输变电设备状态检修试验规程：附录二

1 范围

本标准规定了交流、直流电网中各类高压电气设备巡检、检查和试验的项目、周期和技术要求,用以判断设备是否符合运行条件,保证安全运行。

本标准适用于国家电网公司电压等级为66kV～750kV的交流和直流输变电设备。35kV及以下电压等级设备由各单位自行规定。

2 规范性引用条件

略。

3.定义和符号

略。

4 总则

4.1 设备巡检

在设备运行期间,按规定的巡检内容和巡检周期对各类设备进行巡检,巡检内容还应包括设备技术文件特别提示的其他巡检要求。巡检情况应有书面或电子文档记录。

在雷雨季节前,大风、降雨 (雪、冰雹)、沙尘暴之后,应对相关设备加强巡检;新投运的设备、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备,宜加强巡检;日最高气温35℃以上或大负荷期间,宜加强红外测温。

4.2 试验分类和说明

4.2.1 试验分类

本标准将试验分为例行试验和诊断性试验。例行试验通常按周期进行,诊断性试验只在诊断设备状态时根据情况有选择地进行。

4.2.2 试验说明

若存在设备技术文件要求但本标准未涵盖的检查和试验项目,按设备技术文件要求进行。若设备技术文件要求与本标准要求不一致,按严格要求执行。

新设备投运满1年 (220kV及以上)或满1年～2年 (110kV/66kV),以及停运6个月以上重新投运前的设备,应进行例行试验。对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备,可参照新设备要求执行。

现场备用设备应视同运行设备进行例行试验;备用设备投运前应对其进行例行试验;若更换的是新设备,投运前应按交接试验要求进行试验。

除特别说明,所有电容和介质损耗因数一并测量的试验,试验电压均为10kV。

在进行与环境温度、湿度有关的试验时,除专门规定的情形之外,环境相对湿度不宜大于80%,环境温度不宜低于5℃,绝缘表面应清洁、干燥。若前述环境条件无法满足时,可采用第4.3.5条进行分析。

4.3 设备状态量的评价和处置原则

4.3.1 设备状态评价原则

设备状态的评价应该基于巡检及例行试验、诊断性试验、在线监测、带电检测、家族缺陷、不良工况等状态信息,包括其现象强度、量值大小以及发展趋势,结合与同类设备的比较,做出综合判断。

4.3.2 注意值处置原则

有注意值要求的状态量,若当前试验值超过注意值或接近注意值的趋势明显,对于正在运行的设备,应加强跟踪监测;对于停电设备,如怀疑属于严重缺陷,则不宜投入运行。

4.3.3 警示值处置原则

有警示值要求的状态量,若当前试验值超过警示值或接近警示值的趋势明显,对于运行设备应尽快安排停电试验;对于停电设备,消除此隐患之前一般不应投入运行。

4.3.4 状态量的显著性差异分析

在相近的运行和检测条件下,同一家族设备的同一状态量不应有明显差异,否则应进行显著性差异分析,分析方法见附录A。

4.3.5 易受环境影响状态量的纵横比分析

本方法可作为辅助分析手段。如A、B、C 三相 (设备)的上次试验值和当前试验值分别为a1、b1、c1、a2、b2、c2,在分析设备A 当前试验值a2是否正常时,根据a2/ (b2+c2)与a1/ (b1+c1)相比有无明显差异进行判断,一般不超过±30%可判为正常。

4.4 基于设备状态的周期调整

4.4.1 周期的调整

本标准给出的基准周期适用于一般情况。对于停电例行试验,其周期可以依据设备状态、地域环境、电网结构等特点,在基准周期的基础上酌情延长或缩短,调整后的周期一般不小于1年,也不大于本标准所列基准周期的1.5倍。

4.4.2 可延迟试验的条件

符合以下各项条件的设备,停电例行试验可以在4.4.1条周期调整后的基础上延迟1个年度:

a)巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常;

b)带电检测 (如有)显示设备状态良好;

c)上次例行试验与其前次例行 (或交接)试验结果相比无明显差异;

d)没有任何可能危及设备安全运行的家族缺陷;

e)上次例行试验以来,没有经受严重的不良工况。

4.4.3 需提前试验的情形

有下列情形之一的设备,需提前或尽快安排例行或/和诊断性试验:

a)巡检中发现有异常,此异常可能是重大质量隐患所致;

b)带电检测 (如有)显示设备状态不良;

c)以往的例行试验有朝着注意值或警示值方向发展的明显趋势,或者接近注意值或警示值;

d)存在重大家族缺陷;

e)经受了较为严重不良工况,不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质性损害。

如初步判定设备继续运行有风险,则不论是否到期,都应列入最近的年度试验计划,情况严重时,应尽快退出运行,进行试验。

4.5 解体性检修的适用原则

本条适用于直流系统设备。存在下列情形之一的设备,需要对设备核心部件或主体进行解体性检修,不适宜解体性检修的应予以更换:

a)例行或诊断性试验表明存在重大缺陷的设备;

b)受重大家族缺陷警示,为消除隐患,需对核心部件或主体进行解体性检修的设备;

c)依据设备技术文件之推荐或运行经验,需

对核心部件或主体进行解体性检修的设备。

5 交流设备

5.1 油浸式电力变压器和电抗器

5.1.1 油浸式电力变压器、电抗器巡检及例行试验 (见表1、表2)

表1　油浸式电力变压器和电抗器巡检项目

表2　油浸式电力变压器和电抗器例行试验项目

续表

5.1.1.1 巡检说明

a)外观无异常,油位正常,无油渗漏。

b)记录油温、绕组温度、环境温度、负荷和冷却器开启组数。

c)呼吸器呼吸正常;当2/3 的干燥剂受潮时应予更换;若干燥剂受潮速度异常,应检查密封,并取油样分析油中水分 (仅对开放式)。

d)冷却系统的风扇运行正常,出风口和散热器无异物附着或严重积污;潜油泵无异常声响、振动,油流指示器指示正确。

e)变压器声响和振动无异常,必要时按GB/T 1094.10测量变压器声级;如振动异常,可定量测量。

5.1.1.2 红外热像检测

检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆等,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。

5.1.1.3 油中溶解气体分析

除例行试验外,新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器,在投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。若有增长趋势,即使小于注意值,也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时,应计算总烃的产气速率。取样及测量程序参考GB/T 7252,同时注意设备技术文件的特别提示 (如有)。

当怀疑有内部缺陷 (如听到异常声响)、气体继电器有信号、经历了过负荷运行以及发生了出口或近区短路故障,应进行额外的取样分析。

5.1.1.4 绕组电阻

有中性点引出线时,应测量各相绕组的电阻;若无中性点引出线,可测量各线端的电阻,然后换算到相绕组,换算方法参见附录B。测量时铁心的磁化极性应保持一致。要求在扣除原始差异之后,同一温度下各相绕组电阻的相互差异应在2%之内。此外,还要求同一温度下,各相电阻的初值差不超过±2%。电阻温度修正按式 (1)进行

式中,R1、R2分别表示温度为t1、t2时的电阻;TK为常数,铜绕组TK为235,铝绕组TK为225。

无励磁调压变压器改变分接位置后,有载调压变压器分接开关检修后及更换套管后,也应测量一次。电抗器参照执行。

5.1.1.5 铁心绝缘电阻

绝缘电阻测量采用2500V (老旧变压器1000V)绝缘电阻表。除注意绝缘电阻的大小外,要特别注意绝缘电阻的变化趋势。夹件引出接地的,应分别测量铁心对夹件及夹件对地绝缘电阻。

除例行试验之外,当油中溶解气体分析异常,在诊断时也应进行本项目。

5.1.1.6 绕组绝缘电阻

测量时,铁心、外壳及非测量绕组应接地,测量绕组应短路,套管表面应清洁、干燥。采用5000V 绝缘电阻表测量。测量宜在顶层油温低于50℃时进行,并记录顶层油温。绝缘电阻受温度的影响可按式 (2)进行近似修正。绝缘电阻下降显著时,应结合介质损耗因数及油质试验进行综合判断。测试方法参考DL/T 474.1

式中,R1、R2分别表示温度为t1、t2时的绝缘电阻。

除例行试验之外,当绝缘油例行试验中水分偏高,或者怀疑箱体密封被破坏,也应进行本项试验。

5.1.1.7 绕组绝缘介质损耗因数

测量宜在顶层油温低于50℃且高于零度时进行,测量时记录顶层油温和空气相对湿度,非测量绕组及外壳接地,必要时分别测量被测绕组对地、被测绕组对其他绕组的绝缘介质损耗因数。测量方法可参考DL/T 474.3。

测量绕组绝缘介质损耗因数时应同时测量电容值,若此电容值发生明显变化应予以注意。

分析时应注意温度对介质损耗因数的影响。

5.1.1.8 有载分接开关检查

以下步骤可能会因制造商或型号的不同有所差异,必要时参考设备技术文件。

每年检查一次的项目:

a)储油柜、呼吸器和油位指示器应按其技术文件要求检查。

b)在线滤油器应按其技术文件要求检查滤芯。

c)打开电动机构箱,检查是否有任何松动、生锈;检查加热器是否正常。

d)记录动作次数。

e)如有可能,通过操作1 步再返回的方法,检查电机和计数器的功能。

每3年检查一次的项目:

a)在手摇操作正常的情况下,就地电动和远方各进行一个循环的操作,无异常。

b)检查紧急停止功能以及限位装置。

c)在绕组电阻测试之前检查动作特性,测量切换时间;有条件时测量过渡电阻,电阻值的初值差不超过±10%。

d)油质试验:要求油耐受电压≥30kV,如果装备有在线滤油器,要求油耐受电压≥40kV;不满足要求时,需要对油进行过滤处理,或者换新油。

5.1.1.9 测温装置检查

每3年检查一次,要求外观良好,运行中温度数据合理,相互比对无异常。

每6年校验一次,可与标准温度计比对,或按制造商推荐方法进行,结果应符合设备技术文件要求。同时采用1000V 绝缘电阻表测量二次回路的绝缘电阻,一般不低于1MΩ。

5.1.1.10 气体继电器检查

每3年检查一次气体继电器整定值,应符合运行标准和设备技术文件要求,动作正确。

每6年测量一次气体继电器二次回路的绝缘电阻,应不低于1MΩ,采用1000V 绝缘电阻表测量。

5.1.1.11 冷却装置检查

运行中,流向、温升和声响正常,无渗漏。强油水冷装置的检查和试验按设备技术文件要求进行。

5.1.1.12 压力释放装置检查

按设备技术文件要求进行检查,应符合要求。一般要求开启压力与出厂值的标准偏差在±10%之内或符合设备技术文件要求。

5.1.2 油浸式电力变压器和电抗器诊断性试验(见表3)

表3　油浸式电力变压器、电抗器诊断性试验项目

续表

5.1.2.1 空载电流和空载损耗测量

诊断铁心结构缺陷、匝间绝缘损坏等可进行本项目。试验电压尽可能接近额定值。试验电压值和接线应与上次试验保持一致。测量结果与上次相比不应有明显差异。对单相变压器相间或三相变压器两个边相,空载电流差异不应超过10%。分析时一并注意空载损耗的变化。

5.1.2.2 短路阻抗测量

诊断绕组是否发生变形时进行本项目。应在最大分接位置和相同电流下测量。试验电流可用额定电流,亦可低于额定值,但不应小于5A。

5.1.2.3 感应耐压和局部放电测量

验证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100Hz～400Hz。电压为出厂试验值的80%,时间按式 (3)确定 (单位为秒),但应在15s～60s之间。试验方法参考GB/T 1094.3。

在进行感应耐压试验之前,应先进行低电压下的相关试验以评估感应耐压试验的风险。

5.1.2.4 绕组频率响应分析

诊断是否发生绕组变形时进行本项目。当绕组扫频响应曲线与原始记录基本一致时,即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致时,可以判定被测绕组没有变形。测量和分析方法参考DL/T 911。

5.1.2.5 绕组各分接位置电压比

对核心部件或主体进行解体性检修之后或怀疑绕组存在缺陷时进行本项目。结果应与铭牌标识一致。

5.1.2.6 直流偏磁水平检测

当变压器声响、振动异常时进行本项目。

5.1.2.7 电抗器电抗值测量

怀疑线圈或铁心 (如有)存在缺陷时进行本项目。测量方法参考GB 10229。

5.1.2.8 纸绝缘聚合度测量

诊断绝缘老化程度时进行本项目。测量方法参考DL/T 984。

5.1.2.9 整体密封性能检查

对核心部件或主体进行解体性检修之后,或重新进行密封处理之后进行本项目。采用储油柜油面加压法,在0.03MPa压力下持续24h,应无油渗漏。检查前应采取措施防止压力释放装置动作。

5.1.2.10 铁心接地电流测量

在运行条件下测量流经接地线的电流,大于100　mA 时应予注意。

5.1.2.11 声级及振动测定

当噪声异常时,可定量测量变压器声级,测量参考GB/T 1094.10。如果振动异常,可定量测量振动水平,振动波主波峰的高度应不超过规定值,且与同型设备无明显差异。

5.1.2.12 绕组直流泄漏电流测量

怀疑绝缘存在受潮等缺陷时进行本项目,测量绕组短路加压,其他绕组短路接地,施加直流电压值为40kV(330kV及以下绕组)、60kV(500kV及以上绕组),加压60s时的泄漏电流与初值比应没有明显增加,与同型设备比没有明显差异。

5.1.2.13 外施耐压试验

仅对中性点和低压绕组进行,耐受电压为出厂试验值的80%,时间为60s。

5.1.2.14 干式电抗器

巡检项目包括表1所列外观、声响及振动;例行试验包括表2所列红外热像检测、绕组电阻、绕组绝缘电阻;诊断性试验包括表3中电抗器电抗值测量、声级及振动、空载电流和空载损耗测量。

5.2 SF6气体绝缘电力变压器

5.2.1 SF6气体绝缘电力变压器巡检及例行试验(见表4、表5)

表4　SF6气体绝缘电力变压器巡检项目

表5　SF6气体绝缘电力变压器例行试验项目

5.2.1.1 巡检说明

a)外观无异常,气体压力指示值正常。

b)记录油温、绕组温度、环境温度、负荷和冷却器开启组数,冷却器工作状态正常。

c)变压器声响无异常;如果振动异常,可定量测量。

5.2.1.2 红外热像检测

检测变压器箱体、套管、引线接头及电缆等,红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测及分析方法参考DL/T 664。

5.2.2 SF6气体绝缘电力变压器诊断性试验 (见表6)

表6　SF6气体绝缘电力变压器诊断性试验项目

5.2.2.1 气体密度表 (继电器)校验

数据显示异常或达到制造商推荐的校验周期时进行本项目。校验按设备技术文件要求进行。

5.2.2.2 SF6气体密封性检测

当气体密度 (压力)显示有所降低或定性检测发现气体泄漏时进行本项目。检测方法可参考GB/T 11023。

5.3 电流互感器

5.3.1 电流互感器巡检及例行试验 (见表7、表8)

表7　电流互感器巡检项目

表8　电流互感器例行试验项目

5.3.1.1 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)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。

5.3.1.2 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。

5.3.1.3 油中溶解气体分析

取样时,需注意设备技术文件的特别提示 (如有),并检测油位应符合设备技术文件之要求。制造商明确禁止取油样时,宜作为诊断性试验。

5.3.1.4 绝缘电阻

采用2500V 绝缘电阻表测量。当有两个一次绕组时,还应测量一次绕组间的绝缘电阻。一次绕组的绝缘电阻应大于3000 MΩ,或与上次测量值相比无显著变化。有末屏端子的,测量末屏对地绝缘电阻。测量结果应符合要求。

5.3.1.5 电容量和介质损耗因数

测量前应确认外绝缘表面清洁、干燥。如果测量值异常 (测量值偏大或增量偏大),可测量介质损耗因数与测量电压之间的关系曲线,测量电压从10kV到Um/,介质损耗因数的增量应不大于±0.003,且介质损耗因数不超过0.007 (Um≥550kV)、0.008 (U m 为363kV/252kV)、0.01(Um为126kV/72.5kV)。

当末屏绝缘电阻不能满足要求时,可通过测量末屏介质损耗因数作进一步判断,测量电压为2kV,通常要求小于0.015。

5.3.2 电流互感器诊断性试验 (见表9)

表9　电流互感器诊断性试验项目

5.3.2.1 交流耐压试验

需要确认设备绝缘介质强度时进行本项目。一次绕组的试验电压为出厂试验值的80%、二次绕组之间及末屏对地的试验电压为2kV,时间为60s。

如SP6电流互感器压力下降到0.2MPa以下,补气后应做老练和交流耐压试验。试验方法参考GB 1208。

5.3.2.2 局部放电测量

检验是否存在严重局部放电时进行本项目。测量方法参考GB 1208。

5.3.2.3 电流比校核

对核心部件或主体进行解体性检修之后或需要确认电流比时进行本项目。在5%～100%额定电流范围内,从一次侧注入任一电流值,测量二次侧电流,校核电流比。

5.3.2.4 绕组电阻测量

红外检测温升异常或怀疑一次绕组存在接触不良时,应测量一次绕组电阻。要求测量结果与初值比没有明显增加,并符合设备技术文件要求。

二次电流异常或有二次绕组方面的家族缺陷时,应测量二次绕组电阻,分析时应考虑温度的影响。

5.3.2.5 气体密封性检测

当气体密度表显示密度下降或定性检测发现气体泄漏时进行本项试验。方法可参考GB/T 11023。

5.3.2.6 气体密度表 (继电器)校验

数据显示异常或达到制造商推荐的校验周期时进行本项目。校验按设备技术文件要求进行。

5.4 电磁式电压互感器

5.4.1 电磁式电压互感器巡检及例行试验 (见表10、表11)

5.4.1.1 巡检说明

a)高压引线、接地线等连接正常;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)油位正常 (油纸绝缘)或气体密度值正常(SF6绝缘)。

c)二次电压无异常,必要时带电测量二次电压。

表10　电磁式电压互感器巡检项目

表11　电磁式电压互感器例行试验项目

5.4.1.2 红外热像检测

红外热像检测高压引线连接处、本体等,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。

5.4.1.3 绕组绝缘电阻

一次绕组用2500V 绝缘电阻表,二次绕组采用1000V 绝缘电阻表。测量时非被测绕组应接地。同等或相近测量条件下,绝缘电阻应无显著降低。

5.4.1.4 绕组绝缘介质损耗因数

测量一次绕组的介质损耗因数,一并测量电容量,作为综合分析的参考。测量方法参考DL/T 474.3。

5.4.1.5 油中溶解气体分析

取样时,需注意设备技术文件的特别提示 (如有),并检查油位应符合设备技术文件之要求。制造商明确禁止取油样时,宜作为诊断性试验。

5.4.2 电磁式电压互感器诊断性试验 (见表12)

表12　电磁式电压互感器诊断性试验项目

5.4.2.1 交流耐压试验

需要确认设备绝缘介质强度时进行本项目。试验电压为出厂试验值的80%,时间为60s。一次绕组采用感应耐压,二次绕组采用外施耐压。对于感应耐压试验,当频率在100Hz～400Hz时,持续时间应按式 (3)确定,但不少于15s。进行感应耐压试验时应考虑容升现象。试验方法参考GB 1207。

5.4.2.2 局部放电测量

检验是否存在严重局部放电时进行本项目。在电压幅值为1.2Um/下测量,测量结果符合技术要求。测量方法参考GB 1207。

5.4.2.3 电压比校核

对核心部件或主体进行解体性检修之后或需要确认电压比时进行本项目。在80%～100%的额定电压范围内,在一次侧施加任一电压值,测量二次侧电压,验证电压比。简单检查可取更低电压。

5.4.2.4 励磁特性测量

对核心部件或主体进行解体性检修之后或计量要求时进行本项目。试验时,电压施加在二次端子上,电压波形为标准正弦波。测量点至少包括额定电压的0.2、0.5、0.8、1.0、1.2倍,测量出对应的励磁电流,与出厂值相比应无显著改变;与同一批次、同一型号的其他电磁式电压互感器相比,彼此差异不应大于30%。

5.5 电容式电压互感器

5.5.1 电容式电压互感器巡检及例行试验 (见表13、表14)

表13　电容式电压互感器巡检项目

表14　电容式电压互感器例行试验项目

5.5.1.1 巡检说明

a)高压引线、接地线等连接正常;无异常声响或放电声;瓷套无裂纹;无影响设备运行的异物。

b)油位正常。

c)二次电压无异常,必要时带电测量二次电压。

5.5.1.2 红外热像检测

红外热像检测高压引线连接处、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。

5.5.1.3 分压电容器试验

在测量电容量时宜同时测量介质损耗因数,多节串联的应分节独立测量。试验时应按设备技术文件要求并参考DL/T 474进行。

除例行试验外,当二次电压异常时也应进行本项目。

5.5.1.4 二次绕组绝缘电阻

二次绕组绝缘电阻可用1000V 绝缘电阻表测量。

5.5.2 电容式电压互感器诊断性试验 (见表15)

5.5.2.1 局部放电测量

诊断是否存在严重局部放电缺陷时进行本项目。试验在完整的电容式电压互感器上进行。在电压值为1.2Um/下测量,测量结果符合技术要求。试验电压不能满足要求时可将分压电容按单节进行。

5.5.2.2 电磁单元感应耐压试验

试验前把电磁单元与电容分压器分开,若产品结构原因在现场无法拆开的可不进行耐压试验。试验电压为出厂试验值的80%或按设备技术文件要求进行,时间为60s。进行感应耐压试验时,耐压时间按式 (3)进行折算,但应在15s～60s之间。试验方法参考GB/T 4703。

表15　电容式电压互感器诊断性试验项目

5.5.2.3 电磁单元绝缘油击穿电压和水分测量

当二次绕组绝缘电阻不能满足要求或存在密封缺陷时,进行本项目。

5.6 高压套管

本节所述套管包括各类设备套管和穿墙套管,“充油”包括纯油绝缘套管、油浸纸绝缘套管和油气混合绝缘套管;“充气”包括SF6绝缘套管和油气混合绝缘套管;“电容型”包括所有采用电容屏均压的套管等。

5.6.1 高压套管巡检及例行试验(见表16、表17)

表16　高压套管巡检项目

表17　高压套管例行试验项目

5.6.1.1 巡检说明

a)高压引线、末屏接地线等连接正常;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)充油套管油位正常、无油渗漏;充气套管气体密度值正常。

5.6.1.2 红外热像检测

检测套管本体、引线接头等,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。

5.6.1.3 绝缘电阻

包括套管主绝缘和末屏对地绝缘的绝缘电阻。采用2500V 绝缘电阻表测量。

5.6.1.4 电容量和介质损耗因数测量

对于变压器套管,被测套管所属绕组短路加压,其他绕组短路接地。如果试验电压加在套管末屏的试验端子,则必须严格控制在设备技术文件许可值以下(通常为2000V),否则可能导致套管损坏。

测量前应确认外绝缘表面清洁、干燥。如果测量值异常 (测量值偏大或增量偏大),可测量介质损耗因数与测量电压之间的关系曲线,测量电压从10kV到Um/,介质损耗因数的增量应不大于±0.003,且介质损耗因数不超过0.007 (Um≥550kV)、0.008 (U m 为363kV/252kV)、0.01(Um为126kV/72.5kV)。分析时应考虑测量温度影响。

不便断开高压引线且测量仪器负载能力不足时,试验电压可加在套管末屏的试验端子,套管高压引线接地,把高压接地电流接入测量系统。此时试验电压必须严格控制在设备技术文件许可值以下(通常为2000V)。要求与上次同一方法的测量结果相比无明显变化。出现异常时需采用常规测量方法验证。

5.6.2 高压套管诊断性试验 (见表18)

表18　高压套管诊断性试验项目

5.6.2.1 油中溶解气体分析

在怀疑绝缘受潮、劣化,或者怀疑内部可能存在过热、局部放电等缺陷时进行本项目。取样时,务必注意设备技术文件的特别提示 (如有),并检查油位应符合设备技术文件之要求。

5.6.2.2 末屏介质损耗因数

当套管末屏绝缘电阻不能满足要求时,可通过测量末屏介质损耗因数作进一步判断。试验电压应控制在设备技术文件许可值以下 (通常为2000V)。

5.6.2.3 交流耐压和局部放电测量

需要验证绝缘强度或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。如有条件应同时测量局部放电。交流耐压为出厂试验值的80%,时间60s。

对于变压器(电抗器)套管,应拆下并安装在专门的油箱中单独进行。试验方法参考GB/T 4109。

5.7 SF6断路器

5.7.1 SF6断路器巡检及例行试验(见表19和表20)

5.7.1.1 巡检说明

a)外观无异常;无异常声响;高压引线、接地线连接正常;瓷件无破损、无异物附着;并联电容器无渗漏。

b)气体密度值正常。

c)加热器功能正常 (每半年)。

d)操动机构状态正常 (液压机构油压正常;气动机构气压正常;弹簧机构弹簧位置正确)。

记录开断短路电流值及发生日期,记录开关设备的操作次数。

5.7.1.2 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。判断时,应该考虑测量时及前3h负荷电流的变化情况。测量和分析方法可参考DL/T 664。

5.7.1.3 主回路电阻测量

在合闸状态下,测量进、出线之间的主回路电阻。测量电流可取100A 到额定电流之间的任一值,测量方法和要求参考DL/T 593。

当红外热像显示断口温度异常、相间温差异常,或自上次试验之后又有100次以上分、合闸操作,也应进行本项目。

5.7.1.4 断口间并联电容器电容量和介质损耗因数

在分闸状态下测量。对于瓷柱式断路器,与断口一起测量;对于罐式断路器 (包括GIS 中的断路器),按设备技术文件规定进行。测试结果不符合要求时,可对电容器独立进行测量。

表19　SF6断路器巡检项目

表20　SF6断路器例行试验项目

5.7.1.5 合闸电阻阻值及合闸电阻预接入时间

同等测量条件下,合闸电阻的初值差应满足要求。合闸电阻的预接入时间按设备技术文件规定校核。对于不解体无法测量的情况,只在解体性检修时进行。

5.7.1.6 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)分、合闸线圈电阻检测,检测结果应符合设备技术文件要求,没有明确要求时,以线圈电阻初值差不超过±5%作为判据。

h)储能电动机工作电流及储能时间检测,检测结果应符合设备技术文件要求。储能电动机应能在85%～110%的额定电压下可靠工作。

i)检查辅助回路和控制回路电缆、接地线是否完好;用1000V 绝缘电阻表测量电缆的绝缘电阻,应无显著下降。

j)缓冲器检查,按设备技术文件要求进行。

k)防跳跃装置检查,按设备技术文件要求进行。

l)联锁和闭锁装置检查,按设备技术文件要求进行。

m)并联合闸脱扣器在合闸装置额定电源电压的85%～110%范围内,应可靠动作;并联分闸脱扣器在分闸装置额定电源电压的65%～110%(直流)或85%～110%(交流)范围内,应可靠动作;当电源电压低于额定电压的30%时,脱扣器不应脱扣。

n)在额定操作电压下测试时间特性,要求:合、分指示正确;辅助开关动作正确;合、分闸时间,合、分闸不同期,合—分时间满足技术文件要求且没有明显变化;必要时,测量行程特性曲线做进一步分析。除有特别要求的之外,相间合闸不同期不大于5ms,相间分闸不同期不大于3ms;同相各断口合闸不同期不大于3ms,同相分闸不同期不大于2ms。

对于液 (气)压操动机构,还应进行下列各项检查或试验,结果均应符合设备技术文件要求:

a)机构压力表、机构操作压力 (气压、液压)整定值和机械安全阀校验。

b)分闸、合闸及重合闸操作时的压力 (气压、液压)下降值。

c)在分闸和合闸位置分别进行液 (气)压操动机构的泄漏试验。

d)液压机构及气动机构,进行防失压慢分试验和非全相合闸试验。

5.7.2 SF6断路器诊断性试验 (见表21)

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。包括相对地(合闸状态)和断口间 (罐式、瓷柱式定开距断路器,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。

5.8 气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS)

5.8.1 GIS巡检及例行试验 (见表22、表23)

表21　SF6断路器诊断性试验项目

表22　GIS巡检项目

表23　GIS例行试验项目

5.8.1.1 巡检说明

a)外观无异常;声音无异常;高压引线、接地线连接正常;瓷件无破损、无异物附着。

b)气体密度值正常。

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

d)记录开断短路电流值及发生日期;记录开关设备的操作次数。

5.8.1.2 红外热像检测

检测各单元及进、出线电气连接处,红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。分析时,应该考虑测量时及前3h负荷电流的变化情况。测量和分析方法可参考DL/T 664。

5.8.1.3 主回路电阻测量

在合闸状态下测量。当接地开关导电杆与外壳绝缘时,可临时解开接地连接线,利用回路上两组接地开关的导电杆直接测量主回路电阻;若接地开关导电杆与外壳的电气连接不能分开,可先测量导体和外壳的并联电阻R0和外壳电阻R1,然后按式(4)进行计算主回路电阻R。若GIS母线较长、间隔较多,宜分段测量

测量电流可取100A 到额定电流之间的任一值,测量方法可参考DL/T 593。

自上次试验之后又有100 次以上分、合闸操作,也应进行本项目。

5.8.1.4 元件试验

各元件试验项目和周期按设备技术文件规定或根据状态评价结果确定。试验项目的要求参考设备技术文件或本标准有关章节。

5.8.2 GIS诊断性试验 (见表24)

5.8.2.1 主回路绝缘电阻

交流耐压试验前进行本项目。用2500V 绝缘电阻表测量。

5.8.2.2 主回路交流耐压试验

对核心部件或主体进行解体性检修之后或检验主回路绝缘时进行本项试验。试验电压为出厂试验值的80%,时间为60s。有条件时可同时测量局部放电量。试验时,电磁式电压互感器和金属氧化物避雷器应与主回路断开,耐压结束后,恢复连接,并应进行电压为Um、时间为5min的试验。

5.9 少油断路器

5.9.1 少油断路器的巡检及例行试验 (见表25、表26)

表24　GIS诊断性试验项目

表25　少油断路器巡检项目

表26　少油断路器例行试验项目

5.9.1.1 巡检说明

a)外观无异常;声音无异常;高压引线、接地线连接正常;瓷件无破损、无异物附着;无渗漏油。

b)操动机构状态正常 (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)。

c)记录开断短路电流值及发生日期 (如有);记录开关设备的操作次数。

5.9.1.2 绝缘电阻测量

采用2500V 绝缘电阻表测量,分别在分、合闸状态下进行。要求绝缘电阻大于3000 MΩ,且没有显著下降。测量时注意外绝缘表面泄漏的影响。

5.9.1.3 直流泄漏电流

每一元件的试验电压均为40kV。试验时应避免高压引线及连接处电晕的干扰,并注意外绝缘表面泄漏的影响。

5.9.1.4 断口并联电容器的电容量和介质损耗因数

在分闸状态下测量。测量结果不符合要求时,可以对电容器独立进行测量。

5.9.2 少油断路器诊断性试验项目 (见表27)

5.9.2.1 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。包括相对地 (合闸状态)和断口间 (分闸状态)两种方式。试验电压为出厂试验值的80%,频率不超过400Hz,耐压时间为60s,试验方法参考DL/T 593。

5.10 真空断路器

5.10.1 真空断路器巡检及例行试验 (见表28、表29)

表27　少油断路器诊断性试验项目

表28　真空断路器巡检项目

表29　真空断路器例行试验项目

5.10.1.1 巡检说明

a)外观无异常;高压引线、接地线连接正常;瓷件无破损、无异物附着。

b)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)。

c)记录开断短路电流值及发生日期;记录开关设备的操作次数。

5.10.1.2 例行检查和测试

检查动触头上的软连接夹片,应无松动;其他项目参见5.7.1.6条。

5.10.2 真空断路器诊断性试验 (见表30)

5.10.2.1 灭弧室真空度的测量

按设备技术文件要求或受家庭缺陷警示进行真空灭弧室真空度的测量,测量结果应符合设备技术文件要求。

5.10.2.2 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。包括相对地 (合闸状态)、断口间 (分闸状态)和相邻相间三种方式。试验电压为出厂试验值的80%,频率不超过400Hz,耐压时间为60s,试验方法参考DL/T 593。

5.11 隔离开关和接地开关

5.11.1 隔离开关和接地开关巡检及例行试验 (见表31、表32)

5.11.1.1 巡检说明

检查是否有影响设备安全运行的异物;检查支柱绝缘于是否有破损、裂纹;检查传动部件、触头、高压引线、接地线等外观是否有异常;检查分、合闸位置及指示是否正确。

5.11.1.2 红外热像检测

用红外热像仪检测开关触头等电气连接部位,红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。判断时,应考虑检测前3h内的负荷电流及其变化情况。测量和分析方法可参考DL/T 664。

5.11.1.3 例行检查

a)就地和远方各进行2次操作,检查传动部件是否灵活;

b)接地开关的接地连接良好;

c)检查操动机构内、外积污情况,必要时需进行清洁;

d)抽查螺栓、螺母是否有松动,是否有部件磨损或腐蚀;

e)检查支柱绝缘子表面和胶合面是否有破损、裂纹;

f)检查动、静触头的损伤、烧损和脏污情况,情况严重时应予更换;

g)检查触指弹簧压紧力是否符合技术要求,不符合要求的应予更换;

h)检查联锁装置功能是否正常;

i)检查辅助回路和控制回路电缆、接地线是否完好,用1000V 绝缘电阻表测量电缆的绝缘电阻,应无显著下降;

j)检查加热器功能是否正常;

k)按设备技术文件要求对轴承等活动部件进行润滑。

5.11.2 隔离开关和接地开关诊断性试验(见表33)

表30　真空断路器诊断性试验项目

表31　隔离开关和接地开关巡检项目

表32　隔离开关和接地开关例行试验项目

表33　隔离开关和接地开关诊断性试验项目

5.11.2.1 主回路电阻

下列情形之一,测量主回路电阻:

a)红外热像检测发现异常;

b)上一次测量结果偏大或呈明显增长趋势,且又有2年未进行测量;

c)自上次测量之后又进行了100 次以上分、合闸操作;

d)对核心部件或主体进行解体性检修之后。

测量电流可取100A 到额定电流之间的任一值,测量方法参考DL/T 593。

5.11.2.2 支柱绝缘子探伤

下列情形之一,对支柱绝缘子进行超声探伤抽检:

a)有此类家族缺陷,隐患尚未消除;

b)经历了5级以上地震。

5.12 耦合电容器

5.12.1 耦合电容器巡检及例行试验 (见表34、表35)

表34　耦合电容器巡检项目

表35　耦合电容器例行试验项目

5.12.1.1 巡检说明

电容器无油渗漏;瓷件无裂纹;无异物附着;高压引线、接地线连接正常。

5.12.1.2 红外热像检测

检测电容器及其所有电气连接部位,红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T 664。

5.12.1.3 绝缘电阻

极间绝缘电阻采用2500V 绝缘电阻表测量,低压端对地绝缘电阻采用1000V 绝缘电阻表测量。

5.12.1.4 电容量和介质损耗因数

多节串联的应分节测量。测量前应确认外绝缘表面清洁、干燥,分析时应注意温度影响。

5.12.2 耦合电容器诊断性试验 (见表36)

表36　耦合电容器诊断性试验项目

5.12.2.1 交流耐压试验

需要验证绝缘强度时进行本项目。试验电压为出厂试验值的80%,耐受时间为60s。

5.12.2.2 局部放电测量

诊断是否存在严重局部放电缺陷时进行本项目。测量方法参见DL/T 417。

5.13 高压并联电容器和集合式电容器

5.13.1 高压并联电容器和集合式电容器巡检及例行试验项目 (见表37、表38)

5.13.1.1 巡检说明

电容器无油渗漏、无鼓起;高压引线、接地线连接正常。

5.13.1.2 红外热像检测

检测电容器及其所有电气连接部位,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。

5.13.1.3 绝缘电阻

a)高压并联电容器极对壳绝缘电阻;

b)集合式电容器极对壳绝缘电阻;有6支套管的三相集合式电容器,应同时测量其相间绝缘电阻。

采用2500V 绝缘电阻表测量。

5.13.1.4 电容量测量

电容器组的电容量与额定值的标准偏差应符合下列要求:

a)3Mvar以下电容器组:-5%～10%;

b)3 Mvar～30 Mvar电容器组:0%～10%;

c)30 Mvar以上电容器组:0%～5%。

且任意两线端的最大电容量与最小电容量之比值应不超过1.05。

当测量结果不满足上述要求时应逐台测量。单台电容器电容量与额定值的标准偏差应在-5%～10%之间,且初值差小于±5%。

5.14 金属氧化物避雷器

5.14.1 金属氧化物避雷器巡检及例行试验 (见表39、表40)

表37　高压并联电容器和集合式电容器巡检项目

表38　高压并联电容器和集合式电容器例行试验项目

表39　金属氧化物避雷器巡检项目

表40　金属氧化物避雷器例行试验项目

5.14.1.1 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。

5.14.1.2 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。

5.14.1.3 运行中持续电流检测

具备带电检测条件时,宜在每年雷雨季节前进行本项目。

通过与同组间其他金属氧化物避雷器的测量结果相比较做出判断,彼此应无显著差异。

5.14.1.4 直流1mA 电压 (U1mA)及0.75U1mA下漏电流测量

对于单相多节串联结构应逐节进行。U1　mA偏低或0.75U1　mA下漏电流偏大时,应先排除电晕和外绝缘表面漏电流的影响。除例行试验之外,有下列情形之一的金属氧化物避雷器,也应进行本项目:

a)红外热像检测时,温度同比异常;

b)运行电压下持续电流偏大;

c)有电阻片老化或者内部受潮的家族缺陷,隐患尚未消除。

5.14.1.5 底座绝缘电阻

用2500V 的绝缘电阻表测量。

5.14.1.6 放电计数器功能检查

如果已有3年以上未检查,有停电机会时进行本项目。检查完毕应记录当前基数。若装有电流表,应同时校验电流表,校验结果应符合设备技术文件要求。

5.14.2 金属氧化物避雷器诊断性试验 (见表41)

5.14.2.1 工频参考电流下的工频参考电压

诊断内部电阻片是否存在老化、检查均压电容等缺陷时进行本项目,对于单相多节串联结构应逐节进行。方法和要求参考GB 11032。

5.14.2.2 均压电容的电容量

如果金属氧化物避雷器装备有均压电容,为诊断其缺陷可进行本项目。对于单相多节串联结构应逐步进行。

5.15 电力电缆

5.15.1 电力电缆巡检及橡塑绝缘电缆、充油电缆例行试验 (见表42～表44)

表41　金属氧化物避雷器诊断性试验

表42　电力电缆巡检项目

表43　橡塑绝缘电缆例行试验项目

续表

表44　充油电缆例行试验项目

5.15.1.1 巡检说明

a)检查电缆终端外绝缘是否有破损和异物,是否有明显的放电痕迹;是否有异味和异常声响。

b)充油电缆油压正常,油压表完好。

c)引入室内的电缆入口应该封堵完好,电缆支架牢固,接地良好。

5.15.1.2 红外热像检测

红外热像检测电缆终端、中间接头、电缆分支处及接地线 (如可测)、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。

5.15.1.3 运行检查

通过人孔或者类似入口,检查电缆是否存在过度弯曲、过度拉伸、外部损伤、敷设路径塌陷、雨水浸泡、接地连接不良、终端 (含中间接头)电气连接松动、金属附件腐蚀等危及电缆安全运行的现象。特别注意电缆各支撑点绝缘是否出现磨损。

5.15.1.4 主绝缘绝缘电阻

用5000V 绝缘电阻表测量。绝缘电阻与上次相比不应有显著下降,否则应做进一步分析,必要时进行诊断性试验。

5.15.1.5 外护套及内衬层绝缘电阻

采用1000V 绝缘电阻表测量。当外护套或内衬层的绝缘电阻 (MΩ)与被测电缆长度 (km)的乘积值小于0.5时,应判断其是否已破损进水。用万用表测量绝缘电阻,然后调换表笔重复测量,如果调换前后的绝缘电阻差异明显,可初步判断已破损进水。对于110kV及以上电缆测量外护套绝缘电阻。

5.15.1.6 交叉互联系统

a)电缆外护套、绝缘接头外护套、绝缘夹板对地直流耐压试验。试验时应将护层过电压保护器断开,在互联箱中将另一侧的所有电缆金属套都接地,然后每段电缆金属屏蔽或金属护套与地之间加5kV直流电压,加压时间为60s,不应击穿。

b)护层过电压保护器检测。护层过电压保护器的直流参考电压应符合设备技术要求;护层过电压保护器及其引线对地的绝缘电阻用1000V 绝缘电阻表测量,应大于10MΩ。

c)检查互联箱闸刀 (或连接片)连接位置,应正确无误;在密封互联箱之前测量闸刀 (或连接片)的接触电阻,要求不大于20μΩ 或符合设备技术文件要求。

除例行试验外,如在互联系统大段内发生故障,应对该大段进行试验;如互联系统内直接接地的接头发生故障,与该接头连接的相邻两个大段都应进行试验。试验方法参考GB 50150。

5.15.1.7 电缆主绝缘交流耐压试验

采用谐振电路,谐振频率应在300Hz以下。220kV及以上试验电压为1.36U0;110kV/66kV试验电压为1.6U0,时间5min。如试验条件许可,宜同时测量介质损耗因数和局部放电。

新做终端、接头或受其他试验项目警示,需要检验主绝缘强度时也应进行本项目。

5.15.1.8 油压示警系统

每半年检查一次油压示警系统信号装置,合上试验开关时,应能正确发出相应的示警信号。

每3年测量一次控制电缆线芯对地绝缘电阻,采用250V 绝缘电阻表,绝缘电阻 (MΩ)与被测电缆长度 (km)的乘积值应不小于1。

5.15.1.9 压力箱

a)供油特性:压力箱的供油量不应小于供油特性曲线所代表的标称供油量的90%;

b)电缆油击穿电压≥50kV,测量方法参考GB/T 507;

c)电缆油介质损耗因数＜0.005,在油温100±1℃和场强1MV/m 的测试条件下测量,测量方法参考GB/T 5654。

5.15.2 橡塑绝缘电缆、自容式充油电缆诊断性试验 (见表45、表46)

表45　橡塑绝缘电缆诊断性试验项目

表46　自容式充油电缆诊断性试验项目

5.15.2.1 铜屏蔽层电阻和导体电阻比

需要判断屏蔽层是否出现腐蚀时,或者重做终端或接头后,进行本项目。在相同温度下,测量铜屏蔽层和导体的电阻,屏蔽层电阻和导体电阻之比应无明显改变。比值增大,可能是屏蔽层出现腐蚀;比值减少,可能是附件中的导体连接点的电阻增大。

5.15.2.2 介质损耗因数测量

未老化的交联聚乙烯电缆 (XLPE),其介质损耗因数通常不大于0.001。介质损耗因数可以在工频电压下测量,也可以在0.1Hz低频电压下测量,测量电压为U0。同等测量条件下,如介质损耗因数较初值有增加明显,或者大于0.002 时(XLPE),需进一步试验。

5.15.2.3 电缆及附件内的电缆油

a)击穿电压≥45kV。

b)介质损耗因数:在油温100±1℃和场强1MV/m 的测试条件下,对于U0=190kV的电缆,应不大于0.01;对于U0≤127kV的电缆,应不大于0.03。

c)油中溶解气体分析:各气体含量满足下列注意值要求 (μL/L),可燃气体总量＜1500;H2＜500;C2H2痕量;CO＜100;CO2＜1000;CH4＜200;C2H4＜200;C2H6＜200。试验方法按GB 7252。

5.15.2.4 主绝缘直流耐压试验

失去油压导致受潮、进气修复后或新做终端、接头后进行本项目。直流试验电压值根据电缆电压并结合其雷电冲击耐受电压值选取,耐压时间为5min。

5.16 接地装置

5.16.1 接地装置巡检及例行试验(见表47、表48)

表47　接地装置巡检项目

表48　接地装置例行试验项目

5.16.1.1 巡检说明

变电站设备接地引下线连接正常,无松脱、位移、断裂及严重腐蚀等情况。

5.16.1.2 接地引下线导通检查

检查设备接地线之间的导通情况,要求导通良好;变压器及避雷器、避雷针等设备应测量接地引下线导通电阻。测量条件应与前一次相同。测量方法参考DL/T 475。

5.16.1.3 变电站接地网接地阻抗测量

按DL/T 475推荐方法测量,测量结果应符合设计要求。

当接地网结构发生改变时也应进行本项目。

5.16.1.4 接地装置诊断性试验 (见表49)

a)接触电压和跨步电压测量:接地阻抗明显增加或者接地网开挖检查或/和修复之后进行本项目,测量方法参见DL/T 475。

b)开挖检查:当接地网接地阻抗或接触电压和跨步电压测量不符合设计要求,怀疑接地网被严重腐蚀时,应进行开挖检查。修复或恢复之后,应进行接地阻抗、接触电压和跨步电压测量,测量结果应符合设计要求。

5.17 串联补偿装置

5.17.1 串联补偿装置巡检及例行试验 (见表50、表51)

表49　接地装置诊断性试验项目

表50　串联补偿装置巡检项目

表51　串联补偿装置例行试验项目

续表

5.17.1.1 巡检说明

a)串联补偿装置无异常声响;各电气设备绝缘表面无异物附着;瓷件无裂纹;复合绝缘外套无电蚀和破损。

b)阻尼电抗器线圈表面无电蚀和放电痕迹。

c)各电气连接处、高压引线、均压罩等无残损、错位、松动和异常放电。

d)测量电缆、控制电缆、光纤外观无异常。

e)自备监测系统运行正常。

5.17.1.2 红外热像检测

检测平台上各设备 (可视部分)、电气连接处等,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。

5.17.1.3 例行检查

a)按力矩要求抽检平台的部分螺丝,如有两个以上出现松动,按力矩要求紧固所有螺丝;检查平台上各设备的电气连接是否牢固,必要时进行紧固处理。

b)检查平台支柱绝缘子是否存在裂纹,必要时可以采用超声探伤仪检测。

c)检查电容器是否发生渗漏和铁壳鼓起,发生渗漏或鼓起的电容器应予更换。

d)检查平台各金属部件是否有锈蚀,若有进行防腐处理。

e)检查火花间隙护网是否完整,如有破损需要进行修复;检查火花间隙表面是否有严重积尘或者飞虫,如有则需要清理;检查火花间隙的间距是否符合设备技术文件要求,必要时进行调整;火花间隙触发功能检查正常。

f)检查各测量量、控制电缆、光纤,是否连接良好,外观正常。

g)测控系统按设备技术文件要求进行功能检查。

5.17.1.4 串联电容器

要求逐台进行测量,极对壳绝缘电阻不低于2500MΩ。电容量与出厂值的差异不超过±5%,否则应予更换。更换的新电容器的电容量以及更换后整组的电容量应符合技术文件要求。

5.17.1.5 阻尼电抗器

在相同测量条件下,线圈电阻的初值差不超过±3%;在额定频率下,电感量的初值差不超过±3%。

除例行试验外,出现下列情形也应进行本项目:

a)经历了短路电流冲击;

b)红外热像检测异常;

c)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、电弧痕迹等异常现象。

5.17.1.6 分压器分压比校核及参数测量

校核分压器的分压比 (参考第5.4.2.3 条)。测量高压臂、低压臂参数。结果应符合设备技术文件要求。

5.18 变电站设备外绝缘及绝缘子

5.18.1 变电站设备外绝缘及绝缘子巡检及例行试验 (见表52、表53)

5.18.1.1 巡检说明

a)支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子及设备瓷套或复合绝缘护套无裂纹、破损和电蚀,无异物附着;

b)雾、雨等潮湿天气下的设备外绝缘及绝缘子表面无异常放电。

5.18.1.2 红外热像检测

检查设备外绝缘、支柱绝缘子、悬式绝缘子等可见部分,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。

5.18.1.3 例行检查

a)清扫变电站设备外绝缘及绝缘子 (复合绝缘除外)。

b)仔细检查支柱绝缘子及瓷护套的外表面及法兰封装处,若有裂纹应及时处理或更换;必要时进行超声探伤检查。

c)检查法兰及固定螺栓等金属件是否出现锈蚀,必要时进行防腐处理或更换;抽查固定螺栓,必要时按力矩要求进行紧固。

d)检查室温硫化硅橡胶涂层是否存在剥离、破损,必要时进行复涂或补涂;抽查复合绝缘和室温硫化硅橡胶涂层的憎水性,应符合技术要求。

e)检查增爬伞裙,应无塌陷变形,表面无击穿,粘接界面牢固。

f)检查复合绝缘的蚀损情况。

表52　变电站设备外绝缘及绝缘子巡检项目

表53　变电站设备外绝缘及绝缘子例行试验项目

5.18.1.4 现场污秽度评估

每3年或有下列情形之一进行一次现场污秽度评估:

a)附近10km 范围内发生了污闪事故;

b)附近10km 范围内增加了新的污染源 (同时也需要关注远方大、中城市的工业污染);

c)降雨量显著减少的年份;

d)出现大气污染与恶劣天气相互作用所带来的湿沉降 (城市和工业区及周边地区尤其要注意)。

现场污秽度测量参见Q/GDW 152—2006。

如果现场污秽度等级接近变电站内设备外绝缘及绝缘子 (串)的最大许可现场污秽度,应采取增加爬电距离或采用复合绝缘等技术措施。

5.18.2 变电站设备外绝缘及绝缘子诊断性试验(见表54)

5.18.2.1 超声探伤检查

有下列情形之一,对瓷质支柱绝缘子及瓷护套进行超声探伤检查:

a)若有断裂、材质或机械强度方面的家族缺陷,对该家族瓷件进行一次超声探伤抽查;

b)经历了5级以上地震后要对所有瓷件进行超声探伤。

5.19 输电线路

5.19.1 输电线路巡检及例行试验(见表55、表56)

表54　变电站外绝缘及绝缘子诊断性试验项目

表55　输电线路巡检

表56　输电线路例行试验项目

5.19.1.1 导线与架空地线 (含OPGW 光纤复合地线)

a)导线和地线无腐蚀、抛股、断股、损伤和闪络烧伤;

b)导线和地线无异常振动、舞动、覆冰,分裂导线无鞭击和扭绞;

c)压接管耐张引流板无过热,压接管无严重变形、裂纹和受拔位移;

d)导线和地线在线夹内无滑移;

e)导线和地线各种电气距离无异常;

f)导线上无异物悬挂;

g)OPGW 引下线金具、线盘及接线盒无松动、变形、损坏、丢失;

h)OPGW 接地引流线无松动、损坏。

5.19.1.2 金具

均压环、屏蔽环、联板、间隔棒、阻尼装置、重锤等设备无缺件、松动、错位、烧坏、锈蚀、损坏等现象。

5.19.1.3 绝缘子串

a)绝缘子串无异物附着;

b)绝缘子钢帽、钢脚无腐蚀,锁紧销无锈蚀、脱位或脱落;

c)绝缘子串无移位或非正常偏斜;

d)绝缘子无破损;

e)绝缘子串无严重局部放电现象,无明显闪络或电蚀痕迹;

f)室温硫化硅橡胶涂层无龟裂、粉化、脱落;

g)复合绝缘子无撕裂、鸟啄、变形,端部金具无裂纹和滑移,护套完整。

5.19.1.4 杆塔与接地、拉线与基础

a)杆塔结构无倾斜,横担无弯扭;

b)杆塔部件无松动、锈蚀、损坏和缺件;

c)拉线及金具无松弛、断股和缺件,张力分配应均匀;

d)杆塔和拉线基础无下沉及上拔,基础无裂纹损伤,防洪设施无坍塌和损坏,接地良好;

e)塔上无危及安全运行的鸟巢和异物。

5.19.1.5 通道和防护区

a)无可燃易爆物和腐蚀性气体;

b)树木与输电线路间绝缘距离的观测;

c)无土方挖掘、地下采矿、施工爆破;

d)无架设或敷设影响输电线路安全运行的电力线路、通信线路、架空索道、各种管道等;

e)未修建鱼塘、采石场及射击场等;

f)无高大机械及可移动式的设备;

g)无其他不正常情况,如山洪暴发、森林起火等。

5.19.1.6 辅助设施

a)各种在线监测装置无移位、损坏或丢失;

b)线路杆号牌及路标、警示标志、防护桩等无损坏或丢失;

c)线路的其他辅助设施无损坏或丢失。

5.19.1.7 线路避雷器

a)线路避雷器本体及间隙无异物附着;

b)法兰、均压环、连接金具无腐蚀,锁紧销无锈蚀、脱位或脱落;

c)线路避雷器本体及间隙无移位或非正常偏斜;

d)线路避雷器本体及支撑绝缘子的外绝缘无破损和明显电蚀痕迹;

e)线路避雷器本体及支撑绝缘子无弯曲变形。

5.19.1.8 盘形瓷绝缘子零值检测

采用轮试的方法,即每年检测一部分,一个周期内完成全部普测。如某批次的盘形瓷绝缘子零值检出率明显高于运行经验值,则对于该批次绝缘子应酌情缩短零值检测周期。

应用绝缘电阻检测零值时,宜用5000V 绝缘电阻表,绝缘电阻应不低于500MΩ,达不到500MΩ 时,在绝缘子表面加屏蔽环并接绝缘电阻表屏蔽端子后重新测量,若仍小于500MΩ 时,可判定为零值绝缘子。

自上次检测以来又发生了新的闪络或有新的闪络痕迹的,也应列入最近的检测计划。

5.19.1.9 导线接点温度测量

500kV及以上直线连接管、耐张引流夹1年测量一次,其他3年测量一次。接点温度可略高于导线温度,但不应超过10℃,且不高于导线允许运行温度。在分析时,要综合考虑当时及前1h的负荷变化以及大气环境条件。

5.19.1.10 杆塔接地阻抗检测

检测周期见表57。除2km 进线保护段和大跨越外,一般采用每隔3基 (500kV及以上)或每隔7基 (500kV以下)检测1基的轮试方式。对于地形复杂、难以到达的区段,轮式方式可酌情自行掌握。如某基杆塔的测量值超过设计值时,补测与此相邻的2基杆塔。如果连续2次检测的结果低于设计值 (或要求值)的50%,则轮式周期可延长50%～100%。检测宜在雷暴季节之前进行。方法参考DL/T 887。

5.19.1.11 线路避雷器检查及试验

检测及试验的周期和要求见表58。其中,红外热像检测包括线路避雷器本体、支撑绝缘子、电气连接处及金具等,要求无异常温升、温差和/或相对温差。测量和分析方法参考DL/T 664。

表57　杆塔接地阻抗检测周期

5.19.1.12 输电线路诊断性试验 (见表59)

5.19.1.13 复合绝缘子和室温硫化硅橡胶涂层的状态评估

评估周期见表60,重点对复合绝缘子的机械破坏负荷、界面,以及复合绝缘子和室温硫化硅橡胶涂层的增水性进行评估。

表58　线路避雷器检查及试验项目

表59　输电线路诊断性试验项目

表60　复合绝缘子和室温硫化硅橡胶涂层的状态评估

按家族 (制造商、型号和投运年数)从输电线路上随机抽取6～9 只,依次进行下列三项试验,试验结果应符合要求。此外,用户还应根据多次评估试验结果的稳定性,调整评估周期。

a)憎水性、憎水性迁移特性、憎水性丧失特性和憎水性恢复时间测定。检测方法和判据可参见DL/T 864。

b)界面试验。包括水煮试验和陡波前冲击电压试验两项。试验程序和判据GB/T 19519。

c)机械破坏负荷试验。要求Mav-2.05Sn应大于0.5SML,且Mav≥0.65SML。其中,SML为额定机械负荷;Mav为破坏负荷的平均值;Sn为破坏负荷的标准偏差。试验方法可参考GB/T 19519。

按涂敷材料、涂敷时间和涂敷地点,抽样检查涂层的附着性能,要求无龟裂、粉化、脱落和剥离等现象。抽样检查憎水性,检测方法和判据可参见DL/T 864,不符合要求时应进行覆涂。

5.19.1.14 导地线 (含大跨越)振动测量

怀疑导地线存在异常振动时进行本项目。测量结果应符合设计要求。

5.19.1.15 地线机械强度试验

需要检验地线的机械强度或存在此类家族缺陷时进行本项目。取样进行机械拉力试验,要求不低于额定机械强度的80%。

5.19.1.16 导线弧垂测量

根据线路巡检结果实时安排导线弧垂测量。方法和要求见GB 50233。

5.19.1.17 杆塔接地开挖检查

杆塔接地阻抗显著增加或者显著超过规定值,怀疑严重腐蚀时进行本项目。开挖检查并修复之后应进行杆塔接地阻抗测量。

5.19.1.18 线路避雷器本体试验

当巡检、绝缘电阻测量或红外热像检测显示线路避雷器本体异常时进行本项目;当巡检、绝缘电阻测量或红外热像检测显示支撑绝缘子异常时应予更换。

6 直流设备

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)

6.1.2 换流变压器诊断性试验 (见表63)

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

表63　换流变压器诊断性试验项目

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。

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100Hz～400Hz。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)

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。

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

6.2.3 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)

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)

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)

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

表69　直流电流互感器诊断性试验项目

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

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。

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)

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

6.10.1.1 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1　mA 电压U1　mA及0.75U1　mA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)

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

6.17.1.1 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。

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、红外热象检测等发现异常,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)

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

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。

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

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。

7 绝缘油试验

7.1 绝缘油例行试验

油样提取应遵循设备技术文件之规定,特别是少油设备。例行试验项目如表91所示。

7.1.1 视觉检查

凭视觉检测油的颜色粗略判断油的状态。评估方法见表92。可参考DL 429.1和DL 429.2。

7.1.2 击穿电压

击穿电压值达不到规定要求时应进行处理或更换新油。测量方法参考GB/T 507。

7.1.3 水分

测量时应注意油温,并尽量在顶层油温高于60℃时取样。测量方法参考GB/T 7600 或GB/T 7601。怀疑受潮时应随时测量油中水分。

7.1.4 介质损耗因数

介质损耗因数测量方法参考GB/T 5654。

7.1.5 酸值

酸值大于注意值时 (参见表93)应进行再生处理或更换新油。油的酸值按GB/T 264测定。

7.1.6 油中含气量

油中含气量测量方法参考DL/T 703、DL/T 450或DL/T 423。

7.2 绝缘油诊断性试验

新油或例行试验后怀疑油质有问题时应进行诊断试验,试验结果应符合要求,见表94。

表91　绝缘油例行试验项目

表92　油质视觉检查及油质初步评估

表93　酸值及油质评估

表94　绝缘油诊断性试验项目

7.2.1 界面张力

油对水的界面张力测量方法参考GB/T 6541,低于注意值时宜换新油。

7.2.2 抗氧化剂含量

对于添加了抗氧化剂的油,当油变色或酸值偏高时应测量抗氧化剂含量。抗氧化剂含量减少,应按规定添加新的抗氧化剂;采取上述措施前,应咨询制造商的意见。测量方法参考GB 7602。

7.2.3 体积电阻率

体积电阻率测量方法参考GB/T 5654 或DL/T 421。

7.2.4 油泥与沉淀物

当界面张力小于25m N/m 时进行本项目。测量方法参考GB/T 511。

7.2.4.1 颗粒数

本项试验可以用来表征油的纯净度。每10mL油中大于3μm～150μm 的颗粒数一般不大于1500个,大于1500个应予注意,大于5000个说明油受到了污染。对于变压器,过量的金属颗粒是潜油泵磨损的一个信号,必要时应进行金属成分及含量分析。

7.2.5 油的相容性试验

一般不宜将不同牌号的油混合使用。如混合使用应进行本项目。测量方法和要求参考GB/T 14542。

8 SF6气体湿度和成分检测

8.1 SF6气体湿度检测

a)新投运测一次,若接近注意值,半年之后应再测一次;

b)新充 (补)气48h之后至2周之内应测量一次;

c)气体压力明显下降时,应定期跟踪测量气体湿度。

SP6气体可从密度监视器处取样,测量方法可参考DL/T 506、DL/T 914和DL/T 915。测量完成之后,按要求恢复密度监视器,注意按力矩要求紧固。测量结果应满足表95的要求。

8.2 SF6气体成分分析

怀疑SF6气体质量存在问题或者配合事故分析时,可选择性地进行SF6气体成分分析。项目和要求见表96,测量方法参考DL/T 916、DL/T 917、DL/T 918、DL/T 919、DL/T 920、DL/T 921。

表95　SF6气体湿度检测说明

表96　SF6气体成分分析

附录略。