1、青海昂特电力工程建设有限公司技术报告110kV 河南变电所交接调试项目调试大纲（方案）报告提交日期：2007.11.28110kV 河南变电所交接调试方案第 2 页( 共 11 页)批 准： 审 核： 编 写： 110kV 河南变电所交接调试方案第 3 页( 共 11 页)110kV 河南变电所交接试验项目方案1.工程项目名称：110kV 河南变电所调试2.工 程 概 况：110kV 河南变电所是由青海电力公司投资兴建，施工图由青海省电力设计院设计，青海厂源电力有限责任公司承担安装。变电所有壹台 110kV，31.5MVA 主变压器，110kV 进线两条，110kV 接线形式为单母线分段；35
2、kV 接线形式为单母线分段，出线一条；10kV 接线形式为单母线分段，出线五条；10kV 配置了无功补偿两条。二次保护和控制采用了微机型的综合自动化监控装置。3.质量目标及要求：严格按照 GB50150-91电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T596-1996电力设备预防性试验规程等有关技术规范,对 110kV 河南变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。4.主要试验依据及验收标准：4.1 GB50150-91电气装置安装工程电气设备交接试验标准4.2 DL/T596-1996电力设备预防性试验规程4.3 电业安全工作规定（发电厂和变电所部分
3、） 4.4 继电保护及电网安全自动装置现场工作规定4.5 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点4.6 继电保护及安全自动装置检验条例4.7 JJG313-94测量用电流互感器检定规程4.8 JJG314-94测量用电压互感器检定规程 ；4.9 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。5.试验的组织机构：5.1 .工程项目管理负责人：王文贤5.2 .调试队队长(调总)：李发英5.3 .二次调试负责: 邵海春5.4 .一次调试负责: 赵得香5.7 .调试队仪器、工具及材料管理负责人：张文伟 5.8 .调试队主要成员：邵海春 赵得香 李发英 常芝秀 王文贤
4、刘玉富 丁华 张110kV 河南变电所交接调试方案第 4 页( 共 11 页)文伟 张有成 李发平 杨海涛 柳 锋6 承担部门：6.1 技术部：负责技术工作，试验方案、试验报告等有关技术文件资料的审核与审批，负责试验技术的支持；6.2 工程部:负责试验工作的实施,工地管理、试验方案、试验报告等有关技术文件资料的编写等有关项目工作。7 试验内容：7.1 主要试验仪器设备序号 名称型号/规格参数 数量 备注1 绝缘电阻测试仪 JDC-1、3 2 块2 直阻测试仪 金迪 2520 1 台3 直流高压发生器 200kV 1 套4 回路电阻测试仪 HLY- 1 台5 交流伏安表 02 级 1 块6 直流
5、伏安表 02 级 1 块7 校线器 2.5V 4 套8 交直流电压表 600V 1 块9 交直流电流表 5V 1 块10 交流耐压试验仪 200kV 1 套 含分压器11 介损测试仪 AI-6000D 1 台12 变比测试仪 BZC 1 台13 开关特性测试仪 KJJC-N 1 套14 接地电阻测试仪 MC-08 1 台 配大锤一把，钢仟两根，测试线 500 米15 微机继电保护校验仪 PW30 1 套16 单双臂电桥 QJ-23 QJ-44 2 台17 线箱，线包，工具箱 各 1套18 绝缘胶带、塑料带、保险丝 各 5卷19 电容器（8uf，3kV 铁壳式） 1 个7.2 试验范围：7.2.
6、1 新建的主设备为：7.2.1.1 两条 110kV 进线间隔,一条 110kV 主变进线间隔;7.2.1.2 一条 35kV 进线间隔，一条 35kV 出线间隔；7.2.1.3 一条 10kV 进线间隔，五条 10kV 出线间隔；7.2.2 主要试验检测设备清单如下： 110kV 河南变电所交接调试方案第 5 页( 共 11 页)序号 名称 单 位 数量 备注1 110kV变 压 器 台 1110kV 中性点氧化锌避雷器 支 1110kV 中性点氧化锌零序电流互感器 支 12 110kV进 线 配电装置SF6 断路器 台 3110kV 隔离开关 组 7110kV 氧化锌避雷器 组 2110k
7、V 电压互感器及 CVT 支 7110kV 电流互感器 支 183 35kV 配电装置35kV 断路器 台 235kV 电流互感器 支 1235kV 避雷器 组 535kV 隔离开关 组 535kV 电压互感器及 CVT 支 635kV 高压电缆 条 235kV 母线 段 14 10kV 断路器 台 610kV 电流互感器 支 2110kV 避雷器 只 2410kV 断路器 台 610kV 电压互感器 支 310kV 母线 段 1高压熔断器 组 210kV 变压器 台 110kV 高压电缆 条 15 继电保护与自动控制110kV 变压器保护 套 1110kV 进线保护 套 235kV 出线保护
8、 套 610kV 出线保护 套 56 故障录波装置 套 1110kV 河南变电所交接调试方案第 6 页( 共 11 页)7 微机监控 套 347.2.3调 试 的 范 围 为 ：本 期 新 建 的 主 设 备 及其对应附属装置的常规的高压一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测；对预留设备部分不在本调试项目之中；电能计量(主要指电能表)部分的调试，通信(遥控遥测摇信)，SF6 气体，油化、变压器局放、绕组变形、变压器耐压、瓷瓶探伤，GRS 耐压等特殊试验检测不在本调试项目之中；配合厂家及生产单位进行综自装置的调试，协助投产带电工作。7.3 试验项目7.3.1 110kV 变压器7.3.1.1
9、 测量绕组连同套管的直流电阻；7.3.1.2 检查所有分接头的电压比；7.3.1.3 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；（绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的 70%，在常温下吸收比不应小于 1.3。 ）7.3.1.4 有载调压切换装置的检查和试验；7.3.1.5 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tg;（不应大于产品出厂试验值的130%）7.3.1.6 检查相位7.3.1.7 测量绕组连同套管的直流泄漏电流（不超过标准附录 D 的规定）7.3.1.8 绕组连同套管的交流耐压7.3.1.9 本体油交流耐压试验(40kV)7.3.2 110kV 电压互感器（CVT） 7.3.2.1 检
10、查接线组别与极性；7.3.2.2 测量绕组的绝缘电阻；( 不宜低于 1000M)7.3.2.3 测量一，二次绕组直流电阻; （实测值应符合制造厂规定）7.3.2.4 测量电容式电压互感器的介质损耗角正切值（电容量与出厂值相比其变化量超过-5%或 10%时要引起注意，tg 不应大于 0.5%)7.3.3 110kV 电流互感器(CT)(GIS)7.3.3.1 检查组别与极性；7.3.3.2 测量绕组的绝缘电阻；( 不宜低于 1000 M)7.3.3.3 测量一，二次绕组直流电阻；（实测值应符合制造厂规定）7.3.4 变比检查7.3.4 110kV SF6 断路器(GIS)7.3.4.1 测量绝缘
11、拉杆绝缘电阻；（应参照制造厂的规定）7.3.4.2 测量每相导电回路的电阻；（应参照制造厂的规定）7.3.4.3 测量断路器的分、合闸时间；（应参照制造厂的规定）7.3.4.5 测量断路器分、合闸的同期时间；（应参照制造厂的规定）7.3.4.6 测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻；（绝缘电阻不低于10 M，直流电阻应符合制造厂的规定）110kV 河南变电所交接调试方案第 7 页( 共 11 页)7.3.4.7 断路器操动机构的试验；（应按标准第 9 章的有关规定进行）7.3.5 110kV 氧化锌避雷器(GIS)7.3.5.1 测量绝缘电阻；（不低于 2500 M） 7.3.5.2 测量
12、金属氧化物避雷器的直流参考电压和电导电流；（泄漏电流指不应大于 50微安或符合产品技术条件的规定）7.3.5.3 检查放电计数器动作情况及避雷器基座绝缘（底座绝缘不低于 5 M） ；7.3.6 110kV 隔离刀闸(GIS)7.3.6.1 测量绝缘电阻；7.3.6.2 导电回路电阻测量(不应超过产品技术条件规定)7.3.1235kV 电压互感器和 CVT7.3.12.1 测量绕组的绝缘电阻(不低于 1000 M)7.3.12.2 检查极性；7.3.12.2 测量一,二次绕组的直流电阻; （应参照制造厂的规定）7.3.12.3 测量电容式电压互感器的介质损耗角正切值(tg 不应大于 0.5%)7
13、.3.20.3 检测量绕组的绝缘电阻；( 不宜低于 1000 M)7.3.20.4 交流耐压试验7.3.21 35kV 电流互感器(CT)7.3.21.1 测量绕组的绝缘电阻(不低于 1000 M)7.3.21.2 极性检查；7.3.21.3 变比检查 7.3.21.4 测量一二次绕组直流电阻; （应参照制造厂的规定）7.3.21.5 交流耐压试验7.3.22 35kV 断路器7.3.22.1 测量绝缘电阻；（应参照制造厂的规定）7.3.22.2 测量每相导电回路的电阻；（应符合产品技术条件的规定）7.3.22.3 测量断路器的分、合闸时间；（应符合产品技术条件的规定）7.3.22.5 测量断
14、路器触头的分、合闸的同期性及配合时间；（应符合产品技术条件的规定）7.3.22.6 测量断路器触头合闸弹跳时间； （应符合产品技术条件的规定）7.3.22.6 测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻； （应符合产品技术条件的规定）7.3.22.7 断路器操动机构的试验；（应按标准第 9 章的有关规定进行）7.3.22.8 交流耐压试验（95kV）7.3.23 35kV 氧化锌避雷器7.3.23.1 测量绝缘电阻；（不低于 2500 M）7.3.23.2 测量金属氧化物避雷器的直流参考电压和电导电流；（泄漏电流指不应大于 50微安或符合产品技术条件的规定）7.3.23.3 检查放电计数器动作情
15、况及避雷器基座绝缘；（底座绝缘不低于 5 M） ；110kV 河南变电所交接调试方案第 8 页( 共 11 页)7.3.24 35kV 隔离刀闸7.3.24.1 测量绝缘电阻；7.3.24.2 导电回路电阻测量；(不应超过产品技术条件规定)7.3.24.3 交流耐压。 （90kV）7.3.25 35kV 高压电缆7.3.25.1 核相7.3.25.2 测量绝缘电阻 .(耐压试验前后,绝缘电阻测量应无明显变化)7.3.25.3 直流耐压及泄漏电流测量 7.3.26 10kV 电压互感器( PT) 7.3.20.1 检查极性；7.3.20.2 测量一,二次绕组直流电阻; （应参照制造厂的规定）7.
16、3.20.3 检测量绕组的绝缘电阻；( 不宜低于 1000 M)7.3.20.4 检查变比；7.3.20.5 交流耐压试验；（33kV）7.3.20.6 测量电压互感器的励磁特性(只有半绝缘的电压互感器做此项试验)7.3.26 10kV 电流互感器(CT)7.3.21.1 检查极性；7.3.21.2 测量绕组的绝缘电阻；( 不宜低于 1000 M) 7.3.21.3 测量一次绕组直流电阻; （应参照制造厂的规定）7.3.21.4 变比检查；7.3.21.5 交流耐压试验（33kV）7.3.27 10kV 真空断路器7.3.22.1 测量绝缘电阻；（应参照制造厂的规定）7.3.22.2 测量每相
17、导电回路的电阻；（应参照制造厂的规定）7.3.22.3 测量断路器的分、合闸时间；（应参照制造厂的规定）7.3.22.5 测量断路器触头的分、合闸的同期性及配合时间；（应参照制造厂的规定）7.3.22.6 测量断路器触头合闸弹跳时间；（应参照制造厂的规定）7.3.22.6 测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻；（应参照制造厂的规定）7.3.22.7 断路器操动机构的试验；（应参照制造厂的规定）7.3.22.8 交流耐压试验(42kV)7.3.28 10kV 氧化锌避雷器7.3.23.1 测量绝缘电阻；（不低于 2500 M）7.3.23.2 测量金属氧化物避雷器的直流参考电压和电导电流；（
18、泄漏电流指不应大于 50微安或符合产品技术条件的规定）7.3.29 10kV 隔离刀闸7.3.24.1 测量绝缘电阻；7.3.24.2 导电回路电阻测量(不应超过产品技术条件规定)7.3.24.3 交流耐压试验（38kV）7.3.30 10kV 高压电缆7.3.30.1 核相7.3.30.2 测量绝缘电阻 .(耐压试验前后 ,绝缘电阻测量应无明显变化)7.3.30.3 直流耐压及泄漏电流测量110kV 河南变电所交接调试方案第 9 页( 共 11 页)7.3.31 所用变压器7.3.31.1 测量绝缘电阻；（不低于产品出厂试验值的 70%）7.3.31.2 测量直流电阻；（ 相 间 的 三 相
19、 平 均 值 电 阻 2%： 线 间 的 三 相 平 均 值 电 阻 1%）7.3.31.3 检查所有分接头的电压比；7.3.31.4 交流耐压试验；（28kV）7.3.31.5 检查相位。7.3.31.6 本体油交流耐压试验(40kV)7.3.25 继电保护及二次控制装置调试7.3.25.1 设备检测范围主变压器保护：差动保护、后备保护(主变高压侧后备保护，主变低压侧后备保护)、主变非电量保护。110kV 进线保护、母线充电保护、110kV 备自投，35kV 变压器保护，35kV 出线保护，35kV 备自投。10kV 进线保护、母线保护、10kV 所用变压器保护， 10kV 出线保护。7.3
20、.8.2 检测条件：一次设备停电。7.3.8.3 检测方法及步骤7.3.8.3.1 检测方法按照技术说明书、检验规程进行调试。7.3.8.3.2 总体调试步骤7.3.8.3.2.1 首先进行外观检查7.3.8.3.2.2 装置性能检测。7.3.8.3.2.3 检查二次回路接线的正确性。7.3.8.3.2.4 带开关整组传动试验。7.3.8.3.2.5 投运后相关保护的带负荷试验。7.3.8.3.3 每套保护装置调试的较详细的操作步骤主变差动保护：1. 首先根据图纸进行查线；2分别在高，低侧加入 0A,1A,3A，5A，8A,10A 进行电流采样校验；3根据供电局提供的定值单在 1#主变差动保护
21、装置输入定值。4. 分别在高，中，低加入模拟电流进行装置校验。5. 比率差动动做试验。6. 二次谐波制动试验。主变后备保护：1. 首先根据图纸进行查线；2分别在高，低压侧加入 0A,1A,3A，5A，8A,10A 进行电流采样校验；3. 根据供电局提供的定值单在主变后备保护装置输入定值。4. 分别在高，低加入模拟电流进行装置校验。5.分别在高，低加入模拟电流进行带开关传动（投入压板）.主变本体保护：1. 首先根据图纸进行查线；2传动本体重瓦斯保护。 （用按钮）3. 传动本体轻瓦斯保护。 （用短接接点）4. 传动有载重瓦斯保护。 （用短接接点）5. 传动压力释放。6. 传动启动风冷。 （加入模拟
22、电流量启动风扇）110kV 河南变电所交接调试方案第 10 页( 共 11 页)110kV 进线保护：1. 首先根据图纸进行查线；2加入 0A,1A,3A，5A，8A,10A 进行电流采样校验。3根据供电局提供的定值单在 10kV 线路保护装置上输入定值。4. 加入模拟电流进行装置校验。5. 加入模拟电流进行带开关传动。 （投入压板）35kV 出线保护：1. 首先根据图纸进行查线；2加入 0A,1A,3A，5A，8A,10A 进行电流采样校验。3根据供电局提供的定值单在 10kV 线路保护装置上输入定值。4. 加入模拟电流进行装置校验。5. 加入模拟电流进行带开关传动。 （投入压板）35kV
23、母联保护：1. 首先根据图纸进行查线；2加入 0A,1A,3A，5A，8A,10A 进行电流采样校验。3根据供电局提供的定值单在 10kV 线路保护装置上输入定值。4. 加入模拟电流进行装置校验。5. 加入模拟电流进行带开关传动。 （投入压板）10kV 出线保护：1. 首先根据图纸进行查线；2加入 0A,1A,3A，5A，8A,10A 进行电流采样校验。3根据供电局提供的定值单在 10kV 线路保护装置上输入定值。4. 加入模拟电流进行装置校验。5. 加入模拟电流进行带开关传动。 （投入压板）10kV 出线保护：1. 首先根据图纸进行查线；2加入 0A,1A,3A，5A，8A,10A 进行电流
24、采样校验。3根据供电局提供的定值单在 10kV 线路保护装置上输入定值。4. 加入模拟电流进行装置校验。8. 调试工作计划安排1、 图纸及资料的整理熟悉,调试大纲(方案)的编制。 地点：办公室;2、 试验仪器设备的准备与检查维护, 地点：试验室。3、 现场资料的收集,主要是使用说明书以及出厂试验报告等有关资料的收集,现场设备外观检查,现场工作准备。9 组织措施1、 工地现场的所有一、二次高低压电气设备与装置全部安装完毕（部分装置安装未完成部分可与安装部门协调进度进行试验） ，现场清理干净，并由甲方提供安全存放试验仪器的场所；2、 正式试验前,所有电气设备与装置已进行了安装的核查与必要的检查性的操动检查，断路器等有操动功能的设备与装置操动正常，信号正确；3、 在进行与原装置接并的一、二次装置的试验与传动时，应给予停电，或使其退出运行；4、 调试过程中，设备的制造厂家，特别是保护、控制装置的制造厂家，包括原已运行装置的制造厂家也要到达现场配合调试，进行必要的软硬件的厂家配置装载等工作；5、 调试过程中，建设、运行、安装等有关单位应到达现场给予必要的配合与协调工作，以保证工作的顺利进行，按期完工。6、 调试工作其间，办理工作票据等手续由安装部门统一办理。
