双庙风电场2015年预试总结[大全5篇]

第一篇：双庙风电场2015年预试总结

双庙风电场2015年预试工作总结

一、已完工作 1、66kV变电所内1号主变、互感器、避雷器、无功补偿装置等设备各项试验已完成。

2、配电室内各集电线路开关、无功补偿装置开关、主变低压侧开关、小电阻接地成套装置、所用变等各项试验已完成。3、1号主变、各条集电线路、无功补偿装置的保护试验已完成。

4、各条集电线路风机变、避雷器试验已完成。

5、1号主变、风机变油样已取。

二、缺陷消缺情况：

①1号主变漏油，由于存在砂眼，已封堵，并将主变上油污擦拭干净。

②固定A段出线2号风机避雷器引流线

③更换D段出线1号杆设备线夹；

④主变、隔离刀闸、互感器、避雷器等瓷体运行人员已对其进行了擦拭处理；

⑤端子箱防火封堵

三、计划内未完工作 无

四、新发现缺陷及处理情况

无

双庙风电场

2015年7月02日

第二篇：玉门风电场2013年预试工作总结

玉门风电场2013年预试工作总结

一、风场概况

大唐玉门风电场位于甘肃省玉门市东南，一期工程安装58台丹麦V52-850型风力发电机组，装机容量49.3MW，单机0.85MW，发电机发出的690V电压经全密封波纹式箱式变升压至10KV，经主变升压至110KV后，接入环东变与电网并列。二期工程总装机容量49.5MW，本期工程安装33台华锐科技公司生产的SL1500/77型风力发电机组。风电场65m高处年平均风速为6.5m/s, 年等效满负荷小时数为1883h，年上网电量为9227万kW•h。一期风机进线采用地埋方式、二期架空线总长25km,其中单杆双回线4条，单杆单回线3条。

二、各类预试指标完成情况

2013年玉门风电场委托中国大唐集团新能源股份有限公司北京检修分公司试验研究所对玉门风电场变电所设备进行预试，其中包括110KV母线绝缘子、10KV线路风机变、10KV所用变、无功补偿间隔、10KV配电室、10KV电力电缆、110KV互感器、110KV隔离开关、110KV断路器、110KV避雷器、变电所避雷针接地电阻、主变及其附属设备、风机基础水平度观测。其中一期DY18风机变低压侧测试电阻BC为381μΩ，与另外两项直流电阻相比较的不平衡率为7.140%，不合格，其余预试项目全部合格。针对二期#18风机变出现的问题，场领导高度重视，立即组织人员检查，发现风机变高压侧插入式保险熔座有烧毁，随后联系厂家订货，组织检修人员进行更换，测量二期#28风机变绝缘电阻正常、高压侧相间直流电阻正常，设备正常运行。

2013年9月委托广州机械科学研究院有限公司对场内一期风机30台齿轮箱油进行检测，其中DJ16、DJ17、DJ23齿轮箱油黏度严重偏高与ISDVC320不符，DJ02、DJ07、DJ20、DJ13齿轮箱油磨损金属元素Fe含量偏高，DJ13PQ指数偏高，其余全部合格，合格率为76.7％，对上述不合格油品，正在联系订购齿轮油，准备更换。

2013年10月组织人员对一、二期箱变绝缘油进行油样提取，已送往相关单位进行检测，等待检测结果。

（三）2014年预试工作思路及重点工作

根据风电场所处的地理环境条件，2014年将继续坚持对风场内所有设备进行预试，根据实际情况可相应增加预试项目，对发现的问题，及时整改，确保设备零隐患，安全可靠稳定运行，结合2013年预试存在的问题，2014年将风机变和风机润滑油作为重点对象，并且在日常工作中，加强巡检力度，大负荷期间加强观测，提高现场人员的安全意识和责任心，预试期间配合相关单位做好预试工作。

（四）对新能源公司工作的意见和建议

1、风电场预试工作一直是绝缘技术监督的重要部分，在2013年7月份甘肃公司召开了技术监督上半年专业会议，对玉门、玉门、昌马风电场的绝缘情况进行了总结，但是依据与北京唐浩电力工程技术研究有限公司签订的《技术监控管理服务合同》，应由北京唐浩电力工程技术研究有限公司每半年组织一次有关专业技术人员到我公司风电场进行技术监督工作动态检查，今年上半年联系对方却未开展检查，希望唐浩电力工程公司今后能够履行责任，定期实施半年一次的技术监督动态检查，督促指导我公司各风电场的技术监督工作情况。

2、结合今年高压预试开展情况来看，现场设备预试项目仍不全面，请承揽试验单位今后依据《电气设备高压试验规程》认真开展风电场电气设备预试项目。

3、试验单位在现场试验期间对各设备预试结果通报业主方负责人不够及时，且试验报告的出具严重滞后，我公司玉门和昌马风电场全停预试工作于4月底完成，其预试报告十月份才提供，不利于我公司及时整改问题设备，造成安全生产处于被动局面。

4、对风电场内线路电力电缆、风机变、避雷器、风机基础水平测试等采取抽检是否合适，由于风电场内诸如风机变等设备数量较多，如采取抽检少部分，其试验周期如何保证。

附录：

1、油样化验汇总表单

2、预试报告

第三篇：预试总结

卓资风电场#2站2011年 预试总结

变电站预试就犹如人们对身体进行健康“体检”一样，定期对设备进行预试就是为了排除事故隐患，消除设备缺陷，保持设备健康运行水平。

我站是运行一年后第一次预试，成立了以公司邻导为组长，以风场场长为副组长的检修领导小组。专业分为：电气一次、电气二次、安全监督、张家口检修公司三个工作小组，各单位预试前都进行了充分的动员，组织严密，措施有力，做到了安全、优质、高效，整个预试期间安全生产情况良好，检修质量较好，为风电场安全过冬打下了坚实的基础。

为了保证站内运行设备的安全、可靠运行，变电站工作人员和检修人员经过几天来的密切配合、精心操作，排除了各种设备缺陷和隐患，使预试工作按期完成。

为减少重复停电，尽最大努力提高公司收益，在时间安排上，采取开关与线路同步、检修与预试同步的方式。为确保安全，认真开展了现场查勘，制定了切合实际的标准化作业指导书，严格执行检修全程管理，切实杜绝违章行为发生。经过全体人员的共同努力，检修工作已取得了圆满的成功。现将所做的主要工作汇报如下：

8月19日至8月30日，历时11天，期间卓资风电场#2站完成220kV变电站、35KV母线段、380V段、220KV线路、三四期35KV线路及三期箱变和风机的检修及预试工作，8月31日220kV母线带电并启动部分风机发电，其余风机在9月1日全部发电，所有检修设备正常运行。

一、安全工作：

安全是生命，安全是保障。在检修之前，我们召开了检修动员大会，集中全体参检人员学习各项安全作业规程与措施，切实提高了职工的安全意识与安全作业技能。张家口检修公司检修工作中，按照新安规要求，严格执行现场勘察制度，认真开好班前会，向全体工作人员进行安全和技术交底，严格执行监护制度，要求参检人员相互关照、密切配合，在确保安全的情况下搞好检修质量。专职安全员深入检修现场进行安全督察，开展施工现场摄像工作，有效地避免了各类事故的发生，确保了检修的安全顺利进行和圆满成功。

二、检修工作：

为保证安全生产，按电力行业技术要求，利用此次机会，对电气设备进行全面检查、维修、更换、试验，主要完成了以下工作：

1、对主变保护、母线保护、卓牧线保护做了二次回路及传动检测。

2、远动计费测量校验。3、220kVCT预试、精度及10%误差曲线校验

4、保护接地铜网整改 5、220V、48V直流系统实验（蓄电池充放电、绝缘监察装置等）6、35kV开关柜预试、保护、模拟CT伏安特性、10%误差曲线校验

7、场内表计校验（不包含计费系统外其他显示的所有表计）8、35KV测控装置屏蔽电缆因现场原因没有接地成功。

9、主变有载调压压力释放阀信号线未连接

10、主变有载调压油位异常 11、35KV配电室开关部分设备的二次线电缆保护管未与该设备的底座和金属外壳连接

12、瓷瓶零值

13、避雷器漏流测试 14、201开关特性、预试、SF6微水及密度继电器校验 15、252开关特性、预试、SF6微水及密度继电器校验

16、SVC一次设备预试（电抗、电容）17、35kV电缆实验 18、35kV汇集线路检修实验

19、风机箱变预试 20、220kV升压站开关、刀闸、避雷器预试，绝缘子清扫。

21、主变中性点消弧线圈预试

22、电缆沟、盘柜防火封堵 23、24台风力发电机、电缆预试

24、主变预试及共箱母线清扫 25、35kV真空开关及开关柜体、母线清扫预试

26、四期35KV线路消缺

27、主变中性点间隙调整 28、35KV开关消缺 29、35KV配电室母线套管更换及3501后柜门更换 30、220KV电压互感器更换

31、主变高压侧C项避雷器更换 31、35KV电缆隧道内做均压带；

32、220KV线路消缺 33、220KV站避雷线检修 34、35KV四期更换5组防风跌落保险更换 35、35KV电缆隧道内：35KV电缆拖地，电缆未涂刷防火涂料，没有做防火墙。

36、四期35KV线路#10风机终端杆跌落保险处高压电缆头重新制作

37、四期35KV线路终端杆避雷器没有进行双接地，没有直接接地。

38、四期35KV线路终端杆接地引下线测量断开点搭接面不够没完成。

39、四期35KV线路终端杆、电缆管、屏蔽地线架没有直接接地。在此次检修工作中，表现最为突出的是我站自主检修和更换了主变高压侧220KV避雷器和35kV开关柜绝缘套筒的的工作。

避雷器是保证电力系统安全运行的重要保护装置，是保护站内设备的一道有效的安全防线。但其长期运行过程中电气特性和物理状态的劣化会使其逐渐丧失保护设备绝缘的作用，降低设备运行的可靠性。因此，对其进行更换是必须也是必要的。

由于更换环境的要求，避雷器的更换只能在良好天气情况下才能开展。为了保证变电设备可靠运行，保证电网的供电，工作人员顶着烈日，积极开展避雷器更换工作。

大家在许师傅的带领下热情很高，在避雷器更换工作开展的过程中发扬了“一不怕苦、二不怕累”的精神，当被问到做了这么多工作有什么感想时，大家说：“这些都是我们应该做的，能为保供电工作多尽一份力，多流一滴汗，无论工作多苦多累都是值得的。”

绝缘套管的更换也是一个大工作量的工作，因此动用人员很多也很累，但是大家加班加点、持续奋战，饿着肚子也要工作，终于在当天晚上把工作圆满完成。这体现了大家良好的协作精神和奉献精神。

三、出现的问题

在此次预试中也有不尽人意的问题，发现了一些事先没有预料到的问题。

1、消耗材料准备不足（破布、自喷漆黄绿红、各种型号的角钢、密封胶、导电膏、相色带、警戒线、围栏、保险丝、35KV避雷器、松动液、硅胶、保险、不锈钢螺丝、银粉等）。

2、更换避雷器时，大家在许师傅的带领下热情很高，但同时发现我方人员动手能力差，拆下的螺丝乱扔，连接时的接触面不符合要求，场面乱，对吊篮的使用最后才明确，缺乏在高空作业的经验，工具无连接绳，扔拆下的一次吊环时差点伤到绝缘子，下面拉绳子的人员也无从下手。一次线上面一个螺丝较大，螺丝只能用垫片加固。人员撤离时，现场没有彻底检查。作业指导书编制也有待改进。

3、220KV出现251开关处电流互感器BC项电容值700，做实验900多。【编号（08035）出厂电容值715.9、交接717.3PF、实测889.1；编号（08036）出厂电容值714.8、交接715.1PF、实测898.1；实测899.2；编号（08037）出厂电容值900.9、交接714.7PF、实测900.0.】经过与厂家、预试人员的反复研究，最终是厂家出厂时试验报告填错的原因，厂家并写了保证书。

4、SVC无功补偿装置3508、3509都是SF6开关(ABB)两个开关手动储能费劲，最终还是厂家帮助解决； 5、35KV段更换12个母线套管，当时摇绝缘对地400兆欧；母线螺丝为14×50和14×70（4.8级）内6角为8个的母线PTA、B两相上触头坏，为按时并网，先把3513开关的触头取俩个换上，造成8回线无法发电。开关3504、3506、3507、3510、3511、3512、3513各有一处相真空泡绝缘低最低的只有50兆欧，最高1200兆欧，严重不符合要求，现有7台需要更换。

这些问题将为以后的工作和下一次预试打了预防针，以后的工作将努力避免此类的问题的再次发生。

四、在本次预试工作中呈现出几大亮点:

1、提前谋划、周密准备、全员发动。

为了确保此次预试工作顺利完成，在预试前召开了由场长、全体检修人员参加的预试工作准备会，针对作业班组多、人员复杂、工作内容多的特点，对此次工作制定了详细施工方案并做了周密的安排和布署。

2、领导重视，加强监督、全面落实管理人员责任。

在预试期间，公司领导多次深入作业现场，对施工标准、现场安全等进行检查指导，对全体作业人员进行亲切慰问，同时要求工作人员和管理人员到岗尽责。这极大地激发了施工人员的工作热情，为全面顺利完成此次预试任务注入了强有力的精神动力。

3、精心组织，狠抓现场安全管理，严把检修关、试验关，实行质量追踪制，做到应修必修、修必修好。

预试中，坚持召开班前班后安全会，做到开工前讲安全，检修工作中查安全，检修工作后总结安全，对整个预试过程进行严密管控，实施标准化作业，保证人员与设备的安全。同时还加强了安全文化建设，在预试现场的显要位置张挂安全标语、横幅和图版，让“违章是事故隐患，规范是安全保证”、“安全规章制度是职工生命和家庭幸福的护身符”等安全理念植根工地、深入人心，营造出了“人人要安全、人人保安全”的浓厚安全文化氛围。

五、下一步工作打算

1、全力以赴，努力搞好安全生产工作。要认真贯彻落实安全生产“三个百分之百”的要求，切实做到人员、时间和力量的百分之百，坚持“四到位”、“四个零”，坚持在工作中落实措施、制度和规章，在落实当中学习进步。

2、加快推进现场标准化作业和设备状态检修，做好安全生产的常规工作。要严格按照“三防十要”、“六不”要求，强化现场作业管理，突出抓工作前的“危险点分析”，加强“两票三制”的管理，特别要重视停送电的监督、检查工作，使安全生产达到“可控、在控、能控”状态。

3、加大防范力度，减少外力破坏事故发生。对外力破坏引发的事故认真分析，制定行之有效的措施。一要继续加强三级护线网的工作，进行保护电力设施的宣传，减少由于线下施工引起的外力破坏。二要加强设备巡视，把事故隐患消灭在萌芽状态。

在整个检修工作中，全体参检干部职工充分发扬不怕困难、吃苦耐劳和连续作战的工作作风，不怕苦、不怕累、扎扎实实工作，确保了检修工作的顺利完成，并取得了良好的效果。通过检修使变电站所属的电力设备保持了最佳的技术状态，为经济建设再上一个台阶提供了有力的保证。

成绩属于过去，相信变电站全体职工在公司及变电站领导的带领下，一定会继续努力完成好今后的各项工作任务，克服困难、改正不足，为公司在新的一年取得更加辉煌的成绩作出自己的贡献。

卓资#2站 高永君 2011-9-29

第四篇：高备变预试总结

2011年4月高备变预试总结（电气运行）

2011年4月21日高备变预试，中调批复工期为“2011-04-21 06:00 至 2011-04-21 23:59”，实际有关工作的许可和终结时间：电气工作票“01号高备变、避雷器、CT、230、61A10、61B20、62A10、62B20开关试验”从9：05至19：39，“01号高备变A、B套保护调试及变送器更换”从9：18至21：14。

一、操作过程1、4月19日将网控MCC电源由380V公用PCB段倒由380V公用PCA段接带，2号公用变由运行转冷备。

2、4月19日测量1号照明检修变绝缘合格，对1号照明检修变送电，接带照明检修PCA段及照明检修PCB段，2号照明检修变由运行转冷备。

3、4月20日将输煤PCB段由2号输煤变倒至1号输煤变接带，2号输煤变由运行转冷备。

4、4月20日将翻车机PCB段由2号翻车机变倒至1号翻车机变接带，2号翻车机变由运行转冷备。

5、4月20日16：30 将380V补给水PCB段由2号补给水变接带倒至1号补给水变接带，2号补给水变由运行转冷备。

6、4月20日20：00 将380V除灰PCB段由2号除灰变接带倒至1号除灰变接带，2号除灰变由运行转冷备。

7、4月20日21：00 将380V化水PCB段由2号化水变接带倒至1号化水变接带，2号化水变由运行转冷备。

8、4月20日22：00 试启1、2号柴油发电机正常。

9、4月20日23：00 将220V直流II段母线由2号充电机倒由公用充电机接带。

10、4月21日4：10 将380V保安PC 2A、2B段由运行转冷备。

11、4月21日4：30 将380V锅炉2A段、380V汽机2A段由运行转冷备，将2A锅炉变、2A汽机变由运行转冷备。

12、4月21日4：40 断开2号机部分110V直流负荷和部分UPS负荷。

13、4月21日5：10 2号门式斗轮机、1B皮带机停电。

14、4月21日5：52 远方和就地手动断开01高备变低压分支62A20及62B20开关，断不开。DCS上远方断开01高备变高压侧230开关，但低压侧62A20及62B20开关未联跳，联系电气检修人员就地断开。

15、4月21日6：21 01高备变由热备转冷备，07：00操作完毕。

16、4月21日7：30 01高备变由冷备转检修，08：30操作完毕。合上23001接地刀闸。在6KV工作1A、1B段备用电源进线61A10、61B20开关间隔推入接地小车，在6KV工作2A、2B段备用电源进线62A10、62B20开关间隔推入接地小车。1号机6KV 工作1A段备用电源进线开关摇把活门打不开，间隔地车无法推入，检修解锁打开摇把活门。在01号高备变高压侧挂壹组接地线。

17、4月21日9：05 许可电气检修工作票“01号高备变、避雷器、CT、230、61A10、61B20、62A10、62B20开关试验”。

18、4月21日9：18 许可电气检修工作票“01号高备变A、B套保护调试及变送器更换”。

19、4月21日9：29 许可生产区域工作联系单“升压站01高备变间隔、#01高备变处搭设脚手架”。20、4月21日9：30 许可热力机械工作票“01号高备变安装消防管道”。

21、4月21日9：02 许可电气工作票：2-2011-04-1-050“6KV工作2B段母线清扫、检查、预试，开关检修、预试”。17:20终结此票。

22、4月21日10：30 许可电气工作票：2-2011-04-1-051“380V保安PC2A段母线及开关柜检查、清扫、预试”。15:45终结此票。

23、4月21日13：25 应检修要求（测量#01髙备变回路电阻）向中调申请同意后合上230开关。

24、4月21日14：25 应检修要求（做230开关直流耐压试验）向中调申请拉开23001地刀，中调告停止其它试验工作，试验完成后及时恢复安措并汇报。

25、4月21日14：00 将公用PCB段退出，许可电气工作票“2号公用变及380V公用PCB段母线及开关柜清扫检查、预试”。

26、4月21日19：39 终结电气检修工作票0-2011-04-1-015“01号高备变、避雷器、CT、230、61A10、61B20、62A10、62B20开关试验”。拆除安措：拉开230开关靠母线侧23001接地刀闸，拆除在01号高备变高压侧壹组接地线，拉出6KV工作1A、1B段备用电源进线61A10、61B20开关间隔内接地小车，拉出6KV工作2A、2B段备用电源进线62A10、62B20开关间隔接地小车。

27、4月21日19：40 01高备变由检修转冷备。

28、4月21日20：40 配合检修做高备变重瓦斯保护动作联跳高压侧、低压侧1A、1B、2A、2B分支开关成功。

29、4月21日21：14 终结电气检修工作票0-2011-04-1-016“01号高备变A、B套保护调试及变送器更换”，拆除安措。

30、4月21日21：30 将01高备变由冷备转热备。

31、4月21日22：30 将01高备变由热备转运行。

32、4月21日23：00 恢复6KV工作1A、1B段备用电源开关热备状态。

33、4月21日23：10 恢复6KV工作2A、2B段、汽机PC2A段、保安PC2A运行。对6KV工作2A、2B段充电时，远方、就地均合不上开关，由热控人员处理好。

34、4月21日23：40 将1B皮带机和2号门式斗轮机送电。

35、4月22日1：20 2号翻车机变由冷备转运行，380V翻车机PCB段由倒由2号翻车机变接带正常。

36、4月22日3：20 2号公用变及380V公用PCB段由冷备转运行。

二、操作中异常及分析

1、高备变停电中，DCS和就地均无法断开高备变低压2A、2B分支62A10及62B20开关。

远方无法断开，是因为断开了2号机直流负荷——2号机FECS通信管理电源和通讯子站电源。

就地无法断开，是因为开关控制方式切就地，只有在开关试验位置才允许断开。开关在工作位置，是断不开的。

2、DCS上断开高备变高压侧230开关，但低压2A、2B分支62A10及62B20开关未联跳，后联系电气检修人员就地断开。

未联跳是因为断开了2号机直流负荷——2号机FECS通信管理电源和通讯子站电源。

3、6KV 工作1A段备用电源进线61A10开关间隔活门（摇把插口）打不开，地车无法推入，检修解锁打开活门。

4、将6KV 工作1A、1B、2A、2B段备用PT送入柜内后，6KV 工作1B段备用61B20开关间隔发“PT断线”告警。电二次人员检查无异常，告为感应电，对高备变送电后，告警消失。

5、对6KV工作2A、2B段充电时，6KV 工作2A、2B段备用电源进线62A10、62B20开关远方、就地均合不上开关，由热控人员处理合上。

远方无法合上，是因为断开了2号机直流负荷——2号机FECS通信管理电源和通讯子站电源，且检测不到6kV1A段工作进线开关分闸位置（停电拉出了柜外）。

就地无法合上，是因为开关控制方式切就地，只有在开关试验位置才允许合上。开关在工作位置，是合不上的。注：6kV 1A段备用进线断路器允许合闸条件为下列各条件的与逻辑：

1)断路器远控允许； 2)断路器小车位置； 3)无断路器弹簧未储能； 4)断路器分闸状态；

5)无断路器控制回路断线； 6)无断路器测控装置故障； 7)无断路器直流电源消失；

8)6kV1A段工作进线断路器分闸位置； 9)6kV1A段备用进线分支PT准备就绪； 10)6kV1A段母线PT准备就绪； 11)高备变220kV断路器合闸状态。

三、操作需改进处

1、工作票上的安全措施和接票：每台机6KV室均有开关地车2个、母线地车1个。2号机组大修，地车装设在2号高厂变低压A、B分支。高备变电气检修工作票要求在01高备变低压1A、1B、2A、2B分支间隔均推入地车，此时有三种解决方法，第一、将装设在2号高厂变低压A、B分支地车的有关工作票押回，将地车推入01高备变低压2A、2B分支开关间隔。第二、将母线地车推入01高备变低压2A、2B分支PT间隔。第三、在01高备变低压2A、2B分支开关间隔或分支PT间隔装设地线。实际操作中，采用了第一种方法，因为通常是在分支开关间隔推开关地车。但工作票中，采用了第二种方法，因此需要更改工作票的安措。操作完毕后，对工作票进行了更改，再重新许可，使得许可时间延迟了半小时。需改进的地方，第一、运行值或大修办应于第一时间接工作票，及时审核安全措施，如安全措施不正确、不完备，应立即回退处理。第二、对安全措施存在异议，应协商解决，并汇报相关管理人员，统筹安排、统一方案，确定措施。第三、接票后，应立即打印工作票。第四、根据工作票计划检修工期，合理安排执行安措；执行完成的安措，应及时在工作票上填写执行情况。第五、建议补2台开关地车。

2、安排操作：经过实际操作，发现高备变由运行转检修，合上开关母线侧地刀23001、推入01高备变低压1A、1B、2A、2B分支间隔地车、在01高备变高压侧挂接地线，需要2小时时间。如果计划在7：00许可工作票，电气操作应在5：00开始。

3、检修用台车：每台机6KV配电室均配有检修用台车3个。在高备变预试期间，在1号机6KV室，需拉出01高备变低压1A、1B分支间隔开关，并推入地车。操作时，首先拉出高备变低压1A分支间隔开关（占用一个检修用台车），然后将地车送入1A分支间隔；空出的检修用台车再拉出高备变低压1B分支间隔开关（占用一个检修用台车）。将另一地车送入1B分支间隔。由于高备变预试项目还包括对高备变低压1A、1B分支PT进行试验，需单独用检修用台车推出1A、1B分支PT小车，且为节省时间，1A、1B分支PT的试验是同时进行的。这就需要对开关、PT或地车进行搬动。其中，开关是最重的、PT其次，至少要4个壮劳力才能搬动。请检修人员搬，有时会友情支援；运行人员搬，需运行值人员协助。因此，1号机6KV缺少1台检修用台车。在2号机6KV室，也同样存在问题，并且由于工作电源和备用电源开关、PT均要拉至柜外，更加缺乏检修用台车。考虑高备变预试2年一次，建议再配2台检修用台车。综合2台机组，建议补3台检修用台车。

4、为了控制2号机UPS负荷，断开了2号机UPS至2号汽机DCS电源小开关。由于热控公用COM01电源一路取自1号机UPS至1号汽机DCS电源，一路取自2号机UPS至2号汽机DCS电源，使得DCS盘上发“COM01一路电源消失”报警。现要求，控制UPS负荷时，不得断开UPS至汽机DCS电源小开关。

5、为了控制2A、2B蓄电池过度放电，断开了2号机FECS通信管理电源和通讯子站电源，使得操作在DCS上无法进行。现要求，蓄电池无充电电源时，尽量断开直流负荷，视情况保留柴油发电机控制电源、380V保安PC2A、2B段控制电源和FECS通信电源。

四、良好实践

1、控制2号机110V直流2A、2B段直流负荷。高备变预试期间，2号机6KV系统、380V保安段均失压，2号机110V直流系统无充电电源，单独由蓄电池供电。为防止蓄电池过度放电，保留了2号机6KV控制电源、保安段控制电源（应保留FECS电源），其余直流负荷全部断开。实际高备变预试期间，2号机110V直流2A、2B段蓄电池电流为0.8A，充电电源失电18小时期间，直流2A、2B段母线电压正常，均稳定在110.9V。

2、220V直流II段母线由2号充电机倒由公用充电机接带。高备变预试期间，2号机6KV系统、380V保安段均失压，2号机UPS只有直流电供给。UPS由220V直流II段母线接带，此母线由2号220V蓄电池和2号充电装置供电。由于2号机保安段失电，2号充电装置的两路交流电源也失电。这就意味着要消耗2号220V蓄电池，时间达12小时以上。将220V直流II段母线由2号充电机倒由公用充电机接带，由于1号机保安段有电，保证了公用充电装置的供电，就不会消耗2号220V蓄电池。

3、高备变预试时，运行部合理安排了人员，保证了预试的顺利进行。

4、高备变预试时，2号机组正在大修，许多DPU已停电，分、合开关不能正常进行，热工、电气检修进行了良好的配合。

5、利用2号机6KV系统、380V保安段无压的时机，对2号公用变、380V公用PCB段母线及开关柜、380V保安PC2A段母线及开关柜进行了清扫、检查、预试。

第五篇：电力设备年检预试合同

电气设备(设施)年检预试

承 包 合发包方：

承包方：

合同编号： 同

年月日

电气设备（设施）年检预试合同

发包方：（以下简称甲方）

承包方：（以下简称乙方）

甲方依据《中华人民共和国电力法》及国务院《电力供应与使用条例》

有关规定，为了维护供用电双方合法权益，提高供用电双方在电力供应和

使用中人身、设备、财产的安全、可靠性。特委托乙方对甲方专用供用电

设备（设施）进行年检检查、预防性试验工作。

甲乙双方按照中华人民共和国《合同法》及相关法律、法规、技术规

程规定，为明确双方职责，确保甲方年检预试工作安全、优质完成。本着

平等、自愿、协商一致的原则，达成以下条款，供双方遵照执行。

一、年检预试工作地点：

二、年检预试工作范围：从甲方与供电企业电气设备（设施）维护分

界点受电侧起至甲方集中配电屏（箱）出线开关电源侧止。（具体项目详见

预算书）。

三、年检预试工作主要内容（详见预算书）：

1、2、四、年检预试工作时间：

1、年检预试约定时间：

年月日至年月日

2、年检预试实施时间由甲乙双方协商确定。

五、年检预试工作双方责任：

（一）甲方责任

1、如实提供年检预试设备（设施）技术资料、图纸，年检预试前一年

内运行记录，缺陷及处理记录。

2、及时按年检预试工作要求提供工作场地，增设必要的安全设施，加

强安全保卫工作，防止非工作人员进入工作场地。

3、做好甲方内部停送电安全警示及其他生产、工作安排。

4、甲方在乙方进场工作前必须对自备电源、应急电源及附属设备、安

全围栏、警示标志进行检查，保证正常安全运行。自备电源的停、送电必

须经甲乙双方同意后由甲方负责操作。

5、甲方应指定现场工作负责人，随时检查乙方工作进度、质量、安全，并负责现场协调、监护。

6、如因以上原因修改工作内容和造成安全、质量事故，延长工期等，产生的一切责任由甲方承担。

（二）乙方责任

1、乙方保证按双方认可的工作内容及工作时间足额按时完成工作。

2、乙方保证按照《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996》标准进

行年检预试工作。

3、乙方应按甲方现场安全，保卫制度和电力建设安全工作规程组织工

作，严防一切人身、设备事故发生。

4、乙方在检查、预试过程中未经甲方认可不得随意变更甲方电气设备

（设施）原有运行方式、接线方式、计量装置；不得随意更换电气设备元

件、部件。

5、乙方在工作完毕后应向甲方提供正式年检预试报告一式三份，由甲

方检查、验收合格后，经双方签字盖章由乙方代甲方送供电企业审核。甲

方、乙方、供电企业各存一份。

6、因以上原因造成修改工作内容，延长工作时间及发生一切人身、设

备安全质量事故等，责任由乙方承担。

六、年检预试费用及付款方式：

1、本次年检预试费用总额为：（大写：）。

2、甲方在乙方进场工作前预付费用元（大

写），余款元（大写）在全部付清。

七、其他

1、工作完毕、验收合格后，由甲方负责运行维护管理。

2、年检预试中涉及到设备、主材、零部件更换，所发生的人工、材料、设备费用由乙方提供清单，经甲方签字认可后由甲方另行结算并支付乙方。

八、本合同未尽事宜，可经双方协商另行签订补充协议。

九、本合同经双方签字盖章后生效，工作验收后，费用结清后失效。

十、本合同一式份，甲乙双方各执份。

附：年检预试工作预算书。

甲方（公章）：乙方（公章）：

法定代表（或负责人）：法定代表（或负责人）：

委托代理人（或经办人）：委托代理人（或经办人）：

联系电话：联系电话：

开户银行：

户名：账号：