《光伏电站调试工程施工技术方案.doc》由会员分享,可在线阅读,更多相关《光伏电站调试工程施工技术方案.doc(29页珍藏版)》请在得力文库 - 分享文档赚钱的网站上搜索。
1、光伏电站调试工程施工技术方案1.1 概述二次系统安装的最终步骤是进行调试,调试应按监理人批准的设计图纸、试验方案进行。为使调试能高质量完成,我们采取加强现场实力,使参试人员具备独立调试能力。在厂家技术人员指导下进行调试,整个调试过程做到详细记录,重点对待,调试须经监理人认可方能进行下一步工作,具体步骤可按下面程序图进行(见图4-4)。 设备外观检查检查盘柜内部二次配线测量仪表、自动化元件、装置、继电器校验、整定调整二次控制、保护回路查线通电前回路整体绝缘检查盘柜通电模拟试验回路传动、机电联调试验启动试运行交接验收 图4-1图4-4 二次系统调试程序图1.2 调试人员配置及保证措施 试验人员与其
2、他施工人员同时进点。 在施工的同时,将电气设备的一些常规测试完成。 根据各队的施工情况,满足试验调试条件即可进行调试工作。1.3 一次设备试验、调试方案 主变压器试验调试 整体密封试验在储油柜上对油箱施加0.03MPa压力,进行持续24小时的整体密封试验,变压器本体各部、各附件无渗漏。 变压器本体试验 绕组连同套管的直流电阻测量 测量仪器:变压器直流电阻测试仪合格标准:相电阻测量值的相互差值不大于平均值的2%,线电阻的相互差值不大于平均值的1%,换算至相同温度与出厂值相比,无明显差别。 检查所有分接头的电压比测量仪器:变比电桥合格标准:额定电压比允许误差为0.5%。 测量绕组连同套管的绝缘电阻
3、、吸收比 测量仪器:5000V电动兆欧表合格标准:绝缘电阻换算至同一温度后不低于出厂值的70%,吸收比与极化指数与出厂值相比无明显变化,常温下吸收比不小于1.3。 测量绕组连同套管的介质损耗因数 测量仪器:光导微机介损测试仪。合格标准:tg测量值不大于出厂值的1.3倍。 测量绕组连同套管的直流泄漏电流 测量仪器:直流高压发生器。合格标准:测量值与出厂值相比无明显变化。 铁芯绝缘测量用2500V兆欧表测量铁芯引线对主变外壳的绝缘电阻,无闪络或击穿现象。 套管CT的极性检查和变比测量 相序检查 设备安装说明书规定的其它试验项目测得的试验值满足规定值,并与工厂试验值基本一致。 变压器中性点设备试验a
4、 中性点接地开关 :测量绝缘电阻b 导电回路电阻测试c 设备安装说明书规定的其他试验项目。中性点避雷器测量绝缘电阻;进行泄漏电流试验,并检查组合元件的非线性系数;金属氧化物避雷器的工频电压或直流电压试验;检查放电计数器动作情况及避雷器的基座绝缘。模拟有载调压试验用三相调压器模拟系统电压模拟有载调压试验,以检验有载调压动作正确性和可靠性。 受电与试运行安装与各项试验完成后,连接主变套管与110kV引线、110KV母线,检查验收合格后,主变具备带电条件。在电站首次受电试运行中,进行主变合闸冲击试验和噪声试验,完成后投入试运行。 验收与移交当变压器及中性点设备安装完毕,按照制造厂的安装说明书和GBJ
5、148、GBJ149、GB50150、GB50169、GB50171的规定进行检查并做好检查记录,按照有关规定进行现场验收工作。验收合格后,按监理单位规定格式填写验收单并由参与验收各方签字、盖章。 110kV设备及35KV开关柜试验与调试 高压断路器试验 测量绝缘电阻测量断路器的绝缘电阻分两部分:1)断路器在合位时,测某相对另外两相及地的绝缘,比如,测A相绝缘时,将B、C两相短接接地;2)断路器在分位时,测同一相静触头与动触头之间的绝缘,即端口绝缘。将测得60s时绝缘电阻值折算后与厂家值进行比较不低于出厂值的80%。 测量每相导电回路的电阻测量断路器回路电阻,是为了检查断路器在合位时动、静触头
6、是否接触良好。试验前做好周围的安全措施,并指派专人看守。需准备的仪器及用具有:回路电阻测试仪(含专用线包)、专用拖线盘、湿温度计、出厂试验报告、记录本等。按照试验接线图接线,将仪器可靠接地。由于回路电阻值很小,一般是微欧级,要准确测量断路器的回路电阻,必须排除各种干扰因素对试验数据的影响。试验具体注意事项如下:1)电压线线夹应夹在电压线夹的内侧,并且电压线夹必须直接夹在断路器引出的铜排上;2)接在仪器上的电压、电流线螺丝必须拧紧;3)将电流升至100A时方可读数。 交流耐压试验断路器交流耐压,一般要分别在断路器合闸状态下进行相对地耐压,以及在分闸状态下进行端口耐压,其中耐断口时可以三相一起进行
7、。断路器在交流耐压前,必须保证绝缘测试合格。110kV及以下断路器交流耐压试验标准如下表4-15:断路器交流耐压试验标准 表4-15额定电压kV最高工作电压kV1min工频耐受电压kV峰值相对地时间断路器断口隔离断口67.2323232361012424242493540.59595951186672.5155155155197110126200200200225 测量断路器的分、合闸时间及分、合闸的同期性及配合时间测量断路器的分、合闸时间,以及分、合闸的同期性及配合时间还应注意一下事项:1)测量断路器的分、合闸时间,应在断路器的额定操作电压、气压或液压下进行,合闸过程中触头接触后的弹跳时间,
8、40.5kV以下断路器不应大于2ms、40.5kV及以上断路器不应大于3ms;2)测量断路器主、辅触头三相及同相各断口分、合闸的同期性及配合时间,分、合闸的同期时间不应大于2ms。 测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻一般用500V手动摇表,绝缘电阻应大于1M,测量直流可用万用表测量,测试数据与线圈上的铭牌应一致。 测量断路器内SF6气体的含水量(仅SF6气体绝缘的断路器有此项目)测量断路器内SF6的气体含水量(20的体积分数),应符合下列规定:1)与灭弧室相通的气室,应小于150L/L;2)不与灭弧室相通的气室,应小于250L/L;3)SF6气体含水量的测定
9、应在断路器重启48h后进行。 密封性试验(仅SF6气体绝缘的断路器有此项目)采用灵敏度不低于1*10-6(体积比)的检漏仪对断路器各密封部位、管道接头等处进行检测时,检漏仪不应报警;必要时可采用局部包扎法进行气体泄漏测量。以24h的漏气量换算,每一个气室年漏气率不应大于1%;泄漏值的的测量应在断路器充气24h后进行。 气体密度继电器、压力表和压力动作阀的检查(仅SF6气体绝缘的断路器有此项目)。 隔离开关试验 测量绝缘电阻将隔离刀闸合上,发分相测量隔离刀闸的对地绝缘电阻,测试值与出厂值比较没有明显变化,不同电压等级的隔离刀闸绝缘电阻应满足一下标准表4-16。绝缘拉杆的绝缘电阻标准 表4-16额
10、定电压(kV)3-1520-3563-220绝缘电阻值(M)120030006000 测量负荷开关导电回路的电阻测量复核开关导电回路电阻的试验与上文中测量断路器回路电阻的方法一致。 交流耐压试验一般可不进行单把隔离刀闸的交流耐压,在各一次配电设备全部用引流线连好后,在对该电压等级下除电压互感器之外的电流互感器、断路器、隔离刀闸等设备进行整体耐压。 检查操动机构线圈的最低动作电压该试验包括两部分,一部分是电动机电源,如果电动机使用的是三相交流电源,可用三相调压器进行试验,如果是直流电机,可用电压可控的专用交、直流电源装置。另一部分是电机控制电源,如果控制电源使用的是交流电源,可用调压器进行试验,
11、如果是直流电源,可用电压可控、可调的专用交、直流电源装置。电动机操作机构在额定电压80%-110%范围内模拟试验时可靠动作;二次控制线圈和电磁闭锁装置在额定电压80%-110%范围内模拟试验时可靠动作。 互感器试验 测量挠组的绝缘电阻测量一次挠组对二次挠组及外壳的绝缘电阻,绝缘电阻不宜低于1000M,测量各二次挠组间及对外壳的绝缘电阻,绝缘电阻不宜低于10M,测量电流互感器一次挠组段间的绝缘电阻,绝缘电阻不宜低于1000M,但由于结构原因而无法测量时可不进行,测量电容式电流互感器的末屏及电压互感器接地端(N)对外壳(地)的绝缘电阻,绝缘电阻值不宜小于1000M,若末屏对地绝缘电阻小于1000M
12、时,应测量其tan,绝缘电阻测量应使用2500V兆欧表。 测量35kV及以上电压等级互感器的介质损耗角正切值tan35kV及以上电压等级互感器的介质损耗角正切值tan试验属于高压试验,试验前应将现场用警戒线围起来,做好周围的安全措施,并指派专人看守。需准备的仪器及用具有:抗干扰介质损耗测试仪、专用拖线盘、湿温度计、出厂试验报告、记录本等。按照试验接线图接线,将仪器可靠接地。该试验主要适用于有浸式互感器,SF6气体绝缘盒环氧树脂绝缘结构互感器不适用,注硅脂等干式互感器可参照执行。 局部放电试验局部放电试验为特种试验,一般由施工单位委托有资质的专业试验机构进行。 交流耐压试验互感器耐压应按出厂试验
13、电压的80%进行。电磁式电压互感器在遇到铁芯磁密较高的情况下,宜按下列规定进行感应耐压试验: 1)感应耐压试验电压应为出厂试验电压的80%;2)试验电源频率和试验电压时间参照电气装置安装工程电气设备交接试验准GB50150-20067.0.13条第4款规定执行;3)感应耐压试验前后,应各进行一次额定电压时的空载电流测量,两次测得值相比不应有明显差别;感应耐压试验时,应在高压端测量电压值。 测量挠组的直流电阻测量电压互感器一、二次挠组的直流电阻以及电流互感器的二次挠组可用直流电阻测试仪,选择1-5A量程即可测量。由于电流互感器一次挠组的直流电阻非常小,所以测量电流互感器一次挠组的直流电阻需使用回
14、路电阻测试仪,记录仪器输出100A的回路电流。试验前,仪器应接地良好,试验后,应对被试挠组进行放电。测量挠组的直流电阻,应参照上文变压器直流电阻测量的相关描述,尽量减少外部因素对实验数据的影响。互感器挠组直流电阻测量还应符合下列规定:1)电压互感器:一次挠组直流电阻测量值与换算到同一温度下的出厂值比较,相差不宜大于10%,二次挠组直流电阻测量值与换算到同一温度下的出厂值比较,相差不宜大于15%;2)电流互感器同型号、同规格、同批次一、二次挠组的直流电阻和平均值的差异不宜大于10%,当有怀疑,应提高施加的测量电流,测量电流一般不宜超过额定电流的50%。 变比与极性测试互感器综合测试仪,可同时测试
15、互感器的变比与极性。试验前应将试验现场用警戒线围起来,做好周围的安全措施。需准备的仪器及用具有:互感器综合测试仪、专用拖线盘、湿温度计、出厂试验报告、记录本等。要正确测量CT、PT的极性,接线时必须保证仪器输出端与互感器一二次挠组正确连接。比如测量电流互感器的变化极性时,仪器的P1、P2输出端需对应与互感器的P1、P2连接,仪器的S1、S2输出端需对应与互感器的S1、S2连接。另外,由于测量电流互感器的变比时,由仪器向电流互感器一次挠组输出大电流,为防止CT开路,必须将其他为测量的二次挠组段短接,否则开路的二次挠组不但不会产生危险的高压,很多时候仪器甚至输不出足够的一次电流。 误差测量(即角差
16、、比差测量)一般,只有涉及关口计量的互感器才进行角差、比差测量,并且一般由我方委托供电局有关部门或其他有纸质的专业机构进行。 测量电流互感器的伏安曲线试验前应将实验现场用警戒线围起来,做好周围的安全措施。需准备的仪器及用具有:互感器综合测试仪、专用拖线盘、湿温度计、出厂试验报告、记录本等。互感器综合测试仪上有专门用于互感器伏安特此测试的输出端子,应将电流互感器带测的二次挠组接在该端子上,不同的电流互感器记忆同一台电流互感器不同级别的二次挠组,试验时仪器应输出的电压值都不一样。在实际试验时,应通过多次试验选择合适的输出电压值,从而使仪器绘出的伏安特曲线布局合理完美。一起上一般讲二次电流设置为1A
17、,因为绝大部分电流互感器伏安特曲线的拐点在1A以内,同时也能使仪器在处理到互感器二次挠组输出1A电流时停下来,避免向二次挠组输出更高的电压。判断电流互感器的伏安特性是否良好,关键看电流互感器的伏安特性曲线是否平滑,在拐点前,曲线呈陡坡状,过拐点后,曲线近似水平。试验报告中,应在拐点前和拐点后各记录几个数据,尤其是拐点附近的数据要记录清楚。将测试的数据,尤其是拐点值与出厂数据进行对比,应没有太大出入。 电磁式电压互感器的励磁特性电磁式电压互感器的励磁特性试验方法可参考上文电流互感器伏安特性试验。一般情况下,励磁曲线测量点为额定电压的20%、50%、80%、100%、120%。对于中性点直接接地的
18、电压互感器,电压等级35kV及以下电压等级的电压互感器最高测量点为190%;电压等级66kV及以上的电压互感器最高测量点为150%。对于额定电压测量点(100%),励磁电流不宜大于其出厂试验报告和型式试验报告的测量值的30%,用批次、同型号、同规格电压互感器此点的励磁电流不宜相差30%。 避雷器 测量避雷器及基座绝缘电阻避雷器绝缘电阻测量,应符合下列要求:a 35kV以上电压:用5000V兆欧表,绝缘电阻不小于2500M;b 35kV及以下电压:用2500V兆欧表,绝缘电阻不小于1000M;低压(1kV以下):用500V兆欧表,绝缘电阻不小于2M。基座绝缘电阻不低于5 M。 测量避雷器直流参考
19、电压和0 .75倍直流参考电压下的泄漏电流 测量避雷器直流泄漏试验属于高压试验,试验前应将现场用警戒线围起来,做好周围的安全措施,并指派专人看守。需准备的仪器及用具有:直流高压发生器(含专用线包)、专用拖线盘、温湿度计、出厂试验报告、记录本等。针对不同电压等级的避雷器,选择相应电压等级的直流高压发生器。试验前,应将测试仪器及避雷器底部螺栓可靠接地。由仪器引至避雷器的高压引线必须悬空并与周围地电位有足够的安全距离。安全措施及接线完成后,先使用仪器的“粗调”旋钮,缓慢升高仪器输出电压,观察微安表上的泄漏电流。起初,微安表电流很小,几乎为零。继续上调输出电压,微安表上的泄漏电流逐渐增大并呈加速递增趋
20、势。在电流接近1mA时,改用仪器的“微调”旋钮。记录下1mA时的仪器输出电压值后,按下“0 .75倍”按钮,记录下0 .75倍直流参考电压下的泄漏电流值。0.75 倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50A,或符合产品技术条件的规定避雷器对应于直流参考电流下的直流参考电压,整支或分节进行的测试值,不应低于现行国家标准规定值,并符合产品技术条件的规定。实测值与制造厂规定值比较,变化不应大于5%。 检查放电记数器动作情况及监视电流表指示 放电记数器试验可使用专用仪器,也可将一定容量的电容器充电后,在用该电容器对放电记数器进行电击的方式。试验时,应观察监视电流表指示在正常范围。为方便以后运行监测,宜
21、将全站所有的避雷器放电记数器电击至同一个数值。 接地电阻测试 试验项目 接地网电气完整性测试 接地阻抗 试验方法及注意事项 试验目的接地电阻测试主要是为了在电站投运前进行整个电站接地系统的接地电阻测试的同时,对相邻设备的接地情况进行导通测试,测试数据应满足设计要求,为整个电站的安全可靠运行提供基本的前提保证。 试验准备根据接地网埋设图和实际施工,计算出接地网测试工作所需数据。选好适当的测试点。选择经检测合格的接地电阻测试仪器,采用厂家配置的电流、电压测试线。除去待测量相邻设备接地桩上的油漆。 安全措施测试现场要设安全区域,悬挂警示牌,非测试人员不得入内。试验电源要安全可靠,应挂“有人工作 禁止
22、操作”警示牌。 导通电阻测试示意图4-5 图4-5 导通电阻测试示意其中:C为电流极(电流桩),P为电压极(电压桩),E为接地端 试验步骤a 仪表端所有接线应正确无误。 b 仪表连线与接地极E、电位探棒P和电流探棒C应牢固接触。 c 仪表放置水平后,调整检流计的机械零位,归零。 d 将“倍率开关”置于最大倍率,逐渐加快摇柄转速,使其达到150r/min。当检流计指针向某一方向偏转时,旋动刻度盘,使检流计指针恢复到“0”点。此时刻度盘上读数乘上倍率档即为被测电阻值。 e 如果刻度盘读数小于1时,检流计指针仍未取得平衡,可将倍率开关置于小一档的倍率,直至调节到完全平衡为止。f 如果发现仪表检流计指
23、针有抖动现象,可变化摇柄转速,以消除抖动现象。计算测试数据,应符合设计及国标GB 501502006的要求。规程规定:测试连接与同一接地网的各相邻设备接地线之间的电气导通情况,以直流电阻值表示。直流电阻值不应大于0.2,反复测量34次,并计算出所有结果的平均值。测试完后,将调压器输出降至零位,断开电源回路。1.4 二次设备试验、调试方案 调试依据 GB727187继电器及继电保护装置基本实验方法 DL40091继电保护和安全自动装置技术规程 GB428593继电保护和电网安全自动装置技术规程 GB/T1514594微机线路保护通用技术条件 DL/T5871997微机继电保护装置运行管理规程 继
24、电保护和电网安全自动装置校检条例 出场试验技术资料及调试大纲 设计图纸 继电保护及自动装置系统的调试和试验 接线正确性验证试验:对所有接线进行正确性检查,其标志与图纸相符;屏蔽线的接法符合抗干扰的要求;继电器、传感器校验合格。 绝缘电阻测试及二次回路交流耐压试验 CT、 PT极性试验,测试互感器各次绕组的连接方式及极性关系与设计相符。CT V-A特性试验 ,测绘电流互感器二次绕组工作抽头V=f(I)励磁特性曲线,测录到饱和部分。录制的曲线与设备供应商提供的VA特性曲线相符。 各保护功能模块动作特性、动作值、返回值、整定值、动作时间试验。保护动作逻辑检查:检查各套保护装置间动作逻辑关系,所有元件
25、的动作与其工作原理及回路接线相符,有配合要求的各元件在灵敏度及动作时间上确实满足配合要求。 各模拟量的频率跟踪特性试验。各种抗干扰试验,抗高频干扰试验,抗辐射电磁干扰试验。中间继电器、出口继电器特性试验;继电保护与监控系统的联动试验: 保护各种数据报告测试:模拟保护装置动作,检查故障记录报告正确、完善、齐全,记录数据时间满足要求; 故障测距保护试验 电源试验:必须检查电源输出电压值及其稳定性、逆变电源的自启动性能、双电源的切换功能等制造厂规定的试验,其试验结果满足设备制造厂技术要求及相关规范要求。 整组动作试验:模拟各种故障,检查保护动作后的结果,如开关跳闸、信号上送、故障报告及数据输出等符合
26、设计要求。 连续通电试验:装置完成调试后,进行不小于100h的连续通电试验。试验结束后各项参数和性能仍无变化,符合有关标准、规范、设计及制造厂说明书的要求。 设备说明书要求的其它试验.上述各项试验结果均符合合同文件要求、制造厂商产品说明书和图纸资料及有关规程、标准的要求。设备检验调整完毕后,仔细检查拆动过的部件和端子等是否都已正确恢复,所有的临时衬垫等物件清除。 现场验收继电保护设备验收按设计图纸、随机安装说明书以及GB50171电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范标准和制造厂相关标准的要求进行。在所有现场试验完成后,检验人员必须提供完整、正规的检验报告。 火灾报警系统及消防联调
27、火灾报警信号与区域显示正确,无误报、漏报现象,区域报警控制器和集中控制器通信畅通,信号显示正确。集中控制器与计算机监控系统通信畅通,数据传输正确。消防泵自动启停正常,反馈信号显示正确。火灾事故照明能自动投入,疏散指示正确,反馈信号显示正确。 其他调试 升压站用电系统调试 检测升压站用电系统绝缘电阻值,明确绝缘电阻值无异常后,合上升压站用电系统进线开关,进行380V母线合闸送电试验,检查相关指示仪表及计算机采样值是否正常。 依次合上各供电回路开关,对升压站用电系统相关保护进行带负荷校验。 模拟系统主电源回路失电,检查升压站用电系统能否迅速切换至后备电源,保证供电的连续性。 直流系统调试及投运 检
28、测直流系统绝缘电阻值,明确绝缘电阻值无异常后,合上直流系统的交流电源进线开关,对直流母线送电,并检查整流器是否工作正常。 合上直流系统的蓄电回路进线开关,检查蓄电池是否工作正常,进行蓄电池组充放电试验。 检查直流系统调压功能、各相关仪表及计算机采样值、直流母线绝缘巡检仪是否能正常工作。 模拟直流系统正常工作时交流电源回路失电,录取直流母线电压波形,直流系统无波纹切换到蓄电回路供电。 事故照明系统调试及投运 检测事故照明系统绝缘电阻值,明确绝缘电阻值无异常后,合上交流电源进线开关,对事故逆变照明系统交流母线送电,检查各供电回路是否正常。 合上直流电源进线开关,检查逆变器工作是否正常;检查各相关仪
29、表及计算机采样值,并模拟事故照明系统交流电源失电,系统迅速切换至直流电源供电。 CT、PT二次回路通电试验 检测PT二次回路电阻值,确定无短路后,PT二次回路小母线升至额定电压,检查各装置、仪表、监控系统采样无异常,检测并记录PT二次回路功率。 检测CT二次回路绝缘值,确定无断路后,在CT二次回路中通过额定电流,检查各装置、仪表、监控系统采样无异常,检测并记录CT二次回路功率。 主变冷却系统调试进行主变冷系统运行逻辑验证,双回路电源自动切换验证,同时验证与其他系统之间联动逻辑。 保护自动化系统整组传动进行保护自动化系统与其他系统之间的信号联动试验,保护自动化装置带一次设备整组试验,并在装置80
30、%额定电压运行状况下,再次进行保护自动化装置带一次设备整组试验,确保保护自动化系统正确动作,无误动、无据动。 调度进行四遥功能验证依照电网公司核准的四遥信号表,与各级电力调度部门进行遥信、遥测、遥调、遥控功能的验证。 故障录波试验1.5启动试运行1.5.1 总则 为确保某四川若尔盖县阿西30MWp光伏电站建筑安装工程并网发电启动试运行工作顺利、有序地进行,特制订本方案; 本方案仅适用于某四川若尔盖县阿西30MWp光伏电站建筑安装工程并网发电启动试运行; 本方案仅列出主要试验项目与试验步骤,相应试验的具体方法参见相应厂家技术文件;1.5.2 编制依据 电气装置安装施工及验收规范 有关设备合同、厂
31、家资料、设计资料1.5.3 启动试运行的范围启动试运行的设备主要包括:太阳能光伏板、逆变器、箱式变压器、电站110KV系统、电站35KV系统、监控系统、电能计量系统、厂用电系统、通讯系统等。启动试运行的太阳能系统额定发电容量为30MWp。1.5.4 启动试运行前的检查 太阳能光伏板检查 太阳能光伏板已按设计及厂家要求安装完毕,设备完好; 太阳能光伏板与支架之间可靠固定,连接线已正确连接,接地可靠; 太阳能光伏板已清扫完毕,具备发电条件。 汇流箱检查 汇流箱已按设计要求安装完毕,接线完成,接地良好; 各太阳能电池方阵的正、负极保险均已投入; 汇流箱输出开关在合位; 各太阳能电池方阵的开路电压满足
32、并网要求(不超过880V)。 逆变器检查 此方阵逆变器系统的所有设备已安装完毕并检验合格,接地系统良好; 此方阵逆变器系统的单体调试已完成,设备状态良好,具备启动试运行调试条件; 检查此方阵低压直流柜(ZA/ZB)的各直流开关均在断开位置,测量各直流开关进线侧的开路电压满足并网要求(不超过880V); 检查此方阵低压直流柜(ZA/ZB)至逆变柜之间的直流空开在断开位置; 检查此方阵逆变器电网侧空开在断开位置。 此方阵低压交流柜及箱式变压器(XB)检查 检查所有设备已安装完毕并试验合格,接地系统良好; 检查此方阵低压交流柜断路器(ADL/BDL)在分闸位置; 检查箱变高(XB)压侧负荷开关(DK
33、)、低压侧断路器(AK/BK)均在分闸位置。 35KV系统检查 35KV开关柜已安装完毕并试验合格,具备带电条件; 检查35KV各断路器小车在试验位,并在分闸状态,35KV母线PT在投入位置; 35KV高压电缆已敷设安装完毕并试验合格,具备带电条件; 设备接地系统施工完成,接地良好。 厂用电系统检查厂用电设备已全部安装完工检验并试验合格,已接通电源投入正常工作;备用电源自动投入装置已检验合格,工作正常。 照明系统检查各主要工作场所(综合楼、35KV配电室、SVG室等)的照明系统已安装完毕并已投运正常运行。 电气二次系统检查 下列电气操作回路已检查并作模拟试验,已验证其动作的准确性。 35KV及
34、0.4KV操作回路; 厂用电系统操作回路; 35KV箱变操作回路; 逆变器系统操作回路; 直流系统操作回路; 110KV及35KV保护系统已安装调试完毕,电流、电压回路检查完毕,保护装置模拟试验动作均正常,保护定值已按设计定值整定。 监控系统已安装调试完毕,具备启动试运行条件。 电能计量系统已安装调试完毕。 其他 启动试验需使用的表计、试验设备等准备完毕并校验合格; 综合楼、35KV配电室、SVG室等重要部位配备必要的临时消防设备; 配备必要的电话、对讲机等通讯设施。 试验调试工作由参加过格尔木光伏电站施工的分局试验室主任具体负责。1.5.5 启动试验程序 110KV及35KV系统送电 检查1
35、10KV高压是否带电 合上出现断路器进行主变冲击,冲击过程中注意观察变压器应工作正常,并记录冲击前、后变压器的温度;并检查35KV出线断路器开关柜高压带电显示正常; 将35KV出线断路器小车摇至工作位,现地合断路器,对35KV母线充电,检查断路器及35KV母线带电气作正常; 检查35KV母线PT二次侧各支路电压幅值、频率、相位、相序均正常; 检查35KV各开关柜上安装的各测控装置显示正确,各表计显示正确。 箱式变压器送电 合箱变高压侧负荷开关,低压侧断路器在分闸位置; 将35KV进线断路器小车摇至工作位,现地合断路器对箱变进行冲击试验,冲击过程中注意观察箱变应工作正常,并记录冲击前、后变压器的
36、温度; 最后一次冲击完成后,如无异常则断路器不分开,变压器带电运行,检查变压器测控装置显示正确,各表计显示正确。 逆变器电网侧送电依次合箱式变压器低压侧断路器、低压交流柜及逆变器电网侧空开,检查各设备带电正常,检查各测控装置及表计显示正确。 逆变器并网调试 检查逆变器电网侧的线电压和频率是否满足逆变器并网要求(电网频率正常正常范围47Hz-51.5Hz),并检查测得数值是否与逆变器控制器显示的数值一致; 测量每一个汇流箱输出到低压直流柜)之间直流电压,检查直流电压是否符合并网要求(不超过880V); 先任意合上低压直流柜到逆变柜之间的一个直流输出空开,再合上并网逆变器直流侧空开,在小功率情况下
37、进行并网调试; 小功率并网成功后,检查35KV各相关电流互感器二次侧各支路的电流幅值、相位、相序并记录; 电流回路检查完毕后,再依次合上剩余的低压直流柜到逆变柜之间的所有直流输出空开,进行大功率并网调试; 记录设备运行的各种数据; 进行逆变器正常开停机、事故停机及紧急停机等各项试验,验证各项控制功能的正确性。 240h试运行 完成上述全部试验内容并经验证合格后,系统即具备并网240h试运行条件; 试运行根据正式运行值班制度,全面记录运行所有有关参数; 240h试运行结束后,检查处理试运行中发现的所有缺陷。 各主要部位应清洁无杂物,各部位通道畅通,各孔洞盖板封堵完毕。无关人员不得进入现场; 启动前应对参加启动试运行的工作人员进行安全及技术交底。做到分工明确,责任到位。各监测人员应集中精力,根据要求进行测量并加强巡视。启动或运行时发现异常情况要及时报告。值班人员和监测人员不得擅离岗位; 为保证启动试运行过程通讯畅通,配备4部无线电对讲机; 所有试验项目进行前必须获得总指挥批准,完成后应及时报告总指挥; 并网试验须经调度批准后进行; 加强现场保卫工作,闲杂人员不得在试验场所逗留,严禁乱动光伏板、开关等设备; 电站内对各系统有影响的其他工作必须停止,待系统停止工作时后方进行。
限制150内