第一篇：电力系统变电站自动调试策略研究论文
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,202_，(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,202_，(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,202_，(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,202_，(02).
第二篇：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……
第三篇：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202_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GB50150－202_；
1.14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/T995-202_； 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。
第四篇：变电站土建设计要点及优化策略研究论文
摘要：
变电站工程的建设质量与国家工业和经济的发展以及人们日常生活有着极其重要的关系。而土建工程的设计和优化则是变电站建设中的一项重要工作。其设计和建设的质量，直接影响到变电站建设的整体质量，对变电站的稳定运行和正常供电具有重要意义。基于此，文章对变电站土建设计的要点及优化策略进行了总结和分析。
关键词：变电站；土建设计；优化措施
1、复合地基的设计与优化。
在变电站的选址处，常见有压缩性高、承载力低的软土分布，工程上的一般做法是，当进行基础设计时，如果遇到软土的下卧层，当软土不深时，使用超挖换填的方法，当软土深度较大时，使用深层水泥土搅拌桩，来进行地基处理。然而，在llOkV变电站土建设计中，很多设计人员可能更为关注地基对承载能力极限状态的预估，只对竖向承载水泥土搅拌桩复合地基的承载力特征值进行计算，而忽视了正常使用情况下对竖向承载搅拌桩复合地基变形的计算，可能导致地基变形问题。因此，在进行变电站地基基础设计时，应按照变形控制的原则，在进行沉降验算时，考虑正常使用情况，实际竖向承载搅拌桩复合地基的变形，应包括搅拌桩复合土层的平均压缩变形和桩端下未加固土层的压缩变形。
2、大体积主设备基础的设计与优化。
在llOkV变电站一般设置有至少2台主变，2台站用变，站用变分别接于lOkV或35kV母线，并根据电压等级装设有电容器等无功补偿设备。对于体积较大的变压器、电容器、GIS等主设备基础，在施工中可能出现的问题有混凝土收缩裂缝大、空鼓现象、角部混凝土被损等问题。究其原因，主要是工程设计环节疏忽以及主设备基础自身的特殊性造成的现有llOkV变电站土建设计相关文件如果未对相关需求明确规定，很可能导致实际施工环节不能满足变电站自身要求，带来混凝土收缩和裂缝问题。
另外，主设备基础具有一定的特殊性，设备体积大，表面积大，主设备基础的预埋件如果没有进行二次振捣孔和密实工作，就易引发空鼓现象。因此，为避免混凝土收缩裂缝大的问题，应在进行llOkV变电站土建设计时，对大体积主基础设备设置后浇带，并在设计文件中对沉降缝、后浇带的施工工艺提出明确要求。另外，还应选用减水率高、分散性能好、对混凝土收缩影响小的外加剂。对可能产生空鼓现象的主基础设备，应设计在设备基础预埋件中间开孔并进行二次振捣。另外，可以考虑再设计图纸中增加对倒角施工工艺的要求，对主设备基础露出地面的部分采用倒圆角，避免施工或检修时的误损伤。
3、变电站的主要建构方案设计与优化。
变电站的主要建构方案设计主要包括平立面方案、地基处理和基础方案、暖通风及水工方案、结构方案设计。出于节约用地的目的，常采取联合布置的方式对变电站进行设计。变电站的平立面方案设计需要达到以下两个目的：
①平面要满足各功能房间有足够的空间。
②立面要美观大方达到美学效果。
对于地基处理方案设计，强夯法适用于填土较厚的情况；天然地基处理技术适用于地质好的情况；预压法、水泥土搅拌桩或灌注桩管桩法适用于淤泥较厚的情况。对于暖通风及水工方案设计方面，基本要求是满足设备运行及消防需要。对结构方案设计方面，目前变电站主要采用钢筋混凝土框架结构，钢结构使用在支架和构架上，不过在设计时还应要考虑其站址防裂抗震程度和变电站的重要程度。
4、变电站站址方案的比较及选择。
通过对以上情况的分析，比较多个可供选择的方案之后，对于此次方案的可行性由相关专家进行初步判断，在此过程中，应该特别重视审查的建议和相关意见，从而选出最优方案。通过结合工程实际，利用科学的评价依据，选出首选方案，另外为了满足施工方面的需求，也应选出备选方案。
5、变电站站区排水及消防系统方案设计与优化。
变电站的给水系统主要包括生活给水和消防给水，这两个系统最好分别设置。变电站的生活给水和消防给水量都不多，因此，可以先考虑通过市政供水来满足供水方案设计。变电站 的排水系统应采用分流排放。对于变电站的消防系统方案设计，首先应当检查设备、建筑物相互之间的距离是否满足消防规定，达到消防规定的间距标准时可以不做处理，但是达不到间距标准时，应采用防火墙或者防火窗来处理。
6、屋外构支架的设计与优化。
变电站屋外构支架的结构选型和布置方式根据电气主接线方式进行选择。为了达到减少纵向尺寸和节约占地面积的目的，采用联合构架时，有的间隔可以采用两个间隔一跨，构架纵向中部设置单端支撑。运用LCC全寿命比较分析法对屋外构支架的材料（钢管杆与水泥杆）进行科学的比较分析，选出与变电站使用周期相符合的杆材料，从而达到降低成本的目的。
7、降噪的设计与优化。
基于发电工作的特殊性，变电站在运行时会产生较大的噪音，如果离居民区较近，可能会影响附近居民生活。所以，在进行110kV变电站土建设计时，应注意减少噪声污染。首先，在进行变电站选址时，应注意尽量选择交通干道、河道、城市绿化带等对噪音缓冲比较大的地区，而避开居民区、学校等地区。另外，变电站的主变附近尽量设计绿化隔离带，起隔声屏障作用。其次，应优化变电站的通风设计。对噪音污染较大的主变室，应采用自然通风方式，并提高主变基础框架，在主变的进风口处设置消音设备。另外，设计中注重提高自然通风效果，配电装置室的风机应设计隔声装置，风机排风设计为竖向风道，沿屋顶通风。
8、暖通系统的设计与优化。
对于变电站场地内的卫生间，为了节约水资源设置智能环保卫生间。变电站暖通系统方面，设置节能型排风机和节能变频空调，使变电站建筑的全年总能耗大大降低。变电站场地取检查井、雨水口、消暗管，以自然排水为主。
总之，变电站土建结构设计的内容很广泛，需要考虑的问题很多，在进行设计的时候，需要综合现场的实际情况，考虑各方面的影响，才能确保设计的质量。
参考文献：
[1]姚华宇：llOkV变电站土建设计中的特殊问题处理即。技术与市场。202_（12）。
[2]柯赛。浅谈llOkV智能变电站的设计[J]。科技创新与应用202_（32）。
第五篇：关于电力系统变电站的运行管理相关问题的研究
龙源期刊网 http://.cn
关于电力系统变电站的运行管理相关问题的研究
作者：李宇村
来源：《电子世界》202_年第20期
【摘要】变电站作为电力系统中的重要组成部分，其运行管理水平的高低直接影响到整个电网运行的安全和稳定。尤其是近年来随着社会经济的发展，电力供需矛盾的加深和电网结构的日益复杂，对电力系统变电站的运行管理相关问题进行研究，提升变电站运行管理水平已成当务之急。
【关键词】电力系统；变电站；运行管理
1.变电站运行管理概述
随着经济发展水平的不断提高，目前我国的电力系统已经进入了大电网、高电压、大机组的时代，电力系统的安全稳定运行也显得越来越重要。作为一个规模庞大的动态系统，电力系统需要某种设备或装置作为输电配电的电力集结点，在整个系统中起到切断、改变或者调整电压的作用。变电站就起到电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制负荷流向和调整电压的作用，变电站可以主要分为：升压变电站、主网（降压）变电站、二次变电站和配电站。变电站中起主要作用的就是变换电压的变压器，它实现电压的变换，并将各级电压的电网联系起来。
变电站运行管理的职责就是对变电站变电设备的运行操作和日常维护管理，包括了安全生产管理、日常巡检、设备运行分析、倒闸操作、人员管理和其他方面的管理等。变电站运行管理工作中存在着两种截然不同的工作内容，一种是技术性很强的诸如变电设备操作、倒闸等工作，这类工作技术复杂，要求操作人员具有较高的操作素质和专业知识技能，如果操作不当会造成设备故障或损坏甚至影响到整个电网运行的严重后果；另一种是技术性相对不强但很琐碎的工作，这类工作虽然看似简单但烦琐乏味，容易造成运行人员思想上的松懈和麻痹，一旦处理不好也会影响到变电站的正常安全运行。因此，本文就从变电站的这两类各具特色的工作内容出发，分别从制度问题和技术问题两个方面对电力系统变电站的运行管理进行分析和研究，找到提升变电站运行管理水平的途径。
2.变电站运行管理制度问题研究
建立各项规章制度完善且行之有效的变电站运行管理制度，是保证电力系统变电站运行良好的先决条件。因此，根据变电站正常安全运行的目标与岗位职能分工的不同，应当建立包括岗位责任制、设备维护制、运行值班制和交接班制在内的运行管理责任制度，将变电站的运行
管理责任层层细化，具体责任具体到各级主管，做到谁主管谁负责，明确各个运行管理岗位的职责分工，使变电站的每个岗位都有可遵循的运行管理责任制度和奖惩细则。
目前，随着电力科学技术的发展，很多变电站已逐渐转为无人值班的运行管理模式，这种运行模式的实质是在技术能力发展到一定阶段后，将原先分散在各变电站的监视、控制功能以及运行维护管理等任务进行集中到某一中心变电站进行监视和远程控制。这种全新的变电站运行模式由于是无人值守的，其值班工作的主要工作就可以被分为两部分：一部分是运行监视、抄表记录和断路器等的操作，这部分的操作主要由调度运行值班员通过远程实施自动化控制；另外一部分为设备巡视、运行维护、隔离开关操作、安全措施和事故处理，与以往的人工值班不同，无人值守模式下的这部分工作就由新成立的操作班到现场实施。这种变电站管理改变了以往变电站值班人员的主要工作岗位和职能，减少了值班人员的工作量，使用机动的操作班来完成必须的巡视和室外工作，尤其适用于城市市区这样一般设有一个监控中心几个配网调度的情况下。这种新的变电站运行管理模式，对原先变电站的工作职责进行了重新的分配和调整，必然会带来一些新的问题，同时必然也需要新的管理体制与之相适应。
笔者认为，应当根据这种无人值守变电站运行管理模式的新特点，参照变电站以及调度的现行运行管理制度，结合监控中心实际，建立起以下的基本规章制度，包括：监控人员岗位职责、工作值班制度、交接班制度、监控操作制度（包括操作票、监护等内容）、接受和回复调度命令制度、转发和转回调度命令制度、记录填写制度等。建立岗位责任制即要求变电站的各个岗位人员，诸如运行值班员、操作班成员、电气检修班成员以及通信自动化维护人员等，都能做到分工清楚、责任明确，遵照并执行各自的岗位责任。设备维护制则要求由专人对变电所的一些关键设备如一、二次电气设备、通信和远程控制设备等进行专人维护，同时填写必要的设备运行和维护记录。运行值班制要求运行值班员实行三班制或四班制，一般应禁止连班工作，值班的交接班应准时、认真、前后衔接、手续清楚。
而主要进行室外操作和巡视巡查任务的操作队也需要建立以下基本的规章制度，包括：工作值班制度、交接班制度、设备巡视制度、设备维护制度、倒闸操作制度、工作票制度、设备缺陷管理制度、设备定级制度、安全保卫制度、运行分析制度等等。值得注意的是因操作班已不同于原变电站值班人员，上述的许多制度在内容上与原变电站的相应制度已有很大的不同。在具体的技术管理方面要引起重视，根据具体的工作内容进行相应的规范。
3.变电站运行管理技术问题研究
在完善变电站运行管理制度的同时，应当同样注重变电站的技术管理工作。由于采用了无人值守的变电站运行管理模式，所有的检修技术人员不再驻站工作，因此进行有效全面的技术管理是确保变电站安全运行的重要条件。在变电站的运行技术管理方面，因当根据国家、电网和省公司、地市局颁布的相关规程、制度、标准、规定等，详细配备全站设备的技术图纸，建立详尽的设备技术档案，比如包括设备厂家的说明书、历年大修及预防性试验报告、设备事故障碍及运行分析报告等。有了相应的技术资料，充分了解了变电站设备的运行原理和操作流程，才能保证变电站的安全稳定运行。
例如，在进行关键的变电站倒闸操作时，就必须完全按照电网操作指导守则进行。正常情况下，变电站操作权远近控把手打在“远方控制”位置，由区域控制中心进行断路器、隔离开关操作。操作指令由控制中心当值值班员下达，变电站巡检员接令后填写倒闸操作票，经三审预演无误后再进行操作。合接地刀闸的操作有所不同，这项工作严禁在变电站的计算机监控系统上进行操作，而必须要到现场进行实地操作。操作过程中遇到问题，应立即停止操作，向控制中心询问清楚后继续操作。再如，当值班发现变电站运行发生事故时，须立即进入事故应对流程，如果控制中心操作系统失灵，与控制中心确认操作权转移到变电站后，将把手打至“就地控制”位置，在变电站计算机监控系统上进行操作，待控制中心监控系统恢复正常后将设备操作权移交回控制中心。若是变电站值守人员首先发现事故情况，应立即向控制中心当值值班员汇报，根据控制中心值班员的指令进行处理。如果是控制中心值班员首先发现事故情况，立即联系现场当值巡检员进行事故处理。现场巡检员将开关变位情况、事故象征、设备状态、保护信息、故障录波测距、监控系统信息、事故原因分析等情况分阶段向控制中心值班员汇报，并同时汇报行政主管领导。这种有效的信息交流机制有赖于建立强大通信体系，以确保控制中心值班人员可以及时快速地联系到现场巡检人员，使巡检员在设备出现异常或事故跳闸、调度下达指令时可以及时做出反应。
4.结束语
本文从电力系统变电站的制度和技术两方面入手，分析了当前技术条件下尤其是无人值守的变电站运行管理模式下，变电站运行管理中的一系列相关问题，对于完善运行管理制度建设和技术维护管理，能起到一定的积极作用。
参考文献
[1]南瑞宁.浅谈如何提高变电站运行管理[J].电子科学，202_（8）.
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