《某变电所技改项目电气系统调试方案.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《某变电所技改项目电气系统调试方案.docx（9页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、调 试 方 案一、概况综合技术改造项目新建35KV变电所现正在设备安装，计划于2013年9月10日至10月10日进行新老变电所的电缆移位、2台主变进行冲击合闸试验，35KV系统调试、6KV系统调试、综保系统进行整体调试，在调试前所有断路器、柜内空气开关均应置于分断位置。 二、调试人员1、组织机构序号姓名职务职称1张磊调试总负责人技师2李荣贵高级技师3陈小强工程师4王松波柜体调试负责人技师5朱天旭继电保护试验负责人高级技师6马宏儒耐压试验负责人技师7赵文耀专职安全员安全工程师8王燕操作专责人技师2、调试人员主要职责：调试总负责人：负责整个调试过程的质量、进度、安全控制和管理以及各分项调试负责人的
2、分工、安排、并在调试前制定详细的调试方案。分项调试负责人：熟悉自己所调试项目，对调试质量、进度、安全控制和管理。安全负责人：负责总体工程施工的安全、进度等方面的工作，负责协调统一指挥整个建设项目的安全施工方案。操作专责人：根据调度令负责整个工程中的停送电操作。三、调试所采用仪器、仪表1、JBC-9205B型继电保护测试仪 1台2、BTZ-10000型变比自动测试仪 1台3、ZX-型操作箱 1台4、轻型高压试验变压器 1台5、ZT-200K-型变压器直流电阻速测仪 1台6、TSGC三相-3KVA调压变压器 1台7、TDGC2J-3单相3KVA调压变压器 1台8、JDJ-10型电压互感器 1台9、
3、0500V标准电压表 3块10、0100A标准电流表 3块11、标准电流互感器 3个12、高低压摇表 2500V、500V 各1块 四、试验内容在调试前，先由管修组配电箱接临时电源至主控室直流屏及双电源切换箱。（一）、直流屏配出回路调试1、临时电源搭接完毕后，合直流屏交流输入开关。2、检查直流屏充电模块工作正常，无异常现象。3、采用数字式万用表测量直流屏合母、控母电压及极性是否正常，与直流屏测控装置显示电压是否一致。4、合直流屏送主控室保护屏合母、控母配出回路，测试配出回路电压及极性是否正确。5、合直流屏送6KV侧合母、控母配出回路，测试6KV侧柜顶小母线、合母、控母电压及极性是否正确。6、分
4、别合双电源切换箱送35KV侧、6KV侧柜交流母线回路，并测试母线电压是否正常。（二）、35KV（6KV）开关柜调试1、合35KV（6KV）侧各开关柜交流开关（合之前测量电压是否正确），观察各开关柜状态显示仪显示正常，柜内照明正常，电磁锁正常。2、合35KV（6KV）侧各开关柜直流电源开关。（合之前测试电压及极性是否正确），观察各综合保护装置显示是否正常。3、开关柜单体调试内容3.1、将开关柜小车由试验位置摇至工作位置，在摇小车的过程中检查小车是否有卡滞现象，摇至工作位置后，检查小车是否到位。3.2、将远方/就地转换开关扭至就地位置，按下合闸按钮，查看断路器是否合闸（分闸指示灯灭，合闸指示灯亮）
5、，同时检查接地刀闸操作孔挡板应不能提起，后门应不能打开。按下分闸按钮，查看断路器是否分闸(合闸指示灯灭，分闸指示灯亮），此时接地刀闸操作孔挡板仍不能提起，将断路器小车摇至试验位置后此时接地刀闸操作孔挡板应能提起，再将接地刀合闸，并由观察孔检查接地刀闸是否合闸，接地刀合闸后，断路器小车应不能由试验位置摇至工作位置。3.3、在分合闸的同时观察开关柜状态显示仪显示是否与断路器的实际状态相一致。3.4、以上步骤应连续进行3次。（三）、电流调试1、在35KV侧各开关柜电流互感器二次侧，施加模拟电流，分别进行测量、保护回路精度测试。2、各开关柜根据继电保护整定值进行整定。3、施加模拟电流，模拟备自投试验（
6、试验连续进行3次）。4、在6KV侧各开关柜电流互感器二次侧，施压模拟电流，分别进行测量、保护回路精度测试。5、6KV侧各开关柜根据继电保护整定值进行整定。6、施加模拟电流，模拟备自投试验（试验连续进行3次）。7、进行高、低后备、差动保护整定和调试。8、在6KV侧各开关柜零序互感器处施压零序电流，进行消弧消谐柜和小电流接地选线调试。（四）、电压调试1、分别在35KV侧、段PT二次侧施加电压，施加电压应使用调压器，缓慢升压，升压至36V以下，测量主控室电压小母线、电压是否正常，各单元箱电压显示是否正常。2、以施加电源为准与35KV侧电压小母线进行核相，再以小母线为准，再和各开关柜核相。3、核相正确
7、后，再将电压升至额定电压，观察各单元箱显示是否正确，同时进行各柜电压精度测试。4、在PT切换单元箱处进行、段核相，并进行PT切换调试。5、分别在6KV侧、段PT二次侧施压电压，施加电压应使用调压器，缓慢升压，升压至36V以下，测量主控室电压小母线、电压是否正常，各单元箱电压显示是否正常。6、以施加电源为准与6KV侧电压小母线进行核相，再以小母线为准，再各开关柜核相。7、6KV侧核相正确后，再将电压升至额定电压，观察各单元箱显示是否正确，同时进行各柜电压精度测试。8、在6KV侧PT切换单元箱处进行、段核相，并进行PT切换调试。（五）、交流耐压试验 1、35KV侧、6KV侧高压开关柜断路器、电流互
8、感器、电压互感器、母线的耐压试验方法及电压等级应符合电气装置安装工程电气试验交接试验标准（GB 50150-2006）内相关标准。2、35KV侧、6KV侧高压开关柜内过电压保护器试验电压参照出厂试验报告电压。3、电容补偿柜内母线、电流互感器、电压互感器、电抗器、并联电容器试验应符合电气装置安装工程电气试验交接试验标准（GB 50150-2006）内相关标准。（六）、变压器调试1、进行1#、2#变压器温度、油位检查，上传信号正确。2、进行1#、2#变压器就地手动、远方手动、遥控调压操作，检查档位及上传信号正确。3、合高、低压后备开关，分别短接现场各非电量保护（油温、瓦斯保护等）接点，检测跳闸和信
9、号是否正确。4、测量绕组连同套管的直流电阻：1） 测量应在各分接头的所有位置上进行；各相测得的相互差值应小于平均值的2%；线间测得得相互差值应小于平均值得l%；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%。2）检查所有分接头的变压比 检查所有分接头的变压比,与制造厂铭牌数据相比应无明显差别,且应符合变压比的规律。3）检查变压器的三相接线组别和铭牌上的标记相符。4）绕组连同套管的交流耐压试验 工频耐压试验电压标准35KV 侧 68KV 历时l 分钟10KV 侧 28KV 历时1 分钟，试验中如有放电或击穿现象时,应立即降低电压并切断电源,以免产生过电压使故障扩大。 a绝缘
10、油的理化试验,绝缘油中溶解气体的气相色谱分析应符合规范要求。五、调试及送电程序1）会同甲方及监理人员在上一级变、配电站办理受电工作票，按工作票内容对本变电所送电。工作票申请由张磊负责填写，陈小强、李荣贵负责审核，由专人监护、专人操作，在受、送电过程中，严格执行本方案。2）调试前的准备1、调试前检查所有设备一、二次线路接线正确无误，与图纸相符,。2、调试前检查接地系统完好，测试阻值应小于4。3、调试前用500V、500M兆欧表测试二次线路绝缘电阻，测试阻值应不小于2M。4、调试前用2500V、2500M兆欧表测试一次线路绝缘电阻，测试阻值应不小于500M。5、调试前检查各设备接线室，小车、断路器
11、中是否有遗忘的工具和金属导体搭壳现象。6、调试前要对双电缆回路的电缆进行核相。7、调试前向调试人员交代清楚调试工作内容及安全注意事项。8、调试时应做好相应的调试记录。3)、35KV侧、6KV侧模拟核相。 1、 分别由35KV侧3511、3512进线柜下端用调压器送入36V电源，合35KV侧各断路器（除3500），由3511、3512为基准依次与各开关下端核相。2、断3510开关，合3500断路器，由3512柜下端与3504柜下端核相，确定3500母联及3501隔离母排相序正确。3、分别由6KV侧35611（6025联络线）、35604（6026联络线）进线柜下端用调压器送入36V电源，合6KV
12、侧各断路器（除35600），由35611、35604为基准依次与各开关下端核相。4、断35604开关，合35600断路器，由35604柜下端与35608柜下端核相，确定35600母联及35601隔离母排相序正确。3）送电、核相及备自投试验1、倒电源之前要求退出原1#、2#主变，由旧变电所35625（6025联络线）35626（6026段联络线）带旧变电所I、II段负荷。2、退出旧变电所35625（6025联络线）回路，35626（6026联络线）带全厂负荷。将旧变电所35625（6025联络线）回路电缆制作中间接头，并将其移至新建变电所35611（6025联络线）回路，以旧变电所35639（备
13、用）回路为基准对新建变电所35611（6025联络线）回路进行核相。（只允许电缆头带电、禁止合断路器）3、将6KV侧35601（母联隔离柜）摇至工作位置，合35600（母联柜），此时连续将35611（6025联络线）断路器合闸两次（每次间隔时间为5分钟）完成对6KV侧母线的冲击合闸试验。4、6KV侧母线冲击合闸试验结束后，将35605(PT)摇至工作位置。合35615（3#变变压器）断路器，以6KV侧35611（6025联络线）回路为基准对35615（3#变变压器）回路下端母排进行核相。5、合35625(11变1#变压器)断路器，以6KV侧35615（3#变变压器）回路为基准对335625(1
14、1变1#变压器)回路下端母排进行核相。此时完成6KV侧I段母线核相工作。6、合35614（2#变变压器）断路器以35615（3#变变压器）为基准对35614（2#变变压器）断路器下端母排进行核相。7、合35640（备用）断路器，以35614（2#变变压器）为基准对35640（备用）断路器下端母排进行核相。8、合35604（110KV II段进线）断路器以35614（2#变变压器）为基准对35604（110KV II段进线）断路器下端母排进行核相。9、对6KV侧做PT切换试验。（试验次数每段均为3次）。3）旧变电所馈线回路电缆移位1、旧变电所I段全部停电，I段馈线柜电缆开始移位，如需切断电缆，必
15、须用套死环法确认电缆，具体位置见下表：序号旧变电所新变电所回路编号名称电缆规格回路编号名称电缆规格1356131#变I段进线VV22-3*120356131#变I段进线VV22-3*1202356193#变压器YJLV22-3*120356153#变压器YJLV22-3*1203356074#变I段进线YJV22-2(3*120)356174#变I段进线YJV22-2(3*120)4356375#变1#变压器YJLV22-3*50356195#变1#变压器YJLV22-3*505356096#变1#变压器YJLV22-3*120356216#变1#变压器YJLV22-3*1206356278#
16、变I段进线YJLV22-3*185356238#变I段进线YJLV22-3*18573561111#变1#变压器YJLV22-3*953562511#变1#变压器YJLV22-3*9583562113#变I段进线YJLV22-3*2403562713#变I段进线YJLV22-3*24093563326#变1#变压器YJLV22-3*503562926#变1#变压器YJLV22-3*50103561532#变1#变压器YJLV22-3*1853563132#变1#变压器YJLV22-3*1851135623净水站1#变压器VV22-3*9535633净水站1#变压器VV22-3*95123563
17、5实业公司变压器35635实业公司变压器2、由于馈线回路均制作中间接头进行移位，故I段电缆压接完成后，1变、4变、8变、13变4个中压配电所在中压配电所I段进线开关柜电缆头处与就近高压开关柜下端母排核相，3变、5变、6变、11变、26变、32变、净水站共7低压变电所在变压器低压侧与II段变压器低压侧进行核相，单台变压器时与联络线进行核相。3、倒电源1）段电缆核相完毕后，供电方式为旧变电所35626（6026联络线）回路带旧变电所段母线，所辖1变、4变、8变、13变4个中压配电所母联柜，3变、5变、6变、11变、26变、32变、净水站共7低压变电所母联柜均在合位，由段进线供电；新变电所35611
18、（6025联络线），6kv侧段母线带电，所辖1变、4变、8变、13变中压配电所段进线电缆充电，3变、5变、6变、11变、26变、32变、净水站共7低压变电所1#变压器空载，低压段进线带电（实业公司应核相完毕后，应提前送电）。此时需进行新旧变电所电源切换。 a、当所有变电所I段检修完毕，分别在1变、4变、8变、13变中压配电所进行并列，即带电合新35kv变电所送1变、4变、8变、13变中压段进线电源，断旧35kv变电所所送1变、4变、8变、13变中压段进线电源；b、分别在3变、5变、6变、11变、26变、32变、净水站共7座低压变电所低压侧进行带电并列，即带电合新35kv变电所送低压段进线电源，
19、断旧35kv变电所所送低压段进线电源。C、此时供电方式为新35KV变I段带I、II段负荷，全厂开始检修II段配电柜。4、旧35KV变电所II段全部停电，II段馈线柜电缆开始移位，如需切断电缆，必须用套死环法确认电缆。具体位置见下表：序号旧变电所新变电所回路编号名称电缆规格回路编号名称电缆规格1356041#变II段进线VV22-3*120356021#变II段进线VV22-3*120235626110KV II段联络线VV22-3*24035604110KV II段联络线VV22-3*2403356302变变压器YJLV22-3*50356142变变压器YJLV22-3*504356124#变
20、II段进线YJV22-2(3*120)356164#变II段进线YJV22-2(3*120)5356345#变2#变压器YJLV22-3*50356185#变2#变压器YJLV22-3*506356066#变2#变压器YJLV22-3*120356206#变2#变压器YJLV22-3*1207356148#变II段进线YJLV22-3*185356228#变II段进线YJLV22-3*18583561011#变2#变压器YJLV22-3*953562411#变2#变压器YJLV22-3*9593561613#变II段进线YJLV22-3*2403562613#变II段进线YJLV22-3*24
21、0103562226#变2#变压器YJLV22-3*502562826#变2#变压器YJLV22-3*50113562032#变2#变压器YJLV22-3*503563032#变2#变压器YJLV22-3*501235624净水站2#变压器YJLV22-3*5035632净水站2#变压器YJLV22-3*505、由于馈线回路均制作中间接头进行移位，故II段电缆压接完成后，1变、4变、8变、13变4个中压配电所在中压配电所在段进线开关柜电缆头处与就近高压开关柜下端母排核相，3变、5变、6变、11变、26变、32变、净水站共7低压变电所在变压器低压侧与I段变压器低压侧进行核相，单台变压器时与联络线
22、进行核相。6、断旧变电所35626（6026）回路，旧变电所退出运行。7、将旧变电所35626（6026）电缆制作中间接头后倒至新变电所35604柜，以35614（2#变变压器）回路为基准对35604（110KV II段进线）柜断路器下端电缆进行核相。（校相时35604柜断路器禁止合闸）。8、当各变电所II段检修完毕，新35KV变分段运行，各变电所恢复分段运行模式。此时进行各变电所母联备自投试验。六、新变压器投运方式1、两台变压器具备送电条件后，将6KV侧35603（I段进线）、35612（II段进线）分别退至试验位置。2、检查新建35KV变35KV柜所有回路断路器均处于试验位置分闸状态，合3
23、501（隔离柜）、3500（母联柜），3507（计量柜）3508（计量柜），此时将3511（郝顾线）手车摇至工作位置，将3509（1#进线）断路器连续合闸两次（每次间隔时间为5分钟）完成对35KV侧母线的冲击合闸试验。3、连续合3503（1#主变）断路器5次（每次间隔时间为5分钟）完成对1#主变的冲击合闸试验。试验完成后断3503（1#主变）断路器。4、连续合3504（2#主变）断路器5次（每次间隔时间为5分钟）完成对2#主变的冲击合闸试验。5、将新建变电所6KV侧I段高压开关柜退出运行，由II段带全厂负荷，35611（6025联络线）回路电缆热备。6、35KV侧按正常程序分段运行，1#、2#
24、主变空载运行，此时合6KV侧35603（I段进线），分别合35640（备用）35641（备用）断路器，在断路器下端母排进行核相，用以确定35603柜母线相序正确。7、退出35603（I段进线），合35611（6025联络线）断路器，6KV侧恢复I、II段分段运行。8、将新建变电所6KV侧II段高压开关柜退出运行，由I段带全厂负荷，35604（6026联络线）回路电缆热备。9、此时合6KV侧35604（II段进线），分别合35640（备用）35641（备用）断路器，在断路器下端母排进行核相，用以确定35604柜母线相序正确。10、完成校相后，退出1#、2#主变，6KV侧恢复分段运行。下一步运行方式由生产管理处确定。七、通讯调试八、安全注意事项1、所采用的电压互感器,事前应经与被测设备同等绝缘水平的耐压试验。2、电压互感器的外壳和二次侧的一端连接并可靠接地。3、绝缘杆、棒应符合安全工具的使用规定,引线间及对地应有足够的安全距离。4、设置安全围栏，划分受电区域，受电范围警示标志明显。5、操作人和读表人应站在绝缘垫上,所处的位置应有足够的安全距离,并在试验负责人的指挥和监护下进行工作。6、工作申请由专人填写专人审核，操作由专人指挥专人负责，其他人员不得擅自操作。7、所有参与调试的人员应严格遵守电业安全操作规程。
