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。

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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；

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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；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%。

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

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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

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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

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