110KV变电站年度预防性试验项目风电公司
风电场发电设备年度检修试验施工方案(三措两案)
******风电场发电设备检修三措两案**常电电力建设有限公司外包工程三措两案2018年09月04日目录第一部分：概述 (1)第二部分：组织措施 (6)第三部分：技术措施 (11)第四部分：安全文明施工目标及控制措施 (13)第五部分：专项施工方案 (17)第六部分：应急预案 (44)附件一： (50)第一部分：概述1、工程概况1.1变电站设备基本概况******风电场110千伏升压站、35千伏箱变及35千伏集电线路于2015年9月投运，我公司根据合同中工程量清单及《DL-S96-1996电力设备预防性试验规程》设备缺陷清单对以上设备进行检修和试验。
变电站现有规模为：主变1台（有载调压变压器），单台容量85MVA；110千伏共4个间隔，为户外GIS设备，其中110千伏线路间隔1个，为罗麻I线华桂支线，母线TV间隔2个（5×35、5×45），主变间隔1个（520）35千伏共11个间隔，其中母线TV间隔1个（4X14），主变间隔1个（410），电容器间隔1个（406），站用变间隔1个（404）、接地变间隔1个（402）、投运35千伏集电线路间隔5个(412、414、416、418、**2)、备用间隔1个（408）。
升压站配置两台站用变，其中#1站用变接10千伏外接电源，布置在站外；#2站用变为35千伏供电，布置在35千伏配电室内。
35千伏集电线路现有规模为：35千伏箱变共**台，其中1#集电线路9台、2#集电线路7台、3#集电线路8台、4#集电线路9台、5#集电线路9台；35千伏分接箱共26个，其中1#集电线路7台、2#集电线路5台、3#集电线路7台、4#集电线路4台、5#集电线路3台；35千伏集电线路5回，直埋电力电缆总长32.5km，直埋铜芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装电力电缆型号分别为YJV22-26/35-3×（50、70、95、150、185、240）,架空线路铁塔共61基。
风电投运高压设备预防性试验周期
风电投运高压设备预防性试验周期1.6MVA 以上的油浸式变压器、油浸式电抗器、消弧线圈使用的油中溶解气体色谱定期分析，根据电压等级如下表1~3 年。
绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数测试周期1~3 年。
油浸式变压器、油浸式电抗器、消弧线圈的绕组、电容型套管介损t anδ测试周期为1~3 年。
绝缘油试验周期为1~3 年。
除10kV 以上油浸式电抗器外，变压器类设备的交流耐压试验周期为1~5 年。
油浸式变压器、油浸式电抗器铁芯接地引线电流的带电检测，其测试周期为1~3 年。
1.6MVA 以上的油浸式变压器绕组泄漏电流试验周期为1~3 年。
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。
1.1 本体和套管绝缘油2 互感器电流互感器、电压互感器的绕组、末屏绝缘电阻试验周期为1~3 年。
电流互感器、电压互感器的介损t anδ 和C 试验周期1~3 年。
66kV 及以上电流互感器、电压互感器的油色谱分析周期为1~3 年。
电流互感器、电压互感器的交流耐压试验1~3 年。
电流互感器、电压互感器的局放测量周期为1~3 年。
3 断路器3.1 SF6 断路器和GIS 辅助回路和控制回路绝缘电阻试验周期为1~3 年。
SF6 气体的湿度的试验周期为1~3 年。
断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和t anδ试验周期为1~3 年。
除罐式断路器外，合闸电阻值和合闸电阻的投入时间的试验周期为1~3 年。
分合闸电磁铁的动作电压的试验周期为1~3 年。
导电回路电阻的试验周期为1~3 年。
SF6 气体密度监视器（包括整定值）的试验周期为1~3 年。
压力表校验的试验周期为1~3 年。
液（气）压操动机构的泄漏试验的试验周期为1~3 年。
油（气）泵补压及零起打压运转时间的试验周期为1~3 年。
3.2 真空断路器绝缘电阻的试验周期为1~3 年。
交流耐压试验（12kV 及以下断路器主回路对地、相间及断口）的试验周期为1~3 年电容量C 和t anδ试验周期为1~3 年。
110kV变电所设备检修内容及周期表
8、电容器每三年做一次预防性试验。
月检
11
直流系统
1、各仪表指示正常，浮充电压负荷电流、浮充电流、电池电压均在正常范围内。
2、各连接部位螺栓紧固齐全、蓄电池整洁、标志正确。
3、电池温度正常、电解液不泄露。无物理性损伤（有无裂纹或变形）。
4、使用过程中，无过充电、欠充电和避免电池短路。
4
室外母线
1、软母线表面无断股、光滑整洁、无裂纹、无麻面、无毛刺。
2、表面颜色无发热变红，无锈蚀。
3、无搭挂杂物。
4、母线的联接部分接头紧固、无松动、无锈蚀、无断裂、无过热。
5、耐张绝缘子串联接金具完整良好，无磨损、无锈蚀、无断裂，开口肖子良好，位置适当。
6、各联接点测温。
日检
1、处理日检中发现的问题。
6、预防性实验。
年检
1、分解灭弧装置。
2、传动机构检修。
3、操动机构解体检修，包括二次及电动机。
4、检查各部密封情况，加注合格油，并取油样进行耐压试验。
5、支撑瓷管的解体检修。
6、进行修后的电气及机械特性试验。
7、刷漆。
大修（3~5年）一次
3
隔离开关
1、触头接触良好，无发热现象。
2、支撑瓷瓶无闪络放电痕迹，无裂纹。
2、电容器的保险是否熔断，套管是否清洁、完整，有无裂纹、放电现象，油箱各部是否渗油、鼓肚，各连接部位有无发热变色现象，母线各处有无烧伤过热现象。
3、电容器外壳及母线各连接部位示温腊片无融化现象，内部无异常。
4、检查电流表、电压表的指示有无异常。
5、电抗器、放电线圈、避雷器、接线等设备良好。
6、本体整洁、油漆完整，标志正确清楚。
风电公司风电场年度费用预算明细表
7.4
3季度
咨询费 3
气象合同 风功率预测维护
15
全年
8
按季度全年共4次
小计
30.4
4
水电费
生活用水费、电网电量使用费
80
全年
பைடு நூலகம்
5
低值易耗品
4.6
全年
6
运输费
11
全年
7
办公费
2
全年
8
差旅费
17
全年
9
业务招待费
10
全年
10
团队建设费
11
食堂费用
12
通讯费
2
全年
27
按月度全年共12 次
8
全年
13
报刊费
1
全年
1.2
1、4季度
安全月活动
1
2季度
质量月活动
0.8
3季度
11.2
公司签订的XX变电站XXX(XX线)间隔及线路运行维护 合同
20.1
按季度全年共4次
35KV集电线路检修(塔材紧固、附件更换及补缺)
10
3季度
变电站及箱变预试(一次、二次、箱变预防性试验)
35
3季度
检修道路维护费
10
4季度
基建维护费 变电站维护费
XX风电场XXXX年费用预算
序号 1
2
类型 培训费用
小计 修理费
内容
预算费用(万元)
实施时间
消防培训
1
2季度
值长培训 技术监督培训
1
2、4季度
0.6
3季度
电力行业协会取证培训
1
3季度
风电公司安全生产标准化-安全工器具及标志牌管理制度
XXXX 风电有限责任公司安全工器具及标志牌管理制度公司名称：XXXX 风电有限责任公司 批 准 人：XXXX 风电有限责任公司总经理批准依据：《电力安全生产标准化达标评级实施细则(试行)》 发布文号：XXXX-1发布日期：XXXX 年XX 月XX 日 生效日期：XXXX 年XX 月XX 日版 本：XXXX-01 发布范围：普 发体系名称：安全生产管理制度编 码：ZD-16安全工器具及标志牌管理制度1 目的加强为了绝缘工具、标志牌及公用表计的安全管理，切实保证员工在生产中的安全和健康。
杜绝误操作事故的发生，增强员工的安全意识，特制定本制度。
2 适用范围本制度适用于公司所属风电场安全工器具及标志牌的管理。
3 编制依据3.1 《XX总公司内控制度体系文件编写细则》（CG-20-02-01） XX总公司4 主要应对的风险防止安全工器具、标志牌的损坏或使用不当造成设备损坏、人员伤亡事故。
5 职责分工5.1 总经理负责安全工器具、标志牌采购的批准。
5.2 场长负责安全工器具、标志牌采购的审核。
5.3 安全员负责安全工器具、标志牌的全面管理、安排定期试验。
5.4 值长负责安全工器具、标志牌使用的直接管理、日常检查。
5.5 运行维护人员负责安全工器具、标志牌的使用，确保其完好。
6 管理要求6.1 所有生产工器具由生产人员管理，任何不得私自保留。
6.2 工作现场要根据工作需要，备有合格的安全用具、防护用具和急救药箱。
安全工器具和防护工器具要加强定置管理，保持干燥、阴凉存放，不得随意乱放，并定期进行检查、试验，做好记录，对于不合格者应及时检修或报废，严禁继续使用。
6.3 安全工器具的使用、保管、配置，应按照国家的相关规定执行，并要求建立台帐。
6.4 各安全工器具要有明显的编号，绝缘杆和验电器还要有使用电压和节数，以及还要有实验日期。
6.5 任何电气设备上的标志牌，除原来放置人员和值班负责的运行人员以外，其他任何人员都不准移动。
风电公司风电场安全生产管理检查主要问题及整改建议
整改
时限
一
职业危害告知和警示
46
5.10.1.1
1、室内SF6开关具有压力不足的保护闭锁信号，但室内未装设SF6浓度报警装置。
2、抽风扇的电源安装在室内，起不到应急抽风的功能。
1、编制35kV室内SF6开关的管理制度，并在35kV配电室增加SF6浓度报警装置。
2、对抽风扇的电源进行改造，安装在户外控制。
1、未定期进行保护定值的联动试验及相应仪表的校验。
2、厂家提供的风机热工、电气保护定值单中，频率可以上、下幅2Hz，但没有给出延时时间设置的内容。
1、应定期进行保护定值的检查核实，并保存相应完整的记录。尤其对风机机舱内电压下幅延时时间的设置。
2、根据“大型风电场并网设计技术规范”规定：电网频率在47.5－48.5Hz之间，风机应具有至少运行10min的能力；电网频率在50.5－51Hz之间，风机应具有至少运行2min的能力；建议风电场应和风机厂家协商，尽快进行相应的参数设定。
2、各级领导、安监人员应参加或检查安全活动，并有签字。
尽快整改
5
5.2.4
岗位安全职责中未明确综合管理部等部门岗位安全职责，运行人员及检修人员未分别编制安全职责。
1、岗位安全职责中，应明确综合部及其负责人关于职工教培、人员管理等安全职责。财务部及其负责人应明确资金保障安全职责。
2、运行、检修人员安全职责应分别制定。
尽快整改
34
5.6.4.7.3
风机没有出厂前桨叶与轮毂连接螺栓力矩测试、开桨收桨测试、开桨收桨偏移校准、正负流量测试记录。
收集风电机组出厂前桨叶与轮毂连接螺栓力矩测试、开桨收桨测试、开桨收桨偏移校准、正负流量测试报告或记录，并存档。
尽快整改
风电110kV受电方案
目录1 编制目的2 编制依据3 设备及系统简介4 受电范围5 组织分工6 使用仪器设备7 受电应具有的条件8 受电环节9 安全注意事项1 编制目的为了疆庄风电一场110kV升压站工程的调试工作管理, 明确本次升压站受电工作的任务和各方职责, 规范程序, 使受电工作有组织、有计划、有秩序地进行, 保证升压站受电工作安全、可靠、顺利的完毕, 特制定本方案。
2 编制依据《电气设备安装工程电气设备交接实验标准》《电力系统自动装置检查条例》《继电保护和电网安全自动装置检查条例》《火电工程调整试运质量检查及评估标准(1996年版)》设计、制造技术文献3 设备及系统简介1)系统简介疆庄风电一场110kV升压站工程, 110kV设计为2条110kV出线间隔, 2台主变间隔, 2组110kVPT, 1#、2#主变共10条35kV线路, 1台所用变, 2组35kV 接地变, 2组PT, 2组SVG, 2台35kV主变进线开关； 110kV系统采用的单母线接线方式, 35kV采用的单母线接线方式。
本次启动范围: 110kV出线间隔, 110kVPT , 1#、2#主变间隔, 1#、2#主变35kV进线开关；35kV站用变, 35kVPT, 35kV出线、35kVSVG、35kV接地变, 配置情况是：110kV每条母线配置一套母线保护, 每回110kV线路配置一套微机保护装置；35kV每条母线配置一套母线保护, 35kV每回线路配置一套微机线路保护测控装置； 35kV配置相应的SVG、电抗器、所用工作变保护；监控系统配置的是综合自动化监控系统和微机五防装置, 配置远动主机屏设备, 该远动主机与微机保护、监控设备构成完整自动化监控系统, 满足哈密地区国家电网调度中心规定。
2)系统特点从保护到控制、信号及测量均采用微机装置, 自动化限度高, 操作方便, 这样对运营人员的技术素质规定相应也高。
4 受电范围疆庄风电一场110kV升压站工程升压站的初次受电范围暂按如下考虑, 最终以调度部门的调度措施为准。
风电 变电站 110kV 主变局放试验
XXX风电主变局部放电试验（1）项目来源该项目由XXX风电提出，XXX限公司临时计划安排。
（2）试验目的为检查变压器整体绝缘状况，保证变压器安全稳定运行，特对该变压器进行局部放电试验。
通过测量试验电压下变压器局部放电量值，确定变压器整体绝缘状况。
（3）试验原理（构成）或系统简介3.1 试验原理（构成）：通过在主变低压侧加压，在高压侧感应出试验要求的电压值，测量主变内部的局部放电量，确定变压器整体绝缘状况。
3.2 系统简介：试验由被试变压器、局放电源装置、数字式局部放电检测系统、分压器组成。
3.2.1 被试变压器参数如下：型号：SZ11-75000/110 出厂编号：容量：75000kV A 接线方式：YNd11电压：（115±8 1.25%）/36.75 kV 冷却方式：ONAN生产厂家：XXXXXXXXXX绝缘水平：h.v. 线路端子LI/AC 480/200 kVh.v. 中性点端子LI/AC 325/140 kVl.v. 线路端子LI/AC 200/85 kV3.2.2局部放电试验接线：如图1.所示（以A相为例）。
图1．变压器局部放电试验接线图3.2.3 试验电压计算：高压侧激励电压取1.7U m/√3=123.7kV，高压侧试验测量电压为U2=1.5U m/√3=109.1kV。
取A相试验为例，高压绕组处于额定9分接位置，此时高压对低压变比k=115/3/36.75＝1.807预加电压：U1=1.7U m/√3＝123.7kV 此时：U ca＝123.7/k=68.38 kV 测量电压：U2=1.5U m/√3=109.1kV此时：U ca=109.1/k=60.38kV1.1U m/√3=80.0kV 此时：U ca=80.0/k=44.27 kV局部放电加压程序如图2所示A=5min；B=5min；C＝120×50/f(s)；D= 30min；E＝5min图2 试验电压及加压程序3.2.4局部放电试验时各绕组向量示意图（以A相试验为例）图3 局放试验时各绕组向量示意图（4）技术标准和规程规范及安全措施4.1 GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》4.2GB/T28001-2011《职业健康安全管理体系规范》4.3 GB/T24001-2004《环境管理体系-要求及使用指南》idt ISO14001: 2004 4.4 GB/T19001-2008《质量管理体系要求》idt ISO9001:20084.5 GB1094.3-2003《电力变压器第三部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》安全措施：1进入试验现场，试验人员必须戴安全帽，穿绝缘鞋。
国家电力监管委员会关于印发《风力发电场并网安全条件及评价规范》的通知
国家电力监管委员会关于印发《风力发电场并网安全条件及评价规范》的通知文章属性•【制定机关】国家电力监管委员会(已撤销)•【公布日期】2011.09.13•【文号】办安全[2011]79号•【施行日期】2011.09.13•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】失效•【主题分类】公共信息网络安全监察正文国家电力监管委员会关于印发《风力发电场并网安全条件及评价规范》的通知（办安全[2011]79号2011年9月13日）各派出机构，国家电网公司，南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各有关单位：为了进一步加强风电场并网安全监督管理，根据前期风电场并网安全性评价试点情况和近期风电机组大规模脱网事故教训，我会修改完善了《风力发电场并网安全条件及评价规范》，现予印发，请依照执行。
各单位要按照《发电机组并网安全性评价管理办法》（电监安全〔2007〕45号）规定，依据《风力发电场并网安全条件及评价规范》，对新建风电场在进入商业运营前组织开展并网安全性评价工作，对已投入运行风电场定期进行并网安全性评价工作。
执行中遇到的问题请及时告电监会安全监管局。
风力发电场并网安全条件及评价（国家电力监管委员会二〇一一年八月）目次目次前言1 范围2 规范性引用文件3 术语和定义4 必备项目5 评价项目5.1 电气一次设备5.1.1 风力发电机组与风电场5.1.2 高压变压器5.1.3 涉网高压配电装置5.1.4 过电压5.1.5 接地装置5.1.6 涉网设备的外绝缘5.2 电气二次设备5.2.1 继电保护及安全自动装置5.2.2 电力系统通信5.2.3 调度自动化5.2.4 直流系统5.3 安全管理5.3.1 现场规章制度5.3.2 安全生产监督管理5.3.3 技术监督管理5.3.4 应急管理5.3.5 电力二次系统安全防护5.3.6 反事故措施制定与落实5.3.7 安全标志前言为进一步加强风电场安全生产监督管理，规范风力发电场并网安全性评价工作，国家电力监管委员会组织制定了本标准。
电力电缆预防性试验及检修预试作业指导书
电力电缆预防性试验及检修预试作业指导书编制时间：二〇一八年十月二十日电力电缆预防性试验作业指导书一、适用范围本作业指导书适用于新疆景峡风电项目电力电缆年度预防性试验工作。
二、参考资料及规范标准三、试验项目:四、安全及预控措施1．安全措施：2．危险点及预控措施五、作业准备1．人员准备(1)工作人员不少于5人，电气试验人员不少于3人，其中工作负责人应由项目高级运维工程师以上岗位人员担任；(2)专业技术要求：试验人员经高压专业培训，掌握预防性检修试验标准要求；运维人员须掌握电力电缆结构原理及相关试验仪器的使用，具备两票资质人员，熟悉本作业指导书。
2．仪器仪表及工具的准备六、工期定额本项工作时间为1个工作日/1回线路，不包括设备停送电及其他因素造成的延误的时间。
七、作业项目、工艺要求和质量标准7.1试验前准备工作7.2测量绝缘电阻7.3直流耐压试验将被试品短路放电并接地根据相关试验规程对测试结果判断详见记录表说明栏试验接线示意图7.4 接触电阻测试序号工作内容操作及工艺质量控制点控制措施1 摆放电桥电桥应平稳放置2 按相应的试验方法布置试验接线按相应的试验方法布置试验接线接线错误认真对照接线图检查3 估算电阻值并选择合适的测量挡选择合适的测量挡挡位不合适损坏仪器认真检查测量挡4 读取测量数据记录被试品要有足够的充电时间，当电桥检流计指示无变化时，记录读书充电时间是否足够注意观察检流计指示变化情况根据相关试验规程对测试结果判断详见记录表说明栏试验接线示意图7.5试验终结试序号工作内容操作及工艺质量控制点控制措施1 检査试验结果检査各项试验项目、数据是否齐全、数据记录是否准确，工作负责人及各试验人员在现场试验记录上签名确认2 恢复被试设备的引线用专用工具恢复被试设备的引线注意作业安全对照危险点分析内容，采取相应防范措施3 拆除试验电源，清理、撤离现场拆除试验电源，将仪器、工具、材料等搬离现场注意作业安全对照危险点分析内容，采取相应防范措施4 结束工作办理工作终结手续，会同运行人员赴现场检査，确认已恢复试验前状态，已清理工作现场八、作业中可能出现的主要异常现象及对策序号工作内容主要异常现象处理对策九、作业后闭环管理(1)工作组成员在现场检修试验记录上签字(2)工作负责人填写作业交代记录，详细记录试验全过程内容(3)工作负责人、工作验收人员及时在相应验收记录上签字，做好过程资料整理及总结归档工作。
风电公司集电线路跳闸故障分析总结报告(过电压保护器损坏)
XX风电有限公司集电线路故障分析总结报告一、事件概况：时间：XXXX年XX月XX日XX时XX分。
事件发生地：XX风电场。
事件类型：继电保护动作、设备损坏的不安全事件。
具体为：35KV 集电线路Ⅰ回（开关编号354）、35KV集电线路Ⅳ回（开关编号357）跳闸；#XX箱变组合式过电压保护器损坏。
二、事件前运行方式：#1主变220kV侧经XX线与系统并网；#1主变220kV侧中性点经隔离开关接地运行、35KV侧经消弧线圈接地运行； 35kVⅠ回、Ⅱ回、Ⅲ回、Ⅳ回集电线路及箱变运行。
35kV站用变带站用电运行；10kV 站备变冷备用；35k动态无功补偿装置运行；站用直流系统蓄电池组、整流装置浮充电运；XX台风机运行。
负荷情况： XXXX年XX月XX日XX县为沙尘暴天气，风电场总负荷2.6万KWh，220KV母线电压227KV，35KV母线电压35.94KV。
Ⅰ回集电线路7325.9kW，电流120.17A；Ⅱ回集电线路8034.52kW，电流130.18A；Ⅲ回集电线路4651.28kW，电流75.28A；Ⅳ回集电线路7517.71kW，电流123.06A；最大风速约20.34m/s。
二、事件现象及处理经过：XXXX年XX月XX日XX时XX分集电线路Ⅰ回线过流Ⅰ段保护动作（动作电流:Ia：40.99A，Ib：1.86A，Ic：3.73A），354断路器跳闸；853ms后，集电线路Ⅳ回线过流Ⅰ段保护动作（动作电流:Ia：2.97A，Ib：16.11A，Ic：34.53A），357断路器跳闸。
两条线路上所带8台风机全停。
向中调汇报相应情况，并记录。
同时安排人员对集电线路Ⅰ回线和Ⅳ回线进行巡检。
巡视发现集电线路Ⅰ回线#19风机终端ATAN06号塔上跌落保险上口A相与钢芯铝绞线连接处线夹断开，三相跌落保险正常；集电线路Ⅳ回线#33风机终端DTN06号塔三相跌落保险熔管脱落、熔丝熔断。
随即对19#、33#箱变进行检查。
风电公司安全生产标准化-设备定期检修预试管理规定(含设备检修周期)
XXXX 风电有限责任公司设备定期检修预试管理规定公司名称：XXXX 风电有限责任公司批 准 人：XXXX 风电有限责任公司总经理批准依据：《电力安全生产标准化达标评级实施细则(试行)》 发布文号：XXXX-1发布日期：XXXX 年XX 月XX 日生效日期：XXXX 年XX 月XX 日版 本：XXXX-01 发布范围：普 发体系名称：安全生产管理制度编 码：ZD-29设备定期检修预试管理规定1 目的为规范XXXX风电有限责任公司（以下简称公司）设备定期检修预试管理工作，提高风电场应急管理水平，结合风电场实际情况，特制定本规定。
2 适用范围本制度适用于公司所属风电场线路、母线、变压器类、开关类、继电保护、安全自动装置及其附属设备等属调度管辖范围内的所有设备。
3 编制依据3.1 《XX总公司内控制度体系文件编写细则》（CG-20-02-01） XX总公司3.2 《设备预防性试验规程》（DL/T 596－1996）中华人民共和国电力工业部1996－09－25批准 1997－01－01实施4 主要应对的风险防止设备失效、误动作造成设备事故。
5 职责分工5.1 总经理负责公司设备定期检修预试相关项目的批准。
5.2 场长负责公司设备定期检修预试相关项目的审核、现场管理。
5.3 值长负责设备定期检修预试计划的编制、执行。
5.4 运行检修人员负责定期检修预试的配合工作。
6 管理要求6.1年度计划管理6.1.1 年度计划的申报。
风电场要根据检修、预试周期及运行设备具体情况编制计划，并于上一年的11月30日前报公司主管领导审批。
6.1.2 年度计划的下达及执行。
年度计划批准后，于上一年度12月底前以公司文件下达。
一经下达的年度计划，即作为当年月度计划实施的依据，无特殊原因必须按计划完成。
6.2.月度计划管理6.2.1 月度计划的申报。
风电场每月25日前根据公司下达的年度计划及运行设备的具体情况，调整、补充、细化工作项目、内容，明确具体设备计划停电时间，按照轻重缓急排序编制下月度计划，报场长审批。
10kV变电站预防性试验报告
10kV变电站预防性试验报告一、引言该报告旨在记录10kV变电站的预防性试验结果，以评估其正常运行和可靠性。
本次试验的目的是识别潜在问题并采取适当的措施预防任何故障或故障的发生。
二、试验概要- 试验日期：[填入试验日期]- 试验地点：[填入试验地点]- 试验人员：[填入试验人员姓名]- 试验设备：[填入试验所使用的设备]三、试验内容和过程在本次试验中，我们对10kV变电站进行了以下预防性试验：1. 绝缘电阻测试：使用绝缘电阻测试仪器，对10kV变电站的不同部分进行了绝缘电阻检测，以评估设备的绝缘性能。
2. 漏电流测试：通过漏电流测试仪器，测量了变电站的漏电流，以确定是否存在任何漏电问题。
3. 温度测试：使用温度计测量了变电站各个关键部件的温度，以确保其不超过安全工作范围。
4. 电压测试：通过电压表，对变电站的电压进行了检测，确保其符合设计要求和标准。
四、试验结果根据预防性试验的结果，我们得出以下结论：1. 所有测量的绝缘电阻值均在正常范围内，表明设备的绝缘性能良好。
2. 漏电流测试结果显示，变电站没有漏电问题，综合绝缘状态良好。
3. 温度测试结果显示，变电站的各个部件温度均在安全工作范围内。
4. 电压测试结果表明，变电站的电压符合设计要求和标准。
五、建议和措施基于本次试验结果，我们建议采取以下措施来维护10kV变电站的可靠性和安全性：1. 定期进行绝缘电阻测试，并及时维护或更换绝缘性能下降的设备。
2. 监控漏电流情况，发现问题及时修复。
3. 定期检测关键部件的温度，并采取必要的冷却措施，以防止过热。
4. 持续监测电压，确保其稳定在设计要求范围内。
六、结论本次预防性试验证明10kV变电站在设备的绝缘性能、漏电流、温度和电压方面表现良好。
采取建议的维护措施，将有助于确保变电站的正常运行和可靠性。
以上是10kV变电站预防性试验报告的内容，供参考。
如有任何问题或需要进一步的信息，请随时与我们联系。
防止电力生产事故的二十五项重点要求(风电企业)
钢结构安装或装配式混凝土结构安装作业层未设置手扶水平安全绳、未搭设水平通道、 两侧未设置防护栏杆，禁止作业。
严禁在未固定、无有效防护措施的物件以及安装中的管道上作业或通行。
防止电力生产交通事故
1.9.1 建立和完善电力生产交通安全管理制度和相应的实施细则，健全交通安全保证和 监督体系，明确责任。严禁无证驾驶、酒后驾驶、超速超载、人货混装等违法违章驾驶行为。
1.9.2 加强对电力生产所用车辆维修管理，确保车辆的技术状况符合国家规定，安全装 置完善可靠。定期对车辆进行检修维护，在行驶前、行驶中、行驶后对安全装置进行检查， 发现危及交通安全问题，应及时处理，严禁带病行驶。
1.2.10 当高压设备发生接地故障时，室内不得进入故障点 4m 以内，室外不得进入故障 点 8m 以内。进入上述范围的人员必须穿绝缘靴，接触设备的外壳和构架应带绝缘手套。当 发觉有跨步电压时，应立即将双脚并在一起或用一条腿跳着离开接地故障点
防止触电事故
1.2.11 高压试验时，必须装设围栏，悬挂安全标示牌，并设专人看护，严禁其他人员 进入试验场地或接触被试验设备。试验设备两端不在同一地点时，另一端也应采取防范措施， 并指派专人看守。试验时，操作人员应站在绝缘物上。禁止越过遮栏（围栏）。
防止触电事故
1.2.19 严禁无票操作、擅自修改操作票、擅自解除高压电气设备的防误操作闭锁装置， 严禁带接地线（接地刀闸）合断路器（隔离开关），严禁带电挂（合）接地线（接地刀闸） 和带负荷拉（合）隔离开关，严禁误入带电间隔。
1.2.20 3~66kV 中性点不接地系统发生单相接地故障时，一次设备应能快速切除故障， 从而降低人身触电风险。变电站 3~66kV 各段母线，因地制宜配置主动干预型消弧装置。
110KV变电站年度预防性试验项目(风电公司)
110KV变电站年度预防性试验项目(风电公司)2013年度变电站预防性试验项目批准：审核：编写：谢泽波中国新能源风电场编制：安生部日期：2013年11月27日目的为了发现运行设备中的隐患，预防发生事故或设备损坏。
华能饶平大埕风电站自2012年5月17日投运，设备运行已满一年，按照电力设备预防性试验规程（DLT956-1996）及南方电网公司电气设备预防性试验规程规定，需对运行中的电气设备定期做年度预防性试验。
一、试验范围110KV升压站全站的一次及二次电气设备。
二、试验内容三、具体试验项目内容及要求根据《GB26860-2011 电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》、《Q/CSG10007—2004电力设备预防性试验规程》(Q/CSG10007—2004未明确要求按《DL/T 596电力设备预防性试验规程》执行)、《Q/CSG10008-2004继电保护及安全自动装置检验条例》、《Q/CSG10703-2007接地装置运行维护规程》、原设备厂家说明书与规程、行业相关强制规定等要求对所列电力设备进行预防性试验、检查、清扫，对站内设备有脱漆和锈蚀现象的进行全面清洁防腐上漆；更换主变、35kV站用变、10kV备用变的干燥剂。
其中预防项目包含但不限于所列条目：（一）、GIS的预防性试验1、SF6气体微水测试及气体的泄漏测试2、SF6 密度继电器检查3、现场分解产物测试4、GIS二次回路的绝缘测试：4.1、CT回路绝缘测试4.2、信号回路的绝缘测试4.3、控制回路的绝缘测试4.4、极性检查5、GIS电气联锁和闭锁性能测试6、GIS断路器分、合闸动作电压测试6.1、各开关绝缘电阻测试6.2、绕组直流电阻测试6.3、变比检查6.4、交流耐压试验6.5、励磁特性试验6.6、回路绝缘线圈电阻测试6.7、操作机构6.8、分合闸时间测试6.9、GIS组合电气联锁和闭锁性能测试6.10、分合闸电磁铁的动作电压6.11、分合闸开关的同期性6.12、导电回路的导通值6.13、压力表的校验7、高压套管试验项目7.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻7.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量8、电流互感器试验项目8.1、绕组及末屏的绝缘电阻8.2、tgδ及电容量8.3、交流耐压试验8.4、局部放电测量8.5、直流电阻测试8.6、变比检查8.7、误差校验9、电压互感器试验项目9.1、绕组及末屏的绝缘电阻9.2、tgδ及电容量9.3、油中溶解气体色谱分析9.4、交流耐压试验9.5、局部放电测量9.6、变比检查9.7、励磁特性试验9.8、极性检查10、避雷器试验项目10.1、运行电压下的交流泄漏试验10.2、直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流10.3、绝缘电阻10.4、计数器检查（二）、主变压器预防性试验1、变压器的油样化验：1.1、油样的微水含量1.2、油样的色谱2、变压器的绕组直流电阻测试3、变压器的绝缘电阻测试3.1、变压器的吸收比3.2、变压器的极化指数4、变压器绕组连同套管介损试验5、变比及结线组别检查6、变压器的直流泄漏测试7、外耐压试验8、变压器的测温装置测试9、有载调压装置检查和试验：9.1、油样试验9.2、档位校对10、变压器电流互感器试验（包括油样）10.1、CT变比检查10.2、绝缘电阻测试10.3、极性检查10.4、绕组直流电阻11、高压套管试验项目9.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻9.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量12、二次回路检查及整组传动试验13、主变中性点13.1、操作机构13.2、接触电阻测试14、中性点间隙CT14.1、绝缘电阻测试14.2、直流电阻测试14.3、变比检查14.4、励磁特性试验14．5、极性检查14.6、交流耐压14.7、放电计数器检查14．8、直流参考电压测试15、励磁特性试验16、变压器铁芯对地电流值（应打开铁芯、夹件接地端子，测试绝缘电阻，判断变压器铁芯、夹件是否存在多点接地）（三）、PT分解项目1、110KV线路、变压器的保护装置，测控装置，电度表2、PT端子箱、录波、PT测控、并列屏3、SVG成套（四）、35kV油浸站用变以及10kV油浸式备用变预防性试验1、变压器的油样化验：1.1、油样的微水含量1.2、油样的色谱2、变压器的绕组直流电阻测试3、变压器的绝缘电阻测试：3.1、变压器的吸收比3.2、变压器的极化指数4、高压套管试验项目4.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻4.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量5、隔离开关试验项目5.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻5.2、二次回路的绝缘电阻6、二次回路检查及整组传动试验（五）、35kV高压开关柜试验项目：1、断路器测试项目：1.1、绝缘电阻1.2、直流电阻测试1.2、交流耐压1.3、导通值1.4、分合闸同期性1.5、分合闸电压值1.6、CT极性1．7、变比检查1.8、励磁特性试验2、二次回路绝缘电阻测试项目3、避雷器测试项目3.1、运行电压下的交流泄漏试验3.2、直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流3.3、绝缘电阻4、电流互感器测试项目4.1、绕组及末屏的绝缘电阻4.2、tgδ及电容量4.3、交流耐压试验4.4、局部放电测量5、五防性能测试6、二次回路检查及整组传动保护试验（六）、35kV共箱母线1、交流耐压2、绝缘电阻（七）、35kV FC电容器补偿装置的预防性试验1、FC电容器组试验项目1.1极对壳绝缘电阻测试1.2 FC电容器组电容值测试1.3 FC电容器组并联阻值测试2、电抗器试验项目2.1绕组直流电阻2.2绕组绝缘电阻2.3电抗值试验3、放电线圈试验项目绝缘电阻4、母线试验项目绝缘电阻5、避雷器试验项目5.1、运行电压下的交流泄漏试验5.2、直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流5.3、绝缘电阻6、隔离开关试验项目6.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻6.2、二次回路的绝缘电阻（八）、35kV SVG无功补偿设备的预防性试验：1、SVG补偿柜试验项目1.1外观检查1.2绝缘及交流试验1.3空载和满载运行1.4响应时间1.5输出无功控制1.6电压控制1.7功率因数控制1.8、线序正确2、连接变的试验项目：2.1油样分析（微水分析、色谱分析）2.2绕组直流电阻2.3绕组绝缘3、隔离开关试验项目3.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻3.2、二次回路的绝缘电阻4、二次回路检查及整组传动保护试验（九）、110KV及35KV电流回路检查1、110KV线路保护2、110KV线路测量3、110KV线路计量4、主变变高保护5、主变变高测量6、主变变高计量7、主变变低保护8、主变变低保护9、主变变低测量10、主变变低计量11、35KV各馈线的保护12、35KV各馈线的测量13、35KV各馈线的计量14、35KV站用柜、SVG柜、电容柜的保护，测量，计量（十）、综自屏柜二次回路试验1、110KV线路保护1.1、逆变电源检查1.2、零漂检查1.3、开入量检查1.4、开出接点检查1.5、过流保护1.6、零序过流保护1.7、重合闸1.8、距离保护1.9、保护组试验1.9.1、保护跳闸及重合闸1.9.2、防跳1.9.3、后加速1.9.4、开关操作及连锁回路1.9.5、五防、就地、远控1.10、装置异常检查1.11、二次回路绝缘检查2、主变保护2.1、逆变电源检查2.2、开入量检查2.3、开出接点检查2.4、差动保护试验2.4.1、差动速断2.4.2、稳态比率差动2.4.3、二次谐波制动2.4.4、稳态比率差动制动特性（分别说明接线方式及计算K1、Kb1、K2三段启动电流和计算过程）2.4.5、装置异常检查2.4.6、装置绝缘检查2.5、主变变高后备保护2.5.1、逆变电源检查2.5.2、开入量检查2.5.3、开出接点检查2.5.4、相间过流保护2.5.5、零序过流保护2.5.6、过负荷及启动冷却和闭锁调压2.5.7、装置异常检查2.5.8、装置绝缘检查2.6、主变变低后备保护2.6.1、逆变电源检查2.6.2、开入量检查2.6.3、开出接点检查2.6.4、相间过流保护2.6.5、过负荷2.6.6、装置异常检查2.6.7、装置绝缘检查2.8、主变非电量保护2.8.1、逆变电源检查2.8.2、开入量检查2.8.3、开出接点检查2.8.4、装置异常检查2.8.5、装置绝缘检查3、母线保护3.1、逆变电源检查3.2、开入量检查3.3、开出接点检查3.4、零漂检查3.5、保护试验3.5.1、过流保护3.5.2、其他保护（失灵相电流、I段保护、II段保护、零序I段保护、II段保护）3.6、五防、就地、远控3.7、装置异常检查3.8、二次回路绝缘检查4、35KV集电线路保护测控装置4.1、逆变电源检查4.2、开入量检查4.3、开出接点检查4.4、零漂检查4.5、通道有效值检测4.6、保护试验4.6.1、过流保护4.6.2、低周保护4.6.3、零序保护4.6.4、重合闸4.7、保护整组试验4.7.1、保护跳闸及重合闸4.7.2、防跳4.7.3、后加速4.7.4、开关操作及联锁回路4.8、远控、就地、五防检测4.9、装置异常检查（控制回路断线、PT断线、计量接线正确）4.10、二次回路绝缘检查5、故障录波5.1、逆变电源检查5.2、模拟量精度检查5.3、开关量启动试验5.4、模拟量启动试验5.6、其他试验（与卫星对时、失电告警、直流对地、交流对地、交流对直流）6、交流屏6.1、盘表检查6.2、功能检查6.3、绝缘检查（十一）、通讯电池组和站用电池组试验1、保护检查试验2、绝缘检测3、装置整定参数：4、监测功能试验：5、放电记录6、装置性能试验7、UPS不间断电源试验（十二）、线路保护光纤通道1、功率测试：2、采样值试验：2.1、当光纤通道正常时，本侧在PSL621D装置施加二次电流时的电流采样情况：2.2、当光纤通道正常时，对侧在PSL621D装置施加二次电流时的电流采样情况：2.3、通道联调试验：当光纤通道正常时，本侧开关在合位，对侧开关及母线电压在不同状态下，本侧模拟故障，观察两侧光纤接口装置及纵联保护动作情况：（十三）、避雷针、变电站接地网等接地系统的检测1、避雷针及各设备接地导通值等试验项目2、升压站接地网电阻测试四、施工方案由具体施工单提出并经生产部审核批准后实施。
九园110kV变电站工程安全管理及风险控制方案
1 概述1.1 编制目的为更好地遵守国家、行业、地方有关安全的政策、法律、法规、标准及其他要求，落实项目各级人员的安全管理职责，做好在建工程各阶段存在的危险源的事前预防、事中控制各项措施和重点工作，及事故发生时的应急处置，以确保工程施工安全生产处于受控状态，实现本工程确定的各项安全目标。
特制定本施工安全管理及风险控制方案。
1.2 编制依据中华人民共和国环境噪声污染防治法主席令1996年第77号中华人民共和国安全生产法主席令2002年第70号中华人民共和国消防法（2008年修订）主席令2008年第8号中华人民共和国水污染防治法（2008年修订）主席令2008年第87号中华人民共和国道路交通安全法（2011年修正版）主席令2011年第47号中华人民共和国建筑法（2011年修正版）主席令2011年第46号建设工程安全生产管理条例国务院令2003年第393号生产安全事故报告和调查处理条例国务院令2007年第493号电力安全事故应急处置和调查处理条例国务院令2011年第599号建筑施工企业安全生产许可证管理规定建设部令第128号建设工程项目管理规范 GB∕T 50326-2006建筑工程绿色施工评价标准 GB/T 50640-2010建设工程施工现场供用电安全规范 GB 50194-1993剩余电流动作保护装置安装和运行 GB 13955一2005安全色 GB 2893一2008安全标志及使用导则 GB 2894一2008建筑施工高处作业安全技术规程 JGJ 80-91建筑施工扣件式钢管脚手架安全技术规范 JGJ 130-2011建筑机械使用安全技术规程 JGJ 33-2012施工现场临时用电安全技术规范 JGJ 46—2005建筑施工模板安全技术规程 JGJ 162-2008建筑施工安全检查标准 JGJ 59-2011输变电工程建设标准强制性条文管理规程 Q/GDW248-2008输变电工程安全文明施工标准 Q/GDW250-2009变电站工程落地式钢管脚手架搭设安全技术规范 Q/GDW274-2009国家电网公司电力建设安全工作规程（变电站部分） Q/GDW 665—2011安全生产工作规定国家电网总〔2003〕 407号国家电网公司输变电工程施工安全措施补助费、文明施工措施费管理规定（试行）国家电网基建〔2005〕 534号关于印发国家电网公司电网建设工程安全管理评价办法的通知国家电网基建〔2011〕 1015号国家电网公司电网工程施工安全风险识别、评估及控制办法（试行）国家电网基建〔2011〕 1758号国家电网公司基建安全管理规定国家电网基建〔2011〕 1753号国家电网公司电网建设工程施工分包管理办法国家电网基建〔2012〕 1586号国家电网公司电力安全工器具管理规定（试行）国家电网安监〔2005〕 516号国家电网公司安全技术劳动保护七项重点措施（试行）国家电网安监〔2006〕 618号国家电网公司应急工作管理规定国家电网安监〔2012〕 1821号国家电网公司安全事故调查规程国家电网安监〔2011〕 2024号国家电网公司电力建设工程分包安全协议范本国家电网安监〔2008〕 1057 号国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）国网安监〔2009〕 664号国家电网公司电力建设安全工作规程（变电站部分）标准国家电网科〔2011〕1738号国家电网公司关于印发国家电网公司输变电工程安全文明施工标准化管理办法的通知国家电网基建〔2012〕1377号关于进一步落实基建安全“挂牌督查”工作要求的通知基建安全〔2012〕 132号关于开展输变电工程施工现场安全通病防治工作的通知基建安全〔2010〕 270号关于下发天津市电力公司2013年基建安全质量通病重点防治计划的通知 (基建〔2013〕47号)国家电网公司环境保护管理办法国家电网科〔2010〕 1256号施工合同、项目建设管理规程天津送变电公司三标一体手册及程序文件项目安全文明施工总体策划方案1.3 工程概况1.3.1 工程基本情况本次建设的风电园（九园）110kV变电站为系统转供站，风电园（九园）110kV变电站位于北辰区科技园内永信道与兴河路交口西南侧，与科技园站相隔九园公路，本站为北辰科技园区域负荷提供电源支撑。
110kVPT试验记录
工程名称：风电一期工程
用途：110kV电压互感器试验日期：2010年09月12日
一：铭牌
二：绝缘检查
三：变压比试验
四：介损测试
五：使用仪器
AI-6000自动抗干扰精密介质损耗测量仪，GY2000E互感器特性测试仪，DMH2520指针式兆欧表。
六：判断依据
电力设备预防性试验规程（DL/596-1996）及厂家技术要求。
七：结论
符合电力设备预防性试验规程（DL/596-1996）及厂家技术要求，合格。
试验负责人：试验人员：
工程名称：风电一期工程
用途：110kV电压互感器试验日期：2010年09月12日
一：铭牌
二：绝缘检查
三：变压比试验
四：介损测试
AI-6000自动抗干扰精密介质损耗测量仪，GY2000E互感器特性测试仪，DMH2520指针式兆欧表。
六：判断依据
电力设备预防性试验规程（DL/596-1996）及厂家技术要求。
七：结论
符合电力设备预防性试验规程（DL/596-1996）及厂家技术要求，合格
试验负责人：试验人员：。
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110KV变电站年度预防性试验项目（风电公司）性试验项批准: 审核:编写:新能源风电场日期：2013年11月27日目的为了发现运行设备中的隐患，预防发生事故或设备损坏。
华能饶平大埕风 电站自2012年5月17日投运，设备运行已满一年，按照电力设备预防性试验X_INNENGYUAN WIND POWER CO … LTD2013 年匚度变电站预防规程（DLT956-佃96）及南方电网公司电气设备预防性试验规程规定，需对运行中的电气设备定期做年度预防性试验。
一、试验范围110KV升压站全站的一次及二次电气设备。
二、试验内容三、具体试验项目内容及要求根据《GB26860-2011电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》、《Q/CSG10007—2004电力设备预防性试验规程》（Q/CSG10007—2004未明确要求按《DL/T 596电力设备预防性试验规程》执行卜《Q/CSG10008-2004继电保护及安全自动装置检验条例》、《Q/CSG10703-2007接地装置运行维护规程》、原设备厂家说明书与规程、行业相关强制规定等要求对所列电力设备进行预防性试验、检查、清扫，对站内设备有脱漆和锈蚀现象的进行全面清洁防腐上漆;更换主变、35kV站用变、10kV备用变的干燥剂。
其中预防项目包含但不限于所列条目:（一）、GIS的预防性试验1、SF6气体微水测试及气体的泄漏测试2、SF6密度继电器检查3、现场分解产物测试4、GIS二次回路的绝缘测试:4.1、CT回路绝缘测试 4.2、信号回路的绝缘测试 4.3、控制回路的绝缘测试 4.4、极性检查5、GIS电气联锁和闭锁性能测试6、GIS断路器分、合闸动作电压测试6.1、各开关绝缘电阻测试 6.2、绕组直流电阻测试 6.3、变比检查 6.4、交流耐压试验 6.5、励磁特性试验 6.6、回路绝缘线圈电阻测试 6.7、操作机构6.8、分合闸时间测试6.9、GIS组合电气联锁和闭锁性能测试6.10、分合闸电磁铁的动作电压6.11 、分合闸开关的同期性6.12、导电回路的导通值6.13、压力表的校验7、高压套管试验项目7.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻7.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tg S与电容量8、电流互感器试验项目&1、绕组及末屏的绝缘电阻&2、tg S及电容量&3、交流耐压试验&4、局部放电测量&5、直流电阻测试&6、变比检查&7、误差校验9、电压互感器试验项目9.1、绕组及末屏的绝缘电阻9.2、tg §及电容量9.3、油中溶解气体色谱分析9.4、交流耐压试验9.5、局部放电测量7、外耐压试验9.6、变比检查 9.7、励磁特性试验 9.8、极性检查10、避雷器试验项目直流1mA 电压(U1mA)及0.75U1mA 下的泄漏电流(二八主变压器预防性试验1、变压器的油样化验:1.1、油样的微水含量 1.2、油样的色谱 2、变压器的绕组直流电阻测试 3、变压器的绝缘电阻测试3.1、变压器的吸收比 3.2、变压器的极化指数4、变压器绕组连同套管介损试验5、变比及结线组别检查6、变压器的直流泄漏测试&变压器的测温装置测试 9、有载调压装置检查和试验:10.1、运行电压下的交流泄漏试验10.3、绝缘电阻10.4、计数器检查10.2、9.1、油样试验9.2、档位校对10、变压器电流互感器试验（包括油样）10.1、C T变比检查10.2、绝缘电阻测试10.3、极性检查10.4、绕组直流电阻11、高压套管试验项目9.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻9.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tg S与电容量12、二次回路检查及整组传动试验13、主变中性点13.1、操作机构13.2、接触电阻测试14、中性点间隙CT14.1、绝缘电阻测试14.2、直流电阻测试14.3、变比检查14.4、励磁特性试验14. 5、极性检查14.6、交流耐压14.8、直流参考电压测试15、励磁特性试验16、变压器铁芯对地电流值（应打开铁芯、夹件接地端子，测试绝缘电阻，判断变压器铁芯、夹件是否存在多点接地）（三八PT分解项目1、110KV线路、变压器的保护装置，测控装置，电度表2、PT端子箱、录波、PT测控、并列屏3、SVG成套（四八35kV油浸站用变以及10kV油浸式备用变预防性试验1、变压器的油样化验:1.1、油样的微水含量 1.2、油样的色谱2、变压器的绕组直流电阻测试3、变压器的绝缘电阻测试:3.1、变压器的吸收比 3.2、变压器的极化指数4、高压套管试验项目4.1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻4.2、主绝缘及电容型套管对地末屏tg S与电容量5、隔离开关试验项目5.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻5.2、二次回路的绝缘电阻4.2、 tg S 及电容量 4.3、 交流耐压试验 6、二次回路检查及整组传动试验(五八35kV 高压开关柜试验项目:1、断路器测试项目:1. 7、变比检查 1.8、励磁特性试验 2、二次回路绝缘电阻测试项目 3、避雷器测试项目3.1、运行电压下的交流泄漏试验 3.2、直流1mA 电压(U1mA)及0.75U1mA 下的泄漏电流 3.3、 绝缘电阻 4、电流互感器测试项目4.1、绕组及末屏的绝缘电阻1.1、 绝缘电阻 1.2、 直流电阻测试 1.2、 交流耐压 1.3、 导通值 1.4、 分合闸同期性 1.5、 分合闸电压值 1.6、 C T 极性5、五防性能测试6、二次回路检查及整组传动保护试验(六八35kV共箱母线1、交流耐压2、绝缘电阻(七八35kV FC电容器补偿装置的预防性试验1、FC电容器组试验项目1.1极对壳绝缘电阻测试 1.2 FC电容器组电容值测试1.3 FC电容器组并联阻值测试2、电抗器试验项目2.1绕组直流电阻 2.2绕组绝缘电阻2.3电抗值试验3、放电线圈试验项目绝缘电阻4、母线试验项目绝缘电阻5、避雷器试验项目5.1、运行电压下的交流泄漏试验5.2、直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流5.3、绝缘电阻第11页共19页6、隔离开关试验项目 6.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻6.2、二次回路的绝缘电阻（八八35kV SVG无功补偿设备的预防性试验:1、SVG补偿柜试验项目1.1外观检查 1.2绝缘及交流试验 1.3空载和满载运行 1.4响应时间 1.5输出无功控制 1.6电压控制 1.7功率因数控制 1.8、线序正确2、连接变的试验项目:2.1油样分析（微水分析、色谱分析）2.2绕组直流电阻 2.3绕组绝缘3、隔离开关试验项目 3.1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻4、二次回路检查及整组传动保护试验（九八110KV及35KV电流回路检查3.2、二次回路的绝缘电阻第12页共19页1、110KV线路保护2、110KV线路测量3、110KV线路计量4、主变变高保护5、主变变高测量6、主变变高计量7、主变变低保护8、主变变低保护9、主变变低测量10、主变变低计量11、35KV各馈线的保护12、35KV各馈线的测量13、35KV各馈线的计量14、35KV站用柜、SVG柜、电容柜的保护，测量，计量（十八综自屏柜二次回路试验1、110KV线路保护1.1、逆变电源检查 1.2、零漂检查 1.3、开入量检查1.4、开出接点检查1.5、过流保护1.6、零序过流保护第13页共19页2.4.5、装置异常检查 2.4.6、装置绝缘检查第14页共19页1.7、重合闸 1.8、距离保护 1.9、保护组试验1.10、装置异常检查1.11、二次回路绝缘检查 2、主变保护2.1、逆变电源检查 2.2、开入量检查 2.3、开出接点检查 2.4、差动保护试验稳态比率差动制动特性（分别说明接线方式及计算 K1、Kb1、K2三段启动电流和计算过程）2.4.1、差动速断2.4.2、稳态比率差动2.4.3、二次谐波制动1.9.1、 保护跳闸及重合闸 1.9.2、 防跳 1.9.3、 后加速1.9.4、 开关操作及连锁回路 1.9.5、 五防、就地、远控2.4.4、2.8.2、开入量检查 2.8.3、开出接点检查 2.8.4、装置异常检查第15页共19页2.5、主变变高后备保护2.5.1、逆变电源检查2.5.2、开入量检查2.5.3、开出接点检查2.5.4、相间过流保护2.5.5、零序过流保护2.5.6、 过负荷及启动冷却和闭锁调压2.5.7、 装置异常检查 2.5.8 装置绝缘检查 2.6、主变变低后备保护 2.6.1、 逆变电源检查 2.6.2、 开入量检查 2.6.3、 开出接点检查 2.6.4、相间过流保护 2.6.5、过负荷2.6.6、装置异常检查2.6.7、装置绝缘检查2.8、主变非电量保护2.8.1、逆变电源检查2.8.5、装置绝缘检查3、母线保护3.1、逆变电源检查3.2、开入量检查3.3、开出接点检查3.4、零漂检查3.5、保护试验3.5.1、过流保护 3.5.2、其他保护（失灵相电流、I段保护、II段保护、零序I段保护、II段保护）3.6、五防、就地、远控 3.7、装置异常检查 3.8、二次回路绝缘检查4、35KV集电线路保护测控装置4.1、逆变电源检查 4.2、开入量检查 4.3、开出接点检查 4.4、零漂检查4.5、通道有效值检测4.6.3、零序保护464、重合闸4.7、保护整组试验4.7.1、保护跳闸及重合闸 4.7.2、防跳 4.7.3、后加速 4.7.4、开关操作及联锁回路4.8、远控、就地、五防检测4.9、装置异常检查（控制回路断线、PT断线、计量接线正确） 4.10、二次回路绝缘检查4.6、保护试验4.6.1、过流保护4.6.2、低周保护第16页共19页5、故障录波5.1、逆变电源检查5.2、模拟量精度检查5.3、开关量启动试验5.4、模拟量启动试验5.6、其他试验（与卫星对时、失电告警、直流对地、交流对地、交流对直流）6、交流屏6.1、盘表检查6.2、功能检查（十一）、通讯电池组和站用电池组试验1、保护检查试验6.3、绝缘检查第17页共19页第18页共19页2、绝缘检测3、装置整定参数:信号4、监测功能试验：监测项目5、放电记录6、装置性能试验（十二）、线路保护光纤通道1、功率测试:7、UPS不间断电源试验第19页共19页第20页共19页本侧 输入 量本侧A 通道电流米样模拟量显示精 度米样电流显示 (A )差动电流显示(A )A 相B —亠 C—亠 误 差 A —亠 B 相C —亠误 差 A 相加 0.6AB 相加 0.4AC 相加 0.2A二相 加1.0A本侧对侧A 通道电 1流采样模拟量显示精2.1、当光纤通道正常时，本侧在PSL621D 装置施加二次电流时的电流采样情收信功率发信功率2、米样值试验:况:通道2.2、当光纤通道正常时，对侧在 PSL621D 装置施加二次电流时的电流采样情况:对侧输入量当光纤通道正常时，本侧开关在合位，对侧开关及母线电压在不同状态下，本侧模拟故障，观察两侧光纤接口装置及纵联保护动作情况:（十三）、避雷针、变电站接地网等接地系统的检测1、避雷针及各设备接地导通值等试验项目2、升压站接地网电阻测试四、施工方案由具体施工单提出并经生产部审核批准后实施。