XX电厂220kV升电站电气调试方案Word格式文档下载.docx
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司
经
理
电
气
工
程
师
1995年参加工作，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——2002年任调试公司电气专责工程师，2003年任调试分公司副经理。
2
高
压
冯
国
新
组
长
级
技
89年参加工作。
95年加入调试工作。
参加的工程主要有：
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。
姓名
3
继
保
林
尚
庆
专
97年参加工作。
主要参加工程有：
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）、东莞厚街环保电厂＃1＃2机、东莞福安印染纺织有限公司自备电厂＃1＃2机、惠州福田变110KV电站、汕头外,埔110KV变电站。
4
刘
道
康
助
96年参加工作。
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
98年参加工作。
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、东莞福安印染纺织有限公司自备电厂＃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
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）、东莞厚街环保电厂＃1＃2机、东莞福安印染纺织有限公司自备电厂＃1＃2机、惠州福田变110KV电站、汕头外埔110KV变电站。
2.1．1调试主要负责人必须具有调试过多个大型发电厂或变电站的调试经验，熟悉变电站的调试过程及技术标准，小组负责人也应具有一定的调试经验，能在主要负责人和技术员的指导下进行作业；
一般工作人员也应了解电气一、二次设备的基本知识。
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的作业程序、分工及具体工作内容。
2.1.3参加调试的人员应通过安全规程的考试，具备一定的安全作业知识。
2.1.4熟悉设计图及施工现场的环境，对设备的性能及操作相当了解；
试验负责人员要有高度的责任心和相关资格，能独立带领试验人员进行对各项目的调试。
2.2制定工作技术措施
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：
名称
型号
数量
交流伏安表
T72-VA
直流伏安表
C31-VA
高压绝缘测试仪
3124
滑线电阻
若干
交直流数字钳型电流表
2010
数字存储示波器
3850
7
数字式频率/周期表
MFT-1
8
抗干扰自动介损测试仪
BM3A-III
9
变压器变比自动测试仪
AQJ-5
10
开关机械特性测试仪
KJTC-III（A）
11
感性负载直阻速测欧姆计
TG-3960-7
12
开关接触电阻测试仪
KDC
13
调压器
常用电压等级
14
试验变压器
CQSBC（JZ）-20
15
直流高压发生器
ZGF-60/2
JGF-200
16
综合继电保护测试仪
ONLY－6108
17
电测量变送器检定装置
CL-301
18
交直流指示仪表检定装置
JB-202B
19
多功能标准电能表
MT-3000C
2.4其他机具：
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到货设备的检查：
对运到现场的所有设备的部件、备品和专用工具逐一进行认真的检查，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测量绝缘拉杆的绝缘电阻值，应符合规定。
3.1.2测量每相导电回路的直流电阻，应符合产品技术规定。
3.1.3测量断路器的分合闸时间，应符合产品技术规定。
3.1.4测量断路器主触头的分合闸同期性，应符合产品技术规定。
3.1.5测量油断路器的分合闸速度，应符合产品技术规定。
3.1.6测量分合闸线圈的绝缘电阻值和直流电阻值。
3.1.7断路器的操作机构试验。
3.2电力变压器试验
3.2.1测量绕组连同套管的直流电阻值应符合有关规定。
3.2.2检查所有分接头的电压比。
3.2.3检查变压器的结线组别，应与铭牌一致。
3.2.4测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比，应符合有关规定。
3.2.5测量油浸式变压器的介质损耗角正切值。
3.2.6测量35KV以上且容量大于10000KVA变压器的直流泄漏电流。
3.2.7容量在8000KVA以下且绕组电压在110KV以下的电力变压器应进行交流耐压实验。
3.2.8测量铁芯绝缘的各紧固件对外壳的绝缘电阻。
3.2.9绝缘油试验。
3.2.10额定电压的冲击合闸试验。
3.3互感器（CT/PT）
3.3.1测量绕组的绝缘电阻，应符合有关规定。
3.3.2交流耐压试验，根据不同的型号和电压等级按有关规定进行。
3.3.3测量电压互感器的一次绕组的直流电阻，应符合有关规定。
3.3.4检查互感器的变比，应与铭牌和设计要求相符。
3.3.5测量1000V以上电压互感器的空载励磁电流，应符合有关规定。
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，直流耐压值根据不同的型号和电压等级按有关规定进行，泄漏电流应符合有关技术规定。
3.4.3检查电缆的相位应与电网的相位一致。
3.5避雷器
3.5.1测量绝缘电阻应符合有关规定。
3.5.2测量泄漏电流，并检查组合元件的非线性系数。
3.5.3测量金属氧化物避雷器的持续电流和工频参考电压，应符合技术要求。
3.5.4检查放电计数器的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：
应根据不同的种类，根据相应的校验标准逐个校验。
3.8保护装置、自动装置及继电器
3.8.1保护和自动装置应根据产品的技术文件及其国家有关标准进行逐个逐项进行检验，其各项调试结果应符合有关规定。
3.8.2继电器应根据不同种类，按照继电器的校验规程逐个逐项进行校验，其结果应符合规程规定。
3.9二次回路
3.9.1所有的二次回路应根据设计图纸和所接设备的实际需要进行校对，确保接线正确。
3.9.2交流电流回路应测量回路的负荷阻抗，交流电压回路应通电检查确认相
位正确。
3.9.3测量回路的绝缘电阻，一般情况下不应小于10兆欧。
当回路电阻大于10兆欧时可以用2500V摇表测量绝缘电阻持续1分钟代替耐压，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电源柜根据出厂技术文件的要求进行调试，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．外观检查，倾斜影响检查，基本误差，变差，回零校验。
b．功率表的功率因数影响试验。
c．相位表、功率因数表的电流影响试验。
d．电能表的启动、潜动试验。
3.12变送器调试
a．输入、输出线性误差鉴定。
b．直流、交流特性试验。
c．不平衡度、精度试验。
3.13电抗器调试
包括绕组的直流电阻、绝缘电阻、交流耐压试验等。
3.14 SF6断路器调试
包括测量绝缘拉杆的绝缘电阻、测量每相导电回路电阻、交流耐压试验、测量断路器的合、分闸时间、测量断路器的合、分闸速度、测量断路器主、辅触头合、分闸的同期及配合时间、套定式电流互感器试验、测量断路器在SF6气体的微量水含量、密封性试验、测量断路器合闸时触头的弹跳时间、断路器电容器的试验、测量合、分闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻、直流电阻、断路器操动机构的试验。
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、回路检查及定值、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：
外加电源模拟不同系统电压，对同期系统进行如下检查。
4.2.1同期回路正常，同期装置工作正常。
4.2.2同期录波，检查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，检查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，检查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
包括系统查线，装置通电调试，系统联调，试运行等。
4.5直流电源系统调试
包括直流屏、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
包括间隔层和站层级网络设备调试及两者联调。
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。
监控系统与继电保护系统、电量计费系统、直流系统、所用电系统的接口调试。
监控系统与各级调度中心信息联调。
5整组启动调试
5．1启动时间：
5．2启动验收委员会：
5．3启动范围：
5．4启动前准备工作和技术措施：
1、全面清理现场，检查所有投产设备无遗留的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。
2、与中调、地调的通讯畅通。
3、按调度部门通知的双重编号写在各设备的适当位置，并标志清楚，经核对无误，警告牌应齐全。
4、主变分接头和所有启动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。
5、所有启动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，具备投产条件。
6、高压室的门窗已上锁且通向室外的电缆沟孔洞已封堵，门窗应有防止小动物进入的措施。
7、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，并放置在适当地点。
8、主变新建工程的一、二次图纸、设备的铭牌规范、保护定值、模拟图板、现场各种记录本、运行规程、图表等台帐、资料齐全。
9、高压场地启动设备有安全遮栏和悬挂标示牌。
10、接地网接地电阻经测量合格并符合设计要求。
11、检测站内有关启动设备绝缘电阻合格。
12、运行值班人员应熟悉现场设备和现场规程。
13、启动前由安装调试人员会同值班人员进行设备安装情况检查交底。
操作人员应按启动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习，应正确无误。
14、站内待启动设备的所有开关、刀闸、接地刀闸应全部在断开位置。
15、所有启动开关应做传动，试验完好。
16、严防CT二次开路、PT二次短路。
17、以上各项经检查具备启动条件后，由现场总指挥向启动领导小组汇报，经批准后方可启动。
5．5启动程序：
（一）启动前的准备工作
1、220kV线路投入所有保护，退出线路重合闸。
2、6kV出线暂不接入。
3、检查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的直流操作保险或电源和待操作开关的合闸电源保险，以及投入主变和待运行设备的全部保护压板。
（二）母线及公用设备充电。
（110kV系统原则方案相同）
1、检查挂在220kV母线上的所有刀闸，接地刀闸确在断开位置。
2、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。
3、确认220kV线路对侧开关在分闸位置。
4、合220KV进线隔离刀闸。
5、合上母线PT刀闸及二次空气开关。
6、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。
7、检查220kV线路TYD电压与母线电压正常。
8、通知对侧切开220kV线路。
9、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。
10、通知对侧切开220kV线路。
（三）主变充电：
1、检查主变各侧开关、刀闸、及接地刀闸确在断开位置。
2、投入主变变高侧所有保护。
3、试调有载调压开关，最后置于第档（）的位置。
试验主变冷却装置，正常后停下，冷却装置处于自投状态。
4、合上主变变高和变中中性点接地刀闸。
5、合上主变变高刀闸。
6、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。
7、合上主变变高开关，对变压器进行第一次充电，并记录每次充电涌流值，检查主变运行情况。
8、充电10分钟后，手动切开主变变高开关。
9、合上主变变高开关，对变压器进行第二次充电。
10、充电5分钟后，用220kV侧过流保护跳开主变开关。
11、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。
12、充电5分钟后，用差动保护跳开主变三侧三个开关。
13、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。
14、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。
1、检查6kV高压室所有开关、刀闸确在断开位置。
2、检查6kV母线PT一次和二次熔断器完好后合上PT刀闸。
3、将主变6kV过流保护时限调整至秒。
4、合上主变变低开关，6kV母线第一次充电。
5、检查6kV母线电压，同时用PT二次侧进行核相。
试调有载调压开关，检查10kV母线电压变化是否正确。
6、切开主变变低开关。
7、合上主变变低开关，6kV母线第二次充电。
8、用主变6kV侧过流保护跳开开关。
9、检查出线间隔下刀无任何线缆接入。
10、将出线的上、下刀闸合上。
11、合上主变变低开关，6kV母线第三次充电。
12、分别合上出线的断路器，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。
1、检查站用变接地刀闸确在断开位置。
2、投入站用变保护，检查站用变高压侧分接开关按要求置于档位置。
3、合上站用变刀闸。
4、合上站用变开关，站用变第一次充电，检查站用变带电情况是否正常。
5、切开站用变开关。
6、合上站用变开关，对站用变充电三次。
7、检查低压侧电压情况。
8、站用变与站用变低压侧核对相序、相位。
6本方案作业施工中的危险点辨识及预防措施
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
户外现场作业必须戴好安全帽并不得在作业处的下方停留或行走
容性试品放电、烧伤触电
对容性试品作可靠的放电处理
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，连接试验连线时必须系好安全带
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！
”的标识牌，设立警戒
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
高压引线过长
高压试验时，高压引线长度适当，不可过长。
接地要牢固，引线用绝缘支持固定
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都应对容性试品可靠放电
试验试品设备未接地
高压试验设备的外壳必须接地，接地必须良好可靠
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
试验电源熔丝要适当，不可选过大熔丝
加压前未大声呼唱
试验加压前，必须设有监护人监护，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须设监护人，加强巡视
交流耐压试验
试验合闸前必须先检查接线，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
高压线对地距离小
高压线应有适当高度，设备要有可靠接地
测绝缘电阻未放电
测绝缘电阻时应防止带电部分与人体接触，试验后被试验设备必须放电
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
送电前认真检查TV末端的接地是否可靠
交直流电源标识不清
交流电源与直流电源应有明显标识，便于区别
做传动试验开关处未设监护人
做传动试验时，开关处必须设专人监护，并应有通信联络和就地可紧急操作的措施
电源开关板未接漏电保护器
电源开关板必须接漏电保护器
带电保护屏没有明显标志
带电屏挂红布帘提示
送电时TA回路开路高压伤人
送电前检查TA回路是否开路，确认在闭路状态下时方可试验
夏日高温露天作业中暑
备好饮水，设临时遮阳棚，注意适当休息
TV回路短路
送电前检查TV回路
测量二次回路绝缘电阻
被试系统内的其他工作应停止
7现场调试及运行中反事故措施要点
7．1现场试验
7.1.1有明显的断开点（打开了连接片或接线端子片等才能确认），也只能确认在断开点以前的保护停用了。
如果连接片只控制本保护的出口跳闸继电器的线圈回路，则必须断开跳闸触点回路才能认为该保护确已停用。
对于采用单相重合闸，由连接片控制正电源的三相分相跳闸回路，停用时除断开连接片外，尚需断开各分相跳闸回路的输出端子，才能认为该保护已停用。
7.1.2不允许在未停用的保护装置上进行试验和其他测试工作；
也不允许在保护未停用的情况下，用装置的试验按钮（除闭锁式纵联保护的起动发信按钮外）作试验。
7.1.3所有的继电保护定值试验，都必须以符合正式运行条件（如加上盖子，关好门等）为准。
7.1.4分部试验应采用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只能用整组试验的方法即除由电流及电压端子通入与故障情况相符的模拟故障量外，保护装置处于与投入运行完全相同的状态下，检查保护回路及整定值的正确性。
不允许用卡继电器触点、短路触点或类似人为手段作保护装置的整组试验。
7.1.6对运行中的保护装置及自动装置的外部接线进行改动，即便是改动一根连线的最简单情况，也必须履行如下程序：
7.1.6.1先在原图上做好修改，经主管继电保护部门批准。
7.1.6.2按图施工，不准凭记忆工作；
拆动二次回路时必须逐一做好记录，恢复时严格核对。
7.1.6.3改完后，做相应的逻辑回路整组试验，确认回路、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与主管继电保护部门修改图纸，工作负责人应在现场修改图上签字，没有修改的原图应要标志作废。
7.1.7不宜用调整极化继电器的触点来改变其起动值与返回值；
厂家应保证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的试验（包括失压后短时接通及断续接通）以及直流电压缓慢地、大幅度地变化（升或降），保护在此过程中不得出现有误动作或信号误表示的情况。
7.1.9对于载波收发信机，无论是专用或复用，都必须有专用规程按照保护逻辑回路要求，测试收发信回路整组输入/输出特性。
7.1.10在载波通道上作业后必须检测通道裕量，并与新安装检验时的数值比较。
7.1.11在新投入或改动了二次回路的变压器差动保护，在变压器由第一侧投入系统时必须投入跳闸，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，同时测量差动回路的不平衡电流或电压，证实二次接线及极性正确无误后，才再将保护投入跳闸。
在上述各种情况下，变压器的重瓦斯保护均应投入跳闸。
7.1.12所有差动保护（母线、变压器的纵差与横差等）在投入运行前，除测定相回路及差回路电流外，必须测各中性线的不平衡电流，以保证回路完整、正确。
7.1.13对于集成电路型及微机型保护的测试应注意：
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允
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