客专变电、电力系统试验调试方案

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1、合蚌客专变电电力变电、电力系统试验调试方案中铁电气化局集团合蚌客专变电电力分部2010年4月18日49目 录1. 调试方案说明11.1. 编制依据11.2. 调试范围和调试项目11.3. 试验调试依据的标准及规范、11.4. 调试用仪器仪表配置21.5. 调试的组织机构及对调试人员的要求21.6. 调试程序图41.7. 调试步骤42. 设备单体调试方案72.1. 单体调试项目及调试方法73. 变电所综合自动化系统调试方案283.1. 变电所综合自动化系统主要功能283.2. 变电所控制、测量、信号回路测试293.3. 变电所保护回路测试：304. 牵引供电系统调试方案324.1. 变电所与主变

2、电所324.2. 系统调试344.3. 与其他承包商的配合关系345. 电力监控系统调试方案355.1. 人员安排和职责355.2. 电力监控系统调试步骤355.3. 调试方法366. 调试计划安排406.1. 调试工期计划417. 调试技术管理427.1. 不合格和设计变更的处理427.2. 调试质量与安全保证措施427.3. 几点说明427.4. 试验报告格式43 1. 调试方案1.1. 调试范围和调试项目1.1.1. 调试范围本次调试范围为从DK0到DK128880，包含3个牵引所：合肥北城变电所、水家湖变电所、刘府变电所；4个分区所：合肥北分区所、朱巷分区所、淮南东分区所、蚌埠南分区所

3、；6个AT所：双凤、南郢、戴集、九龙岗、西泉、小马庄；6个配电所：合肥北、水家湖、淮南东、刘府，合肥既有所改造，与京沪高接口蚌埠南配电所；1个箱式开关站；2个车站：合肥北城、淮南东信号变电所、综合变电所；40座箱变；1处区间接触网开关控制站；接触网上网开关远动终端109套。设备单体调试、供电系统联调试验，所用变测试，电力监控系统（所内）、27.5kV电力电缆（所内、上网）和10kV贯通电缆试验，调试项目。1.2. 试验调试依据的标准及规范、设计文件中有关的技术规定及安装指南；铁路电力牵引供电施工规范（TBJ208-98）；铁路电力牵引供电工程质量评定验收标准（TBJ10421-2000）；电气

4、装置安装工程电缆线路施工及验收规范（GB50168-92）；电气装置安装工程接地装置施工及验收规范（GB50169-92）；电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范（GB50171-92）；干式电力变压器选用、验收、运行及维护规程CECS115；电气装置安装工程电气工程设备交接试验标准（GB50150-2006）；1.3. 调试用仪器仪表配置我单位中心试验室具有完备的仪器设备，能够覆盖330kV及以下交直流电气设备、变电所综合自动化、电力监控系统的试验。本工程配备75台（套）试验仪器、设备，4辆依维柯电力试验专车参与调试。所有仪器设备均经省、市计量检定部门检定、测试和自检合格，并在规

5、定的有效期内。1.4. 调试的组织机构及对调试人员的要求1.4.1. 调试的组织机构合蚌客专变电、电力系统的电气试验工作由我单位计量试验室完成，具体负责各变电所的试验组织和实施。针对合蚌线供电系统变电专业设备的特点和工期安排，试验室计划分三个调试小组进行全线的调试工作。每个调试小组设组长1名，负责调试工作范围内的组织工作和安全工作。调试一组：高试组，共6人，主要负责27.5kV电力电缆、10kV贯通电缆的测试及各所单体设备调试工作。调试二组：继保组， 共3人，主要负责二次调试及各所内联调。调试三组：计量组，共计3人，主要负责现场就及试验报告整理。试验现场设试验主管1人，负责整个调试工作的组织和

6、对外协调工作，确保按计划开展调试，并参加技术交底会。每天的调试工作完成后，现场试验主管应召集个调试小组负责人开总结会，互通信息，校核记录，对试验中的问题做好记录，按规定的渠道反映，同时按规定的计划安排好第二天的调试工作。组织机构如下图1所示：项目经理部调试人员组织框图现场试验主管调试一组组长：姜凤良成员：姜鹏 、石斌配合人员：6人调试二组组长：白小伟成员：黄雨樵、陈书锋配合人员：5人调试三组组长：黄雨樵成员：牛奔 祝龙配合人员：5人1.4.2. 对调试人员的要求从事本工程的电气试验人员必须稳定，具有较高的专业技术水平。电气试验人员必须掌握电气设备的性能和电气安全知识。电气试验人员应保证试验用仪

7、器仪表处于完好状态。每一项试验工作开始前，试验人员必须做到熟悉施工图纸及设备资料，编制试验方案，准备好仪器仪表及工具材料。试验工作应与施工进度相配合，减少施工现场不必要的设备拆装工作.试验人员必须参加国家技术监督部门组织的考试，持证上岗 。1.4.3. 试验仪器仪表的管理（1） 仪器仪表必须设专人管理，定期维护，经常处于完好状态。（2） 凡属于计量检测用仪器仪表，应由国家计量监督部门进行;定期校验。（3） 仪器仪表的存放，应符合干燥、防震、防尘的要求，要远离电磁场、腐蚀性气体。（4） 搬动仪器仪表时要轻拿轻放，严防强烈震动与撞击。（5） 试验前，应根据试验内容与准确度要求，合理选择仪器仪表。（

8、6） 严格按照仪器仪表的使用说明书进行操作。1.5. 调试程序图一次设备调试二次设备调试整组联动联调送电调试1.6. 调试步骤调试共分为三个阶段1.6.1. 调试准备阶段（1） 试验人员、调试人员、电力试验车到位。（2） 制定详细的调试计划。（3） 了解设备结构，熟悉设计图纸。（4） 编写调试大纲并明确调试方法及采用标准、制定试验报告格式。（5） 调试应具备的条件1） 设备安装到位，达到调试要求2） 现场应有符合要求的试验电源3） 应有可靠的通信方式4） 调试环境符合技术及安全规范5） 技术准备充分，并有安全保障措施6） 应与设计单位和设备厂方联系，应到现场配合1.6.2. 调试阶段（1） 调

9、试过程中几个关键问题及解决方法：1） 现场试验电源：现场试验电源的质量直接关系到调试质量和调试进度，对于所内须业主予以解决。调试过程中应尽量避免与引起电源负荷不稳定的施工（如：电焊）同所工作，另外，试验室备有一台3kW发电机以备急需。2） 环境湿度问题：设备的性能也有影响。因此，必须采取措施加以保护，具体措施如下：a） 每个变电所必须安装1支检定合格的干湿温度计。b） 对于27.5kV开关柜，只在调试时才取下电缆孔密封罩，调试结束后，即刻上紧。c） 对于27.5kV、10 kV电力电缆头，测试完成后，即刻用塑料包裹并绑扎好。d） 送电前应组织专人对电气设备进行检查和擦拭。3） 与其他系统的调试

10、配合问题：主要与接触网系统、车站承包商以及与主变电所的调试配合问题，这些问题解决不好都会影响调试进度。4） 变电所直流盘试验：直流盘调试不好会直接影响变电所二次回路的调试。（安排专人配合厂家人员进行调试）。5） 要有专人防护。（2） 调试的主要内容1） 设备单体调试2） 变电所内二次调试3） 变电所内系统调4） 供电系统联调5） 电力监控系统调试6） 48小时空载运行7） 带电后的调试（如：系统自投试验等）。2. 设备单体调试方案2.1. 单体调试项目及调试方法2.1.1. 单体调试项目设备安装就位后，所内具备稳定可靠的试验电源，且现场环境达到试验要求后即可开展调试工作。针对不同设备，使用专用

11、试验仪器，按规定的试验方法对设备的电气技术参数、电气性能、机械性能等进行调试，应符合相关标准、满足设计和厂家出厂技术文件。单体调试项目列表如下：序号设备名称试验项目1接地测试设备接地检查 避雷针、主地网、设备导通试验2变压器试验绝缘电阻及吸收比测试绕组直流电阻测试绕组接线组别检查变比误差测试介质损耗测试直流泄露额定电压下冲击合闸试验相位检查（正、负相序）3所用变及调压变压器试验绝缘电阻测试绕组间直流电阻测试绕组接线组别检查变比误差测试工频交流耐压试验送电时冲击合闸试验送电后相位检查（正、负相序）427.5kVGIS柜试验外观及结构检查电流互感器试验电压互感器试验带电装置试验开关柜整体耐压试验辅

12、助与控制回路绝缘电阻、工频耐压试验主回路电阻测试断路器机械合、分闸操作及机械联锁试验（含手动储能操作检查）断路器合、分闸操作及联锁试验（含防跳、低电压闭锁、电气储能、当地、远方分合操作等）断路器合、分闸时间测定5互感器试验绝缘电阻交流耐压直流电阻励磁特性极性检查6断路器试验绝缘电阻交流耐压导电回路电阻分合闸试验弹跳试验操作试验7隔离开关试验绝缘电阻导电回路电阻27.5kV及10kV耐压试验外观检查510kVGIS柜试验主回路绝缘电阻及工频耐压试验辅助与控制回路绝缘电阻及工频耐压试验断路器接触电阻测定断路器合、分闸时间测定柜体框架绝缘电阻测试8避雷器试验绝缘电阻直流1mA电压(U1mA及0.75

13、U1mA下的直流泄露电流)运行电压下的交流泄露电流检查放电记数器动作情况1227.5kV电缆试验绝缘电阻测试直流耐压与泄露电流测试相位检查1310 kV电力电缆试验绝缘电阻测试直流耐压与泄露电流测试相位检查14支柱和悬式绝缘子绝缘电阻交流耐压试验15二次回路绝缘电阻交流耐压试验16一般母线绝缘电阻交流耐压试验17封闭母线绝缘电阻交流耐压试验2.1.2. 单体调试方法（1） 接地网的测试1） 试验使用仪表ZCB型接地电阻测试仪2） 试验方法及步骤：a） 将仪表放置水平位置，调整检流计的指针对准零位。b） 用导线将被试接地极与仪表“E”接线柱相连接，将电位探针P和电流探针C与被测接地极成直线方向分

14、布、且电位探针P位于接地极和电流探针C之间、相邻两点相距20米的地方插入地下，见图1。c） 由于地铁供电变电所均在地下建设，测量地网时将会受到场地的限制，因此我们采用最佳测试方法0.618法，即从接地网边缘算起，电流探测针C的距离为地网对角线D的2倍，电位探针在P在接地网至电流探针直线全长的61.8%处，见图2。0.618*2D P电位探针 2D C电流探针图2 接地电阻0.618法探针位置示意图3） 将“倍率标度”放置最大倍数上，缓摇发电机手柄，及时调节“测量标度盘”使检流计的指针指于零位。4） 当检流计的指针接近平衡时，加快发电机摇把的转速，使其达到120r/min，调节“测量标度盘”使指

15、针指于红线处。5） 如“测量标度盘”的读数小于1时，应将“倍率标度”置于较小的倍数，再重新调整“测量标度盘”使指针处于红线处。6） 用“测量标度盘”的读数乘以“倍率标度”数即为所测的接地电阻值。7） 将电压极沿接地体和电流极的连线方向移动三次，每次移动的距离为电流极长度的5%左右，然后取三个数的算术平均值。8） 测试结束后，拆除测试线及探针，恢复接地极测试前状态。记录整理试验数据，记录内容包括接地装置名称，测试点数量，试验数据等。（2） 绕组绝缘电阻、吸收比试验1） 选用ZC11D-10型兆欧表2） 试验方法a） 测量前应对兆欧表本身进行一次检查。将兆欧表水平放稳，打开兆欧表电源，在未接线前指

16、针应指“”的位置，若指针偏离，可用“”旋钮进行调节，使指针指到“”位置。然后将兆欧表的“L”端与“E”端导线短接，此时兆欧表指针应指到“0”的位置，若指针偏离，可用“0”旋钮进行调节，使指针指到“0”位置。若兆欧表指针始终不能指到“”或“0”位置，则说明表有问题，应另选好的兆欧表。b） 将非被试绕组短路接地，被试绕组短路，c） 将兆欧表接地端“E”与被试变压器接地线连接，如被试变压器表面泄漏电流较大时，应将屏蔽端“G”引线接到被试变压器测量部位（见图3所示），兆欧表测试端“L”悬空（不接试品）。d） 驱动兆欧表至额定转速或接通电源（兆欧表），待指针指“”时，用绝缘工具将“L”端测试引线接至被试

17、品测试端上，记录15s的数据，待指针稳定（或60s）后读取兆欧表绝缘电阻值。e） 测完绝缘电阻值后，先断开接至被试品上的测试引线，然后再切断兆欧表电源，对试品短接放电并接地。f） 记录变压器型号、规格、测试数据、测试温度及试验人员、试验日期等。3） 试验结果的分析判断a） 绝缘电阻换算至同一温度下与出厂试验结果相比不低于出厂值的70%。b） 在1030范围内（3） 绕组直流电阻测试1） 测试仪器JYR-10型直阻速测仪主要技术参数：测量范围：020k准确度级别：0.1级2） 试验方法及步骤a） 拆除或断开被试变压器的对外连线，变压器侧非被试绕组应短路接地，以防非被试绕组感应电压危及人身安全。b

18、） 用干燥清洁柔软的布擦去被试品两端测试表面的脏污、油漆，必要时用适当的清洁剂洗净。c） 测试仪器应放置平稳，接线完毕后应由第二人进行检查，确认接线正确后方可测试。d） 选择合适的档位，若不知被试品过去的直流电阻值时，可先万用表粗测其电阻值。e） 用专用接线卡具牢固接在被试品接线端子。f） 接通电源，适当选择电流大小。g） 按下测量键，显示屏示值即为试品直流电阻值。试验结束后，按下放电复位键，待完全放电后，切断电源，拆除测试线。恢复试品测试前状态，清理试验现场。详细整理试验纪录，记录内容包括变压器名称、编号、铭牌数据、测量数据、试验人员、气象条件等。3） 试验结果的分析判断变压器相间差别不应大

19、于三相平均值的4%，线间差别不应大于三相平均值的2%。（4） 变压器绕组电压比（各个分接位置的都做）1） 试验仪器选用QJ35A型变比组别自动测试仪，主要技术参数：输入电源：220V10% 50Hz变比测量范围：1.0999.9测量精度：0.2级2） 试验方法及步骤a） 将仪器接线柱上的A、B、C、a、b、c、o 测试线分别接至变压器高压绕组和低压绕组相应位置。 b） 测试仪选择键根据被测变压器绕组的接法（/Y、Y/、0/0）选择相应位置。c） 测试仪输入变压器铭牌变压比值。d） 按仪器测量键，仪器开始工作，面板分别显示被测变压器的极性、组别、变压比、误差值。e） 测试结束后，切断电源，记录被

20、测数据。3） 试验结果判断a） 变压器额定分接电压比允许偏差为0.5%，其它分接的偏差应在变压器阻抗值的百分值的1/10以内,但不得超过1%.b） 变压器接线组别与变压器的铭牌和出线端子标号相序。（5） 交流耐压试验1） 试验设备及仪表试验设备选用YDQ-100/10试验变压器，电压调节范围：050kV。高压侧电压测量选用YDQ-100/10型交直流高压测量装置，主要技术参数：电压测量范围：AC 0100kV、DC 0140kV精度:1.5级2） 试验步骤及方法a） 首先查明试品非破坏性试验是否合格，合格后才能进行交流耐压试验。b） 根据试验现场条件，合理布置试验设备，然后接线。合理布置原则应

21、是安全可靠，接线清晰，操作箱、放电棒及电源盘应放置在操作人员周围并与高压升压器保持一定安全距离。高压升压器面向操作人员并处于视线之内。试验仪器金属外壳应可靠接地，高压升压器应靠近试品，高压引线尽量缩短，必要时用绝缘物支持牢固，高压升压器及高压引线与周围物体（如墙壁、设备金属外壳、接地线等）的距离必须留有足够的裕度。c） 严格执行电业安全工作规程中有关要求完成安全措施准备，试验现场应装设遮栏或围栏，试品两端不在同一地点时，另一端还应派专人看守。d） 试验不得少于2人。接线完毕后，须经第二人进行检查。当确认接线正确、调压器在零位、表量程及电流继电器保护范围选择正确后，通知有关人员离开被试设备，站在

22、遮栏或围栏外面，方可准备加压试验。e） 在正式试验前，先拆去引向试品的高压引线，进行仪器“空试”。操作人员在加压前要高呼“注意加压”，在得到监护人许可后，合上电源开关，均匀升至试验电压值。f） 将变压器非被试相绕组短路接地，测试相绕组短接后引至试验变压器高压侧，并与高压测量装置相连接（见图4），合上电源开关，通过调压器升高电压，升压速度在75%试验电压值以下可以稍快些，自75%试验电压值开始应均匀升压，约按每秒2%试验电压值的速度升压，当升至试验电压值时应立即计时。g） 达到规定试验时间1min后，降压至零，切断电源。在被试品高侧挂上接地线。h） 试验中若发生表计摆动，试验仪器及试品发出异常响

23、声、冒烟、冒火等，应立即降下电压，切断电源，在高压侧挂上接地线后再进行检查分析。待查明原因、处理后，才能恢复试验。i） 更换接线或试验结束时，应首先降下电压，切断电源，放电并将升压装置的高压部分短路接地。对有机绝缘试品应立即触摸，检查有无发热现象。j） 拆除试验仪器及变压器上的短路线，恢复变压器试验前状态，并对变压器进行检查和清理现场。k） 整理试验记录。记录包括试验人员、测试数据、变压器铭牌、运行编号、气象条件等。3） 试验结果分析当变压器高压绕组对低压绕组及地交流耐压60kV、1min和低压绕组对高压绕组及地交流耐压2kV、1min无破坏性放电发生，变压器无发热现象（有机绝缘材料）则认为变

24、压器通过试验。图3变压器绝缘电阻、吸收比试验图4变压器交流耐压试验接线（6） 导电回路直流电阻试验1） 测试仪器：选用JYR-10型电阻测试仪。测试仪技术参数：输入电压：AC220V1%，50Hz输出电流：0120A电阻量程：019999精度：1%工作方式：断续式体积：（140 360 330）mm2重量：6.5kg2） 测试步骤及方法a） 将断路器置于合闸状态，测试仪电流输出端用测试专用卡具分别固定在断路器上、下主触点间，测试仪电位端用测试夹子分别固定在电流输出端内侧（见图5）。图5 导电回路直流电阻试验接线图b） 接通电源，按下测试仪电源开关，顺时针调节旋钮至电流表显示为100A，此时表头

25、数值即为断路器被试相的直流电阻值。c） 测试完毕后，逆时针将调节旋钮降至零位，关掉电源，记录测量数据、天气状况、试验日期等。3） 测试结果判断断路器导电回路直流电阻应符合制造厂规定。（7） 断路器交流耐压试验1） 断路器处于合闸状态时，耐压试验接线。（见图6）断路器处于分闸状态,断路器下口三相短路接地,断路器上口三相短路后接至试验变压器高压端（见图7）。 图6 断路器合闸状态时的耐压试验接线图图7 断路器下口三相短接接地耐压试验接线图2） 试验方法、试验电压值、试验时间、试验结果的分析与开关柜交流耐压试验相同。（8） 开关柜内互感器试验1） 试验内容a） 电流互感器绝缘试验、交流耐压试验连同开

26、关柜一起进行。b） 电流、电压互感器极性试验2） 试验方法a） 电流、电压互感器极性测试用3V电池和万用表直流毫伏档或毫安档测试。如图8所示：b） 按图8所示接线，当开关K接通瞬间，如仪表指针正摆则电流互感器一次侧L1端与二次侧K1端是同名端，如果指针反指就是异名端。3） 试验结果判断与铭牌标志相符。图8 电流、电压互感器极性试验接线图（9） 氧化锌避雷器试验方法1） 测试项目a） 绝缘电阻测试。b） 直流1mA电压U1mA和0.75U1mA下的泄漏电流。2） 绝缘电阻测试a） 试验仪表选用ZC48型、2500V兆欧表b） 试验步骤i） 测试前对兆欧表本身进行一次检查，检查方法见电力电缆试验方

27、法。ii） 将兆欧表“E”端与避雷器接地端相连，合上兆欧表电源，用绝缘工具将兆欧表“L”端引线接至被测避雷器（见图9），待指针稳定读取兆欧表绝缘电阻值。图9 避雷器绝缘电阻测试接线图c） 试验结果分析绝缘电阻值不低于1000M3） 测量泄露直流1mA时的电压值和0.75U1mA下的泄漏电流a） 试验仪器选用120kV/2mA直流高压发生器。 b） 试验步骤i） 同电力电缆试验，接线图10所示：图10 氧化锌避雷器U1mA和0.75U1mA试验ii） 试验时由操作、读表二人配合进行，读表人应站在操作人身边，并不断提醒在升压过程中微安表的泄漏电流值。iii） 合上操作箱电源开关，均匀调节升压器，当

28、微安表读数大于200A后，应放慢升压速度。iv） 当微安表达到1mA时，读数人员立即告诉操作人员，操作人员应准确读取微安表在1mA时的相应电压，即U1mA。v） 将电压降至零位。算出在U1mA直流电压下75%的电压值，即75%U1mA。vi） 将调压器均匀升至75%U1mA时，读取微安表的泄漏电流值。vii） 测试中如发生击穿，闪络等异常现象，应立即将调压器降至零位，切断电源开关，在直流升压器高压端挂上地线后，再查明原因。viii） 试验完毕后，应将调压器降至零位，断开电源，对被试避雷器放电。ix） 拆除试验接线。在现场试验时，应将避雷器恢复测试前状态。x） 认真整理试验纪录，记录内容包括委托

29、单位、避雷器铭牌、运行位置、试验数据、试验人员、日期、天气等。c） 试验结果判断i） U1mA实测值不应大于制造厂规定的5%。 ii） 75U1mA下的泄漏电流不应大于50A（10） 电力电缆试验方法1） 试验项目a） 绝缘电阻测试b） 直流耐压和泄漏电流试验2） 绝缘电阻测试a） 绝缘电阻试验所用的仪表i） 选用额定电压为5000V，共立3123A型兆欧表ii） 仪器技术参数：输出电压：2500V10%测量范围：0-100000M最小分度：1 M仪表的准确度：1.5级供电电源： DC18V试验步骤iii） 将电缆两头终端擦干净，并将与电缆连接的其它设备分开。iv） 测量前应对兆欧表本身进行一

30、次检查。将兆欧表水平放稳，打开兆欧表电源，在未接线前指针显示“”的位置，若指针偏离，可用“”旋钮进行调节，使指针指到“”位置。然后将兆欧表的“L”端子与“E”端子用导线短接，此时兆欧表指针应显示“0”的位置，若指针偏离，可用“0”旋钮进行调节，使指针指到“0”位置。若兆欧表指针始终不能指到“”或“0”位置，则说明表有问题，应另选好的兆欧表。v） 兆欧表“E”端接地，兆欧表“L”端引线先不接被测电缆导体，接通兆欧表电源，待指针指在“”的位置时，用绝缘工具将“L”端引线接至被测电缆导体（见图11所示），待指针稳定后读取绝缘电阻值。图11 电缆绝缘电阻试验接线示意图vi） 绝缘电阻测试完毕后，应先将

31、测试引线与电缆导体分开，然后切断兆欧表电源。vii） 测量完毕或需要重复测量时，需将电缆对地充分放电，放电时间不得少于1分钟。viii） 记录被试电缆绝缘电阻值、气象情况、试验日期等。b） 试验结果试验标准依据电力设备交接与预防性试验规程。3） 泄漏电流和直流耐压的试验a） 试验仪器的选择i） 选用ZGS-型直流高压发生器。ii） ZGS-型直流高压发生器内设直流高压测量用的分压器，示值精度1%，使用时无需外设限流电阻和分压器，在高压连续放电时无任何损坏，电压、电流全部数字显示，微安表接在高压输出侧，测量时不用改变量程、读数安全、准确。iii） 仪器技术参数输出电压：DC0-120kV,负极性

32、，零起动，连续可调输出电流：5mA纹波：1%工作方式：断续工作高压稳定度：1%环境温度：-15C+44C电网调整率：电网变化10%时，1%相对湿度：不大于90%b） 试验步骤i） 结合现场条件进行试验仪器合理布置的原则应是安全可靠，读数操作方便，接线清晰，高压发生器与操作人员及周围设备保持一定的安全距离，当接线完毕后，经第二人进行检查，当检查确信无误后，经现场试验负责人同意后方可进行试验。试验人员不得少于两人。ii） 正式试验前，在不接被试电缆的情况下，进行仪器空载试验即“空试”。合上试验仪器电源开关，顺时针调整升压旋钮，均匀升至试验电压，检查电压表指示是否正确，设备有无异常声音。“空试”结束

33、后，逆时针调整升压旋钮至零位，切断电源开关，高压输出端对地放电。iii） 将微安表接线端子与被试电缆一端用导线连接，电缆的钢凯接地线及非试端短路接地(见图12)。图12直流耐压及泄漏电流测试图iv） 接通仪器电源开关，顺时针调整升压旋钮，在0.25、0.5、0.75倍试验电压下各停留1分钟，读取微安表上的泄漏电流值，最后升至1.0倍试验电压，分别读取1分钟和5分钟时的泄漏电流值，在此电压下保持15分钟（即直流耐压时间），当达到耐压时间后（15分钟），读取15分钟泄漏电流值，将调压旋钮逆时针退至零位，切断电源。v） 先用放电棒上的限流电阻对被试电缆接地放电，最后直接接地放电。vi） 做其它电缆直

34、流耐压试验时，按上述方法进行。vii） 试验完毕后，拆除测试导线，记录整理试验数据，包括电缆规格、型号、运行位置、测试数据等。c） 试验结果判断i） 试验电压值保持规定的15分钟后，若电缆无间歇性放电，泄漏电流值没有随耐压时间的延长而增大时，则认为电缆直流耐压试验通过。交联绝缘电缆直流耐压标准应符合表2-1。表2-1电缆额定电压U0(kV)27.5直流试验电压（kV）110试验时间（分钟）15ii） 耐压时，若泄漏电流值随加压时间的延长而急剧上升，应查明原因排除外界因素的影响。如空气湿度大使电缆表面泄漏电流远大于电缆本身泄漏电流，被试电缆终端头表面脏污易于吸潮，使表面泄漏电流增大。高压连接导线

35、过长对地产生泄漏电流影响测量的准确度等，在排除外因之后，才能对被试电缆做出正确的结论。d） 注意事项i） 试验时应将电缆端与其它设备的连线断开。ii） 试验设备布置要合理，接地线要牢固。对周围电气设备在试验时有感应静电电压的可能时（如互感器、变压器、非被试电缆等），试验前应短路接地。iii） 为保证试验安全，试验现场应装设遮拦或围栏，悬挂“止步，高压危险”标志牌，在电缆另一端还应派人看守。iv） 升压时速度要均匀、缓慢，对长距离电缆应缓慢间断升压，试验结束或换相接线时，应首先降压，切断电源，对电缆充分放电并将升压装置的高压部分短路接地后，方可接触被试电缆。v） 试验中若出现闪络、击穿等异常情况

36、时，应立即降压，切断电源，对被试电缆充分放电后，查明原因待处理完毕后再进行试验。vi） 试验结束后，电缆应通过限流电阻对地放电，然后直接接地放电，严禁直接对地放电，以防止损坏电缆。vii） 试验结束时，试验人员应拆除临时接地短路线，并对被试电缆进行检查3. 变电所综合自动化系统调试方案3.1. 变电所综合自动化系统主要功能变电所综合自动化系统实现变电所各种设备的控制、监视、闭锁、电流、电压、功率测量、电能计量以及与调度通信等综合性的自动化功能。（1） 控制信号盘内主控单元功能1） 管理整个所内监控网络，并监视各开关柜内综合保护测控单元的运行状态。2） 主控单元接受控制中心主机或控制信号盘的控制

37、命令；向控制中心主机或当地维护计算机、液晶显示器传送变电所操作、事故、预告等信息。3） 直接控制监视不宜装设监控单元的开关设备（例如：接触网上网电动隔离开关）。4） 与控制信号盘上的彩色液晶显示器进行通信。5） 控制信号盘液晶显示器及事故、预告音响功能6） 液晶显示器采用数字通信方式与主控单元进行通信。显示采集和计算的实时运行参数、动态实时主接线图以及所内所有事故、预告信号的柜号及内容提要、所内各智能电子装置的运行状态。7） 所内任何事故、预告信号均发音响信号，音响在一定的时间内手动解除，时间可调，音响设备设置“投入”“撤除”功能。（2） 微机综合保护测控单元的功能独立、完整的保护功能；信息采

38、集功能；可编程逻辑控制功能；控制及开关间的联锁、闭锁功能；测量及显示、监视功能；当地和远方通信功能；事件记录、故障记录或故障录波功能；与统一时钟对时功能；故障自诊断、自闭锁和自恢复功能；自动装置功能；人机接口功能。（3） 所内通信功能通过所内通信网络实现主控单元与开关柜内保护测控单元等各种智能电子装置之间的数据交换。（4） 系统故障诊断功能所内任何智能电子装置发生故障，均应报警，单个智能电子装置的故障，不影响整个网络的运行。任何智能电子装置的故障报警信息均能在控制中心监控系统的综合自动化结构画面上显示并报警。（5） 变电所监控/维护计算机功能具备对变电所内设备的控制、监视、电气测量、数据统计及

39、接触网电动隔离开关的控制、监视功能。实现对变电所监控网络和监控单元编程功能，实现对监控单元软件的日常维护。3.2. 变电所控制、测量、信号回路测试（1） 对控制范围内所有内容进行检查：从控制信号盘通过当地维护计算机对控制范围内所有开关进行操作，分、合正常，闭锁关系正确。（2） 对测量范围内所有内容进行检查：使用多功能微机继电保护测试仪从二次回路加入电流、电压等电量，在控制信号盘通过当地维护计算机观察显示值应与实际值相符（回路正确、显示准确）。从二次回路加入电流、电压等电量模拟量模拟各种保护跳闸，开关可靠动作，动作值准确，同时通过当地维护计算机或液晶显示器观察事故信号显示正确、音响正常。模拟各种

40、预告信号动作，当地维护计算机或液晶显示器上预告信号显示正确、音响正常。在对开关进行分、合闸操作的同时通过当地维护计算机观察开关位置信号显示正确。3.3. 变电所保护回路测试：牵引降压变电所保护回路测试项目：序号设备单元名称保护测试项目1主变保护单元差动保护后备保护主变本体保护227.5kV馈线过电流保护速断保护阻抗保护失压保护低电压保护配电所保护回路测试项目：序号设备单元名称保护测试项目135kV、10kV差动保护过电流保护零序电流保护2馈线柜保护电流速断保护零序电流保护过流保护3母线联络柜速度、零序其他设备测试项目序号设备单元名称测试项目2交流电源屏试验各种指示仪表、电能表校验各回路正确性检

41、查（测量、保护、控制、信号回路）母联自投功能和进线来电自复功能检查相序检查3直流电源屏试验指示仪表校验充电机组功能检查绝缘监测检查各回路接线正确性检查（测量、保护、控制、信号回路）直流电源自投功能试验蓄电池放电终止电压测试（根据厂家出厂参数）蓄电池容量测试各项保护检查3.3.1. 装置内部保护测试方法：内部保护元件由厂家出厂时已经安装完成，因此无法进行模拟量的试验。为此，为了考验装置的可靠性，我们采用短接其节点的方式进行测试。由于内部保护是设备的主保护，因此可以合上对应的开关。短接其节点保护装置动作且相应设备跳闸。看故障报告，确认保护的准确性。其他的内部保护测试方法均可采用以上方法。在变电所的

42、保护测试时，只要是涉及电流、电压量的保护，可采用单相调压器，模拟二次电流及电压，达到动作值，依次测试各个设备的保护回路。以上调试参数通过变电所自动化装置于主控站大屏幕及操作工作台状态显示内容一一对应。3.3.2. 变电所综合自动化调试测试前提：变电所控制回路调试完成，保护装置定值已经输入完毕，保护装置调试完成，回路测试完成。（1） 电流回路调试方法：1） 使用继电器测试仪在电流互器二次侧测量回路加额定电流，仪表指示应正确。2） 合断路器，在电流互感器二次侧测量回路加故障电流至设计整定值，断路器可靠跳闸，动作值正确，同时通过变电所综合自动化和中央信号屏液晶显示器观察事故信号显示正确、音响正确。3

43、） 对于有闭锁条件的，加故障电流至设计整定值，下级断路器跳闸，上级被闭锁断路器不动作。（2） 电压回路调试方法：1） 使用继电器测试仪在电压互感器二次侧测量回路加额定电压，仪表指示应正确。2） 在电压互感器二次侧保护回路加额定电压，继电器应可靠动作，对于有过压保护的，升电压至设计整定值，断路器应可靠跳闸；对于有欠压信号的，降电压至设计值，应显示正确的声光信号；对于有失压保护的，降电压至设计整定值，断路器应可靠跳闸。4.1系统调试系统调试是在控制中心单机调试完成后，利用控制中心监测计算机整体监测调试。3.4. 与其他承包商的配合关系在调试阶段，主要与变电所综合自动化系统和电力监控系统有配合关系。

44、3.5. 人员安排和职责参加电力监控系统的单位：业主及监理人员、电力监控系统供货商、被控端电器设备供货商、项目部施工及试验人员。以上参与的各施工单位人员在电力调度端由主控系统承包商负责，被控端由本工程承包商负责，两承包商应协调配合，并在业主或监理的主持下展开工作。（1） 电力调度端的人员安排：3名；被控站人员安排5名。（2） 职责：1） 变电所安装作业队工程师负责监视电器设备的作业状态，并随时处理可能出现的故障，如开关设备的分合、各电器回路的导通、交直流电源的数值等，相关的电器设备供货厂家工程师配合。2） 试验室工程师对被控端设备控制设计的遥控、遥信、遥测、遥调项目逐项进行调试，变电所安装作业

45、队和综合自动化设备供货商配合。3） 通讯工程师负责整个系统通讯网络的畅通，配合电力监控系统四遥的调试。4） 电力监控设备工程师负责SCADA系统的正常工作，并配合试验工程师的四遥项目调试工作。3.6. 电力监控系统调试步骤电力监控系统的调试工作是整体系统工作的关键程序，而要实现整个系统联调成功又必须在整个系统中各个子系统单体调试和子系统联调完成以后。所以调试工作的好坏将直接关系到整体系统功能能否正常运行的关键，在施工中应特别引起注意。电力监控系统的调试分四步进行：第一步：；所内监控系统的调试第二步：；主控制中心到被控站之间的系统联调；第三步：所内调试和系统联调每结束一所均能写出详细的试验报告，

46、第四步：试验报告应包括：试验项目、试验方法、试验结论、存在问题及处理意见等必须内容。3.7. 调试方法3.7.1. 主控站的调试（1） 控制功能调试单独控制：对被控对象在本体进行控制操作；所内盘上通过选择开关号和动作方式对被控对象进行控制，单个开关的分合闸及所有被控对象逐一进行。程序控制：通过对单个开关设备进行单独控制调试后，再把单个开关按该变电所设计运行方式进行单控组合，通过程序控制操作，使变电所实现预选运行方式的倒闸作业。（2） 信号功能测试在上述调试的同时检测变电所所有断路器、开关位置信号、设备温度信号、各种设备保护信号（保护信号在变电所综合自动化调试时已完成）、各种设备运行状态信号，应

47、互相对应、反映正确无误。（3） 测量功能测试通过在回路二次侧始端加模拟电量的方式对牵引所、配电所的高压系统，交直流电源系统的电流、电压、功率测量回路及量值进行检测，对预告报警功能测验。1） 遥调功能：对主变电站有载调压变压器进行调整。2） 主控制系统监控设备的其它各项功能（如调度事故管理功能、大屏幕显示功能、用户画面显示功能、在线自检功能等）也应按设计要求逐一进行测试调整，直到功能发挥正常为止。因该部分不在本工程范围内不再一一叙述。3.7.2. 被控站监控子系统调试变电所电力监控盘、柜内的设备有以下各子系统：（1） 遥控输出子系统：调试其接收控制输出命令并通过遥控出口继电器执行状况。（2） 遥

48、信输入子系统：通过模拟试验使该系统采集来自现场监视对象的实时状态信息，包括位置遥信和非位置遥信。（3） 模拟量输入接口：用于遥测，接收来自模拟量变送器设备的信息，模拟量输入可采用电流型或电压型。（4） 电能量输入接口：接收来自电能量变送器设备的信息，用于电能测量。（5） 通信接口子系统：变电所采用单网络结构，主要测试其网络完成远动数据的发送和接收能力。（6） 电源子系统：包括RTU内各模板电源及RTU附属设备电源。可接入交流或直流两种外部电源下工作，并设置过电压保护，确保RTU设备安全。以上各子系统功能调试均能在控制信号盘和液晶显示器上，出现正确的声光报警和液晶显示信号和消除。以上各项目分别按

49、计划调试完毕，并处理存在问题，达到设计功能后，按照业主要求的格式出具详细完整的试验报告，报业主和监理单位，然后修正调试方案、顺序进行下一变电所工作。3.7.3. 控制中心与被控站间的联调（1） 联调准备条件电力调度系统与被控站的联调是在变电所单体设备元件性能测试、变电所各子系统调试完成后开始进行。电力调度系统与被控站的联调必须按预先排定的计划一对一逐站进行，所有被控站均处在远方控制运行方式上。然后由指挥控制中心电力调度系统对被控站进行遥控方式操作，检验各系统功能完成情况。（2） 供电系统运行方式全线供电系统采用控制指挥中心遥控，所内盘上控制，设备本体控制三级控制方式。正常运行时由调度中心进行遥

50、控操作，当所内设备检修或通道故障时，采用所内盘上控制或设备本体控制。这时，通过当地/远方转换开关，闭锁遥控操作，保证所内设备及人身安全。（3） 联调方法1） 调试条件准备a） 被控站各被控制的设备及子系统已全部调试完毕，并达到设备技术性能和设计功能。b） 电力调度端电力监控设备的安装调试已完成，并对各项功能进行了测试。c） 电力调度与被控站的通讯通道已畅通，调度电话已投入使用。d） 电力调度控制台和显示屏幕上的设备主接线已与设计图核对，设备编号、各操作键、声光显示装置、测量仪表、标注正确。e） 被控端设备处在远方控制工作位置。2） 调试方法电力调度系统与变电所间的联调目的是为了检测系统各项功能

51、。电力监控系统功能为遥控、遥信、遥测、遥调四类以及视频监视功能，联调按以下步骤进行。a） 遥信项目功能调试遥信项目的功能为位置信号、预告信号、事故信号三部分。开关位置信号的调试，是对变电所内被控开关进行分合位置与调度端一一对应操作，使其变化的信息数据通过处理和通道传递直达调度端，在控制台和大型屏幕上正确显示。各种保护动作发出的预告信号、保护动作的跳闸、合闸信号，是通过变电所设备上或各系统保护回路源头端施加模拟电量达到保护动作，并产生和传递保护动作状态信号为数据到调度端以便检验是否正确。b） 遥控项目功能调试本工程电力调度系统设计结构是1：N集中监控方式。线投入运行后，变电所无人值班，由电力调度

52、遥控操作完成变电所各种运行方式、检修维护的倒闸作业。操作时在指挥中心调度室控制台上对变电所内的被控开关进行分合闸控制。遥控命令数据通过通讯通道及网络设备的处理和传输达到被控开关，被控开关正确动作，并将相应信号传输到调度端，反映在控制和显示屏幕上。c） 遥测项目功能调试遥测的项目有电压、电流、功率测量、电度计量等功能。调试时在变电所要测量的项目电流、电压回路源头加一定数值的模拟电量，并用0.2级仪表监测记录。然后与调度端、控制台上仪表显示数值相比较，其误差应满足设计要求，误差超标时找出原因并进行调整。d） 遥调项目功能调试遥调项目是指对主变电站内的有载调压变压器进行调节，以改变供电系统的电源电压

53、。4. 调试计划安排4.1. 调试工期计划调试一组在电力电缆安装完后进行试验。在不考虑外界影响的因素下，完成一个牵引所的设备单体调试5天，变电所内联调需4天，配电所的单体调试需要3天，所内联调需要2天，, 3台箱变、2个电抗器调试需1天，一个站电力监控系统调试需2天。需要说明的是：变电所控制信号盘的调试含在设备单体调试中，变电所综合自动化调试在变电所内联调中。4.2试验安排序号所亭名称单体试验二次试验及联通试验备注1水家湖配电所6月15日到17日6月26日到27日具体时间根据施工进度调整2合肥北城配电所6月21日到23日6月29日到30日具体时间根据施工进度调整3淮南东配电所6月24日到25日

54、7月1日到2日具体时间根据施工进度调整4刘府配电所6月18日到20日6月28日到29日具体时间根据施工进度调整5合肥北城变电所7月1日到5日7月17日到21日6水家湖变电所7月6日到10日7月22日到25日7刘府变电所7月11日到16日7月26日到29日8蚌埠南分区所7月17日到到18日8月1日9小马庄AT所7月19日8月2日10西泉AT所7月20日8月3日11淮南东分区所7月21日到22日8月4日12九龙岗AT所7月23日8月5日13戴集AT所7月24日8月6日14朱巷分区所7月25日到26日8月7日15南郢AT所7月27日8月8日16双凤AT所7月28日到29日8月9日17北城分区所7月3

55、0日到31日8月10日18DSK4+500到D123+950箱变及电抗器试验7月1日到13日8月11日1910kV电缆试验及27.5kV电缆试验根据实际制作电缆头进度安排4.2. 设备单体调试完后，各小组长集合将试验报告提交给现场主管领导，由试验主管评审后，着手试验报告的打印工作。5. 调试技术管理5.1. 不合格和设计变更的处理（1） 对试验过程中发现的不合格产品，试验室将及时出具通知单，发送监理部门和施工部门，由监理部门上报，施工部门按不合格品控制工作程序处理。（2） 试验发现的问题需设计变更的按业主颁发的设计变更管理办法进行处理。5.2. 调试质量与安全保证措施（1） 严格按调试计划精心

56、组织、精细调试，并按调试工作流程图开展工作。调试工作必须严格按照设计图纸和有关标准及设备生产厂家技术要求进行。（2） 认真做好调试设备和安全用具的检验工作，杜绝不合格试验设备和安全用具流入试验流程。（3） 认真做好技术交底，对试验产品的不合格及时反馈，批复后限期处理并作好记录。（4） 调试前对所有参与调试工作的人员进行安全与责任的划分，各负其责作好安全与质量的保证工作。（5） 调试过程中安排专人负责质量和安全工作。（6） 对于高压试验应设隔离带并有专人进行防护。（7） 对于带电部分与不带电部分接口调试应有相应的安全保证措施.5.3. 几点说明（1） 变电所国产设备的调试由我方负责，设备生产厂家

57、提供技术指导并配合（为了及时解决现场不合格品，保证工期）。（2） 电力监控系统的调试由我方负责，需厂家配合调试。5.4. 试验报告格式试验报告是评价工程质量的重要依据，也是防止漏测的重要手段，格式内容应全面并符合标准要求。由于缺少相关资料（特别是综合保护测控单元），此次提供的试验报告格式仅为参考格式，待资料齐全后进入现场及时修改完善。变 压 器 试 验 记 录 编号：委托单位安装地点代号铭牌型 式电 压电流相 数容 量阻 抗空载损失周 波抽 头接线出 厂 号出厂日期制造厂外 观 检 查绝 缘电 阻（）高压对地及低压低压对地及高压高 压 对 低 压仪器温度湿度15秒60秒吸收比15秒60秒吸收比15秒60秒吸收比介质损失角编 号tg%C(pf)tg%C(pf)A相套管高压线圈B相套管低压线圈C相套管中相套管仪 器温 湿 度 器温： 气温： 温度：泄 漏电 流高 压低 压仪器温度湿度交 流耐 压高 压低 压仪器温度湿度极 性组 别ABabbcca BC abbccaCA abbcca结果直流电阻（）高 压 线 圈低 压 线 圈ABBCCAAOBOCO误差abbccaaoboco误 差仪 器温 度变压比UABUabK1UBCUbcK2UCAUcaK3额定变比铭牌差相间差仪 器测试结果审 核校 阅试 验日 期断 路 器 试 验 记 录 编号：委托单位安装地点代 号