1、完整版（2022年）光伏电站项目电气工程施工组织设计方案1电站概况*新能源有限公司60MWp光伏电站项目，项目位于*市新安县五头镇，项目占地205.12公顷，中心位置地理坐标为东经112.23，北纬 34.79，结合新安县丰富太阳能资源，荒山荒地建设分布式太阳能资源。距*市40km，距310国道 15km，距连霍高速10km，；区域内现有南北向道路3条，东西向道9条，形成3纵9横交通网，项目总装机容量为60MWp，占地面积约为205.12公顷，是一座大型光伏并网电站。*60MWp光伏发电项目采用两级升压方式，选用120台500kWp逆变器变压后，经60台容量为1MVA的35/0.315kV的变2、压器，升压至35kV，经35kV高压电缆至光伏电站内升压站，经一台63MVA主变升压至110kV，通过1回110kV 线路接入110kV王祥站110kV侧。光伏电站110kV升压站110kV配电装置采用线变组接线方式，35kV采用单母线接线方式，规划出线 l回，接入王祥110kV变电站的110kV侧，导线采用LGJ-240，线路长度约12km。电站内安装动态无功补偿SVG装置（10kV，14MVar)。施工主要有110kV升压站内建(构)筑物主要包括主控楼、35kV配电室、110kVGIS、SVG、消弧接地变、施工用水井和组件区域基础等。2 环境条件新安县位于东亚季风气候区，属暖温带大陆季风气3、候，四季分明，干湿季节明显，光照充足。春季干旱多风；夏季盛行偏南风，炎热多雨；秋季天气清爽，冷暖适中；冬季多偏北风，受极地大陆气团影响，多晴寒天气。新安县年平均气温为14.7，平均无霜期为202天。冻土深度0.37m。表1.2-1 环境数据统计序号项目名称统计值1年平均气温 （)14.72极端;最高温度 ()42.93极端最低温度 （)一18.84地面平均温度 （)15.25累年最热月平均最高气温的平均值 ()31.86累年最冷月平均最低气温的平均值 ()-6.17年平均降雨量 (mm)554.78年最大降雨量 （mm)1144.49最大一次日降雨量 （mm)138.710年平均蒸发量 （mm4、)1717.211年最大积雪厚度 （cm)1612年平均气压 （pa )10014.413年平均相对湿度 （%)6514年最大冻土深度 （cm)4715年日照时数 （h)214116日照、百分数 （ %)5717年平均雷暴日数 （d)2118年平均大风日数 （d)719年平均沙尘暴日数 （d)0.420年平均雾日数 （d)2221冰雹日数 （d)O.122累年平均风速 （ m/s)2.523累年最大瞬时风速 （m/s)2724年主导风向ssw25阴天日数 （d)8926晴天日数 （d)1043 交通运输新安县距离*较近，区位优越，交通便利。距离*北郊机场20km，距省会郑州北100km，穿境而5、过的陇海铁路、连霍高速公路、青银高速公路、310 国道、318省道构成了连通国内大中城市的交通网。新安县境内县乡公路 2683km，全面实现了村村通油路、通客车。连霍高速公路新安县境内通过，并设有出入口。太阳能电场设备主要是电池组件、钢支架、变压器等，这些设备可通过汽车运输方式运至电场，所以本工程交通运输只考虑公路运输条件。工程建设地点距离新安县仅6km，距离通往五头镇的 310省道15km，距离连霍高速10km，交通条件便利，现状交通设施较好，满足建设期间物资设施的运送能力，具备便利的公路运输条件。厂区大门朝西，直通现有道路。4 汇流箱安装1. 设备检查 检查设备外观有无明显破损，按装箱单清6、点资料、合格证、附件、备品备件等是否齐全，检查设备固定螺丝、元器件、端子、线头、标签等有无脱落，结构有无裂纹。2. 设备安装(1)汇流箱安装按相关技术规范及设备供应商技术要求进行安装，汇流箱采用立式， 安装方式采用挂式安装， 采用焊接或螺栓固定(2) 设备接地及其它相关技术规范要求进行。(3) 电缆安装按相关技术规范要求进行。(4) 将光伏防雷汇流箱按原理及安装接线框图接入光伏发电系统中后，应将防雷箱接地端与防雷地线或汇流排进行可靠连接，连接导线应尽可能短直，且连接导线截面积不小于6mm2 多股铜线与接地母线直连。(5) 接线时需要拧开防水端子，然后接入连线至保险丝插座，然后拧紧螺丝，固定好连7、线，最后拧紧外侧的防水端子。(6) 输入输出均不能接反。(7)进线电缆截面一般为 2X4mm2，出线电缆缆芯截面2X95mm2，通信电缆为屏蔽双绞线。3. 汇流箱试验 现场试验包括如下: (1) 直流电缆绝缘测试。(2) 熔断器测试。(3) 通信的检查。(4) 电源检查。(5) 绝缘电阻测试。(6) 汇流箱显示及控制功能试验，包括汇流箱信息显示功能、与计算机监控系统的信息上传功能等。4. 汇流箱验收 验收具备的条件: (1)电缆布置整齐无交叉，标识、标牌齐全正确。 (2) 外观干净、无灰尘。(3) 电缆防护管整齐、无损坏。验收资料:提交安装记录: 现场调试、试验记录。 5逆变器安装调试每台108、00kW逆变器组成一个lMW单元，连同直流配电柜组成一套预装箱式逆变单元。每台直流配电柜按照1000kW配电单元设计，与对应的500kW并网逆变器匹配；每台逆变器与24台汇流箱组成1MW逆变单元。1. 施工前准备要充分 施工前技术人员深入现场，检查逆变器有关的土建基础工程完成情况要符合逆变器安装要求，施工现场道路通畅清洁，施工现场照明照度达到要求，土建预留电缆沟符合设计要求。 深刻理解设计技术要求及要点，对施工细节做到心中有数，充分考虑施工中的难点，施工材料、设备准备充分、齐全。并组织骨干施工人员进行详细技术交底。2. 逆变器的倒运及就位 由于逆变器基础交面时间不一致导致预装式逆变器不能按照每9、个方阵的数量卸车到指定基础面上，且预装式逆变器是相对体积较大重量较大的集装箱设备，如逆变器基础交面及时，逆变器可以直接运用吊车就位。若交面不及时，就行把设备卸车在土建基础旁，尽量减少设备的二次倒运，节约成本，并做好设备的防护工作。3. 预装式逆变器就位与电缆安装 逆变器采用整体吊装，在逆变器基础交面完好后可以直接吊装就位。预装箱设置电缆进出口，根据设计电缆型号敷设逆变器至箱变低压侧电缆，并制作好电缆头，直流配电柜是与逆变器为一体，其内部连接由厂家出厂时已完成。4. 逆变器调试 (1)现场试验项目吹口下:1) 并网电流谐波、直流分量试验2) 逆变器显示及控制功能试验，包括逆变器信息显示功能、与计10、算机监控系 统的信息上传功能及远程功率控制功能等3) 远程开关机、自动开关机4) 短时中断和电压变化的抗扰度试验5) 过/欠压试验6) 过/欠频试验7) 恢复并网试验8) 过流保护试验9) 防反放电保护试验10)极性反接保护试验11)过载保护试验12)电网断电保护(孤岛效应保护)13)直流过压保护14)接地故障保护(漏电保护)15)过流保护16)逆变器自身故障保护17)防雷保护18)低电压穿越功能(电网电压跌落)19)绝缘电阻测定20)绝缘强度测定21)过载保护22)过热保护23)其它试验及测试(2) 试验步骤:1) 调试前检查控制电源已经连接到位并已送电，确认直流盘柜低压交流盘柜的送电已经完11、毕。2) 合低压交流柜侧空开，用万用表在逆变器侧测量网侧电压和频率是否满足并网要 求(电网线电压允许范围: AC250V-362V(额定电压AC270V，电网频率允许范围:47.5Hz-51.5Hz) (招标文件预装式逆变器技术规范书要求)。3) 闭合并网逆变器电网侧开关，在直流侧断路器断开的情说下，观察并网逆变器的上电和 LCD 监控界面显示情况，留意并网逆变器启动是否正常，是否符合并网要求。4) 先任意合上直流配电柜至并网逆变器之间的一个直流输出开关，在并网逆变器侧检查直流电压的极性是否正确，直流电压是否满足逆变器的并网需求。5) 合并网逆变器直流侧 2 个输入断路器，拔出控制模块输出总线12、，启动逆变器进行虚拟并网，查看逆变器的控制软件部分是否工作正常。6) 如果虚拟并网测试通过后，停止逆变器工作，断开逆变器交流侧开关，恢复(插入)控制模块输出总线，再次启动并网逆变器，进行小功率情况下逆变器的运行测试。7) 合上直流配电柜所有接入汇流箱的直流开关，在大功率情况下查看逆变器的运行情况。8) 功能测试:通过按键操作，测试逆变器开关机测试;利用紧急停机按钮，测试逆变器紧急停机是否正常。检测电流电压与实际相符，功率显示正确。6 箱式变压器安装、高压电缆敷设及试验1.施工前准备 施工前技术人员深入现场，检查与箱式变压器有关的土建基础工程完成情况要符合箱式变压器吊装要求，施工现场道路通畅清沽13、，施工现场照明照度达到要求，土建预留电缆洞符合设计要求。箱式变压器基础土建施工遗留物清理干净，满足安全文明施工要求。电缆敷设时准备好足够的施工人员。2. 箱式变压器安装前检查 设备本体安装位置正确、附件齐全、外表清洁、固定可靠、操作机构、闭锁装置动作灵活，位置指示正确、油漆完整、相色标志正确、接地可靠。3. 箱式变压器施工准备 (1)箱式变压器布置在集装箱式预装式逆变器设备旁侧，安装环境应满足设备技术要求和相关规范标准要求。(2) 承包人应充分考虑施工期间现场的安全、消防措施，为满足上述措施应配置相应的设施、器材、人员并建立管理制度。(3) 箱式变压器本体运到现场后，承包人应检查所有附件应齐全14、，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。箱式变压器运输、装卸、就位过程中承受三个方向的冲击力不超过3g的加速度(g为重力加速度)。(4) 检查确认后还应负责变压器及附属设备在现场的储存、保管工作。(5) 技术准备: 箱式变压器试验合格证明书，包括电气试验和变压器安装说明书；变压器安装作业指导书；施工图纸；变压器保管记录。4. 箱式变压器就位安装 箱式变压器到货后基础具备吊装的就直接吊装就位，不具备吊装的将其吊至基础旁边做好防护，待具备吊装时在将其吊装就位。箱式变压器采用25吨吊车安装到位，箱式变就位后，安装检查符合箱式变验收规范要求。5. 箱式变压器试验 对于箱式变压器的相关测试，将按照电气装置安装工15、程电气设备交接试验标准GB50150-2006 的相关规定，完成对箱式变压器的箱变变比误差测试、直流电阻测试、绝缘检查、变压器主体部分工频耐压的测试以及完成对箱式变避雷器的绝缘电阻测试、直流参考电压的测量和 75%直流参考电压下直流泄露电流的测量，并及时对箱式变的各项功能进行测试。6. 35kV 高压电缆敷设 电缆沟形成后，由于电缆敷设长度不一致、具体的路径也不一样，无法采用机械只能按照设计图纸将电缆用人工敷设。电缆敷设时用吊车将电缆盘吊起，人工将电缆上肩一次排开把电缆敷设到位。保护电缆外皮不受损伤。电缆固定采用尼龙绳绑扎，敷设完毕后开始固定和绑扎；然后开始制作高压电缆终端，完成后可以进行电缆16、高压试验。7. 高压电缆头制作及实验(1)电缆敷设完成后，进行终端头制作。电缆终端头是 35kV 电压等级，制作时一定要注意质量和美观，高压电缆终端全部采用 35kV 冷缩高压电缆终端，其特点如下：1)全冷缩技术:全套产品采取最先进的全冷缩技术，无需动火及特殊工具，也不用费力地推，安装时，只需将线芯抽去，弹性橡胶体便迅速收缩并紧箍于所需安装部位。2)绝缘可靠：采用进口液体硅橡胶，确保优良的绝缘性和高恢复弹性，安装后始终保持对电缆本体合适的径向压力，使内界面结合紧密，不会因电缆运行时的呼吸作用而产生电击穿。3) 密封性好:中间接头采取独有的三重密封工艺，加上硅橡胶优良的密封性及憎水性，杜绝因大气17、环境造成的运行事故。4) 安装简便:应力锥安装尺寸加长，允许更大安装尺寸偏差，减少安装失误。安装时无需特殊培训，只要按照安装说明书即可准确操作，不必动火和使用特殊工具，大大减少由于操作不当造成的质量事故。5) 运用广泛:抗污秽、耐老化、憎水性好，具有优越的耐寒性能，特别适用于高海拔地区、寒冷地区、潮湿地区、盐雾地区及重污染地区。6) 在做高压电缆终端时，特别注意单相电缆的外部的半导体层的距离，保证电缆在带电后不产生放电现象。高压电缆的夕阳层的一端必须可靠酬，而另一端也蹦出接地电缆线，按照工艺标准要求认真制作。以防电缆终端炸裂事故。处理好绝缘表面。剥削外护套，绝缘屏蔽层时要细心，不得伤及半导体电18、层和主绝缘，绝缘层剥切后，应用细砂纸充分打磨主绝缘层表面，使其光滑无痕，无半导体电层残点。(2) 电缆电气试验按照电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB50150-2006的相关规定要求进行，并符合相关技术规范的要求。1) 试验目的是考验被试品绝缘能否承受各种过电压，真实有效地发现绝缘缺陷，是判断开关整体绝缘最有效的试验手段。2) 试验范围是每一根高压电缆。3) 试验采用的仪器有串联谐振设备，5000V兆欧表，局部放电测试仪。4) 试验方法是按照试验仪器说明书接好测试线，耐压前首先实验设备应空升至额定电压检查实验设备是否完好和满足要求，空升完成后，将两相接地对未接地项进行升压至规范要求，耐19、压1h应无异常，同样方法完成其它两相。耐压试验前后，应分别测量每相的绝缘电阻，记录并保存试验结果。5) 试验接线时应注意接线牢固，实验时要将接地线连接可靠。耐压完成后应对试品放电。6) 在整个试验期间试品及其内部绝缘支持元件不发生不可恢复的击穿及闪络现象，则试品交流耐压试验合格。7 电缆敷设和接线施工方案1.施工准备(1) 技术准备1) 电气专业技术人员根据施工图要求和技术要求以书面的形式向施工人员进行技术交底。全面了解电缆敷设来路和用电设备的方位及进线方式。敷设次序应是先远距离，后近距离。根据设计和电缆的实际情况，合理安排，避免浪费和接头。2) 电气专业技术人员密切与土建专业人员技术人员配合20、，解决施工的交叉影响或相互矛盾的问题，及时发现，避免过后返工。3) 参加施工人员须持有电工作业证书，进场前由电气专业技术人员进行技术培训。施工队要配备电工作业工具，常用工具由电工自已保管使用，专用大型机具由班组保管。4) 现场加工须设置专用工作台，加保护围栏。作业时应配备电气消防设备。5) 作业班组应分工明确，建立岗位责任制，提高“专业化”施工水平。(2) 材料准备1) 所有材料规格型号及电压等级应符合设计要求，并有产品合格证。2) 每轴电缆上应标明电缆规格、型号、电压等级、长度及出厂日期。电缆轴应完好无损。3) 电缆外观完好无损，铠装无锈蚀、无机械损伤，光泽明亮无皱折和扭曲现象。电缆外皮及绝21、缘展无老化及裂纹。4) 各种金属型钢不应有明显锈蚀，管内无毛刺。所有紧固螺栓，均应采用镀铸件。5) 其它附属材料:电缆盖板、电缆标示桩、电缆标志牌、油漆、汽油、封铅、硬脂酸、白布带、橡皮包布、黑包布等均应符合要求。(3) 主要机具准备1）电动机具、敷设电缆用支架及轴、电缆滚轮、转向导轮、吊链、滑轮、钢丝绳、 大麻绳、千斤顶。2) 绝缘摇表、皮尺、钢锯、手锤、扳手、电气焊工具、电工工具。3) 无线电对讲机(或简易电话)、手持扩音喇叭(有条件可采用多功能扩大机作通讯联络)。(4) 作业环境准备1) 土建工程应具备下列条件:预留孔洞、预埋件符合设计要求、预埋件安装牢固，强度合格。竖井及人孔等处的地坪22、及抹面工作结束，电缆沟排水畅通，无积水。电缆沿线模板等设施拆除完毕。场地清理干净、道路畅通，沟盖板齐备。放电缆用的脚手架搭设完毕，且符合安全要求，电缆沿线照明照度满足施工要求。2) 设备安装应具备下列条件变配电室内全部电气设备及用电设备配电箱柜安装完毕。电缆桥架、电缆托盘、电缆支架及电线过管、保护管安装完毕，并检验合格。2、施工方法 (1)电缆出库1) 电缆出库应根据施工图认真核对需出库电缆的规格、型号、数量是否符合设计要求，且应标示清楚。电缆盘外观完整无损，合格证等产品文件齐全。对由多根电缆缠绕在同一个盘上的电缆盘，应记录其内外层电缆的长度和缠绕次序，以利于合理安排敷设。2) 电缆出库运输过23、程中，采有机械吊装和运输，严禁将电缆盘直接由车上推下，同时电缆盘不应平放运输和贮存。短距离的运输可采用滚动电缆盘的方法，但必须顺着电缆盘上的箭头指示或缠缠紧方向滚动。3) 电缆出库后应集中分类存放，尽可能存放在开始敷设电缆处的就近。盘问留有通道，存放处不得积水。(2)准备工作1）施工前应对电缆进行详细检查:规格、型号、截面、电压等级均符合设计要求，外观无扭曲、坏损及漏油、渗油等现象。2) 电缆敷设前进行绝缘摇测或耐压试验。绝缘电缆，测试不合格者，应检查芯线是否受潮，如受潮，可锯掉一段再测试，直到合格为止。检查方法是: 将芯线绝缘纸剥下一块，用火点着，如发出叭叭声，即电缆已受潮。电缆测试完毕，油24、浸纸绝缘电缆应立即用焊料(铅锡合金)将电缆头封好。其它电缆应用橡皮包布密封后再用黑包布包好。3) 放电缆机具的安装:采用机械放电缆时，应将机械选好适当位置安装，并将钢丝绳和滑轮安装好。人力放电缆时将滚轮提前安装好。4) 临时联络指挥系统的设备:线路较短或室外的电缆敷设，可用无线电对讲机联络，手持扩音嗽叭指挥。高层建筑内电缆敷设，可用无线电对讲机做为定向联络，简易电话作为全线联络，手持扩音喇叭指挥(或采用多功能扩大机，它是指挥放电缆的专用设备)。5) 在桥架或支架上多根电缆敷设时，应根据现场实际情况，事先将电缆的排列，用表或图的方式划出来。以防电缆的交叉和混乱。6) 冬季电缆敷设，温度达不到规范25、要求时，应将电缆提前加温。7) 电缆的搬运及支架架设:电缆短距离搬运，一般采用滚动电缆轴的方法。滚动时应按电缆轴上箭头指示方向滚动。如无箭头时，可按电缆缠绕方向滚动，切不可反缠绕方向滚运，以免电缆松驰。电缆支架的架设地点应选好，以敷设方便为准，一般应在电缆起止点附近为宜。架设时，应注意电缆轴的转动方向，电缆引出端应在电缆轴的上方。 3、电缆敷设 (1)电缆敷设:1）电缆敷设可用人力拉引或机械牵引。采用机械牵引可用电动绞磨或托撬(旱船法）电缆敷设时，应注意电缆弯曲半径应符合规范要求。2) 电缆在沟内敷设应有适量的蛇型弯，电缆的两端、中间接头、电缆井内、过管处、垂直位差处均应留有适当的余度。3) 26、池塘内电缆敷设采用电缆桥架架空走道。4、电缆接线 (1)电缆线芯连接金具，应采用符合标准的连接管和接线端子，其内径应与电缆线芯紧密配合，间隙不应过大；截面宜为线芯截面的1.2-1.5倍。采用压接时，压接钳和模具应符合规格要求。（2）制作电缆终端和接头前，应熟悉安装工艺资料，做好检查，并符合下列要求:1) 电缆终端与电气装置的连接，应符合现行国家标准电气装置安装工程母线装置施工及验收规范的有关规定。2) 制作电缆终端与接头，从剥切电缆开始应连续操作直至完成，缩短绝缘暴露时间。剥切电缆时不应损伤线芯和保留的绝缘层。附加绝缘的包绕、装配、热缩、冷缩等应清洁。3) 35kV 及以下电缆在剥切线芯绝缘、27、屏蔽、金属护套时，线芯沿绝缘表面至最近接地点(屏蔽或金属护套端部)的最小距离应符合规范要求。4) 塑料绝缘电缆在制作终端头和接头时，应彻底清除半导电屏蔽层。对包带石墨屏蔽层，应使用溶剂擦去碳迹:对挤出屏蔽层，剥除时不得损伤绝缘表面，屏蔽端部应平整。5) 装配、组合电缆终端和接头时，各部件间的配合或搭接处必须采取堵漏、防潮和密封措施。铅包电缆铅封时应擦去表面氧化物;搪铅时间不宜过长，铅封必须密实无气孔。塑料电缆宜采用自粘带、粘胶带、胶粘剂(热熔胶)等方式密封:塑料护套表面应打毛，粘接表面应用海剂除去油污，粘接应良好。电缆终端、接头均不应有渗漏。(3) 盘拒、箱配线时，正负极要分开且排列整齐。1)28、盘柜、箱配线须知线芯的绑扎应整齐一致，采用绑线或小扎带绑扎。绑扎线间距以70mm左右为宜。当一盘内线芯特多时，应按单元或回路分束绑把以方便施工接线、查线和将来检修，尽量避免出现特大把束。不论怎样排列，如何绑扎均应掌握尽可能的紧凑、整齐、美观实用又简单易行。每个盘拒的绑扎接线应由同一人进行。因芯线逐个接入端子而使线束逐渐变细时，应使芯线顺序靠拢或并入假线以形成新 束，所弯角度和曲率应一致、美观。电缆备用芯的长度应能保证接一盘内最远一个端子为宜。二次配线必须进行校直处理，芯线进入端子前应手工依次弯曲成弧度相同的一排，排列一致无交叉(圆弧半经约20mm周长约100mm至120mm ) 。线芯不得剥出29、太长，以度刚刚插满端子排或正好弯制压接圆圈为宜，导线不得有接头。每个端子排的一侧一般只接一根导线，最多不得超过两根，当同一节点有两根以上导线时，应加空端子转接。对于插接式端子，不同截面的两根导线不得接在同一端子上，对于螺接式端子，当接两根导线时，中间应加平垫片。二次配线终端应按设计要求使用线鼻或线叉，当设计无要求时应按规范进行，当使用单芯配线需弯圈进行压接时应按顺时针方向弯制。多股配线应拧紧后搪锡处理，严禁弯圈时伤及线芯。线芯应压接牢固，严禁出现虚接现象，所接端子排不受机械应力。强、弱电回路分别成束分开排列，禁止小端子配大截面导线。二次接线必须使用统一的号头，号头打字必须使用号头打字机，号头字30、迹清晰且不褪色。用于静态保护、控制逻辑等回路的控缆的屏蔽层、带、芯应按设计要求的方式可靠接地。光缆在厂家代表的指导下进行作头、试验、连接。2)二次配线技术要求按图施工，接线正确，配线应牢固；盘拒内配线不应有接头；号头醒目，应符合标号规定；每个端子配线不得超过两根；电流回路截面不小于2.5m2，控制回路不小于2.5mm2；配线应排列整齐美观，配线时长度应留有余量；走线槽应固定平整，槽内配线应符合设计规定；不同电压等级的配线，应分开走线；不同电压等级的配线，不应排列在同一根电缆内；中转端子箱和控制箱安装时应平正紧固，接地可靠；光纤电缆敷设，接头按技术规范要求焊接；电缆穿盘、绑扎、固定可靠；电缆屏蔽31、层接地可靠；电缆洞应按规定使用耐火材料封堵；工完场清；盘柜设备编号标识正确醒目。5、电缆敷设接引后挂标志牌:(1) 标志牌规格应一致，并有防腐性能，挂装应牢固。(2) 标志牌上应注明电缆编号、规格、型号及电压等级。(3) 直埋电缆迸出建筑物、电缆井及两端应挂标志牌。(4) 沿支架桥架敷设电缆在其两端、拐弯处、交叉处应挂标志牌，直线段应适当增设标志牌。6、管道内电缆的敷设: 在下列地点，电缆应有一定机械强度的保护管或加装保护罩: (1) 电缆进入建筑物、隧道、穿过楼板及墙壁处。(2) 从沟道引至电杆、设备、墙外表面或屋内行人容易接近处，距地面高度2m以下的一段。(3) 其它可能受到机械损伤的地方32、，保护管埋入非混凝土地面的深度不应小于100mm。(4) 管道内部应无积水，且无杂物堵塞。穿电缆时，不得损伤护层，可采用无腐蚀 性的润滑剂(粉）。(5) 电缆排管在敷设电缆前，应进行疏通，清除杂物。(6) 穿入管中电缆的数量应符合设计要求:交流单芯电缆不得单独穿入钢管内。(7) 在电缆线路路径上有可能使电缆受到机械性损伤、化学作用、地下电流、振动、 热影响、腐植物质、虫鼠等危害的地段，应采取保护措施。8 110kV 升压站内电气设备安装本工程新建一座 110kV 升压站，*60MWp光伏电站项目采用两级升压方式，选用 120台500kWp逆变器变压后，经60台容量为1MVA的10/0.315k33、V 的变压器，升压至35kV，经 35kV汇集线路至光伏电站内升压站，经一台63MVA主变升压至110kV，通过l回110kV线路接入110kV王祥站110kV侧。主要有110kV主变压器系统、配电装置设备系统、升压站厂用电系统、无功补偿系统安装、控制保护系统安装、调试。8. 1 主变压器设备安装8.1.1 主要施工方案1、施工准备 (1)施工前期准备1) 根据国家标准及制造厂安装说明书编写施工技术措施报监理审批。2) 根据图纸核对主变压器室轨道高程和中心是否满足规范要求。3) 在主变基础混凝土施工过程中，埋设卷扬机地锚，强度应满足要求。4) 组织所有施工人员熟悉图纸和安装说明书，并进行详细的34、技术交底。(2)施工设备准备1) 根据已批复的施工措施准备安装过程中所需的设备、工具和材料。如真空滤油机、真空泵等，使其处于良好的备用状态。2) 制作竖立放置主变套管的专用支架，支架应坚固可靠。3) 制作临时绝缘油罐，准备好绝缘油处理用的滤油设备及管路，全部清扫干净。(3) 施工现场准备1) 清理施工场地。2) 将抽真空、热油循环等设备布置在主变压器内检场地附近，不影响施工的地方。3) 组织专人检查和清理主变运输段通道、运输轨道，变压器运输用的地锚、主变安装平台、事故油池、事故油道均进行全面清理和检查。4) 在主变底部的事故油池顶部位置安装钢筐子，铺设卵石。2. 变压器油过滤、热油循环 (1)35、 将管路、真空滤油机、储油罐等清理干净，连接排油管路，并将设备接地。(2) 取变压器油箱中油样进行化验，试验结果应符合安装使用说明书和有关国标的规定。如不合格需进行主变油过滤。(3) 为保证内检和套管安装过程中器身不受潮，内检前采用热油循环的方法对器身加温以提高器身温度。(4) 接好热油循环的油路系统。利用真空滤油机进行热油循环对器身加温，提高器身温度高于环境温度 1015。3.主变内检(1)器身检查在无雨、无雪、无风尘的环境下进行，周围环境温度不底于O，器身温度高于环境温度1015。内检时尽量缩短器身露空时间，防止绝缘受潮，最长暴露时间不超过相关的规定。(2)用真空滤油机从油箱中抽出绝缘油至36、备用油罐内，排油时将干燥空气发生装置接在变压器顶部的碟阀上，向油箱中吹入干燥空气，进行补气排油，防止器身受潮，吹入干燥空气流量不小于O.2m3/min，压力为O.Ol0.02MPa。油排完后打开进人孔，当油箱内空气含氧量大于18%，且至少15分钟后再进人检查。进入器身对变压器内部进行全面检查。检查处理的每个项目均由制造厂代表签字认可，并做好记录。进入器身内检查人员全部穿戴清洁的专用工作服，工作帽和口罩，带入的工具全部登记编号，内检完毕根据记录 核对工具是否齐全。(3) 内检过程中，同时进行升高座、套管、导气联管等附件的安装。内检完毕后，先清理干净油箱内部的所有杂物等，再用合格绝缘油冲洗油箱底部37、，并把残油排净，封闭进人孔法兰。4. 附件安装 (1)储油柜的安装1)储油拒安装前，打开侧面封盖，将储油柜在内壁用无水酒精清洗干净。2)隔膜袋清洗干净后，用氮气将储油拒中的胶囊或隔膜缓慢充气胀开，进行检漏。合格后装入储油柜。安装隔膜袋时，应注意将隔膜袋展开平铺在储油柜内，以保证隔膜袋起到呼吸作用。3)装储油侧面封盖，对称拧紧紧固螺栓。与油管连接口用临时盖板封堵。4)主变内检过程中吊装储油柜，用导向棒校准方位，穿入连接螺栓，用力矩扳手对称拧紧全部螺栓。5)储油柜吊装结束后，安装油表，油位表动作灵活，指示正确，油位表的信号接点位置正确，绝缘良好。(2) 套管升高座安装1)升高座安装前，在地面用无水38、酒精清洗内壁。2)拆除变压器器身升高座底座法兰的临时盖板，用无水酒精清洗干净，涂抹密封胶，装密封垫圈。3) 吊装升高座，用导向棒校准方位后，穿入螺栓，用力矩扳手对称拧紧。升高座安装方向应符合厂家要求。-5. 安全装置安装 安装前，检查安全气道隔膜，隔膜应完整，信号接线正确，接触良好，阀盖和升高座内部清洁。密封良好，压力释放装置的接点动作准确，绝缘良好，用白布蘸无水酒精清洁连接面，涂抹密封胶，对准方位粘贴密封垫后，立即将其吊至安装部位，穿入螺栓，用力矩扳手对称拧紧。6.冷却装置安装 安装前对冷却器用合格的变压器油进行冲洗，按厂家技术资料进行安装、试验。7. 高、低压套管安装 (1)按主变套管有关39、尺寸，制作套管临时支架。(2)安装前，先将套管竖立吊装到临时支架上，用螺栓固定牢固。用白布蘸无水酒精将套管瓷件清洗干净后，进行绝缘电阻、介质损耗角正切值和电容值的测量。试验合格后方可吊装。(3)套管吊装就位后，将紧固螺栓对称拧紧。8. 油管路安装 (1)油管路安装前，打开两端的封盖，用细铅丝绑白布蘸无水酒精清洁管路内壁。 (2)能提前连接的管路，尽量在地面提前连接好。(3)管路清洗干净后，用临时盖板封好存施。(4)管路安装前，按出厂时在管路法兰上打的钢号用油漆编号。(5)管路连接前，涂抹密封胶，安装密封圈，调整好位置，穿入螺栓，用力矩板手对称拧紧。9. 控制柜安装 (1)按厂家技术图纸吊装就位40、，控制拒体的垂直度等误差，应满足相关规范要求。 (2)控制柜用连接螺栓对称均匀拧紧，固定应牢固、可靠。(3)按设计图纸及厂家技术资料进行电缆敷设及二次配线，配线应整齐、美观。10. 气体继电器和测量表计安装 安装前，将气体继电器和测量表计提前交专门校验部门校验，气体继电器水平安装，其顶盖上的标志箭头应指向储油柜，与连通管连接良好:温度计安装前应校验合格，信号接点动作正确，绕组温度计按厂家规定整定，顶盖上的温度计座内注热变压器油，密封良好。11.真空注油 主变内检和附件安装完成后，应立即密封抽真空达到厂家允许值，保持到厂家规定时间后，对主变进行真空注油；注油前，做绝缘油试验，其指标应符合厂家规定41、值或国标规定；对输油管路、阀门抽真空检漏检查；打开冷却器的全部进出口阀，启动滤油机调节进出油流量、使其油流速度不大于100L/min，从主变底部注油阀注油，直至油位接近抽真空阀门处，停止抽真空，关闭相应阀门；打开储油柜与油箱之间的蝶阀，继续从油箱底部注油直至所有放气塞溢油为止。为消除安装过程中器身受潮，真空注油完毕后，对变压器进行热油循环，热油循环时间不少于制造商规定时间。热油循环的油温按安装说明书和有关标准的规定控制。热油循环完毕后，按规范要求时间静置，然后取变压器本体油样试验，其结果满足安装说明书和国标电气装置安装工程电气设备交接试验标准的规定。12. 补充注油 热油循环结束后，通过真空滤42、油机向油箱内继续补入合格绝缘油，使储油柜油面略高于正常油面。补油时多次对变压器本体及附件放气。整个变压器注油完毕后，在施加电压前按安装说明书的规定时间进行静置。静置后打开所有本体及附件上的放气塞再次放气，将器身内气体排尽，储油拒按安装说明书排气。13. 整体密封检查 变压器安装完毕后，在储油柜胶囊上采用氮压法施压进行整体密封试验。具体方法:从储油柜胶囊入气管处用纯度大于99.9%的氮气加压，使油箱盖上承受O.03MPa的压力并持续24小时，变压器本体及附件应无渗漏。8. 2 中性点设备安装1.安装前的检查 避雷器、隔离开关用汽车运至安装地点，检查设备绝缘子表面应清洁、无裂纹、破损等缺陷，瓷铁粘43、合牢固。隔离开关操动机构的零部件应齐全。经清扫、检查、试验后确认设备完好。2.避雷器安装 避雷器的组装应按照出厂编号和顺序进行，不得混装。各连接接触面的处理应达到厂家要求。避雷器的放电计数器动作正确，接地可靠。3. 接地开关安装 接地开关的操动机构安装牢固，机构动作平稳，无卡阻、冲击等异常情况，分闸状态时触头拉开角度应符合产品的技术规定。垂直度应符合制造厂的规定。4. 主变压器专项电气试验 (1)安装前试验1) 接地套管绝缘检查；2) 三相及中性点高压套管的试验(绝缘电阻值、介质损耗角正切值）；3) 避雷器试验(绝缘电阻值、直流耐压试验)；(2)安装后试验1) 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收44、比、极化指数；2) 绕组连同套管的直流电阻测量；3) 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；4) 检查和测量变压器的三相接线组别；5) 绕组连同套管的介质损耗角正切值测量；6) 绕组连同套管的直流泄漏电流的测量；7) 铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管与对外壳的绝缘电阻测量。采用2500V兆欧表测量，持续时间一分钟应无闪络及击穿现象，安装试验完毕铁芯必须为一点接地；8) 绝缘油的试验；9) 主变压器的局部放电试验；10) 主变压器测量绕组变形试验；11) 绕组连同套管的交流耐压试验；12) 主变压器中性点接地开关试验；13) 45、主变压器中性点避雷器试验；14) 保护设备的传动试验；15) 冲击合闸试验；16) 变压器的相位检查，变压器的相位必须与电网的相位一致；17) 制造厂家安装说明书规定的其它试验项目。(3) 主变压器中性点设备试验1)中性点接地开关安装完毕后的现场试验应按照制造厂的技术文件要求和GB50150 的有关规定进行。现场试验项目如下:测量绝缘电阻；导电回路电阻测试；操作机构的试验；制造厂家安装说明书规定的其他试验项目。2)中性点避雷器安装完毕后的现场试验应按照制造厂的技术文件要求和 GB50150 的有关规定进行。现 场试验项目如下:测量绝缘电阻；测量电导或泄漏电流，并检查组合元件的非线性系数；测量金46、属氧化物避雷器的工频参考电压或直流参考电压；检查放电计数器动作情况及避雷器的基座绝缘；电流互感器试验；测量绕组的绝缘电阻；互感器绕组的交流耐压试验；测量电流互感器的励磁特性曲线；检查互感器的极性；检查互感器的变比。8.3 35kV 配电装置设备安装8.3.1 35kV 开关柜安装1.开关柜安装(1) 柜体就位后进行调整。按设计图的编号，可先将某一中间位置的开关柜定位并调好水平、垂直后以此作为标准再精确地调整左右边相邻的第一个柜，逐次调整完。(2) 开关柜的水平调整可用水平尺测量。垂直调整，采用柜顶挂线锤的方法调整、测量。(3) 调整好的开关柜，应柜面一致，排列整齐，柜与柜之间应用螺栓拧紧，无明47、显缝隙。(4) 开关柜的水平误差应不大于1/1000，垂直误差不大于其高度的1.5/1000。(5) 调整完备再全部检查一遍，质量合格后用电焊(或连接螺栓)，将开关柜底座固定在基础槽钢上。如果电焊时，每个柜的焊缝不少于四处，每处焊缝长度约100mm左右。为了美观，焊缝应在柜体的内侧。焊接时，应把垫于柜下的垫片电焊在型钢上。(6 ) 开关柜调整结束后进行柜内母线连接及二次配线。2. 现场检查和试验项目 (1) 测量绝缘电阻；(2) 测量每相导电回路的电阻；(3) 绝缘电阻测量和交流耐压试验；(4) 测量断路器的分、合闸时间；(5) 测量断路器主触头分、合闸的同期性；(6) 测量断路器合闸时触头的48、弹跳时间；(7) 断路器电容器的试验；(8) 测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻；(9) 断路器操作机构的试验；(10) 电流互感器和电压互感器的试验；(11) 表计的校验； (12) 测控单元的检测；(13) 备自投试验；(14) 操作联动试验；(15) 熔丝试验；(16) 避雷器试验；(17) 消谐器试验；(18) 制造厂安装说明书规定的其它试验项目。8.3.2 35kV 电缆敷设安装1. 施工准备(1) 35kV电缆敷设前组织所有施工人员熟悉电缆敷设路径、电缆走向，进行技术交底。检查预埋电缆管通畅无堵塞;电缆施工现场要配备必要的照明、施工电源等。(2) 在35kV 电缆49、敷设前，核对准确所敷设电缆的型号与图纸一致，按设计和实际路径计算出每根电缆的长度，合理安排每盘电缆，避免电缆中间接头。长电缆敷设前，应准备好通讯工具，确定联络方式。(3) 准备35kV电缆敷设所需的设备、工具和材料。2. 35kV 电缆装卸与运输(1) 35kV电缆在设备存放区用汽车吊装车，施工部位用汽车吊卸车，装卸时在电缆盘的孔心穿一根钢管，在钢管两端套上钢丝绳起吊，不允许将钢丝绳直接穿入电缆盘孔中起吊，以免损伤电缆。(2) 电缆盘装车运输过程中严禁平放，严禁将电缆盘直接由车上推下。3. 35kV 电缆敷设(1) 35kV电缆到货后采用吊车卸车，电缆盘在工地贮存时，严禁平放。滚动电缆盘时顺着50、电缆盘上箭头指示或电缆的缠紧方向。(2) 35kV电缆敷设前应将电缆通道清理干净，电缆架安装好，并准各好电缆敷设所需的工器具及材料。(3) 35kV电缆敷设以人力为主，必要时辅以吊车等机械工具。(4) 35kV电缆敷设严格按施工图纸施放，走向符合设计要求，敷设的电缆应排列整齐，不得有交叉或弧垂过大现象，每放一根固定一根，在拐弯处及其它特殊部位应有专人监护。(5) 动力电缆和控制电缆分层敷设于各层布置的电缆桥架上，动力电缆应在控制电缆的上面。(6) 电缆敷设完后应在电缆的首端、尾端、转弯及每隔50m处，设置标识牌。(7) 电缆埋设时沿电缆全长的上、下紧邻侧铺以不小于lOOmm厚的软土和沙层，深度51、应不小于 O.8m。铺砂盖砖并设置走向标志牌及电缆标示桩。(8) 在下列地方要将电缆固定1) 垂直敷设或超过45度倾斜敷设的电缆，在每个支架上或桥架上每隔2米处；2) 水平敷设的电缆，在电缆首末两端及转弯、电缆接头的两端处。4. 35kV 电缆终端头制作在做35kV高压电缆终端时，要保证电缆在带电后不产生放电现象。高压电缆的外护层的一端必须可靠接地，而另一端也要留出接地电缆线，按照工艺标准要求认真制作。处理好绝缘表面，以防电缆终端炸裂事故。剥削外护套，绝缘屏蔽层时要细心，不得伤及半导体电层和主绝缘，绝缘层剥切后，应用细砂纸充分打磨主绝缘层表面，使其光滑无痕并彻底去除剥去的半导电层残留物质。8.52、3 110kV GIS 设备 (126kV 气体绝缘金属封闭开关设备)安装1.施工准备(1) 技术准备1) 根据有关国家标准及制造厂安装说明书编写施工技术措施，上报监理审批。2) 由专业测量人员按照图纸准确放出 GIS 各问隔母线筒、断路器等设备的基础高程、 中心线，好清晰标记，以便安装和复核。3) 组织所有施工人员熟悉图纸和安装说明书，进行技术交底。4) 设备到货后，会同厂家代表和监理工程师根据供货清单共同开箱清点，检查设备型号、规格、数量是否与合同文件的规定相符。同时检查设备外完有无变形、碰伤等，并作好记录。(2) 施工设备及材料准备1) 产品到达现场后应保证现场无积水、通风良好，在未安装53、前用塑料布包好，装有附件的包装箱放在室内干燥处，将SF6气瓶储放在室内，不可直接暴露在阳光下。2) 安装时，GIS作业现场无灰尘、积水；工作人员保持个人清洁，穿戴干净工作服和手套，非工作人员禁止入内。专用设备如气体回收装置、吸附剂烘箱、微水测量仪、SF6气体检漏仪等，都处于良好备用状态。安装前应清扫所有设备及附件。3) 在开关站室内不妨碍施工的空地处搭设临时工具间，作为设备附件、施工材料、零部件存放间。并在现场配置一套施工电源，作为 SF6回收装置、真空泵、电焊机以及室外出线设备安装用的施工电源。4) 准备出线设备安装用吊车等起重设备，以及电焊机、液压钳、脚手架等安装工具。2. 施工工艺细节说54、明(1) GIS 设备基础安装根据设计桩号、高程，安装调整GIS设备基础型钢、钢板，使其水平误差2mm，垂直误差3mm。二期回填后必须由专业测量人员进行复测。安装前对设备基础进行清洁，并由专业测量人员将设备基础的中心点做好。(2) GIS 设备安装1) GIS 设备在二楼房建基础还未封顶时使用载重汽车直接运至现场使用吊车吊装至GIS室内，起吊时必须用尼龙吊带，吊点位置要经过厂家技术人员许可或按厂家说明书规定。GIS设备的安装调整以断路器间隔为基准，其余设备逐次调整安装。2) 封闭式组合电器的断路器间隔就位后，回收封闭式组合电器在运输过程中预充的气体，将盆式绝缘子保护罩取下，用无毛纸仔细清理好密55、封面，密封圈。首先将其调整到安装位置，使设备中心线和母线筒中心线与测量所放线一致。安装时，应以母线筒为基础，逐级安装，将其初步固定在基础上，用水平尺校正母线筒的水平度，如果不水平，在设备底座和基础间用调整垫调整。必要时调整母线筒下的螺杆，使其达到要求。调整完毕后，将该间隔设备底座与基础槽钢用电焊焊牢。3) 将与断路器间隔相连的第二个间隔设备摆正，其母线筒与断路器问隔母线筒对正。 用无毛纸蘸无水乙醇将母线导体清洗干净，主要是将导体头和与之相连的梅花触头接触面擦洗干净。同时检查母线外壳连接法兰密封面，密封圈、槽不得有划痕，并用无毛纸将其擦干净，清洗 0 型密封圈，在密封面、槽、0 型密封圈涂上适量56、的硅脂，装好密封圈，然后用千斤顶或倒链使第二个问隔母线导体头缓缓插入另一侧的梅花触头(插入前将导电脂涂抹均匀)中，插入过程中导体头和梅花触头不得受额外应力。同时在母线筒外壳连接法兰上的螺孔中插入导向棒。到一定距离时，穿入连接螺栓，并将连接螺栓紧死。注意紧固 螺栓必须使用力矩扳手，力矩大小应符合产品安装说明书规定要求，螺栓要对角均匀上紧。 各连接触头要对正，保证接触良好。4) 安装伸缩节时，密封面也应按上述方法作同样处理。并适当的调节金属伸缩节上的螺杆，改变金属伸缩节两法兰面间的距离，用以吸收由于安装基础水平或安装孔距超差造成的安装误差，金属伸缩节调整好后应将金属伸缩节两法兰外部的螺母拧紧。5)57、 对GIS中罐体法兰与盆式绝缘子的连接、罐内导体与绝缘件的连接应用专用的力 矩扳手紧国螺栓，避免螺栓紧固过度或不足，对于竖直安装的盆式绝缘子，紧固螺栓时应遵循左、右、上、下再有顺序地中心对称紧圆的原则，当拧紧二个以上螺栓时，螺栓不能一次拧紧。6) 安装或拆卸罐体内部螺栓时，要特别小心，因为紧固和松开螺栓时，可能会产生金属异物，应防止这些杂质落入罐内。其余间隔安装方法同上。安装过程中盆式绝缘子应用无毛纸蘸无水乙醇清洁。7) 在各部件连接前，除去盆式绝缘子的保护罩，并用无毛纸蘸无水乙醇仔细擦洗盆 式绝缘子的表面及内嵌导体的表面，以保证其连接的密封及导体的可靠接触，并装上密封 圈。8) 安装密封圈 58、拆下密封面保护罩，检查密封面和密封槽的表面粗糙程度及是否有碰伤，如有轻微损伤，用 1000#水磨砂纸蘸无水乙醇仔细打磨。检查密封固有无变形、开裂、损伤等现象， 如有此类情况应及时更换。在用无毛纸清理密封圈时不可用力拉伸，且严禁使用无水乙醇， 以免使密封圈变形。密封圈清理完后，均匀涂上硅脂，然后安装在密封槽内。密封圈安装 完成后，再用无毛纸蘸无水乙醇仔细清理密封面，清除安装时遗留在密封面上的硅脂或其 它污溃。9) 更换吸附剂 采用卡环夹子把吸附装置内部的卡环拆分并取出绝缘子吸附袋，扔掉吸附袋里面的吸附剂，并安装厂家技术要求放入新的吸附剂。在吸附装置内从吸附剂开始，隔网片、卡环等的顺序重新组装。使59、用后剩余的吸附剂应装入专用袋子里密封后放入专用容器保管。10) 出线套管的安装出线套管应在各部分安装完毕后进行安装。安装时要保证触头连接处可靠接触。安装前先装好内屏蔽罩及导电杆，并将外均压环先套在瓷套管上，吊装时应防止瓷套管碰伤、瓷套管上下密封面同样应处理好。3.GIS 辅助设备安装(1) 装配各气室单元的SF6 充气管道，管道内部清扫干净，0 型密封圈安装符合厂家安装说明书要求。(2) 装配断路器操动机构分合闸用的操作管路等，保证操动机构的管道内部清扫干净，密封良好。(3) 将GIS设备外壳可靠接地，盆式绝缘子两侧法兰之间的导电连接板要连接牢固。 按照要求在底座的接地螺栓处接好接地线。4. 60、抽真空 (1) 每个气室安装结束，全部封闭后，连接好抽真空用的专用管路，即可对该气室进行抽真空。抽真空前先关闭连接部位阀门，对管路进行抽真空，并确认其真空度是否维持在1mmHg以下。(2) 抽真空用 SF6气体回收装置进行。抽真空过程中注意用阀门控制空气的流速。真空度达到1mmHg后，继续抽1个小时以上，关闭气室阀门，进行真空保压。如果保压过程中，真空度有下降，应进行检漏，找到漏气点并处理合格后，重复上述过程。(3) 抽真空时，应注意相邻气室如已充有额定压力SF6气体时，应选将该气室SF6 气体用气体回收装置回收一部分，至气室气体压力低于额定压力一半时为宜，以防盆式绝缘子单面压力过高，损伤绝缘61、子。(4)抽真空时必须有专人监护，如果真空泵由于电源中断或其他不可预见的原因中途停泵时，应立即关闭气室充气阀。并打开真空泵排气阀，以防真空泵油进入GIS中。5. 充 SF6气体(1) 充SF6气体前，检查SF6气瓶里水份，其水份含量应符合厂家技术规定。并做好记录。(2) 充气时，先将充气管路连接好，用真空泵将充气管路中空气抽干净。然后，关闭真空泵，打开充气阀，用SF6回收气体回收装置进行充气。(3) 若相邻气室尚未抽真空，可以暂时将气体压力充至额定压力的一半以下即可。6. GIS 现场调试 (1) 调试前的检查工作GIS 设备是否固定牢固，各连接螺栓是否拧紧，各截止阀是否处于工作位置，各种仪表62、指示是否正常，接地线是否有效接地，SF6气体压力是否达到规定值。(2) SF6 气体水份测量在 SF6气体瓶到货后进行气瓶微量水分测试应保证小于8ppm合格。在安装后进行SF6组合电器的各气室检查，有电弧分解的隔室应小于150ppm，无电弧分解的隔室应小于250ppm，微量水分含量的测量应在封闭组合电器充气24小时后进行。(3) 密封试验采用灵敏度不低于10-7MPacm3 的SF6气体检漏仪，对各气室密封部位，管道连接头等处进行检测、在该部位用新塑料纸进行包裹，应在封闭式组合电器充气并包裹塑料纸24小时后进行，检漏仪不应报警。(4) 机械操作和机械特性试验1) 断路器在电动操作之前先用手力操63、作杆进行慢分、慢合操作二次，应无卡阻现象。 然后按照厂家要求进行机械操动试验和机械特性试验。操作试验应动作正常，机械特性试验应符合厂家出厂文件要求。2) 隔离开关和接地开关的机械特性试验 隔离开关和接地开关的分、合闸时间、速度应符合厂家出厂文件要求。 (5) GIS 组合电器专项电气试验110kV GIS 设备现场试验项目:1) 测量主回路的导电回路电阻；2) 主回路的耐压试验；3) GIS 回路局部放电测量试验；4) 密封性试验；5) 测量SF6气体微量水含量；6) 封闭式组合电器内各元件的试验；7) 组合电器的操作连锁试验；8) 气体密度继电器、压力表和压力动作阀的校验；9) 局部放电测量64、试验；10) 辅助回路绝缘试验；11) 控制保护设备调试；12) 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)及表记必须进行误差测量，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。8.4 升压站厂用电系统安装1. 施工准备 (1)技术准备 根据设计图纸及设备出厂技术文件，编制详细的施工措施，工程开工前报监理审批。 (2) 现场准备1）设备安装场地土建施工结束，设备安装条件具备。2) 检查疏通预埋管路、埋件等位置准确，符合设计要求。3) 布置好施工用临时电源及临时照明、消防等设施。4) 清理安装现场，满足设备安装要求。 (3) 材料准备 根据施工情况，提前准65、备施工用工器具及所需材料。2. 设备运输、就位方案厂用电设备用10t载重汽车运至安装位置，具备条件的直接利用汽车吊吊装就位，不具备条件的将厂用电设备卸至就近位置，利用土法进行安装就位。3. 基础型钢安装 (1) 将型钢调直，按设计图纸切割下料，按要求除锈。 (2) 测量人员根据设计图纸进行放点。(3) 根据测量放点正确安装调平，不直度、水平度、不平行度符合相关技术要求。(4) 基础槽钢与埋件采用焊接，焊接牢固可靠，采用两点接地，接地完善。4. 低压抽出式开关柜试验项目 (1)测量低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻；(2) 电压线圈动作值校验；(3) 低压电器动作情况检查；(4) 低压电66、器采用的脱扣器的整定；(5) 测量电阻器和变阻器的直流电阻；(6) 低压电器连同所连接电缆及二次回路的交流耐压试验；(7) 备自投调试；(8) CT 的试验；(9) 表计校验；(10)联动试验；(11)与电站公用LCU 联动试验；(12)制造厂安装说明书规定的其它试验。5. 调试程序 (1)厂用变带电1) 合站用变压器高压侧断路器进行冲击合闸试验。2) 冲击试验共进行3次，冲击时注意观察保护动作情况。3) 检查低压侧相序。4) 进行24h空载负荷试验，记录变压器绕组温度。(2) O.4kV 配电设备带电1) 合公用变低压侧断路器对 O.4kV 母线进行冲击带电。2) 检查母线相序，检查保护、测67、量装置电压、电流等数据。3) 根据设计要求极性备自投切换试验，应动作正确，切换时间符合设计要求。8.5 SVG (无功补偿系统)安装1.总的要求本工程在35kV侧母线通过S11-M-1400/37 Dyn11安装-14Mvar14Mvar的无功补偿装置一套，无功补偿装置应可以连续自动调节。SVG 整套装置必须要提供中国电力科学研究院出具的相关型式试验报告，10kV 无功功率自动补偿装置控制柜需对综合通信管理终端开放规约及接口，保证综合终端可对实时信息进行定时采样，并将实时数据和历史数据通过电力调度数据网上传到主站系统，同时从主站接收无功的调节控制指令，转发给控制柜， 进行远方调节和控制。10k68、V无功功率自动补偿装置厂家需派技术人员配合综合终端厂家现场联调。本工程设置10kV动态无功补偿装置l套，动态无功补偿装置应以10kV出线无功功率及 10kV联网线电压作为控制目标，动态跟踪电网电能质量变化，并根据变化情况可自动调节无功在感性14Mvar容性14Mvar (平滑、快速、无断点连续可调）输出(单套无功补充范围-14Mvar14Mvar)，实现变电站在任意负荷下的高功率因数运行。装置主要包括: 1套额定容量14Mvar 的以大功率可关断电力电子器件组成的逆变器为其核心部分的SVG型静止无功发生器成套装置，并成套配备相应的自动控制监控和保护系统等成套装置，成套装置使用年限不少于25年。69、将SVG无功补偿装置配套变压器及电容器组安装在电站预留位置，阀组及控制部份安装在配电室。2. 技术指标 成套装置应满足无功功率、电压调节、功率因数及谐波治理等的技术要求，并要求达到以下技术指标: (1) 功率因数补偿在补偿容量足够前提下，35kV 母线进线点的功率因数值为0.98。(2) 谐波要求在补偿容量足够前提下，注入系统的谐波电流和35kV母线电压总谐波畸变率低于国家标准电能质量、公用电网谐波G8/T14549-93。3. SVG 调试项目: (1)静态调试；(2) 动态调试。8.6 防火封墙施工方案 本工程的封堵主要包括电缆沟阻火墙、电缆穿孔洞、电缆穿墙孔、高低压配电柜及控制柜底部开孔70、电缆穿管等部位电缆敷设后的防火封堵。1.施工准备 统计安装位置、安装方式，确定所需的有机堵料、防火涂料、防火包及具有相应耐火等级的安装附件的数量，进行材料的准备工作。 核对施工图，确认各类的封堵方式符合设计及规范要求: 防火封堵材料必须具有国家防火建筑材料质量监督检验测试中心提供的合格检测报告、并通过省级以上消防主管部 门鉴定，并取得消防产品登记备案证书。2. 作业方法 (1) 电缆沟防火墙1) 户外电缆沟内的隔断采用防火墙。对于阻燃电缆，在电缆沟每隔 80100m 设置一个隔断；对于非阻燃电缆，宜每隔60m设置一个隔断，一般设置在临近电缆沟交叉处。电缆通过电缆沟进入保护室、开关室等建筑物时71、，采用防火墙进行隔断。2) 防火墙安装方式:两侧采用10mm以上厚度的防火隔板封隔、中间采用有机堵料、防火包堆砌，其厚度根据产品的性能而定(一般不小于250mm)。3) 防火墙内的电缆周围必须采用不得小于20mm的有机堵料进行包裹。4) 防火墙顶部用有机堵料填平整，并加盖防火隔板；底部必须留有两个排水孔洞，排水孔洞处可利用砖块砌筑。5) 防火墙必须采用热镀钵角钢做支架进行固定。6) 防火墙两侧的电缆周围利用有机堵料进行密实的分隔包裹，其两侧厚度大于防火墙表层的20mm，电缆周围的有机堵料宽度不得小于30mm，呈几何图形，面层平整。7) 沟底、防火隔板的中间缝隙应采用有机堵料做线脚封堵，厚度大于72、防火墙表层的10mm，宽度不得小于20mm，呈几何图形，面层平整。8) 防火墙上部的电缆盖上应涂刷红色的明显标记。 (2) 盘柜1) 在孔洞底部铺设厚度为10mm的防火包，在孔隙口及电缆周围采用有机堵料进行密实封堵，电缆周围的有机堵料厚度不得小于20mm。2) 用防火包填充或有机堵料浇筑，塞满孔洞。3) 在孔洞底部防火包与电缆的缝隙处做线脚，线脚厚度不小于10mm，电缆周围的有机堵料的宽度不小于40mm。4) 盘柜底部以10mm防火包进行封隔，安装中造成的工艺缺口、缝隙使用有机堵料密实地嵌于孔隙中，并做线脚，线脚厚度不小于10mm，宽度不小于20mm，电缆周围的 有机堵料的宽度不小于40mm，73、呈几何图形，面层平整。5) 防火包不能封隔到的盘柜底部空隙处，以有机堵料严密封实，有机堵料面应高出防火包10mm以上，并呈几何图形，面层平整。6) 在预留的保护柜孔洞底部铺设厚度为 10mm 的防火包，在孔隙口有机堵料进行密实封堵，用防火包填充或有机堵料浇筑，塞满孔洞。在预留孔洞的上部再采用钢板或有机堵料进行加固，以确保作为人行通道的安全性，如果预留的孔洞过大应采用槽钢或角钢进行加固，将孔洞缩小后方可加装防火包孔洞的规格应小于400mmx400mm。(3) 电缆保护管、二次接线盒1) 电缆管口采用有机堵料严密封堵，管径小于50mm的墙料嵌入的深度不小于50mm，露出管口厚度不小于10mm；随着74、管径增加，堵料嵌入管子的深度和露出的管口的厚度也相应增加，管口的堵料要成圆弧形。2) 二次接线盒留孔处采用有机堵料将电缆均匀密实包裹，在缺口、缝隙处使用有机堵料密实地嵌于孔隙中，并做线脚，线脚厚度不小于10mm，电缆周围的有机堵料的宽度不小于40mm，呈几何图形，面层平整。对于开孔较大的二次接线盒还应加装防火包进行隔离封堵，封堵要求同盘柜底部。(4)端子箱1) 端子箱进线孔洞口应采用防火包进行封堵，不宜小于250mm，电缆周围必须采用有机堵料进行包裹，厚度不得小于20mm。2) 端子箱底部以10mm防火包进行封隔，安装中造成的工艺缺口、缝隙使用有机堵料密实地嵌于孔隙中，并做线脚，线脚厚度不小于75、10mm，宽度不小于20mm，电缆周围的有机堵料的宽度不小于40mm，呈几何图形，面层平整。3) 有升高座的端子箱，宜在升高座上部再次进行的封堵。(5) 防火包带或涂料1) 防火包放置施工前，将电缆作必要的整理，检查阻火包有无破损，不得使用破损的防火包。防火包带或涂料的安装位置一般在防火墙两端和电力电缆接头两侧的23m长区段。在电缆周围宜裹一层有机防火堵料，将防火包平服地镶入电缆空隙中，防火包应交叉堆砌。当用防火包构筑阻火墙时，阻火墙底部用砖砌筑支墩: 并留排水孔。应采取固定措施以防止阻火墙拥塌。2) 防火涂料防火涂料的安装位置一般在防火墙两端和电力电缆接头两侧的23米长区段。施工前清除电缆表76、面灰尘、油污。涂刷前，将涂料搅拌均匀，涂料不宜太稠。水平敷设的电缆沿电缆走向进行均匀涂刷，垂直敷设的电缆宜自上而下涂刷，涂刷的次数、厚度及间隔时间应符合产品的要求。电缆密集和束缚时，应逐根涂刷，不得漏刷，涂刷要整齐。4.质量控制措施(1) 施工设计图纸、设计变更、施工安装记录、产品说明书及合格证等；(2) 有机堵料封堵严密牢固，无漏光、漏风裂缝和脱漏现象，表面光洁平整；(3) 无机堵料封堵表面光洁、无粉化、硬化、开裂等缺陷；(4) 阻火包堆砌采用交叉堆砌方式，且密实牢固，不透光，外观整齐；(5) 防火涂料表面光洁、厚度均匀。8.7 控制保护设备安装8.7. 1 工作内容 通信系统设备；控制电源77、系统设备；继电保护及安全自动装置；计算机监控系统；光功率预测系统；远程自动控制和电能量计费系统；安全监视系统；火灾报警系统。1.通信系统*60MWp光伏电站项目的通信系统配置生产调度用交换机，可以满足地方电力部门的生产调度。站内通信为环形网络拓扑结构，当任一点发生故障时，不影响整个内部网络运行。站内通信主干线为光纤。2. 直流控制电源系统 电站直流控制电源系统采用单母线分段接线方式，系统由两组蓄电池、三套由高频开关电源模块组成的充电/浮充电装置，以及一套逆变微机型可移动式放电装置组成。控制母线与动力母线分开，两段母线各设置一套调压装置和绝缘监测装置及监控单元。两套充电/浮充电装置及两组蓄电池组78、均通过两级刀开关与各自的动力母线相连，经降 压装置向控制母线供电，蓄电池的电源开关与动力母线间联络开关通过联杆实现机械闭锁。直流系统选用微机型集中监视器，对控制电源系统进行全方位的监视、测量、控制和管理，并与电站计算机监控系统实现数据通信。220V直流控制电源系统采用阀控式密封铅酸蓄电池蓄电池按多层安装方式分别布置在蓄电池室内。3. 继电保护及自动装置(1) 主变压器保护装置主变保护选用微机型保护装置。装置为多CPU模块结构，能与机组LCU通信，可接受电站GPS卫星时钟系统的对时信号。主要保护有:纵差保护、重瓦斯保护、轻瓦斯保护、零序电流电压保护、温度保护、油位异常保护、压力释放保护、冷却系统79、故障保护。(2) 厂用变保护及厂用备用电源自动投入装置两套厂用变微机型保护装置安装在厂用变进线高压开关柜中。能与厂用及公用设备LCU 通信，主要保护有: 电流速断保护、过电流保护、过负荷保护、厂用变低压侧零序电流保护、厂用变线圈温度保护、备用电源自动投入装置(功能由厂用电及公用设备LCU 实现)。(3) 110kV 线路保护及自动装置线路保护选用微机型保护装置。装置为多CPU模块结构，能与开关站LCU通信，可接受电站GPS卫星时钟系统的对时信号。主要保护有: 微机主保护、微机后备保护、在线路侧配置综合重合闸装置和故障录波装置。(4) 母线及母联继电保护装置110kV母线保护采用双重化配置。采用80、差动原理的母线保护，正确反映母线区内各种故障，可靠切除母联断路器与电流互感器之间的故障。当任一段母线检修后再投入之前，利用母联断路器对该母线充电时投入母联充电保护。主要保护有:母线保护、断路器失灵保护、母联充电保护、保护装置和其它有关设备均可通过操作继电器箱实现断路器的分合操作。(5)110kV 系统故障录波装置110kV 系统故障录波装置用于 110kV 线路、母线线路等设备主要电气量异常工况下的 录波。记录其瞬态的模拟量及开关量信息，监视设备运行，保存试验数据记录和捕捉故障信息，为研究运行方式和评价保护装置的性能提供依据。当系统发生大扰动时，应立即将故障的信息显示在屏幕上，并传送至远方的调81、度中心。随即通过打印机将故障分析结果及模拟量波形及事件量记录输出。主要功能有:线路故障测距功能、实时数据监视及管理功 能、报表管理、密码管理、修改、显示定值。4. 计算机监控系统全站监控主机包括 2 台操作员站，1台五防主机。 将光伏电站的逆变器、汇流箱、环境监测仪、电表等设备通过数据线连接起来，用光伏电站数据采集器进行这些设备的数据采集，并通过双以太网等方式上传到网络服务器或本地电脑，使用户可以在互联网或本地电脑上查看相关数据，方便电站管理人员和用户对光伏电站的运行数据查看和管理。5. 光功率预测系统 (1)软件预测数据要求: 光伏电场端功率预测系统运行所需的数据应至少包括数值天气预报数据、82、实时气象数据、 实时功率数据等。1) 数值天气预报数据应满足以下要求:应每日至少两次，时间方面至少包括次日零时起未来3天的数值天气预报数据，时间分辨率为15min；数据应至少包括风速、风向、气温、气压、湿度等参数。2) 实时气象数据应满足以下要求: 各电场应有独立的气象站，且向电场预测系统传输气象数据的周期为5min/次。3) 实时功率数据宜从计算机监控系统中采集，频率宜为5min一次。(2) 硬件设备安装与调试:1)机柜、服务器、隔离器设备安装 机柜为标准高度2200mm，并配有接地线，设备放置于二次室内； 服务器为机架式主流服务器，共两台，分为数值天气预报服务器与功率预测应用服务器；数据天83、气预报服务器；连接隔离器 ethO IP；下载气象信息 ethl IP；自动获取功率预测应用服务器；连接隔离器 ethO IP。隔离器为相关安全部门指定的反向隔离器；安装过程:两台服务器与隔离器置于机柜内，从上往下依次为数据天气预报服务器、反向型隔离器、功率预测应用服务器，并予以固定。通电后，两台服务器与隔离器均可正常运行即可。2) 网络布线布线情况:电源线是接入220V稳定交流电UPS。 网络布线(除互联网、PC监控机通过光纤传输至集控室外)均为超五类屏蔽双绞线，实际情况所需传输距离较短，且已经完成。另通过模拟数据传输测试，所有设备之间的网络均能正常通讯，且目前已经进入正常通讯使用阶段。3)84、 工作站部署安装工作:工作站安装操作系统，并按业主要求将其置于集控室内观察台上。4) 软件的安装与调试软件平台的安装与调试 操作系统是具开放性、高可靠性和安全、通用、成熟的系统:数据库是成熟的。隔离器的调试隔离器采用相关安全部六检测认证的科东反向隔离器。 隔离器连接的是数据天气预报服务器与功率预测应用服务器，分别在这两台服务器上部署隔离器厂商自带的接收程序与数据发送程序。经通电测试，数据文件能顺利从数据天气预报服务器传输至功率预测应用服务器，且文件保持完好。(3) 预测数据的接入与调试 预测数据的接入包括实时气象数据(即气象站数据）的接入、数值天气预报数据的接入、实时功率的接入等。数值天气预报85、信息时间分辨率为15分钟，每天下载两次，包含未来4天天气信息:实时气象数据(气象站数据)包括风速、风向、温度、湿度、气压等气象信息。气象站数据的采集时间间隔为秒级，并自动计算生成5min平均值；气象站实时气象信息通过无线通信传送至光伏电场光电功率预测系统;实时功率采集频率为l 秒钟一次，然后经5分钟算法解析后得到5分钟一次实时功率值进而推算出15分钟的实时功率值，以标准104通讯的方式接入。经通电测试，连接互联网后，天气预报每天下载两次，每次都包含4天气象信息；与第三方厂家接入实时功率数据后，实时功率的采集均能符合要求，可以达到5分钟采集一次的效果，且通讯正常。(4) 短期、超短期预测模型的安86、装与调试 预测系统模型部署后，会生成短期与超短期预测文件，短期功率预测能预测次日零时起未来3天的风力发电站输出功率，时间分辨率为15分钟:超短期功率预测能预测未来。4小时的风力发电站输出功率，时间分辨率为15分钟。(5) 上传调度主站端程序的安装与调试 上传调度端通讯是通过专用通道一电力调度数据网上传，采用扩展后的DL/T IEC60870102规约，上传文件格式为标准 E 语言文件，且系统部署于安全 II 区。 经通电调试，文件(包括短期预测文件、超短期预测文件以及实时气象信息文件)均可上传至主站端。 经通电调试，光功率预测系统运行正常后短期预测文件、超期预测文件及实时气象信息文件均可上传至87、主站。6. 安全监视系统安全监视系统作为电站主要设备运行监视的辅助手段。运行人员通过画面监视器实现远距离对整个电站设备运行过程监视，及时发现运行设备出现的各种事故隐患，确保发电设备的安全运行。安全监视系统主要由摄像部分、传输部分、控制部分、图像处理与显示部分以及电源等部分组成。将监视信息及处理结果通过计算机网络或现地工业总线送至厂内通信工作站。(1) 设备开箱验收 设备到货后邀请监理开箱验收。验收时应按国家和行业标准对设备进行外观和性能检查，外观应无损伤: 摄像机、拾音器、多媒体设备、监视器、矩阵切换器等型号、规格、 数量应与设计及订货图纸相符，条件允许时应进行性能测试。开箱检查中如发现设备缺88、陷，应会同监理协商，拿出处理方案，并作好记录。验收合格后，由监理工程师签字认可。同 时收集、保管好设备技术说明书及产品合格证。(2) 设备常规检查为确保安装到施工现场的设备的完好性，设备安装前，和厂家调试人员进行性能测试。 进行安全监视系统的常规检查。主要包括设备的外观检查、电气元件通电检查、装置的逻辑检查等。检查合格后，报请监理批准，设备开始安装。(3) 设备运输就位1) 运输过程中将盘柜用软绳绑扎固定牢靠，防止倾倒，盘柜棱角部分或绑绳经过部分用橡胶板或软物进行防护，并做好雨雪防护和防尘等措施，室内运输不得损伤地面和盘柜。2) 设备吊装及运输时做好妥善的防护工作，尤其注意盘内的插件，必要时在89、运输过 程中临时取下，待盘柜安装就位后再恢复。3) 设备起吊时，吊点必须牢固可靠，严防高空坠落。4) 防止钢丝绳划伤油漆面。(4) 设备安装1) 设备基础安装 土建交面合格后，按照设计图纸测量放点安装基础槽钢。基础槽钢的安装的垂直度和水平度误差不应大于下表要求。 基础槽钢安装误差要求表序号项目允许偏差mm/mmm/全长1不直度12水平度153位置误差及不平行度52) 设备就位、安装 机柜、控制台安装 盘柜孔洞位置和工业电视系统集中控制盘、机柜、控制台位置相对应，机柜、控制台底座按设计图纸要求安装，一般采用地脚螺栓固定。控制台、机架的垂直度和水平度符合国标要求，安装偏差见下表。 盘、柜安装的允许90、偏差序号项目允许偏差 (mm)11垂直度(每米1.52水平偏差相邻两盘顶部2成列盘顶部53盘面偏差相邻两盘边1成列盘面54盘问接缝间隙 GB50172电气装置安装工程低压电器施工及验收规范 GB50254电气装置安装工程电力交流设备施工及验收规范 GB50255建筑电气工程施工质量验收规范 GB50303电气装置安装工程高压电器施工及验收规范 GBJ147电气装置安装工程母线装置施工及验收规范 GBJ149电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范 GBJ148输变电工程安全文明施工标准 Q/GDW 250电力建设安全工作规程 (变电所部分)(国家电网公司)建筑工程质量管理条例(中华人民共和91、国国务院令第279 号)工程建设标准强制性条文(电力工程部分)国家电网公司输变电工程施工工艺示范手册变电工程分册国家电网公司输变电工程工艺标准库 工程招投标文件设计资料9.2 试运行场地布置1.试运行指挥部所有试运行相关会议在*60MWp光伏电站项目总承包工程生产楼会议室进行。2. 试运行值班场地 总值班席设在生产楼中控室，由值长及值班监视人在此办公。升压变电部分值班点设在升压站 GIS 室，值班人员对 GIS 所有设备进行监视和记录。9.3 光伏电站启动试运行前的联合检查1.机电设备安装、检查、试验记录 投运范围内所有的机电设备安装、检查、试验记录齐全，且验收合格，电气保护整定完毕。2. 试92、运行环境要求 (1) 各项工程均验收合格。1) 各区域地面已清扫干净，无障碍物；2) 临时孔洞已封堵，电缆沟盖板已盖好；3) 各区域消防设施配备齐全；4) 各部位和通道的照明良好；5) 各部位与指挥机构的通信方式完备;联络、指挥信号正常；6) 各部位设备的标识已安装完成并核对正确；7) 各运行设备已可靠接地；8）与试运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格已经准备就绪，运行人员已培训后上岗；9) 运行部位与施工部位隔离，运行设备和运行部位均有相应的安全标志。3. *60MWp光伏电站项目总承包工程升压站设备(1) 光伏电站升压站所有引线全部安装完毕，连接可靠正确；(2) 光伏电站升压站11093、kV出线设备已与线路连接；(3) 光伏电站升压站安装调试完毕，试验合格；(4) PT、CT 校验合格，接线正确；(5) 记录避雷器初始动作次数；(6) 防火措施已完成，消防设施已配置齐全；(7) 光伏电站升压站出线设备接地连接可靠；(8) 柜门关闭上锁。4. *60MWp光伏电站项目总承包工程升压站 GIS 室设备(1) 光伏电站升压站GIS断路器、GIS 隔离刀及接地刀、GIS 电压互感器、GIS 电流互感器、避雷器等设备全部安装调试、试验完毕，与监控系统通讯正常，信号显示正确；(2) 检查光伏电站升压站GIS SF6气室压力正常；(3) 光伏电站升压站 GIS 断路器、GIS 隔离刀及接地94、刀的现地与远方操作灵活可靠；(4) 光伏电站升压站 GIS 设备 CT、PT 极性正确，接线正确；(5) 常规试验及特殊试验完毕，检验合格；(6) 防火措施已完成，消防设施已配置齐全；(7) 接地与主接地网可靠连接，各设备接地可靠；(8) 柜门关闭上锁。5. 无功补偿(1) SVG 设备安装完成；(2) SVG 设备静态调试完成，检查各部正常；(3) 无功补偿装置与监控系统的通讯正常；(4) 各受电一次设备绝缘电阻测量合格；(5) 各项试验完毕，检验合格，具备带电条件；(6) 防火措施已完成，消防设施已配置齐全;；(7) 无功补偿装置与主接地网连接可靠；(8) 柜门关闭上锁。6. 主变压器检查95、(1) 变压器本体、附件及中性点设各已安装完工，高低压套管连接完毕；(2) 主变油位正常，绝缘油化验合格；(3) 主变常规试验及特殊试验已结束，试验合格；(4) 变压器有载调压装置油位正常，位置已按电力系统要求的位置整定；(5) 主变事故油池已清理干净，可投入使用；(6) 主变瓦斯继电器已校验完毕，且合格；(7) 主变压器各部位油阀位置正确；(8) 主变压器冷却器安装调试完毕，工作正常；(9) 油色谱分析装置已安装调试完毕，工作正常； (10) 主变压器温度控制器安装调试完毕，工作正常；(11)与监控通讯正常，信号传输正确，显示正常；(12) 各部位 CT 检查试验完毕，接线正确；(13) 防96、火措施已完成，消防设施已配置齐全；(14) 主变压器与主接地网连接可靠；(15) 柜门关闭上锁。7. 接地兼站用变开关拒 (1) 接地变已安装完工；(2) 设备绝缘电阻测量合格；(3) 检查 10kV 接地变接地电阻柜智能控制器电源在投；(4) 35kV 接地变安装符合设计要求，接线正确、牢固可靠；(5) 防火措施已完成，消防设施已配置齐全；(6) 接地与主接地网可靠连接，接地可靠；(7) 柜门关闭上锁。8. 升压站35kV 开关柜检查(1) 35kV 高压开关拒内所有配电全部安装完成；(2)35kV 高压开关柜各保护装置定值整定完毕，动作正确；(3) 35 kV 高压开关柜 PT 、CT 二97、次回路接线正确；(4) 35kV 高压开关柜各项试验数据合格；(5) 35kV 高压开关柜各开关操作正常，信号正常；(6)35kV 计量二次回路接线正确；(7) 防火封堵已完成，消防设施已配置齐全；(8) 35kV 开关柜室接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；(9) 柜门关闭上锁。9 . 光伏发电单元 35kV 箱式变压器检查(1) 箱式变压器安装完成；(2) 箱式变压器按国家标准完成全部试验，各项试验数据符合要求；(3) 箱式变压器油位正常；(4) 箱式变压器分接开关位置正确；(5) 箱式变压器高压侧负荷开关操作正常，位置信号正确；(6) 箱式变压器高压侧熔断器已投入，并正常；(7) 箱98、式变压器低压侧开关现地、远方操作正常，位置信号正确；(8) 箱式变压器测控装置工作正常，且与监控系统通讯正常；(9) 防火封堵已完成，消防设施已配置齐全；(10)箱式变压器接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；(11)柜门关闭上锁。10. 光伏发电单元预装式逆变器检查 (1) 逆变器设备安装完成；(2) 逆变器连接回路检查正常；(3) 检查逆变器参数设置正确、静态调试完成；(4) 逆变器与监控通讯正常，数据上传完整、准确；(5) 逆变器交直流侧开关分合正常、位置信号正确；(6) 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；(7) 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；(8) 柜门关闭上锁。11.直流99、柜检查 (1) 直流柜安装完毕；(2) 直流柜内的输入输出回路短路保护和过电流保护装置功能正常，定值正确；(3) 汇流箱至直流柜、直流柜至逆变器电缆连接可靠，接线正确；(4) 直流开关检查正常，手动分合正常；(5) 直流拒开-关位置信号与监控系统信号一致；(6) 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；(7) 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；(8) 柜门关闭上锁。12. 汇流箱检查 (1) 汇流箱安装完毕；(2) 检查各支路至汇流箱连线连接可靠；(3) 电池组串开路电压、对地电压已测试完毕且合格；(4) 投入熔断器前检查每个支路电压及不平衡电压、极性正确；(5) 汇流箱内各支路熔断器检查正常100、；(6) 汇流箱开关定值整定正确；(7) 汇流箱通讯地址码设置正确，与监控数据拒通讯正常，上传至监控的信息完整、准确；(8) 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；(9) 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；(10) 柜门关闭上锁。13. 光伏发电单元电池组件检查(1) 电池组件安装完毕；(2) 电池组件的外观检查符合要求；(3) 电池组件开路电压、对地电压、短路电流、功率已测试完毕且合格；(4) 电池组串连接符合子阵电气接线设计，各MC4插头之间连接可靠；(5) 电池组件表面无异物；(6) 组件与支架已可靠连接，连撞螺挫连接紧固；(7) 电池组件已可靠接地。14. 电池板支架检查 (1) 支101、架的倾角及水平度均符合设计要求；(2) 支架已可靠接地；(3) 与基础连接可靠；(4) 支架各部连接螺栓连接紧固可靠。15. 厂用电系统检查厂用变压器、0.4kV配电盘已带电运行，工作正常:确认各保护装置已按要求投入运行。16. 电缆检查 (1)电缆敷设完毕；(2) 电缆与接线端连接紧固无松动；(3) 电缆绝缘良好，标识标牌齐全完整；(4) 高压电缆高压试验已完成并合格；(5) 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；(6) 电缆屏蔽接地满足要求。17. 升压站交、直流电源系统检查 (1) 交、直流电源系统各盘柜安装完成；(2) 直流整流装置、控制装置及蓄电池调试完成，工作正常；(3) UPS 装置102、调试完成，工作正常；(4) 与监控的通讯已正常；(5) 与启动并网有关的负荷开关已正常投入；(6) 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；(7) 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；(8) 柜门关闭上锁。18. 接地 (1) 全场地网接地电阻、跨步电压、接触电压已测试完毕，测试结果满足设计要求；(2) 各子系统之间的接地导通电阻测试合格；(3) 所有设备已可靠接地；(4) 二次等电位接地网安装完成，并在 GIS 室二次盘室可靠一点接地，检测合格。19. 保护装置及故障录波装置(1) 主变保护、35kV、110kV 线路保护、母线保护及断路器失灵保护装置安装完成；(2) 主变保护、35kV、11103、0kV 线路保护、母线保护及断路器失灵保护安装调试及校验完成，定值已按照下发的定值单整定完毕，并核对无误，各保护装置运行正常；(3）保护信息子站安装调试完毕，与监控和调度上传数据信息正确；(4) 各保护装置保护传动试验完成，联调正常；(5) 与监控系统对时正常；(6) 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；(7) 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；(8) 柜门关闭上锁。20. 监控系统检查 (1) 监控系统设备安装完成；(2) 监控系统设备安装调试完成，工作正常；(3) 监控系统 UPS 装置工作正常；(4) 监控系统与逆变器、箱变、35kV 开关柜、汇流箱、交直流电源系统、保护信息子站、计104、量系统、35kV、110kV 设备开入量、开出量、模拟量、通信信息传输检查完毕，传输正确；(5) 相关设备遥信、遥测显示正常，遥控操作开关动作正确，逆变器遥调动作正确；(6) GPS 对时系统安装完毕，与相关设备对时正常，并投入使用；(7) 监控系统与调度数据交换正常；(8) 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；(9) 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；(10)柜门关闭上锁。21.通讯系统检查(1)交换机、通讯系统电源设备、光传输设备、保安配线柜及综合配线拒安装完成；(2) 交换机、通讯系统电源设备、光传输设备、保安配线柜及综合配线柜安装调试完成，检查合格；(3) 光伏电站与对侧变电站通信105、畅通，自动化系统等信息能准确传至调度，满足电网调度、远动、继电保护、计费系统、厂内生产调度和行政管理需要；(4) 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；(5) 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；(6) 柜门关闭上锁。22. 消防及火灾报警设施 (1) 消防系统设备管路安装完毕，具备投运条件；(2) 各部位消防器材已配置齐全；(3) 生产楼、GIS 室、二次盘室等各部位火灾报警及消防设备已安装完成，火灾探测器已检验合格，灭火装置经模拟试验合格，可以投入使用；(4) 主变充氮气体灭火系统安装调试完毕，满足要求；(5) 电缆已敷设完工的盘柜孔洞、电缆洞、母线洞、电缆管口已用防火材料可靠封堵，电缆防106、火涂料涂刷完毕；(6) 相关区域的火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头动作准确，联动控制动作正确；(7) 安全疏散指示安装完毕、检查合格。23. 其它项目检查 (1) 关口电能表已校验、安装接线正确，并经电力计量部门验收合格，电量自动采集终端安装、调试完毕；(2) 远传系统数据传送正常，与调度对点完成；(3) 光功率预测系统安装调试完毕，与监控系统通讯正常；(4) 相量测量装置设备安装调试完毕，与监控系统通讯正常；(5) 安全稳定控制装置安装调试完毕，传动试验完成，动作可靠正确，与监控系统 信息传输正常；(6) 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；(7) 柜门关闭上锁。9.4 光伏107、电站设备带电 110kV GIS 设备带电(实际按调度令执行）1. 试验目的(1)通过系统电压，对光伏电站 110kV GIS 设备进行全电压冲击，检查设备工作情况；(2) 检查出线 PT 二次回路，核对线路 PT 相序；(3) GIS 设备正式投入运行。2. 试验准各 (1)断路器失灵保护、母线保护、故障录波校验合格，已按定值单予以整定完成，已按系统要求正确投入；(2) 模拟动作于出口开关正确可靠，线路保护正式投入；(3) 确认开关在断开位置；(4) 确认刀闸在分位；(5) 确认接地刀闸在分闸位置；(6) 合上 110kV 母线 PT 隔离开关，确认隔离开关已在合位；(7) 确认 110kV108、 母线 PT 二次电压空开在合位；(8) 检查隔离刀闸操作电源正常。3.110kV GIS 设备带电 (1) 合上隔离刀闸，检查隔离刀闸确已合上；(2) 合上开关，对 110kV 母线进行充电；(3) 检查 110kV 母线设各带电正常；(4) 检查监控系统 110kV 母线二次电压幅值、相位、相序；(5) 检查保护和测控装置二次电压正常；(6) 110kV 母线一、二次设备检查正确后汇报调度及现场投运总负责人；(7) 110kV 母线正式投入运行。 主变及 35kV 母线带电1.试验内容及目的 (1) 利用系统电压对主变进行五次全电压冲击试验；(2) 检查主变在冲击合闸情况下的机械强度与绝缘109、性能；(3) 检查主变差动保护对激磁涌流的闭锁情况；(4) 录制主变激磁涌流波形；(5) 通过 110kV 母线对主变及 35kV 母线带电。2. 试验准备 (1) 主变冲击之前取油样做色谱分析，结果正常。检查套管、主变油枕、有载调压装置油枕及主变油位正常；(2) 主变高压侧有载调压装置档位已按调度要求正确投入，在此档位直阻、变比测试合格；(3) 确认主变各部油阀位置正确；(4) 检查 35kV 母线 PT 接线正确；(5) 主变差动保护技入、本体重瓦斯保护投信号，后备保护投入，有载调压重瓦斯投入，检查主变录波装置工作正常；(6) 检查接地变保护装置工作正常；(7) 变压器冷却系统已投入运行；110、(8) 将主变高压侧三相电流量接入录波仪，做好主变冲击时激磁涌流的录波准备工作；(9) 确认主变 110kV 侧断路器在断开位置。3. 主变及 35kV 母线带电(1) 合上 35kV 母线 PT 隔离刀闸；(2) 按调度令:合上主变中性点接地刀闸；(3) 确认主变中性点接地刀闸在合位，汇报调度及现场投运总负责人；(4) 按调度令: 合上隔离刀闸，确认隔离刀闸在合位，汇报调度及现场投运总负责人；(5) 向系统申请:用断路器对主变按“合位 10min-分位 10min合位 5min分位10mi n合位 5min分位 10min-合位 5min分位 10min合位”的顺序，进行 5 次全电压冲击；111、(6) 主变冲击合闸时录制主变冲击合闸激磁涌流；(7) 检查主变压器有无异状，并检查主变压器差动保护及瓦斯保护的动作情况； (8) 如主变保护不能躲过激磁涌流，结合观察现象和保护定值商讨解决办法； (9) 每次冲击检查主变压器本体无异音，各部正常，温升正常；(10)每次冲击后检查主变保护、故障录波工作情况； (11)每次冲击后检查 35kV 绝缘管型母线、PT 拒、接地变、35kV 母线工作情况；(12)检查色谱分析装置工作情况；(13)主变冲击试验后，取油样做色谱分析，与冲击前作比较；(14)主变调档试验:记录档位和对应电压(记录 110kV 侧及 35kV 侧电压)， 试验结束后，将有载调112、压装置档位调整至调度要求的档位；(15)记录主变高压侧避雷器动作次数；(16)核对 110kV 母线 PT 和 10kV 母线 PT 二次侧相位、幅值正确；(17)五次全电压充电后，全面检查主变及 35kV 母线带电正常，汇报调度及现场投运总负责人；(18)主变及 35kV 母线投入运行。.3 厂用变冲击试验1. 利用系统 35kV 电压对厂用变进行五次全电压冲击试验；2. 检查主变在冲击合闸情况下的机械强度与绝缘性能；3. 检查厂用变差动保护对激磁涌流的闭锁情况；4. 通过 35KV母线对厂用变带电；5. 厂用变冲击之前取油样做色谱分析，结果正常。检查套管、主变油枕油位正常；6. 厂用变档位113、已正确投入，在此档位直阻、变比测试合格；7. 确认厂用变各部油阀位置正确；8. 厂用变保护投入，装置工作正常；9. 确认厂用变35kV侧断路器、隔离开关在断开位置，接地开关在断开位置；10.确认厂用变35kV侧开关在断开位置；11.合上隔离开关，确认隔离开关已合上；12.合上开关，用断路器对厂用变按“合位 10min分位 10min合位 5min分位10min-合位 5min分位 10min合位 5min分位 10min合位”的顺序，进行5次全电压冲击；13、每次冲击检查厂用变本体无异音，各部正常，温升正常；14、冲击试验后，取油样做色谱分析，与冲击前作比较。 场区 35kV 箱式变压器带电1114、. 试验目的(1) 通过 35kV 开关柜开关对子阵 10kV 箱式变压器进行冲击试验；(2) 35kV 箱式变压器投入运行。2. 试验准备(1) 确认箱变油位正常，箱变已排气，压力释放阀保护罩锁定装置已拆除；(2) 确认箱变分接开关档位均在三档；(3) 确认测控装置与监控系统通讯正常，上位机画面显示正确；(4) 确认35kV开关柜开关在分位；(5) 确认箱变高压侧负荷开关均在分位；(6) 确认箱变低压侧开关均在分位。3. 35kV 箱式变压器冲击试验 (1) 合上箱式变压器高压侧负荷开关，确认负荷开关在合位；(2) 检查升压站 35kV 开关柜开关在合位；(3) 通过升压站 35kV 开关柜115、开关对场区箱式变压器进行冲击试验；(4) 检查场区箱式变压器带电正常；(5) 检查场区箱式变压器低压侧电压正常；(6) 拉开升压站 35kV 开关柜开关，确认 35kV 开关柜开关在分位；(7) 对场区箱式变压器进行全面检查，检查各部位无异常；(8) 重复上述步骤，对场区箱式变压器进行第二次全电压冲击，每次冲击间隔时间不少于五分钟；(9) 拉开场区箱式变压器高压侧负荷开关，确认负荷开关在分位；(10) 按照上述步骤，依次对场区箱式变压器进行两次全电压冲击；(11) 合上场区箱式变压器高压侧负荷开关，检查高压侧负荷开关在合位；(12) 合上升压站 35kV 开关柜开关，确认升压站 10kV 开关116、柜开关在合位；(13) 通过升压站35kV开关柜开关对场区箱式变压器进行一次全电压冲击试验，记录 冲击电流；(14) 检查场区箱式变压器带电正常；(15) 检查场区箱式变压器低压侧电压正常，相序正确；(16) 场区箱式变压器投入运行。 逆变器交流侧带电试验1.试验目的(1) 通过场区箱变对子阵内的逆变器交流侧进行充电，检查设备工作情况；(2) 子阵内的逆变器交流侧带电。2. 试验准备 (1) 箱变已带电运行。(2) 确认子阵内的逆变器交流开关在分位；(3) 确认子阵内的逆变器直流开关在分位；(4) 确认子阵内的逆变器启动控制开关在“停止”位；(5) 检查逆变器交直流侧电缆连接可靠、正确；(6)117、 检查各支路电缆绝缘合格；(7) 检查逆变器接地连接可靠。3. 逆变器交流侧带电试验 (1) 合上箱变低压侧开关；(2) 检查箱变低压侧至子阵内的逆变器交流侧电缆带电正常；(3) 检查子阵内的逆变器交流开关下侧交流电幅值、相序正确； (4) 合上子阵内的逆变器交流开关；(5) 检查子阵内的逆变器显示器显示正确，工作正常；(6) 对子阵内逆变器软、硬件设备进行检测、检查；(7) 检测子阵内逆变器电网电压的三相不平衡偏差值。 逆变器直流侧带电试验1.试验目的 (1) 通过汇流箱、直流汇流柜对子阵内的逆变器直流侧进行充电，检查设备工作情况；(2) 子阵内的逆变器直流侧带电运行。2. 试验准备 (1)118、 电池组串串接工作已完成，组串极性正确，开路电压正常；汇流箱已带电运行正常；(2) 检查子阵汇流箱至直流柜各支路极性正确，电压正常；(3) 确认子阵汇流箱内负荷开关在“分”位；(4) 确认子阵内直流汇流柜负荷开关均在“分”位；(5) 确认各支路电缆绝缘合格。3. 逆变器直流侧带电试验 (1) 分别合上子阵汇流箱内负荷开关；(2) 检查子阵汇流箱至直流柜内直流输入电缆极性正确，开路电压正常、正负对地绝缘正常；(3) 合上子阵直流柜内负荷开关；(4) 检查子阵逆变器直流开关下侧电压正常；(5) 合上子阵逆变器直流开关；(6) 检查子阵逆变器显示无异常报警信号，各测量数据显示正确。 逆变器并网试验1119、. 试验目的 (1) 在逆变器直流侧、交流侧带电均正常的情况下，检查逆变器并网发电过程正常；(2) 检查逆变器并网后运行正常；(3) 检测逆变器并网后的各项功能正常；(4) 检测逆变器各技术参数性能指标。2. 试验准备(1) 观测人员到逆变器室、箱变处、安 压站10kV 开关柜室、中控室就位，并保持安全距离，保持通信畅通；(2) 110kV 主变 CT 极性测量准备完毕；(3) 检查逆变器、汇流箱、箱变与监控系统通讯正常，上传数据准确。3. 逆变器并网试验 (1) 分别将子阵逆变器启动控制开关置 启动位； (2) 检查逆变器启动并网成功；(3) 检查逆变器、箱变、35kV 设各、110kV 变120、压器及出线设备均正常；(4) 检查110kV主变高低压侧 CT极性正确；(5) 检查35kV开关柜、箱变内 CT极性正确；(6) 检查逆变器并网状态在监控上位机显示正确；(7) 检查逆变器动态数据在监控上位机上显示正确。4. 并网后逆变器的检测 (1) 自动开关机功能检测检测逆变器早、晚的自动启动并网功能。检查逆变器自动电压 (MPPT) 跟踪范围。(2) 防孤岛保护测试 逆变器并网发电，断开交流开关，模拟电网失电，查看逆变器当前告警中是否有“孤岛”告警，是否自动启动孤岛保护。 (3) 输出直流分量测试 光伏电站并网运行时，并网逆变器向电网馈送的直流分量不应超过其交流额定值的0.5%。(4) 121、现地手动开关机功能检测 通过逆变器启动/停止控制开关，检查逆变器手动开关机功能。 (5) 远方开关机功能检测通过监控上位机启动/停止按钮，检查逆变器远方开关机功能:检测监控启动/ 停止逆变器后，逆变器能否自动停止/启动。(6) 逆变效率测试 测量直流输入功率和交流输出功率，计算效率。 (7) 温度保护功能测试 模拟逆变器机柜温度升高，检测风机启动功能。 (8) 检测相序反相时逆变器的保护功能人为接反逆变器交流侧电源相序，检测逆变器保护功能。 (9) 并网电压电流谐波测试 并网逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变和注入电网过度的谐波电压和谐波电流，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响122、。并网逆变器接入电网时公共连接点的电压总谐波畸变率不应超过 3%，奇次谐波电压含有率不应超过2.1%，偶次谐波电压含有率不应超过1.2%。并网逆变器带载运行时，电流总谐波畸变率不应超过4%，奇次、偶次谐波电流含有率不应超过下表的要求:奇次谐波次数谐波电流限制（%）偶次谐波次数谐波电流限制（%）3rd-9th4.02nd-10th 1.011th-15th2.012th-16th0.5(10)输出电压测试并网逆变器交流输出三相电压的允许偏差不应超过额定电压的+3%。(11)电压不平衡度测试 光伏电站并网运行时，并网逆变器接入电网的公共连接点的负序电压不平衡度不应超过 2%，短时不得超过4%；并网123、逆变器引起的负序电压不平衡度不应超过 1.3%，短时不超过 2.6%。(12) 噪声当并网逆变器输入电压为额定值时，在距离设备水平位置 1m 处，用声压级计测量满 载时的噪声不大于 65dB。(13) 待机功耗 并网逆变器的待机功耗不大于合同保证值。 (14) 有功功率、无功功率调节分别通过液晶显示屏和远程监控系统进行设置功率因数的大小，功率因数在+0.9范围内可调。(15) 正、负极性反接保护 模拟正、负极性反接，逆变器不工作，恢复极性正接后正常。9.5 并网后各系统的检查1. 检查监控系统数据采集正常。2. 检查箱式变压器、逆变器、汇流箱、直流拒运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等124、关键部位的温度。3. 检查箱变、汇流箱、逆变器动态数据在监控上位机上显示正确。4. 检查汇流箱、直流拒、逆变器、箱变、升压站10kV开关柜、主变及GIS设备运行正常。5. 带最大负荷发电条件下，观察设备是否有异常告警、动作等现象。再次检测箱式变压器、逆变器、汇流箱、直流汇流柜运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度。6. 检查电站电能质量状况:电压不平衡度平衡度不应超过饵，短时不得超过锁，频率偏差不应超过+0.2Hz。7. 全面核查电站各 PT 、CT 的幅值、相位及极性，进行主变高、低压侧二次电流六角图测试。8. 全面检查自动装置、保护装置、测量装置、计量装置、仪表、控制电125、源系统、故障录波装置的工作状况。9. 全面检查监控系统与各子系统、装置的上传数据。10.检查与调度通讯、传送数据等正常。9.6 并网光伏电站试运行1. 完成上述试验内容经验收合格后，光伏电站具备带负荷运行条件，开始进入试运行；2. 全面记录运行所有参数；3. 运行中密切监视关键部位的温度；4. 在试运行中，由于相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始试运行，中断前后的运行时间不得累加计算；5. 消除并处理试运行中所发现的所有缺陷。9.7 并网光伏电站检修消缺 做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到长期稳定运行的要求。9.8 交接与投入运126、行并网光伏电站通过试运行 240h 并经处理所有缺陷后，按区向生产管理部门移交，应按合同规定及时进行相关机电设备及土建工程及建筑物的移交，并签署光伏电站设备的初步验收证书及移交证书，同时计算相关设备的保证期。9.9试运行安全保证措施及规定1. 试运行措施 (1) 试运行工作在启动验收领导小组具体组织下，按审批的启动试运行程序进行，有专人负责试运行过程中的安全工作。(2) 所有工作人员要严格按各自的岗位职责、安全要求、工作程序进行工作，并证上岗，遵守各项安全规程，服从试运行指挥部统一领导。(3) 所有设备的操作和运行严格按操作规程、运行规程和制造厂技术文件进行。(4) 试运行期间严格执行“两票三127、制”制度。(5) 运行区域内严禁烟火，并配有齐全的消防设备，有专人检查监督。 (6) 试运行设备安装完成后，彻底全面检查清扫，无任何杂物。 (7) 设备区域道路畅通、照明充足，通讯电话等指挥联络设施布置满足试运行要求。 (8) 试运行区域内设置一切必须的安全信号和标志。(9) 投运设备区域按要求配置消防器材。 (10) 组织全体参加试运行人员进行安全规程、规范学习，严格进行每项试验前的安全交底。(11) 试运行设备按要求统一编号、挂牌，操作把手操作方向做明确标志。 (12) 保持电气设备和电缆、电线绝缘良好，保证带电体与地面之间、带电体与带电体之间、带电体与人体之间的安全距离。(13) 电气设128、备设置明显标牌，停电检查时检查部位的迸出开关全部断开，并设有误合闸的保护措施，装设临时接地线，悬挂有人工作、禁止合闸、高压危险等标志牌。(14) 试运行操作，严格执行操作票制度。 (15) 做好试运行现场安全保卫工作。 (16) 试运行期间各设备室、箱变加锁。2. 试运行规定 (1) 试运行人员必须纪律严明，工作中必须服从命令听指挥。 (2) 涉网设备的操作必须服从电网调度命令。(3) 试运行人员不得无故缺勤、迟到、早退，临时离开工作岗位必须经本值值长同意。(4) 试运行人员必须熟悉运行设备，了解试运行试验程序，参加试运行试验安全技术交底会。(5) 试运行人员必须明确各自的工作职责，了解和掌握129、所辖运行设备的用途、性能、 主要参数、操作方法及事故处理办法。(6) 试运行人必要按时 记录各表计的有关读数，详细记录各项试验的试验时间、有关数据、缺陷及处理结果。(7) 试运行人员要定时巡检所辖设备的运行情况，发现异常立即报告。(8) 试运行值班交接必须在工作岗位进行，交接班记录填写真实详细、特别时对设备缺陷、试验进展情况、注意事项要交代明确。(9) 试运行的各项操作命令必须而且只能由试运行指挥下达，指定操作人员操作，其他人的命令均不予受理。(10)试运行的各项操作严格执行工作票、操作票制度，各项操作必须有操作人和监护人。(11)试运行人员不得私自操作任何设备，要作好设备的监护工作，防止非运130、行人员乱动设备，运行区域设备缺陷处理时严格办理工作票。(12)试运行出现紧急情况时、试运行人员要保持镇定，严守工作岗位，严格服从命令听指挥。按照指挥指令处理紧急情况。10工程验收10.1 相关责任1. 负责本工程范围内所有设备、系统的交接验收并配合发包人完成竣工验收工作。2. 负责整个工程项目所属资料的组卷、归档、移交。3. 负责除设备外的专用工器具、材料、备品的回收移交。4. 负责整个工程工期及缺陷责任期内设备缺陷的消除，以及为进行此类工作涉及的 安全，包括遗留问题的后续处理。5. 配合光伏电站建设工程所属各项专项工程验收。6. 在已移交设备区域、运行设备附近活动或运行设备的关联作业时严格执131、行生产运 行单位管理要求。10.2 验收提交的文件1. 单元工程验收承包人向监理人提交单元工程质量评定表，以及该单元工程工序施工和检查记录、工序合格证、调试报告等资料和文件。2. 分部工程验收承包人应在提供各单元工程验收时提供的资料和文件的基础上，还应提交全部的竣工图纸、资料和文件，以及分部工程施工报告。3. 施工(竣工/完工/)报告应包括以下内容:(1)工程概述；工程范围；主要工程量； 施工主要节点及施工时段；主要施工过程 (包括主要工艺、试验)；单元验收情况及评定情况，包括主要检测数据；各项验收报告(或鉴定意见)的主要结论；(2) 对各项验收报告所提主要问题和建议的处理情况；(3) 施工过132、程中设备缺陷处理及设计变更实施情况；(4) 验收时未能同步进行验收而遗留的单项工程的验收计划安排；(5) 总体质量评价及结论；(6) 发包人及监理人要求提交的其它资料、报告；(7) 经批准的竣工验收申请报告；(8) 竣工图纸及修改通知；(9) 设备安全操作规程及设备资料。10.3 验收阶段划分1.工程进展的验收 (1) 初步验收指合同设备累计240小时发电试运行后的验收。(2) 完工验收 各单位工程验收已完成，承包人完成了本合同项下的所有义务。个别项目无法完成时要经过发包人和监理人的批准。 (3) 启动验收 承包人完成分部工程中相关工程的安装及试验，光伏电站投入运行前进行的验收。包括光伏电站首133、次启动至累计240小时试运行结束的全部过程。(4) 交接验收各分部工程的相关设备通过 240 小时试运行，并进行交接检查，承包人对缺陷处理完毕后，与运行单位办理设备交接而进行的验收。(5) 竣工验收 按项目核准文件和设计规定完成光伏电站各单位工程验收以及各专项工程验收后进行的验收。个别项目无法进行时应经验收主持单位的批准。2. 验收程序 (1)工程过程中，每道安装工序、单元工程、分部工程、单位工程以及工程进展的验收，根据质量管理体系并依据规范、设备供应商技术文件等进行自检和复检后报送监理工程师按相关程序验收。(2 ) 验收根据施工工程进度、采购物资和设备进厂时间，采取测量、试验手段等，通过巡检、全部检验或抽样检验的方法，对工程项目实施过程、中间产品和成品进行验收。(3) 验收以单元工程为基础，工序为控制重点，进行全过程跟踪管理。(4) 单元工程验收，单元内所有设备安装调试完毕、自检合格、验收资料准备齐全后，报请监理工程师，对单元工程验收后，进行质量评定。(5) 单位工程验收、分部工程验收按照规定的程序进行验收。(6) 启动验收在需要投运的方阵投入前进行，各分项工程验收合格，验收资料准备齐全后，验收主持单位或其委托单位主持，验收委员会负责，对该阶段考核验收。(7) 完工验收、初步验收、最终验收、交接验收、竣工验收、专项验收根据工程进展，按照规定的程序进行验收。