第一章 总 则
第一条 绝缘技术监督是保证电气设备安全、稳定、经济运行的重要手段之一，也是发电企业生产技术管理的一项重要基础工作。为适应中国国电集团公司（以下简称“集团公司”）发电企业发展的需要，进一步加强和规范绝缘技术监督工作，根据国家、行业有关规程标准，特制定本细则。
第二条 绝缘技术监督实行从设计选型、审查、监造、出厂验收、安装、投产验收、运行、检修到技术改造的全过程、全方位技术监督。
第三条 绝缘技术监督认真贯彻执行国家、行业及集团公司有关规程标准与反事故措施；掌握电气设备的绝缘变化规律，及时发现和消除绝缘缺陷；分析绝缘事故；制定反事故措施，不断提高电气设备运行的安全可靠性。
第四条 绝缘技术监督按照统一标准和分级管理的原则开展工作。
第五条 绝缘技术监督以电气设备可靠性为中心，标准为依据，状态评估为手段开展工作。
第六条 本细则适用于集团公司所属发电企业。
第二章 绝缘技术监督机构与职责
第七条 集团公司绝缘技术监督实行三级管理，第一级为中国国电集团公司（技术监督中心），第二级为集团公司所属分（子）公司，第三级为集团公司所属各发电企业。
第八条 技术监督中心职责
（一）贯彻执行国家及行业有关技术监督的方针政策、法规、标准、规程和集团公司管理制度，监督指导集团公司系统内各发电企业开展绝缘技术监督工作，保障安全生产、节能减排、技术进步各项工作有序开展。
（二）负责集团公司系统内各发电企业绝缘技术监督管理，收集分析绝缘技术监
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督月报表，掌握设备的技术状况，提出优化运行指导意见和整改措施，指导、协调各发电企业完成日常绝缘技术监督工作。
（三）协助审核绝缘专业设备技术改造方案、评估机组大修和技改项目实施绩效。 （四）负责开展绝缘专业技术交流和培训，推广先进管理经验和新技术、新设备、新材料、新工艺。
（五）负责组织召开绝缘专业技术监督会议，总结集团公司年度绝缘技术监督工作。
（六）负责定期编制绝缘技术监督报告，总结绝缘技术监督工作，提出工作和考评建议。
第九条 各分（子）公司技术监督职责
（一）贯彻执行国家及行业有关技术监督的方针政策、法规、标准、规程和集团公司管理制度。
（二）建立健全管辖区绝缘技术监督组织机构，完善绝缘技术监督分级管理制度，组织落实绝缘技术监督责任制，组织管辖区发电企业完成绝缘技术监督工作，指导发电企业的绝缘技术监督工作。
（三）对影响和威胁本辖区生产的重要绝缘问题，督促发电企业限期整改。 （四）新建、扩建、改建工程的前期阶段、建设阶段、验收交接环节要落实绝缘技术监督有关规定。
（五）督促、检查发电企业在大修技改中落实绝缘技术监督项目。
（六）定期组织召开管辖区技术监督工作会议，总结、交流绝缘技术监督工作经验，通报绝缘技术监督工作信息，部署绝缘技术监督阶段工作任务。
（七）督促发电企业加强对绝缘技术监督人员的培训，不断提高技术监督人员专业水平。
第十条 发电企业技术监督职责
各发电企业应建立健全由生产副总经理或总工程师领导下的绝缘技术监督网，并在生技部门或其它设备管理部门设立绝缘监督专责工程师，在生产副总经理或总工程师领导下统筹安排，开展绝缘技术监督工作。
（一）主管生产副经理或总工程师的职责
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1.领导发电企业绝缘监督工作，落实绝缘技术监督责任制；贯彻上级有关绝缘技术监督的各项规章制度和要求；审批本企业专业技术监督实施细则。
2.审批绝缘技术监督工作规划、计划。
3.组织落实运行、检修、技改、日常管理、定期监测、试验等工作中的绝缘技术监督要求。
4.安排召开绝缘技术监督工作会议；检查、总结、考核本企业绝缘技术监督工作。 5.组织分析本企业绝缘技术监督存在问题，采取措施，提高技术监督工作效果和水平。
（二）发电企业绝缘技术监督专责工程师职责
1. 认真贯彻执行上级有关绝缘监督的各项规章制度和要求，组织编写本企业的绝缘技术监督实施细则和相关措施。
2.组织编写绝缘技术监督工作规划、计划。
3.落实运行、检修、技改、日常管理、定期监测、试验等工作中的绝缘技术监督的要求。
4.定期召开绝缘技术监督工作会议；分析、总结本企业绝缘技术监督工作情况，指导绝缘技术监督工作。
5.按要求及时报送各类绝缘监督报表、报告。其中包括运行、试验、检修中发现的设备绝缘缺陷、设备损坏事故、污闪与过电压事故等，对危及安全的重大缺陷应立即上报。
6.分析本企业绝缘技术监督存在问题，采取措施，提高技术监督工作效果和水平。 7.建立健全本企业电气设备技术档案，并熟悉掌握主要设备绝缘状况及防污闪、接地、过电压保护等工作情况
8.协助本企业有关部门解决绝缘技术监督工作中的技术问题并组织专业培训。
第三章 绝缘技术监督范围及主要指标
第十一条 绝缘技术监督的电气设备主要包括：100MW及以上容量同步发电机；额定电压6kV及以上电压等级的变压器、电抗器、开关设备、互感器、避雷器、电动机、
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电力电缆、电容器、消弧线圈、穿墙套管；封闭母线；接地装置。其它电压等级及容量的电气设备可参照本标准执行。
第十二条 绝缘监督的主要技术监督指标： 1. 全年电气设备预试完成率不小于96%。 2. 全年绝缘缺陷消除率达100%。
第四章 绝缘技术监督工作内容
第十三条 发电机技术监督 （一）发电机的选型、订货
1.发电机的技术条件应符合《旋转电机定额和性能》（GB 755）、《隐极同步发电机技术条件》（GB/T7064）、《水轮发电机基本技术条件》（GB/T7894）和相关反事故措施的要求。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问题。
2.发电机的非正常运行和特殊运行能力及相关设备配置应满足《大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则》（DL/T 970）规定的要求。
3.发电机的氢气冷却系统、定子内冷水系统、密封油系统应符合相关规程及反事故措施的要求。
4.发电机在线监测仪表、装置的配置：
（1）氢气纯度、压力、湿度、温度应除设有就地指示和报警装置外，测点信号能送至DCS。
（2）配备密封油的油压、压差及监测绕组内冷水流量、压力、差压和水温的测点信号能送至DCS。
（3）配备内冷水导电率、pH值在线监测器和保持水质合格的设备。 （4）水内冷发电机设有漏水监测装置。
（5）配置封闭母线和内冷水箱漏氢的监测装置，测点信号能送至DCS。 （6）定子铁芯、压指、压圈、屏蔽层、定子绕组层间、定子绕组出水埋置足够数量的测温元件，埋置工艺确保测温准确、长期可靠工作。
（7）根据发电机的运行状况，选配发电机绝缘过热监测装置、局部放电监测仪、
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转子匝间短路监测器等在线监测装置。
（二）发电机的监造和出厂验收
1.200MW及以上容量的发电机应进行监造和出厂验收。监造工作应符合《电力设备监造技术导则》（DL/T 586）要求，并全面落实订货技术要求和联络设计文件要求，发现问题及时消除。
2.重点的监造项目：
（1）重要部件的原材料材质、关键部件的加工精度见证。 （2）定子铁心损耗试验。
（3）水冷电机的绕组内部水系统的密封试验和流通性试验。 （4）转子动态平衡及超速试验。
（5）动态波形法检测发电机转子匝间短路。 （6）定子绕组端部动态特性测量及评定。
3.监造工作结束后，应提交监造报告，监造报告内容应详实，需包括产品制造过程中出现的问题及处理的方法和结果等。
4.出厂验收试验应符合订货技术要求和联络设计文件要求。出厂时，测量和试验检查记录一般包括：
（1）定、转子绕组的直流电阻值。 （2）绕组对地及相间的绝缘电阻值。 （3）耐压试验结果（包括直流耐压数据）。 （4）空载特性。（型式试验报告） （5）稳态短路特性（型式试验报告）。 （6）损耗和效率（型式试验报告）。 （7）转子超速试验记录。 (8）埋置检温计的检查记录。 (9）冷却器的水压记录。
(10）定子铁心损耗发热试验记录。
(11）氢冷电机机座和端盖的水压试验和气密试验记录。 (12）水冷电机的绕组内部水系统的密封试验和流通性试验记录。
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(13）不同转速下，转子绕组的交流阻抗。 (14）氢内冷转子通风孔检查记录。
(15）定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量的记录。
(16）定子绕组端部模态及固有振动频率的测定记录（200MW及以上）。 （三）发电机的运输、安装及交接试验
1.发电机定、转子及部件运输时，应根据国家、行业标准中有关规定应妥善包装，良好固定，采取防雨雪、防潮、防锈、防腐蚀、防震、防冲击等措施，以防止在运输过程中发生滑移和碰坏。运输发电机水冷部件时，应排净和吹干内部水系统中的水，并采取防冻措施。
2.安装前的保管应满足防尘、防冻、防潮、防爆和防机械损伤等要求。最低保管温度为5℃。应避免转子存放导致大轴弯曲。严禁定、转子内部落入异物。
3.安装前由订货方、制造厂、安装单位共同进行清洁度检查，以确认机内无异物存在。
4.发电机安装应严格按照《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》（GB50170）及相关要求执行，确保发电机安装质量。
5.安装结束后，发电机交接试验应按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150）、订货技术要求、调试大纲及其它相关规程和反事故措施的要求进行交接验收试验。至少应包括：
（1）绕组、埋置电阻检温计、轴承对地绝缘的绝缘电阻的测定。 （2）绕组和电阻检温计在实际冷态下直流电阻的测定。 （3）空载特性和稳态短路特性的测定。 （4）耐压试验。
（5）发电机冷却系统试验。 （6）测量轴电压。
（7）机械检查、测定轴承油温、轴和轴承的振动。 （8）转子绕组的交流阻抗
（9）定子绕组端部手包绝缘施加直流电压的测量。 （10）氢内冷转子通风孔检查记录。
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（11）发电机系统整体气密性检查记录。
（12）定子绕组端部模态及固有振动频率测定（200MW及以上） （13）定子内部水系统流通性检查
其中，重点监督项目：200MW及以上发电机定子绕组端部模态及固有振动频率测定、定子内部水系统流通性检查，由具备相当技术力量的单位实施。
6.投产验收时应进行现场实地查看，并对发电机订货相关文件、设计联络文件、监造报告、出厂试验报告、设计图纸资料、开箱验收记录、安装记录、缺陷处理报告、监理报告、交接试验报告、调试报告等全部技术资料进行详细检查，审查其完整性、正确性和适用性。
7.投产验收中发现安装施工及调试不规范、交接试验方法不正确、项目不全或结果不合格、设备达不到相关技术要求、基础资料不全等不符合技术监督要求的问题时，要立即整改，直至验收合格。
（四）发电机运行监督
1.应根据《汽轮发电机运行规程》（国家电力公司1999年版）等相关规定结合本单位机组特点制定发电机运行规程并严格执行。
2.应定期对发电机各部件温度进行分析，尤其注意与历史数据的对比分析，发现异常，应查找原因，制定处理措施。在额定负荷及正常的冷却条件下运行时，发电机各部分的温度限值和温升限值，应按制造厂家的规定或如下表1、表2、表3、表4规定：
（1）定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监视。温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。
（2）全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃，应立即停机处理。 表1 氢气和水直接冷却发电机的温度限值
部件 定子绕组 测量位置和测量方法 直接冷却有效部分出口处的氢温，检温计法 槽内上、下层线圈埋置检温计温度限值℃ 110 90 7
法 转子全厂上径向出风区数目 1和2 100 转子绕组 电阻法 3和4 105 5～7 110 8及以上 115 定子铁心 埋设检温计法 120 不与绕组接触的这些部件的温度在任何情况下不应达到使绕组或邻近的任何部位的绝铁心及其他部分 缘或其他材料有损坏危险的数值。 集电环（滑环） 温度计法 120 注：1.用埋置检温计法测得的温度并不表示定子绕组最热点的温度。 2.转子绕组的温度限值是以转子全长上径向出风区的数目分级的。端部绕组出风区在每端算一个风区，两个反方向的轴向冷却气体的共同出风口应作为两个出风区计算。
3.集电环（滑环）的绝缘等级应与此温度限值相适应，温度只限于用膨胀式温度计测得。
表2 氢气间接冷却发电机的温升限值
部件 测量位置和测量方法 冷却介质为40℃时的温升限值K 氢气绝对压力（MPa） 槽内上、下层线圈埋设0.15及以下 定子绕组 检温计法 ＞0.15 ≤0.2 80 75 ＞0.2 ≤0.3 70 ＞0.3 ≤0.4 65 ＞0.4 ≤0.5 62 转子绕组 电阻法 85 定子铁心 埋设检温计法 80 不与绕组接触的这些部件的温升在任何情况下不应达到使绕组或邻近的任何部位的绝铁心及其它部分 缘或其他材料有损坏危险的数值。 集电环（滑环） 温度计法 80 表3 水内冷发电机的温度限值
项 目 允许最高温度℃ 测量方法 定子铁心轭部 120 电阻测温元件 定子铁心齿部 120 电阻测温元件 定子绕组 90 层间电阻测温元件 定子绕组出水 85 温度计法 转子绕组出水 85 温度计法 定子端部冷却元件（铜屏蔽）出水 80 温度计法 集电环（滑环） 120 温度计法 不与绕组接触的铁心及其它部分 这些部件的温度在任何情况下不应达到使绕组或邻近的任何部位的绝缘或其它材料有损坏危险的数值。 表4 空冷电机的温升限值
部件 测量位置和测量方法 冷却介质为40℃时的温升限值K 8
定子绕组 转子绕组 槽内上下层线圈间埋设检温计法 电阻法 85 间接冷却：90 直接冷却：75（副槽），65（轴向） 80 定子铁心 埋设检温计法 80 集电环 温度计法 不与绕组接触的这些部件的温度在任何情况下不应达到使绕组或邻近的任何部位的绝铁心及其它部分 缘或其它材料有损坏危险的数值。 3.氢气冷却系统的监督
（1）氢气冷却系统正常运行时，发电机内氢压应达额定值，不宜降氢压运行；低于额定氢压允许值时，发电机允许的负荷值按制造厂家规定或专门的温升试验结果确定。
（2）机内氢压应高于定子内冷水水压。
（3）氢气冷却系统正常运行时，发电机内氢气纯度应在96％以上，气体混合物的含氧量不得超过1.2％。运行中，当机内氢纯度低于96％，或含氧量超过1.2％时，应立即进行排污，然后补充新鲜氢气，使氢气纯度恢复到正常值，并查找原因。排污时，应检查确定排污管出口附近无动火作业，以防发生氢气爆炸。
（4）运行中，若发现氢压降低和内冷水压升高的现象同时发生，应立即检查内冷水箱顶部是否出现氢气或箱内充气压力有无变化，同时降低负荷。一旦判定机内漏水，应安排停机处理。
（5）严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内，保证氢气干燥器连续运行，发现缺陷，及时处理。氢冷系统正常运行时，发电机内氢气在运行氢压下的允许湿度的高限，发电机内的最低温度应符合下表5的要求，允许湿度的低限为露点温度-25℃。当机内氢气湿度露点温度大于0℃时，应立即检查干燥装置，并进行排污和补氢。运行中当机内氢气湿度超出允许值，用排污补氢方法处理无效时，应查找原因，加以消除。
表5 发电机在运行氢压下的氢气允许湿度高限值
发电机内最低温度℃ 发电机在运行氢压下的氢气允许湿度的高限（露） 5 -5 ≥10 0 注：发电机内最低温度，可按如下规定确定： 稳定运行中的发电机：以冷氢温度和内冷水入口水温中的较低者，作为发电机内的最低温度值。 停运和开、停机过程中的发电机：以冷氢温度、内冷水入口水温、定子线棒温度和定子铁芯温度中的最低者，作为发电机内的最低温度值，如制造厂家规定的湿度标准高于本标准，则应按厂家标准执行。
（6）发电机漏氢量应每月定期测试一次，每昼夜漏氢量按下式计算。
a）测试时，发电机运行参数应等于或接近额定参数。测试前，氢压应先保持在额
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定值，氢气纯度、湿度在合格范围。然后在既不补氢也不排污的情况下进行测试，从测试起始直到测试结束整个过程中，每小时记录一次机内氢压（应用标准压力表）、氢温（冷热风多点平均值）、周围大气压和室温。测试持续时间一般应达到24h，特殊情况下不得少于12h。
b）漏氢量按下式计算:
m3/d
式中：V---发电机的充氢容积（m3）; H---测试持续时间（h）; P1、P2---测试起始、结束时机内氢压的表压力（MPa）;
Bl、B2---测试起始、结束时发电机周围环境的大气压力（MPa）; tl、t2 ---测试起始、结束时机内平均氢温（℃）。
由上式计算出的实际漏氢量表示每昼夜漏泄到充氢容积外，并已换算到规定状态下的氢气体积。规定状态为氢气压力0.1MPa，温度20℃。
c）国产发电机整套系统在额定氢压、转速下每昼夜的最大漏氢量一般应不超过下表6所列值。
表6 发电机每昼夜最大允许漏氢量（规定状态）
额定氢压MPa 合格值m3/d ≥0.5 18.0 ＜0.5 ≥0.4 16.0 ＜0.4 ≥0.3 14.5 ＜0.3 ≥0.2 7.5 ＜0.2 ≥0.1 5.0 ＜0.1 4.0
（7）为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔。还应加装漏氢监测装置。应按时检测氢气冷却发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1％时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3％时报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20％时，应停机处理。
4.内冷却水系统的监督
（1）正常情况下，应保证进入发电机的内冷水温度为40～50℃（PN≥200MW）；20～45℃（PN<200MW）。同时，定子内冷水进水温度应高于氢气冷风温度，以防止定子绕组结露。
（2）发电机在运行过程中，应在线连续测量内冷却水的电导率和pH值。
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（3）内冷却水水质应符合《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DL/T801）的要求，见下表7。
表7 发电机内冷却水水质
pH值（25℃） 8～9 7.0~9.0 电导率（25℃） μs/cm 0.4～2.0 含铜量 μg/L ≤20 溶氧量 μg/L － ≤30 （4）发电机内冷却水应采用除盐水或凝结水。当发现汽轮机凝汽器有循环水漏入时，内冷却水的补充水必须用除盐水。
（5）运行中发电机定子在相同流量下，进出水压力差的变化比原始数据大10%时，应作相应检查、综合分析，并作相应处理。
（6）发电机正常运行的反冲洗及其周期，按制造厂说明书的规定执行，或者在累计运行时间达两个月遇有停机或解列机会时，对定、转子内冷却水系统进行反冲洗。
（7）运行中定子绕组断水最长允许时间应符合制造厂规定。
（8）运行中定子内冷水电导率突然增大时，应检查该系统的冷却器是否漏水；离子交换器是否失效。如属前者，应切换备用冷却器。如属后者，应将离子交换器加以隔离，进行处理。
（9）加强定子内冷水泵的运行维护，备用水泵应处在正常状态，防止切换过程中因备用水泵故障造成定子水回路断水，严防水箱水位偏低或水量严重波动导致断水故障。
（10）水氢氢发电机在运行中发现机壳内有液体时，应立即检查并确定发电机内冷水是否存在泄漏，如确系漏水应立即安排停机处理。
（11）双水内冷或空冷发电机运行中发现机壳内、风室、空冷器等处有水时，应立即分析检查，并处理。
5.密封油系统的监督
（1）密封油系统应保证发电机转轴处漏氢量最少，并保持机内氢气质量合格和氢压稳定。
（2）密封油质应符合《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》（DL/T 705）的要求，200MW及以上容量发电机的油中含水量不得大于50μL/L。
（3）密封瓦内压力油室的油压应比机内氢压高。该压差值应遵照制造厂的规定。
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（五）发电机的检修监督
1.发电机的检修周期及项目应按中国国电集团公司机组检修相关管理制度执行，并参照《发电企业设备检修导则》（DL/T 838）规定及制造厂技术要求。
2.发电机本体的检修重点
（1）检查发电机定子绕组端部紧固件（如：压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓、绑绳等）紧固情况和磨损的情况。
（2）严格检查定子端部绕组中的异物，必要时使用内窥镜逐一检查。
（3）检查大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的情况。
（4）测量定子绕组波纹板的间隙。
（5）引水管外表应无伤痕。严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。
（6）检查定子铁芯边缘硅钢片有无断裂是否松动。 （7）转子检修后，应对氢内冷转子进行通风试验。
（8）防止发电机内遗留金属异物。建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。
（9）校验定子各部分测温元件，保证测温元件的准确性。
（10）冲洗外水路系统、连续排污，直至水路系统内可能存在的污物和杂物除尽为止。水质合格后，方允许与发电机内水路接通。制造厂有特殊规定者应遵守制造厂的规定。
（11）大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。整体气密性试验每昼夜最大允许漏气量见下表8。
表8 整体气密性试验每昼夜最大允许漏气量（0.1MPa，20℃）
额定氢压，MPa 最大允许漏气量，m3/d ≥0.5 4.7 ＜0.5 ≥0.4 4.2 ＜0.4 ≥0.3 3.8 ＜0.3 ≥0.2 2.0 ＜0.2 ≥0.1 1.3 ＜0.1 1.1
（12）两班制调峰发电机的检修项目应符合《大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则》（DL/T970）规定的要求。
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（六）发电机的试验
1.发电机预防性试验的试验周期、项目和要求按《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）的规定及制造厂技术要求执行。
2.200MW及以上的发电机在大修时，应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94～115Hz之间）的发电机，应进行端部结构改造。
3.大修时应对定子、转子线棒分路做流量试验。 4.大修时应对氢内冷转子进行通风试验。 第十四条 电力变压器的技术监督 （一）变压器的订货技术要求
1.电力变压器的设计、选型应符合《电力变压器选用导则》（GB/T17468）、《电力变压器应用导则》（GB/T13499）和《电力变压器第1部分：总则》（GB1094.1）、《电力变压器第2部分：温升》（GB1094.2）、《电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》（GB1094.3）、《电力变压器第5部分：承受短路的能力》（GB1094.5）等电力变压器标准和相关反事故措施的要求。油浸电力变压器的技术参数和要求应满足《油浸式电力变压器技术参数和要求》（GB/T 6451）等相关标准的规定；电抗器的性能应满足《电力变压器第6部分：电抗器》（GB1094.6）等标准的相关规定；干式变压器的技术参数和要求应满足《电力变压器第11部分：干式变压器》（GB1094.11）和《干式变压器技术参数和要求》（GB/T 10228）等标准的规定。
2.应对变压器的重要技术性能提出要求，包括：容量、短路阻抗、损耗、绝缘水平、温升、噪声、抗短路能力、过励磁能力等。
3.应对套管、分接开关、冷却器（散热器）、硅钢片、导线和绝缘材料等重要组、部件和材料的性能提出要求。
4.应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。订货所选变压器厂必须通过同类型产品的突发短路试验，并向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。
5.变压器套管外绝缘不仅要提出与所在地区污秽等级相适应的爬电比距要求，也应
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对伞裙形状提出要求。重污区可选用大小伞结构瓷套。应要求制造厂提供淋雨条件下套管人工污秽试验的型式试验报告。不得订购有机粘结接缝过多的瓷套管和密集形伞裙的瓷套管，防止瓷套出现裂纹断裂和外绝缘污闪、雨闪故障。
6.变压器（电抗器）的设计联络会除讨论变压器（电抗器）外部接口、内部结构配置、试验、运输、生产进度等问题外，还应着重讨论设计中的电磁场、电动力、温升和负荷能力等计算分析报告，保证设备有足够的抗短路能、绝缘裕度和负荷能力。
7.变压器变压器冷却器风扇电机应采用防水电机，潜油泵应选用转速不大于1000r／min的低速油泵。
（二）变压器的监造
1.220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收。监造工作应符合《电力设备监造技术导则》（DL/T 586）的要求，并全面落实变压器（电抗器）订货技术要求和设计联络文件的要求，使制造中发现的问题及时得到消除。
2.按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。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；同类产品型式试验报告，并如实反映产品制造过程中出现的问题及处理的方法和结果等。
3.重点的监造项目：
（1）原材料（硅钢片、电磁线、绝缘油等）的原材料质量保证书、性能试验报告。 （2）组件（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，压力释放阀、气体继电器、套管流变等还应有工厂校验报告。
（3）局部放电试验。 （4）感应耐压试验。
（5）转动油泵时的局部放电测量。（500kV变压器）。 3.出厂局放试验的要求:
（1）220kV及以上变压器，测量电压为1.5Um/√3 时，自耦变中压端不大于200pC；其它不大于 100pC。
（2）110kV变压器，测量电压为1.5Um/√3时，不大于300pC。
（3）500kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时（除备用油泵）进行局部
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放电试验。
4.向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。
（三）变压器的运输、安装和交接试验
1.变压器、电抗器在装卸和运输过程中，不应有严重的冲击和振动。电压在220kV及以上且容量在150MVA及以上的变压器和电压在330kV及以上的电抗器均应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，冲击允许值应符合制造厂及合同的规定。到达目的地后，制造厂、运输部门、用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。
2.变压器在运输和现场保管时必须保持密封。对于充气运输的变压器，运输中油箱内的气压应保持在0.01MPa～0.03MPa，干燥气体的露点必须低于－40℃，变压器、电抗器内始终保持正压力，并设压力表进行监视。现场存放时，负责保管单位应每天记录一次密封气体压力。安装前，应测定密封气体的压力及露点（压力≥0.01MPa,露点-40℃），以判断固体绝缘是否受潮。当发现受潮时，必须进行干燥处理，合格后方可投入运行。干式变压器在运输途中，应采取防雨和防潮措施。
3.安装施工单位应严格按制造厂“电力变压器安装使用说明书”的要求和GB50148的规定进行现场安装，确保设备安装质量。
4.安装在供货变压器上的套管必须是进行出厂试验时该变压器所用的套管。油纸电容套管安装就位后，110～220kV套管应静放24h，330～500kV套管应静放36h后方可带电。
5.安装结束后，应按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150）、订货技术要求、调试大纲及和反事故措施的规定进行交接验收试验。 交接验收试验重点监督项目：
（1）局部放电试验。 （2）交流耐压试验。 （3）绕组变形试验。 （4）绝缘油试验。
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6.新投运的变压器油中气体含量的要求：在注油静置后与耐压和局部放电试验24h后，两测得的氢、乙炔和总烃含量应无明显区别；气体含量应符合《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T 722）的要求，见下表9。
表9 新投运的变压器油气体含量 L/L
气体 变压器和电抗器 套管 氢 ＜10 ＜150 乙炔 0 0 总烃 ＜20 ＜10 注：1.套管中的绝缘油有出厂试验报告，现场可不进行试验； 2.电压等级为500kV的套管绝缘油，宜进行油中溶解气体的色谱分析。
7.新油在注入设备前，应首先对其进行脱气、脱水处理，其控制的项目及标准见下表10。
表10 新油净化后的指标 标准 项目 击穿电压kV 含水量 g/g 含气量 ％V/V 介质损耗 tgδ90℃％ 500 ≥60 ≤10 ≤1 ≤0.5 设 备 电 压 等 级kV 330 220 ≥50 ≥40 ≤10 ≤15 ≤1 — ≤1 ≤1 66～110 ≥40 ≤20 — ≤1 8.新油注入设备后，为了对设备本身进行干燥、脱气，一般需进行热油循环处理。 9.在变压器投用前应对其油品作一次全分析，并进行气相色谱分析，作为交接试验数据。
10.投产验收时应进行现场实地查看，并对变压器订货相关文件、设计联络文件、监造报告、出厂试验报告、设计图纸资料、开箱验收记录、安装记录、缺陷处理报告、监理报告、交接试验报告、调试报告等全部技术资料进行详细检查，审查其完整性、正确性和适用性。
11.投产验收中发现安装施工及调试不规范、交接试验方法不正确、项目不全或结果不合格、设备达不到相关技术要求、基础资料不全等不符合技术监督要求的问题时，要立即整改，直至验收合格。
（四）变压器的运行监督
1.变压器的例行巡视检查：变压器的日常巡视，每天至少一次，每周进行一次夜间巡视。变压器的巡视检查一般包括以下内容：
（1）变压器的油位和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗
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油、漏油。
（2）套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。
（3）持续跟踪并记录油温和绕组温度，特别是高温天气及峰值负荷时温度。如果变压器温度有明显的增长趋势，而负荷并没有增加，在确认温度计正常的情况下，要检查了解冷却器是否积污严重。
（4）检查吸湿器中干燥剂的颜色，当大约2/3干燥剂的颜色显示已受潮时，应予更换或进行再生处理；若干燥剂的变色速度异常（横比或纵比），应进行处理。
（5）检查风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常，特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏。
（6）仔细辨听变压器的噪声，响声均匀、正常。
（7）水冷却器的油压应大于水压（制造厂另有规定者除外）。 （8）压力释放器及安全气道应完好无损。
（9）各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮，温控装置工作正常。 （10）引线接头、电缆、母线应无发热迹象。 （11）有载分接开关的分接位置及电源指示应正常。 （12）气体继电器内应无气体（一般情况）。 （13）干式变压器的外部表面应无积污。
（14）变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常。 （15）现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其它项目。
2.应对变压器作定期检查，其检查周期由现场规程规定。检查包括以下内容： （1）各部位的接地应完好；并定期测量铁芯和夹件的接地电流。 （2）强油循环冷却的变压器应作冷却装置的自动切换试验。 （3）外壳及箱沿应无异常发热。 （4）有载调压装置的动作情况应正确。 （5）各种标志应齐全明显。 （6）各种保护装置应齐全、良好。
（7）各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠。
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（8）消防设施应齐全完好。
（9）贮油池和排油设施应保持良好状态。 （10）室内变压器通风设备应完好。
（11）检查变压器及散热装置无任何渗漏油。
（12）电容式套管末屏有无异常声响或其他接地不良现象。 （13）变压器红外测温。
3.变压器的特殊巡视检查：在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数：
（1）新设备或经过检修、改造的变压器在投运72小时内。 （2）有严重缺陷时。
（3）气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。 （4）雷雨季节特别是雷雨后。 （5）高温季节、高峰负载期间。 4.变压器运行中其它注意事项
（1）冷却器应根据运行温度的规定，及时启停，将变压器的温升控制在比较稳定的水平。
（2）运行中油流继电器指示异常时，应及时处理，并检查油流继电器挡板是否损坏脱落。
（3）变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，或当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应将其重瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸。
（4）对于油中含水量超标或本体绝缘性能不良的变压器，如在寒冬季节停运一段时间，则投运前要用真空加热滤油机进行热油循环，按《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）试验规程试验合格后再带电运行。
（5）加强潜油泵、储油柜的密封监测，如发现密封不良应及时处理，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。
（6）变压器内部故障跳闸后，应切除油泵，避免故障产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部位。
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（7）为保证冷却效果，变压器冷却器每1～2年应进行一次冲洗，变压器的风冷却器每1～2年用压缩空气或水进行一次外部冲洗，宜安排在大负荷来临前进行。
（8）运行在中性点有效接地系统中的中性点不接地变压器，在投运、停运以及事故跳闸过程中，为防止出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。在投切空载变压器时，中性点必须可靠接地。
（9）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，以便在运行中监测接地线中是否有环流，环流应小于100mA。当运行中环流异常增长变化，应尽快查明原因，严重时应检查处理并采取措施，例如铁心多点接地而接地电流较大，又无法消除时，可在接地回路中串入限流电阻作为临时性措施，将电流限制在300mA左右，并加强监视。
（10）作为备品的110kV及以上套管，应竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面受潮。对水平放置保存期超过一年的110kV及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
（11）装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入。结合大修或有必要时对胶囊和隔膜的完好性进行检查。
（12）对于装有金属波纹管贮油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应及时更换处理。要防止异物卡涩导轨，保证呼吸顺畅。
5.有载调压变压器相关特殊要求
（1）正常情况下，一般使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手摇操作。当分接开关处在极限位置又必须手摇操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。
（2）手动分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。操作时应同时观察电压表和电流表的指示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及动作计数器的指示等都应有相应变动。
（3）分接开关必须装有计数器，在采用自动控制方式时，应每天定时记录分接变换次数。当计数器失灵时，应暂停使用自动控制器，查明原因，故障消除后，方可恢复自动控制；在采用手动控制方式时，每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电
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压变化情况做好记录，每月记录累计动作次数。
（4）当变动分接开关操作电源后，在未确证电源相序是否正确前，禁止在极限位置进行电气控制操作。
（5）运行中分接开关的气体继电器应有校验合格有效的测试报告。运行中多次分接变换后，气体继电器动作发信，应及时放气。若分接变换不频繁而发信频繁，应作好记录，并暂停分接变换，查明原因。若气体继电器动作跳闸，必须查明原因，按《电力变压器运行规程》（DL/T 572）的有关规定办理。在未查明原因消除故障前，不得将变压器及其分接开关投入运行。
（6）当怀疑油室因密封缺陷而渗漏，致使油室油位异常升高、降低或变压器变压器本体绝缘油的色谱气体含量超标时，应暂停分接变换操作，调整油位，进行追踪分析。
（7）运行中分接开关油室内绝缘油应符合表11的要求。 表11 有载分接开关运行中油质要求 序号 1 2 3 4 1类开关 2类开关 （用于中性点） （用于线端或中部） ≥30 ≥40 击穿电压（kV） ＜30 ＜40 ＜25 ＜30 含水量（μL/L） ≤40 ≤30 项目 备注 允许分接变换操作 停止自动电压控制器的使用 停止分接变换操作并及时处理 若大于应及时处理 6.分接开关巡视检查项目：
（1）电压指示应在规定电压偏差范围内。 （2）控制器电源指示灯显示正常。
（3）分接位置指示器应指示正确。（操作机构中分接位置指示、自动控制装置分接位置指示、远方分接位置指示应一致，三相分接位置指示应一致。）
（4）分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常。 （5）分接开关及其附件各部位应无渗漏油。 （6）计数器动作正常，能及时记录分接变换次数。
（7）电动机构箱内部应清洁，润滑油位正常，机构箱门关闭严密，防潮、防尘、防小动物等密封措施良好。
（8）分接开关加热器应完好，并按要求及时投切。 （五） 变压器的检修监督
1.变压器检修的项目、周期、工艺及其试验项目按《电力变压器检修导则》（DL/T
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573）的有关规定和制造厂的要求执行；分接开关检修项目、周期、要求与试验项目、周期和标准应按《变压器分接开关运行维修导则》（DL/T 574）关规定和制造厂技术要求执行。
2.运行中的变压器是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定。
（1）《电力变压器检修导则》（DL/T 573）推荐的检修周期和项目。 （2）结构特点和制造情况。
（3）运行中存在的缺陷及其严重程度。 （4）负载状况和绝缘老化情况。
（5）历次电气试验和绝缘油分析及在线监测设备的检测结果。 （6）与变压器有关的故障和事故情况。 （7）变压器的重要性。
3.变压器有载分接开关是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：
（1）《变压器分接开关运行维修导则》（DL/T 574）推荐的检修周期和项目。 （2）制造厂有关的规定。 （3）动作次数。
（4）运行中存在的缺陷及其严重程度。 （5）历次电气试验和绝缘油分析结果。 （6）变压器的重要性。
4.变压器检修时应重点注意以下事项：
（1）定期对套管进行清扫，防止污秽闪络和大雨时闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可在瓷套上涂防污闪涂料等措施。
（2）气体继电器应定期校验，消除因接点短接等造成的误动因素。
（3）大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真空。
（4）变压器在吊检和内部检查时应防止绝缘受伤。安装变压器穿缆式套管应防止
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引线扭结，不得过分用力吊拉引线。如引线过长或过短应查明原因予以处理。检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架。
（5）检修中需要更换绝缘件时，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。
（6）在检修时应测试铁心绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。 （7）变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。
（8）在大修时，应注意检查引线、均压环（球）、木支架、胶木螺钉等是否有变形、损坏或松脱。注意去除裸露引线上的毛刺及尖角，发现引线绝缘有损伤的应予修复。对线端调压的变压器要特别注意检查分接引线的绝缘状况。对高压引出线结构及套管下部的绝缘筒应在制造厂代表指导下安装，并检查各绝缘结构件的位置，校核其绝缘距离及等电位连接线的正确性。
（9）检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、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。为防止拨叉产生悬浮电位放电，应采取等电位连接措施。
（10）变压器安装和检修后，投入运行前必须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。强油循环变压器在投运前，要启动全部冷却设备使油循环，停泵排除残留气体后方可带电运行。更换或检修各类冷却器后，不得在变压器带电情况下将新装和检修过的冷却器直接投入，防止安装和检修过程中在冷却器或油管路中残留的空气进入变压器。
（11）在安装、大修吊罩或进入检查时，除应尽量缩短器身暴露于空气的时间外，还要防止工具、材料等异物遗留在变压器内。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。为防止真空泵停用或发生故障时，真空泵润滑油被吸入变压器本体，真空系统应装设逆止阀或缓冲罐。
（12）大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于以下规定：110kV及以下24h；220kV及以下48h；500kV及以下72h。
（13）除制造厂有特殊规定外，在安装变压器时应进入油箱检查清扫，必要时应吊心检查、清除箱底异物。导向冷却的变压器要注意清除进油管道和联箱中的异物。
（14）变压器安装或更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和
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潜油泵内部，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多，应进一步检查处理。
（15）变压器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。对已运行的变压器，其高转速潜油泵（转速大于1000r/min）宜进行更换。
（16）复装时注意检查钟罩顶部与铁心上夹件的间隙，如有碰触，应及时消除。 （六）变压器的试验
1.变压器预防性试验的项目、周期、要求应符合《电力设备预防性试验规程》（DL/T596）的规定及制造厂的要求。
2.变压器红外检测的方法、周期、要求应符合《带电设备红外诊断应用规范》（DL/T664）的规定。
（1）新建、改建或大修后的变压器，应在投运带负荷后不超过1个月内（但至少在24h后）进行一次检测。
（2）220kV及以上变压器每年不少于两次检测，其中一次可在大负荷前，另一次可在停电检修及预试前。110kV及以下变压器每年检测一次。
（3）宜每年进行一次精确检测，做好记录，将测试数据及图像存入红外数据库。 3.变压器现场局部放电试验
（1）运行中变压器油色谱异常，怀疑设备存在放电性故障，必要时可进行现场局部放电试验。
（2）220kV 及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。 （3）更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器，必须进行现场局部放电试验。
4.变压器变形试验
变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应做低电压短路阻抗测试及用频响法测试绕组变形，并与原始记录进行比较，同时应结合短路事故冲击后的其它电气试验项目进行综合分析。
5.对运行年久（15年及以上）、温升过高的变压器、500kV变压器和电抗器及150MVA以上升压变压器投运3～5年后，可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。
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6.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。
7.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。
8.改造后的变压器应进行温升试验，以确定其负荷能力。 9.变压器油试验
（1）新变压器和电抗器在投运和变压器大修后按下列规定进行色谱分析：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天各做一次气相色谱分析（500kV设备还应在投运后第一天进行一次）。
（2）在运行中按检测周期进行油色谱分析：330kV及以上变压器和电抗器为3个月；220kV变压器或120MVA及以上的发电厂主变压器为6个月；8MVA及以上的变压器为1年； 8MVA以下的油浸式变压器自行规定。
（3）变压器和电抗器油简化分析的重点项目：330kV和500kV变压器、电抗器油每年进行一次微水测试和油中含气量（体积分数）；66kV及以上的变压器、电抗器和1000kVA及以上所、厂用变压器油，每年进行一次油击穿电压试验；35kV及以下变压器油试验周期为3年进行一次油击穿电压试验。
10.有载分接开关的试验
分接开关新投运1～2年或分接变换5000次，切换开关或选择开关应吊芯检查一次。运行中分接开关油室内绝缘油，每6个月至1年或分接变换2000～4000次，至少采样1次进行微水及击穿电压试验。分接开关检修超周期或累计分接变换次数达到所规定的限值时，应安排检修，并对开关的切换时间进行测试。
第十五条 气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）的技术监督 （一）订货技术要求
1.气体绝缘金属封闭开关设备（以下简称GIS）订货应符合《气体绝缘金属封闭开关设备技术条件》（DL/T 617）、《气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则》（DL/T 728）和《额定电压72.5kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备》（GB 7674）等标准和相关反事故的要求。
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2.根据使用要求，确定GIS内部元件在正常负荷条件和故障条件下的额定值，并考虑系统的特点及其今后预期的发展来选用GIS。
（二）运输、安装、交接试验
1.GIS应在密封和充低压力的干燥气体（如SF6或N2）的情况下包装、运输和贮存，以免潮气侵入。
2.GIS应包装规范，并应能保证各组成元件在运输过程中不致遭到破坏、变形、丢失及受潮。对于外露的密封面，应有预防腐蚀和损坏的措施。各运输单元应适合于运输及装卸的要求，并有标志，以便用户组装。包装箱上应有运输、贮存过程中必须注意事项的明显标志和符号。出厂产品应附有产品合格证书（包括出厂试验数据）和装箱单。
3.GIS每个运输单元应安装冲击记录仪，以检查GIS在运输过程中有否受到冲击等情况。
4.安装施工单位应严格按制造厂“安装说明书”、《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》（GB 50147）和基建移交生产达标要求进行现场安装工作。
5.GIS在现场安装后、投入运行前的交接试验项目和要求，应符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150）及《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》（DL/T618）以及制造厂技术要求等有关规定执行。220kV及以上设备重点监督项目：交流耐压试验、SF6气体含水量测试。
6.六氟化硫气体压力、泄漏率和含水量应符合现行国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB 50150）及产品技术文件的规定。
（三） GIS的运行监督
1.巡视：每天至少1次。对运行中的GIS设备进行外观检查，主要检查设备有无异常情况，并做好记录。如有异常情况应按规定上报并处理。内容主要有:
（1）标志牌的名称和编号齐全、完好。
（2）外壳、支架等有无锈蚀、损坏，瓷套有无开裂、破损或污秽情况。外壳漆膜是否有局部颜色加深或烧焦、起皮现象。
（3）GIS室内的照明、通风和防火系统及各种监测装置是否正常、完好。GIS室氧量仪指示不低于18％，SF6气体含量不超过1000μL/L，无异常声音或异味。
（4）断路器、隔离开关、接地开关及快速接地开关的位置指示正确，并与当时实
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际运行工况相符。
（5）气室压力表、油位计的指示是否在正常范围内，并记录压力值。 （6）检查断路器和隔离开关的动作指示是否正常，记录其累积动作次数。 （7）避雷器在线监测仪指示正确，并记录泄漏电流值和动作次数。
（8）各种指示灯、信号灯和带电监测装置的指示是否正常，控制开关的位置是否正确，控制柜内加热器的工作状态是否按规定投入或切除。
（9）外部接线端子有无过热情况，汇控柜内有无异常现象。
（10）接地端子有无发热现象，接触应完好。金属外壳的温度是否超过规定值。 （11）各类箱、门关闭严密。
（12）各类管道及阀门有无损伤、锈蚀，阀门的开闭位置是否正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架是否良好。
（13）压力释放装置有无异常，其释放出口有无障碍物。
（14）设备有无漏气（SF6气体、压缩空气）、漏油（液压油、电缆油）。 （15）可见的绝缘件有无老化、剥落，有无裂纹。 2.GIS中SF6气体监督
（1） SF6气体泄漏监测：根据SF6气体压力、温度曲线、监视气体压力变化，发现异常，应查明原因。
（2）气体压力监测：检查次数和抄表依实际情况而定。
（3）气体泄漏检查：当发现压力表在同一温度下，相邻两次读数的差值达0.01～0.03MPa时，应进行气体泄漏检查。
（4）SF6气体补充气：根据监测各气室的SF6气体压力的结果，对低于额定值的气室，应补充SF6气体，并作好记录。GIS设备补气时，应符合新气质量标准。
（5）SF6气体湿度检测：定期进行微水含量检测，如发现不合格情况应及时进行处理。允许标准见下表12，或按制造厂标准。
表12 SF6气体湿度允许标准
气室 交接验收值 运行允许值 有电弧分解的气室 ≤150μL/L ≤300μL/L 无电弧分解的气室 ≤250μL/L ≤500μL/L 注：测量时环境温度为20℃，大气压力为101325Pa 3.SF6新气的质量管理
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（1）SF6新气到货后，应检查是否有制造厂的质量证明书，其内容包括制造厂名称、产品名称、气瓶编号、净重、生产日期和检验报告单。
（2）SF6新气到货的一个月内，以不少于每批一瓶抽样检验，按《工业六氟化硫》（GB/T 12022）、《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》（DL/T 603）的要求进行复核（见下表）。
（3）对于国外进口的新气，应进行抽样检验，可按国家标准《工业六氟化硫》（GB/T 12022）验收。
（4）充气前，每瓶SF6气体都应复核湿度，不得超过表13中的规定。 表13 SF6新气质量标准
项目名称 纯度（SF6）（质量分数） 空气（N2+02或Air）（质量分数） 四氟化碳（CF4）（质量分数） 湿度（H20） 酸度（以HF计） 可水解氟化物（以HF计） 矿物油 毒性 标准值（GB 12022） ≥99.8 ≤0.05% ≤0.05% ≤8μg/g ≤0.3μg/g ≤1.0μg/g ≤10μg/g 生物试验无毒 （四）GIS的检修监督
1.定期检查：GIS处于全部或部分停电状态下，专门组织的维修检查。宜每4年进行1次，或按实际情况而定。内容主要有：
（1）对操动机构进行维修检查，处理漏油、漏气或缺陷，更换损坏零部件。 （2）维修检查辅助开关。
（3）检查或校验压力表、压力开关、密度继电器或密度压力表和动作压力值。 （4）检查传动部位及齿轮等的磨损情况，对转动部件添加润滑剂。 （5）断路器的机械特性及动作电压试验。 （6）检查各种外露连杆的紧固情况。 （7）检查接地装置。
（8）必要时进行绝缘电阻、回路电阻测量。 （9）油漆或补漆。
（10）清扫GIS外壳，对压缩空气系统排污。 2.GIS的分解检查
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断路器达到规定的开断次数或累计开断电流值；GIS某部位发生异常现象、某气室发生内部故障；达到规定的分解检修周期时，应对断路器或其它设备进行分解检修，其内容与范围应根据运行中所发生的问题而定，这类分解检修宜由制造厂承包进行。GIS解体检修后，应按《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》（DL/T 603）的规定进行试验及验收。
（1）断路器本体一般不用检修，在达到制造厂规定的操作次数或达到表14的操作次数应进行分解检修。断路器分解检修时，应有制造厂技术人员在场指导下进行。检修时将主回路元件解体进行检查，根据需要更换不能继续使用的零部件。
表14 断路器动作（或累计开断电流）次数 使用条件 空载操作 开断负荷电流 开断额定短路开断电流 规定操作次数 3000次 2000次 15次 （2）检修内容与周期。每15年或按制造厂规定应对主回路元件进行1次大修，主要内容包括:电气回路；操动机构；气体处理；绝缘件检查；相关试验。
（五）GIS的试验
1.GIS预防性试验的项目、周期、要求应符合《电力设备预防性试验规程》（DL/T596）的规定。
2.GIS解体检修后的试验应按《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》（DL/T 603）的规定进行，其试验项目：
（1）绝缘电阻测量。 （2）主回路耐压试验。 （3）元件试验。 （4）主回路电阻测量。 （5）密封试验。 （6）联锁试验。 （7）湿度测量。
（8）局部放电试验（必要时）。
3.SF6新气到货后，充入设备前应按《工业六氟化硫》（GB/T 120220）及《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》（DL/T 603）验收。
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4.运行中SF6气体的试验项目、周期和要求应符合《电力设备预防性试验规程》（DL/T596）的规定。
（1）气体泄漏标准：每个气室年漏气率小于1%，交接时每个气室年漏气率小于0.5%。
（2）SF6气体湿度：新设备投入运行后1年监测1次；运行1年后若无异常情况，可间隔1～3年检测1次。
5. SF6密度继电器及压力表应按规定定期校验。 第十六条 高压断路器的技术监督 （一） 高压断路器选型、订货技术要求
1.高压开关的设计选型应符合《高压交流断路器订货技术条件》（DL/T402）、《高压交流隔离开关和接地开关》（DL/T 486）、《交流高压断路器参数选用导则》（DL/T615）、《高压交流断路器》（GB1984）等标准和有关反事故措施的规定，对220kV～500kV高压断路器应满足《进口252（245）～550kV交流高压断路器和隔离开关技术规范》（DL/T 405）的要求。高压开关设备有关参数选择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。
2.断路器应选用无油化产品，其中真空断路器应选用本体和机构一体化设计制造的产品。
3.高压开关柜应选用“五防” 功能完备的加强绝缘型产品，其外绝缘应满足以下条件：空气绝缘净距离：≥ 125mm（对12kV），≥360mm（对40.5kV ）； 爬电比距：≥ 18mm/kV（对瓷质绝缘），≥ 20mm/kV（对有机绝缘）。
4.开关柜中的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸酯等有机绝缘材料，应采用阻燃性绝缘材料（如环氧或SMC材料）。
5.在开关柜的配电室中配置通风防潮设备，在梅雨、多雨季节时启动，防止凝露导致绝缘事故。
6.为防止开关柜火灾蔓延，在开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其它功能气室之间应采取有效的封堵隔离措施。另外，应加强柜内二次线的防护，二次线宜由阻燃型软管或金属软管包裹，防止二次线损伤。
7.主变、启备变高压侧断路器宜选用三相机械联动的断路器。
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8.断路器必须符合当地防污等级要求。 （二） 高压断路器的运输、安装和交接试验
1.断路器及其操动机构应能保证断路器各零部件在运输过程中不致遭到脏污、损坏、变形、丢失及受潮。对于其中的绝缘部分及由有机绝缘材料制成的绝缘件应特别加以保护，以免损坏和受潮；对于外露的接触表面，应有预防腐蚀的措施。六氟化硫断路器在运输和装卸过程中，不得倒置、碰撞或受到剧烈的振动。
2.SF6品在运输过程中，应充以符合标准的六氟化硫气体或氮气。
3.SF6断路器的安装，应在无风沙、无雨雪的天气下进行；灭弧室检查组装时，空气相对湿度应小于80%，并应采取防潮、防尘措施。
4.SF6断路器的安装应在制造厂家技术人员的指导下进行，安装应符合产品技术文件要求，且应符合下列规定：
（1）应按制造厂的部件编号和规定顺序进行组装，不得混装。
（2）断路器的固定应符合产品技术文件要求且牢固可靠。支架或底座与基础的垫片不宜超过3片，其总厚度不应大于10mm，各垫片尺寸应与机座相符且连接牢靠。
（3）同相各支柱瓷套的法兰面宜在同一水平面上，各支柱中心线间距离的误差不应大于5mm，相间中心距离的误差不应大于5mm。
（4）所有部件的安装位置正确，并按产品技术文件要求保持其应有的水平或垂直位置。
（5）密封槽面应清洁，无划伤痕迹；已用过的密封垫（圈）不得使用；涂密封脂时，不得使其流入密封垫（圈）内侧而与六氟化硫气体接触。
（6）应按产品技术文件要求更换吸附剂。
（7）应按产品技术文件要求选用吊装器具、吊点及吊装程序。
（8）密封部位的螺栓应使用力矩扳手紧固，其力矩值应符合产品技术文件要求。 （9）按产品技术文件要求涂抹防水胶。
5.断路器调整后的各项动作参数，应符合产品的技术规定。 6.设备载流部分检查以及引下线连接应符合下列规定： （1）设备载流部分的可挠连接不得有折损、表面凹陷及 锈蚀。
（2）设备接线端子的接触表面应平整、清洁、无氧化膜，镀银部分不得挫磨。
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（3）设备接线端子连接面应涂以薄层电力复合脂。
（4）连接螺栓应齐全、紧固，紧固力矩符合现行国家标准《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》（GB50149）的有关规定。
（5）引下线的连接不应使设备接线端子受到超过允许的承受应力。
7.新装的断路器必须严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150），进行交接试验。220kV及以上设备重点监督项目：交流耐压试验、SF6气体含水量测试。
8.新装72.5kV及以上电压等级断路器的绝缘拉杆，在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动及超过允许限度的变形。除进行泄漏试验外，必要时应进行工频耐压试验。
（三）高压断路器运行监督
1.断路器巡视：日常巡视，升压站每天当班巡视不少于一次；夜间闭灯巡视，升压站每周一次。
（1）油断路器巡视项目：
a）标志牌的名称和编号齐全、完好。
b）断路器的分、合位置指示正确，与当时实际运行工况相符。 c）本体无渗、漏油痕迹、无锈蚀、无放电、无异声。 d）套管、绝缘子无断裂、无裂纹，无损伤、无放电。 e）绝缘油位在正常范围内，油色透明无碳黑悬浮物。 f）放油阀关闭紧密、无渗、漏油。 g）引线的连接部位接触良好，无过热。 h）连杆、转轴、拐臂无裂纹、无变形。
i）端子箱电源开关完好、名称标注齐全、封堵良好、箱门关闭严密。 j）接地螺栓压接良好，无锈蚀。 k）基础无下沉、无倾斜。
l）断路器环境良好。户外断路器栅栏完好，设备附近无杂草和杂物；配电室的门窗、通风及照明应良好。
（2）六氟化硫断路器巡视项目：
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a）标志牌的名称和编号齐全、完好。
b）套管、绝缘子无断裂、无裂纹，无损伤、无放电。 c）分、合位置指示正确，与当时实际运行工况相符。
d）各部分及管道无异声（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常。 e）软连接及各导流压接点压接良好、无过热变色、无断股。 f）控制、信号电源正常、无异常信号发出。
g）SF6气体压力表或密度表在正常范围内，记录压力值。
h）端子箱电源开关完好、名称标注齐全、封堵良好、箱门关闭严密。 i）各连杆、传动机构无弯曲、无变形、无锈蚀、轴销齐全。 j）接地螺栓压接良好，无锈蚀。 k）基础无下沉、无倾斜。 （3）真空断路器的巡视项目： a）标志牌的名称和编号齐全、完好。
b）灭弧室无放电、无异声、无破损、无变色。 c）分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符。 d）绝缘拉杆完好、无裂纹。
e）各连杆、传动机构无弯曲、无变形、无锈蚀、轴销齐全。 f）引线连接部位接触良好、无过热变色。
g）分、合位置指示正确，与当时实际运行工况相符。
h）端子箱电源开关完好、名称标注齐全、封堵良好、箱门关闭严密。 i）接地螺栓压接良好，无锈蚀。 2.操动机构巡视
（1）电磁操动机构的巡视项目：
a）机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密。
b）检查分、合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟异味。 c）直流电源回路接线端子无松脱、无铜绿或锈蚀。 d）加热器正常完好。 （2）液压机构的巡视项目：
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a）机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密。 b）检查油箱油位正常、无渗漏油。 c）高压油的油压在允许范围内。 d）每天记录油泵启动次数。 e）机构箱内无异味。 f）加热器正常完好。 （3）弹簧机构的巡视项目：
a）机构箱门平整、开启灵活、关闭紧密。
b）断路器在运行状态，储能电动机的电源闸刀或熔丝应在闭合位置。 c）检查储能电动机、行程开关接点无卡住和变形，分、合闸线圈无冒烟异味。 d）断路器在分闸备用状态时，分闸连杆应复归，分闸锁扣到位，合闸弹簧应储能。 e）防凝露加热器良好。 3.断路器绝缘油油质监督
（1）新油或再生油使用前应按DL/T 596规定的项目进行试验，注入断路器后再取样试验，结果记入档案。
（2）运行中绝缘油应按《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）进行定期试验。 （3）绝缘油试验发现有水分或电气绝缘强度不合格，以及可能影响断路器安全运行的其它不合格项目时，应及时处理。
（4）油位降低至下限以下时，应及时补充同一牌号的绝缘油，如需与其它牌号混用需作混油试验。
4.断路器SF6气体气质监督
（1） 新装SF6断路器投运前必须复测断路器本体内部气体的含水量和泄漏，灭弧室气室的含水量应小于150μL/L（体积比），其它气室应小于250μL/L（体积比），断路器年漏气率小于1%。
（2）运行中的SF6断路器应定期测量SF6气体含水量，新装或大修后，一年内复测一次，如湿度符合要求，则正常运行中1～3年1次。灭弧室气室含水量应小于300μL/L（体积比），其它气室小于500μL/L（体积比）。
（3）新气及库存SF6气应按SF6管理导则定期检验，进口SF6新气亦应复检验收入
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库，检查时按批号作抽样检验，分析复核主要技术指标，凡未经分析证明符合技术指标的气体（不论是新气还是回收的气体）均应贴上“严禁使用”标志。
（4）SF6断路器需补气时，应使用检验合格的SF6气体。
（5）SF6断路器应定期进行微水含量和泄漏检测，运行中SF6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时，气体应予回收，不得随意向大气排放以防止污染环境及造成人员中毒事故。
5.断路器操动机构的监督
（1）操动机构脱扣线圈的端子动作电压应满足：低于额定电压的30％时，应不动作； 高于额定电压的65％时，应可靠动作。
（2）操作机构合闸操作动作电压在额定电压的85％～110％时，应可靠动作。对电磁机构，当断路器关合电流峰值小于50kA时，直流操作电压范围为额定电压的80％～110％。
（3）气动机构合闸，压缩空气气源的压力应基本保持稳定，一般变化幅值不大于±50kPa。
（4）液压操动机构及采用差压原理的气动机构应具有防“失压慢分”装置，并配有防“失压慢分”的机构卡具。
（5）液压或气动机构的工作压力大于1MPa（表压）时，应有压力安全释放装置。 （6）加强操动机构的维护，保证机构箱密封良好，防雨、防尘、通风、防潮及防小动物进入等性能良好，并保持内部干燥清洁。机构箱应有通风和防潮措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。
（7）液压机构箱应有隔热防寒措施。液压机构应定期检查回路有无渗漏油现象，应注意液压油油质的变化，必要时应及时滤油或换油，防止液压油中的水份使控制阀体生锈，造成拒动。做好油泵累计启动时间记录。
（8）气动机构宜加装汽水分离装置和自动排污装置，防止压缩空气中的凝结水使控制阀体生锈，造成拒动。未加装汽水分离装置和自动排污装置的气动机构应定期放水，如放水发现油污时应检修空压机。在冬季或低温季节前，对气动机构应及时投入加热设备，防止压缩空气回路结冰造成拒动。气动机构各运动部位应保持润滑。做好空气压缩机的累计启动时间的记录。
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（9）液压机构发生失压故障时必须及时停电处理。为防止重新打压造成慢分，必须采取防止开关慢分的措施。
6.其它注意事项
（1）断路器运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，SF6断路器气体压力异常、液压（气动）操动机构压力异常导致断路器分合闸闭锁时，严禁对断路器进行操作。严禁油断路器在严重缺油情况下运行。油断路器开断故障电流后，应检查其喷油及油位变化情况，当发现喷油时，应查明原因并及时处理。
（2）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，并定期做断路器机械特性试验，以及时发现问题。
（3）积极开展真空断路器真空度测试，预防由于真空度下降引发的事故。 （4）根据可能出现的系统最大负荷运行方式，每年应核算开关设备安装地点的断流容量，并采取措施防止由于断流容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。
（5）每台断路器的年动作次数应作出统计，正常操作次数和短路故障开断次数应分别统计。
（6）定期用红外热像仪检查断路器的接头部，特别在高峰负荷或高温天气，要加强对运行设备温升的监视，发现异常应及时处理。
（7）长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查。在低温地区还应采取防寒措施和进行低温下的操作试验。
（8）手车柜内应有安全可靠的闭锁装置，杜绝断路器在合闸位置推入手车。 （9）室内安装运行的SF6开关设备，应设置一定数量的氧量仪和SF6浓度报警仪。 （四）高压断路器的检修监督
1.断路器应按规定的检修周期和实际累计短路开断次数及状态进行检修，尤其要加强对绝缘拉杆、机构的检修，防止断路器绝缘拉杆拉断、拒分、拒合和误动，以及灭弧室的烧损或爆炸，预防液压机构的漏油和慢分。
2.对72.5kV及以上电压等级少油断路器在新装前及投运一年后应检查铝帽上是否有砂眼，密封端面是否平整，应针对不同情况分别处理，如采取加装防雨帽等措施。
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在检查维护时应注意检查呼吸孔，防止被油漆等物堵死。
3.检修时应对断路器的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。
4.当断路器大修时，应检查液压（气动）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，无卡涩现象，以防拒分或拒合。
5.调整断路器时应用慢分、慢合检查有无卡涩，各种弹簧和缓冲装置应调整和使用在其允许的拉伸或压缩限度内，并定期检查有无变形或损坏。
6.各种断路器的油缓冲器应调整适当。在调试时，应特别注意检查油缓冲器的缓冲行程和触头弹跳情况，以验证缓冲器性能是否良好，防止由于缓冲器失效造成拐臂和传动机构损坏。禁止在缓冲器无油状态下进行快速操作。低温地区使用的油缓冲器应采用适合低温环境条件的缓冲油。
7.断路器操动机构检修后，应检查操动机构脱扣器的动作电压是否符合30％和65％额定操作电压的要求。合闸机构在80％（或85％）额定操作电压下，可靠动作。
（五） 高压断路器的试验
1.检修期间，断路器应按《电力设备预防性试验规程》（DL/T596）进行预防性试验。
2.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、交接试验及预防性试验中，应对合闸电阻的阻值、断路器主断口与合闸电阻断口的配合关系进行测试。
3.SF6密度继电器及压力表应按规定定期校验。
4.断路器红外检测的方法、周期、要求应符合《带电设备红外诊断技术应用规范》（DL/T 664）的规定。
5.真空开关交流耐压试验应在开关投运一年内进行一次。以后按正常预防性试验周期进行。
第十七条 互感器的技术监督 （一）订货技术要求
1.互感器的技术要求应符合《电力用电流互感器订货技术条件》（DL/T725）、《电
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力用电压互感器订货技术条件》（DL/T726）和《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》（DL/T 866）等标准和反事故措施的有关规定。
2.电压互感器的技术参数和性能应满足《电磁式电压互感器》（GB1207）的要求；电容式电压互感器应满足《电容式电压互感器》（GB/T 4703）的要求，当分压电容有套管引出时应注意对内部场强的影响，电磁单元应填充变压器油，宜设置取油阀和注油孔；保护用电流互感器的暂态特性应满足《保护用电流互感器暂态特性技术要求》（GB 16847）的要求。
3.电流互感器的技术参数和性能应满足《电流互感器》（GB 1208）、《电容式电压互感器》（GB/T 4703）及《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285）的要求；
4.保护用电流互感器的暂态特性应满足《保护用电流互感器暂态特性技术要求》（GB 16847）及《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285）的要求。
（二）互感器的运输、安装和交接试验
1.互感器的包装，应保证产品及其组件、零件的整个运输和储存期间不致损坏及松动。干式互感器的包装，还应保证互感器在整个运输和储存期间不得受到雨淋。
2.互感器在运输过程中应无严重震动、颠簸和冲击现象。
3.互感器交接验收时应按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150）进行试验并满足其相关要求，试验项目包括：
（1）测量绕组的绝缘电阻。
（2）测量35kV及以上电压等互感器的介质损耗角正切值tanδ。 （3）局部放电试验。 （4）交流耐压试验。 （5）绝缘介质性能试验。 （6）测量绕组的直流电阻。 （7）检查接线组别和极性。 （8）误差测量。
（9）测量电流互感器的励磁特性曲线。 （10）测量电磁式电压互感器的励磁特性。 （11）电容式电压互感器（CVT）的检测。
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（12）密封性能检查。
（13）测量铁芯加紧螺栓的绝缘电阻。
4.SF6封闭式组合电器中的电流互感器和套管式电流互感器的试验应进行上条中（1）、（6）、（7）、（8）、（9）的项目。
（三）互感器的运行监督
1.日常巡视：互感器应定期巡视，每值不少于一次；夜间闭灯巡视：每周不少于一次；如巡视发现设备异常应及时汇报，并做好记录，随时注视其发展。各类互感器运行中巡视检查，应包括以下基本内容：
（1） 油浸式互感器：
a）设备外观是否完整无损，各部连接是否牢固可靠。 b）外绝缘表面是否清洁、有无裂纹及放电现象。 c）油色、油位是否正常，膨胀器是否正常。 d）有无渗漏油现象。
e）有无异常振动，异常音响及异味。
f）各部位接地是否良好（注意检查电流互感器末屏连接情况与电压互感器N（X）端连接情况）。
g）电流互感器是否过负荷，引线端子是否过热或出现火花，接头螺栓有无松动现象。
h）电压互感器端子箱内熔断器及自动断路器等二次元件是否正常。 i）特殊巡视补充的其它项目，视运行工况要求确定。
（2）电容式电压互感器：除与上条油浸式互感器相关项目相同外，尚应注意检查项目如下：
a）330kV及以上电容式电压互感器分压电容器各节之间防晕罩连接是否可靠。 b）分压电容器低压端子N（δ、J）是否与载波回路连接或直接可靠接地。 c）电磁单元各部分是否正常，阻尼器是否接入并正常运行。 d）分压电容器及电磁单元有无渗漏油。
（3）SF6气体绝缘互感器：除与上条油浸式互感器相关项目相同外，应特别注意检查项目如下：
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a）检查压力表指示是否在正常规定范围，有无漏气现象，密度继电器是否正常。 b）复合绝缘套管表面是否清洁、完整、无裂纹、无放电痕迹、无老化迹象，憎水性良好。
（4）树脂浇注互感器
a）互感器有无过热，有无异常振动及声响。 b）互感器有无受潮，外露铁心有无锈蚀。
c）外绝缘表面是否积灰、粉蚀、开裂，有无放电现象。 2.互感器绝缘油监督
（1）绝缘油按《运行变压器油维护管理导则》（GB/T 14542）管理，应符合《运行中变压器油质量》（GB/T 7595）和《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）的规定。
（2）当油中溶解气体色谱分析异常，含水量、含气量、击穿强度等项目试验不合格时，应分析原因并及时处理。
（3）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。
3.互感器SF6气体监督
（1）SF6气体按《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》（GB/T 8905）管理，应符合《工业六氟化硫》（GB/T 12022）和《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）的规定。
（2）运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于1%。 （3）补充的气体应按有关规定进行试验，合格后方可补气。
（4）若压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6新气，控制补气速度约为0.1MPa／h，一般应停电补气。
（5）要特别注意充气管路的除潮干燥。
（6）应监测SF6气体含水量不超过300μL/L（体积比），若超标时应尽快退出，并通知厂家处理。
4.互感器应立即停用的几种情况，当发生下列情况之一时，应立即将互感器停用（注意保护的投切）：
（1）电压互感器高压熔断器连续熔断2～3次。
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（2）高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时。 （3）互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火。
（4）油浸式互感器严重漏油，看不到油位；SF6气体绝缘互感器严重漏气、压力表指示为零；电容式电压互感器分压电容器出现漏油时。
（5）互感器本体或引线端子有严重过热时。 （6）膨胀器永久性变形或漏油。 （7）压力释放装置（防爆片）已冲破。
（8）电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地端子N（X）开路、二次短路，不能消除时。
（9）树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电。 5.定期对互感器设备状况进行运行分析，内容应包括： （1）异常现象、缺陷产生的原因及发展规律。 （2）故障或事故原因分析，处理情况和采取的对策。 （3）根据系统变化，环境情况等作出事故预想。
（4）对涉及电量结算的互感器，按《电能计量装置技术管理规程》（DL/T 448）要求定期进行误差性能试验。
6.其它注意事项
（1）硅橡胶套管应经常检查硅橡胶表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。
（2）运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互感器，应根据情况限期处理，必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。
（3）应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。对于全密封型互感器，油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断，如产气速率增长较快，应加强监视；如监测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理；当发现油中有乙炔大于1μL/L时，应立即停止运行。
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（4）如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时，应迅速查明原因并及时处理。
（5）在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线；当运行方式不能满足要求时，应进行事故预想，及早制定预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。
（6）当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。
（7）根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。
（8）每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作，以及时发现运行中互感器的缺陷。
（四）互感器的检修监督
1.互感器检修随机组检修计划安排；临时性检修针对运行中发现的严重缺陷及时进行。
2.检修项目互感器检修项目、内容、工艺及质量应符合《互感器运行检修导则》（DL/T 727）相关规定及制造厂要求。
3.220kV及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。 （五）互感器的试验
1.高压互感器检修时的试验和预防性试验应按照《互感器运行检修导则》（DL/T 727）、《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）规定及制造厂要求进行，并满足其相关要求。
2.互感器红外检测的方法、周期、要求应符合《带电设备红外诊断应用规范》（DL/T 664）的规定。
第十八条 高压电动机的技术监督
（一）高压电动机的订货、安装和交接试验监督
1.厂用电动机宜采用鼠笼式，起动力矩要求大的设备，应采用深槽式或双鼠笼式，对于重载起动的Ⅰ类电动机（如直吹式制粉系统中的中速磨煤机），应与工艺专业协调
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电动机容量与轴功率之间的配合裕度，或采用特殊高起动转矩的电动机，以满足自起动的要求。
2.厂用电动机的电压可按容量选择，其选择原则：
（1）当高压厂用电电压为10kV及3kV两级时，1800kW以上的电动机宜采用10kV；200kW～1800kW电动机宜采用3kV；200kW以下的电动机宜采用380V。200kW及1800kW左右的电动机可按工程的具体情况确定。
（2）当高压厂用电压等级为6kV时，200kW以上的电动机可采用6kV；200kW以下宜采用380V。200kW左右的电动机可按工程的具体情况确定。
（3）当高压厂用电压等级为3kV（或10kV）时，100kW（或200kW）以上的电动机采用3kV（或10kV），100kW（或200kW）以下者采用380V。100kW（或200kW）左右的电动机可按工程的具体情况确定。
3.电动机的包装应能避免在运输中受潮与损伤。
4.电动机的安装和交接试验按照《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》（GB50170）和《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150）中的规定执行。
5.当电机有下列情况之一时，应做抽转子检查（当制造厂规定不允许解体者，发现本条所述情况时，另行处理）。
（1）出厂日期超过制造厂保证期限。 （2）经外观检查或电气试验，质量可疑时。 （3）开启式电机经端部检查可疑时。 （4）试运转时有异常情况。 （二）电动机的运行监督
1.运行中的电动机巡视和检查内容:
（1）检查电机及各轴承运行正常、无异音。 （2）电动机电流不超载、不过热。
（3）轴承温度正常；滑动轴承温度不应超过80℃；滚动轴承温度不应超过95℃。 （4）电机振动的双倍振幅值不应大于下表15的规定。 表15 电机振动的双倍振幅值 同步转速（r/min） 双倍振幅值（mm） 3000 0.05 1500 0.085 1000 0.10 750及以下 0.12 42
（5）观察轴承无漏油，轴承内油量，油环旋转状况正常。
（6）轴承的润滑油及温度正常；强力润滑轴承，其油系统和冷却水系统运行正常。 （7）电动机及其周围温度不超过规定值，保持电动机附近清洁（不应有煤灰、水汽、油污、金属导线、棉纱头等）。
（8）大型密闭式冷却电动机其冷却水系统运行正常；冷却水管不漏水、渗水。 2.电动机在新安装或大修后，宜在空载情况下做第一次启动，空载运行时间宜在2h，并记录电机的空载电流和振动值。
3.交流电动机的带负荷启动次数，应符合产品技术条件的规定，当产品技术条件无规定时，可符合下列规定：
（1）在冷态时，可启动2次。每次间隔时间不得小于5min。
（2）在热态时，可启动1次。当在处理事故以及电动机启动时间不超过2～3s时，可再启动1次。
（三）电动机的检修监督
1.检修时间随机组检修计划安排；临时性检修针对运行中发现的严重缺陷及时进行。
2.检修应执行检修文件包的相关规定，包括：检修项目、工艺、质量、工时和材料消耗等主要内容。
（四）电动机的试验
电动机预防性试验应按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）规定及制造厂要求进行，并满足其相关要求。
第十九条 外绝缘防污闪的技术监督
（一）外绝缘的配置、订货、验收、安装和交接试验监督
1.防污设计应遵循《66kV及以下架空电力线路设计规范》（GB 50061）、《110～500kV架空送电线路设计技术规程》（DL/T 5092）、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T 620）的有关要求。外绝缘的配置，应满足相应污秽等级对爬电比距的要求，并宜取该等级爬电比距的上限。
2.新建和扩建电气设备的电瓷外绝缘爬距配置应依据经审定的污秽区分布图为基础，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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距。
3.室内设备外绝缘爬距应符合《户内绝缘子运行条件电气部分》（DL/T 729）的规定，并应达到相应于所在区域污秽等级的配置要求，严重潮湿的地区要提高爬距。
4.绝缘子的订货应按照设计审查后确定的要求，在电瓷质量检测单位近期检测合格的产品中择优选定，其中合成绝缘子的订货必须在认证合格的企业中进行。
5.绝缘子包装件运至施工现场，必须认真检查运输和装卸过程中包装件是否完好。绝缘子现场储存应符合相关标准的规定。对已破损包装件内的绝缘子应另行储存，以待检查。绝缘子现场开箱检验时，必须按照标准和合同规定的有关外观检查标准，对绝缘子（包括金属附件及其热镀锌层）逐个进行外观检查。
6.合成绝缘子存放期间及安装过程中，严禁任何可能损坏绝缘子的行为；在安装合成绝缘子时，严禁反装均压环。
7.绝缘子安装时，应按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150）有关规定进行绝缘电阻测量和交流耐压试验。其中对盘形悬式瓷绝缘子的绝缘电阻测量应逐只进行。
（二） 外绝缘的运行监督
1.外绝缘清扫应以现场污秽度监测为指导，并结合运行经验，合理安排清扫周期，提高清扫效果。110～500kV电压等级每年清扫一次，宜安排在污闪频发季节前1～2个月内进行。
2.定期进行盐密及灰密测量，掌握所在地区的年度现场污秽度和自清洗性能和积污规律，以现场污秽度指导全厂外绝缘配合工作。
（1）现场污秽度测量点选择的要求：
a）厂内每个电压等级选择1、2个测量点。在现场污秽度测量中，通常使用由7～9个参照盘形悬式绝缘子组成的串（最好是9个盘的串，以避免端部影响）或使用一个最少有14个伞的参照长棒形绝缘子为一个测点，不带电的绝缘子串的安装高度应尽可能接近于线路或母线绝缘子的安装高度。
b）现场污秽度测量点的选取要从悬式绝缘子逐渐过渡到棒型支柱绝缘子。 c）明显污秽成分复杂地段应适当增加测量点。
（2）现场污秽度测量的方法、使用仪器和测量周期按《污秽条件下使用的高压绝
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缘子的选择和尺寸确定》（GB/T 26218）中的规定执行。
3.当外绝缘环境发生明显变化及新的污源出现时，应核对设备外绝缘爬距，不满足污秽等级要求的应予以调整；如受条件限制不能调整的，应采取必要的防污闪补救措施。
4.RTV防污闪涂料的技术要求
（1）选用的RTV防污闪涂料应符合《绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料》（DL/T 627）的技术要求。
（2）运行中的RTV涂层出现起皮、脱落、龟裂等现象，应视为失效，采取复涂等措施。
（3）对涂覆RTV的设备设置憎水性监测点并作憎水性检测，检测周期1年，监测点的选择原则是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的其中一相作为测量点。
5.按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）的要求，做好绝缘子低、零值检测工作，并及时更换低、零值绝缘子。对运行时间3～5年以上的复合绝缘子要按照《标称电压高于1000V 交流架空线路用复合绝缘子使用导则》（DL/T 864）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.绝缘子投运后应在2年内普测一次，再根据所测劣化率和运行经验，可延长检测周期，但最长不能超过10年。
7.绝缘子的运行维护应按照《架空输电线路运行规程》（DL/T 741）、《标称电压高于1000V 交流架空线路用复合绝缘子使用导则》（DL/T 864）和《电力设备预防性试验规程》（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。定期统计绝缘子劣化率，并对绝缘子运行情况做出评估分析。
（三）外绝缘的试验
1.支柱绝缘子、悬式绝缘子和合成绝缘子的试验项目、周期和要求应符合《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）的规定。
2.合成绝缘子的运行性能检验项目按《标称电压高于1000V 交流架空线路用复合绝缘子使用导则》（DL/T 864）执行。
3.按照《带电设备红外诊断应用规范》（DL/T 664）的周期、方法、要求进行设备外绝缘红外检测。
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第二十条 接地装置的技术监督 （一）接地装置的设计、施工和验收监督
1.接地装置必须按《交流电气装置的接地》（DL/T 621）以及《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（GB 50169）等有关规定进行设计、施工、验收。
2.在工程设计时，应认真吸取接地网事故的教训，并按照相关规程规定的要求，改进和完善接地网设计。审查地表电位梯度分布、跨步电势、接触电势、接地阻抗等指标的安全性和合理性，以及防腐、防盗措施的有效性。
3.新建工程设计，应结合长期规划考虑接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并提出接地装置的热稳定容量计算报告。
4.在扩建工程设计中，除应满足新建工程接地装置的热稳定容量要求以外，还应对前期已投运的接地装置进行热稳定容量校核，不满足要求的必须在本期的基建工程中一并进行改造。
5.接地装置腐蚀比较严重的电厂宜采用铜质材料的接地网，不应使用降阻剂。 6.变压器中性点应有两根与主接地网不同地点（不同干线）连接的接地引下线，且每根引下线均应符合热稳定的要求。重要设备及设备架构等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定要求。连接引线应便于定期进行检查测试。
7.当输电线路的避雷线和电厂的接地装置相连时，应采取措施使避雷线和接地装置有便于分开的连接点。
8.施工单位应严格按照设计要求进行施工。预留的设备、设施的接地引下线必须确认合格，隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格后，方可回填土；并应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻，确保接地网连接完好。
9.接地装置的焊接质量与检查应符合《交流电气装置的接地》（DL/T 621）、《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（GB 50169）及其它有关规定，各种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。
10.对高土壤电阻率地区的接地网，在接地电阻难以满足要求时，应由设计确定采用相对措施后，方可投入运行。
11.接地装置验收测试应在土建完工后尽快进行；接地装置交接试验时，必须确保
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接地装置隔离，排除与接地装置连接的接地中性点、架空地线和电缆外皮的分流，对测试结果及评价的影响。
12.接地装置交接验收时的重点监督项目：电气完整性、地表电位梯度分布、跨步电势、接触电势、接地阻抗测量。
（二）接地装置的运行监督
1.对于已投运的接地装置，应根据地区短路容量的变化，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的腐蚀程度有针对性地对接地装置进行改造。对不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异点两相接地校核接地装置的热稳定容量。
2.接地引下线的导通检测工作应每年进行一次，其检测范围、方法、评定应符合《接地装置工频特性参数的测量导则》（DL/T 475）的要求，并根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖、处理。
3.定期通过开挖抽查等手段确定接地网的腐蚀情况。根据电气设备的重要性和施工的安全性，选择5～8个点沿接地引下线进行开挖检查，要求不得有开断、松脱、或严重腐蚀等现象。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。
（三）接地装置的试验
接地装置试验的项目、周期、要求应符合《电力设备预防性试验规程》（DL/T596）及《接地装置工频特性参数的测量导则》（DL/T 475）的规定。
第二十一条 金属氧化物避雷器的技术监督
（一）金属氧化物避雷器的订购、验收、安装和交接试验监督。
1.金属氧化物避雷器的选型、验收应符合《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》（DL/T 804）、《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》（GB50147）的规定。普阀避雷器属于淘汰产品，对110～200kV普阀避雷器，应积极进行更换。
2.其它用于保护干式变压器、发电机灭磁回路、GIS等的特殊金属氧化物避雷器，其特性参数由用户根据设备的特点与厂家协商确定。
3.安装前应取下运输时用以保护金属氧化物避雷器防爆片的上下盖子，防爆片应完整无损。
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4.避雷器的排气通道应通畅；排出的气体不致引起相间或对地闪络，并不得喷向其它电气设备。
5.避雷器引线的连接不应使端子受到超过允许的承受应力。 6.避雷器施工验收时，应进行下列检查： （1）现场制作件应符合设计要求。
（2）避雷器外部应完整无缺损，封口处密封良好。
（3）避雷器应安装牢固，其垂直度应符合要求，均压环应水平。
（4）在线监测表计及放电计数器密封应良好，绝缘垫及接地应良好、牢固。 （5）油漆应完整，相色正确。 （6）交接试验应合格。
7.避雷器交接验收项目，应包括下列内容（无间隙金属氧化物避雷器的试验项目为（1）、（2）、（3）、（4），其中（2）、（3）可选做一项；有间隙金属氧化物避雷器的试验项目为（1）、（5））：
（1）测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻。
（2）测量金属氧化物避雷器的工频参考电压和持续电流。
（3）测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流。 （4）检查放电计数器动作情况及监视电流表指示。 （5）工频放电电压试验。
（二）金属氧化物避雷器的运行监督 1.巡视
（1）检查是否有影响设备安全运行的障碍物、附着物。 （2）检查绝缘外套有破损、裂纹和电蚀痕迹。
2.应在运行中按规程要求带电测量泄漏电流。当发现异常情况时，应及时查明原因。 （1）新投产的110kV及以上避雷器应三个月后测量一次，三个月以后半年再测量一次。以后每年雷雨季前测量一次，应在晴朗天气下进行。
（2）测量时应记录电压、环境温度、大气条件以及外套污秽状况等运行条件。 （3）测量结果与出厂或投运时，以及前几次的数据进行比较，如发现异常可与同类设备的测量数据进行比较。必要时可停电进行直流参考电压等有关项目的测量。
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3.110kV及以上电压等级避雷器宜安装电导电流在线监测表计。对已安装在线监测表计的避雷器，每天至少巡视一次，每半月记录一次，并加强数据分析。
4.定期用红外热像仪扫描避雷器本体、电气连接部位等，检查是否存在异常温升。 （三） 金属氧化物避雷器的试验
1.金属氧化物避雷器试验按《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）和《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》（DL/T 804）有关的试验项目。
2.红外检测的周期、方法、要求应符合《带电设备红外诊断应用规范》（DL/T 664）的要求。
第二十二条 电力电缆的技术监督 （一） 电力电缆的设计、敷设与验收监督
1.电力电缆线路的设计选型应根据《电力工程电缆设计规范》（GB 50217）、《额定电压1kV（Um=1.2kV）到35kV（Um=40.5kV）挤包绝缘电力电缆及附件第1部分～第4部分》（GB/T 12706.1～GB/T 12706.4）、《额定电压110kV交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件第1部分～第3部分》（GB/T 11017.1～GB/T 11017.3）、《额定电压35kV（Um=40.5kV）及以下纸绝缘电力电缆及其附件第1部分～第3部分》（GB/T 12976.1~ GB/T 12976.3）、《交 流330kV 及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件第1部分～第5部分》（GB 9326.1~ GB 9326.5）、《额定电压220kV（Um=252kV）交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件第1部分～第3部分》（GB/Z 18890.1~ GB/Z 18890.3）和《额定电压10kV架空绝缘电缆》（GB 14049）等各相应电压等级的电缆产品标准进行，审查电缆的绝缘、截面、金属护套、外护套、敷设方式等以及电缆附件的选择是否安全、经济、合理；审查电缆敷设路径设计是否合理，包括运行条件是否良好，运行维护是否方便，防水、防盗、防外力破坏、防虫害的措施是否有效等。
2.新、扩建工程中的电缆选择与敷设应按《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》（SDJ26）及《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB 50229）有关规定。
3.电缆交接时应按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150）的规定进行试验。
4.新、扩建工程中，各项电缆防火工程应与主体工程同时投产，应重点注意的防火措施包括：
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（1）主厂房内的热力管道与架空电缆应保持足够的间距，其中与控制电缆的距离不小于 0.5 米，与动力电缆的距离不小于 1 米。靠近高温管道、阀门等热体的电缆应采取隔热、防火措施。
（2）在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层和电缆沟内，不得布置热力管道、油气管以及其它可能引起着火的管道和设备。
（3）对于新建、扩建主厂房、输煤、燃油及其它易燃易爆场所，宜选用阻燃电缆。 （4）严格按正确的设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉，并留出足够的人行通道。
（5）控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙（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，靠近带油设备的电缆沟盖板应密封，扩建工程和检修中损伤的阻火墙应及时恢复封堵。
（6）扩建工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切配合，对贯穿在役机组产生的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。
（7）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；并排安装的多个电缆头之间应加装隔板或填充阻燃材料。
（8）应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，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。
（9）对于400V重要动力电缆应选用阻燃型电缆。已采用非阻燃型塑料电缆的，应复查电缆在敷设中是否已采用分层阻燃措施，否则应尽快采取补救措施或及时更换电缆，以防电缆过热着火时引发全厂停电事故。
（10）在电缆交叉、密集及中间接头等部位应设置自动灭火装置。重要的电缆隧道、夹层应安装温度火焰、烟气监视报警器，并保证可靠运行。
（11）直流系统的电缆应采用阻燃电缆；两组电池的电缆应尽可能单独铺设。 5.电力电缆不应浸泡在水中（海底电缆等除外），单芯电缆不应有外护套破损，油纸绝缘电缆不应有漏油、压力箱失压现象。
（二） 电力电缆的运行监督 1.巡查周期
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（1）敷设在土中、隧道中以及沿桥梁架设的电缆，每三个月至少一次。 （2）电缆竖井内的电缆，每半年至少一次。
（3）电缆沟、隧道、电缆井、电缆架及电缆线段等的巡查，至少每三个月一次。 2.巡查内容
（1）对敷设在地下的每一电缆线路，应查看路面是否正常、有无挖掘痕迹及路线标桩是否完整无缺等。
（2）对户外与架空线连接的电缆和终端头应检查终端头是否完整，引出线的接点有无发热现象，靠近地面一段电缆是否被车辆撞碰等。
（3）对电缆中间接头定期测温。多根并列电缆要检查电流分配和电缆外皮的温度情况。防止因接触不良而引起电缆过负荷或烧坏接点。
（4）隧道内的电缆要检查电缆位置是否正常、接头有无变形漏油、温度是否异常、构件是否失落及通风、排水、照明等设施是否完整。特别要注意防火设施是否完善。
（5）检查电缆夹层、竖井、电缆隧道和电缆沟等部位是否保持清洁、不积粉尘、不积水，安全电压的照明是否充足，是否堆放杂物。
（6）锅炉、燃煤储运车间内桥电缆架上的粉尘应定期清扫。 3.巡查结果处理
（1）应将巡视电缆线路的结果，记入巡视记录簿内，并根据巡视结果，采取对策予以处理。
（2）如发现电缆线路有重要缺陷，应作好记录，填写重要缺陷通知单。并及时采取措施，消除缺陷。
（三） 电力电缆的试验
电力电缆的试验按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）有关规定进行，但《电力设备预防性试验规程》中“直流耐压试验”项目宜用采用“20Hz～300Hz交流耐压试验”替代，试验标准建议如下表16或按各地电网公司制定的预试规程执行。
表16 橡塑绝缘电力电缆20～300Hz交流耐压试验标准（预试）
电压等级 35kV及以下 66kV、110kV 220kV 试验电压 1.6U0 1.36U0 1.36U0 耐压时间 5min 5min 5min
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第五章 绝缘技术监督管理
第二十三条 各发电企业每年至少召开一次绝缘技术监督工作会议。
第二十四条 各发电企业应建立基建与生产各阶段电气设备质量监督签字验收制度，对质量不符合要求的设备，各级绝缘技术监督部门或人员有权拒绝签字，并可越级上报。
第二十五条 各发电企业应建立绝缘技术监督工作的考核奖惩制度，认真进行各项绝缘技术监督指标的考核评比，对在绝缘技术监督工作中做出突出贡献的部门和个人以及监督项目应给予表彰和奖励；凡由于违反规程、自行降低标准、技术监督失职而造成严重后果的，要追究有关领导与当事者的责任。
第二十六条 各单位每年应根据《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）和有关规程、规范以及设备的实际运行状况等制定预防性试验计划（格式见附表3）。当试验周期与有关规程、规范要求不一致时，应制定由发电企业主管生产领导或总工程师批准的管理办法。
第二十七条 执行技术监督工作报告制度，定期向技术监督中心报送报表和总结；对重大问题要及时报告集团公司、技术监督中心、分（子）公司。
（一） 将本企业电气设备每月电气设备预试完成情况及所发生的电气设备绝缘缺陷、绝缘损坏以及污闪、过电压事故等，在下月7日前上报。报表内容应全面详细，见附表4、附表5。遗留缺陷可不重复上报，但应在监督总结中说明消缺情况。
（二）发电企业上年度绝缘技术监督工作总结应在每年1月15日前上报。总结包含绝缘技术监督考核指标完成情况、发现的缺陷及处理情况、重大设备缺陷事故分析、监督设备的健康状况、存在问题及下阶段的工作重点等。
（三）重大电气设备绝缘缺陷或事故应立即报告集团公司、技术监督中心、分（子）公司，并包含有原因分析、处理方案及反事故措施等。
第二十八条 各企业设备管理部门或技术档案部门，应备有与绝缘技术监督工作有关的技术文件及档案资料。
（一）与绝缘技术监督有关的规程、标准和反事故措施；上级和本企业与绝缘技术监督有关的文件。
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（二）与实际运行情况相符的电气设备一次系统图、防雷保护与接地网图纸。 （三）电气设备台帐、安装使用说明书、出厂试验报告、产品证明书和随设备提供的图纸资料。
（四）设备安装检查记录、交接试验报告、验收记录。
（五）设备的运行、检修、技术改造记录和有关运行、检修、技改的专题总结。 （六）设备缺陷统计资料和缺陷处理记录，事故分析报告和采取的措施。 第二十九条 高压试验班（组）应保存下列技术文件及档案资料：
（一）与高压试验有关的规程、标准和反事故措施；上级和本企业与绝缘技术监督有关的文件。
（二）与实际运行情况相符的电气设备一次系统图和一次设备台帐。 （三）设备出厂试验报告和交接试验报告。
（四）每次预防性、小修、大修试验报告和事故后的试验报告。
（五）缺陷统计和缺陷处理资料，绝缘事故分析报告及采取的处理措施，技术改造资料和专题总结。
第三十条 各发电企业对电气设备试验仪器、在线监测装置等装备的质量应严格把关，防止质量不良或不符合要求的产品进入企业；对试验设备、仪器仪表应建立维护管理使用制度，对标有准确度等级的仪器仪表应定期进行校验；电气设备的在线监测仪表与装置应有专人维护管理，保证其正常投入运行。
第三十一条 技术监督告警 （一）技术监督告警分类
技术监督告警分一般告警和重要告警。一般告警是指技术监督指标超出合格范围，需要引起重视，但不至于短期内造成重要设备损坏、停机、系统不稳定，且可以通过加强运行维护，缩短监视检测周期等临时措施，安全风险在可承受范围内的问题。重要告警是指一般告警问题存在劣化现象且劣化速度超出有关标准规程范围，或有关标准规程及反措要求立即处理的，或采取临时措施后，设备受损、电热负荷减供、环境污染的风险预测处于不可承受范围的问题。详见附录2。
（二）技术监督告警报告单
发电企业对发生的一般告警和重要告警应及时填写《技术监督告警报告单》，经审
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核、签发后报技术监督中心及分（子）公司，重要告警可同时上报集团公司安全生产部。
（三）技术监督告警通知单
技术监督中心或分（子）公司对发现的重要告警问题应及时填写《技术监督告警通知单》，经审核、签发后发给有关发电企业，同时上报集团公司安全生产部。技术监督中心或分（子）公司发现的重要告警问题应互相抄报。
（四）技术监督告警问题的闭环管理
发电企业对技术监督告警问题，要充分重视，采取措施，进行风险评估，制定必要的应急预案、整改计划，完成整改，全过程要责任到人，形成闭环处理。
第六章 附 则
第三十二条 各发电企业应根据本细则制定企业的实施细则。 第三十三条 本细则由集团公司安生部负责解释。 第三十四条 本细则从颁布之日起施行。
附录1 国家、行业颁发的主要标准、文件 附录2 绝缘技术监督告警分类
附表1电气设备绝缘预试完成情况月度统计表 附表2 电气设备绝缘缺陷、损坏与事故情况月报表
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附录1
国家、行业颁发的主要标准、文件目录
序号 标准/文件编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37
标准/文件名称 中华人民共和国计量法 中华人民共和国计量法实施细则 大中型火力发电厂设计规范 汽机安全监视装置技术条件 计算机软件可靠性和可维护性管理 火力发电企业能源计量器具配备和管理要求 气动调节阀通用技术条件 技术文件用热工图形符号与文字代号 工业自动化仪表气源压力范围和质量 计算机软件产品开发文件编写指南 计算站场地安全要求 计算机软件需求说明编制指南 计算机软件测试文件编制规范 发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则 火力发电厂分散控制系统技术条件 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程 火力发电厂热工控制系统设计技术规定 电力建设施工及验收技术规范第5部分：热工自动化 火力发电建设工程启动试运及验收规程 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程 火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程 火力发电厂模拟控制系统在线验收测试规程 火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程 火力发电厂热工自动化术语 火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程 火力发电厂除灰除渣热工自动化系统调试规程 火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件 火力发电厂可靠性配置与事故预防 火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定 电站自动化装置术语 工业自动化仪表用电源电压 工业过程测量和控制系统用电动执行机构 通用计量术语及定义 流量计量名词术语及定义 温度计量名词术语及定义 压力计量名词术语及定义 55
GB 50660 GB/T 13399 GB/T 14394 GB/T 21639 GB/T 4213 GB/T 4270 GB/T 4830 GB/T 8567 GB/T 9361 GB/T 9385 GB/T 9386 DL/T 1056 DL/T 1083 DL/T 435 DL/T 5175 DL/T 5190.5 DL/T 5437 DL/T 655 DL/T 656 DL/T 657 DL/T 658 DL/T 659 DL/T 701 DL/T 774 DL/T 775 DL/T 996 热工自动化技术委员会2010 DRZ/T01 JB/T 8185 JB/T 8207 JB/T 8219 JJF 1001 JJF 1004 JJF 1007 JJF 1008 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78
JJF 1022 JJF 1027 JJF 1030 JJF 1033 JJF 1059 JJF 1117 JJG 105 JJG 1098 JJG 134 JJG 141 JJG 159 JJG 186 JJG 195 JJG 2003 JJG 2020 JJG 2054 JJG 226 JJG 229 JJG 234 JJG 239 JJG 257 JJG 258 JJG 298 JJG 310 JJG 326 JJG 344 JJG 351 JJG 363 JJG 364 JJG 368 JJG 49 JJG 52 JJG 540 JJG 544 JJG 573 JJG 59 JJG 624 JJG 633 JJG 667 JJG 668 JJG 718 计量标准命名技术规范 测量误差及数据处理技术规范 恒温槽技术性能测试规程 计量标准考核规范 测量不确定度评定与表示 测量仪器比对规范 转速表检定规程 热电偶、热电阻自动测量系统校准规范 磁电式速度传感器检定规程 工作用贵金属热电偶检定规程 二、三等标准双活塞式压力真空计检定规程 动圈式温度指示、指示位式调节仪表检定规程 连续累计自动衡器（皮带秤）检定规程 热电偶检定系统 273.15 ～ 903.89K温度计量器具检定系统 振动计量器具检定规程 双金属温度计检定规程 工业铂、铜热电阻检定规程 称重轨道衡检定规程 二、三等标准活塞式压力真空计检定规程 转子流量计检定规程 水平螺翼式水表检定规程 中频标准振动台（比较法）检定规程 压力式温度计 转速标准装置 镍铬-金铁热电偶检定规程 工作用廉金属热电偶检定规程 半导体点温计检定规程 表面温度计检定规程 工作用铜-铜镍热电偶检定规程 弹簧管式精密压力表及真空表检定规程 弹簧管式一般压力表、压力真空表及真空表检定规程 工作用液体压力计试行检定规程 压力控制器检定规程 膜盒压力表检定规程 二、三等标准活塞式压力计检定规程 压力传感器检定规程 气体容积式流量计检定规程 液体容积式流量计检定规程 工作用铂铑-铂10、铂铑-铂短型热电偶检定规程 温度巡回检测仪检定规程 56
79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 JJG 781 JJG 829 JJG 882 JJG 99 JJG(电力)02 JJG(机械)19 JJG198 电综[1998]179号 国电集生[2003]260号 数字指示轨道衡 电动温度变送器检定规程 压力变送器检定规程 砝码检定规程 电子皮带秤实物检测装置检定规程 热电偶检定用管形炉检定规程 速度式流量计检定规程 火电机组启动验性能试验导则 中国国电集团公司重大事故预防措施 国电集生[2005]115号 中国国电集团公司主设备保护管理规定 57
附录2
绝缘专业技术监督告警分类
一、一般告警
序号 1 1.1 1.2 1.3 2 2.1 2.2 2.3 3 一般告警项目 发现以下设备重大缺陷未及时消除： 200MW以下的发电机 220kV以下或180MVA以下容量的变压器 220kV电压等级以下电抗器、GIS、断路器、互感器、避雷器、耦合电容器、接地装置、穿墙套管和电力电缆。 以下设备预试周期超过规程规定： 200MW以下的发电机。 220kV以下或180MVA以下容量的变压器 220kV电压等级以下电抗器、GIS、断路器、互感器、避雷器、耦合电容器、接地装置、穿墙套管和电力电缆。 交接、预试和检修后及重要用户的上述设备试验项目出现漏项、对数据不分析、不把关。 备注
二、重要告警
序号 1 1.1 1.2 1.3 2 2.1 2.2 2.3 重要告警项目 发现以下设备重大缺陷未及时消除： 200MW及以上发电机 220kV及以上或180MVA及以上容量的变压器 220kV及以上电压等级的所有设备 以下设备预试周期超过规程规定： 200MW及以上发电机 220kV及以上或180MVA及以上容量的变压器 220kV及以上电压等级的所有设备 备注
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附表1
电气设备绝缘预试完成情况月度统计表
填报单位： 年 月 日 设备 名称 发电机 变压器 电抗器 断路器 电压 等级 kV 500 330 220 110 35 10 6 500 330 220 110 35 10 6 500 330 220 110 35 10 6 预试统计 总件数 应试未试数当月应试 量 人工 人工 完成率％ 计算 当月发现数量 人工 绝缘缺陷统计 累计未当月消消除数除数量 量 人工 人工 消除率% 计算 59
人工 电流互感500 器 330 220 110 35 10 6 电压互感500 器 330 220 避雷器 电容器 套管 其它 合计 110 35 10 6 500 330 220 110 35 10 6 500 330 220 110 35 10 6 500 330 220 110 35 10 6 110 35 10 6 电力电缆 220 注：发、变电设备预试情况统计表，设备填写顺序依次为发电机（台）、变压器（台）、电抗器（相）、断路器（相）、电流互感器（相）、电压互感器（相）、避雷器（相）、电容器（相）、套管（支）、电力电缆（条）。
批准： 审核： 填报：
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附表2
电气设备绝缘缺陷、损坏与事故情况月报表
填报单位： 年 月 日 分类 发电机 变压器 电抗器 断路器 电流互感器 电压互感器 避雷器 套管 电容器 电力电缆 其它 设备名称、设备运行编号 缺陷、损坏事故发生日期、事故概况、原因分析、处理措施及处理情况 性质 是否构成事故 注：1.经试验不合格的设备，必须写出具体数据（含油色谱分析结果）。2.缺陷、损坏、事故的概况，必须明确具体，如具体过程、情况、部位、数据、尺寸、时间、产生的原因。3.性质分为：缺陷、损坏。
批准： 审核： 填报：
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