龙源电力集团股份有限公司风电技术监督导则及实施细则(试行)

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龙源电力集团股份有限公司

风电技术监督导则及实施细则

（试行）

2013 年11 月

前言

为了进一步促进龙源电力集团股份有限公司风电技术监督工作规范、科学、有效开展，保证风电设备及电网安全、可靠、经济运行，有效防范设备事故，提高设备可靠性，依据国家及行业方针政策、法规、标准、规程和《中国国电集团公司技术监督管理制度》及《龙源电力集团股份有限公司技术监督管理办法》，编制了《龙源电力集团股份有限公司风电技术监督导则及实施细则》。内容包含电测、绝缘、继电保护及安全自动装置、电能质量、化学、金属、振动、风电机组控制和保护性能共八项风电技术监督导则及对应的实施细则。

本导则及实施细则自下发之日起正式实施，请各风电企业遵照执行。光伏、潮汐等新能源企业可参照相关内容执行。

本导则及实施细则由龙源电力集团股份有限公司技术监督

委员会归口并解释

批准：费智审核：李力怀、吴涌、和军粱、张敏、夏晖、岳俊红、刘文秀、

魏亮、董文斌、马说邯、施亚强、范晓旭、王顺超、杨帆、周雪琴编写：冯江哲、赵小明、胡鹏、宋中波、张悦超、吴吉军、刘

亚刚、侯非、田文齐、张水基、张明、潘锡平、李英信、孙玉彬、梁培沛、金声超、曹彬、任淮辉、段二顺、曹建忠、陶钢正、岳文

彦、金鑫、陈铁、胥佳、张进、杜可兵、丁显、肖剑、荣兴汉

目录

龙源电力集团股份有限公司风电电测监督导则 (1)

龙源电力集团股份有限公司风电绝缘监督导则 (6)

龙源电力集团股份有限公司风电继电保护及安全自动装置监督导则 (19)

龙源电力集团股份有限公司风电电能质量监督导则 (24)

龙源电力集团股份有限公司风电化学监督导则 (28)

龙源电力集团股份有限公司风电金属监督导则 (35)

龙源电力集团股份有限公司风电振动监督导则 (40)

龙源电力集团股份有限公司风电机组控制及保护性能监督导则 (46)

龙源电力集团股份有限公司风电技术监督实施细则基础管理部分 (50)

龙源电力集团股份有限公司风电电测技术监督实施细则 (52)

龙源电力集团股份有限公司风电绝缘技术监督实施细则 (59)

龙源电力集团股份有限公司风电继电保护及安全自动装置技术监督实施细则 (114)

龙源电力集团股份有限公司风电电能质量技术监督实施细则 (128)

龙源电力集团股份有限公司风电化学技术监督实施细则 (133)

龙源电力集团股份有限公司风电金属技术监督实施细则 (144)

龙源电力集团股份有限公司风电振动技术监督实施细则 (153)

龙源电力集团股份有限公司风电机组控制及保护性能技术监督实施细则 (160)

龙源电力集团股份有限公司

风电电测监督导则

1. 概述

本导则规定了风力发电场电测技术监督的技术要求，它包含电测监督的对象、监督项目、技术条件和检验标准。

2. 适用范围

本导则适用于龙源电力股份有限公司所属各风电企业关于电工测量仪器、电测指示仪表及测量装置、油浸式变压器测温装置、电压电流互感器、电能表等电测仪器仪表的技术监督工作。

3. 定义与术语

3.1. 电能计量装置electric energy metering device

是计量电能所必须的计量器具和辅助设备的总体（包括电能表和电压、电流互感器及其二次回路等）。

4. 执行标准和引用文件

下列文件对于本导则的应用是必不可少的。以下引用的标准文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

DL/T 448-2000 《电能计量装置技术管理规程》

DL/T 980-2005 《数字多用表检定规程》

DL/T 5137-2001 《电测量及电能计量装置设计技术规程》

JJG 124-2005 《电流表、电压表、功率表及电阻表检定规程》

JJG 125-2004 《直流电桥检定规程》

JJG 126-1995 《交流电量变换为直流电量电工测量变送器检定规程》

JJG 313-2010 《测量用电流互感器检定规程》

JJG 314-2010 《测量用电压互感器检定规程》

JJG 315-1983 《直流数字电压表试行检定规程》

JJG 366-2004 《接地电阻表检定规程》

JJG 441-2008 《交流电桥检定规程》

JJG 596-2012 《电子式交流电能表检定规程》

JJG 598-1989 《直流数字电流表试行检定规程》

JJG 622-1997 《绝缘电阻表(兆欧表）检定规程》

JJG 724-1991 《直流数字式欧姆表检定规程》

JJG 984-2004 《接地导通电阻测试仪检定规程》

JJG 1005-2005 《电子式绝缘电阻表检定规程》

JJG 1021-2007 《电力互感器检定规程》

JJG (航天)34-1999 《交流数字电压表检定规程》

JJG (航天)35-1999 《交流数字电流表检定规程》

Q/GDW 440-2010 《油浸式变压器测温装置现场校准规范》

5. 监督范围

电测技术监督的主要对象包括：电工测量仪器、电测指示仪表及测量装置、油浸式变压器测温装置、电压电流互感器、电能表等。

a) 电工测量仪器包括：电流表、电压表、万用表、电桥、兆欧表、相序表、接地电阻

测试仪等常见仪器；

b) 电测指示仪表及测量装置包括：发电机、主变、箱式变压器、场用变压器、10kV

及以上母线、旁路、35kV 及以上线路的交流、直流系统电流表、电压表、功率表

等；

c) 油浸式变压器测温装置的现场校验；

d) 电压、电流互感器，包括计量级、测量级绕组互感器；

e) 电能表，包括多功能电能表、标准电能表、多费率电能表等。

6. 监督内容与要求

6.1. 电测技术监督具体要求

6.1.1. 《中华人民共和国强制检定的工作计量器具明细目录》规定，绝缘电阻表、接地电阻表、电能表为强制检定仪器；需按照其检定标准要求，委托由县级以上人民政府计量行政部门所属或者授权的计量检定机构进行定点定期检定；并做好检定记录，应有明确标示。6.1.2. 检定前应检查电能表的原有封印完好，封印无缺失，经检定合格的电能表应在制造商原封印基础上施加检定机构的检定封印。

6.1.3. 基建项目委托方应委托电测技术监督机构，对基建工程中电测计量部分进行监督和验收，使其符合相关规程的规定，监督和验收的结果作为监理单位审核的依据。

6.1.4. 各类计量器具和装置，经检定或检验后，应附有合格证和检验报告，施工结束后，将有关技术图纸、资料、计量器具说明书和检定合格证及电能计量装置检验报告等，一并移交运行单位，作为计量原始技术资料存档备查。

6.1.5. 建立并维护运行计量器具及装置的台帐。

6.1.6. 运行和使用中的计量器具、装置应保持整洁、完好、封印完整，标志正确、清晰，并有有效期内的检定证书（或合格证书），其准确度等级应符合要求。

6.1.

7. 应有定期巡视运行计量器具的制度，并应及时解决计量器具运行中存在的问题。6.1.

8. 计量器具和装置的检修、改造或调整，均应在最后的检定执行中注明检修改造部位或调整情况，更改二次回路时还应修改二次回路图纸，所有图纸和技术资料应在工作结束后整理归档。

6.1.9. 经验收合格的电测仪器仪表应办理入库手续，实现仪器仪表的采购、质量抽检、验收检验、安装、故障（周期）拆换、报废等全过程管理。

6.2. 电工测量仪器技术监督

6.2.1. 直接指示模拟直流和交流（频率40Hz～10kHz）电流表、电压表、功率表和电阻表（电阻1Ω～1MΩ）以及测量电流、电压及电阻的万用表采用JJG 124-2005 标准进行检定。上述各表准确度等级小于等于0.5 的，检定周期为1 年。其余仪表检定周期一般不大于2 年。

6.2.2. 直流数字电压表采用JJG 315-1983 标准进行检定。交流数字电压表可参考JJG (航天)34-1999 标准进行检定。数字电压表的检定周期一般为1 年。

6.2.3. 直流数字电流表采用JJG 598-1989 标准进行检定。交流数字电流表可参考JJG (航天)35-1999 标准进行检定。数字电流表的检定周期一般为1 年。

6.2.4. 直流数字电阻表采用JJG 724-1991 标准进行检定。其检定周期一般为1 年。

6.2.5. 手摇式绝缘电阻表采用JJG 622-1997 标准进行检定，电子式绝缘电阻表采用JJG 1005-2005 标准进行检定。手摇式绝缘电阻表的检定周期不得超过2 年。电子式绝缘电阻表的检定周期一般不超过1 年。

6.2.6. 常用的具有上述各项功能的数字万用表参考DL/T 980-2005 数字多用表检定规程规定的相关内容进行。如果数字万用表在测量电压、电流、电阻之外还有其他功能，则需要采

用涉及到其他功能的检定规程进行。例如，其电容、电感测量功能需使用JJG 441-2008 交流电桥检定规程进行检定。

6.2.

7. 接地电阻表采用JJG 366-2004 标准进行检定，检定周期一般不超过1 年。

6.2.8. 接地导通电阻测试仪采用JJG 984-2004 标准进行检定，检定周期不超过1 年。

6.2.9. 相序表的检定无相应标准，可由各单位自行制定。一般需要检查其缺相、逆相、三相电压不平衡、过电压、欠电压响应性能，检查周期不超过1 年。

6.2.10. 上述各表和仪器在修理后必须进行修理后检定。初次进口或初次购置的应进行首次检定。

6.3. 电测指示仪表及测量装置的技术监督

6.3.1. 风电场变电站所使用的电测指示仪表的配置应能正确反映电力装置的电气运行参数和绝缘状况，其安装条件、准确度等级等设计应符合DL/T 5137-2001 的有关有求。选用的电测量指示仪表的测量范围，宜使电力设备额定值指示在仪表标尺的2/3 左右。

6.3.2. 电测指示仪表及测量装置可按照各仪器仪表对应的规程进行检定，参考附录。

6.4. 油浸式变压器测温装置的技术监督

油浸式变压器测温装置的现场校验可参考国家电网公司Q/GDW 440-2010《油浸式变压器测温装置现场校准规范》的相关规定，自行制定校准规范予以实施。

6.5. 电能计量装置的技术监督

6.5.1. 电能计量装置的设计必须符合DL/T 5137-2001 标准的有关要求。

6.5.2. 电能计量设计方案要以有关电能计量设计和管理的规程、规定为依据。设计方案包括但不限于以下内容：计量点、计量方式（接线方式、计量器具型号、规格、准确度等级、装设套数）、互感器二次回路及负载特性、防窃电措施、电能计量柜、电力负荷管理系统以及预付费装置的选用。

6.5.3. 订购的电能计量器具应是列入《中华人民共和国依法管理的计量器具（型式批准部分）》的计量器具，具有制造计量器具许可证（CMC 证）。进口计量器具依据《中华人民共和国进口计量器具监督管理办法》进行管理。电能计量器具计量性能和技术规范符合设计和实际使用的要求。

6.5.4. 电能表采用JJG 596-2012 标准进行检定，检定周期为1 年。

6.5.5. 电能计量封钳（印模）、封铅的管理按DL/T 448-2000 标准的要求执行。电能计量封钳（印模）、封铅的使用必须建立严格的领用、审批、等级制度，领用人员实行唯一的编号并对领用的编号终身负责。外委计量中心的企业，按照DL/T 448-2000 标准做好监督工作。

6.6. 电压电流互感器技术监督

6.6.1. 电压电流互感器技术监督对象包括计量级、测量级互感器。

6.6.2. 测量用电压互感器采用JJG 314-2010 标准进行检定，检定周期为2 年，满足该标准规定的特定条件的可以为4 年。

6.6.3. 6kV 及以上电力系统中用于电流、电压测量的互感器以及组合互感器（简称电力互感器）采用JJG 1021-2007 标准进行检定，电磁式电流、电压互感器检定周期不超过10 年，电容式电压互感器检定周期不超过4 年。

6.6.4. 测量用电流互感器采用JJG 313-2010 标准进行检定，检定周期为2 年，满足该标准规定的特定条件的可以为4 年。

附件一：

电测技术监督检定规程列表

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风电绝缘监督导则

1. 概述

本导则提出了风力发电场绝缘技术监督工作的具体要求，它包含绝缘监督的对象、监督项目、技术条件和检验标准。

2. 适用范围

本导则适用于龙源集团所属各风电场变电站电气设备、风电场集电线路及风力发电机组。

3. 定义与术语

3.1. 电力变压器 power transformer

具有两个或多个绕组的静止设备，为了传输电能，在同一频率下，通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一系统的电压和电流，通常这些电流和电压的值是不同的。

3.2. 油浸式变压器 oil-immersed type transformer

铁心和绕组都浸入油中的变压器。

3.3. 干式变压器 dry-type transformer

铁心和绕组都不浸入绝缘液体中的变压器。

3.4. 中性点端子 neutral terminal

对三相变压器或由单相变压器组成的三相组，指连接星形联结或曲折型联结公共点（中性点）的端子，对单相变压器指连接网络中性点的端子。

3.5. 绕组winding

构成与变压器标注的某一电压值相对应的电气线路的一组线匝。

3.6. 分接tapping

在带分接绕组的变压器中，该绕组的每一个分接连接，均表示该分接的绕组，有一确定值的有效匝数，也表示该分接绕组与任何其他匝数不变的绕组间有一确定值的匝数比。

3.7. 并联电抗器 shunt reactor

并联连接在系统上的电抗器，主要用于补偿电容电流。

3.8. 消弧线圈 arc-suppression coil

接于系统中性点和大地之间的单相电抗器，用以补偿因系统发生单相接地故障引起的接地电容电流。

3.9. 互感器 instrument transformer

是指电流互感器、电磁电压互感器、电容式电压互感器和组合互感器（包括单相组合互感器和三相组合互感器）的统称。由于组合互感器是以电流互感器和电磁式电压互感器组合而成，相关试验参照电流互感器和电压互感器项目。

3.10. 接地极 grounding electrode

埋入地中并直接与大地接触的金属导体。

3.11. 接地导体（线） grounding conductor

电气装置、设施的接地端子与接地极连接用的金属导电部分。

3.12. 接地装置 grounding connection

接地线和接地极的总和。

3.13. 接地网 grounding grid

由垂直和水平接地极组成的供发电厂、变电站使用的兼有泄流和均压作用的较大型的水平网状接地装置。

3.1

4. 中性点接地电阻器 neutral grounding resistor

一种其主要元件为电阻的中性点接地装置。当系统出现故障中性点产生偏移时，电阻器将系统中性点强制接地并限制其故障电流，以避免系统中的线路和设备遭受损坏。

4. 执行标准和引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。如引用标准被新标准替代，其最新版本适用于本标准。

GB 1094 《电力变压器》

GB 1207-2006 《电磁式电压互感器》

GB 1208-2006 《电流互感器》

GB 16847-1997 《保护用电流互感器暂态特性技术要求》

GB 50150-2006 《电气装置安装工程电气设备交接性试验标准》

GB 50169-2006 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》

GB/T 4703-2007 《电容式电压互感器》

GB/T 6451-2008 《油浸式电力变压器技术参数和要求》

GB/T 10228-2008 《干式电力变压器技术参数和要求》

GB/T 13499-2002 《电力变压器应用导则》

GB/T 17468-2008 《电力变压器选用导则》

DL/T 596-1996 《电力设备预防性试验规程》

DL/T 620-1997 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》

DL/T 621-1997 《交流电气装置的接地》

DL/T 725-2000 《电力用电流互感器订货技术条件》

DL/T 726-2000 《电力用电压互感器订货技术条件》

DL/T 727-2000 《互感器运行检修导则》

DL/T 729-2000 《户内绝缘子运行条件》

DL/T 797-2012 《风力发电场检修规程》

DL/T 804-2002 《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》

5. 绝缘监督范围

风电场电气设备绝缘监督范围包括：发电机、变压器、电抗器、电容器、开关设备、互感器、避雷器、母线、套管/绝缘子、接地装置、消弧线圈、电力电缆、输电线路等。

6. 监督内容与要求

6.1. 发电机绝缘监督

6.1.1. 发电机设备的设计选型及采购验收发电机设备的设计选型及采购验收过程中，除对

发电机的一般要求外，还应关注发电机

轴承、发电机转速编码器、冷却器、发电机联轴器等部件参数的要求。

6.1.2. 发电机运行监督

风电机组发电机应遵循《DL/T 797 风力发电场检修规程》及制造厂技术要求按期进行检测。风电机组发电机技术改造应依据行业标准、反事故措施要求和发电机运行情况、绝缘状况制定检修和技改项目计划进行，技改工作完成后，设备台帐等技术资料应同步更新。主管部门应进行技改项目评审和改造效果的评估工作。

6.1.3. 发电机预防性试验的周期

6.1.3.1.风电机组发电机绕组每1～3 年进行一次直流电阻测试工作。

6.1.3.2.风电机组发电机绕组每1～3 年进行一次绝缘电阻测试工作。

6.1.3.3.风电机组发电机集电环每年进行一次绝缘测试。

6.1.3.4.发电机绕组阻抗出现缺陷的机组应缩短监测周期并根据缺陷级别安排大修计划。

6.2. 变压器及电抗器绝缘监督

6.2.1. 变压器类设备的设计选型及采购验收

6.2.1.1. 变压器设计、选型应符合《GB/T 17468 电力变压器选用导则》、《GB/T 13499电力变压器应用导则》和《GB 1094 电力变压器》、《GB/T 6451 油浸式电力变压器技术参数和要求》、《GB/T 10228 干式电力变压器技术参数和要求》等技术标准和相关反事故措施要求。

6.2.1.2. 订购前，应向制造厂商索取突发短路试验变压器的试验报告和承受短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的承受短路能力计算报告。

6.2.1.3. 设备采购时，应要求制造厂有可靠的密封措施。若运行中的设备密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水受潮。

6.2.1.4. 由于变压器在制造过程中工艺分散性较大，为保证产品质量，有必要派专业人员按监造大纲对220kV 及以上电压等级变压器的制造过程进行监造。

6.2.1.5. 严格按照有关规定进行对新购变压器类设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。

6.2.1.6. 对110kV 及以上电压等级变压器在出厂和投产前应测试绕组变形，在交接及大修后，必须进行现场局部放电试验。

6.2.1.

7. 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检测报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装。

6.2.2. 变压器类设备运行监督

6.2.2.1. 防止水分及空气进入变压器

a) 变压器在运输和存放时，必须密封良好。

b) 变压器本体及冷却系统各连接部位的密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料。

c) 检查呼吸器的油封、油位是否正常，切实保证畅通，干燥剂应保持干燥有效。

d) 对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行真空处理和注油，其真空度、

抽真空时间、进油速度等均应达到要求。

e) 变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处的

残存气体。

6.2.2.2. 防止异物进入变压器

a) 除制造厂有特殊规定外，在安装变压器时应进入油箱检查清扫，必要时应吊芯检查、

清除箱底及油管道中的异物。

b) 变压器安装或更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和潜油泵

内部，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。

c) 要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器，应定期检查滤网和更换

吸附剂。

d) 潜油泵应采用性能较好的E 级或D 级轴承。禁止使用无铭牌、无级别的轴承。潜油

泵应选用转速不大于1000rpm 的低速泵。

e) 变压器内部故障跳闸后，立即切除油泵，避免故障中产生的游离碳、金属微粒等异

物进入变压器的非故障部位。

f) 在安装、大修吊罩或进入检查时，应尽量缩短器身暴露于空气的时间，还要防止工

具、材料等异物遗留在变压器内。进行油真空处理时，要防止真空滤油机轴承磨损

或滤网损坏造成的金属粉末或异物进入变压器。

g) 运行中的瓦斯继电器指示异常时，注意检查瓦斯继电器挡板是否脱落。

6.2.2.3. 防止变压器绝缘机械破坏

a) 在安装变压器穿缆式套管时应防止引线扭结，不得过分用力吊拉引线而使引线根部

和线圈绝缘损伤。如引线过长或过短应查明原因予以处理。检修时严禁蹬踩引线和

绝缘支架。

b) 变压器内部检查时，应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓，防止变压器

在运行中受到电流冲击时发生绕组变形和损坏。

c) 安装或检修中需要更换绝缘部件时，应采用符合制造厂要求，并检验合格的材料和

部件，并经干燥处理。

6.2.2.4. 防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损

a) 对于负荷能力有怀疑或经改造的变压器，必要时应进行温升试验来确定负荷能力。

b) 强油循环变压器的冷却系统故障时，变压器允许的负荷水平、持续时间和顶层油温

等均应符合变压器运行规程或制造厂规定。

c) 强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源，并装有自动的切换装置，要定期

进行切换试验。

d) 冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度，注意定期维护保证正常运行。对振动大、

磨损严重的风扇电机应进行更换。

e) 冷却器外部脏污、油泵效率下降等使冷却器散热效果降低时，要适当缩短允许过负

荷时间。冷却器每1～2 年用压缩空气或水进行一次外部清洗，保证冷却效果。

f) 运行15 年及以上、温升过高的变压器应进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化

程度，必要时进行绝缘纸板聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。

g) 运行中变压器的热点温度不得超过规定的限制和特定限制。在实际运行中应对负载

电流和顶层油温加以监控。

6.2.2.5. 防止变压器过电压击穿

a) 有效接地系统的中性点不接地运行的变压器，在投运、停运和跳闸过程中，为防止

出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护，采用氧化锌避雷器；在投切

空载变压器时，其中性点必须接地。

b) 变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线

均符合热稳定要求。

6.2.2.6. 防止变压器工作电压下击穿

a) 新安装和大修后的220kV 及以上变压器，应在现场进行局部放电试验。

b) 新变压器油要加强质量控制，试验合格后，方能注入设备。

c) 110kV 及以上变压器油中出现乙炔，应缩短检测周期，跟踪变化趋势。当绝缘油中

可燃气体增加，并伴有少量乙炔气体产生，但乙炔含量趋于稳定时，可区别对待，

适当放宽运行限制，但应查明原因，并注意油中含气量的变化。

d) 运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑有放电性故障时，应进行局部放电试验。

e) 薄绝缘变压器可按一般变压器进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再

进行改造性大修，换下的变压器报废。

f) 对变电设备进行红外成像测温检查。

6.2.2.

7. 预防变压器铁心多点接地和短路故障

a) 在检修时应测试铁心的绝缘。如存在多点接地，应查清原因，消除故障。

b) 穿芯螺栓绝缘应良好，注意检查铁心穿芯螺栓绝缘套外两端的金属座套，防止因座

套过长触及铁心造成短路。

c) 线圈压紧螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁心短路。铁心和铁轭静电屏

蔽引线应紧固好，防止出现悬浮放电。

d) 铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地线引至适当位置，以便在运行

中监视接地线中是否有环流。当有环流又无法及时消除时，作为临时措施可在接地

回路中串入限流电阻，电流一般控制在100mA 以下。

6.2.2.8. 预防变压器套管闪络及爆炸

a) 当发现套管中缺油时，应查找原因并进行补油。对有渗漏油的套管应及时处理，防

止内部受潮而损坏。

b) 注意油纸电容式套管的介损、电容量和绝缘油色谱分析结果的变化趋势。发现问题

及时处理。

c) 电容型套管的抽压或接地运行的末屏小套管的内部线，如有损坏应及时处理，运行

中应保证小套管接地良好。

d) 运行、检修中应注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测。

e) 110kV 及以上电压等级的套管上部注油孔的螺栓胶垫容易老化开裂，应结合小修予

以更换，防止进水。

6.2.2.9. 预防变压器引线烧损

a) 在线圈下面水平排列的裸露引线应全包绝缘，以防止杂物引起短路。

b) 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘带以防止裸电缆与套管导杆相碰烧坏引线。

6.2.2.10. 预防变压器分接开关故障

a) 变压器安装完毕准备投运前及无载分接开关改变分接位置后，必须测量使用分接的

直流电阻和变比，合格后方能投入运行。

b) 对有载调压开关，应按出厂说明书规定在安装时及运行中定期对操作机构、切换开

关及过渡电阻和选择开关等进行检查和调试。

6.2.2.11. 防止变压器油劣化

a) 加强油务监督管理工作，定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析，保持变压器油质

良好。

b) 装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，注油应严格按厂家说明书规定的工艺要求进

行注油，防止进入空气和出现假油位。并结合大修对胶囊和隔膜的完好性进行检查。

c) 对于装有金属波纹管储油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应通知制造厂更换

处理；运行时要防止异物卡涩导轨，保证呼吸顺畅。

6.2.3. 变压器类设备预防性试验的周期

6.2.3.1. 主变压器（包括有载分接开关）、电抗器、消弧线圈等变压器类设备应按相关标准定期检测油色谱、交流耐压、绝缘电阻、介损tanδ、吸收比或极化指数、绕组泄漏电流以及局放等试验。

6.2.3.2. 箱式变压器绕组直流电阻测试，周期为1 年；

6.2.3.3. 箱式变压器绝缘油应定期试验，周期为1 年；

6.2.3.4. 箱式变压器绝缘电阻测试，周期为1 年；

6.2.3.5. 箱式变压器绝缘油色谱，测试周期为3～5 年。

6.3. 互感器绝缘监督

6.3.1. 互感器设计选型及采购验收

6.3.1.1. 所选用电流互感器的动热稳定性能，应满足安装地点系统短路容量的要求。

6.3.1.2. 互感器外绝缘爬电距离及伞裙结构，应满足安装地点的污秽等级及防污闪要求，对重污秽区宜选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷瓶。

6.3.1.3. 互感器的设计、选型应符合《DL/T 725 电力用电流互感器订货技术条件》、《DL/T 726 电力用电压互感器订货技术条件》等标准和相关反事故措施要求；电压互感器和电流互感器技术参数和性能满足《GB 1207 电磁式电压互感器》、《GB 1208 电流互感器》有关要求，电容式电压互感器满足《GB/T 4703 电容式电压互感器》有关要求；保护用电流互感器满足《GB 16847 保护用电流互感器暂态特性技术要求》。

6.3.1.4. 对于110kV 及以上电压等级电流互感器，应要求制造厂在出厂时进行10kV 和额定电压下的介损和电容量测量。220～500kV 电流互感器除应进行上述测量外，还应测取tanδ=f(U)的关系曲线，同时注意相应电容量的变化。对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行铁磁谐振试验。

6.3.1.5. 试验结果应与出厂值一致，差别较大时应分析并查明原因，不合格的互感器不得投入运行。对于用于计量的互感器，在交接试验时应进行误差试验。

6.3.1.6. 油浸式互感器不应有渗漏情况，有渗漏油的互感器不得投运。

6.3.1.

7. 已安装完成的互感器若一年及以上时间未带电运行，在投运前应进行检查，进行本体绝缘试验、绝缘油色谱测试及简化分析，合格后方可投入运行。

6.3.1.8. 电流互感器的一次端子接头部位要有足够的接触面积，其电气连接应接触良好，防止产生过热性故障。对二次线引出端子有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。

6.3.1.9. SF6 电流互感器安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF6 气体至额定压力，静置1h 后进行SF6 气体微水测量。气体密度表、密度继电器必须经校验合格。

6.3.1.10. SF6 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的80%。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。

6.3.2. 互感器运行监督

6.3.2.1. 定期检查互感器外绝缘表面有无放电现象，如有放电现象应及时处理。

6.3.2.2. 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况，对运行中渗漏油的互感器，应依据情况限期处理，必要时进行油样分析；对于含水量异常的互感器要加强监视或进行绝缘油处理；油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油应立即停止运行。

6.3.2.3. 如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行；当互感器出现异常响声时应退出运行；当电压互感器二次电压异常时，应迅速查明原因并及时处理。

6.3.2.4. 应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时安排更换。

6.3.2.5. 进行红外成像测温等带电监测工作，及时发现运行中互感器的缺陷。

6.3.2.6. 防止电容式电压互感器故障。对电磁单元部分进行认真检查，当发现有异响时，互感器应退出运行，进行详细试验、检查，并立即予以处理。

6.3.2.

7. SF6 互感器运行中应巡视检查气体密度表，年漏气率应小于1%。若压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6 新气，一般应停电补气，个别特殊情况需带电补气时，应在厂家指导下进行。补气较多时（表压小于0.2Mpa）,应进行工频耐压试验（试验电压为出厂试验值的80%～90%）。

6.3.2.8. 运行中SF6 气体含水量不应超过300mg/L，若超标应尽快退出运行。

6.3.2.9. SF6 互感器设备故障跳闸后，应先使用SF6 气体分解产物快速测试装置，对设备内气体进行检测，以确定内部有无放电，避免带故障强送再次放电。

6.3.3. 互感器的检修

6.3.3.1. 220kV 及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。

6.3.3.2. 油浸式互感器检修时，应严格执行《DL/T 727-2000 互感器运行检修导则》，要注意器身暴露时间不得超过规定，复装时必须真空注油，注油速度应按规定进行。

6.3.3.3. 带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在例行试验或停电检修时，检查顶部密封状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换。

6.3.4. 互感器预防性试验的周期

6.3.4.1. 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。

6.3.4.2. 电流互感器、电压互感器的介损tanδ 试验周期1～3 年。

6.3.4.3. 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。

6.3.4.4. 电流互感器、电压互感器的交流耐压试验1～3 年。

6.3.4.5. 电流互感器、电压互感器的局放测量周期为1～3 年。

6.4. 开关设备绝缘监督

6.4.1. 高压开关（断路器）设备的设计选型及采购验收

6.4.1.1. 所选用的高压开关设备应满足相关国家标准和电力行业标准。

6.4.1.2. 设计选型应参考运行、检修部门对高压开关设备运行情况的评估和故障情况的统计，不应选用故障频发和存在重大缺陷的产品，尤其是具有家族性缺陷而未彻底解决的产品。

6.4.1.3. 断路器选用无油化产品。真空断路器选用本体和机构一体化设计制造的产品，断路器的灭弧室要考虑地域差异，随机附带该断路器的型式试验报告。

6.4.1.4. 高压开关柜选用“五防”功能完备的加强绝缘型产品。

6.4.1.5. 高压开关设备有关参数选择还应考虑开断电流、外绝缘配置等技术指标应留有裕度。

6.4.1.6. 新装及检修后的开关设备必须严格按照《GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、产品技术条件及有关检修工艺的要求进行检验。

6.4.1.

7. 断路器在新装和大修后必须测量机械特性，测量相间和同相各断口间的动作时间和同期差，应满足产品技术条件规定。

6.4.2. 开关设备运行监督

6.4.2.1. 预防断路器设备运行操作故障

a) 运行中，真空断路器真空度低、SF6 断路器气体压力异常、液压操动机构压力异常

分合闸闭锁时，严禁进行断路器操作。

b) 故障跳闸线路实施强送后，无论成功与否，必须仔细检查断路器。

c) 断路器在开断故障电流后，运行、检修人员应对其进行巡视、检查。

d) 断路器发生拒分时，应立即将其停用，查明并消除缺陷后方可投入。

e) 断路器分合闸操作后应到运行现场核查机械位置，根据电压、电流及带电显示装置

确认触头状态，防止发生非全相并网和非全相解列事故。

f) 室外SF6 开关设备发生爆炸或严重漏气等故障时，运行、检修人员应穿戴防毒面具

和穿防护服，从上风侧接近设备。

g) 隔离开关倒闸操作中，注意观察隔离开关转、动部件，发现卡、滞，停止操作并进

行处理，严禁强行操作。

6.4.2.2. 预防断路器灭弧室事故

a) 每年必须根据调度部门提出的最大运行方式校核开关设备的断流容量。校核开关设

备短路容量还应至少校核5 年内的发展情况，以便于更换断路器等设备。

b) 除按计划检修外，还应按累计短路开断次数和累计开断电流结合状态评估安排检

查、检修；灭弧室接触电阻超标时，必须解体大修。

c) SF6 开关设备大修时，必须进行现场耐压试验、测量弧触头烧伤程度。必要时对灭

弧室进行解体或返厂处理。

d) 真空断路器真空度测试必须合格，否则不能投运。

6.4.2.3. 预防开关设备绝缘闪络、爆炸

a) 充胶（油）电容套管发现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时及时进行处理

或更换。

b) 大修时检查电容套管的芯子有无松动现象，耐压试验前后做介损和电容量试验。

6.4.2.4. 预防断路器拒动、误动

a) 操动机构箱门关闭严密，防水、防尘、防小动物进入，内部干燥清洁。机构箱有隔

热防寒措施。经常检查加热设备和温控装置的完好性。

b) 断路器在投运前、检修后及试验中，必须检查操动机构分合闸脱扣器电压动作特性。

c) 断路器大修时检查液压机构分、合闸阀针是否松动或变形。

d) 检查开关设备接头部、隔离开关的导电部分（重点部位是触头、出线座等）。测试

时机选大负荷方式，高温季节缩短测试周期。

e) 定期检查开关设备铜铝过渡接头。

6.4.2.5. 预防开关设备机械损伤开关设备的连接拐臂、联板、轴、销等部件要有防锈蚀措

施，发现弯曲、变形或断

裂应分析原因并及时处理。

6.4.2.6. 预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障

a) 各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈的通电时的端子电压不低于标

准要求。对电磁操动机构合闸线圈的端子电压，当关合电流小于 50kA（峰值）时

不低于额定操作电压的85%，并均不高于额定操作电压值的110%，以确保合闸和重

合闸的动作可靠性。

b) 220kV 及以上电压等级变电站应有两路可靠直流电源，不得采用硅整流合闸电源和

电容储能跳闸电源。

c) 应定期检查各级直流熔丝或直流空气开关配置和状态，检查操作箱内分、合闸线圈

有无烧损现象。

6.4.2.

7. 预防隔离开关故障

a) 新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试，积极开展瓷绝缘子探伤和触指

压力测试。

b) 加强对隔离开关导电部分、转动部分、操动机构、瓷绝缘子等的检查与润滑。

c) 与隔离开关相连的导线弛度应调整适当，避免拉力过大。

6.4.2.8. 预防高压开关柜故障

a) 新建、扩建和改造工程必须选用加强绝缘型且母线室封闭的高压开关柜。开关柜的

柜间、母线室之间及各功能室之间应隔离。

b) 高压开关柜内的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采用阻燃绝缘材料，

严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸酯等有机绝缘材料。

c) 开关柜配电室配置通风、防潮设备。

d) 开关柜内二次线采用阻燃型软管或金属软管防护，二次线固定牢固，防止与一次导

电体搭接或安全距离不够引发事故。

e) 高压开关柜内母线及各分支线采用可靠绝缘材料包封。

f) 开关柜必须具备“五防”功能。

6.4.2.9. 预防SF6 断路器故障

a) 定期进行SF6 断路器微水含量和泄漏检测。有异常时，SF6 气体必须回收。

b) SF6 断路器的密度继电器、SF6 气体压力表定期校验。

c) 做好SF6 气体安全防护工作，必须配备安全防护设施。

d) 防止SF6 开关在分合闸时发生非全相。

e) SF6 开关设备压力异常时，必须查明原因，补气前、后做好记录。

6.4.2.10. 预防开关液压机构事故

a) 断路器液压机构打压频繁或突然失压时应停电处理；停电前，严禁人为启动油泵；

若不能停电，必须采取可靠措施。

b) 进行液压机构的保压、防慢分、压力闭锁试验。

c) 开关的液压油应结合检修进行过滤。

6.4.3. 开关设备的预防性试验周期

6.4.3.1. SF6 断路器和GIS

a) 辅助回路和控制回路绝缘电阻试验周期为1～3 年。

b) SF6 气体的湿度的试验周期为1～3 年。

c) 断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tanδ 试验周期为1～3 年。

d) 除罐式断路器外，合闸电阻值和合闸电阻投入时间的试验周期为1～3 年。

e) 分合闸电磁铁的动作电压的试验周期为1～3 年。

f) 导电回路电阻的试验周期为1～3 年。

g) SF6 气体密度监视器（包括整定值）的试验周期为1～3 年。

h) 压力表校验的试验周期为1～3 年。

i) 液（气）压操动机构的泄漏试验的试验周期为1～3 年。

j) 油（气）泵补压及零起打压运转时间的试验周期为1～3 年。

6.4.3.2. 空气断路器

a) 40.5kV 及以上的支持瓷套管及提升杆的泄漏电流的试验周期为1～3 年。

b) 辅助回路和控制回路交流耐压试验周期为1～3 年。

c) 导电回路电阻的试验周期为1～3 年。

6.4.3.3. 真空断路器

a) 绝缘电阻的试验周期为1～3 年。

b) 交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）的试验周期为1～3 年

c) 辅助回路和控制回路交流耐压试验周期为1～3 年。

d) 导电回路电阻的试验周期为1～3 年。

e) 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻的试验周期为1～3 年。

6.4.3.4. 隔离开关

a) 有机材料支持绝缘子及提升杆绝缘电阻的试验周期为1～3 年。

b) 二次回路绝缘电阻的试验周期为1～3 年。

6.4.3.5. 高压开关柜

a) 辅助回路和控制回路绝缘电阻的试验周期为1～3 年。

b) 断路器、隔离开关及隔离插头导电回路电阻的试验周期为1～3 年。

c) 12kV 及以上开关柜绝缘电阻的试验周期为1～3 年。

d) 12kV 及以上开关柜交流耐压的试验周期为1～3 年。

e) 检查电压抽取（带电显示）装置的试验周期为1 年。

f) 压力表及密度继电器校验的试验周期为1～3 年。

g) 五防性能检查的试验周期为1～3 年。

6.5. 电力电缆绝缘监督

6.5.1. 电力电缆的设计选型及采购验收

6.5.1.1. 在密集敷设电缆的电缆夹层和电缆沟内，不得布置热力管道、油气管道及其它可能引起电缆着火的设备。

6.5.1.2. 按设计施工，各类电缆分层布置，摆放整齐，弯曲半径符合要求，避免任意交叉，并留出足够的人行通道。

6.5.1.3. 控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、盘柜等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）应采用阻燃材料封堵。

6.5.1.4. 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道和厂房内架构上的电缆要采取分段阻燃措施；

6.5.1.5. 靠近高温管道等热体的电缆应有隔热措施，靠近充油设备的电缆沟盖板应密封。

6.5.2. 电力电缆的运行监督

6.5.2.1. 巡检周期

a) 敷设在土壤、隧道中及沿桥梁架设的电缆，每三个月至少巡检一次。根据季节及基

建工程特点，应增加巡检次数；

b) 电缆竖井内的电缆，每半年至少巡检一次；

c) 电缆沟、隧道、电缆架及电缆线段等的巡查，至少每三个月巡检一次；

d) 对挖掘暴露的电缆，按工程情况酌情加强巡视。

6.5.2.2. 电缆终端头的检查周期

a) 电缆终端头，由现场根据运行情况每1～3 年停电检查一次；

b) 装有油位指示的电缆终端头，每年夏、冬两季分别检查一次，应监视油位高度。污

秽地区电缆终端头的巡视与清扫期限，可根据当地污秽程度确定。

6.5.2.3. 巡检内容

a) 对敷设在地下的电缆线路，应查看路面是否正常、有无挖掘痕迹、路线标桩是否完

整无缺；

b) 电缆线路上不可堆放瓦砾、矿渣、建筑材料、笨重物件或堆砌石灰等；

c) 对通过桥梁的电缆应检查电缆两端是否拉伸过紧，保护管或槽有无脱开或严重锈蚀

现象；

d) 对户外与架空线连接的电缆终端头应检查是否完整，电缆铅包有无龟裂漏油，靠近

地面一段电缆是否有车辆碰撞痕迹等；

e) 定期对电缆中间接头测温，多根并列电缆要检查电流分配和电缆外皮的温度；

f) 检查隧道内电缆位置是否正常、接头有无变形漏油、温度是否异常、构件是否脱落，

通风、排水、照明设施是否完整，防火设施是否完善。

6.5.3. 电力电缆预防性试验周期

6.5.3.1. 汇流电缆，发现龟裂、破损、过度扭曲等外观检查异常的电缆：1 年。

6.5.3.2. 一般电缆3.6/6kV 以上：3 年。

6.5.3.3. 一般电缆3.6/6kV 以下：5 年。

6.6. 接地系统绝缘监督

6.6.1. 接地网的设计选型及采购验收

6.6.1.1. 设计中，要采取当地土壤电阻率作为设计依据。

6.6.1.2. 接地装置热稳定性电流应与变电所设备热稳定电流选取一致，接地装置及引下线最小截面要按照接地短路电流进行热稳定校核。

6.6.1.3. 腐蚀性土壤地域的接地网选材要留有余地，必要时要采取铜制材料的接地装置。

6.6.1.4. 接地装置的焊接质量，必须满足《GB 50169-2006 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》的要求，导体应做好防腐措施。

6.6.1.5. 设备与主接地网的连接必须可靠，发电机、变压器本体及中性点、GIS 开关设备、补偿电容等大型或重要电气设备必须考虑两点接入地网；改扩建接地网与原地网间、临近的自然接地体，应根据情况要有多点连接。

6.6.1.6. 高电阻土壤宜采用方孔网格接地网，在增加导体根数降低接地电阻的基础上，并考虑提高均压功能及降低跨步电位差。

6.6.1.

7. 接地网及引线严禁与外界的自来水管道、铁轨、供热管线连接，防止雷击及转移电位对弱电设备的损坏，采取相应的隔离或限压措施，也可按厂家的要求考虑装置的接地方式。

6.6.1.8. 接地网须测量接触电压及跨步电压，超过规定值，可局部增设水平均压带。6.6.1.9. 接地网与电缆沟连接的接地带，每隔一定距离应与接地网均压带复连一次。6.6.2. 接地网运行监督

6.6.2.1. 根据系统短路容量的变化，校核接地装置及设备引下线的热稳定容量（校核方法参照《DL/T 621-1997 交流电气装置的接地》中附录C）。

6.6.2.2. 接地装置引下线导通试验，每年须进行一次，测量结果呈逐年上升趋势者，应开挖检查。

6.6.2.3. 接地网的开挖，要选择5～8 个部位沿引下线挖掘，发现异常，扩大检查范围。

6.6.2.4. 高土壤电阻率地区，接地网接地电阻超过规定值，可敷设外引接地极、井式、深钻式接地极。

6.6.2.5. 测量变电站全网的接地电阻，为了减少误差，提高测量的精度，宜解开架空线路避雷线与接地网的连接点，测量后必须恢复。

6.6.2.6. 加强变压器中性点过电压保护间隙、氧化锌避雷器的管理与维护，防止中性点过电压故障造成变压器烧损。

6.6.3. 接地系统预防性试验周期

6.6.3.1. 风电机组、箱变的接地系统检测周期：1 年；

6.6.3.2. 风电机组防雷回路检测周期：1～3 年；

6.6.3.3. 杆塔、建筑物避雷带检测周期：1～5 年；

6.6.3.4. 测风塔检测周期：1 年；

6.6.3.5. 独立避雷针检测周期：1～6 年；

6.6.3.6. 站内接地网检测周期：1 年；

6.6.3.

7. 无法满足上述要求的可根据现场情况和当地气象局要求制定相应的试验计划。

6.7. 外绝缘设备绝缘监督

6.7.1. 外绝缘设备的设计选型与采购验收

6.7.1.1. 新建、扩建发变电设备的外绝缘配置，必须根据所在地域气候因素、环境的污染状况及可变化趋势等合理选取及配置输变电设备的外绝缘，并做到一次性配置合理及到位，留有超前一个等级裕度。

6.7.1.2. 积极开展盐密测试工作，根据大气环境、污源的变化适时掌握现实的污区状况，从而合理准确地划定污区等级。对于污秽严重地区的输变电设备，外绝缘按高一级水平配置。

6.7.1.3. 地处污染严重及北方内陆干旱少雨地区，设备外绝缘积污相应严重，变配电设备的外绝缘应按高一级水平配置，并建议采用防污及憎水性能较好的绝缘子。

6.7.2. 外绝缘设备的运行监督

6.7.2.1. 定期进行盐密、灰密测量，按要求布置测试点，跟踪掌握污区等级的动态，及时采取相应的预防性技术措施。

6.7.2.2. 变电站污秽度监测为模拟监测。为了试品的积污免于雨水冲刷、保证污秽度监测准确，监测要在雨季到来之前完成。

6.7.2.3. 根据现场污秽等级编制年度防污闪清扫计划：处于C 级及D 级污区非复合绝缘子或未喷涂RTV 的绝缘子，要在春季粘雪到来前完成清扫；处于C 级及以上污秽区的符合绝缘子，应进行外观检查。护套或端部密封存在缺陷的应予以更换。

6.7.2.4. 户内设备外绝缘应在运行维护上搞好防尘、防潮和除湿工作。高压柜下部的电缆孔洞必须封堵好，防止造成高压柜内结露。户内设备外绝缘爬距配置及调整，应符合《DL/T 729-2000 户内绝缘子运行条件》的要求。

6.7.2.5. 户内设备必须按周期进行试验，适时进行检查及清扫。

6.7.2.6. 鉴于盘形悬式绝缘子劣化率较高，每年宜进行一次悬式绝缘子零值的检测，并至少进行一次人工清扫，有条件时更换为悬式复合绝缘子。

6.7.2.7. 户外绝缘子爬距低于标准时，要落实防范措施，及时安排调爬。

6.7.2.8. 选用复合支柱绝缘子必须保证芯棒机械强度。

6.7.2.9. 户外35kV 及以上的变压器套管、断路器瓷套、隔离开关支柱绝缘子等，不能更换瓷件调爬时，可采取加装辅助伞裙的或使用防污闪RTV 涂料。

6.7.2.10. 现场喷涂RTV（PRTV）涂料要严格遵守操作工艺。

6.7.3. 外绝缘设备预防性试验周期

6.7.3.1. 套管

a) 主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻的试验周期为1～3 年。

b) 主绝缘及电容型套管对地末屏tanδ 与电容量的试验周期为1～3 年。

6.7.3.2. 支柱和绝缘子

a) 66kV 及以上零值绝缘子检测的试验周期为1～5 年。

b) 绝缘电阻的试验周期为1～5 年。

c) 交流耐压试验的试验周期为1～5 年。

d) 污秽物等值盐密的试验周期为1 年。

6.8. 避雷设备绝缘监督

6.8.1. 避雷设备的设计选型与采购验收

6.8.1.1. 变电站防雷工程设计依据《DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》及其它有关标准、规程进行，结合所在地区雷电信息资料，审查避雷器、避雷针、接地装置布设方案和参数选择的合理性。

6.8.1.2. 金属氧化物避雷器选型应符合《DL/T 804 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》要求。

龙源电力集团股份有限公司风电技术监督导则及实施细则(试行)

内部资料 注意保存 龙源电力集团股份有限公司 风电技术监督导则及实施细则 （试行） 2013 年11 月

前言 为了进一步促进龙源电力集团股份有限公司风电技术监督工作规范、科学、有效开展，保证风电设备及电网安全、可靠、经济运行，有效防范设备事故，提高设备可靠性，依据国家及行业方针政策、法规、标准、规程和《中国国电集团公司技术监督管理制度》及《龙源电力集团股份有限公司技术监督管理办法》，编制了《龙源电力集团股份有限公司风电技术监督导则及实施细则》。内容包含电测、绝缘、继电保护及安全自动装置、电能质量、化学、金属、振动、风电机组控制和保护性能共八项风电技术监督导则及对应的实施细则。 本导则及实施细则自下发之日起正式实施，请各风电企业遵照执行。光伏、潮汐等新能源企业可参照相关内容执行。 本导则及实施细则由龙源电力集团股份有限公司技术监督 委员会归口并解释 批准：费智审核：李力怀、吴涌、和军粱、张敏、夏晖、岳俊红、刘文秀、 魏亮、董文斌、马说邯、施亚强、范晓旭、王顺超、杨帆、周雪琴编写：冯江哲、赵小明、胡鹏、宋中波、张悦超、吴吉军、刘 亚刚、侯非、田文齐、张水基、张明、潘锡平、李英信、孙玉彬、

彦、金鑫、陈铁、胥佳、张进、杜可兵、丁显、肖剑、荣兴汉

目录 龙源电力集团股份有限公司风电电测监督导则 (1) 龙源电力集团股份有限公司风电绝缘监督导则 (6) 龙源电力集团股份有限公司风电继电保护及安全自动装置监督导则 (19) 龙源电力集团股份有限公司风电电能质量监督导则 (24) 龙源电力集团股份有限公司风电化学监督导则 (28) 龙源电力集团股份有限公司风电金属监督导则 (35) 龙源电力集团股份有限公司风电振动监督导则 (40) 龙源电力集团股份有限公司风电机组控制及保护性能监督导则 (46) 龙源电力集团股份有限公司风电技术监督实施细则基础管理部分 (50) 龙源电力集团股份有限公司风电电测技术监督实施细则 (52) 龙源电力集团股份有限公司风电绝缘技术监督实施细则 (59) 龙源电力集团股份有限公司风电继电保护及安全自动装置技术监督实施细则 (114) 龙源电力集团股份有限公司风电电能质量技术监督实施细则 (128) 龙源电力集团股份有限公司风电化学技术监督实施细则 (133) 龙源电力集团股份有限公司风电金属技术监督实施细则 (144) 龙源电力集团股份有限公司风电振动技术监督实施细则 (153) 龙源电力集团股份有限公司风电机组控制及保护性能技术监督实施细则 (160)

中国电力投资集团公司组建方案设计

中国电力投资集团公司组建方案 一、集团公司的名称、性质 （一）名称 集团公司的中文全称：中国电力投资集团公司，简称：中电投集团公司；英文全称：China Power Investment Corporation，缩写：CPI。 以中国电力投资集团公司（以下简称集团公司）为母公司组成企业集团，名称为中国电力投资集团，简称：中电投集团。依照中国电力投资集团章程，经母公司批准，集团成员单位的名称可冠以“中国电力投资集团”字样。 （二）性质 集团公司是在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的国有企业，经国务院同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司的试点。集团公司组建后，对其全资企业、控股企业、参股企业（以下简称有关企业），依照《中华人民国公司法》（以下简称《公司法》）逐步进行改组和规。二、集团公司的组建原则、方式和成员单位 （一）组建原则 1.政企分开。集团公司是自主经营、自负盈亏、自我发展、自我约束的企业法人实体和市场主体，不承担政府职能。

2.优化资源配置。根据国家产业政策，以市场为导向，以经济效益为中心，按照专业化生产和规模经济的要求，调整结构，增强市场竞争能力，提高资源利用效率。 3.建立现代企业制度。集团公司依照《公司法》对有关企业逐步进行改组和规，建立以资本为纽带的母子公司体制，逐步建立起符合社会主义市场经济要求的管理体制和运行机制。 4.提高竞争能力。在国家宏观调控和行业监管下，集团公司以资本运营为主要经营手段，精干主业，分离辅业，提高综合实力。 5.稳步实施。集团公司的组建和结构调整，要统筹规划，精心组织，逐步推进，稳步实施，保证安全生产、队伍稳定和正常经营。 （二）组建方式 集团公司在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建。组建集团公司所涉及成员单位的有关国有资产（含国有股权、下同）均实行无偿划转，不再进行资产评估和审计验资。遗留问题逐步清理，妥善处理。有关财务关系的划转，由财政部商有关部门研究办理。 （三）成员单位 集团公司成员单位包括5个全资企业、31个部核算单位、46个控股企业和15个参股企业（附后）。

龙源电力集团股份有限公司安全工作规定(2011年修订)

龙源电力集团股份 安全工作规定 第一章总则 第一条为加强龙源电力集团股份（以下简称“公司”）安全管理，保障员工在生产经营活动中的人身安全，保证公司和投资者的资产免遭损失，依据《中华人民全生产法》、《中国国电集团公司安全生产工作规定》，结合公司实际情况，特制定本规定。 第二条本规定适用于公司本部、公司各全资及控股单位（以下简称“各单位”）。各单位可按本规定，结合各自的具体情况制定安全工作细则。 第三条本规定所指安全生产，包括生产安全、消防安全、交通安全，以及与公司有管理关系的相关企业的安全生产。 第四条公司所属各单位必须贯彻“管生产必须管安全”的原则，建立安全管理体系，完善安全管理机制。 第五条各单位要自觉接受当地政府部门和电网经营企业的安全监督，严格遵守电网调度纪律。 第六条本规定用于规定公司部安全管理关系和规安全工作行为，不作为处理和判定民事责任的依据。 第二章组织体系和职责 第七条公司本部及各单位应设立安全生产委员会（以下简称“安委会”），安委会是本部及各单位安全生产的最高指挥和决

策机构。安委会主任由行政正职领导担任，成员由行政副职，工会主席,各部门负责人组成。安委会办公室设在安全生产管理部门，负责安委会日常工作。 第八条安委会应每季召开一次安委会会议，原则上会议日期为每季结束后第10个工作日，也可由安委会主任根据实际情况安排会议日期。安委会会议由安委会主任主持，安委会主任因故不能到会，由安委会主任指定一名行政副职主持会议。发生重大的突发性事件或影响安全生产的重要事件，安委会主任有权决定临时召开安委会会议。 第九条安委会会议的主要容包括： （一）组织学习、贯彻、落实国家和上级安全生产方针、政策； （二）审定安全生产年度工作计划、考核目标和奖惩方案； （三）听取相关部门关于安全生产工作开展和落实情况汇报； （四）研究分析安全生产形势，部署下一阶段安全生产工作重点； （五）研究、协调解决安全生产中的重大问题； （六）完成上级交办事项及其他有关安全生产的重大事项。 第十条各单位应建立健全安全生产责任制，制定并完善各部门、各岗位的安全生产职责,并实行下级对上级、下级单位对上级单位逐级负责制。 第十一条各单位行政正职为本单位安全生产第一责任人，

XX风电公司技术监督内容

XX风力发电有限公司风电技术监督 服务固定工作范围及内容 目录 一金属专业固定服务内容一览表 二监控及自动化专业固定服务内容一览表 三化学专业固定服务内容一览表 四电能质量固定（含系统有关专业）服务内容一览表 五电测计量专业固定服务内容一览表 六绝缘专业固定（含高电压有关专业）服务内容一览表七继电保护固定服务内容一览表 八发电机组固定服务内容一览表

一、金属专业固定服务内容一览表 名称工作项目工作标准或要求完成时间 1 总结 会议 1.1 提交上年度地区电力行业金属技术服务工作 总结； 1.2 组织召开金属技术服务年度工作会议。 提交总结及技术 资料 总结会议一般在 一季度内安排 2 交流 培训 2.1 组织召开金属专业新技术新方法交流会； 2.2举办NDT技术培训班或NDT人员资格考核班； 2.3举办金相技术培训班或金相检验人员资格考 核班； 2.4举办光谱分析技术培训班或光谱分析人员资 格考核班； 2.2 组织金属专业人员到风电场进行技术交流。 提供技术资料 根据需要安排，每 年不少于一次 3 事故 分析 3.1 参加甲方金属专业重大问题（或事故）分析， 协助甲方提出反事故措施； 3.2 协助甲方对机组运行时发生的变形、部件断 裂等进行调查分析，提出分析报告。 提交书面报告 需要（出现问题） 时 4 全年检 修检查 4.1 为甲方对风电机组全年检修检查金属项目 （风机塔筒、齿轮箱、主轴、各部位轴承、塔筒 连接螺栓、机架、液压系统、金属材料的金属母 材，焊缝的材质成分、金相、性质、裂纹及其他 缺陷等）提出建议，防止缺漏项，根据机组状况 提出改造或检修建议； 4.2 协助甲方对机组全年检修检查情况进行技术 监督，对机组在检修中发现的缺陷提出处理建议。 检修前提交书面 建议，检修中分 阶段跟踪 全年检修时 5 方案 审查 协助参加新建项目中主要金属设备、金属材料检 验项目的审查。 提交书面建议按照风电场要求 6 新技 术推广 协助甲方进行新技术开发和推广工作，及时提供 有关金属技术方面的技术资料、上级文件等。 按有关规程要 求，提供技术咨 询 全年 7 专业技 术服务 工作 7.1 按国家和行业标准对甲方金属技术服务进行 归口管理。 提交书面建议 一年不少于一次 7.2甲方风机塔筒、齿轮箱、主轴、各部位轴承、 塔筒加强连接螺栓、机架、液压系统等的焊接修复 工作进行技术指导。 全年专人负责 7.3协助甲方协助制定设备与仪器台账、标示，并 指导更新；协助甲方整理工作资料（检查记录、 检查报告、季报、年报、工作总结等）、更新国标 行标。 全年专人负责 7.4负责对甲方超过设计寿命的部件及存在原始 制造缺陷的设备部件如：风机塔筒、齿轮箱、主 轴、各部位轴承、塔筒加强连接螺栓、机架、液 压系统等部件提出评估建议。 甲方有要求时 8 技术 监督 检查 协助XX公司按照“防止电力生产重大事故的二 十五项重点要求”及相关技术监督规程、规范、 标准进行技术监督检查 提交报告半年一次

龙源电力公司简介

龙源电力集团股份有限公司京ICP备06020121号京公网安备110401400123号

公司简介Company Profile： 龙源电力集团股份有限公司最早前身为龙源电力技术开发公司，成立于1993年1月，隶属于国家能源部。1999年6月，龙源、中能、福霖三家公司合并重组为龙源电力集团公司。2002年底，公司在电力体制改革中划归中国国电 集团公司。2009年7月，经国务院国资委批准，公司正式改制为龙源电力集团 股份有限公司。同年12月10日，公司在香港成功上市，成为首家在境外上市的国有新能源发电企业，并以177亿元人民币IPO的骄人成绩被誉为“中国新能源第一股”。 公司主要从事风电场的设计、开发、建设、管理和运营。同时，还经营火电、太阳能、潮汐、生物质、地热等其他发电项目；向风电场提供咨询、维修、保养、培训及其他专业服务。截至2013年底，公司控股装机容量达到1407.3万千瓦，其中风电控股装机容量达到1191万千瓦，继续稳居亚洲和中国第一、世界第二位。近年来随着风电装机规模的快速增长，各项经营指标均居行业领先地位，公司盈利能力稳步提升。除了装机规模和经营效益，公司率先开拓海外市场、海上风电、高海拔和低风速风电等多个新的发展领域。 经过多年的积累，龙源电力成功构建了新能源十大技术服务支持系统，形成了前期测风、设计咨询、运行监控、检修维护、技术研发、专业培训等多个领域的独特优势。公司获国家能源局授牌成立了“国家能源风电运营技术研发中心”，引领行业技术升级。经人力资源和社会保障部批准，公司成立了“国电龙源风力发电国家职业技能鉴定站”，培养鉴定风电行业高等专业人才，为公司可持续发展提供了人才保障。

大唐辽宁分公司风电电能质量技术监督管理办法汇总

附件1： 大唐辽宁分公司 风电电能质量技术监督管理办法 第一章总则 第一条为加强大唐辽宁分公司（以下简称分公司）风电电能质量技术监督工作，提高电能质量，保证风力发电机组及电网安全、稳定运行，根据国家、行业有关标准和《中国大唐集团公司技术监控管理办法》，制定本办法。 第二条电能质量技术监督工作贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，按照依法监督、分级管理、专业归口的原则，实行技术负责制，对规划、设计、基建、运行等环节实行全过程监督管理。 第三条所有与电能质量有关的并网发电设备都应接受地方电网公司的技术监督管理，并要在机组并网协议里进行明确。 第四条电能质量技术监督要以质量为中心、标准为依据、计量为手段，建立质量、标准、计量三位一体的技术监督体系。 第五条电能质量技术监督要依靠科技进步，采用和推广成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高电能质量技术监督的专业水平。 第六条本办法适用于分公司各风电场和技术监督管理服务单位。

第二章监督机构与职责 第七条风电电能质量技术监督实行三级管理，分公司为第一级，技术监控管理服务单位为第二级，辽宁大唐国际风电开发有限公司（以下简称辽宁风电公司）为第三级。 第八条分公司成立以生产副总经理为组长的电能技术监督领导小组，下设技术监督办公室，设在安全生产部，负责风电电能质量技术监督管理工作。技术监督办公室的主要职责为：（一）贯彻落实国家、行业、集团公司、大唐国际有关电能质量技术监督政策、法规、标准、规程、制度等； （二）贯彻执行分公司电能质量技术监督的各项要求，参与制定、修订风电电能质量技术监督有关规定和技术措施； （三）监督、指导各级电能质量技术监督工作，协调各级监督部门的关系； （四）组织对因电能质量技术监督不力而发生的重大事故的调查分析，制定反事故措施，组织解决重大技术问题； （五）组织电能质量技术监督工作经验和先进技术交流； （六）参与在建工程的设计审查，参与相关设备选型。 第九条技术监督管理服务单位职责 （一）负责组织贯彻执行国家、行业及分公司有关电能质量技术监督工作的要求和规定，依据有关技术规程、规定对电能质量技术监督工作实行全过程监督管理，监督、指导各投产风电场的电能质量技术监督工作； （二）定期通报电能质量技术监督工作情况，定期向分公司技术监督领导机构汇报监督工作，提交年度工作报告以及下

中国五大电力集团简介

中国五大电力集团简介 2010-02-16 17:20 中国五大电力集团 五大电力公司是中国电力投资集团公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司5家发电公司。 1、中国电力投资集团公司 中国电力投资集团公司是在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的国有企业，经国务院同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司的试点。集团公司注册资本金人民币１２０亿元。 截至２００８年底，集团公司资产总额２８４２亿元，可控装机容量为５１９９０ＭＷ，权益装机容量为４０１１６ＭＷ；其中水电机组１０５３９ＭＷW，占集团公司可控装机容量的２０．３％；火电机组４１１２３ＭＷ，占集团公司可控装机容量的７９．１％；风电机组３２８ＭＷ，占集团公司可控装机容量的０．６％。核电机组１３５０．８ＭＷ，占集团公司权益装机容量的３．３７％；集团公司包括２１３家成员单位，１５家参股企业，职工总数为１０４０１８人。 集团公司资产分布在全国２８个省、市、自治区及港、澳等地，拥有上海电力股份有限公司、山西漳泽电力股份有限公司、重庆九龙电力股份有限公司、吉林电力股份有限公司、中电霍煤露天煤业股份公司、石家庄东方热电股份有限公司６家Ａ股上市公司；拥有在香港注册的中国电力国际有限公司，并通过中国电力国际有限公司拥有在香港上市的中国电力国际发展有限公司，以及致力于为香港提供电力的中港电力发展有限公司；拥有承担流域开发的黄河上游水电开发有限责任公司和五凌电力有限公司；拥有在电力设备成套服务领域中业绩突出的中国电能成套设备有限公司；拥有大型煤炭企业中电投蒙东集团有限责任公司；拥有１９个已建成的１０００ＭＷ以上的大型电厂；拥有控股的山东海阳核电项目，等比例控股的辽宁红沿河核电项目一期工程，以及在广西、辽宁、湖南、吉林、重庆等省市进行了核电项目前期工作，参股５个运行核电厂和３个在建核电项目。

【5A文】大型国有电力集团风电技术监督导则及实施细则

【5A文】大型国有电力集团风电技术监督导则及实施细则 【5A文】大型国有电力集团风电技术监督导则及实施细则 目录 NB电力集团股份有限公司风电电测监督导则 (1) NB电力集团股份有限公司风电绝缘监督导则 (6) NB电力集团股份有限公司风电继电保护及安全自动装置监督导则 (19) NB电力集团股份有限公司风电电能质量监督导则 (24) NB电力集团股份有限公司风电化学监督导则 (28) NB电力集团股份有限公司风电金属监督导则 (35) NB电力集团股份有限公司风电振动监督导则 (40) NB电力集团股份有限公司风电机组控制及保护性能监督导则 (46) NB电力集团股份有限公司风电技术监督实施细则基础管理部分 (50) NB电力集团股份有限公司风电电测技术监督实施细则 (52) NB电力集团股份有限公司风电绝缘技术监督实施细则 (59) NB电力集团股份有限公司风电继电保护及安全自动装置技术监督实施细则 (114) NB电力集团股份有限公司风电电能质量技术监督实施细则 (128) NB电力集团股份有限公司风电化学技术监督实施细则 (133) NB电力集团股份有限公司风电金属技术监督实施细则 (144) NB电力集团股份有限公司风电振动技术监督实施细则 (153) NB电力集团股份有限公司风电机组控制及保护性能技术监督实施细则 (160)

NB电力集团股份有限公司 风电电测监督导则 1. 概述 本导则规定了风力发电场电测技术监督的技术要求，它包含电测监督的对象、监督项目、技术条件和检验标准。 2. 适用范围 本导则适用于NB电力股份有限公司所属各风电企业关于电工测量仪器、电测指示仪表及测量装置、油浸式变压器测温装置、电压电流互感器、电能表等电测仪器仪表的技术监督工作。 3. 定义与术语 3.1. 电能计量装置 electric energy metering device 是计量电能所必须的计量器具和辅助设备的总体（包括电能表和电压、电流互感器及其二次回路等）。 4. 执行标准和引用文件 下列文件对于本导则的应用是必不可少的。以下引用的标准文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 DL/T 448-2000 《电能计量装置技术管理规程》 DL/T 980-2005 《数字多用表检定规程》 DL/T 5137-2001 《电测量及电能计量装置设计技术规程》 JJG 124-2005 《电流表、电压表、功率表及电阻表检定规程》 JJG 125-2004 《直流电桥检定规程》 JJG 126-1995 《交流电量变换为直流电量电工测量变送器检定规程》 JJG 313-2010 《测量用电流互感器检定规程》 JJG 314-2010 《测量用电压互感器检定规程》 JJG 315-1983 《直流数字电压表试行检定规程》 JJG 366-2004 《接地电阻表检定规程》

龙源电力集团股份有限公司安全工作规定

龙源电力集团股份有限公司 安全工作规定 第一章总则 第一条为加强龙源电力集团股份有限公司（以下简称“公司”）安全管理，保障员工在生产经营活动中的人身安全，保证公司和投资者的资产免遭损失，依据《中华人民共和国安全生产法》、《中国国电集团公司安全生产工作规定》，结合公司实际情况，特制定本规定。 第二条本规定适用于公司本部、公司各全资及控股单位（以下简称“各单位”）。各单位可按本规定，结合各自的具体情况制定安全工作细则。 第三条本规定所指安全生产，包括生产安全、消防安全、交通安全，以及与公司有管理关系的相关企业的安全生产。 第四条公司所属各单位必须贯彻“管生产必须管安全”的原则，建立安全管理体系，完善安全管理机制。 第五条各单位要自觉接受当地政府部门和电网经营企业的安全监督，严格遵守电网调度纪律。 第六条本规定用于规定公司内部安全管理关系和规范安全工作行为，不作为处理和判定民事责任的依据。 第二章组织体系和职责

第七条公司本部及各单位应设立安全生产委员会（以下简称“安委会”），安委会是本部及各单位安全生产的最高指挥和决策机构。安委会主任由行政正职领导担任，成员由行政副职，工会主席,各部门负责人组成。安委会办公室设在安全生产管理部门，负责安委会日常工作。 第八条安委会应每季召开一次安委会会议，原则上会议日期为每季结束后第10个工作日，也可由安委会主任根据实际情况安排会议日期。安委会会议由安委会主任主持，安委会主任因故不能到会，由安委会主任指定一名行政副职主持会议。发生重大的突发性事件或影响安全生产的重要事件，安委会主任有权决定临时召开安委会会议。 第九条安委会会议的主要内容包括： （一）组织学习、贯彻、落实国家和上级安全生产方针、政策； （二）审定安全生产年度工作计划、考核目标和奖惩方案； （三）听取相关部门关于安全生产工作开展和落实情况汇报； （四）研究分析安全生产形势，部署下一阶段安全生产工作重点； （五）研究、协调解决安全生产中的重大问题； （六）完成上级交办事项及其他有关安全生产的重大事项。 第十条各单位应建立健全安全生产责任制，制定并完善各部门、各岗位的安全生产职责,并实行下级对上级、下级单位对上

国家电力投资集团公司简介

国家电力投资集团公司国家电力投资集团公司，简称国家电投，成立于2015年5月29日，由中国电力投资集团公司与国家核电技术有限公司合并重组而成。集团注册资本金450亿元，资产总额7223亿元，年营业收入超过2000亿元。是五大发电集团中唯一拥有核电控股投资运行资质，也是全国唯一同时拥有水电、火电、核电、新能源资产的综合能源企业集团。 国家电力投资集团公司公司规模 中电投是五大发电集团中唯一的核电运营商，于2002年电力体制改革时继承了原国家电力公司所有的核电资产，包括多个内陆和沿海厂址资源，是中核集团和中广核集团之外，国内第三张核电运营牌照的拥有者。然而，相比于老牌核电央企中核与中广核，无论在核电运营经验是还是核电规模上，中电投都显得力有不逮。 国家核电则是有技术而无资质。国家核电是三代核电技术 AP1000的受让方和国产三代核电技术CAP1400/1700的牵头实施单位和重大专项示范工程的实施主体，拥有较强的核电设计研发能力。合并后，新公司将集核电研发、工程建设、运营管理能力于一身，真正成为与中核、中广核分庭抗礼的第三极。

合并之后，中电投和国家核电将作为国电投的两家子公司。两者的分工是，中电投负责常规电部分，国家核电负责核电部分。 该集团注册资本金450亿元，资产总额7223亿元。拥有火、水、核、新能源并举的电力产业格局，清洁能源比例最高。电力装机容量9668万千瓦，清洁能源比重占38.47%，煤炭产能7440万吨，电解铝产能272万吨。 此外，国家电投在五大发电集团中唯一拥有核电控股投资运行资质，是经国务院授权引进核电技术、推进三代核电自主化的实施主体、主要载体和研发平台，也是国家大型先进压水堆核电站科技重大专项CAP1400、CAP1700的牵头实施单位和示范工程实施主体。控股运行或在建辽宁红沿河、山东海阳等核电站，拥有一批沿海和内陆储备厂址。 集团境外资产分布在日本、土耳其、巴西、几内亚等24个国家和地区，涉及电力项目投资、技术合作、工程承包建设等。拥有7家上市公司，包括2家香港红筹股公司和5家国内A股公司。

中国电力投资集团公司规章制度发布通知1.doc

中国电力投资集团公司规章制度发布通知1 中国电力投资集团公司规章制度发布通知 2007年第18号 《中国电力投资集团公司新（扩）建机组投入商业化运营准备工作管理办法》已经于2007年2月11日通过，现予发布，自发布之日起施行。 总经理 二ΟΟ七年二月十一日 规章制度控制表 中国电力投资集团公司 新（扩）建机组投入商业化运营 准备工作管理办法（试行） 1 目的 规范中国电力投资集团公司（以下简称集团公司）新（扩）建机组的商业化运营准备工作，确保基建与生产平稳过渡，实现新机组安全、稳定、经济运行。 2 适用范围 集团公司全资、控股的火（水）力发电企业新（扩）建项目商业化运营准备工作（以下称运营准备工作）。受委托管理的火

（水）力发电企业可参照执行。 本办法中的运营准备期限是从新（扩）建机组开工或成立发电公司开始，到机组转入商业化运营为止。 3 职责 3.1集团公司 3.1.1安全生产与科技环保部 3.1.1.1集团公司安全生产与科技环保部是新（扩）建机组运营准备工作的归口管理部门。 3.1.1.2负责制定运营准备工作管理办法。 3.1.1.3负责指导、监督二级公司新（扩）建机组运营准备工作。 3.1.2工程部 3.1.2.1参与制定运营准备工作管理办法。 3.1.2.2负责指导、监督二级公司新（扩）建机组建设、启动、调试等工作。 3.1.3人力资源部 3.1.3.1参与制定运营准备工作管理办法。 3.1.3.2负责指导、监督二级公司新（扩）建项目生产组织机构设置、生产人员配备工作。

3.1.3.3负责对培训组织工作进行指导、协调。 3.1.4商务部 3.1. 4.1负责指导、监督二级公司新（扩）建项目的《购售电合同》、《并网调度协议》、电、热产品销售、生产调度管理系统建设、燃料供应等工作。 3.1.5财务与产权管理部 3.1.5.1负责对新（扩）建机组运营准备费用核定及使用进行监督指导。 3.1.5.2负责指导、监督二级公司新（扩）建机组上网电价、供 热价格的测算工作。 3.2二级单位（分、子公司） 3.2.1各分（子）公司负责对所管理发电公司的运营准备工作落实进行指导和考核。 3.2.2审定发电公司上报的运营准备大纲和工作计划，并报集团公司。 3.3三级单位 3.3.1发电公司全面负责运营准备工作。

风电电能质量技术监督制度

附件1： 中国大唐集团公司 风电电能质量技术监督制度 第一章总则 第一条为加强中国大唐集团公司（以下简称集团公司）风电电能质量技术监督（以下简称电能质量技术监督）工作，提高电能质量，保证发电机组及电网安全、稳定运行，根据《中国大唐集团公司技术监控管理办法》和国家、行业有关标准，制定本制度。 第二条电能质量技术监督工作贯彻“安全第一，预防为主、综合治理”的方针，实行技术负责制，对规划、设计、基建、运行等环节实行全过程监督管理。其原则是：依法监督、分级管理、专业归口。 第三条电网是一个统一的整体，所有并网的与电能质量有关的发电设备都应接受当地电网公司的电能质量技术监督归口管理。并网运行的风电企业与主管电力公司签订并网协议时，应包括电能质量技术监督方面的内容。 第四条电能质量技术监督以质量为中心，以标准为依据，以计量为手段，建立质量、标准、计量三位一体的技术监督体系。 第五条电压能量技术监督要依靠科技进步，采用和推广 ― 1 ―

成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高电能质量技术监督的专业水平。 第六条本制度适用于集团公司及各上市公司、分公司、省发电公司（以下简称各分、子公司）、各基层风电企业和技术监控管理服务单位 第二章监督机构与职责 第七条集团公司风电电能质量技术监督工作实行四级管理，第一级为集团公司，第二级为各分、子公司；第三级为各技术监控管理服务单位，第四级为各基层风电企业。 第八条集团公司电能质量技术监督实行主管生产领导负责制。各级技术监督机构均应在副总经理或总工程师领导下工作。各风电企业要建立电能质量技术监督管理网络，明确职责和分工，保证电能质量技术监督工作的人员组织落实，保证按照相关的标准、规程、制度开展工作。 第九条电能质量技术监督领导机构职责 （一）负责贯彻落实国家电力主管部门各项有关电网电能质量技术监督的政策、法规、标准、规程、制度等，行使对各级电能质量技术监督机构的领导职能。 （二）负责制定集团公司的电能质量技术监督的方针、政策，制定、修订集团公司电能质量技术监督有关规定和技术措施。 ― 2 ―

19-龙源电力集团防止人身伤亡事故专项措施-终稿000

龙源电力集团股份有限公司风电企业 防止人身伤亡事故专项措施 一、防止高处坠落事故 1 高处作业人员必须取得《中华人民共和国特种作业操作证》后，方可上岗作业。从事高处作业期间，应按要求定期接受体检、培训、复审。 2 高处作业（在坠落高度基准面2米及以上，下同）必须系好安全带（包括安全滑块），穿防滑绝缘鞋；在高处作业转移工作位臵时，严禁失去安全防护。 3、助爬器是协助人员登塔的辅助工具，设计上不具备安全绳的功能，仅用于在现场工作人员向上攀爬塔筒时提供爬升助力，严禁将助爬器的环形钢索作为安全钢丝绳使用；在机舱内作业或用助爬器攀爬塔过程中，执行重要动作或作业内容改变前必须与地面人员进行确认 4 严禁在没有安全防护措施的情况下，进行攀爬风电机组、线路杆塔及建筑物等工作；严禁不系安全带、未采用防坠器上下风电机组。严禁使用不合格的安全带、保险绳等登高工具。 5 风速超过15m/s时,禁止登风电机组；风速超过12m/s 时，禁止打开机舱盖（含天窗）；超过14m/s时应关闭机舱

盖。 6 严禁用铲车、装载机等作为高处作业的攀登设施。 7 在风电机组机舱内有人工作时，就地检修车辆至少停在上风向安全区域。用机舱内的升降设备起吊物品时，上下必须有可靠的通讯保障;机舱内人员起吊物品时必须带安全带，并设臵可靠的安全链作为防护。 8 定期检查风电机组塔筒爬梯、助爬器和安全钢丝绳等安全用具是否完好，必须及时清除塔架爬梯及机舱内的油污。 9 风电机塔筒内必须有足够的照明设施，且保持照明设施良好。 10 人员进行风电机组塔筒外壁、出机舱作业、建筑物外墙粉刷，维修用吊篮上工作，必须采用双安全绳保险，安全绳必须栓在专用挂钩或牢固的构件上。塔底或建筑物下方必须有人监护，至少有两组人员采用缆绳对吊物（或人）进行有效控制。 11 工作温度低于零下20℃时禁止使用吊篮。当风速大于8m/s时，禁止在吊篮上工作。 12 维修风电机组用的吊篮，必须配臵制动器、行程限位、安全锁等安全保护装臵，吊篮平台的底板必须有防滑措施，起重用钢丝绳必须以一主一备配臵，严禁超额定载荷使用吊篮。应定期对制动器、安全锁、行程限位等装臵进行检查和测试，钢丝绳的保养、维护、安装、检验和报废应符合

龙源领跑风电行业

龙源领跑风电行业 1993年，龙源电力集团成立; 2002年，划归中国国电集团，成为国电旗下新能源开发主体企业; 2009年，龙源集团改制，并在风电上行周期登陆港交所，发行价为8.16港币。嗣后大唐新能源与华能新能源再登陆募资时，发行价已分别降至1.47与1.96港元; 在未来相当长时间里，龙源电力依然会坚持风电的核心发展策略，尽管这个行业正处颠簸期的尴尬中。 财报 3月24日，周五，在2011年度财报发布前两天，龙源电力集团总经理谢长军应邀担任《能源》杂志与清华大学联合举办的能源企业高层管理课程主讲嘉宾。在被学院问及2011年经营状况时，囿于上市公司规定，谢长军未做正面回应，仅表示审慎乐观。两天后，龙源电力在香港发布一份堪称靓丽的年报——2011年，龙源电力全年取得营业收入153.66亿元人民币(扣除特许权项目建设收入)，同比增长20.4%;实现税前利润36.09亿元人民币，归属股东的净利润26.38亿元人民币，同比增长了31%，实现每股盈利0.3534元人民币。其中龙源电力风电业务盈利能力继续保持全国行业领先水平，全年实现收入62.12亿元(扣除特许权项目建设收入)，同比增长34.4%;经营利润为43.09亿元人民币，同比增长36.2%。截止2011年12月31日，公司控股装机容量达10573兆瓦，其中风电8598兆瓦，稳居亚洲和中国第一。 相关 【海外战略】谢长军表示，该公司正在研究并开始执行包括南非、美国、澳大利亚和欧洲等地在内的海外战略。在2011年，位于北美的几个风能项目已提上议事日程。其中在2011年7月，收购了加拿大安大略省一个100兆瓦的项目。 【限电难题】截止2011年度，龙源电力累计完成风电储备6300万千瓦。但在894万千瓦已装机中，仅有250万千瓦没有限电，其他600多万千瓦均有不同程度的限电问题。龙源电力提供的一份资料显示，仅在2011年，龙源电力便因损失20亿千瓦时。与此同时，龙源计划撤出河南、湖北、广西等低风区。 ———报告CDM第一 全年新增注册CDM项目52个，合计装机容量3198兆瓦，累计注册CDM项目107个，累计装机容量6052兆瓦，全年实现净收入7.27亿元，同比增长85.5%，稳居行业第一。报告指出，龙源电力预期2013年CDM项目收入将维持2012年相同水平，但未知2015年后CDM项目是否会持续。

国电投新领导班子成员名单

国电投新领导班子成员名单 国电投主要人事变动一览 中国电力[-0.35%]投资集团与国家核电技术公司5月29日正式宣布合并之后，新的“国家电力投资集团公司”领导班子也逐步浮出水面。今日，国资委发布国家电力投资集团公司职务变动情况：经研究，余德辉、余剑锋、马璐、时家林、魏锁同志任国家电力投资集团公司副总经理、党组成员，王益华同志任国家电力投资集团公司总会计师、党组成员，夏忠同志任国家电力投资集团公司副总经理、党组成员，邓文奎同志任国家电力投资集团公司党组成员、党组纪检组组长。 5月29日，中组部宣布任免名单，王炳华担任新公司党组书记、董事长[简历]，孟振平担任新公司党组副书记、总经理[简历]，今日，其余领导班子成员公布。新班子成员一共10人，来自中国电力投资集团与国家核电技术公司的各有5人。 来自国家核电技术公司的班子成员包括：王炳华（前国家核电董事长）、马璐（原国家核电副总经理）、时家林（原国家核电副总经理）、魏锁（原国家核电副总经理）、王益华（原国家核电总会计师）。 来自中国电力投资集团的班子成员包括：孟振平（原中电投副总经理）、余德辉（原中电投副总经理）、余剑锋（原中电

投副总经理）、夏忠（原中电投副总经理）、邓文奎（原中电投纪检组长）。 上述两单位的原有其余主要领导中，原中国电力投资集团总经理陆启洲到龄退休，原国家核电技术公司总经理顾军已于今年3月调任中国核工业建设集团担任总经理。 余德辉简历 余德辉 余德辉，男，汉族，1959年12月生，广东海丰人，1981年10月入党，1997年7月参加工作，法国高等社会科学研究院、巴黎第十大学经济学院发展经济学专业毕业，研究生学历，经济学博士，教授级高级工程师。 1991.07——1997.07 法国斯佩克环保工程股份公司技术副总经理、总经理、高级工程师； 1997.07——1998.04 国家环境保护局科技标准司副司长；1998.04——2000.02 国家环境保护总局科技标准司副司长；2000.02——2001.11 国家环境保护总局科技标准司司长；2001.11——2003.07 国家环境保护总局科技标准司司长，内蒙古自治区包头市委常委、副市长（挂职）； 2003.07——2003.11 国家环境保护总局科技标准司司长，内蒙古自治区政府主席助理、党组成员，包头市委常委、副市长（挂职）；

风电特种设备管理规定

附件6： 中国大唐集团公司 风电特种设备技术管理工作规定 第一章总则 第一条确保特种设备的产品质量和安全使用，是发电企业安全的重要保障。为加强中国大唐集团公司（以下简称集团公司）风电特种设备技术管理，制定本规定。 第二条风电特种设备（以下简称特种设备）的技术管理工作贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，实行技术责任制，按照依法管理、分级管理、闭环控制、专业归口的原则，实施对特种设备工程设计审查、设备选型与监造、安装、使用、检验、维修保养和改造的技术性能检测和设备退役鉴定的全过程、全方位技术管理。 第三条特种设备的技术管理工作要依靠科技进步，采用和推广先进的有成熟运行经验的特种设备，不断提高特种设备的安全、可靠运行水平。 第四条特种设备的安全对企业极其重要，因此，各风电企业应严格按照行业归口的原则，在加强内部管理的同时，接受当地质量监督机构监督管理部门的监督管理。 第五条本规定适用于集团公司及其各上市公司、分公司、省发电公司、各基层风电企业。

第二章管理机构与职责 第六条集团公司特种设备技术管理工作实行三级管理，第一级为集团公司，第二级为分子公司，第三级为集团公司各风电企业。 各地质量监督机构的监督管理部门按照国家规定的制度对当地集团公司所属各风电企业行使管理，各风电企业应配合其开展管理工作。 第七条集团公司特种设备的技术管理工作实行副总经理或总工程师负责制。各级技术管理部门均应在副总经理或总工程师领导下工作。 第八条集团公司成立以副总经理或总工程师为首的技术管理领导小组，领导集团公司的特种设备技术管理工作。下设技术管理办公室，负责本公司的技术管理日常工作。 第九条技术管理领导小组和技术管理办公室的职责 （一）贯彻落实国家、行业有关特种设备技术管理的政策、法规、标准、制度，对技术管理行使领导职能。 （二）组织制定集团公司的特种设备技术管理制度，工作规划和年度计划。 （三）对各风电企业特种设备管理工作进行检查和管理。 （四）组织并参加在建和投产风电企业因特种设备管理不力而发生的重大事故的分析调查工作，制定反事故措施。对特种设

国电电厂名单

国电电厂名单 ·国电华北电力有限公司 ◎国电滦河发电厂 ◎国电天津第一热电厂 ◎国电霍州发电厂 ◎国电太原第一热电厂（山西太一发电有限责任公司）◎国电承德热电有限公司 ◎国电河北龙山发电有限责任公司（国电一五零发电厂）◎天津滨海电力有限公司 ◎河北衡丰发电有限责任公司 ◎天津国电津能热电有限公司 ◎国电怀安热电有限公司 ·国电东北电力有限公司 ◎国电双辽发电厂 ◎国电双辽发电有限公司 ◎国电双鸭山发电有限公司 ◎国电吉林热电厂 ◎国电康平发电有限公司 ◎国电辽宁节能环保开发有限公司 ◎国电北安热电有限公司 ◎国电双鸭山宝兴煤电一体化有限公司 ◎国电吉林龙华热电股份有限公司 ·国电山东电力有限公司 ◎山东中华发电有限公司 ◎山东国电发电运营中心 ◎国电聊城发电有限公司 ◎国电菏泽发电有限公司 ◎国电蓬莱发电有限公司 ◎国电费县发电有限公司 ◎国电肥城石横发电有限公司 ·国电四川发电有限公司 ◎国电万源发电厂(国电万源达州发电有限公司) ◎国电成都热电厂(国电成都金堂发电公司) ◎国电华蓥山发电厂(国电深能四川华蓥山发电有限公司) ◎国电四川岷江发电有限公司 ◎国电四川南桠河流域水电开发有限公司 ◎国电四川电力股份有限公司

·国电新疆电力有限公司 ◎国电新疆红雁池发电有限公司 ◎国电新疆吉林台水电开发有限公司 ◎国电塔城铁厂沟发电有限公司 ◎国电新疆开都河流域水电开发有限公司 ◎国电库车发电有限公司 ·龙源电力集团公司 ◎雄亚（香港）投资有限公司 ◎雄亚（维尔京）有限公司 ◎江阴苏龙发电有限公司 ◎南通天生港发电有限公司 ◎中能电力科技开发有限公司 ◎北京中能联创风电技术有限公司 ◎中国福霖风能工程有限责任公司 ◎新疆风电工程设计咨询有限责任公司 ◎苏州龙源白鹭风电职业技术培训中心有限公司◎新疆天风发电股份有限公司 ◎浙江风力发电发展有限责任公司 ◎浙江温岭东海塘风力发电有限责任公司 ◎甘肃洁源风电有限责任公司 ◎江苏龙源风力发电有限公司 ◎龙源启东风力发电有限公司 ◎吉林龙源风力发电有限公司 ◎龙源平潭风力发电有限公司 ◎赤峰新胜风力发电有限公司 ◎赤峰龙源风力发电有限公司 ◎伊春兴安岭风力发电有限公司 ◎伊春龙源风力发电有限公司 ◎桦南龙源风力发电有限公司 ◎依兰龙源风力发电有限公司 ◎龙源（巴彦淖尔）风力发电有限责任公司 ◎龙源（包头 ）风力发电有限责任公司◎龙源（四王子）风力发电有限责任公司 ◎福建风力发电有限公司 ◎福建平潭长江澳风电开发有限公司 ◎福建东山澳仔山风电开发有限公司 ◎福建莆田南日后山仔风力发电有限公司 ◎丹东海洋红风力发电有限责任公司

龙源电力集团股份有限公司风电场安全生产例会制度终稿

龙源电力集团股份有限公司 风电场安全生产例会制度 第一章总则 第一条为贯彻落实风电场安全生产责任制，加强风电场安全生产过程管控，根据龙源电力集团股份有限公司（以下简称“公司”）《安全工作规定》，结合公司风电场安全生产实际情况，特制定本制度。 第二条风电场外委单位（质保期内风机厂家、委托检修单位、技改施工单位等）必须纳入风电场安全管理范畴，参加风电场相关安全生产例会。 第三条本制度规定了公司内部各风电场安全生产过程中应召开会议的周期、类型和内容。 第二章会议类型与内容 第四条风电场安全生产例会包括：安全生产调度会、班前会、班后会、安全日活动、施工前安全技术交底会、安全生产分析会、不安全事件分析会、安全生产专题会议等。 第五条安全生产调度会 安全生产调度会由风电场场长主持（场长不在风电场时，由场长指定负责人主持），每天早晨召开，风电场班组长以上人员、外委单位及设备厂家负责人和技术人员参加会 议，会议内容主要包括： - 1 -

（一）运检班值班长（或运行班值长）汇报前一天生产指标完成情况（发电量、平均风速、限电情况、不可用时间等）、风电场运行方式（升压站主要设备运行情况、风电机组运行情况、场内输变电设备运行情况、调度指令执行情况等）、运行工作执行情况（计划性或非计划性倒闸操作、风电机组点检情况、风电机组故障处理情况等）、两票执行情况（执行操作票情况、许可工作票情况、两票执行中存在的问题等）、备件管理情况（备件出入库情况、不良品备件返回登记情况、备件申请情况等）、技术监督工作开展情况（振动测试、油样检测、叶片检查、接地电阻测试等）、当天运行工作安排（当天风速、限电情况、调度指令、倒闸操作、机组故障及检修情况、需要许可的相关检修技改工作等）、需要会议协调解决的问题、其它需要汇报的内容。 （二）运检班值班长（或检修班班长）汇报前一天检修工作完成情况（机组定期维护情况、输变电设备预防性试验执行情况、技改工作完成情况等）、耗材使用情况（机组定期维护耗材使用、耗材申请情况等）、外委工作完成情况（外委工作项目、进度、存在的问题、安全检查情况等）、当天检修工作安排（机组维护安排、输变电设备预防性试验工作安排、技改工作安排、外委工作安排等）、需要会议协调解决的问题、其它需要汇报的内容。 （三）相关外委单位现场负责人汇报前一天外委项目工

风电电能质量技术监督制度

附件1： 华润新能源控股有限公司 风电电能质量技术监督制度 第一章总则 第一条为加强华润新能源控股有限公司（以下简称公司）风电电能质量技术监督（以下简称电能质量技术监督）工作，提高电能质量，保证发电机组及电网安全、稳定运行，根据《华润新能源控股有限公司技术监控管理办法》和国家、行业有关标准，制定本制度。 第二条电能质量技术监督工作贯彻“安全第一，预防为主、综合治理”的方针，实行技术负责制，对规划、设计、基建、运行等环节实行全过程监督管理。其原则是：依法监督、分级管理、专业归口。 第三条电网是一个统一的整体，所有并网的与电能质量有关的发电设备都应接受当地电网公司的电能质量技术监督归口管理。并网运行的风电企业与主管电力公司签订并网协议时，应包括电能质量技术监督方面的内容。 第四条电能质量技术监督以质量为中心，以标准为依据，以计量为手段，建立质量、标准、计量三位一体的技术监督体系。 第五条电压能量技术监督要依靠科技进步，采用和推广

成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高电能质量技术监督的专业水平。 第六条本制度适用于公司及各上市公司、分公司、发电公司（以下简称各分、子公司）、各基层风电企业和技术监控管理服务单位 第二章监督机构与职责 第七条公司风电电能质量技术监督工作实行四级管理，第一级为集团公司，第二级为各分、子公司；第三级为各技术监控管理服务单位，第四级为各基层风电企业。 第八条公司电能质量技术监督实行主管生产领导负责制。各级技术监督机构均应在副总经理或总工程师领导下工作。各风电企业要建立电能质量技术监督管理网络，明确职责和分工，保证电能质量技术监督工作的人员组织落实，保证按照相关的标准、规程、制度开展工作。 第九条电能质量技术监督领导机构职责 （一）负责贯彻落实国家电力主管部门各项有关电网电能质量技术监督的政策、法规、标准、规程、制度等，行使对各级电能质量技术监督机构的领导职能。 （二）负责制定公司的电能质量技术监督的方针、政策，制定、修订公司电能质量技术监督有关规定和技术措施。 （三）监督和指导各级电能质量技术监督工作，协调各