220kv龙兴北智能化变电站。
调试方案。重庆市送变电工程****。
1.时间安排：2013.10.20—2013.12.31
2.组织措施。
2.1.调试负责人：王伟。
职责：负责全站保护、自动化、通讯、直流调试的人员统筹安排、文明施工。
**：686669
2.2 安全负责人：王晓云。
职责：负责全站人身安全及生产安全。
**：654088
2.3.继保调试专业质量负责人：甘平。
职责：负责全站继电保护方面所有技术管理及生产质量。
**：612089
2.4.通讯自动化调及直流试专业负责人：罗娟。
职责：负责全站通讯自动化调及直流方面所有技术管理及生产质量。
**：677421
3.安全措施。
4.技术措施。
4.1.在进行ct升流、pt加压试验时应检查所有回路是否正确，并且在工作时应通知所有现场其他工作人员注意，并与其设备保持安全距离，ct升流时应严禁二次开路，pt加压时应严禁二次短路。
4.2.电流回路一次通电在接线盒处、主变压器上面及高于地面两米以上的地方工作时，必须正确佩戴全方位抗打击安全带。
4.3.施工电源线必须牢固连接，电源盘必须安装漏电保护器，搭接电源的工具必须绝缘良好，在搭接前应断开电源后方可搭接。
4.4.作开关传动试验时，必须通知现场所有人员注意，严禁任何人员接近该设备或者在该设备上的任何回路工作，派人到现场看守，开关上的所有作业必须停止。
4.5.电流互感器作一次通电时，不得在二次电流回路上进行改接线，切换仪器仪表等工作，防止开路后的高电压伤人。
4.6.电压互感器二次回路加压前，必须采取：
断开所有小空气开关；在互感器接线盒内撤开电缆线（或短接接线端子）；检查220kv电压切换装置在正确状态，保证不会倒电至其它回路和其它的有效措施。
4.7. 电压互感器二次回路加压过程中，必须保证各工作点之间的通信联系畅通，各加压屏位应有人看守，此时不得进行二次回路的改接线工作，发现问题立即断开试验电压。
4.8.测量二次回路绝缘电阻时，应停止在二次回路上的所有工作，测量完毕并对回路放电后方可开始工作。
4.9.二次回路耐压试验必须在二次回路绝缘电阻测试合格后进行，试验时，必须在所有带有试验电压的端子箱、操作箱、保护屏、测控屏等设备处派人看守，防止触电伤人。
4.10 对继电保护装置进行单体调试，单体调试按作业指导书进行。
4.11 二次回路绝缘及耐压试验，全部二次回路绝缘使用1000v兆欧表测试不得低于1mω.对重要回路如：
重瓦斯、速动油压、绕组温高，油温高等跳闸接点应专门测试接点之间绝缘最小不能低于10mω。
4.12 电流回路检查试验，所有电流回路应接线正确，每组ct只能一点接，应对电流回路进行通电试验以检查接线正确。对所有ct应作现场使用变比和极性测试。
4.13 二次电压回路试验，检查从pt接线盒开始所有pt二次回路接线正确220kvpt、110kvpt及10kv pt的n600应连每个电压等级各自连通并在相应的电压等级处一点接地。
4.14 站用变配电检查。
380v低压站用配电柜、站变室交流分配屏和试验电源屏待接线安装完毕后，厂家配合上电、调试检查其正确性。
5.试验仪器清单。
220kv龙兴北智能变系统简介。
变压器：最终3×240mva，本期2×240mva，有载调压风冷变压器，电压等级220/110/10kv，220kv及110kv侧为双母分段接线，10kv为单母线分段接线，##2号变10kv侧为双分支接线，本期上2－3段。
220kv出线：最终8回，本期2回，母联1回，220kvi、ii段母线pt各1组。
110kv出线：最终18回，本期8回，预留10回，母联1回，110kvi、ii段母线pt各1组。
10kv出线：最终出线12回，电容12回，站变2台；本期电容8回，站变2台，电抗4回。
直流系统：本站设置一体化电源1套，其中包含站用交流电源，直流电源，交流不间断电源（ups），通信直流变换电源（dc/dc)，本站设置有两组阀控式密封铅酸蓄电池，每组容量为500ah，每组104支。
整站建立在dl/t860通信技术规范基础上，按分层分布式来实现智能变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。从整体上分为三层：站控层、间隔层、过程层。
全站自动化系统的监控范围按照dl/t5149—2011规程执行，并且增加一体化电源。
站控层与间隔层保护测控等设备采用dl/t860通信协议。
间隔层与过程层合并单元通讯规约采用dl/t860通信协议。
间隔层与过程层智能终端采用goose通信协议。
本站设立一套gps对时系统，站控层系统采用sntp网络对时，间隔层、过程层设备采用irig—b码对时。
goose信息传输模式：10kv低周低压减载装置、主变保护跳母联（或分段）、母差采用goose网络跳闸，其他保护装置的跳合闸goose信号采用光纤点对点方式直接接入就地智能终端；测控装置的开出信息、逻辑互锁信息、断路器机构的位置和告警信息以及保护间的闭锁、启动失灵信息通过goose网络进行传输。
smv采样值信息传输模式：保护与合并单元点对点方式直接连接，测控、电度、录波、网络记录通过过程层网络采样。变压器的非电量保护采用电缆直接跳闸。低周减载采样值采用直接采样。
10kv采用常规互感器，配置保护测控一体化装置。
220kv龙兴北智能变调试工作。
一、调试方案制定依据。
智能变电站继电保护技术规范》
国家电网公司2023年新建智能变电站设计补充规定》
国家电网公司智能变电站优化集成设计建设指导意见》
220kv智能变电站设计规范》
dl/t860工程继电保护应用模型》
通讯协议：dl/t860
额定交流电压（数字量）：gb 20840.7-2007
额定交流电流（数字量）：gb 20840.8-2007
工作环境：gb/t 15145-94
继电保护和安全自动装置技术规程：gb14285-1993
二、调试前培训内容。
1．包括培训前准备、培训二次调试相关内容、应该掌握的数字化变电站相关基础知识、数字化变电站用调试工具使用方法、调试人员基本素质要求等。
2．要求相关调试人员熟悉全站装置的联接方式，各类通讯协议的运行方式及站内设备虚端子配置。
3．要求相关调试人员能熟练操作各类数字化变电站用调试工具及设备，以完成各类相关实验。
4．要求相关调试人员对数字化变电站相关知识有所了解，对本站配置的特别之处有所了解。
三、调试项目：
全站的保护：主变、线路、电容、站变、公用回路以及网络系统。
全站自动化：遥信、遥测、遥控。
全站直流通讯。
四、调试内容。
1、全站直流的检查及开关、刀闸拉合试验。
1.1 对全站开关、刀闸、地刀的就地/远方分合试验，对应到各自的智能操作箱的位置是否正确。
2、ct回路检查：包括电流互感器极性、变比、伏安特性、准确级、二次回路以及绝缘的检查。
2.1 电流互感器的极性试验：用电流互感器测试仪对电流互感器进行通电试验，通过对电流互感器一次加大电流，然后采集电流互感器二次线圈互感出的电流方向来判断电流互感器的极性。
2.2 电流互感器变比试验：用电流互感器测试仪对电流互感器一次进行升流，然后通过采集电流互感器二次线圈互感出的电流大小来确定变比，然后再看相应支路的保护装置显示值是否正确。
2.3 电流互感器的伏安特性：电流互感器p级的二次绕组要进行伏安特性试验，通过对电流互感器二次绕组加电压，测出电流互感器的允许负载、拐点电流电压，通过计算来算出电流互感器误差是否满足在10%以内。
2.4 绝缘测试：电流回路检查完毕后，要进行绝缘检查，绝缘值必须达到合格值。
注意：ct二次回路在试验过程中严禁开路。
3、pt回路检查：包括全站母线pt二次回路、刀闸切换、pt并列、pt加压试验；线路pt二次回路、pt加压试验；全站pt接地、击穿保险绝缘测试。
3.1 母线pt检查。
3.1.1 母线pt回路从二次抽头出来需过单相空开，刀闸辅助节点，然后在去母线pt智能终端。
3.1.2 pt二次加压、刀闸切换及pt并列试验：
通过效验仪a660对pt进行二次加压，在加压前必须将pt单相空开断开，加i母保护电压，合上除母联外所有支路的i母刀闸，看相应线路、母差、主变保护装置电压是否显示正确；加ii母保护电压，合上除母联所有支路的ii母刀闸，看相应线路、母差、主变保护装置电压是否显示正确；加i母计量电压，合上除母联外所有支路的i母刀闸，看相应线路、母线、主变测控装置电压是否显示正确；加ii母计量电压，合上除母联外所有支路的ii母刀闸，看相应线路、母线、主变测控装置电压是否显示正确；加i母保护及计量电压，合上除母联所有支路的ii母刀闸，看相应的线路和主变保护、测控装置和没有电压，合上母联的开关和刀闸，将并列把手打到并列，看线路和主变保护、测控装置电压显示是否正确；加ii母保护电压，合上除母联外所有支路的i母刀闸，看相应的线路和主变保护、测控装置没有电压，然后合上母联的开关和刀闸，将并列把手打到并列，看线路和主变保护、测控装置电压显示是否正确。
关于将纸质档案数字化 电子化的工作方案
关于将纸质档案。数字化 电子化的工作方案。为解决传统的管理手段查询效率低和档案管理难度大的问题，同时为更好地保存档案和实现档案信息共享，我单位决定将纸质档案数字化 电子化，进行档案信息化建设。特制定了关于将纸质档案数字化 电子化的工作方案，共有四步。具体步骤如下 第一步，对档案进行整理 分类，建立科...
大堡66kV变电站工程试验方案 常规
大堡66kv变电站新建工程。试验方案 常规 编制单位 盘锦金通得工程建设 编制日期 2013年8月。批准年月日。审核年月日。编制年月日。一 试验依据。gb 50150 2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 gb 1094.3 2003 电力变压器第3部分 绝缘水平 绝缘试验和外绝缘空气间隙...