如何巡检和试验直流电流互感器？

6.1　换流变压器

6.1.1　换流变压器巡检及例行检查和试验（见表61、表62）

表61　换流变压器巡检项目

表62　换流变压器例行检查和试验项目

续表

6.1.2　换流变压器诊断性试验（见表63）

6.1.2.1　阀侧绕组电阻

当油中溶解气体分析异常或者怀疑存在绕组方面的缺陷时进行本项目。要求见5.1.1.4条。

表63　换流变压器诊断性试验项目

6.1.2.2　感应耐压和局部放电量测量

验证主绝缘强度或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。感应电压的频率应在100 Hz～400 Hz。电压为出厂试验值的80%，时间按式（3）确定，但应在15s～60s之间。耐压幅值应依据变压器状态审慎确定。如同时测量局部放电，应控制各种外部电晕和放电干扰，使整个试验回路的背景干扰低于许可的局部放电水平。具体试验程序参考下列方法：

a）国家标准或行业标准推荐的试验方法；

b）IEC等国际标准推荐的试验方法；

c）设备技术文件推荐的试验方法或出厂试验方法；

d）适宜于现场条件的其他等效试验方法。

首次使用非标准试验方法时应咨询制造商的意见，或由设备管理者组织专家做出决定。

6.2　平波电抗器

6.2.1　油浸式平波电抗器巡检及例行检查和试验（见表64、表65）

表64　油浸式平波电抗器巡检项目

表65　油浸式平波电抗器例行检查和试验项目

表66　油浸式平波电抗器诊断性试验项目

6.2.2　油浸式平波电抗器诊断性试验（见表66）

6.2.2.1　电感量测量

可采用施加工频电压、测量工频电流来计算电感量的方法。测量时，通过调压器将工频电压施加到电抗器的引线端子上，用电压表和电流表监视电压和电流，逐步升高电压U，直至电流达到1A，读取电压值U，电感量L＝U/（100π）。

6.2.2.2　声级测量

在运行中出现声响异常，可视情况进行声级测量。测量干式电抗器声级时必须保证与绕组有足够的安全距离。测量方法参考GB 10229。

6.2.2.3　振动测量

在运行中出现异常振动，可视情况进行振动测量。如果之前进行过振动测量，宜在同等条件下进行，以便比较。测量方法参考GB 10229。

6.2.3　干式平波电抗器

巡检包括表64所列外观、声响及振动；例行检查和试验包括表65所列红外热像检查；诊断性试验包括表66所列绕组电阻值、电感量测量。

6.3　油浸式电力变压器和电抗器

同第5.1条。

6.4　SF6气体绝缘电力变压器

同第5.2条。

6.5　电流互感器

同第5.3条。

6.6　电磁式电压互感器

同第5.4条。

6.7　电容式电压互感器

同第5.4条。

6.8　直流电流互感器（零磁通型）

6.8.1　直流电流互感器巡检及例行试验（见表67、表68）

表67　直流电流互感器巡检项目

表68　直流电流互感器例行试验项目

6.8.1.1　巡检说明

a）高压引线、接地线等连接正常；本体无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹或破损；无影响设备运行的异物附着。

b）充油的电流互感器无油渗漏，油位正常，膨胀器无异常升高；充气的电流互感器气体密度值正常，气体密度表（继电器）无异常。

c）二次电流无异常。

6.8.1.2　红外热像检测

检测高压引线连接处、电流互感器本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。

6.8.2　直流电流互感器诊断性试验（见表69）

表69　直流电流互感器诊断性试验项目

6.9　光电式电流互感器

6.9.1　光电式电流互感器巡检及例行试验（见表70、表71）

6.9.1.1　巡检说明

a）高压引线、接地线等连接正常；本体无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹或破损；无影响设备运行的异物附着。

b）每月对光电流互感器的传输通道光电流、功率、奇偶校验值等参数进行监视，应无异常。

c）二次电流无异常。

6.9.1.2　红外热像检测

检测高压引线连接处、电流互感器本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。

6.9.1.3　火花间隙检查（如有）

若电流传感器装备了火花间隙，应清洁间隙表面积尘，并确认间隙距离符合设备技术文件要求。

6.9.2　光电式电流互感器诊断性试验

6.9.2.1　激光功率测量

在线监测系统显示光功率不正常时进行本项目。用光通量计测量到达受端的激光功率，并与要求值和上次对应位置的测量值进行比较，偏差不大于±5%或符合设备技术文件要求。必要时可测量光纤系统的衰减值，测量结果应符合设备技术文件要求。

表70　光电式电流互感器巡检项目

表71　光电式电流互感器例行试验项目

表72　光电式电流互感器诊断性试验项目

表73　直流分压器巡检项目

表74　直流分压器例行试验项目

6.10　直流分压器

6.10.1　直流分压器巡检及例行试验（见表73、表74）

6.10.1.1　巡检说明

a）高压引线、接地线等连接正常；本体无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹或破损；无影响设备运行的异物。

b）油位（充油）、气体密度（充气）符合设备技术条件要求；气体密度表（继电器）无异常。

c）二次电压无异常。

6.10.1.2　红外热像检测

检测高压引线连接处、分压器本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。

6.10.1.3　电压限制装置功能验证

每3年或有短路事故时，进行本项目。试验方法和要求参见设备技术文件。一般是用不超过1000V绝缘电阻表施加于电压限制装置的两个端子上，应能识别出电压限制装置内部放电。

6.10.1.4　分压电阻、电容值测量

定期或二次侧电压值异常时，测量高压臂和低压臂电阻阻值，同等测量条件下初值差不应超过±2%；如属阻容式分压器，应同时测量高压臂和低压臂的等值电阻和电容值，同等测量条件下初值差不超过±3%，或符合设备技术文件要求。

6.10.2　直流分压器诊断性试验（见表75）

6.10.2.1　分压比校核

低压侧电压值异常时进行此项目。在80%～100%的额定电压范围内，在高压侧加任一电压值，测量低压侧电压，校核分压比。简单检查可取更低电压。分压比应与铭牌标志相符。当计量要求时，应测量电压误差，测量结果符合设备计量准确级要求。具体要求参考设备技术文件之规定。

表75　直流分压器诊断性试验项目

6.10.2.2　绝缘油试验

怀疑油质受潮、劣化或者怀疑内部可能存在局部放电缺陷时进行本项试验。取样时，务必注意设备技术文件的特别提示（如果有）并检查油位。全密封或设备技术文件明确禁止取油样时不宜进行此项试验。

6.11　高压套管

同第5.6节。

6.12　SF6断路器

同第5.7节。

6.13　气体绝缘金属封闭开关设备

同第5.8节。

6.14　直流断路器

6.14.1　直流断路器巡检及例行试验（见表76、表77）

表76　直流断路器巡检项目

表77　直流断路器例行试验项目

6.14.1.1　巡检说明

a）外观无异常，高压引线、二次控制电缆、接地线连接正常；瓷套、支柱绝缘子无残损、无异物挂接；加热单元功能无异常；分合闸位置及指示正确。

b）SF6绝缘断路器气体密度（压力）正常。

c）操动机构状态检查正常（液压机构油压正常；气压机构气压正常；弹簧机构弹簧位置正确）。

6.14.1.2　红外热像检测

检测断口及断口并联元件、引线接头、绝缘子等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。判断时应该考虑测量时及前3h负荷电流的变化情况。

6.14.1.3　例行检查和测试

a）轴、销、锁扣和机械传动部件检查，如有变形或损坏应予更换；

b）瓷绝缘件清洁和裂纹检查；

c）操动机构外观检查，如按力矩要求抽查螺栓、螺母是否有松动，检查是否有渗漏等；

d）检查操动机构内、外积污情况，必要时需进行清洁；

e）检查是否存在锈迹，如有需进行防腐处理；

f）按设备技术文件要求对操动机构机械轴承等活动部件进行润滑；

g）检查辅助回路和控制回路电缆、接地线是否完好；

h）检查振荡回路各元件是否存在电蚀、碳化或机械松动等；

i）在额定操作电压下分、合操作两次，要求操作应灵活，合、分指示及切换开关转换正确。

6.14.1.4　非线性（放电）电阻

测试其绝缘电阻和直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下泄漏电流。试验方法及要求参见5.14.1.4条。

6.14.1.5　空气断路器直流泄漏

试验电压为直流40kV。泄漏电流大于10μA时应引起注意。注意排除瓷护套的影响。

6.14.1.6　振荡回路电容、电感及电阻值测量

每6年或巡检、红外检测有异常时进行本项目。要求在同等测量条件下，各元件的初值差不超过设备技术文件要求之规定。其中电容的测量可以采用电桥或数字式电容表，电感测量方法可参考6.17.2.3条，电阻的测量可以采用电桥或数字式欧姆表。

6.14.2　直流断路器诊断性试验（见表78）

表78　直流断路器诊断性试验项目

6.14.2.1　操动机构检查和测试

投运9年或达到机械寿命的50%，之后每6年，进行一次如下各项检查或测试：

a）机械操作试验，符合设备技术文件要求；

b）分、合闸线圈电阻值和动作电压检查，符合设备技术条件要求；

c）操动机构储能过程检查及压力触点检查，符合设备技术文件要求；

d）二次控制电缆的绝缘检查；

e）阻尼器功能检查，符合设备技术文件要求；

f）联锁装置功能检查，符合设备技术文件要求。

6.14.2.2　交流耐压试验

对核心部件或主体进行解体性检修之后或必要时进行本项试验。包括高压对地（合闸状态）和断口间（分闸状态）两种方式。试验在额定充气压力下进行，试验电压为出厂试验值的80%，频率不超过300Hz，耐压时间为60s，试验方法参考DL/T 593。

6.15　隔离开关和接地开关

同第5.11条。

6.16　耦合电容器

同第5.12条。

6.17　交、直流滤波器及并联电容器组、中性线母线电容器

6.17.1　交、直流滤波器及并联电容器组、中性线母线电容器巡检及例行试验（见表79、表80）

6.17.1.1　巡检说明

检查电容器是否有渗漏油、鼓起，若有要及时更换（可临时退出运行的）；注意电抗器线圈可视部位是否存在裂纹、碳化、电弧痕迹或颜色改变，线圈顶部是否有鸟巢等异物；注意电阻器的空气进、出口是否被堵塞；注意电流互感器油位是否正常；注意高压引线、接地线连接是否完好。

表79　交、直流滤波器及并联电容器组、中性线母线电容器巡检项目

表80　交、直流滤波器及并联电容器组、中性线母线电容器例行试验项目

6.17.1.2　红外热像检测

检测（如有）电容器、电抗器、电阻器、电流互感器、金属氧化物避雷器等各部件及其所有电气连接部位等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。

6.17.1.3　例行检查

6.17.1.3.1　电容器例行检查

发生渗漏的电容器应予更换，但若渗漏轻微，可根据制造商指导予以修复。出现鼓肚、外壳变色或者运行中红外热像检测显示有温度异常升高的电容器应予更换。

6.17.1.3.2　电阻器例行检查

a）检查并清洁内部绝缘子、套管，发现有破损的绝缘子或套管应予更换；

b）清洁空气进、出口；

c）检查电气连接的焊点和螺栓，松动的螺栓要按设备技术文件之力矩要求予以紧固；

d）检查所有户外瓷绝缘子与连接金具的固定螺栓，并按设备技术文件之力矩要求予以紧固。

6.17.1.3.3　电抗器例行检查

a）全面检查线圈顶部、底部以及电抗器线圈的内、外表面是否存在碳化、电弧痕迹等异常，发现异常时，重新投运之前应查明原因（必要时咨询制造商）、排除隐患；

b）检查线圈顶部等是否有异物，如有，予以清除；

c）随机抽查若干支撑构架螺栓的紧固力矩，如果有一个以上松动，按设备技术文件之提供的力矩要求紧固所有螺栓；

d）检查接地引下线，若存在松动、腐蚀等应予修复；

e）保护漆局部不完整或漆剥落应予修复。

6.17.1.4　并联电容器组电容量

电容器组电容量的初值差应不超过±2%。如超过±2%或者退出运行前不平衡电流超过运行保护值的50%，应逐一测量每只电容器的电容量，方法和要求参见6.17.2.1条。

6.17.2　交、直流滤波器及并联电容器组、中性线母线电容器诊断性试验（见表81）

表81　交、直流滤波器及并联电容器组、中性线母线电容器诊断性试验项目

6.17.2.1　电容器电容量测量

出现下列情形之一，应测量单台电容器的电容量：

a）电容器组（臂）的电容量测试结果不能满足表80要求；

b）有维修试验机会，且退出运行前，不平衡电流超过了50%的运行保护值；

c）运行中不平衡电流超过设定值，保护跳闸使滤波器退出运行。

单台电容器电容量的初值差应不超过10%，否则应予更换。新的电容器与被更换的电容器的电容量差别应在1%之内（参考铭牌值或例行试验值）。更换电容器之后，不平衡电流应小于20%的运行保护值。

6.17.2.2　电阻器电阻值测量

外观检查、红外热像检测等发现异常，应测量电阻器的电阻值。测量需待电阻器恢复到常温后进行。同等温度下初值差不超过±3%。温度差异较大时，应修正到同一温度下进行比较。

6.17.2.3　电抗器电感量及线圈电阻值测量

下列情形需要测量电抗器电感量及线圈电阻值：

a）经历了严重的短路电流；

b）红外热像检测时，同比温度异常；

c）外观检查或紫外巡检时，电抗器表面存在异常放电；

d）电抗器线圈的内、外表面存在碳化、电弧痕迹等异常。

电感量测量方法可参考第6.2.2.1条。

6.18　金属氧化物避雷器

6.18.1　金属氧化物避雷器巡检及例行试验（见表82、表83）

表82　金属氧化物避雷器巡检项目

表83　金属氧化物避雷器例行试验项目

6.18.1.1　巡检说明

a）瓷套无裂纹；复合外套无电蚀痕迹；无异物附着；均压环无错位；高压引线、接地线连接正常。

b）若计数器装有电流表，应记录当前电流值，并与同等运行条件下其他避雷器的电流值进行比较，要求无明显差异。

c）记录计数器的指示数。

阀厅内的金属氧化物避雷器巡检结合阀检查进行。

6.18.1.2　红外热像检测

用红外热像仪检测避雷器本体及电气连接部位，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。测量和分析方法参考DL/T 664。阀厅内的金属氧化物避雷器有条件时进行。

6.18.2　金属氧化物避雷器诊断性试验（见表84）

表84　金属氧化物避雷器诊断性试验

6.19　电力电缆

同第5.15条。

6.20　直流接地极及线路

6.20.1　接地极及线路巡检及例行试验（见表85、表86）

6.20.1.1　巡检说明

a）杆塔结构完好无盗损、无严重锈蚀，杆号牌、警示牌等附属设施齐全完好。

表85　接地极及线路巡检项目

表86　接地极及线路例行试验项目

b）导地线无断股、烧伤，无异物挂接，接头连接完好；与树木等跨越物净空距离满足要求。

c）绝缘子串外观结构完好，无残伞，间隔棒、防振锤、招弧角等状态完好，无松动错位；连接金具完好，无松动变形和严重锈蚀。

d）杆塔接地装置、极址接地引下线连接良好，无盗损。

e）检查检测装置和渗水孔防止淤泥堵塞。

f）杆塔基础及极址周围无冲刷、塌陷。

6.20.1.2　测量井水位、水温

定期检测井水位和水温，结果应符合设备技术文件要求。

6.20.1.3　接地极接地电阻测量

可采用电压—电流长线法测量接地电阻，即向接地极注入直流电流I，测量电流注入点对零电位参考点的电位Ug，接地电阻Rg＝Ug/I。测量时，要求直流电源的另一接地点（可以是换流站接地网）以及零电位参考点与接地极之间的最小距离大于接地极任意二点间最大距离的5倍。直流电流I可以是系统停运时由独立试验用直流电源产生（推荐50A），也可以是系统运行中流经接地极的不平衡电流或是单极大地回路运行时的入地电流。

6.20.1.4　接地极电流分布测试

运行中接地极线路和元件馈电电缆的电流分布应定期检查，采用大口径直流钳形电流表测量，设馈电电缆的电流为Ii，N为馈电电缆根数，则分流系数为

与初值比，ηi不应有明显变化，或符合设计要求。

6.20.1.5　极址电感、电容测量

电感采用电压—电流法测量，电容采用数值式电容表测量，测量结果应符合设备技术文件要求。

6.20.2　接地极及线路诊断性试验（见表87）

表87　接地极及线路诊断性试验项目

6.20.2.1　接触电压和跨步电压测量

6.20.2.1.1　下列情形进行本项试验

a）电流分布发生明显变化或者接地电阻明显增加；

b）接地极寿命（通常以安时数计算）损失达到60%、80%、90%时；

c）开挖检查之后。

6.20.2.1.2　接触电动势和电压测量

向接地极注入直流电流，测量极址内和附近各金属物件如终端塔、中心塔和分支塔等的接触电动势。测量时，在与金属物件相距1m的地面布置电极，测量金属物件上离地面1.8m高的点与电极之间的电位差。在测量接触电动势时，直接利用电压表测量；在测量接触电压时，电压表要并联1000Ω模拟人体电阻。直流电流I可以是系统停运时由独立试验用直流电源产生（推荐50A），也可以是系统运行中流经接地极的不平衡电流或是单极大地回路运行时的入地电流。测量应采用无极化电极，测量结果应折算到高压直流接地极运行时的最大电流。

6.20.2.1.3　跨步电动势和电压测量

向接地极注入直流电流，根据接地极设计、施工图和接地极馈电电缆分流情况或历史测量结果，选择测量区域，通常在极环附近，特别是电流入地和极环曲率半径较小的位置。方法是在测量点放置一电极，在半径为1m的圆弧上用另一电极探测，找出电位差较大的几点，再以这几点为圆心，重复上述做法，直到找到局部最大跨步电动势和电压。在测量跨步电动势时，直接利用电压表测量；在测量跨步电压时，电压表要并联1000Ω模拟人体电阻。直流电流I可以是系统停运时由独立试验用直流电源产生（推荐50A），也可以是系统运行中流经接地极的不平衡电流或是单极大地回路运行时的入地电流。测量应采用无极化电极，测量结果应折算到高压直流接地极运行时的最大工作电流。

6.20.2.2　开挖检查

若接地极极址的接地电阻或馈电电缆的电流分布不符合设计要求，或怀疑接地极地网被严重腐蚀时（如跨步电动势和电压测量结果异常），应开挖检查。修复或恢复之后，要进行接地电阻、接触电压和跨步电压测量，测量结果应符合设计要求。

6.21　接地装置

同第5.16条。

6.22　晶闸管换流阀

6.22.1　晶闸管换流阀巡检及例行试验（见表88、表89）

表88　晶闸管换流阀巡检项目

表89　晶闸管换流阀例行试验项目

6.22.1.1　维护说明

晶闸管换流阀厅内的相对湿度在60%以下。如果维修期间相对湿度超过60%，应采取相应措施保证维修期间相对湿度应控制在60%以下。

6.22.1.2　巡检说明

a）要求阀监控设备工作正常，无缺陷报告；

b）阀体各部位无烟雾、异味、异常声响和振动；

c）无明显漏水现象；

d）检查冷却系统的压力、流量、温度、电导率等仪表的指示应正常；

e）进行阀厅关灯检查，无异常；

f）检查阀厅的温度、湿度、通风是否正常。

6.22.1.3　红外热像检测

条件许可时，用红外热像仪对换流阀可视部分进行检测，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。

6.22.1.4　清揩

对阀厅的内壁、阀结构表面屏蔽罩、绝缘子、阳极电抗器等元器件进行清擦、清扫。

6.22.1.5　阀检查

a）承担绝缘的部件表面无损伤、电蚀和污秽。

b）所有电气连接完好，无松动。

c）检查阀电抗器，其表面颜色无异常；检查连接水管、水管接头，要求无漏水、渗水现象；检查各电气元件的支撑横担，要求无积尘、积水等现象。

d）检查晶闸管控制单元（TE、TVM或TCU）以及反向恢复器保护板（RPU），要求外观无异常，插紧到位和插座端子连接完好。

e）检查组件电容和均压电容，要求外观无鼓起和渗漏油、金属部分无锈蚀、连接部位牢固。

f）检查各晶闸管堆，蝶弹压紧螺栓，使晶闸管堆压装紧固螺钉与压力板在同一平面上，并用检查蝶弹弹性形变的专用工具校核（只在新安装和更换之后才进行）。

g）利用超声波抽检长棒式绝缘子，要求无裂纹。

h）等电位电极按不同层、不同部位抽查无异常。

i）用力矩扳手检查半层阀间连接母线、电抗器连接母线无异常。

j）阀避雷器及其动作的电子回路检查无异常。

k）检查光缆连接和排列情况，要求光缆接头插入、锁扣到位，光缆排列整齐。

6.22.1.6　冷却回路检查

对水冷系统施加110%～120%额定静态压力15min（如制造商有明确要求，按要求执行），对冷却系统进行如下检查：

a）检查每个阀塔主水路的密封性，要求无渗漏。

b）检查冷却水管路、水管接头和各个通水元件，要求无渗漏。

c）检查漏水检测功能，要求其动作正确。

d）检查水系统的压力、流量、温度、电导率等仪表，要求外观无异常，读数合理；同时，要进行总表与分表之间的流量校核，若发现不一致，则视情况进行及时检查。

e）检查滤网的过滤性能，符合厂家的技术文本要求。

注1：只有在漏水情况下才紧固相应的连接头，要求无泄漏，不宜过紧。通风正常，泄漏指示器正常；每个塔中冷却水流量相等。

注2：加有乙二醇的冷却水按厂家技术文件执行。

6.22.1.7　组件电容、均压电容的电容量

测量组件电容和均压电容的电容量采用专用测量仪，不必断开接线。要求初值差不超过±5%。

6.22.1.8　均压电阻的电阻值

测量均压电阻的电阻值采用专用测量仪，不必断开接线。要求初值差不超过±3%。

6.22.1.9　晶闸管阀试验

a）当监测系统显示在同一单阀内损坏的晶闸管数为冗余数－1时为注意值，当损坏的晶闸管数等于冗余数时为警示值；

b）当监测系统显示在同一单阀内晶闸管正向保护触发（BOD触发）的晶闸管数为冗余数－1时为注意值，当晶闸管正向保护触发的晶闸管数等于冗余数时为警示值；

c）晶闸管元件的触发开通试验，采用专用试验装置，按厂家的技术文件执行；

d）检查晶闸管阀控制单元或阀基电子设备（VCU或VBE）和晶闸管阀监测装置（THM或TM），功能正常；

e）如果更换缺陷的晶闸管，需同时检查控制单元和均压回路。

6.22.1.10　漏水报警和跳闸试验

对漏水检测装置进行检查，并作记录，结果应符合设备技术文件要求。

6.22.2　晶闸管换流阀诊断性试验（见表90）

表90　晶闸管换流阀诊断性试验项目

6.22.2.1　光缆传输功率测量

确认光缆传输功率是否正常时进行。用光通量计测量到达各TCU或TE或TVM的光功率，要求初值差不超过±5%或者符合设备技术文件要求。

6.22.2.2　冷却水管内等电位电极检查

拆下冷却水管内的等电位电极，清除电极上的沉积物，检查其有效体积减小的程度，当水中部分体积减小超过20%时，需更换，并同时更换O型密封圈。

6.22.2.3　阀电抗器参数测量

采用施加工频电流、测量电抗器两端工频电压的方法进行电抗值测量，其中施加的工频电流应不小于5A。要求电抗值的初值差不大于±5%。采用电阻电桥进行阀电抗器电阻值测量，要求电阻值的初值差不超过±3%。

6.22.2.4　阀回路电阻值测量

采用电阻电桥进行阀回路电阻值测量，互相比对，无明显差异。

6.22.2.5　冷却水电导率测量

监测冷却水的电导率，要求20℃时的电导率不大于0.5μS/cm或符合设备技术文件要求。