15、风电场技术监督-绝缘

1、公司企业标准QB/X-103-201X风电场技术监督标准（绝缘监督）版本：A/1编审批制：核：准：受控状态：X 年XX 月XX 日发X 年XX 月XX 日实施公司发布目 录123455.15.25.35.45.5范围1规范性文件1总则3绝缘监督的范围5风力发电机的技术监督5风力发电机的设计选型.5风力发电机的安装和投产验收6风力发电机的运行监督6风力发电机的检修监督7风力发电机的试验监督76 变压器的技术监督76.16.26.36.46.56.6变压器的设计选型.7变压器的监造和出厂验收9变压器的安装和投产验收10变压器的运行监督12变压器的检修监督17变压器的试验监督207 互感器的技术监督

2、207.17.27.37.47.57.6互感器的设计选型.20互感器的监造和出厂验收21互感器的安装和投产验收22互感器的运行监督24互感器的检修监督27互感器的试验监督288 高压开关设备的技术监督288.48.58.6高压开关设备的运行监督34高压开关设备的检修监督35高压开关设备的试验监督369 气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）的技术监督389.19.29.39.49.59.6GIS 的设计选型.38GIS 的监造和出厂验收39GIS 的安装和投产验收40GIS 的运行监督42GIS 的检修监督44GIS 的试验监督4410 无功补偿装置的技术监督4510.110.210.310.41

3、0.5无功补偿装置的设计选型.45无功补偿装置的安装和投产验收45无功补偿装置的运行监督46无功补偿装置的检修监督47无功补偿装置的试验监督4711 金属氧化物避雷器的技术监督4711.111.211.311.411.5避雷器的设计选型.47避雷器的监造和出厂验收47避雷器的安装和投产验收48避雷器的运行监督49避雷器的试验监督5012 设备外绝缘防污闪的技术监督5012.112.212.3设备外绝缘防污闪的设计选型.50设备外绝缘防污闪的运行监督50设备外绝缘防污闪的试验监督5113 接地装置的技术监督5113.113.213.313.4接地装置的设计选型.51接地装置的施工和投产验收52接

4、地装置的运行监督53接地装置的试验监督5414 电力电缆的技术监督5414.114.214.314.414.5电力电缆的设计选型.54电力电缆的监造和出厂验收55电力电缆的安装和投产验收56电力电缆的运行监督58电力电缆的试验监督5915 场内线路的技术监督59线路的施工和投产验收6115.215.315.4场内场内场内线路的运行监督62线路的试验监督6416 母线的技术监督6416.116.216.316.4母线的设计选型.64封闭母线的安装及投产验收监督65封闭母线的运行监督66封闭母线的试验监督671范围本标准规定了风电场高压电气设备在设计选型、监造和出厂验收、安装和投产验收、运行、检修

5、、试验的全过程绝缘监督工作内容和技术要求。2规范性文件下列文件中的条款通过本标准的而成为本标准的条款。凡是注日期的文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的版本。凡是不注日期的文件，其版本适用于本标准。GB 311.1GB 755GB 1094.1GB 1094.2GB 1094.3GB 1094.5GB 1207GB 1208GB 1984 GB11033.1 GB11033.3 GB 23479.1GB 23479.2GB 50233GB/T 1933GB/T 4703GB/T 4942.1GB/T 6450GB/T 6451GB

6、/T 8349GB/T 10229GB/T 11017GB/T 11032GB/T 16434GB/Z 18890高压输变电设备的绝缘配合旋转电机 电力变压器电力变压器电力变压器电力变压器和性能第 1 部分第 2 部分第 3 部分第 5 部分总则温升绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙承受短路的能力电磁式电压互感器电流互感器高压交流断路器额定电压 2635kV 及以下电力电缆附件基本技术要求风力发电机组风力发电机组110500kV双馈异步发电机 第 1 部分 技术条件双馈异步发电机 第 2 部分 试验方法送电线路施工及验收规范旋转电机冷却方法电容式电压互感器旋转电机整体结构的防护等级（IP 代码

7、）分级干式电力变压器三相油浸式电力变压器技术参数和要求金属封闭母线电抗器额定电压 110kV 交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件交流电力系统金属氧化物避雷器高压线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准额定电压 220kV 交联聚乙烯绝缘电力电缆及其附件GB 50150GB 50168GB 50169GB 50217GBJ 147GBJ 148GBJ 149DL/T 393DL/T 401DL/T 402DL/T 475DL/T 572DL/T 573DL/T 574DL/T 596DL/T 603DL/T 604DL/T 617DL/T 618DL/T 620DL/T 621DL/T 66

8、4DL/T 666DL/T 725DL/T 726DL/T 727DL/T 728DL/T 729DL/T 741DL/T 797DL/T 804DL/T 838DL/T 864DL/T 866DL/T 1054DL/T 5092电气装置安装工程电气设备交接试验标准 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范电力工程电缆设计规范电气装置安装工程电气装置安装工程电气装置安装工程高压电器施工及验收规范电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范母线装置施工及验收规范输变电设备状态检修试验规程高压电缆选用导则交流高压断路器订货技术条件接地装置工频特性参数的测量导则

9、电力变压器运行规程电力变压器检修导则有载分接开关运行维修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规程高压并联电容器装置使用技术条件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和绝缘配合交流电气装置的接地带电设备红外技术应用导则风力电场运行规程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 电气部分输电线路运行规程风力发电场检修规程交流电力系统金属氧化物避雷器发电企业设备检修导则标称电压高于 1000V 交流线路用复合绝缘子使用导则电流互感器和电压

10、互感器选择及计算导则高电压电气设备绝缘技术监督规程送电线路设计技术规程DL/T 5130DL/T 5154DL/T 5191DL/T 5383NB/T 31012NB/T 31013SDJ 26送电线路杆设计技术规定送电线路杆塔结构设计技术规定风力发电场项目建设工程验收规程 风力发电场设计技术规范永磁风力发电机制造技术规范双馈风力发电机制造技术规范发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程3 总则3.1电气设备绝缘技术监督（简称绝缘监督，以下同）是保证风电场安全、可靠、经济、环保运行的重要之一，也是发电厂生产技术管理的一项重要基础工作。绝缘技术监督应坚持“安全第一，预防为主”的方针，积极推行全过程、

11、全方位技术监督，发现设备隐患，及时消除缺陷，防止事故发生，提高高压电气设备的安全运行水平。3.2绝缘技术监督的工作内容3.2.1设计选型根据相应技术标准、行业标准、反事故措施及设备实际运行条件，对电气设备的设计选型提出绝缘技术监督的意见和要求，如：升压站电气结构设计、无功补偿装置电气结构设计、接入电力系统设计及电气一次设备选型等。3.2.2监造和出厂验收根据 DL/T 1054 的规定，对重要设备进行监造和出厂验收。下列高压电气设备宜进行监造和出厂验收：a.220kV 及以上电压等级的变压器、电抗器；b.220kV 及以上电压等级的高压开关设备和GIS 成套设备；c.220kV 及以上电压等级

12、的电力电缆及附件；d.220kV 及以上电压等级的气体绝缘和干式互感器；e.330kV 及以上电压等级的避雷器；f.批量购入设备或有特殊要求的设备；g.首次进入电网运行的重要电气设备。监造工作应符合 DL/T 586 的要求，并全面订货技术协议和联络设计文件的要求，发现问题及时消除。3.2.3安装和投产验收1）设备至现场后，应按相关标准进行验收检查，并做好验收，重点检查有可能影响绝缘性能的冲击、密封等情况；设备保管期间应有检查和。2）应严格按照 GB 50168、GB 170、GB 171、GBJ 147、GBJ 148、GBJ 169 等有关标准、反事故措施和制造厂的相关要求，对高压电气设备

13、进行安装，确保设备安装质量。对于竣工后无法验证的项目和重要的工艺环节应进行现场监督和。3）安装结束后，高压电气设备应按照 GB 50150、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。交接试验标准中所列的特殊试验项目，应由具备相当资质和试验能力的进行试验。4）投产验收时应进行现场实地查看，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绝缘监督要求时，应要求立即，直至合格。基建阶段的全部技术文件和应在投产验收合格后 3 个月内移交生产。3.2.4 预防性试验监督1）投运后，应根据 DL/T 596 及

14、DL/ T 393 规定的项目和周期制定年度预试计划。当规程中预试周期存在上、下限时，应根据设备实际情况明确执行的具体周期。发现设备异常时应缩短试验间隔，监督。2）试验时，应确认使用的测量仪器仪表的准确度和检验有效期，确保测量值的不确定度满足相应试验要求；新购置的仪器仪表溯源合格后方可使用。3）试验测量数据出现异常时，应作检查及重复测量，确认数据的准确性。试验结果的判断应与历史数据、同类设备数据相比较，进行综合分析。4）若试验委行时，应考查试验的资质，试验所用的测量仪器应有准确度和检验有效期的复印件。5) 试验应按程序进行审核。委外试验应经试验，由风电场验收。3.2.5 运行监督根据 DL/T

15、 666 及风电场电气运行规程的要求，对电气设备进行巡视和检查，以掌握设备状态。发现异常及时消除；未消缺的设备应加强运行，重要设备应制定应急预案。3.2.6检修监督根据 DL/T 797、相关技术规程及制造厂的技术要求制定检修计划。电气设备的计划检修应实行全过程的检修质量监督，重点监督检修项目完成情况、技术措施情况及检修质量达标情况。3.2.7 积极采用带电检测和监测技术，及时掌握设备状态变化。监测装置的选用应遵循技术成熟、安全可靠的原则。监测装置的使用应明确职责，做好装置的维护和检测数据的、更新和分析。3.2.8 绝缘监督技术资料建立健全的绝缘监督技术资料，实行动态管理，做好设备整个过程的资

16、料保存。4绝缘监督的范围受监督的电气设备主要包括：1）风力发电机；2）变压器、高压开关设备、GIS 组合电器、互感器、消弧线圈、无功补偿装置、避雷器、防雷接地装置；3）集电线路设备：电力电缆线、场内线路、母线。4）场用电系统的电气设备由风电场自行管理。5风力发电机的技术监督5.1风力发电机的设计选型5.1.1发电机的设计应符合 GB755、GB 23479.1 等相关标准的要求，应注意考虑发电机与原的容量配合、机组的进相运行能力、低电压穿越能力等问题。5.1.2应优先考虑产品的安全可靠性，采用设计及制造经验成熟、结构可靠和运行良好的发电机机型及产品。5.1.3 发电机外壳及接线盒防护等级应符合

17、 GB/T 4942.1 中的规定，且不应低于 IP54。5.1.4 发电机应在运行地点的海拔高度、环境温度和相对湿度条件下能正常运行。选型时应注意不同发电机型的使用条件，对特殊要求由用户与制造商协商确定。5.1.5 发电机绝缘系统应采用耐热等级为 F 级、H 级的绝缘材料，F 级按 B 级考核，H级按F 级考核。当使用条件为：海拔不超过 1 000 m 和最高环境空气温度，不超过40 。发电机在环境空气温度为+40 下额定运行时，其各部分的温升限值应符合附录 A 的规定。5.1.6 制造发电机的材料应适合预期的环境，应对供货材质和技术性能提出要求。如绝缘材料应具有足够的介电强度和耐热性能。电

18、机外部金属零表面的防锈；非金属零应耐老化，在规定的工作时间内应不发生开裂、变脆和剥落。使用环境为海上的发电机，其绕组和绝缘材料应具有防霉能力、金属电镀件和化学处理件应具有耐盐雾性能。5.2风力发电机的安装和投产验收5.2.1 安装完成后，应按照 GB/T 20315 的要求进行设备通电前的检查，试验项目包括下列内容：1)机组电气系统的接地装置连接可靠，接地电阻经测量应符合被试机组的设计要求；2)测定发电机定子绕组、转子绕组的绝缘电阻应符合被试机组的设计要求；3)发电机引出线相序应正确，固定牢固，连接紧密，应符合被试机组的设计要求。5.2.2 风力发电机组经通电调试后，进行试运行。5.2.3在合

19、同规定的质量保证期满后，验证发电机的技术性能符合产品技术文件的规定时，应予以最终确认。5.3风力发电机的运行监督5.3.1 每月至少上塔对每台发电机进行检查，上塔应选择低风速且天气状况良好时间进行，检查内容应包括：1）发电机定子线圈温度；2) 发电机定子、转子接线是否有松动；3) 轴承润滑是否良好，自动润滑系统是否工作正常；5.3.2发电机运行时，各部温度应符合 GB 755 规定的要求。5.3.3第一次启动之间或长时间不运行或放置之后启动前，应测量绝缘电阻值。5.3.4当并网三相电压平衡时，发电机空载三相电流中任何一相与三相平均值的偏差应不大于三相平均值的 10%5.4风力发电机的检修监督5

20、.4.1 应按 DL/T 797 及制造厂的要求进行检修，检修周期为半年、一年、三年、五年。5.4.2 检查项目按照金风风力发电机组检修标准及相关技术标准进行相关的绝缘检查。5.5风力发电机的试验监督5.5.1 结合风机及发电系统定期检修，应按照 DL/T 596 要求定期进行发电机常规试验检查。5.5.2 发电机经过检修后需进行运转试验，考核电机运转状态。5.5.3 发电机定子绕组经过检修后，应用 1.1 倍额定电压进行 3min 耐压试验，不发生匝间击穿。6变压器的技术监督6.1变压器的设计选型6.1.1主变压器6.1.1.1 宜用油浸式、低损耗、两绕组自然油循环风冷/自冷式有载调压升压变

21、压器。有载调压开关选用国际知名品牌。应避免采用造价高的带平衡绕组的变压器。6.1.1.2原则上要求户外布置，对于环境污秽条件受限区域可采用户内布置。6.1.1.3额定电压和容量配置见表 6-1。宜选用 10 型或 11 型产品，满足节能降耗要求。6.1.1.4接线组别一般采用D，yn11。6.1.1.5 变压器用硅钢片、电磁线、绝缘纸板、绝缘油及钢板等原材料；套管、分接开关、套管式电流互感器、散热器及压力器等重要组件的供货商、供货材质和技术性能提出要求。6.1.1.6变压器订购前，制造厂应提供变压器绕组承受突发短路冲击能力的型式试验或计算，以及提供内线圈失稳的安全系数。设计联络会前，应取得所订

22、购变压器的抗短路能力动态计算，并进行核算。表 6-1 风电场容量及送出电压等级与主变压器配置6.1.1.7变压器套管的过负荷能力应与变压器允许过负荷能力相匹配。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。6.1.1.8变压器的设计联络会除变压器外部接口、结构配置、试验、等问题外，还应着重设计中的电磁场、电动力、温升和负荷能力等计算分析，保证设备有足够的抗短路能力、电网公共连接点

23、 PCC 点的短路容量要求、绝缘裕度和负荷能力。6.1.2 箱式变电站升压变压器6.1.2.1变压器采用油浸式，宜选用 11 型节能产品。6.1.2.2应注意变压器型式与箱式变电站型式的配合。6.1.2.3变压器的技术参数、技术要求应符合 GB/T 6451 规定的要求。风电场容量（MW）送出电压等级及回路数主变压器配置(台数、容量)501110(66)kV150MVA1001110(66)kV250MVA1502110kV275MVA1220kV(330kV)275MVA 或 190MVA163MVA或 1150MVA2001220(330)kV2100MVA2501220(330)kV21

24、25MVA 或 1150MVA1100MVA3001220(330)kV3100MVA 或 2150MVA6.2变压器的监造和出厂验收6.2.1监造要求220kV 及以上的变压器应进行监造和出厂验收。宜选择具有良好业绩和相应资质、能力的监理实施监造工作。变压器监造可采取驻厂监造或巡回检查监造模式。全面订货技术要求和联络设计文件要求，发现问题及时消除。监造工作可参照 DL/T 586执行。6.2.21)主要监造内容核对硅钢片、电磁线、绝缘纸板、钢板、绝缘油等原材料的供货商、供货材质是否符合订货技术条件的要求；2)核对套管、分接开关、散热器等配套组件的供货商、技术性能是否符合订货技术条件的要求；3

25、)对关键的工艺程序，包括：器身绝缘装配，引线及分接开关装配，器身干燥的真空度及温度及时间，总装配时清洁度检查，带电部分对油箱绝缘距离检查，注油的真空度、油温、时间及静放时间等进行过程，生产环境、工艺参数控制、过程检验是否符合工艺规程的要求；4)出厂试验，对关键的出厂试验，如：长时感应耐压及局部放电（ACLD）试验，应严格在规定的试验电压和程序条件下进行。220kV 及以上变压器，测量1. Um3 时的局部放电量不大于 100pC。电压为5)供货的套管应安装在变压器上进行工厂试验。6)所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。6.2.31)出厂验收查验电磁线、硅钢片、绝缘纸板、钢板材质和变

26、压器油的出厂检验及合格证，符合技术要求的予以签字确认；2)查验套管、分接开关、压力器、气体继电器、套管电流互感器等配套件出厂试验及合格证，对压力器、气体继电器、套管电流互感器等应有工厂校验；符合技术要求的予以签字确认；3)油箱、铁心、绕组等部套制造及器身装配、总装配，符合制造厂工艺规程要求的予以确认。4) 按监造合同规定的整机试验项目进行验收。确认试验项目齐全、试验方法正确、试验设备及仪器、仪表满足试验要求，试验结果符合相关标准要求，在质量见证单上签字确认；6.2.4 监造工作结束后，监理应及时出具监造，内容应详实，需包括制造过程中出现及处理方法和结果等。6.3变压器的安装和投产验收6.3.1

27、变压器应有可靠的防止设备撞击的措施，应安装具有时标、且有合适量程的三维冲击仪。充气的变压器，中油箱内的气压应为0.01MPa0.03MPa，有压力监视和气体补充装置。6.3.2设备到达现场，由制造厂、部门、电厂共同检查和和装卸中的受冲击情况，受到冲击的大小应低于制造厂及合同规定的允许值，纸和押运应由电厂留存。6.3.3安装前的保管期间，应经常检查设备情况。充油保管的变压器检查有无渗油，油位是否正常，外表有无锈蚀，并每六个月检查一次油的绝缘强度；充气保管的变压器应检查气体压力和，要求压力维持在 0.01MPa0.03MPa，低于40。要做好检查。6.3.4应严格按产品技术要求和 GBJ 148

28、的规定进行现场安装，确保设备安装质量。6.3.5变压器器身吊检和内检过程中，对检修场地应责任、设专人管理，做到对出入以及携带工器具、备件、材料等的严格登记管控，严防异物遗留在变压器。6.3.6 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，220kV 套管应静放 24h，330500kV 套管应静放 36h 后方可带电。6.3.7 套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面；检查端子受力和引线支承情况、外部引线的伸缩节情况，防止套管因过度受力引起的渗漏油；与套管相连接的长引线，当垂直高差较大时要采取引线分水措施。6.3.8 变压器安装试验工作最后要测

29、量运行分接位置的直流电阻，应与出厂试验数据或大修前的数据相符。变压器送电前，要确认分接开关位置正确无误。6.3.9 安装结束后，变压器应按照 GB 50150 的要求进行交接验收试验。试验项目包括下列内容：1)绝缘油试验；2)测量绕组连同套管的直流电阻；3)检查所有分接头的电压比；4)检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；5)测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻；6)非纯瓷套管的试验；7)有载调压切换装置的检查和试验；8)测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；9)测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan ；10)测量绕组连同套管的直流

30、泄漏电流；11)变压器绕组变形试验；12)绕组连同套管的交流耐压试验；13)绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；14)额定电压下的冲击合闸试验；15)检查相位；16)测量噪音。6.3.10 新投运的变压器油中溶解气体含量的要求：在注油静置后、耐压和局部放电试验 24h 后及冲击合闸及额定电压下运行 24h 后，两次测得的氢、乙炔和总烃含量应无明显区别；油中氢、总烃和乙炔气体含量应符合 DL/T 722 的要求，见表 6.2。表 6.2新投运的变压器油中溶解气体含量（L/L）注：1. 套管中的绝缘油有出厂试验，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

31、气体的色谱分析。6.3.11 投产验收气体氢乙炔总烃变压器和电抗器10020套 管1500106.3.11.1 变压器、电抗器应完成带可能的最大负荷连续运行 24h 的启动试运行。变压器应进行 5 次空载全电压冲击合闸，且无异常情况；第一次受电后持续时间不应少于10min；励磁涌流不应引起保护装置的误动。带电后，检查本体及附件所有焊缝和连接面，不应有渗油现象。6.3.11.2 验收时，应移交下列资料和文件：1)变更设计部分的实际施工图。2)变更设计的证明文件。3)制造厂提供的产品说明书、试验、合格证件及安装图纸等技术文件。4)安装技术、器身检查、干燥等。5)试验。6)备品备件移交。6.4变压器

32、的运行监督6.4.1 变压器的运行条件、运行、不正常运行和处理应符合 DL/T 572 规定。6.4.2 运行或备用中的变压器每班至少检查一次，新安装或大修后投入运行或在异常状态下运行时应增加检查次数。6.4.3 变压器日常巡检项目1)变压器的油温和温度计、储油柜的油位及油色均正常，各部位无渗油、漏油。2)套管油位应正常，套管外部无裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。3)变压器音响均匀、正常。4)吸湿器完好，吸附剂干燥。5)引线接头、电缆、母线无发热迹象。6)压力器无动作、防爆膜完好无损。7)有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；8)有载分接开关的滤油装置工作位置及电源指示应正常；9

33、)气体继电器内充满油，应无气体。10)各控制箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，温控装置工作正常；11)控制箱和二次端子箱内接线端子及各元件应牢固，无发热、受潮，箱门应严密，以防受潮。12) 注意变压器冷却器冬、夏季以及不同负荷下的运行方式，避免出现油温过高或者过低的情况，变压器顶层油温不宜低于 40。6.4.4 变压器定期巡检项目检查周期由现场规程规定，重点检查以下内容。1)各部位的接地应完好；并定期测量铁心和夹件的接地电流。2)外壳及箱沿应无异常发热；3)有载调压装置的动作情况应正常。4)各种标志应齐全明显；5)各种保护装置应齐全、良好；6)各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠；

34、7)消防设施应齐全完好；8)室内变压器通风设备应完好；9)贮油池和排油设施应保持良好状态；10)电容式套管末屏有无异常声响或其它接地不良现象；11)变压器红外测温。6.4.5 变压器特殊巡检项目如下情况应增加巡视检查次数进行特殊巡检。1)新设备或经过检修、改造的变压器在投运 72h 内；2)带严重缺陷运行时，根据缺陷情况重点检查有关部位。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、负载期间。6)变压器停运后，应检查瓦斯继电器防雨情况是否可靠，沿海地区还应注意接线端子及端子绝缘的盐雾腐蚀情况，发现问题应及时处理。6.4.6 分接开关巡检项目1)电压

35、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)分接位置指示应正确；4)有载分接开关储油柜的油位、油色正常，油位略低于变压器储油柜油位，吸湿器内干燥剂颜色为干燥指示色，油杯油位正常，随油温变化能观察到油杯的呼吸气泡，呼吸时无溢油；5)分接开关及其附件各部位无渗漏油；6)分接变换时操作指示灯指示正确，机械连接、齿轮箱、开关无异声，计数器动作正确时分接变换次数；7)操作机构箱清洁，无潮气凝露，电气元件应完整，接地端子应接触良好，无发热痕迹，无松动和锈蚀，润滑油位正常，密封良好，机构箱门关闭严密，密封良好，箱体接地良好；8)操作机构箱内加热器应完好，并按要求及时投切；9)滤油装置工作方

36、式电源指示灯显示正常，无渗漏油，出口压力正常，无异常发信。6.4.7 变压器运行中的异常及处理6.4.7.1变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并做好。6.4.7.2变压器有下列情况之一者应立即停运：1)变压器声响明显增大，很不正常，有爆裂声；2)严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；3)套管有严重的破损和放电现象；4)变压器冒烟着火；5）当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，应立即将变压器停运。6） 当变压器附近的设备着火、或发生其它情况，对变压器严重时，应立即将变压器停运。6.4.7.3变压器油温指示异常时，值班应按以下步骤检查处理：1)检查变压器

37、的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下正常的温度核对。2)核对温度测量装置。3)检查变压器冷却装置或变压器室的通况。4)若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则值班应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。5)在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，应查明原因，必要时应立即将变压器停运。6.4.7.4变压器中的油因低温凝滞时，不应投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。6.4.7.5当发现变压器的油面油位显著降低时，应查明原因。补油时从变

38、压器下部补油。6.4.7.6变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经检查不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。6.4.7.7铁心多点接地且接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流限制在 100mA 左右，并加强监视。6.4.8气体继电器动作的处理6.4.8.1瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器故障造成的。如气体继电器内有气体，则应气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。1)若气体继电器内的气体为无色

39、、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷；2)若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。6.4.8.2瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。应重点考虑以下，做出综合判断：1)是否排气未尽；2)保护及直流等二次回路是否正常；3)变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；4)气体继电器中积集气体量，是否可燃；5)气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；6)必要的电气试验结果；7)变压器其它继电保护装置动作情况。6.4.8.3变压器在近区突发短路跳闸后，需要进行以下检查和相关试验，根据检查试验结果，确定变

40、压器投入或退出运行，避免变压器经历出口短路后，任何检查和试验而试投。1) 保护动作情况检查。保护动作应正确，否则应进行校核。2) 故障录波检查。根据录波情况，确认是否超过变压器所能承受的短路电流和时间，如超出应根据其它项目的检查情况，确定变压器的处理方式。3) 压力阀。检查压力阀有否动作、喷油或渗漏现象，则表明绕组可能有变形或松动的迹象，应予以处理。4) 变比测试。若变比有变化，则表明绕组可能存在短路现象，应检查处理。5) 直流电组测试。若与其它相或历史数据比较，有变化，则表明绕组存在短路、断股或开路现象，应检查处理。6) 绝缘电阻测试。如与历史数据比较，存在明显下降，表明绕组已变形或击穿，应

41、检查处理。7) 低电压阻抗测试。与历史值、出厂值或铭牌值作比较，较大幅度的变化，表明绕组有变形的迹象，应检查处理。8) 频响特性。与其它相或历史数据作比较，若有明显的变化，则说明绕组有变形的迹象。试验表明绕组发生严重变形，应检查处理。9) 各绕组介质损耗因数和电容量测试。与历史作比较，若有明显的变化，则说明绕组有变形的迹象，应检查处理。10) 短路损耗测试。如的杂散损耗比出厂值有明显的增长，表明绕组有变形的迹象，应检查处理。11) 油色谱分析。根据油色谱分析结果，判断有无故障情况。如判断有故障，应检查处理。6.4.9 油浸（自然循环）风冷，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定

42、。油浸风冷变压器当冷却系统停风扇后，顶层油温度不超过 65时，允许带额定负载运行。6.4.10 变压器跳闸和灭火6.4.10.1变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于故障所引起，可重新投入运行。若变压器有故障的征象时，应作进一步检查。6.4.10.2变压器着火时，应立即断开电源，停运散热器器，在保证人身安全的前提下，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。6.4.11 变压器分接开关和保护装置的运行变压器分接开关和保护装置（包括气体继电器、突变压力继电器、压力器、温度计、冷却器及油流继电器）的运行应按 DL/T 572 的规定执行。6.5变压器的检修监督6.5.1预防为主的方针

43、，采用计划检修和状态检修相结合的检修策略，应做到应修必修、修必修好。6.5.2 下列情况可进行大修：1)运行中的变压器承受出口短路后，经综合分析判明有故障时，可进行大修；2)箱沿焊接的变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有故障或本体严重渗漏油时，可进行大修；3)运行中的变压器，当发现异常状况或试验判明有故障时，应进行大修；4)设计或制造中存在共性缺陷的变压器可进行针对性大修；5)变压器大修周期一般应在 10 年以上。6.5.3 检修项目6.5.3.1参照 DL/T 573的大、项目，根据运行情况和状态评价结果动态调整。6.5.3.2检查渗漏油部位并确认渗漏油程度，进行

44、大修前试验，以确定是否需要调整检修项目。6.5.4 检修监督重点6.5.4.1绝缘受潮后器身的干燥处理1)器身检修的气候条件及器身时间应符合 DL/T 573 的要求，见表 6.2。表 6.3 器身检修的气候条件及器身时间2)在现场，器身干燥宜采用真空热油循环冲洗处理，或真空热油喷淋处理；3)对有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真空；4)采用真空加热干燥时，应先进行预热，并根据制造厂规定的真空值抽真空；按变压器容量大小以 1015/h 的速度升温到指定温度，再以 6.7kPa/h 的速度递减抽真空。5)干燥终结的判据：在保持温度不变的条件下，220kV 及以上变压器绕组绝缘电阻持续 12h

45、以上不变；并在上述时间内无凝结水析出。6)变压器油处理a.大修后注入变压器及套管内的变压器油，其质量应符合 GB/T 7595 的规定；b.注油后，变压器及套管都应进行油样化验与色谱分析；c.变压器补油时应使用牌号相同的变压器油，如需要补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。6.5.4.2 变压器在吊检和检查时应防止绝缘受伤。安装变压器穿缆式套管应防止引线扭结，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。6.5.4.3 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，并经干燥处理。6.5.4.4 在大修时，应注意检查

46、引线、均压)、木支架、胶木螺钉等是否有变形、损坏或松脱。注意去除露引线上的毛刺及尖角，发现引线绝缘有损伤的应予修复。对序号项 目要 求1气候条件环境无尘土及其它污染的晴天；空气相对湿度不大于 75%；如大于 75%时应采取必要措施。2器身时间1）相对湿度 65%，为 16h；2）相对湿度 75%，为 12h。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。6.5.4.5 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

47、防止拨叉产生悬浮电位放电，应采取等电位连接措施。6.5.4.6 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。6.5.4.7 在安装、大修吊罩或进入检查时，除应尽量缩短器身于空气的时间外，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

48、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。6.5.4.8 大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前时间不应少于以下规定：1)110kV24h2)220kV48h3)500 (330)kV72h4)750kV96h6.5.4.9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、冷却器和潜油泵，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。6.5.4.10复装时注意检查钟罩顶部与铁心上夹件的间隙，碰触，应及时消除。6.5.4.11干式变压器检修时，要对铁心和线圈的固定夹件、绝缘垫块检查紧固，检查低压绕组与层间的绝缘，防止铁心线圈下沉

49、、错位、变形，发生烧损。6.6变压器的试验监督6.6.1变压器预防性试验的项目、周期、要求应符合 DL/T 596 的规定及制造厂的要求。6.6.2变压器红外检测的方法、周期、要求应符合 DL/T 664 的规定。6.6.3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) 更换绝缘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。6.6.4电压等级 110kV 及以上的变压器在出口短路、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。

50、6.6.5正常运行的变压器应至少每 6 年进行一次绕组变形试验。6.6.6对运行年久（15 年及以上）、温升过高的变压器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。6.6.7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。6.6.8 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。6.6.9改造后的变压器应进行温升试验，以确定其负荷能力。7互感器的技术监督7.1互感器的设计选型7.1.1 互感器的设计选型应符合 DL/T 725、DL/T 726 等标准和反事故措施的有关规

51、定。重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。7.1.2 母线电压互感器尽量使用电容式电压互感器，站内 35kV、10kV 电压互感器和电流互感器选用真空浇注式，其容量及精度应满足工程需要。7.1.3 电压互感器的技术参数和性能应满足 GB 1207 的要求。7.1.4电流互感器的技术参数和性能应满足 GB 1208 的要求。7.1.5保护用电流互感器的暂态特性应满足 GB 16847 及 GB/T 14285 的要求。7.1.6电容式电压互感器应满足 GB/T 4703 的要求。当分压电容有套管引出时应注意对电场的影响；电磁单元应充变压器油，宜设置取油阀和注

52、油孔。7.1.7SF6 互感器应具有良好的密封性能，在环境温度 20C 条件下，互感器SF6气体为额定压力时的年漏气率应不大于 1%。互感器的壳体上应配有压力装置、压力指示器和密封继电器及气体取样阀门、接头。7.1.8 用于电能计量的计量电压互感器的准确级一般不低于 0.2 级。当计量电压互感器的负荷为感应型计量装置时，其负荷功率因数应限定在 0.30.5 范围内。7.1.9 电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求，可选用较大的一次额定电流和 S 测量级的电流互感器。特别要注意一次绕组串或并联时的不同性能。7.1.10 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。尤其应注意

53、，高寒地区应校核膨胀器的容积是否能满足全年温差对油量补充的要求，以免寒冷时看不到油位指示或高温时油位过高。7.1.11互感器瓷套爬电距离及伞裙结构应满足安装地点污秽等级及防雨闪要求，对重污秽区应选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷套。7.1.12对电容式电压互感器，应要求制造厂在出厂时进行 0.8Upn、1.0Upn、1.2Upn及 1.5Upn 的铁磁谐振试验(Upn 为额定一次相电压)。7.1.13对 220kV 及以上电压等级电流互感器，应要求制造厂在出厂时进行 l0kV 和额定电压下的介损和电容量测量。220500kV 电流互感器除应进行上述测量外，还应测取tg=f (U) 的关

54、系曲线(上升和下降)，同时注意相应电容量的变化。7.1.14对 500kV 油浸式互感器，应要求制造厂在出厂时的局部放电试验。试验宜按下述程序和要求进行：740kV(1min 激发)550kV(1min)，局放量不大于 l0pC 为合格；或740kV(1min 激发)381kV(1min)，局放量不大于 5pC 为合格。7.2互感器的监造和出厂验收7.2.1监造要求220kV 及以上电压等级的气体绝缘、批量购入干式互感器应进行监造和出厂验收。设备监造可采取驻厂监造模式，或巡回检查监造模式。全面订货技术要求和联络设计文件要求，发现问题及时消除。7.2.2主要监造内容1)查验工厂的生产条件是否满足

55、气体绝缘互感器的制造要求；2)核对重要原材料如硅钢片、电磁线、绝缘纸板、钢板、铸铝合金、浇注用树脂、SF6气体等的供货商、供货质量是否满足订货技术条件的要求；3)核对瓷套或复合绝缘套管、SF6 压力表和密度继电器、防爆膜或减压阀等重要配套组件的供货商、供货性能是否满足订货技术条件的要求；4)查验外壳焊接工艺是否符合制造厂工艺规程的规定，探伤检测和水压试验合格。5)器身绝缘装配、引线装配、器身干燥、树脂浇注、等关键工艺程序，生产环境、工艺参数控制、过程检验是否符合工艺规程的规定；6)出厂试验。每台互感器必须按订货技术条件的要求进行试验。7.2.3 出厂验收1)查验硅钢片、电磁线、绝缘纸板、钢板、

56、铸铝合金、浇注用树脂、SF6 气体等的出厂检验及合格证，对符合相关技术要求的予以签字确认；2)查验瓷套或复合绝缘套管、SF6 压力表和密度继电器、防爆膜或减压阀等重要配套组件的出厂试验及合格证，对符合相关技术要求的予以签字确认；3)铁心、绕组、壳体等部套制造及器身装配、总装配符合制造厂工艺规程规定的予以确认。4)按监造合同规定的整机试验项目进行验收。确认试验项目齐全、试验方法正确、试验设备及仪器、仪表满足试验要求，对试验结果符合相关标准规定的在质量单上签字确认。7.2.4 监造工作结束后，监理应及时出具监造，内容应详实，需包括制造过程中出现及处理方法和结果等。7.3互感器的安装和投产验收7.3

57、.1 油浸瓷套式互感器的器身高，其和放置应按产品技术条件的要求进行。7.3.2SF6 绝缘电流互感器时，制造厂应采取有效措施，防止构件移位。时所充气压应严格控制在允许的范围内。每台产品上安装振动测试仪器。到达目的地后应在各方到齐情况下检查振动，若振动值超过允许值，则产品应返厂检查。7.3.3 应严格按产品的技术要求和 GBJ 148 的规定进行现场安装，确保设备安装质量。7.3.4 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气联结应接触良好，防止产生过热性故障。应检查膨胀器外罩等电位联结是否可靠，防止出现电位悬浮。互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成引线扭

58、断。7.3.5 气体绝缘的电流互感器安装时，密封检查合格后方可对互感器充 SF6 气体至额定压力，静置 1h 后进行 SF6 气体微水测量。气体密度继电器必须经校验合格。7.3.6气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验(老炼试验程序按国家电力公司发输电输2002158 号 附件 2 的规定进行）。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的 80。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。7.3.7 互感器安装后，应按照 GB 50150 进行交接试验，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 tanSF6 封闭式组合电器中的电流互感器

59、和套管式电流互感器的试验应进行上条中 1、6、7、8、10 款的项目。7.3.8 交接试验和投运前，针对有疑问的油浸式互感器应进行 90油介损测量、油中溶解气体分析和微水分析；电流互感器要分别测量主绝缘和末屏对地介损及电容量；电磁式电压互感器要分别测量整体和绝缘支架的介损。7.3.9 电容式电压互感器在投运前，其中间变压器应进行各绕组绝缘试验和空载试验(由于产品结构原因现场无法拆开时除外)。7.3.10 投产验收7.3.10.1验收时，应进行下列检查：1)设备外观应完整无缺损；2)油浸式互感器应无渗油，油位指示应正常；3)保护间隙的距离应符合规定；4)油漆应完整，相色应正确。5)接地应良好。7

60、.3.10.2移交下列资料和文件：1)变更设计的证明文件；2)制造厂提供的产品说明书、试验、合格证件及安装图纸等技术文件；3)安装技术、器身检查、干燥；4)试验。7.4互感器的运行监督7.4.1 互感器的运行监督应符合 DL/T 727 及产品技术条件的规定。7.4.2 日常巡视互感器应定期巡视，每班不少于一次。各类互感器运行中巡视检查应包括以下内容。7.4.2.1油浸式互感器1)设备外观是否完整无损，各部连接是否牢固可靠；2)外绝缘表面是否清洁、有无裂纹及放电现象；3)油色、油位是否正常，膨胀器是否正常；4)有无渗漏油现象，防爆膜有无破裂；5)有无异常振动，异常音响及异味；6)各部位接地是否