1、xx60MWp光伏电站项目电气施工方案编制人： 审核人： 审批人：1电站概况xx新能源有限公司60MWp光伏电站项目，项目位于洛阳市新安县五头镇，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。距洛阳市40km，距310国道 15km，距连霍高速10km，；区域内既有南北向道路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。xx60MWp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1MVA35/02、.315kV变压器，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)。施工重要有110kV升压站内建(构)筑物重要涉及主控楼、35kV配电室、110kVGIS、SVG、消弧接地变、施工用水井和组件区域基本等。2 环境条件新安县位于东亚季风气候区，属暖温3、带大陆季风气候，四季分明，干湿季节明显，光照充分。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 环境数据记录序号项目名称记录值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平均值 ()31.86累年最冷月平均最低气温平均值 ()-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4、 （mm)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 交通运送新安县距离洛阳较近，区位优越，交通便利。距离洛阳北郊机场20km，距省会郑州北1005、km，穿境而过陇海铁路、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都市交通网。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。太阳能电场设备重要是电池组件、钢支架、变压器等，这些设备可通过汽车运送方式运至电场，因此本工程交通运送只考虑公路运送条件。工程建设地点距离新安县仅6km，距离通往五头镇 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运送能力，具备便利公路运送条件。厂区大门朝西，直通既有道路。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6、清点资料、合格证、附件、备品备件等与否齐全，检查设备固定螺丝、元器件、端子、线头、标签等有无脱落，构造有无裂纹。2. 设备安装(1)汇流箱安装按有关技术规范及设备供应商技术规定进行安装，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) 设备接地及其他有关技术规范规定进行。(3) 电缆安装按有关技术规范规定进行。(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，连接导线应尽量短直，且连接导线截面积不不大于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7、连线，最后拧紧外侧防水端子。(6) 输入输出均不能接反。(7)进线电缆截面普通为 2X4mm2，出线电缆缆芯截面2X95mm2，通信电缆为屏蔽双绞线。3. 汇流箱实验 现场实验涉及如下：(1) 直流电缆绝缘测试。(2) 熔断器测试。(3) 通信检查。(4) 电源检查。(5) 绝缘电阻测试。(6) 汇流箱显示及控制功能实验，涉及汇流箱信息显示功能、与计算机监控系统信息上传功能等。4. 汇流箱验收 验收具备条件：(1)电缆布置整洁无交叉，标记、标牌齐全对的。 (2) 外观干净、无灰尘。(3) 电缆防护管整洁、无损坏。验收资料:提交安装记录：现场调试、实验记录。 5逆变器安装调试每台1000kW逆变8、器构成一种lMW单元，连同直流配电柜构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，与相应500kW并网逆变器匹配；每台逆变器与24台汇流箱构成1MW逆变单元。1. 施工前准备要充分 施工前技术人员进一步现场，检查逆变器关于土建基本工程完毕状况要符合逆变器安装规定，施工现场道路畅通清洁，施工现场照明照度达到规定，土建预留电缆沟符合设计规定。 深刻理解设计技术规定及要点，对施工细节做到心中有数，充分考虑施工中难点，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. 逆变器倒运及就位 由于逆变器基本交面时间不一致导致预装式逆变器不能按照每个方阵数量卸车到指9、定基本面上，且预装式逆变器是相对体积较大重量较大集装箱设备，如逆变器基本交面及时，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本旁，尽量减少设备二次倒运，节约成本，并做好设备防护工作。3. 预装式逆变器就位与电缆安装 逆变器采用整体吊装，在逆变器基本交面完好后可以直接吊装就位。预装箱设立电缆进出口，依照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毕。4. 逆变器调试 (1)现场实验项目吹口下:1) 并网电流谐波、直流分量实验2) 逆变器显示及控制功能实验，涉及逆变器信息显示功能、与计算机监控系 统信息上传功能10、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抗扰度实验5) 过/欠压实验6) 过/欠频实验7) 恢复并网实验8) 过流保护实验9) 防反放电保护实验10)极性反接保护实验11)过载保护实验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)其他实验及测试(2) 实验环节: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送电已经完毕。2) 合低压交流柜侧空开，用11、万用表在逆变器侧测量网侧电压和频率与否满足并网要 求(电网线电压容许范畴：AC250V-362V(额定电压AC270V，电网频率容许范畴:47.5Hz-51.5Hz) (招标文献预装式逆变器技术规范书规定)。3) 闭合并网逆变器电网侧开关，在直流侧断路器断开情说下，观测并网逆变器上电和 LCD 监控界面显示状况，留意并网逆变器启动与否正常，与否符合并网规定。4) 先任意合上直流配电柜至并网逆变器之间一种直流输出开关，在并网逆变器侧检查直流电压极性与否对的，直流电压与否满足逆变器并网需求。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，启动逆变器进行虚拟并网，查看逆变器控制软件12、某些与否工作正常。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，进行小功率状况下逆变器运营测试。7) 合上直流配电柜所有接入汇流箱直流开关，在大功率状况下查看逆变器运营状况。8) 功能测试:通过按键操作，测试逆变器开关机测试;运用紧急停机按钮，测试逆变器紧急停机与否正常。检测电流电压与实际相符，功率显示对的。6 箱式变压器安装、高压电缆敷设及实验1.施工前准备 施工前技术人员进一步现场，检查与箱式变压器关于土建基本工程完毕状况要符合箱式变压器吊装规定，施工现场道路畅通清沽，施工现场照明照度达到规定，土建预留电缆洞符合设计规13、定。箱式变压器基本土建施工遗留物清理干净，满足安全文明施工规定。电缆敷设时准备好足够施工人员。2. 箱式变压器安装前检查 设备本体安装位置对的、附件齐全、外表清洁、固定可靠、操作机构、闭锁装置动作灵活，位置批示对的、油漆完整、相色标志对的、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规定和有关规范原则规定。(2) 承包人应充分考虑施工期间现场安全、消防办法，为满足上述办法应配备相应设施、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，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。箱式变压器运送、装卸、就位14、过程中承受三个方向冲击力不超过3g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储存、保管工作。(5) 技术准备：箱式变压器实验合格证明书，涉及电气实验和变压器安装阐明书；变压器安装作业指引书；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本具备吊装就直接吊装就位，不具备吊装将其吊至基本旁边做好防护，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规定。5. 箱式变压器实验 对于箱式变压器有关测试，将按照电气装置安装工程电气设备交接实验原则GB50150- 有关规定，完毕对箱式变压器箱变变15、比误差测试、直流电阻测试、绝缘检查、变压器主体某些工频耐压测试以及完毕对箱式变避雷器绝缘电阻测试、直流参照电压测量和 75%直流参照电压下直流泄露电流测量，并及时对箱式变各项功能进行测试。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、详细途径也不同样，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，完毕后可以进行电缆高压实验。7. 高压电缆头制作及实验(1)电缆敷设完毕后，进行终端头制作。电缆终端头是 35kV16、 电压级别，制作时一定要注意质量和美观，高压电缆终端所有采用 35kV 冷缩高压电缆终端，其特点如下：1)全冷缩技术:全套产品采用最先进全冷缩技术，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，保证优良绝缘性和高恢复弹性，安装后始终保持对电缆本体适当径向压力，使内界面结合紧密，不会因电缆运营时呼吸作用而产生电击穿。3) 密封性好:中间接头采用独有三重密封工艺，加上硅橡胶优良密封性及憎水性，杜绝因大气环境导致运营事故。4) 安装简便:应力锥安装尺寸加长，容许更大安装尺寸偏差，减少安装失误。安装时无需特殊培训17、，只要按照安装阐明书即可精确操作，不必动火和使用特殊工具，大大减少由于操作不当导致质量事故。5) 运用广泛:抗污秽、耐老化、憎水性好，具备优越耐寒性能，特别合用于高海拔地区、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，特别注意单相电缆外部半导体层距离，保证电缆在带电后不产生放电现象。高压电缆夕阳层一端必要可靠酬，而另一端也蹦出接地电缆线，按照工艺原则规定认真制作。以防电缆终端炸裂事故。解决好绝缘表面。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) 电缆电气实验按照电气装置安18、装工程电气设备交接实验原则 GB50150-有关规定规定进行，并符合有关技术规范规定。1) 实验目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实验手段。2) 实验范畴是每一根高压电缆。3) 实验采用仪器有串联谐振设备，5000V兆欧表，局部放电测试仪。4) 实验办法是按照实验仪器阐明书接好测试线，耐压前一方面实验设备应空升至额定电压检查实验设备与否完好和满足规定，空升完毕后，将两相接地对未接地项进行升压至规范规定，耐压1h应无异常，同样办法完毕其他两相。耐压实验先后，应分别测量每相绝缘电阻，记录并保存实验成果。5) 实验接线时应注意接线牢固，实验时要将接19、地线连接可靠。耐压完毕后应对试品放电。6) 在整个实验期间试品及其内部绝缘支持元件不发生不可恢复击穿及闪络现象，则试品交流耐压实验合格。7 电缆敷设和接线施工方案1.施工准备(1) 技术准备1) 电气专业技术人员依照施工图规定和技术规定以书面形式向施工人员进行技术交底。全面理解电缆敷设来路和用电设备方位及进线方式。敷设顺序应是先远距离，后近距离。依照设计和电缆实际状况，合理安排，避免挥霍和接头。2) 电气专业技术人员密切与土建专业人员技术人员配合，解决施工交叉影响或互相矛盾问题，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20、作业工具，惯用工具由电工自已保管使用，专用大型机具由班组保管。4) 现场加工须设立专用工作台，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级别应符合设计规定，并有产品合格证。2) 每轴电缆上应标明电缆规格、型号、电压级别、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) 其他附属材料:电缆盖板、电缆标示桩、电缆标志牌、油漆、21、汽油、封铅、硬脂酸、白布带、橡皮包布、黑包布等均应符合规定。(3) 重要机具准备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系)。(4) 作业环境准备1) 土建工程应具备下列条件:预留孔洞、预埋件符合设计规定、预埋件安装牢固，强度合格。竖井及人孔等处地坪及抹面工作结束，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。放电缆用脚手架搭设完毕，且符合安全规定，电缆沿线照明照22、度满足施工规定。2) 设备安装应具备下列条件变配电室内所有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，并检查合格。2、施工办法 (1)电缆出库1) 电缆出库应依照施工图认真核对需出库电缆规格、型号、数量与否符合设计规定，且应标示清晰。电缆盘外观完整无损，合格证等产品文献齐全。对由多根电缆缠绕在同一种盘上电缆盘，应记录其内外层电缆长度和缠绕顺序，以利于合理安排敷设。2) 电缆出库运送过程中，采有机械吊装和运送，禁止将电缆盘直接由车上推下，同步电缆盘不应平放运送和贮存。短距离运送可采用滚动电缆盘办法，但必要顺着电缆盘上箭头批示或缠缠紧方向滚动。3) 23、电缆出库后应集中分类存储，尽量存储在开始敷设电缆处就近。盘问留有通道，存储处不得积水。(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、电压级别均符合设计规定，外观无扭曲、坏损及漏油、渗油等现象。2) 电缆敷设迈进行绝缘摇测或耐压实验。绝缘电缆，测试不合格者，应检查芯线与否受潮，如受潮，可锯掉一段再测试，直到合格为止。检查办法是：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，油浸纸绝缘电缆应及时用焊料(铅锡合金)将电缆头封好。其他电缆应用橡皮包布密封后再用黑包布包好。3) 放电缆机具安装:采用机械放电缆时，应将机械选好恰当位置安装，并将钢丝绳和滑轮安装24、好。人力放电缆时将滚轮提前安装好。4) 暂时联系指挥系统设备:线路较短或室外电缆敷设，可用无线电对讲机联系，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系，简易电话作为全线联系，手持扩音喇叭指挥(或采用多功能扩大机，它是指挥放电缆专用设备)。5) 在桥架或支架上多根电缆敷设时，应依照现场实际状况，事先将电缆排列，用表或图方式划出来。以防电缆交叉和混乱。6) 冬季电缆敷设，温度达不到规范规定期，应将电缆提前加温。7) 电缆搬运及支架架设:电缆短距离搬运，普通采用滚动电缆轴办法。滚动时应按电缆轴上箭头批示方向滚动。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25、松驰。电缆支架架设地点应选好，以敷设以便为准，普通应在电缆起止点附近为宜。架设时，应注意电缆轴转动方向，电缆引出端应在电缆轴上方。 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规定。2) 电缆在沟内敷设应有适量蛇型弯，电缆两端、中间接头、电缆井内、过管处、垂直位差处均应留有恰当余度。3) 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，应采用符合原则连接管和接线端子，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1.2-1.5倍。采用压接时，压接钳和模具应26、符合规格规定。（2）制作电缆终端和接头前，应熟悉安装工艺资料，做好检查，并符合下列规定:1) 电缆终端与电气装置连接，应符合现行国标电气装置安装工程母线装置施工及验收规范关于规定。2) 制作电缆终端与接头，从剥切电缆开始应持续操作直至完毕，缩短绝缘暴露时间。剥切电缆时不应损伤线芯和保存绝缘层。附加绝缘包绕、装配、热缩、冷缩等应清洁。3) 35kV 及如下电缆在剥切线芯绝缘、屏蔽、金属护套时，线芯沿绝缘表面至近来接地点(屏蔽或金属护套端部)最小距离应符合规范规定。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27、表面，屏蔽端部应平整。5) 装配、组合电缆终端和接头时，各部件间配合或搭接处必要采用堵漏、防潮和密封办法。铅包电缆铅封时应擦去表面氧化物;搪铅时间不适当过长，铅封必要密实无气孔。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洁。1)盘柜、箱配线须知线芯绑扎应整洁一致，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以便施工接线、查线和将来检修，尽量避免浮现特大把束。无论如何排列，如何绑扎均应掌握尽量紧凑、整28、洁、美观实用又简朴易行。每个盘拒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。电缆备用芯长度应能保证接一盘内最远一种端子为宜。二次配线必要进行校直解决，芯线进入端子前应手工依次弯曲成弧度相似一排，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。每个端子排一侧普通只接一根导线，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29、时，中间应加平垫片。二次配线终端应按设计规定使用线鼻或线叉，当设计无规定期应按规范进行，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解决，禁止弯圈时伤及线芯。线芯应压接牢固，禁止浮现虚接现象，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。二次接线必要使用统一号头，号头打字必要使用号头打字机，号头笔迹清晰且不褪色。用于静态保护、控制逻辑等回路控缆屏蔽层、带、芯应按设计规定方式可靠接地。光缆在厂家代表指引下进行作头、实验、连接。2)二次配线技术规定按图施工，接线对的，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30、得超过两根；电流回路截面不不大于2.5m2，控制回路不不大于2.5mm2；配线应排列整洁美观，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；不同电压级别配线，应分开走线；不同电压级别配线，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，接头按技术规范规定焊接；电缆穿盘、绑扎、固定可靠；电缆屏蔽层接地可靠；电缆洞应按规定使用耐火材料封堵；工完场清；盘柜设备编号标记对的醒目。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、型号及电压级别。(3) 直埋电缆迸出建筑物、电缆井及两31、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，直线段应恰当增设标志牌。6、管道内电缆敷设：在下列地点，电缆应有一定机械强度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如下一段。(3) 其他也许受到机械损伤地方，保护管埋入非混凝土地面深度不应不大于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) 穿入管中电缆数量应符合设计规定:交流单芯电缆不得单独穿入钢管32、内。(7) 在电缆线路途径上有也许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、虫鼠等危害地段，应采用保护办法。8 110kV 升压站内电气设备安装本工程新建一座 110kV 升压站，xx60MWp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1MVA10/0.315kV 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。重要有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。833、. 1 主变压器设备安装8.1.1 重要施工方案1、施工准备 (1)施工前期准备1) 依照国标及制造厂安装阐明书编写施工技术办法报监理审批。2) 依照图纸核对主变压器室轨道高程和中心与否满足规范规定。3) 在主变基本混凝土施工过程中，埋设卷扬机地锚，强度应满足规定。4) 组织所有施工人员熟悉图纸和安装阐明书，并进行详细技术交底。(2)施工设备准备1) 依照已批复施工办法准备安装过程中所需设备、工具和材料。如真空滤油机、真空泵等，使其处在良好备用状态。2) 制作竖立放置主变套管专用支架，支架应结实可靠。3) 制作暂时绝缘油罐，准备好绝缘油解决用滤油设备及管路，所有清扫干净。(3) 施工现场准备134、) 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，不影响施工地方。3) 组织专人检查和清理主变运送段通道、运送轨道，变压器运送用地锚、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) 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，实验成果应符合安装使用阐明书和关于国标规定。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办法对器身加温以提高器身温度。(4) 接好热油循环油路系统35、。运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、无风尘环境下进行，周边环境温度不底于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有关规定。(2)用真空滤油机从油箱中抽出绝缘油至备用油罐内，排油时将干燥空气发生装置接在变压器顶部碟阀上，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不大于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不不大于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。检查解决36、每个项目均由制造厂代表签字承认，并做好记录。进入器身内检查人员所有穿戴清洁专用工作服，工作帽和口罩，带入工具所有登记编号，内检完毕依照记录 核对工具与否齐全。(3) 内检过程中，同步进行升高座、套管、导气联管等附件安装。内检完毕后，先清理干净油箱内部所有杂物等，再用合格绝缘油冲洗油箱底部，并把残油排净，封闭进人孔法兰。4. 附件安装 (1)储油柜安装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37、，对称拧紧紧固螺栓。与油管连接口用暂时盖板封堵。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所有螺栓。5)储油柜吊装结束后，安装油表，油位表动作灵活，批示对的，油位表信号接点位置对的，绝缘良好。(2) 套管升高座安装1)升高座安装前，在地面用无水酒精清洗内壁。2)拆除变压器器身升高座底座法兰暂时盖板，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规定。-5. 安全装置安装 安装前，检查安全气道隔膜，隔膜应完整，信号接线对的，接触良好，阀盖和升高座内部清洁。密封良好，压力38、释放装置接点动作精确，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，及时将其吊至安装部位，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变压器油进行冲洗，按厂家技术资料进行安装、实验。7. 高、低压套管安装 (1)按主变套管关于尺寸，制作套管暂时支架。(2)安装前，先将套管竖立吊装到暂时支架上，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测量。实验合格后方可吊装。(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，打开两端封盖，用细铅丝绑白布蘸无水酒精清洁管路内壁。 (239、)能提前连接管路，尽量在地面提前连接好。(3)管路清洗干净后，用暂时盖板封好存施。(4)管路安装前，按出厂时在管路法兰上打钢号用油漆编号。(5)管路连接前，涂抹密封胶，安装密封圈，调节好位置，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，控制拒体垂直度等误差，应满足有关规范规定。 (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，配线应整洁、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，其顶盖上标志箭头应指向储油柜，与连通管连接良好:温度40、计安装前应校验合格，信号接点动作对的，绕组温度计按厂家规定整定，顶盖上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毕后，应及时密封抽真空达到厂家容许值，保持到厂家规定期间后，对主变进行真空注油；注油前，做绝缘油实验，其指标应符合厂家规定值或国标规定；对输油管路、阀门抽真空检漏检查；打开冷却器所有进出口阀，启动滤油机调节进出油流量、使其油流速度不不不大于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41、环，热油循环时间不少于制造商规定期间。热油循环油温按安装阐明书和关于原则规定控制。热油循环完毕后，按规范规定期间静置，然后取变压器本体油样实验，其成果满足安装阐明书和国标电气装置安装工程电气设备交接实验原则规定。12. 补充注油 热油循环结束后，通过真空滤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阐明书规定期间进行静置。静置后打开所有本体及附件上放气塞再次放气，将器身内气体排尽，储油拒按安装阐明书排气。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实验。详细办法:从储油42、柜胶囊入气管处用纯度不不大于99.9%氮气加压，使油箱盖上承受O.03MPa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，瓷铁粘合牢固。隔离开关操动机构零部件应齐全。经清扫、检查、实验后确认设备完好。2.避雷器安装 避雷器组装应按照出厂编号和顺序进行，不得混装。各连接接触面解决应达到厂家规定。避雷器放电计数器动作对的，接地可靠。3. 接地开关安装 接地开关操动机构安装牢固，机构动作平稳，无卡阻、冲击等异常状况，分闸状态时触头拉开角度应符合产品技术规定。垂直度应符合制造厂规定43、。4. 主变压器专项电气实验 (1)安装前实验1) 接地套管绝缘检查；2) 三相及中性点高压套管实验(绝缘电阻值、介质损耗角正切值）；3) 避雷器实验(绝缘电阻值、直流耐压实验)；(2)安装后实验1) 测量绕组连同套管绝缘电阻、吸取比、极化指数；2) 绕组连同套管直流电阻测量；3) 检查变压器所有分接开关抽头变压比，进行分接开关切换装置检查和实验，开关切换装置应和实际档位相相应；4) 检查和测量变压器三相接线组别；5) 绕组连同套管介质损耗角正切值测量；6) 绕组连同套管直流泄漏电流测量；7) 铁芯绝缘各紧固件及铁芯接地线引出套管与对外壳绝缘电阻测量。采用2500V兆欧表测量，持续时间一分钟应44、无闪络及击穿现象，安装实验完毕铁芯必要为一点接地；8) 绝缘油实验；9) 主变压器局部放电实验；10) 主变压器测量绕组变形实验；11) 绕组连同套管交流耐压实验；12) 主变压器中性点接地开关实验；13) 主变压器中性点避雷器实验；14) 保护设备传动实验；15) 冲击合闸实验；16) 变压器相位检查，变压器相位必要与电网相位一致；17) 制造厂家安装阐明书规定其他实验项目。(3) 主变压器中性点设备实验1)中性点接地开关安装完毕后现场实验应按照制造厂技术文献规定和GB50150 关于规定进行。现场实验项目如下:测量绝缘电阻；导电回路电阻测试；操作机构实验；制造厂家安装阐明书规定其她实验项目45、。2)中性点避雷器安装完毕后现场实验应按照制造厂技术文献规定和 GB50150 关于规定进行。现 场实验项目如下:测量绝缘电阻；测量电导或泄漏电流，并检查组合元件非线性系数；测量金属氧化物避雷器工频参照电压或直流参照电压；检查放电计数器动作状况及避雷器基座绝缘；电流互感器实验；测量绕组绝缘电阻；互感器绕组交流耐压实验；测量电流互感器励磁特性曲线；检查互感器极性；检查互感器变比。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) 柜体就位后进行调节。按设计图编号，可先将某一中间位置开关柜定位并调好水平、垂直后以此作为原则再精准地调节左右边相邻第一种柜，逐次调节46、完。(2) 开关柜水平调节可用水平尺测量。垂直调节，采用柜顶挂线锤办法调节、测量。(3) 调节好开关柜，应柜面一致，排列整洁，柜与柜之间应用螺栓拧紧，无明显缝隙。(4) 开关柜水平误差应不不不大于1/1000，垂直误差不不不大于其高度1.5/1000。(5) 调节完备再所有检查一遍，质量合格后用电焊(或连接螺栓)，将开关柜底座固定在基本槽钢上。如果电焊时，每个柜焊缝不少于到处，每处焊缝长度约100mm左右。为了美观，焊缝应在柜体内侧。焊接时，应把垫于柜下垫片电焊在型钢上。(6 ) 开关柜调节结束后进行柜内母线连接及二次配线。2. 现场检查和实验项目 (1) 测量绝缘电阻；(2) 测量每相导电回47、路电阻；(3) 绝缘电阻测量和交流耐压实验；(4) 测量断路器分、合闸时间；(5) 测量断路器主触头分、合闸同期性；(6) 测量断路器合闸时触头弹跳时间；(7) 断路器电容器实验；(8) 测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈绝缘电阻和直流电阻；(9) 断路器操作机构实验；(10) 电流互感器和电压互感器实验；(11) 表计校验； (12) 测控单元检测；(13) 备自投实验；(14) 操作联动实验；(15) 熔丝实验；(16) 避雷器实验；(17) 消谐器实验；(18) 制造厂安装阐明书规定其他实验项目。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48、电缆敷设途径、电缆走向，进行技术交底。检查预埋电缆管畅通无堵塞;电缆施工现场要配备必要照明、施工电源等。(2) 在35kV 电缆敷设前，核对精确所敷设电缆型号与图纸一致，按设计和实际途径计算出每根电缆长度，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，拟定联系方式。(3) 准备35kV电缆敷设所需设备、工具和材料。2. 35kV 电缆装卸与运送(1) 35kV电缆在设备存储区用汽车吊装车，施工部位用汽车吊卸车，装卸时在电缆盘孔心穿一根钢管，在钢管两端套上钢丝绳起吊，不容许将钢丝绳直接穿入电缆盘孔中起吊，以免损伤电缆。(2) 电缆盘装车运送过程中禁止平放，禁止将电缆盘直接由49、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，禁止平放。滚动电缆盘时顺着电缆盘上箭头批示或电缆缠紧方向。(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，走向符合设计规定，敷设电缆应排列整洁，不得有交叉或弧垂过大现象，每放一根固定一根，在拐弯处及其他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电缆桥架上，动力电缆应在控制电缆上面。(6) 电缆敷设完后应在电缆首端、尾端、转弯及50、每隔50m处，设立标记牌。(7) 电缆埋设时沿电缆全长上、下紧邻侧铺以不不大于lOOmm厚软土和沙层，深度应不不大于 O.8m。铺砂盖砖并设立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度倾斜敷设电缆，在每个支架上或桥架上每隔2米处；2) 水平敷设电缆，在电缆首末两端及转弯、电缆接头两端处。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。高压电缆外护层一端必要可靠接地，而另一端也要留出接地电缆线，按照工艺原则规定认真制作。解决好绝缘表面，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51、，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半导电层残留物质。8.3 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) 依照关于国标及制造厂安装阐明书编写施工技术办法，上报监理审批。2) 由专业测量人员按照图纸精确放出 GIS 各问隔母线筒、断路器等设备基本高程、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阐明书，进行技术交底。4) 设备到货后，会同厂家代表和监理工程师依照供货清单共同开箱清点，检查设备型号、规格、数量与否与合同文献规定相符。同步检查设备外完有无变形、碰伤等，并作好记52、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，在未安装前用塑料布包好，装有附件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，都处在良好备用状态。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空地处搭设暂时工具间，作为设备附件、施工材料、零部件存储间。并在现场配备一套施工电源，作为 SF6回收装置、真空泵、电焊机以及室外出线设备安装用施工电源。4) 准备出线设备53、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. 施工工艺细节阐明(1) GIS 设备基本安装依照设计桩号、高程，安装调节GIS设备基本型钢、钢板，使其水平误差2mm，垂直误差3mm。二期回填后必要由专业测量人员进行复测。安装前对设备基本进行清洁，并由专业测量人员将设备基本中心点做好。(2) GIS 设备安装1) GIS 设备在二楼房建基本尚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，起吊时必要用尼龙吊带，吊点位置要通过厂家技术人员允许或按厂家阐明书规定。GIS设备安装调节以断路器间隔为基准，别的设备逐次调节安装。2) 封闭式组合电器断路器间隔就位后，回收封闭式组54、合电器在运送过程中预充气体，将盆式绝缘子保护罩取下，用无毛纸仔细清理好密封面，密封圈。一方面将其调节到安装位置，使设备中心线和母线筒中心线与测量所放线一致。安装时，应以母线筒为基本，逐级安装，将其初步固定在基本上，用水平尺校正母线筒水平度，如果不水平，在设备底座和基本间用调节垫调节。必要时调节母线筒下螺杆，使其达到规定。调节完毕后，将该间隔设备底座与基本槽钢用电焊焊牢。3) 将与断路器间隔相连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，重要是将导体头和与之相连梅花触头接触面擦洗干净。同步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55、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。同步在母线筒外壳连接法兰上螺孔中插入导向棒。到一定距离时，穿入连接螺栓，并将连接螺栓紧死。注意紧固 螺栓必要使用力矩扳手，力矩大小应符合产品安装阐明书规定规定，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，密封面也应按上述办法作同样解决。并恰当调节金属伸缩节上螺杆，变化金属伸缩节两法兰面间距离，用以吸取由于安装基本水平或安装孔距超差导致安装误差，金属伸56、缩节调节好后应将金属伸缩节两法兰外部螺母拧紧。5) 对GIS中罐体法兰与盆式绝缘子连接、罐内导体与绝缘件连接应用专用力 矩扳手紧国螺栓，避免螺栓紧固过度或局限性，对于竖直安装盆式绝缘子，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，由于紧固和松开螺栓时，也许会产生金属异物，应防止这些杂质落入罐内。别的间隔安装办法同上。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，除去盆式绝缘子保护罩，并用无毛纸蘸无水乙醇仔细擦洗盆 式绝缘子表面及内嵌导体表面，以保证其连接密封及导体可靠接触，并57、装上密封 圈。8) 安装密封圈 拆下密封面保护罩，检查密封面和密封槽表面粗糙限度及与否有碰伤，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， 如有此类状况应及时更换。在用无毛纸清理密封圈时不可用力拉伸，且禁止使用无水乙醇， 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 完毕后，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卡环拆分并取出绝缘子吸附袋，扔掉吸附袋里面吸附剂，并安装厂家技术规定放入新吸附剂。在吸附装置内从吸附剂开始，隔网片、卡58、环等顺序重新组装。使用后剩余吸附剂应装入专用袋子里密封后放入专用容器保管。10) 出线套管安装出线套管应在各某些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解决好。3.GIS 辅助设备安装(1) 装配各气室单元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阐明书规定。(2) 装配断路器操动机构分合闸用操作管路等，保证操动机构管道内部清扫干净，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导电连接板要连接牢固。 按照规定在底座接地螺栓处接好接地线。59、4. 抽真空 (1) 每个气室安装结束，所有封闭后，连接好抽真空用专用管路，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，并确认其真空度与否维持在1mmHg如下。(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，找到漏气点并解决合格后，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某些，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60、缘子。(4)抽真空时必要有专人监护，如果真空泵由于电源中断或其她不可预见因素半途停泵时，应及时关闭气室充气阀。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一半如下即可。6. GIS 现场调试 (1) 调试前检查工作GIS 设备与否固定牢固，各连接螺栓与否拧紧，各截止阀与否处在工作位置，各种仪表批示61、与否正常，接地线与否有效接地，SF6气体压力与否达到规定值。(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不大于8ppm合格。在安装后进行SF6组合电器各气室检查，有电弧分解隔室应不大于150ppm，无电弧分解隔室应不大于250ppm，微量水分含量测量应在封闭组合电器充气24小时后进行。(3) 密封实验采用敏捷度不低于10-7MPacm3 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实验1) 断路器在电动操作之前先用手力操作杆进行62、慢分、慢合操作二次，应无卡阻现象。 然后按照厂家规定进行机械操动实验和机械特性实验。操作实验应动作正常，机械特性实验应符合厂家出厂文献规定。2) 隔离开关和接地开关机械特性实验 隔离开关和接地开关分、合闸时间、速度应符合厂家出厂文献规定。 (5) GIS 组合电器专项电气实验110kV GIS 设备现场实验项目:1) 测量主回路导电回路电阻；2) 主回路耐压实验；3) GIS 回路局部放电测量实验；4) 密封性实验；5) 测量SF6气体微量水含量；6) 封闭式组合电器内各元件实验；7) 组合电器操作连锁实验；8) 气体密度继电器、压力表和压力动作阀校验；9) 局部放电测量实验；10) 辅助回路63、绝缘实验；11) 控制保护设备调试；12) 用于关口计量互感器(涉及电流互感器、电压互感器和组合互感器)及表记必要进行误差测量，且进行误差检测机构 (实验室)必要是国家授权法定计量检定机构。8.4 升压站厂用电系统安装1. 施工准备 (1)技术准备 依照设计图纸及设备出厂技术文献，编制详细施工办法，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、埋件等位置精确，符合设计规定。3) 布置好施工用暂时电源及暂时照明、消防等设施。4) 清理安装现场，满足设备安装规定。 (3) 材料准备 依照施工状况，提前准备施工用工器具及所需材料。2.64、 设备运送、就位方案厂用电设备用10t载重汽车运至安装位置，具备条件直接运用汽车吊吊装就位，不具备条件将厂用电设备卸至就近位置，运用土法进行安装就位。3. 基本型钢安装 (1) 将型钢调直，按设计图纸切割下料，按规定除锈。 (2) 测量人员依照设计图纸进行放点。(3) 依照测量放点对的安装调平，不直度、水平度、不平行度符合有关技术规定。(4) 基本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. 低压抽出式开关柜实验项目 (1)测量低压电器连同所连接电缆及二次回路绝缘电阻；(2) 电压线圈动作值校验；(3) 低压电器动作状况检查；(4) 低压电器采用脱扣器整定；(5) 测量电阻器65、和变阻器直流电阻；(6) 低压电器连同所连接电缆及二次回路交流耐压实验；(7) 备自投调试；(8) CT 实验；(9) 表计校验；(10)联动实验；(11)与电站公用LCU 联动实验；(12)制造厂安装阐明书规定其他实验。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实验。2) 冲击实验共进行3次，冲击时注意观测保护动作状况。3) 检查低压侧相序。4) 进行24h空载负荷实验，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、测量装置电压、电流等数据。3) 依照设计规定极性备66、自投切换实验，应动作对的，切换时间符合设计规定。8.5 SVG (无功补偿系统)安装1.总规定本工程在35kV侧母线通过S11-M-1400/37 Dyn11安装-14Mvar14Mvar无功补偿装置一套，无功补偿装置应可以持续自动调节。SVG 整套装置必要要提供中华人民共和国电力科学研究院出具有关型式实验报告，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期采样，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，同步从主站接受无功调节控制指令，转发给控制柜， 进行远方调节和控制。10kV无功功率自动补偿装置厂家需派技术人员配合综合67、终端厂家现场联调。本工程设立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的，动态跟踪电网电能质量变化，并依照变化状况可自动调节无功在感性14Mvar容性14Mvar (平滑、迅速、无断点持续可调）输出(单套无功补充范畴-14Mvar14Mvar)，实现变电站在任意负荷下高功率因数运营。装置重要涉及：1套额定容量14Mvar 以大功率可关断电力电子器件构成逆变器为其核心某些SVG型静止无功发生器成套装置，并成套配备相应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。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68、，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技术规定，并规定达到如下技术指标：(1) 功率因数补偿在补偿容量足够前提下，35kV 母线进线点功率因数值为0.98。(2) 谐波规定在补偿容量足够前提下，注入系统谐波电流和35kV母线电压总谐波畸变率低于国标电能质量、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封堵重要涉及电缆沟阻火墙、电缆穿孔洞、电缆穿墙孔、高低压配电柜及控制柜底部开孔、电缆穿管等部位电缆敷设后防火封堵。1.施工准备 记录安装位置、安装方式，拟69、定所需有机堵料、防火涂料、防火包及具备相应耐火级别安装附件数量，进行材料准备工作。 核对施工图，确认各类封堵方式符合设计及规范规定：防火封堵材料必要具备国家防火建筑材料质量监督检查测试中心提供合格检测报告、并通过省级以上消防主管部 门鉴定，并获得消防产品登记备案证书。2. 作业办法 (1) 电缆沟防火墙1) 户外电缆沟内隔断采用防火墙。对于阻燃电缆，在电缆沟每隔 80100m 设立一种隔断；对于非阻燃电缆，宜每隔60m设立一种隔断，普通设立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，采用防火墙进行隔断。2) 防火墙安装方式:两侧采用10mm以上厚度防火隔板封隔、中间采用有机70、堵料、防火包堆砌，其厚度依照产品性能而定(普通不不大于250mm)。3) 防火墙内电缆周边必要采用不得不大于20mm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；底部必要留有两个排水孔洞，排水孔洞处可运用砖块砌筑。5) 防火墙必要采用热镀钵角钢做支架进行固定。6) 防火墙两侧电缆周边运用有机堵料进行密实分隔包裹，其两侧厚度不不大于防火墙表层20mm，电缆周边有机堵料宽度不得不大于30mm，呈几何图形，面层平整。7) 沟底、防火隔板中间缝隙应采用有机堵料做线脚封堵，厚度不不大于防火墙表层10mm，宽度不得不大于20mm，呈几何图形，面层平整。8) 防火墙上部电缆盖上应涂刷红71、色明显标记。 (2) 盘柜1) 在孔洞底部铺设厚度为10mm防火包，在孔隙口及电缆周边采用有机堵料进行密实封堵，电缆周边有机堵料厚度不得不大于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缝隙处做线脚，线脚厚度不不大于10mm，电缆周边有机堵料宽度不不大于40mm。4) 盘柜底部以10mm防火包进行封隔，安装中导致工艺缺口、缝隙使用有机堵料密实地嵌于孔隙中，并做线脚，线脚厚度不不大于10mm，宽度不不大于20mm，电缆周边 有机堵料宽度不不大于40mm，呈几何图形，面层平整。5) 防火包不能封隔到盘柜底部空隙处，以有机堵料严密封实，有机堵料面应高出防火包1072、mm以上，并呈几何图形，面层平整。6) 在预留保护柜孔洞底部铺设厚度为 10mm 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。在预留孔洞上部再采用钢板或有机堵料进行加固，以保证作为人行通道安全性，如果预留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规格应不大于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，管径不大于50mm墙料嵌入深度不不大于50mm，露出管口厚度不不大于10mm；随着管径增长，堵料嵌入管子深度和露出管口厚度也相应增长，管口堵料要成圆弧形。2) 二次接线盒留孔处采用有机堵料将电缆均匀73、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，线脚厚度不不大于10mm，电缆周边有机堵料宽度不不大于40mm，呈几何图形，面层平整。对于开孔较大二次接线盒还应加装防火包进行隔离封堵，封堵规定同盘柜底部。(4)端子箱1) 端子箱进线孔洞口应采用防火包进行封堵，不适当不大于250mm，电缆周边必要采用有机堵料进行包裹，厚度不得不大于20mm。2) 端子箱底部以10mm防火包进行封隔，安装中导致工艺缺口、缝隙使用有机堵料密实地嵌于孔隙中，并做线脚，线脚厚度不不大于10mm，宽度不不大于20mm，电缆周边有机堵料宽度不不大于40mm，呈几何图形，面层平整。3) 有升高座端子箱，宜在升74、高座上部再次进行封堵。(5) 防火包带或涂料1) 防火包放置施工前，将电缆作必要整顿，检查阻火包有无破损，不得使用破损防火包。防火包带或涂料安装位置普通在防火墙两端和电力电缆接头两侧23m长区段。在电缆周边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。应采用固定办法以防止阻火墙拥塌。2) 防火涂料防火涂料安装位置普通在防火墙两端和电力电缆接头两侧23米长区段。施工前清除电缆表面灰尘、油污。涂刷前，将涂料搅拌均匀，涂料不适当太稠。水平敷设电缆沿电缆走向进行均匀涂刷，垂直敷设电缆宜自上而下涂刷，涂刷次数、厚度及间隔75、时间应符合产品规定。电缆密集和束缚时，应逐根涂刷，不得漏刷，涂刷要整洁。4.质量控制办法(1) 施工设计图纸、设计变更、施工安装记录、产品阐明书及合格证等；(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，外观整洁；(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xx60M76、Wp光伏电站项目通信系统配备生产调度用互换机，可以满足地方电力部门生产调度。站内通信为环形网络拓扑构造，当任一点发生故障时，不影响整个内部网络运营。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构成充电/浮充电装置，以及一套逆变微机型可移动式放电装置构成。控制母线与动力母线分开，两段母线各设立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均通过两级刀开关与各自动力母线相连，经降 压装置向控制母线供电，蓄电池电源开关与动力母线间联系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，77、对控制电源系统进行全方位监视、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模块构造，能与机组LCU通信，可接受电站GPS卫星时钟系统对时信号。重要保护有: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，重要保护有：电流速78、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模块构造，能与开关站LCU通信，可接受电站GPS卫星时钟系统对时信号。重要保护有：微机主保护、微机后备保护、在线路侧配备综合重叠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备。采用差动原理母线保护，对的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故障。当任一段母线检修后再投入之前，运用母联断路器对该母线充电时投入母联充电保护。重要79、保护有:母线保护、断路器失灵保护、母联充电保护、保护装置和其他关于设备均可通过操作继电器箱实现断路器分合操作。(5)110kV 系统故障录波装置110kV 系统故障录波装置用于 110kV 线路、母线线路等设备重要电气量异常工况下 录波。记录其瞬态模仿量及开关量信息，监视设备运营，保存实验数据记录和捕获故障信息，为研究运营方式和评价保护装置性能提供根据。当系统发生大扰动时，应及时将故障信息显示在屏幕上，并传送至远方调度中心。随后通过打印机将故障分析成果及模仿量波形及事件量记录输出。重要功能有: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80、站监控主机涉及 2 台操作员站，1台五防主机。 将光伏电站逆变器、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，使顾客可以在互联网或本地电脑上查看有关数据，以便电站管理人员和顾客对光伏电站运营数据查看和管理。5. 光功率预测系统 (1)软件预测数据规定：光伏电场端功率预测系统运营所需数据应至少涉及数值天气预报数据、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如下规定:应每日至少两次，时间方面至少涉及次日零时起将来3天数值天气预报数据，时间辨别率为15min；数据应至少涉及风速、风向、气温81、气压、湿度等参数。2) 实时气象数据应满足如下规定：各电场应有独立气象站，且向电场预测系统传播气象数据周期为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 机柜为原则高度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。隔离器为有关安所有门指定反向隔离器；安装过程:两台服务器与隔离器置于机柜82、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营即可。2) 网络布线布线状况:电源线是接入220V稳定交流电UPS。 网络布线(除互联网、PC监控机通过光纤传播至集控室外)均为超五类屏蔽双绞线，实际状况所需传播距离较短，且已经完毕。另通过模仿数据传播测试，所有设备之间网络均能正常通讯，且当前已经进入正常通讯使用阶段。3) 工作站布置安装工作:工作站安装操作系统，并按业重规定将其置于集控室内观测台上。4) 软件安装与调试软件平台安装与调试 操作系统是具开放性、高可靠性和安全、通用、成熟系统:数据库是成熟。隔离器调试隔离器采83、用有关安所有六检测认证科东反向隔离器。 隔离器连接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布置隔离器厂商自带接受程序与数据发送程序。经通电测试，数据文献能顺利从数据天气预报服务器传播至功率预测应用服务器，且文献保持完好。(3) 预测数据接入与调试 预测数据接入涉及实时气象数据(即气象站数据）接入、数值天气预报数据接入、实时功率接入等。数值天气预报信息时间辨别率为15分钟，每天下载两次，包括将来4每天气信息:实时气象数据(气象站数据)涉及风速、风向、温度、湿度、气压等气象信息。气象站数据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84、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分钟实时功率值，以原则104通讯方式接入。经通电测试，连接互联网后，天气预报每天下载两次，每次都包括4天气象信息；与第三方厂家接入实时功率数据后，实时功率采集均能符合规定，可以达到5分钟采集一次效果，且通讯正常。(4) 短期、超短期预测模型安装与调试 预测系统模型布置后，会生成短期与超短期预测文献，短期功率预测能预测次日零时起将来3天风力发电站输出功率，时间辨别率为15分钟:超短期功率预测能预测将来。4小时风力发电站输出功率，时间辨别率为15分钟。(5) 上传调度主站端程序安装与85、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DL/T IEC60870102规约，上传文献格式为原则 E 语言文献，且系统布置于安全 II 区。 经通电调试，文献(涉及短期预测文献、超短期预测文献以及实时气象信息文献)均可上传至主站端。 经通电调试，光功率预测系统运营正常后短期预测文献、超期预测文献及实时气象信息文献均可上传至主站。6. 安全监视系统安全监视系统作为电站重要设备运营监视辅助手段。运营人员通过画面监视器实现远距离对整个电站设备运营过程监视，及时发现运营设备浮现各种事故隐患，保证发电设备安全运营。安全监视系统重要由摄像某些、传播某些、控制某些、图像解决与显示某86、些以及电源等某些构成。将监视信息及解决成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原则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，条件容许时应进行性能测试。开箱检查中如发现设备缺陷，应会同监理协商，拿出解决方案，并作好记录。验收合格后，由监理工程师签字承认。同 时收集、保管好设备技术阐明书及产品合格证。(2) 设备常规检查为保证安装到施工现场设备完好性，设备安装前，和厂家调试人员进行性能测试。 进行安全监视系统常规检查。重要涉及设备外87、观检查、电气元件通电检查、装置逻辑检查等。检查合格后，报请监理批准，设备开始安装。(3) 设备运送就位1) 运送过程中将盘柜用软绳绑扎固定牢固，防止倾倒，盘柜棱角某些或绑绳通过某些用橡胶板或软物进行防护，并做好雨雪防护和防尘等办法，室内运送不得损伤地面和盘柜。2) 设备吊装及运送时做好妥善防护工作，特别注意盘内插件，必要时在运送过 程中暂时取下，待盘柜安装就位后再恢复。3) 设备起吊时，吊点必要牢固可靠，严防高空坠落。4) 防止钢丝绳划伤油漆面。(4) 设备安装1) 设备基本安装 土建交面合格后，按照设计图纸测量放点安装基本槽钢。基本槽钢安装垂直度和水平度误差不应不不大于下表规定。 基本槽钢安88、装误差规定表序号项目容许偏差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、控制台位置相相应，机柜、控制台底座按设计图纸规定安装，普通采用地脚螺栓固定。控制台、机架垂直度和水平度符合国标规定，安装偏差见下表。 盘、柜安装容许偏差序号项目容许偏差 (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89、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原则 Q/GDW 250电气装置安装工程质量检查及评估规程 DL/T5161.1-5161.17电力建设安全工作规程 (变电所某些)(国家电网公司)建筑工程质量管理条例(中华人民共和国国务院令第279 号)工程建设原则强制性条文(电力工程某些)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原则库 工程招投标文献设计资料9.2 试运营场地布置1.试运营指挥部90、所有试运营有关会议在xx60MWp光伏电站项目总承包工程生产楼会议室进行。2. 试运营值班场地 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。升压变电某些值班点设在升压站 GIS 室，值班人员对 GIS 所有设备进行监视和记录。9.3 光伏电站启动试运营前联合检查1.机电设备安装、检查、实验记录 投运范畴内所有机电设备安装、检查、实验记录齐全，且验收合格，电气保护整定完毕。2. 试运营环境规定 (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) 暂时孔洞已封堵，电缆沟盖板已盖好；3) 各区域消防设施配备齐全；4) 各部位和通道照明良好；5) 各部位与指挥机构通信方式91、完备;联系、指挥信号正常；6) 各部位设备标记已安装完毕并核对对的；7) 各运营设备已可靠接地；8）与试运营关于图纸、资料配备完整，有关登记表格已经准备就绪，运营人员已培训后上岗；9) 运营部位与施工部位隔离，运营设备和运营部位均有相应安全标志。3. xx60MWp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所有安装完毕，连接可靠对的；(2) 光伏电站升压站110kV出线设备已与线路连接；(3) 光伏电站升压站安装调试完毕，实验合格；(4) PT、CT 校验合格，接线对的；(5) 记录避雷器初始动作次数；(6) 防火办法已完毕，消防设施已配备齐全；(7) 光伏电站升压站出线设92、备接地连接可靠；(8) 柜门关闭上锁。4. xx60MWp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、避雷器等设备所有安装调试、实验完毕，与监控系统通讯正常，信号显示对的；(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 隔离刀及接地刀现地与远方操作灵活可靠；(4) 光伏电站升压站 GIS 设备 CT、PT 极性对的，接线对的；(5) 常规实验及特殊实验完毕，检查合格；(6) 防火办法已完毕，消防设施已配备齐全；(7) 接地与主接地网可靠连接，93、各设备接地可靠；(8) 柜门关闭上锁。5. 无功补偿(1) SVG 设备安装完毕；(2) SVG 设备静态调试完毕，检查各部正常；(3) 无功补偿装置与监控系统通讯正常；(4) 各受电一次设备绝缘电阻测量合格；(5) 各项实验完毕，检查合格，具备带电条件；(6) 防火办法已完毕，消防设施已配备齐全;；(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(1) 变压器本体、附件及中性点设各已安装竣工，高低压套管连接完毕；(2) 主变油位正常，绝缘油化验合格；(3) 主变常规实验及特殊实验已结束，实验合格；(4) 变压器有载调压装置油位正常，位置已按电力系统规定位置整定94、；(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对的；(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，信号传播对的，显示正常；(12) 各部位 CT 检查实验完毕，接线对的；(13) 防火办法已完毕，消防设施已配备齐全；(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) 接地变已安装竣工；(2) 设备绝缘电阻测量合格；(3) 检查 10kV 接地变接地电阻柜智95、能控制器电源在投；(4) 35kV 接地变安装符合设计规定，接线对的、牢固可靠；(5) 防火办法已完毕，消防设施已配备齐全；(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所有安装完毕；(2)35kV 高压开关柜各保护装置定值整定完毕，动作对的；(3) 35 kV 高压开关柜 PT 、CT 二次回路接线对的；(4) 35kV 高压开关柜各项实验数据合格；(5) 35kV 高压开关柜各开关操作正常，信号正常；(6)35kV 计量二次回路接线对的；(7) 防火封堵已完毕，消防设施已配备齐全；(8) 35kV 开关96、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) 箱式变压器安装完毕；(2) 箱式变压器按国标完毕所有实验，各项实验数据符合规定；(3) 箱式变压器油位正常；(4) 箱式变压器分接开关位置对的；(5) 箱式变压器高压侧负荷开关操作正常，位置信号对的；(6) 箱式变压器高压侧熔断器已投入，并正常；(7) 箱式变压器低压侧开关现地、远方操作正常，位置信号对的；(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) 防火封堵已完毕，消防设施已配备齐全；(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97、关闭上锁。10. 光伏发电单元预装式逆变器检查 (1) 逆变器设备安装完毕；(2) 逆变器连接回路检查正常；(3) 检查逆变器参数设立对的、静态调试完毕；(4) 逆变器与监控通讯正常，数据上传完整、精确；(5) 逆变器交直流侧开关分合正常、位置信号对的；(6) 防火封堵已完毕，消防设施配备齐全；(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.直流柜检查 (1) 直流柜安装完毕；(2) 直流柜内输入输出回路短路保护和过电流保护装置功能正常，定值对的；(3) 汇流箱至直流柜、直流柜至逆变器电缆连接可靠，接线对的；(4) 直流开关检查正常，手动分合正常；(5) 直流拒开-98、关位置信号与监控系统信号一致；(6) 防火封堵已完毕，消防设施配备齐全；(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、极性对的；(5) 汇流箱内各支路熔断器检查正常；(6) 汇流箱开关定值整定对的；(7) 汇流箱通讯地址码设立对的，与监控数据拒通讯正常，上传至监控信息完整、精确；(8) 防火封堵已完毕，消防设施配备齐全；(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99、锁。13. 光伏发电单元电池组件检查(1) 电池组件安装完毕；(2) 电池组件外观检查符合规定；(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) 支架倾角及水平度均符合设计规定；(2) 支架已可靠接地；(3) 与基本连接可靠；(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配电盘已带电运营，工作正常:确认各保护装置已按规定投入运营。16. 电100、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，标记标牌齐全完整；(4) 高压电缆高压实验已完毕并合格；(5) 防火封堵已完毕，消防设施配备齐全；(6) 电缆屏蔽接地满足规定。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毕；(2) 直流整流装置、控制装置及蓄电池调试完毕，工作正常；(3) UPS 装置调试完毕，工作正常；(4) 与监控通讯已正常；(5) 与启动并网关于负荷开关已正常投入；(6) 防火封堵已完毕，消防设施配备齐全；(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101、地电阻、跨步电压、接触电压已测试完毕，测试成果满足设计规定；(2) 各子系统之间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毕，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毕；(2) 主变保护、35kV、110kV 线路保护、母线保护及断路器失灵保护安装调试及校验完毕，定值已按照下发定值单整定完毕，并核对无误，各保护装置运营正常；(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对的；(4) 各保护装置保护传动实验完毕，联调正常；(5)102、 与监控系统对时正常；(6) 防火封堵已完毕，消防设施配备齐全；(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毕；(2) 监控系统设备安装调试完毕，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、计量系统、35kV、110kV 设备开入量、开出量、模仿量、通信信息传播检查完毕，传播对的；(5) 有关设备遥信、遥测显示正常，遥控操作开关动作对的，逆变器遥调动作对的；(6) GPS 对时系统安装完毕，与有关设备对时正常，并投入使用；(7)103、 监控系统与调度数据互换正常；(8) 防火封堵已完毕，消防设施配备齐全；(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)互换机、通讯系统电源设备、光传播设备、保安配线柜及综合配线拒安装完毕；(2) 互换机、通讯系统电源设备、光传播设备、保安配线柜及综合配线柜安装调试完毕，检查合格；(3) 光伏电站与对侧变电站通信畅通，自动化系统等信息能精确传至调度，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) 防火封堵已完毕，消防设施配备齐全；(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104、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备齐全；(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毕，火灾探测器已检查合格，灭火装置经模仿实验合格，可以投入使用；(4) 主变充氮气体灭火系统安装调试完毕，满足规定；(5) 电缆已敷设竣工盘柜孔洞、电缆洞、母线洞、电缆管口已用防火材料可靠封堵，电缆防火涂料涂刷完毕；(6) 有关区域火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头动作精确，联动控制动作对的；(7) 安全疏散批示安装完毕、检查合格。23. 其他项目检查 (1) 关口电能表已校验、安装接线对的，并经电力计量部门验收合格，电量自动采105、集终端安装、调试完毕；(2) 远传系统数据传送正常，与调度对点完毕；(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，传动实验完毕，动作可靠对的，与监控系统 信息传播正常；(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 光伏电站设备带电9.4.1 110kV GIS 设备带电(实际按调度令执行）1. 实验目(1)通过系统电压，对光伏电站 110kV GIS 设备进行全电压冲击，检查设备工作状况；(2) 检查出线 PT 二次回路，核对线路 PT 相序；(3) GIS106、 设备正式投入运营。2. 实验准各 (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毕，已按系统规定对的投入；(2) 模仿动作于出口开关对的可靠，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 110kV 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107、；(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、二次设备检核对的后报告调度及现场投运总负责人；(7) 110kV 母线正式投入运营。9.4.2 主变及 35kV 母线带电1.实验内容及目 (1) 运用系统电压对主变进行五次全电压冲击实验；(2) 检查主变在冲击合闸状况下机械强度与绝缘性能；(3) 检查主变差动保护对激磁涌流闭锁状况；(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. 实验准备 (1) 主变冲击之前取油样做色谱分析，成果正常。检查套管、主变油枕、有载调108、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规定对的投入，在此档位直阻、变比测试合格；(3) 确认主变各部油阀位置对的；(4) 检查 35kV 母线 PT 接线对的；(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营；(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109、中性点接地刀闸；(3) 确认主变中性点接地刀闸在合位，报告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，报告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”顺序，进行 5 次全电压冲击；(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动作状况； (8) 如主变保护不能躲过激磁涌流，结合观测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110、部正常，温升正常；(10)每次冲击后检查主变保护、故障录波工作状况； (11)每次冲击后检查 35kV 绝缘管型母线、PT 拒、接地变、35kV 母线工作状况；(12)检查色谱分析装置工作状况；(13)主变冲击实验后，取油样做色谱分析，与冲击前作比较；(14)主变调档实验:记录档位和相应电压(记录 110kV 侧及 35kV 侧电压)， 实验结束后，将有载调压装置档位调节至调度规定档位；(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、幅值对的；(17)五次全电压充电后，全面检查主变及 35kV 母线带电正常，报告调度及现场投运总111、负责人；(18)主变及 35kV 母线投入运营。9.4.3.3 厂用变冲击实验1. 运用系统 35kV 电压对厂用变进行五次全电压冲击实验；2. 检查主变在冲击合闸状况下机械强度与绝缘性能；3. 检查厂用变差动保护对激磁涌流闭锁状况；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，成果正常。检查套管、主变油枕油位正常；6. 厂用变档位已对的投入，在此档位直阻、变比测试合格；7. 确认厂用变各部油阀位置对的；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112、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”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、冲击实验后，取油样做色谱分析，与冲击前作比较。9.4.5 场区 35kV 箱式变压器带电1. 实验目(1) 通过 35kV 开关柜开关对子阵 10kV 箱式变压器进行冲击实验；(2) 35kV 箱式变压器投入运营。2. 实验准备(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113、开关档位均在三档；(3) 确认测控装置与监控系统通讯正常，上位机画面显示对的；(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 箱式变压器冲击实验 (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 开关柜开关对场区箱式变压器进行冲击实验；(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114、各部位无异常；(8) 重复上述环节，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) 按照上述环节，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实验，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，相序对的；(16) 场区箱式变压器投入运115、营。9.4.6 逆变器交流侧带电实验1.实验目(1) 通过场区箱变对子阵内逆变器交流侧进行充电，检查设备工作状况；(2) 子阵内逆变器交流侧带电。2. 实验准备 (1) 箱变已带电运营。(2) 确认子阵内逆变器交流开关在分位；(3) 确认子阵内逆变器直流开关在分位；(4) 确认子阵内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、对的；(6) 检查各支路电缆绝缘合格；(7) 检查逆变器接地连接可靠。3. 逆变器交流侧带电实验 (1) 合上箱变低压侧开关；(2) 检查箱变低压侧至子阵内逆变器交流侧电缆带电正常；(3) 检查子阵内逆变器交流开关下侧交流电幅值、相序对的； (116、4) 合上子阵内逆变器交流开关；(5) 检查子阵内逆变器显示屏显示对的，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三相不平衡偏差值。9.4.7 逆变器直流侧带电实验1.实验目 (1) 通过汇流箱、直流汇流柜对子阵内逆变器直流侧进行充电，检查设备工作状况；(2) 子阵内逆变器直流侧带电运营。2. 实验准备 (1) 电池组串串接工作已完毕，组串极性对的，开路电压正常；汇流箱已带电运营正常；(2) 检查子阵汇流箱至直流柜各支路极性对的，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117、各支路电缆绝缘合格。3. 逆变器直流侧带电实验 (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对的，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，各测量数据显示对的。9.4.8 逆变器并网实验1. 实验目 (1) 在逆变器直流侧、交流侧带电均正常状况下，检查逆变器并网发电过程正常；(2) 检查逆变器并网后运营正常；(3) 检测逆变器并网后各项功能正常；(4) 检测逆变器各技术参数性能指标。2. 实验准备(1) 观测人员118、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，上传数据精确。3. 逆变器并网实验 (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 变压器及出线设备均正常；(4) 检查110kV主变高低压侧 CT极性对的；(5) 检查35kV开关柜、箱变内 CT极性对的；(6) 检查逆变器并网状态在监控上位机显示对的；(7) 检查逆变器动态数据在监控上位机上显示对的。4. 并网后逆119、变器检测 (1) 自动开关机功能检测检测逆变器早、晚自动启动并网功能。检查逆变器自动电压 (MPPT) 跟踪范畴。(2) 防孤岛保护测试 逆变器并网发电，断开交流开关，模仿电网失电，查看逆变器当前告警中与否有“孤岛”告警，与否自动启动孤岛保护。 (3) 输出直流分量测试 光伏电站并网运营时，并网逆变器向电网馈送直流分量不应超过其交流额定值0.5%。(4) 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 120、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 模仿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 并网逆变器在运营时不应导致电网电压波形过度畸变和注入电网过度谐波电压和谐波电流，以保证对连接到电网其她设备不导致不利影响。并网逆变器接入电网时公共连接点电压总谐波畸变率不应超过 3%，奇次谐波电压具有率不应超过2.1%，偶次谐波电压具有率不应超过1.2%。并网逆变器带载运营时，电流总谐波畸变率不应超过4%，奇次、偶次谐波电流具有率不应超过下表规定:奇次谐波次数谐波电121、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容许偏差不应超过额定电压+3%。(11)电压不平衡度测试 光伏电站并网运营时，并网逆变器接入电网公共连接点负序电压不平衡度不应超过 2%，短时不得超过4%；并网逆变器引起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 载时噪声不不不大于 65dB。(13) 待机功耗 并网逆变器待机功耗不不不大于合同保证值。 (14122、) 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立功率因数大小，功率因数在+0.9范畴内可调。(15) 正、负极性反接保护 模仿正、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、直流拒运营温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等核心部位温度。3. 检查箱变、汇流箱、逆变器动态数据在监控上位机上显示对的。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设备运营正常。5. 带最大负荷发电条件下，观测设备与否有异常告警、动作等现象。再次检测箱式变压器、逆变器、汇流箱123、直流汇流柜运营温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等核心部位温度。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 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、控制电源系统、故障录波装置工作状况。9. 全面检查监控系统与各子系统、装置上传数据。10.检查与调度通讯、传送数据等正常。9.6 并网光伏电站试运营1. 完毕上述实验内容经验收合格后，光伏电站具备带负荷运营条件，开始进入试运营；2. 全面记录运营所有参数；3. 运营中密切监124、视核心部位温度；4. 在试运营中，由于有关机电设备制造、安装质量或其她因素引起运营中断，经检查解决合格后应重新开始试运营，中断先后运营时间不得累加计算；5. 消除并解决试运营中所发现所有缺陷。9.7 并网光伏电站检修消缺做好安全办法状况下，对运营中浮现问题全面检查消缺，达到长期稳定运营规定。9.8 交接与投入运营并网光伏电站通过试运营 240h 并经解决所有缺陷后，按区向生产管理部门移送，应按合同规定及时进行有关机电设备及土建工程及建筑物移送，并订立光伏电站设备初步验收证书及移送证书，同步计算有关设备保证期。9.9试运营安全保证办法及规定1. 试运营办法 (1) 试运营工作在启动验收领导小组详125、细组织下，按审批启动试运营程序进行，有专人负责试运营过程中安全工作。(2) 所有工作人员要严格按各自岗位职责、安全规定、工作程序进行工作，并证上岗，遵守各项安全规程，服从试运营指挥部统一领导。(3) 所有设备操作和运营严格按操作规程、运营规程和制造厂技术文献进行。(4) 试运营期间严格执行“两票三制”制度。(5) 运营区域内禁止烟火，并配有齐全消防设备，有专人检查监督。 (6) 试运营设备安装完毕后，彻底全面检查清扫，无任何杂物。 (7) 设备区域道路畅通、照明充分，通讯电话等指挥联系设施布置满足试运营规定。 (8) 试运营区域内设立一切必要安全信号和标志。(9) 投运设备区域按规定配备消防器126、材。 (10) 组织全体参加试运营人员进行安全规程、规范学习，严格进行每项实验前安全交底。(11) 试运营设备按规定统一编号、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、带电体与人体之间安全距离。(13) 电气设备设立明显标牌，停电检查时检查部位迸出开关所有断开，并设有误合闸保护办法，装设暂时接地线，悬挂有人工作、禁止合闸、高压危险等标志牌。(14) 试运营操作，严格执行操作票制度。 (15) 做好试运营现场安全保卫工作。 (16) 试运营期间各设备室、箱变加锁。2. 试运营规定 (1) 试运营人员必要纪律严明，工作127、中必要服从命令听指挥。 (2) 涉网设备操作必要服从电网调度命令。(3) 试运营人员不得无端缺勤、迟到、早退，暂时离开工作岗位必要经本值值长批准。(4) 试运营人员必要熟悉运营设备，理解试运营实验程序，参加试运营实验安全技术交底会。(5) 试运营人员必要明确各自工作职责，理解和掌握所辖运营设备用途、性能、重要参数、操作办法及事故解决办法。(6) 试运营人必要准时 记录各表计关于读数，详细记录各项实验实验时间、关于数据、缺陷及解决成果。(7) 试运营人员要定期巡检所辖设备运营状况，发现异常及时报告。(8) 试运营值班交接必要在工作岗位进行，交接班记录填写真实详细、特别时对设备缺陷、实验进展状况、128、注意事项要交代明确。(9) 试运营各项操作命令必要并且只能由试运营指挥下达，指定操作人员操作，其她人命令均不予受理。(10)试运营各项操作严格执行工作票、操作票制度，各项操作必要有操作人和监护人。(11)试运营人员不得擅自操作任何设备，要作好设备监护工作，防止非运营人员乱动设备，运营区域设备缺陷解决时严格办理工作票。(12)试运营浮现紧急状况时、试运营人员要保持镇定，严守工作岗位，严格服从命令听指挥。按照指挥指令解决紧急状况。10工程验收10.1 有关责任1. 负责本工程范畴内所有设备、系统交接验收并配合发包人完毕竣工验收工作。2. 负责整个工程项目所属资料组卷、归档、移送。3. 负责除设备外129、专用工器具、材料、备品回收移送。4. 负责整个工程工期及缺陷责任期内设备缺陷消除，以及为进行此类工作涉及 安全，涉及遗留问题后续解决。5. 配合光伏电站建设工程所属各项专项工程验收。6. 在已移送设备区域、运营设备附近活动或运营设备关联作业时严格执行生产运 行单位管理规定。10.2 验收提交文献1. 单元工程验收承包人向监理人提交单元工程质量评估表，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献。2. 分部工程验收承包人应在提供各单元工程验收时提供资料和文献基本上，还应提交所有竣工图纸、资料和文献，以及分部工程施工报告。3. 施工(竣工/竣工/)报告应涉及如下内容:(1)工130、程概述；工程范畴；重要工程量； 施工重要节点及施工时段；重要施工过程 (涉及重要工艺、实验)；单元验收状况及评估状况，涉及重要检测数据；各项验收报告(或鉴定意见)重要结论；(2) 对各项验收报告所提重要问题和建议解决状况；(3) 施工过程中设备缺陷解决及设计变更实行状况；(4) 验收时未能同步进行验收而遗留单项工程验收筹划安排；(5) 总体质量评价及结论；(6) 发包人及监理人规定提交其他资料、报告；(7) 经批准竣工验收申请报告；(8) 竣工图纸及修改告知；(9) 设备安全操作规程及设备资料。10.3 验收阶段划分1.工程进展验收 (1) 初步验收指合同设备合计240小时发电试运营后验收。(131、2) 竣工验收 各单位工程验收已完毕，承包人完毕了本合同项下所有义务。个别项目无法完毕时要通过发包人和监理人批准。 (3) 启动验收 承包人完毕分部工程中有关工程安装及实验，光伏电站投入运营迈进行验收。涉及光伏电站初次启动至合计240小时试运营结束所有过程。(4) 交接验收各分部工程有关设备通过 240 小时试运营，并进行交接检查，承包人对缺陷解决完毕后，与运营单位办理设备交接而进行验收。(5) 竣工验收 按项目核准文献和设计规定完毕光伏电站各单位工程验收以及各专项工程验收后进行验收。个别项目无法进行时应经验收主持单位批准。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132、位工程以及工程进展验收，依照质量管理体系并根据规范、设备供应商技术文献等进行自检和复检后报送监理工程师按有关程序验收。(2 ) 验收依照施工工程进度、采购物资和设备进厂时间，采用测量、实验手段等，通过巡检、所有检查或抽样检查办法，对工程项目实行过程、中间产品和成品进行验收。(3) 验收以单元工程为基本，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，进行质量评估。(5) 单位工程验收、分部工程验收按照规定程序进行验收。(6) 启动验收在需要投运方阵投入迈进行，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) 竣工验收、初步验收、最后验收、交接验收、竣工验收、专项验收依照工程进展，按照规定程序进行验收。