麻城110kv升压站调试方案

1、麻城阎家河光伏升压站 电气调试方案湖北能源集团麻城阎家河100MWp 地面光伏电站项目110KV升压站电气调试方案 批准：审核：编制：葛洲坝集团电力有限责任公司麻城阎家河光伏电站项目部2015年11月目 录一、工程概况1二、编制依据2三、计划安排2四、人员组织3五、试验设备一览表4六、主要试验项目及方法5七、安全控制20八、质量保证措施30一、工程概况湖北能源集团麻城阎家河100MWp地面光伏电站110KV升压站，由中南电力设计院设计，阎家河光伏场接入系统方案为新建一回110kV线路T接至狮岗至木子变110kV线路。光伏场规划容量为100MW，升压站按远期规模考虑。升压站设一台自冷三卷（带平衡

2、绕组）有载调压升压变压器。主变压器高压侧电压等级110kV，升压站110kV采用线-变组单元接线。35kV设汇流母线，接线按单母线设计，其中9回电缆馈线连接光伏电场集电线路。本期在升压站35kV侧装设二套15Mar的无功补偿装置，采用SVG型式，二套8Mar的无功补偿装置，采用FC型式。升压站可以实现无功在-14Mar+46Mar范围之间的动态调节。升压站设置站用变一台，站用变容量315kVA，电压比36.75±2×2.5%/0.4kV。主变35kV侧中性点电阻接地。主要调试工作范围如下：1、户外110kV配电设备（GIS）调试。包括出线-变压器间隔1回，含线路110kVP

3、T和避雷器。2、主变压器设备调试。 3、户内35kV配电设备调试。35kV系统为单段母线设置，包含主变间隔1回、集电线路间隔9回、 PT间隔1回、SVG和FC补偿装置间隔各2回。 4、站用交流配电系统。包含35kV箱变及低压配电装置。5、二次保护控制装置设备调试。5.1 110kV线路保护、变压器保护、35kV馈线/母线等保护控制调试。5.2 站用电系统二次调试。5.3 无功补偿保护控制调试。 6、自动控制装置设备调试。包含故障录波、低压备自投、AGC/AVC装置、光功率预测、PMU、电能质量等调试。 7、全站综合自动化监控系统调试、直流系统调试、UPS不停电电源系统调试。 8、本调试方案主要

4、叙述上述电气设备试验程序及项目以及注意事项。二、编制依据1、中南电力设计院设计图纸；2、GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准；3、高压电气设备试验方法；4、继电保护及自动化装置检验手册；5、设备使用说明书及出厂检测报告。三、计划安排（一）调试计划日期2015年11月20日至2015年11月30日，并根据现场情况特制定下列工作程序及计划。（二）工作程序1、调试人员及试验设备进场准备；2、根据设计图纸核对设备安装位置、铭牌参数；3、配合主变压器附件安装试验；4、对主变压器进行各项特性试验和绝缘试验，变压器瓦斯继电器、变压器油取样送当地电力公司试验部门检验； 5、110k

5、V户外配电系统试验：GIS断路器、隔离开关、互感器及避雷器等各项特性试验和绝缘试验；6、35kV户内配电系统试验：成套高压开关柜断路器、互感器、避雷器等各项特性试验和绝缘试验；7、35kV无功补偿系统试验：SVG、FC成套装置等元件各项特性试验和绝缘试验；8、35kV箱变及低压屏柜试验；9、35kV电缆试验；10、直流充电系统功能试验及蓄电池充放电试验；11、UPS不停电电源各项功能试验；12、保护控制装置单体调试；13、断路器、隔离开关各项操动、联锁“五防”试验；14、核对二次接线正确性，二次电流回路、电压回路通电试验；15、根据当地调度部门出具的各种保护整定通知书分别对各系统进行保护功能试

6、验（线路保护、母线保护、主变主保护及后备保护、主变非电量保护、故障滤波系统等）；16、配合综合自动化厂家对各系统进行遥控、遥测、遥调系统试验，模拟各种故障信号和预告信号，检查遥信、遥测、遥调是否正确；17、分系统传动试验（含线路联调）；18、地网接地电阻测试；19、GIS配电设备及主变交流耐压试验；20、整理试验记录；21、系统信息上传地调、省调及验收；22、启运调试。调试工作程序可根据现场实际情况，如设备到货情况、设备安装情况、天气影响等因素调整工作程序。四、人员组织1、结合本工程进度计划安排，设置调试负责人1人、安全负责人1人、调试组负责人2人、调试技术人员7人。人员安排见附件一：人员组织

7、机构图。2、人员配置及主要职责2.1 调试负责人：负责协调本工程调试工作中对甲方、监理、设计、厂家及内部的各种关系，统筹和组织调试工作。2.2 安全负责人：负责各项调试工作中的安全监督。2.3 调试组负责人：负责具体调试工作的安排及技术指导。2.4 调试技术人员：负责调试工作的专职调试实施。五、试验设备一览表序号名称型号数量单位备注1无局放变频谐振试验系统HDSR-F110/440-26401套2断路器特性测试仪HDKC-6001套3继电保护综合测试仪ONLLY-4350G套4继电保护综合测试仪ONLLY-6108G套5自动抗干扰精密介损测试仪AI-60001套6直流电阻快速测试仪ZRC-10

8、1套7回路电阻测试仪HM1001套8ZGS便携式直流高压试验器ZGS-501套9ZGS便携式直流高压试验器ZGS-1001套10高压试验控制箱GYD-51套11轻型高压试验变压器GYD-5/501套50kV12轻型高压试验变压器GYD-10/1001套100kV13互感器综合测试仪CTP-1001套14全自动变比测试仪HM20101套15大电流发生器DDQ2B1套2000A16高压数显核相器FRD-101套35kV17接地电阻测试仪ZC29B-11套185A交流变频地网测试仪HDDW-5A1套192500V摇表ZC11D-101套2500V20电子兆欧表NL31221套5000V21数字式钳型

9、伏安表SMG2000B1套22避雷器计数器测试仪FCZ-II1套23电压互感器负载箱FY661套24数字式互感器校验仪HES-1S1套25调压变压器YD-J21套3KVA26微水检测仪TG-15001套27SF6检漏仪L7908B1套28相序表TG31套29万用表2块30电容式交流分压器HDSR-F-C601套31氧化锌避雷器测试仪YBL-III1套32蓄电池充放电测试仪XCY-61001套33多量程标准电流表0.2级0.2级1套六、主要试验项目及方法（一）一次部分1、110kV设备1) GIS设备试验 （1）调试前的检查工作 a、外观检查 检查的主要内容有地脚及螺栓紧固、接地系统、仪表指示、

10、SF6气体压力。 b、各部分工作接地及安全接地符合设计及规范要求。 （2）机械操作和机械特性试验 断路器在进行电动操作之前，先进行手动分、合两次,应无异常现象。然后将机构贮能至规定值，采用断路器机械特性仪进行机械特性试验。a)测量断路器分合闸速度、分合闸时间；b)80%-110%Un下可靠动作；c)65%Un可靠分闸，30%Un不应动作。 （3）主回路电阻测量 导电电阻的测量在断路器两侧接地刀闸（接地刀闸合位，接地板拆开）之间进行,测量方法采用与出厂试验相同方法测量。一般通过套管和回路中接地刀闸位置进行回路电阻测试，实测值不大于厂家出厂管理值的20%。 （4）主回路绝缘电阻测量 主回路在出线端

11、子与地（外壳）之间分别测量各相绝缘电阻，与出厂检验无明显差别。 （5）测量断路器的分、合闸时间 、速度及同期性和配合时间 （6）六氟化硫气体水分含量测量 设备内SF6气体的含水量应在各气室充入额定压力SF6气体充入24小时后进行测量，对断路器隔室含水量应不大于150ppm（V/V），对其它隔室应不大于250ppm（V/V）。 （7）气体泄漏试验 泄漏试验是检验断路器各端口的密封质量。用灵敏度不低于1×10-6 （体积比）的SF66气体检漏仪检查所有密封连接部分的气密性，泄漏试验在设备充入24小时后测量，应观察各气室压力表指示有无变化（下降），再用检漏仪作定性检查。 （8）交流耐压试验

12、（试验方法单列说明） （9）二次回路绝缘试验 ，控制回路和辅助回路试验,用2500V兆欧表、1min （10）断路器分闸线圈、合闸线圈的直流电阻，与出厂试验无明显区别2) 避雷器试验 （1）金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻 （2）放电记数器动作试验 （3）金属氧化物直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流3) 电流互感器试验（附属GIS内设备） （1）测量电流互感器二次绕组间和一次对二次地的绝缘电阻 （2）互感器极性试验 （3）各二次绕组变比以及比差 （4）测量互感器励磁特性曲线 （5）六氟化硫气体水分含量测量 （6）气体泄漏试验 （7）交流耐压试验4) 电容式电压互感器试验 （1）测量

13、绕组绝缘电阻 （2）误差试验 （3）直流电阻试验 （4）电容式电压互感器（CVT）介损、电容检测5) 隔离开关（附属GIS内设备） （1）测量绝缘电阻 （2）交流耐压试验 （3）操动机构试验6) 母线（附属GIS内设备） （1）绝缘电阻 （2）交流耐压 （3) 冲击合闸试验（启动时） 7) 110KV GIS交流耐压试验方案 （1）试验准备 GIS所有的安装工作全部完成，常规的试验（主要指主回路及设备耐压外的项目）通过。 （2）试验仪器绝缘电阻表、变频串联谐振试验装置苏州华电HDSR-F110/440-2640设备。 （3）试验标准现场试验采用出厂标准的80%，即230KV×80%=

14、184KV。 （4）试验前的检查 主变与GIS连接暂未对接，不与GIS一起进行此项试验。 气体测试完成。 检查所有CT二次回路是否短路接地。 收集GIS控制柜操作钥匙、GIS操作手柄，由专人保管，以防误操作。 断路器、隔离开关、接地开关操作正常。 在试验前、试验换相时、试验后，GIS一次回路都应接地。 做好人身安全措施的检查和监督，试验现场进行隔离。（5）试验步骤 所有接地开关均已打开，进行试验段的断路器、隔离开关的操作，保证主回路电气联通。 操作试验适配器，选择试验相序对象，通过套管，测试GIS一次主回路各相在试验前/后的绝缘电阻。 以3KV每秒的升压速度将试验电压升到额定运行电压63.5K

15、V，持续1到3分钟，观察被测GIS的情况，试验设备的电压/电流以及加压过程是否正常；在一切情况正常的情况下将试验电压升到额定电压110KV进行“老练”试验5到10分钟；再将试验电压升到额定试验电压184KV，并在该电压下持续一分钟，如此依次对GIS的A、B、C三相进行耐压试验，在做任何一相试验时，其它两相均可靠接地。 在试验换相过程中，或每相试验结束后GIS回路都短路接地，进行放电处理。 每相试验结束后，测试每相试验后的绝缘电阻。 2、35kV 配电装置设备1) 断路器 (1)绝缘电阻测量（整体、相间、断口）(2)分、合闸线圈直流电阻及对地绝缘电阻(3)机械特性试验 (4)每相导电电阻测量(5

16、)测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻(6)交流耐压试验2) 电流互感器(1)绝缘电阻测量（一次对二次地、二次对地）(2)一次绕组直流电阻(3)检查接线组别和极性试验(4)误差测量 (5)励磁特性试验(6)交流耐压试验3) 电压互感器 (1)绝缘电阻测量（一次对二次地、二次对地）(2)检查接线组别和极性试验(3)误差测量(4)励磁特性试验(5）耐压试验4) 避雷器 (1)绝缘电阻测量(2)直流泄露试验5) 隔离开关、接地开关(1)导电电阻测量(2)辅助开关及闭锁回路绝缘电阻测量 (3)与母线共同做耐压试验6) 35kV电容器组(1)电抗器、电容器绝缘电阻测量 (2)电抗器的直流

17、电阻 (3)交流耐压试验 (4)隔离开关回路电阻测试 (5)隔离开关和母线耐压试验 (6)额定电压下冲击合闸试验（启动时）7) 35KV电缆(1)绝缘电阻测量（相对地）(2)测量金属屏蔽层电阻和导体电阻比(3)交流耐压试验(4)检查电缆线路两端的相位8) 母线 (1)绝缘电阻(2)交流耐压(3)冲击合闸试验（启动时）9）气体泄漏试验 泄漏试验是检验气室的密封质量。用灵敏度不低于1×10-6 （体积比）的SF6气体检漏仪检查所有密封连接部分的气密性，泄漏试验在设备充入24小时后测量，应观察各气室压力表指示有无变化（下降），再用检漏仪作定性检查。10）六氟化硫气体水分含量测量 设备内SF

18、6气体的含水量应在各气室充入额定压力SF6气体充入24小时后进行测量，对断路器隔室含水量应不大于150ppm（V/V），对其它隔室应不大于250ppm（V/V）。11) 35KV交流耐压试验方案（1）试验准备 所有的安装工作全部完成，常规的试验（主要指除主回路及设备耐压外的项目）通过。（2）试验仪器 绝缘电阻表、变频串联谐振试验装置或交流试验变压器（3）试验标准现场试验采用出厂标准的80%，即95kV×80%=76kV。（4）试验前的检查 PT与避雷器不接入，不与开关柜一起进行此项试验； 气体测试完成。 检查所有CT二次回路是否短路接地。 收集开关柜操作钥匙、操作手柄，由专人保管，以

19、防误操作。 断路器、隔离开关、接地开关操作正常。 在试验前、试验换相时、试验后，开关柜一次回路都应接地。 做好人身安全措施的检查和监督，试验现场进行隔离。（5）试验步骤 所有接地开关均已打开，进行试验段的断路器、隔离开关的操作，保证主回路电气联通。 操作试验适配器，选择试验相序对象，通过插拔头，测试一次主回路各相在试验前/后的绝缘电阻。 以1KV每秒的升压速度将试验电压升到额定运行电压20.21KV，持续1到3分钟，观察被测设备的情况，试验设备的电压/电流以及加压过程是否正常；在一切情况正常的情况下将试验电压升到额定电压35KV进行“老练”试验5到10分钟；再将试验电压升到额定试验电压76KV

20、，并在该电压下持续一分钟，如此依次对开关柜的A、B、C三相进行耐压试验，在做任何一相试验时，其它两相均可靠接地。 在试验换相过程中，或每相试验结束后回路都短路接地，进行放电处理。 每相试验结束后，测试每相试验后的绝缘电阻。 3、主变压器1) 套管试验(1)测量套管介损及电容(2)测量套管的绝缘电阻2）嵌入式电流互感器 (1)二次绕组绝缘电阻测量试验 (2)误差试验 (3)连接组别及极性试验 (4)各绕组直流电阻测量试验 (5)测量励磁特性曲线3) 主变本体试验(1)绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比(2)绕组连同套管的直流电阻(3)所有分接头的变压比(4)检查变压器三相接线组别(5)绕组连同套管的

21、直流泄漏电流(6)绕组连同套管的交流耐压试验(7)绕组连同套管的介质损耗角正切值(8)铁芯对地绝缘电阻(9)中性点耐压试验(10)额定电压下冲击试验4) 有载调压开关试验(1)装置操作回路绝缘检查(2)有载调压开关手动操作灵活无卡阻、切换过程试验(3)电动操作回路正确、限位正确、闭锁正常5) 绝缘油试验(1)主变组装后充油前绝缘油简化分析试验（水溶性酸、酸值、闪点、水分、击穿电压）和色谱试验(2)投运前做绝缘油简化分析试验（水溶性酸、酸值、闪点、水分、击穿电压）和色谱试验6）冲击合闸试验（启动时）7）主变耐压试验-110kV中性点交流耐压试验电压 因主变与GIS设备采用母线直联方式，待GIS耐

22、压试验完成后再进行连接主变-GIS，进行中性点耐压试验，试验标准电压为76kV。4、接地电阻部分（ 电流电压法测量接地电阻）1) 测量主接地网的接地电阻 使用5A变频大电网接地阻抗测试仪对角线法对升压站进行接地阻抗测试，其测试线应为升压站地网对角线的3倍以上，测试结果应符合设计要求及规范要求。2）测量各独立避雷针的接地电阻3）测量检查各装置与主接地网的连接可靠性5、蓄电池充放电试验1) 充电 （1） 检查电池是否完好无损，记录电池的编号。 （2）充电前应先将充电柜接好三相临时电源，调试整定好充电机各项报警及故障跳闸参数，确认充电机完好后将电池两级正确接入充电柜。 （3）充电柜根据蓄电池的运行状

23、况自动运行充电程序，控制充电器对蓄电池进行均充电或浮充电，充电电流的大小根据电池的容量自动进行调整。 （4）充电前用万用表对每个蓄电池测量一次并做好记录，充电后每隔1小时测量一次。 （5）电池在充电过程中，若发现个别电池（2V电池）端电压差大于0.1V应进行一次全组均衡充电。 （6）充电结束后充电控制系统自动转为浮充电运行。2） 放电 （1） 放电试验前应现将充电柜停电，一小时后开始对蓄电池进行放电试验。 （2）采用蓄电池专用放电仪，根据蓄电池容量，采用10小时率进行放电，放电电流采用恒流进行放电。 （3） 放电前先用万用表对每个蓄电池测量一次并做好记录，放电过程中每隔1小时测量一次并记录。

24、（4）放电时发现电池电压有不正常下降状况，应查明原因，电压降得太多，容量较小的要进行更换,10小时放电完后，单节电池端电压不应低于1.8V，低于1.8V的，应给予更换。 （5）放电结束后应立即对蓄电之进行充电，不要搁置太久，充电方法安上述充电方式进行，直至充足电后结束，自动转为正常运行状态。 （6）蓄电池充放电试验一般采用连续三次充电、三次放电方式，第三次充足电后方能投入正式运行。6、 UPS不停电电源试验 （1)试验前应了解试验项目，标准要求、程序和安全措施，明确分工和各自任务。 (2) 检查UPS电源系统二次回路接线正确性。 (3)检查UPS信号回路接线正确性。 (4)用万用表检查交流输入

25、端子，直流输入端子，确定各端子间无短路现场，否则必须查明原因及排除故障。检查主回路交流输入回路，旁路交流输入回路，蓄电池输入回路接线是否正确，各电源幅值，相序和极性是否正确。 (5)检查各开关均处于断开状态。 (6)检查UPS电源系统切换功能是否满足设计要求。 (7)断开UPS主回路电源输入开关，UPS应自动切换到蓄电池工作。 (8)断开UPS主回路电源输入开关，断开蓄电池电源开关，UPS应自动切换到旁路电源工作。 (9)作切换试验时可在空载或100%负载下进行。 (10)作切换试验时应和综合自动化厂家交底，了解是否有重要负荷在运行，做好应急措施，防止切换失败造成程序丢失损失和事故。 (11)

26、作切换试验时还应检查波形输出情况，输出波形在1-2周内变化应小于±10%。（二）二次保护控制及综合自动化调试1、保护测控装置单体调试首先对装置进行外部检查，检查其是否与设计相符，屏内连线是否正确，标号齐全与否，是否与图纸相符。检查各插件插、拔是否灵活、印刷电路有无损伤、焊接质量是否良好、集成电路型号是否正确、后板配线有无断线、检查屏上设备及端子排内部、外部连线标号是否齐全，与图纸是否相符。将屏端口与外引入电缆回路断开，将电流、电压、控制信号回路用1000V摇表测回路对地及耐压试验。检验逆变电源的自启动能力是否正常，在不同电压下检验逆变电源的输出电压应保持稳定。检验保护定值输入、修改、

27、整定正确，失电再上电保护功能正常。保护通信设备及通道满足各项技术参数要求，保证畅通。开关量输入回路检验正确，调整模数变换系统的精度、零漂、幅值相位特性均满足要求。检验装置在动作和不动作情况下检查各功能回路输出和信号均应正确。调试负责人接到定值通知单后，应立即组织实施，实施完毕后由调试负责人签名认可将定值通知单返回。调试流程将附件二、三。2、二次回路检查根据设计施工图纸仔细核对二次接线的正确性，检查电流互感器、电压互感器、母线保护、变压器的接线、极性是否正确，再依照设计原理运用“通灯法”对所有二次回路进行仔细检查、核对，发现问题应即时与监理、设计沟通解决。二次回路主要工作内容有：保护回路之间的配

28、合回路、跳闸、信号回路；断路器、隔离开关的控制、信号；变压器非电量-瓦斯、温度以及压力释放、风冷、有载调压等回路；保护通道测试。采取的措施： 根据保护原理及保护装置本身特点和要求，认真审核图纸，发现问题及时向技术部门反映，并予以纠正。 根据最终修改后图纸对二次接线进行认真仔细的检查，发现与设计图纸不符的地方，及时予以纠正。 用从一次侧加电流的方法检查电流回路二次接线，并进一步校核户外电流互感器各绕组的变化，符合设计要求。将电流互感器二次接线处导线拆除，利用继电保护测试仪电流输出回路分别对测量回路、保护回路二次电流回路加入0.2A至1A电流，用钳形电流表检查测量回路及保护回路电流，同时检查相应测

29、量装置，保护装置电流采样以及后台监控采样是否与继电保护测试仪输出量相同。若出现电流采样为0或有分流现象应仔细检查相应回路接线是否正确或端子连接板是否可靠连接。由于电流回路较多，对已经做过电流回路试验的回路应及时准确做好记录。 从户外电压互感器端子箱处加入电压的方法检查电压二次接线，包括同期回路的正确性。将电压互感器二次接线处导线拆除，利用继电保护测试仪电压输出回路分别对测量回路、保护回路二次电压回路加入三相对称57V的电压，用万用表表检查测量回路及保护回路电压，同时检查相应测量装置，保护装置电压采样以及后台监控采样是否与继电保护测试仪输出量相同。若出现电压为0或电压不平衡现象应仔细检查相应回路

30、接线是否正确或电压保险是否熔断。对已经做过电压回路试验的回路应及时准确做好记录 信号回路检验保护动作信号检验：利用继电保护测试仪模拟各种故障信号及预告报警信号（如：线路光纤差动保护、线路距离保护、线路接地保护、变压器差动保护、变压器复合电压过流保护、变压器速断保护、过流保护、过负荷保护、瓦斯保护、压力释放、温度报警、变压器通风及油循环故障）等保护信号动作后，后台监控均应能准确显示相应回路及保护动作信号。并能启动相应故障录波系统。正常操作信号检验：在对断路器、隔离开关、变压器调档回路进行操作时，应检查后台监控相应回路正常操作情况，并能及时反映开关位置状态，以及变压器档位等正常操作信号。 不正常位

31、置检验：模拟断路器操作电源失电、储能回路失电、SF6压力低、弹簧未储能，隔离开关操作电源失电及主回路失电以及保护失电等故障，后台监控均应有正确的故障报警显示。 断路器、隔离开关回路操作试验及联锁试验在额定操作电压下，分别对各回路断路器，隔离开关进行远方、就地合闸、分闸操作试验，动作情况应准确可靠。各回路断路器，隔离开关远方、就地分闸、合闸指示应正确。对断路器与隔离开关之间有电气联锁的应进行电气防误操作试验。3、整组试验在进行送电前应对每个系统重复进行一次保护联跳试验和模拟各种故障信号和预告信号试验，主要是为了检验保护的逻辑功能正确性，实现保护的正确性、选择性、快速性等，作到不误动，以及信号传输

32、的快速、正确，保证系统安全运行。 模拟主变保护动作：合上主变两侧断路器，合上保护柜相应压板，利用继电保护测试仪模拟差动保护、非电量保护及后备保护动作，检查断路器跳闸情况和后台报警信号应符合设计要求。 模拟母线保护动作：合上相应母线上所有间隔断路器，合上保护柜相应压板，利用继电保护测试仪模拟母线差动保护动作，检查断路器跳闸情况和后台报警信号应符合设计要求。 模拟线路保护动作：合上相应线路断路器，合上保护柜相应压板，利用继电保护测试仪模拟线路光纤差动保护动作、相间距离、接地距离等保护动作，检查断路器跳闸情况和后台报警信号应符合设计要求。主要措施和要求： 断开断路器的跳、合闸回路，接入断路器模拟装置

33、，每一套保护单独进行整定试验。按保护的动作原理通入相应的模拟故障电压、电流值，检查保护各组件的相互动作情况是否与设计原理相吻合，当出现动作情况与原设计不相符合时，查出原因加以改正。如原设计有问题及时向技术部门反映，待有关部门研究出合理的解决措施后，重复检查相应回路。 检测保护的动作时间，即自向保护屏通入模拟故障分量至保护动作向断路器发生跳闸脉冲的全部时间。 各保护的整定试验正确无误后，将同一被保护设备的所有保护装置连在一起进行整组的检查试验，以校验保护回路设计正确性。 检查有关跳合闸回路、防跳回路、重合闸回路及压力闭锁回路正确性。 检验各套保护间的电压、电流回路的相位及极性，与跳合闸回路的相位

34、是否一致。 检查有关信号批示是否正确。 检查各套保护在直流电源正常及异常状态下是否存在寄生回路。 检验有配合要求的各保护组件是否满足配合要求。 接入断路器跳合闸回路，模拟各类故障状态进行传动试验，检查断路器跳合闸回路正常。4、光纤保护联调（1）测试光纤差动保护的的收、发电平应符合厂家装置的要求。（2）检查本侧及对侧的电流、差流。（3）对侧断路器在跳位时，加电流使其大于差流整定值做区内故障。（4）对侧在合位时不动作。（5）两侧开关在合位时，用GPS对时，同时在两侧加电流做区内、区外故障试验。5、综合自动化（与设备厂家配合调试）51 调试内容（1）模拟量准确性校验 交流采样装置的现场校验。 电测量

35、和非电量变送器的现场检验。（2）间隔层保护测控装置的功能和特性检验。 各类保护装置动作特性。 遥控命令传输执行时间检验。 遥信变位信号的对应与响应时间检验。 通信功能及报警、打印、自检、记录等功能检验。（3）站控级微机系统及通信网络检验。 监控系统前置机硬件、软件配置与监控技术参数组态。 监控系统后台机的功能检验。 现场总线网络和通信管理检验。 检验站控设备与间隔层设备的通信及与调度系统的通信。 后台监控功能检查。检验图形显示功能应能显示变电站主接线、系统配置和运行状态（如负荷电流、电压、功率、频 率、功率因数等）各种实时数据表格、定值参数表及运行参数（主变档位、运行温度、运行方式、站用电电压

36、、电流、直流系统电压等），图形切换方便，实时数据刷新不大于2S，事故画面推出时间不大于2S。检验音响报警功能，按设计要求对相应事故、越限事件报警（音响和语音提示），报警与画面相符，应能手动和自动复位。检验键盘控制操作，应按下列程序工作：即选择对象、控制性质检验返回、确认执行，根据检验结果可做执行或撤销命令，并应有超时自动撤销执行功能。检查自动登录功能，操作后应自动登录操作内容、操作时间、操作结果等内容，应可通过屏幕查看打印备查。模拟量遥测准确性检查：后台显示与现地实测值一致，与实际模拟输入量误差符合产品技术指标。 检查事件顺序记录分辨率，模拟两个时间相差10MS的操作或事故跳闸事件，打印机应正

37、确打印出相应状态及动作时间。 自动打印和召唤打印功能。a按设置定时自动化打印记录报表等。b按设定即时打印越限、变位故障等记录。c通过人机界面召唤打印历史信息。 系统安全措施检查，查系统安全等级分类，操作员用户名和代码、口令字、允许权限、操作范围等，确认系统操作可靠。 自检与自诊断功能：定时巡检网络各点通信运行状况、监视系统工作电源状况，发现异常能判断故障点，能在监控机上提示告警。 远动通信功能检查。52 调试方法（1）检查按设计要求组成现场总线系统的前置机、通讯管理机、后台监控主控机、各工作站站机、调制解调器、打印机显示器、通讯线路及电源（不间断供电）等外设和辅助设备。（2）分别在前置机（通讯

38、管理）后台机上安装系统软件和各种应用软件。（3）设置各种参数，如电压、电流设备变比、系统间隔编号、各监测量、保护定值的组态和各种画面、图形、表格、曲线的生成。（4）在前置机上根据系统要求设置通信规约、通信速率、各通信地址、编辑通信接口的工作方式，完成通讯单元装置调试，各通讯口通道测试正常。（5）设置GPS对时及时间校对。（6）通过调试口进行在线调试。 实时显示选定通讯口收发报文信息（报文监视）。 实时数据库遥测、遥控、遥信量数据和状态显示。 向调度转发信息库监视。 保护动作信息监视。 事件报告信息监视。 各通讯口运行状态监视。（三）启动调试（系统带电后试验项目） （1）PT检查试验1 110k

39、V、35kV配电装置电压相位符合设计要求。2 各级电压互感器零序电压正常。3 各级电压切换装置工作正常。 （2）主变冲击合闸试验 做五次全电压冲击合闸试验（每次间隔5min），检查主变无异常，各相关保护装置无误动，信号反应正确。 （3）主变带一定负荷后试验1 核实主变差动保护各侧电流相位做出六角图。2 核实110kV线路保护电流电压相位与设计相符。3 核实35kV线路保护电流电压相位与设计相符。4 核实各计量/测量回路电流电压相位正确。 （4）补偿电容器组冲击合闸试验做三次冲击合闸试验，检查电容器组各相电流相差不大于5%。7、 安全控制（一）高压试验及继保调试危险点及防范措施 1、变压器交接试

40、验变压器交接试验作业程序危险点分析及控制措施接受任务明确：（1）工作内容、地点、所试设备状况。（2）指定工作负责人及人员安排，安排能胜任工作人员。（3）开工前认真学习施工三措，了解施工进度、工作量、现场组织、技术、安全措施工作分析危险因素：（1）精神状态不良；（2）安排人员不当；（3）失去监护；（4）试验接线不牢固；（5）高空坠落；（6）加压时呼唱不规范；（7）每一试验项目结束，不放电；（8）试验仪器未接地或接地不良；（9）接试验电源不呼唱；（10）不按规定着装，带安全帽。控制措施：（1）保持良好精神状态，集中精力投入工作；（2）合理安排工作人员；（3）工作负责人因故离开应指定专人监护且指定现

41、场安全监督员；（4）试验前应认真检查试验接线、表计倍率、调压器零位，试验接线应牢固。（5）高空作业应系好安全带以防高空坠落；（6）加压试验过程中要逐点加压逐段呼唱；（7）每一试验项目结束，应对变压器进行放电，防止人员触电；（8）选择可靠接地点，防治人员、设备受损，数据误差大；（9）接试验电源时，应有人监护并呼唱；（10）保护自身，防止受伤。试验仪器、安全工器具及试验线、电源线准备危险因素：（1）试验仪器损坏；（2）使用的安全带、绝缘杆损坏，试验超期；（3）保险丝、塑料带、试验线等不充分。控制措施：（1）对试验仪器进行空试，防止现场设备不合格；（2）必须保证所用的工器具在定期试验周期内，不得超期

42、使用。（3）检查电源线及所备材料。绕组直流电阻测量危险点：（1）试验接线时不系安全带；（2）试验仪器没有可靠接地；（3）误碰测量部位。控制措施：（1）在变压器上移动及上高压套管上接线应系好安全带；（2）接地点应用挫刀进行打磨，保证接地点良好；（3）通知有关人员离开被试设备绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数。危险点：（1）绝缘测量后，不放电；（2）接地线接地不可靠。控制措施：（1）测量完毕后，应放电；（2）放电瞬间，应听到放电声，并有火花，若没有上述现象，应检查接地线是否可靠接地，防止人员触电。绕组的介质损耗因数危险点：（1）加压时不呼唱；（2）未降压，更换试验接线。控制措施：（1）通知有关人员离开

43、被试设备，征得工作负责人许可后，加压。（2）操作人员呼唱“降压完毕，已断开电源”，放电后，方可改变试验接线。电容型套管的tg和电容值危险点：（1）加压时不呼唱；（2）未降压，更换试验接线；（3）末屏未恢复接线控制措施：（1）通知有关人员离开被试设备，征得工作负责人许可后，加压。（2）操作人员呼唱“降压完毕，已断开电源”，放电后，方可改变试验接线；（3）拆除的末屏线恢复。铁芯绝缘电阻危险点：（1）绝缘测量后，不放电；（2）接地线接地不可靠。控制措施：（1）测量完毕后，应放电；（2）放电瞬间，应听到放电声，并有火花，若没有上述现象，应检查接地线是否可靠接地，防止人员触电。交流耐压试验危险点：（1）

44、加压时不呼唱；（2）未降压，更换试验接线。控制措施：（1）通知有关人员离开被试设备，征得工作负责人许可后，加压。（2）操作人员呼唱“降压完毕，已断开电源”，放电后，方可改变试验接线.绕组泄漏电流危险点：（1）加压时不呼唱；（2）未降压、放电，更换试验接线。（3）试验线不牢固；（4）直接放电。控制措施：（1）通知有关人员离开被试设备，征得工作负责人许可后，加压。（2）操作人员呼唱“降压完毕，已断开电源”，放电后，方可改变试验接线。（3）通过电阻放电，再直接短路接地。电压比及组别危险点：（1）试验接线时不系安全带；（2）试验仪器没有可靠接地；（3）误碰测量部位。控制措施：（1）在变压器上移动及上高

45、压套管上接线应系好安全带；（2）接地点应用锉刀进行打磨，保证接地点良好；（3）通知有关人员离开被试设备试验结束危险点：（1）未断电拆试验电源线；（2）未恢复拆除引线；（3）未拆除自装接地短路线；（4）对试验中存在的问题未汇报、交待。控制措施：（1）首先拆除检试验电源线；（2）恢复拆除的引线及拆除自装接地短路线，并对被试设备进行检查和清理现场。（3）认真分析试验数据，对发现的问题及时汇报。 2、 GIS断路器交接试验SF6断路器交接试验作业程序危险点分析及控制措施接受任务明确：（1）工作内容、地点、所试设备状况。（2）指定工作负责人及人员安排，安排能胜任工作人员。（3）开工前认真学习施工三措，了

46、解施工进度、工作量、现场组织、技术、安全措施工作分析危险因素：（1）精神状态不良；（2）安排人员不当；（3）失去监护；（4）试验接线不牢固；（5）试验仪器未接地或接地不良；（6）接试验电源不呼唱；（7）不按规定着装，带安全帽；（8）误入带电间隔；（9）加压时不呼唱。控制措施：（1）保持良好精神状态，集中精力投入工作；（2）合理安排工作人员；（3）工作负责人因故离开应指定专人监护且指定现场安全监督员；（4）试验前应认真检查试验接线，试验接线应牢固。（5）接试验电源时，应有人监护并呼唱；（6）认清工作地点；（7）加压时应执行呼唱制度，并站在绝缘垫上。试验仪器、安全工器具及试验线、电源线准备危险因素

47、：（1）试验仪器损坏；（2）使用的安全带、绝缘杆损坏，试验超期；（3）保险丝、塑料带、试验线等不充分。控制措施：（1）对试验仪器进行空试，防止现场设备不合格；（2）必须保证所用的工器具在定期试验周期内，不得超期使用。绝缘电阻危险点：遥测完毕，未放电；控制措施：注意放电导电回路电阻测量危险点：（1）试验接线时不断电；（2）试验仪器没有可靠接地；控制措施：（1）断电后，拉开刀闸换线；（2）接地点应用挫刀进行打磨，保证接地点良好；（3）通知有关人员离开被试设备断路器的分、合闸时间、同期性危险点：（1）不通知有关人员，分、合设备。控制措施：（1）分、合闸时，通知有关人员离开被试设备。交流耐压试验危险点

48、：（1） 加压时不呼唱；（2）未降压，更换试验接线。（2） 控制措施：（1）通知有关人员离开被试设备，征得工作负责人许可后，加压。（2）操作人员呼唱“降压完毕，已断开电源”，放电后，方可改变试验接线；试验结束危险点：（1）未断电拆试验电源线；（2）未恢复拆除引线；（3）拆除自装接地短线；（4）对试验中存在的问题未汇报、交待。控制措施：（1）首先拆除检修电源箱侧的试验电源线；（2）恢复拆除的引线及拆除自装接地短路线，并对被试设备进行检查和清理现场。（3）认真分析试验数据，对发现的问题及时汇报。 3、电流（电压）互感器交接试验电流（电压）互感器交接试验作业程序危险点分析及控制措施接受任务明确：（1

49、）工作内容、地点、所试设备状况。（2）指定工作负责人及人员安排，安排能胜任工作人员。（3）开工前认真学习施工三措，了解施工进度、工作量、现场组织、技术、安全措施工作分析危险因素：（1）精神状态不良；（2）安排人员不当；（3）失去监护；（4）试验接线不牢固；（5）高空坠落；（6）试验仪器未接地或接地不良；（7）接试验电源无监护；（8）不按规定着装，带安全帽；（9）感应电伤人； （10）误入带电间隔；（11）盲目开工；（12）加压时，不呼唱；（13）试验结束不断电，不放电。控制措施：（1）保持良好精神状态，集中精力投入工作；（2）合理安排工作人员；（3）工作负责人因故离开应指定专人监护且指定现场安

50、全监督员；（4）试验前应认真检查试验接线，试验接线应牢固。（5）高空作业应系好安全带以防高空坠落；（6）接试验电源时，应有人监护并呼唱；（7）有感应电时，接线时自带地线或带绝缘手套；（8）认清工作地点及带电部位；（9）班组指定的工作负责人应清楚现场工作负责人，由现场工作负责人交待工作内容、安全注意事项，并查看工作票有无试验人员，防止盲目开工，无票作业；（10）加压时应呼唱，操作时站在绝缘垫上；（11）试验结束，首先断开试验电源，放电，方可更改接线。试验仪器、安全工器具及线箱准备危险因素：（1）试验仪器损坏；（2）使用的安全带、绝缘杆损坏，试验超期；（3）保险丝、塑料带、试验线等不充分。控制措施

51、：（1）对试验仪器进行空试，防止现场设备不合格；（2）必须保证所用的工器具在定期试验周期内，不得超期使用。（3）检查线箱所备材料、工具齐全。绕组及末屏的绝缘电阻危险点：（1）摇测完毕，不放电；控制措施：（1）测量时，进行呼唱，测量完毕，放电。变比以及直阻、励磁特性危险点：（1） 通电时不呼唱；（2）未断电时，更换试验接线。（2） 控制措施：（1）通知有关人员离开被试设备，征得工作负责人许可后，接通电源。（2）操作人员呼唱“降压完毕，已断开电源”，放电后，方可改变试验接线交流耐压危险点：（1）加压时不呼唱；（2）未降压，更换试验接线。控制措施：（1）通知有关人员离开被试设备，征得工作负责人许可后

52、，加压。（2）操作人员呼唱“降压完毕，已断开电源”，放电后，方可改变试验接线试验结束危险点：（1）未断电拆试验电源线；（2）未恢复拆除引线；（3）未拆除自装接地短路线；（4）对试验中存在的问题未汇报、交待。控制措施：（1）首先拆除检修电源侧的试验电源线；（2）恢复拆除的引线及拆除自装接地短路线，并对被试设备进行检查和清理现场。（3）认真分析试验数据，对发现的问题及时汇报专责人.4、 避雷器交接试验避雷器交接试验作业程序危险点分析及控制措施接受任务明确：（1）工作内容、地点、所试设备状况。（2）指定工作负责人及人员安排，安排能胜任工作人员。（3）开工前认真学习施工三措，了解施工进度、工作量、现场

53、组织、技术、安全措施工作分析危险因素：（1）精神状态不良；（2）安排人员不当；（3）失去监护；（4）试验接线不牢固；（5）试验仪器未接地或接地不良；（6）接试验电源不呼唱；（7）不按规定着装，带安全帽；（8）误入带电间隔；（9）加压时不呼唱。控制措施：（1）保持良好精神状态，集中精力投入工作；（2）合理安排工作人员；（3）工作负责人因故离开应指定专人监护且指定现场安全监督员；（4）试验前应认真检查试验接线，试验接线应牢固。（5）接试验电源时，应有人监护并呼唱；（6）认清工作地点；（7）加压时应执行呼唱制度，并站在绝缘垫上。试验仪器、安全工器具及试验线、电源线准备危险因素：（1）试验仪器损坏；（2）使用的安全带、绝缘杆损坏，试验超期；（3）保险丝、塑料带、试验线等不充分。控制措施：（1）对试验仪器进行空试，防止现场设备不合格；（2）必须保证所用的工器具在定期试验周期内，不得超期使用。绝缘电阻危险点：遥测完毕，未放电；控制措施：注意放电直流泄露电流危险点：（1）试验接线时不断电；（2）试验仪器没有可靠接地；控制措施：（1）断电后，拉开刀闸换线；（2）接地点应用挫刀进行打磨，保证接地点良好；（3）通知有关人员离开被试设备试验结束危险点：