试验设备清单花竹山风电场装机容量96MW，共安装了48台机组，建设有一座110kV升压站，2016年投入运行。按照国家能源局（国能安全{2014}161号）《防止电力生产事故的二十五项重点要求》、DLT596-2021《电力设备预防性试验规程》及中国南方电网Q-CSG114002-2011《电力设备预防性试验规程》规定，需要定期对电气设备进行预防性试验。一、项目背景第一部分：2022年度输变电设备预防性试验2022年输变电设备度预防性试验、线路维护立项申请贵州盾安风电有限公司花竹山风电场

4、户外三工位隔离-接地组合开关（或隔离开关）、断路器和传动轴轴承检查，机构、传动润滑。3、红外测温、特高频/超声波局部检测2、SF6密度继电器检查、校验1、SF6气体微水测试（一）GIS三、试验内容（预防性试验项目包含但不仅限于所列内容）

10、操作机构分、合闸电磁铁的动作电压9、辅助开关检查8、防跳功能检查7、辅助回路和控制回路绝缘电阻6、机械特性5、导电回路电阻测试

14.2计数器动作情况检查测试14.1全电流/阻性电流测量14、GIS用金属氧化锌避雷器13、支持绝缘子超声波探伤12、合闸电阻值测试11、分合闸线圈电阻

（二）110kV主变压器16.1绝缘电阻16、电磁式电压互感器15.2绕组直流电阻测量15.1绝缘电阻测量15、电流互感器

6、短路阻抗5、铁芯及夹件绝缘电阻、接地电流变压器绕组连同套管介损因素及电容量试验3、变压器绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数测试2、变压器的绕组直流电阻测试1、变压器的油样化验（油样的微水含量、油中溶解气体分析、击穿电压、介质损耗因数、界面张力（25℃）、闪点、酸值、水溶性酸、色度）

12、套管电流互感器11、感应电压测试10、气体继电器校验及二次回路试验9、压力释放器校验及二次回路试验8、测温装置校验及二次回路试验（温度计准确性）7、频率响应测试

13.2检查动作顺序，动作角度13.1油样试验（化验内容与主变相同）13、有载调压装置检查和试验12.3红外测温12.2介质损耗因素及电容测试12.1绝缘电阻测试

14.2主绝缘及电容型套管对地末屏tgδ与电容量14.1主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻14、高压套管试验项目13.5二次回路绝缘测试13.4检查操作箱（接触器、电动机、传动齿轮、辅助、接点、位置指示器、计数器检查）13.3操作试验

15.3绝缘电阻测试15.2中性点间隙CT测试15.1操作机构检查15、主变中性点14.5油中溶解气体分析（氢气、甲烷、乙炔）14.3绝缘子超声波探伤

4、绝缘柱绝缘电阻检测3、变压器的绝缘电阻测试、变压器的吸收比、变压器的极化指数2、变压器的绕组直流电阻测试1、变压器的油样化验（化验内容与主变相同）（三）35kV油浸变压器（48台）15.4避雷器测试

4、测温装置及二次回路试验3、绕组、铁心绝缘电阻2、绕组直流电阻1、红外测温（四）干式站用变、接地变5、红外测温

4、机械特性3、绝缘电阻2、辅助回和控制回路交流耐压试验1、红外测温（五）35kV高压真空开关5、接地变接地电阻测量

10、电流互感器9、无间隙组合式过电压保护器绝缘电阻测试8、检查动触头连杆上的软联结夹片有无松动7、断路器分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻6、操作机构分、合闸电磁铁的动作电压5、导电回路电阻测试

1、红外测温（七）35kVSVG无功补偿干式电抗器2、绝缘电阻测试1、红外测温（六）35kV母线及共箱母线10.1绕组直流电阻测量

（八）隔离开关试验项目（1台）6、穿心螺杆、铁心的绝缘电阻5、避雷器绝缘测试4、支持绝缘子绝缘电阻测试3、绕组绝缘电阻2、绕组直流电阻

2、110kV线路测量1、110kV线路保护（九）110kV及35kV电流回路检查3、二次回路的绝缘电阻2、支持绝缘子绝缘电阻1、红外测温

8、主变变低保护7、主变变低保护6、主变变高计量5、主变变高测量4、主变变高保护3、110kV线路计量

（十）继电保护屏柜二次回路试验13、35kV各馈线的计量12、35kV各馈线的测量11、35kV各馈线的保护10、主变变低计量9、主变变低测量

1.5过流保护1.4开出接点检查1.3开入量检查1.2零漂检查1.1逆变电源检查1、110kV线路保护（功能全检）

1.9.2防跳1.9.1保护跳闸及重合闸1.9保护组试验1.8距离保护1.7重合闸1.6零序过流保护

2、主变保护（功能全检）1.11二次回路绝缘检查1.10装置异常检查1.9.5五防、就地、远控1.9.4开关操作及连锁回路1.9.3后加速

2.4.2稳态比率差动2.4.1差动速断2.4差动保护试验2.3开出接点检查2.2开入量检查2.1逆变电源检查

2.5.1逆变电源检查2.5主变变高后备保护（功能全检）2.4.6装置绝缘检查2.4.5装置异常检查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）2.4.3二次谐波制动

2.5.7装置绝缘检查2.5.6装置异常检查2.5.5零序过流保护2.5.4相间过流保护2.5.3开出接点检查2.5.2开入量检查

2.6.5过负荷2.6.4相间过流保护2.6.3开出接点检查2.6.2开入量检查2.6.1逆变电源检查2.6主变变低后备保护（功能全检）

2.8.3开出接点检查2.8.2开入量检查2.8.1逆变电源检查2.8主变非电量保护（功能全检）2.6.7装置绝缘检查2.6.6装置异常检查

3.3开出接点检查3.2开入量检查3.1逆变电源检查3、35kV集电线路保护测控装置（功能全检）2.8.5装置绝缘检查2.8.4装置异常检查

3.9零序保护3.8低周保护3.7过流保护3.6保护试验3.5通道有效值检测3.4零漂检查

4.7.4开关操作及联锁回路4.7.3后加速4.7.2防跳4.7.1保护跳闸及重合闸4.1保护整组试验4.0重合闸（功能全检）

5.2开入量检查5.1电源检查5、接地变、站用变、箱变保护测控装置（功能全检）4.10二次回路绝缘检查4.9装置异常检查（控制回路断线、PT断线、计量接线正确）4.8远控、就地、五防检测

5.6.2高压零序过流保护5.6.1电流速断保护5.6保护试验5.5通道有效值检测5.4零漂检查5.3开出接点检查

5.8远控、就地、五防检测5.6.7开关操作及联锁回路5.6.6PT断线告警5.6.5闭锁简易母线保护非电量保护5.6.4过负荷告警5.6.3低压零序过流保护

6.3开关量启动试验6.2模拟量精度检查6.1逆变电源检查6、故障录波（功能全检）5.10二次回路绝缘检查5.9装置异常检查（控制回路断线、PT断线、计量接线正确）

7.3绝缘检查7.2功能检查7.1盘表检查与校验7、交流屏6.5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）6.4模拟量启动试验

5、充、放电试验（校核性）4、监测功能试验3、装置整定参数2、绝缘检测1、保护检查试验（十一）通讯电池组和站用电池组试验

2、设备除锈防腐（GIS、主变、开关柜、共箱母线外壳、站内灯具、接地扁铁、地脚螺栓等）1、设备卫生清扫（站内设备、风机箱变等）（十二）其它工作8、蓄电池内阻测试7、UPS不间断电源试验（功能全检）6、装置性能试验

8、主变中性点接地刀闸电动机构不能远程操控整改（凸轮机构电接点锈蚀比较严重，远程操作操作接地刀闸到位后电机不停止转动）7、主变事故放油池鹅卵石金属支架改造（鹅卵石发生多处掉落情况）6、SVG散热排风口防护网更换（乙方供材）5、主变中性点加装一根接地扁铁（多点重复接地）4、GIS二次线防护波纹管更换（包塑金属软管）3、35kV室、SVG室爬梯护笼防腐

五、项目风险及困难试验单位应具备电力承装（修、试）二级及以上资质。试验内容及标准必须满足《电力设备预防性试验规程》（DLT596-2021）、中国南方电网《电力设备预防性试验规程》（Q-CSG114002-2011）、《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T995-2016）、中国南方电网《继电保护及安全自动装置检验条例》（Q/CSG10008-2004）等规范和设备厂家说明书设计要求。通过预防性试验可以掌握设备运行健康状态，发现问题后试验单位必须向业主方提出书面整改意见，业主方根据整改意见制定处理方案及措施，及时消除设备隐患，保障设备安全运行。四、预期目标11、10kV备用变油样化验10、12块电度表校验（按照南网最新技术要求进行校验）9、站内一、二次回路接线检查、紧固

4、直流系统试验期间，应退出运行，做好安全措施，防止电池放电伤人及直流短路事故，做好事故预防措施。3、在可能来电的设备两侧装设接地线。2、110kV升压站设备停电转检修。技术措施：1、110kV花阳线停电转检修。管理措施：严格审核施工单位四措两案、要求作业人员必须持证上岗、必须做好施工前的安全教育培训、安全技术交底、办理工作票、现场作业进行严格监督管理，保证工作安全。工作中可能出现触电、高处坠落等风险，雷雨天气不能作业。

七、工期要求：3天。乙方必须保证现场试验人员及设备数量，试验人员必须持证上岗（不少于5人），试验设备需提供检验有效证明。通过预防性试验可以掌握设备健康状况，及时消除设备缺陷、隐患，保证设备安全运行，降低设备故障率，减少因输变电设备故障全场停电造成的经济损失；另一方面，当设备发生故障时开关能正确动作，保证电网安全；同时符合国家、行业安全生产管理要求。六、项目经济性评估7、工作地点必须设置安全围栏，挂警示牌。6、严格履行两票手续，做好安全交底，严格安全措施。5、试验过程中应注意避免检修工作和试验工作交叉作业，应做好防止试验作业反送电措施。

花竹山风电场装机容量96MW，共安装了48台风电机组，兴建一座110kV升压站；三座110kV门型架；一条110kV送出线路，共30基塔，全长9.349km（含下塔电缆0.435km）；三条35kV架空线路，共48基塔,线路全长10.592km；二条35kV地埋缆,全长17.876km。根据DL/T741-2019《架空输电线路运行规程》、DL/T596-2021《电力设备预防性试验规程》、DL/T1253-2013《电缆电缆线路运行规程》等相关规定，需要定期对电力线路进行维护。一、项目背景：2022年电力线路维护八、项目计划

3、架空线路定期试验内容及要求2、架空线路故障、缺陷处理的内容及要求1.架空线路巡检内容及要求架空线路维护内容及要求

2、35kV电力电缆线路试验项目及要求1、35kV电力电缆线路巡检、维护项目及要求三、35kV电力电缆线路维护项目及要求4、架空线路防污闪整改措施项目及要求

技术措施：工作时必须正确佩戴合格的安全帽、穿绝缘鞋、戴绝缘手套；必须对停电设备进行验电、装设接地线；必须对被测试物体进行验电，禁止带电测试；测试工具外壳必须保证接地可靠，与带电设备保持安全距离；高处作业必须系安全带，高挂低用；工作现场设置安全警示围栏，防止无关人靠近；严格按照技术标准进行施工，保证施质量。管理措施：管理措施：严格审核施工单位四措两案、要求作业人员必须持证上岗、必须做好施工前的安全教育培训、安全技术交底、办理工作票、现场作业进行严格监督管理，保证工作安全。施工过程存在触电、高处坠落风险。雷雨、大雾天气不能作业。五、项目风险及困难施工单位应具备电力工程施工总承包三级、电力承装（修、试）二级及以上资质。维护工作符合DL/T741-2019《架空输电线路运行规程》、DL/T596-2021《电力设备预防性试验规程》、DL/T1253-2013《电缆电缆线路运行规程》等相关规定要求，及时发现电力线路存在的安全隐患及缺陷，制定预防控制措施，保障电力线路安全稳定运行。及时有效处理线路故障，减少停电损失。四、预期目标

2022年8月6日贵州盾安风电有限公司七、项目计划六、工期要求：3天。乙方必须保证现场试验人员及设备数量，试验人员必须持证上岗（持登高证人数不少于20人），试验设备需提供检验有效证明。