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变电站二次调试方案目录TOC\o1-1\h\z\u1作业任务32编写依据33作业准备34作业内容及要点、说明35作业质量标准及工艺质量控制措施106技术资料要求117危险源、环境因素辨识及防范措施、文明施工标准118有关计算及其分析129附录121作业任务
1.1工程概况
1.2主要设备参数
1.3施工范围110KV母线、主变及其附属设备、10KV配电系统及其附属设备、10KV无功补偿系、220V直流系统、UPS系统、监控系统、故障信息系统等2编写依据a)《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB14285-2006);b)《电力系统安全工作规程》;c)《继电保护及电网自动安全装置试验方法》d)国家电网公司十八项电网重大反事故措施(试行)e)设计图纸f)相关厂家技术资料3作业准备
3.1作业人员准备调试人员应保证较高的素质,对即将进行的工作有充分的准备,试验负责人须具有助理工程师及以上职称,独立负责调试两个以上同类型变电所经验调试人员需具有相应的调试作业资质
3.2试验仪器准备本次试验使用的表计、仪器均能及时到达现场,均在有效期内所需主要仪器如下a数字万用表两块(FLUKE)b继电保护测试仪一台ONLLY-A460c相序表d记忆示波器DSS5020Ae数字双钳相位伏安表ML
1003.3系统调试应具备的条件a一次系统设备安装完毕,二次接线完成b)直流和UPS系统安装调试结束,直流和UPS电源能正常工作c)试验仪表应经检验合格,其精度应不低于
0.5级d)单体调试结束,开关设备能就地分合e)试验回路的接线原则,应使加入保护装置的电气量与实际情况相符合模拟故障的试验回路,应具备对保护装置进行整组试验的条件4作业内容及要点、说明
4.1110Kv系统保护及二次回路调试检查序号作业内容要点说明1检查装置型号及参数与设计相符2电流、电压互感器的检验有相应的单体试验报告
2.1互感器检查
2.
1.1电流互感器变比、使用容量、准确级、绕组组别满足设计和现场要求
2.
1.2电压互感器变比、使用容量、准确级、绕组组别满足设计和现场要求
2.
1.3检查电流、电压互感器所用绕组的极性、安装位置的正确性满足保护要求
2.2电流互感器
2.
2.1CT二次回路的交流阻抗测试
2.
2.2核算CT容量及所带负载满足差动保护的误差要求3二次回路及外观检查
3.1交流电流、电压二次回路
3.
1.1检查电流、电压互感器二次绕组所有二次接线的正确性,并与设计图纸相符及端子排引线螺钉压接的可靠性检查压接的可靠性
3.
1.2检查二次电缆标识以及电缆芯的标示正确性,并与设计图纸相符标示模糊或不规范应更换
3.
1.3PT二次回路一点(N600)接地核查,一点接地点位置110KV系统PT二次一点接地
3.
1.4CT二次回路一点接地核查,一点接地点位置
3.
1.5PT二次回路空开及其级配检查
3.
1.6新安装检验时要从PT二次就地端子箱通入额定电压,检查保护装置的电压值,要求压降不应超过额定电压的3%
3.2其他二次回路
3.
2.1对回路的所有部件进行观察、清扫与必要的检修及调整所述部件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中端子排、电缆、熔断器等
3.
2.2利用导通法依次经过所有中间接线端子(端子排),检查保护屏、操作屏、故障录波屏等相关各屏以及到断路器、隔离开关、CT、PT等户外端子箱的二次接线正确性,并检查电缆回路、电缆标牌及电缆芯的标示与设计图纸相符,其中端子排安装位置正确,质量良好,数量与图纸相符
3.
2.3检查保护屏中的设备及端子排上内部、外部连线的接线应正确,接触应牢靠,标号应完整准确,并应与设计图纸、运行规程相符
3.
2.4所有二次电缆的连接与图纸相符,施工工艺良好,端子排引线螺钉压接可靠,导线绝缘无裸露现象;装置后板配线连接紧固良好,插件螺丝紧固良好
3.
2.5核对自动空气小开关(或熔断器)的额定电流与设计相符或与所接入的负荷相适应,并满足上下级之间级配要求
3.
2.6检查保护以及操作直流电源的对应性以及独立性,检验直流回路确实没有寄生回路存在检验时应根据回路设计的具体情况,用分别断开回路的一些可能在运行中断开的设备及使回路中某些触点闭合的方法来检验
3.
2.7核查保护装置接地线以及保护屏柜接地铜排,应接地网连接可靠正确
3.
2.8二次回路检查维护,包括外观检查、清灰紧螺丝、检查插件以及继电器接触可靠、锈蚀端子更换、模糊端子套牌更换工作
3.3保护装置外部检查
3.
3.1保护盘固定良好,无明显变形及损坏现象,各部件安装端正牢固单体校验报告需提供
3.
3.2切换开关、按钮、键盘等应操作灵活、手感良好
3.
3.3所有单元、端子排、导线接头、电缆及其接头、信号指示等应有明确的标示,标示的字迹清晰无误
3.
3.4保护屏上的连片(压板)应有双重标示应与设计图纸、运行规程相符,连片安装符合反措要求
3.
3.5各插件插、拔灵活,各插件和插座之间定位良好,插入深度合适
3.
3.6各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好,所有芯片应插紧,型号正确,芯片放置位置正确
3.
3.7插件印刷电路板是否有损伤或变形,连线是否良好
3.
3.8各插件上变换器、继电器应固定良好,没有松动
3.
3.9装置插件内的选择跳线和拨动开关位置正确
3.
3.10检查装置内、外部是否清洁无积尘,各部件应清洁良好4绝缘试验
4.1二次回路绝缘检查
4.
1.1交流电压回路对地大于20MΩ
4.
1.2交流电流回路对地大于20MΩ
4.
1.3直流回路对地大于20MΩ
4.
1.4对PT二次回路中金属氧化物避雷器工作检查1000V兆欧表不应击穿,2500V兆欧表应击穿5装置上电检查提交单体试验报告
5.1保护装置通电自检
5.2软件版本、程序校验码及管理序号核查
5.3时钟整定及对时功能检查
5.4定值整定及其失电保护功能检查6装置逆变电源检验提交单体试验报告
6.1逆变电源的自启动性能校验
6.2全检时逆变电源更换及检查7装置开入量检验8装置开出量检验9装置模数变换系统检验
9.1零漂检查提供相应的单体试验报告
9.2幅值精度检验
9.3相位精度检验0°、45°、90°10整定值的整定及检验
10.1高频保护此项为线路保护部分提供相应的单体试验报告
10.2工频变化量阻抗
10.3接地距离保护
10.4相间距离保护
10.5零序过流保护
10.
5.1零序过流Ⅱ段元件
10.
5.2零序过流Ⅲ段元件
10.
5.3零序电流反时限特性
10.
5.4零序功率方向
10.
5.5零序最小动作电压
10.6PT断线过流元件
10.7合闸于故障零序电流判据元件
10.8保护反方向出口故障性能检验
10.9重合闸功能测试
10.10差动保护此项为母线保护部分提供相应的单体试验报告
10.
10.1差动门坎值检验
10.
10.2大差比率制动特性检验
10.
10.3小差比率制动特性检验
10.11母联失灵(死区故障)保护检验
10.12母联充电保护检验
10.13母联过流保护检验
10.14失灵保护
10.
14.1变压器间隔失灵保护检验
10.
14.2线路间隔失灵保护检验
10.
14.3备用间隔失灵保护检验
10.15复合电压闭锁
10.16TA断线
10.17比率差动保护此项为变压器保护提供相应的单体试验报告
10.18相电流差动启动值
10.19比率差动制动特性试验
10.20差动速断保护
10.21二次谐波制动特性
10.22五次谐波制动特性试验
10.23过负荷
10.24启动风冷
10.25闭锁调压
10.26变压器后备保护
10.
26.1复合电压闭锁(方向)过流保护
10.
26.2复合电压闭锁过流保护
10.
26.6零序(方向)过流保护
10.
26.6零序过流保护
10.
26.5间隙零序保护
10.
26.6反时限过激磁保护
10.27变压器非电量保护及其回路的检查包含瓦斯、压力释放、油温、油位等11操作箱和断路器控制回路检查
11.1防止断路器跳跃功能检查以及传动,如果使用断路器本体的防止断路器跳跃回路,则检查操作箱的相关回路是否满足运行要求
11.2三相不一致功能检查以及传动,如果使用断路器本体的三相不一致回路,则检查操作箱的相关回路是否满足运行要求
11.3交流电压的切换功能检查(对于CZX-12R2)
11.4合闸回路、跳闸I回路及跳闸II回路的接线正确性,并保证各回路之间不存在寄生回路
11.5断路器操作闭锁功能检查
11.6断路器就地分闸、合闸传动
11.7断路器远方分闸、合闸传动
11.8操作箱整组传动检查,跳合闸相别以及操作箱信号一致性检查
11.9对于有双跳闸线圈的断路器,应检查两跳闸接线的极性是否一致
11.10断路器操作油压或空气压力继电器、SF6密度继电器及弹簧压力等触点的检查检查各级压力继电器触点输出是否正确检查压力低闭锁合闸、闭锁重合闸、闭锁跳闸等功能是否正确
11.11检查重合闸停用回路及气(液)压闭锁等相关回路动作的正确性
11.12断路器辅助接点检查,远方、就地方式功能检查
11.13在使用操作箱的防止断路器跳跃回路时,应检验串联接入跳合闸回路的自保持线圈,其动作电流不应大于额定跳合闸电流的50%,线圈压降小于额定值的5%
11.14所有断路器信号检查
11.15进行整组试验时,还应检验断路器跳、合闸线圈的压降不小于额定值的90%
11.16断路器跳、合闸回路的可靠性,其中装设单相重合闸的线路,验证电压、电流、断路器回路相别的一致性及与断路器跳合闸回路相连的所有信号指示回路的正确性12测控装置系统调试
12.1遥测功能调试根据变电站的测控装置功能可能有所不同
12.2遥信功能测试
12.3遥控功能测试
12.5同期功能测试13逻辑检查14保护通道联调试验业主配合15带开关整组传动试验100%Ue条件下进行整组带开关传动试验16与厂站自动化系统(综自系统)配合检验综自厂家配合17与故障录波装置及继电保护故障信息系统配合检查18保护带负荷相量测试受电后
4.210KV系统二次回路调试序号作业内容要点说明1检查装置型号及参数与设计相符2电流、电压互感器的检验有相应的单体试验报告
2.1互感器检查
2.
1.1电流互感器变比、使用容量、准确级、绕组组别满足设计和现场要求
2.
1.2电压互感器变比、使用容量、准确级、绕组组别满足设计和现场要求
2.
1.3检查电流、电压互感器所用绕组的极性、安装位置的正确性满足保护要求
2.2电流互感器
2.
2.1CT二次回路的交流阻抗测试
2.
2.2核算CT容量及所带负载满足差动保护的误差要求3二次回路及外观检查
3.1交流电流、电压二次回路
3.
1.1检查电流、电压互感器二次绕组所有二次接线的正确性,并与设计图纸相符及端子排引线螺钉压接的可靠性检查压接的可靠性
3.
1.2检查二次电缆标识以及电缆芯的标示正确性,并与设计图纸相符标示模糊或不规范应更换
3.
1.3PT二次回路一点(N600)接地核查,一点接地点位置10KV系统PT二次一点接地
3.
1.4CT二次回路一点接地核查,一点接地点位置
3.
1.5PT二次回路空开及其级配检查
3.
1.6新安装检验时要从PT二次就地端子箱通入额定电压,检查保护装置的电压值,要求压降不应超过额定电压的3%
3.2其他二次回路
3.
2.1对回路的所有部件进行观察、清扫与必要的检修及调整所述部件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中端子排、电缆、熔断器等
3.
2.2利用导通法依次经过所有中间接线端子(端子排),检查保护屏、操作屏、故障录波屏等相关各屏以及到断路器、隔离开关、CT、PT等户外端子箱的二次接线正确性,并检查电缆回路、电缆标牌及电缆芯的标示与设计图纸相符,其中端子排安装位置正确,质量良好,数量与图纸相符
3.
2.3检查保护屏中的设备及端子排上内部、外部连线的接线应正确,接触应牢靠,标号应完整准确,并应与设计图纸、运行规程相符
3.
2.4所有二次电缆的连接与图纸相符,施工工艺良好,端子排引线螺钉压接可靠,导线绝缘无裸露现象;装置后板配线连接紧固良好,插件螺丝紧固良好
3.
2.5核对自动空气小开关(或熔断器)的额定电流与设计相符或与所接入的负荷相适应,并满足上下级之间级配要求
3.
2.6检查保护以及操作直流电源的对应性以及独立性,检验直流回路确实没有寄生回路存在检验时应根据回路设计的具体情况,用分别断开回路的一些可能在运行中断开的设备及使回路中某些触点闭合的方法来检验
3.
2.7核查保护装置接地线以及保护屏柜接地铜排,应接地网连接可靠正确
3.
2.8二次回路检查维护,包括外观检查、清灰紧螺丝、检查插件以及继电器接触可靠、锈蚀端子更换、模糊端子套牌更换工作
3.3保护装置外部检查
3.
3.1保护盘固定良好,无明显变形及损坏现象,各部件安装端正牢固单体校验报告需提供
3.
3.2切换开关、按钮、键盘等应操作灵活、手感良好
3.
3.3所有单元、端子排、导线接头、电缆及其接头、信号指示等应有明确的标示,标示的字迹清晰无误
3.
3.4保护屏上的连片(压板)应有双重标示应与设计图纸、运行规程相符,连片安装符合反措要求
3.
3.5各插件插、拔灵活,各插件和插座之间定位良好,插入深度合适
3.
3.6各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好,所有芯片应插紧,型号正确,芯片放置位置正确
3.
3.7插件印刷电路板是否有损伤或变形,连线是否良好
3.
3.8各插件上变换器、继电器应固定良好,没有松动
3.
3.9装置插件内的选择跳线和拨动开关位置正确
3.
3.10检查装置内、外部是否清洁无积尘,各部件应清洁良好4绝缘试验
4.1二次回路绝缘检查
4.
1.1交流电压回路对地大于20MΩ
4.
1.2交流电流回路对地大于20MΩ
4.
1.3直流回路对地大于20MΩ5装置上电检查提交单体试验报告
5.1保护装置通电自检
5.2软件版本、程序校验码及管理序号核查
5.3时钟整定及对时功能检查
5.4定值整定及其失电保护功能检查6装置开入量检验7装置开出量检验8装置模数变换系统检验9整定值的整定及检验根据本柜的用途和定值,确定具体的试验内容,提供单体试验报告10断路器控制回路检查
10.1防止断路器跳跃功能检查以及传动,如果使用断路器本体的防止断路器跳跃回路,则检查操作箱的相关回路是否满足运行要求
10.2合闸回路、跳闸回路的接线正确性,并保证各回路之间不存在寄生回路
10.3断路器操作闭锁功能检查
10.4断路器就地分闸、合闸传动及远方信号检查
10.5断路器远方分闸、合闸传动及远方信号检查
10.6断路器辅助接点检查,远方、就地方式功能检查
10.7所有断路器信号检查11与厂站自动化系统(综自系统)配合检验综自厂家配合12与故障录波装置及继电保护故障信息系统配合检查与厂家配合13保护带负荷相量测试受电后5作业质量标准及工艺质量控制措施
5.1作业质量标准
5.
1.1《电气安装工程电气设备交接试验标准》—GB50150-
065.
1.2《电气装置安装工程施工及验收规范合编》—GB50171-92(中国计划出版社1999)
5.
1.3《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB14285-2006)
5.
1.4国家电网公司十八项电网重大反事故措施(试行)
5.
1.5设计图纸
5.
1.6相关厂家技术资料
5.2工艺质量控制措施
5.
2.1调试工作应正确、全面,不漏测,不漏项
5.
2.2调试记录要做到准确、详细、整洁
5.
2.4调试过程中要严格执行相关安全和技术规程
5.
2.5调试发现的问题,要及时和业主及相关人员沟通解决6技术资料要求
6.1要及时搜集完整的设计图纸和设备厂家技术资料,明白设计意图,搞清设备功能从源头把握设备技术参数和设计原理的正确性
6.2对有问题的设备和接线,要及时发出工程联系单
6.3调试报告要及时提供,并保证调试数据的真实性7危险源、环境因素辨识及防范措施、文明施工标准
7.1职业安全健康、环境保护技术措施
7.
1.1调试之前对参加试验操作人员进行应进行技术和安全交底
7.
1.2所有参加调试人员必须根据分工做好调试前的各项检查及准备工作,认真学习作业指导书,熟悉系统
一、二次接线,熟悉方案规定的方法和步骤
7.
1.3调试过程中严格准守和执行《电力安全工作规程》中的各项规定
7.
1.4试验过程中有关人员必须精力集中,发现异常情况如设备声音异常、有放电等,要立即汇报,危急情况下如设备着火等可先处理后汇报然后必须将事故或故障原因分析清楚,并制定相应对策
7.
1.5在试验前应先检查为防止CT二次回路开路的短接线是否已正确、牢固地短接好,PT二次回路确实不存在短路现象
7.
1.6断开直流电源后才允许插、拔插件,插、拔交流插件时防止交流电流回路开路.
7.
1.7调试过程中发现有问题时,不要轻易更换芯片,应先查明原因,当证实确需更换芯片时,则必须更换经筛选合格的芯片,芯片插入的方向应正确,并保证接触可靠;接触、更换芯片时,应采用人体防静电接地措施,以确保不会因人体静电而损坏芯片
7.
1.8所使用的试验仪器外壳应与保护装置外壳在同一点可靠接地,以防止试验过程中损坏保护装置的组件
7.2施工过程危害和控制措施序号危险和有害因素控制措施1设备短路、爆炸、着火事故绝缘检查,确保绝缘良好在天气良好时试验室内要通风良好消防器材及人员准备到位2指挥、操作错误提前进行技术交底及安全交底对试验人员进行资格审查,应合格提前熟悉现场3设备爆炸伤人事故室内严禁烟火室内通风应良好4试验过程中触电事故试验人员应穿绝缘鞋或站在绝缘凳上试验人员应对试验方法有清晰认识提前熟悉调试设备和接线,做到心中有数调试操作人员精力应充沛,精心操作
7.3文明施工
7.
3.1受电区域严禁抽烟
7.
3.2受电人员应穿戴整洁,绝缘鞋、绝缘手套应穿戴正确
7.
3.3严禁试验人员在试验过程中从事与试验无关的工作
7.
3.4操作与监护人员对话应清晰、明朗,其它人员不得大声喧哗吵闹
7.
3.5在继电器室尽量不用手机、对讲机,需通讯时可远离一定的距离
7.
3.6调试记录应清晰、整洁、无误8有关计算及其分析无9附录220kV及110kV系统向量测试表格。