110kv元坝变电站受电方案

110kv元坝变电站受电方案（精选6篇）

1.110kv元坝变电站受电方案 篇一

110KV新源变电站投运方案

批准：

会签：

审核：

编写：左小勇

电力调度中心

2006年12月12日

110KV新源变电站投运方案

110KV新源线电站输变电工程已全部竣工，经启动委员会验收组对新源线电站新安装的全站设备间隔、新建的110KV福源线线路及其两侧间隔所有一、二次设备验收合格，具备投运条件。按照《新源110KV输变电工程启动验收方案》要求，为了确保新安装的设备一次投运成功，特编制本投运方案。

一、调度命名和调度管辖划分

1、万福变至新源变新建110KV输电线路命名为“110KV福源线”，万福变间隔编号命名为“122开关”，新源变间隔编号命名为“111开关”。

2、新源变至油田变新建35KV输电线路命名为“35KV新油线”，新源变间隔编号命名为“311开关”。

3、新源变新建主变系统命名为“#1主变”。

4、35KV新油线线路属吉安县调管辖、地调许可设备。

详见附图：110KV新源线主接线图；

110KV万福变主接线图；

二、新设备投运范围1、110KV新源变电站所有新安装的一、二次设备（除10KV出线外）。

2、110KV万福变电站110KV福源线122开关间隔。

3、110KV新源变电站110KV母线、35KV母线、10KV母线及母线设备。

4、110KV新源变电站#2主变及其附件设备。

三、投运条件

1、万福变电站新安装的110KV福源线122开关间隔一、二次设备已按设计要求安装完毕，调试正确，验收合格，具备投运条件，并处于冷备用状态。

2、110KV新源变电站所有一、二次设备按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，且均处于冷备用状态。

3、110KV福源线线路按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，处于冷备用状态。

四、投运步骤

根据启动验收方案安排，整个新设备投运分二个阶段进行：

第一阶段：万福变110KV福源线122开关间隔、新源变110KV福源线111开关间隔、110KV福源线、和新源变110KV母线及其母线设备

1、万福变：检查110KV福源线122开关确在冷备用状态。

2、万福变：摇测110KV福源线122开关间隔设备绝缘，确保合格。

3、新源变：检查110KV福源线111开关确在冷备用状态。

4、新源变：检查110KV母线及母线上所有设备均在冷备用状态。

5、新源变：摇测110KV福源线111开关间隔和110KV母线及母线PT绝缘，确保合格。

6、万福变：由继保人员负责校验110KV福源线122开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。

7、新源变：由继保人员负责校验110KV福源线111开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。

8、新源变：投入110KV福源线111开关所有保护（改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸）。

9、万福变：投入110KV福源线122开关所有保护（改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸）。

10、新源变：对110KV新厦线摇测绝缘，确认合格。

11、新源变：以万福变相序为基准，采用“一对一”接地摇测法对110KV福源线线路摇测相序，确保与万福变110KV相序一致。

12、万福变：将110KV福源线122开关由冷备用转热备用。

13、万福变：合上110KV福源线122开关对福源线线路冲击三次，每次冲击时间5分钟，间隔时间1分钟。

其中：1）110KV福源线第一次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关距离保

护试跳开关。

2）110KV福源线第二次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关零序保

护试跳开关。

3）110KV福源线带上新源变110KV母线进行第三次冲击。

4）检查新源变110KV母线受电正常后，空载运行。

14、新源变：合上110KV母线PT1511刀闸。

15、新源变：测试110KVPT二次电压和相序，确认相序正确。

第二阶段：110KV新源变电站投运

（一）、#1主变投运

1、新源变：检查#1主变及三侧开关均在冷备用状态。

2、新源变：摇测#1主变及三侧开关绝缘，确保合格。

3、新源变：投入#1主变所有保护（重瓦斯接“跳闸”位臵，轻瓦斯由“信号”改接与“跳闸”位臵）。

4、新源变：将#1主变高中压侧分接头位臵调至额定电压档。

5、新源变：合上#1主变中性点1010刀闸。

6、新源变：将#1主变101开关由冷备用转热备用。

7、新源变：合上101开关对#1主变进行五次冲击合闸试验，每次冲击间隔时间5分钟。

第一次冲击正常后，用#1主变差动保护跳101开关；

第二次冲击正常后，用#1主变重瓦斯保护跳101开关；

第三次冲击正常后，用#1主变有载开关重瓦斯保护跳101开关；

第四次冲击正常后，用#1主变复合电压过流跳101开关；

第五次冲击正常后，空载试运行，并将#1主变轻瓦斯由“跳闸”改接与“信号”位臵。

8、新源变：退出#1主变差动保护。

（二）、35KV母线及35KV母线PT投运

1、新源变：检查35KV母线上所有设备均在冷备用状态。

2、新源变：对35KV母线及35KV母线PT摇测绝缘，确认合格。

3、新源变：将#1主变301开关由冷备用转热备用，投入301开关充电保护。

4、新源变：合上#1主变301开关对35KV母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后，退出301开关充电保护压板，并合上35KV母线PT3511刀闸。

5、新源变：由继保人员负责测试35KVPT二次电压和极性以及有关保护、仪表接线的正确性；测试35KV所有间隔PT二次压降。

（三）、10KV母线及10KV母线PT投运

1、新源变：检查10KV母线上所有设备均在冷备用状态。

2、新源变：摇测10KV母线及10KV母线PT绝缘，确认合格。

3、新源变：将#1主变901开关由冷备用转热备用，投入901开关充电保护。

4、新源变：合上#1主变901开关对10KV#1段母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后退出901开关充电保护压板，并合上10KV母线PT9511刀闸。

5、新源变：由继保人员负责校测试10KV PT二次电压和回路极性以及有关保护、仪表接线的正确性；测试所有出线的PT二次压降。

6、新源变：投入10KV所用变恢复站用电。

7、新源变：10KV馈线恢复送电工作由变电分公司负责进行。

（四）、10KV#1电容器的投运

1、新源变：检查10KV#1电容器917开关确在冷备用状态。

2、新源变：摇测10KV#1电容器917开关间隔绝缘，确保合格。

3、新源变：投入10KV#1电容器917开关所有保护。

4、新源变：将10KV#1电容器917开关由冷备用转热备用。

5、新源变：合上10KV#1电容器917开关，对#1电容器冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。

（五）、35KV新油线的投运

1、新源变：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。

2、吉安县调：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。

3、新源变：摇测35KV新油线311开关间隔绝缘，确保合格。

4、新源变：投入35KV新油线311开关所有保护。

5、新源变：将35KV新油线311开关由冷备用转热备用。

6、新源变：合上35KV新油线311开关，对35KV新油线冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。

7、吉安县调：将油田变负荷转接至35KV新源线上供电。

五、注意事项

1、#1主变带负荷测试前应退出主变差动保护，测试正常后再投入。

2、#1主变投运正常后，将#1主变重瓦斯保护由“跳闸”位臵改接于“信号”位臵，试运行二十四小时后，再将重瓦斯保护由“信号”位臵改接于“跳闸”位臵。

3、万福变110KV福源线122开关、新源变110KV福源线111开关二次功率方向元件须带负荷测试正常后才可投入运行。

六、附图

2.110kv元坝变电站受电方案 篇二

屯兰110 k V变电站在35 k V开关改造前使用的是1986年北京开关生产的开关柜, 2006年对断路器进行过更换, 随着古交矿区生产能力不断提高, 该断路器已经不能满足古交矿负荷要求, 断路器的遮断容量不够、断路器整体防护等级低、断路器抗雷点冲击能力弱, 严重影响到古交矿区的供电可靠性。

1 立项背景

屯兰110 k V变电站担负着古交矿区12座35 k V变电站直供电任务, 35 k V共有3台进线、2台母联、10台出线开关, 这12座35 k V变电站供电能否可靠供电直接影响到屯兰矿、东曲矿、镇城底矿生产生活用电, 影响面很大。

屯兰110 k V变电站在35 k V开关改造前使用的是1986年北京开关生产的开关柜, 2006年对断路器进行过更换, 随着古交矿区生产能力不断提高, 该断路器已经不能满足古交矿负荷要求, 断路器的遮断容量不够、断路器整体防护等级低、断路器抗雷点冲击能力弱, 严重影响到古交矿区的供电可靠性。

2 详细技术内容

屯兰110 k V变电站35 k V开关柜于2012年开始进行设备筛选、定项、招标, 2012底完成技术协议签订, 2013年3月开始改造工程。

屯兰110 k V变电站开关改造项目最后中标的是西山天安集团公司, 开关柜和断路器全部使用ABB公司产品, 开关柜为ZS3.2, 采用电场均匀设计和复合绝缘措施, 开关柜柜体结构紧凑合理, 小型化。开关柜体采用进口敷铝锌钢板, 防腐蚀、防生锈, 柜体结构牢固, 整体美观。断路器选用的是ABBVD4新型真空断路器, 采用ABB驰名的灭弧室和浇筑极柱, 先进的操动机构。

屯兰站35 k V开关柜于2013年11月完成改造投入运行。

3 主要创新点

3.1 设备创新点

1) 开关采用进口敷铝锌钢板, 防腐蚀、防生锈, 柜体结构牢固, 防爆能力强。

2) D型母线采用TU2无氧铜, 具有良好的抗拉强度, 表面使用美国Raychem瑞凯热缩材料, 具有40年不老化功能。

3) 真空泡使用德国ABB原装进口件, 整体浇筑固封。

4) 断路器动触头采用梅花触指, 具有良好的柔韧性和导电性能。

5) 采用防误插针矩阵, 可防止不同额定电流的断路器运行在错误的开关柜中。

6) 动静触头间金属活门有防止误开启保护, 无法单侧开启、提高防误触及带电静触头性能。

7) 主母线采用D型母线, 抗电动力强度高, 电场均布。

8) 分支母线采用带R5圆角的铜母线, 不会产生尖端放电, 该母线强度高, 抗拉性能好, 折弯处不会产生裂纹。

9) 母线室没有支持绝缘子, 避免支持绝缘子沿面闪络故障发生。

10) 所有开关柜前门板、侧门板、后门板做内部燃弧试验满足Uni Gear ZS1标准。

3.2 改造工程创新点

屯兰110 k V变电站担负着古交矿区三矿四厂的安全供电任务, 此次开关改造将涉及古交矿区 (除西曲矿35 k V站) 所有12座35 k V站可靠供电, 既要减少停电次数、时间保证各矿厂正常生产、生活用电, 又要在计划时间内将改造工程完成, 改造施工难度很大, 经过集团公司、发电公司、施工单位技术人员、屯兰站人员的仔细研究和详细规划, 经过5个多月的紧张施工, 屯兰站35 k V开关改造工程顺利完成。

3.3 改造工程施工要求

1) 改造工程不能影响各下级站双回路供电, 不能因为改造降低屯兰站供电可靠性。

2) 减少改造工程的停电次数和时间, 尽量减少因改造工程对古交矿区的生产、生活用电影响。

3) 确保在改造工程中施工人员安全和设备安全, 不因改造工程降低应有的安全系数。

根据改造工程总体要求, 结合屯兰站供电系统的实际情况, 改造施工的步骤:

由于本次35 k V开关柜改造涉及停电范围太多, 改造步骤内容过于复杂, 在此摘录改造中部分有代表性的阶段:

3.4 修建临时35 k V配电室

制作临时35 k V配电室 (如图1) , 安装7面临时柜 (1面进线、4面出线, 1面避雷器、1面隔离柜) 。

3.5 35 k V-III段母线电缆连接35 k V临时配电室母线

一次电缆敷设。 (1) 临时隔离柜 (4203) 负荷侧至母联410开关电源侧敷设 (ZR-YJV22 26/35 k V 1*300 mm2) ×2, 每相并2根。制作冷缩电缆头, 耐压试验合格后, 定相并确认无误后压接至临时隔离柜 (4203) 负荷侧。 (2) 临时进线 (402) 开关电源侧至2#主变35 k V侧敷设 (ZR-YJV22 26/35 k V 1*300 mm2) ×2, 每相并2根。制作冷缩电缆头, 耐压试验合格后, 定相并确认无误后压接至临时进线柜 (402) 开关电源侧。 (3) 临时配电室出线柜负荷侧至4趟架空出线屯兰矿 (408) 、东曲矿 (416) 、镇城底矿 (418) , 后风坪岭西 (406) 敷设ZR-YJV22 26/35 k V 3×240 mm2电缆, 制作冷缩电缆头、耐压试验合格后, 定相确认无误后压接至临时出线柜 (406开关、408开关、416开关、418开关) 负荷侧。

3.6 35 k V出线改造

施工步骤: (1) 停后风坪岭西406开关, 将后风坪岭西架空导线与套管连接设备线夹拆开, 将敷设的后风坪岭西电缆与架空出线连接, 同时拆除二次电缆敷设至临时后风坪岭西406开关端子排。 (2) 由金信试验室进行保护试验、传动试验合格。 (3) 对线路送电通知用户将进线开关转为冷备用状态, 进行核相, 核相正确后, 方可恢复带负荷运行。

3.7 35 k V进线开关改造

施工步骤: (1) 将2#主变由运行转为检修, 全部负荷由1#主变带。 (2) 将2#主变35 k V侧架空导线与套管设备线夹连接处拆开, 并将拆除的导线尾固定好。 (3) 将临时进线 (402) 开关电源侧电缆逐相连接至2#主变35 k V侧架空导线上, 将二次电缆由原402开关端子排倒至临时进线 (402) 开关端子排上, 由太原供电局根据2#主变新定值进行试验。 (4) 试验合格后, 将2#主变由检修转为运行状态, 操作顺序, 拆除主变三侧开关安全设施, 合上2#主变132开关两侧刀闸, 合上2#主变602两侧刀闸, 合上2#主变132开关, 合上2#主变602开关, 断开623母联开关。 (5) 在临时进线柜 (402) 开关电源侧、负荷侧核相, 核相正确后, 将临时进线 (402) 断路器推至工作位置合上开关, 断开原母联410开关。

屯兰110 k V变电站本次35 k V改造具有一定的代表性, 改造施工计划可以为以后的变电站改造提供一个很好的参考, 具有一定的创新点。

4 结语

本方案在变电站实际改造过程中, 起到了良好的作用, 对各矿井生产生活用电没有任何影响, 未发生任何停电事故, 保证了供电的可靠性。

摘要：屯兰110 kV变电站是西山煤电集团古交矿区主力变电站, 但由于该变电站投运年限较长, 无法满足目前电力负荷的需求, 为改变现状, 决定对其改造, 但由于其属于古交矿区枢纽变电站, 其可靠供电直接影响屯兰矿、东曲矿生产生活用电, 影响面很大, 故需布置详细改造措施, 加设临时电源、线路等, 保证改造过程不影响正常生产。

关键词：变电站,改造,技术方案,临时电源

参考文献

[1]刘介才.工厂供电设计指导[M].北京:机械工业出版社, 2003.

3.简论110kV变电站电气设计 篇三

【关键词】110kV变电站；电气设计

1.选择电气主结线方式

变电站电气主接线 是变电站电气设计过程的首要部分，同时也是电力系统的重要环节之一。变电站电气主接线连接着各种高压电器，负责接受和分配高压设备的电能，反映各种设备的相互作用、连接方式和各回路间的相互关系，是变电站电气部分重要组成。变电站电气主接线的性能直接影响着变电站的运行过程的可靠性、灵活性，并对电力输变过程的配电装置的布置、继电保护的配置、自动装置和控制方式的选择等方面的作用有决定性的影响。

为了保证变电站供电的可靠性和灵活性，在变电站设计中，往往采用较复杂的主接线。主接线的完善运用虽然保证了供电可靠性，但存在接线方式复杂、运行操作烦琐、检修维护量大、投资大、占地面积多的缺点。因此，在变电站电气设计中应根据负荷性质、变压器负载率、电气设备特点及上级电网强弱等因素来确定变电所主接线方式。一般终端变电所高压侧主接线形式选用线路一变压器组接线和内桥接线。

线路—变压器组接线是最简单主接线方式。高压配电装置只配置2个设备单元，接线简单清晰，占地面积小，送电线路故障时南送电端变电所出线断路器跳闸。当1台主变或一条线路故障退出运行，只需在变电所低压侧作转移负荷操作，就能确保100%负荷正常用电，且不影响相邻变电所的运行。内桥接线是终端变电所最常用的主接线方式。其高压侧断路器数量较少，线路故障操作简单、方便，系统接线清晰，保护配置整定简单。当送电线路发生故障时，只需断开故障线路的断路器，对其它回路的正常运行不造成影响。因此，对于地方电网中110kV终端变电所，如主变容量不能满足N-l要求，采用内桥主接线方式有利于提高系统供电可靠性。

2.电流系统设计

2.1短电电流计算

短路就是指截流体相与相之间发生非正常接通的情况。短路时电力系统中最经常发生的故障，危害极大。因此，考虑限制Id值是主接线设计中应重点考虑的问题。对电力系统网络而言，一般采用运算曲线来计算任意时刻的短路电流。所谓运算曲线，是按我国电力系统的统计得到汽轮发电机的参数，逐个计算在不同阻抗条件下，某时刻的短路电流，然后取所有短路电流的平均值，作为运行曲线在某时刻和计算电抗情况下的短路电流值。

2.2设计直流系统

全站设一套直流系统，按双充双馈配置，用于站内一、二次设备、通信及自动化系统的供电。直流系统电压采用220V，选用200Ah蓄电池组，108只，分两组，全所事故停电按2小时考虑。直流系统采用单母线分段接线，设分段开关，每段母线各带一套充电装置和一组蓄电池组，充电装置采用高频开关电源，模块按N+1原则配置，每组充电机选用4块20A模块。蓄电池采用阀控式密封铅酸电池，放置方式采用专用蓄电池室。每套系统设计一套微机型绝缘监测装置和蓄电池容量检测仪，采用混合型供电方式。ll0kV部分采用放射型供电，每一间隔按双回路方式直接从直流馈线屏获取电源。10kV部分则按10kV母线分段情况设置。每一段母线均按双回路配置。

3.配置主要设备

3.1主变压器

从型式上看，变电站主变压器的选择一方面为了尽量减小对周边的噪声污染，偏重于选择噪声水平低的自冷式变压器；另一方面为了节约投资尽量选择以风冷式为主的变电器。主变的调压开关近年来全部国产化，主变储油柜采用金属波纹式储油柜，主变高压侧采用110kV±8 X1.25%调压方式。对于主变35kV侧电压基准值为多少以及是否调压、10kV侧电压基准值为多少存在较大分歧 结合全国各地区的实际情况，笔者认为，中、低压侧采用38.5kV±2×2.5%/10.5kV比较符合现场运行需求，尤其是对于增容改造变电站更为实用。在一台时价300多万元左右的三卷变压器而言，中压侧的均设调压开关，有利于电压质量的提高和满足运行调度的灵活性要求。

3.2断路器

其实一般断路器选用原则：①空开额定工作电压大于等于线路额定电压；②空开额定电流大于等于线路负载电流；③空开电磁脱扣器整定电流大于等于负载最大峰值电流（负载短路时电流值达到脱扣器整定值时，空开瞬时跳闸。一般D型代号的空开出厂时，电磁脱扣器整定电流值为额定电流的8-12倍；④也就是说短路跳闸而电机启动电流是可以避开的。

3.3配电装置

变电站工程中一般由于站址场地狭窄，加之110kV出线规模较大，故110kV配电装置采用三相共箱式结构的全封闭六氟化硫绝缘的组合电器，采用户外中型支持管型母线双列式布置。一组母线配垂直断口单柱隔离开关，另一组母线配双柱水平单断口旋转式隔离开关。此种布置的特点是主变进线、母联、分段及母设间隔与出线间隔以母线对称布置，不单独占用间隔，有效压缩了配电装置的纵向尺寸。GIS的结构为紧凑型三相共箱式，三相导体共面布置，所有开关设备均采用了弹簧/电动操动机构，由1台机构操作，三相联动。由于无需压缩空气供给系统，从而实现了无油化、无气化。

4.设计消弧及过电压保护装置

该装置是能迅速消除中性点非直接接地系统弧光接地给电气设备带来危害的新技术产品，是确保10kV、35kV系统弧光接地过电压和谐振过电压不致造成危害的有效措施。中性点不接地系统加装本装置后，一旦系统发生单相弧光接地，装置可在30ms之内动作，不仅使故障点的电弧立即熄灭，同时也有效地限制了弧光接地过电压；装置运作后，允许200A的电容电流连续通过2h以上，以便用户可以在完成转移负荷的倒闸操作之后再处理故障线路：本装置可将发生在相与相之间的各种过电限制在3.5倍以下。装置为金属铠装封闭开关柜，具有弧光接地过电压保护功能、谐振过电压保护功能、故障信息上传功能和装置本体故障保护等功能。

5.结论

电网中小型110kV变电站的电气设计应本着具体问题具体分析的原则，根据变电站在电力系统中的地位和作用、负荷性质、出线回路数、设备特点、周围环境及变电站规划容量等条件和具体情况，在满足供电可靠性、功能性、具有一定灵活性的前提下尽量优化设计方案，精选设计手段。

【参考文献】

4.光伏电站受电方案 篇四

批准：胡仁道 审核：房公柱 编写：殷嘉骏

长丰广银光伏发电有限公司

2017年02月19日 35KV广银光伏电站是长丰县广银光伏发电有限公司建设的22.5WM光伏发电工程。分成19个并网发电单元，每个发电单元容量约为1.2MW，19个1000kW集中式逆变器逆变输出交流0.315 kV电压后，各通过1回0.315kV线路分别送至双分裂升压变的0.315kV经升压变升压至35kV后，通过35kV电缆线路接至光伏电站的35kV母线，然后每6~7台升压变为1组汇集为1回35kV集电线路，共3组通过3回35kV集电线路接至站内35kV母线，最终以1回35kV电压等级接至220kV北城变35kV侧。近期进行试投运，为确保电站投运工作顺利进行，保证人身及设备安全，保障电网安全稳定运行，特编制本应急措施。

第一章 组织措施

一、成立35KV广银光伏电站应急领导小组 组 长：房公柱

副组长： 田璞、牟善宁、王金中

成 员：李洪举、殷嘉骏、刘殿伟、张允辉、夏翔坤 负责本次投运应急领导工作。包括准备工作的审查，最终决定是否具备投运条件。同时在35KV广银光伏电站投运现场设投运应急总指挥、应急技术总负责：

投运应急总指挥：牟善宁、田璞

各项投运期间应急命令，对整个投运工作的组织、调度、安全及

其他相关工作负总责。

投运应急技术总负责：各设备厂家人员 王金中

责投运应急的技术工作，对投运各个环节的技术工作负全面责任。

投运应急领导小组下设6个专门小组，6个专门小组直接向投运应急总指挥负责，如果在投运中出现技术或其他疑难问题不能确定时，需报告投运应急总指挥和应急技术总负责，由投运应急总指挥和应急技术总负责组织人员进行核查、论证，确定无误时，方可继续投运。

1、安全监察组： 组 长：王金中

副组长：牟善宁成 员：殷嘉俊 成 员：殷嘉骏

安全监察组组长主要负责接受投运命令，安排部署工作人员对电站投运过程中的各个工作环节进行安全监督和检查，制止一切违章行为，对整个投运过程中的发令、操作、调度、现场运行及抢修等工作负安全监督和检查责任。

2、技术监督组： 组长：牟善宁、田璞

成员：各设备厂家人员 李洪举

负责接受投运应急总指挥命令，在投运前对35KV广银光伏电站线路技术情况和所内一、二次设备技术情况进行全面检查（包括各种保护投入情况），从技术角度负责，最终向现场总指挥汇报是否具备投运条件。

3、通讯保障组： 组长：殷嘉骏 成员：李洪举

接受投运应急总指挥命令，负责与长丰县北城区110KV变电站及长丰县、区电力调度中心联系有关调度事宜。

4、事故应急处理组：

（1）设备应急处理组： 组长：牟善宁 副组长：田璞 成员：李洪举、殷嘉骏、刘殿伟、张允辉、夏翔坤 接受投运应急总指挥命令，负责投运期间35KV广银光伏电站内操作及运行中一切意外问题的应急处理工作。

（2）线路应急处理组： 组长：张允辉

成员：睿明电力施工技术人员

接受投运总指挥命令，负责投运期间线路巡视及线路故障的应急处理工作。

6、救护消防组： 组长：刘殿伟 成员：施工单位人员

接受应急总指挥命令，负责现场意外情况的紧急救护和消防工作，做到救护消防材料和人员均到位。

第二章 投运程序

一、启动投产时间：2017年02月19日～02月20日

二、启动投产设备范围：

35KV长丰广银光伏电站：35KV广银光伏363线路及保护、35kV母线及保护、35kV母线PT、35kV#1集电线路301、#2集电进线302、SVG装置±2MVAR 304及其保护、接地变站用变及其保护303，25MW 光伏阵列#1~#20逆变单元和对应箱变及相应光伏组件。

三、投产应具备的条件：

1．02月19日00：00前，35KV广银光伏电站并网光伏进线线路施工工作结束，相位正确；上述线路经验收确认线路具备送电条件。

2.35KV广银光伏电站投产的一、二次设备及自动化、通讯设备和消防安全设施均已验收合格，各级调度自动化通道验收完好。

3.各级调度与电站通信联络畅通，职责明确，并交换各自人员名单。施工单位与运行单位做好设备及安装技术资料，备品、备件的交接工作，各类安全用具、消防器具、现场设备命名均已准备齐全，运行规程、典型操作票编制完成并经过审定、批准，并报地调备案，运行人员已经过相关业务培训，熟悉一、二次设备及自动化设备的运行和操作。

4.启动总指挥听取各部门汇报，确认具备上述条件后报告地调当值。

四、投运前准备工作（每项工作完毕，打“√”确认）

1、由技术监督组、安全监察组确认：35KV广银光伏电站安装工程（包括35kV广银光伏301线路、35kV高压开关室高压开关柜、#1—#20方阵及中控室内安装工程）均已全部结束，各种试验项目均按照交接试验完成，达到合格要求且具备投运条件。

2、由调度组确认：35KV长丰广银光伏电站35kV广银光伏363线路保护已调试完毕，相关计量装置已经调试合格，满足电网倒送电的要求。

3、由安全监督组确认：已经对35KV长丰广银光伏电站主系统进行全面巡视检查（由线路应急抢修组根据投运总指挥命令安排人员进行），巡视检查无异常，以巡视单位书面的巡线卡为依据。

4、由安全监察组确认：线路应急抢修组已经对35kV广银光伏363线路并网线路进行绝缘摇测，绝缘电阻合格，以测试人员的记录为依据。

5、由技术监督组确认：已经对35KV长丰广银光伏电站光伏电站中控室内蓄电池进行了充分的充电，充电工作完毕，直流系统运行正常，电压在规定范围内。中控室内UPS电源工作正常。

6、由调度组确认：35KV长丰广银光伏电站通信畅通。在投运期间，务必保证与合肥市地调通信，电话具备录音功能。

7、由安全监察组确认以下准备工作均已完成：

1)对运行人员进行专门培训并合格，做到会操作设备、能识别信号、能正确处理日常记录； 2)运行管理各项规章制度，各运行人员应熟知； 3)竣工资料、图纸现场到位；

4)运行必备的工器具、安全用具、消防器材等准备齐全，并试验合格；

5)所有调试工作已完成，试验各项指标均合格，试验报告单完整、齐全；

6)投运前，各小组人员必须提前到位并签到；

7)投运操作票已经经过安全监察组、技术监督组审核批准； 8)所有投运命令及操作票已经模拟预演；

8、各小组各自的准备工作已经完成，逐一向投运总指挥进行汇报，确认无异常；

9、投运总指挥已经请示投运领导小组组长，同意开始投运。投运总指挥同意投运确认签字：

五、投运程序

经过投运领导小组总指挥签字许可，长丰广银光伏电站已经具备投运条件。投运程序如下：

1、检查35KV长丰广银光伏电站所有断路器、隔离刀闸及接地刀均在断开位置，所有小车开关均在试验位置；35KV长丰广银光伏电站及35KV广银光伏363线路工作全部终结，安全措施全部拆除，,人员全部撤离，汇报合肥地调。

2、检查并核对35KV广银光伏3631线路保护、35kV母线保护、35kV接地变站用变保护、35kV SVG装置±2MVAR保护、#1集电线路保护、#2集电线路保护按保护定值单要求已全部投入。

3、经确认条件许可后，由启动试运行指挥小组及当值值长与调度取得联系，向合肥市地调申请对35KV广银光伏363投运。

4、由合肥市地调下令用北城变3631开关向35KV广银光伏363充电3次。

5、将35kV母线PT投入运行。

6、向合肥市地调申请用35KV广银光伏363向35kV母线及母线PT充电1次，正常后汇报合肥市地调。

7、经总指挥许可35KV长丰广银光伏电站分别通过301、302、开关对35kV#1集电进线、#2集电进线充电3次，每次3分钟。充电完成后35kV#1集电进线、#2集电进线带电运行。

8、经合肥地调调许可35KV长丰广银光伏电站将合上SVG装置±2MVAR连接变高压侧隔离刀闸，合上SVG连接变304开关对SVG 连接变压器充电3次，每次5分钟，充电完成后SVG连接变带电。

9、经总指挥许可35KV长丰广银光伏电站将合上接地变站用变303开关对接地变充电3次，每次5分钟，充电完成后接地变带电。

10、经总指挥许可35KV长丰广银光伏电站通过逆变升压一体机高压侧负荷开关分别对#1—#20箱变充电3次，每次5分钟，充电完成后#1—#20箱变带电。

11、向地调申请35KV长丰广银光伏电站投入逆变器，逆变器运行正常后向地调汇报。12、35kV广银光伏363线路带负荷后，35KV广银光伏363线路两侧做线路光差保护六角图正确；做35kV母线差动保护六角图正确，汇报地调。

第三章 安全措施

一、安全技术措施及组织措施

1、所有操作必须严格遵守《电业安全作业规程》的有关规定；

2、操作人员、监护人员思想要高度集中，电气设备在未经验明确无电压前，一律视为有电，在安全措施未做好之前，必须保持安全距离； 在电气设备上操作必须遵守以下技术措施：

1）停电； 2）验电； 3）接地；

4）悬挂标示牌和装设遮栏（围栏）。

3、所有安全用具必须确认经过试验并合格后方可使用；

4、严禁超范围使用验电设备，在正式验电之前必须进行试验并在同等级有电设备上检验，验电器应逐渐接近导体；

5、正常的送、停电操作，必须实行操作票制度，操作票应由主值班或值班长签发；

6、操作人员执行操作时，必须严格执行三人工作制，其中对设备熟悉者做监护人；

7、操作前，要认真核对设备名称和编号，严格执行监护复诵制；

8、操作人员在执行操作任务时，带电作业必须穿高压绝缘靴，戴好高压绝缘手套，严防触电事故发生；

9、操作（值班）人员在设备运行过程中，应做好光伏电站内电气设 备的巡视检查工作，保证各个保护装置和信号装置的正常工作，保证光伏电站运行正常；

10、光伏电站的变压器投运时，严禁无关人员进入隔离区。

11、若光伏电站发生紧急事故，值班人员有权采取紧急停电措施，在处理完毕后，应立即向投运总指挥和公司调度汇报；

12、工作现场严禁闲杂人员出入，不准高声喧哗，不准围观操作，不准出入带电危险区；

13、送、停电的投运工作由投运总指挥统一发令，投运操作完毕后，应由35KV广银光伏电站操作组组长向调度组汇报。领导小组和其他各小组发现操作过程中出现的问题，应立即反馈给投运总指挥，由投运总 指挥根据情况下达处理命令。

14、原则上，投运操作工作具备远方操作（光伏电站集控室计算机操作）条件的，全部进行远方操作，就地操作必须由投运总指挥许可方可进行。

二、操作过程中的应急处理

1、操作中出现不顺利或卡滞等

35KV广银光伏电站35kV高压开关室内开关柜均带五防闭锁系统，在操作过程中，一定要严格按照已经审批的操作票进行操作，当出现按照正常操作顺序操作出现卡滞等情况时，要及时汇报投运总指挥，由投运总指挥安排后续的检修事宜，严禁硬拉、硬合机构，造成事故。

2、手车处于工作位置之后出现异常声音

出现此种情况时，若断路器在断开状态则应迅速将手车由工作位置 摇至试验位置或拉至柜外；当断路器在合时，应立即断开断路器，然后 再将手车拉至试验位置或拉至柜外。汇报投运总指挥，由总指挥安排后 续检修等事宜。

3、电气设备着火

遇有电气设备着火时，应立即切断有关设备电源，然后进行救火。对带电设备应使用干粉灭火器、二氧化碳灭火器等灭火，不得使用泡沫 灭火器灭火。

4、光伏电站配置的各种灭火器齐全，符合使用需要。

长丰吉电新能源有限公司

5.110kv元坝变电站受电方案 篇五

关键词：智能变电站,技术方案,网络结构

1 引言

随着科学技术的不断发展, 与之相适应的电力工业也在飞速发展, 特别是数字技术、通讯技术及网络技术的发展, 变电站的发展也就非常迅速。我国第一座数字化变电-翠峰变电站于1998年3月3日建成投产后, 近几年数字化变电站进入高峰建设期。在IEC61850 (DL/T860) 标准实现“一个世界, 一种技术、一种标准”为理念的新信息交换标准的推广应用下, 国家电网公司提出了建设中国“统一坚强的智能电网”的蓝图, 作为智能电网的重要组成部分和关键节点, 智能变电站的提出及发展加快了步伐。国家电网公司要求2011年以后的新建变电站全部按照智能变电标准建设, 贯彻设备全寿命周期的理念, 有针对性地开展智能变电站改造。

目前智能变电在设计、建设、运行还存在一些问题, 需要在解决问题中逐步发展和完善。

2 一次方案的特点

2.1 智能变电站的实现模式

智能变电站是指采用先进、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。

目前常用的结构模式有智能化设备+测控装置或常规一次设备+智能组件通过网络系统来实现智能变电站功能要求。

2.2 一次设备特点分析

一次设备全为常规设备, 如互感器、避雷器、隔离开关及断路器组成。常规设备的优点是结构简单、可靠、寿命较长, 便于维护, 且价格低, 与非常的互感器和智能断路器相比存在很多问题。

非常规互感可以输出模拟量信号和数字量信号, 直接用在电子式计量和微机保护设备, 适合二次智能化、网络化和系统数字化的需要, 因为它的动态范围变化较大, 可以用作测量和保护功能, 且具有有较强的抗电磁干扰能力、测量频带宽等特点。这些特点是非常规设备不具备的。

智能断路器是融合了计算机技术、新型传感器和微电子应用的基础上上研发出的新型的断路器二次系统。其特征表现为: (1) 运用数字化控制装置、电力电子技术组成的执行单元代替传统的带有机械结构的辅助继电器和辅助开关, 用电压波形控制跳、合闸角度, 以精确地控制跳、合闸时间, 从而降低暂态过电压幅值; (2) 首先检测电网中断路器断开前一瞬间的各种工作状态信息, 然后自动地选择、调节操动机构和灭弧室状态相适应的工作条件, 改变常规断路器的单一分闸特点; (3) 新型传感器与数字化控制装置相互配合使用, 可以独立的采集运行数据, 检测出设备的故障和缺陷, 并在缺陷变为故障前发出报警信号, 以便采取措施避免事故发生。总之, 智能断路器提高了机械系统的可靠性, 并与计量、控制和通信等功能集成在一起, 使电力设备呈现出模块化、系统化优点, 正是常规断路器所不能比拟的。

3 二次系统方案主要特点

3.1 网络结构

智能变电站二次系统中常用的网络拓扑结构包括总线型拓扑、环型拓扑、星型拓扑以及汇合型拓扑结构。

延津110k V胡堤智能变电站采用了110k V智能变电站的典型结构方案。在逻辑方面分为站控层、间隔层、过程层。站控层主要由操作员站、远动通信装置、主机组成。它的作用是提供站内运行的人机联系界面, 控制间隔层、过程层设备等, 是全站监控、管理中心, 并与远方监控/调度中心通信。间隔层主要由保护、测控、计量、录波、相量测量系统组成。它的功能是在站控层及网络失效的情况下, 仍能独立完成间隔层设备的就地监控。过程层 (设备层) 主要由互感器、合并单元、智能终端构成。它的功能是具有实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等功能。

站控层、间隔层、过程层的硬件设备分别接入相应网络, 通信规约都是以IEC61850标准为基准。站控层与间隔层之间采用制造报文规范 (MMS) 与通用对象的变电站事件 (GOOSE) 通信, 采用单星型以太网结构;间隔层之间、间隔层与过程层之间采用与通用对象的变电站事件 (GOOSE) 和采样值传输报文 (SV) 通信, 采用单星型以太网结构, GOOSE报文及SV报文采用网络方式, 并共网设置。

分析本站的网结构的特点, 全站分为三层两网组网结构。采用的单星型结构是在网络中设置一个中心交换机, 其他的所有交换都与其连接以形成一个星型网络结构。由于在网络中属于不同交换机的任何2个IED之间通信仅仅需要两跳, 所以其网络时延比较小, 但是, 此结构没有网络冗余。如果中心交换机出现故障, 则所有与其相连的交换机都将成为网络孤岛, 如果一个上行链路出现故障, 则与其相连的所有l ED的数据将会丢失。

3.2 电力交直流一体化电源监控

本站的交直流电源结构是采用了将交流电源、直流电源、电力UPS、通信用直流变换电源 (DC/DC) 及事故照明等装置组合为一体的电力交直流智能一体化电源系统。共享直流电源的蓄电池组, 统一监控的成设备, 智能一体化电源系统采用智能模块化设计, 由统一的微机监控系统监控:直流电源、电力UPS电源、交流电源、通信电源及事故照明的各种模拟信号和开关信号, 由总监控单元统一状态显示和故障处理, 并可根据蓄电池组的实际运行情况进行均充、浮充自动转换, 完全实现电池智能管理。

监控系统采用集散式系统, 使监控工作更快捷、更稳定, 并且监控单元按电源三级监控系统的思想设计, 负责收集、处理、上传配电、模块各监控板的数据, 装置能根据直流系统运行状态, 综合分析各种数据和信息, 对整个系统实施控制和管理。监控系统功能模块化设计, 任意部分故障, 不影响其它部分正常工作, 可靠性高, 便于维护更护, 与成套装置中各子系统通信, 并可与上位机通信。采用彩色液晶触摸显示器, 人机对话友好, 可实时显示、修改各种信息及参数, 采用多层密码保护, 操作和设置的自动纠错, 强大的在线帮助, 智能化的电池管理, 大容量历史告警记录等, 形象的原理图动态显示, 直观清晰的各部件、设备的运行状态和告警信息。便于维护人员对设备的维护和故障点的查找。因此电力交直流一体化电源监控系统提高了智能站监控系统的可靠性和智能性。

3.3 时钟同步对时系统

全站采用GPS和北斗卫星双时钟源配置, 站控层用IEEE1588网络对时, 其他层用IRIG-B码对时, 对时精度达到ns级, 从而对计量、故障测距及PMU的要求提高了同步对时的精确性。

本系统采用了精准的测频和智能驯算法, 使振荡器时间频率信号与GPS卫星/北斗卫星/IRIG-B码时间基准保持精准同步。该装置具有智能状态切换功能, 能够智能识别GPS、北斗接收系统的稳定性, 并提供相应时间基准配置方法。一方面可以设置GPS卫星、北斗卫星任一参考源为高中低级别参考源, 如果主用参考源不稳定或不可用时, 它可以能够自动循环切换到低一级别的备用系统上, 如果这两种系统都不能用时, 它可以能够自动切换到守时单元模式。另一方面, 运用了可以“智能学习算法”的GPS时钟, 在驯服晶振过程中能够不断地“学习”晶振的运行特性, 把这些学习到的相应参数存储在板载存储器中, 当IRIG-B码时间基准出故障或不可用时, 可以自动切换至内部守时状态, 并依据板载存储器中的参数对晶体振荡器特性进行补偿, 使守时电路继续提供高可靠性的时间信息输出, 而且避免了由于晶体振荡器老化造成的频偏对守时指标的影响。当参考源恢复正常时, 系统会按相应级别自动切换到正常的参考源系统, 从而达到无缝切换。该系统装置采用了全模块化即插即用的结构设计, 具有支持板卡热插拔, 配置灵活, 维护方便的特点。为今后建设三网合一或四网全合一的同步网打做好准备。因此时钟同步对时系统的可靠性和智能性得到很好的体现。

4 总结与展望

本站技术方案针对一次设备采用了常规设备加合并单元来实现输出数字化信号, 没有采用电子式互感器或光电式互感器和智能断路器直接输出数字化信号, 这种结构模式是符合我国当前电力设备发展的基本国情。因为目前的电子式互感器和光电式互感器的稳定性和可靠性有待验证, 一次设备的在线监测功能的实用化、可靠和可信、顺序控制对一次设备的要求有待进一步的测试。

由于二次系统的结构模式需要与一次设备的智能化和信息安全化共同发展与改进, 本站技术方案的二次系统结合现场情况进行合理分层和监控。此外, 在智能变电站的发展的道路上, 需要国内电力设备传统的一次、二次生产厂家加强合作, 按照统一的通信标准和相关规范要求进行设备整合、站域控制进行开发更加成熟、稳定、可靠的智能化一次设备和一体化监控系统。与此同时网络技术和通信技术的快速发展, 应该以达到信息共享标准化、通信平台网络化、全站信息数字化为目标要求, 实现信息自动采集、计量、测量、保护、监测、控制、等重要功能, 最终达到国家建设“实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动的智能电网”的高级功能要求, 从而实现真正的智能化变电站。

参考文献

[1]Q/GDW 383-2009智能变电站技术导则[S].

6.110kv元坝变电站受电方案 篇六

[关键词]110kv变电站；变电检修；优化措施

对于变电设备的检修是电力企业生产管理工作当中至关重要的一个环节，设备状态良好是保障电网安全和可靠运行的重要保障。随着电网的快速发展，传统的周期设备检修模式已经不适合目前电网的发展要求，在检修中要充分的考虑电网安全、环境、效益等因素，进而提高设备运行的安全性和可靠性。而进行变电设备状态检修正是解决以上问题的有效方式。

一、当前公司110kV变电站变电检修面临的问题

1.变电检修工作人员的综合素质低，有待于进一步提高

（1）随着信息化时代的到来，计算机系统及相关技术已经广泛地应用到了电力系统之中，而检修人员应当在掌握基本的专业技能的同时还要掌握必要的信息处理技术，但实践中并非如此，变电检修人员基础素质较差，对于新知识的掌握能力相对较弱，很难及时、全面地掌握现代计算机信息数据处理技术。因此这也在一定程度上影响了变电检修结果。

（2）变电检修人员的安全意识淡薄，需要进一步加强危险点的分析。安全意识对于变电检修人员来说非常重要，工作的时候一定要谨记安全的重要性，要始终做到既不伤害别人，也不伤害自己，不被他人伤害，这样才能够促进检修工作的快速发展。

2.变电检修的目的不够明确，有待于进一步强化。110kV变电站变电检修是一项科技含量相对较高、现场操作难度较大的一项工作。有些变电检修人员对变电检修的目的不明确，认识不到变电检修的重要性，有些是应付了事，或是在进行变电检修过程中不够认真，不重视重要的检修环节。同时许多变电检修人员没有应有的安全意识和质量意识，对变电检修工作不能细心认真完成，在检修过程中容易出现结果误差，而往往被忽视的变电检修过程中的微小问题都会成为日后造成严重安全事故隐患，这种情况的出现正是由于变电检修工作目的的不明确造成的。

3.检修工作记录不全。变电检修工作需要对每一次的检修结果进行精确、仔细的记录，作为分析设备运行状态和安排进行设备检修的依据。但是，有些人员由于大多没有经过变电检修培训，不知道检修记录的重要性，不懂得记录技术要点和成本分析的重要性，造成记录不明确或完整，影响变电检修结果的分析，这样不能为变电检修提供有用的分析数据，也给制定变电检修计划造成了麻烦。对变电检修工作的记录不正确或完整将严重影响变电检修工作的进行，并有可能引起巨大的安全隐患问题。

除此之外，110kV变电站变电检修还面临着以下几个问题：设备陈旧落后，同种类型的电气设备的检修经验在各个部门缺乏必要的交流，很难形成一种合力；随着科学技术的不断发展，新型电气设备的检修元件价格昂贵，变电检修工作的成本太高，不利于变电检修的工作的顺利进行。

二、110kV变电站变电检修的优化措施

1.提高检修人员专业技能业务水平，强化员工协作。变电检修人员的业务水平要不断加强，引起管理层的高度重视，工作人员要认真地执行各项检修工艺和检修流程，技术管理部门要不断加强对变电检修工作人员的技术培训，定期进行业务考核，组织新技术学习，保证检修人员的技术水平能够满足技术要求。在进行检修工作过程中，要严格执行检修工艺，遵照要求完成变电检修，避免检修人员工作错误的出现，降低检修工作的风险。在变电检修过程中，检修人员应对变电设备运行中的危险点进行全面的分析与掌控，只有这样才能将危险点消灭在萌芽状态，从而保证变电检修人员的人身安全与变电设备的正常运行。一般而言，变电检修事故的发生，通常是因为工作人员对危险点重视不够或根本没有意识到其重要性而引起的，因此笔者建议应当对变电检修中的危险点进行认真的分析，单位要制定和落实责任制。实践证明，通过制定和落实责任制，可以使作业人员在实际检修过程中积极主动地去做好变电站危险点分析与检修工作。

2.工作人员明确变电检修目的。明确变电检修的目的是保证变电检修有效进行的关键，因此要使变电检修管理人员对变电检修的每一项工作都要有详细的技术操作说明，各个变电检修班组应布置详细的检修任务和责任项目，明确检修项目的工作方向，使各个检修班组检修工作人员能够真正明确变电检修的目的，保证变电检修平稳有效进行。工作人员要在明确变电检修目的的基础上，对变电设备进行定期的、规范的验收工作，按照要求进行验收工作记录，主要有作业指导书、试验报告。为变电检修提供第一手资料，保证变电检修正常有序进行，避免安全事故出现。

3. 变革110kV变电站变电检修方式，提高检修效率。对变电设备进行检修是降低能耗的合理优化方法之一。变电检修方式的变革主要是降低检修费用，防止强迫限电所造成的巨大经济损失，保证运行的设备能够在更安全平稳的环境下运行，提高变电设备使用寿命。对电力设备进行必要的检修成为一个重要方面。根据公司现有的条件，要把全部的设备改为状态检修是不合实际的。我们应该实事求是，从自身的实际条件出发，对一些该修的电气设备就要进行修理。对一些新建的项目，我们可以率先采用状态检修的方式，把监测和诊断设备的安装工作事先放入设计规划中去，等取得成功之后，再逐步推广开来。对于那些平时很少出现故障的电气设备，我们没有必要进行实时的监测诊断，只需要对故障率高的电气设备进行必要的监测，然后在电气设备使用期探索的过程中，采用科学的方法延长设备检修的时间间隔，只有这样才能够取得良好的效果，促进电力事业的快速发展。

4.挖掘110kV变电站变电检修的潜力，促进检修工作的发展

（1）要采用最为先进的变电检修管理方法。主要内容应该包括：a.加强变电检修人员的责任感，要求检修人员不断强化其自身的的业务技术水平并结合在实际工作中积累的工作经验参与变电检修管理，并对自己的检修结果负责；b.明确关键的变电检修工作，并将重点放在关键点的检修上，集中所有技术力量加强关键点的检修；c. 应定期对检修技术人员的业务技术进行考核，并与薪资制度挂钩，采用成本激励的方法，鼓励技术人员降低生产成本；e.对检修工作中简单、容易的工作建议使用外聘工人，让技术较精湛和技能较熟练的检修人员花更多的时间和精力完成更加复杂和难于处理的检修工作；f.应加强变电设备的检修管理，根据实际条件逐渐引入计算机化的检修管理方法，提高检修的科技含量，精确检修结果。目前，我公司已投入运行生产管理系统，在变电检修方面，主要用于工作票、危险点分析控制卡和二次措施单的填写。减轻了检修人员的工作量。

（2）要搞好变电检修工作的后备工作。主要内容包括：加强交通车辆，不能为了减少车辆使用而严重影响检修工作；没有足够的备品备件、工具、试验仪器及时有效供应是决不能做好变电检修工作的；建议建设仓库和工具房，以利于减少检修费用、人力物力，严格执行公司文件，细化到个人，能做到对外公示。

三、结语

变电检修工作是电力企业为了适应电力工业的发展的而采取的重要措施，它是电力系统中一种自我优化、自我完善的方式、能够在很大程度上提高变电检修工作人员的整体素质，提高电力系统人力资源的优势，提高检修的质量，从而促进电力事业的快速发展。

参考文献：

[1]杨荷娟.输变电设备状态评价及可靠性研究[D].浙江大学，2012.