NB∕T 10565-2021 风力发电场绝缘技术监督规程

6.3.1器身检修的气候条件及器身暴露时间应符合DL/T573的规定。 6.3.2器身干燥宜采用真空热油循环冲洗处理，或真空热油喷淋处理。 6.3.3检修中需要更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求、检验合格的材料和部件，并经干燥处理。 6.3.4在安装、大修吊罩或进人检查时，除应尽量缩短器身暴露于空气的时间外，还要防止工具、材料等 异物遗留在变压器内。进行真空油处理时，要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成金属粉末或异物 进人变压器。 6.3.5大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于以下规定： a)110kV 24h; b)220kV 48h; c)500(330)kV 72h。 6.3.6对运行超过15年的储油柜胶囊和隔膜应更换。 6.3.7电压等级110kV及以上的变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应做低电压短路阻抗测试 及用频响法测试绕组变形，并与原始记录进行比较，同时应结合短路事故冲击后的其他电气试验项目进 行综合分析。 6.3.8对运行10年以上的110kV及以上油浸式变压器，应进行一次油中糠醛含量测试，以确定绝缘老 化的程度。 6.3.9干式变压器检修时，应对铁心和线圈的固定夹件、绝缘垫块检查紧固，检查低压绕组与屏蔽层间 的绝缘，防止铁心线圈下沉、错位、变形，发生烧损。

6.3.1器身检修的气候条件及器身暴露时间应符合DL/T573的规定。 6.3.2器身干燥宜采用真空热油循环冲洗处理，或真空热油喷淋处理。 6.3.3检修中需要更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求、检验合格的材料和部件，并经干燥处理。 6.3.4在安装、大修吊罩或进人检查时，除应尽量缩短器身暴露于空气的时间外，还要防止工具、材料等 异物遗留在变压器内。进行真空油处理时，要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成金属粉末或异物 进人变压器。 6.3.5大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于以下规定： a)110kV 24h; b)220kV 48h; c)500(330)kV 72h。 6.3.6对运行超过15年的储油柜胶囊和隔膜应更换。 6.3.7电压等级110kV及以上的变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应做低电压短路阻抗测试 及用频响法测试绕组变形，并与原始记录进行比较，同时应结合短路事故冲击后的其他电气试验项目进 行综合分析。 6.3.8对运行10年以上的110kV及以上油浸式变压器，应进行一次油中糠醛含量测试，以确定绝缘老 化的程度。 6.3.9干式变压器检修时，应对铁心和线圈的固定夹件、绝缘垫块检查紧固，检查低压绕组与屏蔽层间 的绝缘，防止铁心线圈下沉、错位、变形，发生烧损。

应按GB50148的规定进行现场安装 确保设备安装质量。 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过规定的允许值，其电气连接应接触良好，防止产

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过热性故障。应检查膨胀器外罩等电位联结是否可靠，防止出现电位悬浮。互感器的二次引线端子应有 防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断 7.1.3气体绝缘的电流互感器安装时水泥标准规范范本，密封检查合格后方可对互感器充SF。气体至额定压力，静置24h 后进行SF。气体微水测量。气体密度继电器必须经校验合格。

7.2.1互感器的运行监督应符合DL/T727及产品技术条件的规定。 7.2.2定期验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。 7.2.3特殊巡视。 a）新投产设备，应缩短巡视周期，运行72h后转人正常巡视；

a）新投产设备，应缩短巡视周期，运行72h后转人正常巡视 b）高、低温季节.高湿度季节， 候异常时，高峰负荷，设备异常时，应加强巡视，

7.3.1互感器检修项目、内容、工艺及质量应符合DL/T727的相关规定及制造厂要求。 7.3.2220kV及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。 7.3.3互感器检修时的试验应按照DL/T727的规定进行。

B.1安装和投产验收监

8.1.1.1SF。断路器绝缘拉杆在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动

1SF。断路器绝缘拉杆在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动和超过允许限 形。如发现运行断路器绝缘拉杆受潮，应及时烘干处理，不合格者应予更换。 2SF。断路器应按GB50147的规定进行现场安装，确保设备安装质量。

千关应按GB50147的规定进行现场安装，确保设

）断路器在开断故障电流后，值班人员应对其进行巡视检查。 ）·高压断路器分合闸操作后的位置核查，尤其对发电机变压器组断路器以及起联络作用的断 器，在并网和解列时，应到运行现场核实其机械实际位置，并根据电压互感器、电流互感器或 电显示装置确认断路器触头状态。

8.3.1SF.断路器

a）灭弧室弧触头的烧损不大于规定值，无明显碎裂，触头表面无铜析出现象； b）灭弧室喷口和罩干净、无裂纹、无明显剥落，内径应符合规定值； c）液压（气动）机构分、合闸阀的阀针应无松动或变形； d）开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销应无弯曲、变形或断裂； e）绝缘拉杆、绝缘件表面无裂痕、划伤：

合闸电阻片无裂痕、无烧痕及破损，每极合闸电阻值符合规定，电阻动、静触头无损伤； 灭弧室内并联电容器（罐式）应完好、干净，紧固件应无松动，电容量和介质损耗测试值应符合 规定； h）压气缸等部件内表面应无划伤，镀银面完好。

a）主触头接触面无过热、烧伤痕迹，镀银层无脱落现象；弹簧无锈蚀、分流现象；导电臂无锈蚀、起 层现象；接线板应无变形、无开裂，镀层应完好；接线座无腐蚀，转动灵活，接触可靠。传动部件 应无变形、无锈蚀、无严重磨损，水平连杆端部应密封，内部无积水。 b 绝缘子完好、清洁，无掉瓷现象，上下节绝缘子同心度良好；法兰无开裂，无锈蚀，油漆完好；法兰 与绝缘子的胶合部位应涂防水密封胶。 c）支柱绝缘子应定期进行探伤检查。

真空灭弧室的回路电阻、开距及超行程应符合DL/T596的规定，其电气或机械寿命接近限值 是前安排更换。

9气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）

9.1.1.GIS应在密封和充低压力十燥气体（如SF。或N2)的情况下包装、运输和贮存，以免潮气侵入。 9.1.2GIS运到现场后应开箱检查，妥为保管。尤其对充有SF。等气体的运输单元或部件，应按产品技 术规定检查压力值，并做好记录，有异常情况时应及时采取措施。 9.1.3应按制造厂产品的技术条件和GB50147的规定进行现场安装，确保设备安装质量。

9.1.2GIS运到现场后应开箱检查，妥为保管。尤其对充有SF。等气体的运输单元或部件，应按产品技 术规定检查压力值，并做好记录，有异常情况时应及时采取措施。 9.1.3应按制造厂产品的技术条件和GB50147的规定进行现场安装，确保设备安装质量。 a）制造厂已组装好的各元件及部件在现场安装时不得拆卸。 b） 现场安装环境应洁净无尘，有防尘、防潮措施。环境温度一5℃～十40℃，空气湿度小于80%。 c）应检查导电回路的各接触面，当不符合要求时，应与制造厂联系，采取必要措施。 d）SF。气体的管理及充注符合有关的规定。 9.1.4GIS安装后应按DL/T617的规定进行现场试验.以检查设备动作的正确性和绝缘性能

GIS的运行应按DL/T603的规定及有关标准执行。 2断路器达到规定的开断次数或累计开断电流值时或当发现有异常现象或GIS内部发生故障日 蛋检查。

9.3.1辅助部件检查

每4年进行1次，或按实际情况而定。GIS处于全部或部分停电状态下，除专门组织的维修检查，不 对GIS设备除操动机构外，不对GIS设备进行分解工作。内容包括： a）对操动机构进行详细维修检查，处理漏油、漏气或某些缺陷，更换某些零部件； b）维修检查辅助开关：

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c 检查或校验压力表、压力开关、密度继电器或密度压力表； d) 检查传动部位及齿轮等的磨损情况，对转动部件添加润滑剂； e) 断路器的最低动作压力与动作电压试验； f) 检查各种外露连杆的紧固情况； g) 检查接地装置； h) 必要时进行绝缘电阻、回路电阻测量。

9.3.2.1符合下列情况时，综合分析GIS运行状况，可进行分解检查，包括： 断路器达到规定的开断次数或累计开断电流值； b) GIS某部位发生异常现象、某隔室发生内部故障； C 达到规定的分解检修周期时。 9.3.2.2 分解检修宜由制造厂承包进行。 9.3.2.3GIS解体检修后，应按DL/T603的规定进行试验及验收。

9.4.2GIS解体检修后的试验应按DL/T603的规定进行。 9.4.3新投人运行的GIS设备，宜在投运后一个月内对所有气室进行气体分解物（杂质)的检测，并进行 黄向比较，对怀疑有问题的气室应进行解体检查。 9.4.4SF.新气到货后.充人设备前应按GB/T12022及DL/T603的规定验收。

10.1安装和投产验收监督

无功补偿装置安装、调试和工程验收应按照GB50147的规定

特殊天气及设备异常时，应按风电场 特殊巡视，并做好记录。

）电容器组设备不规定具体的检修周期，通过运行巡视、停运检查及预防性试验判断电容器的运 行状态，并在发现缺陷后按缺陷处理办法进行检修处理。 ）运行中的无功补偿装置每年应进行一次谐波测量。

11.1安装和验收监督

避雷器的安装和投产验收应符合GB50147的规定。

组合式过电压保护器试验周期及方法按照厂家技术条件规定。

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2.1定期进行盐密及灰密测量，掌握年度饱和盐密值和自清洗性能和积污规律，以饱和盐密值指导全 场外绝缘配合工作。盐密测量点选择的要求： a）场内每个电压等级选择1、2个测量点： b）盐密测量点的选取要从悬式绝缘子逐渐过渡到棒型支柱绝缘子； c）明显污移成分复杂地段应适当增加测量点。 12.2当外绝缘环境发生明显变化及新的污染源出现时，应核对设备外绝缘爬距，不满足规定要求时，应 及时采取防污闪措施，如防污闪内涂料或防污闪辅助伞裙等。对于避雷器瓷套不宜单独加装辅助伞裙，宜 将辅助伞裙与防污闪涂料结合使用。 12.3RTV防污闪涂料的选用应符合DL/T627的规定；运行中的RTV涂层出现起皮、脱落、龟裂等现 象，应视为失效，采取复涂等措施。 12.4定期开展绝缘子低、零值检测工作，并及时更换低、零值绝缘子。

13.1施工和验收监督

接地装置的施工和投产验收应严格按GB50169和NB/T31056的要求执行

13.2.1对于已投运的接地装置，应根据地区短路容量的变化，校核接地装置（包括设备接地引下线）的 热稳定容量，并结合短路容量变化情况和接地装置的腐蚀程度有针对性地对接地装置进行改造。对不接 地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异点两相接地校核接地装置的热稳定容量。 13.2.2接地引下线的导通检测工作应1年～3年进行一次，其检测范围、方法、评定应符合DL/T475 的规定，并根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖检查、处理。 13.2.3定期（时间间隔不应大于5年）通过开挖抽查等手段确定接地网的腐蚀情况。根据电气设备的 重要性和施工的安全性，选择5个～8个点沿接地引下线进行开挖检查，要求不得有开断、松脱或严重腐 蚀等现象。如发现接地网腐蚀较为严重，应及时进行处理。铜质材料接地体地网不必定期开挖检查。 13.2.4所有设备在投入使用前必须测试设备与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。 13.2.5定期检查有效接地系统变压器中性点棒间隙距离（特别是在间隙动作后），如不符合要求，应及 时调整。

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14.1安装和投产验收监督

14.1.1电缆的安装和投产验收应符合GB50168及国家现行有关标准规范的规定。 14.1.2电缆及其附件的运输、保管，应符合GB50168的规定。当产品有特殊要求时，并应符合产品的 要求。 14.1.335kV及以上电力电缆终端头制作按100%旁站检查.电缆中间接头100%旁站监督。

14.1.1电缆的安装和投产验收应符合GB50168及国家现行有关标准规范的规定。

由现场根据运行情况每1年～3年进行一次停电

15.1施工和验收监督

15.1.1场内架空线路的施工和投产验收依据GB50233及相关标准执行。 15.1.2工程在竣工验收合格后，应进行下列试验： a）测定线路绝缘电阻； b） 核对线路相位； 测定线路参数和高频特性； d） 电压由零升至额定电压，但无条件时可不做； e） 以额定电压对线路冲击合闸3次； f）带负荷试运行24h。

路的运行维护应按DL/T741及DL/T393的规

16.1安装及验收监督

16.1.1高压母线的安装及验收应符合GB50149的规定。 16.1.2高压母线与外壳间应同心，其误差不得超过5mm，段与段连接时，两相邻段高压母线及外壳应 对准，连接后不应使母线及外壳受到机械应力。 16.1.3安装结束后，与变压器等设备连接以前，按照GB/T8349的要求进行交接验收试验。

16.2.1运行中路桥图纸，应定期监视高压母线各部位的允许温度和温升，正常使用条件下运行时，各部位的温度 和温升应符合表1的要求。

表1金属封闭母线最热点的温度和温升的允许值

封闭母线停运后，做好母线绝缘电阻的跟踪测量。在机组启动前，尤其是在阴雨潮湿、大雾等湿 为气候条件下，要提前测试封闭母线的绝缘，以保证封闭母线绝缘不合格时有足够时间进行通风

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附录A （规范性） 风力发电机的温升限值 风力发电机的温升限值见表A.1。

附录A （规范性） 风力发电机的温升限值

不锈钢板标准表A.1风力发电机的温升限值