1、 110kV 利川老河变电所 2012 年调试方案审 核：初 审：编 制： 利川市电力公司电力试验所二 O 一二年四 月一、工作任务1、110kV 老河变电所 110kV 塘老线老 101 开关，母联老 103 开关，110kV 利老线老 104 开关，老#1 主变及高、低压侧开关。老#2及高低压侧开关一次设备预防性试验及保护校检。2、110kV 互 01PT、110kV 互 02PT 一次 设备预防性试验。3、10kV 互 03PT、10kV 互 04PT 一次设备预 防性试验。4、10kV 老 801 开关、老 802 开关、老 803 开关、老 804 开关、老 806 开关、老 808
2、 开关、老 809 开关、老 811 开关、老 812 开关、老 813 开关、老 815 开关、老 816 开关、老 819 开关一次设备预防性试验及保护定检。5、10kV 所用变预防性试验。二、计划工作时间及人员安排预计工期安排：2012 年 5 月 10 日至 2012 年 5 月 21 日。1、 老河变电所 10kV 老 801 开关、老 802 开关、老 803 开关、老 804 开关一次设备预防性试验及保护定检。此项工作计划时间：2012 年 5 月 10 日负责人：王毅 陈娟 调试人员：张华、王恒俊、李静华、张代军、唐泽汇2、 老河变电所 10kV 互 03PT，10kV 备用老
3、 806 开关、老 808开关。老 809 开关一次设备预防性试验及保护定检。此项工作计划时间：2012 年 5 月 11 日负责人：王毅 陈娟 调试人员：张华、王恒俊、李静华、张代军、唐泽汇3、 老河变电所 10kV 互 04PT，10kV 老 811 开关、老 812 开关。老 813 开关一次设备预防性试验及保护定检。此项工作计划时间：2012 年 5 月 12 日负责人：王毅 陈娟 调试人员：张华、王恒俊、李静华、张代军、唐泽汇4、 老河变电所 10kV 老 815 开关、老 816 开关。10kV 所用变、老 819 开关一次设备预防性试验及保护定检。此项工作计划时间：2012 年
4、5 月 13 日负责人：王毅 陈娟 调试人员：张华、王恒俊、李静华、张代军、唐泽汇5、 老#1 主变及高、低压侧开关一次设备预防性试验及保护定检。此项工作计划时间：2012 年 5 月 14 日至 2012 年 5 月 16日负责人：王毅 陈娟 调试人员：张华、王恒俊、李静华、张代军、唐泽汇6、 老#2 主变及高、低压侧开关一次设备预防性试验及保护定检。此项工作计划时间：2012 年 5 月 17 日至 2012 年 5 月 19日负责人：王毅 陈娟 调试人员：张华、王恒俊、李静华、张代军、唐泽汇7、 110kV 塘老线老 101 开关，110kV 利老线老 104 开关，母联老 103 开关
5、一次设备预防性试验及保护定检。此项工作计划时间：2012 年 5 月 20 日至 2012 年 5 月 21日负责人：王毅 陈娟 调试人员：张华、王恒俊、李静华、张代军、唐泽汇三、组织措施1、现场工作总负责人和安全小组：现场工作总负责人：陈吉超技术负责人：唐常东现场监护人：张华、唐泽汇安全小组：组 长：王恒俊成 员：杨华2、工作人员：张代军、唐泽汇、李静华 、彭丽森 四、安全措施1、工作负责人必须认真填写工作票，并会同工作许可人核实现场安全措施落实情况，确保现场安全措施完备到位，工作票实行双签发。2、工作负责人必须认真填写继电保护安全措施票，并同工作人员核实现场改动的每一个端子的编号及所对应的
6、电缆编号，确保无误拆、误接、误碰、误整定等四误事故发生。3、在保护调试期间，邻近的直流屏和 UPS 电源屏处于运行状态。开工前，工作负责人必须将工作任务及带电运行设备向工作班成员交代清楚，防止擅自扩大工作范围。4、工作人员应在指定地点工作，不得任意扩大工作范围。5、在保护调试期间，需要拆除或断开相关二次设备的接线或投退压板时，必须在继电保护安全措施票作详细记录，事后工作负责人应认真检查。6、在保护调试期间，应认真核对保护屏上压板、切换“KK”、按钮、空开的标签文字描述是否与设计图纸一致。7、所有的试验设备、仪器、仪表外壳必须可靠接地。8、仪器仪表、工器具应试验合格，满足本次施工的要求。9、在需
7、要高空作业时，必须做好相应的安全措施，并有专人监护。10、现场工作人员应身体健康、精神状态良好11、应加强现场工器具管理。工器具不得随意乱放，摆放合理、整齐、安全。12、工作结束后，应认真清理现场，做好调试记录，并按规定进行三级验收。13、所有的试验电源线必须带有剩余电流保护装置。五、危险点控制工作中应做好以下危险点的控制：1、现场安全技术措施及图纸如有错误，可能造成做安全技术措施时误跳运行设备及保护动作行为不正常。2、拆动二次接线，有可能造成二次交、直流电压回路短路、接地，联跳回路误跳运行设备。3、带电插拔插件，易造成集成块损坏。4、频繁插拔插件，易造成插件接插头松动。5、保护整组传动配合不
8、当，易造成人员受伤及设备事故。6、在分合开关时，未通知其他现场工作人员，易造成人员受伤事故。7、在投入控制、合闸、交流电源时，未通知其他现场工作人员，易造成人员电击受伤事故。8、运行设备的保护定值与定值通知单不符，可能会造成保护误动或拒动。9、拆动二次回路接线时，易发生遗漏及误恢复事故。10、保护室内使用无线通讯设备，易造成保护不正确动作11、电流互感器与其他运行设备公用，电流可能通入运行设备，可能误拆运行设备电流回路接地点。12、漏拆联跳接线或漏取压板，易造成误跳运行设备或影响母联等公共设备的正常运行13、电流回路开路或失去接地点，易引起人员伤亡及设备损坏。14、表计量程选择不当或用低内阻电
9、压表测量联跳回路，易造成误跳运行设备。15、交流电流回路恢复时易漏接原回路中其他串联设备，交流电压回路退出及接入时，易造成电压互感器二次回路短路或接地。六、技术措施（一）、准备工作1、检查工具、备品、资料是否完备。2、组织全体工作人员学习设备厂家说明书、校验规程，并熟悉设计图纸。3、根据保护装置技术说明书认真编写作业指导书。4、清理进站工作所需全部设备及工器具，并要保证调试设备的完好性和准确性。5、严格按照试验规程要求进行检验。6、开工前应集中工作人员召开现场安全会，交待安全事项和工作任务、分工情况及带电部位。（二）、试验项目1、电力变压器项目1.1 测量绕组连同套管的直流电阻； 1.2 检查
10、所有分接头的变压比； 1.3 检查变压器的三相结线组别； 1.4 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比1.5 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 1.6 测量绕组连同套管的直流泄漏电流 1.7 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻； 1.8 绝缘油试验； 1.9 额定电压下的冲击合闸试验； 2、10kV 真空断路器2.1 测量绝缘拉杆的绝缘电阻； 2.2 测量每相导电回路的电阻； 2.3.交流耐压试验 2.4 测量断路器的分、合闸时间； 2.5 测量断路器主、辅触头分、合闸的同期性 2.6 测量断路器分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻； 2.7 断路器操动机
11、构的试验 3、互感器3.1 测量绝缘电阻； 3.2 绕组连同套管对外壳的交流耐压试验; 3.3 测量 110KV 互感器一次 绕组连同套管的介质损耗角正切值 tg; 3.4 测量电压互感器一次绕组的直流电阻; 3.5 测量铁芯加紧螺栓的绝缘电阻; 4、避雷器项目4.1 测量绝缘电阻; 4.2 测量电导或泄漏电流,并检查组合元件的非线性系数; 4.3 测量金属氧化物避雷器的的持续电流; 4.4 测量金属氧化物避雷器的工频参考电压或直流参考电压; 4.5 检查放电记数器动作情况及避雷器基座绝缘; 5、GIS 试验项目5.1 GIS 内 SF6 气体的湿度5.2 SF6 气体泄漏试验5.3 辅助回路
12、和控制回路绝缘电阻5.4 耐压试验5.5 辅助回路和控制回路交流耐压试验5.6 断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和 tan5.7 合闸电阻值和合闸电阻的投入时间5.8 断路器的速度特性5.9 分、合闸电磁铁的动作电压5.10 导电回路电阻5.11 分、合闸线圈直流电阻5.12 SF6 气体密度监视器(包括整定值)检验5.13 压力表校验(或调整)，机构操作压力(气压、液压)整定值校验，机械安全阀校验5.14 操动机构在分闸、合闸、重合闸下的操作压力(气压、液压)下降值5.15 液(气) 压操动机构的泄漏试验5.16 油(气) 泵补压及零起打压的运转时间5.17 液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验5.18 闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能5.19 GIS 中的电流互感器、电压互感器和避雷器6、保护装置调试项目6.1 外观及接线检查6.2 绝缘电阻检测6.3 逆变电源的检验6.4 保护装置的通电检验6.5 定值整定6.6 开关量输入回路检验6.7 模数变换系统检验6.8 零漂检验6.9 功能试验6.10 装置整组试验6.11 带开关整组传动试验
