方案在我们工作与学习过程中起着重要的作用，对于我们进一步开展工作与学习，有着非常积极的意义。那么一份科学的方案是什么样的呢？以下是小编整理的《变电站系统调试方案》，仅供参考，希望能够帮助到大家。
变电站GIS设备系统调试及管理方案
[摘要]文章介绍目前变电站广泛应用的GIS设备系统的调试方法，并针对电力系统设备管理的特点介绍GIS管理系统构成及特点。
[关键词]
变电站;GIs系统;系统调试;系统管理
[作者简介]余克生，广东省输变电工程公司，广东 广州，510160
[
[文献标识码]A
[
自上个世纪60年代500kV以及750kV的超高压输电系统相继问世后，高压输电逐渐为我们所熟悉。我国自主建设的第一条500kV超高压输电线于1981年投入运行。截至目前，500kV电网已成为我国电网的主网架，同时国内1000kV电压等级的特高压输电系统的研究和建设工作也在陆续进行中。
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 Switehgear，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SR气体中的含水量(20℃的体积分数)应小于150ppm(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)GlS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、GlS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(GIS)EM]，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)
[5]GB50150，电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S]
作者：余克生
【摘 要】文章主要通过对智能变电站二次系统调试的方法进行解析，提出二次系统调试的主要策略。
【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來越多。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.
[
作者：杨闻
摘 要：变电站的二次设备系统级调试对于变电站能否顺利正常投入使用具有重要的意义，有利于对智能变电站的有效性、实时性及可靠性等进行科学精准的评估，是整个项目的一次升级和改革，借助智能化管控软件来提升整体系统的运维效果，开展智能变电站动态数据分析处理技术的研究有助于实现通信网络平台化的现代化智能变电站，逐步实现其高级应用互动化功能，促进我国供电企业的发展。
关键词：智能变电站;二次设备;系统级;调试方法;探究分析
1.智能变电站的定义和二次设备系统的特点
二次设备系统的典型优势是自动化程度高，全数字采集可有效确保数据的准确性，在提高工程效率的同时降低系统维护的工作量，且通过系统的实时性可以确保将线路的运行状态等信息传输到控制中心，实现性能上的优化。
另一大特点是高度的集成化。在保护二次系统是与变电站的控制中心通过无缝技术连接，有利于实现系统结构的完整性。此外，随着科学技术水平的提升，我国电力企业借助计算机和通信等手段将变电站变得更加智能化，其中的站空层是一个信息的集合体，它由运动机与计算机等来提供控制界面信息，而过程层是二次设备系统的主要构成，使其对结合电子CT/PT具有重要作用。
2.智能变电站二次设备系统调试的主要内容
智能变电站二次设备系统调度的主要内容包含以下几方面：
一是调试二次系统的保护装置。主要对智能操作箱的正常运行进行严格的检查，确保其是否完整的显示出后台信息，充分利用故障分析法对潜在的故障进行精准的模拟。
二是调试二次系统的SV采样装置。它主要是向有需求的设备传送正确的信息，在互感器的二次绕组处加入电压与电流，同时对先接收到的SV报文具有彻底的删除功能。
三是调试二次系统的单位装置。故障记录装置的调试内容主要是对故障模式的有效性进行确保，还包括对过载保护装置、遥控遥测装置、数据记录装置等进行调试，定期分析报文是否具有正常的报警功能，对其功能的逻辑正常进行保护。
四是调试二次系统的监控装置。主要是确认与检查监事控制台，看其是否具有符合要求的监控设备界面图谱，是否具有有效的远方控制命令与实时获取的遥控遥测值。
3. 智能变电站二次设备系统调试流程
3.1网络通信的测试
其中采样的同步性测试主要是通过对电流和电压进行采用同步性测试，它对准确度与精度都有较高的要求，而其中装置的时钟准确度校验是由信号源提供时钟信号，因为网络是传递信息的载体，因此需要对通信功能、网络的通信接口与网络的延时情况进行客观准确的检测，观察设备是否会出现网络中断等信息。另外，针对智能变电站中二次设备系统调试中的调试流程来说，要求对网络的负荷率、遥控执行命令的传输时间与遥控保护装置等进行一系列的科学规划，同时要注重模拟可能出现的各种故障来检查智能操作箱是否正常操作，开发系统的供应商要负责提供测试环境和设备，进而促进我国电力企业的健康快速发展进步。
3.2系统级测试
在进行测试中，需要对设备间的闭锁情况和启动失灵情况进行检测，测试二次设备系统对于故障录波器、变电站对于相关标准的执行情况、智能终端、可靠性与合并单元等进行判断。此外，设备的互操性检测要涵盖数字信号接口、模拟信号接口、仿真系统等内容，要想对智能变电站二次设备系统级调试方法进行深入透彻的理解，还需要对设备的静态一致性在流程中进行检测与动态的测试，同时要兼顾对设备间的闭锁情况和启动失灵等进行检测，最后要确认监控界面的遥控命令、警示信号与合理性，不断的改革创新与优化升级智能变电站。
4.智能变电站二次设备系统级的调试方法分析
4.1智能化变电站测试方法分析
首先，系统级测试要模拟量回路联调试验与开关量联调试验，针对跨间隔保护与聯合并器要对其切换效率与并列功能进行重点测试与检查，在智能变电站正常运行工况二次设备系统的情况下要测控装置的准确性，定期开展一致性测试，旨在对“IED”通信接口进行验证，一致性测试属于设备之间相互操作性能测试的前提，还要注重对通信链路中数据流量是否与行业标准一致进行验证。再者，针对二次设备系统调试流程要强化联调广度与深度，对相关产品进行出厂验收，及时整改工程期限中的缺陷以满足行业相关的规范与标准，综合多个仿真测试实例对校验装置内部的依存关系与逻辑性产生辅助作用，还要确定测试平台和被测试设备，能够对具体工程网络结构与环境进行模拟。
4.2智能变电站运行、验收与维护检验分析
首先要结合关键有效的处理技术在线实现运行系统的判断，注重紧密结合智能变电站二次设备系统调试的经验实例来检验、分析与管理先进的可视化技术，监控变电站实际遥控与保护的业务流程，定位出导致运行故障的关键原因，快速检查变电站每个智能电子设备的信息对外交互接口，更要注重设计智能变电站，检验不用智能变电站设计方案的优势与差异。要想建立一套成熟的智能变电站运维技术规范，就必须要在智能变电站二次设备系统调试工作中不断积累总结经验，积极吸收借鉴国外先进的技术，建立智能变电站相关设备的科学评价体系，逐步采用计算机技术、通信技术等建设智能化变电站，使其能够进行共享、反馈电力信息，进而保证智能变电站的科学建设。
结束语
综上所述，本文对智能变电站二次设备系统级调试方法进行探究分析具有重要的现实性意义，当前我国的电网建设已经进入到智能化阶段，建设智能化、现代化变电站已经成为市场趋势，逐步朝着标准化、网络化与数字化的方向转化，同时还需要依托信息检测、计量、测量与自动采集实现功能的发挥，良好的调试方法不仅能提高社会经济效益，还能极大的缩短变电站的建设时间并提高工作效率，根据国家电网智能电网的规划建设，现阶段我国的智能变电站已经基本覆盖全国，推动其在我国多地区的顺利实施投产能促进我国社会经济的协调稳定可持续快速发展进步。
参考文献：
[1]郝志刚.浅析智能变电站二次设备系统级调试方法探讨[J].计算机光盘软件与应用，2015，(13)：107-109
[2]江振超.智能变电站二次设备系统级调试方法探讨[J].四川电力技术，2016，(16)：133-135
作者：何建安
摘要：
变电站系统变电的正常运行和自动化调试策略具有很大联系，是保证电力系统顺利变电的重点，对变电站以后的使用和安全运行具有很大影响。本文主要对电力系统变电站自动调试策略进行研究，同时将此种策略应用到电力实际作业中，希望可以保证变电站的稳定运行，促进变电站的迅速发展。
关键词
：电力系统;变电站;自动调试
本文系统的介绍了变电站进行调试时存在的故障，同时针对性的提出一些解决策略，最后将这次策略应用到变电站的日常工作中，消除了安全隐患，提高了调试效率，保证了变电站的顺利运行。除此之外，本文还将新型技术应用到自动化调试中，排除了自动化调试的故障。
一、电力系统变电自动化调试概述
(一)变电站自动化调试的作用
进行变电站自动化调试可以检查自动化终端装置，对信息处理系统和传输系统的准确进行检查;能够对各个设备型号、功能和正常连接状况进行分析。如果设备在运行中，不能达到这些标准，就必须及时对出现的故障进行分析并排除，保证系统调试工作的顺利进展。
(二)变电站自动化调试的主要内容
对自动化监控设备、系统设备安装调试和二次电缆及通讯设备调试，是变电站自动化调试的主要内容。可以将调试内容划分为本体调试和调度调试两部分，本体调试主要对监控通讯、遥控数据和电量采集通讯等进行调试。调度联调主要进行信息调试、调度遥控系统功能等。
(三)电力系统变电自动化调试中的常见故障
在厂家比较多，中间环节较多，调试内容较复杂等各方面因素的作用下，变电站调试经常会遇到以下几种问题：第一，进行本体调试的时候，如果出现遥测和遥信等故障，就会很难确定故障发生点，需要耗费大量的时间和精力;第二，由于变电站和调度具有密切的联系，进行变电数据收集、上报和调度的时候，也需要相互配合完成，如果双方不能配合完成，就会将大量时间耗费在检查上;第三，很多智能设备有自己生产通讯规约，给变电站通讯调试造成了很大影响;第四，电压无功自动控制系统的调试结果，对变电站的稳定运行具有很大作用，如果不能保证电压无功综合控制系统结果的准确率，容易产生重复升降挡和异常区域不运转等问题，威胁了变电站的安全运行，影响了电力系统辅助调试结果。
二、变电站系统变电自动化调试策略
可以将变电站系统变电调试划分为本体调试和调度联合调试。本体调试主要进行电源故障调试、通讯故障调试、遥测故障调试、遥信故障调试、电压无功综合自动调试、远程点能量数据终端调试。调度联合调试包含通讯故障调试、遥信故障调试、遥测故障调试和调度遥控故障调试。第一，远程数据调试策略。远程数据调试是计量计费的自动化系统，可以进行数据采集、处理、转发和存储，是位于主站和费率之间的设备。第二，电压无功综合自动化控制系统策略。系统运行和系统一次接线可以被后台的AVC自动识别，然后根据系统运行模式和实际状况将无功电压控制在一定范围内。除此之外，它还具有封锁功能，可以保证系统运行安全，同时用户也可以配置信号并控制电容器投切顺序。第三，故障排查顺序法。可以将此种排查方法分为分段排查和顺序排查。分段排查主要从总控或者中间环节确定故障位置。顺序排查按照表示按照检查规定顺序，依次进行排查。如果电量采集装置中的开关室电度表接线发生通讯故障，就可以利用分段排查方法进行排查。
三、调试策略的具体应用
完成变电站中自动装置和智能装置安装，参数设置，终端装置通信规约，建立数据程序和自动化系统等各项设置后，可以在自动变电站系统中进行联调和无人值班工作。
(一)本体调试
第一，如果进行调档控制的时候，主变发生急停动作同时发生调档的时候，可以利用本体中调试比较小的策略进行故障排除，减少二次回路中产生故障的可能。发现装置只收到自动化系统调档命令的时候，不用急停，将控制重点放在装置测控上，然后对参数设置进行检查，缩短判断设置时间。第二，当监控系统发出信号却不能被系统及时接受的时候，在本体故障调试策略的作用下，可以快速发现总控没有受到遥信报文，进而判断测控装置出现问题，利用换置测控装置CPU主板的方式排除故障。
(二)调度联调过程
第一，当调度位置发生变化的时候，可以使用调度联调调试策略，通过对报文的及时检测，在最短的时间内，发现远动总控故障问题出在调度端，然后保证变电端完成报文上传后，再对调度端进行检查。第二，如果SOE信息出现错误，但是调度发生事故的总信号COS没有发生故障，此时可以采取调度联调并上传遥信的方式，实施故障调度端检查。第三，如果远动系统中的信号通讯不能正常运行，就会产生自动化系统不能稳定运行故障。可以使用调度联调上传通讯故障的方式操作，此种方式的应用，可以及时发现调度两台前置机出现的控制权问题。
四、电力系统自动化新技术应用
(一)进行变电设备在线检测
进行变电设备检测的时候，必须对电气设备的实际运行状态进行全面、实时掌握，同时预测出电气设备在高空中的状态，保证电力设备发生的故障可以及时被检测出，保证变电设备运行的稳定。
(二)网络分析仪
网络分析仪可以在宽频范围中对测量或则网络参量进行综合测定，是一种测量网络参数的新型仪器，能够直接测量不可逆双口和单口的网络符合参数，同时能够利用扫频等方式对个参数的幅度和相位频率等进行测定，可以换算出各种网络参数，如电压驻波比、阻抗等。
五、结束语
电力系统变电调试对变电站的安全运行产生了很强影响，利用变电站自动化调试策略，可以及时排除变电站出现的故障和问题，同时还可以将新技术应用到变电站中，对变电站自动调试工作的进展产生了很大影响，保证了电力系统的稳定运行。
参考文献：
[1]永生;综合自动化变电站通信网络及传输规约选择的探讨[J].电力学报,2014，(11).
[2]金午桥.变电站自动化系统的发展策略[J].电力系统自动化,2015，(03).
[3]石树平.论变电站自动化技术发展现状及要求[J].继电器,2013，(05).
[4]于波.对电力系统变电站自动化调试与应用问题探讨[J].中国科技信息,2015，(02).
变电站综合自动化系统建设调试运行
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。
4.基于网络共享的集中、分布相结合的智能变电站方案基于网络共享的集中、分布相结合的智能变电站结构方案，综合了集中式和分布式的优点，同时也克服了集中和分布式自身的缺点，根据变电站的实际情况配置集中、分布的功能，例如对高电压等级采用分布功能，对低电压等级采用集中功能，这种结构形式的智能变电站将是未来的发展目标。
【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
[1]周骏鑫.地铁降压变电系统的构成与维护要点研究[J].电源技术应用，2014(2).
山西大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地左云县贾家沟10万千瓦项目
调 试 方 案
施工单位(章) _2016_年_5月_10_日
目
录
一、并网准备 ................................................................................................................................... 1
二、并网试运行步骤 ....................................................................................................................... 1
三、并网检测 ................................................................................................................................... 2 四. 安全措施 ................................................................................................................................. 6
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
1 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 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：
被测光伏电站电能质量测试装置电能质量测试装置K2公共连接点开关本地负荷K1并网点开关电网
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。
被测光伏电站电网扰动发生装置K1电站侧开关电网K2电网侧开关波形记录仪
图3 电压异常(扰动)测试示意图
3 测试步骤如下：
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(0U135%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 617—2011 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。
被测光伏电站电网扰动发生装置K1电站侧开关电网K2电网侧开关波形记录仪
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
4 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;
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 617—2011 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 21431—2008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 1633—2007 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
5 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
6 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。
7
机电安装调试方案
电气系统
(1)变配电所设备调试 1)工作范围
变配电所的高压配电柜、电力变压器、低压配电柜、计量柜、母联柜及电力电缆。 2)调试内容
a.变配电所内的继电保护调试工作，耐压试验和电流整定。 b.静电电容器的投入和切除试验。 c.输出回路的电流整定调试。
d.失压欠压保护、过压保护、过流保护、过载保护等调试。 e.空载和负载调试、试运行
f.在部分负载(场馆照明，舞台灯光等)的情况下，进行对供电设备谐波分量的测定和危害分析，制定相应整改措施。
3)调试条件
a.检查变配电所内的设备已结束，无其它专业在施工，建筑结构已经封闭，装修工作已结束，才可进行调试工作。
b.根据当地供电部门提供的继电保护整定数据，进行进线柜数据整定。 c.各项配套项目施工结束。 4)调试方案
a.检查柜排列、安装顺序
必须按照设计图纸进行开关柜的排列，不随意改动。因为柜内、柜顶母线排已排列好，而且还安排好柴油发电机应急电源进线开关同市电联络开关的机械联锁。
b.开关保护性能调试
按照设计所列整定电流值对开关长延时保护、短延时保护、瞬动保护和接地故障保护进行调试。核对每一个开关的整定开关是否已按图纸整定好。今后若遇到负载有变动，届时对变动开关作局部调试。
c.开关失压脱扣调试
按照设计所列具有失压脱扣器的开关进行调试。调试时，使用通电使开关能合闸，失电时开关自动跳闸。 d.开关收到讯号自动跳闸调试
按照设计所列某些回路开关在收到火灾消防讯号时能自动跳闸以切断电源。调试时可在该开关分励脱扣回路中用2.5mm绝缘铜导线将输入节点短接以观察开关是否自动跳闸。
e.两台变压器两段分段母线开关联锁调试
二台变压器有二个进线主开关，二段母线有一个母联开关，这三个开关设有机械联锁和电气联锁以避免二台变压器并联运行。调试时，对机械连锁使用三锁二匙，即把两把钥匙插如相应的开关，该开关应能合闸，而另一个开关则不能合闸。观察是否正确;同理，对电气联锁按照制造厂接线图对开关进行合、跳闸以观察电气联锁是否正确。
f.三台变压器三段分段母线开关联锁调试
三台变压器有三个进线主开关，三段母线有二个母联开关，这五个开关设有机械和电气联锁以避免任二台变压器并联运行。调试时，对机械联锁使用不同匙型的五锁三匙见下图：
三台变压器进线开关分别配置A.B.C种类钥匙，其中A，B钥匙除能打开自身开关(QA和QB)外，且又能打开第一台变压器同第二台变压器的母联开关(QAB);B、C钥匙除能打开自身开关(QB和QC)外，且又能打开第二台变压器同第三台变压器之间的母联开关(QBC)，除此之外不能开锁。观察机械联锁应满足此要求。对电气联锁按照制造厂接线图对开关进行组合式轮流合、跳闸，即A、B、C合，AB、BC跳;A、B、BC合，AB、C跳;B.C.AB合BC、A跳;A、C、AB合，B、BC跳;A、C、BC合，B、AB跳。观察电气联锁应满足此要求。
g.发电机应急电源进线开关同市电联络开关联锁调试
在进行发电机与市电联络开关联锁调试前，应先进行柴油发电机的调试(方案另详)，在确保柴油发电机能下常工作的情况下，可进行发电机与市电联络开关联锁的调试。
MSB-
2、MSB-4低压配电房有应急电源进线开关和同市电联络开关，这二个开关设有机械和电气联锁以避免应急电源同市电并联运行。调试时对机械联锁使用钢丝绳牵动，联络开关在合闸位置时，若合闸应急电源开关则通过钢丝绳跳开联络开关;反之，应急电源开关在合闸位置时，若合闸联络开关则通过钢丝绳跳开应急电源开关。观察机械联锁应满足此要求。对电气联锁按照制造厂接线图松开钢丝绳对开关进行如上述的操作，即接通一个开关合闸回
2路时，另一个开关跳闸回路也接通。观察电气联锁应满足此要求。
h.所有的技术要求必须达到设计要求、供电部门要求和设备供应商的技术要求，并记录调试数据。
i.正式送电调试，做好有关记录。
j.开通照明回路，灯光等单体供电回路，带上负载，用专用设备测定供电设备开关的谐波成分，对谐波分量较严重的会影响今后设备运行的，提出整改意见，并做好相应记录，并告知设计院和业主工程部，进行修改。
(2)强电动力调试方案 1)工作范围
从变配电所低压柜输出端开始，经电力电缆送至各动力、照明配电柜，直至各用电点的动力柜、空调柜、风机盘管、变风量机组、各类泵、控制箱和各类机组。
2)工程内容 a.干支线的电气调试
b.各类泵的单机调试及负载运行
c.风机盘管、变风量机的空调系统单机调试及负载运行。 d.消防系统和给排水系统配合单机调试及负载运行。 e.防雷接地电阻的测试 3)调试方案 a.总体要求
●认真阅读熟悉配电系统图、原理图及各类制造厂有关技术说明书。
●认真检查电气安装质量，按施工图对设备及线路连接的准确性和可靠性。进行各回路的调试，认真做好调试记录，出具单机调试报告。
●积极配合供货商和制造商对设备的单机调试。 b.主干线回路的送电
●按系统图进行校对线路，检查接线的正确性、安全性。 ●进行绝缘值的测试并做好测试记录。 ●送电前校对回路，检查相位，挂好警告牌。 c.各类泵的调试
●进行主回路的校对，检查其接线的正确性及接线符合规范。 ●电机主回路的绝缘测试，做好测试记录，发现电机受潮要及时处理。 ●电机试运转二小时，测量其起动电流及运行电流，确认电动机转向，做好相关试验记录。
d.风机盘管、变风量机等空调系统。 ●主回路校对，检查接线正确性、安全性。 ●线路的绝缘值测试，符合要求并做好测试记录。 ●手动盘转电机，风叶无卡阻现象。
●受电试运行，检查其转向测量起动电流及空载运行电流。 ●电机试运行2小时，风机盘管包括高中低三挡风机试稳。 e.消防系统和给排水系统
●检查主回路接线是否正确和安全，二次回路控制的正确性，远程控制的可靠性。 ●回线的绝缘阻值测试并做好记录。
●积极配合供货商或外商的机组调试，做好相关记录。 f.防雷接地的测试
●根据规范对防雷接地进行抽样测试接地电阻。 ●使其达到规定的要求，符合规范。 ●记好相应记录。 (3)照明调试方案 1)工作范围
本工程照明系统工程的各类灯具调试和分区照明配电箱的智能化调试。 2)调试方案
a.认真审阅图纸，熟悉配电系统图，控制原理图及各类设备制造厂家有关技术文件。 b.认真检查电气安装质量，按原理图核对设备及线路连接的准确性及可靠性。 c.认真检查配电回路中开关容量，保护装置系数与外界负荷相匹配与否。 d.测量一次、二次回路绝缘电阻。
e.检查电流互感器与电流表变比相匹配与否。
f.检查二次回路接线正确性与作二次回路模拟动作试验。
g.在主回路送电到位情况下测量电压正确与否。在已送电处挂上警告牌并做好记录。 h.照明灯具调试应积极配合有关厂家及设计单位。 3)照明器具保证一次校亮的措施。
a.系统线路支路在并头后实行校灯措施，在安装配管穿线并头结束后，需用临时灯头按图纸回路在支路的未尾，中间和开头各接一临时灯，进行校灯工作。并用绝缘表测试其绝缘值。
b.灯具安装前，需对每个灯具线路进行现场校灯，有故障的灯在排除故障后才可以进行安装。
c.灯具安装前，须测试线路的绝缘电阻，绝缘良好方可进行灯具安装，接线要正确牢固，否则应先排除故障。
4)关于抑制供电系统中高次谐波的措施
a.根据我们的施工经验和测试数据表明，除变频器、逆变器、整流器等会产生高次谐波外，气体放电类型的灯具也会产生高次谐波。在大量使用这类灯具的场合会引起开关的误跳闸，甚至引起低压总开关的误跳闸。
b.高次谐波对弱电系统也会产生干扰，本工程弱电系统工程较多，因此弱电系统的线缆不允许与动力线缆共管共槽敷设，线槽平行敷设要留有适当距离，避免因动力电产生高次谐波干扰弱电信号，影响系统的正常运转。
c.本工程要使用大量气体放电灯具，如卤化灯、高压钠灯等，这类灯具在订货时，除了要求厂家提供通常的技术参数，还要提供采取抑制手段前本工程高次谐波的频率和幅值以及采取抑制措施后高次谐波的频率和幅值数据，超出规定者不用。
d.对于低压开关制造商也要提出相应的技术要求，使得该类负荷的开关只对50HZ时的过电流做出反应，而对高次谐波引起的过电流不予动作。
e.在调试阶段，务必要对供电线路进行谐波分量的测量，当分量超过
额定时，应采取相应的措施来抑制。主要抑制高次谐波产生的电流和电压的叠加而产生负面影响。
目录
1、设备及系统概述
2、编制依据
3、调试范围
4、试运组织与分工
5、调试程序与工艺
6、控制标准、程控、保护确认表、调试质量检验标准
7、调试项目记录内容及使用的测量表计
8、职业健康安全和环境管理
1 .设备及系统概述可编程控制器(PLC)系统采用模块化结构，能够对中规模至大规模的控制
系统进行系统组态、逻辑控制、顺序控制、联锁控制、PID回路调节，以满足最高性能的应用要求。系统外形体积小，性能价格比高，结构坚固，能保证在恶劣的现场环境下可靠工作。同时，PLC系统安装和组态简便，适合于各种各样的场合应用，安装费用低，是比较节省投资的解决方案。通辽发电厂三期1×600WM空冷机组重要的辅助车间控制室内设有就地监控上位机，这其中包括补给水处理系统、除灰系统、除渣系统、空压机系统、燃油系统、暖通系统及辅助系统集中监控等系统。其他小的控制设备也采用PLC实现其功能，如：空予器间隙调整。程控设备均采用选用美国AB公司的系列PLC。
2.编制依据
2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》电力部电建[1996]159号
2.2 《电力建设施工及验收技术规范(热工仪表及控制装臵篇)》
2.3《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号
2.4 《电力基本建设工程整套试运前质量监督检查典型大纲》
2.5《电力基本建设工程整套试运后质量监督检查典型大纲
2.6 《热工仪表及控制装臵检修运行规程》
2.7 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号
2.8 《火电施工质量检验及评定标准(热工仪表及控制篇)》
2.9 《模拟量控制系统负荷变动试验导则》电力部建设协调司建质[1996]40号
2.10 《火电机组热工自动投入率统计方法》电力部建设协调司建质[1996]40号
2.11 《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL5009.1-92能源部能源基[1992]129号
2.
12、《火电机组达标投产考核标准(1998年版)》电力工业部
2.
13、《火电机组达标投产动态考核办法(试行)》国家电力公司[1998]国家电力公司
2.14《东北电力科学研究院质量管理标准》
2.15设计院提供的工程图纸、设计说明书等技术资料
2.16 制造厂图纸，质量保证书，安装和使用说明书、设计和调试有关文件及会议纪要
3、调试范围
3.1 硬件检查。对所有引入程控系统的电缆进行电缆接线正确性检查，进行绝缘电阻检查。对程控系统的输入/输出通道进行完好性检查。
3.2用户软件检查。对已经设计的用户最终控制软件进行正确性检查。对不符合现场要求的控制逻辑应以书面的形式提交建设单位和设计单位。
3.3一次设备检查。对程控系统直接控制的所有执行元件，如电磁阀，气动门及电动机等进行远方操作试验检查;对由顺控系统发出的热工报警信号进行确认试验。
3.4 对PLC系统所需的测量信号必须保证正确无误。对每一步序所涉及的系统和信号进行检查无误后，进行系统的步序试验。
3.5静态试验。用信号发生器或短接就地开关等方法模拟一次测量参数的变化进行程控系统的静态模拟试验。对顺控系统进行分项试验和整体联动试验。
3.6动态试验及投入。随着各个辅机程控系统的投入逐步投入程控系统，在投入过程中，根据试运中出现的问题，合理地修改控制逻辑、延迟时间、步序和保护定值等动态参数。
4、试运组织与分工
4.1所有参加热工调试工作的人员在进行现场工作以前必须进行一次安全规程考试，合格后方可进行工作。
4.2学徒工和实习人员必须经过安全知识教育后，方可在师傅的指导下参加指定的工作。
4.3对外单位派来的或借来的调试人员，工作前应介绍现场情况和进行有关安全技术措施的交底。
4.4热控系统联锁保护试验应在参建的各方相互配合下共同完成。安装公司负责一次测量信号的正确性和准确性，就地执行设备动作的正确性和准确性;调试单位负责试验的组织安排，试验程序、试验方法的交代，试验工作的协调指挥，检验试验动作过程，对发现的问题及时
调整、修改必要的条件或参数，记录试验结果，运行人员为试验操作的具体执行者和试验结果的验收者，整个试验工作应在工程、质检和监理的监督指导进行。
4.5投入任何热工控制系统或处理任何设备缺陷或进行大型试验时，均应请示试运指挥部或当班运行值长。不得未经请示，擅自做主。
4.6临时投入或切除任何热工保护条件时，应听从项目调试总负责的指挥，其他方面的意见只能作为参考，并认真做好更改纪录。
5、调试程序与工艺
5.1 调试前期准备工作
5.1.1收集设计图纸和设备资料。主要包括：各个程控系统设计原理图，辅助系统网络配臵说明书、AB产品的硬件说明书，程控系统的I/O清单，有关一次测量元件和执行元件的设备说明书。
5.1.2参加新控制设备的技术培训，对新技术和设备进行调研。
5.1.3参加控制设备出厂调试。
5.1.4到现场熟悉热控设备和热力系统。
5.1.5准备调试用仪器设备。
5.2电力法规及标准对调试的具体要求
5.2.1查线正确率：100%。
5.2.2接地系统和接地电阻值符合设计规定或厂家规定。
5.2.3电气绝缘符合国家仪表行业标准或仪表安装使用说明书的规定。
5.2.4220V交流电源和48V直流电源的电压波动不超过±10%，24V直流电源的电压波动不超过±15%。
5.2.5I/O通道正确率：100%。
5.2.6静态试验结果正确，动态试验动作正确。
5.2.7辅机联锁保护投入率：100%，辅机联锁保护正确率：100%。
5.3PLC程控系统试验目的
5.3.1保证所有辅助车间设备的远方操作可用，反馈正确。
5.3.2保证顺序启动功能全部投入。
5.3.3保证所有程控系统联锁逻辑正确，保护动作及时，无误动，无拒动。
5.4PLC程控系统调试的基本条件
5.4.1程控系统的硬件设备安装完毕，上位机安装完毕，主站和I/O分站安装完毕，控制设备具备通电条件。
5.4.2就地一次测量元件安装完毕，接线完成。
5.4.3就地执行元件安装完毕，接线完成。
5.4.4辅助车间和电子设备间内照明良好。
5.4.5该PLC系统所控设备单体调试完毕。
5.5PLC
顺控系统调试试验程序
5.5.1电源电缆检查
检查程控系统的所有供电电源接线的正确性。即按照热工设计图纸(热工电源系统)对每一个接入程控系统的工作电源的电缆进行检查。电源取出位臵应正确，电源接入位臵正确，电缆两端有明显的标志和名称。检查程控系统所有供电电缆回路的绝缘电阻。
5.5.2机柜送电
首先将所有电源开关(包括机柜交流电源开关和机柜直流电源开关)臵于“断开“位臵，关断所有进入机柜的电源。检查电源进线接线端子上是否有误接线或者误操作引起的外界馈送电源电压。确认所有程控柜未通电。在控制模件柜内，按厂家要求分别拔出控制主机模块、以太网络接口模块和I/O模块，以确保机柜通电时不会发生烧毁模块的事故。在供电电源处，联系电气专业或相关人员投入总电源开关。在控制机柜处，用万用表测试电源进线端子处的
电压值，其电压值不应超过额定电压的±10%。如果误差较大，则应通知对侧送电人员停电进行检查，合格后再送电。
5.5.3各个模块送电
依次插入各个模块，观察其状态指示是否正确，或者用工作站对控制主机模块的基本功能或性能进行测试。
5.5.4程控系统I/O通道完好性检查
在断开外部信号电缆的前提下，用高精度信号发生器及高精度万用表对顺控系统的输入和输出通道进行完好性检查。
5.5.4.1电压电流型模拟量输入通道检查
用模拟量信号发生器发出所需要的模拟量信号(如4-20mA，1-5V)，在工作站或其它编程器上检查显示值(一般为工程单位值)，纪录下每一个通道的输入信号值和输出显示值。每一个通道检查3点：0%，50%，100%。
5.5.4.2开关量输入通道检查
用短接线短接开关量输入信号，在工作站或其它编程器上检查显示状态(可能的工程显示单位为：开门/关门，启动/停止等)。
5.5.4.3开关量输出通道检查
对于有源开关量输出，在工作站上或其它编程器上发出不同的指令信号(可能的工程单位信号为：开门/关门，启动/停止等)，在输出通道的接线端子上，用电压表测试其输出状态的变化(有电压/没有电压)。对于无源开关量输出，在工作站上或其它编程器上发出不同的指令信号(可能的工程单位信号为：开门/关门，启动/停止等)，在输出通道的接线端子上，用通灯或万用表测试其状态的变化。对于干接点输出，用通灯即可;对于固态继电器输出，则用万用表的欧姆档(放在10M档以上比较明显)进行测试。
5.5.5检查电缆接线用通灯和万用表等工具对接入顺序控制系统的所有电缆接线进行正确性检查。对于具有中间端子接线盒的热工测量信号电缆，应该分段检查。对于与电动机有关和电动门有关的电缆接线应该与公司共同协商检查方式。必须按照设计院给出的设计热控接线图纸检查所有电缆接线。
5.5.6一次测量元件检查检查与程控系统有关的一次测量元件的一次校验纪录。
5.5.7一次执行元件的检查 一次执行元件包括电磁阀、电动阀门、气动阀门和电动机等。
5.5.7.1电磁阀的检查。首先用直流电桥测试电磁阀的直流电阻值，，其阻值应符合制造厂的要求。其二，用兆欧表测试电磁阀线圈对地的绝缘电阻值，其值不应小于1MΩ。对于直流220V线圈，必须用1000V兆欧表测试;对于其它电压等级的线圈，
用500 V兆欧表测试。其三，给电磁阀送电，通过听、触摸和其它有效方法检查电磁阀的动作情况，阀芯应动作灵活可靠，介质通道畅通。
5.5.7.2电动阀门的检查。首先用万用表测试电机线圈的直流电阻。对于角型接法的三相电机，应检查其各相间阻值应一致;对于星型接法的三相电机，不但要保证各相间阻值一致，同时要保证各相对地间阻值也应一致。在上述检查过程中，如发现有阻值不一致现象，则不允许对电机进行送电。其二，对电机线圈的绝缘电阻进行测试。用500V兆欧表进行测试，绝缘电阻应不小于0.5MΩ。其三，配电装臵检查。主要检查如下内容：
各接触器安装牢固，其所带各接点动作可靠;热继电器整定值正确，应为1.1IN(其中IN为电机额定工作电流);配电装臵内部接线正确。其四，进行电动门开关方向检查。解除自保持回路和远方控制回路，将电动门在就地手动摇到50%位臵左右，按下开门和关门方向按钮，电动门应按照预想的方向动作。对于具有中停功能的电动门，还应该分别在开门和关门两个方向上试验中停按钮的功能。其五，力矩开关的调整。大部分生产厂家在设备出厂前对力矩开关定值已整定完毕，在现场调试时无需再次调整，尤其是进口电动门，能不动就不动。如果不能够保证阀门的严密性，则应该对力矩开关按照厂家说明书进行微量的调整。其六，行程开关的调整。首先将行程开关保护解除，使阀门全开(或全关)且力矩开关已动作，然后调整行程开关，使其略提前于力矩开关动作。其七，恢复远方控制回路及自保持回路，在控
制台进行远方操作试验，阀门应动作正确，阀门开门和关门时间符合设计要求。
5.5.7.3气动阀门的检查。首先进行阀门气源管路的吹扫。将气源管从减压阀上卸掉，然后打开气源总门进行吹扫，吹扫时间不得低于10分钟。其二，检查阀门上各个气动元件之间的气管路连接是否正确，有无松动和损坏现象。其三，检查电气回路。用直流电桥测试电磁阀直流电阻;用500V兆欧表测试电磁阀和行程开关的回路绝缘电阻，其值应不小于1 MΩ。其四，调整过滤减压阀，使其出口压力符合厂家说明书规定。其五，按下开或关的按钮，使阀门动作。检查阀门动作应该平滑、无跳动，阀门全行程时间符合设计要求。对于快速气动阀门，如抽汽逆止门等，应能快速动作，反应灵活，必要时应测试阀门快速动作时间。其六，调整阀门行程开关。将阀门全开或全关，然后上下移动行程开关，使其在极限位臵能够动作，并固定好。再反复几次开关阀门，检查是否所有的开关接点在极限位臵都能动作。最后，将所有紧固螺丝全部紧一遍，以防止阀门长时间运行行程开关的松动。
5.5.7.4一次执行设备远方操作试验在所有一次执行设备单体调试全部完成后，应在上位机上进行远方操作试验工作，以保证程控系统对一次执行设备的基本控制功能。首先在程控系统内解除一次执行设备的闭锁和联锁条件。这是首要的而且是必须的，否则当设备送电和送气时，程控系统的联锁逻辑有可能使执行设备动作。其二，气动阀门送气，电动门送电，电动机送电。要坚持“谁调试谁负责”的原则进行，禁止在上位机上进行任何操作。并且要求所有参加试验的人员坚守岗位，直至远方操作试验完成，以防止出现意外事故。其三，在上位机上对一次执行设备进行阀门开/关和电动机启动/停止操作，就地人员监视并报告就地设备的动作情况。根据就地反馈的信号来判断①远方操作应有效;②操作方向应正确;③反馈信号应一致。
5.5.8用户软件检查和修改
5.5.8.1控制逻辑的检查和修改。所有的控制逻辑均应符合设计和现场实际要求，但是由于设计变更或设备升级等方面的因素，使得原设计不符合现场新的要求;原设计没有错误，但是在具体组态图上存在错误，使得不能实现原设计意图。针对以上可能出现的问题，必须按照设计图纸对控制逻辑进行检查。6.8.2定值修改。与机务专业共同对顺控系统的定值进行检查分析，发现问题及时进行修改。
5.5.9静态试验
静态试验包括三个内容，第一是联锁试验。手动启动一次设备或系统，然后使备用
一次设备或系统处于备用状态或联锁状态。在就地用信号发生器模拟某一联锁条件，使上述设备或系统自动启动。其结果应符合系统的要求和预想的结果。要求对所有联锁条件都进行静态检查。第二是保护试验。手动启动一次设备或系统，在就地用信号发生器模拟某一保护条件(或称跳闸条件)，使上述设备或系统迅速停止或切除。要求对所有保护条件都进行检查。第三是程控组试验。先操作试验子程控组，待所有子程控组操作试验完毕后，操作试验总程控组。按下某一个程控组的启动/停止按钮，则辅机系统内的所有一次设备将按照控制程序步序动作。
5.5.10动态试验
PLC程控系统动态试验的目的是进一步对控制系统进行调整，使之控制逻辑完全达到系统投入的要求。为此，我们必须进行如下的工作。其一，参与重要辅机的启动过程，对启动过程中出现的问题进行技术分析，合理地修改控制逻辑、延迟时间和动态参数。其二，对已经决定的增加和修改项目进行具体实施。
6、控制标准、程控、保护确认表、调试质量检验标准
见《火电工程调整试运质量检验及评定标准》及质量检验评定表：3-5-
1、5-5-
1、6-5-1。
7、调试项目记录内容及使用的测量表计
7.1调试项目记录内容
7.1.1硬件设备检查。对PLC控制系统涉及的电缆进行接线正确性检查，进行绝缘电阻检查。对PLC的输入/输出通道进行完好性检查。
7.1.2用户软件检查。对最终控制软件进行正确性检查。
7.1.3一次设备检查。对执行元件进行远方操作试验检查，对PLC控制系统发出的热工报警信号进行确认试验。
7.1.4静态试验。PLC控制系统的分项试验和联动试验。
7.1.5动态模拟试验及投入。就地模拟一次测量参数变化进行动态模拟试验。在机组整套启动时投入PLC控制系统。
7.2测量表计
7.2.1 四位半万用表
7.2.2过程信号校验仪
8、职业健康安全和环境管理
8.1在各模件的拔插的过程中，应当轻拿轻放。
8.2插各种航空插头必须关掉电源，以免发生短路，损坏设备。
8.3在进行设备启动操作时，应与机务专业讨论后进行，严禁随意操作阀门、泵与风机，以免发生意外。
8.4各个PLC程控系统试验应严格按设计的试验步骤进行。
推荐阅读：
变电站调试方案（精选9篇）06-07
35kv变电站调试方案02-06
变电站调试方案汇总（精选7篇）12-04
变电站电气安装调试（推荐9篇）08-14
35kv变电站调试报告（精选7篇）08-20
35kv变电站保护调试（精选9篇）11-15
110kv变电站调试大纲（推荐8篇）02-12
110KV变电站安装与调试施工要点探讨09-11
智能变电站配置文件管控系统建设方案初探09-11
论智能变电站的二次设备调试与检修02-26
