调式大纲受电试验方案.docx

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调式大纲受电试验方案

大安乐胜风电场一期（49.5MW）工程

系统受电试验方案

目　　录

1　前言1

2主要设备参数1

3试验用仪器仪表3

4受电范围及主要带电设备3

5本次受电的主要工作内容3

6受电前的准备工作4

7受电前的检查工作4

81号主变倒充电试验5

935kVI段母线受电试验5

1035kVI段母线各箱变高压电缆受电及33台箱变倒充电试验6

1135千伏1号接地变受电试验8

12　组织措施8

13安全及环境因素控制措施9

附录中航安白高速乐胜风电场一期工程受电试验一次系统图12

1　前言

中航百安新能源电力有限公司大安乐胜风电场一期工程总装机容量为49.5MW，升压站主变容量为100MVA。

大安乐胜风电场一期工程变电设备受电试验，是为了检查大安乐胜风电场1号主变及其相关设备、35kV母线及其相关设备、35千伏集电线路、箱式变压器及其相关一次设备的绝缘状况和二次回路是否完好，使其顺利投入运行。

受电试验包括两个部分：

第一部分是1号主变倒充电试验和35kV母线受电试验。

第二部分是35kV线路受电试验和33台箱式变压器倒充电及其相关设备受电试验。

本试验方案编写依据是《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）。

2主要设备参数

2.11号主变

型号：

SFZ11-100000/220

额定电压：

（230±8×1.25%）/36.75kV

短路阻抗：

12.53%

接线组别：

Yn,d11

2.31号接地变

型号：

DKSC-1000-400/35

额定电压：

36750/400

接线组别：

ZNyn11

2.4220kVSF6断路器

型号：

LW58-252（W）/T4000-50

额定电压:

252kV

额定电流:

4000A

2.5220kV隔离开关

型号:

GW7B-252D（GW）

额定电压:

252kV

额定电流:

2000A

2.635kV真空断路器

型号：

ZW39-40.5

额定电压:

40.5kV

额定电流:

1600A

2.735kV隔离开关

型号:

GW5-40.5

额定电压:

40.5kV

额定电流:

1600A

2.8箱式变压器

型号：

S11-1600

容量：

1600kVA

电压变比：

36.75kV/0.62kV

接线组别：

DYd11

冷却方式：

自冷

厂家：

白城电力镇赉变压器制造有限责任公司

2.9PT变比

220千伏母线PT：

/

/

/

/0.1kV

35千伏母线PT：

2.10CT变比

1号主变高压侧CT：

600/5A

1号主变低压侧CT：

2000/5A

1号接地变高压侧CT：

800/5A

发电一、二、三线线路CT：

800/5A

无功补偿CT：

800/5A

3试验用仪器仪表

WFLC-Ⅵ型便携式电量记录分析仪1台

SY3000型数字钳形表1块

相序表1块

数字万用表2块

4受电范围及主要带电设备

本次受电是先对大安乐胜风电场1号主变充电后，再对35kV母线进行充电。

受电范围包括如下设备：

4.11号主变及其相关设备；

4.235kV母线及其相关设备；

4.3场用变及其相关设备；

4.4无功补偿及其相关设备；

4.535kV发电一线、发电二线、发电三线线路；

4.61-33号箱式变压器高压侧电缆；

4.71-33号箱式变压器及其相关设备；

4.8上述范围内所有避雷器、PT及CT。

5本次受电的主要工作内容

5.11号主变倒充电及五次冲击合闸试验；

5.235kV母线受电及与35kV母线PT二次相位检定；

5.3220kV母线PT与35kV母线PT相位检定；

5.41号主变分接头调整试验；

5.51-33号箱式变压器高压侧电缆充电试验；

5.61-33号箱式变压器充电试验；

5.71号接地变充电试验。

6受电前的准备工作

6.1受电范围内所有一次、二次设备均已安装调试完毕，并经有关部门验收合格。

满足有关规程和标准的要求。

实验记录应完整、齐全，设备名称、代号、标志齐全、清楚；

6.2大安乐胜风电场1号主变、场用变、无功补偿装置、1—33号箱式变压器、35kV母线等一次设备所有保护应调试完毕并能投入正常运行；

6.3所有开关、刀闸，就地、远方操作灵活、可靠；

6.4受电前，检查各组CT二次回路无开路，不用的CT短路接地；

6.5受电现场应有明显标志，必要处应设遮拦，挂设警告牌，带电间隔均应上锁；

6.6准备可靠的通讯工具，以便指挥和加强联系；

6.7主变消防设施通过验收，受电现场应有足够的消防工具；

6.8受电现场的土建工作应完全结束，主变事故贮油坑投入使用，道路畅通、照明应充足；

6.9在220kV母线PT和35kV母线PT充电时应采取防谐振措施；

6.10各受电的一次设备应派专人监视，注意变压器声音，注意绝缘及各设备有无异常；

6.11对于1号主变分别在受电前后各取一次油样进行油色谱分析，用来分析绝缘有无异常，并为以后的运行留下原始数据；

6.12在整个受电过程中，所有受电范围内的一切土建等其他施工人员必须停止工作并离开现场；

6.131号主变高压侧中性点接地方式按调度令执行。

6.141号主变有载调压分接头的位置按调度令调整。

6.15在1号主变高压侧电流互感器二次侧接入WFLC-Ⅵ型便携式电量记录分析仪。

7受电前的检查工作

7.1由大安乐胜风力发电场、建设单位、监理单位和试验单位共同对受电范围内的电气设备进行一次全面检查、检查是否有不符合要求的地方，对检查出的问题进行整改。

7.2对一次设备开关进行传动试验。

7.3用摇表检查主变等一次设备绝缘良好。

7.4检查1号主变高压侧的所有开关，刀闸（包括接地刀闸在开位和除调度管辖的接地线外全部拆除）均在断开位置；

7.5检查35kV母线、35kV发电一线、发电二线、发电三线及1-33号箱式变压器系统的所有开关、刀闸、接地刀闸均在断开位置；

7.6投入受电范围内的所有PT及避雷器，投入各组PT的二次保险。

注意检查PT的一、二次保险是否完好；

7.735kV母线保护退出，投入1号主变压器临时保护，投入35kV发电一线至发电三线馈线速断、过流保护，一切检查工作结束后由当班运行值长联系调度，即可进行受电试验。

81号主变倒充电试验

8.1检查220kV福大线5751开关在开位，合上220kV福大线新艾里分线乐胜支线5751甲、乙刀闸。

8.2检查220kV母线PT保险是否完好，根据调度命令投入220kV母线PT5785刀闸。

8.3按调度通知福大线已充电至220kV福大线5751开关外口，测量220kV福大线线路侧PT二次电压。

8.4根据调度命令，合220kV福大线新艾里分线乐胜支线5751开关对1号主变及母线PT进行第一次全电压冲击合闸，录制励磁涌流波形，第一次充电时间应不少于10分钟，以后每次冲击时间不少于五分钟。

8.5全面检查1号主变本体及一、二次设备是否正常。

8.6测量220kV母线PT二次电压及相序,进行220kV母线PT与福大线新艾里分线乐胜支线线路侧PT定相。

8.71号主变无异常后，根据省调命令，拉开220kV福大线新艾里分线乐胜支线5751开关。

8.8全面检查后，进行1号主变第二次至第五次全电压冲击合闸试验，分别记录每次的励磁涌流波形（在对1号主变进行冲击试验的时候，现场观察人员应与变压器保持足够的距离，以防止变压器发生故障时伤及工作人员）。

8.9第五次冲击合闸试验后。

935kV母线受电试验

9.1检查35kV母线设备间隔、1号主变二次3501K开关间隔、35kV母线PT、1号SVG间隔、2号SVG间隔送电范围接地线全部拆除。

9.2检查35kV母线PT一、二次保险良好，合35kV母线PT35YH甲刀闸。

9.3合上1号主变二次侧3501开关，对35kV母线充电，测量35kV母线PT二次电压、相序。

9.4进行35kV母线PT二次和220kV主母线PT二次定相。

9.5在有载开关调节画面中按照“9、8、7、6、5、4、3、2、1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、16、15、14、13、12、11、10、9”的顺序调节1号主变有载分接开关的位置，并且在有载分接开关的各个位置上，测量和记录不同分接头下35kV母线PT的二次电压。

进行1号主变的有载调压分接头调压试验时，35kV母线最大电压值不超过42.35kV，试验结束后分接头恢复到正常档位。

9.6在1号主变带一定负荷后，测量1号主变差动保护电流的极性和差流，当电流的极性和差流正确后，请示调度投入1号主变差动保护。

1035kV母线各箱变高压电缆受电及33台箱变倒充电试验

10.1检查35kV母线发电线路工作票已全部收回，确认线路确无人工作；检查35kV发电一线至发电三线的速断、过流保护已投入。

10.2检查各箱式变压器高、低压侧开关、刀闸在开位，将各箱式变压器所属保护投入。

10.3检查35kV发电一线35b1开关在开位。

检查35b1D接地刀闸在开位。

10.4合上35kV发电一线35b1开关，对风电场发电一线线路及所属1—11号箱式变压器高压电缆进行充电。

10.5检查风电场35kV发电一线线路及所属1—11号箱式变压器高压电缆是否有异常。

10.6检查风电场35kV发电一线线路及所属1—11号箱式变压器高压电缆无异常后，拉开35kV发电一线35b1开关。

10.7分别投入1—11号箱式变压器高压侧跌落式开关及高压侧负荷开关。

10.8合上35kV发电一线35b1开关，对风电场1—11号箱式变压器进行倒充电试验。

10.9检查所属各表计指示无异常，箱式变压器无异常声音，箱式变压器所属设备无异常。

10.10分别投入各箱式变压器低压侧开关，测定各箱式变压器低压测电压及相序。

10.11检查风电场1—11号箱式变压器一、二次设备无异常后，分别拉开1—11号箱式变压器低压侧开关、高压侧负荷开关、高压跌落式开关后，拉开开35kV发电一线35b1开关。

10.12检查35kV发电二线35b2开关在开位,检查35b2D接地刀确在开位。

10.13合上35kV发电二线35b2开关，对风电场发电二线线路及所属12-22号箱式变压器高压电缆进行充电。

10.14检查风电场35kV发电二线线路及所属12-22号箱式变压器高压电缆是否有异常。

10.15检查风电场35kV发电二线线路及所属12-22号箱式变压器高压电缆无异常后，拉开35kV发电二线35b2开关；

10.16分别投入12-22号箱式变压器高压侧跌落式开关及高压侧负荷开关。

10.17合上35kV发电二线35b2开关，对风电场12-22号箱式变压器进行倒充电试验。

10.18检查所属各表计指示无异常，箱式变压器无异常声音，箱式变压器所属设备无异常。

10.19分别投入各箱式变压器低压侧开关，测定各箱式变压器低压测电压及相序。

10.20检查风电场12-22号箱式变压器一、二次设备无异常后，分别拉开12-22号箱式变压器低压侧开关、高压侧负荷开关、高压跌落式开关后，拉开开35kV发电二线35b2开关。

10.21检查35kV发电三线35b3开关在开位,检查35b3D确在开位。

10.22合上35kV发电三线35b3开关，对风电场发电三线线路及所属12-22号箱式变压器高压电缆进行充电。

10.23检查风电场35kV发电三线线路及所属23-33号箱式变压器高压电缆是否有异常。

10.24检查风电场35kV发电三线线路及所属23-33号箱式变压器高压电缆无异常后，拉开35kV发电三线35b3开关；

10.25分别投入23-33号箱式变压器高压侧跌落式开关及高压侧负荷开关。

10.26合上35kV发电三线35b3开关，对风电场23-33号箱式变压器进行倒充电试验。

10.27检查所属各表计指示无异常，箱式变压器无异常声音，箱式变压器所属设备无异常。

10.28分别投入各箱式变压器低压侧开关，测定各箱式变压器低压测电压及相序。

10.29检查风电场23-33号箱式变压器一、二次设备无异常后，分别拉开23-33号箱式变压器低压侧开关、高压侧负荷开关、高压跌落式开关后，拉开开35kV发电三线35b3开关。

1135千伏场用变受电试验

11.1检查场用变系统工作票已全部收回，确认1号接地变系统确无人工作。

11.2检查场用变高低压侧开关、刀闸在开位，检查1号接地变保护已投入。

11.3检查场用变3503开关在开位。

检查3503D接地刀确在开位。

11.4合上场用变3503开关，对风电场1号接地变3503开关进行充电。

11.5检查场用变无异常。

11.6在场用变低压侧402开关处进行定相。

11.7场用变按正常运行方式运行。

11.8在场用变、发电一线、发电二线、发电三线和无功补偿设备带一定负荷后，测量35kV母线差动保护电流的极性和差流，当电流的极性和差流正确后，请示调度投入35kV母线差动保护。

12　组织措施

12.1指挥：

吉林省送变电工程公司

12.2成员：

吉林省送变电工程公司电气试验人员、中航安白高速乐胜风电场运检人员、吉林百强电力集团有限公司、设备制造厂家及设计单位有关人员。

12.3吉林省送变电工程公司负责试验接线、各项测试、试验记录。

12.4大安乐胜风电场电气运行当班人员负责试验有关设备的运行操作。

12.5安装单位负责处理试验中发现的设备及安装缺陷。

12.6受电前应由大安乐胜风电场、吉林百强电力集团有限公司、监理公司和吉林省送变电工程公司四方共同对受电范围内的电气设备进行一次外观的全面检查。

检查是否有不符合要求的地方。

13安全及环境因素控制措施

13.1主变冲击试验

13.1.1第一危险点

切合空载主变过程中可能出现的操作过电压，危及主变绝缘。

13.1.1.1原因分析

主变中性点未接地。

13.1.1.2防护及控制措施

13.1.1.2.1主变停电或冲击前，为防止开关三相不同期或非全相投入而产生过电压影响主变绝缘，必须在停电或冲击前将变压器中性点直接接地。

主变冲击后的中性点接地方式应按正常运行方式考虑，主变的中性点保护要根据其接地方式做相应的改变。

13.1.1.2.2检查主变中性点接地引下线与地网连接良好，无锈蚀、断脱及其它可能引起的接地不可靠的问题，并且容量应该满足要求。

13.1.1.2.3检查中性点放电间隙正常，避雷器无损坏，主变零序接地保护正常投入。

13.1.1.2.4系统事故情况下，应积极与调度人员取得联系，防止主变运行于不接地系统。

13.1.1.2.5检查主变高压侧避雷器运行正常，防止系统侵入过电压损害中性点绝缘。

13.1.2第二危险点

1号主变倒充电试验过程中可能出现的过电流，危及1号主变的绝缘。

13.1.2.1原因分析

充电电流太大或1号主变存在质量问题。

13.1.2.2防护及控制措施

13.1.2.2.1　1号主变各项试验必须完成并合格，试验前对变压器油及绝缘进行测量，并合格。

13.1.2.2.21号主变主保护必须调试完毕并投入。

13.1.2.2.3操作人员必须熟悉试验方案及操作规程。

13.1.3第三危险点

人身、设备损坏。

13.1.3.1原因分析

13.1.3.1.1保护投入不合理或不全。

13.1.3.1.2个人防护措施不充分。

13.1.3.2防护及控制措施

13.1.3.2.1主变冲击前，按照规范要求认真做好试验。

13.1.3.2.2冲击前，必须对系统各部绝缘进行绝缘测试合格。

13.1.3.2.3冲击过程中，人员要远离主变倾听声音，要保证有试验人员立即疏散的通道。

13.1.3.2.4保证主变保护投入正确。

15.1.3.2.5主变冲击时间间隔时间应严格遵守受电方案进行，每次之间的间隔时间不应小于5min。

15.2调整主变有载调压分接开关

15.2.1第一危险点

人身伤害

15.2.1.1原因分析

手动调整

15.2.1.2防护及控制措施

15.2.1.2.1分接开关宜采用电动操作，当电动机构故障时，需要手动调整时，应采取相应防范措施。

15.2.1.2.2主变负荷过大时，禁止切换分接开关。

15.2.2第二危险点

电压持续上升或下降，造成设备损坏。

15.2.2.1原因分析

调压装置失灵。

15.2.2.2防护及控制措施

15.2.2.2.1立即按下调压装置“停止”按纽，检查电动机构，停止操作。

15.2.2.2.2若“停止”按钮失效，应立即断开电动机操作机构电源，待接触器返回并恢复正常后再投入。

15.3　电磁式PT谐振过电压引起PT爆炸

15.3.1原因分析

铁磁谐振。

15.3.2防护及控制措施

用线路断路器向母线冲电时，在合线路断路器两侧刀闸之前，应先将电压互感器的二次熔断器和二次空开断开，投入临时消谐回路，并检查其处于工作状态。

15.4运行母线失压。

15.4.1原因分析

待充母线故障

15.4.2防护及控制措施

15.4.2.1检查待充电母线符合送电条件，之前应该进行开关场整体耐压试验，并合格。

15.4.2.2母线首次受电时，应严格按照受电方案进行。

15.5变压器喷油污染环境。

15.5.1　原因分析

变压器带电过程中，如果内部发生严重短路故障，由于变压器油燃烧可能使内部压力升高导致喷油。

15.5.2防护及控制措施

变压器事故放油坑必须投入运行，变压器保护按正常运行方式全部投入，变压器消防设施必须通过权威部门验收合格并投入正常使用。

15.6吉林省送变电工程公司安全负责人：

樊立峰

附录中航安白高速乐胜风电场一期工程受电试验一次系统图