直流换流站高压电气设备交接试验规程.docx

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直流换流站高压电气设备交接试验规程

直流换流站高压电气设备交接试验规程（总21页）

前言Ⅱ

1范围1

2规范性引用文件1

3名词术语1

4总则1

5换流变压器2

6平波电抗器5

7晶闸管阀6

8直流电流互感器6

9直流电压分压器7

10套管7

11直流断路器8

12直流隔离开关和接地开关10

13交、直流滤波器10

14载波装置及噪声滤波器11

15并联电容器组11

16空心电抗器12

17光电式电流互感器12

18氧化锌避雷器12

19绝缘油13

20接地极装置14

前言

本规程是国家电网公司的企业标准。

本规程是在参照GB50150—1991《电气安装工程电气设备交接试验标准》的基础上，结合直流工程的安装调试和运行维护经验制定的。

本规程对直流换流站高压直流电气设备交接试验的项目、要求及验收标准作了规定。

本规程主要起草单位：

湖北省电力试验研究院、国家电网公司工程建设部。

本规程主要起草人：

袁清云、金涛、王瑞珍、刘良军、高理迎、叶廷路等。

本规程由国家电网公司提出、归口并解释。

直流换流站高压直流电气设备交接试验规程

1范围

本规程规定了直流换流站高压直流电气设备的交接试验项目、要求及验收标准。

本规程适用于±500kV换流站新安装的高压直流电气设备，它包括从换流变压器到直流场的所有高压电气设备，以及接地极装置、电容器组和交流滤波器。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过在本规程的引用而成为本规程的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，然而，鼓励使用本规程的各方探讨使用这些文件的最新版本。

GB261—1983石油产品闪点测定法

GB/T507—2002绝缘油击穿电压测定法

GB510—1983石油产品凝点测定法

GB511—1988石油产品和添加剂机械杂质测定法

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

GB5654—1985液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量

GB/T6541—1986石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）

GB/T7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则

GB/T7598—1987运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）

GB/T7599—1987运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB法）

GB50150—1991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

3名词术语

GB/T13498—1992中确定的术语和定义适用于本规程。

4总则

进行绝缘试验时，除制造厂装配的成套设备外，宜将连接在一起的各种设备分离开来单独试验。

同一试验标准的设备可以连在一起试验。

为便于现场试验工作，已有出厂试验记录的同一电压等级不同试验标准的电气设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验，试验标准应采用连接的各种设备中的最低标准。

交流耐压试验时加至试验标准电压后的持续时间，无特殊说明时，应为60s。

当电气设备的额定电压与实际使用的系统标称电压不同时，应按设备额定电压或设备技术条件的规定进行试验。

油浸式换流变压器、平波电抗器的绝缘试验应在热油循环后静置一定时间，待气泡消除后方可进行。

静置时间按产品要求，当制造厂无规定时，一般须静置72h以上。

在进行与温度及湿度有关的各种试验时，应同时测量被试物温度和周围环境的温度及湿度。

绝缘试验应在良好天气且被试物温度及仪器周围环境温度不低于5℃、空气相对湿度不高于80％的条件下进行。

试验时，应注意环境温度的影响，对油浸式换流变压器、平波电抗器，应以上层油温作为测试温度。

本规程中使用的常温为10℃～40℃。

本规程中所列的绝缘电阻测量，应使用60s的绝缘电阻值；吸收比的测量应使用60s与15s绝缘电阻值的比值；极化指数应为600s与60s的绝缘电阻值的比值。

测量绝缘电阻时，采用绝缘电阻表的电压等级，在本规程未作特殊规定时，应按下列规定执行：

——100V以下的电气设备或回路，采用250V绝缘电阻表；

——100V～500V的电气设备或回路，采用500V绝缘电阻表；

——500V～3000V的电气设备或回路，采用1000V绝缘电阻表；

——3000Ｖ～10000V的电气设备或回路，采用2500V绝缘电阻表；

——10000V及以上的电气设备或回路，采用2500V或5000V绝缘电阻表。

进行电气绝缘的测量和试验时，当只有个别项目达不到本规程的规定时，应根据全面的试验记录进行综合判断，经综合判断认为可以投入运行者，可以投入运行。

5换流变压器

5.1交接试验项目

换流变压器的交接试验，应包括下列项目，具体要求见5.2。

a）绕组连同套管的直流电阻测量；

b）电压比检查；

c）引出线的极性检查；

d）绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数测量；

测量；e）绕组连同套管的介质损耗因数tan

f）绕组连同套管的直流泄漏电流测量；

g）长时感应耐压及局部放电测量；

h）铁芯及夹件的绝缘电阻测量；

i）非纯瓷套管的试验；

j）绝缘油试验；

k）有载分接开关的检查和试验；

l）额定电压下的冲击合闸试验；

m）相位检查；

n）噪声测量；

o）箱壳表面温度分布测量；

p）绕组频率响应特性测量；

q）油箱密封试验。

注：

交接时，还应提交换流变压器及非纯瓷套管的出厂试验记录。

5.2试验要求及标准

5.2.1绕组连同套管的直流电阻测量

测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：

——测量应在所有分接位置上进行；

——各相测得值的相互差值应小于平均值的2％；

——与同温度下产品出厂实测数值比较，变化不应大于2％；

——当测量时的温度与产品出厂试验时的温度不同时，可按下式换算到同一温度进行比较：

R2=R1（T+t2）/（T+t1）

（1）

式中：

t1——测量时的温度，℃；

t2——产品出厂试验时的温度，℃；

；R1——实测电阻值，

；R2——换算到产品出厂试验温度时的电阻值，

T——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。

5.2.2电压比检查

检查所有分接位置的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；其电压比的允许误差在额定分接位置时为±0.5％。

5.2.3极性检查

检查引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

5.2.4绝缘电阻、吸收比或极化指数测量

测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，应符合下列规定：

——绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70％。

——当测量时的温度与产品出厂试验时的温度不同时，可按下式换算到同一温度进行比较：

R2=R1×

（2）

式中：

t1——测量时的温度，℃；

t2——产品出厂试验时的温度，℃；

；R1——实测绝缘电阻值，

。

R2——换算到产品出厂试验温度时的绝缘电阻值，

——吸收比、极化指数与产品出厂值相比应无明显差别。

——在常温下，吸收比一般不小于1.3，或者极化指数一般不小于1.5。

5.2.5

测量绕组连同套管的介质损耗因数tan

，应符合下列规定：

测量绕组连同套管的介质损耗因数tan

值不应大于产品出厂试验值的130％；——测得的tan

——当测量时的温度与产品出厂试验时的温度不同时，可按下式换算到同一温度进行比较：

2tan1×=tan（

3）

式中：

t1——测量时的温度，℃；

t2——产品出厂试验时的温度，℃；

tanδ1——实测介质损耗因数；

tanδ2——换算到产品出厂试验温度时的介质损耗因数。

5.2.6绕组连同套管的直流泄漏电流测量

试验电压标准应符合表1的规定。

当施加试验电压达60s时，在高压端读取泄漏电流。

泄漏电流值与出厂试验值比较应无明显变化。

表1直流泄漏试验电压标准

绕组额定电压

kV

63～330500

试验电压

kV4060

注：

分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。

5.2.7长时感应耐压及局部放电测量

换流变压器新安装后，应进行绕组连同套管的长时感应耐压及局部放电测量。

试验应符合下列规定：

——试验电压值及施加试验电压的时间顺序按GB1094.3—2003规定进行；

——局部放电量符合下述规定或产品技术条件的规定：

测量电压在1.3Um/3下，时间为60min，视在放电量应不大于300pC，或测量电压在1.5Um/3下，时间为60min，视在放电量应不大于500pC，而且在整个测量过程中，放电量应无增长趋势；

——测量电压的选择，按合同规定。

注：

Um为设备的最高运行电压有效值。

5.2.8铁芯及夹件的绝缘电阻测量

测量铁芯及夹件的绝缘电阻，应符合下列规定：

——采用2500V绝缘电阻表测量，持续时间为60s，应无闪络及击穿现象；

——绝缘电阻值与出厂试验值比较，无明显降低。

5.2.9非纯瓷套管的试验

非纯瓷套管的试验，应按第10章“套管”的规定进行。

绝缘油试验，应符合下列规定：

b）油中溶解气体的色谱分析，应符合下列规定：

在升压或冲击合闸前、冲击合闸后4h、热运行试验后，以及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器本体油箱中绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。

氢气、乙炔、总烃含量应符合GB/T7252—2001的规定，且无明显增长。

c）油中含水量，不应大于10mg/L。

d）油中含气量的测量，应在绝缘试验或第一次升压前取样测量，其值不应大于1％。

m的颗粒数不应多于2000个。

e）油中颗粒数检测，100mL油中大于2

有载分接开关的检查和试验，应符合下列规定：

——变压器不带电，在100％额定操作电压下操作10个循环，在全部切换过程中，应无开路现象，电气和机械限位动作正确且符合产品要求；在85％额定操作电压下操作1个循环，在全过程的切换中应可靠动作。

——变压器带电，在额定空载电压下操作1个循环，按产品技术条件的规定检查分接开关的调压情况及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。

——绝缘油注入切换开关油箱前，其电气强度应符合本规程表2的规定。

在额定电压下对变压器进行冲击合闸，应进行5次，每次间隔5min，无异常现象；冲击合闸应在变压器网侧进行。

检查变压器的相位，必须与电网相位一致。

必要时进行。

应在额定电压及额定频率下进行，各相间相互比较，判断有无异常。

必要时进行。

应在额定运行条件下测量，局部热点温升不应超过80K或符合产品技术条件规定。

变压器新安装后，应进行绕组的频率响应特性测量。

变压器组件安装完毕后，在储油柜油面上施加0.035MPa压力，维持时间不少于12h，应无渗漏油现象。

6平波电抗器

6.1试验项目

平波电抗器的交接试验，应包括下列项目，具体要求见6.2。

a）绕组连同套管的直流电阻测量；

b）电感测量；

c）绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数测量；

测量；d）绕组连同套管的介质损耗因数tan

e）绕组连同套管的直流泄漏电流测量；

f）铁芯及夹件的绝缘电阻测量；

g）绝缘油试验；

h）非纯瓷套管的试验；

i）噪声测量；

j）箱壳的振动测量；

k）表面温度分布测量；

l）油箱密封试验。

注1：

干式平波电抗器的试验项目，按本条第a）、b）、i）、k）款规定进行。

注2：

油浸式平波电抗器，交接时还应提交电抗器及非纯瓷套管的出厂试验记录。

6.2试验要求及标准

6.2.1绕组连同套管的直流电阻测量

与同温下产品出厂值比较，变化不应大于2％。

6.2.2电感测量

可通过测量电抗器在工频下的阻抗，计算得到电感值；与出厂值比较，变化不应大于2％。

6.2.3绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数测量

6.2.4绕组连同套管的介质损耗因数tan测量6.2.5绕组连同套管的直流泄漏电流测量6.2.6铁芯及夹件的绝缘电阻测量6.2.7绝缘油的试验6.2.8非纯瓷套管的试验应符合第10章“套管”的规定。

6.2.9噪声测量必要时进行。

应尽可能在额定运行条件下测量，其值应符合产品技术条件的规定。

应符合产品技术条件的规定。

必要时进行。

应在额定运行条件下测量，局部热点温升不应大于65K或符合产品技术条件的规定。

7晶闸管阀7.1试验项目

晶闸管阀的交接试验，应包括下列项目，具体要求见7.2。

a）内冷水管路系统的压力试验；

b）内冷水电导率测量；

c）光信号传输系统衰减测量；

d）晶闸管触发及监控系统检查；

e）组件均压电容的电容量测量；

f）阀避雷器试验。

7.2

试验要求及标准

7.2.1内冷水管路系统的压力试验

S/cm的去离子水注入管路系统，检查管路系统（包括联结法兰处），应无渗漏。

试验压力及方法应符合制造厂规定。

该试验与外冷水系统的试验同时进行，将电导率小于2

7.2.2

内冷水电导率测量

S/cm。

测量内冷水的电导率，应不大于0.5

7.2.3光信号传输系统衰减测量

测量正常和降低光强下光纤的衰减量，应符合产品技术条件的规定。

7.2.4晶闸管触发及监控系统检查

检查晶闸管的触发以及监控系统的功能，应符合产品技术条件的规定。

7.2.5组件均压电容的电容量测量

与出厂试验值比较，变化不大于3％。

7.2.6阀避雷器试验

按第18章“氧化锌避雷器”的有关规定进行。

8直流电流互感器

8.1试验项目

直流电流互感器的交接试验，应包括下列项目，具体要求见8.2。

a）极性检查；

b）绕组直流电阻测量；

c）绕组绝缘电阻测量；

测量；d）电容量及介质损耗因数tan

e）二次绕组的工频耐压试验；

f）一次注流试验。

8.2试验要求及标准

8.2.1极性检查

检查电流互感器引出线的极性，必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。

8.2.2绕组直流电阻测量

测量电流互感器一、二次绕组的直流电阻值，与产品出厂值相比，应无明显差别。

8.2.3绕组绝缘电阻测量

测量绕组的绝缘电阻，应符合下列规定：

——测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组对其他绕组及外壳的绝缘电阻；

。

——一次绕组绝缘电阻与产品出厂试验值比较，应无明显差别；二次绕组的绝缘电阻（不带电子装置），应不低于10M

8.2.4

电容量及介质损耗因数tan测量

不应大于0.5％。

电容量与出厂值比较应无明显变化，其变化达±5％时应查明原因；介质损耗因数tan

8.2.5二次绕组的工频耐压试验

在二次绕组与地之间施加工频电压2kV，持续时间60s，应无闪络。

8.2.6一次注流试验

——在一次侧注入直流电流，检查二次侧输出值，应符合设计要求；

——一次侧注入的电流值，应不小于10％的额定电流或按制造厂规定。

9直流电压分压器

9.1试验项目

直流电压分压器的交接试验，应包括下列项目，具体要求见9.2。

a）高、低压臂的电阻测量；

b）低压臂的电容量测量；

c）隔离放大器的检查；

d）一次回路加压及输入模拟量的检查；

e）分压比校验。

9.2试验要求及标准

9.2.1高、低压臂的电阻测量

测量高、低压臂的电阻值，应符合产品技术条件的规定。

9.2.2低压臂的电容量测量

测量低压臂的电容量，与出厂值相比变化不应大于2％。

9.2.3隔离放大器的检查

检查方法及结果应符合产品技术条件的规定。

9.2.4一次回路加压及输入模拟量的检查

在分压器的高压端施加一个直流电压（大于500V），检查输出显示值，应与所施加的电压一致。

9.2.5分压比校验

应符合产品技术条件的规定。

10套管

10.1试验项目

套管（包括穿墙套管）的交接试验，应包括下列项目，具体要求见10.2。

a）绝缘电阻测量；

b）非纯瓷套管的介质损耗因数tan和电容量测量；

c）绝缘油试验。

10.2试验要求及标准

10.2.1绝缘电阻测量

绝缘电阻测量应符合下列规定：

；——套管主绝缘的绝缘电阻不应低于10000M

。

——“抽压小套管”对法兰或“测量小套管”对法兰的绝缘电阻，采用2500V绝缘电阻表测量，绝缘电阻值不应低于1000M

10.2.2

非纯瓷套管的介质损耗因数tan和电容量测量

测量应符合下列规定：

与出厂试验值比较应无明显变化；——在室温不低于10℃的条件下，套管的介质损耗因数tan

——电容型套管的实测电容量与产品铭牌数值或出厂试验值相比，其差值应在±10％范围内。

10.2.3绝缘油试验

绝缘油试验，应符合下列规定：

——套管中的绝缘油可不进行试验，但当有下列情况之一者，应取油样进行试验：

1）套管的介质损耗因数与出厂试验值比较有明显变化；

2）套管密封损坏，抽压或测量小套管的绝缘电阻不符合要求；

3）套管由于渗漏等原因需要重新补油时。

——套管绝缘油补充或更换时进行的试验，应符合下列规定：

3）电压等级为500kV的套管绝缘油，宜进行油中溶解气体的色谱分析，油中的氢气、乙炔、总烃含量应符合GB/T7252—2001的规定。

11直流断路器

11.1试验项目

直流断路器交接试验，应包括下列项目，具体要求见11.2：

a）绝缘电阻测量；

b）导电回路电阻测量；

c）交流耐压试验；

d）断路器的分、合闸速度测量；

e）断路器的分、合闸时间测量；

f）断路器分、合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻测量；

g）断路器操作机构试验；

h）断路器内SF6气体的含水量测量；

i）密封性试验；

j）气体密度继电器、压力表和压力动作阀的校验；

k）电抗器试验；

l）电容器试验；

m）充电装置绝缘试验；

n）避雷器试验。

11.2试验要求及标准

11.2.1绝缘电阻测量

测量断口对地及断口间的绝缘电阻值，与出厂值比较应无明显差别。

11.2.2导电回路电阻测量

导电回路的电阻值及测试方法，应符合产品技术条件的规定。

11.2.3交流耐压试验

SF6定开距断路器应进行断口交流耐压试验；SF6罐式断路器应进行断口交流耐压试验和对地交流耐压试验。

耐压试验应在额定气压下进行，试验电压取出厂试验电压的80％。

11.2.4断路器的分、合闸速度测量

必要时进行。

应在额定操作电压、气压或液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定。

11.2.5断路器的分、合闸时间测量

测量断路器的分、合闸时间，应在额定操作电压、气压或液压下进行。

实测数值应符合产品技术条件的规定。

11.2.6断路器分、合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻测量

。

断路器分、合闸线圈的直流电阻值与出厂试验值比较应无明显差别。

断路器分、合闸线圈的绝缘电阻值不应低于10M

11.2.7断路器操作机构试验

断路器操作机构试验，应符合下列规定：

——分、合闸操作：

1）在产品规定的最低及最高气/液压下，（80％～110％）Un操作电压范围内，操作机构应可靠地进行合操作；（65％～110％）Un操作电压范围内，操作机构应可靠地进行分操作。

断路器的最低动作电压应大于30％Un。

2）弹簧、气压操作机构的分、合闸线圈以及电磁操作机构的分、合闸接触器的动作要求，均应符合上项的规定。

——模拟操作试验：

在不同电压、气/液压条件下，对断路器进行就地或远控操作，每次操作断路器均应正确、可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求。

11.2.8断路器内SF6气体的含水量测量

断路器内SF6气体的含水量，应符合下列规定：

——与灭弧室相通的气室，应小于150mg/L；

——不与灭弧室相通的气室，应小于500mg/L；

——含水量的测定应在断路器充气24h后进行。

11.2.9密封性试验

密封性试验，应符合下列规定：

——采用灵敏度不低于1×10–6（体积比）的检漏仪对断路器各密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不应报警；

——采用收集法进行气体泄漏测量时，以24h的漏气量换算，漏气率不应大于1％；

——密封性试验应在断路器充气24h后进行。

气体密度继电器及压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定。

压力表指示值的误差及其变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。

按第16章“空心电抗器”的规定进行。

按第15章“并联电容器组”的有关规定进行。

试验电压按出厂试验电压的90％进行。

应按第18章“氧化锌避雷器”的有关规定进行。

12直流隔离开关和接地开关

12.1试验项目

直流隔离开关、接地开关的交接试验，应包括下列项目，具体要求见12.2。

a）回路电阻测量；

b）操作机构试验；

c）操作机构线圈的最低动作电压检查。

12.2试验要求及标准

12.2.1回路电阻测量

回路的电阻值及测试方法，应符合产品技术条件的规定。

12.2.2操作机构试验

在（80％～110％）Un操作电压范围内，操作机构应可靠地进行分、合操作。

机械或电气闭锁装置应准确可靠。

12.2.3操作机构线圈的最低动作电压检查

操作机构线圈的最低动作电压应符合制造厂规定，且应大于30％Un。

13交、直流滤波器

13.1试验项目

交、直流滤波器的交接试验，应包括下列项目，具体要求见13.2。

a）电容器组试验；

b）空心电抗器试验；

c）阻尼电阻阻值测量；

d）调谐特性试验；

e）电流互感器试验；

f）避雷器试验；

g）冲击合闸试验。

13.2试验要求及标准

13.2.1电容器组试验

电容器组的试验，按第15章“并联电容器组”的规定进行。

13.2.2空心电抗器试验

空心电抗器的试验，按第16章“空心电抗器”的规定进行。

13.2.3阻尼电阻阻值测量

阻尼电阻的测量，经温度换算后与出厂值比较，其变化不应大于5％。

13.2.4调谐特性试验

检查滤波器的调谐点，应符合产品技术条件规定。

13.2.5电流互感器试验

电流互感器的试验，按第17章“光电式电流互感器”或GB50150—1991的有关规定进行。

13.2.6避雷器试验

避雷器试验，按第18章“氧化锌避雷器”的规定进行。

13.2.7冲击合闸试验

在额定电压下对滤波器进行冲击合闸，应进行3～5次，每次间隔5min，无异常。

14载波装置及噪声滤波器

14.1试验项目

载波装置及噪声滤波器的交接试验，应包括下列项目，具体要求见14.2。

a）耦合及旁路电容器每节两极间的绝缘电阻测量；

b）耦合及旁路电容器的电容量测量；

测量（仅瓷套式）；c）耦合及旁路电容器的介质损耗因数tan

d）极对壳的交流耐压试验（仅铁壳式）；

e）电抗器试验。

14.2试验要求及标准

14.2.1耦合及旁路电容器每节两极间的绝缘电阻值测量

。

用2500V绝缘电阻表测量两极间的绝缘电阻，一般应不低于5000M

14.2.2耦合及旁路电容器的电容量测量

用电桥法测量耦合及旁路电容器的电容量，应符合下列规定：

——每节电容量偏差不超过出厂值的±5％；

——任两节实测电容量相差不超过±5％。

14.2.3耦合及旁路电容器的介质损耗因数tan测量

10kV及以下的介质损耗因数tanδ，应符合下列要求：

——油纸绝缘电容器，不大于0.5％；

——膜纸复合绝缘电容器，不大于0.2％。

14.2.4极对壳的交流耐压试验

试验电压取出厂试验电压值的75％。

14.2.5电抗器试验

按第16章“空心电抗器”的规定进行。

15并联