35KV变电站岗位安全规程

35KV变电站岗位安全规程（共16篇）（共16篇）

1.35KV变电站岗位安全规程 篇一

《街洞矿业公司变电站现场电气运行操作规程》 为了加强变电站的安全运行管理水平，建立和完善变电运行操作的规范化、标准化、制度化建设。根据《电业安全工作规程》、《电气运行操作规程》等规程、制度，结合本站电气设备的特点，制定了《街洞矿业公司变电站现场电气运行操作规程》。希全站值班员在运行操作中严格执行。

一、倒闸操作的概念：倒闸操作是指按预定实现的运行方式，对现场各种开关（断路器及隔离开关）所进行的分闸或合闸操作。它是变电站值班人员一项经常性的、复杂而细致的工作，同时又十分重要。

二、设备操作状态的分类：

电气设备的工作状态通常分为以下四种：

（１）、运行中。隔离开关和断路器已经合闸，使电源和用电设备连成电路，则设备是在运行中。

（２）、热备用。某设备(如变压器)的电源由于断路器的断开已停止运行，但断路器的两端的隔离开关仍接通，则该设备处与热备用状态。

（３）、冷备用。某设备的所有隔离开关和断路器均已断开，则该设备便处于冷备用状态。（４）、检修中。设备的所有隔离开关和断路器已全部断开，并悬挂标示牌和装设遮栏、接好地线，则该设备处于检修状态。

三、倒闸操作的要求：

（１）、变电站的现场一次、二次设备要有明显的标志，包括命名、编号、铭牌、转动方向、切换位臵的指示以及区别电器相别的颜色等；

（２）、要有与现场设备标志和运行方式相符合的一次系统模拟图；

（３）、要有考试合格并经领导批准的操作人和监护人；（４）、操作时不能单凭记忆操作，应在仔细检查了操作地点及设备的名称编号后，方能进行操作；

（５）、在进行倒闸操作时，不要做任何和操作无关的工作或者是闲谈；

（６）、处理事故时，操作人员应沉着冷静，切不要惊慌失措，要明确果断的进行处理。

（７）、操作时应有确切的调度命令、合格的操作票；（８）、要采用统一的、确切的操作术语；

（９）、要使用合格的操作工具、安全用具和安全设施。

四、倒闸操作的步骤：

（１）、接受调度人员的预发命令。值班人员接受调度人员的操作任务和命令时。一定要记录清楚调度人员所发的任务或命令的详细内容，明确操作的目的和意图。并将记录内容向调度人员复诵，核对其正确性。

（２）、填写操作票。值班人员根据调度人员的预发令，核对模拟图，核对实际设备。

（３）、审查操作票。操作票填写后，写票人自己应进行核对，认为确定无误后再交监护人审查。监护人应对操作票的内容逐项审查。

（４）、接受操作命令。在调度人员发布操作任务或命令时，监护人和操作人应同时在场，仔细听清调度人员所发的任务或命令，同时要核对操作票的任务与调度人员所发的是否一致。并由监护人按照填写好的操作票向发令人复诵。经双方核对无误后在操作票上填写发令时间，并由操作人和监护人签名。这样，这份操作票方合格可用。（５）、预演。操作前，操作人、监护人应先在模拟图上按照操作票所例的顺序逐项唱票预演，再次对操作票的正确性进行核对，并相互提醒操作的注意事项。

（６）、核对设备。到达操作现场后，操作人应先站准位臵核对设备名称和编号。监护人核对操作人所站立的位臵、操作设备名称及编号应正确无误。检查核对后，操作人穿戴好安全用具，取立正姿势，眼看编号，准备操作。（７）、唱票操作。监护人看到操作人准备就绪，按照操作票上的顺序高声唱票，每次只准唱一步。严禁凭记忆不看操作票唱票，严禁看编号唱票。此时操作人应仔细听监护人唱票并看准编号，核对监护人所发的命令的正确性。操作人认为无误时，开始高声复诵并用手指编号，做操作手势。严禁操作人不看编号瞎复诵。严禁凭记忆复诵。在监护人认为操作人复诵正确，两人一致认为无误后，监护人发出“对，执行”的命令，操作人方可进行操作并记录操作开始时间。（８）、检查。每一步操作完毕后，应由监护人在操作票上打一个“√”号。同时两人应到现场检查操作的正确性，如设备的机械指示、信号指示灯、表计变化情况等，以确定设备的实际分合位臵。监护人勾票后，应告诉操作人下一步的操作内容。（９）、汇报。操作结束后，应检查所有操作步骤是否全部执行，然后由监护人在操作票上填写操作结束时间，并向调度人员汇报。对已执行的操作票，在操作票登记薄上进行登记和值班记录薄上作好记录。并将操作票存档。（１０）、评价、总结。完成一个操作任务后，均应对已执行的操作进行评价，总结经验，便于不断的提高操作技能。

五、变电站倒闸操作的方法和注意事项：

（一）、隔离开关的操作方法和注意事项：

（１）、在手动合隔离开关时必须迅速果断，在合到底时不能用力过猛，以防合过头和损坏支持绝缘子。在合隔离开关时如发生弧光或误合，则应将隔离开关迅速合上。隔离开关一经合上，不得再行拉开，因为带负荷拉开隔离开关会使弧光扩大，使设备损坏更加严重。误合后只能用断路器切断该回路，才允许将隔离开关拉开。

（２）、在手动拉开隔离开关时，应按“慢－快－慢”的过程进行。刚开始时应慢，其目的是：操作连杆一动即要看清是否为要拉的隔离开关，再看触头刚分开时有无电弧产生。（３）、隔离开关经操作后必须检查其“开”、“合”位臵。因有时间会由于操作机构有故障或调整得不好，而可能出现操作后未全部拉开或未全部合上的现象。

（二）、断路器的操作方法及注意事项：

（１）、一般情况下，凡电动合闸的断路器，不应手动合闸。（２）、断路器经操作后，应查看有关的信号装臵和测量仪表的指示，判别断路器动作的正确性。但不能只以信号灯及测量仪表的指示来判断断路器的分、合状态，还应到现场检查断路器的机械位臵指示装臵来确定其实际所处的分、合位臵。

（３）、断路器合闸前，应确认继电保护已按规定投入。

（三）、主变压器的操作：

（１）、倒换变压器时，应先将备用变压器送电，证实已带负荷，然后再将运行的变压器停电。

（２）、更换并列运行的变压器或进行可能使相位发生变动的工作时，必须经过核相器核对，正确无误后，方能并列运行。

（四）、装、拆接地线操作：

（１）、装接地线应先接接地端，装设接地线前必须在停电设备上验明确无电压，然后挂上接地线。挂接地线时应戴绝缘手套。在设备上挂接地线时应先接靠近人身的那一相，然后在接其他两相。拆除接地线时顺序相反。（２）、验电前必须检查验电器本身是否良好。对电容器、电缆线路接地前应注明接地设备的名称。（３）、操作票上应填写接地线编号。

（４）、接地线应有编号，并存放在固定的地点。存放的位臵也应编号以便对号入座。

（五）、电容器的操作：

（１）、正常情况下，全站停电操作时，应先断开电容器断路器，后断开各出线断路器。

（２）、正常情况下，全站恢复送电时，应先合上各出线断路器，后合上电容器组的断路器。

（３）、电容器断电后，需再次合闸时，必须在断路三分钟之后进行。

六、送电和停电的操作步骤：

（一）、送电操作

（１）、送电时，一般从电源侧的断路器合起，依次合到负荷侧的各断路器。按照这种步骤进行操作，可使断路器的合闸电流减至最小，比较安全。且万一某部分存在故障，该部分一合闸，便会立即出现异常情况，使故障容易被发现。（２）、变电站在运行过程中进线突然没有电压时，多数是因外部电网暂时停电。这时总断路器不必拉开，但出线断路器必须全部拉开，以免突然来电时各用电设备将同时起动，造成过负荷及电压骤降，影响供电系统的正常运行。当电网恢复供电后，再依次合上各路出线断路器恢复送电。（３）、当变电站内出线发生故障而使断路器跳闸时，如断路器的断流容量允许，则可试合一次，争取尽快恢复供电。由于许多故障属暂时性的，所以多数情况下试合成功。如果试送失败断路器再次跳闸，说明线路上的故障尚未消除，这时应立即向调度汇报，对故障线路隔离检修。

（二）、停电操作：

（１）、停电时应将断路器拉开，其操作步骤与送电时相反，一般先从负荷侧的断路器拉起，依次拉到电源侧断路器。按这种步骤进行操作，可以使断路器的实际断流量减到最小，故比较安全。

（２）、限电的操作程序：调度员命令本站值班员对某线路限电时，只对该断路器分、合闸操作。

（三）、停送电操作时拉合隔离开关的次序，操作隔离开关时，绝对不允许带负荷拉或合。故在操作隔离开关前，定要认真检查断路器所处的状态。为了在万一发生错误操作时能缩小事故范围，避免人为扩大事故，停电时应先拉线路侧隔离开关，送电时应先合母线侧隔离开关。

七、保障安全措施的实施流程：变电站电气设备检修时，必须按照《电业安全工作规程》的有关规定，严肃认真地执行。其中，也必然牵涉到应实行正确的倒闸操作，同时必须采取各项保障安全的措施。

八、设备故障及事故处理：

（一）、事故处理的原则与注意点，（１）、发生事故时，值班人员必须沉着、迅速、正确地进行处理。其处理原则是：①、迅速限制事故的发展，寻找并消除事故的根源，解除对人身及设备安全的威胁；②、用一切可能的办法保持设备的继续运行，对重要负荷应尽量可能做到不停电，对已停电的线路及设备则要能及早的恢复供电；③、改变运行方式使供电尽早的恢复正常。

（２）、处理事故时除领导和有关人员外，其他外来人员均不准进入逗留在事故现场。

（３）解除触电人员、扑灭火灾及挽救危急设备等工作，值班员可有权先行果断处理，然后报告有关领导及调度。（４）、事故处理过程中，值班人员应有明确分工。（５）交接班时发生事故，应由交班人员负责处理，接班人员全力协助。待处理完毕恢复正常后再行交接。

（二）、单相接地故障的处理和注意事项：

（１）、当系统发生单相接地时，值班人员应根据当时的具体情况穿上绝缘鞋，详细检查站内设备，若站内有接地点，则运行人员不得靠近。若不是站内设备接地，则应考虑是输电线路接地问题。此时应按事先规定的拉路顺序，逐条线路进行拉、合。若在断开断路器时，电压恢复正常，即证明断开的该这条线路发生了单相接地。

（２）、当发生单相接地时，应严密监视电压互感器。（３）、不得用隔离开关断开单相接地点。

（三）、线路断路器跳闸及处理：

（１）、线路故障时，出现断路器跳闸，应立即检查是何保护动作。

（２）、检查断路器及出线部分有无故障现象，并向调度汇报。

（３）、凡分段柜断路器跳闸，值班人员一律不得强送，汇报调度等待指令。

（四）、全站停电事故及处理：

（１）、造成全站停电的几种原因：①单电源、单母线运行时发生的短路事故；②本站受电线路故障；③上一级系统电源故障；④主要电气设备故障；⑤二次继电保护拒动，造成越级跳闸。

（２）、由于变压器内部故障使重气体保护动作。主变压器两侧断路器全部断开。如是单列运行，只改变主变的运行方式即可。

（３）、对于断路器拒动或保护失灵造成越级跳闸而使全站停电的事故，要根据断路器的分、合位臵和事故现象，准确判断后向调度汇报。根据调度命令将拒动断路器切除，或暂时停掉误动的继电保护装臵，然后恢复供电。

（五）、配电线路的故障及处理：

（１）、供电线路故障跳闸后，应查明继电保护动作情况，并对断路器外部观察和检查。若无喷油、冒烟情况，可改为冷备用状态，并向调度汇报。查明情况后，根据跳闸原因，决定是否再进行试送电。

（２）、故障跳闸的线路若强行送成功后又转为单相接地故障时，应立即拉闸，以验证是否确系该线路接地。（３）、误拉或误碰开关引起跳闸时，若该断路器的控制电路无并列电路，则可立即合上。

（４）、若误合备用的断路器，可立即拉闸后再进行汇报。若误拉或误合了隔离开关，应立即停止操作，检查设备是否受到了损坏，并立即向领导汇报。

九、变电站设备的巡视及其规定：

（一）、电气设备巡视期限与巡视路线，对变电站设备（尤其是户外装臵设备部分）的巡视期限，一般有如下规定：（１）、35KV变电站要求每班（三班制）巡视一、二次。（２）、确定巡视路线的原则是：根据本站室内外变配电设备与装臵的具体布局，应能够巡视到全部设备而没有或少有重复路线。为提高工效，巡视路线要以最短为宜。

（二）、电气设备巡视检查方法，变电站巡视检查的方法：（1）、通过运行人员的眼观、鼻嗅、手触等为主的检查手段，发现运行中设备的缺陷及隐患；（2）、使用工具和仪表，进一步探明故障性质。对于较少的障碍，也可能在现场及时排除。常用的巡视检查方法有：①、目测法；②、耳听法；③、鼻嗅法；④、手触法。

2.35KV变电站岗位安全规程 篇二

在无人值班变电室的实现中, 电器元件的设计选型是相当重要的。在对综合自动化装置的安装、调试过程中, 要充分认识到综合自动化装置与常规变电所RTU的差异。在日常维护过程中, 对保护装置的定期例行试验是必要的。在无人值班变电所中, 后台的检验是必须的。虽然在理论上, 后台投运后出错率不大, 但实际运行中, 确实出现过运行一段时间后, 后台遥控信号不正确的情况。

保证无人值班变电所的运行可靠性, 是直接影响到整个电网能否安全运行的关键。由于综合自动化变电站和常规变电站存在较大差异, 因此在保证无人值班变电站安全运行上对我们的工作方法和思路提出了新的要求。

1 变电站综合自动化的特点

变电站综合自动化利用微处理器技术对变电站内所有表征电力系统运行状态的模拟量和状态量进行综合、统一处理, 促进各环节的功能协调。其主要特点是:其保护信息串行通信采用交流采样, 大大提高了信息总量, 使信息传送速度快、精度高, 能够根据事件优先级迅速远传变电信息, 从而克服了直流变送器的信息容量大传送速度慢的弱点。另变电站的监控系统采集所在变电站表征电力系统运行状态的模拟量和状态量, 并向调度中心传送这些模拟量和状态量, 执行调度中心下发的控制和调节命令而该监控单元是整个监控系统的前置I/O模块, 直接和现场一次设备相连, 是数据采集、处理、控制操作的核心, 使表征电力系统运行状态的模拟量和状态量传送速度更快更准确。变电站综合自动化系统采用微机采样、微机变送器输入由CT、PT提供, 直接输入计算机编码、与数据采集微机通信, 可传送多种计算量, 速度较快、精度较高, 是目前数据采集的最佳选择;变电所综合自动化采用微机保护与监控部分通信可在调度端查看和修改保护整定值。微机保护与监控部分串行通信不仅可传送保护信息, 而且还可以传送保护整定值和测量值, 并可由调度端远方修改和下发保护定值。变电所综合自动化具有对装置本身实时自检功能, 方便维护与维修, 可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查, 能快速发现装置内部的故障及缺陷, 并给出提示, 指出故障位置, 解决了各环节在技术上保持相对独立而造成的各行其是, 重复投资甚至影响运行可靠性的弊端。因此更好地保证了变电站地安全运行。

2 变电所综合自动化运行的常见问题

对变电所综合自动化运行中的通信中断和死机问题的技术分析和解决办法从变电所的运行的实际情况来看, 综合自动化系统的运行情况现在普遍不是很稳定, 通信中断和死机现象时有发生, 给变电站无人值班运行带来了困难。其主要表现为:后台机仍可以进行画面切换等监视操作, 但实时数据不能刷新, 下行的命令也不能执行, 以及后台机不能进行任何监控及功能操作, 有时还出现黑屏的现象, 系统已瘫痪。那么造成通信中断的具体原因是什么, 通过实际的调查和分析, 我认为主要有以下几个。

(1) 组网方式的局限性。综合自动化系统的组网方式是通信的关键, 组网结构合理与否, 直接影响数据的传输速度和可靠性。

(2) 软件的不成熟性, 软件编程的缺陷。软件的成熟性是指开发软件与基础软件的兼容性、软件与硬件的兼容性及整个软件包的合理性配合是否成熟。软件编程是变电所综合自动化系统稳定运行的关键, 编程的科学与否, 将直接影响系统的稳定运行。实现同样的功能, 可以有多种编程方式, 而不同的程序, 计算机运行的状况都不相同, 若编程科学、合理, 则可以提高计算机运行的速度, 降低CPU的负荷率。反之, 若编程不合理, 则可能造成计算机多次重复运算或进行不必要的运算, 加大了运算工作量, 造成计算机运行的C P U负荷率高, 当CPU负荷率过高时, 产生雪崩反应而使系统不堪重负而崩溃。

3 变电所综合自动化系统的完善

通过对以上原因的分析, 那么要提高变电所综合自动化系统的运行的稳定性, 应从以下几方面着手。

(1) 电力系统中, 现场数据不但包括功率、电压、电流等测量数据, 还包括分合闸、过流、速断等操作及事故所产生的事件数据。当发生事故而导致跳闸时, 还要记录现场的故障录波数据, 可见, 需要通信的数据量是一般工业控制中所无法比拟的。由于电力系统现场数据的变化非常快, 一次过流可能只维持十几毫秒, 数据稍纵即逝, 所以对数据的实时性、通信速度的要求是非常高的。监控系统底层数据可靠、高效的通信是系统可靠性的关键, 是设计监控软件的重点。一些现有的软件, 将数据通信、处理和监控都做在一个软件中, 虽然显得直观紧凑, 但系统的升级改进却十分不便, 一个微小的改动都要对全部系统进行重新整理, 因此, 采取模块化结构是比较好的一种选择。

(2) 由于总数据量过大而造成通信时间过长, 可能会成为限制实时性的瓶颈, 为了解决这个问题, 硬件上可以采取多串口数据通信来解决。串行通信具有连接简单、使用灵活方便、数据传递可靠等优点, 在数据采集和实时控制系统中得到了广泛应用。一般情况下, 多台下层仪表连在一条通信总线上, 通信站通过其一个串口连接一条通信总线, 从而实现通信站与仪表的串行通信。

4 结语

实践证明, 变电站无人值班变基本实现了综合自动化而综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化, 提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用, 是当代电网发展的必然趋势。随着技术的进步和硬件软件环境的改善, 它的优越性必将进一步体现出来。而综合自动化变电站的安全运行管理工作是一项十分重要的工作, 如何做好它, 如何找到保证综合自动化变电站安全运行的最佳模式, 是我们要思考和解决的重要问题, 它需要我们在今后的工作中不断探讨和完善。

参考文献

[1]苏道高.UPS装置在小型发变电站中的应用[J].农村电气化, 1997, 5:13.

[2]李永.走出蓄电池使用维护的误区[J].蓄电池论文集, 2000, 8:20.

3.35kV变电站微机继电保护探析 篇三

【关键词】35kV变电站；微机继电保护；优点；构成；应用

35kV变电站继电保护的作用是在电力系统发生故障时，通过继电保护自动消除故障或是发出警告，以便电力工作人员及时处理故障，从而达到保证35kV变电站正常运行的目的。微机继电保护是一种新型的继电保护结构，相较于传统继电保护结构，具有较多优点，在35kV变电站中应用微机继电保护，具有十分重要的意义。

1.微机继电保护的优点概述

第一，性能稳定，可靠性高。微机继电保护是以微型计算机强大的运算能力作为基础，对对电力系统是否正常运行进行判据，其数字元件所具有的特性受各种因素影响较小，例如温差变化、使用年限、电源波动等，具有性能稳定，可靠性高的优点。

第二，动作正确率高。相较于传统的继电保护，微机继电保护具有一定的特性，能够实现故障分量保护、状态预测、自动控制等手段，将这些手段应用到继电保护中，能够极大的提高动作正确率。

第三，容易获取附加功能。微机继电保护即是利用微型计算机来实现对继电的保护，通过配置相关辅助设备，例如打印机、显示屏等，并进行联网，能够轻松获取有关电力系统故障的信息情况，例如故障录波、波形分析等，从而为电力部门处理电力系统故障提供了重要的依据。

第四，灵活性较强。微机继电保护能够对电力系统故障状态进行预测并进行自动控制，实现了人机界面，不仅为维护调试提供了便利，还减少了故障处理时间，提高了故障处理效率。通过对微机继电保护的运行情况进行长期观测表明，能够利用微机中的相关软件在现场改变继电保护的特性以及结构。此外，微机继电保护还具有串行通信功能，能够通过网络连接实现远程监控[1]。

2.传统电磁式继电保护的弊端

（1）占的空间大，安装不方便。

（2）采用的继电器触点多，大大降低了保护的灵敏度和可靠性。

（3）调试、检修复杂，一般要停电才能进行，影响正常生产。

（5）使用寿命太短，由于继电器线圈的老化直接影响保护的可靠动作。

（6）继电器保护功能单一，要安装各种表计才能观察实时负荷。

（7）数据不能远方监控，无法实现远程控制。

（8）继电器自身不具备监控功能，当继电器线圈短路后，不到现场是不能发现的。

（9）继电器保护是直接和电器设备连接的，中间没有光电隔离，容易遭受雷击。

（10）常规保护已经逐渐淘汰，很多继电器已经停止生产。

3.结合某变电站改造实例分析35kV变电站微机继电保护应用

某变电站改造传统电磁式继电保护时，两台主变的差动电流速断保护选用CAT221微机保护装置，两台主变的高、低压后备保护装置选用CAT211微机保护，两路35kV电源进线选用RCS—9613微机继电保护，监控平台选用iES—SL300微机保护监控，具体改造过程如下。

3.1主变保护装置的改造

3.1.1主变的差动电流速断保护

CAT221微机保护装置的工作方式为两个CPU（一个测控CPU，一个保护CPU）共同运行的方式。由于是两个CPU共同运行，所以采集数据的CPU插件也有两个，且是独立回路，利用串行通信的方式实现信息交换，即便发生通信故障，也不会对保护动作产生影响。测控CPU的功能较多，主要包括实现网络通讯、完成人机界面、对开关量进行采集、控制主变中性点接地等。保护CPU的主要功能就是进行保护。CAT221微机保护装置中的显示屏幕为液晶显示屏，通过液晶显示屏能够实现在线对所有开关量、输入交流量、整定值以及历史记录进行查看的功能。利用相关软件能够合理调整交流量精度，具体操作由微机装置中的键盘以及显示界面来完成。

3.1.2主变高、低压侧后备保护

选用CAT211微机保护装置，具有主变高、低压侧速断、过负荷、过流等保护功能。其主要功能是准确提供交直流模拟量、采集脉冲量、开关量，为主变高、低压后备保护提供便利。其保护功能还可以为主变单侧断路器提供手动和遥控分合控制。主变高、低压后备保护中，CAT211微机保护装置所具有的保护功能还能针对主变单侧断路器情况分别提供手动和遥控分合控制两种手段。主变高、低压侧后备保护中，CAT211微机保护装置的保护功能不仅表现为对复合电压闭锁的三段过流保护、母线充电保护以及三段过负荷保护功能，还能表现为对零序过压发信、母线PT断线判别以及控制回路断线判别的功能。

3.2电源线微机继电保护

RCS—9613微机继电保护的主要功能是同时对两路35kV电源光纤纵差、过流、过负荷以及定时限速断进行保护。在35kV变电站电源线继电保护方面选用RCS—9613微机继电保护具有众多优点：性能稳定、可靠性高、动作快速；操作回路灵活、适应机构广；选配插件充分满足现场需要；全封闭机箱有效隔离强弱电；抗干扰能力强；对外电磁辐射符合标准；事件报告处理功能完善等。RCS—9613微机继电保护功能主要表现为以下方面：对短线路光纤纵差进行保护；对零序过流进行保护；对三段式的定时限方向过流进行保护；对一段定值分别独立整定的合闸加速进行保护；对低周减载进行保护等。

3.3监控平台的微机继电保护

iES—SL300微机继电保护中的软件系统包括5种模块：数据库编辑模块、通讯服务器模块、图形绘制模块、数据库服务器模块、人机对话模块。其中数据库编辑模块和通讯服务器模块相配合能够完成网络RTU；而其余三种模块相配合能够为实现保护功能提供重要的支持。以上5种模块共同配合就具备变电站监控通讯和保护功能。在35kV变电站中iES—SL300微机继电保护具有明显的优点：第一，硬件处理能力强、运行速度快、稳定性高；第二，软件运行稳定、功能扩展性好；第三，完备的通讯功能，支持多种通讯方式，例如串行通讯、总线通讯、以太网通讯等方式；第四，满足现代化变电站运行要求，能实现无人值班变电站正常运行。第五，传统电磁式继电保护装置接线繁琐、机械触点多的问题得到解决。

4.结语

综上所述，本文对35kV变电站微机继电保护进行了分析与探讨，具有非常重要的意义。35kV变电站是否正常运行对于我国国民经济发展及人民日常生产生活有着严重的影响，加强35kV变电站继电保护，并大力引进先进科学技术、设备，能够为35kV变电站的正常运行提供可靠的保障。

参考文献

[1]郝文新.35kV变电站微机继电保护设计[J].山西建筑，2008，32：182-183.

[2]刘亚辉.35kV变电站微机继电保护研究[J].中国电业（技术版），2013，03：14-16.

4.35KV变电站岗位安全规程 篇四

第三期

华北电网有限公司安监部2009年03月02日

关于220kV衡水变电站

35kV带地线送电事故通报

2009年2月27日，河北衡水供电公司220kV衡水变电站，在进行‚35kVⅡ母线由检修转运行‛操作时，发生一起35kV带地线送电误操作事故。

现将事故通报转发,请各单位认真组织学习,充分吸取吴庄500kV变电站误操作事故和本次事故教训,以多种多样形式的活动确保每一位一线员工受到教育,杜绝公司系统发生类似事故。

附件：国网安全事故快报第2期

国网安全事故快报

第2期

国家电网公司安全监察部二○○九年二月二十八日

河北衡水供电公司220kV衡水变电站

35kV带地线送电事故快报

2009年2月27日，河北衡水供电公司220kV衡水变电站，在进行‚35kVⅡ母线由检修转运行‛操作时，发生一起35kV带地线送电误操作事故。

一、事故发生经过

衡水站35kV配电设备为室内双层布臵，上下层之间有楼板，电气上经套管连接。当日进行＃2主变及三侧开关预试，35kV Ⅱ母预试，35kV母联开关的301-2刀闸检修等工作。工作结束后在进行‚35kVⅡ母线由检修转运行‛操作过程中，21时07分，两名值班员拆除301-2刀闸母线侧地线（编号＃20），但并未拿走而是放在网门外西侧。21时20分，另两名值班员执行‚35kV母联301开关由检修转热备用‛操作，在执行35kV母联开关301-2刀闸开关侧地线（编号＃

15）拆除时，想当然认为该地线挂在2楼的穿墙套管至301-2刀闸之间（实际挂在1楼的301开关与穿墙套管之间），即来到位于2楼的301间隔前，看到已有一组地线放在网门外西侧（由于楼板阻隔视线，看不到实际位于1楼的地线），误认为应该由他们负责拆除的＃15地线已拆除，也没有核对地线编号，即输入解锁密码，以完成五防闭锁程序，并记录该项工作结束，造成301-2刀闸开关侧地线漏拆。

21时53分，在进行35kV Ⅱ母线送电操作，合上#2主变35kV侧312开关时，35kVⅡ母母差保护动作跳开312开关。

二、原因分析及暴露问题

操作票上未注明地线挂接的确切位臵，加之拆除的301-2刀闸母线侧地线没拿走，而且就放在网门前，后续操作人员出现误判断，暴露出现场管理存在漏洞。

值班员未核对地线编号，未深究为什么应由他们负责拆除的地线‚被别人拆除‛了，随意使用解锁程序，致使挂在301-2刀闸开关侧的#15接地线漏拆，造成在合312开关时发生三相短路。暴露出安全意识淡漠，防误操作管理不严格，工作态度极不认真。

送电前，在拆除所有安全措施后未清点接地线组数，未认真核对接地线编号，把关不严，暴露出工作缺乏严谨性。

三、有关措施和要求

目前，春检预试工作正从南向北逐渐大范围展开，作业点多、面广，现场人员多，系统操作频繁，安全风险大，各单位要深刻吸取事故教训，认真贯彻公司‚关于做好全国‘两会’及春检期间安全工作的通知‛、‚关于深入开展安全生产反违章活动的通知‛要求，举一反三，切实加强现场安全管理工作，防止同类事故重复发生。

一是加强作业现场工作组织，周密制定设备停电检修计划，严格按照计划安排工作，严禁盲目抢工期、赶进度，增强计划执行的刚性。加强作业现场的全过程管理，有关领导和管理人员要加强现场工作监督指导，做到责任到位、措施到位、执行到位。

二是严格执行防止电气误操作安全管理规定，加强倒闸操作的过程管理，严格执行‚两票三制‛，严肃倒闸操作流程，按照操作顺序准确核对开关、刀闸位臵及保护压板状态；认真执行装、拆接地线的相关规定，做好记录，重点交待；严格解锁钥匙和解锁程序的使用与管理，杜绝随意解锁、擅自解锁等行为。

三是认真开展作业现场安全风险辨识，制定落实风险预控措施，重点防止发生触电、高处坠落等人身伤亡事故。加强安全规程规定培训，做好作业前工作交底，确保每一位作业人员对作业现场、作业任务、作业程序、现场危险源以及风险预控措施清楚。

四是深入开展反违章活动，强化安全监督检查，对照《安全生产典型违章100条》，严肃查纠违章指挥、违反作业程

序、擅自扩大工作范围等典型违章现象，确保检修预试平安顺利。

呈送：栾总，张总工、李总监。

分送：办公厅、生产部、营销部、农电部、基建部、建运部、国调中心。

分发：公司系统各网省公司、国网运行公司、国网直流建设

5.35kV变电站站长工作标准 篇五

──────────────────────────────────

──

1范围

本标准规定了xx电业局变电运行工区35kV变电站站长的职责与权限、岗位人员基本技能、工作内容要求与方法、检查与考核。

本标准适用于变电运行工区35kV变电站站长的岗位工作，是检查与考核其工作的依据。

2职责与权限

2.1职责

2.1.1站长在运行技术管理上受变电运行工区运行专责工程师指导。

2.1.2站长在调度上受地调当值值班员的领导。

2.1.3负责站内全面工作。

2.1.4搞好班组建设，做好全站人员政治思想工作。

2.1.5执行上级颁发的法规、规程、制度和条例。

2.1.6组织安全生产，经济运行，并为第一安全责任者。

2.1.7负责组织大型停、送电和较复杂的运行操作，执行“两票三制”保证设备安全运行。

2.1.8组织本站各项承包指标的落实。

2.1.9负责本站技术管理、技术培训和文明生产。

2.1.10搞好设备的运行管理和维护。

2.1.11安排、检查、总结工作，主持竞赛评比和提出奖惩意见。

2.1.12完成上级交给的其它工作。

2.2权限

2.2.1对本站安全运行、技术管理等各项任务及其它工作有全面的领导权。

2.2.2有权根据站内工作需要，对班次、人员统一调整。

2.2.3有权按经济责任制规定考核本站人员的工作。

2.2.4有权制止违章作业和违反劳动纪律现象，严重者提交工区处理并提出处理意见。

2.2.5有权直接指挥站内人员处理设备异常和事故处理。

2.2.6有权参加变电设备检修后的验收。

2.2.7有权监督、检查、验收站内的各项工作。

2.2.8对不经请假、擅自离岗、无事不上班人员，有权按旷工处理。

2.2.9有权在事故处理时禁止非当值人员进入现场。

2.2.10有权制止违反变电站保卫制度的人员进入现场和接近设备。

3岗位人员基本技能

3.1掌握设备构造原理及运行维护。

3.2掌握本岗位多种规程制度。

3.3掌握多种方式下的倒闸操作，具有组织事故处理的能力。

3.4具备高中或相当高中文化水平。

3.5具备一定企业管理知识和组织能力。

4工内容要求与方法

4.1定期召开站委会议和生产会议，组织编制工作计划和工作总结、支持职工代表开展工作，争创标准化班组。

4.2抓好运行管理工作，执行各种规章制度，确保安全运行。

4.3熟悉站内设备运行状况以及值班情况，检查各种记录、表格的填写情况，发现存在的问题立即解决。

4.4执行以“两票三制”为中心的各种规章制度，组织大型停、送电和较复杂的运行操作，亲自参加现场监护，两票合格率100%。

4.5定期组织运行分析，对事故及异常现象要分析清楚，并采取防范措施做到“三不放过”。

4.6学习贯彻上级有关安全生产的指示文件，组织每周安全活动。

4.7组织季节性安全大检查和专业检查、做好设备缺陷管理工作，对查出的问题上报工区并采取措施加以消除。

4.8参加设备大修与保护定检验收工作。

4.9结合新设备、新技术的采用、组织全站人员的技术业务学习并进行考试。组织好新扩建设备投运准备，并参加验收。

4.10每周组织一次站内安全活动。

4.11每月25日组织全站人员对全站设备进行会诊检查。

4.12每月底组织一次运行分析会，检查安全生产，定期维护，“两票三制”及培训工作，进行经济责任制考核，并布置下月工作计划。

4.13每月5日前按工区要求上报有关报表。其它资料随要随报。

5检查与考核

5.1本标准由变电工区主任、副主任负责检查考核。

5.2考核内容为本标准规定的职责与权限和工作内容要求与方法部分。

6.35kV变电站无功补偿选择 篇六

1 无功补偿作用及补偿方式

1.1 补偿作用

无功补偿在供电系统中有着很重要的作用,它可以提高电网的功率因数,降低变压器及传输线路的损耗,同时可以改善供电环境,提高供电效率。因此,无功补偿是电力系统的重要组成部分,也是实现电力系统经济运行和保证电能质量的基本手段。在设计中合理、准确地选择无功补偿,可以提高电网质量,最大限度地减少电网的损耗;但如果选择或使用不当,就可能会造成供电系统的谐波增大、电压波动等诸多不利因素。

1.2 补偿方式

设计中涉及到的无功补偿方式通常有三种:

1)集中补偿:在变电站低压侧集中安装并联电容器组。

2)分散补偿:在变电站低压侧和厂房(车间)配电屏处均安装并联补偿电容器。

3)就地补偿:在用电设备就近处安装并联电容器。

35kV变电站采用的补偿方式为集中补偿。

2 无功补偿选择

2.1 补偿容量计算

现行国家或电力行业规范中规定.对于35kV变电站无功补偿容量的配置可按主变压器容量的10%～30%来确定。相关规范中只给出了无功补偿容量的取值范围,而对于补偿容量的具体算法并没有明确,工程设计中设计人员大多都取中间值(20%主变容量)作为无功补偿的容量。无功补偿容量究竟取多大合适,则需对该类变电站所需补偿的无功负荷进行分析,并经具体计算才能确定。

35kV变电站供电系统中消耗无功功率的设施主要有三种:变压器、输电线路及用电设备,其中变压器消耗的无功功率由两部分组成,即变压器励磁无功损耗Qo和漏磁无功损耗QL。

1)变压器无功损耗

(1)变压器励磁无功损耗

励磁无功损耗即空载无功损耗,是指变压器空载时,由产生主磁通的励磁电流所造成的无功功率损耗,与负荷无关,当一次电压及频率不变时,其值基本恒定。

图1为变压器空载实验时的接线图及等效电路图。

由图1可知:QBO=IO2×XM

由于

XM>>X1。,RM>>RI,XM>>RM,

故XM=ZM=U1/Io

Se=U1×I1,I1=Ie

所以QBO=Io%×Se/100

式中:OBO:变压器励磁无功损耗;

XM:变压器励磁电抗;

IO:变压器空载电流百分数;

X1σ:变压器一次绕组漏抗;

I1:变压器一次侧电流;

RM:变压器励磁电阻;

Ie:变压器额定电流;

R1:变压器一次绕组电阻;

U1:变压器一次侧电压;

ZM:变压器空载实验时等效阻抗;

Se:变压器额定容量。

(2)变压器漏磁无功损耗

漏磁无功损即负载漏磁无功损耗,是指变压器负载时,由变压器负载电流在一、二次绕组电抗上产生无功功率损耗,其值与负载电流平方成正比。

图2为变压器短路实验时的接线图及等效电路图。

由图2可知;QBL=IK2×XK

IK=βIe,UK=Ie×ZK/Ue

由于XK>>RK,XK=ZK

所以QBL=UK%×β2×Se/100

因此,变压器无功损耗

式中:QBL:变压器漏磁无功损耗;

XK:变压器短路电抗;

IK:变压器短路电流;

RK:变压器短路电阻;

Ie:变压器额定电流;

ZK:变压器短路试验时等效短路阻抗;

UK:变压器短路电压百分数:

β:变压器负载率;

Ue:变压器额定电压。

2)输电线路的无功损耗

由于输电线路存在阻抗,所以负荷电流流过输电线路时会产生有功损耗和无功损耗,线路无功损耗计算如下:

IL=βIe

所以QL=3Ie2×β2XL×L×10-3

QL:线路无功损耗;

Ie:变压器额定电流;

XL:每公里线路阻抗;

IL线路实际运行电流;

L:线路长度。

3)用电设备的无功损耗

现在大多用电设备为非线性电气设备,为感性负载。设备运行过程中为建立和维持磁场需要消耗无功功率,电气设备无功功率计算如下:

QE=PE×tgΦ

QE:用电设备无功损耗;

PE:用电设备有功功率;

tgΦ:用电设备功率因数角对应正切值。

综上所述,供电系统中变压器、输电线路及用电设备消耗的无功功率如下:

例:某35kV变电站内设两台16MVA变压器,两台变压器分列运行.Io%为0.3,UK%为9,β1(高峰负荷时变压器负载率)为0.8,变电站下设三座10kV开闭所。

开闭所容量均为12MVA,下设12台1000kVA变压器,单母线分段运行,开闭所距变电站距离均为3km,35kV变电站至各开闭所输电电缆均采用YJV22-1 0kV-3×240铠装电力电缆。

各开闭所至下设的1 0/0.4kV变电所距离均按1 km计,各开闭所至1 0/0.4kV变电所输电电缆均采用YJV22-1 0kV-3×120铠装电力电缆。

各10/0.4kV变压器负载率β2为0.6 (亦可以理解为所有变压器的平均负载率)。

计算变电站每段内10kV母线的补偿容量。

解:由于变电站两台变压器分列运行,且开闭所为单母线分段运行,10/0.4kV变压器平均分配至各开闭所两段母线,故仅计算变电站I段母线的无功补偿容量即可。

1)变压器无功功率

2)输电线路无功功率

查表可知:YJV22-1 0kV-3X240每公里线路阻抗为0.087,YJV22-10kV-3X120每公里线路阻抗为0.095。

式中:QL1为35kV变电站至各开闭所供电线路无功功率;QL2为各开闭所至各10/0.4kV变电所供电线路无功功率;Ie1为开闭所I段母线额定电流;Ie2为各10/0.4kV变压器额定电流。

注:本例为了计算简单,10/0.4变压器容量、负载率、其至开闭所之间距离均相同,变电站至各开闭所间距离亦相同。工程计算中可根据实际容量、负载率及距离计算,算法同本例。

3)用电设备(此例中用电设备为变压器)无功功率

现行国家和行业规范中规定,无功补偿应遵循分级补偿,就地平衡的原则,对于10/0.4kV变压器补偿后高压侧的功率因数不应小于0.95。

设各10/0.4变压器负载率均为0.6。

开闭所Ⅰ段母线所带变压器高压侧无功功率:

式中:Se2为1 0/0.4kV变压器额定容量:tgΦ2为用电设备功率因数角对应正切值;sinΦ2为用电设备功率因数角对应正弦值。

综上计算可知:

35kV变电站Ⅰ段10kV母线的无功功率为:

相关规范规定高峰负荷时变压器高压侧功率因数达到0.95,故35kV变电站Ⅰ段10kV母线无功补偿容量为:

因为18×Se2×β2=Se1×β1,sinΦ1=sinΦ2

所以QW=QB+QL=969.6+1 07.6=1 077.2kVar

式中:QW为无功补偿容量;Se1为35/10kV变压器额定容量;tgΦ1为补偿后35/10kV变压器高压侧功率因数角对应正切值;sinΦ1为补偿后35/10kV变压器高压侧功率因数角对应正弦值。

由计算可知,当35kV变电站用电设备为变压器时,且10/0.4kV变压器高压侧功率因数已补偿为0.95,则35kV变电站无功补偿设置仅为对35/1 0kV变压器及线路的无功损耗进行补偿。若开闭所实际所带用电设备为10kV电机或者35kV变电站,出线直接为10kV电机供电且就地未设无功补偿装置,则上述计算中的sinΦ1与sinΦ2不相同,要根据电机铭牌上的有功功率及其功率因数进行计算。

在很多工程建设中,10/0.4kV变电所的建设要滞后于35kV变电站建设,10/0.4kV变压器负载率并不确定,此时β可按0.6取值。

根据以上计算可知,35kV变电站无功补偿容量必须根据主变参数、负载率、线路参数、设备参数在主变处于高峰负荷时进行实际计算才能最终确定。

在方案和可研阶段,由于负荷为估算值,无功补偿容量可按主变容量的20%进行估算,但在初设和施工图阶段必须根据实际情况计算。

2.2 电容器型式选择

电容器型式一般由常规单台电容器、集合式电容器或容量>500 kVar的大容量电容器以及自愈式电容器组成电容器组。

单台电容器组合灵活、更换故障电容器方便、价格便宜,室外安装的电容器组采用较多;集合式电容器安装占地少、安装设计简单、施工方便、工期短,但价格贵,室内安装的电容器组采用较多;自愈式电容器为干式无油电容器,适合于要求设备无油化场所,其价格昂贵、技术不成熟,应用较少。

2.3 电容器容量选择

单台电容器容量的选择,应首先考虑电容器组的容量,对于容量<10MVar的电容器组,单台电容器容量宜选择50kVar或100kVar;10～20MVar的电容器组,单台电容器容量宜选择200kVar或334kVar;20～60MVar的电容器组或更大的电容器组,单台电容器容量宜选择334kVar或500kVar及以上的电容器。个别厂家单台电容器容量也有其他规格,一般单台电容器容量多选用200kVar或334kVar,在具体设计中,可根据工程的实际情况,经济技术比较并结合厂家的设计方案综合确定。

2.4 电容器分组及投切选择

电容器是否分组及如何分组,主要根据电压波动、负荷变化及谐波含量等因素来确定。单组电容补偿常出现欠补偿或过补偿现象,不能适应负荷变化对无功补偿容量的需求,补偿效果不理想。分组补偿可避免单组补偿的缺点,可适应负荷变化对无功补偿的要求。当分组电容器按各种容量组合运行时,应避开谐振容量,不得发生谐波的严重放大和谐振,电容器支路的接入所引起的各侧母线的任何一次谐波容量均不应超过国家标准有关规定。

电容器的投切有人工手动投切和自动投切两种方式,由于人工手动投切完全依靠值班人员分合开关投切电容器,所以不及时,同时增加调度值班人员的工作量;而采用自动投切方式,无功投切装置会根据负荷的变化情况自动调整投切电容器的组数以投入相应的无功容量,使无功随时保持平衡。

因此.35kV变电站一般采用分组自动投切方式。在总补偿容量固定的情况下,分组的多少,直接影响补偿的精度大小,同时也会影响补偿效果。分组越多,容量变化越小,补偿精度越高,补偿跟踪效果越好;但设备投资成本大、占地空间大,所以分组多少必须进行经济技术比较,综合考虑。对于35kV变电站电容补偿分组不宜过多,一般宜为3～5组。

并联电容器的投切装置严禁设置自动重合闸。电容器组在一次重合闸前的短暂时间里,电容器的剩余电压不能降低到允许值。若设置自动重合闸,将使电容器在残压较高的情况下,重新加压,导致电容器过压而损坏。

35kV变电站无功补偿装置的单组容量不宜>3MVar。

2.5 串联电抗器选择

串联电抗器有干式电抗器和油浸式电抗器两种,安装于室内的串联电抗器一般采用干式电抗器。

串联电抗器电抗率的选择,可根据电网条件与电容器参数经计算分析确定。当电抗器仅用于限值涌流时,电抗率宜取0.1%～1.0%;当用于抑制谐波时,电抗率根据并联电容装置接入电网处的背景谐波含量来选择。当谐波为5次及以上时,电抗率可取4.5%～5%;当谐波为3次及以上时,电抗率可取12%。有的厂家电抗率配置有6%和14%两种规格,但相比电抗率为5%和12%而言,容量大,其自身消耗的无功多、价格贵,经济性也差。

3 电容器布置和安装

并联电容器装置的布置和安装设计,应利于通风散热、运行巡视,便于维护检修和更换设备以及预留分期扩建条件。

电容器可布置在室外或者室内,布置于室内的电容器装置,应采取防止凝露引起污闪事故的安全措施。

由于目前10kV级干式无油电容器价格昂贵且技术不成熟,所以现在10kV级电容器均采用油浸式电容器。油浸式电容器应与开关柜分开设置,单独设置电容器室布置电容器。

室外油浸式电容器组安全围栏内,铺设一层碎石或卵石,其高度不得高于周围地坪:室内电容器组下部地面,应采取防止油浸式电容器液体溢流措施。

室外或室内布置的电容器组,在其四周或一侧应设置维护通道,其宽度不宜<1.2m。

4 结束语

以上根据不同的负荷情况,对35kV变电站设计中经常遇到的无功补偿的容量大小的选择进行了相应的计算及说明,并对无功补偿电容器型式的选择、电容器分组及投切选择、串联电抗器选择、电容器布置及安装也进行了阐述。但在实际的设计工作中,还需对项目的具体情况进行分析,并结合本文所述内容以完成准确的设计。

摘要：本文对目前35kV变电站设计中涉及到的无功补偿容量计算、电容器型式及容量选择、电容器分组及投切选择、串联电抗器选择、电容器布置及安装等几个方面的内容予以阐述,对35kV变电站无功补偿的设计具有一定的参考意义。

关键词：无功补偿,计算选择35kV变电站,电容器,有功功率,功率因数

参考文献

[1]中国电力企业联合会.GB50227-2008并联电容器装置设计规范[S].北京:中国计划出版社,2009.

7.35KV变电站岗位安全规程 篇七

关键词 变电站综合化；改造方案；技术措施；步骤；功能；效果

中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)011-0109-01

为了提高35 kV变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务，决定在35 kV变电站实现综合自动化改造，应用自动控制技术、信息处理和传输技术、计算机软硬件技术实现35 kV变电站运行监测、协调、控制和管理任务，部分取代变电站常规二次系统，减少和代替运行值班人员对变电站运行进行监视、控制的操作，使变电站更加安全、稳定、可靠运行。同时进一步探索在变电站综合自动化系统实现后的效果，逐步发展和完善35 kV变电站综合自动化系统。

1 改造方案

本次改造采取集中组屏方式，主变保护、35 kV进线保护、10 kV馈线保护、10 kV电容器的保护装置集中安装在保护屏内，计量装置采用集中组屏和分散安装相结合。现有的保护屏及相关设备暂时不变，这样可以保持现有设备正常运行。先將新的直流设备、主变保护屏、线路保护屏、通讯屏安装在新位置，并调试成功后，将各出线及各主变保护及控制逐步接入新系统中的改造方式。这样既保证了新旧设备的交接，又最大可能的减少了停电时间。

2 本次改造中应注意的技术措施

本次改造中主要的难点在于改造过程中新旧设备交叉运行。要重点考虑改造设备和未改造设备的各种电源的衔接。保证旧设备改造时。未改造设备能可靠运行。改造10 kV柜控制电缆时。控制电源、合闸电源、预告电源及10 kV电压等控制电缆带电，工作时要戴好绝缘手套和绝缘靴。需要撤下和撤掉的电缆一定要先逐一核实无误后用绝缘胶布包好方可进行，防止触及柜体发生接地现象。需要两颗电缆连接时，要连接牢同。每个间隔改造完毕后，要仔细检查所涉及新旧控制电缆是否正确，并逐一核实。

3 35 kV变电站综合自动化改造步骤

1）根据变电站现场情况，绘制主变保护测控柜电气设计图；35 kV线路保护测控柜电气设计图；6 kV线路电容器保护测控柜电气设计图；公用测控柜电气设计图。设计图内容主要有：过电流保护，三相一次重合闸，低周减载，低压减载。3路电压、3路电流（测量CT）及P、Q、CosΦ等电量测量，遥测测量误差：0.5％，开关量输人，脉冲量输入，AC 220 V供电，本体重瓦斯跳闸，本体重／轻瓦斯信号、变压器超温信号等功能。

2）根据设计图订制保护柜，要求有：①每个保护装置都设有就地出口硬压板和保护出口软压板；②操作方式具备站内微机、调度中心远方操作、站内设备的就地操作相互闭锁功能；③系统具有远方维护

功能。

3）按35 kV变电站一次设备分布式配置，保护全部采用微机保护，保护测控装置集中在主控制室内。各保护单元相对独立，能独立完成其保护功能，并通过通讯接口向监控系统传送保护信息。

4）计量：保护采用不同的电流互感器，分别是测量CT和保护CT，保护的功能独立于监控系统的功能；保护装置全部具有多套定值。

5）对开关的控制由保护完成。传统的系统对开关的手动控制是由控制屏完成的，这样对开关的控制接线重复，增加了现场的电缆接线。在本系统中对开关的手动控制是由各开关所接的保护完成。控制命令直接从现场总线发送到保护，保护接到命令后，根据预先整定的程序，如：检无压、检同期等完成对开关的控制。系统中对没有安装保护的开关和刀闸，仍由控制模块完成。

6）整个35 kV变电站综合自动化实现时间需要1个月左右。完成后空负荷试验，摇接地，测量，做各种电气试验合格后，送电。运行良好。

4 35 kV变电站综合自动化系统改造后的实现的主要功能

改造后的变电站综合自动化系统主要功能有：保护功能；所接开关的跳、合及就地与远方手动控制；交（直）流电量的采集、处理（测量CT）；电度脉冲量的采集、处理；开关量的的采集、处理；开关、刀闸的控制；事故报警与事故记录；数据采集；保护及变电站自动化信息的采集；数据预处理包括：数据统计、计算和采；控制和调节功能；事件顺序记录和事故追忆；运行报警；画面显示及人机交互操作；报表的制作、显示和打印；时钟校正；网页浏览器。

5 综合自动化系统改造效果

变电站自动化系统改造投入使用1年多以来，较好地改善了用电环境，取得了良好的效果。

1）安全性、可靠性提高，通过功能的优化设计组合，减少了外部接点，降低了故障率。截至目前，该系统已经无故障运行8 760 h，及时监测报警电气故障16次，并自动采取保护措施。

2）维护方便，装置采用微机型，全部标准化、模块化，结构简单，具有故障自诊断功能，运行中能及时发现问题，且系统接线简单，便于维护。

3）缩小占地面积，装置的硬件部分采用大规模集成电路，其结构紧凑、体积小、功能强，所获数据和信号可共享，减少了元件数量，且6 kV装置直接安装在开关柜上，节省大量控制电缆和屏柜，减少占地面积，改造后，开关柜数量减少为6个，截至目前，降低材料成本和维护成本共计4.6万多元。

4）实时计算和控制水平提高，现场装置自动采集信号量和测量量，完整准确，而且微机装置和后台系统可以实时计算、分析、处理数据。该系统可自动控制，还可由值班员通过微机进行操作控制；具有远控功能，检测到的工况和运行数据实时送往调度中心，可远方控制，从而提高了计算控制水平。

5）微机和数据库的使用提高了变电站运行管理的自动化水平，系统的自动化及远动功能为变电站实现无人值班提供了可靠的技术条件。

6 结束语

35 kV变电站微机综合自动化系统的应用是供电系统一次有意义的技术提升尝试，目前该系统运行稳定可靠，在先进技术不断发展的今天，变电站综合自动化系统在公司供电中，以其系统化、标准化和面向未来的概念正逐步取代繁琐而复杂的传统控制保护系统。综合自动化系统在35 kV变电站的应用推广，必将对提高变电站安全、稳定、可靠运行以及降低运行维护成本等起到深远的影响。

参考文献

[1]杨奇逊.变电站综合自动化技术发展趋势[M].电力系统自动化,1995.

[2]刘健,倪建立,邓永辉.配电自动化系统[M].中国水利电力出版社,1999.

[3]黄益庄.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社,2000.

[4]丁书文.变电站综合自动化原理及应用[M].北京:中国电力出版社,2005.

8.35KV变电站用户管理协议 篇八

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：

9.35KV变电站岗位安全规程 篇九

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。

10.35KV变电站岗位安全规程 篇十

关键词：35 kV变电站；继电保护；自动化系统；配置方案；策略分析

中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0109-02

随着自动化技术的不断推广与应用，自动化技术已在电力行业得到了广泛应用，尤其是变电站。在自动化系统应用于变电站过程中，自动化继电保护成为了电力企业关注的焦点。继电保护是变电站的重要组成部分，直接影响着变电站的可靠性与安全性，以自动化系统为核心，展开继电保护配置与改进，有助于变电站的安全运行，能够推动电力行业的发展。

1 继电保护的内涵及配置方案

1.1 继电保护的内涵

继电保护是一种自动装置，当变电站电力系统运行异常或发生事故时，可确保变电站与电气设备安全运行[1]。继电保护能够有效保证供电系统的稳定性以及电气设备的安全性，是非常重要的保护手段。与此同时，继电保护还是一种应对措施，能够对电力系统进行检测，并且发出报警信号，直接将故障自动排除；继电保护还是一种设备，能够对电力系统的运行状况进行管理与监测，若发現事故，则自动将电气设备元件断开，对电路及电气设备进行保护。继电保护的主要作用就是反映变电站电气设备运行异常状态进行监测，然后有选择、自动迅速断开特定的断路器。继电保护的的基础构造是电气设备物理量的变化，基本要求为可靠性、灵敏性、选择性以及速动性。

1.2 配置方案

继电保护的配置方案主要有两种，即常规保护配置方案和集中式保护配置方案。

常规保护配置方案是根据对象进行配置的，其中常规保护包括变压器保护、馈线保护、母线保护、电容器保护以及其他的保护测控设备[2]。

常规保护配置对原来保护装置的交流量输入插件、CPU插件的模拟量处理以及I/O接口插件进行更换，分别改为数据采集光纤通信接口、通信接口处理以及GOOSE光纤通信接口，该方案使变电站继电保护实现了向数字化的过渡。常规保护配置方案的结构图，如图1所示。

集中式保护配置方案是一种新型保护概念，以光纤以外网为基础，基于IEC61850规约等一系列现代数字通信研发的。集中式保护配置方案是保护控制一体化装置，将变电站的所有信息集于一个计算机系统中，具有灵活性、可靠性以及互补性，不仅可以同时保护变电站中的多个独立设备，而且还具有控制作用[3]。具体的结构图，如图2所示。

2 35 kV变电站自动化继电保护配置分析

35 kV变电站自动化继电保护配置进行优化与改进时，其中关键环节是设备选型，设备选型的质量对整个自动化继电保护配置的可靠性有着极其重要的影响。继电保护配置在进行选型时应遵循的原则为：基于保护、监控与测控等多个方面，对系统内的冗余设备进行合理控制，保证功能能够合理分布[4]。具体包括以下内容。

2.1 采用先进主变压器保护装置

继电保护配置选型时，应对主保护与后保护被控装置进行综合考虑，所选设备应该具备遥控、遥信以及遥测主变压器两侧位置断路器的功能，并在变电站自动化运行时，能够发生一系列保护动作，如差动速断、重瓦斯与过流等。

2.2 选用保护进线开关与联络开关的线路保护装置

继电保护装置不仅要具有一般性的遥信、遥控与遥测功能，而且还要具备接地保护、限过流保护以及过负载功能。

2.3 采用保护电容器的保护装置

电容器保护是保护重点，测控装置应以其为主，采用集中补偿的方式，而且还应过电压保护以及馈线保护着手，确保电容器能够可靠、安全运行。

3 35 kV变电站的自动化继电保护策略

3.1 以质量为主，对设备质量进行严格控制，使装置的使 用性得到有效提高

在设计装置时，应该对各种外在环境的变化进行充分考虑，确保装置即使处于严寒、潮湿或高温环境下，也能保持正常工作。一方面，确定装置安全系数，即适应湿度、温度、超负荷运行结果预测以及振动系统等，且必须保证其准确性；另一方面，在进行设计时，使设备趋向标准化与简单化，即在确保可靠性的基础上，零部件越少，产品构造越简单，系统出现故障的概率就越小。

3.2 对于冗余技术，应该科学、合理运用，使安全性与可 靠性不断提升

冗余技术，又被称之为储备技术，是一种提高系统可靠性的有效手段，主要通过利用系统的并联模型来发挥作用[5]。在继电保护装置中，应该对软件、硬件、信息以及时间的冗余资源加以充分利用，使双系统保障技术得以实现，尤其针对电力系统的关键环节以及薄弱环节，必须科学、合理运用冗余技术。对于软件系统，可以正确采用信息保护技术、系统容错技术以及防火墙技术等冗余技术，从而使相关设备装置的可靠性得到保障；在设计硬件时，需要对组建级冗余结构加以正确应用；信息冗余即有效利用复杂的编码和检错与增加信息位数，从而采用奇偶检验、多重模块以及阶段表决等方式对错误进行自动纠正；时间冗余主要对装置的预测性加以有效利用，对于出现的故障，可提前发现，进行检测，使故障的恢复率得以提升。只有软件冗余、硬件冗余、信息冗余以及时间冗余相互协调、共同发展时，装置的可靠性才可得到有效保障。

3.3 对于软件给予足够的重视，不断提升软件设计的水 平，确保软件能够正常运行

软件产品在特定的时间内以及特定的条件下完成特定功能的能力，被称之为软件可靠性。在设计继电保护系统软件时，需对用户个性化需求进行综合考虑，以满足用户个性化需求为核心，设计时应遵循的原则主要包括两点，一方面应该简单，容易操作；另一方面能够有效提高运行效率，在遵循原则的基础上，正确设计算法以及处理结构。在编写代码时，应该确保科学性以及合理性，及时发现测试时出现的问题，确保数据输入与输出的一致性， 与此同时，建立并健全软件系统的自查自修功能，使软件系统的可靠性以及完整性得到保障。

3.4 加强培训，不断提高技术人员的综合素质，同时定期 展开安全检查工作

由于继电保护装置在不断发展，且更新速度很快，此外对技术有较高的要求，因此，加大对员工的培训力度，不仅要展开专业技能方面的培训，而且还要增强素质培训，在提高员工专业技术水平的同时，不断提升员工的综合素质，调动员工的工作热情，增强其工作使命感以及责任心，不断提升员工及时发现问题并解决问题的能力。

在35 kV变电站自动化继电保护时，常出现的问题是临时性停电，从而影响继电保护的正常工作，因此，维护工作者应根据临时性定点的具体情况，对整个运行系统展开定期性检查，通常定期性检查工作应至少每年进行一次。

此外，在1～2年间隔区间需要展开一次整组性试验，使继电保护运行性能能够稳定发挥出来；然后在3-4年间隔区间，对出口回路、数据采样回路等相关部分的运行性能展开检查，便于及时发现安全隐患。

4 结 语

在35 kV变电站中，提高自动化繼电保护装置的可靠性以及安全性具有非常重要的意义，本文对自动化继电保护策略展开了分析，希望有助于提高继电保护装置的安全性、高效性以及可靠性。

参考文献：

[1] 李蓉.35 kV变电站的自动化继电保护对策论述[J].中国高新技术企业， 2016，（4）.

[2] 李世保，刘兵.探析35 kV变电站的自动化继电保护策略[J].技术与市 场，2016，（2）.

[3] 杨革民.35 kV变电站自动化的继电保护对策的讨论[J].电子制作， 2013，（18）.

[4] 舒文华，冉启传.35 kV变电站的自动化继电保护对策探究[J].通讯世 界，2015，（3）.

11.35KV变电站岗位安全规程 篇十一

我国一般采用的风力发电机组的出口电压为690V,必须通过升压来达到远距离送电的目的。在风电场一般采用电缆将风力发电机接至风电专用箱式升压变压器,将电压升到40.5k V后送到风力场中心变电站,再由中心变电站进一步升压后送到电网中。由于风力发电地区的特殊性,目前使用的箱式变电站(以下简称 “箱变”)还存在很多不足,例如,保障在温度起伏较大、气候潮湿等特殊区域正常运行。因此,有效改进结构,提高其安全性能,减少检修难度,使其更好的为人们服务势在必行。

1结构改进

35KV箱变多用于户外或者风电,因此对于35k V箱变的性能有较高的技术和安全要求。为了提高35KV箱变的工作性能,可以从箱变的结构改进。高压开关柜作为箱变中最重要的单元,其安全性能不容忽视,它担负着过电流保护、过电压保护,开断和关合负载电流的作用,在设备检修时形成隔离断口并可靠接地。高压开关柜的安全检修十分重要,确保在检修时将高压开关柜内高压负荷开关的并网输出端与检修部分可靠地隔离开来。

1.1高压柜负荷开关的改进

目前,35KV箱变高压开关柜内主要使用的负荷开关绝大多数是FZRN21- 40.5D型高压真空负荷开关-- 熔断器组合电器。FZ(R)N21-40.5D/50-20型真空负荷开关- 熔断器组合电器用于交流50Hz,额定电压40.5k V的网络中,作为开断负荷电流、过载电流和短路电流之用。

FZRN21-40.5D型高压真空负荷开关-- 熔断器组合电器主要由框架、真空灭弧室、隔离开关、隔离刀闸、熔断器、接地刀闸、脱扣传动装置以及弹簧操作机构组成。隔离刀闸与真空灭弧室通过绝缘子被固定在框架上,熔断器装置在隔离刀闸背面,接地刀闸主轴直接安装在框架下面,弹簧操作机构装于框架的左侧板上, 操作方式为侧面操作。操动机构驱动开关主轴,主轴转动并用拐臂通过绝缘操作拉杆带动真空灭弧室或隔离刀闸动作,实现分闸与合闸的操作,接地刀闸与隔离刀闸通过传动连杆连在一起,操作时二者传动。

实际应用中,多采用绝缘隔板将并网输出端与检修部分隔离开来,这样的方案仍存在不足,它的联锁机构太复杂,而且检修空间非常狭小,给安装人员和检修人员带来不便,如图2-2。

对此,本文采用的改进方法是更换负荷开关,型号为FZRN21C-40.5D(C的含义为穿墙套管),它的结构与FZRN21- 40.5D型区别的地方在于它的熔断器与隔离刀闸分别安装于底架正反两面,不再合为一体,这样大大增大了检修空间,同时隔离开关在穿墙出线侧,一旦需要停电检修,隔离开关断开,和电网有一个明显的隔离断口,这时检修室不带电,可以进行安全检修,如图2-1。

通过图2-1和图2-2对比可以清楚地看到,在更换新的负荷开关前,隔离刀闸和限流熔断器是固定在一起的,通过侧面操作,使隔离刀闸的动触头和绝缘板背面的支柱绝缘子上的静触头完全接触,更换了新的负荷开关后,限流熔断器和穿墙套管上的静触头是固定的,通过后方的隔离开关来决定合闸、分闸的状态。改进前高压柜检修室检修空间较小,改进后的高压柜维修室检修空间增大。这样既节省了高压柜正面的空间,也给维修人员带来了方便。

1.2高压柜门联锁的改进

高压柜设有完善的联锁结构,以保证操作程序本身的准确性和操作者的安全, 防止失误操作,因此,高压柜的联锁至关重要。目前,高压柜联锁机构设计较为复杂,为保证安全性,需要安装绝缘板将带电体隔离,但又导致检修空间狭小,给检修人员带来很大不便。同时,绝缘板和门联锁的安装、调试费时较长,通常,一台高压柜的安装、调试需要耗时2.5个小时左右,降低了装配工人的生产效率,也给安装工作增加了难度。

箱变如果安装在某些湿度较大的风场,例如海边、山顶,负荷开关隔离刀和绝缘板之间的空气间隙易充满水气,空气间隙太小,易造成相间放电和相间短路,引发事故。若是增大绝缘板开口,检修板合上后长条孔不能完全封闭,若增大绝缘板尺寸,则需要增加动绝缘板的活动行程, 这就需要重新设计开关的联锁机构。

本文的改进方案是通过改变与新负荷FZRN21C-40.5D相配套的门联锁,使门联锁安装方便。改进前的门联锁部件组成较多,送电时柜门关上,检修板操作至分闸位置,左门联锁轴在凸轮的作用下伸出,穿进右门闭锁孔,柜门就无法打开了,保证人员安全。但这种门联锁结构复杂, 不方便操作。

为使门联锁的安装、操作更加方便, 又适用于新的负荷开关,新的门联锁采用左门压右门的方式,送电的时候,先关右门再关左门,然后操作面板,至分接地合隔离状态,联锁轴在凸轮作用下伸出锁住左门,右门自然也打不开。这样既保证了人员安全,也使门联锁简单化。改进后,新的安全性能也能得到保证。当操作至隔离分、接地合时,检修室和并网隔离端完全断开,能安全地进行检修。

2综合自动化系统装置的选择

本文研究的风电箱变采用了ISA-300综合自动化系统装置,该系统是为适应变电站自动化技术的发展要求而推出的新一代微机保护与自动化、数采控制与防误闭锁、智能设备信息采集、远动通信、保护信息管理、当地监控等功能于一体的综合自动化系统,该系统能无缝接入不同厂家的保护测控装置和其他站用智能设备,方便监视和控制变电站内各种设备的运行, 为变电站安全、经济运行提供更可靠的保证,为变电站综合自动化提供一个完整的解决方案。

2.1系统结构

该系统按结构层次可划分为站控层和间隔层两部分。站控层由若干具有特定功能角色的工作站或操作员站、远动工作站、服务器等组成,它是系统的监视控制中心、集成中心和远动联结中心。间隔层主要由各种保护装置、测控装置和保护测控一体化装置组成,它具备高标准电磁兼容功能,在恶劣环境下可长期可靠运行, 适用于各种电压等级、各种自动化设计模式的变电站。

2.2系统功能

(1)数据库的建立与维护。该装置能采集实时数据,变电站主要电气设备的参数,历史资料数据,经程序处理数据等。

(2)报警。监控后台运行中,当所采集的模拟量发生越限、数字量变位及系统自诊断故障时进行报警处理。

2.3主要技术参数

(1)环境参数

正常工作温度 :-10~55°

极限工作温度 :-20~60°

储存及运输 :-40~70°

(2)额定电气参数

频率:50Hz

交流电流:5A或者1A(额定电流IN)

交流电压:100V或者200V(额定电压UN)

交流零序电流(不接地系统电容电流):0.3A

直流工作电源:220V/110V允许偏差:±20%

继电器回路工作电压:+24V允许偏差:±2V

功耗:

交流电压回路:UN=57.7V,每相不大于0.5VA

交流电流回路:IN=5A, 每相不大于1VA

IN=1A, 每相不大于0.5VA

IN=0.3A, 每相不大于0.5VA

直流电源回路 :正常动作时,不大于15W

保护动作时,不大于25W

保护回路过载能力 :

交流电压回路:1.2倍额定电压,连续工作

交流电流回路:2倍额定电流,连续工作

10倍额定电流,允许10s

40倍额定电流,允许1s

装置经受上述的过载电流或过载电压后,绝缘性不下降。

3结束语

12.35kV兴华变电站春检报告 篇十二

1、春检时间：2011年5月15日

2、停电时间：10kV韩兴线开关，8时30分送电时间：10kV韩兴线开关，11时00分

3、操作票、工作票执行情况：1.操作票：综合令2份2.工作票：

试验所：变电站第一种工作票：1份变电站第二种工作票：变电检修工区：变电站第一种工作票：

4、设备缺陷管理：

1.66kV盘古变电站春检前上报2.现场发现设备缺陷3.试验所、变电检修工区更换设备：1.试验所：更换主变2.变电检修工区：4.其它设备缺陷：1.主接地网阻抗不合格＞

5、运行管理：

1.各种记录的填写不规范。2.倒闸操作不规范、操作票术语不规范3.倒闸操作不拿操作票执行，凭记忆进行操作4.调度下达的调度指令理解不到位。5.装设临时地线时，不进行验电1份

1份 1条设备缺陷：主接地网及避雷针接地电阻不合格5处：1）10kV电缆衍射不合格，2侧进线没有线夹，3）35kV开关、刀闸与设备连接没有线夹固定。10kV出线避雷器没有校验（其中A相避雷器已损坏）金线没有保护。

10kV侧电流表、66kV、10kV电压表压表

66kV主变加油，10kV加工厂线开关更换A相阻尼器一个，10kVPT柜更换避雷器柜更换B相铝排（乙刀闸下口与穿墙套管之间）

10Ω

.35kV侧、10kV

4），5）10kV兴A、B、C三相电

A相换绝缘油、同时

13.35KV变电站岗位安全规程 篇十三

项目简介：

建设一个稳定可靠且经济运行无人值班的的现代化矿用核心 变电站；选用新技术、新设备至关重要；

一、优化的设计：

1新建无人值班变电站应充分考虑与电网的配合，继电保护自动装置，直流（操作和控制）回路，一次设备等必须满足运行方式的要求。

使设备的性能满足变电站无人值班的要求。安装开关辅助接点，以便后台检测它的运行状态。

2继电保护及安全自动装置，无人值班变电站应选用有成熟运行经验，质量可靠，抗干扰能力强的微机型保护自动化装置。将动作信号送到集控中心，且实现远方电动复归。

3站内所有高、中、低压电气设备，包括35KV主变压器宜装设在室内，以减少维护次数，进线电源互为备用，应具有自动投切电源的装置。无人值守变电站需要图像监控系统，这是变电站达标的必要条件之一。图像监控系统可以实现远程巡视设备，发现异常运行情况。

4、完善无人值班变电站的消防，温感和防盗系统，并实现信号的远传。

二、设备选型：站内高、中压真空断路器应选用高压稀土永磁真空断路器荣获国家火炬计划项目奖，获得国家实用新型专利、国家发明专利的ZN107-40.5型永磁式户内高压真空断路器；ZN733A-12固封永磁式中压真空断路器。

三、选用理由：

1永磁操作机构合闸速度快，动作电流小无故障率低，其机械寿命是传统机构的10倍，基本达到免维护和无人值班的目的。

2、提高了设备的使用寿命及运行稳定性、减少因停电检修影响施工生产的次数，节省人力、物力及财力，远期经济效益明显。

14.35KV变电站岗位安全规程 篇十四

1 视频监控系统防雷保护方案

潜山供电公司为解决雷击对视频监控设备的破坏, 减少损失、降低维护成本。决定对管辖的8座35k V变电站视频监控系统进行防雷保护设施建设。

1.1 视频电源防雷保护

视频监控设备遭受雷击大部分原因是雷电活动时, 雷电波沿线路侵入变电站, 通过所用变的电磁感应耦合到低压侧, 使低压电源系统产生雷电过电压或强电源浪涌。雷电过电压得不到有效限制就会使低压电源系统中的电源模块击穿、损坏, 因此电源防雷保护是整个视频监控系统防雷的重点, 为此潜山供电公司决定采用最先进的四级电源防雷防护措施。

(1) 第一级电源防雷:在所用变屏低压配电盘的电源进出线端, 安装一套电源防雷器, 实现对电源的第一级防护。用来抑制吸收该电源线上所产生并传导的感应雷电或系统操作过电压, 保护视频监控系统交流电源。

(2) 第二级电源防雷:安装在视频机柜里UPS电源前端, 作为次级防雷器。可用来抑制吸收第一级防雷器的残余电压或系统操作过电压。

(3) 第三级电源防雷:对视频机柜里的硬盘录像机、ICM3.0综合报警单元、协议转换器、音响空放等设备进行防雷保护。将以前使用的普通插座更换为单相电源防雷插座, 防止雷电侵入破坏。

(4) 第四级电源防雷:由于摄像机都是采用直流电源 (DC12V) 供电, 直流电源的安全稳定是视频监控系统安全稳定的基础。为防止雷电电磁脉冲对直流电源造成损害, 在逆变器的整流电源侧加装直流电源型电涌保护器, 从根本上解决雷击对直流系统的损害。

通过以上四级电源防雷的层层防护, 将雷电流最大限度地在源头上控制在允许的耐受范围之内, 以确保设备安全运行。

1.2 视频信号防雷保护

针对室外云台摄像头前端安装采用三合一防雷器, 对电源、云台控制、视频信号进行保护;而室内的枪型摄像机是采用二合一防雷器, 对电源、视频信号进行保护。摄像机通过带BNC接头的75Ω同轴电缆传输到视频机柜里的硬盘录像机。视频线进入视频机柜后, 在硬盘录像机的输入端口处, 安装视频信号组合防雷器, 防雷器就近在机柜地线汇集排上接地, 主要用来抑制吸收各视频线上所产生并传导的感应雷电, 保护硬盘录象机和摄像头。

1.3 云台控制信号线防雷保护:

球形摄像机通过云台控制信号线 (RS485) , 接受监控中心主机的控制。在信号控制线进入视频机柜后, 在控制线到硬盘录像机输入端口处, 安装控制信号防雷器, 防雷器就近在机柜地线汇集排上接地, 其主要用来抑制吸收各云台控制线上所产生并传导的感应雷电, 保护云台控制器。

1.4 防雷接地保护

在视频监控系统防雷施工中, 必须要求具备良好的接地系统, 才能确保防雷系统能有效将雷电流泄入地中, 进而保障设备与人身安全。因变电所低压用电系统所占的面积不是很大, 工作地接地环采用4×40mm扁铜带沿变电站控制室墙壁0.5m处布放成环状, 每根扁铜带用膨胀螺钉架空5~10cm铺设在地面上。将接地环用4×40mm扁铜带与直流接地引下线作焊接处理。视频机柜内设备的接地线以最短的方式直接连接到环状工作地接地环上。

2 视频监控系统防雷保护存在的问题

通过近3年多的运行, 防雷整体效果明显, 设备遭受雷击损坏率明显降低, 从而保证了视频监控系统安全、稳定、可靠运行, 但仍存在一些问题和隐患。

(1) 安装在室外云台机近端的三合一防雷器接头处氧化严重。当初对室外云台机进行防雷施工时, 由于没有合适地方安装三合一防雷器, 于是就近将防雷器安装在附近的电缆沟里, 因电缆沟潮湿阴暗, 造成防雷器两端接口处氧化比较严重, 造成视频信号比较模糊, 干扰情况比较严重, 影响视频监控效果。

15.35KV变电站岗位安全规程 篇十五

关键词：35kV；变电站；一次设备；施工

随着经济建设步入快车道，现代电网结构日趋复杂，电网容量不断扩大，电网实时传送的电量不断增多，对电网运行的可靠性要求也越来越高，而电力系统也对变电站提出了更高质量的要求。在城乡电网中，35kV变电站具有非常重要的地位，它既是一级电网中的负荷，又是下一级电网的电源[1]。变电站施工技术直接影响着变电站的经济性、安全性和可靠性，进而影响着整个电力系统的稳定运行[2]。变电站一次设备用于接收和分配高压线路的电力，是变电站电气设备的主体。因此，本文对35kV变电站的施工安装进行了分析。

1 35kV变电站一次设备安装技术分析

1.1 母线安装

对于母线安装工程来说，准备工作无疑是一项非常重要的工作，直接影响施工质量和效率，要引起施工人员和管理人员的高度重视。在进行安装工程之前，需要对所使用的工具进行校正，对于那些市面上无法买到的工具，应提前进行制作，避免因此延误工期。在从生产厂家或经销商运输到工地的途中，部分母线会出现弯曲、变形情况。如果出问题的母线数量较少，可通过施工人员手工校正的方式进行处理。若出现问题的母线数量较多，则应利用母线校正机进行处理，以确保工作效率。若需要对母线进行弯曲，可将母线放置在两个辊轴之间，在校准之后，先拧紧龙门压力丝杆，同时将平弯机的手柄慢慢压下。需要注意的是，在将手柄压下的过程中，应避免用力过猛，以确保母线不会因此而产生裂纹。

1.2 线缆安装

在进行线缆敷设时，工作人员首先要确保其弯曲半径符合施工设计图纸及有关标准、规范的要求，确保所使用电缆的规格、型号、走向和起始端清晰可辩。低温环境下，可采用通入低压电流的方式来对电缆进行预热处理，但切记不可用明火直接对电缆线进行烘烤。在敷设过程中，为了避免电缆出现扭伤或过度弯曲情况，工作人员应确保电缆弯曲率与电缆半径的比值在有关标准所允许的范围内。

1.3 变压器安装

施工之前，应根据设计图纸对预埋件的数量和位置进行确认，同时做好基础放线，对基础表面进行适当的处理。然后，要对变压器本身进行检查和核对，确保与设计图纸相符。确认完毕后，就可以进行吊装索具的制作，并根据变压器的实际重量对吊机、设备的运行路线进行预压处理，完成行走轨道的敷设。在对变压器进行吊装的过程中，应重点注意对瓷瓶和搭接部位进行保护，尤其是变压器与千斤顶所接触的部位，应该设置软垫缓冲，避免使设备受到损伤。在千斤顶受力后应先对设备重心与吊钩是否一致进行检查，若存在差异要及时进行调整，以确保吊运过程中设备的平稳。在对变压器进行拖运的过程中，应将变压器内的手拉葫芦挂在拖拉千斤绳上，沿着预先敷设的轨道将其缓缓拉入变压器室内。在整个过程中，吊机应进行必要的配送，确信妥当后，将变压器缓慢拖至基础上就位。在进行变压器安装时，施工人员应多留意高压绝缘子是否出现损伤，高压线包是否出现位移或损坏以及各个显示仪表是否齐全。在施工过程中，应避免将任何杂物落人变压器简体当中，接地须按设计要求严格执行。

1.4 断路器与隔离开关安装

在进行断路器安装之前，先要检查断路器的信号与其真实状态是否相符，操作手柄是否出现裂纹，绝缘外壳是否出现损坏等。确认合格后，先将断路器四角的固定螺丝拧下，然后将断路器绝缘外壳上盖和三相灭弧罩卸下，再按照相反的顺序进行安装并固定四角螺丝。若断路器工作正常，在合上断路器的时候，应该指示在“合”的位置；在断开断路器的时候，应该指示在“分”的位置。在安装隔离开关的过程中，应注意在运动时，联杆转动及操作机构不能存在任何转动间隙和碰撞现象，根据这一要求，在对操作机构进行安装和调整时，最好采用锥度联接方式。另外，在整个安装过程中应注意保证各支撑轴承的位置准确无误，确保连杆和操作机构不会受到除操作力之外的阻力影响。

1.5 GIS组合电器安装

GIS组合电器是将变电站内除变压器以外的一次设备，包括断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、母线、电缆终端、进出线套管等，组合成一个整体。GIS的安装质量对电网的安全稳定运行起着很重要的作用，GIS设备安装对施工工艺的各个环节都有着极为严格的要求，任何一个小的疏忽，都有可能导致严重的后果。GIS室的宽度应该与GIS设备的宽度和通道宽度相适应，同时充分考虑电缆敷设、架空线走向以及控制、续点保护盘的布置等因素。GIS室内必须装设通风设备，通风量是GIS室空间体积的3～5倍。为了防止SF6气体泄漏，母线管法兰在连接时的垂直误差不应该超过0.5mm，基础预埋槽钢之间的水平误差不应该超过2mm。GIS设备主线应按可靠性、灵活性及经济性的原则进行选择，由于GIS设备具有故障少、检修周期长、运行可靠性高等优点，其主线可以进行简化。例如110kV和220kV配电装置可以不用旁路母线，因为GIS设备发生故障气室的SF6气体全部排放完毕。同时GIS设备的主接线宜采用分段的接线方式，这样能避免局部故障造成母线全停，而扩大故障范围。

2 35kV变电站一次设备安装质量控制

2.1 建立完善的一次设备质量管理体系

对电气设备的安装质量控制，首先安装人员和管理人员要改变传统的观念，要对安装进行长远的规划，建立完善的质量管理体系。确保安装过程中的质量要求符合其运行标准，以促进企业健康发展。总之，构建质量体系是保证电气一次设备安装质量的前提。

2.2 确保施工图纸的正确性

施工前的准备包括检查设备的稳定性，确保图纸的正确性。由于整个安装过程都要参照图纸进行，这就要求安装人员熟悉安装流程，根据安装流程对图纸进行适当的调整。对图纸中的质量要求重点部位进行全面的说明，同时要确保施工材料的正确和完整。技术交底时，需明确施工细节，确保设备安装的顺利进行。对于电气安装过程，还要明确每个人的责任，做到每个程序都有人负责，一旦出现问题可以将责任落实到人。

2.3设备安装过程重点关注的问题

要保证电气设备安装质量，不但要遵守相关制度，还要注意一些细节。如设备的搬运、企业人员的素质等。企业应注重员工技能水平和综合素质的提高。对企业人员进行适当的培训，以保证其能够遵守操作流程。在电气设备安装过程中，仪表的安装也十分重要，由于电气安装过程涉及多个仪表，因此必须保证仪表安装过程的平衡性，并且在其它设备安装工程中，防止其对仪表造成损害。保证仪表和设备或与线路管道之间的连接受力均匀，防止外力对仪表准确度造成影响。对于线路管路的安装和连接，需在穿线前对设备进行吹扫，以消除管内异物。并且还要保证设备在干燥的环境中安装，如必须在潮湿环境中进行安装，必须确保其密封性。

3 结语

加强变电站一次设备施工安装环节的控制，可以确保安装质量。在笔者参与的35kV变电站工程施工中，采用这些控制方法，都取得了比较好的成效，因此笔者相信注重细节的把握，严格质量控制，对变电站的施工安装是非常有帮助的。

参考文献：

[1] 胡菊香.阐述35KV变电站安装施工中的质量控制[J].科技与生活，2010（18）：57-58.

16.35KV变电站岗位安全规程 篇十六

1概述

1.1编制目的 1.2编制依据

1.3工程概况

2工程强制性条文实施领导小组

2.1实施领导小组

2.2职责

3工程强制性条文的宣贯培训

4工程强制性条文的实施 1概述

1.1编制目的 为贯彻落实国家电网科〔2009〕642号关于《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》通知的要求强化电力建设贯彻执行国家质量安全法律法规和强制性技术标准力度确保本工程施工质量安全特编制此文件。

1.2编制依据 1.2.1《工程建设强制性条文》2009 1.2.2《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》第3部分变电站建筑工程施工。

1.2.3《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》第5部分变电站电气工程施工

1.2.4《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》第8部分输变电工程施工安全

1.2.5《布尔陶亥35KV变电站工程施工组织设计》

1.2.6《电气装置安装工程施工及验收规范》汇编

1.2.7《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006

1.2.8《电力建设安全工作规程变电所部分》DL5009.3-1997 1.2.9《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300—2001 1.2.10《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB50202—2002 1.2.11《施工现场临时用电安全技术规范》JGJ46—2005 2工程强制性条文实施领导小组

2.1实施领导小组

项目部成立强制性条文实施领导小组负责工程强制性条文的计划编制、培训、实施落实、检查和记录工作。

组长：杨富宽

组员

2.2职责 组长全面负责组织强制性条文在项目部的宣贯、培训、策划、实施和检查等管理工作确保强制性条文在工程施工中得到落实执行。项目部质量、安全员、技术员负责项目部强制性条文的宣贯具体组织施工过程对各施工队执行强制性条文的监督检查、整改和记录工作。施工队负责人负责组织施工队各专业班组对强制性条文的技术交底、实施和自查。

3.工程强制性条文的宣贯培训 工程项目部组织进行《强制性条文》的专项培训增进对条文内容的理解提高员工执行工程强制性条文的自觉性。工程开工或施工队进场后组织管理和施工骨干人员进行强制性条文的宣贯和培训从学习《建设工程质量管理条例》、《建设工程安全生产管理条例》入 手结合各个专业的强制性条文进行宣贯和学习必要时培训后进行考核或考试。通过学习要使员工理解《强制性条文》是作为《条例》的延伸和补充从技术的角度来保证建设工程的质量同样具备某些法律的属性即一经查出违反《强制性条文》不管是否发生工程质量事故都要追究责任。通过学习使各级人员明确在工程实施《强制性条文》中的职责和任务。学习中应强调《强制性条文》项目和内容不会是一成不变的它通过有关强制性标准的修订而不断更变。强制性条文的内容每年可能有所变化因此在培训和实施中应注意其时效性。《强制性条文》的宣贯由项目部组织进行《强制性条文》各条款及内容的学习由项目部或各专业施工队组织进行。

4.工程强制性条文的实施 强制性条文内容涉及各专业的验收规范、安全工作规程的有关条款。在工程施工过程中贯彻执行强制性条文紧紧围绕“策划——实施——检查——记录”的程序进行。

4.1强制性条文实施策划 为了全面落实执行《强制性条文》提高《强制性条文》的实施效果在编制《工程施工组织设计》、《工程安全文明施工实施细则》、“施工技术交底”中应专立条款明确执行“强制性条文”的具体项目和内容。

4.2变电站土建工程强制性条文实施内容 根据收集汇总变电站土建工程执行《强制性条文》的具体项目和内容如下

1施工质量

1.1总则 《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300—2001:3.0.3建筑工程施工质量应按下列要求进行验收建筑工程施工质量应符合本标准和相关专业验收规范的规定。建筑工程施工应符合工程勘察、设计文件的要求。参加工程施工质量验收的各方人员应具备规定的资格。工程质量的验收均应在施工单位自行检查评定的基础上进行。隐蔽工程在隐蔽前应由施工单位通知有关单位进行验收并应形成验收文件。

涉及结构安全的试块、试件以及有关材料应按规定进行见证取样检测。

检验批的质量应按主控项目和一般项目验收。

对涉及结构安全和使用功能的重要分部工程应进行抽样检测。承担见证取样检测及有关结构安全检测的单位应具有相应资质。

工程的观感质量应由验收人员通过现场检查并应共同确认。《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300—2001:5.0.4 单位子单位工程质量验收合格应符合下列规定

单位子单位工程所含分部子分部工程的质量均应验收合格。质量控制资料应完整。单位子单位工程所含分部工程有关安全和功能的检测资料应完整。主要功能项目的抽查结果应符合相关专业质量验收规范的规定。观感质量验收应符合要求。《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300—2001:5.0.7 通过返修或加固处理仍不能满足安全使用要求的分部工程、单位子单位工程严禁验收。《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300—2001:6.0.3 单位工程完工后施工单位应自行组织有关人员进行检查评定并向建设单位提交工程验收报告。《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300—2001:6.0.4 建设单位收到工程验收报告后应由建设单位项目负责人组织施工含分包单位、设计、监理等单位项目负责人进行单位子单位工程验收。《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300—2001:6.0.7 单位工程质量验收合格后建设单位应在规定时间内将工程竣工验收报告和有关文件报建设行政管理部门备案。

1.2.边坡、基坑支护 《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB 50202—2002: 1.2.1 土方开挖的顺序、方法必须与设计工况相一致并遵循“开槽支撑先撑后挖分层开挖严禁超挖”的原则。

1.2.2 基坑槽、管沟土方工程验收必须确保支护结构安全和周围环境安全为前提。当设计有指标时以设计要求为依据如无设计指标时应按表1-1的规定执行。基坑变形的监控值cm 表1-1 基坑类别 围护结构墙顶位移 围护结构墙体最大位移 地面最大沉降 监控值 监控值 监控值 一级基坑 3 5 3 二级基坑 6 8 6 三级基坑 8 10 10 注1 符合下列情况之一为一级基坑

1重要工程或支护结构做主体结构的一部分

2开挖深度大于10m

3与临近建筑物重要设施的距离在开挖深度以内的基坑

4基坑范围内有历史文物、近代优秀建筑、重要管线等需严加保护的基坑。三级基坑为开挖深度小于7m且周围环境无特别要求时的基坑。除一级和三级外的基坑属二级基坑。当周围已有的设施有特殊要求时尚应符合这些要求。《建筑基坑支护技术规程》JGJl20—99: 3.7.2 基坑边界周围地面应设排水沟对坡顶、坡面、坡脚采取降排水措施。3.7.3 基坑周边严禁超堆荷载。3.7.5 基坑开挖过程中应采取措施防止碰撞支护结构、工程桩或扰动基底原状土。

1.3 混凝土工程 1.3.1基本规定 《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204—2002: 1.3.1.1 当钢筋的品种、级别或规格需作变更时应办理设计变更文件。

1.3.1.2混凝土中掺用外加剂的质量及应用技术应符合现行国家标准《混凝土外加剂》GB 8076、《混凝土外加剂应用技术规范》GB50119等和有关环境保护的规定。

1.3.2模板工程 《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204—2002:

1.3.2.1 模板及其支架应根据工程结构形式、荷载大小、地基土类别、施工设 备和材料供应等条件进行设计。模板及其支架应具有足够的承载能力、刚度和稳定性能可靠地承受浇筑混凝土的重量、侧压力以及施工荷载。

1.3.2.2模板及其支架拆除的顺序及安全措施应按施工技术方案执行。

1.3.3 钢筋工程 《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204—2002: 1.3.3.1 钢筋进场时应按现行国家标准《钢筋混凝土用热轧带肋钢筋》GBl499等的规定抽取试件作力学性能检验其质量必须符合有关标准的规定。

1.3.3.2 对有抗震设防要求的框架结构其纵向受力钢筋的强度应满足设计要求当设计无具体要求时对一、二级抗震等级检验所得的强度实测值应符合下列规定 1 钢筋的抗拉强度实测值与屈服强度实测值的比值不应小于1.25 钢筋的屈服强度实测值与强度标准值的比值不应大于1.3。5.5.1 钢筋安装时受力钢筋的品种、级别、规格和数量必须符合设计要求。

1.3.4 混凝土工程 《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204—2002:

1.3.4.1 水泥进场时应对其品种、级别、包装或散装仓号、出厂日期等进行检查并应对其强度、安定性及其他必要的性能指标进行复验其质量必须符合现行国家标准《硅酸盐水泥、普通硅酸盐水泥》GBl75等的规定。当在使用中对水泥质量有怀疑或水泥出厂超过三个月快硬硅酸盐水泥超过一个月时应进行复验并按复验结果使用。钢筋混凝土结构、预应力混凝土结构中严禁使用含氯化物的水泥。

1.3.4.2 混凝土的强度等级必须符合设计要求。用于检查结构构件混凝土强度 的试件应在混凝土的浇筑地点随机抽取。取样与试件留置应符合下列规定 1每拌制100盘且不超过100m3的同配合比的混凝土取样不得少于一次 2每工作班拌制的同一配合比的混凝土不足100盘时取样不得1少于一次 3当一次连续浇筑超过1000m3时同一配合比的混凝土每200m3取样不得少于一次 4用于不同楼层的同一配合比的混凝土取样不得少于一次 5每次取样应至少留置一组标准养护试件同条件养护试件的留置组数应根据实际需要确定。

1.3.4.3 现浇结构的外观质量不应有严重缺陷。

1.3.4.4 现浇结构不应有影响结构性能和使用功能的尺寸偏差。混凝土设备基础不应有影响结构性能和设备安装的尺寸偏差。《普通混凝土配合比设计规程》JGJ55—2000: 1.3.4.5 进行抗渗混凝土配合比设计时尚应增加抗渗性能试验。

1.3.4.6 进行抗冻混凝土配合比设计时尚应增加抗冻融性能试验。《普通混凝土用砂、石质量及检验方法标准》JGJ52—2006 1.3.4.7 对于长期处于潮湿环境的重要混凝土结构所用的砂、石应进行碱活性检验。

1.3.4.8 砂中氯离子含量应符合下列规定: 1 对钢筋混凝土用砂其氯离子含量不应大于0.06以干砂的质量百分率计

1.3.4.9 严禁使用对人体产生危害、对环境产生污染的外加剂。1.5砌体工程

1.5.1 砌筑砂浆 《砌体工程施工质量验收规范》GB 50203—2002 1.5.1.1 水泥进场使用前应分批对其强度、安定性进行复验。检验批应以同一生产厂家、同一编号为一批。当在使用中对水泥质量有怀疑或水泥出厂超过三个月快硬硅酸盐水泥超过一个月时应复查试验并按其结果使用。不同品种的水泥不得混合使用。1.5.1.2 凡在砂浆中掺人有机塑化剂、早强剂、缓凝剂、防冻剂等应经检验和试配符合要求后方可使用。有机塑化剂应有砌体强度的型式检验报告。《砌筑砂浆配合比设计规程》JGJ 98—2000

1.5.1.3 掺加料应符合下列规定 1 严禁使用脱水硬化的石灰膏。

1.5.1.4 砌筑砂浆稠度、分层度、试配抗压强度必须同时符合要求。

1.5.1.5 砌筑砂浆的分层度不得大于30mm。

1.5.2 砖砌体工程 《砌体工程施工质量验收规范》GB 50203—2002 1.5.2.1 砖和砂浆的强度等级必须符合设计要求。

1.5.2.2 砖砌体的转角处和交接处应同时砌筑严禁无可靠措施的内外墙分砌施工。对不能同时砌筑而又必须留置的临时间断处应砌成斜槎斜槎水平投影长度不应小于高度的2/3。

1.6防水工程

1.6.1《屋面工程质量验收规范》GB50207—2002 1.6.1.1 屋面工程所采用的防水、保温隔热材料应有产品合格证书和性能检测报告材料的品种、规格、性能等应符合现行国家产品标准和设计要求。

1.6.1.2 屋面含天沟、檐沟找平层的排水坡度必须符合设计要求。1.6.1.3 保温层的含水率必须符合设计要求。

1.6.1.4 卷材防水层不得有渗漏或积水现象。

1.6.1.5 涂膜防水层不得有渗漏或积水现象。

1.6.1.6 细石混凝土防水层不得有渗漏或积水现象。

1.6.1.7 密封材料嵌填必须密实、连续、饱满粘结牢固无气泡、开裂、脱落等缺陷。

1.6.1.8平瓦必须铺置牢固。地震设防地区或坡度大于50的屋面应采取固定加强措施。

1.6.1.9 金属板材的连接和密封处理必须符合设计要求不得有渗漏现象。

1.6.1.10 架空隔热制品的质量必须符合设计要求严禁有断裂和露筋等缺陷。

1.6.1.11 天沟、檐沟、檐口、水落口、泛水、变形缝和伸出屋面管道的防水构造必须符合设计要求。

1.7 《建筑地面工程施工质量验收规范》GB50209—2002 1.7.1 建筑地面工程采用的材料应按设计要求和本规范的规定选用并应符合国家标准的规定进场材料应有中文质量合格证明文件、规格、型号及性能检测报告对重要材料应有复验报告。

1.7.2 有防水要求的建筑地面工程铺设前必须对立管、套管和地漏与楼板节点之间进行密封处理排水坡度应符合设计要求。

1.7.3 厕浴间和有防水要求的建筑地面必须设置防水隔离层。楼层结构必须采用现浇混凝土或整块预制混凝土板混凝土强度等级不应小于C20楼板四周除门洞外应做混凝土翻边其高度不应小于120mm。施工时结构层标高和预留孔洞位置应准确严禁乱凿洞。

1.7.4 防水隔离层严禁渗漏坡向应正确、排水通畅。

1.7.5 不发火防爆的面层采用的碎石应选用大理石、白云石或其他石料加工而成并以金属或石料撞击时不发生火花为合格砂应质地坚硬、表面粗糙其粒径宜为0.155mm含泥量不应大于3有机物含量不应大于0.5水泥应采用普通硅酸盐水泥其强度等级不应小于32.5面层分格的嵌条应采用不发生火花的材料配制。配制时应随时检查不得混入金属或其他易发生火花的杂质。《建筑装饰装修工程质量验收规范》GB 50210—200l 1.7.6 建筑装饰装修工程必须进行设计并出具完整的施工图设计文件。

1.7.7 建筑装饰装修工程设计必须保证建筑物的结构安全和主要使用功能。当涉及主体和承重结构改动或增加荷载时必须由原结构设计单位或具备相应资质的设计单位核查有关原始资料对既有建筑结构的安全性进行核验、确认。

1.7.8 建筑装饰装修工程所用材料应符合国家有关建筑装饰装修材料有害物质限量标准的规定。

1.7.9 建筑装饰装修工程所使用的材料应按设计要求进行防火、防腐和防虫处理。

1.7.10 建筑装饰装修工程施工中严禁违反设计文件擅自改动建筑主体、承重结构或主要使用功能严禁未经设计确认和有关部门批准擅自拆改水、暖、电、燃气、通讯等配套设施。

1.7.11 施工单位应遵守有关环境保护的法律法规并应采取有效措施控制施工现场的各种粉尘、废气、废弃物、噪声、振动等对周围环境造成的污染和危害。

1.7.12 外墙和顶棚的抹灰层与基层之间及各抹灰层之间必须粘结牢固。

1.7.13建筑外门窗的安装必须牢固。在砌体上安装门窗严禁用射钉固定。

1.7.14 重型灯具、电扇及其他重型设备严禁安装在吊顶工程的龙骨上。

1.7.15 饰面板安装工程的预埋件或后置埋件、连接件的数量、规格、位置、连接方法和防腐处理必须符合设计要求。后置埋件的现场拉拔强度必须符合设计要求。饰面板安装必须牢固。

1.7.16 饰面砖粘贴必须牢固。

1.7.1 7 护栏高度、栏杆间距、安装位置必须符合设计要求。护栏安装必须牢固。

2施工安全

2.1临时用电 《施工现场临时用电安全技术规范》JGJ46—2005 1.0.3 建筑施工现场临时用电工程专用的电源中性点直接接地的220/380V三相四线制低压电力系统必须符合下列规定 1采用三级配电系统 2采用TN-S接零保护系统

3采用二级漏电保护系统。

3.1.4 临时用电组织设计变更时必须履行“编制、审核、批准”程序由电气工程技术人员组织编制经相关部门审核及具有法人资格企业的技术负责人批准后实施。变更用电组织设计时应补充有关图纸资料。

3.1.5 临时用电工程必须经编制、审核、批准部门和使用单位共同验收合格后 方可投入使用。

4.1.2 在建工程含脚手架具的外侧边缘与外电架空线路的边线之间必须保持安全操作距离。最小安全操作距离应不小于表4.1.2所列数值。在建筑工程含脚手架具的外侧边缘与外电架空线路的 边线之间的最小安全操作距离 表4.1.2 外电线路电压 1kV以下 110kV 35110kV 154220kV 330500kV 最小安全操作距离m 4 6 8 10 15 注上、下脚手架的斜道严禁搭设在有外电线路的一侧。4.1.3 施工现场的机动车道与外电架空线路交叉时架空线路的最低点与路面的垂直距离应不小于表3.1.3所列数值。施工现场的机动车道与外电架空线路交叉时的最小垂直距离 表4.1.3 外电线路电压 1kV以下35kV 最小垂直距离m 6 7 7 4.1.4 旋转臂架式起重机的任何部位或被吊物边缘与10kV以下的架空线路边线最小水平距离不得小于2m。

4.1.5 施工现场开挖非热管道沟槽的边缘与埋地外电缆沟槽边缘之间的距离不得小于0.5m。5.1.1 在施工现场专用变压器的供电的TN-S接零保护系统中电气设备的金属外壳必须与保护零线连接。保护零线应由工作接地线、配电室总配电箱电源侧零线或总漏电保护器电源侧零线处引出。

5.1.2 当施工现场与外电线路共用同一供电系统时电气设备的接地、接零保护与原系统保持一致。不得一部分设备作保护接零另一部分设备作保护接地。采用TN系统做保护接零时工作零线N线必须通过总漏电保护器保护零线PE线必须由电源进线零线重复接地处或总漏电保护器电源侧零线处引出形成局部TN-S接零保护系统。

5.1.10 PE线上严禁装设开关或融断器严禁通过工作电流且严禁断线。

5.3.2 TN系统中的保护零线除必须在配电室或总电源箱处做重复接地外还必须在配电系统的中间处和末端处做重复接地。在TN系统中保护零线每一处重复接地装置的接地电阻值不应大于10欧。在工地接地电阻允许达到10欧的电力系统中所有重复接地的等效电阻值不应大于10欧。

5.4.7 做防雷接地机械上的电器设备所连接的PE线必须同时做重复接地同一台机械电器设备的重复接地和机械的防雷接地可共用同一接地体但接地电阻应符合重复接地电阻值的要求。6.1.6 配电柜应装设电源隔离开关及短路、过载、漏电保护电器。电源隔离开关分断时应有明显可见分断点。6.1.8 配电柜或配电线路停电维修时应挂接地线并应悬挂“禁止合闸、有人工作”停电标志牌。停送电必须由专人负责。

7.2.1 电缆中必须包含全部工作芯线和作保护零线或保护线的芯线。需要三相四线配制电的电缆线路必须用五芯电缆。五芯电缆必须包含淡蓝、绿/黄二种颜色决缘星线。淡蓝色芯线必须用作N线绿/黄双色芯线必须用作PE线严禁混用。

7.2.3 电缆线路应采用埋地或架空敷设严禁沿地面明设并应避免机械损伤和介质腐蚀。埋地电缆路径应设方位标志。

8.1.3 每台用电设备应有各自专用的开关箱严禁用同一个开关箱直接控制二台及二台以上用电设备含插座。

8.1.11 配电箱的电器安装板上必须设N线端子板和PE线端子板.N线端子板必须与金属电器安装板绝缘PE线端子板必须与金属电器安装板做电器连接。进出线中的N线必须通过N线端子板连接PE线必须通过PE线端子板连接。

8.2.10 开关箱中漏电保护器的额定漏电动作电流应不大于30mA额定漏电动作时间应小于0.1s。使用于潮湿和有腐蚀介质场所的漏电保护器应采用防溅型产品。其额定漏电动作电流应不大于15mA额定漏电动作时间应小于0.1s。

8.2.11 总配电箱中漏电保护器的额定漏电动作电流应不大于30Ma额定漏电动作时间应大于0.1s但其额定漏电动作电流与额定漏电动作电流时间的乘积不应大于30mA·s。

8.2.15 配电箱、开关箱的电源进线端严禁采用插头和插座做动连接。

8.3.4 对配电箱开关箱进行定期维修、检查时必须将其前一级相应的电源隔离开关分闸断电并悬挂“严禁合闸、有人工作”停电标志牌严禁带电作业。

9.7.3 对混凝土搅拌机、钢筋加工机械、木工机械、盾构机械等设备进行清理、检查、维修时必须首先将其开关箱分闸断电呈现可见电源分断点并关门上锁。