光伏项目《工程调试及试运行标准》

文 件 修 改 跟 踪 页Revisions版次Rev.作 者Drafter文 件 修 改 原 因ReasonofRevision日 期Date修改页Page目录1， 目的2， 适用范围3， 上游和参考文件4， 定义5， 职责6， 工程调试及试运行标准6.1 总则6.2 主要编制依据6.3调试范围及主要工作量6.4调试人员6.5调试安全6.6调试项目及步骤6.7项目启动及试运6， 附件7， 附录11．目的为了指导太阳能光伏电站安装调整试验及启动工作确保光伏并网发电工程电气试验质量防止发生试验事故使设备能够安全、合理、正常的投运行特制定本导则。2．适用范围本规程适于公司承建的太阳能发电站项目。3．上游和参考文件4．定义（1）调试电气调试主要指的是电气设备的调整和试验。电气设备调整试验工作是工程建设中电气设备安装工作完毕后，即将投入生产运行前的一道工序。其工作质量直接决定电气设备投产后的工作效率、质量，决定电气自动化的实施程度，决定工厂产品的质量、产量及经济效益。（2）启试运光伏发电工程启动试运是对已安装完成的光伏阵列及其电气设备进行全面性的试运行和检查验收。根据工程完成情况，光伏阵列可以单个单独验收，也可以多个同时验收。对工程启动试运组织机构和职要作出明确规定，以保证工程启动试运的顺利进行。5.职责5.1 工程管理中心（1审核、批准各项目调试大纲、启动试运方案；（2推动项目调试工作执行过程中的优化、标准化等工作。5.2 分公司项目部（1编制调试大纲、启动试运方案；（2向工程管理中心汇报项目调试启动试运工作的执行情；（3解决调试启动试运执行过程中出现的重大问题。，序号文件类别文件编码文件名称1公司文件单体调试标准试验导则66．工程调试及试运行标准6.1总则设试水试试。6.2主要编制依据《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 （GB95110）《光伏PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求（GB20047.）《晶体硅光(PV)方阵I-V特性的现场测量》 GB18210）《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法（Q/SPS2）《光伏发电站施工规范GB50794-2012》《光伏发电工程验收规范GB/T50796-2012》《光伏发电站设计规范GB50797-2012》《光伏电站接入电网技术规定2011版》《光伏电站接入电网测试规程2011版》《电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150－200》《继电保护技术规程GB14285-2006》《继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T995》《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版》《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（2005版》《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版》电力部电建[1996]159号《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号、《火电《火电工质量安装工程施工及验收规程（电气专业》《电力建设安全工作规程》DL5009.1-92能源部能源基[1992]129号《电能计量装置技术管理规程DL/T448》《变电站运行导则DL/T969》《工程质量监督工作导则》建质[2003]62号设计院设计图纸及一次、二次设备资料施工、调试及厂家供货技术服务合同；制造厂图纸、质量保证书、技术说明书、资料等文件；设计文件、图纸、说明书及变更；调试有关文件、会议纪要等。6.3调试范围及主要工作量主要包括光伏组串汇流箱逆变器真（SF6断路器避雷器电流互感器压互感器隔离开关干（油浸式电力变压器10kV配电装置厂用电装置接地系统SVG接地变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、计量测量回路试验、二次回路试验、远动调度数据网等。6.4调试人员承包方施工项目部依据施工承包合同履行双方的权利和义务，接受业主项目部的指导、监督和考核。作为派出机构负责组织调试的项目管理组织机构承担项目调试的管理任务和目标实现的主要责任。承包方施工项目部与监理项目部之间是被监理与监理的关系依据有关要求在工程实施中接受监理项目部的管理。现场调试试验时光伏电站业主单位应派人参加，负责调试验过程中的协调工作。各相关单位（调试施工队、设备生产厂家、监理单位、安全负责单位等）需统一服从项目部的调度，有责任为调试工作提供便利条件，相互配合，确保试验设备的安全，保证调试工作的顺利进行。设备试验及调试负责人员均需经过特殊工种培训，取得特殊工种作业上岗证，具备丰富的调试经验，能够确保调试工作安全顺利进行。6.5调试安全、，（（1）加强调试人员的技术培训和安全意识的培养。1加强工安全意识培养加强对员工安全意识的培养也是保证高压试验安全的重要措施之一。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安全距离等，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，经工作负责人许可后，方可开始升压。（2）确保安全的客观措施1）严格执行保证安全的组织措施，在每次的试验工作过程中都应当履行《电业安全规程》中所规定的保证安全的组织措施。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安全措施到位，并且明确责任分工，在严密的组织下进行试验。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情况的发生所带来的人身伤害事故。2）严格执行保证安全的技术措施《电业安全规程》中规定的保证安全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，并且在每一个试验项目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安全。大部分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。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项目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好安全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；，全放电全放电例如在电容器试验前后必须让电容器对地充分放电且每个电容器两端都必须放电以保证其完全放电。在做电力电缆直流耐压试验时，应在降压放电后，操作人员将所有试验设备的电源断开后，方可拆除试验引线。放电所使用的放电棒等试验设备应当定期检查，对其绝缘部分应当按照规程定期试验保证其安全性对其分压电阻部分应当在每次试验前测量阻值确认符合标准后方可投入使用。（3）确保安全的其他措施1在试验过程中严格遵守呼唱制度在大部分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，由于现场情况大部分情况下都较为复杂，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安全措施之一。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，在没有明确试验设备状态的情况下就擅自连接或拆除试验引线，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。同时开展高压试验时需划分好工作区域悬“高压危险禁止穿越”标识牌。并设有专人监护。2）认真分析高压试验全过程，做好危险点分析控制工作,对所有高压试验项目的危险点进行讨论之后细分，以此为基础为每一个高压试验项目制定相关的过程控制卡，从试验设备、材料的准备到试验结束后现场的清理都应一一制定进过程控制卡中，使过程控制卡涵盖所有高压试验环节，并在卡中将所有危险点的控制措施列出。每一次的高压试验开始前先结合工作任务和工作票，填写相应的控制卡，从准备工作开始，对每一个危险点的防范措施进行一一确认并签字，直至全部试验工作结束，从程序上杜绝了人为地疏忽和大意造成的事故隐患，使各种安全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安全性和参试人员的主动安全意识。3）严肃劳动纪律，杜绝违章◆在进行试验工作时，禁止进行与试验无关的工作，如吸烟、打闹、聊天等。◆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酒后的人员严禁参加试验工作。，，，，◆严禁与试验无关人员进入试验现场。6.6调试项目及步骤（1）光伏阵列直流发电汇集系统1）光伏组件检查◆组件的型号、规格应符合设计要求；◆组件的外观及各部件应完好无损；◆光伏组件安装应按照设计图纸进行；◆组件连接数量和路径应符合设计要求；◆组件间接插件应连接牢固；◆外接电缆同插接件连接处应牢固、可靠；◆组串连接后开路电压和短路电流应符合设计要求；◆组件间连接线应进行绑扎，整齐、美观；◆同一组串的正负极不宜短接；◆带边框的组件应将边框可靠接地；◆组件接地电阻应符合设计要求；2）光伏组件串系统调试、检查，光伏组串调试前具备下列条件◆光伏组件调试前所有组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕；◆汇流箱内防反二极管极性应正确；◆汇流箱内各回路电缆接引完毕，且标示清晰、准确；◆确保各回路熔断器在断开位置；◆汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好；◆辐照度宜大于700W/㎡的条件下测试。3）光伏组串调试检测应符合下列规定◆汇流箱内测试光伏组串的极性应正确；◆相同测试条件下的相同光伏组串之间的开路电压偏差不应大于2%，但最大偏差不应大于5V；◆在发电情况下应使用钳形万用表对汇流箱内光伏组件串的电流进行检测。相同测试条件下且辐照度不应低于700W/㎡时，相同光伏组件串之间的电流偏差不应大于5%；◆组串电缆温度应无超常温的异常情况，确保电缆无短路和破损；◆逆变器投入运行前，宜将逆变单元内所有汇流箱均测试完成并投入；◆光伏组串测试完成后，应按规范填写记录。4）汇流箱调试检查◆汇流箱内元器件完好，连接线无松动；◆安装前汇流箱的所有开关和熔断器宜断开；◆汇流箱的接地应牢固、可靠。接地线的截面应符合设计要求；◆汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不小于◆汇流箱组串电缆接引前必须确认组串处于断路状态；◆逆变器在投入运行后，汇流箱内光伏组串的投、退顺序应符合下列规定：汇流箱的总开关具备断弧功能时，其投、退应按下列步骤执行。先投入光伏组串小开关或熔断器，后投入汇流箱总开关。先退出汇流箱总开关，后退出光伏组串小开关或熔断器；汇流箱总输出采用熔断器，分支回路光伏组串的开关具备断弧功能时，其投、退应按下列步骤执行；先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组串小开关。先退出箱内所有光伏组串小开关，后退出汇流箱总输出熔断器；汇流箱总输出和分支回路光伏组串均采用熔断器时，则投、退熔断器前，均应将逆变器解列。5）直流电缆连接线正确性检查◆检查每个太阳能电池组之间正负极性连接是否正确；◆检查每个电池串至直流汇流箱电缆及正负极性连接是否正确；◆检查每个直流汇流箱至直流配电箱电缆及正负极性连接是否正确；◆检查直流配电箱至逆变器电缆及正负极性连接是否正确；◆电缆连接是否紧固、可靠。是否有发热情况；◆◆电缆绝缘良好，绝缘电阻不小于20MΩ（DC100V，无短路、放电现象。（2）并网逆变系统1）逆变器调试前，应具备下列条件◆逆变器控制电源应具备投入条件；◆逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性正确、绝缘良好；◆逆变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好；◆方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件；◆检查二次回路的绝缘电阻：500V绝缘电阻表测量绝缘电阻，绝缘电阻不应小于0.5MΩ检查逆变器系统内所有二次接线，应符合设计要求。2）逆变器调试前，应对其做下列检查◆逆变器接地应牢固可靠、导通良好；◆逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹；◆逆变器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动；◆如逆变器本体配有手动分合闸装置其操作应灵活可靠接触良好开关位置指示正确◆逆变器临时标识应清晰准确；◆逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理；3）逆变器调试应符合下列规定◆逆变器的调试工作宜由生产厂家配合进行逆变器控制回路带电时应对其做如下检查1工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常；2人机界面上各参数设置应正确；3散热装置工作应正常。◆逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行如下工作：1测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内；2检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求。◆逆变器直流侧带电、交流侧带电，具备并网条件时，应进行如下工作：。；：测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内；交流侧电压及频率应在逆变器额定范围内，且相序正确；具有门限位闭锁功能的逆变器，逆变器盘门在开启状态下，不应作出并网动作。◆逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列：具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器盘门；逆变器网侧失电；逆变器直流侧对地阻抗低于保护设定值；逆变器直流输入电压高于或低于逆变器设定的门槛值；逆变器直流输入过电流；逆变器线路侧电压偏出额定电压允许范围；逆变器线路频率超出额定频率允许范围；逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围。4）逆变器的运行效率、防孤岛保护、低（零）电压穿越及输出的电能质量等测试工作，应由有资质的单位进行检测。5）功能测试◆正常模式切换到待机模式满足下列条件之一时，逆变器自动从正常模式切换到待机模式，无需人为干预：输入直流电压超出额定的直流电压范围；电网电压异常；夜晚无日照；◆待机模式切换到正常模式满足下列两个条件时，逆变器自动从待机模式切换到正常模式，无需人为干预：电压在额定的直流电压范围；电网电压在正常工作范围；◆开关机功能测试按紧急关机按钮，逆变器关闭；按故障清除按钮，逆变器重新开机；◆检查远方开停机功能正常；◆风扇检查检查逆变器所有的风扇是否都在正常转动；◆输出谐波测试用电能质量分析仪测量交流输出，输出电流波形失真度6）逆变器调试时，还应注意以下几点：◆逆变器运行后，需打开盘门进行检测时，必须确认无电压残留后才允许作业；◆逆变器在运行状态下，严禁断开无断弧能力的汇流箱总开关或熔断器。如需接触逆变器带电部位，必须切断直流侧和交流侧电源、控制电源；◆严禁施工人员单独对逆变器进行测试工作。施工人员应按照本规范附录2的格式填写施工记录。7）逆变器的监控功能调试应符合下列要求：◆监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力；◆监控系统应实时准确的反映逆变器的运行状态、数据和各种故障信息；◆具备远方启、停及调整有功输出功能的逆变器，应实时响应远方操作，动作准确可靠。（3）发电单元升压系统1）负荷开关柜试验◆测量绝缘电阻隔离开关与负荷开关的有机材料传动杆的绝缘电阻值，不应低于1200MΩ；◆测量高压限流熔丝管熔丝的直流电阻测量高压限流熔丝管熔丝的直流电阻值，与同型号产品相比不应有明显差别,阻值不应过大；◆测量负荷开关导电回路的电阻测量负荷开关及隔离开关导电回路的电阻值，宜采用电流不小于100A结果，不应超过产品技术条件规定；结果，不应超过产品技术条件规定；◆交流耐压试验交流耐压试验应符合下述规定：三相同一箱体的负荷开关应按相间及相对地进行耐压试验。对负荷开关还应按产品技术条件规定进行每个断口的交流耐压试验；◆检查操动机构线圈的最低动作电压；◆操动机构的试验。2)干式变压器试验◆测量绕组连同套管的直流电阻；测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定：1测量应在各分接头的所有位置上进行；21600kVA及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%；3变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；4由于变压器结构等原因，差值过大。应说明原因。◆检查所有分接头的电压比检查所有分接头的电压比与制造厂铭牌数据相比应无明显差别且应符合电压比的规律◆检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符；◆测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻；铁心必须为一点接地对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时测量其对外壳的绝缘电阻◆测量绕组连同套管的绝缘电阻绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%；◆绕组连同套管的交流耐压试验；进行交流耐压试验进行交流耐压试验，线端试验电压为出厂值的80%；；；◆额定电压下的冲击合闸试验无电流差动保护的干式变可冲击3次；◆检查相位检查变压器的相位必须与电网相位一致；◆变压器温度控制装置试验按照产品说明书进行调整整定，手动启动通风应正常自动启动按照设定值应工作正常，超温报警及超温跳闸保护应符合招标文件及设计图纸要求；◆变压器的空载试验变压器的空载试验按规范要求连续运行24小时，应无异常现象，测量其空载电压、空载电流、空载损耗应符合产品技术条件规定；◆变压器的负载试验带负载运行，测量的三相电流及三相电压应对称平衡；过载运行时，风冷却通风机应启动运行。带负载运行应严格按照变压器运行规程进行，加强巡视，必须做好试运行记录。3)低压柜试验◆测量低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻测量低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻值，不应小于1MΩ；在比较潮湿的地方，可不小于0.5MΩ；◆电压线圈动作值校验电压线圈动作值的校验，应符合下述规定：线圈的吸合电压不应大于额定电压的放电压不应小于额定电压的5%；短时工作的合闸线圈应在额定电压的85%～110%范围内，分励线圈应在额定电压的70%～110%的范围内均能可靠工作。线圈工作应无杂音。万用表测试常开、常闭接点应动作可靠；◆低压电器采用的脱扣器的整定低压电器采用的脱扣器的整定，各类过电流脱扣器、失压和分励脱扣器、延时装置等，应按使用要求进行整定；◆低压电器连同所连接电缆及二次回路的交流耐压试验低压电器连同所连接电缆及二次回路的交流耐压试验，应符合下述规定：试验电压为1000V。当回路的绝缘电阻值在10MΩ以上时，可采用2500V兆欧表代替，试验持续时间为1min。(4)中压集电系统1)真空断路器◆测量绝缘电阻绝缘拉杆的绝缘电阻值，在常温下不应低于1200MΩ；◆测量每相导电回路的电阻每相导电回路的电阻值测量，宜采用电流不小于100A的直流压降法。测试结果应符合产品技术条件的规定；◆交流耐压试验应在断路器合闸及分闸状态下进行交流耐压试验。当在合闸状态下进行时，电压为42kV。当在分闸状态下进行时，真空灭弧室断口间的试验电压应按产品技术条件的规定，试验中不应发生贯穿性放电；◆测量断路器主触头的分、合闸时间，测量分、合闸的同期性，测量合闸时触头的弹跳时间；合闸过程中触头接触后的弹跳时间，40.5kV以下断路器不应大于2ms。40.5kV及以上断路器不应大于3ms；测量应在断路器额定操作电压及液压条件下进行；实测数值应符合产品技术条件的规定。◆测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻；验值相比应无明显差别；◆断路器操动机构的试验。2)互感器试验◆测量绕组的绝缘电阻测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻；绝缘电阻不宜低于于1000Ω；绝缘电阻测量应使用2500V兆欧表；◆交流耐压试验1应按出厂试验电压的80%进行；2二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2kV。◆测量绕组的直流电阻1电压互感器：一次绕组直流电阻测量值，与换算到同一温度下的出厂值比较，相差不宜大于10。二次绕组直流电阻测量值，与换算到同一温度下的出厂值比较，相差不宜大于15%2电流互感器同型号同规格同批次电流互感器一二次绕组的直流电阻和平均值的差异不宜大于10%。当有怀疑，应提高施加的测量电流，测量电流（直流值）一般不宜超过额定电流（方均根值）的50%。◆检查接线组别和极性检查互感器的接线组别和极性，必须符合设计要求，并应与铭牌和标志相符；◆误差测量1用于关口计量的互感（包括电流互感器电压互感器和组合互感器必须进行误差测量，且进行误差检测的机构（实验室）必须是国家授权的法定计量检定机构；2用于非关口计量电压等级35kV以下的互感器检查互感器变比应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比；3非计量用绕组应进行变比检查。◆测量电流互感器的励磁特性曲线当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验。当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。测量后核对是否符合产品要求；◆测量电磁式电压互感器的励磁特性1用于励磁曲线测量的仪表为方均根值表，若发生测量结果与出厂试验报告和型式试验报告有较大出入（＞30%）时，应核对使用的仪表种类是否正确；；2一般情况下，励磁曲线测量点为额定电压的20%、50%80%、100%和120%。对于中性点直接接地的电压互感器（N端接地，电压等级35kV及以下电压等级的电压互感器最高测量点为190%；电压等级66kV及以上的电压互感器最高测量点为150%；3对于额定电压测量点（100%，励磁电流不宜大于其出厂试验报告和型式试验报告的测量值的30，同批同型号、同规格电压互感器此点的励磁电流不宜相差30%。(5)主变压器系统1）绝缘油试验◆绝缘油的试验类别、试验项目及标准应符合本方案中绝缘油部分的规定；◆油中溶解气体的色谱分析应符合下述规定电压等级在66kV及以上的变压器应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析各次测得的氢乙炔总烃含量应无明显差别新装变压器油中H2与烃类气体含（μL/L任一项不宜超过下列数值总烃20H210，C2H20。◆油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为110kV的，不应大于20mg/L。2）测量绕组连同套管的直流电阻◆测量应在各分接头的所有位置上进行；◆1600kVA及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的2；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%；◆变压器的直流电阻与同温下产品出厂实测数值比较相应变化不应大于2%不同温度下电阻值按照R2=R1(T+t2)/(T+t1)换算。式中R1R2——分别为温度在t1、t2时的电阻值；T——计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。◆由于变压器结构等原因，差值超过本条第2款时，可只按本条第3款进行比较。但应说明原因。3）检查所有分接头的电压比。：◆检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；电压等级在220kV及以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%；4）检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；◆检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符；5）测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻，应符合下列规定：◆进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿心螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁心、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭铁梁及穿心螺栓一端与铁心连接时，应将连接片断开后进行试验；◆不进行器身检查的变压器或进行器身检查的变压器，所有安装工作结束后应进行铁心和夹件（有外引接地线的）的绝缘电阻测量；◆铁心必须为一点接地；对变压器上有专用的铁心接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻；◆采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。6）非纯瓷套管的试验◆非纯瓷套管的试验，应按本方案套管部分的规定进行。7）有载调压切换装置的检查和试验◆变压器带电前应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，测量过渡电阻阻值和切换时间。测得的过渡电阻阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反向切换时间偏差均符合制造厂技术要求。由于变压器结构及接线原因无法测量的，不进行该项试验；◆在变压器无电压下，手动操作不少于2个循环、电动操作不少于5个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压的85%及以上。操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常；◆循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量，试验结果应符合本方案的要求。◆◆在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作，动作应正常。操作过程中，各侧电压应在系统电压允许范围内。◆绝缘油注入切换开关油箱前，其击穿电压应符合绝缘油标准的规定。8）测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；◆绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%。◆当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可换算到同一温度时的数值进行比较；◆变压器电压等级为35kV及以上，且容量在4000kVA及以上时，应测量吸收比。吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下应不小于1.3；当R60s大于3000MΩ时，吸收比可不做考核要求。9）测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ，应符合下列规定：◆当变压器电压等级为35kV及以上且容量在8000kVA及以上时，应测量介质损耗角正切值tanδ；◆被测绕组的tanδ值不应大于产品出厂试验值的130%；10）测量绕组连同套管的直流泄漏电流，应符合下列规定：◆当变压器电压等级为35kV及以上，且容量在8000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流◆试验电压标准应符合下表的规定。当施加试验电压达1min时，在高压端读取泄漏电流泄漏电流值不宜超过规定。11）变压器绕组变形试验，应符合下列规定：◆对于66kV及以上电压等级变压器，宜采用频率响应法测量绕组特征图谱。12）绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：◆绕组额定电压为110kV及以上的变压器，其中性点应进行交流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值的80％。◆交流耐压试验可以采用外施工频电压试验的方法，也可采用感应电压试验的方法。试验电压波形尽可能接近正弦，试验电压值为测量电压的峰值除以√2，试验时应在高压端监测。外施交流电压试验电压的频率应为45～65HZ，全电压下耐受时间为60s。感应电压试验时，为；。绕组额定电压(kV)6～1020～3563～330500直流试验电压(kV)10204060防止铁心饱和及励磁电流过大，试验电压的频率应适当大于额定频率。除非另有规定，当试验电压频率等于或小于22倍额定频率时，全电压下试验时间为：120×额定频率／试验频率（秒）,但不少于15秒。13）绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验◆对于电压等级为110kV的变压器，当对绝缘有怀疑时，应进行局部放电试验。14）额定电压下的冲击合闸试验◆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；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地；发电机变压器组中间连接无操作断开点的变压器，可不进行冲击合闸试验。无电流差动保护的干式变可冲击3次。15）检查相位◆检查变压器的相位必须与电网相位一致。16）测量噪音◆电压等级为500kV的变压器的噪音，应在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应大于80dB(A)。(6)并网系统1)110kV/66kV隔离开关试验项目◆测量绝缘电阻；隔离开关的有机材料传动杆的绝缘电阻值，不应低于6000MΩ。◆测量导电回路的电阻；测量导电回路的电阻值，宜采用电流不小于100A的直流压降法。测试结果，不应超过产品技术条件规定。◆交流耐压试验；交流耐压试验，应符合下述规定：三相同一箱体的负荷开关，应按相间及相对地进行耐压试验，其余均按相对地或外壳进行。试验电压应符合的规定。◆检查操动机构线圈的最低动作电压检查操动机构线圈的最低动作电压，应符合制造厂的规定。◆操动机构的试验动力式操动机构的分、合闸操作，当其电压或气压在下列范围时，应保证隔离开关的主闸刀或接地闸刀可靠地分闸和合闸。a）电动机操动机构：当电动机接线端子的电压在其额定电压的80%～110%范围内时。 b）二次控制线圈和电磁闭锁装置：当其线圈接线端子的电压在其额定电压的80%～110%范围内时。隔离开关的机械或电气闭锁装置应准确可靠。2)110kV/66kV六氟化硫(SF6)断路器试验项目◆测量绝缘电阻；测量断路器的绝缘电阻值：整体绝缘电阻值测量，应参照制造厂规定。◆测量每相导电回路的电阻每相导电回路的电阻值测量，宜采用电流不小于100A的直流压降法。测试结果应符合产品技术条件的规定。◆交流耐压试验在SF6气压为额定值时进行。试验电压按出厂试验电压的80%；110kV以下电压等级应进行合闸对地和断口间耐压试验；罐式断路器应进行合闸对地和断口间耐压试验；500kV定开距瓷柱式断路器只进行断口耐压试验。◆测量断路器的分、合闸时间测量断路器的分、合闸时间，应在断路器的额定操作电压、气压或液压下进行。实测数值应符合产品技术条件的规定。◆测量断路器的分、合闸速度测量断路器的分、合闸速度，应在断路器的额定操作电压、气压或液压下进行。实测数值应符合产品技术条件的规定。现场无条件安装采样装置的断路器，可不进行本试验。◆测量断路器主、辅触头分、合闸的同期性及配合时间测量断路器主、辅触头三相及同相各断口分、合闸的同期性及配合时间，应符合产品技术电 电 压液压直 流交 流(85%～110%)Un(85%～110%)Un按产品规定的最低及最高值电源电压与额定电源电压的比值小于35%*大于65%大于85%失压脱扣器的工作状态铁心应可靠地释放铁心不得释放铁心应可靠地吸合条件的规定。◆测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻10MΩ，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。◆断路器操动机构的试验合闸操作。a）当操作电压、液压在下表范围内时，操动机构应可靠动作；断路器操动机构合闸操作试验电压、液压范围b）弹簧、液压操动机构的合闸线圈以及电磁操动机构的合闸接触器的动作要求，均应符合上项的规定。脱扣操作。a）直流或交流的分闸电磁铁，在其线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸；b）附装失压脱扣器的，其动作特性应符合下表的规定；附装失压脱扣器的脱扣试验注：*当电压缓慢下降至规定比值时，铁心应可靠地释放。模拟操动试验a）当具有可调电源时，可在不同电压、液压条件下，对断路器进行就地或远控操作，每次操作断路器均应正确，可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求；操作类别操作类别操作线圈端钮电压与额定操作次数合、分1103合85(80)3分653合、分、重合1003当无可调电源时，只在额定电压下进行试验；b）直流电磁或弹簧机构的操动试验，应按下表的规定进行；液压机构的操动试验。直流电磁或弹簧机构的操动试验◆测量断路器内SF6气体的含水量（20℃的体积分数）与灭弧室相通的气室，应小于150μL/L；不与灭弧室相通的气室，应小于250μL/L；SF6气体含水量的测定应在断路器充气48h后进行。◆密封性试验采用灵敏度不低于1×10－6(体积比)的检漏仪对断路器各密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不应报警；必要时可采用局部包扎法进行气体泄漏测量。以24h的漏气量换算，每一个气室年漏气率不应大于1%；泄漏值的测量应在断路器充气24h后进行。◆气体密度继电器、压力表和压力动作阀的检查。在充气过程中检查气体密度继电器及压力动作阀的动作值，应符合产品技术条件的规定。对单体到现场的这些设备，应进行校验。3)110kV/66kV电流、电压互感器试验项目◆测量绕组的绝缘电阻测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻；绝缘电阻不宜低于1000MΩ；2测量电流互感器一次绕组段间的绝缘电阻，绝缘电阻不宜低于1000MΩ，但由于结构原因而无法测量时可不进行；3测量电容式电流互感器的末屏及电压互感器接地端（N）对外壳（地）的绝缘电阻，绝缘电阻值不宜小于1000MΩ。若末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量其tanδ；4绝缘电阻测量应使用2500V兆欧表。◆量V值aδ1互感器的绕组tanδ测量电压应在10kV测量tanδ不应大于0.8当对绝缘有怀疑时可采用高压法进行试验，在(0.5～1)U√3范围内进行，tanδ变化量不应大于0.2%，电容变化量不应大于0.5%；2末屏tanδ测量电压为2kV。注1本条主要适用于油浸式互感器。2电压互感器整体及支架介损受环境条（特别是相对湿度影响较大测量时要加以考虑。◆交流耐压试验；1应按出厂试验电压的80%进行；2电磁式电压互感（包括电容式电压互感器的电磁单元在遇到铁心磁密较高的情况下宜按下列规定进行感应耐压试验：a感应耐压试验电压应为出厂试验电压的80%。b试验电源频率和试验电压时间参照变压器部分执行。c感应耐压试验前后应各进行—次额定电压时的空载电流测量两次测得值相比不应有明显差别；d电压等级66kV及以的油浸式互感器，感应耐压试验前后，应各进行一次绝缘油的色谱分析，两次测得值相比不应有明显差别；e感应耐压试验时，应在高压端测量电压值。f对电式电压互感器的中间电压变压器进行感应耐压试验时应将分压电容拆开由于产品结构原因现场无条件拆开时，可不进行感应耐压试验。3二次绕组之间及其对外壳的工频耐压试验电压标准应为2kV；，，4电压等级110kV及以上的电流互感器末屏及电压互感器接地（N对地的工频耐压试验电压标准，应为3kV。◆绝缘介质性能试验1对绝缘性能有怀疑的互感器，应检测绝缘介质性能，并符合下列规定：a绝缘油的性能应符合绝缘油标准的要求；bSF6气体的性能应符合如下要求：SF6气体充入设备24小时后取样，SF6气体水份含量不得大于250μL/L（20℃体积分数。c电压等级在66kV以的油浸式互感器，应进行油中溶解气体的色谱分析。油中溶解气体组分含量（L/L）不宜超过下列任一值，总烃：10H2：5，C2H2：0。◆测量绕组的直流电阻1电压互感器：一次绕组直流电阻测量值，与换算到同一温度下的出厂值比较，相差不宜大于10。二次绕组直流电阻测量值，与换算到同一温度下的出厂值比较，相差不宜大于15%2电流互感器：同型号、同规格、同批次电流互感器一、二次绕组的直流电阻和平均值的差异不宜大于10%。当有怀疑，应提高施加的测量电流，测量电流（直流值）一般不宜超过额定电流（方均根值）的50%。◆检查接线组别和极性1检查互感器的接线组别和极性，必须符合设计要求，并应与铭牌和标志相符。◆误差测量1用于关口计量的互感（包括电流互感器电压互感器和组合互感器必须进行误差测量，且进行误差检测的机构（实验室）必须是国家授权的法定计量检定机构；2用于非关口计量，电压等级35kV及以上的互感器，宜进行误差测量；3用于非关口计量电压等级35kV以下的互感器检查互感器变比应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。4非计量用绕组应进行变比检查。◆测量电流互感器的励磁特性曲线1当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验。当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量。。◆测量电磁式电压互感器的励磁特性用于励磁曲线测量的仪表为方均根值表，若发生测量结果与出厂试验报告和型式试验报告有较大出入（＞30%）时，应核对使用的仪表种类是否正确；一般情况下，励磁曲线测量点为额定电压的20%、50%、80%、100%和120%。对于中性点直接接地的电压互感器（N35kV及以下电压等级的电压互感器最高测量点为190%；电压等级66kV及以上的电压互感器最高测量点为150%；值的30%，同批同型号、同规格电压互感器此点的励磁电流不宜相差30%；◆电容式电压互感器（CVT）检测CVT电容分压器电容量和介质损耗角tanδ的测量结果：电容量与出厂值比较其变化量超过-5%或10%时要引起注意，tanδ不应大于0.5%；条件许可时测量单节电容器在10kV至额定电压范围内，电容量的变化量大于1%时判为不合格；CVT电磁单元因结构原因不能将中压联线引出时，必须进行误差试验，若对电容分压器tanδ的测量；CVT误差试验应在支架（柱）上进行；如果电磁单元结构许可，电磁单元检查包括中间变压器的励磁曲线测量、补偿电抗器感抗测量、阻尼器和限幅器的性能检查，交流耐压试验参照电磁式电压互感器，施加电压按出厂试验的80%执行。◆密封性能检查油浸式互感器外表应无可见油渍现象；SF6气体绝缘互感器定性检漏无泄漏点，有怀疑时进行定量检漏，年泄漏率应小于1%。◆测量铁心夹紧螺栓的绝缘电阻在作器身检查时，应对外露的或可接触到的铁心夹紧螺栓进行测量；采用2500V兆欧表测量，试验时间为1min，应无闪络及击穿现象；穿芯螺栓一端与铁心连接者，测量时应将连接片断开，不能断开的可不进行测量。4)110kV/66kV避雷器◆◆测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻，应符合下列要求：135kV以上电压：用5000V兆欧表，绝缘电阻不小于2500Ω；2V用V于3低压1kV以下：用500V兆欧表，绝缘电阻不小于2M；4基座绝缘电阻不低于5MΩ。◆测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流,应符合下列规定:1金属氧化物避雷器对应于直流参考电流下的直流参考电压，整支或分节进行的测试值，不应低于现行国家标准《交流无间隙金属氧化物避雷器》GB11032规定值，并符合产品技术条件的规定。实测值与制造厂规定值比较，变化不应大于±5%；20.75倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50A，或符合产品技术条件的规定；3试验时若整流回路中的波纹系数大于1.5%时应加装滤波电容器可为0.01～0.1μF试验电压应在高压侧测量。◆检查放电记数器动作情况及监视电流表指示1检查放电记数器的动作应可靠，避雷器监视电流表指示应良好。5)110kV/66kV套管◆测量绝缘电阻1测量套管主绝缘的绝缘电阻；266kV及以上的电容型套管，应测量“抽压小套管”对法兰或“测量小套管”对法兰的绝缘电阻。采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不应低于1000MΩ。◆测量20kV及以上非纯瓷套管的介质损耗角正切值tanδ和电容值电容型套管的实测电容量值与产品铭牌数值或出厂试验值相比，其差值应在±5%范围内。◆交流耐压试验1穿墙套管、断路器套管、变压器套管、电抗器及消弧线圈套管，均可随母线或设备一起进行交流耐压试验。6)绝缘油试验项目及标准◆绝缘油的试验项目及标准，序号项目标准说明1外状透明，无杂质或悬浮物外观目视2水溶性酸(pH值)＞5.4油水溶性酸测定法(比色法)》GB/T7598中的有关要求进行试验3酸值，mgKOH/g≤0.03油水溶性酸测定法(BTB)法)》GB/T7599的有关要求进行试验4闪点(闭口)(℃)不低于DB-10DB-25DB-45按GB261中的有关要求进行试验1401401355水分(mg/L)500kV：≤1020kV～30kV：≤15110kV及以下电压等级：≤20法(气相色谱法)》GB/T7601中的有关要求进行试验6界面张力(25℃),mN/m≥35测定法(圆环法)》GB/T6541中的有关要求进行试验7介质损耗因数tanδ(%)90℃时，注入电气设备前≤0.5注入电气设备后≤0.7电阻率的测量》GB/T5654中的有关要求进行试验8击穿电压500kV：≥60kV330kV：≥50kV60～220kV：≥40kV35kV及以下电压等级：≥35kV1按《绝缘油击穿电压测定法》GB/T507或《电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法》DL/T429中的有关要求进行试验2油样应取自被试设备3该指标为平板电极测定值，7595缘油击穿电压测定法》GB/T507中的有关要求进行试验4对注入设备的新油均不应低于本标准9体积电阻率(90℃)(Ω·m)≥6×1010电阻率的测量》GB/T5654或《绝缘油体积电阻率测定法》DL/T421中的有关要求进行试验10油中含气量(%)(体积分数)330～500kV：≤1压差法》DL/T423或《绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法)》DL/T450中的有关要求进行试验11油泥与沉淀物(%)(质量分数)≤0.02质测定法(重量法)》GB/T511中的有关要求进行试验12油中溶解气体组分含量色谱分析见有关章节量的气相色谱测定法》GB/T17623或《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T7252及《变压器油中溶722中的有关要求进行试验（（7)站用电系统1）低压系统400V）调试、检查◆一次回路连接线检查检查400V系统内空气真空断路器电压互感器电流互感器等电气设备的一次回路连接是否正确。绝缘是否良好。◆二次回路检查1检查二次回路的绝缘电阻500V绝缘电阻表测量绝缘电阻绝缘电阻不应小于0.5MΩ2检查400V系统内所有二次接线，应符合设计要求；3测量表计检定合格，保护装置及脱扣装置校验完毕，整定合格。◆双电源自动切换系统切换正常，切换时间满足负载运行要求。（8)无功补偿系统SVG）1）一次设备检查检查各一次设备外观是否完好各一次设备在系统中的安装位置是否正确连接方式及其接线绝缘距离是否符合要求，连线是否符合相应电气标准；检查一次设备连接处安装金具是否符合要求，螺栓是否拧紧，弹垫及平垫加装是否符合标准，对于户外型，还要检查螺栓等的材质是否符合要求；需接地的各一次设备是否可靠接地；2）二次设备检查◆检查控制屏、保护屏各二次连接线是否连接正确，如：电流电压的保护及测量信号线是否正确、开关量输入量输出量接线顺序等；各二次连接线与接线端子是否紧固，特别是各屏体与外界的各种连络线；3）风机调试检验风机接线是否正确，风机运行是否正常；4）光纤对光测试测试光纤是否断裂；5）同步校验试验确认主电路ABC三相电路与同步信号ABC三相信号对应正确，并保证主电路ABC三相；为正相序；为正相序；6）SVG保护试验首先根据本工程所处系统，将系统电压互感器变比、电流互感器变比整定到SVG后台中，然后模拟控制屏装置掉电、通讯中断、SVG过负荷、链节压差跳闸等故障，检验SVG各项保护功能是否正；7）高压空载逆变试验检验各相链节串联后工作是否正常触发装置与链节通讯是否正常SVG逆变电压波形是否正常、相序是否正确；8）高压手动运行试验检验整套静止同步补偿器在高压下运行是否正常通过手动调节SVG逆变角度找出SVG的中值逆变角度；9）高压自动运行试验根据SVG所处高压系统的工况，整定SVG调节装置中最大、最小运行角度，以使得静止同步补偿器的补偿性能达到最优。（9）接地系统1）接地网电气完整性测试测试连接与同一接地网的各相邻设备接地线之间的电气导通情况以直流电阻值表示直流电阻值不应大于0.2Ω；2）接地阻抗◆接地阻抗值应符合设计要求。试验方法可参照国家现行标准《接地装置工频特性参数测试导则DL475的规定，试验时必须排除与接地网连接的架空地线、电缆的影响。（10）全厂继电保护、UPS、直流系统1）直流电源屏直流系统绝缘检查,采用500V绝缘电阻测试仪测试直流系统内的所有回路绝缘电阻检查直流电池之间正负极性连接是否正确；检查直流配电屏盘内回路的正确性；检查绝缘检查系统工作是否正常用20kΩ电阻模拟个直流馈出回路正负极接地监测绝缘检查装置显示是否正确；检查浮充电装置工作是否正常；。；和控制母线）的电压值是否正常；监视蓄电池的充放电电流、充电机输出电流和控制母线负载电流是否正常；◆自诊断和显示功能,微机监控器能诊断内部的电路故障和不正常的运行状态，并能发出声光报警。2）UPS系统◆绝缘检查：采用500V绝缘电阻测试仪，测试UPS系统内的所有回路绝缘电阻；◆检查UPS电压输出幅值和频率是否正确；◆检查UPS装置面板上应设有各种运行和故障显示。检查如下显示是否正常，故障报警是否正确；◆UPS切换正常的切换：在UPS主机柜操作面板上进行手动操作切换，从市电切到直流电源，从直流切到旁路电源，输出电压的波形