运行注意事项

运行注意事项（精选12篇）

运行注意事项 篇1

一、安全使用储罐的注意事项

储罐区应该整洁, 而且在规定的范围内不应该有易燃物等杂物, 它的排水系统应该建立成水封井的模式, 在防火堤外面必须设有相应的开关。油罐在排水时必须是在有专业人员的看管的情况下进行的, 并且要在最合适的时间把水封井里面的残油清理干净。储罐区的范围内不可以存在不能防爆的电气设施以及高空架空线路。除此之外, 防火堤也必须时刻保证完好。

透光孔、检尺孔盖和垫片都在储油罐的顶部, 因此也必须确保这些部位的完好, 比如检尺孔盖必须严实、紧密的盖好。金属垫片必须是不能打出火花的材质。阻火器必须是储油罐的呼吸阀、液压安全阀底座的必备物, 而且阻火器必须在每年的四个季节里分别进行至少一次的相关的检查。由于储油罐要进出油管线, 因此在进出油管线时韧性软管补偿器是必备的。如果想在安全的罐位内运行储油罐的装油量就是关键, 所以装油量必须适中。而且在凝油油位比加热盘管要高时, 首先必须选用蒸汽立管加热, 等到凝油熔化以后, 接着选用蒸汽盘管再进行加热。然而如果储罐真的着火了, 就必须马上停止着火的油罐的所有运作, 然后组织灭火并且及时进行应急的预案。

二、储罐卸料过程中的注意事项

可以进行此设备操作的工作人员必须经过了严格和系统的培训, 并且考试已经合格拿到了此设备的操作证。其他人都禁止对此设备进行操作。此外对设备性能不熟悉的, 没有把安全保护要用到的物品佩带全的以及设备操作规程还没有完全熟悉并熟练掌握的工作人员都禁止对设备进行操作。阻止并及时改正他人的违规操作以及不顾危险瞎干的不正确行为是在场的所有专业技术人员和警戒人员的权利和职责。除此之外拒绝不符合安全要求和违规的指挥和调节安排行为等, 也是专业技术人员和警戒人员的权利和职责。在卸料区的范围内不允许任何人员携带通讯工具进出, 进入的所有人员必须在适当的地方进行身体的静电释放的工作。

在开始本设备的操作之前还应该严格检查绝缘胶垫的完整性和干燥性, 除此之外还必须用测电笔等相应的工具检测该设备的安全情况, 防止有漏电的地方。在该设备出现意外事故时必须及时按红色紧急开关, 该设备的总电源也必须及时关掉, 然后及时让维修员工进行维修, 相关管理人员和设备处的相关人员也必须及时被通告到, 禁止不按要求私自进行相关的处理。不管在什么情况下都禁止对该设备的安全防护设备进行拆除、破损、短接甚至是移动, 从而导致安全保护设备失去相应的功能。必须在确保总电源关闭的情况下, 工作人员才可以对设备进行维修和擦拭, 并有禁止合闸的字样挂出, 而且必须是在专业技术人员的监管下进行相关的操作, 绝对不能私自进行这些操作。在进行擦拭或者是清扫的工作时不能使用化纤物料的东西进行操作。

操作此设备的工作人员不可以食用甚至是饮用一些能够降低人的注意力和使人精神恍惚的药物和饮品, 以防发生不必要的危险。实习的人员必须在班长或者是师傅的看管下才可以进行相应的操作, 以防发生一些不必要的意外。

在开机时一定要检查厂房是否有漏水的地方或者是设备附近和周围是否有漏水的地方, 确保在安全的情况下进行工作。任何润滑油之类的东西有倾撒或者是泄露的情况, 都必须马上进行擦拭, 禁止在湿滑的情况下进行工作, 确保有一个安全的工作环境。并且禁止在操作柜或者是操作台里放任何物品, 防止发生短路的情况伤害到工作人员或者是毁坏了设备。

JIT在采配时, 采购员必须在前一天就做好书面形式的下料单和卸料单, 而人力资源的相关人员也必须在卸料区安排好警戒, 生产公司则应该准备好卸料的工作, 而用来运输的罐车应该装上阻火器, 并且禁止在太阳光特别强的情况下进行卸料工作。也禁止在下雨天或者雷雨天进行卸料工作。此外罐车不允许在公司的大门前停留一个小时以上的时间。

在环戊烷区域内必须穿上防静电的衣服而且必须携带能够用来防护的用品, 禁止穿化纤类的衣服或者是脱衣服和换衣服, 除此之外带钉子的鞋也是禁止穿进环戊烷区的。在卸料区禁止把手机、打火机等易燃物或易爆物品带入, 在环戊烷区域内不能用铁制造的器具进行敲击。

如果衣服被环戊烷污染了, 必须彻底的清洗皮肤并且使用肥皂水和清水来清洗。如果环戊烷不慎溅入了眼睛, 必须马上把眼睑提起来, 然后用清水或者生理盐水进行彻底的清洗, 再去让医生处理一下。如果不小心吃了环戊烷, 应该立即喝下足够多的温水, 进行催吐然后马上就医。

发生泄漏的情况时应该马上把附近的所有火源都清理干净, 尽可能快的把泄漏的物体收到容器内, 假如遇上明火可以用喷水的方法对容器进行降温处理, 更好的处理方法是将容器移到空旷的地方。如果着火的容器发生了变色和发出了声音则应马上撤离现场, 沙土、干粉和二氧化碳是灭火剂的材料, 而水则不能用来做灭火剂。

结论

储罐运行必须在十分严谨的环境下进行每一步的操作, 每一个环节都要十分谨慎, 不能放过每一个细小的步骤所必须注意的事项, 时刻确保在安全的环境下进行相应的操作。

参考文献

[1]朱培勇, 孙世新;Hopfield网络的全局指数稳定性;控制理论与应用;2006年02期.

[2]曲艺, 陈祥光;原油储罐油量动态计量技术研究;仪器仪表学报;2005年10期.

[3]陈祥光, 姜波;基于原油含水检测的油量计量系统的应用;仪器仪表学报;2004年S1期.

[4]肖亚辉;原油罐含水在线测量传感器的设计与研制;中国石油大学;2007年.

运行注意事项 篇2

1）有高压设备的变配电所，为保证安全，一般应至少两人值班。担当室内高压设备的隔离室设有遮拦且遮拦高度在1.7米以上、安装牢固并加锁，而且室内高压开关的操作机构用墙或金属板与该开关隔离或装有远方操作机构时，可由单人值班。但单人值班时，值班员不得单独从事修理工作。

2）不论高压设备带点与否，值班员不得单独移开或跨过遮拦进行工作。如有必要移开遮拦时，须有监护人在场。并符合规定的安全距离。

3）雷雨天巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴，并且不得靠近避雷针和避雷器。

4）高压设备发生接地时，室内不得接近故障点4米以内，室外不得接近故障点8米以内。进入上述范围的人员必须穿绝缘靴。接触设备的外壳和构架时，应带绝缘手套。5）巡视高压配电装置，进出高压室，必须随手将门锁好。

6）高压室的钥匙至少应有3把，由配电室值班人员负责保管，按值移交。一把专供紧急时使用，一把专供值班员使用，其他可以借给许可单独巡视高压设备的人员和工作负责人使用，但必须登记签名，当日交回。

变配电所的送电和停电操作

（一）操作的一般要求

为了确保运行安全，防止误操作，倒闸操作必须根据值班调度员或值班负责人命令，受令人复诵无误后执行。倒闸操作由操作人填写操作票。单人值班时，操作票由发令人用电话向值班员传达，值班员应根据传达，填写操作票，复诵无误，并在监护人签名处填入发令人的姓名。

倒闸操作票格式，操作票内应填入下列项目：应拉合的断路器和隔离开关，检查断路器和隔离开关的位置，检查接地线是否拆除，检查负荷分配，装拆接地线，安装或拆除控制回路或电压互感器回路的熔断器，切换保护回路以及检验是否确无电压等。操作票应填写设备的双重名称，即设备名称和编号。

操作票应该用钢笔或圆珠笔填写，票面应清楚整洁，不得任意涂改。操作人和监护人应根据模拟图板或主接线图核对所填写的操作项目，并分别签名，然后经值班负责人审核签名，特别重要和负杂的操作还应由值长审核签名。

开始操作前，应先在模拟图板上进行核对性模拟预演，无误后在实地进行设备操作。操作前应核对设备名称、编号和位置。操作中应认真执行监护复诵制，发布操作命令和复诵操作命令都应严肃认真，声音应洪亮清晰。必须按操作票填写的顺序逐项操作。每操作完一项，应检查无误后在操作票该项前划一√记号。全部操作完毕后进行复查。倒闸操作一般应由两人执行，其中一个对设备较为熟悉者作监护。单人值班的变配电所，倒闸操作可有一人执行。特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的值班员操作、值班负责人或值长监护。

操作中发生疑问时，应立即停止操作，并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，在进行操作。不准擅自更改操作票。

用绝缘棒拉合隔离开关或经传动机构拉合隔离开关和断路器，均应戴绝缘手套。雨天操作露天设备时，绝缘棒应有防雨罩，并穿绝缘靴。接地网电阻不符合要求的，晴天也应穿绝缘靴。雷雨时，禁止进行倒闸操作。

在发生人身触电事故时，为了解救触电人，可以不经许可，即行断开有关设备的电源，但事后必须立即报告上级。其他事故处理、拉合断路器的单一操作及拉开接地刀闸等，也可不用操作票，但应记入操作记录本内。

（二）变配电所的送电操作 变配电所送电时，一般应从电源侧的开关合起，依次合到负荷侧开关。按这种程序操作，可使开关的闭合电流减至最小。但是在高压断路器---隔离开关电路及低压断路器---刀开关电路中，送电时一定要按照①母线侧隔离开关或刀开关，②线路侧隔离开关或刀开关，③高压或低压断路器的顺序依次操作。

（三）变配电所的停电操作

变配电所停电时，一般应从负荷侧的开关拉起，依次拉到电源侧的开关。以这种操作，可使开关的开断电流减至最小，也比较安全。但是在高压断路器---隔离开关电路及低压断路器----刀开关电路中，停电时，一定要按照①高低压断路器，②线路侧隔离开关或刀开关，③母线侧隔离开关或刀开关的顺序依次操作。

运行注意事项 篇3

摘要：变电运行在电力生产过程中起着相当重要的作用，为了避免变电运行在操作时有突发意外发生，相关人员应该集中研究并改善这方面的问题。在变电运行过程中，倒闸操作是比较基本的一项工作，能够有效、无误的来完成倒闸操作具有重要意义。分析了倒闸操作中应注意的问题以及事项，简单介绍了变电运行当中倒闸操作的基本操作原则。

关键词：变电运行;倒闸操作;原则;事项

中图分类号：TM8 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2014）32-0210-02

变电运行倒闸操作中发生的事故大致分为以下两种类型：工作人员操作出现差错导致的事故和设备故障导致的事故。严守管理章程，能够熟练且正确的操控倒闸系统，并且在遇到突发状况时可以沉着冷静的应对是每一个工作人员应该具有的基本素养。本文将具体介绍变电运行中倒闸操作的操作原则、操作过程中可能出现的问题和对应该注意的事项进行简单介绍和分析。[1]

一、变电运行中倒闸操作的操作原则

一是在停电的情况下，倒闸操作需要先从断路器负载侧隔离开关开始，然后再是电源侧隔离开关的次序进行，在送电的情况下，顺序应该与停电的顺序相反。二是在变电运行倒闸操作的过程中，不能随便解除防误闭锁装置。三是在操纵隔离开关时，务必确保断路器停在它断开的位置。四是在设备送电之前，务必保障相关继电正常运行。五是为了防止在变电运行倒闸操作过程中出现问题，一旦出现误拉隔离开关的情况，必须马上合上才能使电弧消失。然而，如果出现开关都被拉开的情况，就不能再去合上隔离开关了。

二、变电运行倒闸操作时会出现的问题

第一，在变电运行倒闸操作过程中，如果出现断路器断开的情况，应该先拉开负载一侧的隔离开关，随后再拉上电源一侧的开关。在具体操作过程中，很可能出现以下两种差错：一是断路器并没有断开;二是虽然断路器确实被断开了，但在拉开隔离开关时，会出现因为间隔问题拉错隔离开关的情况。不管是哪一种，都会对隔离开关造成一定的损害，并且在带负荷的情况下拉动隔离开关，会带来很惨重的结果，并且还有一定的几率出现弧光短路。[2]

第二，电源侧隔离开关的具体操作一旦出现上述两种差错，也会分以下两种情况来进行处理：一是假设工作人员一开始拉开的是电源侧隔离开关QS1，那么弧光短路就会发生在隔离器的电源一侧，这样会导致电源侧出现弧光短路，同时还会影响到上一级断路器，导致断路器跳闸，这样会激发事故的发生。会导致资源的浪费，同时会浪费操作设备的电等资源，容易使设备老化。二是如果操作人员先拉开的是负荷侧的隔离开关QS2，那么弧光短路就会出现在断路器的负荷侧，此时保护装置就会让断路器跳闸，而其余别的装置都可以正常的供电。

三、操作的正确程序

1.填写操作票

由调度命令、现场实际运行情况及操作分析结合起来分析之后得出结论，必须要求所有操作人员按照变电站的一个模拟的图解的步骤认真填写操作票。变电运行的倒闸操作票需要彻底照顾到操作系统出现变动的前后不同的运行模式、继电保护自动装置的运行和相关的共同协调的状况。并且，填写操作票的次序是不可逆的，不允许出现空项，填写人员的书写应该清晰，不能出现涂写、改写的情况。而在计算机上的操作票也必须和书面票的板式一致，同样也是需要人员认真的填写。[3]

2.审核操作票

创建健全的审核制度，并且分为以下三个方面：填票人的自我审查;审核人的审查和负责人的审核。填票人、审核人和负责人之间不允许互相依赖对方。

3.倒闸操作

在现场进行操作时，操作人员应该站在前方，而监护人员需要站在后方，操作人员需要依次进行操作，操作过程中，操作人员应该在操作设备的正前方，并且保持在离设备50公分以内。操作过程中，监护人应该根据能看清操作人的动作和操作设备来调整自己所站的位置，这样能方便监护人实时调整操作人员的错误动作。正确操作的顺序：一是由指定人士根据原先定好的顺序来唱票;二是操作人员按照唱票的顺序，用手比划操作设备并且口头复述;三是操作人按照复述的具体内容，手动模拟操作的动作;四是监护人根据操作人员的熟悉情况，发送是否可以操作的命令;五是操作人员根据指令完成操作，在操作完成之后，操作人和监护人需要一起檢测设备操作是否被彻底的完成;六是在确认完成这项操作之后，监护人应该在纸上做相应的记录;七是监护人指导操作人员继续往下完成操作的任务，以此类推，直到完成所有的操作内容;八是在所有任务都结束了之后，需要有专人对遥测和遥信的运行情况进行检测;九是记下来全部的操作时间，并且入档。

4.验电接地

在进行验电操作时，操作人员需要戴上绝缘手套。在这之前，应该提前在有电的操作设备上试试看检验器的功能是否完备，以确保验电的精确度。如果有些操作装置不能采用直接验电的方式，应选择间接的方法来验电。

5.操作结束报告

在所有操作项目都完成以后，应该仔细检查所有的操作过程，在确定没有问题之后，要求监护人签字，并且盖章以表示结束，最后将所填写的操作票录入到电脑系统当中，进行存档。

四、倒母线操作中可能出现的情况

第一，双母倒单母。在操作双母倒单母时，操作人员在一般情况下都不太会注意是母联断路器控制保险和相比母差非选择性P刀闸哪个在先，哪个再后。

（1）如果取母联断路器控制保险先于后合相比母差非选择性P刀闸。母差保护会拒动，电流被上一级电源的后备保护或母差保护后备跳闸形成回路并被切除，致使故障切除的时间变长。

（2）如果合相比母差非选择性P刀闸先于取母联断路器控制保险，这时若其中一条母线出现问题，因为非选择性P刀闸短接了比相继电器的接点，差动继电器就不会经过这个比相继电器了。因此，系统就会自动并且迅速的切除故障源，确保了系统的平稳运行。

第二，操作人员很容易忽略母线侧隔离刀闸辅助接点不切换的情况，这样也会影响系统正常的运作。

第三，操作顺序有误。在操作电磁式电压互感器时，操作人员倒母线时，若操作的次序不对通常都会出现铁磁谐振的现象。

第四，三相电流表出现异常。旁代断路器最好在刀閘合上之后处于关闭的状态。如果出现旁路断路器三相电流表不摆动，指示为零这种情况时，通常有以下三个原因：一是在旁路断路器间隔中连接电气的区域电阻较大。二是断路器内部的旁路刀闸触头和触指之间接触不稳定或者是断路器的旁路断路器旁路刀闸与旁路刀闸之间的部分连接处接触不稳定。三是在操作旁代断路器时，有一组刀闸没有关上。假如在操作的过程中出现了旁路断路器三相电流表计显示的值为零时，千万不能轻易切断旁代断路器，应该仔细检查对旁路刀闸、旁路断路器及两侧刀闸，还要按照断路器机构的硬件顺序的动作位置、断路器位置机械指示器、位置指示信号灯以及电能表的微弱转动来判定旁路断路器的准备位置，在确定了位置以后，方可切断旁代断路器。在这之后，旁路断路器表计就会显示正常。[4]

第五，功能表异常。在旁代断路器的旁路刀闸被合好之后，应当关好旁路断路器。如果出现了被旁代断路器的功率表计反向指示或旁路断路器的功率表计反向指示时，操作人员如果能沉着冷静的分析就可以想到，应该进行核算负荷分配，通过计算便可知道结果。

五、变电运行当中倒闸操作时应该要注意的事项

第一，变电运行当中的倒闸操作务必由两个人来执行，其中，有一名操作人员应该是非常熟悉操作设备的，称作监护人;另外一个人应该有操作的经验或者是扎实的理论基础，称作操作人，所有的倒闸操作任务都是由操作人在监护人的指导下完成。

第二，在雷电天气的情况下，不能实行变电运行的倒闸操作。

第三，所有的变电运行倒闸操作都需要有操作票才能进行，除了事故处理和拉和断路器这两个操作。

第四。不可以擅自解除配备有机构闭锁或者电气闭锁的隔离开关，必须按照闭锁的程序来操作。

六、结语

做好倒闸操作的预防工作是很非常重要的。因此，应该尽可能加强相关部门监管的力度，增强预防的措施，并且要控制好误操作的发生。在分析变电站开关误操作进行的前提上，也应该提出如何防范操作失误的办法，同时要确保电力系统运行的切换操作是否妥当。所以要对操作人员进行集中的短期培训，增强他们的责任意识，提高他们的专业操作技术。并且，应该定期进行安全知识讲座，让操作人员清楚知道安全的重要性，做到贯彻落实安全教育，并且重视安全，为变电站的安全提供了保障。同时能积极应对突发的情况。在场地内做好防护保障措施，极大程度上去防止变电运行的倒闸误操作，从而切实保证电力系统的正常运转。相信国内的倒闸操作技术能够在未来能有很先进的技术出现，在以后这些问题也都能被一一地解决，同时加强对大学生和操作人员的教育，能大大提高工作的效率。[5]

参考文献：

[1]唐玲.浅析电力公司变电运行工作中倒闸误操作的原因和对策[J].中国科技博览，2011，（36）：24-24.

[2]任克英，郭碧翔，肖颍涛，等.变电运行倒闸作业误操作的防范和预控[J].中国科技信息，2010，（16）：76，91.

[3]张万菊，付金生.变电运行倒闸操作问题及注意事项探讨[J].中国新科技新产品，2013，（17）.

[4]万勇.变电站变电运行中倒闸操作之我见[J].中国新技术新产品，2010，（21）：21-23.

[5]杨安平.变电站误操作事故的原因和防范措施[J].农村电工，

2008，2（5）：37-39.

运行注意事项 篇4

盘根型水泵维护保养不好会出现跑冒滴漏现象,甚至使泵无法正常运行。首先需要知道水泵填料压盖对盘根紧力过大或过小的危害,若压盖对盘根紧力过大,泄漏量虽然可以减少,但盘根与轴套表面的摩擦力将迅速增大,严重时会发热冒烟,直至把盘根轴套烧毁;若紧力过小,泄漏量又会增大。因此,填料压盖的紧力必须适当,应使液体通过盘根与轴套的间隙时,逐渐减小压力并产生一层水膜,用以增加润滑,减少摩擦及对轴套进行冷却。

我公司对盘根型水泵轴端漏水做出了严格的限制和要求,保证盘根密封应该有一定量的泄漏量,水泵轴端1min漏水在20滴左右,如果漏的较多,应及时对漏水严重的水泵进行盘根调整处理。水泵盘根密封调整过程中需注意以下事项:(1)对称均匀紧固盘根压盖螺栓上的螺母,保证均匀压紧盘根,防止盘根压盖倾斜后和旋转的泵轴发生碰磨;(2)缓慢拧紧压盖螺母,逐渐减少泄漏,直至泄漏达到要求范围内,如果泄漏突然停止,应回拧压盖螺母,重新调整以防止盘根发热;(3)在盘根泄漏量调整过程中及调整完毕后,必须用测温仪对盘根温度进行监测,避免因盘根压的过紧温度升高,盘根烧毁;(4)当盘根压盖已经紧固到底,盘根已经没有调整余量时,切换到备用泵上,办理停电后更换新盘根。

水泵填盘根过程如下:

1)首先应将填料涵内杂物彻底清理干净,并检查轴套外表面是否有明显的磨损情况。若确认轴套可以继续使用,即可加入新的盘根。

2)盘根的规格应按规定选择使用,性能应与所输液体相匹配,尺寸大小应符合要求。

3)盘根的切口要整齐,应为30°~45°的斜角。

4)切好的盘根装入填料涵后,相邻两圈的接口要错开至少90°,我公司要求120°。如果轴套内有水冷却结构,要注意使盘根圈与填料涵的冷却水进口分开,并把水封环的环形室正好对准此进口。

5)当装入最后一圈盘根时,将填料压盖装好并均匀拧紧,直至确认盘根已经到位,然后松开填料压盖,重新拧紧到适当的紧力。

离心机的使用及运行注意事项 篇5

1、离心机在预冷状态时，离心机盖必须关闭，离心结束后取出转头要倒置于实验台上，擦干腔内余水，离心机盖处于打开状态，

2、转头在预冷时转头盖可摆放在离心机的平台上，或摆放在实验台上，千万不可不拧紧浮放在转头上，因为一旦误启动，转头盖就会飞出，造成事故!

3、.转头盖在拧紧后一定要用手指触摸转头与转盖之间有无缝隙，如有缝隙要拧开重新拧紧，直至确认无缝隙方可启动离心机。阀门进口泵

4、在离心过程中，操作人员不得离开离心机室，一旦发生异常情况操作人员不能关电源POWER)，要按STOP。在预冷前要填写好离心机使用记录。

5、不得使用伪劣的离心管，不得使用老化、变形、有裂纹的离心管。

6、在节假日和晚间最后一个使用离心机例行安全检查后方能离去。

7、在仪器使用过程中发生机器故障，部件损坏情况时要及时与技术人员联系。

8、离心机在运转时，不得移动离心机。

9、安放离心机的地面应坚实平整，二只调平螺杆调节使离心机与地面接触和均匀受力，以免产生振动。

10、离心管加液应称量平衡，若加液差异过大运转时会产生大的振动，此时应停机检查，使加液符合要求，离心试管必须成偶数对称放入。

11、若运行时有离心试管破裂，会引起较大振动应立即停机处理，

12、每次停机后再开机的时间间隔不得少于5分钟，以免压缩机堵转而损坏。

13、每次离心完成后，必须将转子取出，否则长时间放在轴上，可能锈死，转子会取不出而造成离心机整机报废。

14、本机转子使用寿命为三年，过期应更换转子。

15、所有转子不能超过其最高转速使用。

二、运行注意事项：

1、为了确保安全和离心效果，仪器必须放置在坚固水平的台面上，工程塑料盖门上不得放置任何物品;样品必须对称放置，并在开机前确保已拧紧螺母。

2、使用前应检查转子是否有伤痕、腐蚀等现象，同时应对离心杯做裂纹、老化等方面的检查，发现有疑问立即停止使用，并与厂方联系;开机运转前请务必拧紧转头的压紧螺帽，以免高速旋转的转头飞出造成事故。

3、转速设定不得超过最高转速，以确保机器安全运转。

4、使用中如果出现0.00或其他数字，机器不运转，应关机断电，10秒后重新开机，待所设转速显示后，再按运转键，机器将照常运转。

5、如需分离样品的比重超过1.2克/立方厘米，最高转速N必须按下式修正：N=NMAX*(1.2/样品比重)1/2，NMAX=转子极限转速。6、不得在机器运转过程中或转子未停稳的情况下打开盖门，以免发生事故。

7、离心杯必须等量灌注样品，切不要使转头在不平衡的状况下运行。

8、离心机一次运行最好不要超过60分钟。

变电设备运行管理中应注意的问题 篇6

【关键词】变电设备；运行维修；问题检查

1.经常遇到的破坏设备运行的事故检查及处理

1.1 关于过电压的影响。变压器的高压线由于都是在高空中架线在雷雨天气非常容易被雷击到。而且系统内部电磁能量的转化，系统正常操作失当或者电路故障造成电压异常升高都会造成电路问题。所以，特别在雷雨天气要特别注意电压的避雷问题，在变压器两侧安装避雷针是必须的措施，并且在雨季来临之前提前对其进行检修。

1.2 变压器的短路和接地现象会出现很大的短路电流，对电路系统造成很大的伤害。因此，对其给予提前的防范是非常必要的。通常采取的措施是安装短路保护措施，跌落式熔断器用于高压，空气断路器用于低压。挑选适合的熔断器的熔丝，保证变压器内部短路时及时断电，低压短路或电量过载时及时掉闸。

1.3 多条线路同名相同时有接地的情况。我们看到在线路分别拉合后，光字信号还显示，我们应该考虑在开关到母线这一段有接地情况或者超过两条线路同名相同时有接地现象（前者对于设备的检查就可以发现），主变35kV进线侧线路无故障首先能被排除。当然这样的情况是不常见到的。

1.4 我们应该注意在操作刀闸之前，首先需要放入母差非选择性压板，同时母联130开关操作保险也要取下来。母联开关的保护措施只有一个充电保护。为了防止母差保护等其他保护非正常操作跳开了母联开关。如果两条母线电压差异过大，合刀闸产生强大电流造成弧光短路，引发事故。

2.变电运行维护技术探讨

随着电力系统自动化技术的发展，无人值守的电站被广泛的应用在生产的过程中，这对于节省人力资源起到了重要作用，但是需要注意的是，在无人值守的电站，一定要加强管理，加强维护措施，避免问题的发生。本文就针对现实生产过程中存在的问题提出一些运行维护的相关技术措施。

2.1 提高遥信动作的正确率

提高遥信动作的准确率，能够帮助我们掌握更加准确的信息，对于系统的监控运行具有重要的作用，具体说来主要有以下几种措施：

（1）在远动载波通道的设备上安装防雷设备或者隔离器，将设备的接地电阻降低到0.5Ω以内，减少干扰，提高远动通道的可靠性，从而确保信息的准确性。

（2）在设备上根据实际情况设置出合理的防抖时间，将遥信的抖动现象造成的影响降低到最低；安装光控机电隔离器，减少强电的干扰，提高信息的准确性和可靠性；同时消除老式的电缆造成的电磁干扰，避免由此产生的遥信误动。

（3）加强电源的控制，如将设备上安装滤波电容，防止电源的波动影响信息的准确性。需要注意的是，自动化设备的遥信电源需要应用独立供电的电源设备。

（4）采用质量可靠的信息采集继电器以及开关辅助接点，使其能够准确捕捉相关设备的实际运行状况，实现设备同步。

2.2 提供安全可靠的操作电源

为变电的自动化运行系统提供可靠的操作电源，是确保自动化运行的一个关键问题，从上面存在的问题中可以看出，变电自动化运行系统的远传设备以及其辅助设备可以采取下面的供电方式，防止突然断电造成的影响。

①所用电输入到第一级交流稳压装置，对于不间断稳压直流和交流的逆变电源交流输入进行第一级的稳压隔离；

②将第一级稳压输出交流220V与变电的直流系统提供的+220V输出到第二级不间断稳压逆变电源，当操作电源正常时，就供给第三级电源；

③第三级远传设备得到不断的交流220V输入，而且质量稳定，这样就有效的保证了系统的正常运行。该系统能够实现直流和交流输入电源的快速切换，由于采用了两级稳压隔离，就能够防止事故造成的电源损坏，实现监控的实时性。

2.3 提高变电运行操作和管理人员的技能

变电的运行监控是保证变电正常运行的关键，监控管理做得好，能够通过信息及时发现分析存在的隐患，就能及时采取行动解决隐患，因此，加强监控人员的技能是必不可少的。对变电的运行维护最重要的就是要有技术水平较高的应用型人才，为此：

①要进行技能培训，聘请理论知识过硬的专业人才对相关人员进行知识的讲解，同时还需要请实践技能过强的人加强相关人员的实践操作能力，这样讲理论与实践相结合，才能够更好的运用先进的技能进行变电运行的维护措施。

②还需要建立定期考核制度，这样运行的施工人员和管理人员才不会松懈，保证变电运行的安全性，减少事故的发生。由此可见，培养一支高技能的变电运行为维护团队至关重要。

2.4 健全变电运行管理制度

健全的管理制度对于变电运行的维护和管理也起到了重要的作用，不仅能够帮助操作人员和管理人员及时发现存在的问题，做出及时的措施补救，也能够降低安全隐患存在的风险，保证变电系统的安全运行。因此说建立健全变电运行的管理制度十分必要，要健全管理制度：

①需要完善奖惩制度原则，积极调动工作人员的积极性，实现运行维护和管理工作高效进行。

②需要建立巡检制度，定期检查各个环节的工作情况和工作设备，特别是重要负荷，要进行特别的巡视，对于变压器、计量装置的检查要认真，出现问题要及时上报。同时还必须实现个人责任制，这样将每个环节都责任到个人，在出现事故的时候避免造成责任推卸情况的发生，影响最佳的补救时间，还能够激励操作者遵守职责办事。

2.5 正确处理好运行维护与安全管理的关系

浅谈变电运行工作中的注意事项 篇7

关键词：变电运行,注意事项,电力系统

安全是一个企业赖以生存的生命线。本着“安全第一，风险预控，管理规范，科学发展”的安全生产方针，不断提高变电运行专业风险管控水平，减少甚至杜绝人身设备事故发生，确保电力系统安全稳定运行和电力连续可靠供应。在变电运行中，任何工作都存在或大或小的风险：小至误报信号，大至人身伤亡。根据变电站日常工作开展情况，以下分倒闸操作、设备巡视、班组进站工作和其他四个方面的注意事项进行分析。

1 倒闸操作

1.1 线路停送电操作注意事项

线路停电时，必须按照先断开关，再拉开线路侧刀闸，然后拉开母线侧刀闸的顺序进行操作。规定此操作顺序的考虑有以下几点：（1）带负荷拉刀闸（即未断开开关直接拉刀闸），将出现拉弧现象，导致相间短路，危及人身设备安全。（2）当操作人员拉刀闸时走错间隔，该间隔开关在运行，如果先拉开母线侧刀闸，拉弧现象发生在母线保护范围内，一旦短路，母线保护动作断开该母线上所有开关；而如果先拉开线路侧刀闸，拉弧现象发生在线路保护范围内，短路时仅断开该线路开关。两种情况对比，在拉刀闸时走错间隔，先拉开线路侧刀闸比先拉开母线侧刀闸的情况事故范围大大缩小。同样的道理，送电时操作顺序必须与停电时相反。

1.2 倒母线操作注意事项

在进行倒母线之前，必须先将母联开关的控制电源断开，并投入互联压板，在操作刀闸的时候必须遵循先合后拉的原则。规定此操作的考虑有以下几点：（1）在倒母线之前，将母联开关的控制电源断开，将其设为“死开关”，保证两段母线当成一段母线，I母侧刀闸与II母侧刀闸之间的电压相同，使等电位拉合刀闸顺利。（2）在倒母线之前投入母差保护屏上的“互联压板”。当母线发生故障时，不管故障是发生在哪一段母线上，母差保护动作将两段母线上所有开关断开，这样就保证了倒母线期间，两把刀闸短时间跨接时发生故障，保护能够正确动作，确保人身设备安全。倒母线操作结束后，必须将“互联压板”退出，防止事故发生时扩大事故范围。

1.3 主变停送电操作注意事项

主变停电时应该注意以下几点：（1）停主变前，必须检查另一台或多台主变能否满足全站负荷要求，确认满足之后才能进行操作。（2）断开主变变低开关前，应确认已退出10kV备自投，并已经将10kV分段开关合上，以免造成10kV母线失压。（3)10kV分段开关合上之后，两段10kV母线的接地变必须退出一个，防止出现环流，影响设备运行。（4）操作主变变中、变高开关前，应确保该主变的变中中性点、变高中性点地刀在合上位置，防止操作过电压。（5）注意主变中性点接地的切换，根据具体的运行要求，是否需要转移中性点接地，必须有所考虑。

1.4 电容器组操作注意事项

电容器开关断开后，必须间隔5分钟后才能再次合上。由于电容器是一个储能元件，开关断开后，电容器中还储存着大量电荷，如果电荷尚未放完就合上开关，将对电力系统稳定性造成冲击。

1.5 电压互感器操作注意事项

在电压互感器停电操作时，必须先断开二次保险，再拉开PT刀闸，避免二次侧对一次侧反送电，造成人身事故。送电时则相反。

2 设备巡视

设备巡视是变电运行工作的主要内容之一，巡视质量好坏将关系到设备的安全稳定运行，在抓好设备巡视质量的同时，也应该注意巡视人员的人身安全。

关于巡视质量方面，巡视人员巡视时应做到“多听、多闻、多观察”，听设备的运行声音，是否存在异响；闻设备的味道，是否存在异味；观察设备的外观，是否存在异常。在对设备进行“全方位，无死角”式检查之后，记录相关数据，并在巡视结束后对其进行横向、纵向分析，了解该设备与其他同类设备数据和该设备历史数据之间的差异，及时做好跟踪。

关于巡视人员人身安全方面，巡视人员巡视时应头戴安全帽，身穿工作服，检查巡视相关用具携带齐全，合理安排人员配置，至少两人为一组开展巡视工作，前后保持合适的距离，互相关注对方的人身安全，不做与巡视无关的事情，雷雨天气严禁开展巡视工作。

3 班组进站工作

班组进入变电站工作，必须办理工作票，经由运行人员许可之后方能开展工作。工作许可人认真审核工作票内容，检查工作票所列安全措施是否正确完备，是否符合工作要求，工作现场布置的安全措施是否完善，停电设备有无突然来电的危险，如对工作票内容有所疑问，必须询问清楚，必要时应要求作详细补充。工作许可时，运行人员将注意事项在工作票上列出，并伙同工作负责人前往工作地点，检查确认安全措施正确完备，符合工作要求，并对工作负责人进行安全技术交底，指出工作地点相邻带电设备，明确安全距离。如果是外单位进站工作，还必须严格检查工作人员的资质，施工方案等文件，检查妥当后方可进行许可签名。

工作过程中，应做好不同班组之间的协调，如有高压试验类工作时，其他工作必须间断，等高压试验类工作终结后，重新进行许可流程后方可继续工作。工作关键点必须到现场确认，确保工作安全顺利开展。工作现场应保持整洁，工器具摆放整齐，材料堆放有序，较轻的物品应用重物压牢，防止大风刮飞威胁到设备安全运行。

在工作结束后，工作许可人必须伙同工作负责人到现场确认工作完成情况，并检查现场有无遗留物品，确认无误后，分别在工作票上工作终结处签名。在未工作终结并确认现场人员全部撤离的情况下，严禁恢复送电。

4 其他

4.1 车辆管理

对于巡维中心来说，要去变电站开展巡视维护等工作，必须开车前往，而变电站一般地处偏远，行车安全问题不容小视。值班长在安排工作时，必须考虑到人员的精神状态，精神状态不佳的严禁开车；出车前，兼职司机必须全面检查车辆，确认车况良好后才能出发；行车中必须严格遵守交通规则，文明礼让。

4.2 消防管理

对于外委的消防维护工作，必须要求维护方严格检查消防用具的状态，确保消防用具可用率百分之百，定期上交检查结果，由检查人员签名确认，一旦发现维护不力，必将严格追责。

参考文献

运行注意事项 篇8

1 热网方面

我公司输送主管线 (一次网) 采用架空和地沟敷设方式, 输配干线及支线采用直埋敷设方式。随着建设年代的增加及系统的不断扩容, 供热期间热网出现的问题有逐年增加的趋势, 汇总容易出现的问题主要有以下几种。

1.1 故障情况下的系统隔离

热网系统在输送、输配干线均设置有分断控制阀门, 一般输送干线为2 km~3 km设置一组, 输配干线1.5 km~2 km设置一组;为优化水力工况, 保证系统的水力平衡, 在各输配支干线之间不断加装联络管, 各联络管及分支均有分支阀门进行控制。当干线管道及设备出现故障需要隔离系统时, 关闭故障点前后的阀门进行系统隔离;若故障点位于分支管线, 则关闭分支阀门, 泄水处理;由于管网的互联互通增强, 导致故障需要操作的阀门相应增加, 加之个别阀门不严密, 导致需要关闭次外层阀门扩大隔离范围。对阀门关闭不严导致的轻微串水, 如对抢修产生影响不大的, 可不扩大隔离范围, 采取边泄水边抢修的方式进行。

1.2 补偿设备漏水

补偿器在热网中应用广泛, 一般使用的有套筒补偿器、直流无推力补偿器和旁流无推力补偿器。由于热源温度不稳定, 持续波动, 且有时波动幅度较大, 造成热网的补偿器持续处于伸缩状态, 容易出现漏水情况。由于供水温度较高且温度波动较大, 补偿器的位移量太小, 所以补偿器的漏水多出现在供水侧, 回水补偿器一般不容易出现漏水问题。当补偿器漏水量不大且不带压时, 均采用带压补充填料或压紧压栏的方式处理, 当漏水量过大时则需要隔离系统进行泄压修正。

1.3 设备小室管道腐蚀穿孔

当设备小室防水状况不好, 由于小室积水, 导致管道设备经常处部分半泡水甚至全泡水状况。当供水温度高于100℃时, 供水管道将小室积水加热甚至煮沸, 导致设备小室处于高温大湿度的情况, 管道极易出现腐蚀穿孔, 这种情况供、回水腐蚀状况基本相同, 一般仍采取隔离系统泄压后更换管道及补焊的方式处理。对此在非供热期间应完善小室防水状况, 供热期间应加强小室抽水, 抢修完毕应恢复保温。

1.4 直埋管道腐蚀穿孔

这种形式的泄漏在热力站进站上翻弯头的位置发生的较多, 主要原因为进站管道一般管径较小, 管壁相对薄, 弯头处受水流冲刷, 同时作为补偿设备产生位移, 站内水沿管道流入弯头处, 造成管道的腐蚀, 处理方法一般是隔离开挖更换为厚壁管, 同时应将进站地面加高。

2 热力站方面

热力站多采用表面换热方式, 并用循环泵强制循环, 将热水送至用户, 供热运行过程中容易出现如下问题。

2.1 管网设备的堵塞

热力站容易出现堵塞的设备是除污器和过滤器。按照规定当除污器和过滤器前后的压差超过0.1 MPa时需要清理设备, 但由于输送、输配管线距离长, 沿程及局部阻力损失较大, 正常运行条件下热力站一次侧的压差就在0.1 MPa以下, 所以设备前后的压降达不到规定值, 但确实对运行产生了影响。对该种情况, 太原市热力公司根据运行经验, 考虑在当除污器、过滤器前后的压降在0.03 MPa~0.05 MPa时, 可根据实际运行效果安排进行设备的清洗, 确保正常的运行效果。

2.2 换热设备换热效果差

现在热力站一般采用板式换热器进行换热, 导致换热效果差的情况多为堵塞或结垢。换热器堵塞分一次网堵塞和二次网堵塞, 判断的方法为 (前提条件是一次网压差及供水温度正常) :

1) 一次网堵塞:表现为一次网回水温度低于正常值, 二次网供水温度低, 供、回水温差小;2) 二次网堵塞:表现为一次网回水温度偏高, 二次网换热器出水温度高, 二次网供、回水温差大;3) 换热器结垢:当一次网回水温度高于二次网供水温度, 二次网供回水温差较小, 且二次侧进出换热器无压差时可判断为换热器结垢。

当出现换热器堵塞的情况可考虑采取反冲洗的方式处理。当反冲洗二次侧时, 关闭一次网进出换热器阀门, 停二次网循环泵, 关闭二次网换热器入口阀门, 从二次网换热器阀门后泄水, 时间2 min~3 min, 泄水时补水泵需要设置为自动补水状态, 防止系统高端倒空, 冲洗完成后恢复系统。当反冲一次侧时, 仅需关闭一次网换热器入口阀门, 开一次网换热器入口阀门后泄水即可。如果反冲后效果没有明显好转, 可考虑清洗换热器。如果出现换热器结垢的情况, 则只能采取拆卸清洗的方法处理。

2.3 电动调节阀门堵塞或锈蚀

当系统处于自动状态, 电动调节阀门为间歇小幅度调整, 由于热网中难免存在杂质和泥沙, 阀门开度过小容易导致泥沙淤积堵塞, 出现温度过低的情况, 此时可将阀门进行全行程调整, 先关至最小, 再开至最大, 然后进行阀位开度复位, 方可解决问题。

2.4 严密系统停泵后的重新启动

对于新建高层地暖建筑, 由于供热面积小, 系统容量小, 严密性高, 因此运行失水量小, 极易出现由于升温超压导致爆管的情况。当遇到循环泵停运时间较长未及时发现的情况, 此时因一次网正常运行, 二次网由强制循环变为自然循环状态, 水流速度变慢, 导致二次网一段管道水温过高, 现在的地暖系统均为塑料材质, 当受到高温高压, 容易出现爆管事故。因此重新启动循环泵前需要将二次网高温水泄出。操作步骤为关闭一次网进出换热器阀门, 关闭二次网循环泵出口阀门, 从换热器二次网的泄水口泄水, 当温度降到合理值时, 停止泄水, 开循环泵出口阀门, 确认压力正常时启动二次网循环泵, 开换热器热出, 开换热器热入, 系统开始升温恢复运行, 升温过程中需要注意压力变化, 当超过正常运行压力时需要再次开排气人工降压。

2.5 换热器内漏

对常规压力热力站, 当二次网运行过程中持续超压或温度持续偏高时, 存在换热器内漏的可能。确认的办法为关闭换热器一次网热入、热出阀门, 二次网正常运行, 开一次网换热器泄水, 当确认一次网阀门严密时, 如果持续出水, 则可确认换热器内漏, 若阀门关闭不严可关闭二次网热入、热出阀门和一次网热入阀门, 开二次网泄水进行确认。

2.6 阀门开度不到位

在运行初期存在热力站运行参数与往年相差较大的情况, 一般表现形式为系统压力较高, 循环温差较大, 出现这种情况的原因可能为阀门开度太小, 导致运行阻力过大、循环温差较大, 需要进行系统阀门状态的检查, 如果出现阀门或设备前后出现压差, 则该阀门开度不大, 需要调整。如果为进、出站阀门开度太小, 则无法通过压力表查出, 必须进行开关检查。

2.7 循环水泵火线相序接错

循环泵如果出口压力明显偏小, 且提高循环频率, 出口压力变化不大;关闭循环泵出口阀门后仍远小于循环泵的额定扬程, 可能由于电机接线相序错误导致, 需要对调两个火线接线。

3 注意事项

停热前安排对老旧管网系统进行升压试验, 进而明确夏季管道维修改造的重点。

停热期间应安排对管网设备及热力站进行全面检查, 根据检查情况及运行期间记录的运行问题, 对管网及设备进行有针对性的处理。同时强化易出问题的管段的整体更新改造, 加强施工管理, 确保施工质量, 才能保证系统的稳定正常运行。

开始正式供热前应该进行系统及热力站的冷态联动试运行, 及早发现维修改造中未注意到的问题。

4 结语

供热工作关系民生, 随着热网的扩大和热力站数量的增多, 控制及运行越来越复杂, 出现的问题也逐渐多样化。供热过程中, 应根据实际情况, 及时迅速分析故障原因, 明确抢修处理办法, 使故障导致的停热影响降到最低, 确保热网的安全高效运行。

参考文献

[1]贺平, 孙刚, 王飞, 等.供热工程[M].第4版.北京:中国建筑工业出版社, 2009.

运行注意事项 篇9

1.1停电操作应按断路器、负载侧隔离开关、电源侧隔离开关的顺序进行;送电时, 顺序与此相反。

1.2操作中, 不得随意解除防误闭锁装置。

1.3操作隔离开关时, 必须检查断路器在断开位置。

1.4设备送电前必须将相关继电保护投入。

1.5在操作过程中, 发现误合隔离开关时, 不允许将误合的隔离开关再拉开。发现误拉隔离开关时, 在刀片刚离开固定触头时便发生电弧, 这时应立即合上, 可以消灭电弧, 避免事故。但如果隔离开关已全部拉开, 则不允许将误拉开的隔离开关再合上。

2变电运行倒闸操作中的问题

2.1断路器断开后先要拉负载侧隔离开关, 后拉电源侧隔离开关

这是因为在拉开隔离开关的过程中, 可能出现两种错误操作, 一种是断路器实际尚未断开, 而造成先拉隔离开关;另一种是断路器虽然已断开, 但当操作隔离开关时, 因走错间隔等而错拉未停电设备的隔离开关。无论是上述哪种情况, 都将造成带负荷拉隔离开关, 其后果是十分严重的, 可能造成弧光短路事故。

2.2电源侧隔离开关的操作

如果先拉电源侧隔离开关QS1, 则弧光短路点在断路器的电源侧, 将造成电源侧短路, 使上一级断路器QF0跳闸, 扩大了事故停电范围。如先拉负荷侧隔离开关QS2, 则弧光短路点在断路器的负荷侧, 保护装置动作使断路器QF1跳闸, 其它设备可照常供电。这样, 即使出现上述二种错误操作的情况, 也能尽量缩小事故范围。

3变电运行倒闸操作中正确的程序

3.1填写操作票

根据调度命令、现场实际运行情况及操作分析讨论的结果, 参考典型操作票, 由填票人对照变电站的一次模拟图逐项填写操作票;

倒闸操作票应充分考虑系统变动前后一、二次系统的运行方式、继电保护自动装置的运行及整定配合情况;

填写操作票的顺序不可颠倒, 不能漏项, 字迹应清楚, 不得涂改, 用计算机填写的操作票应使用统一的票面格式;

禁止直接提取“典型倒闸操作票”和“预存倒闸操作票”。之后不作审核即进行操作。

3.2审核操作票

建立“三审”制度, 即填票人 (操作票填写人) 自审;审核人审核;值班负责人审核。审核时注意事项:对典型操作票不应存在依赖心理, 不应执行未经审核的操作票;没有结合现场运行方式及典票审核;填票人、审核人、值班负责人不应相互依赖。

3.3倒闸操作

进入操作现场, 操作人在前, 监护人在后, 操作人应按操作项目有顺序地走到应操作设备的位置, 等待监护人唱票, 操作人应站在操作设备的正面, 不得超过0.5米以上距离, 操作中要求监护人站在操作人的左后侧或右后侧, 其位置以能看清被操作设备的双重编号及操作人的动作为宜, 便于纠正操作人的错误动作。

倒闸操作的顺序: (1) 监护人按操作票的顺序, 高声唱票; (2) 操作人根据监护人唱票, 手指操作设备高声复诵; (3) 操作人根据复诵内容, 应作模拟操作手势; (4) 监护人核对操作人复诵和模拟操作手势正确无误后, 即发“对, 执行”的指令; (5) 操作人进行操作, 操作人、监护人共同检查操作设备状况, 是否完全达到操作目的; (6) 监护人在该步操作项目打“√”; (7) 监护人在原位置向操作人提示下步操作内容, 再一起到下一步操作间隔 (或设备) 位置; (8) 在该项任务全部操作完毕后, 应核对遥信、遥测正常; (9) 监护人在操作票上记录操作结束时间。

3.4验电接地

对停电设备验电, 应戴绝缘手套, 必须先在带电设备上检验验电器的性能是否合格, 保证验电的准确性。先用试验按钮, 验明验电器声响, 再到带电设备上试验验电器, 然后在需要接地的部位上验电。对无法进行直接验电的设备、高压直流输电设备和雨雪天气时的户外设备, 可以进行间接验电, 即通过设备的机械指示位置、电气指示、带电显示装置、仪表及各种遥测、遥信等信号的变化来判断。判断时, 应有两个及以上的指示, 且所有指示均已同时发生对应变化, 才能确认该设备己无电;若进行遥控操作, 则应同时检查隔离开关 (刀闸) 的状态指示、遥测、遥信信号及带电显示装置的指示进行间接验电。

3.5操作结束汇报

操作项目全部结束后, 对全部操作过程进行认真详细的检查, 确认无误。监护人在操作票上填写结束时间, 并加盖“已执行”章, 向下令调度回复命令执行情况。并且将操作票输入生产系统内, 将此次操作的录音资料输入电脑保存。

4倒闸操作注意事项

4.1倒闸操作必须由两人进行, 其中一人是对设备较为熟悉的, 作为监护人, 另一人对设备进行操作。

4.2雷电时, 严禁进行倒闸操作。

4.3除事故处理、拉合断路器 (开关) 的单一操作外, 其他倒闸操作均应使用操作票。

4.4装有电气闭锁或机构闭锁的隔离开关, 应按闭锁装置要求进行操作, 不得擅自解除闭锁。

结语

变电站倒闸操作事故的预防是非常重要的, 因此, 必须加强预防和控制的误操作的发生。变电站开关操作错误的原因进行分析的基础上, 提出了防范操作失误的相应措施, 可以保证电力系统运行的切换操作正确。因此, 要加强安全教育, 以提高他们的专业技能, 使他们重视安全, 认真落实保障措施, 最大限度地防止倒闸操作错误, 以确保电力系统的正常运行。

参考文献

[1]唐玲.浅析电力公司变电运行工作中倒闸误操作的原因和对策[J].中国科技博览, 2011 (36) :24-24.

[2]任克英, 郭碧翔, 肖颍涛, 等.变电运行倒闸作业误操作的防范和预控[J].中国科技信息, 2010 (16) :76, 91.

运行注意事项 篇10

母线保护的重要性

1母线故障大部分是由于绝缘子对地放电引起,母线故障开始阶段很多表现为单相接地故障,而随着短路电弧的移动,故障往往发展为两相或三相接地短路。

2绝缘子污秽老化、电流互感器损坏或爆炸、运行人员误操作是造成母线故障主要原因。

3拖长切除母线故障时间将给电力系统和设备安全运行带来严重后果。

母线保护的配置原则

1对母线,应装设能快速有选择地切除故障的母线保护。

2对接线,每组母线宜装设两套相同原理的母线保护。

3对母线,一般还是一套母差,重要母线可考虑两套。

4对变电所的电压的母线,在下列情况下应装设专用的母线保护。

a.双母线

b.单母线,重要发电厂或以上重要变电所的母线,需快速切除母线上的故障时。

c.电网中,主要变电所的双母线或分段母线需快速切除一段或一组母线上的故障时。

对母线保护的要求

1母线保护的可靠性、可靠度,即在母线故障情况下能可靠地动作;安全度,即区外短路故障时不会误动作。

2母线保护的选择性

a、区分母线内部故障和外部短路故障的选择性;

b、在各种运行方式下区分出故障母线组的选择性;

c、倒母后,母线保护仍应保持选择故障母线组的能力。

3母线保护的快速性快速切除母线故障是保护电力系统安全运行的重要手段之一。(暂态稳定)

4母线保护的灵敏性

外部故障时的不平衡电流很大,而内部故障的短路电流可能很小,选择性和灵敏性都满足有难度。

母差保护基本原理

区内故障:∑I=Id

区外故障:∑I=0

母线完全电流差动保护:将母线上所有的连接元件的流互按同名相、同极性连接到差动回路,流互的特性与变比均应相同,若变比不同,可采用补偿变流器进行补偿。整定:1)躲外故的最大不平衡电流

2)躲支路的最大负荷电流

典型母线保护方式

1固定连接式的双母线完全电流差动保护

双母线同时运行方式,按照一定的要求,将引出线和有电源的支路固定连接于两条母线上,这种母线称为固定连接母线。以此连接方式构成的母差保护称为固定连接式。

2母联电流相位比较式母线差动保护

比较母联电流与差动电流的相位来作为方向元件,差动元件作为启动元件而构成的母差保护。

3固定连接式的母差保护

A、在固定连接方式下:

(1)发生外部短路时,保护有选择的正确动作。

(2)发生内部故障时,保护正确动作

B、在破坏固定连接方式下

(1)外部故障时仍能保证选择性正确动作。

(2)内部故障时,将不能保证足够的选择性(主要缺点)

利用隔离开关辅接点将、触点短接,使之变成无选择性动作,相当于是单母线完全差动保护。

4母联相位比较式母差保护

4.1差动继电器作为起动元件,判别区内和区外故障,当发生内故时,其电流的方向是不变的。选择元件是根据比较电流相位的原理来判断故障所在母线的用母联电流与差电流相位比较就可以选择出故障母线。

4.2当Ⅰ母故障时,母联电流方向由Ⅱ到Ⅰ

4.3当Ⅱ母故障时,母联电流方向由Ⅰ到Ⅱ

4.4要求:1)母联开关必须合上,且电流够大;

2)每一母线都有电源元件。

A、存在问题:

(1)每组母线上必须有电源元件。

(2)母联必须在工作状态。

(3)死区内故障时,不能及时切除故障母线,反而切除非故障母线。

(4)母联失灵,只能靠上一级的后备来切除故障。

(5)两条母线相继故障,不能切除后发生故障的母线。

B、运行中注意方式:

(1)倒闸操作期间,母线差动保护投非选择方式,操作完毕投选择方式。

(2)用母联向备用或检修后的母线充电,母线差动保护投选择方式。当用外部电源对母线充电时,并应退出母线保护跳运行母线上各开关的跳闸压板。

(3)单母线运行时,母差保护必须投入非选择方式。

快速动作的中阻抗母线差动保护

1其核心是带比率制动特性的中阻抗型电流差动元件。

2保护原理:a以电流瞬时值测量,比较为基础,其差动元件启动元件抢先于饱和前而动作,故保护测量时间及整组动作时间都很快,利于系统稳定运行。

b保护取各联结元件的三相电流,经辅助变流器传变引入每相独立的差回路,从而使得能够正确区分故障相别,有效的提高了母线故障的灵敏度。

微机型母线保护

1(WMH-800;RCS-915;WMZ-41)

1.1整套保护由一个母线大差动和各个母线段小差动组成。

1.2大差动元件是指除母联开关和分段开关外的母线上所有其余支路电流所组成的差动元件。

1.3各段母线小差动是指与该段母线相连接的各支路电流构成的差动元件(包括与该母线相关联的母联开关和分段开关支路电流)

1.4大差动元件和小差动元件I动作时,跳母联及I母上各单元。

1.5大差动元件和小差动元件II动作时,跳母联及II母上各单元。

2基本功能

2.1具有比率制动特性的分相瞬时值电流差动保护;

2.2复合电压闭锁

2.3母联(分段)充电保护

2.4母联过流保护(可选)(母联作为线路)

2.5母联非全相保护(可选)

2.6断路器失灵保护(可选)

2.7母联失灵及死区保护

2.8断线闭锁及告警

2.9断线告警

3工作原理

3.1大差、小差均采用具有比率制动特性的瞬时值电流差动。动作方程:︱Id︳>I d z︱Id︱>k If(k为比率制动系数)

3.2电压闭锁:为了防止由于差动以及失灵出口回路的误碰或出口继电器损坏等原因而导致母线连接元件的误跳闸,装置配置低电压突变及复合电压判别的电压闭锁功能。

3.3母联死区及失灵保护:母联死区如果母联交叉接线(两组),不存在死区,保护不装设死区保护。但在两组间的故障都将会跳两条母线。

4运行中注意

4.1双母线正常运行时,在110k V母线保护柜将互联投退把手LW2达到断开位置(选择方式:小差)

4.2在到母线的过程中,在110k V母线保护柜将互联投退把手LW2达到投入位置(非选择方式:大差)

4.3大差电流指所有母线上所有出线单元电流的相量和(不包含母联开关),大差电流用于判断母线区内、区外故障,第一时限跳跳开所有开关,不分在那条母线上。

4.4小差电流指某一段母线上的出线单元的相量和(不包含母联开关)小差电流用于判断故障母线,第一时限跳开母联开关,在跳开与故障母线上的所有开关。

4.4.1 CSC-150数字式母线保护装置

(1)装置可以记录保护内部各元件的动作过程和各种计算值,可通过分析软件CSPC分析保护动作全过程。

(2)装置可以提供高速的以太网接口(光或电)、Lon Works网络接口和RS-485接口。可采用保护程序整体结构

(3)保护CPU软件包括主程序、采样中断程序和故障处理中断程序。主程序完成装置的硬件自检、投切压板、固化定值、上送报告等功能。每隔一个采样间隔时间执行一次采样中断程序,进行电气量的采集、录波、突变量启动判别等。故障处理中断也是每隔固定时间执行一次,完成保护功能的逻辑和TV、TA异常判别等。如果有异常,则发出相应的告警信号和报文。对于危及保护安全性和可靠性的严重告警,发出信号的同时闭锁保护出口,对于普通告警,发出信号提示运行人员注意检查处理。发生故障时,在故障处理中断中完成故障判别、出口跳闸等功能。

基本功能分为主保护和辅助保护两部分。

4.4.2主保护

(1)装置的主保护采用分相式快速虚拟比相式电流突变量保护和比率制动式电流差动保护原理。

(2)快速虚拟比相式电流突变量保护仅在故障开始时投入,然后改用比率制动式电流差动保护。两种原理保护均设有大差启动元件、小差选择元件和电压闭锁元件。大差启动元件和小差选择元件中有反映任意一相电流突变或电压突变的启动量,它和差动动作判据一起在每个采样中断中实时进行判断,以确保内部故障时电流保护正确动作,在同时满足电压闭锁开放条件时跳开故障母线上所有断路器。

(3)比率制动式电流差动保护基于电流采样值构建,采取持续多点满足动作条件才开放母线保护

(4)电流元件方式实现。下面的原理分析对于每一个采样时刻均成立,因此在部分公式中省去了采样时刻标识。

运行人员只有不断学习和掌握继电保护原理,设备的现场运行规程、从运行角度熟悉其特点,才能将各个厂家,各种型号的继电保护差异了解清楚,以现场典型操作票为基础,在实践中理解学习,在理解中总结提高,就一定能将母差保护应用熟知与心,确保电网的安全稳定运行。

随着县域电网新技术、新装备及电力科技的不断发展,继电保护及自动化技术的发展,保护装置在近10年内已经实现了数字化、微机化、智能化。微机保护装置的高度集成化,装置内部的可视性大大降低,装置内部出现故障或异常无法提前预知,因此造成的保护异常动作时有发生。然而值班员对母线保护的原理结构不了解机械照搬典票中的要求,知其然不知其所以然,一旦保护运行方式改变,就容易出现漏投、吴投保护的情况,本文从母线保护的重要性、母线保护的配置原则、对母线保护的要求、典型母线保护方式、快速动作的中阻抗母线差动保护、微机型母线保护几种保护原理的介绍强化值班员对母线保护理解,使其在工作中能有所帮助。

运行注意事项 篇11

关键词：智能变电站；运行维护；注意；问题

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 04-0000-01

随着人们的日常生活水平越来越高，企业生产需求越来越大，我国的供电需求量也随之而增加，所需电量的要求也有所提高。我国电网设备进行更新之后，将智能电网作为转变电网发展方式的核心内容和战略方向，带动智能变电站真正走向发展的道路，多种智能变电站得到广泛应用，其运行维护措施也得到了有效的改善。

一、智能变电站的运行维护

（一）智能变电站合并单元的运行维护

智能变电站合并单元的运行维护内容主要是观察装置设备是否出现警告信息，如果出现了警告信息，装置则会出现GPS对时不正确而导致的GPS失步和失稳的情况，同时保护装置会判模入失效闭锁保护动作。造成智能变电站合并单元发生故障的因素主要包括：GPS对时中断、采样光纤通道中断以及合并单元自身故障等。当合并单元发生故障的情况时，可以从这些因素着手检查，但是也不能放过其他细节，对智能变电站合并单元进行有效地维护。

（二）智能变电站电子互感器的运行维护

智能变电站的电子互感器是由光、机、电相结合的新型高科技产品，由电子传感器、采集器以及专用屏蔽线所构成，在整个电力系统中主要是对全范围内的电流、电压进行测量。在智能变电站的电子互感器结构中，电子传感器主要负责为设备接收信号，把接收到的信号交由采集器进行分析处理，再通过专用屏蔽线把分析处理过的信号传输到相应的设备中。智能变电站的电子互感器的运行维护工作主要是查看其外形是否完整、接线是否完成、各线路之间是否出现断路等情况。通过观察分析这些因素来判断智能变电站的电子互感器是否正常运行，并制定出合理有效地维护方案。除此之外，互感器外绝缘部分是否完成清洁、是否出现裂纹、是否发生漏电或是发出异味、连接点是否出现发热、外露部位是否产生锈蚀或是是否漏电等因素也要特别注意[1]。

（三）智能变电站交换机及智能终端的维护

智能变电站的交换机维护工作比较简单，但是仍然不能马虎，需要得到特别注意，当交换机发生故障时，应及时查明故障发生原因并及时对交换机进行重启，如果交换机重启无效的话，则需要通过调度工作来通知相关检修部门工作人员对其进行全面的检查和维护。在智能变电站智能终端的维护中，监护工作与维修过程和智能变电站交换机的检修维护过程是一致的，在故障发生后应立即尝试智能终端的重启，如果重启无效的话，在需要得到专业的检修人员的支持与协助，对智能终端进行检修。

二、智能变电站的二次设备运行维护

（一）二次设备的保护和自动装置检修维护

智能变电站的二次设备的保护和自动装置检修维护工作主要的关键点在于该设备本身的性能特点和该设备的实际运行情况。根据智能变电站的二次设备的保护和自动装置检修维护的主要标准，首先要确定的是GOOSE通讯光口和MU通讯光口是否存在缺陷、运行状况是否正常、光纤熔接是否发生连接中断等情况。其次，要特别注意以下几点智能变电站的二次设备的保护和自动装置检修维护工作的问题：定值区切换操作问题、使用前检查工作、检修压板的使用等。

（二）智能变电站的二次设备通讯控制器的维护

智能变电站的二次设备通讯控制器的正常运行能够保证智能变电站的二次设备保护装置工作的正常运行。因此，通讯控制器维护工作的关键就是保证保护装置能够正常运行，其次，要检查好主机或单击的值班灯是否正常点亮。调度工作人员应该对通讯控制器进行合理的检查和安排，确保每一步工作都得到后台稳步操作，一旦发现故障发生，应进行及时有效地处理。

三、智能变电站程序化的控制

智能变电站的运行维护工作还包括了智能变电站的程序化控制。智能变电站程序化的控制维护需要注意以下几个方面的问题：（1）智能变电站程序化的具体维护工作要严格按照不同设备的不同可靠程度来进行分析、维护，保证所用设备运行状况程序化；（2）操作票要尽量确保典型操作票和常规典型操作过程的统一性，以便两者之间能够灵活转变，互相协调；（3）程序化控制操作的流程必须严格按照操作票的顺序进行，随时根据操作步骤特点的变化而进行技能操作；（4）程序化控制要对电子监控系统进行合理地运营，利用监控设备保证运行安全，并确保不对其他的功能有影响[2]。

四、结束语

我国电网设备不断更新，将智能电网作为转变电网发展方式的核心内容和战略方向，带动智能变电站快速发展，善了电力系统中电压及输电配电的工作情况，保证了电力系统的稳定性，发挥着重大作用。在智能变电站系统的运行维护工作中，要密切关注每一个流程每一个细节，保证智能变电站能够正常运行。

参考文献：

[1]王宏锋，赵志杰.智能变电站的运行维护[J].云南电力技术，2012（03）：99-101.

运行注意事项 篇12

1 目前各种典型的失灵回路设计

电力系统220k V双母接线方式线路、主变保护失灵启动方式有以下三种方案。

1.1 方案1:电流及刀闸各间隔独立判据

线路 (元件) 的失灵保护启动装置中的电流判别元件接点 (SL接点) 与保护动作触点 (TJ触点) 或操作箱的三相跳闸触点 (TJR触点) 串联后, 再串联用于判别母线运行方式的重动的电压切换触点 (YQJ触点) 后, 提供给失灵保护。失灵保护判定失灵断路器所在母线满足失灵保护电压闭锁条件后, 经较短时限 (一般整定为0.2S) 跳开母联断路器, 再经一个时限 (一般整定为0.5S) 后, 切除失灵断路器所在母线的各个连接元件。如下图1、2所示的是早期的失灵启动回路:

1.2 方案2:电流各间隔独立判据、刀闸位置集中判据

线路 (元件) 的失灵保护启动装置中的电流判别元件接点 (SL接点) 与保护动作触点 (TJ触点) 或操作箱的三相跳闸触点 (TJR触点) , 提供给失灵保护保护。经过母线失灵保护中线路 (元件) 的刀闸辅助接点判定失灵断路器所在母线, 满足失灵保护电压闭锁条件后, 经较短时限 (一般整定为0.2S) 跳开母联断路器, 再经一个时限 (一般整定为0.5S) 后, 切除失灵断路器所在母线的各个连接元件。如下图3、图4所示:

1.3 方案3:电流、刀闸位置集中判据

线路 (元件) 保护装置向母线失灵保护提供保护动作触点 (TJ触点) , 与母线保护中的相 (三相) 电流启动接点构成“与门”, 经过母线失灵保护中线路 (元件) 的刀闸辅助接点判定失灵断路器所在母线, 满足失灵保护电压闭锁条件后, 经较短时限 (一般整定为0.2S) 跳开母联断路器, 再经一个时限 (一般整定为0.5S) 后, 切除失灵断路器所在母线的各个连接元件。如下图5, 图6所示:

图5与图6的区别在于, 图5的可靠性高但回路相对复杂, 不会因为一套线路保护退出而引起失灵保护退出, 但根据文献[4]的要求最终采用图6的方案, 这样的原因是在减少一倍回路量的情况下, 可靠性并无明显降低。

1.4 总结

从回路的连接上看, 上述方案3启动方式, 采用母线保护装置内部的失灵电流判别功能, 线路 (元件) 保护与母线保护一一对应, 更符合双重化的要求。而方案1、2启动方式, 失灵电流判别需要在线路保护的辅助保护装置中实现, 并不是完全意义上的一一对应的双重化, 而且回路较复杂。而且根据文献[1]规定, 220k V母线差动保护, 应采用母线保护装置内部的失灵电流判别, 主要是考虑到双套配置的失灵保护经由同一个电流元件把关不符合可靠性的要求, 而内含有失灵保护功能的微机型母线差动保护也可实现电流判别功能。采用母线差动保护装置内部的失灵电流判别功能, 还可以有效简化外部失灵启动回路, 降低失灵保护误动作风险。

文献[1]规定线路支路应设置分相和三相跳闸启动失灵开人回路, 元件支路应设置三相跳闸启动失灵开人回路。如图5、图6中, 失灵保护中线路支路设置了分相跳闸启动失灵开入——A相跳闸触点 (TJA触点) 、B相跳闸触点 (TJB触点) 、C相跳闸触点 (TJC触点) , 三相跳闸启动失灵开入 (TJR/TJQ触点) 。主变保护动作不分相, 所以元件支路只设置了三相跳闸启动失灵开入 (TJ/TJR触点) 。

方案2、3启动方式中判别母线运行方式的开关量输入触点采用开关场地母线隔离开关和断路器的辅助接点 (分段或母联失灵判别母线保护需接入其断路器的辅助接点) , 不采用经过重动的电压切换触点 (YQJ触点) 。一方面可防止重动继电器发生故障时, 导致母线差动或失灵保护发生误动;另一方面可有效的简化母线保护外部回路, 提高双重化配置的两套母线保护之间回路的独立性。故按反措要求, 近年来新建变电站、扩建技改工程的保护设备, 都采用方案3, 而对现有运行中的保护设备启动失灵回路不作改动。

但是方案3的双母差失灵改造相对复杂, 而且需要各个保护屏的改造配合, 难度和风险都较大, 适合于结合各个间隔保护改造去完善, 如下表所示进行了简要对比。

2 220k V母线失灵保护动作逻辑及回路

2.1 解决失灵保护复合电压闭锁问题

如上图所示, 为了防止失灵保护继电器误动作或误碰出口中间继电器造成母线保护动作, 故母线保护都采用了电压闭锁元件。为了解决变压器变低故障, 主变高压侧开关失灵时, 母线保护复合电压闭锁元件灵敏度不足的问题, 南网一般采用主变保护变高跳闸接点动作时解除复合电压闭锁, 而且解除闭锁所用的保护跳闸触点与启动失灵所用的保护跳闸触点必须是来自不同继电器的动作触点, 以防止继电器故障时因取自同一继电器造成两个回路同时导通的严重后果。

2.2 解决变压器变高开关失灵问题

变压器变高开关失灵时, 母线失灵保护应切开主变各侧开关。110k V系统与220k V系统联系紧密, 而电源点也不断增多, 可提供的短路电流容量不断增加。如果此时母线发生故障而主变变高开关失灵拒动, 此时仍可通过110k V系统向主变提供短路电流, 如果此时依靠主变后备保护以一定的延时去切除主变各侧断路器, 可能会出现以下两个严重后果:主变保护因受110k V系统倒送过来的短路电流冲击而损坏;或相邻主变的后备保护因达到动作定值和时间而动作, 造成事故范围扩大。因此文献[1]规定, 变压器变高开关失灵时, 母线失灵保护应切开主变各侧开关。目前220k V母线故障主变断路器失灵联切主变各侧断路器的逻辑采用以下方法:母线保护动作判断、失灵电流判据和延时出口的功能在220k V母线保护内实现, 每套母线保护引出一对失灵保护跳闸触点至主变压器非电量保护, 非电量保护只负责收到失灵跳闸开人信号后联切主变压器各侧断路器。比如南瑞继保的RCS-974。

3 北郊statcom介绍及其失灵回路设计

3.1 STATCOM概述

静止同步补偿器 (Static Synchronous Compensator, 简称STATCOM, 又称SVG) 是当今无功补偿领域最新技术的代表, 属于灵活柔性交流输电系统 (FACTS) 的重要组成部分。STATCOM并联于电网中, 相当于一个可控的无功电流源, 其无功电流可以快速地跟随负荷无功电流的变化而变化, 自动补偿电网系统所需无功功率, 对电网无功功率实现动态无功补偿。由于STATCOM装置响应速度更快 (小于10ms) 、占地面积小、谐波特性好及损耗小, 因此一经成熟就引起电力工作者的重视, 目前STATCOM装置正在逐步取代SVC装置, 应用在各个重要领域。STATCOM安装在输电线路上时, 利用STATCOM无功快速响应的特点, 可有效地改善系统的电压稳定性, 提高电网适应各种运行方式的能力。提高电网动态无功储备, 提高受电能力, 增强抵御电网大事故的能力, 提高电网安全稳定性。

目前在南方电网3座500k V木棉、北郊、水乡变电站安装, 通过改善其电压稳定性, 从而降低直流换相失败的风险, 对于避免由于直流双极闭锁而引起的更大规模电网事故有积极意义。如下图所示, 一共设计分别为+100MVA两组阀组, 通过连接变压器与220k V母线连接。

如上图所示, 最终采用了上述的方案2, 即电流独立判据, 刀闸集中判据, 并且根据文献[3]的要求进行了优化, 例如解除负压、启动失灵都串联了保护跳闸接点, 这样可以防止断路器辅助保护装置由于接点误开出而导致启动失灵、解除复压而导致大面积电网事故, 断路器失灵保护因为动作后果极其严重, 所以需要经过两台不同的装置分别判断。

3.2 低压侧35k V侧失灵回路设计

由于STATCOM内部故障时, STATCOM自身保护只能跳开变低开关, 而当变低开关此时失灵, 由于主变后备保护是采集环外CT电流, 由于statcom三角环串联了电抗器, 对于环内电抗器后的短路主变的后备保护灵敏度又不够, 无法启动跳开变高开关, 那么无法切除故障STATCOM的电源点, 由于此设备昂贵, 是绝对不允许的, 故增加北京四方的CSC-121AN断路器辅助保护。

“保护三跳”开入跳闸启动接点由STATCOM系统控制柜提供, 失灵电流判据由断路器辅助保护完成, 接入的电压回路只给“低功率因数判据”逻辑用。失灵启动后, 跳自己本开关, 并联跳变高开关1、2线圈和另外一套STATCOM开关, 跳高压侧接到高压侧操作箱的TJR接点, 跳低压侧接到变低NSR621RF保护装置的操作板。

4 运行注意事项及安全措施

(1) STATCOM检修时会长发失灵开入。STATCOM正常检修时STATCOM启动失灵节点、跳闸节点闭合, 会使失灵装置CSC121AN长期报失灵开入, 装置异常。运行人员送电时测出异极性。这是由于当专用变停电时, 35k V母线没有电压, STATCOM自身程序判别为故障, 给CSC121AN长期报失灵开入。关于这一点已给调度反映并得到对方承认, 并在投产时已备案。

(2) 定值更改。退出#8主变保护屏二的压板8LP1“启动失灵总压板”、8LP2“解除失灵保护电压闭锁”, #8主变变低断路器保护屏的压板1-3LP1“跳381开关出口”、1-3LP10“失灵跳382开关出口”、1-3LP11“失灵跳#8主变变高2208开关出口Ⅰ”、1-3LP12“失灵跳#8主变变高2208开关出口Ⅱ” (对382则退对应的压板) , STATCOM系统控制柜的失灵启动压板, 避免更改定值时因满足失灵条件而使失灵保护误动作。

(3) 保护校验。退出#8主变保护屏二的压板8LP1“启动失灵总压板”、8LP2“解除失灵保护电压闭锁”, #8主变变低断路器保护屏的压板1-3LP1“跳381开关出口”、1-3LP10“失灵跳382开关出口”、1-3LP11“失灵跳#8主变变高2208开关出口Ⅰ”、1-3LP12“失灵跳#8主变变高2208开关出口Ⅱ” (对382则退对应的压板) , STATCOM系统控制柜的失灵启动压板, 并把接去220k V 5M、6M母线失灵保护屏的端子ZD6、ZD8、SD19、SD118, #8主变变低断路器保护屏的1-3RD1、1-3RD31 (或2-3RD1、2-3RD31) 用绝缘胶布封好, 避免失灵保护电压闭锁解除或失灵启动回路导通而导致失灵保护误动作。

5 总结及下一步要做的工作

(1) 失灵回路设计方案较为复杂, 应该根据现场实际情况制定切实可行的方案, 并要考虑相应的运行及维护措施。

(2) 根据文献[2]的要求, 进一步研究statcom本身的保护配置, 将非电气量保护及电气量保护分开继电器跳闸出口, 避免误启动失灵。

(3) 研究statcom的运行特性, 论证提高其限幅电流, 最终还是希望连接变压器的后备保护对statcom本体有足够的灵敏度, 因为其低后备开关失灵是单配置, 存在着拒动的风险, 由于statcom设备非常昂贵, 通过双配置的后备保护可以提高其可靠性。

(4) 由于statcom本身保护与控制是同一装置, 都采集statcom环内的霍尔电流, 对内部故障有足够的灵敏度, 但由于其装置失灵时要求IEGT必须反偏或者高压开关跳闸, 否则在statcom自励过程中极易损坏昂贵的IEGT管, 所以当控制装置失灵时, 跳闸及失灵接点为常闭接点, 该设计与文献[1]要求不符, 下一步要根据系统调试结果进一步完善该系统设计, 初步设想是将环内的霍尔CT引出配置独立的双重化保护。

摘要：文章介绍了目前电网公司比较常见的几种失灵回路设计方案, 通过比对其优缺点、实施难度及可靠性, 再结合500kV北郊站的220kV失灵保护配置, 探讨了在该站国内第一套新投运+200MVA statcom及其连接变压器和相应开关的失灵回路设计, 并指出了运行注意事项, 最后进行了总结和下一步要做的工作。

关键词：失灵回路,statcom,运行注意事项

参考文献

[1]广东电网电力调度通信中心.广东电网2007反事故措施释义版[M].北京:中国电力出版社, 2008.

[2]中国国家标准化管理委员会.继电保护和安全自动装置技术规程[Z].2006-08-30.

[3]南方电网电力调度控制中心.220kV及以上系统变压器开关失灵联跳各侧回路反措实施方案[Z].2011-10-21.