变电站投运方案范文

变电站投运方案范文第1篇

0引言

进入二十一世纪以来，是我国电网发展及装备水平提升最快，投运微机综合自动化变电所最多的时期。但是，在新投入变电所二次设备的竣工验收上，常因时间紧，任务重，验收标准和验收项目制定不周密，验收过程把关不严而导致电气二次回路在投运后，继电保护装置拒动或误动以及漏报或误报中央信号的现象时有发生，给主设备的正常运行和维护带来麻烦。因此，搞好新投入变电所二次设备的竣工验收，及时发现和消除设备安装时的隐性缺陷，对保证投运后电网的运行安全尤为重要。笔者就在验收过程中所存在的问题和解决措施与同行探讨并祈请指正。

1 工程竣工验收中存在的问题

1.1 有些新建变电站，是为了服务当地新上大型工业项目而配套建设的，大多是纳入“里程碑计划”，因输变电工程项目和大型工业项目在科研、立项、设计、审批、资金落实等环节在各自系统走完程序所需时间上的差异，一定程度上存在工业项目等着用电的现象，从而导致新建变电站施工周期短，安装任务重，验收不到位，资料交不全的现象。

1.2 一般情况下，重要变电站的竣工验收多有相关部门重要领导到场，安排一天的验收时间较多，若在一天内全部对新建枢纽变电站的二次设备和继电保护及安全自动装置进行逐条线路、逐台设备的检查试验和重要设备、重要线路的充电运行，从时间的安排上，要想进行细致的检查和试验较为困难。

1.3新建枢纽变电站，因其设备和进出线回路多，因此上导致继电保护和安全自动装置整组联动试验项目多，有时会造成必要的试验项目遗漏。容易忽略的项目有：

1.3.1 中央信号部分：断路器、隔离开关在远方、就地分合时后台机显示器主接线图所对应的变位信号;六氟化硫断路器“压力异常信号”和弹簧操动机构的“弹簧未储能”信号;

1.3.2 继电保护部分：35kV以及10kV系统的绝缘监察装置和主变瓦斯保护定值有时在保护方案中忘记整定;主变压器的瓦斯继电器只有出厂试验报告，大多情况下现场都未作试验。

2 应采取的对策

2.1重要变电站的安装竣工验收，相关职能部门，应提前根据站内主接线和投运时的运行方式安排，提前制定工程验收启动方案，合理确定验收日期。明确参加验收人员的责任分工。二次验收人员应提前一至两个工作日到施工现场，严格按照《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》及有关技术规定的要求，进行认真详细的检查验收。

2.2 在验收时，施工安装单位应移交下列资料和文件：

2.2.1 工程竣工草图，全部继电保护及自动装置的竣工草图(红图)，图纸符合二次实际接线现状。

2.2.2 变更设计的证明文件。

2.2.3 制造厂提供的产品说明书、调试大纲、试验方法、试验记录、合格证及安装图纸等技术文件。

2.2.4 根据合同提供的备品备件清单。

2.2.5安装技术记录。

2.2.6 调整试验记录。核对检验项目及试验参数符合检验条例和有关规程的规定。核对电流互感器变比及伏安特性，其二次负载满足误差要求。

3 变电所二次接线竣工后验收要点

所谓的二次接线是指表明电气设备的操作、保护、测量、信号等回路及其回路中的操动机构的线圈、接触器、继电器、仪表、互感器二次绕组等相互关系的接线。其验收要点为：

3.1 按图施工，接线正确。

3.2 导线与电器元件间每个螺栓连接、端子连接、插接、焊接或压接等，牢固可靠。

3.3 屏、柜内的导线不应有接头，导线线芯应无损伤。

3.4 电缆芯和所配导线的端部均应标明其回路编号，编号正确，字迹清晰且不易脱色。

3.5屏前、后的设备应整齐、完好，回路绝缘良好，标志、名称齐全正确。 配线应整齐美观清晰且无损伤，导线绝缘根据规程规定，摇测二次回路绝缘要用1000V的摇表，其绝缘标准：新投入的回路，室内不低于20MΩ，室外不低于10MΩ。端子箱密封良好，屏底和端子箱电缆引出处，用胶泥封堵。

3.6 每个接线端子的每侧接线宜为一根，不得超过两根。对于插接式端子，不同截面的两根导线不得接在同一端子上;对于螺栓连接端子，当接两根导线时，中间应加平垫片。

3.7 二次回路的接地应设专用螺栓。

3.8 引入屏、柜内的电缆应排列整齐，标明走向，端子号和连接片编号清晰、接线避免交叉，并应固定牢固，不得使所接的端子排受到较大的机械应力。

3.9 铠装电缆在进入屏、柜后，应将钢带切断，切断出的端部应扎紧，并应将钢带可靠接地。 3.10 使用静态保护、控制等逻辑回路的控制电缆，应采用屏蔽电缆。其屏蔽层应按设计要求的接地方式可靠接地。

3.11 橡胶绝缘的芯线应采用外套绝缘管保护。

3.12 屏、柜内电缆线芯，应按垂直或水平有规律的配置，不得任意歪斜交叉连接。备用线芯应留有适当余量并结扎整齐。

3.13 交直流电回路严禁使用同一根电缆，并应成束分开排列。

3.14 在油污环境中，应采用耐油的绝缘导线。在日光直射环境，橡胶或塑料绝缘导线应采取防护措施。 3.15电压互感器二次的四根开关场引入线和互感器三次的两根开关场引入线是否分别用两根电缆引到控制室，再将二次和三次绕组的N600并联后，在控制室一点接地;同时，要保证在开关场无接地点，严禁两点接地。

4 变电站二次屏验收

4.1屏、柜的布置美观整齐，固定及接地应可靠，屏、柜漆层应完好、清洁，屏顶所标的使用名称、编号正确。

4.2屏、柜内所装电器元件应齐全完好，电气距离符合要求，安装位置正确，固定牢固。 4.3 屏、柜内照明完好，屏、柜及端子箱门及机械弹锁开合自如，柜门关后密封良好。

4.5 直流熔断器应检查“每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电，而保护装置的直流回路由另一组直流熔断器供电”。直流熔断器的通流容量符合该回路负载电流的保护要求。在验收中，可采用分别拉开每一断路器的控制、信号回路及保护装置的熔断器的方法，然后根据图纸，在熔断器之后的回路中量电位，确保无寄生回路或与另一断路器的控制、信号回路及保护回路有电的联系。

4.6 装置的运行监视灯，电源指示灯应点亮，装置无告警信号。 4.7 5 蓄电池的验收

5.1 布线应排列整齐，极性标志清晰、正确。 5.2 所有电池应编号正确，外壳清洁，液面正常。 5.3 极板应无弯曲、变形及活性物质脱落。

5.4 初充电、放电容量及倍率校验的结果应符合要求。 5.5 蓄电池组的绝缘应良好，绝缘电阻应不小于0.5兆欧。 5.6 蓄电池在验收时应提交下列资料：

5.6.1 制造厂提供的产品使用维护说明书及有关技术资料。 5.6.2 设计变更的证明文件。

5.6.3 安装技术记录，充、放电记录及放电曲线。 5.6.4 材质化验报告及备品备件清单。

6 继电保护及自动装置的验收要点

6.1检验项目及结果符合检验条例和有关规程的要求。

6.2 继电保护校验人员在移交前要打印出各CPU所有的定值区的定值，并签字。

6.3 由运行人员打印出微机保护装置在移交前最终状态下的各CPU当前区定值，并与继电保护正定方案核对无误，确保这些定值区均设置可靠。继电保护与运行双方人员在打印报告上签字。

6.4 制造厂提供的软件框图和有效软件版本说明。

6.5 保护屏插件与插座插接状况验收：将保护屏的插件插回底座中，要保证插接可靠牢固。根据断路器的控制，信号回路图纸，对每一回路进行传动和试验。在保护端子排上加入电气模拟量，检验保护定值，同时在保护出口压板处量电位，保证每一种保护动作后，跳闸正电源经出口接点到达保护出口压板处;同时检查远动，中央信号的正确性;再用保护传动所对应断路器，检查防跳回路，闭锁回路的正确性。

6.6 检回路接线完整性检查：有大的升流设备时，可用施加一次工作电流和工作电压的方法，进行保护传动试验，以判断从互感器到保护装置整个接线回路的极性、变比及其整个回路有无开路、短路现象。

6.7 检查核对有无35kV、10kV系统绝缘监察装置零序电压定值和主变压器瓦斯继电器现场试验报告，若无定值和试验报告，可要求保护计算整定部门给定值，切忌不整定不试验。以防止设备运行后电力线路发生单相接地时报不出“35kV及10kVⅠ段母线接地或Ⅱ段母线接地”信号以及主变压器内部故障时因无保护和对应信号报出而导致事故扩大。

屏、柜、端子箱内无遗留物。

6.8 为防止在对继电保护及自动装置进行整组联动试验时，发生漏试项目，必须详按照继电保护计算正定方案的内容，详细制定继电保护及安全自动装置联动试验清单，按清单中所列项目逐项试验，其试验的要求和注意事项：

6.8.1试验前根据调度部门制定的继电保护计算整定方案的要求，检查所有应投入保护切换连片确在投入位置。保护切换连片的名称、投、退标志正确清晰。

6.8.2 每一套继电保护的试验应按其所对应控制、保护的电气一次设备单元进行。断路器试验含本断路器及两侧隔离开关的变位信号，不能漏项，试验中发现问题应及时做好详细记录。

6.8.3 控制回路断线应包括110kV、35kV、10kV各配出分路的上传信号。可采用拔下熔断器的方法进行试验。

6.8.4 后台机信号应包括设备单元内所操作的开关、刀闸的远方、就地上传的“红灯、绿灯、文字显示信号及语音提示信号等。

6.8.5 直流“正”、“负”极接地试验，可采用一根中间串接一适当电阻的引线，在控制或合闸回路分别进行正、负极模拟接地试验。

6.8.6 主变通风机故障可采用拔下通风机交流回路任意一相保险进行模拟实验。

6.8.7 重瓦斯保护可采用按动瓦斯继电器试验探针进行模拟实验;轻瓦斯保护可短接瓦斯继电器接线进行模拟实验。

6.8.8 新投变电站继电保护及自动装置传动试验单样单见下表： (此表仅供参考，内容可根据各站设备及继电保护实际配置增、减)

传 动 设 备 名 称

传动试验项目

变位信号

号

试验动作结果：正常(√)异常(×) 断路器

隔离开关

变位信

灯

后台机显示信号 红

绿

字 灯

文 显

断 路 器 ×1#主变××母线输电线路配电线路交流绝缘监察

示

1.远方、就地分、合

2.压力异常告警 3.弹簧未储能 主变本体重瓦斯主变本体轻瓦斯主变有载重瓦斯主变有载轻瓦斯主变差动保护高后备复压闭锁过流中后备复压闭锁过流低后备复压闭锁过流高压中性点零序高压中性点间隙零序本体压力释放器过负荷温度启动风冷主变超温跳闸过负荷闭锁有载调压中性点间隙零序主变压力释放器过负荷温度启动风冷母线纵差保护母联备自投保护光纤纵差保护相间距离1段相间距离2段相间距离3段零序1段零序2段零序3段综合重合闸接地距离1段接地距离2段接地距离3段综合重合闸功率方向保护相间过电流1段相间过电流2段相间过电流3段接地零序1段接地零序2段35KVⅠ段母线接地

10KVⅠ段母线接地

电压回路控制回路低压屏 主变通风 直流绝缘监察

直流电压监视

110KV电压回路断线 35KV电压回路断线 10KV电压回路断线 110KV控制回路断线 35KV控制回路断线 10KV控制回路断线 交流电源自动切换 主变通风机故障 正极接地 负极接地 直流电压过高 直流电压过低

要求：继电保护及自动装置传动清单应一式三份，工程监理人员、施工单位、接收单位共同签字后各存一份。

6.8.9 传动试验完成的设备，即处于正常的待运状态，为防止二次工作人员在消除其他设备二次接线缺陷时造成已传动试验设备接线的变动，应对已传动试验正常的设备端子箱、机构箱落锁，在对应的保护装置屏的前后柜门关好后贴封条。如确需改动，验收人员应会同二次接线施工人员和变电运行人员，一起对设备接线进行改动，并在对应的图纸中注明改动的部分，再视具体情况可否重新进行保护传动试验。

7结语

新投变电站的继电保护及自动装置的验收传动试验工作，项目多、任务重，所有参加验收的工作人员需要有很大的耐心和责任心去完成。来不得半点的马虎，必须逐项逐条的检查试验，尽量把所发现的缺陷消除在萌芽状态。否则，有些隐患将会给以后的变电安全运行工作带来许多麻烦和损失。

参考文献：

变电站投运方案范文第2篇

【摘要】近年来，随着我国社会主义经济的快速发展以及通信行业的不断进步，人们开始越开越关注数字化变电站的设计方案。本文简要介绍了电子式互感器以及通信标准，详细分析了一次设备智能化完成方案制定与装备标准和自动化体系网络方案，以期为数字化变电站的运行提供强有力参考依据。

【关键词】数字化；变电站；设计方案

1.前言

由于IEC61850通信规约制定了一个共同的通信标准，使得各制造商的一次智能设备、保护与测控等方面均能有效满足相互操作和信息共享要求，防止信息与设备出现重复采集与重复配置情况，确保变电站安全稳定运行，进一步减少了变电站的日常维护检修费用，这对变电站的健康、持久、稳定发展来说能起到了一定的促进作用。现阶段我国在建设数字化变电站上仍未制定出一套完整且系统的方案，本文就数字化变电站设计展开进一步深入研究，由交换机装备方案及要求、电子互感器选用、对时方法选择、维护测控统一方案、合并单元装备、变电站自动化体系网络结以及满足一次设备智能化方案等提供有利参考依据，以合理制定出一个经济实惠、技术先进、安全可靠、寿命协调和功能实用的数字化变电站设计方案。

2.正确选用电子式互感器

2.1主要类型

现阶段的电子式互感器可根据高压区对电源的需求情况合理划分为有源与无源这两种类型，其中有源电子式互感器是鉴于电容、电阻、Rogowski线圈CT以及电抗分压式PT，而无源电子式互感器是通过光学材料的磁光效应与电光效应把电流信号和电压信号转化为光信号，再利用光缆移动至低压区，顺利解调成数字信号，最后使用光纤移送到二次设备[1]。磁光玻璃式和全光纤均为当前无源电子式互感器所具备的两种类型，其中磁光玻璃式电子式互感器的稳定性与精确度会受到振动和温度等多种因素的影响，所以并未在工程中得到广泛应用，而有源电子式互感器因具备较为成熟的技术，加上Rogowski线圈有较强的稳定性，所以有源电子式互感器在国内得到了普及使用。

根据功能将电子式互感器划分成电流电压互感器、电流互感器和电压互感器三种类型，而工程设计则要依照主接线型式和配电装置型式来合理选择与之相适应的类型，例如220KV线路应选用电流电压互感器，这样不但可以降低造价成本，还能够有效简化成GOOSE配置，且无需切换电压。

2.2通信标准

IEC61850-9-1、IEC61850-9-2和IEC60044均为电子式互感器的通信标准，其中IEC61850-9-2通信标准应用的是网络传输方式，这不仅节减了大量光缆，还为测控保护等各项设置提供了有利条件，但因为SAV值要使用许多带宽，把24个间隔体系、16为数据和80点/周波采样作为实际案例，各间隔带所需的具体宽度为10800cm，而现具备的10000cm以太网无法满足这一要求，所以目前220KV以上的线路均采用IEC61850-9-1和IEC60044通信标准，110KV线路因为不具备较多间隔数，所以可运用IEC61850-9-2通信标准[2]。

3.一次设备智能化完成方案制定与装备标准

3.1方案制定的完成

一次设备智能化仍处于研发的基础阶段，而国内现采用的一次设备智能化方案均是由一次设备与智能终端相结合来完成。

3.2智能终端配备布置原则

按照有关规定的标准，智能终端配备布置方法要与保护装置相适应，主变220kV侧、500kV断路器以及220kV线路保护等多种智能终端均要依照双重化标准进行合理布置，而10kV、100kV线路保护以及主变110kV等多项智能终端均要依据单重化标准进行有效布置。按照双重化标准布置的智能终端和保护装置相同，一定要充分考虑冗余度问题，正确选用来自不同厂家的相应装备，同时还要考虑到日常运行、维护、检修问题，尽可能使用符合线路保护要求的装备[3]。

3.3智能终端柜的设计

在户外设置变电站时，其智能终端会长时间处于户外环境中，所以实施设计时应采取以下几点有效性措施，以降低户外不良环境因素对变电站设备造成的影响：①强化变电站屏柜的防护等级，其防护等级应高于IP54级；②利用双层中空结构对断路器的智能终端柜进行合理布置，并有效提高外界隔热水平；③根据实际情况，在断路器的智能终端柜内增加1～3台风扇，使柜内温度逐渐下降；④外层材料可选用不锈钢钢板，而内层材料则选用负离锌板材，有利于反射太阳光；⑤将加热装置与除湿装置合理装设在断路器的智能终端柜内，并依照箱内环境自行运用。

4.自动化体系网络方案

4.1方案设计

按照EC61850通信规约标准，数字化变电站系统与通信网络有过程层GOOSE网络与站控层MMS网络这两种。目前，星形网与环形网均为数字化变电站自动化体系的重要组网方法，其中星形网的长处是网络延时少和网络实时性好，短处是单网冗余性明显低于环形网；环形网的长处是冗余性好，短处是网络实时性差，一旦通信发生故障就极有可能致使网络风暴问题产生，严重影响了设备的兼容性和服务性。

4.2G0OSE交换机配备布置原则

在布置G0OSE交换机时，有间隔布置与集中布置这两种方案，但由于工业级交换机的购买价格高，所以通常均采用集中布置方案。

4.3测控装置与保护装置的一体化布置方案

基于IEC61850通信规约要求，各厂商已顺利完成了相互操作以及系统无缝集成目标。数字化变电站的传统交流量、开入与开出等各种硬接线已替换成间隔层和过程层之间存在的以太网网络通讯，而数字通信也为测控装置与保护装置的运转提供了有利依据，成为变电站装备展开协调配合工作的关键。例如唐山郭家屯的数字化变电站系统就是运用测控装置与保护装置的一体化布置方案。测控装置与保护装置的一体化布置方案无任何技术问题，且使用周期长，日常运行维护费用低，投资少，具有较高的可靠性和安全性。

4.4确定对时方法

设置数字化变电站以及运用电子式互感器时，必须采用时钟同步方法对相同间隔和不同间隔的互感器进行合理布置，以确保采样同步。目前数字化变电站的站内对时方案包括IEEE1588网络对时、综合对时、脉冲对时、IRIG-B编码对时以及通信对时这几种，其中IEEE1588网络对时一定要具备交换机支持，但现阶段的IEEE1588网络对时通常不具备交换机支持，所以该对时方法较少使用。而IRIG-B编码对时具有高精度、操作简单等优点，在数字化变电站中得到了广泛应用。

5.结语

综上所述，数字化变电站在设计方案过程中，应采取远方不停电纠正与核查定值措施，只有这样才能获得最大化经济效益与社会效益。同时各地区要按照自身的实际情况，采用低压保护装置做初期试点，获得良好成效后再依次推广使用。

参考文献

[1]曹珍崇，吴皓，申狄秋，周哲，陆忻.500kV变电站全数字化试点间隔工程研究[J].广西电力，2010，（06）：6-9.

[2]何永祥.数字化变电站技术在西昌电网中的应用及其关键技术研究[J].国外电子测量技术，2009，（02）：42-48.

[3]侯伟宏，张沛超，胡炎.数字化变电站系统可靠性与可用性研究[J].电力系统保护与控制，2010，（14）：34-38.

变电站投运方案范文第3篇

【关键词】地铁;降压变电系统;构成;施工调试

一、地铁降压变电系统的构成

(一)降压变电站

规模比较大的地铁站，一般会选择采用两个降压变电站。

1.一所一跟随，其中一所主要是指主降压变电所，一跟随则是指降压变电所，两所高压进线端的馈线回路大不相同。其中，一所一跟随都采用独立高压，能够有效强化供电的安全性和可靠性，不仅如此，供电的损耗比较小，经济性良好。

2.一所一室，低压变配电室和降压变电所属于一二级的关系。其中，施工难度比较低，电能损耗较低，成本小，但是故障的发生几率也很小。

3.两所，也就是分别在设备区域的两端设置降压变电所。其中，两个降压变电站是独立存在的，占地面积比较大，接线方式非常简单，具有较高的安全性。

(二)主接线

地铁站的负荷类型非常多，所以，降压变电系统应该设计两个相对独立的供电系统，主要是由35kV接线端进入地铁站变压器内，通过变压器转换成400V输出。每个降压变电所的母线上，都有设置相对应的出线电源，实现对降压变电所的同时供电，从而保障供电的稳定性、安全性、可靠性。变压器的容量应该在很大程度上满足一台退出运行之后，另一台可以承担整个降压变电系统的电力负荷。降压变电所的主接线方式具体如图1所示。

(三)控制

地铁降压变电系统通常采用三种控制方式，即SCADA远动控制、就地控制以及变电所集中控制。三级负荷总开关、母联开关、低电压400V进线等采用SCADA远动控制以及就地控制，当发生火灾时，系统能够自动将开关断开。

(四)自动装置

一般情况下，35kV和400V母联断路器都会设置自动装置，这对实现降压变电系统的自动化控制发挥着重要作用。就直流部分来讲，应将两路交流进线都设置成自动化进线和自动投入方式。就交流部分来讲，应该将母联断路器设置成自动进线和自动投入方式。

(五)继电保护

降压变电所35kV系统的继电保护装置一般会采用综合测控保护方式，上位机可以对整个35kV系统，进行实时、全面监控、测量、保护、联动与联锁等，通过以太网，把信息数据传输到工控机。就400V系统来讲，环控、母联柜、进线柜等负荷馈线都设置接地保护、短路延时保护、短路瞬时保护和过载保护等，其他的低压柜设置接地保护、短路损失保护和过载保护。

二、地铁降压变电系统的特点

(一)采用分级双回路供电，确保变电系统的可靠性

无论是牵引供电系统还是降压供电系统，都分别组成相对独立的环路网络供电系统，这主要是保证在一个系统出现故障的时候，另一个系统能够正常运行。每一个降压变电所就要有两路进线，10kV进线电源来自于一个中心降压站或者上一个降压变电所。10kV输出线路通过环网电缆连接于下一个降?罕涞缢?进线，两个阶段的母线间加设联络断路器，这样在某个进线出现故障的时候，自动投入，保证两段母线正常供电。

(二)GIS和AIS组合供电、干式变压器以减少空间占用

在设计供电系统的时候，一般的35kV系统采用GIS组合电器系统，10kV系统采用AIS组合电器系统，400V采用的是抽屉式的单元低压柜，变压器都采用的是干式变压器，这样就节省了空间。

(三)降压变电系统中400V低压系统特点

采用自动化较高的设备，400V的进线盒母联断路器都采用的是快速断路器，并内置电流电压保护模块，设计有大电流脱扣定时限过电流等保护措施，可迅速切断故障电流，实现开关量和模拟量的采集和远程传输，并实现母线保护。负荷的分类较多，其中400V用电负荷主要是信号电源、通讯电源、售票系统等一类负荷;车站照明、电扶梯、通风电源等二类负荷;水冷机、采暖系统等为三类负荷。

三、降压变电系统施工调试

(一)电气设备调试的标准内容

1.标准。

一般采用国标《电气设备交接试验标准》和工程设计图纸为依据;或根据项目的具体调试要求进行试验。

2.试验内容。

主要设备单体试验、保护装置、整组试验、监控系统调试。整组试验主要是交流回路通电使用、控制信号检查、保护动作检查、自动装置使用等等，另外还需要联调调试监控系统。

(二)调试中常见问题

1.快速闭锁试验。

为了方便详细分析和了解快速闭锁过程，应提前了解快速闭锁的工作原理。而想要避免在进线或者联络保护与出现保护具有相同的动作延时时间下，尤其是在电流速断的情况下，馈线和出线故障的时候，地线或联络断路器跳闸，导致停电范围进一步扩大，从而影响有序运行。在进行设计的时候，增设了出现故障快速闭锁进线或联络断路器跳闸功能。在出线发生故障的时候，保护装置发出跳闸信号，出线断路器跳闸，与此同时，向进线断路器或者联络断路器发出跳闸快速闭锁信号，闭锁进线断路器和联络断路器跳闸，即快速闭锁功能。

2.PLC编程问题。

一旦PLC微机保护装置保护动作不稳定，装置工作也不稳定。在降压施工调试时，出现危机保护装置工作并不稳定的现象，保护动作有时会正常，有时会发生故障。经过查找原因和分析，及时排除二次配线接触不良和电磁静电干扰的可能性，就应对设备可编程控制器的逻辑程序，进行有序测试和详细检查，一旦发生逻辑程序中，出现大量变量，如果逻辑模块处理任务太多，会造成程序混乱，导致CPU死机，装置出现时好时坏的不良现象，这就需要重新改写并优化程序。

3.调试中整定组的切换问题。

PLC控制系统具有三组不同的整定值用在不同运行方式下保护的整定。地铁降压变电系统中，积极采用双边供电，正常来讲，会使用第一组整定值，在某35kV主所解列的时候，采用单边供电，主要分为非正常供电方式A和非正常供电方式B，分别对整定组2和整定组3，在试验的时候，发现在进行第一组整定值测试时，保护装置动作、跳闸都十分正常，但是，其所对应的断路器闭锁关系并不对，经过反复检查并核对程序逻辑，发现所属编程时，并没有将相应的闭锁关系逻辑编入

二、三组整定中，经过修改程序，三组整定值的切换功能、闭锁关系、保护动作都属于正常现象。

(三)系统电力电缆检测

降压变电所进行10kV电缆检测时，如电缆在35kV试验电压下的泄漏电流严重不平衡。首先，要分析其工作的环境，造成的该种情况的原因，进行适当调整。如果A相泄漏电流正常，表明B、C相尽管泄漏电流偏大，电流随着电压的升高呈现平稳升高，无明显的陡升，也没有击穿，这样判断电缆没有受损，下一步需要检查电缆是否存在有明显的外伤以及弯曲超过要求等。

四、结语

地铁降压变电系统是负荷地铁日常站网供电的基本电源设备，主要功能是确保日常的基础功能运转，主要就是把35kV的高压电转变成0.4kV的低压供电基础设备使用。因此，降压变电系统构成主要是以变压和用电安全为基础进行设计，施工调试自然也是围绕这一核心开展。在设计过程中，适当添加电铃和电笛报警功能，防止在发生特殊情况的时候，运行人员并没有注意到线路灯的变化导致故障进一步扩大，并能够在触摸屏上显示故障信号。

参考文献

变电站投运方案范文第4篇

一、基坑概况

本工程基坑平面形状基本成正方形，根据《岩石工程勘察报告》及有关招标文件，确定了基坑围护及开挖方法。现场实际开挖深度较大。

场地地面垃圾较多，人防工程及地下室工程因开挖深度较大，对基坑的排水要求很严格，为了保证在基坑的干作业条件下施工，本工程采取切实有效的排水和防水措施，现采用井点降水法进行地下工程阶段的排水工作。

二、围护体系方案选择

根据工程地质报告，本基坑围护具有基坑大面积局部开挖深度较大，场地土类别为二类土。

根据本场地特点、工程特点以及施工规范等各方面的要求，经计算分析，确定采用优化的土钉墙支护体系。该方案集中了土钉墙施工速度快，挖土施工方便，可以边挖土、边打设土钉墙支护结构的特点。同时考虑到基坑的土质较差，为防止流沙的出现，采用压密注浆对土质进行改善和加强止水功能。

本工程中，H号楼地下室围护严格按浙大岩土工程设计的基坑围护方案进行施工;地下车库一基坑因挖土深度相对较小，经计算复核采用钢筋砼素喷墙护坡，基坑侧四周设排水沟及集水井(详见附图)。 H号楼地下围护主要施工顺序：

(1)砌筑排水沟，施工井点降水管;

(2)施工锚杆，护坡和土钉墙;

(3)待己施工完成的土钉墙达到80%设计强度后，进行第二阶段土方开挖，挖至第二道土钉墙标高深度，每层开挖深度不超过1.2M，沿基坑边每完成10M长度的土方开挖，立即进行相应范围的土钉墙及护坡施工。

(4)地下室施工完毕后，立即进行外墙防水施工,分层回填地下室四周土方。

地下车库一围护主要施工顺序：

(1)砌筑排水沟，施工井点降水管; (2)施工钢筋砼素喷墙护坡;

(3)地下室施工完毕后，立即进行外墙防水施工,分层回填地下室四周土方。

三、围护结构具体做法

H号楼的整个基坑采用二至三层锚杆进行围护。第一层锚杆采用Ф20螺纹钢筋，长9-10米，水平间距1米，垂直间距1.151.4米，土钉倾角5°，孔径为Ф100，如果出现成孔困难，用等长Ф48×3.5 花管代替。喷射砼等级为C20，喷射厚度为100mm，水泥采用32MPa普通硅酸盐水泥。

围护沿基坑四周满板布置，底部伸入基坑底300mm，上口翻到地面上宽度为1000mm。围护坡度比为1：2。 地下车库一的地下室部分及电梯井局部加深处采用钢筋砼素喷土砼墙护坡，。

四、施工方法和技术措施

井点降水

(1)冲孔直径不小于300mm，反滤层使用加工砂，用黄泥封口。

(2)开挖过程中确保地下水位低于开挖面1.0M以上。 (3)井点管经过混凝土处时，加套管予以保护。 (4)为防止停电发生，施工中备置发电机，真空度大于70Kpa。

五、围护监测和应急措施

为确保施工的安全和开挖的顺利进行，在地下室结构施工过程中应进行全过程监测，实行信息化管理施工。通过现场监测，及时了解基坑开挖过程中围护结构及周围土体的受力与变形情况，掌握基坑开挖对周围环境的影响，以更有效指导施工，及时调整施工方案，采取有效的措施。基坑工程的监测委托有丰富经验的专业监测人员实施。

1、监测内容：

包括深层土体水平位移，基坑周边建筑物，道路的沉降，地下水位等，测点布置根据支护设计图共设测斜管6根，水位管8根。

2、监测要求： (1)基坑开挖期间一般情况下每天观测一次，如遇位移、水位及其它变化速率较大时，则应增加观测的次数。

(2)观测数据一般应当天填入规定的表格内，并及时提供给建设、监理、设计和施工等单位。挖土到坑底期间增加观测次数。

(3)每天的数据应整理成有关表格，并绘制成相关曲线，如位移沿深度的变化的曲线，坑外地下水位随时间的变化曲线等，根据其发展趋势分析整个基坑的稳定情况，以便及时采取安全措施。

(4)监测记录备有相应的施工状况描述。

(5)监测人员对监测的值的发展和变化应有评述，当接近报警值时，及时通报监理，提请有关部门关注。

(6)工程结束时形成完整的监测报告，报告包括全部监测项目、监测值全过程的发展和变化情况、监测相应的工况、监测最终结果及评述。

(7)侧向变形警戒值为3CM，速率3mm/日，竖向沉降3CM，地下水位须在基坑开挖面下1.00M以上。

3、预防和应急措施

(1)基坑开挖的土方及时运出场外，不堆放在基坑周围。 (2)工地上准备20#槽钢和编织袋，一旦发现围护结构局部位移过大，及时在基坑外侧挖土卸荷，在坡脚堆压草包和土，必要时用20#槽钢打入加固。 (3)如出现围护结构局部阻水失效，水从其间隙流入基坑时，迅速埋管引流，嵌入钢筋网片，支侧模用快硬混凝土从内侧捣实，封闭围护结构间隙。若涌水的间隙过多，可沿围护结构浇筑钢筋混凝土矮墙或加压浆形成新的止水屏障。

(4)开挖过程中，根据监测情况和数据，必要时邀请有关专家会诊，对基坑围护结构状况进行分析，以便采取相应措施。

六、基坑围护安全措施

1、基坑深度不超过2米的采用1.2米高栏杆防护，深度超过2米的基坑施工采用密目式安全网做封闭围护;临边防护栏杆离基坑过口的距离不小于50厘米。

2、坑槽开挖时设置的边坡符合安全要求;坑壁支护做法及地下管线的加固措施符合施工方案要求;支护设施产生变形时有加固措施。

3、基坑施工方案按方案设置有效的排水措施，深基坑施工采用坑外降水的，有防止临近建筑物沉降的措施。

4、基坑边堆土，料具堆放数量和距基坑边距离等符合施工方案要求。

5、基坑施工设专用上下通道，通道的设置满足安全施工要求。

6、按施工方案和规程挖土，不超挖。机械作业位置稳定、安全，挖土机作业半径范围内严禁人员进出。

变电站投运方案范文第5篇

一、并网准备1逆变器检查1)检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置;2)检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕;3)检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件(如吸收电容、软启动电阻等)，无松动

光伏电站并网调试方案 批 准 审 核 编 制

一、并网准备 1逆变器检查

1)检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置; 2)检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕;

3)检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件(如吸收电容、软启动电阻等)，无松动、损坏;

4)检查防雷器、熔断器完好、无损坏;

5)检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确;

6)检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固; 7)检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固;(电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离;另其输出变压器N点不可接地)

8)检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好;

9)检查机器内设备设置是否正确;

10)以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效;模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效(检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态); 11)确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态;

2、周边设备的检查

电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。

二、并网试运行步骤

在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试;

1)合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致(如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修

改参数设置，比较测量值与显示值的一致性;如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理)。

2)在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态;测量直流电压值与液晶显示值是否一致(如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性;如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理)。

3)交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致;测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。

注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。

4)机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能;

5)以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率(可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点)(通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率)，试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量(PF值，THD值、三相平衡等)。

6)以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。 备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。

三、并网检测

(说明：以下检测，为对光伏并网电站系统并网许可要求，最终结果需由电力部门认可的机构确认)

1电能质量测试

1) 光伏电站电能质量测试前，应进行电网侧电能质量测试。

2) 电能质量测试装置应满足 GB 1986

2、DL/T 1028 的技术要求，并符合 IEC 61000-4-30-2003 Class A 测量精度要求。

3) 电能质量测试示意图如图 1 所示： 图1 电能质量测试示意图 测试步骤如下：

a) 电能质量测试点应设在光伏电站并网点和公共连接点处;

b) 校核被测光伏电站实际投入电网的容量; c) 测试各项电能质量指标参数，在系统正常运行的方式下，连续测量至

少满24小时(具备一个完整的辐照周期);

d) 读取测试数据并进行分析，输出统计报表和测量曲线，并判别是否满

足GB/T 12325 电能质量 供电电压允许偏差、GB/T 12326 电能质量 电压波动和闪变、GB/T 14549 电能质量 公用电网谐波、GB/T 15543 电能质量 三相电压不平衡、GB/T 15945 电能质量 电力系统频率允许偏差的国家标准要求，报表详见附录 A 表 A.2。

2 电压异常(扰动)响应特性测试

1) 电压异常(扰动)响应特性测试通过电网扰动发生装置和数字示波器或其它记录装置实现。

2) 电网扰动发生装置具备输出电压调节能力并对电网的安全性不应造成影响。

图3 电压异常(扰动)测试示意图 测试步骤如下：

1调试检测人员要求，1)从事现场调试检测的人员，3)现场调试、检测人员应思想集中，

五、调试、检测组织机构，1现场试运行调试人员介绍，当班值运行人员对运行表计按方案要求记录各项数据，a)电压异常(扰动)测试点应设置在光伏电站或单元发电模块并网点处;b)通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处电压幅值为额定电压的50%、85%、110%和135%,并任意设置两个光伏电站并网点处电压(0?U?135

a) 电压异常(扰动)测试点应设置在光伏电站或单元发电模块并网点处; b) 通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处电压幅值为额定电压的

50%、85%、110%和135%,并任意设置两个光伏电站并网点处电压

(0?U?135%Ue)，电网扰动发生装置测试时间持续 30s 后将并网点处电压恢复为额定值;

c) 通过数字示波器记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间; d) 读取数字示波器数据进行分析，输出报表和测量曲线，并判别是否满

足 Q/GDW 6172011 要求，报表详见附录 A 表 A.3。

3、 频率异常(扰动)响应特性测试 1) 频率异常(扰动)响应特性测试

通过电网扰动发生装置和数字示波器或其它记录装置实现。 2 )电网扰动发生装置具备频率调节能力，电网扰动发生装置对电网的安全性不应造成影响。

图5 频率异常(扰动)测试示意图 测试步骤如下：

a) 频率异常(扰动)测试点应设置在光伏电站或单元发电模块并网点处; b) 对于小型光伏电站，通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处频

率为 49.5Hz、50.2Hz，电网扰动发生装置测试时间持续 30s 后将并网点处频率恢复为额定值;通过波形记录仪记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间; c) 对于大中型光伏电站：

? 通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处频率为 48Hz，测试

时间持续 10min 后将并网点处频率恢复为额定值，通过波形记录仪记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间; ? 通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处频率为 49.5Hz，测 试时间持续 2min 后，将并网点处频率恢复为额定值，通过波形记录仪记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间;

? 通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处频率为 50.2Hz，电

网扰动发生装置测试时间持续 2min 后将并网点处频率恢复为额定值，，通过波形记录仪记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间; ? 通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处频率为 50.5Hz，电

网扰动发生装置测试时间持续 30s 后将并网点处频率恢复为额定值，，通过波形记录仪记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间; d) 读取波形记录仪数据进行分析，输出报表和测量曲线，并判别是否满足 Q/GDW 6172011 要求，报表详见附录 A 表 A.4 和表 A.5。

4 通用性能测试 a) 防雷和接地测试

运用防雷和接地测试装置测量光伏电站和并网点设备的防雷接地电阻。光伏电站和并网点设备的防雷和接地测试应符合 GB/T 214312008的要求。 b) 电磁兼容测试 光伏电站和并网点设备的电磁兼容测试应满足 YD/T 16332007 的要求。 c) 耐压测试

运用耐压测试装置测量光伏电站设备的耐压。并网点设备的耐压测试应符合 DL/T 474.4 的要求。 d) 抗干扰能力测试

当光伏电站并网点的电压波动和闪变值满足 GB/T 12

326、谐波值满足 GB/T 14

549、三相电压不平衡度满足 GB/T 15

543、间谐波含有率满足 GB/T 24337 的要求时，光伏电站应能正常运行。 e) 安全标识测试

对于小型光伏电站，连接光伏电站和电网的专用低压开关柜应有醒目标识。标识应标明“警告”、“双电源”等提示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度参照 GB 2894 和 GB 16179的要求执行。

四. 安全措施 1 调试检测人员要求

1)从事现场调试检测的人员，必须身体感官无严重缺陷。经有关部门培训

考试鉴定合格，持有国家劳动安全监察部门认可的《电工操作上岗证》才能进行电气操作。

2)必须熟练掌握触电急救方法。 3)现场调试、检测人员应思想集中，电器线路在未经测电笔确定无电前，应一律视为“有电”，不可用手触摸，应认为带电操作。 4)工作前应详细检查自己所用工具是否安全可靠，穿戴好必须的防护用品，以防工作时发生意外。

2 试验过程注意事项

1)现场试验过程中，在开关手把上或线路上悬挂“有人工作、禁止合闸”的警告牌，防止他人中途送电;

2)装设接地线：检测平台接地体之间应良好连接，最终从集控车引出地线与现场接地点可靠连接;

3)送电前必须认真检查电器设备，和有关人员联系好后方能送电;

4)装设临时遮栏和悬挂标志牌：试验过程中，将检测平台四周装设临时遮拦并悬挂“高压危险”警告牌;

5)使用验电棒时要注意测试电压范围，禁止超出范围使用，验电：分相逐相进行，在对断开位置的开关或刀闸进行验电的同时，对两侧各相验电; 6)对停电的电线路进行验电时，若线路上未连接可构成放电回路的三相负荷，要予以充分放电;

7)高压试验时必须戴绝缘手套; 8)工作中所有拆除的电线要处理好，带电线头包好，以防发生触电; 9)遇有雷雨天气时，检测人员应立即停电工作，并做好检测平台防雨措施; 10)发生火警时，应立即切断电源，用四氯化碳粉质灭火器或黄砂扑救，严禁用水扑救;

11)工作完毕后，必须拆除临时地线，并检查是否有工具等物在带电体上; 12) 工作结束后，必须全部检测人员撤离工作地段，拆除警告牌，所有材料、工具、仪表等随之撤离，原有防护装置随时安装好。

五、调试、检测组织机构 1 现场试运行调试人员介绍 2 现场检测人员介绍 3 运行机构职责：

负责试运行、检测期间的组织协调工作。

负责试运行检测期间现场的各项操作工作，确保各项操作步骤正确。(包括定值修改、调节方式、调节幅度等)

装设试验现场的临时固定电话，保证通讯通畅。(试验仪表安放处安装临时电话)

当班值运行人员对运行表计按方案要求记录各项数据。 4业主职责 现场试运行及检测试验时光伏电站业主单位应派人参加，光伏电站业主单位应派人负责试运行与检测试验过程中的协调工作。

各单位需统一服从指挥小组的调度，有责任为试运行及检测试验提供便利条件，相互配合，确保试验设备的安全，保证试验的顺利进行。

附录A 测试记录

1. 光伏电站基本情况

2.电能质量测试3.电压异常(扰动)响应特性测试实测曲线图形：4.频率异常(扰动)响应特性测试实测曲线图形：实测曲线图形：附录B设备状态确认记录表(系统室)

2.电能质量测试

3.电压异常(扰动)响应特性测试 实测曲线图形：

4. 频率异常(扰动)响应特性测试 实测曲线图形： 实测曲线图形：

变电站投运方案范文第6篇

2、基础接地施工方法：利用建筑物桩基、建筑物基础地梁上的上下两层钢筋中的两根主筋通长焊接形成的基础接地网。要求采用φ12钢筋跨接，跨接长度不小于6D，双面施焊，焊缝饱满、无遗漏，焊接完毕后及时清除药皮。

3、工程采用总等电位联接，总等电位端子箱通过结构柱上预留接地端子与基础接地装置连接。各楼层强、弱电间均设置楼层等电位端子板，并分别与接地干线及楼板主钢筋作等电位联结。

4、局部等电位施工要点：局部等电位连接应包括卫生间内金属给排水管道金属浴盆和建筑物钢筋网。地面内钢筋网与等电位联结线联通，当墙是混凝土墙时，墙内钢筋网也宜与等电位联结线连通。