一项工作不能盲目的开展，在开展前必须要进行详细的准备，这就是方案存在的意义，那么要如何书写方案，才能达到预期的效果呢？以下是小编整理的关于《变电站调试方案汇总》，供大家参考借鉴，希望可以帮助到有需要的朋友。
第一篇：变电站调试方案汇总
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
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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。
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(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
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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;
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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
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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;
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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;
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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：
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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。
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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：光伏电站并网调试方案
光伏电站并网调试方案，请按照其调试规范进行检查确认，可开始进行并网调试，初步试运行调试完毕，需由我公司人员在场指导、配合调试，光伏电站并网调试方案批准审核编制
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
光伏电站并网调试方案 批 准 审 核 编 制
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) 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： 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。
图3 电压异常(扰动)测试示意图 测试步骤如下：
1调试检测人员要求，1)从事现场调试检测的人员，3)现场调试、检测人员应思想集中，
五、调试、检测组织机构，1现场试运行调试人员介绍，当班值运行人员对运行表计按方案要求记录各项数据，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(0?U?135
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
(0?U?135%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。
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 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; d) 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
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。
五、调试、检测组织机构 1 现场试运行调试人员介绍 2 现场检测人员介绍 3 运行机构职责：
负责试运行、检测期间的组织协调工作。
负责试运行检测期间现场的各项操作工作，确保各项操作步骤正确。(包括定值修改、调节方式、调节幅度等)
装设试验现场的临时固定电话，保证通讯通畅。(试验仪表安放处安装临时电话)
当班值运行人员对运行表计按方案要求记录各项数据。 4业主职责 现场试运行及检测试验时光伏电站业主单位应派人参加，光伏电站业主单位应派人负责试运行与检测试验过程中的协调工作。
各单位需统一服从指挥小组的调度，有责任为试运行及检测试验提供便利条件，相互配合，确保试验设备的安全，保证试验的顺利进行。
附录A 测试记录
1. 光伏电站基本情况
2.电能质量测试3.电压异常(扰动)响应特性测试实测曲线图形：4.频率异常(扰动)响应特性测试实测曲线图形：实测曲线图形：附录B设备状态确认记录表(系统室)
2.电能质量测试
3.电压异常(扰动)响应特性测试 实测曲线图形：
4. 频率异常(扰动)响应特性测试 实测曲线图形： 实测曲线图形：
附录B 设备状态确认记录表 (系统室)
第三篇：变电所安装调试方案
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。
第四篇：变电所电气安装及试验调试方案
电气安装调试方案
1.
工程概述
a)
110kV滁州花园变电所为一新建变电所,站址位于滁州市开发区内，滁全路东侧，花怡路南侧，紧邻城市道路，交通方便，进出线方便。
b)
本期按远景规模一次建成：110kV为屋内共箱式GIS配电装置，110kV本期出线2回(开断环入110KV滁县变-北湖变线路);10kV为单层双列屋内配电装置，采用中置式成套开关柜，配真空断路器，10千伏出线24回;
2台50MVA主变压器，选用三相双卷有载调压变压器;电容器及接地变布置在屋内，无功补偿安装2组总容量12兆乏10千伏并联补偿电容器。本变电所工程采用综合自动化系统，按无人值班设计。
2.编制依据
a)
依据《2008年安徽省电力公司招标工程量清单》
b)
依据《110kV花园变电站工程初步设计说明书》
c)
依据《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》
d)
依据《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》
e)
依据《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》
f)
依据《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工验收规范》
g)
依据《电气装置安装工程施工及验收规范》
h)
依据《火电施工质量检验及评定标准》
i)
依据《电气装置安装工程电气设备交接验收标准》
j)
依据《继电保护及电网自动安全装置试验方法》
k)
依据《电力建设安全工作规程》
3.安装方案
3.1 110KV(GIS安装)
a)
在设备安装及未到达施工现场前,积极地与设备制造厂家进行联系,确定好设备到达施工现场的日期和设备到达施工现场的顺序，避免设备到达现场不能及时的安装或室外放置，设备到货计划与制造厂联系好后按照从里到外的顺序编号进行发运。
b)
在安装前应进行检查，清除GIS所有元件表面存积的灰尘和水迹，核实各部件、连接件、装置性材料的数量及规格，
清点设备的专用工具、备品备件并做好相应的台账。检查各气室的密封性能，测量各气室的气体压力值和含水量，发现问题及时处理。
c)
由专业技术人员协同厂方服务代表检验
(GIS-SF6封闭式组合电器，以下统称GIS)设备基础的预埋件、厂家图纸、设计院图纸一一对应，严格把关，做好安装前工序交接验收，办好相关手续。
d)
由专业安装人员、技术人员、起重施工人员、厂方现场服务代表熟悉制造厂图纸，了解设备结构、
确定GIS
的起吊就位方案，根据现场的实际情况选择安全合格的吊具吊绳，做好施工安全技术交底。
e)
安装前先整理现场环境，保证施工现场的清洁度度达到标准(无尘、空气静止48H小时)。安装时应选择晴好的天气，空气湿度不大于80%，禁止阴雨天气进行安装作业。安装人员要保持个人清洁，应穿干净的工作服和手套，非工作人员严禁进入安装现场。
f)
在元件解体时，对整体运输或运输单元在现场的密封气室均不进行解体检查，由制造厂保证质量。
g)
封闭式组合电器各元件的安装，应按制造厂的编号的规定程序进行。GIS的安装要以母线为基础逐级安装。为了提高安装精度，安装可以选择处于中间位置的间隔作为第一安装间隔，第一安装间隔就位后，应精确调整水平，同时还应使间隔的中心线和该间隔的基础中心线一致，调好后将母线筒中气体放掉，取下两端封盖，将法兰面与密封圈用专用清洁液清理干净;用吸尘器清除内部灰尘。对内部有毛刺及凸凹不平的地方需用刮刀修整，用无水酒精和洁净白棉布擦净内表面、绝缘子、连接头、导体、法兰等各个元件，然后用吸尘器除尘，再用高级餐巾纸和酒精擦一遍，确认清除干净后，用新塑料布将端部包装密封，等待连接。依次安装第二个间隔，处理好密封面，装好密封圈，调整好水平度，使其母线筒法兰与第一个间隔的母线筒法兰对正;清理电极的铜管的表面毛刺和铜屑，强化安装过程中的清洁检查，防止出现死区，把导体空心体内部死角的残留物清理出来，保证连接触头的插入深度符合厂家规定值，用力矩扳手调整到规定力矩值，遵循左.右.上.下再有顺序地中心对称紧固的原则。再进行下一节安装，安装步骤同上，如有基础不平或安装孔距有误差，
可调整伸缩节来满足要求。调整完毕后即将螺母锁紧。
h)
在上述各部分安装完工后进行套管安装。保证触头连接处可靠接触。密封面按上述要求进行可靠处理。并且在安装前要先装好内屏蔽罩及导电杆，吊装套管时注意防止保护套管防止碰伤。
i)
吸附剂一定要经过干燥后才能装入。烘干温度为200C，烘干时间为12h。烘干的吸附剂要放在密封的干燥的容器内冷却到室温后立即装入GIS内，在空气中暴露时间不得超过10min。
j)
抽真空来进行内部的净化和检漏，组装结束后对各个气室进行抽真空，控制
SF6含水量，减少SF6气体本身与罐内其它物体(绝缘体、密封体)内所含的水分，一般要求在充入SF6气体之前真空度要达到
133Pa，再继续抽真空
30min。充入
GIS
的气体在额定密度下其露点不应超
过-5℃。
k)
密封性是
GIS
绝缘的关键，SF6
气体泄露会造成
GIS
致命的故障。因此密封性检查应贯穿于整个安装的始终。针对现场安装情况，密封效果主要取决于现场的环境卫生、粉尘，法兰面、密封圈的清理清洁安装调整情况。
l)
在充入六氟化硫气体前，并对每瓶气体进行试验检测，合格后连接管路进行充气，充气到额定值(0.5Mpa)。充气管路要保持清洁,防止潮气和杂质进入管内。
m)
检验组合电器及其传动机构的联动正常，无卡阻现象;分.合闸批示正确;电气闭锁要正确可靠，支架及接地引线无损伤、漏接，接地要可靠。密度继电器的报警和闭锁要正确可靠，校验参数合格。
n)
除相应套管试验外，其余试验在安装与充气结束后进行，以检查
GIS
配电装置在包装、运输、储存和安装过程中是否出现异常的正确性，验证
GIS
装置的各项性能，是
GIS
在投运之前必须进行的，经各项试验合格方可投入运行。
3.2 主变压器安装
a)
做相应的安全技术交底，现场清点验收变压器本体及附件;核对变压器的高压侧和低压侧的方向。
b)
桶装油处理合格，注入变压器，静放;排油至油箱顶部以下，进行油枕、冷却器、净油器等附件安装。桶装油经净化处理后性能要符合下列要求方可注入变压器：电气强度：≥40KV/2.5mm;含水量：≤15ppm
;tgδ：≤0.5%(90
。C时)将处理好的变压器油从油箱下部的φ80阀门注入，同时打开油箱上部φ80的蝶阀排气，注入油面高度应浸没器身，离箱顶约100～300mm处。注油结束后静放24小时。注油速度控制在100L/min以下;注油温度控制在50～60℃之间;
c)
将变压器油放至套管升高座以下，套管试验合格，即可进行套管安装。打开运输用盖板及观察，依据安装标记依次把3相CT升高座就位;用专用吊攀和1吨的吊绳，采用一钩一葫芦法使套管能精确就位，在吊起套管之前，用大于套管长度的尼龙绳下沉至套管尾部外面，下端通过六角螺栓旋入引线接头上端面螺孔内，尼龙绳穿过定滑轮;套管缓慢向升高座降落，同时降落引线，将引线与绕组接头接牢，通过观察孔监视套管就位，确保套管尾部插入绕组均压球的正中心，引线无扭曲，拧紧套管法兰与升高座法兰螺栓;爬上套管顶部连接导电杆;中性点套管、低压套管安装方法类似高压套管安装。进行高中低压套管、将所有管路及附件外表面的油污、尘土等杂物清理干净。检查与冷却器、储油柜联结的等所有油管路、各种升高座内表面是否清洁，用干净白布擦至布表面不得出现油污及杂物为止中性点套管、铁芯接地套管、夹件接地套管、油路管和瓦斯继电器的安装;安装前，逐个测量冷却装置上下两个联结法兰中心距，再测量变压器上的上下两个法兰的中心距，将数字相同的对应起来，便于安装。
d)
吊起冷却装置上端接口法兰与主体上部接口法兰对正带上螺栓，下部法兰对正，带上螺栓，调整位置，紧固螺栓。
e)
用真空滤油机通过变压器底部阀门真空注油从底部阀门向升高座、套管箱及油枕等处补油，至油枕放气塞冒油，关闭油泵，依据温度曲线放油至规定油位;从有载开关的注油口向有载开关补油。注油完毕后至少须静置48小时以上，检查变压器无渗漏，利用所有的放气塞放气。
f)
变压器检漏，变压器静放;中性点隔离开关等设备安装。
3.3 10KV屋内配电安装
a)
配电装置施工应具备的条件：1)与电气盘、柜安装有关的建筑物、构筑物的建筑工程质量，要符合国家现行的招考式程施工及验收;2)屋顶、楼板施工完毕，不得渗漏;结束室内地面工作，室内沟道无积水、杂物;3)预埋件及预留孔符合设计要求，预埋件牢固;4)门窗安装完毕：进行装饰工作时有可能损坏已安装设备或设备安装后不能再进行施工的装饰工作全部结束;
5)装有空调式通风装置等特殊设施的，须安装完毕，投入运行。
b)
建筑施工交接验收完毕，有相应验收合格记录。
c)
做相应的安全技术交底，现场清点验收变压器本体及附件并做好相应记录。
d)
设备开箱搬运不得在雨，雪天进行，以防设备在开箱后淋雨受潮。
e)
由于开关柜体积大又相对比较重，故运输和装卸应由专业起重工负责指挥，电气安装工配合。开关柜在搬运过程中，不得倾翻，倒置和遭受剧烈震动搬运采取用吊车吊至开关室门口处，在开关柜底部加滚杠进行。搬运顺序应根据安装位置按照从里到外的顺序进盘，并确保设备的安全就位。
f)
按主变进线柜为基准，保证柜顶母线中心线与进线套管中心一致后两侧开始并柜。按设计位置和尺寸对第一块柜进行定位找正，达到要求后，可在开关柜底板上四孔处用电焊点焊固定。依次将盘逐块靠紧，同时可以进行穿主母线的工作。检查盘间螺丝孔应相互对正，如果位置不对可用圆挫修整或用电钻重新开孔，带上盘间连接螺栓。以此为基准，用撬棍对两边的盘进行统一调整，调整盘间螺丝松紧，使每块盘达到规定要求，依次将盘点焊固定。
g)
开关柜全部找正完后，对尺寸进行全部校核，用线坠和仪器检查整体盘的垂直误差和水平误差，达到规范要求后再用电焊在盘板四孔处将盘与基础正式焊牢。
h)
柜内主母线是由厂家成套供货，厂家按母线安装顺序给予编号。母线的组装连接根据此编号来进行安装，其安装的相序应符合系统相序，母线相色标志应完整明显。检查母线表面应光洁平整，不应有裂纹、褶皱、及变形和扭曲现象。
i)
母线接触面加工后去除氧化膜，并涂一薄层电力复合脂，保持清洁。母线平置时，贯穿螺栓应由下往上穿，其余情况下螺母应置于维护侧。螺栓长度宜露出螺母2-3丝。贯穿螺栓连接的母线两侧均应有平垫圈，相邻螺栓垫圈间应有3mm以上的净距，螺母侧应装有弹簧垫圈或锁紧螺母。螺栓受力应均匀，与设备连接时不应使电器端子受额外应力。母线接触面应接触紧密，连接螺栓应用力矩扳手紧固，力矩值应符合规定其螺栓与垫圈均应为镀锌件。(M16螺栓紧固力矩值
78.5～98.1N.m，M12螺栓紧固力矩值31.4～39.2N.m)。
j)
母线安装完毕后,应将母线室清扫干净,
已安装的母线其母线对地、不同相之间安全距离应符合规程中规定,即不小于
125mm。达到要求后将各个盖板封闭起来。
k)
打开小母线室顶部盖板按照直流母线系统要求联接好柜顶小母线。
l)
将各柜柜后的接地母线连接起来,用软电缆线与主接地网(槽钢)连接,每段按2点接地。
m)
检查及调整检查盘、柜内断路器的密封情况、分合闸性能、操动机构弹簧储能性能，并按断路器使用说明书要求进行调整。盘、柜及其内部设备与各构件间连接须牢固。成套柜的机械闭锁、电气闭锁可靠、准确;动、静触头的中心线保持一致，触头接触紧密;二次回路铺助开关的切换接点动作准确、可靠。机械或电气连锁装置动作正确可靠，断路器分闸后，隔离触头才能分开;二次回路连接插件接触良好。
n)
电抗器、安装按图纸定位尺寸进行就位安装。穿墙套管安装时，应在穿墙钢板上开一条5mm缝隙，用铜焊封堵并可靠接地。母线桥安装时要保证与穿墙套管、进线柜连接端子的中心应一致母线配制安装应在连接设备安装定位后进行，母线固定金具与支柱绝缘子之间的固定应平整牢固,不应使所支持的母线受到额外的应力。
o)
安装好以后的配电柜相当容易受到操作及污染，对开关柜内部进行全面清理,采取相应的保护措施。设备安装以后及时用塑料薄膜对设备面漆进行保护，必要时应以防水罩加以覆盖。
3.4 电缆敷设
a)
电缆支架固定牢固、横平竖直、整齐美观，单侧整条线路和接地网相连的接地点不小于2点。
b)
敷设前对整盘电缆进行绝缘测试，检查电缆绝缘是否合格。1KV以下的动力电缆用1000V兆殴表，控制电缆用500V兆殴表，6KV以上电缆用2500V兆殴表，并做好原始记录。
c)
准备好需敷设电缆的临时标签牌;敷设前定出电缆敷设总负责人来指挥整个电缆敷设工作。电缆敷设总负责人要明确各施工人员的具体任务及职责;所有电缆敷设过程中所用到的工器具在敷设前检修完毕，并准备到位。
d)
专业技术人员根据系统各区域的电缆清册汇总，总负责人进行统筹安排，并根据敷设计划，制定出劳动力使用计划及电缆敷设计划。
e)
电缆敷设的一般程序应为：先敷设长途电缆，后敷设短途电缆;先敷设集中的电缆，后敷设分散的电缆;先敷设电力电缆，后敷设控制电缆。
具体流程参见图4.1框图
图纸会审
开列电缆敷设清单
施工材料及工器具准备
检查电缆敷设条件
在电缆敷设起点位置架设电缆盘
电缆敷设
电缆固定整理
检查验收
图4.1
f)
电缆盘运输：电缆运输用汽车和吊车，短距离的可用人力滚动推运，滚动时要使电缆绕向与滚动方向一致。
g)
电缆盘架设：缆盘应用专用的起架工具架起，一般离地面100毫米为宜;电缆绕向应按顺时针与电缆敷设方向保持一致,相同型号规格的电缆盘应架设在一起,大的电缆盘应用吊车架设到盘架上。电缆应从盘的上端引出，不应使电缆在支架上及地面摩擦拖拉。电缆上不得有铠装压扁、电缆绞拧、护层折裂等未消除的机械损伤;严禁将电缆盘平放在地面上而甩放电缆，因为这会使电缆扭转而造成损坏。
h)
系统的电缆敷设路径全部安装结束并经过验收合格，路径未安装好或验收不合格的电缆路径，严禁进行电缆敷设。现场条件必须具备,条件不具备的严禁进行电缆敷设。准备工作必须充分。准备工作不充分的严禁进行电缆敷设。
i)
电缆敷设人员应熟悉施工图纸、电缆清册、电缆路径和编号。清楚每一根电缆的敷设路径、起点、终点位置。明白每根电缆的型号规格、电缆编号、用途、长度等。严格按照技术员开列的并经过审批的电缆敷设清单敷设，确保每一根电缆敷设以路径正确，电缆起点和终点位置正确。
j)
电缆敷设人员要听从指挥，统一调度。对于电缆盘处、起点、终点、过墙处、转弯处等位置应安排专人把关，分工明确，各负其责，联系有序，有条不紊。
k)
电缆领运前认真核对电缆盘上的长度与实际是否相符,电缆的型号规格与所需是否相符，保证所用的电缆与电缆盘编号对应;型号规格正确;电缆绝缘测试合格。
l)
电缆敷设过程中，必须严格控制工艺质量，即每一根电缆敷设到位以后，必须及时进行电缆排列绑扎和固定整理;
严格按照电缆敷设清单上标示的敷设顺序施工，同一区域或系统的电缆应尽量一次性敷设完毕;同种型号规格、相同路径走向的电缆应尽量一起敷设完毕;缆型号规格原则上不准代用，除非设计变更;并联敷设使用的动力电缆，其长度、型号规格及敷设路径一致;电缆的弯曲半径应符合规范规定：控制电缆≥6倍电缆直径;聚乙烯绝缘动力电缆≥10倍电缆直径;交联聚乙烯绝缘动力电缆≥15倍电缆直径。
m)
电缆在电缆沟支架上从上到下排列顺序：10KV、380V电力电缆、控制电缆、通讯电缆;直线段电缆每隔2米处加以绑扎固定，材料用尼龙扎带或专用扎线，固定绑扎方式一致;转弯处电缆在转弯两端加以固定绑扎，用尼龙扎带绑扎;在电缆接头的两端和电缆的终端处应加以固定。
n)
电缆排列应整齐美观，所有电缆向外引出或向盘柜引出方向一致，电缆弯曲弧度一致，电缆排列顺序和接线图纸位置对应。确保电缆排列整齐美观;控制电缆允许多层排列，但不宜超2层;电缆在支架上的敷设应符合下列要求：控制电缆在普通支架上不宜超过一层;交流三芯电力电缆在普通支架上不宜超过一层
o)
电缆备用长度以超过接线位置1米为宜，相同接线位置的电缆其备用长度应一致。当暂时不能确定接线位置时，电缆备用长度以超过盘柜顶部为准;每根电缆敷设到位以后，应做好施工记录,并立即在电缆两端挂上电缆号牌;电缆号牌上应写明电缆编号、电缆型号规格、电缆起点设备名称电缆终点设备名称。
p)
用专用尼龙扎带或扎线绑扎电缆号牌;电缆号牌绑扎应牢固，固定方式一致，高度一致，号牌正面统一朝外。
q)
做头接线时先一侧接，接线完毕后对线接另一侧，接线工艺要美观。
3.5 接地
3.5.1接地施工的主体方案(施工流程图)
接地极制作
技术交底
图纸会审
施工准备准备
接地扁钢敷设
接地极安装
接地沟开挖
定位放线
隐蔽前检查、回填土夯实
防腐
接地极与扁钢焊接
接地电阻测量
避雷带施工
接地引上线施工
结束
验收签证
接地标识
a)
临时设施布置;避雷针引下线施工需要搭设脚手架;接地引上预留线需临时固定;夜间施工照明充足;接地极的制作安装;接地极用Ф60×3.5镀锌钢管制作，长度为2500MM，底部120MM处加工成易打入地下的尖状形,如下图。
b)
接地管帽加工制作(如图)。
c)
与接地线连接接地极管箍
用-40×4镀锌扁钢截取长度为400MM和350MM两种规格，按下图尺寸加工。(如图)
d)
将接地极按图纸标明的位置打入地下，接地极的顶面埋设深度为800MM;接地网的边缘经常有人出入的走道处要铺设砾石、沥青路面或做帽檐式均压带;
3.5.2接地网施工
a)
按照设计图纸要求，按照接地网的施工位置先划线后开挖地沟至-1000MM高度;用-50×8镀锌扁钢敷设在接地沟内，与接地极焊接成为一个完整的接地网，焊接处要进行沥青漆防腐。所区
接地网网施工结束后，测量接地电阻不大于0.1欧。集中接地装置的冲击电阻要小于10欧。独立的建筑物的接地装置接地电阻不大于4欧。建筑物外的接地网(带)距离建筑物墙体的距离为1.5M。独立避雷针及集中接地装置与道路的距离要大于3m，否则要采取均压装置;焊接应采用搭接焊，其搭接长度必须符合以下规定：扁钢为其宽度的2倍;圆钢为其直径的6倍;圆钢与扁钢连接时，其焊接长度为圆钢直径的6倍。
b)
接地母线与接地极连接应采用焊接，在保证长度情况下，至少不少于三边焊接。如图所示。
3.5.3设备接地
a)
室内主设备基础有两点与接地网连接，连接方式为焊接，设备基础至接地网之间为暗敷，在地面二次抹平之前紧帖毛地坪敷设。电气设备再与其基础可靠连接.
b)
室外电气设备，其型钢基础有两点通过独立的扁钢与接地网连接，连接方式为焊接，敷设方式为直埋其深度-800MM，设备本身再用绝缘导线通过螺接方式与其基础相连;若设备无型钢基础，可在设备侧接地扁钢上打Φ10的孔，用M10×40的镀锌螺丝通过绝缘导线把设备与接地扁钢连起来。也可在设备的电缆保护管侧面焊一颗M10×40螺丝，通过此螺丝用绝缘导线把设备与电缆保护管连起来，再把电缆管的另一端与接地网相连，连接方式为焊接。高压电气设备如断路器、电流互感器、电压互感器、避雷器、隔离开关的外壳要设两根与主地网不同地点连接的接地引下线。两根接地引下线应直接与设备接地端子和钢底座相焊接，再与主接地网连接。所有构架和设备支架的接地均应从柱顶钢板处焊接接地引下线。各设备的接地点要有明显标识。
3.5.3避雷针(网、带)及其接地装置的安装
a)
避雷针(网、带)及其接地装置，应采取从下而上的施工程序。首先安装集中接地装置，后安装引下线，最后安装接闪器;独立避雷针(线)应设置独立的集中接地装置。与接地网连接时，电气设备与主接地网连接点，沿接地体的长度不得小于15M;避雷针(带)与引下线之间的连接采用焊接。建筑物上的防雷接地设施采用多根引下线时，宜在各引下线距地面的1.5-1.8M处设置断接卡;屋顶利用钢结构作为避雷带。为不影响建筑美观，避雷带引下线，沿柱暗敷设(可利用柱内钢筋)与主接地网可靠连接，与接地网连接处设垂直接地极。同时在距地面0.3M处，接地引下线为明敷，并设明敷接地标志。
b)
在各个建筑物的基础施工到零米或接近于零米时，并且确认不在开挖后，该建筑物的室外接地网即可以施工。在主地网施工过程的同时要将接地线引接到各主要设备附近，以便于电气设备、和其它设备的接地。主接地网的四角要做成圆弧形，圆弧的半径要大于均压带间距的一半。
c)
建筑物内的接地可以在毛地坪做好后施工，若利用建筑物内的梁、柱钢筋做接地引下线时，要按照施工图纸的要求提前用扁钢将钢筋引接出来。引接的钢筋数量要符合图纸的要求;室内接地干线与室外接地网应按图纸要求可靠连接，接地点的引接数量和引接位置都要符合设计要求;接地线敷设时，如果遇地沟或其他管道设备时，将该部分接地线埋深;接地线引入建筑物的入口处，设明显接地标志。
d)
室外接地网施工完成后，实测接地电阻。任何季节都必须满足图纸设计要求，如果不能满足要求，要及时与监理和设计院联系解决方案;与接地线直接接触的下层回填土必须是细质的纯净土壤，不能含有石块、沙土、建筑材料和垃圾等，其厚度不应小于300MM;回填土应分层夯实。
e)
干线引入室内、穿墙、穿楼板时应用φ75镀锌钢管进行保护。室内接地干线沿墙水平敷设或垂直敷设时，接地线应离地面保持250～300MM，并与墙壁有10～15MM的间隙，支撑间距为1.2米。
f)
地线的着色和标记：明敷的接地线均应涂以15-20MM宽度相等的绿色和黄色相同的条纹。在接地线引向建筑物的入口处和在检修用的临时接地点处，均应涂刷接地标志;当接地线跨越建筑物补偿器伸缩缝、沉降缝、与建筑物交叉以及行车轨道连接时，应采用补偿器。
3.5.4室内明接地施工
a)
室内接地母线沿墙体水平敷设。如果遇门，将该部分接地线可靠地敷设于地面下;接地端子用镀锌螺栓制作，与接地线可靠焊接;接地端子在接线盒内，应便于使用和检查，平时将接线盖板盖上;局部明敷的接地线支持件间距，在水平直线部分为0.5～1.5M;垂直部分为1.5～3M;转弯部分为0.3～0.5M。
b)
沿混凝土或砖墙敷设的明接地母线，应按图纸设计要求施工，图纸设计没有明确规定的，用φ10的膨胀螺丝作支持件固定;沿石膏墙体敷设的接地母线，用-40×4的镀锌扁钢作支持件，支持件用自攻螺丝固定在肋条上，再与接地母线焊接;接地线与建筑物墙体的间隙为10～15MM。水平直线部分的接地线，不应有高低起伏及弯曲等情况;明敷接地线表面应涂15～10MM宽度相等的绿色和黄色相间的条纹;在接地线跨越建筑物伸缩缝、沉降缝时，应设置补偿器。补偿器可用接地线本身弯成弧状代替。
c)
接地体(线)的连接;接地线之间的连接应为焊接，只有接地电阻检查点和采用焊接有困难时，才允许用螺接或安装断接卡;接地体(线)的焊接处应做防腐处理，镀锌件焊接部位应涂沥青;所有大门入口，应敷设帽沿式均压带。
d)
主接地网、各层接地、设备接地和接地引下线施工时需与建筑配合施工。
e)
接地工程属隐蔽工程，必须确保施工质量。接地工作分地沟开挖、接地体安装、回填土三个阶段，施工时要做好相应的施工记录。按区域进行三级检查并在回填土前通知监理按检验批进行验收。
4.安全文明施工
a)
设备集中装卸和运输中,应由起重工负责指挥,电工配合,措施得当,保证人身与设备的安全。
b)
盘开箱后应立即将开箱板等杂物清理干净,以免阻塞通道或钉子扎脚。
c)
电动工具使用时,电源引线应安全可靠,接地良好。
d)
当日施工结束后,要及时清理,做到工完料尽场地清。
e)
设备安装好后,应用雨布覆盖，防止土建后续施工造成二次污染。
f)
运输电缆盘时盘上的电缆端头应固定好，滚动电缆盘的地面应平整，破损的电缆盘不得滚动。
g)
六氟化硫组合电器在运输就位过程中,要小心谨慎不得倾倒。
h)
GIS的附件和备件要置于干燥的室内，瓷件要安放稳当不得碰撞。
i)
SF6在搬运时要轻搬轻卸，严禁溜放。并不得与其它气瓶混放。
j)
施工过程中要防止人员碰伤。要有专人负责安全工作。
k)
梯子摆放规范，上下传递物件不允许抛掷。
l)
工器具应排列整齐，便于取用，并设专人管理工具，实行取还登记制度。
m)
工作场所应配备足够的消防器材，周围应拉上警械线，设置警示标牌，标牌上明确施工负责人及安全防火负责人。作业区内禁止吸烟。
n)
施工前组织对全体施工人员的安全技术交底，并做好安全施工交底签证。
5.
电气试验调试
5.1仪器设备
使用的表计、仪器均能及时到达现场，均在有效期内。所需要仪器如下：
a).AI-6000数字电桥
b).YL-150高压标准电容器
c).5kVA/50kV试验变压器两台
d).
MOM690数字微欧计
e).3528D全自动变比测试仪器
f).JD2540变压器直流电阻测试仪
g).
FKTK-200kVA/200kV调频式串联谐振耐压试验装置
h).
FKTK-60kVA/20
kV串联谐振耐压试验装置调频式串联谐振耐压试验装置
i).ZGF-300/5直流高压发生器
j).BGG60-2直流高压发生器
k).OST-A全自动试油机
l).LEM数字兆欧表
m).5650ASF6气体检漏仪
n).DF1024波形记录仪
o).MPT-02B微机保护测试仪
p).FLUKE数字万用表两块
q).电流表(5-100A)一块
r).
电流表(0-5A)两块
s).
电流表(0-1A)一块
5.2主变系统
相应计划及内容详见下表：
阶段
相应工作内容
安装前
准备工作：搜集、审查、熟悉设备本身及相关技术资料、规程规范
1.1油纸电容式套管绝缘电阻、介质损耗角正切值tgδ
1.2升高座CT变比、极性、伏安特性、二次绕组绝缘电阻及交流耐压试验
2.1测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻
安装后
3.1测量绕组连同套管的直流电阻
3.2检查所有分接头的变比及接线组别
3.3测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比
3.4测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ
3.5测量测量绕组连同套管的直流泄漏试验
3.6绝缘油耐压、微水、色谱、简化分析
起动后
4.1额定电压下合闸冲击试验
5.1相位检查
要点及说明：
由于油纸绝缘有存在气隙而造成局部放电损耗的可能，固套管的介损试验分别在10kV、30kV、50kV、73kV电压下各试验两次。
5.3 110kV
GIS系统
相应计划及内容详见下表：
阶段
相应工作内容
充气前
准备工作：搜集、审查、熟悉设备本身及相关技术资料、规程规范
1.1CT变比、极性、伏安特性、二次绕组绝缘电阻及交流耐压试验
1.2PT变比、极性、一次直阻、绕组绝缘电阻测量及交流耐压试验
1.3避雷器的绝缘电阻测量、UDC1mA、I75%DC1mA
1.4主回路直流电阻测量
充气后
2.1断路器最低动作电压、动作时间、主回路直阻、分合闸线圈直阻及绝缘电阻测量
2.1单元气隔密封行试验(检漏)
2.3单元气隔SF6微水含量测量
2.4气体密度继电器、压力表校验
3.1组合电气操动试验
3.2主回路及其它设备绝缘电阻测量
4.1主回路交流耐压试验
要点及说明：
a).由于GIS绝缘结构特殊，PT励磁电流无法测量;
b).同样，避雷器试验是否进行也要看设备的结构而定;
c).GIS主回路耐压试验采用调频式串联谐振耐压试验装置，非工频耐压;升压时电压-时间曲线征求制造厂、业主、监理的意见拟定。
5.4 10kV配电系统
相应计划及内容详见下表：
阶段
相应工作内容
屏柜就位后
准备工作：搜集、审查、熟悉设备本身及相关技术资料、规程规范
1.1CT变比、极性、1.2伏安特性、绕组绝缘电阻及交流耐压试验
2.1PT变比、极性、2.2励磁电流、一次直阻、绕组绝缘电阻测量及交流耐压试验
3.1避雷器的绝缘3.2电阻测量、UDC1mA、I75%DC1mA
4.1断路器最低动4.2作电压、动作时间、弹跳时间、回路直阻、分合闸线圈直阻及绝缘电阻测量
母线连通、清扫、封闭后
5.1母线、绝缘子、断路器绝缘电阻测量
6.1母线、绝缘子、断路器交流耐压试验
要点及说明：
真空断路器的断口耐压标准，“规程”上无明确规定，宜根据断路器厂家的技术标准、监理、业主的意见拟定。
5.5 10kV无功补偿系统
相应计划及内容详见下表：
阶段
相应工作内容
设备就位后
准备工作：搜集、审查、熟悉设备本身及相关技术资料、规程规范
并联电容器及放电线圈
串联电抗器
1.1测量电容量
1.2测量绝缘电阻
1.3放电线圈试验(内容等同PT)
1.4测量绕组连同套管直流电阻
1.5测量绕组连同套管的绝缘电阻
1.6
测量铁芯夹间绝缘电阻
2.1极板/绕组连同套管交流耐压试验
2.2绕组连同套管交流耐压试验
起动后
3.1额定电压下合闸冲击试验
5.6 10kV所用变及接地电流补偿系统
相应计划及内容详见下表：
阶段
相应工作内容
设备就位后
准备工作：搜集、审查、熟悉设备本身及相关技术资料、规程规范
所用变及接地变
消弧线圈
1.1绕组连同套管直流电阻
1.2检查变比及接线组别
1.3测量铁芯对夹件绝缘
1.4绕组连同套管绝缘电阻
1.5测量绕组连同套管直流电阻
1.6测量绕组连同套管的绝缘电阻
1.7测量铁芯对夹件绝缘
2.1绕组连同套管交流耐压试验
2.2绕组连同套管交流耐压试验
起动
3.1额定电压下合闸冲击试验
4.1检查相位
5.7 高压交联电缆试验
内容包括：
a).绝缘电阻测量;
b).交流、直流耐压试验。
要点及说明：
根据经验，原先采用的直流耐压试验不能有效地发现交联乙烯电缆的绝缘缺陷，反而可能造成绝缘的累计破坏，近年来逐步推荐采用交流耐压试验(大多为变频串联谐振)，本所电缆采用何种耐压试验，宜根据监理、业主的意见拟定。
5.8 全所接地电阻测量
内容包括：
a).主网接地电阻测量;
b).独立避雷针等其他独立接地体的接地电阻测量。
要点及说明：
a).采用工频大电流法;
b).测试标准参照设计图纸。
5.9继电保护、自动装置及系统调试
相应计划及内容详见下表：
阶段
相应工作内容
屏柜就位
准备工作：搜集、审查、熟悉设备本身及相关技术资料、规程规范
主变及110kV
保护、自动装置
10kV保护自动装置
结线完毕
1.1电流回路通电检查
1.2回路通电检查、电压并列
1.3开关试操作
1.4电流回路通电检查
1.5回路通电检查、电压并列
1.6开关试操作
2.1电压并列/切换联动试验
2.2保护/开关联动试验
2.3备用电源自投联动试验
2.4保护/开关联动试验
2.5电压并列/切换联动试验
第五篇： 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……