220kv变电站变电运行论文

220kv变电站变电运行论文

变电运行类论文2000字左右

变电运行工作主要由操作、维护及管理等方面组成。正因为这样，在变电运行工作中要面对很多的甚至是繁琐的规章制度。接下来我搜集了变电运行类论文2000字左右，欢迎阅读查看。

变电站的变电运行模式和安全管理具有科学性、综合性和系列性，是维持电力系统正常运作的重要工作环节，对电网运行工作和良好的供电秩序具有重要作用。现阶段，随着我国经济水平的飞速发展，变电站数量激增，导致社会电力供应矛盾突出，电网运行中变电站的变电运行管理模式和电力系统的安全运行管理工作也受到很大程度的影响，凸显出许多电力安全和运行管理中的问题，影响着市场供电秩序和电力工程的高质量建设。

1变电运行模式

1.1无人值班变电运行模式。随着时代的发展和科技的进步，变电管理模式也逐渐改头换面，与先进科学技术相结合，形成了一种新的管理模式，即无人值班变电管理模式，主要是指在先进设备和计算机技术的基础上，利用全新的微机远动技术，将变电站的运行情况输送到远程控制处，然后由远方的值班人员对变电站设备的运行情况进行有效的监督和控制。这就是一种新的变电运行模式，能够有效的节约人力资源和施工距离，也提高了变电管理的科学性、便利性和准确性。但是这种新型变电运行管理模式也对电力人员的综合素质和工作技术提出了新的要求，需要工作人员学会合理运用先进设备，提高自身的工作能力，与电力系统中各个环节相协调，做好变电运行管理工作。

1.2变电运行模式中凸显的主要问题及解决措施。变电运行模式的主要内容在于变电运行中对于电力设备的正常操作和电力运行的维护管理，要综合多方面因素，做到既重视技术性工作，又照顾到琐碎的细节部分，不能任由小部分的风险导致重大的安全隐患。由于电网运行中涉及面广，综合性强，所以往往会出现一些惯常的通病，如电力设施比较多且复杂，容易引发异常故障；电力工作人员众多，分散管理难；维护电网运行的工作简单枯燥，电工思想松懈，安全意识不高等多种问题。多样化的小问题堆积会给变电站造成严重的电力故障，不仅影响到电力企业的经济效益，甚至会损坏用电设备，影响电网正常运行和人们的生命安全。所以，对于电力工作人员来说，需要时常维护电力设备，并了解它们各自的内部结构以及工作原理和维修方法，保证电网系统的顺利运行，并能够在故障发生的第一时间进行正确维修，提高变电运行管理；对于电力企业来说，要规范内部管理制度，建立专人专岗责任制和严格的值班制度，将具体的故障责任落实到个人，明确分工，实行两班或三班倒的值班制度，在值班人员进行交接时，确保人员准时到位，对各环节工作交接完整，形成连贯的工作链接，明确各工作人员的责任。

2变电运行安全管理

2.1变电系统运行中存在的问题

2.1.1安全意识淡薄，设备管理不周。人力资源和电力设备是保证电力系统正常运行，营造良好供电秩序的最重要元素。但是在许多的电力企业中，员工缺乏严格培训和实地训练，安全意识淡薄，对电力工程的施工并没有按照严格标准执行，严重影响到工程项目的施工质量。另外，电力设备对于电网的运行也具有重要的作用，特别是那些负担责任重大的用于登高作业的小型起重器材，需要通过严格标准的质检才能够投入使用，并且需要工作人员适时检查，减少施工故障的发生率。

2.1.2变电操作不规范。变电站的施工过程即变电操作是维护变电站正常运行的重要组成部分，关键在于操作人员的丰富的理论知识和熟练的操作能力。由于电力设备的维护管理工作不到位和操作人员的疏忽大意，导致电力设备经常发生误动或拒动的故障，轻则只是经济损失，严重的话会影响到电网的运行和人身安全。

2.1.3变电系统运行中的安全管理工作不到位。根据现代学科中安全管理学的认知，安全故障的发生根源在于安全管理工作的不到位，电力系统运行中，安全管理工作的不完善主要体现在员工安全培训环节管理薄弱、电力设备管理不过关、企业领导层管理能力有待加强以及电力系统管理制度不完善等四个方面。在变电站的变电运行中，企业对员工的管理缺乏全面性和制度性，不能根据员工的实际情况遵照制度规范加强员工安全意识建设和技术培训；电力系统管理缺乏控制性和科学性，没有先进的管理理念和具体的管理办法，使电力系统在前期准备和运行过程中控制力度缺失；电力设备生产质量检查和定时检修工作不到位，提升了事故发生率；电力系统管理制度不完善，缺乏综合性，妄想以技术来弥补事故损失，对各方面工作不能兼顾。

2.2加强变电运行安全管理的建议。首先，提高工作人员的安全意识，加强电力设备管理。在员工培训阶段，对员工严格要求，将基础理论知识和专业电力技术双管齐下，体现出安全的重要性，增强员工的安全意识。加强电力设备管理，在生产阶段严格按照具体的生产标准执行，并对电力设备进行固定时间的检查和维修，保证设备性能完好，提高工作效率。其次，提高工作人员变电操作水平。对员工进行思想教育，提高他们工作的自觉性和积极性，并用政策制度辅助，增强员工工作时的压力感，促使员工严肃对待；建立变电运行管理制度，提高对变电运行的管理要求，确保员工能够掌握紧急事故的处理能力，缩减事故发生时间。最后，将变电运行中的安全管理重点放在前期的故障预防上，宣传企业的电力管理制度，提高员工的警惕心，养成安全施工作业习惯；遵照规章制度加强员工训练，确保技术到家，安全操作；管理部门在企业中对包括领导层在内的全部人员进行安全教育，总结以往工作中的纰漏和不足，使每个人能够在教训中进步。

3变电运行安全

变电运行班组管理的好坏会直接影响到变电站是否能够安全的运行。安全生产是每一个企业的生命。任何一个企业的正常运行都离不开安全生产。对于变电运行来说，其安全运行的意义不言而喻。变电安全运行主要从以下几个方面进行管理。第一是进行安全管理。安全管理是变电运行的重要组成部分。在变电运行安全管理的过程中应该以预防为主。在平时应该大力对相关的规章制度和安全生产的重要性进行宣传。不能等到出事才宣传。然后是加强安全操作的培训，让值班人员平时就养成安全操作的习惯。在进行安全教育的时候应该将重点放在如何加强自我保护意识、防止事故等几方面上。举办各种安全教育的活动，要求所有人都要参加活动，并在活动的过程总结合自身的工作进行变电安全运行的发言，以增加值班人员对安全管理的认识。第二是进行专业技术培训。值班人员的业务素质直接影响着变电运行的安全生产。因此必须将提高值班人员的`业务素质作为变电运行管理中的一个重点来对待。相对于环境和技术设备来说，人是十分活跃的因素。有效的对人的行为进行规范是降低安全事故的重点。提高员工的安全素质是保证员工人生安全的有效途径。在进行培训时，要“以人”为本，从员工的基础入手。通过各种活动逐步的提供员工的业务素质。结合各种专项检查、日常维护、维修的特点以及相关的安全、业务知识培训指南，，将安全知识的培训内容分门别类，提炼重点和精华，打印下发到每一个运行人员，起到强化效果作用。培训应该提倡和注重基层各班组的日积月累、长期坚持的安全培训模式，从日常维护，倒闸操作和安全注意事项等入手，务求每个运行人员都学实、学透。并定期开展反事故演习竞赛及经验交流会，调动值班员学习业务知识的积极性，从而达到提高值班员业务水平的目的。最后是进行思想政治工作的管理。要不间断的对员工进行爱国、爱站的教育，让他们明白他们是企业的主人，让他们以企业主人翁的姿态对待自己的工作。同时还应该及时的将各种站内的信息公之于众，让员工对自己的厂和站有个明确的认识。对员工的思想政治工作不能够流于形式，一定要紧密联系实际，不回避矛盾，要以理服人。

结语

变电站变电运行管理模式的科学应用以及电力系统的安全管理运行，是保证用户合理用电，电力系统正常运行的重要保障，要根据电力系统每个阶段中表现出来的具体问题进行深入分析，对员工培训、设备管理、电力系统管理制度等多方面进行加强和完善，保持电网运行的稳定性，促进电力系统安全、健康、有序发展。

摘 要：

一旦在变电运行工作中发生事故，不但对变电运行的工作产生影响，还是对于人民经济财产和自身安全的重大隐患。笔者通过介绍变电运行中常见的几个主要问题，并且论述产生问题的原因和解决措施。

关键词：

变电运行；主要问题；解决措施

随着社会经济的不断发展，对电力的需求量越来越大。作为变电站的重要组成部分，变电设备在电力系统中的运行维护质量是保证变电系统可靠、稳定运行的关键。为了能更好地满足社会经济发展及人们生活对电力的需求，必须要采用先进的维护技术加强电力系统变电运行设备的维护，以保护变电设备运行的可靠性与安全性。

1 变电运行设备维护的现实意义

1.1 能分解保证变电设备运行的可靠性

变电设备运行的质量将直接影响变电系统运行的可靠性，也对整个电网运行的稳定与安全运行造成影响。可见变电设备的正常运行是保证变电运行稳定性与可靠性的关键，因此，必须要加强对变电系统中变电设备的检测与监控，以及时发现设备在运行中潜在的安全隐患问题，以便及时采取有效的维护措施解决设备故障，以保证变电设备的安全、可靠性。

1.2 能够减少变电设备安全隐患的发生

变电设备运行维护的工作重点就是检测与监控设备运行中存在的安全隐患，这就要求技术人员必须全天候、全方位进行监控巡视，以便在第一时间发现变电设备运行过程中潜在的安全隐患，从而根据隐患问题采取相应的解决措施，以减少变电设备安全事件的发生。在对变电设备的过程中，技术人员必须要详细掌握设备运行中的情况，若发生问题，必须及时处理，避免问题逐渐变大而影响电网的正常运行。

1.3 可能促进电力企业的稳定向前发展

作为电网的重要组成部分，变电设备也是电力系统中的基础部分。在电力设备运行时若发生故障问题，容易导致整个电网无法正常运行，甚至会损坏变电设备，不仅直接影响电网的供电质量，而且会大大增加电力企业的运行成本，对企业的稳定发展造成极大的影响，因此，在变电设备运行的过程中， 必须要加强对设备的有效管理与维护，以保证电力企业的稳定，可持续发展。

2 变电运行中的主要问题

2.1 操作人员的不规范操作和表现

变电工作的一线职工是变电运行的直接参与者。变电运行工作的主要内容就是对于设备的操作和维护，同时由于电气设备的分散、繁杂，出现故障和异常的概率很大。在日常变电运行的工作中，操作人员需要重复大量的填表和记录工作。工作内容枯燥乏味，长此以往会形成职工工作态度的消极松懈，从而使得在变电运行工作中对于设备的操作应付了事，不规范操作，极可能引起设备事故，严重影响到了电力工程的安全和变电运行的可靠性。同时，由于操作人员对操作技术和流程的掌握不过硬，造成在操作过程中出现失误，也是变电运行中的一大问题。

2.2 安全工作没有落实到位

从管理的角度来说，任何发生在管理运行中的安全事故，都是由于安全管理机制的不完善或者安全管理工作实施的不到位。大部分变电企业由于资金、技术、人力的各种原因，要想通过技术实现安全预防的工作并不现实。为此，我们只有在不断发展技术的基础上，完善安全管理工作，才能够预防和排除变电运行中的安全隐患。变电运行中的管理问题主要为：管理模式的落后；管理者对于管理制度的理解错误；员工的安全培训不足；管理决策失误；设备问题。

2.3 电力设备的问题

我国电力工程正在实现微机化和自动化，然而由于经济和技术的原因。目前普遍变电运行中的设备仍然是以往的陈旧设备，这不仅不能满足我国电力工程改革的需要，同时随着设备的老化和功能缺失，会大大加重设备检修工作的工作量和变电运行中过的安全隐患。

2.4 变电系统现行的管理模式中，有着明显的弊端

首先，对于设备巡视工作重复、低效率。设备的巡视工作没有重点，采用的定期巡检方式不利于及时发现设备的潜在问题，不利于避免事故的发生。再有巡视工作不分主次，导致很多设备重复检查，浪费人力，而一些重要设备检测不足。其次管理者对于安全管理工作的认识不足，容易忽视事故的苗头。同时，设备管理和生产技术管理存在职责不清、履行职责不到位、安全监督“人治”化等现象。

3 造成变电运行故障的原因的分析

3.1 变电运行故障的人为因素

在变电运行管理中，管理变电运行的是电力工作人员。变电运行人员对变电的操作是否合理和规范，是变电运行安全与否的直接原因。因为管理变电运行工作比较枯燥和繁琐，而且设备众多，需要一一检查和操作，不仅体现在工作形式单调、设备复杂，而且许多变电运行工作人员专业技术不达标，加上工作乏味，长此以往会使变电运行工作人员心性浮躁，对工作不认真，敷衍了事。变电工作人员这种工作态度下稍有不慎则在变电运行的操作中发生失误，从而产生电力事故。

3.2 变电运行中管理的隐患

我国每年都发生许多的变电事故，主要是因为对变电运行的管理不科学，存在许多不足。电力企业在生产和经营中没有贯彻落实安全第一的思想，没有提高管理制度和管理者的水平，从而为变电事故埋下祸根。在实际的变电运行管理中，并没有落实国家和企业所制定的各种制度，对变电运行工作人员监管不力，对电力设备的检查也马马虎虎。而且在日常的管理工作中无法落实其应有职责。其次，由于管理制度的架空和落后，变“法制”为“人制”，导致变电运行管理十分紊乱，职责不明，出现问题互相推诿。

3.3 变电运行管理中不可抗因素

我国电力事业突飞猛进，对电力设备的需求日益增多。大量的电力设备被应用到电力企业中去。在一些变电运行事故中，是因为电力设备不合格，质量差而造成的，很多设备在一开始运行良好，变电运行工作人员没有进行检查和更新，时间一长，便生各种问题，甚至出现变电运行事故。很多电力企业因为资金原因，购买不合国家安全标准的电力设备，或是没有资金对老旧设备进行更换。从而产生变电事故。

4 解决途径

4.1 维护好检修设备进行保养

要定期的给设备注入适用的润滑油，交替使用电气设备，并且及时的清洁设备，同时也可以通过利用现场模式循环滤油的方式，用来避免或减少设备故障出现的可能性，相应提高设备的可靠性，延长设备的使用周期，确保设备稳定健康以及持续的运行。

4.2 加强电力电气设备的检测工作

如果设备在运行过程中有异常情况的出现，对原因要进行分析研究，分析设备的运行规律和变电规律，从中找出故障的存在因素，进行彻底性的故障排查，然后通过全方位的检修工作，从而保证我们的设备能安全进行。

4.3 完善变电检修技术

电力是否正常供应与工、农业发展和人民生活息息相关，在从传统定期检修方式过渡到状态检修方式前，首先需要完善电力设备的在线监测技术与带电监测技术，才能保证从传统检修方式转变到状态检修方式过程中的供电稳定性与安全性。

4.4 提高检修人员专业水平

增强企业技术管理水平与管理办法也需要同步提高，如制定专业的培训制度与考核制度，定时定期对检修人员进行培训与考核，提高专业水平，淘汰低水平技术人员；如将电工的考核与变电检修成本相关联，可以充分发挥检修人员的专业水平。检修人员水平提高，自然可以有效降低变电设备出现风险的几率与检修人员工作中的失误。

结束语

变电运行设备维护的质量是保证电力系统稳定、可靠运行的关键，所以必须要做好变电设备的维护，以将变电设备运行过程中潜在的问题进行消除，从而保证电网的正常、安全、可靠运行。因此，电力企业必须要认识到电力设备运行维护与管理的重要性，以采取有效的维护与处理措施，以确保电网的安全、可靠运行，从而促进电力事业的健康、可持续发展。

参考文献

[1]翟迎新.变配电运行与维护要点分析[J].科技创新与应用，2013，30.

[2]姚懿芸.关于变电运行设备维护技术的相关思考[J].中国新技术新产品，2014，2（下）.

[3]唐麟.变电设备运行维护技术探讨[J].企业技术开发，2014，7.

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我国输变电工程设备维修对策探讨
摘要：电力工业是设备，技术，资金密集的工业，为争取达到获得输变电工程设备寿命周期总费用最低的目的，提高设备的可靠性、经
济性以适应电力生产．建设的迅速发展，本文初步探讨了输变电工程设备管理中设备的维修方法。如何借鉴国内外现有维修理论和实
践的发展成果，结合电力行业自身的探索得到的经验，依靠科技进步，选择合理高效的输变电设备维修策略，是供电企业期待研究的一项
重要课题。
关键词：输变电设备维修对策
1我国电力工程设备维修存在问题
近几年来，国内供电企业由于固定投资
的大量增加，设备数量增长较快，而企业由于
减人增效的需要，维修人员数量增长不大，同
时，由于供电可靠性等要求的提高，使得很多
设备难以进行停电维修，因此，基于定期维修
的计划预修体制己逐步不适应现有企业的
要求。此外，设备质量的提高，也使得维修策
略的改变成为可能。在这种情况下，国内供
电企业以设备状态维修为突破口，开展了设
备维修策略改进的实践和探索。
国内供电企业设备状态维修主要是利
用现有成熟的技术手段和方法对设备运行
状况进行监测，利用专家系统对设备在线
和离线测试数据进行分析并综合判断设备
的运行状态，对设备未来的运行状态进行
预测，以达到延长设备维修间隔时间、提
高设备维修合理性、降低整体维修费用的
目的。所采用的技术手段主要是设备在线
检测披术和设备状态评估技术，前者主要
是对变压器、开关、电容型设备、避雷器
等的电气和机械状态参数进行实时测量；
后者则是通过对历史和实时数据的分析，
采用模糊数学、专家系统、神经网络等技
术评估和预测设备的状态，实现方式主要
体现为计算机维修管理系统(CMMS)。
2输变电工程设备维修对策
输变电工程设备维修对策涉及较多，
主要包括复杂大系统可靠性评价、先进的
传感技术、信息采集处理技术、干扰抑制
技术、模式识别技术、故障严重性分析、寿
命估计等领域。其中以先进的传感技术以
及故障诊断的信息处理技术为研究热点。
先进的传感器是实现预测性维修的重
要手段，是一个长盛不衰的研究热点。这是
因为，故障诊断技术的发展首先决定于能否
获取尽可能多的有用信息，这是数据处理和
诊断决策的基础。为了提高故障诊断水平，
研究各种新型传感器便成为电力界的研究
热点。原来用于军事的传感技术，也有一部
分移植到电力设备的状态监测上来。美国
电力研究院已开发出一种直接测量分析油
中气体的半导体传感器，它可在线直接测量
和分析油中的4种气体并监视其变化趋势，
现已用于一些电力部门的变压器。下一步
工作是把测量微水的传感器和它集成起来，
并配合负荷电流测量，进一步研究油中气
体、水分随负荷的变化关系。
对采集到的信号加工处理，要比采集
信号本身更为困难，信号加工和处理的目
标有：从现场中人量的背景干扰信号中提
取有用的信号；根据测得的信号进行故障
分类；判断故障的严重程度，以便决定设备
是否需要退出运行。
为抑制现场测量中不可避免的干扰，除
了应用硬件滤波器和数字滤波技术以外，
近年的研究发现小波变换技术可有效地滤
除稳态信号(如现场测试中经常遇到的载波
信号干扰和噪杂声干扰)，可以把有用信号
从比信号强几个数量级的干扰中提取出
来。故障信号的分类则是更为困难的研究
课题。过去用频谱来区分故障类型的方法
有很大的局限性。因为许多不同类型的故
障信号频谱往往有一部分甚至大部分是重
叠的，在频域内很难加以区分。研究故障
的“指纹特征”以及提取和识别指纹特征
的方法便成为故障诊断研究的一个重要的
分支。在研究的故障分类方法有：神经网
络、专家系统、小波分析、分形维分析等。
3输变电工程设备策略的实现
(1)开展状态检修需要观念更新
国内由于多数供电企业中长官意志、
总工的水平往往左右着技术的开发和投入，
对于新技术的探索和应用发展极不平衡，左
的路线下大上特上在线检测设备，研究探求
实施对电器设备的状态检修，右的思想影响
下不认可在线技术和设备，仍抱着运行规程
实行周期维修。而同时由于进行在线检测
设备研究制造的公司、研究所或大专院校，
仍然停留在研究的水平上，成型的技术还不
能确证，可靠的、大批量、廉价的设备还不
能推出，供电公司电气设备实行完全意义上
的状态维修确实不具备条件。因此状态检
修首先要在剖析现行各专业规程的基础上，
结合设备现状制定出一个可靠、有效、客
观的指导性文件。既保证专业规程规定的
技术条件、标准、工艺等的执行，又要对设
备检修的“周期规定”逐步改革。
(2)开展状态检修需要加强管理，综合
考虑经济性
开展状态检修工作首先要领导重视。
在科学管理的基础上，领导要敢于承担技
术责任，要建立起负责、策划，组织、协调
并指导状态检修工作的领导小组；以协调
变电、配电、检修、继保、试验及其他相
关专业部门的分工、配合、衔接、实施等
各项具体工作。
安装在线检测设备，对于一个220kV变
电站动辄四、五十万元，而像邯郸供电公司
拥有的变电站和设备数量，全部落实在线检
测就需要两、三千多万元，且检测设备本身
的运行可靠性受元器件、通讯技术等的影
响，也存在相当大的不稳定性，其自身的维护
成本亦不低，还不能达到减人增效的目的。
(3)开展状态检修需要考虑技术先进性
和成熟性
电力设备的状态监测技术、状态诊断
技术、状态检修技术等，目前都处在不断
完善和发展的过程中，几是有利于及时、
准确地了解设备状况的各种手段，无论是
在线的、离线的，电气的、非电气的方法都
值得考虑。
利用各种新老手段所监测到的参数与人
们最关心的设备强度、残余寿命之间并没有
一一
对应的关系。而充分运用专家经验及人
工智能建立的专家系统将十分有利于做出较
为正确的综合诊断分析，从而该试的试、该
修的修，而在实验和维修工程中所暴露出的
新情况又丰富了经验、完善了专家系统。
目前对设备状态的诊断主要是建立在
大量数据的统计分析上。历年来的试验、
运行、检修等数据，设备异常，事故记录的
反复调用、比较分析等，随着计算机技术
和人工智能技术的发展，形成了设备诊断
的专家系统。使设备管理工作的标准化、
程序化及数据资料的完整化应用于指导检
修实践，用专家系统进行综合判断，不但减
少人力、减少出错，而且由于已总结了大
量的专家知识和相应的有关规程、标准，
同时将模糊数学、人工神经网络、小波分
析、遗传算法诊断等技术应用到电力设备
的绝缘诊断中，使诊断的准确度高、速度
快，诊断过程更接近人类的科学思维程序。
(4)开展状态检修需要提高人员素质
状态检修涉及的专业面广，需要各类
专业人员协同工作。特别是大型变电站的
设备检修、预防性试验，均需大量专业人
员的参与。从变电检修工作的特点看，变
电检修人员必须是专职人员，才能确保变
电检修的工作质量，这就需要高素质的检
修人才队伍。同时，随着高电压等级变电
站的增多、带电作业的增多、状态检修的
推行等，对人员素质提出了更高的要求。
因此，迫切需要提高专职人员的综合素质。
参考文献
[1】方晴．输变电设备状态维修策略．四川
电力技术，2008／02．
[2】马明焕．输变电设备状态检修策略研
讨．吉林电力，2008／06．
[3】输变电设备：发展仍将持续，一些问题
亟需注意．韩伟．电力设备，2008／l1．
【4】郭云鹏．输变电设备的检修策略．华东
电力，2006／12．

求论文一篇 《供配电技术在工农业生产和日常生活中的应用 节约用电》 1079051398@

　　第一章 变电所主变压器的选择及主接线的设计
　　一、变电所主变压器台数、容量及型式的选择
　　1、变压器台数的选择
　　据国际《35-110 KV变电所设计规范GB50059-92》有关条文规定，为保证供电的可靠性，变电所一般装设两台主变，当只有一个电源的变电所可由低压侧电网取得备用电源给重要负荷供电时，可装设一台，现时待设变电所有水电厂和220 KV变电所两个电源，故选择2台主变。
　　2、主变压器容量的选择
　　主变容量应根据5-10年的发展规划进行选择，适当考虑到远期10-20年负荷的发展，对城郊变电所，主变压器容量还应与城市规划相结合。并应考虑主变正常运行和事故时的过负荷能力。对选两台主变的变电所，每台变压器的容量一般按式Sn=0.7Pm(Pm为变电所最大负荷)选择：
　　按5年发展规划：Sn=0.7Pm=16.44（MVA）
　　按10年发展规划：Sn=0.7Pm=20.98（MVA）
　　这样当一台主变停用时，可保证对70%负荷供电，考虑变压器的事故过负荷能力40%，而可保证对98%负荷供电，由于一般变电所大约有25%的非重要负荷，因此在一台主变停用时，仍能对一、二级负荷供电。
　　3、 主变压器型式的选择
　　变压器有油浸式和干式两种，一般在户外情况下采用三相油浸节能型变压器。具有三种电压的变电所，如通过各侧绕组的功率均达到15%以上时，多采用自耦变压器，以得到较大的经济效益。现待设变电所为郊区中间变电所，且只有110 KV和10 KV两个电压等级，所以待设变电所选择三相双绕组高阻抗有载调压油浸式变压器，查《设备手册》选择型号为 SFZ7系列110KV级双绕组有载调压变压器，其技术参数列于表1-1

　　表1-1 SFZ7系列110KV级双绕组有载调压变压器技术参数表

　　发展方案
　　型号
　　额定容量（KVA） 额定电压（KV） 损耗(KW) 阻抗电压(%) 空载电流(%) 连接组别
　　高压 低压 空载 负载

　　5年
　　SFZ7-16000/110
　　16000 110±8×1.5%
　　10.5
　　25.3
　　86
　　10.5
　　1.1
　　Yn,d11
　　10年 SFZ7-20000/110 20000 110±8×1.5%
　　10.5
　　30
　　104
　　10.5
　　1.2
　　Yn,d11

　　二、变电所主接线的设计原则
　　待设的110KV变电站为市郊中间变电站，是降压变电站具有110KV、10KV两个电压等级。高压侧为电源侧，有二回路，其中连接着110KV水电厂一个和220KV变电站一个的一回110KV线路，距离待设变电站分别为12KM和10KM。两电源之间存在15MW的功率交换，低压侧10KV为负荷侧，负荷性质分别为：I、II、III类。根据负荷性质，应设计20回10KV馈线其中包括四回备用馈线。
　　变电所主接线的设计对电气设备的选择。配电装置的布置、工作的灵活性、继电保护以及运行的可靠性与经济合理性有密切关系，而电气主接线是变电所电气部份的主体，对变电所以及电力系统的安全、可靠、经济运行起重要作用。根据我国《变电所设计技术规程》规定：变电所的主接线应根据变电所在电力系统中的地位，回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。并且应满足运行可靠、简单灵活。操作方便和节省投资等要求。现就主接线应满足的可靠性、灵活性、经济性三项基本要求说明如下：
　　1、保证供电可靠性
　　（1）、断路器检修时，不影响对用户供电；
　　（2）、设备的母线故障或检修时，应尽量减少停止运行的回数和停运时间并保证对I类和II类负荷的供电；
　　（3）尽量避免全变电所停运的可能性
　　2、具有一定的灵活性
　　（1）、调度灵活，操作方便，应能灵活地投入或切除某些元件，调配电源负荷，能满足系统在事故检修及运行方式下的调整要求。
　　（2）、检修安全应能方便地运断路器，母线及继电保护设备进行安全检修而不影响电力网的正常运行及用户的供电。
　　（3）扩建方便，应能容易地从初期过渡到最终接线，并在扩建过渡时，一次和二次设备等所需的改造最少。
　　3、具有合理的经济性
　　（1）投资省，主接线应简单清晰，以节省断路器、隔离开关等一次设备投资，要使控制、保护方式不过于复杂，以利于运行并节约二次设备的电缆投资。
　　（2）占地面积小，电气主接线的设计要为配电装置的布置创造条件，以节约用地和节省架构、导线、绝缘子及安装费用。
　　（3）电能损耗，经济合理地选择主变压器的型式、容量和台数。避免两次变压而增加电能的损耗。
　　综合以上所述，由于待设110KV变电所电源侧110KV有二回线路，低压侧10KV负荷侧负荷的性质分别为I、II、III类。根据负荷性质，必须保证重要负荷供电的连续性、可靠性，为此，拟定本次设计的主接线初步方案。

　　三、变电所主接线初步方案
　　A、技术比较（确定各级电压等级配电装置的接线方式）
　　设计规程规定：
　　110 -220 KV配电装置中出线一回时，采用不分段单母线或变压器-线路单元接线，当出线为2回时，一般采用桥形接线，当出线不超过4回时，一般采用单母线分段。出线回数较多，连接的电源较多，负荷大或污秽环境中，则采用双母线接线。
　　6-10 KV配电装置中，一般采用单母线分段或单母线。如果单母线分段不能满足供电可靠性，则可采用双母线接线。
　　现待设变电所中，其中110 KV侧连着水电厂和220 KV变电所2回进线，由于待设变电所中选用2台主变压器，故引出2回出线，因此采用桥形接线，而在10 KV侧有多个供电线路，为满足供电可靠性可采用单母线分段或双母线。
　　1、变电所110 KV侧可能接线方案技术比较如下表1-2所示

　　表1-2 变电所110 KV侧接线方案技术比较表
　　接线方案
　　内桥接线
　　外桥接线

　　接
　　线
　　图

　　优点
　　内桥接线一次侧可装设线路保护，倒换线路时操作方便，设备投资与占地面积少
　　对变压器的切换方便，比内桥少两组隔离开关，继电保护简单，易于过渡到单母线分段接线，且投资少，占地面积少

　　缺点
　　操作变压器和扩建成单母线分段不如外桥方便，不利于变压器经常切换
　　倒换线路时操作不方便，变电所一次侧无线路保护
　　适用范围
　　这种接线适用于进线距离长的终端变
　　电所 这种接线适用于进线短而倒闸次数少的变电所或变压器采取经济运行需要经常切换的终端变电所以及可能发展为有穿越负荷的变电所
　　技术比较结果

　　经上述比较，由于待设变电所两回线路进线分别为12KM和10KM较短，且考虑到以后
　　发展的需要，因此选用外桥接线

　　2、变电所10 KV侧可能接线方案技术比较如下表1-3所示：
　　表1-3 变电所10 KV侧可能接线方案技术表
　　接线方案
　　单母线分段接线
　　双母线接线

　　接
　　线
　　图
　　优点 任一母线发生故障时，不影响另一母线运行。单母线分段比双母线所用设备少，系统简单、经济、操作安全
　　可靠性比单母线分段高，运行灵活
　　缺点 当其中任一段母线需要检修或发生故障时，接于该母线的全部进出线均停止运行 设备投资多，接线复杂，操作安全性较差
　　适用范围
　　多用于具有一、二级负荷，且进出线较多的变电所
　　主要用于负荷容量大，可靠性要求高、进出回路多的变电所
　　技术比较结果

　　经上述比较，由于待设变电所负荷容量不大，在两种接线方式均满足可靠性的情况下，考虑到经济问题，因此选用单母线分段接线

　　B、经济比较
　　经过上述技术比较，可初步确定待设变电所的电气主接线。由于主变容量根据5-10年的发展规划进行选择，且选择不同容量的变压器其综合投资和年运行费用就不同，因此进行经济比较是很有必要的，初步拟定按5年发展规划和按10年发展规划两个方案对变压器进行经济比较。查《电气设备选择施工安装设计应用手册》，计算过程详看计算书，可得相关参数如下表1-4所示：

　　表1-4 经济比较表
　　方案号 综合投资Z（万元） 年运行费用u（万元）
　　Ⅰ(按5年发展规划) 98.3 53.3
　　II (按10年发展规划) 112 57.7
　　比较结果 经上述比较，方案Ⅰ的综合投资和年运行费用都比方案II少，故选择方案Ⅰ(按5年发展规划)
　　第二章 变电所自用电接线设计
　　自用电接线包括从电源引接至所用电的全部网络，其中高压部分也是电站主接线的组成部分。所用电接线的基本要求与主接线大体相同，其中最主要的是供电的可靠性。对小电站还要力求接线简单、清晰、运行方便，并合理节省费用。现主要以电源的引接方式、接线的形式的供电网络三个层次给予说明，所用变压器选择。
　　一、所用变压器的选择
　　按设计题目要求，变电所自用负荷接两台100KVA考虑，因此所用变压器应装设两台容量为100KVA的变压器，为了节省一、二次设备的投资和占地面积，以及运行维护的方便。查表可选择SC9—100/10型树脂干式变压器，将其配置成可推拉式，装嵌在10KV高压柜内其技术参数列于表2-1
　　表2-1 所用变压器技术参数
　　型号 额定容量（KVA） 额定电压（KV） 损耗（KW） 阻抗电压（%） 空载电流（%） 连接组别
　　高压 低压 空载 负载
　　SC9-100/10 100 10.5±5% 0.4 0.4 1.48 4 2.0 Y/Yn0

　　二、所用电的接线形式
　　所用电的低压电路还具有相应的接线形式以满足可靠性等方面的要求。
　　（1）由前面一章知，单母线分段有较高的可靠性，现决定采用单用单母线分段，二分段母线用自动开关和闸刀开关相联，分段自动开关在正常情况下处于分闸位置，当因故失去一个电源时，投入分段自动开关，由另一电源带全部负荷，这就是暗备用。为了满足I类负荷对恢复供电的紧迫要求宜设置BZT（备用电源自动投入）装置，以加速成切换过程和避免匆忙中的人为操作。两电源不允许在低压侧并列。

　　三、负荷供电回路
　　所用负荷的供电回路常用以下四种形式，直接或间接地从低压母线取电。
　　（1）、一级辐射式供电
　　每个回路有单独的隔离引接、保护和操作电器以避免影响主母线的正常运行，供电可靠性较高。一般只限于某些容量较大或较重要的公共负荷。
　　（2）、二级辐射式供电
　　二级辐射式供电的前提是负荷的分组，采用分组二级供电方式的优点是：A、便于供电的分组管理，方便运行维护；B、减小主盘的供电回数，提高一级辐射供电的可靠性；C、就地设置可大量节约电缆。向Ⅰ、II类负荷供电的分盘应采用有独立的引接闸刀开关的配电盘，以保证供电的可靠性和灵活性。
　　（3）、干线式供电
　　对一些相邻近的小容量III类负荷或同一用电设备的不同负荷可共用一组供电回路和电源电缆，直接在各负荷的操作电器的电源侧并接电源。
　　（4）、环网式供电
　　将干线式供电回路的末端接至另一电源，构成环式供电，环式供电用于重要负荷，但同样也禁闭环运行。
　　综合考虑供电的可靠性、安全性、技术性和经济性决定采用：高压部分采用单母线分段，负荷配电采用一级辐射式、环网式混合供电。具体图样见图纸书上。
　　第三章 短路电流计算及主要设备的选择
　　一、短路电流计算
　　根据设计的变电所电气主接线绘制出等值电路图，采用标么值计算，取Sj=100MVA;Uj=Up网络，对选择10KV~110KV配电装置的电器和导体，需计算出在最大运行方式下流过电气设备的短路电流，选取d1、d2两个短路点，计算过程详见计算书，各短路点短路电流计算结果见表3-1
　　表3-1 短路电流计算结果一览表

　　短路点 支路名称
　　(KV)
　　回路名称 次暂态短路电流
　　I″(3)
　　(KA) 0.1S短路电流I0.1(3) (KA) 0.2S短路电流I0.2(3)
　　(KA) 1S短路电流I1(3)
　　(KA) 2S短路电流I2(3)
　　(KA) 4S稳态短路电流I∞(3)
　　(KA) 短路电流冲击值i ch
　　(KA)

　　d1

　　115 水电厂S＝2×30MW／0.8

　　1.316

　　1.089

　　1.061

　　1.074

　　1.090

　　1.108

　　3.558
　　省网Xxt=∞ 2.181 2.181 2.181 2.181 2.181 2.181 5.561
　　短路点总电流Id∑
　　3.497
　　3.270
　　3.242
　　3.255
　　3.271
　　3.289
　　8.917

　　d2

　　10.5 水电厂S＝2×30MW／0.8

　　4.375

　　4.235

　　4.322

　　4.994

　　5.052

　　5.052

　　11.16
　　省网Xxt=∞ 7.451 7.451 7.451 7.451 7.451 7.451 19.00
　　短路点总电流Id∑
　　11.826
　　11.686
　　11.773
　　12.445
　　12.503
　　12.503
　　30.09
　　二、主要电气设备的选择
　　在选择电气设备时应遵循如下的原则：
　　1、导体和电器力求技术先进，安全适用，经济合理，贯彻以铝代铜，减小占地等政策。
　　2、在选择导体和电器时应按正常工作条件进行选择，并按短路情况校验其动稳定和热稳定以满足正常运行、检修和短路情况下的要求。
　　3、验算导体和电器的动稳定、热稳定以及电器开断电流所用的短路电流，按本工程的设计规划容量计算，并考虑电力系统的远景发展规划按可能发生最大短路电流的正常接线方式进行计算。
　　4、为了便于维修，减少备品备件的型号，设计时同一电压等级的导体和电器尽量采用同一品种。
　　5、所选的导体和电器，应按当地的气温、风速、覆冰、海拔等环境条件进行校验
　　根据原水电部86年颁布的《导体和电器选择设计技术规程SDGJ14-86》，对主电路所有电气设备进行选择和校验，选择结果列于下列各表中。
　　表3-1 10KV高压开关柜一览表
　　开关柜的型号
　　KYN-10型
　　BA1-10、16、25
　　一次线路方案编号
　　05
　　23
　　27
　　47
　　18
　　19

　　一次线路方案图

　　用途

　　型号及名称
　　馈电
　　左右联络
　　所用 变压器 TV及避雷器（柜宽1000） 电容器柜（柜宽1000）

　　SN10-10Ⅰ/630型少油断路器
　　1
　　SN10-10III/2000型少油断路器
　　1
　　1
　　LDJ型电流互感器 3 3 3
　　UKI-12型电压互感器 3
　　RN2-10型熔断器 3
　　FZ型避雷器 3 3
　　SCL-10型变压器 1
　　LQG-0.5型电流互感器 3
　　RN3-10型熔断器 3 3
　　BW10.5-12-1型电容器 3
　　外形尺寸（宽×深×高）mm 800×1500×2200 800×1800×2200 800×1500×2200 800×1500×2200
　　额定电流(A) 630 2000

　　表3-2： 导体选择结果一览表
　　导线名称 型号 载流量（A） 最大允许应力
　　110KV母线 LGJ-25/4 252
　　10KV母线 LGY-100×8单条平放矩形铝母线 1454 69000000Pa
　　10KV电缆 3XZLQ-185普通粘性绝缘三芯（铝） 771

　　表3-3： 断路器选择结果一览表

　　安装地点
　　型号
　　额定电压
　　(KV) 最高工作电压
　　(KV)
　　额定电流
　　(A) 额定短路开断电流（KA）
　　动稳定电流（KA）
　　4秒后热稳定电流（KA）
　　110KV出线 SW 110 126 1200 21 53 21
　　110KV分段 SW6-110
　　110 126 1200 21 53 21
　　主变110KV侧
　　SW6-110

　　110
　　126
　　1200
　　21
　　53
　　21
　　主变10KV侧
　　SN10-10III
　　10
　　11.5
　　2000
　　40
　　130
　　40
　　10KV分段 SN10-10III 10 11.5 2000 40 130 40
　　10KV馈线 SN10-10J 10 11.5 630 20 50 20

　　表3-4： 电流互感器选择结果一览表

　　安装地点
　　型号 额定电流比2×600/5
　　级次组合 额定二次负荷（Ω） 1秒后热稳定倍数
　　动稳定倍数
　　0.5级 1.0级
　　主变110KV侧
　　LCWD-10
　　2×600/5
　　0.5/D/D
　　2

　　75
　　135
　　110KV分段 LCWDL-10 2×600/5 0.5/D/D 2 75 135
　　主变10KV LDJ-10 3000/5 0.5/D 0.4 0.6 50 90
　　10KV分段 LDJ-10 3000/5 0.5/D 0.4 0.6 50 90
　　10KV馈线 LDJ-10 630/5 0.5/D 0.4 0.6 50 90

　　表3-5： 高压熔断器选择结果一览表

　　安装地点
　　型号
　　额定电压（KV）
　　额定电流（A）
　　最大开断电流（KA） 额定断流容量（MVA）
　　备注
　　10KV侧电压互感器
　　RN2-10
　　10
　　0.5
　　50
　　1000
　　1000
　　所用变压器 RN3-10/50 10 50 50 200
　　10KV侧电容器 RN3-10/50 10 50 50 200

　　表3-6： 电压互感器选择结果表
　　安装地点 型号 数量 额定变比 额定容量（VA）
　　0.2级 0.5级 1级
　　110KV线路侧
　　TYD-110
　　6个 110000/√3、100/√3、100/√3、100

　　50
　　100
　　10KV母侧
　　VKI12
　　2组 10000/√3、1000/√3、100/√3
　　30
　　90
　　280

　　表3-7 隔离开并选择结果一览表
　　安装地点 型号 额定电压（KV） 额定电流（A） 动稳定电流（KA） 4秒热稳定电流（KA）
　　110KV侧 GW4-110 110 1250 50 20

　　表3-8 电容器选择结果表
　　安装地点 型号 额定电压（KV） 标称容量（KVA） 标称电容μF
　　10KV侧 BWY0.5-12-1 10.5 12 0.347

　　表3-9 支柱绝缘子选择结果一览表
　　安装地点 型号 额定电压
　　（KV） 绝缘子高度（mm） 机械破坏负荷（kg）
　　110KV侧 ZS－110 110 1200 1500
　　10KV侧 ZL－10／4 10 160 2.4
　　第四章 无功功率补偿
　　一、补偿无功功率的必要性。
　　无功功率的主要消耗者是感应电动机、变压器和电焊机等。它们都需要无功功率来建立交变磁场。无功功率除发电机是主要无功功率电源外，线路电容也产生一部分无功功率。但上述无功功率往往不能满足负荷对无功功率和电网对无功功率的需要， 需要加装无功补偿设备。例如，同期调相机、移相电容器等，它们都是无功功率电源，这里仅谈，用移相电容补偿无功功率，即无功补偿问题。无功电源不足，交流系统电压降低，从而损坏用电设备，严重的会造成电压崩溃，使系统瓦解而造成大面积停电，还会使电能损耗增加，效率降低，限制线路的输电能力，因而补偿无功功率是保证电力系统安全运行的重要措施。

　　二、提高功率因数的补偿方法
　　1、采用同期调相机，同期调相机主要是空载运行的同步电动机，在过励磁情况下输出感性无功功率。与采用移相电容器相比，有功功率的单相损耗较大，具有旋转部分，需专人监护，运行时有噪音，但在短路故障时较为稳定， 损坏后可修复继续使用。由于其容量较大， 一般用于电力系统较大的变电所中， 工业企业较少采用。
　　2、采用移相电容器，与采用同期调相机相比，移相电容器有下列特点：
　　A、优点
　　（1）、无旋转部件，不需专人维护管理；
　　（2）、安装简单；
　　（3）、可以做到自动投切，按需要增减补偿量；
　　（4）、有功功率损耗小；
　　B、缺点：
　　（1）、移相电容器的无功功率与其端电压的平方成正比，因此电压波动对其影响较大；
　　（2）、寿命短，损坏后不易修复；
　　（3）、对电流的稳定性差；
　　（4）、切除后有残留电荷，危及人身安全。
　　待设变电所要求补偿后功率因数达到0.9，而中间变电所负荷量不大，从技术性和经济性等综合考虑本所采用移相电容器补偿，详情请见计算书。

　　三、电容器的补偿方式
　　电容器的补偿方式的选择，首先要从减少大量无功功率的传输入手，其基本原则就是尽量使用户的无功负荷就地供应。工厂企业内部电容器的补偿方式，可分为个别补偿、分组补偿和集中补偿三种。
　　1、个别补偿
　　适用于低压网络，与单台用电设备装于同一回路，这种无功功率就地供应的方式，补偿效果最好，可以减少配电变压器的容量及配电线路的截面及其相应传输无功功率的有功损耗，但电容器的利用率低，常用于由较长线路供电、长期运行的容量电动机。
　　1、 分组补偿
　　电容器装设在车间变、配电室母线上，可提高电容器的利用率，但只能减少高压线路和配电变压器中的无功功率，而低压配电线路中的无功功率不能减少。
　　2、 集中补偿
　　电容器装设在工厂总降压变电所的母线上（一般装设在低压母线侧），这种补偿方式，电容器安装方便、运行可靠、利用率高。但不能减少工厂内部配电网络中的无功功率。
　　综上所述，本变电所采用集中补偿的方式，分别装设在10KV母线两段侧。

　　四、电容器的补偿容量的确定
　　分别在低压母线的两侧并联电容器补偿，每侧补偿0.745MVAR，型号为TBB310－750/50
　　接线方式：单Y。
　　第五章 变电所的防雷保护及接地网设计
　　一、避雷针的布置和保护范围
　　避雷针是变电所屋外配电装置和所内电工建筑物防护直击雷过电压的主要设施，变电所避雷针布置应考虑以下几个方面的因素：
　　1、 避雷针和保护范围应保护到站内各电气设备。
　　2、 避雷针和保护范围和地下连接点至10KV设备与主接地网和地下连点，沿接地体的长度不得小于15米。
　　3、 独立避雷针不应设在人经常通行的地方，避雷电针及其接地装置与道路口等的距离不宜小于3米。
　　4、 电压在110KV以上和配电装置，一般将避雷器装在配电装置和构架上，35KV及以下和高压配电装置和构架或房顶不宜装设避雷针，因其绝缘水平很低，雷击时容易引起反击，另外在变压器的门型构架上不宜装设避雷针。这是因为门型构架距离变压器近，装设避雷针后，构架的集中接地装置距离变压器和金属外壳接地点在地中距离难以达到不小于15米要求。
　　二、避雷器的选择和校验
　　避雷器是发电厂、变电所防护雷电侵入波的主要设施，避雷器的选择和校验是以《交流电气装置过电压保护和绝缘配合》为依据的。
　　由于氧化锌避雷器一般是无间隙，避免了间隙电压分布不均的缺点；在过电压下动作后无续流通过；不用串联火花间隙, 其体积小、重量轻、结构简单在运行中维护方便、使用寿命长，造价也低等优点比普通阀式，磁吹阀式避雷器具有优越的保护性能，而且目前也具有逐步取代其他类型避雷器的趋势，因此，待设变电所各级电压的设备都选用氧化锌型避雷器来防护雷电侵入波的危害，并对各级电压的避雷器分别进行选择的校验，详细的校验过程参见计算书。

　　表5-1： 避雷器选择果表

　　安装地点
　　型 号 避雷器额定电压（KV） 持续运行电压（KV） 雷电冲击8/20µs（10KA），峰值（KV）
　　标称放电电流
　　(KA) 直流1mA参考电压（KV）
　　数量
　　110KV母线侧 Y10WR－108／268
　　108
　　84
　　268
　　10
　　157
　　2组
　　主变压器中性点 Y1.5WR-72/186
　　72
　　58
　　186
　　1.5
　　103
　　2组
　　10KV母线侧 Y5WZ－17／45
　　17

　　136

　　45
　　5
　　24
　　2组

　　三、接地装置
　　1、接地
　　电气设备和线路的某些部分通过接地装置与大地紧密连接起来，是保证供用电系统安全运行的主要措施之一。接地装置由接地体和接地线两部分组成。接地类型如下：
　　1、工作接地 为了保证电气设备正常和事故情况下能可靠工作而进行的接地，如发电机、变压器中性点接地。
　　2、保护接地 是将电气设备正常运行中不带电的金属部分与接地装置间作良好的金属连接，防止在电气设备绝缘损坏外壳带电时发生人身触电事故。
　　3、冲击接地 即防雷装置的接地。由于雷电流的幅值大，作用时间短暂，故接地装置在冲击电流作用下呈现的电阻值与工频接地电阻值有所差别。

　　2、接地网
　　为了降低接触电势和跨步电势，使其不超过规定值。
　　发电厂、变电所的接地装置在充分利用了自然接地体之后，还应装置人工接地体。
　　一般情况下，发电厂、变电所接地网中的垂直接地体对工频电流散流作用不大。避雷针、避雷器和避雷线附近加强集中接地和散泄雷电流之用。
　　接地网的外边缘应闭合，做成圆弧形，圆弧的半径不宜小于均压带间隔的一半。接地网内应敷设水平均压带。接地网的埋深一般采用0.6米或0.8米。
　　接地网的边缘经常有人出入的走道外，应铺设砾石、沥青路面或“帽檐式”均压带
　　综上所述，站区敷设水平接地体为主，辅以垂直接地极，主地网用Ф50镀锌圆钢，若土壤电阻率高，为满足接地电阻要求，可考虑外引接地网及深井接地极并施加降阻剂。
　　第六章 变电所电气总平面布置
　　变电所内设备布置型式采用常规户外设备单列中型式：110KV设备及主变压器布置在室外。由于两电源点都位于所址北侧，考虑110KV进线方便的需要，110KV开关布置在所内北面。同时，负荷在变电所的东侧，10KV配电装置亦设在变电所内的东边，便于出线。而中央控制室和辅助厂房在南边，门口正面对着公路，方便运输。变电所电气总平面布置详见附图：“变电所总平面布置图”；变电所接地网布置详见附图：“接地网布置图”。

　　设计参考资料：
　　《电力工程设计手册》——水利电力出版社
　　《电气设备选择施工安装设计应用手册上册》——中国水利水电出版社 刘宝林主编
　　《发电厂电气部分》——西安电力学校 卫斌编
　　《电力工程设备手册》——中国电力出版社
　　《无间隙氧化锌壁雷器选择手册》——中国电力出版社

变电运行中的隐患问题与解决方法探讨论文

变电运行中的隐患问题与解决方法探讨论文

论文摘要：对变电运行隐患及其预控的概念进行了阐述，针对变电运行作业危险点及隐患问题提出了强化危险点预防、加强人员安全教育培训和将红外热像仪等新技术融入变电运行等有效的解决方法和预防措施。

论文关键词：变电运行；隐患；解决方法

随着我国经济建设步伐的不断加快，作为电网安全前沿的变电运行安全管理工作越来越得到企业、社会和研究人员的关注。变电运行的一大特点是设备多、危险点或隐患出现的几率大，而且隐蔽性强，变电运行作业中任何不规范的工作程序都会影响电力的正常运行甚至整个电网的安全和重大人身事故的发生。所以，如何寻找设备运行状况的危险点、对潜在的安全隐患问题进行分析和探讨、制订严谨的、科学的安全防护措施已成为电力系统变电运行亟待研究和解决的热点问题。

一、变电运行隐患及其预控的概念

变电运行中潜在的可能发生安全事故的场所、元器件、作业工具和操作等均称为安全隐患。

安全隐患分为三个方面。

一是作业场所未按照环境与职业健康安全要求进行设置，高温、噪音、气味等危害的作业环境会直接或间接地对作业人员的身体健康造成危害而诱发职业病。

二是作业现场的机器设备防护不到位，如缺乏危险标识、机械链轮不设安全罩等，会对人体直接造成伤害。

三是安全管理不到位，操作人员安全意识淡漠，违反安全作业条例所形成的安全隐患。

危险点隐患的预控就是在作业前采用技术手段，找出作业危险点，对其进行科学的分析和评估，制订严谨的、切实可行的控制方案、采取积极有效的预防方法。它既是将事故隐患消除在萌芽状态或将安全隐患带来的风险和损失降至最低，也是确保电网正常运行的有效途径。

二、变电运行管理中的危险点与隐患分析

1.变压器

（1）操作危险点及隐患。变压器的操作是变电运行操作中最常见的、典型的操作之一，它的内容包括向变压器充电、带负荷、切断空载变压器等。通常情况下，操作变压器时，在切合空载变压器的过程中，存在操作过电压情况的出现而影响或危及变压器的绝缘的现象以及变压器的空载电压升高而导致变压器绝缘遭受损坏的危险和隐患。

（2）防范措施。变压器的操作应谨慎小心，避免因疏忽而产生难以挽回的后果。变压器采用中性点接地方式是为了避免产生操作过电压。

变压器中性点接地倒闸应遵循的`原则：

1）当数台变压器运行时并列于不同的母线，为防止由于母联开关跳开发生母线不接地现象，要求每一条母线应有1台以上变压器中性点直接接地。

2）当变压器低压侧配有电源时，要求变压器的中性点必须直接接地，以防止当高压侧开关跳闸时变压器成为中性点绝缘系统而产生安全隐患。

3）应采用投入电抗器、降低送端电压和改变有载调压变压器分接头等方法，避免变压器空载电压的升高。

2.母线倒闸

（1）操作的危险点。母线是变电运行设备的汇合场所，其特点是连接元件多、操作工作量大。在母线的送电、停电以及母线上的设备在两条母线之间的倒换过程会产生危险点和隐患，应严格按照操作要求进行操作。

母线操作潜在的危险点有以下几点：

1）带负荷拉刀闸事故。

2）对继电保护或自动装置切换不正确而引起的误动。

3）在向空载母线充电时，电感式电压互感器与开关断口电容之间所形成的串联谐振。

（2）防范措施。

1）当备用母线存在故障时，为防止事故扩大可由母联开关将其切除。

2）在母线倒闸过程中，应将母联开关的操作电源拉开，避免操作过程中母联开关误跳闸，造成带负荷拉刀闸安全事故的发生。

3）在进行将一条母线上的所有元器件全部倒换至另一母线上时，应根据操作机构的位置和操作人员的习惯，正确使用以下两种倒换次序：一种是将某一元件的刀闸合于一母线，而拉开另一母线刀闸；另一种是将全部元器件均合于一母线之后，再拉开另一母线的所有刀闸。

4）当设备倒换使得母线上的电压互感器停电，因注意不可使继电保护及自动装置因失去电压而发生误动作而向不带电母线反充电，从而引起电压回路熔断器熔断、继电保护误动等情况的出现。

5）由于设备倒换至另一母线或母线上的电压互感器停电，继电保护及自动装置的电压回路需要转换由另一电压互感器给电时，应注意勿使继电保护及自动装置因失去电压而误动作。避免电压回路接触不良以及通过电压互感器二次向不带电母线反充电的现象。

6）母线操作时应根据母差保护运行规程对母差进行保护。母差保护应贯穿于倒母线操作过程中，母线装有自动重合闸，操作中应根据需要对重合闸方式作相应改变。

3.直流回路操作时的危险点及防范

直流回路操作是变电运行操作人员常见的操作项目。直流回路操作方法不正确，致使某些保护及自动装置误动作等危险和隐患。

（1）取下直流控制熔断器时，为防止产生寄生回路，避免保护装置的误动作，应严格按照先取正极、后取负极的操作顺序；装上直流控制熔断器时，应严格执行先装负极，后装正极的操作。在进行装、取熔断器时，判断正确后应果断和迅速，避免反复地接通、断开的操作方式，在取下和再装上之间应有不小于5s的时间间隔。   （2）运行中需要停用直流电源时，应采取先停用保护出口连接片，再停用直流回路的正确顺序；恢复时采用相反的操作顺序。

（3）断路器停电操作中，应在确认拉开开关做好了安全措施之后取下。

（4）在断路器送电操作中，断路器的控制熔断器应在拆除安全措施之前装上。这是因为在装上控制熔断器后，可以检查保护装置和控制回路工作状态是否完好。

4.环形网络的并解列操作危险点及其防范

环形网络的并解列即合环、解环操作，是电力系统变电运行中由一种方式向另一种方式转变的常见操作。环网的并解列操作中，除应满足线路和变压器自身操作的一般要求，还应正确预计每一步骤的潮流分布、对各元件允许范围进行安全控制，确保环网并解列操作后电力系统的安全运行。

环网的并解列操作应满足以下条件：

（1）初次合环，或在可能引起线路相位变化的检修之后进行合环操作时，为保证相位一致，必须随时进行相位测定。

（2）应对电压差进行调整和控制，保证最大允许电压差不超过20%；特殊情况下，应将环网并列最大电压差控制在30%以内。

（3）合环后应保证线路各元件不过载、对各结点电压进行控制和监测，使之不超出规定值。

（4）继电保护系统应满足和适应环网的方式。

（5）解环操作时，应综合考虑解环对潮流电压、负荷转移以及自动装置继电保护的变化等。

以上这些潜在的危险点构成变电运行的隐患，若不能得到及时有效的预控，将会导致安全事故的发生。

三、变电运行作业危险点及隐患预防措施

变电运行日常工作中，应在建立规章制度执行危险点控制的同时，强化危险点预防工作。

1.提高危险点预防意识

变电运行作业中，应结合现场实际，强化安全理念，不断提高操作人员的安全意识，实现创新管理。将操作人员心理状态、变化因素等纳入危险点预防工作范围内。

2.实行人性化管理

“人性化”的安全管理是众望所归，它是企业实现长治久安的关键，是刚性约束与柔性管理的润滑剂。合理运用人性化管理，可增强操作人员工作的责任心和荣誉感，激发工作人员爱岗敬业精神。

3.强化员工执行标准化操作的力度

通过严格执行操作票、流程卡工作制度等标准化作业模式规避操作危险点和杜绝隐患的有力保证。

4.加强人员危险性教育和培训工作

要使员工切实感受现实存在的危险。开展实用性技术培训是提高人员整体素质、防止人员误操作、对危险点有效预防和控制的重要手段。此外，还应建立有效的激励机制，提高员工的学习力。

5.将红外热像仪等新技术融入变电运行

红外热像仪可对变电运行的高、低压电气设备实时进行远距离的、非接触式的诊断。与传统的停电预防性检测相比较，红外热像仪更能对设备的缺陷进行有效地、真实的检查。由于红外测温仅仅是对物体发出的红外线进行接收而不对设备外加任何红外源，所以对运行中的设备不会损害和影响正常的电力生产、运行的连续性。

四、结论

综上所述，安全生产是电力企业常抓不懈、永恒不变的主题，是电力系统工作的中心。明确隐患的概念和构成是实现危险点的预控、确保变电运行的首要环节。只有对安全隐患进行全员、全过程、全方位的控制和预防，才能保证变电运行工作的正常运行，在给社会带来稳定的同时为企业创造效益。