1、光伏电站 调试 作业指导书 1 目 录 前 言 . 4 编制依据 2 1 术 语 . 5 2 电气安装应具备的条件 6 3 常规电气设备交接试验 4 3.1 变压器交接试验 7 3.2 SVG 电抗器交接试验 21 3.3 电流互感器试验 . 22 3.4 电压互感器试验 . 27 3.5 断路器交接试验 . 32 3.6 隔离开关、负荷开关交接试验 . 37 3.7 套管交接试验 . 39 3.8 悬式绝缘子和支柱绝缘子交接试验 . 41 3.9 光伏区及升压站电力电缆 42 3.10 避 雷 器 44 3.11 400V 电压等级配电装置和馈电线路 46 3.13 光伏电站 110kV 架
2、空线路交接试验 46 3.14 接地装置交接试验 . 49 3.15 电力电容器（静止无功补偿） 51 4 继电保护及二次回路调试 52 4.1 调试项目，出具试验报告 错误！未定义书签。 4.1 光伏电站常用继电保护及安全自动装置设备配置 . 52 4.2 光伏电站常用继电保护及安全自动装置的一般调试方法 52 4.2 测控及公用二次设备调试方法 56 4.3 试验仪器、工器具配置 56 4.4 安全风险与预控措施 . 56 5 通信和计量系统 57 5.1 调试项目 57 5.2 调试仪器、工器具配置 57 5.3 安全 风险与预控措施 57 5.4 调试步骤 57 6 成套设备调试 .
3、63 6.1 并网逆变器调试 . 63 6.2 UPS 系统调试 . 65 6.3 直流系统检查 . 66 6.4 SVG 动态无功补偿系统调试 . 69 6.5 AGC/AVC 系统调试 (由后台厂家与 AGC/AVC 系统厂家共同完成 ) 70 6.5 光功率预测调试 . 71 附录 A 高压电气设备绝缘的工频试验电压标准 72 附录 B 光伏变电站送检设备列表 72 附录 C 特殊试验项目列表（各地区对试验项目的要求） 73 光伏电站 调试 作业指导书 2 前 言 为 规范 光伏电站调试 管理 工作， 使光伏电站安全可靠地投入 运行， 实现“零缺陷移交”目标， 特制定 本指导书 。 本指
4、导 书 阐述的是主要 光伏电站 设备调 试的一般方法（若调试过程中采用新设备、新方法则应根据实际情况执行 ），对于 送检设备、 特殊试验以及通信系统调试的内容，本指导书只做 有针对性的阐述，不对具体项目的试验方法做详细的介绍。本指导书的 主要内容包括： 目录 ； 前言 ；术语； 常规设备的调试内容，主要指 电力变压器；电抗器；互感器；断路器； 隔离开关、负荷开关及高压熔断器；套管；悬式绝缘子和支柱绝缘子；电力电 缆线路；避雷器； 二次回路； 1kV及以下电压等级配电装置和馈电线路； 1kV以上架空电力线路；接地装置；低压电器 ； 继电保护装置； 逆变器； UPS；直流系统； SVG等设备的调试
5、 等 。 编制依据 GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 14285-2006 继电保护及安全自动装置技术规程 DL/T 527 2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件 DL/T 478 2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 Q/SPS 22-2007 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法 光伏电站 调试 作业指导书 3 1 术 语 1.1 光伏电站 PV PowerStation 包含所有太阳电池 阵列 、逆变器、相关的电站控制设备和变压器等在内的发电系统。 1.2并网光伏 电站 Grid-connected PV Station 接入电
6、网（输电网或配电网）运行的光伏电站。 1.3 逆变器 Inverter 光伏电站内将直流电变换为交流电的器件。用于将电能变换成适合于电网使用的一种或多种形式的电能的电气设备。最大功率跟踪控制器、逆变器和控制器均可属于逆变器的一部分。逆变器具备控制、保护和滤波功能，有时被称作功率调节子系统，功率变换系统，静态变换器，或者功率调节单元。 1.4 孤岛现象 Islanding 光伏电站与主 网解列时 仍保持对 局部电网 继续供电的状态。 孤岛现象可分为非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。 1.5 公共连接点 point of common coupling 光伏发电站与所接入的电力系统的连接处。光伏电
7、站如接入用户（企业）内部电网，公共连接点指用户（企业）内部电网与公用电网的连接处。 1.6 并网点 PV point of interconnection 指光伏电站与电网之间的连接点，也是解并列点。 1.7 计量点 Metering Point 指电能计量装置装设点。 1.8 电力变压器 power transformer 具有两个或多个绕组的静止设备，为了传输电能，在同一频率下，通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一系统的电压和电流，通常这些电流和电压的值是不同的。 1.9 消弧线圈 arc-suppression coil 接于系统中性点和大地之间的单相电抗器，用以补偿因系统发
8、生单相接地故障引起的接地电容电流。 1.10 互感器 instrument transformer 是指电流互感器、电磁电压互感器、电容式电压互感器和组合互感器 (包括单相组合互感器和三相组合互感器 )的统称。由于组合互感器是以电 流互感器和电磁式电压互感器组合而成，相关试验参照电流互感器和电压互感器项目。 光伏电站 调试 作业指导书 4 1.11 接地网 grounding grid 由垂直和水平接地极组成的供发电厂、变电站使用的兼有泄流和均压作用的较大型的水平网状接地装置。 2 电气 调试 应具备 安装 的 条件 安装交接单（ 不同项目配置有所区别，本交接单仅供参考 ） 3 常规电气设备交
9、接试验 3.1 变压器交接试验 设备名称 电气安装 交调试的 要求 10kV/35kV 动力电缆 电缆敷设完成并完成终端头 (含中间接头 )制作，包含光伏阵列区所有一次电缆和升压站内所有一次电缆 接地网交接 升压站接地网、接地引下线 ,光伏阵列区 接地扁铁的焊接并连通（含所有电气设备接地） 箱变 箱变安装完成，并完成箱变低压侧控变接线及逆变器室内动力箱接线 高压柜 高压柜整体安装完成，并完成柜内电流互感器 /电压互感器 /真空断路器的二次接线 110kV 互感器避雷器等 设备安装完成，并完成互感器的二次侧接线 110kV 主变 主变整体安装完成，并完成瓦斯继电器 /油温传感器 /主变本体二次接
10、线以及本体端子箱至变压器端子箱的接线 110kV 断路器 设备安装完成，并完成断路器机构箱及端子箱的二次接线 110kV 隔离开关 /地刀 设备安装完成，并完成隔离开 关 /地刀的二次接线 站用变（接地变）及低压柜 设备安装完成，并完成箱变和低压柜的二次接线 无功补偿装置 设备安装完成，并完成 SVG 的二次接线 UPS 电源屏 /直流屏 /通讯电源屏 完成电源屏 /蓄电池屏的安装以及动力电缆的接线 通信设备 完成光端机 /PCM/通信配线架的安装及通讯电缆 /光纤的敷设、熔接；通信设备之间的同轴电缆连接、网线连接 完成 电能量远方终端 设备安装完成，并完成远方终端与电能表 /通讯服务器 /通
11、讯配线架的通讯电缆敷设 关口表屏 设备安装完成，并完成关口表 /失压计时器的安装及关口表 /失压 计时器的二次电缆 /通讯电缆敷设 通讯服务器 设备安装完成，并完成服务器与各逆变器室的通讯机的光纤敷设及熔接，服务器与测控装置的通讯电缆敷设，后台服务器的组建及接线等 二次测控装置 完成 10kV/35kV 测控装置及 110kV 测控装置的安装及二次电缆的敷设 二次保护装置 完成 110kV 变压器保护装置， 110kV 线路保护装置， 10kV/35kV 母差保护装置， 10kV/35kV 线路保护装置的等所有保护装置安装及二次电缆、网线的敷设 PMU、光功率预测、保护子站信息屏、电能质量监测
12、装置、稳控装置 设备安装完成 、屏柜二次接线完成，光功率预测、稳控装置屏内网线、光纤敷设 /熔接完毕。 110KV 线路 (若有的话 ) 铁塔安装完成，铝绞线敷设完成，光纤熔接完成 调试合同签订 调试合同签订完善，所有调试项目是否全部落实（特别注意各个地方上对一些试验的不同要求） 光伏电站 调试 作业指导书 5 3.1.1 主 变压器交接试验 项目 3.1.1.1 绝缘油试验 绝缘油试验项目及要求参见下表： 序号 项目 标准 说 明 1 外状 透明，无杂质或悬浮物 2 水溶性酸 (pH 值 ) 5.4 3 酸值， mgKOH/g 0.03 4 闪点 (闭口 )( ) 不低于 DB-10 DB-
13、25 DB-45 140 140 135 5 水分 (mg/L) 20kV 30kV： 15 110kV 及以下电压等级： 20 6 界面张力 (25 ), mN/m 35 7 介质损耗因数 tan (%) 90 时， 注入电气设备前 0.5 注入电气设备后 0.7 8 击穿电压 60 220kV： 40kV 35kV 及以下电压等级： 35kV 9 体积电阻率 (90 )( m) 6 1010 10 油中含气量 (%) ( 体积分数 ) 330 500kV： 1 11 油泥与沉淀物 ( %)( 质量分数 ) 0.02 12 油中溶解气体组分含量色 谱分析 见有关章节 3.1.1.2 测量绕组
14、连同套管的直流电阻 绕组连同套管的直流电阻测量值应符合如下要求： 序号 内容 备注 1 1600kV A及以下容量等级三相变压器，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%； 2 1600kV A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%；不同温度下电阻值按照以下公式换算： R2=R1（ T+t2） / （ T+t1） R1、 R2 分别为温度在 t1、 t2 ( ) 时的电阻值 ( )： T 计算用常数 , 铜导线取
15、235, 铝导线取 225 3.1.1.3 检查所有分接头的电压比 所有分接头的电压比应符合以下要求： 序号 内容 备注 1 电压等级在 35kV以下，电压比小于 3的变压器电压比允许偏差为土 1%； 2 其他所有变压器额定分接下电压 比允许偏差为土 0.5%； 3 其他分接的电压比应在变压器阻抗电压值 (%) 的 l/10以内，但不得超过土 1%。 3.1.1.4 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性 ； 变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性应与铭牌标注一致。 光伏电站 调试 作业指导书 6 3.1.1.5 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯绝缘电阻； 用 2500V及以上等
16、级的兆欧表测量，持续时间为 1min, 应无闪络及击穿现象。 3.1.1.6 非纯瓷套管的试验； 参见本作业指导书套管试验要求。 3.1.1.7 有载调压切换装置的检查和试验； 符合设 备出厂试验技术要求。（参考设备出厂报告） 3.1.1.8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数应符合下列要求： 序号 内容 备注 1 当变压器电压等级为 35kV及以上且容量在 8000kV A及以上时，应测量介质损耗角正切值 tan 2 被测绕组的 tan 值不应大于产品出厂试验值的 130% 3 当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时，可按下GB50
17、150-2006表 7.09换算到同一温度时的数值进行比较 3.1.1.9 测量绕组连同套管的 介质损耗角正切值 tan ； 组连同套管的介质损耗角正切值 tan 应满足 要求： 套管主绝缘类型 tg (%)的最大值 电 容 式 油浸纸 0.7（ 500kV 0.5） 胶浸纸 0.7 胶粘纸 1.0（ 66 kV及以下 1.5） 浇铸树脂 1.5 气体 1.5 有机复合绝缘 0.7 非电容式 浇铸树脂 2.0 复合绝缘 与厂家协商确定 其它套管 与厂家协商确定 3.1.1.10 测量绕组连同套管的直流泄漏电流； 绕组连同套管的直流泄漏电流试验值应满足下列要求： 3.1.1.11 变压器绕组变形
18、试验 ； 变压器绕组变形试验参见设备出厂报告。 光伏电站 调试 作业指导书 7 3.1.1.12 绕组连同套管的交流耐压试验； 绕组连同套管的交流耐压试验 应符合下列 要求： 序号 内容 备注 1 容量为 8000kV A以下、绕组额定电压在 110kV以下的变压器，线端试验应按 GB50150-2006表 7.0.13-1进行交流耐压试验 2 容量为 8000kV A 及以上、绕组额定电压在 110kV以下的变压器，在有试验设备时，可按表 7.0.13-1试验电压标准，进行线端交流耐压试验 见下表7.0.13-1 3 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
19、验耐受电压标准为出厂试验电压值的 80%。 见下表7.0.13-2 4 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。 5 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。 6 感应电压试验时，为防止铁芯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。除另有规定， 当试验电压频率等于或小于 2倍额定频率时，全电压下试验时间为 60s； 表 7.0.13-1 变压器交流耐压试验电 压参考值 光伏电站 调试 作业指导书 8 表 7.0.13-2 110kV及以上变压器中性点交流耐压试验电压参考值 3.1.1.13 绕组连同套管的长时感应电
20、压试验带局部放电试验； 绕组连同套管的局部放电试验应符合下列要求： 序号 内容 备注 1 试验电压不产生忽然下降； 2 在 U2=1.5Um / 3 或 1.3Um / 3 下的长时试验期间，局部放电量的连续水平不大于 500pC或 300 pC； Um 为设备的最高电压有效值 3 在 U2下，局放放电不呈现持续增加的趋势，偶然出现的较高幅值的脉冲可以不计入； Um 为设备的最高电压有效值 4 在 1.1Um / 3 下，视在电荷量的连续水平不大于 100pC Um 为设备的最高电压有效值 3.1.4.14 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
21、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；无电流差动保护的干式变压器可冲击 3次。 额定电压下的冲击合闸试验送电时进行 。 3.1.4.15 检查相位 主变高低压侧的相位检查，宜 在主变带负荷后检查。 3.1.4.16 测量噪音。 变压器投运时、带负荷后各检测一 次。 3.1.2 变压器交接试验仪器 序号 名称 数量 单位 1 万用表 2 套 2 变压器有载分接开关参数测试仪 1 套 3 直流电阻测试仪 2 套 4 全自动变压器变比测试仪 1 套 5 串联谐振成套装置 1 套 6 高压绝缘电阻测试仪 2 套 7 有载调压开关测试装置 1 只 8
22、 异频抗干扰精密介质损耗测试仪 1 套 9 直流高压发生器 2 套 10 变压器绕组变形测试仪 1 套 11 局放测试仪 1 套 3.1.3 安全风险 分析 与预控 措施 光伏电站 调试 作业指导书 9 序号 安全风险 分析 预控措施 备注 1 把有故障的试验设备带到现场 开工前 检查试验设备是否完好，是否在有效期内 2 工作任务和安全措施交待不详尽、不清晰 工作负责人应在开工前向全体工作成员交待清楚工作地点、工作任务 3 高空坠落 登高人员必须使用安全带，必要时使用高空作业车 4 人员误触碰带电的高压试验引线 在加压之前清理无关人员，同时对工作组成员交代好安全事项，加压过程中设专人监护 5
23、遗留工具 或杂物 试验工作结束后进行认真的检查 ，无遗留工具和杂物 6 油样污染环境 取油样时应有专人监护，取废的油样应有专门的放置地点。 7 火灾 按照施工设计的规定放置一定数量的灭火器 8 人身触电 接试验电源时，应有专人监护 9 试验仪器伤人 在搬运试验仪器时应相互配合，防止仪器倾倒伤人 10 试验仪器损坏 在搬运试验仪器时应相互配合，防止仪器倾倒损坏 11 残余电荷伤人 直流高压试验完毕后应将被试品接地放电，特别是电容器试验，应充分放电 12 被试品损坏 严格按照试验要求经行试验 3.1.4 试验项目的 相关 方法 或步骤 3.1.4.1 绝缘油 试验步骤 3.1.4.1.1 主变压器
24、绝缘油试验步骤： 磨口玻璃瓶、标签、玻璃管 1.取油的器具准备 2.器皿清洁处理 清洗剂、自来水清洗后烘干 3.器皿标记 取样部位、日期、单位 4.油样采集 5.油样处理 排除空气后用胶布缠紧 6.油样送检 送电科院做油样化验 主变本体油、有载调压开关 油桶或油罐 车；光伏区升压变 7.收集试验报告 核对内容是否齐全、试验数据是否正确 8.结束 光伏电站 调试 作业指导书 10 3.1.4.1.2光伏区升压变绝缘油试验步骤 光伏区升压变绝缘油 试验步骤参照主变压器试验步骤进行，但应注意光伏区 35kV以下等级的升压变不做油化试验。 3.1.4.1.3主变、光伏区升压变绝缘油试验应注意的问题 ：
25、 1） 取样瓶用自来水冲洗 后 ，最 好再 用蒸馏水洗净，烘干、冷却后，瓶盖 要盖紧，防止空气进入。 2）若使用 注射器：应使用 20-100 毫升全玻注射器，注射器头部用小胶皮头密封 ，防止空气进入。 3） 取样 时 ：试油应从污染最严重的 油桶、油罐 底部取样，必要时可抽查上部油样。开启桶盖应将桶盖 外部擦干净，然后用清洁、干燥的取 样管取样。从整批油桶中取样时，取样的桶数应能够代表该批油的质量 。 4） 取样量：以够试验用量为限。 （最好与电科院提前沟通好） 5） 油样的送检 注意事项 ： 油样应尽快 送检 至电科院 进行 分析，做油中溶解气体分析的油样不得超过四天；做油中水分含量的油样
26、不得超过十天。 6） 油样运输中应避免剧烈震动，防止容器破碎，油样运输和保存期间，应注意避光。样品应防止污染，避免带入外部杂质，在有条件的情况下应采用全密封取样，尽量缩短样品在空气中暴露的时间。 3.1.4.2 绕组连同套管的直流电阻 测量 3.1.4.2.1 测试步骤： 1） 将绕组调至最高档位 ，记录试验时 上层 油温及周围环境温度 ； 2） 在试验仪器上设置好测量参数 ； 3） 在各分接头的所有位置上进行 测量 ，待数值稳定后再记录 ； 4） 试验接线 参考如下： 光伏电站 调试 作业指导书 11 （图 3.1.4.1.2.1） 说明 :以上两幅图 为 单相 /三相法测量绕组的直流电阻
27、,黑粗线为电流 输出 线 ； 黑细线为电压 测量 线 。 所测绕组低压侧为 a、 b、 c、 o接线方式。 3.1.4.2.2 直流电阻 互差百分数的 计算方法如下 : 相间 /线间直阻互 差百分数 =（ R最大值 -R最小值 ） /R平均值 100 3.1.4.2.3 测量 时应注意的问题 ： 1）测量一般应在油温稳定后进行。只有油温稳定后，油温才能等同绕组温度，测量结果才不会因温度差异而引起温度换算误差。 2）对于大型变压器测量时充电过程很长，应予足够的重视，可考虑使用去磁法或助磁法。 3） 应注意在测量后对被测绕组充分放电。 4）在测试过程中可用电动操作机构反复经行升降档操作，以获取更好
28、的阻值。（反复操作可以磨掉触头上的氧化膜） 。 3.1.4.3 分接头的电压 比、极性 试验 3.1.4.3.1 测试步骤 ： 1）将绕组调 至最高档位（或接着上一步骤，从最低档开始） ； 2）设置试验 仪器 参数 （特别应注意变压器的接线组别） ； 3）在各分接头的所有位置上进行 ； 4） 试验数据与 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； 3.1.4.3.2 分接头的电压比 、极性 试验 接线 参考 如下： 图 3.1.4.3.1 光伏电站 调试 作业指导书 12 图 3.1.4.1.3.2 3.1.4.3.3 试验注意事项 ： 1） 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引
29、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。 2） 变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性试验与变比测试 一般 同时 进行，试验结果 一同显示。 3）试验过程中用有载调压开关升降档，待数据稳定后再记录。 3.1.4.4 铁芯 、夹件 绝缘电阻 试验 3.1.4.4.1 试验步骤 1）记录顶层油温及环境温度和湿度。 2）将地线端子用接地线和变压器的外壳连接好，用 兆欧表的 L 端连接 被测变压器的铁心 和夹件 ，开始测量。 待数值稳定后 记录 60 秒 时 的绝缘电阻值。 3) 关闭兆欧表并将被测变压器的铁心放电。 3.1.4.4.2 试验接线参考如下： 图 3.1.4.
30、1.4.1 铁芯、夹件对高低压侧绕组及地的绝缘电阻 3.1.4.4.3 试验注意事项 铁 芯 夹 件 A、 B、 C、 O 相 a 相 b 相 c 相 兆欧表 L E G 光伏电站 调试 作业指导书 13 1） 进行器身检查的变压器 , 应测量可接触到的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验； 2） 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芯和夹件 (有外引接地线的 )的绝缘电阻测量； 3） 铁芯必须为一点接地； 对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时 , 应在注油前测量其
31、对外壳的绝缘 电阻 。 3.1.4.5 非纯瓷套管的试验 （参见套管交接试验） 3.1.4.6 有载调压切换装置试验 3.1.4.6.1 试验步骤 1）将有载调压装置至最高档或最低档 2）按照试验原理图接线 3）用电动机构切换档位， 顺序进行， 记录测试数据 3.1.4.6.2 试验接线参考如下： 图 3.1.4.1.6.1 有载调压装置试验接线示意图 3.1.4.6.3 试验注意事项 ： 1） 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
32、。 2） 在变压器无电压下，于动操作不少于 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； 3） 根据试验仪器的要求，确定变压器低压侧绕组是否接地 。 3.1.4.7 绕组的 绝缘电阻、吸收比或极化指数 试验 3.1.4.7.1 试验要求 1）绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70%。 光伏电站 调试 作业指导书 14 2）当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时，可按下表换算到同一温度时的数值进行比较。 说明 :1 表中 K为实测温度减去 20的绝对值。 2 测量温度以上层油温为准。 当测量绝缘电阻的温度差不是
33、表中所列数值时，其换算系数 A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算： A=1.5K/10 ； 校正到 20时的绝缘电阻值可用下 述公式计算：当实测温度为 20以上时： R20=A*Rt ； 20以下时： R20=Rt/A 式中 R20： 校正到 20时的绝缘电阻值 (M )Rt ： 在测量温度下的绝缘电阻值 (M )。 3）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 3000M 时，吸收比可不作考核要求。 3.1.4.7.2 试验步骤 1）记录顶层油温及环境温度和湿度。 2）
34、按照 试验 原理图接线 ， 并记录 15S、 60S、 600S 时的绝缘电阻 的绝缘电阻。 计算吸收比、极化指数。 3)试验完毕后分别对高低压侧绕组放电 。 3.1.4.7.2 试验接线 及 测量 方法 参考如下 ： 项目 R15(M ) R60(M ) R600(M ) 接线方法 高压对低压侧绕组及地 高压侧接“ L”，低压侧及地（铁芯）接“ E” 低压对高压侧绕组及地 低压侧接“ L”，高压侧及地（铁芯）接“ E” 高压、低压绕组对地 高压、低压绕组“ L”，地（铁芯）接“ E” 吸收比 R60(M )/R15(M ) 极化指数 R600(M )/R60(M ) 环境温度 铁 芯 夹 件
35、 O 相 A 相 B 相 C 相 兆欧表 L E G 光伏电站 调试 作业指导书 15 3.1.4.8 绕组连同套管的介质损耗角正切值 tan 试验 3.1.4.8.1 试验步骤 1） 将挡位调至最高档， 记录顶层油温及环境温度和湿度。 2）按照试验原理图接线，分别测试高压对低压及地，低压对高压及地 的介质损耗值、电容值 。 3) 试验完毕后分别对高低压侧绕组放电。 3.1.4.8.2 试验接线及方法参考如 下 铁 芯 夹 件 高 压 侧 套 管 中 压 侧 套 管 中 性 点 套 管 低压侧 套管 介损仪 信 号 线 高 压 线 屏 蔽 线 图 3.1.4.1.8.3 正接法测量高压套管 铁
36、 芯 夹 件 高 压 侧 套 管 中 压 侧 套 管 中 性 点 套 管 低压侧 套管 图 3.1.4.1.8.1 反接法测量高、中压侧 介损仪 信 号 线 高 压 线 屏 蔽 线 铁 芯 夹 件 高 压 侧 套 管 中 压 侧 套 管 中 性 点 套 管 低压侧 套管 图 3.1.4.1.8.2 反接法测量低压侧 介损仪 信 号 线 高 压 线 屏 蔽 线 光伏电站 调试 作业指导书 16 项目 接线方法 备注 高压对低压侧绕组及地 高压侧接 仪器 高压输出线 ，低压侧及铁芯接 地 绕组， 反接法 低压对高压侧绕组及地 低压侧接 仪器 高压输出线，高压侧 及 铁芯接地 绕组， 反接法 高压、
37、低压绕组 对地 高压、低压绕组 仪器高压输出线 ，铁芯接 地 绕组， 反接法 高压套管 套管接线柱接仪器高压输出线，末屏接低压线 ；低压绕组、铁芯接地 套管， 正接法 3.1.4.9 绕组连同套管的直流泄漏电流 试验 3.1.4.9.1 试验步骤 1） 将 档 位调至最高档 ，讲绕组全部接入电路。 2） 按照试验原理图接线 ； 3) 试验完毕后分别对高低压侧绕组 对地 充分 放电 ； 3.1.4.9.2 试验 接线及方法参考如下 ： 图 3.1.4.1.9.1 高压侧接仪器高压输出端，低压绕组、夹件接地 图 3.1.4.1.9.2 低压侧接仪器高压输出端，高压绕组、夹件接地 3.1.4.9.3
38、 试验注意事项 1） 当变压器电压等级为 35kV及以上且容量在 8000KV A及以上时，应测量直流泄漏电流； 低压 绕 组组 夹 件 O 相 A 相 B 相 C 相 直高发 高压输出 E 铁 芯 夹 件 A、 B、 C、 O 相 a 相 b 相 c 相 直高发 高压输出 E 光伏电站 调试 作业指导书 17 2） 试验电压标准应符合 上 表的规定。当施加试验电压达 1min时，在高压端读取泄漏电流。 记录数值时尽量待数据稳定后再记录。 表 3.1.4.1.9.1 各绕组的电压等级下所 施加的的直流电压允许值 说明 : 1 绕组额定电压为 13.8kV及 15.75kV时 ,按 l0kV级标
39、准； 18kV时，按 20kV级标准。2 分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。 3.1.4.10 变压器绕组变形试验 3.1.4.10.1 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。 图 3.1.4.1.10.1 高频响应法测量主变绕组变形接线 示意图 图 3.1.4.1.10.2 高频响应法测量主变绕组变形 测试 方法 3.1.4.10.2 主变压器高压侧 扫频信号输入阻抗接于中性点 O，输出 测量 阻抗分别接在A、 B、 C上 ，如下图： 光伏电站 调试 作业指导书 18 图 3.1.4.1.10.3 高频响应法测量主变绕组变形测试方法 3.1.4.10.
40、3 主变压器低压侧 三角形 接线 ，应按以下方式接线。 1） 输入阻抗接于 C，输出阻抗接在 A相 ， 代表 A相。 2） 输入阻抗接于 A，输出阻抗接在 B相 ， 代表 B相。 3） 输入阻抗接于 B，输出阻抗接在 C相 ， 代表 C相 。 a b c a b c a b c图 3.1.4.1.10.5 高频响应法测量主变绕组变形测试方法 3.1.4.10.4 试验数据判断 参考 方法 : 1) 如果怀疑有变形的变压器可参考同一厂家生产的同型号同连接方式绕组的幅频响应特性曲线，其生产日期越接近，参考价值越高 2) 典型的变压器绕组幅频响应特性曲线，通常包含多个明显的波峰和波谷。 3) 对绕组
41、的幅频响应特性进行纵向或横向比较，首先可根据相关系数的大小，可较直观地反映出变压器绕组幅频响应特性的变化，相关系数 R主要用来描述两条曲线间的相似程度，相关系数越大于 1，则两曲线相似程度越高 。 判断 相关系数 R 严重变形 RLF 0.6 明显变形 1.0 RLF0.6 或 RMF 0.6 轻度变形 2.0 RLF1.0 或 0.6RMF 1.0 正常绕组 RLF2.0 和 RMF1.0 和 RHF0.6 注： RLF 为曲线在低频段 (1kHz100kHz)内的相关系数； RMF 为曲线在中频段 (100kHz600kHz)内的相关系数； RHF 为曲线在高频段 (600kHz1000k
42、Hz)内的相关系数。 表 3.1.4.1.10.1 用相关系数 R判断绕组变形的方法 3.1.4.11 绕组连同套管的交流耐压试验 3.1.4.10.1 主变工频耐压 试验接线图 参考 如下 : 光伏电站 调试 作业指导书 19 图 3.1.4.1.11.1 低 压侧接工频耐压装置高压输出端，低压压侧、铁芯（夹件）短接接地 图 3.1.4.1.11.2高 压侧接工频耐压装置高压输出端， 低 压侧、铁芯（夹件）短接接地 3.1.4.10.2 主变工频耐压试验接线方法参考如下 : 项目 接线方法 备注 高压对低压侧绕组及地 高压侧接仪器高压输出线，低压侧及铁芯（夹件接地） 套管 CT 二次短接接地
43、 低压对高压侧绕组及地 低压侧接仪器高压输出线，高压侧及铁芯（夹件接地） 使用仪器 串联谐 振 环境温度 3.1.4.12 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验 3.1.4.12.1 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验 局部放电试验方法及判断方法，均按现行国家标准电力变压器第 3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB1094.3中的有关规定进行。 3.1.4.12.2变压器局部放电试验接线参照如下： 铁 芯 夹 件 A、 B、 C、 O 相 a 相 b 相 c 相 工频耐压装置 高压输出 E 铁 芯 夹 件 a、 b、 c 相 A 相 B 相 C 相 工频耐压装置 高
44、压输出 E O 相 光伏电站 调试 作业指导书 20 图 3.1.4.1.13.1 局放试验接线 参考图 3.1.4.12.3 变压器局部放电试验 步骤 ： 1）三相变压器推荐采用单相连接的方式逐相地将电压加在线路端子上进行 试验。 施加电压应按 下 图所示的程序进行。 图 3.1.4.1.14 变压器长时感应电压及局部放电测量试验的加压程序 注： A=5min； B=5min； C=试验时间； D 60min(对于 Um 300KV)或 30 min(对于 Um 300KV)； E=5min 2） 在不大于 U2 /3 的电压下接通电源；电压上升到 1.1Um / 3 ，保持 5min，其中
45、Um 为设备最高运行线电压； 3） 电压上升到 U2 ，保持 5min； 4） 电压上升到 U1 ，其持续时间按 7.0.13 条第 4 项的规定执行； 6） 试验后立刻不 间断地将电压降到 U2 ，并至少保持 60 min 以测量局部放电； 光伏电站 调试 作业指导书 21 7） 电压降低到 1.1Um / 3 ，保持 5min； 8) 当电压降低到 U2 /3 以下时，方可切断电源。 9) 在施加试验电压的整个期间，应监测局部放电量。 10) 在施加试验电压的前后，应测量所有测量通道上的背景噪声水平； 11)在电压上升到 U2 及由 U2 下降的过程中，应记录可能出现的局部放电起始电压和熄
46、灭电压。应在 1.1Um / 3 下测量局部放电视在电荷量； 12)在电压 U2 的第一阶段中应读取并记录一个读数。对该阶段不规定其视在电荷 量值； 13)在施加 U1 期间内不要求给出视在电荷量值； 14)在电压 U2 的第二个阶段的整个期间，应连续地观察局部放电水平，并每隔 5min记录一次。 3.1.4.16 检查变压器的相位 宜在主变带负荷后测试，结果 须与电网相位一致 。 3.1.4.17 变压器的噪音 测试 在额定电压及额定频率下测量，噪音值不应大于 80dB(A)其测量方法和要求应按现行国家标准变压器和电抗器的声级测定 GB/T 7328的规定进行。 3.2 SVG 电抗器 交接
47、试验 3.2.1 SVG 电抗器的 交接 试验项目 3.2.1.1 测量绕组连同套管的直流电阻 的试验 ； 1）三相电抗器绕组直流电阻值相互间差值 小于 三相平均值的 2%； 2）电抗器的直流电阻 ,与同温下产品出厂值比较相应变化 小于 2%。 3.2.1.2 绕组连同套管的交流耐压试验； （此试验需厂家现场指导） 10 kV干式电抗器 交流耐压试验 值为 24kV，试验时间为 60S。 35 kV干式电抗器交流耐压试验值为 60kV，试验时间为 60S。 3.2.1.3 测量与铁芯绝缘的各紧固件的绝缘电阻； 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 ,应符合本指导书相关规定。 3.2.1
48、.4 额定电压下冲击合闸试验 （送电时进行） ； 3.2.2 电抗器及消弧线圈的交接试验仪器 序号 名称 数量 单位 1 直流电阻测试仪 1 套 2 全自动变压器直流电阻测试仪 1 套 3 全自动变压器变比测试仪 1 套 4 串联谐振成套装置 1 套 5 高压绝缘电阻测试仪 1 套 光伏电站 调试 作业指导书 22 3.2.3 安全风险与预控措施 序号 安全风险 预控措施 备注 1 把有故障的试验设备带到现场 出工前检查试验设备是否完好，是否在有效期内 2 工作任务和安全措施 交待不详尽、不清晰 工作负责人应在开工前向全体 工作成员交待清楚工作地点、工作任务 3 高空坠落 登高人员必须使用安全
49、带 4 人员误触碰带电的高压试验引 线 在加压之前清理无关人员，同时对工作组成员交 代好安全事项，加压过程中设专人监护 5 遗留工具或杂物 试验工作结束后进行认真的检查，无遗留工具和杂物 3.2.4 试验 方法 或 步骤 1）记录环境温度，测量绕组对地的绝缘电阻。 2）记录环境温度，测量绕组的直流电阻。 3）交流耐压试验（试验接线可参照变压器耐压接线图） 。 4）记录试验数据，试验完毕后恢复一次接线。 3.3 电流 互感器 试验 3.3.1 电流 互感器的 交接 试验项目 及试验要求 3.3.1.1 测量绕组的绝缘电阻； 1）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；绝缘电阻值不宜低于 1000M ； 2）测量电流互感器一次绕组段间的绝缘电阻 ,绝缘电阻值不宜低于 1000M ,但由于结构原因而无法测量时可不进行； 3）绝缘电阻测量应使用 2500V兆欧表。 4）测量一次绕组
