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避雷器全电流/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

6、避雷器测试4、变压器的极化指数5、绝缘柱绝缘电阻检测2、变压器的绕组直流电阻测试3、变压器的绝缘电阻测试、变压器的吸收比1、变压器的油样化验（介质损耗因数、界面张力（25℃）、闪点、酸值、水溶性酸、色度）（三）35kV油浸变压器（48台）15.4避雷器测试

5、接地变接地电阻测量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、导电回路电阻测试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

10.1绕组直流电阻测量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

2、绕组直流电阻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

1、红外测温（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

3、110kV线路计量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

9、主变变低测量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

1、110kV线路保护（功能全检）（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

1.6零序过流保护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

1.9.3后加速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

2.1逆变电源检查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

2.4.3二次谐波制动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

2.5.2开入量检查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）

2.6主变变低后备保护（功能全检）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

2.6.6装置异常检查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

2.8.4装置异常检查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

3.4零漂检查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

4.0重合闸（功能全检）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

4.8远控、就地、五防检测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

5.3开出接点检查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）

5.6.3低压零序过流保护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

5.9装置异常检查（控制回路断线、PT断线、计量接线正确）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

6.4模拟量启动试验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

（十一）通讯电池组和站用电池组试验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、装置性能试验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

3、GIS二次线防护波纹管更换（包塑金属软管）；2、35kV室、SVG室爬梯护笼防腐；1、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）；（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）

9、10kV备用变油样化验。8、箱变、站内设备一、二次回路接线检查、紧固及卫生清理；7、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）；6、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，工艺要求：按照设计图纸提供钢材料，制作网格，对网格及其支撑材料进行加固防腐。）；5、SVG散热排风口防护网更换（乙方供材）；4、主变中性点加装一根接地扁铁（多点重复接地）；

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。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

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。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。

八、项目计划七、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

1.架空线路巡检内容及要求架空线路维护内容及要求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

三、35kV隔离刀闸维护项目3、架空线路防污闪整改项目2、站内门型架、避雷针缺陷处理

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10月28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。