110kV河南变电所调试大纲定稿.docx

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110kV河南变电所调试大纲定稿

青海昂特电力工程建设有限公司

技术报告

110kV河南变电所交接调试项目

调试大纲（方案）

报告提交日期：

2007.11.28

批准：

审核：

编写：

110kV河南变电所

交接试验项目方案

1.工程项目名称：

110kV河南变电所调试

2.工程概况：

110kV河南变电所是由青海电力公司投资兴建，施工图由青海省电力设计院设计，青海厂源电力有限责任公司承担安装。

变电所有壹台110kV，31.5MVA主变压器，110kV进线两条，110kV接线形式为单母线分段；35kV接线形式为单母线分段，出线一条；10kV接线形式为单母线分段，出线五条；10kV配置了无功补偿两条。

二次保护和控制采用了微机型的综合自动化监控装置。

3.质量目标及要求：

严格按照GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对110kV河南变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。

4.主要试验依据及验收标准：

4.1GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》

4.2DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》

4.3《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》

4.4《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》

4.5《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》

4.6《继电保护及安全自动装置检验条例》

4.7JJG313-94《测量用电流互感器检定规程》

4.8JJG314-94《测量用电压互感器检定规程》；

4.9甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。

5.试验的组织机构：

5.1.工程项目管理负责人：

王文贤

5.2.调试队队长（调总）：

李发英

5.3.二次调试负责:

邵海春

5.4.一次调试负责:

赵得香

5.7.调试队仪器、工具及材料管理负责人：

张文伟

5.8.调试队主要成员：

邵海春赵得香李发英常芝秀王文贤刘玉富丁华张文伟张有成李发平杨海涛柳锋

6承担部门：

6.1技术部：

负责技术工作，试验方案、试验报告等有关技术文件资料的审核和审批，负责试验技术的支持；

6.2工程部:

负责试验工作的实施,工地管理、试验方案、试验报告等有关技术文件资料的编写等有关项目工作。

7试验内容：

7.1主要试验仪器设备

序号

名称

型号/规格参数

数量

备注

1

绝缘电阻测试仪

JDC-1、3

2块

2

直阻测试仪

金迪2520

1台

3

直流高压发生器

200kV

1套

4

回路电阻测试仪

HLY-Ⅲ

1台

5

交流伏安表

0．2级

1块

6

直流伏安表

0．2级

1块

7

校线器

2.5V

4套

8

交直流电压表

600V

1块

9

交直流电流表

5V

1块

10

交流耐压试验仪

200kV

1套

含分压器

11

介损测试仪

AI-6000D

1台

12

变比测试仪

BZC

1台

13

开关特性测试仪

KJJC-N

1套

14

接地电阻测试仪

MC-08

1台

配大锤一把，钢仟两根，测试线500米

15

微机继电保护校验仪

PW30

1套

16

单双臂电桥

QJ-23QJ-44

2台

17

线箱，线包，工具箱

各1套

18

绝缘胶带、塑料带、保险丝

各5卷

19

电容器（8uf，3kV铁壳式）

1个

7.2试验范围：

7.2.1新建的主设备为：

7.2.1.1两条110kV进线间隔,一条110kV主变进线间隔;

7.2.1.2一条35kV进线间隔，一条35kV出线间隔；

7.2.1.3一条10kV进线间隔，五条10kV出线间隔；

7.2.2主要试验检测设备清单如下：

序号

名称

单位

数量

备注

1

110kV变压器

台

1

110kV中性点氧化锌避雷器

支

1

110kV中性点氧化锌零序电流互感器

支

1

2

110kV进线配电装置

SF6断路器

台

3

110kV隔离开关

组

7

110kV氧化锌避雷器

组

2

110kV电压互感器及CVT

支

7

110kV电流互感器

支

18

3

35kV配电装置

35kV断路器

台

2

35kV电流互感器

支

12

35kV避雷器

组

5

35kV隔离开关

组

5

35kV电压互感器及CVT

支

6

35kV高压电缆

条

2

35kV母线

段

1

4

10kV断路器

台

6

10kV电流互感器

支

21

10kV避雷器

只

24

10kV断路器

台

6

10kV电压互感器

支

3

10kV母线

段

1

高压熔断器

组

2

10kV变压器

台

1

10kV高压电缆

条

1

5

继电保护和自动控制

110kV变压器保护

套

1

110kV进线保护

套

2

35kV出线保护

套

6

10kV出线保护

套

5

6

故障录波装置

套

1

7

微机监控

套

34

7.2.3调试的范围为：

本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的高压一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测；对预留设备部分不在本调试项目之中；

电能计量（主要指电能表）部分的调试，通信（遥控遥测摇信），SF6气体，油化、变压器局放、绕组变形、变压器耐压、瓷瓶探伤，GRS耐压等特殊试验检测不在本调试项目之中；

配合厂家及生产单位进行综自装置的调试，协助投产带电工作。

7.3试验项目

7.3.1110kV变压器

7.3.1.1测量绕组连同套管的直流电阻；

7.3.1.2检查所有分接头的电压比；

7.3.1.3测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；（绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的70%，在常温下吸收比不应小于1.3。

）

7.3.1.4有载调压切换装置的检查和试验；

7.3.1.5测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ;（不应大于产品出厂试验值的130%）

7.3.1.6检查相位

7.3.1.7测量绕组连同套管的直流泄漏电流（不超过标准附录D的规定）

7.3.1.8绕组连同套管的交流耐压

7.3.1.9本体油交流耐压试验（≥40kV）

7.3.2110kV电压互感器（CVT）

7.3.2.1检查接线组别和极性；

7.3.2.2测量绕组的绝缘电阻；（不宜低于1000MΩ）

7.3.2.3测量一，二次绕组直流电阻;（实测值应符合制造厂规定）

7.3.2.4测量电容式电压互感器的介质损耗角正切值（电容量和出厂值相比其变化量超过-5%或10%时要引起注意，tgδ不应大于0.5%）

7.3.3110kV电流互感器（CT）（GIS）

7.3.3.1检查组别和极性；

7.3.3.2测量绕组的绝缘电阻；（不宜低于1000MΩ）

7.3.3.3测量一，二次绕组直流电阻；（实测值应符合制造厂规定）

7..3.4变比检查

7.3.4110kVSF6断路器（GIS）

7.3.4.1测量绝缘拉杆绝缘电阻；（应参照制造厂的规定）

7.3.4.2测量每相导电回路的电阻；（应参照制造厂的规定）

7.3.4.3测量断路器的分、合闸时间；（应参照制造厂的规定）

7.3.4.5测量断路器分、合闸的同期时间；（应参照制造厂的规定）

7.3.4.6测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻；（绝缘电阻不低于

10MΩ，直流电阻应符合制造厂的规定）

7.3.4.7断路器操动机构的试验；（应按标准第9章的有关规定进行）

7.3.5110kV氧化锌避雷器（GIS）

7.3.5.1测量绝缘电阻；（不低于2500MΩ）

7.3.5.2测量金属氧化物避雷器的直流参考电压和电导电流；（泄漏电流指不应大于50微安或符合产品技术条件的规定）

7.3.5.3检查放电计数器动作情况及避雷器基座绝缘（底座绝缘不低于5MΩ）；

7.3.6110kV隔离刀闸（GIS）

7.3.6.1测量绝缘电阻；

7.3.6.2导电回路电阻测量（不应超过产品技术条件规定）

7.3.1235kV电压互感器和CVT

7.3.12.1测量绕组的绝缘电阻（不低于1000MΩ）

7.3.12.2检查极性；

7.3.12.2测量一,二次绕组的直流电阻;（应参照制造厂的规定）

7.3.12.3测量电容式电压互感器的介质损耗角正切值（tgδ不应大于0.5%）

7.3.20.3检测量绕组的绝缘电阻；（不宜低于1000MΩ）

7.3.20.4交流耐压试验

7.3.2135kV电流互感器（CT）

7.3.21.1测量绕组的绝缘电阻（不低于1000MΩ）

7.3.21.2极性检查；

7.3.21.3变比检查

7.3.21.4测量一二次绕组直流电阻;（应参照制造厂的规定）

7.3.21.5交流耐压试验

7.3.2235kV断路器

7.3.22.1测量绝缘电阻；（应参照制造厂的规定）

7.3.22.2测量每相导电回路的电阻；（应符合产品技术条件的规定）

7.3.22.3测量断路器的分、合闸时间；（应符合产品技术条件的规定）

7.3.22.5测量断路器触头的分、合闸的同期性及配合时间；（应符合产品技术条件的规定）

7.3.22.6测量断路器触头合闸弹跳时间；（应符合产品技术条件的规定）

7.3.22.6测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻；（应符合产品技术条件的规定）

7.3.22.7断路器操动机构的试验；（应按标准第9章的有关规定进行）

7.3.22.8交流耐压试验（95kV）

7.3.2335kV氧化锌避雷器

7.3.23.1测量绝缘电阻；（不低于2500MΩ）

7.3.23.2测量金属氧化物避雷器的直流参考电压和电导电流；（泄漏电流指不应大于50微安或符合产品技术条件的规定）

7.3.23.3检查放电计数器动作情况及避雷器基座绝缘；（底座绝缘不低于5MΩ）；

7.3.2435kV隔离刀闸

7.3.24.1测量绝缘电阻；

7.3.24.2导电回路电阻测量；（不应超过产品技术条件规定）

7.3.24.3交流耐压。

（90kV）

7.3.2535kV高压电缆

7.3.25.1核相

7.3.25.2测量绝缘电阻.（耐压试验前后,绝缘电阻测量应无明显变化）

7.3.25.3直流耐压及泄漏电流测量

7.3.2610kV电压互感器（PT）

7.3.20.1检查极性；

7.3.20.2测量一,二次绕组直流电阻;（应参照制造厂的规定）

7.3.20.3检测量绕组的绝缘电阻；（不宜低于1000MΩ）

7.3.20.4检查变比；

7.3.20.5交流耐压试验；（33kV）

7.3.20.6测量电压互感器的励磁特性（只有半绝缘的电压互感器做此项试验）

7.3.2610kV电流互感器（CT）

7.3.21.1检查极性；

7.3.21.2测量绕组的绝缘电阻；（不宜低于1000MΩ）

7.3.21.3测量一次绕组直流电阻;（应参照制造厂的规定）

7.3.21.4变比检查；

7.3.21.5交流耐压试验（33kV）

7.3.2710kV真空断路器

7.3.22.1测量绝缘电阻；（应参照制造厂的规定）

7.3.22.2测量每相导电回路的电阻；（应参照制造厂的规定）

7.3.22.3测量断路器的分、合闸时间；（应参照制造厂的规定）

7.3.22.5测量断路器触头的分、合闸的同期性及配合时间；（应参照制造厂的规定）

7.3.22.6测量断路器触头合闸弹跳时间；（应参照制造厂的规定）

7.3.22.6测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻；（应参照制造厂的规定）

7.3.22.7断路器操动机构的试验；（应参照制造厂的规定）

7.3.22.8交流耐压试验（42kV）

7.3.2810kV氧化锌避雷器

7.3.23.1测量绝缘电阻；（不低于2500MΩ）

7.3.23.2测量金属氧化物避雷器的直流参考电压和电导电流；（泄漏电流指不应大于50微安或符合产品技术条件的规定）

7.3.2910kV隔离刀闸

7.3.24.1测量绝缘电阻；

7.3.24.2导电回路电阻测量（不应超过产品技术条件规定）

7.3.24.3交流耐压试验（38kV）

7.3.3010kV高压电缆

7.3.30.1核相

7.3.30.2测量绝缘电阻.（耐压试验前后,绝缘电阻测量应无明显变化）

7.3.30.3直流耐压及泄漏电流测量

7.3.31所用变压器

7.3.31.1测量绝缘电阻；（不低于产品出厂试验值的70%）

7.3.31.2测量直流电阻；（相间的三相平均值电阻≤2%：

线间的三相平均值电阻≤1%）

7.3.31.3检查所有分接头的电压比；

7.3.31.4交流耐压试验；（28kV）

7.3.31.5检查相位。

7.3.31.6本体油交流耐压试验（≥40kV）

7.3.25继电保护及二次控制装置调试

7.3.25.1设备检测范围

　主变压器保护：

差动保护、后备保护（主变高压侧后备保护，主变低压侧后备保护）、主变非电量保护。

　　110kV进线保护、母线充电保护、110kV备自投，35kV变压器保护，35kV出线保护，35kV备自投。

10kV进线保护、母线保护、10kV所用变压器保护，10kV出线保护。

7.3.8.2检测条件：

一次设备停电。

7.3.8.3检测方法及步骤

7.3.8.3.1检测方法

按照技术说明书、检验规程进行调试。

7.3.8.3.2总体调试步骤

7.3.8.3.2.1首先进行外观检查

7.3.8.3.2.2装置性能检测。

7.3.8.3.2.3检查二次回路接线的正确性。

7.3.8.3.2.4带开关整组传动试验。

7.3.8.3.2.5投运后相关保护的带负荷试验。

7.3.8.3.3每套保护装置调试的较详细的操作步骤

主变差动保护：

1.首先根据图纸进行查线；

2．分别在高，低侧加入0A,1A,3A，5A，8A,10A进行电流采样校验；

3．根据供电局提供的定值单在1#主变差动保护装置输入定值。

4.分别在高，中，低加入模拟电流进行装置校验。

5.比率差动动做试验。

6.二次谐波制动试验。

主变后备保护：

1.首先根据图纸进行查线；

2．分别在高，低压侧加入0A,1A,3A，5A，8A,10A进行电流采样校验；

3.根据供电局提供的定值单在主变后备保护装置输入定值。

4.分别在高，低加入模拟电流进行装置校验。

5.分别在高，低加入模拟电流进行带开关传动（投入压板）.

主变本体保护：

1.首先根据图纸进行查线；

2．传动本体重瓦斯保护。

（用按钮）

3.传动本体轻瓦斯保护。

（用短接接点）

4.传动有载重瓦斯保护。

（用短接接点）

5.传动压力释放。

6.传动启动风冷。

（加入模拟电流量启动风扇）

110kV进线保护：

1.首先根据图纸进行查线；

2．加入0A,1A,3A，5A，8A,10A进行电流采样校验。

3．根据供电局提供的定值单在10kV线路保护装置上输入定值。

4.加入模拟电流进行装置校验。

5.加入模拟电流进行带开关传动。

（投入压板）

35kV出线保护：

1.首先根据图纸进行查线；

2．加入0A,1A,3A，5A，8A,10A进行电流采样校验。

3．根据供电局提供的定值单在10kV线路保护装置上输入定值。

4.加入模拟电流进行装置校验。

5.加入模拟电流进行带开关传动。

（投入压板）

35kV母联保护：

1.首先根据图纸进行查线；

2．加入0A,1A,3A，5A，8A,10A进行电流采样校验。

3．根据供电局提供的定值单在10kV线路保护装置上输入定值。

4.加入模拟电流进行装置校验。

5.加入模拟电流进行带开关传动。

（投入压板）

10kV出线保护：

1.首先根据图纸进行查线；

2．加入0A,1A,3A，5A，8A,10A进行电流采样校验。

3．根据供电局提供的定值单在10kV线路保护装置上输入定值。

4.加入模拟电流进行装置校验。

5.加入模拟电流进行带开关传动。

（投入压板）

10kV出线保护：

1.首先根据图纸进行查线；

2．加入0A,1A,3A，5A，8A,10A进行电流采样校验。

3．根据供电局提供的定值单在10kV线路保护装置上输入定值。

4.加入模拟电流进行装置校验。

8.调试工作计划安排

1、图纸及资料的整理熟悉,调试大纲（方案）的编制。

地点：

办公室;

2、试验仪器设备的准备和检查维护,地点：

试验室。

3、现场资料的收集,主要是使用说明书以及出厂试验报告等有关资料的收集,现场设备外观检查,现场工作准备。

9．组织措施

1、工地现场的所有一、二次高低压电气设备和装置全部安装完毕（部分装置安装未完成部分可和安装部门协调进度进行试验），现场清理干净，并由甲方提供安全存放试验仪器的场所；

2、正式试验前,所有电气设备和装置已进行了安装的核查和必要的检查性的操动检查，断路器等有操动功能的设备和装置操动正常，信号正确；

3、在进行和原装置接并的一、二次装置的试验和传动时，应给予停电，或使其退出运行；

4、调试过程中，设备的制造厂家，特别是保护、控制装置的制造厂家，包括原已运行装置的制造厂家也要到达现场配合调试，进行必要的软硬件的厂家配置装载等工作；

5、调试过程中，建设、运行、安装等有关单位应到达现场给予必要的配合和协调工作，以保证工作的顺利进行，按期完工。

6、调试工作其间，办理工作票据等手续由安装部门统一办理。

10．技术措施：

此次试验过程中，须严格执行GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》，及时准确的完成电气设备的调试，正确的执行试验方案，做好试验记录，分析试验数据，为设备的运行提供可靠数据。

11．安全措施：

为安全完成此次试验，试验人员必须严格按安全规程工作，严格监护制度，必须有监护人才能工作，在进行和运行有关的调试等传动工作中还要有运行人员的监护；

高空作业必须系好安全带；

运行人员要设置遮拦，将工作区和带电运行区隔离开来，并有明显标志，必要时派专人监护。

12．其它

在试验工作进行前，监理应将原设备有关的技术资料提供给乙方。