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。
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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。