220KV升压站启动调试措施

220KV升压站调试方案批准：校核：编制：2022年11月目录第一部分电力变压器单体调试 (1)第二部分干式变压器单体调试 (9)第三部分互感器单体调试 (14)第四部分真空断路器单体调试 (20)第五部分电力电缆单体调试 (24)第六部分避雷器单体调试 (27)第七部分接地网电气完整性测试 (33)第八部分SF6断路器单体调试 (36)第九部分继电保护调试 (40)第十部分危险源辨识、评价表 (47)第十一部分电气设备交接试验标准（强制性条文） (48)第一部分电力变压器单体调试1. 编制依据1.1《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150-20161.2《输变电工程达标投产考核评定标准(2006年版)》1.3《电力建设安全工作规程（变电所部分）》1.4《职业安全健康及环境管理手册》HEPEC/ES1 B/01.5《电力建设安全管理制度》2. 目的及适用范围2.1本作业指导书规定了电力变压器单体试验规范，适用于油浸式电力变压器的单体调试。

3. 调试范围及工作量3.1调试范围为全厂所有油浸式电力变压器。

4. 资源配置4.1电气调试工程师1人，电气试验人员2～3人。

4.2试验设备及型号：5. 试验程序5.1试验程序见图一图一试验程序图6. 试验方法、标准及注意事项6.1 测量绕组连同套管一起的直流电阻6.1.1 测量油浸式电力变压器的直流电阻时，因变压器容量较大，绕组电感较大，电阻较小。

测量时充电时间较长，而且很难达到稳定。

采用变压器直流电阻测试仪, 能快速准确的测量。

测量应在各分接头的所有位置上进行。

6.1.2 试验标准：测量应在各分接的所有位置上进行。

1600KVA及以下三相变压器，各相绕组相互间的差别不应大于4%；无中性点引出的绕组，线间各绕组相互间差别不应大于2%。

1600KVA以上变压器，各相绕组相互间差别不应大于2%；无中性点引出的绕组，线间相互间差别不应大于1%。

变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%。

XXXX风电场工程调试方案审核:试验:1 #主变保护及二次回路调试方案一、编制目的1二、编制依据 (1)三、工程概况 (1)四、产品调试与实验项目2五、硬件调试 (2)六、绝缘电阻实验 (3)七、装置基本功能检查 (3)八、模拟丘检查 (3)九、开入检测 (5)十、开出检测 (5)十一、保护性能测试 (5)+-V危险点控制通用卡十三、施工作业交底记录一、编制目的1杜绝发生任何人身及设备伤害事故，确保新设备一次投运成功并稳定运行。

2检测WBH-801A,WBH-814A变压器保护装置，硬件质量，并进行整机调试, 以保证装置硬件及软件的正确调试。

二、编制依据1.1《电气装置安装工程电力设备交接试验标准GB50150»1.2《变电站施工质量检验及评定标准》（电气专业篇）1.3《电气装置安装工程质量检验及评定规程》1.4《电力建设安全工作规程（变电所部分）》1.5设计院设计施工蓝图Q441 S-RO1108-06主变压器二次线原理接线图1.6生产厂家提供的设备技术参数及出厂试验报告、设备使用说明书1.7国网公司《18项反措》1.8FCK-801A微机测控装置技术使用说明书。

1.9WBH-801A-121AJ21B主变保护A柜B柜原理图。

2.0 FCK821A型主变测控柜原理图。

三、工程概况工程简述：220KV升压站工程概况XXX风电场工程位于XXXXX内，风电场总装机规模为100MW,将建设一座220kV升压变电站，经一回220kV线路电力系统连接。

XXX风电场及XX 风电场装机容量各为49.5MW,各安装30台1650kW风力发电机组，风力发电机出口电压为690V,经35/0.69RV箱式变压器升压至35kV,每30台风机分成3组，每组风机出线组成一个联合单元，联合后曲35kV架空电缆混合线路输送至风电场220kV升压变电站的35kV侧。

风电场发出的电能通过220/35kV主变升压后，经1回220kV架空线路送至220kV系统电本工程位于东北丘陵地带，该地属III级污秽地区。

文件编号：升压站启动及厂用受电调试措施2015年6月措施编号：措施日期：2015年5月项目负责人：工作人员：编写人员：审核：批准：摘要本调试措施依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同要求，根据升压站一次系统和起备变保护设计要求，为了升压站整套启动和厂用受电的顺利进行，通过相关的试验确定设备是否具备投运条件而编写。

关键词升压站；整套启动；厂用受电；调试措施目录1 概述 (1)1.1 升压站简介 (1)1.2 厂用受电简介 (1)2 试验目的及依据 (1)2.1 升压站试验目的 (1)2.2 厂用受电试验目的 (1)2.3 试验依据 (2)3 启动前应具备的条件 (2)3.1 升压站需具备的条件 (2)3.2 厂用受电需具备的条件 (3)4 安全措施 (4)5 启动前一、二次系统检查 (4)5.1 一次系统检查 (4)5.2 二次系统检查 (5)6 220kV系统启动方案及步骤 (5)6.1 220kV II母母线充电 (5)6.2 220kV I母母线充电 (5)6.3 220kV系统合环试验 (6)7 厂用受电试验程序 (6)7.1 高压起动/备用变受电 (6)7.2 6kV厂用1A段母线受电 (7)7.3 6kV厂用1B段母线受电 (7)7.4 6kV厂用2A段母线受电 (8)7.5 6kV厂用2B段母线受电 (8)7.6 带负荷测差动相量 (8)7.7 充电结束后的工作 (8)8 注意事项 (8)9 组织措施 (9)9.1 组织形式 (9)9.2 各机构职责 (9)9.3 各单位职责分工 (10)附录 (11)升压站启动及厂用受电调试措施电厂工程升压站启动及厂用受电调试措施1 概述1.1 升压站简介电厂工程220kV升压站本期设计：2个发变组间隔；1个起备变间隔；2回220kV 出线间隔，1个母联间隔，1个母线PT间隔（包括220kV I母、220kV II母）。

220kV 系统采用双母接线。

摘要：本方案对德能天然气发电有限公司的220KV变电站一次高压设备及控制、保护系统做了简单介绍，叙述了高压调试、系统调试和注意事项，供参加此项工作的调试人员参考。

关键词：一次高压电器设备设备调试与试验项目受电及带负荷试验联合调试一：工程概况德能天然气发电厂规划容量：2*42MW+2*20MW发电机组，通过220KV升压站与湖州电网相连。

1、设备配置：主变两台选用山东电力设备厂SF9—90000 242/10.5KV型变压器。

断路器选用河南平高电气股份有限公司的分相式LW10B—252W。

电流互感器选用河南平高电气股份有限公司LVQB—220型SF6电流互感器，电压互感器选用TYD1—220/√3型电容式电压互感器，避雷器选用Y10W—200/520W氧化锌避雷器，隔离开关及接地开关分别选用GW16—252I型及JW6—252I型。

2、保护、监控配置：主变保护选用北京四方继电自动化股份有限公司，主保护配两套型号CSC—326B，本体非电量保护型号CSC—336A，辅助保护型号CSC—122T。

线路保护选用北京四方继电自动化股份有限公司及南京南瑞继保电气有限公司。

主保护型号CSC—101A、RCS—931A，辅助保护型号CSC—122A，线路失步解列型号CSC—391，远方信号传输型号CSY—102AZ。

母差保护选用深圳南瑞科技有限公司型号BP—2B微机母线成套保护装置。

故障录波选用深圳双合电脑系统股份有限公司型号SH2000C型电力故障录波测距装置。

保护信息收集选用北京四方继保自动化股份有限公司型号CSFM—2002故障信息管理系统子站系统。

主变、220KV线路、母线设备监控系统选用上海惠安系统控制有限公司型号WesconGroupD25系统。

同期装置选用南京南瑞继保电气有限公司型号MAS—2微机自动准同期装置。

二：设备调试与试验项目（一）高压调试1．主变试验项目：1）测量绕组的直流电阻,各相测得的值相互差值应小于平均值的2%，线间测得的值应小于1%，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不大于2%。

220kV升压站电气设备调试方案一、概述1.1编制依据本方案为康保牧场100MW风电场电场升压站电气设备调试方案，主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照国家有关规范、规程和制造厂的规定,规范调试操作、保证试验结果的准确性，调及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据。

为保证电气设备试验工作的顺利进行，确保按时按质的完成调试工作,特制定本方案。

1.2施工执行标准本方案执行国家标准：国家电力公司颁发的《输变电工程达标投产考核评定标准（2006年版）》公司ISO9002质量程序文件、《电力建设安全工作规程（变电所部分)》、《电力建设安全管理制度》、《职业健康安全管理体系规范（GB/T2800-2001）》以及其它规定、规范。

现场实地调查了解的信息资料和我公司历年变电站工程施工的实践经验及施工方法、工程总结。

主要规范及标准：《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007-2004《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准（第2部分变电电气安装工程）》Q/CSG10017。

2-2007《电力建设安全工作规程》（变电所部分）DL5009.3-1997《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分)》DL 408-91《电业安全工作规程（高压试验室部分）》DL 560—951.3工程概况本风场规划规模100MW,本期建设规模100MW，升压站内规划1台主变，主变规模为2×120MVA两卷变,本期建设2台120WVA主变。

升压站低压侧35kV出现规划15回，本期全部建成。

其中11回为本期风机装机接入低压侧母线集电线路的需要,另4回为应业主要求建设备用。

220kV采用单母线接线，本期建成单母线接线。

220kV规划出线4回，本期出线3回，分别至御道口500kV站、大唤起风电场升压站和御道口一期升压站，留有1回出线扩建余地。

220kV升压站电气设备调试方案一、概述1.1编制依据本方案为康保牧场100MW风电场电场升压站电气设备调试方案，主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照国家有关规范、规程和制造厂的规定，规范调试操作、保证试验结果的准确性，调及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据。

为保证电气设备试验工作的顺利进行，确保按时按质的完成调试工作，特制定本方案。

1.2施工执行标准本方案执行国家标准：国家电力公司颁发的《输变电工程达标投产考核评定标准(2006年版)》公司ISO9002质量程序文件、《电力建设安全工作规程（变电所部分）》、《电力建设安全管理制度》、《职业健康安全管理体系规范（GB/T2800-2001）》以及其它规定、规范。

现场实地调查了解的信息资料和我公司历年变电站工程施工的实践经验及施工方法、工程总结。

主要规范及标准:《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007-2004《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分变电电气安装工程)》Q/CSG10017.2-2007《电力建设安全工作规程》（变电所部分）DL5009.3-1997《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》DL 408—91《电业安全工作规程( 高压试验室部分)》DL 560-951.3工程概况本风场规划规模100MW，本期建设规模100MW，升压站内规划1台主变，主变规模为2×120MVA两卷变，本期建设2台120WVA主变。

升压站低压侧35kV出现规划15回，本期全部建成。

其中11回为本期风机装机接入低压侧母线集电线路的需要，另4回为应业主要求建设备用。

220kV采用单母线接线，本期建成单母线接线。

220kV规划出线4回，本期出线3回，分别至御道口500kV站、大唤起风电场升压站和御道口一期升压站，留有1回出线扩建余地。

220kV升压站电气设备调试方案一、概述1.1编制依据本方案为康保牧场100MW风电场电场升压站电气设备调试方案，主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照国家有关规范、规程和制造厂的规定，规范调试操作、保证试验结果的准确性，调及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据。

为保证电气设备试验工作的顺利进行，确保按时按质的完成调试工作，特制定本方案。

1.2施工执行标准本方案执行国家标准：国家电力公司颁发的《输变电工程达标投产考核评定标准(2006年版)》公司ISO9002质量程序文件、《电力建设安全工作规程（变电所部分）》、《电力建设安全管理制度》、《职业健康安全管理体系规范（GB/T2800-2001）》以及其它规定、规范。

现场实地调查了解的信息资料和我公司历年变电站工程施工的实践经验及施工方法、工程总结。

主要规范及标准:《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007-2004《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分变电电气安装工程)》Q/CSG10017.2-2007《电力建设安全工作规程》（变电所部分）DL5009.3-1997《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》DL 408—91《电业安全工作规程( 高压试验室部分)》DL 560-951.3工程概况本风场规划规模100MW，本期建设规模100MW，升压站内规划1台主变，主变规模为2×120MVA两卷变，本期建设2台120WVA主变。

升压站低压侧35kV出现规划15回，本期全部建成。

其中11回为本期风机装机接入低压侧母线集电线路的需要，另4回为应业主要求建设备用。

220kV采用单母线接线，本期建成单母线接线。

220kV规划出线4回，本期出线3回，分别至御道口500kV站、大唤起风电场升压站和御道口一期升压站，留有1回出线扩建余地。

升压站及#01启备变受电安全技术措施及操作步骤批准：审定：审核：编写：2015年5月4日为确保XX发电有限公司（以下简称XX发电公司）升压站及#1启备变受电工作的人员安全、设备安全、操作安全，特制定本方案。

要求所有参加受电工作的单位、部门、人员都要认真学习本方案，并严格按方案要求进行工作。

一、组织机构（待定）1领导小组组长：副组长：成员：现场指挥组长：副组长：安全监察组组长：成员：运行操作组组长：成员：隔离措施确认组组长：副组长：成员：测试工作组组长：成员：2现场协调组组长：成员：受电工作职责分工、步骤及范围3职责分工3.1中试所负责受电工作的指挥，集控室计算机操作、设备操作的监护。

3.2XX火电公司负责受电期间工作配合及缺陷消除工作。

3.3XX发电公司设备维护部电气一次专业负责电气一次设备安全隔离措施落实情况确认。

3.4XX发电公司设备维护部电气二次专业负责设备控制回路及保护定值是否正确，带电的电流互感器和电压回路是否完好、隔离措施是否完备情况确认。

3.5XX发电公司发电运行部负责与省调联系，集控室和网控室的计算机操作，负责就地开关、刀闸、接地刀闸等设备的检查、操作。

4受电步骤本次受电分三个阶段进行。

4.1第一阶段：德山变电站对常德I线充电。

4.2第二阶段：通过常德I线对220KV升压站 I母、II母充电。

4.3第二阶段：#01启备变冲击合闸试验。

5受电范围本次受电范围有常德I线，220KV升压站，#01启备变。

二、安全措施1工作人员必须严格遵守《电业安全工作规程》的相关规定，正确着装，运行操作必须按操作票步骤规定执行。

2受电期间应保证与调度、德山变电站、电厂控制室、工作现场之间的联络电话畅通。

3试验人员应站在绝缘垫上进行工作，试验过程发生异常时，应立即停止试验，查明原因后，经领导小组批准后，方可继续试验。

4试验中如出现异常情况，应立即停止试验，并服从领导小组的统一指挥。

5运行操作必须有2人及以上进行，并严格按照操作票步骤进行操作，操作过程中当有疑问时，要停止操作并向监护人询问清楚无误后方可继续操作。

220kV升压站电气设备调试方案一、概述编制依据本方案为康保牧场100MW风电场电场升压站电气设备调试方案，主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照国家有关规范、规程和制造厂的规定，规范调试操作、保证试验结果的准确性，调及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据。

为保证电气设备试验工作的顺利进行，确保按时按质的完成调试工作，特制定本方案。

施工执行标准本方案执行国家标准：国家电力公司颁发的《输变电工程达标投产考核评定标准(2006年版)》公司ISO9002质量程序文件、《电力建设安全工作规程（变电所部分）》、《电力建设安全管理制度》、《职业健康安全管理体系规范（GB/T2800-2001）》以及其它规定、规范。

现场实地调查了解的信息资料和我公司历年变电站工程施工的实践经验及施工方法、工程总结。

主要规范及标准:《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007-2004《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分变电电气安装工程)》Q/ 《电力建设安全工作规程》（变电所部分）《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》DL 408—91《电业安全工作规程( 高压试验室部分)》DL 560-95工程概况本风场规划规模100MW，本期建设规模100MW，升压站内规划1台主变，主变规模为2×120MVA两卷变，本期建设2台120WVA主变。

升压站低压侧35kV出现规划15回，本期全部建成。

其中11回为本期风机装机接入低压侧母线集电线路的需要，另4回为应业主要求建设备用。

220kV采用单母线接线，本期建成单母线接线。

220kV规划出线4回，本期出线3回，分别至御道口500kV站、大唤起风电场升压站和御道口一期升压站，留有1回出线扩建余地。

35kV规划单母线接线。

本期每台主变下35kV母线均建成单母线接线，两段35kV母线无联系，母线最大穿越功率均按120MVA考虑。

220kv升压站调试方案一､概述1.1编制依据220kV云南省楚雄州南华县打挂山北部升压站工程招标文件;中南勘测设计研究院有限公司220kV打挂山北部升压站工程设计说明书及设计图纸;葛洲坝集团电力有限责任公司职业安全健康与环境管理体系文件;为保证电气设备试验工作的顺利进行,确保按时按质的完成调试工作,特制定本方案｡1.2施工执行标准本方案措施执行国家标准:国家电力公司颁发的《输变电工程达标投产考核评定标准(2006年版)》公司ISO9002质量程序文件､《电力建设安全工作规程(变电所部分)》､《电力建设安全管理制度》､《职业健康安全管理体系规范(GB/T2800-2001)》以及其它规定､规范｡所有电气设备安装结束后按GB50150-2006《电气设备交接试验标准》进行单体试验｡特殊试验在行业要求适用范围内按业主要求进行｡分部试运指从单体试验结束,经验收合格后至整套启动过程中所进行的控制､保护和测量功能试验｡整组启动指完成对整个工程的各种参数的测试和使之处于安全､高效､可靠的运行状态｡主要规范及标准:《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007-2004《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分变电电气安装工程)》Q/CSG10017.2-2007《电力建设安全工作规程》(变电所部分)DL5009.3-1997《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》DL 408—91《电业安全工作规程( 电气继保试验部分)》DL 560-951.3工程概况打挂山风电场总装机容量为300MW,配套建设2座220kV升压站,分南部主升压站(容量2×80MVA)和北部辅助升压站(容量2×80MVA)｡北部辅助升压站以一回220kV架空线接入至南部主升压站220kV侧母线｡北部升压站电气主接线:1)升压站220kV侧接线北部升压站220kV侧为单母线接线,建设2个主变进线间隔､1个出线间隔及1个母线PT间隔｡2)升压站35kV侧接线升压站35kV侧采用单母线分段接线｡3)站用电源本工程站用电从35kV母线上引接,35kV站用变压器型号为SCB11-250/35,37±2×2.5%/0.4kV,Ud=4%,D,yn11;10kV施工兼备用变压器电源从风电场外独立的10kV电源引接,变压器选用预装式变电站,容量为250kVA,型号选用:YBM1-250/10,变比:10.5±5%/0.4kV,Ud=4%,D,yn11｡10kV站用变采用成套装置,户外成套布置｡站用电系统采用单母线分段,采用交直流一体化设备1.3.1:继电保护调试项目(1)调试主变保护4套(2)调试220kV线路保护2套,测控系统1套;(3)调试220kV母线保护2套,测控系统1套;(4)调试35KV线路保护测控系统8套;(5)调试35kV母线保护测控系统1套;(6)35kV无功补偿进线保护测控系统2套(7)35kV接地变保护测控系统2套;(8)10kV站用变保护系统1套;(9)调试220kV故障录波系统1套;(10)调试交直流一体化电源系统1套;(11)调试国家风电信息上报系统1套:(12)调试风电功率预测系统1套;(13)调试同步向量测量系统1套;(14)调试保护故障信息处理子站1套;(15)调试安稳系统1套:1.3.2:设备一次调试项目(1)2台220kV主变本体试验(2)220kV GIS本体试验;(3)35kV设备本体试验;(4)35kV母线耐压试验;(5)220kV GIS母线耐压试验;(6)SVG无功补偿电容电抗器本体试验(7)35kV接地变本体试验;(8)10kV站用变本体试验;(9)站内接地网试验;(10)站内避雷针试验;二､施工组织机构项目调试总负责人:汪元龙项目调试技术负责人:张恒保调试质量负责负责人:张超资料管理员:李睿现场调试专职安全监督员:杜洋试验人员:葛洲坝集团电力有限责任公司试验中心员工三、施工准备3.1施工人员配置1)我公司投入本工程的技术､质量､安全管理人员都具有多年变电站工程施工经验,所有施工人员在进入现场前均针对本工程特点进行岗前培训,并经考试合格,持证上岗｡2)技术人员配备3.2施工技术资料准备1)在施工前首先由项目经理部组织人员对站内､站外环境情况进行详细调查,核对图纸保护功能是否有改动､图纸是否符合现场实际,并在征得设计部门的同意下对施工图进行修改,使之符合现场实际,把施工图作为本工程施工的指导性文件｡2)审阅建设单位组织的施工图会审和交底｡3)根据现场的调查资料､施工图会审纪要､设计资料及规范等,编制工程分部作业指导书,并在分部或分项工程开工前进行详细的技术交底｡4)技术交底及措施①.常规施工,在每道工序施工前,由项目主任工程师负责主持,由本工程技术部部长负责,质检部､安监部参加,对施工人员进行详细的技术交底工作,同时进行安全和质量交底｡②.特殊施工由项目主任工程师讲解特殊施工的技术要点及要求,对施工人员进行系统地培训｡四､施工步骤4.1工期及工程施工进度计划安排工期按《220kV云南省楚雄州南华县打挂山北部升压站进度计划横道图》进行设备高压试验及继电保护调试工作计划严格按《施工进度计划横道图》进行组织,如遇施工进度有变或者一次停电施工延期等其它方面的原因,工作计划将相应作出调整｡4.2施工步骤4.2.1保护､测控调试:(1)准备工作设计图及厂家质料是否齐全;对使用的仪表､仪器进行检查(包括功能及使用日期);工地是否具备进场条件｡(2)资料收集收集设计及厂家资料;收集厂家随设备的图纸､出厂调试记录､调试大纲｡(3)熟悉图纸熟悉设计图纸,了解设计意图,对整套保护有个整体理解;熟悉厂家资料,对设备功能､原理有所了解,熟悉调试大纲｡寻找设计图及厂家资料是否存在缺陷｡(4)做好标识根据设计图､厂家原理图熟悉设备名元件名称(空气开关､压板､继电器等);根据设备各种元件的规格､大小尺寸印好各种标签;在保护装置上做好标识｡(5)装置检查检查各保护屏､控制屏､开关等设备是否齐备,外观有无损坏;检查设备内二次电缆安装是否规范,标号是否齐备,连接是否紧固;保护屏内插件拔出检查有无损坏,内部连线､元件是否连接牢固｡(6)绝缘检查保护屏绝缘检查:解开外部连接电缆后,保护屏内的电流､电压､直流控制信号回路各回路对地以及各回路之间用1000V摇表测量绝缘电阻均应大于10MΩ;有关回路的绝缘检查:保护屏电流､电压及直流回路(保护､操作､信号)连接在一起,解开接地点用1000V摇表测量回路对地的绝缘电阻应大于1.0MΩ;交流耐压试验:对各回路用交流1000V进行一分种有耐压试验,若回路对地绝缘电阻大于10MΩ,可用2500V摇表测量绝缘电阻代替;注意保护屏在测量绝缘时要根据调试大纲把有关插件拔出,要将CPU插件拔出｡(7)直流电源送出防止直流接地;防止直流短路;核对回路是否存在寄生回路;检查上下级熔丝及快速开关之间配合的可靠性｡送出直流电源的顺序一般是从上往下､从总到分支,先从直流屏送出,再往下送;每送出一个空气开关后,要注意有无异常､异响,有特殊情况马上拉开空气开关;送出直流的后要检查各直流回路之间有无混电源,有无寄生回路｡尤其保护电源路数较多时要特别注意;发现有寄生回路要查明原因并处理;检查上下级熔丝及快速开关之间配合可靠性(K>2);检查双重回路保护及不同电压等级保护､开关之间操作电源应相互独立｡(8)开关操作回路检查开关操作回路的控制开关在无短路或接地的情况下方可投入;开关分合前要检查开关是否在运行位或检修位,方可进行开关分合｡机构储能回路检查:各种开关机构基本分为液压机构和电机储能两种;送出电源检查储能回路是否正常,有无异常情况;检查时转换开关应放置“就地”位置检查,发现问题立即断开电源进行检查处理｡操作回路检查:开关分和合,检查开关是否正常;开关辅助接点是否正常,开关的跳､合闸线圈在额定80%电压下是否正确分合;防跳保护是否与开关的跳合线圈匹配;检查远方､就地切换开关､KK开关､开关分合用指示灯的正确性;检查电气五防的正确性;发现问题检查回路是否有问题并处理｡(9)保护装置调试参照原电力部颁发的《微机继电保护试验技术条件》;严格按照厂家《调试大纲》进行调试(10)开关传动回路试验保护带开关传动试验:保护带开关跳合闸校验保护跳合闸回路正确性;保护开出回路试验:保护动作时有很多接点开出作为闭跳､闭锁､启动等作用,例如;主变保护有:联跳母联､､启动风扇､闭锁自投､闭锁调压､开关辅助接点输出等;保护开入回路试验:一套保护装置有很多接点开入作为闭锁保护装置､某些信号的开入等,例如主变保护有自投开入调变低､开关机构信号接点的开入等回路｡回路调试要根据设计全面､到位｡(11)信号回路试验光字牌回路试验;保护动作时相对应有很多光字牌要发信,调试时要对设计要求的各种信号回路进行试验｡音响回路试验:包括预告音响和事故音响｡(12)四遥回路试验遥控回路试验:配合四遥试验开关､刀闸遥控,注意应启动､复归合后继电器;遥信回路试验:各种保护动作量､开关信号量､装置信号量等回路试验;遥测回路试验详见电压电流回路试验工序｡遥调回路试验:对主变档位进行有载调压控制(13)电压回试验加二次模拟电压工作可以与调试中央信号装置的人员相互配合,当其加模拟电压时: 一起校验电压是否到保护屏的位置､相序是否正确;表计电压是否正常;遥测反映是否正确;注意PT二次在控制室一点接地;PT二次保护组电压N与开口角N要分别从就地引至控制室｡(14)电流回路试验校验和检查:校验CT极性是否正确;检查各组CT接地是否符合要求(一般常规差动保护在保护屏一点接地,微机差动保护在就地接地,其他组别在就地接地),模拟加一次电流校验:校验保护､计量三遥反映是否正确,并判断变比是否正确;短接组别,判断各保护､计量组别是否正确｡(15)相位图测量测量电压幅值(包括开口角组)､相序;测量电流幅值(包括N线)､相序;以电压为基值(一般以Uan)测量电流与电压的相角;记录有功､无功表和电流表的数值｡根据测量的数值画出电流､电压的相位图;根据系统当前潮流走向,对相位图进行分析,判断PT､CT极性是否正确;4.2.2电气设备单体试验1) 断路器1.1 测量绝缘拉杆的绝缘电阻值,参照制造厂的规定｡1.2 采用直流压降法测量每相导电回路的直流电阻,与产品技术规定不应有明显差别｡1.3 在断路器的额定操作电压､气压或液压下进行断路器的分合闸时间测量,应符合产品技术规定｡1.4测量断路器主､辅触头三相及同相各断口分､合闸的同期性及配合时间,应符合产品技术条件的规定｡1.5测量断路器分､合闸线圈的绝缘电阻值,不低于10MΩ,直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别｡1.6断路器的操作机构试验｡1.6.1合闸操作｡当操作电压在直流､交流(85%-110%)Un范围内时,操动机构应可靠动作｡1.6.2脱扣操作｡在分闸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;附装失压及过流脱扣的脱扣试验应符合其动作特性｡1.6.3模拟操动实验｡在额定电压下对断路器进行就地或远控操作,每次操作断路器均应正确,可靠地动作,其联锁及闭锁装置回路的动作符合设计要求｡35kV断路器操动实验应按下表进行:220kV液压机构操动实验应按下表进行:1.7在SF6气压为额定值时进行交流耐压试验,试验电压按出厂电压的80%进行,并符合要求｡2) 电力变压器试验2.1 测量绕组连同套管的直流电阻值应符合有关规定｡2.1.1在各分接头的位置都要进行｡2.1.2各项测得的相互值应小于平均值的2%,线间测得值的相互差值应小于平均值的1%｡2.2 检查所有分接头的电压比｡与制造厂铭牌数据相比武明显差别,且符合电压比的的规律,允许偏差为±0.5%2.3 检查变压器的结线组别,应与铭牌一致｡2.4 测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比,应符合有关规定｡绝缘电阻不低于产品出厂实验值的70%;测量吸收比与产品出厂值相比应无明显差别,在常温下不小于 1.3;用5000V兆欧表测量极化指数,测得值与产品出厂值相比应无明显差别,在常温下不小于1.3｡2.5 测量油浸式变压器的介质损耗角正切值｡2.6 测量35kV以上且容量大于10000kVA变压器的直流泄漏电流｡2.7 对主变中性点进行耐压试验,实验耐受电压标准为出厂实验电压值的80%｡2.8 测量铁芯绝缘的各紧固件对外壳的绝缘电阻｡采用2500V 兆欧表对铁芯和夹件的上的绝缘电阻测量应无闪络或击穿现象｡2.9变压器绕组变形实验｡采用频率响应法测量绕组特性图谱｡2.10新安装变压器应进行局部放电实验｡2.11对变压器进行冲击合闸试验,应进行5次,每次间隔时间为5min,应无异常现象｡2.12 绝缘油试验｡3) 互感器(CT/PT)3.1 测量绕组的绝缘电阻,应大于1000MΩ｡3.2 交流耐压试验,根据不同的型号和电压等级按有关规定进行｡3.3 测量电压互感器的一次绕组的直流电阻,应符合有关规定｡3.4 检查互感器的变比,应与铭牌和设计要求相符｡3.5 测量1000V以上电吧压互感器的空载励磁电流,应符合有关规定｡4) 电力电缆4.1 测量绝缘电阻4.2 直流耐压试验及泄漏电流测量,直流耐压值根据不同的型号和电压等级按有关规定进行,泄漏电流应符合有关技术规定｡4.3 检查电缆的相位应与电网的相位一致｡5) 避雷器5.1 测量绝缘电阻应符合有关规定｡5.2 测量泄漏电流,并检查组合元件的非线性系数｡5.3 测量金属氧化物避雷器的持续电流和工频参考电压,应符合技术要求｡5.4 检查放电计数器的动作情况及基座绝缘｡6) 电容器6.1 测量绝缘电阻｡6.2 测量介质损耗角正切值和电容值｡6.3交流耐压试验｡6.4冲击合闸试验｡7) 电抗器7.1测量绝缘电阻｡7.2测量直流电阻｡7.3交流耐压试验｡7.4冲击合闸试验｡8 )电气指示仪表:应根据不同的种类,根据相应的校验标准逐个校验｡9 )保护装置､自动装置及继电器9.1 保护和自动装置应根据产品的技术文件及其国家有关标准进行逐个逐项进行检验,其各项调试结果应符合有关规定｡9.2 继电器应根据不同种类,按照继电器的校验规程逐个逐项进行校验,其结果应符合规程规定｡10) 直流系统及UPS电源电气设备带电前,应用施工电源对直流充电柜和UPS电源柜根据出厂技术文件的要求进行调试,并对蓄电池进行充电,为全站提供交直流控制电源;10.1测量仪表调试a.外观检查,倾斜影响检查,基本误差,变差,回零校验｡b.功率表的功率因数影响试验｡c.相位表､功率因数表的电流影响试验｡d.电能表的启动､潜动试验｡10.2变送器调试a.输入､输出线性误差鉴定｡b.直流､交流特性试验｡c.不平衡度､精度试验｡10.3蓄电池组调试1.首先应根据蓄电池厂家技术要求对蓄电池进行充电(充电时间厂家定)2.停止充电,静止20分钟后,测量单只蓄电池电压及总电压并记录(放电前电压)3.开始放电:马上测量单只蓄电池电压及总电压并记录放电过程(9—10小时)每隔一小时测量单只蓄电池电压及总电压并记录4.停止放电:放电结束前测量单只蓄电池电压及总电压并记录,然后停止对蓄电池放电,静止20分钟后,测量单只蓄电池电压及总电压并记录,放电结束单只蓄电池电压不应低于单只额定电压的90%.5开始充电:均充蓄电池,马上测量单只蓄电池电压及总电压电流并记录6充电过程:每隔一小时测量单只蓄电池电压及总电压､电流并记录,在此过程中密切关注每只蓄电池充电电流情况7停止充电:直至蓄电池均充转浮充后,测量单只蓄电池电压及总电压､电流并记录11)SF6断路器调试包括测量绝缘拉杆的绝缘电阻､测量每相导电回路电阻､交流耐压试验､测量断路器的合､分闸时间､测量断路器的合､分闸速度､测量断路器主､辅触头合､分闸的同期及配合时间､套定式电流互感器试验､测量断路器在SF6气体的微量水含量､密封性试验､测量断路器合闸时触头的弹跳时间､断路器电容器的试验､测量合､分闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻､直流电阻､断路器操动机构的试验｡12) 隔离开关调试12.1.绝缘电阻12.2.最低动作电压测量12.3.操作机构试验12.4.闭锁装置可靠性试验｡13)悬式绝缘子13.1绝缘电阻13.2交流耐压14) 接地电阻测试接地网接地阻抗的布线方式有直线0.618法和夹角30°法,为了消除现场工频干扰的影响,实施频率固定的异频法和频率可变的变频法｡异频法的电源频率采用以50Hz为中心上下两个固定的频率(例如47Hz和53Hz),接地网接地阻抗测量值为这两个频率下的测量结果的平均值｡变频法测量大型接地装置接地阻抗,通过被测接地装置的试验电流可达3~20A,在45~55Hz频率范围内每隔1Hz测量其接地阻抗值,通过曲线拟合或线性逼近法得到接地装置在工频50Hz下的接地阻抗值,变频法可有效消除现场工频干扰的影响｡五､施工技术措施5.1施工技术､资料准备1)开工前,由项目施工总负责组织有关人员对本工程在施工前进行以下技术准备工作:熟悉和审查施工图纸,编制详细的施工步骤和计划,进行技术交底｡2)项目施工总负责组织有关人员认真研究设计图纸,了解图纸的要求和精神,与建设单位､设计共同解决图纸中问题,以便施工顺利进行｡做好图纸会审记录并签证｡3)技术负责人现场认真核对旧保护测控装置的接线情况,新旧设计图纸,编制安全施工方案及作业指导书｡4)根据设备资料了解设备特性,编制技术措施和调试计划,所使用仪器仪表经检验合格,满足精确度要求｡建立有效的施工组织机构,保证工程施工质量和安全｡5.2专项技术措施5.2.1保护元件调试1)对保护装置进行外部检查,是否与设计相符,屏内连线正确,标号齐全与图纸相符｡检查各插件插､拔灵活,印刷电路无损伤,焊接质量良好,集成电路型号正确,后板配线无断线,检查屏上设备及端子排内部､外部连接线标号是否齐全,与图纸相符｡2)将保护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正常,在不同电压下检验逆变电源的输出电压应保持稳定｡3)检验保护定值输入､修改､整定正确,失电再上电保护功能应正常｡保护通讯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､相位特性均满足有关要求｡4)检验保护定值和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｡5)保护元件调试过程控制要点如下:①按保护元件《检验条例》对保护装置进行外部检查,检查装置的实际构成情况是否与设计相符合,屏内连接是否齐全,与图纸是否相符｡②在保护屏端子处,将所有外部引入的回路及电缆全部断开,分别将电流､电压､直流控制信号回路的所有端子连接在一起,用100OV摇表测量各回路对地及各回路间lmin绝缘电阻,测出数值应符合检验要求｡③对保护装置逆变电流的调试,在80%额定电压下检验逆变电源的自启动功能应正常,在80%､100%､115%额定电压下,检验逆变电源的输出电压及其稳定性,各级电压应保持稳定｡④检验保护定值失电保护功能应正常,定值整定正确｡⑤调整模数变换系统的零漂,幅值特性,相位特性,应在规范要求之内等｡5.2.2系统保护调试1)二次回路检查过程控制要点如下:根据设计施工图纸仔细核对二次接线的正确性,检查电流互感器､电压互感器､母线保护､变流器的接线､极性是否正确｡①用从一次侧加电流的方法检查电流回路二次接线,并进一步校核户外电流互感器各绕组的变比｡②从户外电压互感器端子箱处加入电压的方法检查电压二次接线及同期回路的正确性等｡2)整组传动试验①断开断路器的跳､合闸回路,接入断路器模拟装置,每一套保护单独进行整定试验｡按保护的动作原理通入相应的模拟故障电压､电流值,检查保护各元件的相互动作情况是否与设计原理相吻合,当出现动作情况与原设计不相符合时,应查出原因加以改正｡如原设计有问题及时向技术部门反映,待有关部门研究出合理的解决措施后,再重复检查相应回路｡②检测保护的动作时间,即自向保护屏通入模拟故障分量至保护动作向断路器发生跳闸脉冲的全部时间｡③各保护的整定试验正确无误后,将同一被保护设备的所有保护装置连在一起进行整组的检查试验,以校验保护回路设计正确性｡④对有关跳合闸回路､防跳回路､重合闸回路及压力闭锁回路动作的正确性进行检查;对各套保护间的电压､电流回路的相别及极性,与跳合闸路路的相别是否一致进行检查｡并检查各套保护在直源电流正常及异常状态下是否存在寄生回路｡⑤接入断路器跳合闸回路,模拟各类故障状态进行传动试验,检查断路器跳合闸回路应正常等｡⑥检测保护的动作时间,整定试验后,将同一被保护设备的所有保护装置连起进行整组检查试验,检查跳合回路,防跳回路､重合闸回路及闭锁回路动作情况正确｡3)带负荷试验过程控制要点如下:①利用一次负荷电流和工作电压测量电压､电流的相位关系｡②检查3Uo､3Io回路接线应满足保护装置要求｡③测量交流电压､电流的数值,以实际负荷为基准,检验电压､电流互感器变比是否正确｡④核查保护定值与开关量状态处于正常等｡5.2.3仪表调试根据被试表的准确级和量程选择符合检验规程要求的标准表及电流､电压､相位调整设备｡表计外观检查应满足有关技术规程｡检验表计以相应技术规程为根据进行,检验合格的电度表均需加检验单位的封印,并将检验结果和有关项目填入检验证｡5.3通用技术措施1)必须按设计图纸和厂家安装说明书进行施工,禁止擅自修改图纸,如有改动,必须征得有关部门同意,并且改动图纸做好记录｡2)施工前要检查所需设备､材料的质量及数量是否符合安装规定｡3)严格按照安装验收规范进行施工｡4)严格按照电气设备交接试验标准进行试验｡5)做好施工过程中的资料收集和资料记录｡6)整个施工过程中,各施工人员应认真负责,按施工技术要求,保证安全､高质､高效完成工程｡六､施工安全措施6.1通用安全措施1)施工单位人员必须持韶关供电局安全监察部核发的《进网作业许可证》(应在有效期内),方可进入｡2)进入变电站的人员,必须穿着符合要求的纯棉工作服､佩戴符合要求的安全帽并经门卫值班人员检查､验证,确认无误后方可进入｡3)进站工作前,应详细检查本项工程需使用的临时电源箱､电动工具､安全工器具是否符合要求,并列出清单,经专职安全员检查､同意后才能在变电站内使用｡。