绝缘技术监督实施细则..

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绝缘技术监督细则
龙源电力集团股份有限公司发布
前言
本规范的编写格式符合GB/T 1.1-2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》的规定。

本标准规定了风力发电场风力发电机组、风力发电场场内电气设备及系统等绝缘技术监督的基本原则和相关要求。

本标准由龙源电力集团股份有限公司提出。

本标准由龙源电力集团股份有限公司技术监督委员会口归口并负责解释。

本标准主要起草单位：新疆龙源风力发电有限公司
本标准主要起草人：张水基张明潘锡平赵小明冯江哲
绝缘技术监督实施细则
1 概述
绝缘技术监督工作，是保证高压电力设备长期稳定运行和提高设备健康水平的重要环节，是确保风电企业发配电设备安全、经济运行的重要措施，必须依靠科学标准，利用先进的测试与管理手段，对保证设备健康水平与安全、经济、稳定运行有重要作用的参数与指标进行监督、检查、调整，以确保发供电设备在良好状态或允许范围内运行。

依据龙源电力集团股份有限公司《风电技术监督管理办法》，结合风力发电行业实际制定本细则。

2 适用范围
本细则规定了风力发电场风力发电机组、风力发电场场内电气设备及系统等绝缘技术监督的基本原则和相关要求。

本细则适用于龙源电力集团股份有限公司所属各风力发电企业、控股风力发电企业及各风力发电建设项目。

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，指连接星形联接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 变压器绕组的分级绝缘 non-uniform insulation of a transformer winding
变压器绕组的中性点端子直接或间接接地时，其中性点端子的绝缘水平比线路端子所规定的要低。

3.8 变压器绕组的全绝缘 uniform insulation of a transformer winding
所有变压器绕组与端子相连接的出线端都具有相同的额定绝缘水平。

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

3.10 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。

3.11 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。

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

3.13 接地线 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。

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

3.15 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。

3.16 绝缘技术监督范围内的电气设备按电压等级和设备容量划分为二类：
A类高压电气设备
1) 110-750kV电力变压器、电抗器、电压互感器和电流互感器
2) 110-750kV组合电器、断路器和隔离开关
3) 110-750kV高压套管、绝缘子、藕合电容器和其它高压电器
4) 110-750kV避雷器、接地装置及其它过电压保护装置
5) 110-750kV高压输电线路
6) 35-220kV 高压电力电缆
7) 35kV消弧线圈和无功补偿装置
B类高压电气设备
1) 6-35kV电力变压器、电抗器、电压互感器和电流互感器
2) 6-35kV组合电器、断路器、封闭母线和隔离开关
3) 6-35kV高压套管、绝缘子、藕合电容器、电力电容器和其它高压电器
4) 6-35kV避雷器、接地装置及其它过电压保护装置
5）6-35kV高压输电线路和高压电缆
6）10kV消弧线圈和无功补偿装置
7) 容量小于12MW的发电机
3.17 设备绝缘缺陷分类：
危急缺陷：设备发生了直接威胁安全运行并需立即处理的绝缘缺陷，否则，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾等事故。

严重缺陷：对人身或设备有严重威胁的绝缘缺陷，暂时尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷。

一般缺陷：上述危急、严重缺陷以外的设备绝缘缺陷。

指性质一般，情况较轻，如色谱试验数据超过注意值，但跟踪显示数据稳定，对安全运行影响不大的缺陷。

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。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

《电力安全工作规程》（GB26859-2011）（GB26860-2011）
《电气设备安装工程电气设备交接性试验标准》（GB50150-2006）
《高压电气设备绝缘技术监督规程》（DLT 1054-2007）
《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）
《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T 620-1997）
《现场绝缘试验实施细则》（DL474-92）
《电业安全工作规程》（DL408-1991）(DL409-1991)
《带电作业用工具、装置和设备预防性试验规程》DL/T 976-2005
《带电作业用绝缘工具试验导则》DL/T 878-2004
《电力安全工器具预防性试验规程》国家电网安监2005[516]号
5 监督范围
绝缘监督范围包括：主变压器、配电变压器、消弧消谐装置、电抗器、互感器、断路器、隔离开关、母线、输电线路、避雷器、绝缘子、电缆、过电压保护器、接地系统、防雷通道、发电机、直流系统、电容器、耦合电容器等。

5.1 电力变压器、电抗器、互感器主要包括：油浸式电力变压器、油浸式电抗器、干式变压器、气体绝缘变压器、干式电抗器、接地变压器、电压互感器、电流互感器等。

5.2 消弧消谐装置主要指：消弧消谐柜、消弧线圈等。

5.3 开关类设备主要包括：SF6断路器、GIS、油断路器、空气断路器、真空断路器、隔离开关、高压开关柜等。

5.4 绝缘子主要指支柱绝缘子和悬式绝缘子。

5.5 电缆包括：纸绝缘电力电缆线路、橡塑绝缘电力电缆线路、自容式充油电缆线路等。

5.6 电容器主要包括：高压并联电容器、串联电容器、交流滤波电容器、耦合式电容器、集合式电容器等。

5.7 避雷器主要指阀式避雷器、金属氧化物避雷器。

5.8 母线包括一般母线和封闭母线。

5.9 风电机组防雷通道包括叶片至风电机组基础引雷回路及风电机组接地系统。

5.10 过电压保护器包括风电机组用过电压保护器及风电场变电系统过电压保护器。

5.11 电气安全工器具包括绝缘安全工器具和一般安全工器具，只要是指：电容型验电器、接地线、绝缘杆、核相器、绝缘罩、绝缘隔板、绝缘胶垫、绝缘靴、绝缘手套、导电鞋等。

6 监督内容与要求
6.1 绝缘监督工作要求
6.1.1 设计、选型监造及验收阶段
6.1.1.1 高压电气设备的设计选型应依据相应的国家标准行业标准、反事故措施、有关规定和设备实际运行条件，还应特别注意发电企业和电网企业设备间的参数配合。

6.1.1.2 建设单位应组织高压电气设备技术管理部门和安装调试单位对设计施工图进行评审、交底，并根据DL/T586-2008《电力设备用户监造技术导则》，对重要的主设备如220kV及以上变压器、断路器和组合电器等设备，应委托有资格的监造单位进行设备监造工作。

6.1.1.3 高压开关设备有关参数选型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，隔离开关在技术规范中应明确提出隔离开关支柱瓷绝缘子的抗弯强度及电瓷种类。

6.1.1.4 变电站接地装置的设计选型应根据DL/T621-1997《交流电气装置的接地》和其他设计规程进行，审查地表电位梯度分布、跨步电压、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。

6.1.1.5 防污闪设计中外绝缘的配置，应依据建设项目所在地域电网污区分布图中划分的污秽等级选择相应的统一爬电比距，并宜取该等级统一爬电比距的上限。

6.1.1.6 输变电工程防雷审查中，应根据DL/T620《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》及有关规程，结合地区的雷电信息、雷害特点以及防雷经验，审查接地装置、避雷器、避雷针、避雷线等设备的参数选择、配合以及布设的合理性。

6.1.1.7 电力电缆线路的设计应依据相关行业和设备标准进行，审查电缆的绝缘、截面、金属护套、接地方式、外护套、敷设方式、运行维护条件以及电缆附件的选择是否安全、合理。

6.1.1.8 新建线路的设计应执行DL/T5092-1999《架空送电线路设计技术规程》等标准的有关规定，线路设计时尽量避开导地线易覆冰区域、舞动多发区、采空区、雷电多发区和鸟害故障的多发区域，当必须经过上述区域时，应充分调查、搜集该区域微地形、地貌、气象资料和已运行线路发生的上述故障情况，采取必要防范措施。

6.1.2 安装及投产验收
6.1.2.1 安装单位在对电气设备的安装过程中，须严格按照有关标准、规程、条例、技术规范、反措和制造厂的相关要求对高压电气设备进行施工，确保设备安装质量。

6.1.2.2 高压电气设备运输至现场后，应按合同规定进行验收并形成验收报告。

重点检查有可能影响绝缘性能的冲击记录、密封（渗漏或压力变化）等情况。

6.1.2.3 安装结束后，高压电气设备应按照GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》订货技术要求、调试大纲及其他相关规程和反事故措施的要求进行交接验收试验，调试过程中应有运行单位的检修、试验人员介入，除掌握设备的结构、性能和参数外，更重要的是把好设备验收关。

6.1.2.4 施工结束，电气设备投运前须履行验收程序，并在通过验收且甲、乙方签字后才允许投入运行。

对质量不符合规定要求的电气设备，技术监督部门有权拒绝投运，并可越级上报。

6.1.2.5 基建工程竣工后，应在工程结束后一个月内，编写好技术报告，整理好有关技术资料移交生产部门。

移交资料应包括：设计安装图纸（包括有关制造厂的图纸）、说明书、出厂试验记录报告等；材料试验记录；调试、交接试验记录和报告、设计修改资料；有关技术合同、协议和有关文件；缺陷整改记录，移交资料应齐全，结论明确，并有绝缘技术监督人员的的签字。

6.1.3 运行监督
6.1.3.1 在设备的生产运行过程中，应根据设备特点、运行情况、季节变化等加强运行监测和数据分析，如变压器和电抗器在日常巡视注意检查变压器和电抗器的呼吸器干燥剂颜色、上层油温、绕组油温、油枕及套管油位、绝缘油色谱及噪声有无异常；SF6气体绝缘设备的气体压力；避雷器的泄漏电流等。

6.1.3.2 各在运风电企业需建立、健全高压电气设备运行管理的规章制度；要建立高压电气设备图纸资料、安装调试、运行维护、试验、事故调查、缺陷处理等技术档案。

6.1.3.3 各风电企业现场运行人员须对运行中的高压电气设备进行定期巡视、检查，对加装在线监测的设备进行巡视时，应做好记录。

6.1.3.4 运行值班人员发现高压电气设备缺陷时，须根据设备缺陷管理规定填报缺陷通知单，按危害程度提出消缺期限要求；对逾期未处理的情况，应报告绝缘技术监督专责工程师。

6.1.3.5 各在运风电企业应定期对运行人员的操作技能进行培训和考核。

6.1.3.6 风电场巡视检查设备外绝缘瓷表面不得有严重积污，运行中不应出现放电现象；瓷套、法兰不应出现裂纹、破损或放电烧伤痕迹。

6.1.4 检修及试验监督
6.1.4.1 各风电企业应结合本单位的实际情况，制定年度试验及检修计划。

6.1.4.2 在主设备大修前，应编制试验及检修方案，其方案应经本单位分管生产领导批准；试验及检修前负责人应向试验及检修人员进行技术交底。

6.1.4.3 对新投运的高压电气设备，在投运一年后须进行预防性试验，若发现问题，可逐级上报，并通知安装单位组织处理。

6.1.4.4 对在运的高压电气设备，应严格按照DL/T596-1996《电气设备预防性试验规程》、电力行业预防性试验补充规定的要求，进行各项试验，杜绝漏试、漏项现象。

6.1.4.5 坚持运行监测和维护，采取有效的防污闪措施，防止或减少变电站外绝缘和输电线路的污闪跳闸事故。

6.1.4.6 各在运风电企业应根据季节特点和设备运行情况，开展电气设备性能技术监督专项检查，根据设备的检测试验结果、运行参数和设备的运行情况等，进行设备的诊断与状态评估，及时提出分析意见和改进措施。

6.1.4.7 对于有典型性、频发性缺陷的重要设备，要重点进行技术监督检查，并提出整改措施和建议。

6.1.4.8 高压电气设备试验报告应规范化，同时须履行三级审核签字程序，对其中漏项和超标的部分应有备注说明和综合分析结论，并视影响程度适时安排补充或跟踪试验。

6.2 重点监督内容
6.2.1 变压器(电抗器) 监督
6.2.1.1 认真执行有关变压器的运行规程及负载导则，日常巡视应注意检查变压器和电抗器的呼吸干燥剂颜色、上层油温、绕组温度、本体油位、套管油位和噪声有无异常，其中应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油现象。

6.2.1.2 重视变压器绕组变形的测试工作，110kV及以上电压等级变压器在遭受出口短路、近区多次断路后，应进行低电压短路阻抗测试或用频响测试绕组变形，并与原始记录进行比较分析。

6.2.1.3 加强变压器的预防性试验和油色谱分析工作，对于试验中发现结果异常的，应及时处理或缩短预试周期，加强跟踪监测。

6.2.1.4 定期测量套管的介损和电容量误差的分析，参考油色谱结果进行综合分析，对发现结果异常的，检修时应设法进行高电压下的介损试验。

6.2.1.5 在交接、大修后应进行变压器绕组连同套管的交流耐压试验：对容量8000kV·A以下、绕组额定电压在110kV以下变压器，线端试验应按GB50150-2006《电气设备安装工程电气设备交接试验标准》和电网相关要求进行交流耐压试验；对容量8000kV·A以下、绕组额定电压在110kV以下变压器，在有试验设备时，宜进行线端交流耐压试验；对绕组额定电压在110kV及以上变压器，其中性点和中压、低压侧应进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80%。

6.2.1.6 220kV及以上变压器在交接和大修必须进行局部放电试验；对110kV变压器在存在以下情况时应进行绕组局部放电试验：
1）在存在不明缺陷或常规检测方法不能有效判断缺陷类型时；
2）对绝缘状况有怀疑时。

6.2.2 互感器监督内容
6.2.2.1 在互感器新安装投运、检修结束投运、大负荷期间、缺陷发展期间和有重要保电任务时，应采用红外测温加强检测工作。

6.2.2.2 加强110kV干式电流互感器的运行分析工作，积极开展高电压下的介损和电容量的测量，并测取tgδ=ƒ（U）的关系，注意相应电容量的变化。

6.2.2.3 对新投运的互感器，应按相关标准和国家电网生[2004]641号文的要求进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80%(见标准)，其中电磁式电压互感器，应按相关标准进行感应耐压试验。

6.2.2.4 互感器运行中不得有渗漏油现象，油浸式互感器膨胀器顶端突起膨胀时，应立即退出运行，查明原因。

6.2.2.5 根据电网发展情况，应定时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。

6.2.2.6 对有疑问的油浸式电压互感器和电流互感器应进行90℃油介质损耗因数测量、油中溶解气体分析和微水含量分析；电流互感器应设法开展高电压下的介损试验。

6.2.3 高压开关类设备监督内容
6.2.3.1 对油开关、真空开关和空气开关，在交接、大修后应按GB50150-2006《电气设备安装工程电气设备交接试验标准》和电网相关要求，在分、合闸状态下进行交流耐压试验。

6.2.3.2 对110kV以下SF6开关，在交接时应按GB50150-2006《电气设备安装工程电气设备交接试验标准》的要求，进行合闸对地和断口间交流耐压试验，试验条件要求SF6气压为额定值时进行；建议优先采用变频串联的方式进行。

6.2.3.3 对油开关、真空开关和空气开关，在出厂试验时和现场交接试验时应记录机械行程特性曲线，并于产品型式试验中建立的参考机械行程曲线进行对比。

在交接、大修后必须测量机械行程特性曲线、合－分时间、辅助开关的切换与主断口动作时间的配合等特性，并符合技术要求。

6.2.3.4 对隔离开关在交接时应按GB50150-2006《电气设备安装工程电气设备交接试验标准》的要求，进行相对地交流耐压试验。

6.2.3.5 为防止隔离开关支柱瓷瓶断裂事故的发生，应对高压支柱瓷绝缘子应实行全过程管理，依据相关管理规范建立高压支柱瓷绝缘子设备台帐和检修记录；使用和新更换的高压支柱瓷绝缘子投运前必须进行超声波检测，合格后方可投运。

运行的变电站支柱瓷绝缘子有下列情形之一，应对支柱绝缘子进行超声探伤抽检：
1）有此类家族性缺陷，隐患尚未消除；
2）经历了5级以上地震。

6.2.3.6 对运行周期达到10年的支柱瓷绝缘子或发现铁瓷结合部防水硅胶起皮、变色等异常现象，应进行彻底清理、清理后重新涂抹合格的防水胶。

6.2.3.7 加强真空度检测工作，及时总结测试经验，必要时进行耐压试验。

6.2.3.8 定期用红外线测温设备检查开关设备的接头部、隔离开关的导电部分（触头、出线座），特别是在重负荷或高温期间，加强对运行设备温升的监视，发现热缺陷应及时采取措施。

6.2.3.9 根据可能出现的系统最大运行方式，每年定期核算断路器设备安装地点的短路电流。

6.2.4 无功功率补偿设备监督内容
6.2.4.1 消弧线圈装置本体及附件的安装位置应在变电站(所)直击雷保护范围之内。

6.2.4.2 消弧线圈装置投入运行前，调度部门必须按系统的要求调整保护定值，确定运行档位；对于装设手动消弧线圈的非有效接地系统，应使手动消弧线圈运行在过补偿状态，合理整定脱谐度，保证电网不对称度不大于相电压的1.5%，中性点位移电压不大于15%额定电压。

6.2.4.3 接地变压器二次绕组所接负荷应在规定的范围内。

6.2.4.4 并联电容器选型时应考虑安装、运行、检修、反事故措施等方面的要求。

选型和验收时应注意以下方面：大容量并联电容器保护方式的选择；自愈式高压并联电容器厂必须提供实用条件下的保护性能试验报告，不得使用无保护措施的自愈式高压并联电容器；自愈式高压并联电容器应提供耐久性试验报告；空芯电抗器的发热；新装置禁止选用开关序号小于12的真空开关投切并联电容器组；禁止采用开关装在中性点侧的接线方式；制造厂必须提供合格、有效的型式试验报告；户内型熔断器不得用于户外并联电容器组。

6.2.4.5 为避免发生投切电容器组时出现幅值较高的操作过电压，应采用合闸过程中触头弹跳小、开断时间短、击穿率低的断路器。

6.2.5 集电线路监督内容
6.2.5.1 重点开展防雷击、防污闪、防鸟害、防冰闪、防风偏、防微风振动、防舞动和防外力破坏等方面工作。

6.2.5.2 对新建和技改线路选用的复合绝缘子，应按GB/T 19519-2004《标称电压高于 1000V的交流架空线路用复合绝缘子》和行业标准的要求，进行抽样试验。

6.2.5.3 重视瓷绝缘子(包括已涂RTV涂料的)的带电低零值检测工作和复合绝缘子运行性能抽样检验。

6.2.5.4 对雷击活动频发地区开展接地电阻普测工作，对接地电阻不合格的杆塔要制订计划进行改造。

6.2.6 风电机组监督
6.2.6.1 做好风电机组初次带电前、维修后、跟换发电机及电缆后的预试工。

6.2.6.2 做好机组控制回路绝缘检查监测工作。

防雷接地系统监督
6.2.6.3 应依据DL/T475 -2006《接地装置特性参数测量导则》定期进行大型接地装置电气完整性的测试工作。

日常巡视注意检查接地装置有无锈蚀、断开、被盗、外露等现象；并重视接地网的开挖检查工作，确定接地装置年腐蚀率。

6.2.6.4 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。

6.2.6.5 为使避雷器动作负载平衡，变电站110kV及以上电压等级避雷器应采用同类型避雷器。

6.2.6.6 坚持测量氧化锌避雷器运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，当阻性电流增加0.5倍时应缩短试验周期并加强监测，增加1倍时，应停电检查。

对于安装了在线全电流监测表计的，应加强巡视记录，有显著增大时进行停电试验分析。

6.2.7 其他重点监督内容
6.2.
7.1 定期开展输变电设备的红外热成像测试工作，特别应加强风电机群线路和电力电缆的测试，对测试的结果应做好记录，以便于今后的消缺，加强红外图谱的分析和建档工作。

6.2.
7.2 根据中国国电集团及龙源电力集团股份有限公司的要求，应开展高压电气一次设备安全性评价工作，对存在的问题，绝缘技术监督专责应监督检查风电企业的落实整改情况并督促风电企业积极进行整改。

6.2.
7.3 加强高压试验仪器的送检和自校工作，并做好记录。

6.2.
7.4 定期组织开展绝缘技术监督专责及高压试验人员专业技术培训，不断提高人员专业技术水平，推动绝缘技术工作整体质量。

6.3 监督周期
6.3.1 对新投运的高压电气设备，在投运一年后须进行预防性试验。

6.3.2 定期开展变压器和高压电抗器铁芯接地引线电流的带电检测，其测试周期应不少于1年1次。

6.3.3 停运时间超过6个月的变压器(电抗器)重新投运前应进行预防性试验(包括绝缘油试验)，结果合格后方可带电运行。

6.3.4 定期开展变压器和高压电抗器铁芯接地引线电流的带电检测，其测试周期应不少于1年1次。

6.3.5 对在运的35kV及以上耦合电容器的带电检测工作，应严格按照《电气设备预防性试验规程》的要求进行，其测试周期应不少于1年1次。

6.3.6 对于中性点不接地的10-35kV系统，应根据电网发展每3-5年进行一次电容电流测试，当单相接地故障电容电流超过DL/T620-1997 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定时，宜及时装设消弧线圈；单相接地电流虽未达到规定值，也可根据运行经验装设消弧线圈。

6.3.7 做好发电机绕组每年一次不少于一次直流电阻、绝缘电阻的测试工作，可将发电机绝缘的测试工作添加至机组全年检中。

6.3.8 每年不少于2次使用红外成像仪对运行的并联电容器设备进行监督测试，对于发生温度异常的并联电容器设备在条件允许的情况下必须立即进行处理。

在特殊运行方式及大负荷运行情况下，应增加红外成像测量次数。

6.3.9 110kV及以上电力安全工器具应进行整段交流耐压试验，其试验周期应不少于3年1次，以保证电力安全工器具的安全使用。