风电场330kv升压站调试方案Word文档格式.docx

1、 3.2 35kV二号配电室设置一段母线，35kV c母，35kV c母装设主变进线刀闸柜1回，馈线间隔7回，PT间隔1回，35kV消弧柜1套，消弧专用PT柜1套。 3.3 35kV三号配电室设置一段母线，35kV d母，35kV d母装设主变进线刀闸柜1回，馈线间隔7回，PT间隔1回，35kV消弧柜1套，消弧专用PT柜1套。 3.4 35kV四号配电室设置两段母线，35kV e母、f母，35kV e母装设主变进线刀闸柜1回，馈线间隔7回，PT间隔1回。35kV f母装设主变进线刀闸柜1回，馈线间隔7回，35kV消弧柜1套，消弧专用PT柜1套。4、两个330kV继电器小室二次保护装置调试。包括

2、线路保护、变压器保护、母线保护、母联保护、故障滤波等保护系统调试。5、四个35kV继电器小室二次保护、控制装置调试。6、站用电系统调试两套。7、全站综合自动化监控系统调试、直流系统调试、UPS不停电电源系统调试。8、本调试方案主要叙述上述电气设备一般常规试验程序及项目以及注意事项。二、编制依据1、甘肃省电力设计研究院设计图纸；2、GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准；3、高压电气设备试验方法；4、继电保护及自动化装置检验手册；5、设备使用说明书及出厂检测报告。三、计划安排（一）、调试计划日期2010年11月1日至2011年1月30日，并根据土建及现场安装工程进度情况

3、特制定下列工作程序及计划。（二）、工作程序1、调试人员及试验设备进场准备；2、根据设计图纸核对设备安装位置、铭牌参数；3、配合主变压器附件安装试验；4、对1#主变压器、2#主变压器、3#主变压器、4#主变压器进行各项特性试验和绝缘试验，变压器瓦斯继电器、温度计、变压器油取样送当地中试所检验； 5、330kV户外配电系统试验：依照安装进度情况先后对进线间隔、母联间隔、PT间隔进行试验；对1#主变压器、2#主变压器、3#主变压器、4#主变压器系统330kV配电装置（断路器、隔离开关、互感器、避雷器等）进行各项特性试验和绝缘试验；6、35kV户外配电系统试验：根据安装进度情况先后对1#主变压器、2#

4、主变压器、3#主变压器、4#主变压器系统35kV户外配电装置（断路器、隔离开关、互感器、避雷器、电抗器）及SVC系统进行各项特性试验和绝缘试验；7、35kV户内配电系统试验：根据安装进度情况先后对35kV配电室（一）、35kV配电室（二）、35kV配电室（三）、35kV配电室（四）内35kV户内配电装置（各种成套高压开关柜、站用变等）进行各项特性试验和绝缘试验；8、35kV、10kV电缆试验；9、直流充电系统功能试验及蓄电池充放电试验；10、UPS不停电电源各项功能试验；11、保护控制装置单体调试；12、断路器、隔离开关各项操动、联锁试验；13、核对二次接线正确性，二次电流回路、电压回路通电试

5、验；14、根据当地调度部门出具的各种保护整定通知书分别对各系统进行保护功能试验（线路保护、母联保护、母线保护、主变主保护及后备保护、主变非电量保护、故障滤波系统等）；15、配合综合自动化厂家对各系统进行遥控、遥测、遥调系统试验，模拟各种故障信号和预告信号，检查遥信、遥测、遥调是否正确；16、 各系统传动试验；17、地网接地电阻测试；18、330kV配电设备及主变交流耐压试验；19、主变局部放电试验；20、整理试验记录；21、系统验收。调试工作程序可根据现场实际情况，如设备到货情况、设备安装情况、露天设备天气影响等因素调整工作程序。四、人员组织1、结合本工程进度计划安排，设置调试负责人1人、安全

6、负责人1人、调试组负责人3人、调试技术人员12人。人员安排见附件一：人员组织机构图。2、人员配置及主要职责2.1 调试负责人：负责协调本工程调试工作中对甲方、监理、设计、厂家及内部的各种关系，统筹和组织调试工作。2.2 安全负责人：负责各项调试工作中的安全监督。2.3 调试组负责人：负责具体调试工作的安排及技术指导。2.4 调试技术人员：负责调试工作的专职调试实施。五、主要试验设备一览表试 验 设 备 一 览 表序号名称型号、规格仪器编号数量1微机型继电保护综合测试仪802HIXFPD10S01-10010051台2高压开关特性测试仪GKCB31002823直流电阻测试仪ZRC-II10A10

7、25412台4全自动变比测试仪BZC2007465抗干扰介损自动测试仪GWS-4CGC09826回路电阻测试仪HXJC-100A1002817万用电桥（电容、电感电桥）85018807068直流单臂电桥QJ2382369蓄电池充放电测试仪XCY-6100RF8410310直流高压发生器300kV09868911交流耐压设备（10KVA）100kV0101144812互感器综合测试仪CTP-100CPIA3151651套13大电流发生器600A自制14多量程标准电流互感器0.2级0.2级92615多量程标准电流表0.2级20101.112块165A交流变频地网测试仪HDDW-5A09123617

8、接地电阻测试仪Model4105124918718绝缘摇表5000V20308012192500V0806070520三相调压器3kVA70821单相调压器5kVA1032651222数字式钳型伏安表SMG2000E7X8B1000323微机型SF6微水测量仪HDWS-242Jx-72830624高精度SF6气体检漏仪HDWG-IIYg-92368825SF6气体密度继电器校验仪HDJD-2AYg-623311626变压器绕组变形测试仪HDRB-27变频串联谐振耐压试验装置HDXZ28局部放电检测仪HDJF200229数字万用表4块30机械万用表六、主要试验项目及方法（一）一次设备试验1、主变

9、压器特性试验及绝缘试验1.1、变压器电气试验必须严格按照电气装置安装工程电气设备交接试验标准进行。1.2、用5000V兆欧表测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，测得值符合规范要求。1.3、用变压器直流电阻测试仪测量变压器各分接头位置下绕组直流电阻。1.3.1 所有分接头所在位置都应进行测量。1.3.2 各相测得值的相互差值应小于平均值的2%，线间测得值的相互差值应小于平均值的1%。1.3.3 变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值相比，相应变化不应大于2%。1.3.4测直流电阻时，用万用表测量相间电阻，在进行调档应注意观察是否有断档现象。1.4在变压器所有分接头位置测量变压器变比

10、，在额定位置时误差应不大于0.5%。1.5检查变压器的三相组别和极性、测试结果，应与设计要求及设备铭牌上的标记相符。1.6铁芯必须为一点接地，将铁芯接地打开后测量铁芯对外壳绝缘电阻值。1.7变压器内置电流互感器及套管应在主变压器组装附件时进行测试，互感器直流电阻，变比、角差、伏安特性等参数及套管绝缘电阻，介质损耗等参数符合规范要求后安装就位。1.8 用变压器绕组变形测试仪测量变压器绕组特性图谱。1.9 变压器注油静致一段时间后，测量各绕组间及对地间介质损耗及电容量。1.10 测量各绕组对地间直流泄漏电流。1.11 对变压器高、低压侧分别进行不同电压等级的串联谐振耐压试验，耐压前将另外一侧短接接

11、地，耐压时应无闪络和击穿现象，耐压完成后应进行绝缘电阻测试，与耐压前比较无明显差别。1.12油试验、气体继电器试验、温度计校验委托当地中心试验所检验。2、SF6断路器试验2.1测量每相导电回路的电阻 方法及要求：测量采用回路电阻测试仪测量，电流不得小于100A，要求每相导电回路的接触电阻符合厂家技术条件的规定。2.2 测量导电部分对外壳的绝缘电阻在分闸状态下测量绝缘拉杆的绝缘电阻，在合闸状态下测量导电部分对底座的绝缘电阻。 2.3 测量分、合闸线圈的直流电阻和绝缘电阻方法及要求：测量其绝缘电阻使用500V M表，绝缘电阻应10 M。测量直阻可用高精度万用表测量，阻值与出厂值应无明显差别。 2.

12、4 测量断路器的分、合闸时间，同期性及合闸时的触头弹跳时间及速度测试。 利用开关特性测试仪测试，应在断路器的额定操作电压及气压（液压）下进行，结果应符合产品技术条件的规定。 2.5 断路器操动机构特性试验 当断路器为电磁或弹簧操作机构时，利用可调直流电源对断路器进行不同电压比例下的各种分闸、合闸操作，应符合规范要求。当为液压操作机构时，应在产品规定的最低操作压力下，在不同电压比例下的进行各种分闸、合闸操作试验应可靠动作，符合规范要求。 2.6 在充气过程中检查气体密度继电器及压力动作阀的动作情况应符合规范要求。 2.7 SF6断路器在充气一段时间后24h，应采用高灵敏度的气体检漏仪对断路器各密

13、封部位、管道接头等处进行检测，检漏仪应不报警。 2.8 SF6断路器在充气一段时间后48h，应采用SF6微水测量仪对断路器内SF6进行抽样检测其含水量应符合规范要求。 2.9 交流耐压试验交流耐压试验应在合闸及分闸状态下分别进行。当在合闸状态下试验电压按交接试验规范执行。当在分闸状态下试验电压按厂家技术要求执行，试验中不应发生贯穿性放电。3、电流互感器试验3.1 用绝缘电阻表测量互感器一次绕组对二次绕组及地和二次绕组间对一次绕组及地的绝缘电阻应符合规范要求。3.2 用互感器综合测试仪测量互感器二次绕组的直流电阻。3.3 用互感器综合测试仪测量互感器各测量绕组、保护绕组比差、角差。3.4 用互感

14、器综合测试仪测量互感器各保护绕组励磁特性曲线。3.5 用互感器综合测试仪检查互感器一次绕组和二次绕组间极性应为减极性。3.6 用抗干扰介损测试仪测量互感器一次绕组对二次绕组及地间的介质损耗应符合规范要求。3.7 对35kV及以下的互感器进行交流工频耐压试验，试验过程中应无闪络和击穿现象。二次绕组应短接后可靠接地。二次绕组耐压试验可采用2500V摇表代替。3.8 绝缘油试验；委托当地中心试验所检验。4、电压互感器试验4.1 用绝缘电阻表测量互感器一次绕组对二次绕组及地和二次绕组间对一次绕组及地的绝缘电阻应符合规范要求。4.2 用单电桥或高精度万用表测量互感器一次绕组直流电阻。4.3 用互感器综合

15、测试仪测量互感器二次绕组的直流电阻。4.4 用互感器综合测试仪测量互感器各测量绕组、保护绕组比差、角差。4.5 用互感器综合测试仪检查互感器一次绕组和二次绕组间极性应为减极性。4.6 用抗干扰介损测试仪测量互感器一次绕组对二次绕组及地间的介质损耗应符合规范要求。试验时应注意电压互感器尾端电压不得超过3kV，试验时宜采用2kV试验电压，反接法测量介损。4.7 对带CVT单元的电压互感器应单独对分压电容进行介损测试及电容量测试，应符合规范要求。4.8 对35kV及以下的互感器进行交流工频耐压试验，试验过程中应无闪络和击穿现象。4.9 绝缘油试验；5、避雷器试验5.1 采用绝缘电阻测试仪测量避雷器绝

16、缘电阻。5.2 采用直流高压发生器测量避雷器1mA直流参考电压，以及1mA直流参考电压下的泄漏电流应符合规范要求。6、电容器试验6.1 采用万用电桥测量每个电容器的电容量，测得电容量与铭牌参数相比较应在合格范围内。6.2 采用绝缘电阻测试仪测量电容器极对外壳绝缘电阻。6.3 采用交流工频耐压试验装置进行电容器极对外壳交流耐压试验，试验时应将电容器两极间短接。试验电压标准严格按规范标准执行，当规范中无规定时按出厂试验电压的75%进行。7、电抗器试验7.1采用万用电桥测量每个电抗器的电感量，测得电感量与铭牌参数相比较应在合格范围内。7.2 采用绝缘电阻测试仪测量电抗器极对地绝缘电阻。7.3 采用交

17、流工频耐压试验装置进行电抗器极对地交流耐压试验，试验时应将电抗器各极间短接。试验电压标准严格按规范标准执行。8、蓄电池充放电试验8.1 充电8.1.1 检查电池是否完好无损，记录电池的编号。8.1.2 充电前应先将充电柜接好三相临时电源，调试整定好充电机各项报警及故障跳闸参数，确认充电机完好后将电池两级正确接入充电柜。8.1.3 充电柜根据蓄电池的运行状况自动运行充电程序，控制充电器对蓄电池进行均充电或浮充电，充电电流的大小根据电池的容量自动进行调整。8.1.4 充电前用万用表对每个蓄电池测量一次并做好记录，充电后每隔1小时测量一次。8.1.5 电池在充电过程中，若发现个别电池（2V电池）端电

18、压差大于0.1V应进行一次全组均衡充电。8.1.6 充电结束后充电控制系统自动转为浮充电运行。8.2 放电8.2.1 放电试验前应现将充电柜停电，一小时后开始对蓄电池进行放电试验。8.2.2 采用蓄电池专用放电仪，根据蓄电池容量大小，采用10小时率进行放电，放电电流采用恒流0.1AH进行放电。8.2.3 放电前先用万用表对每个蓄电池测量一次并做好记录，放电过程中每隔1小时测量一次并记录。8.2.4 放电时发现电池电压有不正常下降状况，应查明原因，电压降得太多，容量较小的要进行更换。8.2.5 放电结束后应立即对蓄电之进行充电，不要搁置太久，充电方法安上述充电方式进行，直至充足电后结束，自动转为

19、正常运行状态。8.2.6 蓄电池充放电试验一般采用连续三次充电，三次放电方式，第三次充足电后方能投入正式运行。9、UPS不停电电源试验。9.1 试验前应了解试验项目，标准要求、程序和安全措施，明确分工和各自任务。9.2 检查UPS电源系统二次回路接线正确性。9.3 检查UPS信号回路接线正确性。9.4 用万用表检查交流输入端子，直流输入端子，确定各端子间无短路现场，否则必须查明原因及排除故障。检查主回路交流输入回路，旁路交流输入回路，蓄电池输入回路接线是否正确，各电源幅值，相序和极性是否正确。9.5 检查各开关均处于断开状态。9.6 检查UPS电源系统切换功能是否满足设计要求。9.6.1 断开

20、UPS主回路电源输入开关，UPS应自动切换到蓄电池工作。9.6.2 断开UPS主回路电源输入开关，断开蓄电池电源开关，UPS应自动切换到旁路电源工作。9.6.3 作切换试验时可在空载或100%负载下进行。9.6.4 作切换试验时应和综合自动化厂家交底，了解是否有重要负荷在运行，做好应急措施，防止切换失败造成程序丢失损失和事故。9.6.5 作切换试验时还应检查波形输出情况，输出波形在1-2周内变化应小于10%。10、35kV高压成套开关柜试验10.1 35kV开关柜内设备如电流互感器、电压互感器、断路器、避雷器等高压电气设备试验方法前面已经叙述，具体试验项目可根据规范要求进行试验。10.2 35

21、kV开关柜电气设备由于安装比较集中，各种设备出厂时已经牢固安装在开关柜内，不便于拆除，在做交流耐压试验时可将所有手车推至运行位置，合上所有断路器，将母线上的所有设备联通后做一个整组耐压试验，试验电压按设备最低耐压标准执行。11、35kV、10kV电缆试验11.1 测量绝缘电阻 试验接线：将测试相接入兆欧表，非测试相接地 试验仪器：2500V兆欧表 试验步骤：11.1.1 找出电缆两端头，确认电缆两端相位对应11.1.2 分别测量线芯间及地之间绝缘电阻11.1.3 将电缆对地充分放电，时间不少于5分钟11.1.4 安全注意事项：用兆欧表测量绝缘电阻时，被试物要确定与电源断开，试验中要防止与人体接

22、触，试验后被试物必须充分放电，时间不少于5分钟。11.2 直流耐压试验及泄漏电流测量试验接线：按试验仪器的要求接线试验仪器：试验步骤：11.2.1 检查试验接线正确无误11.2.2 通知电缆对端监护人员开始试验并要得到监护人员明确答复11.2.3 测量耐压前绝缘电阻11.2.4 分四个阶段升到试验电压，每阶段停留1分钟，记录泄漏电流。11.2.5 升到试验电压后，停留15分钟，再次记录泄漏电流。11.2.6 降下电压，断开电源，将电缆充分放电。11.2.7 测试耐压后绝缘电阻，将电缆充分放电。11.2.8 更换接线，依次做其它各相试验11.2.9 试验完毕，将电缆充分放电，时间不少于15分钟1

23、1.3 数据分析：电缆的泄漏电流具有下列情况之一者，电缆绝缘可能有缺陷，应找出缺陷部位，并予以处理。11.3.1 泄漏电流很不稳定11.3.2 泄漏电流随试验电压升高急剧上升11.3.3 泄漏电流随试验时间延长有上升现象12、变电站地网测试使用5A变频大电网接地阻抗测试仪对角线法对330kv变电站进行接地阻抗测试，其测试线应为变电站地网对角线的3倍以上，测试结果应符合设计要求及规范要求。13、交流耐压试验本工程交流耐压试验采用串联谐振耐压试验装置，主变压器长时感应耐压试验和局放试验则采用无局放串联谐振耐压试验装置及配套局放测试仪。交流耐压试验是鉴定电气设备绝缘强度的最严格、最有效和最直接的试验

24、方法，试验电压数值的确定参照国家标准和出厂值。交流耐压试验应注意的事项： 耐压试验之前必须仔细了解被试设备的非破坏性试验项目是否合格，并确认试验电源可靠和基本稳定，因试验设备容量较大，试验期间，需停止较大的施工用电设备的启动和用电。 试验现场围好遮栏，挂好标志牌并派专人监视。 试验之前，应将设备上所有的电流互感器均短路后可靠接地，将断路器的隔离开关均操作到合闸位置，将靠近试验操作人员（试验设备旁）处的快速接地开关操作到合闸位置，其他接地开关均在断开位置，并检查被试验设备外壳接地可靠。 试验之前，被试验设备的均压环、防电晕罩必须安装好，试验高压接线必须用专用扩径防电晕线连接，检查高压部分凡有棱角

25、的部分必须用防晕罩罩好。 试验过程中，如发现有闭路、放电、击穿等异常现象时，操作人员要立即快速将电压降到零位，关断试验电源，由厂方、业主、监理、施工单位及运行单位共同分析提出处理意见，采取措施，制定试验方案后，按新方案重新加压试验。 试验完毕及时断开电源高压侧挂上接地线后方可改线或拆线。 试验前后测量被试设备的绝缘电阻及吸收比，两次测量结果不应有明显差别。（二）二次保护控制及综合自动化调试1、保护测控装置单体调试首先对装置进行外部检查，检查其是否与设计相符，屏内连线是否正确，标号齐全与否，是否与图纸相符。检查各插件插、拔是否灵活、印刷电路有无损伤、焊接质量是否良好、集成电路型号是否正确、后板配

26、线有无断线、检查屏上设备及端子排内部、外部连线标号是否齐全，与图纸是否相符。将屏端口与外引入电缆回路断开，将电流、电压、控制信号回路用1000V摇表测回路对地及耐压试验。检验逆变电源的自启动能力是否正常，在不同电压下检验逆变电源的输出电压应保持稳定。检验保护定值输入、修改、整定正确，失电再上电保护功能正常。保护通信设备及通道满足各项技术参数要求，保证畅通。开关量输入回路检验正确，调整模数变换系统的精度、零漂、幅值相位特性均满足要求。检验装置在动作和不动作情况下检查各功能回路输出和信号均应正确。调试负责人接到定值通知单后，应立即组织实施，实施完毕后由调试负责人签名认可将定值通知单返回。调试流程将附件二、三2、二次回路检查根据设计施工图纸仔细核对二次接线的正确