330升压站调式监理实施细则

330升压站调式监理实施细则1编制依据1.1《电力建设工程监理规范》DL/T5434-20191.2《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-20161.3《继电保护和安全自动装置检验规程》DL/T995-20161.4《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5044-20141.5《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-20061.6《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161-20181.7《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》DL/T914-20181.8《交流电气装置的接地设计规范》DL/T621-20191.9本工程批准的设计文件、施工图纸、设备厂家技术说明书、设计变更文件1.10本工程建设监理合同、施工合同、调试合同及经审批的总进度计划1.11电网调度部门关于继电保护整定、启动调试的相关要求2适用范围本细则适用于本工程330kV升压站从分系统调试到整组启动调试全过程的监理工作，覆盖范围包括：站用变、直流系统、主变压器、330kVGIS配电装置、35kV配电装置、无功补偿装置、全站接地网、二次回路、继电保护及安全自动装置、调度自动化系统等所有调试项目，是监理开展调试过程控制、质量验收、安全管理的依据。3调试监理工作流程3.1调试单位进场前报送调试单位资质、项目管理人员及调试人员资格证书，监理进行审核3.2调试单位编制《分系统调试方案》《专项调试技术方案》《整组启动方案》及安全保障措施，报送项目监理机构3.3监理工程师组织审核调试方案，不符合规范、设计及调度要求的，退回修改后重新报审，审核合格后由总监理工程师批准实施3.4调试单位对所有参与调试人员进行技术交底和安全交底，留存签字版交底记录，报送监理复查3.5监理工程师对现场调试条件进行全面复核，条件满足要求后批准启动调试3.6调试过程中，监理采取旁站、巡视、见证等方式开展过程控制，对发现的问题及时要求整改闭环3.7分系统调试完成后，调试单位自检合格，报送分系统调试报验单及全套调试记录，监理组织参建单位开展分系统质量验收，验收合格后方可进入整组启动调试阶段3.8整组启动调试完成，连续试运行合格后，调试单位提交完整调试资料，监理组织参建单位、调度部门开展启动验收，验收合格后签署启动验收意见书，同意移交生产4监理工作目标4.1质量目标：所有调试项目符合设计、规范要求，调试数据准确，功能满足运行要求，一次验收合格率100%，满足电网并网接入要求4.2进度目标：调试进度符合项目总进度计划要求，不影响整体工程投产工期4.3投资目标：严格控制调试变更，合理控制调试费用，不超出批准的概算额度4.4安全目标：调试全过程零人身伤亡事故、零重大设备损坏事故、零火灾爆炸事故、零误操作事故，满足安全文明施工要求5调试监理工作控制要点5.1调试前准备工作控制要点5.1.1资质人员审查：调试单位必须具备电力工程调试甲级及以上资质，项目经理具备一级建造师注册证书及电力工程安全资格证书，所有高压试验、继电保护调试人员必须持有有效的特种作业操作证、高压试验上岗证，人员配置满足调试进度要求，不合格人员严禁进场作业。5.1.2调试方案审查：调试方案必须包含工程概况、调试项目、编制依据、人员分工、调试步骤、质量标准、安全防护措施、应急预案等核心内容，整组启动方案必须明确启动步骤、人员分工、调度联系方式、应急处置流程，方案内容不全、措施不到位的严禁批准实施。5.1.3现场条件复核：①全站建筑工程施工完成，调试区域场地清理完成，道路畅通，消防设施配置齐全且经验收合格，应急照明、通风满足要求，安全围栏、警示标识设置到位；②全站接地网施工完成，接地阻抗测试合格，330kV升压站接地阻抗不大于0.5Ω，接触电位差不大于60V，跨步电位差不大于80V，符合规范要求；③所有电气设备安装完成，施工单位自检合格，安装资料齐全，设备相色、编号标识清晰正确，一次设备绝缘测试合格；④试验电源、操作直流电源可靠，蓄电池组充放电完成，电压稳定满足要求，调度通信、远动通道连通正常；⑤所有试验仪器、工器具经法定计量机构检定合格，且在检定有效期内，安全防护用具检验合格。以上条件任意一条不满足，严禁批准启动调试。5.2分系统调试控制要点5.2.1二次回路调试①二次回路绝缘测试：交流电压电流回路绝缘电阻不低于1MΩ，直流控制回路绝缘电阻不低于0.5MΩ，48V以下低压回路绝缘电阻不低于0.1MΩ，测试合格后方可通电；②二次回路校线检查：所有接线导通性100%合格，接线标号与设计图纸一致，端子排压接牢固，接触电阻符合要求，多股导线无散股、断股；③回路动作试验：模拟分合闸、信号传动，所有动作正确，信号指示正确，无卡涩、误动情况。5.2.2站用电源系统调试①站用变交接试验：35kV站用变绕组绝缘电阻不低于出厂值的70%，吸收比不低于1.3，直流电阻相间误差不大于1%，变比误差不超过±0.5%，接线组别与设计一致，20℃下介质损耗不大于0.8%，工频耐压试验合格；②空载合闸试验：额定电压下连续冲击合闸5次，无异常振动、过热，励磁涌流不引起保护误动；③站用低压备自投逻辑校验：模拟工作电源失电、过流、欠压故障，备自投动作时间符合整定值（一般整定为0.5~1.5s），动作成功率100%，电源恢复后自动复归正确，模拟各种故障场景，备自投不误动、不拒动。5.2.3直流电源系统调试①蓄电池组充放电试验：采用10h率放电法测试容量，实际放出容量不低于额定容量的100%方为合格，铅酸蓄电池单体放电终止电压不低于1.8V，整组电池电压差不大于0.05V；浮充电压整定为2.23~2.27V/单体，均充电压整定为2.30~2.35V/单体，电压稳定满足要求；②绝缘监察装置校验：模拟正、负极不同位置接地故障，装置能正确报警，显示接地位置，动作误差不大于5%；③断路器动作试验：直流母线电压在80%~110%额定电压范围内，所有断路器能正确分合闸，保护动作正确，电压低于额定电压30%时，保护装置不误动作。5.2.4主变压器系统调试本工程主变压器为330kV级，调试要点如下：①绝缘试验：绕组极化指数不低于1.5，20℃下介质损耗不大于0.6%，局部放电试验：预加电压1.5Um/√3持续1min，测量电压1.3Um/√3持续30min，局部放电量不大于500pC为合格；②直流电阻测试：相间差别不大于三相平均值的1%，线间差别不大于平均值的0.5%，同温度下与出厂值比较变化率不超过2%；③变比试验：各分接头变比误差不超过±0.5%，与铭牌标识一致；④变压器油试验：330kV级变压器油击穿电压不小于60kV，含水量不大于15mg/L，90℃下介质损耗不大于0.7%；⑤短路阻抗试验：短路阻抗实测值与出厂值误差不超过±3%；⑥冷却系统调试：各冷却器组联动试验正确，全负载工况下顶层油温不超过85℃，温升不超过55K，油流、温度指示正确，温度、压力保护动作值正确；⑦瓦斯继电器校验：轻瓦斯动作流速整定为0.8~1.0m/s，重瓦斯动作流速整定为1.0~1.2m/s，密封良好，动作正确；⑧主变冲击合闸试验：额定电压下连续冲击合闸5次，第一次带电时间不小于10min，无异常振动、声响，差动保护不平衡电流满足要求，保护不误动。5.2.5330kVGIS设备调试①SF6气体质量检测：充气静置24h后测试含水量，电弧气室（断路器、母线隔离开关气室）含水量不大于150μL/L（20℃），非电弧气室含水量不大于250μL/L，气体纯度不低于99.8%，每个气室压力符合额定值，气体泄漏率不大于1×10^-8MPa·m³/s；②断路器机械特性试验：分闸时间不大于30ms，合闸时间不大于60ms，分合闸不同期性不大于2ms，触头弹跳时间不大于2ms，分合闸线圈动作电压：30%~65%额定电压范围内可靠动作，低于30%额定电压不动作；③隔离开关、接地开关操作试验：连续分合5次，动作正确，机械电气闭锁可靠，防误操作逻辑100%正确；④互感器试验：电流互感器变比误差符合精度等级要求，保护级误差不超过5%，电压互感器变比误差不超过±0.5%，极性正确，局部放电量不大于10pC；⑤GIS工频耐压试验：试验电压为出厂试验电压的80%，持续时间1min，无击穿、闪络现象为合格。5.2.635kV配电装置调试①开关柜断路器试验：分合闸不同期性不大于2ms，动作电压要求同GIS断路器，绝缘电阻不低于1000MΩ，42kV/1min工频耐压合格；②氧化锌避雷器试验：0.75倍直流参考电压下泄漏电流不大于50μA，泄漏电流增量不超过30μA，绝缘电阻不低于1000MΩ；③互感器二次绕组接地可靠，接地电阻不大于4Ω，变比、极性正确。5.2.7无功补偿装置调试①并联电容器组：单台电容器极对壳绝缘电阻不低于2000MΩ，电容值偏差不超过额定值的-5%~+10%，相间电容差值不超过5%，工频耐压合格；②串联电抗器：电感值偏差不超过额定值的±5%，绝缘电阻不低于1000MΩ，直流电阻相间误差不大于1%；③SVG装置调试：功率模块输出电压正常，通讯逻辑正确，无功调节范围满足设计要求，响应时间不大于10ms，注入电网的谐波电流符合GB/T14549要求，330kV侧电压总谐波畸变率不大于2%，模拟过压、过流、过热故障，保护正确动作；④分组投切试验：分组投切电容器组，电压调整范围符合设计，无谐振、过电压现象，保护不误动。5.2.8继电保护及安全自动装置调试①装置电源试验：电源电压在80%~110%额定电压范围内，装置正常运行，无死机、误发信号情况；②定值校验：整定值误差不超过±3%，动作值误差不超过±5%，符合DL/T995要求；③逻辑传动试验：模拟区内故障、区外故障，主保护、后备保护动作顺序正确，跳闸逻辑正确，信号上传正确，远跳、近跳功能正确；④差动保护调试：通道测试正常，空载时差流不大于0.1倍额定电流，区外故障不误动，区内故障正确动作；⑤安全自动装置：低频减载、过压切负荷等装置，动作定值、轮次正确，模拟故障动作顺序正确，切负荷量符合调度要求。5.2.9自动化远动系统调试①遥测精度测试：电流、电压测量误差不超过±0.5%，功率、电能测量误差不超过±1%；②遥信测试：模拟所有开关、刀闸位置变位，信号上传正确，上传时间不超过2s，正确率100%；③遥控遥调测试：远方操作断路器分合、调节无功出力，动作正确，防误闭锁逻辑正确，正确率100%；④对时试验：GPS对时误差不超过1ms，装置时钟同步正确；⑤网络安全防护：分区隔离符合要求，防火墙、入侵检测配置正确，无非法外联，满足电网网络安全要求。5.3整组启动调试控制要点5.3.1启动前条件复核：所有分系统调试合格，调试记录齐全，启动方案经调度部门审批同意，人员到位，安全措施落实，通信畅通，无关人员全部撤离调试区域，启动命令由调度统一发布。5.3.2空充电试验：依次对330kV进线、330kV母线进行空载充电，共进行3次合闸冲击，无闪络、击穿，保护不动作，电压正常。5.3.3主变冲击合闸：按方案进行5次额定电压冲击合闸，第一次带电时间不小于10min，检查主变声音、振动、油位、温度正常，差动保护差流合格。5.3.4带负荷试验：逐步提升负荷至额定负荷，测量各侧电流、电压、功率，进行带负荷相位测试（六角图），相位误差不超过5°，差流不大于5%额定电流，符合设计要求。5.3.5连续试运行：带额定负荷连续试运行24h，所有设备温度、压力、振动、绝缘参数正常，保护无不正确动作，自动化信息上传正确，各项参数满足设计要求。6监理工作方法及措施6.1审核法：对调试单位资质、人员资格、调试方案、整定单、调试记录、报验资料逐一进行审核，签字确认，未经监理审核合格的项目不得进入下一道工序。6.2旁站监理：对主变局部放电试验、GIS工频耐压试验、蓄电池容量试验、主变冲击合闸、带负荷试验、整组启动等关键工序，监理全程旁站，如实记录试验参数、试验过程，确认试验结果合格。6.3巡视检查：日常调试过程每日不少于2次巡视，检查调试人员到位情况、安全措施落实情况、操作规范性，发现违规操作、不规范作业立即要求整改。6.4见证试验：对所有交接试验项目，监理见证试验过程，共同确认试验结果，对试验数据存疑的，要求重新试验。6.5平行检验：必要时监理委托具备资质的第三方检测机构对接地阻抗、SF6含水量、避雷器泄漏电流等关键参数进行平行检验，平行检验不合格的，要求施工单位全面整改重新试验。6.6不合格处置：发现调试质量不合格，立即签发《监理工程师通知单》，要求限期整改，整改完成后重新报验；对严重不合格、存在重大安全隐患的，签发《工程暂停令》，整改合格经复查通过后方可恢复调试。7安全监理控制要点7.1严格执行工作票制度，所有调试作业必须办理对应等级的工作票，无工作票严禁作业，调试前必须进行安全交底，所有作业人员签字确认。7.2高压试验作业必须设置封闭安全围栏和“高压危险”警示标识，330kV设备试验安全距离不小于4m，试验前对被试设备充分放电，试验后再次放电接地，防止残余电荷伤人。7.3SF6设备试验必