GIS成套设备作业指导书

编号：BD—KHT—302云南火电建设公司调试所作业指导书工程名称：220kV开化变电站工程项目名称：GIS高压成套设备检验2012年05月28日发布2012年05月30日实施云南省火电建设公司调试所发布编号：BD—KHT—302-前言为保证220kV开化变电站工程交流系统GIS高压成套设备调试作业紧张有序地进行，科学合理地利用人力与物力资源，以及确保本工程能安全地生产、按质量按工期地完成，确保各工序全面处于受控状态，根据本工程的施工特点及要求，特编写本作业指导书。本作业指导书由云南省火电建设公司调试所提出本作业指导书由云南省火电建设公司调试所总工室归口本作业指导书起草人：严建工翟成林本作业指导书审核人：本作业指导书批准人：本作业指导书由云南火电建设公司调试所负责解释编号：BD—KHT—302-目次1适用范围2编写依据3工程概况4作业流程5安全风险辨析与预控6作业准备7作业方法8质量控制措施及检验标准编号：BD—KHT—3021、适用范围本作业指导书适用于220kV开化变电站GIS高压成套设备的调试工作。2、编写依据表2-1编写依据序号引用资料名称1GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》2DL408—1991《电业安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）》3220kV开化变电站工程设计图纸，施工组织设计及厂家资料等技术文件3、工程概况3.1、220kV开化变电站工程电气建设规模：电压等级：220kV/110kV/35kV主变压器：主变最终规模为3x180MVA，三相三卷有载调压变压器，本期建成2台。电气主接线：220kV部分：220kV采用双母线接线，按本期规模建设I、Ⅱ组母线，220kV进出线最终6回，本期新建2回，均至220kV文山变。110kV部分：110kV采用双母线接线，按本期规模建设I、Ⅱ组母线，110kV进出线最终14回，本期建成7回，分别至乾塘变2回，至氧化铝变专用变1回，至西山变3回，至城南变1回。35kV部分：35kV采用独立单母线接线，本期建成35kVI、II段母线,预留35kVIII段母线，35kV不出线，接所用变及无功补偿装置。无功补偿装置部分：变电站按照每台主变配置3组电容器考虑场地布置，最终装设9组电容器组；本期工程建设2台主变低压侧的无功补偿装置，即装设6组并联电容器。预留装设3组无功补偿装置的场地。3.2、220kV间隔采用252kVSF6气体绝缘金属封闭开关设备（GIS），厂家：北京北开电气股份有限公司。断路器额定电压：252kV，额定电流：4000A（母联间隔）、3150A（主变及出线间隔），额定短路开断电流：50kA，断路器操作型式：三相操作（主变进线及母联）、分相操作（出线）。隔离开关。额定电压：252kV，额定电流：4000A（母联间隔）、3150A（出线间隔）、3150A（主变进线、母线设备间隔），额定短时耐受电流：50kA（3s），操作型式为单相操作三相联动，并有防误操作的安全闭锁装置。和快速接地开关，快速接地开关关合电流：125kA，合闸时间≤0.1s；检修接地开关切合感应电流能力：感性电流80A，1.4kV；容性电流1.25A，5kV。电流互感器。型号：ZF19-252L,额定变比：2*600/1A（主变压器进线）、2500-4000/1A（母联）、2*800/1A（出线），准确级：5P30/5P30/5P30（主变压器进线间隔母线侧、母联间隔Ⅰ组母线侧、出线间隔母线侧）、5P30/5P30/0.5S/0.2S（主变压器进线间隔主变侧、母联间隔Ⅱ组母线侧、出线间隔线路侧），额定负载容量：30VA/30VA/20VA（主变进线间隔母线侧、母联间隔Ⅱ组母线侧、出线间隔母线侧）、30VA/30VA/30VA/20VA(主变进线间隔主变侧、母联间隔Ⅰ组母线侧、出线间隔线路侧)电压互感器。型号：JDQX8-220ZHB,接线：YN，ynO，开口三角形。变比：220√3/0.1√3/0.1√30.1√3/0.1kV、准确级次：0.2/3P/3P/3P级。避编号：BD—KHT—302第1页雷器。额定电压：204kV，持续运行电压：≥159kV直流参考电压：≥296kV3.3、110kV间隔采用126kVSF6气体绝缘金属封闭开关设备（GIS），厂家：北京北开电器股份有限公司。断路器额定电压：126kV，额定电流：3150A（主变进线间隔、母联间隔）、2500A（出线间隔），额定短路开断电流：40kA，断路器操作形式：三相操作；隔离开关型号：ZFW31-126G额定电压：126kV，额定电流：2500A（主变进线间隔、母联间隔、出线间隔、母线设备间隔）额定短时耐受电流：40kA。操作形式为：三相操作。并有防误操作的安全闭锁装置。和快速接地开关，快速接地开关关合电流：100kA，合闸时间≤0.1s；检修接地开关和快速接地开关切感应电流能力：感性电流50A，0.5kV，容性电流0.4A3kV。电流互感器：额定变比：1200-1600/1A（主变压器进线）、2500-4000/1A（母联间隔）、2*800/1A（出线间隔）。准确级次:5P30/5P30、5P30(主变压器进线间隔母线侧、母联间隔Ⅰ组母线侧、出线间隔母线侧)、5P30/0.5S/0.2s（主变压器进线间隔主变侧、母联间隔Ⅱ组母线侧、出线间隔线路侧），额定二次负载容量：30VA/30VA/20VA（主变压器进线间隔母线侧及主变侧、母联间隔Ⅰ组母线侧、出线间隔母线侧）、30VA/20VA（母联间隔Ⅱ组母线侧、出线间隔线路侧）。电压互感器：额定变比：110√3/0.1√3/0.1√3/0.1√3/0.1kV，连接组别：YN，ynO，开口三角形。准确级次：0.2/3P/3P/3P级。二次绕组额定负载容量：50/100/100/100VA。母线避雷器额定电压：100kV，持续运行电压：78kV，直流1mA参考电压：145kV。编号：BD—KHT—302第2页4、作业流程图4-1作业（工序）流程图编号：BD—KHT—302第3页5、安全分析与预控表5-1工作前安全风险辨析及预控措施表序号安全风险预控措施检查结果1试验电源无漏电保护开关加装漏电保护开关2设备接地不良牢固接地线3试验时就地无人监护派专人监护4试验人员未戴安全帽戴好安全帽5未经同意拆除安全防护设施派专人监护6离带电体太近，触电保持与带电设备的安全距离7把有故障的试验设备带到现场检查试验设备是否完好，是否在有效期内8隔离不当引起触电做好与带电设备的隔离措施，检查安全围栏和标示牌等安全措施，特别注意与临近带电设备的安全距离，防止走错间隔9误接非试验电源检查电源是否为独立试验电源，防止误跳运行设备10放置电源线时触及带电设备放置电源线时严禁将电源线抛起、甩动，放置完成后电源线必须固定11试验电源电压过高烧坏试验设备在接上检修电源前用万用表测量电源电压是否符合试验要求12操作不当损坏电气设备操作过程应设专人监护13高空坠落登高人员必须使用安全带，在GIS本体上移动应注意防滑及障碍物的影响14感应电压伤人试验时在开关的一侧挂接接地线或合上接地开关15误进入试验场地耐压试验时挂明显标示牌，设专人监护16绝缘检查时误触电由两人进行，穿绝缘鞋，戴绝缘手套17机械误伤操作时所有柜门必须关闭，本体上无人作业，现场有人监护18室内SF6气体浓度高，窒息试验前应开启室内风机，进行足够时间的通风，保持气流通道畅通19试验引线和临时接地线未拆除，现场遗留工具试验工作结束后进行认真的检查，确认试验引线和临时接地线已拆除，现场无遗留工具和杂物注：安全风险辨析与控制措施表在有新的风险因素及控制措施时可增加补充。请您认真检查并签名确认，您的签名意味着将承担相应的安全质量责任。编号：BD—KHT—302第4页施工单位检查人：监理单位检查人：日期：日期：注：对存在风险且控制措施完善填写“√”，存在风险而控制措施未完善填写“×”，不存在风险则填写“—”，未检查项空白。6、作业准备6.1人员配备表6-1作业人员配备工序名称建议工作人数负责人数监护人数GIS（HGIS）设备4116.2工器具及仪器仪表配置表6-2主要工器具及仪器仪表配置序号名称规格/编号单位数量备注1绝缘电阻表3121只1只2回路电阻测试仪JYL台1台3直流电阻测试仪AST40A套1套4互感器测试仪CTP-200台1台5高压开关测试仪DB-8001套1套6SF6便携式色谱系统中分2000套1套7便携式精密露点仪RA-601FD套1套8直流发生器EGS250/3套1套9串联谐振交流耐压设备HDSR-F套1套7、作业方法7.1作业条件检查7.1.1GIS成套设备已安装完毕7.1.2所有使用的测量仪表均经检验合格，并在检定周期内。7.1.3试验前将GIS隔离开关（接地开关）接线板擦拭干净。7.2主回路电阻测量（1）采用直流压降法，测试电流不小于100A。（2）有引线套管的，可利用引线套管注入电流进行测量。（3）若接地开关导电杆与外壳绝缘时，可临时解开接地连线，利用回路上的两组接地开关导电杆测量回路进行测量。（4）若接地开关导电杆与外壳不能绝缘分隔时，先测量导体与外壳的并联电阻R0和外壳的编号：BD—KHT—302第5页直流电阻R1，然后按下式换算：R=R0R1/（R1R0）。7.3元件试验7.3.1断路器操动机构试验（1）测量分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻。用500V绝缘电阻表分别测量分闸线圈和合闸线圈对地的绝缘电阻，用万用表分别测量分闸线圈和合闸线圈的直流电阻；测量分、合闸线圈的绝缘电阻值，不应低于10M；直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。（2）储能电机检查。用500V绝缘电阻表测量电机的绝缘电阻；输入电机额定的电压，检查电机运转是否正常和储能机构工作是否正常。（3）合闸操作的操作电压在85％～110％Un时操动机构应可靠动作。（4）分闸操作的操作电压在大于65％Un时，应可靠地分闸；当小于30％Un时，不应分闸。（5）测量断路器导电回路对地的绝缘电阻。断路器在合闸状态，分别测量每相导电回路对地的绝缘电阻。（6）测量每相导电回路的直流电阻。用大电流回路电阻测试仪分别测量每相导电回路的直流电阻。（7）断路器的特性试验。用高压开关特性测试仪分别测量断路器的分、合闸时间，同期性时间，测量断路器主触头分、合闸的同期性，应符合产品技术条件的规定。7.3.2金属氧化锌避雷器试验（1）若金属氧化锌避雷器、电磁式电压互感器与母线之间连接有隔离开关，在做工频耐压前做老化试验时，可将隔离开关合上，加额定电压检查电磁式电压互感器变比、氧化锌避雷器阻性电流和全电流。（2）若金属氧化锌避雷器、电磁式电压互感器与母线之间连接无隔离开关，在做工频耐压试验前不能将联线连接，待工频耐压试验后再装。装回后加额定电压，检查电磁式电压互感器变比、氧化锌避雷器阻性电流和全电流。（3）不管金属氧化锌避雷器、电磁式电压互感器与母线之间连接有无隔离开关，待工频耐压试验后，加额定电压检查电磁式电压互感器变比、氧化锌避雷器阻性电流和全电流。（4）线路金属氧化锌避雷器与母线之间连接无隔离开关，在做工频耐压试验前不能将联线连接，待工频耐压试验后再装。装回后加额定电压测量氧化锌避雷器阻性电流和全电流。7.3.3电流互感器试验（1）绝缘检查。（2）极性检查。（3）变比检查。（4）励磁特性试验（电磁式电压互感器在连接避雷器后可能出现励磁特性误差，需解开与避雷器连接，或在电压互感器安装前做此项试验）。7.3.4SF6气体微水含量测量（1）SF6气体微水含量测量必须在充气至额定气体压力下24h小时后进行。测量时，环境相对湿度一般不大于85％。（2）采用露点法测量。7.3.5SF6气体密封性试验检漏必须在充气24h小时后进行。（1）采用检漏仪检漏法进行定性检漏。（2）用灵敏度不低于1L/L的气体检漏仪沿着外壳焊缝、接头结合面，法兰密封、转动密封、滑动密封面，表计接口等部位，用不大于2.5mm/s的速度在上述部位移动，检漏仪应无反应，则认为试品密封性良好。编号：BD—KHT—30