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变电运行

高压断路器、隔离开关、负荷开关、熔断器运行中应注意哪些事项?..
相关内容: 负荷 事项 哪些 隔离开关 注意 熔断器 断路器 高压 运行 开关
高压断路器、隔离开关、负荷开关、熔断器应按周期巡视检查、检修和试验,其安装及试验应符合标准,运行中与其连接的母线不得有任何变形或变色。(1)断路器额定开断电流必须大于线路上最大的短路电流。(2)隔离开关1)严禁接通或断开负荷电流及短路电流,只能在线路已断开的情况下进行操作,使电源或线路与设备有一个明显的断开点。2)允许隔离开关切断或断开较小的空负荷电流。3)操作隔离开关时,必须遵守操作规程,分断时,先分断路器,后分断隔离开关;闭合时,先合隔离开关,后合断路器。同时由机械或电气联锁装置保证。(3)负荷开关只能接通或切断负荷电流,而不能切断短路电流,因此,常与熔断器配合使用。4)跌落式熔断器仅适用于周围没有导电尘埃和腐蚀性气体、没有易燃易爆危险和剧烈振动的室外场所,可作为6--35kV线路或容量不大的变压器短路保护,并可接通或断开其空负荷电流或较小的负荷电流。跌落式熔断器的操作必须按规定的程序进行。管式熔断器上下端与夹口的接触必须紧密可靠,不致因振动而松脱,也不致因电流较大时发热而变形、发黑。..
消弧线圈及其在运行中有哪些注意事项?
相关内容: 哪些 注意事项 及其 线圈 运行
消弧线圈是一个具有铁心的可调电感线圈,由铁心、线圈、油箱和套管等组成。在中性点不接地电网中,一般采用中性点经消弧线圈接地的方法。发生单相接地时,消弧线圈的感生电流对接地电流有抑制作用,并将接地电流减小到允许的范围内。运行中的消弧线圈应注意以下几点:1)应定期巡视检查、检修、试验消弧线圈,其内容及周期与变压器相同。(2)消弧线圈运行中的温度应正常,一般不高于气温。(3)运行声音均匀,无异常响动。(4)油色、油位正常,无渗漏现象。(5)套管清洁完整,无破损,无放电痕迹。6)引线接头紧固,接地良好。7)仪表及信号指示正常,中性点的位移电压不超过规定数值,正常情况下,35kV系统不得超过3kV;10kv系统不得超过0.9kv8)调整消弧线圈分接头时,必须将消弧线圈从网络中断开后方可进行,但是必须严格根据信号和接地电压表的指示,确实证明网络中不存在接地故瘴时,方能操作消弧线圈的隔离开关。系统发生单相接地时,禁止将消弧线圈的隔离开关拉开,同时禁止用消弧线圈盘上的小电流表观察,以免烧毁。(9)正常运行时,不得将两台变压器同时接到一个消弧线圈上;当需要将消弧线圈从一台变压器切换到另一台变压器上时,应将原接的一台断开,再接到另一台变压器上,切换时必须保证系统无单相接地故障。10)当系统发生接地故障时,不得停止消弧线圈,一般允许运行2h,如果时间超过而故障未能消除,应加强监视,保证消弧线圈上层油温不得超过95C(11)消弧线圈的巡视、清扫检查、检修、试验应随变压器同时进行。其安装及试验应执行电气装置安装工程施工及验收规范和试验标准..
电力变压器异常运行及缺陷处理的方法是什么?
相关内容: 缺陷 什么 电力 异常 变压器 运行 方法 处理
运行值班人员发现变压器有异常现象时,应设法尽快排除,并报告上级且写人值班运行记录。除按第151问所提及的情况立即停止变压器的运行外.其他按下述方法处理。1)变压器过负荷超过允许值和允许时间时,应及时调整和限制负荷,可按负荷的重要程度卸掉一部分负荷,或将部分负荷接在另外一台备用变压器上或其他负荷较小的变压器上。(2)变压器的油温超过允许限度时,应判断原因,采取办法降低抽温,同时应检查:1)温度表是否正常,可用备用表同时测试比较;2)冷却装置运行是否正常良好;3)变压器通风是否良好。(3)变压器油位显著降低时,应立即补油,并解除气体继电器的掉闸回路。因温度上升而使油面升高到极限位置时,应随时放油,以免溢油而发生事故。(4)气体保护动作时,应查明原因;变压器的断路器掉闸后,如证明不是由于变压器内部故障引起的,则故障消除后可重新加入运行,否则应进行内部检查。5)变压器发生火灾后,首先将一次侧、二次侧的断路器和隔离开关都断开,然后再灭火,同时将备用变压器投人运行。(6)变压器运行中,当一次熔丝熔断后,应立即进行停电检查,包括外部有无闪络、接地、短路及过负荷现象,同时应摇测绝缘电阻。(7)变压器的电流已超过额定值,但油温及油位不高,除应用备用表测试电流和温度外、变压器可继续运行,但应加强监视;当备用表测得的值与盘上表的数值不一致时,应减荷或倒闸,必要时应停下变压器检查;数值一致时变压器可继续运行,但应加强监视,以避免假象..
变压器的异常运行及事故处理
相关内容: 事故处理 异常 变压器 运行
变压器的异常运行及事故处理一、异常现象及处理方法1.变压器发生异常运行(事故和信号)值班员应做到:(1)详细记录异常运行发生的时间,光字牌显示的信号,继电器保护动作情况和电流、电压及各种表计的指示。查看打印机打印结果,初步判断故障性质,并报告值班调度员;(2)到现场对设备进行检查,记录当时的温度和油面指示及其它异常情况,进一步分析故障性质,按规程规定进行处理。2.变压器在运行中,发生下列故障之一时,应立即将变压器停运,事后报告当值调度和主管领导:(1)变压器声响明显增大,很不正常,内部有爆炸声;(2)严重漏油或喷油,使油面下降到低于油位计指示限度;(3)套管有严重的破损和放电现象;(4)变压器冒烟着火;(5)当发生危及人身和设备安全的故障,而变压器的有关保护拒动时;(6)当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况,对变压器构成严重威协时。3.当变压器发生下列情况之一时,允许先汇报调度和上级领导联系有关部门后,将变压器停运:(1)变压器声音异常;(2)变压器盘根向外突出且漏油;(3)绝缘油严重变色;(4)套管裂纹且有放电现象;(5)轻瓦斯动作,气体可燃并不断发展。4.变压器过负荷的处理方法:(1)检查变压器的负荷电流是否超过整定值;(2)确认为过负荷后,立即联系调度,减少负荷到额定值以下,并按允许过负荷规定时间执行;(3)按过流、过压特巡项目巡视设备。5.变压器油温异常升高的处理方法:(1)检查变压器的负载和冷却介质的温度,并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对;(2)核对测温装置动作是否正确;(3)检查变压器冷却装置,若温度升..
断路器异常运行及事故处理方法
相关内容: 事故处理 断路器 异常 运行 方法
一、异常现象及处理方法(包括异常信号及含义)1.断路器有下列情形之一时,应立即断开操作直流电源,在操作把手上挂“禁止拉闸”标示牌,联系调度用上一级断路器切断负载电流:(1)SF6断路器气室严重漏气,发出操作闭锁信号;(2)真空断路器出现真空损坏的“咝咝”声;(3)液压机构突然失压到零;(4)引线接头过热发红。2.当SF6断路器气压降到发出“压力警报”信号,或降到发出“压力闭锁”信号时应立即报调度,并检查压力表,如由于温度变化引起压力降低应立即补气。如由于漏气引起压力下降,应联系调度将负载转移后,停电处理。3.断路器拒绝合闸时,首先应检查操作电源的电压,检查合闸回路的保险是否熔断和有无断线情况,检查操作机构有无故障以及信号灯指示有无错误,若一切正常可再合闸一次。4.断路器拒绝合闸的原因:(1)电气部分的原因:1)直流电压过高、过低;2)操作或合闸保险丝熔断;3)合闸辅助接点接触不良或调整不当;4)合闸接触器、合闸中间继电器接点卡阻或线圈断线;5)合闸回路(如端子排、电缆、KK控制开关、防跳跃继电器等)接点接触不良或回路断线;6)合闸线圈断线,匝间短路或烧坏;7)跳闸回路动作后不返回,防跳中间继电器动作后卡死或闭锁合闸的接点接触不良,使合闸回路断开;8)合闸回路的闭锁开关或选择开关投向位置不正确;9)气动、液压机构电动机或起动回路故障。(2)机械部分故障:1)开关本体及传动部分故障或调整不当:灭弧室、导向筒脱出,静触头变位,动触杆位移、弯曲,提升杆横梁、拐臂、绝缘拉杆、连杆断裂或调整不当,边钉、销子脱落;2)操作机..
互感器的异常运行及事故处理
相关内容: 互感器 事故处理 异常 运行
一、电压互感器1.电压互感器有下列故障现象之一,应立即停用:(1)高压保险连续熔断两次(指10kV电压互感器);(2)内部发热,温度过高;(3)内部有放电“噼叭”声或其它噪声;(4)内部发出焦臭味、冒烟、着火;(5)套管严重破裂放电,套管、引线与外壳之间有火花放电;(6)GIS互感器设备有漏气或SF6气体压力低于最小运行压力值;2.发现电压互感器有上述严重故障,其处理程序和一般方法为:(1)退出可能误动的保护及自动装置,断开故障电压互感器二次开关(或拔掉二次保险)。(2)电压互感器三相或故障相的高压保险已熔断时,可以断开隔离开关,隔离故障。(3)高压保险未熔断,高压侧绝缘未损坏的故障,可以断开隔离开关,隔离故障。(4)高压保险未熔断,电压互感器故障严重,高压侧绝缘已损坏,禁止使用隔离开关或取下熔断器来断开有故障的电压互感器,只能用断路器切除故障,然后在不带电情况下断开隔离开关,恢复供电。(5)故障隔离,一次母线并列后,合上电压互感器二次联络,重新投入所退出的保护及自动装置。(6)电压互感器着火,切断电源后,用干粉、1211灭火器灭火。3.10kV电压互感器一次侧熔丝熔断的处理:(1)现象:熔断相的相电压降低或接近零,完好相电压不变或略有降低,有功无功表指示降低。(2)处理:断开电压互感器隔离开关,取下低压熔丝,做好安全措施后,检查外部无故障,更换同一规格的一次熔丝。若送电时发生连续熔断,此时可能互感器内部有故障,应该将电压互感器停用。4.10kV电压互感器二次侧熔丝熔断的处理:(1)现象:1)电压互感器对应的电压..
母线的异常运行和事故处理
相关内容: 事故处理 异常 运行
一、母线失电1.母线失电的主要原因:(1)运行中母线设备绝缘损坏。如母线支持瓷瓶断裂,断路器、隔离开关、避雷器、互感器等发生故障,使电源进线保护动作跳闸;(2)线路故障但线路保护拒动或断路器拒跳,越级跳闸使母线失电;(3)人员误操作或误碰造成母线失电;(4)上一级电源消失造成母线失电。2.母线失电的现象:(1)报出事故音响,“掉牌未复归”光字牌亮;(2)该母线电压表指示为零;(3)该母线的各出线及变压器负荷消失(电流表、功率表指示为零);(4)该母线所供站用电失电。3.处理方法:(1)母线失电后,巡维人员应立即进行检查,根据仪表光字牌指示、信号掉牌及断路器位置判断事故情况并汇报值班调度员,当确定失电原因非本站母线或主变压器故障所引起时,可保持本站设备的原始状态不变。若站用电失去时,先倒站用电,夜间应投入事故照明。(2)若为主变压器故障越级跳闸,则应断开主变压器两侧断路器,进行检查处理。(3)若因高压侧母线失电,使低压侧母线失电,只要低压侧母线无故障象征,就可以合上分段母联断路器,先在短时间内恢复供电,再检查处理高压侧母线失电事故。(4)主变压器低压侧断路器跳闸造成母线失电后,巡维人员应对该母线及各出线间隔的电气设备进行详细检查,并报告值班调度员,断开连接于该母线的所有断路器。如非本站母线故障或主变压器保护误动,则一般为线路故障,其断路器或保护拒动所致。在查出拒动断路器使其断开并断开隔离开关后,可恢复对停电母线送电。(5)在母线失电的同时,发现在配电装置上有爆炸、冒烟、弧光等现象时,应首先..
海x变3月2日2#主变过热故障分析
相关内容: 分析 过热 故障
3月2日我所2#主变发生二次穿芯螺丝与连接铜头处过热渗油故障,现就故障的发生原因,谈一点自己的看法,具体分析如下:  一、故障的发现及处理过程。(见《海一变3月2日2#主变过热隐患处理经过》略)  二、故障的具体分析  1、故障发生时的天气条件:据盘锦市气象台预报:3月1日夜间到3月2日白天,气温零下10℃到-3℃(见3月1日盘锦市气象台预报);温差13℃,冷热变化剧烈,热胀冷缩,是造成设备橡胶垫因老化失去弹性造成密封不严致使设备渗漏的根本原因。(检修现场发现密封胶圈已老化变硬龟裂失去弹性。)  2、故障发生的设备原因:根据现场检查造成设备过热的原因是2#主变二次A相与穿芯螺丝连接的连接铜头压紧间隙螺丝无行程,接触不十分良好,遇到冷热剧变天气,造成接触不良,加之主变电流较大(300A),瞬间电弧放电造成穿芯螺丝与连接铜头熔焊点处接触电阻大,致使2#主变发生二次穿芯螺丝与连接铜头处过热故障。  3、故障的处理中发现现象说明的问题:  故障的发生是瞬时的:变电检修人员(包括机电公司的专业人员)在检修处理过程中发现2#主变二次A相与穿芯螺丝连接的连接铜头压紧螺丝发生几处点熔焊,造成接触电阻大,致使2#主变发生二次穿芯螺丝与连接铜头处过热故障。判定故障的发生是偶然的,瞬时接触不良过热。主要依据是穿芯螺丝连接的连接铜头压紧螺丝发生熔焊,只是几点而非长期过热设备熔焊死的现象。通过观察穿芯螺丝的颜色是新亮的,而非长期过热螺丝锈蚀变色烧黑。若下结论只能是:故障发生时间短,发现及处理及时。  温度检测情况说明故障的发生是瞬..
隔离刀闸和接地刀闸的异常运行及事故处理
相关内容: 隔离 事故处理 异常 运行 接地
隔离刀闸和接地刀闸的异常运行及事故处理1.隔离开关接头过热和示温片熔化的处理:(1)用示温片复查或红外线检测仪测量接头的实际温度,若超过规定值(70℃)时,应查明原因及时处理;(2)外表检查,导电部分若接触不良,刀口和接头变色,则应用相应电压等级的绝缘棒推足,改善接触情况,但用力不能过猛,以防滑脱造成事故扩大,事后应观察其过热情况,加强监视;(3)确定不是过负荷引起的,而是隔离开关本身问题,应用旁路断路器代替该间隔运行。2.隔离开关瓷件损坏或严重闪烙的处理:(1)应立即报告当值调度员尽快处理,在停电处理前应加强监视;(2)用上一级断路器断开电源。3.隔离开关拒绝分、合的处理:(1)拒绝分闸。当隔离开关拉不开时,不要硬拉,特别是母线侧隔离开关,应查明原因后再拉。如操作机构锈蚀、卡死,隔离开关动静触头熔焊变形以及瓷件破裂、断裂,电动操作机构的电动机失电或机构损坏或闭锁失灵等原因,在未查明之前不应强行断开,以免造成损坏事故,应申请当值调度员改变运行方式,停电检修;(2)拒绝合闸。当隔离开关不能合闸时,应及时查明原因,首先检查闭锁回路及操作顺序是否符合规定,再检查轴销是否脱落,锲栓是否退出或铸铁断裂等机械故障,对于电动机构应检查电动机是否失电等电气回路故障,在查明原因加以处理后方可操作。4.电动隔离开关在分、合闸过程中自动停止的处理:(1)在分闸过程中自动停止时,应迅速手动将隔离开关断开;(2)在合闸过程中自动停止时,若时间紧迫,必须操作的情况下,应迅速手动合上;若发生强烈的电弧,应迅速将隔离开关断开。..
海x变3月2日2#主变过热隐患处理经过
相关内容: 经过 隐患 过热 处理
 3月2日 ,工区调度通知海x变安装接地选检装置,9时15分,在1#所用变操作刚完成,工区兴海外线付班长任xx喊我说:主变有渗油现象,我立即到现场观察发现2#主变A相二次套管处有油滴落,约每分钟10滴,随后到楼上观察变压器顶部发现2#变压器二次套管周围有20厘米见方的积油,随即对2#主变压器进行红外测温,指示A相 33℃ ,B相 25℃ ,C相 20℃ ;无明显过热现象。9时20分汇报电调;电调通知:让协同现场变检人员进行现场判断,我立即找现场变检技术人员现场观察确定为天气变化引起变压器渗油,变检人员将情况汇报调度,传达说:要求注意观察,监视运行,待春检时一并处理。。10时30分再次检查渗漏情况发现渗油情况好转变为1滴/分钟。中午12时30分左右,机电公司人员到场,会同机电公司人员,对2#主变二次套管进行再次红外测温,发现2#主变A相(二次套管穿芯螺丝与连接铜头处)温度 120℃ ,B相 67℃ ,C相 22℃ ;立即汇报电调张xx,13时,再次测温,A相(二次套管穿芯螺丝与连接铜头处)温度 124℃ ,B相 67℃ ,C相 22℃ ;A相温度明显升高。立即向电调作了汇报。随后分别与13时30分、14时、14时30分对故障部位进行红外测温基本保持在 120℃ ,并略有下降。14时45分电调刑均命令拉开建海线9727开关(建海线负荷转海南变联合站线运行)。15时07分2#主变停电处理二次套管过热渗油。在检修处理过程中对测温中显示偏高的2#主变B相二次套管也进行了处理。17时54分2#主变二次套管过热故障处理完毕恢复送电。17时56分建海线负荷转回建海线9727运行。19时、20时两次对故..
变压器风冷装置控制系统的电气故障分析
相关内容: 风冷 分析 装置 变压器 控制系统 电气 故障
变压器风冷装置控制系统是保证变压器冷却设备、冷却系统正常运行的自动控制设备,其任务是根据要求设定冷却器的工作状态(工作、辅助或备用),自动控制冷却器的投入、运行或停机,防止风机及油泵的烧损。当某一风机或油泵电机发生故障,使变压器上层油温过高及电源缺相时,冷却器发出告警,以便及时排除故障。  当某台风机或油泵发生故障,变压器上层油温达到限定值及电源出现故障时,冷却器能及时报警,以保证事故的迅速切除。每台风机及油泵都配有过载、短路和缺相保护以及2路独立且能自动切换的工作电源。当工作电源发生故障时,备用电源能自动投入运行,以确保冷却器正常运行。  我站1号主变风冷端子箱中I、II段电源空开电源下引线严重发热,并氧化,给设备运行带来很大隐患。下面就针对风冷装置可能发生的电气故障进行分析:  一、热继电器动作:在运行中因某种原因风机、潜油泵的电流瞬时增大、热继电器动作,导致交流接触器线圈控制回路断开,风机和潜油泵停止运转,可按下热继电器复归按钮,排除故障。  二、热继电器主导电回路一相或两相不通:退出冷却器,拉掉故障冷却器电源,用万用表测量热继电器主导电回路,如有一相或两相不通,说明热继电器损坏,要更换。  三、交流接触器线圈烧坏:风机不转,如热继电器常闭节点导通,线圈外包纸被烧黑,交流接触器塑料壳有部分被烧熔,交流接触器线圈电阻无穷大,说明线圈已经断开。  四、端子排绝缘老化:冷却器投入工作位置,风机不转,分控箱端子排产生放电火花,这时断开冷却器工作电源,检查端子排,如果无引线接..
CT26机构常见故障及处理分析
相关内容: CT26 分析 机构 处理 常见 故障
1、GCBCT26机构拒合(或合闸不到位):1)控制回路没有接通,需检查何处断路,例如线圈的接线端子处引线未压紧而接触不良等,查出问题后进行针对性处理。2)辅助开关未转换或接触不良,要进行调整,并检查辅助开关的触点是否有烧伤,有烧伤要予以更换。3)合闸线圈断线或烧坏,应更换。4)合闸铁芯卡住,应检查并进行调整。5)合闸铁芯上的挚子与合闸挚子的间隙过大,吸合到底时,合闸挚子仍不能解扣,调整此间隙;6)电源压降过小,合闸线圈端电压达不到规定值(最低操作电压为85%额定电压),此时应调整电源并加粗7)凸轮轴上的离合器坏,卡住凸轮轴,须更换离合器。8)机构或本体有其它卡阻现象,要进行慢动作检查或解体检查,找出不灵活部位重新装调。具体分析:按合闸按钮电磁铁不动作,应分别查电源-连接线-合闸回路的各电气元件-电磁铁。按合闸按钮电磁铁动作,而储能保持掣子不脱扣,应先观察合闸掣子是否为储能保持掣子充分让开空间,不能让开说明合闸掣子有问题;如已让开而棘轮又未动说明棘轮未过中或棘轮与储能保持掣子的摩擦转角或摩擦力过大(如储能保持掣子的滚针轴承坏),可先更换储能保持掣子或轴承试验如棘轮转动过程中停止,应为储能轴卡滞或传动卡滞。可根据合闸的程度和具体情况逐一排除(离合器-轴承-油缓冲-传动拐臂-本体内部件)。2、GCBCT26机构拒分(或分闸不到位):1)控制回路没有接通,检查何处断路,然后进行针对处理。2)辅助开关未转换或接触不良,要进行调整,并检查辅助开关的触点是否有烧伤,有烧伤要予以更换。3)分闸电磁铁铁心有卡滞现象,调整电磁铁铁心..
设备温度异常的一些探讨
相关内容: 一些 温度 探讨 设备 异常
设备温度异常的一些探讨  游林辉  摘要:随着变电设备的陈旧、老化,工作环境恶化而负荷不断的增长,设备的温度异常升高现象时有发生。特别在环境温度最高、气候条件最恶劣的夏季,正是用电负荷高峰期,变电设备温度异常升高频繁,对变电站和电网的安全运行构成了极大的威胁。本文对设备的温度异常进行深入的探讨,分析设备温度过高的原因和可能造成的危害;并提出相应的应对措施,从源头开始,预防和控制设备的温度过高以确保变电站及电网的安全稳定运行。    关键词:温升过热接触电阻测温    我局去年某220kV变电站、今年某110kV变电站发生2起导线熔断事故,我站也发生多起因设备温度过高而进行紧急倒闸操作,抢修处理事件。变电设备的温度异常是变电站较为普遍存在的现象,为确保电力系统的安全稳定运行,必须预防和控制因设备温度过高带来的危害,把损失减少到最低。因此结合所学的理论知识和现场的工作经验,从下面四个方面对变电设备的温度异常进行探讨,以达到减少设备温度异常对系统安全运行的破坏。  一、温度异常的原因分析:  电力设备运行的显著特征是温升,温升是电力设备与环境的温度差,是由设备发热引起的。运行中的电力设备通过电流,且处在交变电磁场中会产生各种损耗等,使电力设备温度升高。另一方面设备本身也会散热。当发热与散热相等时即达到平衡状态,温度不再上升而稳定在一个水平上。当发热增加或散热减少时就会破坏平衡,使温度继续上升,扩大温差,则增加散热,在另一个较高的温度下达到新的平衡。合理的温升是不可避免的。但在正常的情..
无功补偿装置的异常运行和事故处理
相关内容: 无功 补偿 事故处理 装置 异常 运行
1.电容器断路器自动跳闸电容器断路器跳闸故障一般为速断、过流、过压、失压保护动作。断路器跳闸后不得强送,此时首先应检查保护动作的情况及有关一次回路,如检查电容器有无爆炸、鼓肚、喷油。并对电容器的断路器、电流互感器、电压互感器、电力电缆等进行检查,判断故障性质。如无上述情况,而是外部故障造成母线电压波动而使断路器跳闸,经15min后允许进行试合闸。2.电容器外壳膨胀电容器油箱随温度变化膨胀和收缩是正常现象。但是,当内部发生局部放电,绝缘油将产生大量气体,而使箱壁变形明显。造成电容器的局部放电,主要是运行电压过高或断路器重燃引起的操作过电压以及电容器本身质量低。另外,造成电容器膨胀是因为周围温度超过40℃,特别是在夏季或负载重时,应采用强力通风以降低电容器温度,如果电容器发生群体变形应及时停用检查。3.电容器渗漏油当电容器发生渗漏油时,应减轻负载或降低周围环境温度,但不宜长期运行。若运行时间过长,则外界空气和潮气将渗入电容器内部使绝缘降低,将使电容器绝缘击穿。值班人员发现电容器严重漏油时,应汇报分部领导并停用检查处理。4.电容器的电压过高电容器在正常运行中,由于电网负载的变化会受到电压过低或过高的作用,当负载大时,则电网电压会降低,此时应投入电容器,以补偿无功的不足;当电网负载小时,则电网电压升高,但电压超过电容器额定电压1.1倍时应将电容器退出运行。另外电容器操作也可能会引起操作过电压,此时如发现过电压信号报警,应将电容器断开,查明原因。5.电容器过电流电容器运行中,应维持在额定电流下工作..
防雷装置的异常运行和事故处理
相关内容: 事故处理 装置 异常 运行 防雷
1.避雷器发生下列情况之一时,应立即申请停电处理:(1)避雷器爆炸;(2)避雷器瓷套破裂或出现裂纹;(3)避雷器在正常情况下(系统无内部过电压和雷击过电压)计数器动作;(4)引线断损和松脱;(5)倾斜度超过2%以上时。2.运行中发现下列异常情况,应尽快处理或更换避雷器:(1)避雷器的上、下引线接头松脱或折断;(2)避雷器接地不良、阻值过大;(3)避雷器瓷套破裂放电;(4)避雷器内部有放电声;(5)避雷器最常见的异常情况是基础不均匀沉降,接地电阻不合格,接地引下线开焊,锈蚀使截面不符合要求等
126kVGIS设备母线漏气分析
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保定张丰(徐水)变电站126kVGIS设备母线漏气分析一、故障过程描述2009年11月2日,我公司接到张丰变电站母线漏气反馈。我公司服务人员到达现场后进行初步查看,徐水线间隔所在的I母线气室表压为0.2MPa,,徐水线间隔母保定张丰(徐水)变电站126kVGIS设备母线漏气分析一、故障过程描述2009年11月2日,我公司接到张丰变电站母线漏气反馈。我公司服务人员到达现场后进行初步查看,徐水线间隔所在的I母线气室表压为0.2MPa,,徐水线间隔母线筒与长度2000mm的过渡母线筒法兰对接面局部有缝隙(图1),缝隙宽度约3mm,圆周方向长度约150mm(跨距3个螺孔,图2),我公司服务人员用扳手对缝隙周围的螺栓进行紧固,紧固过程中,有一处螺栓有松动现象(图2),缝隙合拢后,补气至0.34MPa,进行检漏,密封性能正常,静置5小时后,压力表没有任何变化。一、故障原因分析根据检修计划,11月3日对漏气气室进行解体检查,缝隙处密封面、密封槽、密封圈无异常现象。维修期间,对其它母线对接法兰进行检漏测试,无异常点。根据现场情况及解体检查,我公司对本次故障原因分析如下:现场安装时,螺栓未完全紧固到位,故障发生前(11月2日)环境温度骤降,漏气位置两侧的母线筒受冷收缩变形,在螺栓松动处形成局部缝隙,该处密封圈压缩量减小,造成SF6迅速泄漏。1、ZF10-126GIS设备法兰对接密封结构说明该产品法兰密封结构采用O形密封圈和矩形密封槽设计,密封面因加工设备精度、加工工艺、操作人员水平等因素,零部件尺寸允许有0.05mm~0.1mm的加工误差,因此,主母线对接后,法兰间有接近0.05~0.1mm的对接间..
唐山郭家屯220kV数字化工程特点
相关内容: 唐山 数字化 220kV 工程 特点
1第一个完全意义上的220kV数字化智能变电站数字化智能变电站与常规变电站主要的差异在于以下几个方面。1)电子互感器的使用;2)智能操作箱子的使用;3)以光纤网络通信取代电缆硬连接。国内目前进行的数字化智能变电站项目,都不是完全意义上的数字化智能变电站项目。这些项目只是对上述3方面做了局部探索,而不是全面实施。例如2008年投运的青岛午山220kV数字化智能变电站,只使用了电子互感器,对模拟量进行了数字化,而对于保护跳闸、逻辑互锁等状态量信息依然采用电缆硬连接进行处理。目前正在进行的浙江兰溪500kV数字化工程。全站都使用传统互感器,模拟量没有数字化。只是使用了智能操作箱和保护网络跳闸技术,对状态量进行了数字化。郭家屯数字化智能变电站工程全面采用电子互感器(ECT/EPT)和网络跳闸技术,采用光纤通信技术全面取代了开关场到保护小室以及保护屏间的电缆硬连接,使用数字化电表。该工程是国内第一个完整意义上的220kV数字化智能变电站。其技术要求和难度也都是国内目前最高的。2首次在220kV实现测保一体化的变电站35kV及以下电压等级的低压装置,国内普遍采用测保一体化设计。但对于110kV及以上电压等级,一般采用保护和测控功能分装置设计的思路。这既有安全可靠的考虑,也有技术分工的考虑。但从发展来看,保护、测控一体化可以简化设计,减少环节,提高系统可靠性,因此测保一体化设计是大趋势。2008年在浙江的外陈变,浙江省电力公司进行了110kV线路测保一体化装置的试用。但在220kV电压等级的装置中,国内还普遍没有尝试测保一体化装置。郭家屯工程在..
站用变的异常运行和事故处理
相关内容: 事故处理 异常 运行
1.当站用变出现下列情况之一时,应立即停止运行:(1)变压器内部音响很大,同时发出强烈不均匀的爆烈噪音;(2)变压器本体严重发热变色;(3)套管严重破裂或有严重裂纹及放电现象;(4)变压器着火。2.站用电失电处理:(1)事故现象:站用电屏上三相交流电压、电流表指示为零,晶闸管整流跳闸,直流电压稍有下降,主变冷却电源失电及预告示警光字牌亮。(2)事故处理:1)如发生站用电某一段失电,应断开失电站用变低压侧开关,检查380V分段开关是否自动合上,如无自动合上,则手动合上,检查主变冷却电源及油泵风扇等是否恢复正常;2)如站用电全部失电,立即查明失电原因,设法使其中一台站用变在20min内恢复送电。
35kV猫营变301保护越级跳闸检查分析报告
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2008年11月6日 35kV猫营变35kV猫宏线线路发生故障,该线路保护没有动作跳闸,由上一级保护动作跳闸切除故障。事件原因调查过程及结果如下:  1、调取220kV紫云变紫猫307保护装置动作报文及保护定值。  ①动作报文: 2008-11-6 16:0046.748〃过流Ⅱ段动作,短路电流:IA= 0.33A IB=15.53AIC=0.46A,2008-11-616:0046.763〃断路器跳闸,2008-11-616:0048.289〃重合闸动作(不成功)。  ②紫猫307保护定值:  电流1段  CT变比800/5  电流18A  时限0.3S  电流Ⅱ段  CT变比800/5  电流5A  时限1.8S  2、线路故障情况查找。  据查,故障属35kV猫宏线16#杆处B相瓷瓶严重脏污导致闪络放电(即B相接地),故线路故障情况由电杆所在厂区人员汇报给县调。  3、猫营变保护检查结果。  ①、该装置引入A、C相电流作保护用(装置中的B相电流iB=iA+iC)。  ②、装置为黑屏(遗留缺陷),通过测试保护装置内定值与定值书相符,保护动作正确、可靠,传动试验合格。  ③、猫宏301保护定值  电流1段  CT变比100/5  电流25A  时限0S  低电压70V  电流Ⅲ段  CT变比100/5  电流3.5A  时限1.5S  低电压70V    结合以上几点综合分析。线路发生的故障为单相接地(B相接地),由于35kV猫营变猫宏301保护装置未接入B相电流(电流互感器二次接线为两相不完全星形接线),即猫宏301保护装置不反应线路B相接地时实际电流的变化,此时装置中的B相电流只等于A相负荷电流与C相负荷电流的相量相加(iB=iA+iC),其值可能小于过流保护定值 3.5A ;另外,单相接..
变电站交接班做到“十交三对口”
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  关于变电所交接班的要求十交:1、交运行方式;2、交设备动态;3、交检修及操作情况;4、交遗留问题;5、交安全措施;6、交缺陷异常;7、交工具备品;8、交保护投停情况;9、交各种记录;10、交上级指示精神  三对口:模拟图、设备动态、记录三对口  
变电站设备巡视项目
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1变压器巡视检查项目1.变压器巡视每班至少一次,每周至少一次夜间巡视。在特殊情况下应进行特殊巡视,包括新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内;有严重缺陷时;气象突变(如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等)时;雷雨季节特别是雷雨后;高温季节、高峰负载期间;变压器急救负荷运行时。  2.导线与金具连接处无散股、发热,无悬挂物。  3.变压器本体、套管、油位计指示正常、套管油色油位正常、无渗漏油。  4.三相油温、绕组温度指示正常,三相平衡,与负荷、环境温度、冷却装置投入情况相对应。储油柜的油位应与温度相对应。  5.变压器无异常振动声、爆裂声及放电声。  6.变压器各瓷套管无破损裂纹、无悬挂物,表面清洁,无放电痕迹。  7.各连接阀门开启正确,各呼吸器呼吸正常,干燥剂无饱和。  8.冷却器油流指示、灯光指示正常,马达运转正常,风扇和油的流向是否正确。  9.变压器中性点接地牢固。  10.压力释放器无渗漏油现象和动作过的迹象,呼吸器小油杯的油位是否合适  11.变压器气体检测仪正常,数据未超标。  12.变压器控制箱、动力箱干燥清洁,加热器正常投入。  13.变压器消防设施齐全完好,事故油池无过多积水。  2断路器巡视检查项目1.根据环境温度,SF6气压表指示应在压力温度变化额定密度线正常压力范围内。  2.检查液压表压力应在正常范围320-375bar范围内,油泵运转时应无异常声及撞击声。  3.液压机构无渗漏油。  4.如果油泵在较短的时间间隔后起动,请注意此间隔时间。当间隔时间小于1小时,且频繁启动,可能存在着外部泄漏或..
中性点设备的异常运行和事故处理
相关内容: 事故处理 中性 设备 异常 运行
1.电抗器局部过热:发现电抗器有局部过热现象,则应减少电抗器的负荷,并加强通风,必要时可采取临时措施,如加装风扇吹风冷却。若无法消除严重过热时,则应停电处理。2.电抗器支持破裂:发现电抗器水泥支柱有损伤,支持瓷瓶有裂纹或线圈凸出和接地时,应将故障电抗器停用进行检修。
综合自动化变电站运行情况之我见
相关内容: 综合 自动化 情况 变电站 运行
2000年以来,西安东郊地区陆续新建、改建110kV综合自动化变电站数座。综合自动化变电站就是依赖目前高速发展的微型计算机技术,将变电站中的控制、保护、测量、中央信号各类自动化装置以及打印报表、故障录波等功能集中于一个微机网,完成集控调度端遥测、遥信、遥控、遥调四遥功能。这种高新技术的应用,近年来发展很快,为变电站的安全运行打下了良好基础。  1综合自动化变电站的主要特点  (1)新技术的应用,一次设备更加先进,二次控制元件装置微机化,提高了设备运行可靠性,减少了设备运行维护工作。  (2)变电站负荷调整、电压调节均有集控远方进行即可。电压、电量报表等工作都由远方集抄直接完成,改变了过去那种变电运行人员人工监控,操作的繁琐环节,降低了变电站运行误操作事故的发生。(3)集控可直接监视变电设备运行情况,发生故障能及时、准确地提供原始数据,为事故处理提供方便。(4)自动化变电站占地面积少,土建投资省并减少运行人员,降低了电力生产成本。   (5)随着变电站自动化建设和改造不断发展完善,东郊集控已经实现了对远方变电站的遥测、遥信、遥控、遥调,即“四遥”功能。2005年东郊集控为了提高劳动生产率,增加经济效益,开始实施变电站的无人值守模式,图像监控系统是对“四遥”的进一步补充和完善,被行业称为“第五遥”-遥视。无人值守远程监控系统。该系统以图像监控为主、数据监控为辅,结合多种报警功能,正适应了电力部门无人值守变电站的需要。  2 目前综合自动化变电站运行中普遍存在的问题  由于东郊的综合自动化变电站的推广..
变电站主变状态分析与评价书
相关内容: 评价 变电站 分析 状态
    型号     出厂编号     安装或大修日期     检查项目  检查内容与现状  检查日期  结论  评价人  综合状况  电气试验                 绝缘油分析              调压开关试验              外部测温状况              本体密封情况              本体锈蚀情况              冷却器工作情况              开关调压状况              运行中异常现象              是否承受出口短路              是否经常过负荷              其他问题                                存在问题及处理措施     综评人:批准:日期:
防止发生电气误操作事故的具体措施
相关内容: 具体 措施 防止 操作 发生 电气 事故
加强教育培训工作,严格按照规范操作要求进行培训,真正做到教育、制度、执行、监督“四位一体”的长效机制,特别在教育这个环节绝对不能放松,使广大员工进一步强化安全意识,绝不能有麻痹大意和侥幸的心理。变电、配电运行人员在倒闸操作前做好风险评估工作、采取有效的风险预控措施,操作中必须严格执行手指口述法,加强操作监护,防止误操作事故发生  认真贯彻执行《安规》)、南方电网公司《电气操作导则》、广西电网公司防止恶性误操作十大禁令。  认真做好调度指令的接受工作,使用规范的调度术语和双重编号,严格执行双方复诵制,双方做好录音,所有受令工作电话必须记录准确,复诵无误后,再将电话放下,并立即将内容通知同值人员。  严格把好操作票的填写与审核关,对照操作任务和运行方式填写操作票,操作票填写完毕经监护人、值班负责人对照模拟图审核无误签名后方能执行。  实际操作前严格执行“三对照”,操作人和监护人对照已经审核无误的操作票在模拟图板上进行模拟操作,模拟操作时要严格按照实际操作的模式履行唱票、复诵、监护制度,提前检验实际操作的正确性。  实际操作时,严格按照南网公司《电气操作导则》的规定进行操作,认真履行唱票、复诵、监护制度,操作时要保证注意力集中,对照设备名称和编号无误后再操作,严格做到操作时“三禁止”,遇有疑问应停止操作,立即向值班调度员汇报。      操作完毕后严格做到“三检查”,经检查无误后,操作人员要用规范的调度术语向值班调度员进行汇报,双方必须互报单位、姓名,并履行复诵制度,做好电..
变电站开关状态分析与评价书
相关内容: 评价 变电站 分析 状态 开关
    型号     出厂编号     安装或大修日期     检查项目  检查内容与现状  检查日期  结论  评价人  综合状况  电气试验                 绝缘油(气)分析              机械特性试验              开断故障次数              渗漏油(气)情况              锈蚀情况              有无拒动或误动              液压机构打压次数              信号反馈情况                                            存在问题及处理措施     综评人:批准:日期:
变电站阻波器频率特性测试
相关内容: 变电站 频率 特性 测试
变电站阻波器频率特性测试  现场作业安全守则    一、安全措施  1、严格执行《电业安全工作规程》及电业局《现场作业安全手册》。  2、严格执行工作票制度  1)同线路、变电一次设备检修人员共同确定工作内容及设备停电范围,  2)履行一种工作票手续。  3)严格执行电业局班组作业前安全“三查”,并逐项填写安全“三查”表。  二、工作班成员自我保护的安全措施  1、所有工作班成员必须认真执行现场安全措施,相互关心施工安全,互相监督。对现场作业安全做到人人心中有数。  2、核对线路设备名称编号,检查开关分合状态  3、检查阻波器侧刀闸是否拉开,有无明显的断开点。  4、检查有无完善的接地措施。  5、有无遮拦和“在此工作”标示牌。  三、事故预想和实施方案  1、高空坠物对工作班人员伤害及仪器仪表损害。工作班成员必须戴合格安全帽,工作测试地点必须与高空作业垂直点距离3-5米。  2、变电站强电磁场及工作电源对人员的伤害及仪器仪表的损害。阻波器设备可靠接地,所有仪器仪表外壳必须可靠接地。  一旦出现事故预想情况,立即切断工作电源,停止测试工作,确保人员及设备安全。    ..
变电站隔离开关状态分析与评价书
相关内容: 评价 变电站 隔离开关 分析 状态
 变电站隔离开关状态分析与评价书   型号     出厂编号     安装或大修日期     检查项目  检查内容与现状  检查日期  结论  评价人  综合状况  电气试验                 绝缘分析              机械特性试验              开断故障次数              锈蚀情况              有无拒动或误动              信号反馈情况                                                                                         存在问题及处理措施     综评人:批准:日期:  
110kV变电站]零序Ⅰ段出口,断路器跳闸,重合闸重合成功..
相关内容: 零序 重合 出口 变电站 110kV 跳闸 断路器 成功
事故现象:主控室喇叭响,110kV线路控制屏显示的光子牌分别是“1112保护装置告警”、“1112重合闸动作”、“1100保护装置告警”、“1100保护动作”;中央信号控制屏显示“故障录波器呼唤”、“掉牌未复归”光子牌。事故处理:1、运行人员迅速检查发现上述现象后,检查1112、1100开关位置指示及其负荷(电流表记)指示均正常。2、根据事故现象,及时巡视1112、1100保护装置运行情况,发现1112线路零序Ⅰ段出口,保护动作,重合闸重合成功,测距:L=32.75CN;1100母联保护由于跳闸出口退出、重合闸闭锁,因此报文显示:零序Ⅰ段出口,I=0.510.305.56三跳失败,最后判明为C相瞬时接地故障。3、经户外设备巡视,1112、1100开关回路无异常现象,并将异常现象发生时间、天气、负荷、保护信息、报文内容汇报调度值班员。4、运行人员及时打印报文信息,并复归保护盒继电器调牌,并及时做好记录。5、再次检查故障录波器、行波测距报文信息,进行详细分析,判断故障点,以便向调度详细汇报。6、运行人员及时汇报站长或变电运行工区专责等上级相关部门,以便及时调查、分析处理。..
自动化系统操作程序
相关内容: 自动化 程序 系统 操作
 *系统启动过程:  (1)、首先运行net.exe主控模块  (2)、然后根据需要运行人机界面程序Viewer.exe,数据库管理程序Dbms.exe,组态绘图工具Maker.exe(此三个程序的启动没有先后顺序)。  *系统关闭过程:  (1)、首先关闭除net.exe外的其它所有功能模块;  (2)、然后关闭主控模块net.exe,需要输入系统口令。      自动化系统维护程序  将GrfConvert.exe,Odf2JGrf.exe,Database.dll文件复制到一个用于存放维护软件的文件目录中,即完成转换软件的安装。  编辑软件为JGrfsViewer.TMr,运行需要TMvaPlug-in1.3软件的支持。  TMvaPlug-in1.3软件的安装在运行j2re-1_3_1_04-windows-i586-i.exe程序后按其画面提示进行即可。    自动化系统异常操作程序  如果使用DHCP配置计算机,则使用ipconfig获得IP地址。  要检查返回地址,在命令提示下键入“ping127.0. 0.1” ,计算机会立即响应。  要确认是否恰当配置了IP地址,使用带有计算机IP地址、默认网关和远程主机的“Ping”命令。  注意:  如果主机未发现Ping或命令失败,使用“事件查看器”检查事件日志,并查看由Setup或TCP/IP服务报告的问题。接下来:  2.1如果Ping失败  如果无论如何不能成功使用Ping,请验证下列内容:  ●计算机是在TCP/IP安装和配置后重新启动的。  ●本地计算机IP地址合法,并且正确出现在“TCP/IP配置”对话框中。  ●默认网关和远程主机的IP地址正确。  ●启用IP路由并且路由器间的链接正确。  2.2如果Ping成功但网络使用失败  如果可以使用Ping连接到其它子网..
浅谈电气倒闸操作误操作原因及防范措施
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倒闸操作是电站(变电站)安全工作的重中之重,运行人员在倒闸操作过程中如发生误操作,轻则导致机组停机、线路跳闸,重则可能造成全厂停电,危及设备、人身和电网安全,而且社会影响大,因此对倒闸操作工作应引起高度重视,并加强防范。  1、电站电气倒闸操作误操作原因分析  1)、倒闸操作时未合理安排操作人员,如健康状况不良或情绪不好的运行人员进行操作,运行人员业务素质参差不齐,安全意识淡薄,认识不够,认为填写或执行操作票、采取安全措施等仅仅是一项工作任务,是应付检查,忽略这是保证自己切身利益。电气运行人员实行轮班工作制,个别值班员在工作中,尤其是上后夜班时,容易处于疲劳状态。此时,如果进行倒闸操作而不升级监护,很可能出现记忆错误,导致意外事故发生。  2)、倒闸操作时工具准备不充分或工器具不合格,如使用超周期的验电器和操作杆,绝缘手套漏气不及时更换,都可能影响操作安全。因此,必须定期检查试验,以确保操作工具完好。实际在准备工作中按规定应由2人共同进行,但实际过程中由于缺少监督检查程序,操作中缺这少那或东拉西扯,延长操作时间。甚至存在没有安全工器具和安全措施,没有照明等原因引起触电或走错间隔。  3)、接受调度指令时未听清指令内容,造成误停电或甩负荷,或停错机组;在操作时发生疑问或意外的,没有汇报处理,却自作主张,继续操作;到达操作地点后,不能认真执行“四对照”,即检查所操作设备的名称、编号、位置、拉合方向,有的监护人站在操作人的背后唱票,失去监护作用。电气设备命名编号不准确或不清晰。造成运..
论综合重合闸装置的一种习惯性违章操作
相关内容: 习惯性 违章 重合 综合 装置 操作
本文介绍了关于综合重合闸的一种习惯性的错误操作方法,指出了其危害性,有助于提高广大运行人员对严格按照规程操作的重要性的认识。一、情况概述220kV~500kV的架空输电线路上,由于线间距离大,运行经验表明,绝大部分的故障为单相接地短路。在这种情况下,如果只把发生故障的一相断开然后在进行单相重合,而未发生故障的两相仍然继续运行,就能够大大提高供电的可靠性和系统并列运行的稳定性。河南省电力系统,正常情况下,220kV线路综合重合闸装置均采用单相重合闸方式。而在系统运行时,需要退出重合闸的情况较多,《河南电力调度规程》规定的退出重合闸的运行条件就有6条:①重合闸装置异常;②线路充电试验;③开关遮断容量不足;④线路带电工作需要将重合闸退出时;⑤线路纵联保护全部退出时;⑥属于备用电源自投的开关。也就是说,变电站值班人员经常需要把综合重合闸由单相方式改为停用方式。所以,单相重合闸方式和停用重合闸方式就成为综合重合闸装置的两种主要工作方式,河南省电力公司、平顶山市供电公司对综合重合闸的退出操作有明确要求和规定:双套综合重合闸装置的220kV线路,按调度命令解除重合闸时,将两套综重装置的控制把手分别投停用位置,将两套综重装置的启动重合闸压板和重合闸出口压板断开(或将重合闸退出压板连上)。但是,在实际工作中,一些同志并没有严格按规程规定执行。当调度命令退出某线路重合闸(即将综重方式切换至停用方式)时,仅将两套保护屏上的重合闸出口压板断开,双套综重装置的两个重合闸方式转换开关QK仍在单相位置。二、原因介绍综合..
变电运行岗位培训讲义之一
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课题:变电站设备巡视基本要求和方法培训对象:新上岗的变电运行人员内容:1:设备巡视的意义和作用2:设备巡视的基本要求3:设备巡视检查的内容4:设备巡视的基本方法一:设备巡视的意义和作用随着科学技术的发展,新型设备在变电所得到了广泛应用,这给变电所的安全稳定运行提供了保障,但是同时也要求运行人员有很高的素质。历来变电所设备巡视工作是变电所运行工作中的一个重要组成部分,其目的是检查设备运行状太是否良好、是否存在缺陷,使设备能够稳定可靠的运行。变电站设备巡视工作是检查设备运行状况、掌握设备运行规律、确保安全运行必不可少的基础工作。但是,目前我们在对变电站设备巡视工作方面还存在着一定的缺陷,部分运行人员对巡视工作的重视程度还不够,巡视质量得不到保证,给安全运行埋下了隐患。近几年来,也有由于运行人员对工作的尽职尽责,在设备巡视过程中发现了不少问题,制止了事故的发生,如:2006年6月8日,崔家湾变电站运行人员在设备巡视过程中,发现了崔51开关城西线,出线电缆发热,即时处理,才避免了我们武穴地区,在高考期间停电。1997年7月15日,花桥变电站运行人员通过巡视发现花18开关出线异常,判断为出线线夹发热,经过抢修,避免了湖区在大排涝期间停电。如果这两起事故发生任何一件,都会在社会造成极大的不良影响。如何加强运行人员对设备巡视的重视程度,增强设备巡视意识,提高巡视质量,是摆在我们运行人员面前的一道难题。二:设备巡视的基本要求运行人员在巡视时,应按各次巡视分工规定和重点内容以及巡视路线进行。巡视前先普遍了..
监控中心二OO九年1月份运行分析
相关内容: 九年 月份 中心 分析 运行 监控
 我们今天分析下2009年1月份的运行工作.  1月份操作票累计284张,操作步次2232次,一种工作票累计23张、二种工作票累计71张,调度指令票累计23张。  一、两票及运行管理方面:我们在设备管理、两票管理、缺陷管理方面还是不同程度的存在一些问题。一)、两票管理的问题依然较多,主要还是人员责任心和对管理规定不熟悉。操作票管理规范我们也学习了一段时间,中间有争议的地方多,大家要仔细开展讨论,统一思想,对于容易犯错的地方要及时改正,1月操作票步次较高,存在的问题还是较多的,主要还是细节问题,比如说操作票的勾划错行,操作票第二页应在操作任务中写“接上页”;时间未填完或是填写不规范等。工作票方面,对于工作票所列安全措施没有较大的问题,但“工作的变配电站名称及设备双重名称”栏的填写有较多的问题,部分工作票在这栏描述不清;二种工作票中工作地点、任务栏与内容栏不对应;工作票终结时,未拆除地线栏地线不带#号,未拆除地线和未拉开地刀要在备注栏注明未拉开的原因或调度下令拉开的时间和执行人,我们一定要对照工作票管理办法,严把质量,切实做好工作票收票关。二)、今年的预试工作比较多,相应的工作票和操作票也比较多,现场的工作人员应加强对两票的审核,保证两票的正确性。  二、缺陷方面:1月发现新缺陷5个,消除缺陷10个,累计未消除缺陷5个,消缺陷率66.7%,这些缺陷我们在平时的巡视中要多观察,掌握它们的最新情况,还有就是发现缺陷以后要及时上报相关部门和人员,并进行缺陷登记。  三、巡视维护方面:现在变电站基建和改造工程已经完..
SF6断路器运行维护规定
相关内容: 规定 维护 断路器 运行
1总则    1.1适用范围  1.1.1本规定适用于我局变电站35kV及以上运行或备用中的户内、外SF6断路器。  1.1.2变电站(操作队)、调度所值班人员,检修车间检修试验人员,主管运行、检修、基建工作的总工程师、生技部、安质部、基建部、设计所和车间技术领导均应熟悉并遵守本规定,主管基建工作的总工程师、基建部、设计所技术领导均应了解本规定,  1.2一般要求  1断路器结线板的连接处应贴试温蜡片。  1.2.1新购断路器机构应配计数器,计数器在设备运行状态下易于监测。  1.2.2断路器机构箱内应配置照明(驱潮)灯,并使运行人员能够在设备运行情况下开关照明灯及更换灯泡。  1.3技术文件  1.3.1运行检修车间应建立与实际相符的断路器技术档案,内容如下:  1.3.1.1设备卡片;  1.3.1.2制造厂出厂调试记录;  1.3.1.3投运前的交接试验记录  包括:  行程;  超行程;  导电回路电阻;  1.3.1.4断路器故障开断记录(变电站、调度班建立);  1.3.1.5预防性试验记录。  1.3.2断路器移装时应连同技术档案一并移交。    2断路器的运行、监视和维护    2.1新装断路器的验收项目按《电气安装工程及施工验收规范》及有关规定执行。大修后的验收项目按大修报告执行。  2.2断路器的正常巡视检查周期和项目:  2.2.1巡视检查的周期:有人值班的变电站每值巡视不少于一次,无人值班的变电站每周巡视不少于一次。  2.2.2断路器巡视检查项目:  2.2.2.1分、合闸位置指示正确,并与实际运行工况相符;  2.2.2.2支持瓷瓶、断口瓷瓶及并联电容..
高压并联电容器的运行维护
相关内容: 维护 电容器 高压 运行
一、新安装电容器装置设备验收(一)电容器装置投运前的检查1.外观检查电容器及附属设备上有无遗物,是否清扫干净。接线是否正确,接线端子是否松动。接地处是否牢固。瓷件和电容器套管是否清洁、有无裂纹、破损。套管导电杆应无弯曲或螺纹损坏。引出线端连接用的螺母、垫圈应齐全。外壳应无明显变形,外表无锈蚀,所有接缝不应有裂缝或渗油。电容器组串联电抗器也应进行外观检查。高压并联电容器的运行2.设备完好性检查熔断器是否完好,附件是否齐全,熔丝规格及熔断器电压是否符合规范,安装角度及位置是否正确。带电部分相间及对地距离和电容器排间及台间距是否满足。放电线圈一次、二次侧连接线是否良好、正确,极性是否正确。电容器组的布置与接线应正确,电容器组的保护回路、传动试验正确。外壳无凸凹或渗油现象,引出线端子牢固,垫圈、螺母齐全。熔断器熔体的额定电流应符合设计规定。电容器外壳及构架的接地应可靠,其外部油漆应完整。电容器室内的通风装置应良好。电容器及其串联电抗器、放电线圈、电缆经试验合格,容量符合设计要求。闭锁装置完好。3.运行要求核实继电保护整定值是否与校验记录相符。仪表是否正常,指示最高允许值的红线标志是否画好。示温蜡片是否贴好,温度计和灭火器是否齐备。进出风口有无阻塞物,机械通风装置是否正常。设备名称、编号、运行图板是否已标明,图纸资料和运行记录本是否具备。还应校验电容器装置的保护定值,确认接线正确,初始不平衡值正常。4.对成组安装的并联电容器的要求电容器组容许的电容偏差为0%~5%;三相电容器组的任何两线路..
变电值班员事故处理
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一、值班员在事故处理的过程中应注意哪些事项?  (1)除领导及有关人员外,其他外来人员均应退场。  (2)值班人员应将事故情况简单而准确地报告当值调度员及有关领导,并且在处理事  故的过程中,应和调度人员保持密切联系,并迅速执行命令,做好记录。  (3)遇有触电、火灾和紧急设备的安全事故,值班员有权自行先处理事故,然后再将  事故及处理过程作详细记录。  (4)在事故处理过程中,值班人员除认真处理事故外,应明确分工,将发生事故及处  理过程作详细记录。    二、某一110KV变电站是用蓄电池作为直流电源的直该母线,当其电压出现过低时,运行人员应怎样处理?  (1)如果出现直流母线电压过低时,运行人员应先检查浮充电流是否正常;  (2)直流负荷是否突然增加;  (3)可适当调节蓄电池的调压三环触头,使直流母线电压保持在规定值内。    三、某110KV变电站在运行过程中,发生1#主变重瓦斯保护动作跳闸,请问:运行人员应对主变进行哪些项目的检查?  (1)油位、油温、油色情况。  (2)油枕、防爆管、呼吸器有无喷油和冒烟,防爆管隔膜是否冲破。  (3)各法兰连接处,导油管处有无冒油。  (4)盘根是否因油膨胀而变形、漏油。  (5)外壳有无鼓起变形,套管有无破损裂纹。  (6)瓦斯继电器内有无气体。  (7)有无其它保护动作信号。  (8)压力释放阀(安全阀)动作与否(若动作应报信号)。  (9)现场取气,检查分析瓦斯气体的性质。    四、假设一变电站发生主变差动保护动作跳闸,运行人员应从哪几方..
数字化变电站培训笔记
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个人一直认为数字化变电站的难点应该是光电流变、压变的研发与应用,这应该属于过程层范畴。数字化的流变、压变测量精度高、无饱和、无二次开路短路问题,从物理上应属于智能化的一次设备。而通过这次学习,我发现如何实现各种功能设备共享统一的信息平台,是非常关键的一个难点,也是值得需要二次工作人员去思考的一个问题。GE的数字化变电站,是一个过程总线的解决方案,在信号采集方面仍旧沿用现有的常规的一次设备,它的核心技术是将一次设备与二次、三次设备之间联系的铜缆替换为数字光纤,从而为达到信息共享创造条件。由于应用光纤作为信息及信号的交换通道,所以在开关场就需设置将模拟量、开关量转换为数字信号的电子模块(合并单元BRICK),在控制室相应设置数据交换设备(光纤接线盘CROSS-CONNECTPATCHPANEL),将开关场传输过来的信号送至相应的功能设备以达到信息共享。从应用的成本上来看,前期投入成本应大于现有的模式,而如果考虑10年周期的总投入成本,据说是比现有模式要低,在这点上,本人表示怀疑。撇开成本,由于设计简化,图纸简单,个人觉得此方案的一大优点是可以间接解决现在二次图纸管理混乱的局面。其他优点还有:改造速度快,改造后二次回路免维护,降低二次负载从而提高了测量精度,提高二次工作人员安全性等。1、BRICK图1是GE数字化变电站方案的核心元件BRICK,它的下方有4个航空插口,从右至左分别为:交流输入,节点和变送器输入,跳闸和控制输出,光纤通讯和直流电源。它仅进行数据采集和开关量输出,不进行任何数据处理。官方介绍BRICK用很高的速率..
66kV监控站生产班组各类人员安全生产职责
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班组长的安全职责1.班组长是本班组的安全第一责任人,对本班组工人在生产劳动过程中的安全和健康负责,对所管辖设备的安全运行负责。2.制订和组织实施控制异常和未遂的措施,按设备系统(施工程序)进行安全生产分析预测,做到及时发现问题和异常,控制好危险点。3.带领本班组人员认真贯彻执行安全规程、制度,及时制止违章违纪行为。及时学习事故通报,吸取教训,采取措施,防止同类事故重复发生。4.主持召开好班前、班后会和每周一次班组安全活动,并做好记录。5.督促班组技术员和工作负责人做好每项工作(倒闸操作、检修、试验等)的技术交底和安全措施交底,并做好记录。6.做好岗位安全技术培训、新入局(厂)工人的三级安全教育和全班人员(包括临时工)经常性的安全思想教育;每年组织一次班组人员参加现场急救培训,做到能进行现场急救。7.组织参加安全竞赛活动。落实企业和本单位下达的反事故措施。8.经常检查本班组工作场所(每天不少于一次)的工作环境、安全设施、设备、工器具的安全状况。对发现的隐患做到及时消除、登记和上报,对本班组人员正确使用劳动防护用品进行监督检查。9.支持班组安全员履行自己的职权。对本班组发生的异常、障碍、未遂及事故等不安全事件,要认真记录、及时上报,保护好现场、组织分析原因、总结教训、落实改进措施。技术员的安全职责1.协助班组长搞好班组安全技术管理和职工安全技术培训工作。2.协助班组长制订班组年度安全目标和实现目标的安全技术组织措施。3.大修、更改、维护工作开工前,协助班组长查明危险点,落实安全技术措施,保证作业..
阀控式密封铅酸蓄电池运行维护管理规定
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阀控式密封铅酸蓄电池运行维护管理规定    第一章总则  为保证变电站阀控式密封铅酸蓄电池及其高频开关电源(以下简称直流设备)保持良好的运行状态,延长使用寿命,保证变电站直流母线保持合格电压和蓄电池的放电容量,特制定本规定。  第二章安装要求  2.1直流设备通风应良好,运行环境温度应保持在5℃~35℃,安装地点应装设温度调节装置。  2.2直流系统可采用单、双充电器、电池组和电源母线。220kV变电站可采用双电池组,500kV变电站应采用双电池组、双母线方式。  2.3独立的蓄电池室应有充足的照明,并采用防爆灯具。  2.4蓄电池采用串联接线,蓄电池之间应保持2cm以上距离,若电池安装在柜内,上下层之间距离不应小于15cm。蓄电池应保持清洁,极板、极柱接触应良好,连接螺丝应牢固,不得有放电现象。  第三章交接验收项目及标准  3.1检查蓄电池容量。对电池组进行三次充放电试验,放电终止电压根据制造厂的规定,2V蓄电池为1.8V。其中一只蓄电池防到了终止电压,应停止放电。在三次充放电循环之内,若达不到额定容量值的100%,此组蓄电池不合格。  3.2测量电池的绝缘电阻。220V电池组的绝缘电阻不小于0.2MΩ,110V电池组的绝缘电阻不小于0.1MΩ。  3.3测量充电设备的稳流精度不大于±(0.5%-1%),稳压精度不大于±(0.1%-0.5%),及直流母线纹波系数不大于(0.2%-0.51%)。  3.4测量每只电池端电压符合厂家规定。  3.5检查厂方提供的安全阀开启闭合试验报告,闭阀压力应在1kPa~10kPa范围内,开阀压力应在10kPa~49kPa范围内。  第四章运行维护要求  4..
浅谈变电站的接地装置
相关内容: 变电站 装置 接地
变电站的接地装置是接地体(埋入地中并与大地直接接触的一组金属导体)和接地引下线(电气设备接地部分与接地体连接的金属导体)的总称。其作用是通过降低接地电阻,加速接地电流的扩散,减少地电位的升高。接地装置长期处在地下或阴暗、潮湿的环境中,则最容易发生腐蚀。由于接地装置的腐蚀会极大的影响装置的使用寿命,造成接地网局部断裂,接地线与接地网脱离,形成严重的接地隐患或构成事故,因此要加强运行维护和巡视检查,及时进行缺陷处理,定期进行接地电阻和回路电阻测量,以保证接地一直处于良好的状态。  一、接地装置的正常巡视检查项目  由于变电站接地装置的特殊性,主要从以下几个方面进行检查:  (1)设备的接地引下线有无损伤、断裂、锈蚀,连接处是否接触良好。  (2)接地网与接地引下线连接线夹或螺栓是否完好、牢固。(3)接地网的接地圆钢、扁钢有无露出、被盗、浅埋等现象。    (4)接地装置在引入建筑物的入口处要有明显的标志,明敷的接地引下线表面的涂漆标志是否完好。  (5)用导通法定期检查接地引下线的通断情况。  (6)定期测试接地电阻值是否合格,并分析所测量的接地电阻变化情况,是否符合规程要求。  (7)对含有重酸、碱、盐或金属矿研等化学成分的土壤地带,定期对接地装置的地下部分挖开地面进行检查,观察接地体腐蚀情况。  (8)设备每次检查后,应检查其接地是否牢固。  二、接地装置的定期维护及试验项目在运行期间,对接地装置的连接情况检查和接地电阻的测量,主要按下列周期进行:(1)连接情况检查至少每一年一次..
真空断路器运行维护规定
相关内容: 规定 维护 真空 断路器 运行
1总则    1.1适用范围  1.1.1本规定适用于我局35kV及10kV运行或备用中的户内真空断路器。  1.1.2变电站(操作队)、调度所值班人员,检修车间检修试验人员,主管运行、检修、基建工作的总工程师、生技部、安质部、基建部、设计所和车间技术领导均应熟悉并遵守本规定。  1.2一般要求  1.2.1断路器结线板的连接处应贴试温蜡片。  1.2.2新购断路器必须采用机构与断路器本体整体式产品,机构宜选用弹簧式操作机构且机构应配计数器,计数器在设备运行状态下应易于监测。  1.2.3开关柜(包括手车柜)应配位置合适、尺寸足够的观测孔,以便运行检修人员在设备运行情况下观察刀闸(或手车)导电触头的插入情况以及使用红外仪器测试触头及断路器本体的温度情况。  1.2.4开关柜(包括手车柜)应在柜内配置照明灯,并使运行人员能够在设备运行情况下开关照明灯及更换灯泡。  1.2.5高压开关柜中的绝缘件,如绝缘子、套管、隔离和触头罩等,严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸酯等有机材料,应采用阻燃性绝缘材料,如环氧树脂等,选用新型绝缘材料时,需经过严格试验,并由制造厂提供不少于1年的试运行报告。  1.2.6全空气绝缘真空开关柜带电部位对地及相间距离不小于125mm,复合绝缘中空气间隙不小于30mm,开关柜中瓷质绝缘子爬电比距不小于1.8mm/kV,有机绝缘子爬电比距不小于2.0mm/kV,开关柜及母线应优先选用瓷质绝缘子或瓷质套管。  1.2.7通过型式试验的真空开关组装开关柜后,必须整体进行包括开断、动稳定在内的全部型式试验。  1.2.8用于投切电动机负荷的开关必..


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