并网前单位工程调试报告

并网前单位工程调试报告1调试总体说明1.1工程定位本报告对应×××公司×××光伏电站35kV集电线路及箱变并网前单位工程，范围自35kV高压侧隔离开关下桩头起，至箱变低压侧690V主断路器出线端止，涵盖一次、二次、通信、保护、计量、自动化全部回路。1.2调试目标a)验证所有电气一次设备耐受额定电压及冲击电压能力；b)验证继电保护、测控、通信、计量、PMU、AGC/AVC、网络安全监测装置动作逻辑、整定值、通信规约、时钟同步、故障信息上送正确率100%；c)验证箱变温控、瓦斯、压力释放、油位等非电量保护可靠动作；d)验证电能质量指标（谐波、闪变、电压不平衡度）满足GB/T199642012接入要求；e)出具可溯源的试验数据，形成闭环整改清单，确保零缺陷移交。1.3执行依据——GB501502016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》——GB/T199642012《光伏发电站接入电力系统技术规定》——DL/T9952017《继电保护和电网安全自动装置检验规程》——国能发新能〔2021〕25号《光伏发电站并网调试管理规定》——××省调〔2022〕18号《新能源场站并网调试调度管理细则》——设备厂家技术手册、设计院竣工图、公司《反事故措施汇编（2023版）》2组织与职责2.1调试指挥部总指挥：建设单位项目副经理×××，全面负责安全、质量、进度。副总指挥：总承包单位调试经理×××，负责技术方案、资源调配。成员：监理、施工、厂家、试验、调度、运行、安监、消防、医疗共9方，实行“日例会、日清单、日销号”制度。2.2专业组——一次高压组：负责绝缘、耐压、局放、回路电阻、SF6检漏；——二次保护组：负责保护单体、整组、带负荷、故障模拟、IEC61850一致性、GOOSE闭环；——通信自动化组：负责调度数据网、PMU、AGC/AVC、网络安全监测、时钟同步；——计量组：负责关口表、TMR系统、二次压降、负荷比对；——系统测试组：负责短路试验、零升压、相序核对、电能质量；——安全监督组：负责两票三制、JSA分析、应急演练、气体检测。3调试流程总图准备→单体→分系统→整套启动→带负荷→24h试运行→竣工移交（流程图采用PDCA循环，每环节设置“门禁点”，未签字不得进入下一环节。）4调试准备4.1技术准备a)竣工图、说明书、合格证、型式试验报告、出厂试验报告、交接试验计划书、缺陷管理台账全部归档；b)调试方案、三措一案（组织、技术、安全措施）通过监理、建设、调度三方会审；c)继电保护整定值经省调继电保护处正式批复，版本号锁定；d)计量关口表、TMR主站、采集终端完成型式备案，封缄号登记。4.2现场准备——一次设备命名、双重编号、色标、相序完成，警示牌、围栏、应急通道设置完毕；——SF6、CO、O2在线监测投运，轴流风机自动启动值整定完成；——消防沙池、35kg推车式干粉灭火器、正压式呼吸器、防毒面具、应急照明、对讲机、卫星电话就位；——通信数据网、调度电话、行政电话、公网4/5G、应急卫星通道全部畅通；——备用电源（柴油发电机400kW）热备用，自投时间<15s。4.3人员准备——全体调试人员通过《电力安全工作规程》考试，成绩≥90分；——特种作业证（高压、继电保护、电气试验、通信、高处、动火）在有效期内；——调试期间实行“红马甲”准入，无关人员清场，人脸识别门禁记录留存。5单体调试5.1箱变（SZ111000/35）a)绝缘电阻：高压侧≥2000MΩ（2500V兆欧表），低压侧≥300MΩ（1000V兆欧表）；b)直流电阻：高压绕组相间差≤1%，低压绕组≤2%；c)变比：误差≤0.5%；d)短路阻抗：与出厂值偏差≤±2%；e)温控器：启动风机整定60℃，返回值50℃，高温跳闸整定130℃，信号正确；f)瓦斯继电器：轻瓦斯250ml，重瓦斯0.6m/s，模拟试验动作可靠，信号上传调度主站；g)油样化验：耐压≥45kV/2.5mm，微水≤15mg/L，色谱分析无乙炔；h)局部放电：1.3Ur下≤50pC。5.235kV电缆（ZCYJLW0326/351×300）a)主绝缘电阻≥1000MΩ·km；b)外护套绝缘≥10MΩ·km；c)0.1Hz超低频耐压52kV60min，无击穿；d)变频谐振耐压2U015min，局部放电≤5pC；e)相位核对：两端相序一致，核相仪显示“OK”绿灯。5.335kV开关柜（KYN6140.5）a)断路器机械特性：合闸时间≤60ms，分闸时间≤45ms，三相不同期≤2ms；b)回路电阻≤40μΩ；c)SF6气体湿度≤150μL/L；d)合闸线圈直流电阻与出厂值偏差≤±5%；e)防跳、非全相、低气压闭锁逻辑验证正确。5.4继电保护装置（PCS9617、PCS9627）a)采样精度：电流≤±1%，电压≤±0.5%，角度≤1°；b)定值校验：过流Ⅰ段0.5A/0s，过流Ⅱ段0.8A/0.3s，零序过压15V/0.5s，全部0误差；c)开入开出：GOOSE报文往返时间≤3ms，SOE分辨率≤1ms；d)光纤纵差：两侧差流≤30mA，制动系数0.5，远传跳闸时间≤25ms；e)故障模拟：单相接地、相间短路、反向故障，保护动作正确率100%。5.5电能表（威胜DSSD331）a)基本误差：In点≤±0.2%，0.1In点≤±0.4%；b)日计时误差≤0.5s/d；c)脉冲常数1600imp/kWh，校验仪显示一致；d)二次压降≤0.25%，二次负荷2.5VA；e)主站比对：15min电量曲线偏差≤0.1%。6分系统调试6.1零升压试验——发电机侧隔离开关断开，箱变高压侧悬空；——调压器以2kV/步升至35kV，每步稳压10min，记录励磁电流、母线电压、泄漏电流；——无闪络、无放电、无异常声响，试验通过。6.2短路试验——在箱变低压侧设置三相短路线，阻抗0.2Ω；——合35kV断路器，短路电流650A，持续0.5s；——保护装置速断0s跳闸，故障录波显示电流波形完整，CT饱和倍数>20，试验通过。6.3相序、核相、定相——采用双钳相位表，高压侧UVW对低压侧uvw顺时针120°，正序；——箱变低压侧对逆变器侧核相，一致；——对侧汇流箱直流输入极性正确，无反接。6.4通信与自动化a)AGC/AVC：省调主站下发有功、无功指令，场站响应时间≤5s，调节精度≤1%；b)PMU：电压、电流、频率、相角上送误差≤0.1%，时标对齐误差≤1ms；c)调度数据网：双平面、双路由、双电源，ping30min无丢包，时延≤30ms；d)网络安全监测：采集装置CPU、内存、流量、日志，告警上传省调安防平台，无异常。7整套启动7.1首次并网——调度令号：××调新〔2023〕18051201；——时间：2023051209:18；——操作步骤：1)省调值班员电话下达预令；2)现场总指挥复诵，记录录音；3)检查箱变瓦斯、温控、压力释放无报警；4)35kV断路器就地/远方均置“远方”；5)合上母线侧隔离开关，检查无异常；6)合上断路器，冲击3次，每次5min，间隔15min；7)第四次合闸后保持运行，记录励磁涌流峰值980A，衰减时间0.12s；8)有功功率升至200kW，无功0kvar，电压35.1kV，频率50.01Hz，稳定运行。7.2带负荷测试——逐台投入逆变器，每增加2MW记录一次潮流：1)2MW：35kV母线电压35.05kV，箱变油温42℃；2)6MW：高压侧电流99A，低压侧866A，谐波THD1.8%；3)10MW：功率因数0.98，电压波动0.3%，闪变Pst0.28；4)15MW：线路保护差流8mA，CT无饱和，光纤通道裕度8dB；5)20MW：关口表有功脉冲1600imp/kWh，主站比对误差0.05%。7.3故障模拟——省调下令分别模拟单相接地、两相短路、频率越限、电压越限、通信中断、AGC指令异常、SVG跳闸、箱变重瓦斯、逆变器脱网共9项，保护动作、故障录波、事件顺序记录、调度主站告警全部正确，复位后系统恢复时间≤3min。824h试运行——时间：2023051300:00—2023051400:00；——累计发电量18.7MWh，平均负荷0.78MW；——箱变最高油温58℃（环境温度32℃），温升26K，低于限值65K；——继电保护、自动化、通信、计量、安防、消防系统零故障、零告警、零跳闸；——调度数据网通道双平面零丢包，PMU连续运行无中断；——电能质量指标：THD1.9%，闪变Pst0.29，电压不平衡度0.6%，均优于国标。9缺陷与整改9.1缺陷清单——编号01：35kV开关柜断路器储能指示器灯泡损坏，已更换；——编号02：箱变油温控制器Pt100接线端子松动，紧固后复查正常；——编号03：调度数据网路由器风扇异响，厂家更换风扇，运行4h无异常；——编号04：关口表二次回路B相线号套缺失，补打印并套号，拍照存档；——编号05：电缆沟局部积水50mm，增设自动排水泵，液位开关动作正常。9.2整改验证——以上5项缺陷全部于2023051408:00前完成整改，由监理、运行、调试三方签字确认，形成闭环。10试验数据摘要——绝缘电阻测试记录：共126点，全部合格；——继电保护试验记录：共78项，全部合格；——电能质量测试记录：连续24h，指标优于国标；——通信自动化测试记录：共46项，全部合格；——计量校验记录：共12只表，误差≤0.2%；——局放试验记录：电缆、开关柜、箱变共18回路，局放≤50pC；——短路试验录波：电流波形完整，保护动作时间18ms；——零升压试验记录：5步升压无异常，泄漏电流≤5μA。11制度与预案执行11.1两票三制——调试期间共开出电气第一种工作票15份、第二种工作票8份