变电站启动方案

变电站启动方案（16篇）

1.变电站启动方案 篇一

韩家洼35kV变电站 设备启动方案

2014年4月12日

韩家洼35kV变电站设备启动方案

一、组织机构： 总指挥： 副总指挥： 总监护人： 调度命令人： 接受调度命令人： 记录人： 监护人： 操作人： 成员：

韩家洼：器械组：

消防组：

应急组： 长实电力：

设备厂家：磐能保护：

长圆五防 ：

中变主变：

高压柜：

思源电气：

二、启动时间： 2014年 4月20日

三、启动范围：

35kV长韩1#线、长韩2#线、韩家洼35kV变电站及其相关设备。

四、启动前准备工作及待启动设备状态： 1、35kV长韩1#线、长韩2#线线路、开关及所属刀闸、CT工作、110kV长春兴站35kV母差保护，35kV韩家洼站1#、2#主变、开关及所属设备、35kV母线和10kV母线等所有工作全部结束，线路核相正确，所有设备传动（包括自动化遥测、遥控等）、试验和验收全部合格，具备启动条件，启动范围内所有设备的投运申请票已办理，有关安全措施已经全部拆除。2、35kV长韩1#线、长韩2#线、35kV韩家洼站所有待启动设备处于冷备用状态。

3、送电范围内所有保护定值单已下达，现场调试结束。

4、长春兴站值班调度员提前与韩家洼站现场操作人员核实送电范围，核对设备名称、开关编号、现场设备送电的操作票。

5、韩家洼站现场提前投入1#、2#主变所有保护。

四、启动步骤：（操作过程均由监控班遥控拉、合一次）1、35kV长韩1#线及韩家洼站35kVⅠ段母线送电 韩家洼站：将35kVⅠ段母线PT开关小车推至运行位置 长春兴站：合上35kV长韩1#线311开关；

检查35kV长韩1#线充电正常；

拉、合35kV长韩1#线311开关两次，保留311开关在合位； 韩家洼站：将35kV长韩1#线361开关小车推至运行位置

合上35kV长韩1#线361开关；

检查361开关运行正常，35kVⅠ段母线充电正常；

拉、合35kV长韩1#线361开关两次，保留361开关在合位； 2、35kV长韩2#线及韩家洼站35kVⅡ段母线送电 韩家洼站：将35kVⅡ段母线PT开关小车推至运行位置；

将35kV分段360-2隔离小车推至运行位置； 长春兴站： 将35kV长韩2#线321开关小车推至运行位置；

合上35kV长韩2#线321开关；

检查35kV长韩2#线充电正常；

拉、合35kV长韩2#线321开关两次，保留321开关在合位； 韩家洼站：将35kV长韩2#线362开关小车推至运行位置；

合上35kV长韩2#线362开关；

检查35kV长韩2#线362开关运行正常，35kVⅡ段母线充电正常；

拉、合35kV长韩2#线362开关两次，最后保留362开关在合位； 3、35kV长韩1#线，长韩2#定相

韩家洼站：许可进行35kVⅠ段母线PT，II段母线PT二次定相，检查相序一致；

退出35kV长韩线362开关，将362小车拉至试验位置； 将35kV分段360开关小车推至运行位置； 合上35kV分段360开关； 检查35kV分段360开关运行正常；

拉、合35kV分段360开关两次，保留360开关在合位； 再次进行35kVⅠ段母线PT，Ⅱ段母线PT二次定相，检查相序一致；

定相正确后，退出360开关；

将35kV长韩线362开关小车推至运行位置； 合上35kV长韩线362开关。

4、韩家洼1#主变送电 长春兴站：退出35kV母差保护。

韩家洼站：调整1#主变35kV侧分头使与运行当时实际电压接近；

检查1#主变有关保护已投入（压力释放保护充电时投入，充电完毕退出）；

将1#主变301开关小车推至运行位置； 合上1#主变301开关；

检查1#主变运行正常（注意记录1#主变励磁涌流）； 十分钟后，拉、合1#主变301开关四次对1#主变充电（每次间隔3—5分钟）保留301开关在合位。

5、韩家洼站10kVⅠ段母线送电。

将1#主变501开关小车推至运行位置； 将10kVⅠ母PT开关小车推至运行位置； 合上1#主变501开关，对10kVⅠ段母线充电； 检查501开关运行正常，10kVⅠ段母线充电正常； 拉、合1#主变501开关两次，最后保留501开关在合位。

6、韩家洼站2#主变送电。

韩家洼站：调整2#主变35kV侧分头使运行当时实际电压接近； 检查2#主变有关保护已投入（压力释放保护充电时投入，充电完毕后退出）；

将2#主变302开关小车推至运行位置；

合上2#主变302开关；

检查2#主变运行正常（注意记录2#主变励磁涌流）； 十分钟后拉、合2#主变302开关四次对2#主变充电（每次间隔3-5分钟），保留302在合位。

7、韩家洼10kVⅡ母送电。

将2#主变502开关小车推至运行位置； 将10kVⅡ母线PT开关小车推至运行位置； 合上2#主变502开关，对10kVⅡ母线充电； 检查502开关运行正常，10kVⅡ母充电正常； 拉、合2#主变502开关两次，保留502开关在合位。

8、韩家洼站10kVⅠ、Ⅱ母PT定相。

许可10kVⅠ、Ⅱ母线PT二次定相；

定相正确后，退出2#主变502开关至试验位置； 将10kV分段500—2隔离手车推至运行位置； 将10kV分段500开关推至运行位置； 合上10kV分段500开关； 检查500开关运行正常；

拉合10kV分段500开关两次，保留500开关在合位； 再次许可10kVⅠ、Ⅱ母线二次定相，两次相同则10kVⅠ、Ⅱ母定相正确后，拉开10kV分段500开关至试验位置；

将2#主变502开关小车推至运行位置； 合上2#主变502开关。

9、韩家洼35kV分段和10kV分段互投装置传动

韩家洼站：投入35kV分段360开关互投装置； 长春兴站：退出长韩#1线311开关；

韩家洼站：检查35kV分段360开关互投装置是否正确； 长春兴站：合上长韩#1线311开关； 韩家洼站：退出35kV分段360开关； 长春兴站：退出35kV长韩2#线321开关；

韩家洼站：检查35kV分段360开关互投装置动作是否正确； 长春兴站：合上35kV长韩2#线321开关； 韩家洼站：退出35kV分段360开关

投入10kV分段500开关互投装置

退出#1主变301、#2主变302开关传动10kV互投装置；

传动完毕，退出10kV分段500开关互投装置；

恢复韩家洼1#、2#主变两侧运行

10、韩家洼10kV 1#、2# SVG器送电

韩家洼站：退出1#主变差动保护，退出2#主变差动保护； 韩家洼站：投入#

1、2# SVG 541、542开关保护；

将1#、2# SVG 541、542开关小车推至运行位置；

合上1#、2# SVG 541、542 拉、合1#、2#电容器541、542开关两次（每次拉合开关时间间隔5分钟以上），保留541、542开关在合位。

11、韩家洼站1#、2#主变带负荷测向量

韩家洼站：检查1#、2#主变带起负荷后，许可1#、2#主变高-低压带负荷

进行保护仪表测向量；

韩家洼站：检查35kV长韩1#线361开关、长韩2#线362开关带起负荷后，许可进行361开关、362开关保护、计量、仪表测向量；

合上10kV分段500开关；

退出2#主变302开关；

检查1#主变带起负荷；

许可1#主变高-低压带负荷进行保护仪表测向量；

测量结束后，合上2#主变302开关； 退出1#主变301开关；

检查2#主变带起负荷；

许可2#主变高-低压带负荷进行保护仪表测向量；

测量结束后，合上2#主变302开关；

投入1#、2#主变差动保护；

拉开1#、2#SVG 541、542开关

12、其他

站用变站内自行启动

1#消弧线圈531开关，2#消弧线圈532开关自行按新设备冲击三次，保留合位启动。

2.变电站启动方案 篇二

随着电力电子变频的技术的迅速发展, 抽水蓄能电站一般采用静止变频装置 (Static Frequency Converter, SFC) 起动方案, 具有速度快、可靠性高、维护工作量少、对系统影响小等优越性, 但SFC作为电力电子变频系统, 具有非线性系统的特性, 在投入运行时会在电网中产生谐波, 对电网造成较大的污染。蓄能电站上库为范家田水库, 正常蓄水位762 m, 死水位740 m, 有效库容2 739.7万m3。下库为礤头水库, 正常蓄水位231m, 死水位205 m, 有效库容2 766.6万m3, 具有周调节能力。平均毛水头534 m, 输水道总长4454 m, L/H=8.3。单机容量300 MW, 总装机容量2 400 MW, A、B厂各布置四台机组, 四机共用一套SFC起动装置, 每套SFC容量23.5MVA, 约为单机容量的7%。经厂用电倒换后, 所有400 V厂用电均由#1主变供电, 即SFC进线侧电源与SFC辅助电源均取自同一主变侧。

2 事件经过

厂用电倒换后试启动SFC拖动#2机组过程中, 出现报警, SFC启动失败。初步分析原因为:由于SFC进线侧电源与SFC辅助电源均取自同一主变侧, 在启动过程中SFC产生的谐波直接影响到其辅助电源, 因此SFC交流电源电压监视继电器FV375由于电压畸变失磁, 发出报警。将SFC交流电源监视继电器-FV375用作报警和跳闸的辅助接点短接, 即继电器-FV375的21和24、-X05端子的75和76。重新启动SFC拖动#2机组成功, 同时现场观测电压继电器FV375在启动过程中频繁动作。

同时, #2机组泵工况启动失败。当机组转速达到30%左右时, 励磁系统出现二级故障跳机。分析原因为:由于SFC启动过程中由于谐波影响使400 V厂用电电压畸变 (谐波含量9.3%) , 励磁冷却风扇电源电压继电器K94未能正常励磁, 可控硅桥冷却风扇未能正常启动, 2:24:26时可控硅桥U22温度高, 可控硅桥U22故障, 切换至U21, 2:24:31时, 继电器K65, K66励磁, 报2 BR cooling fault故障, 可控硅桥U21温度保护动作, Thyristor Bridge Nr 1 fault故障, 导致励磁二级故障跳闸。同时, 受厂用电电压畸变影响, #2, #4空压机跳闸, #2主变冷却器退出运行。

3 谐波分析

故障发生后, 在18 k V、10 k V以及400 V侧录取电压波形进行谐波分析, 对于SFC这种桥式整流装置, 从理论上它只产生特征谐波。即在整流桥的电源侧产生的谐波次数为:

式中h———特征谐波次数;

p———整流桥脉动数, 对于SFC一般为6或12;

k———整数1, 2, 3, …。

实际上, 由于整流元件导通不一致、相电压不平衡以及其它原因, 整流装置还会产生非特征谐波, 但一般数值比较小。

惠州抽水蓄能电站SFC变频起动装置采用12脉冲整流, 其整流部分采用两个三相全控整流电路串联组成, 共有12个桥臂, 各臂开通时刻的间隔为1/2基波周期。每个桥的直流电压都是6脉动的, 由于两者的三相交流电压相差30°, 串联之后所得到的直流电压是12脉动的。如图1所示。由h=kp±1, p=12可知, SFC变频起动装置产生的特征谐波主要为11、13、23、25次谐波, 从上表可知, SFC启动时11、13、23、25次谐波含量较高, 与理论定性分析相符。

1) 基本参数, 取归算基准容量Sb=100 MVA。

系统最小运行方式时, 电厂500 k V系统短路电抗Xs*=0.002 88和短路容量Sk=Sb/Xs*=100/0.002 88=34 722.2 MVA。

主变:ST=360 MVA, 短路阻抗Uk%=14.5%,

归算电抗XT*=0.145*Sb/ST=0.145*100/360=0.040 28

SFC容量:SSFC=23.5 MVA。

电抗器:UN=18 k V, IN=1 250 k A, XR=6%

2) SFC与厂用变共用连接点的电压总畸变率:

接线图及等效电路如图3所示, PCC1点对系统的短路电抗:

从其中可见, 在回路中电抗器的电抗起主导作用, 而系统的电抗占较小的比例。

对抽水蓄能电站18 k V、10 k V以及400 V侧实测可知, 第11, 13, 23, 25次谐波含量较高, 谐波含量、奇次谐波含量均不满足合同要求。

需指出的是, 在谐波录取时的几次SFC启动, 均为正常启动, 在整个启动过程中仅存在400 V系统电压继电器频繁动作的情况, 未伴随出现空压机、辅机、励磁等故障信息。也就是说, 在SFC启动失败的几次故障中, 谐波含量可能更高。SFC启动过程中谐波含量的高低以及波形畸变的程度可能与可控硅的触发角度有关。

4 解决方案

在抽水蓄能电站中, 主要的谐波源为SFC装置, SFC装置所产生的谐波将影响到抽水蓄能电站其他电气设备, 通过主变压器传递到高压侧, 影响高压侧下其他用户的正常运行;通过厂用变传递到低压侧, 引起厂用电系统电压畸变, 影响辅机系统的正常运行。提出了三种解决方案。

4.1 加装隔离变压器和滤波器

在惠州抽水蓄能电站进出线端都装有输入输出变压器, 对整个变频装置具有一定的隔离作用, 已经虑除了具有零序特性的3次及高次谐波的影响。针对不同次数的高次谐波, 需安装不同的滤波器, 不仅增加了设备成本, 而且需要占用较大的空间, 另外, 滤波器是由电容和电感组成, 操作不当会发生过电压, 电容器也会发生漏电等故障, 应而降低了运行的可靠性。考虑到目前SFC一次侧设备均已成型, 加装隔离变等一次设备的可能性较小。

4.2 更改厂用电的供电方式

SFC的进线电源与#1厂高变电源分开。即当SFC进线电源由#1主变供电时, #1厂高变由#3主变供电, 当SFC进线电源切换至#3主变供电时, #1厂高变由#1主变供电。SFC进线电源供电开关选择在泵工况启动LCU中实现。当#1或#3主变中有一台主变退出运行时, 所有厂用电由#2厂高变供电。

4.3 从接线设计上减少谐波污染

电压总畸变率的控制, 关键是SFC在站内的公共连接点PCC1, 在系统为最小运行方式下, 且电厂内无机组运行的情况下, 求出PCC1点的最小短路容量Sk (MVA) ;从厂家处得到电厂的SFC容量SSFC (MVA) , 若无厂家数据时, 可按发电电动机容量的6%~8%估算。惠蓄厂用电接线示意图如图3 (a) 所示, PCC1在公共限流电抗器之后, 即SFC与厂用变压器汇合后, 经限流电抗器接于主变低压侧。从直观上也可以看出, SFC所产生的谐波电压都受限流电抗器所阻挡而反应到厂用变的电源侧, 并传递到厂用电负荷上。如果采用图3 (b) 的接线方式, PCC1在机端, 但SFC与高压厂用变压器分别经限流电抗器汇合, SFC产生的谐波电压经两级电抗器降落才传递到厂用变, 所以谐波对厂用电影响较小。

5 结束语

由于大功率变频技术迅速发展, 使得蓄能电站采用变频启动方式, 无论在可靠性、经济性和维护性等方面都是其它启动方式所难以比拟的, 因而变频启动得到广泛采用, 我国近年建设的蓄能电站都采用了这种启动方式。变频启动过程的谐波考核就是其中的一个方面, 变频启动装置的容量比电站内其它非线性负荷大得多, 可以把它看成是站内惟一的谐波源。在抽水蓄能电站连入超高压电网的路径中, 再没有其它可以与SFC容量相比拟的谐波负荷, 因此在SFC与电站对侧超高压母线之间, 其它非线性负荷可以略去不计, 也就是说在电站与系统连接范围内, SFC也是惟一的谐波源。既要保证0.38 k V用户的电压畸变不超标, 又要确保流入电网的谐波电流不大于允许值, 这些将是限制蓄能电站SFC对电力用户污染的基本要求。

参考文献

[1]陆佑楣, 潘家铮.抽水蓄能电站[M].北京:水利电力出版社, 1992.

[2]宿清华, 吴国忠, 杨成林, 等.抽水蓄能电站变频起动装置的谐波抑制探讨[J].浙江大学学报 (工学版) , 2002 (11) .

[3]GEC ALSTHOM.STATIC FREQUENCY CONVERTER USER’S DOCUMENT[Z].1989.

3.柬埔寨甘再水电站黑启动分析 篇三

摘要：文章介绍了柬埔寨甘再水电站机电设备概况和黑启动的必要性，分析了甘再水电站黑启动的条件，结合甘再水电站实际情况，进一步对机组黑启动方案和恢复主网架送电过程中的操作、注意事项进行分析。

关键词：黑启动；电源；调速器；甘再水电站

中图分类号：TV513 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0108-02

1 概述

所谓黑启动，是指整个电力系统因故障停运后，在无法依靠其他电网送电恢复的条件下，通过系统中具有自启动能力的机组自身的动力资源或备用电源使发电机组启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。水轮发电机组没有复杂的辅机系统，厂用电少，消耗自身动力资源或直流电源少，启动速度快，是方便、理想的黑启动电源。

2 甘再水电站概述

甘再水电站位于柬埔寨西南的贡布省（Kampot）境内，甘再（Kamchay）河干流上。距首都金边约150km，距省会城市贡布约15km。是目前中国公司在柬埔寨投资经营的最大一个BOT项目，也是柬埔寨现已投运的最大水电站，它由PH1、PH2、PH3三个电站组成，共8台机组，总装机容量为194.1MW，是柬埔寨电力系统内的骨干调峰电站。

PH1电站安装3台60MW竖轴混流式水轮发电机组。发电机——变压器组合方式采用一机一变单元接线，230kV高压侧接线方式采用扩大桥型接线，通过2回230kV输电线路，就近接入Kampot变电所，线路全长约10Km。厂用系统采用单母线分段接线，自各发电机出口分别引出1个厂用分支，厂用外来电源由PH3至PH2的22kV线路T接1回22kV线路

提供。

PH2电站为PH1下游的反调节电站，安装有3台灯泡式贯流机组和1台轴伸贯流机组，总装机容量10.1MW。以2回22kV输电线路同时送往Kampot变电所。本站厂用电系统电源，自每一扩大单元发电机电压回路取一回厂用电源，另设置一台柴油发电机作为备用电源，以保证电站厂用电源的可靠性及作为电站启动电源。

坝后PH3电站，装机容量4MW，以一回22kV线路送往PH2，经PH2站22kV出线接入系统。接于电站6.3kV母线上的厂用变压器作为厂用第一电源，另从坝区配电室引接一回400V电源作为厂用电第二电源。坝区装设的250KW柴油发电机可兼作该电站备用电源。

3 甘再水电站黑启动的必要性

柬埔寨电网规模小，电力需求大，电厂建设相对滞后，造成系统电力供应不足，供电可靠度低。

甘再水电站与系统联系薄弱，其两回230kV出线和两回22kV出线均接于同一个变电所。一旦Kampot变电所失电，甘再电站将处于全“黑”状态。在与系统失去电源联系时，无法从外界获取电能的时候，一方面，电站上游水库水位由于失去厂用交流电源无法开启泄水闸门而不断升高，存在水漫大坝，甚至可能有垮坝危险；另一方面，厂内渗漏水不能及时排出，存在水淹厂房的可能。因此，甘再水电站必须具备黑启动能力。

4 甘再水电站黑启动条件分析

4.1 调速器及油压系统

PH1电站采用三台型号为WDT-80-4.0可编程块式微机电液调速器，其中主配压阀为美国GE公司生产。调整器可保证机组在各种运行工况下出现故障时的安全性。该水电站压油装置采用的是YZ-2.5-4.0压油装置。该装置由压油罐和回油箱两部分组成。机组开机至空转一次，油压下降约0.2MPa，油位下降12cm。

4.2 励磁系统

电站机组黑启动后，必须对空载或轻载的长输电线路充电。由于对地电容的存在，势必造成机组及线路的电压升高。对系统恢复时可用全压式充电、低电压充电和零起升压三种方式。考虑到甘再电站距Kampot变电所输电线路不长（线路全长约10km），对地电容不大，甘再电站黑启动成功后采用全电压充电方式向系统供电。

4.3 进水阀

正常情况下进水蝶阀为全开状态，甘再水电站机组多，“黑启动”时可选择进水蝶阀在全开位置的机组启动。遇紧急情况，可通过储油罐内压力油快速将进水阀关闭。

4.4 技术供水系统

技术供水系统主要供水轮发电机空气冷却器及机组各部轴承冷却用水及主变冷却器用水。

PH1、PH2电站技术供水系统均采用水泵供水方式。技术供水泵在失去交流电源的情况下，将无法向系统供水。PH1电站立轴混流式机组各部轴承在冷却水中断的情况下，轴瓦温度升高较快，不满足“黑启动”条件；而PH2电站灯泡贯流式机组虽无冷却水供应，但重力油箱中的备用油可短时保证机械设备润滑和散热，控制各个轴瓦、润滑用油以及冷却用油的温升在正常工作范围内。

PH3电站冷却水系统采用自流减压供水方式。手动打开钢管取水手动阀，就能保证冷却水供应。

4.5 备用电源

PH3站可用坝区装设的250kW柴油发电机作该电站备用电源；PH2装有一台104kW柴油发电机作为备用电源，以保证电站厂用电源的可靠性及作为电站启动电源。

5 甘再水电站黑启动方案

5.1 黑启动方案（一）

电网系统事故，PH1站230kV出线L1、L2失电、PH2站22kV出线L1、L2失电，本站八台机组均停机备用，全站厂用电消失。通过PH3站机组启动恢复站内22kV系统，供PH1站厂用电后实现电站“黑启动”向电网供电：

5.1.1 确认230kV线路失压后，手动断开PH1站L1出线111开关、L2出线112开关，并安排人员查看机组及保护动作情况。

5.1.2 确认22kV线路失压后，手动断开PH2站L1出线221开关、L2出线222开关，并安排人员查看机组及保护动作情况。

5.1.3 向电网调度员汇报事故简况。

5.1.4 立即安排值班人员检查应急照明投入情况，各站渗漏集水井水位情况。

5.1.5 断开站内22kV系统211、223、231开关。

5.1.6 检查确认644、641、642、643、645、632、612、614、615开关在断开位置；检查坝区柴油发电机出线隔离开关QS4在合闸位置。

5.1.7 启动坝区柴油发电机DG至起励建压正常，手动合上柴油发电机出线644开关，检查坝区厂用电400VⅠ段电压正常，手动合上母联643开关，坝顶启闭机能够满足提门泄洪的要求。

5.1.8 按操作程序合上645、631、633开关，迅速逐级恢复PH3站0.4kVⅠ、Ⅱ段厂用电、全厂照明系统。

5.1.9 迅速启动PH3发电机组。机端带电正常后，采用无压合闸的方式合上发电机出口531开关。

5.1.10 手动依次合上231、211、617开关，恢复站内22kV系统，继而恢复PH1站厂用电。

5.1.11 向电网调度汇报PH1站厂用电已恢复，机组备用等待调度指令。

5.2 黑启动方案（二）

电网系统事故，PH1站230kV出线L1、L2失电、PH2站22kV出线L1、L2失电，本站八台机组均停机备用，全站厂用电消失。通过PH2站机组启动恢复站内22kV系统，供PH1站厂用电后实现电站“黑启动”向电网供电：

5.2.1 确认230kV线路失压后，手动断开PH1站L1出线111开关、L2出线112开关，并安排人员查看机组及保护动作情况。

5.2.2 确认22kV线路失压后，手动断开PH2站L1出线221开关、L2出线222开关，并安排人员查看机组及保护动作情况。

5.2.3 向电网调度员汇报事故简况。

5.2.4 立即安排值班人员检查应急照明投入情况，渗漏集水井水位情况。

5.2.5 断开站内22kV系统211、223、231开关。

5.2.6 检查确认621、622、623、612、614、615开关在断开位置。

5.2.7 启动PH2柴油发电机DG至起励建压正常，手动合上柴油发电机出线624开关，检查厂用电400VⅠ段电压正常，手动合上母联623开关，恢复0.4KVⅠ、Ⅱ段厂用电、全厂照明系统。

5.2.8 迅速启动PH2发电机组。机端带电正常后，采用无压合闸的方式合上发电机出口421开关（以G1为例）。

5.2.9 合上厂变ST1进线425开关、低压侧621开关，恢复对0.4KV厂用电供电，停止PH2柴油发电机。

5.2.10 手动依次合上224、223、211、617开关，按操作程序逐步恢复站内22kV系统，继而恢复PH1站厂用电。

5.2.11 向电网调度汇报PH1站厂用电已恢复，机组备用等待调度指令。

6 结语

采用黑启动安全恢复电网或站用电运行是可行的，因此，各个电站的黑启动工作要在注重设备实际，把握实质，灵活应用，认真应对的基础上，根据具体情况制定各自的恢复方案，利用自身优势，通过进一步对电网安全恢复的探索和实践，提高水电站黑启动实际快速响应能力。

4.变电站启动方案 篇四

1.检查所有检修工作已完成，相关安全措施都已拆除，所有工作票已收回。2.模拟操作。

3.拉开送电范围内所有接地开关，及确认接地线及所有引出线已拆除；并确认所有接地开关都在断开位置。

4.确认所有开关均在断开位置，手车位于检修位。5.合上1#主变压器中性点接地开关1-7。6.合上110KV4段母线PT隔离开关4-9。7.合上隔离开关111-2。8.合上隔离开关111-4。9.合上隔离开关101-0。

10.合上110KV母联隔离开关145-4。11.合上110KV母联隔离开关145-5。12.合上断路器111。

13.拉开1#主变压器中性点接地开关1-7。（以上步序以调度指令为准）

当林港线路或林炼线路失电时110KV母联断路器145自投，运行方式为110KV一段进线带两台变压器运行。

14.将10KV4段PT隔离小车24-9推入工作位置。15.将断路器201推入工作位置。16.合上断路器201。

17.合上1#站用变隔离开关208-0。

18.根据负荷需要分别合上馈线断路器211，213，215，217，219。

19.当10KV4段母线带一定数量负荷时，合上1#电容器组隔离开关2061-1。20.将断路器2061推入工作位置。21.合上断路器2061。

22.当断路器201或断路器202跳闸使得10KV4段母线或10KV5段母线失电时，将10KV母联隔离小车245-4推入工作位置，将断路器245推入工作位置，合上断路器245。运行方式为一台变压器带10KV4段和10KV5段。

110KV变电站启动2#变压器

1.检查所有检修工作已完成，相关安全措施都已拆除，所有工作票已收回。2.模拟操作。

3.拉开送电范围内所有接地开关，及确认接地线及所有引出线已拆除；并确认所有接地开关都在断开位置。

4.确认所有开关均在断开位置，手车位于检修位。5.合上2#主变压器中性点接地开关2-7。6.合上110KV5段母线PT隔离开关5-9。7.合上隔离开关112-2。8.合上隔离开关112-5。9.合上隔离开关102-0。

10.合上110KV母联隔离开关145-4。11.合上110KV母联隔离开关145-5。12.合上断路器112。

13.拉开2#主变压器中性点接地开关2-7。14.（以上步序以调度指令为准）

15.当林港线路或林炼线路失电时110KV母联断路器145自投，运行方式为110KV一段进线带两台变压器运行。

16.将10KV5段PT隔离小车25-9推入工作位置。17.将断路器202推入工作位置。18.合上断路器202。

19.合上2#站用变隔离开关209-0。

20.根据负荷需要分别合上馈线断路器212，214，216，218，220。

21.当10KV5段母线带一定数量负荷时，合上3#电容器组隔离开关2071-1。22.将断路器2071推入工作位置。23.合上断路器2071。

24.当断路器201或断路器202跳闸使得10KV4段母线或10KV5段母线失电时，将10KV母联隔离小车245-4推入工作位置，将断路器245推入工作位置，合上断路器245。运行方式为一台变压器带10KV4段和10KV5段。

110KV变电站1#变压器停电

1.拉开1#电容器组断路器2061，并将断路器拉至检修位置。2.拉开1#电容器组隔离开关2061-1。

3.拉开10KV4段馈线断路器211，213，215，217，219，并将断路器拉至检修位置。

4.拉开断路器201，并拉至检修位置。（以下步序以调度指令为准）

5.合上1#主变压器中性点接地开关1-7。6.拉开110KV母联隔离开关145-4。7.拉开110KV母联隔离开关145-5 8.拉开断路器111。9.拉开隔离开关101-0。10.拉开隔离开关111-4。11.拉开隔离开关111-2。

12.拉开1#主变压器中性点接地开关1-7。

用相应电压等级的验电器分别对停电线路及设备进行验电，确认无电压后合上检修范围内的所有接地开关，无接地装置的设备需装设接地线。悬挂相应标识牌。

110KV变电站2#变压器停电

1.拉开3#电容器组断路器2071，并将断路器拉至检修位置。2.拉开3#电容器组隔离开关2071-1。

3.拉开10KV5段馈线断路器212，214，216，218，220，并将断路器拉至检修位置。

4.拉开断路器202，并拉至检修位置。（以下步序以调度指令为准）

5.合上2#主变压器中性点接地开关2-7。6.拉开110KV母联隔离开关145-4。7.拉开110KV母联隔离开关145-5。8.拉开断路器112。9.拉开隔离开关102-0。10.拉开隔离开关112-5。11.拉开隔离开关112-2。

12.拉开2#主变压器中性点接地开关2-7。

5.牵引变电所启动前的安全技术 篇五

一、送电前的准备工作1、110KV线路受电后，1033（贵定南）、1003（贵定南）、1043(都匀)、1013(都匀)要处于分位，并将1033（贵定南）、1003（贵定南）、1043(都匀)、1013(都匀)操作箱内转换开关至于当地位，锁闭操作机构箱，所内的一切施工、清扫等作业要严格按带电作业进行。

2、任何倒闸作业要严格执行倒闸操作制度；施工、清扫、尾工处理要严格执行检修作业制度。

3、变电所在尾工、清扫处理完后、和受电启动前要分别进行绝缘测试，根据现有条件用2500V摇表进行：

⑴ 110KV侧：1514、1524、1102、1111、1121处于合位，测试相对地的绝缘，应大于2500MΩ。

⑵ 室内27.5KV侧：所有真空断路器处于试验位置、母联隔开处于合位，压互、电容器隔开处于分位，测试母线

A、B相对地绝缘，应大于2500MΩ。

⑶ 绝缘测试完后，严禁任何形式施工、清扫等工作，否则要重新进行测试。

4、将1033（贵定南）、1003（贵定南）、1043(都匀)、1013(都匀)操作箱内转换开关至于远方位且将1033（贵定南）、1003（贵定南）、1043(都匀)、1013(都匀)隔开内侧加挂临时接地封线。

二、停送电倒闸操作的基本原则 Ⅰ、基本原则：

1、停电时的操作顺序是：先断负荷侧，再断电源侧；先断断路器，再断隔离开关；送电时与上述相反。

2、隔离开关分闸时，先断主刀闸，再合接地刀闸；合闸时与上述相反。

3、禁止带负荷进行隔离开关倒闸作业；禁止在接地刀闸闭合的状态下强行闭合主刀闸。

4、所有的操作必须以工作票的形式进行。Ⅱ、操作程序：

1、所有停、送电操作均应在主控室控制盘上操作。

2、操作、监视人员须穿绝缘鞋，戴安全帽，操作人还应戴绝缘手套。

3、送电倒闸操作必须在电力调度下令后进行。

4、停、送电倒闸操作必须一人操作，一人监视，严禁单独操作。

5、停、送电倒闸操作必须严格按工作票制度执行。

6、停、送电倒闸操作前必须先进行模拟操作，无误后，由工作负责人签字后，方可执行。

7、停、送电倒闸操作必须唱票进行，由监视人手指操作手柄唱票，操作人手指操作手柄复唱，监视人确认后，方可执行操作。

三、值班巡视制度：

1、值班人员要按时上岗，值班中精力集中，准确、及时掌握设备运行状态。

2、值班中能迅速准确地执行电力调度下达的命令，并及时汇报执行情况。

3、及时发现各种异常情况并正确处理，并迅速将处理的情况向电力调度汇报。

4、保持所内外环境卫生，并禁止与运行无关的人员进入控制室和设备区。

5、巡视设备时，要与设备或线路带电部份保持足够的安全距离，并不得进入高压设备的防护网栅内。雷雨天气必需巡视室高压电气设备时，要穿绝缘鞋，戴安全帽，并不得靠近避雷针和避雷器。

6、参加试运行的值班员，不得签发（检修）工作票。

四、安全注意事项：

1、加挂临时接地线：操作步骤是先验电确认无电后，先接接地端，再将其另一端通过操作杆接在停电设备或线路裸露的导电部位上，此时人体不得接触接地线，拆除时与上述步骤相反。

2、发现高压接地故障时，在未切断电源前，任何人不得与接地点靠近：室内距离不得小于4M，室外距离不得小于8M。

3、在停电检修作业中，凡是工作票上填写已断开的断路器及隔离开关，其操作手柄上均应悬挂“有人工作，禁止合闸”标示牌。

4、检修作业结束后，检修领班人应仔细检查工具、材料，人员是否全部撤净，并会同值班员共同检查，确认达到送电后，方可向电力调度消令。

五、牵引变电所受电启动安全工具：

1、贵定南所：

6.变电站启动方案 篇六

一、运行组织情况

110kV大山1934线，大浦1933线将由输电运检室来进行日常运行和检修维护工作。

二、运行准备完成情况

110kV大山1934线，大浦1933线线路竣工验收工作已完毕，发现的影响投运的缺陷已经交施工方消缺，并复验合格。该线路已经纳入输电运检室定期运检计划中并进行统一管理，运行管理人员已完成对线路熟知，线路相关资料将陆续送到输电运检室进行归档，对于线路未来涉及到的检修工器具和材料等已准备好。

三、启动准备工作

启动前汇报事项已经明确，设备状态核对完毕。接下来将进一步对新线路台帐进行梳理，完成线路经纬度测量和PMS系统台账的录入工作。

四、存在问题 无

五、结论

110kV大山1934线全线架通、验收合格，施工接地线已拆除，工作人员已全部撤离，线路一次定相正确，线路参数已测试，线路具备启动条件。

110kV大浦1933线全线架通、验收合格，施工接地线已拆除，工作人员已全部撤离，线路一次定相正确，线路具备启动条件。

输电运检室

7.变电站启动方案 篇七

一台机组调试启动历经单系统试验、核冲洗和开盖冷试、冷试、热试准备、热试、装料准备、堆芯装料、临界前试验、首次临界和低功率试验、功率提升试验共10个阶段, 涉及1700多个调试试验, 其中间又安排了安装尾项、接产联检、遗留项清理、生产定期试验、运行程序生效、涉网工作等活动, 这就涉及到大量施工逻辑、交叉作业、资源统筹的问题, 所以在此期间需要用一套科学严密的计划体系来引导控制全局, 牵引现场工作细致有序开展。本文结合红沿河1、2号机组实例, 浅谈调试启动过程中的计划管理体系。

1 调试计划管理

计划管理是贯穿于调试准备和现场实施期间的一项重要工作, 其有效性是保障工作顺利开展的基础。调试计划从内容上可分为管理计划和进度计划:

(1) 管理计划主要包括工作计划、调试准备计划、人员到岗计划、培训计划等。工作计划从组织上分为部门工作计划和处级工作计划两个层次, 从时间上分为年度计划、月度/周计划, 其中也包含反映调试进度关键指标的试验项目。

(2) 调试进度计划包括项目调试里程碑计划, 二/三/四级进度计划, 调试母本计划, 联调一体化计划, 调试周计划、调试三天滚动计划和其他专项计划等。

在H1调试期间, 工程生产双方建立了以三级、四级计划加主线计划、三天滚动计划为基础的联合计划管理模式, 特别是联调阶段的调试、运行、维修一体化计划, 对保证调试工作的安全、质量、工期发挥了重要作用。在此基础上, H2调试以二级、三级、四级进度计划, 联调一体化计划, 各专项计划, 各阶段母本计划和调试三天滚动计划为抓手, 形成了红沿河机组调试启动的计划管理体系。

2 调试进度计划层次

调试启动期间的进度计划按照六个层次进行管理控制。

(1) 一级进度计划:工程的总体进度计划, 即一级里程碑, 跨度从核岛浇筑第一罐混凝土 (FCD) 至机组完成全部启动试验投入商运 (COD) , 内容包括此间的设计、采购、土建、安装、调试启动十阶段以及执照申请等重大里程碑和关键活动, 是合同商务谈判中进度条款的依据, 是二级进度计划的基础和输入。

一级进度计划由工程总包单位-中广核工程有限公司据可研报告的总工期设置和参考电站经验, 向业主公司起草建议稿, 由业主公司总经理部批准生效。一级进度原则上不予变更, 是牵引项目总体进度的纲领;如必须变更, 需由业主总经理部同意, 董事会批准。

(2) 调试二级进度计划:是项目调试进度控制工作的基准进度。调试二级进度计划以项目调试关键路径为基础, 以核岛系统和总体试验为主线, 严格控制冷试、热试、装料、并网、商运等关键里程碑节点。二级进度计划主要包括各系统的调试开始时间、系统可用时间和各系统临时运行移交TOTO签字时间, 是各专业编制三级、四级等详细计划的依据。

在一级进度计划生效后, 工程公司会按职能分工开展跨板块的接口与协调进度计划编写;其中, 设计、采购、土建、安装板块的二级进度计划须在一级进度生效后四个月内提交业主公司备案;调试二级进度计划则须在首个单系统调试前一年提交业主公司审查、备案。

(3) 调试三级进度计划:以二级进度计划为依据, 首先考虑各系统间的调试逻辑关系和前提条件, 以实现调试计划的可操作性。二级进度计划中规定的关键点/里程碑日期均须反映到三级计划中。三级计划以各系统调试程序执行为基本要素编制, 并应包括重要的运行和施工等外部支持活动。

该层次及以下的进度计划由工程公司及其分包商自行编写, 无须报备业主公司;但调试三级进度计划有其特殊性, 因为调试过程与接产3T移交过程是有机结合的, 《调试三级进度》也就是工程/生产双方联合生效的《移交接产进度计划》, 因此需要与生产线提前充分沟通, 共同确认。

(4) 调试四级进度计划:以三级进度计划为依据, 由试验负责人 (TS) 牵头编写, 包含调试准备 (人力、文件、工具等) 、调试试验步骤和运行/维修移交等调试工程中的重要活动。调试四级进度计划主要体现在联调各阶段的母本计划, 如CFT母本计划、装料母本计划、DEM34母本计划等。

(5) 调试 (双) 周计划 (五级) :安排一周现场调试工作内容的进度计划。每周由调试各专业会同生产、设计、施工等单位召开周计划会, 讨论上周进展、下周主要安排, 并重点对调试各专业间的系统配合和制约调试进度的问题进行协调。

(6) 调试三天滚动计划 (六级) :据母本计划和周计划, 安排三天内联调试验区域所有活动。进入联调阶段后, 启动总指挥负责组织调试启动工作组 (OSG) , 召集设计、安装、运行、维修等单位代表召开日计划会, 协调总体试验区域内所有试验活动和工作, 对前一天完成情况进行检查, 对后两天工作安排进行布置。

除上述六层进度计划, 实际工作中还针对重大项目编制专题进度计划。具体工作谁执行谁编制, 谁编制谁管控。如调试启动过程中的“临界专项计划”、“冲转并网专项计划”等。

3 调试进度计划的控制

(1) 计划控制:包括计划、实施、检查、分析比较、调整和修订。从编制计划开始, 经过实施过程中的跟踪检查, 收集相关实际进度信息, 比较分析实际进度与计划间的偏差, 找出原因和解决办法, 确定调整措施, 再修改原进度计划, 形成动态闭环管理。建立进度控制会议制度, 通过调试日计划会、周计划会、专项例会和项目协调会等形式协调处理实际出现的各种问题, 从而确保进度计划的有效实施, 实现进度控制目标。

(2) 计划跟踪:计划的跟踪包括本期内作业的实际开始、完成日期、尚需工期、完成比例和资源用量等, 将计划执行数据与目标计划进行对比。各级计划工程师对不同计划的特点和需要, 及时录入调试的进展情况, 进行进度计算和分析, 为有效控制进度提供客观依据。

(3) 计划修订:调试各执行队办负责本专业调试三、四级进度计划的修订。在不影响三级进度计划的情况下, 对四级进度的修订可以直接修订发布;否则需填写《进度变更申请单》, 并评估其修订是否会对一、二级进度产生影响。

4 调试启动各阶段母本计划

调试母本计划即阶段性联调试验的总体计划, 编制要求完整有效:该阶段的联调试验项目必须完整, 并确保关键路径的合理性和最优化;主线计划中项目的逻辑关系须准确, 并符合现场作业的工艺流程;所有项目须遵守技术规范、定期试验大纲及其他上游文件的相关要求;统筹安排项目的时间窗口, 合理配置资源。

母本计划一般在参考计划的基础上, 由生产、调试共同编制。基本流程是据最新版本的参考计划, 双方计划工程师将之前收集的项目添加到预先确定的机组主线各试验平台, 再组织各相关方对所列项目反复检查确认, 优化调整, 主要内容有:确认是否符合运行技术规范、化学与放射化学规范、定期试验大纲、运行维修程序、经验反馈、管理程序暂行规定、会议纪要等的要求;与核安全监管当局监督要求的一致性;主线各试验平台下与核安全设备可用性要求的一致性等。

母本计划一般要求在联调试验开始前一个月出初稿, 以供各相关方审核、讨论、反馈;两周前正式出版, 以供各相关方提前熟悉, 做好演练, 准备预案等。

5 调试/生产一体化计划

所谓“一体化”, 即将现场以工程线、生产线, 分包商三方为责任主体的调试试验、运行和维修、土建安装等全部作业进行统一管理, 以求最大限度的规避交叉作业风险、降低相互影响、统筹配置资源、优化关键路径的计划系统。

一体化计划并非一份孤立的计划, 而是一套科学的系统, 是调试启动期间工程、生产双方的工作方法, 是对现场活动统一组织、统一指挥、统一计划的管理机制。宏观上讲, 移交接产计划、调试母本计划、调试启动三天滚动计划等由各责任方联合产生的计划都属于一体化工作范畴。

6 调试启动三天滚动计划

调试计划管理体系、一体化计划运作的最终端产品是“调试启动三天滚动计划”, 即日计划, 是指挥现场工作有序开展的唯一依据。

三滚计划由日计划会产生, 承接各阶段的母本计划。具体是将母本计划项目拆解到24H刻度, 设定日工作进度, 并按即日起三天进行滚动;滚动过程中跟踪过去24H作业执行情况, 通过及时调整主线来消纳延误或提前, 保证主线计划的连贯性;多方分析临时增加的非母本项目, 保证工期、质量安全可控。管理流程如图1示:

三天滚动计划由调试计划、生产计划、核安全顾问、运行启动经理、调试经理联签生效全场发布, 调试和生产跟踪各自活动执行情况, 一并协调现场问题, 确保各项目按计划执行, 实现对联调试验过程的精细化控制。

7 结束语

8.变电站启动方案 篇八

杀手锏：4K+激光

面对市场上越来越多的4K产品，索尼同样具备无出其右的优势，完备的产品线涵盖从民用到商用的不同类别。依托独立的4K核心技术，索尼开发的4K产品包括摄像机、摄影机、电视、家庭影院投影机、院线及虚拟仿真4K投影机等设备，这些设备作为索尼4K战略的重要组成，可为用户创造一个从镜头到客厅，从内容制作到最终体验的完整4K世界。在激光技术领域，索尼开发的激光光源投影机具备超长的光源寿命，同时色彩优异画质出色，并具备远超普通光源的后期免维护、自由角度安装等优势。而索尼VPL-GTZ1投影机，更是融合了超短焦、4K和激光光源三项特色，为投影技术的未来发展提供了新的可能。

六大方案展示

本次索尼新技术与方案展系统地分为六大展区，包括“天文馆/科技馆高分辨率巨幕应用”、“主题公园/科技馆3D影院应用”、 “博物馆/专业画廊展示应用”、 “可视化娱乐与互动应用”、“主题公园球幕应用”和“多视窗演示系统应用”。各展区采用最具优势的索尼4K、激光和超短焦投影产品，现场整体明暗交汇，科技感十足。其打造的各个应用系统不仅视觉效果绚丽，同时也具备实际的可应用性，且已被国内外众多标杆项目所采用。

9.启动仪式活动方案 篇九

荔湾区2002年被广州市定为“青春健康”国际合作项目扩展区，经过多年坚持不懈的努力和探索，建立了全区青春健康项目有效运行机制。今年5月桥中街“生育关怀——青春健康社区行”河沙社区项目工作正式启动。为更好地做好青春健康项目工作，解决了目前青少年日益增长的生殖健康需求的认识，减少婚前性行为和非意愿妊娠，降低人工流产率，预防性病、艾滋病的发生，提高他们性生理、性心理与性道德等方面的知识水平，引导他们树立正确的恋爱观、婚育观、人生观，促进青少年健康成长。拟于今年9月上旬举行“成长路上你我同行身体绿灯一路通行” 青春健康系列培训活动启动仪式，具体方案如下：

一、活动目标

针对青少年青春期的特征，从性与生殖健康教育入手，采取形式多样的青少年易接受的方法，普及性与生殖健康、预防性病、艾滋病知识，促进他们在态度和行为上的改变，提高青少年学生青春期健康知识水平。从生理、心理、道德和社会责任感四个层面，为遇到困惑需要帮助的青少年提供及时的心理援助、开展各类咨询宣传和技术服务，提高青少年的心理、生理和思想道德素质，减少非理性行为，正确引导青少年健康成长。进一步贯彻落实《中国计划生育协会“生育关怀——青春健康”工作五年规划》

精神，结合我区羊城幸福家庭促进计划之荔湾幸福家园民生工程建设，充分发挥社区内流动人口计生协的优势，整合辖区内其他公共资源，将“生育关怀—青春健康”项目工作落到实处。

二、活动主题

“成长路上你我同行身体绿灯一路畅行”

三、巡回培训活动安排

（一）街道：每月一次

内容：预防性病与艾滋病

生殖与避孕

幸福人生与未来计划

对象：辖内社区、企业未婚青年

（二）学校：每月一次

内容：迎接青春期

保护自己学会say NO

对象：小学4-6年级学生

四、参加仪式的单位、人员

（一）省、市、区计生协会相关领导。

（二）区教育局主要领导及相关领导

（三）街道党政主要领导及相关领导。

（四）街道计生分管领导、计生办主任。

（五）辖区内学校青春健康师资及相关教师。

（六）荔湾区青春健康使者及青春健康志愿者。

（七）相关媒体记者

五、启动仪式时间

2012年9月XX日上午

六、启动仪式地点

广州市XX小学

七、启动仪式议程

（一）主持人介绍出席领导嘉宾及活动情况、活动安排、内容。

（二）介绍“成长路上你我同行身体绿灯一路通行” 青春健康系列培训活动的计划及下一步打算。

（三）省、市领导讲话

（四）出席领导启动“启动球”

（五）采用参与式培训方法围绕“性生理、性心理、性道德、性健康”开展培训。

1、对象：小学五年级学生

内容：如何保护自己避免性骚扰

形式：选择一个班级的学生参与培训，其他学生进行观摩。

2、对象：辖区内小学教师

内容：如何搭建校内和校外的桥梁

形式：讲座

3、对象：家长

内容：关注孩子的成长过程

形式：沙龙

八、现场布置

（一）主会场悬挂主题背景

主办单位：荔湾区人口和计划生育局、荔湾区计划生育协会、荔湾区教育局

协办单位：**街道办事处、**街道计生办、**小学

（二）进会场走道摆放宣传活动图片（内容：宣传青少年青春健康知识）

（三）分会场的布置

九、具体分工

（一）区人口计生局

1、邀请省、市、区有关领导

2、总体协调仪式有关事宜

3、准备市、区领导发言稿

4、媒体记者的接待

（二）区人口计生协会

1、活动现场的拍摄

2、提供培训用小礼品

3、提供活动用宣传单张

（三）区教育局

1、落实参加培训的教师

2、落实培训的专家

3、提供相关宣传单张

（四）**小学、**街道

1、学校会场布置

2、宣传现场布置

4、落实培训场地，落实参加培训人数

5、培训中所需物品

（五）、区服务站：

1、落实培训师资及咨询专家

2、背景板和横幅的制作

3、活动后信息报道

4、协助街道进行活动现场布置

十、经费安排

条幅：3幅500元

背景板：1块1000元

宣传单张：

活动小纪念品：约500份 2000元 师资费：2000元

10.启动仪式活动方案 篇十

活动方案

为了满足各族群众日益增长的精神文化需求，同时推动文化建设与经济社会协调的共同发展，将在我街道设立公益电影院。为做好公益电影院启动仪式相关工作，特制定活动方案如下：

一、启动仪式时间

二、启动仪式地点

三、筹备分工

为明确工作职责，共同承担公益电影院启动仪式的筹备工作，具体分工如下：

1.总体协调工作由负责。2.邀请上级领导参加启动仪式。3.场地布置及后勤服务工作。4.宣传报道工作。5.安全保卫工作。

四、启动仪式程序

（一）准备工作

１．各工作人员根据自己具体职责在现场做最后检查工作(包括LED屏、音响调试、摄像机调试、现场布置到位情况等)。

２．签到处引领到会领导，安排观众就坐。

（二）活动开始

1.主持人宣布活动启动仪式正式开始，介绍参加活动的领导。

2.领导致辞，宣告活动正式启动。3.背景音乐响起，随后播放影片。4.主持人宣布仪式结束。

五、相关要求

（一）活动当天，在统一协调下，各工作人员分工负责，主动参与、密切配合，确保活动顺利进行，不出现纰漏和差错。

11.变电站改造工程停电方案编制探讨 篇十一

【关键词】变电工程； 改造；停电

【中图分类号】TM411+.4【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0381-02

随着电网建设高速发展及电网新技术日新月异，越来越多的变电站必须进行改造才足以满足电网发展需求。变电站改造工程是提升变电站安全稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，保证高质量电能的一项重要技术措施。改造工程实施过程中大都要设备停电才能进行，然而变电站在改造的同时又担负着重要的供电任务。因此如何优化变电站改造工程停电方案，降低工程实施过程中对运行电网的影响显得格外重要。

本文以110kV大岭变电站#1主变更换停电方案为例，对变电站改造工程施工过程中停电方案的如何制定、优化进行分析。

1 大岭变电站概况及改造内容

110kV大岭变电站：1台40MVA 三相两卷无载调压电力变压器，110kV 3回出线，10kV 单母线断路器分段，出线20回。大岭变电站担负着附近多个重要工厂的工业负荷及4个镇居民用电负荷，平时供电负荷均25MW左右，最高时可达40MW，大岭变电站接线方式如图1。

本期改造内容为大岭变电站#1主变更换为三相两卷有载调压电力变压器，同时更换变压器基础、10kV母线桥部分构架基础，继电保护装置及自动化部分不更换。

2 常规停电方案

110kV大岭变电站更换#1主变，工程实施必须将#1主变停电、两侧开关转检修状态才能满足安全要求。根据大岭变电站改造内容还需要更换变压器旧基础，停电时间将考虑拆除主变与基础、基础施工、基础养护、电气施工、设备试验、工程验收等各工序实施共计需要至少45天。所以本工程大岭变电站#1主变停电时间达45天。

这种常规停电方式，停电内容简单，投资较少，但变压器停电时间长，直接导致4个镇的居民用电长时间无保障，附近工厂长时间停产，严重影响当地生产生活秩序。如果按本方案实施将严重损失供电电量，降低供电可靠性，对社会造成极大不良影响，所以本停电方案将难以实施。

3 停电方案优化措施

通过分析110kV大岭变电站改造工程施工方案可知，工程实施的安全措施必须是#1主变停电、两侧开关转检修状态。主变的拆除、基础施工、及新主变安装调试固有的工序又必须保证合理的作业时间。所以要优化停电方案只能结合该站设备情况考虑运用特殊运行方式，从而有效缩短大岭变电站主变停电时间，降低对用户的影响。

经过综合分析考虑，确定以下停电方式：大岭站#1主变更换期间，要将退运主变作为施工期间供电运行设备，期间大部分时间不影响10kV用户正常用电。该方案主要分三个阶段。

第一阶段为#1主变拆除及异地安装投运，共5天时间：本阶段首先将大岭站的F20线路与董塘站F20线路在用户端进行跳接，将大岭站10kV负荷由董塘站F20线路供电（本阶段大岭站10kV只带民用负荷，工业负荷只能停产）。将#1主变移位至空位安装，将变低用电缆连接至#1变低开关柜，变高用导线直接连接至110kV 2M母线，停用110kV母联开关，将110kV董大线开关接入#1主变保护，形成110kV董大线与#1主变线变组接线方式。改造后接线方式见110kV大岭变电站临时运行主接线图。（见图2）。

第二阶段#1主变异地就位后进行恢复对全站10kV负荷进行正常供电，供电方式为董大线---#1主变---10kV母线---10kV出线（见110kV大岭变电站临时运行方式主接线图）。此运行方式要维持35天，由施工单位对原主变基础、母线桥构支架施工以及新主变安装调试工作。

第三阶段：新主变安装试验完后，新主变转接至正常运行方式，转接及验收投运时间共计7天。首先将大岭站10kV负荷由董塘站F20线路供电（本阶段大岭站10kV只带民用负荷，工业负荷只能停产）。然后大岭站进行以下主要工作：拆除旧主变两侧连接线；新主变变低母桥连接，变高导线连接；拆除董大线与#1主变的线变组接线，恢复董大线线路保护二次回路接线；新主变及两侧开关接入原#1主变保护回路。

上述工作全部完成后，新主变按正常运行方式投运（见大岭变电站主接线图），所有10kV负荷恢复正常供电。并在用户端解除大岭站F20线路与董塘站F20线路的跳接线，大岭变电站#1主变更换工作全部完成。

经过优化的停电方式，虽然过程较为复杂，且投资也要增加。但极大的减少了用户停电时间，只影响了部分工业用户12天，对居民用电几乎无任何影响。停电期间工序分阶段，可更好的对工程进度进行控制，降低因工期不可控导致整个停电时间不可控的风险。而且各工序都给予作业人员足够的时间，可以避免因赶工而导致的安全、质量事故发生。

4 编制变电站改造工程停电方案的思路

经过对大岭站停电方案的分析以及笔者工作经验，总结以下编制变电站改造工程的停电方案的思路（意见）。

（1）停电是改造工程实施的一种安全措施，停电的原则为必须满足改造工程实施时的安全要求，在满足安全要求下尽量减少、避免对电网正常供电的影响。

（2） 明确变电站工程的改造内容，通过仔细审查设计图纸，对照变电站现场核实不同改造设备的范围，从而确定设备改造时需要的停电内容、时间以及停电逻辑顺序。比如有些变电站全站改造，可以制定将线路站外跳接，站内设备全停的方式，如单只更换一台主变，就只是一台主变停电。明确变电站工程的改造内容特别注意站内电气二次回路，部分二次回路与其他设备二次回路相互连接，在现场又难以看得出来。所以改造前必须对改造的设备范围十分清晰，做到了如指掌，才能制定符合要求的可操作性强的停电方案。

（3）结合变电站供电方式，认真分析改造设备停电方对变电站供电的影响。对于结构比较完善的变电站，设备停电经常有旁路或其他线路、变压器代，可以确保改造设备停电对供电影响极小。但对于变电站结构不完善，线路也不完善，无备用线路等的停电，必须仔细分析每一停电设备对电网的影响，制定非常优化的停电方案尽可能的将对电网影响将为最小。

（4）当停电实施对电网运行影响比较大时，就必须实施特殊保供电措施。如上述案例一样，可充分利用拆除的旧主变对改造实施过程中进行保供电。对变电站的保供电措施通常有站外10kV线路转接，将本站负荷转接至由其他变电站供电，以及站内电缆跳接改变正常运行方式。

（5）改造工程停电期间优化工序排序，人员机具配置合理，实施紧凑有序，可以减少停电时间，增强对停电时间的可控性。

5 结束语

12.变电站启动方案 篇十二

水电站工程都设置有集水井, 主要用于汇集水轮机组蜗壳排水、顶盖排水、厂房渗漏排水等。某水电站集水井设置有4台长轴深井泵, 为此设计了排水泵控制系统。该系统能实现多台排水泵自动循环启动, 正确可靠控制水位并有效避免了水泵长期运行导致的疲劳受损。排水泵设有2个独立动力电源, 互为主备自动切换。排水泵故障或软起动器故障时闭锁水泵运行并告警输出, 满足水电站无人值班的要求。

1 排水泵控制系统功能及要求

1.1 排水泵的控制方式

排水泵有手动、自动、停止3种控制方式。自动运行时3台排水泵参与正常投退, 另1台作为其它排水泵故障或水位超高时的 “备用”排水泵。

自动运行时, 4 台排水泵受PLC控制, 按 “工作1”、 “工作2”、 “工作3”、 “备用”顺序自动循环投入, 3天为1个循环周期。自循环周期见表1。

排水泵的投入 (退出) 是根据集水井水位自动控制的, “工作1”排水泵在集水井水位大于105.0m时投入, 水位小于103.0m时退出; “工作2” 排水泵在水位大于108.0m时投入, 水位小于104.0m时退出; “工作3” 排水泵在水位大于111.0m时投入, 水位小于104.0m时退出; “在 “工作”排水泵故障退出或集水井水位大于112.0m时投入 “备用”排水泵, 在 “工作”排水泵故障消除和集水井水位小于111.0m两条件都满足时退出 “备用”排水泵。

1.2 排水泵电源的运行方式

排水泵控制系统设有2 个独立的I段和II段动力电源, 自动运行时, 两路动力电源自动投入和退出。正常时I段电源工作, 当I段电源消失, II段电源自动投入工作;当II段电源消失, I段电源自动投入工作。I段电源与II段电源不能同时投入。

2 排水泵控制系统的硬件设计

2.1 排水泵系统的主要设备

排水泵系统主要由4台容量为110kV的长轴深井排水泵、4 台施耐德ATS48 系列软起动器以及液位变送控制器、PLC、接触器、继电器等组成。

2.2 PLC的选择及I/O点分配

根据集水井排水泵控制系统控制功能、输入/输出性质及点数, 选择施耐德Modicon TSX Micro系列PLC (CPU型号为TSX 37-21) , 配置2 个离散I/O模块TSX DMZ 28DR, 并对PLC的I/O点及地址进行分配。 见表2、表3。

3 排水泵控制系统的软件设计

3.1 软件介绍及程序流程

排水泵控制系统的PLC编程采用PL7Micro软件, 编程语言为图形语言。根据控制要求, 排水泵控制系统流程如图1所示。

3.2 程序设计的重点

(1) 电源切换程序。排水泵动力电源I故障时切换到动力电源II工作, 动力电源II故障时切换到动力电源I工作, 双电源互为主备, 无扰动切换, 程序如图2所示。

(2) 顺序切换控制程序。 系统上电初始化后开始计时, 每2min产生1个脉冲, 计数2 160个脉冲 (3天) 切换循环顺序, 同时计数器清零, 重新计数, 下1个3天开始计时。切换循环顺序由移位指令ROL完成, 程序如图3所示。

(3) 排水泵控制启动。 以排水泵1 为例, 介绍启动控制程序。根据表1可知, 排水泵1的启动控制为:在自动且无故障情况下, 顺序1时工作1排水泵启动 (%M22) , 或顺序2时工作2排水泵启动 (%M12) , 或顺序3时工作3排水泵启动 (% M8) , 或顺序4 时备用排水泵启动 (%M0) 。排水泵1的启动控制程序如图4所示。

4 结束语

水电站排水泵控制系统中应用自循环启动技术, 可在正确可靠控制水位的同时, 有效避免水泵长期运行导致的疲劳受损, 对水电站排水泵控制系统的设计和改造也有着借鉴意义。

摘要：自循环启动控制技术在水电站工程中得到了广泛的应用。基于PLC设计一个水电站集水井排水泵控制系统, 并介绍该系统设计的重点和难点。

关键词：自循环,启动,PLC,水电站,排水泵

参考文献

[1]王建华.电气工程师手册[M].北京:机械工业出版社, 2008

13.启动仪式方案 篇十三

二、承办单位：xx商业高等专科学校体育教学部

三、启动仪式时间：20xx年11月13日下午15：00

四、启动仪式地点：xx商专大门口(校训前)

五、启动仪式对象：八个系每系选拔200名学生，男、女各100名

六、启动仪式的长跑路线：从校门口出发——绕校园经校医院——图书馆后边——办公楼——学生宿舍前边的路——我校田径场——自动带回——仪式结束。

七、冬季长跑启动议事日程：

1、11月13日下午14：40，各系按组委会安排好的顺序，在校门口指定地点集合等候。(排列顺序按校运会出场顺序，即：工商系、经贸系、计算机系、会计系、旅游系、商务秘书系、艺术设计系、营销系)

2、11月13日下午15：00，启动仪式正式开始。

3、校领导讲话。

4、校领导宣布：“xx商专阳光体育冬季长跑启动仪式正式开始”。

5、校领导鸣枪起跑。

6、各系代表按顺序和原指定好的路线象征性的进行长跑。

八、长跑启动仪式有关事项的通知：

1、各系要精心组织，认真选拔参加仪式的队员，加强学生纪律、安全方面的教育。

2、各系要大力宣传本次冬季长跑活动的目的和意义，鼓励、引导学生积极参加体育锻炼，真正掀起学生体育锻炼的良好风气。要求各系在启动仪式上要打出横幅或宣传板进行宣传。

3、请各系领导积极参与本次冬季长跑活动的启动仪式，以确保启动仪式圆满成功。

14.启动仪式签名活动方案 篇十四

一、活动时间：5月15日

二、参加人员：全校师生

三、活动安排：

1、时间：周一下午3：20

2、地点：南院区

3、会务准备工作：后勤组负责布置签字桌20米，签字笔，话筒。德育处负

责签字布标，领导讲稿和师生倡议书。体育组负责组织学生列队。XX负责照相。

4、程序：（1）教师代表宣读倡议书——XXX（2）学生代表宣读倡议书——XXX（3）校长做动员讲话

（4）签字活动，领导教师先签，然后组织学生签字。（6至1）

5、活动结束。

（注：班主任老师要求学生穿校服、戴领巾）

“人人争做文明楷模，文明上网践行网络公约”签名活动方案

四、活动时间：5月15日

五、参加人员：全校师生

六、活动安排：

1、时间：周一下午3：20

2、地点：南院区

3、会务准备工作：后勤组负责布置签字桌20米，签字笔，话筒。德育处负

责签字布标，领导讲稿和师生倡议书。体育组负责组织学生列队。XX负责照相。

4、程序：（1）教师代表宣读倡议书——XXX（2）学生代表宣读倡议书——XXX（3）校长做动员讲话

（4）签字活动，领导教师先签，然后组织学生签字。（6至1）

5、活动结束。

15.县级电网“黑启动方案”初探 篇十五

三峡水利电网是一个有一定发电能力以外购电为主的有源电网, 承担重庆市第二大城市———万州市行政区域90%的供电任务。自有发电装机容量230 MW, 水电机组占85%;35 k V及以上变电所30余座, 其中110 kV变电站9座, 主变压器16台, 总容量583.5MV·A;110 kV输电线路共24条, 577.3 km, 110 kV电网已形成“日”字形骨架网络, 可实现110 kV双环网运行, 可以通过110 kV联网线路分别与湖北恩施电网和重庆电网联网运行;网内最大负荷350 MW。笔者现就三峡水利电网的黑启动方案及县级电网黑启动方案的制定进行研究和探讨。

1 充电电源的选择

三峡水利电网赶场水电厂装机容量3×12.5 MW, 调节范围宽, 占系统负荷的比例较大;微机高油压调节系统, 调速器工况较好, 调节速度快;微机自动励磁装置, 1台机组单元接线, 另2台机组扩大单元接线;前池调节库容25万m3, 在上游不来水的情况下, 3台机组可满功率发电1.5 h;110 k V电压等级并网, 离负荷中心———五桥变电所并网线路只有25 km。故将赶场水电厂作为三峡水利电网黑启动充电电源的首选。

2 黑启动方案论证

黑启动方案选择赶场水电厂作为充电电源向110kV赶五线充电。具体由赶场水电厂3号发电机通过2号主变压器对110 k V赶五线充电。充电时应防止出现如下2种情况:一是应防止赶五线受端电压升高至超出允许值;二是应防止赶场水电厂3号发电机产生自励磁。

通过计算分析, 赶五线受端电压升高未超出允许值, 赶场电厂3号发电机也不会产生自励磁, 可以将赶场水电厂作为充电电源向110 kV赶五线充电, 对三峡水利电网进行黑启动。

3 黑启动方案试验及分析

赶场水电厂1号机带厂用电, 3号发电机作为充电电源向赶五线充电, 再向五桥变电站等变电站送电。

3.1 赶场水电厂3号发电机对110 kV赶五线充电

赶场水电厂3号发电机频率 (转速) 额定, 2号主变压器投运, 确认110 k V赶五线无外电压后, 合上赶五线122断路器向线路充电成功。

3.2 向变电所主变压器送电和负载线路送电不成功及原因分析

赶五线充电成功后, 再向五桥变电所等变电所的主变压器送电和负载线路送电, 赶场水电厂3号发电机多次“事故低油压”动作跳闸, 黑启动均不成功。

经过对多次试验结果进行分析和总结, 黑启动方案不成功关键是电网各水轮发电机调节系统参数的整定问题, 主要表现:一是赶场水电厂3号发电机调速器存在过调, 以及多机孤网运行、机组间抢带负荷问题;二是向多台主变压器送电, 励磁涌流太大;三是每次送负载线路的负荷较重且间隔太短, 负荷波动大, 调速系统调节频繁且速度慢。

3.3 水轮发电机调节系统参数整定和选配

发电机调速器参数按单机空载、调频和基荷3种运行状态整定。调频和基荷机组调节系统调差系数分别为3%和5%, 按各机组的特性和水位变化情况, 分别计算各台机组担负调频和基荷时相对应的调速器的永态转差系数。按计算的各台机组调速器的永态转差系数分别进行整组试验, 保证调节系统在各种工况下 (单机空载、带负荷, 机组并列空载、带负荷) 能稳定运行, 并在保证稳定性的基础上提高过渡过程品质。各台机组的调速器按承担的任务作相应调整, 所有调速器必须处于自动运行状态。单机系统中, 负荷变化量不超过机组的出力时, 允许该机组的永态转差系数为0, 当该机组并入系统时, 则按担负的任务选择永态转差系数。

3.4 黑启动方案按以下要求进行调整

向变电所主变压器送电时, 应带1条10 kV线路, 避免空投主变压器和一次投入多台主变压器;每次送负载线路, 赶场水电厂3号发电机调速器油压应正常, 且每次送出的负荷不能超过运行机组容量的10%, 送负荷速度不能过快;当赶场水电厂3号发电机备用容量只有5 MW时, 应启动其他机组, 调度应确定1台容量大、调速器工况较好的发电机组作为调频机组, 并及时将调频机组的负荷转移至其他带基荷的机组上, 使调频机组有较大的调节范围;每台运行机组均应有旋转备用容量, 避免一部分机组满负荷, 一部分机组留有旋转备用容量。

2003年10月, 三峡水利电网进行黑启动试验获得成功。此后几年, 电网进行了几次黑启动试验, 每次都取得成功, 其间发现了2个主要问题并采取了相应措施解决。一是在组网过程中, 若负荷波动太大, 高油压调速器调节次数太多后, 引起发电机“事故低油压”动作解列。对高油压调速器增加一台储能柜后, 即使“低油压”灯亮, 也能迅速将调速器油压调高而不跳闸。二是有时发电机“过速”动作跳闸, 并关闭了前池快速闸门, 必须对钢管冲水平压后才能将发电机并入系统, 耗时较长, 而发电机的事故报文显示并未过速。分析认为是干扰引起的信息误报。在机端母线上加装消谐装置后, 再未发生类似问题。

2008年, 西南地区遭受特大雪灾, 三峡水利电网与湖北恩施电网的联网线路因雪灾 (途经海拔1 800多米高山) 多基塔翅折断, 电网瓦解, 三峡水利电网依靠黑启动方案成功恢复电网供电。

4 结论

16.变电站启动方案 篇十六

关键词：变电站 重要数据 遥信异常 现象分析 改进方案

中图分类号：TM764 文献标识码：A 文章编号1672-3791（2016）06（a）-0000-00

随着我国科学技术的发展，高级技术已经深入到各个领域。在遥信方面，自动装置和微机保护装置已经得到了广泛的使用，并且逐渐形成了一整套较科学、较先进的遥测遥信系统，监测手段也从人为监测转变为无人监测、远程监测，大大提高了变电站的工作效率，是一项历史性的突破。但由于我国对新技术使用不够熟悉，另外缺少专业人员的技术指导，近几年来遥信信息不断出现异常现象，为了更好地维护变电站的日常运作，必须对这些异常现象加以分析，总结经验，并积极提出解决方案，这也是当今电力企业研究的重点课题。

1.遥信异常现象及原因分析

1.1远动设备失电

远动设备失电是遥信信息出现异常现象最直接和最常见的原因。当技术人员发现遥信信息长时间没有发射、遥测数据长时间没有更新时，应当第一时间检查流程中涉及的设备是否发生了失电现象，并及时通知检修人员进行补救，尽快恢复正常的状态。设备失电的原因有很多种，变电站的蓄电池老化是最常见的原因，蓄电池的寿命是有限的，在长时间的运行之后，它的供电能力已经远远不能适应遥信信息接收流程的需要，因此会发生断电现象。另外，在对设备的通电情况进行全面检查时，一定要动作迅速、准确，确保在短时间内找到故障的所在点，因为耽搁的时间越长，遥信信息的接收受到的影响越大，结果就越严重。远动设备失电还有可能是因为电缆设备使用时间过长，发生了老化现象。电缆电阻对调节通过的电流起着调节作用，如果长时间使用而不更换，电阻很有可能工作过度，发生烧毁，从而使电缆出发生断电现象，这种情况一定要尽可能避免，因为除了失电还可能引发火灾等损失。

1.2光电隔离端子异常

除了设备失电外，光电隔离端子异常也会导致变电站遥信信息故障的发生，从而影响整个变电站的运作。在科学技术高速发展的背景下，变电站的运作过程也增加了很多高科技因素，运用光电隔离端子就是一项重大突破，光电隔离端子起着防干扰的作用，它通过保护传入的细小电流和电压保证遥信信息的传递工作。但高科技在带来高效率的同时，也有其不可避免的弊端。如果长期使用光电隔离端子技术会对光电隔离的端子产生损伤，影响设备的正常运行，从而使遥信信息和遥测数据得不到及时的发射和更新，降低变电站的工作效率。所以在遥信信息传递发生异常现象时，如果排除了设备失电的因素，就应该检查光电隔离的端子是否出现了损伤现象，并且及时通知检修人员。另外需要说明的是，光电二极管非常脆弱，为了保证其正常运行常常设置分压电阻，如果使这种电阻长期处于工作状态，很有可能会烧坏变电设备，影响遥信信息传递的同时也会造成不可估量的经济损失。

1.3信号继电器接点工作异常

在变电站的监控系统中，变电站的断路器、隔离开关是遥信信息的采集和发射与遥测数据的更新必不可少的控制设备。信号继电器会随着使用时间的增加而逐渐被氧化，接触点的电阻就会增大，而在电流保持不变的条件下，电压就会降低，而遥信信息传递的电压原本就非常小，这种情况下更降低了遥信信息的电压，变电站的监控系统就更难采集到信息，或者采集到的信息准确性很难保证。另外，如果技术人员已经对隔离开关或断路器进行了操作，就会改变相互转动的机械原本的构造，让原本紧密的接触部位出现细小的空隙，进而对隔离开关的使用效果造成影响。信号继电器接点位置隐蔽，不容易发现，即使发生故障也很难引起技术人员的注意，所以这是我国变电站遥信信息发生异常现象时最不容易让技术人员察觉的地方，因此，在以后的遥信信息异常故障的故障排查中，要及其谨慎检查这一部位。

2.解决遥信异常现象的方案

2.1减轻电磁干扰的影响

遥信信息本身的电压或电流非常小，所以在传递过程中不可避免地会被外界的电磁干扰，从而会影响传递效果。近些年来，很多科学家都在不断探索防外界电磁干扰的方法，效率最高、成果最显著的办法就是将遥信信息传递过程中的所有设备都改为特殊的防干扰材料，但是由于资金等方面的限制，这种办法无法广泛应用到实践中。给怀疑感应有共模干扰的信号线加装共模扼流圈会使产生的磁通加倍，呈现较大的感性阻抗以阻碍干扰信号的通过，这种方法适用于在有较大干扰的电路中，这样就能保证强干扰下细小电流的正常传递，从而保证遥信信息的正常发射。同时还可以通过增加电力电缆之间的间距来减少电磁的干扰，间距越大，电磁干扰越小，这是对技术要求最低、成本也是最低的方法，由于其操作简单、原理通透，它成为现在许多电力企业减轻电磁干扰的首要采取的措施。

2.2提高信息采集量的准确性

变电站的监控系统和调度自动化对遥信信息的正确性和可靠性都有非常大的影响，因此应当提高调度人员和监控人员的辨别能力和数据处理能力，减少遥信信息在采集时候的错误。由于遥信信息的采集量非常大，所以变电站会用不同厂家、不同型号的一二次设备进行遥信信息的采集工作，这样一来采集的信息就会在标准上不同，因此在选用不同设备是，应把通信规约、协议采用按标准规定，减少因为采集设备的不同而造成的信息准确度低的情况。同时新设备的启用和改造也应该及时进行信息的自动化核对，避免重要遥信信息发生遗漏和差错。在采集结束后，进入调试工作，技术人员还可以对采集部分的错误加以弥补，虽然在一定程度上增加了工作人员的工作量，但是为了保证遥信信息的准确性和可靠性，必须提高对技术人员的要求。

2.3正确进行远动监控系统重启

负责接收遥信信息的变电站控制系统并不是一直工作的，它是在某一特定的时间点对遥信信息进行传递和接收，而这一系统重启时，这个时间点就会被更改，所以在远动监控系统重启时，一定要注意重要遥信信息内容的保存，保证其不被遗漏，确保变电站的正常运行。重启过程是接收不到信息的，所以在重启前一定要保证在重启时没有错过重要的遥信信息，在重启后，要立即恢复监控系统的工作状态，保证各个设备重启完毕，尽快恢复遥信信息的发射与接收。另一方面，除了技术方面的培训，还要对技术人员进行文化上的教育，让他们接触科技前沿，了解现代远动监控系统的运作流程，以便在以后的工作中更加熟练地处理各种紧急情况。

3结语

在科技高速发展的新时代面前，我国的技术水平虽有了很大的提高，但和世界先进国家的科技水平相比仍然还有很大差距，为此，我们要树立信心，不断进取，加大科研和创新的投入力度，争取早日追上并超过其他国家。遥信信息异常现象是我国电力事业现阶段面临的重要问题，因此必须受到人们高度重视，这直接表现我国变电站的工作水平，影响我国变电站的工作效率。细致地了解遥信信息的故障并分析其原因，不仅有利于我国克服现阶段的技术困难，而且还能为电力企业提供新思路和新视野，不断促进我国电力事业的长久发展。

参考文献：

[1]李孝杰，向伟.张家界局遥信误动分析处理.电力科学与技术学报，2007，22（4）：91-94

[2] 阎志刚. 远动遥信信号误报原因分析及应对措施[J]. 内蒙古电力技术，2008，（ 04） .