风电项目并网调试大纲

1、风电场 并网调试大纲风电场并网调试大纲有限公司2021年月日1编制： 审核： 批准： 目 录1. 工程概况：12. 试验的质量目标及要求23. 试验依据及验收标准：34. 试验组织机构：35. 承担单位与部门分工：46. 主要调试工具配置47. 主要试验内容58. 试验检测的项目方法与指标要求109. 工作条件1610. 技术措施：1711. 安全措施：1712. 组织措施（组织管理）1813. 其它192风电场并网调试大纲工程项目名称：5万千瓦风电项目1. 工程概况：本工程位于省县乡境内，海拔高程3050m3090m之间，场址中心坐标为东经,北纬，厂区面积约为9.95km2。该风电场新建装机容量为50MW，共有20台单机容量为2.5MW的风电机组，20台35kV箱式变压器、厂内35kV集电线路，35kV开关站工程，工程总建设期为 12个月，生产运行期为20年。电气调试具体内容为：（1）20台箱式变压器所属设备交接性试验；（2）集电线路避雷器及熔断器交接性试验；（3）1 台35kV SVG变压器及隔离开关交接性试验；（4）35kV 配电装置充气开关柜7个间隔（1个 35kV SVG开关

2、柜间隔、 1个35kV站用变开关柜间隔，1个35kV母线PT开关柜间隔 、2个35kV风机进线柜间隔、2个35kV风电出线柜间隔）所属设备交接性试验；（5）1 台 35kV站用变交接性试验；（6）全站接地网试验；（7）全站高压电缆及20台箱式变压器高压电缆耐压试验（不包含出线间隔电缆）；（8）全站35kV站用变变压器保护装置1套、35kV SVG开关柜线路保护装置1套、35kV风机进线线路保护装置2套、35kV风电出线线路保护装置2套、35kVSVG变压器差动保护装置1套、35kV母线保护装置1套；35kV故障录波系统1套；公用测控装置1套；时间同步系统1套；电能量采集系统1套；快速调频系统1套；AGC及AVC系统1套；PMU采集柜1套;全站直流系统1套、交流系统1套、全站综自系统调试。电气调试工作特点：调试工期紧张，需合理安排调试人员进场；该工程为新建工程，调试必须严格按照工作票制度，加强安防措施，做到“五妨”，保证在规定工期内完成调试工作任务。为达到电网安全并网条件，所有电气设备的35kV电压等级的高压一次电气设备和二次保护装置，此次新增的所有电气设备站内的保护定值计算，已由工程有

3、限公司进行整定计算。35kV线路保护由青海海南供电公司进行整定计算。常规试验由工程有限公司调试试验人员进行外，其它特殊试验：包含SVG变压器油化、温度表、瓦斯继电器，35kV充气柜SF6气体、电压互感器、电流互感器，场区箱式变压器油化等均已委托青海省电气设备试验权威单位青海省电研科技有限公司检测。所负责的电气安装及调试结果完全满足甲方与有关标准规范的要求， 提供有资质单位和行业认可的报告资料，即通过乙方调试的一次设备、二次设备及保护装置系统调试结果完全能够通过供电部门的验收认可。2. 试验的质量目标及要求通过严格按照 GB50150-2016电气设备交接试验标准对青海公建投新能源有限责任公司切吉西5万千瓦风电项目公共基础设施工程项目电气设备进行试验检测，以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下可靠运行。严格按照经过双方共同审定的试验检测方案进行，严格试验检测程序与指标要求，对于试验检测后的设备与装置，进行必要的数据分析，特别是对于发现的问题要进行综合分析，分析清楚问题及其原因，为甲方提出处理建议。现场检测工作之前，应认真制定调试方案，充分作好工作前的准备工作，提前派有关技术与管理人

4、员到现场了解设备，熟悉图纸资料，作好技术准备工作；对照调试检测等服务工作项目及内容，提前准备好仪器设备与材料，作好物质的良好准备；切实作好项目的组织管理工作，安排技术过硬，有一定的能够完全胜任管理的人员参加或者负责工作，确保工作的顺利进行。通过这些措施，确保调试检测的工作质量，在保证期内发生确因未按照有关技术规范执行，以及违反有关合同的服务造成的质量缺陷， 乙方应当返工或者采用补就措施，但因制造质量、按照国家有关正常标准规范进行正常常规（例行技术服务）调试检测无力检测出的问题，以及甲方使用、维护等其它与乙方无关的原因引起的问题除外。现场具体实施的调试方案，要在本调试方案大纲的基础上，进一步细致与具体化，应达到能够实际执行操作的规范要求，主要应编制齐全被试设备的测试项目、试验方法、原理接线框附图、拆接线记录，测试操作步骤，注意事项，测试结果数据记录，指标要求，测试结果等详细的可实际调试的内容，实施方案要结合现场设备与设计图纸，厂家图纸资料进行， 必须与图纸和实物相符，以便真实可操作实施。3. 试验依据及验收标准：电气设备交接试验标准GB50150-2016； 电业安全工作规定（发电厂和变

5、电所部分）；继电保护及电网安全自动装置现场工作规定；电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点；继电保护及安全自动装置检验条例；甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。4. 试验组织机构：总承包单位管理总责任人：调试项目负责人：高压一次设备调试负责人：、二次保护调试负责人：、5. 承担单位与部门分工：技术部：负责技术工作，试验方案、试验报告等有关技术文件资料的审核与审批，负责试验检测技术的支持；项目部:负责试验检测工作的实施,试验方案、试验报告等有关技术文件资料的编制等有关项目工作。6. 主要调试工具配置序号名称型号编号数量备注1绝缘电阻测试仪ELT-50001143541套/2全自动变比测试仪BZC-H070041套/3回路电阻测试仪HTHL-100A070701台包括专用线包5直流电阻测试仪ZGY-111-20A070131套/6接地电阻表FSYB-D00990351套/7高压开关特性测试仪FSGKC070021套/8继电保护测试仪PW30AE100901051套/序号名称型号编号数量备注1绝缘电阻测试仪ELT-50001143541套/2全自动

6、变比测试仪BZC-H070041套/3回路电阻测试仪HTHL-100A070701台包括专用线包5直流电阻测试仪ZGY-111-20A070131套/6接地电阻表FSYB-D00990351套/7高压开关特性测试仪FSGKC070021套/ 9 7. 主要试验内容序号检查内容备注一一次设备调试1主变压器单体试验：包括绕组直流电阻测试、绕组及套管绝缘特性测量、变比误差测量、联接组别、铁芯绝缘电阻、耐压试验、变压器油试验。2隔离开关试验、断路器试验：包括绝缘电阻测试、回路电阻测试、操作机构特性测试、交流耐压试验、线圈直阻与绝缘电阻测试、拉杆绝缘测试、断路器机械特性测试、同期及时间测量、交流耐压（断口和相间）试验、分合闸速度；SF6 微水、检漏试验。3计量二次回路阻抗(负载)测试4电流互感器单体试验：包括绝缘电阻测试、绕组直流电阻测试、变比测试、极性检查、伏安特性测试、交流耐压试验(10kV 部分)、SF6 微水、检漏、角差比差试验(用于关口表)。如 CT 不是 SF6 介质不作SF6 微水、检漏，改作油试验或厂家承诺以及本体介损测量。5电压互感器单体试验：包括绝缘电阻测试、直流电阻测试、变

7、比测试、极性检查、伏安特性测试、角差比差试验（10kV 除外）电容式互感器测试介损及电容量、二次回路压降测试。6避雷器单体试验：包括绝缘电阻测试、直流泄漏电流测试、工频额定电压下泄漏电流测试、放电计数器动作及仪表检查。7SVG 装置：包括电抗器、绝缘电阻、耐压试验项目调试；相关联的设备按相应的项目调试。8全站接地电阻测量二保护及自动装置的单体调试1检查各保护屏及自动装置屏端子、背板的接线应正确且无松动现象，与设计图纸及有关保护说明书相符,检查各保护装置的单个插件的元器件规格、型号、焊接、接线应正确，符合设计要求。2进行各保护装置及自动装置的单体试验，单装置电源、零漂、刻度、定值输入、定值区切换、定值输入范围、开入、开出检查等。3按照保护厂家说明书进行各保护装置及自动装置的各种功能试验。4对自动装置功能进行检查：如故障录波数据采集单元模拟量启动、开关量启动功能检查；测控装置与后台监控系统进行遥信、遥测、遥控、遥调试验及微机五防检查；故障信息子站的故障报文核对；以及电度表屏、故障测距屏等装置的功能检查。三自动化系统调试1试验设备的要求：包括检验合格、技术性能符合要求、试验时加入的电气量与实

8、际情况相符。2试验电源及接线的要求：按相关规程规范的要求执行。3试验结果数据的要求：包括真实、准确、有效、在最大允许误差范围内、满足相关技术指标要求。4外观检查：包括屏体固定良好，无明显变形及损坏现象，各部件安装端正牢固；电缆的连接与图纸相符，施工工艺良好，压接可靠， 导线绝缘无裸露现象；端子排安装位置正确，质量良好，数量与图纸相符；切换开关、按钮、键盘等应操作灵活、手感良好；所有单元、连片、端子排、导线接头、电缆及其接头、信号指示等应有明确的标示，标示的字迹清晰无误；各插件插、拔灵活，各插件和插座之间定位良好，插入深度合适；各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确，芯片放置位置正确； 测控装置的硬件配置、逆变电源额定工作电压符合现场实际；各部件应清洁良好；装置接地线核查；CT、PT 接地点位置检查等等。5绝缘检查：使用 1000V 绝缘电阻表。包括交流电压回路对地、交流电流回路对地、直流回路对地、交流电压回路与交流电流回路之间、交流电压回路与直流回路之间、交流电流回路与直流回路之间。要求绝缘电阻值均不低于 10M。6直流电源检查：包括装置自启动、拉合直流电源、电压在 80%-110%间运行情况检查。7软件版本号检查：记录软件版本号，应具有唯一性。8时钟核对及整定值失电保护功能检查：整定完后，拉、合逆变电源不低于 5min，走时仍正确，整定值不发生变化。9出口继电器检查：按反措要求，测控装置的出口继电器动作值应在额定电压的 50%7

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