6KV系统调试方案

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1、调试方案一、概况综合技术改造项目新建 35KV变电所现正在设备安装，计划于 2013年9月10日至10月10日进行新老变电所的电缆移位、2台 主变进行冲击合闸试验，35KV系统调试、6KV系统调试、综保系统 进行整体调试，在调试前所有断路器、柜内空气开关均应置于分断位 置。二、调试人员1、组织机构序号姓名职务职称1张石石调试总负责人技师2李荣贵高级技师3陈小强工程师4王松波柜体调试负责人技师5朱天旭继电保护试验负责人高级技师6马宏儒耐压试验负责人技师7赵文耀专职安全员安全工程师8王燕操作专责人技师2、调试人员主要职责：调试总负责人：负责整个调试过程的质量、进度、安全控制和管 理以及各分项调试负

2、责人的分工、安排、并在调试前制定详细的调试 方案。分项调试负责人：熟悉自己所调试项目，对调试质量、进度、安 全控制和管理。安全负责人：负责总体工程施工的安全、进度等方面的工作，负 责协调统一指挥整个建设项目的安全施工方案。操作专责人：根据调度令负责整个工程中的停送电操作。三、调试所米用仪器、仪表1、 JBC-9205B型继电保护测试仪1台2、 BTZ-10000型变比自动测试仪1台3、 ZX-型操作箱1台4、 轻型高压试验变压器1 台5、 ZT-200K- H型变压器直流电阻速测仪1台6、 TSGC三相-3KVA调压变压器1台7、TDGC2J-3 单相 3KVA 调压变压器1 台8、JDJ-1

3、0 型电压互感器1 台9、0500V标准电压表3块10、0100A标准电流表3块11、标准电流互感器3 个12 、高低压摇表2500V 、 500V各 1 块四、试验内容在调试前，先由管修组配电箱接临时电源至主控室直流屏及双电 源切换箱。（一）、直流屏配出回路调试1 、临时电源搭接完毕后，合直流屏交流输入开关。2、检查直流屏充电模块工作正常，无异常现象。3、采用数字式万用表测量直流屏合母、控母电压及极性是否正常， 与直流屏测控装置显示电压是否一致。4、合直流屏送主控室保护屏合母、控母配出回路，测试配出回路电 压及极性是否正确。5、合直流屏送 6KV 侧合母、控母配出回路，测试 6KV 侧柜顶小

4、母 线、合母、控母电压及极性是否正确。6、分别合双电源切换箱送 35KV 侧、 6KV 侧柜交流母线回路，并测 试母线电压是否正常。（二）、 35KV （6KV ）开关柜调试1、合35KV （6KV）侧各开关柜交流开关（合之前测量电压是否正 确），观察各开关柜状态显示仪显示正常，柜内照明正常，电磁锁正 常。2、合35KV （6KV）侧各开关柜直流电源开关。（合之前测试电压及 极性是否正确），观察各综合保护装置显示是否正常。3、开关柜单体调试内容3.1 、将开关柜小车由试验位置摇至工作位置，在摇小车的过程中检 查小车是否有卡滞现象，摇至工作位置后，检查小车是否到位。3.2、将远方 /就地转换开关

5、扭至就地位置，按下合闸按钮，查看断路 器是否合闸（分闸指示灯灭，合闸指示灯亮） ，同时检查接地刀闸操 作孔挡板应不能提起，后门应不能打开。按下分闸按钮，查看断路器 是否分闸（合闸指示灯灭，分闸指示灯亮） ，此时接地刀闸操作孔挡板 仍不能提起，将断路器小车摇至试验位置后此时接地刀闸操作孔挡板 应能提起，再将接地刀合闸，并由观察孔检查接地刀闸是否合闸，接 地刀合闸后，断路器小车应不能由试验位置摇至工作位置。3.3 、在分合闸的同时观察开关柜状态显示仪显示是否与断路器的实 际状态相一致。3.4、以上步骤应连续进行 3 次。（三）、电流调试1、在 35KV 侧各开关柜电流互感器二次侧，施加模拟电流，分

6、别进 行测量、保护回路精度测试。2、各开关柜根据继电保护整定值进行整定。3、施加模拟电流，模拟备自投试验（试验连续进行3 次）。4、在6KV侧各开关柜电流互感器二次侧，施压模拟电流，分别进行 测量、保护回路精度测试。5、6KV 侧各开关柜根据继电保护整定值进行整定。6 、施加模拟电流，模拟备自投试验（试验连续进行3 次）。7、进行高、低后备、差动保护整定和调试。8、在 6KV 侧各开关柜零序互感器处施压零序电流， 进行消弧消谐柜 和小电流接地选线调试。（四）、电压调试1、分别在35KV侧I、H段PT二次侧施加电压，施加电压应使用 调压器，缓慢升压，升压至 36V 以下，测量主控室电压小母线、电

7、 压是否正常，各单元箱电压显示是否正常。2、以施加电源为准与 35KV 侧电压小母线进行核相，再以小母线为 准，再和各开关柜核相。3、核相正确后，再将电压升至额定电压，观察各单元箱显示是否正 确，同时进行各柜电压精度测试。4、在PT切换单元箱处进行I、H段核相，并进行 PT切换调试。5、分别在6KV侧I、H段PT二次侧施压电压，施加电压应使用调 压器，缓慢升压，升压至 36V 以下，测量主控室电压小母线、电压 是否正常，各单元箱电压显示是否正常。6、以施加电源为准与 6KV 侧电压小母线进行核相， 再以小母线为准， 再各开关柜核相。7、6KV 侧核相正确后，再将电压升至额定电压，观察各单元箱显

8、示 是否正确，同时进行各柜电压精度测试。8、在6KV侧PT切换单元箱处进行I、H段核相，并进行 PT切换 调试。（五）、交流耐压试验1、35KV 侧、 6KV 侧高压开关柜断路器、电流互感器、电压互感 器、母线的耐压试验方法及电压等级应符合 电气装置安装工程电气 试验交接试验标准（GB 50150-2006 ）内相关标准。2、35KV 侧、 6KV 侧高压开关柜内过电压保护器试验电压参照出 厂试验报告电压。3、电容补偿柜内母线、电流互感器、电压互感器、电抗器、并联 电容器试验应符合电气装置安装工程电气试验交接试验标准 （ GB 50150-2006 ）内相关标准。（六）、变压器调试1 、进行

9、1# 、 2# 变压器温度、油位检查，上传信号正确。2、进行 1#、 2#变压器就地手动、远方手动、遥控调压操作，检查 档位及上传信号正确。3、合高、低压后备开关，分别短接现场各非电量保护（油温、瓦斯 保护等）接点，检测跳闸和信号是否正确。4、测量绕组连同套管的直流电阻：1 ） 测量应在各分接头的所有位置上进行； 各相测得的相互差值应小 于平均值的2% ；线间测得得相互差值应小于平均值得1% ；变压器的 直流电阻 ,与同温下产品出厂实测数值比较 ,相应变化不应大于 2%。2）检查所有分接头的变压比 检查所有分接头的变压比 ,与制造厂铭牌数据相比应无明显 差别,且应符合变压比的规律。3）检查变压

10、器的三相接线组别和铭牌上的标记相符。4）绕组连同套管的交流耐压试验 工频耐压试验电压标准 35KV 侧 68KV 历时 l 分钟 10KV 侧 28KV 历时 1 分钟，试验中如有放电或击穿现象时 ,应立即降低电 压并切断电源 ,以免产生过电压使故障扩大。a 绝缘油的理化试验 , 绝缘油中溶解气体的气相色谱分析应符合规 范要求。五、调试及送电程序1）会同甲方及监理人员在上一级变、配电站办理受电工作票，按工 作票内容对本变电所送电。工作票申请由张磊负责填写，陈小强、李 荣贵负责审核，由专人监护、专人操作，在受、送电过程中，严格执 行本方案。2）调试前的准备1、调试前检查所有设备一、二次线路接线正

11、确无误，与图纸相符,。2、 调试前检查接地系统完好，测试阻值应小于4 Q。3、调试前用500V、500M Q兆欧表测试二次线路绝缘电阻，测试阻 值应不小于2M Q。4、调试前用2500V、2500M Q兆欧表测试一次线路绝缘电阻，测试 阻值应不小于500M Q。5、调试前检查各设备接线室，小车、断路器中是否有遗忘的工具和 金属导体搭壳现象。6、调试前要对双电缆回路的电缆进行核相。7、调试前向调试人员交代清楚调试工作内容及安全注意事项。8、调试时应做好相应的调试记录。3）、 35KV 侧、 6KV 侧模拟核相。1、分别由 35KV 侧 3511 、 3512 进线柜下端用调压器送入 36V 电源

12、，合 35KV 侧各断路器（除 3500 ），由 3511 、 3512 为基准依 次与各开关下端核相。2、断 3510 开关，合 3500 断路器，由 3512 柜下端与 3504 柜下 端核相，确定 3500 母联及 3501 隔离母排相序正确。3、分别由 6KV 侧 35611 （6025 联络线）、 35604 （6026 联络线） 进线柜下端用调压器送入 36V 电源，合 6KV 侧各断路器（除 35600 ）， 由 35611 、 35604 为基准依次与各开关下端核相。4、断 35604 开关，合 35600 断路器， 由 35604 柜下端与 35608 柜下端核相，确定 35

13、600 母联及 35601 隔离母排相序正确。 3）送电、核相及备自投试验1、倒电源之前要求退出原 1#、 2#主变，由旧变电所 35625 （6025 联络线） 35626 （6026 段联络线）带旧变电所 I、 II 段负荷。2、 退出旧变电所 35625 （6025联络线）回路，35626 （6026联 络线）带全厂负荷。将旧变电所 35625 （6025联络线）回路电缆制 作中间接头，并将其移至新建变电所 35611（6025联络线）回路，以旧变电所35639 （备用）回路为基准对新建变电所 35611（6025联络线）回路进行核相。（只允许电缆头带电、禁止合断路器）3、 将6KV侧3

14、5601 （母联隔离柜）摇至工作位置，合 35600 （母 联柜），此时连续将35611 （6025联络线）断路器合闸两次（每次 间隔时间为5分钟）完成对6KV侧母线的冲击合闸试验。4、6KV侧母线冲击合闸试验结束后，将 35605（PT）摇至工作位置。 合35615 （3#变变压器）断路器，以6KV侧35611 （6025联络线） 回路为基准对35615 （3#变变压器）回路下端母排进行核相。5、合35625（11变1#变压器）断路器，以6KV侧35615 （3#变变 压器）回路为基准对335625（11变1#变压器）回路下端母排进行核 相。此时完成6KV侧I段母线核相工作。6、合35614

15、 （2#变变压器）断路器以35615 （3#变变压器）为 基准对35614 （2#变变压器）断路器下端母排进行核相。7、合35640 （备用）断路器，以35614 （2#变变压器）为基准 对35640 （备用）断路器下端母排进行核相。8、合35604 （110KV II段进线）断路器以35614 （ 2#变变压器） 为基准对35604 （110KV II段进线）断路器下端母排进行核相。9、对6KV侧做PT切换试验。（试验次数每段均为3次）。3）旧变电所馈线回路电缆移位1、旧变电所I段全部停电，I段馈线柜电缆开始移位，如需切断电 缆，必须用套死环法确认电缆，具体勺位置见下表：序号旧变电所新变电所

16、回路编号名称电缆规格回路编号名称电缆规格1356131#变I段进线VV22-3*120356131#变I段进线VV22-3*1202356193#变压器YJLV22-3*120356153#变压器YJLV22-3*1203356074#变I段进线YJV22-2(3*120)356174#变I段进线YJV22-2(3*120)4356375#变1#变压器YJLV22-3*50356195#变1#变压器YJLV22-3*505356096#变1#变压器YJLV22-3*120356216#变1#变压器YJLV22-3*1206356278#变I段进线YJLV22-3*185356238#变I段进线

17、YJLV22-3*18573561111#变1#变压器YJLV22-3*953562511#变1#变压器YJLV22-3*9583562113#变I段进线YJLV22-3*2403562713#变I段进线YJLV22-3*24093563326#变1#变压器YJLV22-3*503562926#变1#变压器YJLV22-3*50103561532#变1#变压器YJLV22-3*1853563132#变1#变压器YJLV22-3*1851135623净水站1#变压器VV22-3*9535633净水站1#变压器VV22-3*951235635实业公司变压器35635实业公司变压器2、由于馈线回路均

18、制作中间接头进行移位，故I段电缆压接完成后，1变、4变、8变、13变4个中压配电所在中压配电所I段进线 开关柜电缆头处与就近高压开关柜下端母排核相， 3变、5变、6变、 11变、26变、32变、净水站共7低压变电所在变压器低压侧与II 段变压器低压侧进行核相，单台变压器时与联络线进行核相。3、倒电源1 ）1段电缆核相完毕后，供电方式为旧变电所35626 （6026联络线）回路带旧变电所H段母线，所辖 1变、4变、8变、13变4个 中压配电所母联柜，3变、5变、6变、11变、26变、32变、净水 站共7低压变电所母联柜均在合位，由H段进线供电；新变电所 35611 （6025联络线），6kv侧I

19、段母线带电，所辖1变、4变、8 变、13变中压配电所I段进线电缆充电，3变、5变、6变、11变、 26变、32变、净水站共7低压变电所1#变压器空载，低压I段进 线带电（实业公司应核相完毕后，应提前送电）。此时需进行新旧变 电所电源切换。a、当所有变电所I段检修完毕，分别在1变、4变、8变、13变中 压配电所进行并列，即带电合新 35kv变电所送1变、4变、8变、 13变中压I段进线电源，断旧35kv变电所所送1变、4变、8变、 13变中压H段进线电源；b、分别在3变、5变、6变、11变、26变、32变、净水站共7座低压变电所低压侧进行带电并列，即带电合新35kv变电所送低压I段进线电源，断旧

20、35kv变电所所送低压H段进线电源。C、此时供电方式为新35KV变I段带I、II段负荷，全厂开始检修II 段配电柜。4、旧35KV变电所II段全部停电，II段馈线柜电缆开始移位，如需 切断电缆，必须用套死环法确认电缆。具体位置见下表:序号旧变电所新变电所回路编号名称电缆规格回路编号名称电缆规格1356041#变II段进线VV22-3*120356021#变II段进线VV22-3*120235626110KVII段联络线VV22-3*24035604110KV II段联络线VV22-3*2403356302变变压器YJLV22-3*50356142变变压器YJLV22-3*504356124#变

21、II段进线YJV22-2(3*120)356164#变II段进线YJV22-2(3*120)5356345#变2#变压器YJLV22-3*50356185#变2#变压器YJLV22-3*506356066#变2#变压器YJLV22-3*120356206#变2#变压器YJLV22-3*1207356148#变II段进线YJLV22-3*185356228#变II段进线YJLV22-3*18583561011#变2#变压器YJLV22-3*953562411#变2#变压器YJLV22-3*9593561613#变II段进线YJLV22-3*2403562613#变II段进线YJLV22-3*24

22、0103562226#变2#变压器YJLV22-3*502562826#变2#变压器YJLV22-3*50113562032#变2#变压器YJLV22-3*503563032#变2#变压器YJLV22-3*501235624净水站2#变压器YJLV22-3*5035632净水站2#变压器YJLV22-3*505、由于馈线回路均制作中间接头进行移位， 故II段电缆压接完成后，1变、4变、8变、13变4个中压配电所在中压配电所在H段进线开 关柜电缆头处与就近高压开关柜下端母排核相，3变、5变、6变、11变、26变、32变、净水站共7低压变电所在变压器低压侧与I 段变压器低压侧进行核相，单台变压器时

23、与联络线进行核相。6、断旧变电所35626 （6026 ）回路，旧变电所退出运行。7、将旧变电所35626 （6026 ）电缆制作中间接头后倒至新变电所 35604柜，以35614 （2#变变压器）回路为基准对 35604 （110KV II段进线）柜断路器下端电缆进行核相。（校相时35604柜断路器禁 止合闸）。8、当各变电所II段检修完毕，新35KV变分段运行，各变电所恢复 分段运行模式。此时进行各变电所母联备自投试验。六、新变压器投运方式1、两台变压器具备送电条件后，将6KV侧35603 （I段进线）、35612（II段进线）分别退至试验位置。2、检查新建35KV变35KV柜所有回路断路

24、器均处于试验位置分闸 状态，合 3501 （隔离柜）、3500 （母联柜），3507 （计量柜） 3508 （计量柜），此时将 3511（郝顾线） 手车摇至工作位置， 将 3509（1# 进线）断路器连续合闸两次（每次间隔时间为 5 分钟）完成对 35KV 侧母线的冲击合闸试验。3、连续合 3503 （1#主变）断路器 5 次（每次间隔时间为 5 分钟） 完成对 1#主变的冲击合闸试验。试验完成后断3503 （1#主变）断路器。4、连续合 3504 （2#主变）断路器 5 次（每次间隔时间为 5 分钟） 完成对 2# 主变的冲击合闸试验。5、将新建变电所 6KV 侧 I 段高压开关柜退出运行，

25、由 II 段带全厂负 荷， 35611 （6025 联络线）回路电缆热备。6、35KV 侧按正常程序分段运行， 1# 、2#主变空载运行，此时合 6KV 侧 35603 （ I 段进线），分别合 35640 （备用） 35641 （备用）断路 器，在断路器下端母排进行核相， 用以确定 35603 柜母线相序正确。7、退出35603 （I段进线），合35611 （6025联络线）断路器，6KV 侧恢复 I、 II 段分段运行。8、将新建变电所 6KV 侧 II 段高压开关柜退出运行，由 I 段带全厂负 荷， 35604 （ 6026 联络线）回路电缆热备。9、此时合 6KV 侧 35604（II

26、 段进线），分别合 35640（备用） 35641 （备用）断路器，在断路器下端母排进行核相，用以确定 35604 柜母线相序正确。10、完成校相后，退出 1# 、 2# 主变， 6KV 侧恢复分段运行。下一步 运行方式由生产管理处确定。七、通讯调试八、安全注意事项1 、所采用的电压互感器 , 事前应经与被测设备同等绝缘水平的耐压试 验。2、电压互感器的外壳和二次侧的一端连接并可靠接地。3、绝缘杆、棒应符合安全工具的使用规定 ,引线间及对地应有足够的 安全距离。4 、设置安全围栏，划分受电区域，受电范围警示标志明显。5 、操作人和读表人应站在绝缘垫上 ,所处的位置应有足够的安全距离 , 并在试验负责人的指挥和监护下进行工作。6、工作申请由专人填写专人审核，操作由专人指挥专人负责，其他人员不得擅自操作。7、所有参与调试的人员应严格遵守电业安全操作规程。