220kv变电站运行方案

220kv变电站运行方案（通用8篇）

220kv变电站运行方案 篇1

220kV中路变电站启动试运行方案

（220kV部分）

批准：

调试审核：

运行单位审核：

编写单位审核：

编写：

邮箱：.com

编写单位：广西电力工程建设公司

日期：

****年**月**日

一、工程概况

220kV中路变电站：

1.220kV中路变电站为新建变电站，本期工程安装一台180MVA主变一台，电压等级为220/110/10kV。

2.电气主接线为：终期220kV为双母线双分段接线方式，本期为双母线，建设母线分段隔离开关。终期110kV为双母线接线方式，本期一次建成。终期10kV为单母线双分段三段母线，本期为单母线接线方式。

3.本期工程安装间隔有：220kV 金源XX间隔、220kV中新Ⅰ线2051间隔、220kV中新Ⅱ线2052间隔、220kV中光线2053间隔、220kV备用线2056间隔、220kV备用线2057间隔、220kV中潭Ⅰ线2058间隔、220kV中潭Ⅱ线2059间隔、1号主变进线2001间隔、220kV母联2012间隔、220kV 1M母线PT间隔、220kV 2M母线PT间隔、220kV1M、2M、3M、4M母线。

4.本期工程的二次部分监控系统为南京南瑞继保电气有限公司产品，采用计算机监控模式。220kV 金源XX线、220kV中新Ⅰ、Ⅱ线，220kV中潭Ⅰ、Ⅱ线和220kV中光线配置两套保护，主一保护为光纤分相电流差动保护，采用RCS-931AMV保护装置。主二保护为光纤分相电流差动保护，采用RCS-931AMV保护装置、断路器失灵及辅助保护采用RCS-923A保护装置。220kV备用Ⅰ、Ⅱ线配置两套保护，主一保护为光纤分相电流差动保护，采用RCS-931AMV保护装置。主二保护为光纤纵联距离保护(RCS-902C)、断路器失灵及辅助保护采用(RCS-923A)。母线保护配有两套RCS-915AS-HB保护。

二、启动试运行前准备

1.运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。

2.所有启动试运行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会呈交验收结果报告，启动委员会认可已具备试运行条件。

3.变电站与中调、地调的通信开通。变电站和中调、地调的远动信号核对准确无误。4.启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报广西电网电力调度控制中心。

5.启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报生技、安监部备案。6.施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试、运行负责人的名单报中调和地调备案。7.与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。

三、启动试运行范围

1.220kV线路： 220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线。

2．220kV新兴变电站： 220kV中新Ⅱ线2053间隔一、二次设备。

3．220kV中路站：220kV 金源XX间隔、220kV中新Ⅰ线2051间隔、220kV中新Ⅱ线2052间隔、220kV中光线2053间隔、220kV备用线2056、220kV备用线2057间隔、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059、#1主变220kV 侧2001间隔、220kV母联2012间隔、220kV 1M母线PT 219间隔、220kV 2M母线PT 229间隔一、二次设备，220kV 1M、2M、3M、4M母线的一、二次设备。

四、启动试运行项目

1.220kV新兴站：220kV中新Ⅰ线2057开关对220kV中新Ⅰ线充电。2.220kV中路站：220kV 1M、3M母线受电。3.220kV中路站：220kV 2M、4M母线受电。4.220kV中路站：220kV1M、2M母线PT二次核相。

5.220kV中路站：220kV中新Ⅱ线2052开关对220kV中新Ⅱ线线路进行两次充电。6.220kV新兴站：220kV中新Ⅱ线2053开关对220kV中新Ⅱ线线路进行第三次充电。7.220kV中路站：220kV中新Ⅰ、Ⅱ线二次核相。

8.220kV中路站：220kV中新Ⅰ线2051开关、220kV中新Ⅱ线2052开关同期试验。9.220kV新兴站：220kV中新Ⅰ线2057开关、中新Ⅱ线2053开关同期试验。10.220kV中路站：#1主变、220kV中新Ⅰ线带负荷后，进行负荷判方向。11.220kV中路站：220kV中新Ⅱ线带负荷判方向。

12.220kV中路站：220kV 金源XX、220kV中光线2053、220kV备用线2056、220kV备用线2057、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059间隔带电试运行。13.220kV中路站：220kV 金源XX、220kV中新Ⅰ线2051、220kV中新Ⅱ线2052、220kV中光线2053、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059、220kV备用线2056、220kV备用线2057间隔刀闸等电位切换试验，并腾空#1M母线。14.220kV新兴站：220kV中新Ⅱ线2053间隔等电位切换试验。15.防城港地调负责220kV中路站1号主变和110kV及以下电压等级设备启动试运行，启动方案另写。

16.相关保护检查由运行方式安排。

五、启动试运行电网风险分析及措施

1、设备操作较多，有发生误操作的可能。对策：严格 “两票”制度，防止误操作。

2、防止带接地线（地刀）合闸送电。对策：按送电方案，核查一次设备方式，所有设备均无地线或地刀后方可送电。

3、防止漏投保护压板。对策：按送电方案，核查二次设备方式，检查所有保护定值已按要求核对、保护压板投入正确。

4、防止误入带电间隔。对策：使用微机五防系统开出操作票。增加操作监护人（施工方）加强监护，核对现场设备编号牌，防止走错间隔。

5、在在进行二次核相时有可能出现相序不正确，若出现此情况解决方案如下：

若二次核相不对，汇报试运行指挥组长后，先核实是二次相别错误还是一次相别错误，二次错误更改相关二次回路，一次错误对相关线路及母线停电解决。

6、在进行线路冲击受电时，冲击合闸有可能出现故障跳闸，解决方案如下： 向试运行指挥组长汇报异常情况，根据故障报告分析原因，由线路施工单位派有关技术人员巡线处理。

7、在进行二次电压异常，解决方案如下：

向试运行指挥组长汇报异常情况，检查导致异常原因，或申请一次停电处理。

8、在此试运行过程中，请220kV新兴站值班员做好与投产线路相关母线故障跳闸的事故处理预案。

六、启动试运行时间安排

计划 2013 年 月 日 ～ 日

七、启动试运行指挥成员名单和电话

启动试运指挥组长：卢庆保 手机：*** 启动试运指挥副组长： 联系电话： 手机：

八、启动试运行应具备的条件

1.新启动的变电站与中调、地调之间的通信能满足调度运行要求，启动设备相关的远动信息能正常传送到广西中调和地调。

2.所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调度机构下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。

3.所有启动范围的通信设备调试完毕并已按调度机构下达的电路开通单开通电路并经通信调度确认和设备运行人员签字验收。

4.所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，临时安全措施拆除，与带电设备之间的隔离措施已做好，所有施工人员已全部撤离现场，现场具备送电条件。

5.线路参数均已测试完成，结果正确，且实测参数已提交广西中调继电保护科。6.线路纵联保护通道试验工作结束，通道正常。

7.运行单位已在中调的OMS系统中向中调报送启动申请单。

8.启动调试开始前，参加启动调试有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关的运行规程规定。与启动有关的运行维护单位应根据启委会批准的启动方案，提前准备操作票。

9.启动前现场应与相关调度核对新设备启动试运行方案，以保证启动试运行方案一致。

10.线路施工单位已在220kV新兴站分别测量220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线线路核相正确及绝缘合格, 220kV光岭变测量220kV中光线线路核相正确及绝缘合格，并向试运行小组组长和中调汇报。

九、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合

220kV新兴站

新兴站220kV中新Ⅰ线2057开关、中新Ⅱ线2053开关在冷备用状态。该操作在启动试运行前完成。

十、启动前现场准备和设备检查

由启动试运指挥组长或中调下令，现场值班人员和试运行人员将设备操作至以下状态，启动前完成。

一次设备状态要求

1.220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线在冷备用状态，线路两侧地刀均在分闸位置，启动范围内有关接地线全部拆除。220kV新兴站：（中调下令）

2.220kV新兴站：220kV中新Ⅰ线2057开关、中新Ⅱ线2053开关在冷备用状态，启动范围内有关接地线全部拆除。220kV中路站：（试运行指挥组长下令）

3.220kV中路站 1M、3M、2M、4M母线及母线上所有设备都在冷备用状态。4.220kV 金源XX、220kV中新Ⅰ线2051间隔、220kV中新Ⅱ线2052间隔、220kV中光线2053间隔、220kV备用线2056间隔、220kV备用线2057间隔、220kV中潭Ⅰ线2058间隔、220kV中潭Ⅱ线2059间隔、220kV 1号主变2001间隔、220kV母联2012间隔、220kV 1M母线PT、220kV 2M母线PT、220kV分段间隔均在冷备用状态。

5.检查确认启动范围内所有地刀均在分闸位置，有关接地线全部拆除。

二次设备检查和保护投退

6.所有待启动的保护、安自、测控、录波装置已按正式定值单执行并投入。220kV新兴站：（中调下令）

7.检查新兴站220kV 母差、失灵保护出口跳220kV中新Ⅰ线2057开关、220kV中新Ⅱ线2053开关压板在投入。

8.检查已按定值单投入新兴站220kV中新Ⅰ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用新兴站220kV中新Ⅰ线2057开关重合闸。

9.检查已按定值单投入新兴站220kV中新Ⅱ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用新兴站220kV中新Ⅱ线2053开关重合闸。

10.按编号为“新兴站XXXX临时”的临时定值单对新兴站220kV中新Ⅱ线2053开关RCS-923A保护过流保护定值进行整定，并投入过流保护。11.检查220kV新兴站220kV中新Ⅱ线线路PT二次空开在合上位置。220kV中路站：

12.检查220kV 母差、失灵保护在投入。

13.检查220kV 母差、失灵保护出口跳220kV 金源XX开关、220kV中新Ⅰ线2051开关、220kV中新Ⅱ线2052开关、220kV 中光线2053开关、220kV备用线2056开关、220kV备用线2057开关、220kV中潭Ⅰ线2058开关、220kV中潭Ⅱ线2059开关、1号主变220kV 侧2001开关、220kV母联2012开关压板在投入。14.检查已按正式定值单投入220kV中路站220kV中新Ⅰ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用220kV中新Ⅰ线2051开关重合闸。

15.按编号为“中路站XXXX临时”的临时定值单对220kV中新Ⅰ线2051开关RCS-923A保护的过流保护定值进行整定，并投入过流保护。

16.检查已按正式定值单投入220kV中路站220kV中新Ⅱ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用220kV中新Ⅱ线2052开关重合闸。

17.按编号为“中路站XXXX临时”的临时定值单对220kV中新Ⅱ线2052开关RCS-923A保护的过流保护定值进行整定，并投入过流保护。

18.检查已按正式定值单投入220kV中路站220kV 金源线XX、220kV 中光线2053、220kV备用线2056、220kV备用线2057、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059全部保护，并停用以上线路的重合闸。

19.检查220kV中路站220kV#1M母线PT二次空开在断开位置。20.检查220kV中路站220kV#2M母线PT二次空开在断开位置。

十一、启动试运行

220kV新兴站220kV中路Ⅰ线2057开关对220kV中路Ⅰ线充电 1.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅰ线20572、20576刀闸。2.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20511、20516刀闸。

3.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅰ线2057开关，对220kV中新Ⅰ线线路进行第一次充电，线路充电正常后不断开新兴站220kV中路Ⅰ线2057开关。

4.220kV中路站：测量220kV中新Ⅰ线线路 PT的二次电压，电压正常后合上线路PT二次电压空开。

220kV中路站220kV 1M、3M母线受电

5.220kV中路站：合上220kV #1M母线PT 219刀闸。

6.220kV中路站：合上220kV分段间隔20131刀闸、20133刀闸。

7.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线2051开关对220kV #1M、#3M母线进行充电。8.220kV中路站：测量220kV #1M母线PT的二次电压和开口三角不平衡电压、相序，正常后投入220kV #1M母线PT二次空开。检查220kV中新Ⅰ线线路保护装置的电压及相序正确，各计量、测量电压及相序正确，用220kV中新Ⅰ线线路PT二次与220kV #1M母线PT二次电压核相正确，并把结果汇报启动试运行组组长。220kV中路站220kV #2M、#4M母线受电 9.220kV中路站：投入220kV母联充电保护。

10.220kV中路站：合上220kV母联20121刀闸、220kV母联20122刀闸、220kV 金源线XX、220kV中新Ⅱ线20522刀闸、220kV中光线20532刀闸、220kV备用线20562刀闸、220kV备用线20574刀闸、220kV中潭Ⅰ线20584刀闸、220kV中潭Ⅱ线20594刀闸、1号主变220kV侧20012刀闸。

11.220kV中路站：合上分段间隔220kV 20242刀闸、20244刀闸 12.220kV中路站：合上220kV #2M母线PT 229刀闸。

13.220kV中路站：合上220kV母联2012开关对220kV #2M、#4M充电，充电正常后退出220kV母联充电保护。

220kV中路站220kV #1M、#2M PT二次核相

14.220kV中路站：测量220kV #2M母线PT的二次电压和开口三角不平衡电压、相序，正确后投入220kV #2M母线PT二次空开，并用220kV #1M、#2M母线PT二次电压进行核相，正确后进行二次电压并列、解列试验，试验完成后向中调汇报结果。220kV中路站中新Ⅱ线2052开关对中新Ⅱ线线路充电 15.中路站：合上中新Ⅱ线20526刀闸。

16.中路站:合上中新Ⅱ线2052开关，对中新Ⅱ线线路充电两次，每次带电5分钟，间隔5分钟。第一次充电的同时220kV中路站和220kV新兴站及时测量220kV中新Ⅱ线线路PT二次电压正常。中路站合上中新Ⅱ线2052线路PT二次空开，并与220kV母线PT二次电压核相正确。220kV新兴站中新Ⅱ线2052线路PT二次电压与220kV母线PT二次电压核相正确。第二次充电正常后断开中路站中新Ⅱ线2052开关。

17.220kV中路站：断开220kV母联2012开关。18.220kV中路站：拉开220kV母联20121、20122刀闸。

220kV新兴站220kV中新Ⅱ线2053开关对220kV中新Ⅱ线进行第三次充电 19.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线20532、20536刀闸。

20.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线2053开关，对中新Ⅱ线第三次充电，充电正常后不再断开220kV中新Ⅱ线2053开关。220kV中路站用220kV中新Ⅱ线2052开关对220kV #2M、#4M母线充电及二次电压核相

21.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ线2052开关，对220kV中路站220kV #2M母线充电。

22.220kV中路站：用220kV #1M母线PT与220kV #2M母线PT进行核相，核相正确后向中调汇报。

23.220kV中路站：合上220kV母联20121、20122刀闸。24.220kV中路站：合上220kV母联2012开关。

220kV中路站220kV中新Ⅰ线2051开关、220kV中新Ⅱ线2052开关同期试验 25.220kV中路站：断开220kV中新Ⅰ线2051开关。26.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅰ线2051开关。27.220kV中路站：断开220kV中新Ⅱ线2052开关。

28.220kV中路站：拉开2220kV中新Ⅱ线20522刀闸，合上220kV中新Ⅱ线20521刀闸。

29.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅱ线2052开关。

220kV新兴站220kV中新Ⅰ线2057开关、220kV中新Ⅱ线2053开关同期试验 30.220kV新兴站：断开220kV中新Ⅰ线2057开关。31.220kV新兴站：同期合上220kV中新Ⅰ线2057开关。32.220kV新兴站：断开220kV中新线2053开关。33.220kV新兴站：同期合上220kV中新Ⅱ线2053开关。

220kV中路站：220kV 金源线、220kV中光线2053、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059、220kV备用线2056、220kV备用线2057间隔带电试运行。34.220kV中路站：合上220kV金源线XX刀闸

35.220kV中路站：合上220kV金源线XX，带电试运行24小时。36.220kV中路站:合上220kV中光线2053开关，带电试运行24小时。37.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ线20596刀闸。

38.220kV中路站:合上220kV中潭Ⅱ线2059开关，带电试运行24小时。39.220kV中路站：合上220kV备用线20566刀闸。

40.220kV中路站:合上220kV备用线2056开关，带电试运行24小时。41.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅰ线20586刀闸。

42.220kV中路站:合上220kV中潭Ⅰ线2058开关，带电试运行24小时。43.220kV中路站：合上220kV备用线20576刀闸。

44.220kV中路站:合上220kV备用线2057开关，带电试运行24小时。

220kV中路站#1主变及10kV母线充电试运行（220kV中路站#1主变、110kV及以下电压等级设备启动试运行方案另写，由防城港供电局负责投运）。220kV中新Ⅰ线2051带负荷判方向

45.220kV中路站：在#1主变带负荷前，向中调申请#1主变带负荷，中调许可后执行以下操作。

46.220kV中路站：断开220kV中新Ⅱ线2052开关。

47.退出220kV中新Ⅰ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。220kV中路站：#1主变、220kV中新Ⅰ线带负荷后，进行负荷判方向

48.220kV中路站：220kV中新Ⅰ线带负荷后，对220kV中新Ⅰ线保护及测量、计量、录波器等带负荷判方向工作，对中路站220kV母差保护带负荷判极性。49.220kV中新Ⅰ线保护方向正确后，投入220kV中新Ⅰ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。

50.220kV中路站：将220kV中新Ⅰ线2051开关RCS-923A保护定值恢复为正常运行定值，退出220kV中新Ⅰ线2051开关RCS-923A保护的过流保护。220kV中路站：中新Ⅱ线进行负荷判方向

51.退出220kV中新Ⅱ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。52.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅱ线2052开关。53.220kV中路站：断开220kV中新I线2051开关。

54.220kV中路站：对220kV中新Ⅱ线保护及测量、计量、录波器等带负荷判方向工作，对中路站220kV母差保护带负荷判极性。

55.220kV中新Ⅱ线保护方向正确后，投入220kV中新Ⅱ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。

56.220kV中路站：将220kV中新Ⅱ线2052开关RCS-923A保护定值恢复为正常运行定值，退出220kV中新Ⅱ线2052开关RCS-923A保护的过流保护。

57.220kV新兴站：将220kV中新Ⅱ线2053开关RCS-923A保护定值恢复为正常运行定值，退出220kV中新Ⅱ线2053开关RCS-923A保护的过流保护。

220kV中路站：220kV金源线XX、220kV中新Ⅰ线2051、220kV中新Ⅱ线2052、220kV中光线2053、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059、220kV备用线2056、220kV备用线2057刀闸等电位切换试验。

58.220kV中路站：同期合上220kV中新I线2051开关。

59.220kV中路站：投入220kV母线保护投单母运行压板，断开220kV母联2012开关控制电源。

60.220kV中路站：合上220kV金源线XX刀闸 61.220kV中路站：合上220kV金源线XX刀闸 62.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20512刀闸。63.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅰ线20511刀闸。64.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20511刀闸。65.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅰ线20512刀闸。66.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20512刀闸。67.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅰ线20511刀闸。68.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ线20521刀闸。69.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅱ线20522刀闸。70.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ线20522刀闸。71.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅱ线20521刀闸。72.220kV中路站：合上220kV中光线20531刀闸。73.220kV中路站：拉开220kV中光线20532刀闸。74.220kV中路站：合上220kV中光线20532刀闸。75.220kV中路站：拉开220kV中光线20531刀闸。76.220kV中路站：合上220kV备用线20561刀闸。77.220kV中路站：拉开220kV备用线20562刀闸。78.220kV中路站：合上220kV备用线20562刀闸。79.220kV中路站：拉开220kV备用线20561刀闸。80.220kV中路站：合上220kV备用线20573刀闸。81.220kV中路站：拉开220kV备用线20574刀闸。82.220kV中路站：合上220kV备用线20574刀闸。83.220kV中路站：拉开220kV备用线20573刀闸。84.220kV中路站：合上220kV中潭I线20583刀闸。85.220kV中路站：拉开220kV中潭I线20584刀闸。86.220kV中路站：合上220kV中潭I线20584刀闸。87.220kV中路站：拉开220kV中潭I线20583刀闸。88.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ线20593刀闸。89.220kV中路站：拉开220kV中潭Ⅱ线20594刀闸。90.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ线20594刀闸。91.220kV中路站：拉开220kV中潭Ⅱ线20593刀闸。

92.220kV中路站：合上220kV母联2012开关控制电源，退出220kV母线保护投单母运行压板。

220kV新兴站220kV中新Ⅱ线2053间隔刀闸等电位切换试验。

93.220kV新兴站：投入220kV母线保护投单母运行压板，断开220kV母联2002开关控制电源。

94.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线20531刀闸。95.220kV新兴站：断开220kV中新Ⅱ线20532刀闸。96.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线20532刀闸。97.220kV新兴站：断开220kV中新Ⅱ线20531刀闸。

98.220kV新兴站：退出220kV母线保护投单母运行压板，合上220kV母联2002开关控制电源。

220kV新兴站调整为正常运行方式（由中调下令）

220kV中路站#1主变和110kV及以下电压等级设备启动结束后，220kV中路站调整为正常运行方式（由中调下令）

99.220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线、220kV中光线进行24小时试运行结束后，继续保持运行。

100.24小时运行结束后，220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059、220kV备用线2056、220kV备用线2057开关由运行状态转为冷备用状态。保护检查及有关运行方式安排 1.220kV中路站：检查220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线两侧保护、220kV母线保护已按正常方式投入运行。

2.新设备24小时试运行期间应有供电局值班员在场，试运行结束后，现场值班员必须汇报中调值班调度员。

3.线路24小时试运行结束后，投入220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线、两侧开关综重。

十二、安全措施及注意事项

1.所有参加启动试运行的人员必须遵守《电力安全工作规程》。

2.各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施，试验和操作人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。

3.所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任。

4.试验人员需要在一次设备及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。

5.每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常后方能进行下一个项目的工作。

6.试运行期间发生的设备故障处理及试验工作,须经启动委员会同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报。

7.试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。

十三、启动试验全部工作完成，经24小时试运行正常后，220kV中路站本次启动范围设备分别交由运行单位维护。

十四、有关厂站的电气主接线图

1：220kV中路变电站 2：220kV新兴变电站 3：220kV光岭变电站

220kv变电站运行方案 篇2

经过多年的电网建设和技术改造, 现代电网主要呈现以下5个方面的特征:

(1) 电网规模较为庞大, 区域内变电站和输电线路较为密集, 并向高电压方向发展。

(2) 一次设备可靠性提高, 电网一次断路器、电流互感器等设备以SF6气体为主绝缘材料, 主变向大型和自冷型方向发展, 设备整体趋于紧凑小型化, GIS、COMPSS设备大量装备。

(3) 保护、自动化、通信设备先进。随着微电子技术、光传输技术和网络技术的大量应用, 保障一次电网安全稳定运行的二次、自动化、通信技术具备微机化、数字化的特点, 并向智能化的方向发展。

(4) 管理信息化水平较高, 伴随着信息网络的完善和企业信息化的建设, 借助信息化手段提升作业效率, 规范业务流程, 并提升企业资源整合能力是现代电网的一项重要特征。

(5) 配套的社会资源能有效支持, 如公路交通、移动通信等社会资源在电力生产中发挥重要作用。

由上可见, 随着变电所数量的迅速增加, 对如何变革变电运行管理模式, 通过优化资源配置, 释放资源效能方面提出了挑战。电网装备水平和生产管理理念的提升, 也给变电运行管理模式的优化变革创造了条件。

2变电所无人值班管理模式分析

变电运行工作的实质就是“对电网所辖变电所实施有效的监视、控制、巡视、维护, 按照调度命令正确地改变设备运行方式, 对现场工作安全状况予以有效控制”。多年来, 供电企业就变电运行模式进行了多方面的探索和尝试。主要的变电运行管理模式见表l。

表1中4种模式各有利弊, 但在不同的电网规模、地域环境、装备水平、技术条件下, 某种模式与相关条件相匹配, 该模式的优点成为影响的主要因素时, 这种模式也实现了效益最大化;与有人值班变电所相比, 无人值班变电所在事故应急情况下的响应速度相对较慢, 运行人员对现场的熟悉程度有所下降, 但从国内外电网建设、发展的方向来看, 对区域电网内的变电所实施集约化无人管理是必然趋势, 只是不同的阶段实施集约管理的范围不同。

“集中监控, 分点操作”的运行管理模式能较大范围地释放人力资源效能, 尤其对变电运行监控人员的集约化方面效益显著, 同时在一定程度上对电网迅速扩张有较好的适应性, 该模式正逐步成为国内电网运行管理的主要发展模式。

3“集中监控, 分点操作”模式应用分析

3.1不同电压等级变电所的值班方式

由于变电所在电网中的重要性、技术水平、设备状况等因素不同, 变电所实施无人值班的条件不同, 在采用“集中监控, 分点操作”模式时, 其现场具体的值班方式也有所不同。不同电压等级变电所值班方式分析见表2。

分析可见, 500k V变电所和220k V及以下变电所的无人值班方式有较大的区别, 因此500kV变电所宜建设单独的监控中心, 实施“集中监控, 变电所少人值班, 集控运行”的管理方式, 220k V及以下变电所可建设区域性的监控中心, 实施“集中监控, 变电所无人值班, 分点操作”的管理方式。

3.2无人值班变电所调度发令方式分析

无论何种运行模式, 由于调度命令在电网安全运行中很重要, 宜尽量减少调度命令传输过程中的环节, 确保命令传递的准确、便捷、安全。调度正令在电网运行过程中流经的环节, 必然成为确保安全生产的重要环节, 而该环节的安全性与调度正令的流量成反比, 因此必须强化相关业务环节。若仍使用“转发令”方式, 必然导致监控中心的安全责任加大, 其管辖幅度受限, 从而削弱了实施“集中监控, 分点操作”模式的效益, 因此, 对于500k V变电所, 实施集控站管理后, 由于对一次设备进行远方遥控操作, 其实际操作的“现场”就在500 k V集控站, 所以“正、预令均到集控站”是最佳方式。而对于220k V及以下变电所, 由于目前尚不具备完全遥控操作的设备条件, 其主要操作任务也必须到现场操作, 所以笔者认为“预令到监控中心, 正令到现场”是较为妥当的方式。

4遥控操作功能的建设与应用分析

变电所实施无人值班管理后, 产生了运行人员与变电所现场设备的时空距离, 而采取遥控操作, 一定程度上是弥补时空距离、减少运行人员路途奔波的有效手段。根据技术条件和操作任务的不同, 在保证安全的条件下实施遥控功能的建设和应用, 是提高“集中监控, 分点操作”运行模式效率的重要手段, 而自动化技术和电动设备的装备, 为一次设备的遥控操作创造了条件, 保护自动化一体化和保护与自动化的通讯联网, 为二次设备的遥控操作创造了条件。

4.1监控中心 (集控站) 遥控操作

根据监控中心的职责分工, 操作任务主要是正常运行中对电网经济运行方式的调整性操作, 如:

(1) 为控制电压合格率和功率因数, 对电容器、主变分接开关进行的遥控操作。

(2) 为控制负荷平衡进行的拉、送负荷操作。

(3) 为控制系统零序阻抗, 根据调度命令进行的单一主变中性点接地开关的拉合操作。

因此, 监控中心的遥控功能是变电所实施无人值班的必备技术条件, 从目前的技术条件和南方电网无人值班工作实际运行情况来看, 监控中心遥控操作完全具备技术条件和管理条件, 有关资料显示, 部分单位也有超过10年的运行经验。随着区域无功综控功能的建设, 监控中心遥控操作的智能化水平也有了较大幅度的提高。

4.2 500 kV监控中心遥控操作

500kV监控中心的遥控操作方式, 必须紧密结合500kV监控中心的组建方式和实际装备情况, 充分发挥设备自动化程度高的优势, 把原来分布在主控室和设备现场的3名运行人员, 通过遥控技术的应用, 改变成分布在集控站和设备现场, 500 kV变电所的操作任务采用“转发令”方式:调度“正、预令”均发至监控中心, 由监控中心根据任务类型进行分解。

(1) 对一次设备操作任务 (主要为线路、断路器、母线设备) , 通过遥控操作的方式实施, 而配套的电源开关、二次空开等操作由现场少人值守运行人员操作, 或将二次设备操作放在工作票的安全措施中执行。

(2) 对二次设备的操作任务, 由集控站转发至变电所现场, 由现场2名留守运行人员操作。

(3) 对主变等设备一、二次设备穿插操作、现场有大型工作任务的操作, 则由监控中心派出操作人员在变电所现场进行操作。

4.3调度端直接遥控操作

当电网实施“集中监控, 分点操作”的运行管理模式后, 特殊情况下的应急能力是必须研究解决的问题。而调度遥控操作, 就是由调度员在调度台直接对变电所现场设备进行遥控操作。由于这种操作方式是将“调度发令”和“运行操作”2项任务进行整合, 从而具有最快的执行速度。具体应用调度遥控操作应考虑以下几个方面:

(1) 紧急处理电网事故和异常时, 响应速度显得尤为重要。由于调度遥控操作具有最快的执行速度, 此时可采用调度遥控操作的方法。

(2) 正常运行方式下, 考虑到调度运行与变电运行的专业性和对电网的关注面不同等因素, 不宜大规模采用调度遥控操作的方式。

(3) 考虑到云南电网地处山区, 遭受恶劣天气的情况较为突出, 在电网建设时应考虑调度台对110 kV及以上电压等级断路器设备遥控功能的建设。

结语

通过分析可见, 实施“集中监控, 分点操作, 变电所根据情况实施无人 (少人) 值班”是较为科学、合理的变电运行管理模式。但在实施中要根据变电所在电网中的重要程度、装备水平和管理要求, 对变电所值班方式、调度发令方式和遥控操作方式等方面采取具体的应对措施, 才能更好地适应现代电网的发展和管理运行的要求。

参考文献

[1]变电站运行导则 (DL/T969-2005)

[2]220kV～500kV变电站电气技术导则 (Q/CSG10011-2005)

220kV变电站精益化运行研究 篇3

关键词：220kV变电站 精益化运行 分析

就现阶段来看，我国的220kV变电站还存在着各种各样的问题，如主变压器下网能力不够、短路电流超标、220kV主送断面超限运行等等，对于其中的短路电流问题，主要使用拉停线路、限制开机、解开电磁环网的方式进行解决，对于出现输送能力不足的问题，主要使用增加送出通道與扩建主变进行实现。

但是，在这些解决方式中，常常存在供电能力不足等问题，为了提升220kV变电站运行的安全性与稳定性，必须要采取科学有效的措施让220kV变电站实现精益化运行。

1 变电站全停事故原因的分析与对策

导致变电站全停事故的原因是多种多样的，具体的原因与解决方式如下：

1.1 直流系统故障与对策

在220kV变电站直流系统运行的过程中，如果直流总铅丝出现熔断的情况，那么直流母线需要由交流整流后供电，此时，如果出现短路情况，在交流电压变化因素的影响之下，直流母线控制系统的工作就会受到极大的影响，情况严重时会导致越级跳闸致使变电站发生停电事故。除了这一因素之外，如果重要直流支路铅丝发生熔断，也可能导致变电站发生停电事故。

对于由于直流系统熔断导致的变电站系统故障问题，可以采取科学合理的措施来完善铅丝检测功能，但是，即使铅丝的检测功能得到了很好的完善，也还是会发生设备失灵现象，为了防止这一故障的发生，在变电站系统运行的过程中，管理人员必须要做好监测与管理，将管理工作层层落实到实处，认真的进行检查与巡视，将安全事故扼杀在萌芽中，防止安全事故的发生。

1.2 母差保护动作可靠性的问题与对策

为了保障变电站运行的安全性，需要保障好母差保护动作的可靠性，否则，在母联开关出现拒动问题时，也可能出现变电站停电的问题，导致这种问题出现的原因也是多种多样的，虽然故障的发生率并不高，但是与其他的故障相比而言，故障更难控制。同时，若母联开关出现保护误动时，也会导致系统发生全站停电，在系统故障时，母联开关可以将故障隔断开来，其适宜条件包括三个方面：即线路故障出现保护拒动与开关拒动的情况；主变故障出现保护拒动与开关拒动；开关失灵故障出现保护拒动与开关拒动。供电线路的故障发生率是较高的，在开关失灵越级时也很有可能发生变电站运行故障。

种种实践表明，母联开关与保护正确可靠动作是影响220kV变电站运行稳定性的关键性因素，在变电站运行的过程中，有着很多不可控制因素，为了保障系统运行的安全性，就需要采用科学合理的措施减轻变电站运行对于母联保护与开关的依靠性，让其可以尽可能的独立运行。

2 双主变并列运行特点与条件

2.1 双主变并列运行特点

在正常运行情况之下，双主变负载是均匀分配的，但是，若其中一负载发生问题，两侧的开关就会跳开，此时线路是可以正常供电的，不会导致变电站运行负载发生变化。但是，在双主变并列运行的过程中，母联开关负担较重，在该种情况下，如果开关失灵，就很容易导致变电站发生停电事故。

2.2 双主变并列运行条件

目前，我国的220kV变电站一般会设置两套66kV绝缘监察装置，在开展主变检修工作时，需要转换至单主变运行模式，在这一运行模式下，主变并列操作是在主变二次开关侧进行的，为了提升运行可靠性，就需要对具体操作情况进行分析与调查。在我国绝大多数的电网中，变电站都有分列运行条件的，但是部分变电站只有一套监视系统或者绝缘监察装置，在这种情况下，是无法进行并列运行的，在这一背景下，就需要根据变电站的运行情况对设备进行相应的改造与完善。要实现主变并列运行需要满足几个条件：

第一，设置好校验保护定值，若定值未达到标准规范，就要在第一时间进行调整。

第二，在主变并列运行之后，会出现两个独立66kV系统，对于这两个66kV系统中，需要设置好消弧线圈，对系统的电容电流进行科学的计算，对消弧线圈定值进行重新的分析与计算。

第三，要根据变电站的运行需求来对现场操作规程进行完善。

第四，在开展倒母线操作时，需要将母联开关合上再进行操作。

第五，根据变电站的运行情况来完善相应的防误装置，对于母联开关的运行需要应用万能钥匙。

第六，根据操作问题来完善相关的审批制度与万能钥匙使用制度。

只要完善相关的措施，就可以让220kV变电站能够具备双主变分列运行条件。

2.3 对主变保护实施双重技术配置方式

对于220kV变电站的保护需要遵循双重技术配置原则，实现主变套管电流互感器与独立电流互感器之间的切换，在旁路断路器开始进行时，主保护需要将旁路断路器电流切断。在主变保护运行方式的选择上，需要根据电网的运行状态以及《继电保护及安全自动装置反事故措施要点实施细则》的规范进行实施。同时，在设置时，还需要对实验数据进行分析，与控制装置共同来组成闭环系统，系统设置完成之后，需要进行测试，根据测试结果来进行调整。

此外，在进行设计时，还要遵循科学化原则与智能化原则，对调度功能进行全面的监测，220kV变电站主变保护系统控制单元是设置在开关柜之中的，因此，需要使用交流采样来测量电流互感器与电压互感器，这样既可以有效节约电量变送器的使用，还能够降低指示仪表的用量。在主变压器方面，需要采用两套不同的状态来实施主保护功能，每一套主保护设备需要控制好后备保护，在设置的过程中需要保护好主设备与后备设备回路的独立性，在正常运行状态下，两套独立保护设备可以同时投入到运行过程中。

3 结语

总而言之，220kV变电站系统的正常运行对于供电可靠性有着重要的影响，变电站的运行稳定性会受到各种因素的影响，为了给社会大众提供质量可靠的电能，必须要采取科学有效的措施提升变电站运行的可靠性。

参考文献：

[1]郭日彩，许子智，徐鑫乾.220kV和110kV变电站典型设计研究与应用[J].电网技术，2007（06）.

[2]毛文奇，李娥英，杨海平.长沙220kV芙蓉变电站开关偷跳事故分析[J].高电压技术，2005（10）.

[3]吕金明，徐江美，刘永飞.60KV变电所6KV配出双电源并列运行对继电保护影响的研究[J].鸡西大学学报，2004（03）.

《220kv变电站直流系统》 篇4

目录

1.什么是变电站的直流系统

2.变电站直流系统的配置与维护

3.直流系统接地故障探讨

4.怎样提高变电站直流系统供电可靠性

5.如何有效利用其资源

1.什么是变电站的直流系统

变电所是电力系统中对电能的电压和电流进行变换、集中和分配的场所。变电站内的继电保护、自动装置、信号装置、事故照明和电气设备的远距离操作,一般都采取直流电源,所以直流电源的输出质量及可靠性直接关系到变电站的安全运行和平稳供电。变电站的直流系统被人们称为变电站的“心脏”,可见它在变电站中是多么的重要。直流系统在变电站中为控制、信号、继电保护、自动装置及事故照明等提供可靠的直流电源。它还为操作提供可靠的操作电源。直流系统的可靠与否，对变电站的安全运行起着至关重要的作用，是变电站安全运行的保证。

（1）220kv变电站直流母线基本要求： 蓄电池组、充电机和直流母线

1．设立两组蓄电池，每组蓄电池容量均按单组电池可为整个变电站直流系统供电考虑。

2.设两个工作整流装置和一个备用整流装置，供充电及浮充之用，备用整流装置可在任一台工作整流装置故障退出工作时，切换替代其工作。

3．直流屏上设两段直流母线，两段直流母线之间有分段开关。正常情况下，两段直流母线分列运行，两组蓄电池和两个整流装置分别接于一段直流母线上。

4．具有电磁合闸机构断路器的变电站，直流屏上还应设置两段合闸

母线。

5． 220kV系统设两面直流分电屏。分电屏Ⅰ内设1组控制小母线（KMⅠ）、1组保护小母线（BMⅠ）；分电屏Ⅱ内设1组控制小母线（KMⅡ）、1组保护小母线（BMⅡ）。

6． 110kV系统设1面直流分电屏，屏内设1组控制小母线（KM）、1组保护小母线（BM）。

7． 10kV/35kV系统的继电保护屏集中安装在控制室或保护小间的情况下，在控制室或保护小间设1面直流分电屏。8． 信号系统用电源从直流馈线屏独立引出。

9． 中央信号系统的事故信号系统、预告信号系统直流电源分开设置 10． 每组信号系统直流电源经独立的两组馈线、可由两组直流系统的两段直流母线任意一段供电。

11． 断路器控制回路断线信号、事故信号系统失电信号接入预告信号系统；预告信号系统失电信号接入控制系统的有关监视回路。12． 事故音响小母线的各分路启动电源应取自事故信号系统电源；预告信号小母线的各分路启动电源应取自预告信号系统电源。13． 公用测控、网络柜、远动柜、保护故障信息管理柜、调度数据网和UPS的直流电源从直流馈线屏直接馈出。（2）、直流系统运行一般规定：

(1)、220Kv变电站一般采用单母线分段接线方式，110Kv变电站一般采用单母线接线方式。直流成环回路两个供电开关只允许合一个，因为母联开关在断开时，若两个开关全在合位就充当母联开关，其开关

容量小，线型面积小，又不符合分段运行的规定。直流成环回路分段开关的物理位置要清楚，需要成环时应先合上母联开关再断开直流屏上的另一个馈线开关。

(2)、每段直流馈线母线不能没有蓄电池供电。(3)、充电机不能并列运行。

(4)、正常情况下，母联开关应在断开位置。(5)、绝缘检查装置、电压检查装置始终在运行状态。(6)、投入充电机时先从交流再到直流。停电时顺序相反。

（7）、母线并列时首先断开一台充电机，投入母联开关，在断开检修蓄电池。

（8）、母线由并列转入分段时首先合上检修蓄电池，断开母联开关，再投入充电机。

2.变电站直流系统的配置与维护

A：配置

220kV变电站直流系统设计依据是DL／ T5044—95《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》，本规定适用于采用固定型防酸式铅蓄电池。

一、要求220kV变电站具备高可靠性直流电源的原因：

1．1 部分变电站建设规模为主变容量3X 150MVA或3X180MVA，且为枢纽站。

1．2 220kV变电站主保护亦实现双重化，采用两套不同原理、不

同厂家装置；断路器跳闸回路双重化；且均要求取自不同直流电源。

1．3 线路的两套纵联差动保护、主变压器的主保护和后备保护均分别由独立的直流熔断器供电。

1．4 所有独立的保护装置都必须设有直流电源故障的自动告警回路。

1．5 变电站综合自动化水平提高，监控系统高可靠运行要求。

二、目前单组蓄电池运行、维护存在的主要问题：

2．1 事实证明：要掌握蓄电池运行状态，做到心中有底、运行可靠，必须进行全容量核对试验；然而直流系统配置一组蓄电池，给运行维护造成了极大困难。

2．2 现有220kV变电站蓄电池只对蓄电池组进行部分容量试验，检测出损坏严重的蓄电池；因进行全容量试验工作繁琐因难，部分单位回避容量试验，而不能完全掌握蓄电池的实际运行状态。

2．3 就对各发供电单位已运行的各型式蓄电池统计表明，使用寿命一般为7年到10年；且这期间尚需对个别落后电池维护处理才能够保证整组蓄电池使用年限。对于仅一组蓄电池而言，整个更换期间同样要承担风险运行。

2．4 蓄电池组由106只-108只(无端电池)或118只一12O只(有端电池)单体电池串联组成，若其中一只电池容量下降后，则表现为内阻增大、严重者相当于开路．也就是说：一只电池损坏，祸及整组电池不能发挥作用。目前检测的最佳方法是将浮充机停运，直流负荷由蓄电池组供电；对于仅有一组蓄电他的直流系统，若存在有开路情

况．则造成全站失去直流。

2．5 整流设备的好坏也影响蓄电池的寿命。新近入网交流整流设备，虽然具有充电、均衡充电、浮充电自动转换功能，但功能还不完善。如浮充电缺少温度补偿，温度低时充电容量不足、温度高时容易过充电，造成电池漏液鼓肚现象，缺乏单体电池端电压测量，当有2—3只电池充容量不足不能发现时就影响整组电池寿命。

2．6 近2—3年间投运的变电站蓄电池大多采用全密封阀控式铅酸电池，因不能象原固定防酸式铅酸蓄电池正常远行中能够通过测单体电池电压、量其比重、观其外观而综合分析判断电池运行状态。其日常仅能靠测量单体电池进行监视，运行状态好坏难以充分把握。2．7 对蓄电池容量的在线监测现在仍是一大难题。对阀控式全密封蓄电池能否依据某—指标数据判断或多项指标数据综合判断运行状态尚处于探索时期。

220kV变电站直流系统配置两组电池的必要性及优点

3．1 正在编写制订的《阀控式铅酸蓄电池运行、维护导则》国家标准，明确要求蓄电池必须进行容量试验。

3．2 220kv变电站内通信用直流系统按有关规定均配置二组48V蓄电池。而220kV变电站控制、保护、信号、安全自动装置等负荷同样需要高可靠的直流系统。

3.3 由于单组蓄电池不能很好的满足22kV变电站运行可靠性要求，且运行维护困难,故此 220kV变电站直流系统配置两组蓄电池是必要的。

3.4 220kV变电站直流系统配置两组蓄电池，完全满足运行要求，并符合部局有关继电保护反措对直流供电的要求，采用该系统对增加控制保护设备运行的可靠性有较重要的意义。

3．5 220kV变电站配置两组全容量蓄电池组或两组半容量蓄电池组后，从简化母线结构、减少设备造价、节约能源、避免降压装置故障开路造成母线失压，扩大为电网稳定事故和更大设备事故出发，可考虑直流动力，控制母线合一，去掉端电池及调压装置，使直流系统进一步简化、可靠。

220kV变电站直流系统配置两组蓄电池方案

4．1 为了保证两组蓄电池能够独立工作，相互间不影响，保持自身特性，采取不完全并联运行方式，即两组蓄电池充、放电独立，相互间不互充放。

4．2 根据变电站的建设规模、负荷地位和负荷水平，可选择采用下列不同的配置方案：

4．2．1 采用两组全容量蓄电池组、三台充电机、直流负荷母线分段接线。此方案是完备的方案，在各种运行方式下，能够保证提供可靠直流电源。

4．2．2 采用两组全容量蓄电池组、二台充电机、直流负荷母线分段接线。

4．2．3 为进一步降低工程费用，可采用两组半容量蓄电池不完全并联运行，配置二台充电机，直流母线分段。结束语：

直流系统是变电站二次设备的生命线，直流系统故障就有可能影响到电网稳定和设备安全。根据现在220kV变电站对直流电源可靠性要求进一步提高，及蓄电池运行、维护的需要，并考虑220kV变电站直流系统网络与蓄电池直流电源可靠性匹配要求，220kV变电站直流系统应配置两组蓄电池，虽在经济上多投入，但其运行可靠性却得到了大幅度提高，且运行方式灵活、维护简便。

B:维护

电力直流系统的维护现状:

现在的变电站一般都是无人值守的,智能高频开关直流电源系统可通过监控串口与变电站后台的监控实现通讯,可在调度端实现对直流系统的“三遥”.运行人员或专职直流维护人员定期对直流设备进行一般性的清扫、日常检查等工作.对充电设备只进行巡检,对蓄电池组进行日常维护和放电核对容量.。

.220KV设两组蓄电池,110KV一般装设一组蓄电池,在有条件时220KV最好装设两组蓄电池,因为220KV的继电保护装置是双重化的,从电流互感器二次侧到断路器跳闸线圈都是双重化,因此,直流系统也宜相应的设置两组,分别对两套保护及跳闸线圈供电,以利系统安全运行.。

在正常运行情况下,变电站的二次设备只需由充电模块来供电就行了.现有的变电站,断路器一般有电磁合闸方式和储能合闸方式两种.在电磁式断路器进行合闸操作时,要求直流电源能提供瞬时的合闸电流(20~200ms内提供数百安培的大电流),显然仅由充电模块来供电是

远远不够的,这时蓄电池组就发挥了重要的作用,它能无间断地提供大电流,保证断路器的正常合闸,这也是直流系统为什么要有合闸母线的原因了.在储能合闸方式下,合闸电流远小于充电模块的额定输出电流,不用蓄电池来合闸.现在新建的变电站一般都是这种储能式的断路器,这时直流系统也就可以不要合闸母线。

当电网发生事故时,必然使交流输入电压下降,当充电模块不能正常工作时,蓄电池无间断的向直流母线送电,毫不影响直流电源屏的对外功能,保证二次设备和断路器的正确动作,确保电网的安全运行.而作为最后保障的蓄电池,如果其容量的不足将会产生严重后果.所以,蓄电池的重要性就可想而之了,其维护一直是最为重要的问题.。

电池巡检仪作为在线监测装置,可实时发现落后或故障电池,并可检测电池组的温度是否处于正常范围内,但直流系统工作时输出电流较小,电池容量的不足或漏液、破损很难通过电池巡检仪发现,而电池内阻和电池容量的在线测试,准确度依旧不高,其测量精度和可靠程度通常只用于定性分析.所以还是需要运行人员或专职直流维护人员对蓄电池进行定期巡视。

由于电池品牌、型号及电池状况的不同,应根据实际情况通过监控模块重新调整电池充电参数,以保证电池处于良好工作状态.蓄电池寿命一般为8~ 10年左右,影响蓄电池寿命的主要因素有:

1、过放电;

2、充电压设置不合理,充电电流过大或过小;

3、充电设备的性能超标;

4、温度。

所以,我们不但要定期对蓄电池组做放电实验,还要定期测试充电

设备的稳压精度、稳流精度及纹波系数、充电机效率等性能参数。

3.直流系统接地故障探讨

直流电源作为电力系统的重要组成部分，为一些重要常规负荷、继电保护及自动装置、远动通讯装置提供不间断供电电源，并提供事故照明电源。直流系统发生一点接地，不会产生短路电流，则可继续运行。但是必须及时查找接地点并尽快消除接地故障，否则当发生另一点接地时，就有可能引起信号装置、继电保护及自动装置、断路器的误动作或拒绝动作，有可能造成直流电源短路，引起熔断器熔断，或快分电源开关断开，使设备失去操作电源，引发电力系统严重故障乃至事故。因此，不允许直流系统在一点接地情况下长时间运行，必须加强在线监测，迅速查找并排除接地故障，杜绝因直流系统接地而引起的电力系统故障

1、直流系统接地查找一般原则

（1）、“直流接地”信号发出后，可通过直流屏监控器和绝缘检查装置找出接地支路号及接地状态，支路号的排列大都是按直流馈线屏馈线开关从上至下或从左到右的顺序，绝缘检查装置还可以显示接地电阻（接地电阻小于15-20千欧时报警），判断接地程度，可通过绝缘检查开关判断正对地、负对地电压，判断接地程度。有时绝缘检查装置判断不出支路只报“直流母线接地”，此时有可能直流母线接地，也可能是支路接地。

（2）、直流接地信号发出后，必须停止二次回路上的工作，值班员应

详细询问情况，及时纠正修试人员的不规范行为。

（3）、利用万用表测量正对地、负对地电压，核对绝缘检查装置的准确性。万用表必须是高内阻的，2000欧/伏，否则会造成另一点接地。（4）、试拉变电站事故照明回路。（5）、试拉检修间直流电源回路。（6）、试拉380伏配电直流电源回路。（7）、试拉通讯远动电源回路。（8）、解列蓄电池。（9）、解列充电机。

（10）、1段母线负荷倒至2段母线，判断1段母线是否接地。（11）、使用接地查找仪对控制、保护、信号回路逐一查找。2．造成变电站直流系统接地的几种原因：

（1）雷雨季节，室外端子箱或机构箱内潮湿积水导致直流二次回路中的正电源或负电源对地绝缘电阻下降，严重者可能到零，从而形成接地。

（2）部分型号手车开关的可动部分与固定部分的连接插头或插座缺少可靠的绝缘隔离措施，手车来回移动导致其中导线破损，从而使直流回路与开关金属部分相接触，从而导致接地。

（3）部分直流系统已运行多年，二次设备绝缘老化、破损，极易出现接地现象。

（4）因施工工艺不严格，造成直流回路出现裸线、线头接触柜体等，引起接地。

3．查找接地故障的基本原则和方法：

（1）一般处理原则：根据现场运行方式、操作情况、气候影响来判断可能接地的地点，按照先室外后室内，先合闸后控制，由总电源到分路电源，逐步缩小范围的原则，采取拉路寻找、处理的方法。应注意：切断各专用直流回路的时间不要过长（一般不超过3秒钟），不论回路接地与否均应合上。

（2）具体处理方法：首先，了解现场直流电源系统构成情况，通过直流系统绝缘监测装置或接地试验按钮初步判断是直流正极接地还是负极接地（以下假设绝缘监测可靠，并假设正接地）。然后，瞬时切除所有合闸电源开关，如接地信号消失，说明接地点在合闸回路，应对站内合闸回路用同样方法拉合负荷开关或解除正电源端，进行分路检查、判断；如监测装置仍报接地，则说明接地点在控制、信号等回路，则应进一步用同样方法检查直流屏、蓄电池柜及站内各保护屏、控制屏、信号屏及其控制回路。查明接地点属于哪一输出电源回路后，应迅速拉合接地回路的直流负荷开关或拔插回路内的正电源保险，并根据绝缘监测装置报警情况判断接地点在开关（保险）之前或之后。判断清楚后，根据查出的范围，迅速解除范围内相关设备的正极端子，观察报警信号，判断接地点是否在这一部分设备内。然后继续按照以上原则和方法，逐步缩小查找范围，直至找出接地点。4．总结：

造成变电站直流系统接地的因素较多，为了较好的解决这一问题，在日常运行维护中还应视具体情况采取不同措施：

（1）严格二次设备施工工艺，发挥主观能动性，减少接地故障的发生概率。如对室外端子箱、机构箱等加强密封，加装防潮除湿设备或材料；对手车开关的活动部位采取措施提高其绝缘性能，如用绝缘材料包裹其线头部分等，避免因其随手车活动引起接地；对绝缘老化，已不能满足对地绝缘电阻要求的控制电缆及有关二次设备及时更换。（2）加强断路器、隔离开关、手车等一次设备的运行维护管理。严格断路器、隔离开关等具有机械传动部分设备的操作规程，避免因操作不合理造成接地故障。

（3）查找处理接地故障时严格遵守相关电气设备检修运行规程要求，并结合现场实际条件进行。禁止单人工作，禁止直流电源长时间停止运行（尤其在天气条件不允许的情况下），拆除、恢复各端子、各开关的时间应尽可能短。

4.怎样提高变电站直流系统供电可靠性 概述 ：

供电公司220KV及以下变电所的直流供电系统为环状系统，若一个元件故障可能会引起整个系统的瘫痪，达不到电力系统的安全稳定的要求。而近两年来，随着电力系统的飞速发展，保护设备的增多，对直流系统可靠性和稳定性的要求越来越高，直流系统故障将严重影响到系统的安全稳定运行。针对这一问题我们进行了大量的调查与分析，并发现220KV及以下变电所的直流供

电系统存在：直流系统接线方式不合理；保护直流回路用交流断路器；蓄电池和充电装置数量都不符合要求。2 直流系统供电现状：

直流系统事故后果严重，严重的可造成变电所直流系统全部停电，造成一次设备处在没有保护和监视的不可控状态，不能反应一次设备的故障，极易造成一次设备事故范围的扩大，造成区域电网的大面积停电事故；经过调查发现，该局的变电所普遍采用环状供电方式。环状供电方式示意图

环状供电方式是指将两个独立的直流供电系统在其下一级直流支路中连接，当分支直流元件故障时，非故障母线将断开供电回路，这样扩大了直流故障范围。严重时会使整个变电所处于无直流状态下，对系统正常运行造成重大的安全威胁。同时我们对保护直流回路用的断路器情况进行了统计(见表1)。

表1 各电压等级变电所保护用直流断路器配置情况调查表

交流断路器作为直流电路的保护元件具有局限性。由于交流电流的电弧容易熄灭，故其断路器的动静触点之间的开距小，不能达到拉弧作用，而直流瞬动电流是交流瞬动电流的1．4～2倍，因此在直流回路中断路器不能可靠断开，并且致使交流断路器损坏，从而造成直流系统事故进一步扩大；通过上表我们看到直流系统中采用交流断路器的二次设备占总设备数的2/3。

我们对2000年以来出现的直流供电系统的缺陷进行了分析，发现主要存在以下三个方面的问题：

1、直流供电支路故障造成变电所直流供电系统全部停电。

2、直流回路开关损坏严重。

3、蓄电池和充电装置数量都不符合要求。3.完善直流系统供电方式：

3.1采取辐射状供电方式，增加蓄电池和充电装置数据

3.1.1 220KV及以上变电所应满足两组蓄电池，且两套直流电源系统完全独立，并设两段独立的保护电源小母线。3.1.2 各级直流母线分段开关正常运行时应断开。

3.1.3 控制直流母线分为两段，且控制直流母联开关正常运行时应断 15

开。

3.1.4 220KV设备双套保护装置的保护电源应取自不同的独立直流电源系统，接在不同的保护电源小母线。

3.1.5如果断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置电源和具有远跳功能装置的电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。

3.2采用专用的直流断路器

根据保险配置情况选购GM型(两段保护)、GMB型(三段保护)系列直流断路器，并进行直流断路器的安秒特性及动作电流的检验，并绘制出三段式保护直流断路器保护特性曲线：

Int-过载长延时断路器起始动作值

Icu-断路器极限短路分断能力 Iop2-断路器延时动作电流 lopl-短路瞬时断路器动作电流

通过试验发现G系列直流断路器作为替代直流回路中的交流断路器，具有良好的三段保护功能。

过载长延时保护：能在故障电流较小时，根据电流的大小进行反延时

动作，能防止线路电缆发热进而造成绝缘破坏和起火。

短路短延保护：能够防止越级动作带来的事故扩大，保证故障电流仅仅由距离故障点最近的断路器来切除，还可作为下一级保护的后备保护

短路瞬时保护：能够在故障电流较大时瞬时切除故障回路，避免对设备及线路的动稳定性带来较大的危害。结束语：

为防止和杜绝变电所直流系统事故，确保电网的安全稳定运行，我们对变电所的直流系统的不足做了进一步完善，消除了造成直流系统故障的安全隐患，进一步减小了变电所发生直流系统事故的可能性，在保证直流系统安全稳定运行的同时也保证了继电保护及自动装置的可靠运行。

5.如何有效利用其资源

变电所直流系统为继电保护以及开关机构提供保护、信号、动力能源；变电所UPS为远动、通讯、微机监控装置提供不间断的电源。

多年来，根据各变电所直流设备运行现状，发现从设计、规划、审批、运行、维护等环节存在管理弊端，不同程度地造成设备重复投资、资源浪费等现象。

近年来，随着两网改造，设备更新升级，变电所的继电保护及其自动化使得当地监控、信息数据采集、计量等专业相互渗透。对于变电所直流系统，如在变电所直流系统电源保证安全可靠性的前提下，即直流系统蓄电池容量和绝缘水平满足运行参数要求，变电所UPS实现集中配置(废除UPS自带蓄电池配置)是可行的。变电所交、直流电源运行

(1)所用电380/220V低压系统：

变电所所用电380/220V系统电源的质量、可靠性较差。主要表现为：

①交流失电(全所失电、互投时间间隔长、暂态停电)；

②欠压、过压(一般变电所自备电源较高，末端所电压不易调节，闪变)；

③电压短时波动(如电气化铁路干扰，谐波畸变，电压聚降、瞬变)；

④电压三相不平衡(所内负载不平衡，中性线断)；

⑤二次设备共模、差模超标(接地和泄露电流)等故障。

对于变电所的综合自动化装置、计算机监控、远动装置、信息数据采

集、微机保护、脉冲式电能表等采用静态电路，设备对电压质量及供电连续性要求较高。一旦计算机失电造成死机、远动信息数据采集失电造成丢失数据、电源产生的问题等导致设备误操作将造成更大的损失。

鉴于以上原因，许多变电所配置了UPS电源，但多见于分散配置，各成一体。

(2)变电所UPS不间断电源：

变电所UPS不间断电源，供给远动自动化、信息数据采集、微机监控、电力通讯等电源。在许多变电所内，由于UPS维护不善造成蓄电池容量不足，交流断电后，由于电压过低而自动关机，使得设备电源中断，不能正常工作。

(3)变电所直流系统：

变电所直流系统作为操作电源，供给断路器分合闸及二次回路的仪器仪表、继电保护、控制、事故照明及自动装置电源。

近年来，接受以往事故教训，专业人员在研讨继电保护反措和直流系统反措中，均提出了双重化配置要求，对220kV变电所的直流系统进行了3＋2配置(三台充电机、两组蓄电池)单母分段互联式接线改造。对继电保护实现独立保护、独立电源，主保护的线路、变压器、母线双重化保护专用供电，实现保护装置跳闸线圈双重化，控制、保护电源分开。由两套独立(可相互备用)直流系统供电。

2改造目标 ：

通过对变电所直流系统实施技术改造，要求变电所直流系统的管

理水平、运行维护和设备健康水平均达到100％。同时，还要使变电所直流系统资源得以充分有效利用。

(1)目标制定：

①加强变电所直流系统运行维护管理。

②对直流系统为UPS提供电源可行性、安全性进行评估、计算，并付诸实施。应用后充分体现了UPS使用直流系统供电的优点。

③规范运行管理，有效利用直流系统。对于改造后的变电所，由生产技术部门协调归口管理。

(2)可行性分析：

①体制管理：变电所直流系统就是为变电所继电保护及其自动装置服务的。但从变电所进行自动化实现四遥，改造变电所直流系统与UPS电源从设计、规划、审批及体制管理上就分开了。直流设备由检修专业班维护变电所直流系统，远动通讯专业班则维护UPS不间断电源。变电所运行人员一般只对直流系统做定期维护监测，而对于UPS电源形成无人维护。

②设备投资：变电所220kV以上及重要的110kV变电所直流系统双重化3＋2配置后，完全可以满足继电保护及其自动装置的参数要求。上级在此投资是原来设备的两倍，而有些变电所还在设计安装UPS不间断电源单设蓄电池组。这无疑会造成重复投资浪费。

③绝缘要求：变电所直流系统与变电所通讯电源用直流电源运行方式不同，有可能造成变电所直流系统绝缘降低，影响系统稳定。对于远动通讯电源应该区别对待，如通讯电源从变电所蓄电池抽头现象必须

杜绝，但在绝缘要求满足的前提条件下，完全可以集中配置蓄电池。实施方案 ：

(1)要求各专业分工明确，不留死角：

①归口管理，直流专业不能单一只维护充电机、蓄电池组，还应考虑直流系统的完整性。如馈出回路辐射、环路完整、负荷分配、运行方式、接线方式、熔断器及空气开关级差配置、电压质量、直流系统绝缘水平等，应满足继电保护及其自动装置参数要求。

②对设计维护人员要求专业相互渗透。因为继保、远动、通讯、计量、直流专业就是电力系统及其自动化的各分支专业，所以各专业有必然的联系。

③过去有些变电所通讯电源有在直流系统蓄电池中抽头的现象，由于影响直流系统蓄电池内阻、容量，通过落实反措以及整改，已将这种方式消除。对于小容量的载波机以及通讯用计算机UPS，只要满足绝缘要求，可以使用直流系统电源。对于大容量程控交换机、光纤通讯、微波通道，考虑到其独立性以及使用蓄电池运行方式不同，通讯电源UPS设置自备电源。

(2)集中配置：

①变电所UPS使用变电所直流系统蓄电池，可以不用自配蓄电池组，这样，可以节约自备电池以及占地空间，还可以避免重复维护。

②使用直流系统逆变电源，能够防止所用电系统的暂态干扰进入负荷侧。

③一般商用UPS自备电池，放电时间是在10～15min，时间短；工业

用UPS装置自备电池放电在30min。采用直流系统蓄电池可以保证事故停电1h使用。

④利用直流系统容量优势，全所集中配置UPS系统，并实现双重化配置。交流电源使用所用电各段母线电源，直流电源分别使用直流系统各段电源(110kV以上无人值守变电所、较重要的枢纽变电所)。

(3)评估：

①双重化3＋2配置后，蓄电池容量增加一倍，而保护自动装置通过更换节能信号灯、节能光子牌，使电磁继电器减少，相对负荷电流也减小，因而可使事故情况下蓄电池容量充足，完全能满足规程要求的全所停电情况下，1h连续供电。

②变电所逐年改造使断路器电磁机构基本退出，而更换成真空开关或弹簧、储能机构以及液压机构，其合闸动力电流减小，故对蓄电池事故放电能完全满足瞬时放电曲线要求。

③对于小容量电力载波机、通讯设备只要运行方式不影响直流系统绝缘，可以经开关电源使用直流系统。

④直流系统馈出回路增加，势必影响直流系统绝缘。其实从UPS电源原理上说，正常时UPS装置使用交流，当交流回路失电后装置自动投切直流电源，而投切回路已明确交流电源是接地回路，直流电源是绝缘回路。

⑤充电机容量：变电所充电机一般满足“均充方式电流＋负荷电流＋冗余度”。对于UPS负荷：a)交流不间断电源UPS是当交流失电后，自动切换直流电源的；b)有些进口UPS不设整流器而直接接直流母线,故在浮充、恒压限流方式下能满足新增负荷要求。结论 ：

220kv变电站运行方案 篇5

生产验收监理工作汇报材料

河南立新监理咨询有限公司 220kV董庄变电站工程监理项目部

2011年7月23日

220kV董庄变电站工程 生产验收监理工作汇报资料

各位领导、专家，大家好！

漯河220kV董庄变电站工程，根据河南立新监理咨询有限公司第五分公司与漯河供电公司签订的监理合同要求，建筑工程于2010年9月20日正式开工，电气安装工程2011年5月24日开工。在漯河供电公司直接领导和大力支持下，经过漯河汇力电力勘察设计有限公司、林州建总建筑有限公司、河南送变电建设公司、河南立新监理咨询有限公司等参建单位的积极努力和配合下，变电站建筑工程于2011年5月 30日竣工，2011年6月11日通过河南省电力质检中心站质量监测；电气安装工程经过不足两个月的紧张施工，于2011年7月20日竣工并自检，2011年7月21日监理初步验收，监理初验发现缺陷处理完毕。

220kV董庄变电站工程监理项目部依据《监理合同》《监理规划》《监理细则》及国家相关法律，法规规程等，对该站土建、电气设备安装、调试、设备材料、工程质量、安全文明施工及投资控制进行了全过程监理，由于全体监理人员的积极努力，认真负责，上级领导的支持，各参建单位的大力配合，本工程按计划开工，如期完工。工程建设过程中没发生任何质量、安全事故；在河南省电力公司组织的安全、质量、标准化项目部流动红旗竞赛活动中，得到领导专家们的一致好评，监理部获得“标准化监理项目部”荣誉。本工程的安全、质量始终处于可控状态, 监理部认真地履行了监理合同规定 的各项义务。现就工程监理项目部如何开展监理工作总结汇报如下：

一、工程概况：

（一）工程名称：220kV董庄变电站工程

（二）建设单位：漯河供电公司

（三）运行单位：漯河供电公司

（四）设计单位：漯河汇力电力勘察设计院

（五）土建施工单位：林州建总建筑有限公司

（六）电气安装单位：河南送变电建设公司

（七）建设规模：

主变压器：最终3×240兆伏安，本期1×240兆伏安，电压等级为220/110/10千伏；

220千伏出线最终8回，本期2回，均至500千伏平顶山南变电站。备用6回；

110千伏规划出线12回，本期4回，至蔡庄变和英章变各1回（剖接英章变至蔡庄变110千伏线路）、至张场变2回；

10千伏规划出线12回（#

1、#2主变下各出6回。#3主变10千伏不出线），本期4回。

每台主变10千伏侧配置4组7500千乏无功补偿装置。围墙内占地面积： 2.2019公顷 总建筑面积： 789.60平方米 进站道路长度： 86米。

工程建设总投资:本工程概算动态总投资新建220千伏董庄变电站工程

7242万元，配套光通信工程153万元，二、监理依据监理范围和监理目标

（一）监理依据

1、河南立新监理咨询有限公司与漯河供电公司签订的220kV董庄变电工程监理合同。

2、漯河供电公司与设计、土建、电气安装等施工单位签订的工程施工合同。

3、工程初步设计文件、资料，施工设计图纸，图纸会检纪要等。

4、国家有关法律、法规、标准等。

5、土建、电建工程检验、评定标准、规范等。6、220kV董庄变电站工程《监理规划》、土建、电气一、二次《监理实施细则》、《安全文明施工监理实施细则》等。

（二）监理范围

220kV董庄变电站工程项目所有基础、支架及电气一、二次设备的安装、调试工程。

（三）监理目标

1、工期目标：2010年9月20日开工，2011年7月30日竣工。

2、安全目标：没有发生人身伤亡事故、重大设备损坏事故和重大质量事故，安全目标全部实现。

3、工程投资：控制在规定(7242万元）限额以内。

4、工程质量目标

施工全过程不发生施工质量事故，实现一次成优，争创国网公司优质工程；

工程质量符合设计、国家及行业有关验收规范、标准及质量检验评定的优良级要求，并满足：

土建部分：分项工程合格率100％；单位工程优良率100％； 安装部分：分项工程合格率100％；单位工程优良率100％； 实现工程“零缺陷”移交。

三、监理工作 1、2010年9月1日，220kV董庄变电站工程监理项目部成立，监理部设总监1人，安全监理工程师1人，土建监理工程师1人，电气专业监理师1人，土建监理员1人，技经师1人，信息员1人。

2、编制本工程的监理规划，土建专业监理实施细则，电气专业监理实施细则，安全文明施工监理实施细则；严格遵守监理合同中的承诺，按照河南立新监理咨询有限公司批准的监理规划和上述实施细则，对本工程的全过程进行了认真、有效地监理。

3、监理工作始终围绕“四控制”、“两管理”、“一协调”展开。严格遵照《国网公司电力建设工程安全文明施工标准化管理标准》，《国家电网公司监理项目部标准化工作手册》，加大了对工地现场安全文明施工管理的力度和项目部标准化建设。工程一开始，把进入现场人员的人身安全放在首位。组织现场施工人员学习安全规程，提高思想认识，让他们在观念上从要我安全变为我要安全;同时，在施工现场布置安全围栏，实行分区施工，为安全文明施工打下了良好的基础。

4、在质量控制中，我们在坚持质量第一方针的同时，还特别强调提高工艺水平，首先要求施工单位认真落实河南省电力公司印发的《河南电力电网建设工程创优工艺要点》及《国网公司变电站施工示范手册》，并要求施工方提出了具体方案。一开始就严格要求，样板开路，土建施工从测量定位，模板加工支护、混凝土浇注严格把关监控、精心施工。在电气安装中，电气安装在时间紧、任务重的情况下，严格要求，精心组织，精心施工，狠抓质量不放松；设备安装、调试、电缆敷设、电缆接线，严格按照标准要求，强调工艺，工程质量在控，受控。

5、做好协调与沟通，全心全意为业主和各参建单位服务。整个工程参建单位比较多，面对这种现象，在业主的大力支持下，我们监理部自始至终抓好周例会制度的落实，整个工程期间共召开周例会34次，较好的处理了工程施工过程中出现的各种矛盾。

6、对所有参建单位的资质进行审查，对施工方案、工艺进行了控制。整个工程审查施工组织设计4份，审批施工方案38份，(其中土建工程22份，电气安装工程16份)，审查重大施工技术方案4份，审查质量检验项目划分表4份，审签质量报验单332份，审核主要原材料签证单44份，审验隐蔽工程报验单418份。同时，我们还监督和协调施工单位建立健全质量保证体系，对其质量控制系统进行监督检查。在施工过程中监理人员做到勤巡视、多检查、重落实，并重点落实工序间的交接检查及隐蔽工程签证制度。

7、严格施工材料验收交接手续，对各供货厂方送来的产品、材料严格检验，没有合格证件、资料不全、有质量问题的产品坚决退场。

总之，我们监理部按合同规定，以巡视、旁站、抽检和文字措施等多种方式全方位开展了监理工作，并且主要采取了现场协调协商为主，通过周例会、专题工作会议，共发出周例会纪要39份，工程联系单57份，监理工程师整改通知单32份。这些会议纪要及通知单等文字材料都是针对工程发生的各种问题而形成的，因而对提高工程质量和工艺水平，搞好安全文明施工

起到了重要的督促作用，同时也使建设单位的领导能及时了解工程质量和进度。安全文明施工

我们始终坚持安全第一、预防为主、综合治理的基本方针，指导本工程施工现场的安全工作，在进行各个施工阶段的施工时，均要求施工单位按照国网公司的安全文明施工标准，敷设齐备标牌、警示牌、标识牌及相应的安全网、档脚板、胸板、完善安全设施的布置，确保施工人员人身安全，放心施工。经常对施工现场按照国网公司安全文明施工标准进行检查，并且及时发出整改通知单，要求及时整改及时闭环，善始善终的作好安全文明各项工作，让不安全因素消除在萌芽之中。本工程安全现状良好从始止终，安全局面稳定，没有发生人身及设备事故、噪音及环境污染事故。

9、工程质量：220KV董庄变电站工程始终按照设计图纸、标准、规范、规程、反措的要求基本施工完毕（尚有大门、变电站站名标志墙、站外排水、部分二层路面等部分工程未完、完工后由监理组织单项验收）；施工程序及质量控制符合要求；质量及管理体系齐全，实施有效；变电站主体工程内外装修平整美观、视觉观感协调、细部处理到位，工艺良好。电气施工讲究工艺，精益求精，设备安装准确到位；设备连线、导线敷设顺畅、整齐、规范；调试、实验规范严密，项目齐全。

本工程共计20个单位工程，77个分部工程，332个分项工程，588个检验批；检验批合格率100%，分部工程质量检验合格率100%，单合格率100%。整个工程外观质量和工艺水平达到国家、行业相关标准及施工合同要求；资料基本完整齐全，通过质量监测，已具备生产验收

条件。

河南立新监理咨询有限公司

220kV董庄变电站工程监理项目部

220kv变电站运行方案 篇6

食堂管理规定

1、总则

1.1为加强食堂卫生管理工作，保障职工的卫生健康，根据饮食行业有关规定，制定本规定；

1.2工地食堂卫生必须严格执行饮食行业有关卫生的规定；

1.3工地炊事员必须每年体检一次，患有传染病者，不准从事炊事工作；

1.4工地食堂招用炊事人员均需进行培训。

2、食堂卫生内容：

2.1在饮食制作时，成品与半成品，生食与熟食存放加工要分开；

2.2食品要新鲜无毒，不得采购、加工、出售腐烂变质食品；

2.3炊事人员应养成良好的卫生习惯，做到勤理发，勤洗手、勤换衣服。

2.4使用过的餐具应及时清洗，消毒摆放整齐。

2.5灶具、案板、砧板、工器具其它器具使用后，应立即清洗干净。

2.6工作场地应勤扫、勤洗、勤抹。进餐场地应保持清洁。

2.7保持食堂周围环境卫生，残渣物应倒到制定地点，要保持食堂流水畅通。

220kv变电站运行方案 篇7

我们不仅要做好变压器的管理维护工作, 保证其安全高效的运行, 同时也要做好对其运行状况的记录工作, 及时发现问题, 并妥善解决, 消除潜在隐患, 保障电力系统的正常运转。继电保护装置就是为了及时发现故障并进行切除而装设的一种对变压器和变电站甚至整个电力系统的保护装置。本文针对220 k V变电站变压器的运行和继电保护措施的相关问题作进一步的探讨分析。

1 变电站概况

变电站是改变电压的场所。为了将发电厂发出来的电能输送到较远的地方, 必须把电压升高, 变为高压电, 到用户附近再按需要把电压降低, 该升降电压的工作靠变电站来完成。变电站的主要设备是开关和变压器。按规模大小不同, 又可称为变电所、配电室等。

变电站就是中转站, 它支配着一个国家所有电力的分配情况。而电力又是驱动现代性国家、城市转型和发展的主要源动力之一, 第二产业和第三产业都需要电力作支撑, 对电力的制造和输出, 是衡量一个国家发展程度的重点考核标准, 变电站同时也是体现国家经济结构的标志之一。对电力的需求虽然不再以变电站作为核心, 各种发电的方式随着相关科技成果的普及使用也越来越为更多的人所接受和熟知, 但作为国家经济驱动的源头, 变电站依然在电力供应方面占有举足轻重的地位, 国家支柱产业的领头集团无一不与电网有着千丝万缕的联系和深入的合作, 同时, 其可被看作是经济发展与产业结构优化的缩影。

2 220 k V的变电站变压器运行

2.1 工作原理

变压器是变电站的主要设备, 分为双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器, 即高、低压每相共用一个绕组, 从高压绕组中间抽出一个头作为低压绕组的出线的变压器。电压高低与绕组匝数成正比, 电流则与绕组匝数成反比。

变压器按其作用可分为升压变压器和降压变压器。前者用于电力系统送端变电站, 后者用于受端变电站。变压器的电压需与电力系统的电压相适应。为了在不同负荷情况下保持合格的电压, 有时需要切换变压器的分接头。

按分接头切换方式, 变压器有带负荷有载调压变压器和无负荷无载调压变压器。有载调压变压器主要用于受端变电站。

电压互感器和电流互感器。其工作原理和变压器相似, 它们把高电压设备和母线的运行电压、大电流即设备和母线的负荷或短路电流按规定比例变成测量仪表、继电保护及控制设备的低电压和小电流, 在额定运行情况下电压互感器二次电压为l00 V, 电流互感器二次电流为5 A或1 A。电流互感器的二次绕组经常与负荷相连近于短路, 需要注意的是, 绝不能让其开路, 否则将因高电压而危及设备和人身安全或使电流互感器烧毁。

为了减少变电站的占地面积, 近年来积极发展六氟化硫全封闭组合电器 (GIS) 。它把断路器、隔离开关、母线、接地开关、互感器、出线套管或电缆终端头等分别装在各自密封间中集中组成一个整体外壳充以六氟化硫气体作为绝缘介质。该组合电器具有结构紧凑、体积小、重量轻、不受大气条件影响、检修间隔长、无触电事故和电噪声干扰等优点。其缺点是价格贵, 制造和检修工艺要求高。

2.2 变压器运行异常的情况

当出现过负荷或者外部短路的情况, 引起温度升高、油面降低和过电流等现象时, 根据不同的情况, 变压器主要的保护装置有以下几种: (1) 气体保护, 该保护方式是瞬间作用于信号式跳闸的, 可用于变压器的油箱发生内部故障, 或者油面降低时; (2) 电流速断保护和差动保护, 这种保护方式也是瞬间作用于跳闸, 可用于变压器的引出线间的短路、接地短路, 或者变压器的内部故障时; (3) 过负荷保护, 当变压器出现过载时可装设, 作用于信号, 主要用于因为过载而引起过电流时; (4) 过流继电保护, 这种保护方式可以作为 (1) 、 (2) 两种保护方式的后备保护, 主要带时限动作用于跳闸, 一般可用于出现外部短路引起过电流时; (5) 温度信号, 当变压器的温度发生变化, 出现升高或者油冷却系统的异常时, 可作用于信号。

变压器的故障对电力系统造成的损失是相当严重的, 为了防止出现这种情况, 安装相应的过流继电保护装置是非常必要的。

3 220 k V变电站的继电保护措施

3.1 继电保护综述

继电保护措施, 是研究电力系统故障和危及安全运行的异常工况, 以探讨其对策的反事故自动化措施。电力系统继电保护的基本任务是:当电力系统发生故障或异常工况时, 在可能实现的最短时间和最小区域内自动将故障设备从系统中切除, 或者给出信号由值班人员消除异常工况的根源, 以减轻或避免设备的损坏和对相邻地区供电的影响。

随着电力系统容量日益增大, 范围越来越广, 仅设置系统各元件的继电保护装置, 还远不能避免发生全电力系统长期大面积停电的严重事故。为此必须从电力系统全局出发, 研究故障元件被相应继电保护装置动作切除后, 系统将呈现何种工况;系统失去稳定时将出现何种特征, 如何尽快恢复其正常运行等。系统保护的任务就是当大电力系统正常运行被破坏时, 尽可能将其影响范围限制到最小, 负荷停电时间减到最短。

3.2 继电保护的具体措施

继电保护安全运行的主要措施有以下几点:

(1) 特别要注意对继电保护装置的检验工作, 只有在检验工作的最后才能进行电流回路升流以及进行整组的试验, 当这2个试验都完成后, 绝不能拔掉插件, 或者改变定值 (定值区) , 对二次回路的接线进行改变等等。此外, 电压回路升压的试验也是要放在最后进行的。

(2) 定值区的问题。拥有多个定值区一直是微机保护的一个很大的优点, 因为电网在发生运行方式的变化时, 更改定值就显得很方便了, 但是若出现定值区错误, 对继电保护来说就是一个非常严重的问题, 所以工作人员需加强对定值区的管理, 确保定值区的正确。

(3) 一般性的检查工作。它对于任何保护措施来说, 都是相当重要的, 绝对不能疏忽, 一般性的检查基本包含2个方面:1) 检查机械特性和焊接点是否牢固, 同时也对连接件是否紧固进行清点;2) 将插件全部拔下来进行检查, 如按紧芯片、拧紧螺丝等, 及时发现虚焊点。

(4) 接地的问题。其对继电保护格外重要, 首先是装置机箱和屏障的接地问题, 这些都是必须要接在保护屏的铜排上的。而更重要的是, 铜排本身是否已经可靠地接入地网, 这个可以采用大截面的铜鞭或者导线将其紧固在接地网上来解决, 对其电阻还应用绝缘表进行测量, 确定其是否符合规定;其次是电压回路和电流的接地问题, 若是接地在端子箱, 则必须要确定端子箱的接地是可靠的。

3.3 继电保护装置的维护

若要继电保护装置正常高效运行, 就要定期对继电保护装置进行维护, 只有先维护好继电保护装置, 才能使其最大程度发挥效用, 保护电力系统的正常运行。在对继电保护装置进行维护工作时, 首先要对设备的初始状态有一个较为全面的了解, 才能对以后的工作作出正确的判断;其次还要对其运行时的状态数据进行及时的统计分析, 随时掌握设备的运行情况;再次是对继电保护装置的新技术和新发展, 要及时跟进, 才能保证其科学性。我国的在线监测技术还处于发展的阶段, 不够成熟和完善, 对于日常的检修工作并不能作出最准确及时的判断, 这就要求工作人员必须对各种数据加以统计分析, 作出综合的评价。

4 结语

本文从普通变电站的运转概况谈起, 使我们对变电站变压器的运行有了一定的了解, 而继电保护也是工作中的重点。希望电厂从业者在熟练掌握其基本操作原理后, 再接再厉, 将电力这个能够创造更多财富的国家资源的功用提升至更高层面, 为人民、国家谋取更多利益。

摘要：信息技术的广泛运用和普及, 使国家电网对用电需求的审视又有了更严酷的战略部署。变电站作为对电力分配和使用的中转站, 采用先进的科技设备对其功能和效率的提高都至关重要。现主要针对220kV变电站变压器的运行和继电保护措施的相关问题作进一步的探讨分析。

关键词：变电站,变压器运行,继电保护

参考文献

[1]胥望, 等.220kV变电站运行操作过程中的过电压分析与防范[J].现代电力, 2010 (2)

[2]王志刚, 等.浅析220kV变电站基础建设[J].科技资讯, 2010 (30)

220kv变电站运行方案 篇8

关键词：综合自动化工程师站微机保护网络技术信息分流

中图分类号：TM6文献标识码：A文章编号：1007-3973(2010)012-011-02

1前言

随着科技的发展，计算机及网络技术在电力系统中的广泛应用，综合自动化变电站将成为现今和未来变电站的主流发展趋势，是现代化管理的必经之路。目前，国内外对电力企业220KV变电综合自动化应用，都处在探索、开发、试运行阶段，潮州地区220KV变电站综合自动化设备的投入运行，其运行的稳定性令专业人士关注。

2变电站综合自动化的基本原理及技术要求

(1)变电站综合自动化系统，可分为一次运行设备自动化监控系统，二次设备分布式保护测控装置及后台监测维护系统，并利用光缆SDH电力通信专网将变电站自动化设备与调度中心进行高速网络连接，使其成为综合自动化系统，如图1所示。

(2)设备的选择与应用。为了使220KV变电站综合自动化系统达到预期水平，所选择的一、二次设备至关重要应选用具有网络功能的相关设备，目前变电站综合自动化系统可以达到以下水平：

1)运用通信技术传输对母线电压、系统周波、馈线电流、主变压器电流、电能量、主变温度、频率和功率等变量值进行数据的实时采集，对变电站设备的运行状态等远程实时监控。

2)对相关信息数据进行统计和处理。当变电站运行参数越限，断路器变位或保护动作时，系统将显示内容，并根据设定的报警级别和报警类型进行报警。对变电站在运行过程中进行事件记录、运行记录，根据指定时间间隔或要求保存运行实时数据、记录、报表和曲线，对各种数据进行系统化操作，支持系统监测、保护控制及记录功能，操作票的生成、预演和打印，支持电力行业标准：1EC(60870·5·103)规约。

3220KV综合自动化站在运行中存在的一些问题

(1)监控系统，工程师站RTU有死机机象，使全站实时采集上传数据丢失。

(2)继电保护测控系统与RTU上传的远动数据不一致。

(3)利用网络总线传送信息量受限，不利于运行调度部门判断事故类型及时处理事故。

(4)遥控失效，对刀闸的遥控操作失去作用。

4问题的分析

(1)由于运行维护值班人员对于远动系统的依赖，综合自动化变电系统是否具稳定性及安全性越来越引发人们的关注。监控系统工程师站、RTU的死机导致全站失控是安全运行的严重隐患。某变电站监控系统工程师站运行中死机的原因在于：由于测控装置及RTU主模块规约转换中，信息流量过大及某些不明因素扰动，使工程师站规约转换装置与RTU主控模块CPU负载过重，出现死机，导致严重安全隐患。

因此，运行单位担心如果在电网事故工程师站及RTU主控模块死机将会延误调度部门处理事故，造成电网的安全事故。由此，我们认为提高监控系统、工程师站或PTU的运行可靠性是综合自动化变电站安全稳定运行的必要条件。

建议在具体实施时应采取冗余配置方式，即：双机配置、远动通道双重化。两套设备即可互为备用自动切换，又可分别独立运行，并能够进行自身设备自诊断，出现异常时发出告警信息，并建议新建设投运的综合自动化变电站在投运前模拟站内严重设备故障(如：母线故障、各自投动作等)以检验后台监控信息及远动上传信息报文是否正确，上传数据信息通道是否顺畅。

(2)继电保护测控系统与RTU上传的保护装置信息不一致及利用网络总线传送信息量过大，不利于运行、调度部门对事故类型判断及事故处理。

通过现场运行反映采用RTU模式上传保护装置动作信息数据量不足。原因是微机型继电保护装置往往只是提供保护动作总信号，没有保护装置具体动作分类。例如220KV高频保护动作，保护只能提供高频保护动作信号而没有高频距离动作还是高频零序动作等具体信息。不利于运行调度部门判断事故类型处理事故。

(3)利用RTU与站内各微机保护装置实现网络通信，完成规约转换。通过网络总线传送保护动作信息可以解决信息量不足的问题。

由于保护装置数量多型号，没有相应的标准或规定，生产厂家没有统一规范遥控信号名称，使得规约转换信息量过大，加大RTU的CPU负担，造成死机。应尽快规范保护装置的监控信号内容及命名标准化，制定相应的行业标准和规定。

5解决建议

(1)在一座自动化变电站内所选保护装置应尽量选用相同通讯方式，同一种规约传输发送保护信息以最大限度减小由于规约转换对RTU的CPU造成的负担及保护动作信息因规约转换而被漏掉式丢失。

(2)对站内的远动信息进行分流。超容量信息包括保护设备通信口发出的信息、硬接点信息及事故时通过远动通道上传的信息，会造成通道阻塞、重要遥控信息的淹没及信息延时，使得远动数据的实时性和准确性得不到保证，从而影响综合自动化变电站的安全稳定运行及对站内一、二次设备的监控及操作。

因此应对综合自动化站上传信息进行分类上传；一类是实时信息，包括；遥测、遥信、遥控信息，主要设备及电流系统状态信息等。另一类为非实时信息，包括：保护动作性质、设备状态及自诊信息等。预防信息通道阻塞、重要遥控信息的淹没及信息延时，在监控端要将远动信息按性质、对象及重要性等加以区分，以便值班运行人员对信息进行及时的识别处理，防止重要信息被淹没。

建议：在条件允许情况下应采用多通道上传信息进行分流。如利用通道传送实时信息，利用辅助通道传送非实时信息。设立监控端对上类信息进行分类，以方便运行人员对信息进行识别处理。

6遥控成功率问题

从运行统计情况看，对于综合自动化变电站的遥控操作，目前国内运行和生产的隔离刀闸由于种种原因，其一次合闸成功率达不到100％，对隔离刀闸及断路器遥控操作后必须到现场确认。提高遥控成功率，在很大程度上取决于设备的可靠性，不光是自动化设备，更重要的是电气主设备。

7结论

本文通过对潮州地区现有220KV综合自动化变电站在运行中遇到的问题进行分析，提出了我个人的几点看法建议供电力同行参考。希望提出的建议和看法在今后在综自站建设上，得到有关部门的重视并在相关设计上得到完善，使综合自动化变电站能够更安全、稳定、可靠的运行。

参考文献：

[1]朱声石，高压电网保护原理与技术[M]，中国电力出版社，1999

[2]贺家李，电力系统继电保护原理[M]，中国电力出版社,2004

[2]杨奇孙，微型机继电保护原理[M]，水利电力出版社,2004