变电工程调试总结

变电工程调试总结（精选8篇）

变电工程调试总结 第1篇

模拟量工程调试问题总结

一）在工程上使用模拟量，PLC上使用模拟量输入模块时，对信号采集要有周期性的进行，否则，采集到的模拟量数值变换不定。在进行数据运算时，会出现跳动。

二）模拟量使用的步骤：

① 首先选择模拟量采集的类型（电压：0—10V,-10V--+10V电流：4—20mA，0—20mA）② 选择量程范围(12位的量程范围为：0--4096)

③ 模拟量的地址命名（模拟量通道的寻址）

④ 确定模拟量数据采集的周期（防止出现数据跳动）

⑤ 模拟量通道的接线和防干扰处理（模拟量输入的公共端接地，24VDC电源负端接地，模拟量块的接地端子也要接地，同时屏蔽掉不用的通道，导线的屏蔽层接地。）

⑥ 模拟量信号接入时要确定信号的种类：是有源的还是无源的，三线制的还是两线制，两线制的无源信号要串接DC24V电源,接线方式如下：信号的正端接DC24V电源的正端，信号的负端接PLC输入信号的正端，DC24V电源负端接PLC输入信号的负端。

三线制的无源信号，接线方式如下：信号的电源正接DC24V电源的正端，信号的电源负接DC24V电源的负端，信号输出接PLC信号输入的正端，DC24V电源的负端和信号的信号负端短接接入PLC信号输入的负端。

⑦采集到的模拟量数值的量化处理，数值转换，数据在工控机上显示。

变电工程调试总结 第2篇

1.2.3.2月15日，洗煤厂技改工程调试组织机构成立，上报矿方； 2月16日，对重介系统带水调试，发现渣浆泵未加填料漏水； 2月17日，洗煤厂照明灯具由矿方指定，采用深圳海洋王指定产品，由矿方供应；

4.2月17日，将渣浆泵处理完毕；

发现：主厂房：给煤机弹簧安装后没有弹性余地，弧形筛振动电机还

未到场；

压滤车间：浮选入料泵的软启动不能正常开启，浮选机的刮泡电机和传动轴不同心；刮板机链条轮卡槽不均匀，个别卡槽小； 浓缩机：行走时存在偶尔停滞现象，配药装置内部供电装置不全不能使用；

5.2月18日，集控室大屏厂家未按计划安装大屏幕，2301皮带和2402皮带的驱动装置联轴器不配套，通知矿方协调；

6.2月20日，根据矿方要求，增加七台冲洗水泵和两个钢结构水箱。考虑现场实际情况，拟在浮选压滤车间二层布设；

7.2月24日，2405可逆皮带无法搭接到高硫煤仓，通知矿方协调，后经我方现场加工满足要求；

8.9.2月26日，重介系统水平衡调试完毕； 2月27日，调试发现：

浮选机：箱体连接处渗漏，为确保正常调试，请矿方通知厂家解决； 压滤机：设计电压为AC660V，现场到货设备电压为AC380V。为满

足现场使用，厂家增加了7台变压器，进行电压变换；

联合泵房：2604泵在运行过程中电机电流超载，无法正常使用，通知矿方协调处理；

10.2月27日，重介系统开始带介调试，28日，介平衡调试基本完成；

11.2月28日下午，重介系统开始试带煤，约10吨/小时；

12.3月1日上午，正式带煤；

13.3月1日下午，加量带煤，发现混料泵不能正常上料；初步分析原煤块粒径太大，对原煤脱泥筛上料加焊铁箅子以筛除大块煤；

14.3月2日，压滤机厂家未提供详细的设备参数及配电控制要求,且压滤机电控柜未考虑压滤机自身的冲洗水泵配电,现需增加低压配电柜一台给7台冲洗水泵供电。增加就地控制箱7台。增加动力电缆YJV-10003*10+1*10mm约700m增加控制电缆KVV-500 8*1.5 mm约1200m，KVV-500 4*1.5 mm约1000m。集控系统需增加数字量输入模块（32点）两块及配套的继电器、端子等元件；压滤机7台冲洗水泵电机到货设备电压为380V、功率15kW，电压不符合设计要求的660V，压滤车间现有380V供电系统无法满足冲洗水泵的用电需要，需要从主厂房增加一根380V的点源电缆：YJV-10003*120+1*75mm长度200m。

15.3月5日，对铁箅子筛除后的原煤进行调试，发现混料泵处理能力仍不理想，带煤后三产品压力不稳定，混料泵排料仍然困难；

16.3月7日，打开混料泵的入料口，查看入料是否堵塞，发现入料流道太小；泵的入料口标注尺寸和实际不符； 22 2 2

17.3月9日，石泵厂家来人，分析主要问题是泵的入料口小；

18.3月11日，矿方决定将原煤仓放空更换原煤；

19.3月12日，矿方组织人员在301皮带安装临时卸料器；13日开始卸煤，上午10：30，使用过程中301皮带断裂；

20.3月15日，301新皮带送到场；16日，我方再次安装301皮带；

21.3月18日，由于混料泵不能正常处理50毫米左右的块煤，还是不能正常调试；

22.3月18日，压滤机和浮选机调试正常，因浓缩机絮凝剂加药系统不能使用，无法调试精煤压滤机，通知矿方协调处理；

23.3月19日，发现刮板机刮板和弧形板磨损较大，应加装过渡板，通知矿方协调处理；

24.3月20日，石泵厂家将4流道的叶轮送到场，下午更换；

25.3月21日，加量带煤调试，达到250吨/小时，系统运行正常，将老原煤仓的煤处理完毕后停车；

26.3月21日下午，矿方准备用201皮带往煤仓储煤，发现201皮带机头驱动对轮已坏，经现场查看，发现材质有问题；

27.3月22日，动筛车间试车因煤量不足，跳汰机不能正常排矸；

28.3月23日上午，皮带厂家将201机头驱动处理完毕；

29.3月27日，浓缩机底流泵排料困难；

30.3月28日，对浓缩机底流排料管道清理后仍不理想；

31.3月29日，将浓缩池排空后，发现浓缩池底煤泥硬化，造成排料困难；

32.4月1日,恢复调试,4月3日至14日,连续12天调试生产,平均每日试生产8小时,能力350T/小时,累计入洗原煤2万吨,系统运转正常,具备试生产移交条件,产品指标在试生产过程中调整..设计工程有限公司

第三项目管理部

变电工程调试总结 第3篇

1 自动化系统构成

一次系统由两台35kV/10kV变压器,其中一台做后备用。下图中上边一条粗横线是35kV母线，下边一条横线是10kV母线。该35kV智能变电站一次系统主接线图(后台监控主界面)如图1:

变电站综合自动化系统组成：

(1)35kV线路保护屏：主要由2台206L线路保护装置(用于35kv进线)、1台CSF206B备用电源自投装置、电压切换箱(切换PT电压)和一些集成插件板组成。

(2)公用通信测控屏：组成元件如表1:

(3)10kV线路保护屏：主要由9台CSF206L线路保护装置、1台CSF206C电容器保护装置和一些集成插件板组成。

(4)35kV主变保护屏：主要由2台CSF206TA变压器差动保护装置、4台CSF206TB变压器后备保护装置和一些集成插件板组成。

(5)后台监控：主要由1台研华工控机及其监控程序(是从以色列的综合自动化组太软件wizcon基础上开发的CSC2000)组成。后台监控系统主要配置(无工程师站和远程调度CSDA2000)如下：Wizcon软件(有图形和实时库两大部分)和CSC2000软件系统，虚拟开入开出卡(I/O卡的驱动程序)，Microsoft Loopback adapter微软的虚拟网卡，其中IP地址在csc2000中配置两个，本智能变电站所配的为：200.0.0.1;200.0.1.1

35kV进线使用2个CSF206L线路保护装置,在每台35kV/10kV主变上使用1个变压器差动保护装置和2个变压器后备保护装置(高压,低压各一个)，差动保护装置和后备保护装置都可以控制变压器两侧的开关。10kV线路保护装置共使用了9个，电容器保护用了1个，注意母联的的地方也使用线路保护装置。屏顶小母线是屏顶上的线排上连接的线。所有的屏供电采用的是直流220V。公用通信屏中有个电源转换装置是用来检测所用变供电状态的。

2 安装调试过程

2.1 安装调试过程中所用的主要仪器准备如下

多功能继电保护测试仪(模拟电流、电压、跳合闸)、MSU-2000S型模拟断路器、万用表、直流屏DC220V(现场运行的直流屏由供电局提供)等。

2.2 安装调试主要步骤如下

(1)安装好后台监控软件。

(2)配好现场控制装置和后台监控PC机的连接，采用的是Lonworks总线。设定好每个和网络连接的装置的地址，并根据后台监控软件查看每个装置的网络连接是否对应正确。PC机是和交换机采用反线相连。调制解调器是用于远程调度，城市这套系统没有远程调度，只是给其留有接口。两个CSE通信处理机连到交换机上。

(3)网络连接好后，利用监控软件测试遥控每个断路器跳合闸是否正确。

(4)测试遥信是否正确，在装置对应的端子排加点220V电压

(5)继电保护测试。如测试变压器差动保护合变压器后备保护，整定过流一段、二段、三段的电流、时间举例如下：

三段电流分别整定为：5A、4A、3A

三段时间分别整定为：0ms、1ms、3ms

还有比率差动保护整定等。在每个保护装置里都分几个定值区，首先在每个装置中投实现相应功能的软压板，然后再在每个定值区设置相应的定值，具体实际运行中的定值是由供电局提供。

(6)整个系统调试完毕之后最后供电局检验，请示上级站批准后投运。

2.3 安装调试过程中出现的主要问题：

(1)由于35kV线路保护屏的通信插板没有插到位造成保护跳合闸不动作。

(2)测控装置变送器板由于用交流打耐压造成变送器损坏，上送不了信号。

(3)后台监控的PC机和CSF206TA变压器差动保护装置连线接口不对应。

2.4 出现问题的故障分析与解决办法

(1)安装完35kV线路保护屏以后，立即对该保护屏进行模拟断路器(MSU-2000S型模拟断路器)用动作检验，发现模拟断路器保护线圈跳合闸不动作。故障分析可能是接线错误、程序错误或其他硬件问题。然后检查接线，没有发现错接和接触不良现象;检查206L线路保护装置，硬件和保护程序均正常工作;检查通信集成插板，发现其有松动现象，插紧后再检查，故障消失。35kV线路保护屏插件板为背插拔，嵌入式安装，后接线，装置整面板为MMI插件。插件顺序(后视)从左至右依次为电源插件、通信插件、跳闸插件、备用插件、测控插件、模拟插件，插板实物图见图2:

(2)CSF202测控装置的变送器，交流打耐压之前没有断开，造成该变送器损坏，上送不了信号。该变送器在安装过程中检查，状态良好。但是在交流耐压(2000V)试验之后检查，信号传送不出去。故障分析：回想发现该变送器为直流元件，交流耐压时应断开电路，但是忘了断开，致使该变送器被烧。更换变送器，信号恢复。

(3)后台监控的PC机和CSF206TA变压器差动保护装置连线接口不对应。接线方式应该为串口方式，串口为9针串口(DB9)，通信距离较近时(<12m)，可以用电缆线直接连接标准RS232端口(较近)和RS485端口(较远)。最为简单且常用的是三线制接法，即地、接收数据和发送数据三脚相连。接线示意图如图3:

故障分析：监控的PC机为进口微机，接口为RS232端口，而自动化厂家提供的CSF206TA变压器差动保护装置接口为RS485端口，两个接口不匹配，致使安装工作受阻。自动化厂家现场无法更换接口，我方建议采用RS232端口和RS485端口匹配的过渡接口7520，电子元件市场有售。过渡接口7520是RS232到RS485的协议转换模块，其一端为RS232标准，另一端为RS485标准，内置“self_tuner”芯片，电源+10V～+30VDC，功耗2.2W，利用该模块可以完成RS232到RS485通信接口的协议转换。?

当然还有一些其他故障，例如柜体后边端子排采遥信量的光隔被击穿，都是简单和明显的故障，很块就被处理。

3 总结

通过这次全程跟踪安装调试，了解了整个智能变电站综合自动化系统的组成结构和工作原理，掌握了变电站综合自动化系统的安装调试过程。通过出现的故障的分析和处理，明确认识到在变电站综合自动化系统的安装调试过程中，不能盲目求快，而是要注重细节，例如插件和接线不能松动;要按照《变电站自动化系统现场交接验收及日常检查管理规范》及其他相关标准和规范操作，例如交流试验时，直流元件要隔离;对于不同厂家的自动化装置，装置之间接口要统一规范，并在订货技术协议中明确。

摘要：本文主要介绍了35kV变电站自动化系统的构成,说明了安装调试过程中发现的问题及解决办法,并对整个安装调试过程进行了总结。

关键词：变电站,自动化系统,安装调试

参考文献

[1]《变电站综合自动化现场技术问答》.张全元编著.中国电力出版社,2008年12月第1版.

[2]《变电站自动化现技术培训教材》(DVD电子教材).肖永立等.中国电力音像电子出版社,2008年3月第1版.

[3]《变电站自动化系统现场交接验收及日常检查管理规范》河南省电力公司编著.中国中国电力出版社,2008年4月第1版.

电气仪表工程的调试与安装 第4篇

关键词：电器仪表工程 安装 调试

当前，我国的电气仪表主要应用于生产型企业的高压供气系统、锅炉供气供热系统等方面，随着企业的不断增多，电气仪表工程量也逐渐增多，那么，电器仪表在安装前需要哪些准备呢？在安装与调试过程中又有哪些需要注意的问题呢？我们来深入探讨一下。

1 电气仪表安装前准备过程

电气仪表安装就是按照设计的要求把仪表、管线、电缆以及负数设备等各个独立的部件组成一个回路或完成系统显示，然后对安装的设备进行调试和检测，以确保其能够正常使用，即要根据设计的要求通过安装过程完成仪表与工艺管道、现场控制室等方面的各种连接。电气仪表安装前的准备主要应从以下几方面进行：首先详细分析安装仪表的设计图，对每个分项进行详细的解读，主要有电气仪表设备汇总表、电气仪表加工组件汇总表、设计说明书、供电原理图等等。对各个图纸分项做到详细了解才能更好的投入到安装过程中，这样既能保证电气仪表安装所需的部件质量，还有助于安装后的调试和检测。

2 电气仪表安装步骤及其控制

欲使整个电气仪表工程能够顺利进行，在安装前就需要制定一个合理的方案，对施工步骤做一个详细、合理的划分。通常在土建的施工阶段就应该明确预埋件、预留孔的位置、标高、尺寸大小以及数量等，这主要是由于电器仪表的安装工程相对较长导致的。然后再按照整个步骤逐步实施：

2.1 仪表盘与现场一次点的安装 这要求安装人员要先制作仪表盘的基础槽钢，如所购买的设备自带仪表盘则可以忽略，然后开始安装操作台和仪表盘等，此外为了避免出现差错，在安装过程中应当仔细核对土建预埋件、预留孔的数量和位置以及管路进出口控制室的位置和方式。

2.2 工艺管路、设备的安装 在安装工艺管路、设备以及非标准件等之前一定要经仪表以及仪表控制室内的设备安装完毕，并且要核对安装数量以及安装的位置等，为了避免非标准件安装中出现问题，一定要严格安装设计图纸进行安装。

2.3 檢验安装用仪表 事实上在工程进行之初就可以着手进行，但在整个安装过程中工作人员也不能大意，定期检验，以确保安装使用仪表完好无损。

2.4 现场仪表配线及保护箱的安装 安装完现场仪表后，为了防止其他施工部门在施工过程中损坏已经安装的仪表，一定要及时安装仪表保护箱等保护设施，此外应当尽量使用固定支架进行仪表箱的安装。为了方便配线工作以及安装各种管路，可以从两方面同时进行安装工作，一方面配线人员对已经安装仪表的设施进行配线以及安装气动管等，另一方面安装仪表保护箱等。

2.5 现场清理工作 在安装基本完成之后就要吹扫和试压整个仪表管路，这相当于第一次校验，因此要详细准确，做好现场清理工作，一旦发现漏洞要及时修补，确保工程质量。

2.6 调试系统 在对工程进行调试和校验之时，首先要将现场控制与控制系统连接起来，然后进行三查四定工作，对整个工程进行详细的检验和调试，通过这种试运行检验可以有效改善系统，做到进一步完善。此外，在后期的使用中也要经常对整个系统进行认真的检验，以确保系统稳定运行。

3 电气仪表安装基本原则

为了保证电器仪表安装施工质量，因此要严格按照相关规定进行施工和设计。其安装设计基本原则为：

首先，在安装仪表等设备之时要按照设计文件严格执行，若文件没有详细规划，则要符合以下几点条件：光线充足，以便于操作和维护；仪表切忌安装在有振动，易受机械损伤，有强电磁场干扰，温度变化剧烈和有腐蚀性气体的位置；安装显示仪表之时要选好位置，确保观察之时方面；仪表与设备，管道或构件的连接及固定部位应受力均匀，不应承受非正常的外力。

其次，若仪表直接被安装到管道之上，首先要对管道进行认真的吹扫，在压力试验之前进行安装；若仪表与管道需要同时安装，则需先将仪表拆下再进行管道吹扫。此外还应该注意仪表上的接线盒要尽量避免朝上，在施工时要及时封闭接线盒及其入口。

最后，如果仪表盘，柜，箱安装在多尘，潮湿有腐蚀性气体或爆炸和火灾等的危险环境，则一定要做好密封措施，仪表盘，柜，操作台之间及盘，柜，操作台内各设备构件之间的连接应牢固，安装用的紧固件应用防锈材料。切忌在安装固定之时使用焊接方式。仪表盘等在搬运和安装过程中，应防止变形和表面油漆损伤。安装及加工中严禁使用气焊方法。

4 结束语

电气仪表安装是一项复杂而具体的工程，需要施工单位等方面的配合，这就要求在施工之初，相关部门的设计意见和设计要求必须详细，同时还要符合生产工艺要求。操作人员在安装过程中，要根据企业自身的实际情况做好详细的规划，以确保在安装之后能够正常运行。

参考文献：

[1]刘福.电气仪表工程安装与调试应注意的问题[J].广西质量监督导报，2008（09）.

[2]杨宇.电气仪表安装与调试要点探讨[J].科技资讯，2012（30）.

变电工程调试总结 第5篇

1． 目的

及时归纳、总结工程项目在现场实施过程中的经验和不足，对项目各阶段的输入结果进行总体分析，进一步改进和完善项目管理方式，提高项目管理水平。2． 适用范围

适用于公司承建的工程项目。3． 职责

3.1施工（调试）专业工程师负责专业施工（调试）总结报告的编制； 3.2项目经理负责施工总结报告的编制；

3.3工程管理事业部负责人负责施工（调试）总结报告的审核。4． 报告内容

4.1项目经理（调试经理）的总结报告主要包含以下内容（不仅限于此）：

工程概况、进度执行情况、质量情况、安全文明生产情况、经费使用情况、资料整理移交情况、系统整体运行情况汇总（调试）、工程施工（调试）过程中存在的问题汇总、现场协调情况、公司总部配合情况、对公司的合理化建议和意见等。4.2专业工程师（调试专工）的总结报告主要包含以下内容（不仅限于此）：

工程概况、专业进度执行情况、专业质量执行情况、安全文明生产情况（本专业范围内）、专业资料整理移交情况、本专业试运情况、专业施工（调试）过程中存在的问题汇总、现场协调情况、公司总部配合情况、对公司的合理化建议和意见等。

上述报告内容详见本规定附件

一、附件二。5． 报告内容

项目经理、调试经理、施工专工、调试专工分别按照附件一或附件二的要求负责编制相应总结报告，提交工程管理事业部负责人。

提交时间：编写人自撤离现场起15日内；

存档规定：总结报告完成后，提交管理控制中心存档一份，工程管理事业部存档一份。6． 附件

6.1现场工作总结报告1（项目经理、调试经理）

6.2现场工作总结报告2（施工专业工程师、调试专业工程师）

附件一：

工作总结报告

提交人：

（项目经理/调试经理）

一、工程概况（简洁）

二、进度执行情况

包括计划工期、实际工期，工期偏差分析，控制过程介绍等。

三、质量情况

各专业情况分别汇总。

四、安全文明生产情况

从制度制定、措施实施、事故分析、检查情况等多个方面阐述。

五、经费使用情况

六、资料整理、移交情况（包括对业主和公司两方面）

七、系统整体运行情况汇总（性能达标情况、主要指标汇总等）

八、工程施工（调试）过程中存在的问题汇总

客观实际地从多角度进行分析和汇总，内容可涵盖设计、设备、施工、调试等各个层面。

九、现场协调情况

与业主、监理的沟通与协调情况汇报、分析，经验教训；对施工分包单位管理过程中的经验教训和问题汇总。

十、公司总部配合情况

施工：包括图纸到场、设备到货情况的概况，与计划偏差的分析；

设计变更、变更设计的情况等；

调试：现场施工配合消缺情况，设计、采购配合情况等。

公司各部门在项目执行过程中的配合、沟通情况介绍（施工调试）。

十一、对公司的合理化建议和意见

（注：项目经理和调试经理分别从各自专业角度汇总，每一项均不能空缺，可视情况另外增加项目，“七”仅为调试经理填写。）

附件二：

现场工作总结报告

提交人：

（施工专工/调试专工）

一、工程概况（简洁）

二、专业进度执行情况

包括计划工期、实际工期，工期偏差分析，控制过程介绍等。

三、专业质量执行情况

四、安全文明生产情况（本专业范围内）

从制度制定、措施实施、事故分析、检查情况等多个方面阐述。

五、专业资料整理、移交情况（包括对业主和公司两方面）

六、本专业试运情况

七、专业施工（调试）过程中存在的问题汇总

客观实际地从多角度进行分析和汇总，内容可涵盖本专业设计、设备、施工、调试等各个层面。

八、现场协调情况

与业主、监理专工沟通与协调情况汇报、分析，经验教训；对分包单位专业管理过程中的经验教训和问题汇总。

九、公司总部配合情况

施工：包括专业图纸、设备到场情况的概况，与计划偏差的分析；

专业设计变更、变更设计的情况等；

调试：现场施工配合消缺情况，设计、采购配合情况等。

公司相关专业在项目执行过程中的配合、沟通情况介绍。

十、对公司的合理化建议和意见

变电工程调试总结 第6篇

各位同事：

为了使我院电网输变电工程项目更好、更快速发展，对我院参与楚穗直流调试工程、珠海220kV琴韵输变电工程、试验服务进行全面总结，提高我院电网工程调试与试验服务管理和服务水平。拟定3月下旬召开我院的电网工程调试与试验交流总结会（具体时间另通知）。总结主要包含以下几方面的内容：电网工程调试业务项目管理、安全管理、智能变电站专业调试经验、楚穗直流调试经验、试验技术等。请楚穗、琴韵项目各项目部经理、专业负责人准备交流材料（PPT，30分钟内），3月9日前发给项目管理部何勇，谢谢！

云广±800kV直流输电工程，是云南省通往广东省的第三条直流通道。它西起云南省的楚雄，东至广东省的增城，全长1100km，双极额定输送功率为5000MW。

云广直流系统调试工作包括极1阀组1和双极4阀组、极1阀组2和双极3阀组、极2阀组1和极2双阀组、极2阀组2四部分。2009年6月4日～7月17日极2阀组2站系统调试，2009年12月22日～2010年1月12日极2阀组1和极2双阀组系统调试，2010年3月29日～4月25日极1阀组2和双极3阀组站系统调试，2010年6月11日～8月11日及2011年1月16日～3月8日极1阀组1和双极4阀组系统调试。

在云广±800kV直流输电工程站调试和极系统调试过程中，为了解交、直流设备在各种运行方式下出现的过电压是否在允许范围内，以检验一次系统绝缘配合是否满足要求，广州粤能电力科技开发有限公司对穗东换流站有关交、直流设备进行了过电压的监测，本测试为工程验收提供实测依据，为系统的正常运行提供参考数据。

1测试内容 1.1

调试项目

此次调试中，进行过电压测试的调试项目有：

 交流滤波器投切试验；  直流滤波器投/切试验；  换流变压器和阀组充电试验；  解锁性能试验；

 闭锁及紧急停运跳闸试验；  金属/大地回线方式转换；  丢失脉冲(换相失败)试验；  最后一台交流断路器跳闸；  直流线路接地试验；  交流线路单相接地试验。

1.2测试信号的选取

由于调试工作分为极1阀组1和双极4阀组、极1阀组2和双极3阀组、极2阀组1和极2双阀组、极2阀组2共四个阶段进行，因此在进行过电压测试时，也相应地按照四个阶段选取信号，具体的测试信号如下： 极1站系统和双极调试阶段

测试对象包括：

 极1换流变网侧电压、电流及中性点电流；  极

1、极2极线电压和电流；  极1直流场中性母线电压；

 极1的第一组直流三调谐无源滤波器(＝21B03)的滤波元件C1、L1、L2、L3对地及其端电压；  第二大组交流滤波器(＝20BF02)的双调谐交流滤波器573间隔(＝20BF23)和574间隔(＝20BF24)回路的电流，母线电压、滤波元件C1、L1、L2对地及其端电压。极2站系统和系统调试阶段

测试对象包括：

 极2换流变网侧电压、电流及中性点电流；  极2极线电压和电流；  极2直流场中性母线电压；

 极2的第一组直流三调谐无源滤波器(＝22B03)的滤波元件C1、L1、L2、L3对地及其端电压；

第二大组交流滤波器(＝20BF02)的双调谐交流滤波器573间隔(＝20BF23)和574间隔(＝20BF24)回路的电流，母线电压、滤波元件C1、L1、L2对地及其端电压。1 测试接线和设备参数 4.1 测试接线

图1为双调谐交流滤波器组(AC-Filter DT 11/24)设备上的过电压测试接线；图2为双调谐交流滤波器组(AC-Filter DT 13/36)设备上的过电压测试接线；图3为直流三调谐无源滤波器组(TT 12/24/45)设备上的过电压测试接线。

C1交流母线分压器1R分压器2F2L2C2F1L1

图1.双调谐交流滤波器(AC-Filter DT 11/24)过电压测试电气接线图

RC1交流母线分压器1F2分压器2F1L1L2C2

图2.双调谐交流滤波器(AC-Filter DT 13/36)过电压测试电气接线图

直流极(母)线C1分压器1F3分压器2F2分压器3F1分压器4L1L2C2L3C1中性线F4

图3.直流三调谐无源滤波器(TT 12/24/45)过电压测试电气接线图 5.1 交流滤波器投切试验

在直流系统运行中，两侧的换流站要吸收一定的无功。本直流系统是在两侧换流站解锁前很短的时间内先投入一组交流滤波器。解锁后再投入一组滤波器，随着直流输送功率和直流电压等条件的变化，投入的交流滤波器组数也作相应的增加或减少，以满足直流系统的无功和谐波的要求。

投切交流滤波器将在交流母线和交流滤波器设备上产生暂态过电压，其暂态过电压的大小与避雷器的保护水平、断路器分合闸的相角和滤波器本身的参数等因素有关。本工程使用的断路器是西门子公司生产的型号为3AP2 FI的SF6断路器，带有选相功能，使合闸过电压降到最低。

5.1.1 交流滤波器组的电气接线图及配置情况

穗东换流站共配置了4个交流滤波器大组，测试时主要选取第二大组交流滤波器＝20BF02(下简称ACF2)的编号为＝20BF23（573）和＝20BF24（574）的双调谐滤波器进行录波。试验时，不仅在投切该组滤波器组时进行测试，而且在投切未接测试设备的滤波器组(以下简称其它组)时，对已投入的该组滤波器也进行测试，因为此时也会产生暂态过电压。

5.2 直流滤波器投/切试验

在直流系统运行中，有时需要带电投切直流滤波器的操作，会在直流滤波器各设备上产生明显的过电压。

在云广直流输电工程的穗东换流站内，每极都配有两组参数完全相同的直流三调谐无源滤波器组，且两组并联连接，所以两组直流滤波器在各种操作中的暂态过程应基本相同，为此，在测试中分别选取了极1(＝21B03)和极2(＝22B03)的第一组直流滤波器设备作为测试对象，其具体的参数如下：

图5.极1(＝21B03)的第一组直流滤波器电气接线图

图6.极2(＝22B03)的第一组直流滤波器电气接线图

5.3 换流变变压器和阀组充电试验

换流变压器和阀组充电试验，即操作开关使空载的换流变带电，此时不仅会在交流母线上产生过电压，还在变压器上产生励磁涌流，过大的励磁涌流将引起保护的动作而使变压器无法投运，鉴于合闸时的励磁涌流的大小与合闸角度有关，穗东换流站投切换流变的断路器安装了POW装置，该装置可以通过参数设定，调整开关的合闸角度，在换流变充电时的励磁涌流限制在预定的范围内。

500kV-V1-F1＃2母50611=21T11-V2-F208110***0612506227-V3-F304120***67-V4-F4=21T1250625063***27500kV#1母

图32.投切极1阀组1换流变(21B11)的电气接线图

5.4 解锁性能试验

解锁性能试验是为检验单极和双极解锁时能否平稳地建立起直流电流和直流电压，检验是否对换流站交直流侧设备带来的不允许的冲击。在调试过程中，每天都要进行解锁操作，记录了大量的解锁波形，限于篇幅，在本报告中，列出了在以下几种典型的不同控制模式下极1阀组1和双极4阀组、极1阀组2和双极3阀组、极2阀组1和极2双阀组、极2阀组2阶段的解锁操作时的暂态测试数据和典型波形。需要说明的是：在极2阀组

2、极2阀组1和极2双阀组调试阶段，直流分压器接在极2直流滤波器（=22B03）设备上，在极1阀组1和双极4阀组、极1阀组2和双极3阀组调试阶段，直流分压器接在极1直流滤波器（=21B03）设备上。

5.5 闭锁及紧急停运跳闸试验

系统停运（闭锁）试验是为检验单极和双极闭锁时系统能否平稳地切断直流电流和直流电压，是否对换流站交直流侧设备带来不允许的冲击。

系统停运包括正常停运和紧急停运（ESOF）两种。正常停运过程是：先以一定的速率降低电流，当电流降低到设定的较低值时，整流站阀先闭锁，逆变站阀后闭锁，由于其过程平缓，在极线上无过电压产生，只是在滤波器回路中会引起轻微的震荡，对系统无影响。紧急停运过程，则是在正常的输送电流下阀立即停止，若整流站紧急停运，该站的阀立即闭锁，不会产生过电压；若逆变站紧急停运，先在该站投入旁通对，然后整流站阀闭锁，由于逆变站投入旁通对，相当于线路末端短路，会在交、直流设备上产生幅值较高的过电压。

在调试过程中，每天都要进行闭锁操作，记录了大量的闭锁波形，限于篇幅，在本报告中，列出了在以下几种典型的不同控制模式下极1阀组1和双极4阀组、极1阀组2和双极3阀组、极2阀组1和极2双阀组、极2阀组2阶段的闭锁操作时的暂态测试数据和典型波形：

需要说明的是：在极2阀组

2、极2阀组1和极2双阀组调试阶段，直流分压器接在极2直流滤波器（DCF2）设备上，在极1阀组1和双极4阀组、极1阀组2和双极3阀组调试阶段，直流分压器接在极1直流滤波器（DCF1）设备上。

5.6 金属/大地回线方式转换

直流系统运行有时需要进行带电大地回线与金属回线方式之间的转换操作。为了验证直流系统在大地回线与金属回线的转换是否能正常工作，在150MW、500MW和1250MW三种输送功率进行了极1及双极系统的大地回线与金属回线的带电转换操作；在125MW、500MW、1200MW和2500MW四种输送功率下进行了极2的大地回线与金属回线的带电转换操作试验。5.7 丢失脉冲(换相失败)试验

在系统运行中，有时因某些操作或系统其它扰动出现两侧换流站的换流阀发生丢失脉冲的现象，进而导致换流站的换流失败故障。

丢失脉冲(换相失败)试验是在极1阀组1和双极4阀组系统调试、极1阀组2和双极3阀组系统调试、极2阀组1和极2双阀组系统调试、极2阀组2站调试四个阶段中进行的，现分述如下。5.8 最后一台交流断路器跳闸

在极1阀组1和双极4阀组系统调试阶段进行了最后一台交流断路器跳闸试验。

5.9 直流线路接地试验

本次调试中，直流接地点共选择3处，一点在楚雄换流站附近；一点在穗东换流站出线附近，还有一点选在线路的中点(位于广西壮族自治区武宣县境内)，具体位置见图70。

楚雄换流站中点穗东换流站0.45km656.282km1372.971km0.962km

图68.直流线路人工短路的接地点位置图

5.10 交流线路单相接地试验

2011年2月27日直流双极4阀组运行，功率500MW时，逆变侧(穗东换流站)的交流单相接地短路试验在500 kV线路的穗横甲线#39号杆塔C相处进行。

5.10.1 主要操作过程

变电站工程调试方案 第7篇

关键词：电容柜 补偿柜 无功补偿 谐波治理 电抗器

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、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~500kV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（WHS）； 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GB50150－2006；

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GIS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；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主变变低单臂接入Ⅰ段母线，带10kV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主变变低单臂接入Ⅱ段母线，带10kV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。

110kV变电站二次系统由北京四方继保自动化股份有限公司生产，站内二次设备由微机监控系统、继电保护装置、直流系统及电能计量系统等组成。监控系统配有GPS对时网络系统，由站级层和间隔层两部分组成；主变保护和测控分开组屏，共由4面屏组成，本工程设1面10kV备自投屏并在内装2台装置，设1面PT并列屏并在内装2套装置，10kV馈线、电容器、站用变、分段保护和测控装置安装在开关柜上；电能计量均装设三相四线制多功能电能表，并通过485口接入电能计费系统能满足远方计费要求；直流系统设珠海瓦特直流系统两套，直流电压110V，容量300AH。

二次参数的CT二次电流1A，PT二次电压100V/57.7，直流电压110V，交流电压220V。

二、工作范围：

本期工程所有的一二次设备的调试含特殊试验。

三、施工现场组织机构 调试负责人： 调试人员：5人 仪器、仪表管理：1人

四、工期及施工进度计划：

为配合整个工程工期,提高工作效率，调试人员待一二次设备初步安装完毕才入场，施工计划安排如下： 第一阶段：入场及准备工作 工期:5个工作日(计划于)工作内容: 提前将有关的图纸、资料、厂家说明书、测试仪器准备好，并到现场勘察，熟悉图纸及一、二次设备，做好有关的准备工作。

准备好全站一二次设备试验所需相关仪器、仪表，并运抵现场。第二阶段：设备试验及保护调试 工期：视实际情况而定

工作内容：一次方面有主变压器、GIS组合电器设备、高压开关柜、站用变压器、电容电抗器组等电气设备的单体常规、特殊试验；二次方面的保护装置调试、测控装置调试、监控装置调试、故障录波器等装置的调试、屏柜二次接线检查等的调试；开关、信号传动等分系统调试；整组调试、带负荷测试等整组启动调试。

五、质量管理： 试验技术管理

一次、二次设备试验质量管理是变电站施工管理的重要组成部分，本站试验由指定的工作负责人及试验技术负责人负责现场试验质量管理工作。

试验工作负责人及试验技术负责人必须参加施工图纸的会审，认真对施工图进行审查并提出图纸审查试验记录，对试验结果作出正确的判断对试验结果不符合标准规范的，应及时安排有关人员进行复检，并向本站试验技术负责人汇报。及时协调解决影响试验的有关设备和技术问题，确保工程的顺利完成。及时整理和审核试验报告，以便提交工程验收。一次设备交接试验

为了保证试验数据的可靠和准确性，我们必须严格执行部颁标准，结合厂家资料的要求、标准进行试验。试验设备、仪表必须经检验验定合格并在有效期内使用。合理选择测量仪表的量程。合格选择各项试验的接线方式，尽量避免因为人为因素或环境因素给试验结果带来的影响。必须准确详细记录被试设备的各项试验数据并在验收时提交试验报告。湿温度对试验结果有影响的试验项目必须有准确的温度湿度记录，以便于换算。主要设备关建环节详述如下： 主变压器试验

主变压器套管吊装前,应对套管的绝缘、介损、升高座CT变比、A-V特性进行测量，介损值应与出厂值对比,应在厂家规定的范围；电容值应在厂家值的±10%范围内,并做好原始记录。

套管介损试验视现场条件应尽量吊起或垂直放置，表面擦干，以减少测量误差。使用2500V兆欧表测量主绝缘应不小于10000MΩ，末屏应不小于1000MΩ； 效验CT的A-V特性，CT变比和级性、级别并与设计图核对,发现问题应及时联系设计。应检查变压器绕组的变比、直流电阻、绕组变形等项目应在合格范围内。对于有载调压装置还应检查过度电阻，并与出厂值进行比较。

末屏试验应按厂家要求电压值加压，以免因电压过高而击穿末屏绝缘，变压器整体吊装完成后，绕组连同套管再作一次介损试验，以便以后预试比较，并经温度换算后与出厂值比较。整体吸收比、介损、泄漏进行试验前，变压器应有足够的静置时间，并要经过放电（消除静电影响）后再进行试验。吸收比、试验要使用大容量兆欧表。

整体安装完成后应测量主变铁芯绝缘，用2500V兆欧表，绝缘应不小于500兆欧。断路器试验

核对开关一、二次的相别应对应；断路器应在允许最高电压和最低电压下各做分合闸3次；检查断路器的分合闸时间及弹跳时间应在厂家出厂试验值规定的范围内；检查断路器合闸时的回路电阻应合格；检查开关的压力闭锁接点动作值和储能时间；SF6压力应在充气时检查报警、闭锁分合闸接点的动作值和接线的正确性。

本期10kV无功补偿设备8016kVar，容量比较大，要求对主变10kV进线及10kV电容器开关柜真空断路器进行老炼试验，以保护投切。隔离开关试验

接触电阻的测量应在开关机械安装调试好以后，利用电动操作分合闸正常后进行。互感器试验

应测量互感器一次绕组的直流电阻，与同一型号的互感器数据以及厂家出厂数据比较，阻值不应有较大差别。变比试验应加足够大的电流电压，以免引起测量误差。励磁特性试验应先退磁后测量，视试验设备的条件和励磁特性的高低，尽量做到曲线的饱和区。并与设计图核对。避雷器试验

避免在湿度高的情况下（＞85%）做直流泄漏试验，必要时屏蔽表面泄漏。放电计数器应动作可靠并复位指零，不能复位指零的全站统一指向某一数值。如是带泄漏电流表的，应对电流表进行校验。

注意事项：对一次设备的交流耐压试验时，必须退出所有避雷器，避免避雷器击穿。

试验电压以被试验设备的出型试验报告耐压值为基数，乘以0.8为现场交接试验耐压值。成套装置技术指标：

额定输入电压:380V±10%50/60Hz单相交流 2.额定输出电压:500kV 3.额定输出电容:3000kVA 4.输出频率:20-400Hz 5.环境温度:-10～+45℃ 试验人员：5人 二）保护调试及传动 保护调试

为保证试验数据的可靠和准确性，我们必须严格执行部颁及行业标准，结合厂家调试大纲或技术要求、标准进行调试，执行有关的反事故措施。所使用的试验设备、仪表必须经检定合格并在有效期内使用。各试验设备的容量、电压等级、电源容量应符合技术要求。交流试验电源应尽量避免与施工中的焊机或其他大型施工机械混用同一电源支路。以减少因电源波动或谐波对测试结果的影响。对于试验用的直流电源或蓄电池电源，应尽量采用站内试验电源屏所供的直流电源或蓄电池电源，如使用其他整流设备，应有容量足够大的滤波装置。

所有保护调试前，各调试人员对自己所调试的保护有所了解并认真学习、熟悉有关调试规程、厂家资料。核对所有设备的额定直流电压、交流电压、电流是否符合设计要求。所有设备通电前必须确认屏内和回路接线已正确、绝缘合格。合理选择测量仪表的量程。正确选择各项试验的接线方式，尽量避免因为人为因素或环境因素给试验结果带来的影响。各项保护和回路的修改都应征得设计的同意并有设计修改通知书，并在图纸作相应的更改。调试记录应真实、准确、详细记录被调试设备的各项试验数据，并在验收时提交试验报告。

注意事项：微机保护应尽量避免插拔插件,如确须插拔，必须关闭装置电源。不能用手触摸印刷电路；电路板元件的更改必须由相关厂家负责。及时索要保护定值，对保护定值的效验对设备运行极为重要。二次回路检查

认真贯彻执行反事故措施要点，做到直流回路无寄生、交流电流电压回路一点接地、无交直流回路混接，二次回路绝缘电阻符合规程要求；对设计变更部分应落实到位。

注意事项：测量直流电源端子时，应测量对地电压，正负极间测量不能如实反应寄生回路。整组传动试验

整组传动试验时，开关场地应有专人监护；分合闸试验时，应检查开关实际动作情况是否与保护出口一致。

注意事项：对断路器的分合闸次数应有所控制，以免影响断路器的寿命。设备验收、质监工作

积极配合甲方做好验收工作，对提出问题及时处理；质监前整理好相关资料；新装设备面版整洁，标签齐全正确。投产前检查

严格按照队内编制的投产前检查表逐项检查，防止CT二次开路、PT二次短路；核对保护定值的正确性；做好投产前的准备工作，如相序表、相位表、对讲机、手动摇表、指针万用表、防PT谐振的灯泡、核相用的长线、绝缘杆、投产时使用的表格等是否完备。并对照启动方案进行一次模拟操作。注意事项：送电前必须对一次设备母线绝缘进行最后测量。投产：

应做好投产时人员的分工，做到忙而不乱，有序地圆满完成投产工作。三）试验设备、仪表管理

现场建立仪表、设备房，设立兼职仪表、仪器管理员，坚持每周清点仪器一次，仪表仪器进出都要登记。仪表管理员除了负责现场所有仪表、仪器的保管外，还负责仪表仪器的送检工作，以确保所有仪器、仪表都在有效期内使用。新设备还必须经过学习和交底后方可使用。

注意事项：不能让仪表、仪器在烈日下暴晒或遭雨淋。

六、安全管理: 危险点辨识：

设备试验过程出现人身触电事故 预防措施：

在试验设备四周设置安全围栏，悬挂警示牌，并在可能误闯试验区域的路口设专人看守。

在电容器上工作必须先放电，进行电容性试品试验后须充分放电并短路接地。试验仪器仪表及设备（包括调压器）金属外壳及接地端子应可靠接地。变更试验接线、解接时必须断开电源，验明无电压后进行。在二路回路上工作造成高处跌伤 预防措施：

保护传动试验，需攀登一次设备接线时，应在专人监护下进行。攀登一次设备人员应戴好安全帽，系好安全带。竹梯梯脚做好防滑措施，使用时给人扶好。在二次回路上工作造成人员触电 预防措施：

对交流二次电压回路通电时，必须可靠断开至电压互感器二次侧的回路，防止反充电。

屏蔽电缆两端屏蔽层的接地点应牢固可靠，不得随意断开。

试验仪器仪表及设备（包括调压器）金属外壳及接地端子应可靠接地。变更试验接线、解接时必须断开电源，验明无电压后进行。交流耐压试验时造成设备损坏 预防措施：

试验大容量的设备时，应正确选择试验变压器和调压器，避免发生串联谐振。电气设备绝缘应在非破坏性试验做完后才能进行交流耐压试验。试验电压应从零升起，均匀升压，不可采用冲击合闸方式加压。高压试验工作不得少于三人，并设专人监护。安全目标：

本工程的安全管理目标：无人身死亡、重伤事故，无重大的设备事故及重大交通事故，轻伤事故率在8‰以下。为实现这个目标，应采取以下措施：

严格执行《电力建设安装施工管理规定》和《电力建设安全工作规程》的有关规定，坚持“安全第一，预防为主”的安全施工方针，落实安全责任制。加强安全教育，试验人员必须经过安全教育并经安全考试合格后方可上岗，开工前必须进行安全技术交底。坚持定期安全活动，每周进行不少于两个小时的安全学习活动。坚持每天站班会都要讲安全。

坚持反习惯性违章，进入现场必须戴安全帽，高处作业必须佩带合格的安全带。坚持文明施工，在现场建立一个整洁的施工场所。

七、环境保护及文明施工：

1、环境保护

调试工作是在一定范围内的安装施工，不需爆破作业，也没有废气的产生，基本不会对环境造成影响。

2、文明施工

人员分工明确，生产秩序有条不紊；按章作业，不野蛮施工；人员着装整洁，试验设备摆放有序。

变电工程调试总结 第8篇

1 二次回路调试

二次回路调试要结合设计要求和系统功能需求, 对二次系统接线进行全面细致的试验, 以满足变电站的试运行条件。

1.1 二次直流部分的检查

(1) 控制回路的调试。断路器控制回路检查:送出直流屏断路器控制电源、电机储能电源, 检查断路器储能电源或合闸电源保险是否合上, 手动逐一合上装置电源开关和控制电源开关, 检查断路器控制回路、位置指示灯是否对应, 储能回路是否正常, 远方/就地切换功能是否正常, 断路器分合闸是否正常。同时检查异常状况下 (如弹簧未储能、SF6压力低等信号) 断路器的闭锁是否正常, 如不正常要立即拉开控制电源, 查找原因。

隔离开关控制回路检查:合上隔离开关电机电源、控制电源, 检查隔离开关分合闸、后台位置信号显示是否正常 (如电机为交流电机, 则分合隔离开关前, 应将隔离开关先手摇至半分半合位置, 以防止电机电源接反, 损坏电机) ;分别拉合断路器或接地刀闸, 检查隔离开关的电气闭锁逻辑是否正确。

(2) 一次设备信号回路的调试。包括断路器、隔离开关、接地刀闸的位置指示、主变压器非电量信号以及其他元器件的报警信息等, 所有信号均应通过本体元件实际触发 (部分元件如部分厂家的SF6密度继电器, 无法通过元件实际触发的, 需厂家出具保证函, 同时离元件最近的接点应上传信号) , 并且确保在监控机、后台机上的显示、时间完全正确;重瓦斯等可启动主变非电量保护跳闸的信号还需检查非电量保护的动作逻辑以及对应压板的正确性。

1.2 二次交流部分的检查

(1) 二次交流电流回路检查。用试验仪在TA二次侧 (TA本体接线柱) 加单相电流, 在保护装置面板查看保护和测量回路电流的数值、相别 (不能直接查看的用钳形相位表测量电流) , 检查二次电流回路的相别、绕组是否一一对应, 不应出现开路或者串到其他回路的现象。TA二次交流回路除检查是否开路或串接外, 还应检查TA二次极性是否符合要求, 尤其是对于有多组TA接入的差动保护, 应确保所有接入TA组别的正方向一致。例如变电站110k V侧有2条线路502、504, 其中502TA一次侧极性端P1朝向母线, 504TA一次侧极性端P1朝向线路, 且两组TA极性均为减极性, 则502TA二次侧保护电流若从S1接入, 再流向S2, 那么504TA应从S2接入, 再流向S1。

(2) 二次交流电压回路检查。用试验仪在TV二次侧分别加单相电压 (加压前应在TV接线柱解开二次线, 防止反充电) , 检查对应母线上相应相别的所有保护、测量、计量电压回路应有电压, 其他母线和其他相别应无电压, 保护装置面板、后台机电压显示值对应正确, 用万用表测量计量柜电压也应该正确。如保护装置有TV切换功能, 模拟运行实际条件, 检查TV切换功能是否正确。

(3) 交流电流、电压回路的接地点检查。交流电压回路应有唯一接地点, 且位于电压并列柜或是公用测控屏内;二次电压回路接地点应有明显的接地标识, 接地螺栓应独立于其他回路。交流电流回路接地点宜放在就地断路器端子箱 (柜) 内, 且只允许有1点接地, 检查时先解开接地点, 确认交流电流回路无2点接地现象。

2 装置保护功能的调试以及保护通道检查

装置保护功能的调试一般根据线路、变压器、母线等继电保护装置类型, 依据保护定值, 用继电保护测试仪在保护装置的电流、电压端子上通入故障电流和电压, 检查装置动作精度并传动断路器, 在后台机上应正确显示保护动作信号、开关变位信号和动作时间等数据。保护功能调试应根据保护厂家的新安装调试大纲进行, 依次检查保护装置的外观、软件版本、逆变电源、装置开入开出量、交流电流电压输入采样精度、保护逻辑和报警功能等, 并检查断路器的出口动作逻辑、整组传动、闭锁逻辑是否正确, 以及压板的唯一性是否正确。

对于采用光纤差动的线路保护, 还应进行保护通道对调工作, 应和对侧继电保护人员联系并检查保护装置的内部主/从机设置, 以及本侧/对侧识别码是否正确。如有通道异常报警, 应通过光纤通道的分段自环查找故障点, 按照一侧对装置自环配线架自环对侧自环, 逐步找出故障点。通道正常后, 检查保护装置两侧的采样数据传送情况和数据同步情况, 以及差动动作情况、弱馈功能等。

3“四遥”功能调试

遥控、遥调功能的检查。后台应能可靠准确地遥控断路器和隔离开关的分合闸。如遥控失败, 应查找原因, 检查直流屏合闸电源或控制电源是否投入;测控装置或控制回路是否上电;测控装置通讯是否正常;装置远方、就地切换开关是否切到远方位置;断路器 (隔离开关) 分合位置、工作试验位置是否在后台上正确反映;控制回路接线是否正确;是否存在闭锁条件。遥调功能检查和遥调失败查找原因的方向可以参考遥控的相关内容。

遥信功能的检查。变电站后台或远方监控应能可靠准确地反应变电站内所有设备、装置的运行信息和位置状态。遥信核对时, 所有遥信点均应以实际状态触发为准, 且应保证装置触发时间和后台显示的时间同步。如遥信核对不正确, 应对二次开入接点是否动作, 开入测控装置位置是否正确, 测控装置通讯是否正常, 远动信息是否关联等方面进行检查。

遥测功能的检查。变电站遥测功能应能正确地反应变电站潮流的实际状况。采用符合变电站测控装置精度等级的测试仪对测控装置的遥测功能进行检查, 通过变换功率大小和方向的多个采样点, 判断测控装置的精度是否符合要求。

4 装置打印、声音报警功能、反事故措施清理以及计量等相关部分

要求打印机设置正确, 打印图形、报表完整美观、大小合适, 能够实现自动打印和手动打印。

断路器、隔离开关等开关量变位以及保护动作信号应有音响报警功能。

根据国网公司以及湖南省电力公司下达的最新反事故措施执行计划, 对新变电站的相关内容进行全面清理, 尤其是对重要回路如保护交流电流电压回路接地、装置电源回路、跳合闸回路、防跳回路等, 确保反措执行到位。

新建变电站的计量系统调试应根据有关规定由具有计量资质的人员进行, 所有涉及计量的电流互感器和电压互感器 (或是相应的计量绕组) 必须做相应准确级的极性、变比、比差、角差试验, 计量表计也应试验到位, 计量电压二次回路视情况进行二次压降检查 (可在投产后进行) , 计量信息的上传应符合设计要求。

5 投运前检查

在整体调试工作结束后, 仔细检查所有临时接线已拆除, 所有安措已恢复, 所有保护压板、空气开关、转换开关均恢复到投产前的状态, 尤其应注意交流电流、电压回路的螺丝是否拧紧、端子连接片是否可靠连接。

6 保护二次带负荷检查

保护带负荷检查要求详细观察系统的运行方向和潮流分布情况 (对于新建变电站的潮流方向可以向调度咨询) , 并与二次回路交流电流、电压、相位检查结果进行对比, 以便及时发现隐患。

差动保护必须带上一定的负荷后才能判断出保护接线的极性是否正确。对于母线差动和主变差动保护, 在进行带负荷检查前, 应退出差动保护, 并查看保护装置上某一时刻电流采样数据, 并根据接入保护装置所有TA二次回路的电流大小和相位测量结果综合判断。如果差动回路接线极性正确, 差动保护的各相差电流数据均应该为“0”, 否则需等停电以后在相关TA二次侧更改极性接线。此外特别需要注意的是, 必须确保主变差动保护各侧、母线差动保护上所有间隔的TA均带上负荷并且全部参与差动保护计算时, 保护各相差电流计算都为“0”才能判断差动保护的接线极性正确。例如双母线接线方式的母线差动保护, 在双母分列运行时, 不能仅仅依据此时的带负荷结果来判断差动保护接线极性是否正确。线路差动保护带负荷检查与母差和主变差动保护类似, 重点要查看保护装置中本侧TA和对侧TA的二次差电流是否为“0”。