光伏电气设备试验方案文档格式.docx
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电气设备电气试验是在电气设备安装工作全部完成以后，检查所有电气设备在运输过程中部件是否受损、安装工艺是否良好，确保投运后安全稳定运行，依据相关规程、标准，特制定本试验方案。
本试验方案适用青海京能格尔木20MWp光伏电站内所有电气设备1000kVA/35kV箱式升压变电站、35kV高压电缆、35kV高压开关柜（电流互感器、电压互感器、避雷器、断路器）、厂用400V、35KV继电保护等二次设备、SVC等电气设备的现场试验。
3编制依据
1.
2.
3.
3.1《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006
3.2《高压输变电设备的绝缘配合高电压试验技术》GB311.1--1997
3.3《电力变压器GB1094.3—2003
3.4《
3.5设计院施工图纸及厂家有关技术资料
3.6《电力建设安全工作规程》
3.7《工程建设标准强制性条文》（电力建设部分）2006
4.工程量
序号
设备名称
型号
数量
1
箱式升压变电站
1000kVA/35kV
20
2
35KV高压电缆
YJV22_3*50（3*70）
25
3
YJV_1*120
4
电流互感器
5
电压互感器
6
高压开关柜
7
避雷器
8
35KVSVC
2套
5试验项目及方法
5.1电流互感器试验（包括SVC电流互感器）
5.1.1绝缘电阻测量
（1）目的：
检查其绝缘强度；
（2）试验仪器：
2500V摇表；
（3）数据分析：
绝缘电阻值不应小于1000MΩ；
5.1.2一、二次线圈直流电阻测量
（1）试验仪器：
双臂电桥（直流电阻测试仪）；
（2）试验数据分析：
同等级下的二次绕组阻值相互比较应无明显区别。
5.1.3CT变流比测试
检查电流比的正确性，为继电保护提供可靠的参数。
（2）试验仪器及方法：
采用互感器综合特性测试仪进行测量，直接读取数据。
或用大电流发生器，一次输入大电流，量取二次电流值，计算出变流比。
（3）数据分析：
应与厂家产品提供的变流比相一致，误差符合国标。
5.1.4测量CT励磁特性曲线
检查伏安特性是否满足保护要求。
互感器综合特性测试仪随着电流的增大，电压也应有相应的趋势，同型式电流互感器特性相互比较应无明显大的差别，饱和趋势相同。
5.1.5极性检查
试验检查CT的二次绕组相对于一次侧电流方向的接线极性，应与铭牌上的标记相一致。
5.1.6耐压试验
检查互感器一、二次的绝缘水平是否合格。
在工作电压为35kV的电流互感器一次侧加入工频交流电压76kV，时间持续1分钟（二次短接接地），应无击穿及放电现象。
5.2电压互感器试验
5.2.1绝缘电阻测量
5.2.2一、二次线圈直流电阻测量
（2）试验方法：
绕组直流电阻采用直流双臂电桥进行检测。
试验中，仪器先对试品充电，读取试品稳定的直流电阻值。
在相同温度下，试验结果与产品出厂试验值或初始值比较，应无明显差别。
（3）试验数据分析：
5.2.3PT变压比测试
检查电压比的正确性，为继电保护提供可靠的参数。
或在电压互感器一次侧加入一次电压，在二次侧测量电压值，检查是否与铭牌设计一致。
应与厂家产品提供的变压比相一致，误差符合国标。
5.2.4空载电流及励磁特性试验
检查空载特性是否满足保护要求。
试验电压为额定二次电压时，空载电流的试验结果与出厂值或初始值比较应无明显差别。
在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流。
中性点非有效接地系统为1.9Un/
，中性点接地系统为1.5Un/
。
5.2.5极性检查
（1）试验方法：
现在采用互感器综合特性测试仪进行测量直接读取数据。
或在以母线为基准加正极，突然加入小电流直流，在二次侧接入直流电流表，检查极性是否连接正确。
（2）试验结果应与铭牌标志相符。
5.2.6耐压试验
全绝缘的电压互感器在电压互感器一次侧加入交流电压出厂试验值的80%，时间持续1分钟，（二次回路短接后接地），应无击穿及放电现象。
半绝缘用三倍频在二次加压，频率150hz，时间40s，倍频耐压试验时二次侧严禁短路，并有一点接地点。
5.3断路器试验
5.3.1绝缘电阻的检测
检查其绝缘强度。
（2）试验设备：
2500V摇表。
（3）在断路器合闸状态下，采用2500V兆欧表，检测断路器导电回路对地绝缘状况，绝缘电阻应不低于3000MΩ。
（4）在断路器分闸状态下，采用2500V兆欧表，检测各断口间的绝缘状况。
断口和有机物制成的提升的绝缘电阻（MΩ）不应低于下表数值（20℃时）：
额定电压（kV）
<
24
24～40.5
绝缘电阻（MΩ）
1200
3000
测量出的电阻值符合要求。
5.3.2测量每相导电回路的电阻
对其母线安装质量的检验，其大小直接影响通过正常工作电流是否产生不能允许的发热现象。
用回路电阻测试仪进行测量，检测采用微欧仪法，在断路器处于合闸状态下进行，在动静触头之间通入导电回路的电流不得小于100A。
测试结果应符合产品技术条件的规定。
（3）试验数据分析：
测得的每相导电回路电阻值应符合产品技术条件的规定。
5.3.3测量断路器的分、合闸时间及速度
必须符合产品及设计规范，否则将直接影响断路器的分、合性能，并且对继电保护自动合闸装置以及系统的稳定带来极大的影响。
（2）试验设备：
开关特性测试仪。
测量断路器的合、分闸时间，速度应在断路器的额定操作电压进行，符合设计值及产品技术条件的规定。
合分闸时间≤设计值分闸时间≤设计值
5.3.4测量断路器分、合闸线圈绝缘及直流电阻
检验线圈绝缘强度及有无匝间短路现象。
单桥、500V电动摇表；
测得绝缘值及绕组应符合技术规范要求，其绝缘电阻值应符合要求，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。
5.3.5断路器操动机构的试验
（1）操作电压为85%~110%Un，分别做以下操作试验：
在110%Un合分3次
在85%Un合闸3次
在65%Un分闸3次
在100%Un合、分重合各3次
（2）此项检测是针对分、合闸操作机构进行的，主要进行以下试验：
当采用控制电压为交流电压，数值为额定电压85%~110%时，断路器应可靠合闸和分闸。
采用直流操作控制，对于弹簧机构的合闸线圈和电磁机构的合闸接触器，操作控制电压为额定电压的65%~120%时，断路器应可靠合闸；
对于分闸线圈，为额定电压的65%~120%时，断路器应可靠分闸。
此外，当操作控制电压在额定电压的30%以下时，断路器应不能分闸。
5.3.6机械特性检测
机械特性的检测包括测量真空断路器的合闸时间、分闸时间、合、分闸同期性能及测量合闸弹跳时间。
合分闸同期性及合闸弹跳时间应不大于3ms，测试结果应符合产品技术条件的规定。
5.3.7交流耐压检测
交流耐压检测包括以下内容：
断口间交流耐压检测及合闸主回路对地的交流耐压检测。
试验时间1分钟，试验过程中不应发生贯穿性放电。
试验电压见下表：
10
15
35
试验电压（kV）
32
42
63
84
95
5.4避雷器试验（包括SVC用避雷器）
5.4.1绝缘检查
用2500V兆欧表测量避雷器试验前和试验后的绝缘
5.4.2直流参考电压检查
用直流高压发生器升压，记录泄漏电流到1mA时候的放电电压值。
5.4.3泄漏电流测量
使用直流高压发生器升压降至75％放电电压值，记录泄漏电流值。
5.4.4测量基座绝缘合格，放电计数器应进行检验，并记录基本数值。
5.5变压器试验
5.5.1测量绝缘电阻
（1）试验目的：
所测绝缘电阻能发现电气设备局部绝缘或整体受潮和脏污，绝缘油劣化等缺陷。
2500V电动摇表
绝缘电阻、吸收比、极化指数，绝缘电阻值不应低于产品出厂例行试验值的70%，当测量温度与产品温度不符合时应换算到同一温度时的数据进行比较。
吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不应小于1.3。
（4）测量变压器铁芯和固定夹具的绝缘，测试完毕应恢复良好。
5.5.2绕组连同套管的直流电阻测量
（1）目的：
检查绕组接头母线安装质量和绕组有无匝间短路，调压分接开关的各个位置接触是否良好及分接开关实际位置与指示位置是否相符。
用变压器直流电阻测试仪，测量其直流电阻值。
各项测得的相互差值应不大于平均值的2%，线间测得的值相互差值应不大于平均值的1%，变压器的直流电阻与同温下产品出厂试验数据比较相应变化不应大于2%。
采用仪表标准应高于0.2级。
5.5.3变压器变比测量
检查变压器绕组匝数比的正确性，检查分接开关安装接触的状况。
用变压器变比测试仪对各档位进行测量，检查变压器所有分接开关抽头的变压比，进行分接开关切换装置的检查和试验，开关切换装置应和实际档位相对应。
应与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且符合变压比的规律。
5.5.4检查和测量变压器的三相接线组别
检查是否与铭牌及设计相一致。
采用直流感应法，用一节9伏电池轮流加入变压器高压侧AB、BC、AC端子，并相应记录接在低压端子ab、bc、ac上直流电压指针的指示方向及最大值，共计需9次测量
应与铭牌标记的符号相符。
5.5.5变压器交流耐压试验
（1）试验标准：
1000kVA/35kV箱式升压变电站交流耐压标准为68kV工频电压，持续时间1分钟。
（2）试验方法：
试验时，应将低压绕组全部短接接地，高压绕组全部短接加压，升压必须从零开始，不能合闸冲击，应均匀升压，标准试验电压下应持续1分钟。
5.635kV高压电缆试验
5.6.1电缆相位检查
用专用对线灯测量电缆两端A-AB-BC-C相位正确。
5.6.2测量绝缘电阻
试验内容：
应分别在每一相上进行。
对一相进行试验或测量时，其它两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地；
采用2500V兆欧表测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间绝缘电阻。
5.6.3测量金属屏蔽层电阻和导体电阻比
耐压试验前后，绝缘电阻测量应无明显变化，橡塑电缆外护套、内衬套的绝缘电阻符合设计要求。
5.6.4电缆的交流耐压试验
橡塑电缆优先采用20Hz～300Hz交流耐压试验，本电站为26/35U0/U（kV）橡套电缆根据国标试验电压为52kV，试验时间60分钟。
测量耐压前绝缘且合格后进行交流耐压试验，按要求接好交流串联谐振变压器的接线。
放电棒及仪器可靠接地，均匀升压到试验电压。
（3）测量耐压后绝缘，用2500V兆欧表测量电缆线芯对地及其余两相的绝缘，读取60S后的数值，应符合要求。
6．SVC检查及试验
6.1.设备试验
设备试验包括下列内容：
（1）设备到达现场后的检查
（2）安装检查
（3）机械试验及调整
（4）电气试验
6.2.一次设备现场试验
6.2.1隔离开关的检查
6.2.1.1相色标志正确，接地良好。
6.2.1.2操动机构、传动装置、辅助开关及闭锁装置应安装牢固，动作灵活可靠；
触头应接触紧密良好，接触电阻合格，位置指示正确。
隔离开关与接地开关之间有可靠的机械闭锁
6.2.1.3合闸时三相不同期值应符合产品技术规定。
6.2.1.4隔离开关电气耐压合格。
6.2.2互感器的检查与试验（参照5.1进行试验）
6.2.2.1互感器器身外观应整洁，无锈蚀或损伤，油漆应完整。
6.2.2.2一、二次接线端子应连接牢固，接触良好，标志清晰。
6.2.2.3互感器的变比、抽头的位置和极性应符合产品技术规定。
6.2.2.4电容型绝缘的电流互感器，其一次绕组末屏的引出端子、铁芯接地端子、互感器的外壳应接地良好。
6.2.2.5电压互感器的一次绕组的接地引出端子应接地良好。
6.2.2.6试验检查项目按GB50150-2006的规定进行。
6.2.3电抗器
6.2.3.1干式电抗器的金属围网、围栏、支架、基础内钢筋、接地导体应开环连接且一点与主接地网连接。
6.2.3.2电抗器线圈的支柱绝缘子接地应符合下列要求：
1）上下重叠安装时，底层的所有支柱绝缘子均应接地，其余支柱绝缘子不接地；
2）每相单独安装时，每相支柱绝缘子均应接地；
3）支柱绝缘子的接地线不得构成闭合环路。
6.2.3.3支柱绝缘子应完整无裂纹、无破损，线圈无变形；
表面清洁无积尘。
6.2.3.4试验检查项目依据GB50150-2006进行，电气耐压应合格。
检查试验应进行如下部分测量并合格：
（1）测量绕组的直流电阻；
（2）测量绕组的绝缘电阻；
（3）安装的支柱式绝缘子的交流耐压试验；
（4）额定电压下冲击合闸试验；
6.2.4电容器
6.2.4.1电容器外壳及构架的接地应可靠，其外部油漆应外整。
6.2.4.2电容器组的布置与接线应正确，保护回路应完整、传动试验正确。
6.2.4.3电容器及其串联电抗器、放电线圈、电缆经试验合格，容量符合设计要求。
6.2.4.4试验检查项目应依据试验检查项目依据GB50150-2006，介损合格，其电容器组每相电容值误差应不超过设计值±
5%，三相间偏差不超过2%。
（1）测量绝缘电阻；
（2）测量耦合电容器、断路器电容器的介质损耗角正切值tanδ及电容值；
（3）电容器交流耐压试验；
（4）冲击合闸试验。
6.2.5避雷器的检查（根据5.4进行电气试验）
6.2.5.1避雷器外部应完整无缺损，封口处密封良好，伞裙不应破损或变形。
6.2.5.2放电计数器密封应良好，动作应正常。
6.2.5.3绝缘基座及接地应良好、牢固，接地引下线的截面应满足热稳定要求；
接地装置连通应良好。
6.2.5.4带有泄漏电流在线监测装置的避雷器的在线监测装置指示应正常。
记录计数器的基准值。
6.2.5.5试验检查项目应根据国家标准GB50150-2006规范进行。
6.2.6母线装置的检查
6.2.6.1硬母线
1）支柱绝缘子应清洁无裂纹、无倾斜，伸缩接头无松动、断片，固定部位无窜动等应力现象，各部接点紧固无锈蚀，相位标志明显，弯曲度不超过标准，构架无锈蚀、接地良好。
2）相间及对地电气距离按国家标准规定进行。
电气耐压合格。
6.2.6.2软母线
1）绝缘子应清洁无裂纹，各接点紧固无锈蚀，相位标志明显，驰度合适，各部销针齐全完整，构架无锈蚀、接地良好。
耐压合格。
6.3配合厂家进行SVC以下试验工作，及移交工作
6.3.1晶闸管阀试验
6.3.1.1晶闸管阀安装检查
6.3.1.2电源试验
6.3.1.3电压表、电流表、PLC、触摸屏、SVC控制器、可控硅组件监测控制器、电容器保护装置、电抗器保护装置与通讯管理机的通讯连接正常。
6.3.1.4触发脉冲的检查。
6.3.1.5同步信号检查
6.3.1.6可控硅组件检测控制器参数设定
6.3.1.7单相交流低压均压试验
6.3.1.8低压单相灯泡负载试验
6.3.1.9低压三相灯泡负载试验
6.3.2阀冷却设备试验
6.3.2.1检查热管的翘片上无灰尘、光洁，保证热管的散热效果好。
检查热管的蒸发管无漏液现象。
晶闸管的压接良好。
6.3.2.2测量晶闸管主回路的连接点以及散热器与母排的螺栓连接牢固。
6.3.3控制设备试验
6.3.3.1控制设备的外观检查
6.3.3.2监视系统检查试验;
6.3.3.3操作系统检查试验;
6.3.3.4整定值检查试验;
6.3.3.5检验所有互感器的变比、相位和接线是否正确。
与SVC相关的。
6.3.3.6系统控制接口试验:
6.3.4.子系统试验
6.3.4.1晶闸管阀组系统试验。
6.3.4.2控制保护系统试验。
6.3.4.3电容器组试验
6.3.5.系统功能性调试试验
6.3.5.1通电试验
6.3.5.2通电前检查
6.3.5.3低压通电试验（在接入母线位置接入AC380V，与低压灯泡试验相同，负载使用现场的相控电抗器）
6.3.6高压充电试验
6.3.6.1滤波器支路充电试验
6.3.6.2TCR支路充电、紧急停运试验
6.3.7TCR小电流运行试验（手动投入试验）
6.3.8SVC运行范围试验
6.3.9SVC自动运行试验
6.3.10温升试验
6.3.11谐波和其他电能质量指标的测量
6.4.验收试验
根据交接试验和临时试验报告的结果,可对验收试验程序作些修改,需要附加一些新试验或再重做一些试验,来确认交接中出现的问题。
验收试验可能包括下列类别:
1）静态试验；
2）动态试验:
动态试验是通过对系统加扰动去检验SVC的性能。
这些扰动力求在正常的控制调节范围内使运行点偏移。
6.5试运行
7．京能格尔木光伏电站逆变器试验方案
7.1．概述
本光伏电站规划装机规模为100MWp。
一期5MWp本工程共计5个光伏发电单元，其中多晶硅光伏电池组件（固定支架安装）经串联后接入汇流箱，汇流箱经电缆汇入直流柜后，每2台500kW逆变器形成1个光伏发电单元。
逆变器主要采用合肥阳光，广东明阳等厂家提供的并网逆变器。
7.2．厂家设备参数
项目合肥阳光
SG500KTL设备参数
太阳能光伏组件最大方阵功率
550kW
逆变器额定容量
500kW
最大阵列开路电压
900V
电池最大功率跟踪（MPPT）范围
450—820V
最大输入电流
1200A
接入直流回路数
16路
额定输出功率
允许电网电压波动范围
210-310Vac
允许电网频率波动范围
47-51.5Hz
总电流畸变率THD
3%
输出功率因数（自动运行模式）
≥0.99
功率因数调节范围
-0.95-+0.95
最大效率
98.68%
冷却方式
风冷
项目广东明阳
设备参数
550kWp
500kWp
1000V
470V-900V
1170A
8路
315V±
10%
50Hz（±
0.5Hz）
输出功率因数
-0.98～0.98
98.7%
水冷
7.3．编制依据
〈〈电气设备交接试验标准〉〉GB50150—2006
设备制造厂技术文件
7.4.逆变器主要试验项目
（1）开关手动分合闸检查
（2）测量电缆绝缘电阻
利用1000V兆欧表对主进线电缆进行绝缘测量电缆绝缘电阻是否符合要求。
（3）控制回路检查
按照并网逆变器的设计原理图、接线图，复查并网逆变器内的接线是否正确。
线号是否和图纸上一致，线束是否扎牢。
接触器触点应紧密可靠动作灵活。
固定和接线用的紧固件、接线端子，应完好无损。
对并网逆变器接线应编号，端子接线进行明确标识。
接地线应连接牢固，不应串联接地。
（4）配合厂家做以下试验
a.逆变器设置
b.过/欠压试验
c.过/欠频试验
d.过流保护试验
e.自动开关机
f.极性反接保护试验
g.过载试验
h.防反放电试验
配合厂家试验注意做好各试验记录，监督试验结果是否符合设计要求是否满足设备安全运行要求。
项目名称
格尔木20MW光伏并网电站
产品名称
并网逆变器
产品型号
设备编号
技术要求
调试结论
设备安装和固定情况
设备安装应牢固可靠,柜门开启方便。
是否
盘柜接线情况
连接线具有明确标识，接线牢固可靠，无松动。
数字采样
显示是否正确
风扇检查
工作正常连续运行中无噪音，风口无堵塞
LED指示灯
人机界面屏幕
显示是否正常
急停开关按钮
动作是否可靠
通讯R485部分
通讯元件工作正常
9
设备门开关
开关动作正常，与逆变器联动可靠
调试项目
自动开关机动作是否正确
逆变器设置动作是否正确
升级会员 