110kV变电所

110kV变电所（精选12篇）

110kV变电所 篇1

摘要：文章针对110kV内桥接线变电站在不同运行方式下110kV母线发生故障后保护动作情况进行分析, 提出故障处理注意事项及单主变运行情况下110kV备自投方式改进措施, 保证故障发生后的及时处理和非故障母线的可靠运行。

关键词：内桥接线,母线故障,运行方式

引言

目前, 随着电网结构的不断发展和完善以及内桥接线变电站设备少、接线清晰简单等优点, 110k V内桥接线变电站慢慢增多。随着供电可靠性要求的不断提高, 110k V变电站已基本达到两回进线一供一备和两台主变运行的状态, 并配有110k V备用电源自动投入装置 (以下简称备自投) 以保证供电可靠性。当110k V进线发生故障后, 均能通过重合闸及备自投装置实现对低压侧用户的可靠供电。内桥接线中, 110k V母线在对应主变的差动保护范围内, 基本未单独配置保护, 当母线发生故障后, 对应主变跳开所连开关。但当110k V母线发生故障后, 因保护动作或处理不当可能会造成全所失电, 下面就针对未单独配置母线保护的内桥接线变电站在不同情况下发生110k V母线故障进行分析。

一、运行方式

(一) 双主变运行

在主变无工作, 且进线无故障、未退出的运行情况下, 内桥接线变电站有两种运行方式:第一种是进线A接110k V I段母线运行, 进线B接110k V II段母线热备用, 110k V母分运行, 110k V线路备自投投入 (进线B运行, 进线A热备用, 110k V母分运行, 110k V线路备自投投入的运行方式情况同一) , 见图1。

第二种是进线A接110k V I段母线运行, 进线B接110k V II段母线运行, 110k V母分热备用, 110k V母分备自投投入, 见图2。

(二) 单主变运行

当110k V内桥接线变电站单主变运行时, 运行方式一般采用一回进线供全所负荷, 另一回进线开口热备用, 110k V备自投装置投入的方式。当#1主变运行, #2主变停役检修时, 有两种运行方式:第一种是进线A接110k V I段母线运行, 进线B接110k V II段母线热备用, 110k V母分运行, 110k V进线备自投投入, 见图3。

第二种是进线A接110k V I段母线热备用, 进线B接110k V II段母线运行, 110k V母分运行, 110k V线路备自投投入, 见图4。

二、母线故障后保护动作情况

(一) 如图1所示运行方式

进线A运行, 进线B热备用, 110k V母分运行, 110k V I、II段母线有压, 进线B线路有压, 110k V线路备自投充电。

1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开进线A开关、110k V母分开关及#1主变低压侧开关, 因110k V I、II段母线失压, 进线A无流, 进线B有压, 110k V备自投动作合上进线B开关, 保证对#2主变的供电。

2.当110k V II段母线故障时, #2主变差动保护动作, 跳开进线B开关、110k V母分开关及#2主变低压侧开关, 此时110k V I段母线有压, 110k V备自投不动作, 保持由#1主变供全所负荷。

(二) 如图2所示运行方式

进线A运行, 进线B运行, 110k V母分开关热备用, 110k V I段和II段母线有压, 110k V母分备自投充电。

1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开进线A开关及#1主变低压侧开关, 并闭锁110k V母分备自投装置。此时由#2主变供低压侧全所负荷。

2.110k V II段母线故障时同上。

(三) 如图3所示运行方式

当#2主变停役检修时, #2主变保护跳110k V母分开关及进线B开关的跳闸压板已取下。进线A运行, 进线B热备用, 110k V母分开关运行, 110k V I、II段母线有压, 110k V线路备自投充电。

1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开进线A开关、110k V母分开关及#1主变低压侧开关, 此时110k V I、II段母线无压, 进线A无流、进线B线路有压, 110k V备自投动作, 合上进线B开关, 110k V II段母线带电。但此时#2主变停役, 已造成该变电站低压侧失电。

2.当110k V II段母线故障时, 因110k V II段母线不在#2主变的差动范围内, 且不在#1主板的差动保护及高后备保护范围内, 只能通过进线A对侧保护动作跳闸。重合失败后, 110k V I段和II段母线失压、进线A无流, 进线B线路有压, 此时110k V备自投动作, 经延时跳开进线A开关后合上进线B开关, 恢复对110k V母线的供电。由于故障点仍存在, 此时进线B对侧保护动作跳闸, 并进行一次重合, 对故障母线再次冲击后加速跳闸, 全所失电。

(四) 如图4所示运行方式

当#2主变停役检修时, 主变保护跳110k V母分开关及进线B开关的跳闸压板已取下。进线B运行, 进线A热备用, 110k V母分开关运行, 110k V I、II段母线有压, 110k V线路备自投充电。

1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开110k V母分开关及#1主变低压侧开关。此时110k V II段母线仍有压, 110k V线路备自投失电, 但全所低压侧已失电。

2.当110k V II段母线故障时, 同理, 进线B对侧保护动作跳闸, 重合失败, 此时110k V I段和II段母线失压、进线B无流、进线A有压, 110k V线路备自投动作, 跳开进线B开关, 合上进线A开关, 恢复对110k V母线的供电。但故障点仍未隔离, 进线A对侧保护动作跳闸, 重合失败, 全所失电。

三、故障分析及处理建议

由上文可以看出, 在双主变运行时 (见图1、图2) , 110k V备自投装置可以实现在故障母线隔离后的备用电源倒入, 保证低压侧负荷的正常供电。但当单主变运行且110k V备自投装置正常方式投入情况下 (如图3、图4) , 在110k V母线发生故障后会造成全所失电, 且可能会多次对故障点进行送电, 造成故障设备损坏加重, 甚至扩大事故。本文就110k V内桥接线变电站110k V母线故障处理过程中注意事项及对图3、图4运行方式下备自投方式调整提出整改建议。

1.母线发生故障后, 应及时调整现场设备状态 (含保护投退) , 并及时查找故障点。如故障点查明已隔离或故障已检修完毕后 (如经检查无明显故障点, 建议对母线进行绝缘试验) , 对母线进行冲击应使用相应进线的对侧开关进行冲击 (修改定值及停用重合闸) 或使用配置有过流保护的母分开关进行冲击, 避免事故范围扩大。

2.图1和图2方式下母线发生故障后, 虽低压负荷未损失, 但应注意观察供电主变的负载情况, 必要时转移部分负荷, 防止主变过载。

3.在图3和图4运行方式下, 110k V I段母线故障会产生引起停电, 但110k V II段母线故障并未切断110k V对低压供电的通道 (通过110k V I段母线、#1主变供低压负荷) , 因110k V备自投装置的动作造成了全所失电。建议在#2主变检修工作时, 将110k V运行方式调整为进线A、B分列运行且110k V备自投仅投入110k V II段对110k V I段自投方式, 以保证#1主变的可靠供电, 且避免对故障点的重复送电。

四、结论

随着电网的不断发展和完善, 110k V内桥变电站不断增多, 碰到110k V母线故障的机率也不断增大。本文对不同运行方式下110k V母线故障进行了分析, 以防止处理过程不当造成事故范围扩大。特别是单主变运行方式下, 通过110k V备自投方式的调整, 确保停役主变对应母线故障后, 及时隔离故障点, 并且避免对故障点的重复送电, 以保证电网设备的安全, 提高10k V用户的供电可靠性。

参考文献

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[2]李坚.电网运行及调度技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2004.

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[4]刘东红, 郭玉萍.110k V内桥接线变电所110k V系统BZT运行方式的探讨[J].电力系统保护与控制, 2010, (9) .

110kV变电所 篇2

值班人员应明确职责，树立高度的责任感，在电气调度的统一领导下，严格遵守以下规定：

1.认真执行公司各项规章制度。值班时全神贯注，精心监盘，准点抄表，准确记录，不弄虚作假，不擅离岗位，不玩手机，不做与工作无关的任何事情。

2.值班人员必须严格执行电气安全规程工作规定。一人操作，一人监护。一切操作可以遥控操作的必须遥控操作，现场操作时必须做好安全措施，穿好绝缘鞋，戴好绝缘手套。一切正常操作均应填写操作票。事故操作除外。

3.根据实时运行情况及时调整系统电压、功率因数，负荷。各分厂的有载调压变压器，其分接头的位置，根据生产情况进行调整。4.严格按巡回检查制度要求按时、按路线认真仔细做好巡检工作。8：00-20：00每2小时巡视一次，24：00和6：00各巡视一次，特殊情况按照操作规程规定执行。巡视情况必须做好记录。发现隐患及时汇报，隐患处理情况应记入隐患整改台账。

5.电气调度20：00前必须对变电所内设备巡检一次后，方可安排人员进行值班和休息，6：00前必须对变电所内设备再巡检一次后，方可进行交班。

6.值班人员的睡觉时间规定为20：00至第二天6：00，值班人员除巡检时间和事故处理外，人员必须集中在索普西变电所内，其它时间、地点不得睡觉。除正常工作外，离开索普西变电所应事先告知同班次人员，时间不得超过30分钟，手机应保持畅通。

7.值班人员严格按照交接班制度交接班。按时做好交接班工作，接班人员在电气调度的带领下，听从交班调度的情况介绍，与交班调度一起到现场进行检查，交接双方确认无误后在运行日记上打勾确认和签字。（交接班路线：索普西（主控室→110kV开关室→35kV开关室→1#主变→2#主变）→索普东（主控室→110kV开关室→35kV开关室→3#主变）

8.值班期间涉及到开关、刀闸操作，操作结束后必须到现场确认开关状态及检查有无其它异常情况。

9.值班现场和休息室内保持安静、整洁，值班电话保持畅通，值班人员始终有一人在索普西主控室内，无特殊原因不得离开。10.电气调度负责审查、管理本班次任务票、工作票、操作票、八项票证。

11.变电所发生异常及事故时按照事故处理规定执行，并及时向班长、厂部领导汇报。

12.每月28日完成月度电量报表，上报外线每月最大需量。13.每班次进行负荷分析，每日16:00上报运行情况。

14.每月20前完成个人消防器材检查记录，有缺陷及时汇报班组。15.电冰箱、微波炉下班前清理干净，不得使用电磁炉、电炉等用电设备。

16.各班次认真开展岗位练兵活动，按照反事故预案开展演练。17.厕所卫生每天打扫后交接班。公共区域每周一、三、五打扫。个人包干区每月15日前打扫一次。班次单独包干区每季度首月打扫一次。床上用品每月洗晒。

18.每月24日前完成个人考勤检查，并签字确认。每月25日后休假需在24日前确定。

19.值班人员请假必须提前24小时。连续休假超过两天的必须提前一周告知班组。法定节假日无特殊情况不得请假。

20.为了及时传达消息，班组建立微信群。对于班组发布的消息应及时收看回复。21.电气调度应组织班次人员完成集团生产运行部、厂部领导、班长下达的各项工作任务。

110kV变电所 篇3

关键词：变电所 谐波治理 补偿

1 谐波简介

1.1 谐波的来源 谐波主要来源于三个方面，一是发电源质量不高产生；二是输配电系统产生；三是用电设备产生。但主要的来源是第三方面。经统计表明，由整流装置产生的谐波占所有谐波的40%，而变频装置常用于风机、水泵等设备中，采用了相位控制，产生的谐波成分很复杂，而且对电网造成的谐波也越来越多。电弧炉、电石炉在加热燃料时产生的谐波电流平均达到基波的45%。家用电器如电视机、计算机、洗衣机也是谐波的主要来源之一。电力系统中有非线性（时变或时不变）负载时，即使电源都以工频50HZ供电，当工频电压或电流作用于非线性负载时，就会产生不同于工频的其它频率的正弦电压或电流，这些不同于工频频率的正弦电压或电流，用富氏级数展开，就是人们称的电力谐波。

1.2 谐波的危害

1.2.1 对电力系统的影响：①造成电网污染，电网电压的严重畸变，影响线路的稳定运行和电网的质量。②供电系统损耗增加，系统功率因数降低；

1.2.2 对电力设备的危害：①电缆电线过热，绝缘老化加速，易损坏并导致线间短路和接地故障引起电气火灾和人身电击事故；②变压器和马达的过热，损坏甚至于烧毁；③补偿功率因数的电容器过热，易损坏，寿命短；④断路器及漏电保护装置、接触器、热继电器等电气保护元件过热，失灵，误动作，接地保护装置功能失常；⑤中性线过负荷、发热，甚至于烧损、着火；

1.2.3 产生对计算机网络、通信、有线电视等弱电系统设备的干扰。

1.2.4 谐波对人体有影响：电网谐波的电磁辐射会直接影响人的脑磁场与心磁场。

2 谐波治理

谐波治理就是在谐波源处安装滤波器，就近吸收谐波源产生的谐波电流，现在广泛采用的滤波器为无源滤波器，另外有利用时域补偿原理的有源滤波器，这种滤波器的优点是能做到适时补偿，且不增加电网的容性元件，但造价较高。无源滤波装置，吸收高次谐波，而所有滤波支路对基波呈现容性，正好满足无功补偿要求，不必另装并联电容器补偿装置，这种方法经济、简便，国内外广泛采用。滤波器的种类。滤波器大致分为以下六种类型：①单调谐波滤波器；单调谐滤波器通频带窄，滤波效果好，损耗小，调谐容易，是使用最多的一种类型。②双调谐滤波器；双调谐滤波器可替代两个单调谐滤波器，只有一个电抗器（L1）承受全部冲击电压，但接线复杂，调谐困难，仅在超高压系统中使用。③一阶高通滤波器；一阶高通滤波器因基波损耗大，一般不采用。④二阶高通滤波器；二阶高通滤波器通频带很宽，滤波效果好，既可调谐振点，又可调谐曲线锐度，并可防意外共振与放大，因此也有以二阶宽通带做低次滤波器。⑤三阶高通滤波器；三阶高通滤波器一般用电弧炉滤波。⑥“C”式高通滤波器。“C”式高通滤波器，用于电弧炉滤波，对二次谐波特别有效。

3 变频器供电系统的谐波治理与无功补偿原理和应用

下面就TSC动态无功功率补偿装置和固定投入的滤波装置的结构、原理作简要介绍。其特点是晶闸管电子开关将滤波器投入、退出电网速率为10mS，无功补偿动态响应时间15mS，各次谐波滤除率80%以上。滤波器为L-C串联滤波器，可以设计成五次、七次、十一次、十三次滤波器或6%电抗滤波器。

3.1 如果负载相电流分别为ia、ib和ic，其对应无功电流分量的有效值是Iaq(t)、Ibq(t)和Icq(t),采用星电容器接法，线间补偿电流的有效值分别为Iab(t)、Ibc(t)和Ica(t)。线间应投入多少单位电容量nab(t)、nb(t)和nca(t)：从包含谐波的负载相电流ib和ic中计算负载三相无功电流Iaq(t)、Ibq(t)和Icq(t)。

3.2 根据负载三相无功电流计算三相补偿电流Iab(t)、Ibc(t)和Ica(t)。

3.3 根据三相补偿电流和网压计算各路应投入多少单位电容naq(t)、nbq(t)和ncq(t)。

为降低辐身干扰，选用铁芯电抗器。装置的核心技术是晶闸管电子开关高速率将滤波器投入、退出电网平滑无冲击。装置内计算机还对散热器温度、补偿电流、电网电压和接触器接点进行监视，在无人值守情况下，实现散热器超温、补偿电流过流和过载、电网电压氛相和相序错、接触器等故障的保护和容错运行。装置运行后，不仅使功率因数大于0.95，而且使谐波电流和网压畸变率均达到GB/T14549-93国家标准。

为避免谐波放大，为减少投切冲击和防止补偿网压提升，电容量应做得较小，使网压提升不超过1.5%。实际运行时，谐波电流是基波电流的四、五倍。这对铁芯电抗器和谐波滤波器都有较高的设计要求。装置内计算机对补偿电流过流和过载、电网电压缺相和相序错、接触器等故障的保护。滤波装置投入运行后，变压器输出电流接近正弦。

4 谐波的治理

4.1 谐波治理标准GB/T 14549-93《电能质量公用电网谐波》

该标准对不同电压等级各次谐波允许注入值都作了具体规定（略），其规定公用电网谐波电压（相电压）限值。

4.2 治理谐波方法 目前，我们国家谐波管理遵循“谁干扰，谁污染，谁治理”的原则。我国国家技术监督局于1993年发布了GB/T14549－93《电能质量公用电网谐波》的国家标准，标准中明确规定了公用电网电压谐波限值。

治理谐波方法有：①增加换流装置的相数或脉冲，减少换流装置产生的谐波电流。②改变非线性负荷接入电网的接入点。把谐波产生容量大的设备接入到高一级电网的母线，或增加非线性负荷到对谐波敏感负荷之处的电气距离。③在谐波源处或在适当的母线上加装电感、电容式或其他型式的滤波器，吸收谐波电流。④对于无功冲击很大的负荷，有时需要同时加装静止无功补偿装置和滤波器，才能有效抑制谐波。

随着变频器的广泛应用，变频器供电系统的谐波治理与无功功率补偿的意义逐渐被人们所认识。变频器供电电源按傅立叶级数可以分解为基波有功电流，基波无功电流，谐波和间谐波电流。

基波无功电流占用电网容量；导致网压波动；在供配电设施产生热损耗；降低了供配电设施运行可靠性。谐波和间谐波的集肤效应使输电线等效截面积变小，线路损耗增加；铁芯中附加高频涡流损耗；谐波和间谐波电流导致网压波形畸变和辐射干扰，引起同一电网下其它负载出力减小，损耗增加，甚至误动作。变频器用量较大的车间，用电容器直接进行无功力率补偿虽然可以大副度降低基波无功电流，但是必然出现谐波放大现象。这时，供电电流和电容器电流中谐波和间谐波电流大副度增加，电容器由于超温和过压而损坏，供电变压器温升加大。为避免谐波电流大副度增加，谐波治理与无功功率补偿必须同时进行。

从基波的无功电流，谐波和间谐波电流的危害上可看出：采用就地谐波治理与无功功率补偿可以获得最大的效益。根据我们的经验，采用就地谐波治理与无功功率补偿，一年或一年半时间即可从节能中回收全部投资。

5 结束语

110kV变电所 篇4

备用电源自动投切装置 (简称备自投) 是指当工作电源因故障或失电被断开后, 能自动而且迅速的将备用电源投入工作或将客户切换到备用电源, 从而使客户端不停电的一种装置。可以达到正确隔离故障、减少故障范围、保障运行设备正常供电的目的。

备自投工作方式主要有明备用和暗备用两种方式, 其中, 明备用是指装设有专门的备用电源或设备。暗备用是指不装设专门的备用电源或设备, 而是工作电源或设备之间的互为备用。根据系统一次接线方案不同, 备自投又可分为进线备自投、桥开关分段备自投和低压母线分段备自投等功能模式。

备自投装置使环形电网可以开环运行, 变压器可解列运行, 从而简化继电保护二次接线, 减小短路电流。由于它的实现原理简单、费用较低, 可以适应不同接线的多种运行方式, 在电网中得到了广泛的应用。

1 备自投装置基本要求

备自投装置正常工作时可以起到隔离故障、减小故障范围、保障设备持续供电, 但若备自投发生拒动或者误动, 也可能造成电网故障范围扩大, 影响电网安全稳定运行, 因此, 备自投装置应有如下五方面的要求:

(1) 保证在工作电源或设备确实断开后, 才投入备用电源或设备。

假如工作电源发生故障, 当其断路器尚未断开就投入备用电源, 势必造成将备用电源投入到故障元件上, 扩大事故, 加重故障设备的损坏程度。

(2) 不论因任何原因工作电源或设备上的电压消失, 备自投装置均应动作。为实现这一要求, 备自投应设有独立的低电压启动部分。

(3) 备自投装置应保证只动作一次。

当工作母线发生永久性故障或引出线上发生未被其断路器断开的永久性故障时, 备用电源第一次投入后, 由于故障仍然存在, 继电保护装置动作将备用电源断开。以后, 不允许再次投入备用电源, 即备自投放电, 闭锁备自投。

(4) 备用电源不满足有压条件时, 备自投不应动作。

电力系统故障有可能使工作母线、备用母线同时失电, 此时备自投不应动作, 以免负荷由于备自投动作而转移。特别是当一个备用电源对多段工作母线备用的情况, 如此时备自投动作造成所有工作母线上的负荷转移到备用电源上, 易引起备用电源过负荷。

(5) 人工切除工作电源时, 备自投不应动作。

备自投引入各工作断路器的合后接点, 就地或远控跳断路器时, 其合后接点断开, 备自投放电。

2 备自投典型逻辑

装置引入了两段母线电压, 用于有压无压判别。引入两段进线电压作为自投准确及动作的辅助判据。每个进线开关各引入一相电流, 为了防止PT三相断线后造成备自投装置误动, 也是为了更好的确认进线开关已跳开。

装置引入电源1、电源2和分段开关的位置接点 (TWJ) , 用于系统运行方式的判别, 自投准备及自投动作。

引入电源1、电源2和分段开关的合后位置信号 (从开关操作回路引来KKJ) 作为各种运行情况下自投的手跳闭锁。

另外还分别引入了闭锁方式1、2、3、4 (1、2为进线备自投闭锁, 3、4为分段备投闭锁) 及自投总闭锁5。

装置输出接点有跳电源1、电源2各两付同时动作的接点。用于跳开1DL、2DL。输出合电源1、电源2各两付独立动作的接点。输出跳、合3DL的动作接点。

3 事故案例分析

本文以某110k V内桥接线变电站备自投拒动为例, 对其拒动原因进行分析, 并提出整改措施。

3.1 现场运行方式及事故经过

事故前进线一运行, 进线二热备用, 桥开关3DL运行, 见图3。2011年5月3日14:02分, 由于线路永久性故障, 进线一失电, 该站110k V备自投拒动, 全站失压;14:11分, 调度紧急将全站负荷调进线二供电。故障时进线一带全站负荷约55MW, 停电9分钟, 共计损失电量0.825万k Wh。

3.2 检查经过及原因分析

故障发生后, 由专业技术人员对该站备自投装置及一次设备进行检查, 确认二次接线紧固良好, 装置外回路、开入量和一次设备无异常, 但在备自投装置记录中发现桥开关3DL合后开入在故障时异常消失5秒钟, 导致备自投放电、退出。之后对开关合后位置异常的相关回路和插件进行了检查, 确认插件存在缺陷, 并于5月12日, 对备自投装置和桥开关操作装置插件进行了更换和全部检验, 备自投装置运行恢复正常。

3.3 事故暴露问题

备自投装置由人工切除工作电源后, 备自投不应动作, 因此装置开关量引入了两进线断路器及桥断路器的合后位置信号。在对断路器进行合闸操作之后, 合后位置信号存在并磁保持, 该信号只在人工对断路器进行跳闸操作后返回。工作进线和桥断路器的合后信号作为备自投放电条件之一, 若工作进线和桥断路器的合后信号消失则造成备自投自动放电而不会动作。该站操作插件存在隐患是此次备自投拒动的根本原因。

经调取装置记录信息发现合后位置存在自动返回记录, 但是上述记录没有引起运行及检修人员注意以致引起事故发生, 是导致此次事故等次要原因。

3.4 防范措施

3.4.1故障发生后, 公司立即组织召开专业分析会, 针对该装置出现的问题, 于5月5日-6日对在运同一厂家 (某公司ISA-358F型号) 10套备自投装置的程序版本、台帐记录、检验情况、各单元模拟输入量回路、装置开关输入量、记录之间是否对应、告警信息记录、压板投入情况等进行了认真细致检查, 未发现异常。

3.4.2针对本次故障, 于5月8日邀请国网技术学院保护专家开展了备自投及其它自动装置研讨培训, 进一步提高了继电保护人员对备自投、自动切负荷等装置的原理和运维要点的理解和掌握。

4 结束语

随着电网自动化程度的提高, 备自投应用越来越广泛, 备自投装置本身的可靠性对电网的安全稳定运行影响越来越大, 运行和检修部门应加大对装置的日常巡视和检验力度, 实现对设备运行装置的可控、在控、能控, 保障电网的安全。

参考文献

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[7]孙立新, 孙华.一次备自投装置误动的思考[J].电力系统保护与控制, 2009, 21 (37) :134-137.

110kv变电站年度总结 篇5

本人于20XX年6月毕业于xx电力学校，所学专业为发电厂及电力自动化。后分配至xx市供电公司，于20XX年12月7日在公司人力资源部报到至今，已年满四年。通过公司组织安排进行了入局教育培训，后工区组织进行二级教育培训，在3月进入电气修试工区继电保护班，在班组进行了班组教育培训，这几年来在身边师傅同事及领导的帮助下做了一些专业技术工作，现将工作总结介绍如下：

20XX年期间：第一次跟随师傅参加现场实践工作，参加了110kv高崖变电站、110kv新添变电站春季检修工作;参加了新建110kvxx变电站的安装调试工作，安定变电站110kv部分采用先进gis室内一次设备，全站实现无人值班站;参加了110kv新添变电站技改工程工作，实现保护微机化改造;参加了35kv内官变电站、宁远变电站、阳坡变电站实行无人值班站的改造工作期间，一直参加其他各变电站的消缺工作。在期间工作中逐步熟悉设备和工作程序，熟悉电业安全工作规程中有关条文;在这一年工作中，对变电站、继电保护工作有了系统地初步认识，会合理使用常用工具和专业工具，并做好维护保养工作，正确选用测量仪表、仪器，做好维护保养工作，能正确执行电力安全工作规程及继电保护有关规程，会按整定值通知单整定各种继电器，能正确执行继电保护与自动装置整定通知单中的跨线连接和连片投切等各项要求措施。

20XX年期间，我随工区师傅及工区领导、公司领导参加了110kvxxx变电站新增#2主变、四条110kv线路保护装置、10kv线路保护、母差装置、低周减载装置、35kv和1 0kv母联备投装置安装调试工作，期间，现场有新旧设备并存现象，对保护知识有机会全方位认识。在工程验收阶段，xxx遇到了暴雨遭遇洪水，我施工人员在公司领导带领下冒着生命危险进行抢险工作，使电力设备完好无损，本人也受到公司表扬;参加了新建110kv洮阳变电站综自设备的安装调试工作;参加了各变电站消缺工作;在这一年中，对继电保护知识有了更进一步掌握，能进行简单的继电保护整定值计算和变比计算，能看懂控制信号、测量、以及继电保护与自动装置等二次回路图，并能熟练地按图查线，判断其回路接线的正确性，能核查继电保护装置检验报告填写的正确性和完整性，能正确执行继电保护与自动装置反事故措施内容，处理回路缺陷，对发生的一般故障能调查、分析和处理。

20XX年期间：参加了110kvxx崖变电站、xx变电站、xxx变电站的旧直流系统的电池更换工作;参加了110kv渭源变电站、高崖变电站的低周减载安装调试工作;参加了110kv洮阳变电站110kv线路新增、母联保护装置安装调试及投运工作，在这工作中，我在师傅的指导下，学会了制定工作计划，学习了独立完成工程负责人应该掌握的。在这一年当中，有了独立负责一项普通工程的能力。

20XX年，刚参加了110kvxx变电站、xx变电站、xx变电站的春检工作任务。在这新的一年中，努力使自己在工作中更成熟、技术更全面、思想更先进，在今年公司会议精神开展“爱心活动”、实施“平安工程”作为抓安全、保稳定的工作主线，摆在各项工作的首位，这一主线使自己在这新的一年内有更突出的表现。

在这工作的几年中，我对继电保护工作应知应会、应掌握的基础知识已掌握，对继电保护工作中遇到的诸多问题，有了一定的经验知识，在以后的工作任务中，还是继续向师傅们虚心请教、刻苦钻研继电保护知识，使自己在继电保护工作岗位上发挥得更出色。

在这几年来的专业技术工作中，自己利用所学的专业技术知识在生产实践中做了一些实际工作，具备了一定的技术工作能力。但是仍存在着一些不足，在今后的工作中，自己要加强学习、克服缺点，力争自己专业技术水平能够不断提高。

篇二

20xx年，在公司领导正确领导和帮助下，在全体配电室值班员的共同努力下，我站始终把保证配电系统安全经济运行当作变电站管理工作的主要任务，坚持安全第一。在具体安全工作中有如下总结：

(1)站内始终把安全工作放在第一位，放在工作的重中之重，在工作中严格执行《电业安全规程》及公司各项规章制度。

(2)经常性开展安全思想教育，提高每一个值班员对搞好安全生产思想认识，明确没有安全，体育中心各场馆就不能保证正常供电，就不能保证全运会的顺利举行。

(3)不断提高值班员技术水平，坚持从人员素质上做文章，以老带新、互教互学，能者为师，并定期开展技术培训，结合站内实际情况及全运会赛事进行反事故演习。在不足中求进步，由于采取了以上措施，站内人员业务素质得到不同程度的提高，并熟悉设备性能状况运行方式，能进行事故处理及分析，熟悉设备、熟悉性能、熟悉本岗位的规章制度，因设备先进、技术含量高，为保证设备的安全运行，经常开展现场培训。

(4)各种制度齐全，职责明确，无出现违章的现象发生，交接班制度按电业安全规定及公司的要求有序运行，未出现交班不明，交班不严，交班不准时的事件发生，劳动纪律得到加强，无脱岗漏岗，上班时配带上岗证，无出现做与工作无关的事，始终保持饱满的精神状况。

(5)设备管理做到人人有责。认真做好所属设备的巡视和消缺工作，结合配电设备负荷测量，及时调整功率因数，并在无重要赛事时，实行单电源运行，减少无功损耗，设备巡视按时进行，未出现不按时巡视、漏巡视。发生更变运行方式、负荷重、设备异常故障、天气恶劣按要求增加巡视次数，使我站的设备始终保持在良好的状态，发现异常情况，及时处理，确保供电设备安全可靠经济运行。

(6)各种记录整洁，规范完整，无出现错漏，时间不相符现象，严格执行“两票三制”。

(7)变电站安全工作按计划进行，做到检查项目到人，定完成时间，定结果和要求，防小动物措施检查每月一次对查出孔洞及时封堵，安全用具使用前必检、到期必试，严禁使用超期试验或不合格用具。

由于我站安全工作按以上内容进行，20xx年安全无事故，未发生因巡视设备不到位产生的设备事故，确保了公司安全正常供电。变电站年度安全工作思路为了认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针，确保设备安全，确保变配电设备安全经济运行，保证公司安全正常供电，特制定配电室20xx年度安全工作思路。

1、明确目标、落实责任，强化安全意识，从值班员安全意识入手，强化“安全第一、预防为主”意识，开展“百日无事故”“千次操作无差错”等劳动竞赛，杜绝违章操作，全年不发生事故。

2、完善规章制度，严格执行电业安全规定及公司的各项规章制度，定期组织学习安规。

3、完善应急机制，提高事故应急处理能力，线路与设备始终作为配电室安全工作的重中之重，配电室将按照电业部门及公司的要求，强化安全管理，制定完善应急方案，加强值班员对线路和设备突发事故的应急处理能力，落实安全措施。

4、定期维保、加强巡视，确保安全稳定运行。在做好日常维保的同时，春秋两季进行停电维护保养，平常工作中加强线路与设备巡视管理，保证按时巡视到位，及时发现并排除隐患，确保设备安全正常运行。

篇三

变电站自20XX年2月16日投入运行以来，不知不觉间，已经到了岁末，在过去的一年里，我们按照公司和三水厂的统一部署，较好的完成了20XX年年初制定的各项工作计划，其中包括站内各项安全工作目标以及有关安全规程的学习和培训工作，也取得了良好的效果，达到了预期的目的。现将简要情况总结如下：

一、根据自身实际，建立和健全站内各项安全规程制度

制定必要、合理、严格的规章制度，是保障变电站安全生产的有效手段。要实现电气安全就必须把全站工作人员组织起来，一切按规章制度办事，各司其职，各负其责、真正做到“安全生产，人人有责”。

变电站在投产前，班组根据值班员岗位分工的不同，分别制定了岗位职责和安全职责，确定了《变电站安全工作目标》，即：不发生生产性人身伤亡，轻伤事故;不发生电网破坏，主设备损坏事故;不发生继电保护三误事故;不发生误操作事故;不发生一般责任性设备事故或其他责任事故;不发生其他严重违章违纪。另外，我们还制定了各种安全操作规程、反事故反误操作措施、运行调度管理制度、设备管理制度、运行分析管理制度等。把人与设备的关系明确起来，做到件件工作、台台设备有人管，大到主变开关，小到锁具钥匙，时时处处有人管。变电站投产后，我们根据情况的变化，对有关规程进行了补充完善。

总之，建立健全完善的规程制度，就能把人与人、人与设备、设备与设备之间有机地组织成一个合理的整体。对于防止各类事故的发生，保障人身安全及设备安全奠定坚实的基础。

二、重视业务培训，努力提高班员业务素质

在当今科学技术飞速发展的时代，人员的素质是非常关键的，要培养一支高素质的队伍，抓好培训工作非常重要。运行班根据上级厂长的要求，配合站技术室制定了详细的培训计划，全年分四个季度逐步开展。

第一季度，我们重点的学习了调度规程，使大家掌握了有关系统设备的运行管理和事故处理的有关知识;同时，由于我们站是新投入运行的，人员素质和设备情况还不掌握，所以我们把业务学习的重点放在对站内新设备的学习上，使大家能够了解、掌握，达到会使、会用，掌握其运行、维护、操作方法和注意事项。

第二季度，我们系统的学习了安全生产工作规程。使大家认识到安全工作是保证设备和人身安全，杜绝违章、避免事故的头等大事;并结合开展群众性安全检查，使大家的安全意识和安全知识都有了较大水平的提高;通过本季度的学习和考试的检验，大家掌握的比较全面。同时，为了能够较全面的掌握专业知识和培养大家养成良好的学习习惯，我们把业务培训工作日常化、制度化，以此不断提高大家的业务知识水平。

第三、四季度，我们深入学习变电运行规程。由于系统设备不断完善，新的运行规程及管理考核制度的下发，对于一些新的规定，全体值班员在正值组织下进行了仔细的研究和学习。通过讨论等形式使大家能够真正的理解、掌握。另外，第三季度是事故的多发季节，针对这一特点，我们有针对性的进行反事故演习，演习情况表明，正值判断处理事故的能力、发令操作的水平以及副值上传下调，文明礼貌用语等各方面均有一定程度的提高，取得了良好的实际效果。目前，变电站学习气氛浓厚，许多同志能利用业余时间钻研业务知识，提高业务能力。

三、成立QC小组，加强科技攻关，为设备安全提供保障

我站技术集中、起点高，适时开展科技攻关活动，将有利于完善系统设备、提高班组技术水平。本年度，我们正在进行或已完成的QC项目主要有两项：

(1)、系统及设备图纸的清查整理。

变电站竣工后，施工单位和生产厂家曾经分期分批向站技术室移交了全部设计施工图、技术说明书等相关资料。但在工作中，发现图纸与实际情况有一定出入。为安全生产计，我们与站技术室一起，在厂领导的支持下，报请公司有关部门进行该项工作。目前，已完成6kv开关柜及总控单元的图纸整理及审核，其余部分正在进行中。

(2)、GIS断路器液压操动机构的改造。

液压操动机构属于GIS断路器的控制部分，其状态好坏直接关系到断路器能否正常运行。为有效监视其内部状态，我们仔细检查了内外结构、对比相关图纸及说明书，提出了改造方案：即在其内部增加一个直流电磁式计数器，监视液压泵的启动次数，进而达到监视液压操动机构内部泄漏状况的目的。

四、加强基础管理工作，重视班组建设

充分发挥全班人员主人翁精神，调动全班人员在生产中的积极性、主动性、创造性，是运行班班组建设的核心。由于全体人员集中一次不容易，班内利用学习培训的机会，坚持每月召开一次班组会议，就值班过程中出现的各种问题进行讨论，有则改之，无则嘉勉。

我们还编定了各种管理考核标准，组织全班人员学习，让每个人都能明白为什么要这样做，有程序，有优劣标准，越规者罚，遵规者奖。变电站刚投产时，部分记录报表字迹潦草，错抄、漏抄现象时有发生。在查清事实的情况下，坚决按规定考核扣分。值班员看到制度不是写在纸上，挂在墙上，动了真格的，都能自觉遵守。

在公司多次检查评比中(包括半夜突击检查)，变电站干净整洁的工作环境、值班员专业化素质，给上级检查人员留下了深刻印象。

以上成绩的取得，与全班人员的共同努力是分不开的，同时，厂领导与站技术室也付出了辛勤的汗水。当然，我们也存在着一些不足，离陈经理提出的“三个一流”还有差距。今后，我们将更加努力，推动班组各项工作向纵深发展，为二、三水厂安全优质供水提供有力保障。

篇四

一年以来，在局、部门领导的正确领导下，我站员工坚持以“十七大精神”的重要思想为指导，积极响应党群号召，深入开展“学习实践科学发展观”。始终坚持安全生产工作以“保人身、保设备、保电网”为主线，奋力拼搏，积极投身于我局年初提出的各项工作目标中。以加强设备管理、缺陷管理、基础管理、等专业化管理为重点，配合我局春秋季安全大检查等阶段性的创一流工作。截止12月30日，顺利的完成了我局下达的各项工作任务，累计实现长周期连续安全生产记录7056天，现将我站本年度的工作总结如下：

一、站内基本安全生产工作情况

安全生产是我站所有工作的重中之重，加强对变电各种规程的学习;及时学习安全简报、吸取事故教训，严格“两票三制”，规范操作，杜绝习惯性违章，积极参加日常安全活动和上级部署的各项专题安全活动。认真学习安全生产的方针政策、认真学习上级下发的各种安全文件安全简报和事故通报，以实事求是的工作态度进行认真学习排查，找出安全生产中的薄弱环节和设备缺陷。

二、安全生产情况统计

1、“两票”执行情况 20XX年1—12月我站接受调度指令一百二十一项，填写倒闸操作票110份，进行倒闸操作1 112项，执行率100%，正确率100%。受理变电站第一种工作票15份，第二种变电站工作票七份，两票合格率100%;我站在抓好“两票”工作的同时，还确保在操作前实行模拟预演操作制度，努力实现误操作“零”控制目标，为实现这个目标，必须加强日常操作的基本训练，经常举行反误操作的训练和演习，加大唱票监护力度，严格执行操作中的“四对照”。只有这样，才能准确落到实处。

2、安全生产目标完成情况：

(1)必保目标：本站未发生电力生产人身重伤及以上事故，没有发生有人员责任的一般设备事故，没有发生造成严重社会影响的停电事故，没有发生火灾事故，没有发生一般误操作事故，全面完成了局下达的各项安全生产必保目标。

(2)控制目标： ①人身轻伤事故：1—12月我站未发生电力生产人身轻伤事故。②变电事故、障碍、异常： 1—12月我站未发生变电事故和障碍，发生变电设备异常7项。 4、仪器、仪表指示正常。三、基本运行数据的统计主变有功负荷8266千瓦，出现在八月份，完成供电量2926万千瓦时，占全县电网供电量的 6、9%。3854次操作无差错，三个百日安全无事故。四、紧抓反事故演习工作我们结合本站的运行方式编制反事故预案，使运行人员做到在故障来临的时候，能准确进行事故处理。我们将反事故演习和事故预想穿插在工前训练和安全活动日中进行。我站在“安全月”的六月份，进行了有针对性的反事故演习，通过对事故的预想和演练，既提高了值班运行人员的技术素质和心理素质，又使值班人员在运行管理中发生故障时，能准确、熟练地进行事故分析，增强事故处理的能力，确保安全运行。五、抓职工培训学习提高职工综合素质

三、基本运行数据的统计

主变有功负荷8266千瓦，出现在八月份，完成供电量2926万千瓦时，占全县电网供电量的6、9%。3854次操作无差错，三个百日安全无事故。

四、紧抓反事故演习工作

我们结合本站的运行方式编制反事故预案，使运行人员做到在故障来临的时候，能准确进行事故处理。我们将反事故演习和事故预想穿插在工前训练和安全活动日中进行。我站在“安全月”的六月份，进行了有针对性的反事故演习，通过对事故的预想和演练，既提高了值班运行人员的技术素质和心理素质，又使值班人员在运行管理中发生故障时，能准确、熟练地进行事故分析，增强事故处理的能力，确保安全运行。

五、抓职工培训学习提高职工综合素质

在内容上，我站联系实际，有针对性，真正做到“干什么，学什么，缺什么，补什么”的原则。组织职工进行安全技术培训，学习安全规程，讲解安全注意事项，提高他们的专业技术素质和安全意识。在方法上，灵活多样。通过采取集体培训、反事故演习、集中轮训和业余自学等多种形式和方法，有针对性地对员工安全意识、安全知识、业务技能和安全技能的薄弱环节培训。增强职工对客观环境的分析能力和应变能力。在时间上，有长期规划，短期安排。制定了每月、每季的学习计划，利用每月固定的学习时间进行学习，此外，还根据形势和任务的需要及时调整计划，及时总结事故经验、教训，作为教案。通过这些措施逐渐提高职工的学习力，提高职工的综合素质。

六、抓文明生产与民主管理

我站奉行“以人为本“的管理理念，狠抓生产和生活环境，要求全站人员值班时做到着装统一，并佩戴岗位证，内务整洁一致。站容站貌基本上作到了“干净整洁”，给大家创造了严格优美、舒适的工作环境。对环境卫生

1、认真学习局、站领导的重要指示、讲话，领会重要会议精神，落实上级下达的各项工作。

2、进一步学习省公司下达的新“两票”标准及有关管理制度，结合自身安全生产实际，开展“两票三制”专项整治活动，防止电气误操作。

3、加强危险点分析和控制。电气误操作事故的危害性极大，而造成误操作事故的主要原因，是操作过程中的危险点没有得到有效控制。因此，找出操作过程中的危险点，分析其形成原因，并加以实时控制，对于防止电气误操作事故的发生有着极其重要的意义。

4、积极参加反事故演习。对开展反事故演习应严格要求，演习的次数易少、易精，不易多，演习的形式应追求现场仿真，注重演习的过程，切忌不要把演习内容当成研讨会来开展活动。

5、规范自我现场行为，这是关键。事故的发生除组织不严密等原因外，从自身寻找，主要是现场作业人员的作业行为不规范。大型复杂的作业由于组织严密，现场作业规范，人员精力集中，往往不易出事，反而，小型简单的作业容易出大事。所以，对简单的作业不能因简就疏，而要高度警觉，工作再简单，工作程序一个环节也不能简化。

6、参加各类安全活动，切实过好班组安全活动。活动的内容应是多样化的，可以学习安全文件，也可以对安全方面设施进行查检，对存在的问题进行研讨等，但活动内容要找准主题不求面多。从根本上遏制违章、设备事故的发生，做到心中有数，防患于未然。

7、认真参加设备现场培训，提高对设备的熟悉程度。加强设备巡视力度，定时定量不求面广只求每点必到;加强对设备的夜巡、特巡、做到及时发现缺陷及时处理，有效防止污闪隐患。

8、按照“完善、规范、巩固、提高”的总体要求，广泛深入地开展规范化工作，进一步深化“创一流”工作。

9、日常工作中要养成良好习惯，并要从实际工作中总结经验并记录，形成具体文字。

10、控制异常和未遂是班组的安全生产的目标，也是我们自己努力的目标，如何让班组安全目标得以实现，就只有靠提高班组安全管理水平，增强安全教育和培训的作用。只要安全管理本着隐患胜于明火，防范胜于救灾，责任重于泰山原则，坚持“预防为主”是实现电力安全生产的前提和关键，做好事故的预防工作是我们每一个运行人员必须做好的首要工作，因为安全生产关系到企业的发展，关系到班组的荣誉，也关系到每一个员工的切身利益。

同时通过创建班组安全文化、切实的开展好班组安全活动、提高对事故的处理能力等活动，一定能把变电事故控制到最低点，保障安全生产也才能真正得以实现。认真分析好可能发生的事故隐患，加强进行本局下发工作危险点及其控制措施学习和本班防止误操作危险点的学习。认真分析电气设备运行中的不安全现象及设备存在的隐患，制定相应的防范措施，从根本上遏制违章设备事故的发生。

今后的工作要讲科学，要有创新精神;要勤奋和勤问，要提高自主思维的能力;要实事求是;要讲学习，要德才兼备。不断提高创新能力，提高辨证思维和进一步承担安全生产责任。

总之，洪石桥变电站在20XX的变电安全运行管理中，做了大量深入细致的工作，这一点微不足道的成绩是局领导关心和指导的结果、离不开主管领导对我站的帮助和支持、更离不开全站员工的共同努力。当然，我站按现代变电管理要求，我们还存在较大差距，我们将在今后工作中，加强对职工的安全教育，进一步夯实安全生产基础工作，紧紧围绕安全生产为重点，不断探索安全工作的新思路和新方法，为建设“一强三优”的现代化供电企业而努力奋斗。

篇五

我叫XXX，男，1967年1月出生，现年44岁，大专文化，中*员，1986年9月参加工作，一直在变电运行岗位上工作，一步一个脚印地从值班员干到值班长、副站长、站长，现为220kV笔架山变电站站长兼飞公笔联合支部书记。自参加工作以来，我在公司的正确领导下，按照公司的总体工作部署和工作要求，以科学发展观为指导，认真执行公司的工作方针政策，围绕中心，突出重点，狠抓落实，注重实效，在变电运行工作岗位上认真履行职责，较好地完成工作任务，取得了一定的成绩，获得公司领导的肯定和职工群众的满意。在做好变电运行日常工作的同时，我认真努力学习，使自己的技术业务水平和工作技能日趋精湛，具备申报变电站值班员技师的资格与条件。现将个人技术业务工作情况具体总结如下：

一、政治思想

要做好变电运行工作，保证供电安全，必须要有正确的政治思想。多年来，我充分发挥一名党员的先锋模范带头作用，认真学习党的理论，特别是学好*理论、“三个代表”重要思想和科学发展观，用党的理论武装自己的头脑，做到无私奉献。在工作上我养有吃苦耐劳、善于钻研的敬业精神和求真务实的工作作风。我服从公司的工作安排，紧密结合岗位实际，完成各项工作任务。在实际工作中，我坚持“精益求精，一丝不苟”的原则，认真对待每一项工作，坚持把工作做完做好，从而保证了变电运行工作的质量，受到了上级领导的好评，为供电事业的发展作出我自己的努力。

二、工作情况

我从事变电运行工作，专业性强，责任重大，我基础较全面，基本功较扎实，对变电运行方面的知识技能有较全面、较系统的了解，具备较强的知识理论水平和实践工作经验，能够全面做好变电运行工作，保证工作质量。作为一名站长和支部书记，我着重做好以下三方面工作。

1、加强安全教育，提高全员安全意识

安全是变电站的头等大事，我始终抓好安全工作，确保变电站运行安全。我每年制定安全教育计划，每个星期对职工进行安全教育，特别加强对《安规》的学习，要求每位职工对其内容了如指掌，切实按照《安规》要求操作，杜绝习惯性违章行为。对系统内历年来的事故案例进行反思，查找存在的事故隐患，及时整改，彻底消除事故隐患。加强对职工的安全考核，凡工作中不执行规章制度者，除进行批评教育外，还给予重罚，提高了全员安全意识，从“要我安全”转变到“我要安全”，保证了变电站运行安全。

2、加强现场管理，确保工作落实到位

要想保证安全生产，必须加强现场管理，确保工作落实到位。一是强化安全。制定现场安全组织和技术措施，详细注明该项工作内容、时间、安全负责人、运行管理负责人、工作中的危险点和控制点及防范措施，防止发生人身事故。严格执行防误闭装置管理制度和站长到位把关制度，防止出现误操作。认真执行国家电力公司制定的反事故措施，在日常设备的检修维护上，执行科技进步、状态检修的原则，防止出现设备事故。二是加强安全监督体系。在大型检修工作中，安全管理人员始终在现场跟踪把关，检查安全措施是否落实，及时纠正工作中的违章行为，对一些习惯性违章和装置性违章提出改进方案，规范工作行为，做到安全监督到位。为使检修现场做到安全文明施工，对现场发现的问题，及时与现场负责人进行沟通，对现场的安全文明情况，让现场负责人签字认可，做好安全文明督导工作。

3、认真考核，严格执行安全奖惩规定

为把安全管理贯彻到工作全过程中，我制定严格的安全管理制度，加大安全考核力度。通过全过程的安全管理，我所管理的变电站连续二十多年未发生误操作事故，取得了八千多天长周期安全运行的好成绩，主要做好三方面工作。一是根据人员技术素质情况，组织现场培训工作。坚持每月培训，从一次设备到二次设备全面展开，根据不同季节容易出现的突发事故，每月一次反事故演习，每季度一次考试，努力提高职工的业务素质和事故处理能力。二是加强技术资料管理。借鉴电力系统完善的技术资料管理方法，对资料室资料严格按电力系统的统一档案分类标准进行整理，充分发挥技术资料的作用，促进变电站管理水平上新的台阶。三是加强设备管理，及时处理设备异常情况。在设备管理工作上，严格按照设备修、试、校计划进行，对照计划将相关的缺陷报修试部，减少重复停电。组织站职工对设备进行全面的检查，能处理的设备故障当场处理，不能处理的报请修试部派人处理，进一步提高设备健康状况，为安全生产奠定了扎实基础。

三、业务能力

我从事变电运行工作多年，认真学习，努力实践，掌握了变电运行工作必备的基础理论知识，具有变电运行工作的岗位能力和技能。多年来，我充分发挥自己的业务特长，在变电运行工作中取得优良成绩，所经手和负责的业务工作基本没有出现差错，获得上级领导的肯定与满意。1988年3月，我作为运行班长承担了马家旁变电投产运行工作，一次性送电成功，全程操作无差错。1993年12月，作为运行班长承担了笔架山变电投产运行工作，一次性送电成功，全程操作无差错。5月，为解决10kV分闸线圈频繁烧毁的难题，经过分析主要是分闸线圈受潮后，容易烧毁，对备用线圈采取防护措施后，效果明显好转。4月，参加对本站#1主变冷控回路改造，原切换试验回路需要在低压室进行，在冷控箱电源控制回路加装切换小刀闸后，就能在冷控箱内进行切换试验，提高了试验效率。5月，主持安装本站自动排水系统，原本站水泵房容易积水，致使水泵、电机受潮损坏，排水系统改造后，既保证电缆沟不积水，也保护了水泵电机。

四、业务学习

我是一个喜欢学习的人，总觉得人的一生是学习的一生，特别在当今发展迅速的时代，学习就更加重要，一个人不学习，就跟不上时代的需要，必定被时代所淘汰。我从事变电运行工作，除了学习党的理论知识和国家方针政策外，重点是学习变电运行方面的知识和技能。只有学好了这些内容，掌握变电运行知识，才能做好工作。在学习上，我既巩固已有的变电运行知识，又特别注重学习当今最新的变电运行前沿知识。由于自己平时注重学习，切实提高了自身业务素质，因而在具体实际工作中，我基本能做好变电运行工作，没有出现差错，取得较好成绩。在业务学习中，我主持编写了变电站事故预案，作为提高全站人员处理事故能力的学习依据。我编写了笔架山变电站现场运行规程，确保笔架山变电站现场运行安全。我解决的10kV开关分闸线圈频繁烧毁难题，获得荆州供电公司优秀 QC成果一等奖。

五、工作作风

干工作除了业务知识与技能外，更主要的是工作作风。我从事变电运行工作，作为一名基层干部，以良好的工作态度对待职工，做到和气、关心、体贴、温暖。工作中承担自己的责任，认真对待每一件事，对待每一项工作，负责到底，做好任何工作。对自己做到技能精、作风硬、讲诚信、肯奉献，爱岗敬业，从不计较个人的得失，始终以国家和集体的利益为主，把自己的爱和真情奉献给电力事业。

六、廉洁工作

我作为一名变电站领导干部，做到廉洁工作是十分重要的，这既是公司领导的要求，也是职工的希望。为此，我认真贯彻落实胡*总书记在十七届中纪委三次全会讲话中提出的“六个着力、六个切实”的要求，遵守十七届中纪委三次全会提出的廉洁自律五条规定，学习十七届四中全会通过的《中共中央关于加强和改进新形势下党的建设若干重大问题的决定》精神，学习公司各项廉洁规定与工作纪律，努力提高自己各方面素质，在工作上，做到洁身自好，清正廉洁，决不跟*风气沾边，努力创建人民满意电力。

简论110kV变电站电气设计 篇6

【关键词】110kV变电站；电气设计

1.选择电气主结线方式

变电站电气主接线 是变电站电气设计过程的首要部分，同时也是电力系统的重要环节之一。变电站电气主接线连接着各种高压电器，负责接受和分配高压设备的电能，反映各种设备的相互作用、连接方式和各回路间的相互关系，是变电站电气部分重要组成。变电站电气主接线的性能直接影响着变电站的运行过程的可靠性、灵活性，并对电力输变过程的配电装置的布置、继电保护的配置、自动装置和控制方式的选择等方面的作用有决定性的影响。

为了保证变电站供电的可靠性和灵活性，在变电站设计中，往往采用较复杂的主接线。主接线的完善运用虽然保证了供电可靠性，但存在接线方式复杂、运行操作烦琐、检修维护量大、投资大、占地面积多的缺点。因此，在变电站电气设计中应根据负荷性质、变压器负载率、电气设备特点及上级电网强弱等因素来确定变电所主接线方式。一般终端变电所高压侧主接线形式选用线路一变压器组接线和内桥接线。

线路—变压器组接线是最简单主接线方式。高压配电装置只配置2个设备单元，接线简单清晰，占地面积小，送电线路故障时南送电端变电所出线断路器跳闸。当1台主变或一条线路故障退出运行，只需在变电所低压侧作转移负荷操作，就能确保100%负荷正常用电，且不影响相邻变电所的运行。内桥接线是终端变电所最常用的主接线方式。其高压侧断路器数量较少，线路故障操作简单、方便，系统接线清晰，保护配置整定简单。当送电线路发生故障时，只需断开故障线路的断路器，对其它回路的正常运行不造成影响。因此，对于地方电网中110kV终端变电所，如主变容量不能满足N-l要求，采用内桥主接线方式有利于提高系统供电可靠性。

2.电流系统设计

2.1短电电流计算

短路就是指截流体相与相之间发生非正常接通的情况。短路时电力系统中最经常发生的故障，危害极大。因此，考虑限制Id值是主接线设计中应重点考虑的问题。对电力系统网络而言，一般采用运算曲线来计算任意时刻的短路电流。所谓运算曲线，是按我国电力系统的统计得到汽轮发电机的参数，逐个计算在不同阻抗条件下，某时刻的短路电流，然后取所有短路电流的平均值，作为运行曲线在某时刻和计算电抗情况下的短路电流值。

2.2设计直流系统

全站设一套直流系统，按双充双馈配置，用于站内一、二次设备、通信及自动化系统的供电。直流系统电压采用220V，选用200Ah蓄电池组，108只，分两组，全所事故停电按2小时考虑。直流系统采用单母线分段接线，设分段开关，每段母线各带一套充电装置和一组蓄电池组，充电装置采用高频开关电源，模块按N+1原则配置，每组充电机选用4块20A模块。蓄电池采用阀控式密封铅酸电池，放置方式采用专用蓄电池室。每套系统设计一套微机型绝缘监测装置和蓄电池容量检测仪，采用混合型供电方式。ll0kV部分采用放射型供电，每一间隔按双回路方式直接从直流馈线屏获取电源。10kV部分则按10kV母线分段情况设置。每一段母线均按双回路配置。

3.配置主要设备

3.1主变压器

从型式上看，变电站主变压器的选择一方面为了尽量减小对周边的噪声污染，偏重于选择噪声水平低的自冷式变压器；另一方面为了节约投资尽量选择以风冷式为主的变电器。主变的调压开关近年来全部国产化，主变储油柜采用金属波纹式储油柜，主变高压侧采用110kV±8 X1.25%调压方式。对于主变35kV侧电压基准值为多少以及是否调压、10kV侧电压基准值为多少存在较大分歧 结合全国各地区的实际情况，笔者认为，中、低压侧采用38.5kV±2×2.5%/10.5kV比较符合现场运行需求，尤其是对于增容改造变电站更为实用。在一台时价300多万元左右的三卷变压器而言，中压侧的均设调压开关，有利于电压质量的提高和满足运行调度的灵活性要求。

3.2断路器

其实一般断路器选用原则：①空开额定工作电压大于等于线路额定电压；②空开额定电流大于等于线路负载电流；③空开电磁脱扣器整定电流大于等于负载最大峰值电流（负载短路时电流值达到脱扣器整定值时，空开瞬时跳闸。一般D型代号的空开出厂时，电磁脱扣器整定电流值为额定电流的8-12倍；④也就是说短路跳闸而电机启动电流是可以避开的。

3.3配电装置

变电站工程中一般由于站址场地狭窄，加之110kV出线规模较大，故110kV配电装置采用三相共箱式结构的全封闭六氟化硫绝缘的组合电器，采用户外中型支持管型母线双列式布置。一组母线配垂直断口单柱隔离开关，另一组母线配双柱水平单断口旋转式隔离开关。此种布置的特点是主变进线、母联、分段及母设间隔与出线间隔以母线对称布置，不单独占用间隔，有效压缩了配电装置的纵向尺寸。GIS的结构为紧凑型三相共箱式，三相导体共面布置，所有开关设备均采用了弹簧/电动操动机构，由1台机构操作，三相联动。由于无需压缩空气供给系统，从而实现了无油化、无气化。

4.设计消弧及过电压保护装置

该装置是能迅速消除中性点非直接接地系统弧光接地给电气设备带来危害的新技术产品，是确保10kV、35kV系统弧光接地过电压和谐振过电压不致造成危害的有效措施。中性点不接地系统加装本装置后，一旦系统发生单相弧光接地，装置可在30ms之内动作，不仅使故障点的电弧立即熄灭，同时也有效地限制了弧光接地过电压；装置运作后，允许200A的电容电流连续通过2h以上，以便用户可以在完成转移负荷的倒闸操作之后再处理故障线路：本装置可将发生在相与相之间的各种过电限制在3.5倍以下。装置为金属铠装封闭开关柜，具有弧光接地过电压保护功能、谐振过电压保护功能、故障信息上传功能和装置本体故障保护等功能。

5.结论

电网中小型110kV变电站的电气设计应本着具体问题具体分析的原则，根据变电站在电力系统中的地位和作用、负荷性质、出线回路数、设备特点、周围环境及变电站规划容量等条件和具体情况，在满足供电可靠性、功能性、具有一定灵活性的前提下尽量优化设计方案，精选设计手段。

【参考文献】

110kV变电所 篇7

针对投运时间较长的B类供电区域内变压站, 将110k V母线由单母线改造为分段母线, 是近年各地区电力网架完善工作的重点。由于历史原因, 考虑建站时经济及电力网架需要, 大部分110k V变电站在投运初期均确定为110k V单母线接线方式。虽然满足了N-1安全准则, 但当任一元件 (母线或母线隔离开关等) 故障或检修, 均需使整个配电装置停电。根据新颁布实施的南方电网《电力事故 (事件) 调查规程 (试行) 》, 如110k V变电站发生全站非计划停电, 将被定性为二级电网事件。以2003年投运的某110k V变电站为例, 站内110k V母线运行方式及现场情况主要存在如下问题:

(1) 110k V为单母线接线方式, 操作灵活性低且运行可靠性不高;

(2) 单母线接线方式无法适应未来出线回路数增长的安全运行的要求;

(3) 站内没有预留110k V分段间隔和母线PT间隔的扩建场地。

该变电站投运时间较长, 作为担负县城城区及周边多处乡镇地区供电任务的唯一110k V变电站, 供电受众约109万余人。一旦发生110k V母线或母线所接设备故障, 即可能造成全站失电, 将产生了恶劣的社会影响。为了提高供电可靠性及操作灵活性, 保证电网安全运行, 缩小110k V母线设备故障时停电范围及操作次数, 保障持续供电的产能, 需要对该站进行110k V母线技术改造, 同时由于该站原有110k V配电装置布置很紧凑, 没有预留110k V分段间隔和母线PT间隔的扩建场地, 需结合站内地型采用户外GIS设备。

2 项目建设规模

某110k V变电站110k V母线由单母线改为分段母线, 设备选用气体绝缘金属全封闭开关设备。

将110k V母线开断, 由单母线接线方式改为单母线分段接线方式, 新增户外GIS间隔两个:110k V分段间隔1个;110k VⅡ段母线PT间隔1个。

3 项目实施主要内容

3.1 项目概述

县城境内只有一个110k V变电站负担县城城区及周边乡镇的供电, 该站110k V母线为单母线接线方式。不能分裂运行, 110k V部分运行方式不灵活, 母线或母线侧隔离开关部分发生故障时, 将造成110k V母线失压, 母线或任一母线侧隔离开关检修时, 均必须将整个110k V部分转检修。日常运行中两条110k V进线只能其中一条处于运行状态, 另一条处于热备用状态, 当运行线路发生故障时, 在110k V进线备自投对线路状态检测判断过程中及备投合热备用线路开关前, 会有短暂的全站停电, 运行可靠性不高。项目实施前该站110k V部分主接线图如图1所示。

另外, 该站已建成投运多年且无预留间隔位置, 110k V户外设备区布置拥挤, 要将110k V母线由单母线改为分段母线, 需增加110k V分段间隔及相应的母线设备。如果采用常用的AIS设备, 110k V分段间隔长度超过7.5m, 110k V母线PT间隔长度超过6m, 间隔宽度均为8m。而项目实施时该站采用GIS设备, 110k V分段及母线PT设备基础占地长度不足6.6m, 宽度仅为1.36m。横向放置占地不足一个正常AIS间隔宽度, 有利于2榀新建母线构架的布置。这使在不影响其他设备正常运行情况下进行设备基础制作提供了充分条件。且110k V分段间隔可布置在原110k V母线下方, 建设用地为站内已硬化处理或草皮种植地面范围, 不需增加地质勘测及变电站主接地网扩建内容, 可进一步优化站内布局, 不新增变电站占地面积, 减少项目实施土方, 节省材料用量。

3.2 GIS设备组成

GIS (Gas-lnsulated Metal-Enclosed Switchgear) 是气体绝缘全封闭组合电器的英文简称。GIS由断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线、连接件和出线终端等组成, 这些设备或部件全部封闭在金属接地的外壳中, 在其内部充有一定压力的SF6绝缘气体, 故也称SF6全封闭组合电器。气体绝缘金属全封闭开关设备GIS自20世纪60年代实用化以来, 已广泛运行于世界各地。与常规敞开式变电站设备相比, 优点在于结构紧凑、占地面积小、可靠性高、配置灵活、安装方便、安全性强、环境适应能力强, 维护工作量很小, 其主要部件的维修间隔不小于20年。经过多年研究及发展, GIS的技术性能与参数已超过常规开关设备, 并且使结构大大简化, 可靠性大大提高。

GIS的组成包括:

(1) 设备本体 (包括架空进出线套管等) ;

(2) 底座、支架、爬梯、平台等及安装所需紧固件和接地铜排等;

(3) 操动机构及其辅助设备;

(4) 必要的SF6气体管路及SF6气体 (按全部间隔用气量另加适量安装损耗气量) ;

(5) 汇控柜到各机构箱之间的连接电缆、管线及管道;

(6) 备品备件及专用工器具等。

项目实施前, 该站有主变容量为2×40MVA, 电压等级为110/35/10k V, 110k V配电装置为户外常规设备布置, 采用单母线接线, 有2回出线。站内110k V母线由单母线改为分段母线, 在110k V配电装置场地增加110k V分段间隔一个、110k V母线PT间隔一个, 选用GIS设备。其中分段间隔主要设备包含三工位隔离接地开关2组、断路器1组、电流互感器2组;母线PT间隔包含三工位隔离接地开关1组、快速接地开关1组、三相电压互感器1组。110k V分段及ⅡM PT间隔断面图如图2所示。

3.3 设备内部联锁方式

为保证设备安全运行要求, 满足“五防”规定, 除外部增加五防系统电编码锁及设备操作挂锁外, 由设备生产厂家在设备内部通过二次连接线实现设备联锁, 另考虑母线隔离开关与其他母线连接设备间联锁要求, 回路中预留必要的外部联锁条件接点, 如不需要时将接点短接即可。该站110k V分段及ⅡM PT间隔联锁条件实现方案如图3所示。

3.4 GIS间隔主要技术参数要求

3.4.1 型式要求

110k V GIS设计为三相共箱式结构, 开关装置均为三相机械联动操作。

3.4.2 控制要求

三相机械联动的断路器应能进行正常的三相同步操作。当发生相间或相对地故障时, 断路器应能三相同时分闸和重合闸, 而且应满足重合闸不成功立即分闸的要求。

GIS中断路器应装设操作闭锁装置, 当某种操作会危及断路器的安全时, 应对其操作予以闭锁。分闸闭锁应可防止断路器在不允许分闸的情况下进行分闸操作。合闸闭锁应能防止断路器在不能安全地进行一个完整的合分或自由脱扣操作时进行合闸操作。

GIS的断路器、隔离开关、接地开关应适合用电信号进行远方操作, 也可以在汇控柜进行就地电气操作。

汇控柜中应有一个远方/就地转换开关用于远方和就地控制之间相互切换, 且能实现电气闭锁:当远方/就地转换开关处于就地位置时, 远方 (包括保护装置信息) 应不能操作;当远方/就地转换开关处于远方位置时, 就地应不能操作。远方/就地转换开关的每一个位置至少提供2对备用接点, 并接至端子排。所有合、分闸回路均应经远方/就地转换开关切换。

GIS的断路器应装设两套完全一样的分闸装置, 包括以下各项, 但不仅限于这些:

(1) 每相 (台) 有两个电气上独立的且相同的分闸线圈, 两个分闸线圈分别或同时动作时不应影响分闸操作。

(2) 两套分闸装置相互间应电气独立, 而且采用相同的接线方式及保护设备, 并分别与二套独立的控制或分闸电源连接。

操动机构应配备电气防止跳跃装置 (且防跳回路应有明显分界点, 可现场方便脱出以上回路) 。当断路器被一持续合闸信号合闸于故障时, 防跳装置应能防止断路器反复地进行分闸和合闸, 并具有保证合-分时间的能力。同时防跳回路中需配置就地/远方切换功能, 满足当就地操作时使用断路器本体的防跳, 当远方操作时不使用断路器本体的防跳的要求, 并提供短接片供用户选择使用此项功能。

非三相机械联动操作的断路器本体三相不一致保护应按单套配置, 分别跳断路器两个跳闸线圈。三相不一致继电器应能使断路器发生三相位置不一致时候, 应可实现已合闸相立即分闸, 且须有一副常开接点引至汇控柜的端子排上。鉴于目前三相不一致继电器的试验按钮在现场已不再使用, 不再选用带有试验按钮的继电器。断路器本体三相不一致保护时间继电器应采用时间刻度范围在0.5~5.0s内连续可调, 刻度误差与时间整定值静态偏差≤±0.1s的高精度时间继电器。时间继电器应确保在断路器振动时, 时间定值不发生偏移, 且保证在强电磁环境下运行不易损坏, 不发生误动、拒动。该保护用跳闸出口重动继电器宜采用启动功率不小于5W、动作电压介于55~65%Ue、动作时间不小于10ms的中间继电器。

断路器本体三相不一致保护动作后宜启动就地防跳功能。

4 项目实施成果

该站项目实施后110k V主接线图如图4所示。

项目实施时, 设备基础制作及电缆沟建设等土建施工过程均不需设备停电。只在母线构架架设、110k V母线分断架设、及最后110k V分段间隔接入系统等几个步骤实施时, 方对110k V母线或某段母线进行了停电施工。

项目实施后, 该110k V变电站110k V母线由单母线改为分段母线, 按调度运行要求, 可将110k V母线分裂运行, 两回110k V进线均可处于运行状态, 分别给一段母线供电, 110k V备自投装置改为兼具进线备投及分段备投功能, 变电站的供电性能得到很大提升, 运行方式灵活, 可靠性高, 防患二次电网事件发生。

5 小结

按本项目方案, 当变电站内无法提供足够安装相应AIS间隔所需占地时, 选择GIS设备, 可在极小占地条件下实现对变电站运行方式的改变和供电可靠性的提升。为今后电网网区内其他变电站的技术改造提供了便捷有效的手段和经验。该项目的实施对当地社会的生产生活有极大影响, 高可靠性的供电方式将产生良好的社会效益, 带动电网公司社会形象的口碑。同时本项目实施具有很好的经济效益, 其直接经济效益体现为提高电网安全运行时间和稳定性以及促进各地经济发展。机电产品销售增加, 拉动社会经济的全面发展, 给这社会提供更多的就业机会。

摘要：针对投运时间较长、110k V母线为单母线接线方式, 且站内没有预留110k V分段间隔和母线PT间隔的扩建场地的变电站, 进行110k V母线由单母线改造为分段母线, 宜采用GIS设备。

110kV变电所 篇8

1 自动化系统网络结构

110k V变电站计算机监控系统一般采用开放式分层分布系统, 由站控层、间隔层以及网络设备构成。变电站宜采用单网结构, 站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式, 站控层、间隔层宜采用以太网。

站控层设备主要包括主机兼操作员站、远动装置、公用接口装置、GPS、打印及网络设备等。其中, 远动装置可采用单机配置也可采用双机冗余配置。

间隔层设备包括I/O测控单元、间隔层网络与站控层网络的接口、继电保护通信接口装置等。

网络设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备、网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备。二次设备室内设备之间采用双屏蔽双绞线通信, 需穿越二次设备室外电缆沟的通信媒介应采用光缆。

110k V变电站电能计量系统独立组网, 各电能表通过各表计厂家电能通信规约与站内电能计量终端通信。变电站电能计量终端通过拨号通道或调度数据网络通道与调度主站TMR系统通信。

2 设备安装

110k V变电站自动化设备安装分为屏柜、设备、电缆三类。其中, 测控装置、远动装置和电能计量装置均为组屏安装。设备屏柜应通过螺栓方式与槽钢固定, 屏柜本体应通过截面积不小于25mm2的黄绿接地线与接地铜排相连, 其垂直度和水平偏差应满足规范 (见表1) 要求。

自动化设备安装时, 应注意下述事项:

(1) 屏柜内各设备间应保留足够的散热空间, 严谨设备堆叠安装。

(2) 同一系统的设备应尽量集中安装, 安装布局过于零散增加后期维护难度。

(3) 110k V变电站屏柜位置较少, 柜内设备安装时间距应合理, 尽量预留较多的备用空间以便于后期改造工程。

(4) 自动化设备应使用站内UPS电源或直流电源供电, 具备条件的设备应接入独立来源的冗余电源。

电缆敷设的工艺要求:电缆敷设不交叉, 电缆转向成排、成行整齐排列;先敷设长电缆, 再敷设短电缆;每敷设完1根电缆, 立即沿线整理, 排列整齐;电缆芯线号头使用号码机制作;电缆进入电缆沟、电缆竖井、屏柜、保护管时, 出口应及时封堵严密。

3 设备调试要点

(1) 测控装置调试要点。110k V变电站测控装置调试主要侧重于板卡配置、五防闭锁逻辑设置几个方面。

测控装置板卡配置就是根据测控装置的遥信、遥测、遥控等功能板卡实际配置情况, 完成测控装置程序的软件设置。板卡配置一般在设备出厂前已完成, 但是工程现场存在新增板卡、板卡位置调整时, 需要现场进行板卡配置。

测控装置五防闭锁逻辑是变电站设备电气闭锁的重要组成部分, 配置出现错误可能直接导致遥控误操作、带负荷拉刀闸等事件。测控装置五防闭锁逻辑配置需采集判断其一次设备位置, 同时可能需要利用其它测控装置采集的一次设备位置信号, 故测控装置五防逻辑配置需在完成遥信信号接入与网络联调后, 方可进行。

(2) 综自后台调试要点。110k V变电站综自后台通常采用Windows系列操作系统, 单机单显示器配置。综自后台调试重点主要在于监控系统参数配置、数据库设置、图形绘制、报表设置、信号联调等几个方面。

(1) 数据库设置。监控系统数据库方面各主流综自系统厂家常见的有2种配置方式:先在数据库中定义各一次设备属性, 再在图形界面上关联;先在图形界面上绘制全站所有一次设备, 同时定义一次设备属性, 系统自动写入数据库中。

根据综自系统厂家不同, 间隔层测控装置与站控层综自设备的遥测数据传输一般采用码值传输或二次值传输2种方式, 通用的遥测系数计量公式为:

遥控数据配置工作量相对较小, 但配置错误造成的影响很大。为防范发生误遥控事件, 遥控数据配置完成后应反复检查核对。

(2) 图形绘制。110k V变电站首页索引图应布置相应跳转按钮, 可以跳转至主接线画面和相关分画面。变电站主接线图宜绘制成在一个界面内显示完成, 主接线图画面包括图形和标注两部分内容。

(3) 报表设置。110k V变电站报表系统根据运行需求而定, 分为日报表、月报表、年报表, 包括线路负荷报表、主变数据报表、母线功率报表和电能量报表等几类。

(4) 信号联调。综自后台配置完成后, 需开展信号联调工作, 信号联调分遥信、遥测、遥控进行。

遥信信号联调需结合实际进行, 方可确保一次设备、二次回路、综自系统配置全部正确无误。遥测信号联调可采取设备加量的方式, 初次加量调试在20%、40%、60%、80%、100%、120%额定值数据处均需核对遥测精度是否满足要求。遥控试验需结合站控层、间隔层电气五防进行, 实际执行到位。

(3) 远动装置调试要点。远动工作站 (亦称总控或通信工作站) 是变电站自动化系统的信息控制中心, 它与站内智能设备进行数据交互, 形成相关标准格式信息, 并将其通过各种远动通道传送至集控中心和各级调度。

通常, 远动工作站采用嵌入式系统设计, 其参数配置需通过厂家提供的非标组态软件进行, 相对于综自后台而言, 缺乏良好的人机操作界面和防误功能, 对维护人员的计算机素质要求较高。

部分综自厂家的远动装置除实现传统遥信、遥测、遥控功能外, 还能承担规约转换器的功能。

远动装置的软件调试可分为3个部分。

(1) 远动装置与间隔层智能设备通信规约与数据采集调试。远动装置和间隔层测控装置、测保一体化装置的通信分为直接通信和经过规约转换器转发2种方式。远动装置与间隔层智能设备通信采用国内通用的IEC103规约, 数据传输采用点号+数据值的方式。远动装置和间隔层智能设备的信息点表需对应一致, 一般情况下该信息点表可从综自后台数据库导出。

(2) 远动装置与调度主站系统联合调试。远动装置与调度主站系统调试包括通道调试和转发数据调试2个方面。

远动装置与调度主站常见的通信方式有调度数据网和专线2种。常用远动规约有IEC104、IEC101、CDT、DISA等。远动规约通信双方均需统一遥信、遥测、遥控起始地址、类型等规约参数。配置网络通信通道时, 装置应设置正确的IP地址、子网掩码、网关、端口号等网络参数, 并与调度主站测试网络连接正常。配置专线通信参数时, MODEM的波特率、中心频率、校验方式等通信参数应与主站一致。

此外, 通信规约配置中, 部分参数配置需特别注意。例如, 遥测变化门槛值、数据传输优先级、远动数据信息点表, 数据通信双方信息点序应一致。特别注意点序是从0开始还是从1开始, 避免主站、子站信息错位。在转发表配置中, 若发生同一远动信号在转发表中多次配置的情况, 可能导致转发表无法生效、该遥信/遥测点无法正确上传、误遥控或遥控拒动的现象, 需特别注意。

(3) 调度主站系统与变电站的联合调试。变电站综自系统与调度主站的信号联调应在完成站内综自系统信号核对的基础上进行。遥信、遥测、遥控信号模拟方式与综自后台调试方式一致。

(4) 电能计量终端调试要点。110k V变电站电能计量终端接口一般包括脉冲量遥信信号接口、RS485接口、RS232接口、以太网接口、MODEM接口, 这些接口为终端提供上行和下行通道。其中RS485接口和脉冲量遥信信号接口为终端提供下行通道, 分别与电能表的RS485接口及脉冲电能表的脉冲接口相连。而RS232接口, MODEM接口及以太网接口提供计量终端的上行通道。其中RS232接口及MODEM接口与音频配线架连接, 将采集数据传往调度主站TMR系统, 而以太网接口用网线接入调度数据网将数据传往调度主站TMR系统。

电能计量终端配置需结合专用调试软件或工具进行, 一般需配置的参数分为两个方面。下行通道:电表型号、电表数量、通讯规约及参数、通道类型等;上行通道:RTU地址、通讯规约及参数、通道类型等。

(5) 自动化设备调试注意事项。自动化设备调试中有以下几个方面容易发生错误, 导致难以预计的后果, 自动化设备调试注意事项见表2。

4 验收检查

自动化设备验收人员组成应包括工程项目建设负责单位、调度机构、安装调试单位、设备运行维护单位、现场调试人员及相关单位人员。各系统设备需开展相关验收测试工作。

作为现场验收的技术标准或规程主要有:《变电站计算机监控系统现场验收管理规程》《交流采样测量装置校验规范》和现场施工设计图。

(1) 测控装置验收。测控装置的验收分为设备安装验收和系统功能验收。

(1) 设备安装验收主要包括4个部分:检查板件有无明显的松动、变形、移位;对现场的接线与设计图的标号和编号、电缆的标号和编号、设备的标号和编号之间进行校对, 做到“三对应”;对现场的分布位置与设计图、电缆、设备之间进行校对, 做到“三一致”;检查屏柜、设备、板件固定是否牢固, 电缆接入是否存在松动。

(2) 系统功能验收项目主要包括4个方面, 详见表3。

(2) 综自后台验收。综自后台验收项目较多, 主要包括6个方面, 详见表4。

(3) 远动装置验收。110k V变电站远动装置验收分硬件安装和软件功能2个部分。

远动装置硬件安装验收与测控装置相似, 需检查屏柜、设备与板卡固定、现场接线、安装位置等几个方面。

站内综自系统与各级调度的信号联调试验是远动装置验收的重要组成部分, 所有信号要求正确无误。其中, 事故总信号配置需确保不漏发、不误发。

对于远动配置为双机或远动至上级调度通道为多通道的变电站, 还需要开展远动主、备机切换测试 (切换时间≤20s) 和远动主、备通道切换测试 (切换时间≤10s) 。在切换测试过程中, 需特别关注调度主站系统是否存在遥信、遥测跳变或归零的现象。

(4) 电能计量系统验收。电能计量系统验收关键点包括:

(1) 屏柜、设备与板卡固定、现场接线、安装位置检查。

(2) 拨号通道防雷检查。

(3) 电能计量终端与电能表计通信检查。

110KV变电运行管理及维护 篇9

(一) 正视无人变电运行管理。

1.无人变电运行管理模式新颖, 但并非是没有人员管理, 而是需要更高素质具有专业能力的人员, 搞好变电运行管理工作, 利用设备的能力而减少人员的数量。2.其次, 在无人变电运行管理中, 安全的问题还是需要人员进行检查和督导, 因为无人变电不能通过自动化来排除安全隐患。

(二) 明确运行管理的职责分工。

责任到人, 在无人变电运行中才能做好管理工作。1.现场运行人员负责设备巡视、倒闸操作、两票管理和办理工作许可手续等工作。2.调度值班员是电网安全运行的操作指挥人, 独立完成对设备的运行监视、抄表记录和开关操作等任务。3.试修人员的职责是对变电所一、二次设备, 远动/自动化系统进行定期预防性试验和调试, 并完成电气设备的大小修, 消除缺陷及事故检修。4.在进行倒闸操作的时候, 监护人由工作负责人担任。

二、无人变电运行管理

(一) 无人变电运行管理要建立行之有效的制度。

一是要建立岗位责任制度。各班组人员, 操作员, 检修员, 维护员, 通信员要各司其职, 分工到人, 责任到人。二是设备专人化, 无人变电运行管理中的设施设备要落实专人专项负责, 在运行和维护工作中负责人做好记录工作。三是做好值班工作和交班工作, 无论是实行两班制还是三班制, 工作人员不能连班, 在做交班手续时, 作好记录, 责任到人, 按时衔接。

(二) 无人变电运行管理职责分明。

可以将无人变电管理中对值班人员一分为二, 分别进行监视抄表, 操作断路器, 调度运行等远程操作工作, 另一方面做巡视、维护、切合开关、处理现场的员工队伍。

(三) 无人变电运行管理维护工作。

1.做好技术管理。要保护设备和人员的安全, 认真贯彻工作票、工作许可、工作监护、操作票、间断工作转移和终结的制度。2.做好整理工作。包括设备、工作缺陷、维护检修、定期大修等资料的归档。及时发现和分析设备问题, 及时排除工作运行的安全隐患。

三、无人变电运行管理的安全运行

电力系统中变电站是联系发电单位和用户的纽带, 其电力分配和变换非常重要, 它的正常运转对整个电力系统起着重要的影响, 与人们生活紧密联系, 所以变电站的正常运转和电力系统的稳定工作是相互制约相互影响的。做好变电运行管理工作, 应主要注意如下几个方面:

(一) 变电运行安全管理。

企业安全生产是首要地位的, 变电工作也不例外。生产责任制、将危险控制在工作前, 这些都是方针政策。变电运行工作要展开安全宣传, 实施三票制, 这些都是经验, 随着变电站设备更新和新技术引进, 变电各当班人员和管理者应该系统做好记录备案, 修订制度并完善, 通过行业专业系统提高工作效率, 确保工作顺利进行。

(二) 变电运行专业基础管理。

变电运行管理做好计划工作, 可以分成月计划、季度计划、年计划等, 按照规章制度执行, 规范切换、巡视、设备验收等制度, 发现问题要及时作好记录, 分析问题并解决问题。保证变电运行安全可靠, 同时设备技术台账要健全, 积累管理经验和设备管理经验, 重视薄弱环节, 提高设备运转能力。

(三) 变电运行技术培训。

对值班人员进行全面素质的培训, 包括思想素质和业务素质, 保证安全生产必须将培训工作做到实处, 作为工作重点。通过时间联系理论, 进行岗前培训、岗位培训, 切实做好行之有效。在工作现场做好技术交流和问题解答, 对事故进行预想和评估。定期开展事故演练活动, 调动值班人员积极性, 提高其业务水平和综合素质。

(五) 变电运行文明生产。

1.明确各岗位工作人员的安全卫生管理制度, 定期维护设备环境, 纳入考核范围。营造环境, 改善容貌, 整洁有序。工作环境的好坏不仅对值班人员有影响, 对设备也有影响, 对变电站安全也有很大影响。2.建设职工之家, 做好企业文化工作。积极开展各项员工的工会活动, 与工作人员谈心排除心理困惑, 稳定值班人员情绪。

四、结语

随着计算机、通信网络、信息技术的软件和硬件等新设备、新技术的不断应用和发展, 使变电所的自动化控制发生了质的变化, 为无人值班的建设提供了坚实的技术基础, 为企业在变电运行方面减人增效提供了物质基础。

参考文献

[1]王凯.变电运行中设施巡检时的存在问题与对策分析[J].广东科技, 2013 (10) .

[2]谢高雷.变电运行的安全管理及常见故障处理[J].云南电业, 2012 (10) .

110kV变电所 篇10

关键词：接地装置,接地电阻,降阻措施,深井接地

1 靖安110kV变电所水平地网布置

1.1 所址概况

所址自然标高约20~22m, 相对高差约1.7m, 冻土层厚度0.85m, 变电所占地面积7371m2。根据地质勘察报告, 场地土质为第四系全新统粉土和中砂、粗砂层, 地下水位距地表约9.4m, 主要含水层为第四层中砂层, 水位年变化幅度1.0~2.0m, 水量较丰富, 对混凝土无侵蚀性, 所址内具备打井条件。

采用四极法的测量结果见表1, 极间距取到150m, 总放线长度为450m。该数据可以分析到150m及以上深度的地下土壤情况。

采用清华大学开发的变电站接地网模拟计算软件GridSim V2.3计算, 靖安变电所的土壤结构可以分为三层, 结果见表2。

1.2 水Á平地网设计

1.2.1 靖安变电所110kV电源线路长度21km, 2020年上级变电站110kV侧系统最大短路容量为3267MVA, 按此核算后靖安变电所110kV母线侧三相短路电流有效值为4.9kA。

1.2.2 水平地网实际面积为7200m2, 接地体选择为-60×6的镀锌扁钢。主地网采用复合式水平方孔地网, 敷设间距5米的水平均压带, 埋深1.0m。

1.3 工频接地电阻计算

考虑季节系数影响, 参考《设计手册》等相关规程, 季节系数ψ值按砂土并且土壤干燥时取值为1.2, 则ρ值应为288Ω·m, 据此计算R=1.70Ω。

1.4 接地电阻允许值计算

流经接地装置的入地短路电流取值不考虑主变中性点分流的影响, 地线分流系数按《设计手册》有关规定取0.5, 计算出入地短路电流I=2450A。

流经接地装置的入地短路电流的为2450A<4000A, 保守计算接地电阻R≤0.5Ω时, 必满足规程要求。由此可见, 水平复合地网实现的工频接地电阻不能满足设备需要的0.5Ω。

2 降阻措施

当地下深层有较低土壤电阻率的地质结构时可采用深井式接地极或构成立体地网降阻。根据公式R=0.5ρ/姨S和R=ρε/C降低接地电阻主要有以下方法:降低表层的土壤电阻率ρ和介电常数ε;扩大水平接地网面积S;增大接地网的固有电容C。

靖安变电所的水平接地网不具备扩大的可能性, 而改善土壤电阻率不容易实现, 故本工程采取增大接地网的固有电容的措施。在ρ、ε基本不变的情况下, 闭合水平接地网的固有电容为Cp=4εr, 半球形接地装置固有电容Cq=2πεr, 两者之间的比值Cp/Cq=0.637。也就是说, 若在平面地网中心使垂直接地体长度增加到与平面等效半径相比拟, 形成近似半球形立体地网时, 可使地网的固有电容增大1.571倍, 相应接地电阻可降低36.3%。

若在水平地网中心钻井深埋一根70m长的垂直接地体, 则地网的接地电阻可降至1.08Ω, 不满足规程要求。

若将水平地网视为4个彼此相连的子水平地网, 在每个子水平地网中心钻井深埋50m长的垂直接地体, 考虑到垂直接地体的间距为35m, 存在屏敝效应, 查表可得屏敝系数为0.79~0.81, 再考虑到立体地网边缘没有立体效果, 故将屏敝系数提高到0.66~0.72。

则4个子水平地网深埋垂直接地体后并联的总电阻为:

R2=R1/nη=1.08/4 (0.66~0.72) =0.41~0.375Ω, 满足规程要求。

在实际施工中, 经过如上的降阻措施后, 靖安110kV变电所的工频接地电阻最终实测值为0.27欧姆。

3 跨步电压及接触电势校验

经计算, 在满足上述要求的情况下, 变电所接地装置的接触电位差和跨步电位差同时不应超过315.3V和531.2V。接地装置电位Ug=0.27Ω×2450A=661.5V。

均压带等间距布置的接地网地表面最大接触电位差:Utmax=Ktmax×Ug=91.287V<315.3V满足要求。

均压带等间距布置的接地网地表面最大跨步电位差:Usmax=Ksmax×Ug=37.71V<531.2V满足要求。

式中:最大接触电位差系数Ktmax=0.138

最大跨步电位差系数Ksmax=0.057

经过以上验算, 采取深井垂直接地极降阻后, 靖安变电所接地电阻够降到0.27Ω, 接地电阻、最大接触电位差、最大跨步电位差均满足规程要求。

4 结论

采用深井接地法施工只在站址内进行, 接地装置的接地电阻受气候影响较小, 因而受到电力系统的偏爱。然而需要注意的是, 只有在深层土壤电阻率较表层土壤电阻率有较大幅度降低的情况下方可使用深井接地的降阻措施, 而一般的地区往往都是深层土壤的土壤电阻率高于表层的土壤电阻率, 特别是深层为岩石的山区和丘陵地区, 这时是不适合采用深井接地法

参考文献

[1]李景禄.实用电力接地技术[M].中国电力出版社, 93-99, 202年第一版.67-99.

[2]张纬等.过电压保护及绝缘配合[M].清华大学出版社, 2002年第一版.257-282.

[3]DL/T621-1997, 交流电气装置的接地.中国电力出版社, 3-21.

[4]李景禄.关于接地工程中相关参数取值的探讨[J].高压电器, 2004.4第40卷264-266.

110kV变电所 篇11

[关键词]110KV以下；变电检修；措施

由于我国目前电力企业的快速的发展，我国现在的110KV及以下变电检修的工作也有了很大的改善和提高。尤其体现在电力企业的供电稳定性上，供电稳定性有了非常大的进步和优化，供电企业也在实际操作和深入探究变电检修的过程里获得了很大的成果。110KV 及以下变电检修这项工作富有很高的技术含量，实际动手操作有很大的困难。同时，许多先进电气器材的加入使用，以及电力企业制定的故障检修制度有一定的缺点，110KV及以下变电检修就出现了很多难题。因此，为了使电力系统有更好更快的发展，我们需要更加努力地提高变电检修的品质。

一、变电检修的技术应用

1.传感技术。一流的传感技术是变电检修的重要方法，这是由于故障检测技术是否能有进步主要在于是否可以获得大量有用的信息，这是后续数据模拟和诊断决定的铺垫。由于网络技术的飞速发展，一流的传感技术在电力系统中将会处于越来越重要的地位。

2.可信性检测。可信性检测是变电检修的根本技术，也是变电检测工程的核心部分。可信性检测就是根据产品的可信性构造、寿命模拟和实验数据，利用数学统计的方法，估计出产品可信性所表象的各项指数的过程。现在我们常用的数学统计方法叫贝耶斯方法，一共分三步：（a）对一微元体进行贝耶斯可信性检测；（b）由微元体可信性检测反应到整个电力系统级成为预测信息；（c）把预测信息和系统的可信性实验信息整合，再对系统可信性进行检测。现在还有一种把信息和理论结合的可信性检测，这种检测将会成为未来的趋势，为复杂的系统的可信性检测开发出新方式。

3.寿命预测。在电气设备换新前，我们会对电气设备进行寿命预测。现在我们运用的主要方法是通过许多的实际操作数据的整合，再利用概率的相关知识进行预测。一般认为电容器件的壽命满足威不尔分布，发电机的寿命满足指数分布，我们用希杰方法对绝缘性消退的程度进行预测，最后得到设备的使用年限。

4.稳定技术。由于电气设备中有许多的电子元件和密集的集成电路，所以电气设备会受到电磁的干扰。电磁波对设备产生的干扰会使收到的信号变形、各种元件反应异常，严重的会破坏元件。所以，对设备进行的抗电磁干扰能力测试也非常的重要。所以，要想保证监测信号的稳定，我们就要在变电检修进行中抵抗外界的干扰。这些年来，多种滤波技术已经非常广泛的应用了，这样我们就可以过滤出噪音，剩下我们需要的完好信号。

二、110KV及以下变电检修存在的问题

1.110KV及以下变电检修目标性不强。110KV及以下变电检修是一项技术要求很高，实际操作难度很大的工作。如果电气设备在工作时中不正常运行了，检修人员就要对设备进行测试，才能去修理电气设备。就是说得先知道有什么问题，才能去解决问题。但是如果110KV 及以下变电检修的目标性不强，就会对检修工作造成很大的困难，就会影响电力企业的飞速发展。

2.变电检修人员的综合水平低，需要很大的提高

（1）变电检修人员缺乏技术。 由于技术的不断发展和计算机的普遍应用，一部分变电检修人员的技术水平不能同时跟着提高，不能跟随上新电气设备的发展的脚步。如果他们有设备问题需要解决，却没有什么及时有效的解决方法，这样就会降低电力企业的生产速度，严重阻碍了电力企业的高速稳健的发展。

（2）变电检修人员的心理素质需要提高。心理素质会直接影响一个人的发展和成长。因为市场经济的逐渐延伸，变电检修人员不仅会承担着工作压力，还要承担着家庭以及社会的巨大压力。若他们心理素质不好，难以对付这些压力，心情就会收到影响，工作就会不顺利，最终导致变电检修工作难以正常进行。

（3）变电检修人员要培养高度的安全防范意识。具有高度的安全意识对于变电检修人员的人身安全十分重要。工作人员在工作时，一定不能忘记安全，要做到警钟长鸣，既保证对自己无威胁，也要对他人的人身安全负责。这样的话检修工作才可顺利展开。

除了上述问题以外，110KV及以下变电检修还存在着其他问题：变电检修工作的技术要点记录和成本的定量分析不够全面，不利于变电检修工作的运行；同种类型的电气设备的检修经验在各个部门缺乏必要的交流，很难形成一种合力；随着科学技术的不断发展，新型电气设备的检修元件非常贵，变电检修工作的成本太高，不利于110KV及以下变电检修的工作的顺利进行。

三、110KV及以下变电检修的改善措施

1.改变110KV及以下变电检修方法，保证检修速度。由于我国城市化进程的步步为营，城市也越来越需要更多的电力支持，同时，电力也逐步向市场化迈进，电气设备的检修将成为重中之重。我国现有的企业，还不具备把全部的设备都进行检修的能力。所以，我国应该立足于脚下，从现有的条件开始，逐次的修理有检修必要性的设备。对那些新的设备，我们就可以使用实时监测的方法，把监测和检测设备提前考量，留出空位，如果这种办法奏效，我们就可以渐渐地进行推广。至于那些平时几乎没有故障的电气设备，我们就不用实时的监测和诊断，这时只用对故障发生率高的电气设备采取实时的监测就可以了。只有这样在电气设备寿命的探究的过程中，运用明智的方法延长设备检修的年限，我们才可以得到满意的结果，有利于电力事业的飞速发展和进步。

2.从管理入手，做好基本工作

（1）110KV及以下变电检修的操作人员的技能水平要有提高。我们需要对110KV及以下变电检修工作人员进行更多的培训，使他们在实际操作时能够严格按照变电检修工艺，以降低110KV及以下变电检修工作的危险性，最终消除检修技术人员的错误。

（2）首先我们需要好的的变电检修管理办法。我们必须提高变电检修工作人员的工作责任感，让每一个具有丰富经验的工作人员参与到电力企业的管理中；思想理念要学会转变，学会找到重点，重要力量要用在最关键的地方；还要做好110KV及以下变电检修的管理工作，改善变电检修的速度；最后还要弄清楚变电检修的目标。

（3）110KV及以下变电检修工作要有后援团。后援团主要有：交通工具、检修装置的及时有效供应；支持的设备厂家要多，后备的的资金和技术要雄厚；变电检修的准备工作也要做的完美无缺。

四、结语

110KV及以下变电检修一个电力企业十分重要的工作内容。它不仅是电力系统一种取得自我优化、自我提高的有效手段，也可以使变电检修工作人员的工作素质有很大的提升，从而发挥电力系统人力资源的优点，以改善检修的成果，最终使电力系统的又好又快的运行。本文先简单的介绍了110KV及以下变电检修的主要技术应用，之后又着重的分析和发现了110KV及以下变电检修所存在的问题，最后，又提出了几种可以有效提高检修效果的措施，可以为有关的工作者起一定的参照作用，进而能够保证整个电力系统的稳定，正常的工作。

参考文献：

[1] 李远宏. 110KV变电检修技术问题分析[J].科技与企业.2013，1.

[2] 颜志刚.浅析110KV及以下变电检修[J].科协论坛.2010，8.

110kV变电所 篇12

在社会的不断发展过程中, 电力工业对于国计民生的影响较为的密切, 在我国的电力行业的发展中, 国家电网对于我国的能源安全以及国民经济的发展有着保障的作用, 对电力的消耗总量占据世界第二, 对于我国的传统电网工程的设计主要是量体裁衣这种设计方式, 也就是根据电力工程的实际环境以及建设的相关要求和运行的习惯来实施针对性的设计, 这一方式的设计有着一些明显的不足, 例如设计风格不统一, 运行的成本高等。

1 电力110k V-330k V变电安全运行的基本概述

电力110k V-330k V变电运行的方式较为的灵活, 能够有效的缓解我国的电力供需的矛盾, 在当下已经有了较为广泛的应用, 它一般是通过分支变电以及变电终端这一形式来进行供电的活动, 所进行服务的一些目标主要就是附近的小区或者是工厂企业, 在当前我国的一些中小型的城市也采用了这一方式的电力配电。在我国的电力系统不断的发展过程中, 110k V-330k V的变电站的数量也可以逐渐的增加, 这一方式的变电运行的主要目的就是要使得在变电站内的一些设备在运行的情况下对一些指令以及相关的设备进行操作以及维护, 由于110k V-330k V这一变电站的设备量比较大, 对于其维护的工作也就相对的较为繁杂, 这就对变电运行人员在思想上要能够时刻的保持警惕, 对于其在变电运行中的一些状况要能够及时的发现并进行排除, 从而保障其安全的运行[1]。

2 电力110k V-330k V变电安全运行及检修的重要性

从目前我国的电力系统的供应设备的检修方面的发展情况来看, 基本都是以预防性以及定期计划这种检修的模式来施行的, 采取这样的检修模式有着一些比较明显的不足, 并且在检修的费用方面所消耗的也比较的巨大, 这样就会给电力公司在电力运行以及安全检修方面的成本带来了很大的投入, 所以在对其检修的成本得到有效降低的同时并能够保障电力系统得到安全的运行是一个比较重要的课题, 而对于当前的一些传统的电力运行的状态进行革新已经显得尤为重要[2]。在110k V-330k V的电力运行的模式下进行检修就要对其合理性以及科学性得到充分的重视, 要能够在检修单位的准备时间上有着保障还要对用户停电这种情况的发展进行避免, 在对检修计划进行制定的时候要能够和有关的部门进行积极的配合, 要在电力设备的状态评价方面努力做好, 进而降低设备的停电次数, 尤其是在同一间隔的停电次数, 和传统的检修方式相比较而言, 针对于状态检修它是在时间较为充足的计划之下进行的, 传统的检修则是在一个有限的时间内来完成众多的工作量, 这样就会对于设备的正常运行产生很大的影响, 在这一过程中的检修人员的工作强度也会更大, 比较容易对变电工作人员从身心上产生疲劳, 同时还可能会造成很大的生命财产安全方面的威胁。

3 针对电力110k V-330k V变电安全运行的管理及检修探究

3.1 电力110k V-330k V变电安全运行管理探究

在对其进行安全管理方面首先就是要能够对于变电运行的工作人员在其自身的专业技能以及综合素养方面要进行加强并提高, 在这方面具有良好的基础是能够为变电安全运行的重要保障, 故此, 变电运行人员要对自己加以严格的要求, 从多方面对自己进行提高, 严格的遵守各项规定, 要具有忧患意识, 相关的工作人员要经过专业的培训之后才能上岗工作, 并且要对其进行不定期的考核, 从而使得其在专业的知识以及技能方面能够得到有效的提升, 同时还要在激励机制的建立完善上得到加强。

还要在安全管理制度方面的建立以及落实情况得到有效的加强, 要在电力安全运行方面得到目标的实现就要在制度上进行完善, 严格的按照制度进行实施, 在110k V-330k V电力运行的过程中会存在着诸多的不安全因素, 如果在实际中没能够得到重视就很可能造成安全事故的发生, 从实践中可以证明, 安全管理制度对于变电安全运行有着很重要的促进保障作用, 对于单位的统一管理比较的有利, 同时还要在责任落实方面得到有效的加强, 在监督机制方面也要能够得到重视。

在电力110k V-330k V的变电设备方面的管理也要得到有效的加强, 这是对于变电工作的最为关键的工具, 它的性能的好坏对于变电的效率有着直接的影响, 在一些性能较好的变电设备方面能够很好的对变电事故的发生起到防止的作用, 在具体的管理方面首先要在变电设备的选型上得到重视, 主要对于变电设备的性能以及安全适用情况进行了解, 要对其质量的合格得到足够的重视, 在进行安装的时候要严格的按照说明书进行, 安装完毕后再进行检验, 在参数上有异议的要禁止使用, 加强对其的保养维护, 在使用年限上要制定实验的计划, 一些年久失修的要进行报损处理。

3.2 电力110k V-330k V变电运行中的故障检修探究

在对电力110k V-330k V变电故障进行检修要能够以科学的态度来对待, 由于在这一内容上比较的复杂, 检修的过程也比较的艰难, 还有的变电检修人员惯性的人为停电数愈少愈好, 检修的期限愈长愈好, 这些观点都是片面的, 对于新型的电力110k V-330k V变电在工作的时候会有着其自身的一些独特之处, 故此, 对于适用于传统的变电检修的方法不一定就对其能够很好的适用。

要能够对于测试的相关数据进行客观的统计分析并进行判断, 在对这一变电的设备进行测试的过程中, 对于测试的周期要进行适当的加以延长, 对于所测试的数据加以客观分析判断, 在得出的结果要和规范的参数相对照, 总结出其变化的规律, 在一些状态比较稳定的设备在测试时间限制方面要能够适当的加以延长, 反之, 则可以对其测试提前终止[3]。

对于在线监测方面要能够多样化的实现, 随着我国的科学技术的发展在一些先进的技术上要得到有效的应用, 例如热像技术以及氧化锌避雷器泄漏电流在线监测技术等等都能够很好的对电力110k V-330k V变电系统的运行情况进行监测, 及时的对出现的问题加以解决。在检修的方式上要能够加以改进, 要把变电检修转换成状态检修, 可以对于一些故障的发生频率较高的部位安装有效的监测设备实现状态检修, 同时在变电检修人员的管理方面也要得到有效的加强。

4 结束语

文章主要就当前的电力110k V-330k V变电安全运行以及检修的重要性与具体的管理和检修的方法进行了分析探究, 随着社会的不断发展以及经济的进步, 我国在电力领域的发展有着很大程度上的进步, 但是由于我国的幅员辽阔以及用电量较为巨大, 为了能够有效的缓解这一供电紧张的矛盾, 在电力110k V-330k V变电模式上进行了调整, 从而有效的推进力变电运行的自动化进程, 在未来的发展中这一领域将会取得更好的成绩。

参考文献

[1]罗江波.110kV变电运行中状态检修完善策略浅谈[J].科技与企业, 2013 (18) .

[2]王海芳.110kV变电运行完善措施的策略分析[J].中国新技术新产品, 2013 (23) .