变电站调试方案汇总

变电站调试方案汇总（通用9篇）

变电站调试方案汇总 篇1

110KV变电站工程调试方案

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。

工作过程要注意成品保护，爱护他人劳动成果。

变电站调试方案汇总 篇2

在超高压输变电系统中, 以空气绝缘变电站 (Air Insulated Substation, 简称AIS) 与全封闭气体绝缘组合电器 (Gas Insulted Switchgear, 简称GIS) 是应用最为广泛的两种高压设备。其中GIS系统以其维护工作量小、可靠性高、占地面积小等诸多优点, 在电力系统建设中得到了更广泛的应用, 尤其是在建以及近年来新建成的高电压等级的变电站中已被普遍采用。

本文结合笔者近年来设备工作的亲身经历, 主要针对现已得到广泛应用的GIS系统, 总结系统的调试以及设备管理工作, 希望能够为以后的工作提供参考。

由于各发变电项目的容量、地理位置、施工条件不同, 可能GIS系统在选材、安装、调试以及管理维护阶段的工作不尽相同, 但总体来讲国内GIS系统实施工程的工作原则以及管理规范基本趋于一致。

一、设备调试的准备工作阶段

系统实施前, 调试人员有必要参与设计工作会议以收集同类型系统的动态设计等有关资料, 并对未来系统进行较全面的技术准备。配合施工人员审查设备以及施工接线图纸, 做好调试准备工作并进行设备出厂记录收集。

在设备的安装阶段, 调试小组的工作主要是:监督安装工作质量, 根据安装调试可能会出现的问题提出修改意见;配合施工小组, 对现场接线 (包括主母线以及各分支母线) 进行核对, 加强现场的二次校验。尤其是在设备联调阶段, 要加强系统之间接口检查, 力求各设备匹配运行。

另外, 在正式进行调试工作前, 调试小组应该根据现场安装检查卡对装配状态、零件紧固情况、接地端子配置、电缆台架有无损坏等进行检查, 从汇控屏到断路器本体机构、隔离开关操动机构、接地开关操动机构、电流互感器、以及电压互感器等各机构箱、配线箱配接线工作完成后, 再核对配接线的正确性。

二、调试工作的试验单元

GIS系统设备的调试涉及到大量的现场试验, 应该按照预先编制的现场试验检查记录项目及规程进行, 各项试验结果均满足规定的性能要求及厂家技术要求。GIS系统调试主要分为三个单元即:总装试验、设备单元试验以及其他试验。设备的试验应该按照施工总进程以及项目管理的基本原则, 在厂家技术小组的指导下, 配合项目施工单位完成。

由于各试验之间存在关联度的问题, 这里我们将以上试验进行整合, 把调试工作分为以下几个部分 (见表1) 。

以上项目只是一般情况下需要试验的项目, 视具体情况而论。如GIS母线没有母线避雷器, 而线路采用常规式避雷器时则没有GIS罐式避雷器, 就应减掉避雷器项目。由于各试验之间存在相互交叉关联的问题, 为提高调试工作的效率, 这里我们将以上试验进行整合, 把调试工作分为以下几个部分:

(一) 主回路电阻检测

GIS主回路电阻的测试方法应按照厂家图纸提供的测试点及测试方案进行, 并与厂家测试数据作比较。测量值经换算到同一温度后一般不大于出厂试验时的1.2倍 (视厂家技术要求而定) 。需注意的是回路电阻的测量应尽量待GIS气室抽完真空、各气室充满SF6气体至额定压力后进行。测量主回路电阻时应使测量仪器接线夹子接触良好, 以免引起试品的发热及使电阻改变, 测量主回路电流宜选用不小于100A的直流电源, 其大小视精度要求而定。

(二) 气体密封性试验

气体密封性试验主要使用灵敏度不低于1×10-6 (体积比) 检漏仪进行测试, 测试结果应满足各气室年泄漏率小于1%的要求。

(三) SF6气体含水量测量

GIS气体含水量测试应在SF6气体充入24 h后进行测量, 断路器气室SF6气体中的含水量 (20℃的体积分数) 应小于150 ppm (体积比) , 其他气室为250ppm (体积比) 。

(四) 气室压力闭锁调试

气室压力非正常态闭锁试验必须在各气室充SF6气体至额定压力后进行。如SF6压力表有阀门可供泄压测试的应实际泄压, 如没有则采取短接表头接点的方式进行, 各气室均应按照图纸可靠闭锁相应的断路器及隔离开关操作。

(五) 手动分合闸操动调试

隔离开关分合各操作5次, 检查隔离开关在分合过程中有无明显卡滞现象, 隔离开关机构的常开及常闭辅助接点动作是否正确。另外, 对隔离开关、接地开关、快速接地开关以及断路器的手动分合闸操动调试应在被试隔离开关、断路器气室气体压力正常, 控制回路操作电压额定时进行。

(六) 电流互感器、电压互感器及断路器试验

对电流互感器、电压互感器及断路器等进行各项常规试验应根据电气交接试验规程进行, 试验数据应符合规程及厂家技术要求。

(七) GIS现场交流耐压试验

现场绝缘试验采用调频谐振加压的方式进行, 分为老练试验和绝缘耐压试验两部分。耐压试验时间为1 min, 老练时间约几分钟, 频率范围为30～300 Hz, 其中220kV的GIS现场交流试验电压为368kV, 110 kV GIS现场交流试验电压为184kV。试验前各气室均充有合格的SF6气体, 且在额定气压内, 各气室SF6气体微水、泄漏等项目经检测合格。所有电流互感器二次绕组已短路接地。值得注意的是, 试验前GIS的灌式避雷器未加装或导体未连接, 试验时应单相加压, 其余两相接地。整个试验加压过程如图1所示:

(八) 避雷器试验

GIS罐式避雷器的放电计数器应使用放电棒进行试验, 各相计数器均应可靠动作并调整到同一次数。

GIS避雷器如果在耐压试验之前安装并连同导体, 则在进行耐压试验加压时会造成放电而使耐压无法继续。因此应在耐压试验后安装或试验前安装, 但不连接导体试验后连接导体, 具体方式应在厂家技术人员指导下进行。一般情况下, 耐压试验后安装避雷器还需对连接的气室进行放充气一次。

罐式避雷器安装完后应做工频参考电压和持续电流。可以使用试验PT从套管头加交流电压到母线上, 通过测量仪测试参考电压和全电流、阻性电流。其结果应满足厂家技术要求。

(九) 绝缘电阻的测量

绝缘电阻主要采用摇表进行测量, 一般使用2.5kV的摇表。测量时应不小于1000MΩ, 在交流耐压试验的前后均应做绝缘电阻测量。

(十) 隔离开关逻辑连锁调试

隔离开关闭锁逻辑联锁调试应根据该工程的GIS系统原理图, 进行间隔之内闭锁操作及倒母操作, 间隔与母线之间等同电压等级内的连锁操作, 还应按照设计图进行主变间隔隔离开关与主变其他侧的相互联锁逻辑回路调试。

(十一) 汇控及保护系统的联合调试

在现场汇控柜就地操作断路器和隔离开关后, 在监控系统远方能正确分合断路器、隔离开关。最后用继电保护传动断路器, 各断路器应正确可靠动作。

大量的GIS设备的安装及调试过程分析表明, 系统选材及施工的质量是系统质量的基础, 而系统调试也为后期的维护管理提供了保障。

三、GIS系统的管理维护

GIS系统的管理是适应生产过程自动化、无人化水平的不断提高, 设备综合管理的重要性与日俱增而产生的。对于GIS系统管理一般是由设备自动诊断系统、定期诊断或点检信息管理系统和设备维修管理系统三部分组成。GIS系统合管理系统的框架如图2所示:

在这里, 设备在线监测诊断系统的功能起着关键性的作用, 它能够对生产质量和运行有重大影响的设备进行在线检测。在线监测是运用传感技术、信息技术及计算机技术等先进的手段, 适时反映设备状态。其最大的优点在于可以在系统运行状态下进行连续或随时的监测与判断。通过及时获取各种信息并进行处理和综合分析, 根据其数值的大小及变化趋势, 对设备的可靠性随时作出判断和对剩余寿命作出预测, 从而及早发现潜在故障, 在必要时提供预警或实施其他操作。

设备点检管理系统主要是采集点检计划诊断所需信息, 把诊断结果用简单的按键操作记录下来, 再传送给相关部门。这个系统的主要目的是提高工人诊断设备劣化征兆的效率。

设备维修管理系统则是在诊断系统的基础上, 进一步延伸到预算管理系统、分析评价系统、维修计划系统、设备标准系统、工程管理系统等。

四、结语

随着输变电技术的快速发展, 我国骨干电网的输变电电压等级不断提高, GIS设备也得到了越来越广泛的应用。同时, 用户对电力系统安全稳定性的要求也进一步提高, 兼之昂贵的系统造价, 电网对于GIS设备安全可靠性的要求也必将随之提高。本文介绍了目前变电站GIS系统的调试以及后期维护管理的一些经验及方法, 希望对提高目前GIS系统运行可靠性有所帮助。

参考文献

[1]罗学琛.SF6气体绝缘全封闭组合电器 (GIS[) M].北京:中国电力出版社, 1999.

[2]邱毓昌.GIS装置及其绝缘技术[M].北京:水利电力出版社, 1994.

[3]张军, 张斌, 刘华, 等.全封闭集中式特高压设备绝缘油处理系统[J].电网技术, 2008, 32 (21) .

[4]孙竹森, 李震宇.特高压交流试验示范工程现场建设管理机制研究[J].电网技术, 2008, 32 (13) .

数字化变电站调试经验总结 篇3

孙善龙 1．PCS装置BIN程序分解方法：

1．使用软件“PCS-BIN解包工具”分解

2．通过PCS-PC调试工具连接上装置，点击下载，添加所要分解的分解的BIN文件，然后软件会自动生成一个分解后的程序文件夹在BIN文件所在的目录下。最后要记得把该文件夹复制到另外一个目录下，或更换一下文件夹名称。2．PCS-PC下载装置程序时，如果是BIN文件，则不必选择插件型号和槽号，程序内已设置好，直接添加下载即可。如果是单个文件下载则要选择插件型号和槽号。记得下载时要把装置置检修位或从装置菜单里选择“本地命令—下载程序”。

3．PCS装置误下程序到某块板卡中，导致装置死机，而你想重新下载程序到该板卡时，该板卡又拒绝下载。此时解决办法：

1。装置重新上电，长时间按“ESC”键，此时装置不走主程序，可以直接给板卡下载程序。

2。该板卡一般会有一个“DBG”跳线，可以跳上。

3.建一个空文本 rmall.txt，内容可写“12345”,然后下载到该板卡中.然后装置重启，再把正确的程序下载到该板卡内。4．PCS装置收不到合并单元数据，无采样。

1。请检查SVID,APPID,MAC地址，通道数目，通道延时与合并单元保持一致。注意本公司保护装置APPID地址采用十进制，许继合并单元采用16进制。

2。检查光纤收发没有接反，不要迷信本公司的LC双头跳线，就是那种收发固定连在一块的那种光纤，现场已多次发现接反的情况。

3．检查保护装置定值SV接收为“1”，测试仪品质位置“0”，测试仪与装置检修位一致。5．PCS 装置检修机制。

1．普通线路保护，母联保护与合并单元MU之间检修位一致，则装置能正常动作，不一致则不动作。线路保护，母联保护与智能终端之间检修位一致则智能终端会出口跳断路器，不一致则不出口，且智能终端返回给保护的各种信号也视为无效。线路保护，母联保护与其他保护（例如母差）之间的GOOSE通信，当检修位一致时能接收到开入变为并视为有效，不一致则视为开入无效或无开入。

2．915母差保护检修机制。一.915检修投入，支路1MU检修投入，支路2MU检修不投入，差动保护闭锁，支路2失灵保护闭锁，支路1失灵保护投入。二.915检修不投入，支路1MU检修投入，支路2MU检修不投入。此时差动保护闭锁，支路1失灵保护闭锁，支路2失灵保护投入。三。915检修投入，支路1，支路2MU 检修都不投入，所有保护动作正常。四。915与某支路智能终端检修机制，则是判断检修位是否一致，一致则该支路智能终端能出口跳断路器，不一致则该支路智能终端不能出口，但不影响其他支路。

3．978主变检修机制。一。978检修投入，高压侧MU检修投入，中低压侧MU检修不投入,此时差动保护退出，高压侧后备保护投入，中低压侧后备保护退出。二。978检修不投入，高压侧MU检修投入，中低压侧MU检修不投入，此时差动保护闭锁，高压侧后备也退出，中低压侧后备保护保留。三。978和三侧MU检修位全投入，此时装置动作正常。

四。978与某侧智能终端检修机制，则是判断检修位是否一致，一致则该侧智能终端能出口跳断路器，不一致则该侧智能终端不能出口，但不影响其他侧。

4．915，978某条支路或某侧退出运行时，此时装置不判该支路（侧）检修位，也不进行检修机制判断。6．PCS装置双通道（双AD）采样不一致，装置动作情况。当保护电压电流采样与启动电压电流采样误差大于25%+固定门槛值时，装置会报警灯亮，报：启动板采样异常或某支路采样异常。931装置会运行灯熄灭，闭锁所有保护。915，978则会闭锁差动保护，但保留其他支路（侧）的失灵保护或后备保护。固定门槛值一般取0.06In。7．915，978 装置某支路或某侧SV断链，装置会闭锁差动保护，但保留其他支路（侧）的失灵保护或后备保护。8．PCS 装置GOOSE光口发送功率大于-20db,接收功率小于-30db.装置正常运行时测试证明本公司装置发送功率在-15db左右。测试时要注意采用多模光纤，波长为1300nm,否则测试结果不准确.9.PCS装置报“XXGOOSE网断链”，要注意报文与实际断链未必一致。装置内部规定的“XXGOOSE网断链”一般都是根据所接收的GOCB0,GOCB1,GOCB2,GOCB3……GOCBn等按照顺序规定死的，但实际应用中某GOOSE块所接收的数据未必与装置描述的一致。

10．PCS装置如果有“通道延时异常”报警，装置会闭锁保护，此时需要重启装置。装置抗“网络风暴”能力应大于50M.11.非数字站PCS装置与后台61850通讯，要通过PCS-PC上传“DEVICE.CID”文件到“NR1101”板卡1号插槽内。下载前修改两个“IED NAME”为现场需要的名称，并把修改后的CID文件交给后台配置。

12．PCS装置插件NR154X分为“A”和“B”两种型号，A为220V,B为110V;NR155X插件没有电压等级。且NR155X插件内部没有程序芯片，所以在装置内部也不用设置该板卡是否投入。

13．PCS保护类型的装置通过串口连接时需要设置地址为“2”，UAPCDBG规约，无校验。与合并单元通过串口连接时要注意把地址设置为“1”。

14．PCS-915母差保护装置调试常见问题：

1．现场经常发现PCS-915面板配置不对，一定要注意面板要用最新型号的，上面有“通道异常”灯。

2．根据国网规范，PCS装置CONFIG文本中固定配置刀闸位置信号，手合信号由B05-NR1151板卡向主机转发，通过点对点连线来实现GOOSE接收，失灵信号，远传信号固定经过GOOSE网络来接收。

有时现场会把各支路的三跳失灵开入通过智能终端开入进来，同时母差保护还要接收智能终端的刀闸位置信号。智能终端已经接了直跳口，如果三跳失灵开入也通过智能终端直跳口进来，则因为三跳失灵信号转发的定义（只能通过GOOSE网传送），会导致装置子机死机。如果三跳失灵开入，刀闸位置信号也通过GOOSE网转发，那么主机会报“刀闸位置接线重复而死机”。解决办法：各支路已经接了分相失灵信号，所以三跳失灵这根线就不必接了，去掉即可。

3．915如果有“刀闸双位置报警”信号，则“该支路GOOSE网断链”信号会同时发出。

4．母差保护动作启动主变失灵，以及接至各条线路的远传，远跳开入，只要是走GOOSE网的，均应该引用915GOOSE开出中GOCB6的GOOSE组网跳闸或联跳出口，而不能用各支路中的“支路X联跳”出口。否则的话，本公司保护之间互相配合没有问题，但与四方等其他厂家配合时，外厂家就可能接收不到我们的开入信号。

5．915装置加三相同相位的同大小的电流，保护会闭锁。

6．PCS-915母联失灵保护不仅可以通过外部启动母联失灵开入来启动，也可以由母差保护动作跳1母或2母来启动。传统的RCS装置也可以通过母联过流或母联充电保护来启动，现在PCS-915已经取消了母联过流或母联充电保护。

7．如果现场主接线方式是带分段的（例如双母双分段），则分段支路必须固定使用子机2的支路23或支路24。15．PCS-931装置当保护报“电压电流采样无效”时，不一致保护不经过零负序电流闭锁直接就会动作。

16．PCS测控保护一体化装置，当“同期定值”有部分不能修改时，是装置CONFIG问题，某些值的属性不对，可以请研发修改。

17．后台遥控时，如果我们的保护装置不要求检连锁，则后台发的MMS遥控命令“检连锁”不能置1，否则遥控反校不成功。本机“测控主机定值”应置1，否则遥控返校不成功。

变电站调试方案汇总 篇4

【摘 要】地铁降压变电系统是地铁广告、人防、通风电源、采暖系统等用电设施设备的供电系统。而地铁降压变电系统在设计、施工、调试过程中出现问题，势必会直接影响降压变电系统的稳定性、可靠性，甚至会阻碍地铁站无法有序运行。据此，本文主要对地铁降压变电系统的构成与施工调试进行了详细分析。

【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

变电站调试方案汇总 篇5

变电处调试所高压试验班个人工作总结本人于2009年07月毕业于**理工大学，所学专业为电气工程及其自动化。自2009年08月进入江西省水电工程局参加工作工作至今。在这近四年来，我在变电处调试所高压试验班从事高压试验仪器、仪表检测和避雷器、互感器、变压器等常规试验和一些特殊试验等生产一线工作。在单位领导和同事的支持和帮助下，自己的思想、工作、学习等各方面都取得了一定的成绩，个人综合素质也得到了一定的提高，下面就专业技术角度对我这近四年来的工作做一个全面总结。电力企业是一个特殊的行业，它需要职工有良好的自身能力和心理素质，因此我不断学习各种技能，努力学习和掌握各种高压试验仪器的使用及其特点，同事能根据各类电器设备的需要，掌握相关的电工基础、电工材料、高压工程技术专业知识，能根据现场设备情况进行交接试验，正确处理电气系统的设备故障以及系统突发性事故，来进一步加强自己的业务水平。刚工作时，我发现学校里学到的专业知识同生产实际有很大的不同和差距。为此我努力学习专业知识，努力提高自己的岗位劳动技能，主动跟随老师傅们下现场，吸收老师傅们的工作经验，虚心向他们请教工作中的技术问题，并对照自己原有的各项知识使自己的理论知识和实践更好的结合。

变电站调试方案汇总 篇6

1 安装前注意事项

现场工器具的准备应齐全, 安装所需备件、防护用品及消耗材料应足够。

现场安装条件应符合要求, SF6断路器的安装必须在无风沙、无雨雪的天气下进行, 空气相对湿度<80%, 并采取防尘、防潮措施。

SF6断路器在运输和装卸过程中, 不得倒置、碰撞或受剧烈震动, 制造厂有特殊规定标记的, 应按制造厂的规定装运。

开箱检查, 应与清单相符, 齐全完好。对照装箱清单仔细核对产品零部件, 应齐全、完好, 出厂证件及技术资料应齐全, 检查铭牌与技术说明相符, 发现问题及时拍照备查并联系厂家。

对基础质量进行检查, 基础预埋螺栓应进行复核, 预埋螺栓外露高度应满足设计和产品说明书要求。混凝土基础应用水平仪检查水平度, 2个基面的高度相差≤2mm, 每个基面的水平度≤2mm。

2 安装调试工艺及质量控制

SF6断路器的安装调试流程可按照图1所示进行。

2.1 基座安装

将操动机构及支架用螺栓固定在横梁上, 用起重设备将基座组件吊运至地基处, 用螺母将其固定在地基上。基座安装紧固后, 用水平仪校正基座平面, 水平度应不大于2mm。

2.2 本体及机构安装

(1) 安装前准备:

①按照产品规定选用吊装器具、确定吊点及吊装程序。将三相本体从箱中吊出, 平稳放至2端垫有枕木的稳固平面上, 防止瓷件碰损。吊装过程中注意与相邻带电部位保持足够的安全距离, 并防止误碰其它设备造成设备损坏。

在本体安装前, 检查本体零部件应齐全、清洁、完好。目测检查每个极柱的瓷体是否在运输过程中发生破损或裂纹, 绝缘部件表面应无裂缝、无剥落或破损。绝缘应良好, 绝缘拉杆端部连接部件应牢固可靠。密度继电器和压力表到货后应检验。

②灭弧室和绝缘支柱内预充的SF6气体的压力值和含水量应符合产品的设计要求。

③检查本体的气密性, 每个本体柱的拐臂箱上有供充气的自封阀接口, 取下自封阀的保护螺母, 用螺丝刀快速轻顶自封阀的阀芯, 若有放气响声, 表明极柱的气密性良好;若没有则表示极柱有漏点或运输中损坏。

④各相柱在运输时都处于合闸位置, 安装前将定位销拔出, 顺时针转动拐臂至不动为止, 然后逐相拿下外拐臂, 严禁逆时针转动外拐臂。

(2) 安装:

①将支柱平放在地面, 将1根等长的强度足够的尼龙绳用吊环固定在支柱的上方, 以底部的拐臂箱为支点用吊车将相柱缓慢吊起。起吊时, 需在拐臂箱侧铺垫厚度≥10mm的橡胶板或木板, 以防止拐臂箱着地时发生损坏。

②相柱起吊到横梁相应的开口处后, 缓慢下落, 待到位后, 用螺栓紧固, 支架上的垫片不宜超过3片。

③将与相柱对应的3个外拐臂按出厂时在外拐臂的花键轴上所标记号对正装上, A、C相外拐臂不能混装。转动每个外拐臂使定位销与之固定, 将操动机构的输出杆与B相拐臂用销连接。将2根水平操作连杆与B相拐臂用销相连, 必须在分闸位置时连接拐臂。销外有铜衬, 连接时销应用硅脂润滑。

④将定位销拨至传动销位置, 用螺栓和卡片将传动销固定锁紧。所有紧固螺栓在紧固前应涂厌氧胶以防止松动。

⑤连接接地扁铁至2个支柱上的接地端子上, 接地前用纱布打磨连接处接触面。

⑥SF6断路器安装时应重视密封处理。密封槽面应清洁、无划伤痕迹, 已经用过的密封垫不得再次使用, 密封部位的螺栓紧固力矩应符合产品规定。为防止断路器在运行时外界水分和杂质渗入法兰密封槽, 密封槽氧化后造成断路器漏气, 可在断路器各法兰结合面以及瓷套法兰的密封槽外围涂抹防水胶, 增加一道密封以阻止外界污水进入密封槽内而腐蚀密封圈。

(3) 管路连接及SF6气体充装。检查固定在底架上的三相管路有无损坏, 拆掉管路对应接触面, 在密封槽处涂硅脂, 更换阀门密封面O型密封圈。

将管路与拐臂箱上的阀门连接好, 打开阀门, 向断路器内充入SF6气体。注意应先用气瓶中SF6气体吹减压阀和充气管30s, 以排除管路内空气和水分。逐相打开阀门, 一相一相往断路器内充入SF6气体, 防止由于阀门损坏造成某相未充入气体。充气过程不宜太快, 充气管凝霜时适当降低流速, 防止管路冻裂。

(4) 二次线连接。依据设备图纸资料接取设备二次线, 二次线必须在不带电状态下且操动机构的分、合闸弹簧都在释放的状态下连接。

2.3 调整

(1) 按照产品说明书要求进行机构连接并进行检查和调整。

(2) 操动机构的零部件应齐全, 各转动部分应涂以适合当地气候条件的润滑油脂;电动机构转向应正确;各种接触器、继电器、微动开关和辅助开关的动作应准确可靠, 接点应接触良好, 无烧损或锈蚀;分、合闸线圈的直流电阻测量符合要求且铁芯应动作灵活, 无卡阻;控制元件的绝缘及加热装置的绝缘应良好。

(3) 二次元件及端子排连接线应连接可靠, 防止运输及因多次操作松动变位, 应逐个拧紧。

(4) 断路器和操动机构的的联合动作, 应注意以下要求:

①在动作前, 断路器内必须充有额定压力的SF6气体。

②位置指示器动作应正确可靠, 其分、合位置应符合断路器的实际分、合状态。

③在进行快分、合闸前, 必须先进行慢分、慢合操作。

④断路器调整后的各项动作参数, 应该符合产品的技术规定。

(5) SF6断路器本体不应在现场解体检查, 当有缺陷需解体时应在厂家指导下进行。

(6) 按产品电气控制回路图检查厂家接线是否正确, 完成现场二次回路接线。在检查线路时, 应对厂家接线螺栓进行紧固, 防止二次接线因运输震动造成的松动隐患。

2.4 试验

(1) 气体检漏及微水测量。断路器充入额定压力SF6气体24小时后再进行检漏和测微水。

①采用定性和定量分析法对SF6气室进行检漏试验。用SF6气体检漏仪或肥皂水检查断路器所有密封面的气密性, 尤其是充气管路、接头。若接头有漏气现象, 可拆下接头, 观察密封面是否有异物或O型圈是否有损坏, 处理更换后重新检漏;若有微量漏气, 可用塑料薄膜进行包扎, 24小时后, 重新检测塑料薄膜内SF6气体浓度, 并根据所包扎的体积进行换算, 换算后的年漏气率不应超过1%。为便于计算, 塑料薄膜的包扎形状应尽可能规则。

②在总充气阀上接上微水测量仪, 测量断路器室内的微水含量, 微水含量应小于150μL/L。

(2) 电气试验:

①绝缘电阻测量。测量应参照厂家规定。

②回路电阻测量。采用直流压降法, 电流不小于100A, 回路电阻值应符合产品技术条件的规定。

③工频耐压试验。在SF6气体额定压力下进行, 试验电压按出厂试验电压的80%, 断路器合闸对地情况下和断口间均应耐压, 可采用变频串联谐振耐压试验方法或高压试验变压器方法。

④分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻测量。绝缘电阻应不小于10MΩ, 直流电阻测量与出厂试验结果无明显差别。

⑤操动机构试验。并联合闸脱扣器在合闸装置额定电源电压的85%~110%范围内, 应可靠动作;并联分闸脱扣器在分闸装置额定电源电压的65%~110%范围内, 应可靠动作;当电源电压低于额定电压的30%时, 脱扣器不应脱扣。

⑥开关特性检查。测量触头行程、触头接触行程、分闸时间、合闸时间、分闸同期、合闸同期、合-分闸时间、分-合闸时间、全开断时间和分合闸速度等, 测量值应符合产品技术条件的规定。

⑦密度继电器检查。将截止阀关闭, 用专用的放气接头接在基座内的充气接头上, 轻拧螺母, 使密度继电器内气体缓缓泄漏, 待SF6气体压力降至报警压力时, 应能报警;待压力降至闭锁压力时, 检查断路器是否处于闭锁状态。

3 验收检查

投入运行前, 应进行一次全面检查, 确认无误后, 方可投入运行。

(1) 断路器安装应牢固可靠, 外观清洁完整, 动作性能符合规范。

(2) 电气连接可靠, 接触良好, 机构及辅助开关动作可靠、指示正确。

(3) SF6气体压力、泄漏率和微水含量符合规定。

(4) 密度继电器报警和闭锁可靠, 电气回路传动正确。

(5) 油漆完整, 相色标志正确, 接地良好。

调试方案 篇7

一、主体设备、构筑物注水实验

调节池以及一体化设备试水实验，调节池进水1/3，一体化设备进水30cm，HRT=48h，观察液位是否有变化，若液位下降，及时查明原因并整改。

二、单机试车

逐个检查每台电机的运行情况，污水提升泵、加药计量泵、空压机、罗茨风机、自吸泵、反洗泵、污泥回流泵、污泥外排泵的运行情况（检查正反转）：

污水提升泵：根据液位计，检查提升泵是否正常运转（正反转是否正常，可以通过出水量判断，是否安装截止阀？），液位计是否安装正确（液位计正常情况下垂直下落，提升泵停止运行，上浮提升泵开始工作）

罗茨鼓风机：是否添加润滑剂、正反转安装情况 自吸泵：自吸泵正反转，运行前，泵壳是否注满清水 ……….注：单机试车时，电机运行时间不宜过长，电机运行时间控制在1min以内。

三、联动试车

整体运行，检查整体设备以及工艺试运行情况，重点检查自动运行程序启停情况，防止运行过程中有起无停的情况没损坏设备。

四、生化调试

1、污泥浓度控制：污泥菌种选用压滤机压出之后含水率约85左右的干泥（最好是没有经过硝化的新鲜脱水剩余污泥）。好氧池污泥沉降比控制25%左右，在水解酸化池MLSS控制在4000mg/L，DO控制在0.5 mg/L以下，好氧池MLSS控制在3500 mg/L，DO控制在3 mg/L左右。

污泥量：若采用压滤机压出之后含水率约85左右的干泥（最好是没有经过硝化的新鲜脱水剩余污泥），则污泥量在2吨左右（留出一部分备用）；若采用污水处理厂好氧池中污泥，则液体灌满一体化设备，静止沉淀后排除1/3，再重新补充1/3待调试水。

污泥分批分次添加过程中，随时观察污泥浓度（利用1000ml量筒大概估算）

2、污泥培养：

第一种方案：将污水注满好氧池，开始闷曝（只曝气而不进水）。闷曝3－5天后，停止曝气，静沉1－1.5h，排除2/5上清液，然后再进入部分新鲜污水，水量约为曝气池容积的2/5即可。以后循环进行闷曝、静沉、进水三个过程，但每次进水量应比上次有所增加，而每次闷曝的时间应比上次有所减少，即增加进水的次数。约6~9天完成好氧池菌种调试。

第二种方案：直接利用污水厂最后一级好氧池中污泥（含水含泥）注满一体化设备的2/3，然后再添加1/3待调试水，闷曝2-3天，以后循环进行闷曝、静沉、进水三个过程，但每次进水量应比上次有所增加，而每次闷曝的时间应比上次有所减少，即增加进水的次数。约6~9天完成好氧池菌种调试。

第一种方案情况下：缺氧池污泥调试，好氧池污泥调试完成，利用污泥回流泵打入缺氧池，使缺氧池浓度达到设计要求为止。随着缺氧池的混合液中污泥回流，好氧池污泥浓度降低，随时补充好氧池污泥，使污泥浓度达到上述设计要求。

培养过程中随时观察污泥浓度的变化以及污泥菌种的变化。最明显的特点是好氧池污泥呈现絮状，颜色为棕褐色，气味带着一丝土腥味。连续运行下注意混合液回流比的控制。一般混合液回流比控制在100%~200%。

安装调试方案 篇8

（1）系统安装方案

安装底座

安装支架

安装屏幕

系统布线

系统调试

系统试运行

（2）布线规范

已确定位置的布线要到位，并预留长度1米。不能确定位置的布线要预留足够的长度，中间不能转接

埋在装修里不可拆的布线，每种类型线缆必须预留一条备用线

设备连接采用连接器方式，连接器带有的互联电缆，有分组和色谱；

管线敷设符合JBJ16-83《建筑电气设计技术规程》的规定；

每条线必须标上不易擦除的线标号；

交流接地电阻要求小于1Ω；

布线的路径尽量缩短；

扎线要整齐，尽量理顺每条线，最好不要交叉线。

（3）系统调试方案

我方对整个系统的调试质量负责，按照工期计划要求井然有序进行.

LCD显示系统是由LCD显示单元、其它必要的控制和接口设备构成的高性能显示幕墙系统。显示墙可以认为是一个大面积的逻辑屏。在控制主机的控制下，多种信号可以在整个屏幕上任意地打开，缩放。下面是系统调试配置流程图。

（4）、设备试运行

设备试运行开始时间严格按照雷马屏监狱的规定执行，在试运行期间，我方安排1人对设备进行职守，服从统一管理。

工作内容：

上午按照雷马屏监狱的规定时间开机

播放规定的节目内容

监视设备的运行情况

发现异常情况及时处理

变电站的电气设备安装和调试 篇9

许多时候我们对电气设备安装过程做到了谨慎, 却忽视了其准备工作。其实开箱验收设备是十分必要的, 当电气设备运抵到现场, 施工方应组织有关专业人员共同进行设备的开箱验收, 有些人认为这是多此一举, 其实不然, 这么做是为了从一开始就确保电气设备保质保量。在验收时有关人员要按照订货合同上注明的型号、数量等仔细核对, 并记录是否有不符合要求的物件, 验收完毕好要保管好这些物品。在做准备工作时, 要将相关的资料准备充分, 充分的准备可以便于及时根据现场突发情况做出安排, 并且管理人员也可以做好现场监督, 防止出现安装与图纸出现差异的状况。在正式开工前, 技术人员必须根据工程的进展编制施工图纸的交付进度, 在这个基础上, 做好一系列的计划, 使工程可以有序进行。准备工作到此还是不够的, 技术人员还应根据相关施工质量、安全等文件的要求, 编制一套符合规定的工艺安装标准和效果图, 制定好工艺细则以便实施。进场员工虽然可能会出现交叉施工, 但必须保证安装效果达到统一标准, 尽量缩小和避免工艺水平的上的差距。

2 关于安装调试工序上的安排

在落实好电气设备安装调试的准备工作后, 在工序上可以按照不同的电气设备种类进行安装:

2.1 高压设备的安装

我们日常所指的一次设备可直接用于生产和使用电能, 其实大致可以分为三类:一是变压器和电流互感器的交换设备;二是高、低压开关的控制设备;三是譬如常见的避雷器, 它实质上可以称为是保护设备。因为它们在日常生产生活中国出现的机率较高, 所以安装要点技术人员基本都掌握, 主要就是在调整好一次设备基础后, 我们的技术人员就开始进行安装调整试验和设备连线, 完成了这些之后, 对主变压器还有辅助设备最后进行安装调试。

2.2 低压设备的安装

在进行低压设备的安装前, 我们的技术人员首先要进行准备工作, 对户内的高压开关柜进行调试, 看似简单的步骤其实十分必要, 外母线桥是最后安装的。在安装电力补偿装置的时候, 步骤大致相同, 技术人员首先要调试的对象是电抗器和并联电容器, 连接硬母线时要保证连线接口的清洁, 如果触头磨损或沾染异物, 容易导致电缆过热, 至于高压电缆头和围杆网门是放在最后进行安装的。

2.3 二次设备的安装

二次设备是对一次设备进行控制和保护的装置, 比如电压表、保护继电器、指示灯、测量仪表等。对这些设备进行安装时, 要先安装它们的一些组件, 组件完成后再敷设电缆和配线, 在安装时还必须注意连接的方式和位置, 二次设备的调试具有重要的现实意义。

3 电气设备的安装

电气设备的安装不仅要考虑到安全问题, 还同时受到环境的约束。在正式安装前, 技术人员应该严格地核对接线图, 因为误接线的情况十分容易发生, 我们必须避免。主要设备到场的时间要事先通知管理人员和安装人员, 提前做好各项准备工作, 从源头上杜绝差错的发生, 比如道路的严整和位置方向的确定。安装人员在安装前应按照图纸标明的要求, 认真核对规格型号和各类技术参数, 查看运输过程中的冲击记录, 对主变各个部件的绝缘强度、密封性等也要检查分析, 以防安全隐患发生, 各类附件也必须按照规定工序施工。场地的清理和防尘工作十分重要, 准备工作完毕后, 在安装的过程中, 要配备专门人员记录下环境温度和湿度的数据, 仔细观察数据的变化。因为安装受到环境的约束, 万一遇到恶劣的天气, 应当及时提醒停止施工, 以免造成物件损坏引起质量下降, 无法满足运行的要求。

3.1 主变及电缆安装技术要点

3.1.1 安装技术人员必须要高度的责任感, 否则对工作的轻率态度会导致操作出现大问题。目前, 我国大部分企业对操作人员进行了关于施工质量方面的技术培训, 明确了施工责任, 贯彻施工注意事项、安装事项, 保障施工质量, 从自身业务和素质上警醒他们。安装过程中, 由于技术人员粗心操作, 容易导致仪表安装后出现不牢固的现象。之前, 我们的变压器是直接安装在地面上的, 由于科技水平的发展, 现在变压器安装的底座是一个基础型的钢座, 这个基础型的钢座与接地干线焊拽被一起固定在地面上, 这样的稳固性较高, 但同时也出现了问题。因为变压器是利用螺栓固定在钢座上的, 而通常变压器的安装要求十分高, 这样的情况下往往会出现钢座与变压器底盘尺寸不符合, 或者是柜的尺寸不匹配, 直接影响了设备的顺利安装。

3.1.2 保护屏上的二次电缆头在制作时需要格外谨慎, 如果绝缘层损坏, 安装质量将得不到保证, 为了避免碰伤电缆线, 使屏蔽层接地, 尤其是安装人员为了图省事经常将电缆捆扎在一起, 这种做法并不恰当, 最好的方法是单根电缆打把固定, 宁可工序上繁琐一点, 也可以方便后续的运行维护, 实质上从整体上省下了时间。

3.1.3 同时电缆安装过程中, 还需注意以下几点:1) 电力电缆不同于绝缘电线, 直径相同, 载流量却要要小很多, 这也是由于其自身散热难的特性造成的。2) 电缆的载流量不是随意设置的, 满额运作容易引起过热现象, 所以运作时要严格按照工作手册的要求操作。

3.2 母线安装技术要点

电气设备所发挥的作用毋庸置疑, 对于整个变电站而言是至关重要的。而由于现场技术人员考虑问题不全面、自身业务素质有限等一系列原因, 在实际进行电气设备安装时极易造成这样那样的问题, 在变电站铺设电线管的时候, 技术人员会碰到许多的问题, 经常会发生的情况有下面几种: (1) 金属管丝扣进行连接的时候, 为避免焊口位置母线强度降低, 应在焊接位置补强, 否则它们的连接处在通过中间的接线盒时, 会出现不焊跨接钢筋的情况, 有时也会焊接长度达不到, 正确的做法是焊接时速度应均匀以保证焊接质量; (2) 管口插入箱、盒内的长度不能达到一致的要求, 钢管不能严格做到接地接零, 这些现象一般是由于核对不严谨和粗心操作造成的; (3) 管母线吊装时, 为防止起吊时线变形, 大部分情况下采用多点起吊法。具体是先把管母吊至适当的高度, 再把悬挂绝缘子串拉至线夹位置装配。 (4) 技术人员在进行穿线的过程中, 线出现背扣或打结。导线的连接不符合规格, 采用劣质压线帽, 甚至出现不焊接的现象;技术人员在进行这些电气设备的安装调试过程中, 必须严格按照出厂技术说明书进行审核整改, 务必一丝不苟, 这样才能确保电气设备的安装质量。

3.3 断路器安装技术要点

断路器属于保护和控制装置, 要注意的是检查它的组装是否按指示符合要求, 务必做到扭矩拧紧, 没有松动现象, 确保所有单元都处于开断位置。要强调的是正确的接线方式是由串联形成的断路器控制回路断线信号。在此基础上, 跳闸的闭锁触电如果接到由于失误接到了同一个电源回路上, 就会造成两路跳闸回路的状况。

3.4 隔离开关的安装技术要点

隔离开关比较常见, 安装中用力要注意, 用力过度容易造成内部齿轮不吻合;在安装调整触点时, 由于触电细小不易操作, 经常会发生插入深度不够或摩擦过多发热;另外可以给动静触头涂抹润滑油, 防止卡涩, 同时保持触头表面的清洁也十分重要, 因为触头上的异物会导致触面磨损, 接触不良或电弧过热一般就是这样产生的。

3.5 关于设备调试的技术要点

3.5.1 高压试验

准备工作是我们在整个电气工程中都在强调的, 它的重要性我们不再赘述, 。那么在高压试验中, 准备工作就是要认真阅读分析说明书及试验报告, 熟知设备结构, 对安装有个整体的把握。在开关柜内母线安装完成之后, 技术人员应将母线筒内母线与主变进线桥分离, 这样做是为了确认所有间隔的母线上没有出现杂物, 杂物会影响到其绝缘性能, 必须在准备工作时就做好清洁。母线检验完毕后是对耐压值的检测, 技术人员会利用试验加压, 在加压的过程中观察记录数据, 来测试其耐压值是否符合规定的要求。

3.5.2 保护调试

科学技术是第一生产力, 国家对科技领域投入了大量的资金和人才, 从而也研发出了大量的先进设备。其中有专为无人值守设计的变电站, 极大地解放了人力, 它的高压开关柜上本身就带有就地保护。

所以调试工作显得尤为重要, 因为它决定了今后的无人操作运行, 一旦在调试时发现保护装置动作出与起初的设计有差异, 那么技术人员必须秉着负责的态度, 报告负责人并联系相关人员进行纠正。宁愿在开始时求稳不求速度, 这样才能在今后的设备运行中减少不必要的麻烦。

4 施工管理

可以毫不夸张地说电力系统是现代社会中最重要并且是最庞杂的工程系统之一。我们知道安全生产的重要性, 而电力施工更是需要我们将安全管理放在第一位。所以作为一名电气工程师, 首先必须具备的基本素质就是要有高度的责任心, 其次专业水平也是很重要的, 经验丰富对工程质量也会起到很好的预控作用。在思想上要调整好“攻坚克难”的准备, 细化各项工作的管理和分工, 具备以上素质, 才能深入细致地搞好电气工程, 将工程中的的安全、成本、质量等一系列管理工作圆满完成。

5 结语

目前我国对变电站的电气设备安装和调试已经有很多的探索, 主要原因就是它的安装质量对整个变电站的运作及其性能的至关重要。对安装电气设备的技术人员的技术培训也越来越多, 越来越规范。但仅仅这样是不够的, 外因是条件, 内因是根本, 机电技术人员还必须从思想上认清这项工作的重要性, 努力提高自身的业务素质, 并切实履行自己的职责, 不断地积累和借鉴好的典型安装经验, 取其精华、去其糟粕, 对安装过程中出现的问题能做到不放过有钻研的态度, 在此基础上, 也要学会灵活变通, 根据实际情况使电气设备的各个组成部分的作用得到充分的发挥, 确保变电站整体性能的安全稳定运行。

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