变电站设备调试方案[优秀范文5篇]

第一篇：变电站设备调试方案

烟台220kV栾家输变电工程

设备调试方案

施工单位 烟台东源送变电工程有限责任公司 编制日期 2015年04月

批

准：____________ 审

核：____________ 编

写：____________ ________年____月____日________年____月____日 ________年____月____日

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、国网十八项电网重大反事故措施(2011修订版)； 1.6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1.7、《工程建设标准强制性条文》；

1.8、《110kV~500kV送变电工程质量检验及评定标准》； 1.9、现场情况调查资料； 1.10、设备清册和材料清单；

1.11、电气设备交接试验标准GB50150－2006；

1.12、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/T995-2006； 1.13、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法；

1.14、烟台供电公司职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件；

1.15、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。

2、工程概况：

（1）主变压器

规划台数及容量：3×180MVA 三相三绕组有载调压变压器。本期台数及容量：2×180MVA 三相三绕组有载调压变压器。

（2）出线回路数

1）规划各级电压出线回路数

220kV出线6回：东江1回、百年电力1回、蓬莱电厂1回、沈余1回、备用2回。

110kV 出线12回：安邦1回、烽台1回、北沟1回、诸由1回、冯家1回、徐福1回、度假村2回、备用4回。

35kV 出线9回：烽台2回，蔚阳2回、京鲁1回，冶基1回、备用3回。

2）本期各级电压出线回路数

220kV出线4回：东江1回、百年电力1回、蓬莱电厂1回、沈余1回。

110kV出线8回：安邦1回、烽台1回、北沟1回、诸由1回、冯家1回、徐福1回、度假村2回。

35kV出线6回：烽台2回，蔚阳2回、京鲁1回，冶基1回。3）无功补偿

规划容量：安装9组10Mvar低压电容器。本期容量：安装6组10Mvar低压电容器。

二、工作范围：

本期工程所有的一、二次设备的调试。

三、施工现场组织机构

调试负责人：1人 调试人员：3人 仪器、仪表管理：1人

四、设备试验及保护调试概况

一次方面主变压器、GIS组合电器设备、高压开关柜、站用变压器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：

1、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。

2、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：

一、主变压器调试方案

1.核准变压器基础，符合变压器对检查的要求；

2.充氮运输的变压器到达现场时，其充氮压力应为0.02Mpa～0.03Mpa； 3.变压器就位宜缓慢进行，就位前按图纸确定变压器中心线； 4.进行附件安装，注意防止损坏套管等瓷件； 5.主变抽真空，真空度为133pa，保持12h应无变化； 6.变压器器身严禁长时暴露在空气中； 7.变压器真空注油，流量5000L/H；

8.注油完毕后，静置24h，放气、补充油位； 9.油样化验。注油前，油样需经化验合格； 10.主变常规试验；

11.特殊试验：变形试验、局部放电试验。

二、组合电器调试方案：

1.断路器基础水平误差符合组合电器出厂技术要求； 2.核对组合电器各部分型号与图纸相符；

3.组合电器在对接过程中，法兰对接面间距始终相同，所有对接面经清洁处理；检查母线内部绝缘子无异常，无杂质；相间距离符合技术要求；

4.组合电器组装过程中及总装完成后，回路电阻符合出厂技术要求； 5.CT变比、极性、伏安特性符合出厂及反措要求； 6.以上为抽真空前的工作；

7.气室最终真空度＜133pa；保持5h无变化；抽真空应作记录； 8.SF6气体微水测试：断路器气室低于150 ppm；其他气室低于250 ppm；充气前测试气瓶气体微水含量低于8ppm；

9.断路器、隔离开关分、合闸时间及同期、电动、手动特性符合出厂技术

要求；

10.试验组合电器的断路器、隔离开关、接地开关之间的逻辑联锁特性正确；

11.组合电器耐压值为出场值的80%；老练试验时应注意观察避雷器在线测试仪工作情况、PT二次电压值、带电显示器是否正常。

三、35kV 系统调试：

1.断路器操作试验：手动、电动要求正常；

2.高压柜整体操作试验：电气联锁、机械联锁要求正常；加热器辅助回路正常；

3.断路器连同高压柜、封闭母线整体试验：断路器直阻、同期符合出厂技术要求，耐压42kV；

四、接地试验：全站接地电阻要求小于0.5Ω。

五、二次设备调试方案：

1.二次回路绝缘测试：直流要求无接地、短路，绝缘电阻＞10MΩ；交流二次回路屏蔽层及屏蔽线完好，绝缘电阻＞10MΩ；

2.直流二次回路通电：装置指示与实际相符；

3.二次回路连同一次设备的操作试验（就地/远控）：要求正常； 4.电能表屏二次电压应能随母线隔离开关切换母线电压； 5.保护装置调试：

① 保护装置直流电源测试：偏差值符合出厂要求；

② 保护（计量）装置交流输入量精度调整：进入保护装置交流量测试菜单，于保护装置各侧加入交流量，进行精度校准；

③ 保护装置输入输出开关量测试：进入保护开关量测试菜单，模拟保护或开关动作，观察开关量变位情况；重点检查与重合闸、断路器位置、隔离开关切换接点；

④ 保护定值整定：进入保护装置定值整定菜单，依据保护定值单将数据输入保护装置；

⑤ 整组试验：保护装置输入模拟交流量及开关量，传动开关，验证动作逻辑及信号传输；

⑥ 确定故障录波器与通信柜的连接通信方式。6.三遥测试：

① 工作前及时落实开关编号及系统图模式；

② 核对信号前，提前按点表规范逐个编辑全站三遥信息，并将结果及时上报变电检修工区；

③ 将远动通信屏通过网桥与通信屏通道连接； ④ 所有断路器遥控测试；

⑤ 遥测试验：模拟各交流输入量，在当地监控及信息中心遥测量指示正确与实际相符；

⑥ 遥信测试：模拟保护装置异常、保护动作及一次设备异常。一次设备信号必须实际模拟，严禁通过短接方式作为最终验证；

7.直流测试：

① 直流蓄电池安装、电池巡检线连接； ② 直流充电机调试，蓄电池充放电试验； ③ 绝缘及操作试验；

④ 直流设备测试：输入输出及异常、信号传输等正确；

⑤ 各支路直流绝缘监测试验：模拟各支路控制或储能回路接地装置显示及信号传输情况。8.所用电： ① 绝缘检测；

② 所有手动操作试验正确；进线及分段开关电动操作正确。

9.五防闭锁

① 及时落实开关编号，确定锁具与开关的一一对应关系，避免重复劳动；

② 锁具按要求加装；

③ 五防操作微机与当地监控机之间的涉及开关变位的通信正确； ④ 五防接地桩加装、设置正确。10.电能表集抄器：

提前敷设各电能表通信电缆，确定电能表集抄器与通信的连接方式，其中关口表一般为电话线模式。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。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。

第二篇：变电站工程调试方案

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。

第三篇：数字化变电站调试经验总结

数字化变电站现场调试经验总结

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。

错误之处敬请指正……

第四篇：201435kV变电站设备启动方案

韩家洼35kV变电站 设备启动方案

2014年4月12日

韩家洼35kV变电站设备启动方案

一、组织机构： 总指挥： 副总指挥： 总监护人： 调度命令人： 接受调度命令人： 记录人： 监护人： 操作人： 成员：

韩家洼：器械组：

消防组：

应急组： 长实电力：

设备厂家：磐能保护：

长圆五防 ：

中变主变：

高压柜：

思源电气：

二、启动时间： 2014年 4月20日

三、启动范围：

35kV长韩1#线、长韩2#线、韩家洼35kV变电站及其相关设备。

四、启动前准备工作及待启动设备状态： 1、35kV长韩1#线、长韩2#线线路、开关及所属刀闸、CT工作、110kV长春兴站35kV母差保护，35kV韩家洼站1#、2#主变、开关及所属设备、35kV母线和10kV母线等所有工作全部结束，线路核相正确，所有设备传动（包括自动化遥测、遥控等）、试验和验收全部合格，具备启动条件，启动范围内所有设备的投运申请票已办理，有关安全措施已经全部拆除。2、35kV长韩1#线、长韩2#线、35kV韩家洼站所有待启动设备处于冷备用状态。

3、送电范围内所有保护定值单已下达，现场调试结束。

4、长春兴站值班调度员提前与韩家洼站现场操作人员核实送电范围，核对设备名称、开关编号、现场设备送电的操作票。

5、韩家洼站现场提前投入1#、2#主变所有保护。

四、启动步骤：（操作过程均由监控班遥控拉、合一次）1、35kV长韩1#线及韩家洼站35kVⅠ段母线送电 韩家洼站：将35kVⅠ段母线PT开关小车推至运行位置 长春兴站：合上35kV长韩1#线311开关；

检查35kV长韩1#线充电正常；

拉、合35kV长韩1#线311开关两次，保留311开关在合位； 韩家洼站：将35kV长韩1#线361开关小车推至运行位置

合上35kV长韩1#线361开关；

检查361开关运行正常，35kVⅠ段母线充电正常；

拉、合35kV长韩1#线361开关两次，保留361开关在合位； 2、35kV长韩2#线及韩家洼站35kVⅡ段母线送电 韩家洼站：将35kVⅡ段母线PT开关小车推至运行位置；

将35kV分段360-2隔离小车推至运行位置； 长春兴站： 将35kV长韩2#线321开关小车推至运行位置；

合上35kV长韩2#线321开关；

检查35kV长韩2#线充电正常；

拉、合35kV长韩2#线321开关两次，保留321开关在合位； 韩家洼站：将35kV长韩2#线362开关小车推至运行位置；

合上35kV长韩2#线362开关；

检查35kV长韩2#线362开关运行正常，35kVⅡ段母线充电正常；

拉、合35kV长韩2#线362开关两次，最后保留362开关在合位； 3、35kV长韩1#线，长韩2#定相

韩家洼站：许可进行35kVⅠ段母线PT，II段母线PT二次定相，检查相序一致；

退出35kV长韩线362开关，将362小车拉至试验位置； 将35kV分段360开关小车推至运行位置； 合上35kV分段360开关； 检查35kV分段360开关运行正常；

拉、合35kV分段360开关两次，保留360开关在合位； 再次进行35kVⅠ段母线PT，Ⅱ段母线PT二次定相，检查相序一致；

定相正确后，退出360开关；

将35kV长韩线362开关小车推至运行位置； 合上35kV长韩线362开关。

4、韩家洼1#主变送电 长春兴站：退出35kV母差保护。

韩家洼站：调整1#主变35kV侧分头使与运行当时实际电压接近；

检查1#主变有关保护已投入（压力释放保护充电时投入，充电完毕退出）；

将1#主变301开关小车推至运行位置； 合上1#主变301开关；

检查1#主变运行正常（注意记录1#主变励磁涌流）； 十分钟后，拉、合1#主变301开关四次对1#主变充电（每次间隔3—5分钟）保留301开关在合位。

5、韩家洼站10kVⅠ段母线送电。

将1#主变501开关小车推至运行位置； 将10kVⅠ母PT开关小车推至运行位置； 合上1#主变501开关，对10kVⅠ段母线充电； 检查501开关运行正常，10kVⅠ段母线充电正常； 拉、合1#主变501开关两次，最后保留501开关在合位。

6、韩家洼站2#主变送电。

韩家洼站：调整2#主变35kV侧分头使运行当时实际电压接近； 检查2#主变有关保护已投入（压力释放保护充电时投入，充电完毕后退出）；

将2#主变302开关小车推至运行位置；

合上2#主变302开关；

检查2#主变运行正常（注意记录2#主变励磁涌流）； 十分钟后拉、合2#主变302开关四次对2#主变充电（每次间隔3-5分钟），保留302在合位。

7、韩家洼10kVⅡ母送电。

将2#主变502开关小车推至运行位置； 将10kVⅡ母线PT开关小车推至运行位置； 合上2#主变502开关，对10kVⅡ母线充电； 检查502开关运行正常，10kVⅡ母充电正常； 拉、合2#主变502开关两次，保留502开关在合位。

8、韩家洼站10kVⅠ、Ⅱ母PT定相。

许可10kVⅠ、Ⅱ母线PT二次定相；

定相正确后，退出2#主变502开关至试验位置； 将10kV分段500—2隔离手车推至运行位置； 将10kV分段500开关推至运行位置； 合上10kV分段500开关； 检查500开关运行正常；

拉合10kV分段500开关两次，保留500开关在合位； 再次许可10kVⅠ、Ⅱ母线二次定相，两次相同则10kVⅠ、Ⅱ母定相正确后，拉开10kV分段500开关至试验位置；

将2#主变502开关小车推至运行位置； 合上2#主变502开关。

9、韩家洼35kV分段和10kV分段互投装置传动

韩家洼站：投入35kV分段360开关互投装置； 长春兴站：退出长韩#1线311开关；

韩家洼站：检查35kV分段360开关互投装置是否正确； 长春兴站：合上长韩#1线311开关； 韩家洼站：退出35kV分段360开关； 长春兴站：退出35kV长韩2#线321开关；

韩家洼站：检查35kV分段360开关互投装置动作是否正确； 长春兴站：合上35kV长韩2#线321开关； 韩家洼站：退出35kV分段360开关

投入10kV分段500开关互投装置

退出#1主变301、#2主变302开关传动10kV互投装置；

传动完毕，退出10kV分段500开关互投装置；

恢复韩家洼1#、2#主变两侧运行

10、韩家洼10kV 1#、2# SVG器送电

韩家洼站：退出1#主变差动保护，退出2#主变差动保护； 韩家洼站：投入#

1、2# SVG 541、542开关保护；

将1#、2# SVG 541、542开关小车推至运行位置；

合上1#、2# SVG 541、542 拉、合1#、2#电容器541、542开关两次（每次拉合开关时间间隔5分钟以上），保留541、542开关在合位。

11、韩家洼站1#、2#主变带负荷测向量

韩家洼站：检查1#、2#主变带起负荷后，许可1#、2#主变高-低压带负荷

进行保护仪表测向量；

韩家洼站：检查35kV长韩1#线361开关、长韩2#线362开关带起负荷后，许可进行361开关、362开关保护、计量、仪表测向量；

合上10kV分段500开关；

退出2#主变302开关；

检查1#主变带起负荷；

许可1#主变高-低压带负荷进行保护仪表测向量；

测量结束后，合上2#主变302开关； 退出1#主变301开关；

检查2#主变带起负荷；

许可2#主变高-低压带负荷进行保护仪表测向量；

测量结束后，合上2#主变302开关；

投入1#、2#主变差动保护；

拉开1#、2#SVG 541、542开关

12、其他

站用变站内自行启动

1#消弧线圈531开关，2#消弧线圈532开关自行按新设备冲击三次，保留合位启动。

第五篇：公司设备安装调试计划方案

公司设备安装调试计划方案 一、实施方案和计划进度 针对本次的项目实施，我公司将组建项目实施小组，按客户的要求和相应的设计方案，完成设备采购要求的伴随服务中的安装调试环节，实施过程采用项目管理方式进行管理和运作。

在项目组成员的选择上，我公司会选择经验丰富的项目管理人员出任项目经理，并挑选各类资深认证工程师及商务、物流接口人组成专门的项目组。

人员构成 团队组成 岗位 人员 职责 发起人 负责项目运作的监控和变更审批 负责项目质量定义和实施检查 项目经理 负责项目整体运作、客户接口及合作方协调工作 负责项目计划实施、流程规范执行管理 负责跟踪项目执行和服务质量监控 负责协调人员到场及货物交接 负责组织验收、客户回访 负责项目执行成本进度分析和控制 资深工程师A 负责整体项目架构的构建和实施指导 配合及测试验收工作，客户需求沟通 资深工程师B 负责现场环境考察、负责实施方案撰写 负责现场部分实施工作 项目实施进度计划 针对客户项目的设计和实施需求，安装实施项目大致可分为以下阶段 一、立项、启动和计划阶段控制过程 主要完成以下工作：

l 任命项目经理，召开项目启动会 l 项目实施计划、项目流程管理规范、执行文档模板的撰写 l 项目资源规划及落实 l 建立顺畅的沟通渠道和机制 二、考察、咨询、方案设计阶段 主要完成以下工作：

l 客户安装现场环境考察 l 客户需求沟通，并提供安装、调试及系统架构相关技术咨询 l 项目实施技术方案撰写 l 实施方案完善并提交客户审核 l 提交现场环境需求书和整改建议 三、订货跟踪阶段 此阶段长宇科技将指定专人进行跟踪。及时跟踪产品订货的各项环节，及时汇报进展程度和进度预期。项目组将对可能发生的延误风险进行及时的处理，以避免和缓解影响。

四、实施准备阶段 针对项目实施所用到的工具、设备、介质和其他资源进行检测，确保完好可用 完成初步的实施、维护、使用及测试验收文档模板 五、到货交付阶段 l 完成内部货物入库，销售、出库、运输流程 l 协调人员进行现场货物交接和签收 l 对交付中产生的问题进行记录，并尽快积极解决，达到合同要求 六、安装、调试阶段 l 项目经理跟踪项目执行和服务质量监控 l 相关现场人员对到场设备拆除包装上架 l 对现场环境进行复查检测，已确认符合安装规范要求 l 协同工作进行拓扑连接、上电验机 l 按客户规划要求和实施方案指导进行硬件、软件安装调试 l 项目组成员共同处理安装调试时发生的异常情况 l 责任人对实施、维护、使用及测试验收文档进行最终的完善 七、初验、监控阶段 l 按照计划安排和认可的测试流程进行设备功能性测试 l 对测试中遇到的问题和故障进行处理 l 提交实施、维护、使用及测试验收文档 l 在监控期安排工程师职守随时处理问题 八、终验阶段 l 进行最终产品配置功能测试完成验收主要环节 l 对于实施、维护、使用及测试验收文档验证及及最后的修正 l 组织相关技术人员针对客户使用、维护等相关问题进行技术咨询解答 l 客服人员对项目组成员工作进行客户回访和满意度调查 l 项目经理对项目执行成本进度分析(内部)l 项目经理归纳整个项目的执行情况，进行项目总结 九、设备维保服务阶段 针对客户的维保服务，成立单独的项目运作小组，通过热线、远程技术支持和现场服务等手段及时满足客户的服务需求，保障设备良好运转。

l 电话响应服务请求 l 现场服务 l 按合同条款提供维修备件 l 客户回访 l 阶段性总结与沟通 二、售后培训 导读：本章提出了项目的用户培训计划安排，主要内容包括培训目标、培训对象、培训教师、培训方式、培训内容、培训课程安排、培训教材、培训意见反馈、培训效果跟踪等。

培训目标 总体目标是：通过硬件设备商提供商的一系列专业化培训，使信息安全系统操作人员和系统运行维护管理人员等能够正确、熟练、有效地利用本系统进行信息系统的安全业务的操作、处理、管理和维护。

在本项目的培训中，我们将改变目前国内普遍存在的“讲完就算，讲完就走”的呆板培训模式，转变为“减少讲授、增加操作”的培训新模式，切实提高受训人员的应用本系统的实际能力。采用理论讲授、操作示范、考察学习相结合的等培训形式，切实提高培训效果。

我们将针对本项目安排最具针对性和实用性的培训课程，选择和编制高质量、易学习的培训教材，挑选技术水平高、项目经验丰富并且直接参与本项目实施的工程师担任培训教师，从而最大限度地保证培训的质量和效果。

各类培训对象的具体培训目标将在下一节“培训对象”中展开阐述。

培训对象 系统运行维护管理人员 系统运行维护管理人员主要包括：网络管理员、系统管理员等。

培训目标：对系统运行维护管理人员的培训，目的是使他们熟练掌握本系统网络和应用系统的各项管理维护技术，能够熟练地进行系统的管理和维护工作，独立排除常见故障，保证系统安全、稳定、有效运行。我们还将组织专人对系统运行维护管理人员进行每年1-2次新技术、新产品等方面的培训，确保其掌握系统相关的最新技术。

培训方式 本项目的培训方式主要包括现场培训、实时培训、远程培训、专业培训等。

现场培训 哈尔滨长宇科技有限公司的资深工程师在设备的安装调试过程中进行，直接针对用户方工程师进行现场教学，即时指导，增加用户的学习机会，使之能更形象地了解厂商的产品，直接更迅速地掌握各项知识和技能。

由哈尔滨长宇科技有限公司根据网络的具体情况、用户需求和本次项目中使用技术、产品的情况进行项目现场的培训。在项目中，设备安装调试完毕，并完成相关测试之后，我们将和项目的相关人员协商，安排现场集中培训并提供相应的电子文档。培训对象为用户技术人员及网络管理员。主要包括以下针对本次工程项目内容：

Ø 整体解决方案 Ø 设备的体系结构、功能模块组成及基本配置方法、常用命令解释；

Ø 一般故障的诊断、排除；

Ø 系统的使用及日常维护。

实时培训 我公司工程师在本次设备的安装调试完成后的维护服务过程中，在排查问题时将故障出现的原因、分析过程、及处理结果直接对用户方工程师进行现场教学，即时指导，使用户方工程师具有切身感受，提高学习过程中的互动性，能够更直观的学习各项知识和技能。

在解决故障时，我公司使用的技术工具（软件）、输出文档、测试表格等工具，均可无偿提供给贵单位。在故障解决完毕并完成相关测试之后，我们将和用户工程师协商，安排1～2次的故障现象讲解，提出以后的解决办法，如有必要我公司还将负责搭建故障重现的模拟试验环境，从而使贵单位工程师能够完全掌握此项技术。实时培训的主要包括以下几点：

Ø 故障原因的分析；

Ø 故障的处理过程及需要使用的指令；

Ø 排障过程中可能引发的风险；

Ø 故障解决后的注意事项；

Ø 日常的观察及维护；

Ø 故障解决后的跟踪检测。

远程培训 考虑到用户对各种产品需要全方位的了解，根据用户的需求及项目的实际情况，哈尔滨长宇科技有限公司提供丰富多样的培训方式。可利用贵单位现有或将来建设的视频网络，通过电视电话会议对技术人员进行远程培训。

远程培训可以提供语音、视频、应用共享、文档共享、文字交流等多种培训手段和辅助工具。在整个培训过程中，我方可以方便的通过各种表现方式来进行讲授，并可随时的与用户之间进行沟通和补充。

我公司将编写详细的使用说明书，提供给客户的应用人员作为学习和培训教材。另外，在必要的时候，公司可以委派技术人员进行现场技术指导和应用技术讲座，以满足分行人员的需要。

培训教材 全部培训均采用中文教材，中文教学。

培训意见反馈 从项目培训开始到完成期间，我们将通过电话回访、传真、电子邮件、用户反馈表等多渠道的方式吸取用户的反馈意见。根据意见做出相应的回应，做到在系统的稳定性、使用的可靠性、操作的便利性和信息的安全性等方面精益求精。同时对于一些功能上影响较大，或是培训期间不完善的部分，我们将再组织资深工程师，根据反馈情况，再次进行多方位或一对一培训。

培训效果跟踪 培训完成以后，我们将不定期地对系统的运行情况进行检查，以确定培训效果，并从反馈意见中不断总结经验，对于个别用户使用问题，将派有专门工程师专门解答。同时我们将从完善用户使用手册、方便快捷的联机帮助等几个方面来弥补培训中的不足。

培训是系统顺利实施重要保证，培训日程与系统开发和实施过程相适应，培训工作安排在系统应用现场进行。在培训实施过程中，需要结合各个岗位的实际应用，进行集中培训、个别辅导、答疑与考核和技术支持，以便使用户能够迅速掌握相应的培训内容。