110KV系统调试方案.docx
《110KV系统调试方案.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《110KV系统调试方案.docx（14页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
110KV系统调试方案
110KV系统调试方案
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
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
68101216
17
第一章编制依据
1、GB/T19000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2019-37号）。
6、《国网十八项反措实施要求》（调继2019-222号）
7、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2019）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/T995-2019《继电保护和电网安全自动装置检验规程》11、GB/T14285-2019《继电保护和安全自动装置技术规程》
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SZ11-50000/110三相强油风冷、有载调压、降压型变压器，容量比50000/50000KVA。
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。
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
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。
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
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
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；
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
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
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
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及网线连接正确。
7.检查装置通讯地址设置是否正确。
7．2后台机、网络设备、远动设备调试：
1．检查后台机UPS电源接入正确。
2.检查数据库遥信，遥测，遥控，遥调量参数设置及表述符合设计要
求。
3.检查后台机主接线图画面及各个分画面设置正确及各种报表齐全。
4.检查后台机音响报警系统正确。
5.检查后台机与保护继电器室设备通讯正确。
6.检查后台机与五防机通讯及程序正确。
7.检查远动设备逆变电源正确。
8.检查远动设备三级调度通道接入正确，通讯规约握手正确。
9.检查网络设备逆变电源正确。
7．3综自系统联调：
1.在后台操作员站带五防程序遥控拉合全站开关、隔离刀闸，正确无
误。
远方/就地闭锁关系正确。
后台监视画面显示状态正确。
2.在后台操作员站遥调#1、2主变有载调压升档、降档正确。
档位显
示正确。
远方/就地闭锁关系正确。
主变油温显示正确。
3.在继电器室测控加电流、电压量，后台机显示各电气量正确。
4.在继电器室实际模拟遥信变位，后台机监视报文正确。
告警音响正
确。
5.在后台机监视GIS设备SF6压力、温度正确。
6.模拟保护各种故障动作，后台机监视报文正确，告警音响正确。
7.按照三级调度要求上传的“四遥”量，与省，网，地调进行远动联
调，检查“四遥”量正确。
第八章传动方案
8．1通流通压试验
8．1．1检查所有CT、PT回路接线正确.牢固可靠。
8．1．2从CT、PT的根部直到最末端检查极性的正确性。
8．1．3从CT、PT的一次加电流,电压,在最末端测量二次值,以校正变比正确性。
将每一个盘柜的电流.电压量都测量到位.防止CT开路,PT短路。
.
8．2主变保护带回路传动
要求：
1、#1主变保护的传动均按照所给定值传动，检查开关跳合闸，检查保护装置主保护、后备保护动作正确，压板对应关系及配合关系正确且检查开关动作过程及先后顺序符合定值要求。
故障录波能正确录波。
2、在主变本体传动非电量保护,出口和信号正确。
故障录波能正确录波。
3、就地和远方传动有载调压升档和降档能正确动作，远方指示正确，过负荷能可靠闭锁有载调压。
试验接线及准备：
主变保护1#.柜单独接线，#1、主变两侧开关、35kV,10KV母联开关手拉手合正确。
开关防跳正确。
上述开关置合位。
8．2．1、#1主变保护柜
8．2．1.1投入所有保护功能压板，退出所有出口压板，分别模拟差动、高、低后备保护动作，
检查无开关跳闸，录波、后台保护动作信号正确。
8．2．1.2投入差动压板，模拟差动动作分别投入3LP4，3LP5,3LP6压板,检查上述压板跳闸对象正确。
各侧开关操作箱指示灯正确。
8．2．1.3分别投入高压侧后备保护各功能压板，投入2LP5,2LP6,2LP7,2LP8,2LP9模拟各段动作，检查跳闸逻辑，时间顺序
符合定值。
8．2．1.5分别投入低压侧后备保护各功能压板，投入6LP3,6LP4,6LP5,6LP6,6LP7模拟各段动作，检查跳闸逻辑，时间顺序符合定值。
8．2．1.6投2LP11，模拟保护动作闭锁主变有载调压.
8．2．1.7分别投1LP2,1LP3,1LP4分别模拟本体重瓦斯、有载重瓦斯、压力释放、绕组温度过高、油温过高。
检查上述非电量动作跳闸、发信正确。
模拟本体轻瓦斯、油位异常、绕组温度高、油温高动作，检查发信正确。
8．3110kV线路保护带开关传动
要求：
1、所有保护的传动均按照所给定值传动，检查开关跳合闸，开关防跳，检查保护装置主保护、后备保护动作正确，检查保护装置重合闸及与启动远跳等配合关系正确、压板对应关系及配合关系正确,且检查开关动作过程符合定值要求。
故障录波能正确录波。
2、110kV保护面板刀闸位置指示正确，刀闸切换继电器能正确动作。
试验接线及准备：
各线路单独接线，开关手拉手合正确，防跳正确，开关置合位。
8．3．1RCS-943A传动
8．3．1．1投入跳闸出口压板，保护定值按规定投入，投入保护装置保护功能压板，模拟A相瞬时故障，保护动作灯亮，重合闸动作。
开关动作正确。
8．3．1．2投入跳闸出口压板，保护定值按规定投入，投入保护装置保护功能压板，模拟B相瞬时故障，保护动作灯亮，重合闸动作。
开关动作正确。
8．3．1．3投入跳闸出口压板，保护定值按规定投入，投入保护装置保护功能压板，模拟C相永久故障，保护动作灯亮，重合闸动作，保护加速出口。
开关动作正确。
8．435kV电容保护及备自投装置带回路传动
8．4．1、35kV电容保护均按照所给定值传动，检查开关跳合闸位置，检查保护动作正确，压板对应关系正确。
8．4．2、检查备自投装置的逻辑关系，应正确无误，符合定值要求及动作逻辑，且手跳开关应能正确闭锁备自投。
8．5全站测控系统、GPS系统调试传动
8．5．1.110kV开关通过后台系统及在远方分别分合完毕，正确无误，位置指示正确，后台及远方信号正确。
8．5．2.110kV刀闸、地刀闸、通过后台系统及在远方分别分合完毕，正确无误，位置指示正确，后台及远方信号正确
8．5．3.35kV开关通过后台系统及在远方分别分合完毕，正确无误，位置指示正确，后台及远方信号正确
8．5．4.35kV#1主变中性点刀闸通过后台系统及在远方分别分合完毕，正确无误，位置指示正确，后台及远方信号正确
8．5．5.#1主变有载调压通过后台系统及在远方升降控制完毕，正确无误，档位指示正确，后台及远方信号正确。
8．5．6.110kVPT并列通过后台系统及在远方控制完毕，正确无误，PT能实现正确并列，后台及远方信号正确。
8．5．7.110kV线路保护、分段保护及公用部分在后台及远方反应的信号正确，符合设计要求。
8．5．8.#1、2主变保护、1101、1102断路器保护在后台及远方反应的信号正确，符合设计要求。
8．5．9.10kV电容器保护在后台及远方反应的信号正确，符合设计要求。
8．5．10．直流系统、消防系统、载波通讯系统、GPS系统、生活公用系统在后台及远方反应的信号正确，符合设计要求。
8．5．11．用仪表校验仪对110kV线路施加有功和无功功率，所加量在后台及远方反应的信号正确，符合设计要求。
8．5．12．用仪表校验仪对35kV的所用测控装置施加有功和无功功率，所加量在后台及远方反应的信号正确，符合设计要求。
8．5．13．用仪表校验仪对35kV的电容器所用测控装置施加有功和无功功率，所加量在后台及远方反应的信号正确，符合设计要求。
8．5．14．用仪表校验仪对#1主变测控装置施加有功和无功功率，所加量在后台及远方反应的信号正确，符合设计要求
8．5．15．全站GPS硬对时及装置之间软对时系统应能与卫星时钟同步，无误差。
第九章线路联调
9．1、线路光纤差动保护对调，两侧保护定值已按调度定值通知单整
定完毕，地址码设置正确、两侧保护程序版本一致。
9．2、进行两侧的收发电平测试，通道衰耗应符合要求。
9．3、光纤差动保护与对侧保护配合关系正确，两侧保护动作关系正确，出口跳开关正确，符合保护动作逻辑，通道输出至故障录波能正确录波。
9．4、通道中断时，两侧保护应告警一致且光差保护自动退出。
第十章安全及技术措施
10．1安全措施
10．1．1、严格贯彻“安全第一，预防为主”的方针，落实岗位责任制，严格执行各项规章制度，明确各级调试人员职责，权限。
10．1．2、各项试验工作都要配备完整的安全保护措施，并在试验前进行技术交底。
无措施，交底，严禁上岗。
认真开展每周一的安全活动日，总结上周工作，布置下周安排。
10．1．3、在带电工作时，认真填写工作票，严格执行工作票制度。
10．1．4、以反习惯性违章为重点，加强安全检察力度。
10．1．5、进入设备区必须配戴安全帽，登高作业应系好安全绳。
10．1．6、进行保护装置调试及系统调试时严防LH开路，YH短路及人员低压触电。
10．1．7、进行二次设备调试时严防漏项，发现设备缺陷及时处理，严防不合格设备投入运行引起事故。
10．1．8、进行传动试验时应加强监护，避免交叉作业。
10．1．9、加强对仪表，仪器管理，定期检查，清理。
10．2技术措施
10．2．1、所有系统调试成员应熟悉设计图纸及厂家设备资料,清楚自己所承担的工作任务.
10．2．2、根据设计图纸及厂家资料编制传动方案。
10．2．3、检查所有电缆接线及屏内接线牢固可靠。
10．2．4、装置上电,投入交流环网和直流环网,检查装置及开关、刀闸无异常。
10．2．5、按照传动方案,每一台开关先由手动就地分合,再用后台远方分合,保证分合正确。
10．2．6、110kV、35kV刀闸全部就地和远方传动完毕，刀闸闭锁关系正确，刀闸的切换接点输出正确。
10．2．7、系统调试检查压板时应分别验证压板在投、退状态下保护的动作情况，防止出现寄生回路。
10．2．8、系统调试时定值录入检查时，应认真细致，防止误整定。
10．2．9、在进行系统调试时应严格执行反措规定，重点要求检查跳闸回路，直流电源配置，保护专用地网，LH、YH二次接地点，交、直流混用等关键点。
升级会员 