光伏发电项目电气调试方案

1、光伏发电工程电气局部调试方案批准:审核:编制: 十三光伏工程电气调试方案检查试验设备是否损坏，如有损坏立即检修。重新试验时如再次发生闪络或击穿，委托方必须确认电缆经检查处理 后符合耐压试验要求，重复执行上述步骤，至到试验完成。再次测量该相电缆的绝缘电阻。依次进行其他两相的试验，试验完成七、CT、PT的检验检查电流、电压互感器的铭牌参数是否完整，出厂合格证及试验资料是 否齐全。如缺乏上述数据时，应由有关制造厂或基建、生产单位的试验部门 提供以下试验资料：A、所有绕组的极性B、所有绕组及其抽头的变比C、电压互感器在各使用容量下的准确级D、电流互感器各绕组的准确级（级别）、容量及内部安装位置；E、二

2、次绕组的直流电阻（各抽头）F、电流互感器各绕组的伏安特性。电流、电压互感器安装竣工后，继电保护检验人员应进行以下检查：A、电流、电压互感器的变比、容量、准确级必须符合设计要求B、测试互感器各绕组间的极性关系，核对铭牌上的极性标识是否正确。 检查互感器各次绕组的连接方式及其极性关系是否与设计符合，相别标识是 否正确。二次回路检验-7-光伏工程电气调试方案A、在被保护设备的断路器、电流互感器以及电压回路与其他单元设备 的回路完全断开后方可进行。B、电流互感器二次回路检查检查电流互感器二次绕组所有二次接线的正确性及端子排引出线螺钉压 接的可靠性。C、检查电流二次回路的接地点与接地状况，电流互感器的二

3、次回路必 须分别且只能有一点接地；由几组电流互感器二次组合的电流回路，应在有 直接电气连接处一点接地。电压互感器二次回路检查A、检查电压互感器二次的所有二次回路接线的正确性及端子排引线螺 钉压接的可靠性B、经控制室中性线小母线连通的几组电压互感器的二次回路，只应在 控制室将一点接地，各电压互感器二次中性点在开关场的接地点应断开；为 保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的熔断器（自动开 关）或接触器等。独立的、与其他互感受器二次回路没有直接电气联系的二 次回路，可以在控制室也可以开关场必须分开，不得共用。C、检查电压互感受器二次中性点在开关场的金属氧化物避雷器的安装 是否符合规定。

4、D、检查电压互感器二次回路中所有熔断器（自动开关）的装设地点、 熔断（脱扣）电流是否合适（自动开关的脱扣电流需通过试验确定）、质量 是否良好、能否保证选择性，自动开关线圈阻抗值是否合适。-8-光伏工程电气调试方案E、检查串联在电压回路中的熔断器(自动开关)、隔离开关及切换设备 触点接触的可靠性。F、测量电压回路自互感器引出端子到配电屏电压母线的每相直流电阻， 并计算电压互感器在额定容量下的压降，其值不应超过额定电压的3%o 7.5二次回路绝缘检查A、在对二次回路进行绝缘检查前;必须确认被保护设备的断路器、电 流互感器全部停电，交流电压回路已在电压切换把手回路隔离完好后，才允 许进行。B、在进行

5、绝缘测试时，应注意：A试验线连接要紧固B每进行一项绝 缘试验后，须将试验回路对地放电；C对母线差动保护、断路器失灵保护及 电网平安自动装置，如果不可能出现被保护的所有设备都同时停电的机会时， 其绝缘电阻的检验只能分段进行，即哪一个被保护单元停电，就测定这个单 元所属回路的绝缘电阻。C、进行新安装装置验收试验时，从保护屏的端子排处将所有外部引入 的回路及电缆全部断开，分别将电流、电压、直流控制、信号回路的所有端 子各自连接在一起，用1()()()V兆欧表测量绝缘电阻，其阻值均应大于10MQ 的回路如下：A各回路对地B各回路相互间D、定期检验时，在保护屏柜的端子排处将所有电流、电压、直流控制 回路

6、的端子的外部接线拆开，并将电压、电流回路的接地点拆开，用1000V 兆欧表测量回路对地的绝缘电阻，其绝缘电阻应大于1MQ。定期检验只测量 芯线对地的绝缘电阻-9-光伏工程电气调试方案E、对使用触点输出的信号回路，用1()()()V兆欧表测量电缆每芯对地及 对其他各芯间的绝缘电阻，其绝缘电阻应不小于1 MQ。F、对采用金属氧化物避雷器接地的电压互感器的二次回路，需检查其接 线的正确性及金属氧化物避雷器的工频放电电压。G、新安装二次回路的验收检验：(1)对回路的所有部件进行观察、清扫与必要的检修及调整。所述部件 包括：与装置有关的操作把手、按钮、插头、灯座、位置指示继电器、中央 信号装置及这些部件

7、回路中端子排、电缆、熔断器等。(2)利用导通法依次经过所有中间继电接线端子，检查由互感器引出端 子箱到箱到操作屏柜、保护屏柜、自动装置屏柜或至分线箱的电缆回路及电 缆芯的标号，并检查电缆簿的填写是否正确。(3)当设备新投入或接入新回路时，核对熔断器(和自动开关)的额定 电流是否与设计相符或与所接入的负荷相适应，并满足上下级之间的配合。(4)检查屏柜.上的设备及端子排上内部、外部连接的接线应正确，接触 应牢靠，标号应完整准确，且应与图纸和运行规程相符合。检查电缆终端和 沿电缆敷设路线上的电缆标牌是否正确完整，并应与设计相符。(5)检验直流回路确实没有寄生回路存在。检验时应根据回路设计的具 体情况

8、，用分别断开回路的一些可能在运行中断开(如熔断器、指示灯等) 的设备及使回路中某些触点闭合的方法来检验。每一套独立的装置，均应有 专用于直接到直流熔断器正负极电源的专用端子对，这一套保护的全部直流 回路包括跳闸出口继电器的线圈回路，都必须且只能从这一对专用端子取得-10-光伏工程电气调试方案直流的正、负电源。（6）信号回路及设备可不进行单独的检验.断路器、隔离开关及二次回路的检验：A断路器及隔离开关中的一切与装置二次回路有关的调整试验工作，均 由管辖断路器、隔离开关的有关人员负责进行。继电保护检验人员应了解掌 握有关设备的技术性能及其调试结果，并负责检验自保护屏柜引至断路器（包 括隔离开关）二

9、次回路端子排处有关电缆线连接的正确性及螺钉压接的可靠 性。B继电保护人员还应了解以下内容：断路器的跳闸线圈及合闸线圈的电 气回路接线方式（包括防止断路器跳跃回路、三相不一致回路等措施）；与 保护回路有关的辅助触点的开、闭情况，切换时间，构成方式及触点容量； 断路港二次操作回路中的气压、液压及弹簧压力等监视回路的工作方式；断 路器二次回路接线图；断路器跳闸及合闸线圈电压，其值应满足相关规程的 规定；断路器的跳闸时间、合闸时间以及合闸时三相触头不同时闭合的最大 时间差，应不大于规定值。屏柜及装置检验（1）检验时须注意如下问题以防止装置内部元器件损坏A、断开保护装置的电源后才允许插、拔插件，且必须有

10、防止因静电损 坏插件的措施。B、调试过程中发现有问题要先找原因，不要频繁更换芯片。必须更换 芯片时，要用专用起拔器。应注意芯片插入的方向，插入芯片后需经第二人-11 -光伏工程电气调试方案检查无误后，方可通电检验或使用。C、检验中尽量不使用烙铁，如元件损坏等必须在现场进行焊接时，要 用内热式带接地线烙铁或烙铁断电后再焊接。所替换的元件必须使用制造厂 确认的合格产品。D、用具有交流电源的电子仪器（如示波器、频率计等）测量电路参数 时，电子仪器测量端子与电源侧绝缘必须良好，仪浴外壳应与保护装置在同 一点接地（2）装置外部检查A、装置的实际构成情况如：装置的配置、装置的型号、额定参数（直 流电源额定

11、电压、交流额定电流、电压等）是否与设计相符合B、主要设备、辅助设备的工艺质量，以及导线与端子采用材料的质量。 装置内部的所有焊接点、插件接触的牢靠等属于制造工艺质量的问题，主要 依靠制造厂负责保证产品质量。进行新安装装置的检验时，试验人员只作抽 查。C、屏柜上的标志应正确完整清晰，并与图纸和运行规程相符。D、检查安装在装置输入回路和电源回路的减缓电磁干扰器件和措施应 符合相关标准和制造厂的技术要求。在装置检验的全过程应保持这些减缓电 磁干扰器件的措施处于良好状态。E、应将保护屏柜上不参于正常运行的连接片取下，或采取其他防止误投 的措施。F、定期检验的主要检查工程：检查装置内、外部是否清洁无积尘

12、；清扫-12-光伏工程电气调试方案电路板及屏柜内端子排上的灰尘。检查装置的小开关、拨轮及按钮是否良好; 显示屏是否清晰，文字清楚。检查各插件印制电路板是否有损伤或变形，连 线是否连接好。检查各括件变换器、继电器是否固定好，有无松动。检查装 置横端子排螺丝是否拧紧，后板配线连接是否良好。按照装置技术说明书描 述的方法，根据实际需要，检查、设定并记录装置插件内的选择跳线和拨动 开关的位置。(3)绝缘试验：A、按照装置技术说明书的要求拔出插件B、在保护屏柜端子排内侧分别短接交流电压回路端子、交流电流回路 端子、直流电源回路端子、跳闸和合闸回路端子、开关量输入回路端子、厂 站自动化系统接口回路端子及信

13、号回路端子。C、断开与其他保护的弱电联系回路。D、将打印机与装置连接断开。E、装置内所有互感器的屏蔽层应可靠接地。在测量某一组回路对地绝缘 电阻时，应将其他各组回路都接地。F、用5()()V兆欧表测量绝缘电阻值，要求阻值均大于20MQ。测试后， 应将各回路对放电。(4)上电检查A、翻开装置电源，装置应能正常工作。B、按照装置技术说明书描述的方法，检查并记录装置的硬件和软件版本号、校验码等到信息。-13-光伏工程电气调试方案C、校对时钟（5）开关量输入回路检验。A、在保护屏柜端子排处，按照装置技术说明书规定的试验方法，对所 有引入端子排的开关量输入回路依次加入激励量，观察装置的行为。B、按照装置

14、技术说明书所规定的试验方法，分别接通、断开连接片及 转动把手，观察装置的行为。C、全部检验时，仅对已投入使用的开关量输入回路依次加入激励量， 观察装置的行为。D、局部检验时，可随装置的整组试验一并进行。（6）输出触点及输出信号检查A、新安装装置的验收检验时：在装置屏柜端子排处，按照装置技术说 明书规定的试验方法，依次观察装置所有输出触点及输出信号的通断状态。B、全部检验时，在装置屏柜端子排处，按照装置技术说明书规定的试 验方法，依次观察装置已投入使用的输出触点及输出信号的通断状态C、局部检验时，可随装置的整组试验一并进行整定值的整定及检验整定值的整定及检验是指将装置各有关元件的动作值及动作时间

15、按照定 值通知单进行整定后的试验。该项试验在屏柜上每一元件检验完毕之后才可 进行。具体的试验工程、方法、要求视构成原理而异，一般须遵守如下原那么：a、每一套保护应单独进行整定检验。试验接线回路中的交、直流电源及 时间测量连线均应直接接到被试保护屏柜的端子排上。交流电压、电流试验-14-光伏工程电气调试方案接线的相对极性关系应与实际运行接线中电压、电流互感器接到屏柜上的相 对关系（折算到一次侧的相位关系）完全一致。b、在整定检验时，除所通入的交流电流、电压为模拟故障值并断开断路 器的跳、合闸回路外，整套装置应处于与实际运行情况完全一致的条件下， 而不得在试验过程中人为地予以改变。C、装置整定的动

16、作时间为自向保护屏柜通入模拟故障分量（电流、电压 或电流及电压）至保护动作向断路器发出跳闸脉冲的全部时间。d、电气特性的检验工程和内容应根据检验的性质，装置的具体构成方式 和动作原理拟定e、检验装置的特性时，在原那么上应符合实际运行条件，并满足实际运行 的要求。每一检验工程都应有明确的目的，或为运行所必须，或用以判别元 件、装置是否处于良好状态和发现可能存在的缺陷等。操作机构检验（1）检验考前须知A、进行每一项试验时，试验人员须准备详细的试验方案，尽量减少断 路器的操作次数B、对分相操作断路器，应逐相伟动防止断路器跳跃回路。C、对于操作箱中的出口继电器，还应进行动作电压范围的检验，其值 应在5

17、5%70%额定电压之间。对于其他逻辑回路的继电器，应满足80%额定 电压下可靠动作。（2）操作箱的检验根据厂家调试说明书并结合现场情况进行，并重点检验下-15-光伏工程电气调试方案列元件及回路的正确性；A、防止断路器本体的防止断路器跳跃回路和三相不一致回路，那么检查 操作箱的相关回路是否满足运行要求B、交流电压的切换回路C、合闸回路、跳闸1回路及跳闸2回路的接线正确性，并保证各回路 之间不存在职寄生回路。(3)断路器的传动试验A、断路器就地分闸、合闸传动B、断路器远方分闸、合闸传动C、防止断路器跳跃回路传动D、断路器操作闭锁功能检查E、断路器辅助触点检查，远方、就地方式功能检查。八、逆变器调试

18、、检查逆变器启动前，应具备以下条件：在启动之前，应对设备的安装情况进行彻底的检查，应该特别检查直流 和交流端的电压是否符合逆变器的要求，以及极性、相序是否正确等。检查系统的连接均已经符合相关标准规范的要求，并且系统已经良好接地， 接地电阻符合要求。注意：试运行前需要确保交流侧、直流侧所有开关均为断开状态。逆变器启动前，应对其做以下检查：(1)直流局部检查光伏阵列组串开路电压测试，在进行并网之前应对现-16- TOC o 1-5 h z HYPERLINK l bookmark10 o Current Document 一、编制说明1 HYPERLINK l bookmark12 o Curre

19、nt Document 二、编制依据1 HYPERLINK l bookmark14 o Current Document 三、试验调试计划1 HYPERLINK l bookmark16 o Current Document 四、35kV高压柜试验工程： 2真空断路器试验工程2互感器2支柱绝缘子3避雷器3 HYPERLINK l bookmark18 o Current Document 五、变压器、箱变交接试验3测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数3检查所有分接头的变压比3检查变压器的三极结线组别和极性检查3测量绕组连同套管的直流电阻4绕组连同套管的交流耐压试验4测量铁芯绝缘及铁芯

20、绝缘的各紧固件4变压器温度控制装置试验4变压器保护装置调试4额定电压下的冲击合闸试验4变压器的相位检查5变压器的空载试验5变压器的负载试验5 HYPERLINK l bookmark20 o Current Document 六、电力电缆试验5测量绝缘电阻5交流耐压试验(35kV) 6 HYPERLINK l bookmark2 o Current Document 七、CT、PT的检验7检查电流、电压互感器的铭牌参数是否完整，出厂合格证及试验资 料是否齐全。如缺乏上述数据时，应由有关制造厂或基建、生产单位的试验部门提供以下试验资料：.的试验部门提供以下试验资料：. 电流、电压互感器安装竣工后

21、，继电保护检验人员应进行以下检光伏工程电气调试方案场光伏阵列进行检查，检查每一列的开路电压是否符合要求；（2）确保天气条件稳定，因为电压会随着太阳能电池板温度的改变而变 化，记录现场环境参数（电压、温度、光照强度）；（3）用兆欧量程的欧姆表测量接线盒与逆变器之间电缆的电阻，精确记 录所有数据。（4）绝缘电阻测量绝缘电阻测试可以检查电缆绝缘是否、老化、受损、 受潮，以及耐压试验中暴露出绝缘缺陷。对1000V以下的电缆测量时用1000V 绝缘电阻测试仪，分别测量屏蔽层对铠装、铠装层对地的绝缘，以检查绝缘 是否损坏，确实绝缘电缆损坏时，应安排检修，检查直流侧开关是否完好， 开关合分转换是否到位，触头

22、接触是否良好。（5）交流局部联动测试，检查交流侧开关是否完好，开关合分转换是否 到位，触头接触是否良好，合分位置时电压电流表指示是否正常。（6）逆变器本体测试a、在逆变器上电前需要对其进行一系列检查：b、按照附录安装检查清单检查逆变器的安装、接线情况；c、确保交直流断路器都处于断开状态；d、确保急停按钮已经放开，并可以正常工作。开机前的准备：a、当所有工程检查完毕且确认符合要求后按以下步骤进行开机准备。b、再次确认电网线电压400Vac；c、确保没有人员在对逆变器机柜内外线路进行操作；-17-光伏工程电气调试方案d、将接线时卸下的接线处防护透明板安装到原来位置，然后关好柜体前 门，将门锁锁好。

23、送电测试、首次运转逆变器操作步骤如下：a、将逆变器的交流侧的断路器手柄旋至“ON”位置；b、将直流侧的断路器手柄分别旋至“ON”位置；c、功率逆变电路以及LCD控制面板进行自动初始化大约十分钟时间。逆 变器内部及LCD控制面板上的“POWER” LED灯点亮，“com” LED灯将每隔2 或3秒钟闪烁；d、如果DC电压低于DC启动电压值(470Vdc),那么LCD控制面板上的状 态指示灯将一直指示为“Start-up”(启动中)；e、如果DC电压超过DC启动电压值(470Vdc)并持续5分钟，那么逆变器 将自动切换至“Run”(运行)状态。此时内部的“Operation”指示灯点亮, LCD控

24、制面板上的“Run”指示灯点亮，此时逆变器转入正常运行状态。完成试运行、逆变器并网运行后进行如下测试步骤：a、检查逆变器是否存在异常，如噪声过大、发热量过大、出现异常气味 或冒烟；b、测量逆变器并网电压、电流及THD情况是否稳定；c、检查逆变器外壳接地是否正常；d、操作LCD控制面板，检查其工作显示是否正常、准确。c、至此逆变器试运行过程全部完成，可进入日常运行维护过程。注意：逆变器一旦正常运转，无需人为干扰控制，只有在维护及故障检-18-光伏工程电气调试方案修时才需要翻开机柜门。在正常运转时应将柜门锁死，钥匙应由专人保管，由专业人员翻开柜门。九、GIS调试、检查GIS元件试验和连锁试验断路器

25、A）测量断路器的分合闸时间以及合分时间B）测量断路器分合闸同期性以及配合时间C）测量断路器合闸电阻的投入时间D）测量断路器分合闸线圈绝缘电阻及直流电阻E）进行断路器操作机构的试验F）检查断路器操作机构的闭锁性能隔离开关和接地开关A）检查操作机构分合闸线圈最低动作电压B）操作机构的试验C）测量分合闸时间D）测量辅助回路和控制回路绝缘电阻以及工频耐压试验电压互感器和电流互感器A）极性检查B）变比测试C）二次绕组间及其对外壳绝缘电阻以及工频耐压试验GIS现场交流耐压试验试验当天天气良好，温度、湿度符合要求。将试验设备调试并准备就位，试验场地四周装设围栏，悬挂“止步，高 压危险！ ”标示牌。按规定试验

26、方法布置试验接线,将试验电压施加到每项导体和外壳之间, 现场仅做相对地试验，每次一相，其他非试相应与接地的外壳相连，-19-光伏工程电气调试方案耐压前高压电缆和架空线与GIS隔离开来检查试验回路所有接线，检瓷测量仪表，准备开始试验。合上试验电源，开始试验，将试验回路调至谐振。将输出电压逐渐升至试验的电压，保持试验电压Imin,然后快速降压至 零，断开试验电源，高压端挂接地线。试验过程中如发生闪络、击穿或异常情况，应立即暂停试验。委托方应 安排人员检查电缆是否需要处理，确定能否再次进行耐压试验，试验方应检 查试验设备是否损坏，如有损坏立即检修。重新试验时如再次发生闪络或击穿，委托方必须确认电缆经

27、检查处理后 符合耐压试验要求，重复执行上述步骤，至到试验完成。SF6气体检测3. 1微量水分测量：SF6气体水分含量的测试是SF6绝缘设备的重要交接试验工程。SF6气体中的 水分会使SF6绝缘设备的绝缘强度大为降低。而且气体中的水分还参与电弧 作用下的分解反响，生成许多有害的物质，这些电弧副产物的形成不但造成 设备内部某些结构材料的腐蚀、老化。使用不同的仪器，测试结果差异也很大，这可能与仪器本身、气体管路等因 素有关。在实际测试中应尽可能的使用聚氯乙稀管作为管路，而防止使用橡 皮管作为管路。因为橡皮管容易受潮，在测试中会导致很大的偏差。拟将采用DMP249型精密露点仪进行GIS的SF6微量水分

28、测量。3. 2检测SF6气体泄漏-20-光伏工程电气调试方案漏气是SF6绝缘设备的致命缺陷，所以考核其密封性能是考核产品质量的关 键性能指标之一，它对保障电气设备投运后的的平安运行和人身平安都具有 重要意义。检漏仪虽然多种多样，但通常都主要由探头、探测器和泵体三局部组成。当 大气中有SF6气体时，探头借助真空泵的抽力将SF6气体吸进探测器，引起 探测器二极管产生电晕放电，使得二极管电极的电流减小，电流减小的信号 通过电子线路变换成一种可以听得到、见得着的声、光警报信号，泄漏越大 时，信号越强烈。SF6电气设备的易漏部位主要包括：各检漏口、焊缝、SF6气体充气嘴、发兰 连接面、压力表连接管、滑动

29、密封底座。十、平安保护措施加强人员的技术培训和平安意识的培养1）加强员工平安意识培养加强对员工平安意识的培养也是保证高压试 验平安的重要措施之一。在每次工作前制定试验计划、步骤，查找被试设备 历史试验记录以及熟悉被试设备的电气连接状态、安装位置和使用环境，选 择试验设备、工机具，准备好原始记录本、遮栏、标示牌等。2）认真仔细的进行试验前检查，在每一次试验开始前应当至少由两人， 一般为操作人和监护人检查接线方式、表计量程、调压器把手位置、仪表的 初始状态以及人员与带电体的平安距离等，在检查过程中发现问题应当及时 解决，在经两人检查完毕，确认均正确无误后，再通知相关人员离开被试设 备，经工作负责人

30、许可后，方可开始升压。21光伏工程电气调试方案确保平安的客观措施1）严格执行保证平安的组织措施在每次的试验工作过程中都应当履行 电业平安规程中所规定的保证平安的组织措施.a、每一次的高压试验都应该根据具体情况实施试验作业。确保试验前各 个环节的平安措施到位，并且明确责任分工，在严密的组织下进行试验。b、在任一高压试验中都应设有监护人员，该监护人员应当由工作时间较 长、经验丰富的老师傅担任，并且监护人员不应参与直接的试验工作，主要 的注意力应当放在整个试验现场的监护上，不仅要监护实际操作人员的情况, 还应当对整个试验现场环境起到监护的作用，防止在进行试验的过程中有与 试验无关的人员进入现场等突发

31、情况的发生所带来的人身伤害事故。2）严格执行保证平安的技术措施电业平安规程中规定的保证平安 的技术措施是停电；验电；装设接地线；悬挂表示牌.；装设遮拦等。由于高 压试验的特殊性，应当在确保落实以上措施后还应当在试验开始前检查试验 设备的接地状态，确保每个试验设备接地良好，并且在每一个试验工程完成 后都应当对被试设备充分放电，既是保证参试人员的人身平安。3）大局部高压试验都是在停电状态下进行的，故而试验设备的接地良好 和试验结束后的充分放电是两项极为重要的技术措施。4）由于高压试验针对的目标设备的特殊性，在每一个高压试验工程开始 前后都应当对试验对象进行充分的放电。操作人员应在监护人的监护下，戴

32、 好平安帽，穿上绝缘靴，戴上绝缘手套，合上地刀并让被试设备充分放电之 后，再对被试设备本体直接连接接地导体放电，以保证其完全放电。-22-光伏工程电气调试方案确保平安的其他措施1）在试验过程中严格遵守呼唱制度 在大局部的电气操作过程中，都要 严格遵守呼唱制度，高压电气试验更是如此。在高压试验中，由于现场情况 大局部情况下都较为复杂，有可能在人员嘈杂或噪音严重的场地开展，因此, 在每次试验中严格遵守呼唱制度也就成了高压试验的重要平安措施之一。在 高压试验中，其他工作人员必须询问操作人员是否可以开始工作，在确保电 源断开的情况下，得到对方的许可后方可工作。在没有得到操作人员许可的 情况下，在没有明

33、确试验设备状态的情况下就擅自连接或撤除试验引线，或 凭放电声判断电压是否在升压或降压状态，这是高压试验中的严重违章行为, 这样的行为往往会造成严重的事故，因此，这样的状况在高压试验中是绝对 禁止的。2）认真分析高压试验全过程，做好危险点分析控制工作，对所有高压试 验工程的危险点进行讨论之后细分，使各种平安措施制度化且与试验工作结 合为一体，这样有效的提高了高压试验的平安性和参试人员的主动平安意识。3）严肃劳动纪律，杜绝违章A、在进行试验工作时，不得进行与试验无关的工作，如吸烟、打闹、 聊天等。B、工作负责人要对参试人员的身体状况有明确的了解，对于身体有如 发烧、头晕、精神不佳等不适感觉的以及饮

34、酒后的人员严禁参加试验工作。C、严禁与试验无关人员进入试验现场。23 TOC o 1-5 h z 查：7电压互感器二次回路检查8二次回路绝缘检查9断路器、隔离开关及二次同路的检验：11屏柜及装置检验11整定值的整定及检验14操作机构检验15 HYPERLINK l bookmark4 o Current Document 八、逆变器调试、检查16逆变器启动前，应具备以下条件：16逆变器启动前，应对其做以下检查： 16开机前的准备：17送电测试、首次运转逆变器操作步骤如下： 18完成试运行、逆变器并网运行后进行如下测试步骤：18GIS元件试验和连锁试验19GIS现场交流耐压试验19 HYPERL

35、INK l bookmark8 o Current Document 十、平安保护措施21加强人员的技术培训和平安意识的培养21确保平安的客观措施22确保平安的其他措施23光伏工程电气调试方案一、编制说明本方案适用于XXX省XX山光伏电气安装工程各设备的调试试验。主要包括: 汇流箱、逆变器、真空断路器、避雷器、电流互感器、隔离开关、SVG无功补 偿、35kV配电装置、llOkV变压器、户外GIS等设备的一次试验及二次检验； 二次系统的调试工作包括：保护装置、二次回路试验等；全厂所有电气一次设备按GB50150-2016进行调试，对于规范中没有规定 的设备可参照制造厂家产品要求执行。综合保护设备

36、及相关联设备的调整试验按继电保护和电网平安自动装 置检验规程DL/T995-2006中要求调校、检验，特殊保护装置参照出厂产品 技术条件进行调校。二、编制依据1、GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准2、DL/T408-2002电业工作平安规程（发电厂和变电所电气局部）3、GB/T14285-2006继电保护及平安自动装置技术规程4、DL/T995-2006继电保护及电网平安自动装置检验规程5、DL/T527-2002静态继电保护逆变电源技术条件6、Q/GDW140-2006交流采样测量装置运行检验管理规程7、设计图纸8、设备厂家说明书、出厂报告及相关技术资料三、试验调试

37、计划1、光伏区箱变、逆变器试验调试：2018年5月10日完成光伏工程电气调试方案2、光伏区电缆试验：2018年5月15日完成3、升压站35kV高压柜试验调试：2018年5月13日完成4、SVG无功补偿装置试验调试：2018年5月14日完成5、主变压器、户外GIS设备试验调试：2018年5月17日完成6、保护装置、二次回路试验：2018年5月20日完成四、35kV高压柜试验工程：4.1真空断路器试验工程1、真空断路器整体和断口间绝缘电阻;采用2500V兆欧表，不低于2500 兆欧；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，测量分合闸的同期性，测量合闸 时触

38、头的弹跳时间；用开关机械特性测试仪，测量开关的机械特性。5、测量分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻，应符合规定：6、断路器操动机构的试验；4.2互感器1）测量绕组的绝缘电阻；2）交流耐压试验；相对地76kV一分钟;3）测量绕组的直流电阻；4）测量变比和极性；10%误差测量;-2-光伏工程电气调试方案6）伏安特性支柱绝缘子1）测量绝缘电阻；2）交流耐压试验；3）试验电压68kV 1分钟。避雷器1）测量绝缘电阻；2）测量直流泄露电流；3）检查放电计数器动作情况及临视电流表指示。五、变压器、箱变交接试验测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数采用2500V兆欧表和5000V兆欧表测量，其绝缘电阻值

39、不应低于出厂试 验值的70%。吸收比为60S/15S的比值，在规定的湿度范围内和常温下不应 小于1.3,线绝缘层应完整，无缺损变位现象。检查所有分接头的变压比（1）采用QJ35变压比电桥测量，木工程变压器分接头的变比与产品出厂 铭牌数据相比，应无明显差异，电压调节切换应符合变压比的规律。（2）变压器变比误差在额定分接头位置不得超过1%铭片标称值。检查变压器的三极结线组别和极性检查采用QJ35变压比电桥测试，其结线组别和极性必须与设计及出厂铭牌上 的标记和外壳上的符号相符。-3-光伏工程电气调试方案测量绕组连同套管的直流电阻(1)采用QJ44双臂电桥测量，测量应在各分接头的所有位置上进行。(2)本工程变压器，各相测得值的相差值应小于平均值的2乐线间测得 值的相差值应小于平均值的1%。(3)变压器的直流电阻值与同温度下