数字化变电站调试方案
220kV龙兴北智能化变电站
调试方案
重庆市送变电工程有限公司
2013年10月
1.时间安排：2013.10.20—2013.1
2.31
2.组织措施
2.1.调试负责人：王伟
职责：负责全站保护、自动化、通讯、直流调试的人员统筹安排、文明施工。
电话：686669
2.2 安全负责人：王晓云
职责：负责全站人身安全及生产安全。
电话：654088
2.3.继保调试专业质量负责人：甘平
职责：负责全站继电保护方面所有技术管理及生产质量。
电话：612089
2.4.通讯自动化调及直流试专业负责人：罗娟
职责：负责全站通讯自动化调及直流方面所有技术管理及生产质量。
电话：677421
3.安全措施
4.技术措施
4.1.在进行CT升流、PT加压试验时应检查所有回路是否正确，并且在工作时应通知所有现场其他工作人员注意，并与其设备保持安全距离，CT升流时应严禁二次开路，PT加压时应严禁二次短路。
4.2.电流回路一次通电在C.T接线盒处、主变压器上面及高于地面两米以上的地方工作时，必须正确佩戴全方位抗打击安全带。
4.3.施工电源线必须牢固连接，电源盘必须安装漏电保护器，搭接电源的工具必须绝缘良好，在搭接前应断开电源后方可搭接。
4.4.作开关传动试验时，必须通知现场所有人员注意，严禁任何人员接近该设备或者在该设备上的任何回路工作，派人到现场看守，开关上的所有作业必须停止。
4.5.电流互感器作一次通电时，不得在二次电流回路上进行改接线，切换仪器仪表等工作，防止开路后的高电压伤人
4.6.电压互感器二次回路加压前，必须采取：断开所有小空气开关；在互感器接线盒内撤开电缆线（或短接接线端子）；检查220KV电压切换装置在正确状态，保证不会倒电至其它回路和其它P.T的有效措施。
4.7. 电压互感器二次回路加压过程中，必须保证各工作点之间的通信联系畅
通，各加压屏位应有人看守，此时不得进行二次回路的改接线工作，发现问题立即断开试验电压。
4.8.测量二次回路绝缘电阻时，应停止在二次回路上的所有工作，测量完毕并对回路放电后方可开始工作
4.9.二次回路耐压试验必须在二次回路绝缘电阻测试合格后进行，试验时，必须在所有带有试验电压的端子箱、操作箱、保护屏、测控屏等设备处派人看守，防止触电伤人。
4.10 对继电保护装置进行单体调试，单体调试按作业指导书进行。
4.11 二次回路绝缘及耐压试验，全部二次回路绝缘使用1000V兆欧表测试不得低于1MΩ.对重要回路如：重瓦斯、速动油压、绕组温高，油温高等跳闸接点应专门测试接点之间绝缘最小不能低于10MΩ。
4.12 电流回路检查试验，所有电流回路应接线正确，每组CT只能一点接，应对电流回路进行通电试验以检查接线正确。对所有CT应作现场使用变比和极性测试。
4.13 二次电压回路试验，检查从PT接线盒开始所有PT二次回路接线正确220kVPT、110kVPT及10kV PT的N600应连每个电压等级各自连通并在相应的电压等级处一点接地。
4.14 站用变配电检查
380V低压站用配电柜、站变室交流分配屏和试验电源屏待接线安装完毕后，厂家配合上电、调试检查其正确性。
5.试验仪器清单
220kV龙兴北智能变系统简介
变压器：最终3×240MVA，本期2×240MVA，有载调压风冷变压器，电压等级220/110/10kV，220kV及110kV侧为双母分段接线，10kV为单母线分段接线，#1、#2号变10kV侧为双分支接线，本期上2－3段。
220kV出线：最终8回，本期2回，母联1回，220kVI、II段母线PT各1组。
110kV出线：最终18回，本期8回，预留10回，母联1回，110kVI、II段母线PT各1组。
10kV出线：最终出线12回，电容12回，站变2台；本期电容8回，站变2台，电抗4回。
直流系统：本站设置一体化电源1套，其中包含站用交流电源，直流电源，交流不间断电源（UPS），通信直流变换电源（DC/DC)，本站设置有两组阀控式密封铅酸蓄电池，每组容量为500Ah，每组104支。
整站建立在DL/T860通信技术规范基础上，按分层分布式来实现智能变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。从整体上分为三层：站控层、间隔层、过程层。
全站自动化系统的监控范围按照DL/T5149—2011规程执行，并且增加一体化电源。
●站控层与间隔层保护测控等设备采用DL/T860通信协议。
●间隔层与过程层合并单元通讯规约采用DL/T860通信协议。
●间隔层与过程层智能终端采用GOOSE通信协议。
●本站设立一套GPS对时系统，站控层系统采用SNTP网络对时，间隔层、过
程层设备采用IRIG—B码对时。
。
GOOSE信息传输模式：10kV低周低压减载装置、主变保护跳母联（或分段）、母差采用GOOSE网络跳闸，其他保护装置的跳合闸GOOSE信号采用光纤点对点方式直接接入就地智能终端；测控装置的开出信息、逻辑互锁信息、断路器机构的位置和告警信息以及保护间的闭锁、启动失灵信息通过GOOSE网络进行传输。
SMV采样值信息传输模式：保护与合并单元点对点方式直接连接，测控、电
度、录波、网络记录通过过程层网络采样。变压器的非电量保护采用电缆直接跳闸。低周减载采样值采用直接采样。
10kV采用常规互感器，配置保护测控一体化装置。
220kV龙兴北智能变调试工作
一、调试方案制定依据
《智能变电站继电保护技术规范》
《国家电网公司2011年新建智能变电站设计补充规定》
《国家电网公司智能变电站优化集成设计建设指导意见》
《220kV智能变电站设计规范》
《DL/T860工程继电保护应用模型》
通讯协议：DL/T860
额定交流电压（数字量）：GB 20840.7-2007
额定交流电流（数字量）：GB 20840.8-2007
工作环境：GB/T 15145-94
继电保护和安全自动装置技术规程：GB14285-1993
二、调试前培训内容
1．包括培训前准备、培训二次调试相关内容、应该掌握的数字化变电站相关基础知识、数字化变电站用调试工具使用方法、调试人员基本素质要求等。2．要求相关调试人员熟悉全站装置的联接方式，各类通讯协议的运行方式及站内设备虚端子配置。
3．要求相关调试人员能熟练操作各类数字化变电站用调试工具及设备，以完成各类相关实验。
4．要求相关调试人员对数字化变电站相关知识有所了解，对本站配置的特别之处有所了解。
三、调试项目：
全站的保护：主变、线路、电容、站变、公用回路以及网络系统。
全站自动化：遥信、遥测、遥控。
全站直流通讯。
四、调试内容
1、全站直流的检查及开关、刀闸拉合试验。
1.1 对全站开关、刀闸、地刀的就地/远方分合试验，对应到各自的智能操作
箱的位置是否正确。
2、CT回路检查：包括电流互感器极性、变比、伏安特性、准确级、二次回路以及绝缘的检查。
2.1 电流互感器的极性试验：用电流互感器测试仪对电流互感器进行通电试
验，通过对电流互感器一次加大电流，然后采集电流互感器二次线圈互
感出的电流方向来判断电流互感器的极性。
2.2 电流互感器变比试验：用电流互感器测试仪对电流互感器一次进行升流，
然后通过采集电流互感器二次线圈互感出的电流大小来确定变比，然后
再看相应支路的保护装置显示值是否正确。
2.3 电流互感器的伏安特性：电流互感器P级的二次绕组要进行伏安特性试
验，通过对电流互感器二次绕组加电压，测出电流互感器的允许负载、
拐点电流电压，通过计算来算出电流互感器误差是否满足在10%以内。
2.4 绝缘测试：电流回路检查完毕后，要进行绝缘检查，绝缘值必须达到合
格值。
*注意：CT二次回路在试验过程中严禁开路。
3、PT回路检查：包括全站母线PT二次回路、刀闸切换、PT并列、PT加压试验；线路PT二次回路、PT加压试验；全站PT接地、击穿保险绝缘测试。
3.1 母线PT检查。
3.1.1 母线PT回路从二次抽头出来需过单相空开，刀闸辅助节点，然后
在去母线PT智能终端。
3.1.2 PT二次加压、刀闸切换及PT并列试验：通过效验仪A660对PT进
行二次加压，在加压前必须将PT单相空开断开，加I母保护电压，
合上除母联外所有支路的I母刀闸，看相应线路、母差、主变保护
装置电压是否显示正确；加II母保护电压，合上除母联所有支路
的II母刀闸，看相应线路、母差、主变保护装置电压是否显示正
确；加I母计量电压，合上除母联外所有支路的I母刀闸，看相应
线路、母线、主变测控装置电压是否显示正确；加II母计量电压，
合上除母联外所有支路的II母刀闸，看相应线路、母线、主变测
控装置电压是否显示正确；加I母保护及计量电压，合上除母联所
有支路的II母刀闸，看相应的线路和主变保护、测控装置和没有
电压，合上母联的开关和刀闸，将并列把手打到并列，看线路和主
变保护、测控装置电压显示是否正确；加II母保护电压，合上除
母联外所有支路的I母刀闸，看相应的线路和主变保护、测控装置
没有电压，然后合上母联的开关和刀闸，将并列把手打到并列，看
线路和主变保护、测控装置电压显示是否正确。
3.2 线路PT检查：
3.2.1 线路PT回路从二次抽头出来需过单相空开然后分别进电压继电器
和相应的线路智能终端柜。
3.2.2 线路PT加压试验：断开线路PT的单相空开，通过效验仪A660对
线路PT进行二次加压，看相应的线路保护装置显示是否正确，然
后加压让电压继电器动作，然后检查应该不能合上相应线路的线路
侧地刀。
3.3 PT接地：220kV和110kV的母线PT、线路PT的N600必须全部沟通然后
在PT智能终端一点接地，10kV的所有支路的PT的N600必须全部沟通
在其中一个分支PT的开关柜接地，N600沟通后，用绝缘电阻测试仪对
一点接地进行绝缘测试，绝缘值必须达到合格值。
3.4 PT击穿保险绝缘测试：用绝缘电阻测试仪对击穿保险进行绝缘测试，绝
缘值必须达到合格值。
*注意：试验过程中严禁PT二次回路短路。
4、主变本体检查：包括本体的套管CT、间隙CT、非电量、闭锁有载调压、中性点刀闸、过负荷起风冷。
4.1 套管CT、间隙CT二次检查及试验：套管CT通过对线的方式将CT二次
线对到主变汇控柜，由于本站主变本体的套管CT除了零序要用，其他套
管CT全部未用，所以在主变本体汇控柜要将其他未用的套管CT二次抽
头短接然后接地，零序CT就用效验仪A660进行二次加流试验，看相应
的主变保护装置是否显示正确；间隙CT则可以通过一次升流的办法进行
试验，看相应的主变保护装置是否显示正确。
4.2 非电量：主变的非电量包括有本体重瓦斯、本体轻瓦斯、有载重瓦斯、
本体压力释放，有载压力释放，本体油位计，有载油位计，压力突变，
油温，绕温，我们将这几个信号实发进主变本体智能终端柜，看智能终
端上开入显示灯是否正确，然后看主变本体保护装置的开入是否正确，
并且可以跳闸的开入能否正确出口，油位计有高油位和低油位，油温的
报警和跳闸温度值必须试验。
4.3 闭锁有载调压：检查就地和远方的档位是否对应，分别在就地、远方、
和装置进行操作，看是否正确，因为闭锁有载调压是用就地的一个电流
继电器，所以我们效验仪给电流继电器加流，达到继电器的动作值后，
会闭锁调档。
4.4 过负荷起风冷：检查风冷手动时是不可以正确转动，检查自动时风冷是
不会根据温度的变化起动相应的风机，然后温度下降风机是否正常停止
转动，当电流达到一定值是不也会相应的起风冷。
5、配合厂家组网，梳理全站网络：根据设计原理图和厂家资料将全站的光纤进行整理，将220kV和110kV的间隔层A、B柜、线路保护柜、主变保护柜、线路测控柜、主变测控柜、GIS本体智能终端的光配的光缆编号全部抄出来，然后根据设计图和厂家白图进行光纤的跳接。
6、保护装置逻辑效验及整组传动试验。
6.1.1主变保护A屏保护试验
（1）差动保护动作跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3），启动220KV，110KV失灵。
（2）220KV复压过流1T1跳220KV母联一圈、二圈，1T2跳202（3）一圈、二圈，2T2跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）；启动220KV，110KV失灵
（3）220KV零序过流1T1跳220KV母联一圈、二圈，1T2跳202（3）一圈、二圈，2T2跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）；，启动220KV，
110KV失灵
（4）220KV间隙保护跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3），启动220KV，110KV失灵
（5）220KV过负荷闭锁调压（用就地继电器）
（6）110KV复压过流1T1跳110KV母联，1T2跳102（3），2T2跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）；启动220KV，110KV失灵
（7）110KV零序过流1T1跳110KV母联，1T2跳102（3），2T2跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）；，启动220KV，110KV失灵
（8）110KV间隙保护跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3），启动220KV，110KV失灵
（9）110KV过负荷闭锁调压（用就地继电器）
（10）10KV过流T1跳902（3），T2跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3），启动220KV，110KV失灵。
*主变保护B屏保护试验与A屏相同。
6.1.2 非电量保护试验
（1）主变本体重瓦斯保护动作跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）
（2）主变有载重瓦斯保护动作跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）
（3）主变绕组过温、压力释放、压力突变、本体轻瓦斯、有载轻瓦斯、本体油位异常、有载油位异常、油温高、绕组温高动作报警。
6.1.3 启动母差失灵及解除母差复压闭锁
（1）主变A、B屏电量保护动作跳202（3），开入202（3）开关失灵装置，启动kV220母差失灵。
（2）主变A、B屏电量保护动作跳202（3），开入202（3）开关失灵装置，解除220kV母差复压闭锁。
（3）主变A、B屏电量保护动作跳102（3），启动110kV母差失灵。
6.2.1线路保护屏
（1）保护A屏试验用尾纤将保护装置的收发连接、控制字投自环、投主保护模
拟开关合上并充电成功、投单重、分别设A相、B相、C相单相瞬时故障、单跳单重成功；模拟开关合上并充电成功、投单重、分别设A相、B相、C相单相永久故障、单跳单重后三跳、并记录加速跳闸时间。
（2）沟三压板检查、设单相故障、投沟三压板、单相故障三跳。
（3）保护B屏试验用尾纤将保护装置的收发连接、控制字投自环、投主保护。
模拟开关合上并充电成功、投单重、分别设A相、B相、C相单相瞬时故障、单跳单重成功。模拟开关合上并充电成功、投单重、分别设A相、B相、C 相单相永久故障、单跳单重后三跳、并记录加速跳闸时间。
（4）沟三压板检查、设单相故障、投沟三压板、单相故障三跳。
6.2.2至重合闸压板检查
（1）A屏重合闸停用、投“启动重合闸公共端”压板、B屏的重合闸投入、保护“不对应重合闸”控制字设“0”、保护动作单跳单重成功。
（2）B屏重合闸停用、投“启动重合闸公共端”压板、A屏的重合闸投入、保护“不对应重合闸”控制字设“0”、保护动作单跳单重成功。
6.2.3失灵启动回路检查
（1）分别作A、B、C、单相故障启动失灵、投分相失灵启动压板、检查母差保护1屏、2屏失灵开入情况。
（2）三相短路试验、投三相失灵启动压板、短接TJR、TJQ三相动作、检查母差保护1屏、2屏失灵开入情况。（以上保护1屏、2屏均应作试验）。
6.2.4带断路器实际跳闸及重合闸试验。
（1）A屏分别加入A、B、C单相瞬时故障、启用单重方式。检查保护一跳单跳单重正确情况。
（2）B屏分别加入A、B、C单相瞬时故障、启用单重方式。检查保护二跳单跳单重正确情况。
6.2.5与对侧联调
光纤对调（差动）
（1）通道检查24小时无故障。
（2）本侧保护加入Ia、Ib、Ic电流、对侧在保护装置上查看相应的电流数值。（3）对侧保护加入Ia、Ib、Ic电流、本侧在保护装置上查看相应的电流数值
（4）本侧起动发远跳命令、对侧加起动电流跳开关
（5）对侧起动发远跳命令、本侧加起动电流跳开关
（6）对侧开关在跳开位置，本侧主保护投入，加保护动作值，开关跳闸。（7）对侧开关在合上位置，本侧主保护投入，加保护动作值，开关不跳闸。（8）本侧开关在跳开位置，对侧主保护投入，加保护动作值，对侧开关跳闸。（9）本侧开关在合上位置，对侧主保护投入，加保护动作值，对侧开关不跳闸光纤对调（差动）
（1）通道检查24小时无故障。
（2）本侧保护加入Ia、Ib、Ic电流、对侧在保护装置上查看相应的电流数值。（3）对侧保护加入Ia、Ib、Ic电流、本侧在保护装置上查看相应的电流数值（4）本侧起动发远跳命令、对侧加起动电流跳开关
（5）对侧起动发远跳命令、本侧加起动电流跳开关
（6）对侧开关在跳开位置，本侧主保护投入，加保护动作值，开关跳闸。（7）对侧开关在合上位置，本侧主保护投入，加保护动作值，开关不跳闸。（8）本侧开关在跳开位置，对侧主保护投入，加保护动作值，对侧开关跳闸。（9）本侧开关在合上位置，对侧主保护投入，加保护动作值，对侧开关不跳闸*注意：主变后备保护跳闸矩阵的验证，母差起失灵和解复压的开入，母差跳各支路接永跳。
6.3 220kV母差系统调试方案
6.3.1 220KV母差保护一屏各回路开关跳闸试验。
1E（1）加入故障电流母差保护动作，跳1E开关，且重合闸放电不重合。同时检查1E两保护屏外部跳闸开入情况。
（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。
（3）检查母线刀匝开入情况
2E（4）加入故障电流母差保护动作，跳2E开关，且重合闸放电不重合。同时检查2E两保护屏外部跳闸开入情况。
（5）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。
（6）检查母线刀匝开入情况
1B（7）加入故障电流母差保护动作，跳#2主变220KV开关，且重合闸放电不重合。同时检查#1主变两保护屏外部跳闸开入情况。
值，加母差失灵启动电流，母差失灵动作开关跳闸
（9）检查母线刀匝开入情况
2B（7）加入故障电流母差保护动作，跳#3主变220KV开关，且重合闸放电不重合。同时检查#3主变两保护屏外部跳闸开入情况。
（8）主变保护失灵解闭锁开入，失灵动作开入，三相电压大于电压闭锁定值，加母差失灵启动电流，母差失灵动作开关跳闸
（9）检查母线刀匝开入情况
#212（10）检查母联开关位置TWJ在母差屏上位置一致。
(11)加入故障电流母差保护动作，跳220KV母联开关。
(12)检查母联开关位置TWJ在母差屏上位置一致。
(13)加入故障电流母差保护动作，跳220KV母联开关。
(14)检查母线刀匝开入情况
6.3.2 220KV母差保护二屏各回路开关跳闸试验。
1E（1）加入故障电流母差保护动作，跳1E开关，且重合闸放电不重合。同时检查1E两保护屏外部跳闸开入情况。
（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。
（3）检查母线刀匝开入情况
2E（4）加入故障电流母差保护动作，跳2E开关，且重合闸放电不重合。同时检查2E两保护屏外部跳闸开入情况。
（5）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。
（6）检查母线刀匝开入情况
1B（7）加入故障电流母差保护动作，跳#2主变220KV开关，且重合闸放电不重合。同时检查#2主变两保护屏外部跳闸开入情况。
（8）主变保护失灵解闭锁开入，失灵动作开入，三相电压大于电压闭锁定值，加母差失灵启动电流，母差失灵动作开关跳闸
（9）检查母线刀匝开入情况
2B（7）加入故障电流母差保护动作，跳#3主变220KV开关，且重合闸放电不重合。同时检查#3主变两保护屏外部跳闸开入情况。
值，加母差失灵启动电流，母差失灵动作开关跳闸
（9）检查母线刀匝开入情况
#212（10）检查母联开关位置TWJ在母差屏上位置一致。
(11)加入故障电流母差保护动作，跳220KV母联开关。
(12)检查母联开关位置TWJ在母差屏上位置一致。
(13)加入故障电流母差保护动作，跳220KV母联开关。
(14)检查母线刀匝开入情况
6.4 110KV母差调试方案
加入故障电流母差保护动作，跳西永一回开关，且重合闸放电不重合。
同时检查西永一回保护屏外部跳闸开入情况。加入失灵动作电流，同时
开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。检查母线刀匝开入情况
1Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳1Y开关，且重合闸放电不重合。同时检查1Y保护屏外部跳闸开入情况。
（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况
2Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳2Y开关，且重合闸放电不重合。同时检查2Y保护屏外部跳闸开入情况。
（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况
3Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳3Y开关，且重合闸放电不重合。同时检查3Y保护屏外部跳闸开入情况。
（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况
4Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳4Y开关，且重合闸放电不重合。同时检查4Y保护屏外部跳闸开入情况。
（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况
5Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳5Y开关，且重合闸放电不重合。同时检
查5Y保护屏外部跳闸开入情况。
（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况
6Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳6Y开关，且重合闸放电不重合。同时检查6Y保护屏外部跳闸开入情况。
（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况
2B（1）加入故障电流母差保护动作，跳2#主变110KV开关，且重合闸放电不重合。同时检查2#主变两保护屏外部跳闸开入情况。
（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作
（3）检查母线刀匝开入情况
3B（1）加入故障电流母差保护动作，跳3#主变110KV开关，且重合闸放电不重合。同时检查3#主变两保护屏外部跳闸开入情况。
（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作
（3）检查母线刀匝开入情况
#112（1）检查母联开关位置TWJ在母差屏上位置一致。
（2）加入故障电流母差保护动作，跳110KV母联开关。
6.5主变故障录波调试方案
6.5.1电压输入测试
（1）检查220KV I母、II母电压U
ha 、U
hb
、U
hc
、U
hl
、U
hn
零漂，各相加入额定
电压，检查电压的幅值和相位采样的精度。
（2）检查110KV I母、II母电压U
ma 、U
mb
、U
mc
、U
ml
、U
mn
零漂，各相加入额定
电压，检查电压的幅值和相位采样的精度。
（3）检查10KV I母、II母、III母、IV母电压U
la 、U
lb
、U
lc
、U
ln
零漂，各相
加入额定电压，检查电压的幅值和相位采样的精度6.5.2电流输入测试
（1）检查2#主变220KV侧电流I
ha 、I
hb
、I
hc
、I
hn
零漂，各相加入额定电流，检
查电流的幅值和相位采样的精度。
（2）检查2#主变110KV侧电流I
ma 、I
mb
、I
mc
、I
mn
零漂，各相加入额定电流，检
查电流的幅值和相位采样的精度。
（3）检查2#主变10KV侧电流I
la 、I
lb
、I
lc
、I
ln
零漂，各相加入额定电流，检
查电流的幅值和相位采样的精度。
（4）检查3#主变220KV侧电流I
ha 、I
hb
、I
hc
、I
hn
零漂，各相加入额定电流，检
查电流的幅值和相位采样的精度。
（5）检查3#主变110KV侧电流I
ma 、I
mb
、I
mc
、I
mn
零漂，各相加入额定电流，检
查电流的幅值和相位采样的精度。
（6）检查3#主变10KV侧电流I
la 、I
lb
、I
lc
、I
ln
零漂，各相加入额定电流，检
查电流的幅值和相位采样的精度。
6.5.3开关量开入测试
（1）对照图纸和实际接线原则正确输入开关量定义
（2）分别对2#主变A、B屏开入到故障录波屏开关量一一对应检查。
（3）分别对3#主变A、B屏开入到故障录波屏开关量一一对应检查
6.5.4模拟故障输入，录波试验
（1）加入越限电压，录波屏动作并录波
（2）加入越限电流，录波屏动作并录波
（3）短接开关量输入，录波屏动作并录波
（4）同时模拟电压，电流，开关量故障输入，录波屏动作并录波。
*220kV线路、110kV线路故录同主变故录一样。
6.6 10KV电容器调试方案
（1）模拟开关合上并充电成功、模拟瞬时故障，开关跳闸成功。
6.7 10KV站用变调试方案
（1）模拟开关合上并充电成功、模拟瞬时故障，开关跳闸成功。
7、电容的差压：通过对线的方式检查回路的正确性，在通过试验的方式验证差
压保护。
*电容差压回路不过空开。
自动化
1、遥控：对全站所有一次设备进行后台操作，然后看位置是否对应。
2、遥测：对全站的回路进行二次加流和加压，然后看后台上显示的值是否正确，
然后通过变换所加电流电压的角度，看有功无功输入输出是否正确。
3、遥信：全站所有信号包括一次设备的位置，保护的动作，装置的告警等等，
都要进行一一实发。
*注意：由于是数字站，自动化遥信要比常规站多很多，比如：SV、GOOSE告警等等都必须让厂家人员配合实际发出。
直流及通讯部分
1、检查直流系统接线正确性。
2、2组220V 500Ah蓄电池放电实验。
3、直流屏对地绝缘测试、直流系统模拟接地实验及绝缘监察仪校验。
4、直流馈电屏光字牌告警信号实验，至后台机遥信信号实验。
变电站电气调试方案
变电站电气调试的基本方案 电力工程中，从最初的图纸设计到投入运行，电气设备的调试是相当重要的一步，预结算书里电气调试也是必不可少的，让我们一起简单的了解和学习电气调试的基本项目和操作。 电气调试主要指的是电气设备的调整和试验。 在现场按照设计图纸安装完毕后不可以直接投入运行。为了使设备能够安全、合理、正常的运行；避免发生意外事故给国家造成经济损失、避免发生人员伤亡，必须进行调试工作。只有经过电气调试合格之后，电气设备才能够投入运行。其工作质量直接决定电气设备投产后的工作效率、质量，决定电气自动化的实施程度。 电气调试按时间大致分为前期准备阶段、调试阶段、试运行阶段、调试收尾阶段。前期准备阶段主要是对变电所一次设备、二次设备进行初步了解，全面掌握综自系统性能、具体装置、屏功能，达到进行系统调试的要求。调试阶段即结合设计要求和系统功能进行全面细致的试验，以满足变电所的试运行条件。试运行阶段即在所有一、二次设备带电、综自系统全部功能均投入运行的情况下，检验综自系统反映的正确性。在试运行结束后，针对试运行过程中反映出的问题进行消缺处理。最后，在调试收尾阶段做好维护人员和运行人员的培训，文件资料的整理和移交。
一、一次设备调试： 参照《电气装置安装工程电气设备交接验收规程》、《电力建设安全工作规程》（变电所部分）及变电站电气二次图纸等标准进行。对于站内设备的试验应严格按有关规程规范所规定的试验项目进行试验。 1、电力变压器的试验项目,应包括下列内容： a. 测量绕组连同套管的直流电阻; b. 检查所有分接头的变压比; c. 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性; d. 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数; e. 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg; f. 测量绕组连同套管的直流泄漏电流; g. 绕组连同套管的交流耐压试验（35KV及以下）; h. 绕组连同套管的局部放电试验; i. 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻； j. 非纯瓷套管的试验; k. 绝缘油试验; l. 有载调压切换装置的检查和试验； m. 额定电压下的冲击合闸试验; n. 检查相位。
新建35kV变电站调试方案(20200606133215)
金沙茶园kV变电站新建工程 调 试 方 案 贵州**企业（集团）公司 金沙茶园35KV变电站项目部 2011 年 6月 20 日
批准：审核：编制：
2.1.1施工技术资料的准备 2.1.1.1施工图纸会审 从项目法人处领取设计图纸后，进行登记造册。由项目总工 组织各专业技术人员分专业审阅图纸，对其中的问题进行汇总， 由项目总工提交图纸审核会。 2.1.1.2技术培训 为保证达标投产，创一流变电站，工程开工前进行技术培训，具体安排有： 焊工培训； 大截面导线压接培训； 起重基础知识培训； 载波、通讯专业培训等。 2.1.1.3配备技术资料 在技术准备阶段，根据本站设备选型收集各个厂家的技术资料，为职工配备专业技术书籍。 2.1.1.4编写施工技术方案 ⑴．配套工程施工方案 ⑵．全站接地施工方案； ⑶．变压器安装措施； ⑷．软母线安装方案； ⑸．电气设备交接试验方案； ⑹．电缆敷设措施； ⑺．二次接线工艺要求； ⑻．继电保护调试方案； ⑼．全站保护传动方案。 技术方案应在工序施工前编制审批后后进行技术交底。施工
班组严格按照方案执行，对有疑问的地方应报技术人员，按原审批程序审批后再依照执行。 2.1.2施工材料的准备 2.1.2.1编制材料计划 在认真审阅图纸的基础上，提供详细的材料计划；电气工程材料表包括金具、导线、电缆及其它装置性材料，材料表要求标示清楚，应具体到设备的安装间隔及主要金具的安装位置。 2.1.2.2编制机具计划 在熟悉工程图纸的情况下，根据工程特点，编制机具供应计划；及时安排配置一些专用仪器、设备，以满足工程需要。 2.1.3施工场地的准备 2.1.4.1施工现场要具备三通一平，即水、电、路三通，场地平整。 2.1.4.2施工临时建设应布置合理，施工场地、材料库、生活驻地整齐有序，施工废弃物要及时清理。 2.1.4.3生活垃圾及时清理。 2.1.4.4配电箱配置规范、安全、合理。 2.1.4施工机械配置 电气工程主要施工机械设备装备表 设备名称规格数量备注 吊车8t 16t 各1台 砂轮机 2台 液压机 2台 机动绞磨5t 2台 煨管机 1台 运输车 4辆
变电站调试方案
目录 一、编制依据： (2) 二、编制说明： (2) 三、设备及人员配置 (2) 四、调试分项技术 (3) 五质量保证措施 (14) 六安全及环保措施 (15) 七电气试验数据统计及资料 (16)
一、编制依据： 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006 《电力系统继电保护及电网安全自动装置检验条例》。 《电气安装工程施工及验收规范》GB50303-2010。 有关的电气计量表计检定规程。 电气设备的厂家技术文件资料。 工程项目的施工组织设计。 二、编制说明： 2.1本方案针对XXXXX项目电气工程的安装、调整和试验而编制，施工过程中某些工作将需要生产厂家提供资料或配合的电气调整试验及投电、保运方案视具体情况和需要届时再另行编制。 2.2本工程内容：XXXX变电所一座,共计高压开关柜及其配套设施61台，4台规格型号为SGB10-2500/10的干式变压器及一台型号为SGB10-630/10的干式变压器。 本调试方案即针对以上设备编制。 三、设备及人员配置 1.调试设备
2.人员配置 调试人员1名 配合电工2名 四、调试分项技术 4.1.高压柜设备本体调试
4.1.1电流互感器 ★电流互感器的试验项目，包括下列内容： 1、测量绕组的绝缘电阻； 2、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 3、测量电流互感器的励磁特性曲线； 4、检查互感器引出线的极性； 5、检查互感器变比； ★用电流互感器变比测试仪对电流互感器的变比和极性进行校验； ★在电流互感器一次侧施加电流，检查二次电流回路的完整性和柜上各表计的显示是否正常； ★若继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应对互感器的励磁特性进行校验，同型式互感器相互比较，结果应无明显差别； ★测量电流互感器一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，测试结果与出厂值相比应无明显差别； ★对电流互感器进行绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，耐压过程中应无放电、击穿现象； 4.1.2电压互感器 ★电压互感器的试验项目，包括下列内容： 1、测量绕组的绝缘电阻； 2、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 3、测量电压互感器一次绕组的直流电阻； 4、检查互感器的三相接线组别和单相互感器引出线的极性；
220kV变电站工程调试大纲
220kV变电站工程调试大纲
签字栏批准: 审核: 编制:
目录 第一章编制目的和依据 (1) 第二章工程概况 (2) 第三章人员及仪器仪表配备 (5) 第四章职业健康安全和环境管理 (8) 第五章质量管理 (18) 第六章进度管理 (22) 第七章施工现场管理 (24) 第八章调试工作内容 (25)
第一章编制目的和依据 一、编制目的 为了使调试施工管理人员及调试人员明确本工程的工程规模、工程特点、工作范围、工程的安全健康与环境目标、质量目标、进度目标，安全、优质高效的完成本工程调试工作，特编制本大纲。 二、编制依据 1、相关的法律法规（见《2015年适用法律法规清单》） 2、国家标准： 2.1《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-2006； 2.2《工程建设施工企业质量管理规范》 GB/T 50430-2007； 2.3《职业健康安全管理体系实施指南》 GB/T 28002-2011等。 3、行业标准： 3.1《继电保护和电网安全自动装臵检验规程》 DL/T 995-2006； 3.2《微机变压器保护装臵通用技术条件》DL/T 770—2012； 3.3《继电保护微机型试验装臵技术条件》DL/T 624-2010 ； 3.4《电力安全工作规程》（变电所部分）DL 5009.3-2013等. 4、企业标准及相关文件 4.1 国家电网公司建设安全工作规程（变电部分）Q/GDW 665-2011 4.2 《电力系统继电保护规定汇编第三版》（中国电力出版社 2014年） 4.3《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）及编制说明》 4.4防止电力生产重大事故的二十五项重点要求及编制释义 4.5《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》 4.6 调试各专业《作业指导书》； 4.7 设计图纸； 4.8产品说明书、试验报告及厂家技术资料等。 1
220k变电站试运行检验报告1
涞阳220kV变电站系统调试报告 投运日期：2011年08月30日10时/ 分至2011年08月30日22时/ 分 一、定值检查 检查微机保护内整定定值与调度下发正式定值一致，打印一份完整正式定值核对正确后交予运行。 检查结果：正确二、PT二次定相、核相 220kV I母线PT 组别 相电压(V) 线电压(V) 相序A B C AB AC BC NO.1 60.2 60.6 60.3 104.9 104.6 104.9 + NO.2 60.2 60.6 60.6 104.9 104.7 104.9 + NO.3 60.2 60.6 60.6 104.9 104.8 104.6 + 核相0.03 0.03 0.03 注：核相为各组同相间电压差 三次圈检验：L630-A630：60.21 V L630-B630：60.35 V L630-N600：0.212V 结论：正确 220kV II母线PT 组别 相电压(V) 线电压(V) 相序A B C AB AC BC NO.1 60.3 60.6 60.6 104.5 104.7 104.9 + NO.2 60.3 60.6 60.3 104.5 104.7 104.5 + NO.3 60.2 60.5 60.4 104.6 104.8 104.6 + 核相0.03 0.03 0.03 注：核相为各组同相间电压差 三次圈检验：L630-A630：60.61 V L630-B630：60.72 V L630-N600：0.317 V 结论：正确 220kV I母线PT与II母线PT核相 IIA640 IIB640 IIC640 IIL640 IIA660 IIB660 IIC660 IA630 0.021 104.9 105.2 60.5 / / / IB630 104.9 0.025 104.9 60.7 / / / IC630 104.9 104.6 0.024 60.8 / / / IL630 60.9 60.8 60.8 0.03 / / / IA650 / / / / 0.129 104.8 104.8 IB650 / / / / 104.5 0.132 104.7 IC650 / / / / 104.9 104.6 0.165 结论：正确 110kV I母线PT 组别 相电压线电压 相序A B C AB AC BC NO.1 60.9 61.1 60.9 106.2 105.9 105.6 + NO.2 61.1 61.1 61.1 106.2 105.9 105.9 +
智能变电站二次系统调试方法研究
智能变电站二次系统调试方法研究 变电站作为现代电力系统中的重要组成部分，肩负着电力系统中电能的电流以及电压的转换，是电力供电系统电流及电压集中分配的重要场所。随着科技的发展，智能变电站凭借其自身的优势在当前我国电力系统中得到了广泛的应用。智能化变电站二次系统运行的安全性、稳定性直接关系着我国经济的健康发展。智能化变电站二次系统作为整个供电系统的核心，智能化技术在整个系统中发挥着很大的作用，能有效地提高二次系统自动化的工作效率，实现供电系统的自动化控制。文章对智能变电站二次系统调试方法进行了相关的研究。 标签：智能变电站；二次系统；调试方法 引言 智能变电站作为现代科学技术发展形势下所形成的一种产物，其在电力系统中的作用越来越大。变电站是电力系统中对电能的电压计电流进行交换、集中和分配的重要场所，变电站二次系统的质量好坏直接关系到电力系统的正常运行。在这个快速发展的社会当中，人们对用电的需求越来越大，要想保障我国社会发展以及人们的正常需求，就必须对变电站二次系统的调试工作引起足够的重视，从而保障供电质量。 1 传统变电站二次系统中存在的问题 1.1 不能满足现代电力系统高可靠性的要求 在变电站二次系统中，变电站的继电保护和自动装置、远动装置等采用的都是电磁型或晶体管式设备，这些设备结构复杂、可靠性不高，缺乏自我检查故障的能力。一旦出现故障，都是依靠对常规二次系统进行定期的测试和校验来发现问题，这样的工序相当复杂，而且装置的可靠性能差。另外维护人员在定期检测中由于粗心弄错了装置，以至于存在隐患，这种状况经常发生。传统的变电站硬件设备功能是独立的，彼此间的联系很少，设备型号庞杂，在组合过程中协调性差，也容易造成设计隐患。 1.2 供电质量缺乏科学的保证 随着经济的持续发展，人民生活水平和生活质量不断的提高，人们用电量越来越大，加上工业用电和农业用电，使得电网供电负荷加大，电网运行随时可能出现故障。电能质量主要是通过电压、电流强度来体现的，电压合格与否不单单是靠发电厂调节，各变电站，特别是枢纽变电站也应该通过调节分接头位置和控制无功补偿设备进行调整，使其运行于合格的范围。传统的变电站，大多数不具备调压手段，以至于很容易出现各种问题，一旦问题发生，不能采取有效的补救措施，且缺乏科学的电能质量考核办法，不能满足目前发展的电力市场的需求。
110kV变电站调试送电方案
XXXXXXXXXXXX110KV变电站系统调试送电方案
目录 一、简介 二、110KV系统调试 三、主变压器调试 四、10KV系统调试 五、110KV、10KV主变压器保护试验 六、110KV、10KV主变压器系统受电
一、变电站简介 建设规模： 本次新建的XXXXXXX110kV变电站作为企业用电的末端站考虑。 主变压器：容量为2×16MVA，电压等级110/10.5kV。 110kV侧：电气主接线规划为双母线接线；110kV出线规划8回。 10kV侧：电气主接线按单母线分段设计，10kV出线规划39回。 10kV无功补偿装置：电容器最终按每台主变容量的30％进行配置，每台主变按4800kvar，分别接在10kV的两段母线上。 中性点：110kV侧中性点按直接接地设计，10kV中性点经过消弧线圈接地设计。 变电站总体规划按最终规模布置。 变电所位于电石厂区，其中占地面积1065平方米，主建筑面积为1473平方米，分上、下两层，框架防震结构， 主变压器选用新疆升晟变压器股份公司生产的两圈有载调压、风冷节能型变压器。 110KV设备选开关厂生产的SF6全封闭组合电器（GIS），10KV设备选用四达电控有限公司生产的绝缘金属铠装封闭式开关柜。110KV主接线为双母线、10KV系统主接线均为单线分段，微机保护及综合自动化。 110KV、10KV、主变压器系统的保护均采用南瑞继保公司生产的继电器保护综合自动控制系统。由昌吉电力设计院完成设计、安装、调试。由山东天昊工程项目管理有限公司负责现场监理。 二、 110KV系统调试 110KV系统(图1)设备经过正确的安装后，应做如下的检查和测试： 1、外观检查：装配状态，零件松动情况，接地端子配置，气体管路和电缆台架有无损坏等。
110kV变电站调试方案
110kV变电站工程调试方案 批准： 审核： 编写:古成桂
广东鸿安送变电工程有限公司 2013年1月 目录 一、编制依据及工程概况----------------------------2 二、工作范围--------------------------------------3 三、施工现场组织机构------------------------------3 四、工期及施工进度计划----------------------------3 五、质量管理--------------------------------------4 六、安全管理--------------------------------------11 七、环境保护及文明施工----------------------------14
一、编制依据及工程概况： 1、编制依据 1.1、本工程施工图纸； 1.2、设备技术文件和施工图纸； 1.3、有关工程的协议、合同、文件； 1.4、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1.5、广东省电力系统继电保护反事故措施2007版； 1.6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1.7、《南方电网电网建设施工作业指导书》； 1.8、《工程建设标准强制性条文》； 1.9、《110kV~500k V送变电工程质量检验及评定标准》； 1.10、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准（W HS）； 1.11、现场情况调查资料； 1.12、设备清册和材料清单； 1.13、电气设备交接试验标准G B50150－2006； 1.14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/T995-2006； 1.15、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.16、南方电网及广东电网公司现行有关标准； 1.17、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.18、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 2、工程概况： 110kV变电站为一新建户内G I S变电站。 110kV变电站一次系统110k V系统采用单母线分段接线方式，本期共2台主变、2回出线，均为电缆出线；10kV系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设Ⅰ、Ⅱ段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂
35Kv总变电站维护方案
系统组成： 35Kv变电站是由组成 维护方案： 整理和保管维护所需的图纸、说明书等基础资料，建立和健全电气设备档案及台账，对变电站内的设备进行日常巡检、定期维护和预防性试验并处理应急问题以确保设备的正常运行。 1 日常维护 1.1 每日1次进行巡检，记录设备完好情况及运行状态，及时更新记录，注意运行状态的变化，对于新发现的情况及时补充。 1.2 每天对后台开关、刀闸位置以及遥测量的正确性进行检查，查看有无异常情况。 1.3 建立工作日志制度，与设备相关的维护工作运行日志中详细记录维护情况以及有关数据。 1.4 建立交接班制度并严格执行。 2 定期维护和定期试验 2.1 变电站内设备需要进行定期维护测试和预防性试验，以确保设备的正常运行。 2.2 每年应对交直流熔断器、空开的容量进行一次全面的核对。 2.3 每年应对电缆沟进行一次全面检查，清扫对于进水现象应及时处理，每季度应进行一次防潮检查。 2.4 每季度对变电站的二次线、端子箱、机构箱进行一次检查、清扫、并给门轴、机械锁加注润滑油。
2.5 每季度应对蓄电池接头进行一次检查，清扫外壳。 2.6 每季度应对厂房、土建设施进行一次全面检查没雷雨季节雷雨过后应对厂房土建设施进行检查,发现缺陷等情况及时进行回填。 2.7每月对设备的检修试验情况进行核查，检查有无临近检修或技术监督周期的设备。 2.8 每月对防鼠设施进行检查，内容包括投放鼠药，孔洞封堵、门窗是否严密等。 2.9每月对备品备件进行检查补充。 2.10每月对仪器仪表、安全用具、接地线、低压工具器具进行检查。 2.11每月一日对所有保护压板投退情况进行检查核对。各站必须绘制保护压板投退图，作为检查核对的依据。 2.12每月和每次大风过后全面检查一次断路器瓦斯继电器等设备的防雨罩应扣好，端子箱，机构箱等室外设备箱门应关闭，密封良好。 2.13每周应测量一次直流系统蓄电池总保险并检查直流保险报警回路是否正常。 2.14每年十月中下旬对电气设备的取暖装置进行一次全面检查，对装有温控器的加热装置应进行带电试验或用测量回路的方法进行验证有无断线，当气温低于0度时应检查加热装置是否正常。 2.15每年四月份对变压器本体进行一次全面性试验。 2.16每年四月份应该对变压器的冷却装置进行检查试验，检查控制回路的良好，所有风扇、电机运行正常，无异常声音，必要时应添加润滑剂。 2.17每年四月份对电气设备的去潮装置进行一次全面检查，加热后检查装
110kV变电站调试方案
调试方案 批准： 审核： 编写：古成桂 广东鸿安送变电工程有限公司
2013年1月
目录 一、编制依据及工程概况 ----- ------- ------- - --------- -- --- --- 2 三、施工现场组织机构 ------- --------- ------- - --------- --------- --- 3 四、工期及施工进度计划 ----- ------- ------- - --------- --------- --- 3 五、质量管理--- ------ - --------- --------- ------- - --------- --------- --- 4 六、安全管理--- ------ - --------- --------- ------- ------- --- --------- --- 11 七、环境保护及文明施工 ----- ------- ------- - --------- --------- --- 14
一、编制依据及工程概况： 1 、编制依据 1.1 、本工程施工图纸； 1.2 、设备技术文件和施工图纸； 1.3 、有关工程的协议、合同、文件； 1.4 、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1. 5、广东省电力系统继电保护反事故措施2007 版； 1. 6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1. 7、《南方电网电网建设施工作业指导书》； 1.8 、《工程建设标准强制性条文》； 1.9 、《110kV ~500 kV 送变电工程质量检验及评定标准》； 1.1 0、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准 （WHS）； 1.1 1 、现场情况调查资料； 1.1 2 、设备清册和材料清单； 1. 13、电气设备交接试验标准GB5 015 0－2006； 1. 14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/ T995- 2006； 1.1 5、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.1 6、南方电网及广东电网公司现行有关标准； 1.1 7、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.1 8、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 2 、工程概况： 110kV 变电站为一新建户内GI S 变电站。 110kV 变电站一次系统110kV 系统采用单母线分段接线方式，本期共 2 台主变、2 回出线，均为电缆出线；10 kV 系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设I、U段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂接入I段母线，带10k V出线8回、电容器1组、站用变1台、消弧线圈1组，母线设备1组，#2主变
智能变电站的调试流程及方法
智能变电站的调试流程及方法 一、智能变电站 智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。 这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。 二、智能变电站调试流程 2.1变电站调试流程简述 变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。 2.2智能变电站调试流程 按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现
场调试→投产试验。 2.2.1组态配置。组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。 2.2.2系统测试。系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。 2.2.3系统动模。系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。 2.2.4现场调试。现场调试是为了确保系统和设备现场安装连接和功能的正确性而进行的实验。现场调试实验包括回路、通信链路检验及传动试验。同时，设备辅助系统的调试也在现场调试阶段进行。 2.2.5投产试验。投产实验是设备在安装投入使用中用一次电流及工作电压进行检验和判定的试验。投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷检查。
变电站电气整套启动调试措施
编号：QY-DQ-002-2011 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程 2×50MW#1机组 电气整套启动调试措施 西北电力建设第一工程公司 调试试验中心 编制时间：2011年6月
科技档案审批单 报告名称： #1机组电气整套启动调试措施 编号：QY-DQ-002-2011 出报告日期：2011年6月 保管年限：长期密级：一般 试验负责人：张纪峰试验地点：奥维乾元化工有限公司热电车间参加试验人员：张纪峰、杨剑锋、李进京 参加试验单位：西北电力建设第一工程公司（调试试验中心）、陕西奥维乾元化工有限公司热电车间、北京华旭监理有限公司、江苏华能建设工程集团有限公司等 拟稿：张纪峰 审核：魏远 批准：周国强 目录 1. 编制目的 2. 编制依据 3．调试质量目标 4．系统及主要设备技术规范 5．调试范围 6．启动调试前应具备的条件 7．调试工作程序 8．调试步骤 9．组织分工 10．安全注意事项
1．编制目的 电气整套启动调试是电气设备投运前对设备性能及接线的一次全面检查，为使工作顺利进行，防止遗漏试验项目，使调试工作有序、有计划、有目的地进行，同时也为了提前做好各项准备工作，保证系统安全顺利投入运行，特编制此措施。 2．编制依据 2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）》 2.2《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号 2.4《火电施工质量检验及评定标准》（电气专业篇） 2.5《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》电力工业部 2.6《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分） 2.7《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分） 2.8《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》 2.9《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》 2.10《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 2.11《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》 2.12 相关厂家产品说明书及设计院资料 3．调试质量目标 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，在机组的整个整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故，确保#1、#2机组安全、可靠投运。 4．系统及主要设备技术规范 4.1 电气部分配置 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程2×50MW机组新建工程由华陆工程科技有限责任公司设计、江苏华能建设工程集团有限公司负责安装、西北电力建设第一工程公司调试试验中心负责调试。 本工程电气一次部分包括2台50MW发电机组、2台63MVA变压器组、构成发电机—变压器单元接线，在110KV系统中并入电网。3段10kV工作母线段、1段10kV备用段、其中10KVⅠ、Ⅲ段经过电抗器分别与2台发电机组出口支接。10kV备用段电源引自110KV 变电所内10KVⅡ段成为其他3段10kV工作母线的备用电源。2台母联开关将3段10kV
六线电力监控系统施工方案
第一节、电力监控系统调试方案一、变电所综合自动化系统设备安装 变电所综合自动化系统设备的安装包括供电系统设备的微机综合保护测控单元安装、中央信号屏的安装、通讯处理装置的安装和所内通信网络的构建。 供电系统设备的微机综合保护测控单元在这些设备出厂前已由各厂家安装于设备柜体上，现场主要为网络线的敷设和设备的调试。自动化系统设备的安装与变电所的整体进度保持一致同步进行，并且在变电所作保护调试时作相应的配合工作，监视后台(中央信号屏)的数据与所作保护调试结果是否一致。 二、控制中心电力监控系统安装 上海市轨道交通6号线控制中心电力监控系统主要设备包括：工作站、服务器机柜、配电盘（箱）、打印机、UPS机柜及接口设备等。 1. 服务器机柜、配电盘（箱）、UPS机柜安装 服务器机柜、UPS机柜和配电盘固定于安装好的基础支架上，用紧固螺栓将盘底部与基础支架连接牢固。安装后，盘面应对齐、顺直。 机柜、配电盘应可靠接地。 2.工作站、打印机及相关接口设备的安装 调度员工作站，打印机等安装在调度大厅的设备依据施工图放在操作台柜内，台面上安放VDU设备(CRT、键盘和鼠标)。 三、供电车间复示系统 供电检修车间复示系统主要设备包括：工作站、打印机、UPS机柜及接口设备等。其安装方式与控制中心电力监控系统设备安装类同。 四、线缆敷设、接续 1. 变电所综合自动化系统 根据招标文件，变电所综合自动化局域网通信电缆主要采用多模软光缆。 2. 环网 变电站中央信号屏至通信机械室采用单模软光缆，由施工单位按照施工图全线敷设接线。由于车辆段及停车场为户外，采用的是户外光缆。
3. 控制中心电力监控系统 控制中心电力监控系统电缆包括设备用电源电缆、通信电缆(屏蔽双绞线)及光缆。通信电缆及光缆敷设于架空地板下预先安装好的金属线槽或管线内；电源电缆(带铠装)敷设于架空地板下(具体敷设方式根据设计图纸确定)，穿墙及楼板采用镀锌钢管防护，在电缆竖井内敷设于电力专业安装的桥架内。 控制中心穿线工作宜在架空地板铺设之前完成。 4. 供电车间复示系统 供电检修车间电缆包括设备用电源电缆、网络线及传输通道光缆。传输通道光缆敷设于通道电缆支架、供电车间桥架内；电源电缆穿镀锌钢管敷设；网络线敷设于金属管线内。 第二节、系统测试 1. 变电所综合自动化系统 1.1 配合变电所继电保护调试 继电保护调试是变电所整组传动试验的重要内容，保护装置地址的分配，保护定值的输入和修改、保护软压板的投切，软件连锁、闭锁以及特殊保护功能的投入(如低压柜备自投允许)都与自动化系统密切相关，需变电所综合自动化系统的配合才能顺利完成。 以上功能是通过变电所自动化通信网络来实现的，因此变电所继电保护试验宜与变电所综合自动化系统调试同期进行。 1.2 变电所综合自动化子系统调试 上海市轨道交通6号线工程变电所自动化系统采用分散、分层、分布式系统结构。系统分三层布置：站级管理层，网络通信层，间隔设备层。站级管理层为设置在中央信号屏内的主监控单元(通信控制器)；间隔设备层包括安装于各开关柜内的各种保护测控一体化设备，间隔设备层构成变电所自动化子系统；网络通信层即为变电所自动化通信网络。 变电所自动化子系统包括：35kV子系统、低压400V子系统、配电变压器温控仪（硬接线）、所用配电屏监测单元、整流变压器温控仪（硬接线）、直流1500V子系统、轨电位限制装置(硬接线)及接触网隔离开关（硬接线）等。 自动化子系统调试主要内容为各子系统与主控单元间的通信功能(包括规约处理功能)测试。因变电所设备类型较多，各子系统厂家规约又不尽相同，所以子系统的调试是电力监控系统调试的关键环节。
智能变电站调试方案
长征220kV变电站新建工程电气调试方案 编写： 校对： 审核： 中国葛洲坝集团电力有限责任公司试验中心 2012年12月
长征220kV变电站新建工程电气系统调试方案 1 概述 长征220kV变电站位于兴义市威舍镇发哈村，距威舍镇中心直线距离4km,公路距离约8km，距212省道约90m。 电压等级为220kV/110kV/10.5kV：主变最终容量为3X180MVA，本期建设1X180MVA，220kV终期出线6回，本期建设4回；110kV终期出线14回，本期建设5回；10kV不出线，仅作为无功补偿和站用变用；10kV无功补偿装置最终容量为12X7500kvar,本期建设4X7500kvar。 所有电气设备安装结束后按GB50150-2006《电气设备交接试验标准》进行单体试验。特殊试验在行业要求适用范围内按业主要求进行。分部试运指从单体试验结束，经验收合格后至整套启动过程中所进行的控制、保护和测量功能试验。整组启动指完成对整个工程的各种参数的测试和使之处于安全、高效、可靠的运行状态。 2、工作准备 2.1 建立调试班组：组建一个有效、精干和确有技术保障的调试班组，包括高压、继保和仪表三个作业小组以及技术人员若干名，具体人数视设备的类型、数量和工期而定。以下是本公司调试骨干人员资料。
2.1．1调试主要负责人必须具有调试过多个变电站的调试经验，熟悉变电站的调试过程及技术标准，小组负责人也应具有一定的调试经验，能在主要负责人和技术员的指导下进行作业；一般工作人员也应了解电气一、二次设备的基本知识。 2.1.2工作前全体作业人员应对变电站设计图、设计说明书及作业指导书进行学习，使每个作业人员明确各项目的作业程序、分工及具体工作内容。 2.1.3参加调试的人员应通过安全规程的考试，具备一定的安全作业知识。2.1.4熟悉设计图及施工现场的环境，对设备的性能及操作相当了解；试验负责人员要有高度的责任心和相关资格，能独立带领试验人员进行对各项目的调试。 2.2 制定工作技术措施 2.2.1 编制调试作业指导书 2.2.2 作业指导书交底 2.2.3 调试作业必须做好安全围栏、警示标志，认真仔细检查试验接线，防止接线错误或误操作引起设备、人身安全事故。 2.3试验仪器：
变电站调试方案汇总
目录 一、编制依据： (1) 二、编制说明： (1) 三、设备及人员配置 (1) 四、调试分项技术 (2) 五质量保证措施 (13) 六安全及环保措施 (13) 七电气试验数据统计及资料 (14)
一、编制依据： 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006 《电力系统继电保护及电网安全自动装置检验条例》。 《电气安装工程施工及验收规范》GB50303-2010。 有关的电气计量表计检定规程。 电气设备的厂家技术文件资料。 工程项目的施工组织设计。 二、编制说明： 2.1本方案针对XXXXX项目电气工程的安装、调整和试验而编制，施工过程中某些工作将需要生产厂家提供资料或配合的电气调整试验及投电、保运方案视具体情况和需要届时再另行编制。 2.2本工程内容：XXXX变电所一座,共计高压开关柜及其配套设施61台，4台规格型号为SGB10-2500/10的干式变压器及一台型号为SGB10-630/10的干式变压器。 本调试方案即针对以上设备编制。 三、设备及人员配置 1.调试设备
2.人员配置 调试人员1名 配合电工2名 四、调试分项技术 4.1.高压柜设备本体调试
4.1.1电流互感器 ★电流互感器的试验项目，包括下列内容： 1、测量绕组的绝缘电阻； 2、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 3、测量电流互感器的励磁特性曲线； 4、检查互感器引出线的极性； 5、检查互感器变比； ★用电流互感器变比测试仪对电流互感器的变比和极性进行校验； ★在电流互感器一次侧施加电流，检查二次电流回路的完整性和柜上各表计的显示是否正常； ★若继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应对互感器的励磁特性进行校验，同型式互感器相互比较，结果应无明显差别； ★测量电流互感器一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，测试结果与出厂值相比应无明显差别； ★对电流互感器进行绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，耐压过程中应无放电、击穿现象； 4.1.2电压互感器 ★电压互感器的试验项目，包括下列内容： 1、测量绕组的绝缘电阻； 2、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 3、测量电压互感器一次绕组的直流电阻； 4、检查互感器的三相接线组别和单相互感器引出线的极性；
变电站自动化系统调试方案
变电站监控系统调试方案 批准： 审核： 编制： 正泰电气股份有限公司 海南矿业110kV铁矿变电站工程 2014年7月13日
目录 1. 工程概况及适用范围 (1) 2. 编写依据 (1) 3. 作业流程 (2) 5. 作业方法 (3) 6. 安健环控制措施 (7) 7. 质量控制措施及检验标准 (8)
1. 工程概况及适用范围 本作业指导书适应于变电工程监控系统调试作业。 2. 编写依据
3. 作业流程 3.1 作业（工序）流程图 4. 作业准备
5. 作业方法 5.1开始 5.1.1检查屏柜安装完毕，符合试验条件。 5.1.2检查工作票完善，工作安全措施完善，二次措施单编写内因符合作业安全标准。 5.1.3试验人员符合要求，熟悉相关资料和技术要求。 5.2通电前检查： 5.2.1核对各屏柜配置的连片、压板、端子号、回路标注等，必须符合图纸要求。 5.2.2核对保护装置的硬件配置、标注及接线等，必须符合图纸要求。 5.2.3保护装置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。 5.2.4检查保护装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象，并检查背板上抗干扰元件的焊接、连线和元器件外观是否良好。 5.2.5检查试验设备是否符合要求，试验设备是否完好。 5,2,6检查回路接线是否正确。 5.2.7检查保护装置电压是否与实际接入电压相符。 5.2.8检查保护装置所配模块与实际配置的PT、CT相符合。
5.2.9保护屏接地是否符合要求。 5.3绝缘检查 5.3.1分组回路绝缘检查：将装置CPU插件拔出，在屏柜端子排处分别短接交流电压回路，交流电流回路、操作回路、信号回路端子；用1000V兆欧表轮流测量以上各组短接端子间及各组对地绝缘。其阻值应大于10MΩ。 5.3.2整组回路绝缘检查：将各分组回路短接，用1000V兆欧表测量整组回路对地绝缘。其阻值应大于1MΩ。 5.4通电检查 5.4.1核对屏柜元件配置是否与设计图纸和技术规范相符。 5.4.2检查保护装置版本信息经厂家确认满足设计要求。 5.4.3按键检查：检查装置各按键，操作正常。 5.4.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.4.5打印机与保护装置的联机试验：进行本项试验之前，打印机应进行通电自检。 5.5单机校验 5.5.1零漂检查 进行零漂检查时，应对电压端子短接,电流回路断开防止感应引起误差，应在装置上电10min以后，零漂值要求在一段时间（几分钟）内保持在规定范围内；电流回路零漂在-0.05~+0.05A范围内(额定值为5A)，电压回路在0.05V以内。 5.5.2通道采样及线性度检查 在各模拟量通道分别按规范加量，装置采样应正确，同时加入三相对称电流、三相对称电压，查看装置采样，检查电流、电压相角正常。功率显示正确。 5.5.3 时钟的整定与核对检查：调整时间，装置正常，GPS对时已完善，核对各装置时间显示一致，并与后台计算机显示相符。 5.5.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.5.5遥信输入检查：短接开关量输入正电源和各开关量输入端子，对照图纸和说明书，核对开关量名称，装置显示屏显示各开关量名称与实际一致。 5.5.6遥控、遥调接点检查：在监控装置模拟遥控、遥调信号，用万用表测量各输出接点正确。 5.5.7监控系统同期功能检查：分别按检同期、检无压和不检方式进行模拟调试，在检同期方式下输入母线电压和线路电压，分别改变两电压间的相角、幅值、频率使之
智能变电站调试步骤(精)
智能变电站调试大概步骤 一、设计联络会 召开设联会，召集所有相关厂家并确定工程实施方案，供货时间，技术落实，对整个工程的设计有个总体的概念。制定调试计划，规划好具体的时间节点。（系统分公司目前不具备这方面的技术水平，61850和系统构架） 二、厂内调试阶段 1、全站SCD 文件的配置 由集成商收集各厂家ICD 文件，设计院提供一次主接线图、网络布局图、光纤联络图和设计虚端子图（由设计院提供）等。并由集成商负责全站SCD 文件的配置。 模型文件发布必须受控，纳入程序版本管理。遇到问题怎么处理？（模型文件有问题尚不能处理） 2、过程层调试 由各个厂家和用户负责调试网络环境的搭建，过程层调试要实现装置的正确跳闸、遥测采样、遥控、遥信上送、对时等。并且要根据实际现场要求，实现装置的相关功能，如调试中发现问题，需要及时确立好方案并及时更改。 3、一体化信息平台配置 根据全站配置SCD 文件，完成后台导库工作，画面制作，数据库关联、分画面制作、要实现基本的“三遥”功能，保护定值召唤、修改，软压板遥控，录波功能的实现等（所有已发货和在调工程后台都由研 发进行装机）。 4、一体化五防。
5、高级应用（一键式顺控、智能告警、源端维护、小电流接地 选线、VQC 无功调节等）。 6、智能辅助系统。 7、远动装置及规约转换器的装机、调试（所有已发货和在调工 程都由研发进行装机并调试，一个站大约需要两天）。 8、用户验收。 三、现场调试阶段 1、清点货物 对所发的货进行清点，统计损毁情况，少发、漏发、错发货物清单、并根据清点情况抓紧时间联系家里补发货等。 2、光纤、网络的布置 根据设计院所出图纸负责完成现场光纤、网络的布置，并熔接光纤。 3、全站SCD 配置 全站根据虚端子图配置SCD ，但是一旦模型更换，与该模型相连的虚端子都需要重新连，各个厂家模型都在不断升级，SCD 不断重复配置，贯穿整个变电站的调试过程。绵阳东220kV 中等规模的变电站，工程人员现场配置SCD 配合单装置调试已花费60人天。 4、过程层调试 根据配置的SCD 导出相关装置配置，下到装置中。配合测控装置、智能终端、保护装置等厂家完成过程层调试、需要不断更改配置
kV变电站交流耐压试验的技术方案
BPXZ-HT-200kVA/200kV一体式变频串联谐振升压装置 一、被试品对象及试验要求 1、110kV变电站交流耐压试验，试验频率为30-300Hz,试验电压≤200kV。 二、工作环境 1.环境温度：－150C–40 0C; 2.相对湿度：≤90%RH; 3.海拔高度: ≤2500米； 4.车载式：依维柯三排座工程车； 三、装置主要技术参数及功能 1.额定容量：200kV A； 2.输入电源：单相220V电压，频率为50Hz； 3.额定电压：200kV； 4.额定电流：1A 5.工作频率：30-300Hz； 6.波形畸变率：输出电压波形畸变率≤1%； 7.工作时间：额定负载下允许连续5min；过压1.1倍1分钟； 8.温升：额定负载下连续运行5min后温升≤65K； 9.品质因素：装置自身Q≥30(f=45Hz)； 10.保护功能：对被试品具有过流、过压及试品闪络保护(详见变频电源部分)； 11.测量精度：系统有效值1.5级； 12.可实现以下功能 1)自动试验时,自动跟踪系统的谐振状态,当谐振状态发生变化,超过设置的区域时, 系统自动跟踪谐振点.在整个过程中保证系统工作在最优出力状态，调频时绘制频 率电压曲线。 2)耐压时自动跟踪电压,电压正常波动时自动调整电压到目标电压,异常波动时提示 用户电压异常波动,由用户根据试验情况进行操作 3)全压输出保护：在调压过程中，严格保证变频电源不会全电压输出 4)软件经过严格模拟运行检验，运行安全、稳定、可靠，变频器系统参数设置中有 外接分压器变比参数设置。 5)液晶显示屏可显示电源电压和电流；高压输出的频率、电压 6)保护功能：具有断电、过流、过压及闪络保护功能； a)过电压保护：可人工设定过电压保护值；当整套装置的输出电压达到保护整