调试方案.docx

1、调试方案东风电汇集站110kV间隔扩建工程电气设备调试方案一 调试范围二 编制依据三 调试目的四 准备工作1技术准备2调试设备准备五 调试人员职责六 调试方案1单体调试2 分系统调试3 系统调试4试运注意事项七 质量管理1调试工作的质量方针2调试质量目标八 环境、职业健康安全风险因素识别和控制措施1 本项目可能造成不良环境因素2 本项目可能出现的危险源识别3 对可能出现的危险源采取的控制措施九 安全措施一 调试范围1、#1主变间隔: 电流互感器3台 隔离开关2台断路器1台2、#2主变间隔：电流互感器3台 隔离开关2台断路器1台3、PT间隔：PT互感器6台隔离开关2台避雷器6台4、母联间隔： 电

2、流互感器3台 隔离开关2台 断路器1台5、出线间隔 电流互感器3台 隔离开关2个断路器1台6、 11okV母联保护测控屏1面 ， 110kV线路保护测控屏1面 ， 110kV母设测控及电压并列屏1面， 母线保护屏1面 故障录波屏1面 ， 电能计量屏1面 。 二 编制依据为了使风力电站电气整套启动试验工作如期安全顺利进行，特编制此启动调试大纲。本大纲编制依据：1)电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-2006; 2)厂家资料-报告三 调试目的 在风力发电设备安装结束后，通过电气单体调试、分系统调试，对设备并网、带负荷试验等进行调试考核。并对制造、安装、设计的要求和质量以及技术性能进

3、行全面检查；通过各种工况下的合理操作，充分暴露问题，及时调整处理，并完成设备各功能块的动态特性试验，以确保设备能够达到长期、稳定、经济、安全运行。四 准备工作1技术准备1.1由项目负责人组织有关人员进行图纸资料的收集整理工作、进行图纸的审核工作。1.2 组织调试人员学习本工程的调试方案。1.3 组织调试人员认真研究图纸及资料，熟悉设备技术参数及性能，熟练掌握调试的方法与步骤。1.4 结合本工程的实际情况，针对调试中遇到的技术问题进行技术攻关工作，保证本工程的调试质量。2 调试设备准备2.1图纸审核后，由项目负责人制定调试所需仪器设备的清单。2.2确定所用的仪器设备必须符合国家有关标准、规程、规

4、范、技术条件的规定。 2.3所用的仪器设备在进场前进行通电试验,确保设备无问题。2.4必备的工具准备充足。3 通讯准备3.1调试期间现场配备手提电话(对讲机)用于通讯联系。3.2查线及二次传动配备对讲机，作为近距离通话工具。五 调试人员职责5.1 认真熟悉设备系统、设计图纸、制造厂说明书、有关规程、编制调试方案、措施、作业指导书。5.2 按批准的调试方案、措施、作业指导书开展调试工作，确保调试质量，做到质量不合格不向下道工序移交。5.3 调试前应对上道工序进行认真的检查验收，调试中发现设计、制造、安装等存在的质量问题及时报告，并提出处理意见。5.4 按规定认真做好调试原始记录。5.5 不使用未

5、经检验合格的测试仪器。5.6 调试完成后配合专业质量监督完成对项目的检查验收。完成调试技术报告的编制。5.7 完成文件包的编制。六 调试方案单体调试一.互感器 1测量绕组的绝缘电阻。 2测量35Kv及以上电压等级互感器的介质损耗角正切值tan。 3交流耐压试验。 4检查接线组别和特性。 5误差测量。 6. 电压互感器一次绕组的直流电阻，与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。 7. 对用于差动保护的电流互感器应进行励磁特性曲线试验，同形式电流互感器特性相互比较，应无明显差别 8. 检查互感器变比，应与制造厂名牌值相符。二真空断路器 1测量绝缘电阻。 2测量每相导电回路的电阻。

6、 3. 交流耐压试验。 4. 测量断路器的分、合闸时间及速度测量断路器分合闸线圈绝缘电阻和直流电阻。5. 测量断路器的分、合闸时间及速度 分、合闸的时间及同期性，应符合产品技术条件的规定。6. 断路器操动机构的试验 合闸操作：操作电压在80%110%额定电压应可靠动作。分闸操作：在分闸电磁铁线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸。三.六氟化硫断路器 1. 测量绝缘电阻。 2. 交流耐压试验 交流耐压试验应在断路器合闸状态下进行，试验电压按出厂试验电压的80%。3. 测量断路器的分、合闸时间及速度测量断路器分合闸线圈绝缘电阻和直流电阻4.

7、测量每相导电回路电阻5. 测量断路器的分、合闸时间及速度 分、合闸的时间及同期性，应符合产品技术条件的规定。6. 断路器操动机构的试验 合闸操作：操作电压在80%110%额定电压应可靠动作。分闸操作：在分闸电磁铁线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸。7. 测量断路器内SF6气体的含水量 与灭弧室相通的气室，应小于150ppm； 不与灭弧室相通的气室，应小于500ppm； 微量水的测定应在断路器充气24h后进行。注：上述ppm值均为体积比。8. 密封性试验 密封性试验可采用检漏仪对断路器各密封部位等处进行检查时，检漏仪不应报警。四.悬式绝

8、缘子和支柱绝缘子 1.测量绝缘电阻 绝缘电阻值不应低于500 M。 2.交流耐压试验。五.电力电缆线路 1.测量绝缘电阻。 2.交流耐压试验。 3.检查电缆线路两端的相位。六避雷器 试验项目：测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻 1. 测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流； 2.测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻: 不低于1000 M, 使用2500V兆欧表测量。3.测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄露电流: （1）金属氧化物避雷器直流参考电压下的泄露电流与出厂值比较,变化不应大于5%。（2）金属氧化物避雷器0.75倍直流参考电压下的泄

9、露电流不应大于50uA。七.接地装置 1.接地阻抗测量。八.隔离开关1.测量绝缘电阻。有机材料的传动杆的绝缘电阻不应低于6000M。 2.交流耐压试验。3.操作机构的试验 操动试验时应保证隔离开关的主闸刀或接地闸刀可靠地分闸和合闸，机械或电气闭锁装置应准确可靠十. 1. 互感器试验项目： 测量绕组的绝缘电阻。 绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 测量互感器一次绕组连同套管的介质损耗角的正切值tg；互感器的绝缘油试验；测量电压互感器一次绕组的直流电阻； 测量电流互感器的励磁特性曲线； 测量电压互感器的空载电流和励磁特性； 检查互感器引出线极性；检查互感器的变比；测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻；电容分

10、压器单元件的试验。 技术指标： 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值与产品出厂试验值比较，应无明显差别。 绕组连同套管对外壳的交流耐压试验为180kV（指电流互感器） ；一次绕组连同套管的介质损耗角的正切值tg：在20时对充油式电流互感器应不大于2%，对电压互感器按出厂试验方法的tg值不应大于出厂试验值的130%；绝缘性能有怀疑的互感器还应进行绝缘油电气强度试验、溶解气体的色谱分析、微量水测量及绝缘油介质损耗角的正切值tg的测量。 电压互感器一次绕组的直流电阻，与产品出厂值或同批相同型号产品的测得值相比，应无明显差别。对用于差动保护的电流互感器应进行励磁特性曲线试验

11、，同形式电流互感器特性相互比较，应无明显差别。应在互感器的名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。 互感器引出线的的极性，必须符合设计要求，并应与名牌上的标记和外壳上的符号相符。检查互感器变比，应与制造厂名牌值相符；作器身检查时应测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻；对电容分压器单元件应测量介质损耗角的正切值tg及电容值、及交流耐压试验，并应注意三相电容量的一致性。 十一.二次回路1、主控室控制保护屏等检查 屏的固定及接地应可靠；屏内所有电器元件、装置等应齐全完好，安装位置应正确，固定应牢固；所有二次回路应均已接线，连接应可靠，标志应齐全、清晰；屏之间连接的小

12、母线连接应正确，接触应可靠。 2、直流电源部分 试验方法：按制造厂的技术说明书； 元件及连线检查应正确，测量绝缘电阻（包括母线、出线电缆）应大于10M，交流耐压为1000V，弱电部分除外； 起动及强充、浮充试验应正确；过电压、低电压元件试验，应符合技术要求；闪光试验应正确；绝缘监视试验，应符合技术要求；故障及告警音响信号正确、光字牌指示正确；各蓄电池温度及电压指示应正确；传送到监控系统的遥信、遥测信号正确；屏面上表计校验应准确；蓄电池输出电压调节器试验应正确； 蓄电池布线排列应整齐，接线应可靠，极性标志应清晰、正确；蓄电池编号应正确，外壳应清洁，表面无液体流出；直流馈线检查应正确。 3、保护装

13、置部分（以微机型综合保护装置为例） 一般性检查检查保护装置内部组装的完整性，检查各芯片插入底座应可靠，接触应良好，印刷电路板焊接应牢靠。检查外部接线应正确，接触端子接触应牢固，尤其是检查控制、保护电源的额定电压值与实际应相符，极性应正确。 调整试验一般性检查正确后就进行通电试验。通入控制电源后检查保护装置显示是否正确，装置内有无异味。根据继电保护整定单，输入各整定值。然后进行测试。利用微机型继电保护校验仪测试综合保护装置。 110kV线路保护试验 以线路高频保护、距离保护及零序过流后备保护为例，说明调试程序。 高频保护相电流设定、可靠动作电压设定、距离元件阻抗设定；动作情况：正向应动作，反向应

14、不动作；瞬时故障类型有单相正向接地，单相反向接地，两相正向故障，两相反向故障，三相正向故障，三相反向故障；动作时测量可靠动作相电压及动作时间。 距离三段保护相电流设定，各段三相正向故障可靠动作相电压设定，不应动作相电压的设定，阻抗值设定，正向故障相角的设定，反向故障相角的设定；动作情况：正向应动作，反向应不动作；各段三相正向故障时，可靠动作相电压的测量，不应动作相电压的测量，动作时间的测量； 各段零序补偿系数相电流设定，单相、两相正向故障时可靠动作相电压，不应动作相电压的设定，阻抗值设定，正向故障相角的设定，反向故障相角的设定；正向应动作，反向不应动作；故障类型有单相正向故障，两相正相故障；正

15、向故障时可靠动作相电压的测量，不应动作相电压的测量及动作时间的测量。 多段零序过流后备保护各段电流设定，各段时间设定；在一定的故障相电压下，电流在1.05倍整定值时可靠动作，在0.95倍整定值时不动作；动作时应测量动作时间。 自动重合闸电压值设定，可靠重合闸角度设定，不会重合闸角度设定，重 合闸时间设定；测量重合闸时间。 系统试验 保护系统试验； 重合闸系统试验。 110kV主变压器保护以带谐波制动及比率制动差动保护为例说明调试程序。差动门槛电流设定，差动速断电流设定，拐点电流设定，电流回路断线闭锁上限值设定，比率制动系数设定，谐波制动系数设定；差动保护单元试验：差动动作值试验、比率制动特性试

16、验、谐波制动特性试验、差动回路断线闭锁及告警试验、差动保护出口连片闭锁试验；保护系统试验。 发电机保护 以带比率制动差动保护及后备保护为例说明调试程序。差动保护调试程序同主变压器差动保护，但无谐波设定。后备保护有复合电压闭锁过电流保护及失磁保护，主要动作数据为：低电压及负序电压动作值；过电流动作值及动作时间；动作阻抗XA、XB值及动作范围值；保护系统试验。 4、监控装置部分 方法和要求依据为：DL/T 6671999 远动设备及系统 第五部分 传输规约 第103篇 继电保护设备信息接口配套标准。 施工图纸。 调试步骤为：接好监控连线，形成一个工作在非平衡式的链路，安装监控系统操作软件（即建立操

17、作平台），安排每个链路（从站）的地址序号，编写数据库各表格的内容，画主接线图及遥信位置状态、遥测数据框图，最后调试。 遥测部分 控制系统通过召唤2级用户数据收集各测量单元（间隔单元）的被测数据。 按SD 110-83 电测量指示仪表检验规程进行校验。 常用的有测量电流的校验、测量电压的校验、测量有功功率、测量无功功率、有功电度及无功电度的校验。 直流电源有关数据校验利用JJC-2H微机型继电保护校验仪输出三相电压、电流，加入综合保护装置内，检查综合保护装置内的显示应正确，监控显示器指示应正确，分相加电压（电流）检查相别应正确，改变电压和电流的相角检查有功功率、无功功率指示应正确，持续一定时间加

18、电压、电流，检查有功电度、无功电度指示应正确。做直流电源试验时，检查直流电源的有关数据，例如直流电源母线电压、输出电流、蓄电池组电压、各蓄电池电压及温度、浮充电流等。 遥信部分试验 控制系统通过召唤1级用户数据收集各遥信单元（间隔单元）的状态变位信号。控制系统（主站）显示信号应与实际信号一致。保护动作的信号应带有时标，显示年、月、日、小时、分及毫秒。常用的信号有：开关小车试验位置信号；开关小车工作位置信号； 弹簧未储能信号；开关合闸位置信号；开关分闸位置信号；跳、合闸回路断线信号；保护装置故障信号；过电流保护动作信号；电流速动保护动作信号；变压器分接开关位置指示信号；SF6气体压力低信号；直流

19、电源过电压信号；直流电源低电压信号直流电源接地信号；直流电压故障信号。 遥控部分试验 控制系统通过通用分类服务向各控制单元发送遥控命令。 遥控操作应带设置口令（Password）及带返送校核（RII）功能，以保证遥控操作的准确可靠性。 遥控合闸某断路器时，该断路器应可靠合闸；遥控分闸某断路器时，该断路器应可靠分闸。 5、二次直流回路试验 检查二次线路接线应正确，各连接处（端子排、元件及装置接线端、断路器内接线端等）接触应牢固可靠。测量绝缘电阻应大于10M，交流耐压1000V。 开关分、合闸试验，包括近控及远控，应正常。 手动分、合闸指示应正确。 防跳跃闭锁合闸试验应正确。 手车式开关试验位置、

20、工作位置闭锁合闸试验应正确。 弹簧未储能闭锁合闸试验应正确。 无控制电源时闭锁机械合闸试验应正确。SF6断路器气体压力低时闭锁分、合闸应正确；自动分、合闸指示检查应正确。 分、合闸回路完整性检查应正确 保护动作跳闸试验应正确 事故跳闸音响信号试验应正确。告警信号动作试验应正确。 开关量指示信号试验 例开关小车工作位置、弹簧未储能、开关合闸位置、开关分闸位置等应正确。 6、交流回路试验 交流电流回路试验检查电流互感器一次和二次引出接线应正确，保护绕组与测量绕组接线应与综合保护装置的保护绕组与测量绕组对应，二次回路接线应正确，连接处（互感器二次接线端、端子排、元件及装置接线端等）接触应牢固可靠。绝

21、缘电阻测量应大于10M，交流耐压为1000V。在电流互感器一次加额定电流，检查二次回路的电流也应为额定电流，综合保护装置测量部分、显示部分显示的电流也均为额定电流。分相加电流检查相别应正确。将电流增加到保护动作电流值，保护应动作并可靠地跳闸。 6、交流电压回路试验 检查电压互感器一次和二次引出接线应正确，二次回路接线（包括连到各柜的线路）应正确，连接处接触应牢固可靠。绝缘电阻测量应大于10M，交流耐压为1000V；测量高压侧熔断器的直流电阻，应符合产品技术规定。校验电压表，准确度应符合要求；在电压互感器二次绕组外引线端（先将电压互感器高压熔丝拔下，二次与外引线断开，以防止到送）加二次额定电压，

22、检查端子排上的电压应为额定电压，转动电压测量转换开关，检查各相、线电压指示均应正确；模拟电压互感器一相接地时，测量开口三角的电压应约100伏；测量开口三角的消谐电阻的阻值并检查其完好性；相应的各综合保护装置显示也为额定电压，分相加电压时检查相别应正确。十二 1kV及以下电压等级配电装置和馈电线路1 配电装置及馈电线路的绝缘电阻值不应小于0.5M2 测量馈电线路绝缘电阻时，应将断路器（或熔断器）、用电设备、电器和仪表等断开。3 试验电压为1000V。当回路绝缘电阻值在10M以上时，可采用2500V兆欧表代替，试验持续时间为1min，或符合产品技术规定。4 交流耐压试验为各相对地，48V及以下电压

23、等级配电装置不做耐压试验。5检查配电装置内不同电源的馈线间或馈线两侧的相位应一致。十三.低压电器1 测量低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻不应小于1M。2 电压线圈动作情况检查；3 低压电器动作情况检查；4 测量电阻器和变阻器的直流电阻；分系统调试 升压变压器系统配合调试：远方-就地操作、监控、保护定值检验及传动、二次通流，一次通压，电度表及二次回路并网系统调试。变压器电子温控器超温-高温参数设定传动。系统调试1倒送电110KV线路母线冲击试验及检测。2变压器冲击试验及检测。注意事项1 应严格按照并网逆变器厂家说明书要求控制参数。2 启动时各参数的控制值按有关专业的调试措施执行。3 试

24、运期间严格遵守电业安全工作规程，确保设备-人身安全。4 试运期间必须严格按照调试措施操作，做好事故预想，杜绝误操作情况的发生。5 停用后应及时做好维护工作，以防发生事故。七 质量管理1 调试工作的质量方针：坚持标准保质量，持续改进求发展，科学可靠创品牌，优质高效为客户。2 调试质量目标:2.1 按照火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）要求组织的启动调试工作，使机组各项指标达到火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）规定的优良标准，努力提高工程质量和整体移交水平，投产后即可安全、稳定、经济、高质量的运行。2.2 配合业主有关机组达标投产的部署和要求，使调试后的风力发

25、电设备符合火电机组达标投产考核标准（2001年版）中有关调整试验的各项要求，为机组达标投产创造条件。2.3调试应“安全第一、预防为主”，在调试工程中安全创优，确保达标。保证安全文明施工，确保无设备损坏及人员伤害。2.4 现场实行文件包管理制度，努力提高工作效率。2.5与参加工程建设的各单位、各部门团结协作，密切配合。遵守建设单位的有关管理制度，使调试现场管理井然有序。八 环境、职业健康安全风险因素识别和控制措施1 本项目可能造成不良环境因素 无；2 本项目可能出现的危险源识别2.1生产工作场所未配备安全帽或未正确佩戴安全帽；2.2调试生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全，楼梯、照明不完好；2.

26、3生产场所未按照规定着装；2.4调试工作中未按规定安全用电；3 对可能出现的危险源采取的控制措施3.1 在生产工作场所配备足够安全帽，要求所有调试人员正确佩戴安全帽；3.2 进入现场时，注意警戒标志，对明显危及人身安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作；3.3生产场所按照规定着装；3.4用电前进行检查;不使用不合格的电气工具，电气绝缘线路破损应更换；九 安全措施1进场调试前，对全体调试人员进行培训学习。调试中，采用多种形式，对调试人员进行经常性的安全教育，提高安全意识。2进入施工现场要正确佩带安全帽3工作中要注意配合，装置上电前认真检查带电范围，通知相关人员，防止触电。4绝缘测量后要充分放电，防止伤人。5工作时要有两人以上方可进行。6与其他专业交叉作业要注意配合。7现场工作开始前，应检查对已做的安全措施是否符合要求，运行设备与检修设备是否明确分开，还应看清设备名称，严防走错位置。8工作时,必须有专人监护,使用绝缘工具。9二次回路通电或耐压试验前，应通知有关人员，并派人到各现场看守。检查回路上确无人工作后，方可加压。10试验用刀闸必须带罩，禁止从运行设备上直接取试验电源，熔丝配合要适当，要防止超级熔断总电源熔丝。试验接线要经第二人复查后，方可通电。