变电站心得体会

变电站心得体会（共14篇）

1.变电站心得体会 篇一

智能变电站培训心得体会

今年3月初,根据运维检修部的安排,我有幸参加了运维检修部组织的智能变电站知识培训学习班。能参加这样的培训,我感到十分的荣幸,同时也感谢运维检修部领导给我们这样一次不断完善和提高自己能力的机会。

在当前国家电网公司正在大力推动智能电网的建设的大环境下，做为智能电网建设发展的重要环节，我公司已投运及将要投运的智能变电站的运行与维护显得至关重要!然而，智能变电站作为一种新兴的电网控制、测量、保护技术，相当多的变电站运维人员对智能变电站的验收、运行、维护、操作等还缺乏必要的了解和认知。

在培训期间,讲师先后讲解了智能变电站特点及优势、智能变电站与常规变电站的区别、智能变电站主要智能设备的功能作用、智能变电站功能应用系统、智能变电站一体化监控系统及顺序操作等的相关知识。

在对智能变电站智能设备功能的讲解中讲师讲到了智能变电站是以网络通信基础为基础，以数字化信息来实现变电站各主要设备、变电站与调度主站、变电站与监控中心主站等系统或设备之间信息交换等方面的原理及传递过程。

在对智能变电站中合并单元、智能终端、保护装置的作用、数据传输、主要功能进行了详细的介绍和讲解。使我们对这三种设备有了更进一步的了解和学习，对我们以后的维护，操作及事故处理起到了很大的帮助作用。

在对智能变电站信息传输中讲到，智能变电站采用光纤作为继电保护自动装置测量电压电流的主要通道，解决了常规变电站中电缆、电压精度受到了二次负载影响，同时也使得采用功能强大的一次设备在线监控成为可能。

在整个培训学习中，学到了很多细杂的小知识点，但是最后把这些小知识点串起来，变成了整个面的知识点，使我们受益匪浅。

通过这次培训学习,让我们又更全面的深入学习了解了智能变电站。不仅仅是书本专业知识的了解学习,更对实际的操作和维护方面来了一次全面的补充和完善。这样使我们在以后智能变电站的运行维护上更加认真仔细，更加全面到位的把工作做好!

作者：张亚全 单位：运维一班

2.变电站心得体会 篇二

1.1 小型化

GIS占地面积和空间小, 据一般情况分析, GIS与常规屋外中型配电装置比较, 其面积比约为25/Ue+25, 空间比约为10/Ue (Ue为额定电压) 。特别适合用于深圳这种用地紧张的地区, 也符合我国节约用地的基本国策, 较少了征地、拆迁、赔偿等昂贵的前期费用。

1.2 可靠性高

运行可靠性高, 暴露的外绝缘少, 因而外绝缘串较少;内部结构简单, 机械故障机会减少, 外壳接地, 无触电危险。

1.3 施工周期短

运行维护工作量小, 安装调试容易, 平时冲洗绝缘子, 运行检修周期长, 施工现场整体安装, 安装和调试方便。现场安装的工作量与常规设备相比减少了0.8%左右。

1.4 利于环保

环境保护好, 无静电感应和电晕干扰, 噪声水平低, 尤其适合在城市中心或居民区使用。与常规设备相比, GIS更容易满足城市环保的要求。

1.5 杜绝外部的不利影响

因设备中心低, 脆性原件少, 抗震性能好;因全封闭, 受外界环境影响很小, 故适合用于污秽地区和高海拔地区。

2 GIS设备型式

2.1 户内式和户外式

GIS根据安装场地不同可分为户外和户内两种型式。对于220k V及以下电压等级的因GIS体积小, 布置在屋内, 建筑高度及跨距小, 土建投资少, 而运行维护管理条件又好, 多为户内布置。深圳地区大部分均为户内布置, 只有关外的220k V变电站仍采用户外布置方式。对500k VGIS因体积较大, 一般为户外布置。

2.2 分箱式和共箱式

GIS按三相主回路所处位置分为分箱式和共箱式两种。目前国内110k V电压等级的GIS大部分厂家为共箱式, 只有个别厂家还在生产分箱式GIS;220k V电压等级的多为分箱式。

共箱式GIS结构紧凑, 外壳数量少, 气体密封环节少, 还可以减少涡流损失和现场安装、维护工作量, 降低了安装维护费用, 因此如设备厂家有共箱式GIS产品, 应尽量采用共箱式GIS。

2.3 壳体结构

GIS壳体结构有不锈钢、铝合金、钢三种, 不锈钢壳体最贵, 铝合金次之, 钢壳体最便宜。当工作电流超过1600A时, 考虑钢件发热, 壳体应采用不锈钢或铝合金。

3 GIS设计思路

3.1 GIS的电气主接线

GIS设备主接线的选择应遵守变电站电气主接线的设计原则——可靠性、灵活性及经济性。根据GIS设备具有故障少、检修周期长、运行可靠性高的特点, 其主接线可以简化。例如, 110k V和220k V配电装置一般可以不用旁路母线, 但GIS设备发生故障时, 其停电范围比常规设备大的特点。当GIS设备局部发生故障后, 检修故障元件时, 必须把故障气室的SF6气体全部抽出来, 而GIS设备导电触头之间的距离是按充有一定压力的SF6气体设计的, 距离比空气绝缘时小的多。因此, 该气室的母线必须停电才能进行检修。这就要求变电站运行维护和检修人员对GIS的工作原理和结构比较熟悉, 否则极易发生误操作或人为内部短路事故, 国内一些GIS内部短路事故就说明了在变电站运行维护中, 应特别注意这一点。为此, GIS设备的主接线不能过分简单, 110k V母线和220k V母线应采用分段或者双母线的接线方式, 避免局部故障造成母线全停, 扩大故障范围。

目前, 深圳地区变电站110k V变电站均为三台主变, 多采用单母线分段或者线路-变压器组的接线方式, 而220k V的变电站一般为4台主变, 220k V采用双母线接线方式, 110k V采用双母线双分段的接线方式。

3.2 GIS总体布置

室内布置时, GIS室的宽度由GIS设备的宽度和通道宽度决定。工作通道宽度应考虑当采用电缆作为进出线时, 由于GIS设备与高压电缆的交流耐压试验的标准值不同, 现场耐压试验需要装设临时SF6空气套管, 必须注意带电体与墙壁之间的安全距离, 同时还要考虑移动式SF6气体回收装置的宽度及转弯半径, 检修和搬运GIS组件所需要的宽度。GIS室的高度必须考虑设备运输、安装、大修和试验的可能性, 检修时应可以整体起吊断路器及其他组件, 并注意现场耐压试验时带电体与房顶的安全距离。户外布置GIS时, 通道的宽度和通道上架空跳线的高度应考虑开进汽车起吊等作业, 一般距GIS外缘不得小于3.5m。

一般户内布置的GIS两侧应设置安装检修和巡视通道, 主通道宜靠近断路器侧, 宽度宜为2000~3500m, 巡视通道不应小于1000m。

3.3 GIS设备的土建设计

GIS设备是由刚性的各个元件用螺栓连接起来的, 为了防止SF6气体泄漏, 母线管法兰连接时的垂直误差不能超过0.5mm, 基础预埋槽钢之间的水平误差不能超过2mm。

为了施工安装的方便, 应在GIS室的两端和适当位置预埋地锚钩, 以便GIS设备的就位。GIS室的室内装饰目的是以防潮、防尘为主, 在GIS现场安装、检修过程中, 空气中含尘量一般不得超过0.1mg/m3, 空气的相对湿度不宜超过70%。因此, GIS室不宜采用容易起灰的水泥地面和石灰墙面, 并应尽量减少不必要的门窗。特别注意的是GIS的布置应避免跨土建结构缝。

GIS户内布置时, 大多布置在建筑的二层或者三层。因此, GIS室外需留有吊装平台, 满足GIS一个最大组件的进出。

3.4 GIS室的通风

有关标准规定:GIS室里的SF6气体的体积分数≤1000m L/m3, 空气中的含氧量不得低于18%, 所以在GIS室内必须装设通风设备, 其通风量为GIS室空间体积的3~5倍。一方面考虑正常情况下运行人员进入GIS室前对室内进行换气;另一方面在GIS外壳发生爆裂后应能可靠排出SF6气体。根据发热通风的要求, 室内通风通常将出风口布置于室内的上部, 但由于S F 6气体的比重约为空气的5倍, SF6气体沉积于电缆沟或接近地板的底层空间。所以, 通风设备的出风口应考虑设在GIS室的下部, 以便迅速可靠地排出外逸的SF6气体。

3.5 GIS室的接地

在GIS配电装置间隔内, 应设置一条贯穿所有GIS间隔的接地母线或环形接地母线。将GIS的接地线引至接地母线, 再由接地母线与主接地网连接。

另外, 当设备为分箱式时, 应设置外壳三相短接线。当设备为铝外壳时, 其短接线宜采用铝排;当设备为钢外壳时, 其短接线宜采用铜排。

4 结语

随着城市电网的发展, GIS在变电站的应用会越加广泛。因此, 从设计、安装、运行维护、检修等各方面不断地加以总结, 才能使GIS设备发挥更大的作用。

参考文献

[1]黎明, 黄维枢.SF6气体及SF6气体绝缘变电站的运行[M].北京:水利电力出版社, 1993.

[2]卓乐友.电力工程电气设计200例[M].北京:中国电力出版社, 2004.

3.变电站心得体会 篇三

关键词：变电站；综合自动化；管理；经济效益

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）24-0145-01

1 变电站综合自动化的特点

所谓变电站综合自动化，主要是通过微处理器综合与统一处理变电站中各表征电力系统运行状态的模拟量和状态量，以对所有环节的功能加以合理协调。其供具有以下几方面的优势和特征：

①将交流采样运用于变电站综合自动化的保护信息串行通信中，使得信息总量得到了大大增强，信息及时有效的传递，精准性高，可以结合具体的事件及时优先的远传变电信息，这样就有效防止了直流变送器信息容量大的情况，提高其传送速率。

②充分运用相应的监控系统对变电站表征电力系统运行过程中产生的模拟量和状态量进行及时全面的采集，同时将这些模拟量和状态量传送至专门的调度中心，全面贯彻落实调度中心颁布的控制和调节命令，由于该监控单元是整个监控系统的前置I/O模块，和实际场所中的一次设备间属于不可分割的关系，在数据的采集、控制、操作环节中占据重要地位，大大提高了表征电力系统运行状态的模拟量和状态量传送速率与效率。

③变电站综合自动化系统通过微机采样、微机变送器输入由CT、PT提供，可以和输入计算机编码、与数据采集微机及时通信，能够对各种形式的计算量进行传送，传送速率快、精确性高，在现代数据采集过程中的应用十分理想。

④利用相应的微机对变电站综合自动化系统中部分通信进行有效保护与监控，以此在调度端中及时全面的获取一定的保护整定值。微机保护与监控部分串行通信除了能够及时有效的保护信息的传送外，还能够准确的传送保护整定值和测量值，同时可通过调度端对保护定值远程进行修改与下发。

⑤变电站综合自动化能够做到对装置的自检，为维修工作提供了便利，通过有效的方法如查询标准输入检测等，细致全面的检查各个部位，及时找出装置中的缺陷与故障，并明确发生故障的具体位置，有效处理各环节的技术重复投资以及防止对运行可靠性造成影响。

2 变电站综合自动化的优点

①通过计算机进行调节与控制工作，不仅缓解了操作人员的工作压力，还大大降低了操作失误率。

②将二次接线进一步简化，整体布局紧凑，无需占用太大的面积，很好的节约了变电站建设资金。

③实现了设备监视和自诊断目标后，使得设备的检修时间延长，运行效率提升显著。

④将先进的计算机技术作为变电站综合自动化的主要工具，能够进一步发展与扩充。

⑤避免了人的过多干涉，消除或降低了因人为因素带来的事故。

⑥經济效益最大化。用地面积的减少，有效节约了二次建设资金和变电站运行维护成本；设备运行实效性提高，维修与维护便捷；减轻了值班人员的劳动强度，供电时间相应延长，供电异常情况不再出现。

3 完善变电站综合自动化的具体对策

3.1 准确划分运行管理具体职责

结合现阶段采用的变电站运行管理模式，将以往变电站中的值班人员分为两大类：一类主要职责任务是实时监视变电站运行情况、进行抄表记录、正确操作断路器，调度运行人员利用自动化系统来全面实现；还有一类的职责任务是对设备加强巡视、有效维护变电站运行、隔离开关操作、安全措施、处理事故，专门的操作队在现场完成。

3.2 构建完善合理的运行管理制度

变电运行工作缺少不了相应的运行管理制度作为支撑。首先，将岗位责任制落实到实处。所有涉及变电运行工作的人员如运行值班人员、操作队队员、电气检修人员等都要按照规定的相应岗位责任制度办事，清楚自己担负的责任，各司其责。其次构建合理的设备专责制。对于无人值班的变电站中各一次设备与二次设备，通信设备、远动设备都要有专业的维护人员，同时对这些设备的运行情况详细的记录。最后落实运行值班制和交接班制。将二班制或者三班制落实到运行值班员中，不得出现连续工作。交接班时间必须准时，细致认真的记录好设备运行情况，做好分内之事。

3.3 加强变电运行技术维护管理

变电站运行的经济安全性及操作人员的身体健康至关重要，应切实做好变电运行的技术维护管理工作。国家颁布实施的《电业安全工作规程》中总结积累了变电运行过程中的经验和教训，必须将两票三制贯穿于变电运行全程中。这里所说的两票三制，涵盖了工作票、操作票，工作许可制度、工作监护制度、工作间断转移和终结制度。对变电运行过程中产生的资料进行全面收集和整理，比如设备台账、检修记录、大修周期等。加强维护设备，及时发现设备存在的故障并采取有效措施进行处理，保证变电设备正常安全的运行。

3.4 培养出一批高素质的专业队伍

纵观我国变电站综合自动化系统现状，多数设备的维护依旧依赖于厂家，不具备一批优秀专业的管理队伍，只要设备有异常情况就会立马告知相应的厂家进行处理，这影响了设备异常情况的处理及时性。为了对变电站综合自动化系统有效维护与管理，当务之急就是尽快构建一批高水平的专业人才队伍，培养一批各方面能力都很强的综合型人才，充分掌握了解相关专业知识。其次，准确划分变电站综合自动化专业，严防基层单位出现“谁都管但都不管”的局面。

3.5 强化思想政治工作和民主管理

不断强化思想政治工作和民主管理，能够有效激发变电运行人员的工作热情与积极性，大力宣传爱国、爱站精神，以这些人员为中心，培养他们的主人翁意识，提高责任感。对他们进行思想政治教育时，应全面贯彻落实党和国家颁布的方针、政策、路线，要让每位运行人员都充分了解国内外时事，认真做好自己的本职工作。思想政治工作中应密切联系实际进行说理，用真理说服人。此外，应积极举办变电站民主管理活动，活动的宗旨是提高所用变电运行人员参与变电站管理与治理工作的积极性，为变电运行安全生产做出应有的贡献，并提出科学的建议或意见。

还应与运行人员良好沟通交流，稳定他们的思想情绪，解决他们在实际生活中遇到的困难，时刻关心、关爱运行人员，给予其必要的温暖，促进其认真工作的态度。由于变电站运行人员年龄结构均较小，所以要求相关党员和共青团员应充分发挥自身的带头作用，创设有利于变电站发展的优良工作作风。

4 结 语

变电站实现综合自动化后，不仅带动了电网调度自动化，而且还使得现场运行管理朝着现代化方向快速发展，电网运行真正做到了安全经济，已经成为了目前电网发展中的必然趋势。我们坚信，在科技的不断进步与良好的硬件、软件环境形成下，变电站综合自动化将发挥更加显著的功能。

参考文献：

[1] 廖万斌.变电站综合自动化改造的问题分析[J].广西电业，2011，（2）.

4.电站参观心得体会 篇四

一、变电站建筑物整体施工工艺、观感美观

1、建筑物内外装修大量采用了瓷砖、石材。外墙、室内地面瓷砖铺贴采用计算机预排版，做到前后、左右对缝，四周拼砖一致;台阶、窗台、踢脚等处采用石材铺贴，大大提高了整体观感效果。

2、雨水管采用暗设，雨水直接排入下水井，使建筑物的外观观感效果提高。

3、散水采用倒角工艺，施工缝顺直一致，外观观感效果美观。

二、清水混凝土施工工艺先进，观感美观

1、基础混凝土施工采用定制钢模板，使砼表面光滑平整、尺寸一致，倒角美观。

2、道路等水平倒脚采用专用工具，减小了支模的施工难度，使倒角更加顺直平整。

三、草坪灯底座、沉降观测标志等处采用不锈钢护盖，既起到成品保护的作用，有大大提高了观感效果。

通过以上的学习体会，结合我们的自身情况，以后有待改进和提高之处和需要加强的工作：

一、完善管理体系，细化质量管理

1、健全质量体系，精细管理是保证工程质量的前提

2、加强质量意识，创国家优质工程是我们的目标

3、制定切实可行的创优策划施工方案，保证施工有章可循

4、把好原材料进场关，保证所用材料都是合格品

5、过程检查是保证施工质量的重要手段

6、严格执行质量奖惩制度，提高员工质量意识

7、抓好成品保护工作

二、严格安全管理和文明施工

1、提高安全意识，完善安全管理制度

2、加强安全教育、安全交底，营造良好的安全氛围

3、严格执行安全文明施工考核

4、适当加大投入，完善安全文明施工设施

三、攻克技术难点、创出亮点

1、把地面以下工程当做地上工程来做。确保基础断面尺寸准确，使构支架基础混凝土达到内实外光的清水混凝土效果

2、努力提高外露砼结构倒角的施工工艺水平，争取做到倒角顺直、平整。

3、主控楼室内地板砖施工前采用计算机排版，做到前后、左右对缝，房间四周拼砖一致，在墙、柱阴阳角处均采用45°角装饰拼接工艺。

4、道路上层路面施工，编制专项施工方案，采取防止裂缝的措施，保证路面上层耐磨、光亮的效果。道路施工缝顺直、宽窄一致。

建议：在设计上多考虑提高观感效果同时又避免一些质量通病的出现，比如围墙增加装饰(抹灰、涂料等)、适当增加瓷砖及石材的应用等。

5.水电站移民工作心得体会 篇五

XX年，是××水电站建设的关键之年、攻坚之年、决胜全局之年，我有幸成为××市选派到景宁县金钟乡的一名移民干部。一年来，移民工作任务叠加、矛盾凸现，既有第三动迁年移民的建房，也有第四水平年半边户和非农移民的落实安置，以及解决移民滞留矛盾、库区维稳和库底清理等工作。难忘的移民工作即将结束，期间如火如荼的移民工作氛围和干部忘我投入的工作作风给我留下了深刻的印象，亲历这项伟大的工程，是我人生中一段珍贵的经历，从中得到了很多的工作经验、体会和启发，为我今后的工作积累了一笔宝贵的财富。

1、移民工作就是群众工作。××水电站移民工作从无序到有序、从被动到主动，干群关系由对立到形成合力，得到了省委、省政府领导的充网分肯定。原省委书记xx批示，“××电站建设的经验，对处理群体性事件、做好群众工作有一定借鉴意义”。省委副书记、省长吕祖善指出，“××电站移民工作充分发扬、升华了我党多年来的优良传统，是党的执政能力最有力的检验，是党员先进性教育最生动的教材”。××移民工作的实践证明，做好新时期的群众工作，必须从巩固党的执政地位、维护改革开放稳定大局、建设“平安浙江”的战略高度，充分认识群众工作的极端重要性和紧迫性，按照“干在实处、走在前列”的要求，努力提高做群众工作的本领。

做好新时期群众工作，必须以人为本、情系百姓，始终把群众的利益想在前头，与群众的感情建在平时，对群众的困难帮到点上，让群众的实惠落到实处。无论新时期群众工作的条件怎么变，只要把自己的心和群众贴在一起，真正用心去做，没有想不出的办法，没有做不了的工作；只要用情去做，没有解不开的死结，没有化不了的矛盾。××起步阶段的移民工作之所以被动，主要在移民工作的群众基础不扎实，移民群众不理解政府的良苦用心。因此，要坚持深入群众，只有深入到群众最困难的地方去，才能了解情况，化解矛盾，打开局面；要坚持依靠群众，把广大移民团结在我们周围，不能把移民推向我们的对立面。没有落后的群众，只有落后的领导，工作好坏的关键要看干部做群众工作的本领；要坚持教育群众，善于运用说服教育、示范引导和提供服务等方法宣传群众、教育群众，引导群众正确处理个人利益和集体利益、局部利益和整体利益、当前利益和长远利益的关系，自觉为改革发展稳定贡献力量。

2、必须坚持公平、公正、透明原则。移民的利益是具体的、多样化的，正是它的多样性、复杂性、多变性、趋利性，要求在做群众工作把握政策时必须公平公正。做到每一句话说透，每一把尺量准，每一笔帐算清，每一碗水端平。把公平、公正、透明贯穿整个移民工作过程。

制订和执行政策要平衡一致。每出台一项政策，都要在广泛调研、民主讨论、集思广益中产生，政策的制定既依法依规又充分考虑实际情况，注重政府能承受、移民能接受，确保最大多数移民从中受益。针对不同的利益群体，要相互平衡，政策的不平衡会给工作带来被动，非志愿群众有着很强的比较心理，对于政策的落实，他们首先关注不是自己有多少，而是先盯牢别人有多少，和自己相比怎么样。所以，移民干部在执行政策时必须慎之又慎，细之又细，不出差错，硬碰硬执行，使群众心服口服。

6.变电检修工区培训心得 篇六

变电检修工区>培训心得

——赵明龙

时光荏苒，岁月如梭，为期一个月的变电检修工区轮岗培训接近尾声了。在这一个月的培训生活中，让我获益匪浅，收获良多。对于刚刚毕业的我们，没有多少实践经验的我们，公司安排的轮岗培训意义重大，对我们能够快速成长为一名合格的电网人给予了非常大的帮助，让我们对电网的工作有了深刻的认识。

为期一个月的培训，主要分为3个阶段来进行，第一阶段：熟悉工区组织制度、学习安全规范；第二阶段：分配到具体班组进行现场参观、学习、实践；第三阶段：总结学习与实践成果。

太原供电公司运维检修部检修试验工区成立于2012年，前身为太原供电公司变电检修工区，承担着太原地区110kV及以上所有主网、部分35kV变电站一次高压电气设备的日常维护、季节性检修、试验、分析、技改、大修及事故抢修等任务，技术性较强。现在有生产班组19个，其中有开关专业、主变压器专业、交直流维护专业、油化验专业以及检修专业五大专业群体，它管辖了太原电网的64个变电站，包括2个500kV变电站和16个220kV变电站。具有工作量大，安全风险高的特征。

为了保证电力员工在电力生产中的人身安全，对安规的学习是必不可少的。每个从事电网生产工作的员工都需要经过安全规程培训，并且考试合格后才能上岗。作为轮岗实习的我们也同样不例外，第一天孙工就给我们耐心讲解了变电检修工作相关的安全规范，让我体会到>安全生产教育是安全生产管理的基本要求。离开了安全教育的安全管理就象一座房子的基础不牢靠一样的危险。安规考试让我学到了许多新的安全知识，也巩固了以前所学的知识。每一个从事电力生产的人，都应明白学习安全技能，既是企业的需要，更是自我的需要。电力行业涉及到各行各业千家万户，它不仅关系到我们个人的安全，也关系到他人的安全。我们不仅要为自己和家人的幸福负责，更要为别人的生命和安全负责。

在安规考试合格以后，我们被分配到了各个班组里面，班组可以说是最小的一个工作单位，每次检修任务都是以班组为单位开展的。我被分配到了检修二班，为了能够增加实践经验，虽然被分配到了二班，但是在其他班有检修任务的时候，我也会主动要求出班参加。其中记忆比较深刻的一次是更换新店110kV母联刀闸。由于新店110kV是双母分段运行，最初的计划是将所有负荷都接到一条母线上，然后断开母联刀闸，最后更换损坏的母联刀闸，但是在到达现场进行倒母线操作的时候，有一条线路的母线刀闸下部机械转动损坏，不能够合上刀闸，造成不能将新北线负荷接到西母上，无法对东母进行断电。经过了一上午的讨论和协商，最后不得不将新北线全线停电，好在新北线仅仅是条联络线，没有造成大范围的停电影响。经过这次现场的学习，让我对电网的运行方式有了深刻的了解，而不像以前仅仅局限于纸上；更总要的是在参与实践工作中，然我体会到了安全规范的重要性，让我对安全的组织措施跟技术措施有了清晰的认识，安全规范从纸上走了出来，不再是纸上谈兵。现场挂接地线、安全距离、工作负责人，专责监护人等等概念，不再是躺在安规里的宋体字，而变成了真是存在的客体，加深了我对安规的理解，增进了我对安全生产的认识！比如，最普通的安全帽，刚开始觉得这么重，天又这么热，戴上多不舒服，但是真正投入到工作中的时候才发现，安全帽是多么重要，由于施工现场环境复杂，各种机械、工具、设备互相交错，很容易就会磕到脑袋，如果没有安全帽，估计没一会就会被磕的头破血流了！

7.变电站心得体会 篇七

常规变电站自动化系统应用的特点是变电站二次系统采用单元间隔的布置形式, 装置之间相对独立, 装置间缺乏整体的协调和功能优化, 输入信息不能共享, 接线比较复杂, 系统扩展复杂。主要有以下几方面的问题。

1.1 信息不共享

传统常规变电站由于各种功能采用的通信标准和信息模型不尽相同, 变电站自动化系统、变电站与控制中心之间的通信以及控制中心层面不同的应用之间缺乏统一的建模规范, 二次设备和一次设备间用电缆传输模拟信号和电平信号, 变电站自动化系统接入的信息采集自不同的互感器, 各种功能需建设各自的信息采集、传输和执行系统, 导致信息资源不能共享, 增加了变电站的复杂性和成本。

1.2 不具备互操作性

传统变电站不同厂家的互连, 必须设置大量的规约转化器, 增加了系统复杂性和设计、调试和维护的难度, 降低了通信系统的性能。由于IED生产厂家在规定制定、执行时具有一定滞后性, 同时规范与网络通信机制不一致;规约结构上的不完整性导致各厂家对于相同规约实现上的差异性, 造成至今不能实现不同厂家IED之间的互操作。

1.3 装置的智能化优势未得到充分利用

由于站内各套独立的自动化装置间缺乏集成应用, 使得智能装置的作用并未完全发挥, 从而降低了自动化系统的使用效率和投资价值。

1.4 缺乏统一的信息模型

相互独立的自动化装置间缺乏互操作性, 一方面局限了其在站内的应用, 另一方面也给集控中心对信息的集成和维护带来困难。而且由于变电站信息缺少模型支持, 使控制中心系统的数据模型不能统一, 维护困难, 阻碍了变电站作为电力系统信息源的应用。

2 数字化变电站的优点

2.1 一次设备的性能优越

由于光学传感技术、电子技术、光通讯技术的快速发展, 数字化变电站采用电子式电流互感器 (ECT) 和电子式电压互感器 (EVT) 技术已逐步成熟。与传统的电磁式电流/电压互感器相比, 其优势十分明显, 首先, 数字化的电流电压信号在传输到二次设备和二次设备处理的过程中均不会产生附加误差, 提升了保护系统、测量系统和计量系统的系统精度。其次, 具有良好的绝缘性能, 较强的抗电磁干扰能力, 测量频带宽, 动态范围大, 抗电流饱和与电压谐振, 与现代电子和网络技术紧密结合直接输出数字量, 而且体积小、重量轻、维护方便, 并减少了二次系统防雷的投资和遭受雷击可能带来的损失。

2.2 提高了设备的可靠性

数字化变电站的信号传输均采用计算机通信技术实现, 通信系统在传输有效信息的同时传输信息校验码和通道自检信息, 数字信号可以用光纤传输;取消了传统TA、TV的大功率输入回路, 从根本上解决抗干扰问题, 提高了设备信息传输的可靠性。

2.3 解决设备间互操作问题

数字化变电站的所有设备均按统一IEC61850标准建立信息模型和通信接口, 设备间可实现无缝连接, 解决了设备间的互操作性。不再依赖于设备制造商, 方便了设备的更换和增加, 减少了停运时间, 提高了工作效率。

2.4 进一步提高自动化水平

数字化变电站采用智能一次设备, 所有功能均可遥控实现。通信系统传输的信息更完整, 通信的可靠性和实用性都大幅度提高。变电站因此可实现更多、更复杂的自动化功能, 提高自动化水平。一次设备、二次设备和通信网络都可具备完善的自检功能, 可根据设备的健康状态实现状态检修。

3 数字化变电站存在的问题

3.1 由于间隔层不再是独立的一个体系, 而成为一个体系中的

一个环节, 使得间隔层对过程层设备和网络设备的依赖性增大, 可靠性很大程度上依赖于光纤通信网络的可靠性, 一旦网络出现故障, 全站所有保护控制功能都将失效, 后果是非常严重的, 所以对网络设备的可靠性要求很高。间隔层含有保护、测控及安全稳定等装置;间隔层设备的主要功能是:汇总本间隔过程层实时数据信息, 实施对一次设备保护控制功能, 和本间隔操作闭锁、操作同期及其他控制功能;对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制;承上启下的通信功能, 即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。

3.2 需要考虑更完善的保护控制功能的闭锁机制, 由于通过网

络就可以发送跳合闸命令, 一旦出现了非法入侵等信息安全方面的问题, 必将产生严重灾难性后果, 尤其是枢纽变电站更是不能出现半点差错。信息的安全与否直接影响变电站系统的可靠性, 系统变得越来越复杂, 其间的通信越来越频繁, 信息的安全、可靠就显得越来越重要。IEC61850协议的开放性和标准性带来了电力系统运行的安全性问题, 应保证二次系统信息的保密性、完整性、可用性及确定性。为了适应变电站信息安全防护的要求, IEC专门制定了信息安全协议-IEC62351。总之, 在数字化变电站技术发展过程中必须考虑二次系统的安全防护问题, 应结合电力系统的运行特征并参照安全标准IEC 62351的要求来制定信息的安全防护策略, 如闭环网络访问、只读访问以及密码和防火墙等。在加强信息的安全防护措施后还必须考虑其对系统性能和网络带宽的影响。

3.3 由于电子式互感器本身的结构特点和工作方式, 导致互感

器的角差、比差现场试验难以进行, 甚至极性试验也无法开展, 只能等到设备投运带电后, 才能检验接线的准确性。

3.4 数字化变电站保护校验相对复杂, 在变电站运行的条件下

对部分间隔保护校验的难度很大, 目前的常规继电保护校验装置无法提供数字化保护所需的电流量和电压量, 因为电流量和电压量必须经过合并器才能进入保护装置, 而要完成试验必须自带合并器提供模拟试验中的电流量和电压量, 要完成母差保护这类需要大量电流电压量的保护校验便显得尤为困难。

数字化变电站在电能质量、可靠运行水平等方面具有传统常规变电站无法比拟的优势, 不久的将来综合自动化数字化变电站将会全面普及。由于数字化变电站建设涉及部门多, 技术含量高, 工程资金量大, 在数字化变电站建设过程中, 仍将会存在许多问题, 因此必须从变电站设计、招标、施工、验收、监理等环节加强管理, 积极协调各部门关系, 总结经验, 加强培训, 积极推广典型设计, 大力开展标准化建设, 以标准化固化管理要求, 努力提高变电站建设施工质量, 确保电网的安全、稳定运行。

摘要：数字化变电站是指采用智能化的一次设备, 以变电站一、二次设备为数字化对象, 以高速网络平台为基础, 通过对数字化信息进行标准化, 实现站内外信息共享和互操作, 并以网络数据为基础, 实现测量监视、控制保护、信息管理等自动化功能的现代化变电站。基于变电站自动化系统的发展, 数字化变电站技术在近年得到长足的进步。本文阐述了数字化变电站的概念、数字变电站的自动化以及与常规变电站本质的不同。

关键词：数字化,变电站,信息化

参考文献

[1]申狄秋.数字化变电站自动化系统的研究[J].中国新技术新产品.2010 (10) .[1]申狄秋.数字化变电站自动化系统的研究[J].中国新技术新产品.2010 (10) .

[2]戚振军.论数字变电站自动化系统发展趋势[J].广东科技.2008 (14) .[2]戚振军.论数字变电站自动化系统发展趋势[J].广东科技.2008 (14) .

8.变电站心得体会 篇八

前言

随着社会不断发展，我国对电力需求量逐渐增加，变电站运行故障处理至关重要，对出现的故障要针对性分析，提出有效解决措施，才能保障电力运行安全、供电可靠。文章分析故障类型，并且提出应对措施，提升变电站供电质量，提高电力供应效率。尤其是经济发展快速的当下，电力供应故障理当杜绝，及早发现问题，解决问题。有了安全、保障的电力供应，间接保障了人们生活质量，提升社会经济水平。

二、跳闸故障

（一）主变低压侧的开关跳闸故障

一般而言，出现跳闸主要有以下三种情况。一母线的故障、越级跳闸以及开关误动。当只有主变电压低压侧过流时，应该对故障导致因素进行排除。排除误动线路故障以及低压侧开关。在通过检查设备判断是属于母线故障还是线路故障。对设备进行二次检查时，重点确定出保护对象，对压板进行检查。查看是否有漏投或者是直流保险烧断问题出现。在第一次检查设备时，重点放置于低测压过流保护区检查。当有主变低压侧过流保护动作时，还有线路保护动作发生。那应该检查路线开关是否已经跳闸，这就可以锁定故障线路了。对设备检查中，不仅将重点放置故障线路出口检查，还应该对整条线路进行详细检查。当保障了主变低压侧线路都没有异常情况下，才能精准判断出故障开关拒动导致。当开关跳闸无法起到保护作用，全面检查设备故障，明确保护动作没有发出是没有信号还是直流发生点接地跳闸，很多时候是因为开脱扣导致的。

（二）开关跳闸故障

出现该故障因素非常多，总而言之主要是因为主变内部故障、差变差动区故障以及主变低压侧母线故障导致。这些故障会有一定的表现形式。例如：瓦斯保护动作启动。当出现该情况，查看变压器内部是否出现了故障，或者是二次回路出现了故障。因此，重点对变压器无着火还有变形情况检查。一般检查的项目多，除了检查呼吸器还要检查二次回路。例如：差动保护动作。当出现了差动保护动作时，一次设备检查重点是主变三侧，简而言之就是检查误动区。出现了差动保护动作，非常有可能是主变内部出现了短路。出现该情况时，就要针对主变进行检查。例如线路跳闸。在线路跳闸之后，要对保护动作开展检查工作，检查的对象是故障线路。当没有出现异常情况时，就需要从三相拐臂、开关指示器以及消弧线圈层面检查。如果使用的是开关电磁机构，还需要从动力保险接触的情况加以检查。检查项目是弹簧、液压机。弹簧的储能效果是否良好，液压机是否能正常启动，保障每个项目都检查到位之后，才投入使用。

三、电压互感器高压熔丝熔断

（一）变电站运行故障比较多，出现的异常类型也很多，对于熔断相相电压而言，电压会急速下降，接近零。相对于完好的相电电压而言，基数不会发生改变或者只是轻微下降。当电力实际运行中，会有似断或者非断现象发生，电能表会走得非常慢。同时，电压互感器会发生异常，出现警告。检查高压电容丝时，会有响声。变电站运行中出现以上故障，最合适的处理方法是：第一，判断具体出现故障的位置，借助电压切换开关得以实现，来切断线电压和换相电压。第二，停止母线上出现的误保护动作，尤其是对低频和保护跳闸连接位置进行判断。第三，采取断开故障设备，使用保护措施，在通电查看故障是否被解决。如果有连续出现熔断问题时，那么变电运行故障最为可能是互感器内部故障。查阅故障后进行汇报调度，查明原因，再选择应对措施。第四，检查互感器是否存在异常故障，可以停止，再触摸高压熔丝外壳绝缘子，明确互感器是否过热，当确定是互感器内部故障时，就选择调度应对。

（二）二次回路断线

该故障主要体现在：中央信号屏蔽，发出电压回路断线信号，同时警铃会响起，有光亮的光字牌。这时只要检查电压表，就会有明显的发现。没有熔断的相电压数值没改变。熔断位置的电压指示为0，这个时候的电压表示的是相电压。一般同电压表运行无关。综合修试实践发现，原因主要表现为变电运行电力系统发生故障，单相间隙性电弧接地或者电力系统出现了故障，不能正常运行。电压互感器内部发生间断，或者是单相接地问题加重。第三，电压互感器二次发生短路，但是还没有出现完全熔断。对该故障一般会选择处理方法是：退出電压互感器有可能出现的误动保护行为，这能有效避免发生保护误动出现。检查互感器二次保险是否已经有熔断，发现熔断要更换掉。更换新的熔线如果再次出现故障，就应该检查原因，不能一味的增加容量数值。当熔断器被保持完好，那么可以检查二次回路接头，查看接头是否有断头或者松动，回路是否正常运行。确定出故障之后，就断电处理。电压互感器二次回路运行正常，那么再次检查熔断器，查看熔断器是否有熔化迹象。再重新更换一次熔断器，使用隔离开关替代电压互感器。关闭上电闸，一旦发生熔断器问题立即将互感器退出，向上级汇报情况，选择有效的方式应对。电压互感器高压熔断之后，这是时候要快速断开一次侧隔离开关，后续将相连的开关也关闭，当互感器逐渐转移到另一组电压互感器之后，就可以统一处理。

结束语

电力工程是一项重要工作，变电运行过程中，电力系统作用是非常大的。文章对变电站运行中出现的问题进行分析，并且提出了关键改进技术，这为电力企业更好的发展提供帮助。

9.渤海水电站实习心得 篇九

接下来的几天，我们先听取了站内工程师们的讲座。讲座资料为发电站的历史、水电站的分类、水电站的优缺点、水电站的组成与水力发电的流程以及入厂的注意事项和操作规程等。着重对以下资料作的具体的讲解:

(一)水电站基状况:水电站建设投资大，电站建成后运行成本较低，水能是一种环保可再生的能源，利用水电站机组开停比较方便能够做为调峰的职能。小型水电站对环境无大的影响，发电效率很高，能源利用率可到达80%，调节库区水量。不足之处是受自然环境影响较大，坝式水电站涉及库区围堰的淹没。电站按单机容量可分为大中小水电站。组成:挡水线路、泄水线路、排沙设施、发电引水系统、发电系统工程(主要设备水轮发电机组)、灯泡换流式机组(黄泥滩)、出口开关额定电压6300kv主变35kv、调速装置、励磁装置、冷却系统。水力发电工艺流程原理:水的势能透过流道推动水轮机的转动(水能-机械-能电能)转子随水轮机一齐转动(制动装置由汽压、油压、水压操动)。主接线一次线路连接原则:运行可靠、检修方便、连接经济。

(二)电业安检作业规程:“安全生产、均匀合作”;电力作业安全适用于:发电、变电、配电农户和其安电气设备;安规:高压设备对地电压大于250v低压设备对地电压小于或等于250v;安全措施分类:全部停电、部分停电、不停电;保证安全的组织措施:工作票制度。

剩下的日子，我们按照规定，进行了水机运行、中控运行、机械检修、电气检修等实际的操作，具体资料如下:

(一)水机运行

首先了解水轮发电机的铭牌:型号sf16—1613300、额定电流611a，额定容量6900kva，额定电压6300v，额定功率因数0、9(滞后)，额定频率50hz，相数3，飞逸转数360r/min，额定励磁电流325a，额定励磁电压260v。再观看周围的控制设备，那些都是记录着有关发电机的运行状态，如发电机运行时的温度，压力，输入输出的电流，电压等等。

黄泥滩用是是贯流式水轮发电机，对于贯流式水轮发电机有如下技术要求:

1、发电机为卧式灯泡贯流式结构，与水轮机共用一根主轴、反向推力轴承与径向轴承共用同一油槽。正向推力轴承和径向轴承均没有高压油顶起装置。

2、发电机采用密闭强迫行循环空气冷却系统，设有了高效轴流同机和6个空气冷战却器。

3、定子、转子绕组均采用f级绝缘结构。

4、主引出线方位为+y偏-_方向5度，中性引出线方位为+y偏+_方向5度。

5、发电机没有纵、横联接阻尼绕组及一个接地碳刷装置。

6、测量发电机各部位温度，在定子槽内没有18个平面钢热电阻测量元件，在正反推力轴承、导轴承及各部位温度导轴承及空气冷却器处均埋没wzc-200型温度计并没有信号测温装置。

7、发电机采用机械制动装置，制动器采用气压复位，制动器工作气压0、7mpa，在30%~35%额定转速时连续制作，制动时间约2min。

8、发电机各部分冷却器允许最大工作水压0、25mpa，试验压力为0、4mpa。

9、发机没有4个容量为w的中热器。

10、发电机采用可控硅谷自并激静止励磁系统。

11、发电机没有水雾灭火装置。

(二)中控运行

利用微机控制回路的接线原理，观察记录各运行数据，主要控制方式有利用控制装置和接线回路按指定的要求控制回路，断路器控制回路(电站和变电所重要元件)。

高压断路器有手动式(交流电源)、电磁式(直流电源)、弹簧式(交直流两用电源)。

利用信号回路观察一次回路的各种状态。

事故信号分为有自动复归信号、闪光母线信号、中央复归信号。

操作机构分为以下几种:1、手动操作机构(操作作手柄)结构简单，成本少，但不能自动重合闸。2、电磁操做机构应用广泛，对电源要求高，噪声振动大。红灯指示合闸状态，绿灯指示分闸状态(状态监视和回路监视)。3、弹簧操作机构，消耗功率不大、机械闭锁。

(三)机械检修

机械检修的资料主要有以下几个方面:1、主机2、电机维护3、水系统:技术供水泵、消防水泵、水池、排水泵4、油系统:压力油泵、高压减载油泵、地位油泵、集油泵5、气系统:中、低压空气机6、起闭系统:尾水工作门、进口检修门、拦污栅、行车、电动葫芦等等。

空气冷却循环为:风机——转子——气隙——定子——空气冷器——风筒——风机。

接力器:油压动作、接力器动作、调节活塞。

灯泡贯流式水轮发电机:磁极装配、转子支架、转子支配、磁极线圈、轴承装配、轴承下游盖、润滑油管装配、径向轴瓦、轴承座、轴承支架、通风系统、油泵装置。

(四)电气检修

进行电气检修先，首先观看电气配电柜注意事项(转换门开关前务必先断开空气断路器然后再转换刀开关)。

电气配电柜包括:风机油泵，母线联络闸主厂配电箱，报警装置逆变电源，ac/dc220v，励磁电流互感器柜，电调用互感器柜，测量用互感器柜，发电机出口开关柜，(jy/v2-10)6000v600a主变低压侧开关柜，电电机出口开关柜，测量，调用，励磁用互感器柜升缩器(控制水量)等。

(五)参观变电站

在工程师的带领下，我们先后到了意志变电站和安河变电站，观看了变电站的变压器的一次和二次实物接线，同时还观看了电气配电室，工程师给我们讲解了变压器的保护装置以及接线方法，各个开关刀闸所控制的器件以及原理作用等。最后观看了中控室和它的自动控制装置以及各类仪器仪表。

五、实习总结

10.国家电网变电运维培训心得 篇十

平凡的岗位，不平凡的经历。培训生活已经进行了大半，一切都在有条不紊的继续进行中，生活总是在忙碌中在能体会到充实和愉悦，培训的这四个月，终将会成为我们的美好回忆。

在过去的培训生活中，我们从无到有，从第一次进行倒闸操作的那一刻，我们在心里就已经明确的认知了自己的工作性质，从枯燥到疲累，从满心欢喜的跃跃欲试到真正了解了工作的辛苦与劳累，从一无所知到胸有成竹，我们在这段历程中整的收获了很多很多，时常会想起自己初来乍到时的满头雾水，到一点点接受适应培训生活的从容不迫，我们在这段经历中真的是成长了太多太多。

11.智能变电站技术介绍 篇十一

关键词：智能变电站 技术 功能

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1007—3973（2012）009—042—02

1 引言

目前，国家电网公司正在大力推广智能电网的建设，作为智能电网的一个重要组成部分智能变电站正在越来越称为今后电网建设的主流，虽然关于智能变电站的相关技术、规范还处于不断的改进、修订过程中，智能变电站在实际工程中的应用已经在不断的扩大，技术、经验也已经不断的成熟。下面我们对智能变电站的一些技术、功能等方面作一简单介绍。

2 智能变电站的涵义

目前，广为认可的对智能变电站的定义是“采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站”。

3 智能变电站的结构

3.1 智能变电站内的设备

智能变电站内的设备按照功能的不同可分为三大类（有时常被称为三层）：

过程层：主要指一次设备，变压器、断路器、互感器、刀闸等；

间隔层：主要指二次设备，保护装置、测控装置、在线监测装置、自动装置等；

站控层：基于计算机主机的后台系统、监控系统、远动、视频安防。

3.2 智能变电站与传统变电站的区别

智能变电站与传统变电站相比一个很大的区别在于：二次设备和一次设备的功能重新定位，并且一次设备的智能化改变了传统变电站中继电保护设备的结构。

其中，一次设备的变化主要体现在一次设备的智能化：

（1）互感器方面的变化。由电子式互感器取代以前的常规互感器，这里包括电流、电压互感器。AD变换装置移入电子式互感器，并配备高速数据接口。（2）开关方面的变化。由智能化开关取代以前的常规开关，开关量输出DO、输入DI移入智能化开关，保护装置发布命令，由一次设备的执行器来执行操作。表1为常规互感器与电子式互感器优缺点的比较。

电子式互感器就其结构原理分为有源式和无源式两种类型，目前广为采用的是有源式结构。

从电压等级上区分，大体上也分为两种：

（1）110kV及以上采用数字输出的电子式互感器，需要合并单元；

（2）10kV、35kV采用模拟输出电子式互感器直接接入就地四合一智能单元。与电子式互感器配合使用的设备被称为“合并单元”，它是实现电子式互感器与二次设备接口的关键装置。它的作用主要有以下几个方面：

1）数据合并：合并单元同时接收并处理三相电流和电压信号，并按照IEC 60044—8或IEC 61850—9—2格式输出；单间隔内IEC 61850—9传输，跨间隔60044—8/FT3传输；2）数据同步：合并单元实现独立采样的三相电路和电压的信号同步；3）信号分配：智能二次设备从合并单元获取一次电流电压信息；4）激光供能（户外支柱式电流互感器）；5）完善的自检功能，如CT断线等。目前，真正意义上的智能开关还未得到广泛的生产及应用，在实际中应用较多的是在传统开关上，安装智能装置，提供开关量输出DO、输入DI，接收保护装置发出的命令，由一次设备的执行器来执行操作。实现此功能的设备被称为“智能终端”，通过它实现输出DO、输入DI信号的光电转化。

它的作用主要有以下几个方面：

a）给传统断路器或变压器提供数字化变电站接口，接入GOOSE网络和MMS网络；b）在开关端子箱安装智能终端：对刀闸等进行状态采集和控制，就地操作箱功能；c）在变压器端子箱安装智能终端，实现变压器测控功能：采集温度、档位、非电量、中性点地刀等状态，控制风扇和档位。

可见，目前被广泛使用的“智能开关”是由一个“传统开关”，一个“合并单元”以及一个“智能终端”组成的集合体。它所实现的功能已经基本具备了真正意义上的“智能开关”的一些常用的功能了。

在电子式互感器进行采样时，涉及到同步的问题，即需要使相关的几种设备之间传输、交换的数据达到相对的同步。这有点类似于传统变电站保护测控装置中的所使用的GPS对时功能。

在这里我们采用的是在过程层构建独立的采样同步网，这里我们采用了IEEE 1588 精密对时协议，它的优点主要体现在以下几个方面：

（1）硬件对时精度在ns级别，满足计量需要；（2）与数据网络合一，减少了故障点，增加了系统的可靠性；（3）支持绝对时间；（4）光纤纵差保护可以借助硬件1588实现与合并单元的同步；（5）软件1588可以实现事件“打时标”的要求。

说到信息通信，我们不得不提到GOOSE网络，它与传统变电站中的通信网络系统相比有以下几个特点：

（1）GOOSE（面向通用对象的变电站事件）以快速的以太网组播报文传输为基础，代替了传统的智能电子设备（IED）硬接线的通信方式，为逻辑节点间的通信提供了快速且高效可靠的方法；（2）GOOSE服务支持由数据集组成的公共数据的交换，主要用于保护跳闸、断路器位置、联锁信息等实时性要求高的数据传输；（3）GOOSE服务的信息交换基于发布/订阅机制基础上，同一GOOSE网中的任一智能电子设备，既可以作为订阅端接收数据，也可以作为发布端为其他设备提供数据。这样可以使得设备之间通信数据的增加和更改变得更加容易实现。

可以说，引入了GOOSE通信技术后，变电站内的信息通信系统变得更加强大了。

目前，对一次设备进行智能化改进，主要包括：断路器智能化、变压器智能化。

其中，断路器智能化方案包括：

（1）研制功能合一化的智能组件装置；（2）合并单元+开关控制器合一的智能组件；（3）保护+测控+开关控制器+合并单元，四方面功能合一的智能组件；（4）监测功能组主IED；（5）优化检测设备传感器的配置；（6）一体化设计智能组件与机构，简化回路；（7）使用软件联锁替代硬件联锁；（8）研制机构控制器；（9）简化断路器和刀闸机构；（10）从机构到智能组件柜实现光纤替代电缆；（11）用自动控制替代手动控制。

同时，当以GIS设备为代表的等设备的智能化方案中，GIS智能组建柜内包括：主IED、断路器机械特性在线控制IED、局部放电IED、SF6密度及微水监测IED、避雷器在线监测IED、智能终端、合并单元。

现在普遍使用的变压器智能化方案，主要是采用“传统的变压器 + 智能终端”的方法，实现以下几个方面：

（1）现阶段智能终端已实现的功能；（2）档位上传与控制；（3）中性点地刀控制；（4）非电量及其他信号测量；（5）主变温度等测量；（6）冷却控制。

变压器智能组件柜内包括：主IED、控制测量IED、冷却控制IED、局放监测IED、油中气体在线监测IED、分接开关监测IED、套管在线监测IED、非电量保护、合并单元、本体保护。

保护与控制系统和传统保护控制设备的主要区别：

（1）接口。传统保护只需支持传统的5A/100V的模拟量接口，数字化保护需支持GOOSE和SV点对点模式、组网模式等多种接口，接口方式多样。（2）通讯规约。传统保护为103规约，数字化保护需支持IEC 61850规约。

4 智能变电站的智能高级应用

智能变电站系统除具备以上最基本的应用功能外，还包括以下方面的高级应用功能。

4.1 一体化信息平台

在实现传统综自变电站当地监控功能的基础上，利用一体化信息平台，对变电站的全景数据进行综合分析和应用，以实现支持电网的安全优化运行。一体化信息平台的主要功能包括：

（1）实时自动控制；（2）智能调节；（3）在线分析决策；（4）协同互动；（5）其他高级功能。

从而提高运行管理的自动化程度，减少系统的维护工作量，减轻变电站和调控运行人员的劳动强度。

4.2 图形化的配置工具与源端维护

其中，“源端维护”是指利用SCD文件直接生成一体化信息平台的数据库，图形可导出为SVG格式供远端系统使用，从SCD文件导出变电站一次设备连接的拓扑关系，并且从SCD文件导出符合IEC61970标准的CIM模型。

4.3 智能告警及分析决策

在目前的变电站监控系统中，告警的方式比较单一，功能也比较有限，基本上信息按照时间顺序全部显示，未作筛选和推理判断处理。一旦发生事故后，信息多，值班人员很难从大量的信息中获取到重要告警信息，影响对事故的正确判断。因此，智能告警与分析决策能够实现：分类告警、信息过滤、在线实时分析和推理变电站运行状态、自动报告变电站异常并提出处理指导等功能。

4.4 智能视频

可以实现视频系统与监控系统联动。

（1）正常遥控时。操作人员点击主接线图面上的设备进行遥控时，视频系统能够通过调度编号等信息定位显示设备现场画面，并且在监控机上显示现场的视频。

（2）事故异常时。当发生事故导致站内设备动作时，视频系统能够通过事故总和SOE告警信息主动推出动作设备的现场视频。

此功能需遥视设备厂商与监控系统厂商合作进行。

4.5 设备在线监测

采集主要一次设备（变压器、断路器等）的状态信息，进行状态可视化展示并发送到上级系统，为实现优化电网运行和设备运行管理提供基础数据支撑。

采集的数据主要包括：

4.6 一体化在线五防

（1）五防规则在监控系统统一制定，在监控系统实现防误闭锁功能；（2）五防规则由监控系统传递到间隔层测控装置，取消传统电脑钥匙，遥控回路采用硬接点闭锁；对于手动操作设备采用在线式锁具闭锁。

此功能需五防设备厂商与监控系统厂商合作进行。

4.7 程序化顺控

（1）可接收和执行调度/集控中心和本地后台系统发出的控制命令，经安全校核正确后，自动完成相关运行方式变化要求的设备控制，具备投退保护软压板功能，具备急停功能，可在站内和远端实现可视化操作。（2）在顺控控制过程中，变电站可以及时向调度/集控中心反馈执行过程的信息，如当前执行步骤、遥控超时、逻辑闭锁等，以便远端系统能更全面的掌控。

5 结语

智能化变电站是数字化变电站的升级和发展，在数字化变电站的基础上，结合智能电网的需求，对变电站自动化技术进行充实以实现变电站智能化功能。智能化变电站的相关技术及应用正在不断的成熟与积累经验的过程中，相信在不久的将来，智能化变电站的相关技术将越来越成熟、完善，能够为我国电网的建设、运行提供越来越多的帮助。

参考文献：

[1] 冯军.智能变电站原理及测试技术[M].北京：中国电力出版社，2011.

[2] 钟连宏，梁异先.智能变电站技术与应用[M].中国电力出版社，2010.

[3] 周裕厚.智能化变电所—专业技能入门与精通[M].北京：机械工业出版社，2010.

[4] 国家电网公司.智能变电站继电保护技术规范[S].

12.变电站心得体会 篇十二

1 电缆层屏蔽接地分析

在我国所出台的《电网反事故措施》中, 其明确要求了我国电站中应当能够装设一定微机型或者静态型的继电保护装置, 而对于部分接地电流较大的接地网来说, 我们除了需要能够尽可能的使实际电阻得到减小之外, 也应当能够通过相应的措施来保证电网保护内的电位能够以一种更为平衡的方式进行分布。而在对于变电站进行干扰的因素中, 主要则具有电场耦合、磁场干扰以及电磁辐射这几种:

(1) 电磁辐射:在这种情况中, 其中存在的干扰信号会以空间辐射的形式在线路中进行干扰信号的传送, 并能够以编制材料的方式对其中的敷设干扰信号进行一定的吸收以及反射, 而这种情况的存在则同其是否接地的情况不存在关联。而对于干扰源来说, 如果我们能够对其进行更好的防范而避免在磁场中出现耦合干扰的情况, 可以采取的一个较好的方式就是将屏蔽层的两端进行接地控制。而当我们实行这种做法时, 其就类似于将其两端以并联的方式控制到电网之中, 并使该区域中的一部分电流会因为路过屏蔽层而出现噪声电流, 而正是这部分电流会在运行的过程中出现一个干扰的电压。而对于这部分电压而言, 如果其所传输的电流以及电压值较高, 那么则会由于自身所具有的干扰信号较好而使我们能够在接收端接收的过程中对其进行消除, 而如果这部分电缆的电信号较弱, 那么则有很大的几率使其存在较大的信号干扰, 而当我们在面对这种情况时, 则可以使用一点接地的方式来减少这部分干扰。另外, 如果该部分的信号资源非常的重要, 那么我们则可以通过双屏蔽层的方式通过电缆对其进行传送。

(2) 磁场干扰:在一次设备中, 当交变电流流过它时则会在磁场附近的二次电缆中发生一定的感应电压, 而正是这种电压方面的干扰则能够较为明显的对两部分电缆之间所存在的空间聚义产生影响。对于二次电缆来说, 其自身所具有的屏蔽层是一个完整的导体, 而所具有的特点同二次电缆也较为类似, 能够在实际使用的过程中出现感应电压, 并且如果屏蔽层在实际应用的过程中出现两端接地的情况, 那么也会在该层上出现相应的感应电流以及感应电压。而对于这部分感应电压来说, 其能够在电缆芯线以及一次设备之间所产生的电压进行抵消, 且无论这部分屏蔽层是否接地, 也都不会出现电流。由此可知, 通过将电缆屏蔽层的两端接地, 则能够较好的避免在实际工作过程中磁场出现干扰的现象。

(3) 电场耦合:在一次高压设备之中, 其对于二次电缆之间具有很多类型以及数量的电容元件, 而当一次高压设备对二次电缆产生了电容性质的干扰, 那么我们则称之为传导性干扰。而对于电容耦合电压而言, 其是否出现以及出现的大小则同一、二次电缆之间的电容情况存在较大的联系, 而当电缆屏蔽层实际接地时, 电缆芯线对地的电容情况也会对屏蔽层产生一定的具有较大值的电容, 而通过这种形式就能够有效的对电缆芯线上所存在的电压进行降低。对此, 如果要想避免电场中出现耦合干扰的情况, 那么非常有效的一种方式就是将电缆屏蔽层进行接地的设置。

而对于实际变电站工作的过程来说, 在我们开展系统单项短路试验时来对地网电位差进行实际的测量, 而观察得出的结果, 则能够看到当短路电流进入到地网中心时, 地网对外零位点能够出现电位升高的情况, 而通过计算变电站所存在的电位差, 则可以发现当出现电路单项接地情况时, 电缆自身的屏蔽层中则会因为具有一定的电压差而流过较大的电流, 从而使端子箱或者电缆会存在不稳定的情况, 很容易在实际应用的过程中被烧毁。而为了能够对这种情况进行避免, 我们在尽可能降低接地网电阻情况这种做法之外还可以通过将低电压差分布的方式来增强电网运行的稳定性, 并通过敷设接地铜排的方式来起到减少过电压、平衡地电位等作用。而根据这种情况来说, 我们能够了解到在智能变电站中, 对于已经敷设屏蔽电缆的通道来说其依然能够对接地铜排的设备进行一定的敷设, 而在开关场配电装置方面, 合并单元以及汇控柜方面也依然具有屏蔽控制电缆, 而对于这种情况来说也应当能够对接地铜排进行敷设。另外, 在保护室方面, 也依然具有屏蔽双绞线以及控制电缆等等, 而面对这种情况, 则也需要我们能够进行接地铜排的敷设。

2 回路接地分析

对于智能变电站来说, 其在端子箱以及汇控柜方面都已经具有了合并单元, 所以我们对于智能变电站的模拟也是仅仅需要局限在配置装置方面, 并在保证配电装置位置处进行接地的情况下保护室内不存在模拟回路。而在这种情况下, 虽然模拟状态下电缆长度是非常短的, 但是这部分接地电阻依然不能够良好的保证将电压控制在一个良好的范围之中, 并使得这部分输入量能够对回路造成较大的危害, 而根据这种状况, 也需要我们能够对模拟区域出的电缆上敷设一定的铜排。

而在我国目前的智能变电站中, 其中搭配的电子器件也大多数都是计算机类型的产品, 而不会再存在具有集成电路原理的逻辑接地方式, 而对于装置外壳而言, 其在自身所具有的作用不但能够有效的帮助电子设备避免出现静电干扰, 同时也能够较好的帮助我们在电缆实际连接过程中而导致在磁场中出现电场耦合以及磁场干扰等一系列的问题。同时, 由于变电站中保护以及配电装置间的电缆通道会在我们一定措施的优化之后不会再具有屏蔽电缆, 就使得我们在这种情况下也不需要进行铜排的敷设。

结语

总的来说, 在我国目前的电网建设中, 智能变电站是一个非常重要的电力设施。在上文中, 我们对于智能变电站与常规变电站的接地铜排敷设情况进行了一定的分析, 并使我们了解到在两者间进行的铜排敷设需求基本是相同的, 并且使我们在一定的优化之后取消常规变电站的铜排敷设。

参考文献

[1]代红才, 李琼慧, 汪晓露.新能源与智能电网协调发展评价指标体系研究[J].能源技术经济, 2011 (05) .

13.变电站心得体会 篇十三

20XX年3月7日至3月31日，我很荣幸的参加了“贵州电网公司110kV变电运行副值班员岗位专业和岗位模块培训班”。这次培训实用性强，即增长了理论知识，又安排了现场实践，让刚刚走上工作岗位的我们受益匪浅。

初到培训班，班主任人很好，对我们十分关心，也遇到形形色色的同事，不过他们许多人都跟我一样，面对的是从来没有涉及过的领域。培训期间，由衷的感谢学院的老师和公司领导百忙之中抽出时间为我们上课，无私的传授经验和知识，在各方面为我们创造便利的条件，使我的个人理论和动手能力都有很大提高。

此次培训结合实际，采取集中培训和个性化辅导相结合的方式，帮助我们迅速掌握本岗位的专业知识、基本技能、法律规程、专门技能以及履行岗位职责所需的相关知识和技能，使我们能更快的投入工作，进入自己的角色。培训期间，整个培训主要分为理论学习和现场实操两大模块。在这将近一个月的培训生活中，我的感受很多，收获也很大，以下从几个方面总结此次培训。

一、专业理论知识学习

理论学习部分先后学习了：《电力系统分析》让我们了解了电力系统的基本概念，掌握了电力系统中性点及其运行方式的基本知识，掌握电力系统发生短路的类型。《电气设备》使我们掌握和了解各种电气设备的特点、基本原理、性能、结构及各部件的作用、主要运行参数、并熟悉各电气设备的运行规程、巡视维护内容、验收项目及异常

处理方法。《高电压技术》通过高电压技术的培训，了解绝缘及过电力的基本知识、高电压设备预防性试验的目的及作用、变电站各种防雷装置的基本原理，掌握了操作过电压引起的原因及防范措施。《专业规程》进行了安规的学习，安全规范是变电站运行工作的根本所在，因为在电力行业，在变电站工作，安全是最重要的一件事，所以我们牢记“安全第一、预防为主”的实习方针，加强《安规》学习，提高安全意识，更是我们人生的必修课。“变电站安全无小事”已在每个同事的心中打上深深的烙印。其次，学习变电站值班员岗位职责、安全职责、值班制度和交接班制度，培养正确的劳动观、人生观、价值观。《110kV继电保护及自动装置》让我们了解了二次的基本原理和作用，使我们掌握了110kV变电站相关继电保护及自动装置在变电站中的应用。《综自与监控》使我们了解综合自动化系统是利用计算机技术和现代通信技术，对变电站各设备实施自动监视、测量、控制和协调；掌握综合自动化系统的数据采集与处理。《防误闭锁系统》让我们更多了解五防系统的意义，了解防误装置的形式及微机五防的基本维护方法。除此，还有运行维护异常处理，变电站标准管理等。专业理论知识学习，不但提升了我们变电运行人员的专业知识，还提升了我们对法律规程、专门知识及履行岗位职责等所需的相关知识。

二、实操方面学习

在结束了理论学习之后，我们来到了红枫电校，在美丽的红枫湖畔，无暇于身边美丽的风景，便全身心投入到实操的训练中。在老师的指导下，我们先是熟悉红枫220kV变电运行实训基地，然后巡视全站设

备，紧接着便马上学习练习电气倒闸操作、异常及事故处理，将书本上的知识结合电气设备的实操训练进一步熟练掌握110kV变电运行专门技能，及相关技能。通过实践让我能够加强对之前理论知识的巩固和提高，真正做到了理论实践相结合。

此次培训对我来说不仅是一次理论知识的武装，更是一次实践指导，我会学以致用，做好本职工作，积极与同事搞好关系，建立良好融洽的人际关系和工作环境。非常感谢公司给我这次学习培训机会，在今后的工作中更要认真学习，不论以后的工作多繁重，不论将来空闲的时间有多少，必须坚持学习，保持这种学习的劲头，虚心请教，吸取别人优点和长处，不断提高自身能力，争取百尺竿头更进一步。我有信心通过自身努力和付出，为公司创造更多的价值，做出我应有的贡献。

XXX

14.变电站电站事故应急预案 篇十四

则

为认真贯彻落公司安全生产的精神，贯彻反事故措施中关于“防止变电站全部停电事故”的要求，保证公司变配电系统的安全、稳定、经济运行，建立健全电网事故应急处理机制，最大限度减少事故的影响和损失，特制定本预案。

一、事故处理原则

发生全站失压事故后，变电站值班人员应做到以下几点：

1、当班班长是事故处理的现场负责人，领导指挥本班人员进行事故处理，应对事故处理的正确和迅速负责。班长应在组织事故处理时，根据班内每个人的业务水平适当分工，分别负责事故现场的检查。

2、事故处理时应做到：

(1)尽快限制事故的发展，消除事故的根源并优先解除对人身和设备的威胁；

(2)用一切可能的方法保证重要设备的正常供电；

(3)尽速对己停电的工序恢复供电，对重要工序要优先恢复供电；

(4)尽快调整系统运行方式，使其恢复正常(尽量缩小故障范围，必要时应设法在未受到事故损害的设备上增加重要负荷)；

(5)变电站内运行设备的控制电源以及通信电源应尽快恢复；

3、系统发生事故或异常情况时，有关变电站值班人员应迅速正确地向公司调度及供电局有关调度报告发生的站名、时间、现象、设备名称及编号、跳闸断路器及继电保护动作情况。

4、系统发生事故时，非事故单位不应在事故当时向调度询问事故情况，以免影响事故处理。

5、事故处理时，必须严格执行接令、汇报、复诵、录音及记录制度，必须使用统一调度术语、操作术语，汇报内容应简明扼要。

6、强送电的断路器要完好，继电保护装置要完备。可否强行送电应由调度值班人员确定。

二、事故处理规定

1、发生事故后，值班人员应迅速回到控制室进行事故处理，无关人员应自觉撤离控制室及事故现场，只允许与事故处理有关的领导以及工作人员留在控制室内。

发生事故后第一时间汇报生产调度、总变站长、电仪中心领导，汇报内容包括时间、地点、事故现象。

2、事故处理中不得进行交接班。交接班时发生事故，应由交班人员负责处理，接班人员可在当值班长的要求下协助处理，在事故处理告一段落并征得调度同意后，方可进行交接班。

3、事故处理中，必要时高一级调度可越级发布调度操作命令。

4、事故处理时，必须认真严格执行调度命令，并对操作正确性负责。

值班人员发现调度员命令和指挥有错误时，有权向调度提出意见，但当值调度员坚持原命令时，值班人员应执行，后果由调

度负责，事后应向上级行政领导报告。若命令有威胁人身或设备安全时，则应拒绝执行，并报告上级领导。

5、在事故处理中，若故障设备和二级(个)调度有关，应先向影响停电的一级调度汇报，以便及时处理故障和减少停电影响。

6、发生任何大小事故，在事故处理告一段落后均应及时向主管部门汇报，并应向有关上级调度汇报。

7、事故发生后如有二级调度同时发令时，值班人员可按重要性和迫切性或操作所需时间长短选择执行方案，也可向调度说明情况，由二级调度双方协商后做出决定。

8、在处理事故时，对系统运行方式有重大影响的操作(改变电气接线方式等)，均应得到总变站长指令或许可后才能执行，下列操作各级值班人员可自行操作后再汇报。

1)直接对人员生命有威胁的设备停电；

2)将已损坏的设备隔离；

3)当站用电部分或全部停电时，恢复站用电源：

4)调整未直接受到损害系统及设备的运行方式时，应尽力保持其正常工作状况；

5)如果发生火灾事故，应由班长负责救火工作及现场指挥，及时拨打火警4868119、4869119并说明火灾原因，请求救援。

三、事故处理方法和顺序

1、事故处理全部过程应有录音及记录。按调度发布的指令处理，也应做好录音及记录，并严格执行操作监护制度、复诵和汇报制

度。

2、录音及用途：确定操作的先后顺序，配合以后为事故调查所用。

3、事故发生后如有两级调度同时发令时，值班人员可按重要性和迫切性或操作所需时间长短选择执行方案，也可向调度说明情况，由两级调度双方协商后作出决定。

4、系统发生事故时，当值值班人员应根据后台监控机、微机保护装置的“故障记录”与设备的外部现象及信号变化等，迅速正确判断事故性质，然后检查保护装置动作情况，分析判断事故的范围。

5、如果对人身和设备的安全有威胁时，应设法解除这种威胁，必要时停止设备的运行，如对人身和设备的安全没有威胁时，则应尽可能的保持设备运行。

6、为防止事故扩大，从事故发生起，必须主动将事故处理的每一个阶段迅速准确的报告公司部门领导及有关人员。

7、发生事故时值班人员中务必有人记录各项操作的执行时间和事故的相关现象。事故处理时值班人员要做到准确迅速。

8、处理事故时值班人员受值班长指导，但如有变电站站长、部门领导、电气技术人员在场时应给予协助，并有权向值班员发出指示。

9、下列情况的各项操作均可不与调度沟通直接由值班人员自行执行，但执行完毕后必须第一时间通知调度及相关人员。

（1）直接对威胁人生命的设备停电；

（2）将已损坏的设备隔离或将运行中的设备有受损伤的威胁时隔离；

（3）当母线失电时，将此母线上各分柜开关拉开的操作；（4）当发生设备事故时的停电操作；

10、当发生故障，而又无法于部门领导及有关人员联系时，值班人员按本规定自行处理。在事后能联系上有关人员时，应履行告知程序。

四、变电站全站失压事故处理预案

1、本站概况

301总变变是具有两个电压等级的变电站。站内1#、2#主变电源由统万330KV变电站经1259统长

一、1260统长二双回电源供电。装有四台三相两绕组有载调压电力变压器，容量为4×75MVA，电压等级110/37kv。110kv进线2回，双母线接线；35kv出线最终31回，电缆出线；1#、2#主变组成一个负荷中心有3510母联开关，3#、4#主变组成一个负荷中心有3530母联开关；35kv采用单母线分段接线方式；35kv并联电容器四组，容量为4×6000kVar ２、系统运行方式

301总变四台主变投入运行，由两条110kV线路供电，110kVⅠ、Ⅱ段母联开关在合位，110kV双母合环运行；总变35kVⅠ、Ⅱ段3510母联开关和35kVⅢ、Ⅳ段3530母联开关分别在热备位置；总变至热动力站四条联络线投入两条，另外两条热备；热动力站35kV母联开关热备；各个子站单母分段运行，母联开关处于热备。

3、全站失压的主要原因

（1）、110kV统长一1259、统长二1260线路故障，开关跳闸。（2）、110kV I段母线、II段母线上同时产生母线故障，导致110kV I段母线、II段母线开关全切。（3）、330kV统万变发生故障；

（4）、主变发生故障，造成110kV系统全切；

4、全站失压的主要特征（1）、交流照明灯全部熄灭：

（2）、各母线电压、电流、功率等数值均指示为0；（3）、保护装置发出“交流电压回路断线”告警；

（4）、运行中的主变无声音等（仅低压侧开关跳闸时，主变为空载运行，此时主变有声音）；

5、失去站用电源等；

对全站失压事故，应根据情况综合判断，必须全面检查站内设备表计指示，当电压、电流、功率表均无指示，运行中的变压器无声音，且同时失去站用电源时，即同时具备以上几项条件时，才能判断为全站失压。

5、全站失压后的事故处理

（1）、变电站当值人员应首先解除事故音响；

（2）、变电站班长和技术员逐一对全站设备进行详细的检查(包括继电保

护、自动装置)，确认站内设备无异常情况；立即联系榆林地调汇报并确认事故情况。

（4）、当值班长立即联系榆林地调，确保我站保安电源的可靠性。(3)、当值班长应立即向各级当值调度员汇报全站失压情况(包括继电保护、自动装置动作情况)及站内设备检查情况，了解造成全站失压的具体原因，并做好相应记录；

(4)、“变电站全站失压事故处理预案” 由总变站长下令启动，在总变站长下达启用“变电站全站失压事故处理预案”后，值班员应根据检查的情况按以下几种预定方案处理： 6、110KV站全站失压时，汇报站长同时立即按以下程序进行操作

6.1由当值班长立即拉开1101开关、1102开关、1003开关、1004开关、3501开关、3502开关、3503开关、3504开关将35KV各出线柜开关拉开。

6.2由当值技术员到UPS室，观察UPS运行情况，按柜上提示切除次要负荷，确保UPS供电时间。

6.3当停电时间较长时，联系调试班将服务器全部关闭，切除UPS全部负荷。

6.4检查直流电源，当停电时间较长时，联系调试班将，切除直流全部负荷

7、将全站失压事故处理预案执行情况及使用解锁钥匙的情况立即汇报各级当值调度，并做好记录；

8、待各级当值调度下令通过主网恢复本站供电，按各级当值调度命令，隔离本站故障点(假如故障点在本站内)，采用正常倒闸操作程序对所有线路和设备恢复送电；

9、将本站恢复送电情况汇报各级当值调度；

10、在处理事故完毕后，将启用解锁钥匙的情况向调度和主管生产领导汇报，并将解锁钥匙重新封存，并做好使用登记；

11、随时注意负荷变化，监视系统安全运行；

十一、若故障点在统长一1259线路上，立即按以下程序进行操作

由当值班长负责断开1259开关拉开1259统长Ⅰ线两侧隔离刀闸。隔离故障线路。系统运行方式改变为110KV单回线供电运行，1259统长一冷备用，1260统长二带110KVⅠ母、Ⅱ母并列运行。

十二、若故障点在1260统长二线路上，立即按以下程序进行操作

由当值班长负责断开1260开关，拉开1260统长Ⅱ线两侧隔离刀闸。隔离故障线路。系统运行方式改变为110KV单回线供电运行，1260统长二冷备用，1259统长一带110KVⅠ母、Ⅱ母并列运行。

十三、若故障点在2#主变上，立即按以下程序进行操作。

1、由当值班长负责将拉开3502开关35021隔离刀闸。

2、拉开1102断路器，拉开1102开关两侧隔离刀闸。将故障2#主变隔离。

十四、若故障点在110kVⅠ段母线上，立即按以下程序进行操作：

1、由当值班长负责拉开1100母联开关、断开Ⅰ段母线上所有设备，隔离故障母线段。

2系统运行方式改变为1259统长Ⅰ线冷备用，1260统长Ⅱ线二母运行单回线运行，110KV单母线运行。

十五、若故障点在110kVⅡ段母线上，立即按以下程序进行操作：

1、由当值班长负责拉开1100母联开关、断开Ⅰ段母线上所有设备，隔离故障母线段。

2、系统运行方式改变为1260统长Ⅱ线冷备用，1260统长Ⅰ线Ⅰ母运行单回线运行，110KV单母线运行。

十五、若1#热动力联络线故障，立即按以下程序进行操作：

1、由当值班长负责将拉开3521开关35211隔离刀闸。

2、同时通知热动力站运行人员拉开热动力侧3521开关及隔离刀闸隔离故障联络线。