中国华电集团公司高压电气设备绝缘技术监督实施细则

高压电气设备绝缘技术监督实施细则二○一一年六月
目次
0前言 (Ⅱ)
1总则 (1)
2绝缘技术监督范围 (1)
3绝缘技术监督专责人职责 (2)
4绝缘技术监督内容 (2)
5绝缘技术监督管理 (21)
附录A绝缘技术监督标准 (25)
附录B绝缘技术监督报表 (28)
附录C季度、年度绝缘技术监督工作总结主要内容 (30)
附录D绝缘技术监督通知单 (31)
附录E电气设备绝缘技术监督分析评估报表 (32)
附录F绝缘技术监督工作评价标准 (33)
前言
本细则是按照中国华电生函[2010]105号《关于组织编写集团公司技术监督实施细则的通知》要求，依据《DL/T1051—2007电力技术监督导则》、《DL/T1054—2007高压电气设备绝缘技术监督规程》及国家、行业有关标准，结合华电集团公司实际情况进行编制的。

本细则由华电集团公司安全生产部提出。

本细则由华电集团公司安全生产部归口并解释。

本细则编制单位：华电电力科学研究院。

本细则起草人：王进瑶
高压电气设备绝缘技术监督实施细则
1总则
1.1高压电气设备绝缘技术监督（以下简称“绝缘监督”）是发电企业生产技术管理的一项重要基础工作。

为进一步加强中国华电集团公司（以下简称集团公司）绝缘监督工作，根据国家、行业有关标准，结合集团公司生产管理的实际状况，特制定本细则。

1.2本细则规定了集团公司绝缘监督范围、职责、监督内容和管理要求。

1.3本细则适用于集团公司所属发电企业绝缘监督工作，各发电企业应根据具体情况制定本单位绝缘监督实施细则。

2绝缘技术监督范围
2.1集团公司所属发电企业高压（3kV及以上）电气设备的绝缘性能，防污闪，过电压保护及接地纳入绝缘监督范围：
a）50MW及以上容量的发电机；
b）变压器；
c）电抗器；
d）开关设备；
e）互感器；
f）避雷器；
g）电容器；
h）母线；
i）套管/绝缘子；
j）接地装置；
k）消弧线圈；
l）电动机；
m）电力电缆；
n）本企业所属输电线路等。

2.2依据国家和行业有关规程、标准、反事故措施要求，在工程设计审查与设备选型、主要设备监造和出厂验收、安装、调试、交接验收、生产运行、检修维护与技术改造等各环节对高压电气设备实施全过程技术监督。

对在上述过程中发现的问题和缺陷作出处理决定。

2.3通过在线监测和定期、定项目检测高压电气设备的绝缘性能，结合设备制造、运输、安装、调试、运行、检修情况和设备投产以来发生的缺陷、故障等综合信息，开展高压电气设备绝缘状
况分析评估工作，为设备检修维护策略、技术改造方案制定提供参考依据。

3绝缘技术监督专责人职责
3.1发电企业绝缘监督专责工程师职责
各发电企业是绝缘监督工作具体执行单位，应成立以总工程师（或生产副总经理）为组长的技术监督领导小组，在生产技术部门设绝缘监督专责人负责本单位绝缘监督工作，具体职责如下：a）协助总工程师（或生产副总经理）组织贯彻执行国家、行业标准及集团公司、分公司各项制度、措施，在业务上接受上级监督部门专责人指导。

b）根据绝缘监督标准、规程、实施细则和反事故措施有关要求，结合本单位设备检修计划编制年度绝缘监督工作计划，并监督落实。

c）组织或参与本单位新（扩）建工程设计方案审查、设备选型、监造、出厂验收、安装调试等各阶段的技术监督工作。

d）负责审核本单位高压电气设备（包括变压器油和六氟化硫气体）试验报告，对设备缺陷和异常情况提出分析处理意见。

e）负责上级部门和绝缘监督机构下发绝缘监督通知单的整改落实工作，并及时反馈整改情况。

f）组织或参与本单位电气设备事故调查分析，并将分析报告报送上级主管部门和监督机构。

g）定期组织召开本单位绝缘监督专业会议，开展电气设备绝缘定级工作，对主要电气设备健康状况进行分析评估，建立健全高压设备绝缘档案。

h）根据国家、行业标准、规程、反事故措施和集团公司、分公司要求，制订本单位绝缘监督实施细则，并监督落实。

i）每季度结束后10日内按规定要求向所属分公司、华电电科院报送绝缘监督报表、专业总结、事故分析报告和其它专题报告。

3.2发电企业分场（车间）及电气试验班组职责（新建单位可参照执行）：
a）按计划完成（或配合监督服务机构完成）本单位所辖一次电气设备的预防性试验工作，并及时提交（或要求监督服务机构提交）试验报告。

b）分析试验数据，提出明确结论，建立健全设备技术档案。

c）预防性试验发现设备缺陷及时向本单位绝缘监督专责人汇报。

d）参加设备缺陷、异常、事故处理。

4绝缘技术监督内容
绝缘监督工作以安全、质量为中心，以标准为依据，以有效的测试和管理为手段，对电力工程建设和发电生产各个环节（设计审查、设备选型、主要设备监造和出厂验收、安装、调试、交接验收、生产运行、设备检修与技术改造等）实施全过程技术监督管理。

4.1发电机绝缘监督
4.1.1设计与选型
4.1.1.1发电机设计、选型技术条件应满足《GB755旋转电机定额和性能》、《GB/T7064隐极同步发电机技术要求》、《GB/T7894水轮发电机基本技术条件》和反事故措施要求。

火电机组应满足《DL5000火力发电厂设计技术规程》有关要求，水电机组应满足《DL/T5186水力发电厂机电设计规范》有关要求。

4.1.1.2发电机额定容量与汽（水）轮机额定出力相匹配，发电机最大连续出力与汽（水）轮机最大连续出力相匹配。

4.1.1.3发电机非正常运行和特殊运行能力满足《DL/T970大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则》有关要求。

4.1.2监造和出厂验收
4.1.2.1200MW及以上容量的发电机应进行监造和出厂验收，监造工作按《DL/T586电力设备监造技术导则》要求执行。

4.1.2.2重点监造项目
a）重要部件材料材质、关键部件加工精度；
b）定子铁芯损耗发热试验；
c）定、转子内冷却通道密封性、流通性检验；
d）转子动态平衡及超速试验；
e）发电机转子匝间短路检测。

4.1.2.3监造单位人员在发电机监造工作结束后应提交监造报告，内容包括产品结构简述，监造内容、方式、要求和结果，有关试验报告，并如实反映产品制造过程中出现的问题、处理方法和结果等。

4.1.2.4发电机出厂前应进行出厂验收。

对设备的竣工状态、制造质量进行现场核查，对制造过程的质量记录和交工文件进行审查，并形成验收意见。

4.1.3安装调试和投产验收
4.1.3.1发电机安装前的存放保管应满足防尘、防冻、防潮、防爆和防机械损伤等要求，避免转子发生弯曲。

严禁定、转子内部落入异物，各进、出法兰应妥善封堵。

4.1.3.2发电机安装按照《GB50170电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》相关标准执行。

4.1.3.3安装结束后，机组试运各阶段的验收工作按照《DL/T5437火力发电建设工程启动试运及验收规程》、《GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、订货技术要求、调试大纲等标准、规程、反事故措施要求进行。

4.1.3.4投产验收应进行现场实地查看，并对如下技术资料进行详细检查，审查其完整性、正确
性和适用性：
a）发电机订货文件；
b）设计联络文件；
c）监造报告；
d）出厂试验报告；
e）设计图纸资料；
f）开箱验收记录；
g）安装记录；
h）缺陷处理报告；
i）交接试验报告；
j）调试报告；
k）监理报告。

4.1.3.5投产验收发现以下问题应立即要求整改，直至验收合格为止：
a）安装施工及调试不规范；
b）交接试验方法不正确；
c）试验项目不全或结果不合格；
d）设备达不到技术标准要求；
e）基础资料不全。

4.1.4发电机运行监督
4.1.4.1机组运行中，发电机电气参数、冷却介质参数和机械参数应指示正确并按时进行记录。

4.1.4.2发电机各项运行参数应符合发电机运行规程与制造厂规定要求。

定期对发电机各运行参数进行分析，发现异常及时查明原因进行处理。

4.1.4.3氢气冷却系统
a）发电机冷却系统氢气压力、温度、湿度、纯度按发电机运行规程与制造厂规定进行监控调整；
b）发电机漏氢量应进行统计测试；
c）发电机充氢、排氢工作应借助中间介质（二氧化碳或氮气）进行。

不允许使用真空法置换。

4.1.4.4密封油系统
a）发电机密封油系统应保持发电机转轴处漏氢量最少，使机内氢气质量合格，压力稳定；
b）密封油质应符合《DL/T705运行中氢冷发电机用密封油质量标准》；
c）密封瓦油室油压高于机内氢压，压差应满足运行规程和制造厂规定。

4.1.4.5内冷水系统
a）发电机内冷水温度应符合运行规程和制造厂规定要求，保持定子内冷水进水温度高于冷风温度，防止定子绕组结露。

b）新投运机组应测量运行工况下内冷水进出口压力、流量、温度、压差、温差等各项基础数据，并录入发电机台账。

c）发电机运行中应连续测量内冷水电导率和pH值，定期测量含铜量及内冷水流量、含氨量、硬度。

d）发电机内冷水质应符合《DL/T801大型发电机内冷却水质及系统技术要求》。

e）发电机内冷水采用除盐水或凝结水，当发现汽轮机凝汽器有循环水漏入凝结水时，补充水用除盐水。

f）发电机运行监测数据出现下列情况应进行分析处理：
1）相同流量下，定子进出水压力差变化较原始数据大于10%应进行检查、分析、处理；
2）定子线棒层间测温元件的温差和出水支路同层各定子线棒引水管出水温差达到报警值应进行检查、分析、处理，如继续升高按规程规定及时采取措施。

g）发电机反冲洗工作按规程规定和制造厂说明执行。

h）运行中定子绕组断水允许时间按制造厂规定执行。

i）运行中定子内冷水电导率突然增大时，应及时进行检查处理。

j）水氢氢冷却的发电机在运行中发现机壳内有液体时，应检查发电机内冷水是否存在泄漏，如确认漏水应立即安排停机处理。

k）双水内冷或空冷发电机运行中发现机内、风室、空冷器等处有水时，应立即进行检查、分析并采取处理措施。

4.1.4.6密闭式通风冷却的水轮发电机，应保持通风系统的严密性。

在空气室各空气通道内应清洁无杂物，其墙壁应涂刷浅色的油漆。

冷水系统水温较低时，其空气冷却器的冷风温度调整至设备不结露。

供水系统必要时应装有防冻排水阀。

4.1.4.7特殊运行方式监督
a）发电机进相运行：根据发电机进相试验数据编写运行规程相关部分，当电网调度要求进相运行时，按规程规定执行。

注意监视发电机定子端部铁芯温度、发电机功角、机端电压和厂用系统电压；
b）不对称运行：发电机定子三相电流不对称限值应按发电机运行规程和制造厂规定执行；
c）调峰运行：水内冷发电机应控制水温以减少线棒温度波动，两班制运行的氢冷发电机应在停机期间继续除湿，宜装设在线监测装置监测发电机运行状态。

4.1.5发电机检修监督
4.1.
5.1发电机检修周期及检修项目按集团公司机组检修管理办法执行，并参照《DL/T838发电企业设备检修导则》与及制造厂技术要求进行。

4.1.
5.2发电机本体检修重点检查项目
a）检查发电机定子绕组端部紧固情况和磨损情况；
b）检查定子端部绕组中有无异物，必要时使用内窥镜逐一检查；
c）检查大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处的绝缘情况；
d）测量定子绕组波纹板的间隙；
e）引水管之间有无交叉接触，引水管外表有无伤痕，引水管之间、引水管与端罩之间绝缘距离是否满足要求；
f）检查定子铁芯边缘硅钢片有无断裂，是否松动；
g）氢内冷转子线棒检修后转子气密、通风试验和发电机本体气密试验是否合格；
h）检查端部线圈夹缝、上下渐伸线之间位置有无金属杂物遗留；
i）校验定子各部分测温元件；
j）冲洗发电机内冷水的外水路系统，连续排污直至水质合格后方可与发电机内水路接通。

4.1.6发电机试验
4.1.6.1发电机预防性试验周期、项目和要求按《DL/T596电力设备预防性试验规程》及制造厂规定执行。

4.1.6.2200MW及以上容量的发电机，大修检查发现定子绕组端部线圈松动或出现磨损时，应做定子绕组端部振型模态试验。

4.1.6.3发电机红外检测诊断工作按《DL/T664带电设备红外诊断技术应用导则》执行。

4.1.7发电机技术改造
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，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。

4.2变压器绝缘监督
4.2.1设计与选型
4.2.1.1变压器设计、选型应符合《GB/T17468电力变压器选用导则》、《GB/T13499电力变压器应用导则》和《GB1094.1～4.5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/T6451油浸式电力变压器技术参数和要求》，干式变压器满足《GB6450干式电力变压器》和《GB/T10228干式电力变压器技术参数和要求》。

4.2.1.2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。

4.2.1.3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。

4.2.1.4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。

4.2.1.5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。

4.2.1.6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。

4.2.1.7变压器设计联络会除讨论变压器外部接口、内部结构配置、试验、运输等问题外，还应讨论电磁场、电动力、温升和负荷能力等计算分析报告，保证变压器有足够的抗短路能力、绝缘裕度和负荷能力。

4.2.2监造和出厂验收
4.2.2.1220kV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/T586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。

4.2.2.2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。

4.2.2.3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。

4.2.2.4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。

4.2.2.5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。

4.2.3安装和投产验收
4.2.3.1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。

4.2.3.2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。

4.2.3.3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《GBJ148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。

4.2.3.4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。

4.2.3.5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。

4.2.3.6安装结束后按《GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进行验收试验。

4.2.3.7验收试验重点监督项目
a）局部放电试验；
b）感应耐压试验；
c）绕组变形试验；
d）绝缘油试验。

4.2.3.8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/T722变压器油中溶解气体分析和判断导则》要求。

4.2.3.9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。

4.2.3.10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：
a）安装施工及调试不规范；
b）交接试验方法不正确；
c）试验项目不全或结果不合格；
d）设备达不到相关技术标准要求；
e）基础资料不全。

4.2.4变压器运行监督
4.2.4.1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）冷却风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常。

强迫油循环水冷变压器冷油器的油水压差符合规程规定；
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。

4.2.4.2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。

4.2.4.3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。

4.2.4.4其他注意事项
a）大电流接地系统中，为防止变压器中性点不接地运行时出现中性点位移过电压，应装设可靠的过电压保护；在投、切变压器时中性点应可靠接地。

b）铁芯、夹件通过小套管引出接地的变压器应将接地引线引至适当位置，以便检测接地电流。

如接地电流异常变化，应加强监视并查明原因。

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

d）分接开关检修超周期或累计分接变换次数达到规定限值时应安排检修。

4.2.5变压器检修监督
4.2.
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/T838发电企业设备检修导则》、《DL/T573电力变压器检修导则》等有关标准和制造厂要求进行。

4.2.
5.2确定变压器检修工作应考虑下列因素：
a）变压器结构特点和制造情况；
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。

4.2.
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准要求抽真空；
d）变压器在吊罩（芯）检查和内部检查时要防止绝缘损伤；
e）检修中需更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求、检验合格的材料和部件，并经干燥处理；
f）测试铁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。

导向油循环冷却的变压器要注意清除进油管道和联箱中的异物；
n）变压器安装或更换冷却器时，应用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和潜油泵内部，直至油样试验合格为止。

4.2.6变压器试验
4.2.6.1变压器预防性试验项目、周期、标准按《DL/T596电力设备预防性试验规程》规定及制造厂要求执行。

4.2.6.2变压器红外检测诊断工作按《DL/T664带电设备红外诊断技术应用导则》执行。

4.2.6.3变压器局部放电试验
a）运行中变压器油色谱异常，怀疑设备存在放电性故障可进行现场局部放电试验；
b）更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器，应进行现场局部放电试验。

4.2.6.4变压器在遭受出口短路、近区多次短路冲击后，应做低电压短路阻抗测试及绕组变形测试，并与原始记录进行比较，结合短路事故冲击后的其它电气试验数据进行综合分析。

4.2.6.5正常运行的变压器大修后应进行绕组变形试验。

4.2.6.6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程度，必要时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。

4.2.6.7变压器事故抢修更换的套管投运后首次停运检修应进行套管介损测量，必要时可取油样做色谱分析。

4.2.6.8变压器停运时间超过6个月重新投入运行前，应按预试规程要求进行试验。

4.2.6.9变压器改造后应进行温升试验确定其带负荷能力。

4.2.7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。

4.3互感器绝缘监督
4.3.1设计与选型
互感器的设计、选型应符合《DL/T725电力用电流互感器订货技术条件》、《DL/T726电力用电压互感器订货技术条件》等标准和相关反事故措施要求；电压互感器和电流互感器技术参数和性能分别满足《GB1207电压互感器》、《GB1208电流互感器》有关要求，电容式电压互感器。