3　监督内容

3．1　设计选型阶段的监督

3．1．1　发电企业绝缘监督专责工程师应参与发电机、变压器等电气一次设备的选型工作，参加设计审查、招标文件审查、设计联络会等设计阶段的审查工作。

3．1．2　发电机、变压器、互感器、高压开关、避雷器等设计、选型技术条件应满足国家、行业有关标准、反事故措施要求和设备实际运行条件，在交流电气设备满足GB 311的前提下，还应特别注意发电企业和电网企业设备间的参数配合。

3．1．3　发电机的设计应符合GB 755、GB/T 7894和相关反事故措施的要求。水电机组还应满足DL/T 5186的有关要求。尤其应注意考虑发电机与原动机容量配合、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。

3．1．4　电力变压器的设计、选型应符合GB/T 17468、GB/T 13499和GB 1094等标准和相关反事故措施的要求。油浸式电力变压器的技术参数和要求应满足GB/T 6451等相关标准的规定；电抗器的性能应满足GB/T 1094．6等标准的相关规定；干式变压器的技术参数和要求应满足GB/T 10228等标准的规定。

3．1．5　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、生产进度等问题外，还应着重讨论设计中的电磁场、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。

3．1．6　互感器的设计选型应符合DL/T 725、DL/T 726等标准和相关反事故措施的有关规定。电压互感器的技术参数和性能应满足GB 1207的要求；电流互感器应满足GB 1208的要求；电容式电压互感器应满足GB/T 20840．5的要求，当分压电容有套管引出时应注意对内部场强的影响，电磁单元应填充变压器油，宜设置取油阀和注油孔；保护用电流互感器的暂态特性应满足GB 16847的要求。

3．1．7　高压开关设备的设计选型应符合DL/T 402、DL/T 486、DL/T 615、DL/T 593、GB 1984等标准和相关反事故措施的规定。高压开关设备有关参数选择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。

3．1．8　对气体绝缘金属封闭开关设备（以下简称GIS）的选用，应符合DL/T 617、DL/T 728和GB 7674等标准和相关反事故措施的要求，对GIS外壳内部元件的选择应满足其各自的标准要求。

3．1．9　交流无间隙金属氧化锌避雷器的设计、选型应符合GB 11032、DL/T 815和DL/T 804中的有关规定和相关反事故措施的要求，对进口设备还应满足DL/T 613的相关要求，避雷器有关参数选择应考虑电网发展需要，留有适当裕度，特别是变电站的工频短路电流。

3．1．10　防污闪设计应遵循GB 50061、DL/T 620、DL/T 5090、DL/T 5092的有关要求。新建、扩建工程电气设备电瓷外绝缘爬距配置应以污秽区分布图为依据，并综合考虑环境污染变化因素，在留有裕度的前提下选取绝缘子的种类、伞型和爬距。

a）一、二级污区按比污区图提高一级配置。

b）三级污区结合设备所在具体位置周围的污秽和发展情况综合考虑。对需要加强防污措施的，在设计和建设阶段宜采用大爬距定型设备。

c）四级污区在选址阶段应尽量回避。如不能避开，在设计时宜采用GIS或HGIS设备。

3．1．11　接地装置的设计选型应依据DL/T 621和其他设计规程进行，审查地表电位梯度分布、跨步电势、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。接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量结合长期规划进行计算。

3．1．12　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，每根引下线均应符合热稳定要求。重要设备及设备架构应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，每根接地引下线均应符合热稳定要求。禁止用设备构架代替引下线。

3．1．13　接地装置腐蚀较严重的发电企业宜采用铜质材料接地网，不应使用降阻剂。

3．1．14　当输电线路避雷线和发电企业接地装置相连时，应采取措施使避雷线和接地装置有便于分开的连接点。

3．1．15　电力电缆线路的设计选型应依据GB/T 11017、GB/T 12706、GB 12976、GB 14049、GB/Z 18890、GB 50217、GB 9326和DL/T 401、DL/T 5228和《中国华电集团公司电力电缆采购技术规范》等各相应电压等级的电缆产品标准进行，审查电缆的绝缘、截面、金属护套、外护套、敷设方式等以及电缆附件的选择是否安全、经济、合理；审查电缆敷设路径设计是否合理，包括运行条件是否良好，运行维护是否方便，防水、防盗、防外力破坏、防虫害的措施是否有效等。

3．1．16　金属封闭母线的额定电压、额定电流、绝缘水平、动稳定、热稳定、允许温度和温升等参数选择应符合GB/T 8349的要求。

3．1．17　新建线路的设计应执行DL/T 5092等标准的有关规定。线路设计时应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，采取必要的防范措施。

3．2　制造安装阶段监督

3．2．1　受监范围内设备（部件）的制造、监造、安装、监理单位，应取得国家、行业资质。

3．2．2　对下列高压电气设备宜进行监造和出厂验收：

a）10MW及以上容量的发电机。

b）110kV及以上电压等级的变压器、电抗器。

c）110kV及以上电压等级的高压开关设备和GIS成套设备。

d）220kV及以上电压等级的电力电缆及附件。

e）220kV及以上电压等级的气体绝缘互感器和干式互感器。

f）330kV及以上电压等级的避雷器。

g）批量购入设备或有特殊要求的设备。

h）首次进入电网运行的重要电气设备。

3．2．3　监造工作应符合DL/T 586的要求，并全面落实订货技术要求和联络设计文件要求，发现问题及时消除。

3．2．4　发电企业与制造单位签订设备供货合同时，应参照表2－1～表2－5确定该设备的监造部件、见证项目及见证方式（H点：停工待检；W点：现场见证；R点：文件见证）。发电企业与制造单位可根据具体情况协商增减该设备的监造部件、见证项目和见证方式。

3．2．5　出厂验收试验应符合订货技术要求和联络设计文件要求，重点监督下列内容：

a）试验项目是否齐全。

b）试验方法是否正确。

c）试验环境是否满足相关标准要求。

d）仪器、仪表及试验设备是否满足试验要求并受控，计量仪器、仪表是否溯源。

e）试验人员是否具备相应资质。

f）试验报告是否规范，试验结论是否正确。

3．2．6　监造工作结束后应及时出具监造报告，内容应翔实，应包括产品制造过程中出现的问题及处理的方法和结果等。

3．2．7　重大设备的出厂验收应由具备相当技术力量和资质的单位参与。

3．2．8　制造厂应提供受监范围内设备（部件）的有关技术资料，包括图纸、部件材质、技术要求和质量验收等资料。必要时，要求提供相关的制造工艺。

3．2．9　高压电气设备运输至现场后，应按照订货合同和相关标准进行外观检查，并形成检查记录。重点检查可能影响设备绝缘性能的冲击记录、密封（渗漏油或压力变化等）等情况。

3．2．10　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。严禁定、转子内部落入异物，各进、出法兰应妥善封堵。

3．2．11　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、运输单位、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。

3．2．12　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（压力不小于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。

3．2．13　绝缘子包装件运至施工现场，应检查运输和装卸过程中包装件是否完好。对已破损包装件内的绝缘子另行存放、检查。现场开箱检验时按有关标准和合同的规定对绝缘子（包括金属附件及其热镀锌层）逐个进行外观检查。

3．2．14　避雷器运输时应取下用以保护金属氧化物避雷器防爆片的端盖，防爆片应完整无损。

3．2．15　安装单位技术专责应在安装前对安装人员进行技术交底，以便科学地组织施工，确保安装质量。

3．2．16　应严格按照GB 50147、GB 50148、GB 50149、GB 50168、GB 50169、GB 50170、GB 50233、GB/T 8564等有关标准、规程、反事故措施和制造厂的相关要求对高压电气设备进行安装，确保设备安装质量。

3．2．17　设备阶段性检查和安装工程缺陷处理均应有验收记录，对安装过程中发现的设备缺陷或安装质量未达到标准的项目，应督促有关责任单位处理到合格为止。对于竣工后质量无法验证的项目和重要的工艺环节应进行现场监督和抽查。

3．2．18　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。

3．2．19　套管安装应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。

3．2．20　合成绝缘子存放期间及安装过程中应做好防护措施避免损坏绝缘子，安装时禁止反装均压环。

3．2．21　避雷器引线连接应避免使端子受到超过允许的应力。

3．2．22　安装结束后，高压电气设备应按GB 50150、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。

3．2．23　表2－6中的试验项目为重点监督项目，应由具备相当技术力量的单位完成。

3．2．24　设备安装完毕，安装单位应提交下列资料：

a）安装竣工图、技术资料、安装记录、验收报告等。

b）随设备到货的出厂记录。

c）设计修改通知书。

d）主要设备缺陷处理一览表及有关设备处理的技术资料等。

3．2．25　投产验收应进行现场实地查看，并对下列技术资料进行详细检查，审查其完整性、正确性和适用性：

a）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。

3．2．26　投产验收发现下列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。

3．3　运行维护阶段监督

3．3．1　发电机监督

3．3．1．1　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。

3．3．1．2　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的要求。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。

3．3．1．3　水轮发电机推力轴承油槽绝缘，未充油前用1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻不应低于1．0MΩ；充油后，绝缘电阻不应低于0．3MΩ。

3．3．1．4　转子绕组、定子绕组及定子铁芯的最大温度，为发电机在额定进风温度及额定功率因数下，带额定负荷连续运行时所发生的温度，这些温度根据温升试验的结果来确定，其值应在绝缘等级和制造厂所允许的限度以内。

3．3．1．5　当发电机组铭牌设置最大容量时，发电机应允许在最大负荷下连续安全运行。最大负荷时的功率因数、定子和转子最大工作电流以及发电机各部温度，应按制造厂的规定在现场运行规程中写明。

3．3．1．6　必要时发电企业在发电机启动前应测量发电机定子及励磁回路的绝缘电阻，并做好记录。

a）测量发电机定子回路的绝缘电阻，可以包括连接在该发电机定子回路上不能用隔离开关断开的各种电气设备，并采用2500V兆欧表测量，其绝缘电阻值不作规定（风力发电机采用1000V兆欧表测量，常温下绝缘电阻不应低于0．5MΩ）。若测量的结果较历年正常值有显著的降低（考虑温度和空气湿度的变化，如降低到历年正常值的1/3）或沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比小于1．3、环氧粉云母绝缘吸收比小于1．6，应查明原因并将其消除。

b）测量发电机励磁回路绝缘电阻，应包括发电机转子、主（副）励磁机。对各种整流型励磁装置是否测量绝缘电阻，应按有关规定的要求进行。测量应采用500～1000V兆欧表，其励磁回路全部绝缘电阻值不应小于0．5MΩ。若低于以上数值时，应采取措施加以恢复。如一时不能恢复，则是否允许运行应由发电企业总工程师（或生产副厂长、副总经理）决定。

c）对担任调峰负荷、启动频繁的发电机定子和励磁回路绝缘电阻，每月至少应测量一次。

3．3．1．7　定期检查整流子和滑环时，应检查下列各点：

a）整流子和滑环上电刷的冒火情况。

b）电刷在刷框内应能自由上下活动（一般间隙0．1～0．2mm），并检查电刷有无摇动、跳动或卡住的情形，电刷是否过热；同一电刷应与相应整流子片对正。

c）电刷连接软线是否完整、接触是否紧密良好、弹簧压力是否正常、有无发热、有无碰机壳的情况。

d）电刷与整流子接触面不应小于电刷截面的75%。

e）电刷的磨损程度（允许程度应在现场运行规程中明确）。

f）刷框和刷架上有无灰尘积垢。

g）整流子或滑环表面应无变色、过热现象，其温度应不大于120℃。

3．3．1．8　特殊运行方式监督应满足下列要求：

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。

3．3．2　变压器监督

3．3．2．1　主要监督下列项目：

a）本体油位、套管油位正常，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，每年应按要求进行红外热成像测温检查。

d）检查吸湿器中干燥剂的颜色，1/3干燥剂颜色显示已受潮应予更换处理，吸湿器呼气正常，随着温度的变化油杯中有气泡产生，油杯中油位正常。

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。

3．3．2．2　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72h内。

b）有严重缺陷。

c）气象突变后（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。

3．3．2．3　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。

3．3．2．4　绝缘油监督下列内容：

a）绝缘油按GB/T 14542管理，应符合GB/T 7595和DL/T 596的规定。

b）当油中溶解气体色谱分析异常，含水量、含气量、击穿强度等项目试验不合格时，应分析原因并及时处理。

c）变压器油位不足应及时补充，应补充试验合格的同油源同品牌绝缘油。如需混油时，应按规定进行有关试验，合格后方可进行。

d）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。

e）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。

3．3．2．5　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；每季度应测一次铁芯、夹件接地电流；运行中铁芯接地电流不得大于300mA（一般应在100mA以下），当接地电流超过100mA出现增大趋势时应加密油色谱试验，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。

3．3．3　互感器监督

3．3．3．1　对互感器进行定期巡视检查每班不少于一次，各类互感器运行中的巡视检查项目按运行规程规定执行。

3．3．3．2　特殊巡视应符合下列要求：

a）新投产设备应缩短巡视周期，运行72h后转入正常巡视。

b）高温、严冬季节，雷雨季节、恶劣天气、高峰负荷时段、设备异常情况，应加强巡视。

3．3．3．3　根据系统发展情况，及时对电流互感器进行动、热稳定电流校核。

3．3．3．4　定期检查互感器反事故技术措施执行情况，定期对油浸式互感器密封性能、防雨进潮情况进行检查。

3．3．3．5　对互感器在线监测装置，及时做好运行记录，总结效果。

3．3．3．6　绝缘油监督应符合下列要求：

a）绝缘油按GB/T 14542管理，应符合GB/T 7595和DL/T 596的规定。

b）当油中溶解气体色谱分析异常，含水量、含气量、击穿强度等项目试验不合格时，应分析原因并及时处理。

c）互感器油位不足应及时补充，应补充试验合格的同油源、同品牌绝缘油。如需混油时，应按规定进行有关试验，合格后方可进行。

3．3．3．7　SF6气体监督应符合下列要求：

a）SF6气体按GB/T 8905管理，应符合GB 12022和DL/T 596的规定。

b）当互感器SF6气体含水量超标或气体压力下降，年泄漏率大于1%，应分析原因并及时处理。

c）补充的气体应按有关规定进行试验，合格后方可补气。

3．3．4　高压开关设备监督

3．3．4．1　各类高压开关设备（油断路器、六氟化硫断路器、GIS、真空断路器、隔离开关等）运行检查项目按现场运行规程规定和制造厂技术要求执行。

3．3．4．2　充油高压开关设备监督应符合下列要求：

a）充油高压开关设备绝缘油按GB/T 7595的规定管理，预防性试验工作按DL/T 596进行。

b）绝缘油试验发现影响断路器安全运行的不合格项时，应及时分析处理。

c）油位降低至下限以下时，及时补充同一型号的绝缘油。

3．3．4．3　SF6气体监督应符合下列要求：

a）高压开关设备SF6气体按GB/T 8905执行。

b）运行中SF6开关设备应定期进行SF6气体微水含量和泄漏检测，需要补气时应使用检验合格的SF6气体。

3．3．4．4　其他注意事项：

a）高压开关设备运行中出现缺油、SF6气体压力异常、液（气）压操动机构压力异常导致高压开关设备分合闸闭锁时，禁止进行操作。

b）气体绝缘金属封闭开关设备的运行应依据DL/T 603执行；对于SF6气体绝缘的电气设备，压力表指示值应在正常范围内，压力降低一定要查明原因，不得以随时补气代替查找泄漏点；定期进行SF6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、H2S等分解物含量的测量。

3．3．5　高压设备外绝缘监督

3．3．5．1　高压设备外绝缘清扫应以饱和盐密监测为指导，并结合运行经验合理安排清扫周期。110～500kV电压等级每年清扫一次，宜安排在污闪频发季节前1～2个月内进行。

3．3．5．2　定期进行盐密及灰密测量，掌握所在地区的年度饱和盐密值、自清洗性能与积污规律，以饱和盐密值指导全厂高压设备外绝缘配置工作。盐密测量应符合下列要求：

a）盐密测量点选择应符合下列要求：

1）厂（场）内每个电压等级选择1～2个测量点。

2）盐密测量点选取要从悬式绝缘子逐步过渡到棒型支柱绝缘子。

3）污秽成分复杂地段应适当增加测量点。

b）盐密测量方法、仪器和测量周期按GB/T 26218的规定执行。

3．3．5．3　当高压设备外绝缘环境发生明显变化或出现新污源时，应核对外绝缘爬距，如不满足要求应及时采取防范措施。

3．3．5．4　日常巡视时，应注意玻璃绝缘子自爆、复合绝缘子伞裙破损、均压环倾斜等异常情况；按照DL/T 596的要求做好绝缘子低零值检测工作，并及时更换自爆及低零值绝缘子。

3．3．5．5　高压电气设备的外绝缘表面不应有严重积污；瓷套、复合外套、法兰不应出现裂纹、破损或放电烧伤痕迹；高压支柱绝缘子应定期进行探伤检查，以防断裂；在寒冷地区的高压支柱绝缘子等电气设备的水泥浇装部位，应采取涂聚硫防水胶等措施。

3．3．6　避雷器监督

3．3．6．1　主要巡视下列项目：

a）无影响设备安全运行的障碍物、附着物。

b）绝缘外套无破损、裂纹和电蚀痕迹。

c）检查避雷器泄漏电流和放电计数器指示。

3．3．6．2　按规定要求测量运行电压下的交流泄漏电流：

a）新投产的110kV及以上避雷器投运3个月后测量一次运行电压下的交流泄漏电流，半年再测量一次。以后每年雷雨季前晴朗天气测量一次运行电压下的交流泄漏电流。

b）应记录测量时环境温度、相对湿度和运行电压，测量宜在瓷套表面干燥时进行，并注意相间干扰的影响。

3．3．7　接地装置监督

3．3．7．1　对已投运的接地装置应根据地区短路容量变化校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并结合短路容量变化情况和接地装置腐蚀程度有针对性对接地装置进行改造。

3．3．7．2　接地引下线导通检测工作应每年进行一次，连通电阻值符合所用材料的实际情况：采用钢材时，连通电阻宜不大于20mΩ，采用铜材时，连通电阻宜不大于10mΩ；根据历次测量结果进行分析比较，以确定是否需要进行开挖检查。

3．3．7．3　按规范要求采用定期开挖抽查等手段确定接地网的腐蚀情况。根据电气设备重要性和施工安全性，选择5～8个点沿接地引下线进行开挖检查，不应有开断、松脱、严重腐蚀等现象。如发现接地网腐蚀较为严重应及时进行处理。

3．3．8　电力电缆监督

3．3．8．1　巡检周期应符合下列要求：

a）敷设在土壤、隧道中及沿桥梁架设的电缆，每3个月至少巡检一次。根据季节及基建工程特点，应增加巡检次数。

b）电缆竖井内的电缆，每6个月至少巡检一次。

c）电缆沟、隧道、电缆架及电缆线段等的巡查，至少每3个月巡检一次。

d）对挖掘暴露的电缆，按工程情况，酌情加强巡视。

3．3．8．2　电缆终端头的检查周期应符合下列要求：

a）电缆终端头，由现场根据运行情况每1～3年停电检查一次。

b）装有油位（气压）指示的电缆终端头，每年夏、冬两季分别检查一次，应监视油位高度（气压）。污秽地区电缆终端头的巡视与清扫期限，可根据当地污秽程度确定。

3．3．8．3　巡检下列内容：

a）对敷设在地下的电缆线路，应查看路面是否正常、有无挖掘痕迹、路线标桩是否完整无缺。

b）电缆线路上不可堆放瓦砾、矿渣、建筑材料、笨重物件、酸碱性排泄物或堆砌石灰等。

c）对通过桥梁的电缆应检查电缆两端是否拉伸过紧，保护管或槽有无脱开或严重锈蚀现象。

d）对户外与架空线连接的电缆终端头应检查是否完整，电缆铅包有无龟裂漏油，靠近地面一段电缆是否有车辆碰撞痕迹等。

e）视情况对电缆外观进行检查；定期对电缆中间接头和终端头测温，多根并列电缆要检查电流分配和电缆外皮的温度。

f）检查隧道内电缆位置是否正常、接头有无变形漏油、温度是否异常、构件是否脱落，通风、排水、照明设施是否完整，防火设施是否完善。

g）检查电缆沟是否保持清洁、无积水，盖板要完整。

3．3．9　金属封闭母线监督

封闭母线周围无腐蚀性气体和导电、爆炸性尘埃，微正压装置或热风保养装置运行正常，充气压力与泄漏率符合运行规程规定，无过热及异常振动。

3．3．10　电动机监督

电动机运行不超载、不过热、无异音，无异常振动，润滑油系统及轴承温度正常。电动机预防性试验项目、周期、标准按DL/T 596的规定执行。

3．4　试验监督

3．4．1　电气一次设备预防性试验周期、项目和要求按DL/T 475、DL/T 596、集团公司反措要求及制造厂规定等执行；红外检测诊断工作按DL/T 664的规定执行。主要电气一次设备预防性试验周期、项目和要求见附录2－A。

3．4．2　对发电机定子绕组端部绝缘盒（或手包绝缘）绝缘性能有怀疑时，宜对端部绝缘盒（或手包绝缘）进行表面电位测量。

3．4．3　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他电气试验数据进行综合分析。

3．4．4　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。

3．4．5　合成绝缘子的运行性能检验按DL/T 864的规定执行。

3．4．6　绝缘工器具试验周期、项目和要求按《中国华电集团公司电力安全工作规程（电气部分）》（2013年版）执行。