XXXX20MW光伏电站项目电气调试报告
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2016 12 10
一、编制说明
本调试大纲适用于光伏发电项目安装工程中电气安装工程各设备的调试试验。主要包括：真空断路器、避雷器、电流互感器、电压互感器、隔离开关、干式电力变压器、电力电缆、35KV及以下配电装置、厂用电装置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GB50150-2006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。
综合保护设备及相关联设备的调整试验按《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995-2006中要求及实际情况调校、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
2.1施工图纸
2.2施工规范
2.2.1《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006
2.2.2《施工现场临时用电安全技术规范》JGJ46-2005
2.2.3《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995-2006
2.3随机资料
三、35kV高压柜试验项目：
3.1真空断路器
1、测量绝缘电阻；采用5000V兆欧表，不低于4000兆欧；
2、测量每相导电回路的电阻；
3、交流耐压试验：相对地76KV,断口76KV；
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；
3.2互感器
1)测量绕组的绝缘电阻；2）交流耐压试验；相对二次及地76KV一分钟；3）测量绕组的直流电阻；4）测量接线组别和极性；5）误差测量；
3.3支柱绝缘子
1)测量绝缘电阻；2）交流耐压试验；试验电压76kV 1分钟。
3.4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。
四、干式、油浸式电力变压器交接试验
4.1 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%，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产品出厂实测值比较，相应变化不应大于2%。
4.2 检查所有分接头的变压比
(1) 采用SDBB-183全自动变比测试仪测量，本工程变压器分接头的变比与产品出厂铭牌数据相比，应无明显差别，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。
4.3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。
4.4测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比
采用5000V兆欧表和1000V兆欧表测量，其绝缘电阻值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。
4.5绕组连同套管的交流耐压试验
采用YDJ-5/50交直流轻型试验变压器及SDPB2000串并联谐振耐压试验装置试验，试验电压一次高压侧试验电压为68KV持续时1分钟，二次低压侧试验电压为3KV持续时间1分钟，无击穿、放电、闪络现象。
4.6测量铁芯绝缘及铁芯绝缘的各紧固件
采用5000V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象，将铁芯一点接地连片打开，测量铁芯绝缘应符合产品技术条件之规定，一般应不小于4000MΩ。
4.7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。
4.8 变压器保护装置调试
变压器保护装置整定值应符合设计及供电局的规定，操作及联动试验应正确，联锁保护信号：有过流及速断，零序电流、超温报警及跳闸开关状态，其动作、报警和指示应正确。
4.9 额定电压下的冲击合闸试验
在额定电压下对变压器冲击合闸试验应进行5次，第一次受电后持续时间应大于10min，变压器应无异常现象，冲击合闸宜在变压器的高压侧进行，每次间隔时间宜为5min。
本变压器中性点应必须可靠接地，方才可做冲击合闸试验。
冲击合闸变压器的三相电流应平衡，无明显差别，保护装置无误动作现象。
4.10 变压器的相位检查
采用电脑相位仪、相序表及数字万用表测量，其相序、相位应与电网一致，电压应正常。
4.11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。
温升试验及温控调节、有载手动电压调节、自动电压调节均应符合产品技术条件规定及投标文件之要求。
4.12 变压器的负载试验
按照招标文件之要求，进行带额定负荷运行12小时，其中2小时20%的过载运行，要加强监护，有条件的情况下完成此试验。试运人员必须每小时巡视一次，变压器应无异常现象，做好试运行记录。
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，变压器的过流、速断、零序保护不应有误动作，超温保护不应有误动作。
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。
高压柜的试验
五、电力电缆试验
5.1测量绝缘电阻
对电缆的主绝缘做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，其他两相导体、金属屏蔽或金属套和铠装层一起接地；对额定电压为21/35KV的电缆线路应用采用YDJ-5/50交直流轻型试验变压器及SDPB2000串并联谐振耐压试验，试验时间15min。
5.2交流耐压试验（42KV）
5.3检查电缆线路两端的相位
六、电流、电压互感器的检验
6.1、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下列试验资料：
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。
6.2、电流、电压互感器安装竣工后，继电保护检验人员应进行下列检查：
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。
C、有条件时，自电流互感器的一次分相通入电流，检查工作抽头的变比及回路是否正确（发、变组保护所使用的外附互感器、变压器套管互感器的极性与变比检验可在发电机做短路试验时进行）。
D、自电流互感器的二次端子箱处向负载通入交流电流，测定回路的压降，计算电流回路每相与中性线及相间的阻抗（二次回路负担）。将所测得的阻抗值按保护的具体工作条件和制造厂家提供的出厂资料验算是否符合互感器10%误差的要求。
6.3、二次回路检验
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。
检查电流二次回路的接地点与接地状况，电流互感器的二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。
6.4、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。
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。
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%。
6.5、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安全自动装置，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1000V兆欧表测量绝缘电阻，其阻值均应大于10MΩ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1MΩ。定期检验只测量芯线对地的绝缘电阻
E、对使用触点输出的信号回路，用1000V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 MΩ。
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a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回路中端子排、电缆、熔断器等。b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。c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。d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。e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，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直流的正、负电源。
f信号回路及设备可不进行单独的检验
6.6、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、隔离开关的有并人员负责进行。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；断路器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。
6.7、屏柜及装置检验
（1）、检验时须注意如下问题以避免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，仪器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项目：检查装置内、外部是否清洁无积尘；清扫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500V兆欧表测量绝缘电阻值，要求阻值均大于20MΩ。测试后，应将各回路对放电。
（4）、上电检查
A、打开装置电源，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。
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、部分检验时，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、部分检验时，可随装置的整组试验一并进行
6.8、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。具体的试验项目、方法、要求视构成原理而异，一般须遵守如下原则：
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、电气特性的检验项目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
检验装置的特性时，在原则上应符合实际运行条件，并满足实际运行的要求。每一检验项目都应有明确的目的，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。
6.8、操作箱检验
（1）、检验注意事项
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55%~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，则检查
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、断路器三相不一致回路传动。
E、断路器操作闭锁功能检查
F、断路器操作油压或空气压力继电器、SF6密度继电器及弹簧压力等到触点的检查。检查各级压力继电器触点输出是否正确。检查压力低闭锁合闸、闭锁重合闸、闭锁跳闸等功能是否正确。
G、断路器辅助触点检查，远方、就地方式功能检查。
H、在使用操作箱的防止断路器跳跃回路时，应检验串联接入跳合闸回路的自保持线圈，其动作电流不应大于额定跳合闸电流的50%，线圈压降小于额定值5%I、所有断路器信号检查正确。
七、安全保护措施
7.1、加强人员的技术培训和安全意识的培养
1）加强员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。
7.2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。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。
7.3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。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，杜绝违章操作。
光伏电站电气设备 调试方案
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- 《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- ）《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- 《测量用电流互感器检定规程》 3.8 JJG314- 《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： 5.1主要试验仪器设备 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：
电气专业调试报告 HUA system office room 【HUA16H-TTMS2A-HUAS8Q8-HUAH1688】
编号：汇能电厂1#机组/电气 陕西神木汇能化工有限公司 发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组 调试报告 江苏华能建设集团有限公司 编制时间：2014年6月 科技档案审批单 报告名称：陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组调试报告编号：汇能电厂1#机组/电气报告日期： 2014年5月 保管年限：长期密级：一般 调试负责人：王琨调试地点：汇能化工有限公司 调试人员：胡小兰董博 调试单位：江苏华能建设集团有限公司 编写：胡小兰 审核：王琨 目录
1.概述 (3) 2.分系统调试 (3) 3.开机前及升速时的测试 (10) 4.短路状态时的测试 (11) 5.空载状态时的测试 (13) 6.带负荷及72小时满负荷试运中的测试 (17) 7.调试中发现问题及改进意见 (18) 8.调试结论 (18) 1、概述： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程，发电机、主变压器及厂用电系统的单体试验、分系统及整套启动调试，由江苏华能建设集团有限公司负责。在业主、安装、监理等有关各方的大力协作配合下，于2014年3月15日完成发电系统倒送电，经5月1日至8日发电系统空负荷测试，于2014年5月9日 1 时 52 分并网发电，于 6月10 日完成满负荷连续72小时试运，又接着完成了24小时试运，后即转入商业运行。 在本报告中，列举出各项分系统、整套调试、检验的详细数据，并作了逐项分析、判断，得出明确结论。凡有出厂数据可供对比者（如发电机空载、短路特性）均一一对比分析。各测试、检验项目（如极性、绝缘电阻、相序、电压、电流、差流、残压、轴压、灭磁、同期、励磁、联锁、传动、保护、信号、手自切换等）均达到了合格，良好的要求。
电厂电气设备调试技术分析 摘要电厂电气设备调试是电厂新建或改扩建工程中的重要环节之一，与电厂电气系统是否能够安全、可靠运行有直接关联性，更会在很大程度上对电力系统的稳定运行产生影响。做好电厂电气设备调试技术对提高电气设备运行安全性、稳定性水平有重要意义。本文结合xx电厂（2×600MW）一期工程实例，就电厂电气一次设备、二次设备调试技术的应用问题进行分析与总结，望能够促进电厂电气系统运行水平的合理提升。本文根据作者多年工作经验，对电厂的电气设备调试的相关技术进行了分析，仅供参考。 关键词电厂；电气设备；调试技术 引言 电厂电气设备调试是指在电厂各类电气设备安装完成并且静态验收达到合格标准后，以调试的方法对电气设备安装质量进行检验，同时判断电气设备运行性能是否符合试运行条件进行检查。作为电厂运行过程中非常重要的准备工作之一，电气设备调试过程环节较为烦琐，具有复杂、操作难度大等特点[1]。但同时，电气设备调试质量也会对电力系统的安全稳定运行产生重要影响，因此必须引起工作人员的关注与重视。 1 工程概况 xx电厂（2×600MW）一期工程位于S市西北区，距离市区20.0km，电厂装机容量为2×600MW超临界燃煤发电机组，循环供水采用开式循环供水系统，配套设置1个循环水泵房，规划建设4×600MW超临界燃煤发电机组配套工程。电厂循环泵房内共配置4台立式斜流泵装置。在该电厂一期工程投入运行前，电气设备调试所涉及的主要内容包括对发电机、变压器、互感器等一次设备以及继电保护装置以及同期装置等二次设备的调试[2-4]。 2 一次设备调试技术 2.1 发电机调试技术 电厂发电机调试主要内容是对定子绕组绝缘以及直流电阻进行测量与调试。对于定子绕组绝缘电阻而言，需要在发电机出线套管、电流互感器装置安装结束且定子处于冷态以及吹干状态下进行测量工作。测量仪器为2500V兆欧表，共持续测量10.0min，分别对15.0sec、1.0min以及10.0min条件下的绝缘电阻值进行检测。正常情况下，要求的定子绕组吸收比应达到1.6以上，极化指数与出厂值比较因无明显差异，各相绝缘电阻不平衡系数应控制在2.0范围内。还需要特别注意的一点是：在发电机绝缘电阻测试结束后，应充分放电，以及时恢复发电机的安全运行。对于定子绕组直流电阻而言，需要在定子冷态条件下进行测量，对绕组温度进行检测记录。测量仪器为双臂电桥或变压器直流电阻测试仪。正常
中电投河北沽源50MWp光伏发电工程 电气调试方案 编写依据 1.1 GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 1.2 DL/T408-2002 《电业工作安全规程》（发电厂和变电所电气部分） 1.3 GB/T 14285－2006 《继电保护及安全自动装置技术规程》 1.4 DL/T 995-2006 《继电保护及电网安全自动装置检验规程》 1.5 DL/T527－2002 《静态继电保护逆变电源技术条件》 1.6 Q/GDW140-2006《交流采样测量装置运行检验管理规程》 1.7《工程建设标准强制性条文》电力工程部分，国家建设部（2006年版） 1.8《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国网公司2000年版 1.9《十八项电网重大反事故措施》国网公司2005年版 中电投河北沽源50MWp光伏工程施工图电气部分 设备厂家说明书、出厂报告及相关技术资料 2、调试范围及主要工作量 2.1调试范围： 35kV系统电气设备的高压试验； 35kV系统箱式变压器试验； 380V低压配电装置及逆变器电气调试； 全场地网接地电阻测试。 2.2 主要工作量 2.2.1高压试验部分 2.2.1.1 35kV系统箱式变压器、高压电力电缆等 2.2.1.2 315v母线及低压配电设备、直流系统等。 3、调试方案及步骤 3.1施工准备 3.1.1组织工程技术人员熟悉图纸，了解设计意图，明确调试工作范围。 3.1.2收集到货设备的资料及出厂试验报告，检查设备二次线应符合设计要求。 3.2调试工序安排 电气设备高压试验调试工作在设备安装就位后进行；调试工作应与安装紧密配合，制定合理的工序，保证工程有序进行。
XXX公司标志 XXX-0X-2013 XXXXXXX电厂#1机组 自动电压控制（AVC）装置试验报告 XXXXXXXX公司 201X年X月
XXXXXXXXXXXXXXX公司科技档案审批单报告名称：XXXXXXXXXXX后自动电压控制（AVC）装置试验报告报告编号：出报告日期： 保管年限：长期密级：一般 试验负责人：试验地点： 参加试验人员： 参加试验单位： 试验日期：打印份数：份 拟稿：校阅： 审核：生产技术部： 批准： 目录 1．概述 2．引用标准 3．试验基本条件 4．AVC装置相关安全性能试验 5．本地控制调节性能试验 6．远方控制调节性能试验 7．试验结论 8．附录
1、概述 。 为了检验X号机组自动电压控制系统（AVC）的功能是否正常，进行X号机组AVC 试验，主要内容有：1）验证AVC装置调节的安全性能。2）本地控制下AVC装置的调节性能。3）远方控制下AVC装置的调节性能。 2、引用标准 继电保护和安全自动装置技术规程GB 14285-2006 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 478-2001 电力系统实时数据通信应用层协议 DL476-1992 国调电网自动电压控制技术规范（试行） 自动电压控制AVC系统技术协议书 发电厂自动电压控制（AVC）装置在线调试的有关要求 3、试验基本条件 在进行X号机组AVC相关试验前，满足以下条件： 1)X号机组已完成AVC静态调试。 2)完成AVC装置参数整定。 3)完成AVC装置程序组态。 4)X号机组并网运行。 5)确认调度主站端量测数据与电厂端基本一致。 6)A VC中控单元与RTU通讯无误。 7)调度主站下发指令值和AVC中控单元显示值一致。 4、AVC装置相关安全性能试验 在进行X号机组AVC安全性能试验前确认AVC装置处于远方控制，退出AVC装置执行终端增/减磁出口压板，X号机组对应执行终端电源上电。 4.1 母线电压越高闭锁功能检查 在AVC装置中，设置母线电压高闭锁值低于当前运行电压，投入X号机组相对应
编制依据 1.1 《电力建设施工及验收技术规范》（电气篇 2001 年版） 1.2 《火电施工质量检验及评定标准》（电气篇 2001 年版） 1.3** 电力设计院设计施工图纸及设备厂家相关资料 1.4 《电气装置安装工程电气设备交接试验规范》 1.5 《电力系统继电保护规定汇编》 1.5 《电力建设安全工作规程》（DL5009.1-2002 ） 十、工程概述 **电厂装机容量为 2*300MW 。辅助系统安装工程包括化水处理系统，输煤系统，除灰系统等。 6KV 公用集中段母线的引接采用每台机组的工作 A 段给共用集中段I 段供电，每台机的B段给公用集中段U段供电方式。辅助系统低压厂用电引接方式为：高压侧从厂用6KV公用段引接，经干式变送至 PC、就地MCC。 三、主要工程量 3.1 6KV 干式变试验 3.1.1 变压器变比及极性检查 3.1.2 变压器绕组直流电阻测试 3.1.3 变压器绕组及铁心绝缘电阻测试 3.1.4 变压器绕组交流耐压 3.2 低压配电柜试验 3.2.1 仪表（电流表、电压表、电度表）校验 3.2.2 变送器校验 3.2.3 继电器校验 3.2.4 电流、电压互感器试验 3.2.5 二次回路及绝缘检查 3.3 电动机试验
3.3.1电机绝缘电阻测试（1000V的电动机应测吸收比） 3.3.2检查电机定子绕组极性及其连接的正确性 3.3.3测量电机的直流电阻（1KV或100KW以上的电动机） 3.3.4定子绕组直流耐压和泄露电流测量（1KV或1000KW以上、中性点连线已引出至出线端子板的定子绕组应分相进行直流耐压） 3.3.5定子绕组交流耐压 四、主要调试设备及人员配置 4.1 调试设备: 4.2作业人员配置情况
光伏电站并网调试方案 批准 审核 编制 一、并网准备 1逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），
无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地） 8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。 注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。 4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能； 5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。 6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。 备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。 三、并网检测
编号：汇能电厂1#机组/电气 陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组 调试报告 江苏华能建设集团有限公司 编制时间：2014年6月
科技档案审批单 报告名称：陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组调试报告 编号：汇能电厂1#机组/电气报告日期：2014年5月 保管年限：长期密级：一般 调试负责人：王琨调试地点：汇能化工有限公司调试人员：胡小兰董博 调试单位：江苏华能建设集团有限公司 编写：胡小兰 审核：王琨
目录 1.概述 (3) 2.分系统调试 (3) 3.开机前及升速时的测试 (10) 4.短路状态时的测试 (11) 5.空载状态时的测试 (13) 6.带负荷及72小时满负荷试运中的测试 (17) 7.调试中发现问题及改进意见 (18) 8.调试结论 (18)
1、概述： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程，发电机、主变压器及厂用电系统的单体试验、分系统及整套启动调试，由江苏华能建设集团有限公司负责。在业主、安装、监理等有关各方的大力协作配合下，于2014年3月15日完成发电系统倒送电，经5月1日至8日发电系统空负荷测试，于2014年5月9日 1 时 52 分并网发电，于 6月10 日完成满负荷连续72小时试运，又接着完成了24小时试运，后即转入商业运行。 在本报告中，列举出各项分系统、整套调试、检验的详细数据，并作了逐项分析、判断，得出明确结论。凡有出厂数据可供对比者（如发电机空载、短路特性）均一一对比分析。各测试、检验项目（如极性、绝缘电阻、相序、电压、电流、差流、残压、轴压、灭磁、同期、励磁、联锁、传动、保护、信号、手自切换等）均达到了合格，良好的要求。 通过满负荷的连续考验，几次开停、并网，各一、二次设备及其保护、信号、仪表等均良好，无异、未出现放电、过热、误动、拒动、错发信号等。达到了机组投入商业运行要求。 2、分系统调试 2.1发电机控制、保护、信号回路传动试验 2.1.1控制及信号回路传动试验： （1）发电机出口开关动作分、合闸，指示灯指示正确，后备保护装置显示正常，综合控制系统能发出与之对应的信号。 （2）在同期屏动作合闸时，各同期开关位置正确，并且合闸回路闭锁可靠。（3）发电机出口开关柜隔离刀控制可靠，信号正确。 2.1.2保护及信号回路传动试验 （1）差动保护（整定值：纵差 4In ）纵差保护：模拟差动保护动作，装置参数显示正确，保护动作能可靠跳开主开关及灭磁开关，综合控制系统能发出与之对应的信号。 （2）后备保护（整定值：过流 4.7A 过负荷：3.78A 过压 137V）过电流保护、过电压保护、过负荷保护：模拟各保护动作，装置参数显示正确，保护动作可靠，并且过流及过压保护动作跳开主开关及灭磁开关，综合控制系统能发出与
xxxx光伏发电系统 调试报告 项目名称： xxxx 建设单位： xxx 监理单位： xx 总包单位： xx 分包单位： xx 光伏并网系统调试过程记录表
1、调试前、对照附件A 光伏并网系统调试检查表、依次对照各个检查项目进行检查，要求所有项目都符合要求。 2、检查并确保逆变器电网开关（AC开关）设置为零（水平位置）。直流侧输入开关处于断开位置。 3、打开交直流配电柜，检查所有空开、刀闸开关都处于断开位置。 4、合上刀闸开关，然后再合上配电柜1AA6第五路开关，用万用表检查空开上端市网电压是否正常，记录数据。电压符合要求，合上市电输入空开，这时市电输入到逆变器，这时激活逆变器系统控制器，前面显示板亮起。 5、用完用表测试屋面两个区域太阳伏能光系统到交直流柜的开路电压，测试数值记录到附件B（汇流箱汇流后电压测试记录表）。通过测试，发现电压正常，符合逆变器输入要求。 6、闭合逆变器标记为H和L的开关，然后再闭合交直流配电柜内直流输入空开。 7、闭合逆变器AC开关，顺时针旋转AC开关至竖直位置。 8、逆变器正常启动，面板指示灯run亮起，风扇开始正常工作，交直流配电柜电能表、电流表都正常工作。系统调试完毕。
太阳能光伏并网系统调试结论 结论： 电气设备安装牢固，布线合理，电气连接正常，太阳能光伏系统输出电压在逆变器输入电压范围内，电流表、电能表都能正常显示，逆变器正常工作、风扇正常旋转，系统正常工作，整套系统运行正常，太阳能光伏并网系统调试成功。 建设单位：监理单位：总包单位：分包单位： 现场代表：现场代表：现场代表：现场代表 日期：2012年7月22日
编号：QY-DQ-002-2011 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程 2×50MW#1机组 电气整套启动调试措施 西北电力建设第一工程公司 调试试验中心 编制时间：2011年6月
科技档案审批单 报告名称： #1机组电气整套启动调试措施 编号：QY-DQ-002-2011 出报告日期：2011年6月 保管年限：长期密级：一般 试验负责人：张纪峰试验地点：奥维乾元化工有限公司热电车间参加试验人员：张纪峰、杨剑锋、李进京 参加试验单位：西北电力建设第一工程公司（调试试验中心）、陕西奥维乾元化工有限公司热电车间、北京华旭监理有限公司、江苏华能建设工程集团有限公司等 拟稿：张纪峰 审核：魏远 批准：周国强 目录 1. 编制目的 2. 编制依据 3．调试质量目标 4．系统及主要设备技术规范 5．调试范围 6．启动调试前应具备的条件 7．调试工作程序 8．调试步骤 9．组织分工 10．安全注意事项
1．编制目的 电气整套启动调试是电气设备投运前对设备性能及接线的一次全面检查，为使工作顺利进行，防止遗漏试验项目，使调试工作有序、有计划、有目的地进行，同时也为了提前做好各项准备工作，保证系统安全顺利投入运行，特编制此措施。 2．编制依据 2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）》 2.2《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 2.3《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 2.4《火电施工质量检验及评定标准》（电气专业篇） 2.5《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》电力工业部 2.6《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分） 2.7《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分） 2.8《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》 2.9《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》 2.10《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 2.11《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》 2.12 相关厂家产品说明书及设计院资料 3．调试质量目标 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，在机组的整个整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故，确保#1、#2机组安全、可靠投运。 4．系统及主要设备技术规范 4.1 电气部分配置 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程2×50MW机组新建工程由华陆工程科技有限责任公司设计、江苏华能建设工程集团有限公司负责安装、西北电力建设第一工程公司调试试验中心负责调试。 本工程电气一次部分包括2台50MW发电机组、2台63MVA变压器组、构成发电机—变压器单元接线，在110KV系统中并入电网。3段10kV工作母线段、1段10kV备用段、其中10KVⅠ、Ⅲ段经过电抗器分别与2台发电机组出口支接。10kV备用段电源引自110KV 变电所内10KVⅡ段成为其他3段10kV工作母线的备用电源。2台母联开关将3段10kV
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。大于0.5M为合格。 （3）确认电缆回路通知直流柜侧人员确认电缆连接是否正确， 7.2直流柜 7.2.1直流柜的试验项目如下： （1）测量直流柜内电气一次回路的绝缘电阻. 7.2.2使用仪器设备 兆欧表一只：1000V 万用表一只 7.2.3调试应具备的条件 （1）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）直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确 7.2.3调试步骤和方法 （1）测量各支路、干路和电缆绝缘电阻分别测量相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。大于0.5M为合格。 （2）用万用表确认回路极性连接正确 7 .3低压柜 7.3.1 调试项目
XXXX电厂网络设备调试报告 一、网关加密设备 根据国网公司《全国电力二次系统安全防护总体方案》要求，在山东省电力公司安排部署下，山东XXX有限公司于2012年6月在XXXX电厂部署纵向加密认证装置及调试。在完成本阶段的工作后现将工程实施情况做出说明。一、工程介绍 根据国网公司《全国电力二次系统安全防护总体方案》要求，计划在XXX 电厂部署纵向加密认证装置，保证实时业务的加密传输，非实时、保护业务的明文传输。根据现场环境及客户的要求本次装置部署在路由器与交换机之间，保证所有业务VPN都通过纵向加密装置传输。具体网络拓扑结构请参见下图： XXXX电厂节点网络拓扑图 实现在部署完成的节点对纵向加密装置进行远程监控、配置、管理。二、本阶段实施情况
本阶段工程于XXXX电厂部署百兆RJ45电口纵向加密设备一台。 完成XXX电厂两台百兆RJ45电口纵向加密设备的部署，实现实时业务加密通信；非实时、保护业务明文通信。转发给公司的业务数据传输正常。并在配置中考虑了在未来非实时、保护业务接入密通的需要，能够较快的实现业务的明密通转换。在设备接入的情况下充分考虑到现有网络中交换机与路由器的互连，中心节点网管机对交换机、路由器的远程管理。在设备的配置中保证厂站端交换机的网管正常。通过现场测试与阶段性运行，设备接入后厂站端交换机、路由器网管功能全部正常。 完成一台纵向加密的安装调试，设备运行状况正常。 三、调试报告 首先通过网线连接设备的eth4接口，打开纵向加密管理工 1对设备的基本参数进行配置 2配置vlan
3配置路由 4配置隧道
5配置策略 6将隧道对应的证书导入 至此，纵向加密配置完成。 XXXXXXXXXXX(安装)调试工程师；XXX XXXXXXXXXXXXX(记录)人员；XXXXX
工程竣工预验收报验申请表 监B7-3 致：深圳市昊源建设监理有限公司（监理单位）： 我方已按合同和设计要求全部完成了娄星区省级扶贫村光伏电站设备采购及安装项目工程，经自检合格，请审查验收。 附件：□单位工程质量竣工验收记录（页） □工程质量控制资料（页） 施工项目部（盖章） 项目经理（签字） 日期： 预验收意见： □报验表格填写不符合要求，现予退回。请重新填写报验。 □工程质量控制资料达不到验收要求，现予退回。请按审查附件要求抓紧完善后再行填表报验。 □工程实物达不到验收质量要求，请按审查附件要求抓紧完善后再行填表报验。 □工程总体质量基本达到验收标准，请继续做好质量整改和成品保护，准备参加建设单位组织的工程竣工验收。并报建设单位。 □附件：号监理通知单 监理工程师（签字） 总监理工程师（签字） 日期： 签收人施工单位： 日期： 监理单位： 日期： 建设单位： 日期：
分布式并网光伏发电项目验收和调试报告 项目名称工程地址 建设单位施工单位 项目装机规模kw 并网电压V 主体工程完工时间年月日验收日期年月日验收当日天气验收时间时分 以下由现场验收人员填写 第一部分：光伏组件及固定支架现场检验 序号检验项目检验标准检验记录 1 光伏组件组件数量 2 组件串数 3 无破损或明显变形 4 开路电压测量值（v） 5 固定支架支架安装牢固、可靠 6 支架防腐符合标准 7 与支架固定处屋面做防水处理（若存在） 8 防雷检查组件与支架需有防雷措施 第二部分：综合布线现场检验 1 直流侧电缆电缆型号 2 电缆根数 3 走线合理不杂乱 4 无明显暴露在外的部分 5 交流侧电缆电缆型号 6 电缆根数 7 走线合理不杂乱 8 无明显暴露在外的部分 第三部分：交直流配电箱现场检验 1 外观检查外观无破损、箱体无明显变形 2 箱内检查箱内无碎屑或遗留物等 3 内部元器件元器件无松动、脱落 4 开关分合闸检查开关分合闸灵活可靠 5 接地检查需有可靠接地 6 防雷检查直流侧与交流侧均有防雷设施第四部分：逆变器现场检验 1 本体检查厂家 2 型号 3 外观检查外观无划痕，柜体无明显变形 4 安装检查安装牢固、可靠 5 电气连接检查连接牢固，无松动 6 开关分合闸检查开关分合闸灵活可靠
电气设备安装及调试方 案 公司标准化编码 [QQX96QT-XQQB89Q8-NQQJ6Q8-MQM9N]
3.2.10电气设备安装及调试 3.2.10.1概述 1、工作内容 沿河照明供配电设计。电气工程内容包括：配电箱、电缆、照明器材和接地材料等全部电气设备材料的采购、订货、验收、催货、提货、运输、卸货、仓储保管、安装、电缆敷设、调（测）试及交付运行等工作。 2、主要工程量 主要工程量 3、引用标准 （1）《电气装置安装工程电气交接试验标准》（GB 50150—2006）（2016）； （2）《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB 50168—2006）； （3）《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（GB 50169—2006）； （4）《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》（GB 50171—2006）；
（5）《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》（GB 50254—2014）； （6）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB 50150—2006）（2016）； （7）《低压成套开关设备和控制设备第1部分：总则》（GB7251.1—2013）； （8）《低压成套开关设备和电控设备基本试验方法》（GB/T 10233—2016）； （9）《电力工程电缆设计规范》（GB50217—2007）； （10）《建筑照明设计规范》（GB50034—2013）； （11）《民用建筑电气设计规范》（JGJ16—2008）； （12）北京地区电气安装规程； （13）与工程有关的其它最新版本的有关设计标准、规程、规范。 电气产品应适应北京地区的环境条件，各项指标不低于国标和IEC的现行技术规范、标准。如遇到标准之间有矛盾时，应采用规范中规定最严格的标准。 3.2.10.3照明配电箱 （1）技术参数 主要技术参数如下： 额定频率：50Hz； 额定电压：380V； 额定绝缘电压：500V； 结构型式参照XRM、XLW型或JX（G）型； 室外照明配电箱防护等级：IP55； 室外照明配电箱控制方式：现地手动控制、远程集中控制。 （2）测试试验 配电箱出厂前应根据规程的要求进行出厂试验，试验记录数据需提供发包人备案。 配电箱应进行下列现场检查和试验：
汇能电厂调度自动化系统调试报告 甲方：神木县汇能化工有限公司乙方：陕西扬子电力有限公司 - 1 - 榆林汇能清洁能源电厂调度自动化系统工程调试报告 2014年5月 目录 工程调试报告. . . . . . . . . . . 3 一、数据网络方面. . . . . . . . . . . 5 一）、网络连接方案及地址分配 图.. . . . . 5 二）、5040路由器与3600交换机使用说明与配置文 档. . . . . . 9 二、纵向加密认证网关. . . . . . . . 30 1、一平面纵向加密网关I区配置. . . . . . . . 30 2、一平面纵向加密网关II区配置. . . . . . . . 34 3、二平面I区加密配置. . . . . . . . 40 4、二平面I区加密配置. . . . . . . . 44 三、远动RTU方面. . . . . . . .
一）、实时数据采集测 试. . . . . . 二）、数据转发测 试. . . . . . . . 50 四、电能量计费方面. . . . . . . 52 五、调度自动化设备一览表. . . . . . 52 - 2 - . 48 . . 48 工程调试报告 根据设计方案及调度中心对并网电厂电力调度自动化的要求，实现电厂远动信息“直调直采”的原则，保证远动信息和电能量数据信息采集的完整性和可靠性，甲、乙双方经过友好协商签定合同，根据合同要求乙方负责完成调度自动化系统设备的供货和安装调试工作，保证所需信息的准确性与可靠性，负责光纤通道的畅通，负责电厂与省调及地调所需信息的可靠传输所需的协议、地址码、信息表的建立并协助电厂与省调地调各专业联调配合的协调、联络工作，完成调度自动化系统联调工作。乙方现已于2014年5月结束调试，陕西调度双平面网调度自动化系统均已调试完毕，完成合同要求工作，具体如下： 一、乙方已完成网络设备路由器、交换机的安装及与相关设备厂家的网络连接，完成网络设备的设置及功能测试，第一平面网通过省调榆林汇聚路由器接入陕西省电力数据调度网，第二平面网直接接入榆林地调核心路由器，完成与省调、地调联调。厂站调度自动化设备与网调、省调、地调数据传输正常，达到三级调度要求。
火力发电厂电气系统调试大纲 一调试概述 1．调试概念及内容 火电厂电气调试工作的主要任务是：当电气设备的安装工作结束以后，按照国家有关的规范和规程、制造厂家技术要求，逐项进行各个设备调整试验，以检验安装质量及设备质量是否符合有关技术要求，并得出是否适宜投入正常运行的结论。 电气调试的主要内容是：对电厂全部电气设备，包括一次和二次设备，在安装过程中及安装结束后的调整试验；通电检查所有设备的相互作用和相互关系；按照生产工艺的要求对电气设备进行空载和带负荷下的调整试验；调整设备使其在正常工况下和过度工况下都能正常工作；核对继电保护整定值；审核校对图纸；编写厂用电受电方案、复杂设备及装置的调试方案、重要设备的试验方案及系统启动方案；参加分部实验的技术指导；负责整套启动过程中的电气调试工作和过关运行的技术指导。 为使调试工作能够顺利进行，调试人员事前应研究图纸资料、设备制造厂家的出厂试验报告和相关技术资料，了解现场设备的布置情况，熟悉有关的电气系统接线等。除此以外，还要根据有关规范和规程的规定，制定设备的调试方案，即调试项目和调试计划。其中调试项目包括：不同设备的不同的试验项目和规范要求，并在可能的情况下列出具体的试验方法、关键的试验步骤、详细的试验接线以及有关的安全措施等。调试计划则包括：全厂调试工作的整体工作量，具体时间安排，人员安排，所需实验设备、工机具以及相关的辅助材料等。全厂电气设备的单体调整和试验；配合机械设备的分部试运行；还有全厂总的系统调试是火电厂整体启动不可分割的三个重要环节。在每个环节当中，电气调试则总是调试启动的先锋，没有全厂厂用电的安全运行，全厂的分部试运行就无从谈起，更没有可靠的系统调试运行。因此，火电厂厂用电调试组织的好坏与否，将是直接影响全厂系统调试的关键。 2．调试工作的组织形式 1）按专业分 仪表调校组（负责现场安装的仪表的校验和调整，试验用0.5级仪表的校验和调整）。 高压试验组（负责电气设备的绝缘试验和特性试验等工作） 继电保护组（负责继电保护的校验和整定工作） 二次调试组（负责校对图纸、查对接线、回路通电试验及操作试验等工作） 2）按系统分 厂用电机组；变压器组；发电机组等。 每个组的工作任务均包括：仪表、高压、继电保护、二次调试等的调试工作。 但是以上两种方式并不是一成不变的，往往根据调试人员的水平、工期的长短等而有所改变，目的是更好地完成全厂的电气调试任务。对于调试人员的培训，可按"多能一专"的原则进行。 3）调试工作的安全工作 电气调试工作大多是带电工作，因此要特别注意人身和设备的安全。具体的要求如下： ①电气调试人员要定期学习水利电力部颁发的《电业安全工作规程》。 ②②学习急救触电人员的方法。 ③③认真执行试验方案，并学习反事故措施。
目录 1. 设备系统概述 2. 调试报告编写依据 3. 调试范围 4. 组织及分工 5. 调试程序 6. FGD整套启动调试情况分析 7. 168小时满负荷运行 8. 调试结论 9. 调试质量的检验 10 问题与建议 附图：168h中典型的CRT上FGD系统画面。
公司1、2号机组 烟气脱硫工程整套启动调试报告 电厂位于广东省台山市铜鼓镇，电厂首期为23600MW燃煤火力发电机组，每台机组建设一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，用于处理该机组在BMCR工况下100%的烟气，脱硫率大于等于95%。锅炉引风机后的烟气经过脱硫增压风机和气—气换热器，进入鼓泡式吸收塔脱硫。净化后的烟气经过气—气换热器再热，然后从现有烟囱中排入大气。 该工程由北京博奇电力科技有限公司总承包，采用了日本EBARA荏原制作所的CT-121FGD技术。其中石灰石制浆系统、石膏脱水系统、事故罐、工艺水系统为两套共用；增压风机冷却水使用电厂闭冷水。2004年11月11日到11月18日完成1号机组烟气脱硫装置的整组调试，报告如下： 1．设备系统概述 1.1主要设计数据 1.1.1 原煤 电厂燃用神府东胜煤。锅炉设计使用的原煤资料如表1所示。 表1 锅炉设计使用的原煤资料
表2 煤质微量元素含量表 1.1.2 电厂主要设备参数 与脱硫系统有关的主设备参数见下表3。 表3 1、2 号国产机组主要设备参数
1.1.3 气象条件，见下表4。 表4 气象条件 1.1.4 锅炉排烟设计参数
FGD设计工况为锅炉BMCR工况，燃用设计煤种，FGD入口烟气参数见表5。 表5 FGD入口烟气参数
一、编制依据 1.1《电力建设施工及验收技术规范》（电气篇2001年版） 1.2《火电施工质量检验及评定标准》（电气篇2001年版） 1.3**电力设计院设计施工图纸及设备厂家相关资料 1.4《电气装臵安装工程电气设备交接试验规范》 1.5《电力系统继电保护规定汇编》 1.5《电力建设安全工作规程》（DL5009.1-2002） 二、工程概述 **电厂装机容量为2*300MW。辅助系统安装工程包括化水处理系统，输煤系统，除灰系统等。6KV公用集中段母线的引接采用每台机组的工作A段给共用集中段Ⅰ段供电，每台机的B段给公用集中段Ⅱ段供电方式。辅助系统低压厂用电引接方式为：高压侧从厂用6KV公用段引接，经干式变送至PC、就地MCC。 三、主要工程量 3.1 6KV干式变试验 3.1.1变压器变比及极性检查 3.1.2变压器绕组直流电阻测试 3.1.3变压器绕组及铁心绝缘电阻测试 3.1.4变压器绕组交流耐压 3.2低压配电柜试验 3.2.1仪表（电流表、电压表、电度表）校验 3.2.2变送器校验 3.2.3继电器校验 3.2.4电流、电压互感器试验 3.2.5二次回路及绝缘检查 3.3电动机试验 3.3.1电机绝缘电阻测试（1000V的电动机应测吸收比）
3.3.2检查电机定子绕组极性及其连接的正确性 3.3.3测量电机的直流电阻（1KV或100KW以上的电动机） 3.3.4定子绕组直流耐压和泄露电流测量（1KV或1000KW以上、中性点连线已引出至出线端子板的定子绕组应分相进行直流耐压） 3.3.5定子绕组交流耐压 四、主要调试设备及人员配置 4.1 调试设备： 4.2作业人员配臵情况 工程师 1人 助理工程师 1人 技术员 2人 本工程施工工期计划为30天，实际按设备到货及安装进度而定。 4.3其它物质 安全围栏及标示牌若干
浅谈火电厂D C S系统调试的质量控制 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
浅谈火电厂D C S系统调试的质量控制1 引言 火电厂分散控制系统(DCS)是以微机为基础，根据系统控制的概念，融合了计算机技术、控制技术、通信技术和图形显示技术，实现集中管理，分散控制。它根据火电厂工艺特性，将控制系统分成若干独立子系统，由相应的分布式处理单元独立完成，分布式处理单元可根据功能和地理位置分散布置。DCS的各子系统分工协作，并行工作，得用系统通信网络进行数据交换，共享系统资源。特别是电气控制系统纳入DCS后，DCS已成为火电厂完整的控制系统。 由于DCS系统已成为火电厂控制、监视的主要设备，因此DCS安装完毕后进行的调试就成为火电厂建设的一项重要工作，监理人员对DCS 系统的调试质量必须进行有效的控制。系统调试是对工程质量进行系统检验、并使其的功能得以正常发挥的过程。调试不但能及时发现问题进行改进，而且正式运行后的效果往往较好。反之，如调试效果不好，对存在的质量问题不及时改进，既会浪费能源又影响机组出力。所以，在系统工程调试阶段对DCS的质量控制十分重要。 监理人员在调试阶段首先要审查工程承包商提出的调试方案和调试报告，并报业主审批通过。具体调试过程要在监理的监控下完成，并填好相应的记录及调试结果，报业主签证认可。监理审查调试报告是控制工程调试质量的重点和关键。一个合理、可行、完整的调试报告是整个
系统顺利调试的前提；掌握准确、真实的调试数据和结果是系统调试的真实反映，同时也是竣工验收和将来系统运行中检查故障的重要依据。审查完调试报告后，即可按报告中的步骤控制系统调试。 2 DCS系统调试 DCS调试的具体过程根据其调试的阶段，应包括硬件、仪表的测定和调试；系统指标及软件调试；系统调试。 调试前审查的施工单位调试报告应包括以下几部分：工程概况；调试依据；调试前准备工作；调试方法及步骤；调试的具体时间安排和使用的仪器、仪表清单；人员的组织安排。调试报告后应附带填表形式。对于调试报告，应审查其合理性、可行性、完整性。对各个阶段的调试周期应统筹规划，确保调试时间的连续性。经监理审查后的调试报告，应上交业主审核通过后，才着手下一步的调试工作。 调试前的准备工作，作为质量控制的一部分，首先要检查DCS系统是否施工完毕，是否符合设计、有关文件、国家标准和规范要求。如DCS 系统是否按合同要求配置、屏柜安装是否正确、电缆敷设是否正确、接地系统是否正确等等。最好在正式调试前，进行调试培训，明确各人职责，做到岗岗有人。 2.1硬件、仪表的测定和调试