110kv变电站试验方案

110kv变电站试验方案（共10篇）

1.110kv变电站试验方案 篇一

西南油气分公司元坝净化厂

110kV元坝变电站

系统受电方案

编 制：

审 核：

审 批：

长炼机电广元分公司 二0一四年五月三十日

目录 受电条件……………………………………………………………………2 受电前检查与准备…………………………………………………………2 变电站相关系统投运程序…………………………………………………2 具体试运行步骤……………………………………………………………2 受电试运行小组……………………………………………………………8 受电试运行小组成员职责…………………………………………………8 安全措施……………………………………………………………………8

一、受电条件 1、110kV元坝变电站110kV、10kV、0.4kV一、二次系统，安装调试完毕；

2、直流系统、综保系统安装调试完毕；

3、室内外防雷、接地系统安装调试完毕；

4、土建工程竣工；

5、消防与通讯工程竣工；

6、室内外照明试运正常；

7、电气作业人员培训合格；

二、受电前检查与准备

1、检查110kV、10kV、0.4kV一、二次及防雷、接地系统试验及调试记录文件：检查试验与调试项目是否齐全，数据是否达到规范合格标准。

2、检查并清除配电设备上异物；清除配电设备裸露导电部位及绝缘瓷件表面污渍。清扫总变电站区域室内、室外卫生。

3、检查110kV、10kV 检查总变电站110kV、10kV、0.4kV一次系统：

110kV、10kV、0.4kV系统，所有断路器、隔离刀闸，应处在断开位置；

4、检查GIS组合电器内气体压力指示，压力值应达到设计及制造厂家要求数值，并记录受电前压力数据。

5、检查二次回路绝缘：回路绝缘数值应大于1.5MΩ。

三、变电站相关系统投运程序

1、直流系统投入运行，工作正常。

2、中央信号投入运行，检查各个事故信号、预告信号、声光回路工作正常。

3、总降压站系统微机监控系统投入运行，工作正常。

4、对总变电站系统110kV、10kV、0.4kV系统保护按现场要求投入，各套保护动作准确可靠无误。

四、具体试运行步骤：

（一）受电网络图：

(二)一次系统接线图

见元坝气田天然气净化厂工程110kV元坝变电站系统图纸83940-01DD(三)110kV母线受电试运行

1、对变电站系统110kV、10kV系统各台设备认真检查，各台设备应具备受电条件。

2、检查总变电站系统110kV系统1#电源进线接地刀闸、2#电源进线接地刀闸、内桥接地刀闸、两台主变高压侧进线接地刀闸、两台主变中性点接地刀闸均在断开位置。

3、检查总变电站系统10kV系统母线接地线以及其他安全措施均全部拆除。

4、设备受电：

(1)1#电源进线断路器受电

220kV苍化变，苍化线170断路器对线路冲击合闸3次，(4)110kV送Ⅱ段PT ① 合隔离开关128，检查确在隔离合位；

② 转换3间隔就地控制盘110kVⅡ段PT二次三相空气开关，检查110KVⅡ段相电压、线电压，均应有正常指示，二次核相正确； ③ 报告地调，操作完毕。(5)投1#主变及10kV受电

1）主变断路器10kV受电

① 检查110KVⅠ段出线接地开关10160、确在接地分位； ② 合110KV出线隔离开关1011、1016，检查确在隔离合位； ③ 110KV出线断路器101至热备用位置； ④ 合出线断路器101工作电源； ⑤ 合Ⅰ段10kV进线断路器控制电源； ⑥ 合1#主变中性点接地1019，检查确在合位；

⑦ 合110KV出线断路器101，检查确在合位；冲击5次，每次间隔时间为5min，检查变压器无异常，声音正常，冲击合闸在变压器高压侧进行。⑧ 有载调压操作：

a,检查1#主变调档切换装置，在全部切换过程中(1档～17档，17档～1档)，应无开路现象，电气和机械限位动作正确且符合产品要求，在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。

b,在变压器无电压下操作10个循环，在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。

⑨ 将10kV进线 901断路器小车推至工作位置，合901，检查确在合位；冲击3次，每次间隔时间为5min，⑩ 将10kV Ⅰ段PT柜PY1断路器小车至工作位置，Ⅰ段PT投入； ⑪ 检查10kVⅠ段（PT柜PY1）电压指示是否正常。

⑫ 将10kV Ⅱ段PT柜PY2断路器小车至工作位置，Ⅱ段PT投入； ⑬ 合10kV母联柜912控制电源；

⑭ 将9122小车推至工作位置，合10kV母联柜912断路器，检查确在合位； ⑮ 检查10KVⅡ段（PT柜PY2）电压指示是否正常，二次核相正确。

⑯ 分1#主变压器中性点接地刀闸1109，检查确在分位，操作完毕。

(6)停1#主变

① 分10kV母联912断路器，检查确认在分位； ② 将912、9122小车退至试验位置；

③ 分10KVⅠ段进线901 断路器，检查确在分位； ④ 将901 断路器小车退至试验位置；

⑤ 合1#主变中性点接地刀闸1019，检查确在合位，操作完毕 ⑥ 分110KV出线断路器101，检查确在分位；

⑦ 分110KV出线隔离开关1011、1016，检查在隔离分位；

(7)投2#主变10kV受电 1）2#主变断路器10kV受电

① 检查110KVⅡ段出线接地刀闸10260确在接地分位；； ② 合110KV出线隔离刀闸1022、1026，检查确在隔离合位； ③ 110KV出线断路器102至热备用位置； ④ 合出线断路器102)工作电源； ⑤ 合Ⅱ段10kV进线断路器控制电源；

⑥ 合2#主变中性点接地刀闸1029，检查确在合位；

⑦ 合110KV出线断路器102，检查确在合位；冲击5次，每次间隔时间为5min，检查变压器无异常，声音正常，冲击合闸在变压器高压侧进行。⑧ 有载调压操作：

a,检查2#主变调档切换装置，在全部切换过程中(1档～17档，17档～1档)，应无开路现象，电气和机械限位动作正确且符合产品要求，在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。

b,在变压器无电压下操作10个循环，在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。

⑨ 将10kVⅡ段进线 902断路器小车推至工作位置，合上902，检查确在合位；冲击3次，每次间隔时间为5min，⑩ 将10kV Ⅱ段PT柜PY2断路器小车至工作位置，Ⅱ段PT投入； ⑪ 检查10kVⅡ段（PT柜PY2）电压指示是否正常。

⑫ 将10kV Ⅰ段PT柜PY1断路器小车至工作位置，Ⅰ段PT投入； ⑬ 合10kV母联柜912、9122控制电源；

⑭ 合10kV母联柜912、9122断路器，检查确在合位； ⑮ 检查10KVⅠ段（PT柜PY1）电压指示是否正常。

⑯ 分2#主变压器中性点接地刀闸1029，检查确在分位，操作完毕。

(8)停2#主变

① 分10kV母联912断路器，检查确认在分位； ② 将912、9122小车退至试验位置；

③ 分10KV II段进线902 断路器，检查确在分位； ④ 将902断路器小车退至试验位置；

⑤ 合2#主变中性点接地刀闸1029，检查确在合位，操作完毕 ⑥ 分110KV出线断路器102，检查确在分位；

⑦ 分110KV出线隔离开关1021、1026，检查在隔离分位；

(9)停110kV Ⅱ段PT ① 分110kV Ⅱ段PT隔离开关128，检查确在分位；

(10)停110kV母联断路器

① 分110KV母联断路器112，检查112确在分位，切操作电源； ② 分隔隔离开关1121、1122，检查1121、1122确在分位； ③ 操作完毕。(11)停110KV I段VT

①分110kV Ⅰ段VT隔离开关118，检查确在分位；

(12)停1#电源进线

① 分110KV进线断路器151,检查151确在分位，切断工作电源； ② 分隔三位离开关1511、1516，检查确在分位； ③ 报告地调,操作完毕。(13)2#电源进线断路器受电

根据受电网络图及一次系统接线图，操作程序如1#电源进线断路器受电所述以此类推。

（14）1#站用变受电

① 检查1#站用变具备受电条件，周围拉上警戒线并有专人看护； ② 断开10kV 1#站用变969开关柜接地刀闸，检查1#站用变及电缆绝缘； ③ 合上10kV 1#站用变969开关柜二次回路控制开关；

④ 试验位置对1#站用变969开关柜进行合、分闸试验，检查断路器合、分闸位置显示正确，确认其完好；

⑤ 将406单元10kV #1变压器DL913开关手车摇至工作位置；

⑥ 操作转换开关SFS31合上10kV 1#站用变969开关，进行变压器

协助单位：长炼机电：周华，白国强，肖玉兰 地调(广元供电局)联系电话：

六、受电试运行小组成员职责

总调度：协助受电前内、外部工作协调。

总指挥：协调主持受电前各方联动预演、组织受电前准备工作检查、主持召开受前工作会议。

副指挥：受电工作人员及物资准备。

电气工程师：受电方案编制及贯彻、受电安全技术交底；开填操作票、现场监护

操作人：设备投运操作。

监护人：根据操作指令核对操作地址。

七、安全措施

1、受电前的准备工作

(1)应备齐试验合格的验电器、绝缘防护装置、胶垫以及接地编织铜线和灭火器材；

(2)设备及工作场所，所属电器、仪表元件，必须彻底清扫干净，不得有灰尘、杂务。检查母线上和设备上是否留有工具、金属材料及其他物件。(3)试运行组织工作：明确试运行指挥者、操作者和监护人。

(4)试验项目全部合格，并有试验报告单，并经监理工程师认证后，方可进行下道工序。

(5)继电保护动作灵活可靠，控制、连锁、信号等动作准确无误。

完成系统以上部分的所有工作后还应向有关供电部门上交有关的调试数据和试验报告，向上级相关管理部门提出受电申请，并按照批准的受电方案进行受电。

(6)对受电作业人员进行安全技术交底：学习受电操作程序；作业安全防护措施与事故应急方法。

(7)制作受电作业区警示标牌、设备受电运行警示标牌。

2、试运行期间必须是统一负责、统一协调、统一指挥，各个试运行现场必

须有专人负责。

3、严格执行工作票、操作票制度，操作中必须两人进行，一人操作、一人监护。

4、受电注意事项：

(1)为保证本次受电顺利进行，应严格按照相关规程操作。(2)相关试运行人员应有其相关的规程操作证。

(3)受电之前应由总承包单位、监理单位、送电单位及施工单位等相关单位组织各方共同对所有供电系统进行最后检查确认，确认无误后才能进行正式受电操作。

(4)建立完整的受电联络体制。

(5)配备好受电所需要安全用具，对需受电设备设置标志牌、围栏、警告牌。

(6)受电操作必须保持至少两个人，一人实际操作、一人记录监护，操作人员在得到操作指令，并对要操作的指令明确无误后，方可进行操作。(7)试运行现场应设置防火设施。必须有干粉灭火器。

5、操作前，要认真做好模拟演练、填写操作票。

6、操作中应穿戴好劳动保护用品。

7、明确110kV、10 kV系统各现场的指挥，试运行中不得违章指挥、违章作业。

8、试运行期间，必须精心操作，认真检查。

9、保证试运行时各现场的通讯畅通。

净化厂生产调度电话：

消防电话： 急救电话：

2.110kv变电站试验方案 篇二

1 电力互感器的运用

电力互感器有电压互感器和电流互感器两种, 是联络一次系统和二次系统的元件, 测量仪表、继电器的电压线圈和电流线圈将由一次侧的高压电、大电流变成二次标准的低电压和小电流供电, 可以正确的反映一次系统的故障和运行情况。现在常用的互感器有电容式和电磁式。电力互感器是一种基本结构与变压器相同并按照变压器原理工作的特殊变压器。主要作用之一是将一次回路的大电流、高电压变为二次回路的标准值, 作用之二是使高电压的一次系统与低电压的二次系统实现电气隔离, 互感器的二次侧接地既保证了人身安全, 又保证了设备的完善。作用之三是取得零序电压、电流分量供反应接地故障的继电保护装置使用, 所以二次绕组并联三相电流互感器, 使其输出总电流为一次电网的零序电流即三相电流之和。

2 电力互感器的常见故障

电力互感器的故障和异常现象在运行中时有发生, 有着多种多样的异常现象。主要故障有存在放电、互感器受潮、电压互感器二次开路 (如图1) 、电流式互感器二次开路、电压式互感器发生铁磁谐振以及串联铁磁谐振等;电磁式电压互感器接线错误会引起熔丝熔断烧毁、励磁特性不同引起的异常现象、铁心饱和铁磁谐振现象等;降低了电容式电压互感器的电磁单元的二次侧电压, 甚至为零;二次电压波形畸变、电磁单元受潮、渗漏油、瓷套外绝缘表面爬电、二次侧电压明显上升、压力指标下降、通讯端子对地击穿运行中电磁单元内声音异常、电磁单元油中水分含量变大、电容器介损成为负阶损值异常等等。为了适应输变电系统的可靠运行, 国内的许多企业、研究机构花费大量人力、物力研究光电式互感器, 光电式互感器具有体积小、重量轻、动态测量范围广的优点, 而且抗电磁干扰性能好, 绝缘结构简单。不同的光电互感器有着不同的原理, 光电式电流互感器是基于单模光纤的法拉第磁光效应。随着微电子技术、光通信技术、光学技术、激光技术的发展, 对光电互感器的发展有着很大影响。

3 电压互感器相关二次回路的优化试验

对电压互感器的二次回路试验, 通常是在其本体二次接线盒处, 将电压二次回路处的二次线打开, 用试验仪进行加压试验。其缺点是在室外设备区的做试验时, 其试验电源接取及测试线的接取都非常不方便, 户外恶劣的环境也会缩短继保测试仪的使用寿命。对此可对电压回路的试验可按照以下方法优化:

变电站中的电压互感器二次回路通常是由电压互感器本体的二次接线盒→电压互感器端子箱→母线公用屏 (电压切换/并列装置处) 2→各保护装置处。调试时通常的做法是从电压互感器本体的二次接线盒处加压。这样做的缺点是检修电源及测试线的接取都非常不方便, 同时一旦在母线公用屏 (电压切换/并列装置) 处的安全措施做得不到位, 将直接影响到在运设备。因此可以从室内电缆转接屏或电压切换屏前加压。这样加压的好处是测试线接取非常方便, 在母线公用屏处进行加压, 可以有效避免将电压加至在运设备, 降低了调试的风险性。下面以图2所示的电压切换装置原理接线图对电压二次回路的调试做一说明。

(1) 调试前的准备工作。首先, 应根据图纸仔细检查二次回路接线是否正确, 二次回路绝缘是否合格, 应保证只在控制室N600接线1点接地。完成以上步骤后, 就可以进行加压检查了。

(2) 从电压切换装置/并列装置处加压目的是检查电压互感器本体二次接线端子至电压切换装置前二次3回路接线的正确性。

加压前, 采取措施以防止向电压互感器一次侧反充电。如图2所示, 分别在待检验电压互感器的保护、计量端子排上试验端子连片, 然后使用继电保护测试仪分别按照图纸在A、B、C三相保护绕组上通入50/40/30V交流电压, 确认无短路现象后, 可用万用表在电压互感器端子箱处、电压互感器本体二次接线盒处分别量取保护绕组电压, 此时保护绕组的A、B、C相电压应分别为50/30/40V。

在测试完保护绕组后, 按照相同的方法检查计量绕组和零序绕组。值得注意的是零序绕组的检查。由于零序绕组是由A、B、C三相电压的合成, 因此在检查零序绕组时, 只需在零序绕组加上10V电压, 然后在电压互感器端子箱内, 用短接的方法, 将从室内引出的电压分别加入A、B、C相电压互感器零序绕组的首尾上, 然后在电压互感器本体上二次接线盒处量取A、B、C相零序绕组的电压应为10V。如果不是, 则需要对零序回路进行检查。

4 电流互感器相关二次回路的优化试验

在电流互感器投运之前, 通常需要做电流互感器的一次通流试验, 以验证电流互感器的变比、绕组是否正确。电流互感器的变比极性试验, 以验证电流互感器的极性是否按保护装置的要求接入。

上述两个类型的试验, 通常是按单间隔、单相的方式进行, 不仅费时费力, 而且也不能全面保证电流回路的正确性, 例如在母差保护中, 要求电流互感器的极性朝向一致, 传统的单间隔、单相试验方法, 只能进行局部验证, 不能整体验证母差电流回路的正确性。同样在10k V开关柜中, 在母排倒相的情况, 单间隔的试验虽能保证本间隔的极性和变比试验是正确的, 但不能发现母排相序接反的情况, 如何避免类似的问题是值得调试单位注意的问题。

为了提高工作效率, 确保电流互感器二次回路的正确性, 可以对传统的试验方法行如下改进。

图3是某110k V变电站10k V开关柜一次主接线图。按照该图所示, 可以按照传统的方法在10k V各开关柜进行点极性试验。点极性试验只需在电流互感器一次侧两端挂装一次试验导线, 无需搬动沉重的CT校验仪, 因此劳动强度也能接受。在验证完电流互感器极性后, 恢复完电流回路连片后即可准备升流试验。与常规方法不同的是, 可将一次导线的一端挂装在10k V主变进线的电流互感器上, 另一端挂装在10k V开关柜的接地极上。同时合上主变进线侧的断路器和另外一个待检间隔的断路器及地刀, 其余间隔的断路器和地刀保持分位。使升流的一次电流回路由主变进线侧电流互感器→主变进线侧断路器→10k V母排→待检间隔断路器→待检间隔电流互感器→待检间隔地刀→10k V开关柜接地极。同时以CT校验仪用火线为基准电压, 分别测量主变低压侧及10k V待检间隔二次回路相应相电流的大小及相角。通过所侧电流的大小可以验证电流互感器的变比, 通过所测的角度来再次验证所接的变比是否正确。

与传统的试验方法相比, 新改进的试验方法, 不仅可减少试验人员的劳动强度, 而且通过两个间隔的模拟送电, 可以检验整个一、二次回路的正确性, 特别适用于开关柜、母差回路等牵涉到电流回路相序、极性的电流回路。大大提高了验收的速度和可靠性。

5 互感器二次回路断路故障检查的方法

5.1 导通法

此方法是用万用表的欧姆档测量电阻。不能使用兆欧表, 因为兆欧表对回路中各原件接触不良或电阻元件变值的故障测不出来。用导通法检查时, 必须先断开被测回路的电源, 否则会烧坏表计。一般不带电压、电流回路可用此方法测量检查。用导通法查找回路不通的原理, 是通过测某两点之间电阻值的变化来判别故障。

5.2 测电压降法

测电压降法是用万用表的直流电压档, 测回路中各元件上的电压降。查回路不通故障无需断开电源, 因此无导通法的缺点。测量时所选用表计量程应稍大于电源电压。该方法原理是:在回路接通的情况下, 接触良好的接点两端电压应等于零, 若不等于零 (有一定值) 或为全电压 (电源电压) , 则说明回路其他元件良好而该触电接触不良或未接触。电流线圈两端电压应近于零, 过大则有问题。

5.3 对地电位法

用此方法查二次回路不通故障, 也无需断开电源。测前应首先分析回路各点的对地电位, 然后再进行测量, 将分析结果和所测值及极性相比较。将电位分析和测量结果比较, 所测值和极性与分析相同, 误差不大, 表明各元件良好。若相反或相差很大, 表明部分有问题。

6 结语

在新建或扩建变电站中初次带电时, 互感器的二次回路是最容易出现的问题的地方, 造成的后果也比较严重, 轻则延长受电时间, 重则损坏互感器, 或造成保护的误动或拒动。因此, 如何在送电前发现互感器相关二次回路的缺陷尤为重要。通过对通流、通压试验的改进, 可以在提高效率, 减轻劳动强度的前提下, 更加完整的保证送电前互感器二次回路的正确性, 值得进行推广。

参考文献

[1]綦振宇, 赵洪山, 等.互感器校验方法分析[J].电子制作, 2013.

[2]李雪良.电流互感器检验项目和试验方法分析[J].硅谷, 2013.

3.110kv变电站试验方案 篇三

关键词：110kV；数字化变电站；建设方案

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0017-02

目前，国家电网设立了一些试点，建成110kV数字化变电站并开始运营。已经建成的110kV数字化变电站，实现了全面的数字化管理的同时，还配置了数字化设备，并实现网络化运行。

1 110kV数字化变电站

在我国，110kV数字化变电站在电网运行中起到了重要的作用。与传统的综合自动化变电站有所不同，数字化变电站不需要通过敷设的电缆来传输信号，而是对于信息进行全方位的数字化管理，从信息的采集到信号的传输以及对于所接受的信息的处理工作，都具有自我诊断功能。电力通信网络的构件，所采用的是电力系统无缝通信技术。对于在网络中的信息传输，其所经历的每一个环节，都是在同一网络平台上进行处理的，信息实时共享得以

实现。

110kV数字化变电站具有不可替代的优势。其在站内设计了智能装置来实现通信，将数字化变电站的变电层、间隔层和过程层三层结构建立了起来，从而实现了数字化变电站的一次设备智能化。设备的功能性，是在二次设备网络化的条件下实现的。如果下放过程层的功能，即电气设备的数字化开关就形成了。由于信号的传输使用光纤代替了电缆，所以，110kV数字化变电站的运行，包括变电站的管理以及后期的维护工作，都采用了自动化技术。

2 断路器数字化的实现

在数字化变电站中，断路器具有非常重要的作用。实现了数字化的断路器，可以对于整个电网的运行进行检测、判断，并且实施有效的控制，将这些信息通过网络进行传输，整个的过程都是自动完成的。随着网络与通信相结合，加之计算机技术的飞速发展，使断路器的智能化得以完善，其功能性得以极大地扩展。

2.1 数字化断路器

按照使用范围来对断路器进行界定，可以分为高压断路器和低压断路器两种，但是在使用的过程中，高低压的划分却不是很明确。低压断路器由于具有自动保护功能，还可以手动进行开关操作，所以被称为“自动开关”。当电路出现短路或者发生过载等故障的时候，低压断路器就可以启动自动切断功能。所以，低压断路器不但可以有效地将电能进行分配，并且对于异步电动机进行不频繁地启动，同时还具有保护好电源的作用。

在变电站中，高压断路器具有灭弧的特性，是较为重要的电力控制设备。作为一种高压开关，当系统出现故障的时候，其具有自动切断电源或者是接通线路的功能。对于故障电流，则可以与继电保护配合，迅速启动装置以避免重大事故的发生。

现在供电系统的数字化程度越来越高，这就要求变电站的断路器设备也要具备数字化自动识别功能，并可以自动运行，排除各种故障。现在的一些数字化变电站中，断路器已经使用了数字化接口。具有较高可靠性的机械系统，所实现的是电子操纵。其中的机械运动的部件减少为一个，原来所使用的机械传动方式现在通过变频器来执行，将电机的运转速度改变，并直接驱动。在信息的传输方面，关于分合闸的命令以及所处的位置和运行的状态等等，都是通过网络传输的方式来实现了。

2.2 数字化断路器的工作原理

数字化断路器是应电网自动化需要而设计的新型的断路器二次系统。其是以计算机数字化技术为基础，采用了微电子技术，并应用了新型的传感器而建立起来的。数字化断路器在设计上，将常规的机械结构开关摒弃，取而代之的是数字化控制装置。

在110kV数字化变电站中所应用的数字化断路器，主要是由数据采集模块、数字化识别模块以及调节装置所构成。数据采集模块的作用就是通过新型的传感器对电网中的数据进行识别，并将其转变为信号的形式传输出去。数字识别模块会对于所接收的信息进行处理。从其工作原理上来看，数字化断路器控制的核心，就是其中的数字化识别模块。这是一个微机控制系统，将采集模块所收集到的有关信息输入其中，对于主控室所发出的信号进行自动识别，并执行操作。由于数字化断路器主要是由微处理器所构成，所以其可以对于电网的工作状态进行自动识别。断路器的分合闸动作，是根据断路器的仿真分析数据结果来进行判断的。首先，是对所传出的信息进行分析，并针对结果通过调节装置进行调节。然后，根据所传出的调节信息，发出分合闸信号。

断路器在进行每一次操作的时候，都要对于运动特性进行调整，那么操动机构的参数也要做出相应的改变。由驱动执行器配合接收定量控制信息的部件而组成的执行机构，则可以实现这些功能。为了将数字化断路器的功能进一步扩大，还可以根据需要将通信、检测模块安装其上，并连接显示模块，以使断路器的运行状态更为直观。

2.3 数字断路器的工作过程

一旦系统出现故障，数字化断路器的继电保护装置就会开启，传输出分闸信号。此时，信号被传输到智能识别模块加以识别后，对于断路器的工作状态加以判断，调节装置根据分析结果进行调节。操控机构的参数是根据调节装置所传输出来的信息进行自动调整的。不同的定量控制信息，经过调整之后，会出现不同的执行参数，以使断路器呈现出相应的工作状态。

3 110kV数字化变电站建设方案

目前来看，虽然已经有一些数字化变电站投入运营，但是并没有达到较高水准，仅仅实现了局部的数字化特征，而没有将数字化的优势完全地发挥出来。根据目前电网需求，对于110kV数字化变电站建设方案的看法如下：

在互感器的选择上，如果选择使用电子式的互感器，消耗的成本会很高。以传统的电磁式互感器代替电子互感器，不但可以降低互感器投入成本，而且还可以获得较为良好的效果。另外，传统的保护测控装置经过技术处理之后，也可以应用。在过程层采用传统的一次设备，其终端要加装数字化设备。如果要使变电层、中间层以及过程层都实现自动化管理的方式，则需要整个的控制功能，包括信息的采集、传输、调节等等，都实现智能化、网络化。

4 结语

综上所述，电网公司在保证110kV数字化变电站正常运营的同时，还建立了一系列与其相关的科研项目，以促进其运行中稳定可靠的性能。在数字化变电站建设的过程当中，为了规范管理，将标准的体系建立起来，同时还要对相应的技术加以规范，以实现数字化变电站的可持续发展。

参考文献

[1] 金苇，杨柳，花树林，钱叶军，张修兵.智能化真空

断路器的实现[J].江苏电器，2008，（6）.

[2] 潘勇良.智能断路器工作原理及技术特点[J].智能电

网电器设备，2011，（1）.

[3] 申涛，包旻，赵玉成.数字化变电站的关键技术与工

程实现[J].艺术广角，2012，（6）.

[4] 王刚，路天玉.110kV数字化变电站研究与应用[J].

4.110kv变电站试验方案 篇四

根据河南省电力公司《关于开展基建标准化深化应用工作的通知》（基〔2010〕46号）及国家电网公司《输变电工程施工现场安全通病及防治措施》（2010年版）、《监理项目部标准化管理手册》要求，公司质安部与电网工程二部共同对许昌110 kV横山变电站、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站、周口110kV变电站工程进行了安全标准化检查，现将检查结果通报如下：

许昌110 kV横山变电站对现场进行了检查、漯河220kV董庄变电站、信阳110kV滨湖变电站工程对现场及监理项目部资料部分进行了检查、周口110kV变电站工程对监理项目部资料进行了检查（11月上旬对现场进行了安全检查）。

总体看法，110kV工程的施工现场及监理项目部资料较220kV董庄变电站工程现场及资料差。与监理项目部标准化工作手册要求，差距就更大一些了。本次检查220kV董庄变电站工程现场安全文明施工情况按照国网公司的要求做的比较到位。其它工程现场较乱，文明施工较差。

存在的问题，主要表现在有的工程监理项目部自身应编制的安全管理资料不完整、不齐全。如有的项目部未编制监理项目部应急预案、危险源辨识及预控措施；编制的安全监理工作方案（安全监理实施细则）、应急预案、安全监理管理制度未按国网公司要求的格式、制度名细等的要求编写；安全旁站与国网公司安全旁站的项目要求差距过大；安全检查签证有些项目什么也都未做、有些做了也不符合国网公司的要求；方案或作业指导书编、审、批不规范；业主、监理、施工项目部安全、质量目标不一致；数码照片分类不规范、整理不及时、拍摄质量不符合要求等。

一、许昌110 kV横山变电站工程

1、现场存在问题：

1.1 一个开关接两个用电设备；接地缠绕及接地连接不牢固；

1.2 孔洞无盖板；

1.3 梯子使用不规范；（梯子的最高两档不得站人）

1.4 消防器材不防冻。

二、漯河220kV董庄变电站工程

1、资料存在问题

1.1安全强制性条文实施细则未编制；（也可与质量强制性条文实施细则统一编制）

1.2 无安全检查签证记录。（至少目前应有施工用电检查签证、工程项目开工两个安全检查签证）

2、现场存在问题

2.1保护零线重复接地接地体过小；（电力安全工作规程规定接地体直径应为Ф16mm园钢，截面积应大于190mm）

2三、信阳110kV滨湖变电站工程

1、资料存在问题 1.1安全监理实施细则编制人未签字；应急预案无编制人、审核人及批准人签字；

1.2无安全旁站工作计划；

1.3强制性条文执行缺少安全部分施工单位编制的计划表及记录表；

2、现场存在问题

2.1接地体过小；接零不规范（缠绕）；

2.2脚手架无剪刀撑；斜道栏杆搭设不规范；

三、扶沟110kV变电站工程

1、资料存在问题 1.1未编制应急预案； 1.2安全旁站记录不齐全；

1.3强制性条文检查表填写不规范。

5.110kv变电站岗位职责 篇五

一、共同职责

1、运行人员应不迟到不早退，坚守岗位，不擅离职守，遵守劳动纪律。

2、熟悉本岗位所有高压设备的运行方式和各种规程制度，并严格执行。

3、认真执行“两票三制度”，精心操作，认真做好交接班，巡回检查和定期实验切换工作。

4、按规定的时间正确、清楚地做好各项记录，工作中发现异常（包括事故），要及时如实汇报，不准拖延及隐瞒。

5、搞好文明生产，保持现场整齐、清洁。

6、努力学习业务技术,对技术要精益求精,不断提高技术管理水平,确保经济安全运行。

二、变电站班长职责

1、班长是变电站的全权负责人。领导和分配本站的各项工作。

2、以身作则，督促全站人员严格执行各项规章制度，发现问题及时纠正。

3、定期组织、督促、执行做好运行分析制度。每周进行一次安全活动。

4、负责审核典型操作票。

5、事故处理时，应亲临现场协助主值进行处理，当发现主值处理有错误时应及时纠正和制止。如主值不能胜任时，可及时向有关调度、领导回报，并代替主值处理事故。

6、新设备投入运行前应做好质量验收工作，熟悉设备性能，规范、运行注意事项、搞好图纸资料的修正与归档工作。

7、负责并督促各种报表的按时上报工作。

8、组织全站人员搞好文明生产。

三、变电站主值的职责

1、主值是当值时间内的运行负责人，运行操作受当值调度的指挥。

2、领导和督促本值人员做好运行、操作等各项工作。

3、上班时间内因故离开岗位，应取得班长或领导批准，并指定专人代替，但主值必须由主值代替。

4、按事故处理规程组织本值人员正确处理各种事故。

5、掌握本站在系统中的运行方式和设备运行状态。

四、变电站副值的职责

1、副值在运行中接受主值的领导，在主值领导下做好运行、操作等各项工作。

2、副值的工作地点在中央控制室，若需要离开应得到主值许可，但不准远离变电站。

3、事故处理应听从主值指挥，当发现主值有差错时应提醒主值，对严重违章的不安全现象应给予抵制，并立即报告领导。

4、始终保持控制室内整齐、清洁。

5、应按时正确的抄算各种表计，经常监视各种表计指示变化情况，若有异常及时汇报。

110KV华星变电站

6.110kv变电站试验方案 篇六

随着电力系统的发展,变电站出现了越来越多的微机型保护装置和安全自动装置,这就对站用直流电源提出了更高的要求。现在大部分110 k V常规变电站的直流系统采用电磁型直流设备即相控硅整流电源,这些直流设备无论从效率、精度、纹波系数还是可靠性、稳定性上都已经不能满足电网的发展趋势和二次设备对直流电源质量的要求,面临着被更换的命运。

1 直流系统概述

直流系统是为发电厂及大、中型变电所的控制回路、继电保护装置及其出口回路、信号回路、事故照明、应急电源、断路器分、合闸操作提供直流电源的电源设备的统称。直流系统是一个独立的电源,它不受发电机、厂用电及系统运行方式的影响,并在外部交流电中断的情况下,保证由后备电源—蓄电池继续提供直流电源的重要设备。直流屏的可靠性、安全性直接影响到电力系统供电的可靠性和安全性。直流系统的可靠与否,对变电站的安全运行起着至关重要的作用,是变电站安全运行的保证。

2 存在的问题

近年来,随着电网的发展,有许多110 k V常规变电站被改造成综自站,因为常规变电站有人值守,所以对直流系统的要求并不高,老式的直流设备就可以满足要求,但是被改造成综自站后实现了无人值班,原有直流设备的缺点(如发热量大、没有远方功能、功率因数低、体积较大等)却逐渐显现出来,这些缺点显然与电网的发展趋势背道而驰,所以必须对其进行改造。

现在对直流系统的改造一般是采用技术比较成熟的高频开关电源替代原有的相控式硅整流电源。改造后的直流系统应满足如下要求:

1)重量和体积都较小。

2)直流电源各项参数满足设备要求。

3)要有微机控制和远端接口,便于集中监控和智能化管理,为无人值班创造条件。

4)要便于日后的扩容,并且方便维护。

5)使用免维护蓄电池,减少工作量。

而目前多数110 k V变电站都采用单电单充直流系统供电模式,如图1所示。

此直流供电模式下的110 k V综自变电站在改造过程中存在以下问题:

1)在服役时间较长的变电站中,直流电源系碱性蓄电池组或需要日常维护的铅酸蓄电池,服役时间较长,已不能适应电力系统继电保护装置特别是微机保护装置对直流电源的安全技术要求,需要更换为微机控制智能型免维护蓄电池。

2)在更换过程一旦发生断线,短路或者接地,都将有可能导致保护装置误动或者拒动,造成大面积停电事故,甚至可能造成电网事故。为了保证供电的安全可靠,就要求不停电进行直流系统更换,即在全站不失去直流电源的情况下更换。

3)直流改造过程中,要求旧直流屏不能带电移出,新直流屏不能带电就位,以确保设备及人身的安全。新、旧直流屏电路割接的难度大,在旧屏转换为新屏的过程中,如何确保继电保护及开关操作所需的直流电源安全可靠,成为本工程需解决的关键问题。

3 解决的方法

首先,在直流改造过程中对于合闸电源及控制电源需要做出以下两点说明:

(1)由于变电站断路器合闸电源平时空载,仅在断路器合闸时使用,允许短时停电,因此在更换过程中停用各馈线重合闸即可,所以我们不再对合闸电源进行说明。

(2)由于控制、保护电源及信号电源对电力设备的安全运行至关重要,绝不允许中断,因此,我们主要针对控制电源进行说明。

在对现场原有直流系统馈线网络进行仔细核查后,制定了更换方案,总体的更换思路是:搭建一个简易的临时直流系统,利用临时系统转接负载。如图2所示。

以馈线支路2为例进行说明。

用临时电缆将馈线支路直流由A点处引至空气开关的下侧(A点的位置在这条支路的受电侧电源接入点)。此时相当于将原来的直流电源引至空气开关的下方。此时在具体实施步骤上就面临两种选择。

选择一:

先断掉原有的直流系统,随后立即合上图中的空气开关,这样做的好处是两套直流系统间的转换过程简单、清晰,但是在这种比较快的转换过程中,瞬时的直流电压的变化,比较容易造成一些较为严重的后果,如保护装置误发信号、电源插件损坏、保护误动等。为了避免这些可能出现的问题,必然提前申请退出全站的保护出口压板,待直流系统转换完毕后恢复压板,而且还要在新的直流系统安装调试完毕后重复一次上述过程拆除临时直流电源。这样繁琐的操作过程,至少需要2 h左右,在这段时间内就相当于变电所在无保护的状态下运行,这是不能允许的。而且这样做中断了直流供电,与我们的初衷不符。

选择二:

先合上空气开关,将临时直流电源并入系统,然后拆去原有直流电源,在新的直流屏安装调试完毕后,重复以上步骤,拆掉临时直流系统即可。这样做的问题在于不同直流系统间容易产生压差,而且因为蓄电池的内阻较小,所以容易产生较大的环流(环流出现危害最大的情况是在两个电压不一样的蓄电池并列运行时冲击较大,影响蓄电池寿命)。但是这样做的优点也是显而易见的,首先可以确保在更换直流的过程中,不停止对外的直流供电,其次避免了更换过程中对保护装置压板的操作,因此我们选择这种方法。关于产生环流的问题,可以通过调整临时直流系统的电压,尽量缩小两套直流系统间的电压差,缩短两套直流系统并联时间的方法,将环流的影响降到最低。

为了检验应采用何种方式并列,进行了试验,试验结果见表1。

根据上述试验成功的并列方案,拟定了以下直流屏更换的“旧直流屏→临时直流电源系统→新直流屏”供电转换施工步骤:

(1)用电池组和临时充电机搭建一个临时系统并将直流馈供支路转至临时直流系统空气开关下方;

(2)将原直流系统的充电机停用,从临时直流系统引出一组直流电源接到空气开关上方(注意极性);

(3)合上空气开关(此时临时充电机不工作)将负载转至临时直流电源供电;

(4)断开旧直流屏的馈供支路;合上临时充电机的交流输入电源,使临时直流系统正常工作;

(5)断开旧直流屏交流输入电源,拆除旧直流屏;

(6)新直流屏就位,安装电池,连线,接交流,调试正常;

(7)重复上述步骤,即可将负载接入新的直流屏;

(8)检查核对各馈供支路极性正确,新屏运行正常;

更换后的直流系统满足变电站设备对直流系统可靠性、安全性等要求。

4 注意事项

在具体工作过程中,有以下几点需要注意的事项:

1)更换前,需要对做为临时系统的蓄电池组进行仔细检查,将电池组充好电,测量其输出电压是否满足要求,以保证临时供电系统的可靠性。

2)由于一般的临时充电机只有一路交流电源输入,为了避免失去交流电带来的一系列问题,更换前,应对站用低压备用电源自动投入功能进行试验。

3)在不具备低压备用电源自动投入功能的情况下,安排运行人员值班。

4)电池容量选择和模块的配置。电池容量选择要进行直流负荷的统计,直流负荷按性质分为经常负荷、事故负荷、冲击负荷。经常负荷主要是保护、控制、自动装置和通信设置。事故负荷是指停电后必须由直流系统供电的负荷,如UPS、通信设置等。冲击负荷是指极短时间内施加的大电流负荷,比如断路器分、合闸操作等。根据上述三种直流负荷统计就可以计算出事故状态下的直流持续放电容量。一般在220 k V的变电站直流系统的蓄电池要选择两组电池,电池容量是150~200 AH,110 k V的变电站直流系统的蓄电池要选择一组电池,池容量是100~150 AH,35 k V的变电站直流系统的蓄电池要选择一组电池,池容量是50~100 AH。模块数量的配置是要全部模块出额定电流总值要大于等于最大经常负荷加蓄电池充电电流(蓄电池充电电流是按0.1c-0.2c10),如100 AH的蓄电池组其充电电流是0.1c·100=10 A,在不计算经常负荷的情况下,选用额定电流5 A电流的模块的话,两台模块就可以满足对蓄电池的充电,要实现N+1冗余总共选择3台5 A模块。

5)临时接线时考虑引线截面,各连接头接触良好、牢固。

6)尽量避免在更换过程中对变电站设备进行遥控分、合闸操作。如必须操作,只能在变电站手动分、合闸。

7)更换过程中密切监视直流系统电压情况。

5 结束语

此种更换方案已经在我局几个110 k V变电站成功应用。通过两次直流并列切换,顺利实现了直流屏的更换。在整个施工过程中没有发生控制、保护信号的直流电源中断,没有发生短路或接地,经直流屏更换的变电站所有电力设备运行正常,确保了系统安全、稳定运行,提高了供电可靠性,达到了预期的效果。

摘要：对于单电单充直流系统的110kV综合自动化变电站,在更换直流系统的过程中易出现直流消失、开关拒动等严重事故,采用搭建临时直流系统与原有直流系统并列的方式,实现对单电单充方式下110kV综合自动化变电站直流系统的改造,通过试验选择临时直流搭建方案,制定了具体的直流系统改造具体实施步骤,并对并列产生的环流等问题提出了相应的解决方案。

关键词：直流系统,直流改造,环流

参考文献

[1]张乃国.电源技术[M].北京:中国电力出版社,1998.

[2]张惠,冯英.电源大全[M].成都:西南交通大学出版社,1993.

7.110kV变电站的暖通设计体会 篇七

【关键词】110kV变电站；暖通设计；体会

前言

对于我国电力系统的运转而言，各系统节点的配置是用以提升电力工业管理水平的前提条件，尤其是变电站内部及外围环境的维护，是保证安全生产作业的基础。在当前的社会环境中，110kV变电站的运营管理极为重要，站内的暖通设计的质量是推进变电站管理效能提升的重要保证。

一、110kV变电站暖通设计的基本框架

（一）设计110kV变电站暖通系统的功用

根据电力工艺的要求，我国变电站为110kV的区域性负荷变电站较为常见，其运作效能良好。通常情况下，我国110kV变电站的配电装置采用的是六氟化硫组合电气设备。为了维系良好的变电站环境，需要对110kV变电站的通风系统进行科学合理的设计，使其保证整个变电站的通风良好，即做好排热通风系统以及事故状态的通风系统，二者在功能上有所差异，但其对通风系统的要求都是较高的。其中，事故通风可被分成两种类型，其一，为六氟化硫气体绝缘电气设备间的事故通风；其二，为110kV变电站环境内的火灾后的排烟通风。这两种情况都是维护110kV变电站安全管理系统正常运作的基础内容。

（二）浅析110kV变电站暖通设计的框架

为了满足变电站环境内自然通风、余热排风以及事故通风的要求，构建一种基于电力工艺技术的变电站暖通设计体系，其中涵盖至少三套通风设计的框架内容，主要是从电力系统运营管理过程中的自然通风、排热通风以及事故通风这三个方向来设计的[1]。从以往的实践经验中得知，我国部分地区所设立的110kV变电站的供电能力基本饱和，如若在某一区域内加入了新的用户，则很可能就会造成110kV变电站的负荷超高，因此，需要在对站内进行负荷调整之前，对站内的暖通设计进行适当的改良，以便能够支撑110kV变电站系统高负荷运行。

二、110kV变电站的暖通设计在具体操作的过程中需要注意的问题

（一）根据110kV变电站所处的环境来对其暖通系统进行设计

从电力系统的工作职能来看，我国地区电网调度监控环节的工作职责不仅包括地方电网与省级机关的所有事务性工作，还包括监视控制110kV及以上电压等级变电站的日常供电状况，尤其要重视的是110kV变电站所处环境的防火安全性，则就需要从110kV变电站系统的通风设计的内容进行统筹管理。如若变电站由于种种原因易引发火灾事故，那么就需要重点设计站内的灾后排风系统的设计，就以我国北方某110kV变电站系统内部的火灾后排烟设计的方案来看，该站对于风机类型的选择有一定的要求，需要根据电气工艺专业技术的实施效能来选择机型，使其能够满足当110kV变电站出现火灾以后的排风需求，如若电气设备发生火灾后，往往环境中的烟气较重，且温度较低，在这种情形之下，就需要结合相关消防安全标准的国家规制来进行暖通设计，在设计时要满足《建筑设计防火规范》以及《火力发电与变电站设计防火规范》中的具体要求，并在日常的工作中适时对110kV变电站的整体通风系统进行技术核查与检验，保证变电站的安全运行管理[2]。此外，对于110kV变电站环境中的各个电气设备间的通风而言，需要重点设计好主变压器间及其散热间的通风设计。从具体内容来看，主变压器间及其散热间要施行分体设计，即根据二者的排热量的多寡来设计暖通方式[3]。

（二）依据110kV变电站通风系统的类别对整个暖通设计方案进行制定与调整

从110kV变电站的建设情况来看，我国地方的电网调控一体化系统架构的搭建实质上是一种集合各项管理功能为一体的电网运作模式，该模式的实际应用能够满足现代社会环境下人们对电力供应的整体要求，并且实现我国电网系统的自动化运行管理。但即便如此，110kV变电站需要根据所需的通风类型进行暖通设计，并依据具体的功用对其设计细节进行技术调整与改进，使其与实体变电站建筑的各个框架的结构相契合。对于110kV变電站的日常作业而言，针对六氟化硫气体绝缘电气设备间的通风处理十分关键，因六氟化硫物质的化学性质较为稳定，且比空气的质量要重五倍之多，因此，在排放该气体的过程中不仅难排，而且还会产生大量有毒的气体，如若将其混入到成品中，后果不堪设想。所以，针对六氟化硫气体的排放，要采取机械通风装置来辅以排风通气，同时，为了避免成分复杂的气体排放过程中发生剧烈反应，则可以通过上、下两个方向进行排风的方式来解决，在六氟化硫气体绝缘电气设备间设置上、下暖通风口各一个。同样，对于电容器室的暖通设计而言，最主要的是排出其室内的热量，进而保证电容器的运作效能良好。通常，将其进风的方式设计为地板上的风口自然进风，如若当电容器低负荷工作时，可以由外墙高出所设的电动百叶窗进行自然排风，也可以根据实际情况来设置一台机械的排风装置，以备发生火灾等意外状况时使用。

结束语

总而言之，通过研究并设计110kV变电站的暖通方案，能够从具体操作的过程中积累一定的经验，总结在同类型项目的设计过程中需要注意的实际问题。从整体来看，变电站设备的日常维护工作的有序执行对于电网系统的正常运作而言至关重要。所以，需要采取一切有效措施来避免变电站设备出现异常。从变电站的排风系统设计的情况来看，110kV变电站的暖通设计的框架需要根据变电站所处的环境来编排，同时，所填充的细节内容也需要在执行过程中进行适当的调整，进而使得设计方案更具实际效用。

参考文献

[1]季文君.高层建筑暖通设计中存在的问题及改进策略[J].科技创新导报，2012，12（12）：43-44.

[2]曹宗珍.浅谈全寿命周期在变电站设计中的应用[J].安徽建筑，2013，03（03）：203-204.

[3]高从闯，许涛.溧阳抽水蓄能电站110kV变电站生产管理实践[J].水力发电，2013，03（03）：82-83.

作者简介

8.110kV变电站运行管理制度 篇八

目录

一：交接班制度 二：岗位安全生产职责 三：岗位责任制度 四：巡回检查制度

五：设备维护保养管理制度 六：经济责任制 七：设备缺陷管理制度 八：变电站进出管理制度 九：安全生产责任制度 十：工作票制度 十一：操作票制度

一、交接班制度

第一条：交接工作是变电站安全运行运行的一个重要组成部分，必须严肃认真履行交接班手续，若接班人员未到，交班人员应坚守岗位，并立刻报告上级领导，做好安排。个别因特殊情况而迟到的接班人员同样应履行接班手续。未履行接班手续，交班人员不得离岗，接班人员不得上岗。

第二条：交班人员必须在交班前一小时做好各项准备工作，并检查当班各项工作事项及运行情况是否均已载入记录簿内，检查各种应物件齐全，并放入指定地点，检查模拟图与实际情况是否相符。

第三条：接班人员必须提前15分钟到主控室，听取值班人员的运行情况介绍，交班人员必须向接班人员当面交清以下情况：

1、主要设备运行及缺陷情况。

2、运行方式及命令发布情况。

3、倒闸操作票或检修工作票数目、负责人姓名、安全措施执行情况及检修工作进行情况。

4、继电保护动作情况，定值更改情况。

5、设备变动情况。

6、上级指示及有关通知。

第四条：接班人员接班前应做好以下准备：查阅运行日志负荷记录，设备缺陷记录簿。

2、如有检修工作，在了解许可工作票，安全措施及检修情况，对上班未执行完的工作票和隔日执行的工作票，应填写交接记录，直到执行完为止。

3、从模拟图上了解运行方式，核对模拟图板是否与设备实际位置相符。是否与微机控制系统一致。4巡视检查电气设备运行情况，提出巡视中发现的不正常现象与问题，并要求答复。重点检查上一班操作过的设备与现场环境。

第五条：接班人员应认真仔细听取接班人员的情况交代，如有疑问，立即提出，不得含糊。如发现事故缺陷，属交班人员未处理完毕的，应由交班人员处理完毕，才能交班。交班清楚后，接班人员应签字履行交接手续。如在交接班时发生事故，应立即停止交接班，由交班人员进行处理，接班人员协助，待事故处理结束或告一段落时再履行交接手续。

第六条：交接班工作必须做到交接两清，双方一致认为交接清楚无问题后在记录簿上签字。

二、岗位安全生产职责

1：岗位人员对本岗位的安全生产负直接责任。

2：接受安全生产教育和培训，严格遵守各项安全生产的规章制度和安全操作规程，不违章作业，并劝阻制止他人违章作业，切实实行“三不伤害”，遵守劳动纪律。

3：认真执行交接班制度，接班前必须检查本岗位的设备。4：精心操作，严格执行工艺规程，遵守劳动纪律，各项记录准确、真实、整洁。发现异常及时处理并报告。

5：正确分析，判断和处理各类事故苗头，把事故消灭在萌芽状态。6：加强设备维护、保养，发现缺陷及时消除，并做好记录。保持作业场所整洁，做好文明生产。

7：正确使用，妥善保养各种劳动保护用品器具和防护器材。8：积极参加各种安全活动，有权拒绝违章作业指令，反对冒险作业，并及时向领导报告。

9：发生事故要果断处理，及时如实向上级报告，严格保护现场，做好记录。

10：特种作业人员必须接受专门培训，经考试合格取得操作资格证书，方可上岗作业。

11：熟悉本岗位及所在车间的职业危害因素，并掌握相应的防护知识和技能。

三、岗位责任制度

第一条：运行值班员接受电气调度发出的停、送电命令，检修工作命令不接受他人的任何命令，对危及人身安全和设备安全的错误命令，应立即提出拒绝执行的理由，必须及时向发令人的上级申诉。

第二条;变电站全体人员应经常学习和严格执行各项制度，在进行设备操作时，应严格遵守倒闸操作票，进行工作票和工作监护制度。

第三条：运行值班人员应按规定进行巡回检查，发现问题及时汇报、处理并做好记录。

第四条:值班期间值班员不得离开变电站，如有特殊原因，必须向其他值班员请假，离站时间不得超过半小时，严禁值班员同时离开。

第五条：运行值班员必须熟悉以下技术要求：做到“五熟悉”“三会”。“五熟悉”是：

1、熟悉变电站一二次接线，变电站的运行方式，电力的接受和分配过程。

2、熟悉变电站的所有电气设备名称、规程、特征和用途。

3、熟悉控制屏上的开关、信号和所有表计。

4、熟悉安全规程，运行操作规程，上级指令及安全用具测量仪表的使用。

5、熟悉微机的保护、监视及操作规定。“三会”是：

1、会分析运行情况受令能执行正确操作。

2、会及时发现隐患和故障，能分析排除故障。

3、会一般维修。

第六条：值班员同时具备以下职责：

1、当值班员是设备安全运行本班负责人，要严格遵守各项规章制度，做好各项表计的监视，填写运行日志和各项记录簿，发现问题及时汇报。

2、执行当班电气调度的生产命令，填写操作票，正确操作。

3、执行检修工作领导人的检修工作命令，办理检修工作票，做好各项安全措施。

4、发生事故时根据调度及有关领导的命令，迅速采取适当措施处理，以防事故扩大，减少事故损失。副值班员和值班员具有同样的职责。在正常情况下，副值班员不得单独行使职责，而是在值班员领导下工作。只有在经得领导同意顶替值班员工作或在安全供电处于危险的情况时，副值班员方可单独行使值班员的职责。

第七条;实习值班员（培训人员）职责：

1、认真学习本变电站各项规章制度并严格执行。

2、接受主、副值班员的业务指导，但不得进行任何操作。只有考试合格，经领导批准后，方可在值班员的监护下进行二级操作。

3、协助主副值班员做好各项工具、材料、安全用具的保管工作，主动做好清洁卫生工作。

四、巡回检查制度

1、为了掌握设备的运行情况，及时发现和消除设备缺陷，预防事故的发生，必须严肃认真地做好设备的巡回检查工作。

2、当班人员每3——4小时巡回检查一次，巡视检查线路为：主控室——10kV开关室——1#主变——110kVⅠ段母线及其所属设备——110kV内桥母线及其所属设备——110kVⅡ段母线及其所属设备——2#主变。

3、高压电容器室每周巡视一次，必须有两人同时进行。

4、巡视设备时应按规定的路线进行，防止漏巡。巡视时不得接触设备绝缘部分，禁止移动或越过遮拦，并不得进行其他工作。

5、安全用具、标示牌、消防设备等也要定期巡视。

6、进出高压室必须随手关门，防止小动物进入。

五、设备维护保养管理制度

1、严格执行操作规程，严禁超负荷运行。

2、坚守岗位，认真执行巡回检查制度，认真填写运行记录，认真填写故障缺陷记录，并做好挂牌工作。

3、严格执行交接班制度。

4、认真执行密封管理制度，及时消除跑、冒、滴、漏，保持设备卫生。

5、闲置封存的设备应定期维护保养，要注意防尘、防潮、防腐蚀、防冻。

6、做好特种设备及其安全附件的定期检测工作。

7、对于关键设备说明书或操作手册中明确要求的必须定期保养的工作，应尽可能执行，以确保设备的完好。

8、认真做好设备及其管线的防腐与保温工作。

9、认真执行其他各项设备管理工作。

七、设备缺陷管理制度

第一条：设备运行中有下列情况能引起事故或威胁安全运行的被视为设备缺陷。

1、设备运行不符合规程规定的质量标准和设升要求。

2、设备本身受损。

3、设备运行中温度不正常，绝缘油劣化。

4、设备受外力或自然灾害损坏。第二条：设备缺陷处理的原则。

1、设备有可能立即发生事故，引起设备损坏的缺陷时，必须立即停止运行。

2、设备缺陷威胁安全，但不致于立即发生事故应及时上报进行妥善处理。

3、设备缺陷不影响安全运行的，可列入检查进行处理。第三条;值班人员应加强对设备的巡视，发现可能发生事故及引起设备损坏缺陷的情况，应立即上报。

第四条：设备缺陷应由值班人员及时载入“设备缺陷记录”设备缺陷处理完毕，检修工作负责人也要把缺陷消除情况和日期载入“设备缺陷记录簿”。

八、安全生产责任制

1、必须牢固树立：“安全第一”的思想，严格执行安全操作规程、工艺操作规程，各项规章制度，不准违章指挥、违章作业，发现别人违章应予立即制止。

2、新工人进公司和调换工作的人员，未经考试合格，不准上岗操作。电气人员必须经专业技术培训和技术考试合格后，持证上岗。

3、进入生产岗位前必须按规定正确穿戴劳动防护用品。

4、严格执行安全操作规程，发现情况及时报告。

5、严格遵守厂区作业的有关安全规定，办理相关作业证，经审批落实各项安全防范措施后。方可按规定作业。

6、各岗位应按规定配备安全防护和消防器材，定期检查。

7、非本班组管理使用的电气开关设备不准动用和操作。

8、高处作业应办理登高作业证，佩戴安全帽，系安全带。

9、岗位人员应接受安全管理人员的检查，服从安全管理。

10、认真交接班，严禁“三违”，违反安全生产规章制度者应按照公司有关奖惩制度进行处理。

九、检修工作票制度

第一条：为确保人身及设备安全，进行工作必须办理检修工作票并按检修规程执行，否则值班人员有权制止。事故抢修工作可不用工作票，但应记录在操作记录簿内。在开工前必须做好安全措施，并指定专人负责监护。

第二条：在电气设备上工作，必须按规定填写工作票或按命令执行，方式有下列三种：

1、填写第一种工作票。

2、填写第二种工作票。

3、口头或电话命令。

第三条：填写第一种工作票的工作为：

1、在高压设备上工作需全部停电或部分停电。2在高压室内的二次接线和照明等回路上的工作，需要将高压设备停电或做安全措施。

第四条：填写第二种工作票的工作为：

1、带电作业或在带电设备外壳上工作。

2、在控制盘或低压配电箱、配电盘、电源干线上工作。

3、在二次回路接线上工作，无须将高压设备停电时。

第五条;检修工作领导人（签发人）的职责：发布检修工作命令，签发检修工作票，根据检修工作任务拟定安全措施，向检修工作负责人交待检修内容和要求，检查检修工作现场，验收后发布检修结束和送电命令，检修工作领导人（签发人）由电气设备主管和部门技术负责人担任。

第六条：检修工作负责人的职责：接受工作领导人的命令，负责组织和领导检修工作班成员完成检修工作，对检修工作安全和检修工作质量负责。

第七条：检修工作许可人的职责：接受检修工作领导的命令，执行倒闸操作，完成检修工作票拟定的安全措施并填写在工作票上，做好现场准备工作后，允许工作负责人带领检修人员进入现场。

第八条：工作票是允许在电气设备上工作的唯一书面依据。工作票应在工作前送交变电站，工作过程中由工作负责人存放在工作地点，每天收工后送交回值班员，再次复工时，不改变工作内容的可重复连续使用，但仍应履行工作手续。工作负责人在未经工作许可人许可并取得工作票前或交回工作票后，均不得擅自在电气设备上工作。

第九条：检修工作结束后，工作负责人和值班员共同检查工作现场，值班员撤除有关安全措施，双方签字后，由工作负责人持工作票向工作领导人汇报。

第十条：工作领导人应亲自检查工作和验收工作现场，确认无误后发出重新送电命令，并在工作票上填写清楚。

第十一条：检修工作进行期间，值班员应检修安全巡查，发现有不安全现象和预兆，应立即告知工作负责人处理，如发现严重威胁安全的现象，应劝阻直致停止检修班工作。

第十二条：值班人员、检修人员不得任意更改工作票上所注明安全措施和足以影响安全工作的有关设备运行方式。

十四、操作票制度

第一条：一切正常操作，均应填写操作票。

第二条：倒闸操作应一人进行，一人监护（事故处理除外）验电、放电、装拆接地线必须有两人方可进行，严禁一个人单独进行操作。第三条：倒闸操作必须遵守以下步骤：

1、发令和受令：正常生产所需的停、送电倒闸

操作命令由生产调度员发布，设备检修所需的倒闸操作命令由检修工作领导人发布，值班员接到命令后应复颂一遍将此命令记入操作任务和调度命令记录簿。

2、填写倒闸操作票：受令人根据命令，弄清操

作目的和内容，查对模拟图，拟定倒闸操作程序，填写操作票。

3、核定和审定操作票：受令人填写好后操作票

由另一名值班员核定，签名后交由受令人执

行。

4、模拟操作再次核对：受令人在另一值班员的监护下，按操作票顺序唱票，在模拟图板上模拟操作一次，再次核对操作票的准确性。

5、做好安全措施，穿好绝缘鞋，带好绝缘手套。

6、核对实物：面对实物，操作人在前，监护人

在后，走到操作设备前，监护人按操作票上的项目，核对操作人面对的设备名称、编号是否正确。

7、高声唱票，逐项操作，逐项勾票：监护人高

声唱票，操作人复诵后操作，每完成一项操作，监护人勾去一项，然后再读下一项。

8、检查操作结果：全部操作结束后，操作人监

护人检查操作结果。

9、汇报记录：检查操作结果无误后，向法令人

汇报操作令执行完毕，然后在操作票上加盖“已执行”图章，存档备查，在运行日志上记录操作开始和结束时间。

10、核对模拟图板，使之与运行情况完全符合。

第四条：倒闸操作时，二人中任何一人对操作设备有疑问，或发现仪表指示不正确，直流回路有异常，操作应立即停止，经重新核对后再执行。第五条：下列各项操作，可不用操作票：

1、拉合断路器（开关）的单一操作。

2、事故处理。

3、拉开或拆除全站唯一的一组接地刀闸或接地线。

第六条：操作票应编号，并按照编号顺序使用，作废的操作票，应加盖“作废”印章，已执行的加盖“已执行”印章，使用过的操作票必须保留一年，以备查。第七条：操作票的内容：

1、填写断路器和隔离开关接地刀闸等的操作步骤。

2、检查在拉开或合上断路器、隔离开关、接地刀闸等设备后的实际位置。

3、检查接地线是否拆除。

4、检查负荷分配情况，已防止设备过负荷而引起过电流保护动作。

5、验电：检查需要装饰临时接地线的设备是否确已无电。

6、安装或拆除控制回路及电压互感器的保险器。

7、切换保护回路。

9.110kv变电站试验方案 篇九

一．填空（每空1分）

1.倒闸操作的中心环节和基本原则是围绕（）。在拉合闸时，必须用（）接通或断开负荷电流或短路电流，绝对禁止用（）切断负荷电流在合闸时应先从（）进行，依次到（）。在拉闸时应先从（）进行，依次到（）。

2.主变容量是（）一次电压时（）二次电压是（）。一次电流是（）二次电流是（）。运行人员每天至少应对变压器检查（）次，每周应有一次（）检查。

3.SF6断路器指针式密度继电器20℃表压在（）左右，不得低于（）SF6气体作为（）和（）介质。额定电流是（），额定短路开断电流是（）。10kv户内高压真空断路器额定电流是（），额定短路开断电流是（），501 502 500断路器额定电流是（）额定短路开电流是（）1# 2#站用变额定容量是（）一次电流是（）二次电流是（）一次电压是（）二次电压是（）。

4.电业安全工作规程应每年考试（）次，因故间断电气工作（）

个月以上应重新学习本规程，并经（）方能恢复工作。

5在电气设备工作保证安全的组织措施是（），（），（），（）。

6.在电气设备上工作保证安全的技术措施是（），（），（），（）。

7.高压设备部停电时，工作人员若有必要移开遮拦时，应有监护人在场。10KV及以下不得靠近（）米，110KV不得靠近（）米。工作人员工作中正常活动范围与设备带电部分的安全距离10KV及以下（）米，110KV（）米。

8.高压验电应戴（）应使用相应（）等级，合格的接触式验电器验电时应先在（）上进行试验，确认验电器良好

9.用绝缘棒拉合隔离开关时应戴（）,应穿（），应有（）进行。

二.判断（每题2分）

1.电流互感器在工作时其二次侧不允许短路（）.2.电压互感器在工作时其二次侧不允许开路（）.3.电流互感器和电压互感器二次侧都有一端必须接地（）.4.电流互感器、电压互感器二次侧电流、电压一般是10A、1000V（）.5发现有人触电应立即进行抢救（）

三.选择.（每题2分）.1.电容器的直接作用是并联在线路上提高（）。

A．功率因数B.有功功率C.无功功率.2.电容器的外壳温度不得超过（）

A.80℃B.90℃C.60℃

3.线路各连接处温度不应超过（）

A.100℃B.70℃C.40℃

4.高压设备发生接地时，室内不准接近故障点（）以内，室外不准接近故障点（）以内。

A.2m、4mB.4m、8mC.8m、16m

5.三相绕组星形连接时，线电压是相电压的（）倍。

A.√2B.√3C.相等

6.三相负载总功率的计算公式是()

A.U线I线COSB.√3U线I线COSC.√2U相I相tg

7.变压器中一次、二次线圈的电压和电流关系是（）

A.反比￣B正比

8.用万用表测量电阻时，红电笔插入（）,黑电笔插入（）

A.＋、－B.－、＋

9.用兆欧表测量绝缘电阻时“E”接线柱接(),“L”接线柱接（）

A.接地、线路B.线路、接地C.机壳、人体

10.触电急救最重要的是（）

A.人工呼吸B.胸外心脏挤压C.脱离电源

四.问答

1.主变外部巡查的内容？（10分）

10.110kv变电站试验方案 篇十

【摘 要】随着经济社会的迅速发展，能源需求量越来越大，电的应用已经遍布了人们日常生活，供电系统作为一个重要环节，其安全稳定运行与我们的生活存在很大联系。随着城市化进展的步伐加快，电力系统的容量也在迅速扩大，入地短路电流大幅度提高，为了能保持电力系统的安全稳定运行，必须降低接地电阻的阻值。本文就作者工作经验对 110kV变电站接地电阻高的原因进行详细的分析并给出了一些改良的方案。

【关键词】110kV变电站；接地电阻；降低；改良方案

1.接地电阻的重要意义

110kV变电站设计是城网建设中的关键环节，变电站的接地网上连接着全站的高低压电气设备的接地线、低压用电系统接地、电缆屏蔽接地、通信、计算机监控系统设备接地，以及变电站维护检修时的一些临时接地。如果接地电阻较大，在发生系统接地故障或其他大电流人地时，可能造成地电位异常升高，造成接地系统电位分布不均，局部电位超过规定的安全值，这会给运行人员的安全带来威胁。还可能因反击对低压或二次设备以及电缆绝缘造成损坏，使高压窜入控制保护系统、变电站监控和保护设备，会发生误动、拒动，从而造成事故。

2.接地电阻的结构

变电站接地装置的接地电阻由接地自身电阻、接触电阻和散流电阻三部分构成：接地自身电阻是指接地线与接地极的自身电阻，其阻值与接地体的材质和等价几何体尺寸有关，由于它们是金属导体，因此这部分电阻一般只占总接地电阻的 1%～2%。接地电阻是指接地体表面积与土壤的接触电阻，其阻值与土壤的性质、颗粒、含水量及土壤与接地体的接触的紧密程度有关，其值可占总接地电阻的 20%～60%不等。散流电阻是指从接地体开始向远处（20m）扩散电流所经过的路径土壤电阻，它的大小与接地极的形状、几何尺寸及土壤的电阻率有关。其中接触电阻和散流电阻对接地电阻的大小起决定作用。接地电阻偏高的分析有多方面的原因，归纳起来有以下几个方面。

首先，客观条件方面。土壤电阻率偏高，特别是山区，由于土壤电阻率偏高，对系统接地电阻影响较大。土壤干燥，干旱地区、沙卵石土层等相当干燥，而大地导电基本是靠离子导电，干燥的土壤电阻率偏高。

其次，勘探设计方面。在地处山区复杂地形地段的变电站，由于土壤不均匀，土壤电阻率变化较大，这就需要对每处地网进行认真的勘探、测量。根据地形、地势和地质情况，设计出切合实际的接地装置。如果不根据每处地网的地形、地势情况合理设计接地装置并计算其接地电阻，而是套用一些现成的图样或典型设计，从设计上就留下了先天性不足，造成地网接地电阻偏高。

再次，施工方面。不同地区变电站的接地，严格施工比精心设计更重要。因为对于地形复杂，特别是位于山岩区的变电站，接地地网水平接地沟槽的开挖和垂直接地极的打入都十分困难，而接地工程又属于隐蔽工程，如施工过程中不能实行全过程的技术监督和必要的监理，就可能出现不按图施工、接地体埋深不够、回填土没有按照规定选择细土并分层夯实、采用木炭或食盐降阻等问题，从而缩短接地装置的使用寿命。

第四，运行方面。有些接地装置在建成初期是合格的，但经一定的运行周期后，接地电阻就会变大，除了前面介绍的由于施工时留下的隐患外，以下一些问题也值得注意：由于接地体的腐蚀，使接地体与周围土壤的接触电阻变大，特别是在山区酸性土壤中，接地体的腐蚀速度相当快，会造成一部分接地体脱离接在接地引下线与接地装置的连接部分因地装置。锈蚀而使电阻变大或形成开路。接地引下线接地极受外力破坏时误损坏等。

3.接地电阻措施的改良

为了降低接地装置的接地电阻，保证电力系统的安全可靠运行，可以从物理和化学两个方面入手进行改良。物理降阻方法主要有：

第一，更换土壤。采用电阻率较低的土壤替换原有电阻率较高的土壤，该种方法经工程实践证明效果较好，但工程量较大，投资相对较高，一般在大中型地网中较少采用。当采用该方法时，应结合土建工程的“三通一平”进行施工，这样可以降低开挖、运输等方面的投资。

第二，深埋接地极。深井接地即用多根较长的垂直接地极敷设在地下，间距一般要求大于20m，并与接地网连接以达到降低接地网接地电阻的目的。当深处土壤在垂直地面的方向上下分层，且下层土壤的电阻率远低于上层土壤或有水时，可采取该方法来降低接地电阻，尤其是对含砂土壤，效果明显。深井接地方法有一定的局限性，如果变电站的上下层土壤电阻率变化不大，甚至下层的土壤电阻率高于上层时，该方法意义不大。而且，深井接地极的根数受变电站面积的影响，对于面积小、土壤电阻率太高的变电站单用该方法也是很难使接地电阻达到规程要求。

第三，伸长水平接地体，增大接地网面积。众所周知，接地电阻的大小与接地网面积成反比，接地网面积越大，接地电阻越小。因此，在原有接地网基础上增大接地网面积，可以降低接地网电阻，一般有增加斜接地极和外引接地网两种方法。如果附近有导电良好土壤、河流和湖泊等可采用该方法，但延伸达到一定长度后，即便再增加接地体长度，接地电阻也不再明显下降。

第四，采用深孔爆破接地技术。采用钻孔机在地中垂直钻一定直径、深度的孔，在钻孔中插入接地极，然后在孔的整个深度，隔一定的距离，换置定量的炸药，实施爆破，将岩石炸裂，爆松，然后将低电阻材料，用压力机压入深孔和爆破制裂产生的缝隙中，通过低电阻率材料将地下大范围土壤内部沟通和加强接地极与土壤或岩石的接触，从而达到大幅度降低接地电阻的目的。该种技术是近期的科研成果，降阻的效果也较好，但投资较大，应进行技术和经济比较、论证后才确定是否采用。除以上四种方法外，还可采用三维立体接地网、深孔压力灌注等方法来降低接地电阻。

4.结论

变电站接地网的合理设计，以降低接地电阻在目前仍是一个受到诸多因素影响的、非常复杂的问题，应充分考虑经济因素和工程因素。对于接地网方式的选择，必须结合各种实际情况进行综合对比分析。在土壤电阻率高、电阻分布不均匀、接地网水平扩张裕度有限的地区，将接地网向纵深方向发展是设计的必然思路。同时，增设垂直接地极对于降低地网接地电阻、接触电压和跨步电压也是一种行之有效的方法。 [科]

【参考文献】

[1]曾令琴.供配电技术[M].北京：人民邮电出版社，2008，10.

[2]李彬，郑连清.110kV变电站接地电阻的降低与核算[J].四川电力技术，2010（02）.