永宁110KV变电站调试方案.doc

关岭永宁110KV风电场新建工程
调
试
施
工
方
案
批准:
审核:
编制：
2014年10月15日
一、工程概况：
本工程为关岭永宁110KV风电场新建工程，位于关岭县永宁镇.工程建设规模:本工程电压等级为35kV/110kV。主变部分：现有1台110KV主变，110KV采用SF6组合式电器、35KV采用室内高压开关柜式配置。
二、电气一次设备调试方案
1 前言
为配合关岭永宁110KV风电场新建工程安装调试工作安排,承担了小河二戈110kV变电站一次电气调试任务。为了保证电气设备调试过程安全、调试质量及经过调试的变电站设备安全、顺利地投入运行，特编写本方案。
2 试验所依据的标准及规定
2.1 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150—2006）
2.2 《国家电网公司电力安全工作规程》(变电站和发电厂电气部分)
2.3 设备技术条件书，设备厂家技术参数说明书
2.4 设计院提供的施工蓝图；
2.5 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171－92；
2.6 《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149-90；
2.7 《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303－2002；
2.8 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50169－92；
2.9 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50168—92；
2.10 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》　GB50169-92
2.11 《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》　GBJ147—90
2.12 《电气装置安装工程电气照明装置施工及验收规范》GB50259—96
2.13 国家或行业现行标准规范及图集
2.14 我公司现有的经济、技术、人员、装备的实力
2.15 国家建筑安装工程现行施工及验收规范、规程、标准
2.16 国家建筑安装工程现行工程质量验收、检验评定标准
2.17 国家现行强制性标准文件
2.18 国务院令第279号《建设工程质量管理条例》
2.19 国务院令第393号《建设工程安全生产管理条例》
3 调试应具备的条件
3.1 一次设备安装完毕,并进行了调整，操作可靠;
3.2 安装机具大部分撤离现场，保证调试顺利进行;
3.3 所有一次设备与母线脱离;
3.4 土建施工撤离现场；
4 电气设备调试范围
4。1电气一次部分：
1)电力变压器
2)断路器
3)电流、电压互感器
4）隔离开关
5)并联电容器
6）避雷器
7）高压开关柜
8）站用变压器
9）电力电缆
5 调试项目:
一、变压器
序号
试验项目
判断标准
试验方法
使用仪器
1
测量绕组连同套管的直流电阻
1)各相测得值的相互差值应小于平均值的2％
2)与出厂值比较变化不应大于2％
在绕组两端测量
变压器直流电阻测试仪
2
检查所有分接头的电压比
电压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%
用变比测试仪对变压器高压侧、中压侧、低压侧进行测量
变比测
试仪
3
检查三相接线组别
与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符

变比测
试仪
4
测量铁芯各紧固件及铁芯的绝缘电阻
1）绝缘电阻不低于出厂值的70％
2)同时用2500V摇表测量,持续1min应无闪络及击穿现象
绝缘摇表测量对地绝缘电阻
绝缘摇表
5
非纯瓷套管的试验
1） 绝缘电阻值不低于出厂值的70％
2） 电容值与铭牌值或出厂值相比，其值应在±5％
3） tanδ值不应大于产品出厂试验值的130％
绝缘摇表测量绝缘电阻、介损仪测量电容值和tanδ
绝缘摇表、介损测试仪
6
绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数
1） 绝缘电阻值不低于出厂值的70%
2） 吸收比不低于1.3，当R60s大于3000M时吸收比可不作参考
3） 常温下极化指数不低于1.3，当R60s大于10000M时极化指数可不作参考
测量R60s和R15s的绝缘电阻比及R600 s与R60s
绝缘摇表
7
绕组连同套管的介损tanδ
换算到同一温度下tanδ值不应大于产品出厂试验值的130%
用介损仪测量电容型套管tanδ
介损测
试仪
8
测量绕组连同套管的直流泄漏电流
泄漏电流不应大于33(10℃）、50（20℃）、74（30℃）、111（40℃)、167(50℃）、250（60℃）
在绕组上加直流试验电压40kV看泄漏电流
直流高压发生器
9
额定电压下的冲击合闸试验
在额定电压下合闸5次，每次间隔5min，无异常现象

10
分接开关测试
测量其过渡电阻、过渡时间及过渡波形应符合相关要求

11
相位检查
相位必须和电网一致

12
绝缘油试验
符合国家相关规程规定

二、断路器
1
绝缘电阻测量
参照制造厂的规定
测量整体绝缘电阻值
绝缘
摇表
2
测量导电回路电阻
不大于出厂家规定值120％
开关分合试验后，开关在合闸位置后测量
100A回路电阻测试仪
3
交流耐压试验
按规程规定的值进行试验
在一、二次绕组上进行测量
试验变压器及调压器
4
主触头的分、合闸时间及同期性，合闸时触头的弹跳时间
1） 触头接触时的弹跳时间不应大于2%
2） 测量应在断路器的额定操作电压下进行
在断路器辅助接点上进行测量
开关动作特性测试仪
5
分、合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻
1）绝缘电阻不应低于10MΩ
2)直流电阻值与出厂值相比应无明显差别
在断路器辅助接点上进行测量
开关动作特性测试仪
6
断路器操动机构
的试验
1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85％～110%范围或直流额定电压的85％～110％范围内可靠动作；
2)并联分闸脱扣器应能在大于额定电源电压的65%时可靠动作,当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣
3）或按制造厂规定
在断路器辅助接点上进行测量
开关动作特性测试仪
三、电流互感器:
1
绕组的绝缘电阻测量
绝缘电阻不低于1000MΩ或按产品
技术条件规定
测量一次绕组段间绝缘电阻、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻
绝缘
摇表
2
交流耐压
试验
按出厂值的80％进行,二次绕组间及末屏对地为2kV
在一、二次绕组上进行测量
试验变压器及调压器
3
绕组直流电阻测量
与换算到同一温度下的出厂值比较相差一次绕组不大于10％，二次绕组不大于15％；
在一、二次绕组上进行测量
电流互感器测试仪
4
检查接线组别和极性
符合设计要求，并应与铭牌和标志
相符

电流互感器测试仪
5
误差测量
符合相关规定

电流互感器测试仪
6
伏安特性
符合产品技术条件要求

电流互感器测试仪
7
密封性能
检查
符合产品技术条件要求

四、电压互感器
1
绕组的绝缘电阻测量
绝缘电阻应符合厂家技术条件规定
测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻
绝缘
摇表
2
交流耐压
试验
按出厂值的80％进行,二次绕组间及末屏对地为2kV
在一、二次绕组上进行测量
试验变压器及调压器
3
绕组直流
电阻测量
与换算到同一温度下的出厂值比较一二次绕组相差不大于10%
在一、二次绕组上进行测量
电流互感器测试仪
4
检查极性
符合设计要求，并与铭牌和标志相符

电流互感器测试仪
5
误差测量
符合相关规定

电流互感器测试仪
6
测量互感器的励磁特性
对额定电压为100%时,励磁电流不宜大于出厂试验报告测量值的30%

电流互感器测试仪
7
密封性能检查
符合产品技术条件要求

五、避雷器
1
避雷器及基座绝缘电阻测量
1）绝缘电阻不小于2500MΩ；
2）基座绝缘不小于5 MΩ
测量避雷器对地绝缘及基座对地绝缘电阻
绝缘
摇表
2
直流1mA及0.75U1mA下的泄漏电流测量
1)不低于GB11032－2000规定值；
2)U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较,变化不应大于±5％；
3）0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA
首先测量1mA下U1mA，再测量0.75U1mA下的泄漏电流。
直流高压发生器
3
检查放电记数器动作情况及监视电流表指示
1)测试3—5次,均应正常动作；
2）电流表指示正常
给计数器一个电压,观察计数器动作情况和电流表指示情况
放电计数器测试仪
六、隔离开关
1
绝缘电阻
测量
应符合产品技术条件规定
测量有机材料传动杆的绝缘电阻
绝缘
摇表
2
操动机构的试验
1）动力式操动机构的分、合闸操作，隔离刀闸可靠分闸和合闸；
2）电气闭锁装置应准确可靠

3
交流耐压
按出厂值的80％进行

七、电力电缆
1
绝缘电阻
测量
1） 耐压试验前后，绝缘电阻测量应无明显变化；
2） 绝缘电阻不应低于0。5 MΩ/Km；

绝缘
摇表
2
直流耐压试验及泄漏电流测量
1） 电缆的泄漏电流应小于20μA；
2） 电缆的电流出现下列情况可能存在缺陷，并予以处理：
a、 泄漏电流不稳定；
b、 泄漏电流随试验电压升高急剧上升；
c、 泄漏电流随试验时间延长有上升现象。
试验电压可分为4～6阶段均匀上升，每阶段停留1min并读取泄漏电流值,当上升至规定值后维持15min，其间读取1min和15min的泄漏电流
直流高压发生器
3
检查电缆
线路两端
的相位
应符合产品技术条件的规定

6、 试验注意事项
6。1高压调试中必须要有安全监护人;
6。2 根据有关规程、规定及作业指导书进行试验，不漏项，不错判;
6.3 有关的试验设备必须经检验合格，并在有效期内；
6.4 调试中发现问题，应立即书面通知监理或运行单位并配合进行处理。
7、 安全措施
7.1 调试工作中严格遵守变电站各项安全生产规定；
7.2 试验中所用安全工器具应检验合格，满足规程要求；
7.3 高压试验时不能少于2人，试验时有一人监护;
7.4 试验现场应设置围绳或围栏，悬挂“止步，高压危险”标示牌面向外，并在工作地点悬挂“在此工作"标示牌；
7.5 工作人员进入试验场地必须正确戴好安全帽；
7.6 试验中有登高作业时，登高人员必须使用安全带方可进行登高工作，必须有人监护；
7.7 进行CT试验时，涉及CT二次回路工作，将试验CT二次与保护回路隔离，经试验人员检查无误方可进行试验；拆开及恢复二次接线必须由同一人员操作，同时有人监护，拆开前做好记录，恢复后认真核对；
7.8 在PT试验中需要拆除一次引线时登高人员需系好安全带,在恢复接线时应连接可靠；
7.9 进行避雷器试验时,需要拆除一次引线时登高人员需系好安全带，在恢复接线时应连接可靠；
7.10 现场需使用检修或试验电源时，必须在值班员指定地点进行搭接，并遵照变电站的有关规定，使用完毕后，应将其恢复至原样;
7.11 试验人员不得擅自移动或翻越值班员所布置的遮拦，试验进行中无关人员严禁进入试验现场;
7.12 搬运梯子时必须由两人进行，且水平搬运;
7.13 工作过程中,如有疑问，必须核实清楚后方可继续工作；
7.14 工作过程中如需使用起重或升高机械时，必须有人监护,使用前必须检查机械和辅助工具完好、合格；
7.15 工作班成员在未得到试验工作负责人或现场总负责人同意，不得随意动用、搭接试验接线或操作试验设备;试验完毕后,认真清理现场；
7.16 试验完毕，根据试验原始数据编制调试报告，并签字盖章。
8、试验组织措施
8.1 本调试由贵州黔能企业（集团）公司负责组织进行, 对试验的结果负责;
8.2 试验测试工作由贵州天毅企业有限责任公司试验人员负责,试验所需一、二次设备的操作由变电站内操作人员负责;
8.3 试验工作中设试验总负责人（监护人)一名，安全监护人一名，试验人员3～4名，由安装单位配合试验工作,试验过程中，配合人员应由现场试验负责人指挥.
三、电气二次设备调试方案
1、 前言：
为配合关岭永宁110KV风电场工作安排，为了保证调试过程安全,保证试验质量及经过试验的电气设备安全、顺利地投入运行,特编写本方案。
2、 试验所依据的标准及规定：
2．1 继电保护及电网安全自动装置检验条例 Q/CSG 1 008-2004
2．2 继电保护和电网安全自动装置现场工作安全规定
2．3 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点
2．4 微机线路保护装置通用技术条件 GB/T 15145—94
2．5 ISO-9002质量体系文件《工程试验服务的检验和试验控制程序》
2．6 电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分) DL408—91
2．7 本工程提供的资料及厂家说明书
3、 试验应具备的条件:
3．1 工作手续按规定办理完毕；
3．2试验安全措施按要求执行；
3．3一次设备命名编号图及保护正式整定值已下达；
3．4交、直流工作电源正常;
3．5现场安全设施及消防系统正常；
3．6现场与调度及相关变电站、发电厂通信正常；
3．7一次设备调试完毕并符合规范要求;
3．8所有盘柜二次接线正确并紧固。
4、 继电保护试验范围：
4.1 主变保护；
4。2 110kV线路保护；
4.3 10kV线路保护;
4。4 故障录波、监控系统；
4。5 远动装置、测控系统；
4。6 低周减载、差动保护；
4。7 电度表屏、小电流接地装置；
4。8 站用变屏；
4。9 PT电压并列及备自投、电网谐波分析。
5、 调试项目:
1。 外部检查：
1．1 外部检查的范围：
1．1．1 装置屏上的主、辅设备及其光电指示信号灯（牌）、连接片,交直流设备连接回路中的内外配线，电缆、端子、接地线的安装连接外观、标识情况。
1．1．2 相关试验范围内一次回路的电流互感器、电压互感器、断路器、隔离开关端子箱中相应设备和电缆端子安装连接及外观、标识情况。
1．1．3 规定管辖范围内通信连线回路中有关设备及其连接线、接地线的安装工艺质量及外观、标识情况.
1．2 外部检查的内容:
1．2．1 装置的实际构成情况是否与设计要求相符。
1．2．2 装置中设备安装的工艺质量，以及导线、端子的材质是否满足国家有关要求。
1．2．3 是否与现行规程或反事故措施、网（省）事先提出的要求等相符。
1．2．4 装置外部检查范围内的设备标志应正确、完整、清晰，表计、信号灯及信号继电器、光字牌的计量正确。
1．2．5 连接片、把手、按钮的安装应端正、牢固,接触良好。
1．2．6 装置外部检查范围内各设备及端子排的螺丝应紧固可靠，无严重灰尘、无放电痕迹,端子箱应无严重潮湿、进水现象.
1．2．7 装置附近应无强热源、强电磁干扰源,有空调设备,环境温度、湿度满足相关规定。
1．2．8 装置外部检查范围内端子排上内部、外部连接线,以及沿电缆敷设路线上的电缆标号是否正确完整，与图纸资料是否吻合。装置外部检查范围内设备及回路的接地情况是否符合国家规程和反事故措施要求。
2．绝缘检查:
2．1 在保护屏的端子排处将所有电流、电压、直流回路的端子连在一起，并将电流、电压回路的接地点拆开,用1000V兆欧表测量各回路对地的绝缘电阻，其绝缘电阻值不应小于2兆欧。
2．2 对信号回路用1000V兆欧表测量电缆每芯对地及对其它各芯间的绝缘电阻，其绝缘电阻值不应小于2兆欧.
3．保护所用逆变电源及逆变回路工作正确性及可靠性的校验：
3．1 逆变电源的自启动性能：
3．1．1 直流电源缓慢上升时的自启动性能校验，合上装置逆变电源插件上的电源开关，试验直流电源由零缓慢上升至80％额定电压值,此时逆变电源插件面板上电源指示灯变亮。
3．1．2 拉合直流电源时的自启动性能校验，直流电源调至80%额定电压断开,合上逆变电源开关,逆变电源应能够正常启动。
3．2 正常工作状态下校验：
装置所有插件均插入,加直流额定电压,装置处于正常工作状态,其输出电压均在有效允许范围内。
4．保护程序的版本号、校验码等程序正确性及完整性的检查：
检查保护装置软件版本和程序校验码的正确性和完整性。
5．数据采集回路正确性的测定：
装置模拟量输入的幅值特性检验,即零漂测试、电流、电压、相位等采样值.
6．各逻辑回路的工作性能的检验：
6．1 检验装置的特性应符合实际运行条件并满足实际运行要求,每一检验项目都要有明确的目的，或为运行所需，或用以判断元件、装置是否处于良好状态和发现可能存在的缺陷等。
6．2 在检验时,要求检查的动作量为整定值的1。05倍（反映过定值条件动作）或0。95倍（反映低定值条件动作)时，各保护元件动作是否可靠动作。检查当动作量为整定值的0。95倍(反映过定值条件动作)或1。05倍（反映低定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。若保护元件带方向，还需检验反方向最大可能短路电流时的性能。
7．时间元件及延时元件工作时限的测定：
7．1 检验时钟是否正确。
7．2 断电5分钟以上，走时仍正确。
7．3 延时时间继电器是否正常工作。
8．开出/开入回路工作性能的检验：
8．1 开出量工作性能检验：
检查开出量的开出情况是否正确，如启动继电器自检、中央信号等等。
8．2 开入量工作性能检验即检查开入量的开入情况是否正确.
9．检查信号回路正常:
9．1 检测与装置有关的操作把手、按钮、插头、灯座、位置指示继电器、中央信号装置及这些部件回路中的端子排、电缆、熔断器等。
9．2 检查信号灯及限流电阻的容量是否与设计相符,以防止与信号回路相连接的继电器接点烧坏。
9．3 检查所有信号回路的指示是否正确。
10．整组传动试验 ：
10．1 装置在做完每一套单独的整定检验后，需要将同一被保护设备的所有保护装置连在一起进行整组的检查试验，以检验保护回路正确性及调试质量。
10．2 整组试验时通到保护屏的直流电源电压应为额定电压的80％，对那些直流电源设有可靠稳压装置的保护，经检验认为稳压确实可靠后，进行整组试验时,应按额定电压进行，但向断路器发出跳闸、合闸脉冲的直流电源电压仍在80％额定电压下进行。
10．3 实测动作时间与整定时间相差（误差）最大值不得超过整定时间级差的10％。
10．4 在整组试验中还必须注意交流回路的每相（包括零相）及各套保护间有相互连接的每一直流回路在整组试验中都应能检验到。进行试验前，应事先列出预想结果，以便在试验中核对并即时做出结论。
六 逻辑调试项目：
1．主变保护逻辑检测：
序号
试验项目
判断标准
试验方法
使用仪器
1
差动保护
检查的动作量为整定值的1.05~1。1倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.9～0。95倍(反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作.
加模拟量
进行测量
继电保护
测试仪
2
复压过流保护
检查的动作量为整定值的1。05~1。1倍（反映过定值条件动作）或0。9～0。95倍(反映低定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠动作.检查动作量为整定值的1。05～1。1倍（反映低定值条件动作）或0。9~0。95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。
加模拟量
进行测量
继电保护
测试仪
3
过负荷保护
检查的动作量为整定值的1。05～1。1倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0。9～0。95倍(反映过定值条件动作）时,各保护元件动作是否可靠不动作。
加模拟量
进行测量
继电保护
测试仪
4
零序保护
检查的动作量为整定值的1。05~1.1倍(反映过定值条件动作）是否可靠动作或0。9～0。95倍（反映过定值条件动作）时,各保护元件动作是否可靠不动作。
加模拟量
进行测量
继电保护
测试仪
5
非电量保护
检查逻辑是否正确
开入接点

3
零序保护
检查的动作量为整定值的1。05~1。1倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.9～0。95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。
加模拟量
进行测量
继电保护
测试仪
4
重合闸
检测重合闸是否可靠
加模拟量
进行测量
继电保护
测试仪
4．10kV电容器保护：
1
速断保护
检查的动作量为整定值的1。05～1。1倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.9～0。95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作.
加模拟量
进行测量
继电保护
测试仪
2
过流保护
检查的动作量为整定值的1.05～1.1倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0。9～0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作.
加模拟量
进行测量
继电保护
测试仪

3

欠压保护
检查的动作量为整定值的1。05～1.1倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0.9～0。95倍（反映过定值条件动作)时，各保护元件动作是否可靠不动作.
加模拟量
进行测量
继电保护
测试仪

4

过压保护
检查的动作量为整定值的1。05～1。1倍（反映过定值条件动作）是否可靠动作或0。9~0.95倍（反映过定值条件动作）时，各保护元件动作是否可靠不动作。
加模拟量
进行测量
继电保护
测试仪

7、 试验注意事项:
7。1 继电保护试验中必须要有安全监护人。
7。2根据有关规程、规定及作业方案进行试验，不漏项，不错判。
7。3有关的试验设备必须经检验合格，并在有效期内。
7。4试验中发现问题，应及时通知建设单位并配合建设单位进行处理。
8、 安全措施：
8。1试验工作中严格遵守有关安全规定。
8。2试验工作中严格遵守建设单位各项安全生产规定.
8.3试验中所用安全工器具应检验合格,满足规程要求.
8。4每次试验开始前必须按照要求认真做好安全措施，安全负责人检查安全措施是否到位，确认无误后，经试验负责人同意试验人员方可进行试验工作.
8.5继电保护试验时不能少于2人,试验时有一人监护。
8.6工作人员进入试验场地必须正确戴好安全帽。
8。7现场需使用检修或试验电源时,必须在值班员指定地点进行搭接,并遵照配电房的有关规定，使用完毕后，应将其恢复。
8。8试验人员不得擅自移动或越过值班员所装设的遮拦，试验进行中无关人员严禁进入试验现场。
8。9工作过程中，工作负责人不得离开现场,如需离开，必须按规定办理有关手续。
8。10工作过程中，如有疑问，必须核实清楚后方可继续工作。
8。11在拆、接线上应做好相应的记录，以免电流回路二次开路、电压回路二次短路损坏设备。
8。12试验完毕后，须认真清理现场后方可离开现场。
8.13 试验完毕，根据试验原始数据编制调试报告，并签字盖章.
四、危险源辨识
序号
危险点
控制措施
1
机械伤害
断路器传动前，工作负责人与现场监护人员应随时联系,得到允许后，方可进行，防止人身伤害和设备伤害。
2
人身触电
绝缘测量时与检修人员作好配合，防止触电。
进入高压场地与带电设备保持规定的安全距离.
高压场区搬运梯子，应两人进行，并纵向行走，防止触碰带电设备或安全距离不够而感电。
在带电的电流互感器、电压互感器的二次回路上作业,应使用绝缘工具，并站在绝缘垫上.
3
高空坠落或落物伤人
登高试验、接线等工作应按规定系好安全带，防止高空坠落。
进入设备场地应戴好安全帽,防止高空坠落重物造成人身伤害。
4
电压互感器二次短路或接地及反充电
拆电压电缆时,应逐个电缆头拆除，并逐个用绝缘物包好,防止电压回路短路或接地。
在电压端子排加电压时，应可靠断开电压互感器二次回路,防止二次回路向一次侧反充电。
5
误接线
严格按照图纸施工,认真校线并经工作负责人及以上人员检查，回路传动试验正确.
6
误整定
核对下发定值通知单，严格进行定值校验。
7
带电插拨插件
确认装置电源已经关闭，方可插拨插件.
8
剩余电荷伤人
拆接试验接线前应将设备一次、二次绕组对地放电。
9
变压器套管末屏开路
套管试验后，套管末屏接地由拆除者负责恢复，并由专人进行检查.
10
工作人员在试验过程中感应电伤人
加压时不允许有交叉作业。试验人员应与带电部分保持足够的安全距离。试验人员之间应口号联系清楚。加压过程中应有人监护并呼唱。
11
仪器操作人员感应电伤人
试验仪器的金属外壳可靠接地。仪器操作人员必须站在绝缘接地良好.
12
误动作
严禁电流二次回路开路和两点接地;严禁电压回路短路和两点接地;严禁直流回路短路和接地。
五、文明施工
1、项目管理人员及所有施工人员必须持证上岗、特种作业人员必须经劳动部门培训合格后上岗。
2、施工现场禁止带小孩进入、无身份证、眼盲人员不得在现场停留.
3、所有进场新工人都必须进行三级安全教育并经安规考试合格后方准上岗,对现场所有人员都要进行普法、守法教育。
4、配合当地派出所、居委会搞好治安工作，做好施工现场禁黄、禁毒、禁赌工作，教育工人遵纪守法。
5、在施工现场设置垃圾箱，严禁施工人员乱丢烟头及废弃物。
6、施工现场周转材料堆放要整齐，并设专人管理。
7、设立防火设施和灭火器材、控制现场的噪声、粉尘、废弃及固体废弃物。
8、施工现场必须做到“工完料尽场地清”，不得随意堆放物资和余料。
9、调试设备必须整齐堆放,并设置标识牌。
六、调试队组织机构
调试队长：邓建龙
现场安全员：陈世仪
技术负责人：宁贵功
高压试验班：田辉
二次及继保班：宁贵功松
电工实验班：张江龙

七、调试施工进度计划
见施工进度计划表(附后）
第 19页 共 19页
关岭永宁110KV风电场新建工程调试进度计划表
序号
调试项目
2014年10月份
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
1
2＃变压器调试

2
110kV一次设备调试

3
10kV一次设备调试

4
110kV二次设备调试

5
10kV二次设备调试

6
110kV系统调试

7
10kV系统调试

8
变电站整套启动试验