光伏项目试验节点及内容DOCWord文档格式.docx
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0.5%；
其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值（%）的1/10以内，但不得超过±
1%。
接线组别
变压器的三相接线组别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及铁芯绝缘电阻
铁心必须一点接地；
采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。
非纯瓷套管试验
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；
非纯瓷套管连同主变一起进行交流耐压试验，需测量耐压前后绝缘电阻。
有载调压切换装置检查和试验
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；
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，应换算到同一温度时的数值进行比较（换算规则见GB50150-2006表7.0.9）；
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。
绕组连同套管的交流耐压试验
35kV油变交流耐压68kV，110kV油变交流耐压160kV，220kV油变交流耐压316kV。
110kV变压器中性点不直接接地交流耐压76kV，中性点直接接地耐受电压68kV；
220kV变压器中性点不直接接地交流耐压160kV，中性点直接接地耐受电压68kV。
测量绕组连同套管的介质损耗因数
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%；
当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，应换算到同一温度时的数值进行比较（换算规则见GB50150-2006表7.0.10）；
测量绕组连同套管的泄露电流
及以上，且容量在8000kVA及以上时，应测量直流泄漏电流；
绕组额定电压20～35kV变压器直流试验电压为20kV，绕组额定电压63～330kV变压器直流试验电压为40kV，当施加试验电压达1min时，在高压端读取泄漏电流，泄漏电流参照GB50150-2006附表D。
空载试验
负载试验
绕组变形试验
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。
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。
并网调试
检查相位
检查变压器的相位必须与电网相位一致。
2
干式变压器
绕组直流电阻
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%；
干式变安装接线完成
测量绕组绝缘电阻、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%；
绕组交流耐压试验
6kV干式变交流耐压为17kV；
10kV干式变交流耐压为24kV；
35kV干式变交流耐压为60kV。
冲击合闸宜在变压器高压侧进行。
3
SVG及消弧线圈
绕组连同套管的直流电阻试验
SVG安装接线完成
10kV油变交流耐压为28kV,10kV干式变交流耐压为24kV；
35kV油变交流耐压68kV，35kV干式变交流耐压为60kV。
绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
4
电流/电压互感器
绕组绝缘电阻
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；
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。
绝缘电阻测量应使用
2500V
兆欧表。
组合电器、盘柜安装完成
六氟化硫（SF6）封闭式组合电器中的电流互感器和套管式电流互感器的试验，应按本条的第1、6、7、8、9款规定进行；
35kV及以上互感器介质损耗角正切值
互感器的绕组tanδ测量电压应在10kV测量，tanδ不应大于GB50150-2006表9.0.3中数据。
交流耐压试验
应按出厂试验电压的80%进行。
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%。
组别及极性检查
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（变比测量）
1、用于关口计量的互感器（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。
电科院做（包括关口表）
励磁特性曲线
1、电流互感器：
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。
2、电压互感器：
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（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%；
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%。
局放试验
局部放电测量宜与交流耐压试验同时进行；
电压等级为35～110kV互感器的局部放电测量可按10%进行抽测，若局部放电量达不到规定要求应增大抽测比例。
局部放电测量时，应在高压侧（包括电压互感器感应电压）监测施加的一次电压；
局部放电测量的测量电压及视在放电量应满足GB50150-2006表9.0.4中数据的规定。
5
真空断路器
测量绝缘电阻
整体绝缘电阻值测量，应参照制造厂规定。
真空开关柜安装完成
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，试验电压应符合GB50150-2006表10.0.5的规定。
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。
分合闸时间、同期性及弹跳时间
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。
分合闸线圈绝缘电阻及直流电阻
测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值，不应低于10MΩ；
直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。
断路器操动机构试验
1、合闸操作：
直流80%～110%Un额定电压内可靠动作；
交流80%～110%Un额定电压内可靠动作。
2、分闸操作：
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。
6
六氟化硫封闭式组合电器
测量主回路的导电电阻
测量主回路的导电电阻值，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值的1.2倍。
主回路的交流耐压试验
试验电压值为出厂试验电压的80%。
密封性试验
采用灵敏度不低于1×
10－6
（体积比）的检漏仪对各气室密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不应报警。
GIS安装完成
测量六氟化硫气体含水量
泄漏值的测量应在封闭式组合电器充气24h后进行。
封闭式组合电器内各元件的试验
“元件”是指装在封闭式组合电器内的断路器、隔离开关、负荷开关、接地开关、避雷器、互感器、套管、母线等。
组合电器的操动试验
当进行组合电器的操动试验时，联锁与闭锁装置动作应准确可靠。
电动、气动或液压装置的操动试验，应按产品技术条件的规定进行。
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。
7
隔离开关/负荷开关
绝缘电阻
额定电压3～15kV绝缘电阻1500MΩ以上；
额定电压20～35kV绝缘电阻3000MΩ以上；
额定电压63～220kV绝缘电阻6000MΩ以上。
负荷开关导电回路电阻
测量负荷开关导电回路的电阻值，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。
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。
耐受电压见GB50150-2006表10.0.5；
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。
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；
1）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；
2）压缩空气操动机构：
当气压在其额定气压的85%～110%范围内时；
3）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、负荷开关的机械或电气闭锁装置应准确可靠。
8
套管
采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不应低于1000MΩ。
介质损耗因数与电容量测试
介质损耗角正切值应符合GB50150-2006表16.0.3要求；
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。
试验电压应符合本标准附录A的规定；
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。
套管中的绝缘油应有出厂试验报告，现场可不进行试验。
SF6套管气体试验
参照六氟化硫封闭组合电器试验
9
绝缘子
用于330kV及以下电压等级的悬式绝缘子的绝缘电阻值，不应低于300MΩ；
35kV及以下电压等级的支柱绝缘子的绝缘电阻值，不应低于500MΩ。
采用2500V兆欧表测量绝缘子绝缘电阻值，可按同批产品数量的10%抽查；
35kV及以下电压等级的支柱绝缘子，可在母线安装完毕后一起进行，试验电压应符合GB50150-2006附录A的规定；
悬式绝缘子的交流耐压试验电压均取60kV。
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电力电缆
测量各电缆导体对地或对金属屏蔽层间和各导体间的绝缘电阻，耐压试验前后，绝缘电阻测量应无明显变化。
电缆敷设完成并完成终端头制作
橡塑电缆优先采用20Hz～300Hz交流耐压试验。
10kV电缆耐压14.4kV5min通过；
35kV电缆耐压40.4kV60min通过。
不具备上述试验条件或有特殊规定时，可采用施加正常系统相对地电压24h方法代替交流耐压。
相位检查
检查电缆线路的两端相位应一致，并与电网相位相符合。
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无间隙金属氧化物避雷器
避雷器及基座绝缘电阻
35kV以上：
用5000V兆欧表，绝缘电阻不小于2500MΩ；
35kV及以下：
用2500V兆欧表，绝缘电阻不小于1000MΩ。
安装接线完成
直流参考电压及75%直流参考电压下的泄露电流
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%。
0.75倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50μA，或符合产品技术条件的规定。
检查放电计数器动作情况
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。
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35KV线路
线路及绝缘子绝缘电阻
35kV及以下电压等级的支柱绝缘子的绝缘电阻值，不应低于500MΩ；
采用2500V兆欧表测量绝缘子绝缘电阻值，可按同批产品数量的10%抽查。
杆塔接地电阻试验
测量杆塔的接地电阻值，应符合设计的规定。
检查各相两侧的相位应一致。
冲击合闸
在额定电压下对空载线路的冲击合闸试验，应进行3次，合闸过程中线路绝缘不应有损坏。
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接地装置
接地电阻测试
接地阻抗值应符合设计要求，当设计没有规定时应符合GB50150-2006表26.0.3的要求。
升压站接地网、接地引下线，光伏区接地扁铁焊接并连同
电气完整性
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。
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400v配电装置及馈线
配电装置及馈电线路的绝缘电阻值不应小于0.5MΩ；
设备安装接线完成
试验电压为1000V。
当回路绝缘电阻值在10MΩ以上时，可采用2500V兆欧表代替，试验持续时间为1min，或符合产品技术规定。
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二次回路及继电保护
开关传动回路试验
开关传动正确，不拒动、不误动。
一次/二次设备安装接线及光纤接线完成完成
信号回路试验
所有信号点正确。
三遥回路试验
遥控、遥信、遥测正确。
电压回路试验
绝缘合格。
电流回路试验
绝缘、极性、二次负担、一点接地等合格。
带负荷测试
数据合格。
差流测量及相位分析
正确。
电源调试
合格。
逻辑功能调试
开入开出检查
后台监控系统及对点
保护、测控装置与后台监控系统对点
保护联调
两侧差流正确，动作情况正确。
保护测控装置与调度对点
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通信和计量系统
光端机设备调试
完成设备安装一次/二次接线及通讯接线
程控交换机调试
调度数据网设备调试
48V直流系统调试
计量系统调试
光伏区箱变通信、汇流箱通信
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成套设备调试
并网逆变器调试
UPS系统调试
直流系统调试
SVG动态无功补偿系统调试
AGC/AVC系统调试
光功率预测调试
升级会员 