500kV直流输电系统电力设备预防性试验规程试行.docx
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500kV直流输电系统电力设备预防性试验规程试行
附件：
±500kV直流输电系统
电气设备预防性试验规程（试行）
（试行）
二〇〇八年三月二十日
目录
1范围………………………………………………………………………………..……………………1
2规范性引用标准………………………………………………………………………..………………1
3定义、符号…………………………………………………………………………..…………………2
4总则…………………………………………………………………………………………..…………2
5换流变压器……………………………………………………………………………..………………4
6阀塔设备……………………………………………………………………………………….………10
7交、直流滤波器、并联电容器组及中性母线电容器……………………………………………….10
8平波电抗器…………………………………………………………………………………………….11
9套管…………………………………………………………………………………………………….16
10直流电压分压器………………………………………………………………………………………17
11直流电流分流器……………………………………………………………………………………17
12支柱绝缘子和悬式绝缘子………………………………….………………………………………...18
13金属氧化锌避雷器……………………………………………………………………………………19
14直流开关………………………………………………………………………………………………19
15直流隔离开关和地刀…………………………………………………………………………………22
16直流接地极……………………………………………………………………………………………23
17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
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。
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/T311.2-2002高压输变电设备的绝缘配合
GB1094.1-1996电力变压器第1部分总则
GB1094.3－2003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
GB1207-1997电压互感器
GB1208-1997电流互感器
GB1984-2003交流高压断路器
GB1985-1989交流高压隔离开关和接地开关
GB2536-1990变压器油
GB4109-1999高压套管技术条件
GB4787-1996断路器电容器
GB/T6115-1998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/T6451-1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T7595-2000运行中变压器油质量标准
GB/T8905-1996六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则
GB/T10229-1988电抗器
GB10230-1988有载分接开关
GB/T11022-1999高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器
GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T13498-1992高压直流输电术语
DL/T402-1999交流高压断路器订货技术条件
DL/T574-1995有载分接开关运行维修导则
DL/T593-1996高压开关设备的共用订货技术导则
DL/T596-1996电力设备预防性试验规程
DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
DL/T621-1997交流电气装置的接地
DL/T664-1999带电设备红外诊断技术应用导则
DL/T722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则
JB/T7111-1993高电压并联电容器装置
JB/T8169-1999耦合电容器和电容分压器
Q/CSG10007-2004电力设备预防性试验规程
IEC61378－2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Terminologyforhigh-voltagedirectcurrent（HVDC）transmission
IEC60700-1:
1998高压直流输电晶闸管阀-第1部分电气试验Thyristorvalvesforhighdirectcurrent（HVDC）powertransmission-part1:
Electricaltesting
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
tanδ介质损耗因数
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、tanδ、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/CSG1007-2004《电力设备预防性试验规程》Q/CSG1007-2004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。
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（μL/L）任一项不宜超过下列数值：
总烃：
20；H2：
10；C2H2：
0
2）大修后变压器的油中H2与烃类气体含量（μL/L）不宜超过下列数值：
总烃：
50；H2：
50；C2H2：
0
3）运行设备的油中H2与烃类气体含量（μL/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/L
1）1年
2）大修后
3）必要时
大修后不大于10
运行中不大于15
1）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1
2）运行中不大于3
1）按DL/T423—1991或DL/T450—1991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℃）Ω·m
1）大修后
2）必要时
投运前变压器本体油：
≥6×1010
运行中变压器本体油：
≥1×1010
按DL/T421—1991或GB5654—1985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
1-5
5-
10
10-
15
15-20
糠醛
量mg/L
0.1
0.2
0.4
0.75
2）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tanδ（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kV
1）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/T7598-1987
（10）酸值
mg（KOH）/g
1）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/T7599-1987或GB/T264-1983
（11）闪点（闭口℃）
3年
大修后≥140
运行中:
1）大于135℃
2）不应比前次测试值低5℃
检验方法按GB/T261-1983
（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/m
3年
大修后≥35
运行中≥19
检验方法按GB/T6541-1986
（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SD313－1989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tanδ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:
R2＝R1（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235
4）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1.5
3）绝缘电阻大于10000MΩ时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.3
1）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3mA
2）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=R1×1.5t1-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60kV
2）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（tanδ）
1）4年
2）大修后
3）必要时
1）20℃时不大于0.6%
2）tanδ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10kV
3）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tanδ值按下式换算
tanδ2=tanδ1×1.3（t2-t1）/10式中tanδ1、tanδ2分别为温度t1、t2时的tanδ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（tanδ）和电容值
见第9章“套管”
1）主绝缘tanδ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1.0A
2、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50MΩ，低于50MΩ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500MΩ
1）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）
２）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1MΩ
1）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1MΩ
1）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1MΩ
1）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1MΩ
1）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1MΩ
2）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
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