1、直流設備檢修試驗規程6.1 換流變壓器6.1.1 換流變壓器巡檢及例行檢查和試驗表61 換流變壓器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀2周無異常見5.1.1.1a）條油溫和繞組溫度符合設備技術文件之要求見5.1.1.1b）條呼吸器干燥劑（硅膠）1/3以上處于干燥狀態見5.1.1.1c）條冷卻系統無異常見5.1.1.1d）條聲響及振動無異常見5.1.1.1e）條表62 換流變壓器例行檢查和試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測1月無異常見5.1.1.2條本體油中溶解氣體分析3月乙炔1 (L/L)（注意值）氫氣150(L/L)（注意值）總烴150(L/L)（注意值）絕對產氣速率：

2、 12mL/d（隔膜式）（注意值） 或6mL/d（開放式）（注意值）相對產氣速率10%/月（注意值）見5.1.1.3條網側繞組電阻3年1. 相間互差不大于2%（警示值）2. 同相初值差不超過2%（警示值）見5.1.1.4條絕緣油例行試驗見7.1條見7.1條見7.1條套管試驗3年見5.6條見5.6條條鐵心絕緣電阻3年100M （新投運1000M ）（注意值見5.1.1.5條有載分接開關檢查見5.1.1.8條見5.1.1.8條見5.1.1.8條測溫裝置檢查3年無異常見5.1.1.9條氣體繼電器檢查無異常見5.1.1.10條冷卻裝置檢查無異常見5.1.1.11條壓力釋放閥檢查解體性檢修時無異常見5.

3、1.1.12條6.1.2 換流變壓器診斷性試驗表63 換流變壓器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款閥側繞組電阻1. 相間互差不大于2%（警示值）2. 同相初值差不超過2%（警示值）見6.1.2.1條繞組絕緣電阻1. 絕緣電阻無顯著下降2. 吸收比1.3或極化指數1.5或絕緣電阻10000 M （注意值）見5.1.1.6條繞組絕緣介質損耗因數（20）0.005（注意值）見5.1.1.7條短路阻抗測量初值差不超過3%（注意值）見5.1.2.2條感應耐壓和局部放電量測量見6.1.2.2條見6.1.2.2條繞組頻率響應分析見5.1.2.4條見5.1.2.4條繞組各分接位置電壓比初值差不超過0.5

4、%（額定檔）；1%（其它）（警示值）見5.1.2.5條紙絕緣聚合度測量聚合度250（注意值）見5.1.2.8條絕緣油診斷性試驗見7.2條見7.2條聲級和振動測定符合設備技術文件要求見5.1.2.11條6.1.2.1 閥側繞組電阻當油中溶解氣體分析異常，或者懷疑存在繞組方面的缺陷時，進行本項目。要求見5.1.1.4條。6.1.2.2 感應耐壓和局部放電量測量驗證主絕緣強度，或診斷是否存在局部放電缺陷時進行本項目。感應電壓的頻率應在100Hz400Hz。電壓為出廠試驗值的80%，時間按式（3）確定，但應在15s60s之間。耐壓幅值應依據變壓器狀態審慎確定。如同時測量局部放電，應控制各種外部電暈和放

5、電干擾，使整個試驗回路的背景干擾低于許可的局部放電水平。具體試驗程序參考下列方法：a) 國家標準或行業標準推薦的試驗方法；b) IEC等國際標準推薦的試驗方法；c) 設備技術文件推薦的試驗方法，或出廠試驗方法；d) 適宜于現場條件的其它等效試驗方法。首次使用非標準試驗方法時，應咨詢制造商的意見，或由設備管理者組織專家做出決定。6.2 平波電抗器6.2.1 油浸式平波電抗器巡檢及例行檢查和試驗表64 油浸式平波電抗器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀2周無異常見5.1.1.1a）條油溫和繞組溫度符合設備技術文件之要求見5.1.1.1b）條呼吸器干燥劑（硅膠）1/3以上處于干燥狀態見5.1.

6、1.1c）條冷卻系統無異常見5.1.1.1d）條聲響及振動無異常見5.1.1.1e）條表65 油浸式平波電抗器例行檢查和試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測1月無異常見5.1.1.2條油中溶解氣體分析3月乙炔1 (L/L)（注意值）氫氣150(L/L)（注意值）總烴150(L/L)（注意值）見5.1.1.3條絕緣油例行試驗見7.1條見7.1條見7.1條套管試驗3年見5.6條見5.6條條鐵心絕緣電阻3年100M （新投運1000M ）（注意值見5.1.1.5條測溫裝置檢查3年無異常見5.1.1.9條氣體繼電器檢查3年無異常見5.1.1.10條壓力釋放閥檢查解體性檢修時無異常見5.

7、1.1.12條6.2.2 油浸式平波電抗器診斷性試驗表66 油浸式平波電抗器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款繞組電阻初值差不超過2%（警示值）見6.1.1.4條繞組絕緣電阻1. 絕緣電阻無顯著下降2. 吸收比1.3或極化指數1.5或絕緣電阻10000 M （注意值）見5.1.1.6條繞組絕緣介質損耗因數（20）0.005（注意值）見5.1.1.7條電感量測量初值差不超過3%（注意值）見6.2.2.1條紙絕緣聚合度測量聚合度250（注意值）見5.1.2.8條絕緣油診斷性試驗見7.2條見7.2條聲級測量同等測量條件下聲級沒有明顯變化見6.2.2.2條振動測量200m（注意值）見6.2.2.

8、3條6.2.2.1 電感量測量可采用施加工頻電壓、測量工頻電流來計算電感量的方法。測量時，通過調壓器將工頻電壓施加到電抗器的引線端子上，用電壓表和電流表監視電壓和電流，逐步升高電壓U，直至電流達到1A，讀取電壓值U，電感量)100(UL=。6.2.2.2 聲級測量在運行中出現聲響異常，可視情況進行聲級測量。測量干式電抗器聲級時，必須保證與繞組有足夠的安全距離。測量方法參考GB 10229。6.2.2.3 振動測量在運行中出現異常振動，可視情況進行振動測量。如果之前進行過振動測量，宜在同等條件下進行，以便比較。測量方法參考GB 10229。6.2.3 干式平波電抗器巡檢包括表64所列外觀、聲響及

9、振動；例行檢查和試驗包括表65所列紅外熱像檢查；診斷性試驗包括表66所列繞組電阻值、電感量測量。6.3 油浸式電力變壓器和電抗器同第5.1條。6.4 SF6氣體絕緣電力變壓器同第5.2條。6.5 電流互感器同第5.3條。6.6 電磁式電壓互感器同第5.4條。6.7 電容式電壓互感器同第5.4條。6.8 直流電流互感器（零磁通型）6.8.1 直流電流互感器巡檢及例行試驗表67 直流電流互感器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查2周無異常見6.8.1.1條表68 直流電流互感器例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測1月無異常溫升見6.8.1.2條一次繞組絕緣電阻3年初值差

10、不超過-50%（注意值）見5.3.1.4條電容量及介質損耗因數3年電容量初值差不超過5%（警示值）介質損耗因數0.006（注意值）見5.3.1.5條6.8.1.1 巡檢說明a) 高壓引線、接地線等連接正常；本體無異常聲響或放電聲；瓷套無裂紋；復合絕緣外套無電蝕痕跡或破損；無影響設備運行的異物附著；b) 充油的電流互感器，無油滲漏，油位正常，膨脹器無異常升高；充氣的電流互感器，氣體密度值正常，氣體密度表（繼電器）無異常；c) 二次電流無異常。6.8.1.2 紅外熱像檢測檢測高壓引線連接處、電流互感器本體等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T 664。6.8

11、.2 直流電流互感器診斷性試驗表69 直流電流互感器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款絕緣油試驗見第7章見第7章交流耐壓試驗一次繞組：試驗電壓為出廠試驗值的80%；二次繞組之間及末屏對地：2kV見5.3.2.1條局部放電測量1.2Um/3下，20pC(氣體)；20pC（油紙絕緣及聚四氟乙烯纏繞絕緣）；50pC(固體)（注意值）見5.3.2.2條電流比校核符合設備技術文件要求見5.3.2.3條繞組電阻測量與初值比較,應無明顯差別見5.3.2.4條6.9 光電式電流互感器6.9.1 光電式電流互感器巡檢表70 光電式電流互感器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查500kV：2周220

12、kV：1月110kV：3月無異常見6.9.1.1條表71 光電式電流互感器例行試驗項目巡檢項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測500kV：1月220kV：3月110kV：半年無異常溫升見6.9.1.2條火花間隙檢查（如有）1年符合設備技術文件要求見6.9.1.3條6.9.1.1 巡檢說明a) 高壓引線、接地線等連接正常；本體無異常聲響或放電聲；瓷套無裂紋；復合絕緣外套無電蝕痕跡或破損；無影響設備運行的異物附著； b) 每月對光電流互感器的傳輸通道光電流、功率、奇偶校驗值等參數進行監視，應無異常； c) 二次電流無異常。6.9.1.2 紅外熱像檢測檢測高壓引線連接處、電流互感器本體等，紅外熱像圖

13、顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T 664。6.9.1.3 火花間隙檢查（如有）若電流傳感器裝備了火花間隙，應清潔間隙表面積塵，并確認間隙距離符合設備技術文件要求。6.9.2 光電式電流互感器診斷性試驗表72 光電式電流互感器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款電流比校核符合設備技術文件要求見5.3.2.3條激光功率測量符合設備技術條件要求見6.9.2.1條6.9.2.1 激光功率測量在線監測系統顯示光功率不正常時，進行本項目。用光通量計測量到達受端的激光功率，并與要求值和上次對應位置的測量值進行比較，偏差不大于5%或符合設備技術文件要求。必要時，可測量光纖系

14、統的衰減值，測量結果應符合設備技術文件要求。6.10 直流分壓器6.10.1 直流分壓器巡檢及例行試驗表73 直流分壓器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查2周無異常見6.10.1.1條表74 直流分壓器例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測1月無異常溫升見6.10.1.2條電壓限制裝置功能驗證3年符合設備技術條件要求見6.10.1.3條分壓電阻、電容值測量3年見6.10.1.4條見6.10.1.4條SF6氣體濕度檢測（SF6絕緣）3年500（L/L）（警示值）見8.1條6.10.1.1 巡檢說明a) 高壓引線、接地線等連接正常；本體無異常聲響或放電聲；瓷套無裂紋；復

15、合絕緣外套無電蝕痕跡或破損；無影響設備運行的異物；b) 油位（充油）、氣體密度（充氣）符合設備技術條件要求；氣體密度表（繼電器）無異常；c) 二次電壓無異常。6.10.1.2 紅外熱像檢測檢測高壓引線連接處、分壓器本體等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T 664。6.10.1.3 電壓限制裝置功能驗證每3年或有短路事故時，進行本項目。試驗方法和要求參見設備技術文件。一般是用不超過1000V兆歐表施加于電壓限制裝置的兩個端子上，應能識別出電壓限制裝置內部放電。6.10.1.4 分壓電阻、電容值測量定期或二次側電壓值異常，測量高壓臂和低壓臂電阻阻值，同等測

16、量條件下，初值差不應超過2%；如屬阻容式分壓器，應同時測量高壓臂和低壓臂的等值電阻和電容值，同等測量條件下，初值差不超過3%，或符合設備技術文件要求。6.10.2 直流分壓器診斷性試驗表75 直流分壓器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款分壓比校核符合設備技術條件要求見6.10.2.1條油中溶解氣體分析（油紙絕緣）乙炔2(L/L)（注意值）氫氣150(L/L)（注意值）總烴150(L/L)（注意值）見6.10.2.2條絕緣油試驗（油紙絕緣）SF6氣體成分分析（SF6絕緣）見8.2條見8.2條6.10.2.1 分壓比校核低壓側電壓值異常時進行此項目。在80%100%的額定電壓范圍內，在高壓側

17、加任一電壓值，測量低壓側電壓，校核分壓比。簡單檢查可取更低電壓。分壓比應與銘牌標志相符。當計量要求時，應測量電壓誤差，測量結果符合設備計量準確級要求。具體要求參考設備技術文件之規定。6.10.2.2 絕緣油試驗懷疑油質受潮、劣化，或者懷疑內部可能存在局部放電缺陷時進行本項試驗。取樣時，務必注意設備技術文件的特別提示（如果有的話），并檢查油位。全密封或設備技術文件明確禁止取油樣時，不宜進行此項試驗。6.11 高壓套管同第5.6節。6.12 SF6斷路器同第5.7節。6.13 氣體絕緣金屬封閉開關設備同第5.8節。6.14 直流斷路器6.14.1 直流斷路器巡檢及例行試驗表76 直流斷路器巡檢項目

18、巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查1月外觀無異常見6.14.1.1a）條氣體密度值檢查（SF6型）密度符合設備技術文件要求見6.14.1.1b）條操動機構狀態檢查狀態正常見6.14.1.1c）條表77 直流斷路器例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測1月無異常溫升見6.14.1.2條主回路電阻測量3年初值差50%或制造商規定值（注意值）見5.7.1.3條SF6氣體濕度檢測3年見8.1條見8.1條例行檢查和測試3年無異常見6.14.1.3條非線性（放電）電阻6年U1mA初值差不超過5%（注意值）0.75U1mA漏電流初值差30%或50A（注意值）見6.14.1.4條空氣斷路器

19、直流泄漏3年10A（注意值）見6.14.1.5條振蕩回路電容、電感及電阻值測量6年電容、電感的初值差不超過5%（注意值）電阻的初值差不超過3%（注意值）見6.14.1.6條6.14.1.1 巡檢說明a) 外觀無異常，高壓引線、二次控制電纜、接地線連接正常；瓷套、支柱絕緣子無殘損、無異物掛接；加熱單元功能無異常；分合閘位置及指示正確；b) SF6絕緣斷路器，氣體密度（壓力）正常；c) 操動機構狀態檢查正常（液壓機構油壓正常；氣壓機構氣壓正常；彈簧機構彈簧位置正確）。6.14.1.2 紅外熱像檢測檢測斷口及斷口并聯元件、引線接頭、絕緣子等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析

20、方法參考DL/T 664。判斷時，應該考慮測量時及前3小時負荷電流的變化情況。6.14.1.3 例行檢查和測試a) 軸、銷、鎖扣和機械傳動部件檢查，如有變形或損壞應予更換；b) 瓷絕緣件清潔和裂紋檢查；c) 操動機構外觀檢查，如按力矩要求抽查螺栓、螺母是否有松動，檢查是否有滲漏等；d) 檢查操動機構內、外積污情況，必要時需進行清潔；e) 檢查是否存在銹跡，如有需進行防腐處理；f) 按設備技術文件要求對操動機構機械軸承等活動部件進行潤滑；g) 檢查輔助回路和控制回路電纜、接地線是否完好；h) 檢查振蕩回路各元件是否存在電蝕、碳化或機械松動等；i) 在額定操作電壓下分、合操作兩次，要求操作應靈活，

21、合、分指示及切換開關轉換正確。6.14.1.4 非線性（放電）電阻測試其絕緣電阻和直流1mA電壓(U1mA)及0.75 U1mA下泄漏電流。試驗方法及要求參見5.14.1.4條。6.14.1.5 空氣斷路器直流泄漏試驗電壓為直流40kV。泄漏電流大于10A時，應引起注意。注意排除瓷護套的影響。6.14.1.6 振蕩回路電容、電感及電阻值測量每6年或巡檢、紅外檢測有異常時進行本項目。要求在同等測量條件下，各元件的初值差不超過設備技術文件要求之規定。其中電容的測量可以采用電橋或數字式電容表，電感測量方法可參考6.17.2.3條，電阻的測量可以采用電橋或數字式歐姆表。6.14.2 直流斷路器診斷性試

22、驗表78 直流斷路器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款操動機構檢查和測試符合設備技術文件要求見6.14.2.1 條氣體密封試驗（SF6型）1%/年，或符合設備技術文件要求（注意值）見5.3.2.5 條氣體密度監視器校驗（SF6型）符合設備技術文件要求見5.3.2.6 條交流耐壓試驗見 6.14.2.2 條見6.14.2.2 條SF6氣體成分分析見8.2條見8.2 條6.14.2.1 操動機構檢查和測試投運9年或達到機械壽命的50%，之后每6年，進行一次如下各項檢查或測試：a) 機械操作試驗，符合設備技術文件要求；b) 分、合閘線圈電阻值和動作電壓檢查，符合設備技術條件要求；c) 操動機構

23、儲能過程檢查及壓力觸點檢查，符合設備技術文件要求；d) 二次控制電纜的絕緣檢查；e) 阻尼器功能檢查，符合設備技術文件要求；f) 聯鎖裝置功能檢查，符合設備技術文件要求。6.14.2.2 交流耐壓試驗對核心部件或主體進行解體性檢修之后，或必要時，進行本項試驗。包括高壓對地（合閘狀態）和斷口間（分閘狀態）兩種方式。試驗在額定充氣壓力下進行，試驗電壓為出廠試驗值的80%，頻率不超過300Hz，耐壓時間為60s，試驗方法參考DL/T 593。6.15 隔離開關和接地開關同第5.11條。6.16 耦合電容器同第5.12條。6.17 交、直流濾波器及并聯電容器組、中性線母線電容器6.17.1 交、直流濾

24、波器及并聯電容器組、中性線母線電容器巡檢及例行試驗表79 交、直流濾波器及并聯電容器組、中性線母線電容器巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查2周外觀無異常見6.17.1.1 條表80 交、直流濾波器及并聯電容器組、中性線母線電容器例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測1月無異常溫升見6.17.1.2 條例行檢查1年見6.17.1.3條見6.17.1.3 條并聯電容器組電容量1年初值差不超過2%見6.17.1.4 條6.17.1.1 巡檢說明檢查電容器是否有滲漏油、鼓起，若有要及時更換（可臨時退出運行的）；注意電抗器線圈可視部位是否存在裂紋、碳化、電弧痕跡或顏色改變，線

25、圈頂部是否有鳥巢等異物；注意電阻器的空氣進、出口是否被堵塞；注意電流互感器油位是否正常。注意高壓引線、接地線連接是否完好。6.17.1.2 紅外熱像檢測檢測（如有）電容器、電抗器、電阻器、電流互感器、金屬氧化物避雷器等各部件及其所有電氣連接部位等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T 664。6.17.1.3 例行檢查6.17.1.3.1 電容器例行檢查發生滲漏的電容器應予更換，但若滲漏輕微，可根據制造商指導予以修復。出現鼓肚、外殼變色，或者運行中紅外熱象檢測顯示有溫度異常升高的電容器應予更換。6.17.1.3.2 電阻器例行檢查a) 檢查并清潔內部絕緣子

26、、套管，發現有破損的絕緣子或套管應予更換；b) 清潔空氣進、出口；c) 檢查電氣連接的焊點和螺栓，松動的螺栓要按設備技術文件之力矩要求予以緊固；d) 檢查所有戶外瓷絕緣子與連接金具的固定螺栓，并按設備技術文件之力矩要求予以緊固。6.17.1.3.3 電抗器例行檢查a) 全面檢查線圈頂部、底部以及電抗器線圈的內、外表面是否存在碳化、電弧痕跡等異常，發現異常時，重新投運之前應查明原因（必要時咨詢制造商）、排除隱患；b) 檢查線圈頂部等，是否有異物，如有，予以清除；c) 隨機抽查若干支撐構架螺栓的緊固力矩，如果有一個以上松動，按設備技術文件之提供的力矩要求緊固所有螺栓；d) 檢查接地引下線，若存在松

27、動、腐蝕等應予修復；e) 保護漆局部不完整或漆剝落應予修復。6.17.1.4 并聯電容器組電容量電容器組電容量的初值差應不超過2%。如超過2%，或者退出運行前不平衡電流超過運行保護值的50%，應逐一測量每只電容器的電容量，方法和要求參見6.17.2.1條。6.17.2 交、直流濾波器及并聯電容器組診斷性試驗表81 交、直流濾波器及并聯電容器組、中性線母線電容器診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款單臺電容器電容量測量與額定值的差異在-5% 10%之間（注意值）見6.17.2.1 條電阻器電阻值測量初值差不超過3%（注意值）見6.17.2.2 條電抗器電感量及線圈電阻值測量電感量初值差不超過3

28、%（注意值）線圈電阻值初值差不超過3%（注意值）見6.17.2.3 條金屬氧化物避雷器見6.18條見6.18條電流互感器見5.3條見5.3條6.17.2.1 電容器電容量測量出現下列情形之一，應測量單臺電容器的電容量：a) 電容器組（臂）的電容量測試結果不能滿足表80要求；b) 有維修試驗機會，且退出運行前，不平衡電流超過了50%的運行保護值；c) 運行中不平衡電流超過設定值，保護跳閘使濾波器退出運行。單臺電容器電容量的初值差應不超過10%，否則應予更換。新的電容器與被更換的電容器的電容量差別應在1%之內（參考銘牌值或例行試驗值）。更換電容器之后，不平衡電流應小于20%的運行保護值。6.17.

29、2.2 電阻器電阻值測量外觀檢查、紅外熱像檢測等發現異常，應測量電阻器的電阻值。測量需待電阻器恢復到常溫后進行。同等溫度下，初值差不超過3%。溫度差異較大時，應修正到同一溫度下進行比較。6.17.2.3 電抗器電感量及線圈電阻值測量下列情形需要測量電抗器電感量及線圈電阻值：a) 經歷了嚴重的短路電流；b) 紅外熱像檢測時，同比溫度異常；c) 外觀檢查或紫外巡檢時，電抗器表面存在異常放電；d) 電抗器線圈的內、外表面存在碳化、電弧痕跡等異常。電感量測量方法可參考第6.2.2.1條。6.18 金屬氧化物避雷器6.18.1 金屬氧化物避雷器巡檢及例行試驗表82 金屬氧化物避雷器巡檢項目巡檢項目基準周

30、期要求說明條款外觀檢查500kV及以上：2周220kV：1月110kV：3月外觀無異常見6.18.1.1條表83 金屬氧化物避雷器例行試驗項目例行試驗項目基準周期要求說明條款紅外熱像檢測500kV及以上：1月220kV：3月110kV：半年無異常見 6.18.1.2 條運行中持續電流檢測1年見 5.14.1.3 條見 6.18.1.3條直流1mA 電壓(U1mA)及在0.75 U1mA下漏電流測量3年（無持續電流檢測）6年（有持續電流檢測）9年（安裝于閥廳內的）1. U1mA 初值差不超過5%且不低于GB 11032 規定值（注意值）2. 0.75U1mA 漏電流初值差30%或50A（注意值）

31、見 6.18.1.4條底座絕緣電阻100M 見 6.18.1.5條放電計數器功能檢查見 5.14.1.6 條功能正常見 6.18.1.6條6.18.1.1 巡檢說明a) 瓷套無裂紋；復合外套無電蝕痕跡；無異物附著；均壓環無錯位；高壓引線、接地線連接正常；b) 若計數器裝有電流表，應記錄當前電流值，并與同等運行條件下其它避雷器的電流值進行比較，要求無明顯差異；c) 記錄計數器的指示數；閥廳內的金屬氧化物避雷器巡檢結合閥檢查進行。6.18.1.2 紅外熱像檢測用紅外熱像儀檢測避雷器本體及電氣連接部位，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。測量和分析方法參考DL/T 664。閥廳內的金屬氧

32、化物避雷器有條件時進行。6.18.2 金屬氧化物避雷器診斷性試驗表84 金屬氧化物避雷器診斷性試驗診斷性試驗項目要求說明條款工頻參考電流下的工頻參考電壓應符合GB 11032 或制造商規定見 5.14.2.1條均壓電容的電容量電容量初值差不超過5%或滿足制造商的技術要求見 5.14.2.2條6.19 電力電纜同第5.15條。6.20 直流接地極及線路6.20.1 接地極及線路巡檢及例行試驗表85 接地極及線路巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款接地極及線路巡檢1月無異常見6.20.1.1 條表86 接地極及線路例行試驗項目例行試驗項目基準周期技術要求說明條款測量井水位、水溫3月符合設計要求見6

33、.20.1.2 條接地極接地電阻測量6年符合設計要求見6.20.1.3 條接地極電流分布測試3年符合設計要求見6.20.1.4 條極址電感、電容測量3年符合設計要求見6.20.1.5 條6.20.1.1 巡檢說明a) 桿塔結構完好無盜損、無嚴重銹蝕，桿號牌、警示牌等附屬設施齊全完好；b) 導地線無斷股、燒傷，無異物掛接，接頭連接完好；與樹木等跨越物凈空距離滿足要求；c) 絕緣子串外觀結構完好，無殘傘，間隔棒、防振錘、招弧角等狀態完好，無松動錯位；連接金具完好、無松動變形和嚴重銹蝕；d) 桿塔接地裝置、極址接地引下線連接良好，無盜損；e) 檢查檢測裝置和滲水孔防止淤泥堵塞；f) 桿塔基礎及極址周

34、圍無沖刷、塌陷。6.20.1.2 測量井水位、水溫定期檢測井水位和水溫，結果應符合設備技術文件要求。6.20.1.3 接地極接地電阻測量可采用電壓電流長線法測量接地電阻，即向接地極注入直流電流I，測量電流注入點對零電位參考點的電位Ug，接地電阻Rg=Ug/I。測量時，要求直流電源的另一接地點（可以是換流站接地網）以及零電位參考點與接地極之間的最小距離大于接地極任意二點間最大距離的5倍。直流電流I可以是系統停運時由獨立試驗用直流電源產生（推薦50A），也可以是系統運行中流經接地極的不平衡電流或是單極大地回路運行時的入地電流。6.20.1.4 接地極電流分布測試運行中接地極線路和元件饋電電纜的電流

35、分布應定期檢查，采用大口徑直流鉗形電流表測量，設饋電電纜的電流為Ii，N為饋電電纜根數，則分流系數為：（5）與初值比，應有明顯變化，或符合設計要求。6.20.1.5 極址電感、電容測量電感采用電壓-電流法測量，電容采用數值式電容表測量，測量結果應符合設備技術文件要求。6.20.2 接地極及線路診斷性試驗表87 接地極及線路診斷性試驗項目診斷性試驗項目要求說明條款接觸電勢和電壓測量 符合設計要求跨步電勢和電壓測符合設計要求跨步電勢和電壓測見6.20.2.1 條開挖檢查-見6.20.2.2 條6.20.2.1 接觸電壓和跨步電壓測量6.20.2.1.1 下列情形進行本項試驗a) 電流分布發生明顯變

36、化、或者接地電阻明顯增加；b) 接地極壽命（通常以安時數計算）損失達到60%、80%、90%時；c) 開挖檢查之后。6.20.2.1.2 接觸電勢和電壓測量向接地極注入直流電流，測量極址內和附近各金屬物件如終端塔、中心塔和分支塔等的接觸電勢。測量時，在與金屬物件相距1m的地面布置電極，測量金屬物件上離地面1.8m高的點與電極之間的電位差。在測量接觸電勢時，直接利用電壓表測量；在測量接觸電壓時，電壓表要并聯1000模擬人體電阻。直流電流I可以是系統停運時由獨立試驗用直流電源產生（推薦50A），也可以是系統運行中流經接地極的不平衡電流或是單極大地回路運行時的入地電流。測量應采用無極化電極，測量結果

37、應折算到高壓直流接地極運行時的最大電流。6.20.2.1.3 跨步電勢和電壓測量向接地極注入直流電流，根據接地極設計、施工圖和接地極饋電電纜分流情況或歷史測量結果，選擇測量區域，通常在極環附近，特別是電流入地和極環曲率半徑較小的位置。方法是在測量點放置一電極，在半徑為1m的圓孤上用另一電極探測，找出電位差較大的幾點，再以這幾點為圓心，重復上述做法，直到找到局部最大跨步電勢和電壓。在測量跨步電勢時，直接利用電壓表測量；在測量跨步電壓時，電壓表要并聯1000模擬人體電阻。直流電流I可以是系統停運時由獨立試驗用直流電源產生（推薦50A），也可以是系統運行中流經接地極的不平衡電流或是單極大地回路運行時

38、的入地電流。測量應采用無極化電極，測量結果應折算到高壓直流接地極運行時的最大工作電流。6.20.2.2 開挖檢查若接地極極址的接地電阻或饋電電纜的電流分布不符合設計要求，或懷疑接地極地網被嚴重腐蝕時（如跨步電勢和電壓測量結果異常），應開挖檢查。修復或恢復之后，要進行接地電阻、接觸電壓和跨步電壓測量，測量結果應符合設計要求。6.21 接地裝置同第5.16條。6.22 晶閘管換流閥6.22.1 晶閘管換流閥巡檢及例行試驗表88 晶閘管換流閥巡檢項目巡檢項目基準周期要求說明條款外觀檢查小于等于1 周無異常（包括一次關燈檢查）見6.22.1.2 條表89 晶閘管換流閥例行檢查和試驗項目例行試驗項目基準

39、周期要求說明條款紅外熱像檢測2周無異常見6.22.1.3 條清揩3年清潔見6.22.1.4 條 閥檢查3年符合設備技術文件要求見6.22.1.5 條 冷卻回路檢查6年符合設備技術文件要求見6.22.1.6 條 組件均壓電容的電容量6年初值差不超過5%（警示值）見 6.22.1.7 條 初值差不超過5%（警示值）均壓電容的電容量初值差不超過5%（警示值）見 6.22.1.8條 均壓電阻的電阻量晶閘管閥試驗3年符合設備技術文件要求見6.22.1.9 條 漏水報警和跳閘試驗1年符合設備技術文件要求見6.22.1.10 條 6.22.1.1 維護說明晶閘管換流閥廳內的相對濕度在60%以下。如果維修期間

40、相對濕度超過60%應采取相應措施，保證維修期間相對濕度應控制在60%以下。6.22.1.2 巡檢說明a) 要求閥監控設備工作正常，無缺陷報告；b) 閥體各部位無煙霧、異味、異常聲響和振動；c) 無明顯漏水現象；d) 檢查冷卻系統的壓力、流量、溫度、電導率等儀表的指示應正常；e) 進行閥廳關燈檢查，無異常；f) 查閥廳的溫度、濕度、通風是否正常。6.22.1.3 紅外熱像檢測條件許可時，用紅外熱像儀對換流閥可視部分進行檢測，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T 664。6.22.1.4 清揩對閥廳的內壁、閥結構表面屏蔽罩、絕緣子、陽極電抗器等元器件進行清揩、

41、清掃。6.22.1.5 閥檢查a) 承擔絕緣的部件表面無損傷、電蝕和污穢；b) 所有電氣連接完好，無松動；c) 檢查閥電抗器，其表面顏色無異常；檢查連接水管、水接頭,要求無漏水、滲水現象；檢查各電氣元件的支撐橫擔，要求無積塵、積水等現象；d) 檢查晶閘管控制單元（TE、TVM或TCU）以及反向恢復器保護板（RPU），要求外觀無異常,插緊到位和插座端子連接完好；e) 檢查組件電容和均壓電容，要求外觀無鼓起和滲漏油、金屬部分無銹蝕、連接部位牢固；f) 檢查各晶閘管堆，蝶彈壓緊螺栓，使晶閘管堆壓裝緊固螺釘與壓力板在同一平面上，并用檢查蝶彈彈性形變的專用工具校核（只在新安裝和更換之后才進行）；g) 利用超聲波抽檢長棒式絕緣子，要求無裂紋；h) 等電位電極按不同層、不同部位抽查無異常；i) 用力矩扳手檢查半層閥間連接母線、電抗器連接母線無異常；j) 閥避雷器及其動作的電子回路檢查無異常；k