新疆光伏发电绝缘技术监督实施细则1Word文档格式.doc

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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）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

6）10kV消弧线圈和无功补偿装置

2.2A类高压电气设备的绝缘技术监督由发电企业、电网经营企业上级主管部门共同管理，新疆电力技术监督中心负责其绝缘监督的技术管理工作。

B类高压电气设备的绝缘技术监督由光伏发电企业自行管理。

2.3A类高压电气设备运行中发生的事故、故障和严重、危急绝缘缺陷，每季度由光伏发电企业绝缘监督专责定期向新疆电力技术监督中心报送绝缘监督季报表；

新疆电力技术监督中心将绝缘监督季报表汇总整理后报送上级主管部门，并抄送各电网发电、电网企业和重要电力用户。

2.4B类高压电气设备运行中发生的事故，须在24小时内向上级主管部门和新疆电力技术监督中心口头报告、3天内书面报告，由上级主管部门和新疆电力技术监督中心等单位的专业技术人员共同调查分析；

甲类高压电气设备的重大技术问题和故障检测试验，须委托新疆电力技术监督中心协助解决，并及时向上级主管部门汇报，以便及时采取措施，消除重大事故隐患。

2.5对A类高压电气设备，各电网发电、电网企业应制订相应的绝缘监督实施细则和预防性试验计划，及时消除设备缺陷，防止发生设备损坏事故；

B类高压电气设备的重大技术问题和故障检测试验可委托新疆电力技术监督中心协助解决。

2.6对于B类高压电气设备运行中发生的事故，须在3天内向新疆电力技术监督中心口头报告，并可委托新疆电力技术监督中心的专业技术人员共同调查分析。

3监督内容

绝缘技术监督的主要内容包括如下部分：

设计选型和审查、监造及出厂验收、安装和投产验收、生产运行、检修、试验、技术改造和电气设备重点监督内容，共5个部分，其中电气设备重点监督内容为便于操作按设备进行了细化，主要分为发电机、变压器（电抗器）、断路器、过电压及消弧线圈和并联电容器、外绝缘、输电线路和其它共8个部分，具体要求如下：

3.1设计选型审查和工厂监造及验收

3.1.1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。

3.1.2高压电气设备设计选型应优先考虑产品的安全可靠性，同时应注意技术是否先进、工艺是否成熟、运行业绩是否良好，其技术性能应适应本电网安全经济运行需要。

对存在较严重缺陷的产品要根据改进情况通过技术审查后方可选用。

3.1.3设计选型应参考运行部门和技术监督部门对高压开关设备运行状况的评估和故障情况，对故障频发和存在重大缺陷的产品，不应选用。

3.1.4各级绝缘技术监督部门应按分工范围参加基建工程的初设审查及设备选型。

3.1.5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《电力设备用户监造技术导则》，对重要的主设备如20MW及以上容量发电机、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。

3.1.6在电力工程的规划、可行性论证、设计、招标采购阶段，应根据相关技术标准、运行经验、反事故措施等提出电气设备性能技术监督的意见和要求。

3.1.7在设备采购合同中，明确制造和出厂验收过程中电气设备性能技术监督的要求，加强对设备进行监造和出厂验收。

3.1.8对首次入网运行的重要电气设备，适宜增加进行监造环节，依据监造对象区别对待重点监造关键工序和主要过程，重点监督出厂验收试验项目是否齐全，方法结论是否正确；

对引入的技术监督新技术应提出电气设备性能技术监督的具体要求，并对使用情况进行跟踪检查。

3.1.9发电机的设计除满足国标和相关反事故措施的要求，还要注意考虑发电机原动机容量配合、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。

3.1.10变压器的设计除要满足相关规程和反事故措施要求，还应着重讨论设计中电磁场、电动力、温升和负荷能力等计算分析，订购前应向生产厂家索取做过相似变压器突发短路试验的试验报告和抗短路能力动态计算报告，并进行校核。

3.1.11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。

3.1.12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。

3.1.13防污闪设计中外绝缘的配置，应依据《新疆电网污区分布图》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。

3.1.14输变电工程防雷审查中，应根据DL/T620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。

3.1.15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。

3.2安装及投产验收

3.2.1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。

3.2.2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。

3.2.3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。

3.2.4在设备的验收启动阶段，应对设备的安装、调试进行绝缘技术监督检查验收，出具绝缘技术监督评估报告，提交运行和建设单位，建设单位应对存在问题进行整改。

3.2.5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。

3.2.6重要设备的主要试验项目，如变压器局部放电测量、GIS耐压、接地网测试、发电机进相运行等应由具有资质的单位负责实施。

3.2.7对于竣工后质量无法验证的项目和重要工艺环节应进行现场监督和抽查。

3.2.8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。

3.3运行监督

应严格按相关运行、检修规范和规程及反事故措施的要求，分别组织运行和检修人员对高压电气设备进行巡视检查和处理工作。

发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按照相关规定加强运行监视。

对运行中设备发生的事故，应组织或参与事故分析工作，制定反事故措施，并做好统计上报工作。

3.3.1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；

发电机的机内温度场的分布规律等。

3.3.2运行单位的绝缘技术监督管理部门须建立、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。

3.3.3应实行高压电气设备运行管理交接和报告制度，各单位生产技术部门应对高压电气设备的运行状况及管理工作，定期进行统计、分析、总结并及时提出改进措施。

3.3.4光伏电站应做好高压电气设备事故的统计分析，对原因不明的事故，上报时须有本单位分管生产领导签署的意见。

3.3.5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。

3.3.6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。

3.3.7光伏电站应对所管辖的电气设备进行评级，其评定结果应及时上报上级主管部门3.3.8光伏电站应定期对运行人员的操作技能进行培训和考核。

3.3.9变电站运行巡视检查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。

3.3.10涂敷RTV涂料的瓷外表面憎水性良好，涂层不应有缺损、起皮、龟裂。

积极开展变电站RTV涂料失效性检测工作。

3.4检修及试验监督

3.4.1高压电气设备试验和检修须严格遵循行业各种设备的“预防性试验规程和各类设备检修导则”，凡需对试验和检修周期、项目进行调整的设备，须进行设备技术监督评估分析并提出反措建议，并经本单位分管生产领导批准，调整后的试验及检修计划报新疆电力行业技术监督中心备案。

3.4.2结合本单位的实际情况，制定年度试验及检修计划。

3.4.3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。

3.4.4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。

3.4.5对在运的高压电气设备，应严格按照《电气设备预防性试验规程》、电力行业预防性试验补充规定、及《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》的要求，进行各项试验，杜绝漏试、漏项现象。

3.4.6通过定期的试验检测、运行监视和综合分析，对高压电气设备的绝缘状况做出准确的判断，及时发现和消除设备缺陷，防止或减少高压电气设备运行中损坏事故。

3.4.7及时总结运行经验并分析试验数据，采取相应的过电压保护措施，防止或减少变电站设备和输电线路的过电压事故和雷害事故。

3.4.8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。

3.4.9生产单位应注重全过程的数据积累，及时更新绝缘技术监督数据。

3.4.10生产单位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。

3.4.11生产运行和检修单位应积极采用先进可靠的试验和检测手段，如红外、超声波、带电测量技术等，对受监设备进行诊断和状态评估，为设备检修维护策略、技术改造方案等提供决策依据。

3.4.12应加强在线监测装置的入网和运行管理。

在线监测装置的选用应遵循技术成熟、安全可靠的原则。

3.4.13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。

3.4.14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。

3.4.15大修、技术改造项目应实行全过程绝缘技术监督，在方案审查、施工单位的资质审查、施工过程的质量控制、隐蔽工程的质量检查验收等环节，落实绝缘技术监督的要求。

项目完成后，要形成完整的记录资料。

3.5光伏组件重点监督内容

3.5.1光伏阵列系统检查

3.5.1.1电池组件封装面完好无损伤，清洁受光均匀，无突出影响光强的污块，确保绝缘良好，无接地现象；

3.5.1.2组件背面引出线无损伤，引出部位封装良好，在绝缘检测仪无上报接地状况；

3.5.1.3检查引接汇流箱正负14路各路连接母排紧固，无松动，绝缘良好；

3.5.1.4投运的电池组件接入光伏阵列，并检查组件与组件连接头插接紧固；

确保无漏电接地情况；

3.5.2逆变器系统的检查

3.5.2.1检查逆变器及外部各部件完好，螺丝齐全紧固，无缺损，绝缘良好；

3.5.2.2检查逆变器送电后，各路汇流箱电压正常，确保各支路没有无压，低压异常现象；

3.5.2.3检查逆变器出线变压器电压正常，绝缘良好。

3.6变压器（电抗器）重点监督内容

3.6.1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。

3.6.2积极改善变压器运行环境，确保冷却器的冷却效果，变压器冷却器应每1-2年在大负荷来临前进行一次冲洗。

3.6.3应在技术和管理上采取有效措施，最大限度地防止或减少变压器的出口短路，减少变压器低压侧出口短路几率，对运行中抗短路能力有疑问的变压器，应积极开展抗短路能力的校核工作。

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。

3.6.4严格执行《35kV及以上油浸电力变压器现场大修作业指导书》，提高设备的检修质量。

3.6.5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。

3.6.6落实预防性试验规程的规定，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。

3.6.7在基建验收和预防性试验中应重视有载开关检查性工作，根据有载分接开关出现的缺陷和发生的事故分析，加强分接开关的定期维护与检修工作。

3.6.8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标准和国家电网生[2004]641号文的要求进行交流耐压试验；

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%。

3.6.9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。

3.6.10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。

3.6.11无励磁分接开关在改变分接位置后，必修测量使用分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。

3.6.12加强老旧变压器运行状况的监督与分析，做好绝缘定级工作。

1）运行维护单位每年应按国家电网公司《变电站管理规范（试行）》规定对所辖范围内的变压器（电抗器）进行定级。

2）一级、二级为完好设备，要求设备完好率达到100%，一级率应>

80%。

3）运行维护单位应针对三级设备，立即拟定升级计划并积极落实。

对二级设备也应安排计划，有步骤的使其升级。

3.6.13定期采用红外热成像技术检查运行中变压器各部分温度的分部，特别是套管引出线联板接触不良引起的过热或缺油引起的套管故障。

3.6.14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。

3.6.15应加强变压器（电抗器）非电量保护、控制装置等附件的运行维护和校验工作。

3.7高压开关类设备重点监督内容

3.7.1认真贯彻执行国家、行业有关高压开关专业的标准、规程和反事故措施，进一步加强高压开关专业的管理工作，根据高压开关设备运行和检修发现的重点薄弱环节和关键技术问题，确定高压开关设备的技改原则。

3.7.2断路器订货时要依据反措考虑断路器的合-分时间参数，查验该类设备型式试验的测试结果，从系统稳定性和与快速保护配合方面进行考虑，要求断路器具有自卫能力，保证断路器重合闸后再“分”的可靠开断能力。

3.7.3对于SF6气体绝缘的高压电气设备，压力表指示值应在正常范围内，压力降低一定要查清原因，不得以随时补气代替查找泄漏点；

定期进行微水测量和密度继电器校验，发现问题及时处理；

必要时开展SO2和H2S等分解物含量的测定。

3.7.4加强开关操作机构的检修维护工作，做好机构的防冻、防风沙工作。

3.7.5对油开关、真空开关和空气开关，在交接、大修后应按GB50150-2006标准和国家电网生[2004]641号文的要求，在分、合闸状态下进行交流耐压试验。

3.7.6对110kV以下SF6开关，在交接时应按GB50150-2006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。

3.7.7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。

3.7.8对隔离开关在交接时应按GB50150-2006标准的要求，进行相对地交流耐压试验。

3.7.9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。

3.7.10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。

3.7.11重视检查断路器操动机构分合闸脱扣器低电压动作特性，防止断路器器拒动或误动，必要时考虑控制回路电缆压降的影响，发现问题及时处理。

3.7.12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。

3.7.13积极改善高压开关柜内运行环境，母线及各支引线宜采用可靠的绝缘材料包封加强绝缘。

3.7.14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。

3.7.15重视隔离开关触头弹簧材料质量和热处理工艺或采用自立式触头，积极开展隔离开关触指压力测试。

3.7.16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。

3.7.17运行应按要求记录断路器开断故障记录、断路器机构的油（气）泵的总运转时间、SF6压力等。

3.7.18运行加强对各连接拉杆有无变形，轴销有无变位、脱落，金属部件有无锈蚀的检查。

3.8过电压及小四器重点监督内容

3.8.1应依据DL/T475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。

3.8.2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又针对性地对接地装置进行改造。

3.8.3积极开展接触电压和跨步电压的校核工作。

3.8.4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。

3.8.5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。

3.8.6棒间隙的保护方式，间隙距离的测量应结合预试工作定期开展。

3.8.7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。

3.8.8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。

3.8.9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。

3.8.10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。

3.8.11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。

3.8.12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