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電力局繼電保護技術范文1

【關鍵詞】客戶服務；業務流程；梳理優化

2010年鄂爾多斯電業局啟動全局業務流程梳理優化工作，客戶服務中心作為重要分支之一，也進行了相關業務流程的梳理優化，特別是新裝業務流程。下面就本項目優化情況進行報告。

一、政策依據和管理要求

(一)有關文件

根據內蒙古電力公司《關于下發規范受理用電申請工作的通知》、《關于下發蒙電金牌服務行動實施方案通知》、《關于下發業擴報裝工程管理辦法（試行）的通知》、《關于下發業擴報裝價差評比活動實施方案的通知》、《關于下發內蒙古電力公司供電企業信息公開實施辦法（試行）實施方案的通知》等，鄂爾多斯電業局《關于客戶服務中心業務集中管理的通知》一系列文件要求，結合本單位實際工作進行開展。

(二)行業管理要求

1.用電業務辦理時限

(1)向用戶答復供電方案的時限，自受理用戶用電申請之日起，居民客戶不超過3個工作日，其他低壓供電客戶不超過8個工作日，高壓單電源供電客戶不超過20個工作日，高壓雙電源供電客戶不超過45個工作日；(《供電監管辦法》要求)

(2)對用戶受電工程設計文件和有關資料審核的期限，自受理之日起，低壓供電用戶不超過8個工作日，高壓供電用戶不超過20個工作日；(《供電監管辦法》要求)

(3)對用戶受電工程啟動中間檢查的期限，自接到用戶申請之日起，低壓供電用戶不超過3個工作日，高壓供電用戶不超過5個工作日；(《供電監管辦法》要求)

(4)對用戶受電工程啟動竣工檢驗的期限，自接到用戶受電裝置竣工報告和檢驗申請之日起，低壓供電用戶不超過5個工作日，高壓供電用戶不超過7個工作日；(《供電監管辦法》要求)

(5)給用戶裝表接電的期限，自受電裝置檢驗合格并辦結相關手續之日起，居民用戶不超過3個工作日，其他低壓供電用戶不超過5個工作日，高壓供電用戶不超過7個工作日。(《供電監管辦法》要求)

二、問題的分析和提出

(一)傳統業務流程分散管理，不利于一口對外。由于鄂爾多斯地區地域廣闊，二級單位分布很散，傳統的業務報裝都實行分級管理模式，各自為政，十分不利于推行統一的客戶服務標準和業務流程，對于兌現國網公司“客戶服務工作標準”承諾有一定的障礙。

(二)缺乏統一的處理工作平臺，業務統計和技術總結工作不到位。由于管理模式的不統一，業務流程的隨意性大，全局對各二級單位的業擴管理工作處于半失控狀態，業務數據不全，很難及時反映企業動態。

三、優化思路和新模式

(一)用電業務程序

辦理新裝、增容(增加容量)用電：

凡屬鄂爾多斯市區范圍內的新裝、增容20千瓦及以上的用電業務，客戶應到我局客戶服務中心大廳辦理(地址：康巴什新區烏蘭木倫街電業局D座客戶服務大廳)。客戶在申請新裝、增容用電業務時，須提供用電工程項目的批準文件及相關的用電資料，包括：用電地點、電力用途、用電性質、用電設備清單、用電負荷、保安電力、用電規劃等，并依照供電局規定的格式如實填寫用電申請表及辦理所需手續。

四、運行效果

(一)流轉時間縮短。以10千伏高壓報裝工程為例，經實際測算，全部業務結束平均約為180天，比國網平均210天縮短約30天，大大提高了業務流轉速度，切實提高了業務服務水平。日常工作進行及時反饋，使得工作可控在控，形成閉環管理。

電力局繼電保護技術范文2

【關鍵詞】220kV變電站；污閃；繼電保護；動作分析；高頻保護；單相故障

概述

繼電保護裝置是保障電力設備安全和電力系統穩定的最基本、最重要和最有效的技術手段。繼電保護裝置的正確動作關系到電力系統的安全穩定運行。消滅和減少繼電保護的不正確動作是一項長期而艱巨的任務，除了認真執行規程和反思外，學習已有事故的處理方法和分析思路是非常有效的途徑。

一、事故經過

2000年10月，某電力局的一座110kV變電站＃1主變兩側開關因故動作跳閘。根據值班人員反映，當時是由于某10kV線路速斷保護動作跳閘，重合成功后＃1主變保護動作，跳開主變兩側開關。后經該局技術人員現場調試、檢查時發現：

(1)1主變110kV復合電壓閉鎖過流保護回路的A相電流繼電器(1LJ，DL－21C型)接點卡滯不能返回。

(2)110kV復合電壓閉鎖回路的電壓繼電器有一線圈斷線(YJ)，從而引起110kV復合電壓繼電器失壓，常閉接點閉合，起動了110kV復合電壓閉鎖中間繼電器YZJ，使到YZJ中間繼電器的常開接點閉合，從而起動跳閘回路。

(3)另外，中央信號系統回路中的＋XM正電源熔斷器熔斷使到開關跳閘時事故信號裝置喇叭不響。通過更換110kV復合電壓閉鎖過流保護的電流、電壓繼電器及處理中央信號系統的電源熔斷器后系統正常。經過試驗合格，并送電成功。

二、事故的原因分析

通過該局技術人員的調試和綜合事故現場的檢查情況分析，該局技術人員一致認為造成主變復合電壓過流保護誤動作的原因是：電壓繼電器線圈斷線致其常閉接點閉合，使啟動回路處于預備狀態，10kV線路故障引起電流繼電器動作，由于電流繼電器動作不能返回而使整個跳閘回路導通，經整定時間1秒后，跳主變兩側開關。造成電流繼電器不能返回的原因：電流繼電器動、靜觸點觸頭間有些錯位(檢驗規程要求動斷觸點閉合時，動觸點距靜觸點邊緣不小于1.5mm)，加上機械彈簧反作用力不足，造成繼電器動作不能返回而導通跳閘回路。

造成電壓繼電器斷線原因在于繼電器線圈的導線較細，而且，又處于長期帶電運行狀態，較為容易引起斷線。

1、變電站保護動作分析

事故引起變電站失壓,后果嚴重。經事故現場檢查,高壓室出線電纜頭短路引起變電站10kV上排Ⅰ,Ⅱ線F11,F20開關保護裝置動作是正確的。由于10kV上排Ⅰ線F11開關輔助接點燒熔,造成跳閘線圈燒毀,故障電流無法切除,引起2號主變、3號主變10kV側后備過流保護動作使10kV分段開關513,512跳閘。保護裝置動作是正確的。而變電站110kVⅡ線124開關保護越級跳閘是錯誤的。分析微機錄波圖也證明了這點。

2、變電站110kV開關跳閘分析

10:39:30,在故障前0102s時110kV三相電壓波形有些變形,幅值沒變。在0103s時110kV三相電壓正常,110kV南莊Ⅱ線124開關三相電流A相基本沒變,B相電流118kA(已折合到10kV側),C相電流213kA(已折合到10kV側)。再經過0137s后三相電壓電流恢復正常狀態。10:39:34,開始時110kV三相電壓波形、幅值沒變。110kVⅡ線124 開關三相電流:C相電流恢復正常、A相電流118kA(已折算到10kV側)、B相電流213kA(已折算到10kV側)。在013s后110kV三相電壓正常,三相電流同時升到213kA(已折算到10kV側),延時到717s。

從上述情況看:電流值為213kA未達到主變10kV側后備過流保護動作定值。另從南郊變電站110kV南莊Ⅱ線124開關微機保護打印報告分析,在10:39:31到C相電流最大幅值折算到10kV側的電流為21857kA。在這里2號、3號主變壓器10kV側后備過流整定值:動作值21965kA,216s跳10kV分段;3s跳主變壓器變低。從故障開始到發展成三相電流同時升到213kA(已折算到10kV側)的時間合計約12s。10kV上排高壓室出線電纜頭短路故障是發展性的,在10:39:30開始處于小波動直到10:39:43。110kV南莊Ⅱ線124開關微機保護打印報告的分析在10:39:43也就是短路故障持續了13s,A相電流最大幅值(折算到10kV側)為51419kA,達到整定值,2號、3號主變壓器10kV側后備過流保護動作后,時間繼電器的滑動接點216s將10kV分段開關512,513跳閘(合計時間為1516s)。時間繼電器的終止接點未滑到3s時(合計時間為16s)已由變電站110kV南莊Ⅱ線124開關跳閘。電站110kV124開關微機保護WXBO11型裝置原理及打印報告分析打印報告顯示在15590 ms3ZKJCK阻抗距離Ⅲ段出口跳閘。在0采樣點后2個周期,電流較小,阻抗不在Ⅲ段范圍,在9340采樣點后電流比前面增大許多,計算阻抗處于臨界Ⅲ段,反復計算。當先判斷在Ⅲ段內,后又到Ⅲ段外時,Ⅲ段延時清零。在計算結果為阻抗在Ⅲ段內時,延時出口將重新計時,造成在15590msⅢ段出口跳閘。

從微機保護原理分析保護動作本身不存在問題,只有重新核算本線路保護整定值,原微機保護WXBO11型的距離保護整定值:相間距離Ⅲ段電抗分量定值XX3為6168,而阻抗特性電阻分量的大定值RL也為6168。根據廠家整定要求,RL值用于啟動元件動作后的正常Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ段及靜穩破壞檢測的Ⅲ段阻抗元件,RL值既要考慮反應電阻的能力, 又應躲過最大負荷時的最小阻抗。

三、事故所暴露的問題

1、試驗人員在預防性試驗時責任心不強，每年的預試只重視對單只繼電器的技術數據及整組進行試驗，疏忽了對繼電器機械部分的檢查。

2、此次事故也暴露了“四統一”繼電保護存在不少的缺陷，如接點較多，當某一接點出現問題時，容易引起誤動作。長期帶電運行的繼電器容易損壞。

3、加強繼電保護整定的管理。110kV微機保護整定工作是一項細致和認真的工作,對于定值單中的每一個項目都要準確計算認真復核,確保不能出錯。本次故障就是由于RL值整定不正確引起的。

4、加強對開關機構維護和選型。跳閘開關F11由于輔助接點維護不到位,運行中產生損壞未及時發現,引起事故擴大。

四、今后應采取的措施

1、加強對試驗人員的責任心教育，工作中必須認真、細致。

2、繼電器試驗時必須嚴格按規程要求檢查機械部分，并在每年的試驗報告中反映檢查結果情況。以后對DL－20C系列繼電器的機械部分須重點檢查以下幾個方面：

(1)檢查舌片與電磁鐵的間隙。舌片初始位置時的角度α應在77°～88°范圍內；(2)調整彈簧。彈簧的平面要求應與軸嚴格垂直；彈簧由起始角轉至刻度盤最大位置時，層間間隙應均勻；(3)檢查并調整觸點。觸點應清潔，無受熏或燒焦等現象。動斷觸點閉合時，觸點應正對動觸點距靜觸點邊緣不小于1.5mm，限制片與接觸片的間隙不大于0.3mm。

3、運行人員對運行中的閉鎖回路繼電器與出口中間繼電器的位置情況進行定期檢查，發現異常，立即處理，使事故防范于未然。

4、今后在對繼電保護裝置進行技改或新設計時，建議采用微機保護，減少因觸點問題而造成的誤動作事故的發生。

電力局繼電保護技術范文3

關鍵詞：電網調度；危險點預控；繼電保護整定；電網事故

中圖分類號：TM734

文獻標識碼：A

文章編號：1009-2374（2012）16-0119-02

電網調度過程實際上就是電網系統的指揮、協調、指導及組織的過程，是一個重要的保證電網安全經濟運行的手段。工作人員需根據電網實際運行方式以及運行需要開展電網調度工作，指導變電運行人員進行相關的倒閘操控，實際上，工作中還必須對意外情況有所準備，盡量使電網運行保持正常狀態。在電力生產工作所有環節中，電網調度重要性位居首位。

1　調度工作的主要危險點及其特點

在電網調度中容易導致人為失誤事故的潛伏點也就是我們平常所說的危險點。如調度指令時無人監護引起調度事故；由于考慮安排不當，在倒閘操作時誤甩負荷；調度指令編制錯誤；誤下操作命令；不按規定處理電網突發事故等等。

電網調度工作涉及的人員層次復雜，既包括計劃編制人員和保護及運方校核人員，又包括審核的班長和主管的領導，一旦調度發生失誤，這些人都負有相關責任。值班人員雖不直接接觸相關設備，但他們通過變電運行人員執行調度指令，一個失誤的調度指令被下達后，不具有直觀性，不易被覺察。同時，調度室值班人員的分配通常兩人一班，且二人工作獨立性較強，如果某一方出現不安全因素或行為，對方不易察覺，造成二人相互監督失控。事故發生后，值班調度員自己通常不會存在人生安全問題，但卻會對變電操作人員和設備檢修人員的人身安全構成嚴重威脅，也影響到整個電網的正常運行。

2　電網調度中危險點預控措施

2.1　加強電網設備檢修計劃編制危險點預控

檢修計劃中危險點主要有：由于檢修計劃本身欠合理性，導致了停電次數較多，而且大多可以避免；工作人員一開始沒有對特殊電網運行方式進行清楚的了解，導致倒閘操作誤用負荷情況的發生。對此，要做好以下預控措施：檢修計劃編寫時要清除且詳細，運行方式的選擇要科學、合理；操作要嚴格遵守生產檢修計劃；檢修申請的辦理必須嚴格遵守調度規程一級公司供電服務承諾；在進行大而復雜的倒閘操作檢修申請時，倒閘操作程序需要事先編寫好，并提前對可能的事故做好準備。

2.2　加強檢修申請審批危險點預控

檢修申請過程中危險點主要有：填錯檢修設備名稱；停電范圍、主要任務、檢修時間信息模糊；為明確調度具體要求；申請時間或申請流程不符合規定。對此，要做好以下預控措施：必須嚴格遵照調度規定填寫檢修申請；值班調度員必須逐項審核申請的項目，且要和申請人進行對照；接批申請要在規定時間內進行，開、竣工及延期手續的辦理要嚴格遵守相關規定；值班調度員必須遵照運行方式要求和繼電保護審批意見來操作。

2.3　加強運行方式危險點預控

運行方式危險點主要有：不清楚電網設備運行情況，運行方式安排不當；情況特殊且影響較大的設備檢修，沒有提前進行運行方式的方案及程序的編制，導致誤甩負荷或延長倒閘操作時間；電網設備參數的不明確及負荷預測的偏差導致運行方式差異而引起某些設備因負荷太大而損壞。對此，要做好以下預控措施：派專門人員收集整理相關的運行、檢修材料，掌握電網具體運行情況、接線方式及負荷情況；依據相關規范，結合具體情況，編制出科學先進的電網運行方案；按月、季、年對電網運行進行定期分析，找出問題，解決問題。

2.4　加強繼電保護整定危險點預控

繼電保護整定危險點主要有：計算定值時出錯；出現裝置誤整定情況；不了解保護裝置性能，定值下達不全。對此，要做好以下預控措施：掌握電網接線方式，確保相關參數的正確性；對有關一次、二次設備圖紙要熟悉；熟悉保護裝置原理，定值計算要按要求認真做好；設備投運前，調度員好認真核對現場和定值單內容；在調整較為復雜的保護定值，必須派遣專門人員進行現場監督。

2.5　調度值班員工作危險點預控

2.5.1　檢修計劃審批方面

此方面的危險點主要有：檢修申請內容審核為按規定進行或審核存在疏漏；批轉、預告、通知工作沒有按照規定流程做好；生產檢修計劃沒有執行。對此，要做好以下預控措施：嚴格遵照調度規程填寫電網檢修申請的審批意見，一切工作不可違背相關規定以及公司檢修計劃；運行方式及繼電保護審批意見嚴格執行。

2.5.2　調度操作指令票方面

此方面的危險點主要有：錯誤運用指令；編制操作程序出現錯誤。對此，要做好以下預控措施：充分了解操作任務，正確使用單項及綜合指令，正確編制操作程序和操作步驟；正確投停繼電保護和自動裝置；正確預測倒閘操作時系統潮流、電壓的變化及可能對系統帶來的影響；重要操作必須事先將調度程序編寫好，并要通過相關負責人的審核；重大操作必須由調度負責人到現場進行雙重監護，防止出現調度事故。

2.6　新設備試運危險點預控

新設備試運危險點主要有：不熟悉新設備聯結方式；不熟悉其編號，導致啟動方案安排出錯；沒有完整的試運計劃及啟動措施，導致出現事故。對此，要做好以下預控措施：相關人員必須但設備運行現場進行對設備及其相關技術指標等資料的了解，仔細核對設備名稱和編號，明確設備管轄范圍，確定正確的啟動運行方式；嚴格按照調度規程編制試運計劃，具體有啟動送電程序、試運項目、接帶負荷等；明確設備的換相及試驗要求。

2.7　電網事故處理危險點預控

電網事故處理危險點主要有：判斷事故時只考慮到表面的現象及保護動作；指揮效率低下，指令下達不及時；調度指令出現錯誤。對此，要做好以下預控措施：在發生電網事故后，相關值班員在了解調度自動化信息的基礎上結合事故匯報類容做出準確的判斷，立即采取相應的措施，及時終止事故的擴大，之后解決事故的根源問題；于處理事故過程中，調度指令的下達要準確、果斷，力求在最短的時間內分析好執行調度指令可能對系統運行產生的影響，可能出現的問題以及相應的處理措施等，總之，就是心里有底。如果經分析需要中斷已經下達的命令或者對其進行必要的更改，首先必須向運行人員將改變的原因說明清楚，在進行新命令的下達，并給予運行人員必要的操作指示。

3　結語

調度作業危險點預控關鍵還在于調度人員，因此提高其專業素質以及責任心尤為重要。另外，要完善相關規定，這是進行良好操作的前提。總之，危險點貫穿于電網調度運行管理各個方面，對其進行準確細致的分析，并采取必要的預控措施具有十分重要的意義。技術管理工作不僅要做到全面，還要做到精細，通過組織、管理、教育等多方面的途徑最大限度地減少人為事故的發生，建立多層次、立體化預控系統，才能滿足現代化電網安全、經濟、優質運行的需要。

參考文獻

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[2]　朱亮，欽偉勛．變電運行危險點分析與預控應用[J]．湖州師范學院學報，2010，（S1）．

[3]　鄧巖，王勇，孫碩乾，景智，馬曉波．淺談電網調度運行工作的危險點[J]．科技促進發展（應用版），2011，（4）．

電力局繼電保護技術范文4

今天，我們懷著非常高興的心情，迎來了省電力公司對我局“雙達標”工作的正式檢查驗收，這是上級領導對我局工作的肯定和鞭策。在此，我謹代表武都縣電力局對省、地各位領導的親臨指導表示熱烈的歡迎和衷心的感謝！各位領導及專家的檢查指導，一定會對我局各項工作產生巨大的推動作用，從而加快我局科學化、規范化、標準化建設步伐。

按照省電力公司2002年農電工作會議精神，我局積極向隴南電力局爭取，成為2002年隴南地區縣供電企業“雙達標”建設單位，自2002年6月起開始了安全生產、文明生產“雙達標”建設工作。在隴南電力局的正確領導下，通過我局半年的努力，基本達到了省頒《縣供電企業安全文明生產達標考核內容及評分標準》要求。現就我局“雙達標”工作及自查情況匯報如下：

一、基本情況

我局為國有中二型供電企業，省級文明單位，共轄35KV變電所10座，主變16臺4萬千伏安，35KV線路12條285.2公里,10千伏線路31條1255.46公里，配電變壓器1445臺7.9萬千伏安，承擔著武都城區及全縣44個鄉鎮工農業生產、生活供電任務。現有固定資產3942萬元，職工總人數453人，各類專業技術人員86人，下設十五個職能科室、十個供電所及一個小型發電廠和一個經銷公司。多年來我局一直致力于標準化、規范化建設工作，其中城關、兩水、大岸廟供電所先后被省水利廳評為標準化供電所。

截止2002年12月，全局共完成售電量6800萬千瓦時，比去年同期增長726.8萬千瓦時，10KV及以上綜合線完成10%，比去年同期降低2.7個百分點。完成利潤6萬元，比去年同期增長5萬元。電費回收率100%。

二、精心組織，認真實施“雙達標”建設工作。

我局被定為“雙達標”建設單位后，立即行動，成立了武都縣電力局“雙達標”工作領導小組，統一負責領導、督促、檢查全局“雙達標”工作的實施。全局黨政工緊密團結，通力協作，先后多次召開會議，對“雙達標”工作進行全面部署，嚴格按照省頒《標準》的要求和程序，加強基礎建設，積極開展工作。

1、制定完善各項規章制度。根據《標準》要求，結合我局實際情況，制定下發了《武都縣電力局營銷管理制度》、《武都縣電力局“三違”處罰規定》、《公用儀表、安全工器具的管理規定》等30余項管理制度、人員職責、管理辦法和實施細則，完善了安全、優質服務、生產技術等管理制度，基本做到了各項工作有章可循，檢查有標準，考核有依據。同時，投入資金26萬元，統一制作了電價標準、報裝接火流程、用電須知、供電所職責等共20余種示意圖下發各所，按標準懸掛上墻，達到了規范化、標準化管理要求。

2、建立健全了各種表、冊、記錄、臺帳等資料檔案，各種臺帳、原始記錄資料管理工作以前一直是我局工作中的薄弱環節，今年投入資金5.6萬元，印制了安全、營銷、生產技術管理的各種記錄、臺帳30種，購置配套文件夾620個，文件柜30個，建立健全了各種資料檔案。

3、改造整治所容所貌。6月份投入資金萬元，對灰崖子變電站院內及設備區進行了整治；8月份投入資金29.5萬元，對建于80年代的佛崖供電所進行了徹底改造，修繕了房屋，硬化了地面，種植了草坪，美化了所內環境，對其它各所的房屋、院內道路和環境都進行了不同程度的修繕、整治和綠化美化，為職工安全、文明生產奠定了基礎。

通過以上扎實有效的具體工作，加快了我局“雙達標”工作步伐，使我局的安全文明生產逐步邁向規范化、標準化。

三、“雙達標”工作自查情況

按照《縣供電企業安全文明生產達標考核內容及評分標準》，我局自查情況如下：

（一）安全生產工作

我局始終把安全生產工作放在各項工作的首位，①今年專門建立了每周安全生產早會和每月工作例會制度，會上堅持在計劃、布置、檢查、總結、評比全局工作時，同時計劃、布置、檢查、總結、評比安全工作。②對局安全生產委員會成員職責進行了明確分工，通過考核確定了全局工作票簽發人、工作負責人和工作責任人，明確了局專職安全員各所安全員的職責。③年初與各單位各部門簽訂安全責任書，同經濟責任制掛鉤，年終嚴格考核兌現獎懲落實了安全責任。從而確保了全局全年送電事故率為零，變電事故率0.07次/臺.年，配電事故率0.39次/臺.年，農村觸電傷亡率為零，無重大設備損壞，無任何交通事故和生產火災事故。④年初制定了全局職工培訓考核制度，把《安規》學習考核制度化，并同工資獎金掛鉤。3月份在春檢期間對350名職工進行了一次安規考核，8月份對名新分配人員進行了上崗前安全和業務技能培訓。⑤嚴格落實了“兩票三制制度”，“兩票”合格率基本上達到了100%。⑥在春檢、農網改造和季節性安全檢查工作中，局領導分組帶隊經常進行安全檢查，現場解決問題。各單位能夠每月進行安全檢查，局屬各單位能夠堅持每月一次安全活動，并認真做好記錄，但也有個別單位未按規認真做好活動記錄，在這方面我們將在今后的工作中進一步加強；⑦在雇傭外用民工和技工工作上，各有關單位都能夠嚴把用人關，能夠與外用民工、技工簽訂安全合同，每天施工前交待安全注意事項。

（二）文明生產工作

我局是全區較早被命名的省級文明單位之一。為保持和鞏固創建成果，我局始終堅持把兩個文明創建工作放在重要議事日程上，按照“深化、完善、鞏固、提高”的，堅持高標準，全方位，重質量的原則，采取綜合措施，進行綜合治理，形成了黨委統一領導，黨政工團齊抓共管，職工廣泛參與的工作機制。今年開始創建“雙達標”活動以來，按照要求（1）我們制訂了《職工上下班考勤刷卡管理制度》、《職工持證上崗制度》，在崗職工能夠堅守工作崗位，工作秩序井然，變電值班人員佩戴上崗證，有領導檢查時能主動介紹值班人員、運行方式、負荷、設備缺陷、安全記錄等情況；營業用電人員衣裝整潔，窗口實行了掛牌服務，檢修人員在現場時一律穿上了工作服，做到了文明工作；對于局里制定的《用電客戶服務紀律》和國電公司《供電營業職工文明服務行為規范》，各單位都能堅持執行。（2）生產管理臺帳工作上，通過半年的努力完善，各單位記錄和原始數據基本得到規范，完整無涂改，按要求將有關圖紙、圖表和規章制度上墻。（3）全局生產、辦公場所無隨地吐痰和流動吸煙現象，樓層樓道有專人及時清掃，保持干凈整潔。（4）變電站等場所基本無房屋漏雨現象，排水暢通，防洪設施完好，能滿足防洪要求。（5）送、變、配設備及桿塔標志基本齊全、醒目。（6）電纜溝底基本干凈、無積水，溝道蓋板齊全。（7）事故照明基本符合規程要求，安全網門完好并加鎖，絕緣、安全用具及帶電作業工具齊全，能夠堅持定期檢驗，放置整齊，接地線能夠對號入座，送電帶電作業工具在一些單位有專用庫房，各類工器具基本做到定職管理，合理配置，備有清冊。（8）營業室能夠經常保持窗明屋凈、清潔衛生，用電服務、電價須知、服務公約、電價規定、監督電話等有關規定、制度張貼醒目、齊全。（9）在班組建設工作中，局里能堅持每年年底對各單位進行全面考核，考核合格率達到了90%以上。城關供電所值班維護班被評為省級青年文明號，線路班被評為省級文明班組，一人被評為二00二年度全省優質服務十佳明星。（10）制訂并嚴格執行了《每月生產計劃制度》和《派工單制度》，增強了安全生產工作的計劃性，避免了盲目性和隨意性。（11）注油設備缺陷一經發現能及時處理。

（三）經營管理和設備管理工作

①多年來，全局上下通過不懈努力，在經營管理工作上取得了一定成績，但由于人員增加等原因，全員勞動生產率僅完成5900元/人.年，距考核指標和年遞增率要達到或大于6%還有較大的差距，需繼續努力做工作。

全局年電費回收率達到100%。全局高壓電網綜合線損率為10%。達到了考核指標小于或等于10%的要求。全局平均低壓線損率為17.5%左右，還達不到考核指標小于或等于12%的要求，在這方面還需努力做工作。

從2002年1到11月份全局經營情況看，全年經營各項計劃指標能夠全面完成。

多年來，我們通過農電標準化建設和第一期農網改造中變電站增容改造工程的全面實施，35K千伏輸變電站設備完好率達到了大于90%，其中一類設備占有率大于70%以上。全縣高耗能配電變壓器通過改造達到了全局繼電保護投運率達到了100%。電氣設備預防性實驗完成率和缺陷消除率都達到了100%電側儀表校驗率及調前合格率大于98%

（四）電力營銷工作

我局緊抓“兩改一同價”歷史機遇，積極推進農村用電管理“三公開”、“四到戶”、“五統一”步伐，全局實現了“三公開”、“五統一”，農村抄表到戶率由于基礎差，只達到了21.6%，目膠正在加快農網改造進度，明年可望有較大幅度的增長。

建立健全了營銷管理、供電所管理、電工管理制度。逐步建全了客戶檔案工作，在報裝接電工作上實行一口對外。內部各環節緊密協作，積極配合，在電費管理工作上嚴格執行抄核收工作制度和財務管理制度。每周召開一次生產例會，對全局生產經營情況匯總分析、制定應對措施。

各基層班站在春秋季營業普查工作力度的基礎上，不定期開展反竊電，反違度用電工作，對查處的案件按照營銷管理制度，要求嚴肅處理，并能按照標準及時對查處竊電有功人員予以表彰獎勵。

（五）優質服務工作

2001年優質服務年之后的2002年，我們按照“求真務實”的要求狠抓作風建設，以黨風促行風，以行風帶局風，開展優質服務，接受社會各界監督。

結合我局實際，制訂公布了《八項承諾服務內容》和《武都電力局優質服務細則》。從處理故障，報裝接電，提高供電質量等方面制定具體標準，設立800急修電話，從內外兩個方面加強監督檢查，落實了內部監督是指公布監督電話，營業窗口設意見箱、意見薄和組成工作組深入農戶調查了解客戶意見，以及查處“三亂”，外部監督是聘請了來自不同行業、不同身份的行風監督員，構成了我局優質服務和行風建設監督反饋網。由領導重視，措施得力，職工積極認真，有諾必誠，我局優質服務和行風建設工作取得了一定的成績，在今年7月舉行的“武都縣電力局行風建設懇談會”上，武都縣紀委、地區行風辦等單位領導，地縣行風評議代表對我局近年來由“電霸”向“電黃牛”形象的成功轉變給予了一致的肯定，我局也連續第五年取得了武都縣行風評議第一名的好成績。

今年7月，按照年初安排，我局由分管領導帶隊，職能科室參加，邀請武都物價檢查所人員參加，組成專門工作組，對全局電價執行情況，優質服務工作及三亂情況進行了一次徹底檢查，通過對30個鄉鎮140多個村逐村逐戶摸底調查，全局執行農村分類綜合電價合格率100%，農村電價、電費公布100%，供電可靠率和電壓合格率分別達到95%以上，尚未進行農網改造的由村電工收費的村均低于縣上制定的最高限價。

（六）節能管理與技術進步、現代化管理工作版權所有

全局每月召開一次生產例會，對全局各供電轄區的線損、無功、電壓以及輸變電、供電可靠性進行了分析，記錄齊全，但還沒有建立線損、無功、電壓及輸變電、供電可靠性管理網及成立領導小組，沒有明確能勝任工作的節能負責人。線損實行了分壓統計分析，線損指標按年進行了分解下達，并嚴格執行了線損考核、獎懲制度；但線損還未實行公臺區統計分析。系統電力和用戶電壓考核點還未裝統計型或記錄型電壓監測儀進行統計分析考核。

給部分職能科室配置了計算機，由于縣調綜合自動化系統正在實施當中，尚未建成，未實現系統聯網和數據共享，縣調與基層變電站的載波通道也未開通，

電力局繼電保護技術范文5

【關鍵詞】SCADA；轉發；配網；調度；接口

1.引言

杭州電力局地調調度自動化系統包括三部分，第一部分為調度自動化系統主站，第二部分為變電站監控系統，第三部分為數據網絡。杭州市電力局地調調度自動化系統基于計算機、通信、控制技術，是在線為杭州電力調度機構生產運行人員提供電力系統運行信息、分析決策工具和控制手段的數據處理系統。包含安裝在發電廠、變電站的變電站監控系統、數據采集和控制裝置以及安裝在杭州市電力局調度大樓的主站設備（包含計算機軟硬件及計算機網絡），通過通信介質及數據傳輸網絡構成系統。當前杭州市電力局地調調度自動化系統主要功能模塊有：監視控制和數據收集系統（SCADA）、電網高級應用分析軟件系統（PAS）、區域電壓無功控制系統（AVQC），系統采集變電站四遙信息（遙測、遙信、遙脈、遙控），為調度人員及運行人員提供電網運行的實時信息，并為其監控、指揮電網運行提供控制手段，是重要的用于電網實時控制及信息采集、分析的調度生產系統。地調調度自動化系統承載的調度控制業務相對獨立。

杭州電力調度SCADA/EMS系統是山東煙臺東方電子有限公司生產的DF8900系統，實現對實時運行的電力系統進行數據采集、監視、控制和安全分析功能，是杭州電力調度最重要的系統，整個系統橫跨安全I區、安全II區、安全III區。處于安全I區部分是EMS主體，網絡設備由系統交換機、廣域縱向交換機、廣域縱向防火墻構成。安全II區部分是DTS系統，網絡設備由系統主交換、廣域縱向防火墻構成。安全III區部分是EMS WEB瀏覽部分，網絡設備由系統主交換、防火墻等部分組成。安全I/II之間采用防火墻進行邏輯隔離，安全I/III區、安全II/III區之間采用正方向電力專用安全隔離裝置進行隔離。系統通過數據網絡直接采集變電站四遙信息。

杭州配網SCADA系統采用的是南瑞科技有限公司生產的OPEN3200系統。國網公司為探索智能電網的建設，把杭州列為第一批配電自動化試點建設城市之一。作為國家電網公司的一項示范工程，杭州市電力局配電自動化試點工程的基本目標是在市中心區域建立完善的配電自動化系統，實現配電SCADA、饋線自動化等功能，顯著提高供電可靠性，并在調控一體化、智能配電網方面進行積極的探索和實踐。杭州配電自動化主站系統建設基于IEC61968國際標準的信息交互總線，實現與企業內各個與配電相關的系統實現互連，整合配電信息。配網實時信息采集基于配電通信網絡進行廣域分布式數據采集，獲取10kV及以下的配網測控終端實時信息。作為統一支撐平臺，按照接入4000個終端、可接入實時數據容量600000設計，信息采集范圍為市區220KV、110KV及35KV變電所。截至2011年中，該系統共接入543個終端、5個子站。整個系統處在安全I區，網絡設備由系統交換機、前置數采交換機、縱向加密裝置、終端主站公鑰和驗簽模塊構成。現杭州局配網沒有使用公網、全部是專用網絡。

配網SCADA系統的變電站10kV及以上實時數據通過調度SCADA系統通過網絡方式轉發獲取，這些實事數據包括變電站設備信息、拓撲信息、實時信息及故障分析信息。采取轉發的原因主要有兩個：一個是系統建設前期工期緊、工作量大的原因；第二是要考慮二次安全防護的要求。

2.現狀

配網SCADA系統需從調度SCADA系統轉發的遙信遙測以及事故跳閘信息范圍為市區變電所。其中：遙測信息：需要變電所內所有上圖設備的有功、無功、檔位、溫度、電流、電壓值等；遙信信息：變電所內所有開關、刀閘狀態及變位信息；事故信號：變電所內所有開關故障跳閘信息。要求：遙測信息可以延遲1分鐘。其他遙信變位以及事故信息要求在15秒以內，越快越好。

（1）SVG和CIM/XML文件：當監測調度SCADA系統修改了圖模信息時，系統會自動生成相應的SVG和CIM/XML文件，由轉發程序經物理隔離或防火墻發送到配網側接收服務器上，再按61968標準形成標準的圖模服務，發送給南瑞的IEB，由南瑞的IEB發送給配網SCADA系統。

（2）實時數據：定期在調度SCADA系統上訪問實時庫獲得遙信遙測數據、PAS的潮流、狀態估計數據，生成E文件格式的數據文件，同樣由轉發程序經物理隔離發送到配網側接收服務器上，再按61968標準形成標準的數據服務，發送給南瑞的IEB，由南瑞的IEB發送給配網SCADA系統。

3.存在的問題

（1）系統傳輸的穩定問題

連續多次在早上信息繁忙時段，從調度SCADA側通過物理隔離傳到配網側的服務器，出現數據堵塞，到8點以后才恢復正常。內網側生成文件時間正常，傳輸過程不穩定，同時需要檢查配網側接收接口的穩定性。

（2）實時數據的延時性問題：

由于配網SCADA系統饋線自動化功能是以變電所10kV出線開關的跳閘作為啟動信號，因此要求配網SCADA系統中變電所10kV的出線開關變位、事故跳閘信息能夠即時更新，既要求調度SCADA系統變電所10kV的E文件格式的事故跳閘信息生成及傳輸到配網SCADA系統底耗時應盡可能短。

但調度SCADA系統已運行10年，不可能無限制的縮短E文件生成時間，影響調度SCADA系統的性能和穩定性，所以在生成E文件時定的時間間隔比較長（約1分鐘），再加上物理隔離轉發和ESB轉發等各中間環節的時延，（這個時延沒有仔細測試，正常情況下估計應該大約在5秒左右），所以15秒的要求目前無法達到。

（3）調度SCADA系統與配網SCADA系統之間使用物理隔離的問題：

配網SCADA系統之前使用的ABB、南瑞示范系統，未按照電監會和國網二次安防規定進行安全分區改造，配網SCADA系統和三區的GIS系統未安裝物理隔離，如跟調度SCADA系統直連，會嚴重影響實時系統的運行安全和調度安全。

4.總體思路

（1）方案一

經過綜合考慮，對數據的實時性要求分兩個等級，重點保證遙信數據滿足在15秒內送達的要求（基本可保證8秒），對遙測數據，則按照50～60秒內送達來要求。可以考慮仍然采用目前的E文件方式，但需要對遙信單獨處理，發現遙信變化就立刻生成一個僅含該變化遙信的E文件，直接發出去，（為了減少E文件的數量，可以采用3～5秒鐘生成一個E文件），而遙測的定時生產E文件的時間間隔考慮調度SCADA穩定運行的基礎上再稍微調短一些，如30～50秒生成一個E文件，生成的遙測遙信E文件仍然按目前的流轉方式進行。配網SCADA需要對接收程序對接收程序盡快測試調整，保證其穩定性。硬件上，對發送和接收主要設備進行更新升級，提高系統可靠性。對配網SCADA系統安全分區進行改造，在滿足電力二次系統安全防護方案的規定下，可以考慮把調度SCADA系統和配網SCADA系統之間的物理隔離改成防火墻，其他方式不變。

該方案的優點：

①對調度SCADA系統負載影響比較小，可以對配網SCADA系統的轉發要求進行微調。

②把調度SCADA和配網SCADA進行了有效的安全隔離，對調度SCADA系統進行了有效的保護。

（2）方案二

考慮采用遠動轉發規約的方式。可以考慮把物理隔離換成防火墻，實現調度SCADA系統的前置機和配網SCADA系統的前置機（或其他服務器）實現直接轉發通訊，由兩家自動化系統廠家商定按104轉發規約來實現。而對實時性要求不高的其他系統仍然按照IEB的模式來進行。

該方案的缺點：

①是要求調度SCADA系統的前置機和配網SCADA系統的前置機能夠在網絡層面上互通，并且雙方自動化廠家需要聯調104轉發；

②調度SCADA系統2臺前置機設備老化，需要增加專用網卡，現已經用了4個網口，在增加有可能影響穩定；

③調度SCADA系統轉發熟數據有限制，500個量以上會出不穩定只能生數據轉發。生數據轉發是需要增加很多的工作量，維護遠動參數（如遙測遙信號、變比等），這些參數目前CIM文件里沒有，需要對CIM標準進行擴展，配網SCADA系統要做到自動接收，自動更新信息表，調度SCADA系統側有大量的圖形參數更新。

（3）方案三

如果既不想用通訊規約又要考慮遙測的實時性，還可以考慮從三區的SCADA鏡像服務器上生成E文件，（這樣就可以不用太考慮SCADA實時庫的性能及穩定性而設置成5～10秒生成一個E文件），通過南瑞IEB的跨物理隔離功能送到配網SCADA系統中。

缺點：

①因為反向物理隔離按規定只能以文件的形式轉發信息，所以原來的SCADA與WEB系統之間通過正向物理隔離進行鏡像系統建設所開發的功能沒法利用，只能重新開發新的跨反向物理隔離的鏡像系統。

②中間環節多，穩定性差，同時反向物理隔離傳送數據不一定能滿足系統要求。

（4）三種方案綜合比較

考慮到對調度SCADA系統的性能影響最小，建議采用第一種方案，同時把物理隔離更換為防火墻。

但要注意以下問題，饋線自動化的啟動條件為主網變電站出線開關的事故跳閘信號。配網SCADA系統的對部分配網線路實施饋線自動化全自動試點區域運行，六個變電站的出線開關信息直采到配網SCADA系統中。杭州調度SCADA系統也將變電站內的開關事故變位信號以單獨的E文件實時傳遞給配網SCADA系統。在變電所改造過程中，這兩種傳輸方式將并存會產生同一開關的分合、故障信息重復發送，造成遙信抖動，將對饋線自動化功能的正常運行造成影響。

饋線自動化功能對故障識別的判據有4種：

①開關分閘+保護動作；

②開關事故分閘；

③開關分閘；

④開關分、合、分。

目前杭州配網SCADA系統的事故識別判據采用的是“開關事故分閘”。由調度SCADA系統將開關的動作分析為“事故分閘”后再告知配網調度SCADA系統系統。如果將變電站出線開關的信號直接采入配網SCADA系統，配網SCADA系統應用本身可以對開關的分閘信號進行分析，判斷是否為“事故分閘”而后觸發配網系統饋線自動化功能進行分析。如果調度SCADA系統仍然向配網系統發送該變電站的事故信息，則會造成饋線自動化重復啟動分析。對重復啟動的解決方法，將直采的變電站出線開關對應的DA啟動判據由“事故跳閘”修改為“開關跳閘+保護動作”。對遙信抖動的解決方法，采取配網SCADA系統進行程序升級，在程序上進行屏蔽。

5.結論

在配網SCADA系統沒有條件直接從變電所采集10kV及以上信息的情況下，從調度SCADA系統轉發數據，在保障調度SCADA系統安全穩定運行的條件下，SVG和CIM/XML模型通過轉發，實時數據通過E文件轉發的方式是最合理、最現實的方案。當然，從系統實用化角度來說，電力部門主要關心的是系統的穩定性、數據的可用性，一個系統的主要數據靠別的系統轉發，穩定性和可用性都建立在其他系統上，實用性就會大打折扣。配網SCADA的數據來源，隨著資金的投入，系統的改造完善，最終會全部改為網絡直收到方式。

參考文獻

[1]張慎明.基于IEC 61970標準的電網調度自動化系統體系結構[J].電力系統自動化，2002（10）.

[2]潘國偉.消息中間件在電力調度自動化系統中的應用[J].電氣應用，2008（10）.

作者簡介：

楊帆（1971—），男，北京人，大學本科，高級技師，工程師，現供職于國網浙江省電力公司杭州供電公司電力調度控制中心，主要從事電力系統自動化運行管理工作。

電力局繼電保護技術范文6

關鍵詞：10KV供配電系統；成套裝置；調試技術

中圖分類號：C35文獻標識碼： A

一、單體試驗

1、互感器試驗

1.1采用互感器綜合測試儀測量互感器的變比、極性、伏安特性等參數，誤差在規定范圍內。

1.2電壓互感器一次繞組直流電阻測量，一般采用萬用表測量，主要考慮三相電壓互感器一次繞繞直阻的平衡，影響系統電壓不平衡。

1.3絕緣電阻測試。一次繞組對所有二次繞組及地，每組二次繞組對一次繞組、其它二次繞組及地，采用2500V兆歐表，絕緣值不應小于10MΩ。

1.4交流耐壓試驗。按現行規范要求，一次繞組對所有二次繞組及地耐壓值為33KV/min。做此項試驗時，應注意的事項：所有二次繞組必須短接并可靠接地。避免引發不必要的事故。

2、斷路器試驗

目前常用的是真空斷路器和FS6斷路器。其試驗項目分別有：開關特性試驗、導電回路直阻測試、合閘線圈分閘線圈的絕緣和直阻及最低動作電壓測試、交流耐壓試驗、FS6壓力測試和微水含量測試。

2.1開關特性測試

2.1.1合分閘時間及同周期性及合閘彈跳時間

1）測量方法：斷路器特性測試儀的合、分控制線分別接入斷路器二次控制線中，用試驗線將斷路器一次各斷口的引線接入測試儀的時間通道。將可調直流電源調止額定操作電壓，通過控制斷路器特性測試儀，對真空斷路器進行分、合操作，得出各項合、分閘時間。三相合閘時間中的最大值與最小值之差即為合閘不同期；三相分閘時間中的最大值與最小值之差即為分閘不同期。

2）試驗結果判斷依據：合分閘時間與合、分閘不同期應符合制造廠；合閘彈跳時間除制造廠另有規定外，應不大于2ms。

3）注意事項：試驗時也可以采用站內直流電源作為操作電源；對于電磁操作機構，應將合閘控制線接入合閘接觸器線圈回路。

2.1.2合分閘速度及分閘反彈幅值

本項試驗可結合斷路器合分閘時間試驗同時進行，將測速傳感器可靠固定，并將傳感器運動部分牢固連接到斷路器動觸桿上。對利用斷路器特性測試儀進行斷路器合分操作，根據所得的行程――時間曲線求得合分閘速度以及分閘反彈幅值。試驗結果判斷依據：合分閘速度與分閘反彈幅值應符合制造廠的規定；分閘反彈幅值一般不應大于額定觸頭開距的1/3。

2.1.3滅弧室的觸頭開距及超行程

試驗方法：斷路器處于分閘位置時，用游標卡尺測量動觸桿與某一準面的距離L1，同時測量超行程彈簧的長度L3，將短路器合閘，再次測量動觸桿與基準面的距離L2，以及超行程彈簧的長度L4，L1 與L2之差即為該相的觸頭開距；L3 與L4之差即為該相的觸頭超行程。試驗結果和判斷依據：觸頭開距及超行程應符合制造廠的規定。

2.2 導電回路電阻

1）使用儀器:回路電阻試驗儀（要求不小于100A）或雙臂直流電橋。

2）測量要求:將真空斷路器合閘，將導電回路測試儀試驗線接止斷路器一次線端上，注意電壓線接在內側，電流線接在外側。

3）試驗結果和判斷依據:交接時和大修后導電回路電阻數值應符合制造廠的規定，在運行中自行規定，建議不大于1.2倍的出廠值。

4）注意事項:如果采用直流壓降法測量，則電流應不小于100A。

2.3 合閘接觸器及合分閘電磁鐵的最低動作電壓

1）試驗方法:將直流電源的輸出經刀閘分別接入合閘接觸器線圈或斷路器二次控制線的合閘或分閘回路中，在一個較低電壓下迅速合上并拉開直流電源出線刀閘，合閘接觸器或斷路器不動作，逐步提高此電壓值，重復以上步驟，當合閘接觸器可靠吸合或斷路器正確動作時，記錄此前的電壓值。則分別為合閘接觸器或合、分閘電磁鐵的最低動作電壓值。

2）試驗結果和判斷依據:合閘電磁鐵的最低動作電壓不應大于額定電壓的80%，在額定電壓的80%-110%范圍內可靠動作；分閘電磁鐵的最低動作電壓應在額定電壓的30%-65%的范圍內，在額定的65%-120%范圍內可靠動作。當電壓低至額定電壓的30%或更低時不應拖扣動作；對于電磁機構，合閘電磁線圈的端電壓為操作電壓額定值的80%時，應可靠動作。

2.4斷路器交流耐壓試驗

試驗之前，應使用2500V兆歐表進行絕緣測試，絕緣合格后再進行進行斷路器合閘對地、斷口間以及相間進行耐壓，時間為1min，耐壓值42KV。試驗中無擊穿、閃絡視為通過。

3、電氣測量表、繼電保護裝置校驗

采用微機保護校驗儀將標準三相電流5A、三相電壓57.7V，相位角相差120度的各參數同時通入電氣測量表或繼電保護裝置，讀取顯示值，計算誤差，應達到各類表計銘牌數據的精度要求。操作時要保證端子排的另一端必須是明顯斷開，避免信號串入互感器，引起安全事故。另外繼保裝置的各項保護功能試驗以及傳動試驗也相應可靠動作實現傳動。

4、避雷器試驗

4.1氧化鋅避雷器試驗

其目的為了是檢查檢查氧化鋅閥片是否受潮或者是否劣化，確定其動作性能是否符合產品性能要求。其方法有兩種。試驗之前應使用2500V的兆歐表測量氧化鋅避雷器的絕緣電阻，其值不低于1000 MΩ，初步判斷避雷器內部是否受潮，并用接地線對避雷器的兩極充分放電。

4.1.1直流1mA電壓U1mA及0.75U1mA下的泄露電流。

1)操作步驟如下：

a、將避雷器瓷套表面檫拭干凈。

b、采用高壓直流發生器進行試驗接線，泄露電流應在高壓側讀表，測量電流的導線應使用屏蔽線。

c、升壓。在直流泄露電流超過200uA時，此時電壓升高一點，電流將會急劇增大，所以應放慢升壓速度，在電流達到1mA時，讀取電壓值U1mA后，降壓至零。

d、計算0.75倍U1mA值。

e、升壓至0.75U1mA，測量泄露電流大小。

f、降壓至零，斷開試驗電源。

g、待電壓表指示基本為零時，用放電桿對避雷器放電，掛接地線，拆試驗接線。

h、記錄環境溫度。

2)判斷方法:避雷器直流1mA電壓的數值不應低于規定數值，且U1mA實測值與初始值或制造廠規定值比較變化不應超過±5%，0.75U1mA下的泄露電流不得大于50µA，且與初始值相比較不應有明顯的變化。如試驗數據雖未超過標準要求，但是與初始數據出現比較有明顯變化時應加強分析，并且在確認數據無誤的情況下加強監視，增加帶電測試的次數等。

3）注意事項:氧化鋅避雷器表面的泄漏原因，在試驗時盡可能地將避雷器瓷套表面檫拭干凈。如果仍然試驗直流1mA電壓不合格，應在避雷器瓷套表面裝一個屏蔽環，讓表面泄露電流不通過測量儀器，而直接流入地中；測量時應記錄環境溫度，閥片的溫度系數一般為0.05%-0.17%，即溫度升高10℃，直流1mA電壓約降低1%，必要時應進行換算。

4.1.2工頻參考電流下的工頻電壓測量。

1）操作步驟：a、進行試驗接線；b、升壓，并測量避雷器阻性電流，當超過避雷器的阻性電流為工頻參考電流（通常取1mA）時，迅速讀取工頻電壓的數值；c、降壓；d、記錄試驗電壓；e、斷開電源、掛接地線、拆除試驗接線。

2）判斷方法：避雷器工頻參考電流下的工頻參考電壓必須大于避雷器的額定電壓。

3）注意事項：a、試驗中的環境溫度宜為20±15℃，多節避雷器應該對每節單獨進行試驗，如果一相中有一節不合格，應更換該節避雷；b、試驗中尤其應該注意由于試驗電壓對于避雷器而言相對較高（超過額定電壓），所以在達到工頻參考電流時應該縮短試驗時間，施加工頻參考電壓的時間應嚴格控制在10s以內。

另外，運行電壓下的交流泄漏電流測量可在上述試驗降壓過程中計取。判斷方法是將相鄰的避雷器試驗數據進行比較，并且與以前的數據進行比較來判斷設備是否運行正常。

4.2過電壓保護器（閥式避雷器）試驗

主要是通過測量工頻放電電壓來是檢查避雷器火花間隙的結構及特性是否正常，檢查它在內過電壓下是否有動作的可能性。

1）操作步驟：

a、測量避雷器及底座絕緣電阻，采用2500V兆歐表測量，并加屏蔽環，以消除表面泄漏電流的影響。絕緣電阻交接時應大于2500MΩ，運行中應大于2000 MΩ，當測量值低于規定值時，應查明原因。

b、測量工頻放電電壓。作好記錄并結合規范和出廠值作出判斷。

2）注意事項

a、保護電阻R數值的選擇問題。在實際試驗當中應控制間隙擊穿以后工頻電流不超過0.7A。可以參照下面的公式選擇R：

I=U/√（XI2B+R2） 式中：

I――通過避雷器的電流，A；

U――估計的避雷器的放電電壓，V；

XB――試驗避雷器的電抗（折算到高壓側），Ω；

R――加入的限流電阻，Ω；

試驗時還應注意，在間隙擊穿以后，電流應在0.5S內切斷，以免間隙燒壞。

b、升壓速度問題。在試驗的時候，升壓的速度應該控制，不宜太快，以免電壓表由于機械慣性作用而得不到正確的讀數，升壓的速度一般可以按照3～5KV/s的速度來控制。

c、放電的間隙問題。避雷器在進行兩次放電之間的間隙應該不小于10S，以免間隙內部沒有充分去游離，造成放電電壓偏低或分散性較大。

4.3放電計數器試驗

可以采用專門的放電計數器測量試驗儀器或采用并聯電容充放電的方法，測試3-5次。放電計數器均應正常動作。

5、電力電纜試驗

通常施工現場都是采用直流耐壓及直流泄漏來檢查電纜的受潮或缺陷。試驗標準執行現行規范。

a、直流耐壓試驗一般采用直流高壓發生器對電纜進行直流耐壓和泄漏測試。

b、分相試驗。將被試相芯線接高壓直流負極，非被試相與鉛皮一起接地。如果將被試相芯線接正接，則在直流電壓作用下，絕緣體中的水分將被移向鉛皮，結果不但不易發現缺陷，而且此時的擊穿電壓比接負極時約提高10% 。

c、加壓應在25%、50%、75%和1倍試驗電壓下進行，在每一點停留1min，讀取各點的的泄漏電流值。當電壓加到試驗電壓后，除讀取1min值外，還應讀取15min的泄漏電流值。

d、如果在試驗過程中泄漏電流一直隨時間的延長不斷增加，或者隨試驗電壓的上升不成比例地急劇增加，或者微安表突然有閃動現象，說明電纜絕緣有缺陷，應延長耐壓時間，或提高試驗電壓來查找絕緣缺陷。

二、模擬動作試驗

（一）開關柜的操作電源檢查

直流屏檢查有：測試主充機、浮充機充電功能；檢查對地絕緣監視是否可靠；檢查主、浮充切換功能和充電保護設置；檢查直流小母線的敷設和連結是否正確；檢查直流小母線的路數、用途、極性是否與控制要求相符；直流屏的輸入輸出電壓是否滿足設計要求。

（二）開關柜二次線檢查:導線敷設和控制接線是否正確；電流回路，電壓回路、控制回路作相應絕緣測試；監測回路和信號回路測量和報警功能；盤柜面板指示、遠方通訊、遙控等其他功能；系統控制、保護、聯鎖模擬試驗。

三、系統整組試驗

1、各套保護間的電壓、電流回路的相別和極性是否一致。

2、各套裝置間有配合要求時，各元件在靈敏度及動作時間上是否確實滿足配合要求。

3、發出跳閘脈沖的保護在模擬故障試驗中是否均能動作，其信號指示是否正確。

4、有兩個以上線圈的直流繼電器的極性連接是否正確，對于用電流起動的回路，其動作（保持）性能是否可靠。

5、所有相互間存在閉鎖關系的回路，其性能是否與設計符合。

6、中央信號裝置的動作及有關光、音信號指示是否正確。

7、檢查監視繼電保護裝置狀況的信號回路工作情況：跳閘回路的監視信號、直流回路和電壓互感器回路信號、熔斷器熔斷信號及差動回路斷線信號等。

8、檢查在操作回路發生故障時（燈、繼電器、限流電阻等斷開、短路或其它情況）是否會引起斷路器的誤跳閘或誤合閘。

9、檢查保護裝置的信號顯示情況，比如：瓦斯保護信號及過負荷信號等。

10、系統整組試驗，根據有關單位（電力局、設計院等）出據的保護整定值書，將相關的定值輸入保護裝置后，從設備一次側加入相關的電流、電壓信號，檢查保護裝置、開關的動作狀態、動作時間以及信號掉牌等。并作好相應試驗記錄。

四、送電前檢查、送電后測量各電氣參數

各項試驗工作完成后，送電應具備的幾個條件以及送電前檢查。

1、開關柜主母排檢查。檢查主母排之間的搭接螺栓是否全部擰緊，是否有遺留的雜物或工具等，徹底清除后封好蓋板。

2、室內環境及開關柜內柜外清潔打掃完畢并將所有柜門關好上鎖。

3、變配電室內接地電阻復測是否達到設計要求。

4、變配電室的地板絕緣膠墊、消防設施、照明是否達到要求。

5、各開關柜的編號與上墻系統接線圖是否一致，墻上必須掛安全操作規程。

6、檢查所有開關是否處于冷備用狀態。用2500V兆歐表復測線路有無短路或對地現象。

7、按照送電方案中的操作步驟進行送電，并測量系統相電壓、線電壓、開口電壓（絕緣監測用）

8、如果變配電系統主接線是單母分段方式，則需要對兩個進線電源進行核相。要求一次核相和二次核相一致。一次核相使用核相儀進行，必須有安全保障措施。二次核相可采取對比法，使用數字萬用表，以兩段母線PT作參照，并滿足條件：一個電源通過母聯帶兩段母線或兩個電源時分別帶兩段母線時，測量兩個PT二次相間的電壓差，同相差均為零，異相差均為線電壓。

五、結束語

成套開關柜裝置的廣泛應用反映了人們對于電氣設備集成、自動化程度提高的需求。應用成套開關柜裝置有著較大的實用價值和經濟價值。然而要保證裝置的安全投入使用，調試工作是最后一道關鍵工序。選用合規的試驗方法和調試設備保證了裝置安全運行，提高系統供電可靠性，同時也提高工效，節約成本。因此對上述10KV成套裝置調試技術作了總結分析，希望能給從事或即將從事電力工作的人們得到一點啟發和幫助。

參考文獻

[1]李健發.談10kV大型生活小區高壓供配電系統設計[J].廣東科技， 2009（18）：12-13.