变电站工程调试方案

变电站工程调试方案

变电站工程调试方案 篇1

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。

变电站工程调试方案 篇2

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, 并对未来系统进行了较全面的技术准备。配合施工人员审查设备以及施工接口图纸, 做好复原调试工作并进行故障记录收集。

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。尤其是在设备连调阶段, 要加强系统之间接口检查, 力求各设备匹配运行。

2 调试工作及其试验单元

考虑到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, 这里我们将以上实验进行整合, 把调试工作分为以下几个部分。

2.1 主回路电阻检测

GIS主回路电阻在现场试验的最大测量值经换算到20℃后应不大于出厂试验时的1.1倍。需注意的是回路电阻的测量应待GIS气室抽完真空、各气室充满SF6气体至额定压力后进行。测量主回路电阻时的电流不应引起试品的发热及使电阻改变, 测量主回路电流一般选用的是直流电源, 其大小视系统情况而定。

2.2 气体密封性试验

气体密封性试验主要使用检漏仪进行测试, 测试结果应满足各气室年泄漏率小于1%的要求。

2.3 S F6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气体中的含水量应小于150 ppm (体积比) , 其他气室为250 ppm (体积比) 。

2.4 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、绝缘耐压试验及局放测量3部分。峰值试验时间均为1 min, 老练时间共8 min, 频率范围为30～300 Hz, 其中220 kV的GIS现场交流试验电压为368 kV, 110 kV GIS现场交流试验电压为184 kV。

2.5 绝缘电阻的测量

绝缘电阻主要采用摇表进行测量, 一般使用的2.5 kV或0.5 k V的摇表。使用前者进行测量时220 kV系统应不大于1 000 MΩ;使用0.5 kV摇表测量时应不大于2 MΩ。

2.6 气室压力闭锁调试

气室压力非正常态闭锁实验必须在各气室充SF6气体至额定压力后进行。测试结果各气室闭锁开关均应动作正确。

最后, 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。

3 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3部分组成。GIS系统合管理系统的框架如图1所示。

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。

参考文献

变电站改造工程停电方案编制探讨 篇3

【关键词】变电工程； 改造；停电

【中图分类号】TM411+.4【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0381-02

随着电网建设高速发展及电网新技术日新月异，越来越多的变电站必须进行改造才足以满足电网发展需求。变电站改造工程是提升变电站安全稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，保证高质量电能的一项重要技术措施。改造工程实施过程中大都要设备停电才能进行，然而变电站在改造的同时又担负着重要的供电任务。因此如何优化变电站改造工程停电方案，降低工程实施过程中对运行电网的影响显得格外重要。

本文以110kV大岭变电站#1主变更换停电方案为例，对变电站改造工程施工过程中停电方案的如何制定、优化进行分析。

1 大岭变电站概况及改造内容

110kV大岭变电站：1台40MVA 三相两卷无载调压电力变压器，110kV 3回出线，10kV 单母线断路器分段，出线20回。大岭变电站担负着附近多个重要工厂的工业负荷及4个镇居民用电负荷，平时供电负荷均25MW左右，最高时可达40MW，大岭变电站接线方式如图1。

本期改造内容为大岭变电站#1主变更换为三相两卷有载调压电力变压器，同时更换变压器基础、10kV母线桥部分构架基础，继电保护装置及自动化部分不更换。

2 常规停电方案

110kV大岭变电站更换#1主变，工程实施必须将#1主变停电、两侧开关转检修状态才能满足安全要求。根据大岭变电站改造内容还需要更换变压器旧基础，停电时间将考虑拆除主变与基础、基础施工、基础养护、电气施工、设备试验、工程验收等各工序实施共计需要至少45天。所以本工程大岭变电站#1主变停电时间达45天。

这种常规停电方式，停电内容简单，投资较少，但变压器停电时间长，直接导致4个镇的居民用电长时间无保障，附近工厂长时间停产，严重影响当地生产生活秩序。如果按本方案实施将严重损失供电电量，降低供电可靠性，对社会造成极大不良影响，所以本停电方案将难以实施。

3 停电方案优化措施

通过分析110kV大岭变电站改造工程施工方案可知，工程实施的安全措施必须是#1主变停电、两侧开关转检修状态。主变的拆除、基础施工、及新主变安装调试固有的工序又必须保证合理的作业时间。所以要优化停电方案只能结合该站设备情况考虑运用特殊运行方式，从而有效缩短大岭变电站主变停电时间，降低对用户的影响。

经过综合分析考虑，确定以下停电方式：大岭站#1主变更换期间，要将退运主变作为施工期间供电运行设备，期间大部分时间不影响10kV用户正常用电。该方案主要分三个阶段。

第一阶段为#1主变拆除及异地安装投运，共5天时间：本阶段首先将大岭站的F20线路与董塘站F20线路在用户端进行跳接，将大岭站10kV负荷由董塘站F20线路供电（本阶段大岭站10kV只带民用负荷，工业负荷只能停产）。将#1主变移位至空位安装，将变低用电缆连接至#1变低开关柜，变高用导线直接连接至110kV 2M母线，停用110kV母联开关，将110kV董大线开关接入#1主变保护，形成110kV董大线与#1主变线变组接线方式。改造后接线方式见110kV大岭变电站临时运行主接线图。（见图2）。

第二阶段#1主变异地就位后进行恢复对全站10kV负荷进行正常供电，供电方式为董大线---#1主变---10kV母线---10kV出线（见110kV大岭变电站临时运行方式主接线图）。此运行方式要维持35天，由施工单位对原主变基础、母线桥构支架施工以及新主变安装调试工作。

第三阶段：新主变安装试验完后，新主变转接至正常运行方式，转接及验收投运时间共计7天。首先将大岭站10kV负荷由董塘站F20线路供电（本阶段大岭站10kV只带民用负荷，工业负荷只能停产）。然后大岭站进行以下主要工作：拆除旧主变两侧连接线；新主变变低母桥连接，变高导线连接；拆除董大线与#1主变的线变组接线，恢复董大线线路保护二次回路接线；新主变及两侧开关接入原#1主变保护回路。

上述工作全部完成后，新主变按正常运行方式投运（见大岭变电站主接线图），所有10kV负荷恢复正常供电。并在用户端解除大岭站F20线路与董塘站F20线路的跳接线，大岭变电站#1主变更换工作全部完成。

经过优化的停电方式，虽然过程较为复杂，且投资也要增加。但极大的减少了用户停电时间，只影响了部分工业用户12天，对居民用电几乎无任何影响。停电期间工序分阶段，可更好的对工程进度进行控制，降低因工期不可控导致整个停电时间不可控的风险。而且各工序都给予作业人员足够的时间，可以避免因赶工而导致的安全、质量事故发生。

4 编制变电站改造工程停电方案的思路

经过对大岭站停电方案的分析以及笔者工作经验，总结以下编制变电站改造工程的停电方案的思路（意见）。

（1）停电是改造工程实施的一种安全措施，停电的原则为必须满足改造工程实施时的安全要求，在满足安全要求下尽量减少、避免对电网正常供电的影响。

（2） 明确变电站工程的改造内容，通过仔细审查设计图纸，对照变电站现场核实不同改造设备的范围，从而确定设备改造时需要的停电内容、时间以及停电逻辑顺序。比如有些变电站全站改造，可以制定将线路站外跳接，站内设备全停的方式，如单只更换一台主变，就只是一台主变停电。明确变电站工程的改造内容特别注意站内电气二次回路，部分二次回路与其他设备二次回路相互连接，在现场又难以看得出来。所以改造前必须对改造的设备范围十分清晰，做到了如指掌，才能制定符合要求的可操作性强的停电方案。

（3）结合变电站供电方式，认真分析改造设备停电方对变电站供电的影响。对于结构比较完善的变电站，设备停电经常有旁路或其他线路、变压器代，可以确保改造设备停电对供电影响极小。但对于变电站结构不完善，线路也不完善，无备用线路等的停电，必须仔细分析每一停电设备对电网的影响，制定非常优化的停电方案尽可能的将对电网影响将为最小。

（4）当停电实施对电网运行影响比较大时，就必须实施特殊保供电措施。如上述案例一样，可充分利用拆除的旧主变对改造实施过程中进行保供电。对变电站的保供电措施通常有站外10kV线路转接，将本站负荷转接至由其他变电站供电，以及站内电缆跳接改变正常运行方式。

（5）改造工程停电期间优化工序排序，人员机具配置合理，实施紧凑有序，可以减少停电时间，增强对停电时间的可控性。

5 结束语

消防工程调试方案 篇4

本调试方案根据上海五角世贸商场消防报警及联动控制系统设计、相关消防规范及松江消防报警系统编程调试软件指南编制。

系统主设备单体调试步骤 2.1 设备的自诊断测试说明

 主机开机：当消防报警主机安装就位，并接通专用220V消防电源后，进行消防报警主机开机及联动电源开机，检查各功能卡件功能是否正常；  回路接通：将消防报警系统的回路逐条接入相应主机内的接线端子上；通过编程用手提电脑读取该回路上的设备，并与施工图对照，逐步排除线路故障直至读取到的回路设备和施工图上一致；

 重复上一步骤，直至系统内所有回路均接入完成；

 电话主机开机：接通消防电话主机电源，检查其各项功能；  电话插孔和固定电话主机接通：按电话回路逐路接入消防电话主机，并进行每路的通话测试；  楼层显示器开机：接通楼层显示器与主机的回路，在主机显示面板上检查各楼层显示器是否正常工作。

2.2 设备单体调试的步骤及说明

 感烟探测器调试：对系统内每个感烟探测器进行加烟测试，观察探测器上报警确认灯是否亮起，核对主机面板报警显示是否正确，核对楼层显示器上显示是否正确；

 感温探测器调试：对系统内每个感烟探测器进行加温测试，观察探测器上报警确认灯是否亮起，核对主机面板报警显示是否正确，核对楼层显示器上显示是否正确。

 手动报警按钮调试：用测试钥匙对系统内每个手动报警按钮进行测试，观察手报上报警报警确认灯是否亮起，核对主机面板报警显示是否正确，核对楼层显示器上显示是否正确。 输出模块调试：在主机显示面板上通过菜单逐个启动输出模块，观察其指示灯是否亮起；用万用表测量其输出端是否动作。

 输入模块调试：短接输入模块的输入端，观察其指示灯是否亮起，核对主机面板报警显示是否正确，核对楼层显示器上显示（如设置的话）是否正确。 消防电话：在消防电话插孔内逐个插入手提消防电话，与电话主机进行通话测试；提起固定消防电话，与电话主机进行通话测试。

系统联调步骤

3.1 系统设备整体开通

完成系统设备单体调试后，进行系统联动逻辑编程，完成编程后，向主机下装程序。编制中文图形监控软件，包括图形编制和点位布置，编辑完成后向工作站下载程序。至此完成系统整体开通。

3.2 系统使用功能及性能的联调

在各楼层及防火分区按比例随机抽取感烟探测器、感温探测器、手动报警按钮使其2 报警，检查主机上的报警显示、楼层显示器上报警显示、中文图形工作站上的报警显示；同时检查联动输出点是否动作正常、联动被控设备是否动作，检查其他输出点是否有误动作。

按下联动控制柜上每个控制按钮，在检查各被控设备是否动作正确。与其他子系统联动调试步骤（包括与第三方联调的说明）4.1 子系统之间的硬联动或通信口的通信联动描述

4.1.1 与

非消防类风机联动控制

在火灾报警后，消防中心能通过就地控制模块自动关闭包括新风机、送风机、排风机等非消防类风机及接收这类风机的停机信号。

4.1.2 消

防类风机联动控制

在火灾报警后，消防中心能通过手自动控制包括排风兼排烟风机、排烟风机、正压风机等消防类风机的开、停及接收其停机信号和电动排烟阀动作信号。同时根据规范要求对相关排烟阀、正压阀等进行程序控制。

4.1.3 消

防给水联动

消防中心手自动控制消防泵及喷淋泵启停，并接收其动作信号，喷淋泵的启动受喷淋系统湿式报警阀组上的压力开关控制，消火栓按钮可直接启动消火栓泵，在消防中心接收各层消火栓按钮动作信号，中控室接收各层水流指示器和监控阀动作信号。

4.1.4 电

梯联动控制

在火灾确认后，防火分区内所有电梯迫降至首层。电梯门敞开，消防电梯专用功能不受限制。

4.1.5 电

源联动

火灾确认后，切断相关部部位的非消防电源（包括空调机电源），接通应急疏散照明等。

4.1.6 防

火卷帘联动控制

火灾确认后，用作防火分隔的防火卷帘门直接下降到底；在疏散通道上的防火卷帘可设置为报警主机接收到烟感报警后卷帘下降至1.5M~1.8M的高度，感温探测器动作后卷帘下降到底。

4.1.7 消

防广播联动控制

火灾确认后，着火层，相邻防火分区及上下层防火分区的消防广播和消防警铃投入正式报警。

4.2 联动调试步骤及联动功能、性能的测试

4.2.1 非

气

体灭火保护区联动测试

按楼层和防火分区逐个测试，在楼层或防火分区内随机触发一个感烟探测器或感温探测器，形成消防报警系统一次报警信号，检查与非消防类风机联动被控设备、与消防类风机联动被控设备、消防卷帘、门禁系统的联动情况。随后，再触发该楼层或防火分区内的另一个探测器，或手动报警按钮，或在消防报警主机上按下火灾确认按钮，检查电梯、电源、防火卷帘、消防广播及警铃的联动情况。

系统主设备或控制设备的编程测试（包括程序框图）消防报警系统按如下程序框图进行编程及测试。

门禁系统探测器报警信号火灾报警后排烟风机开启，本层（本区域）排烟阀打开手动报警按钮报警信号火灾报警控制器正压风机开启，本层及上下层前室正压阀打开探测器或手报任意一点报警后送风机等按规范启、停信号反馈气体喷放气体保护区两次报警后火灾确认后探测器或手报任意两点报警后消火栓按钮启动卷帘门动作关闭气体保护区内风阀气体灭火盘报警信号水流指示器信号消火栓按钮信号切断本楼层（区域）非消防电源（含空调）压力开关信号电梯迫降至首层信号蝶阀信号手动启、停消防泵警铃及消防广播动作防排烟风机电梯、其他风机等喷淋泵6

系统调试的配合要求 6.1 系统调试的环境要求

消防报警系统开始调试时，要求220V消防电源正常供电，消防控制中心内空调开启，保证设备正常运行所需的温度条件。

6.2 系统调试的第三方配合要求

系统联调开始前，各相关第三方系统应完成其单体调试，并在系统联调时提供人员配合以在发现问题时及时解决。

附表：《消防报警系统调试报告》

系统测试方案 编制说明

本测试方案根据锦明大厦消防报警及联动控制系统设计、相关消防规范及西门子消防报警系统编程调试软件指南编制。

测试日期：2009年8月

测试人员：（要求承包人、监理、管理公司、业主物业等参加）

测试设备（使用的测试仪器及工具的说明）加烟枪：为感烟探测器加烟使用； 加温器：为感温探测器加温使用；

手报测试钥匙：为手动报警按钮测试使用； 万用表：测量输入、输出状态。

测试内容

5.1 系统功能及性能测试

5.1.1 测试步骤

(一)感烟探测器测试：对系统内每个感烟探测器进行加烟测试，观察探测器上报警确认灯是否亮起，核对主机面板报警显示是否正确，核对楼层显示器上显示是否正确；

(二)感温探测器测试：对系统内每个感烟探测器进行加温测试，观察探测器上报警确认灯是否亮起，核对主机面板报警显示是否正确，核对楼层显示器上显示是否正确。

(三)手动报警按钮测试：用测试钥匙对系统内每个手动报警按钮进行测试，观察手报上报警报警确认灯是否亮起，核对主机面板报警显示是否正确，核对楼层显示器上显示是否正确。(四)输出模块测试：在主机显示面板上通过菜单逐个启动输出模块，观察其指示灯是否亮起；检查被控对象是否动作。

(五)输入模块测试：使被监控对象动作，观察输入指示灯是否亮起，核对主机面板报警显示是否正确，核对楼层显示器上显示（如设置的话）是否正确。(六)消防电话：在消防电话插孔内逐个插入手提消防电话，与电话主机进行通话测试；提起固定消防电话，与电话主机进行通话测试。

5.1.2 测试结果

根据测试情况，得出测试结果。

5.2 系统联动测试

5.2.1 测试步骤

(一)非气体灭火保护区联动测试

按楼层和防火分区逐个测试，在楼层或防火分区内随机触发一个感烟探测器或感温探测器，形成消防报警系统一次报警信号，检查与非消防类风机联动被控设备、与消防类风机联动被控设备、消防卷帘、门禁系统的联动情况。2 3 4 随后，再触发该楼层或防火分区内的另一个探测器，或手动报警按钮，或在消防报警主机上按下火灾确认按钮，检查电梯、电源、防火卷帘、消防广播及警铃的联动情况。

(二)气体灭火保护区联动测试

对每个气体灭火保护区逐个测试，首先，在气体灭火保护区内触发感烟探测器，检查该楼层的火灾一次报警联动是否正确；然后，在气体灭火保护区内触发二次报警，待收到气体喷放信号后，检查相关风阀是否关闭，并检查该楼层的火灾确认后的联动是否正确。

5.2.2 测试结果

根据测试情况，得出测试结果。

我司在2011年8月25日联动调试前需要各分包单位配合的：

上海安装公司通风与排烟系统需在2011年8月20日完成系统单体调试 上海久隆电力公司需在2011年8月18日完成送电

电梯及卷帘门需要在2011年8月20日前完成各自设备的单体调试 消防广播及门禁系统需在2011年8月20日完成各自系统调试

系统培训手册 培训课时（日期）

2011年9月，消防报警系统调试完毕，消防局验收前。培训周期：约2天。

培训人员（对受训人员的要求）

培训人员为系统调试工程师。

受训人员应为系统操作员和日常维护人员；他们应具备基本的电脑操作能力，具有上海市消防局颁发的消防报警系统操作上岗证，高中以上文化程度。培训内容 3.1 系统原理

3.2 系统设计说明（结合施工图、设备分布表等）3.3 系统特点

3.4 系统安全使用要求 3.5 系统操作步骤

3.6 系统保养及维护（包括：故障判断及故障排除）

培训结果及考核内容 培训完毕后，人员应能掌握系统的日常操作和火灾紧急情况下的操作，应能掌握系统的简单故障判断和排除。2

附件：培训记录表

系统操作及维护手册

此部分是随机手册。系统描述 1.1 系统结构

1.2 系统设备分布位置 1.3 常用名词、词汇说明 2 系统操作说明

2.1 系统操作基本要求 2.2 系统操作员操作步骤 2.3 系统管理员操作步骤 2.4 系统数据的查询和管理 3 系统维护说明

3.1 系统日常维护说明 3.2 系统设备的自诊断操作 3.3 系统故障的诊断步骤 3.4 故障隔离与系统恢复

3.5 系统故障的常见问题和解决方法 附件：故障代码表

安徽省警钟消防安全工程有限公司上海第一分公司

数字化变电站调试经验总结 篇5

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。

变电站工程调试方案 篇6

结课论文

论文题目 姓名 班级 学号

智能变电站的结构形式

摘要：智能变电站是我国智能电网建设的重要环节，国内已有多个智能变电站建成投产，根据其过程层设备和间隔层设备之间的通信方式不同，其典型结构形式主要有三种。本文简要介绍了智能变电站的概念与系统结构，并分析阐述了三种不同结构形式之间的差别和优缺点。

智能变电站是智能电网建设在变电领域的重要内容，其主要作用就是为智能电网提供标准的、可靠的节点，目前已经在全国大面积铺开建设。智能变电站的大规模建成投运，将会对电网的安全运行及电力企业的增效减耗提供更有力的支持。

一、智能变电站的概念

根据《智能变电站技术导则》的定义，智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的设备组合而成，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能的变电站。

二、智能变电站的系统结构

目前，智能变电站系统结构从逻辑结构层面分析，主要包括过程层、间隔层和站控层三个层次。

1.过程层。过程层由独立的智能电子装置和一次设备及其所属的智能组件构成，其中，一次设备主要包括隔离开关、断路器、电流/电压互感器、变压器等。归纳起来，过程层的主要功能有：系统运行过程中实时检测各种电气量，主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测；运行设备的状态参数检测，如断路器、隔离开关的位置信息等；设备操作的控制执行与驱动，如分、合断路器，隔离开关等。

2.间隔层。间隔层设备主要由二次设备组成。这些二次设备主要有系统测控装置、继电保护装置、计量装置和故障录波装置等。间隔层只采用一个间隔的数据作用于该间隔一次设备的功能，也就是和控制器、传感器以及远方的输入、输出设备实现通信。归纳起来，间隔层的主要功能有：优先控制统计运算、数据采集等控制指令的发出；实时汇总本间隔过程层的数据；实现本间隔操作的闭锁功能；实现上下结构的通信功能；保护并控制一次设备的运行；实现操作同期和其他控制功能。

3.站控层。站控层位于变电站自动化系统的最上层，包括自动化站级通信系统、对时系统、站域控制、监控系统、网络打印服务器等，对整个变电站的设备进行监控、报警以及信息的传递，主要用于数据、同步相量和电能量的采集，负责管理保护信息，具有监控、操作闭锁等功能。归纳起来，站控层的主要功能有：利用两级高速网络实全站数据信息的实时汇总，刷新实时数据库，在设定的时间点登录历史数据库；接收控制中心或调度中心的控制指令，同时将其传输至过程层和间隔层；在线维护过程层和间隔层的设备运行，对参数实施在线修改；具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；自动分析变电站故障，可进行操作培训；根据规定将相关数据传输至控制中心或调度中心；可实现站内监控和人机联系；实现各种智能变电站高级应用。

三、智能变电站的不同结构形式

智能变电站从最初的试点工程阶段到大规模建设阶段，由于相关技术的发展水平和应用需求的不同，在智能变电站技术发展的不同阶段出现了不同的结构形式，主要差别在于过程层设备和间隔层设备之间的通信方式。

1.“点对点”结构的智能变电站

常规变电站在结构上就是按照间隔划分的“点对点”结构，每个间隔的底层设备信息，如电流、电压、位置信息等，通过电缆硬接线直接接入到本间隔的二次设备上，因此“点对点”结构的智能变电站系统实现起来最为简单。所谓“点对点”结构，就是指测量数据由合并单元通过光纤直接连接到需要数据的保护、测控、计量、录波等装置；设备的控制信号也是由保护、测控等装置直接通过光纤连接到被控制设备的智能终端。其结构示意图如图1所示。

与常规变电站比较，“点对点”结构的智能变电站只是用光纤代替了电缆，并不能实现过程层信息的共享，没能完全发挥出智能变电站应有的优势。在实现母差等复杂保护功能时，仍然需要把每个间隔的信息通过光纤直接连接到母差保护装置上，光纤接线仍较复杂和繁多。同时，全站故障录波等自动化功能也未能得到很好的解决。因此，随着智能变电站技术的发展，“点对点”模式必将被全站信息共享的模式所取代。

2.基于网络交换机的分布式智能变电站

电子式互感器、智能一次设备和智能组件等技术的不断成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的应用不断成熟，为智能变电站系统以及基于全站信息共享的保护和自动化技术的研究提供了良好的机会。采用工业以太网交换机作为过程总线，取代“点对点”光纤直连的方式，可以实现过程层信息的网络交换和共享。其方式系统结构如图2所示。

此种结构形式的特点：采用网络交换机实现网络通信，简化了大量的光纤直连接线，为过程层数据的交换和共享打下了坚实的基础。在此结构的基础上，实现母差保护等复杂保护功能将非常容易。这种结构更好地发挥了智能变电站在信息交换方面的优势。

3.过程层分布采集、间隔层集中控制的智能变电站

过程层采用分布式结构，用合并单元和智能终端实现数据采集；间隔层集中处理，采用系统控制器实现全站保护和自动化功能；通信网络采用网络交换机实现信息的交换和共享。该系统结构如图3所示。

过程层分布采集、间隔层集中控制的智能变电站系统包含两类关键技术：

（1）保护、自动化功能整合技术。常规变电站的二次装置主要有继电保护、测控单元、故障录波器、同步相量测量单元等装置，这些装置之间相互独立，无法形成一体化的站控层应用系统。IEC61850标准为一体化平台的实现提供了有力支持，可将测控、保护、录波、同步向量测量等装置整合成一体化的智能装置，在站控层也提供集成应用后台系统，为运行人员提供一体化功能环境。

（2）全站统一配置的集中式保护技术。集中式保护汇总了变电站每个设备的信息，在此基础上可以实现母差保护等较复杂的保护功能。集中式保护技术不但可以利用变电站每个设备的信息，而且可以利用同一设备在不同时刻的信息，从而实现保护的快速性、选择性、可靠性和灵敏性。并能实现一些变电站的站级控制功能，如无功补偿、自动电压控制等功能。

四、智能变电站不同结构形式方案比较 1.“点对点”结构的智能变电站方案

“点对点”结构形式的智能变电站，过程层设备和间隔层设备通过“点对点”的光纤直接连接，同一间隔内的过程层设备和间隔层设备存在对应关系。“点对点”结构模式的通信通道是相互独立的，不会因网络问题造成信息阻塞；“点对点”模式与常规变电站架构相似，可以遵循以往常规变电站的经验进行配置，最为简单，在通信方面出现问题的概率最小。“点对点”模式的智能变电站的主要缺点是不能实现数据的共享，且光纤接线复杂、繁多。由于“点对点”结构的智能变电站不仅技术上简单可靠，而且比较实现容易，所以，这种方案在很多的智能变电示范工程中得到应用。

2.基于网络共享的全分布式智能变电站方案

此方案采用网络交换机实现全站信息的共享，过程层采用合并单元和智能终端实现数字化、信息化，间隔层按间隔和功能配置了保护和自动化装置，这种方案的最主要优点就是实现了全站信息的共享，同时能够降低单一间隔设备故障时产生的影响。基于网络共享的分布式方案还不能基于共享信息配置全站的保护和自动化功能，难以全面发挥智能变电站信息共享的主要优势；同时，由于存在着大量的间隔层二次设备，使得网络结构复杂，也增加了智能变电站二次系统的造价。此方案适合用在对变电站可靠性要求很高的高电压等级枢纽变电站，可通过分布式间隔层设备承担不同间隔的功能，以提高系统的可靠性。

3.基于网络共享的集中式智能变电站方案 基于网络共享的集中式智能变电站方案，完全采用以太网交换技术实现全站信息的共享，过程层同样采用合并单元和智能终端实现数字化和信息化，与全分布式智能变电站方案不同的是，间隔层采用集中控制装置实现全站的保护和自动化功能。该方案优点是基于共享信息配置全站的保护和自动化功能，提高了智能变电站的自动化水平；同时简化了间隔层二次设备，大大降低了工程造价。利用集中控制装置的同时，也产生了相关的可靠性风险，集中控制装置如果出现故障，对智能变电站的安全运行将会造成非常大的影响，因此通常需要配置冗余系统。集中式的结构也给按间隔停电检修带来问题，适用于低电压等级的智能化变电站或高电压等级智能化变电站的低压部分。

变电站工程调试方案 篇7

在参与四号线道岔调试整治过程中, 出现的一些问题相对具有代表性, 主要集中在轨距超限、尖轨不密贴等方面。结合现场调试经验, 提出以下整治解决方案。

1 岔方向、水平、轨距超限

道岔的轨距超标、方向不良整治起来还是有点难度的, 其原因有以下几方面。

1.1 岔枕缺岔或者捣固不良

由于岔枕缺岔或捣固不良, 在压道后造成了不同程度的沉降, 引起道岔水平等几何尺寸不良, 同时也易引起钢轨硬弯。

1.2 拨道方式错误

即在拨道的过程中, 孤立地整治道岔的方向, 而没有充分考虑道岔与前后轨道是作为一个统一的整体, 近距离看道, 道岔大方向拨错, 造成道岔大方向不良好。

1.3 钢轨、尖轨硬弯

这是由于在装卸与存放时保管不当等, 铺上线的钢轨有些变形。

1.4 基本轨位置错误

取基本轨弯折点位置及弯折量不正确、顶铁长度不合适等, 造成小方向不良。

1.5 安装感应板的缘故

未安装连接杆, 造成转辙部分的框架不是特别稳。

另外, 螺纹道钉扭力不足也是原因之一。

1.6 解决方案

为了解决上述问题, 应做到: (1) 钢轨、道岔等部件应合理装卸和存放, 尤其是尖轨和导曲线轨因为场地不足等原因被随意堆放, 这也是造成部分尖轨硬弯的原因。 (2) 应检查道岔的质量。在检查中应刨至碎石道床底部, 在四号线车场道床部分发现混有大量泥土且针状物料超标, 这会导致通车后翻浆, 从而也影响到道岔。由于捣固软硬不均、沉落不一, 产生前后高低不良。针对这样的情况, 我们要补充好道岔, 使道岔内道床丰满, 从而使道岔基础稳固, 并加强捣固, 尤其是尖轨跟端、接头等不易捣固的部位, 强化通车后纵不爬横不移的能力。 (3) 要求道岔清洁, 保证排水通畅。这样可以保证在通车后不发生翻浆冒泥, 从而确保高低、水平的良好。

为了使道岔方向顺直, 在道岔调试中, 要注意: (1) 整改好道岔大方向。 (2) 整治道岔的方向。在整治过程中, 先做到道岔及其前后大方向拨正, 然后拨正直股方向, 再以直上股为标准股, 改正直股轨距和导曲线支距。而道岔上直股方向不良, 主要还在转辙部分的尖轨部位和辙叉部位。调整尖轨部分轨距时首先要消除基本轨和尖轨的肥边, 检查顶铁尺寸是否合适, 并矫正尖轨硬弯。在矫正尖轨硬弯的过程中, 一定要注意因为感应板铺设在两轨之间, 距钢轨较近, 在架设弯轨机的时候增加了工作量, 同时也应在作业时避免磨损感应板。在消除完曲股基本轨的曲折点后, 就是固定尖轨的尖端轨距。 (3) 在整治完尖轨跟端轮缘槽宽度后, 固定尖轨的跟端轨距。在固定下股基本轨位置的基础上, 改正尖轨中部轨距。基本轨固定的办法是在两尖轨竖切起点处, 以尖轨中部轨距加一轨头宽作为两基本轨作用边的距离。

在整治辙叉部位方向不良时, 首先要查看辙叉的轨距, 查照间隔、轮缘槽宽度。在检查道岔时, 也要注意护轨安装是否符合标准。在保证安装标准为91, 48的情况下, 应该在心轨尖端至50 mm宽的端面的轨面上多测几处, 仅仅在50 mm端面处检查一处是不够的, 同时在护轨处也要注意螺杆安装的方法, 避免出现有的螺杆过短, 要满足螺杆最少露出三四个丝的安装、验收条件。

2 轨与基本轨不密贴

只有解决好道岔方向不良以及轨距水平的问题后, 接下来再处理尖轨与基本轨不密贴的这个问题。造成尖轨不密贴的原因: (1) 曲股基本轨曲折点矢度和顶铁尺寸不标准; (2) 尖轨拉杆尺寸选配或者调整不良; (3) 转辙机上的螺母过紧以及两尖轨间的间距达不到要求; (4) 滑床板弯曲、挠曲, 尖轨不能在滑床板上落平。

针对这些问题, 有以下解决方法: (1) 矫直直股基本轨。弯好曲股基本轨的曲折点, 使基本轨与尖轨竖切部分完全密贴。 (2) 调整尺寸不合的顶铁。 (3) 由通号配合, 调整连接转辙机上拉杆的调整螺母, 使其达到标准要求。

在这个过程中, 施工单位曾提出削薄尖轨的方式, 使得其密贴。不过这种方式会削弱材料的强度, 降低设备性能, 所以不予采用。

3 其他问题

在尖轨处出现以下几个问题的情况也比较多。

3.1 滑床板空吊

滑床板的螺纹道钉拧得比较松, 造成假密贴的样子, 在检查过程中要检查道钉扭力是否达标。因为5号道岔尖轨短而轻, 曲线尖轨仅为4 m长50AY轨, 以及安装过程中造成尖轨跟端的螺栓孔位置比较高, 这要检查尖轨跟端的螺栓孔位置并作相应调整。有时是因为滑床板不一样高造成的, 对比可以调整滑床板的高度。如果上述效果对空吊不明显, 则要对道岔进行起道并捣固。

3.2 曲尖轨反弹

在与通号的联合调试中出现曲尖轨反弹, 其原因很大一部分是曲尖轨弯折矢度过大;其次是大接头第一个螺栓拧的过量, 应按上述方式做好矫正。

在铺装道岔时, 就应该先把道岔导曲线轨进行弯折, 使得钢轨在承轨槽内不受力, 也可以减少在调试中调整轨距几何尺寸的难度。

4 结束语

综上所述, 道岔的质量取决于人才的培养。由于处于轨道交通大发展的历史时期, 工程项目多、新职人员多、技能水平低, 加强他们的在岗技能和实操培训, 使其熟悉并掌握轨道工程的工艺流程, 可以在很大程度上提高施工质量和施工效率。

参考文献

[1]马万行.线路工中级[M].北京:中国铁道出版社, 2007.

智能变电站二次系统调试策略研究 篇8

【关键词】智能变电站；安全性维护；系统调试

在我国智能电网的全面建设阶段，由于智能变电站集信息数字化、通信网络化、信息共享化等优势，在电力系统全面改造中具有重要的意义。并且，通过全国各大电力系统中变电站的改造过程中，我们可以发现：智能变电站能够较好地完成信息采集、测控及保护等功能，并且可以根据用户的需求自动对电网进行实时控制与调节，在线对数据进行分析。并且，智能变电站二次系统能够通过智能终端、测控装置等来更好的维护电网的安全性。但是，在不同的系统调试时存在着各种各样的问题，因此，在智能变电站二次系统调试时应该注意以下措施与方法，从而进一步提高智能变电站运行调试的安全性。

1. 智能变电站的特征及二次系统调试的流程

（1）众所周知，智能变电站具备以下的特征：一次设备智能化、二次设备网络化、基础数据完备化、信息交换标准化、运行控制自动化、信息展示可视化、设备检修状态化、保护决策协同化、设备安装就地化、及二次系统一体化。基于智能变电站的这些特征，智能变电站二次系统在调试过程中需要注意变电站各设备各系统的互操作性。从而及时有效地对智能变电站二次系统进行调试。

（2）一般来说，智能变电站二次系统调试要经过出厂验收、集成测试与联调、分系统测试、系统调试、带负荷试验等过程。由于智能变电站二次系统调试的整个系统构成比较复杂又面临多种多样的对象，因此要提高二次系统调试工作的效率则需要进行全过程调试。

（3）目前，分系统测试、系统调试、带负荷试验等过程为现场调试部分，在智能变电站的现场调试过程中，通过对大量工作经验的总结，在智能变电站的调试过程中要加大对系统集成的测试和对系统联调深度及广度的测试与调试。因为在二次系统集成测试与联调阶段容易出现影响智能变电站的可互操性及运行的安全性。

（4）及时对智能变电站二次系统进行调试使其符合安全规范及运行的要求，就需要在出厂验收阶段严格验收产品的工艺及制作过程，使其符合相关规定、标准的要求。在集成测试及系统测试的联调阶段，要注意和设备生产方联系，对二次调试中的单体调试、一致性、互操作性、网络性能等测试时要避开设备生产方。注意以上内容才能更好地开展智能变电站的调试工作。一般在二次系统设备和接线完成之后，再进行功能性测试。

2. 智能变电站二次系统测试的主要目的及方法

（1）智能变电站进行二次系统测试的主要目的是：测试智能变电站各个系统单元（智能终端、保护及测控装置、故障录波器）的性能及其互操能力；测试保护装置及智能操作箱对goose跳闸机制的可靠性；测试系统对相关标准、规程的执行情况。

（2）智能变电站二次系统测试的主要采用一致性测试法。通过验证通信接口与标准的要求来检验通信线路上的数据流对访问组织、肘间同步、电平、位顺序及错误的处理等信息。通过一致性测试可以有效地提高系统协议间的互操作性。一致性测试既是系统互操作性测试的前提与基础，也是智能变电站二次系统设备互操作性对各种标准运行的要求。

（3）在智能变电站二次系统测试中，需要应用rtds仿真系统、模拟信号接口、电子式互感器模拟装置等设备。通过这些装置对智能变电站的系统测试中的模拟量回路联调试验、开关量联调试验、间隔层设备联调试验、监控系统联调试验、远动通信系统检查及操作试验等。

3. 智能变电站二次系统调试的策略

（1）通过以上对智能变电站二次系统测试主要目的及方法的分析，我们可以看出：在智能变电站中，各种新设备的试验都有别于传统的变电站试验。智能变电站由智能化一次设备及网络化二次设备构成，整个智能变电站二次系统的良好运行是整个网络交换保护的关键，只有这样才能更好地实现保护间的各个命令信号的传递。为了更好地对智能变电站二次系统进行测试，应该采取更加完整性的测试方法来提高二次系统的调试水平。

（2）针对我国大多数智能变电站的二次系统调试工作的现状，采用全场景试验方法不失为一种有效的策略。通过将二次系统作为智能变电站中的一个整体，同时把合并单元、网络交换机一起进行性能检验，从整体上提高智能变电站的性能。智能变电站全场景试验的策略可以有效地保证二次系统接线及输入信息

的完整性。

（3）全场景试验作为智能变电站二次系统调试的一种策略需要利用采集器模拟器、开关模拟器等设备，通过把时域仿真结果发送到采集器模拟器，再通过光纤传送到各个合并单元。经过合并单位的再传送，测试系统继保装置的智能操作动作。通过这种形式对智能变电站进行全场景试验。在智能变电站全场景试验系统中主要通过变电站仿真系统、无线主控主机、采集器模拟器、开关模拟器对系统进行控制。

（4）智能变电站仿真平台：在全场景试验中通过图形化建模软件、电力系统仿真软件等临时智能变电站仿真平台的建模及时域仿真。通过将仿真结果的波形显示对调试的整个过程进行控制，然后通过开关模拟器的智能操作箱来检验分、合闸命令。

（5）无线控制主机：无线控制主机由gps对时模块、无线收发控制模块、高稳定主时钟模块等构成。它主要完成调试系统测试和gps的对时，通过对采集器模拟器与开关模拟器的时间校正来紧凑测试。对比智能变电站仿真平台的时域得出的仿真结果来完成同步试验的控制。

（6）采集器模拟器：采集器模拟器由高稳定从时钟模块、输出控制模块、无线收发模块等模块构成，它主要完成无线控制主机发送仿真数据的接收工作。通过无线控制主机的控制，将设备中采集器模拟器的信号同步发送出去。

（7）开关模拟器：开关模拟器主要测试智能变电站中智能操作箱发出的开关操作，并对开关操作命令标记上时间，然后通过无线方式传达到无线控制主机。除此之外，开关模拟器通过无线控制主机发出的智能变电站仿真系统的开关状态，对“开关位置”信号进行传送，从而实现对智能变电站智能操作箱开关状态的模拟测试。

4. 结束语

（1）综上所述，随着我国电力系统改革的深入，智能化变电站数量越来越多。而我国的智能化变电站作为我国智能化电网建设的关键部分，对于我国智能电网的发电、变电及输电工作都有着非常重要的影响。因此，变电站越来越“智能化”也对智能化变电站的安全运行提出了新的要求。

（2）由于智能变电站应用智能化信息系统，集信息数字化、通信网络化、信息共享化为一体，能够更好地完成信息采集、测控、保护等工作，在电力系统的改革中具有重要的意义。由于智能变电站由智能化一次设备及网络化二次设备构成。因此整个智能变电站二次系统的良好运行是整个网络交换保护的关键。文章主要通过智能变电站的特征及二次系统调试的流程、智能变电站二次系统测试的主要目的及方法等方面对智能变电站二次系统调试的方法进行解析，提出二次系统调试全场景试验的策略。通过全场景试验中采集器模拟器、开关模拟器等设备，把时域仿真结果发送到采集器模拟器，再通过光纤传送到各个合并单元，再经过合并单位的传送，测试系统继保装置的智能操作动作，从而进一步提高智能化变电站的安全运行水平。

参考文献

[1] 卫民.110kv数字化变电站二次系统检验规范的研究[J].华东电力，2010，37（7）：1185～1286.

[2] 黄国方，孙军陵.智能变电站二次设备自动检测[J].浙江电力，2011，3（24）：18～19.

[3] 杨波，王冬云.智能化变电站高级应用功能研究[J].中国电力教育，2011，5（6）：1285～1286.