35KV变电站增容改造工程监理工作总结

35KV变电站增容改造工程监理工作总结（共11篇）（共11篇）

1.35KV变电站增容改造工程监理工作总结 篇一

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***35kV变电站 工程总结

***电力自动化股份有限公司

2012年12月 ***电力自动化股份有限公司 科技创新 以人为本 服务客户 奉献社会

1． 工程概况

1.1参建单位

建设单位：***煤业开发有限公司 设计单位：***设计工程有限公司 监理单位：***项目管理有限责任公司 施工单位：***电力自动化股份有限公司

1.2本工程主要生产建筑包括：（1）配电综合楼一座，及相应的采暖、通风空调、照明、消防弱电、给排水等；（2）屋外配电装置建筑包括35kV主变架构，主变基础及油坑三组，屋外磁控电抗器基础2个、22.5m3事故油池1个；电缆沟；草坪砖及广场砖场平等。（3）电容器小室一座；(4)外线电缆沟槽挖填1300米:其中，累计土方开挖15000m3，机配砂石换填1800m3,浇筑混凝土650m3，钢筋绑扎97t。

1.3本期电气安装规模：（1）12500KVA主变压器三台，（2）5000KVR动态无功补偿装置两套，（3）35KV间隔11个，其中35KV进线两回，35KV出线三回，35KV电压互感器间隔2个，联络母线联络及间隔各两回。（4）10KV间隔35个，其中主变间隔3个，PT间隔2个，联络和隔离间隔各两个，10KV出线间隔26回，完全可以满足***用电需要。(5)消弧线圈两套。(6)综合自动化,低压馈电系统,直流系统,通信系统各一套.（7）外线电缆敷设12000米，光缆1500米。2．工程进展情况

1）***35KV变电站于2013年元月10日组织召开技术联络协调会，主要解决了开工前图纸交付计划，设备进场计划，施工进度计划的落实及具体安排.***电力自动化股份有限公司 科技创新 以人为本 服务客户 奉献社会

2）2013年2月27日开始项目部临建建设.3)2013年3月1日土建工程正式破土动工.4)2013年5月1日安装工程开始,变电站接地主网施工.5)2013年5月10日土建主体工程顺利封顶.6)2013年5月25日主变进场，安装工程全面展开.7)2013年8月2日、3日变电站共箱母线及综合自动化屏进场.8)2013年8月7日变电站所有设备安装完成。

9）2013年8月9日开始外线电缆敷设，并于8月18日完成.10)2013年10月20日开始变电站通讯设备安装及调试，11月10日完成所有设备调试及保护装置对点调试.经过近9个月的浴血奋战，于2013年11月30日完成合同范围内建筑工程及安装工程全部施工内容，具备带电条件。3.精心组织，编制、完善达标投产和创优措施

为了确保安全施工，提高工程质量，满足工期要求，降低工程造价，提高建设效益，争创达标投产总体目标的实现，项目部针对工程特点编写了《施工组织设计》、各专业施工方案、相应的作业指导书及制度保证措施、组织保证措施、技术保证措施、过程控制措施。对工程涉及的特殊工种进行专业培训，强化施工过程的控制与管理。4.安全管理及文明施工

项目部施工进场的准备期间，按照公司安全文明施工的要求，对全场的施工作业区进行了规划布置，使本工程安全文明施工上了一个新台阶。做到施工现场与周围环境协调一致。针对不同的施工阶段，项目部经常组织人员进行危险点和危险源分析；并将各道工序的危险源分析及预控措施 ***电力自动化股份有限公司 科技创新 以人为本 服务客户 奉献社会

制成统一标牌，树立于醒目位置，便于各施工班组成员学习。在施工班组进入现场后，我们及时与各班组签订了安全施工协议书，并先后多次组织了全员进场教育。按照《安全文明施工二次策划》要求，我们成立各级安全管理组织机构，完善了各项安全管理保障制度，强化现场安全意识，加强了现场安全检查，重视危险点辨识，落实每日安全交底；合理现场布置、普及成品保护、延伸安全考核，积极开展安全活动、创建平安工程。

工程施工期间为了加强现场安全监察力度，通过张贴宣传画、悬挂横幅、标语等活动营造了浓厚的安全氛围；实现工程安全管理可控、在控，项目部对施工现场实施了有效的安全监督和控制，除专职安监人员的日常巡检外，由主管领导、监理及甲方有关人员的安全检查10次，对发现的安全隐患、问题整改15项，另外召开有关安全专题例会12次。***35KV变电站项目部全体员工在工作中始终把“安全第一”放在首位，截至目前本工程基本完成，施工现场未发生一起轻伤及以上事故，实现了安全事故零目标。

5.加强技术管理和质量管理，科学组织施工

施工前做好充分施工技术准备工作，在每一单位工程开工前均组织施工人员进行全面图纸会审，及时发现图纸问题，同设计单位联系解决，并编制工程的施工组织设计和施工方案及施工技术措施。

由于本工程自开工以来图纸设计相对比较粗糙，设计图纸与设备厂家技术资料衔接不上，项目部根据工程现场的实际情况，针对施工技术、工序的重点、难点，及时联系设计院及设备供货厂家，结合施工中的具体问题，制定了详细的施工方案，确保施工方案的预见性和可操作性，从而使本工程施工顺利进行，减少了不必要的返工现象。***电力自动化股份有限公司 科技创新 以人为本 服务客户 奉献社会

明确工程质量方针、质量目标及各级管理人员、操作人员的职责，使各项工作内容、责任落实到人。严格执行各项规章制度，在施工图会审、设计变更、工程质量检验的环节中，按程序、按标准落实了各项措施，保证了整个施工过程都在受控状态下进行，在每个分项工程的施工过程中，编制了相应的技术措施，使施工人员明确了施工任务、质量标准、安全注意事项，确保了每道工序质量达优，将达标投产的总目标分解落实到各分部分项工程中，施工中严格按施工图和厂家说明书及规范要求施工，每道工序完成后，进行自检、巡检和专检三级检验。针对施工中存在的质量通病，编制了具体的《质量通病预防措施》，为今后在施工中解决质量通病的问题积累了宝贵的经验。对各个分项工程认真进行有针对性的技术交底。加强技术培训和质量、安全教育，提高了人员的整体素质和意识。5.1建筑质量方面

在建筑施工中，确定了主控楼基础、框架柱、梁及屋面板、屋面保温、防水、设备支架基础、站内道路、电缆沟沟盖板、进站大门及主变基础为施工亮点。

所有混凝土工程均选用了木模板，保障了结构几何尺寸，提升了混凝土外观工艺；设备基础施工时，外露部分采用了倒圆角工艺，即有效地防止了基础边角破损，又增强了基础整体美感，优化了预埋件固定方法，控制埋件精度误差在2mm内；所内室外混凝土电缆沟沟盖板采用工厂化流水加工，保证了盖板色泽均匀一致，铺设整齐平整；所有室内钢盖板采用现场丈量尺寸，现场加工，严格按照设计图纸要求制作安装，保证了盖板顺直、平整、无间隙、美观、可靠；所有灯具、电器开关，对称排列，标识方向一致、标高一致，使得整个建筑物装修风格相互映衬、互相衬托。***电力自动化股份有限公司 科技创新 以人为本 服务客户 奉献社会

5.2安装质量方面

在电气安装过程中，我们更加注重精细化管理，更加注重工艺上创新。站内所有电缆支架牢固美观、横平竖直，电缆敷设平直美观、接地标识美观整齐一致、圆形水泥杆主变架构组立时两台经纬仪十字交叉找正，确保架构位置准确，标高一致。

设备接地引下线采用煨弯器制作鸭嘴弯，保证了弧度一致，并与架构紧贴严密；设备连接线、引流线和软母线安装时，金具螺栓的穿入方向一致，同档距内弛度一致，三相弛度误差应控制在-1%～+3%。成排设备的软母线弯曲一致、流畅；电缆敷设采用电脑排版，电缆排列紧密、整齐，路径一致；电缆二次接线，以样板盘柜为标准，既保证了二次接线正确率又保障了电缆排列紧凑、整齐、美观。所有操作机构箱，标高一致，横竖成行。

6.工程物资管理

根据施工需求，通过进场检查、检验、日常管理等手段，确保本工程所使用施工机具和工器具性能和数量满足创优要求；制定工程原材料进场、试验、跟踪等全过程控制措施。对原材料、半成品的检验和试验，严格遵照“先检验合格后使用”的原则，确保运至现场的材料必须全部是合格，并在使用前进行复检，建立跟踪台帐，严把质量关。选择合格的供货方，并将检验报告及供方名单报送监理单位审批；通过检验的设备和原材料，按规定进行状态标识，对检验不合格的坚决不使用。7.工程资料管理

加强技术文档资料管理，建立原始记录收集制度，保证原始记录的置信度。由项目经理牵头施工资料管理，技术、安全、物资等部门对责任范 ***电力自动化股份有限公司 科技创新 以人为本 服务客户 奉献社会

围内的资料真实性、完成性负。各施工队专人负责资料整理工作。每月对形成的资料由项目总工组织检查，做到持续改进。所有施工记录、质保等工程资料按照档案管理要求进行组卷，资料符合合同及***煤业开发有限公司档案管理要求。

2.35KV变电站增容改造工程监理工作总结 篇二

关键词：35KV变电站；自动化；优化改造

随着计算机信息技术和通信技术的快速发展，在变电站中运用计算机进行自动化控制在电力系统中的运用越来越广泛。35KV变电站在我国的电力系统中有着重要的作用，为我国各企业以及三农用电提供了坚实的支撑。近年来，国家大力倡导推动电力系统的自动化发展，因此变电站的自动化改造工作成为了电力事业中的重点。通过对35KV变电站的自动化改造不仅能够提高变电站的安全可靠运行，还能够降低变电站的维护成本，提高变电站的经济效益，提供高质量的电能服务。

一、35KV变电站的运行情况和安全隐患

桑树坪煤矿是一个年产量为300万吨的大型矿井，其变电所的规模较大，根据煤矿的生产需求装置了两台容量为16000千伏安的S11-16000/35型主变压器，型号为KYN28A-12的高压开关柜若干台，由于开采量的增加，使得变电站的高压开关柜处于超负荷运行状态，工作环境温度较高，开关频繁操作等给矿下安全生产带来一定的影响和隐患。其安全隐患主要表现在以下几个方面：第一，开关柜的防误性能和分断能力较差，导致开关不能够进行频繁的操作，且设备存在严重的流有现象，设备维修量较大；第二，选厂技改和矿井喜爱的生产区域扩大，导致高压开关柜的负荷增大，在加上所处的环境温度较高，开关的频繁操作，造成开关的严重磨损和老化加剧；第三，开关柜因为严重的漏油导致其内部的控制线路严重老化，绝缘能力降低，导致开关发生多次误动信息，而排除此故障需要较长的时间，因此严重影响到，煤矿的生产效率；第四，因为35KV变电站控制保护系统的反应时间较长，保护动作的误差较大，控制保护的可靠性较差，而110KV变电站则使用危机保护控制系统，此保护控制系统的反应时间较短，动作误差以及保护可靠性都由于35KV、6KV变电站的二次保护系统，因此时常出现越级跳闸，进而造成矿区大面积停电现象。

二、35KV变电站自动化优化改造的重要性

首先，35KV变电站是桑树坪煤矿选厂和井下生产的主要供电系统，若是此变电站发生故障，不但会影响到该煤矿的正常生产，同时还可能危机到矿井下作业人员的生命安全和生产设备的安全。其次，由于35KV、6KV变电站的二次保护系统在反应时间、安全可靠性方面的性能较差，所以对35KV变电站进行自动化优化改造以提升该变电站的安全可靠性，保证矿山的供电安全是十分重要的。

三、35KV变电站自动化优化改造

变电站的自动化保护系统中各部分控制保护设备需要保留手动开关操作，其他的控制、监视、检测以及系统报警功能都是计算机系统实现。通过自动化控制系统实现了35KV变电站对于站内各部分的远距离操作、测量、控制、调制以及通信等，真正做到无人值守的自动化操作。35KV变电站的自动化优化改造主要是将传统的继电保护改造为微机保护。其优化方案应从以下几个方面入手：

（一）35KV开关柜的改造。

根据变电站的现场情况和相关产品的安装技术参数，改造是需要更新其内部的手车柜，保留开关柜的原有外壳，采取分段改造施工的方式，因为分段施工方法不但避免了开关柜整体拆除的麻烦，同时还能够保证变电站的正常运行，并且此中改造方法较为简便，改造成本较低。

（二）6KV开关柜的改造。

拆除该变电站中原有的6KV开关柜，采用新型的与该变电站的工作环境相适应的开关柜，这样将开关柜一次性更新到位。对于开关柜中的各个控制开关同样采用与该设备相适应的组件进行组装；此开关柜的二次保护装置采用后台集中和分散式微机保护自动化装置，需要注意的是改造的开关柜柜体的主要安装尺寸要与员开关柜的尺寸保持一致。

（三）35KV变电站二次保护和其监控部分的改造。

针对此部分的改造主要从以下几个方面入手：第一，35KV变电站二次保护中双回进线和两侧TA的配置，可以通过安装集中组，屏式微机保护监控装置，实现后台的自动化监控操作。此部分的自动化改造体现人性化的操作特点，并且能够清新的将系统监控到的相关信息通过显示屏展示给操控人员；第二，设置多台大容量的主变压器保护选择配置。通过此装置实现35KV变电站的差动速断保护、过电保护、轻瓦斯、后备保护以及温度保护等；第三计量表的改造，在对此部分进行自动化改造时35KV选用的是集中组屏安装，6KV则选用分散式开关柜内安装方式。

（四）35KV变电站改造实施过程。

第一，设置并安装35KV变电站的临时供电设施，在变电站改造地段安装适当数量的临时真空开关，同时在此段设置临时供电设施的进线电缆和部分出线电缆，并保证电缆的相序相符，与此同时调整真空开关中的保护值，使之满足各线路的回路符合要求，并为改造中开关柜的负荷转移做好准备。第二，在此变电站中若是将35KV的手段作为主变供电时，在保证正常供电的情况下，对35KV主变保护的后段开关进行改造，改造的过程主要是拆除后段设置中的进线柜、主柜和母联柜小车，同时调整更换后新车柜的触头位置，进而改造35KV二次保护接线。此外还要对后台控制室安装相应的35KV保护屏、主变保护屏以及相关的控制电缆等设施，并对其进行调试。在此改造工程完成后将改造结构报至相关部门进行审批，投运系统中的进线开关，此时35KV的自动化改造工作完成。第三，6KV回路负荷的转移。待35KV的自动化改造工作完成后，开始6KV回路负荷的转移工作，同时启用35KV主变档上的开关，通过启用35KV主变前段的真空开关设施，将6KV的负荷回路逐个拆除同时将其从新搭建到历史供电设施的回路上，由此完成6KV回路负荷的转移。第四，当6KV回路负荷的转移完成并能够进行正常供电后便可将旧的开关柜更换下来，同时做好新开关柜的母排连接和二次保护安装，待安装完成后空载运行24h。

四、评估结果

综上所述，通过对此35KV变电站的优化改造，不但提升了变电站的安全可靠性，还提升了变电站的供电站质量，降低系统的维护工作量，减少工作人员的工作强度，真正实现了35KV变电站安全、便捷的自动化操作。

参考文献

[1] 姚志刚，方蔚. 35kV变电站的改造分析与实施[J]. 电工技术杂志. 2002（08）.

[2]张欢乐，方爱斌，倪集龙. 35kV变电站的综合自动化改造措施[J].科技创新论坛，2012（20）.

3.35KV变电站增容改造工程监理工作总结 篇三

解决思路浅析

背景：我国自从1998年启动农网改造已经分别经历了一期、二期、县城电网、户户通电、农网完善、扩大内需等农网改造工程。新一轮农村电网改造升级工程已经正式启动。经历了十多年的农网改造之后，无论是系统外还是系统内各种各样的监督检查，或多或少地发现一些问题，检查的结果总是不是那么令人满意，这到底是为什么？这是值得我们每一个电力人特别是管理者应该系统思考的问题。我根据自己十多年的工作经验对可能出现的主要问题进行归纳，并提出问题的解决思路及建议。

主题词： 农网 工程

一、存在的主要问题

1、现在农网物资主要由国网公司和省公司组织统一招标，由于部分物资厂家中标量大，产能有限，不能及时供货，一定程度影响了农网改造升级工程的进度。

2、目前所有农网物资统一走ERP系统，但是由于有些县级供电企业供电区域处于山区，受到地形和投资资金的限制，线路档距较大，有的档距有500米以上，根据设计要求就要用6200MM横担，甚至8200MM,还有一些其他配套非标金 具，但是ERP系统没有这些材料，导致这些无法纳入招标材料中，这部分材料目前只能通过县级供电企业自己招标，出资解决。而导致有些工程有农网材料又有县级供电企业购买的材料，决算时也必然分开决算，给后续工作造成了较大麻烦，存在一定程度的误操作风险，即把县级供电企业采购材料错误决算成农网物资。

3、部分县级供电企业由于规划人员知识水平和专业素质的限制，在台区工程和线路工程规划没有按照典型设计进行设计，导致设备材料的型号不统一，给设备材料招标、配送和工程施工增加了难度。

4、为了减低农网改造升级工程风险。有些县级供电企业在台区改造工程规划时只考虑了变压器、配电盘和配电箱等大型设备，没有可虑进出线等配套，一定程度上影响了台区改造的效果。

5、部分县级供电企业的农网改造升级工程的施工单位，在工程已经竣工后，施工单位没有按照规划部门出具《废旧物资回收通知单》的要求，足额上交农网仓库。部分工程存在出库单数量减去入库单数量与结算书材料表数量不一致的现象，说明施工单位还未完全按照农网改造升级工程管理的相关要求完成材料的退库工作。

6.县级供电企业在农网改造升级工程中均不同程度存在工程签证管理不及时、不规范、不全面的现象。有些工程中隐蔽工程没有监理或甲方工地代表签证(35KV及以上工程有监理，10KV及以下工程没有监理，建设单位派有工地代表，代表建设单位行使工地现场监督职能)，到竣工结算时，施工企业才找有关人员后补记录，然后列入结算。这种事后补办的隐蔽工程签证，不仅可能埋下质量隐患，而且可能使工程造价提高，并且可能存在严重徇私舞弊腐败现象。

10KV及以下工程由于规划不到位、通道难以处理等原因，经常产生设计变更。但是施工单位在及时办理设计变更手续，施工单位擅自根据现场情况，进行变更施工，事后结算事补办变更手续，有时甚至不办理变更手续。

7、部分县级供电企业对农网改造升级工程项目管理不到位。没有真正落实“工程管理项目化”。

农网改造升级工程管理单位对“工程管理项目化”，理解不够透彻，项目管理的过程管理执行不够到位，工程项目的进度计划各主要节点控制力不够。农网改造升级工程管理单位对农网改造升级工程相关单位例如设计单位、施工单位、监理单位及物流中心等单位的统一协调和衔接不到位。

例如施工单位对施工过程中的资料整理不及时、不规范、不全面。工程竣工资料档案中有部分档案资料填写不全，填写不规范、有些签名为打印、部分施工记录项目填写不全、杆位明细表没有编制和审核人员签名、技术交底记录没有交 底时间、部分隐蔽工程安装检验评定记录签字不全和工程档案没有编写页码等问题。已经竣工的工程没有及时组织验收和决算。

8、部分工程存在线路工程实测实量记录部分档距不准确、结算书材料与实地不一致、结算书直接工程费取费与结算书材料与不一致、结算书材料价格与出库单材料价格不一致以及结算书部分工程量与现场实际不一致等的问题。

9、部分县级供电公司已经竣工的台区工程标示牌、警示牌等未配臵到位，竣工的线路工程没有及时喷打杆号，规定地方没有悬挂相序牌和警示牌等。

10、农网改造升级工程内部审计中发现的问题没有及时得到整改，并且有些问题反复出现，审计成果的运用应该得到重视和加强。

二、问题解决的思路及建议

1、问题1解决思路及建议：物流中心根据合同供货日期结合工程进度计划加紧催货，每周汇总物资到货情况并向农网改造升级工程管理部门通报，派专人到重要设备物资供货厂家驻厂催货。建议省公司，在设备物资招标时要充分考虑 厂家的产能，在不违反《招投标法》的情况下，尽量分散中标厂家。同时建议省公司加大对违约厂家的惩罚力度。

2、问题2解决思路及建议：建议省公司向国网公司请示把这部分非标金具纳入ERP系统，统一走ERP系统进行招 标；如果这样有难度，建议省公司考虑把这部分没有纳入ERP系统的材料由省公司或市公司单独进行招标，向上级进行备案。

3、问题3解决思路及建议：建议省公司加大对县级供电企业规划人员的培训力度，提高县级供电企业规划人员的专业素质水平，提高县级供电企业规划人员对典型规划重要性的认识，逐步推广典型设计，同时建议省公司把县级供电企业农网改造升级工程典型设计率的列入考核范围。

4、问题4解决思路及建议：农网规划时要充分考虑与原保留设备的配套问题，无论是县级供电企业自筹资金还是农网资金，必须考虑配套问题。农网改造升级工程管理部门牵头与农电中心等部门协调，列出需要配套采购的物资清单，报县级供电企业内部计划由企业出资解决，保证整个工程的统一性和建设的效果。

5、问题5解决思路及建议： 县级供电企业规划部门根据实际情况列出各单项工程废旧物资回收清单给物流中心，物流中心根据各单单项工程应收清单进行回收入库，施工单位应根据单项工程应收清单，及时足额把废旧物资上交物流中心农网仓库，并办理相关手续。同时在工程竣工后，施工单位应及时把多领物资及时上交农网仓库，保证出库单数量减去退库单数量与结算书数量一致。

对于废旧物资和多领物资没有足额上交的施工单位，财 务部门对于该施工单位的施工费不予结算。

6、问题6解决思路及建议：(1)施工过程中加强隐蔽工程签证管理，全程监督隐蔽工程的隐蔽过程，通过各种手段收集、保存各种隐蔽工程证据，隐蔽工程应达到或符合设计要求，达到或符合设计要求的造价。同时要作好隐蔽工程验收记录。在内部审计部门审查农网改造升级工程隐蔽工程的价款时，一定要严格审查隐蔽工程签证和验收记录手续的完整性、合法性。验收记录上除了监理工程师（甲方工地代表）及有关人员确认外，还要加盖建设单位公章并注明记录日期，防止事后补办记录或虚假记录的发生。保证农网改造升级工程隐蔽工程价款的准确性。

（2）设计变更签证。设计变更应由原设计单位出具设计变更通知单和修改图纸，设计、校审人员签字并加盖公章，并经建设单位、监理工程师（甲方工地代表）审查同意。重大的设计变更应经原审批部门审批，否则不应列入结算。在审查设计变更时，除了有完整的变更手续外，还要注意工程量的计算，对计算有误的工程量进行调整，对不符合变更手续要求的不能列入结算，内容如下：

①审查变更签证管理是否履行三级审核程序，即施工与设计管理－现场监理（甲方工地代表）－业主审定； ②审查变更时效性，即发生变更14天内应完成变更与造价变化的审签获批手续；

③审查落实变更因素真实与准确性； ④审查变更费用与造价。

7、问题7解决思路及建议：农网改造升级工程管理部应加强对农网改造升级工程全过程的监督管理，真正落实“工程管理项目化”，加强对设计单位、施工单位、监理单位及物流中心等相关单位工作的统一协调。特别是对施工单位的监督管理，要求施工单位严格按照项目管理的相关规定和施工合同履行义务，施工过程中及时收集和整理相关资料和记录。对违反相关管理规定和合同约定的施工单位，农网改造升级工程管理单位应及时进行考核，进行经济处罚，处罚费用从施工费中直接扣除。对其他相关单位和部门不能按照要求及时履行义务的，应加大考核处罚力度。

8、问题8解决思路及建议：农网改造升级工程结算书的编制一定要把好资金关关。农网改造升级工程很强的政策性和风险性，因此农网改造升级工程竣工结算书的编制一定不能出问题，一定要抓住重点—资金，保证资金的使用合理性和合规性，竣工结算涉及到的资金的问题都是我们重点关注的地方，农网改造升级工程管理部门要加强对工程竣工结算涉及资金的环节重点加强监控和管理。例如工程量、特别是档距、杆位明细材料种类和数量及价格、导线跨越、土方工程、地形情况等方面，工程定额的套用、审核工程类别、各项费用及合同中关于价款调整的内容等方面。只要我们把握了资金这一关，就抓住了农网改造升级工程的重点，资金 方面的问题是“是与非”的问题，是根本性问题，其他方面的问题是项目管理方面的问题，可以通过加强管理来完善。

9、问题9解决思路及建议： 喷打杆号、配臵标识牌、警示牌等工作应由设备（线路）运行管理单位负责，所需资金从相关工程的生产准备费中列支。

10、问题10解决思路及建议：县级供电企业应重视和加强审计成果的运用，通过对内部审计发现问题的举一反三，充分剖析问题发生的原因，从根源上解决问题。

内部审计部门对审计工作中发现的问题向农网改造升级工程管理部门下达《审计意见书》，明确各类问题的责任单位和整改时间，责令农网改造升级工程项目管理部门牵头相关部门按照要求进行整改。

4.35KV变电站增容改造工程监理工作总结 篇四

根据安排，我于2011年6月19日至29日学习了光传输设备日常维护知识及常见故障的处理。主要学习了系统操作和常见故障的判断、处理等。

系统操作有三方面：

1、安全管理：主要是完成SDH网元NCP安全日志的查询。2：NCP数据管理、主要包括数据库下载、上载、上载比较和自动上载比较4项操作。

3、报表管理：在客户端操作窗口的报表菜单中完成，以报表的形式统计当前所选网元的配置、告警、性能信息、便于打印或保存。主要包括配置报表、当前告警性能报表、历史告警性能报表等操作。

5.35KV变电站增容改造工程监理工作总结 篇五

湖南省双牌水电站

徐兴国

双牌水电站机组增容改造工程至2013年1月23日已全面实施完成。目前，增容改造后的机组基本上达到了运行安全稳定、增加容量、增加经济效益的目标。

双牌水电站的机组增容改造工程启动于2008年。4月中旬，双牌水电站组织有关技术人员到盐锅峡水电厂、哈尔滨电机厂了解国内同类型机组的增容改造有关情况。4月下旬，站务会议对考察情况进行了专题研究，并成立了发电设备改造工作领导小组，设技改办具体组织实施，并确定了机组改造工作程序。5月上旬，双牌水电站就机组增容改造有关情况向集团公司领导作了专题汇报，按照公司指示，与湖南省水利水电勘测设计研究总院协商了项目设计服务合同有关事项；项目分为可行性研究（代初步设计）、设备招标文件编制、技施设计三个阶段。6月4日，电站向集团公司报送《关于双牌水电站水轮发电机组增容改造的请示》(湘双电呈［2008］4号)，得到集团公司领导的高度重视。6月中旬，双牌水电站与湖南省水利水电勘测设计研究总院正式签订了《机组增容改造项目设计服务合同》。9月19日，湖南水利水电开发集团有限公司组织了对湖南省水利水电勘测设计研究总院编制的《双牌水电站增容改造工程可行性研究报告》的评审。评审会由湖南省水利厅副总工程师陈志江同志主持，并邀请 了湖南省水利厅、中南勘测设计研究院、湖南省电力中心试验研究所、双牌水电站的有关专家进行评审。与会专家一致认为：双牌水电站机组实施增容改造，技术上是可行的，经济上是合理的；机组增容改造应在保证水工建筑结构基本不动的原则下进行。

2008年10月20日，双牌水电站以 湘双电呈［2008］19号 文件向水利厅报送《双牌水电站关于水轮发电机组增容技术改造立项的请示》，根据可研报告，就双牌水电站计划将三台水轮发电机组单机容量由45MW改造增容到50MW的问题向水利厅做了专题请示汇报。同年12月24日，湖南省水利厅以 湘水农电［2008］52号 文件批复同意双牌水电站进行机组增容改造立项。

2008年10月，湖南水利水电开发集团有限公司发文成立湖南省双牌水电站机组增容改造招标领导小组；12月底开始进行机组增容招标工作。经公开招标，最终由浙江富春江水电设备股份有限公司中标。当时参加投标的还有国内著名的东方电机厂、哈尔滨电机厂、天津阿尔斯通公司、杭州东芝公司、天津重型发电设备厂；由于浙富公司对招标文件的响应做得最好，同时其报价也较低，因此，评标委员会的成员最终选择了浙富公司作为中标单位。

2009年3月30日至31日在浙江杭州召开了机组增容改造第一次设计联络会。参加会议的有湖南水利水电开发集团公司、湖南省双牌水电站、湖南省水利水电勘测设计研究总院、浙江富春江水电设备股份有限公司的领导和专家。与会代表认真审阅了会议资料，经过充分讨论，就转轮水力设计、水轮机结构设计、模型试验、现场实测、首台机组设备交货时间安排等达成一致意见。同年7月19日至20日召开了第二次设计联络会。

为确保增容改造成功，双牌水电站要求中标单位在进行转轮设计、制造真机的同时，按缩小的比例制作了转轮模型，并送第三方进行模型试验。2009年10月下旬，由双牌水电站组织省水电设计院和中试所的有关专家在北京中国水利水电科学研究院进行了双牌水电站转轮模型验收试验。本次模型试验的结果表明，该模型在低水头、小负荷工况下的水压脉动数据超标，但中标制造单位认为模型试验的结果并不一定就会发生在真机上面，认为可以进行安装。面对这样的试验结论和中标单位的想法要求，双牌水电站的领导除了及时向上级主管部门汇报外，为慎重稳妥起见，又在长沙组织召开了专题技术论证会，邀请了国内著名的两位专家和省内资深专家对是否进行真机安装进行论证。这次论证会上，大家讨论很深入、激烈，但没有形成倾向性意见。最终，双牌水电站在征得主管领导机关同意后，慎重决定，暂缓真机安装，要求浙富公司进行转轮优化设计，继续进行模型试验，待模型试验结论合格后，再进行真机安装。

2010年4月下旬，在北京大兴基地，进行了双牌水电站转轮模型第二次验收试验。电站邀请了省水电设计院和中试所的专家到北京进行试验目睹。由于浙富公司对转轮做了许多优化设计，本次试验取得了符合国家标准的合格结论。

2010年11月11日，双牌水电站#3机增容改造工作正式进入安装阶段，本次增容改造，主要更新了水轮机转轮及活动导水机构、接 力器、推力轴承支柱螺栓、弹性金属塑料瓦、制动系统、发电机出口开关及配电装置等，机组设备合同价1569.9万元，出口开关及配电装置合同价102.5万元，共1671.4万元。经过湖南省地方电力安装有限公司员工124天的艰苦努力，于2011年3月14日上午10点，将改造后的#3机成功并入电网发电运行；经72小时试运行，各项技术数据都达到和超过了设计指标（主要技术试验由湖南省电力科学研究院进行）。改造后的机组在额定水头下出力达51Mw,最大出力可达54.5 Mw，#3机增容改造取得了圆满成功。2011年8月24日到9月3日，进行了#3机运行近半年后的检查工作（邀请了省内知名专家和浙富公司技术人员参加），检查表明，增容后的#3机转轮，经过近半年的发电运行，没有发现裂纹和金属脱落现象。

#3机增容改造的成功，让双牌水电站的员工充满了信心。2011年9月19日，开始#1发电机、水轮机增容改造工作。本次增容改造，更新了发电机定子铁芯、双鸽尾筋、定子线棒、端箍、埋入式测温元件、转子线圈及附件；水轮机转轮及活动导水机构、接力器、主轴密封装置、推力轴承支柱螺栓、弹性金属塑料瓦、制动系统、发电机出口开关及配电装置、调速器、励磁调节装置等，机组设备合同价2488.6万元，出口开关及配电装置合同价85万元，调速器22万元，励磁调节装置23万元，共2618.6万元。该项改造工程于2012年3月8日上午8点30分结束。增容改造后的#1发电机组的各项技术指标也达到和超过了设计标准，改造后的机组在额定水头下出力达51.5Mw,最大出力可达55 Mw，增容改造工作再一次取得阶段性成功。2012年9月19日，开始#2机组增容改造工程，改造项目与#3机组大至相同。机组设备合同价为1405.6万元，出口开关及配电装置合同价93万元，调速器22万元，弹性金属塑料瓦10万元，共1530.6万元。2013年1月23日改造完毕并入电网试运行，完成相关试验并通过72小时试运行后投入商业运行。机组启动试验时毛水头为32米，负荷为38.5Mw，机组在额定水头下出力达51.5Mw,最大出力可达55 Mw。至此，三台机组改造全部完成，增容改造工程取得园满成功。

三台机组增容改造设备合同价款总计为5863.6万元，设计费用135万元，安装费用680万元，现场试验费用为90.48万元，总共投入资金为6765.08万元。三台机组改造完成后，年均增发电量为6190万度，立项时的电价为0.165元/Kw.h，按现在执行的电价0.275元/Kw.h计算，年增发电收入1702.25万元，四年左右即可收回投资。所以，本项目的经济效益是很好的。

6.35kV变电站安全操作规程 篇六

为规范变电站安全操作管理，结合公司安全生产实际，制定本规程。

一、值班员应经培训合格，持证上岗，无证不得上岗工作。

二、有一定的电工基础知识，熟知变电站运行规程。

三、必须熟悉变电站供电系统图和设备分布，了解系统电源情况和各配出开关的负荷性质、容量和运行。熟知变电所变配电设备的特性，一般构造及工作原理，并掌握操作方法，能独立工作。

四、掌握触电急救法及人工呼吸法，并具有电气设备防、灭火知识。

五、上班前不准喝酒，严格执行交接班制度，坚守工作岗位，上班时不做与本职无关的事情，严格遵守有关规程规章的规定。

六、严格遵守岗位责任制、工作票和操作票制度、工作许可制度、工作监护制度及工作终结制度等有关制度。

七、倒闸操作必须执行唱票监护制，一人操作，一人监护。重要的或复杂的倒闸操作，由值班长监护，由熟练的值班员操作。

八、操作前应先在图板上进行模拟操作，无误后再进行实际操作。操作时要严肃认真，严禁做与操作无关的任何工作。

九、操作时必须执行监护复诵制，按操作顺序操作。每操作完一项做一个“√”记号，全部操作完后进行复查，无误后向调度室或有关上级汇报。

十、进行送电操作时要确认该线路上所有的工作人员已全部撤离，方可按规定程序送电。

十一、操作中有疑问时，不准擅自更改操作记录和操作票，必须向当班调度或值班长报告，弄清楚后再进行操作。

十二、严禁带负荷停送隔离开关，停送或隔离开关要果断迅速，并注意开关是否断开或接触良好。

十三、装卸高压熔断器时，应戴护目眼镜和绝缘手套，必要时可用绝缘夹钳，并站在绝缘垫或绝缘台上。

十四、电气设备停电后（包括事故停电），在未拉开开关和做好安全措施以前，不得触及设备或进入遮栏，以防突然来电。

十五、变（配）电站内不得存放易燃易爆物品，不得有鼠患，变（配）电室无漏雨、漏雪现象。

十六、值班人员上岗后应按照以下内容进行交接班，并做好记录：

（1）检查电气设备上一班的运行方式、倒闸操作情况、供配电线路和变电站设备发生的异常情况。

（2）了解上一班发生的事故、不安全情况和处理经过，因事故停止运行不准送电的开关。

（3）了解上班内未完的工作及注意事项，特别是上一班中停电检修的线路、有关设备情况。尚未结束的工作，仍有人从事电气作业的开关、线路及作业联系人。

（4）阅读上级指示，操作命令和有关记录。（5）检查各线路的运行状态。负荷情况、设备状况、电话通迅是否正常。

（6）检查仪器仪表、保护装置是否正常。（7）清点工具、备件、消防器材和有关技术资料。

（8）接班人员应在上一班完成开关操作或事故处理、并在接班记录簿上签字后方可接班。

停电倒闸操作按照断路器、负荷侧开关、电源侧开关的顺序依次操作，送电顺序与此相反。

十七、值班员负责监视变（配）电所内外电气设备的安全运行情况，重点监视以下内容：

（1）电气设备的主绝缘如瓷套管、支持瓷瓶应清洁、有无破损裂纹、异响及放电痕迹。

（2）电气设备的油位、油色应正常，无漏油、渗油现象。（3）电气设备电缆、导电排的授头应无发热、变色、打火现象。（4）油开关、变压器温度正常，油箱内无异响。（5）电缆头无漏胶、渗油现象。

（6）仪表和信号指示，继电保护指示应正确。

（7）电气设备接地系统，高压接地保护装置和低压漏电保护装置工作正常。

十八、值班期间应做好以下工作：（1）接受调度指令，做好录音和记录。

（2）观察负荷变化、仪表指示，定时抄表并填好记录。（3）巡视设备运行情况，并按规定做好记录。

十九、倒闸操作：

（1）倒闸操作必须根据调度和值班负责人的命令倒闸。受令人复诵无误做好录音后执行。

（2）倒闸操作时操作人要填写操作票。每张操作票只准填写一个操作任务。操作票应用钢笔或圆珠笔填写，且字迹工整清晰。

（3）操作人和监护人按操作票顺序先在模拟图板模拟操作审核签字后再执行实际操作。

二十、操作票应包括下列内容：

（1）应分、合的断路器和隔离开关（刀闸）。（2）应切换的保护回路。

（3）应装拆的控制回路或电压互感器的熔断器。（4）应装拆的接地线的接地开关。（5）应封线的断路器和隔离开关（刀闸）。

（6）操作票应编号，按顺序使用。作废的操作票要盖“作废”印章。已操作的操作票盖“已执行”印章。

二十一、进行倒闸操作前后应检查下列内容：

（1）分、合的断路器和隔离开关（刀闸）是否处在正确位置。（2）各仪表、保护装置是否工作正常。（3）解列操作时应检查负荷分配情况。（4）检验电压，验明有无电压。二

十二、停送电倒闸操作按上述操作顺序规定进行。操作单极隔离开关（刀闸）时，在室内先拉开中间相隔离开关（刀闸），在室外先拉开顺风隔离开关（刀闸）。合闸时与此相反。

二十三、维护人员从事电气作业或处理事故时，值班员在值班长的领导下做如下工作：

（1）停电：将检修设备的高低压侧全部断开，且有明显的断开点，开关的把手必须锁住。

（2）验电：必须将梢：合电压等级的验电笔在有电的设备上验电并确认验电笔正常后，再对检修设备的两侧分别验电。

（3）放电：验明检修的设备确无电压后，装设地线，先接接地端，后将地线的另一端对检修停电的设备进行放电，直至放尽电荷为止。

（4）装设接地线：使用符合规定的导线，先接接地端，后接二相短路封闭地线。拆除地线时顺序与此相反。

①装拆地线均应使用绝缘棒或戴绝缘手套； ②接地线接触必须良好； ③接地线禁止在三相上缠绕。（5）悬挂标志牌和装设遮栏

①在合闸即可将电送到工作地点的开关操作把手上，必须悬挂“有人工作，禁止合闸”的警示牌，必要时应加锁；

②部分停电时，安全距离小于规定距离的停电设备，必须装设临时遮栏，并挂“止步，高压危险！”的警示牌。二

十四、准备受电：

（1）断路器操作机构及跳闸机构应处于完好状态。（2）隔离开关及母线应无异常。二

十五、受电：

（1）合上电源的隔离开关及断路器。

（2）合上变压器一次的隔离开关及断路器，观察变压器空载运行应正常。

二十六、送电

（1）配出线开关操作机构及跳闸机构应处完好状态。（2）台上配出线的隔离开关及断路器。二

十七、停电：

（1）断开配出线的断路器及隔离开关。（2）断开变压器二次断路器及隔离开关。（3）断开变压器一次的断路器及隔离开关。（4）断开电源的断路器及隔离开关。二

十八、低压馈电开关操作如下：

（1）低压馈电开关停电时，在切断开关后“有人工作，禁止合闸”警示牌。实行闭锁，并在开关手柄上挂上。

（2）低压馈电开关送电时，取下开关手柄上的“有人工作，禁止合闸”牌后解除闭锁，操作手柄，台上开关。同时，观看检漏继电器绝缘指示，当指针指示低于规定值时，必须立即切断开关，责令作业人员进行处理或向调度室及有关人员汇报，严禁甩掉漏电继电器强行送电。

二十九、发生人身触电及设备事故时，可不经许可立即断开有关设备的电源，但事后应立即向调度及有关领导汇报。

三

十、供电系统正常供电时，若开关突跳闸，不准送电，必须向调度室和有关人员汇报，查找原因进行处理，只有当故障排除后，才能送电。

三

十一、值班人员必须随时注意各开关的继电保护、漏电保护的工作状态故障时应及时处理，并向有关部门汇报，做好记录。

三

十二、发生事故时，可采取措施做应急处理后再进行报告。三

十三、倒换受入电源。

（1）备用电源开关操作机构及跳闸机构处于完好状态。（2）台上备用电源的隔离开关及断路器。（3）拉开原受入电源的断路器及隔离开关。三

十四、变压器并列。

（1）参加并列运行的变压器应完好，变压器参数应符合并列运行要求。

（2）一、二次开关及跳闸机构应处于完好状态。（3）合上一次的隔离开关及断路器。（4）合上二次的隔离开关及断路器。三

十五、变压器解列。（1）注意负荷情况能否适合单台：运行，如不行，应先调整负荷。

（2）拉开变压器二次断路器及隔离开关。（3）拉开变压器一次断路器及隔离开关。

（4）变压器需解列运行时必须先拉开二次母联断路器及隔离开关，再拉开一次母联断路器及隔离开关。

（5）观察负荷分配及仪表指示是否正常。

三

十六、按要求及时、清晰、完整正确地填好各种记录。并将工具、记录及其他用品摆放整齐。

三

7.35KV变电站用户管理协议 篇七

委托方： 天津天士力之骄药业有限公司 用电方：天津博科林药品包装技术有限公司 被委托方：天津市力源电器设备安装有限公司

为明确35KV变电站委托管理中委托方、被委托方和用电方在电力供应与使用中的权利和义务，安全、经济、合理、有序地供电和用电，根据《电力法》、《电力供应与使用条例》和《供电营业规则》的规定，经三方协商一致，签订本合同，共同信守，严格履行。

一、用电地址、用电性质

1.2.。（大工业用电、非工业用电、普通工业用电、非居民照明用电、）

3.二、委托方式、用电容量及委托管理范围

1.委托方向用电方提供三相交流50Hz电源，采用双电源，双回路向用电方供电。

2.供电电源

(1)委托方由天士力之骄35KV开关站，以35KV

(2)用电容量为

(3)开关柜开关下口（开关下口的出线电缆不在委托管理范围内）。

3.未经委托方许可，用电方不得擅自引入（供出）电源。

4.委托方依据电网安全、经济运行原则调整委托方式时，用电方应予以配合。

5.委托方委托被委托方进行委托管理范围内的所有维护、管理工作。

6．用电方按时向被委托方交纳管理费用，被委托方同时向用电方开具服务行业发票。

三、供电质量

1.在电力系统正常情况下，委托方按电力部门提供的电能质量标准向用电方供电。

2.用电方在用电时的功率因数和谐波源负荷、冲击负荷、波动负荷、非对称负荷等产生的干扰与影响不得

超过国家规定的控制标准，否则委托方无义务保证电能质量。

3.在电力系统正常运行的情况下，委托方应向用电方连续供电。但为了保障电力系统的公共安全和维护正常供用电秩序，委托方依法按规定事先通知的停电，用电方应当予以配合，如计划检修等。

四、用电计量

1.委托方按国家规定，以受电点为计费单元按电价类别分别安装用电计量装置。用电计量装置的记录数据是委托方向用电方计算电费的依据。

2.用电计量方式、计量点及安装情况如下：

在天士力之骄35KV开关站的35KV馈出间隔中安装PT，在计量表柜中按馈出回路每回路分别安装用电计量装置。

计量点装置情况计量方式：每月读取计量装置中当月显示数值，根据与上月的差值乘PT的比率计算出实际发生的用电量。按实际发生的用电数量交纳电费。

3.为用电方设置的计量装置的安装、移动、更换、校验、拆除、加封、启封及连接线等均由委托方办理，费用由用电方负责。委托方会提前通知用电方，并允许用电方监督整个处理过程。

4.委托方应按规定对用电计量装置进行校验、更换。用电方发现用电计量装置不准或有故障时，应及时通知委托方。用电方认为委托方装设的计量装置不准时，可向委托方提出校验申请并交付校验费后，委托方联系电力部门在七天内进行校验，并将校验结果告知用电方。如计量装置的误差超出允许范围应按有关规定向用电方退还或补收电费。用电方对校验结果有异议时，可在接到委托方校验结果后15天内，向委托方的上级计量检定机构申请检定，逾期视同用电方对校验结果无异议，委托方不再保留该计量装置原状。计量装置的检测费用由其用电方支付。

5.因用电计量点与产权分界点不一致，按国家标准，由用电方负担其变压器损耗电量，并分摊到用电方各类用电量中计算电费。因35/10KV变电站供电计量点在天士力之骄35KV开关站，35/10KV变电站各用户计量点在35/10KV变电站内，35KV电缆损耗电量、35/10KV变电站变压器损耗用电及35/10KV变电站电站用电均列入正常电力损耗中，计入每月电力损耗数值中，从35/10KV变电站每月总电费中支付费用。

6.计量装置发生故障时，退补电量按《电力法》和《电力供应与使用条例》及有关计量法规规定，经三方协商后处理。委托方设在用电方变电所的计量装置发生故障时，用电方应及时通知委托方，并填写《计量装置非正常运行情况报告单》，委托方应尽快处理。

五、无功补偿及功率因数

1.用电方应根据无功就地平衡的原则，装设无功自动补偿装置和随机补偿电容。用电方送入委托方的无功

电量视为吸收委托方的无功电量计算月平均功率因数。

2.用电方的高峰、低谷功率因数应达到电网规定的要求。

3.在法定节假日或其它特殊日期，用电方应根据电网安全运行要求，无条件做好无功补偿装置的投切工作。

六、费用结算方式

1.计价依据与方式

(1)委托方、被委托方根据用电计量装置的记录向用电方定期结算电费及相关费用。

(2)用电方的费用包括变电站管理费用和电费。

计算公式分别如下：

用电方费用=变电站管理费用+电费

变电站管理费用=用电方分摊的35KV开关站管理费用+博科林35/10KV变电站的管理费用

用电方分摊的35KV开关站管理费用=35KV开关站总管理费 x用电方变压器总容量 35KV开关站用户变压器总容量

35/10KV变电站管理费用= 约定的每月35/10KV变电站管理费用（运行管理承包合同每月总费用/委托管理电站数量）电费=用电方变压器容量基本电费+用户方实际使用电力发生的费用+其他分配给用电方的费用。

用电方变压器基本电费=基本电费单价x用电方变压器总容量 用电方实际使用电力费用=35KV开关站总电费-总基本电费 x(用电方计量装置数值+开关站用电分摊数值）35KV开关站用户用电方计量装置总数值

其他分配给用电方的费用=包括设施设备维修费用+设备试验及检测费用+设备租赁使用费+安全用具测试及更新

费用+必要的设备更新改造费用

其他分配给用电方的费用分配原则：

35KV开关站中发生的公用部分费用（如维修费、检测试验费等）按用户变压器容量所占比例分摊，用户专用部分（如用户35KV间隔的维修费用）由用电户自己全部承担。各用电户的变电站费用由用电户自己承担。

2.电费结算方式：用电方应在每月的月底向委托方预付下月电费，预付金额等于上月实际交纳电费金额，每月月底多退少补结清上月电费。被委托方向用电方提供电费单价及计算依据，以及国家电网开具的发票复印件。

3.用电方不得以任何方式、任何理由拒付电费。用电方对用电计量、电费有异议时，应先交清电费，然后三方协商解决。协商不成时，则按本合同第十一条处理。

4.用电方在交付逾期电费时，应首先付清电费违约金。

5.用电方如不能及时交纳电费，委托方有权拒绝给用电方供电，停供电造成的一切损失由用电方承担，与委托方无关。

6.变电站管理费用结算方式：

被委托方在每月10日前提供当月用电方应支付的管理费用发票（服务行业发票）给用电方，当月25日前用电方向被委托方支付对应的管理费用（支付方式：现金电汇或支票）。

7.其他分配给用电方的费用结算方式：

根据实际情况由用电方直接向服务商支付或根据协商向委托方支付。

七、调度管理

用电方因线路检修等原因，需要停投委托方设备，应在七天前向委托方提出停投申请（事故情况除外）。

八、供电设施维护管理责任

1.被委托人、用电方根据本合同第二条规定的委托管理范围，各自负责电缆及设备的维护管理。

2.被委托人、用电方的供电设施，除另有约定者外，未经对方同意，不得操作和更动。如遇紧急情况（如当危及电网和用电安全，或可能造成人身伤亡或设备损坏）而必须操作时，事后应于24小时内通知对方。

3.在用电方受电装置内安装的用电计量装置及电力负荷管理装置由委托方维护管理，用电方负责保护并监视其正常运行。如有异常，用电方应及时通知委托方。

4.在供电设施上发生的法律责任，按《电力供应与使用条例》第四十三条和《供电营业规则》第五十一条的规定处理。

5．年度大修计划由委托方、用电方批准后生效。因供电设备检修需要停电被委托方应至少提前七天书面通知用电方（紧急情况除外，但要附加情况说明）

6．因35KV开关站本身原因造成供电紧张，委托方有责任优先保证用电方的供电。因非35KV开关站本身原因造成供电紧张，委托方按各用电方变压器容量所占比例进行电力分配。

九、约定事项

1.如电力部门按国家规定要求用电方安装电力负荷管理装置，用电方应积极配合。

2.当电网负荷紧张时，委托方对用电方负荷实行计划管理，用电方应予以配合。

3.为保证供电、用电的安全，委托方将定期或不定期对用电方的用电情况进行检查，用电方应予以配合。

4.用电方应按期进行季节性安全检查和电气设备预防性试验，发现问题及时处理。发生重大设备及人身事故时，应及时向委托方用电检查部门报告。委托方、被委托方应及时参与事故的分析，并协助用电方制订防范措施。

5.用电方在受电装置及自备电源上作业的电工，必须持有电力管理部门颁发的《电工进网作业许可证》，方

准上岗作业。

6．节能：用电方有落实国家节能要求的义务。

7．计划用电

用电方每年10月15日前将来年的用电计划及预算以及月度分解计划和预算方案报委托方。如计划变动较大委托方不能协调满足的，委托方有拒绝供应的权利。

十、违约责任

1.委托方违约责任

(1)委托方的电力运行事故，给用电方造成损害的，委托方应按《电力法》第六十条和《供电营业规则》第九十五条有关规定承担赔偿责任。

但对有下列情况之一的，委托方不承担赔偿责任：

a.因电力运行事故引起开关跳闸，经自动重合闸装置重合成功的；

b.有自备电源和非电保安措施的；

c.由于用电方原因，致使备用电源无法投入的。

(2)委托方未能依法按规定的程序事先通知用电方停电，给用电方造成损失的，委托方应按《供电营业规则》第九十五条第1款承担赔偿责任。

(3)因35KV开关站输入电源质量超出标准规定，给用电方造成损失的，委托方应按《供电营业规则》第九十六条、九十七条有关规定积极向电力部门申请赔偿。

2.用电方违约责任

(1)由于用电方的责任造成委托方对外停电，用电方应按《供电营业规则》第九十五条有关规定承担赔偿责任。但不承担因委托方责任使事故扩大部分的赔偿责任。

(2)由于用电方的责任造成电能质量不符合标准时，对自身造成的损害，由用电方自行承担责任；对委托方和其他用户造成损害的，用电方应承担相应的赔偿责任。

(3)用电方不按期交清用电方应缴纳费用应承担滞纳的违约责任。欠费违约金以本合同第六节第2条确定的3个期限日为准，自逾期之日起计算至交纳日止，违约金按下列规定计算：

a.当年欠费部分，每日按欠费总额的千分之二计算；

b.跨公历年度欠费部分，每日按欠费总额的千分之三计算。

用电方欠付费用超过30天（从分次结算日起计算），委托方即可通过负荷管理系统或其他方式中止对用电方部分容量或全部容量的供电，由此给用电方带来的损失（包括限荷跳闸损失），由用电方自行负责，委托方不承担任何责任。

用电方欠付费用超过30天,用电方在欠费交清后(含违约金),恢复供电前,用电方须按《担保法》有关规定，向委托方就费用缴纳提供担保。

3.用电方若私自启封电力负荷管理装置、解除工作电源、变更控制定值及回路等，根据《供电营业规则》第一百条规定，用电方应承担每次5000元的违约使用电费。

4.其他违约责任按电力法规相关条款处理。

十一、争议的解决方式

委托方、用电方因履行本合同发生争议时，应依本合同之原则协商解决。协商不成时，由天津仲裁委员会仲裁。

十二、供电时间

用电方新建改建的受电装置经委托方检验合格，且本合同生效后，委托方即依本合同向用电方供电。

十三、合同的变更和解除

1.本合同的变更和解除应按《供电营业规则》第九十四条办理。

2.本合同有效期内，经三方协商签字同意的有关修改合同的文书、电报、传真和图表也是本合同的组成部分，具有同等效力。

十四、本合同效力及未尽事宜

1.本合同未尽事宜，按《电力法》、《电力供应与使用条例》、《供电营业规则》等有关法律、规章的规定办理。如遇国家法律、政策调整修改时，则按新法律、政策执行。

2.本合同有效期自方本合同按约终止，否则视为同意本合同延期二年。电费结算从2011年9月25日开始按此协议执行。

3.本合同自三方加盖公章后生效，原《35KV变电站用户管理协议》自行失效。

4.本合同壹式陆份，三方各执贰份，效力均等。

5.其他未尽事宜，三方友好协商，协商不成，由天津仲裁委员会仲裁。

委托方：(盖章)用电方：(盖章)被委托方：(盖章)

联 系 人：联 系 人：联 系 人：

8.35KV变电站增容改造工程监理工作总结 篇八

生产设备部审批： 调度中心审核： 运行单位审核： 施工单位审批： 施工单位审核： 施工单位编写：

钦州市新能电力工程有限公司 2016年01月20日

35kV贵台变电站10kV百美线拆分工程线路 投运方案

为了满足35kV贵台站10kV908百美线供电的需求，解决该片区供电安全可靠性低及后期的新增负荷用电问题，本工程将35kV贵台站原10kV908百美线拆分，需将35kV贵台变电站10kV百美线部分负荷转移。现需将35kV贵台变电站带10kV线路负荷运行。具体方案如下：

一、35kV贵台变电站10kV百美线电网供电现状

本方案在《35kV贵台变电站10kV百美线配网工程停电作业方案》施工完成后，各出线的开关、刀闸状态如下： 1、10kV百美线908开关在断开状态，退出重合闸及保护，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块。10kV百美线1号杆百美01刀闸在合闸状态。2、10kV爱国线903开关在断开状态，退出重合闸及保护，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块。10kV爱国线1号杆爱国01刀闸在合闸状态。3、10kV百美线与10kV贵台街线新街支4号杆联络令克新街01令克在拉开位置，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块

二、35kV贵台变电站10kV线路负荷接入后各线路负荷情况： 1）、35kV贵台变电站10kV908百美线带原10kV百美线23台配变，共1575kVA； 2）、35kV贵台变电站10kV903爱国线带原10kV百美线爱国支8台配变，共280kVA供电。

三、35kV贵台变电站10kV出线开关、刀闸投入顺序 1、10kV百美线：

合上10kV百美线1号杆百美01刀闸，投入10kV百美线908开关保护，合上10kV百美线908开关。2、10kV爱国线：

合上10kV爱国线1号杆爱国01刀闸，投入10kV爱国线903开关保护，合上10kV爱国线903开关。

四、启动试运行前准备

1、运行单位应准备好操作用品、用具。

2、所有启动试运行线路均按有关施工规程及相关规定要求进行验收，验收合格，并提交验收结果报告，确保线路具备试运行条件。

3、核对35kV贵台变电站10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关、在断开状态，4、核对10kV百美线1号杆百美01刀闸、10kV爱国线1号杆爱国01刀闸、在合闸位置。

5、对35kV贵台变电站10kV百美线、10kV爱国线出线电缆及线路段再次要绝缘。

6、施工单位和运行单位双方协商安排操作，监护及值班员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报县调备案。

五、启动试运行项目范围

35kV贵台变电站10kV908百美线、10kV903爱国线。

六、启动试运行时间安排

计划于2016年月日时分至2016年月日时分

七、启动运行组织机构

为了此次启动运行的顺利进行，特成立35kV贵台变电站10kV线路负荷转移工程启动运行指挥小组，负责投运工作的整体协调，及在发生特殊情况时，及时做出正确的决定。35kV贵台变电站10kV线路负荷接入工程启动运行指挥组 启动运行组总指挥长：刘开彦*** 生产设备管理部：符相

*** 大寺供电所：张仕孟

*** 钦州市新能电力工程有限公司：刘文德 成员：李桂昌。

八、启动前现场准备和设备检查： 由启动试运指挥组长刘开彦下令，现场值班人员和试运行人员按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动前完成。

1、一次设备检查

1）检查并确认启动范围内35kV贵台变电站10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关在断开位置。

2）检查并确认启动范围内10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关小车在试验位置。3）检查并确认启动范围内10kV百美线90838地刀、10kV爱国线90338地刀在断开位置。线路有关接地线全部拆除。

2、二次设备检查和保护投退

1）投入10kV百美线908间隔开关、10kV爱国线903间隔开关的储能、控制、保护、信号电源，遥控出口压板及电压空开。

2）退出10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关重合闸。

3）按调度下达的定值单对10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关保护进行整定。

3、所有启动设备范围的继电保护装置调试完毕，已按调度下达的定值单整定正确，并经运行值班人员签字验收。

35kV贵台变电站10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关所有待运行的开关、地刀均处于断开位置，所有控制、合闸电源、保护压板已接入；

4、所有现场有关本次启动线路的基建工作已完工，并验收合格，所有临时安全措施已经拆除，与带电设备之间的隔离措施已经做好，所有施工人员全部撤离施工现场，启动运行线路具备送电条件。3、35kV贵台变电站10kV百美线、10kV爱国线出线电缆及线路完好。4、35kV贵台变电站10kV百美线、10kV爱国线出线电缆及线路与原有35kV贵台变电站10kV线路相序不变。

九、启动试运行电网风险分析及措施（1）电网风险 1、35kV贵台变电站10kV双母线运行，若该1#母线跳闸，35kV贵台变电站10kV1#母线失压；若该2#母线跳闸，35kV贵台变电站10kV2#母线失压。（2）采取措施

1、现场做好安全措施，避免启动过程中因人为因素造成运行中的10kV母线跳闸。

十、启动试运行应具备的条件

1、新启动的站与地调之间的通信能满足调度运行要求，启动设备相关的远动信息能正常传送到地调。

2、所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调度下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。

3、所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，临时安全措施拆除，与带电设备之间的隔离措施已做好，所有施工人员已全部撤离现场，现场具备送电条件。

4、运行单位已向地调报送启动申请。

5、启动调试开始前，参加启动调试有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关的运行规程规定。与启动有关的运行维护单位应根据启委会批准的启动方案，提前准备操作票。

十一、启动试运行内容及步骤 1、35kV贵台变电站10kV百美线908冲击受电。1）、投入10kV百美线908开关保护。2）、将10kV百美线908开关小车摇至工作位置 3）、合上10kV百美线908开关对10kV百美线出线间隔进行第一次受电冲击，冲击时应注意观察35kV贵台变电站10kV2#母线电压，继电保护装置及检查10kV百美线有无电流等，并记录冲击电流和时间。如有异常应立即断开35kV贵台变电站10kV百美线908开关，由施工单位查明原因后进行下一步试验。4）、如未出现异常，合闸后不再断开10kV百美线908开关。2、35kV贵台变电站10kV爱国线903冲击受电。1）、投入10kV爱国线903开关保护。2）、将10kV爱国线903开关小车摇至工作位置 3）、合上10kV爱国线903开关对10kV爱国线出线间隔进行第一次受电冲击，冲击时应注意观察35kV贵台变电站10kV1#母线电压，继电保护装置及检查10kV爱国线有无电流等，并记录冲击电流和时间。如有异常应立即断开35kV贵台变电站10kV爱国线903开关，由施工单位查明原因后进行下一步试验。4）、如未出现异常，合闸后不再断开10kV爱国线903开关。

3、本次启动试运行结束，施工部门安排工作人员进行设备夜间巡视及测温。新设备试运行24小时无异常后移交钦州城郊供电公司管理。

7、启动试运行工作有关运行方式安排

1.新设备24小时试运行结束后，送电负责人要把送电情况汇报调度。

十二、危险点分析及安全措施 误入其他间隔； 安全措施：

1、操作人及监护人熟识现场情况，并做好安全防护措施；

2、操作人在前，监护人在后，共同到达操作现场；

3、确认操作对象的设备名称、编号与操作相符；

4、监护人专职监护，操作人进行操作；

5、试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备。误操作 安全措施：

1、有参加启动运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》；

2、监护人持票发令，操作人复诵，严格做到监护人不动手，操作中必须进行三核对，严格按票面顺序操作；

3、每操作完一项检查无误后及时打“√”，不得事后补打；

4、执行一个操作任务不准中途换人；

5、操作前认真检查设备名称、编号是否与操作票相符，在开关停（复）电操作中，拉（合）刀闸前必须检查相关的断路器的位置；

5、试验和操作人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作，每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常后方能进行下一个项目的工作；

6、所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任；

7、试验人员需要在一次设备及相关控制保护设备上装、拆接地线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。试运行期间发生突发情况 安全措施：

1、试运行期间发生设备故障处理及试验工作,须经启动委员会同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报；

2、指挥、调度、运行当值及操作监护人员应加强突发情况处理的能力，以便能安全、有效、快速处理紧急突发情况；

3、指挥、调度、运行当值及操作监护人员应提前了解安全通道，以便能在紧急情况下安全有序撤离危险区域。

十三、注意事项 1）、严格执行GB 26859-2011《电力安全工作规程》（电力线路部分）； 2）、执行Q/CSG中国南方电网《10kV~500kV输变电及配电工程质量验收与评定标准》第8册：配网工程。3)、按国家标准《电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》（GB50173-92）4）、在完成施工后，必须对新架设10kV线路接入原有10kV线路进行相位核相，确保新架设10kV线路接入原有10kV线路相序不变。5）、所有参加启动试运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》。6）、各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施，试验和操作人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。7）、所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任。8）、试验人员需要在线路及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。9）、每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常后方能进行下一个项目的工作。10）、试运行期间发生的线路故障处理及试验工作,须经启动试运行指挥组长同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报。11）、试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。

十四、启动试验全部工作完成，经24小时试运行正常后，本次启动范围设备分别交由运行单位维护。

十五、有关厂站及电气主接线图。

9.浅谈35kV变电运行管理 篇九

近年来国民经济发展迅猛,电能供需矛盾日趋突出,变电所数量增长迅速,变电运行人员日趋紧张,为解决运行人员不足的矛盾,我供电公司通过35 kV 变电所无人值班改造和彻底调整变电运行模式,不仅达到了减人增效的目的,而且规范了运行管理,提高了生产效率,为其他供电公司变电运行模式的优化提供了很好的实践经验。

一、运行模式

无人值班变电所是变电所一种先进的运行管理模式,以提高变电所设备可靠性和基础自动化为前提,借助微机远动技术,由远方值班员取代变电所现场值班员, 实施对变电所设备运行的有效控制和管理。目前随着高科技的发展,无人值班变电所已成为趋势。但要真正做到安全运行,无人值班管理已成为关键问题。

(一)正确理解“无人值班变电所”

1.无人值班变电所是一种先进的运行管理模式。并不是不需要任何技术措施的无人管理,相反而是更需要充实训练有素的高素质人员,利用先进的设备,互相协调共同搞好管理工作,以达到减人增效的目的。

2.就现实来说,有些改造后的变电所,从安全角度看,一些具体操作必须有人员到现场,再说有些设备隐患并不能通过自动化系统完全显示出来,为此必须配备人员在场。我公司对无人值班变电所配备两名人员,隶属供电所。

(二)明确运行管理的职责分工

责任不明确就易形成无人负责的局面,我们真正做到了职责分明、政策合理、协调配合共同搞好运行管理的目的。

1.现场运行人员负责设备巡视、倒闸操作、两票管理和办理工作许可手续等工作。

2.调度值班员是电网安全运行的操作指挥人,独立完成对设备的运行监视、抄表记录和开关操作等任务。

3.试修人员的职责是对变电所一、二次设备,远动/自动化系统进行定期预防性试验和调试,并完成电气设备的大小修,消除缺陷及事故检修。

4.在进行倒闸操作的时候,监护人由工作负责人担任。

二、运行管理

(一)明确运行管理的职责分工

根据已运行的无人值班变电所的运行管理方式,原变电值班被分为两部分:一部分为运行监视、抄表记录和断路器操作,由调度运行值班员通过远动自动化实施;一部分为设备巡视、运行维护、隔离开关操作、安全措施和事故处理,由新成立的操作队到现场实施。

(二)建立行之有效的运行管理制度

1.岗位责任制。运行值班员、操作队队员、电气检修班成员及通信自动化维护人员必须遵照执行各自的岗位责任制度, 做到分工清楚、责任明确。

2.设备专责制。无人值班变电所的一、二次电气设备, 通信和远动设备均需专人维护并填写记录。

3.运行值班制和交接班制。运行值班员实行二班制或三班制,一般应禁止连班工作。交接班应准时、认真、前后衔接、手续清楚、责任明确。

(三)加强变电运行技术维护管理

1.技术管理的主要任务之一是保证安全经济运行和人身安全。《电业安全工作规程》是多年来经验与教训的总结,尤其对于两票三制(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)必须认真贯彻执行。

2.做好设备台账、缺陷记录、检修记录、大修周期等资料收集整理工作。加强维护,发现问题及时、准确、迅速地排除设备故障。

三、安全运行

电力系统由发电厂、输电、变电、配电和用户等几个部分组成，

变电站是联系发电厂和用户的中间环节,起着变换和分配电能的重要作用,它的安全经济运行对电力系统有着重大的影响,与工农业生产和人民生活有着密切联系,因此,搞好变电站的安全运行工作对电力系统的稳定运行有着深远的意义。 变电运行班组管理的好坏直接影响着变电站的安全运行。根据实践,对运行班组的管理重点应放在如下几个方面:

(一)安全管理

安全是企业的生命。变电站运行管理的重点就是安全运行。认认真真落实班组安全生产责任制,坚持贯彻“安全第一,预防为主”的电力生产方针,大力开展反习惯性违章和安全生产的宣传与教育,严格执行“两票三制”。这些,都是电力系统长期经过实践检验行之有效的经验,在变电站必须认真贯彻。近些年来,由于变电站设备的不断增加和技术的更新,所以应及时修订变电站的现场运行规程,自查并完善各种记录,利用计算机自动化系统提高工作效率,把好自己的关口,以确保变电站的各项工作的顺利进行。

(二)专业基础管理

每月制定具体可行的月工作计划,并按时完成。严格执行各项规章制度,如设备定期切换制度、巡视制度、设备验收制度、缺陷管理制度等,及时发现存在问题,保证变电站的安全、经济、可靠运行。同时建立健全设备技术台账,掌握设备的原始资料和运行资料,积累设备的运行和管理经验,加强对变电站薄弱环节的管理,提高设备的健康水平。

(三)技术培训

值班员业务素质的高低直接关系变电运行的安全生产,因此必须将技术培训作为变电运行工作的一个重点来抓。结合实际,采取就地培训的方法,进行岗位练兵。行之有效的培训方式包括:技术讲课、技术问答、现场提问、事故预想、事故处理的评价及讲解等,并定期开展反事故演习竞赛及经验交流会,调动值班员学习业务知识的积极性,从而达到提高值班员业务水平的目的。

(四)思想政治工作和民主管理

坚持不懈地对值班员进行爱国、爱厂、爱站的教育,要使他们时时刻刻把自己放在企业主人的位置上,以主人翁姿态对待工作。每周一次的政治学习不能流于形式,要把宣传党和国家的重大方针、政策和路线,使值班员了解国家的政策和时事当作大事来抓。政治思想工作不能搞成空洞的说教,要紧密联系实际,不回避矛盾,要以理服人。开展各项变电站的民主活动,就是让大家一起来管理和治理变电站,使值班员的各项合理化建议得到采纳和实施,为安全生产献计献策。

(五)文明生产

1.环境会影响人的行为。明确各自卫生区域,定期打扫、检查,并列入经济考核范围。对全站进行规范化的定置、定员管理,改善站容站貌,营造一个整洁、有序的工作环境,不仅是变电站安全的需要,也是提高值班员的工作积极性不可忽视的一个重要方面。

2.认真开展建设职工小家活动。其内容包括:积极开展各项民主活动,处处为值班员着想;定期采取与值班员谈心,交换看法,稳定值班员的思想情绪;解决值班员的各种困难,遇有值班员生病、丧事等,积极组织其他值班员的并代表班组进行看望和安抚,以体现班组集体的温暖,使其更能安心工作。变电站值班员年龄结构小,应充分发挥党员和共青团员在工作中所起的积极带头作用,塑造变电站良好的工作作风。

四、结语

随着计算机、通信网络、信息技术的软件和硬件等新设备、新技术的不断应用和发展,使变电所的自动化控制发生了质的变化,为无人值班的建设提供了坚实的技术基础,为企业在变电运行方面减人增效提供了物质基础。

参考文献

[1]未来的变电所[J].大众用电,,(8).

[2]黄海东,姚亦清.变电所无人值班运行模式简介[J].供用电,,(1).

[3]陈智雄.变电所运行管理的探讨[J].农村电气化,2004,(8).

[4]李云凤.浅谈常规变电站无人值班改造的实现[J].电力学报,,(3).

[5]陈枫,张宏伟.35kV无人值班变电所的建设与运行管理[J].农村电工,2006,(1).

10.35KV变电站增容改造工程监理工作总结 篇十

2009-2-23 35KV变电站电力电容器运行规程

1、运行前的检查

a.对电容器组及相关设备进行外观检查；

b.对电容器组保护定值进行核对并按调度命令投入其保护压板。c.室内照明电容器组的通风及照明装置应良好。

2、运行中的规定

对新投入运行的电容器组应在额定电压下冲击合闸三次(每次间隔5分钟)，24小时试运行期间，应加强巡视检查。2.1电容器正常巡视检查项目

a.外壳无膨胀、鼓肚及渗漏油现象，电抗器油位正常； b.套管应清洁、无裂纹和放电现象； c.引线接头无松动、过热、脱落及断线； d.无异常响声，熔丝应完整； e.电容器网门关闭良好，并加锁。

2.2电容器应根据所属调度下达的调压曲线进行投停操作，系统电压低时应首先投电容器，如果满足不了，再调整变压器有载分头，系统电压高时，首先调整变压器有载分头，如满足不了，再切电容器。2.3电容器组断路器拉、合闸间隔时间，不宜小于5分钟。2.4电容器停电工作时，必须经过充分放电才能工作，熔丝熔断的单个电容器工作时必须对该电容器进行充分放电。

2.5电容器室应通风良好，温度达到十40℃或超过厂家规定时，应将电容器短时停止运行。

2.6电容器本体温度不得超过60℃。

2.7串、并联电容器的长期运行电压不得超过其额定电压的1.1倍，电流不得超过其额定电流的1.3倍。厂家如有特殊规定的，可按制造厂规定执行。

2.8 连接电容器组的母线停电时，应先停电容器组后停负荷；送电时顺序与此相反。

2.9电容器容量不能任意变动，个别电容器损坏时，应更换容量和参数相同产品，并经试验合格方可投入运行。

2.10巡视检查电容器组只能透过网栏观察，严禁打开或进入网栏内。

3、异常及事故处理

3.1电容器发生下列异常运行情况之一者，应立即将其退出运行，并汇报调度

a.套管闪络或严重放电。b.接头严重过热或熔化。c.外壳膨胀变形或严重漏油。d.内部有放电声及放电线圈有异响。e.电容器爆炸、起火。

3.2发生上述异常后，应按下列原则处理

a.首先断开电容器电源，汇报调度及有关部门，采取必要的安全措施，进行检查、处理。

b.若发生爆炸着火时，应立即切断电源，组织人员灭火。c.单台熔丝熔断后，应对其进行详细的外观检查，若无异状可更换同型号同容量的熔断器试送一次，若再次熔断，停用该组电容器做相关试验，查明原因后方可投运。

3.3运行中的电容器组发生保护动作跳闸后，按下列原则处理： a.过压或欠压保护动作跳闸后 a.1 检查母线电压是否越限； a.2 检查二次及保护回路有无故障；

a.3 结合电容器组运行情况，判明电容器组是否有故障。

b.过流保护动作后

b.1 检查电容器内部元件有无击穿现象； b.2检查保护电流互感器是否正常；

b.3检查电容器的母线及附属设备等有无接地、闪络、短路故障。c.差压、差流保护动作后

c.1检查电容器外壳是否有鼓肚、膨胀； c.2做好安全措施后，检查有无发热异常； c.3熔丝是否完好。

d.经检查无异常后，可请示所属调度试送一次，若系电容器本身问题或送不成功时应立即汇报所属调度。试

电容器知识

处理故障电容器时应注意哪些安全事项？

在处理故障电容器前，应先拉开断路器及断路器两侧的隔离开关，然后验电、装设接地线。

由于故障电容器可能发生引线接触不良、内部断线或熔丝熔断等，因此有一部分电荷可能未放出来，所以在接触故障电容器前，还应戴上绝缘手套，用短路线将故障电容器的两极短接并接地，方可动手拆卸。对双星形接线电容器组的中性线及多个电容器的串联线，还应单独放电。

耦合电容器的正常巡视项目有哪些？

(1)瓷质部分应无放电痕迹、无破损；(2)引线及接地线应牢固，接地刀闸应在指定位置；(3)无渗漏油现象，无放电异响；(4)二次电压抽取装置的放电氖灯放电。某变电站用单台容量100kVAR的电力电容器（额定电压与所接母线电压相同）组成三相星形接线的4800kVAR的电力电容器组，问每相应并联几台？ 解: 每相需并联的台数N=4800/3×100=16(台)

为什么要在电力电容器与其断路器之间装设一组ZnO避雷器? 答：装设ZnO避雷器可以防止电力电容器在拉、合操作时可能出现的操作过电压，保证电气设备的安全运行。

电容器有哪些巡视检查项目？ 答：电容器巡视检查项目有：

（1）检查电容器是否有膨胀、喷油、渗漏油现象。（2）检查瓷质部分是否清洁，有无放电痕迹。（3）检查接地线是否牢固。

（4）检查放电变压器串联电抗是否完好。

（5）检查电容器室内温度、冬季最低允许温度和夏季最高允许温度均应符合制造厂家的规定。（6）电容器外熔丝有无断落。

电容器差动保护动作后应如何处理？ 答： 电容器差动保护动作后，处理办法为：（1）应首先检查电容器外壳是否膨胀、喷油（2）分组熔断器是否熔断

11.35KV变电站技术参数 篇十一

变压器

SFZ11-8000/35有载调压变压器

高压：36570V

电流：125.7A

额定容量：8000KVA 低压：6300V 电流：733.4

额定电压：35+3*25%/6.3KV

额定电流：132/733.14A

相数：3

额定频率：50Hz

冷却方式：ONAN/ONAN（70%/100%）

绝缘耐热等级：A 使用条件：户外

联结组标号：Ynd11 绝缘水平：LI200AC85/LI65AC25 油箱及储油柜的真空耐受能力50Kpa 空载损耗：7278W 负载损耗：44385W 空载电流：0.22%

短接阻接：7.36%

标准代号：GB1094.1-2-1996

GB1094.3.5-2003 出厂序号：200806045

江苏中电输配电设备有限公司 开关参数

XGN17A-40.5箱型固定式金属封闭开关柜 额定电压：40.5KV

执行标准:GB3906-91 额定电流:50A-100A

防护等级:IP2X

开断电流:2.5KA 重量:1800Kg 山东泰开电气有限公司 电流互感器

型号：LCZ-350型电流互感器 电压：35kV

额定电流比：300/5 额定绝缘水平：40.5/95/185V 厂家：江苏靖江互感器厂 电压互感器

型号：JDZX9-35型电压互感器 额定绝缘水平：40.5/95/200KV 额定电压比：3500/厂家江苏镇江互感器厂 电容器

型号：TVQC2-7.2/2000-4N 额定容量：2000kvar 额定电流：175A 额定电压：7.2kV 容量：500kvar 电抗器

型号：CKSG-30/6.6-6 额定容量：30kvar 额定电流：43.79A 额定电压：6kV

35kV线路技术参数