第一部分 絕緣監督管理部分
1、監督概述
2、設備監督
3、管理監督
第二部分 電氣試驗部分
1、試驗分類
2、常規試驗（以主變壓器為例）
3、規程術語解釋
1、絕緣監督概述
1.1編制依據
《中國大唐集團新能源股份有限公司絕緣技術監督實施細則》
1.2絕緣監督范圍
絕緣監督范圍包括變壓器、母線、斷路器、隔離開關、電流互感器、電壓互感器、套管、避雷器、過電壓保護器、電纜、避雷針、直流系統、電抗器、電容器、耦合電容器、電動機和發電機等。
1.3絕緣技術監督周期
1.3.1 對10kV～220kV電壓等級的電氣設備預防性試驗，變壓器、套管、耦合電容器、變電站內避雷器、過電壓保護器、斷路器、電流互感器、電壓互感器、電抗器每年1次；
1.3.2 10~66kV輸電線路避雷器1-3年進行一次預防性試驗；
1.3.3 新投產電氣設備第2年必須進行預試；
1.3.4 發電機的絕緣檢測，隨風力發電機組四年定檢進行；
1.3.5 風力發電機組避雷引流回路檢查，每年一次（在雷雨季節到來之前進行）；
1.3.6 對主變壓器每次大修必須進行試驗，其標準按《電力設備預防性試驗規程》(DL/T596-1996)實施；
1.3.7 對獨立避雷針、塔、變電所其他電氣設備的接地系統檢測每年1次；
1.3.8 對于生產現場使用的安全工器具，按照國家電力公司發布的《電力安全工器具預防性試驗規程》-2002執行。
1.3.2 10~66kV輸電線路避雷器1-3年進行一次預防性試驗；
1.3.3 新投產電氣設備第2年必須進行預試；
1.3.4 發電機的絕緣檢測，隨風力發電機組四年定檢進行；
1.3.5 風力發電機組避雷引流回路檢查，每年一次（在雷雨季節到來之前進行）；
1.3.6 對主變壓器每次大修必須進行試驗，其標準按《電力設備預防性試驗規程》(DL/T596-1996)實施；
1.3.7 對獨立避雷針、塔、變電所其他電氣設備的接地系統檢測每年1次；
1.3.8 對于生產現場使用的安全工器具，按照國家電力公司發布的《電力安全工器具預防性試驗規程》-2002執行。
1.4絕緣技術監督要求
1.4.1 對新投運的設備，按GB50150-2006《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》的相關要求進行驗收試驗；
1.4.2 對運行的設備，按DL/T596-1996《電氣設備預防性試驗規程》內的相關要求執行。
1.4.2 對運行的設備，按DL/T596-1996《電氣設備預防性試驗規程》內的相關要求執行。
1.5絕緣技術監督職責
1.5.1 風電公司分管領導的職責：
1.5.1.1 貫徹執行國家、行業、集團、新能源公司有關絕緣技術監督的法規、條例、規定，監督、檢查其執行情況；
1.5.1.2每年一季度組織修訂本公司絕緣儀表及控制裝置的有關規程制度、標準、細則，監督、檢查所屬風場絕緣裝置周期定檢計劃的執行情況；
1.5.1.3建立健全技術監督管理網絡，每年召開本公司絕緣技術監督工作會議，總結工作、交流經驗，確定本公司絕緣監督工作重點；
1.5.1.4 參加事故調查分析和處理。組織落實絕緣相關的安全措施、反事故措施和上級有關規程、規定。了解本公司絕緣相關設備的運行、事故和缺陷情況，制定相應的反事故措施，做到發現問題及時分析處理，重大問題如實上報；
1.5.1.5組織對新安裝設備、重大技改工程項目的設計審查、主要設備的驗收以及安裝、調試、試生產過程中的技術監督和質量驗收工作；
1.5.1.6 開展絕緣技術監督督查、考評工作。
1.5.1.2每年一季度組織修訂本公司絕緣儀表及控制裝置的有關規程制度、標準、細則，監督、檢查所屬風場絕緣裝置周期定檢計劃的執行情況；
1.5.1.3建立健全技術監督管理網絡，每年召開本公司絕緣技術監督工作會議，總結工作、交流經驗，確定本公司絕緣監督工作重點；
1.5.1.4 參加事故調查分析和處理。組織落實絕緣相關的安全措施、反事故措施和上級有關規程、規定。了解本公司絕緣相關設備的運行、事故和缺陷情況，制定相應的反事故措施，做到發現問題及時分析處理，重大問題如實上報；
1.5.1.5組織對新安裝設備、重大技改工程項目的設計審查、主要設備的驗收以及安裝、調試、試生產過程中的技術監督和質量驗收工作；
1.5.1.6 開展絕緣技術監督督查、考評工作。
1.5.2 風電公司技術監督專責人職責：
1.5.2.1認真貫徹執行國家、集團公司、新能源公司有關絕緣技術監督的各項規章、制度、標準和要求，檢查、協調、落實絕緣監督工作，組織制定本單位有關絕緣技術監督的規章制度和技術措施；
1.5.2.2組織對所管轄的運行設備進行絕緣技術監督，對生產中的重大問題要及時如實的上報，并按要求編制、報送各種絕緣技術監督報表及計劃總結，確保報表準確，上報及時。協助風場、項目部建立健全所轄范圍內的絕緣技術監督臺帳和設備技術檔案，健全絕緣技術監督檢測手段，并達到規定的技術要求；
1.5.2.3加強技術監督培訓工作，提高技術監督人員素質和工作能力。參加上級監督部門、技術監控服務單位舉辦的絕緣技術監督會議及培訓班；
1.5.2.4 組織對所管轄風場運行數據、檢修維護數據和外委試驗數據進行統計、分析，依照絕緣監督要求按時將統計數據、報表上報至技術監控服務單位，并建立本單位絕緣監督管理檔案；
1.5.2.5 組織有關人員參加本公司與絕緣技術監督有關的事故調查分析、總結經驗教訓，擬定反事故措施，并督促實施，使被監督的運行設備保持健康狀態；
1.5.2.6 參加基建、擴建、改建工程的設計審查、設備的選型以及工程竣工交接驗收、生產準備等工作，依據有關規程、規定，對上述工作提出監督意見；
1.5.2.7開展技術創新和推廣應用新技術、新工藝。
1.5.2.2組織對所管轄的運行設備進行絕緣技術監督，對生產中的重大問題要及時如實的上報，并按要求編制、報送各種絕緣技術監督報表及計劃總結，確保報表準確，上報及時。協助風場、項目部建立健全所轄范圍內的絕緣技術監督臺帳和設備技術檔案，健全絕緣技術監督檢測手段，并達到規定的技術要求；
1.5.2.3加強技術監督培訓工作，提高技術監督人員素質和工作能力。參加上級監督部門、技術監控服務單位舉辦的絕緣技術監督會議及培訓班；
1.5.2.4 組織對所管轄風場運行數據、檢修維護數據和外委試驗數據進行統計、分析，依照絕緣監督要求按時將統計數據、報表上報至技術監控服務單位，并建立本單位絕緣監督管理檔案；
1.5.2.5 組織有關人員參加本公司與絕緣技術監督有關的事故調查分析、總結經驗教訓，擬定反事故措施，并督促實施，使被監督的運行設備保持健康狀態；
1.5.2.6 參加基建、擴建、改建工程的設計審查、設備的選型以及工程竣工交接驗收、生產準備等工作，依據有關規程、規定，對上述工作提出監督意見；
1.5.2.7開展技術創新和推廣應用新技術、新工藝。
1.5.3各 風場、項目部技術監督專責人職責：
1.5.3.1負責本風場、項目部的具體絕緣技術監督工作，實施生產管理部門下發的技術監督計劃。
1.5.3.2風場專責人應結合設備檢修試驗，制定技術監督工作計劃，上報風電公司技術監督專責人，督促計劃落實。及時、準確的統計絕緣技術監督數據并分析、總結，按時上報至所在風電公司絕緣技術專責人；
1.5.3.3項目部結合風機投產驗收，嚴格實施絕緣各項檢測的指標記錄。對于不符合自動控制標準的風機嚴禁投入試運行。設備安裝、投產驗收階段的絕緣技術監督工作以及相關試驗資料整理歸檔，保證資料完整移交生產；
1.5.3.4日常發現有關絕緣技術監督的設備缺陷或隱患，應向所在風電公司技術監督專責人反饋情況，便于及時分析并采取有效措施；
1.5.3.5參加本公司的設備事故調查分析，提出改進及防范措施；
1.5.3.6參加基建、擴建、改建工程的設計審查、設備的選型以及工程竣工交接驗收、生產準備等工作，依據有關規程規定，對上述工作提出監督意見；
1.5.3.7參加上級單位組織的絕緣技術監督培訓。
1.5.3.2風場專責人應結合設備檢修試驗，制定技術監督工作計劃，上報風電公司技術監督專責人，督促計劃落實。及時、準確的統計絕緣技術監督數據并分析、總結，按時上報至所在風電公司絕緣技術專責人；
1.5.3.3項目部結合風機投產驗收，嚴格實施絕緣各項檢測的指標記錄。對于不符合自動控制標準的風機嚴禁投入試運行。設備安裝、投產驗收階段的絕緣技術監督工作以及相關試驗資料整理歸檔，保證資料完整移交生產；
1.5.3.4日常發現有關絕緣技術監督的設備缺陷或隱患，應向所在風電公司技術監督專責人反饋情況，便于及時分析并采取有效措施；
1.5.3.5參加本公司的設備事故調查分析，提出改進及防范措施；
1.5.3.6參加基建、擴建、改建工程的設計審查、設備的選型以及工程竣工交接驗收、生產準備等工作，依據有關規程規定，對上述工作提出監督意見；
1.5.3.7參加上級單位組織的絕緣技術監督培訓。
2、技術管理
2. 1變壓器絕緣監督
2.1.1 設計與選型
2.1.1.1 變壓器設計、選型應符合《GB/T 17468 電力變壓器選用導則》、《GB/T 13499 電力變壓器應用導則》和《GB 1094.1～4.5 電力變壓器》等技術標準和相關反事故措施要求。油浸式電力變壓器滿足《GB/T 6451 油浸式電力變壓器技術參數和要求》，干式變壓器滿足《GB 6450 干式電力變壓器》和《GB/T 10228 干式電力變壓器技術參數和要求》。
2.1.1.2 優先采用結構設計合理、制造經驗成熟、運行安全可靠的變壓器，在保證安全可靠前提下，重點考慮噪聲、損耗和性價比指標。
2.1.1.3 對下列重要性能指標提出要求：
2.1.1.2 優先采用結構設計合理、制造經驗成熟、運行安全可靠的變壓器，在保證安全可靠前提下，重點考慮噪聲、損耗和性價比指標。
2.1.1.3 對下列重要性能指標提出要求：
a）變壓器容量；
b）短路阻抗 ；
c）損耗指標；
d）絕緣水平 ；
e）溫升；
f）噪聲；
g）抗短路能力；
h）過勵磁能力。
b）短路阻抗 ；
c）損耗指標；
d）絕緣水平 ；
e）溫升；
f）噪聲；
g）抗短路能力；
h）過勵磁能力。
2.1.1.4 對下列重要組部件和材料性能提出要求：
a）套管；
b）分接開關；
c）冷卻器（散熱器、潛油泵）；
d）鐵芯；
e）線圈；
f）絕緣材料。
b）分接開關；
c）冷卻器（散熱器、潛油泵）；
d）鐵芯；
e）線圈；
f）絕緣材料。
2.1.1.5 對變壓器套管外絕緣提出與所在地區污穢等級相適應的爬電比距要求和傘裙形狀要求，重污區宜選用大小傘結構瓷套。
2.1.1.6 要求制造廠提供淋雨條件下變壓器套管人工污穢試驗的型式試驗報告。
2.1.1.6 要求制造廠提供淋雨條件下變壓器套管人工污穢試驗的型式試驗報告。
2.1.2 監造和出廠驗收
2.1.2.1 220kV 及以上電壓等級的變壓器應赴廠監造和驗收。監造工作按《DL/T 586 電力設備監造技術導則》、變壓器訂貨技術要求以及設計聯絡文件等要求，及時解決制造過程中發現的問題。
2.1.2.2 重點監造項目
2.1.2.2 重點監造項目
a）原材料（硅鋼片、電磁線、絕緣油等）的質量保證書、性能試驗報告；
b）組件（儲油箱、套管、分接開關、氣體繼電器等）的質量保證書、出廠或型式試驗報告；
c）壓力釋放閥、氣體繼電器、套管CT 等組件的校驗報告；
d）局部放電試驗；
e）感應耐壓試驗；
f）油泵運行時的局部放電測量。
b）組件（儲油箱、套管、分接開關、氣體繼電器等）的質量保證書、出廠或型式試驗報告；
c）壓力釋放閥、氣體繼電器、套管CT 等組件的校驗報告；
d）局部放電試驗；
e）感應耐壓試驗；
f）油泵運行時的局部放電測量。
2.1.2.3 試驗時應將供貨套管安裝在變壓器上進行，所有附件在出廠時均應按實際使用方式經過整體預裝。
2.1.2.4 監造單位在監造工作結束后應提交監造報告，如實反映產品制造過程中出現的問題，處理方法和結果。
2.1.2.5 主變壓器出廠前應進行出廠驗收。對設備的竣工狀態、制造質量進行現場核查，對制造過程的質量記錄和試驗報告等文件進行審查，并形成驗收意見。
2.1.2.4 監造單位在監造工作結束后應提交監造報告，如實反映產品制造過程中出現的問題，處理方法和結果。
2.1.2.5 主變壓器出廠前應進行出廠驗收。對設備的竣工狀態、制造質量進行現場核查，對制造過程的質量記錄和試驗報告等文件進行審查，并形成驗收意見。
2.1.3 安裝和投產驗收
2.1.3.1 變壓器運輸中應采取可靠措施防止變壓器受撞擊，并按相關規范安裝具有時標與合適量程的三維沖擊記錄儀。運抵現場后，制造廠、運輸部門、發電企業三方人員共同驗收，沖擊記錄作為現場交接的內容之一,由發電企業存檔。
2.1.3.2 變壓器運輸和現場保管應保持密封，安裝前測定密封氣體壓力及露點（壓力≥0.01MPa，露點-40℃），以判斷固體絕緣是否受潮，發現受潮時應進行干燥處理合格后方可投入運行。
2.1.3.3 安裝施工單位應按制造廠“電力變壓器安裝使用說明書”要求和《GBJ 148 電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規范》進行現場安裝。
2.1.3.4 安裝在供貨變壓器上的套管應為出廠試驗時所用套管，油紙電容套管安裝就位后按規定要求靜放后方可帶電。
2.1.3.5 套管安裝要處理好套管頂端導電連接和密封；檢查端子受力與引線支承情況，防止套管過度受力引起滲漏油。
2.1.3.6 安裝結束后按《GB 50150 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》進行驗收試驗。
2.1.3.7 新安裝變壓器油中氫氣、乙炔、總烴含量在注油靜置后與耐壓和局部放電試驗24h 后，兩次測得數據應無明顯區別，氣體含量符合《DL/T 722 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》要求。
2.1.3.8 投產驗收應進行現場實地查看，審查下列技術資料的完整性、正確性和適用性：
2.1.3.2 變壓器運輸和現場保管應保持密封，安裝前測定密封氣體壓力及露點（壓力≥0.01MPa，露點-40℃），以判斷固體絕緣是否受潮，發現受潮時應進行干燥處理合格后方可投入運行。
2.1.3.3 安裝施工單位應按制造廠“電力變壓器安裝使用說明書”要求和《GBJ 148 電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規范》進行現場安裝。
2.1.3.4 安裝在供貨變壓器上的套管應為出廠試驗時所用套管，油紙電容套管安裝就位后按規定要求靜放后方可帶電。
2.1.3.5 套管安裝要處理好套管頂端導電連接和密封；檢查端子受力與引線支承情況，防止套管過度受力引起滲漏油。
2.1.3.6 安裝結束后按《GB 50150 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》進行驗收試驗。
2.1.3.7 新安裝變壓器油中氫氣、乙炔、總烴含量在注油靜置后與耐壓和局部放電試驗24h 后，兩次測得數據應無明顯區別，氣體含量符合《DL/T 722 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》要求。
2.1.3.8 投產驗收應進行現場實地查看，審查下列技術資料的完整性、正確性和適用性：
a）變壓器訂貨文件；
b）設計聯絡文件；
c）監造報告；
d）出廠試驗報告；
e）設計圖紙資料；
f）開箱驗收記錄；
g）安裝記錄；
h）缺陷處理報告；
i）監理報告；
j）交接試驗報告；
k）調試報告。
b）設計聯絡文件；
c）監造報告；
d）出廠試驗報告；
e）設計圖紙資料；
f）開箱驗收記錄；
g）安裝記錄；
h）缺陷處理報告；
i）監理報告；
j）交接試驗報告；
k）調試報告。
2.1.3.9 投產驗收過程中發現下列不符合技術監督要求項目應要求進行整改，直至驗收合格為止.
2.1.4 變壓器運行監督
2.1.4.1 主要檢查項目：
a）油位正常，各部位無滲、漏油；
b）套管外護套完整，無異物附著、無破損裂紋、無嚴重油污、無放電痕跡或放電聲音；
c）變壓器上層油溫和繞組溫度正常，高溫天氣、高峰負荷時段重點巡檢。
d）檢查吸濕器中干燥劑的顏色，2/3 干燥劑顏色顯示已受潮應予更換處理；
e）冷卻系統
f）壓力釋放裝置完好無損；
g）儲油柜、變壓器本體及引線接頭溫度無異常。
h) 變壓器鐵芯接地電流檢測
b）套管外護套完整，無異物附著、無破損裂紋、無嚴重油污、無放電痕跡或放電聲音；
c）變壓器上層油溫和繞組溫度正常，高溫天氣、高峰負荷時段重點巡檢。
d）檢查吸濕器中干燥劑的顏色，2/3 干燥劑顏色顯示已受潮應予更換處理；
e）冷卻系統
f）壓力釋放裝置完好無損；
g）儲油柜、變壓器本體及引線接頭溫度無異常。
h) 變壓器鐵芯接地電流檢測
2.1.4.2 下列情況應對變壓器進行特殊巡視：
a）新安裝或經過檢修、改造后的變壓器投運后72 小時內；
b）有嚴重缺陷；
c）氣象突變（如大風、大霧、大雪、冰雹、寒潮等）；
d）雷雨過后；
e）高溫季節和高峰負荷時段。
b）有嚴重缺陷；
c）氣象突變（如大風、大霧、大雪、冰雹、寒潮等）；
d）雷雨過后；
e）高溫季節和高峰負荷時段。
2.1.4.3 變壓器有下列情況之一應立即停運：
a）變壓器聲響明顯增大，內部有爆裂聲；
b）嚴重漏油或噴油；
c）套管有嚴重破損和放電現象；
d）變壓器冒煙著火
b）嚴重漏油或噴油；
c）套管有嚴重破損和放電現象；
d）變壓器冒煙著火
2.1.5 變壓器檢修監督
2.1.5.1 變壓器的檢修周期、項目按集團公司機組檢修管理辦法執行，并參照《DL/T 838 發電企業設備檢修導則》、《DL/T 573 電力變壓器檢修導則》等有關標準和制造廠要求進行。
2.1.5.2 確定變壓器檢修工作應考慮下列因素：
2.1.5.2 確定變壓器檢修工作應考慮下列因素：
a）變壓器結構特點和制造情況；
b）運行中存在的缺陷及其嚴重程度；
c）負載狀況和絕緣老化情況；
d）歷次電氣試驗、絕緣油分析試驗及在線監測設備檢測結果；
e）對變壓器構成影響的事故情況。
b）運行中存在的缺陷及其嚴重程度；
c）負載狀況和絕緣老化情況；
d）歷次電氣試驗、絕緣油分析試驗及在線監測設備檢測結果；
e）對變壓器構成影響的事故情況。
2.1.5.3 變壓器檢修維護工作重點：
a）定期對套管進行清掃，防止發生污閃、雨閃。嚴重污穢地區，可在變壓器套管上采取其它防污閃輔助措施；
b）氣體繼電器應定期校驗，消除誤動因素；
c）變壓器大修后應按照有關標準規定進行真空注油和熱油循環，抽真空時間、真空度、注油速度及熱油循環時間、溫度均按標準要求執行。有載調壓分接開關油箱應同時按標要求抽真空；
d）變壓器在吊罩（芯）檢查和內部檢查時要防止絕緣損傷；
e）檢修中需更換絕緣件時，應采用符合制造廠要求、檢驗合格的材料和部件，并經干燥處理；
f）測試鐵芯絕緣如有多點接地要查明原因并消除；
g）變壓器套管上部注油孔螺栓膠墊應結合檢修工作進行檢查更換；
h）檢查引接線、均壓環（球）、木支架、膠木螺栓等是否有變形、損壞或松脫；
i）大修時應檢查分接開關彈簧、觸頭表面鍍層及接觸情況、分接引線是否斷裂及緊固件是否松動；
j）新安裝或檢修后的變壓器投入運行前應多次排除套管升高座、油管道中的死區、冷卻器頂部等處的殘存氣體。強迫油循環變壓器在投運前要啟動全部潛油泵進行油循環，停泵排除殘留氣體后方可帶電運行；
k）新安裝、大修吊罩或進入內部檢查時，應盡量縮短器身暴露于空氣的時間，還要防止工具、材料等物件遺留在變壓器內；進行真空油處理時要防止真空濾油機軸承磨損或濾網損壞造成金屬粉末或異物進入變壓器；
l）大修、事故檢修或換油后的變壓器，滿足規定靜止時間后方可施加電壓；
m）除制造廠有特殊規定外，新安裝變壓器應進入油箱檢查清掃，必要時吊罩（吊芯）檢查、清除箱底異物。
b）氣體繼電器應定期校驗，消除誤動因素；
c）變壓器大修后應按照有關標準規定進行真空注油和熱油循環，抽真空時間、真空度、注油速度及熱油循環時間、溫度均按標準要求執行。有載調壓分接開關油箱應同時按標要求抽真空；
d）變壓器在吊罩（芯）檢查和內部檢查時要防止絕緣損傷；
e）檢修中需更換絕緣件時，應采用符合制造廠要求、檢驗合格的材料和部件，并經干燥處理；
f）測試鐵芯絕緣如有多點接地要查明原因并消除；
g）變壓器套管上部注油孔螺栓膠墊應結合檢修工作進行檢查更換；
h）檢查引接線、均壓環（球）、木支架、膠木螺栓等是否有變形、損壞或松脫；
i）大修時應檢查分接開關彈簧、觸頭表面鍍層及接觸情況、分接引線是否斷裂及緊固件是否松動；
j）新安裝或檢修后的變壓器投入運行前應多次排除套管升高座、油管道中的死區、冷卻器頂部等處的殘存氣體。強迫油循環變壓器在投運前要啟動全部潛油泵進行油循環，停泵排除殘留氣體后方可帶電運行；
k）新安裝、大修吊罩或進入內部檢查時，應盡量縮短器身暴露于空氣的時間，還要防止工具、材料等物件遺留在變壓器內；進行真空油處理時要防止真空濾油機軸承磨損或濾網損壞造成金屬粉末或異物進入變壓器；
l）大修、事故檢修或換油后的變壓器，滿足規定靜止時間后方可施加電壓；
m）除制造廠有特殊規定外，新安裝變壓器應進入油箱檢查清掃，必要時吊罩（吊芯）檢查、清除箱底異物。
2.1.6 變壓器技術改造
依據行業標準、反事故措施要求和變壓器運行情況、絕緣狀況制定檢修和技改項目計劃，包括技術改造項目的性質（改造性檢修或更換）、原因、依據、改造目標等。技改項目完成后，設備臺帳等技術資料應同步更新。主管部門應進行技改項目評審和改造效果的評估工作。
2.2 互感器絕緣監督
2.2.1 設計與選型
2.2.2 安裝和交接驗收
2.2.3 互感器運行監督
2.2.2 安裝和交接驗收
2.2.3 互感器運行監督
2.2.3.1 對互感器進行定期巡視檢查每班不少于一次，各類互感器運行中的巡視檢查項目按運行規程規定執行。
2.2.3.2 特殊巡視
2.2.3.2 特殊巡視
a）新投產設備應縮短巡視周期，運行72h 后轉入正常巡視；
b）高溫、嚴冬季節，雷雨季節、惡劣天氣、高峰負荷時段、設備異常情況，應加強巡視。
b）高溫、嚴冬季節，雷雨季節、惡劣天氣、高峰負荷時段、設備異常情況，應加強巡視。
2.2.4 互感器絕緣油監督
2.2.4.1 充油互感器按《GB/T 14542 運行中變壓器油維護管理導則》管理，絕緣油指標應符合《GB/T 7595 運行中變壓器油質量》與《DL/T 596 電力設備預防性試驗規程》標準要求。
2.2.4.2 當油中溶解氣體色譜分析異常，含水量、含氣量、擊穿強度等試驗出現不合格項應及時分析處理。
2.2.4.3 互感器油位降低需補油時，應補充經試驗合格的同品牌、同型號絕緣油。
2.2.4.2 當油中溶解氣體色譜分析異常，含水量、含氣量、擊穿強度等試驗出現不合格項應及時分析處理。
2.2.4.3 互感器油位降低需補油時，應補充經試驗合格的同品牌、同型號絕緣油。
2.2.5 互感器SF6氣體監督
2.2.5.1 互感器SF6 氣體按《GB/T 8905 六氟化硫電氣設備中氣體管理和檢測導則》管理，應符合《GB 12022 工業六氟化硫》和《DL/T 596 電力設備預防性試驗規程》有關規定。
2.2.5.2 SF6 氣體壓力降低時，應及時補充合格的SF6 氣體，并注意充氣管路的清潔干燥。
2.2.5.3 當SF6 氣體含水量超標時，應盡快分析處理。
2.2.5.2 SF6 氣體壓力降低時，應及時補充合格的SF6 氣體，并注意充氣管路的清潔干燥。
2.2.5.3 當SF6 氣體含水量超標時，應盡快分析處理。
2.2.6 互感器檢修監督
2.2.6.1 互感器檢修隨機組、母線或線路檢修計劃安排實施，臨時性檢修工作針對運行中發現的設備缺陷進行安排。
2.2.6.2 互感器檢修項目、工藝及質量標準按《DL/T 727 互感器運行檢修導則》及制造廠規定執行。
2.2.6.2 互感器檢修項目、工藝及質量標準按《DL/T 727 互感器運行檢修導則》及制造廠規定執行。
2.2.7 互感器的試驗
2.2.7.1 互感器預防性試驗項目、周期、標準按《DL/T 596 電力設備預防性試驗規程》及制造廠規定執行。
2.3高壓開關設備絕緣監督
2.3.1 設計與選型
2.3.2 設備安裝與交接試驗
2.3.2 設備安裝與交接試驗
2.3.2.1 高壓開關設備及其操動機構應包裝規范，各零部件在運輸過程中不致遭到碰撞變形和損壞。
2.3.2.2 六氟化硫開關設備在運輸過程中應充以符合標準的六氟化硫氣體或氮氣。
2.3.2.3 新安裝高壓開關設備按照《GB 50150 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》進行交接試驗。
2.3.2.2 六氟化硫開關設備在運輸過程中應充以符合標準的六氟化硫氣體或氮氣。
2.3.2.3 新安裝高壓開關設備按照《GB 50150 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》進行交接試驗。
2.3.3 高壓開關設備運行監督
2.3.3.1 各類高壓開關設備（油斷路器、六氟化硫斷路器、GIS、真空斷路器、隔離開關等）運行檢查項目按現場運行規程規定和制造廠技術要求執行。
2.3.3.2 充油高壓開關設備
2.3.3.2 充油高壓開關設備
a）充油高壓開關設備絕緣油按《GB/T 7595 運行中變壓器油質量》標準管理，預防性試驗工作按《DL/T 596 電力設備預防性試驗規程》進行。
b）絕緣油試驗發現影響斷路器安全運行的不合格項時，應及時分析處理。
c）油位降低至下限以下時，及時補充同一型號的絕緣油。
b）絕緣油試驗發現影響斷路器安全運行的不合格項時，應及時分析處理。
c）油位降低至下限以下時，及時補充同一型號的絕緣油。
2.3.3.3 SF6 氣體
a）高壓開關設備SF6 氣體按《GB/T 8905 六氟化硫電氣設備中氣體管理和檢測導則》執行；
b）運行中SF6 開關設備應定期進行SF6 氣體微水含量和泄漏檢測，需要補氣時應使用檢驗合格的SF6 氣體。
b）運行中SF6 開關設備應定期進行SF6 氣體微水含量和泄漏檢測，需要補氣時應使用檢驗合格的SF6 氣體。
2.3.3.4 高壓開關設備操動機構
a）高壓開關設備操動機構箱密封良好，能防雨、防塵、通風、防潮，保持內部干燥清潔。
b）液壓機構箱有隔熱防寒措施，氣動機構宜加裝汽水分離裝置和自動排污裝置。
b）液壓機構箱有隔熱防寒措施，氣動機構宜加裝汽水分離裝置和自動排污裝置。
2.3.3.5 其它注意事項
a）高壓開關設備運行中出現缺油、SF6 氣體壓力異常、液（氣）壓操動機構壓力異常導致高壓開關設備分合閘閉鎖時，禁止進行操作。
b）為防止高壓開關設備絕緣拉桿斷裂造成拒動，應定期檢查分合閘緩沖器，防止由于緩沖器性能不良使絕緣拉桿在傳動過程中受沖擊。注意檢查分合閘指示器
c）高壓開關設備防誤閉鎖裝置應完善可靠。
b）為防止高壓開關設備絕緣拉桿斷裂造成拒動，應定期檢查分合閘緩沖器，防止由于緩沖器性能不良使絕緣拉桿在傳動過程中受沖擊。注意檢查分合閘指示器
c）高壓開關設備防誤閉鎖裝置應完善可靠。
2.3.4 高壓開關設備檢修監督
2.3.4.1 高壓開關設備按規定的檢修周期和設備狀態進行檢修。應重視對開關設備操動機構的檢修，防止出現拒分、拒合和誤動，預防液壓機構漏油和斷路器慢分。
2.3.4.2 對斷路器連接拐臂、聯板、軸、銷進行檢查，發現彎曲、變形或斷裂情況應查明原因，并采取防范措施。
2.3.4.3 斷路器大修應檢查液（氣）壓機構分、合閘閥的閥針是否松動或變形，防止由于閥針松動或變形造成斷路器拒動。檢查分、合閘鐵芯應動作靈活無卡澀，防止拒分或拒合。
2.3.4.4 調整斷路器時用慢分、慢合檢查有無卡澀，各彈簧和緩沖裝置調整適當，并定期檢查有無變形或損壞。
2.3.4.5 斷路器油緩沖器要調整適當，防止由于緩沖器失效造成拐臂和傳動機構損壞，寒冷地區應采用適合低溫環境的緩沖油。
2.3.4.6 斷路器檢修時要檢查操動機構分合閘動作電壓是否符合要求。
2.3.4.2 對斷路器連接拐臂、聯板、軸、銷進行檢查，發現彎曲、變形或斷裂情況應查明原因，并采取防范措施。
2.3.4.3 斷路器大修應檢查液（氣）壓機構分、合閘閥的閥針是否松動或變形，防止由于閥針松動或變形造成斷路器拒動。檢查分、合閘鐵芯應動作靈活無卡澀，防止拒分或拒合。
2.3.4.4 調整斷路器時用慢分、慢合檢查有無卡澀，各彈簧和緩沖裝置調整適當，并定期檢查有無變形或損壞。
2.3.4.5 斷路器油緩沖器要調整適當，防止由于緩沖器失效造成拐臂和傳動機構損壞，寒冷地區應采用適合低溫環境的緩沖油。
2.3.4.6 斷路器檢修時要檢查操動機構分合閘動作電壓是否符合要求。
2.3.5 高壓開關設備試驗
2.3.5.1 高壓開關設備預防性試驗項目、周期、標準按《DL/T 596 電力設備預防性試驗規程》及制造廠規定執行。
2.3.5.2 高壓開關設備紅外檢測診斷工作按《DL/T 664 帶電設備紅外診斷技術應用導則》執行。
2.3.5.3 SF6 密度繼電器及壓力表應按規定進行校驗。
2.3.5.2 高壓開關設備紅外檢測診斷工作按《DL/T 664 帶電設備紅外診斷技術應用導則》執行。
2.3.5.3 SF6 密度繼電器及壓力表應按規定進行校驗。
2.4 高壓設備外絕緣監督
2.4.1 設計與選型
2.4.2 安裝和投產驗收
2.4.2 安裝和投產驗收
2.4.2.1 絕緣子包裝件運至施工現場，應檢查運輸和裝卸過程中包裝件是否完好。對已破損包裝件內的絕緣子另行存放、檢查?，F場開箱檢驗時按有關標準和合同規定對絕緣子（包括金屬附件及其熱鍍鋅層）逐個進行外觀檢查。
2.4.2.2合成絕緣子存放期間及安裝過程中要做好防護措施避免損壞絕緣子，安裝時禁止反裝均壓環。
2.4.2.3絕緣子安裝時，按《GB50150 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》進行絕緣電阻測量和交流耐壓試驗。
2.4.2.2合成絕緣子存放期間及安裝過程中要做好防護措施避免損壞絕緣子，安裝時禁止反裝均壓環。
2.4.2.3絕緣子安裝時，按《GB50150 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》進行絕緣電阻測量和交流耐壓試驗。
2.4.3 運行中的監督
2.4.3.1 高壓設備外絕緣清掃應以飽和鹽密監測為指導，并結合運行經驗合理安排清掃周期。宜安排在污閃頻發季節前1～2 個月內進行。
a）鹽密測量點選擇要求：
1）廠內每個電壓等級選擇1、2個測量點；
2）鹽密測量點選取要從懸式絕緣子逐步過渡到棒型支柱絕緣子；
3）污穢成分復雜地段應適當增加測量點。
2）鹽密測量點選取要從懸式絕緣子逐步過渡到棒型支柱絕緣子；
3）污穢成分復雜地段應適當增加測量點。
b）鹽密測量方法、儀器和測量周期按《GB/T 16434 高壓架空線路和發電廠、變電所環境污區分級及外絕緣選擇標準》執行。
2.4.3.3 當高壓設備外絕緣環境發生明顯變化或出現新污源時，應核對外絕緣爬距，如不滿足要求應及時采取防范措施。
2.4.3.4 RTV 防污閃涂料技術要求：
2.4.3.4 RTV 防污閃涂料技術要求：
a）選用RTV 防污閃涂料應符合《DL/T 627 絕緣子用常溫固化硅橡膠防污閃涂料》標準要求；
b）運行中RTV 涂層出現起皮、脫落、龜裂等現象應視為失效，采取復涂措施；
c）對涂覆RTV 設備設置憎水性監測點并作憎水性檢測，檢測周期1 年。監測點的選擇在每個生產廠家的每批RTV 中選擇電壓等級最高的一臺設備中的一相。
b）運行中RTV 涂層出現起皮、脫落、龜裂等現象應視為失效，采取復涂措施；
c）對涂覆RTV 設備設置憎水性監測點并作憎水性檢測，檢測周期1 年。監測點的選擇在每個生產廠家的每批RTV 中選擇電壓等級最高的一臺設備中的一相。
2.5.3.5 按照《DL/T 596 電力設備預防性試驗規程》要求做好絕緣子低、零值檢測工作，并及時更換低、零值絕緣子。
2.4.4 高壓設備外絕緣試驗
2.4.4.1 支柱絕緣子、懸式絕緣子、合成絕緣子的試驗項目、周期和要求按《DL/T 596 電力設備預防性試驗規程》規定執行。
2.5 避雷設備絕緣監督
2.5.1 設計與選型
2.5.2 安裝和交接試驗
2.5.3 避雷器運行監督
2.5.2 安裝和交接試驗
2.5.3 避雷器運行監督
2.5.3.1 巡視
a）無影響設備安全運行的障礙物、附著物；
b）絕緣外套無破損、裂紋和電蝕痕跡；
c）檢查避雷器泄漏電流和放電計數器指示。
b）絕緣外套無破損、裂紋和電蝕痕跡；
c）檢查避雷器泄漏電流和放電計數器指示。
2.5.4 高壓設備外絕緣試驗
2.5.4.1 試驗項目、周期和要求按《DL/T 596 電力設備預防性試驗規程》規定執行。
2.6 接地裝置監督
2.6.1 工程設計
2.6.2 施工驗收
2.6.2 施工驗收
2.6.3.1 對已投運的接地裝置應根據地區短路容量變化校核接地裝置（包括設備接地引下線）的熱穩定容量，并結合短路容量變化情況和接地裝置腐蝕程度有針對性對接地裝置進行改造。
2.6.3.2 接地引下線導通檢測工作1～3 年進行一次，按《DL/T 475 接地裝置工頻特性參數的測量導則》進行，并根據歷次測量結果進行分析比較，以確定是否需要進行開挖、處理。
2.6.3.3 通過定期開挖抽查等手段確定接地網的腐蝕情況。根據電氣設備重要性和施工安全性，選擇5～8 個點沿接地引下線進行開挖檢查，不得有開斷、松脫、嚴重腐蝕等現象。如發現接地網腐蝕較為嚴重應及時進行處理。銅質材料接地體地網不必定期開挖檢查。
2.6.3.2 接地引下線導通檢測工作1～3 年進行一次，按《DL/T 475 接地裝置工頻特性參數的測量導則》進行，并根據歷次測量結果進行分析比較，以確定是否需要進行開挖、處理。
2.6.3.3 通過定期開挖抽查等手段確定接地網的腐蝕情況。根據電氣設備重要性和施工安全性，選擇5～8 個點沿接地引下線進行開挖檢查，不得有開斷、松脫、嚴重腐蝕等現象。如發現接地網腐蝕較為嚴重應及時進行處理。銅質材料接地體地網不必定期開挖檢查。
2.6.4 接地裝置的試驗接地裝置試驗項目、周期、要求按《DL/T 596 電力設備預防性試驗規程》及《DL/T 475 接地裝置工頻特性參數的測量導則》執行。
2.7 電力電纜絕緣監督
2.7.1 設計與選型
2.7.2 電力電纜交接驗收按《GB 50150 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》進行。
2.7.3 電力電纜的運行監督
2.7.2 電力電纜交接驗收按《GB 50150 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》進行。
2.7.3 電力電纜的運行監督
2.7.3.1 巡檢周期
a）敷設在土壤、隧道中及沿橋梁架設的電纜，每三個月至少巡檢一次。根據季節及基建工程特點，應增加巡檢次數；
b）電纜豎井內的電纜，每半年至少巡檢一次；
c）電纜溝、隧道、電纜架及電纜線段等的巡查，至少每三個月巡檢一次；
d）對挖掘暴露的電纜，按工程情況，酌情加強巡視。
b）電纜豎井內的電纜，每半年至少巡檢一次；
c）電纜溝、隧道、電纜架及電纜線段等的巡查，至少每三個月巡檢一次；
d）對挖掘暴露的電纜，按工程情況，酌情加強巡視。
2.7.3.2 電纜終端頭的檢查周期
a）電纜終端頭，由現場根據運行情況每1～3 年停電檢查一次；
2.7.3.3 巡檢內容
a）對敷設在地下的電纜線路，應查看路面是否正常、有無挖掘痕跡、路線標樁是否完整無缺；
b）對戶外與架空線連接的電纜終端頭應檢查是否完整，電纜鉛包有無龜裂，靠近地面一段電纜是否有車輛碰撞痕跡等；
c）定期對電纜中間接頭測溫，多根并列電纜要檢查電流分配和電纜外皮的溫度；
d）檢查電纜溝是否保持清潔、無積水，安全電壓照明是否充足。
b）對戶外與架空線連接的電纜終端頭應檢查是否完整，電纜鉛包有無龜裂，靠近地面一段電纜是否有車輛碰撞痕跡等；
c）定期對電纜中間接頭測溫，多根并列電纜要檢查電流分配和電纜外皮的溫度；
d）檢查電纜溝是否保持清潔、無積水，安全電壓照明是否充足。
2.7.4 電力電纜的試驗
電力電纜預防性試驗項目、周期、標準按《DL/T 596 電力設備預防性試驗規程》規定執行。
3 絕緣技術監督管理
3.1. 絕緣監督異常告警制度
a）設備設計、選型、制造存在問題，投運后影響安全生產的；
b）在設備安裝施工和驗收過程中，不按照有關標準、規程進行設備檢查驗收的；
c）電氣設備存在嚴重隱患仍在運行的；
d）設備的試驗數據和資料失真的；
e）設備大修、小修、臨修、技改安排的涉及設備安全運行項目有漏項，并且隱瞞不報的；
f）對監督檢查發現的問題具備整改條件未及時整改的；
g）由于絕緣監督不到位造成主設備絕緣故障的。
h) 異常告警實行閉環管理，有關單位接到通知單后應認真研究存在的問題，在規定時間內處理解決，并將通知單返回發放單位。
b）在設備安裝施工和驗收過程中，不按照有關標準、規程進行設備檢查驗收的；
c）電氣設備存在嚴重隱患仍在運行的；
d）設備的試驗數據和資料失真的；
e）設備大修、小修、臨修、技改安排的涉及設備安全運行項目有漏項，并且隱瞞不報的；
f）對監督檢查發現的問題具備整改條件未及時整改的；
g）由于絕緣監督不到位造成主設備絕緣故障的。
h) 異常告警實行閉環管理，有關單位接到通知單后應認真研究存在的問題，在規定時間內處理解決，并將通知單返回發放單位。
3.2 設備缺陷分類：
a）危急缺陷：直接危及人身和設備的安全須立即處理的缺陷；
b）嚴重缺陷：暫時尚能堅持運行但需盡快處理的缺陷；
c）一般缺陷：對安全運行影響不大的缺陷。
b）嚴重缺陷：暫時尚能堅持運行但需盡快處理的缺陷；
c）一般缺陷：對安全運行影響不大的缺陷。
3.3 電氣設備絕緣定級
根據設備運行、試驗和檢修中發現的缺陷，權衡對安全運行的影響程度，電氣設備絕緣定級分為三級。
3.3.1 滿足下列條件者為一級絕緣設備
a）試驗項目齊全，數據合格，并與歷次試驗結果比較無明顯差別；
b）運行和檢修中未發現（或已消除）危急、嚴重和一般缺陷。
b）運行和檢修中未發現（或已消除）危急、嚴重和一般缺陷。
3.3.2 凡有下列情況之一者為二級絕緣設備
a）主要試驗項目齊全，但某些項目處于縮短檢測周期階段；
b）部分試驗項目漏試或結果不合格但暫不影響設備安全運行；
c）運行和檢修中發現暫不影響安全運行的嚴重和一般缺陷。
b）部分試驗項目漏試或結果不合格但暫不影響設備安全運行；
c）運行和檢修中發現暫不影響安全運行的嚴重和一般缺陷。
3.3.3 凡有下列情況之一者為三級絕緣設備
a）主要試驗項目漏試或結果不合格；
b）預防性試驗超過規定的期限：需停電進行的項目為規定的周期加6 個月；不需停電進的項目為規定的周期加1 個月；
c）存在未消除的危急缺陷
b）預防性試驗超過規定的期限：需停電進行的項目為規定的周期加6 個月；不需停電進的項目為規定的周期加1 個月；
c）存在未消除的危急缺陷
3.4 絕緣監督臺帳
3.4.1 新能源公司所屬發電企業應建立健全下列資料檔案：
a）絕緣監督有關文件、現行有效國家和行業標準、規程與反事故措施；
b）絕緣監督年度預試計劃，大小修計劃，季度、年度總結，絕緣監督會議記錄；
c）設備缺陷記錄和異常、事故分析記錄；
d）培訓制度、計劃，培訓記錄；
e）設備規范、試驗數據和文件資料
b）絕緣監督年度預試計劃，大小修計劃，季度、年度總結，絕緣監督會議記錄；
c）設備缺陷記錄和異常、事故分析記錄；
d）培訓制度、計劃，培訓記錄；
e）設備規范、試驗數據和文件資料
1）電氣一次系統圖；
2）電氣設備規范；
3）電氣設備臺賬；
4）設備說明書、出廠試驗報告；
5）與設備質量有關的合同、協議和往來文件；
6）各項安裝、試驗作業指導書；
7）交接試驗報告；
8）預防性試驗報告；
9）特殊試驗報告；
10）異常告警通知單。
2）電氣設備規范；
3）電氣設備臺賬；
4）設備說明書、出廠試驗報告；
5）與設備質量有關的合同、協議和往來文件；
6）各項安裝、試驗作業指導書；
7）交接試驗報告；
8）預防性試驗報告；
9）特殊試驗報告；
10）異常告警通知單。
f）本單位制訂的與絕緣監督相關的儀器儀表管理制度、文件資料
1）儀器設備臺帳；
2）儀器設備使用說明書；
3）儀器設備操作規程；
4）年度校驗計劃；
5）檢定證書。
2）儀器設備使用說明書；
3）儀器設備操作規程；
4）年度校驗計劃；
5）檢定證書。
第二部分 電氣試驗部分
1、電氣試驗的分類
1.1．按照試驗方式分類
電氣試驗一般分為出廠試驗、交接驗收試驗、大修試驗、預防性試驗。
1.1.1 出廠試驗是電力設備生產廠家根據國家有關標準和產品技術條件規定的試驗項目，對每臺場產品所進行的檢查試驗。試驗目的在于加查產品設計、制造、工藝的質量，防止不合格產品出廠。大容量重要設備（如發電機、大型變壓器）的出廠試驗應在使用單位人員的監督下進行。每臺電力設備制造廠家應出具齊全合格的出廠試驗報告。
1.1.2交接驗收試驗、大修試驗是指安裝部門、檢修部門對新投設備、大修設備按照有關標準及產品技術條件或《規程》規定進行的試驗。新設備在投入運行前的交接驗收試驗，用來檢查產品有無缺陷，運輸中有無損壞等：大修后設備的試驗用來檢查檢修質量是否合格等。
1.1.3 預防性試驗是指設備投入運行后，按一定周期由運行部門、試驗部門進行的試驗，目的在于檢查運行中的設備有無絕緣缺陷和其他缺陷。與出廠試驗及交接驗收試驗相比，它主要側重與絕緣試驗，其試驗項目較少
1.1.2交接驗收試驗、大修試驗是指安裝部門、檢修部門對新投設備、大修設備按照有關標準及產品技術條件或《規程》規定進行的試驗。新設備在投入運行前的交接驗收試驗，用來檢查產品有無缺陷，運輸中有無損壞等：大修后設備的試驗用來檢查檢修質量是否合格等。
1.1.3 預防性試驗是指設備投入運行后，按一定周期由運行部門、試驗部門進行的試驗，目的在于檢查運行中的設備有無絕緣缺陷和其他缺陷。與出廠試驗及交接驗收試驗相比，它主要側重與絕緣試驗，其試驗項目較少
1.2 若按照試驗的性質和要求
電氣試驗分為絕緣試驗和特性試驗兩大類。
1.2.1 絕緣試驗一般分為兩大類：
1.2.1.1 非破壞性試驗：是指在較低電壓下，用不損傷設備絕緣的辦法來判斷絕緣缺陷的試驗，如絕緣電阻吸收比試驗、介質損耗因數tanδ試驗、泄漏電流試驗、油色譜分析試驗等。這類試驗對發現缺陷有一定的作用與有效性。這類試驗由于電壓較低，不會損傷設備的絕緣性能，其目的是判斷絕緣狀態及時發現劣化的現象。
1.2.1.2 破壞性試驗：在高于工作電壓下所進行的試驗，在設備上加規定的試驗電壓，考驗對此電壓的耐受能力，也叫耐壓試驗，如交流、直流耐壓試驗。這類試驗所加電壓較高，考驗比較直接和嚴格，可能在試驗中對設備絕緣造成一定的損傷，故而得名。
1.2.1.3試驗注意事項: 應當指出，破壞性試驗必須在非破壞性試驗合格之后進行，以避免對絕緣的無辜損傷乃至擊穿。例如互感器受潮后，絕緣電阻、介質損耗因數tanδ試驗不合格，但經過烘干處理后絕緣仍可恢復。若在未處理前就進行交流耐壓試驗，將可能導致絕緣擊穿，造成絕緣修復困難。
1.2.1.2 破壞性試驗：在高于工作電壓下所進行的試驗，在設備上加規定的試驗電壓，考驗對此電壓的耐受能力，也叫耐壓試驗，如交流、直流耐壓試驗。這類試驗所加電壓較高，考驗比較直接和嚴格，可能在試驗中對設備絕緣造成一定的損傷，故而得名。
1.2.1.3試驗注意事項: 應當指出，破壞性試驗必須在非破壞性試驗合格之后進行，以避免對絕緣的無辜損傷乃至擊穿。例如互感器受潮后，絕緣電阻、介質損耗因數tanδ試驗不合格，但經過烘干處理后絕緣仍可恢復。若在未處理前就進行交流耐壓試驗，將可能導致絕緣擊穿，造成絕緣修復困難。
1.2.2 特性試驗:對電力設備的電氣或機械方面的某些特性進行試驗，如斷路器導電回路的接觸電阻，互感器的變比、極性，斷路器的分合閘時間、速度及同期性等。
1.2.3 試驗結果分析方法
1.2.3 試驗結果分析方法
1.2.3.1與該產品出廠及歷次試驗的數據進行比較，分析設備絕緣變化的規律和趨勢；（縱向比較）
1.2.3.2 與同類或不同相別的設備的數據進行比較，尋找異常；
1.2.3.3 同一設備的相間相比較，同一設備相間應基本一致，如差別大則有缺陷。
1.2.3.4 將試驗結果與《規程》給出的標準進行比較，綜合分析是否超標，判斷是否有缺陷或薄弱環節。
1.2.3.2 與同類或不同相別的設備的數據進行比較，尋找異常；
1.2.3.3 同一設備的相間相比較，同一設備相間應基本一致，如差別大則有缺陷。
1.2.3.4 將試驗結果與《規程》給出的標準進行比較，綜合分析是否超標，判斷是否有缺陷或薄弱環節。
1.3 常規預試項目介紹 （以主變壓器為例）
1.3.1 絕緣電阻試驗
1.3.1.1 原因：設備絕緣是由各種絕緣材料構成，通常把作用在電力設備絕緣上的直流電壓與流過其中穩定的體積泄露電流之比叫絕緣電阻。測試結果高表示絕緣良好，低表示受潮或發生老化和劣化，所以測量絕緣電阻可以及時發電力現電力設備絕緣是否存在整體受潮，劣化等缺陷
1.3.1.2 目的：測量絕緣電阻和吸收比可以靈敏的發現變壓器絕緣的整體或局部受潮；檢查各部件絕緣表面的臟污及局部缺陷，檢查有無短路、接地及瓷套件破裂等缺陷，是變壓器絕緣的常用方法。
1.3.1.3 方法：額定電壓1000v以上的繞組，用2500v兆歐表；對于220kv及以上的設備，使用2500v或5000v兆歐表，兆歐表要求輸出電流不小于3mA,對1000v以下的設備，用1000v兆歐表。
1.3.1.4 測量部位：低壓對高壓及地 高壓對低壓及地 高壓及低壓對地 鐵芯夾件等
1.3.1.5 試驗標準：
1.3.1.2 目的：測量絕緣電阻和吸收比可以靈敏的發現變壓器絕緣的整體或局部受潮；檢查各部件絕緣表面的臟污及局部缺陷，檢查有無短路、接地及瓷套件破裂等缺陷，是變壓器絕緣的常用方法。
1.3.1.3 方法：額定電壓1000v以上的繞組，用2500v兆歐表；對于220kv及以上的設備，使用2500v或5000v兆歐表，兆歐表要求輸出電流不小于3mA,對1000v以下的設備，用1000v兆歐表。
1.3.1.4 測量部位：低壓對高壓及地 高壓對低壓及地 高壓及低壓對地 鐵芯夾件等
1.3.1.5 試驗標準：
1）絕緣電阻值不應低于出廠試驗值70%，測量溫度不同時可換算到同一溫度值比較A=1.5k/10
2）35kv及以上，容量在4000kvA及以上時，測量吸收比，與出廠值比較應無明顯差別，在常溫下（10——40度）不應小于1.3
2）35kv及以上，容量在4000kvA及以上時，測量吸收比，與出廠值比較應無明顯差別，在常溫下（10——40度）不應小于1.3
1.3.1.6 測量注意事項:
1）剛退出運行的變壓器，應靜止一段時間后（大約30分鐘），使繞組溫度和油溫相接近時再測量，并以頂層油溫作為繞組溫度，各次測量溫度應盡量接近，盡量在溫度低于50度時測量
2）新注油或換油的變壓器應靜止到規定時間，等氣泡逸出后測量。
2）新注油或換油的變壓器應靜止到規定時間，等氣泡逸出后測量。
1.3.1.7試驗結果分析判斷；
1）比較分析法
a.與同類型的設備相互比較
b.與歷次試驗結果相互比較
c. 大修前后的試驗結果相互比較
d. 交接試驗結果不應低于出廠試驗值的70%，大修后的試驗結果不應低于上次的70%（同一溫度）
b.與歷次試驗結果相互比較
c. 大修前后的試驗結果相互比較
d. 交接試驗結果不應低于出廠試驗值的70%，大修后的試驗結果不應低于上次的70%（同一溫度）
2）溫度換算法
1.3.2 測量吸收比：
1.3.2.1 原因：對容量較大的電力設備，測量絕緣電阻時，把15s和60s的比值叫做吸收比，對判斷絕緣受潮起到一定作用，可以初步判斷電力設備的受潮情況。干燥時，泄露電流成分較小，絕緣電阻由充電電流決定。15s時，充電電流較大，絕緣電阻較小，60s時，根據絕緣材料的吸收特性，充電電流接近飽和，絕緣電阻大，吸收比大。
如果受潮時，泄露電流 分量增大，隨著時間變化的充電電流影響就比較小，這時泄露電流和時間沒有關系，二次時間電阻比較接近，吸收比就小了
1.3.2.2 吸收比特性：
不確定性：隨著電壓等級的升高，容量的增大，測量中出現過絕緣電阻高，而吸收比不合格，吸收比不合格而變壓器卻安全運行的情況。各種看法各種解釋難以統一，但共同點是由于變壓器的絕緣結構造成的。
1.3.2.3 經驗數據：溫度10C°時，110KV 220KV絕緣電阻R60s大于300兆歐，可認為絕緣沒有受潮，吸收比不做考核要求。
1.3.2.4 測量吸收比時為什么要規定測量順序？
測量絕緣電阻時，無論繞組對外殼還是繞組間的分布電容均被充電，當按不同的順序充電時，繞組間電容重新充電過程不同，會導致附加誤差
1.3.2.4 測量吸收比時為什么要規定測量順序？
測量絕緣電阻時，無論繞組對外殼還是繞組間的分布電容均被充電，當按不同的順序充電時，繞組間電容重新充電過程不同，會導致附加誤差
1.3.3 繞組直流電阻測試
1.3.3.1 目的 檢查繞組焊接質量，電壓分接頭的各個位置，引線與套管的接觸是否良好，并聯支路的連接是否正確，有無層間或內部斷線的現象
1.3.3.2 方法：電橋法
1.3.3.3 注意事項：
1.3.3.2 方法：電橋法
1.3.3.3 注意事項：
1）交接和大修時，所有分接位置，預試時額定運行分接
2）測量時，要求繞組溫度與周圍環境溫度相差不超過3度，以頂層油溫作為繞組溫度
2）測量時，要求繞組溫度與周圍環境溫度相差不超過3度，以頂層油溫作為繞組溫度
1.3.3.4 標準
1）1600kvA以上及以下2%、1%、4%、2%
2) 與同溫度的出廠值比較變化不應大于2%1.3.4 泄露電流測試
2) 與同溫度的出廠值比較變化不應大于2%1.3.4 泄露電流測試
1.3.4.1 目的：測量泄漏電流的作用和測量絕緣電阻的相同，只是試驗電壓較高，用微安級電流表監視，因而測量靈敏度較高，隨時監視泄露電流的變化。它能有效地發現有些用其他試驗項目所不能發現的變壓器局部缺陷，比如高壓套管有裂痕、套管密封不嚴而進水等。
1.3.4.2 方法 ：測量部位與測量絕緣電阻的部位相同，未注油的試驗電壓為規定電壓的50%
1.3.4.2 試驗結果的分析判斷：
1.3.4.2 方法 ：測量部位與測量絕緣電阻的部位相同，未注油的試驗電壓為規定電壓的50%
1.3.4.2 試驗結果的分析判斷：
1）泄露電流隨變壓器的結構、尺寸的不同而不同，沒有統一標準，根據歷次試驗結果相比較分析判斷（150%）
2）測量泄露電流隨溫度變化而變化，可以換算到同一溫度下進行比較
2）測量泄露電流隨溫度變化而變化，可以換算到同一溫度下進行比較
1.3.4.3為何絕緣電阻較低，泄露電流較大而不合格的試品，測試的值較大，有時還合格？
絕緣電阻較低，泄露電流較大而不合格的試品，一般表明在被試品的等著并聯電路中某一部分的絕緣較低。而測量介質損耗是，其值介于并聯電路中最大與最小值之間，主要反映在體積較大的部分，所以只有絕緣不合格部分體積較大時，才能反映出，同時較小的部分反映不出，所以測量變壓器時需要分別測量套管等介損值。
1.3.5 介質損耗測試：
1.3.5.1 目的：是預防性試驗的重要項目，測量介質損耗因數值tanδ是用來檢查變壓器整體受潮、劣化變質及小體積被試設備貫通和未貫通的局部缺陷，例如油質劣化、繞組上附著油泥、絕緣中有氣隙放電等。
1.3.5.2 標準：電壓等級為35Kv及以上且容量大于8000kvA應測量介質損耗，交接試驗時試驗值不應大 于出廠值的130%
1.3.5.3 測量方法： 正接線、反接線
1.3.5.3 為什么規程規定套管的介損值要嚴一些？
1.3.5.2 標準：電壓等級為35Kv及以上且容量大于8000kvA應測量介質損耗，交接試驗時試驗值不應大 于出廠值的130%
1.3.5.3 測量方法： 正接線、反接線
1.3.5.3 為什么規程規定套管的介損值要嚴一些？
1）易于檢查受潮缺陷。目前套管在運行中出現的事故受潮比例大，而介質損耗值又是監督套管受潮的重要手段
2）分析判斷進氣，漏油等缺陷（根據電容值）。
2）分析判斷進氣，漏油等缺陷（根據電容值）。
1.3.5.4為什么測量直流泄露能發現局部缺陷，測量介質損耗卻不易發現局部缺 變壓器體積較大，絕緣此類有油、紙、棉紗等，其繞組對鐵芯、套管電芯對外殼，組成多個并聯支路。當測量泄露電流時能將各個并聯支路的總電流反映出來，而測量介損是，其值是介于最大與最小之間，大小決定一缺陷部分損耗與總電容之比，當局部的介損值已經很大時但與總體電容之比仍然很小，只有缺陷較大時，總介質損耗值才增大，所以不易發現缺陷。
1.3.6 有載開關試驗 有載分接開關是與變壓器高壓回路聯接的唯一運動部件，故障率較高，變壓器有載分接開關試驗可以發現切換開關時接觸是否良好，調壓開關主觸頭是否到位，是否有抽頭引線松動的現象，通過特性曲線可以發現開關在切換過程中是否有開斷部分，過渡電阻斷線、調壓時滑檔等。
1.3.7 交流耐壓與直流耐壓
1.3.7 交流耐壓與直流耐壓
1.3.7.1概念：利用高于設備額定電壓一定倍數的額定試驗電壓代替大氣過電壓和內部過電壓（操作），來檢查設備的絕緣性能。
1.3.7.2 為何加壓一分鐘（交流耐壓）：試驗1分鐘：因絕緣材料的擊穿電壓大小與加壓時間有關，時間越長交流電壓使絕緣材料由于介質損耗而產生的能力增加，致使擊穿電壓降低，規定1分鐘，即可將設備的絕緣弱點暴漏出來，也不會因為時間過長的熱效應是絕緣損傷或降低。
1.3.7.3 交流耐壓與直流耐壓區別 直流耐壓絕緣材料無極化損失，不致使絕緣發熱，避免因熱擊穿而損壞絕緣。交流耐壓存在介質損失，有局部放電，使絕緣發熱，對絕緣損傷嚴重。 直流耐壓能發現交流耐壓不能發現的缺陷，交流耐壓接近于運行情況，更易檢查出正常運行時的弱點
1.3.7.2 為何加壓一分鐘（交流耐壓）：試驗1分鐘：因絕緣材料的擊穿電壓大小與加壓時間有關，時間越長交流電壓使絕緣材料由于介質損耗而產生的能力增加，致使擊穿電壓降低，規定1分鐘，即可將設備的絕緣弱點暴漏出來，也不會因為時間過長的熱效應是絕緣損傷或降低。
1.3.7.3 交流耐壓與直流耐壓區別 直流耐壓絕緣材料無極化損失，不致使絕緣發熱，避免因熱擊穿而損壞絕緣。交流耐壓存在介質損失，有局部放電，使絕緣發熱，對絕緣損傷嚴重。 直流耐壓能發現交流耐壓不能發現的缺陷，交流耐壓接近于運行情況，更易檢查出正常運行時的弱點
1.4 規程術語介紹
1.4.1如果某項試驗結果不合格是否允許投入?
根據具體情況做具體分析決定，一般來說，若交、直流耐壓合格，即可認為可以投入運行。如果其他個別項目不合格，應采取措施，予以處理。但是如果急需發電，缺陷性質又不太嚴重，而且極具進行檢修的條件又不具備，有時也可以先投入運行，運行中加強監督。對影響面較小電力設備可由本單位領導批準進行，影響面較大的設備（主變）由上一級主管局審批。
1.4.2為何規程規定有些實驗在“必要時”才做？
近年變壓器容量增大，制造、檢修質量的不斷提高，絕緣油防劣化措施普遍加強，使變壓器整體受潮和劣化缺陷相應減小，有的項目檢出缺陷的靈敏度就不夠理想。
實驗設備的限制。交流耐壓試驗時檢查電力設備絕緣缺陷的最有效辦法。試驗設備容量大，“必要時”一般指對設備在安裝運輸過程中發現異?；蛟O備絕緣有懷疑時，采取耐壓試驗。
綜合判斷的需要。由于每種試驗項目都具有獨特性，只能從某一角度反映絕緣缺陷，而靈敏度也各有差異，所以為了進一步確定有無缺陷或缺陷部位，需要做一些試驗項目。
實驗設備的限制。交流耐壓試驗時檢查電力設備絕緣缺陷的最有效辦法。試驗設備容量大，“必要時”一般指對設備在安裝運輸過程中發現異?；蛟O備絕緣有懷疑時，采取耐壓試驗。
綜合判斷的需要。由于每種試驗項目都具有獨特性，只能從某一角度反映絕緣缺陷，而靈敏度也各有差異，所以為了進一步確定有無缺陷或缺陷部位，需要做一些試驗項目。
1.4.3為什么規定試驗應在天氣良好，且被試物及周圍環境溫度不低于5度條件下進行？溫度較低時，電力設備絕緣預防性試驗結果的準確性差，不易做出判斷，電力設備有水時，多沉積在底部，低溫下水結成冰，導電性能差，介損值不能靈敏反映這種狀態，高溫下，冰融化為水混入油中，使絕緣劣化，介損值明顯增加。
1.4.4為什么規定在濕度不大于80%條件下進行？
1.4.4為什么規定在濕度不大于80%條件下進行？
試驗證明在干燥和大濕度條件下測試結果相差很大。
原因：一是水膜的影響，二是電場畸變的影響。當空氣相對濕度較大時，物體表面將出現水膜，表面絕緣電阻降低，泄露電流增大，凝露和水膜可能導致表面電場發生畸變，分布不均勻，從而產生電暈現象，影響測量結果。
原因：一是水膜的影響，二是電場畸變的影響。當空氣相對濕度較大時，物體表面將出現水膜，表面絕緣電阻降低，泄露電流增大，凝露和水膜可能導致表面電場發生畸變，分布不均勻，從而產生電暈現象，影響測量結果。
鄂公網安備 42011202002153號
