赫兹电力高压电气设备绝缘技术监督 --【赫兹电力】

1、监督概述
2、设备监督
3、管理监督

1、试验分类
2、常规试验（以主变压器为例）
3、规程术语解释

1.1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

1.3.1 对10kV～220kV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  10~66kV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）；
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

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。
 

1.5绝缘技术监督职责

1.5.1 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、检查其执行情况；
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：

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；
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。

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；
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。

2. 1变压器绝缘监督

2.1.1 设计与选型

2.1.1.1 变压器设计、选型应符合《GB/T 17468 电力变压器选用导则》、《GB/T 13499 电力变压器应用导则》和《GB 1094.1～4.5 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；
g）抗短路能力；
h）过励磁能力。

2.1.1.4 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。
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。
 

2.1.2 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。

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

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。
2.1.3.3 安装施工单位应按制造厂“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。
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。

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

2.1.4.1 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，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

 

2.1.4.2 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：

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

 

2.1.5 变压器检修监督

2.1.5.1 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。

 

2.1.5.3  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；
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、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。

 

2.1.6 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。
 

 

2.2 互感器绝缘监督

2.2.1 设计与选型
2.2.2 安装和交接验收
2.2.3 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

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

2.2.4.1 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《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SF6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

2.2.6.1 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

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

2.3.1 设计与选型

 

2.3.2 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。
2.3.2.2 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

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

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

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

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

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
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

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。
2.3.4.2 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。
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 断路器检修时要检查操动机构分合闸动作电压是否符合要求。
 

 

2.3.5 高压开关设备试验

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

2.4.1 设计与选型
2.4.2 安装和投产验收

 

2.4.2.1 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

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1～2 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；
3）污秽成分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。

2.4.3.3 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：

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。
 

 

2.4.4 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

2.5.1 设计与选型
2.5.2 安装和交接试验
2.5.3 避雷器运行监督

2.5.3.1 巡视

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。

2.5.4 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。
 

 

2.6 接地装置监督

2.6.1 工程设计
2.6.2 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1～3 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，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5～8 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。
2.6.4 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

2.7.1 设计与选型
2.7.2 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验标准》进行。
2.7.3 电力电缆的运行监督

2.7.3.1 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。

2.7.3.2 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1～3 年停电检查一次；

2.7.3.3 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）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。

2.7.4 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 电力设备预防性试验规程》规定执行。

3  绝缘技术监督管理

3.1. 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，并将通知单返回发放单位。
 

 

3.2 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
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，但某些项目处于缩短检测周期阶段；
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

3.4.1 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；
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；
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。
 

 

1.1．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
 

 

1.2 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tanδ试验、泄漏电流试验、油色谱分析试验等。这类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。
1.2.1.3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tanδ试验不合格，但经过烘干处理后绝缘仍可恢复。若在未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: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

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，判断是否有缺陷或薄弱环节。 
 

 

1.3 常规预试项目介绍 （以主变压器为例）    

1.3.1 绝缘电阻试验     

1.3.1.1 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：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，是变压器绝缘的常用方法。     
1.3.1.3 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。
1.3.1.4 测量部位：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：   

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（10——40度）不应小于1.3

1.3.1.6 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。

1.3.1.7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：    

1.3.2.1  原因：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。    
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：     

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：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

1.3.3 绕组直流电阻测试

1.3.3.1 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：电桥法    
1.3.3.3 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    

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%1.3.4  泄露电流测试    

1.3.4.1 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 ：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：       

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

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，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测量套管等介损值。

1.3.5  介质损耗测试：

1.3.5.1 目的：是预防性试验的重要项目，测量介质损耗因数值tanδ是用来检查变压器整体受潮、劣化变质及小体积被试设备贯通和未贯通的局部缺陷，例如油质劣化、绕组上附着油泥、绝缘中有气隙放电等。
1.3.5.2 标准：电压等级为35Kv及以上且容量大于8000kvA应测量介质损耗，交接试验时试验值不应大 于出厂值的130%
1.3.5.3 测量方法：  正接线、反接线
1.3.5.3 为什么规程规定套管的介损值要严一些？  

1）易于检查受潮缺陷。目前套管在运行中出现的事故受潮比例大，而介质损耗值又是监督套管受潮的重要手段 
2）分析判断进气，漏油等缺陷（根据电容值）。 

1.3.5.4为什么测量直流泄露能发现局部缺陷，测量介质损耗却不易发现局部缺     变压器体积较大，绝缘此类有油、纸、棉纱等，其绕组对铁芯、套管电芯对外壳，组成多个并联支路。当测量泄露电流时能将各个并联支路的总电流反映出来，而测量介损是，其值是介于最大与最小之间，大小决定一缺陷部分损耗与总电容之比，当局部的介损值已经很大时但与总体电容之比仍然很小，只有缺陷较大时，总介质损耗值才增大，所以不易发现缺陷。

1.3.6 有载开关试验    有载分接开关是与变压器高压回路联接的唯一运动部件，故障率较高，变压器有载分接开关试验可以发现切换开关时接触是否良好，调压开关主触头是否到位，是否有抽头引线松动的现象，通过特性曲线可以发现开关在切换过程中是否有开断部分，过渡电阻断线、调压时滑档等。    

1.3.7 交流耐压与直流耐压

1.3.7.1概念：利用高于设备额定电压一定倍数的额定试验电压代替大气过电压和内部过电压（操作），来检查设备的绝缘性能。
1.3.7.2 为何加压一分钟（交流耐压）：试验1分钟：因绝缘材料的击穿电压大小与加压时间有关，时间越长交流电压使绝缘材料由于介质损耗而产生的能力增加，致使击穿电压降低，规定1分钟，即可将设备的绝缘弱点暴漏出来，也不会因为时间过长的热效应是绝缘损伤或降低。
1.3.7.3 交流耐压与直流耐压区别    直流耐压绝缘材料无极化损失，不致使绝缘发热，避免因热击穿而损坏绝缘。交流耐压存在介质损失，有局部放电，使绝缘发热，对绝缘损伤严重。    直流耐压能发现交流耐压不能发现的缺陷，交流耐压接近于运行情况，更易检查出正常运行时的弱点

    

1.4  规程术语介绍    

1.4.1如果某项试验结果不合格是否允许投入?

根据具体情况做具体分析决定，一般来说，若交、直流耐压合格，即可认为可以投入运行。如果其他个别项目不合格，应采取措施，予以处理。但是如果急需发电，缺陷性质又不太严重，而且极具进行检修的条件又不具备，有时也可以先投入运行，运行中加强监督。对影响面较小电力设备可由本单位领导批准进行，影响面较大的设备（主变）由上一级主管局审批。

1.4.2为何规程规定有些实验在“必要时”才做？

近年变压器容量增大，制造、检修质量的不断提高，绝缘油防劣化措施普遍加强，使变压器整体受潮和劣化缺陷相应减小，有的项目检出缺陷的灵敏度就不够理想。
实验设备的限制。交流耐压试验时检查电力设备绝缘缺陷的最有效办法。试验设备容量大，“必要时”一般指对设备在安装运输过程中发现异常或设备绝缘有怀疑时，采取耐压试验。
综合判断的需要。由于每种试验项目都具有独特性，只能从某一角度反映绝缘缺陷，而灵敏度也各有差异，所以为了进一步确定有无缺陷或缺陷部位，需要做一些试验项目。   

1.4.3为什么规定试验应在天气良好，且被试物及周围环境温度不低于5度条件下进行？温度较低时，电力设备绝缘预防性试验结果的准确性差，不易做出判断，电力设备有水时，多沉积在底部，低温下水结成冰，导电性能差，介损值不能灵敏反映这种状态，高温下，冰融化为水混入油中，使绝缘劣化，介损值明显增加。
1.4.4为什么规定在湿度不大于80%条件下进行？

试验证明在干燥和大湿度条件下测试结果相差很大。
原因：一是水膜的影响，二是电场畸变的影响。当空气相对湿度较大时，物体表面将出现水膜，表面绝缘电阻降低，泄露电流增大，凝露和水膜可能导致表面电场发生畸变，分布不均匀，从而产生电晕现象，影响测量结果。