光伏检修规程

目录 -3-1目的与范围1.1目的为了规范光伏电站检维修管理，使检修人员熟悉光伏电站设备及部件的检修项目、周期、工艺和质量标准，备品配件、消耗材料质量的验收标准，不断提高检修专业技能，全面提高设备本质安全水平，保证光伏电站的安全生产和稳定运行。1.2范围1.本标准规定了光伏电站设备及部件的检修、维护、试验等技术要求。2.本标准适用于北元化工集中式、分布式光伏电站。（分布式光伏电站）2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本使用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本文件。GB/T24343工业机械电气设备绝缘电阻试验规范GB26860电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分GB/T29320光伏电站太阳跟踪系统技术要求GB/T32512光伏发电站防雷技术要求GB/T34933光伏发电站汇流箱检测技术规程GB/T34936光伏发电站汇流箱技术要求GB/T35694光伏发电站安全规程GB/T38330光伏发电站逆变器检修维护规程GB/T36568光伏方阵检修规程GB/T36567光伏组件检修规程GB50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50794光伏发电站施工规范GB50797光伏发电站设计规范DL/T393输变电设备状态检修试验规程DL/T475接地装置特性参数测量导则DL/T596电力设备预防性试验规程DL/T573电力变压器检修导则DL/T724电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T995继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T600电力行业标准编写基本规定DL/T800电力企业标准编制规则3术语及定义下列术语和定义适用于本文件。3.1光伏发电系统利用光伏电池的光生伏特效应,将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。3.2光伏发电站将太阳辐射能直接转换成电能的发电站。注:光伏发电站包括光伏发电系统,以及各类建(构)筑物和检修、维护、生活等辅助设施。3.3组件热斑光伏组件中的部分电池因自身原因或被周围其他物体所遮挡造成局部阴影，被遮挡的部分电池产生过热的现象。3.4组件隐裂电池片受到较大机械力或热应力时，在电池单元产生肉眼不易察觉的隐形裂纹。3.5电势诱导衰减电池组件的封装材料和其上、下表面的材料以及电池片与其接地金属边框之间的高电压作用下出现离子迁移，而造成组件性能衰减的现象。3.6定期检修根据设备磨损和老化的统计规律，事先确定检修间隔、检修项目、需用备件及材料等的计划检修方式。3.7故障检修设备在发生故障或其他失效时的检查、隔离和修理等非计划检修方式。3.8状态检修根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，评估设备的状况，在故障发生前检修的预知检修方式。4汇流箱4.1技术参数技术参数详见设备清单4.2工作原理汇流箱就是将逆变器交流回路汇集接入一台箱式变压器。4.3检修维护4.3.1检修前的准备工作（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;（2）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;（3）指定符合现场实际的安全措施和技术措施;（4）专用仪器、仪表、工具和安全用具应齐备、完好;（5）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。4.3.2检修项目及工艺要求、实验项目和质量标准4.3.2.1一般要求：（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；（2）检修工作应做到准备充分，项目明确，工艺质量要求具体；（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；（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）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。4.3.2.2检查项目：表10-1检修项目及标准序号检修项目检修标准1交流汇流箱及所属元器件的清扫、检查交流汇流箱及各元器件清洁无灰尘2回路及器件、测试检查正常3各种开关电器的机构及动作情况检查动作灵活无卡涩4操作回路检查操作回路动作正确5回路电压测试开路电压在合格范围内6运行中发现的缺陷，可以延迟到检修中进行的项目缺陷消除7控制系统检修后的试验试验动作正确4.3.3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。检修试验记录包括下列内容：（1）检修前的设备状态、故障现象、缺陷处理及设备退出原因；（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）检修后的特性试验数据记录；（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说明的情况；（9）工作人员、验收人员签字。4.3.3.1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。4.3.3.2检修质量检查与验收（1）质量检查和验收实行项目自检，发电分公司安全生产与技术监督验收的验收制度；（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；（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。4.3.3.3试验要求：（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；（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；（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；（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；（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）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；（7）设备试验不合格应坚决重修或更换，不得带病运行。4.3.3.4检修试验记录：（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。（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。4.3.3.5检修质量与验收：（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；（2）各检修、试验的重要工序的验收应填写验收记录；（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。4.3.3.6一般要求：（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；（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，公司安全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。4.3.4设备检修总结报告（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天内应作出检修工作报告，并整理好技术文件，报发电分公司安全生产与技术监督部。（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。（3）检修报告应有以下基本内容：1.设备编号、型号、生产厂家、产品编号；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；3.检修试验记录报告和结果分析报告；4.检修工作评语和简要文字总结；5.设备的评定级别；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。辅助控制检修总结和技术文件整理。4.3.5设备大小修的检修周期（1）交流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；（2）交流汇流箱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。4.3.6设备日常维护项目交流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：（1）开关位置是否正常；（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；（3）定期清扫交流汇流箱；（4）定期检查设备的绝缘情况；（5）定期分析设备的健康情况；（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；（7）自动化元件的检修与调试。5逆变器5.1技术参数技术参数详见设备清单5.2工作原理光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一。其基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电，此外，它还有自动运行停止功能、最大功率跟踪控制功能、防孤岛运行功能等。光伏区并网逆变器是由华为有限公司生产的SUN2000-50KTL-C1型逆变器。将直流电能变换成交流电能的过程称为逆变，将完成逆变功能的电路称为逆变电路，将实现逆变过程的装置称为逆变装置或逆变器。将交流电能变换成直流电能的过程称为整流。并网逆变器是光伏并网发电系统的重要设备之一，它将太阳能电池组件输出的直流电能转变为与交流电网同频率、同相位的正弦波交流电，馈入电网实现并网发电功能。逆变器的原理图中，光伏组件产生的电能先经过防雷器与直流滤波器。防雷器吸收直流侧浪涌电压，直流滤波器抑制高频信号传导干扰，由电容储能来保持直流电压稳定，三相全桥逆变单元将直流电转换成与电网同频率、同相位的交流电，经过滤波器滤波产生正弦波交流电，再经由交流滤波器抑制高频信号传导干扰，然后根据实际应用选择合适的变压器将电能馈送至电网。图11-1逆变器原理图5.3设备结构序号部件名称规格1电缆防水固定接头（内径：18mm-44mm）ACOUTPUT12电缆防水固定接头（内径：24mm-32mm）ACOUTPUT23UPS接口UPS4直流开关1DCSWITCH15直流开关2DCSWITCH26电缆防水固定接头（内径：14mm-18mm）COM1、COM2、COM37直流输入端子（由DCSWITCH1控制）+/-8直流输入端子（由DCSWITCH1控制）+/-图5-2逆变器底部图和部位说明图5-3逆变器正面图5.4基本规定（1）逆变器检修维护应根据设备运行状态、维护记录制定检修计划，并编制检修方案。（2）逆变器检修维护作业安全应符合GB26860和GB/T35694的要求。（3）逆变器检修维护单位应具有质量管理体系和职业健康安全体系。（4）逆变器检修人员应熟悉设备的构造、性能和原理，掌握设备的检修工艺及触电现场紧急救护方法。（5）逆变器维护人员应熟悉设备的基本结构和性能参数,具备分析各种类型状态信息、故障信息，判断~般故障原因的能力。（6）需定期计量的工器具应进行定期检定与校准,应建立完善的工器具、备品、备件管理制度，并配备专人管理维护。（7）逆变器检修维护宜采用先进工艺和新技术、新方案。（8）逆变器检修维护需要电网调度机构批准的，应向调度机构提出申请，经批准后方可实施检修维护。（9）逆变器检修维护完成后应符合GB/T37408和GB/T37409的要求，逆变器的检修和维护记录等资料应建立文档台帐并存档管理。（10）应制定逆变器检修维护工作过程中的环境保护和劳动保护措施，废处理应符合国家环保法规的相关要求。5.5检修5.5.1检修前准备工作光伏逆变器检修前的准备工作包括如下内容：（1）逆变器检修应制定方案计划（2）收集相关技术文件、检修技术方案，制定符合现场实践的技术措施，组织措施和安全措施；（3）确定检修设备的专用仪器、仪表、工具及安全用具；（4）确定材料及设备、到货、进场时间安排；（5）对检修人员进行安全技术交底工作，形成记录文件；（6）提交检修申请文件，办理检修工作票5.5.2检修过程记录光伏逆变器检修应形成文件，记录要求如下：（1）检修前的设备状态、故障现象、缺陷情况；（2）检修主要工作项目、实施措施、缺陷处理及效果；（3）更换部件的型号及主要参数信息；（4）软件版本更改时，记录更改前后的软件版本号（5）检修实验的主要仪器、仪表的型号、规格、出厂编号和检定日期；（6）检修遗留问题的补充说明及其他需要说明的情况。5.5.3检修内容及技术要求表11-1光伏逆变器检修内容及技术要求序号检修内容技术要求1防护外壳异常情况处理1.外壳无变形、锈蚀2.带电回路区域不应有积尘3.内部无积水、水迹、水渍2显示系统工作异常情况处理1.采集数据显示正常2.显示界面功能正常3.工作状态指示灯应正常3急停按键、开关、接触器、断路器、继电器、熔断器等故障处理1.急停按键功能正常2.开关、断路器等分合闸位置指示与实际状态一致；操作机构手动、电动分合闸动作灵活、无卡涩，分合闸功能正常3.熔断器应接触良好，功能正常，熔断器座、熔管应完好，熔丝未受损、断裂4噪音异常情况处理1.运行时无异响情况2.噪音应符合标准要求5冷却系统工作异常情况处理1.自然风冷型逆变器散热片无变形、无污渍覆盖及杂物遮挡2. 强制风冷型逆变器的散热风扇（机）运行正常，无堵转及异响3.水冷型逆变器的水冷系统运行正常，无渗漏现象，水压及容量符合水冷系统要求6内部异常高温、过热保护等情况处理1.温度釆集功能正常，温度运行曲线符合设备技术参数要求2.过热保护系统功能正常7功率模块及关键器件的异常情况处理1.功率模块、关键器件运行功能正常2.外观完好、无损伤,无灼烧、放电痕迹8连接线缆异常情况处理1.线缆绝缘层应完好,无破损、变色及老化迹象2.接线端子连接牢靠、紧固3.线缆导电体对地间的绝缘及耐压测试结果应符合标准要求9保护接地异常情况处理1.保护接地体连接可靠2.接地连续性测试结果符合标准要求10防雷异常情况处理1.防雷保护模块应无损坏、失效2.防雷保护模块、浪涌保护器指示清晰、准确11绝缘阻抗异常情况处理1.光伏方阵绝缘开机自检正常，无告警，绝缘阻抗监测设定值符合标准要求2.带电部件与可触及的导电体间的绝缘测试结果符合标准要求12通信异常情况处理1.通信指示信号正常，采集数据应正确2.远程控制功能正常，数据传输正确13输出性能异常情况处理1.并网电能质量应符合标准要求2.输出功率符合实际输入运行情况，无异常降额3.转换效率测试结果符合设备技术参数和标准要求注：根据逆变器的类型选择相应的检修内容。5.5.4检修操作步骤逆变器检修应按照设备操作要求先断开并网柜开关和交流侧负载，再断开直流侧输入源（光伏组串、直流蓄电池等），并测量端口残压，检测直流端口电压应小于50V,交流端口电压应小于36V,方可进行开箱（门）检修操作。5.5.5检修主要方法5.5.5.1防护外壳异常情况处理具有IP54及以上防护外壳的逆变器。因外壳形变锈蚀和防水老化损坏造成内部进水或渗水的，应使用设备进行更换。室内使用的逆变器因外壳形变，导致电气安全距离和安全防护功能降低，应对形变不部分进行调整修复，对外壳轻度锈蚀的可先进行除锈。我然后使用防锈漆涂刷处理，严重锈蚀的外壳，应使用设备进行更换。5.5.5.2显示系统异常情况处理逆变器液晶显示界面出现黑屏，闪屏乱码的异常情况，检测电源供电回路电压是否正常检查端口排线连线是否有松动。屏蔽接地是否良好，检查驱动电路是否有短路损坏迹象，使用设备进行更换的方法排查处理。逆变器运行电压、电流等状态信息显示异常，检查数据采集线缆是否有破损、虚断，连接端子是否有松动，更换采样异常的器件。逆变器工作状态指示灯显示异常，检查供电回路是否正常，显示等端口接线，灯板线连接是否有松动，更换显示异常的指示灯示或灯板。5.5.5.3急停按键开关、接触器、断路器、继电器、熔断器等故障处理逆变器启停机具有分段功能的器件，功能或性能出现异常情况，影响正常使用时，应使用设备进行更换。5.5.5.4噪音异常情况处理检查逆变器背挂板是否紧固，对松动的螺丝进行紧固处理，检查排风、功率模块等是否异常，对异常器件进行更换。5.5.5.5冷却系统工作异常情况处理按照不同类型的冷却系统处理方法如下：（1）自然风冷逆变器，清除散热片污渍和覆盖的异物，清洗散热器件；（2）强制风冷型逆变器，检查排风机，供电回路是否正常，进出口风道、风机扇叶是否有异物堵塞，对异物进行清理，检修风机驱动模块清洗或更换防护网。对异常风机进行更换。（3）水冷型逆变器，对漏水接口处进行修复，更换破损水管及控制异常的模块，注入符合冷却要求的水质和水量。5.5.5.6内部异常高温、过热等情况处理逆变器内部异常高温及过热情况处理方法如下：（1）检査逆变器内部电路之间是否有短路灼烧迹象，功率连接端子是否有松动，对异常电路板进行更换处理；（2）检查温度采集线路是否有破损、连接松动，更换温度釆集异常的器件，更换温度控制模块。5.5.5.7功率模块及关键器件的异常情况处理逆变器功率模块及关键器件，应釆用同等规格参数及以上的备件进行更换。5.5.5.8连接线缆异常情况处理对连接松动的线缆进行紧固处理，对绝缘外层破损、灼烧变形的线缆使用备件进行更换。5.5.5.9保护接地异常情况处理对接地保护线缆、铜排的连接进行紧固，对锈蚀的接地紧固螺丝进行更换，采用不锈钢螺丝或防锈处理，对断股的接地线使用备件更换。5.5.5.10防雷异常情况处理检查防雷信号采集线路是否正常，对连接松动的端子处理，更换已经动作或失效的防雷模块。5.5.5.11绝缘阻抗异常情况处理检查对地阻抗检测模块是否正常，排线连接是否有松动，检查器件固体绝缘是否有破损，使用绝缘阻抗测试仪分别检测输入、输出及控制电路的对地绝缘情况。对异常器件进行更换处理。5.5.5.12通信异常情况处理逆变器通行异常情况处理方法如下：（1）检查通信电源回路是否正常，通信电缆有无破损，接线松动，屏蔽层接地是否良好，（2）检查通讯模块电路是否有异常现象，对异常模块进行更换处理。5.5.5.13输出性能异常情况处理输出性能异常情况处理方法如下（1）逆变器输出功率异常的，检查光伏阵列、直流汇流箱输入功率情况，对线缆有虚接、松动的，进行紧固处理。（2）检查逆变器功率模块、逆变电路、滤波电路对异常模块及器件进行更换。5.5.5.14并网逆变器检修完成后并网运行，按照单个方阵中单台逆变器依次并网的原则分布并网。5.5.6维护5.5.6.1光伏发电站逆变器的日常维护包含以下内容：（1）逆变器出现标示名称、编号牌掉落、外观破损、门锁异常时应及时进行处理；（2）保持逆变器室内清洁，无杂物；（3）清理逆变器百叶窗，保证通风口无异物堵塞，可以有足量的冷却风吸入。5.5.6.2光伏发电站应制定逆变器定期维护项目并逐步完善，逆变器定期维护应进行全面检查，清扫、易耗品更换，形成记录文件，并存档管理5.5.6.3逆变器维护人员应按照设备维护手册的要求，维护计划，安全措施，全面完成指定的维护项目。5.5.6.4逆变器定期维护内容及要求表11-2逆变器定期维护内容及要求序号定期维护内容要求1逆变器室外观标识、标牌，门、锁、把手等检査逆变器室标识、标牌信息清晰，完好2逆变器室基础结构、排水情况检查逆变器室基础应无倾斜、移位、裂缝等，基础无冲洗、积水，排水管道无堵塞，地埋进、出线缆无外露3检査逆变器室内应急灯、排气扇工作是否正常应急灯、排气扇工作应正常，无积尘或杂物覆盖、遮挡4检査逆变器室内市电供应是否正常，照明设施是否正常逆变器室内部市电供应正常，电压稳定，照明设施齐全，运行正常5检査逆变器室内是否清洁，是否有积尘、水渍等逆变器室内部应整洁、干净，无积尘、水渍，无渗水、水迹6检査逆变器消防设施是否齐全，是否在有效使用期内逆变器配备的消防设施齐全，灭火器材在有效使用期内，设施符合电气设备消防安全标准要求7检査逆变器标识、标牌是否完整、清晰逆变器指示性标识、警告标示、标牌等应清晰、完整8检査逆变器安装固定是否有松动，外观、箱体有无变形、破损、锈蚀变器固定应紧固、可靠；外观不应有变形、破损、锈蚀现象9检査逆变器是否有异常振动、异常声音及异常气味逆变器应正常运行，运行时无异常振动、异常噪音及烧焦、灼烧等气味10检査逆变器状态指示灯是否正常，显示屏功能是否正常逆变器运行状态指示灯应正常显示，显示屏按键、触摸功能正常11检査逆变器风扇运行是否正常，温控装置有无异常逆变器风扇应正常运行，无异音；散热装置清洁无积尘，无杂物覆盖;逆变器散热通道空气流通顺畅，无遮挡12检査逆变器保护接地线、接地装置是否完好，标识是否完整、清晰逆变器保护接地线、接地装置外观应完整，接地标识完好、清晰13检查逆变器开关位置是否正确，标识是否完好逆变器开关应在指定工作状态，合、分闸指示应清晰、正确14检査逆变器工作状态是否正常，实时运行数据是否正确逆变器输出功率应正常，实时运行数据釆集、显示正确15检查逆变器通信有无异常、通信指示是否正常逆变器通信指示应正常，后台监测运行正常16检査逆变器线缆及连接处是否发热异常，有无烧伤痕迹，有无断股、破损、变色等情况逆变器线缆绝缘层应完好，线缆无断股、破损，无变色、烧伤痕迹17检査逆变器是否存在其他异常状况逆变器应正常运行注：根据逆变器的类型选择相应的维护内容。5.5.6.5定期维护应根据不同的逆变器类型选择相应的项目及维护周期，维护周期可为三个月或半年。5.5.6.6新投运设备、大修后设备及自然灾害后等特殊项目的维护结合实际情况确定维护项目及周期。5.5.7试验5.5.7.1一般要求（1）故障检修后的逆变器应按照7.3进行相关试验，试验结果应符合表3规定的技术要求，（2）需并网运行的试验项目，应按照相关管理要求，办理相应手续，批准后方可进行并网试验，应限制逆变器输出功率，使其低功率并网运行稳定后再缓慢增加输出至满载运行。5.5.7.2试验前应具备的条件逆变器在进行各项试验前,应符合下列条件：（1）逆变器内部各模块及器件已按照要求安装完毕，并完成自检、互检检查；（2）逆变器内部各信号线、排线、电缆等已经接线完毕并完成检査，且标识完好；（3）逆变器内部各保护连接、外部保护接地体已按照要求完成安装并检查确认；5.5.7.3逆变器试验内容、方法及技术要求表11-3逆变器试验内容、方法及技术要求序号试验项目方法及技术要求1接地电阻测量逆变器人体可触及导体部件至外部接地极间的电阻值测量结果应符合GB/T18216.4的规定。2工频耐受电压按照GB/T37409的要求，测量逆变器带电部件和人体可接触表面之间的绝缘强度110177，不应有拉弧及绝缘击穿现象。3通信功能测量逆变器与中控平台间的通信功能。应能正常实现调度调控的运行命令，正确读取运行数据、工作状态、故障信息等监控参数，通信功能应符合GB/T37408的相关要求。4输出电压、频率测量逆变器输出电压、频率等参数测量结果应符合设备技术参数的要求和GB/T37408的要求5输出功率调节/控制按照GB/T37409的规定,调节逆变器输出有功功率和无功功率。结果应符合GB/T37408的要求6转换效率测试光伏逆变器分别在10%Pn~38%Pn。40%Pn~50%Pn>70%Pn这这个多少啊？输出功率工况下的转换效率,测量结果应符合设备技术参数的要求和GB/T37408的要求7并网电能质量分别测量逆变器电压偏差，电压波动和闪变、谐波、电压不平衡度、直流分量，测量结果应符合GB/T37408的要求。8绝缘阻抗绝缘电阻试验方法应符合GB/T10064的规定测量结果应符合GB/T724343的要求。6组件6.1技术参数技术参数详见设备清单6.2工作原理当太阳光照射到太阳能电池表面时，一部分光子被硅材料吸收，光子的能量传递给了硅原子，使电子发生了越迁，成为了自由电子在Ｐ－Ｎ结两侧集聚形成了电位差，当外部接通电路时，在该电压的作用下，将会有电流流过外部电路产生一定的输出功率。这个过程的实质是光子能量转换成电能的过程；太阳光照在半导体p-n结上，形成新的空穴—电子对，在p-n结电场的作用下，空穴由n区流向p区，电子由p区流向n区，接通电路后形成电流，这就是光电效应太阳能电池的工作原理。电池是收集阳光的基本单位，大量的电池集成在一起构成光伏组件。6.3检修项目6.3.1组件维护规定及注意事项（1）光伏组件有无裂纹、热斑，防护玻璃有无破损（2）光伏组件有无气泡、EVA脱层、水汽及明显变色现象，组件内汇流带有无裂痕脱焊。（3）组件背板有无划痕、开胶、鼓包、气泡、变色、污垢等现象。（4）接线盒有无出现变形、开裂、老化及烧损现象。（5）光伏组件引线是否破损（或烧损）、固定是否牢固、MC4插头是否松动。（6）光伏组件边框是否变形、撕裂，接地是否紧固，固定螺栓.压块有无松动。（7）光伏组件表面是否有污物、鸟粪、灰尘等。（8）光伏组件上的带电警告标识有无破损缺失。6.3.2对光伏组件温度检测使用红外热成像仪或红外测温仪，测量光伏组件正面背板接线盒等部位温度，应无异常升高现象。6.3.3维护项目光伏组件的维护项目一般包括组件清洁、检测、故障处理及损坏组件的更换等。（1）电池组件清洁光伏组件在运行中应表面干净，以保证组件转换效率。光伏组件的清洁周期应综合考虑电站所在地的人工工资水资源价格环境政策等因素制定。但在下列情况下宜进行清洁：1.在相同辐照度下，剔除组件衰减因素，电站发电功率下降5%时。2.光伏组件出现污秽、鸟粪等异物时。3.巡检时发现光伏组件表面灰尘较多时。4.沙尘或极端天气过后。（2）光伏组件的清洁方式及要求1.环境温度高于5℃时，宜采用水清洗的方式。要求清洗用水水质干净无腐蚀；清洗水流压力不得超过光伏组件最大承受压力的50%～60%。2.环境温度低于5℃时，不宜采用水清洁方式，宜使用柔软洁净的布料擦拭光伏组件（如采用人工超细纤维抹布）。不应使用腐蚀性溶剂或硬物擦拭，以免损伤表面。3.用清水清洁，夏季清洁时间为上午11：00以前和下午16：00之后，但光伏组件表面温度超过50℃时不允许采用水清洁的方式，若遇阴云天气可全天清洁；冬季清洁时间为上午10：00至16：00之间，但光伏组件表面温度低于5℃时不允许采用水清洁方式。4.严禁在风力大于4级、大雪、雷雨天等恶劣气象条件下进行光伏组件的清洁工作。5.严禁清洗组件背面。6.组件清洗过程中应对相邻的电气设备进行基本防护，避免电气设备因溅水而造成的设备跳闸。7.组件清洗过程中车辆在子阵中行走时应主要地下直埋电缆的防护，避免造成直埋电缆故障。（3）光伏组件测试(组串绝缘电阻测试)进行光伏组串绝缘电阻测试前，应将光伏组件与其他电气设备的连接断开。1.光伏组串中载流部分对地（外壳）绝缘电阻应≥20MΩ。2.相同测试条件下的相同光伏组串之间的开路电压偏差不宜大于2％，但最大偏差不应超过5V。在发电条件下使用钳形电流表对汇流箱内光伏组串的电流进行测试，相同测试条件下且辐照度≥700W／㎡时，相同光伏组串之间的电流偏差不应大于5％。3.在太阳辐照度良好.且无阴影遮挡时，测量同一光伏组件外表面（组件正上方区域）在温度稳定后，温度差异应小于20℃。4.光伏组串测试完成后，应按照下表的格式填写记录。6.3.4检修规定及注意事项检修时携带相应的合格的安全工器具、绝缘工器具。（1）在更换电池组件前，必须依次断开与之相应的汇流箱开关、支路保险及相连电池组件接线。（2）需做好有关措施，并履行许可手续后方可进行工作。（3）拆装时注意不要碰及其它完好的电池板组件。（4）更换高处电池组件时，注意做好防坠落措施。（5）电池板在阳光下带有电压，工作时，应做好安全防护措施，避免触电。（6）更换电池板时应避免对其造成应力，破坏电池板密封。（7）大风天气应对电池板及支架进行重点检查。（8）大雪天应对电池板进行及时清理，避免电池板表面积雪冻冰。（9）大雨应检查所有的防水密封是否良好，有无漏水现象；检查是否有动物进入电站对光伏板进行损坏；冰雹天气应对电池板表面进行重点检查。6.3.5故障处理（1）故障处理的一般原则1.查看电站计算机监控系统信息及现地进行检查测试。对光伏组串各支路电流相差大或无输出的支路，应进行排查处理。2.对于支路电流为零的支路应先排除支路保险是否熔断，在检查组串MC4插头或接线盒及旁路二极管是否烧损。3.对于支路保险及MC4插头完好但输出仍然偏低的支路，应检查各个组件链接电缆是否连接正常、有无虚接、内部断线、光伏组件是否损坏，必要时更换。（2）故障诊断及处理1.MC4插头烧损原因：电池组件MC4插头连接不牢固，造成虚接，导致MC4插头烧损。处理：MC4插头更换，电池组件MC4插头之间连接牢固。2.保险烧损原因：瞬时电流过大，导致保险烧损。处理：更换保险。3.二极管击穿原因：瞬时电流过大，导致电池组件二极管击穿。处理：更换电池组件接线盒或更换电池组件二极管。4.接线盒烧损原因：瞬时电流过大，导致电池组件接线盒烧损。处理：更换电池组件接线盒。5.电池组件损坏原因：大风天气造成电池组件掉落，导致电池组件损坏；长时间的阴影遮挡，造成电池组件热斑，导致电池组件损坏。处理：更换相同规格的电池组件。7支架7.1技术参数技术参数详见设备清单7.2工作原理光伏支架是光伏发电系统的载体，大致可分为地面固定式、屋面体系、墙面体系、BIPV体系等。因光伏支架本身的特点及自认和人为因素等原因，在使用一定的年限后必须不断的进行检查、维护和保养，才能保证光伏支架的正常性能。7.3检修项目为保证光伏支架的可靠运行，提高设备安全性，在日常的运行维护工作中建立日常登记巡检制度。日常巡检每个季度应不少于1次。通过巡检工作力争及时发现故障隐患，防范于未然，有效地提高设备运行可靠性。7.3.1巡视检修项目如下：支架维护管理支架的维护每年应不少于1次，光伏支架的年度例行维护检查是光伏发电机组可靠运行的保证，应坚持"预防为主，计划检修"的原则，根据设备制造商提供的年度例行维护内容并结合运行的实际情况制定出切实可行的年度维护计划。同时严格按照维护计划工作，使设备处于正常的运行状态。在6级以上大风、热带风暴、大雪天气、地震等恶劣条件过后，应组织维护检修人员对支架进行全方面检查，并做好检查记录。如有损坏还需做好问题处理报告。支架维护小组应根据每年支架维护过程中的问题进行汇总，并做成整体报告提交公司或生产商。7.3.2支架的维护检查项目及处理方式如下：7.3.2.1如混凝土基础强度不足，导致锚栓拉松动，则需提高混凝土购买锚栓或化学药剂。如因安装过程中螺栓未拧紧，则需重新拧紧螺栓；如因螺栓质量问题，或在极端恶劣气候条件下，导致构件孔位扩孔，则需联系生产厂家更换或购买。7.3.2.2如因支架构件变形，导致组件不平整，则需对支架构件纠正变形，或更换支架构件。如因安装时未控制好支架平整度，则需重新调整支架达到水平对齐、高度一致。7.3.2.3在运输、现场二次搬运的过程中，应注意小心轻放，避免构件因碰撞导致镀锌层被破坏；7.3.2.4在安装过程中，应避免构件碰撞，或利器、重物敲击构件，避免镀锌层被破坏；7.3.2.5镀锌层被破坏后，应立即刷环氧富锌漆，漆层厚度不小于120μm，在镀锌层被腐蚀耗尽以后，出现生锈现场，应采用砂纸人工打磨除锈，后刷环氧富锌漆或其他防腐油漆保。8电力安全工器具8.1技术参数技术参数详见设备清单电力安全工器具可分为个体防护装备、绝缘安全工器具、登高工器具、警示标识四类，分别如下：（1）个体防护装备：指保护人体避免受到急性伤害而使用的安全用具。（2）绝缘安全工器具：可分为基本绝缘安全工器具（含带电作业绝缘安全工器具）和辅助绝缘安全工器具，分别如下：1.基本绝缘安全工器具：指能直接操作带电装置、接触或可能接触帯电体的工器具，其中部分为带电作业专用绝缘安全工器具，带电作业绝缘安全工器具的预防性试验按DL/T976进行。2.辅助绝缘安全工器具：指绝缘强度不能承受设备或线路的工作电压，仅用于加强基本绝缘安全工器具的保安作用，以防止接触电压、跨步电压、泄漏电流及电弧对作业人员造成伤害的安全工器具3.登高工器具：捐用于登高作业、临时性高处作业的工具.4.警示标识：包括安全围栏（网）和标识牌。安全围栏（网）包括用各种材料做的安全围栏、安全围网和红布幔；标识牌包括各种安全标示牌、设备标识牌、锥形交通标、警示带等。8.2预防性试验为了发现电力安全工器具的隐患，预防发生设备或人身事故，对其进行的检查、试验或检测。8.3试验场所的设施及环境条件试验场所的设施应使试验正确地实施并能将不相容活动的相邻区域有效隔离.机械试验应配备防止飞物的防护装置，承力支架应能承受试验所需最大应力（或力矩）的1.1倍；电气试验应符合GB26861规定的试验场所设施的相关要求。试验场所的环境条件应检测、控制和记录，确保其不会导致试验结果无效或対所要求的测试质量产生不良影响，其中电气试鹼应符合GB26861规定的试验环境的相关要求。8.3.1试验设备检测、测量所用的试验设备应符合所进行的预防性试验的相关技术要求。所有测量、试验设备，包括对试验结果的准确性或有效性有显著影响的环境测量设备，在使用前应由有资质的机构进行检定或校准。8.3.2试验流程试验流程含外观检查、检测试验、数据记录、出具报告等。试验前应対试品进行外观检査，必要时对试品逬行清洁、干燥。外观检查合格，方可进行试验，试验应按先机械试验后电气试验的顺序进行。8.3.3试验对象电力安全工器具预防性试验的对象为按规定周期、新购置投入使用前、检修或关键零部件更换后、使用过程中对性能有疑问或发现缺陷、出现质量问题的同批电力安全工器具。8.4试验项目、周期、要求及试验方法8.4.1个体防护装备（1）安全帽1.外观检查永久标识和产品说明等标识应清晰完整；安全帽的帽壳、帽衬（帽箍、吸汗带、缓冲垫及衬带）、帽箍扣、下颊带等组件应完好无缺失。帽壳内外表面应平整光滑，无划痕、裂缝和孔洞，无灼伤、冲击痕迹。2.试验项目、周期和要求表8-1安全帽的试验项目、周期和要求序号项目周期要求1冲击性能试验植物枝条编织帽：1年后塑料和纸胶帽：2.5年后玻璃钢（维纶钢）橡胶帽：3.5年后传递到头模上的冲击力小于4900N,帽壳不得有碎片脱落2耐穿刺性能试验钢锥不接触头模表面，帽売不得有碎片脱落注：使用期从产品制造完成之日起计算，以后每年抽检一次。每批从最严酷使用场合中抽取，每项试验试样不少于2顶，有一顶不合格，则该批安全帽报废。3.试验方法冲击性能试验方法按GB/T2812进行耐穿刺性能试验方法按GB/T2812进行.（2）安全带1.外观检查商标、合格证和检验证等标识应清晰完整；各部件应完整无缺失、无伤残破损。2.试验项目、周期和要求表8-2安全带的试验项目、周期和要求项目周期要求静负荷试验1年种类试验静拉力（N）载荷时间（min）整帯坠落悬挂安全带33005围杆作业安全带22055区域限制安全带12005注；牛皮带的试验周期为半年。（3）安全绳1.外观检查绳体应光滑、干燥，无霉变、断股、磨损、灼伤、缺口等缺陷；各部件应顺滑，无材料或制造缺陷,无尖角或蜂利边缘；护套（如有）应完整、无破损。2.试验项目、周期和要求表8-3安全绳的试验项目、周期和要求项目周期要求负荷试验1年施加2205N静拉力，持续时间5min,卸载后无变形或破断8.4.2基本绝缘安全工器具（1）绝缘杆1.外观检查杆的接头连接应紧密牢固，无松动、锈蚀和断裂等现象；杆体应光滑，绝缘部分应无气泡、皱纹、墊纹、绝缘层脱落、严重的机械或电灼伤痕，玻璃纤维布与树脂间黏接应完好不得开胶；握手的手持部分护套与操作杆连接应紧密、无破损，不产生相对滑动或转动。2.试验项目、周期和要求酎压试验中各绝缘杆不应发生闪络或击穿，试验后绝缘杆应无放电、灼伤痕迹，无明显发熟现象。表8-4绝缘杆的试验项目、周期和要求序号项目周期要求1工频耐压试验1年额定电压＜kV）试度（m）耐压（kV）Imin3min100.745-15（20）0.995-661.0175-1101.3220-2202.1440-3303.2-3805004.1-5807504.7-780KMX）6.3-11502直流耐压试验1年±4004.2-740±5003.2-680±6604.3-745±8006.6-895注：表中数据为AV500m的试验3和电压；仅±400kV为北U0mV/fW450Om的数据,方为海拔。3.试验方法高压试验电极置于绝缘杆工作部分；试验长度为高压试验电极与接地电极间的距离（不含绝缘操作杆间金属连接头元件的长度）；电极宜用50mm左右宽的金属箱或其他合适方法包绕，并使相邻绝缘杆间保持一定距离；工频耐压试验按GBfT16927.1的要求进行。（2）携带型短路接地线1.外观检查线夹及导线的外观检查要求按个人安保线进行。2.试验项目、周期和要求试验项日、周期和要求见下表,耐压试验中各接地绝缘棒不应发生闪络或击穿，试验后接地绝缘杆应无放电、灼伤痕迹，无明显发熟现象。表8-5携带型短路接地线的试验项目、周期和要求序号项目周期要求1接地线的成组宜流电阻试验5年先在各接线处之间测匱直流电阻，然后在各线夹之间测暈直流电阻，对应25mm2、35mm2、50mm2、70mm2、95mm2、120mm2的各种截面，平均每米的电阻值应分别小于0.79mΩ、0.56mΩ、0.40mΩ、0.28mΩ、0.21mΩ、0.16mΩ2接地绝缘棒的工频酎压试验(整杆)5年额定电压(kV)工频耐压(kV)Imin3min1045-35(20)95-66175-110220-220440-330-380500-580750-7801000-11503接地绝缘棒的直流耐压试验(整杆)5年±400-740±500-680±660-745±800-895注：表中数据为A<500m的试验长度和电压；仅土400kV为2800m<AW4500m的数据，人为海拔。3.试验方法成组直流电阻试验方法按个人安保线进行。工频耐压试验电压加在接地绝缘棒的护环与紧固头之间。（3）电容型验电器1.外观检查绝缘杆成无气泡、皱纹、裂纹、划痕、硬伤、绝缘层脱落、严重的机械或电灼伤痕。伸缩型绝缘杆各节配合应合理，拉伸后不圍自动回缩。指示器应密封完好，表面应光滑、平整。手柄与绝缘杆、绝缘杆与指示器的连接应紧密牢固。自检三次，指示器均应有视觉和听觉信号出现。2.试验项目、周期和要求表8-6电容型验电器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求1起动电压试验1年起动电压值在额定电压的10%〜45%2工频耐压试验1年同表73.试验方法起动电压试验方法如下：将指示器接触电极与试验电极相接触；升压按GBZT16927.1要求进行，"电压存在"指示信号出现，停止升压，若信号继续存在，记录此刻启动电压值；试验变压器迅速返零、断电并放电；不带与带接触电极延长段验电器的试验布置按DLTT740要求布置。工频耐压试验方法：操作杆工频耐床试验方法按绝缘杆进行。（4）核相器1.外观检查各部件应无明显损伤，连接可靠。指示器表面应光滑、平整，密封完好。绝缘杆内外表面应清洁、光滑，无划痕及硬伤。连接线绝缘层应无破损、老化现象，导线无扭结现象。2.试验项目、周期和要求试验项目、周期和要求见下表,绝缘部分工频耐压试验、连接导线绝缘强度试验后应无击穿现象。表8-7核相器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求1动作电压试验1年最低起动电压应达0.25倍额定电压2绝缘部分工频耐压试验1年額定电压(kV)试验长度(m)工频耐压(kV)持续时间(min)100.7451350.99513连接导线绝缘强度试验必要时額定电压(kV)工频耐压(kV)持续时间(min)1085352854电阻管泄漏电流试验半年额定电压(kV)工频耐压(kV)持续时间(min)泄漏电流(mA)10101≤235351≤2注：对于无线式的核相器仅做动作电压和绝缘部分1：频耐压试验。3.动作电压试验，将两极接触电极连接到试验电压，按GB/T16927.1进行升压，测足其起动电压。绝缘部分工频耐压试验。试验电压加在核相棒的有效绝缘部分，试验方法按绝缘杆的试验方法进行。连接导线绝缘强度试验。导线应平直，浸泡于电阻率小于100Ω·m的水中，两端350mm露出水面，金属器皿与连接导线间按GB/T16927.1进行升压至表10规定值。电阻管泄漏屯流试验。试验电极与交流电压•极相接，连接导线端口.与交流电压接地极相接；按GBAT16927.1进行升压至表10规定值，测玷泄漏电流值。（5）绝缘罩1.外观检查罩内外表面不应存在破坏其均匀性、损坏表面光滑轮廓的缺陷，如小孔、裂缝、局部隆起、切门、夹杂导电异物、折缝、空隙及凹凸波纹等。提环、孔眼、挂钩等用于安装的配件应无破损，闭锁部件应升闭灵活，闭锁可靠。2.试验项目、周期和要求试验项目、周期和要求见下表,试验中不应出现闪络或击穿现象，试验后各部位应无灼伤、发热现象。表8-8绝缘罩的试验项目、周期和要求项目周期要求工頻耐压试验1年额定电压（kV）工频耐压（kV）持续时间（min）1030120501358013.试验方法试验步骤如下工频耐压试验内部电极为置于其内部中心处金属芯棒；外部电极为接地电极，山导电材料制成（如金属箔或导电漆等）。8.4.3辅助绝缘安全工器具（1）辅助型絶缘手套1.外观检查手套应质地柔软良好，内外表面均应平滑、完好无损，无划痕、裂縫、折缝和孔洞。2.试验项目、周期和要求表8-9辅助型绝缘手套的试验项目、周期和要求项目周期要求工频耐压试验半年电压等级工频耐圧（kV）持续时间（min）泄漏电流（mA）低压2.51小于等于2.5高压81小于等于93.试验方法试验步骤如下：将辅助型绝缘手衰置入并浸在盛有相同自来水、内外水平面高度相同的金属器皿中，露出水面90mm并擦干；（2）辅助型绝缘靴（鞋）1.外观检查鞋底不应出现防滑齿磨平、外底磨露出绝缘层等现象。2.试验项目、周期和要求表8-10辅助型绝缘靴（鞋）的试验项目、周期和要求项目周期要求工频耐压试验半年工频耐压（kV）持续时间（min）泄漏电流（mA）151小于等于63.试验方法工频耐压试验按GB12011进行（3）辅助型绝缘胶垫1.外观检查上下衰而应不存在破坏均匀性、损坏表面光滑轮廓的缺陷，如小孔、裂缝、局部隆起、切口、导电异物、折缝、空隙、凹凸波纹及制造标志等。2.试验项目、周期和要求试验项目、周期和要求见下表,试验中不应出现闪络或击穿现象，试验后各部位应无灼伤、明显发热现象.表8-11辅助型绝缘胶垫的试验项目周期和要求项目周期要求工频耐压试验1年电压等级工频电压（kV）持续时间（min）低压3.51高压1513.试验方法试验步骤如下：上下铺设较被测绝缘胶垫四周小200mm的湿布、金属箔或其他材料；试样分段试验时两段试验边缘应重合。8.4.4登高工器具（1）登杆脚扣1.外观检查围杆钩在扣体内应滑动灵活、可靠、无卡阻现象：保险装置应能可靠防止闱杆钩在扣体内脱落.小爪应连接牢固，活动灵活，橡胶防滑块与小爪钢板、围杆钩连接应牢固，覆盖完整，无破损。脚带应完好，止脱扣应良好，无毒变、裂缝或严重变形。2.试验项目、周期和要求表8-12登杆脚扣的试验项目、周期和要求序号项目周期要求1整体静负荷试验一年施加1176N静压力，持续时间5min,卸载后活动钩应符合外观检査要求，其他受力部位无影响正常工作的变形和其他可见的缺陷2扣带强力试验一年施加90N静拉力，持续时间5min,卸载后不应出现织带撕裂、金属件明显变形、扣合处明显松脱等现象3.试验方法整体静负荷试验：脚扣安放在模拟的等径杆上。扣带强力试验：按正常使用时的长度和方式扣合后，装夹在拉力试验机上；加载速度为100mm/min±5mm/min,保载过程观察试样状态。（2）登高板1.外观检查钩子不得有裂纹、变形和严重锈蚀，心型环应完整、下部有插花，绳索无断股、霉变或严通磨损.绳扣接头每绳股连续插花应不少于4道，绳扣与踏板间应套接紧密。2.试验项目周期和要求.表8-13登高板的试验项目、周期和要求项目周期要求静负荷试验半年施加2205N朦压力，持续时间5min,卸载后围杆绳无破断、撕裂，钩子无变形，踏板无损伤3.试验方法静负荷试验时将登髙板安放在拉力机上，加载速度应缓慢均匀；（3）硬梯（含竹梯、木梯、铝合金梯、复合材料梯及梯凳）1.外观检查踏棍（板）与梯梁连接应牢固，整梯无松散，各部件无变形，梯脚防滑良好，梯子竖立后应平稳,无目测可见的侧向倾斜。升降梯应升降灵活，锁紧装置可靠；铝合金折梯钗链应牢固，开闭灵活，无松动。折梯限制开度装置应完整牢固；延伸式梯子操作用绳应无断股、打结等现象，升降灵活，锁位准确可靠,竹、木梯应无虫蛀、腐蚀等现象。2.试验项目、周期和要求表8-14硬梯的试验项目、周期和要求项目周期要求静负荷试验竹梯、木梯半年施加1765N静压力，持续时间5min,卸载后各部件不应发生永久变形和损伤其他梯1年3.试验方法静负荷试验按GB/T17889.2进行。（4）软梯1.外观检查标志应清晰，每股绳索及每股线均应紧密絞合，不得有松散、分股的现象。2.试验项目、周期和要求见下表表8-15软梯的试验项目、周期和要求项目周期要求静负荷试验半年施加4900N静压力，持续时间5min,卸载后各部件不应发生水久变形和损伤3.试验方法静负荷试验按GB/T17889.2进行。（5）检修平台（含高空组合平台）1.外观检查复合材料构件表面应光滑，绝缘部分应无气泡、皱纹、裂纹、绝缘层脱落、明显的机械或电灼伤痕,玻璃纤维布（毡、丝）与树脂间黏接应完好，不得开胶。金属材料零部件表面应光滑、平整，棱边应倒圆弧、不应有尖锐棱角，应进行防腐处理（相合金宜釆用表面阳极氧化处理；黑色金属宜釆用镀锌处理；可旋转部位的材料宜釆用不锈钢）。升降型检修平台起升降作用的牵引绳索宜釆用非导电材料，旦应无灼伤、脆裂、断股、霉变和扭结。2.试验项目、周期和要求试验项目、周期和要求见表27,卸载后各部件不应发生永久变形和损伤。表8-16检修平台的试验项目、周期和要求序号项目周期要求试验静压力（N）持续时间（min）1平台/悬挂装留强度1年196052踏档强度1年98059电力电缆9.1技术参数技术参数详见设备清单9.2工作原理分配和传输电能的特殊电线。9.3设备结构导体、绝缘层、保护层等组成。9.4检修周期9.4.1.1直埋电缆每三个月应检查一次，发现有下列情况，应进行处理或检修：（1）直埋电缆表面温度超过允许值（最高允许值：1KV及以下电缆为60℃，10KV及35KV电缆为45℃）。（2）电缆室外露出地面上的保护钢管、支架等锈蚀、位移、固定松动。（3）电缆引入室内的穿管处封堵不严密。（4）电缆埋设沿线地面上，发现挖掘、堆放瓦砾建材；具有含酸碱腐蚀性排泄物；电缆标位桩缺损。（5）洪水或暴雨后，电缆沿线地面被冲刷或塌陷。9.4.1.2敷设在隧道或沟槽内的电缆，每3个月应检查1次，发现有下列情况，应进行处理：（1）电缆外绝缘出现破损或出现严重压痕。（2）电缆铠甲不完整、锈蚀、裸铅包腐蚀，在挂钩处的铅包损坏，衬铅失落。（3）全塑电缆被老鼠等小动物咬破。（4）隧道及沟槽的盖板丢失、缺损、墙壁裂缝或渗漏，隧道内有杂物等。（5）雨后有积水或淤泥。9.4.1.3运行中的电缆终端头和中间接头，每月应重点检查1次，发现有下列情况，应及时处理或进行检修：（1）终端头的绝缘套管破损、污秽，或有闪络放电痕迹。（2）终端头防雨裙或填充包处龟裂。（3）终端头引线接触不良或发热。（4）终端头的接地线松动或断股。（5）隧道或沟槽内的电缆中间接头破损、裂纹、变形或发热。9.5检修项目（1）新投入运行或经检修重做的户外电缆终端头，应该加强巡视检查，每周进行温度测试。（2）在运行中发现电缆终端头异常发热或有放电声应停止运行，进行紧急处理，是否压接松动或电缆头本身质量问题。（3）每年应对终端头与引线线夹进行检查，整修后应涂DG1型电力复合脂或凡士林。（4）运行中的电缆线路，通过3次及以下短路电流，应对终端头及电缆中间接头进行检查，必要时应进行检修。（5）电缆线芯导体超过最高允许温度时应找出原因进行处理：6～35KV油浸纸绝缘电缆为60℃，聚氯乙烯绝缘电缆为65℃，聚乙烯绝缘电缆为70℃，交联乙烯电缆为90℃。（6）对于停止运行48h以上的电力电缆线路，重新投入运行前，应摇测绝缘电阻。其绝缘电阻值，不低于上次试验温度下试验值的30%，应做直流耐压试验（7）电缆在检修、试验及移动过程中需要弯曲时，其弯曲半径应不小于下列规定：1.纸绝缘多芯电缆，铅包电缆为外径的14倍，铝包电缆为外径的25倍。2.橡胶或塑料绝缘铠装电缆为外径的10倍，无铠装为外径的6倍。（8）电缆的试验：1.对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或作耐压试验时，应分别在每一相上进行，其它两相导体、电缆两端的金属屏蔽或金属护套和铠装层接地(装有护层过电压保护器时，必须将护层过电压保护器短接接地)。2.电缆的绝缘电阻测量：对于1KV以下的电缆用1000V兆欧表，1KV及以上的电缆用2500V兆欧表。对护层有绝缘要求的电缆，可用500V兆欧表测量，35KV的电缆一般不应低于100MΩ，1KV以下的电缆一般不应低于50MΩ。3.对额定电压为0.6/1k