电厂220kV升电站电气调试方案样本

阳山电厂升压站电气调试方案批准：审核：编写：广东省电力一局送变电工程企业1月8日阳山电厂升压站电气系统调试方案1概述全部电气设备安装结束后按GB50150-91《电气设备交接试验标准》进行单体试验。特殊试验在行业要求适用范围内按业关键求进行。分部试运指从单体试验结束，经验收合格后至整套开启过程中所进行控制、保护和测量功效试验。整组开启指完成对整个工程多种参数测试和使之处于安全、高效、可靠运行状态。阳山电厂升压站设计概况为：220KV站为双母线接线。设一台主变。其中主。整个工程按中继站要求设计。6KV配电室设计概况为：双进线单母线带分段接线。设一台高厂变，三台干式厂用变。2、工作准备2.1建立调试班组：组建一个有效、精干和确有技术保障调试班组，包含高压、继保和仪表三个作业小组和技术人员若干名，具体人数视设备类型、数量和工期而定。以下是本企业调试骨干人员资料。序号名称姓名职务职称关键资历、经验及负担项目1项目调试负责陈作兵调试分公司经理电气工程师1995年参与工作，从事电控专业工作。工龄8年，曾参与过梅县电厂(2×125MW机组)、连州电厂(2×125MW机组)、广东韶关电厂(1×300MW机组)、广东坪石电厂(2×60MW机组)、汕头西港桥220KV变电站、汕头蒲美110KV电站、惠州福田变110KV电站、等多个发电厂和变电站工程建设，1999年——任调试企业电气专责工程师，任调试分企业副经理。2调试高压负责冯国新电气组组长高级技师89年参与工作。95年加入调试工作。参与工程关键有：98年广州石化自备电厂50MW、连州电厂＃1＃2机（125MW火电机组），韶关钢铁集团热电厂＃2机；梅州220KV变电站、汕头蒲美110KV电站、汕头西港桥220KV变电站。序号名称姓名职务职称关键资历、经验及负担项目3调试继保负责林尚庆分公司继保专责工程师97年参与工作。关键参与工程有：梅县发电厂＃4机（125MW火电机组）、广州石化自备电厂＃4机（50MW火电机组）、连州电厂＃1＃2机（125MW火电机组）、韶关钢铁集团热电厂＃2机（50MW火电机组）、东莞厚街环境保护电厂＃1＃2机、东莞福安印染纺织自备电厂＃1＃2机、惠州福田变110KV电站、汕头外,埔110KV变电站。4调试高压负责刘道康分公司高压专责助工96年参与工作。关键参与工程有：广州石化自备电厂＃4机、连州电厂＃1＃2机（125MW火电机组）、韶关钢铁集团热电厂＃2机（50MW火电机组）、梅州220KV变电站、汕头蒲美110KV变电站、汕头西港桥220KV变电站。5调试质量负责沈波工程质量负责助工98年参与工作。关键参与工程有：广州石化自备电厂＃4机（50MW火电机组）、连州电厂＃1＃2机（125MW火电机组、韶关钢铁集团热电厂＃2机（50MW火电机组）、梅州220KV变电站、东莞福安印染纺织自备电厂＃1＃2机、惠州福田110KV电站、西港桥220KV变电站。6调试安全负责钟文相工程安全负责助工97年参与工作。关键参与工程有：梅县发电厂＃4机（125MW火电机组）、广州石化自备电厂＃4机（50MW火电机组）电气设备调试、连州电厂＃1＃2机（125MW火电机组）、韶关钢铁集团热电厂＃2机（50MW火电机组）、东莞厚街环境保护电厂＃1＃2机、东莞福安印染纺织自备电厂＃1＃2机、惠州福田变110KV电站、汕头外埔110KV变电站。2.1．1调试关键责任人必需含有调试过多个大型发电厂或变电站调试经验，熟悉变电站调试过程及技术标准，小组责任人也应含有一定调试经验，能在关键责任人和技术员指导下进行作业；通常工作人员也应了解电气一、二次设备基础知识。2.1．2工作前全体作业人员应对变电站设计图、设计说明书及作业指导书进行学习，使每个作业人员明确各项目标作业程序、分工及具体工作内容。2.1.3参与调试人员应经过安全规程考试，含有一定安全作业知识。2.1.4熟悉设计图及施工现场环境，对设备性能及操作相当了解；试验责任人员要有高度责任心和相关资格，能独立率领试验人员进行对各项目标调试。2.2制订工作技术方法2.2.1编制调试作业指导书2.2.2作业指导书交底2.3试验仪器：序号名称型号数量1交流伏安表T72-VA62直流伏安表C31-VA63高压绝缘测试仪312424滑线电阻若干5交直流数字钳型电流表16数字存放示波器385017数字式频率/周期表MFT-118抗干扰自动介损测试仪BM3A-III19变压器变比自动测试仪AQJ-5110开关机械特征测试仪KJTC-III（A）111感性负载直阻速测欧姆计TG-3960-7112开关接触电阻测试仪KDC113调压器常见电压等级若干14试验变压器CQSBC（JZ）-20115直流高压发生器ZGF-60/21JGF-200116综合继电保护测试仪ONLY－6108317电测量变送器检定装置CL-301118交直流指示仪表检定装置JB-202B119多功效标准电能表MT-3000C12.4其它机具：如照明灯，登高安全用具，防雨蓬布，吸湿器、干燥箱等，对讲机、高纯度酒精、万用表等，视具体情况而定。2.5到货设备检验：对运到现场全部设备部件、备品和专用工具逐一进行认真检验，应无缺损、渗漏和残次。3电气设备单体试验3.16KV开关3.1.1测量绝缘拉杆绝缘电阻值，应符合要求。3.1.2测量每相导电回路直流电阻，应符合产品技术要求。3.1.3测量断路器分合闸时间，应符合产品技术要求。3.1.4测量断路器主触头分合闸同期性，应符合产品技术要求。3.1.5测量油断路器分合闸速度，应符合产品技术要求。3.1.6测量分合闸线圈绝缘电阻值和直流电阻值。3.1.7断路器操作机构试验。3.2电力变压器试验3.2.1测量绕组连同套管直流电阻值应符合相关要求。3.2.2检验全部分接头电压比。3.2.3检验变压器结线组别，应和铭牌一致。3.2.4测量绕组连同套管绝缘电阻及吸收比，应符合相关要求。3.2.5测量油浸式变压器介质损耗角正切值。3.2.6测量35KV以上且容量大于10000KVA变压器直流泄漏电流。3.2.7容量在8000KVA以下且绕组电压在110KV以下电力变压器应进行交流耐压试验。3.2.8测量铁芯绝缘各紧固件对外壳绝缘电阻。3.2.9绝缘油试验。3.2.10额定电压冲击合闸试验。3.3互感器（CT/PT）3.3.1测量绕组绝缘电阻，应符合相关要求。3.3.2交流耐压试验，依据不一样型号和电压等级按相关要求进行。3.3.3测量电压互感器一次绕组直流电阻，应符合相关要求。3.3.4检验互感器变比，应和铭牌和设计要求相符。3.3.5测量1000V以上电压互感器空载励磁电流，应符合相关要求。3.4电力电缆3.4.1测量绝缘电阻3.4.2直流耐压试验及泄漏电流测量，直流耐压值依据不一样型号和电压等级按相关要求进行，泄漏电流应符合相关技术要求。3.4.3检验电缆相位应和电网相位一致。3.5避雷器3.5.1测量绝缘电阻应符合相关要求。3.5.2测量泄漏电流，并检验组合元件非线性系数。3.5.3测量金属氧化物避雷器连续电流和工频参考电压，应符合技术要求。3.5.4检验放电计数器动作情况及基座绝缘。3.6电容器3.6.1测量绝缘电阻。3.6.2测量介质损耗角正切值和电容值。3.6.3交流耐压试验。3.6.4冲击合闸试验。3.7电气指示仪表：应依据不一样种类，依据对应校验标准逐一校验。3.8保护装置、自动装置及继电器3.8.1保护和自动装置应依据产品技术文件及其国家相关标准进行逐一逐项进行检验，其各项调试结果应符合相关要求。3.8.2继电器应依据不一样种类，根据继电器校验规程逐一逐项进行校验，其结果应符合规程要求。3.9二次回路3.9.1全部二次回路应依据设计图纸和所接设备实际需要进行校对，确保接线正确。3.9.2交流电流回路应测量回路负荷阻抗，交流电压回路应通电检验确定相位正确。3.9.3测量回路绝缘电阻，通常情况下不应小于10兆欧。当回路电阻大于10兆欧时能够用2500V摇表测量绝缘电阻连续1分钟替换耐压，小于10兆欧时应进行交流耐压试验，试验电压为1000V。3.10直流系统及UPS电源电气设备带电前，应用施工电源对直流充电柜和UPS电源柜依据出厂技术文件要求进行调试，并对蓄电池进行充电，为全站提供交直流控制电源；3.11测量仪表调试a．外观检验，倾斜影响检验，基础误差，变差，回零校验。b．功率表功率因数影响试验。c．相位表、功率因数表电流影响试验。d．电能表开启、潜动试验。3.12变送器调试a．输入、输出线性误差判定。b．直流、交流特征试验。c．不平衡度、精度试验。3.13电抗器调试包含绕组直流电阻、绝缘电阻、交流耐压试验等。3.14SF6断路器调试包含测量绝缘拉杆绝缘电阻、测量每相导电回路电阻、交流耐压试验、测量断路器合、分闸时间、测量断路器合、分闸速度、测量断路器主、辅触头合、分闸同期及配合时间、套定式电流互感器试验、测量断路器在SF6气体微量水含量、密封性试验、测量断路器合闸时触头弹跳时间、断路器电容器试验、测量合、分闸线圈及合闸接触器线圈绝缘电阻、直流电阻、断路器操动机构试验。3.15隔离开关调试绝缘电阻、最低动作电压测量，操作机构试验，闭锁装置可靠性试验。4分系统调试4.1继电保护静态调试4.1.1保护元件性能调整、回路检验及定值、逻辑校验4.1.2二次交流回路接线、通电试验4.1.3控制、保护直流回路传动试验4.1.4继电保护装置整体性能试验4.2同期系统：外加电源模拟不一样系统电压，对同期系统进行以下检验。4.2.1同期回路正常，同期装置工作正常。4.2.2同期录波，检验同期系统同期点捕捉正确。4.3备用电源自投系统4.3.1工作电源开关和备用电源开关在检修位置外加模拟电压进行模拟自投，检验备用电源自投回路正确，开关回路联动正确。4.3.2工作电源开关在检修位置，备用电源开关在工作位置，检验备用电源自投回路正确，开关联动正确。4.4中央信号系统调试包含系统查线，装置通电调试，系统联调，试运行等。4.5直流电源系统调试包含直流屏、直流电源回路及二次回路调试、试运行。4.6变电站微机监控系统调试包含间隔层和站层级网络设备调试及二者联调。后台机系统、AVQC系统调试。全站系统和间隔层闭锁逻辑调试和和验证。监控系统和继电保护系统、电量计费系统、直流系统、所用电系统接口调试。监控系统和各级调度中心信息联调。5整组开启调试5．1开启时间：5．2开启验收委员会：5．3开启范围：5．4开启前准备工作和技术方法：全方面清理现场，检验全部投产设备无遗留工具及其杂物和障碍。符合安全文明生产条件，相色标志正确清楚。和中调、地调通讯通畅。按调度部门通知双重编号写在各设备合适位置，并标志清楚，经查对无误，警告牌应齐全。主变分接头和全部开启设备继电保护应按整定值通知单调试完好。抄录主变电能表底数，并将变高侧电表底数报中调、地调。全部开启设备应按国家或部颁规程、规范标准进行试验，并经验收组验收合格，含有投产条件。高压室门窗已上锁且通向室外电缆沟孔洞已封堵，门窗应有预防小动物进入方法。消防器材、绝缘工具、标志牌、接地线等安全工具齐全，且符合规程要求，接地线有编号，并放置在合适地点。主变新建工程一、二次图纸、设备铭牌规范、保护定值、模拟图板、现场多种统计本、运行规程、图表等台帐、资料齐全。高压场地开启设备有安全遮栏和悬挂标示牌。接地网接地电阻经测量合格并符合设计要求。检测站内相关开启设备绝缘电阻合格。运行值班人员应熟悉现场设备和现场规程。开启前由安装调试人员会同值班人员进行设备安装情况检验交底。操作人员应按开启方案填写好现场操作票，并经监护人员审核，在模拟图板上做一次操作演练，应正确无误。站内待开启设备全部开关、刀闸、接地刀闸应全部在断开位置。全部开启开关应做传动，试验完好。严防CT二次开路、PT二次短路。17、以上各项经检验含有开启条件后，由现场总指挥向开启领导小组汇报，经同意后方可开启。5．5开启程序：（一）开启前准备工作1、220kV线路投入全部保护，退出线路重合闸。2、6kV出线暂不接入。3、检验220kV变高开关、110kV线路开关、刀闸、接地刀闸确在断开及拉开位置。4、给上主变和待运行设备直流操作保险或电源和待操作开关合闸电源保险，和投入主变和待运行设备全部保护压板。（二）母线及公用设备充电。（110kV系统标准方案相同）检验挂在220kV母线上全部刀闸，接地刀闸确在断开位置。投入高频保护、距离保护、零序保护、零序保护不经方向，投入220kV故障录波器，退出重合闸装置。确定220kV线路对侧开关在分闸位置。合220KV进线隔离刀闸。合上母线PT刀闸及二次空气开关。通知对侧合上（）开关，对220kV线路及变电站220kV母线进行第一次充电。检验220kV线路TYD电压和母线电压正常。通知对侧切开220kV线路。通知对侧合上220KV线路开关，对220kV线路及本站220kV母线进行第二次充电。通知对侧切开220kV线路。（三）主变充电：检验主变各侧开关、刀闸、及接地刀闸确在断开位置。投入主变变高侧全部保护。试调有载调压开关，最终置于第档（）位置。试验主变冷却装置，正常后停下，冷却装置处于自投状态。合上主变变高和变中中性点接地刀闸。合上主变变高刀闸。通知对侧合上（）开关，对220kV线路及本站220kV母线进行第三次充电。合上主变变高开关，对变压器进行第一次充电，并统计每次充电涌流值，检验主变运行情况。充电10分钟后，手动切开主变变高开关。合上主变变高开关，对变压器进行第二次充电。充电5分钟后，用220kV侧过流保护跳开主变开关。合上主变变高开关、变中开关、变低开关（变中、变低开关本体不带电），对变压器进行第三次充电。充电5分钟后，用差动保护跳开主变三侧三个开关。合上主变变高开关、变中开关、变低开关（变中、变低开关本体不带电），对变压器进行第四次充电。充电5分钟后，用瓦斯保护跳开主变三侧开关。（四）6kV母线及公用设备充电。检验6kV高压室全部开关、刀闸确在断开位置。检验6kV母线PT一次和二次熔断器完好后合上PT刀闸。将主变6kV过流保护时限调整至秒。合上主变变低开关，6kV母线第一次充电。检验6kV母线电压，同时用PT二次侧进行核相。试调有载调压开关，检验10kV母线电压改变是否正确。切开主变变低开关。合上主变变低开关，6kV母线第二次充电。用主变6kV侧过流保护跳开开关。检验出线间隔下刀无任何线缆接入。将出线上、下刀闸合上。合上主变变低开关，6kV母线第三次充电。分别合上出线断路器，对出线间隔进行充电。正常后，分开各断路器。（五）站用变充电或其它厂用低压变。检验站用变接地刀闸确在断开位置。投入站用变保护，检验站用变高压侧分接开关按要求置于档位置。合上站用变刀闸。合上站用变开关，站用变第一次充电，检验站用变带电情况是否正常。切开站用变开关。合上站用变开关，对站用变充电三次。检验低压侧电压情况。站用变和站用变低压侧查对相序、相位。6本方案作业施工中危险点辨识及预防方法高压试验触电伤害不使用老化电缆，加装漏电保护器《电力建设安全工作规程》（变电站部分）高空落物户外现场作业必需戴好安全帽并不得在作业处下方停留或行走容性试品放电、烧伤触电对容性试品作可靠放电处理施工经验总结高空坠落户外登高作业系好安全带，穿防滑鞋，连接试验连线时必需系好安全带《电力建设安全工作规程》（变电站部分）高压试验时不设安全围栏高压试验设安全围栏，向外悬挂“止步，高压危险！”标识牌，设置警戒攀登套管绝缘子在调整断路器、隔离开关及安装引线时，严禁攀登套管绝缘子施工经验总结高压引线过长高压试验时，高压引线长度合适，不可过长。接地要牢靠，引线用绝缘支持固定《电力建设安全工作规程》（变电站部分）直流高压试验时，对容性试品未放电直流高压试验前和试验后全部应对容性试品可靠放电试验试品设备未接地高压试验设备外壳必需接地，接地必需良好可靠应接地试品未接地设备试验前，高压电极应用接地棒接地，设备做完耐压试验后应接地放电非被试端子及相邻设备未接地试验前应可靠接地电源熔丝过大试验电源熔丝要合适，不可选过大熔丝加压前未大声呼唱试验加压前，必需设有监护人监护，操作人员精神集中，穿绝缘鞋、戴手套。加压前传达口令要清楚换线时未断开电源试验电源应有断路开关和电源指示，更改接线时或试验结束时，首先断开试验电源做电缆试验时非加压端未设监护人在做电缆试验时在非加压端必需设监护人，加强巡视交流耐压试验试验合闸前必需先检验接线，将调压器调至零位，并通知现场人员远离高压试验区域手拿地线放电用绝缘杆放电施工经验总结高压线对地距离小高压线应有合适高度，设备要有可靠接地测绝缘电阻未放电测绝缘电阻时应预防带电部分和人体接触，试验后被试验设备必需放电《电力建设安全工作规程》（变电站部分）测TA变比非测试端未短接测TA变比非测试端要可靠短接继电试验送电时TV末端接地送电前认真检验TV末端接地是否可靠《电力建设安全工作规程》（变电站部分）交直流电源标识不清交流电源和直流电源应有显著标识，便于区分施工经验总结做传动试验开关处未设监护人做传动试验时，开关处必需设专员监护，并应有通信联络和就地可紧急操作方法《电力建设安全工作规程》（变电站部分）电源开关板未接漏电保护器电源开关板必需接漏电保护器施工经验总结带电保护屏没有显著标志带电屏挂红布帘提醒《电力建设安全工作规程》（变电站部分）送电时TA回路开路高压伤人送电前检验TA回路是否开路，确定在闭路状态下时方可试验施工经验总结夏日高温露天作业中暑备好饮水，设临时遮阳棚，注意合适休息TV回路短路送电前检验TV回路测量二次回路绝缘电阻被试系统内其它工作应停止《电力建设安全工作规程》（变电站部分）7现场调试及运行中反事故方法关键点7．1现场试验7.1.1有显著断开点（打开了连接片或接线端子片等才能确定），也只能确定在断开点以前保护停用了。假如连接片只控制本保护出口跳闸继电器线圈回路，则必需断开跳闸触点回路才能认为该保护确已停用。对于采取单相重合闸，由连接片控制正电源三相分相跳闸回路，停用时除断开连接片外，尚需断开各分相跳闸回路输出端子，才能认为该保护已停用。7.1.2不许可在未停用保护装置上进行试验和其它测试工作；也不许可在保护未停用情况下，用装置试验按钮（除闭锁式纵联保护起动发信按钮外）作试验。7.1.3全部继电保护定值试验，全部必需以符合正式运行条件(如加上盖子，关好门等）为准。7.1.4分部试验应采取和保护同一直流电源，试验用直流电源应由专用熔断器供电。7.1.5只能用整组试验方法即除由电流及电压端子通入和故障情况相符模拟故障量外，保护装置处于和投入运行完全相同状态下，检验保护回路及整定值正确性。不许可用卡继电器触点、短路触点或类似人为手段作保护装置整组试验。7.1.6对运行中保护装置及自动装置外部接线进行改动，即便是改动一根连线最简单情况，也必需推行以下程序：7.1.6.1先在原图上做好修改，经主管继电保护部门同意。7.1.6.2按图施工，不准凭记忆工作；拆动二次回路时必需逐一做好统计，恢复时严格查对。7.1.6.3改完后，做对应逻辑回路整组试验，确定回路、极性及整定值完全正确，然后交由值班运行人员验收后再申请投入运行。7.1.6.4施工单位应立即通知现场和主管继电保护部门修改图纸，工作责任人应在现场修改图上签字，没有修改原图应要标志作废。7.1.7不宜用调整极化继电器触点来改变其起动值和返回值；厂家应确保质量并应对继电器加封。7.1.8应对保护装置做拉合直流电源试验（包含失压后短时接通及断续接通）和直流电压缓慢地、大幅度地改变（升或降），保护在此过程中不得出现有误动作或信号误表示情况。7.1.9对于载波收发信机，不管是专用或复用，全部必需有专用规程根据保护逻辑回路要求，测试收发信回路整组输入/输出特征。7.1.10在载波通道上作业后必需检测通道裕量，并和新安装检验时数值比较。7.1.11在新投入或改动了二次回路变压器差动保护，在变压器由第一侧投入系统时必需投入跳闸，变压器充电良好后停用。然后变压器带上部分负荷，测六角图，同时测量差动回路不平衡电流或电压，证实二次接线及极性正确无误后，才再将保护投入跳闸。在上述多种情况下，变压器重瓦斯保护均应投入跳闸。7.1.12全部差动保护（母线、变压器纵差和横差等）在投入运行前，除测定相回路及差回路电流外，必需测各中性线不平衡电流，以确保回路完整、正确。7.1.13对于集成电路型及微机型保护测试应注意：7.1.13.1不得在现场试验过程中进行检修。7.1.13.2在现场试验过程中不许可拨出插板测试，只许可用厂家提供测试孔或测试板进行工作。7.1.13.3插拨插件必需有专门方法，预防因人身静电损坏集成电路片；厂家应随装置提供对应物件。7.1.13.4在室内有可能使用对讲机场所，须用无线电对讲机发出无线电信号对保护做干扰试验。假如保护屏是带有铁门封闭，试验应分别在铁门关闭和打开情况下进行，试验过程中保护不许可出现有任何异常现象。7.1.14在直流电源恢复（包含缓慢地恢复）时不能自动起动直流逆变电源，必需更换。7.1.15全部试验仪表、测试仪器等，均必需按使用说明书要求做好对应接地（在被测保护屏接地点）后，才能接通电源；注意和引入被测电流、电压接地关系，避免输入被测电流或电压短路；只有当全部电源断开后，才能将接地点断开。7.1.16全部正常运行时动作电磁型电压及电流继电器触点，必需严防抖动；尤其是综合重合闸中相电流辅助选相用电流继电器，有抖动必需消除或更换。7.1.17对于由3U0组成保护测试：7.1.17.1不能以检验3U0回路是否有不平衡电压方法来确定3U0回路是否良好。7.1.17.2不能单独依靠“六角图”测试方法确证3U0组成方向保护极性关系是否良好。7.1.17.3能够包含电流及电压互感器及其二次回路连接和方向元件等综合组成整体进行试验，以确证整组方向保护极性正确。7.1.7.4最根本措施是查清电压及电流互感器极性，全部由互感器端子到继电保护盘连线和盘上零序方向继电器极性，做出综合正确判定。7.1.18变压器零序差动保护，应以包含两组电流互感器及其二次回路和继电器元件等综合组成整体进行整组试验，以确保回路接线及极性正确。7.1.19多套保护回路共用一组电流互感器，停用其中一套保护进行试验时，或和其它保护相关联某一套进行试验时，必需尤其注意做好其它保护安全方法，比如将相关电流回路短接，将接到外部触点全部断开等。7.1.20在可靠停用相关运行保护前提下，对新安装设备进行多种插拨直流熔断器试验，以确保没有寄生回路存在。7.2现场运行7.2.1纵联保护（如高频相差保护、高频闭锁方向保护等）任一侧需要停用或停直流电源时（比如为了寻求直流电源接地等），必需先报调度，请求两侧全部停用，然后才许可作业。作业完后，两侧保护按要求进行检验，并按要求程序恢复运行。7.2.2平行线横联差动保护，当一侧断路器断开，形成一回线送电、一回线充电运行方法时，假如横联差动保护没有经检验邻线过电流控制，则两侧全部应断开运行中一回线横联差动