110kV河南变电所调试大纲(定稿)

1、110kV河南变电所交接调试方案PAGE 第9页(共9页)青海昂特电力工程建设技术报告110kV河南变电所交接调试工程调试大纲方案报告提交日期：2007.11.28 编 写： 110kV河南变电所交接试验工程方案1.工程工程名称：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

2、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?等有关技术标准,对110kV河南变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在平安、良好的条件下投入运行。4.主要试验依据及验收标准：4.1 GB50150-91?电气装置安装工程电气设备交接试验标准?4.2 DL/T596-1996?电力设备预防性试验规程?4.3 ?电业平安工作规定发电厂和变电所局部?4.4 ?继电保护及电网平安自动装置现场工作规定?4.5 ?电力系统继电保护及平安自动装置反事故措施要点?

3、4.6 ?继电保护及平安自动装置检验条例?4.7 JJG313-94?测量用电流互感器检定规程?4.8 JJG314-94?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标准标准进行。5.试验的组织机构：5.1 .工程工程管理负责人：王文贤5.2 .调试队队长(调总)：李发英5.3 .5.4 .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与审批，负责试验

4、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工程工作。7试验内容：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、32块2直阻测试仪金迪25201台3直流高压发生器200kV1套4回路电阻测试仪HLY-1台5交流伏安表02级1块6直流伏安表02级1块7校线器2.5V4套8交直流电压表600V1块9交直流电流表5V1块10交流耐压试验仪200kV1套含分压器11介损测试仪AI-6000D1台12变比测试仪BZC1台13开关特性测试仪KJJC-N1套14接地电阻测试仪MC-081台配大锤一把，钢仟两根，测试线50

5、0米15微机继电保护校验仪PW301套16单双臂电桥QJ-23 QJ-442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个试验范围：新建的主设备为：两条110kV进线间隔,一条110kV主变进线间隔;一条35kV进线间隔，一条35kV出线间隔；一条10kV进线间隔，五条10kV出线间隔；主要试验检测设备清单如下：序号名称数量备注11110kV 中性点氧化锌避雷器1110kV 中性点氧化锌零序电流互感器12配电装置SF6断路器3110kV隔离开关7110kV氧化锌避雷器2110kV电压互感器及CVT7110kV电流互感器 18335kV 配电装

6、置35kV断路器235kV电流互感器1235kV 避雷器535kV 隔离开关535kV 电压互感器及CVT635kV高压电缆235kV母线1410kV断路器610kV电流互感器2110kV 避雷器2410kV断路器610kV电压互感器310kV母线 1高压熔断器210kV变压器110kV高压电缆15继电保护与自动控制110kV变压器保护1110kV进线保护235kV 出线保护610kV出线保护56故障录波装置17微机监控34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；对预留设备局部不在本调试工程之中；电能计量(主要指电能表)局部的调试，

7、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工程之中；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。试验工程 110kV变压器测量绕组连同套管的直流电阻；检查所有分接头的电压比；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。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tg;不应大于产品出厂试验值的130%7.3.1.6检查相位.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.8 绕组连同套管的交流耐压

8、.9 本体油交流耐压试验(40kV)7.3.2 110kV电压互感器CVT7.3.2.1检查接线组别与极性；7.3.2.2测量绕组的绝缘电阻；( 不宜低于1000M)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测量电容式电压互感器的介质损耗角正切值电容量与出厂值相比其变化量超过-5%或10%时要引起注意，tg不应大于0.5%)7.3.3 110kV 电流互感器(CT)(GIS)检查组别与极性；测量绕组的绝缘电阻；( 不宜低于1000M)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7.3.4 110kV SF6断路器(GIS)7.3.4.1测

9、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.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10M，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7.3.5 110kV氧化锌避雷器(GIS)7.3.5.1测量绝缘电阻；不低于2500M7.3.5.2 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

10、动作情况及避雷器基座绝缘底座绝缘不低于5M；7.3.6 110kV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)35kV电压互感器和CVT7.3.12.1 测量绕组的绝缘电阻(不低于1000 M.2 检查极性；.2测量一,二次绕组的直流电阻; 应参照制造厂的规定.3 测量电容式电压互感器的介质损耗角正切值(tg不应大于0.5%)7.3.20.3检测量绕组的绝缘电阻；( 不宜低于1000M)7.3.20.4交流耐压试验7.3.21 35kV 电流互感器(CT).1测量绕组的绝缘电阻(不低于1000 M).2极性检查；.3变比检查.4测量

11、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35kV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95kV7

12、.3.23 35kV氧化锌避雷器7.3.23.1测量绝缘电阻；不低于2500M7.3.23.2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5M； 35kV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).3交流耐压。90kV 35kV高压电缆.1 核相.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).3 直流耐压及泄漏电流测量 10kV电压互感器( PT)7.3.20.1检查极性；.2测量一,二次绕组直流

13、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1000M)7.3.20.4检查变比；.5交流耐压试验；33kV.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)10kV 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1000M) 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；.5交流耐压试验33kV7.3.27 10kV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

14、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)10kV氧化锌避雷器7.3.23.1测量绝缘电阻；不低于2500M7.3.23.2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 10kV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

15、应超过产品技术条件规定).3交流耐压试验38kV 10kV高压电缆.1 核相.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%测量直流电阻；检查所有分接头的电压比；7.3.31.4交流耐压试验；28kV.5检查相位。.6 本体油交流耐压试验(40kV)继电保护及二次控制装置调试.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

16、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，低侧参加0A,1A,3A，5A，8A,10A进行电流采样校验；

17、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，低参加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，低压侧参加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，低参加模拟电流进行装置校验。 5.分别在高，低参加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

18、风冷。参加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；2参加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. 参加模拟电流进行装置校验。 5. 参加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；2参加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. 参加模拟电流进行装置校验。 5. 参加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；2参加0A,1A,3A，5A，8A,10A进行

19、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. 参加模拟电流进行装置校验。 5. 参加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；2参加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. 参加模拟电流进行装置校验。 5. 参加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；2参加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. 参加模拟电流进行装置校验。8. 调试工作方案安排图纸及资料的整理熟悉,调试大纲(方案)的编制。 地点：办公室;试验仪器设备的准备与检查维护, 地点：试验室。现场资料的收集,主要是使