35KV箱变系统调试技术方案

35KV箱变系统调试技术方案1调试前置条件与技术依据本35kV箱变系统调试严格遵循GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、DL/T596-2021《电力设备预防性试验规程》、GB/T11022-2011《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》、DL/T995-2016《继电保护和安全自动装置检验规程》以及项目正式设计图纸、设备出厂试验报告、供需双方签订的技术协议开展，所有调试环节执行双人复核、试验数据实时存档的管控机制。调试启动前需完成三项核验：一是安全条件核验，箱变高压区、变压器室、二次控制室的土建施工全部收尾，照明、通风、消防设施验收合格，箱变四周设置硬质警戒隔离带，工作票签发人确认施工单位无遗留临时接线、无外露带电导体，临时接地点全部拆除后挂设3组符合安规要求的临时试验接地线；二是人员配置核验，调试团队成员持有效高压电工证、继电保护作业证，其中试验负责人具备10台以上35kV级箱变调试经验，专职安全员全程旁站，所有人员提前完成设计图纸、保护定值单的交底学习；三是工器具校验核验，所有进场试验设备均在法定计量校准有效期内，包括2500V/5000V兆欧表、回路电阻测试仪、SF6微水仪、继电保护测试仪、无线核相仪、工频耐压试验装置、录波仪、温湿度巡检仪，校准证书覆盖所有试验量程，测量误差精度高于被测参数允许误差的1/3以上。调试全程严格执行“先一次、后二次，先单体、后整组，先模拟、后带载”的作业顺序，严禁跳步、漏项试验。235kV一次设备单体调试2.135kV金属铠装移开式开关柜调试本项目35kV侧配置2台进线柜、1台电压互感器柜、1台母线PT柜，所有柜体采用ZN85-40.5型户内高压真空断路器，调试逐项执行以下参数校验：第一，真空断室本体参数检测，采用5000V兆欧表测量断口绝缘电阻，数值不得低于2000MΩ，使用真空度测试仪开展真空度检测，实测值不得高于1.3×10-2Pa，不符合要求的断路器禁止投入后续试验环节；第二，机械特性试验，设置分闸操作电压为额定直流操作电压的65%，合闸操作电压为额定直流操作电压的85%，分别测量分闸时间、合闸时间、分闸同期性、合闸同期性参数，要求分闸固有时间为30~65ms，合闸固有时间为40~70ms，同相断口分、合闸不同期性不大于2ms，相间分、合闸不同期性不大于3ms，分闸弹跳时长不大于2ms，合闸弹跳时长不大于3ms；第三，回路电阻测试，采用100A直流回路电阻测试仪测量断路器合闸状态下的主回路电阻，实测值不得高于设备出厂标称值的120%，且最高限值不得超过50μΩ，若实测值超限，需拆解触头检查镀银层磨损情况、螺栓扭矩是否达到12N·m的设计要求，排除接触不良隐患；第四，SF6气体参数校验，针对柜内配置的SF6绝缘隔离开关气室，采用微水仪测量新充气24h后的气体湿度，实测值不得高于150μL/L，气体压力稳定在0.6MPa额定工况，24h压降不超过0.01MPa，气密性试验合格；第五，操作机构功能校验，弹簧储能电机施加额定直流操作电压，储能完成时长不得超过15s，储能到位后自动切断电机电源，连续进行5次合分闸循环操作，无卡滞、拒动现象，分别施加30%、65%、100%额定操作电压开展分闸脱扣试验，确认30%额定电压下分闸脱扣器不动作，65%及以上额定电压下可靠分闸，电磁式合闸线圈额外补充80%额定操作电压下的合闸可靠性试验，无异常卡涩。2.235kV电压互感器、电流互感器调试35kV侧配置的JDZ-35型电压互感器变比为35/√3/0.1/√3/0.1/3，准确级为0.5P/6P，调试环节首先采用2500V兆欧表测量一、二次绕组对地绝缘电阻，一次侧绝缘电阻不得低于1000MΩ，二次侧绝缘电阻不得低于100MΩ，与出厂实测值对比无明显下降；随后开展变比误差校验，采用升压法一次侧施加额定电压，测量二次空载输出电压，变比误差控制在±0.5%以内，励磁特性曲线无拐点、无明显磁饱和现象，二次绕组剩余绕组的直流电阻实测值与出厂值偏差不超过1%；针对35kV侧配置的LZZBJ71-35型浇注式电流互感器，变比覆盖200/5、400/5、600/5三类规格，准确级为0.5/10P20，试验过程中采用大电流发生器一次通入额定电流，测量二次电流数值，变比误差不超过±0.2%，伏安特性试验二次侧施加最高至2倍额定励磁电压，无击穿、飞弧现象，所有CT二次绕组一点接地的接地点设置在保护屏侧，接地点接触电阻不大于4Ω，严禁多个接地点形成环流。2.335kV母线系统调试35kV侧主母线采用630A铝镁合金管型母线，调试阶段首先检查所有母线连接螺栓的扭矩严格按照18N·m的设计值紧固，采用2500V兆欧表测量母线相对地、相间绝缘电阻，实测值不低于2000MΩ，随后开展76kV工频耐压试验，持续时长1min，试验过程中无击穿、闪络、明显温升现象，试验前后绝缘电阻值偏差不超过5%。母线PT的开口三角输出电压校验，一次侧施加35kV额定相电压，开口三角两端空载输出电压不超过3V，确认三相电压对称、相序正确，无绕组接线错误隐患。3主变压器系统调试本项目35kV箱变配置1台2000kVA油浸式低损耗变压器，接线组别为YNd11，电压比为35±2×2.5%/10.5kV，阻抗电压为6%，调试环节覆盖所有本体及附件参数校验：第一，绕组直流电阻测试，采用直流电阻测试仪分别测量35kV侧三相绕组直流电阻、10kV侧三相绕组直流电阻，16℃环境温度下35kV侧绕组直流电阻相间偏差不大于2%，10kV侧绕组直流电阻线间偏差不大于1%，实测值与出厂试验值换算到同一温度下的偏差不大于2%，排除绕组焊接不良、分接开关接触不到位隐患；第二，变比与接线组别校验，对主变所有5档分接位置逐一测量变比，实测变比与设计标称值偏差不超过±0.5%，采用变比组别测试仪直接判定接线组别为YNd11，与设计要求完全一致；第三，分接开关特性测试，针对主变配置的有载调压分接开关，测量过渡电阻值为3~5Ω，过渡时长不大于40ms，切换过程中无开路、续流现象，逐级操作分接开关，档位显示与实际位置一一对应，远程调压指令传输响应时延不大于1s，调压完成后稳态电压偏差不超过额定值的±0.5%；第四，绝缘油特性试验，取本体油样开展击穿电压测试，击穿电压平均值不低于40kV/2.5mm，油中溶解气体组分含量满足规程要求，无乙炔、总烃含量不超过10μL/L；第五，铁芯、夹件绝缘测试，采用2500V兆欧表测量铁芯对地、夹件对地绝缘电阻，常温下绝缘电阻值不低于100MΩ，确认所有外引接地引线可靠单点接地。410kV侧系统单体调试10kV侧配置8台馈线柜、1台电容补偿柜、1台主变总进线柜，所有开关柜采用VS1-12型真空断路器，调试参数严格执行以下标准：主回路采用100A回路电阻测试仪测量，回路电阻实测值不大于30μΩ，机械特性参数要求分闸时间20~50ms，合闸时间30~60ms，同相同期性不大于1ms，相间同期性不大于2ms，分闸弹跳不大于2ms；10kV侧所有电流互感器变比覆盖100/5~2000/5区间，准确级满足计量0.2S级、保护10P10级要求，伏安特性曲线无畸变，二次burden误差符合设计要求；10kV母线采用1250A矩形铜母线，螺栓扭矩按照25N·m紧固，采用2500V兆欧表测量相对地、相间绝缘电阻不低于1000MΩ，工频耐压试验施加28kV电压持续1min，无击穿闪络；无功补偿装置配置240kVar自愈式低压并联电容器组，调试阶段实测电容值与标称值偏差不超过-5%~+10%，三相电容不平衡度不超过2%，串联电抗器电抗率配置为12%，有效抑制3次及以上谐波放大。5二次回路与继电保护专项调试5.1二次通用回路校验所有二次接线完成后首先开展绝缘性能测试：交流电压回路、控制回路采用500V兆欧表测量，绝缘电阻不低于1MΩ，直流操作回路采用500V兆欧表测量，绝缘电阻不低于2MΩ，48V及以下弱电回路采用250V兆欧表测量，绝缘电阻不低于0.5MΩ，二次回路交流工频耐压试验施加2kV电压持续1min，无击穿现象，弱电回路采用1kV耐压试验标准。随后开展回路通断核查，对照设计图纸逐一核对所有端子号、芯线标号，采用通灯法排查误接、虚接、漏接问题，重点校验断路器防跳回路可靠性：模拟合闸状态下持续按住合闸按钮，通入故障模拟量触发分闸动作，确认断路器无“跳跃”现象，防跳继电器动作可靠，动作返回电压为50%额定直流电压，动作时长不超过10ms；开展所有遥信采集回路测试，模拟断路器分合闸位置、隔离开关位置、接地刀闸位置、装置动作信号、告警信号的变位，后台遥信点位响应准确率100%，SOE事件顺序记录分辨率不大于2ms，时间同步误差不超过1s，全站采用NTP网络对时方式实现设备时钟统一。5.2继电保护装置单体精度校验所有保护装置校验严格按照经供电部门备案的正式定值单开展，误差控制在规程允许范围内：第一，35kV进线保护装置校验，速断保护定值整定为24A（二次值），动作时间整定为0s，采用继电保护测试仪通入模拟量，实测动作值误差不超过±3%，动作时间误差不超过±10ms，过流保护定值整定为6A，动作时间整定为0.5s，实测动作误差符合要求，零序过流I段整定为5A、0s，零序过流II段整定为2A、1s，零序过电压整定为150V、0.3s，低电压保护整定为70V、0.5s，所有保护模拟量采样值与测试仪输出值偏差不超过±0.5%；第二，主变差动保护校验，比率制动系数整定为0.5，差动动作门槛电流整定为0.5Ie，模拟区内、区外故障测试保护动作特性，区外2倍额定电流工况下保护不误动，区内1.2倍动作门槛电流下保护可靠动作，动作时长不大于30ms，主变非电量保护包括瓦斯保护、温度保护、油位保护校验，轻瓦斯动作发告警信号，重瓦斯动作直接跳开35kV侧、10kV侧两侧断路器，油温高告警阈值整定为85℃，油温高跳闸阈值整定为95℃，所有非电量开入量采集准确率100%；第三，10kV馈线保护校验，速断保护定值整定为16A、0s，过流保护整定为5A、0.5s，零序过流整定为1A、0.3s，保护动作逻辑与设计要求完全一致，无拒动误动隐患；第四，无功补偿装置保护校验，过电压保护整定为1.1倍额定母线电压、0.5s动作切出电容器，欠电压保护整定为0.8倍额定母线电压、0.3s动作切出电容器，谐波畸变率超限保护整定为THDu>5%、动作出口闭锁电容器组投切，保护功能全部正常。6整组传动与防误闭锁系统调试整组传动试验采用不带一次设备、模拟二次量触发的方式开展，逐一对每一套保护的出口逻辑进行全回路验证：模拟35kV进线速断保护动作，确认出口继电器可靠励磁，35kV进线断路器分闸线圈得电动作，同时联锁触发主变10kV侧总开关分闸回路、闭锁10kV母联备自投装置，事故总信号同步上传箱变后台与上级调度主站，所有动作节点时序符合设计要求，无逻辑遗漏；模拟主变差动保护动作，确认同时跳开35kV进线开关、主变10kV侧总开关，闭锁电容器组、所有馈线开关合闸回路，动作报文带时标同步上传；模拟10kV馈线过流保护动作，确认仅跳开对应馈线断路器，不触发上级开关联跳，告警信号精准对应故障间隔。整组传动试验累计开展不少于3次全流程模拟，所有动作逻辑100%符合设计要求后方可进入下一个环节。防误闭锁系统调试严格落实“五防”要求，所有闭锁逻辑全部实机验证：第一，防误分误合断路器闭锁，仅在监控系统选择对应间隔、完成操作票预演后，遥控操作指令才能下发到断路器操作回路，无操作权限的账号无法执行任何分合闸操作；第二，防带负荷拉合隔离开关闭锁，断路器处于合闸位置时，隔离开关操作回路强制断电，手动操作隔离开关机械闭锁盘无法解锁，试验人员使用最大50N作用力无法推动隔离开关操作手柄；第三，防带电挂接地线闭锁，对应间隔两侧断路器、隔离开关处于合闸位置时，接地刀闸操作机械锁无法解锁，强制挂接接地线的点位设置电子编码锁，只有在间隔所有电源侧断开、验明无压后才能解锁操作；第四，防带接地线合断路器闭锁，任意一侧接地刀闸处于合闸位置时，断路器合闸回路强制闭锁，无法执行合闸操作；第五，防误入带电间隔闭锁，所有间隔柜门设置独立的防误编码锁，只有在对应间隔处于全停电状态下才能解锁开启。所有防误闭锁逻辑验证完成后，记录每一项闭锁试验结果，强制解锁操作权限仅授予项目运维负责人，所有解锁操作自动生成日志留存不少于6个月。7交接试验与空载冲击调试所有二次调试项目验收合格后开展一次系统交接耐压试验，试验前将所有继电保护装置的CT二次端子从端子排处短接接地，PT二次端子从端子排处断开，防止高压串入损坏二次元件：35kV侧全段母线、断路器、电流互感器、电压互感器一次侧整体施加76kV工频试验电压，持续时长1min，无击穿、闪络、局部过热现象；10kV侧全段一次设备整体施加28kV工频试验电压，持续1min，无异常现象，主变本体按照出厂试验值的80%施加68kV工频耐压试验，持续1min试验合格。耐压试验完成后拆除所有试验接线、临时接地线，确认一次系统无遗留杂物、所有接地系统可靠连接，开展主变空载冲击合闸试验：冲击电源从35kV市电侧引接，第一次主变空载冲击合闸操作前将所有35kV侧、10kV侧断路器置于分位，合35kV进线开关给主变全压充电，第一次合闸后保持运行10min，监听主变本体无异常放电声、铁芯无异响，检查差动保护不误动，录取励磁涌流波形，涌流峰值为变压器额定空载电流的6~8倍，后续每隔5min开展一次冲击合闸试验，累计完成5次全压冲击，所有过程中主变油温上升不超过10K，绝缘性能稳定，差动保护无差流超限告警。冲击试验完成后开展35kV侧、10kV侧核相工作，采用经过校准的无线核相仪分别在进线柜母线侧、备用进线柜侧开展核相，同相实测相角差小于10°，异相实测相角差大于120°，相序判定为正相序，核相结果确认无误后开展35kV母线PT、10kV母线PT电压回路并列试验，并列后两组PT二次电压幅值差不超过2V，相角差不大于3°，无环流隐患。8带负荷校验与并网后性能测试箱变所有空载试验项目合格后，逐步投入负荷开展带负荷测试：首先投入25%额定容量的负荷，采用继电保护测试仪采样主