110KV系统调试方案.docx

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110KV系统调试方案

西北电力建设第一工程有限公司NO.1*****STPOWER*****CTION*****中广核陕西铜川耀州一期50MW110KV升压站安装工程作业指导书

文件编号：

名称：

系统调试作业指导书编制：

审核：

批准：

西北电力建设第一工程公司铜川项目部

110kV系统调试方案

第1章第2章第3章第4章编制依据1工程概况2系统调试条件4组织机构及仪器仪表5第5章一次设备试验第6章二次设备试验第7章综自系统调试方案第8章传动方案第9章

线路联调第10章安全及技术措施

西北电力建设第一工程公司铜川项目部68101216

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第一章编制依据

1、GB/T*****系列《质量管理和质量保证书》标准。

2、电力施工质量检验及评定标准。

3、中广核陕西铜川耀州一期50兆瓦农业大棚光伏发电项目110KV升压站安装工程施工设计图纸。

4、《陕西电力系统继电保护及安全自动装置工作规范》。

5、《陕西电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施纲要》。

（陕电调2003-37号）。

6、《国网十八项反措实施要求》（调继2005-222号）

7、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB*****-2006）8、保护厂家的装置技术、使用说明书及调试大纲。

9、DL5009-3--1997电力建设安全工作规程（变电所部分）10、DL/T995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》11、GB/T*****-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》

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第二章工程概况

1．电气主接线：

1．1110kV电气主接线

本期采用单母接线。

1．235kV电气主接线

35kV采用单母线接线，变压器低压侧接一段35kV母线。

主变35kV进线侧装设总断路器1．30.4kV电气主接线

0.4kV采用单元式单母线接线，变压器低压侧和备用进线各接一段0.4kV母线。

厂变0.4kV进线侧和备用进线装设总断路器。

2．设备选型2．1一次设备

2．1．1主变采用明珠电气有限公司生产的SZ11-*****/110三相强油风冷、有载调压、降压型变压器，容量比*****/*****KVA。

2．1．2110kV断路器采用河南平高集团有限公司生产的LW35-126型SF6瓷柱式断路器（弹簧机构）；隔离开关采用河南平高集团有限公司生产的GW4-40.5D（G.W）型双柱水平开启式隔离开关；避雷器采用统采用南阳中威电气有限公司生产的Y10W5-108/281W型和Y10WZ-102/266W型氧化锌避雷器；母线电压互感器采用无锡锡容电力电器有限公司生产的TYD110/√3-0.02H型电容式电压互感器；电流互感器采用河南平高集团有限公司生产的LVQB-110型电流互感器。

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2．1．335kV及10KV配电装置采用广州白云的KYN61型交流金属封闭型移开式高压开关柜，开关柜内安装真空断路器。

2．2电气二次部分2．2．1直流及综自部分

电气设备的控制方式采用220V直流电源控制，后台机综合自动化控制。

主变压器采用微机型保护。

110kV线路保护采用微机型保护。

直流系统采用1组220V、200Ah免维护铅酸蓄电池，单母线分段接线。

所内微机监控系统采用南京南瑞公司的ISA300+计算机监控系统，采用分散与集中相结合的方式。

站控设备布置于主控楼主控制室，主要包括1套操作员站，1套故录站，远动工作站、公用接口装置、打印机、音响报警装置、GPS对时装置和报警系统。

网络系统符合国际标准化组织OSI模型。

站控层采用TCP/IP协议的以太网，采用双网布置。

实现对全部一次设备进行监视、测量、控制、记录和报警功能。

2．2．2保护配置：

A．主变保护：

一套采用深圳南瑞生产的PCS-9671型主变差动保护及PCS-9681型后备保护；

B．线路保护：

110kV线路保护一套采用南瑞继保生产的PCS-943型光纤差动保护；

C．110kV母线采用深圳南瑞生产的PCS-915型保护。

D．故障录波：

录波采用深圳南瑞生产的PCS-996型线路微机故障录波器；

E．无功补偿保护：

35kV无功补偿保护采用深圳南瑞生产的PCS-9611

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型型测控一体保护装置；站用变采用深圳南瑞生产的PCS-9621型测控一体保护装置。

第三章系统调试条件

3．1所有一次设备已安装试验完毕，设备型号规格与设计相符，试

验数据符合规程规定，试验项目完备有效。

3．2所有保护装置单体调试完毕，无遗留问题，或遗留问题不影响

系统调试。

3．3保护光纤通道已检测完好，具备对调条件，或在系统调试前具

备对调

3．4测控装置单体调试完毕、无遗留问题，或遗留问题不影响系统

调试

3．5远动装置调试完毕，通道已具备远传条件，或在系统调试前具

备远传条件

3．6计量测量仪表检定测试完毕，无遗留问题，或遗留问题不影响

系统调试

3．7电缆接线查验完毕，接线正确，无错线漏线。

3．8通讯数据线敷设接线完毕，接线正确，保护及GPS系统通讯正

常。

3．9全站公用交、直流电源及UPS电源调试完毕，无遗留问题，或

遗留问题不影响系统调试。

3．10三级调度应下发保护定值通知单，或不影响系统调试的调试定

值单。

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3．11应开通系统调试电话及建立异地协调关系。

第四章组织机构及仪器仪表

4．1人员组织

调试总负责：

杨运全一次设备试验负责王文龙保护调试负责雷永良110kV区一次设备王文龙，宗树金35kV区一次设备王文龙，杨鸿110kV线路保护雷永良，杨鸿元件保护雷永良，王波4．2试验仪器仪表：

1.大电流发生器1台2.保护测试仪1台3.14型万用表1块4.数字型万用表5块5.钳型电流表1块6.相序表1块7.500-1000V兆欧表1块8.直流电阻测试仪1台

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第五章一次设备试验

5．1主变试验

5．1．1主变安装前进行主变附件试验A．套管CT试验

①测量二次绕组的绝缘电阻；②检查接线组别和极性；③测量二次绕组的直流电阻；④检查二次绕组各分接头的变比；⑤二次绕组进行励磁特性曲线试验⑥二次绕组交流耐压试验。

B．套管试验①测量绝缘电阻；

②测量介质损耗角正切值和电容值；③绝缘油试验。

C．主变残油试验（绝缘油的简化分析）D．主变油罐油试验（绝缘油的简化分析）5．1．2主变人孔检查试验

测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯绝缘试验5．1．3主变安装完后试验A．变压器本体试验

①测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；②测量绕组连同套管的介质损耗角正切值；

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③测量绕组连同套管的直流泄露电流；④测量绕组连同套管的直流电阻；⑤检查所有分解头的电压比；

⑥检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；⑦有载调压切换装置的检查和试验。

B．变压器油试验

变压器油到现场后试验项目①每罐绝缘油的简化分析；②每罐绝缘油的色谱、微水、试验。

变压器油罐油试验合格，注入变压器经热油循环静止后，局放试验前试验项目

①绝缘油的简化分析；

②油的色谱、微水、含气量试验。

变压器局放试验后试验项目①绝缘油色谱试验

C．变压器局放试验及绕组变形试验（特殊试验项目：

由我方委托电研院进行）

5．2其它一次设备试验依照一次试验作业指导书内容严格执行

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第六章二次设备试验

6．1微机保护常规检查

6．1．1外观检查:

检查端子排,接线良好,与图纸相符,检查内部插件接触良好.位置正确,所配附件完整,齐备。

6．1．2回路绝缘：

交流回路对直流回路及地,直流对接点及地,交流对接点及地,使用500V摇表,其绝缘应符合厂家技术要求.

6．1．3通电检查:

检查逆变电源,工作良好,输出电压正确,电源自启动符合要求，打印机工作正常，面板操作良好，定值、时间日期更改等功能正确无误；保护开入开出动作检查正确，压板投退保护反应正确。

6．1．4零漂刻度检查：

其误差范围应符合厂家要求，交流插件极性，变比正确。

6．2保护功能试验6．2．1主保护调试：

A、比率差动保护的动作曲线测试正确，高中低三侧差动电流都要检查到位，速断保护刻度在误差范围内，出口正确。

B、高压侧后备保护调试：

相间阻抗保护和零序功率方向保护刻度检查及方向检查均符合要求。

且保护出口动作正确，信号指示正常。

过负荷动作值及信号正确。

C、低压侧后备保护调试：

过流速断保护刻度正确出口正常信号指示无误。

D、非电量保护调试：

中间继电器在80%Un动作正确，非电量输入接

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点位置正确，信号指示及出口正常。

6．2．2线路保护调试：

A、纵联差动保护调试：

刻度正确.方向正确，动作正常。

ABC三相均检查到位。

制动特性均正确。

B、距离保护调试：

刻度正确.方向正确，动作正常。

ABC三相均检查到位。

阶梯特性均正确。

C、零序保护调试：

刻度正确.方向正确，动作正常。

ABC三相均检查到位。

阶梯特性均正确。

D、光纤通道联调检查良好,收、发讯裕度满足要求。

6．2．3断控单元调试

A、操作回路正确，继电器动作正常，跳合闸电流符合规程要求。

B、防跳回路采用断路器机构防跳。

C、失灵保护调试：

刻度正确，逻辑正常，动作正常。

D、充电保护：

刻度正确，逻辑正常，动作正常。

6．2．4远跳保护

A、定值检查：

负序，零序，频率，过压，等故障启动均满足要求，收讯检查良好，逻辑回路正确，出口正确。

B、与失灵保护配合时，逻辑回路正确，出口正确。

6．2．5故障录波

A、开关量启动录波检查,动作正确且波形与实际相符。

B、模拟各类故障发生，录波正确且录波报告与实际故障相符。

.6．2．6二次回路检查

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A、检查端子排二次电缆线与图纸相符，与实际位置相符。

LH回路一点接地。

B、检查保护装置及二次回路反措措施是否完全执行。

第七章综自系统调试方案

7．1测控装置调试：

1．外观检查:

检查端子排,接线良好,与图纸相符,检查内部插件接触良好.位置正确,所配附件完整,齐备.

2．回路绝缘：

交流回路对直流回路及地,直流对接点及地,交流对接点及地,使用500V摇表,其绝缘应符合厂家技术要求。

3．通电检查:

检查逆变电源,工作良好,输出电压正确,面板操作正确。

4．零漂刻度检查：

其误差范围应符合厂家要求，交流插件极性，变比

正确。

5.开入开出检查：

根据图纸在端子排短接开入量，装置显示正确。

装置面板操作开出量，再端子排检查正确。

6.检查装置以太网接口