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智能变电站 油中溶解气体监测装置标准化作业指导书
2025-09-29 17:06:16 责编:小OO
文档
油中溶解气体监测装置调试作业指导书

              批      准:                 

              审      核:                 

              编      写:                  

              作业负责人:                  

1.应用范围

本指导书适用于国家电网公司66kV及以上电压等级智能变电站状态监测系统的现场调试工作,规定了现场调试的准备、调试流程、调试方法及标准和调试报告等要求。

2.引用文件

下列标准及技术资料所包含的条文,通过在本作业指导书中的引用,而构成为本作业指导书的条文。本作业指导书出版时,所有版本均为有效。所有标准及技术资料都会被修订,使用作业指导书的各方应探讨使用下列标准及技术资料最新版本的可能性。

DL/T860变电站通信网络和系统
Q/GDW383-2009智能变电站技术导则
Q/GDW394 330kV~750kV

智能变电站设计规范
Q/GDWZ410-2010高压设备智能化技术导则
Q/GDW534-2010变电设备在线监测系统技术导则
Q/GDW540-2010 

变电设备在线监测装置检验规范
Q/GDW535-2010 变电设备在线监测装置通用技术规范
Q/GDW536-2010 变压器油中溶解气体在线装置技术规范
Q/GDW616-2011基于DL/T860标准的变电设备在线监测装置应用规范

Q/GDW 739-2011 变电设备在线监测I1 接口网络通信规范

Q/GDW678-2011 

智能变电站一体化监控系统功能规范

Q/GDW679-2011 

智能变电站一体化监控系统建设技术规范变电站系统设计图纸

GB/T 7261

设备技术说明书

继电保护和安全自动装置基本试验方法
GB4208外壳防护等级(IP代码)

3.工作流程图

根据调试设备的结构、校验工艺及作业环境,将调试作业的全过程划分为以下校验步骤顺序,见图1。

图1 油中溶解气体单体调试流程图

4.调试前准备

4.1 准备工作安排

序号内容标准完成情况
1开工前向有关部门上报本次工作的材料计划
2根据本次校验的项目,组织作业人员学习作业指导书,使全体作业人员熟悉作业内容、进度要求、作业标准、安全注意事项要求所有工作人员都明确本次校验工作的作业内容、进度要求、作业标准、安全注意事项
3开工前,准备好施工所需仪器仪表、工器具、整定清单、相关材料、相关图纸、空白试验报告、本次需要改进的项目及相关技术资料仪器仪表、工器具应试验合格,满足本次施工的要求,材料应齐全,图纸及资料应符合现场实际情况
4根据现场工作时间和内容落实工作票工作票应填写正确,并按《电业安全工作规程》相关部分执行
4.2作业人员要求

序号内容备注
1现场工作人员应身体健康、精神状态良好
2作业人员必须具备必要的电气知识,掌握本专业作业技能,作业负责人必须具有本专业相关职业资格并经批准上岗
3全体人员必须熟悉《国家电网公司电力安全工作规程(变电部分)》的相关知识,并经考试合格

4.3试验仪器及材料

序号名称规格数量备注
1油色谱装置调试工具软件1套

2手持光数字测试仪1台
3试验尾纤若干
4其他工具(如有特殊需要)

4.4危险点分析及安全措施

类别危险点预控措施
防人身伤害走错调试区域严格执行操作票、监护制度和监护人管理制度,防止调试人员走错间隔。
防运行

设备误动

工作中将测试设备的电压电流引到运行设备,造成运行设备误动

工作负责人检查、核对试验接线正确并确认后,下令可以开始工作后,工作班方可开始工作。
防设备损坏工作中恢复接线错误造成设备不正常工作施工过程中拆接回路线,要有书面记录,恢复接线正确,严禁改动回路接线。
通信尾纤损坏

试验前必须保护通信链路的尾纤,做好标记并将光纤头防护罩盖好。试验完成后恢复该链路的尾纤,恢复前必须用酒精清洗尾纤头,尾纤恢复后才允许做通道对调。

5.单体调试

5.1 电源和外观检查

5.1.1电源检查

序号测试项目要求及指标备注
1正常工作状态下检验装置正常工作,内部电压输出正常
2110%额定工作电源下检验

装置稳定工作,内部电压输出正常
380%额定工作电源下检验

装置稳定工作,逐步降低电压,测试能正常工作的最小电压
4装置工作电源瞬间掉电和恢复装置断电恢复过程中无异常,通电后工作稳定正常
5.1.2外观检查

序号测试项目要求及指标备注
1整体检查外观整洁无破损,无明显掉漆、划伤现象,监测装置的电路、油路、气路布线规范、美观,铭牌、标志规范清晰。

2接线检查引出延长线应不影响设备正常的运行、检修、试验工作,应具有良好的紧固和防护措施,能够满足现场防潮、防雨、防尘等要求。
引出延长线的截面积应符合原设备设计要求,还应有防断线与过压保护措施。
3安装形式检查监测装置若安装在变压器本体取油阀处,须通过三通阀过渡。

采用循环油工作方式时,进油口与回油口应各自安装的阀门。

采用非循环油工作方式时,分析完的油样不允许回注主油箱,应单独收集处理。

油中溶解气体在线监测装置连接管路,应采用紫铜管或不锈钢管,外面包裹硬质保护管及必要的保温措施。

4装置自检自检正确,操作无异常
5……
5.2 绝缘检查

在外观检查的基础上确认:监测装置电气连接绝缘良好、符合动热稳定要求,油路、气路的连接无渗漏、锈蚀、满足密封要求;电缆(光缆)连接正常,接地引线、屏蔽接地牢固,无松动、虚接现象;电缆(光缆)引线应排列整齐,屏蔽和接地良好,电缆(光缆)孔应封堵完好;监测装置接地可靠,密封良好,驱潮装置工作正常。

    对于绝缘电阻的检查调试按照如下方式进行:

a) 按“GB/T 7261 继电保护和安全自动装置基本试验方法”第19章的规定和方法,进行绝缘电阻试验。在正常试验大气条件下,装置各电路与外露的可导电部分之间,以及各电路之间,绝缘电阻的要求见表1;温度+40℃±2℃,相对湿度(93±3)%恒定湿热条件下,装置各电路与外露的可导电部分之间,以及各电路之间,绝缘电阻的要求见表2。

b) 额定工作电压大于60V,用500V兆欧表测量;额定工作电压不大于60V,用250V兆欧表测量;

c) 施加电压时间不小于5s;

d) 合格判据:正常试验环境下,绝缘电阻值应不低于5M ;湿热条件下,绝缘电阻值应不低于1M 。

表1 正常试验环境下绝缘电阻要求

额定工作电压 Ur

绝缘电阻要求
Ur≤60V

≥5M (用250V兆欧表测量)

250>Ur>60V

≥5M (用500V兆欧表测量)

注:与二次设备及外部回路直接连接的接口回路绝缘电阻采用250>Ur>60V的要求。

表2 恒定湿热条件下绝缘电阻要求

额定工作电压 Ur

绝缘电阻要求
Ur≤60V

≥1M (用250V兆欧表测量)

250>Ur>60V

≥1M (用500V兆欧表测量)

注:与二次设备及外部回路直接连接的接口回路绝缘电阻采用250>Ur>60V的要求。

5.3 就地调试

 待油中溶解气体监测装置安装完毕以后,首先在装置侧进行就地调试,主要包括以下内容。

1) 接线回路及油样回路调试

a) 对照图纸逐一对线,确保每根接线正确无误;

b) 检查连接是否正确,油阀状态是否正确,装置的载气瓶等连接是否正确,压力是否符合要求。

c) 按照油色谱装置操作说明书的指导,完成相应的气密性检查。

d) 按照油色谱装置操作说明书的指导,给通油,并且给装置管路排气。

2) 电源上电调试

测试电源回路阻抗,跟施工单位联系,确认交直流电源屏接线正确。装置上电,检测装置电源电压是否正确,启动是否正确。

3) 油样测试调试

在确保油色谱装置连接正确及油路畅通可以进行油样测试以后,启动装置进行油色谱分析测试,并连接到终端设备查看并记录采样结果。

4)数据准确性检查

数据的准确性主要采用和最近一次变压器现场试验所得油色谱数据进行比对的方法,二者误差不应大于30%。

就地调试结果形成如下表格:

序号项目检查结果
1对照图纸逐一对线,确保每根接线正确无误
2检查连接是否正确
3油阀状态是否正确
4装置载气瓶等连接是否正确,压力是否符合要求

按照油色谱装置操作说明书的指导,完成相应的气密性检查。

按照油色谱装置操作说明书的指导,给通油,并且给装置管路排气。

5测试电源回路阻抗是否满足要求

6确认交直流电源屏接线正确
7装置上电后,检查装置电源电压是否正确,启动是否正确

8通过调试工具就地查看并记录采样结果,查看采样结果是否合理

9装置采样数据与最近一次变压器现场试验所得油色谱数据进行比对的方法,二者误差不应大于30%。

10……
5.4 远端调试

远端调试是指油中溶解气体装置就地调试完成以后,在后台进行的调试。主要包括以下内容。

1)后台屏柜外观检查

检查各处线缆的连接是否牢固可靠,对照图纸检查标识和吊牌等是否符合图纸和规范化的要求,如有错误,及时修改。

2)通信链路检查

a) 站控层与过程层通信链路检查

油中溶解气体监测装置通过光纤链路与站控层交换机(如有)进行连接,用光源和光功率计检查待调试油中溶解气体监测装置组网口与站控层交换机的连接是否正确,所连接光口的指示灯是否正常闪烁,在终端箱中的熔接位置和所连接的端口是否与设计图纸一致。

如果光口不亮说明光纤通道连接不正确或衰耗大,用光源和光功率计检查光纤通道。

如果光口灯正常点亮而没有IEC 61850报告,则说明光纤通道没有问题,很可能是对端装置配置错误,检查相应光口有无IEC 61850报告发出,如果没有需检查该装置配置。

b) 站控层交换机与后台CAC或者综合应用服务器通信链路检查

利用同样的方法检查站空层交换机与后台主机的通信链路(网线或者光纤)是否通畅。

3)功能检查

待上述两个步骤完成之后,按照厂家提供的icd文件的接口建模进行逐项的功能检查。

4)测点及数据对应检查

主要是指在后台服务器上对过程层装置采样上来的数据进行检查,确认后台服务器显示的数据是否是期望的装置本地测点的数据,包括位置和数值,逐一对应,排除错误,同时,检查装置本地测点采样数据的采样时间是否与后台服务器显示的测点对应一致。经过本部分的调试和检查,确保后台服务器显示数据的数值、位置和时间与装置本地期望测点的数值、位置和时间保持一致,其中允许数值因为算法和保留小数位数等原因稍有差异,但必须符合精度要求。

远端调试结果形成如下表格。

序号项目检查结果
1检查各处线缆的连接是否牢固可靠
2对照图纸检查标识和吊牌等是否符合图纸和规范化的要求
3检查待调试油中溶解气体监测装置组网口与站空层交换机的连接是否正确,所连接光口的指示灯是否正常闪烁
4光纤在终端箱中的熔接位置和所连接的端口是否与设计图纸一致
5检查站空层交换机与后台主机的通信链路(网线或者光纤)是否通畅

6按照厂家提供的icd文件接口建模进行逐项功能检查

7确认后台服务器显示数据的数值、位置和时间是否与装置本地期望测点的数值、位置和时间保持一致,数值符合精度要求
7……
6.竣工

序号内容备注
1全部工作完毕,拆除所有试验接线(先拆电源侧)
2仪器仪表及图纸资料归位。
3全体工作人周密检查施工现场、整体现场,清点工具及回收材料
4状态检查,严防遗漏项目
5工作负责人在检修记录上详细记录本次工作所修项目、发现的问题、试验结果和存在地问题等
6经值班员验收合格,并在验收记录卡上各方签字后,办理工作票终结手续
附录:调试报告

调试报告

变电站名称:

间隔名称:

调试负责人:

调试人员:  

调试日期:

1. 装置基本信息

序号
1装置型号
2生产厂家
3版本信息(程序、ICD)
4校验码
5……
6
7
2.电源检查

序号测试项目要求及指标备注
1正常工作状态下检验装置正常工作,内部电压输出正常
2110%额定工作电源下检验

装置稳定工作,内部电压输出正常
380%额定工作电源下检验

装置稳定工作,逐步降低电压,测试能正常工作的最小电压
4装置工作电源瞬间掉电和恢复装置断电恢复过程中无异常,通电后工作稳定正常
3.外观检查

序号测试项目要求及指标备注
1整体检查外观整洁无破损,监测装置的电路、油路、气路布线规范、美观,铭牌、标志规范清晰。

2接线检查引出延长线应不影响设备正常的运行、检修、试验工作,应具有良好的紧固和防护措施,能够满足现场防潮、防雨、防尘等要求。
引出延长线的截面积应符合原设备设计要求,还应有防断线与过压保护措施。
3安装形式检查监测装置若安装在变压器本体取油阀处,须通过三通阀过渡。

采用循环油工作方式时,进油口与回油口应各自安装的阀门。

采用非循环油工作方式时,分析完的油样不允许回注主油箱,应单独收集处理。

油中溶解气体在线监测装置连接管路,应采用紫铜管或不锈钢管,外面包裹硬质保护管。

4装置自检自检正确,操作无异常
5……
4.绝缘检查

序号项目环境

温湿度

绝缘电阻(MΩ)
1供电电源对地之间电阻
2供电电源两条线路之间电阻
3通信回路对地之间电阻
4通信回路两线之间电阻
5.就地调试

序号项目检查结果
1对照图纸逐一对线,确保每根接线正确无误
2检查连接是否正确
3油阀状态是否正确
4装置氮气瓶等连接是否正确,压力是否符合要求

5测试电源回路阻抗是否满足要求

6确认交直流电源屏接线正确
7装置上电后,检查装置电源电压是否正确,启动是否正确

8通过调试工具就地查看并记录采样结果,查看采样结果是否合理

9装置采样数据与最近一次变压器现场试验所得油色谱数据进行比对的方法,二者误差不应大于30%

6.远端调试

序号项目检查结果
1检查各处线缆的连接是否牢固可靠
2对照图纸检查标识和吊牌等是否符合图纸和规范化的要求
3检查待调试油中溶解气体监测装置组网口与站空层交换机的连接是否正确,所连接光口的指示灯是否正常闪烁
4光纤在终端箱中的熔接位置和所连接的端口是否与设计图纸一致
5检查站空层交换机与后台主机的通信链路(网线或者光纤)是否通畅
6按照厂家提供的icd文件接口建模进行逐项功能检查

7确认后台服务器显示数据的数值、位置和时间是否与装置本地期望测点的数值、位置和时间保持一致,数值符合精度要求
7.结论下载本文
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