110kV老河变电站保护调试方案

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 开关、老

2、 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 806 开关

3、、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 5 月 13 日负责人：

4、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 开关一次设备预防性试验及保护定检。此项工作计

5、划时间：20 1 2 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电缆编号，确保无误拆、误接、 误碰

6、、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、在需要高空作业时，必须做好相应的安

7、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当，易造成人员受伤及设备

8、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压表测量联跳回路，易

9、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检查所有分接头的变压

10、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；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110K

11、V互感器一次绕组连同套管的介质损耗角正切值tg d3.4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4.2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tanS5.7合闸电阻值和合闸电阻的投入时间5.8断

12、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5.12 SF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 . 1 4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

13、护装置的通电检验6.5定值整定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（三）、注意事项1、在开展绝缘和高电压试验时，必须要按标准规定的先后顺序进行。2、进行绝缘试验时，除制造厂装配的成套设备外，宜将连接在一起的各 种设备分离开单独试验。同一试验标准的设备可以连在一起试验。为便于 现场试验工作，已有出厂试验记录的同一电压等级不同试验标准的电气设 备，在单独试验有困难时，也可以连在一起进行试验。试验标准应采用连 接的各种设备中的最低标准。在开展变压器的绝缘试验之前，要确保铁心 已可靠接地。3、进行耐压等高电压试验时，切记要设置隔离带并悬挂

14、高压危险，而且 要派专人在现场监督来确保所有人员的安全。被试品的非试验相和外壳必须要可靠接地。4、直流耐压试验结束后，必须及时放电，以确保安全。5、对保护屏、测控屏检查及清扫；主变本体端子箱及各开关端子箱检查与清扫，应清洁无尘，接线应无机械损伤，端子压接应紧固，螺丝没有锈蚀，标牌清晰6、对保护屏及端子箱等屏蔽接地线检查，接地应牢固可靠。7、对保护装置和测控装置逆变电源测试，拉合三次直流工作电源，保护装置应不误动和误发保护动作信号8、对保护失电功能检查，失电后保护定值及各种信号应不丢失9、保护装置软件版本号及校验码检查，保护软件版本和校验码应和定值单一致10、整组试验，采用 80直流电源模拟各种

15、故障，对断路器进行传动试验，检查断路器动作情况，断路器动作应完全正确，信号与音响正确。在传动断路器时，必需先通知检修班，在得到一次工作负责人同意，并在断路器 机构箱明显的地方挂“断路器正在传动”标示牌后，方可传动断路器，并做11、对后台电铃、电笛检查，声音应清晰明亮 12、对保护事故和一般事件音响检查，电笛和电铃应能正确动作。13、综自后台电脑报文检查，应能正确反应各种开关、刀闸、档位的变位 信号及保护动作和其他不正常运行信号。14、后台工程师站检查，工程师站应具备修改定值单、切换定值区及投退 装置软压板等功能。15、后台电脑一次系统接线图检查，应与实际一次系统图完全一致， 在一次图上能正确反应负荷