浅谈500千伏变电站的设备验收工作.doc

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浅谈500千伏变电站的设备验收工作摘要：设备验收是变电站安全投运的重要环节；变电站的验收中涉及了电气、土建、水工、通讯、环保等诸多方面的工作。本文针对电气部分以二次及监控系统的验收为重点，结合本人在500千伏某某变电站设备验收工作中的经验、教训对设备验收工作的事实方法、技术细节及注意事项进行论述；为今后开展的设备验收工作提供一定参考。关键词：设备验收监控系统调试一、以设计者角度对全站的设备选型、电气设备布置方式进行全面分析设备验收正常应该在全部建设工作完成后，才展开但由于现在电网建设速度的之后，投运时间要求紧，往往在工程建设工程的中后期就必须开展设备验收工作，这种情况给验收工作带来了一定难度。造成了验收工作时间紧、任务中等诸多困难，但设备验收工作一定要首先站在全局角度从大处着眼，首先避免各种原则性错误的发生，再从细节入手扎扎实实的开展工作。 1、考察设备选型、电气布置的正确性虽然各种一、二次设备的选型、电气布置方式已经由设计单位确定，并得到了上级单位的审批。已经在具体事实中，但还是有必要查阅设计院提供的各种调研报告和初设方案，确实掌握变电站所在地的自然气象资料、污秽等级；和变电站在目前及远景电网中的最大、最小运行方式。核对主要一次设备参数的选型是否合理，能否适应实际的气候条件和电气系统要求。通过以上工作能够避免一些严重的设计失误、避免在投运后造成更大的经济损失。对于电气设备布置主要考虑在满足安全距离的前提下,各设备的间距是否满足要求检修作业的要求；避雷器与被保护设备间距离是否合理；断路器、电流互感器布置是否合理，满足保护死区最小原则等。应按照力学原理去分析，各个电气设备的机械强度足够及导线弛度是否合理。要从整体上把握一、二次设备的选配原则。充分考虑一、二次设备能否匹配，如电流、电压互感器的二次绕组数量是否足够，容量是否满足需求、误差及精度要求能否满足测量和保护装置的要求等。要特别注意，选择的线路（元件）保护方式能否采用目前的一次设备实现。对于二次设备的选择一定要考虑相互间的匹配问题，如蓄电池的容量是否合理、各种保护装置能否与对策装置配合等各方面问题。 2、进行设备安装的整体正确性检查在开展具体的设备验收工作前，应总整体上把握在设备安装过程中是否有原则性的设备安装错误。如由于电气设备基础图绘制错误、电气设备平面布置图错误或施工单位的理解错误造成的电气一次设备实际空间布置错误。应首先使用调度部门批准的符合电网实际结构的电气系统图来核对实际设备的安装是否正确，有无电气连接上的错误，要特别注意电流互感器同名端的安装方向，各个接地刀闸、接地器的安装位置是否正确、符合电气系统图的拓扑结构。此项检查虽然简单，但如果在设备安装中上述内容发生错误将直接造成在投运过程中造成难以短时间解决的困难，并可直接造成误分、合接地刀闸、接地器的严重误操作事故；后果都将非常严重。二、电气设备验收的内容及注意事项电气设备的验收的具体工作主要包括了一次电气设备、二次接线、保护装置、监控系统、故障信息处理系统、站内的交、直流系统和全部设备交接试验等工作。具体可以分为下列项目： l 一次设备开关、刀闸、引流线、接线把、管母连接部位及支持瓷瓶、构架等处的安装螺丝紧固性检查，耐张瓶检除 l 一次设备开关、刀闸、电流、电压互感器、阻波器、耦合电容器等设备的外观、安装情况检查及调整验收。 l 全部设备的高压绝缘试验数据、试验项目检查及复测。 l 继电保护设备及保护网、录波网等设备的功能测试检查。 l 电能仪表、温度变送器及监控系统远动功能测试。 l 监控系统及交、直系统，全站设备的二次线验收。设备验收要点项目及内容针对某某变电站的实际设备、依据验收工作依据《供用电规程汇编施工验收规范》；设备厂家说明书；《国家标准GB50150-91设备交接试验标准》；二十五项反措厂家说明书、设计说明书、设计施工图、设计变更单和上级有关工程文件及相关指示、会议纪要等为依据设备验收中的注意事项如下：管母线：管母焊缝距支持点距离是否符合规程，不应小于50mm要求，滑动支撑点和伸缩节在当前外温下滚轮是否处于合适位置。支持瓷瓶无破损，各部螺栓禁锢到位。 SF6断路器：SF6气体压力、含水量是否符合要求，检查各部无SF6气体泄漏。密度继电器液压系统无渗漏，接线及本体完好，报警、闭锁等定值符合规定、电气回路传动正确。位置指示器动作应正确可靠、其分、合闸位置应符合断路器的实际分、合状态。隔离开关、接地器：检查三相同期是否符合规定。检查操作机构、传动装置、辅助开关及闭锁装置安装牢固动作灵活可靠；位置指示正确。隔离开关动静触头配合符合厂家要求，合闸时两片动触头对静触头接触应一致。阻波器、结合滤波器、耦合电容器：频率带宽是否与设计频带一致。阻波器内部的电容器和避雷器外观应完整连接良好，固定可靠。耦合电容器无渗漏油。结合滤波器接地端接地可靠，刀闸操作灵活。电流互感器、电压互感器：外观检查各部件均无渗漏油，油位指示清晰、正常，瓷件表面光亮、无破损。电流互感器接线极性正确，抽头连接与实际需要一致，测量变比正确。一、二次接线端子接线正确、牢固。电压抽取装置的相角差和电压符合设计要求。电缆支架、电缆管、电缆：电缆规格、标志牌与设计图纸相符，裸线处无明显机械损伤。电缆敷设排列整齐，无机械损伤相互无缠绕，该固定处采用永久固定的方法固定牢固。电缆支架、电缆管安装牢固，接地可靠，防腐处理好。电缆弯曲半径大于10D。热塑料电缆头外观光滑、美观、无过热。动缆相色正确。电缆标牌、线帽应装设齐全、正确、清晰、牢固；字迹清晰，表诉正确。软母线、设备连线：软母线导线弛度符合设计要求。设备连线安全净距符合规定。设备联接、金具压接检查六角形对边尺寸应小于0.866D，对于上或斜上方向安装金具要注意，是否打了排水孔。线夹与设备接线端子的连接镙栓、垫圈、弹簧垫圈紧固到位，接触靠。悬垂瓷瓶无损坏，开口销全部打开；导线无破股和损伤。接地装置：凡应接地的构、支架、设备、机构箱、端子箱、动力箱均应有可靠接地。主接地网敷设符合设计要求。接地点标志明显、涂色符合规定。继电保护、监控系统和保护子站：继电保护、监控系统、保护子站元件调试完成动作正确合理，继电保护按定值整定完毕。监控系统各种信息传递正确无误。传动试验、设备间相互闭锁、线路重合闸动作正确无误、显示正确。操作、保护、监控子站系统相互接口合理有序无寄生回路。交、直流系统：检测蓄电池容量是否满足设计要求，是否达到厂家出厂标准。逆变电源在交流电源失掉时，逆变是否启动，输出交流各项指标是否达到标准。检查电压切换装置在运行电源事故跳闸后，备用电源能否自动投入。检查事故照明回路在事故状态下，电源是否正确切换。在投切各个直流支路时，一定要观察绝缘电阻的变化情况，要充份考虑到一、二组直流混接、交、直混接等情况的发生。载波通讯系统：按有关通讯规程进行验收。三、监控系统的调试由于生产厂家的不同监控系统从结构设计到硬件本身上存在着巨大的差距。但从完成功能角度出发，各种监控系统完成的功能是一直的；以遥信、遥测、遥控、遥调的“四遥”功能为核心包括一些五防闭锁、与保护及其它装置、系统通迅等功能。某某变电站监控系统采用的是南瑞公司的NS2000变电站综合自动化系统。此系统采用分层分布式模块化思想设计，系统分为站控层、网络层、间隔层，两层设备间采用双以太网相连。站控层设备包括了主机（操作员站）、维护工程师站和远动工作站完成整个变电站的监视、控制及远动功能，间隔层设备为NSD500安装在各保护小室可以完成本单元对应设备的监视、控制功能。监控系统通过NSC200通讯控制器经防火墙与保护及故障信息管理系统相连，可以接受保护设备上传的信息。并可以与直流系统、智能电度表系统通讯。 1、网络设备调试调试全部网络设备，包括交换机、光电转换器、调制解调器、路由器、防火墙，配置正确能够完成相应功能。调试整个网络，确保其能正常工作。目前监控系统几乎全部按照双网设计以实现双倍冗余，提高整个系统的可靠性，但在验收中注意各个网络设备的电源回路是否是对立,分别取自不同的电源回路。对于网络负荷的测试在现场条件很难进行测试。在系统组网时，按照原设计方案进行布线，两台主机、维护工程师站与公用设备接口屏交换机间信号不通的现象，结果厂家人员检查认为是，网线距离过长超过了信号的传输范围引起，经过重新打孔，改变布线方式后，现象消除。在安装调试GPS时钟系统时，发现厂家提供的GPS同步脉冲扩展箱，只有两路为有源输出，NSD500为有源硬对时，节点不够且一对一对时最佳。而现场实际要求全部输出都为有源输出。厂家人员将原GPS同步脉冲扩展箱返厂更换。按现场要求设计有源、无源对时结点数量及位置。 2、主机功能调试主机画面即指监控系统的人机交互界面。应检查全部主机上的每个画面，要求使用线路名称与编号双重标注，文字内容无误，图形美观大方，布局合理且与现场事件情况相负荷。要特别注重画面中的系统接线图与现场实际、调度下发的系统图一致，避免由此引发误操作事故。在主机调试中还包括以下内容：顺控文件检查，要求每个文件中全部提示采用设备名称加编号的双重标注，内容正确，符合实际确定的闭锁逻辑。功能键及文件关联检查，要求画面中的全部按钮，能够正确的启动相应进程，或调出相应画面，不发生关联错误。用户管理功能调试，采用不同用户身份，登录系统检查其权限是否正确。操作人、监护人密码功能调试，不同的操作人，监护人密码不同，输入错误密码，系统能正确分辨。并能通过密码正确识别出人员。计算机监控系统结构图应实现以下功能检查包括：显示变电站整个结构配置、动态反映主、从机状态及机器运转、停运情况、对双机进行主从切换。动态刷新功能调试，画面实时数据更新周期模拟量为小于、等于3秒，开关量为小于、等于2秒。断路器跳闸变位后，闪光功能及清闪功能调试。简报窗口功能调试，简报是报告一切信息的窗口。调试简报窗能否及时、正确的报告信息。一览表功能调试，一览表是将简报信息分类储存，具体包括：事故一览表、越复限一览表、预告一览表、自诊断一览表、状变一览表、操作一览表。、报表、一览表打印功能调试。操作员基本操作功能调试应能完成正确执行操作、撤消键功能检查、操作超时自动退出功能检查。双机切换、双屏切换功能调试、控制操作输出功能调试是否进行口令检查是否进行闭锁逻辑检查。GPS时钟校时功能调试，系统中GPS对时精度为小于等于1ms。还包括与保护系统通讯、与智能电度表通讯、与直流系统通讯及远动功能实现的调试。对于主机监控软件的自诊断、自恢复功能和主机CPU的空闲率一般现场条件下难以进行测试。对于目前情况大多数主机采用UPS供电，如UPS正常时才采用交流输入直接输出方式，交流输入异常时切换为拟变直流输出交流方式，建议要带主机进行切换试验，以检测在切换过程中主机能否正常工作。同时建议进行主机强行断电试验，虽然这种试验有可能直接造成硬盘损坏，但实际运行中还是有发生的可能，同时在电源恢复后，监控主机能否自动恢复正常也是需要考察的重要项目。 3、测控单元的功能调试某某变电站的监控系统测控单元采用的是南瑞NSD500超高压变电站单元测控装置。它的功能调试包括：NSD 500画面调试，检查NSD500人机交互界面正确的绘制了本单元设备的系统图，并正确的标注编号，写明了控制序列。NSD500 SOE功能检查，在NSD500中可以记录事件顺序记录信息，检查记录的信息是否正确。 4、监控系统的遥信量调试测试监控系统可以正确的采集，遥信量并能正确的现实、记录、分类存储到相应的一览表中，并给出正确的音响提示。由于当时现场设备很多情况下不具备实际发信号测试的条件。就采取了在监控屏后短接对应节点的办法。为了明确需要短接的接点和体现拆那个头必须记录的原则，设立了“对应短接短子”项；因为在NSD500上可以观察到对应遥信量的变化，设立了NSD500上检查结果项。检查NSD500可以正确的采集信号量，并在人机界面中正确指示。实际调试工作中采用了如下记录卡：回路遥信量调试记录卡开始时间：结束时间：测控单元号：主机处调试人： NSD500处调试人：序号信息名称回路号对应短接短子主机上检查结果 NSD500上检查结果 1 2 3 4 5 在测试过程中，发现了大量信号不通、错位现象。对应开关或刀闸位置指示不正确或与图纸不相符等错误，厂家人员通过修改数据库文件，或调整关联修改错误。 5、监控系统遥控功能的调试监控系统可以实现对一次设备的远程遥控、保护屏信号的远程复归。遥控命令可以正常由主机发出，但测控单元本身也具备了遥控输出的功能所以也进行测试。在测试过程中一定要考察遥控命令的唯一性，即发出针对某个设备的遥控命令有且仅有指定的设备动作。并要考察遥控命令的控制连片是否接线正确。由于现场设备不一定具备连动条件，就需要测量监控屏后的DOM输出，利用万用表看其输出接点能否瞬间导通。实际调试工作中采用了如下记录卡：回路遥控量调试记录卡开始时间：结束时间：测控单元号：主机处调试人： NSD500处调试人：序号控制名称对应输出端子主机上检查结果 NSD500上检查结果 1 2 3 4 5 断路器遥控调试记录卡开始时间：结束时间：主机处调试人： NSD500处调试人：序号断路器名称所属测控单元对应输出端子同期信号对应端子主机上检查结果 NSD500控制结果 1 同期合无压合试验合 2 同期合无压合试验合在测试工作中，发现了分合2327、2427、2527、2317、2417母线接地器时，NSD500测控单元无输出，但继电器动作的现象；分22121时来“控制超时”，未显示“控制成功”等问题。经厂家处理后，没有发现异常。按原设计当断路器出现三相位置不一致的情况时，监控系统显示断路器不定态，将不能对断路器进行分（合）操作，经与设计院、厂家人员研究决定设对断路器进行紧急操作的试验合、分按钮。按照原始设计，NSD500上9号位置为空位，在10号位置安装DOM插件板，后增加了一DOM插件板，安装在9号位置上，在配线中，以10号位置位先，而在厂家数据库中，以后增加的9号位置位先，造成了控制的混乱。经厂家人员调整数据库顺序，解决了此问题。在进行信号复归控制调试中发现，继电器动作而无输出的现象。检查发现，复归控制接到了刀闸的输出控制上，经设计院修改设计、实际更改接线后，问题消除。 6、监控系统的遥测功能调试监控系统可以完成对实现对电流、电压等模拟量的测量、现实、记录及越限报警功能，可以通过试验台加标准电流、电压实现此功能的调试。实际调试工作中采用了如下记录卡：线路名称 80% 100% 120% 实际显示误差实际显示误差实际显示误差 UAB UBC UCA UAN UBN UCN 线路名称 0% 10% 20% 实际显示误差实际显示误差实际显示误差 IA IB IC P Q 线路名称 50% 80% 100% 实际显示误差实际显示误差实际显示误差 IA IB IC P Q 线路名称 49.5 50 50.5 51 频率实际显示误差实际显示误差实际显示误差实际显示误差 f 线路名称 1 0.5 -0..5 -1 实际显示误差实际显示误差实际显示误差实际显示误差 cosφ 对温度变送器的调试温度变送器名称 1 0.5 实际显示误差实际显示误差 7、监控系统闭锁关系的调试某某变电站的监控系统没有配备“五防”机，由主机和NSD500分别单独完成“五防”逻辑判断。由于“五防”逻辑的重要性，必须在监控系统中进行逐条测试，确保其并正确无误。在实际调试中，首先由厂家人员打印出全部的闭锁逻辑清册，逐条核对各个闭锁关系的合理性、在进行带实际设备操作试验。由于带实际设备操作又需要在主机上和NSD500上分别进行一次，就需要尽量统一、协调安排避免一次设备的大量重复操作。在进行一体刀闸与接地刀闸间的闭锁逻辑测试时，一定要断开试操作设备的动力电源，避免机械闭锁动作造成设备损坏。我站在220千伏系统调试中使用了如下几种调试卡：母线接地器对母线刀闸的闭锁逻辑调试记录卡开始时间：结束时间：主机处调试人： NSD500处调试人：试操作母线刀闸名称及编号对应输出端子主机上试操作结果 NSD500上试操作结果分合分合回路内部闭锁逻辑调试卡开始时间：结束时间：主机处调试人： NSD500处调试人：序号闭锁关系类型构成条件方式试操作设备名称及编号对应输出端子主机上试操作结果 NSD500上试操作结果分合分合 1 开关对刀闸的闭锁合开关 2 倒母线时的闭锁合上2212、22121、22122刀闸合上线路的一个母线刀闸，和开关合上2212、22121、22122刀闸合上线路的一个母线刀闸，和开关 3 地刀对刀闸的闭锁合上接地刀闸（2GD）合上接地刀闸（3GD1）合上接地刀闸（3GD2） 4 刀闸对地刀的闭锁合上（1G）刀闸对地刀的闭锁合上（2G）刀闸对地刀的闭锁合上（3G）刀闸对地刀的闭锁合上（4G）母线刀闸对母线接地器的闭锁逻辑调试记录卡开始时间：结束时间：主机处调试人： NSD500处调试人：预合母线刀闸对应端子试操作母线接地器对应输出端子主机上试操作结果 NSD500上试操作结果分合分合回路倒母线方式下的闭锁逻辑调试记录卡开始时间：结束时间：主机处调试人： NSD500处调试人：序号构成条件方式试操作设备名称及编号对应输出端子主机上试操作结果 NSD500上试操作结果分合分合 1 置2212、22121、22122于合位， (1G)于合位，并且此回路开关置于合位 (2G) 2 置2212、22121、22122于合位， (2G)于合位，并且此回路开关置于合位 (1G) 3 置2212于分位，置22121、22122刀闸于合位， (1G)于合位，并且此回路开关置于合位 (2G) 4 置2212于分位，置22121、22122刀闸于合位， (2G)于合位，并且此回路开关置于合位 (1G) 5 置于22121分位，置2212、22122刀闸于合位， (1G)于合位，并且此回路开关置于合位 (2G) 6 置于22121分位，置2212、22122刀闸于合位， (2G)于合位，并且此回路开关置于合位 (1G) 7 置于22122分位，置2212、22121刀闸于合位， (1G)于合位，并且此回路开关置于合位 (2G) 8 置于22122分位，置2212、22121刀闸于合位， (2G)于合位，并且此回路开关置于合位 (1G) 9 置于2212、22121、22122刀闸于合位，并且此回路开关置于分位置 (1G)于合位， (2G) 10 置于2212、22121、22122刀闸于合位，并且此回路开关置于分位置 (2G)于合位 (1G) 电压互感器回路内部闭锁逻辑调试卡开始时间：结束时间：主机处调试人： NSD500处调试人：序号闭锁关系类型构成条件方式试操作设备名称及编号对应输出端子主机上试操作结果 NSD500上试操作结果分合分合 1 地刀对刀闸的闭锁合上2197接地刀闸 219 合上2297接地刀闸 229 2 刀闸对地刀的闭锁合上219刀闸 2197 合上229刀闸 2297 在闭锁逻辑的测试中发现了，主机上显示乱码的现象。厂家人员认为是随机现象，而后检查中没有发现此类问题。四、二次接线的验收由于二次接线的复杂性、接点数量众多，对每根二次线的意义安装人员、运行人员都很难全部了解。在实际安装中容易出现大量错误及各种问题。另外由于设计人员对设备本身不十分了解，也造成了在设计过程中，就存在错误的现实情况。由于在施工后期就开始了验收工作，施工人员无法及时提供竣工图，很多设计变更验收人员不能及时掌握、并切很多实际问题，在现场已经通过修改二次线解决还没来得及通报设计。以上全部给运行二次线验收工作带来了困难。同时二次线的验收又至关重要，在电网运行中出现了大量的二次系统引发的一次设备事故，很多都是在设备投运验收是未能发现错误造成的。某某变电站在二次线验收工作分两次进行。首先进行初步验收，考虑到在以后的试验及调试中需要对部分二次线进行拆头，所以初验没有设禁锢情况检查的项目。在全部调试、传动试验完成后进行最终验收，核对初验中出现的问题，进行全部的锣丝禁锢性检查。以《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》为依据结合现场实际编写了验收卡。为了落实责任制，体现谁验收谁负责的原则，在每张卡上都要求填写了，验收人。由于二次线的验收一图纸为依据，所以首先明确了每个屏箱验收使用的图纸。由于二次线的验收体现在屏箱之中，将整个验收称为了屏箱验收，划分成了屏箱体验收、元件验收、端子排验收、电缆验收、端子接线验收五部分。在每个部分中依据规范和实际经反复推敲和讨论后设立了具体的检查项目。在实际验收使用了如下的验收卡：屏(箱)验收卡开始时间：结束时间：对照图纸：验收人：屏箱体验收是否安装牢固是否接地良好是否密封良好箱门开启是否灵活电缆是否排列整齐，无交叉内、外是否清洁无杂物电缆孔洞是否封堵良好元件验收标志清晰是否便于更换是否外观良好是否固定良好要求接地的是否接地良好是否考虑发热因素端子排验收端子排是否无破损端子排离地高度大于350mm 端子排固定牢固端子排是否绝缘良好序号是否清晰接线是否安排合理接线是否整齐美观电缆验收电缆接线端子是否牢固，无松动电缆及线芯是否无损伤电缆固定是否牢固是否接地良好备用芯数量预留长度是否合理表示牌是否清晰正确图纸中是否确有此电缆对应空洞封是否堵良好端子接线发现的问题序号端子排编号所属电缆编号屏内接线号屏外接线号图中接线号通过严格的验收工作，发现了大量的问题。下面具体罗列出了在某某变电站的二次线验收中出现的27种错误。 1、二次线线冒标号与设计图纸不符 2、二次线线冒标号不清晰 3、二次线没有线冒 4、二次线接线位置与图中不符 5、发现桥线没做 6、图中没有接线，而实际有接线 7、电缆牌名称中电缆名称与设计图纸中不同 8、电缆牌中电缆终端名称与设计图纸不符 9、电缆牌中电缆终端与起端标反 10、发现电缆未接 11、图中有短接，而实际没有短接 12、图中无短路片，实际接短路片 13、图中有线，而实际没有接线 14、图中短接端子，与实际短接端子不同 15、图中无此电缆，而实际有 16、图中有电缆，而实际无 17、端子排没有标志 18、屏内部配线线冒号与图中不符 19、屏内部配线图中有线，实际没有 20、屏内实际有配线，而图中没有 21、屏内配线缺少线冒 22、屏内配线无短线而图纸中有短线 23、屏内配线短线与图纸不符 24、屏内接线位置与图中不符 25、图中标注的端子排所属屏与实际不符 26、图中没有画出的端子排实际有 27、发现端子缺少固定螺丝五、设备的传动试验设备传动试验是验收工作中的最重要环节，它是安装、调试工作的实际检验，能够真正的发现设备安装及二次接线中存在的问题。在试操作中，一定要设法将全部的二次接线考察到。一次设备间通过二次线上实现的闭锁逻辑一定要逐个测试，以保证各个转换接点工作的正确性。各种装置的信号线要尽量使用实际设备发出信号，如不能发出也要在元件上进行端接测试信号线的正确性。在各种试操作中有以保护带开关试验与监控系统对信号最为重要，此试验考察了保护装置、断路器开关和监控系统诸多环节的实际设备工作情况。在某某变电站的传动试验中共记录、考察了下列项目：模拟故障/异常名称、简报窗表示信息、保护一览表信息是否对应、跳闸开关、清闪功能是否正确、警报声音是否正确、状变一览表信息是否对应、光子牌信息、事故一览表信息是否对应、复归按钮是否动作正确。以上内容为结合本人工作实际，将开展设备验收及监控系统调试中，采用的实际方法、发现问题的经验总结。不足之处请各位读者批评指正。 18

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