绝缘技术监督细则

附件11

火力发电企业

绝缘技术监督实施细则

2016年8月发布 2016年8月实施

中国华电集团公司 发布

目 次

0 前言 ...................................................................................................................................................... 2 1 范围 ................................................................................................................... 错误！未定义书签。 2 规范性引用文件 ............................................................................................... 错误！未定义书签。 3 总则 ................................................................................................................... 错误！未定义书签。 4 监督对象 ........................................................................................................... 错误！未定义书签。 5 监督内容 ........................................................................................................... 错误！未定义书签。 6 监督管理 ............................................................................................................................................ 40 附录A（资料性附录） 绝缘技术监督报表 ...................................................................................... 43 附录B（资料性附录） 绝缘技术监督工作总结 .............................................................................. 45 附录C（资料性附录） 绝缘技术监督通知单 .................................................................................. 46 附录D（资料性附录） 电气设备分析评估报表 .............................................................................. 47

前 言

本细则是依据DL/T 1051-2007《电力技术监督导则》等国家、行业有关标准及《中国华电集团公司火电技术监督管理办法》的有关要求，结合中国华电集团公司实际情况编制。

本细则由中国华电集团公司火电产业部提出。 本细则由中国华电集团公司火电产业部归口并解释。 本细则编制单位：华电电力科学研究院

本细则审核人：吴立增 王兴合 陈云高 王士博 王本细则编写人：贺 军 王健军 牛 斌

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周文良王宝臣 昆

绝缘技术监督实施细则

1 范围

本细则规定了中国华电集团公司（以下简称“集团公司”）火力发电企业绝缘技术监 督的对象、内容和管理要求。

本细则适用于集团公司火电企业绝缘技术监督工作。

2 规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB 755 旋转电机 定额和性能 GB 1094 电力变压器

GB/T 3190 变形铝及铝合金化学成分 GB/T 5231 加工铜及铜合金牌号和化学成分 GB/T 51 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 70 隐极同步发电机技术要求 GB/T 7595 运行中变压器油质量 GB/T 8349 金属封闭母线

GB/T 05 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 GB/T 10228 干式电力变压器技术参数和要求

GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器（附标准修改单1） GB/T 12022 工业六氟化硫

GB/T 142 运行变压器油维护管理导则 GB/T 17468 电力变压器选用导则

GB/Z 180 额定电压220kV（Um=252kV）交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件 GB/T 19749 耦合电容器及电容分压器 GB/T 20840 互感器

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GB/T 20993 高压直流输电系统用直流滤波电容器及中性母线冲击电容器 GB/T 20994 高压直流输电系统用并联电容器及交流滤波电容器 GB/T 22071 互感器试验导则

GB/T 223 高压直流换流站无间隙金属氧化物避雷器导则 GB/T 22582 电力电容器 低压功率因数补偿装置

GB/T 26218 污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定 GB 50049 小型火力发电厂设计规范 GB 50057 建筑物防雷设计规范

GB 50061 66KV及以下架空电力线路设计规范 GB 50065 交流电气装置的接地设计规范

GB 50147 电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范（附条文说明） GB 50148 电气装置安装工程 电力变压器、油浸式电抗器、互感器施工及验收规范

GB 50149 电气装置安装工程 母线装置施工及验收规范 GB 50150 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GB 50168 电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范 GB 50169 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范 GB 50170 电气装置安装工程 旋转电机施工及验收规范 GB 50217 电力工程电缆设计规范

GB 50227 并联电容器装置设计规范(附条文说明) GB 50229 火力发电厂与变电站设计防火规范

GB 50233 110kV～750kV架空输电线路施工及验收规范（附条文说明） GB 505 110KV～750KV架空输电线路设计规范（附条文说明） GB 50660 大中型火力发电厂设计规范

DL/T 308 中性点不接地系统电容电流测试规程 DL/T 355 滤波器及并联电容器装置检修导则 DL/T 374 电力系统污区分布图绘制方法 DL/T 393 输变电设备状态检修试验规程 DL/T 401 高压电缆选用导则

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DL/T 402 高压交流断路器

DL/T 405 220～500kV高压断路器和隔离开关进口设备的技术规范 DL/T 475 接地装置特性参数测量导则

DL/T 486 交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件 DL/T 492 发电机环氧云母定子绕组绝缘老化鉴定导则 DL/T 572 电力变压器运行规程 DL/T 573 DL/T 574 DL/T 586 DL/T 593 DL/T 596 DL/T 603 DL/T 604 DL/T 615 DL/T 617 DL/T 618 DL/T 620 DL/T 626 DL/T 653 DL/T 6 DL/T 722 DL/T 725 DL/T 726 DL/T 727 DL/T 728 DL/T 729 DL/T 741 DL/T 804 DL/T 815 电力变压器检修导则

变压器分接开关运行维修导则 电力设备监造技术导则

高压开关设备的共用订货技术导则 电力设备预防性试验规程

气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程 高压并联电容器装置使用技术条件 高压交流断路器参数选用导则 气体绝缘金属封闭开关设备技术条件

气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程 交流电气装置的过电压保护与绝缘配合 劣化悬式绝缘子检测规程

高压并联电容器用放电线圈使用技术条件 带电设备红外诊断应用规范

变压器油中溶解气体分析和判断导则 电力用电流互感器订货技术条件 电力用电压互感器订货技术条件 互感器运行检修导则

气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则 户内绝缘子运行条件 电气部分 架空输电线路运行规程

交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则 交流输电线路用复合外套金属氧化物避雷器

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DL/T 838 发电企业设备检修导则

DL/T 911 电力变压器绕组变形的频率响应分析法 DL/T 970 大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则

DL/T 1000.3 标称电压高于1000V架空线路用绝缘子使用导则 第3部分：交流系统用棒形悬式复合绝缘子

DL/T 1051 电力技术监督导则

DL/T 10 高压电气设备绝缘技术监督规程

DL/T 1057 自动跟踪补偿消弧线圈成套装置技术条件 DL/T 11 汽轮发电机运行导则 DL/T 1366 电力设备用六氟化硫气体

DL/T 5014 330kV-750kV变电站无功补偿装置设计技术规定（附条文说明） DL/T 5092 110～500kV架空送电线路设计技术规程

DL/T 5217 220kV～500kV 紧凑型架空输电线路设计技术规程（附条文说明） DL/T 5242 35kV～220kV变电站无功补偿装置设计技术规定（附条文说明） DL/T 37 火力发电建设工程启动试运及验收规程

国家能源局（国能安全[2014]161号）《防止电力生产事故二十五项重点要求》

3 总则

3.1 电气一次设备绝缘技术监督是火力发电企业生产技术管理的重要组成部分。为规范开展集团公司绝缘技术监督工作，依据国家和行业的有关标准、要求，结合集团公司实际情况制定本细则。

3.2 绝缘技术监督工作应贯彻“安全第一、预防为主”的方针，实行技术负责人责任制。按照依法监督、分级管理的原则，对电气一次设备从设计审查、招标采购、设备选型及制造、安装调试及验收、运行、检修维护、技术改造和停备用的所有环节实施全过程的闭环绝缘技术监督管理。

3.3绝缘技术监督工作以安全和质量为中心、以标准为依据、以有效的测试和计量为手段，建立绝缘技术监督体系。

3.4 各火力发电企业应按照国家和行业有关标准及本细则的要求开展绝缘技术监督工作，并结合本单位具体情况制定本单位的绝缘技术监督实施细则，健全监督体系，统一

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技术标准，规范开展绝缘技术监督工作。

4 监督对象

火力发电企业电气一次设备的绝缘性能，防污闪，过电压保护及接地纳入绝缘技术监督范围，主要包括：

1) 发电机； 2) 变压器； 3) 电抗器； 4) 互感器； 5) 开关设备； 6) 套管、绝缘子； 7) 接地装置； 8) 电动机； 9) 电力电缆； 10) 母线； 11) 避雷器； 12) 电容器； 13) 消弧线圈； 14) 所属输电线路。

5 监督内容

5.1 发电机 5.1.1 设计与选型

5.1.1.1 发电机设计选型技术条件应满足GB 755、GB/T 70、GB 50049、GB 50660、DL/T 970等技术标准及国能安全[2014]161号文的要求。尤其应注意考虑发电机与原动机容量配合、机组的进相运行能力、调峰及短时失磁异步运行能力等。

5.1.1.2 火力发电企业绝缘技术监督工程师应参加设计方案审查和设计联络会议，参与招标文件审查及发电机等主要电气设备选型工作。 5.1.2 监造和出厂验收

5.1.2.1 发电机应进行监造和出厂验收，监造工作按DL/T 586、DL/T 10要求执行，并全面落实订货技术要求和联络设计文件要求。

5.1.2.2 火力发电企业与制造单位签订发电机供货合同时，应参照表1所列内容确定监造部

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件、见证项目及见证方式（H点：停工待检，W点：现场见证，R点：文件见证）。也可根据具体情况协商增减该设备的监造部件、见证项目和见证方式。

表1 发电机本造质量见证项目表

序号 监造部件 见 证 项 目 1．原材料质保证书 1 硅钢片 2．毛刺检查 3．冲片漆膜外观、厚度检查 4．表面绝缘电阻检查 1．原材料质保证书 2．机械性能试验 2 定子空心导线 3．化学成分分析 4．导电率测试 5．空心导线探伤 定子实心导线 实心铜线质保证书 3 定子引线导电1．原材料质保证书 铜管 2．铜管与水电接头焊接面探伤检查 1．线棒绝缘整体性检查 2．线棒密封性检验 4 定子线棒 3．线棒流通性检验 4．线棒绝缘介质损耗因数测定 5．工频耐压试验 1．铁心尺寸及压紧量检查 2．测温元件直流电阻和绝缘电阻测定 3．铁心磁化试验 4．绕组焊接质量检查 5．定子内部水系统流通性检验 6．定子内部水系统密封性检验 7．绕组冷态直流电阻 5 定子 8．绕组绝缘电阻 9．绕组直流耐压及泄漏电流试验 10．绕组工频耐压试验 11．绕组端部电晕检测 12．绕组端部手包绝缘直流泄漏电流试验 13．定子装配检查 14．定子气密试验 15．定子绕组端部固有频率试验 16．定子内部清洁度检查 6 转子 1．槽衬装配质量检查 2．绕组下线及焊接质量检查 7

√ √ √ √ √ √ √ √ √ 见 证 方 式 H √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ W R √ 备 注

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见 证 方 式 H √ √ √ W √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ R 备 注 序号 监造部件 见 证 项 目 3．槽楔装配质量检查 4．转子通风孔检查及通风试验 5．绕组绝缘电阻测量 6．绕组冷态直流电阻测定 7．绕组工频耐压试验 8．绕组匝间短路试验 9．转子引线气密试验 10．转子动平衡试验 11．超速试验 12．轴系动平衡试验 7 8 出线瓷套 氢冷器 产品质量检验报告 1．产品质量检验报告 2．水压试验 1．轴电压试验 2．效率试验 9 整机型式试验报告 3．温升试验 4．电抗和时间常数 5．空载特性试验 6．稳态短路特项试验 5.1.2.3 监造人员在发电机监造工作结束后应提交监造报告，内容包括产品结构简述，监造内容、方式、要求和结果，有关试验报告，并如实反映产品制造过程中出现的问题、处理方法和结果等。

5.1.2.4 发电机出厂前应进行出厂验收。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交工文件进行审查，并形成验收意见。 5.1.3 安装调试和投产验收

5.1.3.1 发电机安装前的存放保管应满足防尘、防冻、防潮、防爆和防机械损伤要求，避免转子发生弯曲。严禁定、转子内部落入异物，各进、出法兰应妥善封堵。

5.1.3.2 发电机安装调试和投产验收工作按照GB 50170、DL/T 37、GB 50150等技术标准和国能安全[2014]161号文的要求进行。

重点监督项目：发电机定子铁心磁化试验（出厂试验或现场试验）、200MW及以上发电机定子绕组端部动态特性测量及评定、定子绕组内部水系统流通性检查等。

5.1.3.3 投产验收应进行现场实地查看，并对如下技术资料进行详细检查，审查其完整性、正确性和适用性：

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a）发电机订货文件； 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）交接试验报告； j）调试报告； k）监理报告。

5.1.3.4 投产验收发现以下问题应立即要求整改，直至验收合格为止：

a）安装施工及调试不规范； b）交接试验方法不正确； c）试验项目不全或结果不合格； d）设备达不到技术标准要求； e）基础资料不全。 5.1.4 运行监督

5.1.4.1 发电机各项运行参数应符合DL/T 11及企业运行规程要求。值班人员应按巡回检查制度要求对发电机及其辅助系统进行巡视检查，并按时对发电机各项运行参数进行记录分析，发现异常及时查明原因进行处理。 5.1.4.2 特殊运行方式监督

a) 发电机进相运行：根据发电机进相试验数据编写运行规程相关部分，当电网调度要求进相运行时，按规程规定执行。注意监视发电机定子端部铁心温度、发电机功角、机端电压和厂用系统电压等；

b) 不对称运行：发电机定子三相电流不对称限值应按发电机运行规程规定执行； c) 调峰运行：水内冷发电机应控制水温以减少线棒温度波动，两班制运行的氢冷发电机应在停机期间继续除湿，宜装设在线监测装置监测发电机运行状态。 5.1.5 检修监督

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5.1.5.1 发电机检修周期及检修项目参考DL/T 838及制造厂要求，按集团公司机组检修管理办法执行。

5.1.5.2 发电机本体检修重点检查项目：

a) 检查发电机定子绕组端部紧固情况和磨损情况；

b) 检查定子端部绕组表面有无异物，必要时使用内窥镜逐一检查；

c) 检查发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处的绝缘情况； d) 引水管之间有无交叉接触，引水管外表有无伤痕，引水管之间、引水管与端罩之间绝缘距离满足要求；

e）检查定子铁心表面是否有过热迹象，是否松动，尤其是边段硅钢片有无断裂松动情况；

f) 氢内冷转子线棒检修后转子气密、通风试验和发电机本体气密试验合格； g) 检查端部线圈夹缝、上下渐伸线之间位置有无金属杂物遗留； h）校验定子各部分测温元件；

i) 冲洗发电机内冷水的外水路系统，连续排污直至水质合格后方可与发电机内水路接通。

5.1.6 发电机试验

发电机预防性试验周期、项目和要求按DL/T 596及相关行业标准和国能安全[2014]161号文的要求执行。

对于运行年久、多次发生绝缘击穿或有明显老化特征等情况的发电机，还应按照DL/T 596或DL/T 492标准进行定子绕组绝缘老化鉴定工作。 5.2 变压器 5.2.1 设计与选型

5.2.1.1 变压器设计选型应符合GB/T 17468、GB/T 51、GB/T 10228等技术标准和国能安全[2014]161号文的要求。优先采用结构设计合理、技术成熟、运行业绩良好的产品，并在保证安全可靠前提下重点考虑噪声、损耗和性价比指标。

5.2.1.2 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。

5.2.1.3 变压器设计联络会应讨论变压器外部接口、内部结构配置、试验、运输等问题，还应讨论电磁场、电动力、温升和负荷能力等计算分析报告，保证变压器有足够的抗短路能

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力、绝缘裕度和负荷能力。

5.2.1.4 变压器冷却器风扇电机应采用防水电机，潜油泵的轴承应采取E 级或D 级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1000r/min 的低速油泵。

5.2.2 监造和出厂验收

5.2.2.1 监造工作按DL/T 586、DL/T 10要求执行，220kV及以上电压等级的变压器应委托有合格资质的监造单位赴厂进行监造和验收，并全面落实订货技术要求和联络设计文件要求。

5.2.2.2 火力发电企业与制造单位签订设备供货合同时，应参照表2所列内容确定该设备的监造部件、见证项目及见证方式（H点：停工待检，W点：现场见证，R点：文件见证）。火力发电企业与制造单位可根据具体情况协商增减该设备的监造部件、见证项目和见证方式。

表2 大型变压器监造质量见证项目表

序号 监造部件 见 证 项 目 1．电磁线原材料质量保证书 2．硅钢片 a）原材料质量保证书 b）磁感应强度试验 1 主要原材料 c）铁损试验 3．变压器油质量保证书 4．绝缘纸板 a）原材料质量保证书 b）理化检验报告 5．钢板原材料质量保证书 1．套管 a）出厂试验报告 b）性能试验报告 2．无励磁分接开关/有载分接开关出厂试验报告 2 主要配套件 3．套管式电流互感器出厂试验报告 4．冷却器/散热器出厂试验报告 5．潜油泵/风机出厂试验报告 6．压力释放器出厂试验报告 7．温控器出厂试验报告 8．气体继电器出厂试验报告

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√ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 见 证 方 式 H √ √ √ √ W R √ 备 注 I

见 证 方 式 H √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 12

√ √ √ √ W R √ √ √ √ 备 注 序号 监造部件 见 证 项 目 9．油流继电器出厂试验报告 10．阀门出厂试验报告 11．储油柜性能试验报告 12．控制箱性能试验报告 1．油箱 a）油箱机械强度试验 b）油箱试漏检验 2．铁心 3 部套制造 a）铁心外观、尺寸检查 b）铁心油道绝缘试验 3．绕组 a）绕制质量、尺寸检查 b）绕组压装与处理 1．器身绝缘的装配 a）各绕组套装牢固性检查 b）器身绝缘的主要尺寸检查 4 器身装配 2．引线及分接开关装配 a）引线装焊 b）开关、引线支架牢固性检查 c）引线的绝缘距离检查 3．器身干燥的真空度、温度及时间记录 1．出炉装配 5 总装配 a）箱内清洁度检查 b）带电部分对油箱的绝缘距离检查 2．注油的真空度、油温、时间及静放时间记录 1．密封渗漏试验 2．例行试验 a）绕组电阻测量 b）电压比测量和联结组标号检定 c）绕组连同套管介损及电容测量 d）绕组对地绝缘电阻，吸收比或极化指数测量 6 整机试验 e）铁心和夹件绝缘电阻测量 f）短路阻抗和负载损耗测量 g）空载电流和空载损耗测量 h）外施工频耐压试验 i）长时感应耐压试验（Um>170kV） j）操作冲击试验 k）雷电全波冲击试验

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见 证 方 式 H W √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ R 备 注 序号 监造部件 见 证 项 目 l）有载分接开关试验 m）绝缘油化验及色谱分析 n) 绕组变形试验 3．型式试验 a）绝缘型式试验 b）温升试验 c）油箱机械强度试验 4．特殊试验 a）绕组对地和绕组间的电容测定 b）三相变压器零序阻抗测量 c）空载电流谐波测量 d）短时感应耐压试验（Um>170kV） e）声级测量 f）长时间空载试验 g）油流静电测量和转动油泵时的局部放电测量 h）风扇和油泵电机所吸收功率测量 i）无线电干扰水平测量 j）短路承受能力计算书 k）其他 7 8 9 抗震能力 吊芯检查 出厂包装 变压器抗地震能力论证报告 现场检查 现场检查 5.2.2.3 监造人员在变压器监造工作结束后应提交监造报告，内容包括产品结构简述，监造内容、方式、要求和结果，有关试验报告，并如实反映产品制造过程中出现的问题、处理方法和结果等。

5.2.2.4 变压器出厂前应进行出厂验收。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交工文件进行审查，并形成验收意见。 5.2.3 安装和投产验收

5.2.3.1 变压器运输过程应采取可靠措施防止变压器受撞击，并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、火力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火力发电企业存档。

5.2.3.2 变压器安装调试和投产验收工作按照GB 50148、DL/T 37、GB 50150等技术标准和国能安全[2014]161号文的要求进行。

重点监督项目：局部放电试验；交流耐压试验；绕组变形试验；绝缘油的处理和有关

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I 试验等。

5.2.3.3 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，气体含量符合DL/T 722要求。220kV及以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发电厂主变压器和330kV及以上的电抗器在投运后的4、10、30天(500kV设备还应增加1次在投运后1天)进行油中溶解气体色谱分析。

5.2.3.4 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。

5.2.3.5 投产验收发现以下问题应立即要求整改，直至验收合格为止：

a）安装施工及调试不规范； b）交接试验方法不正确； c）试验项目不全或结果不合格； d）设备达不到技术标准要求； e）基础资料不全。 5.2.4 运行监督

5.2.4.1 变压器的运行应符合DL/T 572及企业运行规程要求。 5.2.4.2 主要检查项目：

a）定期进行油样分析；

b）油位正常，各部位无渗、漏油；

c）套管外护套完整，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；

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d）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，应定期按要求进行红外热成像测温检查；

e）检查吸湿器中干燥剂的颜色，干燥剂颜色显示已受潮应予更换处理； f）冷却风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常；

g）瓦斯继电器、压力释放器装置应完好无损，其防雨措施应完备； h）储油柜、变压器本体及引线接头温度无异常； i）有载分接开关的分接位置及电源指示应正常。 5.2.4.3 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。 5.2.4.4 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) 套管有严重破损和放电现象； d) 变压器冒烟着火。 5.2.4.5 其它注意事项

a) 大电流接地系统中，为防止变压器中性点不接地运行时出现中性点位移过电压，应装设可靠的过电压保护；在投、切变压器时中性点应可靠接地。

b) 铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器应将接地引线引至适当位置，以便检测接地电流。如接地电流异常变化，应及时查明原因并采取措施。

c) 当有载调压变压器本体绝缘油色谱分析数据出现异常（主要为乙炔和氢的含量超标）或分接开关油位异常升高或降低时，应暂停分接变换操作，进行跟踪分析，查明原因并消除缺陷。

d) 分接开关检修超周期或累计分接变换次数达到规定限值时应安排检修； 5.2.5 检修监督

5.2.5.1 变压器检修周期及检修项目参考DL/T 838、DL/T 573及制造厂要求，按集团公司机组检修管理办法执行。分接开关检修项目、周期、要求与试验项目、周期和标准应按DL/T

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574有关规定和制造厂要求执行。

5.2.5.2 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质量； 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。 5.2.5.3 变压器检修维护工作重点要求：

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；

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准要求抽真空；

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) 测试铁心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；

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、道中的死区及冷却器顶部的残存气体。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；

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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（芯）检查、清除箱底异物。导向油循环冷却的变压器要注意清除进道和联箱中的异物；

n）变压器安装或更换冷却器时，应用合格绝缘油反复冲洗道、冷却器和潜油泵内部，直至油样试验合格为止。 5.2.6 变压器试验

变压器预防性试验周期、项目和要求按DL/T 596及相关行业标准和国能安全[2014]161号文的要求执行。

以下情况应进行局部放电试验，试验方法参照GB 1094.3等标准。 a）220kV及以上电压等级的变压器交接时； b）220kV（120MVA）以上变压器吊罩检修后； c）对变压器绝缘有怀疑时；

d）220kV 及以上电压等级变压器拆装套管需内部接线或进人后； e）其它必要情况时。

出现以下情况时应用频响法或其它方法测试绕组变形，并与原始记录进行比较。试验方法参照DL/T 911等标准。

a） 变压器在遭受出口短路后； b） 近区多次短路后；

c） 正常运行的变压器在大修时。

以下情况，进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化的程度。必要时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。

a） 对运行年久（10年及以上）的变压器必须进行一次； b） 温升过高的变压器；

c） 500kV变压器和电抗器及150MVA以上升压变压器投运3～5年后。 变压器红外检测方法、周期按照DL/T 6的有关要求执行。

事故抢修所装上的套管，投运后的首次计划停运时，应进行套管介损测量，必要时可取油样做色谱分析。

停运时间超过6个月的变压器在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。 改造后的变压器应进行温升试验，以确定其负荷能力。

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5.3 互感器 5.3.1 设计与选型

5.3.1.1 互感器设计选型应符合GB/T 20840、DL/T 725、DL/T 726等技术标准和国能安全[2014]161号文的要求。

5.3.1.2 火力发电企业绝缘技术监督工程师应参加设计方案审查和设计联络会议，参与招标文件审查及互感器等主要电气设备选型工作。 5.3.2 监造和出厂验收

5.3.2.1 监造工作按DL/T 586、DL/T 10要求执行，220kV及以上电压等级的互感器应进行监造和验收，并全面落实订货技术要求和联络设计文件要求。

5.3.2.2 互感器的监造应监督设备的制造工艺、装置性能、检测报告等是否满足订货技术条件和相关标准的要求。监造人员在互感器监造工作结束后应提交监造报告，内容包括产品结构简述，监造内容、方式、要求和结果，有关试验报告，并如实反映产品制造过程中出现的问题、处理方法和结果等。

5.3.2.3 互感器出厂前应进行出厂验收。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交工文件进行审查，并形成验收意见。互感器的出厂试验应重点监督试验项目中的局部放电测量、交流耐压试验等关键项目，要求逐台进行试验。油浸式互感器出厂试验时，局部放电试验的测量时间延长到5min。电容式电压互感器出厂时应要求进行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验（注：U1n指额定一次相电压）。

5.3.3 安装和交接验收

5.3.3.1 互感器安装前的存放保管应满足防尘、防冻、防潮、防爆和防机械损伤要求，严格按照存放要求存放，避免套管发生弯曲。严禁套管内部落入异物，各处法兰应妥善封堵。

5.3.3.2 SF6绝缘电流互感器运输时，制造厂应采取有效固定措施，防止内部构件震动移位损坏。运输时所充的气压应严格控制在允许范围内，每台产品上安装振动测试记录仪器，到达目的地后应检查振动记录，若振动记录值超过允许值，则产品应返厂检查处理。 5.3.3.3 互感器施工安装和交接验收按GB 50148、GB 50150等技术标准和国能安全[2014]161号文的要求进行。电磁式电压互感器在交接试验时，应进行励磁特性测量，励磁特性的拐点电压应大于1.5Um/√3（中性点有效接地系统）或1.9Um/√3（中性点非有

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效接地系统）。

重点监督的项目：电流互感器的交流耐压试验、电磁式电压互感器的倍频感应耐压试验等。

5.3.3.4 投产验收应进行现场实地查看，并对如下技术资料进行详细检查，审查其完整性、正确性和适用性：

a）互感器订货文件； 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）交接试验报告； j）调试报告； k）监理报告。

5.3.3.5 投产验收发现以下问题应立即要求整改，直至验收合格为止：

a）安装施工及调试不规范； b）交接试验方法不正确； c）试验项目不全或结果不合格； d）设备达不到技术标准要求； e）基础资料不全。 5.3.4 运行监督

5.3.4.1 运行值班人员对互感器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，红外成像检测工作按DL/T 6有关要求执行。 5.3.4.2 加强巡视情况

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。

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5.3.4.3 根据系统参数变化，及时对电流互感器进行动、热稳定电流校核。 5.3.4.4 绝缘油监督

a）互感器绝缘油按GB/T 142管理，应符合GB/T 7595 、DL/T 596 标准要求； b）当油中溶解气体色谱分析异常，含水量、含气量、击穿强度等试验出现不合格项应及时分析处理；

c）互感器油位不足应及时补充，应补充试验合格的同油源、同品牌绝缘油。如需混油时，必须按规定进行有关试验，合格后方可进行。 5.3.4.5 SF6气体监督

a）互感器SF6气体按GB/T 05管理，应符合GB/T 12022和DL/T 596有关规定； b）SF6气体含水量超标或气体压力下降，年泄漏率大于1%，应分析原因并及时处理； c）补充的气体应按有关规定进行试验，合格后方可补气。 5.3.5 检修监督

5.3.5.1 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。

5.3.5.2 互感器检修项目、工艺及质量标准按DL/T 727及制造厂规定执行。

5.3.5.3 互感器的一次端子引线连接端要保证接触良好，并有足够的接触面积，以防止产生过热性故障。一次接线端子的等电位连接必须牢固可靠。其接线端子之间必须有足够的安全距离，防止引线线夹造成一次绕组短路。 5.3.6 互感器的试验

互感器预防性试验项目、周期和要求按DL/T 596、GB/T 22071、制造厂规定执行及国能安全[2014]161号文的要求执行。

110(66)～500kV 互感器在出厂试验时，局部放电试验的测量时间延长到 5min。 对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行 0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验（注：U1n指额定一次相电压）。

电磁式电压互感器在交接试验时，应进行励磁特性测量，励磁特性的拐点电压应大于1.5Um/√3（中性点有效接地系统）或1.9Um/√3（中性点非有效接地系统）。

根据发展情况，应注意验算电流互感器动、热稳定电流是否满足要求。 5.4 开关设备 5.4.1 设计与选型

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开关设备设计选型应符合DL/T 402、DL/T 486、DL/T 615、DL/T 617、DL/T 728、DL/T 405、DL/T 593等技术标准和国能安全[2014]161号文的要求。开关设备有关参数选择还应考虑电网发展需要，留有适当裕度，特别是开断电流、外绝缘配置等技术指标。

重点注意：

a）新订货断路器应优先选用弹簧机构、液压机构（包括弹簧储能液压机构）； b）对于气体绝缘金属封闭开关设备（以下简称GIS）、HGIS的设计选型，其外壳、内部元件的选择应满足其各自的标准要求。GIS宜选用室内安装方式，还需考虑分期建设的合理性；

c）SF6密度继电器与开关设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求。密度继电器应装设在与断路器同一运行环境温度的位置，以保证其报警、闭锁接点正确动作；

d）高压开关柜应优先选择LSC2 类（具备运行连续性功能）、“五防”功能完备的产品。高压开关柜内避雷器、电压互感器等柜内设备应经隔离开关（或隔离手车）与母线相连，严禁与母线直接连接。开关柜应选用IAC 级（内部故障级别）产品，制造厂应提供相应型式试验报告（报告中附试验试品照片）。应在开关柜配电室配置通风、除湿防潮设备，防止凝露导致绝缘事故。 5.4.2 监造和出厂验收

5.4.2.1 监造工作按DL/T 586、DL/T 10要求执行，220kV及以上电压等级的高压断路器和GIS成套设备应进行监造和验收，并全面落实订货技术要求和联络设计文件要求。 5.4.2.2 火力发电企业与制造单位签订设备供货合同时，应参照表3、表4所列内容确定该设备的监造部件、见证项目及见证方式（H点：停工待检，W点：现场见证，R点：文件见证）。火力发电企业与制造单位可根据具体情况协商增减该设备的监造部件、见证项目和见证方式。

表3 六氟化硫断路器（瓷柱式、罐式）监造质量见证项目表

序号 监造部件 见 证 项 目 1）瓷件密封面表面粗糙度 1 瓷套 2）形位公差测量、外观检查 3）例行内水压试验 4）例行弯曲试验 见 证 方 式 H W √ √ R √ √ √ √ 备注 21

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1）材质检验 2）拉力强度取样试验 2 绝缘子 3）例行工频耐压试验 4）检查环氧浇注工艺 5）电性能试验 3 灭弧室 1）铜钨触头质量进厂验收 2）喷嘴材料进厂验收 1）检查材质杆棒拉力强度 2）检查零件硬度测试值 1）焊缝探伤检查 5 传动箱、罐体 2）水压试验 3）气密性试验 6 7 8 9 并联电容器 并联电阻 套管式电流互感器 操动机构 1）工频耐压试验 2）局部放电测量 每相并联电阻阻值测量 1）精度测试 2）总装后绕组伏安特性测试 特性出厂检验 1）检查产品铭牌参数与订货技术要求一致性 2）总装后复测电流互感器绕组的伏安特性 3）测量分、合闸时间 4）测量分、合闸速度 10 总装出厂试验 5）测量合闸电阻投入时间 6）测量分、合闸同步性 7）操动机构压力特性测试 8）回路电阻测量 9）SF 6 检漏试验 10）工频耐压试验 11）局部放电测量（罐式） 11 出厂包装 1）符合工厂包装规范要求 2）有良好可靠的防碰防震措施 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 4 传动件（连扳、杆） 表4 GIS（气体绝缘金属封闭开关设备）监造质量见证项目表

序号 监造部件 见 证 项 目 1）材质、外观及尺寸检查 1 盆式、支撑绝缘子 2）电气性能检查 3）机械性能检查 见 证 方 式 H W √ √ √ R 备注 22

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1）材质检验 2）机械尺寸 1）材质报告 3 外壳 2）焊接质量检查和摊上试验 3）水压试验 1）配套厂家出厂试验报告 4 出线套管 2）外观检查 3）机械尺寸检查 5 6 伸缩节 电压互感器 质量保证书 配套厂家出厂试验 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 抽检 抽检 直接发给客户 配套厂家出厂试验 √ 直接发给客户 1）一般结构检查 2）绝缘电阻测量 3）绕组电阻测量 8 电流互感器 4）极性试验 5）工频耐压试验 6）误差试验 7）励磁特性试验特性出厂检验 1）一般结构检查 2）机械操作试验 3）闭锁装置动作试验 9 断路器 4）二次线路确认 5）安全阀试验 6）液压泵充油试验 7）机械特性试验 隔离开关 接地开关 1）一般结构检查 2）分、合试验 3）电气联锁试验 1）SF6气体密封试验 2）一般结构检查 3）辅助回路绝缘试验 11 运输单元组装、套4）主回路电阻测量 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 2 触头、防爆膜 7 避雷器 10 管单元、母线单元 5）主回路雷电冲击耐压试验 6）主回路工频耐压试验 7）超声波检查 8）局部放电测量 12 包装及待运 现场查看 5.4.2.3 监造人员在监造工作结束后应提交监造报告，内容包括产品结构简述，监造内容、

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方式、要求和结果，有关试验报告，并如实反映产品制造过程中出现的问题、处理方法和结果等。

5.4.2.4 出厂前应进行出厂验收。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交工文件进行审查，并形成验收意见。 5.4.3设备安装与交接试验

5.4.3.1 开关设备的安装调试和投产验收工作应严格按照GB 50147、GB 50150、 DL/T 618等有关标准、规程、制造厂的相关要求及国能安全[2014]161号文的要求进行安装，确保设备安装质量。SF6气体充入设备前应经过具有相应资质的SF6气体质量监督部门抽检合格方能使用。

5.4.3.2 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。

5.4.3.3 SF6开关设备在运输过程中应充以符合标准的SF6气体或氮气。

5.4.3.4 GIS和罐式断路器，应重点监督安装过程中的防尘措施、GIS伸缩节或电缆连接处的安装等。

5.4.3.5 投产验收应进行现场实地查看，并对如下技术资料进行详细检查，审查其完整性、正确性和适用性：

a）开关设备订货文件； 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）交接试验报告； j）调试报告； k）监理报告。

5.4.3.6 投产验收发现以下问题应立即要求整改，直至验收合格为止：

a）安装施工及调试不规范；

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b）交接试验方法不正确； c）试验项目不全或结果不合格； d）设备达不到技术标准要求； e）基础资料不全。 5.4.4运行监督

5.4.4.1 各类开关设备（油断路器、SF6断路器、GIS、真空断路器、隔离开关等）运行维护应按照DL/T 393、DL/T 596等相关规程、国能安全[2014]161号文的和制造厂技术要求执行，气体绝缘金属封闭组合电器的运行应依据DL/T 603的要求和制造厂技术要求执行。红外成像检测工作按DL/T 6有关要求执行。 5.4.4.2 充油高压开关设备绝缘油监督

a）充油高压开关设备绝缘油按GB/T 7595标准管理，预防性试验工作按DL/T 596进行； b）绝缘油试验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。 5.4.4.3 SF6气体监督

a) 高压开关设备SF6气体按GB/T 05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。 5.4.4.4 SF6断路器监督重点

a）分、合位置是否正确；

b）注意有无振动、漏气等异响或异味，连接部位有无过热，套管有无裂痕、放电和电晕；

c) 为防止运行断路器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，同时应加强监视分合闸指示器与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，或定期进行合、分闸行程曲线测试。对于采用“螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器应进行改造；

d）当断路器液压机构突然失压时应申请停电处理。在设备停电前，严禁人为启动油泵，防止断路器慢分；

e）对处于严寒地区、运行10 年以上的罐式断路器，应结合例行试验检查瓷质套管法兰浇装部位防水层是否完好，必要时应重新复涂防水胶；

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f）加强断路器操作机构的检查维护，保证机构箱密封良好，防雨、防尘、通风、防潮等性能良好，并保持内部干燥清洁；

g）断路器在开断故障电流后，值班人员应对其进行巡视检查； h）巡视时记录气体压力、温度等重要数据。 5.4.4.5 隔离开关监督重点

a）加强对隔离开关导电部分、转动部分、操作机构、瓷绝缘子等的检查，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等故障的发生。隔离开关各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的二硫化钼锂基润滑脂；

b）应注意隔离开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰无裂纹，夜间巡视时应注意瓷件无异常电晕现象；

c) 隔离开关倒闸操作，应尽量采用电动操作，并远离隔离开关，操作过程中应严格监视隔离开关动作情况，如发现卡滞应停止操作并进行处理，严禁强行操作；

d）定期用红外测温设备检查隔离开关设备的接头、导电部分，特别是在重负荷或高温期间，加强对运行设备温升的监视，发现问题应及时采取措施；

e）操动机构各连接拉杆无变形；轴销无变位、脱落；金属部件无锈蚀。外绝缘、瓷套表面无严重积污，运行中不应出现放电现象；瓷套、法兰不应出现裂纹、破损或放电烧伤痕迹。

5.4.4.6 高压开关柜监督重点

a）手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位和隔离插头接触良好；

b）开展开关柜温度检测，对温度异常的开关柜强化监测、分析和处理，防止导电回路过热引发的柜内短路故障；

c) 防误操作闭锁装置或带电显示装置失灵应作为严重缺陷尽快予以消除； d）对操作频繁的开关柜要适当缩短巡检和维护周期。 5.4.4.7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、弹簧操作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）SF6气体绝缘电气设备压力表指示值应在正常范围内，压力降低一定要查明原因，不得以随时补气代替查找泄漏点。要定期进行SF6微水测量和密度继电器校验，发现问题及时处理。必要时对GIS设备开展SF6分解物、局部放电等带电测试。

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5.4.5 检修监督

5.4.5.1 开关设备检修维护项目及质量标准按GB/T 11022、DL/T 603等技术标准和制造厂技术要求执行。

5.4.5.2 检修监督重点：

a）加强开关设备外绝缘的清扫或采取相应的防污闪措施；

b）当断路器大修时，应检查液压（气动）机构分、合闸阀的阀针脱机装置是否松动或变形；

c）GIS设备应重点监督在解体性检修或局部解体性检修后回路电阻试验、局部放电试验和机械特性试验开展情况；在大负荷前、经受短路电流冲击后必要时进行局放检测。 5.4.6 开关设备的试验

5.4.6.1 高压开关设备预防性试验项目、周期、标准按DL/T 596、GB/T 11022、DL/T 603等技术标准及制造厂规定执行。红外检测方法、周期按照DL/T 6的有关要求执行。

SF6新气到货后，充入设备前应按照GB/T 12022、DL/T 1366及DL/T 603标准验收。 运行中SF6气体的试验项目、周期和要求应符合DL/T 596的规定。 5.4.6.2 重点试验项目：

a）加强断路器合闸电阻的检测和试验，防止断路器合闸电阻缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中，应对断路器主触头与合闸电阻触头的时间配合关系进行测试，有条件时应测量合闸电阻的阻值；

b）六氟化硫气体注入设备后必须进行湿度试验，且应对设备内气体进行六氟化硫纯度检测，必要时进行气体成分分析；

c）GIS设备应重点监督在解体性检修或局部解体性检修后回路电阻试验、局部放电试验和机械特性试验开展情况；在大负荷前、经受短路电流冲击后必要时进行局放检测；

d）开关柜中所有绝缘件装配前均应进行局放检测，单个绝缘件局部放电量不大于3pC； e）用红外热像仪测量各连接部位、断路器、刀闸触头等部位。 5.5 设备外绝缘 5.5.1 设计与选型

高压电气设备外绝缘选型应符合DL/T 620、DL/T 729、DL/T 596等技术标准和国能安全[2014]161号文的要求。新建、扩建工程高压电气设备外绝缘应以污秽区分布图为依据，并综合考虑环境污染变化因素，在留有裕度的前提下选取绝缘子的种类、伞型和爬

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I 电比距。

中重污区的外绝缘配置宜采用硅橡胶类防污闪产品，包括线路复合绝缘子、支柱复合绝缘子、复合套管、瓷绝缘子（含悬武绝缘子、支柱绝缘子及套管）和玻璃绝缘子表面喷涂防污闪涂科等。

污秽严重的覆冰地区外绝缘设计应采用加强绝缘、V 型串、不同盘径绝缘子组合等形式，通过增加绝缘子串长、阻碍冰凌桥接及改善融冰状况下导电水帘形成条件，防止冰闪事故。

外绝缘配置不满足污区分布图要求及防覆冰（雪）闪络、大（暴）雨闪络要求的输变电设备应予以改造，中重污区的防污闪改造应优先采用硅橡胶类防污闪产品。 5.5.2 安装和投产验收

5.5.2.1 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。

5.5.2.2 合成绝缘子存放期间及安装过程要做好防护措施避免损坏绝缘子，安装时禁止反装均压环。

5.5.2.3 绝缘子安装时，应按GB 50150有关规定进行绝缘电阻测量和交流耐压试验，对盘形悬式瓷绝缘子的绝缘电阻应逐只进行测量。 5.5.3 运行监督

5.5.3.1 日常运行巡视时，应注意设备外绝缘有无裂纹、破损和放电痕迹。如出现爬电现象，及时采取防范措施。

5.5.3.2 高压设备外绝缘清扫应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1～2个月内进行。

5.5.3.3 定期进行盐密及灰密测量，指导全厂高压设备外绝缘配置工作。 5.5.3.4 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）污秽成分复杂地段应适当增加测量点。

5.5.3.5 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措施。

5.5.3.6 加强零值、低值瓷绝缘子的检测，及时更换自爆玻璃绝缘子及零、低值瓷绝缘子。

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5.5.4 检修监督

5.5.4.1 当外绝缘爬距不满足要求时，应采取涂覆防污闪涂料、加装防污闪辅助伞裙等措施，其中避雷器不宜单独加装辅助伞裙，宜将防污闪辅助伞裙与防污闪涂料结合使用；隔离开关动触头支持绝缘子和操作绝缘子使用防污闪辅助伞裙时要根据绝缘子尺寸和间距选择合适的辅助伞裙尺寸、数量及安装位置。

5.5.4.2 防污闪涂料宜优先选用加强RTV-Ⅱ型防污闪涂料，宜采用喷涂施工工艺；防污闪辅助伞裙的材料性能与复合绝缘子的高温硫化硅橡胶一致，防污闪辅助伞裙应与相应的绝缘子伞裙尺寸应吻合良好。

5.5.4.3 户内非密封设备外绝缘与户外设备外绝缘的防污闪配置级差不宜大干一级，户内设备的防尘和除湿条件应确保设备运行环境良好。 5.5.5设备试验

设备外绝缘试验项目、周期和要求按DL/T 596、DL/T 1000.3等技术标准及国能安全[2014]161号文执行。

重点试验项目：零值、低值绝缘子检测、憎水性检测。 5.6接地装置 5.6.1设计与选型

火力发电企业接地工程设计及设备选型应符合GB 50065、GB 50057等技术标准和国能安全[2014]161号文的要求。

重点注意：

a）对于110kV(66kV)及以上新建、改建变电站，在中性或酸性土壤地区，接地装置选用热镀锌钢为宜，在强碱性土壤地区或者其站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重腐蚀的中性土壤地区，宜采用铜质、铜覆钢(铜层厚度不小于0.8mm)或者其他具有防腐性能材质的接地网。对于室内变电站及地下变电站应采用铜质材料的接地网。铜材料间或铜材料与其他金属间的连接，须采用放热焊接，不得采用电弧焊接或压接；

b）接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量应结合长期规划进行计算。在扩建工程设计中，还应对前期已投运的接地装置进行热稳定容量校核，不满足要求的必须进行改造；

c）变压器中性点应有两根与接地网主网格的不同边连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。主设备及设备架构等宜有两根与主接地网不同干线

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连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线应便于定期进行检查测试；

d）对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地阻抗难以满足要求时，应采用完善的均压及隔离措施，防止人身及设备事故。对弱电设备应有完善的隔离或限压措施，防止接地故障时地电位的升高造成设备损坏。 5.6.2 安装和交接试验

5.6.2.1 安装施工阶段重点监督内容：

a）施工单位应严格按照设计要求进行施工，预留设备、设施的接地引下线必须经确认合格，隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格，在此基础上方可回填土。同时，应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。

b）接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应为多点连接。接地线与接地极的连接应用焊接，接地线与电气设备的连接可用螺栓或者焊接，用螺栓连接时应设防松螺母或防松垫片。

c）敷设的接地网应采取防护及防盗措施。

5.6.2.2 防雷接地工程验收应按照GB 50150、GB 50169、DL/T 596等技术标准和国能安全[2014]161号文的要求进行。

重点试验项目：接地网电气完整性测试、接地阻抗测量。

5.6.2.3 投产验收应进行现场实地查看，主要对如下技术资料进行详细检查，审查其完整性、正确性和适用性：

a）设计联络文件； b）设计、施工图纸资料；

c）安装记录（包括隐蔽工程记录等）； d）交接试验报告； e）监理报告。

5.6.2.3 投产验收发现以下问题应立即要求整改，直至验收合格为止：

a）安装施工不规范； b）交接试验方法不正确； c）试验项目不全或结果不合格；

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d）装置达不到技术标准要求； e）基础资料不全。 5.6.3 运行监督 5.6.3.1 巡视项目：

a）无影响设备安全运行的障碍物和附着物； b）绝缘外套无破损、裂纹和电蚀痕迹。

5.6.3.2 对已投运的接地装置应根据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，并结合接地装置腐蚀情况有针对性进行改造。

5.6.3.3 接地引下线导通检测工作应根据实际情况定期进行，但至少每年进行一次，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检查。 5.6.4 检修监督

定期（时间间隔应不大于5 年）通过开挖抽查等手段确定接地网的腐蚀情况，铜质材料接地体的接地网不必定期开挖检查。若接地网接地阻抗或接触电压和跨步电压测量不符合设计要求，怀疑接地网被严重腐蚀时，应进行开挖检查。如发现接地网腐蚀较为严重，应及时进行处理。 5.6.5 接地装置试验

接地装置试验项目、周期及要求按DL/T 596、DL/T 475等技术标准和国能安全[2014]161号文的要求进行。

重点试验项目：电气完成性、电位梯度、跨步电势、接触电势、接地阻抗测量等。 5.7 电动机 5.7.1 设备选型

5.7.1.1 选型时应注意电动机的防护等级满足环境要求。厂用电动机宜采用鼠笼式交流电动机，起动力矩要求大的设备应采用深槽式或双鼠笼式交流电动机。

5.7.1.2 重载起动的Ⅰ类电动机（如直吹式制粉系统中的中速磨煤机），应合理选择电动机容量与轴功率之间的配合裕度。

5.7.1.3 厂用电动机电压可按容量选择，选择原则如下：

a）当高压厂用电压为10kV及3kV两级时：

1）1800kW以上容量的电动机宜采用10kV； 2）200kW～1800kW电动机宜采用3kV；

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3）200kW以下容量的电动机宜采用380V。 b) 当高压厂用电压等级为6kV或10kV时：

1）200kW及以上容量的电动机宜采用6kV或10kV； 2）200kW以下容量宜采用380V。

5.7.2 安装和交接验收

5.7.2.1 按照GB 50170、GB 50150等技术标准的要求执行。

5.7.2.2 安装应严格按照安装规范进行，重点检查电机安装位置、尺寸等应符合设计和有关标准的要求；定子、转子之间的气隙的不均匀度应符合产品技术条件的规定；引出线鼻子焊接或压接良好；裸露带电部分的电气间隙应符合产品技术条件的规定；底座和电机外壳接地符合相关标准的规定。

5.7.2.3 交接试验重点监督：直流电阻；定子绕组极性及其连接的正确性；空载转动检查和空载电流测量等。

5.7.2.4 投产验收应进行现场实地查看，并对如下技术资料进行详细检查，审查其完整性、正确性和适用性：

a）电动机订货文件； b）设计联络文件； c）监造报告； d）出厂试验报告； e）设计、安装图纸资料； f）开箱验收记录； g）安装记录； h）缺陷处理报告； i）交接试验报告； j）调试报告； k）监理报告。

5.7.2.5 投产验收发现以下问题应立即要求整改，直至验收合格为止：

a）安装施工及调试不规范； b）交接试验方法不正确； c）试验项目不全或结果不合格；

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d）设备达不到技术标准要求； e）基础资料不全。 5.7.3 运行监督

电动机运行不过载、不过热、无异音及异常振动，润滑油系统及轴承温度正常，电气参数在规定范围内，各部分温度、振动值均符合产品技术规范。 5.7.4 检修监督

电动机检修周期及标准按企业检修工艺规程执行。针对运行中发现的缺陷安排临时性检修。

重点监督项目：转子鼠笼条和短路环有无脱焊、断裂、松脱；定子绕组端部绑线、垫块的紧固情况、线棒有无磨损，绝缘有无膨胀、过热和损伤现象；铁心压紧螺钉应不松动，铁心表面有无生锈、磨损现象；槽楔有无变色、松动、枯焦和断裂现象等。 5.7.5 电动机试验

电动机预防性试验项目、周期及标准按DL/T 596相关内容执行。

重点监督项目：绝缘电阻和吸收比；直流电阻测量；耐压试验；定子绕组极性检查；定子铁心磁化试验等。 5.8 电力电缆 5.8.1 设计与选型

电力电缆设计选型按GB 50217、DL/T 401、GB 50229等技术标准和要求执行。 应根据线路输送容量、系统运行条件、电缆路径、敷设方式等合理选择电缆和附件结构型式。

应避免电缆通道邻近热力管线、腐蚀性、易燃易爆介质的管道，确实不能避开时，应符合GB 50168的要求。

同一受电端的双回或多回电缆线路宜选用不同制造商的电缆、附件。Ll0kV(66kV)及以上电压等级电缆的 GIS 终端和油浸终端宜选择插拔式。

10kV 及以上电力电缆应采用干法化学交联的生产工艺，110kV及以上电力电缆应采用悬链或立塔式工艺。

运行在潮湿或浸水环境中的ll0kV(66kV)及以上电压等级的电缆应有纵向阻水功能，电缆附件应密封防潮；35kV 及以下电压等级电缆附件的密封防潮性能应能满足长期运行需要。

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5.8.2 监造和出厂试验

5.8.2.1 监造工作按DL/T 10、DL/T 586要求执行，220kV及以上电压等级的电力电缆及附件进行监造和出厂验收，并全面落实订货技术要求和联络设计文件要求。

主要监造内容：

a）检查工厂生产条件是否满足电缆的制造要求；

b）见证主要原材料的供货厂家及供货质量，见证主要附件如接头和终端、（充油电缆）压力箱等的出厂试验及抽样试验；

c）见证各工艺环节是否符合制造厂工艺规程的要求，过程检验是否合格； d）见证电缆出厂试验及抽样试验。

5.8.2.2 监造人员在电缆监造工作结束后应提交监造报告，内容包括产品结构简述，监造内容、方式、要求和结果，有关试验报告，并如实反映产品制造过程中出现的问题、处理方法和结果等。

5.8.2.3 电缆出厂前应进行出厂验收。对竣工状态、制造质量进行现场核查，对制造过程的质量记录和交工文件进行审查，并形成验收意见。 5.8.3 安装和交接验收

5.8.3.1 电力电缆安装工程交接验收按GB 50168、GB 50150等技术标准及国能安全[2014]161号文的要求进行。

5.8.3.2 在电缆运输过程中，应防止电缆受到碰撞、挤压等导致的机械损伤，严禁倒放。电缆敷设过程中应严格控制牵引力、侧压力和弯曲半径。 5.8.3.3 安装时重点监督：

a）电缆主绝缘、单芯电缆的金属屏蔽层、金属护层应有可靠的过电压保护措施。统包型电缆的金属屏蔽层、金属护层应两端直接接地；

b）合理安排电缆段长，尽量减少电缆接头的数量，层、桥架和竖井等缆线密集区域布置电力电缆接头；

c）施工期间应做好电缆和电缆附件的防潮、防尘、防外力损伤措施。在现场安装高压电缆附件之前，其组装部件应试装配。安装现场的温度、湿度和清洁度应符合安装工艺要求，严禁在雨、雾、风沙等有严重污染的环境中安装电缆附件；

d）落实电力电缆的防火措施，包括：严格按正确的设计图册施工，留出足够的人行通道；通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之

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间缝隙（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵；电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃措施；应尽量减少电缆中间接头的数量，如果需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。 5.8.4 运行监督 5.8.4.1 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；

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，按工程情况酌情加强巡视； e）红外成像检测工作按DL/T 6有关要求执行。 5.8.4.2 电缆终端头的检查周期

a) 电缆终端头，根据运行情况每1～3年停电检查一次；

b) 装有油位指示的电缆终端头，每年夏、冬两季分别检查一次，应监视油位高度。污秽地区电缆终端头的巡视与清扫期限，可根据当地污秽程度确定。 5.8.4.3 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) 电缆线路上不可堆放瓦砾、矿渣、建筑材料、笨重物件、酸碱性排泄物或堆砌石灰等；

c) 对通过桥梁的电缆应检查电缆两端是否拉伸过紧，保护管或槽有无脱开或严重锈蚀现象；

d）对户外与架空线连接的电缆终端头应检查是否完整，电缆铅包有无龟裂漏油，靠近地面一段电缆是否有车辆碰撞痕迹等；

e）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； f）检查隧道内电缆位置是否正常、接头有无变形漏油、温度是否异常、构件是否脱落，通风、排水、照明设施是否完整，防火设施是否完善；

g）检查电缆沟是否保持清洁、无积水，安全电压照明是否充足。

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5.8.5 电力电缆试验

电力电缆预防性试验项目、周期及标准按相关行业标准及国能安全[2014]161号文的要求进行。

电力电缆线路应根据电缆绝缘类型（橡塑绝缘、自容式充油电缆）确定交接验收试验中需要重点监督的项目，包括主绝缘交流耐压试验、直流耐压试验及泄漏电流测量、绝缘油试验、交叉互联系统试验等，严格根据相关标准、规程要求进行监督审核。

对于额定电压220kV（Um=252kV）交联聚乙烯电力电缆和其附件，根据GB/Z 180.1标准，电缆和其附件安装完成后，在新的电缆线路上进行试验。推荐采用外护套直流电压试验和（或）绝缘交流电压试验。当电缆线路仅作了外护套直流电压试验，根据协议，附件安装的质量保证程序可以替代绝缘试验。 5.9母线

5.9.1 设计与选型

金属封闭母线的设备选型按照额定电压、额定电流、绝缘水平、动稳定和热稳定等技术参数选择，应符合GB/T 8349的要求。

封闭母线的导体宜采用铝材或铜材，并符合GB/T 3190或GB/T 5231的要求。 外壳的防护等级应按GB 4208的要求选择，一般离相封闭母线为IP；共箱封闭母线由供需双方商定。

对湿度、盐雾大的地区，应有干燥防潮措施，中压封闭母线可选用DMC或SMC支柱绝缘子或由环氧树脂与火山岩无机矿物质复合材料成型而成的全浇注母线。长距离、大容量的联络母线可选用气体绝缘金属封闭母线GIL，GIL的选择参照GIS相关标准选择。 5.9.2 安装和交接验收

5.9.2.1 封闭母线安装和交接验收按GB 50149、GB 8349等技术标准进行。气体封闭母线的选择参照GIS相关标准安装和交接验收。

重点监督：绝缘电阻；交流耐压；气密封试验等。

5.9.2.2 投产验收发现以下问题应立即要求整改，直至验收合格为止：

a）安装施工及调试不规范； b）交接试验方法不正确； c）试验项目不全或结果不合格； d）设备达不到技术标准要求；

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e）基础资料不全。 5.9.3 运行监督

封闭母线周围无腐蚀性气体和导电、爆炸性尘埃；微正压或热风保养装置运行正常，充气压力与泄漏率符合运行规程规定；无过热及异常振动；封闭母线的外壳及支持结构的金属部分应可靠接地；封闭母线停运后，做好封闭母线绝缘电阻的跟踪测量。 5.9.4 母线试验

封闭母线试验项目、标准按DL/T 596、GB/T 8349等技术标准的要求执行。 一般母线试验项目、标准按照DL/T 596等技术标准的要求执行。

重点试验项目：绝缘电阻；交流耐压试验；GIL试验项目参照GIS相关标准。 5.10 避雷器 5.10.1 设计与选型

交流无间隙金属氧化锌避雷器的设计、选型应符合 GB 11032、DL/T 815 和 DL/T 804 中的有关规定和国能安全[2014]161号文的要求，对进口设备还应满足 DL/T 613 的相关要求，避雷器有关参数选择应考虑发展需要，留有适当裕度。 5.10.2 监造和出厂验收

5.10.2.1 监造工作按DL/T 586要求执行，330kV及以上电压等级的避雷器宜进行监造和出厂验收，并全面落实订货技术要求和联络设计文件要求。

5.10.2.2 监造人员在避雷器监造工作结束后应提交监造报告，内容包括产品结构简述，监造内容、方式、要求和结果，有关试验报告，并如实反映产品制造过程中出现的问题、处理方法和结果等。

5.10.2.3 避雷器出厂前应进行出厂验收。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交工文件进行审查，并形成验收意见。 5.10.3 安装和交接验收

5.10.3.1 运输和存放时，应严格注意方式，产品水平放置时，应避免让伞裙受力。安装前，检查确认无裂纹、损伤等问题、安全装置完好无损。

5.10.3.2 避雷器的安装和交接验收按GB 50147、GB 11032、GB 50150等技术标准的要求。

重点监督项目：

a）安装过程中注意避雷器各单元的排序应符合要求，严禁互换，防爆膜保持完好，

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整体密封良好；

b）66kV及以上电压等级避雷器交接验收试验中重点监督持续运行电压下的泄漏电流和阻性电流检测试验。

5.10.3.3 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）避雷器订货文件； 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。

5.10.3.4 投产验收发现以下问题应立即要求整改，直至验收合格为止：

a）安装施工及调试不规范； b）交接试验方法不正确； c）试验项目不全或结果不合格； d）设备达不到技术标准要求； e）基础资料不全。 5.10.4 运行监督 5.10.4.1主要巡视项目

a) 无影响设备安全运行的障碍物、附着物； b) 绝缘外套无破损、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。 5.10.4.2 运行测试要求

a) 新投产的 110kV 及以上避雷器投运三个月后测量一次运行电压下的交流泄漏电流，半年再测量一次。

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b) 严格遵守避雷器交流泄漏电流测试周期，雷雨季前后各测量一次，测试数据应包括全电流及阻性电流；

c) 应记录测量时环境温度、相对湿度和运行电压，测量宜在瓷套表面干燥时进行，并注意相间干扰的影响。 5.10.5 避雷器的试验

避雷器试验项目、标准按DL/T 596、GB 11032等技术标准及国能安全[2014]161号文的要求执行。红外检测方法、周期按照DL/T 6的有关要求执行。

对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按规程要求进行带电试验。35kV及以上电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但对500kV金属氧化物避雷器应3~5年进行一次停电试验。 5.11电容器和消弧线圈 5.11.1 设计与选型

5.11.1.1 电容器（无功补偿装置）的设计选型应依据GB/T 22582、GB 50227、DL/T 5014、DL/T 5242等标准及国能安全[2014]161号文的要求。

5.11.1.2 滤波电容器设备的选用应符合GB/T 20993、GB/T 20994等标准的要求，对其配套元件的选择应满足其各自的标准要求。

5.11.1.3 耦合电容器设备的选用应符合GB/T 19749等标准的要求。

5.11.1.4 消弧线圈装置的设计选型应依据GB 1094.1、GB 1094.2、GB 1094.3、GB 1094.5、GB/T 1094.10、GB 1094.11、GB/T 51、DL/T 308、DL/T 1057等标准及国能安全[2014]161号文的要求。

5.11.1.5 对于中性点不接地的6～35kV 系统，应根据电网发展每3～5 年进行一次电容电流测试。当单相接地故障电容电流超过DL/T 620规定时，应及时装设消弧线圈；单相接地电流虽未达到规定值，也可根据运行经验装设消弧线圈，消弧线圈的容量应能满足过补偿的运行要求。在消弧线圈布置上，应避免由于运行方式改变出现部分系统无消弧线圈补偿的情况。对于已经安装消弧线圈、单相接地故障电容电流依然超标的应当采取消弧线圈增容或者采取分散补偿方式；对于系统电容电流大于150A 及以上的，也可以根据系统实际情况改变中性点接地方式或者在配电线路分散补偿。

5.11.1.6 对于自动调谐消弧线圈，在订购前应向制造厂索取能说明该产品可以根据系统电容电流自动进行调谐的试验报告。

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5.11.2 安装调试和投产验收

5.11.2.1 电容器及其装置的安装及验收工作除满足通用标准外，还应符合DL/T 604、DL/T 653等相关技术条件要求。

重点监督项目：电容值、相间和极对壳交流耐压试验。

装置配套设备如放电线圈、避雷器及电流互感器等，也应满足相应的标准、规程要求。 5.11.2.2 消弧线圈及其装置的安装及验收工作除满足通用标准外，还应符合DL/T 1057等相关技术条件要求。

重点监督项目：绕组连同套管的交流耐压试验及控制器模拟试验等试验项目。 装置中其他各元件也应满足相应的标准、规程要求。 5.11.3 运行监督

5.11.3.1 在巡视过程中，应特别关注高压电容器有无漏油、鼓肚现象，外熔断器有无锈蚀、松弛现象；非密封放电线圈有无受潮现象。红外测温是否覆盖电容器及其所有电气连接部位，红外热像图显示有无异常温升、温差或相对温差。

5.11.3.2 消弧线圈及其装置应进行单相接地时连续运行时间超过2小时、全补偿或欠补偿等工况统计分析；对于装设手动消弧线圈的6～35kV非有效接地系统，应根据电网发展每3～5 年进行一次调谐试验，使手动消弧线圈运行在过补偿状态，合理整定脱谐度，保证电网不对称度不大于相电压的1.5%，中性点位移电压不大于额定电压的15%；自动调谐消弧线圈投入运行后，应根据实际测量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核。 5.11.4 检修监督

5.11.4.1 电容器和消弧线圈的检修依据DL/T 355、DL/T 1057及相关规程及国能安全[2014]161号文的要求执行。

5.11.4.2 依据DL/T 596、DL/T 393对电容器装置、消弧线圈装置进行定期预试，积极开展带电检测和在线监测工作，并重视各种运行经验的积累。并将试验结果、发现缺陷及处理情况记入档案。 5.12输电线路 5.12.1 设计与选型

5.12.1.1 新建交流线路的设计应满足GB 50061、GB 505、DL/T 5217、DL/T 5092、DL/T 620等标准的有关规定及国能安全[2014]161号文的要求。

5.12.1.2 线路防污设计应满足GB/T 26218.1、DL/T 374等标准的有关规定及最新污区分布

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图的配置要求，绝缘子类型选择按GB/T 26218.2、GB/T 26218.3推荐选取。

5.12.1.3 线路设计时应充分考虑雷害、舞动、大风和鸟害故障的影响，尽量避开导线、地线易覆冰区域、舞动多发区、采空区、雷电多发区和鸟害故障多发区域，线路走向确实需经过上述区域的，应充分调查、搜集该区域微地形、地貌、气象资料和已运行线路发生故障的情况，采取有效的防范措施。 5.12.2 安装调试和投产验收

5.12.2.1 安装阶段应监督安装单位及人员资质、工艺控制资料、安装过程是否符合GB 50233等标准及及国能安全[2014]161号文的要求，对重要工艺环节开展质量抽检。

重点监督项目依据国能安全[2014]161号文第15章内容进行。

5.12.2.2 接地等隐蔽工程应留有视频、图像等资料，并经监理单位和运行单位质量验收合格后方可掩埋。 5.12.3 运行监督

5.12.3.1 在应做好防雷经验的总结和积累。

5.12.3.2 绝缘子的运行维护应按照DL/T 741，DL/T 1000.3和DL/T 596 执行，日常巡视时，应注意玻璃绝缘子自爆、复合绝缘子伞裙破损、均压环倾斜等异常情况。

5.12.3.3 线路绝缘子要按照DL/T 626要求，做好绝缘子低（零）值检测工作，并及时更换自爆及低（零）值绝缘子。

5.12.3.4 特殊气象条件下，应加强线路巡视，随时了解线路情况，及时采取相应措施。舞动时应重点观测舞动强度(振幅、频率、振型、舞动时间)、气象状况(风速、风向、气温、空气湿度)及覆冰情况，上述故障消除后，应对线路进行全面检查、测试和维护。 5.12.3.5 对于鸟害故障较多的线路要因地制宜采取长效的防鸟措施；及时拆除杆塔上的鸟巢，清扫杆塔绝缘子上的积粪，更换鸟粪污染严重或被鸟类啄损的绝缘子。

5.12.3.6 线路避雷器的运行维护依据DL/T 815的要求执行。带间隙避雷器要定期巡线（每年至少一次，雷雨季节之前），目测避雷器的外观是否有损坏情况，并记录计数器的动作数据。无间隙避雷器要做定期检测，检测方法和周期参照变电站用无间隙避雷器。带脱离器的无间隙线路避雷器可采用抽查方式。 5.12.4 检修监督

5.12.4.1 输电线路的检修应按照企业输电线路运行规程执行，具体检修周期或检修时间应按照设备状况、巡视、检测的结果及国能安全[2014]161号文的要求确定。

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5.12.4.2 检修工作应按照检修工艺要求及质量标准执行。更换部件维修（杆塔、横担、导线、地线、绝缘子等）时，要求更换后新部件参数不低于原设计要求。

5.12.4.3 运行维护单位应建立健全抢修机制。 应储备抢修工具和材料并依据不同事故特点制定针对性的应急方案。

5.12.4.4 对运行时间3-5年以上的复合绝缘子要按照DL/T 1000.3要求进行运行性能抽样检测，要特别注意复合绝缘子憎水性和机械性能的变化情况。

6 监督管理

6.1 一般要求

应建立以总工程师（或生产副总经理）为技术监督总负责人，绝缘技术监督专责工程师、运行、检修或维护（包括点检）、物资供应等人员组成的监督网络，并应有文件。

应按企业技术监督管理制度定期组织召开本单位绝缘技术监督例会，并作记录。 6.2 监督报告制度

各发电企业应在每月五日前，向华电电科院报送上月绝缘技术监督报表（格式见附录A）；每年一月十五日前，向华电电科院报送本年度技术监督工作计划；在每季度首月十日前，向华电电科院报送上季度（年度）技术监督总结（格式见附录B），对重要问题应附加专题分析报告。当发生重大设备缺陷或设备事故时，应按集团公司技术监督管理办法要求进行汇报。 6.3 异常告警制度

6.3.1 当发生下列情况时，集团公司火电产业部（华电电科院）、各分公司安全生产部可向相关单位发出绝缘技术监督通知单（格式见 附录C）：

a）设计选型、设备监造存在问题，投运后影响安全生产的； b）设备安装施工不按有关标准规范进行检查验收的； c）电气设备存在严重隐患仍在运行的； d）设备试验数据和资料档案失真的；

e）发电机、220kV及以上电压等级主要设备预试超周期的； f）设备检修、技改工程重要监督项目漏项的； g）发生重大设备事故未及时上报的；

h）监督检查发现的问题具备整改条件未及时整改的；

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i）因监督不到位造成主设备绝缘故障的。

6.3.2 异常告警实行闭环管理，相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，并反馈整改情况。 6.4 设备分析评估制度

6.4.1 为掌握主要电气设备健康状况，各火力发电企业应适时开展主要电气设备状况分析评估工作。

6.4.2 设备评估周期可按设备大修周期进行，特定项目评估需根据不同设备情况确定（设备分析评估表格式见 附录D）。 6.5 绝缘技术监督技术资料档案

各火力发电企业应建立健全下列技术资料档案：

a）与绝缘技术监督相关的现行有效的国家和行业标准、规程及国能安全[2014]161号文的；

b）电气设备检修、预试计划，绝缘技术监督工作总结及监督会议记录； c）设备缺陷记录，设备事故、异常分析记录； d）岗位培训制度、计划、记录； e）图纸及文件资料

1）一次系统图； 2）设备规范； 3）设备台账；

4）设备说明书、出厂试验报告、交接试验报告； 5）与设备质量有关的合同、协议和往来文件； 6）试验方案、作业指导书； 7）预防性试验报告； 8）特殊试验报告； 9）异常告警通知单。 f）仪器仪表管理制度、文件资料

1）仪器设备台帐； 2）仪器设备说明书； 3）仪器设备操作规程；

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4）年度校验计划； 5）检定证书。

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附录A（资料性附录） 绝缘技术监督报表

表1： 绝缘技术监督____月报表

单位名称： 填报日期： 年 月 日 项 目 绝缘技术监督工作计划与监督指标完成情况 情况简述 设备检修及反措、 技改项目实施情况 发现重要设备缺陷 处理情况 设备故障、障碍、 异常情况 监督工作取得成绩 与存在的问题 下阶段绝缘技术监 督重点工作 批准： 审核： 填表：

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表2： 电气设备预试计划及完成情况____月报表

单位名称： 填报日期： 年 月 日 设备名称 应试件数 发现缺陷数量 电压等级（kV） 预试周期 消除缺陷数量 上次预试时间 计划预试时间 实际预试件数 实际预试时间 完成率(%) 消缺率(%) 备 注 批准： 审核： 填表： 说明：

1．以上表格按月填报；

2．重要设备故障、重大设备缺陷加附件说明事件经过、处理情况、原因分析及防

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I 范措施；

附录B（资料性附录） 绝缘技术监督工作总结

1．本季度（年度）绝缘技术监督指标统计分析；

2．本季度（年度）受监设备故障及缺陷处理情况，主要设备健康状况分析评估结论； 3．本季度（年度）绝缘技术监督工作开展情况，国能安全[2014]161号文的落实情况；

4．存在的主要问题及对策、建议； 5．下季度（年度）工作计划和工作思路； 6．四季度报本年度工作总结和下年度工作计划。

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附录C（资料性附录） 绝缘技术监督通知单

绝缘技术监督通知单

编号： 年 月 日

单位名称 存在问题 整改要求 提出单位 签发人 整改情况 整改负责人

总工程师 48

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附录D（资料性附录） 电气设备分析评估报表

电气设备分析评估报表

单位： 年 月 日

安装地点及设备编号 制造厂 制造日期 型 号 投运日期 设备运输、安装及交接验收情况说明 运行方式及运行状况简要说明 检修试验情况简要说明 缺陷及故障情况说明 分析评估结论 说明：分析评估结论包括正常、需限期消缺、需改造或更换，若需进行鉴定性试验的应注明。 49

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填表： 审核： 批准：

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