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NB∕T 10565-2021 风力发电场绝缘技术监督规程.pdf简介：
NB∕T 10565-2021《风力发电场绝缘技术监督规程》是中国国家标准化管理委员会和国家能源局发布的一项行业技术标准。该规程主要针对风力发电场的运行和维护过程中，对电气设备特别是绝缘系统的监督和管理，以确保电力系统的安全、稳定运行。
规程内容涵盖了风力发电场电气设备的绝缘设计、选型、安装、运行维护、测试、故障分析和预防等多个环节。它规定了绝缘技术的最低要求，包括绝缘材料的性能、绝缘结构的设计、绝缘监测设备的使用、绝缘故障的处理方法等。此外，规程还强调了定期的绝缘性能检查和数据分析，以及时发现并预防绝缘老化、受潮、过热等问题，从而保障风力发电设备的长期稳定运行。
总的来说，该规程是风力发电行业规范化、精细化管理的重要依据，对于提升风电场的安全运行水平，降低运行风险，保障电力供应具有重要意义。
NB∕T 10565-2021 风力发电场绝缘技术监督规程.pdf部分内容预览：
本文件没有需要界定的术语和定义。
4.2风力发电场绝缘技术监督对象主要包
a）发电机、箱式变电站、架空线路； b） 主变压器、互感器、站用变压器、高/低压开关设备、气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）、母线、无 功补偿装置、消弧线圈、避雷器、穿墙套管、电力电缆； c）接地装置。 4.3高海拔地区风电场电气设备应采用外绝缘满足海拔修正条件的组件和部件。 4.4沿海、高寒、极寒等湿度较大或特殊气象条件地区的风电场，应制定防止特殊或极端气候条件导致 的电气设备绝缘故障的技术措施。 4.5变压器、互感器、高压开关设备、气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）、无功补偿装置、金属氧化物避 雷器、接地装置、场内架空线路及母线的交接试验应符合GB50150的规定。 4.6电气设备应按照DL/T664的要求开展红外成像检查。 4.7变压器、互感器、高压开关设备、气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）、无功补偿装置、金属氧化物避 雷器、接地装置、场内架空线路及母线的预防性试验项目、周期及要求应符合DL/T596的规定。 4.8风电场每年至少开展一次测量技术监督检查、评价工作
5.1.1发电机运行中各部分温度和振动值应符合GB/T755一2019的规定。风力发电机的温升限值应 符合附录A的规定。 5.1.2当并网三相电压平衡、发电机有功功率小于20%时，三相电流中任何一相与三相平均值的偏差 不应大于三相平均值的10%。 5.1.3发电机不得在运行中反接电源制动或逆转。出线标志的字母顺序应与三相电压相序方向相同，
6.1.1应按GB50148的规定进行现场安装《逆作复合桩基技术规程》JGJ@T186-2009.pdf，确保设备安装质量。
6.1.1应按GB50148的规定进行现场安装，确保设备安装质量。
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的启动试运行。变压器在额定电压下对 变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间宜为5min，应无异常现象；第一次受电后持续时间不 无电流差动保护的变压器可冲击3次。
6.2.1变压器的运行条件、运行维护、不正常运行和处理应符合DL/T572的规定。 6.2.2运行或备用中的变压器应定期检查，新安装或大修后投人运行或在异常状态下运行时 查次数。
6.2.3以下异常情况下应加强监督：
a 变压器接地电流超过规定值（100mA)时； b) 油色谱分析结果异常时； c) 气体保护信号动作时； d) 气体保护动作跳闸时； e) 变压器在遭受近区突发短路跳闸时； f) 变压器运行中油温超过注意值时； g) 变压器振动噪声和振动增大时。
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，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GB／T 37350-2019 自升式钻井平台上层建筑结构设计指南，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
Q／GDW 1827-2013标准下载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：