高压电气设备绝缘技术监督

1、1 高压电气设备绝缘 技术监督 2 第一部分第一部分 绝缘监督管理部分绝缘监督管理部分 1、监督概述 2、设备监督 3、管理监督 第二部分第二部分 电气试验部分电气试验部分 1、试验分类 2、常规试验（以主变压器为例） 3、规程术语解释 3 1 1、绝缘监督概述、绝缘监督概述 1.11.1编制依据编制依据 中国大唐集团新能源股份有限公司绝缘技术监督实施细则 1.2绝缘监督范围绝缘监督范围 绝缘监督范围包括变压器、母线、断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、套 管、避雷器、过电压保护器、电缆、避雷针、直流系统、电抗器、电容器、耦合电容器、 电动机和发电机等。 1.3绝缘技术监督周期绝缘技术监

2、督周期 1.3.1 对10kV220kV电压等级的电气设备预防性试验，变压器、套管、耦合电容器、 变电站内避雷器、过电压保护器、断路器、电流互感器、电压互感器、电抗器每年1次； 1.3.2 1066kV输电线路避雷器1-3年进行一次预防性试验； 1.3.3 新投产电气设备第2年必须进行预试； 1.3.4 发电机的绝缘检测，随风力发电机组四年定检进行； 1.3.5 风力发电机组避雷引流回路检查，每年一次（在雷雨季节到来之前进行）； 4 1.3.6 对主变压器每次大修必须进行试验，其标准按电力设备预防性试验规程 (DL/T596-1996)实施； 1.3.7 对独立避雷针、塔、变电所其他电气设备的

3、接地系统检测每年1次； 1.3.8 对于生产现场使用的安全工器具，按照国家电力公司发布的电力安全工器具预 防性试验规程-2002执行。 1.4绝缘技术监督要求绝缘技术监督要求 1.4.1 对新投运的设备，按GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标 准的相关要求进行验收试验； 1.4.2 对运行的设备，按DL/T596-1996电气设备预防性试验规程内的相关要求执 行。 1.1.5绝缘技术监督职责绝缘技术监督职责 1.5.1 风电公司分管领导的职责：风电公司分管领导的职责： 1.5.1.1 贯彻执行国家、行业、集团、新能源公司有关绝缘技术监督的法规、条例、规 定，监督、检查其执

4、行情况； 5 1.5.1.2每年一季度组织修订本公司绝缘仪表及控制装置的有关规程制度、标准、细则， 监督、检查所属风场绝缘装置周期定检计划的执行情况； 1.5.1.3建立健全技术监督管理网络，每年召开本公司绝缘技术监督工作会议，总结工作、 交流经验，确定本公司绝缘监督工作重点； 1.5.1.4 参加事故调查分析和处理。组织落实绝缘相关的安全措施、反事故措施和上级 有关规程、规定。了解本公司绝缘相关设备的运行、事故和缺陷情况，制定相应的反事 故措施，做到发现问题及时分析处理，重大问题如实上报； 1.5.1.5组织对新安装设备、重大技改工程项目的设计审查、主要设备的验收以及安装、 调试、试生产过程

5、中的技术监督和质量验收工作； 1.5.1.6 开展绝缘技术监督督查、考评工作。 1.5.2 风电公司技术监督专责人职责：风电公司技术监督专责人职责： 1.5.2.1认真贯彻执行国家、集团公司、新能源公司有关绝缘技术监督的各项规章、制度、 标准和要求，检查、协调、落实绝缘监督工作，组织制定本单位有关绝缘技术监督的规 章制度和技术措施； 6 1.5.2.2组织对所管辖的运行设备进行绝缘技术监督，对生产中的重大问题要及时如实的 上报，并按要求编制、报送各种绝缘技术监督报表及计划总结，确保报表准确，上报及 时。协助风场、项目部建立健全所辖范围内的绝缘技术监督台帐和设备技术档案，健全 绝缘技术监督检测手

6、段，并达到规定的技术要求； 1.5.2.3加强技术监督培训工作，提高技术监督人员素质和工作能力。参加上级监督部门、 技术监控服务单位举办的绝缘技术监督会议及培训班； 1.5.2.4 组织对所管辖风场运行数据、检修维护数据和外委试验数据进行统计、分析， 依照绝缘监督要求按时将统计数据、报表上报至技术监控服务单位，并建立本单位绝缘 监督管理档案； 1.5.2.5 组织有关人员参加本公司与绝缘技术监督有关的事故调查分析、总结经验教训， 拟定反事故措施，并督促实施，使被监督的运行设备保持健康状态； 1.5.2.6 参加基建、扩建、改建工程的设计审查、设备的选型以及工程竣工交接验收、 生产准备等工作，依

7、据有关规程、规定，对上述工作提出监督意见； 1.5.2.7开展技术创新和推广应用新技术、新工艺。 7 1.5.3各 风场、项目部技术监督专责人职责： 1.5.3.1负责本风场、项目部的具体绝缘技术监督工作，实施生产管理部门下 发的技术监督计划。 1.5.3.2风场专责人应结合设备检修试验，制定技术监督工作计划，上报风电 公司技术监督专责人，督促计划落实。及时、准确的统计绝缘技术监督数据并 分析、总结，按时上报至所在风电公司绝缘技术专责人； 1.5.3.3项目部结合风机投产验收，严格实施绝缘各项检测的指标记录。对于 不符合自动控制标准的风机严禁投入试运行。设备安装、投产验收阶段的绝缘 技术监督工

8、作以及相关试验资料整理归档，保证资料完整移交生产； 1.5.3.4日常发现有关绝缘技术监督的设备缺陷或隐患，应向所在风电公司技 术监督专责人反馈情况，便于及时分析并采取有效措施； 8 1.5.3.5参加本公司的设备事故调查分析，提出改进及防范措施； 1.5.3.6参加基建、扩建、改建工程的设计审查、设备的选型以及工程竣工交 接验收、生产准备等工作，依据有关规程规定，对上述工作提出监督意见； 1.5.3.7参加上级单位组织的绝缘技术监督培训。 9 2、技术管理、技术管理 2. 1变压器绝缘监督变压器绝缘监督 2.1.1 设计与选型设计与选型 2.1.1.1 变压器设计、选型应符合GB/T 174

9、68 电力变压器选用导则、GB/T 13499 电力变压器应用导则和GB 1094.14.5 电力变压器等技术标准和相关 反事故措施要求。油浸式电力变压器满足GB/T 6451 油浸式电力变压器技术参数和 要求，干式变压器满足GB 6450 干式电力变压器和GB/T 10228 干式电力变 压器技术参数和要求。 2.1.1.2 优先采用结构设计合理、制造经验成熟、运行安全可靠的变压器，在保证安全 可靠前提下，重点考虑噪声、损耗和性价比指标。 2.1.1.3 对下列重要性能指标提出要求： a）变压器容量； b）短路阻抗 ； c）损耗指标； d）绝缘水平 ； e）温升； f）噪声； 10 g）抗短

10、路能力； h）过励磁能力。 4.1.1.4 对下列重要组部件和材料性能提出要求： a）套管； b）分接开关； c）冷却器（散热器、潜油泵）； d）铁芯； e）线圈； f）绝缘材料。 2.1.1.5 对变压器套管外绝缘提出与所在地区污秽等级相适应的爬电比距要求和伞裙形 状要求，重污区宜选用大小伞结构瓷套。 11 2.1.1.6 要求制造厂提供淋雨条件下变压器套管人工污秽试验的型式试验报告。 2.12.2 监造和出厂验收监造和出厂验收 2.1.2.1 220kV 及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收。监造工作按DL/T 586 电力设备监造技术导则、变压器订货技术要求以及设计联络文件等要求，及时

11、解决制 造过程中发现的问题。 2.1.2.2 重点监造项目 a）原材料（硅钢片、电磁线、绝缘油等）的质量保证书、性能试验报告； b）组件（储油箱、套管、分接开关、气体继电器等）的质量保证书、出厂或型式试验报 告； c）压力释放阀、气体继电器、套管CT 等组件的校验报告； d）局部放电试验； e）感应耐压试验； f）油泵运行时的局部放电测量。 12 2.1.2.3 试验时应将供货套管安装在变压器上进行，所有附件在出厂时均应按实际使用 方式经过整体预装。 2.1.2.4 监造单位在监造工作结束后应提交监造报告，如实反映产品制造过程中出现的 问题，处理方法和结果。 2.1.2.5 主变压器出厂前应进

12、行出厂验收。对设备的竣工状态、制造质量进行现场核查， 对制造过程的质量记录和试验报告等文件进行审查，并形成验收意见。 2.1.3 安装和投产验收安装和投产验收 2.1.3.1 变压器运输中应采取可靠措施防止变压器受撞击，并按相关规范安装具有时标 与合适量程的三维冲击记录仪。运抵现场后，制造厂、运输部门、发电企业三方人员共 同验收，冲击记录作为现场交接的内容之一,由发电企业存档。 2.1.3.2 变压器运输和现场保管应保持密封，安装前测定密封气体压力及露点（压力 0.01MPa，露点-40），以判断固体绝缘是否受潮，发现受潮时应进行干燥处理合 格后方可投入运行。 13 2.1.3.3 安装施工单

13、位应按制造厂“电力变压器安装使用说明书”要求和GBJ 148 电 气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范进行现场安装。 2.1.3.4 安装在供货变压器上的套管应为出厂试验时所用套管，油纸电容套管安装就位 后按规定要求静放后方可带电。 2.1.3.5 套管安装要处理好套管顶端导电连接和密封；检查端子受力与引线支承情况， 防止套管过度受力引起渗漏油。 2.1.3.6 安装结束后按GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准进行验 收试验。 2.1.3.7 新安装变压器油中氢气、乙炔、总烃含量在注油静置后与耐压和局部放电试验 24h 后，两次测得数据应无明显区别，气体

14、含量符合DL/T 722 变压器油中溶解气体 分析和判断导则要求。 14 2.1.3.8 投产验收应进行现场实地查看，审查下列技术资料的完整性、正确性和适用性： a）变压器订货文件； b）设计联络文件； c）监造报告； d）出厂试验报告； e）设计图纸资料； f）开箱验收记录； g）安装记录； h）缺陷处理报告； i）监理报告； j）交接试验报告； k）调试报告。 15 2.1.3.9 投产验收过程中发现下列不符合技术监督要求项目应要求进行整改，直至验收 合格为止. 2.1.4 变压器运行监督变压器运行监督 6.1.4.1 主要检查项目： a）油位正常，各部位无渗、漏油； b）套管外护套完整，

15、无异物附着、无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹或放电声音； c）变压器上层油温和绕组温度正常，高温天气、高峰负荷时段重点巡检。 d）检查吸湿器中干燥剂的颜色，2/3 干燥剂颜色显示已受潮应予更换处理； e）冷却系统 f）压力释放装置完好无损； g）储油柜、变压器本体及引线接头温度无异常。 h) 变压器铁芯接地电流检测 16 变压器不停电变压器不停电(运行）检查项目运行）检查项目 序 号检查部位检查项目要 求 1 变压器本 体 温度 a.顶层油温度计、绕组温度计的外观完整，表 盘密封良好，温度指示正常 b. 测量油箱表面温度，无异常现象 油位 a.油位计外观完整，密封良好 b. 对照油温与油位的

16、标准曲线检查油位指示正 常 渗漏油 a.法兰、阀门、冷却装置、油箱、油管路等密 封连接处，应密封良好，无渗漏痕迹 b. 油箱、升高座等焊接部位质量良好，无渗漏 现象 异声和振动 运行中的振动和噪声应无明显变化，无外部连 接松动及内部结构松动引起的振动和噪声，无 放电声响 17 2 冷却装 置 运行状况 风冷却器风扇和油泵的运行情况正常，无异常 声音和振动，水冷却器压差继电器和压力表的 指示正常油流指示正确，无抖动现象 渗漏油冷却装置及阀门、油泵。管路等无渗漏 散热情况散热情况良好，无堵塞、气流不畅等情况 3套管 瓷套情况 瓷套表面应无裂纹、破损、脏污及电晕放电等 现象、采用红外测温装置等手段对

17、套管，特别 是装硅橡胶增爬裙或涂防污涂料的套管，重点 检查有无异常 渗漏油 各部密封处应无渗漏 电容式套管应注意电容屏末端接地套管的密封 情况 过热 用红外测温装置检测套管内部及顶部接头连接 部位温度情况、接地套管及套管电流互感器接 线端子是否过热 油位油位油位指示正常油位指示正常 18 7 开关在 线滤油 装置 运行情况 在滤油时，检查压力、噪声和振动等无异 常情况连接部分紧固 渗漏油滤油机及管路无渗漏油现象 8 压力释 放阀 渗漏油应密封良好，无喷油现象 防雨罩安装牢固 导向装置固定良好，方向正确，导向喷口方向正确 9 气体继 电器 渗漏油应密封良好 气体无积聚气体 防雨罩安装牢固 10

18、端子箱 和控制 箱 密封性密封良好，无雨水进入、潮气凝露 接触 接线端子应无松动和锈蚀、接触良好无发 热痕迹 完整性电气元件完整、接地良好 11 在线检 测装置 运行状况无渗漏油、工作正常 19 2.1.4.2 下列情况应对变压器进行特殊巡视：下列情况应对变压器进行特殊巡视： a）新安装或经过检修、改造后的变压器投运后72 小时内； b）有严重缺陷； c）气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）； d）雷雨过后； e）高温季节和高峰负荷时段。 2.1.4.3 变压器有下列情况之一应立即停运：变压器有下列情况之一应立即停运： a）变压器声响明显增大，内部有爆裂声； b）严重漏油或喷油； c）

19、套管有严重破损和放电现象； d）变压器冒烟着火 20 变压器停电检查项目 序序 号号检查部位检查部位检查项目要 求 1冷却装置冷却装置 振 动开启冷却装置，检查是否有不正常的振动和异音 清 洁 检查冷却器管和支架的脏污、锈蚀情况，如散热 效果不良，应每年至少进行1次冷却器管束的冲 洗、必要时对支架、外壳等进行防腐（漆化）处 理 绝缘电阻 采用500V或1000V绝缘电阻表测量电气部件的绝 缘电阻，其值应不低于1M 阀门检查阀门是否正确开启 负压检查 逐台关闭冷却器电源一定时间（30min左右）后， 检查冷却器负压区应无渗漏现象。若存在渗漏现 象应及时处理，并消除负压现象。 21 2 水冷却 器

20、 运行状况 压差继电器和压力表指示是否正常冷却水中应无油花运行 压力应符合制造厂的规定 3 电容型 套管 瓷 件 瓷件应无放电、裂纹、破损、脏污等现象，法兰无锈蚀 必要时校核套管外绝缘爬距，应满足污秽等级的要求 密封及油 位 套管本体及箱体连接密封应良好，油位正常 导电连接 部位 应无松动 接线端子等连接部位表面应无氧化或过热现象 末屏接地 末屏应无放点、过热痕迹、接地良好 4 充油套 管 瓷 件 a)瓷件应无放电、裂纹、破损、脏污等现象，法兰无锈蚀 b)必要时校核套管外绝缘爬距，应满足污秽等级的要求 密封及油 位 套管本体及箱体连接密封应良好，油位正常 导电连接 部位 a）应无松动 b）接线

21、端子等连接部位表面应无氧化或过热现象 22 5 无励磁 分接开 关 操作机构 限位及操作正常转动灵活，无卡涩现象、密封良 好、螺栓紧固、分接位置显示应正确一致 6 有载分 接 开关 操作机构 两个循环操作各部件的全部动作顺序及限位动作， 应符合技术要去 各分接位置显示应正确一致 绝缘测试 采用500V或1000V绝缘电阻表测量辅助回路绝缘电 阻应大于1M 7其 他 气体继电器 密封良好，无渗漏现象 轻、重瓦斯动作可靠，回路传动正确无误、观察 窗清洁，刻度清晰 压力释放阀 无喷油、无渗漏现象、回路传动正确 动作指示杆应保持灵活 压力式温度计、 热电阻温度计 温度计内应无潮气凝露，并与顶层油温基本

22、相同、 比较压力式温度计和热电阻温度计的指示，差值 应在5之内、检查温度计接点整定值是否正确， 二次回路传动正确 绕组温度计 温度计内应无潮气凝露 检查温度计接点整定值是否正确 23 其 他 油位计 表内应无潮气凝露、浮球和指针的动作 是否同步 应无假油位现象 油流继电器 表内应无潮气凝露、指针位置是否正确， 油泵启动后指针应达到绿区，无抖动现 象 二次回路 采用500v或1000v绝缘电阻表测量继电器、 油温指示器、油位计、压力释放阀二次 回路的绝缘电阻应大于1M、接线盒、 控制箱等防雨、防尘是否良好，接线端 子有无松动和锈蚀显现 8 油流带 电的 漏电电 流 中性点（330V及 以上变压器

23、） 开启所有油泵，稳定后测量中性点泄漏 电流，应小于3.5A 24 变压器本体声音异常情况的检查方法与处理措施 序号序号 异常现 象 可能的异常 原因 检查方法或 部位 判断与处理措施 1 1 连续的高 额率尖锐 声 过励磁运行电压 运行电压高于分接位置所在的分接 电压 谐波电流谐波分析存在超过标准允许的谐波电流 直流电流直流偏磁 中性点电流明显增大，存在直流分 量 2 2 异常增大 且有明显 的杂音 铁心结构件 松的 听声音来源 夹件或铁心的压紧装置松的、硅钢 片振动增大，或个别紧固件松的 连接部位的 机械振动 听声音来源连接部位松动或不匹配 直流电流直流偏磁 中性点电流明显增大，存在直流分

24、 量 25 3 3 “吱吱” 或“噼 啪”声 接触不良 及引起的 放电 套管连接部位 套管与母线连接部位及压环部位接触不 良 油箱法兰连接 螺栓 油箱上的螺栓松动或金属件接触不良 4 4 “嘶 嘶”声 套管表面 或导体棱 角电晕放 电 红外测温、紫 外测光 a) 套管表面脏污、轴质脱落或有裂纹 b) 受浓雾等恶劣天气影响 5 5沸腾声 局部过热 或充氮灭 火装置氮 气充入本 体 温度和油位 油位、油温或局部油箱壁温度异常升高， 表明变压器内部存在局部过热现象 气体继电器 内气体 分析气体组分以区分故障原因 听声音的来源 倾听声音的来源，或用红外检测局部过 热的部位，根据变压器的结构，判断具 体

25、部位 6 6 “哇哇” 声 过载 负载电流过载或冲击负载产生的间歇性杂声 中性点电流三相不均匀过载，中性点电流异常增大 26 2.1.5 变压器检修监督变压器检修监督 6.1.5.1 变压器的检修周期、项目按集团公司机组检修管理办法执行，并参照DL/T 838 发电企业设备检修导则、DL/T 573 电力变压器检修导则等有关标准和制造 厂要求进行。 2.1.5.2 确定变压器检修工作应考虑下列因素： a）变压器结构特点和制造情况； b）运行中存在的缺陷及其严重程度； c）负载状况和绝缘老化情况； d）历次电气试验、绝缘油分析试验及在线监测设备检测结果； e）对变压器构成影响的事故情况。 2.1

26、.5.3 变压器检修维护工作重点：变压器检修维护工作重点： a）定期对套管进行清扫，防止发生污闪、雨闪。严重污秽地区，可在变压器套管上采取 其它防污闪辅助措施； 27 b）气体继电器应定期校验，消除误动因素； c）变压器大修后应按照有关标准规定进行真空注油和热油循环，抽真空时间、真空度、 注油速度及热油循环时间、温度均按标准要求执行。有载调压分接开关油箱应同时按标 要求抽真空； d）变压器在吊罩（芯）检查和内部检查时要防止绝缘损伤； e）检修中需更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求、检验合格的材料和部件，并经干燥 处理； f）测试铁芯绝缘如有多点接地要查明原因并消除； g）变压器套管上部注油孔螺

27、栓胶垫应结合检修工作进行检查更换； h）检查引接线、均压环（球）、木支架、胶木螺栓等是否有变形、损坏或松脱； i）大修时应检查分接开关弹簧、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件 是否松动； 28 j）新安装或检修后的变压器投入运行前应多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却 器顶部等处的残存气体。强迫油循环变压器在投运前要启动全部潜油泵进行油循环，停 泵排除残留气体后方可带电运行； k）新安装、大修吊罩或进入内部检查时，应尽量缩短器身暴露于空气的时间，还要防止 工具、材料等物件遗留在变压器内；进行真空油处理时要防止真空滤油机轴承磨损或滤 网损坏造成金属粉末或异物进入变压器； l）大

28、修、事故检修或换油后的变压器，满足规定静止时间后方可施加电压； m）除制造厂有特殊规定外，新安装变压器应进入油箱检查清扫，必要时吊罩（吊芯） 检查、清除箱底异物。 2.1.7 变压器技术改造变压器技术改造 依据行业标准、反事故措施要求和变压器运行情况、绝缘状况制定检修和技改项目计划， 包括技术改造项目的性质（改造性检修或更换）、原因、依据、改造目标等。技改项目 完成后，设备台帐等技术资料应同步更新。主管部门应进行技改项目评审和改造效果的 评估工作。 29 2.2 互感器绝缘监督互感器绝缘监督 2.2.1 设计与选型设计与选型 2.2.2 安装和交接验收安装和交接验收 2.2.3 互感器运行监督

29、互感器运行监督 2.2.3.1 对互感器进行定期巡视检查每班不少于一次，各类互感器运行中的巡视 检查项目按运行规程规定执行。 2.2.3.2 特殊巡视特殊巡视 a）新投产设备应缩短巡视周期，运行72h 后转入正常巡视； b）高温、严冬季节，雷雨季节、恶劣天气、高峰负荷时段、设备异常情况，应 加强巡视。 2.2.4 互感器绝缘油监督互感器绝缘油监督 6.2.4.1 充油互感器按GB/T 14542 运行中变压器油维护管理导则管理， 绝缘油指标应符合 30 GB/T 7595 运行中变压器油质量与DL/T 596 电力设备预防性试验规程 标准要求。 2.2.4.2 当油中溶解气体色谱分析异常，含水

30、量、含气量、击穿强度等试验出现不 合格项应及时分析处理。 2.2.4.3 互感器油位降低需补油时，应补充经试验合格的同品牌、同型号绝缘油。 2.2.5 互感器互感器SF6气体监督气体监督 2.2.5.1 互感器SF6 气体按GB/T 8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导 则管理，应符合GB 12022 工业六氟化硫和DL/T 596 电力设备预防性试 验规程有关规定。 2.2.5.2 SF6 气体压力降低时，应及时补充合格的SF6 气体，并注意充气管路的 清洁干燥。 2.2.5.3 当SF6 气体含水量超标时，应尽快分析处理。 2.2.6 互感器检修监督互感器检修监督 31 2.2.6

31、.1 互感器检修随机组、母线或线路检修计划安排实施，临时性检修工作 针对运行中发现的设备缺陷进行安排。 2.2.6.2 互感器检修项目、工艺及质量标准按DL/T 727 互感器运行检修导 则及制造厂规定执行。 2.2.7 互感器的试验互感器的试验 2.2.7.1 互感器预防性试验项目、周期、标准按DL/T 596 电力设备预防性 试验规程及制造厂规定执行。 2.3高压开关设备绝缘监督高压开关设备绝缘监督 2.3.1 设计与选型设计与选型 2.3.2 设备安装与交接试验设备安装与交接试验 2.3.2.1 高压开关设备及其操动机构应包装规范，各零部件在运输过程中不致 遭到碰撞变形和损坏。 32 2

32、.3.2.2 六氟化硫开关设备在运输过程中应充以符合标准的六氟化硫气体或氮 气。 2.3.2.3 新安装高压开关设备按照GB 50150 电气装置安装工程电气设备交 接试验标准进行交接试验。 2.3.3 高压开关设备运行监督高压开关设备运行监督 2.3.3.1 各类高压开关设备（油断路器、六氟化硫断路器、GIS、真空断路器、 隔离开关等）运行检查项目按现场运行规程规定和制造厂技术要求执行。 2.3.3.2 充油高压开关设备充油高压开关设备 a）充油高压开关设备绝缘油按GB/T 7595 运行中变压器油质量标准管 理，预防性试验工作按DL/T 596 电力设备预防性试验规程进行。 b）绝缘油试验

33、发现影响断路器安全运行的不合格项时，应及时分析处理。 c）油位降低至下限以下时，及时补充同一型号的绝缘油。 2.3.3.3 SF6 气体气体 33 a）高压开关设备SF6 气体按GB/T 8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检 测导则执行； b）运行中SF6 开关设备应定期进行SF6 气体微水含量和泄漏检测，需要补气时 应使用检验合格的SF6 气体。 2.3.3.4 高压开关设备操动机构高压开关设备操动机构 a）高压开关设备操动机构箱密封良好，能防雨、防尘、通风、防潮，保持内部 干燥清洁。 b）液压机构箱有隔热防寒措施，气动机构宜加装汽水分离装置和自动排污装置。 2.3.3.5 其它注意事项

34、其它注意事项 a）高压开关设备运行中出现缺油、SF6 气体压力异常、液（气）压操动机构压 力异常导致高压开关设备分合闸闭锁时，禁止进行操作。 b）为防止高压开关设备绝缘拉杆断裂造成拒动，应定期检查分合闸缓冲器，防 止由于缓冲器性能不良使绝缘拉杆在传动过程中受冲击。注意检查分合闸指示器 位置指示，定期做机械特性试验，及时处理发现的问题。 34 c）高压开关设备防误闭锁装置应完善可靠。 2.3.4 高压开关设备检修监督高压开关设备检修监督 2.3.4.1 高压开关设备按规定的检修周期和设备状态进行检修。应重视对开关 设备操动机构的检修，防止出现拒分、拒合和误动，预防液压机构漏油和断路 器慢分。 2

35、.3.5 高压开关设备试验高压开关设备试验 2.3.4.2 对断路器连接拐臂、联板、轴、销进行检查，发现弯曲、变形或断裂 情况应查明原因，并采取防范措施。 2.3.4.3 断路器大修应检查液（气）压机构分、合闸阀的阀针是否松动或变形， 防止由于阀针松动或变形造成断路器拒动。检查分、合闸铁芯应动作灵活无卡 涩，防止拒分或拒合。 2.3.4.4 调整断路器时用慢分、慢合检查有无卡涩，各弹簧和缓冲装置调整适 当，并定期检查有无变形或损坏。 35 2.3.4.5 断路器油缓冲器要调整适当，防止由于缓冲器失效造成拐臂和传动机 构损坏，寒冷地区应采用适合低温环境的缓冲油。 2.3.4.6 断路器检修时要检

36、查操动机构分合闸动作电压是否符合要求。 2.3.5.1 高压开关设备预防性试验项目、周期、标准按DL/T 596 电力设备 预防性试验规程及制造厂规定执行。 2.3.5.2 高压开关设备红外检测诊断工作按DL/T 664 带电设备红外诊断技 术应用导则执行。 2.3.5.3 SF6 密度继电器及压力表应按规定进行校验。 2.4 高压设备外绝缘监督高压设备外绝缘监督 2.4.1 设计与选型设计与选型 2.4.2 安装和投产验收安装和投产验收 36 6.4.2.1 绝缘子包装件运至施工现场，应检查运输和装卸过程中包装件是否完好。对已 破损包装件内的绝缘子另行存放、检查。现场开箱检验时按有关标准和合

37、同规定对绝缘 子（包括金属附件及其热镀锌层）逐个进行外观检查。 2.4.2.2合成绝缘子存放期间及安装过程中要做好防护措施避免损坏绝缘子，安装时禁止 反装均压环。 2.4.2.3绝缘子安装时，按GB50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准进行 绝缘电阻测量和交流耐压试验。 2.4.3 运行中的监督运行中的监督 2.4.3.1 高压设备外绝缘清扫应以饱和盐密监测为指导，并结合运行经验合理安排清扫 周期。宜安排在污闪频发季节前12 个月内进行。 a）盐密测量点选择要求： 1）厂内每个电压等级选择1、2个测量点； 2）盐密测量点选取要从悬式绝缘子逐步过渡到棒型支柱绝缘子； 37 3）污秽成分

38、复杂地段应适当增加测量点。 b）盐密测量方法、仪器和测量周期按GB/T 16434 高压架空线路和发电厂、变电所 环境污区分级及外绝缘选择标准执行。 6.4.3.3 当高压设备外绝缘环境发生明显变化或出现新污源时，应核对外绝缘爬距，如 不满足要求应及时采取防范措施。 2.4.3.4 RTV 防污闪涂料技术要求：防污闪涂料技术要求： a）选用RTV 防污闪涂料应符合DL/T 627 绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料标 准要求； b）运行中RTV 涂层出现起皮、脱落、龟裂等现象应视为失效，采取复涂措施； c）对涂覆RTV 设备设置憎水性监测点并作憎水性检测，检测周期1 年。监测点的选择 在每个生产

39、厂家的每批RTV 中选择电压等级最高的一台设备中的一相。 2.5.3.5 按照DL/T 596 电力设备预防性试验规程要求做好绝缘子低、零值检测工 作，并及时更换低、零值绝缘子。 38 2.4.4 高压设备外绝缘试验高压设备外绝缘试验 2.4.4.1 支柱绝缘子、悬式绝缘子、合成绝缘子的试验项目、周期和要求按DL/T 596 电力设备预防性试验规程规定执行。 2.5 避雷设备绝缘监督避雷设备绝缘监督 2.5.1 设计与选型设计与选型 2.5.2 安装和交接试验安装和交接试验 2.5.3 避雷器运行监督避雷器运行监督 2.5.3.1 巡视巡视 a）无影响设备安全运行的障碍物、附着物； b）绝缘外

40、套无破损、裂纹和电蚀痕迹； c）检查避雷器泄漏电流和放电计数器指示。 2.5.4 高压设备外绝缘试验高压设备外绝缘试验 2.5.4.1 试验项目、周期和要求按DL/T 596 电力设备预防性试验规程规定执行。 39 2.6 接地装置监督接地装置监督 2.6.1 工程设计工程设计 2.6.2 施工验收施工验收 2.6.3.1 对已投运的接地装置应根据地区短路容量变化校核接地装置（包括设 备接地引下线）的热稳定容量，并结合短路容量变化情况和接地装置腐蚀程度 有针对性对接地装置进行改造。 2.6.3.2 接地引下线导通检测工作13 年进行一次，按DL/T 475 接地装 置工频特性参数的测量导则进行

41、，并根据历次测量结果进行分析比较，以确 定是否需要进行开挖、处理。 2.6.3.3 通过定期开挖抽查等手段确定接地网的腐蚀情况。根据电气设备重要 性和施工安全性，选择58 个点沿接地引下线进行开挖检查，不得有开断、 松脱、严重腐蚀等现象。如发现接地网腐蚀较为严重应及时进行处理。铜质材 料接地体地网不必定期开挖检查。 40 2.6.4 接地装置的试验接地装置的试验 接地装置试验项目、周期、要求按DL/T 596 电力设备预防性试验规程及 DL/T 475 接地装置工频特性参数的测量导则执行。 2.7 电力电缆绝缘监督电力电缆绝缘监督 2.7.1 设计与选型设计与选型 2.7.2 电力电缆交接验收

42、按电力电缆交接验收按GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试电气装置安装工程电气设备交接试 验标准验标准进行。进行。 2.7.3 电力电缆的运行监督电力电缆的运行监督 2.7.3.1 巡检周期巡检周期 a）敷设在土壤、隧道中及沿桥梁架设的电缆，每三个月至少巡检一次。根据）敷设在土壤、隧道中及沿桥梁架设的电缆，每三个月至少巡检一次。根据 季节及基建工程特点，应增加巡检次数；季节及基建工程特点，应增加巡检次数； b）电缆竖井内的电缆，每半年至少巡检一次；）电缆竖井内的电缆，每半年至少巡检一次； 41 c）电缆沟、隧道、电缆架及电缆线段等的巡查，至少每三个月巡检一次； d）对挖掘暴露的电缆，

43、按工程情况，酌情加强巡视。 6.7.3.2 电缆终端头的检查周期 a）电缆终端头，由现场根据运行情况每13 年停电检查一次； 2.7.3.3 巡检内容巡检内容 a）对敷设在地下的电缆线路，应查看路面是否正常、有无挖掘痕迹、路线标 桩是否完整无缺； b）对户外与架空线连接的电缆终端头应检查是否完整，电缆铅包有无龟裂， 靠近地面一段电缆是否有车辆碰撞痕迹等； c）定期对电缆中间接头测温，多根并列电缆要检查电流分配和电缆外皮的温 度； d）检查电缆沟是否保持清洁、无积水，安全电压照明是否充足。 42 2.7.4 电力电缆的试验电力电缆的试验 电力电缆预防性试验项目、周期、标准按DL/T 596 电力

44、设备预防性试验规程规定 执行。 3 绝缘技术监督管理绝缘技术监督管理 3.1. 绝缘监督异常告警制度绝缘监督异常告警制度 a）设备设计、选型、制造存在问题，投运后影响安全生产的； b）在设备安装施工和验收过程中，不按照有关标准、规程进行设备检查验收的； c）电气设备存在严重隐患仍在运行的； d）设备的试验数据和资料失真的； e）设备大修、小修、临修、技改安排的涉及设备安全运行项目有漏项，并且隐瞒不报的； f）对监督检查发现的问题具备整改条件未及时整改的； g）由于绝缘监督不到位造成主设备绝缘故障的。 H) 异常告警实行闭环管理，有关单位接到通知单后应认真研究存在的问题，在规定时间 内处理解决，

45、并将通知单返回发放单位。 43 3.2 设备缺陷分类：设备缺陷分类： a）危急缺陷：直接危及人身和设备的安全须立即处理的缺陷； b）严重缺陷：暂时尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷； c）一般缺陷：对安全运行影响不大的缺陷。 3.3 电气设备绝缘定级电气设备绝缘定级 根据设备运行、试验和检修中发现的缺陷，权衡对安全运行的影响程度，电气 设备绝缘定级分为三级。 3.3.1 满足下列条件者为一级绝缘设备 a）试验项目齐全，数据合格，并与历次试验结果比较无明显差别； b）运行和检修中未发现（或已消除）危急、严重和一般缺陷。 3.3.2 凡有下列情况之一者为二级绝缘设备 a）主要试验项目齐全，但某些项目处

46、于缩短检测周期阶段； 44 b）部分试验项目漏试或结果不合格但暂不影响设备安全运行； c）运行和检修中发现暂不影响安全运行的严重和一般缺陷。 3.3.3 凡有下列情况之一者为三级绝缘设备 a）主要试验项目漏试或结果不合格； b）预防性试验超过规定的期限：需停电进行的项目为规定的周期加6 个月； 不需停电进的项目为规定的周期加1 个月； c）存在未消除的危急缺陷 3.4 绝缘监督台帐绝缘监督台帐 7.4.1 新能源公司所属发电企业应建立健全下列资料档案： a）绝缘监督有关文件、现行有效国家和行业标准、规程与反事故措施； b）绝缘监督年度预试计划，大小修计划，季度、年度总结，绝缘监督会议记 录；

47、45 c）设备缺陷记录和异常、事故分析记录； d）培训制度、计划，培训记录； e）设备规范、试验数据和文件资料 1）电气一次系统图； 2）电气设备规范； 3）电气设备台账； 4）设备说明书、出厂试验报告； 5）与设备质量有关的合同、协议和往来文件； 6）各项安装、试验作业指导书； 7）交接试验报告； 46 8）预防性试验报告； 9）特殊试验报告； 10）异常告警通知单。 f）本单位制订的与绝缘监督相关的仪器仪表管理制度、文件资料 1）仪器设备台帐； 2）仪器设备使用说明书； 3）仪器设备操作规程； 4）年度校验计划； 5）检定证书。 47 第二部分 电气试验部分 48 1、电气试验的分类、电气

48、试验的分类 1.1按照试验方式分类按照试验方式分类 电气试验一般分为出厂试验、交接验收试验、大修试验、预防性试验。 1.1.1 出厂试验是电力设备生产厂家根据国家有关标准和产品技术条件规定的 试验项目，对每台场产品所进行的检查试验。试验目的在于加查产品设计、制 造、工艺的质量，防止不合格产品出厂。大容量重要设备（如发电机、大型变 压器）的出厂试验应在使用单位人员的监督下进行。每台电力设备制造厂家应 出具齐全合格的出厂试验报告。 1.1.2交接验收试验、大修试验是指安装部门、检修部门对新投设备、大修设 备按照有关标准及产品技术条件或规程规定进行的试验。新设备在投入运 行前的交接验收试验，用来检查

49、产品有无缺陷，运输中有无损坏等：大修后设 备的试验用来检查检修质量是否合格等。 1.1.3 预防性试验是指设备投入运行后，按一定周期由运行部门、试验部门进 行的试验，目的在于检查运行中的设备有无绝缘缺陷和其他缺陷。与出厂试验 及交接验收试验相比，它主要侧重与绝缘试验，其试验项目较少 49 1.2 若按照试验的性质和要求若按照试验的性质和要求 电气试验分为绝缘试验和特性试验两大类。 1.2.1 绝缘试验一般分为两大类： 1.2.1.1 非破坏性试验：是指在较低电压下，用不损伤设备绝缘的办法来判断 绝缘缺陷的试验，如绝缘电阻吸收比试验、介质损耗因数tan试验、泄漏电流 试验、油色谱分析试验等。这类

50、试验对发现缺陷有一定的作用与有效性。这类 试验由于电压较低，不会损伤设备的绝缘性能，其目的是判断绝缘状态及时发 现劣化的现象。 1.2.1.2 破坏性试验：在高于工作电压下所进行的试验，在设备上加规定的试 验电压，考验对此电压的耐受能力，也叫耐压试验，如交流、直流耐压试验。 这类试验所加电压较高，考验比较直接和严格，可能在试验中对设备绝缘造成 一定的损伤，故而得名。 50 1.2.1.3试验注意事项试验注意事项: 应当指出，破坏性试验必须在非破坏性试验合格之后进行，以 避免对绝缘的无辜损伤乃至击穿。例如互感器受潮后，绝缘电阻、介质损耗因数tan 试验不合格，但经过烘干处理后绝缘仍可恢复。若在未

51、处理前就进行交流耐压试验， 将可能导致绝缘击穿，造成绝缘修复困难。 1.2.2 特性试验特性试验:对电力设备的电气或机械方面的某些特性进行试验，如断路器导电 回路的接触电阻，互感器的变比、极性，断路器的分合闸时间、速度及同期性等。 1.2.3 试验结果分析方法试验结果分析方法 1.2.3.1与该产品出厂及历次试验的数据进行比较，分析设备绝缘变化的规律和趋势； （纵向比较） 1.2.3.2 与同类或不同相别的设备的数据进行比较，寻找异常； 1.2.3.3 同一设备的相间相比较，同一设备相间应基本一致，如差别大则有缺陷。 1.2.3.4 将试验结果与规程给出的标准进行比较，综合分析是否超标，判断是

52、否 有缺陷或薄弱环节。 51 1.3 常规预试项目介绍常规预试项目介绍 （以主变压器为例）（以主变压器为例） 1.3.1 绝缘电阻试验绝缘电阻试验 1.3.1.1 原因原因： 设备绝缘是由各种绝缘材料构成，通常把作用在电力设备绝缘 上的直流电压与流过其中稳定的体积泄露电流之比叫绝缘电阻。测试结果高表 示绝缘良好，低表示受潮或发生老化和劣化，所以测量绝缘电阻可以及时发电 力现电力设备绝缘是否存在整体受潮，劣化等缺陷 1.3.1.2 目的目的： 测量绝缘电阻和吸收比可以灵敏的发现变压器绝缘的整体或 局部受潮；检查各部件绝缘表面的脏污及局部缺陷，检查有无短路、接地及瓷 套件破裂等缺陷，是变压器绝缘的

53、常用方法。 1.3.1.3 方法方法：额定电压1000v以上的绕组，用2500v兆欧表；对于220kv及 以上的设备，使用2500v或5000v兆欧表，兆欧表要求输出电流不小于3mA, 对1000v以下的设备，用1000v兆欧表。 52 1.3.1.4 测量部位：部位：低压对高压及地 高压对低压及地 高压及低压对地 铁芯夹 件等 1.3.1.5 试验标准：试验标准： 1）绝缘电阻值不应低于出厂试验值70%，测量温度不同时可换算到同一温度值 比较A=1.5k/10 2）35kv及以上，容量在4000kvA及以上时，测量吸收比，与出厂值比较应无 明显差别，在常温下（1040度）不应小于1.3 1.

54、3.1.6 测量注意事项测量注意事项: 1）刚退出运行的变压器，应静止一段时间后（大约30分钟），使绕组温度和油 温相接近时再测量，并以顶层油温作为绕组温度，各次测量温度应尽量接近， 尽量在温度低于50度时测量 2）新注油或换油的变压器应静止到规定时间，等气泡逸出后测量。 53 1.3.1.7试验结果分析判断；试验结果分析判断； 1）比较分析法 a.与同类型的设备相互比较 b.与历次试验结果相互比较 c. 大修前后的试验结果相互比较 d. 交接试验结果不应低于出厂试验值的70%，大修后的试验结果不应低于上 次的70%（同一温度） 2）温度换算法 1.3.2 测量吸收比测量吸收比： 1.3.2.

55、1 原因因：对容量较大的电力设备，测量绝缘电阻时，把15s和60s的比 值叫做吸收比，对判断绝缘受潮起到一定作用，可以初步判断电力设备的受潮 情况。干燥时，泄露电流成分较小，绝缘电阻由充电电流决定。15s时，充电 电流较大，绝缘电阻较小，60s时，根据绝缘材料的吸收特性，充电电流接近 饱和，绝缘电阻大，吸收比大。 54 如果受潮时，泄露电流 分量增大，随着时间变化的充电电流影响就比较小，这 时泄露电流和时间没有关系，二次时间电阻比较接近，吸收比就小了 1.3.2.2 吸收比特性：吸收比特性： 不确定性：不确定性：随着电压等级的升高，容量的增大，测量中出现过绝缘电阻高，而 吸收比不合格，吸收比不

56、合格而变压器却安全运行的情况。各种看法各种解释 难以统一，但共同点是由于变压器的绝缘结构造成的。 1.3.2.3 经验数据经验数据：温度10C时，110KV 220KV绝缘电阻R60s大于300兆 欧，可认为绝缘没有受潮，吸收比不做考核要求。 1.3.2.4 测量吸收比时为什么要规定测量顺序？测量吸收比时为什么要规定测量顺序？ 测量绝缘电阻时，无论绕组对外壳还是绕组间的分布电容均被充电，当按不同 的顺序充电时，绕组间电容重新充电过程不同，会导致附加误差 55 1.3.3 绕组直流电阻测试绕组直流电阻测试 1.3.3.1 目的目的 检查绕组焊接质量，电压分接头的各个位置，引线与套管的接 触是否良

57、好，并联支路的连接是否正确，有无层间或内部断线的现象 1.3.3.2 方法方法：电桥法 1.3.3.3 注意事项：注意事项： 1）交接和大修时，所有分接位置，预试时额定运行分接 2）测量时，要求绕组温度与周围环境温度相差不超过3度，以顶层油温作为绕 组温度 1.3.3.4 标准标准 1）1600kvA以上及以下2%、1%、4%、2% 2) 与同温度的出厂值比较变化不应大于2% 56 1.3.4 泄露电流测试泄露电流测试 1.3.4.1 目的：目的： 测量泄漏电流的作用和测量绝缘电阻的相同，只是试验电压 较高，用微安级电流表监视，因而测量灵敏度较高，随时监视泄露电流的变化。 它能有效地发现有些用

58、其他试验项目所不能发现的变压器局部缺陷，比如高压 套管有裂痕、套管密封不严而进水等。 1.3.4.2 方法方法 ：测量部位与测量绝缘电阻的部位相同，未注油的试验电压为 规定电压的50% 1.3.4.2 试验结果的分析判断：试验结果的分析判断： 1）泄露电流随变压器的结构、尺寸的不同而不同，没有统一标准，根据历 次试验结果相比较分析判断（150%） 2）测量泄露电流随温度变化而变化，可以换算到同一温度下进行比较 57 1.3.4.3为何绝缘电阻较低，泄露电流较大而不合格的试品，测试的值较大，为何绝缘电阻较低，泄露电流较大而不合格的试品，测试的值较大， 有时还合格？有时还合格？ 绝缘电阻较低，泄露电流较大而不合格的试品，一般表明在被试品的等着并联 电路中某一部分的绝缘较低。而测量介质损耗是，其值介于并联电路中最大与 最小值之间，主要反映在体积较大的部分，所以只有绝缘不合格部分体积较大 时，才能反映出，同时较小的部分反映不出，所以测量变压器时需要分别