电站一次设备调试方案
光伏电站电气设备调试方案报告
XX太阳能电站电气调试方案XXXX有限公司X年X月X日1.工程概况：本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、35KV配电柜9面、二次控制柜20面。
2.质量目标及要求：严格按照GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。
3.主要试验依据及验收标准：3.1（GB50150-2006）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》3.3 《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》3.4 《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》3.5 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》3.6 《继电保护及安全自动装置检验条例》3.7 JJG313-2004《测量用电流互感器检定规程》3.8 JJG314-2004《测量用电压互感器检定规程》；3.9 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。
4.试验的组织机构：总指挥：副总指挥：成员：现场指挥：安全组：5试验内容：6.试验范围：光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。
配电设备的耐压试验及系统调试。
6.1调试的范围为：本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。
7、调试准备7.1汇流箱汇流箱的试验项目如下：（1）测量汇流箱内电气一次元件的绝缘电阻。
7.1.1使用仪器设备兆欧表一只：1000V万用表一只7.1.2调试应具备的条件（1）汇流箱、直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。
（2）汇流箱直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确。
7.1.3调试步骤和方法（1）总回路电缆绝缘测试分别测量断路器下口相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。
220KV升电站调试方案
摘要：本方案对德能天然气发电有限公司的220KV变电站一次高压设备及控制、保护系统做了简单介绍，叙述了高压调试、系统调试和注意事项，供参加此项工作的调试人员参考。
关键词：一次高压电器设备设备调试与试验项目受电及带负荷试验联合调试一：工程概况德能天然气发电厂规划容量：2*42MW+2*20MW发电机组，通过220KV升压站与湖州电网相连。
1、设备配置：主变两台选用山东电力设备厂SF9—90000 242/10.5KV型变压器。
断路器选用河南平高电气股份有限公司的分相式LW10B—252W。
电流互感器选用河南平高电气股份有限公司LVQB—220型SF6电流互感器，电压互感器选用TYD1—220/√3型电容式电压互感器，避雷器选用Y10W—200/520W氧化锌避雷器，隔离开关及接地开关分别选用GW16—252I型及JW6—252I型。
2、保护、监控配置：主变保护选用北京四方继电自动化股份有限公司，主保护配两套型号CSC—326B，本体非电量保护型号CSC—336A，辅助保护型号CSC—122T。
线路保护选用北京四方继电自动化股份有限公司及南京南瑞继保电气有限公司。
主保护型号CSC—101A、RCS—931A，辅助保护型号CSC—122A，线路失步解列型号CSC—391，远方信号传输型号CSY—102AZ。
母差保护选用深圳南瑞科技有限公司型号BP—2B微机母线成套保护装置。
故障录波选用深圳双合电脑系统股份有限公司型号SH2000C型电力故障录波测距装置。
保护信息收集选用北京四方继保自动化股份有限公司型号CSFM—2002故障信息管理系统子站系统。
主变、220KV线路、母线设备监控系统选用上海惠安系统控制有限公司型号WesconGroupD25系统。
同期装置选用南京南瑞继保电气有限公司型号MAS—2微机自动准同期装置。
二：设备调试与试验项目（一）高压调试1．主变试验项目：1）测量绕组的直流电阻,各相测得的值相互差值应小于平均值的2%，线间测得的值应小于1%，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不大于2%。
光伏电站设备调试方案
光伏电站设备调试方案一、编制目的作为光伏发电单元、逆变器、箱变、监控系统调试依据, 检查光伏电站设计、施工质量, 验证光伏电站设备的设计、制造、安装质量, 通过对光伏电站设备试验、调试, 达到光伏电站设备安全、顺利并网, 保证各个系统运行正常、设备安全稳定。
二、编制依据1.《光伏发电站设计规范》GB50797-2012。
2.《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/Z19964-2005。
3.《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-2006 。
4.《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》Q/SPS22。
三、调试目标1.检验方阵内设备接线正确、满足带电条件, 调试设备参数、性能, 保证设备顺利并网、安全稳定运行。
2.调试监控中心内设备, 达到参数设置正确、性能调试正常, 以保证并网后运行正常。
四、调试内容1.方阵（1）组件: 一次回路检查、组件交接性能试验。
（2）箱变: 带电前一次回路检查、交接试验。
（3）逆变器: 带电前一次、二次回路检查、并网调试。
2.监控中心（1）直流系统: 绝缘检查、监视系统检查。
（2）UPS系统: 绝缘检查、输出测试、切换调试。
（3）配电系统: 一次、二次回路检查。
（4）光功率系统: 系统安装、功能调试。
（5）监控系统: 系统安装、功能调试。
（6）AGC系统:接口测试、功能调试。
五、组织措施1.调试小组组长: A（电力建设第三工程公司）组员: B.C.D.设备厂家人员组长职责：负责调试方案的制定、落实, 保证设备正常调试, 协调解决出现问题。
组员职责：负责调试方案执行, 按照调试方案逐项调试, 处理调试过程中出现问题, 做好调试记录。
2.监督小组组长: E（水电咨询有限公司）副组长: F（光伏电站管理部）组员:光伏电站管理部: G、H、J水电咨询有限公司: K、L组（副）长职责: 审批并监督执行设备调试方案, 组织好人员培训、调试监督、验收把关。
组员职责：监督设备调试方案执行, 做好调试项目监督、旁站, 做好设备调试验收工作。
35KV变电站调试方案
35KV变电站投运方案审批表临建35KV变电所安装工程业已结束，经供电部门、业主有关部门、监理单位、供货商单位、我公司项目部的内部验收及联合验收，最终验收结论确定为具备送电条件。
经过充分的准备，计划定于2013年4月13日对该变电所进行试投运，为确保该变电所投运工作顺利进行，保证人身及设备安全，保障电网安全稳定运行，特编制本措施。
第一章组织措施在公司及项目部的组织下成立临建35KV变电所投运指挥部：总指挥：成员：总指挥：负责本次投运领导工作，审查准备工作的执行情况，最终确定是否具备投运条件。
负责下达各项投运命令。
负责整个投运工作的组织、调度、安全及其他相关工作。
负责投运各个环节的的技术工作。
如果在投运中出现技术或其他疑难问题时，负责组织人员进行核查、论证及处理，确定无误时，方可继续投运。
指挥部下设投运操作小组、事故应急处理小组、安全检查组和后勤保障组。
一、投运操作小组组长：成员：负责接受投运命令，正确执行投运的各项操作。
每执行完毕一项操作，应向总指挥回复确认。
负责对所有需要核相部位进行正确核相，对核相工作的安全性和准确性负责。
负责变电所空载试运行期间派驻专人在变电所24小时值班，以处理一切可能出现的设备技术问题。
二、事故应急处理小组组长：成员：负责投运期间35KV变电所内操作及运行中一切意外问题的应急处理工作。
负责投运期间线路巡视及线路故障的应急处理工作。
三、安全、技术监察小组组长：成员：负责投运期间35KV变电所内和35KV输电线路的安全检查工作。
四、后勤保障小组组长：成员：负责投运期间的后勤保障工作。
确保投运期间所需要的后勤物资的及时供应及交通工具的随叫随到等事项。
第二章任务及程序一、任务本次运行工作需完成对临建35KV变电所内一、二次设备的冲击、试验工作，确保临建35KV变电所能正常投入运行。
本次运行分七个步骤进行：(一)临建变35KV母线及PT的投运（冲击3次）；(二)临建变1#主变（20000KVA）的投运（冲击4次）；(三)临建变2#主变（20000KVA）的投运（冲击5次）（最后一次与1#主变并列冲击并投入）；(四)临建变Ⅱ段10KV母线（冲击2次）及PT投运；(五)Ⅱ段10KV母线带10KV站用变压器的投运（冲击5次）；(六)临建变I段10KV母线（冲击3次）及PT投运；(七)高压侧、10KV母线二次侧进行核相及电压合环试验；二、准备工作□（一）确认：临建35KV变电所安装工程（包括 110KV变电所35KV间隔、临建35KV变电所内安装工程）均已全部结束，各种试验项目均按照交接试验完成，并且合格。
110KV变电站调试方案 (2)
关岭永宁110KV风电场新建工程调试施工方案批准：审核：编制：2014年10月15日一、工程概况：本工程为关岭永宁110KV风电场新建工程，位于关岭县永宁镇。
工程建设规模：本工程电压等级为35kV/110kV。
主变部分：现有1台110KV主变，110KV采用SF6组合式电器、35KV采用室内高压开关柜式配置。
二、电气一次设备调试方案1前言为配合关岭永宁110KV风电场新建工程安装调试工作安排，承担了小河二戈110kV变电站一次电气调试任务。
为了保证电气设备调试过程安全、调试质量及经过调试的变电站设备安全、顺利地投入运行，特编写本方案。
2试验所依据的标准及规定2.1《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB 50150-2006）2.2《国家电网公司电力安全工作规程》（变电站和发电厂电气部分）2.3设备技术条件书，设备厂家技术参数说明书2.4设计院提供的施工蓝图；2.5《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171－92；2.6《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149—90；2.7《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303－2002；2.8《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50169－92；2.9《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50168-92；2.10《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-922.11《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》GBJ147-902.12《电气装置安装工程电气照明装置施工及验收规范》GB50259-962.13国家或行业现行标准规范及图集2.14我公司现有的经济、技术、人员、装备的实力2.15国家建筑安装工程现行施工及验收规范、规程、标准2.16国家建筑安装工程现行工程质量验收、检验评定标准2.17国家现行强制性标准文件2.18国务院令第279号《建设工程质量管理条例》2.19国务院令第393号《建设工程安全生产管理条例》3调试应具备的条件3.1一次设备安装完毕，并进行了调整，操作可靠；3.2安装机具大部分撤离现场，保证调试顺利进行；3.3所有一次设备与母线脱离；3.4土建施工撤离现场；4电气设备调试范围4.1 电气一次部分：1）电力变压器2）断路器3）电流、电压互感器4）隔离开关5）并联电容器6）避雷器7）高压开关柜8）站用变压器9）电力电缆5调试项目：6、试验注意事项6.1 高压调试中必须要有安全监护人；6.2 根据有关规程、规定及作业指导书进行试验，不漏项，不错判；6.3 有关的试验设备必须经检验合格，并在有效期内；6.4 调试中发现问题，应立即书面通知监理或运行单位并配合进行处理。
变电站电气调试方案
变电站电气调试方案哎呀，说起变电站电气调试，这可真是个技术活，还得讲究个周全细致。
我就给您好好唠唠这方案咋整。
咱先得明确目标，这电气调试可不是闹着玩的，得保证变电站能稳稳当当运行，不出岔子。
就像我之前碰到的一个事儿，有个新建成的变电站，着急投入使用，调试的时候草草了事。
结果一通电，好家伙，这边跳闸，那边短路，整个乱成了一锅粥，那叫一个糟心！所以咱们这次可得长点心。
第一步，准备工作得做足。
把需要的工具、仪器都准备好，什么万用表、示波器、绝缘电阻测试仪等等，一个都不能少。
而且得保证这些家伙都是好好的，经过校验，精度没问题。
别到时候测出来的数据不准，那可就麻烦大了。
然后就是对设备的外观检查啦。
看看有没有磕碰、划痕，螺丝有没有拧紧，接线是不是牢固。
这就好比一个人出门，总得先把衣服穿整齐，扣子扣好，不然风一吹，可就出丑啦。
接下来是电气设备的单体调试。
像变压器，得测测它的绕组直流电阻、变比、绝缘电阻这些参数。
我记得有一次调试变压器，测绝缘电阻的时候，数值老是不稳定，把我们急得团团转。
后来仔细一检查，发现是测试线的接头有点松动，虚惊一场。
还有继电保护装置的调试，这可是重点。
得按照设定的保护定值，一项一项地测试，确保在故障发生时能迅速准确地动作。
有一回，一个保护装置怎么都不动作，查了半天，原来是定值设置错了，真是让人哭笑不得。
再就是二次回路的检查，这就像人的神经系统，得保证畅通无阻。
看看接线有没有错误，信号传输是不是正常。
曾经遇到过一个二次回路，有根线接错了位置，导致整个系统的控制都乱了套。
最后是系统的整体调试，模拟各种运行状态，看看各个设备之间能不能协调工作。
这时候就得瞪大了眼睛，不放过任何一个异常。
总之，变电站电气调试这事儿，容不得半点马虎。
每一个步骤都得认真对待，每一个数据都得准确无误。
只有这样，咱们的变电站才能安全可靠地运行，为大家送去光明和动力。
希望我这方案能对您有所帮助，祝您调试顺利！。
110kV变电站一次、二次电气设备调试方案
梨子坪110kV变电站工程一次、二次电气设备调试方案一、工程概况1、梨子坪110KV变电站主变部分最终设计为3×40MVA，本期建设1×40MVA;三相三绕组有载调压变压器。
2、110kV为屋外HGIS配电装置，架空进线，110kV为母线单母线分段接线，本期出线2回，远期出线4回。
3、35kV线路本期2回，远期8回，采用单母线分段接线，本期上一段母线。
4、 10kV采用单母线分段接线，本期上一段母线，本期出线8回，远期出线16回。
5、无功补偿：主变压器10kV侧配置 4组4008kvar的并联电容器补偿装置，本期上2组4008kvar电容器。
二、计划安排（一）、调试计划日期2015年5月19日至2015年6月30日，并根据现场安装工程进度情况特制定下列工作程序及计划。
（二）、调试工作量三、人员组织1、结合本工程进度计划安排，设置调试负责人曾飞、安全负责人杨凤强、高压调试负责人王家纯、二次调试负责人曾飞。
人员安排见附件一：人员组织机构图。
2、人员配置及主要职责2.1 调试负责人：负责协调本工程调试工作中对甲方、监理、设计、厂家及内部的各种关系，统筹和组织调试工作。
2.2 安全负责人：负责各项调试工作中的安全监督。
2.3 高压调试、二次调试负责人：负责具体调试工作，按照作业指导书进行工作，做好试验原始记录，根据相关规程作出试验结论。
四、主要试验设备一览表五、主要试验项目及方法(一)一次设备试验1、主变压器特性试验及绝缘试验1.1、变压器电气试验必须严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进行。
1.2、用5000V兆欧表测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，测得值符合规范要求。
1.3、用变压器直流电阻测试仪测量变压器各分接头位置下绕组直流电阻。
1.3.1 所有分接头所在位置都应进行测量。
1.3.2 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%。
风电场、光伏电站一次调频技术方案(含试验方案)
一、项目背景
4.新能源厂站一次调频现状
根据南网要求，调管范围内 10 kV 及以上电压等级 线路与电网连接的新建、改建和扩建风电场以及 35 kV 及以上电压等级并网的新建、改建和扩建的光伏发电站 也逐步进行一次调频功能整改。
目录 项目背景
总体思路
设备改造技术方案 系统调试测试方案
二、总体思路
考虑到现有AGC系统控制计算实时性不佳，加 上通讯环节冗长和通讯协议采用耗时较长的 TCP/IP 协议，总体比较适合时间周期要求较长的 二次调频。
二、总体思路
对于当前启动响应时间较短的一次调频等快速频率响 应功能，增加专用的一次调频装置（即新能源快速功率控 制装置，以下简称快速调频装置）来实现，该装置与 AGC 系统相互配合分工，通过信号联闭锁，分别实现光 伏电站的一次调频和二次调频控制响应，并且实现两者间 的功能协调配合。
目前，新能源电站的调节速度缓慢， 缺少一种与电网有效的“同步”机制，在 电力系统受扰处于紧急状态时，新能源电 站发挥不了应有作用，再加上新能源发电 存在的时段性和间歇性，高比例的新能源 电站接入给电网的安全稳定运行带来了严
一、项目背景
4.新能源厂站一次调频现状
目前，全国范围内西北电网、湖北电网、内 蒙古、河北等区域电网相继开展了新能源厂站一 次调频的推广、应用、技术研究、规范制定等相 关工作。
快速频率响应系统根据 AGC 系统转发的 AGC 目标值与采集到的实时频率 计算调频综合目标值，通过专用的高速通信管理设备下发能量管理平台执行；当 执行完成后，再次判断频率值大小，如果还在死区外，继续计算进行再一次调频 ；如果已经进入频率死区，调频系统置为开环，并遥控 AGC 系统闭环。
2. 技术原理
（3）新能源电站快速频率响应功能与 AGC 控制相协调，新能源电站有功 功率的控制目标应为 AGC 指令值与快速频率响应调节量代数和，其中，当 新能源场站在非限负荷工况下时，AGC 指令按频率超出死区时刻的实发功 率计算；
光伏电站一次设备试验调试方案
光伏电站一次设备试验调试方案㈠主变压器试验调试⑴ 整体密封试验在储油柜上对油箱施加0.03MPa 压力，进展持续24 小时的整体密封试验，变压器本体各部、各附件无渗漏。
⑵ 变压器本体试验① 绕组连同套管的直流电阻测量测量仪器：变压器直流电阻测试仪合格标准：相电阻测量值的相互差值不大于平均值的2%，线电阻的相互差值不大于平均值的1%，换算至一样温度与出厂值相比，无明显差异。
② 检查全局部接头的电压比测量仪器：变比电桥合格标准：额定电压比允许误差为±0.5%。
③ 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸取比测量仪器：5000V 电动兆欧表合格标准：绝缘电阻换算至同一温度后不低于出厂值的70%，吸取比与极化指数与出厂值相比无明显变化，常温下吸取比不小于1.3。
④ 测量绕组连同套管的介质损耗因数测量仪器：光导微机介损测试仪。
合格标准：tgδ测量值不大于出厂值的1.3倍。
⑤ 测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量仪器：直流高压发生器。
合格标准：测量值与出厂值相比无明显变化。
⑥ 铁芯绝缘测量用2500V 兆欧表测量铁芯引线对主变外壳的绝缘电阻，无闪络或击穿现象。
⑦ 套管CT 的极性检查和变比测量⑧ 相序检查⑨ 设备安装说明书规定的其它试验工程测得的试验值满足规定值，并与工厂试验值根本全都。
⑩ 变压器中性点设备试验a 中性点接地开关：测量绝缘电阻b 导电回路电阻测试c 设备安装说明书规定的其他试验工程。
中性点避雷器测量绝缘电阻；进展泄漏电流试验，并检查组合元件的非线性系数；金属氧化物避雷器的工频电压或直流电压试验；检查放电计数器动作状况及避雷器的基座绝缘。
模拟有载调压试验用三相调压器模拟系统电压模拟有载调压试验，以检验有载调压动作正确性和牢靠性。
⑶ 受电与试运行安装与各项试验完成后，连接主变套管与110kV 引线、110KV母线，检查验收合格后，主变具备带电条件。
在电站首次受电试运行中，进展主变合闸冲击试验和噪声试验，完成后投入试运行。
设备调试方案
设备调试方案单机、单元、系统联动，负荷调试前均应书面报经业主、监理，并经业主、监理检查认可后，才能进行。
在调试过程中，调试负责人随时保持与业主和项目监理的密切联系。
1、单机调试和单元调试1、设备安装完毕，具备单机调试条件时，应抓紧时间进行单机调试工作。
若正式电源未接通，调试用电在取得业主和监理同意后可先采用临时电源。
设备单机调试前应编制单机调试指导书，经业主、监理审核认可后进行。
设备单机调试一般遵循以下原则：先模拟操作后真操作，先手动后自动，先空载后负载。
2、单机调试完成后对系统进行单元调试。
单元调试分为：电气系统、自控系统、管道和设备系统。
2、电气调试2.1联动空负荷试车联动空负荷试车一般以施工单位为主，业主、项目监理参加共同进行。
试车时以机械试车人员为主，电气配合进行。
根据工艺流程反复试车直至满足联动负荷试车要求及设计要求为止。
做好调试过程中数据的记录整理工作。
2.2配合机械试车人员进行空负荷试车送电前应征得机械试车负责人同意，一般先手动盘车，应灵活无卡阻。
首次起动应点动，起动时观察设备运转方向应正确，然后再正式起动，试车人员应分工负责。
注意观察设备的转速、温升、声音等，若有异常现象应采取紧急停车措施，停车时开关断电先后顺序应正确，以免引起事故。
2.3单机负荷试车准备好送电用的安全用具，必备的调试仪器及通信联络工具。
由主管技术人员会同质检员对该工序前试验记录进行检查并再次对各回路进行检查，螺栓应无松动。
盘内无异物，系统各回路绝缘电阻值应符合规定要求，无关人员一律撤离现场。
一般设备试验应在制造商技术人员指导下进行，进口设备须在外方技术人员指导下进行试验。
2.4主回路检查主回路接线应正确。
送电前应对所有控制盘内进行吹扫并确保盘内清洁无杂物。
检查盘内各开关、螺栓应无松动现象，否则应紧固；检查回路的绝缘电阻值应符合送电条件，断开主回路，对控制回路单独送电。
观察信号、灯光、声音及动作程序等应符合原理图要求。
10KV变电站调试及送电方案
10KV变电站调试及送电方案一、工程概况10KV变电站Ⅰ段、Ⅱ段进线电源分别来自区域变电站。
10KV设备选用开关有限公司生产的三相交流绝缘金属铠装封闭式开关柜，设备比较先进。
保护分别设有：电动机反时限过流保护、过流保护、速断保护、欠压保护、零序保护、备自投保护。
二、调试工艺程序（如图一）三、操作方法1、记录电器名牌资料⑴记录设备型号、功率、额定电压、额定电流、短路阻抗、接线组别、变压比。
⑵记录电力电缆型号和规格。
⑶记录真空开关的型号和最大分断电流。
⑷记录互感器的型号、额定电压或电流和变比。
⑸记录电抗器和消弧线圈的型号和额定电压。
（6）检查电气设备是否与设计原理及型号相符。
（按设计图纸资料核对元件与设备的型号、规格及接线原理应正确无误）。
（7）设备各项整定值按甲方要求以设计图纸为准。
（8）检查导线截面和控制线路连接，二者均应符合设计要求，检查各连接处的接触情况保证接触良好。
（9）各种接地系统及其接地电阻值应符合设计要求。
（10）试车前所有系统保护装置应按设计值整定完毕，其保护、操作与控制系统以及事故报警、显示和信号系统应该模拟试验确认正确可靠。
2．10kV母线⑴测量绝缘电阻用2500V兆欧表测量母线绝缘电阻⑵交流耐压实验用交流耐压器进行交流耐压实验3油浸式变压器⑴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⑵测量所有分接头的变压比用变比电桥测量所有分接头的变压比⑶检查接线组别和极性用变比电桥检查接线组别和极性⑷绝缘油试验进行电气强度试验⑸检查瓦斯继电器和温度继电器动作特性瓦斯继电器按动试验按钮检查瓦斯动作信号。
检验温度继电器设定值。
将热电偶放入水中，将水加热至略高于设定值，待水温度稳定后，将温度继电器按设定值设定，温度继电器动作。
⑹绕组连同套管的交流耐压试验选择试验电压和容量适合的交流耐压器进行耐压试验。
4真空断路器⑴测量绝缘电阻用2500兆欧表测量。
⑵测量主触头的接触电阻用双电桥测量主触头的接触电阻。
光伏电站电气设备调试方案.
RR太阳能电站电气调试方案甫R年R月R日1. 工程概况：本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、35KV配电柜9面、二次控制柜20面。
2. 质量目标及要求：严格按照GB50150-20R《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及 35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。
3. 主要试验依据及验收标准：3.1 （ GB50150-20RR《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3.2DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》3.3《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》3.4《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》3.5《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》3.6《继电保护及安全自动装置检验条例》3.7JJG313-20RR《测量用电流互感器检定规程》3.8JJG314-20RR《测量用电压互感器检定规程》；3.9甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。
4. 试验的组织机构:总指挥：副总指挥：成员：现场指挥：安全组：5试验内容：6.试验范围:光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。
配电设备的耐压试验及系统调试。
6.1调试的范围为：本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。
7、调试准备7.1汇流箱汇流箱的试验项目如下：（1）测量汇流箱内电气一次元件的绝缘电阻。
7.1.1使用仪器设备兆欧表一只：1000V万用表一只7.1.2调试应具备的条件（1）汇流箱、直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。
（2）汇流箱直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确。
7.1.3调试步骤和方法（1）总回路电缆绝缘测试分别测量断路器下口相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。
220kV升压站电气设备调试方案【范本模板】
220kV升压站电气设备调试方案一、概述1.1编制依据本方案为康保牧场100MW风电场电场升压站电气设备调试方案，主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照国家有关规范、规程和制造厂的规定，规范调试操作、保证试验结果的准确性，调及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据.为保证电气设备试验工作的顺利进行,确保按时按质的完成调试工作，特制定本方案。
1。
2施工执行标准本方案执行国家标准：国家电力公司颁发的《输变电工程达标投产考核评定标准（2006年版）》公司ISO9002质量程序文件、《电力建设安全工作规程（变电所部分）》、《电力建设安全管理制度》、《职业健康安全管理体系规范（GB/T2800—2001）》以及其它规定、规范.现场实地调查了解的信息资料和我公司历年变电站工程施工的实践经验及施工方法、工程总结。
主要规范及标准：《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007—2004《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准（第2部分变电电气安装工程）》Q/CSG10017.2—2007《电力建设安全工作规程》（变电所部分）DL5009.3-1997《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》DL 408—91《电业安全工作规程（高压试验室部分）》DL 560—951.3工程概况本风场规划规模100MW，本期建设规模100MW,升压站内规划1台主变，主变规模为2×120MVA两卷变，本期建设2台120WVA主变.升压站低压侧35kV出现规划15回，本期全部建成。
其中11回为本期风机装机接入低压侧母线集电线路的需要，另4回为应业主要求建设备用.220kV采用单母线接线，本期建成单母线接线。
220kV规划出线4回，本期出线3回，分别至御道口500kV站、大唤起风电场升压站和御道口一期升压站，留有1回出线扩建余地。
24年电力线路变电站调试方案
《电力线路变电站调试方案》一、项目背景随着电力需求的不断增长，为了确保电力系统的稳定运行，提高供电质量，对新建的电力线路变电站进行调试是至关重要的环节。
本次调试的变电站是为了满足某地区日益增长的电力负荷需求而建设，该变电站采用了先进的电气设备和自动化控制系统，具有较高的可靠性和智能化水平。
二、施工步骤1. 前期准备（1）组织调试人员熟悉变电站的设计图纸、设备说明书、调试大纲等技术文件，明确调试的目标、范围和方法。
（2）检查调试设备和仪器的完好性和准确性，确保其满足调试要求。
（3）准备好调试所需的工具、材料和安全防护用品。
2. 设备检查（1）对变电站的一次设备进行外观检查，包括变压器、断路器、隔离开关、互感器等，检查设备的安装是否牢固，接线是否正确，标识是否清晰。
（2）对二次设备进行检查，包括继电保护装置、自动化控制系统、计量装置等，检查设备的接线是否正确，功能是否正常。
3. 绝缘测试（1）对一次设备进行绝缘电阻测试，使用兆欧表测量变压器、断路器、隔离开关等设备的绝缘电阻，确保其绝缘性能符合要求。
（2）对二次回路进行绝缘电阻测试，使用兆欧表测量继电保护装置、自动化控制系统、计量装置等设备的二次回路绝缘电阻，确保其绝缘性能符合要求。
4. 耐压试验（1）对一次设备进行耐压试验，使用高压试验设备对变压器、断路器、隔离开关等设备进行耐压试验，检验设备的绝缘强度是否符合要求。
（2）对二次回路进行耐压试验，使用高压试验设备对继电保护装置、自动化控制系统、计量装置等设备的二次回路进行耐压试验，检验设备的绝缘强度是否符合要求。
5. 继电保护调试（1）对继电保护装置进行定值校验，根据设计要求和设备参数，对继电保护装置的定值进行校验，确保其保护功能准确可靠。
（2）对继电保护装置进行动作试验，模拟各种故障情况，检验继电保护装置的动作是否正确、迅速。
6. 自动化控制系统调试（1）对自动化控制系统进行功能测试，包括遥测、遥信、遥控、遥调等功能，检验系统的功能是否正常。
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工作部门：调试中心工作人员：谭凯、张明春、何勇等人方案编写：谭凯审核：批准：批准日期： 2012年 4月24日使用设备台帐前言1、概述2、试验目的：检验电气一次设备的绝缘和其它相关参数是否符合中国南方电网有限责任公司企业标准《电气设备交接试验标准》G B 50150－2006的相关规定及厂家有关说明，以保证电气设备的安全投入运行。
3、测试依据1.1本测试以中国南方电网有限责任公司企业标准《电气设备交接试验标准》GB 50150－2006的相关规定及有关说明书，设备出厂试验报告为依据。
1.2《电气装臵安装工程电力设备预防性试验规程》（Q/CSG10007—2004）1.3《国家电网公司电力安全工作规程》（水电站和发电厂电气部分）1.4ISO-9002质量体系文件《工程试验服务的过程控制程序》1.5ISO-9002质量体系文件《工程试验服务的检验和试验控制程序》1.6ISO-9002质量体系文件《质量记录的控制程序》1.7ISO-9002质量体系文件《技术报告编写及管理规定》等1.8设备技术条件书，设备厂家技术参数说明书4、被试设备：◆4.1.1 发电机◆4.1.2 励磁变◆4.1.3 氧化锌避雷器◆4.1.4 断路器◆4.1.5 主变◆4.1.6 主变低压侧PT◆4.1.7 所用变压器◆4.1.8 负荷开关及其附属设备◆4.1.9 过压保护器◆4.1.10 电流互感器◆4.1.11 电压互感器◆4.1.12 电容器◆4.1.13 电抗器◆4.1.14 隔离开关五．试验项目及试验技术措施◆发电机1．定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数测量1.1绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化，绝缘电阻降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因1.2各相或各分支绝缘电阻值不应大于最小值的100%1.3吸收比不低于1.3或极化指数不低于1.52. 定子绕组的直流电阻2.1与出厂值或交接时的测量值比较，相差不得大于最小值的1.5%（水轮发电机为1%），超出的应查明原因3．定子绕组泄漏电流和直流耐压试验3.1试验电压为两倍的额定电压3.2在规定的试验电压下各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%；最大泄漏电流在20µA以下者，与往年比较无明显变化3.3泄漏电流不随时间的延长而增加4．转子绕组的绝缘电阻4.1在室温时一般不低于0.5MΩ4.2水内冷的转子绕组在室温时不应小于5kΩ5. 转子绕组的直流电阻5.1与初次（交接或大修）所测结果比较，在同一温度下其差别一般不超过2% 6．发电机和励磁机的励磁回路所有连接的设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的绝缘电阻6.1绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除◆励磁变1．绕组绝缘电阻测试1.1采用2500V摇表，测试15s,60s的绝缘电阻；2．高低压侧直流电阻测试2.1采用变压器直阻仪测试测试值相间差别应不大于2%；3．低压侧电缆绝缘测试3.1采用2500V以上摇表测试；4．高低压侧电流互感器绝缘电阻、交流耐压试验4.1采用2500V以上摇表测试，绝缘电阻与上次应无明显变化；4.2对一次绕组加压，二次绕组短接接地。
◆氧化锌避雷器：绝缘电阻试验1．不低于2500 MΩ。
2.采用2500V及以上摇表。
3.直流1mA电压（U1mA）及0.75U1mA下的泄漏电流。
3.1试验操作方法：采用高压直流发生器；3.2实验前检查其好坏；3.3过压保护按1.1倍试验电压整定，试验接线检查无误；3.4加压过程：接通电源开关，此时绿灯亮；按红灯按钮，顺时针调节电位器，平缓升压；升压过程中监视电流不超过试验要求的最大充电电流。
3.5试验完后，降电压至零并关掉电源开关，挂上接地线后换线。
3.6 U1mA实测值与初始值或出厂规定值比较，变化不大于 5%。
3.70.75U1mA下的泄漏电流不应大于50uA.3.8记录试验时的环境温度及相对湿度；3.9测量电流导线应使用屏蔽线；4.底座绝缘电阻4.1不低于2500 MΩ。
4.2采用2500V及以上摇表。
5.采用5000V电容对放电计数器放电查看放电计数器动作情况1.35kV断路器导电回路电阻1.1采用回路电阻测试仪测试；2、分合闸线圈绝缘电阻测试2.1采用变压器直阻仪测试；3、分合闸电磁铁动作电压3.1采用开关动作特性测试仪测试，动作电压应在额定电压的30%—65%正常动作合闸80%4、电流互感器绝缘电阻、交流耐压测试4.1采用2500V及以上摇表。
4.2一次绕组连同套管一起进行耐压试验，试验时二次绕组短接接地。
5.隔离开关二次控制回路绝缘电阻测试1、采用500V-1000V摇表。
6.检查带电显示装臵1、通入相应电流电压，多次测量，查看显示是否正常，如不正常及时查明原因。
7.母线直流电阻测试7.1测量前根据电气一次连接图，查看测试部位，注意隔离开关线路侧地刀接地。
8.氧化锌避雷器试验（项目同线路避雷器）9.电压互感器绝缘电阻、绕组tgδ值测试◆主变1、绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1.1测量前应接地放电，放电时间不小于5min；测试时，被测试绕组各引线端应短路，其它各非被测试绕组短路接地。
测试顺序:低压侧、高压侧；绝缘电阻经换算到同一温度下，较上次无明显变化；变化吸收比不低于1.3极化指数不低于1.5；2、绕组直流电阻2.1高压侧各相绕组电阻相间的差别不应大于三相平均值的2%；低压侧线间差别不应大于三相平均值的1%；于以前相同部位测量值比较，变化不应大于2%。
3.绕组的tgδ3.1高压绕组、低压绕组均采用反接线法测试，被测绕组首尾端短路，非被测试绕组首尾端短路接地。
3.2试验电压为：10kV；3.3试验完毕后，挂上接地线后才能换线。
3.4常温测量tgδ不大于0.8%；3.5介损tgδ值与历年的数值比较不应有显著的变化（一般不大于30%）；3.6同一变压器各绕组tgδ应相同。
4.绕组连同套管电容及介质损耗试验4.1主变低压侧电容型套管电容及介质损耗：采用正接法接线，测量任意一只套管tgδ和电容值时，相同电压等级的三相绕组及中性点必须短接加压，非被测绕组首尾端短路接地。
4.2试验电压：10kV；4.3试验完毕后，必须挂接地线后才能换线；4.4末屏对地绝缘电阻不应低于10000 MΩ；4.5当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000 MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%；4.6电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出 5%时，应查明原因。
5.铁芯绝缘电阻5.1与前次测试结果无明显差别；5.2运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A。
5.3采用1000V摇表。
6.绕组泄漏电流量6.1与前次结果无明显差别（试验电压40kV,读取1min时的泄漏电流量）7.测温二次回路绝缘电阻7.1不低于1 MΩ（2500V兆欧表）；8.瓦斯继电器二次回路绝缘电阻8.1不低于1 MΩ（2500V兆欧表）；◆所用变压器1．绕组绝缘电阻测试1.1采用2500V摇表，测试15s,60s的绝缘电阻；2．高低压侧直流电阻测试2.1采用变压器直阻仪测试测试值相间差别应不大于2%；3．低压侧电缆绝缘测试3.1采用2500V以上摇表测试；4．高低压侧电流互感器绝缘电阻、交流耐压试验4.1采用2500V以上摇表测试，绝缘电阻与上次应无明显变化；4.2对一次绕组加压，二次绕组短接接地。
◆电抗器1.1绝缘电阻测试1.1采用2500V摇表测试绝缘电阻，绝缘电阻值与上次应无差别；1.2采用变压器直阻仪测试测直流电阻。
◆电容器1.1采用2500V摇表测试绝缘电阻，绝缘电阻值与上次应无差别；1.2tgδ测得的介质损耗角正切值 tanδ应符合产品技术条件的规定；耦合电容器电容值的偏差应在额定电容值的-5%～+10% 范围内，电容器叠柱中任何两单元的实测电容之比值与这两单元的额定电压之比值的倒数之差不应大于5%；断路器电容器电容值的偏差应在额定电容值的±5% 范围内。
1.2.2试验完毕后，挂上接地线后才能换线。
◆电缆1.1 测量绝缘电阻吸收比；1.1.1 耐压试验前后，绝缘电阻测量应无明显变化；1.1.2 橡塑电缆外护套、内衬套的绝缘电阻不低于0.5MΩ/km；测量绝缘用兆欧表的额定电压，宜采用如下等级：1）0.6/1kV电缆:用1000V兆欧表。
2）0.6/1kV以上电缆:用2500V兆欧表；6/6kV及以上电缆也可用5000V 兆欧表。
3）橡塑电缆外护套、内衬套的测量:用500V兆欧表。
1.2 直流耐压试验及泄漏电流测量；1.3交流耐压试验；1.3.1对电缆的主绝缘作耐压试验或测量绝缘电阻时，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；1.3.2对金属屏蔽或金属套一端接地，另一端装有护层过电压保护器的单芯电缆主绝缘作耐压试验时，必须将护层过电压保护器短接，使这一端的电缆金属屏蔽或金属套临时接地；1.3.3对额定电压为0.6/1kV的电缆线路应用2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替耐压试验，试验时间1min。
1.3.4试验完毕后，挂上接地线后才能换线。
◆断路器及其附属设备1.断路器绝缘电阻测试1.1采用2500V摇表测试绝缘电阻；2.分合闸线圈绝缘电阻测试2.1采用500V摇表测试绝缘电阻；3.导电回路电阻测试3.1采用变压器直流电阻测试仪测试；4.操作机构动作电压测试4.1采用开关动作测试仪测试测试动作电压应在额定电压的30%—65%正常动作；5.非线性电阻绝缘电阻测试5.1采用非线性电阻测试仪测试；6.熔断器直流电阻测试6.1采用直流电阻测试仪测试；7.开关两侧电流互感器绝缘电阻测试、交流耐压测试7.1采用2500V摇表测试；可以2500V以上的摇表代替耐压；◆10kV各设备1.10kV真空断路器绝缘电阻、交流耐压试验1.1采用2500V摇表测试，交流耐压设备测试；2.导电回路电阻测试2.1采用回路电阻测试仪测试，测试值不大于厂家规定值的1.2倍；3.分合闸线圈绝缘电阻测试3.1采用500V摇表测试，绝缘电阻不小于2 MΩ；4.真空灭弧室真空度的测量5.辅助回路绝缘电阻测试5.1采用2500V摇表测试，测试值不得低于1MΩ；6.五防性能检查应满足设计要求7.电流互感器绝缘电阻、变比、交流耐压测试7.1采用2500V摇表测试和交流耐压装臵；7.2采用互感器综合特性测试仪测试，与名牌标志相符合、比值差和相位差与出厂值应无明显变化，并符合等级规定。
8.电压互感器绝缘电阻、变比、交流耐压测试8.1采用2500V摇表，交流耐压装臵测试；8.2采用互感器综合特性测试仪测试，与名牌标志相符合、比值差和相位差与出厂值应无明显变化，并符合等级规定。
9.避雷器、过电压保护装臵试验9.1高压直流发生器，和5000V摇表及5000V电容；10.10Kv电缆绝缘电阻测试、直流耐压测试10.1采用2500V摇表，高压直流发生器测试（注意事项与上面同类型试验相同）；六、电气一次部分试验标准化作业指导：变压器高压试验标准化作业指导断路器试验标准化作业指导电流互感器试验标准化作业指导电压互感器试验标准化作业指导所用变高压试验标准化作业指导避雷器试验标准化作业指导电抗器试验标准化作业指导七．安全措施1、办理第一种工作票，运行值班人员做好有关安全技术措施。