1800冷轧总降变电站调试施工方案Word下载.docx
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5、施工进度及组织计划
6、施工器具及仪表计划
7、安全文明施工
1.1工程名称：
宝钢1800冷轧工程110/10KV总降压变电站
1.2工程编号：
612-11-01
1.3开竣工日期：
2003年8月～2004年1月
1.4主要内容：
1.4.1110/10KV总降压变电站由两台80000KVA主变供电、主变的一次110KV电源引自轧钢变电所、1号主变二次向总降压变电站的A、C段线供电，2号主变二次向B、D段母线供电，10KV系统主要由4面进线柜、6面备用柜、6面滤液顺馈出柜、2面PT柜、4面联柜、2面变压器馈出柜、12面向分开关站供电柜组成。
1.4.2低压部分由故障录波、电能质量监控、UPS电源、操控台、保护屏、继电器屏、信号屏、直流屏、低压配电屏等构成，并集中在控制室监控，由1个操作台单独集中控制。
1.5工程特点：
1.5.1本工程电气设备由几家制造厂供货，其中主体部分10KV高压开关柜为移开式中置柜，由厦门ABB供货，两台电压等级110KV，容量为80000KV三相油浸风冷式有截调压电力变压器，由特变电工衡阳变压器有限公司供货，UPS、操作台、保护屏由宝信公司供货，电能质量监控柜由安大公司供货等。
1.5.2、由于供货厂家较多，所以给调度（接口部分）资料及图纸、交工资料等到都增加了一定的难度。
1.6编制依据及适应范围
1.6.1编制依据：
武汉钢铁设计研究总院，设计的《110/10KV总降压变电站工程》施工图及制造厂家的图纸资料说明书。
1.6.2国家现行有关施工技术标准、质量验收规范（GB50303-2002）和电气设备交接试验标准（GB50150-91）。
1.6.3适应范围：
本方案适用于宝钢1800冷轧110/10KV总降压变电站工程的电气调试。
1.7工程主要实物量：
序号
名称
规格
类别
单位
数量
备注
1
接地变压器调试
KSJD-800/10
台
2
主变压器调试
SFZ10-80000/110
有载调压
3
故障录波屏调试
WGL-300微机录波装置
面
4
转送跳闸箱调试
5
110KV电缆保护箱调试
6
电能质量监控柜调试
安在公司供货
7
UPS电源调试
宝信公司供货
套
8
操作台调试
9
保护屏调试
10
继电器屏调试
RK-10800*600*2200
11
信号屏调试
12
控制屏调试
13
直流屏调试
DC110V、2*100AH
3面
14
低压配电屏调试
MNS
15
中性点电阻屏调试
10KV、300A
16
10KV开关柜调试
10KV
36
17
10KV动力电缆试验
3（1*1500）ZR-YJV-8./10
根
18
3*3（1*300）ZR-YJV-8.7/10
19
3*3（1*500）XR-YJV-8.7/10
20
零序互感器
3-BWCTφ200
个
2、面布置及单线系统图
2.1电气设备平面布置图，见图1
2.2单线系统图，见图2
3.1说明：
3.1.1电气调整工作是电气施工中必不可少的最后一道关键工序，其目的是在电气安装工作基本完成的条件下，并保证人身和设备安全的前提下，使电气装置的性能满足设计和生产工艺要求。
3.1.2电气调整是一项技术性能较强的工作，为了使电气装置的性能满足设计要求，必须对被调试的电气装置的原理与性能有较深的了解。
更为重要的是要很好地研究和了解被调试电气装置的调试方法和标准要求。
3.1.3由于本次工程设备厂家较多，要求调试人员对各厂家的出厂次料、说明书及图纸，要进行充分的了解和消化后主可进行施工。
3.1.4根据现场施工进度的实际情况，合理安排仪器、仪表的使用并提报计划，根据施工进度做好各工序的劳动力安排。
3.1.5为了突出重点：
方案中只对重点和较特殊的设备和系统写清试验项目、标准和方法。
3.2施工顺序方框图：
准备工作
外观检查
单体试验
系统模拟试验
试运行
施工顺序框图
4、主要试验项目标准要求及试验方法：
4.1电力变压器
4.1.1试验项目：
1）1）测量变压器线圈连同套管的直流电阻；
2）检查所有分接关的变压比；
3）检查3相变压器的接线组别；
4）测量线圈连同套管的绝缘电阻和吸收比或极北指数及线圈的介质损耗角正切（tgδ）；
5）测量线圈连同套管的介质损失角正切值（tgδ）；
6）测量线圈连同套管的直流漏泄电流；
7）测量线圈连同套管的交流工频耐压试验；
8）测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套客对外壳的绝缘电阻；
9）绝缘油的试验；
10）有载调压切换装置的检查和试验；
11）额定电压下的冲击合闸试验；
12）检查相位；
13）受电前的外观检查及要求。
4.1.2试验标准和要求
4.1.2.1受电前的外观检查及要求
1）变压器和套管无渗漏现象；
2）变压器外壳接地良好；
3）瓦斯继电器，温度计按规定进行校验后，应符合要求，应无渗漏现象；
4）油枕的油位的指示器应有明显的监视线，油位达到规定线上；
5）投运时，压力释放阀必须处于开启状态。
4.1.2.2各分接头的所有位置的直流电阻
1）3相变压器各相测得的值的相互差值应小于平均值的2%，线间的相互差值应小于平均值的1%；
2）所测直流电阻与同温度下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；
并参照说明书第9.1项。
4.1.2.3各分接头的变压比
检查所有分接头的变压比与制造厂名牌数据相比，不得超过下述规定：
1）规定的第1对绕组主分接位置变比误差为；
a、定电压比为±
0.5%。
b、实际阻抗百分数1/10，取a、b中较低者。
2）其他分接位置变比误差按协议，但不低于a和b中较小者。
并注意：
检查分接开关操纵机构的指示位置是否与开关实际位置相条款，若不符应即时予以调整。
4.1.2.4结线组别：
3相变压器的接线组别必须与设计要求及名牌和外壳上的标志符号相符。
4.1.2.5线圈连同套管的绝缘电阻，吸收比或极化指数及线圈的介质损耗角正切（tgδ）。
a）绝缘电阻不应低于出厂试验值的70%。
b）当绝缘电阻值高时，吸收比测量值仅作为参考值，同时应测量极化指数，并以极化指数为判断是否合格的依据（见表）。
c）tgδ测量时，环境温度不是20℃时，按下表查出换算系数A，当温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插值法确定，折算到的值（见下表）。
温度差K（℃）
25
30
35
40
换算系数A
1.30
1.50
1.70
1.90
2.20
2.50
3.00
吸收比、极化指数、tgδ，试验数据参考下表（在10~40测量）。
电压级别项目
R60/R15
极化指数R600/60
tgδ（20℃）
60KV以上
71.5
＜1.5%
4.1.2.6线圈连同套管的介质损失角正切值（tgδ）。
1）tanδ所测值不应大于产品出厂实验值的130%。
2）测试时的温度与出厂试验时的温度不同时，可按表换算到同一温度时的数值进行比较。
介质损失角正切值（%）温度换算系数。
温度差/K
45
50
1.3
1.5
1.7
1.9
2.2
2.5
2.9
3.3
3.7
当测量时温度差不是表中所列数值时，其换算系数A可用线性插入法确定，也可按下述公式计算：
A=1.3K/10
校正到20℃时的值可用下述公式计算：
当所测温度在20℃以上时，tanδ20=tanδt/A
当所测温度在20℃以下时，tanδ20=Atanδt
4.1.2.7线圈连同套管的直流漏泄电流
试验电压标准，应符合下表
线圈额定电压/KV
6-10
20-35
63-330
直流试验电压/KV
当试验电压达到1分钟时，在高压端读取泄漏电流，其值不宜超过下表
额定电压/KV
试验电压峰值/KV
下列温度（℃）时的线圈泄漏电流值/μA
60
70
80
6-15
22
33
77
112
166
250
356
74
111
167
400
570
4.1.2.8线圈连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：
110/10KV油浸式变压器，一次线组试验电压为170KV，二次绕组为30KV。
10/0.4KV油浸式变压器，一次绕组试验电压为30KV，二次为4KV。
4.1.2.9测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻应符合下列规定：
1）进行器身检查的变压器，应测量可接触到的穿芯螺栓，轭铁夹件及绑扎钢带对铁轭、我芯、油箱及绕组压环的绝缘电阻。
2）采用2500V兆欧表测量，持续时间为1min，应无闪络及击穿现象。
3）当恩铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯连接时，应将连接片断开后进行试验。
4）铁芯必须为一点接地，对变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时，应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻。
4.1.2.10绝缘油的试验
见变压器安装施工方案
4.1.2.1.11有载调压切换装置的检查和试验，应符合下列规定：
1）在切换开关取出检查时，测量限流电阻的电阻值，测得值与产品出厂数值相比，应无明显差别。
2）在切换开关取出检查时，检查切开关切换触头的全部动作顺序，应符合产品技术条件的规定。
3）检查切换装置在全部切换过程中，应无开路现象；
电气和机械限位动作正确且符合产品要求；
在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。
4）在变压器无电压下操作10个循环。
在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，其三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。
5）绝缘油注入切换开关油箱前，各项试验应合格。
4.1.2.1.12在额定电压下对变压器的冲击合闸试验。
，
1）冲击合闸前变压器应静放24小时以上。
2）应进行5次，每次间隔时间宜在15min，变压器励磁涌流不应引起保护装置误动作。
3）有条件时应从零起升压，出可用电压冲击合闸。
4）电源三相开关不同步应＜10ms，合闸应有避雷器保护，中性点必须可靠接地，过流保护动作时限整定为零，气体继电顺信号回路暂接入分闸回路上。
5）空载冲击合闸结束后，应将气体继电器的信号接点接至报警回路，分闸接点接至分闸回路，调整好过流保护值。
4.1.2.1.13检查变压器的相位必须与电网相位一致。
4.1.3主要试验方法
4.1.3.1测量变压器线圈的直流电阻：
一般使用单、双电桥测量是可行的，使用双电桥测量时，应注意台下事项：
1）电桥要放平稳，测量用的导线连接应接触良好，其中电流线应比电压线粗些。
2）外接电池和外接栓流计时，应按电桥端子标示极性接入，外接栓流地经2-10Ω的保护电阻或利用分流器。
3）测量大电感时，注意操作顺序，尽量避免仪表指针受到大冲击，即先按下电池按钮使电源接通一定时间后，再按栓流计按钮接通栓流计放开时则相反。
4.1.3.2变压比的测量方法：
1）一般采用从高压侧通低压电源同时读取两侧电压的方法。
2）测量时应注意，测量仪表不低于0.5级，并使读数尽量在刻度的后半部，为了减少读数误差，两侧电压应同时读取。
4.1.3.3接线组别的栓测方法：
1）常用的栓测方法有感应法，相位表法和交流电压表法。
2）采用交流电压表法时，应注意3相电源不平衡及测量上的误差所带来的测量结果的影响。
测量方法是在高侧加3相低电压，并取3相中的任意相等低压端子联在一起（如A、a联在一起），再用电压表分别测量AB、AC、BC和Bb、Bc、Cb、Cc间的电压，然后作出向量图。
4.2互感器
4.2.1试验项目
1）测量线圈的绝缘
2）交流耐压试验
3）测量电压互感器一次绕组的直流电阻
4）测量电流互感器的励磁特性曲线
5）测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性
6）检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性
7）检查互感器变比
4.2.2、试验标准和要求：
4.2.2.1测量绕组的绝缘电阻，应符合下列规定：
1）测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻。
2）35KV及以上的互感器的绝缘电阻值与产品出厂试验值比较，应无明显差别。
3）110KV及以上的油低电容式电流互感器，应测末屏对二次绕组及地的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不宜小于1000MΩ。
4.2.2.2交流耐压试验，应符合下列规定：
互感器的一次绕组的压标准为27KV，并对二次绕组短路接地，二次绕组之间及其对外壳的交流耐压试验电压标准应为2000V。
4.2.2.3测量电压互感器一次绕组的直流电阻，与产品出厂值勤或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。
4.2.2.4测量电流互感器的励磁特性曲线，当继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应进行励磁特性曲线试验，当电流互感器为多抽头时，可在使用抽头或最大抽头测量，同型式电流互感器特性相互比较，应无明显差别。
4.2.2.5电压互感器的空载电流和励磁特性的测量，应符合下列规定：
1）应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流，空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。
2）电容式电压互感器的中间电压变压器与分压电容器在内部连接时可不进行此项试验。
4.2.2.6检查互感器的三相结线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
4.2.2.7检查互感器变化，应与制造厂铭牌值相符，对多抽头的互感器，可只检查使用分接头的变化。
4.2.3主要试验方法：
除共
同性的试验方法外，对互感器的弯化和伏安特性等的测式上加以说明。
4.2.3.1变比的测量
1）电流互感器
a、最大试验电流尽可能达到额定的100%-120%，对于1000A以上电流互感器，如无适当设备时，至少应过达到额定的30%以上。
b、具有两个二次线圈的互感器，可同时进行测量，也可测其中1个，另一个短接；
对于有分接头的套管型电流互感器，则每次只测其中的1个分接头，其余分接头开路。
c、测量误差分变比误差（简称比误差）和相角误差（简称角差）其中变比误差由下式决定
ΔK1=[（K1I2-I2）/I1]*100%
而相角误差是指二次电流超前或落后一次电流的相应角，并规定超前角为正角差，正常运行的电流互感器的相角差一般在2°
以下。
保护用的电流互感器允许比误差最大到10%，角差到7°
；
所谓10%信数是指一次电流倍数增大到数倍（一般6-15倍）时，电流误差达到10%，此时的一次电流读数即称为10%信数。
2）电压互感器
a、采用电压表表法测量时，对变比较大的电压互感器，如用380V电源电压从一次加入，不易测量准确，如从二次加适当电压，测量一次的高压也可，目前采用变比电桥方法较多。
b、五芯电压互感器的开口环电压的测量，一般是将其低压侧的3相星接组短接，加入100/√3V单相电压，测取开口环电压应为100V，如通入3相平衡电源，则开口环的不平衡电压很小，一般约在5%左右。
c、变比误差的计算：
ΔKV=[（KVU2-U2）/U1]*100%
电压互感器同样有相角误差，其意义同电流互感器，只是二次电压与一次电压之间的相角差，正常运行的电压互感器的相角差，一般在1°
3）以上测试数据也可与出厂数值相比较，应无明显差别。
4.2.3.2接线组别及极性的检查
检查方法同“电力变压器”相应部分。
3相电压互感顺的接线组别常为Y、Yn或Yn、YnO。
单相电压互感器的接线组别为I、IO（1/1-0），套管型高压电流互感器多为3个单相组成1组，在安装就位后应及时检查它们的极性，以便发现问题及时纠正。
4.2.3.3电流互感器的伏安特性的测定
1）测试方法
一般通过调压器调节电流，同时读取被测线圈的电流和电压值，在1A以内变化较快，可多取几点，应做到特性曲线的饱和点以上，形成平滑的曲线；
对同型号的电流互感器，测量时尽量取相同点，以便于相互比较。
2）实验中一般应注意的事项
a、剩磁对特性的影响，试验时应检查是否存在剩磁，其方法是先升电流（电压）至最高值，再逐渐降低至零进行被祛磁，一次效果不大，可多次进行，然后再进行测试。
b、绘制伏安特性曲线时，应根据曲线形状及时判断有无短路情况存在，同组3相互感器的特性是否基本相近。
4.3真空断路器
4.3.1真空断路器的试验项目
1）测量绝缘拉杆的绝缘电阻；
2）测量每相导电回路的电阻；
3）交流耐压试验；
4）测量断路器的分、合闸时间；
5）测量断路器合闸时触头分、合闸的同期性；
6）测量断路器时触头的弹跳时间；
7）测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻；
8）断路器操动机构的试验。
4.3.2试验标准和要求
4.3.2.1测量绝缘拉杆的绝缘电阻
测量绝缘拉杆的绝缘电阻值，不应低开1200MΩ。
4.3.2.2测量每相导电回路的电阻
测量每相导电回路的电阻值及测试方法，应符合产品技术条件的规定，并与出厂数值比较。
4.3.2.3交流耐压试验
应在断路器合闸及分闸状态下进行交流耐压试验，当在合闸状态下进行时，试验电压为27KV，当在分闸状态下进行时，真空灭弧室断口间的试验电压为27KV，试验中不应发生贯穿性放电。
4.3.2.4测量断路器的分、合闸时间，应在断路器额定电压下进行实测数值应符合产品技术条件的规定。
4.3.2.5测量断路器主触头分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定。
4.2.3.6断路器合闸过程中触头接触后的弹跳时间不应大于2ms。
4.2.3.7测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值不应低于10MΩ，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。
4.3.2.8断路器操动机构的试验，应符合下列规定：
1）当操作电压范围为80%-110%V，操动机构应可靠动作。
2）当直流或交流的分闸电压大于额定值的65%时，应可靠的分闸，当此电压小于额定值的30%时，不应分闸。
3）模拟操动试验
当具有可调电源时，可在不同电压条件下，对断路器进行就地或远控操作，每次操作断路器均应正确，可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求，当无可调电源时，只在额定电压下进行试验。
4.3.3主要试验方法
4.3.3.1电秒表法
测量注意如下事项：
a、为了提高测度准确度，电秒表尽量采用毫秒表类型。
b、试验前应多次操作被测断路器，使之机构动作灵活可靠。
4.3.3.2每相导电回路接触电阻的测量
测量方法有两种：
采作双电桥法和电流、电压表法，这里采用电流电压表法测量，实测值应与出厂数值进比较。
4.4电力、电缆
4.4.1试验项目：
1）测量绝缘电阻；
2）直流耐压试验及泄漏电流测量；
3）检查电缆线路的相位。
4.4.2试验标准和要求
4.4.2.1测量绝缘电阻
测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间的绝缘电阻，其值无规定标准，但3相不平衡系数一般不大于2.5。
4..4.2.2直流耐压试验及泄漏电流测量
塑料绝缘电缆直流耐压值为35KV（根据实际电缆到货规格再定）15min。
4.4.3主要试验方法
试验时，试验电压可分为4-6段均匀升压，每段停留1min，并读取泄漏电流值，测量时应清除杂散电流的影响。
4.5母线、绝缘子及套管
4.5.1试验项目
2）测量20KV及以上非瓷套管的介质损失角正切值勤（tanδ）和电容值；
4）母线的检查与试验。
4.5.2试验标准和要求：
4.5.2.1绝缘电阻的测量
1）悬式和支柱绝缘子，采用2500V兆欧表测量，每批可抽查10%，所测电阻每片悬式、绝缘子不应低于300MΩ；
35KV及以下支柱绝缘子，不应低于500MΩ；
而棒式绝缘子不作此试验。
2）套管主绝缘的绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，对63KV及以上的电容型套管，应测量“抽压小套管”对法兰或“测量小套管”对法兰的绝缘电阻，不应低于1000MΩ。
4.5.2.2套管的介质损失角正切值（tanδ）和电容值的测量
测量20KV及以上非纯瓷套管的tanδ和电容值，就符合下列规定：
1）在周围温度不低于10℃的条件下，所测套管的tanδ不应大于下表
套管型式
63及以下
110及以下
20-500
电容式
油浸式
0.7
胶粘纸
1.0
浇铸绝缘
气体
非电容式
2.0
4.5.2.3交流耐压试验
1）套管的试验电压应10KV（纯瓷和纯瓷充油绝缘）为30KV（固体有机绝缘）为27KV
110KV纯瓷和纯瓷充油绝缘的为185KV，固体有机绝缘的为180KV。
2）变压器套管、纯瓷穿墙套管均可随母线
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