35kV变电运行管理

35kV变电运行管理（共12篇）

35kV变电运行管理 篇1

电力系统能够发生惊人的变化, 与社会经济的发展、国民经济水平的不断提高息息相关, 不论从生产还是生活来说, 对于电能的需求有增无减, 在需求不断增长的情况下, 如何增强变电运行管理的能力是十分重要的, 为了提高电力系统的整体质量和运行效率, 需要不断改进和完善变电运行管理系统, 这样才能更加方便人们生活。

一、目前35kv变电运行管理现状。

1.1制度化的管理意识较为薄弱

管理的系统化、具体化、制度化在常规的变电站运行管理工作中至关重要, 变电运行的工作的有序便有赖于此。从实际中看35k V变电运行的管理工作, 多数工作人员对运行管理的制度化认识不够, 一定程度上认识的不足在行为上造成了管理工作的随意性, 变电站运行的隐患也由此产生。另外, 管理制度的贯彻落实也需要管理人员提高意识, 否则不但难以落实变电运行管理工作, 也会较为严重的影响变电站的运行效果。

1.2安全管理制度未得到统一

安全在35k V变电运行中有着突出的重要性, 所以要求管理人员在工作中必须从细微处着手, 不放过任何一个安全管理环节, 做好安全管控。在实际的变电运行管理工作中, 安全管理较为琐碎, 所以加强管理更加重要。一项好的安全制度如果得不到相关管理人员的重视, 根本不可能起到应有的作用, 安全隐患也会如影随形, 这在一定程度上不利于供电可靠性的提升。

1.3安全防范运行措施未能够得到规范的执行

安全管理是变电运行管理中及其重要的一环, 在实践操作中只有但管理人员严格按照安全管理规定中要求的防范措施完成工作, 安全隐患才有可能从变电运行中及时排除。通常情况下, 安全防范等管理措施会明确规定在变电站的运行管理中, 但这仍然要求具体的工作人员有较强的责任心, 对安全管理有较充分的认识, 否则安全事故的发生机率便会增加, 常规的变电站运行也会受到威胁。

二、35 k V变电运行的模式

2.1无人值班管理模式

无人值班模式并不是不需要任何管理人员, 它利用先进的自动化和控制技术实现的是远程的管控, 这反而对管理人员提出了更高的要求, 要熟练的掌握控制中心的操作技术, 无论从技术还是从素质上都对管理人员提出了更高的要求。先进的控制系统可以对变电站的运行监测、管理, 而操作人员要及时得发现问题并解决问题。只要具备良好的管理素质才能在先进的管理模式下及时解决问题, 防止出现事故, 提高效率, 节约成本。

尽管高度现代化的设备已经应用于变电站系统, 但是完全的自动化管理并不能及于那些流程复杂、技术依赖程度低的设备。所以无人值班的管理模式不能从字面上简单理解, 只是自动化程度比传统的管理模式提高很多。即使是先进的无人值班管理模式, 经验丰富的管理人员仍然是必须的, 因为仍需要重视自动管理系统不能监测管理到位的系统的地方, 以排除安全隐患。

2.2运行管理职责的分工

管理职责分工是变电站运行管理模式中另一个重要的方面。运行管理模式及目标的实现, 必须在管理上做到责任分配明确, 各司其职, 否则职责分工不清可能会导致运行管理上的真空, 不利于变电站运行管理。具体到变电站的运行过程的各种职责, 调度人员的职责主要就是保障和顺利完成调度工作, 按照操作规范的要求完成开关和监视, 并详细记录设备的工作状态;负责设备的定期与不定期的检查是检修人员的职责, 要严格按照规定和检修要求进行检查, 及时上报并处理发现的问题;安全视察工作是由现场操作人员来完成的, 不放过变电站运行过程中的每一个环节, 同时倒闸操作等任务也是由现场操作人员来完成的, 做好记录以便备查。只有这些人员各司其职, 做好分内工作, 变电站的运行管理工作才能朝着良性的方向发展。

三、加强35 k V变电的运行管理对策

3.1建立健全管理制度并明确职责分工

制度是保障各项工作得以顺利开展的基础, 变电站运行管理也不利例外。 (1) 设备管理专人负责制。对专业化程度较高的如电气、通信等设备对其管理应实施专人负责制, 对其进行实时记录和维护; (2) 结合变电站自身情况完善交接班和值班制度。可以选用轮值方式。例如三班不间断轮岗。如无特殊情况, 值班人员轮流上岗, 这主要是为了防止长期工作而导致过度劳累, 从而不能很好的实施管理工作, 从而保证变电站运行的安全及有效。交接班工作不应随意, 准时、精确是交接人员在进行交接工作时应该做到的。并严格按照相应规定执行交接班手续, 以明确各工作人员的主要责任; (3) 建立岗位责任制。为了保证变电工作能够有效、有序进行, 应明确所涉人员岗位职责, 维护、检修、操作和值班人员在管理运行中应做到职责分工明确, 利用现代化技术改进值班模式, 适时植入无人值班模式。

3.2强化技术方面的管理

在35k V变电运行的管理工作中, 设备的正常运转十分重要, 但是工作人员的自身安全也应确保。所以, 变电站负责人应要求工作人员严格按照操作规范条例规定的监护、许可、终结和转移等制度执行。设备必须良性运行, 出现问题能够及时发现, 这就要求管理人员对变电运行进行实时检查和监控, 并做好记录, 整理台账、检修资料等, 及时上报出现的缺陷问题, 对于出现的问题能够制定出有效的措施, 有效降低对变电运行的影响。制定工作计划也是提高变电运行管理的一个方面, 在强化技术管理的同时, 要求工作人员结合工作及个人实际, 合理制定当月工作计划, 并保证能够按照要求质量优良的完成。

同时, 对巡视、验收和切换等各项操作制度的严格执行也是管理者必须要求的, 监理工作应该在设备运行台账方面的到严格执行。工作人员要想整体把握变电运行管理工作, 除了要对运行资料进行充分充分掌握外, 还要不断提升自己的实践操作技术, 同时要掌握薄弱环节, 并在此发力, 制定有效的加强措施, 使技术管理工作朝着有效性和全面性的方向发展。

3.3加强安全管理

变电站是连接用户与发电厂之间非常重要的一环, 对于人们生活来说发挥着分配电源及转换电源的作用。对人们生过中电能的安全稳定运行有重要意义, 保障人们工作、生活稳定开展。所以, 加强变电运行安全管理工作尤为重要。 (1) 安全管理意识必须在工作人员中得到重视, 使安全生产责任制能够有效、认真的贯彻落实。为了减少违章操作情况的发生, 必须适时对工作人员进行培训, 并且在培训过程中突出安全生产方面的内容;变电运行的管理规定也应该根据实际情况及时完善、修订, 做好各类数据的记录工作, 并进行详细的检查以确保其正确性, 为了有效提升工作效率应积极应用自动化系统, 保证顺利、安全的完成变电站的各项工作。

3.4提升技术及安全培训的效率

值班人员要完成变电站运行管理工作。由此可见, 变电运行的好坏将直接受到值班人员综合素质的影响。所以, 变电站要根据自身所存在的问题有针对性的开展培训工作, 增强培训的实用性。同时, 培训应增强实践性, 最好能够实地培训, 值班人员进行工作的同时也是培训, 通过实地讲解事故预测、事故解决、技术等内容增强可操作性, 设立问题解答环节, 就地操作增强培训人员记忆。在培训的同时, 还可以进行各类业务竞赛, 增强受训人员相应的知识能力和业务水平, 提高其积极性和主动性。

参考文献

[1]高明, 戚益中.小议35KV变电运行中存在问题及策略分析[J].科技风, 2014 (09) .

[2]吴凌娟.35k V变电运行常见故障及对策[J].大科技, 2014 (15) .

35kV变电运行管理 篇2

第一章 总 则

第1条 为保证变电站的安全,经济运行,加强变电站的运行管理,特制定本规程.第2条 电力局(公司)主管生产局长,生技科,县调,变电站及各级变电运行人员应熟悉本规程.第二章 变电站模式和设备调管范围

第3条 变电站模式

1, 常规变电站

2, 农村小型化I模式变电站

3, 农村小型化II模式变电站

4, 箱式变电站

第4条 调管设备的划分及运行

1, 地调调管设备:

2, 县调调管设备:

3, 本站调管设备:

4, 县调或本站调管设备的运行

第5条 计划检修按月度检修计划任务书的安排提前一天申请停电;计划临时检修,影响对外供电的,应提前三天向调度提出停电申请;不影响对外供电的,应提前一天提出申请,停电时间以调度的批复为准.第三章 电气设备的巡视

第一节 设备巡视制度

第6条 设备巡视应严格按照《安规》中的要求,做好安全措施.第7条 正常巡视:变电站内的日常巡视检查,除交接班巡视外,每天早晚高峰负荷时各巡视一次,每周至少进行一次夜间熄灯巡视.第8条 在下列情况下应进行特殊巡视

1, 新投运或大修后的主设备,24小时内每小时巡视一次.2, 对过负荷或异常运行的设备,应加强巡视.3, 风,雪,雨,雾,冰雹等天气应对户外设备进行巡视.4, 雷雨季节特别是雷雨过后应加强巡视.5, 上级通知或重要节日应加强巡视.第9条 巡视时,应严格按照巡视路线和巡视项目对一,二次设备逐台认真进行巡视,严禁走过场.第10条 巡视高压室后必须随手将门关严.第11条 每次的巡视情况应进行记录并签名;新发现的设备缺陷要记录在“设备缺陷记录本”内.第二节 主设备的巡视项目

第12条 主变压器的巡视检查项目

1, 正常巡视

1)变压器运行声音是否正常.2)变压器油色,油位是否正常,各部位有无渗漏油现象.3)变压器油温及温度计指示是否正常,远方测控装置指示是否正确.4)变压器两侧母线有无悬挂物,金具连接是否紧固;引线不应过松或过紧,接头接触良好,试温蜡片无融化现象.5)呼吸器是否通畅;硅胶是否变色;瓦斯继电器是否充满油;压力释放器(安全气道)是否完好无损.6)瓷瓶,套管是否清洁,有无破损裂纹,放电痕迹及其它异常现象.7)主变外壳接地点接触是否良好.8)有载分接开关的分接指示位置及电源指示是否正常.9)冷却系统的运行是否正常.10)各控制箱及二次端子箱是否关严,电缆穿孔封堵是否严密,有无受潮.11)警告牌悬挂是否正确,各种标志是否齐全明显.2, 特殊巡视

1)大风天气时,检查引线摆动情况及变压器上是否有悬挂物.2)雷雨天气后,检查套管是否有闪络放电现象,避雷器放电计数器是否动作.3)暴雨天气时,检查站内外排水情况,周围是否有洪水,滑坡,泥石流,塌陷等自然灾害的隐患.4)大雾天气时,检查瓷瓶,套管有无放电现象,并应重点监视污秽瓷质部分有无放电现象.5)下雪天气时,根据积雪检查各接点的发热情况,并及时处理积雪和冰柱.6)发生近距离短路故障后,检查变压器各侧套管接头有无异常.7)主变满负荷或过负荷运行时,应加强巡视.第13条 有载分接开关的巡视检查项目

1, 有载分接开关的分接指示器指示是否正确,电压指示是否在规定电压允许偏差范围内.2, 控制器电源指示灯是否正常.3, 分接开关储油柜的油位,油色及其干燥剂是否正常.4, 分接开关及其附件各部位有无渗漏油.5, 计数器动作是否正常,能否及时记录分接变换次数.6, 电动操作箱门关闭是否严密,防潮,防尘,防小动物措施是否良好.第14条 真空断路器的巡视检查项目

1, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.2, 断路器及重合器指示灯是否正确.3, 支柱绝缘子及套管有无裂痕或放电现象.4, [FS:PAGE]引线驰度是否适中,接触是否良好,试温蜡片有无融化.5, 断路器支架接地是否完好.第15条 SF6断路器的巡视项目

1, 每日定时记录SF6气体压力.2, 断路器各部分有无异音(漏气声,震动声).3, 套管有无裂纹或放电声.4, 引线驰度是否适中,接触是否良好,试温蜡片有无融化.5, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.6, 断路器支架接地完好.第16条 油断路器的巡视检查项目

1, 分,合闸位置指示是否正确,与实际运行位置是否相符.2, 油色,油位是否正常,有无渗漏油痕迹,放油阀关闭是否紧密.3, 排气管是否完好,有无喷油现象.4, 表面是否清洁,各部件连接是否牢靠,有无发热变色现象.第17条 弹簧操动机构的巡视检查项目

1, 机构箱门是否平整,开启灵活,关闭紧密.2, 储能电动机的电源刀闸或熔丝接触是否良好.3, 检查分,合闸线圈有无变色,变形或异味.4, 断路器在分闸备用状态时,合闸弹簧是否储能.5, 各辅助接点,继电器位置是否正确.第18条 电磁操作机构的巡视检查项目

1, 机构箱门是否平整,开启灵活,关闭紧密.2, 检查分,合闸线圈及合闸接触器有无变色,变形或异味.3, 直流电源回路接线端子有无松脱,锈蚀.第19条 隔离开关的巡视检查项目

1, 绝缘子是否完整无裂纹,无放电现象.2, 机械部分是否正常.3, 闭锁装置是否正常.4, 触头接触是否良好,接触点是否发热,有无烧伤痕迹,引线有无断股,折断现象.5, 接地刀闸接地是否良好.第20条 电容器的巡视检查项目

1, 检查三相电流表是否平衡,有无不稳定或激增现象,各相差应不大于10%.2, 放电线圈及三相放电指示灯是否良好.3, 电容器分档刀闸位置是否正确.4, 电容器内部有无放电声;外壳有无鼓肚,渗漏油现象;瓷套有无裂纹,闪络痕迹.5, 电容器油位是否在允许范围内.6, 电容器内部连接线是否牢固可靠,.7, 电容器避雷器是否完好,外壳接地是否良好.第21条 互感器,耦合电容器的巡视检查项目 1, 互感器套管支柱绝缘子是否清洁,有无放电痕迹.2, 瓷件是否完好,无裂纹损坏.3, 接头是否牢固,无过热变色现象.4, 充油式互感器油位是否在允许范围内.5, 外壳接地是否良好.第22条 防雷设施的巡视检查项目

1, 避雷器正常巡视项目

1)瓷质,法兰部分有无破损,裂纹及放电现象;硅橡胶外壳表面是否有老化,裂纹等痕迹.2)检查放电计数器是否动作,外壳有无破损.3)检查引线是否牢固,接地是否良好.4)避雷器内部有无异常声响.2, 特殊天气的防雷设施巡视项目

1)大风天气时,检查避雷针的摆动情况.2)雷雨后,检查放电计数器动作情况.3)检查引线及接地线是否牢固,有无损伤.第23条 母线的巡视检查项目

1, 各接头部分是否接触良好.2, 检查软母线是否有断股,散股现象;硬母线有无机械损伤.3, 接地故障后,检查瓷瓶表面是否有放电痕迹.4, 大雪天应检查母线的积雪及融化情况.5, 雷雨后,应检查绝缘子是否有破损,裂纹及放电痕迹.第24条 阻波器的巡视检查项目

1, 检查引线有无断股,接头有无放电现象.2, 阻波器上有无搭挂物.第25条 电力电缆的巡视检查项目

1, 电力电缆头是否清洁完好,有无放电发热现象.2, 检查电缆沟有无积水,盖板有无破损,放置是否平稳,沟边有无倒塌现象.3, 检查电缆终端防雷设施是否完好.4, 检查电力电缆外壳,外皮等接地是否良好.第26条 微机保护装置的巡视检查项目

1, 保护装置自检试验时,动作信号是否正确.2, 运行监视灯指示是否正确.3, 保护装置是否有装置故障的告警信号.4, 检查液晶显示信息量(如电压,电流,功率一次值,保护投入情况等)是否正[FS:PAGE]确.5, 检查保护装置显示时间是否正确.第27条 微机监控装置的巡视检查项目

1, 检查后台机(含UPS装置)运行是否正常.2, 检查主菜单中各个子菜单(功能开关)是否完备,检查有关数据显示是否正确.各遥测,遥信量是否正确无误.3, 后台打印机工作是否正常,打印纸安装是否正确,数量是否足够.4, 检查或维护过程中,严禁更改后台机的参数,图表及实时数据.禁止退出监控系统.第28条 直流电源装置的巡视检查项目

1, 检查蓄电池电压值,连接片有无松动和腐蚀现象,壳体有无渗漏和变形,绝缘电阻是否下降.2, 对铅酸,镉镍蓄电池组,检查每只蓄电池的液面高度,看有无漏液,若液面低于下线,应补充蒸馏水,调整电解液的比重在合格范围内.3, 对充电装置,检查三相交流电压是否平衡,运行噪声有无异常,交流输入电压值,直流输出电压值,直流输出电流值等表计显示是否正确,正对地和负对地的绝缘状态是否良好.4, 检查直流电源装置上的各种信号灯,声响报警装置是否正常.第29条 小电流接地微机选线装置的巡视检查项目

1, 检查各指示是否正确无误.2, 检查打印机电源指示灯是否完好,打印纸安装是否正确,数量是否足够.3, 运行指示灯是否正常,自检功能是否完好.第30条 计量和指示仪表的巡视检查项目

检查计量和指示仪表的指示值是否正确,指示灯是否正常.第四章 电气设备的运行

第一节 主变压器的运行

第31条 变压器的运行必须满足现行《变压器运行规程》的要求.第32条 主变额定运行方式

1, 主变压器的运行电压一般不应高于该运行分接电压的105%.2, 变压器在上层油温不超过额定值的条件下,可以按照额定容量长期连续运行,这就是变压器允许的正常负荷.第33条 上层油温经常在85℃以下,负荷不超过额定容量的变压器,可以短时过负荷运行,此时值班员应立即采取措施,将负荷限制在额定容量以内,过负荷时间不应超过30min.第34条 经常在接近满负荷状态下运行的变压器,值班员可依据现行《变压器运行规程》的有关规定,计算本站变压器的过负荷倍数和时间,经县局生技科批准后生效.第35条 变压器在下列情况下,不允许过负荷运行

1, 变压器严重缺油.2, 色谱分析,电气试验中有关指标不满足要求.3, 全天满负荷运行,且主变上层油温较高.4, 环境温度高于40℃.第36条 冷却装置的运行

1, 主变在运行时,各散热器的上下阀门均应打开.2, 冷却装置运行正常,手动和自动启动功能正常,电源正常.3, 运行中应根据变压器上层油温,将冷却装置投入运行.第37条 主变压器在运行中的监视

1, 油温监视

1)油浸自冷式变压器上层油温一般不宜超过85℃,最高不超过95℃.当上层油温超过95℃时,应及时报告调度.2)主变负荷超过额定负荷的70%长期运行时,应加强上层油温的监视.2, 电压监视

1)主变的电压应在额定电压的±5%范围内变动,一般不得超过相应分接头电压的5%.2)主变电压超过规定值时,应及时汇报调度.3, 负荷监视

1)运行中的变压器应在允许负荷及以下运行.2)主变经过事故过负荷以后,应将事故过负荷的大小和持续时间记入主变技术档案内.3)主变三相负荷不平衡时,最大相电流不能超过允许值.4, 油位监视

主变油位指示应与实际油位相符,应在气温突变或严重渗漏油情况下加强对主变油位的监视.5, 油质监视

主变应每半年取油样试验一次.不允许将试验不合格的油加入变压器.第38条 主变压器的并列运行

1, 变压器并列运行应满足下列条件:

1)绕组接线组别相同.2)电压比相等.3)短路阻抗相差不超过10%.2, 新安装,大修或变动过内,外接线的变压器,并列运行前必须核定相序和接线组别,并检查并列运行变压器的档位是否相同[FS:PAGE].第二节 主变压器的投运和停运

第39条 在投运变压器之前,应仔细检查,确认变压器及其保护装置在良好状态,具备带电运行条件后,方可投入运行.热备用中的变压器应随时可以投入运行,长期停用的备用变压器应定期充电,同时投入冷却装置.第40条 长期停运,新安装,大修或试验后的变压器投运前应检查以下项目

1, 各接触点良好,引线,母线桥完好,相序标志正确清楚.2, 油枕,散热器及瓦斯继电器阀门全部在打开位置.瓦斯继电器内无气体.3, 分接开关位置与调度通知相符合.有载调压开关的就地指示位置同远方指示器指示一致.4, 通风冷却装置能够手动或自动投入运行,信号正确.5, 远方测温装置与就地温度计正常,指示相符.6, 主变本体无遗留物,安全措施完全拆除.7, 变压器基础没有下沉或裂纹现象.8, 外壳应两点接地,且接地可靠.9, 主变压器本体无缺陷,油漆完整,无渗漏油现象.10, 相应的图纸资料齐全,各种检修,试验项目合格.第41条 主变压器投运前,必须按规定投入主变保护,严禁在主变无保护的状态下充电.第42条 两台主变并列运行,其中一台停电操作前,应检查另一台主变是否有过负荷情况.第三节 分接开关的运行

第43条 无载调压变压器,在变换分接头时,应作多次传动,在确认变换分接位置正确并锁紧后,测量绕组的直流电阻,并对分接开关变换情况做好记录.第44条 有载调压变压器操作时,必须在一次分接变换完成后,方可进行第二次分接变换操作,同时应观察电压表和电流表等有相应变动.第45条 每次分接变换操作都应将操作时间,分接位置及累计动作次数等记入主变调压记录本中;对每次投停,试验,维修,缺陷与故障处理,也都应作好记录.第46条 两台有载调压变压器并列时,调压操作应轮流逐级或同步进行.第47条 有载调压变压器与无载调压变压器并列运行时,两变压器的分接电压将尽量靠近或一致.第48条 变压器有载分接开关的维护,应按照制造厂家的规定进行.无制造厂规定者可参照以下规定:

1, 运行6-12个月或切换2000-4000次后,应取切换开关箱中的油样作试验.2, 新投入的分接开关,在运行1-2年后或切换5000次后,应将切换开关吊出检查,此后可按实际情况确定检查周期.3, 运行中的有载分接开关切换5000-10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时,应更换切换开关箱的绝缘油.4, 长期不调或长期不用分接位置的有载分接开关,应在有停电机会时,在最高和最低分接间操作一个循环.第四节 瓦斯保护装置的运行

第49条 变压器正常运行时,应将轻瓦斯保护接信号,重瓦斯保护接跳闸,有载分接开关的瓦斯保护接跳闸.第50条 变压器运行中滤油,补油或更换净油器的吸附剂时,应将重瓦斯保护改接信号.第51条 油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象,需要打开放气或放油阀时,应将重瓦斯保护改接信号.第52条 新投入或大修后的变压器冲击时,应将重瓦斯保护接跳闸;冲击完成后试运行的24小时内,将重瓦斯保护改接信号;待运行正常后,再将重瓦斯保护接跳闸.第五节 高压配电装置的运行

第53条 高压配电装置包括高压断路器,隔离开关,母线,电压互感器,电流互感器,电力电容器,高压熔断器及避雷器等设备.第54条 配电装置应保持清洁,充油设备的油位应保持正常.第55条 各电气连接部分应紧固可靠,接点温度不超过70℃.第56条 室内高压配电室的门应加装防小动物进入的挡板,门窗应关闭紧密,严防小动物入内.通往主控室的电缆沟,孔洞均应堵塞严密.第57条 设备构架应根据情况定期刷漆,以防锈蚀.户外配电装置的瓷瓶应定期检测.第58条 所有设备的名称,编号应清楚醒目,与调度命名相符,并按规定地点填写.第59条 应按《电力设备预防性试验规程》的规定周期,项目对设备进[FS:PAGE]行试验.第六节 高压断路器的运行

第60条 一般规定

1, 停运的断路器在投入运行前,应对该断路器本体及保护装置进行全面,细致的检查,必要时进行保护装置的传动试验,保证分,合良好,信号正确,方可投入运行.2, 操作中应同时监视有关电压,电流,功率等指示及红绿灯的变化是否正常.3, 在带电情况下,严禁使用千斤顶或压板缓慢合闸.4, 电动分,合闸后,若发现分,合闸未成功,应立即取下控制保险或跳开控制电源开关,以防烧坏分,合闸线圈.5, 断路器动作后,应查看有关的信号及测量仪表的指示,并到现场检查断路器实际分,合闸位置.6, 需要紧急手动操作高压断路器时,必须经调度同意后方可操作.第61条 运行注意事项

1, SF6断路器压力低于闭锁值时,应立即将该开关控制电源断开,并将机构卡死,禁止该开关带电分,合闸.2, 运行中的SF6断路器应定期测量微水含量,新装和大修后,每三个月一次,待含水量稳定后可每年一次.每年定期对SF6断路器进行检漏,年漏气率应符合规程规定.3, SF6气体额定气压,气压降低报警值和跳闸闭锁值根据不同厂家的规定具体执行.压力低于报警值时,应立即汇报调度及主管部门.4, 新装和投运的断路器内的SF6气体严禁向大气排放,必须使用气体回收装置回收.SF6气体需补气时,应使用检验合格的SF6气体.5, 真空断路器应配有防止操作过电压的装置,一般采用氧化锌避雷器.6, 运行中的真空灭弧室出现异常声音时,应立即断开控制电源,禁止操作.7, 运行中的油断路器应定期对绝缘油进行试验,试验结果记入有关记录内;油位降低至下限以下时,应及时补充绝缘油.8, 油断路器跳闸后油色变黑,喷油或有拒动现象,严重渗漏油等状况时,应及时进行检修.第62条 重合器的运行

1, 整体式结构重合器采用高压合闸线圈;分布式结构重合器采用低压合闸线圈.2, 运行中,应检查重合器有无渗漏油现象;瓷瓶,套管有无破损,裂缝及其它损伤,当发现有损坏情况时,应及时汇报有关部门进行更换.3, 重合器动作后,应检查动作次数计数器,将读数记入开关动作统计表中.第63条 负荷隔离开关的运行

1, 户外高压负荷隔离开关与35kV熔断器配合使用.2, 负荷隔离开关可以在正常情况下作为开关来操作,开断额定负荷电流.3, 真空负荷隔离开关可以开断瓦斯,温升故障等一般过负荷电流,但不能用来开断短路电流.第64条 10kV中置式小车开关的运行

1, 带负荷情况下不允许推拉手车.推拉开关小车时,应检查开关确在断开位置.2, 合接地刀闸时,必须确认无电压后,方可合上接地刀闸.3, “五防”机械连锁功能应正常.4, 运行中,应经常检查带电显示器指示灯是否完好,若有损坏,应及时更换.第65条 弹簧操作机构的运行

1, 当电机回路失去电源时,对分闸弹簧可手动储能.2, 进行紧急操作时,不能将手,身体和衣服与机构接触.3, 机构安装,试验完运行前,应检查机构中手动机具,分闸与合闸安全锁销是否取掉.第七节 隔离开关的运行

第66条 隔离开关的运行

1, 隔离开关的操作机构均应装设防误闭锁装置.2, 隔离开关的传动部分和闭锁装置,应定期清扫.3, 刀闸操作后,应检查刀闸的开,合位置,三相动,静触头应确已拉开或确已合好.第八节 电容器的运行

第67条 电容器的投,撤应根据无功分布及电压情况,当母线电压超过电容器额定电压的1.1倍,电流超过额定电流的1.3倍时,应根据厂家规定退出运行,电容器组从电网切除至少应隔5分钟方可再次投入.第68条 在电容器上工作,无论有无放电装置,都必须进行人工放电,并做好安全措施.第69条 当10kV线路发生接地时,应按调令将电容器撤出运行,防止过电压损坏电容器.第70条 电容器开关因各种原因跳闸后,均不得强送.第71条 发现下列[FS:PAGE]情况之一,应立即将电容器停运,并报告调度和主管部门

1, 电容器鼓肚漏油.2, 接点严重发热.3, 套管发生严重闪络放电.4, 电容器严重喷油或起火.5, 向系统倒送无功.第九节 互感器的运行

第72条 互感器在运行中应注意的事项

1, 中性点不接地系统或经小电流接地系统的电压互感器在线路接地时,应注意电压互感器的发热情况.2, 电压互感器撤出运行时,应特别注意其所带的保护是否会因失去电源而误动.3, 电压互感器的二次线圈中性点必须接地,二次侧不允许短路.4, 运行中的电流互感器二次侧应可靠接地,不允许开路.5, 互感器外壳接地良好,有关表计指示正确.第十节 母线的运行

第73条 母线正常运行时,接点不应发热;通过短路电流后,不应发生明显的弯曲变形.第74条 在气候发生较大变化时应对母线进行特殊检查.第75条 对母线瓷瓶应每年清扫一次.第十一节 高压熔断器的运行

第76条 更换高压熔断器应在拉开电源侧刀闸做好安全措施后进行,熔断器熔断后,应更换合适的熔断器或选择合适的熔件更换,严禁把熔断的熔丝焊接后继续使用.第十二节 避雷器和避雷针的运行

第77条 避雷器的运行

1, 运行中的避雷器应瓷套清洁无损伤,试验合格;每年雷雨季节前,应对避雷器进行一次特殊试验.2, 避雷器瓷套有裂纹,内部声响很大或试验不合格时,应及时更换.第78条 避雷针的运行

禁止在独立避雷针上架设照明灯,电视天线,广播线等设施.第十三节 接地装置的运行

第79条 运行中的接地装置,如发现下列情况时应维修

1, 接地线连接处焊接部位有接触不良或脱焊现象.2, 接地线与电气设备连接处的螺栓有松动.3, 接地线有机械损伤,断线或锈蚀.4, 接地线被洪水冲刷露出地面.5, 接地电阻值不满足规程规定值.第80条 明敷的接地线表面应涂黄绿相间的油漆,有剥落时,应及时补漆.第十四节 低压配电装置的运行

第81条 一般规定

1, 低压配电装置应统一编号,配电盘的前后编号必须一致.2, 低压主母线及分母线的相色应涂以黄绿红,零线应涂以黑色.3, 低压控制电器的额定容量,应与受控负荷的实际需要相适应,各级电器保护元件的选择和整定均应符合动作选择性的要求.4, 低压配电装置的指示仪表及指示信号灯,均应齐全完好,仪表刻度和互感器的规格应与用电设备的实际相符合.5, 设备的控制把手,按钮等部位所指示的“合”,“断”字样应与实际状态相对应.第82条 有灭弧罩的电气设备,三相灭弧罩必须完整无损.第83条 低压配电装置的前后操作维护通道上均应铺设绝缘垫,不得堆放其它物品.第84条 低压配电装置的照明应齐全完好,备品备件应分类清楚,存放位置应干燥.第十五节 直流系统的运行

第85条 直流监控装置的运行

1, 每天应检查正母线和负母线对地的绝缘值.若有接地现象,应立即寻找和处理.2, 对运行中的直流电源装置,主要监视交流输入电压值,充电装置输出的电压值和电流值,蓄电池组电压值,直流母线电压值,浮充电流值及绝缘电压值等是否正常.3, 检查自动调压装置是否工作正常,若不正常,启动手动调压装置,退出自动调压装置,通知有关人员进行检修.4, 检查微机监控器工作状态是否正常,若不正常应退出运行,通知有关人员进行检修.微机监控器退出运行后,直流电源装置仍能正常工作,运行参数由值班员进行调整.5, 充电模块可以在自动(监控模块控制)和手动(人工控制)两种方式下进行.6, 运行指示灯应完好,显示正确,模块运行正常.第86条 蓄电池运行的一般规定

1, 蓄电池的运行温度不宜过高或过低,正常运行中一般要求室温处于10～30℃为宜,最高不得超过35℃,最低不得低于5℃.2, 蓄电池应置于阴凉干燥,并有足够的维[FS:PAGE]修空间的地方,应避免阳光直射.3, 蓄电池正常运行时,采取全浮充电运行方式.4, 蓄电池应定期进行均衡性充电;大型操作,全站失压,浮充机故障后,也应进行均衡充电.5, 蓄电池使用时,应避免产生过充电或过放电,否则会影响蓄电池的寿命.6, 蓄电池不允许接任何其它负荷.7, 蓄电池的浮充电压,均衡充电电压及放电末期电压的选择应按各站实际情况及说明书中规定进行.第87条 镉镍蓄电池的运行

1, 蓄电池及其周围应经常保持清洁和干燥.2, 每天测一次典型瓶的电压(测10只电池),以便调整浮充电压.3, 镍镉电池气塞上的橡胶套管失效时,应进行更换.4, 电解液面应保持高出极板5～12mm,若电解液下降至下线时,必须及时添加蒸馏水.5, 电瓶加蒸馏水时应打开一只加一只,不得将整组电瓶打开加水.第88条 免维护蓄电池的运行

1, 蓄电池在工作中,严禁过放电.2, 定期清除尘埃并检查电池有无漏液,破损,鼓肚和连接部位有无松动现象.3, 应根据规程规定,定期进行核对性充放电.第十六节 UPS电源的运行

第89条 一般规定

1, 严禁自行打开UPS电源外盖.2, 严禁将电池的正,负极短路.3, 正常运行时,应监视UPS的输入,输出电压在允许范围内.第十七节 继电保护及二次回路的运行

第90条 一般规定

1, 运行中的继电保护装置不得随意变更其运行方式,需投入,退出保护应根据调度指令,需变更定值时由保护人员进行.2, 凡带电运行的设备,不允许无保护运行.但遇到下列情况之一时,应根据调度指令将相应的保护装置退出运行: 1)运行中需更改保护定值.2)主变差动保护测量六角图.3)主变漏油,大修后试运行期间,将重瓦斯保护改接信号位置.4)电压互感器内部故障或更换时.5)保护装置本身有故障.第91条 变电运行人员应做到以下几点

1, 熟悉保护的基本原理和主要结构;熟悉保护的配置和保护范围.2, 能正确的投,撤保护软,硬压板,整组投运或停运保护装置,进行简单的人机对话.3, 能按规定对保护进行正常监视,检查,掌握并发现保护及二次回路的缺陷,能看懂保护信息报告.4, 能对保护及回路上的作业及安全措施进行监督,验收,传动.第92条 新线路试运行期间,应将重合闸撤出运行.第93条 继电保护的投入,撤出和事故时的动作情况,以及保护装置本身发出的异常,告警现象均应详细记录在运行工作记录本及相关记录内.第94条 保护及二次回路上工作必须持有工作票,并应履行工作许可制度,运行人员必须审查工作票及其安全措施.继电保护工作完成以后,值班人员应进行以下检查: 1, 工作中的临时线是否全部拆除,拆开的线头连片是否全部恢复好.2, 保护压板的名称,投撤位置是否正确,接触是否良好.3, 各信号灯,指示灯指示是否正确.4, 保护定值是否正确.5, 变动的接线是否有书面交待,检验项目和试验报告是否齐全正确.6, 协同保护人员带开关联动试验,且动作可靠,信号正确.7, YH,LH的二次侧及端子无短路和开路现象.第95条 未经值班人员同意且无值班人员在场时,继电保护人员不得利用保护装置作开关传动试验.第96条 新(改,扩)建设备投运前及现场运行设备继电保护整定值改变后,应与调度核对现场继电保护工作记录,定值,核对无误后,方可将设备投入系统运行.第十八节 防误闭锁装置的运行

第97条 运行人员应对防误闭锁装置做到“四懂三会”,即懂防误闭锁装置的原理,性能,结构和操作程序;会操作,会安装,会维护.第98条 防误闭锁装置必须具备以下“五防”功能

1, 防止误分,误合断路器.2, 防止带负荷拉合隔离开关.3, 防止带电挂(合)接地线(接地刀闸).4, 防止带地线(接地刀闸)合断路器.5, 防止误入带电间隔.第99条 防误闭锁[FS:PAGE]装置应有完善的管理制度;解锁工具(万能解锁钥匙)应有专门的保管和使用制度,禁止随意解锁.第100条 防误闭锁装置必须防水,防潮,防尘,防锈,不卡涩.第101条 防误闭锁装置不得随意退出,因故必须退出或装置有异常时,应经有关领导批准,依据相关规定执行.第102条 解锁后应立即操作,完毕后及时将挂锁锁住.第十九节 监控系统的运行

第103条 一般规定

1, 严禁对运行中的监控系统断电.2, 严禁更改监控系统中的参数,图表及相关的操作密码.3, 严禁将运行中的后台机退出监控窗口.不得在后台机上安装与系统运行无关的程序.4, 在后台机中操作断路器时,对其它设备的操作不得越限进行.5, 监控系统出现数据混乱或通信异常时,应立即检查并上报.6, 运行人员应熟悉有关设备的说明书,并对打印的资料妥善保管.7, 严禁在UPS电源上接其它用电设备.第104条 运行维护

1, 检查后台机电源运行是否正常,有无告警信号.2, 检查监控系统通信是否正常,显示器中各数据指示是否正确.3, 检查监控窗口各主菜单有无异常.4, 检查打印机工作是否正常,打印纸是否够用.5, 检查各软,硬压板是否正确投,撤.第五章 倒闸操作

第一节 倒闸操作的一般规定

第105条 倒闸操作必须按值班调度员或运行值班负责人的指令进行.第106条 倒闸操作必须有操作票,每张操作票只能填写一个操作任务,不准无票操作和弃票操作.第107条 操作中不得擅自更改操作票,不得随意解除闭锁.第108条 开始操作前,应先在模拟图(或微机监控装置)上进行核对性模拟预演,无误后,再进行操作.第109条 倒闸操作必须有两人进行,并严格执行监护制,一般由对设备较为熟悉的人员监护,值班员操作.第110条 操作票一般包括以下项目

1, 拉,合开关和刀闸.2, 检查拉,合后的实际位置.3, 检查设备上有无接地短路.4, 装设接地线前的验电.5, 装,拆接地线.6, 取下或给上开关的合闸,控制保险及储能保险.7, 取下或给上YH二次保险.8, 打开或投上保护装置的压板.9, 检查保护或自动装置确已投入(撤出).10,倒负荷时,检查确已带上负荷.11,对两台主变压器,停用一台,确认另一台不会过负荷.第111条 操作票填写的有关规定

1, 操作票上填写的术语应符合规定,设备名称,双重编号应符合现场实际.2, 操作票应统一编号,作废的操作票要盖“作废”章,不得撕毁;未执行的,应注明“未执行”字样;执行完毕的操作票,在最后一页加盖“已执行”章.3, 每张操作票只能填写一个操作任务,操作任务应填写设备双重名称.一个操作序号内只能填写一个操作项目,操作项目顺序不能颠倒,不得漏项,并项,添项或涂改.4, 一个操作任务需填写两页以上的操作票时,在前页备注栏注明“接下页”.操作项目应连续编号.指令号和操作开始时间填在第一页上.每页操作票均应有操作人,监护人和值班负责人签名.操作终了时间应填写在最后一页上.5, 操作中,每执行完一项,应在相应的操作项目后打勾.全部操作完毕后进行复查.6, 操作票未使用完的空格应从第一行起盖“以下空白”章.7, 拆除,装设接地线(包括验电)要写明具体地点,接地线应有编号.8, 同一电压等级多条线路同时限电,供电,可填写一张操作票.第112条 下列操作可不填写操作票,但在操作完成后应做好记录,事故应急处理应保存原始记录.1, 拉,合断路器(开关)的单一操作.2, 拉开或拆除全站唯一的一组接地刀闸或接地线.3, 拉,合一组保护压板.4, 取下,给上操作小保险或YH二次保险.5, 事故应急处理.第113条 对两条及以上馈路在同一时间进行限电(不包括事故限电)或送电操作时,不得按拉,合开关的单一操作对待,应填写操作票.第二节 倒闸操作注意[FS:PAGE]事项

第114条 除紧急限电和事故处理外,倒闸操作尽可能避免在交接班,重负荷时进行.雷电天气时,严禁倒闸操作.第115条 母线充电前,应先将电压互感器加入运行.第116条 使用隔离刀闸可进行下列操作

1, 拉,合无故障的电压互感器,避雷器.2, 拉,合母线及直接连接在母线上设备的电容电流.3, 拉,合励磁电流不超过2A的空载变压器及电容电流不超过5A的空载线路.第117条 手动拉,合刀闸时,必须迅速果断.刀闸操作完毕后,应检查是否操作到位.第118条 对调度指令有疑问时,应询问清楚再操作;当调度重复指令时,则必须执行.如果操作指令直接威胁人身和设备安全时,可以拒绝执行并报告调度及主管生产领导.第119条 执行一个操作任务,中途不得换人,操作中严禁做与操作无关的事.第120条 操作时必须戴安全帽及绝缘手套,雨天操作室外高压设备时,绝缘杆应有防雨罩,还应穿绝缘靴.接地电阻不符合要求时,晴天操作也应穿绝缘靴.第121条 操作中严禁解除闭锁操作,如必须解锁才能操作时,应汇报调度或上级主管部门.第122条 倒闸操作要严把“五关”,即操作准备关,调令联系关,操作审核关,操作监护关,操作检查关.第三节 变压器的操作

第123条 操作原则

停电时先停负荷侧,后停电源侧;送电时相反.第124条 变压器加入和撤出运行应考虑保护配合和负荷分配问题.变压器运行前,必须先将冷却装置加入运行.第125条 变压器的倒闸操作顺序

1, 运行转冷备用

1)拉开主变低压侧断路器.2)拉开主变高压侧断路器.3)分别检查上述断路器在分闸位置.4)拉开低,高压侧母刀闸.2, 冷备用转运行

1)检查主变高,低压侧断路器确在分闸位置.2)合上主变高,低压侧母刀闸.3)合上主变高压侧断路器.4)合上主变低压侧断路器.3, 运行转热备用

1)拉开主变低压侧断路器.2)拉开主变高压侧断路器.4, 热备用转运行

1)合上主变高压侧断路器.2)合上主变低压侧断路器.5, 热备用转冷备用

1)拉开主变低压侧母刀闸.2)拉开主变高压侧母刀闸.6, 冷备用转热备用

1)合上主变高压侧母刀闸.2)合上主变低压侧母刀闸.7, 冷备用转检修

1)将主变低压侧接地.2)将主变高压侧接地.8, 检修转冷备用

1)拆除主变高压侧接地.2)拆除主变低压侧接地.第四节 线路开关的操作

第126条 操作原则

停电时先拉断路器,再拉线刀闸,最后拉母刀闸;送电时相反.第127条 操作顺序

1, 运行转冷备用:

1)拉开线路断路器.2)拉开线刀闸.3)拉开母刀闸.2, 冷备用转运行:

1)合上母刀闸.2)合上线刀闸.3)合上线路断路器.3, 运行转热备用:拉开线路断路器.4, 热备用转运行:合上线路断路器.5, 热备用转冷备用:

1)拉开线刀闸.2)拉开母刀闸.6, 冷备用转热备用

1)合上母刀闸.2)合上线刀闸.7, 冷备用转检修:在断路器与母刀闸,线刀闸间分别接地.8, 检修转冷备用:拆除断路器与线刀闸,母刀闸间的接地.第五节 站用电系统的操作

第128条 站用变停电时,应先拉开低压侧总开关,后拉开高压侧刀闸;加入运行时,顺序相反.第129条 在站用变供电时,应先检查三相熔断器是否安装牢固,并接触良好.第130条 站用变带电后,应监视所用屏三相电压及负荷是否平衡.第131条 站用变停电检修时,应在变压器高,低压侧分别装设接地线.第六节 二次装置的操作

第132条 综合装置保护定值改变后,应检查新设定值是否与定值单相符,保护是否按规定全部投入,装置指示是否正确.第133条 二次装置操作完毕,应确认设备的指示信号,仪表指示正确.第134条 给上各级交直流保险前,应检查保险(熔丝)的容量是否符合规程规定,[FS:PAGE]是否完好.第135条 保护装置的投入和退出

1, 保护投入时,应先合上(给上)控制电源开关(控制保险),检查各信号灯指示正确后,投入各专用压板.2, 保护退出时,应先退出压板,后跳开(取下)控制电源开关(控制保险).第六章 事故处理

第一节 事故处理的原则

第136条 事故处理要坚持保人身,保设备,保电网的原则.应迅速限制事故的发展,解除对人身和设备的威胁,并尽快恢复对已停电用户的供电.第137条 事故处理必须按照调度指令进行;有危及人身,设备安全的事故时,应按有关规定进行处理.第二节 事故处理的一般程序

第138条 一般程序

1, 及时检查并记录保护及自动装置的动作信号.2, 迅速对故障范围内的一,二次设备进行外部检查,并将检查情况向调度及主管部门汇报.3, 根据调度指令采取措施,限制事故的发展,恢复对无故障部分的供电.隔离故障设备,排除故障,尽快恢复供电.4, 将事故处理的全过程做好记录,并详细向调度汇报保护及自动装置的动作情况,电压及负荷变化情况,设备异常情况,运行方式,天气情况等.第三节 变压器的事故及异常处理

第139条 运行中的变压器发生下列现象之一者,可不经调度批准,立即停止运行,若有备用变压器,应先将备用变压器投入

1, 变压器声音异常,有爆裂声.2, 在正常负荷和冷却条件下,变压器温度异常并不断上升.3, 储油柜,释压器或安全气道严重喷油.4, 套管严重破损和有放电现象.5, 严重漏油使油面下降,低于油位计的指示限度.6, 油色变黑,油内出现碳质.第140条 变压器油温异常升高的处理

变压器油温升高超过许可限度时,值班人员需进行下列工作: 1, 检查负荷是否有突然增加.2, 核对温度表指示是否正常.3, 检查变压器冷却装置是否正常,散热器是否全部打开.4, 检查完毕后,应立即汇报调度及主管部门.第141条 油位异常的处理

1, 当发现变压器的油位较当时油温所应有的油位显著升高或降低时,应立即上报调度和主管部门.2, 如因大量漏油而使油位迅速下降时,禁止将重瓦斯保护撤出运行,应迅速采取停止漏油的措施,并立即汇报调度和主管部门.第142条 重瓦斯保护动作的处理

1, 重瓦斯保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送,检查瓦斯继电器内有无气体.2, 检查油温,油位的情况.3, 检查油枕有无喷油和冒油,防爆膜是否冲破(释压器是否动作).4, 检查各法兰连接处,导油管处有无冒油.5, 检查外壳有无鼓起变形,套管有无破损.6, 检查有无其它保护动作信号.7, 检查后应汇报调度及主管部门.第143条 轻瓦斯打出信号后,对变压器工作情况进行判断,检查瓦斯继电器内有无气体,汇报调度.第四节 主变差动保护动作的处理

第144条 差动保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送.检查以下内容,并将检查情况汇报调度

1, 差动保护范围内的所有一次设备瓷质部分有无闪络放电痕迹,变压器各侧开关,刀闸,避雷器及引线等有无短路.2, 差动电流互感器本身有无异常,瓷质部分有无闪络放电痕迹,回路有无断线接地现象.3, 差动保护范围外有无短路故障(其它设备有无保护动作).4, 差动保护回路是否有开路,接触不良,直流有无两点接地等现象.第五节 主变过流保护动作的处理

第145条 过流保护动作使变压器开关跳闸后,严禁强送,检查以下内容,并将检查情况汇报调度

1, 检查母线开关及引线有无短路.2, 检查主变压器高,低压侧引线有无短路,瓷绝缘有无异常.3, 检查线路保护动作情况和开关跳闸情况.第六节 高压断路器的事故处理

第146条 断路器有下列情形之一者,立即停电处理,并采取相应的防跳措施

1, 套管有严重破损和放电现象.2, 真空断路器突然出现真空损坏的现象.3, SF6断路器[FS:PAGE]严重漏气,发出闭锁信号.第147条 注意事项

1, 断路器动作跳闸后,应立即对断路器及本站设备进行外部检查,检查断路器本身有无故障.2, 对故障跳闸线路强送后,无论成功与否,均应对断路器外观进行仔细检查.3, SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故时,值班人员严禁接近故障断路器.第148条 操作机构故障的处理

1, 检查二次回路,包括刀闸,保险,电极回路,继电器等是否正常.2, 检查机械部分是否正常.3, 将检查情况汇报调度及主管部门,并做好记录.第149条 SF6断路器气压降低的处理

1, 当SF6断路器气体压力降低时,应加强监视,并检查压力指示及信号告警是否正确.2, 当压力闭锁时,应立即取下该开关的控制电源保险.3, 将检查结果汇报调度及主管部门,由专业人员进行处理.第七节 线路开关跳闸的处理

第150条 单电源线路开关事故跳闸,应立即检查开关及保护动作情况.重合闸不成功或雷雨大风天气时不得强送,无重合闸或重合闸未动作的开关在无异常的情况下,可不经调度指令强送一次,并将结果及时汇报调度.第151条 双电源线路开关事故跳闸,不得强送,应立即对开关进行外观检查做好记录,并汇报调度,按调度指令进行处理.第八节 越级跳闸事故的处理

第152条 保护动作,开关拒跳造成越级跳闸事故的处理

1, 检查保护动作信号,开关跳闸情况,汇报调度.2, 检查跳闸开关有无异常,将拒跳的开关与母线隔离;若跳闸开关无异常,将跳闸开关加入运行,恢复对其它用户的供电.第153条 保护拒动造成越级跳闸事故的处理

1, 检查保护动作信号,开关跳闸情况,汇报调度.2, 检查与停电母线所连接的所有设备有无故障.若无故障,将停电母线上连接的所有线路开关断开.3, 若跳闸开关无异常,可试送一次.试送成功后,对线路逐条试送.第九节 直流系统的事故处理

第154条 当发生直流接地时,应视为事故状态,立即停止二次回路上的工作,尽快推拉查找处理,防止两点接地造成保护误动.第155条 直流系统接地推拉涉及调度管辖的设备,必须报告调度.第156条 直流系统接地故障查找的顺序

1, 推拉直流事故照明回路.2, 将直流母线解环运行,充电设备停运,判断是正极还是负极接地,是Ⅰ母接地还是Ⅱ母接地.3, 推拉合闸回路.4, 推拉控制信号回路.5, 检查蓄电池本体.第157条 直流系统绝缘有明显下降时,应查明原因,尽快消除.第十节 互感器的事故处理

第158条 电压互感器的故障处理

运行中的电压互感器,发生下列现象之一时,应立即汇报调度: 1, 高压保险丝熔断.2, 内部发热,温度过高.3, 内部有异常声响.4, 有严重漏油,喷油现象.5, 套管,引线与外壳之间放电.6, 二次回路短路.第159条 电流互感器的故障处理

运行中的电流互感器,发生下列现象之一时,应立即汇报调度: 1, 过热.2, 内部声音异常,有臭味或冒烟.3, 导线与外壳之间有放电现象.4, 充油式电流互感器严重漏油.5, 外绝缘破裂放电.6, 二次回路开路.第十一节 隔离开关的故障处理

第160条 隔离开关发生操作卡滞,拉合失灵,三相合闸不同期等故障时,应汇报调度及主管部门.第161条 接触部分有发热时,要加强监视,如发现温度剧烈上升,应立即汇报调度及主管部门.第十二节 系统事故的处理

第162条 全站失压事故的处理

1, 夜间事故时,应先打开事故照明,检查以下项目,并汇报调度及主管部门

1)保护动作情况,信号,仪表指示,开关跳闸情况.2)各母线,连接设备及变压器等有无异常,电源进线上有无电压.3)断开有保护动作信号的开关.2, 变电站全站失压,所有开关和保护均未动作者,不待调令即拉开失压母线上的电容器开关,立即将设备检查情况报告调度[FS:PAGE].3, 单电源变电站全站失压时,不得进行任何操作,应立即汇报调度.4, 有备用电源的变电站全站失压后,可自行拉开原供电电源开关,刀闸,检查本站设备无异常后,将热备用中的备用电源恢复供电,然后汇报调度.5, 多电源变电站全站失压后,应立即拉开母线上连接的所有开关和刀闸,检查所有设备正常时,按以下原则保留电源: 1)单母线运行只保留一个电源.2)双母线解列运行各保留一个电源.第163条 线路接地故障的处理

1, 接地故障的判定

1)完全接地时,绝缘监察表三相指示不同,故障相对地电压为零或接近零,非故障相电压将升高√3倍,且持久不变.2)不完全接地时,接地相电压降低,非故障相电压升高且持久不变.3)弧光接地时,非故障相电压可能升高到额定电压的2.5-3倍.4)间隙性接地故障时,接地相电压时增时减,非故障相电压时增时减且正常.2, 接地故障的查找

接地故障持续5分钟不消失,首先检查站内设备有无明显接地放电现象,若无明显迹象,应对线路进行推拉试验,其推拉顺序如下: 1)备用空载线路.2)双回线路或其他电源线路.3)分支较多,线路较长,负荷轻和负荷较为次要的线路.4)分支较少,线路较短,负荷重和负荷较为重要的线路.3, 接地故障的处理

1)确定线路接地后,尽快汇报调度通知供电所查线.2)线路发生稳定性接地时,允许带接地运行2小时.若是不稳定接地时,可立即拉开线路.3)接地故障如发生在雷雨期间,可立即拉开线路.4)带接地运行时,要注意监视电压互感器声响和发热情况.4, 应能准确判断电压互感器熔断器熔断,谐振过电压与接地故障的区别.第164条 系统谐振过电压事故的处理方法

处理谐振过电压事故的关键是破坏谐振条件,值班人员应根据系统情况,操作情况做出正确判断,不经调度按以下方法处理,然后将处理结果汇报调度.1, 由于操作而产生的谐振过电压,一般可立即恢复到操作以前的运行状态.2, 运行中发生的谐振过电压,可以试断开一条不重要负荷的线路,消除谐振.3, 接地后发生的谐振,应立即断开接地线路.第七章 水灾,火灾事故的处理

第165条 当变电站发生水灾,应尽快疏通水流.危及到设备运行安全时,应立即停电处理.第166条 当变电站发生火灾时,使用灭火器或沙子阻断火势,防止火势蔓延.第167条 充油设备着火时,应将设备停电后再灭火.第168条 发生水,火灾时要及时上报主管部门.附 录

附录一:变电站一次系统接线图

附录二:主设备运行参数表

附录三:室内,外配电装置的最小安全净距

表1 室外配电装置的最小安全净距

额定电压

(kV)安全净距

(mm)名称 35 带电部分至接地部分

200 400

相与相带电部分之间

200 400

无遮拦裸导体至地(楼)面

300 500

出线套管至室外通道的路面

2700 2900

表2 室内配电装置的最小安全净距

额定电压

(kV)安全净距

(mm)名称 35

带电部分至接地部分

300

相与相带电部分之间

300

带电部分至栅栏

875 1050

带电部分至板状遮拦

155 330

带电部分至网状遮拦

225 400

无遮拦裸导体至地(楼)面

2425 2600

出线套管至室外通道的路面

35kV变电运行管理 篇3

关键词：35kV 变电运行管理 要点

1 概述

随着我国社会的飞速进度，经济水平的不断发展，使得我国部分地区的电能供需矛盾逐步显现。同时由于我国目前变电站的数量增多，也使得对变电运行工作进行管理的人员数量出现了紧张的局面。而为了对以上出现的问题进行良好的解决，就需要对原有的变电管理规范以及管理制度进行改进与完善。从而达到减人增效、提高生产效率的目的。

2 运行模式

2.1 对于“无人值班”概念进行正确认识

无人值班管理模式是目前广泛使用的一种科学有效、较为先进管理模式，但是其并不是真的“无人管理”，而是需要相关安全意识好、专业素质强的专业人员通过互相之间良好的配合与协调，同时借助先进的科学设备对变电工作进行管理，从而以设备的良好运用来达到减人增效的目的。同时，对于一些变电所而言，要想真的实现安全的操作，也必须需要工作人员的现场检查。

另外，也并不是所有的隐患都能够通过自动化系统进行监测，而是要以工作人员与自动化设备相互结合的方式进行管理工作。

2.2 明确运行管理的职责分工

在实际工作中，由于没有对责任进行明确的分工，经常会出现无人负责的问题出现。针对此种情况，则可以通过一定管理手段对运行管理水平进行加强。

首先，应当使调度员负责起指挥的操作，并能够在电网正常运行中进行独立的对开关进行操作、对抄表进行记录与监视运行情况等一系列的任务。其次，对于变电所中的现场工作人员应当负责起倒闸操作、检查设备安全与两票管理等工作。再次，试修人员应当能够对变电所中的远动系统以及自动化系统有计划、周期性的進行实验与调试，并能够对变电所中的各类设备进行定期维护，并对电气设备的安全性进行保证。最后，还应当使管理工作的负责人员在倒闸操作时起到监护人的职责。

3 运行管理

3.1 明确运行管理中的职责分工

根据无人值班管理模式的特点，应当对原有的值班体系进行一定的改进。应当将原来的变电值班队伍分为两部分，其中，一部分值班人员对断路器操作、抄表记录、设备监视等变电运行工作进行负责，这部分管理职责可以通过远程自动化设备进行实现；而另一部分值班人员则对设备的运行、隔离开关操作、事故处理、设备巡视等变电运行工作进行负责，这部分管理职责可以通过相关操作队伍到现场进行实现。

3.2 建立有效完善的管理制度体系

首先，应当建立设备的专人负责制。安排专人对变电所的通信、电气以及远动设备进行实时的维护与记录。其次，建立完善的值班制度与交接班制度，对于值班的制度可以根据实际情况实行两班制或者三班制，同时如果没有特殊情况，应当避免出现值班人员连续值班的情况出现，从而为值班的有效性、安全性进行保证。另外，在交接班时，应当保证交接人员的精确性、准时性，并根据规定清楚的办理好相关交接班手续，从而对责任进行明确。最后，应当建立岗位责任制。对变电运行的相关操作人员、维护人员、检修人员以及值班人员进行明确的岗位责任安排，从而在对其分工、责任进行明确的前提下保证变电工作的稳定运行。

3.3 加强技术管理与维护管理

在变电管理工作中，保证设备的正常运转与工作人员的人身安全是管理工作的重中之重。对此，一定要根据《安全电业实施规程》所规定的监护、终结、许可以及转移制度进行坚决、严格的执行。另外，还应当注重对相关检修资料、台账资料以及缺陷问题的整理记录，并以实时监控、定时检查的方式保证对设备运行问题的及时发现，并在第一时间对故障问题进行解决。

4 安全运行

变电站是对发电厂与用户之间进行有效连接的一个中转环节，有着对电能进行变换与分配的作用，所以其能够安全稳定的运行对于电力系统以及人们的生活而言有着重要的影响。这就需要我们通过一系列行之有效的措施对变电站的安全运行做出保证。

4.1 安全管理

对于变电所而言，保证其能够安全运行就是管理的重点。所以我们必须对安全生产责任制进行认真落实，并始终贯彻“安全第一，预防为主”的工作生产宗旨，并对相关安全生产重点以及避免违章进行长期的教育宣传。这些都是我国以往运行电力系统的长期经验，必须在变电站的实际工作中进行认真的贯彻。同时，还应当对变电站的相关运行规程进行及时的修订完善，并对各种数据记录进行定期的自查与完善，以自动化系统对自身的工作效率进行提高，从而保证变电站中各项工作得以安全顺利的进行。

4.2 技术培训

在变电站中，值班员是直接接触工作第一线的人员，其自身业务素质的高低将直接对变电工作能否安全稳定运行产生影响。所以，应当将对值班人员素质技术的提高作为变电工作的一项重点。对此可以通过结合实际、就地培训的方式，使值班人员能够在其值班岗位进行原岗训练。同时以事故预想、技术讲解、问题回答、事故处理等方式对其进行培训教育。另外，还可以通过定期开展多种类型竞赛考核的方式对值班员的业务水平进行考察，并能够在这个过程中对值班员知识学习的积极性以及热情进行有效的提高。

4.3 加强落实

在每个月都应当根据当月情况制定合理的工作计划，并保证能够对其按时完成。同时应当对相关规章制度进行严格的执行，如切换、验收、巡视制度等等，并对设备运行中的问题进行及时的发现、解决，从而对变电站的安全、可靠运行进行保证。同时，还应当对设备运行的相关台账进行建立、健全，并对设备的一些重要的运行资料进行充分的了解掌握，从而在这个过程中对自身的管理经验进行逐渐的积累。并对变电站管理中一些薄弱环节进行有针对性的加强，从而保证管理的全面性、有效性。

4.4 思想政治

应当坚持不懈的对值班人员的思想政治进行教育，使他们能够逐步认识到自己的工作角色，并能够时刻将自己以企业主人的姿态对工作进行开展。对于思想政治教育可以实行定期的方式，并不能够仅仅流于形式，而是要将国家的重大方针政策切实的使值班人员进行了解、学习。从而他们从内心深处对变电站的工作保持深刻的责任感。

5 结束语

对变电站的运行管理工作进行加强，对于变电工作以及电网运行的安全稳定都有着重要的意义。这就需要变电部门在实际的运行管理工作中，以良好的管理方式、管理办法对变电站的安全运行做出保障，从而确保我国电网的良好运行。

参考文献：

[1]郑伟峰.35kV变电站如何进行安全管理工作[J].民营科技，2010（04）：128-128.

[2]芦浩.配电网电气设备的安全管理[J].企业技术开发，2011（07）：159-160.

[3]刘又铭.变电运行的安全管理探讨[J].中国新技术新产品，2010（21）：157-157.

35kV变电运行常见故障及对策 篇4

1 真空断路器常见故障

1.1 真空断路器故障现象分析

真空断路器故障, 在35k V变电站长期运行中出现很常见。而真空断路器故障有两种, 一是真空泡的真空度不断降低, 二是真空断路器分闸失灵。

1.1.1 真空泡的真空度不断降低

由于真空状态的气体逐渐稀薄, 真空度逐渐降低, 加上断路器中的隐形故障存在着一些不可预知性, 很大程度上会使其使用寿命大大缩短, 一旦发生故障, 将造成巨大的破坏力, 甚至严重到引起真空断路器的损坏和爆炸。因此, 必须定期为断路器进行定期检修工作, 并定期对真空泡进行检测, 确保其具有一定的真空度;发现隐患时及时解决, 一旦真空度降低, 就要更换新的真空泡。

1.1.2 真空断路器分闸失灵

变电站运行过程中, 真空断路器的分闸失灵会导致事故更加严重, 让事故的范围扩大。常见的失灵情况包括:在远程遥控分闸的时候, 难以确保自动断开断路器;不能使用人工分闸;发生事故时, 断路器无法自动断开, 导致保护动作失灵。

1.2 真空断路器故障的预防措施

真空断路器故障通常分为两类, 针对出现的不同故障需要采取不同的预防措施。

1.2.1 真空泡的真空度不断降低的预防措施

由于真空泡的真空度降低, 会使35k V变电站运行的寿命缩短, 为了避免该状况的出现, 可以采取以下措施:科学的选择产品, 必须采用产品本身和操作机构为一体的断路器;在这种真空断路器使用及运行过程中, 一定要定期做好检测工作, 主要检测的是运行过程中是否有放电现象发生, 一旦出现问题要及时拉闸并更换产品, 确保变电站运行时各个部件都处于工作状态。

1.2.2 真空断路器分闸失灵的预防措施

变电站运行过程中, 当真空断路器出现分闸失灵时, 相关的工作人员要对真空断路器当前指示灯的显示状态进行仔细检测, 判断其是否自动断开分闸线路, 另外, 检查其顶杆有没有出现弯曲变形的情况, 在低电压进行分合闸的时候, 还要测量相关线路电阻值。

2 熔断器故障分析

2.1 熔断器故障现象分析

熔断器, 主要起到的是对电气设备的保护作用, 当较大电流经过电气设备时, 它能先于电器设备而熔断, 避免其因过载和短路电流而受到损害。

在35k V变电站运行过程中, 所选用的高压熔断器容易发生爆炸事故, 并引起变电站主变产生近距离短路, 成为一个安全隐患。下面主要从这几个方面分析原因:一是35k V变电站选用变压器容量在逐渐增加, 而熔断器选择了不合理的容量, 使得熔断电流小;二是, 其高压侧相连的导线没有和实际相匹配, 其直径和径宽过小;三是, 熔断器没有进行合理安装或是没有做好检测维护工作;四是, 电压互感器内部出现了故障等。

2.2 熔断器故障的预防措施

在35k V变电站运行过程中, 首先, 要确保主变容量单台不低于20MVA, 也要让两台能够并列运行。其次, 在产生近距离短路时, 该处的熔断器所选用的设备, 其遮断容量高于200MVA, 还要认真检测35k V变电中的高压熔断器是否存在问题, 主要的任务就是校准熔断器可以承受的最大遮断容量;另外, 选择合理的熔体, 其主要特点在于熔点低、导电性好、不易氧化, 与高压熔断器连接好后, 在熔断器之间应进行隔离, 这样变电站才能正常运行下去。

3 电压互感器故障分析

3.1 电压互感器故障原因分析

在35k V以下的非接地变电站系统中, 通常要用到的储能器材元件会有很多, 如非线性的铁心线圈、线性电容等。在某些情况下, 由于铁心饱和, 引起电感量的变化, 当铁心感抗和线路相关数据等同或者接近时, 容易引起联铁磁谐振效应。

铁磁谐振是造成电压互感器爆炸或烧毁的主要元凶。电流线路中的非线性电感元件是铁磁谐振产生的根本条件, 一旦发生铁磁的谐振, 电压互感器将承受严重过电压, 铁心的磁通量会会成倍增加, 而在分频电压的影响下, 铁心会迅速饱和, 其频率不断降低, 至于绕组过热, 被烧坏甚至开裂。

3.2 电压互感器故障的预防措施

35k V变电站最为常见的问题, 就是电压互感器的烧损。为了有效的防治电压互感器出现烧坏和损裂, 减少其给变电站带来的负面影响和破坏, 常常需要在变电站运行过程中, 对于其中性点位置处接入互感器或电源消谐器。但是这个方法被证实具有一定的局限性, 只能减少谐振发生的几率。随着科学技术的进步, 4TV方式得到广泛的应用, 实际的操作中, 可以有效地解决和预防铁磁谐振;其内部散热片及非线性碳化硅电阻片容量极大等。

4 结束语

35k V变电站的运行操作是一项专业性、综合性很强的工作, 随着科技的发展, 电力系统不断的革新, 电力系统的负重和复杂程度也不断增加, 如何保障各级变电站正常顺利运行成为了目前研究的重要内容之一。

由于上述原因造成的35k V变电站的运行故障, 需要及时采取措施进行修复, 如果发生故障, 要及时找到故障并排除, 这就需要所有工作人员要有强烈的责任心和较高的技术素质, 并且要认真执行规程规定, 规范自己的操作步骤, 从而确保电站的安全万无一失。

参考文献

[1]高明, 戚益中.小议35KV变电运行中存在问题及策略分析[J].科技风, 2014 (09) .

[2]吴凌娟.35k V变电运行常见故障及对策[J].大科技, 2014 (15) .

[3]赵欲飞.电力工程中35k V变电运行问题的探讨[J].中国科技博览, 2010 (29) .

35kV变电运行管理 篇5

我在变电运行岗位工作已有**年，从最开始对变电运行一知半解到现在能处理各类突发事故，具有一定的独立分析和处理能力。由一名普通的变电运行值班员晋升为变电运行班组长，在不断的工作累积中，我对公司运行工作的各个方面有了更深入的了解和认识。回首这些年的工作，有硕果累累的喜悦，有与同事协同攻关的艰辛，也有遇到困难和挫折时惆怅。现将这些年的主要工作总结如下：

一个人的信念是人的世界观在奋斗目标方面的集中反映，共产主义信念是我一生执著的追求目标和持久的精神激励力量。我把政治上追求与现实中工作结合起来，我把为共产主义奋斗终身的信念从朴素、直观认识在学习、工作中日益上升到自觉、理性的高度，从感性认识上升到了理性认识。在工作中我焕发出了高度的积极性和创造性，脚踏实地、艰苦创业，捍卫自己的信仰和共产主义事业，努力完成党交给我的各项任务。因为我有了始终不渝的政治信念、坚定不移的政治立场，所以，我才能在实际工作中保持锐意改革，勇于进取的革命气概，保持锲而不舍、顽强奋斗、拼搏到底的作风，保持我乐于奉献、不怕牺牲、全心全意为人民服务的精神。我从做好本职工作和日常工作入手，从我做起、从现在做起、从身边的小事做起并持之以恒。伟大寓于平凡。我在本职工作中尽心尽力、孜孜不倦地做出成绩。鼓实劲、察实情、说实话、办实事、求实效。我不断提高自己的业务本领，努力精通本职的业务知识，做本职工作的骨干和行家里手，脚踏实地的做好本职工作。把远大目标与现实努力结合起来，把为人民谋利益的决心同过硬的本领有机地统一起来、把为人民谋利益的热情同实事求是的态度有机地统一起来、把全心全意为人民服务的良好愿望同本职工作有机地统一起来。把全心全意为人民服务的良好愿望同本职工作统一起来。我在实践中为群众办实事，把着眼点放在本职岗位和现实基础上。

在工作、生活中我一直相信一份耕耘、一份收获，所以我一直在努力，不断的努力学习、不断的努力工作。****年我参加了***大专函授的学习，用四年的时间，以优异的学业取得了大专毕业证书。****年**月，我在****技能培训中心参加了变电值班员中级工培训，并以优异的成绩取得了*级工证书。在工作中，努力完成上级领导布置的任务，认真落实完成年度春、秋季安全生产大检查、整改及总结，迎峰度夏、交直流专项检查，能进一步做好变电运行安全生产工作，切实做到安全生产的可控、在控、能控。在今后的工作中，将继续以高度的责任心，一丝不苟的科学态度，扎扎实实的严细作风，牢记安全第一，预防为主的方针，增强安全生产意识，认真履行岗位安全职责，切实搞好安全生产工作，为实现公司安全生产目标而奋斗。

时值****电网发展改造阶段，我所在的变电站也面临改造。在改造阶段，时间非常紧迫，我带领班组技术骨干，放弃了许多休息日工作在现场，熟悉设备、建立设备资料台帐、编写现场运行规程及典型操作票、准备运行资料等，工作杂但不乱，有条不紊紧张有序地开展，将按照公司预定的计划顺利完成了改造阶段运行工作。因为我深知，作为一名技术人员和班组长，自己掌握了技术是不够的，只有全体成员技能水平提高了才能真正确保安全生产。

为提高班组成员处理事故的能力，除了每月一次的技术练兵之外，我们还经常学习事故案例，总结经验教训有效地提高了各位队员的判断、处理事故的能力。变电站各位队员能从容应对事故的发生，不慌乱，准确判断，及时汇报，正确处理，在极短的时间内就恢复了失电线路的供电，得到了领导的好评。

工作的成绩是肯定的，但不足总是存在的。我深感自身技术水平有待提高，才能接下来培训班组成员，使得整个班组的技术水平共同得到提高，为安全生产打好基础。另外，个人管理能力和管理水平有待深化。班组是公司的细胞，只有保证每一个细胞都健康了，才能确保公司这个主体健康，而作为班组长直接领导这一班组，管理艺术的好和坏会影响到班组的面貌，我在今后工作中要转变观念和提高意识、班组管理能力和发现问题、解决问题的能力，特别是提高发现和解决安全工作中苗头性问题，使得员工真正自动关心班组整体安全意识。

66KV变电运行工程管理探究 篇6

关键词电力资源;变电运行;安全管理;有效措施

中图分类号TM文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)111-0157-01

现代经济社会的发展,电力能源成为重要的动力保障。在电力资源运转过程中,变电运行系统属于电力行业的重要构架性服务部门。在电网运行工作中,任何不规范的操作行为都有可能影响到电力运转的安全与稳定。随着现代经济的迅猛推进, 电能供需矛盾日趋突出,变电运行技术日趋科技化。加强电力资源变电运行管理,防止变电事故的发生,是变电运行工作的重要内容。确保变电运行的安全与稳定,做好变电运行管理工作,是现代电力资源科学管理的有效途径。本文结合自身电力行业多年的工作管理经验,针对如做好66KV变电运行管理工作,并对66KV变电运行中出现的设备检修、安全问题和故障排除措施,提出了整改性建议。

1变电运行工作的特点

电力资源的运转过程中,变电运行的主要任务是实现变电设备的正常运行、负责电网设施的维护、检修与管理工作。其工作特点如下:

1)范围广,密度高:现代电力资源的变电运行工作,包括电力运行的技术操作、设备检修及安全管理等多个方面,需要负责监护的电网覆盖面积大,出现异常和事故的机率搞,工作繁杂琐碎,密度性较高。

2)高危性,严谨性:变电运行管理是典型的高危型行业,工作风险性大,一旦发生变电事故,轻则造成电网设备和人身安全,重则影响到社会稳定。因此,变电运行工作需要高度的责任心和严谨的技能操作程序。

3)高效性,综合性:变电运行管理人员要具备复合型的高技能素质,面对变电运行的突发异常事故,必须具备及时高效的处理和操作技能,在当前电力形势严峻的情况下,确保电力变电稳定运行。

2变电运行工作的管理

1)明确职责分工,分解变电运行工作的繁杂压力,实现变电运行管理工作的灵活性。变电运行管理,需要专业人员互相协调共同管理。在监控、记录、检修、处理故障等操作过程中,明确职责分工,分解工作压力,实施变电运行工作的灵活运转和统一管理。

2)完善规章制度,建立变电运行工作的管理系统实现变电运行管理工作的科学性。现代电力运行管理,必须针对变电运行工作的客观实际,严格岗位责任管理,完善科学的变电运行管理机制,贯彻相关规章措施,规范各种规章制度的严谨落实,从根本上保障变电运行的安全性。

3)提升综合技能,创新变电运行工作的技能模式,实现变电运行管理工作的高效性。变电运行管理工作,必须强化专业技术培训,因地制宜,积极拓展多种培训渠道,创新多种学习形式,充分发掘管理技术人员的专业潜能,增强继续学习的机会,提高变电运行管理工作的综合素质。

366KV变电运行工作的设备检修安全程序

1)验电:验电工作,是变电运行检护工作中必须严格遵循的首要程序, 66KV变电运行系统,由于电压负荷载量大,在要检修电器设备和线路停电后,必须进行验电,以防发生带电操作等恶性事故。

2)装设接地线:为了防止工作期间突然来电,可以消除停电设备或线路上的静电感应电压和泄放停电设备上的剩余电荷,并装设接地线,接地线应设置在停电设备有可能来电的部位和可能产生感应电压的部分。

3)悬挂警示标志和装设遮护拦:变电运行设备检修或变电事故处理现场,为防止其他人员误入触摸电力设施造成安全事故,应该针对不同情况需要,及时设置遮护栏,悬挂相应的警示标志,严禁非专业人员接近电力设备。

466KV变电运行常见问题分析

1)中性点接地不科学问题。变压器一般低压侧采用中性点接地方式,当负载不平衡时,中性点会流过较大电流,如果接地线连接不好,接触电阻过大,会被烧断,导致中性点电位位移,危及用户电器设备安全。

2)电路超电压的影响问题。室外空架的变压器高压侧进线,很容易遭受雷击。由于断路器操作、设备故障等原因使系统参数变化,引起电网内部电磁能量转化,出现电压异常升高,危及变压器内部绝缘甚至烧毁。

3)多条线路同名相接地问题。变电运行中当线路逐次拉合后,仍然显示光字信号,则此时应考虑两条以上线路同名相同时有接地或在开关至母线之间有接地现象,当然这种情况首先要排除主变66kV进线侧线路无故障。

4)变压器负载短路问题。当变压器发生短路或接地时,变压器承受相当大的短路电流,内部巨大的电动力会使绕组变形及油质劣化。因此应安装短路保护,一般在高压侧采用跌落式熔断器,低压侧采用空气断路器。

5)变压器空载电压升高问题。变压器空载电压升高,使变压器绝缘遭受损坏。变压器中性点接地,主要是避免产生操作过电压。适当地降低受端电压和送端电压,可以避免过电压的损坏问题。

5典型倒闸操作的危险点及其防范措施

电力系统的倒闸操作既有其典型性,又有其特殊性,电网不同的运行方式,变电站不同的主结线,继电保护及自动装置配置的差异以及不同的操作任务,都将影响到倒闸操作的每一具体步骤。针对不同的操作,分析其潜在的危险点,掌握正确的步骤,对防范误操作事故的发生,意义重大:

1)变压器操作的危险点及其防范。变压器的操作通常包括向变压器充电、带负荷、并列、解列、切断空载变压器等项内容,是电气倒闸操作中最常见的典型操作之一。变压器操作的危险点主要有以下两点:

第一切合空载变压器产生操作过电压的防范措施。切合空载变压器过程中可能出现的操作过电压,危及变压器绝缘。变压器中性点接地,主要是避免产生操作过电压。变压器发生三相不同期动作或出现非对称开断,可以避免发生电容传递过电压或失步工频过电压所造成的事故。所以,防范切合空载变压器产生操作过电压造成的危害,应集中在变压器中性点接地刀闸操作的正确性上。

第二变压器空载电压升高的防范措施。变压器空载电压升高,使变压器绝缘遭受损坏。调度员在指挥操作时应当设法避免变压器空载电压升高,如投入电抗器、调相机带感性负荷以及改变有载调压变压器的分接头等以降低受端电压。此外,也可以适当地降低送端电压。

2)母线倒闸操作的危险点及其防范。母线操作潜在的危险点包括:带负荷拉刀闸事故;继电保护及自动装置切换错误引起的误动;向空载母线充电时电感式电压互感器与开关断口电容形成的串联谐振。母线是设备的汇合场所,连接元件多,操作工作量大,操作前必须做好充分的准备,操作时严格按序进行。

3)直流回路操作的危险点及其防范。直流回路操作是变电站运行值班人员常见的操作项目,直流回路操作同样存在危险点,如操作方法不正确,也将造成某些保护及自动装置误动作,因此直流回路操作同样要严格遵守操作规定进行。

6结束语

总之,电力能源的安全运行,成为现代社会经济正常发展的必要条件。强化安全意识和岗位责任意识,规范电力运行管理行为,有利于实现电力资源的科学开发和运转。因此,变电运行管理工作必须与时俱进,探索创新管理模式,确保现代经济社会的和谐发展。

参考文献

35kV变电运行管理 篇7

在无人值班变电室的实现中, 电器元件的设计选型是相当重要的。在对综合自动化装置的安装、调试过程中, 要充分认识到综合自动化装置与常规变电所RTU的差异。在日常维护过程中, 对保护装置的定期例行试验是必要的。在无人值班变电所中, 后台的检验是必须的。虽然在理论上, 后台投运后出错率不大, 但实际运行中, 确实出现过运行一段时间后, 后台遥控信号不正确的情况。

保证无人值班变电所的运行可靠性, 是直接影响到整个电网能否安全运行的关键。由于综合自动化变电站和常规变电站存在较大差异, 因此在保证无人值班变电站安全运行上对我们的工作方法和思路提出了新的要求。

1 变电站综合自动化的特点

变电站综合自动化利用微处理器技术对变电站内所有表征电力系统运行状态的模拟量和状态量进行综合、统一处理, 促进各环节的功能协调。其主要特点是:其保护信息串行通信采用交流采样, 大大提高了信息总量, 使信息传送速度快、精度高, 能够根据事件优先级迅速远传变电信息, 从而克服了直流变送器的信息容量大传送速度慢的弱点。另变电站的监控系统采集所在变电站表征电力系统运行状态的模拟量和状态量, 并向调度中心传送这些模拟量和状态量, 执行调度中心下发的控制和调节命令而该监控单元是整个监控系统的前置I/O模块, 直接和现场一次设备相连, 是数据采集、处理、控制操作的核心, 使表征电力系统运行状态的模拟量和状态量传送速度更快更准确。变电站综合自动化系统采用微机采样、微机变送器输入由CT、PT提供, 直接输入计算机编码、与数据采集微机通信, 可传送多种计算量, 速度较快、精度较高, 是目前数据采集的最佳选择;变电所综合自动化采用微机保护与监控部分通信可在调度端查看和修改保护整定值。微机保护与监控部分串行通信不仅可传送保护信息, 而且还可以传送保护整定值和测量值, 并可由调度端远方修改和下发保护定值。变电所综合自动化具有对装置本身实时自检功能, 方便维护与维修, 可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查, 能快速发现装置内部的故障及缺陷, 并给出提示, 指出故障位置, 解决了各环节在技术上保持相对独立而造成的各行其是, 重复投资甚至影响运行可靠性的弊端。因此更好地保证了变电站地安全运行。

2 变电所综合自动化运行的常见问题

对变电所综合自动化运行中的通信中断和死机问题的技术分析和解决办法从变电所的运行的实际情况来看, 综合自动化系统的运行情况现在普遍不是很稳定, 通信中断和死机现象时有发生, 给变电站无人值班运行带来了困难。其主要表现为:后台机仍可以进行画面切换等监视操作, 但实时数据不能刷新, 下行的命令也不能执行, 以及后台机不能进行任何监控及功能操作, 有时还出现黑屏的现象, 系统已瘫痪。那么造成通信中断的具体原因是什么, 通过实际的调查和分析, 我认为主要有以下几个。

(1) 组网方式的局限性。综合自动化系统的组网方式是通信的关键, 组网结构合理与否, 直接影响数据的传输速度和可靠性。

(2) 软件的不成熟性, 软件编程的缺陷。软件的成熟性是指开发软件与基础软件的兼容性、软件与硬件的兼容性及整个软件包的合理性配合是否成熟。软件编程是变电所综合自动化系统稳定运行的关键, 编程的科学与否, 将直接影响系统的稳定运行。实现同样的功能, 可以有多种编程方式, 而不同的程序, 计算机运行的状况都不相同, 若编程科学、合理, 则可以提高计算机运行的速度, 降低CPU的负荷率。反之, 若编程不合理, 则可能造成计算机多次重复运算或进行不必要的运算, 加大了运算工作量, 造成计算机运行的C P U负荷率高, 当CPU负荷率过高时, 产生雪崩反应而使系统不堪重负而崩溃。

3 变电所综合自动化系统的完善

通过对以上原因的分析, 那么要提高变电所综合自动化系统的运行的稳定性, 应从以下几方面着手。

(1) 电力系统中, 现场数据不但包括功率、电压、电流等测量数据, 还包括分合闸、过流、速断等操作及事故所产生的事件数据。当发生事故而导致跳闸时, 还要记录现场的故障录波数据, 可见, 需要通信的数据量是一般工业控制中所无法比拟的。由于电力系统现场数据的变化非常快, 一次过流可能只维持十几毫秒, 数据稍纵即逝, 所以对数据的实时性、通信速度的要求是非常高的。监控系统底层数据可靠、高效的通信是系统可靠性的关键, 是设计监控软件的重点。一些现有的软件, 将数据通信、处理和监控都做在一个软件中, 虽然显得直观紧凑, 但系统的升级改进却十分不便, 一个微小的改动都要对全部系统进行重新整理, 因此, 采取模块化结构是比较好的一种选择。

(2) 由于总数据量过大而造成通信时间过长, 可能会成为限制实时性的瓶颈, 为了解决这个问题, 硬件上可以采取多串口数据通信来解决。串行通信具有连接简单、使用灵活方便、数据传递可靠等优点, 在数据采集和实时控制系统中得到了广泛应用。一般情况下, 多台下层仪表连在一条通信总线上, 通信站通过其一个串口连接一条通信总线, 从而实现通信站与仪表的串行通信。

4 结语

实践证明, 变电站无人值班变基本实现了综合自动化而综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化, 提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用, 是当代电网发展的必然趋势。随着技术的进步和硬件软件环境的改善, 它的优越性必将进一步体现出来。而综合自动化变电站的安全运行管理工作是一项十分重要的工作, 如何做好它, 如何找到保证综合自动化变电站安全运行的最佳模式, 是我们要思考和解决的重要问题, 它需要我们在今后的工作中不断探讨和完善。

参考文献

[1]苏道高.UPS装置在小型发变电站中的应用[J].农村电气化, 1997, 5:13.

[2]李永.走出蓄电池使用维护的误区[J].蓄电池论文集, 2000, 8:20.

35kV变电运行管理 篇8

1 35k V变电运行过程中存在的问题

1.1 电压互感器的熔断

容电器、电压互感器发生损坏时, 极易造成35k V变电运行过程的短路。同时, 如果低频设备和电流发生冲突、继电器和电压表在回流时, 造成电流负荷。影响整个35k V变电站的正常运行。

1.2 真空断路器故障

在35k V运行过程中, 真空断路器出现故障的现象很常见。其中还包括真空泡的真空度降低和真空断路器分闸的失灵。由于真空状态下, 气体的逐渐稀薄使真空度不断降低, 很大程度上造成了其使用寿命的缩短。同时, 真空断路器的分闸如果失灵会让整个事故的范围扩大, 造成不可挽回的事故。

1.3 变电系统存在安全隐患

安全管理措施不到位, 容易埋下安全隐患, 影响整个变压系统正常运行, 甚至会带来严重的安全事故。此外, 变电设备运行过程中潜在的故障也属于安全隐患。比如, 变电设备陈旧、严重老化、不能及时更新等等, 这些都是故障发生的原因。

1.4 管理机制不健全

35k V变电运行系统存在较高的操作风险, 需要较高的操作技术。若果处理不当, 极易出现危险事故, 造成人员伤亡, 后果不堪设想。但是大多数35k V变电管理单位并没有重视到35k V变电的问题, 导致风险管理机制不够健全, 缺乏对35k V变电运行风险控制的意识, 造成运行过程中产生的问题。由于管理机制的不健全管理的时效性和针对性也较为薄弱, 管理部门往往出现滞后管理, 对问题不能及时有效的处理导致事故发生后果扩大。

2 35k V变电运行存在问题的原因

2.1 电压互感器故障的原因

在35k V变电运行中, 常用到很多储能器材元件, 例如:非线性铁心线圈、线性电容, 等等。由于铁心线圈出现饱和, 引发电感量的变化, 出现铁磁谐振效应。铁磁谐振的发生是造成电压互感器熔断和烧毁的主要原因。电压互感器承受过高电压, 铁心线圈的磁通量会加倍上涨, 铁心出现超负荷现象, 出现烧毁、熔断甚至爆炸的现象。

2.2 真空断路器故障的原因

2.2.1 真空泡真空度持续降低。

真空状态下, 气体逐渐稀薄导致真空程度下降, 这是导致真空断路器故障的重要原因, 一旦故障发生造成巨大破坏力, 导致整个真空断路器的爆炸和损毁。

2.2.2 真空断路器分闸失灵的原因。

因为真空度出现异常, 铁心和拉杆发生松动或是脱落, 导致灭弧电动无法自动合闭。由于真空断路器是远程操作的, 不能人工分闸, 难以确保真空断路器分闸自动断开。一旦事故发生断路器分闸无法超控不能自行断开, 导致保护措施失灵, 引发事故。

2.3 存在安全隐患的原因

在变电站的整个运行中, 很多不良现象都是运行出现安全事故的隐患。比如:使用质量不高的部件, 工作人员的安全教育不足, 专业岗位操作人员不规范操作等等因素都是存在的安全隐患。

2.4 管理机制存在问题

在管理制度上, 35k V变电运行实际上处于一种较混乱的状态, 因为缺乏统一健全的管理体系, 导致相关工作人员对其缺乏重视。包括许可制度、上岗制度、维修制度等都出现管理逐层弱化的现象, 这对整个35k V变电运行来说其实是一种安全隐患, 如果没有相应的管理机制来制约很容易导致事故发生, 影响整个变电站的正常运行。

3 确保35k V变电安全稳定运行的措施

3.1 电压互感器故障的预防措施

电压互感器的熔断、烧损是35k V变电运行最常见的问题。有效预防电压互感器的损坏, 能够减少变电站的损失。随着4TV方式的广泛应用, 能有效的解决和预防铁磁谐振。

3.2 真空断路故障的预防措施

3.2.1 有效预防真空泡真空度的降低。

为了有效避免真空泡的真空度不断降低造成的35k V变电运行寿命缩短, 应该科学的选用产品, 采用产品本身和操作系统为一体的真空断路器。在真空断路器的使用过程中, 必须定期检查, 一旦发现放电想象及时拉闸并更换产品。

3.2.2 有效预防真空断路器分闸失灵。

当真空断路器的分闸失灵时, 工作人员一定要检查当前真空断路器的显示状态, 检查顶杆是否出现弯曲变形的现象, 在进行低电压分合闸时, 一定要测量线路的电阻值。正确的操作方法是, 首先对实验室做工频耐压, 判断其是否标准, 然后对铁心位置进行调试, 手动合闸。合闸后将掣子和滚轮间的距离调至1-2mm, 拧紧固定螺钉, 以红漆点封。最后用砂纸对触电进行打磨并更换掉辅助开关。

3.3 提高35k V变电运行的安全性

变电运行维护人员一定要做好35k V变电运行的验收工作。定期巡检、查看变电保护装置是否存在安全隐患。同时调试人员要切实履行职责, 检查合格之后要进一步确认变电站是否恢复正常运行, 并在验收单上签字, 以便责任化。由于35k V变电系统的构成部件较多, 部件的质量及售后服务保证了部件的正常使用。因此变电运行维护人员在使用部件时必须确保质量, 为变电运行的安全稳定提供基本保障。

3.4 强化风险管理与风险预警

我国110k V以下的变电站主要管理模式是无人值班模式。这是一种自动化和数控技术的现代化通信管理模式。因此这就需要管理人员必须掌握牢固的操作技术, 能够高效的管理变电运行, 要有及时应变突发状况的能力和解决存在问题的能力。同时, 变电站的设备并不是全部都能实现自动化管理, 因而变电管理必须加强风险管理意识, 强化风险预警能力, 安排有经验有能力的人来管理非自动的设备。这有助于变电运行系统的安全稳定实施。

3.5 定期检查设备、加强日常巡检

工作人员应定期对设备元件进行安全检查, 发现有损坏或存在问题的部件要及时更换, 避免安全隐患的存在。同时变电运行管理人员要依据气候、季节用电需求量等因素加强日常的巡视和设备的维护, 若夏季用电需求量大, 就要增加特巡, 对主变风扇, 设备油位, 接头处发烫等现象进行重点巡视, 将事故发生几率降到最低, 进而保障35k V变电的正常运行。

4 结束语

随着社会的快速进步, 社会电力需求的不断提高, 35k V变电已广泛运用到生活中, 其安全性能也越来越得到各界人士的重视。在35k V变电运行的实际操作过程中, 受多种因素的干扰, 存在着电压互感器的熔断、真空断路器故障、变电系统存在安全隐患等各种问题。如果不及时解决将会对日常的生活生产带来极大损失。针对这些问题, 提出了提高35k V变电运行的安全性、强化风险管理与风险预警等等具体措施。作者希望更多的专业人士能投入到该课题研究中, 针对文中存在的不足, 提出指正建议, 为我国35k V变电运行的安全稳定性做出贡献。

参考文献

[1]杜晓妮, 马明.浅述35k V变电站继电保护装置对策[J].科技创新与应用, 2014, 24:177.

[2]黎超美.35k V母线电压互感器熔断器烧毁故障研究与处理[J].通讯世界, 2014, 16:73-74.

35kV变电运行管理 篇9

1 35 k V以下变电站的变电维修工作

1.1传统的维修模式

35 k V变电站的变电维修工作往往会受到设备和区域环境的影响, 致使电力系统的检修工作在实践环节容易出现偏差。传统的35 k V变电站变电维修模式主要是采用随机事件检修方法对可能出现的问题情况进行检查、修复和试验。这种传统的维修模式可以提高材料的利用率, 有效节约35 k V变电站维修的人力、财力和物力。在设计变电站的时候, 为了实现经济效益的最大化, 应该在保证变电站正常、安全运行的情况下优化变电站的配电系统, 最大限度地降低线损率, 优化设计方案, 从而节约变电站的运行成本, 提高35 k V变电站的经济效益。

1.2状态维修模式

电力系统设备的状态维修是建立在电力系统设备评估与检测工作的基础上, 对电力设备的运行情况进行准确分析, 并与之前的故障情况对比后, 对异常情况所进行的维修与检测工作。35 k V变电站在运行过程中容易受到地域因素和设备因素的影响, 且因其设计技术水平较低, 工作人员的实际操作能力也非常有限, 所以在实际运行中容易发生各种失误, 对变电站的正常运行造成不利影响。这样, 变电站的维修成本就会增加, 而且由于变电站的站点面积比较大, 一旦发生故障, 就会给很多地区的正常用电造成影响, 大大增加了变电站的运行成本。35 k V变电站的状态维修模式能在很大程度上节约维修成本, 降低维修人员的劳动强度, 有效保证35 k V变电站的运行稳定性。

2 提高变电维修质量的具体措施

2.1 提高维修人员的综合素质

在变电检修过程中, 检修人员的技能水平较低, 综合素质不高, 导致变电站的检修工作频频出现问题, 严重影响了变电站变电设备的正常运行。随着我国科学技术的不断发展, 越来越多的信息技术被应用到了变电设备的维修工作当中, 提升了我国变电站变电维修工作的质量。变电检修人员在维修35 k V变电站的变电设备时, 要严格按照相应的规范标准, 有效提升变电站使用设备的维修质量, 切实保证变电站电力系统设备的安全运行。提高变电检修人员的综合素质, 使变电检修人员在对变电设备进行维修和检测的过程中严格按照相应的操作标准, 从源头上降低变电站维修作业出现问题的概率, 有效提升电力系统设备的安全系数。变电站管理部门应加强对变电检修人员的技术培训, 使变电检修人员在培训过程中掌握相关维修技术, 尽可能地避免在维修工作中出现操作失误, 以此提升变电站变电维修的质量。

2.2 采用智能化的维修管理方式

现阶段, 采用智能化的维修管理方式十分符合我国变电站的运营与发展状况, 更是我国智能化信息网络技术实践应用的具体表现。在智能化的变电站电力系统维修管理工作中, 维修技术人员可在维修作业环节借助智能断路器进一步提高电力系统的运行安全, 使变电站电力系统在智能化的安全环境中运行。35 k V变电站的智能开关设备一般选择成套的智能化开关柜, 同时还配置智能控制装置。智能控制装置可以自动采集交流量, 监视断路器的状态, 大大提高了整个路线的安全性, 还可以通过IEC61850 标准与其他站的IED通信。除此之外, 也可以选择常规的开关柜, 但是要在开关柜上装置一个IEC61850 标准的操作箱。这个操作箱不仅具有保护功能, 而且自动化程度非常高, 是一个测控一体化装置。采用智能化的维修管理方式, 不仅能有效满足GOOSE信息和采样值的实时性要求, 提升变电设备的维修效率, 还具有抵抗振动、抗腐蚀和抗电磁干扰等功能, 大大提升了整体设备的维修可靠性。

3 结束语

随着我国网络技术和智能化科学技术的不断发展, 在我国今后的35 k V以下变电站变电检修工作中, 如何进一步提升检修质量, 成为了相关部门和技术人员急需解决的问题。通过研究35 k V以下变电站维修工作的实际情况和优化措施, 希望我国变电检修工作会在今后得到更好的发展。

摘要：通过分析35 kV以下变电站运行中的变电维修问题, 提出了提升变电维修工作质量的具体措施, 以期为我国今后的变电站安全运行和质量检测工作提供有用的参考。

关键词：电力系统,变电站,电力设备,变电检修

参考文献

[1]黄继攀.对变电设备检修的若于问题分析[J].广东科技, 2013, 21 (04) :20-22.

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[4]胡雪松.智能断路器全新功能及应用[J].江苏电器, 2014, 35 (9) :47-49.

35kV变电运行管理 篇10

1 综合自动化系统出现的问题

(1) 运行初期出现后台监控机误报误发信号的现象较多。该公司先后有4座变电站后台监控机在运行过程中出现误报误发信号的问题, 但不作用于跳闸。对站内一、二次设备进行检查分析, 发现前台综合自动化单元箱运行正常, 只是后台监控机常误发保护动作信号, 后与厂家联系对后台监控软件进行了升级, 并对监控软件进行了调整, 后台监控机误发信号的现象有了一定的改善。因此建议在以后的运行维护中, 要考虑厂家监控软件更新换代后是否能兼容的因素。

(2) 存在运行中通信中断的问题。在运行过程中, 综合自动化系统普遍存在通信时常中断的问题, 常常给后台监控机的正常监控带来很大的困难。如该公司有4座变电站的综合自动化系统通信芯片采用的是Max1480芯片, 该芯片在出现过压或通信电缆受到较强干扰后就会造成通信中断, 继而影响到整个通信单元的正常运行。因其通信模块上集成了交直流变换器, 而单元箱的主板又把I/O开入、开出板及中央处理部分集成到一块, 给维护更换带来很大的不便, 如果在通信电缆上加装限压保护就会可靠一点。目前, 只能通过运行人员时常对串行口进行检测, 以减少运行人员对各项数据的误判断。

(3) 存在后台监控机死机的现象。后台监控机死机的现象也是一个不容忽视的问题。2005年该公司先后有3座变电站出现后台监控机无法进入监控系统的故障, 开机到自检阶段便会重启。经检查发现是因CPU风扇长时间运转后, 轴承内润滑油耗干转速下降CPU发热所致, 经更换风扇并及时进行了除尘, 后台监控机的运行可靠性有了很大的提高。因此, 定期对监控主机除尘, 并把CPU风扇更换为质量更好的滚轴式风扇, 是以后运行维护的重要工作之一。

(4) 元器件损坏后维修困难的问题。该公司11座变电站的综合自动化系统, 在运行的几年中因产品质量问题及技术还不完善, 出现了综合自动化单元箱不同程度损坏的情况。但因该公司先后选用了6个厂家的综合自动化产品, 各综合自动化设备出现“百花齐放”的情况, 使得综合自动化系统的维护检修成本大大增加。为了使综合自动化产品能正常运行, 需按不同厂家购置相当数量的备品备件。因目前综合自动化系统中大部分集成芯片很难在市场上买到, 所以只能求助于厂家, 并且因备品备件有时不能购置齐全, 因此降低了综合自动化系统的运行可靠性, 再加之某些硬件淘汰快, 使得运行维护难度加大, 同时也影响到公司整个电网的安全运行。

2 综合自动化系统运行中应注意的问题

针对以上所述出现的问题, 35 kV变电站综合自动化系统在运行中应注意以下几方面的问题。

(1) 争取行业尽早出台中小型变电站的综合自动化装置的生产、使用规范, 统一控制软件编制和功能单元箱线路制式以及器件的选用标准。

(2) 及时对综合自动化的监控软件进行升级。当前, 生产35 kV变电站综合自动化设备厂家的产品大多已更新换代, 部分厂家转产。运行单位要积极与厂家取得联系, 完善现有设备的功能。

(3) 运行单位应对现有综合自动化设备的监控软件进行备份, 这里讲备份不是同机硬盘备份, 而是将监控软件备份到专用移动硬盘上, 一旦后台监控机系统出现问题, 即可进行补救。

(4) 加强运行维护管理, 定期进行机内冷却部件的维护。因为工控机是全天候运行设备, 部件容易出现各种问题。如该公司地处西北, 风沙较大, 粉尘污染是不可避免的, 所以定期对机箱除尘清扫是十分必要的。

35kV变电站设计研究 篇11

关键词：变电站；主接线；设备平面布置；综合自动化；电气主接线

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0100-02

为了提高地区的供电质量，我国如火如荼地进行着电网改造工程，35kV变电站建设工程也有大力发展。工程人员在各种不同项目中不断探索各种新技术、新方法，力求达到缩短工期、降低造价、提高质量的要求。

1 主接线和主设备的选择

1.1 主接线选择

某地区农业负荷相对于工业用电比例更大，全年中二、三季度用电负荷相对较大，对负荷平台水平有一定的要求。电气主接线设计分两期进行，终期按照两台主变进行考虑。

对于首期工程。35kV变电站若采用一条35kV进线和一台主变，单元接线为变压器-线路。设计时还注意给二期工程做预留，若断路器、隔离开关等于首期不上，利用瓷柱过渡跳线。35kV电压母线变压器的安装需要结合计量管理及电网位置状况决定；可在35kV进线侧接35kV站变。对于二期工程。主接线采用两回进线，两台主变压器。35kV侧可采用桥形接线分内桥接线和外桥接线，前者适合于操作简单，主变压器运行相对稳定的变电站，后者更适合于操作较为复杂的变电站。与单母线接线相比，桥形接线少断路器一台却增加了操作难度，而我国当前35kV断路器已国产化，没有太大的经济压力。所以，35kV侧两进线两主变压器的变电站，宜采用单母线接线。为满足未来城乡用电标准一体化需求，双回进（出）线将成为变电站的发展趋势，但其造价也大幅度上涨。对此，35kV变电站采取一主一备（即能手拉手）形式，检修时启动备用线路。主备电源设有自动投入装置（BZT）。若主接线超过3回，可采用单母线分段接线，每段宜2～3回，电源进线母线各段宜1回，分段断路器由BZT控制，若地形条件满足，35kV配电装置可进行双列布置，否则只能单列布置。10kV侧主接线，一般采用一期为单母线，终期为单母线分段。

上述接线方式清晰有序、运行方便、经济可靠且运行及检修方式灵活。

1.2 主设备选择

采用低损耗、油浸、自冷、有载调压变压器，容量为2～10MVA。主变若为2台，容量比宜为1∶2；若负荷高峰（≥5MVA）持续时间长，容量比宜为1∶1。全密封变压器在条件允许时优先选择。高压断路器优先选择SF6国产断路器。10kV等级户外布置断路器优先采用柱上真空断路器；解决漏气问题后也可选择10kVSF6断路器。对于10kV等级户内布置断路器采用机构本体一体化的真空断路器较合适。高压隔离开关要求材质好、耐腐蚀的防污型产品；无人值守变电站优先选用GW4型带电动机构的隔离开关。高压熔断器尽量选择质量较好的。互感器和避雷器：为防止铁磁出现谐振，优先选择干式电压互感器，过励磁时呈容性。若选择电容器式电压互感器，可省去高压侧熔断器。选择带0.2级副线圈专用电流互感器。保护用电流互感器选择独立式的，但断路器附带的套管式电流互感器也可在电气伏安特性满足二次要求的情况下采用。避雷器选金属氧化物材料，户外选瓷绝缘避雷器，户内选合成绝缘避雷器。电力电容器：优先选用全膜电容器；若电容器组超过2组，要配置6%的空心或干式电抗器。针对季节负荷较大变电站，为提高功率因数，实现无功补偿，宜选可无载投切分组的集合式电容器组。直流电源：优先选择带微机检测和远传接口的高频开关电源的成套直流电源装置，采用5～10A2块模块。蓄电池可选阀控全密封铅酸蓄电池，容量40～80Ah。二次设备：优先选用具有与变电站综合自动化或RTU灵活接口的微机型继电保护设备，分散布置10kV保护；35kV保护备用电源发挥联络线功能时需配备线路保护，集中组屏布置馈线保护；根据实际情况考虑配置主变纵差动保护。变电站自动化系统：设备选型要求满足无人值守需要。综合自动化系统应具备微机“五防”闭锁及接入火警信号等功能。通信采用数字式载波通信，条件允许可选扩频、光纤等方式。

2 设备平面布置

合理的35kV布置需考虑到各个方面，主要包括五种：第一，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用屋外半高型配电装置，屋外设主变，采用集中式控制保护，设2层建筑物，控制室设于2层。第二，35kV同上，10kV采用屋外中型配电装置，双列布置，设集中式控制保护，控制室设于单层建筑物。于10kV和35kV配电装置间且偏向10kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于35kV配电装置和主变之间。此种布置虽清晰明了、维护方便、易扩建，但高压电器暴露于室外，设备运行条件相对恶劣。第三，35kV、10kV配电装置同上，户外就地设10kV控制保护，35kV设集中式控制保护。控制室设于单层建筑内。此种布置比较节约土地，但比较紧凑导致维护不便，不利于扩建。同第二点设备运行条件较差，对绝缘工作要求较高。第四，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用箱式配电装置。于10kV和35kV配电装置间且偏向35kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于10kV配电装置和主变之间。箱体内置10kV配电装置和全站控制保护，控制室不需另外设置。此种布置节约土地、安装简便、设备运行环境好、检修方便且有利于搬迁扩建。第五，35kV采用屋外中型配电装置，10kV采用屋内成套配电装置。于10kV和35kV配电装置间且偏向35kV的地面上设主变压器。设一带环形巡回通道的主干马路于10kV配电装置和主变之间。控制室内集中设置全站控制保护。此种布置节约土地，检修维护方便，但房屋建设开支大。

针对不同的情况，相对而言，我们推荐第二、第四及第五种模式。

3 变电站综合自动化设计

按照设计思想和安装物理位置的区别可以将系统硬件结构形式分为许多类别，如分布式、集中式、分散分布式等。

分布式为35kV变电站综合自动化系统一种典型的结构形式。装置划分为管理层、变电站层以及间隔层，传送信息采用现场总线进行，独立设计保护系统，间隔层信息采集系统供远动系统和监控系统共同使用，满足分布式RTU技术标准的要求。依照一次设备来组织间隔层，其组成成分为许多不同独立的单元装置，这些单元由担负这集中处理和管理数据，上传下达信息任务的站控层通过现场总线控制。通常根据断路器间隔进行结构布设，分为测量部分、控制部分以及断电保护部分。管理层的主要构成就是计算机，通常为数台微机，要求界面清晰、操作简便。值班人员通常必备的基本技能包括：简单数据处理分析、显示画面、打印等。

集中组屏的分层分布式综合自动化系统一般比较适用于改造35kV变电站的工程中。综合自动化改造时，为缩短工期，工程人员还可对现有的二次电缆进行充分利用。分散分布式与集中组屏相结合的综合自动化系统比较适用于新建35kV变电站的工程中。这种结构设计方法是面向电气一次回路或电气间隔的，是一种“面向对象”的设计理念。在间隔层中集中设计各种数据采集单元监控单元及保护单元，并于开关柜上或者别的一次设备旁进行就地分散安装。如此，每个间隔单元的二次设备便独立起来，管信交换和息理由站控机通过光纤或电缆线路实现，从而将二次设备及电缆的材料降低到最低限度，节约了开支并简化了二次回路调试工作。

4 结语

当前，我国35kV变电站建设和改造工程十分紧迫，也极具挑战性。在设计阶段，必须结合变电站实际情况，进行合理的规划和设计，减少甚至彻底消除变电站的缺陷，最大限度地保证人身、电网及设备安全。

参考文献

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谈35kV送变电工程施工管理 篇12

1 工程概况

35 kV古凤变电站站扯位于广西梧州市苍梧县城南工业园区,站址交通便利,35 kV古凤变配套35 kV线路工程自龙圩至新地35 kV线路31#杆起,终于古凤35 kV变电站出线架。

(1)变电站工程。35 kV古凤变电站工程按远期110 kV设计,目前建设35 kV变电站一座。

(2)线路工程。本线路工程架设35 kV双回路输电线路2.395 km,全线使用铁塔12基,导线型号为LGJ-240/40,避雷线(GJ-50);迁移110kV双回线路0.8 km,其中一回导线型号为LGJ-240/40,避雷线(GJ-50),另一回导线型号为LGJ-150/30,避雷线(GJ-35)。

2 质量管理

(1)质量是企业竞争的焦点和基石,没有质量就没有竞争力,也就没有顾客和市场。质量管理成为企业管理中的最重要方面。实行全面质量管理,必须严格执行三级验收检查和隐蔽工程验收签证制度,三级技术交底制度,材料、设备检验制度。主要材料和设备必须有出厂合格证或经检验、试验合格,关键项目编制专门的施工技术措施指导施工;对特殊作业实行签定制度等。

(2)加强和规范送变电工程质量管理工作,尤其是做好变电站施工和验收阶段的质量监理工作,对于确保送变电工程的质量和进度具有重要意义。例如,电缆沟及明沟施工必须保证沟底排水坡度,禁止沟底积水,标高及墙体砌筑符合设计要求,沟中预埋件应先焊后埋,位置准确,无任何开裂现象。隐蔽工程(主接地网、电缆沟内电缆敷设、主变芯部检查等)具备覆盖条件后,书面通知监理组织检查验收,接到合格通知后方可覆盖。整个系统产品质量过硬,必须从每一道工序抓起,使每道工序的质量都符合规范标准,这样才能使整个建筑产品质量符合规范要求,用过程精品铸精品工程。对施工所要遵守的各种设计资料,以及技术资料、标准规范等质量文件进行审核,对工程所用图纸进行认真核查和签发,并保存记录。

(3)加强对人员的管理。一切管理的根源都是对人的管理,要想实现一流的管理质量,必须保证有一流的管理人才。在目前建筑市场分包挂靠盛行的市场环境下,有些建筑企业为了保证业绩和维持生存,往往对工程质量疏于管理,或者根本就不具备完整的管理系统来保证质量控制的实施,从而导致工程质量难以保证,甚至会频繁出现重大的质量安全事故。

(4)工程竣工验收严格把关,加大检查复测力度。新安装的接地装置,为了确定其是否符合设计的要求,在工程完工后,必须经过检验才能正式投入运行。运行过程中对接地装置应进行定期检查和试验,接地线或接零线由于遭受外力破坏或化学腐蚀等影响,往往会有损伤或断裂的现象发生,因此为保证接地与接零的可靠,必须对接地装置进行定期检查和试验。对存在质量问题的接地网,应及早安排开挖检查,务必在雷雨季节前将安全隐患消除。

项目业主督促项目监理部按(现行)国家标准《工程施工质量验收规范》的质量评定标准和办法,对完成的分项、分部工程、单位工程进行检查验收;对于有使用要求的分项(如电器、设备调试等项)必须在检测、试验或运转后再进行检查评定。同时应督促承包单位做好竣工资料的整编工作,审查承包单位提交的竣工资料及工程质量报告,针对工程质量和资料存在的问题,提出整改及时间要求,整改完毕后签署竣工报验。

3 安全管理

牢固树立安全第一的思想,不仅仅体现在口号上,更重要的是在贯彻落实上。对于现场施工人员,安全第一的思想要体现在日常的生产行为中,要加强自我教育、自我管理和自我约束,改变以往粗放散漫的工作作风,真正体现从“要我安全”转变为“我要安全”。

此外,队伍是安全生产执行的主体,加强队伍管理对安全生产至关重要。队伍管理本身牵涉方方面面,队伍管理中最重要的是作风管理,要真正做到令行禁止。在建设过程中,要加强安全教育与培训,例如特种及特定的安全教育、经常性安全教育等。进行安全教育培训,能增强人的安全生产意识,提高安全生产知识,有效地防止人的不安全行为,减少人的失误。安全教育培训是进行人的行为控制的重要方法和手段。加强教育管理,增强安全教育效果。教育内容要全面,重点要突出,系统性强,抓住关键反复教育、反复实践,使受教育者养成自觉采用安全操作方法的习惯,使受教育者了解自己的学习成果。鼓励受教育者树立坚持安全操作方法的信心,养成安全操作的良好习惯。此外,危险源的识别与控制及安全生产的检查与奖罚等安全工作也应该扎扎实实地落到实处。

建立各级人员安全生产责任制度,明确各级人员的安全责任。抓制度落实、抓责任落实,定期检查安全责任落实情况,及时报偿。同时,要做到生产技术与安全技术的统一。两者的实施目标虽各有侧重,但工作目的完全统一在保证生产顺利进行、实现效益这一共同的基点上。生产技术、安全技术统一,体现了安全生产责任制的落实及管生产同时管安全的管理原则。

4 进度管理

(1)在合同签约阶段,业主应在监理工程师的协助下制定出合同中有关进度的条款,明确合同工期及界定工期延期或延误的条件,规定承包单位对项目施工进度的责任及相应的经济条款,以减少在合同执行中的纠纷。进度计划要满足合同及业主主要时间节点的要求。承包商的进度计划首先必须满足合同工期的要求,同时还必须符合业主控制性进度计划中一些关键时间节点的要求。由于本送变电工程项目工期长、体积庞大、影响因素多而复杂,因此要求编制计划时必须留有余地,使计划有一定的弹性。

(2)加强计划管理,严格实行网络计划控制。项目的进行是一个动态的过程。因此进度控制随着项目的进展而不断进行。项目管理人员需要在项目各阶段制定各种层次的进度计划,需要不断监控项目进度并根据实际情况及时进行调整。承包商施工结合进度横道图、工程形象进度图,严格控制施工工期,根据工程进度情况,项目业主适时召开现场协调会,检查计划执行情况,对进度滞后项目及时研究对策,采取有效措施,确保计划工期。首先抓好计划完成情况的检查,正确估测完成的实际量,计算已完成计划的百分率;其次分析比较,将已完成的百分率及已过去的时间与计划进行比较,每月组织召开一次计划分析会,以发现问题、分析原因,及时提出纠正偏差的措施,必要时进行计划的调整,以使计划适应变化了的新条件,以保证计划的时效性,从而保证整个项目工期目标的实现。

5 结语

电网改造工程是一个系统的大工程,从线路规划、测量定位、设计出图到工程施工,接触面广,涉及工程环节多,供电可靠性要求高。城市一、二类负荷集中,停电将造成较大的社会影响和经济损失,故要求较高的供电可靠性。因此,需要业主单位在工程建设过程认真研究、积极探索,加强管理,不断创新,最终实现企业安全管理的宏伟目标。

目前部分送变电的土建工程项目管理存在工程建设效率低下,成本管理意识不强,人员素质不高、责任心不强,材料管理不严,成本核算流于形式、项目执行力不足等问题,工程项目实施过程中往往出现“超投资、超工期、超标准”现象,使项目的经济效益和社会效益达不到预期。35 kV古凤变电站工程建设中,实行了项目法人责任制、招标承包制、建设监理制和合同管理制。在建设过程中,承建各方团结协作、共同努力,结合该工程实际做好对工期、质量、造价的“三大控制”。一个土建项目,其所需应对的措施和对策也会更多,但只要我们采取切合实际的控制方法和手段,就会使工程在质量、安全、进度等方面始终处于受控状态,从而最终圆满地实现建设的总体目标。

摘要：送变电工程由不同电压等级电网组成的送电网络及连接这些电压等级的变电站所组成。文章着重从送电变电工程建设过程中的质量管理、安全管理、进度管理3个方面进行阐述。

关键词：送变电,古凤变电站,施工管理

参考文献

[1]温渡江.配电线路作业技术与安全1000问[M].北京:中国电力出版社,2008.

[2]鲁宗相.电网复杂性及大停电事故的可靠性研究[J].电力系统自动化,2005(12).