán)境溫度的影響，如換流變壓器、油浸平波電抗器應(yīng)以上層油溫作為測試溫度。4.7 在進行直流耐壓試驗時，應(yīng)采用正極性接線加壓方式。4.8 設(shè)備經(jīng)交接試驗后超過 6個月未投入運行，或運行中設(shè)備停運超過6個月的，在投運前按本規(guī)程規(guī)定的內(nèi)容進行絕緣試驗。對于停運時間不足六6個月的某些設(shè)備的試驗項目及標準，

13、由運行單位根據(jù)實際情況決a£o4.9 新安裝投運的換流變壓器、閥廳內(nèi)設(shè)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(guān)設(shè)備、避雷器、交、直流噪音濾波器在質(zhì)保期內(nèi)的預(yù)試周期為1年應(yīng)每年做一次電氣試驗，各項指標合格后，轉(zhuǎn)入正常預(yù)試周期。4.10 提倡加強直流設(shè)備在線監(jiān)測，促進直流設(shè)備由定期停電預(yù)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(shè)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(yīng)積極開展電容、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(shè)備異常時應(yīng)進行停電試驗進一步核實。4.11 如經(jīng)實用證明利用帶

14、電測試或在線監(jiān)測技術(shù)能達到停電試驗的效果，經(jīng)本單位負責生產(chǎn)的領(lǐng)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(shè)備紅外診斷技術(shù)應(yīng)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(jié)果的預(yù)防性試驗，經(jīng)主管生產(chǎn)領(lǐng)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(shè)備的預(yù)防性試驗按照Q/CSG 1 007-2004電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程Q/CSG 1 007-2004執(zhí)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(yīng)作相應(yīng)調(diào)整。5換流變壓器換流變壓器的試驗項目、

15、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Ha與燃類氣體含量（科L/L）項不宜超 過卜列數(shù)值：總煌:20;比 10; GH： 02）大修后變壓器的油中 Ha與燒類 氣體含量（科L/L）不宜超過下列數(shù)值：總煌:50; Hb: 50; GHb: 03）運行設(shè)備的油中H2與燒類氣體 含量（科L/L）超過卜列任何一項值時應(yīng)引起注意：總煌:150; Hb: 150; C2H2： 14）煌類氣體總和的

16、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(shè)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(yīng)無明顯變化1）總煌包括CH、CH、和 C2H2四種氣體2）溶解氣體組分含量有增長趨 勢時，可結(jié)合產(chǎn)氣速率判斷， 必要時縮短周期進行跟蹤分析3）總?cè)己康偷脑O(shè)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(yīng) 有投運前的測試數(shù)據(jù)5）必要時，如：一出口（或近區(qū)）短路后 一發(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(jié)合油中氣體色譜分析進行綜合 判斷瓦斯繼電器動作后，應(yīng)同時取 變壓器本體油和瓦斯繼電器中 氣體（如果

17、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(shè)備，測量時應(yīng)注意 溫度影響，盡量在頂層油溫高于50 c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）油中含氣里 （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/T423 1991 或 DL/T450-1991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(90C) 2m1）大修后2）必要時投運前變壓器本體油：63 1010運行中變壓器本體油：13 1010按 DL/T421

18、1991 或 GB5654-1985方法進行試驗（6）油中糠醛測量mg/L必要時1）含量超過卜表值時，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?cè)汲瑯?，CO CO過高或增長率過快2）需了解絕緣老化情況運行 年限1-5510101515-20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 老化已比較嚴重序 號項目周期標準說明（7）介質(zhì)損 耗因數(shù)tan S（90C）1）1年2）大修后3）必要時投運前W 0.7%；運行中W 2%檢驗方法按GB5654-1985（8）擊穿電壓kV1）1年2）大修后3）必要時大修后60;

19、運行中a50參考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 0.03 （油） 運行中W 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135 C2）不應(yīng)比前次測試值低5C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(zhì)3年無外觀目測(14)界面張力(25 C) N/m3年大修后3

20、5運行中19檢驗方法按GB/T 6541-1986（15）油中顆 粒度1）注入設(shè)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 較小應(yīng)后明顯變化參照SD313- 1989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(yīng)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M不大于11）可用所測繞組的tan 8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 潮時序 號項目周期標準說明4繞組直流電阻1）閥側(cè)繞組為4 年，網(wǎng)側(cè)繞組為2年2

21、）大修后3）必要時1）各相繞組電阻相互間的差別不應(yīng)大于三相平均值的 2%2）測得的相間差與以前（出廠或交 接時）相應(yīng)部位測得的相間差比較，其變化小應(yīng)大于 2%1）如電阻相同差在出廠時超過 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(yīng)大于2%2）對有載分接開關(guān)調(diào)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(guān)觸頭的充分打磨3）不同溫度卜.電阻值按下式換 算：R2= R1 （T+t2）/ （T+t1）,式中 R、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(cè)繞組與整 流閥的連接不易拆除，閥側(cè)

22、繞 組直流電阻可適當延長周期， 但應(yīng)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： 一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(yīng)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) 不彳什1.53）絕緣電阻大于 10000MQ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(yīng)充分放電3）測量溫度以頂層油

23、溫為準， 各次測量時的溫度應(yīng)盡量接近4）盡量在油溫低于50 c時測 量，不同溫度卜的絕緣電阻值 按卜式換算C CC / L t1-t2/10B=R3 1.5式中R、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： 一運行中油介損不合格或油中 水分超標一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(jié)果相比應(yīng)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(yīng)與

24、兆歐表所測值相近（在相同溫度下）序 號項目周期標準說明7繞組連同套管的 介質(zhì)損耗因數(shù)（tan 8 ）1）4年2）大修后3）必要時1）20 C時不大于 0.6%2）tan 6值與歷年的數(shù)值比較不應(yīng) 有顯著變化（一般不大于 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(yīng)盡量相近4）盡量在油溫低于50 c時測量，小同溫度卜的tan 8值按 下式換算tan 8 2=tan 8 131.3 （t2-t1）/10 式中tan 8 1、tan 8 2分別為溫度11、12時的tan 8值5）必要時,如： 一繞組絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)異常時一油介損不合格或油

25、中水分超 標滲漏油等8電容式套管的介 質(zhì)損耗因數(shù)（tan 8 ）和電容 值見第9章“套管”1）主絕緣tan 6測重使用正接 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一般不應(yīng) K 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 C時一般不小于 50MQ，低于 50M時應(yīng)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

26、多點接地時11穿心螺栓、鐵輾夾 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 c時一般不小于 500MIQ1）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(guān)引 線拆裝后或更換 分接開關(guān)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(yīng)有顯著差別，且符合規(guī)律2）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）試驗電壓引用額定電壓或較 低電壓（如5%額定電壓；若制 造廠提供了較低電仄

27、下的測量 值，可在相同電壓卜進行比較 ） 2 ）必要時，如：懷疑磁路有缺陷等序號項目周期標準說明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(nèi)，負載 阻抗差控制在2%以內(nèi)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，可在相同電流卜進行比較）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(shù)要求2）密封良好，動作靈活，指示正 確，測溫電阻值應(yīng)和出廠值相符3）絕緣電阻一M不低于 1MQ1）絕緣電阻用1000V兆歐表測 量2）必要時，如懷疑

28、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(shù)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M不低于 1MQ1）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(yīng)在土10減圍內(nèi)或按制造廠技術(shù)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2）必要時1）密封良好，指示正確2）絕緣電阻一M不低于 1MQ1）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）

29、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 1MQ1）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1MQ2）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SR氣體試 驗見第9章“套管”24有載調(diào)壓裝置的 試驗和檢查：（1）檢查動作順 序，測試動作角度1）分接開關(guān)大修 后2）必要時范圍開關(guān)、選擇開關(guān)、切換開關(guān)的 動作順序，應(yīng)符合制造廠的技術(shù)要 求，其動作角度應(yīng)與出廠試驗記錄相符必要時

30、，如懷疑分接開關(guān)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(yīng)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(yīng)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(guān)：測量過渡電阻 阻值1）大修后2）必要時應(yīng)符合制造廠的技術(shù)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(yīng)與制 造廠的技術(shù)條件相符序 號項目周期標準說明檢查插入觸頭， 動靜觸頭的接觸 情況和電氣回路 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

31、驗按制造廠技術(shù)要求切換開關(guān)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(guān)室 絕緣油的擊穿電 壓、酸值、微水1）1年（油擊穿電 壓、彳水） 2）大修后 3）必要時大修時應(yīng)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年3）大修后4）必要時絕緣電阻一般不小于 1MQ采用500V兆歐表25整體密封試驗

32、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，小帶壓力 釋放裝置2）必要時，如：懷疑密封不良時26感應(yīng)電壓試驗及 局部放電測量1）大修后2）必要時在試驗電壓卜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(cè)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(nèi)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

33、 65K1）用紅外熱像儀或測溫儀測量2）在80%A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全電壓卜仝載廿 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(cè)繞組加壓31繞組頻率響應(yīng)測 量1）投運前2）更換繞組后3）必要時與初始結(jié)果相比，或二相之間結(jié)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(yīng)相同2）對有載開關(guān)應(yīng)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(shè)備閥塔設(shè)備的試驗項目、周期及標準分別如表6.1所示。表

34、6.1閥塔設(shè)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1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)比較父化不大必要時，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(shè)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(shè) 計特性相符合，加小同電流產(chǎn)生脈沖電流不同必要時，如工作站檢測到閥 避雷器動作

35、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(guān)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(nèi)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(shè)計要求9瓷絕緣于探傷檢查6年瓷絕緣于沒有裂紋1）用超聲波設(shè)備檢查，抽 取最上向兩層的絕緣子的 10%檢查是否后裂紋，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(yīng)對閥塔最上 面兩層的所有絕緣于做超 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

36、運行壓力，30分鐘7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w ±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，電容誤差小于土5%1）必要時，保護報警及動 作或

37、者是更換電容后2）在與銘牌值進行比較時 應(yīng)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，電阻誤差小于土5%在與銘牌值進行比較時應(yīng) 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(diào)諧后的整定值相比，電感誤 差不大于± 2%7調(diào)諧特性測量1）6年2）必要時25七時，調(diào)諧頻率與設(shè)計值相比 不超過土 1%1）更換電阻器，或電抗器，或一相電容器超過 10%寸， 應(yīng)進行調(diào)諧點測量2）在其它溫度測量時應(yīng)折 算到25七時的數(shù)據(jù)3）必要時，懷疑調(diào)諧特性 /、止確時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、8

38、.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w 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w 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H與燃類氣體含量（

39、科L/L）項不宜超 過卜列數(shù)值：總煌:20；也 10； GHa： 02）大修后平波電抗器的油中H與燒類氣體含量（科L/L） /、宜超過下 列數(shù)值：總煌:50;也 50; GHk： 03）運行設(shè)備的油中H2與燒類氣體 含量（科L/L）超過卜列任何一項值時應(yīng)引起注意：總燒：150;H2:150;GH: 1 （500kV） 4）煌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(shè)備有異常5）耐壓及局放試驗前后各組份氣 體含量一般應(yīng)無明顯變化1）總煌包括 CH、C2H4、C2H5 和C2Hb四種氣體2）溶解氣體組份含量有增長 趨勢時，可結(jié)合產(chǎn)氣速率判 斷，必要

40、時縮短周期進行跟蹤分析3）總?cè)己康偷脑O(shè)備不宜采 用相對產(chǎn)氣速率進行判斷4）新投運、大修后的電抗器 應(yīng)有投運前的測試數(shù)據(jù)5）必要時，如:一出口（或近區(qū)）短路后 一發(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(jié)合油中氣體色譜分析進行綜合 判斷瓦斯繼電器動作后，應(yīng)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(shè)備，測量時應(yīng)注 意溫度影響，盡量在頂層油 溫高于50 c時米樣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）油中含氣里 （體積

41、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/T423 1991 或DL/T450-1991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(90C) 2m1）大修后2）必要時投運前電抗器本體油：63 1010運行中電抗器本體油：13 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）含量超過卜表值時，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?cè)汲瑯耍珻OCO過局2）需了解絕緣老化情況運行 年限1-5510101515-20糠醛量 mg

42、/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 老化已比較嚴重序號項目周期標準說明（7）介質(zhì)損耗因數(shù)tan 6（90C）1）1年2）大修后3）必要時投運前W 0.7%；運行中W 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 0.03 （油）運行中W 0.1 （油）檢驗方法按

43、GB/T 7599-1987 或 GB/T 264-1983（11）閃點（閉口 C）3年大修后140;運行中1）大于135 C2）不應(yīng)比前次測試值低 5C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(zhì)3年無外觀目測(14)界面張力(25C)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(shè)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 較小應(yīng)后明顯變化參照SD313- 1989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(yīng)引起注意1）試驗可從

44、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 水量測量必要時一不大于1%1）可用所測繞組的tan 6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電感測量必要時與出廠值比較，電感誤差w 2% 或符合制造廠要求如受條件限制口在低壓卜進 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(yīng)大于 土 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(yīng)大于 土2%1）不同溫度卜-電阻值按下式 換算：R2= R （T+t2）/ （T+t1）, 式中R、

45、R分別為在溫度t1、 12下的電阻值；T為電阻溫 度常數(shù)，銅導線取 235 2）必要時，如： 一本體油色譜判斷有故障 紅外測溫判斷套管接頭或 引線過熱序號項目周期標準說明6繞組連同套管的 絕緣電阻、吸收 比和極化指數(shù)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(yīng)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)不彳什1.53）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(yīng)充分放 電3）測量溫度以平波電抗器頂層油溫為準，應(yīng)盡量與前次 測量時的溫度相近4）盡量在油溫低于

46、50 c時測 量，不同溫度卜的絕緣電阻 值按卜式換算R2=R3 1.5 t1-10（式中R、的分別為溫度t1、 t 2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：一運行中油介損不合格或油 中水分超標一滲漏油等可能引起平波電 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(jié)果相比應(yīng)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(zhì)損耗因數(shù)（tan 8 ）1）2年2）大修后3）必要時1）20 C時不大于 0.6%2）tan 8值與歷年的數(shù)值比較不應(yīng) 有顯著變化（一般不大于 30%）1）試驗電壓10kV2）測量溫度

47、以頂層油溫為準，各次測量溫度應(yīng)盡量相 近3）盡量在油溫低于 50 C時測量，小同溫J芟卜的tan 8值 按卜式換算；tan B 2=tan B 131.3 （t2-t1）/10 式中tan 8 1、tan 8 2分別為溫度11、t2時的tan 8值4）必要時，如：一繞組絕緣電阻、吸收比或 極化指數(shù)異常時一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(zhì)損耗因數(shù)（tan 8 ）和電容 值見第9章“套管”1）主絕緣tan 6測重使用正 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(yīng) K

48、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 C時一般不小于 50MQ J氐于 50MQ時應(yīng)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序號項目周期標準說明12穿心螺栓、鐵軻 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 c時一般不小于 500MIQ1）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

49、技術(shù)要求2）密封良好，動作靈活，指示正 確、測溫電阻應(yīng)和出廠值相符3）絕緣電阻一不低于 1MQ1）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(shù)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(yīng)和出廠值相符2）絕緣電阻一般不彳氐于 1MQ1）絕緣電阻用1000V兆歐表 測量2）必要時，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(yīng)在土 10% 范圍內(nèi)或按制造廠技術(shù)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

50、）密封良好，指示正確2）絕緣電阻一般不彳氐于 1MQ1）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 1MQ1）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小時無滲漏1）帶冷卻器進行，小帶壓力 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蛆上

51、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(yīng)測 量1 ）投運前2）更換繞組后3 ）必要時與初始結(jié)果相比，或兩極之間結(jié) 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(yīng)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和十 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10000MQ2）末屏對地不應(yīng)低于 1000MQ1）用2500V兆歐表測量 2）變壓器套管、電抗器套 管的試管的試驗周期跟隨變壓器、電抗器3）必要時，紅外測溫發(fā)現(xiàn) 套管發(fā)熱；套管油位不止 ?；驓怏w壓力不正常2套管電容量及tan 8測