110KV变电站年度预防性试验项目(风电公司).
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光伏电站全站设备检修及预防性试验三措一案
110kV光伏电站全站设备检修及预防性试验三措一案某某光伏电站全站设备检修及预防性试验三措一案编写：审核：批准：XXX日期：2020年08月05日1一、检修概况：某某光伏电站根据2020年年度工作计划，拟于2020年08月25日对全站设备进行停电检修预试工作，此项检修预试工作由某某光伏电站负责计划实施、监督验收工作。
二、某某光伏电站停电检修工作任务：1、某某光伏电站一次设备预试工作：序设备名称安装位置号主要参数数量项目内容试验单位试验负责人11号站用变升压站内1台1、绕组直流电阻2、绕组绝缘电阻3、绕组的泄漏电流1、绕组直流电阻2、绕组绝缘电阻3、绕组的tanδ4、绕组的泄漏电流5、绝缘油油样化验（水分、色谱分析、击穿电压）1、交流耐压试验（相对地、极间、相间）2、绝缘电阻3、主35kV断路35kV配电3器室1250A-31.5KA合闸线圈的直阻7、动作电压测试35kV氧化35kV配电4锌避雷器室电3、放电计数器功能搜检1、绝缘电阻2、直流lmA电压UlmA及0.75 UlmA下的泄漏VSL-40.5E8台回路电阻测试4、开关特性试验5、分、合闸动作试验6、分35kV氧化5锌避雷器35kV电流6互感器35kV电压7互感器110kV氧化8锌避雷器升压站开关柜开关柜升压站1组00A)1、绝缘电阻2、直流lmA电压UlmA及0.75 UlmA下的泄漏某某电力光伏有限公电3、放电计数器功能检查司某某LZZBJ9-35Q7组1、绕组绝缘电阻2、直流电阻JDZ9-35R1组1、绕组绝缘电阻2、直流电阻TYD110/√3-0.011组H1、绝缘电阻2、直流lmA电压UlmA及0.75 UlmA下的泄漏电3、放电计数器功能检查9HGIS升压站ZF10-1261台1、SF6微水分析2、六氟化硫密度计检验1、绕组绝缘电阻2、吸收比3、铁芯及夹件绝缘电阻4、绕组色谱分析、击穿电压）21、交流耐压试验2、绕组直流电阻3、绕组绝缘电阻4、绕组11中容箱变光伏区56、测温装置及其二次回路试验1、交流耐压试验2、绕组直流电阻3、绕组绝缘电阻4、绕组ZGSF11-G-1000/12华驰箱变光伏区356、测温装置及其二次回路试验直流蓄电继电保护13池组室200AH1组1、充放电试验30台的介损tanδ5.绝缘油油样化验（水分、色谱分析、击穿电压）20台的介损tanδ5.绝缘油油样化验（水分、色谱分析、击穿电压）通讯蓄电继电保护14池组室PCS-943T35kV配电15保护装置室NSP712NSP台1、保护装置部分校验2、保护定值核对1组1、充放电试验16摄像头光伏区25台接地电阻测量110kV电压17互感器升压站1组1、绕组绝缘电阻2、直流电阻110kV电流18互感器升压站1组1、绕组绝缘电阻2、直流电阻2、某某光伏电站检修工作编号1（1）（2）（3）2（1）（2）（3）3（1）（2）4（1）检修项目名称35kV高压开关柜（9面）开关本体搜检、清扫开关控制回路搜检开关端子排搜检35kV母线电缆接头搜检扳手、摇表（2500V）等绝缘搜检绝缘子检查1号SVGSVG功率单位搜检、清扫电缆连接搜检1号站用变站用变本体检查、清扫万用表、二次螺丝刀、破布、站内运维人员毛刷、防水胶带、扳手、摇表某某扳手、摇表（2500V）等站内运维人员站内运维人员某某某某某某某某万用表、二次螺丝刀、破布、毛刷、防水胶带、扳手、端子排等站内运维人员某某某某某某需要耗材和工器具实施人员负责人某某3 （2）5 （1）（2）6 （1）（2）（3）（4）（5）7 （1）（2）8 （1）（2）（3）9 （1）（2）（3）（4）（5）温控回路检查号站用变（500V）等某某破布、毛刷、防水胶带、扳手站用变本体搜检、清扫等瓷瓶清扫，引出线螺栓紧固一体化电源系统检查UPS馈线屏检查、清扫万用表、螺丝刀、破布、毛刷、UPS装配切换试验直流屏检查、清扫直流系统两路电源切换试验蓄电池检查、清扫电气二次盘柜（21面盘柜）柜内设备检查、清扫二次回路搜检380V配电柜（3面）柜内设备检查、清扫二次回路搜检抽屉式开关检查箱变（50台）箱变本体及其附件清扫、搜检一次回路接线紧固万用表、二次螺丝刀、破布、二次回路搜检毛刷、防水胶带、扳手、摇表箱变温度表回路检查高压侧电缆连接检查高压侧套管、绝缘支柱检查、螺栓（6）紧固9（1）（2）（3）（4）（5）（6）紧固主变（1台）主变本体及其附件清扫、搜检一次回路接线紧固万用表、二次螺丝刀、破布、二次回路搜检主变温度表回路检查有载调压装置检查高压侧套管、绝缘支柱检查、螺栓某某毛刷、防水胶带、扳手、摇表（500V）、吸尘器等站内运维人员某某某某某某某某某某某某（500V）、吸尘器等站内运维人员某某某某某某万用表、二次螺丝刀、破布、毛刷、防水胶带、扳手、摇表（500V）、吸尘器等站内运维人员某某某某某某某某万用表、二次螺丝刀、破布、毛刷、防水胶带、扳手、摇表（500V）、吸尘器等站内运维人员防水胶带、扳手。
110KV风电场变电站调试方案
***风电场110KV升压站工程调试方案批准：审核：编制：***有限公司**项目部2013年9月目录一概述 (1)1.1编制依据 (1)1.2施工执行标准 (1)1.3工程概况 (1)二准备工作 (2)2.1施工人员配置 (2)2.2施工场地准备（在正式开工前需完成） (2)2.3施工技术资料准备 (2)2.4临时电的准备 (3)三施工步骤 (3)3.1工期及工程施工进度计划安排 (3)3.2调试施工及要求 (3)3.2.1保护、测控调试 (3)3.2.2高压试验 (6)四施工技术措施 (6)4.1施工技术、资料准备 (6)4.2专项技术措施 (7)4.2.1保护元件调试 (7)4.2.2系统保护调试 (7)4.2.3仪表调试 (8)4.2.4高压试验 (9)4.3通用技术措施 (9)五施工安全措施 (9)5.1通用安全措施 (9)5.2 继保调试注意事项 (10)5.3 高压试验及继保调试危险点及防范措施 (10)5.4调试及高试工程内容 (10)5.4.1一次部分 (10)5.4.2 二次保护部分 (15)5.4.3 调度自动化系统调试（与生产厂商配合调试） (17)六调试计划 (17)七调试安全管理和保障措施 (17)7.1 技术措施 (17)7.2 安全措施 (18)7.3 环保措施 (19)八计划、统计和信息管理 (19)8.1 计划、统计报表的编制与传递 (19)8.2 信息管理 (19)8.2.1信息管理目标信息来源准确可靠 (19)8.2 信息管理措施 (19)一概述1.1编制依据本方案为****110KV升压站电气设备调试方案，主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照国家有关规范、规程和制造厂的规定，规范调试操作、保证试验结果的准确性，调及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据。
为保证电气设备试验工作的顺利进行，确保按时按质的完成调试工作，特制定本方案。
110KV升压站试验项目
110KV升压站定期试验项目根据（《电力设备预防性试验规程》DL/T 596-1996），定期试验项目，应包括下列内容：表10 SF6断路器和GIS的试验项目、周期和要求8.1.2 各类试验项目：定期试验项目见表10中序号1、3、6、7、10、11、13、14、16、17。
大修后试验项目见表10中序号1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20。
7.1.1 电流互感器的试验项目、周期和要求，见表7。
表 7 电流互感器的试验项目、周期和要求容量2)1～3年3)大修后4)必要时化：试验电压为2kV2)油纸电容型tgδ一般不进行温度换算，当tgδ值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系，当tgδ随温度明显变化或试验电压由10kV升到时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行3)固体绝缘互感器可不进行tgδ测量电压等级kV20～3566～110220330～500大修后油纸电容型充油型胶纸电容型—3.02.51.02.02.00.7——0.6——运行中油纸电容型充油型胶纸电容型—3.53.01.02.52.50.8——0.7——2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出±5%范围时应查明原因3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%3 油中溶解气体色谱分析1)投运前2)1～3年(66kV及以上)3)大修后4)必要油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一值时应引起注意：总烃100×10-6H2 150×10-6C2H2 2×10-6 (110kV及以下)1×10-6 (220～500kV)1)新投运互感器的油中不应含有C2H22)全密封互感器按制造厂要求(如果有)进行时4 交流耐压试验1)1～3年(20kV及以下)2)大修后3)必要时1)一次绕组按出厂值的85%进行。
新建110KV变电站电气部分要做的试验项目
電氣試驗目錄一、主變試驗1、電力變壓器試驗A、繞組直流電阻測量B、變比測試誤差測量C、介質損失角測量D、一分鐘直流洩漏測量E、短路阻抗測量F、低電壓空載2、電力變壓器有載分接開關試驗A、電力變壓器有載分接開關切換試驗3、變壓器電容式套管試驗A、絕緣電阻B、介質損試驗4、電力變壓器交流耐壓試驗A、外施耐壓試驗B、耐壓後絕緣電阻測量二、站用變試驗1、絕緣電阻及吸收比、極化指數測量2、變壓比誤差及聯結組別測量3、繞組直流電阻測量4、低電壓空載及短路試驗5、繞組及套管的工頻耐壓試驗三、SF6斷路器試驗1、絕緣電阻及耐壓試驗2、導電回路接觸電阻測試3、操作線圈及其動作電壓測試4、機械特性時間測試5、微水測試及密封性試驗四、35KV斷路器試驗1、絕緣電阻2、導電回路電阻、耐壓3、分合閘時間、同期測量4、動作電壓五、110KV主變電流互感器試驗1、絕緣電阻2、變比測試3、二次線圈直流電阻4、極性檢查5、勵磁特性試驗6、耐壓六、110KV幹式電流互感器試驗1、絕緣電阻測量及工頻耐壓試驗2、極性檢查3、電流比檢查及二次直阻測量4、勵磁特性5、一次直流電阻測量七、35KV電流互感器試驗1、絕緣電阻2、電流比檢查及二次直阻測量3、極性及一次直流電阻測量4、勵磁特性試驗5、耐壓6、局部放電測試八、零序流變試驗1、絕緣電阻2、電流比檢查及二次直阻測量3、極性及一次直流電阻測量4、勵磁特性試驗5、耐壓九、電磁式電壓互感器試驗1、絕緣電阻、介損及交流耐壓試驗2、直流電阻測量3、極性檢查4、變比檢查5、勵磁特性及空載損耗試驗十、35KV母線壓變試驗1、絕緣電阻2、一次、二次繞組直流電阻、局放3、變比誤差4、勵磁特性及空載損耗5、工頻交流耐壓十一、氧化鋅避雷器試驗1、GISA、絕緣電阻測量B、交、直流洩漏電流及參考電壓測量C、放電計數器及漏電電流表檢查2、其餘的A、絕緣電阻測量B、直流參考電壓、洩漏電流及交流參考電壓測試C、持續運行電壓下全電流計阻性電流測試D、避雷器監測器測試十二、高壓隔離開關試驗1、絕緣電阻2、導電回路電阻十三、接地電阻測試及導通試驗十四、GIS回路電阻測試試驗十五、GIS微水測試試驗十六、GIS密度繼電器校驗十七、電容器試驗1、銘牌及安裝位置2、試驗日期及電氣情況3、電容量及絕緣電阻測量十八、幹式電抗器試驗1、銘牌及主要技術參數2、試驗日期及天氣情況3、支柱絕緣子絕緣電阻測量及工頻耐壓試驗4、繞組電流電阻及電感測量十九、電力電纜實驗報告1、絕緣電阻測量及耐壓試驗2、兩端相位一致、與電網相位一致二十、溫度錶校驗二十一、交流耐壓試驗1、110KV GIS交流耐壓試驗A、絕緣電阻B、交流電壓2、母線設備試驗A、絕緣電阻測量及工頻耐壓試驗3、35KV開關室母排交流耐壓試驗A、絕緣電阻B、交流耐壓C、兩端相位一致、與電網相位一致二十二、變壓器油化報告1、1#主變有載調壓2、2#主變有載調壓3、1#主變本體4、2#主變本體5、1#主變本體耐壓前試驗6、2#主變本體耐壓前試驗7、5T 油罐新油8、15T 油罐新油二十三、絕緣工具試驗二十四、角比差試驗二十五、電流互感器10%誤差試驗。
110kV变电站交接试验明细
变电站交接试验项目一、电力变压器1. 测量绕组连同套管的直流电阻。
2. 检查所有分接头的电压比。
3. 检查变压器的接线组别是否与铭牌相符。
4. 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯等绝缘电阻。
5. 测量绕组连同套管的绝缘电阻,吸收比,介质损耗,直流泄漏电流。
6. 变压器绕组的变形试验。
7. 绕组连同套管的耐压试验。
8. 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验,对于电压等级为110kV的变压器,当时绝缘有怀疑时,应进行局部放电试验。
二、互感器1. 测量绕组的绝缘电阻。
2. 测量35kV及以上电压等级互感器的介质损耗tanδ。
3. 局部放电试验,电压等级为35-110kV互感器的局部放电测量可按10%进行抽测,若局部放电量达不到规定要求应增大抽测比例。
4. 交流耐压试验。
5. 绝缘介质性能试验。
6. 测量绕组的直流电阻。
7. 检查接线组别和极性。
8. 误差测量。
(1)用于关口计量的互感器(包括电流互感器、电压互感器、和组合互感器)必须进行误差测量,进行误差检测的机构(实验室)必须是国家授权的法定计量检定机构。
(2)用于非关口计量,电压等级35kV及以上的互感器,宜进行误差测量。
(3)用于非关口计量电压等级35kV以下的互感器,检查互感器变比,应与厂家相符,交抽头的互感器只检查使用分头的变比。
(4)非计量用绕组应进行变比检查。
9. 测量电流互感器的励磁特性曲线。
10. 测量电压互感器的励磁特性曲线。
11. 电容式电压互感器(CVT)的检测。
12. 测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻。
三、真空断路器1. 测量绝缘电阻。
2. 测量每相导电回路的电阻。
3. 交流耐压试验。
4. 测量断路器主触头的分、合闸时间,测量分、合闸的周期性。
测量合闸时触头的弹跳时间,5. 测量分合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻。
四、六氟化硫断路器1. 测量绝缘电阻。
2. 测量每相导电回路的电阻。
3. 交流耐压试验。
4. 测量断路器的分合闸时间,分合闸速度。
110KV变电站电气试验项目
110KV变电站电气试验项目本文介绍了电气试验的目录，包括主变试验、站用变试验、SF6断路器试验、35KV断路器试验、110KV主变电流互感器试验、110KV干式电流互感器试验、35KV电流互感器试验、零序流变试验、电磁式电压互感器试验、35KV母线压变试验、氧化锌避雷器试验、高压隔离开关试验、接地电阻测试及导通试验、GIS回路电阻测试试验、GIS微水测试试验、GIS密度继电器校验、电试验等内容。
在主变试验中，包括电力变压器试验和电力变压器有载分接开关试验，其中电力变压器试验包括绕组直流电阻测量、变比测试误差测量、介质损失角测量、一分钟直流泄漏测量、短路阻抗测量和低电压空载等内容。
电力变压器有载分接开关试验包括电力变压器有载分接开关切换试验。
变压器电容式套管试验则包括绝缘电阻和介质损试验。
站用变试验包括绝缘电阻及吸收比、极化指数测量、变压比误差及联结组别测量、绕组直流电阻测量、低电压空载及短路试验以及绕组及套管的工频耐压试验等内容。
SF6断路器试验则包括绝缘电阻及耐压试验、导电回路接触电阻测试、操作线圈及其动作电压测试、机械特性时间测试、微水测试及密封性试验等内容。
35KV断路器试验包括绝缘电阻、导电回路电阻、耐压、分合闸时间、同期测量和动作电压等内容。
110KV主变电流互感器试验包括绝缘电阻、变比测试、二次线圈直流电阻、极性检查、励磁特性试验和耐压等内容。
110KV干式电流互感器试验包括绝缘电阻测量及工频耐压试验、极性检查、电流比检查及二次直阻测量、励磁特性和一次直流电阻测量等内容。
35KV电流互感器试验包括绝缘电阻、电流比检查及二次直阻测量、极性及一次直流电阻测量、励磁特性试验、耐压和局部放电测试等内容。
零序流变试验包括绝缘电阻、电流比检查及二次直阻测量、极性及一次直流电阻测量、励磁特性试验、耐压等内容。
电磁式电压互感器试验包括绝缘电阻、介损及交流耐压试验、直流电阻测量、极性检查、变比检查、励磁特性及空载损耗试验等内容。
110KV变电站电气试验项目
电气试验目录一、主变试验1、电力变压器试验A、绕组直流电阻测量B、变比测试误差测量C、介质损失角测量D、一分钟直流泄漏测量E、短路阻抗测量F、低电压空载2、电力变压器有载分接开关试验A、电力变压器有载分接开关切换试验3、变压器电容式套管试验A、绝缘电阻B、介质损试验4、电力变压器交流耐压试验A、外施耐压试验B、耐压后绝缘电阻测量二、站用变试验1、绝缘电阻及吸收比、极化指数测量2、变压比误差及联结组别测量3、绕组直流电阻测量4、低电压空载及短路试验5、绕组及套管的工频耐压试验三、SF6断路器试验1、绝缘电阻及耐压试验2、导电回路接触电阻测试3、操作线圈及其动作电压测试4、机械特性时间测试5、微水测试及密封性试验四、35KV断路器试验1、绝缘电阻2、导电回路电阻、耐压3、分合闸时间、同期测量4、动作电压五、110KV主变电流互感器试验1、绝缘电阻2、变比测试3、二次线圈直流电阻4、极性检查5、励磁特性试验6、耐压六、110KV干式电流互感器试验1、绝缘电阻测量及工频耐压试验2、极性检查3、电流比检查及二次直阻测量4、励磁特性5、一次直流电阻测量七、35KV电流互感器试验1、绝缘电阻2、电流比检查及二次直阻测量3、极性及一次直流电阻测量4、励磁特性试验5、耐压6、局部放电测试八、零序流变试验1、绝缘电阻2、电流比检查及二次直阻测量3、极性及一次直流电阻测量4、励磁特性试验5、耐压九、电磁式电压互感器试验1、绝缘电阻、介损及交流耐压试验2、直流电阻测量3、极性检查4、变比检查5、励磁特性及空载损耗试验十、35KV母线压变试验1、绝缘电阻2、一次、二次绕组直流电阻、局放3、变比误差4、励磁特性及空载损耗5、工频交流耐压十一、氧化锌避雷器试验1、GISA、绝缘电阻测量B、交、直流泄漏电流及参考电压测量C、放电计数器及漏电电流表检查2、其余的A、绝缘电阻测量B、直流参考电压、泄漏电流及交流参考电压测试C、持续运行电压下全电流计阻性电流测试D、避雷器监测器测试十二、高压隔离开关试验1、绝缘电阻2、导电回路电阻十三、接地电阻测试及导通试验十四、GIS回路电阻测试试验十五、GIS微水测试试验十六、GIS密度继电器校验十七、电容器试验1、铭牌及安装位置2、试验日期及电气情况3、电容量及绝缘电阻测量十八、干式电抗器试验1、铭牌及主要技术参数2、试验日期及天气情况3、支柱绝缘子绝缘电阻测量及工频耐压试验4、绕组电流电阻及电感测量十九、电力电缆实验报告1、绝缘电阻测量及耐压试验2、两端相位一致、与电网相位一致二十、温度表校验二十一、交流耐压试验1、110KV GIS交流耐压试验A、绝缘电阻B、交流电压2、母线设备试验A、绝缘电阻测量及工频耐压试验3、35KV开关室母排交流耐压试验A、绝缘电阻B、交流耐压C、两端相位一致、与电网相位一致二十二、变压器油化报告1、1#主变有载调压2、2#主变有载调压3、1#主变本体4、2#主变本体5、1#主变本体耐压前试验6、2#主变本体耐压前试验7、5T 油罐新油8、15T 油罐新油二十三、绝缘工具试验二十四、角比差试验二十五、电流互感器10%误差试验。
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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。
五、安全措施1、110kV风电站：110kV 饶城乙T大线转检修。
2、110kV风电站：110kV升压站设备停电转检修。
3、110kV风电站35kV高压室：35kV设备停电转检修。
4、380V段应按实际需要依次停电检修。
5、直流系统检修期间，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，更换电池时应采用短路线及线夹，防止电池开路造成事故。