电厂等离子点火系统调试方案
一、分步调试
1、冷却水系统：
（1）条件：母管接完，水泵具备送电条件。
（2）内容：两台水泵试转，吹洗管路一小时；观察水升温情况（3）步骤：A、用临时管路将#1角进、回水管路连通（3#角同样处理）；B、水箱注满水；C、试转两台水泵、查漏、消
缺；D、打水循环一小时；观察水箱升温情况；E、停泵、
水箱排空并清理干净；F、拆除临时管路、G、接点火器进
回水管；H、水箱注满水。
2、压缩空气系统：
（1）条件：母管接完，空压机具备送电条件。
（2）内容：空压机试转，吹扫管路一小时
（3）对接点火器空气管路
3、火检冷却风系统：
（1）条件：风母管接完，火检风机安装完且具备送电条件。
（2）内容：火检风机试转，吹扫管路一小时
（3）步骤：A、就地操作与联锁实验（按风机柜说明书）；
B、吹扫管路一小时（不允许将杂质吹入探头）；
C、接上火检探头。
4、图象火检系统
（1）条件：探头安装完成，接线完成，具备送电条件。
（2）内容：通电检查视频回路、12V电源回路、工业电视、调整四画面分割器（参见四画面分割器说明书）。
（3）方法：手电照射探头，工业电视可显示光亮。
5、控制与电气回路：
（1）条件：热工与电气接线均完成，控制系统与整流柜送电。（2）内容：检查触摸屏至PLC、PLC至整流柜通讯。
6、拉弧实验：
（1）条件：所有安装完成，上述5项实验完成。
（2）内容：A、点火器自适应（参见整流柜说明书）
B、启电弧，确定最佳空气压力范围。
C、断水保护实验
D、MFT停电弧实验
（3）步骤：A、启动冷却水泵使点火器内水压达到0.25---0.3Mpa
B、启动空压机使点火器内空气压达到0.025---0.03Mpa；
C、点火器自适应
D、多次启动电弧确定空气压力范围
E、启动电弧后关闭进水门，电弧自动跳闸
F、启动电弧后热工发MFT，电弧自动跳闸。
7、一次风速在线装置冷态试验
（1）条件：炉内及烟风系统工作全部完成，锅炉送引风机具备启动条件；
（2）方法：启动送引风机，调整一次风门在2—3个不同开度下，就地实测风速，确定测速装置风速系数，修改程序并
校核显示风速。
二、整套启动
1、条件：
〈1〉锅炉启动准备完成；
〈2〉给粉机转速校验无误；
〈3〉确认冷却水系统正常；现场检查要点：A、任意一台冷却水泵运行；B、调整手动阀门使点火器前水压不低于0.25Mpa；
C、水温不高于40℃；
D、管路和点火器内部无泄露。
〈4〉确认压缩空气系统正常；现场检查要点：A、空压机运行；
B、调整手动阀门使启弧前气压值在0.25----0.35Bar之间(点火器数
显表显示值，等于0.025----0.035Mpa)；C、启动前过滤罐必须排污；
D、关闭火检冷风至点火器支管手动门。
〈5〉确认点火器在点火位置，与法兰间无缝隙。
〈6〉确认控制系统正常；A、两台电源控制柜均上电；柜内空气开关合闸；运行灯闪烁；B、触摸屏点火画面中无异常报警；C、控制柜在遥控位。
〈6〉确认火检电视系统正常；A、任一台冷却风机运行；B、冷却风压力正常（3800---4000Pa）；C、火检电视系统上电。
2、内容：投粉实验；确定等离子点火一、二次风速范围、给粉机
转速范围、电弧功率范围。
警告警告：：启炉前必须启动冷却水泵和火检冷却风机启炉前必须启动冷却水泵和火检冷却风机。。锅炉正常运行时必须保证冷却水泵和火检冷却风机的运行时必须保证冷却水泵和火检冷却风机的运行；；
停炉后4小时允许停冷却水泵却水泵；；停炉12小时后允许停冷却风机小时后允许停冷却风机。。
3、方法
3．1启动与停止
〈1〉 调整点火画面中设定电流按键▲或▼使启弧电流在290----320A （细节：按下绿色▲键变为红色，则电流上升；电流达到后再按一下▲键由红变绿，数字调整结束；向下调节时按下绿色▼键变为红色，电流下降；电流达到后再按一下▼键由红变绿，数字调整结束；不允许将按键▲和▼都按为红色。）
〈2〉 按下点火画面“启动”键然后按下右下角“操作确认”键；点火器自动按程序启弧；观察功率曲线基本稳定后（拉弧功率110KW 左右），调整一次风速至22—23m/s ，二次风门开度10---15%。冷态点火时拉弧15分钟后投入给粉机，分别调整给粉机转速为450r/min----1300r/min 。在不同给粉机转速下观察着火情况，如投粉1分钟内煤粉未能燃烧，应立即切断给粉并进行炉膛吹扫后方可重新试验。调整一次风速至19—21m/s ，重复上述试验。记录等离子点火一次风速及给粉机转速范围。稳定燃烧30分钟后逐渐加大二次风门开度观察燃烧状况，确定二次风门开度范围。
〈3〉运行时定时现场观察压缩空气压力变化情况；当电压较低时可缓慢上调空气压力；运行范围0.25----0.65Bar。
〈4〉当点火过程结束时，先将一、二次风及给粉转速调整至正常运行后再停电弧。
〈5〉按下点火画面“停止”键然后按下右下角“操作确认”键；
点火器自动按程序停弧；电流、功率都为零；电压为24V左右。
〈6〉意外断弧时：先停给粉机；调整手动阀门使压缩空气压力值在0.25----0.35Bar之间(点火器数显表显示值)；检查冷却水系统；
进行炉膛吹扫不少于5分钟；重新启动电弧。多次启动不成功时考虑检查阴极和阳极。
4、投粉试验做完后，按正常升温升压曲线启动锅炉。
三、安全注意事项
1、不得带电拆卸设备。
2、设备运行时整流柜内、点火器阴极有强电，点火器有强磁场，
严禁触摸。
3、试验人员严格遵守各项规程，严格按照试验方案进行试验。
4、运行人员应听从试验负责人指挥，遇意外事件立即终止试验，
按运行规程要求及时进行处理。并通知试验人员。
5、试验人员观察着火情况时，不应正对看火孔以免烧伤。
6、投粉试验时，煤粉在规定时间内未燃，必须进行炉膛吹扫。
严禁未吹扫而继续试验。
7、设备运行时，定期观察水箱升温情况。
变电站电气调试的基本方案 电力工程中，从最初的图纸设计到投入运行，电气设备的调试是相当重要的一步，预结算书里电气调试也是必不可少的，让我们一起简单的了解和学习电气调试的基本项目和操作。 电气调试主要指的是电气设备的调整和试验。 在现场按照设计图纸安装完毕后不可以直接投入运行。为了使设备能够安全、合理、正常的运行；避免发生意外事故给国家造成经济损失、避免发生人员伤亡，必须进行调试工作。只有经过电气调试合格之后，电气设备才能够投入运行。其工作质量直接决定电气设备投产后的工作效率、质量，决定电气自动化的实施程度。 电气调试按时间大致分为前期准备阶段、调试阶段、试运行阶段、调试收尾阶段。前期准备阶段主要是对变电所一次设备、二次设备进行初步了解，全面掌握综自系统性能、具体装置、屏功能，达到进行系统调试的要求。调试阶段即结合设计要求和系统功能进行全面细致的试验，以满足变电所的试运行条件。试运行阶段即在所有一、二次设备带电、综自系统全部功能均投入运行的情况下，检验综自系统反映的正确性。在试运行结束后，针对试运行过程中反映出的问题进行消缺处理。最后，在调试收尾阶段做好维护人员和运行人员的培训，文件资料的整理和移交。
一、一次设备调试： 参照《电气装置安装工程电气设备交接验收规程》、《电力建设安全工作规程》（变电所部分）及变电站电气二次图纸等标准进行。对于站内设备的试验应严格按有关规程规范所规定的试验项目进行试验。 1、电力变压器的试验项目,应包括下列内容： a. 测量绕组连同套管的直流电阻; b. 检查所有分接头的变压比; c. 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性; d. 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数; e. 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg; f. 测量绕组连同套管的直流泄漏电流; g. 绕组连同套管的交流耐压试验（35KV及以下）; h. 绕组连同套管的局部放电试验; i. 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； j. 非纯瓷套管的试验; k. 绝缘油试验; l. 有载调压切换装置的检查和试验； m. 额定电压下的冲击合闸试验; n. 检查相位。
电厂调试范围及项目 7.1 汽轮机专业 7.1.1 启动调试前期工作 (1) 收集有关技术资料; (2) 了解机组安装情况; (3) 对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议; (4) 准备和校验调试需用的仪器仪表; (5) 编制调试方案和措施。 7.1.2 启动试运阶段工作 7.1.2.1 分系统试运工作 (1) 检查了解各辅机分部试运情况, 协助施工单位处理试运中出现的问题; (2) 各辅机保护、联锁检查试验; (3) 安全门校验及调节门、抽气逆止门、电动门动作检查试验; (4) 汽轮机组辅助蒸汽管道吹洗; (5) 循环水系统调试; (6) 辅助蒸汽系统调试; (7) 凝结水系统调试; (8) 除氧、低压、给水系统调试; (9) 电动给水泵调试; (10) 高、低压加热器系统调试; (11) 真空系统调试; (12) 抽汽加热器及疏水系统调试; (13) 轴封系统调试; (14) 汽轮机润滑油及盘车顶轴油系统调试; (15) 发电机空冷及密封油系统调试; (16) 调节系统静态调试; (17) 配合热工DEH静态调试;
(18) 热工信号及联锁保护检查试验; (19) 汽门关闭时间测试; (20) 进行锅炉点火吹管; (21) 工业水系统调试; (22) 配合安装单位进行除氧器安全阀校验; 7.1.2.2 整套启动试运阶段调试工作 (1) 各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运; (2) 热控信号及联锁保护校验; (3) 各分系统投运; (4) 给水泵带负荷工况的检查和各典型负荷工况下振动的测量; (5) 机组冷态启动调试; (6) 发电机空冷系统投入; (7) 汽轮机OPC试验; (8) 汽轮机危急保安器调整试验; (9) 汽轮机超速试验; (10) 高压加热器汽侧冲洗; (11) 机组温态及热态启动; (12) 机组振动监测; (13) 机组冲转、并网及带负荷调试; (14) 高、低压加热器投运及高压加热器切除试验; (15) 真空严密性试验; (16) 主汽门及调速汽门严密性试验; (17) 甩负荷试验(50%、 100%); (18) 自动调节装置切换试验; (19) 变负荷试验; (20) 主机保护投入, 检查定值; (21) 配合热工专业投入自动;
潞安余吾热电有限责任 公司2×135MW 机组工程 西北电力建设调试施工 研究所调试措施 LA1CH0705 共13 页 潞安余吾热电厂2×135MW 机组工程工业废水处理系统调试方案 西北电力建设调试施工研究所 发行时间二○○七年元月 潞安余吾热电有限责任公司2×135MW 机组工程工业废水处理系统调试方案 1 方案名称：潞安余吾热电有限责任公司2×135MW 机组工程 工业废水处理系统调试方案 方案编号：LA1CH0705 出方案日期：2007 年01 月保管年限：长期 密级：一般试验负责人：袁选民 试验地点：余吾热电厂 参加试验人员：力江、封帆等 参加试验单位：西北电力调试施工研究所、中煤建筑安装工程公司第69 处、余吾热电厂、建通电力工程建设监理公司 试验日期：2007 年01 月打印份数：份 编写：封帆立江审核：袁选民 批准：雪飞 潞安余吾热电有限责任公司2×135MW 机组工程工业废水处理系统调试方案 2 目录 1.编制目的 2.编制依据 3.调试质量目标 4.系统及主要设备技术规 5.调试围 6.调试前应具备的条件
7.调试工作程序 8.工业废水处理系统调试步骤 9.组织分工 10.安全注意事项 11.附件 潞安余吾热电有限责任公司2×135MW 机组工程工业废水处理系统调试方案 3 1.编制目的 1.1 为了指导及规工业废水系统的调试工作，保证调试过程能有效安全地 进行，制定本措施。 1.2 检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。 1.3 检查设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。 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》 2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 年版） 2.3《火电工程启动调试工作规定》（1996 年版） 2.4《电力建设施工及验收技术规》水处理及制氢装置篇（1988 年版） 2.5 设计图纸及设备设明书 2.6《污水综合排放标准》（GB8978-1996） 3.调试质量目标 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版）》中有 关污水系统各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。 4.系统及主要设备技术规 4.1 系统简介 余吾热电位于省市屯留县余吾乡境潞安矿业集团屯留工业 矿区西侧，本期工程新建2×135MW 超高压、一次中间再热、直接空冷、抽凝式汽轮发电机组，配2×480t/h 循环流化床锅炉。 本期工程设置集中工业废水处理系统以处理全厂工业废水。经常性废水 有：锅炉补给水处理系统的再生酸碱废水及凝结水处理系统的废水、水汽取样排水、主厂房地面排水；非经常性废水有：机组的启动排水、空气预热器冲洗废水和锅炉化学清洗废水；此外还有含油废水。 工业废水处理系统出力50m3/h，含油废水处理系统出力为10m3/h，出水 潞安余吾热电有限责任公司2×135MW 机组工程工业废水处理系统调试方案 4 需达到生活杂用水水质要求，并达到GB8978?1996《污水综合排放标准》第二类污染物最高允许排放浓度的一级标准，其主要指标如下： pH 值 6.5~9 悬浮物 mg/L ≤10 生物耗氧量(BOD5) mg/L ≤10
目录 一、编制依据： (2) 二、编制说明： (2) 三、设备及人员配置 (2) 四、调试分项技术 (3) 五质量保证措施 (14) 六安全及环保措施 (15) 七电气试验数据统计及资料 (16)
一、编制依据： 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006 《电力系统继电保护及电网安全自动装置检验条例》。 《电气安装工程施工及验收规范》GB50303-2010。 有关的电气计量表计检定规程。 电气设备的厂家技术文件资料。 工程项目的施工组织设计。 二、编制说明： 2.1本方案针对XXXXX项目电气工程的安装、调整和试验而编制，施工过程中某些工作将需要生产厂家提供资料或配合的电气调整试验及投电、保运方案视具体情况和需要届时再另行编制。 2.2本工程内容：XXXX变电所一座,共计高压开关柜及其配套设施61台，4台规格型号为SGB10-2500/10的干式变压器及一台型号为SGB10-630/10的干式变压器。 本调试方案即针对以上设备编制。 三、设备及人员配置 1.调试设备
2.人员配置 调试人员1名 配合电工2名 四、调试分项技术 4.1.高压柜设备本体调试
4.1.1电流互感器 ★电流互感器的试验项目，包括下列内容： 1、测量绕组的绝缘电阻； 2、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 3、测量电流互感器的励磁特性曲线； 4、检查互感器引出线的极性； 5、检查互感器变比； ★用电流互感器变比测试仪对电流互感器的变比和极性进行校验； ★在电流互感器一次侧施加电流，检查二次电流回路的完整性和柜上各表计的显示是否正常； ★若继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应对互感器的励磁特性进行校验，同型式互感器相互比较，结果应无明显差别； ★测量电流互感器一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，测试结果与出厂值相比应无明显差别； ★对电流互感器进行绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，耐压过程中应无放电、击穿现象； 4.1.2电压互感器 ★电压互感器的试验项目，包括下列内容： 1、测量绕组的绝缘电阻； 2、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 3、测量电压互感器一次绕组的直流电阻； 4、检查互感器的三相接线组别和单相互感器引出线的极性；
对电厂热工仪表及自动装置维护与调试的研究秦帅 发表时间：2019-09-16T09:22:41.347Z 来源：《基层建设》2019年第18期作者：秦帅 [导读] 摘要：当前我国电力行业发展过程中，电厂热工仪表和自动装置的应用有重要的作用，不仅可以提升电厂的生产效率，还能有效的减少运行成本，增加电厂的经济效益。 中国能源建设集团华北电力试验研究院有限公司天津 300012 摘要：当前我国电力行业发展过程中，电厂热工仪表和自动装置的应用有重要的作用，不仅可以提升电厂的生产效率，还能有效的减少运行成本，增加电厂的经济效益。当前我国电厂热工仪表和自动装置应用过程中存在很多问题，本文将对如何加强电厂热工仪表及自动装置的维护和调控进行系统的分析。 关键词：电厂热工仪表；自动装置；维护与调试 电厂热工仪表的自动控制系统是电厂热电联供应系统的重要组成部分，也是电厂发电系统的基本组件，是整个发电系统运行的基础。如果在应用过程中出现某些故障，会导致整个电厂的发电系统性能降低，为了强化系统运行的安全性，需要制定相应的维护措施和调试方法，保证电厂运行的安全性和可靠性。 一、电厂热工仪表自动装置的应用 1.数据采集是自动装置正常运行的关键 电厂热工仪表和自动装置在实际应用过程中，是由压力传感器、电控阀及传送线组成的，整个电厂系统有重要的作用。随着科学技术的不断发展，为了提升电厂热工仪表和自动化装置的使用功能，需要将先进的科学技术和管理理念应用到其中，当设备系统在使用过程的不会受到其他影响因素的影响，计算机技术的应用，使得整个发电系统的自动控制水平逐渐提升。 2.模拟量控制系统的必要性 机械操作在实践中需要保证高度的警惕性，自动装置系统由于工作的独立性，不会完全保证系统的安全，因此在实践中需要重视数据的使用，保证数据的精准度，通过模拟操作进行检测，对模拟控制量进行系统的分析，提升数据的可靠性。减少工作中的障碍，保证工作过的高效性，提升工作质量。 3.发电机程序的完善性 发电机的正常启动受到变压组的控制，变压组的启动数据在220kv断路器上，开关设备主要用来监管断路器，隔离开关，起到调配的作用。通过测量可知发电机出口电流、电压决定断路器的应用效果，可以通过开启隔离开关变换高压电流，高压设备通常采用一台变压器来控制断路器，实时测量电压的强度，配合应用开关设备的启动。 二、电厂热工仪表及自动装置的维护与调试 1.电厂热工仪表及自动装置的维护 （1）健全电厂热工仪表及自动装置的维护修理记载 电厂热工仪表及自动装置的维护，第一步应从健全维护修理记载着手。经过对电厂热工仪表及自动装置维护修理记载的健全，对电厂热工仪表及自动装置进行全部的记载。这样经过长期的堆集便很会导致把握各部件的运用时刻以及前次维护时刻和替换时刻，这样能够依据维护修理记载加大对各部件的维护和养护，降低毛病的出现率，进步电厂热工仪表及自动装置的运用率。 （2）归纳剖析外表毛病出现前的参数改动以及记载曲线 在电厂热工仪表及自动装置呈现毛病时，要认真剖析该毛病是外表毛病仍是自控体系毛病，这样便于及时的将毛病扫除出来。第一步要归纳剖析外表毛病出现前的参数改动和自动操控体系曲线记载，以找出毛病出现的缘由，而并非经过替换外表来解决毛病。热工外表自动操控体系记载曲线是外表及自动设备毛病缘由的第一步剖析依据，假使外表记载曲线改动较大，记载曲线由原来的变化变为如今的一条直线，则阐明外表体系可能出现毛病。此刻可经过人为地改动一下外表的技术参数，剖析曲线改动状况。如曲线未有任何改动，则可判别出问题可能呈如今外表体系上；如曲线改动正常，则阐明外表体系正常运转。改动技术参数时，若发现记载曲线时而跳到最大或最小，则阐明毛病很可能在外表体系。若电厂热工仪表及自动装置呈现毛病前外表记载曲线改动一向正常，变化呈现后曲线改动无规律或运用体系操控失灵，则毛病可能在技术操作体系上。把握核算机自控体系线性记载以及被监测目标的特性改动，是对电厂热工仪表及自动装置进行维护的条件，经过对这两点进行归纳剖析能够断定电厂热工仪表及自动装置的毛病。 （3）做好电厂热工仪表及自动装置的平常维护作业 电厂热工仪表及自动装置的运转环境相对杂乱，因而，在平常作业中有必要定时地进行查看和维护。第一，应定时对电厂热工仪表及自动装置的周围环境温度进行查看。防止工控核算机处于湿润、枯燥的环境下。关于热工外表而言，环境温度尤为重要，假使温度过高会导致损坏外表自动化操控体系内部元件功能，然后加大毛病出现率，温度过低，则易使模块呈现凝露现象，降低回路的安全系数，然后致使操控体系出现反常。在室外锅炉中，以汽和水做介质进行压力和流量检测的热工外表设备，在冬季很容易因低温而引起管路冻堵，无法进行检测。因而，在冬季平常维护中相应要做好对外表设备的保温伴热作业，坚持外表正常运转。第二，加强热工外表适应性技术改造，增强外表及自动设备的运转的安全性。尽量挑选合适恶劣环境的外表设备，加强对周围晦气环境要素的防护，，削减周围晦气环境要素对电厂热工仪表及自动装置的影响。 2.热工外表与自动设备的调试 因为热工外表毛病或自动设备毛病进行零件替换和体系功率改动致使参数相应改动以及介质状况有改动等状况下，要及时对自动体系以及热工外表进行校验调试。热工外表自控体系的运转稳定性与设备的安装调试有着极大的联系。因而，为了加强热工外表及自动操控设备的调试，也是修理部分的重要作业之一。 第一步是对外表进行独自的校验，以保证热工外表与自动设备测试度的精准。在进行外表校验的时候对外表外观进行查看，这样可以保证丈量规模和丈量精度等符合要求。并且关于温度、压力等外表的调查指针要注意其上升和降低应是平稳和无迟滞的。在其他方面还要在体系联合后进行联校，以查看多体系合作的精准度。 在进行电控阀的调试时，要对其进行查看，并调试工控机估计指令宣布后阀体的反映状况，保证指令的宣布，阀体即的进行动作。给变送器供电，连接到回路上，依据外表标准加入相似的信号，验证相应的输出电流。在进行外表联校和外表回路调试时要使源部件方位是
协鑫电厂SDH调试方案华为OSN2500 调试 批准：________________ 审核：________________ 编制：________________ 广州市兆能有限公司 2015年04月
1 概述 1.1工程概述 220kV协鑫电厂通信华为传输设备项目为设备新建工程，本期测试新建1套OSN2500设备，在割接前完成测试，保证割接安全顺利进行。 本次对SDH设备进行了单机测试，其中包括光接口物理性能、电接口物理性能。经过测试，以上指标均符合技术标准要求。 1.2测试目的 OSN产品出厂验收及联调是华为技术有限公司为了保证出厂设备的功能和性能满足我公司与用户签订的技术合同的要求而进行的例行品质管理流程。 1.2测试要求 要求各项指标均合格。如果厂验测试的指标或性能达不到要求，应由华为技术有限公司找出原因并加以解决，否则不予出厂。 系统联调必须真实模拟现场环境，包括设备运行状态环境搭建，光功率的情况，色散的情况，保护倒换的情况等。 1.3测试依据 本测试依据ITU-T相关建议，并参照中国国家标准和信息产业部部委标准的有关规定进行，具体参照的标准如下：
G.703（10/98）数字体系接口物理/电气特性 G.707（04/00）同步数字体系（SDH）网络节点接口 G.774.1～5 （11/94～ 07/95） SDH网元级管理信息模型 G.783（04/97）SDH设备功能块特性 G.784（01/94）SDH管理 G.803（06/97）基于SDH的传送网结构 G.813（08/96）SDH设备从时钟定时特性 G.831（08/96）基于SDH的传送网的管理能力 G.841（07/95）SDH网络保护结构的类型和特性 G.842（04/97）SDH网络保护结构的互通 G.957（07/95）与SDH相关的设备和系统的光接口 G.958（11/94）用于光纤光缆的SDH数字线路系统 1.4测试仪表和工具 测试仪表型 号 测试仪表描述是否选择备注 OLP-6 光功率计√厂家：EXFO 连续可调光衰减器√ 2M误码仪器LP3130C 测试2M业务误码，时延，倒换时 间 √厂家：林普 Smartbits 笔记本电脑√
智能变电站二次系统调试方法研究 变电站作为现代电力系统中的重要组成部分，肩负着电力系统中电能的电流以及电压的转换，是电力供电系统电流及电压集中分配的重要场所。随着科技的发展，智能变电站凭借其自身的优势在当前我国电力系统中得到了广泛的应用。智能化变电站二次系统运行的安全性、稳定性直接关系着我国经济的健康发展。智能化变电站二次系统作为整个供电系统的核心，智能化技术在整个系统中发挥着很大的作用，能有效地提高二次系统自动化的工作效率，实现供电系统的自动化控制。文章对智能变电站二次系统调试方法进行了相关的研究。 标签：智能变电站；二次系统；调试方法 引言 智能变电站作为现代科学技术发展形势下所形成的一种产物，其在电力系统中的作用越来越大。变电站是电力系统中对电能的电压计电流进行交换、集中和分配的重要场所，变电站二次系统的质量好坏直接关系到电力系统的正常运行。在这个快速发展的社会当中，人们对用电的需求越来越大，要想保障我国社会发展以及人们的正常需求，就必须对变电站二次系统的调试工作引起足够的重视，从而保障供电质量。 1 传统变电站二次系统中存在的问题 1.1 不能满足现代电力系统高可靠性的要求 在变电站二次系统中，变电站的继电保护和自动装置、远动装置等采用的都是电磁型或晶体管式设备，这些设备结构复杂、可靠性不高，缺乏自我检查故障的能力。一旦出现故障，都是依靠对常规二次系统进行定期的测试和校验来发现问题，这样的工序相当复杂，而且装置的可靠性能差。另外维护人员在定期检测中由于粗心弄错了装置，以至于存在隐患，这种状况经常发生。传统的变电站硬件设备功能是独立的，彼此间的联系很少，设备型号庞杂，在组合过程中协调性差，也容易造成设计隐患。 1.2 供电质量缺乏科学的保证 随着经济的持续发展，人民生活水平和生活质量不断的提高，人们用电量越来越大，加上工业用电和农业用电，使得电网供电负荷加大，电网运行随时可能出现故障。电能质量主要是通过电压、电流强度来体现的，电压合格与否不单单是靠发电厂调节，各变电站，特别是枢纽变电站也应该通过调节分接头位置和控制无功补偿设备进行调整，使其运行于合格的范围。传统的变电站，大多数不具备调压手段，以至于很容易出现各种问题，一旦问题发生，不能采取有效的补救措施，且缺乏科学的电能质量考核办法，不能满足目前发展的电力市场的需求。
XXXXXXXXXXXX110KV变电站系统调试送电方案
目录 一、简介 二、110KV系统调试 三、主变压器调试 四、10KV系统调试 五、110KV、10KV主变压器保护试验 六、110KV、10KV主变压器系统受电
一、变电站简介 建设规模： 本次新建的XXXXXXX110kV变电站作为企业用电的末端站考虑。 主变压器：容量为2×16MVA，电压等级110/10.5kV。 110kV侧：电气主接线规划为双母线接线；110kV出线规划8回。 10kV侧：电气主接线按单母线分段设计，10kV出线规划39回。 10kV无功补偿装置：电容器最终按每台主变容量的30％进行配置，每台主变按4800kvar，分别接在10kV的两段母线上。 中性点：110kV侧中性点按直接接地设计，10kV中性点经过消弧线圈接地设计。 变电站总体规划按最终规模布置。 变电所位于电石厂区，其中占地面积1065平方米，主建筑面积为1473平方米，分上、下两层，框架防震结构， 主变压器选用新疆升晟变压器股份公司生产的两圈有载调压、风冷节能型变压器。 110KV设备选开关厂生产的SF6全封闭组合电器（GIS），10KV设备选用四达电控有限公司生产的绝缘金属铠装封闭式开关柜。110KV主接线为双母线、10KV系统主接线均为单线分段，微机保护及综合自动化。 110KV、10KV、主变压器系统的保护均采用南瑞继保公司生产的继电器保护综合自动控制系统。由昌吉电力设计院完成设计、安装、调试。由山东天昊工程项目管理有限公司负责现场监理。 二、 110KV系统调试 110KV系统(图1)设备经过正确的安装后，应做如下的检查和测试： 1、外观检查：装配状态，零件松动情况，接地端子配置，气体管路和电缆台架有无损坏等。
编制依据 1.1 《电力建设施工及验收技术规范》（电气篇 2001 年版） 1.2 《火电施工质量检验及评定标准》（电气篇 2001 年版） 1.3** 电力设计院设计施工图纸及设备厂家相关资料 1.4 《电气装置安装工程电气设备交接试验规范》 1.5 《电力系统继电保护规定汇编》 1.5 《电力建设安全工作规程》（DL5009.1-2002 ） 十、工程概述 **电厂装机容量为 2*300MW 。辅助系统安装工程包括化水处理系统，输煤系统，除灰系统等。 6KV 公用集中段母线的引接采用每台机组的工作 A 段给共用集中段I 段供电，每台机的B段给公用集中段U段供电方式。辅助系统低压厂用电引接方式为：高压侧从厂用6KV公用段引接，经干式变送至 PC、就地MCC。 三、主要工程量 3.1 6KV 干式变试验 3.1.1 变压器变比及极性检查 3.1.2 变压器绕组直流电阻测试 3.1.3 变压器绕组及铁心绝缘电阻测试 3.1.4 变压器绕组交流耐压 3.2 低压配电柜试验 3.2.1 仪表（电流表、电压表、电度表）校验 3.2.2 变送器校验 3.2.3 继电器校验 3.2.4 电流、电压互感器试验 3.2.5 二次回路及绝缘检查 3.3 电动机试验
3.3.1电机绝缘电阻测试（1000V的电动机应测吸收比） 3.3.2检查电机定子绕组极性及其连接的正确性 3.3.3测量电机的直流电阻（1KV或100KW以上的电动机） 3.3.4定子绕组直流耐压和泄露电流测量（1KV或1000KW以上、中性点连线已引出至出线端子板的定子绕组应分相进行直流耐压） 3.3.5定子绕组交流耐压 四、主要调试设备及人员配置 4.1 调试设备: 4.2作业人员配置情况
山西潞安余吾热电有限责任 公司2×135MW 机组工程 西北电力建设调试施工 研究所调试措施 LA1CH0705 共13 页 山西潞安余吾热电厂2×135MW 机组工程工业废水处理系统调试方案 西北电力建设调试施工研究所 发行时间二○○七年元月 山西潞安余吾热电有限责任公司2×135MW 机组工程工业废水处理系统调试方案 1 方案名称：山西潞安余吾热电有限责任公司2×135MW 机组工程 工业废水处理系统调试方案 方案编号：LA1CH0705 出方案日期：2007 年01 月保管年限：长期 密级：一般试验负责人：袁选民 试验地点：山西余吾热电厂 参加试验人员：张力江、封帆等 参加试验单位：西北电力调试施工研究所、中煤建筑安装工程公司第69 处、山西 余吾热电厂、山西建通电力工程建设监理公司 试验日期：2007 年01 月打印份数：份 编写：封帆张立江审核：袁选民 批准：韩雪飞 山西潞安余吾热电有限责任公司2×135MW 机组工程工业废水处理系统调试方案 2 目录 1.编制目的 2.编制依据 3.调试质量目标 4.系统及主要设备技术规范 5.调试范围 6.调试前应具备的条件
7.调试工作程序 8.工业废水处理系统调试步骤 9.组织分工 10.安全注意事项 11.附件 山西潞安余吾热电有限责任公司2×135MW 机组工程工业废水处理系统调试方案 3 1.编制目的 1.1 为了指导及规范工业废水系统的调试工作，保证调试过程能有效安全地进行，制定本措施。 1.2 检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。 1.3 检查设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。 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》 2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 年版） 2.3《火电工程启动调试工作规定》（1996 年版） 2.4《电力建设施工及验收技术规范》水处理及制氢装置篇（1988 年版）2.5 设计图纸及设备设明书 2.6《污水综合排放标准》（GB8978-1996） 3.调试质量目标 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版）》中有 关污水系统各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。 4.系统及主要设备技术规范 4.1 系统简介 余吾热电位于山西省长治市屯留县余吾乡境内潞安矿业集团屯留工业 矿区西侧，本期工程新建2×135MW 超高压、一次中间再热、直接空冷、抽凝式汽轮发电机组，配2×480t/h 循环流化床锅炉。 本期工程设置集中工业废水处理系统以处理全厂工业废水。经常性废水 有：锅炉补给水处理系统的再生酸碱废水及凝结水处理系统的废水、水汽取样排水、主厂房地面排水；非经常性废水有：机组的启动排水、空气预热器冲洗废水和锅炉化学清洗废水；此外还有含油废水。 工业废水处理系统出力50m3/h，含油废水处理系统出力为10m3/h，出水 山西潞安余吾热电有限责任公司2×135MW 机组工程工业废水处理系统调试方案 4 需达到生活杂用水水质要求，并达到GB8978?1996《污水综合排放标准》第二类污染物最高允许排放浓度的一级标准，其主要指标如下： pH 值 6.5~9 悬浮物 mg/L ≤10 生物耗氧量(BOD5) mg/L ≤10
110kV变电站工程调试方案 批准： 审核： 编写:古成桂
广东鸿安送变电工程有限公司 2013年1月 目录 一、编制依据及工程概况----------------------------2 二、工作范围--------------------------------------3 三、施工现场组织机构------------------------------3 四、工期及施工进度计划----------------------------3 五、质量管理--------------------------------------4 六、安全管理--------------------------------------11 七、环境保护及文明施工----------------------------14
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、广东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~500k V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（W HS）； 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G B50150－2006； 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G I S变电站。 110kV变电站一次系统110k V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
火电工程启动调试工作规定 1 总则 1.1为加强火电工程调试工作的管理，明确启动调试工作部门的任务和职责范围，提高调试工作水平，根据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》的精神，制定本规定。 1.2本规定适用于新(改、扩)建火电工程的启动调试工作。凡承担火力发电机组启动调试工作及与机组启动调试工作有关的单位均应执行本规定。 1.3火电工程的启动调试工作应由具有相当资质等级的调试单位承担。 1.4工程建设单位在确定工程施工单位的同时，应明确具体承担调试的单位，签订委托合同。调试单位宜及早参与设备选型、初步设计审查等与工程建设有关工作，确保调试工作的顺利进行。 2 启动调试的工作任务与职责 2.1启动调试工作是火电基本建设工程的一个关键阶段，基本任务是使新安装机组安全顺利地完成整套启动并移交生产。投产后能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。 2.2启动调试工作要按国家标准和部颁规程、规范及设备文件的要求进行。调试单位要在启动试运总指挥的领导下，根据设计和设备的特点，合理组织、协调、实施启动试运工作，确保启动调试工作的安全和质量。 2.3启动调试工作分为分部试运调试与整套启动试运调试。其中分部试运中的分系统试运与整套启动试运的调试工作应由调试单位承担。分系统试运必须在单体调试和单机试运合格签证后进行。分系统启动调试工作与单体调试和单机试运工作有一定的覆盖，但覆盖部分各自的目的要求不同。 2.4启动调试阶段各有关单位的职责 2.4.1 安装单位负责分部试运工作中的单体调试和单机试运以及整个启动调试阶段的设备与系统的维护、检修和消缺以及调试临时设施的制作安装和系统恢复等工作。 2.4.2调试单位负责制定整套启动与所承担的分系统试运调试方案措施并组织实施。 2.4.3生产单位在整个试运期间，根据调整试运方案措施及运行规程的规定，在调试单位的指导下负责运行操作。 2.4.4建设单位应明确各有关单位的工作关系，建立各项工作制度，协助试运指挥部做好启动调试的全面组织协调工作。 3.调试单位在工程建设各阶段的工作 3.1在工程设计和施工阶段的工作 3.1.1 参加工程设计审查及施工图会审，对系统设计布置、设备选型、启动调试设施是否合理等提出意见和建议。 3.1.2收集和熟悉图纸资料，制定调试计划。 3.1.3准备好调试使用仪器、仪表、工具及材料。 3.1.4在安装过程中，经常深入现场，熟悉设备和系统，发现问题及时提出修改意见。 3.1.5负责编写机组整套启动调试大纲和试运行方案以及汽机、锅炉、电气、热控和化学等专业分系统试运调试方案或措施。提出启动调试物质准备清单及临时设施和测点安装图，交建设或施工单位实施。 3.2在分系统试运和整套启动试运阶段的工作 3.2.1参加各主要辅机的分系统试运工作，确认各辅机具备参加整套启动试运的条件。
编号：QY-DQ-002-2011 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程 2×50MW#1机组 电气整套启动调试措施 西北电力建设第一工程公司 调试试验中心 编制时间：2011年6月
科技档案审批单 报告名称： #1机组电气整套启动调试措施 编号：QY-DQ-002-2011 出报告日期：2011年6月 保管年限：长期密级：一般 试验负责人：张纪峰试验地点：奥维乾元化工有限公司热电车间参加试验人员：张纪峰、杨剑锋、李进京 参加试验单位：西北电力建设第一工程公司（调试试验中心）、陕西奥维乾元化工有限公司热电车间、北京华旭监理有限公司、江苏华能建设工程集团有限公司等 拟稿：张纪峰 审核：魏远 批准：周国强 目录 1. 编制目的 2. 编制依据 3．调试质量目标 4．系统及主要设备技术规范 5．调试范围 6．启动调试前应具备的条件 7．调试工作程序 8．调试步骤 9．组织分工 10．安全注意事项
1．编制目的 电气整套启动调试是电气设备投运前对设备性能及接线的一次全面检查，为使工作顺利进行，防止遗漏试验项目，使调试工作有序、有计划、有目的地进行，同时也为了提前做好各项准备工作，保证系统安全顺利投入运行，特编制此措施。 2．编制依据 2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）》 2.2《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 2.3《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 2.4《火电施工质量检验及评定标准》（电气专业篇） 2.5《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》电力工业部 2.6《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分） 2.7《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分） 2.8《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》 2.9《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》 2.10《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 2.11《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》 2.12 相关厂家产品说明书及设计院资料 3．调试质量目标 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，在机组的整个整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故，确保#1、#2机组安全、可靠投运。 4．系统及主要设备技术规范 4.1 电气部分配置 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程2×50MW机组新建工程由华陆工程科技有限责任公司设计、江苏华能建设工程集团有限公司负责安装、西北电力建设第一工程公司调试试验中心负责调试。 本工程电气一次部分包括2台50MW发电机组、2台63MVA变压器组、构成发电机—变压器单元接线，在110KV系统中并入电网。3段10kV工作母线段、1段10kV备用段、其中10KVⅠ、Ⅲ段经过电抗器分别与2台发电机组出口支接。10kV备用段电源引自110KV 变电所内10KVⅡ段成为其他3段10kV工作母线的备用电源。2台母联开关将3段10kV
周口隆达发电有限公司2×660MW超超临界(上大压小）燃煤机组扩建工程 方案报审表 标段工程名称：烟囱、冷却塔建筑安装工程编号：SEFZ（B）-A4-01HX-002 致: 北京国电德胜工程项目管理有限公司项目监理机构： 现报上生活污水处理系统调试工程施工方案，请审查。 附件：生活污水处理系统调试方案 承包单位（章）： 项目技术负责人：年月日 专业监理工程师审查意见： 专业监理工程师：年月日 总监理工程师审查意见： 项目监理机构（章）： 总/副总监理工程师：年月日 建设单位审查意见： 建设单位（章）： 工程部专业工程师：工程部负责人： 年月日 安健环管理部专业工程师：安健环管理部负责人： 年月日填报说明：本表一式四份，由承包单位填报，建设单位、项目监理机构、承包单位各一份。特殊施工技
周口隆达二期扩建2×660MW机组工程B标段烟囱、冷却塔建筑安装工程 生活污水处理系统调试方案 河南省第二建筑工程发展有限公司周口隆达电厂项目部 年月日
审批 批准(项目总工)：年月日审核（质检员）：年月日（安全员）：年月日编制（技术员）：年月日
目录 一、调试范围及目的 (1) 二、编制依据 (1) 三、设备系统概述 (1) 四、调试工作内容及调试质量验收标准 (2) 五、组织与分工 (3) 六、调试项目记录内容及使用仪器、仪表 (4) 七、调试前应具备的条件 (5) 八、调试步骤 (5) 九、联锁、保护逻辑及定值 (7) 十、工作危险源及环境和职业健康管理 (9) 十一、附录 (10)
一、调试范围及目的 通过生活污水处理系统投运调试，检验该系统工艺设计的合理性;对缺氧池、好氧池、MBR 膜池和污泥消化池进行曝气试验，确认曝气能满足运行需要；对加药量进行调整，确定次氯酸钠和柠檬酸的最佳加入量，确保反冲洗时对MBR膜清洗效果最好；对回用水池和污泥回流系统进行调整，达到系统设备安全经济运行，回用水水质满足中华人民共和国国家标准《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB18918-2002）一级A排放标准： CODcr≤50ppm，BOD5≤10ppm，SS≤10ppm，氨氮≤5ppm、含油≤1ppm。。 二、编制依据 2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》(DL/T 5437-2009)。 2.2《火力发电建设工程机组调试技术规范》(DL/T 5294-2013)。 2.3《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》(DL/T 5295-2013)。 2.4《电力建设施工质量验收及评价规程第6部分：水处理及制氢设备和系统》(DL/T 5210.6-2009)。 2.5《火电厂汽水化学导则第1部分：直流锅炉给水加氧处理》(DL/T 805.1-2011)。 2.6《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》DL/T 12145-2008。 2.7《火力发电厂化学调试导则》DL/T 1076-2007。 2.8《周口隆达电厂2×660MW机组调试大纲》。 2.9 设计、设备厂家相关资料。 三、设备系统概述 3.1 设备系统概述 周口隆达发电有限公司2×660MW 机组整套生活污水处理设备的处理能力为2×5m3/h，设计最大过水能力为2×6 m3/h，进入系统的废水为来自全厂区的生活废水。 生活污水的进水水质设计：CODcr≤200ppm，BOD5≤150ppm，SS≤200ppm，氨氮≤60ppm、总磷≤5ppm、含油≤150ppm。出水水质满足中华人民共和国国家标准《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB18918-2002）一级A排放标准： CODcr≤50ppm，BOD5≤10ppm，SS≤10ppm，氨氮≤5ppm、含油≤1ppm。 综合考虑污水的性质及污水处理后重复利用时对水质的要求，将来自全厂生活污水的有调节池经污泥提升泵送到缺氧池、好氧池和MBR膜池进行曝气反应处理，处理过后由抽吸泵排到消毒池，再有消毒池排到回用水池，未处理的污泥在经由污泥消化池处理，部分未处理污泥回到调节池再次进行处理；处理后清净水大部分回收利用以及少部分排放。 3.2 主要设备技术规范
电厂脱硫废水处理系统调试 华电章丘发电XX公司本期工程脱硫废水为2X330M W 2X145MV机组的石灰石一石膏湿法脱硫，采用1炉2塔脱硫时产 生的脱硫废水。脱硫塔脱硫效率不小于95.5%，脱硫废水主要由 旋流器滤水和真空皮带水组成。 本期工程改造范围：石膏脱水车间从废水旋流泵入口阀门开始至废水排放池之间的全部设备。 废水处理的最终水质应达到《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫 废水水质控制指标》( DL/T 997-2006 )和国家《污水综合排放标准》(GB8978-1996)二级标准，处理合格后排入电厂生产排水管网中。 1废水控制系统调试准备 1.1系统简介本脱硫废水系统设计出力为40m3/h,工艺流 程如下图所示： 1.2调试依据及标准①部颁《火力发电厂基本建设工程启 动及竣工验收规程》。②《火电工程启动调试工作规定》。③部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准》。④《电力建设施工及验收技术规范》。 ⑤有关的设计图纸。⑥相关设备的技术协议。⑦机电设备等相关检验验收标准。 1.3调试目标脱硫废水处理装置出水悬浮物及重金属离子 含量需要达到国家《污水综合排放标准》( GB8978-1996)的二 级标准。 1.4调试的组织与分工①青岛天兰环境XX公司负责整个
系统调试过程。②施工单位和设备厂家负责设备的单体调试工作。③电厂运行人员负责脱硫废水系统的跟班学习。 2系统调试 2.1 设备单体调试 2.1.1 MCC柜与DCS柜成功上电，运行正常，远程操作站通 讯连接正常。 2.1.2对废水排放泵、滤液泵、污泥循环泵等配备工频电机设备进行就地与远程启停调试，纠正电机转向，于次日下午完成。 2.1.3我方配合运行，检修完成了工频电机空转试运。 2.1.4进行了剩余设备：电动阀门、电磁阀、变频计量泵、变频污泥输送泵的单体调试工作，纠正电机转向，完善变频器设置，于次日下午完成。 2.1.5压滤机上电试运，联合生产厂家，对设备启动，过程控制（滤板压紧、松开、拉板、取板）进行试运，设备正常运转，于当日下午完成调试。 2.1.6设备注水试验，并校准液位计，于8 月12 日完成。 221药剂准备。①上午碱槽车到位，碱液的浓度为31% 利用卸碱泵卸入碱计量箱内，1#碱计量箱与2#碱计量箱被注满。 ②有机硫药剂溶液配制：原液为15%浓度，注入3桶药剂，开有
智能变电站的调试流程及方法 一、智能变电站 智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。 这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。 二、智能变电站调试流程 2.1变电站调试流程简述 变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。 2.2智能变电站调试流程 按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现
场调试→投产试验。 2.2.1组态配置。组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。 2.2.2系统测试。系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。 2.2.3系统动模。系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。 2.2.4现场调试。现场调试是为了确保系统和设备现场安装连接和功能的正确性而进行的实验。现场调试实验包括回路、通信链路检验及传动试验。同时，设备辅助系统的调试也在现场调试阶段进行。 2.2.5投产试验。投产实验是设备在安装投入使用中用一次电流及工作电压进行检验和判定的试验。投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷检查。