变电站系统调试报告分析
变电站调试报告【范本模板】
试验人员
日期
（一）通用检查
项目
内容
说明
检查结果
外观检查
保护屏体
装置的型号、数量和安装位置等情况，应与设计图纸相符；装置面板键盘完整，操作灵活,液晶屏幕显示清楚,指示灯显示正常。
√
外部检查
二次回路
接线检查
保护外部接线应与设计图纸相符；端子排上内部、外部连接线以及沿电缆敷设路线上的电缆标号正确、完整，与图纸资料一致；二次回路的接线应该整齐美观、牢固可靠.
项目
内容
说明
检查结果
保护传动试验
单相、相间、三相故障
模拟故障,检查断路器的跳闸回路的正确性,要求保护与开关动作一致。
√
过电压、低电压
√
不平衡保护
√
保护动作出口保持时间
利用80%的电压来做保护整组带开关传动试验;当为两套保护时应用电流回路串联的方法进行。
√
√
跳（合）闸引出端子应与正、负电源端子至少间隔一个端子；正负电源在端子排上的布置应适当隔开，至少间隔一个端子。
√
为防止开关、刀闸辅助触点拉弧，交流电压窜入直流回路,开关、刀闸的同一层辅助触点只能都接入直流回路或都接入交流回路。
√
对外每个端子的每个端口原则上只接一根线，相缆芯不得接入同一个端子，所有端子接线稳固。
√
保护屏本身必须可靠接地。保护装置的箱体，必须可靠接地
√
开关场二次电缆都应采用铠装屏蔽电缆，对于单屏蔽层的二次电缆，屏蔽层应两端接地，对于双屏蔽层的二次电缆，外屏蔽层两端接地，内屏蔽层宜在户内端一点接地。以上电缆屏蔽层的接地都应连接在二次接地网上。严禁采用电缆芯两端接地的方法作为抗干扰措施。
√
保护装置逆变电源检查及通电初步检验
电力系统调试工作总结
电力系统调试工作总结电力系统调试工作是确保电力系统安全稳定运行的重要环节。
在电力系统建设完成后，调试工作是必不可少的，它可以帮助发现潜在问题，及时解决，保障电力系统的正常运行。
下面我们就来总结一下电力系统调试工作的重要性和一些常见的调试方法。
首先，电力系统调试工作的重要性不言而喻。
电力系统是一个复杂的系统，包括发电、输电、配电等环节，各个环节之间都需要协调配合，才能保证整个系统的正常运行。
而调试工作可以帮助我们找出系统中的问题，及时修复，确保系统的安全稳定运行。
如果不进行调试工作，系统中的潜在问题可能会在运行中暴露出来，给系统带来不可预测的风险。
其次，电力系统调试工作的方法也是多种多样的。
在进行调试工作时，我们可以采用模拟调试、实际调试等方法。
模拟调试是在计算机上进行模拟测试，可以帮助我们快速找出系统中的问题；实际调试则是在实际运行中进行测试，可以更真实地反映系统的运行情况。
此外，我们还可以利用专业的调试设备，如电力系统模拟仪、故障录波仪等，来帮助我们进行调试工作。
最后，电力系统调试工作需要专业的技术支持。
电力系统是一个高度专业化的领域，调试工作需要具备丰富的经验和专业知识。
在进行调试工作时，我们需要依靠专业的技术人员，他们可以帮助我们快速准确地找出系统中的问题，并提出解决方案。
同时，他们还可以帮助我们制定合理的调试计划，确保调试工作的顺利进行。
总之，电力系统调试工作是确保电力系统安全稳定运行的重要环节，它需要我们采用多种方法进行调试，依靠专业的技术支持，确保系统的正常运行。
希望通过我们的努力，能够为电力系统的安全稳定运行贡献一份力量。
变电站系统调试报告分析
涞阳 220kV变电站系统调试报告投运日期： 2021年08月30日10时 / 分至 2021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： 60.21 V L630-B630： 60.35 V L630-N600： 0.212V结论：正确三次圈检验：L630-A630： 60.61 V L630-B630： 60.72 V L630-N600： 0.317 V结论：正确结论：正确： 60.7 V L630-B630： 60.7 V L630-N600： 0.23 V结论：正确110kV II母线PT三次圈检验：L630-A630： 60.9 V L630-B630： 60.8 V L630-N600： 0.21 V 线路PT与母线PT定相：线路B609-B630： / V ，B609-N600： / V结论：正确结论：正确三次圈检验：L630-A630： 61.8 V L630-B630： 61.5 V L630-N600： 2.08 V 结论：正确三次圈检验：L630-A630： 59.8 V L630-B630： 58.4 V L630-N600： 6.57 V 结论：正确结论：正确1.1220kV 251慈涞II线线路1.1.1线路潮流情况：有功P= 94.6 MW；无功Q= 10.5 MV ar；本线TA变比 1600/1A ；TV变比 220/0.1kV结论：向量检查结果正确结论：向量检查结果正确1.2220kV 252慈涞I线线路1.2.1线路潮流情况：有功P= 22.29 MW；无功Q= -9.93 MV ar；本线TA变比 1600/1A ；TV变比 220/0.1kV1.2.2保护I微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
结论：向量检查结果正确1.2.3保护II微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
I、III母分段间隔系统调试
沾化县汇宏新材料有限公司220kV变电站Ⅰ、Ⅲ母分段2069间隔分系统调试报告山东电力建设第一工程公司2015年1月28日专业负责人：专业参加人：报告编写人：1设备系统概述本期工程主变采用正泰电气股份有限公司生产的SFSZ-180000/220有载调压三卷变压器，220KV中性点经隔离开关接地，并装设氧化锌避雷器和放电间隙，110KV中性点经隔离开关接地，并装设氧化锌避雷器和放电间隙，35kV低压侧中性点采用不接地方式，系统采用经接地变及消弧线圈接地方式；220kV系统采用双母线双分段接线方式，与北海联络2回出线、与沾化4个电厂联络4回进线、降压变3回、4回备用、 4回母联分段、4回PT，共21回间隔，采用现代重工生产的SF6全封闭组合电器。
110kV系统采用双母线双分段接线方式，10回出线、3回降压变进线、8回电厂主变进线、2回电厂高备变出线、4备用、4回母联分段间隔、PT 4回间隔，共35回间隔，采用平高电气生产的SF6全封闭组合电器。
35kV系统采用双母双分段接线方式，3回降压变进线、14回出线，2回接地消弧（带站用电）、4回母联分段间隔、PT 4回间隔、电容补偿6回，2备用，共35回间隔，采用正泰电气生产的封闭落地式高压开关柜；二次设备采用南瑞继保、北京四方、山大电力。
继电保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》配置，同时参考发电厂主设备继电保护四统一典型设计的有关规定，并执行“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则的通知的有关要求。
2设备参数：型号：550SR 额定电流：4000A 额定频率：50HZ 额定电压:252kV 额定短时耐受电流：63kV 3S工频耐受电压：460kV rms 雷电冲击耐压：1050kV peak 额定气压：0.7/0.5MPa 出厂编号：132551H220010-08厂家：现代重工（中国）电气有限公司2调试过程介绍2014年12月15日进入沾化汇宏新材料综合利用220kV变电站现场，历时一个月时间进行了电压电流回路、信号回路、断路器及刀闸控制回路、同期回路、微机监控系统的调试工作。
变电站系统调试报告分析【精编版】
变电站系统调试报告分析【精编版】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、核相三次圈检验：L630-A630：60.21 V L630-B630：60.35 V L630-N600：0.212V 结论：正确三次圈检验：L630-A630：60.61 V L630-B630：60.72 V L630-N600：0.317 V 结论：正确结论：正确110kV I母线PT：60.7 V ：60.7 V ：0.23 V 结论：正确：60.9 V ：60.8 V ：0.21 V 线路PT与母线PT定相：线路B609-B630：/ V ，B609-N600：/ V结论：正确结论：正确：61.8 V ：61.5 V ：2.08 V 结论：正确10kV II母线PT三次圈检验：L630-A630：59.8 V L630-B630：58.4 V L630-N600： 6.57 V 结论：正确结论：正确三、向量检查1.1220kV 251慈涞II线线路1.1.1线路潮流情况：有功P= 94.6 MW；无功Q= 10.5 MV ar；本线TA变比 1600/1A ；TV变比 220/0.1kV1.1.2保护I微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
结论：向量检查结果正确1.1.3保护II微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
结论：向量检查结果正确1.2220kV 252慈涞I线线路1.2.1线路潮流情况：有功P= 22.29 MW；无功Q= -9.93 MV ar；本线TA变比 1600/1A ；TV变比 220/0.1kV1.2.2保护I微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
智能变电站整体调试要点分析
智能变电站整体调试要点分析一、制定整体调试方案建立强有力的调试组织机构，组织各厂家制定一个合理的整体调试方案。
调试中重视对各厂家技术人员的组织和管理，明确各自的职责，强化协调力度，严格按照方案流程调试，避免调试的重复性，保障调试工作有序开展。
二、装置软件版本升级管理调试过程中，装置程序及配置文件升级频繁，为保证调试质量的“可控、在控”，减少重复性工作，现场调试人员应加强装置程序版本的升级管理。
确定设备需要升级时，设备厂家应提交书面申请及相关资料，经批复后方能进行升级工作，禁止设备随意升级。
升级后根据版本变更，确定相应检测项目，再次进行调试、验证。
三、光纤回路测试工作在传统变电站中，物理连接等于逻辑连接，在智能变电站中，物理连接不等于逻辑连接，光纤连接为物理连接，虚端子配置为逻辑连接。
例如，CT合并单元与保护装置由光纤连接（物理连接），仅物理连接电流数据还不能发送到保护装置；只有再进行虚端子配置（CID下装）后（建立逻辑连接），电流数据才能正确发送到保护装置。
光纤回路的检验包括三部分：1、光纤测试（装置间的物理连接）相当于传统变电站的电缆测试，对光纤的衰耗进行测试，在光纤的首端连接光源，尾端用光功率计进行测量，测量值与光源功率差值为光纤的衰耗。
智能站现场光纤熔接量大，操作环境有待改善，由于敷设工艺或熔接质量不合格造成的光纤衰耗过大，将威胁到智能站的安全运行。
现场施工必须保证光纤自身的质量和光配盒内连接点的熔接工艺，对厂家的熔接工艺应严格把关，必须保障光纤回路的相关测试值全部符合国网和集团公司相关规程的规定要求，方可投入使用，测试合格后应有标准测试报告。
例如，某站一期设备投运一段时间后，1号主变本体智能终端报“收信告警”信号，经现场检查发现，该智能终端的收信光纤在光配盒内的光纤熔接处接触不良，原因系集成商对该光纤进行熔接时，熔接工艺不过关，设备运行一段时间后，光纤衰耗逐渐增大，导致收信中断，发告警信号。
220kV主变测控调试报告
继电保护试验报告变电站220kV **变单元名称#1主变测控装置检验类别安装调试检验时间2011.11.18-12.10 试验人员校核审核****电力工程有限公司2011年12月12日目录1、#1主变高压侧测控装置调试报告……………………………………P2-P82、#1主变中压侧测控装置调试报告……………………………………P9-P143、#1主变低压侧测控装置调试报告……………………………………P15-P204、#1主变本体测控装置调试报告………………………………………P21-P251 试验仪器仪表2 铭牌参数5装置上电运行情况检查10.遥测10.1 电流幅值检验10.1.1 高压侧10.2 电压幅值检验10.2.1高压侧测控装置10.3 功率测量检验11 遥信15 检验结论：经过试验， #1主变高压侧测控装置合格。
1 试验仪器仪表2 铭牌参数5装置上电运行情况检查10.遥测10.1 电流幅值检验10.1.1中压侧10.2 电压幅值检验10.2.1中压侧测控装置11 遥信13 远动通信规约检查15 检验结论：经过试验， #1主变中压侧测控装置合格。
1 试验仪器仪表2 铭牌参数5装置上电运行情况检查10.遥测10.1 电流幅值检验10.1.1 低压侧10.2 电压幅值检验10.2.1低压侧测控装置11 遥信12 控制13 远动通信规约检查14 系统检查15 检验结论：经过试验， #1主变低压侧测控装置合格。
1 试验仪器仪表2 铭牌参数5装置上电运行情况检查#1 号主变油温 1#1 号主变油温#1 号主变绕组温度10 操作员工作站功能测试11遥信14 系统检查15 检验结论：经过试验， #1主变本体测控装置合格。
10kV变电站调试报告
10kV变电站调试报告1. 引言本报告旨在对10kV变电站进行调试工作的总结与分析。
调试工作的目标是确保变电站设备正常运行，并达到设计要求。
本报告将详细说明调试过程、存在的问题、解决方案以及最终的调试结果。
2. 调试过程2.1 设备检查在调试过程中，首先进行了设备的检查。
包括检查变电设备、继电保护设备、自动装置设备等。
通过检查，确保设备安装正确、接线正确，并再次确认设备的参数、电气连接等是否符合设计要求。
2.2 功能测试在设备检查完成后，进行了功能测试。
根据设计要求和图纸，逐一测试各个设备的功能。
测试内容包括开关机操作、显示屏操作、保护设备响应测试等。
通过功能测试，确认设备正常工作，具备预期的功能和性能。
2.3 运行参数调试在设备的功能测试完成后，进行了运行参数的调试。
主要包括电气参数的调整、设备的协调测试等。
通过逐步调整参数，使得设备能够在额定操作范围内正常运行，并达到设计要求。
2.4 故障排除在调试过程中，可能会发现一些异常情况或故障。
针对这些异常情况，进行了详细的排查和分析，并及时采取措施进行修复。
通过故障排除，确保设备的稳定运行。
3. 存在的问题在调试过程中，发现了以下问题：3.1 设备参数不准确部分设备的参数与设计要求不匹配，需要进行相应的调整和更改。
3.2 通信故障部分设备之间的通信存在问题，导致数据传输异常，需要进行相应的调试和修复。
4. 解决方案为了解决上述问题，采取了以下措施：4.1 设备参数调整针对参数不准确的设备，进行了参数调整工作，确保设备的各项参数与设计要求相符。
4.2 通信故障排查对通信故障进行了详细分析和排查，并采取了相应的修复措施，确保设备之间的通信正常。
5. 调试结果经过以上的调试工作，取得了以下的调试结果：5.1 设备运行正常经过设备的功能测试和参数调试，所有设备正常工作，达到了预期的性能和功能。
5.2 问题得到解决通过解决存在的问题，设备参数和通信问题得到了有效解决，确保设备的稳定运行。
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110ｋV I母线PT与II母线ＰT核相
ＩIA640
ＩＩB640
IIC6４0
ＩIL6４０
ＩIＡ660
ＩＩB660
ＩIC6６０
IA６30
0.０４
１05.8
10６.1
６0．９
/
/
/
IB630
１05．8
０.05
105．8
60.9
/
/
/
IC６30
106.1
106.2
0.05
60．1
/
／
/
IL630
Ub
Uc
Ｕｌ
Ia
Ｉｂ
Ic
I０
有效值
61．43
6１．40
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
２２0kVＩ母线PT
组别
相电压(V)
线电压(Ｖ）
相序
A
B
Ｃ
结论：正确
10kV I母线PT与II母线ＰT核相
ＩIA640
IIB640
IIＣ6４0
ＩIL640
IIA66０
IＩB660
IIC66０
ＩA6３０
０.0６
1０9．6
104．４
５9.4
/
／
／
IB630
98．7
０.0６
９8.５
60.3
/
／
/
ＩC630
103.6
109.0
０．06
6１.3
/
/
/
IL630
５9.4
Ｉ母线C
38６.7
３8７.1
0．06
三、向量检查
1.12２0kV２５1慈涞II线线路
1.1.1线路潮流情况：有功Ｐ=94.６MW；无功Ｑ＝10．5MＶａr；
本线ＴA变比16０0/１A；TＶ变比２２0/０.１kV
1.1.2保护I微机打印采样值和有效值,记录电压、电流值及其的相位差、极性。
Ua
Ub
Uc
Ul
Ｉa
Ib
Ｉc
Ｉ0
有效值
６１．42
6１.44
６１.４５
61.66
0.039
0.０3８
0.038
0.00
Ｕa－Ub
Ub-Uc
Ｕｃ-Ua
Ｕａ－Ia
Uｂ－Ib
Ｕc-Ｉc
相位差(°)
1２0
1２0
1２0
９
8
9
结论:向量检查结果正确
1.1.3保护II微机打印采样值和有效值,记录电压、电流值及其的相位差、极性。
Ua
0.165
结论:正确
１10kＶＩ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
＋
NO.3
61.１
6１.2
61.1
10６．1
１05.9
105．8
+
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-A630：６0．6１VＬ6３0-B630:60.7２VL630－N600:0.317V
结论:正确
220kVＩ母线PT与II母线PT核相
IIA６4０
IIＢ64０
IIＣ640
IIＬ640
IIA6６0
ＩIB660
IＩC660
ＩA6３０
0.02１
10４.9
1０5．2
１０3．8
＋
ＮＯ.2
５9.4
58．0
5９.6
1０4.0
103.9
１03.7
＋
ＮO.3
/
/
/
/
/
/
/
核相
0．03
０.04
0.05
注:核相为各组同相间电压差
三次圈检验:Ｌ63０－A６3０：61.8VL6３0-B630:６1.５VL630-N6０0:２.0８V
结论：正确
10kＶII母线PＴ
组别
相电压
线电压
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-A６３0：60.21VＬ630-Ｂ63０：60.35 VL630-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
1０5．８
105．9
+
ＮO.3
6１．1
6１.1
6０.8
１06．１
１０5.８
１０5.9
+
核相
0.03
0.0３
０.04
注：核相为各组同相间电压差
三次圈检验:L630－Ａ6３0：60．９VL630-B６３0：6０.8VL６3０-N600：０．21V
线路ＰT与母线PT定相:线路B６09-B63０：/V,B６0９－Ｎ6００：/V
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
６1.0
60.9
60．8
０.０3
／
/
/
IA65０
/
／
/
／
0.07
106.2
１０6.１
IB650
/
/
／
/
1０５．８
0.06
10６.３
IC６50
/
/
/
／
105.9
106．1
0.0４
结论:正确
1０kV I母线ＰT
组别
相 电 压
线电压
相序
A
B
C
AＢ
AＣ
BC
NO.1
59．２
5８．1
59.5
１０３．9
１０3.８
相序
A
B
C
ＡＢ
AC
ＢC
NＯ.１
59.5
59.1
５9.1
１02.８
1０2.5
10２.1
+
ＮO.2
59．４
59.１
59.1
102．７
102.５
1０2.1
+
NＯ.３
/
/
/
/
/
/
/
核相
0.０３
0.05
0.04
注：核相为各组同相间电压差
三次圈检验：L6３0－A630：59.8VL６３０－B630：５8．4 VL63０-N6００：６.５7Ｖ
注：核相为各组同相间电压差
三次圈检验：L630－Ａ6３0：６０.7ＶL630-B63０:６０.7 VＬ63０-N6０0:0.23Ｖ
结论：正确
1１０ｋVII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
1０5.8
１０5.９
+
NＯ.2
61.0
61.0
60.８
106.１
60.4
62．1
3.24
/
/
/
IA650
/
/
/
／
0.06
１０9.7