龙源电力集团股份有限公司风电技术监督导则及实施细则(试行)

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龙源电力集团股份有限公司
风电技术监督导则及实施细则
（试行）
2013 年11 月
前言
为了进一步促进龙源电力集团股份有限公司风电技术监督工作规范、科学、有效开展，保证风电设备及电网安全、可靠、经济运行，有效防范设备事故，提高设备可靠性，依据国家及行业方针政策、法规、标准、规程和《中国国电集团公司技术监督管理制度》及《龙源电力集团股份有限公司技术监督管理办法》，编制了《龙源电力集团股份有限公司风电技术监督导则及实施细则》。

内容包含电测、绝缘、继电保护及安全自动装置、电能质量、化学、金属、振动、风电机组控制和保护性能共八项风电技术监督导则及对应的实施细则。

本导则及实施细则自下发之日起正式实施，请各风电企业遵照执行。

光伏、潮汐等新能源企业可参照相关内容执行。

本导则及实施细则由龙源电力集团股份有限公司技术监督
委员会归口并解释
批准：费智审核：李力怀、吴涌、和军粱、张敏、夏晖、岳俊红、刘文秀、
魏亮、董文斌、马说邯、施亚强、范晓旭、王顺超、杨帆、周雪琴编写：冯江哲、赵小明、胡鹏、宋中波、张悦超、吴吉军、刘
亚刚、侯非、田文齐、张水基、张明、潘锡平、李英信、孙玉彬、
梁培沛、金声超、曹彬、任淮辉、段二顺、曹建忠、陶钢正、岳文彦、金鑫、陈铁、胥佳、张进、杜可兵、丁显、肖剑、荣兴汉
目录
龙源电力集团股份有限公司风电电测监督导则 (1)
龙源电力集团股份有限公司风电绝缘监督导则 (6)
龙源电力集团股份有限公司风电继电保护及安全自动装置监督导则 (19)
龙源电力集团股份有限公司风电电能质量监督导则 (24)
龙源电力集团股份有限公司风电化学监督导则 (28)
龙源电力集团股份有限公司风电金属监督导则 (35)
龙源电力集团股份有限公司风电振动监督导则 (40)
龙源电力集团股份有限公司风电机组控制及保护性能监督导则 (46)
龙源电力集团股份有限公司风电技术监督实施细则基础管理部分 (50)
龙源电力集团股份有限公司风电电测技术监督实施细则 (52)
龙源电力集团股份有限公司风电绝缘技术监督实施细则 (59)
龙源电力集团股份有限公司风电继电保护及安全自动装置技术监督实施细则 (114)
龙源电力集团股份有限公司风电电能质量技术监督实施细则 (128)
龙源电力集团股份有限公司风电化学技术监督实施细则 (133)
龙源电力集团股份有限公司风电金属技术监督实施细则 (144)
龙源电力集团股份有限公司风电振动技术监督实施细则 (153)
龙源电力集团股份有限公司风电机组控制及保护性能技术监督实施细则 (160)
龙源电力集团股份有限公司
风电电测监督导则
1. 概述
本导则规定了风力发电场电测技术监督的技术要求，它包含电测监督的对象、监督项目、技术条件和检验标准。

2. 适用范围
本导则适用于龙源电力股份有限公司所属各风电企业关于电工测量仪器、电测指示仪表及测量装置、油浸式变压器测温装置、电压电流互感器、电能表等电测仪器仪表的技术监督工作。

3. 定义与术语
3.1. 电能计量装置electric energy metering device
是计量电能所必须的计量器具和辅助设备的总体（包括电能表和电压、电流互感器及其二次回路等）。

4. 执行标准和引用文件
下列文件对于本导则的应用是必不可少的。

以下引用的标准文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

DL/T 448-2000 《电能计量装置技术管理规程》
DL/T 980-2005 《数字多用表检定规程》
DL/T 5137-2001 《电测量及电能计量装置设计技术规程》
JJG 124-2005 《电流表、电压表、功率表及电阻表检定规程》
JJG 125-2004 《直流电桥检定规程》
JJG 126-1995 《交流电量变换为直流电量电工测量变送器检定规程》
JJG 313-2010 《测量用电流互感器检定规程》
JJG 314-2010 《测量用电压互感器检定规程》
JJG 315-1983 《直流数字电压表试行检定规程》
JJG 366-2004 《接地电阻表检定规程》
JJG 441-2008 《交流电桥检定规程》
JJG 596-2012 《电子式交流电能表检定规程》
JJG 598-1989 《直流数字电流表试行检定规程》
JJG 622-1997 《绝缘电阻表(兆欧表）检定规程》
JJG 724-1991 《直流数字式欧姆表检定规程》
JJG 984-2004 《接地导通电阻测试仪检定规程》
JJG 1005-2005 《电子式绝缘电阻表检定规程》
JJG 1021-2007 《电力互感器检定规程》
JJG (航天)34-1999 《交流数字电压表检定规程》
JJG (航天)35-1999 《交流数字电流表检定规程》
Q/GDW 440-2010 《油浸式变压器测温装置现场校准规范》
5. 监督范围
电测技术监督的主要对象包括：电工测量仪器、电测指示仪表及测量装置、油浸式变压器测温装置、电压电流互感器、电能表等。

a) 电工测量仪器包括：电流表、电压表、万用表、电桥、兆欧表、相序表、接地电阻
测试仪等常见仪器；
b) 电测指示仪表及测量装置包括：发电机、主变、箱式变压器、场用变压器、10kV
及以上母线、旁路、35kV 及以上线路的交流、直流系统电流表、电压表、功率表
等；
c) 油浸式变压器测温装置的现场校验；
d) 电压、电流互感器，包括计量级、测量级绕组互感器；
e) 电能表，包括多功能电能表、标准电能表、多费率电能表等。

6. 监督内容与要求
6.1. 电测技术监督具体要求
6.1.1. 《中华人民共和国强制检定的工作计量器具明细目录》规定，绝缘电阻表、接地电阻表、电能表为强制检定仪器；需按照其检定标准要求，委托由县级以上人民政府计量行政部门所属或者授权的计量检定机构进行定点定期检定；并做好检定记录，应有明确标示。

6.1.2. 检定前应检查电能表的原有封印完好，封印无缺失，经检定合格的电能表应在制造商原封印基础上施加检定机构的检定封印。

6.1.3. 基建项目委托方应委托电测技术监督机构，对基建工程中电测计量部分进行监督和验收，使其符合相关规程的规定，监督和验收的结果作为监理单位审核的依据。

6.1.4. 各类计量器具和装置，经检定或检验后，应附有合格证和检验报告，施工结束后，将有关技术图纸、资料、计量器具说明书和检定合格证及电能计量装置检验报告等，一并移交运行单位，作为计量原始技术资料存档备查。

6.1.5. 建立并维护运行计量器具及装置的台帐。

6.1.6. 运行和使用中的计量器具、装置应保持整洁、完好、封印完整，标志正确、清晰，并有有效期内的检定证书（或合格证书），其准确度等级应符合要求。

6.1.
7. 应有定期巡视运行计量器具的制度，并应及时解决计量器具运行中存在的问题。

6.1.
8. 计量器具和装置的检修、改造或调整，均应在最后的检定执行中注明检修改造部位或调整情况，更改二次回路时还应修改二次回路图纸，所有图纸和技术资料应在工作结束后整理归档。

6.1.9. 经验收合格的电测仪器仪表应办理入库手续，实现仪器仪表的采购、质量抽检、验收检验、安装、故障（周期）拆换、报废等全过程管理。

6.2. 电工测量仪器技术监督
6.2.1. 直接指示模拟直流和交流（频率40Hz～10kHz）电流表、电压表、功率表和电阻表（电阻1Ω～1MΩ）以及测量电流、电压及电阻的万用表采用JJG 124-2005 标准进行检定。

上述各表准确度等级小于等于0.5 的，检定周期为1 年。

其余仪表检定周期一般不大于2 年。

6.2.2. 直流数字电压表采用JJG 315-1983 标准进行检定。

交流数字电压表可参考JJG (航天)34-1999 标准进行检定。

数字电压表的检定周期一般为1 年。

6.2.3. 直流数字电流表采用JJG 598-1989 标准进行检定。

交流数字电流表可参考JJG (航天)35-1999 标准进行检定。

数字电流表的检定周期一般为1 年。

6.2.4. 直流数字电阻表采用JJG 724-1991 标准进行检定。

其检定周期一般为1 年。

6.2.5. 手摇式绝缘电阻表采用JJG 622-1997 标准进行检定，电子式绝缘电阻表采用JJG 1005-2005 标准进行检定。

手摇式绝缘电阻表的检定周期不得超过2 年。

电子式绝缘电阻表的检定周期一般不超过1 年。

6.2.6. 常用的具有上述各项功能的数字万用表参考DL/T 980-2005 数字多用表检定规程规定的相关内容进行。

如果数字万用表在测量电压、电流、电阻之外还有其他功能，则需要采
用涉及到其他功能的检定规程进行。

例如，其电容、电感测量功能需使用JJG 441-2008 交流电桥检定规程进行检定。

6.2.
7. 接地电阻表采用JJG 366-2004 标准进行检定，检定周期一般不超过1 年。

6.2.8. 接地导通电阻测试仪采用JJG 984-2004 标准进行检定，检定周期不超过1 年。

6.2.9. 相序表的检定无相应标准，可由各单位自行制定。

一般需要检查其缺相、逆相、三相电压不平衡、过电压、欠电压响应性能，检查周期不超过1 年。

6.2.10. 上述各表和仪器在修理后必须进行修理后检定。

初次进口或初次购置的应进行首次检定。

6.3. 电测指示仪表及测量装置的技术监督
6.3.1. 风电场变电站所使用的电测指示仪表的配置应能正确反映电力装置的电气运行参数和绝缘状况，其安装条件、准确度等级等设计应符合DL/T 5137-2001 的有关有求。

选用的电测量指示仪表的测量范围，宜使电力设备额定值指示在仪表标尺的2/3 左右。

6.3.2. 电测指示仪表及测量装置可按照各仪器仪表对应的规程进行检定，参考附录。

6.4. 油浸式变压器测温装置的技术监督
油浸式变压器测温装置的现场校验可参考国家电网公司Q/GDW 440-2010《油浸式变压器测温装置现场校准规范》的相关规定，自行制定校准规范予以实施。

6.5. 电能计量装置的技术监督
6.5.1. 电能计量装置的设计必须符合DL/T 5137-2001 标准的有关要求。

6.5.2. 电能计量设计方案要以有关电能计量设计和管理的规程、规定为依据。

设计方案包括但不限于以下内容：计量点、计量方式（接线方式、计量器具型号、规格、准确度等级、装设套数）、互感器二次回路及负载特性、防窃电措施、电能计量柜、电力负荷管理系统以及预付费装置的选用。

6.5.3. 订购的电能计量器具应是列入《中华人民共和国依法管理的计量器具（型式批准部分）》的计量器具，具有制造计量器具许可证（CMC 证）。

进口计量器具依据《中华人民共和国进口计量器具监督管理办法》进行管理。

电能计量器具计量性能和技术规范符合设计和实际使用的要求。

6.5.4. 电能表采用JJG 596-2012 标准进行检定，检定周期为1 年。

6.5.5. 电能计量封钳（印模）、封铅的管理按DL/T 448-2000 标准的要求执行。

电能计量封钳（印模）、封铅的使用必须建立严格的领用、审批、等级制度，领用人员实行唯一的编号并对领用的编号终身负责。

外委计量中心的企业，按照DL/T 448-2000 标准做好监督工作。

6.6. 电压电流互感器技术监督
6.6.1. 电压电流互感器技术监督对象包括计量级、测量级互感器。

6.6.2. 测量用电压互感器采用JJG 314-2010 标准进行检定，检定周期为2 年，满足该标准规定的特定条件的可以为4 年。

6.6.3. 6kV 及以上电力系统中用于电流、电压测量的互感器以及组合互感器（简称电力互感器）采用JJG 1021-2007 标准进行检定，电磁式电流、电压互感器检定周期不超过10 年，电容式电压互感器检定周期不超过4 年。

6.6.4. 测量用电流互感器采用JJG 313-2010 标准进行检定，检定周期为2 年，满足该标准规定的特定条件的可以为4 年。

附件一：
电测技术监督检定规程列表
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龙源电力集团股份有限公司
风电绝缘监督导则
1. 概述
本导则提出了风力发电场绝缘技术监督工作的具体要求，它包含绝缘监督的对象、监督项目、技术条件和检验标准。

2. 适用范围
本导则适用于龙源集团所属各风电场变电站电气设备、风电场集电线路及风力发电机组。

3. 定义与术语
3.1. 电力变压器 power transformer
具有两个或多个绕组的静止设备，为了传输电能，在同一频率下，通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一系统的电压和电流，通常这些电流和电压的值是不同的。

3.2. 油浸式变压器 oil-immersed type transformer
铁心和绕组都浸入油中的变压器。

3.3. 干式变压器 dry-type transformer
铁心和绕组都不浸入绝缘液体中的变压器。

3.4. 中性点端子 neutral terminal
对三相变压器或由单相变压器组成的三相组，指连接星形联结或曲折型联结公共点（中性点）的端子，对单相变压器指连接网络中性点的端子。

3.5. 绕组winding
构成与变压器标注的某一电压值相对应的电气线路的一组线匝。

3.6. 分接tapping
在带分接绕组的变压器中，该绕组的每一个分接连接，均表示该分接的绕组，有一确定值的有效匝数，也表示该分接绕组与任何其他匝数不变的绕组间有一确定值的匝数比。

3.7. 并联电抗器 shunt reactor
并联连接在系统上的电抗器，主要用于补偿电容电流。

3.8. 消弧线圈 arc-suppression coil
接于系统中性点和大地之间的单相电抗器，用以补偿因系统发生单相接地故障引起的接地电容电流。

3.9. 互感器 instrument transformer
是指电流互感器、电磁电压互感器、电容式电压互感器和组合互感器（包括单相组合互感器和三相组合互感器）的统称。

由于组合互感器是以电流互感器和电磁式电压互感器组合而成，相关试验参照电流互感器和电压互感器项目。

3.10. 接地极 grounding electrode
埋入地中并直接与大地接触的金属导体。

3.11. 接地导体（线） grounding conductor
电气装置、设施的接地端子与接地极连接用的金属导电部分。

3.12. 接地装置 grounding connection
接地线和接地极的总和。

3.13. 接地网 grounding grid
由垂直和水平接地极组成的供发电厂、变电站使用的兼有泄流和均压作用的较大型的水平网状接地装置。

3.1
4. 中性点接地电阻器 neutral grounding resistor
一种其主要元件为电阻的中性点接地装置。

当系统出现故障中性点产生偏移时，电阻器将系统中性点强制接地并限制其故障电流，以避免系统中的线路和设备遭受损坏。

4. 执行标准和引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。

如引用标准被新标准替代，其最新版本适用于本标准。

GB 1094 《电力变压器》
GB 1207-2006 《电磁式电压互感器》
GB 1208-2006 《电流互感器》
GB 16847-1997 《保护用电流互感器暂态特性技术要求》
GB 50150-2006 《电气装置安装工程电气设备交接性试验标准》
GB 50169-2006 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》
GB/T 4703-2007 《电容式电压互感器》
GB/T 6451-2008 《油浸式电力变压器技术参数和要求》
GB/T 10228-2008 《干式电力变压器技术参数和要求》
GB/T 13499-2002 《电力变压器应用导则》
GB/T 17468-2008 《电力变压器选用导则》
DL/T 596-1996 《电力设备预防性试验规程》
DL/T 620-1997 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》
DL/T 621-1997 《交流电气装置的接地》
DL/T 725-2000 《电力用电流互感器订货技术条件》
DL/T 726-2000 《电力用电压互感器订货技术条件》
DL/T 727-2000 《互感器运行检修导则》
DL/T 729-2000 《户内绝缘子运行条件》
DL/T 797-2012 《风力发电场检修规程》
DL/T 804-2002 《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》
5. 绝缘监督范围
风电场电气设备绝缘监督范围包括：发电机、变压器、电抗器、电容器、开关设备、互感器、避雷器、母线、套管/绝缘子、接地装置、消弧线圈、电力电缆、输电线路等。

6. 监督内容与要求
6.1. 发电机绝缘监督
6.1.1. 发电机设备的设计选型及采购验收发电机设备的设计选型及采购验收过程中，除对
发电机的一般要求外，还应关注发电机
轴承、发电机转速编码器、冷却器、发电机联轴器等部件参数的要求。

6.1.2. 发电机运行监督
风电机组发电机应遵循《DL/T 797 风力发电场检修规程》及制造厂技术要求按期进行检测。

风电机组发电机技术改造应依据行业标准、反事故措施要求和发电机运行情况、绝缘状况制定检修和技改项目计划进行，技改工作完成后，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。

6.1.3. 发电机预防性试验的周期
6.1.3.1.风电机组发电机绕组每1～3 年进行一次直流电阻测试工作。

6.1.3.2.风电机组发电机绕组每1～3 年进行一次绝缘电阻测试工作。

6.1.3.3.风电机组发电机集电环每年进行一次绝缘测试。

6.1.3.4.发电机绕组阻抗出现缺陷的机组应缩短监测周期并根据缺陷级别安排大修计划。

6.2. 变压器及电抗器绝缘监督
6.2.1. 变压器类设备的设计选型及采购验收
6.2.1.1. 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 电力变压器》、《GB/T 6451 油浸式电力变压器技术参数和要求》、《GB/T 10228 干式电力变压器技术参数和要求》等技术标准和相关反事故措施要求。

6.2.1.2. 订购前，应向制造厂商索取突发短路试验变压器的试验报告和承受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承受短路能力计算报告。

6.2.1.3. 设备采购时，应要求制造厂有可靠的密封措施。

若运行中的设备密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水受潮。

6.2.1.4. 由于变压器在制造过程中工艺分散性较大，为保证产品质量，有必要派专业人员按监造大纲对220kV 及以上电压等级变压器的制造过程进行监造。

6.2.1.5. 严格按照有关规定进行对新购变压器类设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。

6.2.1.6. 对110kV 及以上电压等级变压器在出厂和投产前应测试绕组变形，在交接及大修后，必须进行现场局部放电试验。

6.2.1.
7. 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检测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整体预装。

6.2.2. 变压器类设备运行监督
6.2.2.1. 防止水分及空气进入变压器
a) 变压器在运输和存放时，必须密封良好。

b) 变压器本体及冷却系统各连接部位的密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料。

c) 检查呼吸器的油封、油位是否正常，切实保证畅通，干燥剂应保持干燥有效。

d) 对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行真空处理和注油，其真空度、
抽真空时间、进油速度等均应达到要求。

e) 变压器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。

6.2.2.2. 防止异物进入变压器
a) 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，必要时应吊芯检查、
清除箱底及油管道中的异物。

b) 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
内部，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。

c) 要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器，应定期检查滤网和更换
吸附剂。

d) 潜油泵应采用性能较好的E 级或D 级轴承。

禁止使用无铭牌、无级别的轴承。

潜油
泵应选用转速不大于1000rpm 的低速泵。

e) 变压器内部故障跳闸后，立即切除油泵，避免故障中产生的游离碳、金属微粒等异
物进入变压器的非故障部位。

f) 在安装、大修吊罩或进入检查时，应尽量缩短器身暴露于空气的时间，还要防止工
具、材料等异物遗留在变压器内。

进行油真空处理时，要防止真空滤油机轴承磨损
或滤网损坏造成的金属粉末或异物进入变压器。

g) 运行中的瓦斯继电器指示异常时，注意检查瓦斯继电器挡板是否脱落。

6.2.2.3. 防止变压器绝缘机械破坏
a) 在安装变压器穿缆式套管时应防止引线扭结，不得过分用力吊拉引线而使引线根部
和线圈绝缘损伤。

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。

b) 变压器内部检查时，应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓，防止变压器
在运行中受到电流冲击时发生绕组变形和损坏。

c) 安装或检修中需要更换绝缘部件时，应采用符合制造厂要求，并检验合格的材料和
部件，并经干燥处理。

6.2.2.4. 防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损
a) 对于负荷能力有怀疑或经改造的变压器，必要时应进行温升试验来确定负荷能力。

b) 强油循环变压器的冷却系统故障时，变压器允许的负荷水平、持续时间和顶层油温
等均应符合变压器运行规程或制造厂规定。

c) 强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源，并装有自动的切换装置，要定期
进行切换试验。

d) 冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度，注意定期维护保证正常运行。

对振动大、
磨损严重的风扇电机应进行更换。

e) 冷却器外部脏污、油泵效率下降等使冷却器散热效果降低时，要适当缩短允许过负
荷时间。

冷却器每1～2 年用压缩空气或水进行一次外部清洗，保证冷却效果。

f) 运行15 年及以上、温升过高的变压器应进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化
程度，必要时进行绝缘纸板聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。

g) 运行中变压器的热点温度不得超过规定的限制和特定限制。

在实际运行中应对负载
电流和顶层油温加以监控。

6.2.2.5. 防止变压器过电压击穿
a) 有效接地系统的中性点不接地运行的变压器，在投运、停运和跳闸过程中，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，采用氧化锌避雷器；在投切
空载变压器时，其中性点必须接地。

b) 变压器中性点应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
均符合热稳定要求。

6.2.2.6. 防止变压器工作电压下击穿
a) 新安装和大修后的220kV 及以上变压器，应在现场进行局部放电试验。

b) 新变压器油要加强质量控制，试验合格后，方能注入设备。

c) 110kV 及以上变压器油中出现乙炔，应缩短检测周期，跟踪变化趋势。

当绝缘油中
可燃气体增加，并伴有少量乙炔气体产生，但乙炔含量趋于稳定时，可区别对待，
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d) 运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑有放电性故障时，应进行局部放电试验。

e) 薄绝缘变压器可按一般变压器进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再
进行改造性大修，换下的变压器报废。

f) 对变电设备进行红外成像测温检查。

6.2.2.
7. 预防变压器铁心多点接地和短路故障
a) 在检修时应测试铁心的绝缘。

如存在多点接地，应查清原因，消除故障。

b) 穿芯螺栓绝缘应良好，注意检查铁心穿芯螺栓绝缘套外两端的金属座套，防止因座
套过长触及铁心造成短路。

c) 线圈压紧螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁心短路。

铁心和铁轭静电屏
蔽引线应紧固好，防止出现悬浮放电。

d) 铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地线引至适当位置，以便在运行
中监视接地线中是否有环流。

当有环流又无法及时消除时，作为临时措施可在接地
回路中串入限流电阻，电流一般控制在100mA 以下。

6.2.2.8. 预防变压器套管闪络及爆炸
a) 当发现套管中缺油时，应查找原因并进行补油。

对有渗漏油的套管应及时处理，防
止内部受潮而损坏。

b) 注意油纸电容式套管的介损、电容量和绝缘油色谱分析结果的变化趋势。

发现问题
及时处理。

c) 电容型套管的抽压或接地运行的末屏小套管的内部线，如有损坏应及时处理，运行
中应保证小套管接地良好。

d) 运行、检修中应注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测。

e) 110kV 及以上电压等级的套管上部注油孔的螺栓胶垫容易老化开裂，应结合小修予
以更换，防止进水。

6.2.2.9. 预防变压器引线烧损
a) 在线圈下面水平排列的裸露引线应全包绝缘，以防止杂物引起短路。

b) 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘带以防止裸电缆与套管导杆相碰烧坏引线。

6.2.2.10. 预防变压器分接开关故障
a) 变压器安装完毕准备投运前及无载分接开关改变分接位置后，必须测量使用分接的
直流电阻和变比，合格后方能投入运行。

b) 对有载调压开关，应按出厂说明书规定在安装时及运行中定期对操作机构、切换开
关及过渡电阻和选择开关等进行检查和调试。

6.2.2.11. 防止变压器油劣化
a) 加强油务监督管理工作，定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析，保持变压器油质
良好。

b) 装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，注油应严格按厂家说明书规定的工艺要求进
行注油，防止进入空气和出现假油位。

并结合大修对胶囊和隔膜的完好性进行检查。

c) 对于装有金属波纹管储油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应通知制造厂更换
处理；运行时要防止异物卡涩导轨，保证呼吸顺畅。

6.2.3. 变压器类设备预防性试验的周期
6.2.3.1. 主变压器（包括有载分接开关）、电抗器、消弧线圈等变压器类设备应按相关标准定期检测油色谱、交流耐压、绝缘电阻、介损tanδ、吸收比或极化指数、绕组泄漏电流以及局放等试验。

6.2.3.2. 箱式变压器绕组直流电阻测试，周期为1 年；
6.2.3.3. 箱式变压器绝缘油应定期试验，周期为1 年；
6.2.3.4. 箱式变压器绝缘电阻测试，周期为1 年；
6.2.3.5. 箱式变压器绝缘油色谱，测试周期为3～5 年。

6.3. 互感器绝缘监督
6.3.1. 互感器设计选型及采购验收
6.3.1.1. 所选用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。