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1、西北电力建设第一工程有限公司NO.1 NORTHWEST POWER CONSTRUCTION COMPANY 中 广 核 陕 西 铜 川 耀 州 一 期50MW 110KV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110kV 系统调试方案西北电力建设第一工程公司铜川项目部第1页共19页目录第1章编制依据1 第2章工程概况2 第3章系统调试条件4 第4章组织机构及仪器仪表5 第5章一次设备试验6 第6章二次设备试验8 第7章综自系统调试方案10 第8章传动方案12 第9章线路联调16 第10章安全及技术措施17 110kV
2、系统调试方案西北电力建设第一工程公司铜川项目部第2页共19页第一章编制依据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 2003-37 号） 。6、 国网十八项反措实施要求 （调继 2005-222 号）7、 电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB50150-2006）8、保护厂家的装置技术、使用说明书及调试大纲。9、DL5009-3-199
3、7 电力建设安全工作规程（变电所部分）10、DL/T995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程11、GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程110kV 系统调试方案西北电力建设第一工程公司铜川项目部第3页共19页第二章工程概况1电气主接线：11 110kV 电气主接线本期采用单母接线。1235kV 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130.4kV 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
4、型21 一次设备211 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。212 110kV 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
5、高集团有限公司生产的LVQB-110 型电流互感器。110kV 系统调试方案西北电力建设第一工程公司铜川项目部第4页共19页213 35kV 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。22 电气二次部分221 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
6、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。222 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；C110kV 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
7、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-9611110kV 系统调试方案西北电力建设第一工程公司铜川项目部第5页共19页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31 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。32 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。33 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34 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35 远动装置调试完毕，通道已具备
8、远传条件，或在系统调试前具备远传条件36 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37 电缆接线查验完毕，接线正确，无错线漏线。38 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。39 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。310 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。110kV 系统调试方案西北电力建设第一工程公司铜川项目部第6页共19页311 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41 人员组织42 试验仪器仪表：1.大电流发生器1 台2.保护测试仪1 台3.1
9、4 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 台调试总负责：杨运全一次设备试验负责王文龙保护调试负责雷永良110kV 区一次设备王文龙，宗树金35kV 区一次设备王文龙，杨鸿110kV线路保护雷永良，杨鸿元件保护雷永良，王波110kV 系统调试方案西北电力建设第一工程公司铜川项目部第7页共19页第五章 一次设备试验51 主变试验511 主变安装前进行主变附件试验A套管 CT试验测量二次绕组的绝缘电阻；检查接线组别和极性；测量二次绕组的直流电阻；检查二次绕组各分接头的变比；二次绕组进行励磁特性曲线试验二次绕组
10、交流耐压试验。B套管试验测量绝缘电阻；测量介质损耗角正切值和电容值；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）512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513主变安装完后试验A变压器本体试验测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；测量绕组连同套管的介质损耗角正切值；110kV 系统调试方案西北电力建设第一工程公司铜川项目部第8页共19页测量绕组连同套管的直流泄露电流；测量绕组连同套管的直流电阻；检查所有分解头的电压比；检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；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
11、项目每罐绝缘油的简化分析；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绝缘油的简化分析；油的色谱、微水、含气量试验。变压器局放试验后试验项目绝缘油色谱试验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）52 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110kV 系统调试方案西北电力建设第一工程公司铜川项目部第9页共19页第六章 二次设备试验61 微机保护常规检查611 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。612 回路绝缘：交
12、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. 613 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。614 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。62 保护功能试验621 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
13、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110kV 系统调试方案西北电力建设第一工程公司铜川项目部第10页共19页点位置正确，信号指示及出口正常。622 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
14、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。623 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。624 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。625 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。. 626 二次回路检查110kV 系统调试方案西
15、北电力建设第一工程公司铜川项目部第11页共19页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71 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，
16、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。72 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。110kV 系统调试方案西北电力建设第一工程公司铜川项目部第12页共19页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。73 综自系统联调：1. 在后台操作员站带五防程序遥控
