5.2.1汇流箱运行过程中的绝缘电阻应定期测量。 5.2.2检查线缆有无脱落、松动、损坏、破裂和绝缘老化。 5.2.3检查箱体应密封良好，防护等级应符合设计要求。 5.2.4直流汇流箱电路及裸露导电部件之间的绝缘电阻应定期检测，检测方法应符合GB/T34933一2017 的规定。

5.3.1对损坏的接线端子、断路器，失效的熔断器、电涌保护器及时进行维修或更换。 5.3.2在多雨雪天气或湿度较大环境中，应增加汇流箱绝缘性能检查频次，

5.3.1对损坏的接线端子、断路器，失效的熔断器、电涌保护器及时进行维修

6.1.1逆变器的现场安装应符合GB50794的规定。 6.1.2逆变器接线端子结构应保证具有良好的电接触和电气载流能力，确保导线移动或其移动时不应有 售于逆变器的正常运行及不应使绝缘电压值低于额定值。 6.1.3逆变器内部电路的电气间隙和爬电距离应满足安装地海拔要求。 6.1.4逆变器绝缘验收应符合GB/T50796的规定。 6.1.5逆变器交直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘。 6.1.6逆变器的外壳可带电体之间应可靠连接，逆变器外壳和地应可靠连接，其绝缘验收应符合GB/T 50796的规定。 6.1.7逆变器外部接地保护导体的横截面积、连接方式应符合NB/T32004的规定。 6.1.8预定安装在潮湿环境的光伏逆变器，应进行湿度预处理电力弱电设计、计算，及接触电流测量。

6.2.1运行中的逆变器应进行绝缘检查，新安装或大修后投入运行或在异常状态下运行时应增加检 查频次。 6.2.2与不接地光伏方阵连接的逆变器的方阵绝缘阻抗检测功能应符合NB/T32004要求，功能接地的 逆变器的方阵绝缘阻抗检测功能应符合NB/T32004要求。 6.2.3逆变器启动并网前，输入端与地之间的绝缘电阻偏低时，应加强对逆变器输入侧组件及线路对地 绝缘电阻检查。 6.2.4方阵的残余电流检测应符合NB/T32004的要求。 6.2.5逆变器并网运行时，连续漏电流或突变漏电流偏高时，应加强对逆变器输入及输出回路的绝 缘检查。

6.3.1逆变器经过开箱解体检修后应按GB/T30427对逆变器进行绝缘电阻、绝缘强度测试和运转试验。 6.3.2逆变器经过维修或更换后，应按照下列要求执行：

a）检查接地线缆是否可靠接地； b）检查交直流线缆连接是否紧固； c）测试设备外壳的接地电阻：

a）检查接地线缆是否可靠接地； b）检查交直流线缆连接是否紧固； c）测试设备外壳的接地电阻：

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d）测试设备外壳和操作间内可导电体的等电位； e） 年度检修工作不应破坏逆变器原有的防护等级，基本隔离措施、可带电外壳的等电位连接体 接地导体； f）提供保护的外壳和安全遮拦，在不使用工具情况下应不可拆卸。

7.1.1现场安装应符合GB50148的规定。

现场安装应符合GB50148的规定。 变压器应完成带可能的最大负荷连续运行24h的启动试运行。在额定电压下对变压器的冲击合 ，应进行5次，每次间隔时间宜为5min，应无异常现象。第一次受电后持续时间不应少于10mir 涌流不应引起保护装置的误动。无电流差动保护的变压器可冲击3次。

运行或备用中的变压器应定期检查，新安装或大修后投入运行或在异常状态下运行时应增加检

7.2.3下列异常情况下应加强监督：

a) 变压器接地电流超过100mA时； b) 油色谱分析结果异常时； 瓦斯保护信号动作时； d) 瓦斯保护动作跳闸时； 变压器在遭受近区突发短路跳闸时 变压器运行中油温超过注意值时； g）变压器振动噪声和振动增大时。

a 变压器接地电流超过100mA时； b) 油色谱分析结果异常时； c) 瓦斯保护信号动作时； d) 瓦斯保护动作跳闸时； 变压器在遭受近区突发短路跳闸时； f) 变压器运行中油温超过注意值时； g）变压器振动噪声和振动增大时。

7.3.1器身检修气候条件及器身暴露时间应符合DL/T573的规定。 7.3.2 器身干燥宜采用真空热油循环冲洗处理。 7.3.3 检修中更换绝缘件时，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。 7.3.4 在安装、大修吊罩或进入检查时，应缩短器身暴露于空气的时间，并应防止工具、材料等异物遗 留在变压器内。真空油处理时，应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。 7.3.5大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于下列规定： a)110kV,24h; b） 220kV,48h; c)330kV，72h。 7.3.6对运行超过15年的储油柜胶囊和隔膜应更换， 7.3.7 电压等级110kV及以上的变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应做低电压短路阻抗测试及 用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，应结合短路事故冲击后的其他电气试验项目综合分析。 7.3.8 8对运行10年以上的110kV及以上油浸式变压器，应进行油中糠醛含量测试，确定绝缘老化的 程度。 7.3.9干式变压器检修时，应对铁芯和线圈的固定夹件、绝缘垫块检查紧固，检查低压绕组与屏蔽层间 的绝缘，防止铁芯线圈下沉、错位、变形，发生烧损，

7.3.1 器身检修气候条件及器身暴露时间应符合DL/T573的规定。 7.3.2 器身干燥宜采用真空热油循环冲洗处理。 7.3.3 检修中更换绝缘件时，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。 7.3.4 在安装、大修吊罩或进入检查时，应缩短器身暴露于空气的时间，并应防止工具、材料等异物遗 留在变压器内。真空油处理时，应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。 7.3.5大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于下列规定： a)110kV, 24h; b） 220kV,48h; c)330kV，72h。 7.3.6对运行超过15年的储油柜胶囊和隔膜应更换， 7.3.7 电压等级110kV及以上的变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应做低电压短路阻抗测试及 用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，应结合短路事故冲击后的其他电气试验项目综合分析。 7.3.8对运行10年以上的110kV及以上油浸式变压器，应进行油中糠醛含量测试，确定绝缘老化的 程度。 7.3.9干式变压器检修时，应对铁芯和线圈的固定夹件、绝缘垫块检查紧固，检查低压绕组与屏蔽层间 的绝缘，防止铁芯线圈下沉、错位、变形，发生烧损、

8.1.1现场安装应符合GB50148的规定。

8.1.1现场安装应符合GB50148的规定。 3.1.2电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过规定的允许值，其电气联结应接触良好，防止产生 过热性故障。应检查膨胀器外罩等电位联结是否可靠，防止出现电位悬浮。互感器的二次引线端子应有 防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。 8.1.3气体绝缘的电流互感器安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF。气体至额定压力，静置24h 后进行SF。气体微水测量。气体密度继电器必须经校验合格。

8.2.1互感器的运行监督应符合DL/T727的规定。

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、低温季节，高湿度季节，气候异常时，高峰负荷，设备异常时，应加强巡视。 .2.4 当发生下列情况之一时，应立即将互感器停用（注意保护的投切）： a) 电压互感器高压熔断器连续熔断2次3次。 b） 高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时。 ） 互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火。 d) 油浸式互感器严重漏油，看不到油位；SF。气体绝缘互感器严重漏气、压力表指示为零；电容 式电压互感器分压电容器出现漏油时。 e） 互感器本体或引线端子有严重过热时。 f 膨胀器永久性变形或漏油。 g 压力释放装置（防爆片）已冲破。 h) 电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地端子N（X）开路、二次短路，不能消除时。 树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电。

8.3.1互感器检修项目、内容、工艺及质量应符合DL/T727的规定。 8.3.2220kV及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修， 8.3.3互感器检修试验应符合DL/T727的规定

8.3.1互感器检修项目、内容、工艺及质量应符合DL/T727的规定。

1.1.1断路器绝缘拉杆在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动和超过充许限度 ，发现运行断路器绝缘拉杆受潮，应及时烘干处理，不合格者应更换。 1.1.2SF.断路器安装应符合GB50147的规定

NB/T101142018

NB/T101142018

隔离开关安装应符合GB50147的规定。

9.2.1断路器在开断故障电流后，值班人员应进行巡视检查。 9.2.2高压断路器分合闸操作后的位置核查，尤其对并网断路器以及起联络作用的断路器，在并网和解 列时，应到运行现场核实其机械实际位置，并根据电压、电流互感器或带电显示装置确认断路器触头状态。 9.2.3定期检查SF。断路器密度继电器压力指示是否在正常范围内。

9.3.1.1灭弧室弧触买的烧损不应大于规定值，应无明显碎裂，触买表面应无铜析出现象。 9.3.1.23 灭弧室喷口和罩应于净、无裂纹、无明显剥落，内径应符合规定值。 9.3.1.3 液压（气动）机构分、合闸阀的阀针应无松动或变形。 9.3.1.4天 开关设备连接拐臂、联板、轴、销应无弯曲、变形或断裂。 9.3.1.5 绝缘拉杆、绝缘件表面应无裂痕、划伤。 9.3.1.6 合闸电阻片应无裂痕、无烧痕及破损，每极合闸电阻值应符合规定，电阻动、静触头应无损伤。 9.3.1.7 灭弧室内并联电容器（罐式）应完好、干净，紧固件应无松动，电容量和介损测试值应符合 规定。 9.3.1.8压气缸等部件内表面应无划伤，镀银面应完好

9.3.2.1主触头接触面应无过热、烧伤痕迹，镀银层应无脱落现象；弹黄应无锈蚀、分流现象；导电臂 应无锈蚀、起层现象；接线板应无变形、无开裂，镀层应完好；接线座应无腐蚀，转动应灵活，接触应 可靠。传动部件应无变形、无锈蚀、无严重磨损，水平连杆端部应密封，内部无积水。 9.3.2.2绝缘子应完好、清洁，应无掉瓷现象，上下节绝缘子同心度应良好；法兰应无开裂，无锈蚀 油漆完好；法兰与绝缘子的胶合部位应涂防水密封胶。 9.3.2.3高压支柱绝缘子应定期进行探伤检查，

真空灭弧室回路电阻、开距及超行程应符合DL/T596的规定，其电气或机械寿命接近限值前必须 排更换。

10气体绝缘金属封闭开关设备

10.1安装和验收监督

10.1.1GIS包装、运输和贮存应在密封和充低压力干燥气体（如SF。或N2）的情况下进行，以免潮气 侵入。 10.1.2GIS运到现场后应开箱检查，妥为保管。尤其对充有SF。等气体的运输单元或部件，应按产品技 术规定检查压力值，并做好记录，有异常情况时应及时采取措施。 10.1.3现场安装应符合制造厂技术条件和GB50147的规定。

10.1.1GIS包装、运输和贮存应在密封和充低压力干燥气体（如SF。或N2）的情况下进行， 侵入。 10.1.2GIS运到现场后应开箱检查，妥为保管。尤其对充有SF。等气体的运输单元或部件，应 术规定检查压力值，并做好记录，有异常情况时应及时采取措施。 10.1.3现场安装应符合制造厂技术条件和GB50147的规定。

10.2.1GIS的运行应按DL/T603的规定。 10.2.2断路器达到规定的开断次数或累计开断电流值时，或当发现有异常现象或GIS内部发生故障时 应加强检查。 10.2.3定期检查密度继电器压力指示是否在正常范围内

10.3.1辅助部件检查应每4年进行1次，或按实际情况确定。GIS处于全部或部分停电状态下，险 组织的维修检查，除操动机构外，不应分解GIS设备。内容包括： a）对操动机构进行详细维修检查，处理漏油、漏气或某些缺陷，更换某些零部件； 6 维修检查辅助开关； c 检查或校验压力表、压力开关、密度继电器或密度压力表； d) 检查传动部位及齿轮等的磨损情况，对转动部件添加润滑剂： e） 断路器的最低动作压力与动作电压试验； f) 检查各种外露连杆的紧固情况； g 检查接地装置： h） 必要时进行绝缘电阻、回路电阻测量。 10.3.2 分解检查符合下列情况时，应综合分析GIS运行状况，可进行分解检查，包括： a 断路器达到规定的开断次数或累计开断电流值； b GIS某部位发生异常现象、某隔室发生内部故障； ） 达到规定的分解检修周期时。 10.3.3 分解检修宜由制造厂负责。 10.3.4 GIS解体检修后，试验及验收应按DL/T603执行。

10.4.1GIS预防性试验项目、周期、要求应符合DL/T393的规定。 10.4.2新投入运行的GIS设备，宜在投运后一个月内对所有气室进行气体分解物（杂质）的检测，并 进行横向比较，对怀疑有问题的气室应进行解体检查。 10.4.3SF。新气到货后，充入设备前应按GB/T12022及DL/T603执行。

11.1安装和验收监督

安装和验收应符合GB50147的规定。

11.2.1运行监督应按照DL/T1298执行。

2.1运行监督应按照DL/T1298执行。

NB/T10114—2018 11.2.2电容器组、电抗器应加强对过热、异常响声、绝缘破损，放电或熔丝熔断，支架松动、倾斜等 现象的检查。

容器组、电抗器应加强对过热、异常响声、绝缘破损，放电或熔丝熔断，支架松动、倾斜等

11.3.1油浸式电抗器参照DL/T573执行。

11.3.1油浸式电抗器参照DL/T573执行。 11.3.2电抗器及电容器参照DL/T355执行

12.1安装和验收监督

投产验收应符合GB501

12.2.1应定期进行带电测试。 12.2.2应定期检查计数器动作次数及泄漏电流在线监测表计。

12.21应定期进行带电测试

13.1安装和验收监督

13.1.1电瓷外绝缘爬距配置时，绝缘子种类、伞型和爬距应根据经审定的污移区分布图和环境污染变 化因素确定。 13.1.2室内设备外绝缘爬距应符合DL/T729的规定，并应符合所在区域污移等级配置要求。 13.1.3绝缘子安装时，绝缘电阻测量和交流耐压试验应符合GB50150的规定。盘形悬式瓷绝缘子绝缘 电阻应逐只测量

13.1.1电瓷外绝缘爬距配置时，绝缘子种类、伞型和爬距应根据经审定的污移区分布图和环境污染变 化因素确定。 13.1.2室内设备外绝缘爬距应符合DL/T729的规定，并应符合所在区域污移等级配置要求。 13.1.3绝缘子安装时，绝缘电阻测量和交流耐压试验应符合GB50150的规定。盘形悬式瓷绝缘子绝缘 电阻应逐只测量

13.2.1当外绝缘环境发生明显变化及出现新污源时，应核对设备外绝缘爬距；不满足规定要 采取防污闪措施。避雷器瓷套不宜单独加装辅助伞裙，宜将辅助伞裙与防污闪涂料结合使用。 13.2.2RTV防污闪涂料的选用应符合DL/T627的规定。运行中的RTV涂层出现起皮、脱落 现象，视为失效，应采取复涂等措施。

13.3.1预防性试验项目、周期、要求应符合DL/T596的规定。

13.3.1预防性试验项目、周期、要求应符合DL/T596的规定。 13.3.2绝缘子低、零值应定期检测，并及时更换低、零值绝缘子

14.1施工和验收监督

接地装置的施工和投产验收应符合GB50169的规定

4.2.1已投运接地装置应根据地区短路容量变化，校核接地装置、设备接地引下线的热稳定容量。接 地装置改造应根据短路容量变化和接地装置腐蚀程度确定。 14.2.2接地引下线的导通检测工作应1年～3年进行一次，其检测范围、方法、评定应符合DL/T475 的规定，并根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖检查、处理。 14.2.3接地网腐蚀情况应定期（时间间隔不应大于5年）通过开挖抽查等手段确定。根据电气设备的 重要性和施工的安全性，选择5个～8个点沿接地引下线进行开挖检查，要求不得有开断、松脱或严重 腐蚀等现象。如发现接地网腐蚀严重应及时处理。铜质材料接地体地网不必定期开挖检查。

接地装置的特征参数及土壤电阻率测定原则、内容、方法、判据、周期可参照DL/T475执行。 15电力电缆

15.1安装和验收监督

15.1.1电缆安装、运输、保管和投产验收应符合GB50168的规定。 15.1.235kV及以上电力电缆终端头制作应全数旁站检查：电缆中间接头应全数旁站监督。

15.1.1电缆安装、运输、保管和投产验收应符合GB50168的规定。 15.1.235kV及以上电力电缆终端头制作应全数旁站检查：电缆中间接头应全数旁站监督

学校标准5.2.1运行中的巡视检查应符合DL/T1253的规定。 15.2.2定期巡视应重点检查电缆终端、中间接头、接地线、终端避雷器和护层过电压限制器等部位是 否存在过热、放电痕迹或污移等情况。

5.2.1运行中的巡视检查应符合DL/T1253的规定。 .2.2定期巡视应重点检查电缆终端、中间接头、接地线、终端避雷器和护层过电压限制器等部 存在过热、放电痕迹或污移等情况。

16.1安装和验收监督

16.1.1高压母线的安装及验收应符合GB50149的规定。 16.1.2金属封闭母线安装结束后，与变压器等设备连接以前，按照GB/T8349的要求进行交接验收 试验。

16.2.1运行中，应定期监视高压母线各部位的允许温度和温升。正常使用条件下运行时，金属封闭母 线各部位的温度和温升应符合表1的要求；其余母线不同部位之间的温差一般不超过15K电气安全标准，最高点温度 不超过90℃。 16.2.2封闭母线停运后，做好母线绝缘电阻的跟踪测量。在投入运行以前，尤其是在阴雨潮湿、大雾 等湿度较大的气候条件下，要提前测试封闭母线的绝缘，以保证封闭母线绝缘不合格时有足够时间进行 通风干燥处理。

1金属封闭母线最热点的温度和温升的许值

155198.1456