6.2.3.1化学分析仪器设计选型应满足化学实验室仪器设备管理规范要求，产品还应取得产品定型鉴 定的合格证。 6.2.3.2分析实验室设计应满足相关实验室的要求，保证分析人员的安全、健康和仪器的正常使用， 六氟化硫实验室的安全防护设计还应符合DL/T639的规定。 6.2.3.3变压器油中溶解气体在线监测装置的技术要求和指标应满足Q/GDW535和Q/GDW536的要求。 6.2.3.4六氟化硫气体泄漏在线监测报警装置应满足.JB/T10893的要求。

6.3.1应根据采购标准和有关技术标准要求，审查招标文件、技术规范书、评标记录和中标证明等文 件，监督采购的电力用油、六氟化硫气体、化学仪器仪表是否符合安全可靠、技术先进、运行稳定、高 性价比的原则。

.2应选择具有良好业绩和成熟生产制造经验的供

3.3对明令停止供货（或停止使用）、不满足反事故措施、未经鉴定、未经入网检测或入网检测不 格的产品，技术监督人员应向技术监督主管部门提出书面禁用意见。 3.4应对首次入网的供应商进行生产能力评价、产品质量抽检、投标资格审查路桥管理及其他，

6. 4. 1电力用油

应满足订货合同、相关标准和招投标文件要求，应监督以下内容： a）生产厂商、油品种类； b）产品清单、产品合格证书、出厂试验报告等。 6.4.1.2绝缘油还应重点监督以下内容： a）油品中所添加的任何添加剂的类型和含量： b）绝缘油新油应由厂家提供新油无腐蚀性硫、结构族、糠醛及油中颗粒度报告。 6.4.1.3新油到货后，应按照相关标准或合同规定进行验收，抽检取样方法和数量应按照GB/T7597 执行，绝缘油的质量指标应满足GB2536或IEC60296的要求，涡轮机油的质量指标应满足GB11120的要 求，液压油的质量指标应满足GB11118.1的要求。 6.4.1.4质量不符合要求的电力用油应责成供货商更换或退货、 6.4.1.5验收完成后应形成验收报告并交运行单位及生产厂商归档保存。

6.4.2六氟化硫气体

6.4.2.1出厂验收阶段，应监督检查每一批交付的六氟化硫气体供货单与供货合同及实物一致，六氟 化硫气体应满足订货合同、相关标准和招投标文件要求，应监督以下内容： a）生产厂商，气瓶的漆色字样、安全附件： b）随产品提供的产品清单、质量合格证、出厂试验报告和无毒合格证等。 6.4.2.2出厂验收阶段，应监督检查六氟化硫气体回收回充设备、净化处理装置是否满足订货合同 设计图纸、相关标准和招标文件要求 6.4.2.3新气到货后，应在一个月内送有资质的检测机构进行抽样检验。六氟化硫气体的质量指标应 满足GB/T12022的要求，抽样检验与批次应按照GB/T8905的规定执行。

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6.4.2.4六氟化硫气体回收回充设备、净化处理装置到货后， 应按照Q/GDW470的要求进行验收，各个 检查项目合格才能通过验收， 6.4.2.5不符合要求的六氟化硫气体或相关设备装置应责成供货商更换或退货， 6.4.2.6验收完成后应形成验收报告交运行单位及生产厂商归档保存。

6.4.3化学仪器仪表

6.4.3.1出厂验收阶段，应监督检查仪器仪表的制造工艺、装置性能、检测试验报告是否满足订货合 司、设计图纸、相关标准和招投标文件要求、 6.4.3.2技术监督人员应按照DL/T846.5、DL/T846.6、DL/T1140、JB/T10893、Q/GDW540.1、Q/GDW 540.2等标准的要求对相关仪器仪表进行验收，检查合格才能通过验收。 6.4.3.3不符合要求的六氟化硫气体或相关设备装置应责成供货商更换或退货。 6.4.3.4验收完成后应形成验收报告交运行单位及生产厂商归档保存

6. 5. 1电力用油

污染。 6.5.1.2电力用油的储存管理应按照DL/T1552执行，应设立专库储存，不同类型的电力用油以及同类 型油的新油、备用油以及使用过的油应分区分类储存，以免混淆， 6.5.1.3长期储存的备用电力用油，应定期（一般每半年一次）检验，以保证油质处于合格备用状态

6.5.2六氟化硫气体

6.5.2.1六氟化硫气体在运输过程中应符合国家的相关规定，严禁杂质混入其中，搬运时应轻装轻卸， 严禁滑抛或敲击碰撞。 6.5.2.2六氟化硫气瓶存放的场所应宽散，通风良好，要有防晒、防潮的遮盖措施，且不准靠近热源 及有油污的地方。气瓶的安全帽、防震圈要齐全、完好。存放气瓶要分类竖直固定存放、注明明显标志， 标志向外。 6.5.2.3未经检验的六氟化硫气体不能同检验合格的气体存放一室，以免混淆。 6.5.2.4六氟化硫气体在储气瓶内存放半年以上时，充气于六氟化硫气室前，应对气体湿度和空气进 行复检，指标应符合新气标准。

6.5.3化学仪器仪表

6.5.3.1仪器仪表产品的包装应有防尘、防雨、防水、防潮、防震等措施。 6.5.3.2产品应适用于陆运、空运、水（海）运，运输装卸按照包装箱上的标准进行操作，运输过程 中应保证包装完整，应防止受到剧烈冲击、倒置、雨淋及暴晒。 6.5.3.3仪器仪表的储存环境温度和湿度应符合各仪器的技术规范，并符合国家电网公司物资配送仓 储管理的要求。

6. 6. 1一般要求

6.6.1.1安装调试单位及人员资质、安装调试方案、安全措施、组织措施、工艺控制资料、安装调 记录、技术指标、主要质量控制点、调试仪器设备等应满足相关标准和反事故措施的要求。 6.6.1.2应见证重要的工艺环节和安装调试过程，也可以进行质量抽检。

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6.6.1.3安装和调试单位应及时提交安装和调试

6. 6.2 绝缘油

6.6.2.1应按照GB/T14542、GB/T50148、GB50150、DL/T722、Q/GDW11150有关要求进行绝缘油安 装调试阶段的技术监督工作。 6.6.2.2变压器到达现场后，应取本体中残油进行水分测量和油中溶解气体分析。 6.6.2.3新油注入设备前，应进行脱气、脱水净化处理，油净化后的质量指标应符合GB/T14542的相 关要求。 6.6.2.4新油注入设备后，应进行热油循环处理，对设备本体进行干燥、脱气。热油循环后的质量指 标应符合GB/T14542的相关要求。 6.6.2.5变压器热油循环后、投运前应对绝缘油进行一次分析，项目和指标参考DL/T7595的规定，并 在耐压和局放试验前后各进行一次油中溶解气体分析，作为交接试验数据。 6.6.2.6110（66）kV及以上电压等级的油浸式互感器，交接试验时应逐台进行交流耐压试验，交流耐 压试验前后应进行油中溶解气体分析。

6.6.3涡轮机油和液压油

6.6.3.2应按照DL/T290的有关要求进行液压油安装调试阶段的技术监督工作， 6.6.3.3试运前，应用油对系统反复循环清洗，将油系统全部设备及管道冲洗于净，同时进行过滤处 理。循环过程中应定期取样分析，直至油的洁净度符合要求，否则应更换为符合要求的新油。 6.6.3.4用油量大于100L的液压油设备，在新油注入设备后，应在经过24h循环后，取油样按照运行油 的检测项目进行检验，确保油品质量

6. 6.4六氟化硫气体

6.6.4.1应按照GB/T8905、GB/T50148、GB50150、Q/GDW11150有关要求进行安装调试阶段的技术 监督工作。 6.6.4.2六氟化硫电气设备的试验应在充气完成48h后两周内进行。 6.6.4.3投运前、交接时六氟化硫气体分析项目及质量指标按照GB/T8905的规定执行

6.6.5化学仪器仪表

6.6.5.1仪器仪表进行现场调试后性能指标应达到合同的要求。 6.6.5.2应按照Q/GDW538、Q/GDW539的有关要求进行变压器油中溶解气体在线监测装置安装调试阶 设的技术监督。 6.6.5.3应按照DL/T1555的有关要求进行六氟化硫气体泄漏报警装置安装调试阶段的技术监督 6654新入网仪器的安装调试报告由仪器厂家出具

工验收。 6.7.2技术监督人员应详细审查峻工前各阶段资料的完整性、准确性和适用性，监督检查已发现的问 题整改落实情况，确保发布的技术监督预、告警单全部闭环。上述资料自投产验收合格后经相关人员审 核批准后移交生产单位。

6.7.2技术监督人员应详细审查峻工前各阶段资料的完整性、准确性和适用性，监督检查已发现的问 题整改落实情况，确保发布的技术监督预、告警单全部闭环。上述资料自投产验收合格后经相关人员审 核批准后移交生产单位。

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6.8.1.1运行绝缘油的例行试验检验周期和检验项目应按照GB/T7595、Q/GDW1168、Q/GDW11150的 规定执行。 6.8.1.2运行绝缘油的维护管理应按照GB/T14542执行。 6.8.1.3充油电气设备的故障判断按照DL/T722规定的原则和方法执行。 6.8.1.4220kV及以上电压等级油浸式互感器在投运1年内应取油样进行油中溶解气体、水分分析。厂 家明确要求不取油样的产品，确需取样或补油时应由制造厂配合进行。 6.8.1.5充油电气设备的例行试验、带电检测、在线监测发现油质试验指标接近告警值、注意值、增 长趋势明显等异常时，应及时取油样进行复核。若确认指标存在异常，则应缩短试验周期，并进行相关 诊断性试验项目测试，分析原因，同时对设备进行评价。 6.8.1.6发现家族性缺陷时，应对同类型充油电气设备进行油质和油中溶解气体分析并跟踪检测。 6.8.1.7跟踪试验指标出现明显变化时，应对设备进行评价，根据评价结果，确认是否需停电检查 采取停电处理措施前应加强运行巡视、油中溶解气体跟踪试验等措施，防止事故发生。 6.8.1.8充油电气设备出现异常情况或故障时，应立即取样进行油中溶解气体含量分析。 6.8.1.9充油电气设备的防老化措施和补油操作，应按照GB/T14542的有关规定执行。 6.8.1.10对油质劣化趋势严重的绝缘油，应加强监督，并考虑绝缘油再生处理或更换。绝缘油再生处 理按照DL/T1419执行。 6.8.1.11充油电气设备再次注入处理合格的再生油或者新油前，要排尽旧油，并用准备注入的油冲洗 干净。 6.8.1.12已安装油中溶解气体在线监测装置的变压器，在变压器新投运或大修投运时应同时投入油中 溶解气体在线监测装置进行油中溶解气体组份含量跟踪监测。监测数据若有增长趋势，即使小于注意值， 也应缩短在线监测周期。 6.8.1.13当油中溶解气体在线监测数据出现异常或报警时，应取样分析并查明原因。 6.8.1.14油样检测及运维检修中生产的废油及含油废弃物应妥善处置，避免产生环境污染

6.8.2.1运行中涡轮机油的质量标准应按照GB/T7596规定执行。 6.8.2.2运行中涡轮机油的维护管理应按照GB/T14541的相关规定执行。 6.8.2.3应加强运行油的有关监督，包括油质定期检测、添加剂含量测定、油系统污染控制、添（补） 加添加剂等工作。 6.8.2.4油质检测结果异常时，应根据试验数据分析并查找异常的原因，并采取针对性措施恢复油质 或消除设备缺陷。 6.8.2.5机组检修时，应合理安排工期，确保油系统的检修质量。 6.8.2.6油系统污染控制包括运行中、油转移、检修时的污染控制，应重点监督易发生污染的部位和 过程，以保持油的洁净度。 6.8.2.7应采用合适的净油装置随时清除油中颗粒杂质和水分等污染物，保持运行油的洁净度符合 GB/T14541的要求。 6.8.2.8涡轮机油防劣措施应参照GB/T14541执行。 6.8.2.9需要补充油时，应进行混油试验确定补加油与系统运行油的相容性，结果符合要求才能补加。

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8.2.10如果油质劣化，需要换油时，应将油系统中的劣化油排放干净，用准备注入的油将系统彻底 洗后排空，注入油进行循环，直到油质符合运行油的要求 8.2.11油样检测及运维检修中生产的废油及含油废弃物应妥善处置，避免产生环境污染

6.8.3.1运行中液压油的维护管理应按照DL/T290的相关规定执行。 6.8.3.2运行期间应定期记录油温、油箱油位，每次补油量、补油日期以及油系统各部件的更换情况， 6.8.3.3用油量大于100L的液压油在设备提升和降落操作后分别各进行一次油质检测。用油量小于 0OL的液压油，运行中应现场观察油的外观、颜色和机械杂质。如外观异常或有较多肉眼可见的机械杂 质，应进行换油处理；如无异常变化，则每次大修时或按照设备制造商要求做换油处理。 6.8.3.4应加强运行、油转移、检修过程的污染控制，发现油受到水分、杂质污染时，应及时采取有 效措施予以解决。 6.8.3.5液压油用量较大时，可以采用旁路油处理设备进行油净化处理，设备检修时，应将油系统中 的油排出，检修结束清理完油箱后，将净化处理合格的油注入油箱，进行油循环净化处理，使油系统清 洁度达到规范要求。 6.8.3.6油样检测及运维检修中生产的废油及含油废弃物应妥善处置，避免产生环境污染。

6.8.4六氟化硫气体

6.8.4.1运行六氟化硫气体的例行试验检验周期和检验项目应按照GB/T8905、DL/T595、DL/T941 Q/GDW471、Q/GDW1168、Q/GDW11150的规定执行。 6.8.4.2运行、维护和检修人员进行六氟化硫设备巡视、检测、检修操作时应按照DL/T639的要求做 好安全防护措施。 6.8.4.3新充（补）气48小时之后至2周之内应测量1次气体湿度。 6.8.4.4新投运或大修后1年内应复测1次六氟化硫气体湿度，若接近注意值，半年之后应再测1次。 6.8.4.5设备巡视时应注意观察六氟化硫气室的气体密度继电器、密度表和压力表的指示，六氟化硫 气室压力明显下降时，应查找泄漏源，并定期跟踪检测气体压力和湿度，必要时将气室压力补充至合格 范围。 6.8.4.6关 关于补气和气体混合使用的规定： a 所补气体应符合GB/T12022新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥，并防止将管道 中的空气带入到设备中； b） 符合GB/T12022新气质量标准的六氟化硫气体可以任何比例混合使用。 6.8.4.7应加强对运行状态下六氟化硫电气设备的检测工作，正常运行的设备间隔3年进行1次湿度测 试，不同电压等级的六氟化硫分解产物检测周期宜按照DL/T1359的要求执行。 6.8.4.8六氟化硫电气设备出现异常时，应根据DL/T1359进行电气设备故障气体分析和判断。 6.8.4.9六氟化硫电气设备大修时应进行设各中六氟化硫气体湿度检测试验和检漏试验

6.8.4.1运行六氟化硫气体的例行试验检验周期和检验项目应按照GB/T8905、DL/T595、DL/ Q/GDW471、Q/GDW1168、Q/GDW11150的规定执行。 6.8.4.2运行、维护和检修人员进行六氟化硫设备巡视、检测、检修操作时应按照DL/T639的 好安全防护措施。 6.8.4.3新充（补）气48小时之后至2周之内应测量1次气体湿度。 6.8.4.4新投运或大修后1年内应复测1次六氟化硫气体湿度，若接近注意值，半年之后应再测 6.8.4.5设备巡视时应注意观察六氟化硫气室的气体密度继电器、密度表和压力表的指示，六 气室压力明显下降时，应查找泄漏源，并定期跟踪检测气体压力和湿度，必要时将气室压力补充 范围

6.8.4.6关于补气和气体混合使用的规定：

a） 所补气体应符合GB/T12022新气质量标准，补气时应注意接头及管路的干燥，并防止将管道 中的空气带入到设备中： b 符合GB/T12022新气质量标准的六氟化硫气体可以任何比例混合使用。 6.8.4.7应加强对运行状态下六氟化硫电气设备的检测工作，正常运行的设备间隔3年进行1次湿度测 试，不同电压等级的六氟化硫分解产物检测周期宜按照DL/T1359的要求执行。 6.8.4.8六氟化硫电气设备出现异常时，应根据DL/T1359进行电气设备故障气体分析和判断。 6.8.4.9六氟化硫电气设备大修时，应进行设备中六氟化硫气体湿度检测试验和检漏试验。 6.8.4.10六氟化硫电气设备解体检修前，应进行分解产物检测，根据检测结果制定防毒措施。 6.8.4.11六氟化硫气体的回收、净化处理与回充应按照Q/GDW471的相关要求进行操作，并按照DL/ 639的要求做好安全防护措施。

6.8.5化学仪器仪表

6.8.5.1用于绝缘油、涡轮机油、六氟化硫气体的分析仪器应做好维护工作，并送有资质的单位定期 进行校准或检定，保证分析仪器在检定有效期内，对于无法送检的仪器应进行比对试验，以确保检测结 果的有效性。

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6.8.5.2应按照Q/GDW538的要求对油中溶解气体在线色谱监测系统进行日常维护、异常和故障处理 作。 6.8.5.3应根据变压器油中溶解气体在线监测装置现场运行情况，按照Q/GDW540.2的要求定期进行 置检验，对于检验结果不合格的监测装置应查明原因并进行处理。 6.8.5.4应按照DL/T1555的规定对运行中的六氟化硫气体泄漏在线监测报警装置进行维护。 6.8.5.5应根据六氟化硫气体泄漏在线监测报警装置的实际使用情况，按照JJF1263的要求定期进 校准，校准周期宜1年1次。

6.8.5.2应按照Q/GDW538的要求对油中溶解气体在线色谱监测系统进行日常维护、异常和故障处理工 作。 6.8.5.3应根据变压器油中溶解气体在线监测装置现场运行情况，按照Q/GDW540.2的要求定期进行装 置检验，对于检验结果不合格的监测装置应查明原因并进行处理。 6.8.5.4应按照DL/T1555的规定对运行中的六氟化硫气体泄漏在线监测报警装置进行维护。 6.8.5.5应根据六氟化硫气体泄漏在线监测报警装置的实际使用情况，按照JJF1263的要求定期进行 校准，校准周期宜1年1次。

6.9.2达到报废条件的六氟化硫气体回收回充设备、净化处理装置、分析仪器仪表以及在线监测装置 应停止使用，并做好相关记录。

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水电站化学技术监督导则

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编制主要原则. 与其他标准文件的关系. 主要工作过程.. 标准结构和内容... 6条文说明...

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本标准依据《国家电网公司关于下达2016年度公司第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网 科（2015）1240号文）的要求编写。 本标准编制的主要目的是为进一步提升国家电网公司所属水电站化学技术监督水平，规范、指导国 家电网公司所属水电站全过程化学技术监督工作的开展

遵守现有相关法律、条例、标准和规范等，兼顾全过程技术监督工作的要求，实现规范、指导国 电网公司所属水电站化学技术监督工作的目标。

3与其他标准文件的关系

条例、标准和规范等，兼顾全过程技术监督工作的 支术监督工作的目标。

本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。 本标准在绝缘油新油验收方面与国家标准GB2536《电工液体变压器和开关用未使用过的矿物绝 象油》一致，在绝缘油选用和验收上严于国标，要求110（66）kV及以上变压器优先选用环烧基油粮油标准，验 文时厂家应提供新油无腐蚀性硫、结构族、糠醛及油中颗粒度报告。 本标准的电力用油和六氟化硫气体监督要求与行业标准DL/T246《化学监督导则》一致，但根据 全过程管理的要求对各个阶段的监督内容进行了细化。 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题

2016年1月，按照公司制修订计划项目启动，成立编写组，召开标准编制启动会，明确了成员的 职责分工，并着手基础资料收集工作。 2016年2月，完成标准大纲编写，组织召开大纲研讨会，明确了标准涵盖的范围及编写深度要求。 2016年3月，国家电网公司基建部组织召开启动会，对编制大纲（草案）进行了专家评审。 2016年6月，完成标准初稿编写，编写组成员对标准内容进行内部审查。 2016年7月，国家电网公司基建部组织召开内部审查会，对标准初稿的内容和格式进行交互审查 并提出修改意见和建议， 2016年7月，完成标准征求意见稿编写。 2016年8月，国家电网公司基建部将本标准的征求意见稿在国网公司系统内广泛征求意见 2016年9月，根据征求意见的反馈，编写组对反馈意见逐条进行了梳理，对本标准修改后形成送 审稿，并提交。 2016年10月，公司工程建设技术标准专业工作组组织召开了标准审查会，专家组审查结论为：同 意通过审查，建议经修改后形成报批稿。 2016年11且修改形成标准报批赢

本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2014）455号文）的要 本标准的主要结构和内容如下：

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/GDW115/ 本标准主题章分为3章矿山标准规范范本，由总则、监督范围、监督内容组成。概述了水电站化学技术监督工 本要求，界定了水电站化学技术监督的范围，规定了水电站规划可研、工程设计、设备采购、设备 运输储存、安装调试、峻工验收、运维检修、退役报废全过程化学技术监督的具体内容和要求。

GDW115/ 本标准主题章分为3章，由总则、监督范围、监督内容组成。概述了水电站化学技术监督工作的基 要求，界定了水电站化学技术监督的范围，规定了水电站规划可研、工程设计、设备采购、设备验收、 输储存、安装调试、峻工验收、运维检修、退役报废全过程化学技术监督的具体内容和要求。

因水电站中涉及硅油绝缘油、发电机内/外冷却水系统、腐蚀防护等方面内容非常少，相关的检测 监督也不好执行，因此本标准正文中未列入，对于少量水电站涉及该部分内容的，可依照相关标准或 家说明进行监督管理。另外，实际的水电站化学技术监督中，几乎不涉及设备制造和监造工作，因此 标准第6章中，未将“设备制造”阶段监督工作的要求写入