500kV直流输电系统电力设备预防性试验规程(试行).doc

附件： 500kV直流输电系统电气设备预防性试验规程（试行）(试行)二八年三月二十日目 录1 范围.12 规范性引用标准.13 定义、符号.24 总则.25 换流变压器.46 阀塔设备.107 交、直流滤波器、并联电容器组及中性母线电容器.108 平波电抗器.119 套管.1610 直流电压分压器1711 直流电流分流器 1712 支柱绝缘子和悬式绝缘子.1813 金属氧化锌避雷器1914 直流开关1915 直流隔离开关和地刀2216 直流接地极2317 交、直流燥音滤波器23附录A （资料性附录）复合绝缘子憎水性的测试与评价方法.25附录B （资料性附录）接地极直流测量方法.27附录C （资料性附录）直流线路绝缘子表面污秽度的测量.28附录D （资料性附录）污秽等级与对应附盐密度值.32附录E （资料性附录）油浸电力变压器绕组直流泄漏电流参考值.32附录F （资料性附录）高压电气设备的工频耐压试验电压标准.33附录G （资料性附录）参考资料.34前 言预防性试验规程是电力系统技术监督工作的主要依据，直流输电设备预防性试验是直流输电设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证直流输电系统安全运行的有效手段之一。近年来，直流输电工程迅速发展，直流输电设备的预防性试验工作越来越重要，但国内目前还没有成熟的直流设备预防性试验规程。为此，参照相关IEC标准、西门子维护手册及一些国外的直流设备预试资料，结合直流输电工程实际经验，公司组织编制了直流输电设备预防性试验规程。本规程由公司生产技术处提出、归口并解释。本规程起草单位:超高压输电公司生产技术处、天生桥局、广西电力试验研究院。本规程主要起草人：曾宪刚、尹立群、阳少军、罗玉金、何志武、吕伟权、陈鸿飞、任达勇、王志滨、邓本飞、杨洁民、刘江华。执行中的问题和意见，请及时反馈给公司生产技术处。500kV直流输电系统电气设备预防性试验规程1 范围本规程规定了500kV高压直流输电系统电气设备的预防性试验的项目、周期和标准，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。本规程适用于500kV直流输电系统高压电气设备，它包括的设备有：换流变压器、换流阀、避雷器、交、直流滤波器、接地极及其线路装置及其它设备。如产品生产厂家有特殊要求的，按厂家规定执行。2 规范性引用标准下列文件中的条款通过本标准的引用成为本标准的条款。本规程出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本规程各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB/T 311.2-2002 高压输变电设备的绝缘配合GB 1094.1-1996 电力变压器 第1部分 总则GB 1094.32003 电力变压器 第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB 1207-1997 电压互感器 GB 1208-1997 电流互感器 GB 1984-2003 交流高压断路器 GB 1985-1989 交流高压隔离开关和接地开关GB 2536-1990 变压器油 GB 4109-1999 高压套管技术条件 GB 4787-1996 断路器电容器 GB/T 6115-1998 电力系统用串联电容器 第1部分: 总则-性能、试验和额定值-安全要求-安全导则 GB/T 6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7595-2000 运行中变压器油质量标准 GB/T 8905-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则 GB/T 10229-1988 电抗器 GB 10230-1988 有载分接开关 GB/T 11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB 11032-2000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 50150-2006 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB/T 13498-1992 高压直流输电术语DL/T 402-1999 交流高压断路器订货技术条件 DL/T 574-1995 有载分接开关运行维修导则 DL/T 593-1996 高压开关设备的共用订货技术导则DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621-1997 交流电气装置的接地 DL/T 664-1999 带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 JB/T 7111-1993 高电压并联电容器装置JB/T 8169-1999 耦合电容器和电容分压器Q/CSG 1 0007-2004 电力设备预防性试验规程IEC 613782 换流变压器 第2部分 高压直流用变压器IEC60633:1998 高压直流(HVDC)输电术语Terminology for high-voltage direct current (HVDC) transmissionIEC60700-1:1998 高压直流输电晶闸管阀-第1部分 电气试验Thyristor valves for high direct current (HVDC)power transmission-part 1:Electrical testing3 定义、符号3.1 预防性试验为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样、气样、水样进行的试验。3.2 在线监测 在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。3.3 带电测试对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由试验人员参与进行的测试。3.4 红外测温利用红外技术，对电力系统中具有电流、电压致热效应或其它致热效应的带电设备进行温度检测和诊断。3.5 绕组频率响应特性测试利用频率响应方法对变压器绕组进行测试，根据纵向和横向对比判断绕组是否存在扭曲、断股、移位、松脱等变形现象。3.6 绝缘电阻 绝缘结构或绝缘材料在直流电压下呈现的高电阻值。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无特别说明，均指加压1min时的测得值。3.7 吸收比 在同一次试验中，lmin时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。3.8 极化指数 在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与lmin时的绝缘电阻值之比。3.9 本规程所用的符号Un 设备额定电压Um 设备最高电压U1mA 避雷器直流lmA下的参考电压tan 介质损耗因数4 总则4.1 运行单位应遵守本规程开展技术监督工作。在执行规程过程中，遇到特殊情况，如延长设备的试验周期、降低试验标准要求、增删试验项目，以及发现某类设备的同一类故障和缺陷突出而需要调整试验周期时，应组织有关人员认真分析讨论并提出建议，由本单位负责生产的领导批准执行，并报上级主管生产部门备案。4.2试验结果应与该设备的出厂试验结果、历次试验结果相比较，与同类设备的试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后作出判断。4.3 充油电力设备在充满合格油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间按产品要求，当制造厂无规定时， 则应依据设备额定电压满足以下要求： 对 500kV 设备，应不少于 72小时h。4.4 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分开来单独试验(制造厂装配的成套设备不在此限)。同一试验电压的设备可连在一起进行试验。已有单独试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，此时，试验电压应采用所连设备中的最低试验电压。4.5 当电力设备的额定电压与实际使用的额定电压不同时，应根据以下原则确定试验电压：4.5.1 当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试验电压；4.5.2 当采用额定电压较高的设备作为代用时，应按照实际使用的额定电压确定其试验电压；4.5.3 为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实际使用的额定工作电压确定其试验电压。4.6 当进行与设备的环境条件如温度、湿度、油温等有关的各种试验 时(如测量直流电阻、绝缘电阻、tan、泄漏电流等) 时，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。换流变压器、油浸平波电抗器应以上层油温作为被试品的温度。进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+5，户外试验应在良好的气候条件下进行，且空气相对湿度一般不高于80。应注意环境温度的影响，如换流变压器、油浸平波电抗器应以上层油温作为测试温度。4.7 在进行直流耐压试验时，应采用正极性接线加压方式。4.8 设备经交接试验后超过6个月未投入运行，或运行中设备停运超过6个月的，在投运前按本规程规定的内容进行绝缘试验。对于停运时间不足六6个月的某些设备的试验项目及标准，由运行单位根据实际情况决定。4.9新安装投运的换流变压器、阀厅内设备、平波电抗器、电容器、电阻器、电抗器、套管、互感器、直流分压器、直流分流器、直流开关设备、避雷器、交、直流噪音滤波器在质保期内的预试周期为1年应每年做一次电气试验，各项指标合格后，转入正常预试周期。4.10提倡加强直流设备在线监测，促进直流设备由定期停电预试检修过渡到状态检修。有条件进行带电测试或在线监测的设备，如有末屏引出头的套管、耦合电容器、电流互感器和避雷器等，应积极开展电容、电流和泄漏电流等带电测试或在线监测。当带电测试或在线监测发现运行设备异常时应进行停电试验进一步核实。4.11 如经实用证明利用带电测试或在线监测技术能达到停电试验的效果，经本单位负责生产的领导批准可以不做停电试验或适当延长周期，并上报生产管理单位备案。4.12 开展红外测温工作，具体要求按DL/T664-1999带电设备红外诊断技术应用导则执行，必要时加强监视。4.13如经试验比对，不拆引线不影响试验结果的预防性试验，经主管生产领导批准后，可以按照本规程要求采用不拆引线试验的方法进行。4.14其它的交流设备的预防性试验按照Q/CSG 1 007-2004电力设备预防性试验规程Q/CSG 1 007-2004执行。4.15如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。5 换流变压器换流变压器的试验项目、周期及标准分别如表5.1所示。表 5.1换流变压器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绝缘油试验（1）油中溶解气体色谱分析1)投运前2)新装、大修后1、4、10、30天3)运行中，3个月4)必要时1)新装换流变压器的油中H2与烃类气体含量(L/L)任一项不宜超过下列数值：总烃：20；H2：10；C2H2：02)大修后变压器的油中H2与烃类气体含量(L/L)不宜超过下列数值：总烃：50；H2：50；C2H2：03)运行设备的油中H2与烃类气体含量( L/L)超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150；H2：150；C2H2：1 4)烃类气体总和的绝对产气速率超过6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)或相对产气速率大于10%/月，则认为设备有异常5)冲击合闸试验前后和耐压及局放试验前后各组份气体含量一般应无明显变化1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体2)溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4)新投运、大修后的变压器应有投运前的测试数据5)必要时,如:出口(或近区)短路后发现运行异常等（2）瓦斯继电器中气体色谱分析必要时结合油中气体色谱分析进行综合判断瓦斯继电器动作后，应同时取变压器本体油和瓦斯继电器中气体（如果有）进行色谱分析（3）油中水分 mg/L1)1年2)大修后3)必要时大修后不大于10运行中不大于151）运行中设备，测量时应注意温度影响，尽量在顶层油温高于50时采样2）必要时，如：变压器绝缘电阻（吸收比、极化指数）测量异常时或渗漏油等（4）油中含气量%（体积分数）1)1年2)大修后3)必要时1）大修后不大于12）运行中不大于31）按DL/T4231991或DL/T4501991方法进行试验2）必要时，如：变压器需要补油时或渗漏油时（5）体积电阻率（90）m1)大修后2)必要时投运前变压器本体油：61010运行中变压器本体油：11010按DL/T4211991或GB56541985方法进行试验（6）油中糠醛测量mg/L必要时1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需连续检测：建议在以下情况下进行：1)油中气体总烃超标，CO、CO2过高或增长率过快2 )需了解绝缘老化情况运行年限1-55-1010-1515-20糠醛量mg/L0.10.20.40.752)跟踪检测时，注意增长率3)测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重（7）介质损耗因数tan（90）1)1年2)大修后3)必要时投运前0.7%；运行中2%检验方法按GB5654-1985（8）击穿电压kV1)1年2)大修后3)必要时大修后60；运行中50参考GB/T507-1986进行试验（9）水溶性酸（pH值）1)3年2)大修后3)必要时大修后5.4运行中4.2试验方法按GB/T 7598-1987（10）酸值mg (KOH)/g1)3年2)大修后3)必要时大修后0.03 (油)运行中0.1 (油）检验方法按GB/T 7599-1987或GB/T 264-1983（11）闪点（闭口）3年大修后140运行中:1）大于1352）不应比前次测试值低5检验方法按GB/T 261-1983（12）游离碳3年无较多碳浮于油中外观目测（13）机械杂质3年无外观目测（14）界面张力（25）N/m3年大修后35运行中19检验方法按GB/T 6541-1986（15）油中颗粒度1)注入设备前后的新油2）投运前或大修后3)3年按制造厂家规定，并与往年数据比较不应有明显变化参照SD3131989油中颗粒数及尺寸测量方法2绝缘纸、纸板聚合度测量必要时当聚合度小于250时应引起注意1）试验可从引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等取样数克2）必要时，如怀疑纸（板）老化时3绝缘纸、纸板含水量测量%必要时一般不大于11）可用所测绕组的tan值推算或直接取纸（板）样按DL449-91进行试验2）必要时，如怀疑纸（板）受潮时4绕组直流电阻1)阀侧绕组为4年，网侧绕组为2年2)大修后3)必要时1)各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%2)测得的相间差与以前（出厂或交接时）相应部位测得的相间差比较，其变化不应大于2%1）如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%2) 对有载分接开关调压绕组，宜在所有分接处测量,测试时发现直流电阻有异常时，注意分接开关触头的充分打磨3)不同温度下电阻值按下式换算:R2R1（T+t2）/（T+t1），式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取2354）如换流变压器阀侧绕组与整流阀的连接不易拆除，阀侧绕组直流电阻可适当延长周期，但应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，并加强红外测温工作5)必要时，如：本体油色谱判断有故障红外测温判断套管接头或引线过热5绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数1)4年2)大修后3)必要时1)绝缘电阻换算至同一温度下，与交接值相比应无明显变化，一般不低于交接值的70%2)吸收比不低于1.3或极化指数不低于1.53）绝缘电阻大于10000M时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.31)使用2500V或5000V兆欧表，对220kV及以上换流变压器，兆欧表一般要求输出电流不小于3mA2)测量前被试绕组应充分放电3)测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算R2=R11.5t1-t2/10式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值5)吸收比和极化指数不进行温度换算6)必要时，如：运行中油介损不合格或油中水分超标渗漏油等可能引起变压器受潮的情况6绕组泄漏电流1）4年2）大修后3）必要时1)试验电压一般如下：绕组额定电压66-330kV，直流试验电压40kV；绕组额定电压500kV，直流试验电压60kV2)与前一次测量结果相比应无明显变化1）读取1min时的泄漏电流值2）由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近（在相同温度下）7绕组连同套管的介质损耗因数（tan）1)4年2)大修后3)必要时1)20时不大于0.6%2)tan值与历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30%）1)非被试绕组接地或屏蔽2)试验电压10kV3)测量温度以顶层油温为准，各次测量温度应尽量相近4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tan值按下式换算tan2=tan11.3(t2-t1)/10式中tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值5)必要时，如：绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时油介损不合格或油中水分超标渗漏油等8电容式套管的介质损耗因数（tan）和电容值见第9章“套管”1)主绝缘tan测量使用正接线测量，即被测量套管绕组短路加压，其它绕组短路接地，末屏接电桥2)测量时记录环境温度及变压器顶层油温9铁芯和夹件接地电流1个月1、运行中铁芯接地电流一般不应大于1.0A2、怀疑夹件有多点接地时才测量夹件接地电流只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量，铁芯和夹件分别测量10铁心及夹件绝缘电阻1)2年2)大修后3)必要时20时一般不小于50M，低于50M时应加强接地电流测量，并加强油色谱分析1)采用1000V兆欧表2)必要时，如：油色谱试验判断铁芯多点接地时11穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻大修时20时一般不小于500M1)用1000V兆欧表2)连接片不能拆开者可不进行12绕组所有分接头的电压比1) 分接开关引线拆装后或更换分接开关后2) 更换绕组后1)各相分接头的电压比与铭牌值相比不应有显著差别，且符合规律2)额定分接位置偏差不大于0.5%，其它分接位置不大于1%13变压器极性检查更换绕组后必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致14空载电流和空载损耗必要时与前次试验值相比无明显变化1)试验电压可用额定电压或较低电压(如5额定电压；若制造厂提供了较低电压下的测量值，可在相同电压下进行比较)必要时，如：怀疑磁路有缺陷等15短路阻抗和负载损耗必要时各台（各相）换流变压器的短路阻抗差宜控制在3.75以内，负载阻抗差控制在2以内1）试验电流可用额定值或较低电流(如10额定电流；若制造厂提供了较低电流下的测量值，可在相同电流下进行比较)2)必要时，如：出口短路后16测温装置校验及其二次回路试验1)4年(二次回路)2)大修后3)必要时1）按制造厂的技术要求2）密封良好，动作灵活，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符3）绝缘电阻一般不低于1M1)绝缘电阻用1000V兆欧表测量2)必要时，如怀疑有故障时17气体继电器校验1)必要时2）大修时按厂家的技术要求必要时，如怀疑有故障时18气体继电器二次回路试验1)2年2)必要时1）密封良好，指示正确2）绝缘电阻一般不低于1M1)绝缘电阻用1000V兆欧表测量2)必要时，如怀疑有故障时19压力释放器校验1)必要时2）大修时动作值与铭牌值相差应在10%范围内或按制造厂技术要求必要时，如怀疑有故障时20压力释放器二次回路试验1)2年2)必要时1）密封良好，指示正确2）绝缘电阻一般不低于1M1)绝缘电阻用1000V兆欧表测量2)必要时，如怀疑有故障时21冷却装置及其二次回路检查试验1)4年(二次回路)2)大修后3)必要时1)投运后，检查流向、温升和声响，24小时无渗漏2)绝缘电阻一般不小于1M1）测量绝缘电阻采用1000V兆欧表2)必要时，如怀疑有故障时22套管中电流互感器试验1)大修后2)必要时1）绝缘电阻测试：绝缘电阻一般不小于1M2）变比测试3）极性测试4）伏安特性测试1）一次与二次间绝缘电阻测量采用2500V兆欧表2）二次回路绝缘电阻测量采用1000V兆欧表23套管中SF6气体试验见第9章“套管”24有载调压装置的试验和检查：（1）检查动作顺序，测试动作角度1）分接开关大修后2）必要时范围开关、选择开关、切换开关的动作顺序，应符合制造厂的技术要求，其动作角度应与出厂试验记录相符必要时，如怀疑分接开关有故障时（2）操作试验：不施电压时手动操作、就地电动操作、远方电动操作各1个循环1年1)手动操作应轻松，必要时用力矩表测量，其值不超过制造厂的规定2)电动操作应无卡涩，并且没有连动现象。电气和机械限位动作正常（3）检查和测试切换开关：测量过渡电阻阻值1)大修后2)必要时应符合制造厂的技术条件测量切换时间三相同步的偏差，切换时间的数值及正反向切换时间的偏差应与制造厂的技术条件相符检查插入触头，动静触头的接触情况和电气回路的连接情况动、静触头平整光滑，触头烧损度不超过制造厂的规定值，回路连接良好单、双数触头间非线性电阻的试验按制造厂技术要求切换开关油箱密封检查施加0.035MPa压力，持续时间24小时无渗漏（4）检查操作箱1年接触器、电动机、传动齿轮、辅助接点、位置指示器、计数器等动作正确，机械传动部件无锈蚀（5）切换开关室绝缘油的击穿电压、酸值、微水1)1年(油击穿电压、微水)2)大修后3)必要时大修时应符合制造厂规定，运行中油击穿电压不小于30kV，酸值不大于0.3mg(KOH)/g（油），微水满足厂家要求按GB507-86、GB7599-87进行试验（6）二次回路绝缘电阻测量1)投运1年后2)2年3)大修后4)必要时绝缘电阻一般不小于1M采用500V兆欧表25整体密封试验1)大修后2)必要时在油枕顶部施加0.035MPa压力，持续时间24小时无渗漏1）试验时带冷却器，不带压力释放装置2)必要时,如：怀疑密封不良时26感应电压试验及局部放电测量1)大修后2)必要时在试验电压下的局部放电量不大于500pC必要时，如：运行中变压器油色谱异常，怀疑存在放电性故障时27阀侧绕组直流电压试验及局部放电测量大修后1)试验电压为出厂试验电压的80%时间1小时。正极性升至试验电压时间为3分钟2)最后10分钟内大于2000pC的放电脉冲个数不大于1028噪音测量必要时一般不大于85dB必要时,如发现变压器噪音异常29油箱表面温度分布必要时局部过热点温升不超过65K1）用红外热像仪或测温仪测量2)在80%以上负荷时进行3)必要时，如：发现油箱表面局部过热时30全电压下空载合闸更换绕组后1)新装和全部更换绕组，空载合闸5次，每次间隔5min2)部分更换绕组，空载合闸3次，每次间隔5min1)在运行分接头上进行2)由变压器网侧绕组加压31绕组频率响应测量1)投运前2)更换绕组后3)必要时与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同厂家同型号对比1)每次测试时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同2)对有载开关应在最大分接下测试 3)必要时，如：发生近区短路后6 阀塔设备阀塔设备的试验项目、周期及标准分别如表6.1所示。表6.1 阀塔设备的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1均压电容及组件均压电容量测量6年电容误差满足制造厂要求用电容表测量2组件均压电容的介损和电容量测量必要时与历次数据比较变化不大必要时,怀疑电容器有故障时3可控硅触发试验1)6年2)必要时可控硅触发正常1）用可控硅级试验设备进行试验2)必要时,如VBE检测到有可控硅级故障时4TE板电气试验必要时TE板测试成功1)用TE板试验仪器进行试验2)必要时,怀疑TE板有故障时5阀避雷器动作监测装置的校验1)1年2)必要时阀避雷器动作监测装置动作特性与设计特性相符合,加不同电流产生脉冲电流不同必要时,如工作站检测到阀避雷器动作告警后6阀避雷器试验1)阀塔大修时2)必要时按避雷器一节有关项目进行必要时：如阀避雷器动作监测装置动作时或怀疑阀避雷器故障时7阀冷却水管漏水监测系统校验1)1年2)必要时告警和跳闸信号正确、可靠8阀内冷水系统温度、压力、电导率、流量计传感器及仪表校验1)2年2)必要时功能符合设计要求9瓷绝缘子探伤检查6年瓷绝缘子没有裂纹1）用超声波设备检查，抽取最上面两层的绝缘子的10%，检查是否有裂纹，绝缘子如有裂纹，更换绝缘子；并对所有的同型号绝缘子进行检查2）地震后，应对阀塔最上面两层的所有绝缘子做超声波测试10阀冷却水管静压力试验1）2年2）阀冷系统检修后1.1倍运行压力，30分钟7 交、直流滤波器、并联电容器组及中性母线电容器交、直流滤波器、并联电容器组及中性母线电容器的试验项目、周期及标准分别如表7.1所示。表 7.1 交、直流滤波器、并联电容器组及中性母线电容器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1极对壳绝缘电阻必要时与上一次数据比较进行判断1）采用2500V兆欧表2）必要时，如更换电容器时，对新电容器测量极对壳绝缘电阻2各臂等效电容值测量1)3年2)必要时相同两臂间电容量偏差0.5%必要时，保护报警及动作或者是更换电容后3单只电容器的电容量测量1)3年2)必要时与铭牌值比较，电容误差小于5%1)必要时，保护报警及动作或者是更换电容后2)在与铭牌值进行比较时应该考虑温度系数4电阻器测量1)6年2)必要时与铭牌值比较，电阻误差小于5%在与铭牌值进行比较时应注意温度换算5测量电抗器的直流电阻6年与铭牌值比较，无明显变化6测量电抗器的电感1)6年2)必要时与调谐后的整定值相比，电感误差不大于2%7调谐特性测量1)6年2)必要时25C时，调谐频率与设计值相比不超过11）更换电阻器，或电抗器，或一相电容器超过10%时，应进行调谐点测量2)在其它温度测量时应折算到25C时的数据3）必要时，怀疑调谐特性不正确时8 平波电抗器干式和油浸平波电抗器的试验项目、周期及标准分别如表8.1、8.2所示。表8.1 干式平波电抗器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1直流电阻测量1)投运1年2)必要时与出厂值比较，电阻误差2% 1）如受条件限制可在低压下进行测量2）必要时，怀疑干式平波电抗器参数变化时2电感测量1)投运1年2)必要时与出厂值比较，电感误差2%1）如受条件限制可在低压下进行测量2）必要时，怀疑干式平波电抗器参数变化时表8.2油浸式平波电抗器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1绝缘油试验（1）油中溶解气体色谱分析1)投运前2)新装、大修后1、4、10、30天3)运行中，3个月4)必要时1)新装平波电抗器的油中H2与烃类气体含量(L/L)任一项不宜超过下列数值：总烃：20；H2：10；C2H2：02)大修后平波电抗器的油中H2与烃类气体含量(L/L)不宜超过下列数值：总烃：50；H2：50；C2H2：03)运行设备的油中H2与烃类气体含量( L/L)超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150；H2：150；C2H2： 1 (500kV)4)烃类气体总和的绝对产气速率超过12mL/d(密封式)或相对产气速率大于10%/月，则认为设备有异常5)耐压及局放试验前后各组份气体含量一般应无明显变化1)总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体2)溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4)新投运、大修后的电抗器应有投运前的测试数据5)必要时,如:出口(或近区)短路后发现运行异常等（2）瓦斯继电器中气体色谱分析必要时结合油中气体色谱分析进行综合判断瓦斯继电器动作后，应同时取平波电抗器本体油和瓦斯继电器中气体（如果有）进行色谱分析（3）油中水分 mg/L1)1年2)大修后3)必要时大修后不大于10运行中不大于151）运行中设备，测量时应注意温度影响，尽量在顶层油温高于50时采样2）必要时，如：平波电抗器绝缘电阻（吸收比、极化指数）测量异常时或渗漏油等（4）油中含气量%（体积分数）1)1年2)大修后3)必要时大修后不大于1运行中电抗器不大于31)按DL/T4231991或DL/T4501991方法进行试验2）必要时，如：平波电抗器需要补油时或渗漏油时（5）体积电阻率（90）m1)大修后2)必要时投运前电抗器本体油：61010运行中电抗器本体油：11010按DL/T4211991或GB56541985方法进行试验（6）油中糠醛测量 （mg/L）必要时1)含量超过下表值时，一般为非正常老化，需连续检测:建议在以下情况下进行：1)油中气体总烃超标，CO、CO2过高2) 需了解绝缘老化情况运行年限1-55-1010-1515-20糠醛量mg/L0.10.20.40.752)跟踪检测时，注意增长率3)测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重（7）介质损耗因数tan（90）1)1年2)大修后3)必要时投运前0.7%；运行中2%检验方法按GB5654-1985（8）击穿电压kV1)1年2)大修后3)必要时大修时60；运行中50参考GB/T507-1986进行试验（9）水溶性酸（pH值）1)3年2)大修后3)必要时大修后5.4运行中4.2试验方法按GB/T 7598-1987（10）酸值mg (KOH)/g1)3年2)大修后3)必要时大修后0.03 (油)运行中0.1（油）检验方法按GB/T 7599-1987或GB/T 264-1983（11）闪点（闭口）3年大修后140；运行中1）大于1352）不应比前次测试值低5检验方法按GB/T 261-1983（12）游离碳3年无较多碳浮于油中外观目测（13）机械杂质3年无外观目测（14）界面张力（25）mN/m3年大修后35运行中19检验方法按GB/T 6541-1986（15）油中颗粒度1)注入设备前后的新油2)大修后3)3年按制造厂家规定，并与往年数据比较不应有明显变化参照SD3131989油中颗粒数及尺寸测量方法2绝缘纸、纸板聚合度测量必要时当聚合度小于250时应引起注意1）试验可从引线上绝缘纸、垫块、绝缘纸板等取样数克2）必要时，如:怀疑纸（板）老化时3绝缘纸、纸板含水量测量必要时一般不大于1%1）可用所测绕组的tan值推算或直接取纸（板）样按DL449-91进行试验2）必要时，如:怀疑纸（板）受潮时4电感测量必要时与出厂值比较，电感误差2%或符合制造厂要求如受条件限制可在低压下进行测量5绕组直流电阻1)4年2)大修后3)必要时1) 测得直流电阻与出厂或交接值相比无明显变化。误差不应大于2%2) 测得直流电阻与前一次测量值相比无明显变化。误差不应大于2%1）不同温度下电阻值按下式换算:R2R1（T+t2）/（T+t1），式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取2352) 必要时，如：本体油色谱判断有故障红外测温判断套管接头或引线过热6绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数1) 2年2)大修后3)必要时1)绝缘电阻换算至同一温度下，与交接值相比应无明显变化，一般不低于交接值的702)吸收比不低于1.3或极化指数不低于1.53)绝缘电阻大于10000M时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.31)使用2500V或5000V兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3)测量温度以平波电抗器顶层油温为准，应尽量与前次测量时的温度相近4)尽量在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算R2=R11.5t1-t2/10（式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值）5)极化指数不进行温度换算6)必要时，如：运行中油介损不合格或油中水分超标渗漏油等可能引起平波电抗器受潮的情况7绕组连同套管的泄漏电流1）2年2）大修后3）必要时1)直流试验电压为60kV2)与前一次测量结果相比应无明显变化读取1分钟泄漏电流值8绕组连同套管的介质损耗因数（tan）1)2年2)大修后3)必要时1)20时不大于0.6%2)tan值与历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30%）1) 试验电压10kV2) 测量温度以顶层油温为准，各次测量温度应尽量相近3) 尽量在油温低于50时测量，不同温度下的tan值按下式换算；tan2=tan11.3(t2-t1)/10式中tan1、tan2分别为温度t1、t2时的tan值4) 必要时，如：绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数异常时油介损不合格或油中水分超标渗漏油等9电容式套管的介质损耗因数（tan）和电容值 见第9章“套管”1)主绝缘tan测量使用正接线测量，即被测量套管绕组短路加压，末屏接电桥2)测量时记录环境温度及平波电抗器顶层油温10铁芯及夹件接地电流1个月1)运行中铁芯接地电流一般不应大于1.0A2)怀疑夹件有多点接地时才测量夹件接地电流只对有外引接地线的铁芯、夹件进行测量, 铁芯、夹件分别测量11铁芯及夹件绝缘电阻1)2年2)大修后3)必要时20时一般不小于50M,低于50M时应加强接地电流测量,并加强油色谱分析1)采用1000V兆欧表2)必要时，如：油色谱试验判断铁芯多点接地时12穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻大修时20时一般不小于500M1)用1000V兆欧表2)连接片不能拆开者可不进行13测温装置校验及其二次回路试验1)4年(二次回路)2)大修后3)必要时1）按厂家的技术要求2）密封良好，动作灵活，指示正确、测温电阻应和出厂值相符3)绝缘电阻一般不低于1M1)绝缘电阻用1000V兆欧表测量2)必要时，如怀疑有故障时14气体继电器校验1) 必要时2)大修时按厂家的技术要求必要时，如怀疑有故障时15气体继电器二次回路试验1）2年2) 必要时1）密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符2）绝缘电阻一般不低于1M1)绝缘电阻用1000V兆欧表测量2)必要时，如怀疑有故障时16压力释放器校验1）大修时2）大修时1）动作值与铭牌值相差应在10%范围内或按制造厂技术要求必要时，如怀疑有故障时17压力释放器校验二次回路试验1）2年2）大修后1）密封良好，指示正确2）绝缘电阻一般不低于1M1)绝缘电阻用1000V兆欧表测量2)必要时，如怀疑有故障时18冷却装置及其二次回路检查试验1)4年(二次回路)2)大修后3)必要时1)投运后，检查流向、温升和声响，24小时无渗漏2)绝缘电阻一般不小于1M1)测量绝缘电阻采用1000V兆欧表2)必要时，如怀疑有故障时19整体密封试验1)大修后2)必要时在油枕顶部施加0.035Mpa压力，持续时间24小时无渗漏1)带冷却器进行，不带压力释放装置2)必要时，如怀疑密封不良时20油箱表面温度分布必要时局部过热点温升不超过65K1）用红外热像仪或测温仪测量2)在80%以上负荷时进行3)必要时，如：发现油箱表面局部过热时21绕组频率响应测量)投运前)更换绕组后)必要时与初始结果相比，或两极之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同厂家同型号对比1)每次测试时，宜采用同一种仪器，接线方式应相同2)必要时，如：发生近区短路后9 套管套管的试验项目、周期及标准分别如表9.1所示。表9.1 套管的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻1)3年(SF6和干式套管)2)1年(油纸式电容型套管)3)变压器或电抗器大修后4)必要时1)主绝缘的绝缘电阻一般不小于10000M2)末屏对地不应低于1000M1)用2