211施工方案电气二次部分.pdf

分类：密级：UDC：编码：国电万安水力发电厂 技术改造方案 220KV 开关 211DL 改造 电气二次部分施工调试方案 方案提交日期 2009 年 12 月 05 日 技术方案名称：211DL 改造电气二次部分施工调试方案 方案编写人：郭爱军 生产技术部审核：总工审核：批准：存厂档案室：是 否 1 211DL 改造电气二次部分施工管理组织机构 1、211DL 改造电气二次部分施工领导及验收小组成员：郭爱军、洪琚水、李明 2、211DL 改造电气二次部分施工小组成员：组长：李明 成员：袁朝阳、吴柏林、李旭、郭瑞涛、许延燕 3、211DL 改造电气二次部分施工技术监督：郭爱军、李明 4、211DL 改造电气二次部分施工安全监督：曾利生 2 211DL 改造电气二次部分施工调试方案（一）二次施工安全措施：211DL 停电后，在开工前应检查以下措施是否已经做好：1、断路器控制回路安全措施：断开断路器直流控制电源；断开断路器及刀闸交流控制电源、交流动力电源：断开 211DL 间隔断路器及刀闸交流控制电源、交流动力电源。211DL 间隔交流电源应在动力屏电源侧甩线、其中 1G、2G 的电源火线要从 PT柜端子上甩线。以上所有断开的电源开关（或保险）均应悬挂禁止合闸标志牌。2、220KV 母差保护屏安全措施：断开母差保护端子排上 211DL 单元CT 二次端子联片、从端子外侧短接211DL 单元 CT 二次回路，避免施工过程中外部电压窜入；断开母差保护 211DL 单元失灵开入压板；断开母差保护跳 211DL 出口压板。3、211 间隔旧电缆芯线安全措施：自 211DL 间隔去 220KV 母联 231 断路器间隔的等电位联锁回路（GBM）电缆芯线，在甩线前应验电，在甩线后应用绝缘胶带包扎好。自 211DL 间隔去 220KV 母差保护隔离刀闸 1G，2G 开出线，在甩线前应验电，在甩线后应用绝缘胶带包扎好。自 211DL 间隔去 GIS 计量电压切换屏隔离刀闸 1G，2G 开出线，在甩线前应验电，在甩线后应用绝缘胶带包扎好 211DL 间隔 1G、2G 分闸位置至 220KV 母线 PT（2511G、2522G）柜联锁回路，在甩线前应验电，在解开后应用绝缘胶带包扎好。211DL 间隔 1G、2G 的电源火线是由 PT（251YH、252YH）柜供电的，在甩线解开前应验电，在解开后应用绝缘胶带包扎好。至 LCU 的信号二次回路芯线解开后应用绝缘胶带包扎好。4、防止施工期间 1G、2G 误合闸的安全措施：为了防止施工期间 1G、2G 的拐臂被误碰导致合闸，应将 1G、2G 的拐臂用铁丝绑扎固定好。（二）施工步骤：211DL 停电后，在动线前，按上述要求，检查安全措施是否做好。对于改造期间必须继续监视的 211DL 间隔气隔压力表，应临时并接到相邻间隔的对应压力表上，接好线后应采取短接压力表节点方式进行试验确认，并做运行交代。拆除 211DL 汇控柜旧屏，安装新屏：汇控柜新屏柜底部垫高方式均参照 202DL 汇控柜。应保证屏柜安装垂直度、确保柜门开/闭灵活。211DL 汇控柜新屏接线。在万虎 I 线保护屏以及 GIS 计量电压切换屏上的端子改接线工作要另外开二种票进行；接线完毕后，汇控柜新屏上电属于试验内容，应开联系单，得到相关人员同意。汇控柜新屏 3 上电应按照投入直流电源、投入交流电源分开进行。进行保护传动以及 211DL 间隔控制回路功能性试验。211DL 间隔相关 PT、CT 交流电压、电流回路带负荷试验。二次接线注意事项（1）为保证图实一致，如果不是设计错误或出厂配线错误，不要随意改动施工图纸接线。如果确实有必要改动，应得到生技部同意，并做好记录以便在竣工图上修改。（2）为便于今后的维护，隔离刀闸、接地刀闸机构本体端子排的排列与接线必须与图纸一致，如果实际接线与图纸不一致，必须重新配线。如果机构本体元器件、端子排标签不清晰或与图纸不一致，必须重新贴过。（3）旧电缆的二次电缆芯在回接前应核对清楚，应在电缆两端对芯确认。（4）新、旧二次电缆在接线前都要摇一下绝缘（用 1000V 摇表）。注意，检查旧电缆绝缘时，对侧端子要甩线，以免摇表高压进入运行中的二次回路或进入装置电路板引起元器件损坏。（5）电缆芯方向套：为方便接线，方向套都标注本侧（汇控柜或机构）端子号。对于至中控、GIS其他间隔的回路，宜在电缆芯方向套上加注对侧间隔或屏柜名称（或编号）。（6）211DL 停电后，拆除旧汇控柜屏时，在甩开旧电缆二次线前，应分别用万用表交流电压档、直流电压档检查确认二次端子不带电。（7）211DL 汇控柜旧电缆二次芯线解开时，对于至中控、GIS 其他间隔的回路，最好将旧芯线上方向套保留，以便接线时查线/对线（但在接入新屏时要换成新方向套）。（8）对于电流互感器的绕组排列方式、电流互感器一、二次极性的方向应根据试验班的试验结果确认，并在外壳上做好标记。（9）施工中要严防电压短路、直流接地、人身触电、误碰运行设备、走错间隔。（三）211DL 控制回路功能性试验方案：注：操作断路器、刀闸、地刀应开试验联系单。1、确保 1G、2G 在分闸的前提下，检查 211DL 分合闸操作及位置变位情况：80额定电压下传动试验：将保护屏上的跳闸 I 电源拉开，仅投入跳闸 II 电源，作一次 80额定电压下的远方三跳传动试验。80额定电压下传动试验：将保护屏上的跳闸 II 电源拉开，仅投入跳闸 I 电源，作一次 80额定电压下的远方三跳传动试验。保护传动试验：跳闸 I、II 电源全部投入，用保护作一次 80额定电压下的单跳/单重、单跳转 3 跳传动试验。试验过程中，注意在中控返回屏及监控显示器上检查 211DL 位置信号指示正确；2、确保 1G、2G 在分闸的前提下，211DL 跳合闸压力闭锁试验：低油压跳闸闭锁试验：在 211DL 汇控柜短接端子 I-67 和 I-60【启动低油压闭锁继电器】，在中控检查保护屏操作箱及监控系统是否发“211DL 跳闸压力闭锁”信号，操作 211DL 跳闸，断路器应拒绝动作。低油压合闸闭锁试验：在 211DL 汇控柜短接端子 I-67 和 I-63【启动低油压闭锁继电器】，在中控检查保护屏操作箱及监控系统是否发“211DL 合闸压力闭锁”信号，操作 211DL 合闸，断路器应拒绝动作。低气压分、合闸闭锁试验：在 211DL 汇控柜短接端子 I-67 和 I-57【启动低气压闭锁继电器】，派人在中控检查监控系统是否发“211DL 间隔气压异常”信号，操作 211DL 合闸及分闸，断路器应拒绝动作。4 3、确保 1G、2G 在分闸的前提下，211DL 跳跃闭锁试验：3.1、现地跳跃闭锁试验：操作把手切近控位置，将断路器合上后，短接 101 及 103 回路（汇控柜端子 I-15、I-27），模拟合闸把手未复归现象。近控操作断路器分闸把手，并保持分闸把手在分闸位置数秒，此时断路器应不出现跳闸后再合闸、再跳闸的跳跃现象。3.2、高闭保护屏操作箱跳跃闭锁试验：试验前将断路器合闸 短接上4D62-4D201，模拟 A 相合闸接点粘死 短接 1D24-1D74,开出 A 相跳闸 断路器 A 相跳闸后不发生跳跃 短接上4D62-4D203，模拟 B 相合闸接点粘死 短接 1D24-1D75,开出 B 相跳闸 断路器 A 相跳闸后不发生跳跃 短接上4D62-4D205，模拟 C 相合闸接点粘死 短接 1D24-1D76,开出 C 相跳闸 断路器 A 相跳闸后不发生跳跃 4、确保 1G、2G 在分闸的前提下，01D、02D、03D 地刀位置检查：拉/合地刀，在监控显示器上检查 LCU 的地刀位置信号指示正确；5、211DL 间隔现地至 LCU 告警信号对点试验：分别短接有关告警开出接点，在中控检查对应告警信号是否发出，告警文字是否正确。6、利用母线全停期间，进行 1G、2G 分/合闸操作及联锁检查：现地操作 1G、2G 合闸，检查合闸动作正常、返回屏模拟灯及监控位置变位正常。现地操作 1G、2G 分闸，检查分闸动作正常、返回屏模拟灯及监控位置变位正常。将 1D 的任意一相合上，现地操作 1G、2G、3G 分闸或合闸，检查合闸或分闸接触器不动作。将 2D 的任意一相合上，现地操作 1G、2G、3G 分闸或合闸，检查合闸或分闸接触器不动作。将 3D 任意一相合上，现地操作 3G 分闸或合闸，检查合闸或分闸接触器不动作。将 13D 拉开，远方操作 1G、2G、3G 分闸或合闸，检查合闸动作正常。（四）211DL 保护用 CT 二次回路负载测量：从 GIS 室 CT 端子处输入 50HZ、510A 工频电流，在电流输入端子处测量电压。电压表用指针式伏安表。试验前确认母差保护端子已经解开联片并从外部短接【不测量母差保护 CT 二次负载】。测量数据记录到下表：CT1(方向保护)CT2(高闭保护)电压施加于 AB 相间时，V=(V)电流为 A 电压施加于 AB 相间时，V=(V)电流为 A 电压施加于 BC 相间时，V=(V)电流为 A 电压施加于 BC 相间时，V=(V)电流为 A 电压施加于 CA 相间时，V=(V)电流为 A 电压施加于 CA 相间时，V=(V)电流为 A 电压施加于 AN 相间时，V=（V)电流为 A 电压施加于 AN 相间时，V=（V)电流为 A（五）电压切换检查：试验前应检查并确认 211DL 交流耐压试验已经通过验收，检查确认 211DL 分闸、2113G 分闸，211DL 间隔地刀 21101D、21102D、5 21103D 分闸。试验条件：在 211DL 合闸送电前，联系中调，进行万虎 I 线保护及计量电压切换回路试验，电压切换回路试验内容：(1)合上 2111G 时进行下列检查：(a)检查保护屏电压切换箱动作情况，动作指示灯点亮正确。(b)检查 GIS 计量电压切换屏的电压切换继电器动作情况，动作指示灯点亮正确。(c)检查万虎 I 线高闭、方向屏输出电压 VA、VB、VC 幅值、相序正确。用万用表测量万虎 I线保护输出电压 VA、VB、VC 与在运行的其它保护屏输出电压 VA、VB、VC 之间压差应为 0。(d)检查计量屏电度表电压 VA、VB、VC 幅值、相序正确。用万用表测量万虎 I 线计量表端电压 VA、VB、VC 与在运行的其它 220KV 线路计量表端电压 VA、VB、VC 之间压差应为 0。(2)合上 2112G 时进行检查（检查内容同上）。（六）211DL 电流互感器相序、极性接线正确性带负荷试验方案：211DL 间隔 CT 需要检查相序、极性接线正确性的包括：万虎 I 保护 CT、母差保护 211 单元 CT、万虎 I 故障录波 CT、万虎 I 测量/计量仪表 CT、万虎 I 故障测距。1、211DL 间隔母差保护 CT 相序、极性接线正确性检查 211DL 耐压试验结束，在 211DL 合闸送电前，应退出母差保护，待检查用于母差保护的 CT7 电流相位、极性接线正确后再恢复母差保护运行；220KV 母线联络运行后，联系调度，设法调整 220KV 系统潮流，使 211DL 上流过足够大的电流（二次不小于 1A，一次不小于 200A），然后在母差保护屏进行下列检查：检查母差保护大差差流、小差差流显示为 0（小于 0.01A）；用相序表测量母差保护 211DL 支路三相电流相序、幅度正确；用小钳形表测量 211DL 支路三相电流实际幅度；用小钳形表测量 211DL 支路 N 线电流；记录下检查测量结果。2、211DL 间隔线路保护 CT 相序、极性接线正确性检查 进入 PSL601G 保护主菜单，检查各 CPU 电压、电流、相位是否与实际工况一致：相序 PSL601G 装置采样显示值 计算值 检验结果 电压幅度（A）电压相位 电流幅度（A）电流相位 电压超前电流角（度）A B C 测量时线路负荷：P=（MW）；Q=（Mvar）测量时有功功率的方向（从母线送出为正向）：；测量时无功功率的方向（从母线送出为正向）：。实测保护 CT 的 N 线电流应小于 0.05A.。检验结果：进入 RCS-923A 保护主菜单，检查三相电流幅度、相位正确。检验结果：进入 RCS-901B 保护主菜单，检查各 CPU 电压、电流、相位是否与实际工况一致：6 相序 RCS-901B 装置采样显示值 计算值 检验结果 电压幅度（A）电压相位 电流幅度（A）电流相位 电压超前电流角（度）A B C 测量时线路负荷：P=（MW）；Q=（Mvar）测量时有功功率的方向（从母线送出为正向）：；测量时无功功率的方向（从母线送出为正向）：。实测保护 CT 的 N 线电流应小于 0.05A.。检验结果：3、211DL 间隔故障录波及故障测距 CT 相序、极性接线正确性检查 220KV 母线联络运行后在故障录波屏进行下列检查：检查故障录波装置显示三相电流相序、幅度正确；220KV 母线联络运行后在故障录波屏进行下列检查：检查故障测距装置显示三相电流相序、幅度正确；用小钳形表测量 211DL 三相电流实际幅度；记录下检查测量结果。4、211DL 间隔测量、计量 CT 电流相序、极性接线正确性检查 220KV 母线联络运行后在进行下列检查：检查相关仪表显示母联三相电流相序、幅度正确。相关仪表显示万虎 I 线负荷功率与当前潮流一致；用小钳形表测量 211DL 三相电流实际幅度；记录下检查测量结果。5、注意：用小钳形表测量 211DL 支路三相电流实际幅度应具备如下特征：母差保护、线路保护、故障录波、故障测距所用 CT 变比相同，都是 1000/5，因此测量得到的 211DL 母差保护、线路保护、故障录波二次电流幅度应相等。仪表所用 CT 变比是 800/5，因此测量得到的 211DL 仪表二次电流幅度应大于保护、故障录波、故障测距的二次电流幅度。测量得到的 211DL 母差保护、旁母保护、故障录波二次电流幅度以及测量得到的 211DL 仪表二次电流幅度按各自变比换算到一次侧后应相等。