某500KV升压站网络监控系统调试方案.docx

1、某500KV升压站网络监控系统调试方案甲级调试证书单位（证书号：第1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R2M）调试方案 华润电力湖南有限公司2600MW机组项目名称500kV升压站网络监控系统调试方案 编写： 初审： 复审： 技 术 部： 批 准： 华润电力湖南有限公司2600MW机组500kV升压站网络监控系统调试方案1 调试目的按照华润电力鲤鱼江发电B厂机组2600MW机组基建调试合同的要求，通过试验对500kV 升压站网络监控系统及其交直流回路进行全面检查，确保500kV升压站网络监控系统安全、可靠投入运行，以保证工程顺利投产。2 调试对象的原理

2、、构成、系统概况湖南省鲤鱼江发电B厂500kV网络计算机监控系统（NCS）工程采用北京四方公司生产的CSC-2000变电站自动化系统。整个系统以变电站层与间隔层两层设备结构构成。变电站层由工程师站、主机/操作员站、五防主站及远动工作站构成。间隔层主要由GCSI200EA-521型500kV测控柜I、II；GCSI200EA-522型500KV测控柜III；GCSI200EA-531型500kV测控柜IV、V、VI；GCSM-321型远动柜；GCSG-201型AGC采集控制及公用柜；GCSG-131型继电器室公用及接口柜构成。两者之间以以太网或LONWORKS的方式连接。 500kV站有6个断路

3、器、18把隔离开关、26把接地刀闸。3 技术标准和规程规范3.1 GB14285-1993继电保护和安全自动装置技术规程；3.2 GB50150-91电气装置安装工程电气设备交接试验标准；3.3 DL5009.2-2004电力建设安全工作规程；3.4 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施管理规定（试运）调网1994143号3.5 电力系统继电保护及安全自动装置质量监督管理规定（试运）电调 1994701号3.6 防止电力系统重大事故的二十五项重点要求 国电发 2000589号3.7设计院、制造厂有关图纸及技术资料。4 调试应具备的条件4.1保护室灯光照明、空调、试验电源、试验装置已具备可投

4、入使用；4.2所有的二次接线完毕，并经基建单位检查完毕；4.3需要业主和调度部门提供保护的正式定值；4.4提供齐全的设计图纸与厂家资料；4.5直流电源要求全面受电，信号和各控制回路具备使用条件；4.6检查P.T、C.T的安装极性是否满足使用要求，变比是否与整定值要求相一致，P.T、C.T二次保护性接地是否符合“反措”要求；4.7检查直流回路及保险器是否符合反措要点之规定。5 调试方法、步骤、流程5.1装置铭牌参数产品名称产品型号出厂编号出厂时间制造厂家5.2 装置外观及结构检查5.3 绝缘检查（1000V摇表）检查内容测试结果要求直流回路对地绝缘交流回路对地绝缘开关量对地绝缘交、直流回路之间绝

5、缘5.4 电源检查5.5 外围设备检查检查内容检查结果5.6 通道相位校正及线形度检查5.6.1 电流通道相位校正5.6.2 电流通道线形度检查回路编号1.1.1.1.1.1 5.6.3 电压通道相位校正5.6.4 电压通道线形度检查回路编号1.1.1.1.1.2 5.7 开关量检查 通过短接接点和强制传动可检查测控装置，回路验证由整组传动实现。开入量检查开出量检查5011DL合位5011DL合闸5011DL跳位5011DL跳闸5011DL允许远方控制5011DL出口跳闸（一）5011DL出口跳闸（二）5011DL保护A相跳闸5011DL保护B相跳闸5011DL保护C相跳闸5011DL A相打

6、压超时报警5011DL B相打压超时报警5011DL C相打压超时报警5011DL A相打压信号5011DL B相打压信号5011DL C相打压信号5011DL 低油压闭锁5011DL 低油压报警5011DL低气压报警5012DL合位5012DL合闸5012DL跳位5012DL跳闸5012DL允许远方控制5012DL出口跳闸（一）5012DL出口跳闸（二）5012DL保护A相跳闸5012DL保护B相跳闸5012DL保护C相跳闸5012DL A相打压超时报警5012DL B相打压超时报警5012DL C相打压超时报警5012DL A相打压信号5012DL B相打压信号5012DL C相打压信号5

7、012DL 低油压闭锁5012DL 低油压报警5012DL低气压报警5013DL合位5013DL合闸5013DL跳位5013DL跳闸5013DL允许远方控制5013DL出口跳闸（一）5013DL出口跳闸（二） 5013DL保护A相跳闸 5013DL保护B相跳闸5013DL保护C相跳闸5013DL A相打压超时报警5013DL B相打压超时报警5013DL C相打压超时报警5013DL A相打压信号5013DL B相打压信号5013DL C相打压信号5013DL 低油压闭锁5013DL 低油压报警5013DL低气压报警5021DL合位5021DL合闸5021DL跳位5021DL跳闸5021DL允

8、许远方控制5021DL出口跳闸（一）5021DL出口跳闸（二）5021DL保护A相跳闸5021DL保护B相跳闸5021DL保护C相跳闸5021DL A相打压超时报警 5021DL B相打压超时报警5021DL C相打压超时报警5021DL A相打压信号5021DL B相打压信号5021DL C相打压信号5021DL 低油压闭锁5021DL 低油压报警5021DL低气压报警5022DL合位5022DL合闸5022DL跳位5022DL跳闸5022DL允许远方控制5022DL出口跳闸（一）5022DL出口跳闸（二）5022DL保护A相跳闸 5022DL保护B相跳闸5022DL保护C相跳闸5022DL

9、 A相打压超时报警 5022DL B相打压超时报警5022DL C相打压超时报警5022DL A相打压信号 5022DL B相打压信号 5022DL C相打压信号5022DL 低油压闭锁5022DL 低油压报警5022DL低气压报警5023DL合位5023DL合闸5023DL跳位5023DL跳闸5023DL允许远方控制5023DL出口跳闸（一）5022DL出口跳闸（二）5023DL保护A相跳闸5023DL保护B相跳闸5023DL保护C相跳闸5022DL A相打压超时报警5023DL B相打压超时报警5023DL C相打压超时报警5023DL A相打压信号5023DL B相打压信号5023DL

10、C相打压信号5023DL 低油压闭锁5023DL 低油压报警5023DL低气压报警5031DL合位5031DL合闸5031DL跳位5031DL跳闸5031DL允许远方控制5031DL出口跳闸（一）5031DL出口跳闸（二）5031DL保护A相跳闸5031DL保护B相跳闸5031DL保护C相跳闸5031DL A相打压超时报警5031DL B相打压超时报警5031DL C相打压超时报警5031DL A相打压信号5031DL B相打压信号5031DL C相打压信号5031DL 低油压闭锁5031DL 低油压报警5031DL低气压报警5032DL合位5032DL合闸5032DL跳位5032DL跳闸50

11、32DL允许远方控制5032DL出口跳闸（一）5032DL出口跳闸（二）5032DL保护A相跳闸5032DL保护B相跳闸5032DL保护C相跳闸5032DL A相打压超时报警5032DL B相打压超时报警5032DL C相打压超时报警5032DL A相打压信号5032DL B相打压信号5032DL C相打压信号5032DL 低油压闭锁5032DL 低油压报警5032DL低气压报警5033DL合位5033DL合闸5033DL跳位5033DL跳闸5033DL允许远方控制5033DL出口跳闸（一）5033DL出口跳闸（二）5033DL保护A相跳闸5033DL保护B相跳闸5033DL保护C相跳闸503

12、3DL A相打压超时报警5033DL B相打压超时报警5033DL C相打压超时报警5033DL A相打压信号5033DL B相打压信号5033DL C相打压信号5033DL 低油压闭锁5033DL 低油压报警5033DL低气压报警50111G合位50111G合闸50111G分位50111G跳闸50111G允许远方控制50112G合位50112G合闸50112G分位50112G跳闸50112G允许远方控制50121G合位50121G合闸50121G分位50121G跳闸50121G允许远方控制50122G合位50122G合闸50122G分位50122G跳闸50122G允许远方控制50211G合位

13、50211G合位50211G分位50211G分位50211G允许远方控制50212G合位50212G合闸50212G分位50212G跳闸50212G允许远方控制50221G合位50221G合闸50221G分位50221G跳闸50221G允许远方控制50222G合位50222G合闸50222G分位50222G跳闸50222G允许远方控制50231G合位50231G合闸50231G分位50231G跳闸50231G允许远方控制50232G合位50232G合闸50232G分位50232G跳闸50232G允许远方控制50311G合位50311G合闸50311G分位50311G跳闸50311G允许远方控制

14、50312G合位50312G合闸50312G分位50312G跳闸50312G允许远方控制50321G合位50321G合闸50321G分位50321G跳闸50321G允许远方控制50322G合位50322G合闸50322G分位50322G跳闸50322G允许远方控制50331G合位50331G合闸50331G分位50331G跳闸50331G允许远方控制50332G合位50332G合闸50332G分位50332G跳闸50332G允许远方控制501117GD合位501117GD合闸501117GD分位501117GD跳闸501117GD允许远方控制501127GD合位501127GD合闸501127

15、GD分位501127GD跳闸50112GD允许远方控制501167GD合位501167GD合闸501167GD分位501167GD跳闸501167GD允许远方控制501217GD合位501217GD合闸501217GD分位501217GD跳闸501217GD允许远方控制501227GD合位501227GD合闸501227GD分位501227GD跳闸501227GD允许远方控制501367GD合位501367GD合闸501367GD分位501367GD跳闸501367GD允许远方控制501317GD合位501317GD合闸501317GD分位501317GD跳闸501317GD允许远方控制501

16、327GD合位501327GD合闸501327GD分位501327GD跳闸501327GD允许远方控制502117GD合位502117GD合闸502117GD分位502117GD跳闸502117GD允许远方控制502127GD合位502127GD合闸502127GD分位502127GD跳闸50212GD允许远方控制502167GD合位502167GD合闸502167GD分位502167GD跳闸502167GD允许远方控制502217GD合位502217GD合闸502217GD分位502217GD跳闸502217GD允许远方控制502227GD合位502227GD合闸502227GD分位5022

17、27GD跳闸502227GD允许远方控制502367GD合位502367GD合闸502367GD分位502367GD跳闸502367GD允许远方控制502317GD合位502317GD合闸502317GD分位502317GD跳闸502317GD允许远方控制502327GD合位502327GD合闸502327GD分位502327GD跳闸502327GD允许远方控制503117GD合位503117GD合闸503117GD分位503117GD跳闸503117GD允许远方控制503127GD合位503127GD合闸503127GD分位503127GD跳闸50312GD允许远方控制503167GD合位5

18、03167GD合闸503167GD分位503167GD跳闸503167GD允许远方控制503217GD合位503217GD合闸503217GD分位503217GD跳闸503217GD允许远方控制503227GD合位503227GD合闸503227GD分位503227GD跳闸503227GD允许远方控制503367GD合位503367GD合闸503367GD分位503367GD跳闸503367GD允许远方控制503317GD合位503317GD合闸503317GD分位503317GD跳闸503317GD允许远方控制503327GD合位503327GD合闸503327GD分位503327GD跳闸5

19、03327GD允许远方控制5117GD合位5117GD合闸5117GD跳位5117GD跳闸5117GD允许远方控制5217GD合位5217GD合闸5217GD跳位5217GD跳闸5217GD允许远方控制5.8 整组传动5.8.1 断路器操作5.8.2 隔离刀闸操作5.8.3 接地刀闸操作5.9 投入运行前检查 检查各装置时钟正确，定值核对，屏柜各开关处于运行状态，各装置与后台机通讯正常。5.10 线路受电试验及并入系统电压、电流检查 装置按正常方式运行，检查500KV线路电流、电压和断路器的电流与实际值是否一致，相序是否正确，各开关量的状态是否对应。模拟量与开关量见5.6和5.7。6 调试中使

20、用的仪器设备序号仪器、仪表名称型号制造厂家1兆欧表(1000V)2数字万用表3钳型电流电压表4继电保护三相试验装置5一般电工工具7 质量控制点7.1 整组传动7.2 线路受电试验及机组带负荷检查中，仔细核对电压电流相位与幅值。8 组织措施8.1 组织措施 在湖南电力建设调整试验所鲤鱼江项目部的统一指挥协调下，由湖南省电力试验研究院继电保护所工程技术人员，具体实施完成现场调试任务。8.2 各参与单位的职责分工由湖南电力建设试验所鲤鱼江项目部技术人员完成NCS操作界面操作及就地装置的调试和投运任务，湖南省火电安装公司鲤鱼江项目部调试队工程技术人员配合完成就地执行机构的安装任务。8.3 本单位人员分

21、工 湖南省电力建设调整试验所鲤鱼江项目部继电保护所工程技术人员3人具体完成现场调试任务。9 危险点分析9.1 拆动二次线，可能造成二次交、直流电压回路短路、接地，跳闸回路误跳运行设备。9.2 带电插拨插件，易造成集成块损坏。9.3 频繁插拨插件，易造成插件槽头松动。9.4 监控系统传动不当，易造成人员受伤及设备事故。9.5 拆动二次回路线时，易发生遗漏和误恢复事故。9.6 电流回路开路或失去接地时，易引起人员伤亡和装置损坏。9.7 表计量程选择不当或用低内阻电压表测量跳闸回路，易造成误跳运行设备。10 危险点预防预控措施10.1 应防止C.T二次侧开路，短路C.T二次绕组，必须使用短路片或短路线，严紧用导线缠绕；10.2 严格防止P.T二次侧短路或接地，接临时负载，必须装专用的刀闸和可熔保险器；10.3 二次回路通电试验前，应检查回路上确无人工作后，方可试验；10.4 电压互感器的二次回路试验时，为防止由二次侧向一次侧反充电，除应二次回路断开外，还应取下一次保险或断开刀闸；10.5 插拨插件时应先将装置直流电源断开，不能频繁的插拨插件。11 安全措施11.1 首先须确定人身和设备的安全；11.2 工作时认真核对回路接线，查清楚跳闸回路电缆接线，如需拆头，应用绝缘胶布包好，并做好记录；11.3 进入工作现场，必须正确使用劳动保护用品。