2015—09—发布
业标准
光伏电站 检修规程
试行
编制:
审核：
批准:
有限公司发布
实施
2015-10-
目 录
前言 ................................................................................................................... 3 第一章光伏组件检修规程 ............................................................................... 4 第二章直流防雷汇流箱检修规程 ................................................................... 6 第三章光伏并网逆变器检修规程 .................................................................. 11 第四章变压器检修规程 ................................................................................. 23 第五章 35KV高压开关柜检修规程 ............................................................ 33 第六章二次设备一般性检修规程 ................................................................. 53 第七章SVG设备检修规程 ........................................................................... 73 第八章直流控制电源检修规程 ..................................................................... 81 第九章站用电系统检修规程 ......................................................................... 91
前 言
本规程是为光伏发电站设备检修编制的技术标准文件，是企业标准化管理体系文件的组成部分。
本标准在试行中，发现并提出有待改进的地方恳请指正，以便修正完善. 本标准由有限公司提出。 本标准由工程管理部归口。 本标准起草单位：公司 本标准主要起草人：
审 核： 审 定： 批 准：
本标准由工程管理部负责解释。
本标准2015年9月30日发布，10月1日实施。 本标准的版本及修改状态：A/1。
第一章 光伏组件检修规程
1. 范围
本规程适用于光伏电站太阳能光伏电池组件的检修事宜。 2. 规范性引用文件
“下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。”
DL/T838－2003 发电企业设备检修导则 GB2297—1989 太阳光伏能源系统术语 GB6495—86 地面用太阳电池电性能测试方法
GB/T 11012-1989 太阳电池电性能测试设备检验方法 SJ/T 2196—1982 地面用硅太阳电池电性能测试方法 3. 光伏组件设备规范:
型号 SYP260P 种类、数量 最大功率（Pmax) 260Wp 组件尺寸 开路电压（Voc） 37.5V 组件转换效率 短路电流(Isc) 9.24A 峰值功率的温度系数 工作电压(Vmppt） 30.5V 开路电压的温度系数 工作电流（Imppt） 8。35A 短路电流的温度系数 填充因子 76。26% 重量 生产厂家 4. 光伏组件检修规定 4。1 准备工作
多晶硅、155232 1650＊992*35＊30mm >15。7% —0。39 ％/℃ -0.33 ％/℃; +0。033 ％/℃ 19.5 kg 4。1。1运维值长按本规程中检修操作要求，办理好停电有关手续和工作票手续； 4.1.2 将检修工作班人员、材料、工具、准备好，同时将检修工作程序安排好,并传达到所有参与人员；
4。1.3 由运维值长负责统一指挥，力求参加检修工作的人员思想一致，行动统一，分工协作合理，以便高效率完成工作。 4.2 检修内容
4.2.1 检查光伏组件外观锈蚀、损坏情况、设备温度、导线的绝缘老化程度,光伏组件是否被破坏;
4.2.2 如确需更换损坏的光伏组件，将需更换的光伏组件的正负极接线从接头处拔开，卸下固定光伏组件的螺钉，取下光伏组件，安装新更换的光伏组件，装上固定螺钉，安装时应注意光伏组件不应受各方应力，以免光伏组件受应力而损坏,安装完后检查背板接线盒电缆线
连接情况,再将正负极接线插入接头，连接时应注意电缆极性；更换工作完毕时，恢复上述措施.此项工作尽量在夜间光伏阵列停运时进行；
4.2.3 检查阵列支架是否牢固，必要时对支架进行紧固，紧固过程中严禁对光伏组件造成应力；
4。2.4 检查背板接线盒是否进水,接线端子是否有过热、烧灼痕迹，检查旁路二极管是否损坏；
4。2。5 工作完成后应认真作好各种记录。 5. 光伏组件的检修注意事项 5。1 停电后应验电；
5。2 操作时,应穿绝缘鞋、戴绝缘手套、一名操作、一名监护，其中对设备较熟悉者监护，操作人和监护人应先对所填写的操作项目认真核对； 5。3 更换电池板时，应将电池板两侧短接; 5。4 更换电池板时应避免对其造成应力。
第二章 直流防雷汇流箱检修规程
1. 范围
本标准规定了光伏电站直流防雷汇流箱运行规程；
本标准制定的目的是为了光伏电站投产后能够做好设备的检修工作，保证电站安全稳定的运行而制定的. 2. 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准,凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB7251-97 低压成套开关设备
GB14048。1—5—2000 低压开关设备和控制设备
GB4026/T—1992 电器接线端子的识别和用字母数字符号标志接线端子的原则 GB/T4942。2—93 低压电器外壳防护等级 IEC60269 低压熔断器
IEC60439 低压开关设备和控制设备成套装置 GB/T 13384—1992 机电产品包装通用技术条件 GB/T 191-2008 包装储运图示标志
GB/T 20046-2006 光伏（PV)系统电网接口特性 SJ/T 11127-1997 光伏(PV）发电系统过电保护－导则 3. 设备主要技术参数 最大工作电压 最大支路输入电流 最大输入路数 熔断器额定电流 熔断器型号/厂家 防护等级 运行环境温度 生产厂家 4. 检修前的准备工作
4.1 根据检修计划,做好人力组织分工，技术文件准备和技术交底工作；
技术文件包括:施工方案、施工图纸、各种记录表格、上次检修报告、设备的技术说明书、用户使用手册、计算机软件文本、设备的检修规程、技术参数整定通知单等；
1000Vdc 8.53A 16 15A 长*宽＊高 最大汇流功率 重量 直流断路器型号/厂家 650*480＊180mm 76。92 kW 25kg GM5—250P/北京人民 PMD40—1000/3 1000V DC/深圳 新维 20MΩ 是 SLPV-30D 1000V 避雷器型号/厂家 30A/乐清新力 IP65 —25~+60℃ 绝缘电阻 串列电流监测
4.2 指定符合现场实际的安全措施和技术措施； 4。3 专用仪器、仪表、工具和安全用具应齐备、完好；
4.4 检修所用的材料、备件到货，尤其是特殊材料、备件应领到现场。 检修项目及工艺要求、试验项目和质量标准 5. 检修项目及工艺要求、试验项目和质量标准 5.1 一般要求：
5.1.1 对设备进行检修是提高设备健康水平，保证设备安全运行的有效措施,应按计划进行检修，检修应保证质量，使设备经常处于良好的运行状态；
5。1。2 检修工作应作到准备充分，项目明确，工艺与质量要求具体； 5。1。3 检修工作中应做好充分的安全措施，确保设备及人身安全； 5.1.4 检修工作应服从统一的管理和调度，按时按计划完成维修任务；
5.1。5 检修工作的项目应在充分调查的基础上作出明确的安排，非必要项目可根据设备运行的健康情况予以删减. 5。2 检修项目:
5.2。1 正常检修项目及标准
表6-3 正常检修项目及验收标准
序号 1、 2、 3、 检修项目 检修标准 直流防雷汇流箱及各元器件清洁无灰尘 显示正确 动作灵活无卡涩 操作回路动作正确 开路电压在合格范围内 缺陷消除 试验动作正确 验收质检点 W W W H W H 直流防雷汇流箱及所属元器件的清扫、检查 信号回路及器件的检查、测试、操作模拟 各种开关电器的机构及动作情况检查 4、 操作回路检查 5、 回路电压测试 6、 运行中发现的缺陷，可以延迟到检修中进行的项目 7、 控制系统检修后的试验 6. 设备检修后质量验收和试运行
无论是设备大修、小修、临时或事故抢修,都应有完整的检修记录及试验记录。 6.1 检修试验记录包括下列内容：
6.1。1检修前的设备状态、故障现象、缺陷处理及设备退出原因； 6。1.2检修主要工作项目、实施措施缺陷处理及效果；
6.1.3系统结构、设备及元件变动记录，软件变动记录及软件变动后的文本、新装设备、元器件的型号，主要技术参数,厂家编号、出厂日期、安装时间、施工人员等； 6。1。4图纸修改记录;
6。1.5检修后的特性试验数据记录；
6.1.6检修试验使用的主要仪器、仪表的型号、规格和厂家编号、试验接线图; 6.1。7检修工作的材料消耗、人工和费用记录； 6.1.8设备的停用和检修起止日期及其它说明的情况； 6.1.9工作人员、验收人员签字。
6。2 检修试验记录由工作负责人和工作班成员负责记录、整理、继电保护装置投运前，技
术人员应认真审核检修试验后原始记录及时发现问题及时处理。 6。3 检修质量检查与验收
6。3.1质量检查和验收实行项目部自检,发电分公司安全生产与技术监督部验收的验收制度；
6。3。2各检修、试验的重要工序的分级验收应填写分级验收记录;
6.3.3质检验收必须坚持高标准、严要求,谁验收谁签字，对于检修试验不合格的设备,质检人员有权拒签,并责成有关部门重修或重试. 6.4 试验要求:
6.4.1 试验中所使用的仪器、仪表必须达到试验项目的要求和准确级；
6.4.2为了保证试验数据的可信度，试验中应有足够的数据和录制量，并应保证数据采集的同步性;
6。4.3 试验应参考原始记录数据，与原始数据有较大误差时应查明原因或重新试验，得出可信任的结论；
6。4。4 试验中应按仪器、仪表的要求和规范使用,试验时仪器应稳妥放置，尽量减少震动和试验误差；
6.4。5 试验前必须采取稳妥可靠的安全措施,防止人身伤害及设备损坏;
6。4。6 各试验项目的技术要求,指标应按照有关设备的试验标准执行，降低标准投运时应经主管副经理批准；
6.4.7 设备试验不合格应坚决重修或更换，不得带病运行. 6.5 检修试验记录：
6.5。1 检修试验记录应包括以下内容：
1)检修前的设备状态、故障现象、缺陷情况及设备退出原因； 2）检修主要工作项目、实施措施、缺陷处理及效果；
3）系统结构、设备及元件变动记录，软件变动记录及软件变动后的文本,新装设备、元器件的型号、主要技术参数、厂家编号、出厂日期、安装时间、施工人员等；
4)图纸修改记录； 5）检修后的试验数据记录;
6）检修试验使用的主要仪器、仪表的型号、规格和厂家编号、试验接线简图； 7)检修工作的材料消耗、人工和费用记录；
8)设备的停用和检修起止日期及其它需要说明的情况； 9）检修遗留问题的补充说明； 10)工作人员、验收人员签字。
6.5。2 检修试验记录由工作负责人和工作班成员负责记录、整理。 6.6检修质量与验收：
6。6。1 质量检查和验收实行检修人员和班组自检、维护部和生产技术部门验收的检查验收制度;
6.6。2 各检修、试验的重要工序的验收应填写验收记录；
6。6.3 质检验收必须坚持高标准、严要求、谁验收谁签字.对于检修、验不合格的设备、质检人员有权拒签，并责成有关工作班重修和重试。紧急情况的处理方法和注意事项辅助控制系统检修试验要求。 6。7 一般要求：
6.7。1 检修后的辅助控制系统必须经过试验合格后才能投入运行;
6.7.2 检修后的试验项目由检修人员根据系统检修情况自行确定和安排,公司总部调试运行公司工程技术部进行审批和备案.特殊试验项目要经专业主管人员批准。 7. 设备检修总结报告
7。1 检修完毕后，应认真总结检修经验和整理检修资料,对材料费用消耗统计，有创造性的技术工艺,成功的技术革新和设备改造成果，应进行专题总结，写出书面报告，检修工作结束后20天内应做出检修工作报告，并整理好技术文件，报公司工程管理部与调试运行公司工程技术部。
7.2 检修完毕后，应根据变动情况及时修订图纸和技术说明书，修订后正式竣工的图纸和技术说明书,应在设备投运后20天内交付使用。
7。3 检修报告应有以下基本内容：
7.3.1设备编号、型号、生产厂家、产品编号；
7。3.2计划检修和实际检修的起止日期、计划工日、实际消耗工日、计划费用和实际消耗费用；
7.3。3检修试验记录报告和结果分析报告； 7.3。4检修工作评语和简要文字总结； 7。3。5设备的评定级别。
7.3。6检修工作负责人及工作班成员名单和检修试验工作负责人签名。辅助控制系统检修总结和技术文件整理。 8. 设备大小修的检修周期
8。1 直流防雷汇流箱随光伏阵列的检修同时进行，其它检修视情况另行安排；
8。2 直流防雷汇流箱控运行中遗留的设备缺陷应尽可能利用电站停机备用或临时检修机会消除,减少带病运行时间. 9. 设备日常维护项目
直流防雷汇流箱的日常维护由辅助控制系统的检修人员负责，其日常维护工作有： 9。1信号指示是否正常,开关位置是否正常；
9。2检查系统的各电气元器件有无过热、异味、断线等异常情况； 9.3定期清扫直流防雷汇流箱； 9。4定期检查设备的绝缘情况; 9。5定期分析设备的健康情况；
9.6设备运行中发现的缺陷应尽快组织检修人员检修处理，防止故障范围扩大; 9。7 自动化元件的检修与调试。
第三章 光伏并网逆变器检修规程
1. 范围
本标准规定光伏并网逆变器设备的维护检修的基本内容; 本标准适用于光伏电站光伏并网逆变器检修维护。 2. 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准.
3. 设备规范
3.1光伏并网逆变器形式及主要参数
3.1.1光伏并网逆变器形式为三相户外式光伏并网逆变器； 3.1。2光伏并网逆变器性能参数； 型号 最大输入功率 最大输入电压 最大输入电流 最大功率跟踪(MPPT）范围 输出电流波形失真度 输出功率因数 最大故障电流 绝缘电阻 使用温度范围 损耗（夜晚） 重量（kg） ASP-500KW 550kW 1000Vdc 550A×2 500V—820V ＜3％(额定功率下） 数量 额定输出功率 额定输出电压 额定输出电流 额定频率 输出直流分量 72台 500kW 400Vac 830A 50Hz ＜0.5%（额定功率下） 97。4% 96.8% IP20 ＜70dB 风冷 3800mm×800mm×2220mm 0.9（超前）-0.9（滞后） 最大效率 1410Aac ＞2（1000Vdc）MΩ —25℃～55℃ ＜100W 2288 欧洲效率 防护等级 噪音 冷却方式 外形尺寸（宽×深×高）
生产厂家 3.2逆变器工作性能
3.2。1光伏并网逆变器使用的环境条件
环境温度：户外型为—25℃～55℃;湿度范围0—95%,无冷凝； 无剧烈震动冲击， 垂直倾斜度≤5º;
工作环境应无导电爆炸尘埃， 应无腐蚀金属和破坏绝缘的气体和蒸汽; 3。2。2光伏并网逆变器正常使用的电网条件 光伏并网逆变器应在下列电网条件下正常运行：
1）电压总谐波畸变率小于3%的公用电网;
2）35kV及以上正、负电压偏差的绝对值之和不超过标称电压10％的电网电压;20kV及以下三相电压的允许偏差为额定电压的±7%电网电压；
3)频率允许偏差值在49。5Hz～50.5Hz的电网。 3.2.3光伏并网逆变器的性能指标 3。2。3。1 逆变效率
光伏并网逆变器最大效率应不低于97。4%，其实际最大效率值应在产品铭牌上明确标注.欧洲效率不低于96。8%; 3.2.3。2 光伏并网电压电流谐波
光伏并网逆变器在运行时不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;
光伏并网逆变器带载运行时,电流总谐波畸变率不超过5％，奇次、偶次谐波电流含有率不超过下表的要求:
表2-3奇次、偶次谐波电流含有率
奇次谐波次数 3rd—9 th谐波电流限制(％） 4.0 偶次谐波次数 2—10th nd谐波电流限制(%) 1.0
11th-15 17th —21 23rd—33 35th以上 rdstth2。0 1.5 0。6 0。3 12th—16th 18 -22nt 24th-34th 36th以上 th0.5 0.375 0.15 0.075 3.2.3.3 输出电压
光伏并网逆变器交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的±10％； 3.2。3。4 直流分量
光伏电站并网运行时，光伏并网逆变器向电网馈送的直流分量不超过其交流额定值的0.5％；
3。2.3.5电压不平衡度
光伏电站并网运行时，光伏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超过2%，短时不得超过4%；光伏并网逆变器引起的负序电压不平衡度不超过1.3%，短时不超过2。6％; 3。2。3.6噪声
当光伏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70dB； 3.2。3。7待机功耗
光伏并网逆变器的待机功耗不应大于100W。 3.2。4光伏并网逆变器的电磁兼容性 3。2。4.1电压波动和闪变
光伏电站通过并网逆变器接入电网后,单独引起公共连接点处的电压波动限制不超过2％；公共连接点处短时间(10min)闪变不超过0.9，长时间（2h）闪变不超过0。7.并且在并网运行时电压波动和闪变的限制不超过GB/Z 17625。3和 GB 17625。2规定的要求； 3。2。4。2发射要求
光伏并网逆变器连接到电网后,正常运行时的电磁发射不超过GB17799。4规定的发射限值;
3.2。4。3 抗扰度要求
1）静电放电抗扰度
光伏并网逆变器静电放电抗扰度符合GB/T 17626。2标准抗扰度等级3的要求,即空气放电8kV和接触放电6kV,试验结果符合GB/T 17626。2标准第9条中b类要求;
2)射频电磁场辐射抗扰度
光伏并网逆变器射频电磁场辐射抗扰度采用GB/T 17626。3试验等级3的要求，试验场强10V/m,试验结果符合GB/T 17626.3标准中a类要求;
3）电快速瞬变脉冲群抗扰度
光伏并网逆变器电快速瞬变脉冲群抗扰度采用GB/T 17626.4试验等级3的要求，电源端2kV，信号控制端1kV，试验结果符合GB/T 17626.4标准中b类要求；
4）浪涌抗扰度
当光伏并网逆变器电源端口施加1.2/50us的浪涌信号，试验等级为线对线±1kV，线对地±2kV，试验结果符合GB/T 17626.5标准中第9条b类的要求；
5)射频场感应的传导骚扰抗扰度
光伏并网逆变器传导抗扰度采用GB/T 17626.6中试验等级3，试验结果符合GB/T 17626。6标准中a类要求;
6）电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度
根据光伏并网逆变器的预期工作环境，按GB/T 17626.11中附录B的规定选择试验等级，光伏并网逆变器应能承受所选试验等级的电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验。 3。2.5光伏并网逆变器的保护功能 3。2.5。1 电网故障保护
1) 过/欠压保护
当光伏并网逆变器交流输出端电压超出规定的电压允许值范围时,光伏并网逆变器停止向电网供电，同时发出报警信号；
光伏并网逆变器能检测到异常电压并做出反应。电压的方均根值在逆变器交流输出端测量，其值满足相关规定的要求；
2） 过/欠频保护
当光伏并网逆变器交流输出端电压的频率超出规定的允许频率范围时，光伏并网逆变器应在0.2s内停止向电网供电，同时发出报警信号；
3) 防孤岛效应保护
当电网出现故障时，逆变器采用主动式和被动式两种互补的方式进行孤岛检测,在2S内停止向电网供电，同时发出报警信号，以达到自我保护及人员保护；
4） 恢复并网保护
由于超限状态导致光伏并网逆变器停止向电网供电后，在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min，光伏并网逆变器不向电网供电;
5)过流保护
光伏并网逆变器对交流输出具有过流保护，过电流不大于额定电流的 150%，并在 0。1s 内停止向电网供电，同时发出警示信号。故障排除后，光伏并网逆变器能正常工作。 3。2.5.2 防反放电保护
当光伏并网逆变器直流侧电压低于允许工作范围或逆变器处于关机状态时,光伏并网逆变器直流侧无反向电流流过； 3。2。5.3极性反接保护
当光伏方阵的极性接反时，光伏并网逆变器能保护而不会损坏。极性正接后，光伏并网逆变器能正常工作; 3.2。5.4 过载保护
当光伏方阵输出的功率超过光伏并网逆变器允许的最大直流输入功率时，光伏并网逆变器自动限流工作在允许的最大交流输出功率处，温度超过允许值的情况下,光伏并网逆变器
停止向电网供电.恢复正常后，光伏并网逆变器能正常工作； 3.2.5.5 其它保护
逆变器还具有电网断电保护、漏电保护、过温保护、逆变器故障保护、 DSP故障保护、 直流母线过电压保护等功能，并提供报警信号。 3.2。6低电压穿越功能
在电网电压出现瞬时跌落时，逆变器可保证以额定电流为电网供电,为电网尽可能大的提供电能支持，对提高电网的稳定性也极大的帮助。 3.2。7光伏并网逆变器的绝缘耐压性能 3.2.7。1 绝缘电阻
光伏并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间的绝缘电阻不小于1MΩ。绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考。 3.2.7.2 绝缘强度
光伏并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间能承受50Hz、2000V的正弦交流电压1min，且不击穿、不飞弧，漏电电流＜20mA 。 3。2.8 光伏并网逆变器的测控要求 3。2。8。1 控制设备要求及功能
ASP-500KW光伏并网逆变器使用了高性能且最新的功率器件,具有高温度等级、高鲁棒性、低饱和压降、大容量的IGBT器件；
ASP—500KW光伏并网逆变器的控制系统使用两个DSP控制整个系统，运用基于嵌入式系统和MCGS的高清真彩全触摸液晶屏进行智能化操作，使得这种控制更可靠、更准确、更灵活、更方便，效率更高。
光伏并网逆变器提供通讯装置，采用RS485通讯接口. 3.2.8.2 光伏并网逆变器的启动及同期
光伏并网逆变器能根据日出和日落的日照条件，实现自动开机和关机。
光伏并网逆变器启动运行时确保光伏发电站输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。当光伏电站因系统要求而停运，而后逆变器要重新启动并网时，尤其需要考虑该制约因素；
3。2.8。3光伏并网逆变器的人机接口
光伏并网逆变器在面板上设置液晶屏,以实现操作人员的现地手动操作.通过液晶屏可实现对主要设备的手动控制。液晶屏能显示逆变器的主要运行参数、状态、故障等信息量； 3.2.8.4光伏并网逆变器的显示及报警
液晶屏的显示主要包括:直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、并网逆变器机内温度、时钟、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线等。故障量信号包括：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、并网逆变器过载、并网逆变器过热、并网逆变器短路、散热器过热、光伏并网逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败等; 3.2.8.5光伏并网逆变器的历史数据采集和存储
光伏并网逆变器要求能够分别以日、月、年为单位记录和存储数据、运行事件、警告、故障信息等。
3。2.9光伏并网逆变器的技术特点
3.2.9.1 采用性能强劲的TI32位定点DSP芯片，确保逆变器功能丰富; 3.2.9.3 实时高效的MPPT（最大功率点跟踪）技术，太阳能利用率更高; 3。2。9.4 纯正弦波输出,THD<3％，符合国家并网标准; 3。2。9.5 安全有效的反孤岛控制，确保工作人员人身安全；
3.2.9。6采用自诊断算法和齐全的软硬件保护，有效的防止逆变器损坏； 3.2。9。7 超过97.4%的最高效率，最大程度的减少损耗；
3。2。9。8彩色TFT LCD触摸屏上(800×480像素）可显示多种语言的操作数据，清晰易读显示器作为人机界面，操作简便直观； 3。2。9.9 使用RS485通信接口； 3。2。10光伏并网逆变器的工艺要求
3.2。10。1光伏并网逆变器交流各相、直流正负导线有不同色标； 3.2.10.2 选用质量可靠的输入输出端子，充分考虑电缆的安装与固定；
3。2.10。3 柜内元件位置编号、元件编号与图纸一致，并且所有可操作部件均用中文标明功能；
3。2。10.4 柜体结构安全、可靠;易损件的设计与安装便于维护及拆装； 3。2.10.5 各元件板有防尘装置，柜体设计考虑通风、散热； 3。2.10.6 光伏并网逆变器柜内有保护接地。 4. 总则
4.1逆变器是光伏电站的重要设备,对电站稳定运行有着非常重要的作用，因此逆变器的检修、维护、调试工作按本标准执行；
4。2光伏并网逆变器检修维护人员负责逆变器的调试、检修、事故处理及日常维护工作; 4。3光伏并网逆变器检修调试完毕，检修维护人员应及时详细交代逆变器的技术变动情况和整定参数；负责整理原始资料，提交试验报告，修改图纸，并及时录入设备管理台帐和电子台帐。
5. 光伏并网逆变器的日常维护：
5.1 检查各指示灯及信号指示是否正常，开关位置是否正常； 5.2 检查设备的各电气元器件有无过热、异味、断线等异常情况； 5.3 检查逆变器功率模块运行是否正常； 5.4 定期清扫光伏并网逆变器的盘、柜等设备； 5.5 定期检查设备的绝缘情况； 5.6 定期分析设备的健康情况；
5.7 设备运行中发现的缺陷应尽快组织检修人员检修处理，防止故障范围扩大. 6. 光伏并网逆变器检修 6。1 一般要求：
6。1.1 对光伏并网逆变器进行检修是提高设备健康水平，保证设备安全运行的有效措施，应按计划进行检修,检修应保证质量，使设备经常处于良好的运行状态; 6.1。2 检修工作应作到准备充分,项目明确，工艺与质量要求具体; 6.1.3 检修工作中应做好充分的安全措施,确保设备及人身安全； 6。1.4 检修工作应服从统一的管理和调度，按时按计划完成维修任务；
6。1.5 检修工作的项目应在充分调查的基础上作出明确的安排,没必要实施项目可根据设备运行的健康情况予以删减。
6。2 检修间隔及检修停用期的确定：
光伏并网逆变器运行中遗留的设备缺陷应尽可能消除，减少带病运行时间。 6.3 检修前的准备工作:
6。3。1 根据检修计划，做好人力组织分工，技术文件准备和技术交底工作。
技术文件包括：施工方案、施工图纸、各种记录表格、上次检修报告、设备的技术说明书、用户使用手册、计算机软件文本、设备的检修规程、技术参数整定通知单等; 6.3。2 制定符合现场实际的安全措施和技术措施； 6。3。3 专用仪器、仪表、工具和安全用具应齐备、完好;
6。3.4 检修所用的材料、备件到货，尤其是特殊材料、备件应领到现场。 6。4 检修项目: 6。4.1 检修项目： 正常检修项目与标准见表
表2—4正常检修项目与标准 序号 检修项目 光伏并网逆变器所属的各种盘、柜、元器1. 件的清扫、检查 功率模块、交、直流侧配电装置、防雷器单元、接地单元、监控模块、盘柜按钮接2. 点、指示灯、检查各电路板表面元件无烧损现象，电路板、表计校验检查正常、各模块参数、数据采集正常。 3. 缘 各负荷开关检查，辅助接点检查。 4. 5. 6. 7. 8. 清扫检查、干净、无积灰; 继电器接点无粘连、发热、烧损现象； 操作回路检查 操作回路动作正确 光伏并网逆变器基本功能，辅助功能定值现场试验定值正确 检测，每年一次 光伏并网逆变器与上位机通信及显示功能通信及上位机显示值与现地相同 检查 光伏并网逆变器各种保护功能的操作模拟保护功能动作正确 检查 运行中发现的缺陷，可以延迟到检修中进缺陷消除 行的项目 清扫干净、无积灰、无堵塞，检查无裂纹、无光伏并网逆变器功率模块、风扇、防渗液； 尘网开箱清扫检查、更换 光伏并网逆变器检修后的试验 试验动作正确 W W W W W 检修标准 盘柜及各元器件清洁无灰尘； 验收质检点 W 清扫检查干净，无积灰 交、直流侧配电柜内电缆、接地连接铜排无腐蚀烧灼现象，螺丝紧固； W 9. 10. W H 注意：1)防止人身静电、工器具静电对设备的损害；
2)严禁在电路板、装置等设备上采用带腐蚀作用的清洗剂； 3)严禁用酒精擦拭继电器外壳。 6.4。2 检修、试验项目的确定：
根据设备的实际运行周期对检修、试验项目适当增减和调整，调整的原则是：既要确保设备健康，不带病运行，又要减少检修时间和设备拆修范围，以保证设备按期、健康地投入运行.
6。5 装置检修注意事项
6.5.1拆卸逆变模块的原则是自上而下进行拆卸，以防止机柜因重心太高而倾倒； 6。5。2 逆变模块拔出5分钟后才可进行模块的维护，10分钟后才能重新插入机柜；装置检修时应将电源切断，并进行验电后方可进行设备检修，以防人身触电事故； 6.5。3将逆变模块装入机柜，并打紧连接螺钉；
6。5.4装置试验时，应严格按照正确的操作程序进行,防止误操作。 7. 光伏并网逆变器试验要求 7.1 一般要求：
7。1。1 检修后的光伏并网逆变器必须经过试验合格后才能投入运行；
7。1。2 检修后的试验项目由检修人员参照本规程所列项目，根据设备检修情况自行确定和安排，公司安全技术部备案。特殊试验项目有主管专业人员批准的检查。 7。2 试验要求：
7。2.1 试验中所使用的仪器、仪表必须达到试验项目的要求和准确级；
7。2。2 为了保证试验数据的可信度，试验中应有足够的数据和录制量,并应保证数据采集的同步性；
7。2。3 试验应参考原始记录数据，与原始数据有较大误差时应查明原因或重新试验，得出可信任的结论;
7。2.4 试验中应按仪器、仪表的要求和规范使用,试验时仪器应稳妥放置，尽量减少震动和试验误差；
7。2.5 试验前必须采取稳妥可靠的安全措施，防止人身伤害及设备损坏;
7。2.6 各试验项目的技术要求，指标应按照有关设备的试验标准执行,降低标准应经厂总工程师批准;
7.2。7 设备试验不合格应坚决重修或更换，不得带病运行. 7.3 试验方法： 7.4 检修试验记录：
光伏并网逆变器的检修应有完整的检修记录及试验记录. 7.4.1 检修试验记录应包括以下内容:
1) 检修前的设备状态、故障现象、缺陷情况及设备退出原因； 2) 检修主要工作项目、实施措施、缺陷处理及效果；
3）系统结构、设备及元件变动记录，软件变动记录及软件变动后的文本，新装设备、元器件的型号、主要技术参数、厂家编号、出厂日期、安装时间、施工人员等;
4）检修试验使用的主要仪器、仪表的型号、规格和厂家编号、试验接线简图； 5）检修工作的材料消耗、人工和费用记录;
6）设备的停用和检修起止日期及其它需要说明的情况; 7)检修遗留问题的补充说明； 8)工作人员、验收人员签字。
7.4。2 检修试验记录由工作负责人和工作班成员负责记录、整理. 7.5检修质量与验收：
7.5。1 质量检查和验收实行检修人员和班组自检、维护部和安全监督与生产技术部门验收的分级检查验收制度；
7。5。2 各检修、试验的重要工序的分级验收应填写分级验收记录；
7.5。3 质检验收必须坚持高标准、严要求、谁验收谁签字。对于检修、验不合格的设备、质检人员有权拒签，并责成有关工作班重修和重试。 8。光伏并网逆变器检修总结和技术文件整理
光伏并网逆变器的检修报告应有以下基本内容： 8。1检修设备的编号、型号、生产厂家、产品编号; 8。2设备计划检修和实际检修的起止日期； 8.3设备检修的计划工日和实际消耗工；。 8。4 检修工作评语； 8。5简要文字总结;
8.6检修的试验记录报告和结果分析报告； 8。7设备的评定级别； 8.8补充说明；
8。9检修、试验工作负责人和工作班成员名单; 8.10检修、试验工作负责人的签名;
8。11检修报告和技术文件的整理应采用计算机进行。 9. 光伏并网逆变器备品备件
应储备下列易损件及备件: 9。1逆变模块、熔断器； 9.2测量、监控装置的元器件； 9.3系统中的易损件。
第四章 变压器检修规程
范围
本标准规定了光伏电站变压器检修的规则，给出了光伏电站变压器检修的方法。光伏电站变压器检修人员必须遵守本标准.
1。1本标准适用于箱式变压器、SVG用的连接变压器、10kV站用变压器及接地变压器. 1。2本标准适用于1。1条中设备的巡回检查及标准项目的检修。 2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款.凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
1
GB1094.1～1094.5—85 电力变压器
GBJ148—90 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范
DL/T573-95 电力变压器检修导则 DL/T838－2003 发电企业设备检修导则
3 概述
电站变压器包括：36台箱式变压器、1台接地变压器(兼站用变）、1台200KVA站用变压器、1台连接变压器.#1~#36光伏发电单元采用36台分裂式箱式升压变压器；SVG设备由一台连接变压器和35KV母线连接;站用电由接地变供电，200KVA站用变压器为备用供电。
4 设备主要技术参数 4。1 35kV油浸式箱变 双分裂绕组升压油浸型式 式变压器 额定容量 1000/500—500kVA 额定电压比（高/低压） 38.5/0。315kV 额定频率 50 Hz 短路阻抗 6。5% 空载损耗 2.8KW 油面温升限值/绕组温升 55/65K 生产厂家 4.2 熔断器 型号 XRNT—40。5 额定电压 40。5kV 生产厂家 4.3 站用电变压器
型号 冷却方式 额定电流（高/低压) 调压方式 联接组别 负载损耗 数量 S11—1000/38.5 ON/AN 15.0/916.5-916。5A 无励磁 D，y11，y11 12.5KW 36台 额定电流 额定短路开断电流 31.5 A 31.5 kA
型号 额定电压 额定频率 绝缘方式 温升限值（工作状态下） 生产厂家
5.总则
SC11-200/10 10。5/0.4kV 50Hz 干式（F级） 额定功率 联结组及联结组标号 零序阻抗 绝缘水平 200kVA Dyn11 3。98％ 工频(1min）耐受电压（有效值)：35kV 雷电冲击电压:75kV 自冷 100K 冷却方式 5.1 变压器的安全运行直接关系到发供电质量，对电力系统和电站的稳定运行有着非常重要的作用,因此，变压器的检修、维护、调试、管理应按本规程要求进行； 5。2 变压器检修维护人员负责变压器设备的检修、事故处理及日常维护；
5.3 变压器检修维护人员应根据上级部门的指示及电力系统运行要求，及时计算、更改变压器有关整定参数；执行变压器的反事故措施，完成变压器的技术改造工作；
5。4 变压器设备检修、调试完毕,检修人员应及时详细交待装置的技术变动情况和整定参数;负责整理原始资料，提交试验报告，修订图纸；
5.5 设备检修人员应熟悉系统和设备的结构、性能和原理，熟悉设备的检修工艺、工序、调试方法和质量标准，熟悉安全工作规程(“三熟”）;能掌握钳工、电工技能;能掌握与本职业密切相关的其他几种技能;能看懂图纸并绘制简单的零部件图和电气原理图（“三能\")。 6. 变压器的运行维护和设备管理 6.1定期维护
为使油浸箱变压器长期保持良好的运行状态，至少每3个月要定期检查1次。主要作好以下几方面的工作。 6.1。1 定期搞好清扫
箱变的环境卫生要经常进行打扫。至少每月要用干燥压缩空气吹净或用吸尘器清除箱变内部灰尘；
6.1.2认真检查变压器紧固端头和连接件
变压器在运行过程中,不可避免地出现端头受力、振动而引起紧固件、连接件松动,产生过热点，影响变压器的正常运行.所以,要定期检查变压器紧固端头和连接件。在高、低压及可能产生过热的地方,可设置示温蜡片以作警示;
6.1。3 检查凝露现象，预防铁芯锈蚀
在雨季潮湿季节，空气湿度较大.由于温差的作用，空气中的水分变成水珠附着在变压器防护壳的内壁上，尤其是变压器的铁芯都暴露在空气中，很容易锈蚀，从而使变压器的损耗增加,效率下降，影响使用寿命。所以，若发现变压器有潮湿凝露现象，要及时用电热器、热风进行干燥处理，以防绝缘被击穿;同时，要定期对变压器进行防锈、除锈处理，以保证变压器正常运行;
6.1.4 定期检查绝缘劣化程度
查绝缘劣化程度，主要看变压器浇注树脂及支撑线圈的垫块有无变色和开裂现象,必要时可进行绝缘电阻测量.在25℃下，测量绝缘电阻不得低于表4-5的规定，若低于表4—5的规定，应及时清除绝缘组表面、端子支架和支撑垫块等处的污物、灰尘。必要时，对变压器进行热风干燥，使其恢复绝缘水平。
表4-5 绝缘电阻值的规定
额定电压/kV 35 22 50 10 30 6 20 3 10 1以下 5 绝缘电阻/MΩ 100
6。2从事变压器检修维护及文明公约
6。2.1 为确保变压器安全稳定运行，从事变压器运行维护的人员应增强责任心，培养良好的工作作风；
6.2。2在检查的全过程中严格执行、遵守所从事项目的操作规程，安全、技术、要求任何工作必须安全满足时进行；
6.2。3从思想上高度重视维护工作，在维护中牢固树立安全第一、文明生产的意识； 6.2.4强化劳动纪律，杜绝无政府主义行为；
6。2.5对从事接触有害气体或物质时，切实地做好防护用品的准备工作,必要时要有应急措施；
6.2.6凡从事高空作业或进入高空作业区必须带好安全帽和安全带，上下传递物品时不得投掷；
6.2.7进入变压器维护现场，不允许嬉闹、打闹玩耍；
6.2。8各项负责人要切实做好安全、文明、技术措施，把好关； 6。2。9进入工作现场的穿戴必须合乎要求;
6.2.10凡使用的工器具、物品要进行实物登记和实行注销制度；
6。2.11当每日或每项工作进行完毕时，必须将工作现场、工器具、材料等清理干净、彻底，由工作负责人或班组自检通过。
6。3 变压器运行中发现的缺陷应尽快组织检修维护人员进行处理，防止故障范围扩大。 6。4变压器的检修工作由发电厂运维人员管理.所有变压器设备的停电检修工作，检修人员均应记入《变压器检修履历》. 6.8维护类别及周期
表4—6 维护类别及周期
类 别 周 期 备 注 1. 认真作好抄表记录 2. 随时检查变压器负载情况 运行维护 每天对变压器巡视检查 3. 检测和监听变压器有无异常声响。 4. 随时观察温控器的变化,特别是过载运行时. 1. 定期搞好变压器室及变压器的清扫工作. 定期维护 至少每3个月1次 2。 认真检查变压器紧固端头和连接件. 3。 定期检查绝缘劣化程度。
7．检修的类别及周期
表4—7 检修类别及周期
类 别 周 期 备 注 C级检修 1. 每年一次 变压器一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年进行一次。 B级检修项目包括C级检修的所有项目。 B级检修即变压器在原地进行的内部检修。 B级检修 2. 若变压器经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障，才进行检修。 3. 当变压器承受出口短路后，综合分析判断，可考虑提前检修.
4. 运行后变压器，当发现异常状况或经试验判断内部有故障时，应提前进行检修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好,公司主管生产经理批准，可适当延长检修周期。 7.C级检修
7。1检修前的准备工作
7。1。1 收集在运行中存在的缺陷项目,分析缺陷确定能在C级检修中予以消除。在停电期间,对缺陷再做进一步的了解，以判断其损坏程度对设备安全运行的影响程度； 7.1.2 确定检修的特殊项目。即为确保安全运行需要，进行的改进项目等;
7.1.3 制定特殊检修项目的实施方案，其中包括技术措施、安全措施、特殊的检修工艺、特制的工具等;
7。1。4设备和器材的准备.对检修项目中所需要的设备及耗用器材,应在开工前准备妥当,放在现场，并检查数量、规格、质量应符合要求. 7.2变压器检修需开具电气第一种工作票 7.2。1 35kV室外箱式升压变压器所做措施为: 7.2。1。1相应变压器的逆变器停机； 7。2.1.2 1逆变器交流输出断路器分;
7.2.1。3相应低压配电柜交流断路器分，操作电源切； 7.2.1.4变压器高压侧隔离开关断路器拉至检修位; 7。2。1.5变压器高压侧接地刀闸投； 7。2。1.6变压器低压侧挂接地线；
7.2。1.7所拉开关操作把手上挂“禁止合闸，有人工作“标示牌。 7.2.2站用变压器检修所做措施为：
7.2。2.1拉下光伏场北侧10KV高压进线侧跌落式熔断器； 7.2.2。2相应变压器低压侧负荷开关断开； 7.2.2。3变压器高压侧挂接地线； 7。2。2.4变压器低压侧挂接地线；
7。2.2.5所拉开关操作把手上挂“禁止合闸，有人工作“标示牌。 7。2。3接地变压器兼站用变检修所做措施为：
7.2.3.1断开35KV配电室接地变兼站用变开关并拉至检修位； 7.2。3。2低压侧开关断开；
7。2.3.3变压器高压侧挂接地线； 7.2。3.4变压器低压侧挂接地线;
7.2。3.5在35KV配电室接地变兼站用变开关柜上挂“禁止合闸,有人工作“标示牌。 7.4 C级检修项目、质量标准及检修工艺
表4—8 C级检修项目、质量标准及检修工艺
检修项目 1、清扫变压器本体。 2、检查引线绝缘包扎有无变形、变脆、破损,引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好,有无过热迹象 清扫干净. 1）引线绝缘包扎应完好，无变形，变脆，引线无断股卡伤情况。 2）接头表面应平整、光滑、无毛刺，并不得有其它杂质。 3）引线排列整齐。 4）表面清洁 质量标准 检修工艺 3、检查支持瓷瓶有无松动、1）支持瓷瓶应无破损裂纹、变形及闪络，烧伤现象. 损坏。检查引线在支持瓷瓶上的固定情况. 2）支持瓷瓶有足够的机械强度。 3）支持瓷瓶的固定螺栓紧固并应有防松措施。 4）支持瓷瓶固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘. 5）表面清洁。 4、检查油变分接开关；检查干变分接连片 5、表计 分接开关位置正确；分接位置正确，分接连片紧固、并有防松措施。 调整油位到合格线以上；温度计校验合格 隔离开关表面清洁无灰尘、污垢，无机械损伤，传动机构操作灵活，触头接触良好；支持瓷瓶及穿墙套管无闪络、破损。电气试验符合标准要求。 6、隔离开关 清除隔离开关绝缘表面的灰尘，污垢,检查应无机械损伤，更换损伤严重的部件;清除传动机构裸露部分的灰尘和污垢，对机构转动部分加润
滑油；消除不合格部件的缺陷，清除触头接触面的氧化层、涂凡士林；清扫检查支持瓷瓶。按规定进行电气试验。 7、对中性点设备外部及周围环境 8、检修中发现的缺陷应及时处理 9、检修后的试验 消除缺陷。对不能消除的缺陷应说明原因并提出审批报告。 标准按照DT/T596—1996《电力设备预防性试验规程》中相关规定执行。 清理干净。 进行彻底清扫检查 8。B级检修
8。1检修前的准备工作
8。1.1收集变压器存在的各种缺陷。在变压器检修前,对该变压器运行中已暴露出来的并被值班员发现的缺陷，应从缺陷记录中摘录，并到现场进行核对，了解缺陷目前的状态和严重程度，制定消除缺陷项目的对策；
8。1.2列出特殊检修项目。除确定检修的常规项目外，必要时还应确定检修中的特殊项目。即对变压器的某些单元部件不同的改进工作，消除某些特殊的重大缺陷等，都要事先专门列出；
8。1。3制定检修的技术措施.对特殊项目，即较大的改进工作或消除重大缺陷的工作，应预先制定专门的技术、安全措施和组织措施，制作专用工具和配备专用器材；
8.1.4检修用场地和工具的准备.事先应准备好工器具及其放置的场地,准备好临时电源等； 8.1.5检修用器材的准备。在检修前，应准备好要用的设备和材料，并查对数量、质量和规格,应符合要求.
8。2变压器检修需开具电气第一种工作票 8。2。1 35kV室外箱式升压变压器所做措施为: 8.2。1.1相应变压器的逆变器停机; 8.2.1。2 逆变器交流输出断路器分；
8。2。1。3相应低压配电柜交流断路器分，操作电源切；
8。2.1.4变压器高压侧隔离开关断路器拉至检修位； 8。2。1。5变压器高压侧接地刀闸投； 8.2。1.6变压器低压侧挂接地线；
8.2。1.7所拉开关操作把手上挂“禁止合闸,有人工作“标示牌。 8.2.2站用变压器检修所做措施为：
8。2。2.1拉下大战场高压进线侧高压熔断器； 8。2。2.2相应变压器低压侧负荷开关断开； 8.2.2。3变压器高压侧挂接地线； 8。2.2。4变压器低压侧挂接地线；
8。2。2.5所拉开关操作把手上挂“禁止合闸,有人工作“标示牌. 8。2.3接地变兼站用变压器检修所做措施为：
8。2.3。1断开35KV配电室接地变兼站用变开关并拉至检修位； 8.2.3.2低压侧开关断开;
8。2。3。3变压器高压侧挂接地线； 8。2.3。4变压器低压侧挂接地线；
8.2。3。5在35KV配电室接地变兼站用变开关柜上挂“禁止合闸,有人工作“标示牌. 8。3 B级检修项目及标准
表4-9 B级检修项目、内容及标准
检修检修内容 项目 变压器检修前的各项试验。 中性点，高、低压侧断引。 断引时不得损伤套管，拆下的螺丝应妥善保管. 符合标准要求。配合高压 标准 等级验收
本体 内部检查 1拆卸的螺栓，打开人孔。 2 铁芯拉带的检查 3 检查所有引线支撑件、导线夹是否有位移、倾斜、损坏现象，紧固用的绝缘螺杆、螺母是否有松动现象,引线外包绝缘是否有损伤. 4 检查线圈及围屏是否有明显的位移,围屏外边的绑带是否有松动现象。 5 检查线圈上部的压紧垫块是否有位移、松动现象。 6 检查分接开关的支持固定件是否有倾斜、松动现象。分接引线接线片与开关触头是否接触良好. 7 检查铁芯柱及旁轭上的屏蔽板接地引线外包绝缘，引线与夹件接地情况。 8 检查上下夹件、肢板等所有紧固件的紧固情况。 9 检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹,绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部有无杂物,可用洁净的白布擦拭并用面粉团粘净。若叠片有翘起或不规整之处，可用木锤或铜锤敲打平整. 10 检查铁芯接地片的连接及绝缘状况. 11 检查箱壁屏蔽装置有无放电迹象,固定是否牢固。 12 检查内部油漆情况，对局部脱落和锈蚀部位应处理重新补漆。 13 检查完毕,内检工作人员，按工具登记表清点工具数量,以防将工具遗留。 14中性点、高低压侧套管引线接引。接引前用酒精或丙酮清除接触面氧化层,并涂一层导电脂. 15检查中性点是否正常，并清扫瓷套。 1 拆下的螺栓应妥善保管.内检人员应穿全新、洁净的衣服和鞋帽，身上不许带与工作无关的金属物及其它物品,所带工具要编号登记.内检过程中人孔处要有防尘措施。并应有专人守候,以便与内检人员联系，内检过程中严禁踩踏引线及支撑件. 2 拉带与铁轭之间绝缘良好，拉带与夹件之间绝缘良好，螺栓紧固。拉带接地引线绝缘无损伤，紧固螺栓应无松动现象，保证每根拉带与夹件之间只有一点可靠连接。 3 支撑件固定牢靠，无放电、闪络等烧伤痕迹及机械损伤。导线夹无位移、倾斜、损坏现象，导线夹内导线固定良好，绝缘无损伤。绝缘螺杆、螺母紧固无松动.引线外包绝缘无放电、闪络等烧伤痕迹及机械损伤。 4 线圈及围屏无位移，围屏外边的绑带绑扎紧固。 5 线圈上部绝缘压板与铁轭之间压紧垫块应无位移、松动现象，线圈上部绝缘压板与上夹件压钉之间压紧垫块应无位移、松动现象.绝缘压板及垫块无放电、闪络等烧伤痕迹及机械损伤。 6 分接开关支持固定件紧固、牢靠、无倾斜位移现象。分接引线接线片与开关触头接触良好。三相分接开关引线外包绝缘无放电、闪络等烧伤痕迹及机械损伤。 7 屏蔽板接地引线外包绝缘无烧伤、破损，引线与夹件接触良好。 8 所有紧固件均应紧固无位移、无松动现象。 9 铁芯外表平整,无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部无杂物。 10 铁芯只允许一点接地，其外露部分绝缘良好，防止短路铁芯片. 11 屏蔽装置无放电现象，无松动，必须有一点可靠接地，接地小辫绝缘良好,且无断股等机械损伤. 12 内部漆膜完整，附着牢固。 接引牢固.
H
13中性点正常,瓷套清扫干净。 表同C级检修 计 隔离开关 对中性点设备外部进行彻底清扫检查 及周围环境 油浸式电力变压器试验项目、标准按照DT/T596检修后的 试验 关规定执行. —1996《电力设备预防性试验规程》中相H 清理干净。 同C级检修 同C级检修 同C级检修
9.变压器检修后的交接验收
9.1变压器在检修竣工后应及时清理现场、整理记录、资料、图纸提交竣工验收报告，并按
照规定组织现场验收。 9。2检修后应提交的资料。 9.2。1变压器检修总结报告; 9.2。2现场检修记录； 9。2.3全部试验报告. 9.3检修后需检查项目.
9.3.1变压器本体、测温装置及所有附件均完整无缺； 9。3.2变压器高低压侧引线连接导线相序正确； 9.3。3接地可靠（变压器外壳、铁芯及夹件）； 9.3.4变压器内无遗留物;
9。3。5测温装置指示正确、整定值符合要求。
第五章 35KV高压开关柜检修规程
1. 范围
本标准规定了光伏电站35KV高压设备的检修间隔、工期、检修维护内容、试验项目及试验方法；
本标准适用于光伏电站35KV高压开关柜的检修、维护及试验；
本标准制定的目的是为了光伏电站投产后能够做好设备的维护与检修工作，保证电站安全稳定运行而制定。 2. 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本.凡是不注日期的引用文件,其最新版
本适用于本标准。
GB156 标准电压
GB311.1 高压输变电设备的绝缘配合 GB763 交流高压电器在长期工作时的发热 GB1984 交流高压断路器
GB1985 交流高压隔离开关和接地开关 GB2706 交流高压电器动、热稳定试验方法 GB3309 高压开关设备常温下的机械试验 GB3804 363kV交流高压负荷开关 GB3906 335kV交流金属封闭开关设备 GB7354 局部放电测量
GB11022 高压开关设备通用技术条件 GB50150
电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB50150 电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范 GB1207-1997 电压互感器 GB1208—1997 电流互感器
DL478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 DL/T613 进口交流无间隙金属氧化物避雷器技术规范 DL/T5137
电测量及电能计量装置设计技术规范
其他相关的国家及行业标准和规范。 3. 术语和定义 检修周期
指新设备运行投运或经检修投入运行至下一次检修之间的时间间隔。 4. 设备主要技术参数及规范 4.1 35kV真空断路器 型号 额定电流 额定短时耐受电流及持续时间 ZN85-40。5—1250/31。额定电压 5 1250A 31。5kA，4s 额定频率 额定峰值耐受电流 40.5kV 50HZ 80kA 工频1分钟耐压（相对地） 95kV 雷击冲击电压(相对地） 185kV
短路开断电流 分闸时间 开断时间 机械寿命 操作电源电压 安装位置 厂家 4.2 电压互感器 安装位置 35kVⅠ母线 31.5 kA 35～60 ms ≤80ms ＞10000次 DC220V 短路关合电流 合闸时间 操作顺序 操动机构型式 合分闸线圈额定工作电流 80kA 50~100ms O–0。3s–CO–180s–CO 弹簧 0。96A 308、301、302、303、304、305 型号 JDZX9-35GJ 额定变比 35/√3：0。1/√3：0.1/√3：0。1/3 准确级 0.2/0.5/6P 额定容量 50/50/100VA 额定变比 35/√3：0.1/√3：0。1/√3 准确级 0。2/0.5 安装位置 旭日线 型号 JDZ9-35GJ 额定容量 50/50VA 4.3 过电压保护器（避雷器） 型号 持续运行电压 生产厂家 YH5WZ-51/134 40。8kV 西安宇达电力设备有限公司 额定电压 标称放电电流 51kV 5kA（峰值） 4.4 电流互感器
型号 安装位置 LZZBJ28-36/268W2 ＃1、＃2、＃3、#4集电线及SVG进线 生产厂家 额定变比 准确级 额定容量 额定变比 安装位置 接地变兼站用变线路 准确级 额定容量 额定变比 安装位置 旭日线出线 准确级 额定容量 5．检修项目及工艺要求、试验项目和质量标准
表3—2 35kV设备维护和检修类别及周期
类 别 周 期 备 注 1。运行中的设备进行外观检查，主要设备有无异常情况。 巡回检查 每班至少一次 2。发现异常情况应增加巡回检查次数。 大连第二互感器 保护:300/5；测量：300/5 保护:5P30；测量：0.5S 保护：25VA;测量：15VA 保护:200/5；测量：200/5 保护：5P30；测量：0。5S 保护：25VA;测量:15VA 保护：1000/5 ；测量抽500/5；计量：500/5 保护：5P725 ；测量：0.5S；计量：0.2S 保护：25VA ；测量：15VA
3。检查中发现缺陷应记入巡回记录薄中，并按管理程序逐级汇报。 4.不停电、外部检查,有无异常声响、记录气压等各项参数 3年 定期B修 6年 罩检修、绝缘部件检修、润滑、局部调整、机械特性测试等 根据表规定或出现不特别检修 正常运行情况时 试 停电、检修部位、内部检查、触头及机械零件更换、机械特性测停电、外部检修、局部调整 停电、检修部位气室3、内外部检查、母线检修、触头检修、屏蔽
表3—3 真空断路器允许操作次数 设备名称 工作状况 开断额定短路开断电流 开断50%额定短路电流 真空断路器 开断额定电流 空载与百安培小电流 关合额定短路电流 接地开关 开合感应电流 100 2000 5000 2 规定操作次数 20 50 备 注
5.1真空断路器检修的项目及标准
5.1。1真空断路器三年定期检修项目及标准
概述:这类检修是除了灭弧室元件以外的外部零部件的全面检修，它包括巡回检查的全部项目。
表3—4真空断路器三年定期检修项目及标准
项目 1.外部连接的螺栓和端子紧固，处理应紧固、无松动现象。 锈蚀及损坏的构架、外壳、元件。 操动机构部分应操作灵活，并对传动环节进行润滑； 2。检查操动机械部分 检查螺栓、锁定片、开口销和连接销应完好. 标准 备注
3.清扫操作箱内部的脏污 4.检查操作机构箱内缓冲器 5.操作机构润滑 6。检查加热器的接线状况 7。检查机构箱门密封垫 8。紧固机构箱内各部位螺栓 9。紧固机构箱内控制回路及接线端彻底清理干净 表面清洁完好。 应无发热烧损现象。 应无老化现象；若已老化，予以更换。 无松动。 无松动。 H 子 10。消除应消缺陷 11。机械特性试验 12.对断路器检查部位全面清扫 清理干净 5.1.2 35kV设备维护和检修六年定期检修项目及标准
概述：这类检修是三年定期检修基础上更为全面的大修。它包含巡视检查和六年定期检修所规定的所有项目。下表包括真空断路器、故障检修指示灯、绝缘支柱、带电指示器、高压熔断器、避雷器、电流互感器、电压互感器、电磁锁、母线的六年定期检修，以及最终的试验和验收。
表3—5 35kV设备维护和检修六年定期检修项目及标准
检修项目及工艺步骤 准备工作： 开工前做好安全措施，使设备处于停电检修状态，班前会进行作业前班组的安全技术交底，准备好检修工作用的工器具和安全工器具，并对检修设备进行放电。 定期维护检查 设备应清洁卫生检查: 用电动吹风或小毛刷等进行清洁卫生处理。用麻布,酒 设备应清洁干净，无杂物 质量标准 质检点 备注 精对设备触头,绝缘子等进行擦拭，并将杂物清除干净。 所有的接线应紧固，无破损及所有的接线检查: 用扳手或改刀对所有接线进行紧固。 烧焦
检修项目及工艺步骤 操动机构检查： 将真空断路器摇到试验位置，给上控制电源和操作电源，手动操作开关分合闸3次—4次，并手动操作地刀和隔刀，看机构动作是否 应灵活可靠. 所有该紧固的螺栓检查； 用扳手或改刀对所有螺栓进行紧固。 主，辅助触头检查： 工作前先检查万用表是否良好,将万用表打到欧姆档，短接两只表笔，万用表读数应该为0，证明万用表无问题,再用万用表欧姆档检查开关在断开和合闸状态下位置是否正确。 母线的检修: 设备表面应清洁卫生检查： 用电动吹风或小毛刷等进行清洁卫生处理.用破布，酒精对母线外套绝缘热缩套管等进行擦拭，并将杂物清除干净。 电磁锁的检修： 设备应清洁卫生检查: 用电动吹风或小毛刷等进行清洁卫生处理。用麻布对设备等进行擦拭，并将杂物清除干净。 检查机构动作检查： 断路器/隔离开关处于分闸位置，用扳手或改刀拆开手车和柜体断口间金属隔板，手动动作电磁铁的铁心,检查电磁锁机构动作是否正确灵活；可靠闭锁； 接线，线圈电阻检查： 工作前先拆除线圈连接线，并记好线号，检查万用表是否良好，将万用表打到欧姆档，短接两只表笔,万用表质量标准 操动机构应灵活可靠;动作位置应与指示一致 辅助触头表面应清洁，无氧化层,接触紧密，分合可靠 质检点 备注 设备表面应清洁干净,母线外套绝缘热缩套管无损伤 无毛刺和氧化层,母线联接接触应紧密可靠，螺栓应紧固，接触电阻应符合厂家技术要求 设备应清洁干净，无杂物 检查机构，动作应正确灵活；可靠闭锁 接线应正确紧固，无破损及烧焦
检修项目及工艺步骤 读数应该为0，证明万用表无问题，再用万用表欧姆档检查线圈直流电阻，恢复线圈连接线，用扳手或改刀对接线进行紧固，并检查有无破损及烧焦的痕迹。 真空断路器检修： 设备外观检查： 用电动吹风或小毛刷等进行清洁卫生处理。用破布，酒精对设备表面触头，绝缘子等进行擦拭,并将杂物清除干净. 所有的接线应紧固检查； 用扳手或改刀对所有接线进行紧固。 动作机构及操作机构检查： 将断路器摇到试验位置，手动合闸弹簧储能，抽出手柄插入孔挡板,要完全关闭，给上失压闭锁电磁铁装置220V电压,按下合闸按钮，检查合闸机构是否灵活，用万用表检查三相触头接触紧密，按下分闸按钮 ，检查分闸机构是否灵活，万用表检查三相触头应完全分开。所有螺栓应紧固检查: 断路器在检修位置,如果断路器在储能状态下要进行分合闸,释放弹簧能量，用小车使断路器本体从框架中分离，用扳手或改刀对所有螺栓进行紧固。 预防性试验： 按照《电力设备预防性试验规程》进行试验，其结果应符合规程和厂家技术要求。 绝缘电阻测量：用2500V兆欧表进行测量. 交流耐压试验(断路器主回路对地、相间及断口): 断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按规程规定值。 质量标准 质检点 备注 设备外观应清洁干净 所有的接线应紧固，无破损及烧焦现象现象; 动作机构应灵活可靠，,触头接触紧密，分合可靠,操作机构，操作应正确可靠，动作位置应与指示一致； 所有螺栓应紧固; 预防性试验: 绝缘电阻： 整体绝缘电阻参照制造厂规定或规程规定 导电回路电阻： 大修后应符合制造厂规定 运行中自行规定，建议不大于1.2倍出厂值 断路器的合闸时间和分闸时间,分、合闸的同期性,触头开距，合闸时的弹跳过程应符合制造厂规定。 操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻： 辅助回路和控制回路交流耐压试验： 试验电压为2kV. 绝缘电阻不应小于2MΩ
检修项目及工艺步骤 质量标准 质检点 备注 导电回路电阻：用直流压降法测量,电流不小于100A。 直流电阻应符合制造厂规定 断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程:在额定操作电压下进行。 操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压。 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻:采用1000V兆欧表。 检查动触头上的软联结夹片有无松动。 电压互感器的检修： 工作前先对电压互感器进行放电。 设备表面和表面清洁卫生检查： 用电动吹风或小毛刷等进行清洁卫生处理。用破布,酒精对设备表面触头，绝缘子等进行擦拭，并将杂物清除设备应清洁干净，无杂物；互感器表面,应无裂纹和烧焦以及绝缘击穿现象； 动 作机构应灵活可靠; 绝缘电阻:一次绕组绝缘电阻 动触头上的软联结夹片应无松动 干净。互感器表面,应无裂纹和烧焦以及绝缘击穿现象; ≥10 MΩ，二次绕组绝缘电阻动作机构检查； 手动操作电压互感器小车,检查小车动作机构是否灵活可靠； 预防性试验: 将电压互感器一,二次侧连接线拆除，按照《电力设备预防性试验规程》进行试验，其结果应符合规程和厂家技术要求： 绝缘电阻测量:一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表进行绝缘电阻测量。 交流耐压试验： 串级式或分级绝缘式的互感器用倍频感应耐压试验 进行倍频感应耐压试验时应考虑互感器的容升电压 倍频耐压试验前后,应检查有否绝缘损伤 接线状况检查： ≥0.5 MΩ 交流耐压试验：无击穿闪络，接地现象。 检查接线状况，所有的接线应紧固,无破损及烧焦； 所有固定的螺栓应紧固;无松动；绝缘电阻大于或等于10 MΩ
检修项目及工艺步骤 恢复所有的连接线，用扳手或改刀对所有接线进行紧固，并检查有无破损及烧焦的痕迹。 所有固定的螺栓检查: 用扳手或改刀对所有螺栓进行紧固,并用采用2500V兆欧表进行铁芯夹紧螺栓(可接触到的）绝缘电阻测量 质量标准 质检点 备注 电流互感器的检修： 工作前先进行二次对地放电，拆除二次侧连线，并将二次侧短接. 设备表面和表面清洁卫生检查： 用电动吹风或小毛刷等进行清洁卫生处理。用麻布,酒精对设备表面，触头，绝缘子等进行擦拭,并将杂物清除干净。互感器表面，应无裂纹和烧焦以及绝缘击穿现象； 预防性试验，按照《电力设备预防性试验规程》进行试设备应清洁干净，无杂物；；互感器表面，应无裂纹和烧焦以及绝缘击穿现象 预防性试验，按照《电力设备预防性试验规程》进行试验，其结果应符合规程和厂家技术要求 绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较,不应有显著变化，
检修项目及工艺步骤 验，其结果应符合规程和厂家技术要求。 采用2500V兆欧表测量绕组及末屏的绝缘电阻。 交流耐压试验：一次绕组按出厂值的85％进行。出厂值不明的按电压等级为10KV的施加30KV试验电压进行试验:二次绕组之间及末屏对地为2kV 校核励磁特性曲线 连接端子接触面检查： 如有无毛刺和氧化层,可用0号水磨砂纸轻轻打磨接触面，并用破布擦拭干净。 接线牢固检查。 拆除二次侧短接线，恢复所有连接线，，用扳手或改刀质量标准 无击穿闪络，接地现象 与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较,应无明显差别 检查接触面，应清洁平整，无毛刺和氧化层，接触应紧密可靠 接线应牢固，接触应良好，无烧焦 所有的固定螺栓应紧固 质检点 备注 对所有接线进行紧固，并检查有无破损及烧焦的痕迹。 所有的固定螺栓检查： 用扳手或改刀对所有螺栓进行紧固。 避雷器的检修: 设备表面和表面清洁卫生检查： 用电动吹风或小毛刷等进行清洁卫生处理。用破布，酒精对设备表面等进行擦拭，并将杂物清除干净.避雷器表面，应无裂纹和烧焦以及绝缘击穿现象； 预防性试验，按照《电力设备预防性试验规程》进行试验,其结果应符合规程和厂家技术要求. 拆除避雷器的连接线。 绝缘电阻测量： 采用2500V及以上兆欧表 避雷器底座，基础螺丝检查: 用扳手或改刀对所有基础螺栓进行紧固。 设备应清洁干净，无杂物；避雷器表面，应无裂纹、烧焦以及绝缘击穿现象； 预防性试验，按照《电力设备预防性试验规程》进行试验，其结果应符合规程和厂家技术要求。 检查避雷器底座,基础螺丝应无松动，基础焊接应良好，无断裂。
检修项目及工艺步骤 高压熔断器的检修: 设备表面和表面清洁卫生检查： 用电动吹风或小毛刷等进行清洁卫生处理.用破布，酒精对设备表面等进行擦拭，并将杂物清除干净。 熔断器本体检查； 带电指示器的检修： 设备表面和表面清洁卫生检查： 用电动吹风或小毛刷等进行清洁卫生处理.用破布，酒精对设备表面等进行擦拭，并将杂物清除干净。 所有的接线检查： 用扳手或改刀对所有接线进行紧固,并检查有无破损及烧焦的痕迹。 指示的正确性,指示应正确。 绝缘支柱的检修： 设备表面和表面清洁卫生检查： 用电动吹风或小毛刷等进行清洁卫生处理。用破布,酒精对设备表面等进行擦拭，并将杂物清除干净。 绝缘支柱表面，应无裂纹、破损以及绝缘击穿现象. 指示灯的检修: 设备表面和表面清洁卫生检查： 用电动吹风或小毛刷等进行清洁卫生处理。用破布，酒精对设备表面等进行擦拭，并将杂物清除干净. 所有的接线检查： 用扳手或改刀对所有接线进行紧固，并检查有无破损及烧焦的痕迹。 所有的指示应正确。 操作顺序 开关设备的正确使用非常重要，所以一定要按正确的操质量标准 设备应清洁干净，无杂物; 熔断器本体应无击穿、无裂纹，三相的电阻值应基本一致，熔断器帽应无松动。 质检点 备注 设备应清洁干净，无杂物； 所有的接线应紧固,无破损及烧焦; 指示的正确性，指示应正确。 设备应清洁干净，无杂物； 绝缘支柱表面，应无裂纹、破损以及绝缘击穿现象. W 设备应清洁干净,无杂物； 所有的接线应紧固，无破损及烧焦; 所有的指示应正确。 W
检修项目及工艺步骤 作顺序操作开关设备具体顺序如下： 投运设备: 仔细检查设备各部分是否正常-—--按设备原样将设备检查时拆卸的零部件装好——--关上开关柜后门----将手车推至试验位置-—-—插上二次插头--——分接地开关———-在试验位置分合断路器数次—---断路器分闸-———关上开关柜大门———-将手车推进到工作位置-———断路器储能—-——断路器合闸—---检查二次仪表运行是否正常。 退出运行： 断路器分闸---—检查分闸指示灯和带电显示装置—-——将手车退至试验位置—---打开开关柜大门--—-拔下二次插头--—-将手车退出开关柜—---合接地开关--—-打开开关柜后门--——对开关设备进行检修。 质量标准 质检点 备注
检修项目及工艺步骤 故障检修 断路器不能分、合或其余故障 手车未到工作、试验位置, 断路器本身故障。 手车不能推进或推进不灵活 断路器未分闸； 接地开关未分; 柜内有物件挡住手车推进机构未润滑。 手车到试验位置，定位销不能插入;手车对断路 器连锁失效 底盘车未到,零部件有损坏; 接地开关不能操作或操作不到位；连锁失效。 手车在工作位置故障 接地开关拉杆松脱或变形； 接地开关弹簧松软; 活动部件未润滑； 零部件损坏。 活门开启不灵活 活门机构活动部件未润滑； 手车动触头抵住活门； 零件损坏。 开关柜导电体发热严重，回路电阻过高 导电体搭接面氧化或有杂质； 搭接面上紧固件松脱； 开关柜工作电流超过开关柜额定值; 配电室内散热条件太差。 二次仪表不指示或指示不正确；继电器不动作或动作不准确 二次回路接线不正确; 质量标准 质检点 备注
检修项目及工艺步骤 熔断器烧断（包括高、低压)； 仪表损坏。 质量标准 质检点 备注
检修项目及工艺步骤 配电装置试验和验收 断路器的隔离断口耐压试验： 断路器处于分闸位置，将手车退至柜外，将高位导线与断路器上端头相连，下端头短接接地. 开关柜相对地耐压试验: 断路器处于合闸位置。将高位导线与开关柜的一相相连，其余两相短接接地。重复以上步骤，测试其余相. 真空断路器在试验位置,检查位置信号是否正确。 手动储能手柄对真空断路器储能，储能结束后，手动分合3次,检查手动分合是否正常，在分合过程中是否有异常声音,储能信号、分合闸信号是否正确。 手动分合正常后，合上储能电源、操作电源、控制电源的空气开关，电动分合3次，检查电动分合是否正常。 电动分合正常后，进行联动试验,检查保护和监控分合是否正常. 合上真空断路器，检查是否有异常声音或异味，电流、电压、带电指示应正确，电磁锁动作应正确,位置信号应正确。 配电装置经过验收合格后，方可交付运行。检修报告经审核后归档管理. 质量标准 质检点 备注
5.1。3真空断路器特别检修
概述：在发现不正常情况时，应采取特别检修措施,对断路器的有关部分进行检修。当断路器、接地开关、隔离开关完成规定的操作次数后，不论弧触头、绝缘喷口烧损轻重，都应予以更换。
弧触头及喷口检修
按照以下检修程序图，检修时断路器应在分闸位置，插好防止分闸和合闸操作的锁销，切断控制、操作回路电源，以确保安全工作，但不需拆去整个灭弧室。弧触头及喷口的检查
应严格按程序执行.
简要检修程序如下：
5。1.3。1用延伸杆和力矩扳手将弧触头座上的3只M12×50内六角螺栓松开，取出静弧触头座;
5。1.3.2检查静弧触头的磨损情况,如果触头磨损轻微，可用细砂纸磨光,涂上一薄层微碳润滑脂进行回装.如果触头磨损超过表39之12项的规定，更换新的触头； 5.1.3.3用装有夹叉的检修杆卡住喷口，拧松喷口螺纹,取出喷口；
5。1。3.4用装有套筒的检修杆卡住动弧触头，再用力矩扳手拧松螺纹，取出动弧触头； 5.1.3。5用三氯甲烷清洗动、静弧触头，并在动、静弧触头的头部涂上一薄层微碳润滑脂; 5。1.3.6用酒精清洗喷口;
5.2 35kV氧化锌避雷器检修的项目及标准
表3-6 35kV氧化锌避雷器检修的项目及标准
类别 项目及周期 周期 消除应消缺陷 外观检查 外部清扫 检查金属构件 定 期 应无大面积损伤、裂纹、放电痕迹; 检 修 检查连接部件 检查计数器 无松动、氧化等异常现象；必要时紧固、清理. 外观应完好无损；动作次数指示无异常；校验. 在预防性试验中发现避雷器性能不合格或避雷器有明显缺陷，严重影更换 响其电气强度及密封，现场无法修理者，则应考虑根据实际状况更换部件或整体更换。 检查瓷质绝缘 对于小面积瓷件损伤处，可用环氧树脂修补. 标准 结合每年一次的预防性试验进行。 设备外观完好。 表面清扫干净，无尘埃、无污垢 无锈蚀，必要时补漆。 5。4 35kV电缆检修的项目及标准
表3-7 35kV电缆检修的项目及标准
类别 项目及周期 标准 周期 消除应消缺陷 外观检查 外部清扫 定 期 检 修 检查金属构件 检查接地箱内瓷质绝缘子 检查接地箱内避雷器 检查连接部件 类别项目及周期 结合每年一次的预防性试验进行 设备外观完好 表面清扫干净,无尘埃、无污垢 无锈蚀,必要时补漆 应无大面积损伤、裂纹、放电痕迹； 对于小面积瓷件损伤处，可用环氧树脂修补。 外观完好,应无大面积损伤、裂纹、放电痕迹； 无松动、氧化等异常现象；必要时紧固、清理； 铜铝接头无接触腐蚀。 标准 备注 5.5电流、电压互感器检修的项目及标准
周期 消除应消缺陷 外观检查 定 外部清扫 期 检查金属构件 检 结合每年一次的预防性试验进行 设备外观完好。 表面清扫干净,无尘埃、无污垢. 无锈蚀，必要时补漆. 应无大面积损伤、裂纹、放电痕迹； 修 检查瓷质绝缘子 对于小面积瓷件损伤处，可用环氧树脂修补。 无松动、氧化等异常现象;必要时紧固、清理； 检查连接部件 铜铝接头无接触腐蚀. 表3-8电流、电压互感器检修的项目及标准
5。6架空线的检修项目及标准
表3—9 35kV线路检修的项目及标准
类别 项目及周期 标准 备注 周期 消除应消缺陷 外观检查 定 外部清扫 期 检查金属构件 检 结合每年一次的预防性试验进行 设备外观完好. 表面清扫干净，无尘埃、无污垢。 无锈蚀,必要时补漆. 应无大面积损伤、裂纹、放电痕迹； 修 检查瓷质绝缘子 对于小面积瓷件损伤处，可用环氧树脂修补。 无松动、氧化等异常现象；必要时紧固、清理； 检查连接部件 铜铝接头无接触腐蚀。
6.现场的准备工作
6。1.1现场照明充足，配备必要的脚手架、人字梯和围栏防护措施,并对所检修的部位做必要的支撑；保证现场安全措施到位；
6.1。2拆下的零部件应放在干净无尘埃的临时工作台或白布上，进行必要的包裹后做相应部位标记，防止损伤；
6.1.3工作现场保持干燥、清洁和通风良好. 6。2检修人员的防护
6。2。1解体检修时，检修人员应穿耐酸质料的衣裤相连的专用工作服。戴防护帽，防尘口罩或防毒面具，使用尼龙手套，着专用工作鞋;
6.2.2工作中不使脸部,尤其是眼睛接触到粉尘；工作间隙应用肥皂水勤洗手和身体外露部分，重视个人卫生；
6。2.3设备打开封盖后,检修人员应至少暂离现场30min后再进行工作； 6.2.4工作现场严禁吸烟和吃食物,不准穿专用工作服到检修场所以外的地方;
6.2。5设备解体时，发现内部有粉末状分解物时，应使用吸尘器或专用纸擦除，切不可用压缩空气或其他使之飞扬的方法消除；
6.2.6下列物品应做专门处理：吸尘器内的吸入物、防毒面具的过滤器、全部揩布和纸，吸附剂，气体处理装置过滤器内的吸附剂等严禁在现场加热和焚烧。应将这些物件放入双层密封的塑料袋内,集中处理（放入20％NAOH溶液浸泡12h后深埋）;
6.2.7工作结束后，使用过的工器具，防护用具应清洗干净，检修人员要洗澡； 7。35kV高压开关柜检修总结和技术文件整理
7.1 35kV高压开关柜检修完毕后，应认真总结检修经验和整理检修资料，对材料、费用消耗统计。特殊、有创造性的技术和工艺，成功的技术革新和设备改造成果应进行专题总结，写出书面报告；
7。2 35kV高压开关柜检修完毕应根据变动情况及时修订图纸和技术说明书。局部变动的应在设备正式投运前修订完成并发放到运行及管理部门。变动较大的在检修结束后按实际接线和功能修订图纸和技术说明书。修订后的图纸和技术说明书应在设备试运行期间发放到运行及管理部门.正式竣工图纸和技术说明书应在设备投运后20天内交付使用.检修后做好电子台帐记录工作；
7.3 35kV高压开关柜的检修报告应有以下基本内容:
7。3。1 35kV高压开关柜主要设备的编号、型号、生产厂家、产品编号； 7。3。2 设备计划检修和实际检修的起止日期； 7.3。3 设备检修的计划工日和实际消耗工日;
7.3.4 上次C级检修到本次C级检修励磁系统的实际运行小时，备用小时，D级检修次数，事故次数，总的停运小时数； 7.3。5检修工作评语,简要文字总结； 7。4检修的试验记录报告和结果分析报告； 7。4。1 设备的评定级别; 7。4。2 补充说明;
7.4.3 检修、试验工作负责人和工作班成员名单；
7.4.4检修、试验工作负责人的签名。检修报告及技术文件的整理应采用计算机进行，并做好电子台帐.
第六章 二次设备一般性检修规程
1。 范围
本标准规定了继电器、电流互感器、电压互感器、可编程序控制器（PLC）、二次回路等二次设备一般性检修维护的基本内容。
本标准适用于 光伏电站二次设备的一般性检修. 2. 规范性引用文件
下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效.所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB 1207—1997 电压互感器 GB 1208—1997 电流互感器
GB 50171—92 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范 DL/T 727—2000 互感器运行检修导则
DL408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL/T 596─1996 电气设备预防性试验规程
DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 3. 二次回路接线及器件安装的一般要求 3.1 二次回路接线应符合下列要求：
3.1.1 二次回路接线应符合图纸设计要求，接线正确；
3.1.2 导线与电气元件间采用螺栓连接、插接、焊接或压接等，均应牢固可靠； 3.1.3 盘、柜内的导线不应有接头，导线芯线应无损伤;
3.1.4 电缆芯线和所配导线的端部均应标明其回路编号，编号应正确，字迹清晰且不易脱色;
3.1.5 配线应整齐、清晰、美观，导线绝缘应良好,无损伤；
3.1.6 每个接线端子的每侧接线宜为1根,不得超过2根。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；对于螺栓连接端子，当接两根导线时，中间应加平垫片; 3.1.7 二次回路接地应设专用螺栓（铜螺栓）.
3.2 盘、柜内的配线电流回路应采用电压不低于500V的铜芯绝缘导线，其截面不应小于
2．5mm;其它回路截面不应小于1．5mm;对电子元件回路、弱电回路采用锡焊连接时,在满足载流量和电压降及有足够机械强度的情况下，可采用不小于0．5mm截面的绝缘导线。 3.3 连接盘、柜门上的电器、控制台板等可动部位的导线还应符合下列要求： 3.3.1 采用多股软导线，敷设长度应有适当裕度； 3.3.2 线束应有外套塑料管等加强绝缘层;
3.3.3 与电器连接时，端部应绞紧，并应加终端附件或挂锡，不得松散、断股; 3.3.4 可动部位两端应用卡子固定.
3.4 引入盘、柜内的电缆及其芯线应符合下列要求:
3.4.1 引入盘、柜的电缆应排列整齐，编号清晰，避免交叉，并应固定牢固，不得使所接的端子排受到机械拉力；
3.4.2 铠装电缆在进入盘、柜后，应将钢带切断，切断处的端部应扎紧，并应将钢带接地; 3.4.3 使用于静态保护、控制等逻辑回路的控制电缆,应采用屏蔽电缆。其屏蔽层应按设计要求的接地方式接地；
3.4.4 橡胶绝缘的芯线应外套绝缘管保护；
3.4.5 盘、柜内的电缆芯线，按垂直或水平有规律地配置，不得任意歪斜交叉连接。备用芯长度应留有适当余量；
3.4.6 强、弱电回路不应使用同一根电缆,并应分别成束分开排列； 3.4.7 交、直流回路不应使用同一根电缆。
3.5 直流回路中具有水银接点的电器,电源正极应接到水银侧接点的一端，这样有利于灭弧，防止接点烧损。
3.6 油污环境，应采用耐油的绝缘导线。日光直射环境，橡胶或塑料绝缘导线应采取防护措施（采用电缆穿蛇皮管或其它金属管等）。
3.7 安装于继电保护及自动装置盘内的切换压板应接触良好，相邻压板间应有足够安全距离，切换时不应碰及相邻的压板;对于一端带电的切换压板，应使在压板断开情况下，活动端不带电.
3.8 端子排的安装应符合下列要求:
3.8.1 端子排应无损伤，固定牢固,绝缘良好；
3.8.2 端子应有序号，端子排应便于更换且接线方便；离地高度宜大于350mm； 3.8.3 回路电压超过400V者，端子板应有足够的绝缘并涂以红色标志;
3.8.4 强、弱电端子宜分开布置；当有困难时，应有明显标志并设空端子隔开或设加强绝
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缘的隔板；
3.8.5 正、负电源之间以及经常带电的正电源与合闸或跳闸回路之间,宜以一个空端子隔开；
3.8.6 电流回路应经过试验端子，其它需断开的回路宜经特殊端子或试验端子。试验端子应接触良好；
3.8.7 潮湿环境宜采用防潮端子；
3.8.8 接线端子应与导线截面匹配，不应使用小端子配大截面导线；
3.8.9 盘内接线端子应按电流、电压、控制及信号各系统分类进行排列，跳合闸的端子不要与直流电源的正极端子排在一起.
3.9 保护及自动装置的结线系统中，开关或继电器的线圈一般应接操作电源的负极,接点接至正极。
3.10 导线与盘的距离不得小于3～4毫米，如情况不允许时，应在导线下衬以绝缘纸，其宽度必须超过导线两边的3—4毫米以上。
3.11 任何情况下，继电器不绝缘部分与铁质盘间的距离不得小于3～4毫米。 3.12 所有盘上的配线应力求整齐美观，长短合适，减小检修中的误接线的可能。 3.13 盘上的每一器具均应在正面底座下注明其设备名称及编号，盘上每根连接线的两端均应标号,并与接线图相符。
3.14 配线应考虑在断开任何母线引出的分支回路时，主要回路不中断。 3.15 保护及自动装置回路中的电缆的连接，应用连接端子连接. 3.16 二次电缆应做电缆头，两端加装电缆标示牌。
3.17 对于二次回路结线应注意防止寄生回路存在对装置正常工作造成影响。 3.18 电缆敷设时应放在电缆桥架上,要整齐排列，避免交叉;与动力电缆应分开排列。 3.19 对没有设置电缆桥架的电缆沟要注意防水。 4。 二次回路绝缘的检查 4.1
二次回路进行绝缘测试时，应有防止弱电设备损坏的安全技术措施.
继电保护回路、控制回路和信号回路有大量的弱电元件,例如，电容器、晶体管、集成芯片等，在测量二次回路绝缘之前必须将这些部件短路或从回路中断开。这些部件本身的绝缘检查应使用不超过它们试验电压值的摇表或有关仪表进行测量。 4.2
二次回路的绝缘电阻测定,采用500V或1000V兆欧表,应满足下列要求:
4.2.1 直流小母线和控制盘的电压小母线，在断开所有其它并联支路时不应小于10 MΩ；
4.2.2 二次回路的每一支路和断路器、隔离开关、操作机构的电源回路不小于1 MΩ,在比较潮湿的地方,允许降低到0。5 MΩ。 4.3
电力变压器及电抗器的冷却装置、测温装置、气体继电器、套管中的电流互感器、
二次回路等A级检修后的绝缘试验采用2500V兆欧表，其绝缘电阻一般不低于1 MΩ。 4.4
高压组合电器辅助回路和控制回路绝缘采用500V或1000V兆欧表测定，其值不低于
2 MΩ. 4.5
空气断路器、真空断路器等分合闸线圈的绝缘试验采用1000V兆欧表,其绝缘电阻不
应低于2 MΩ. 4.6 4.7
检查绝缘之前，必须将所有二次结线的器具清扫干净并将受潮明显的部分加以干燥。 使用摇表时，必须按照下列规定：
4.7.1 摇表使用的测试线应用单根导线，其绝缘电阻值不得小于100MΩ，并在端头装有绝缘套，摇表及连接用的导线本身应干燥清洁；
4.7.2 进行工作前,首先校验一下摇表,将两根导线接到摇表上，开路时摇表指示应为无限大，短路时摇表指示应为零;
4.7.3 测定对地绝缘电阻时，必须正确地连接摇表，即将摇表上标着“地”或“一”的一端接地，当测定线间绝缘时，则摇表的连接法没有区别；
4.7.4 检查绝缘时，摇表转柄的速度应在每分钟120转左右，使用电摇表时则无此规定。当摇表用于通路检验时，与转柄速度快慢无关；
4.7.5 摇表检验长度超过200～300米的电缆绝缘时，如果电缆有可能分成几段的则应将电缆分成每段不超过200~300米来进行检查.否则所使用的摇表必须用示波器检查其波形,其交流电压分量不超过额定电压的10~15%。 4.8
绝缘降低的情况下，必须查明绝缘劣化的原因，待处理后再重测绝缘.为改善绝缘的
降低，可采用下列办法：
4.8.1 改善继电器和辅助器械等的绝缘，可以在具有强力通风烘箱内干燥,如果没有烘箱，允许置于电炉或吹风机近处进行烘干；
4.8.2 改善盘上导线的绝缘,可以使用吹风机吹热空气干燥；
4.8.3 小的绝缘不好的安装零件，如接线端子，各种绝缘垫、绝缘管等则应进行更换； 4.8.4 一般干式仪表变压器电磁线圈及小型变压器应在烘箱内进行干燥,然后浸以绝缘漆再进行烘干；
4.8.5 电缆绝缘不好时，可将有电缆头的部位将绝缘物拆开，检查电缆头部位是否有受潮
或脏污现象.处理后再重新测量绝缘。如果不是电缆头部位绝缘劣化，应检查电缆外皮是否有损坏的痕迹,如果是这种情况，应进行处理,重要的电缆应更换。 4.9
电缆的橡皮绝缘被油浸坏时，应当进行更换.如果因为某些原因不能更换全部电缆
时，可以只更换损坏的部分，换上去的一段与其余部分的连接，应当使用端子板连接。在条件不许可的情况下,也可将浸坏的橡皮绝缘完全割去，在电缆的每一芯上，重新包上数层绝缘带，然后再刷上防油漆。
4.10 新装置投入运行时，应对全部连接回路用交流1000V进行1min的耐压试验。
运行的设备及其回路每5年应进行一次耐压试验,当绝缘电阻高于1MΩ时，允许暂用2500V摇表测试绝缘电阻的方法代替。 4.11 二次回路交流耐压试验程序如下:
4.11.1 试验前应将回路中的弱电元件短路或断开;
4.11.2 全部二次回路耐压时,应将交流电压、电流回路全部连在一起； 4.11.3 1000伏摇表测量绝缘电阻，其数值如不符合规定，则不得做耐压试验； 4.11.4 耐压试验结束后，再用摇表检查回路绝缘。如果摇表测量的绝缘电阻，较试验前未有降低，则绝缘试验认为合格，如果试验绝缘结果不合格时，则必须对损坏部件进行处理后再进行试验;
4.11.5 试验结束，所有结线系统在完全放电后，结线系统中因试验而变更的部分完全恢复到正常情况.
4.12 二次回路及设备需做交流耐压试验时由有资质的单位负责进行.每次试验后应提出试验报告。
4.13 二次回路及设备交流耐压试验时，应做好相应的安全措施。 5. 电气二次回路设备的检查与试验 a) 开关检查与试验
5.1.1 检修的开关应进行下列试验：
5.1.1.1 检查并调整转换接点，此调整工作应在一次设备检修人员配合下进行； 5.1.1.2 测定跳合闸线圈的直流电阻； 5.1.1.3 测定跳合闸线圈的动作电压；
5.1.1.4 测量开关的合闸时间、跳闸时间以及合闸时三相触头不同时闭合的最大时间差,如大于规定值而又无法调整时，应及时通知继电保护整定计算部门；
5.1.1.5 继电保护装置动作试验，检查由继电器对于每一开关的合闸、跳闸动作情况，并
检查投切过程中的转换接点动作情况。
5.1.2 转换接点的检查，应注意检查其可动部分与固定部分是否牢固，不许有松动。 5.1.3 转换接点动作时间的调整。合闸回路中转换接点在开关合闸时应当在传动装置行程终端时断开，跳闸回路中的传动接点则应在传动装置行程开始之后断开.
5.1.4 跳闸和合闸线圈的最低动作电压试验应使用分压器或串联电阻器，并在试验时采取冲击合闸的方法。断路器最低跳闸电压及最低合闸电压，其值不低于30％额定电压，开关分解之后,此项试验必须做.
b) 控制及保护装置回路接触点的检查
5.1.5 二次回路的检修工作中，须根据各种接点的运转条件，慎重的检修所有接触点。 5.1.6 接触点的好坏根据下列三条判断： 5.1.6.1 接触电阻越小越好； 5.1.6.2 机械强度越高越好; 5.1.6.3 性能越稳定越好。
5.1.7 检查接触点时应注意检查下列各点： 5.1.7.1 触点是否清洁，是否粘有杂物； 5.1.7.2 接触面上是否有氧化现象；
5.1.7.3 焊接的接触点，检查有无脱焊和虚焊现象。 5.1.8 导线用螺丝连接时，必须遵守下列规定:
5.1.8.1 丝扣必须完整，螺丝拧入的深度至少应等于丝机的直径.螺丝不许撑靠在任何东西上；
5.1.8.2 螺丝帽不许双用，即把同一螺丝帽，既作与盘紧固零件之用，又作连接导线之用; 5.1.8.3 防止有松动现象，采用背帽弹簧垫平垫的方法,而且导线环钩必须按照上螺丝的方向配置；
5.1.8.4 镀铬、镀锡、镀锌的导线，无论如何不许去掉镀层； 5.1.8.5 刷漆时要小心，防止漆进入螺丝连接处和线头； 5.1.8.6 拧螺丝时，必须小心，以免损坏丝扣； 5.1.8.7 不许使用有油、酸、碱的抹布擦端子。 5.1.9 接头的焊接应遵守下列规定：
5.1.9.1 焊料的熔解温度，通常应低于焊接零件的熔解温度，焊接一般零件用锡铅焊料； 5.1.9.2 仅在净化过的表面，才允许焊接.通常使用助熔剂进行净化，焊接铜时用松香，焊
接铁时用盐酸,对精密仪器、继电器内部小导线及半导体器件必须使用松香做助熔剂; 5.1.9.3 用焊锡焊接的导体不能承受力量，所有导体必须加以固定； 5.1.9.4 发生高热的地方(如电阻器)禁止使用锡焊，一般用银焊; 5.1.9.5 大电流的导线的线头必须用压接，不用焊接. c) 保护与自动装置回路动作试验
5.1.10 保护与自动装置动作试验项目如下： 5.1.10.1 根据原理图制定出校验顺序； 5.1.10.2 闭锁装置应试验闭锁的正确性；
5.1.10.3 回路接有切换开关端子等，用以改变结线的器具时应试验这些器具在各种位置下的动作情况；
5.1.10.4 全部试验完后，检查保护及自动装置操作开关的动作情况;动作于数个开关时,动作试验应将所有开关全部跳闸； 5.1.10.5 信号装置动作的正确性； 5.1.10.6 检查远方操作的动作可靠性；
5.1.10.7 检查保护及自动装置所操作的开关,其它机构的合闸及跳闸的动作情况. 5.1.11 检查保护与自动装置回路的动作情况应按照图纸进行,试验时应用启动装置的方法来完成。试验时应注意继电器的动作是否正确，同时检查继电器的标号是否正确。 5.1.12 保护及自动装置回路的动作试验，应首先作用于信号或动作引出继电器，不使开关跳闸，只在全部继电器相互动作试验完毕后,才校验对开关动作的情况。
逆变器室及公用自动装置的动作试验，注意当时设备所处的状态、接点的位置,然后拟定试验顺序。
5.1.13 开关失灵保护的动作试验，除将其出口压板断开外，还要打开其相应的跳闸回路的接线，只作信号试验。
d) 使用一次电流与工作电压进行的校验
5.1.14 一次电流及工作电压来校验保护及自动装置交流回路，继电器动作情况，应在正常结线方式下进行检查。
5.1.15 对新安装设备或设备回路经较大变动的装置，在投入运行以前，必须用一次电流和工作电压加以检验，以判定：
5.1.15.1 对接入电流、电压的相互相位、极性有严格要求的装置（如带方向的电流保护、距离保护等），其相别、相位关系以及所保护的方向是否正确；
5.1.15.2 电流差动保护（线路纵差及横差等）接到保护回路中的各组电流回路的相对极性关系及变比是否正确；
5.1.15.3 每组电流互感器的接线是否正确，回路连线是否牢靠。定期检验时，如果设备回路没有变动(未更换一次设备电缆、辅助变流器等）只需用简单的方法判明曾被拆动的二次回路接线确实恢复正常（如对差动保护测量其差电流，用电压表测量继电器电压端子上的电压等)即可。
5.1.16 用一次电流与工作电压的检验，一般需要进行如下项目: 5.1.16.1 用相序表测量电压的相序； 5.1.16.2 测量电压、电流的相位关系;
5.1.16.3 利用一次电流与工作电压向保护装置中的相应元件通入模拟的故障量或改变被检查元件的试验接线方式，以判明保护装置接线的正确性；
5.1.16.4 测量电流差动保护各组电流互感器的相位及差动回路中的差电流（或电压），以判明差动回路接线的正确性及电流变比补偿回路的正确性;
5.1.16.5 对于单相自动重合闸,须进行所在线路两侧电流电压相别、相位一致性的检验。 5.1.17 用一次电流及工作电压进行的检验结果,必须按当时的负荷情况加以分析，拟定预期的检验结果，凡所得结果与预期的不一致时,应进行认真细致的分析，查找确实原因，不允许随意改动保护回路的接线.
5.1.18 上述试验时，应防止造成开关跳闸，测差电压时应停用相应的保护.
差动保护装置,在设备起动或充电时，必须投入,当设备空载运转良好后,在带负荷后暂行停用，进行工作电流校验，完全正确无误后投入使用。
5.1.19 模拟故障试验。用模拟故障来试验主要保护装置的起动值，应在设备大修后进行。 6。 电流、电压互感器及其回路的检验
6.1 检查电流、电压互感器的铭牌参数是否完整，出厂合格证及试验资料是否齐全，如缺乏上述数据时，应由有关的基建或厂家提供下列试验资料。 6.1.1 所有绕组的极性; 6.1.2 所有绕组及其抽头的变化;
6.1.3 电压互感器在各使用容量下的准确度；
6.1.4 电流互感器绕组的准确度（级别)及内部安装位置； 6.1.5 二次绕组的直流电阻(各抽头）； 6.1.6 电流互感器各绕组的伏安特性。
6.2 只有证实互感器的变比、容量、准确性符合设计要求后，才允许在现场安装。安装竣工后，由继电试验人员进行下列检查:
6.2.1 测试互感器各绕组间的极性关系，核对铭牌上的极性标志是否正确，检查互感器各次绕组的连接方式及其极性关系是否与设计符合,相别标志是否正确；
6.2.2 有条件时自电流互感器的一次通入大电流，检查工作抽头的变比是否正确(变压器套管变流器的极性与变比检验在变压器作短路电压试验时进行）；
6.2.3 测绘电流互感器二次绕组工作抽头U2＝f（I2）的励磁特性曲线，一般应测录到饱和部分
多绕组电流互感器应按所得的U2＝f（I2）曲线分析核对各绕组的级别，以检验各绕组的使用分配(仪表、一般保护及差动保护等)是否合理；
对二次侧带辅助变流器的电流互感器不能以此项试验来判别互感器10％误差值，这类互感器的误差只能根据制造厂家提供的技术资料来确定。如缺乏该数据时,应由有关试验部门提供。
6.3 对电流互感器及其二次回路进行外部检查。
6.3.1 检查电流互感器二次绕组在接线箱处接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性；
6.3.2 检查电流二次回路接地点与接地状况,电流互感器的二次回路必须分别且只能有一点接地；由几组电流互感器二次组合的电流回路,应在有直接电气连接处一点接地. 6.4 对电压互感器及其二次回路进行外部检查。
6.4.1 检查电压二次回路接地点与接地状况，对中性点直接接地电力网的电压互感器,如装置中的方向性元件是用相电压或零序电压，而且可由两组电压互感器供给时,则这两组电压互感器的二次及三次绕组只允许在一个公共地点直接接地，而每一组电压互感器二次绕组的中性点处经放电器接地；对于其他使用条件的电压互感器，则在每组电压互感器二次绕组的中性点各自直接接地;
6.4.2 检查电压互感器二次、三次绕组的所有二次回路接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性。
6.4.3 检查在开关厂的电压互感器二次中性点保护器安装是否符合规定； 6.4.4 检查电压互感器二次回路中所有自动开关的装设地点、脱扣电流是否合适; 6.4.5 检查串联在电压回路中的开关接点接触的可靠性；
6.4.6 经保护室中性线小母线连通的几组电压互感器二次回路，只应在保护室将中性线一
点接地，各电压互感器二次中性点在出线站的接地点均应断开；为保证接地可靠,各电压互感器的中性线不得接有可能断开的熔断器（自动开关）或接触器等。来自电压互感器二次回路的“Y\"绕组4根出线引入线和开口三角绕组的2根出线引入线必须分开接引，不得共用。 6.5 利用导通法依次检查由互感器引出端子箱到操作屏、保护屏、自动装置屏的电缆回路及电缆芯的标号，并检查电缆薄的填写是否正确。
6.6 自电流互感器的二次端子箱处向整个电流回路通入交流电流,测定回路的压降，计算电流回路每相与零相及相间的阻抗（二次回路负荷)，将所测得的阻抗值结合U2＝f（I2)曲线，按保护的具体工作条件验算互感器是否满足10%误差的要求。
6.7 测量电压回路自互感器引出端子到配电屏电压母线的每相直流电阻，并计算电压互感器在额定容量下的压降,其值不应超过额定电压的3％。 6.8 1000V摇表检查绝缘电阻。
6.8.1 互感器二次绕组对外壳及绕组间绝缘； 6.8.2 全部二次回路对地及同一电缆内的各芯间绝缘； 7.8.3 定期检验只测量全部二次回路对地的绝缘.
6.9 采用放电器接地的电压互感器的二次回路,需检查其接线的正确性及放电器的工频放电电压。
定期检查时可用摇表检验放电器的工作状态是否正常，一般当用1000V摇表检验时,放电器不应击穿，而用2500V摇表时,则应可靠击穿。
6.10 新投入或经更改的电流、电压回路，应直接利用工作电压检查电压二次回路，利用负荷电流检查电流二次回路接线的正确性.
电压互感器在接入系统电压以后: 6.10。1 测量每一个二次绕组的电压； 6。10。2 测量相间电压；
6。10。3 测量零序电压,对小电流接地系统的电压互感器，在带电测量前，应在零序电压回路接入一合适的电阻负载,避免出现铁磁谐振现象，造成错误测量； 6.10.4定相; 6。10。5检验相序;
6。10。6 测量每相零序回路的电流值；
6.10。7 测量各相电流的极性及相序是否正确。被保护线路有负荷电流之后(一般宜超过20%的额定电流)。
7. 二次回路上工作的安全措施
7.1 所有二次回路的工作应在无电压的情况下进行，只有在特殊情况下才允许带电作业。特殊情况下系指:
7.1.1 两个系统间有不可分开的电气上的联系； 7.1.2 带电设备的保护； 7.1.3 运行中的设备测参数。
7.2 所有二次回路的工作均应按照接线图进行,不得凭记忆进行工作. 7.3 二次回路工作的有关安全措施应由运行值班员完成。其内容包括: 7.3.1 将一次设备与系统断开;
7.3.2 断开被校验的保护装置，打开跳闸或合闸的压板； 7.3.3 盘上悬挂“在此工作\"标示牌，防止工作人员走错地方。
7.4 设备不停电，在保护及自动装置中进行工作时,除了打开端子和在被断开的压板上加罩外，还应对工作人员打开跳闸或合闸的电缆的芯线用胶布包好.
7.5 系统上进行校验工作时应与值班人员联系好，对开关及断路器的操作，逆变器的起动与停止，电压、电流的调整，保护压板的投切等操作，无论是为了准备工作或进行工作,还是恢复工作，仅能由运行值班人员完成。
7.6 校验保护及自动装置时，应防止开关的自动跳闸或投入而引起对检修人员的危险。
进行开关传动装置的远方操作和保护动作试验时,必须与有关作业人员联系好，并取得值班人员的许可后方可进行.
7.7 因试验拆开或连接的线应当考虑为最低限度数量，以利于试验完毕不致忘记恢复被拆开之线头及拆掉试验过程中临时连接的连线.恢复原状应按下列规定进行：
7.7.1 拆动的线不多时,应将每次拆动的每根线头或临时连接的短路线记录下来，当恢复每个线头时做出记号，最后查对是否全部恢复；
7.7.2 拆动的线较多时，应将实际的接线进行校对一次,然后开始工作,当恢复时再按图纸检查，进行全部校对；
7.7.3 拆下的线头不得过分的弯曲，以免折断并应检查有无伤痕。
7.8 打开直流操作回路导线及电压线头时，打开的线头应当属于负荷侧(即打开后不带电),然后用胶布包好。
7.9 没有标志的线头拆开后须做好标记，以备按此恢复.
7.10 不论电源是否接地，全部试验结线被试的保护装置回路都不应有接地的地方.
7.11 试验中发现问题与预期结果不符合时，必须立即停止工作并汇报上级部门,待得出结论后方可继续进行，禁止盲目地进行试验.
7.12 试验电源必须经过开关和适当容量的保险供电。
7.13 使用自耦变压器时，每次在使用前应将把手转至零位,使用滑动变阻器时，每次使用前将电阻放在最大位置，当用分压器使用时放在最小位置。
7.14 二次回路通电或耐压试验前，应通知值班员和有关人员,并派人到各现场看守，检查回路上确无人工作后，方可加压。
电压互感器的二次回路通电试验时,为防止由二次侧向一次侧反充电,除应将二次回路断开外,还应取下一次熔断器（保险）或断开隔离开关（刀闸）. 7.15 带电的电流互感器二次回路上工作时，应采取下列安全措施： 7.15.1 严禁将电流互感器二次侧开路；
7.15.2 短路电流互感器二次绕组,必须使用短路片或短路线，短路应妥善可靠,严禁用导线缠绕;
7.15.3 严禁在电流互感器与短路端子之间的回路和导线上进行任何工作； 7.15.4 工作必须认真、谨慎，不得将回路的永久接地点断开； 7.15.5 工作时，必须有专人监护，使用绝缘工具,并站在绝缘垫上;
7.15.6 电流互感器二次回路测量电流时,使用的导线必须经过校验通路良好后方可接入； 7.15.7 电流互感器二次侧短路后,仍应有接地,故对于短路后失去接地点的地线应事先准备好临时地线。
7.16 带电的电压互感器二次回路上工作时，应采取下列安全措施：
7.16.1 严格防止短路或接地。应使用绝缘工具,戴手套。必要时，工作前停用有关保护装置；
7.16.2 接临时负载时，必须装有专用的隔离开关(刀闸）或熔断器（保险）。 7.17 二次回路上工作应至少由两人进行。
7.18 检验继电保护和仪表的工作人员，不准对运行中的设备、信号系统、保护连接片进行操作，但在取得值班人员许可并在检修工作盘两侧开关把手上采取防误操作措施后，可拉合检修开关。
7.19 试验用刀闸必须带罩，禁止从运行设备上直接取试验电源,熔丝配合要适当，要防止越级熔断总电源熔丝. 8.系统接地查找
8.1 当发现直流系统接地后，应立即进行寻找。在任何情况下,直流系统不允许带接地现象运行。
8.2 当发现直流系统接地时，应先确定哪一极上发生接地,然后再进行查找。
8.3 判明接地点发生在哪一直流供电系统的工作，由运行人员采用分组选择的办法完成。 8.4 查找直流接地的工作人员，在找到了接地系统之后,应冷静的考虑以下几个问题: 8.4.1 发生接地时，现场有无作业组在工作； 8.4.2 有哪些是新安装的或是新修理过的设备； 8.4.3 有哪些带着电而不使用的设备或电缆； 8.4.4 哪些设备处于环境潮湿的地方；
8.4.5 从图纸上考虑好在各极的分路点解开结线时，正负极之间还有没有经常的负荷通路而造成其它继电器的误动作。
8.5 上述各方面考虑好了之后，先从估计可能发生接地的地方查起，逐渐找出接地极的分接点结线，当某导线解开，接地情况消失,或接地换到另一极上时,系证明该导线以下所连接回路有接地现象，然后再循着该导线以同样方法进行，直到接地点找到为止.找到接地点后，应立即进行处理.
8.6 查找直流接地的注意事项如下:
8。6.1 查找接地点禁止使用灯泡寻找的方法；
8。6。2 用仪表检查时所用仪表的内阻不应低于2000Ω/V； 8。6.3 当直流发生接地时禁止在二次回路上工作； 8。6。4 处理时不得造成直流短路和另一点接地； 8.6。5 查找和处理时必须由两人同时进行；
8.6.6 拉开空开前应采取必要措施，以防止直流失电可能引起保护及自动装置的误动。 8.7 查找接地的工作必须由对直流系统比较熟悉的人员来承担.
8.8 查找直流接地时，应断开直流熔断器或断开由专用端子到直流熔断器的连接。如必须在运行中查找，则须作好必要的技术措施（一般在设备运行中发生接地时不许随便打开线头，以防保护装置误动或自动装置误跳)。 9。 可编程序控制器的维护检修
9。1检查可编程序控制器有无报警显示。
9。2准备好可编程序控制器的电池备件,当出现电压低时，应立即进行更换。更换时速度要快，以防程序丢失。
9。3测量回路绝缘时，应注意以下事项：
9.3。1测量输入回路绝缘时,应将输入电缆（导线)与可编程序控制器断开,以避免对可编程序控制器造成伤害;
9。3.2可编程序控制器的输出回路测量绝缘电阻时,根据回路的电压等级选择适当的摇表进行测量。
9.4 编程序控制器的程序进行修改时，工作完毕后应将写保护开关置保护位置。 9.5 可编程序控制器的程序要进行备份,以便紧急情况下快速恢复。
9.6 控制程序有变动时，要进行控制回路模拟试验。以检查设备工作的正确性。 9.7 可编程序控制器的编程软件要有备份，并妥善保管。 9.8 严禁用具有腐蚀性的物品清扫可编程序控制器。 9.9 设备进行A级检修时,应对控制程序进行全面的检查。 10。 检验规则及要求 10.1 一般性检查 10.1.1 一般性检查内容
10.1.1.1 外壳透明罩应完整，嵌接良好，有可靠的防尘密封设施，内部应清洁无尘埃和油污；
10.1.1.2 外部带电的导电部分与地（金属外壳或外露非带电金属零件）之间及两带电导电部分之间的电气间隙和爬电距离;
10.1.1.3 感应型继电器转动部分应灵活无异常现象，检查圆盘与电磁铁、永久磁铁间应清洁无异物，检查圆盘是否平整和上、下轴承的间隙是否合适；
10.1.1.4 检查机电型继电器可动部分的动作灵活性,转轴的横向和纵向活动范围是否适当，轴和轴承除有特殊要求外，禁止注入任何润滑油；
10.1.1.5 静态型继电器（包括晶体管型、集成电路型和微机型)的印制电路板表面及焊接质量；
10.1.1.6 检查集成或微机型继电器时要注意防止静电； 10.1.1.7 检查各零部件的安装与装配质量；
10.1.1.8 检查整定机构、接插件、弹簧（游丝)、按钮、开关和指示器等质量； 10.1.1.9 检查触点质量。 10.1.2 一般性检查要求
10.1.2.1 继电器外部（即壳体外部)的电气间隙和爬电距离的最小值应按表1规定，如有
特殊要求，应在产品技术文件中规定；
表1-1 电气间隙和爬电距离
回路额定绝 缘电压(V） Un≤60 60＜Un≤380 L—L 2．0 4．0 最小电气间隙(㎜) L—M 3．0 6．0 最小爬电距离 （㎜） 3．0 6．0 注 表中L—L表示两带电部分之间的电气间隙：L—M表示带电部分和暴露的金属零件之间的电气间隙.
10.1.2.2 所有焊接处不应出现虚焊、假焊现象，印制电路板线条应无锈蚀；
10.1.2.3 机电型继电器的弹簧(游丝)应无变形，当由起始位置转至最大刻度位置时，层间距离要均匀，整个平面与转轴要垂直；
10.1.2.4 接插件应接触可靠，插拔方便。整定机构应可靠地固定在整定位置，整定插头插针与整定孔的接触应良好；
10.1.2.5 各零部件的安装应完好,螺栓(钉）应拧紧,焊接头应牢固可靠； 10.1.2.6 按钮、开关等电气元件操作应灵活，经手动作5次不应出现发卡现象； 10.1.2.7 插拔机构及活动盖板等应灵活，不应磕碰其他部位； 10.1.2.8 对继电器触点的检查
1) 触点铆接要牢固,无挫伤和烧损现象，动合触点闭合后应有足够压力；
2) 两组或以上触点接触时差的检查。对于没有接触时差要求时，可以采用目测，其方法是缓慢移动衔铁，：利用灯光信号或万用表指示进行检查。对于有接触时差要求时,可分别测量各触点组的动作时间或返回时间，然后进行比较（以某一组触点为基准)；
3） 禁止使用砂纸、锉刀及锐利的工具擦拭和修理触点，触点烧伤处可用细油石修理并用鹿皮或绸布抹净,触点表面不得附有金属粉末和尘埃; 4)对继电器触点的通断检查可使用对线灯或万用表。
10.1.2.9 一般性检查应在无损继电器的试验下及正常照明和视觉条件下进行。 10.2 一般电气性能检查
10.2.1 对内部安装的元器件如电容器、电阻、电子元器件、小型继电器等，只有在发现电气特性不能满足要求而又需要对上述元器件进行检查时，才核对其标注的标称值或者通电实测。
10.2.2 当输入规定的激励量时，各种信号指示器，如信号灯、光字牌以及音响信号等,应正确显示。
10.2.3 当输入—定激励量时，各种指示仪表应正确指示。
10.2.4 当输入的激励量为动作值时，应仔细观察触点的动作状况，除发现有抖动、接触不良等现象应及时处理外，还应结合整组试验,使触点接入规定的负荷，再一次观察触点应无抖动,粘住或出现持续电弧等异常现象。
10.2.5 继电器(包括其插件）单独检验调整完毕后,应仔细检查拆动过的部件和端子等是否都恢复正常，所有的临时衬垫等物件应清除，整定端子及整定机构的位置应与整定值相符，盖上外罩后,应结合整组试验检查动作情况，信号显示器的动作和复归应正确灵活。 10.2.6 测试性能时必须将壳罩装上。
10.2.7 整定点动作值的测试应重复10次（静态型继电器为5次），误差、一致性或变差应符合规定的要求。
10.2.8 做电流或电压冲击试验时、冲击电流用继电保护设备安装处的最大故障电流(不超过250A），冲击电压用1.1倍额定电压，时间1s若用负序电流或负序电压冲击试验时，只需将相序倒换成负序即可。对电流或电压冲击值如有特殊要求,应作出明确规定。 10.2.9 当试验电源的影响量（如电源频率、畸变因数、纹波系数、交流电源值波动等)变化影响电气性能较大时，应在记录试验数据的同时，注明试验时的试验电源影响量值. 10.2.10 检测有或无继电器功能应在无自热状态下进行，采用突然施加激励量的方法，动作或返回前后电压变化不允许超过5%，当电压有变化时，应取动作前的电压为继电器的动作电压，返回前的电压为继电器的返回电压。为保证电压变化不超过5%，直流电压采用电阻分压时的分压电阻值，应小于线圈电阻的1／4。75. 10.3 绝缘性能的检验 10.3.1 绝缘物条件
应在干燥和没有自热的条件下检验绝缘性能。 10.3.2 大气环境条件
检验绝缘性能时周围大气条件应为规定的大气环境条件： 1） 环境温度：15—35℃； 2） 相对湿度：45％~75％； 3） 大气压力：86—106kPa。 10.3.3 绝缘电阻的检验
10.3.3.1 检验部位。如无其他规定,一般对下列部位进行检验： 1) 各带电的导电电路对地(即外壳或外露的非带电金属零件）之间；
2) 无电气联系的各带电电路之间（如独立的输入电路之间，交流电路与直流电路之间等）.
10.3.3.2 绝缘电阻检验方法及要求。
1）绝缘电阻值的检验,应在施加如表2中规定的测试仪器直流电压之后,至少经5s达到稳定值时确定；
表1-2 绝缘电阻测试仪电压等级
额 定 绝 缘 电 压 (V) ≤60 ≤250 ≤500
2） 检验部位按上述规定部位；
3） 检验用的接线，应保证其导线的绝缘电阻不小于500MΩ,试验用导线不得绞接； 4） 绝缘电阻值应符合继电器产品说明的规定要求。如果没有说明的，继电器接点之间、接点与外壳之间的绝缘电阻值应不低于50 MΩ；
5）对于220V（110V)电压等级的干簧接点继电器，接点之间的绝缘电阻应用1000V摇表测量,其值不应低于20 MΩ。 10.3.4 介质强度的检验
10.3.4.1 检验部位。如无其他规定，一般同绝缘电阻检验部位；
10.3.4.2 确定介质强度试验电压的原则。如无其他规定，介质强度试验电压值按以下原则确定：
1） 一般介质强度试验电压按表3选择确定；
表1-3 介质强度试验电压
额 定 绝 缘 电 压 (V） ≤60 ≤120 ≤250 试 验 电 压 (kV) 1。 0 1。 5 2．0 测 试 仪 器 电 压 等 级 (V) 250 500 1000
≤500 2．5 2） 对于由仪用互感器直接激励的电路，试验电压不应低于2kV；
3） 接到用于外部接线的端子上的同一组触点（断开的动、静触点）之间，试验电压一般为lkV,或按产品技术要求规定；
4) 同一线圈中各绕组之间的试验电压值一般为lkV,或按产品技术要求规定； 5) 当在两个总是处于相同电位（如直接连在同一相)的两电路之间进行试验时，试验电压应为两倍额定绝缘电压值，但不低于500V，或为两电路中较高的一个额定绝缘电压值的2倍；
6) 新安装检验时，应按上述要求确定试验电压值,对于维修检验，对继电器进行介质强度检验时,试验电压值应为75％规定值.
10.3.4.3 介质强度检验方法。将试验设备的开路电压初调至不高于规定电压值的50％后施加到被试继电器，在不出现明显瞬变现象的条件下，将试验电压从初调值升高至规定值，并保持lmin。然后，尽可能快地将试验电压平稳降低至零; 10.3.4.4 介质强度试验电压源的要求
1） 当施加一半的规定试验电压值于继电器时,试验电压源的电压降应保证小于10％； 2) 电源电压的准确度应保证不低于5％；
3) 试验电压基本上应为正弦波，频率在45 ～ 65Hz之间. 10.4 试验电源和使用仪器仪表的一般要求 10.4.1 试验电源
检验用的试验电源应符合以下要求:
1) 电源频率。不超过50±0．5Hz，当电源频率变化对某些继电器的电气性能影响较大，要求高准确度时，必须采用允许误差较小的电源频率。如果继电器的电气性能与频率无关，允许电源频率的误差可以大些；
2) 交流电源波形。正弦波，波形畸变因数不大于5％； 3) 交流电源中直流分量。允许偏差为峰值的2％；
4） 直流电源中交流分量（纹波)。直流电源中的交流分量(纹波)为最大瞬时电压与最小瞬时电压之差同直流分量的比值，用百分数表示，应不大于6％;
5) 直流电源的变化范围.额定电压为110、220V变化范围为80％一110％额定值，额定电压为48V及以下时,变化范围为90％一110％额定值;
6） 交流电源系统的不平衡度应不大于5％;
7) 各相电流大小相等，允许偏差不大于各电流平均值的1％； 8) 各相电流与该相电压间的夹角应大小相等，允许偏差不大于2°。 10.4.2 试验用仪器仪表的要求
除另有规定外,试验中所使用的仪器仪表精度应满足下列要求：
1） 一般使用的仪器仪表精度应不低于0．5级,电子仪器应不低于2．5级； 2） 测量相位用仪器仪表精度不低于1．0级；
3) 测量延时用仪器仪表：当测量时间大于1s时，小于1s时，相对误差不大于0．1%. 10.5 误差、一致性的计算方法
误差 （％) ＝〔10次（或5次）测量平均值 － 整定值〕/ 整定值×100％； 一致性 ＝ 10次(或5次)测量的最大值 - 10次（或5次）测量的最小值； 动作值一致性也可用相对值表示，即
—致性 (％) ＝〔10次（或5次）测量的最大值 — 10次(或5次）测量的最小值〕
/ 10次(或5次）测量平均值×100%。
11. 测量用具和仪表、仪器
11.1 要有能对电流、电压、电压与电流之间相角差、频率及其它参数，在足够的范围内加以调整和测量的试验设备。
11.2 测量标度范围小或测量小容量电源供给的电流和电压时（如滤波器、差动保护回路等)应当使用特殊的内阻损失低的仪表，如全部内阻不大于1欧姆的毫安表，内阻不小于1000欧姆／伏的电压表.
11.3 检查电压相序用的相序指示器应标明接线的相别和正相序的旋转方向。
11.4 使用小型电磁型和电动型仪表,应考虑外磁场对读数的影响，应将仪表放置于远离有电流流过的导体或变阻器的地方，为避免影响，可将往返的导线绕在一起，或使用无定位仪表。
11.5 分压器及负荷变阻器的使用。
11.5.1 电压可用分压器或单相调压变（只限交流)来调整,分压器的容量应能长时间接入电源的全电压;
11.5.2 当电流调整范围在0~3安培时,可使用电压调整用分压器;大电流的调整应使用负荷变阻器,负荷变阻器的选择应保证大电流流过时电阻不致受到本身温升的影响; 11.5.3 被试继电器的特性与电源波形无关时或在二次电流波形没有变化时才允许使用大
电流发生器。
11.6 试验保护及自动装置的测量仪表应符合下列规定: 11.6.1 交流电流表0．5级;
交流电压表0．5级; 相位表1．5级； 瓦特表0．5级； 直流电流表1．5级； 直流电压表1．5级。
11.6.2 所有仪表的基本误差及额外误差不得大于1．5％； 11.6.3 指针阻尼时间不超过2~3秒;
11.6.4 所有仪表上应标明其精度等级及其所有线圈的阻抗值.
11.7 测量正弦波电压和电流时,可用任何型式的交流式仪表，测量非正弦波电压和电流时，须考虑测量仪表的型式，在回路中调整继电器时，应当选用与被试继电器有相同反应的仪表，在变流器伏安特性试验时，应使用整流型电流表。
11.8 带电测直流回路某一线圈或接点时；应使用高内阻1000欧姆／伏的电压表. 12。 其它
12.1 按照接线图，检查配线是否正确,应用通路的方法进行检查。其方法就是使用对线灯检查同号的导线是否通路,在校验时必须注意到回路中是否有电流继电器线圈或变流器的线圈存在，因为这些线圈能使回路互相连通,以致可能发生错误。此外，在检查前必须先进行绝缘测量.
12.2 检查两端在不同室内的电缆时,应使用两只对线灯进行对线.禁止只用一只对线灯，而另一端接地的方法来检查。
12.3 对接线正确性的检查，除配线正确符合图纸外,还应当检查交流回路的接地点,即检查其是否仅有一根接地线（当接地线拆开时回路应不接地)。
12.4 无论利用直流或交流任何电源进行试验,须特别注意绝不允许短路或接地。试验设备应置于试验台或试验车上，并应防止表计掉下摔坏,试验前要检查试验电源容量及是否接地。 12.5 为保证导线无损伤，配线时宜使用与导线规格相对应的剥线钳剥掉导线的绝缘.螺丝连接时,弯线方向应与螺丝前进的方向一致.
12.6 双屏蔽层的电缆,为避免形成感应电位差，应采用两层屏蔽层在同一端相连并接地。
第七章SVG设备检修规程
1. 范围
本标准规定了光伏电站SVG设备检修规程;
本标准制定的目的是为了光伏电站投产后能够做好设备的检修工作，保证电站安全稳定的运行而制定的. 2. 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款.凡注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准.
GB50150
电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB50150 电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范 DL408—91 电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分） DL/T 596─1996 电气设备预防性试验规程 3. 设备主要技术参数 额定容量 额定电压 额定频率 生产厂家 4. 设备维护项目
20MVA 35kV 50HZ 型号 响应时间 保护等级 RSVG—20/35—CT ≤5ms IP40 辽宁鞍山荣信电力电子股份有限公司 4。1 初次投运期间的维护工作
4。1.1 应检查和清洁装置各个部位的连接件,启动柜输入/输出连接、功率柜全部电源输入/输出连接。
4。1。2 投运1周左右，应该用非接触式温度测量仪检查装置内全部导电连接处的温度，当相对环境的温度升高超过20℃时，应在合适的时间安排停机，对导电连接部位、接地线等处的螺钉、螺栓等做紧固处理,满足接触可靠的要求.
4.2 长期运行期间的维护工作
4.2。1 运行中应每天巡视装置状态，如果装置内发出异常声响，排风口处没有出风或风量比平时偏小，则应立即停机更换风扇，当装置出现异味（特别是臭氧味）时,应立即通知厂家处理。 4.2.2
运行后应每年安排一次计划停机,并打开一个功率单元抽检电容,如果其中任何一个
电容出现电解质泄露、安全阀冒出或电容主体发生膨胀时，应立即通知厂家进行处理。 4.2.3 4.2.4 4.2.5 4.2.6
投运后,每一季度应重复进行一次测量接触点温度的工作。 室内应保持清洁，避免灰尘积累。
室内需做防鼠害处理,避免小型动物进入装置。
注意保持室内温度,当室内温度高于38℃应尽快做降温处理，如加强室内外通风，
打开功率柜柜门等;若室内温度低于2℃时，应停止功率柜风机,待室温高于20℃时再重新开
启。
4.3 长期运行过后停机过程中的维护工作； 4.3.1 4.3.2 4.3.3 4.3.4 4.3.5 4.3.6
重新检查所有电气连接的紧固性； 用修补漆修补生锈或外露的地方;
用吸尘器彻底清洁柜内外，保证设备内无尘；
目视检查柜体框架等绝缘件，如果在清洁之后仍然发乌发黑请立即通知厂家处理; 检查所有冷却风扇的转动情况，如果出现偏转、转动不稳等现象应更换风扇； 在停电状态下，建议用2500V摇表测量每一个功率单元对地的绝缘电阻，应不小于10兆欧;
4.4 设备储存
各种原因造成的设备较长时间停机存放等状况可能造成设备故障率增加，为了避免此类情况的发生，请在较长时间的停机或存放时注意如下几点： 4.4.1
注意设备放置环境的状况应该与运行环境基本一致，即放置环境不得有灰尘、水滴，
湿度不得超过80%，温度应该在—10°C～45°C之间。 4.4.2 4.4.3 4.4.4 4.4.5
设备应该用防水薄膜覆盖，以免水滴与湿气不断侵入造成设备的故障。 设备内部应该放入吸水材料。 定期对设备进行排除水分的作业。 有条件的时候定期进行通电检查.
4.5 器件更换
为了保证用户设备安全，建议在装置连续运行36个月后由厂家对功率单元、控制器进行全面维护,更换其中的易损器件。 4.6 常见异常现象的处理 4。7.1单元故障 4。7。1。1 单元过热
显示：XX单元过热
单元过热故障是指安装在散热器上的温度开关动作,控制板检测到过热信号有效上报的故障。温度开关为常闭开关，动作温度为80℃±2℃。
主要原因:
1） 2）
散热不良导致散热器温度过高 温度开关损坏或误动作
3） 4）
检查方法：
5） 6） 7） 8） 9）
温度开关连接线异常
单元控制板件过热检测功能故障
检查单元柜散热风机是否异常（不转或反转) 检查单元柜滤网是否被堵塞 检查温度开关是否动作异常
检查温度开关与单元控制板是否连接异常 检查单元控制板过热检测功能是否异常
4.7。1.2 单元直流母线过压
显示：XX单元过压
单元直流母线过压故障是指功率单元直流母线电压超过设定的最高过压点,控制板上报的故障.此过压点为单元允许的最高电压，超过设定电压可能导致电解电容损坏。对于35KV、35级系统来说，过压点设为42000V。
主要原因：
10） 11）
检查方法：
12） 13）
4。7。1.3 驱动故障
显示:XX单元驱动故障
驱动故障是指STATCOM在运行中驱动板检测到驱动异常时上报的故障。驱动故障是由驱动板检测的。
主要原因：
14） 15） 16） 17） 18） 19）
IGBT损坏 IGBT过流 驱动板损坏 驱动板失电
驱动板与控制板连接异常 单元控制板件检测故障
功率单元被充电 单元控制板件检测故障
单元波形是否异常,被其他单元充电 单元控制板过压检测功能是否异常
检查方法：
20） 21） 22） 23） 24） 25） 26）
4.7。1。3 控制失电
显示:XX单元控制失电
控制失电故障是指功率电源板件电源异常,报出的故障.功率单元板件具有电压检测功能，当电源低于设定值时立即报警.
主要原因：
27） 28） 29） 30）
检查方法：
31） 32） 33） 34）
控制板一次电源是否正常
功率单元输入熔断器、整流桥、电解电容是否正常 控制板和驱动板是否有短路情况 控制板的失电检测功能是否正常 控制板一次电源异常 功率单元失电 单元板件有短路现象 控制板失电检测功能异常 检查IGBT是否损坏
检查功率单元或STATCOM是否有输出短路情况 检查驱动板功能是否正常 检查驱动板电源是否异常
检查驱动板与控制板连接线是否正常 检查控制板电源是否正常 检查控制板驱动保护功能是否正常
4。7.1。4 单元DIP故障
显示：第X级DIP故障
单元DIP故障是指功率单元DIP拨码开关未按照正确的方法设置，如在某级单元中，本应设置为A、B、C单元编码的设置为B、B、C，则会上报DIP故障。需要注意的是如果此功能只能检查单元编码设置有重复的情况，单元编码顺序交换时（如设置为B、C、A）无法检测.
主要原因：
35）
单元DIP开关设置错误
36）
检查方法：
37） 38）
4。7.1。5 通信故障
单元控制板DIP开关损坏或功能异常
检查单元DIP开关是否按要求设置
检查单元板件的DIP开关是否完好,功能是否正常
显示：XX单元上级通信故障
上级通信故障是指单元接收到的信号异常.由于采用串行通信后，单元接收上一级的通信信号再转发到下一级，当接收到信号异常时，会上报此故障。
主要原因：
39） 40） 41）
检查方法：
42） 43） 44） 45）
4。7。2 系统故障 4.7。2。1 输出过流
显示:输出过流
输出过流是指主控检测到STATCOM输出电流超过设定值报出的故障，输出过流的整定值参考对应功能号说明。STATCOM主控系统利用STATCOM输出端使用的霍尔传感器返回的电流采样信号，进行软件计算,当瞬时值超过设定的过流点后，进行报警。
主要原因：
46） 47） 48） 49） 50）
检查方法：
光纤连接异常
上级单元失电或通信异常 本单元通信功能异常
检查本单元与上一级单元之间的光纤连接是否正常 检查上级单元是否失电
检查上级单元控制板是否通信正常 检查本单元通信故障是否正常
电缆绝缘异常 过流参数设定异常 输出波形异常 霍尔传感器损坏 DMC主板电流检测异常
51） 52） 53） 54）
4。7。2.2 输出过载
显示:输出过载
检查参数设定是否正确
检查STATCOM输出电压波形是否正常 检查霍尔传感器是否正常 检查主板电流检测功能是否正常
输出过载是指STATCOM检测到电流长期超过额定电流值运行报出的故障，过载故障的整定值参考参数设定对应的功能号说明。过载检测与过流检测一样是通过软件计算。
主要原因：
55） 56） 57）
检查方法:
58） 59） 60）
检查STATCOM输出电压波形是否正常 检查霍尔传感器是否正常 检查主板电流检测功能是否正常 STATCOM单元输出电压波形异常 霍尔传感器损坏
DMC主板电流检测功能异常
4。7.2。3 系统母线电压
显示：系统母线电压过压或者欠压 主要原因：
61） 62） 63）
检查方法:
64） 65） 66）
检查用户电源是否正常 检查用户开关是否已合
检查DMC主板高压检测功能是否正常 用户高压电源异常 用户高压开关未合
DMC主板高压检测功能异常
4.7。2。4 单元直流母线欠压
显示：单元欠压故障
单元直流母线欠压故障是指功率单元直流母线电压低于设定的最低电压点，主控报出的故障。此欠压点为单元允许的最低电压，低于设定电压可能系统工作不正常。对于35KV、
35级系统来说，欠压点设为3000V。
主要原因:
67） 68）
检查方法：
69） 70）
单元波形是否异常
单元控制板过压检测功能是否异常 功率单元被放电 单元控制板件检测故障
第八章 直流控制电源检修规程
1 范围
本标准规定直流控制电源的充电/浮充电装置及充放电装置、蓄电池，微机型集中监控模块，蓄电池巡测装置,DC220V配电及绝缘监测装置等设备的维护检修的等基本内容；
本标准适用于光伏电站直流控制电源系统检修工作. 2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款.凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
DL/T724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 3 设备规范 蓄电池 型号 数量 充电型号 装置 输出额定值 通讯型号 电源 额定输出电压 UPS 型号 额定直流输入电压 逆变器容量 生产厂家 4 总则
GFMD-200C 104只 ATC230M20III DC20A/230V ATC48MD30III 48V ATCDU05/220/3 DC 220V 5kVA 容量 单体电池额定电压 输入电压 电压调节范围 额定输入电压 额定输出电流 额定交流输入电压 输出电压 隔离变压器容量 200Ah 2V AC380V +20％、-15％ 190V-286V DC220V 30A AC 380V 50HZ AC220V50HZ 5kVA 深圳奥特迅电力设备股份有限公司
4。1 直流控制电源系统是保证电站安全运行的重要的电源系统，对电站稳定运行有着非常重要的作用，因此直流控制电源系统的检修、维护、调试工作按本标准执行；
4。2 直流控制电源系统检修维护人员负责交直流控制电源系统的检修、事故处理工作； 4.3 直流控制电源系统检修调试完毕,检修维护人员应及时详细交代装置的技术变动情况和整定参数；负责整理原始资料,提交试验报告，修改图纸，并及时录入设备管理台帐和电子台帐。
5 蓄电池的充放电 5。1 蓄电池的充电
阀控式密封铅酸蓄电池的充电方式分类如下：
按照充电过程中充电电压和充电电流的变化情况，充电分为一阶段充电和二阶段充电；按照充电作用,充电分为初充电,均衡充电和补充电；按蓄电池正常运行方式，可分为充放电方式（充放电循环方式）和浮充电方式。 5。1.1 初充电
蓄电池在投入运行前，要进行初充电，充电初期电池端电压较低，但阀控式密封铅酸蓄电池的电池极板化成时间长,并经过特殊处理和严格工艺控制，能保持极板上的电荷，并且在出厂前已注入电解液，因此在使用前只需进行补充充电即可投入运行。 5。1。2 均衡（补充）充电
所谓均衡充电是为了消除各蓄电池在使用过程中产生密度,端电压不均现象，出现落后电池甚至反极性电池进行的补充电措施。补充电是对事故放电后进行补充充电的措施。
a。恒流充电
恒流充电的电流定值可在技术性能规定的范围内任意调整。恒流充电为恒流截压方式。当蓄电池组在第一阶段电流（较大电流）充电,其端电压上升到某一数值后自动转入恒压充电（均衡充电）；当充电电流减少到某一整定值时，自动转入浮充运行;
b.均衡充电
恒压截流充电方式。充电电压的定值可在技术性能要求的范围内调整,对充电电流的最大值进行限制(截流)，当均衡充电电流稳定在规定值，且在规定时间内不变时自动转入浮充充电，并发信号。
均衡充电一般定期进行，对于浮充运行的蓄电池一般三个月进行一次。如遇下列情况之一，则应及时均衡充电：
1） 过量放电使电池端电压低于规定的放电终止电压；
2） 长期充电不足； 3） 放电后未及时充电； 4）用小电流长期深度放电； 5)长期静置不用; 6)放电电量超过允许值； 7)放电试验后。 5.1.3 充电终期的判定
充电终期的判定决定了充电的持续时间，充电终期的判定与充电质量密切相关，充电质量的好坏直接影响着容量的保持值以及电池的使用年限。充电终期可根据以下几点进行判定:
1）每个电池的充电末期，电池电压稳定在最高值或充电电流稳定在最低值，并保持2h以上不变;
2)充电电量约为前次放出电量的1.2～1。4倍。
对于阀控式密封铅酸蓄电池，只能采用端电压或充电电流，充电电量等电气量的变化来确定。
5.1。4 浮充充电
蓄电池和其它直流电源并联供电，称为浮充电制。采用这种制式时，其它直流电源一方面向直流负荷供电，另一方面向蓄电池进行小电流补充电.
从单个电池来讲，浮充电功能仅是充入电量弥补电池自放电损耗,为满足这一要求，浮充电压的取值应尽可能低一些，这对延长电池寿命是有益的。另外,对电池组定期进行均衡充电,对提高蓄电池组单体电池电压均衡性，防止极板上不能还原的pbso4积累也是必要的. 5.2 蓄电池的放电 5.2。1 正常放电
正常放电包括充放电循环制的放电和浮充电制的事故放电,事故放电根据不可预见的事故放电电流进行放电，放电结束应立即转入充电。 5。2。2 蓄电池容量的放电试验
新安装的蓄电池和正常使用的蓄电池,为检验其容量均需进行放电试验，新电池在初充电后立即进行,运行中的电池初次放电试验应在第5年进行一次，以后每年进行一次，放出的容量可取0。5C,C是蓄电池的额定容量。
放电试验应以规定的电流进行，并记录电池的相关数据，当放电至终期判据时，应立即
停止放电并转入充电. 5。2.3 浮充蓄电池的深放电
以浮充电制运行的蓄电池，由于长时间不放电，负极板上的活性物质易产生结晶，不易还原。为消除这一现象,要求浮充电运行的电池在每次充电前应进行深放电。深放电通常以10h率进行放电，放电电流是20A电流，放电至任一蓄电池电压1。8V为止，放电总容量的计算公式： C10=I*H
式中C10—10小时率放电的容量(AH）
I—
放电电流（A）
H— 放电的总时间（小时）
如果放电容量高于0。8C，则该电池组可以继续运行。如果放电容量低于0。8C，说明该电池寿命结束，需要更换新的电池。
5。2.4 蓄电池放电前，首先测量记录所有电池的电压,以及室温,检查放电回路无误后,方可开始放电，放电采用放电装置放电。
5.2.5 在放电过程中，必须至少每隔2小时测量记录一次标示蓄电池的电压，隔4小时测量一次全部蓄电池的电压,放电完毕后，应立即进行充电。 5.2.6 铅酸蓄电池放电终期的判定
电池放电深度对蓄电池安全运行有很大影响，过放电会降低寿命。所以要正确判定蓄电池的放电终期。放电终期可根据以下几点进行判断:
1）电池放出的容量与相应放电率的放电容量一致； 2）任一电池的端电压在以10h率放电时降到1.8V左右； 3)累计放出的电量接近电池额定容量. 5.3 蓄电池充、放电的安全措施
5。3。1 充放电前蓄电池室内应有良好的通风设备，室内经常保持在15℃-30℃之间; 5。3.2 蓄电池室内严禁吸烟，所使用的手电筒应具有防爆功能；
5。3。3 在蓄电池室工作的人员应穿防酸服,严禁穿有铁掌的鞋，以免产生火花，引起爆炸； 5。3.4 放电过程中如需要甩开某个电池时，必须首先停止放电，然后方可断开电池； 5.3.5 放电结束后，立即进行充电.如有特殊情况不能进行充电时，时间间隔不能超过24小时，如果超过24小时，应进行均衡充电；
5.3。6 充放电过程中，工作人员应掌握正确的操作程序,防止误操作。
5。4 定期维护:
5。4.1 每月测量一次蓄电池组的电压及单体电池的电压,•每只电池电压应在1.35-1。4V，若发现电池的电压偏低或不均匀，•及时处理
5。4.2 模拟市电失电试验:•有意识让蓄电池向直流母线放电，动作正常后,立即送交流电源,•蓄电池应能自动切断放电回路,该试验的操作时间不超过30分钟，由于机组及发电运行极为重要不可间断，模拟失电试验具体时间最好安排在停机时间，且规定每月一次。 5。4.3 每年对蓄电池核对容量一次，对蓄电池核对容量有二个目的： a。 了解蓄电池的实际运行容量;
b. 对蓄电池组进行一次活化，使电池容量均匀,
5。4。4 每年对市电电源切换装置进行校验,采取从进线侧分别断开电源一和电源二的方法，检验进线切换模块动作的准确性，确保切换动作无误。
5.4。5 每年对UPS所有切换模块进行定期检验,采取从电源进线侧分别断开市电一、市电二、旁路电源的方法，在检验切换模块切换功能是否动作准确的同时，也检验逆变器功能是否正常。（操作时必须按照步骤操作，在市电和旁路都断开的情况下，输出的电源一直有压为正常）
5.4.6 应定期对UPS控制系统作如下检查：
a. 检查控制的显示模块显示与运行情况是否一致，显示无黑屏及乱码，如遇此现象尽快更换显示模块.
b。 检查显示控制屏是否有异常声响，如有报警及其他异常现象及时处理。
C。 检查显示控制屏操作按钮，确认各按钮功能正常，切换检查有关功能和参数，如遇异常及时上报处理。
5.4.7 UPS不间断电源应避免频繁的开机关机，最好长时间处于开机状态。确实需要关机的,应在关机后5秒钟以上再开机。
5。4.8 检查电池组至UPS导线是否老化，老化的应及时更换相同载流面积的导线，尽量避免增加不必要的导线长度。
5.4。9 检查市电是否一直处于正常的供电之中，如果示电一直处于正常工作中，UPS不间断电源就没有工作的机会，其电池就有可能长时间浮充而损坏。因此，对长时间不用的UPS不间断电源要定时进行人为的强制工作，这样可以活化电池，还可以检验UPS不间断电源是否处于正常状态。
5.4。10 检查通信是否正常、数据是否准确,异常情况及时予处理。 5.4。11 检查免维护式电池，经常检查溶液的比重及电液量是否合格。 5。4.12 要确保所配接的负载容量不超过UPS电源容量的三分之二。
5。4。13 储能电池的工作全部是在浮充状态的，要定期充电放电，间隔2～3个月放电一次为宜，至少应每年进行一次放电。放电前应先对电池组进行均衡充电，以达全组电池的均衡. 5.4。14 一般每季度应彻底清洁一次。其次就是在除尘时,检查各连接件和插接件有无松动和接触不牢的情况。
5。4。15 当UPS电池系统出现故障时，查明原因，分清是负载还是UPS电源系统;是主机还是电池组，逐步排查解决。
6 直流控制电源系统检修（事故抢修） 6.1 一般要求:
6。1。1 对直流控制电源系统进行检修是提高设备健康水平，保证设备安全运行的有效措施，应按计划进行检修，但应本电站直流母线为单母线，正常运行时设备负荷不允许停电,所以直流控制电源系统的检修应以事故抢修为重点，一般性检修放在夜间进行，且停电时间应受到限制。检修应保证质量，使设备经常处于良好的运行状态； 6。1.2 检修工作应作到准备充分，项目明确，工艺与质量要求具体； 6.1.3 检修工作中应做好充分的安全措施,确保设备及人身安全； 6.1.4 检修工作应服从统一的管理和调度,按时按计划完成维修任务；
6。1.5 检修工作的项目应在充分调查的基础上作出明确的安排，没必要实施项目可根据设备运行的健康情况予以删减. 6。2 检修间隔及检修停用期的确定：
检修间隔：1年 检修停用时间：3h～7h.
直流控制电源系统运行中遗留的设备缺陷应尽可能消除，减少带病运行时间。 6。3 检修前的准备工作：
6。3.1 根据检修计划,做好人力组织分工，技术文件准备和技术交底工作。
技术文件包括：施工方案、施工图纸、各种记录表格、上次检修报告、设备的技术说明书、用户使用手册、计算机软件文本、设备的检修规程、技术参数整定通知单等； 6。3。2 制定符合现场实际的安全措施和技术措施; 6。3.3 专用仪器、仪表、工具和安全用具应齐备、完好；
6.3。4 检修所用的材料、备件到货，尤其是特殊材料、备件应领到现场. 6。4 检修项目： 6。4.1 检修项目:
正常检修项目与标准见表9-2
表9—2 正常检修项目与标准
序号 1、 检修项目 直流控制电源系统所属的各种盘、柜、元器件的清扫、检查 充电模块、配电监控盒、直流电压采样盒、防雷器单元、监控模块、盘柜按钮接点、2、 指示灯、检查各电路板表面元件无烧损现象,电路板、表计校验检查正常、各模块参数、数据采集正常。 缘 监察装置、继电器、霍尔元件检查、阻值清扫检查、干净、无积灰； 3、 测量、各负荷开关检查，辅助接点检查。 继电器接点无粘连、发热、烧损现象； 4、 操作回路检查 操作回路动作正确 直流控制电源系统基本功能，辅助功能定5、 表计校验、回装后现场试验定值正确 值检测，每年一次 直流控制电源系统与上位机通信及显示功6、 通信及上位机显示值与现地相同 能检查 直流控制电源系统各种保护功能的操作模7、 保护功能动作正确 拟检查 运行中发现的缺陷,可以延迟到检修中进8、 缺陷消除 行的项目 无积灰、无油垢蓄电池检查无裂纹、蓄电池及蓄电池巡检检查电池表面清扫干净、9、 及盖板下蓄电池巡检仪开箱清扫检查 10、 直流控制电源系统检修后的试验 无渗液； 蓄电池间连接铜排无腐蚀烧灼现象，螺丝紧固; 试验动作正确 W W W W W 清扫检查干净，无积灰 W 检修标准 盘柜及各元器件清洁无灰尘 验收质检点 W W H 注意：1)防止人身静电、工器具静电对设备的损害；
2)严禁在电路板、装置等设备上采用带腐蚀作用的清洗剂； 3)严禁用酒精擦拭继电器外壳.
特殊项目：
1） 重大反事故措施的执行； 2） 设备结构有重大变动； 3） 改进设备的功能和性能； 4） 更新设备，换型改造。
特殊项目的实施必须先提出实施方案，经新能源发电筹建处安全技术部审批，待准备充分后方可实施。
6.4.2 检修、试验项目的确定：
根据设备的实际运行周期对检修、试验项目适当增减和调整，调整的原则是:既要确保设备健康，不带病运行，又要减少检修时间和设备拆修范围，以保证设备按期、健康地投入运行.
6。5 装置检修注意事项
6.5。1 装置检修前应先断开和蓄电池及直流控制电源系统的连接，以防止对系统产生不良影响；
6。5。2 装置检修时应将电源切断,并进行验电后方可进行设备检修，以防人身触电事故; 6.5.3 装置试验时，应严格按照正确的操作程序进行，防止误操作。 7 直流控制电源系统试验要求 7.1 一般要求：
7.1.1 检修后的直流控制电源系统必须经过试验合格后才能投入运行;
7。1。2 检修后的试验项目由检修人员参照本规程所列项目，根据设备检修情况自行确定和安排，公司安全技术部备案.特殊试验项目有主管专业人员批准的检查。 7.2 试验要求：
7。2.1 试验中所使用的仪器、仪表必须达到试验项目的要求和准确级；
7.2。2 为了保证试验数据的可信度，试验中应有足够的数据和录制量，并应保证数据采集的同步性；
7。2.3 试验应参考原始记录数据，与原始数据有较大误差时应查明原因或重新试验,得出可信任的结论；
7.2.4 试验中应按仪器、仪表的要求和规范使用,试验时仪器应稳妥放置，尽量减少震动和试验误差；
7。2.5 试验前必须采取稳妥可靠的安全措施，防止人身伤害及设备损坏；
7。2.6 各试验项目的技术要求,指标应按照有关设备的试验标准执行,降低标准应经主管生产的经理批准；
7。2.7 设备试验不合格应坚决重修或更换，不得带病运行。 7。3 试验方法： 7.4 检修试验记录：
交直流控制电源系统的检修应有完整的检修记录及试验记录. 7。4。1 检修试验记录应包括以下内容：
1） 检修前的设备状态、故障现象、缺陷情况及设备退出原因； 2) 检修主要工作项目、实施措施、缺陷处理及效果;
3）系统结构、设备及元件变动记录，软件变动记录及软件变动后的文本，新装设备、元器件的型号、主要技术参数、厂家编号、出厂日期、安装时间、施工人员等。
4）图纸修改记录； 5）检修后的试验数据记录；
6)检修试验使用的主要仪器、仪表的型号、规格和厂家编号、试验接线简图； 7)检修工作的材料消耗、人工和费用记录；
8）设备的停用和检修起止日期及其它需要说明的情况； 9）检修遗留问题的补充说明。 10）工作人员、验收人员签字。
7.4.2 检修试验记录由工作负责人和工作班成员负责记录、整理。 7。5检修质量与验收:
7.5.1 质量检查和验收实行检修人员和班组自检、项目部和安全技术部门验收的分级检查验收制度;
7.5.2 各检修、试验的重要工序的分级验收应填写分级验收记录；
7.5.3 质检验收必须坚持高标准、严要求、谁验收谁签字。对于检修、检验不合格的设备、质检人员有权拒签，并责成有关工作班重修和重试. 8 直流控制电源系统检修总结和技术文件整理
8。1 直流控制电源系统检修完毕应根据变动情况及时修订图纸和技术说明书.局部变动的应在设备正式投运前修订完成并发放到运行及管理部门.变动较大的在检修结束后按实际接线和功能修订图纸和技术说明书.修订后的图纸和技术说明书应在设备试运行期间发放到运行及管理部门，正式竣工图纸和技术说明书应在设备投运后20天内交付使用。
8.2 直流控制电源系统的检修报告应有以下基本内容：
1） 检修设备的编号、型号、生产厂家、产品编号； 2） 设备计划检修和实际检修的起止日期; 3) 设备检修的计划工日和实际消耗工日； 4） 检修工作评语； 5) 简要文字总结；
6） 检修的试验记录报告和结果分析报告； 7) 设备的评定级别; 8）补充说明；
9）检修、试验工作负责人和工作班成员名单； 10）检修、试验工作负责人的签名；
11)检修报告和技术文件的整理应采用计算机进行。 9 直流控制电源系统备品备件
直流控制电源系统应储备下列易损件及备件: 9.1监控器、整流模块、熔断器； 9。2测量、监控装置的元器件； 9.3系统中的易损件。
附件一、蓄电池充放电记录表
表9—3 蓄电池充放电记录表
蓄电池充放电记录 时间： 年 月 日 时 分 充电电流 充电电压 放电电流 放电电压 蓄电池序号 蓄电池电压 蓄电池序号 蓄电池电压 蓄电池序号 蓄电池电压 蓄电池序号 蓄电池电压 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 电池总电压 蓄电池室温 备注：
第九章 站用电系统检修规程
1 范围
本标准规定了光伏电站站用电系统检修的原则和要求；
本标准适用于光伏电站站用电系统的检修,包括：主要设备的检修、维护规定等；
光伏电站的相关工作人员必须严格遵守本标准。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。 3 术语和定义
站用电系统:为光伏电站内部各用电负荷供电的系统，由站用电电源、站用变压器和配电装置组成。 4 概述
光伏发电站站用电采用双电源供电，工作电源引自自站外10kV电源，通过站用变（200KVA）降压至400V;备用电源引自站外35kV母线，通过接地变(兼站用变）将35kV变为400V。 5 设备规范
5。1 站用电变压器200VA 10kV（工作电源）
序号 1 2 名称 型号 额定频率(HZ） 额定电压（kV）： 3 低压侧 高压侧 4 5 6 分接范围 调压方式 冷却方式 额定容量kVA 7 自冷 风冷 8 相数
投标方提供值 SC11—200/10 50 0.4 10。5 ±2×2。5％ 无励磁 AN 200kVA / 3相
序号 名称 绝缘水平： 投标方提供值 75 3 35 3 35 4% 不大于+10%,—5％ 0。62 2.71 1.3％ 50 5 7 0.95t 3。98 9 雷电冲击电压kV 1min工频耐受电压（kV) 阻抗电压%及偏差 空载损耗 10 11 损耗（kW)： 负载损耗（1450C） 12 13 14 15 16 17 空载电流A 噪音水平 局部放电量（Pc） 可承受3s短路能力(kA） 变压器重量(带外壳) 零序阻抗(%） 生产厂家:山东达驰电气有限公司
5.2接地变兼站用变SC11-1000/35—200/0。4（备用电源) 序号 一 1 型式及型号 名称 变压器技术参数 投标方提供值 SC11-1000/35-200/0。4 2 3 4 5 6 7 8 额定容量(KVA），(绕组升温65kV） 最高工作电压(kV），高压/低压 额定电压(kV) 高压/低压 额定电压比(kV） 短路组抗（％） U高-低 联结组标号 额定频率（Hz) 1000/35—200/0.4 40.5/0.4 38。5/0.4 38.5/0.4 6.5 ZN，yn11 50
9 10 11 12 绝缘耐热等级 组抗电压 空载损耗 空载电流（%） 100%额定电压时 120％额定电压时 H 6％ 2。8kW 0。9 10。08 13 额定绝缘水平 高压侧 雷电冲击耐受电压峰值（kV) 短时工频耐受电压有效值(kV) 200 85 100 115 14 温升限值（K） 高压绕组 绕组热点 生产厂家：山东达驰电气有限公司
5.3 低压配电装置
进线开关（0。4kV） 额定电流 额定工作电压 额定绝缘电压 额定极限短路分断电流 额定运行短路分断电流 短时耐受电流 额定短路电流开断次数 分闸时间 合闸时间 生产厂家 电流互感器变比 电流互感器精度
400A 400V 660V 125kA 50kA 50kA /s 50次 30ms 60ms 深圳奥特迅 400/5 0。5 6 检修类别及周期
表10-2 检修类别及周期
序号 检修类别 检修周期
1 2 巡回检查 C级检修 每周1次 每年1次 7 检修项目及质量标准
7。1站用变压器的检修已在《变压器检修维护规程》中进行描述，此规程不再另行描述。 7.2 0。4KV设备C级检修项目及质量标准
表10-3 0.4KV设备C级检修项目及质量标准
项目 1、柜体及断清扫干净、物见本色。 路器清扫 1）检查柜体无变形、漆膜无脱落。 2）检查柜体电缆室穿线孔防火封堵应完好. 3）检查柜体密封应完好无损。 断接引时用00号砂布除去氧化层，并在接触面4）电缆室内电缆与接线板或母排之间连接紧涂导电脂或中性凡士林。 固、无过热迹象. 2、配电柜检修 5)柜内绝缘支撑件应无破损、裂纹、变形及闪 络、烧伤现象. 6)检查母线应无损伤、变形及过热变色等现象。 用清洁干燥的软布擦揩母线。 7）检查动静触头装置固定螺栓应紧固，各电气触头接触面用00号砂布除氧化层,并涂上一层连接部位螺栓应紧固，动静触头应无烧伤、毛导电脂或中性凡士林。 刺。 3、断路器检修 1）检查断路器应清洁无污渍。 2）断路器手动、电动分合良好。 在接触面用0。05×10塞尺塞入检查≯2mm. 质量标准 检修工艺
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