220kV变电站典型设计综述分析（精选10篇）
摘要：本文主要通过对某电力公司220KV变电站设计的演变过程，分析了典型设计的设计原则、技术方案和特点、模块的拼接和调整的方法，以希望可以加强工作人员可以更好地理解及使用220KV变电站典型设计。关键词：模块；典型设计；实施方案
220KV变电站典型设计是国家电网公司进行集约化管理的基本工作，对220KV变电站进行典型设计的目标是：建设标准要统一、设备规范要统一、设备的形式要减少；便于进行集中招标，便于维护运行，降低变电决的建设成本和运营成本；设计、评审及批复的进度要加快，工作效率也要提高。1 220KV变电站典型设计的设计原则
统一性原则：建设的标准要统一，基建及生产运行的标准也应当统一，外部的形象也要统一，要能够体现国家电网公司的企业文化。
可靠性原则：主接线的方案一定要迫使可靠，典型设计模块在组合之后的方案也必须要安全可靠。
经济性原则：依照企业经济效益最大化的原则，对工程的初期投资费用和长期运行费用进行综合考虑，在设备的使用寿命期内追求最大的经济效益。
先进性原则：选择设备时，要注意设备的先进性、合理性，要选用占地面积小、环保好、技术经济指标先进的设备。
适应性原则：要对不同地区实际情况进行综合考虑，要能够广泛地适用于国家电网公司的系统，而且还要在一定的时间里面适用于不同形式、不同规模及不同的外部条件。
灵活性原则：模块的划分要合理，接口要灵活，组合方案应该丰富多样，规模的增减要方便。
时效性原则：建立的典型设计，应当随着电网的发展及技术的进步而不断地改进、补充及完善。
和谐性原则：变电站应该与周边的人文地理环境协调统一。2 220KV变电站典型设计的推荐和实施方案 220KV变电站典型设计应当分成两个层面：一是国家电网公司推荐的方案，二是在前述设计原则及推荐方案的指导之下，结合各网省公司各自的特色方案而形成的各自的实施方案。
我国220KV变电站典型设计刚刚起步，各个网省公司的实施方案都很多，因此，典型设计的推荐方案一直在不断地优化和，这样一来，网省公司的实施方案也将随之而减少。
目前国家电网关于220KV变电站典型设计的推荐方案有直三个，其中户外方案有八个，户内方案有五个。这些方案是根据不同的主变压器的容量，进出线的规模，配电装置的形式，主接线的形式，以及设备配置的水平这些因素来进行区分的。设计方案的不同公司，都有典型的地区代表性，而且设计经验丰富，设计水平较高，所以这些推荐方案都安全遵循了前述的220KV变电站典型设计的设计原则。
3某电力集团公司220KV变电站典型设计的方案演变过程
从上世纪九十年代后期一直到现在，该变电站的方案经历了一系统的优化演变过程。
在九十年代后期，220KV变电站的设计方案一般都是220KV采用双母线加旁路母线，户外管形为母线中型的配电装置。而110KV采用的是单线母线分段加旁路母线，户外管形为母线中型的配电装置。35KV采用的是真空开关柜。这种模式的变电站，一般的占地面积为40亩。
从2000开始，随着我国设备生产能力提高，特别是开关设备的合资生产厂不断出现，还有该地区电网结构的不断加强，该院的220KV变电站在设计时逐渐将高中电压等级的旁路母线取消了。在2000年前后所设计的某220KV变电站，其占地面积只有27亩。
2001年之后，该电力集团对运行中的220KV包括以下电压等级的变电站进行改选，实施无人值班的制度，并且亦对新的工程按照无人值班的制度来设计。与此同时，各个市级代电公司普通采用了合资厂所生产的隔离开关，以避免国产隔离开关在运行中出现的问题较多的情况。除此之外，该院在设计方案中提出全GIS变电站，以节省成本。
经过一系统的优化，在之后建成的某变电站，占地面积已经不到十亩。4该电力集团220KV变电站典型设计的实施方案和特点
4.1设计方案的组合
该电力集团220KV变电站典型设计的实施方案是以国家电网关于220KV变电站典型设计的推荐方案作为指导的，并且还结合了该电力集团现有的设计模式，按照主变压器的台数和容格局量、无功配置、电气主接线的形式、出线的规模、布置的格局、配电装置的形式等等组合，形成了六个方案。其中，户外变电方案两个，户内变电站的方案是四个。
在设计实施方案的过程中，对该电力集团220KV变电站的常见的方案进行总结、提炼与优化，体现出了推荐方案的“安全可靠、投资合理、技术先进、运行高效、标准统一”的设计原则，也体现了220KV变电站典型设计几从设计原则的协调与统一。
4.2实施方案的特点 4.2.1占地面积小
GIS的设备是高度集成的，该电力集团的全GIS组合电器220KV变电站的占地面积一般都不高于10亩，只占同规模AIS变电站占地面积的25%—30%，照这样计算，该电力集团一年可以节省占用的土地面积为400亩。
4.2.2适用性强，建设工期短
采用GIS设备，可以便捷地将220LKV的配电装置和110KV的配电装置设计成不同的模块，根据变电站的不同规模来组合，从而提高设计的效率。不但如此，因此GIS设备的模块化程度比较高，这就大大地提高了施工安装和竣工验收的效率，将变电站的建设周期给缩短了，提高了电网建设的速度。
4.2.3无人值班的形式，可以减少成本，提高公司的效益。4.2.4污闪明显减少
GIS主体的带电部分是密封在金属的铝合金的外壳里面的，具有传导性好、重量比较轻、不产生涡流损耗的优点，而且还搞腐蚀。GIS的这种密封式的结构，非常适用于污秽等级比较高，或者是有盐雾的环境比较恶劣的地区，可以有效地减少污闪事故。
4.2.5大大地减少了检修和维护的工作量
GIS所暴露在外的绝缘少，内部有绝缘气体，而且机械结构比较简单，所以发生故障的概率相对较低。而且每个气隔都是在气体密度继电器的监控之下的，加上GIS的二次回路可以非常方便地和微机监控系统相连，所以可以提高GIS的整体有效性，可以做到向用户连续供电。
4.2.6有效地控制工程造价
使用GIS系统，土地占用的面积低，所以节省了土地使用费，另外，还可以减少建筑量，也就节省了相关的成本。
4.2.7景观效果也非常好
整个出线架构是采用两个间隔共同使用一个榀梁的方式，减少了变电站架构的数量，使得变电站总体简洁、美观。5典型的设计和使用
5.1对设计方案的实施和调整
如果工程建设的规模和前期工作确定的原则和本方案是相符的，则可以选择本方案来作为该变电站本体的设计，然后再将典型设计中没有包括的外围的部分加入进去，以完成整体工程的设计。
如果布置的方案并不能够满足要求，那么使用者可以将模块重新组合，以适应实际的需求。实际的工程与典型设计规模的差异是不可避免的，这是因为在实际工程中，出线回路数、出线的方向、设备的配置与预定的规模不可能完全相同。所以，设计子模块时要用概算来调整，子模块的设计内容包括以下几部分：设备的保护、电缆、电气一次设备、主要的安装材料、引线构架、设备支架、其他等等。
在实施方案模块时，要考虑适用性，实际的工程内部设备的布置应当根据具体设备的情况来调整和优化。
结束语：220KV变电站典型设计的推荐方案在完成后到现在，该电力集团所属的所有220KV新建的变电站的设计都是采取了新的典型设计方案，也取得了良好的效果，获得了较大的经济效益。相信在今后，这一设计会更加完善，发挥更大的作用。
参考文献：
变电站站用电系统是保障变电站安全、可靠运行的一个重要环节, 一旦站用电系统出现问题, 将直接或间接地影响变电站安全、可靠运行, 严重时会扩大事故范围, 造成故障停电[1]。考虑远景升压或者扩容的需要, 现有的220 k V变电站存在非典型接线方式, 此种方式下的站用电运方的摆布, 直接关系到变电站设备的正常运行, 合理的运方结构可以在相同条件下更可靠地保证站用交流系统稳定、安全运行。本文结合盐城供电公司220 k V潘荡变站用电的非典型接线形式, 提出一种更合理的运方结构, 对类似的站用电运方系统具有参考作用。
1 典型220 k V变电站站用电接线
典型的站用电接线方式[2]如图1所示, 高压侧三台站用变提供35 k V电源, 其中#1、#2站用变为主变低压侧绕组引出, 另一台#0站用变为引自35k V线路的变电站外来电源。低压侧为400 V双母线接线方式, #1站用变经低压开关1QF供400 V I段母线运行, #2站用变经低压开关2QF供400 V II段母线运行, #0站用变经低压开关3QF供400 V I段母线运行、4QF供400 V II段母线运行, 400 V两段母线间通过分段开关QF连接。
典型站用电接线正常运方, #1、#2站用变分别经低压侧总开关1QF、2QF供400 V交流I段、II段母线 (以下简称I母、II母) 运行, 且两段母线保持分列运行。#0站用变在充电状态, 3QF、4QF在自投状态。当1QF非I母故障 (比如#1站用变故障跳闸或高压侧失电) 跳闸后, 3QF自动投入运行。类似条件下2QF开关跳闸后, 4QF也将自动投入运行, 保证站用电系统运行正常。这种运行方式保证了3台站用变中只要有1台正常运行, 就能保证站用电系统的安全运行。例如, 当#1站用变与#0站用变同时退出时, #2站用变通过分段开关QF带两段母线运行。当#1、#2站用变同时退出时, #0站用变通过3QF、4QF开关带两段母线运行。
2 非典型220 k V变电站站用电接线
非典型站用电接线方式是不同于典型接线方式的类型, 主要是开关站考虑将来升压运行的需要, 或者变电站主变数量增加等情形。以盐城供电公司220 k V潘荡变的站用电系统接线为例, 该站现为220 k V开关站, 是江苏沿海输变电通道的重要节点。远景规划为带有3台主变的500 k V变电站运行, 届时将加大沿海通道的输送容量, 为连云港核电可靠送往苏南等经济发达地区提供有力保障。
目前该站的站用电系统接线方式如图2所示 (虚线框内为远景规划) , 高压侧2台站用变提供35 k V电源, 因为是开关站, 其中#0、#1站用变都引自35 k V线路的变电站外来电源。低压侧为400 V双母线接线方式, #1站用变经低压开关1QF供400V I段母线运行, #0站用变经低压开关3QF供400 V I段母线运行、4QF供400 V II段母线运行, 400 V两段母线间通过分段开关QF连接。
对于此种形式下的非典型接线方式运方, 参照正常运方下的结构为:#1站用变经低压侧总开关1QF供400 V交流I段母线 (以下简称I母) 运行, 且两段母线保持分列运行。#0站用变经低压侧总开关4QF供400 V交流II段母线 (以下简称II母) 运行, 3QF在自投状态。
分析此种运方, 可知当1QF非I母故障 (比如#1站用变故障跳闸或高压侧失电) 跳闸后, 3QF自动投入运行。但是当4QF开关非母线故障跳闸后, 由于分段开关QF没有自投回路, 将没有开关为它自动备用投入运行, 就不能保证400 V II段母线交流系统运行正常。这种带有缺陷的运行方式就不能保证最大限度地满足站用电系统的安全、可靠运行。
3 改进的非典型220 k V变电站站用电系统运方
潘荡变400 V低压侧由扬州北辰电气设备有限公司总体设计组屏。总开关QF、1QF、2QF、3QF、4QF为上海施耐德配电电器有限公司的MT16N1型空气自动开关, 这类开关具有延时欠压脱扣功能, 并具备4种状态:运行、连接、试验和退出[3]。
仔细分析设计图纸和厂家提供的出厂资料, 发现本站400 V交流系统设计时提供了单向备投功能。站用电专用备用电源投入装置条件为[4]:1) 保证工作电源的断路器断开后, 工作母线无电压, 且备用电源电压正常的情况下, 才能投入备用电源;2) 自动投入装置应延时动作, 并只动作一次;3) 当工作母线故障时, 自动投入回路装置不应起动;4) 手动断开工作电源时, 不起动自动投入装置;5) 工作电源恢复供电后, 切换回路应由人工恢复;6) 自动投入装置动作后, 应发预告信号。即3QF为1QF失电时备投, 4QF为2QF失电时备投。若将4QF正常运行于II段母线, 则当4QF失电, 母线无故障的情况下, 没有开关为其自投, 这是上述运行方式的缺陷根源。
分析1QF的控制回路图3, 得知该开关主要的控制回路为合闸、分闸和欠压脱扣回路[5]。合闸回路串联了QF和3QF的常闭触点, 保证1QF合闸时, QF、3QF在分位, 避免了不同电源间非同期并列。分闸回路不存在闭锁条件, 只要操作机构不失灵, 就可以分闸。欠压脱扣回路中, 装置D2、D1间接有延时欠压脱扣继电器, 保证在感知无压情况下跳闸。从图中得知, 1QF不存在自动投切回路, 即不能为其它开关失电时, 作为备用投入。
QF的控制回路与1QF类似见图4, 不同的是合闸回路中将1QF、3QF的常闭触点和2QF、4QF的常闭触点并联, 保证QF不会在1QF、3QF同时合位, 或者2QF、4QF同时合位时合上, 避免两段母线并列运行, 防止不同电源间的非同期并列。
3QF的控制回路与上述两台开关相比, 多了自动投切回路。如图5所示, 当切换开关3QK切至“自动”位置, 9、10触点接通, 该自投回路投入运行。当#0站用电低压侧31YJ、32YJ低压继电器常开触点闭合, 即#0站用电低压侧400 V有电压时, #1站用电低压侧11YJ、12YJ低压继电器其中一个常闭触点闭合, 即#1站用电低压侧无电压时, #1站用电低压侧电流继电器常闭触点闭合, 即#1站用电低压侧无电流时, 此时通过1QF的11、14常闭触点判定1QF在分位, 3SJ时间继电器励磁, 自动投切回路接通。3SJ时间继电器的延时闭合触点动作, 使中间继电器3ZJ励磁, 经过QF、1QF的常闭触点判别其对应的开关在分位后, 其常开触点接通3QF的合闸回路使其合闸。
对2QF、4QF的控制回路进行分析, 可以得出上述相同的结论。3QF对1QF自投, 4QF对2QF自投, 且都是单向备自投, #0站用变在典型设计中为备用变, 处于充电状态且接自外来电源, 即使在全站失电的情况下, 也能可靠提供站用电源。
但是在如图2所示的非典型站用电接线方式的情形下, 上述的运方就达不到预期的效果。当400VⅡ段母线失电4QF开关跳开, 没有开关自投, 所以Ⅱ段母线永久失电, 不满足安全、可靠的运行要求。
针对此种非典型站用电接线方式的结构, 提出一种可行的运方形式, 并现场验证该方式的可行性, 满足了站用电源可靠供电的需求, 类似的非典型接线方式可以比较参考。改进后的运方为:#1站用变高压侧开关合闸, 低压侧1QF开关合闸供400 VⅠ段母线运行, #0站用变高压侧开关合闸, 低压侧3QF、4QF开关分闸, 分段开关QF合闸, 2QF在试验位置。
分析该运行方式, #0站用变充电运行, 其低压侧开关3QF、4QF可以分别对失电的400 V母线自投, 保证不间断供电。例如, 当1QF非母线故障 (比如#1站用变故障跳闸或高压侧失电) 跳闸后, QF也经欠压延时脱扣跳闸, 此时#0站用变低压侧开关3QF、4QF分别满足各自的自动投入条件, 自动合闸后对Ⅰ、Ⅱ段母线供电。当QF故障跳闸后, 此时3QF不满足自投条件, 可靠地闭锁了不同电源的非同期并列的误操作, 4QF满足自投条件动作, 由4QF对Ⅱ段母线供电。当1QF、QF同时跳闸后, 情形同第一种状况, 由#0站用变经低压开关3QF、4QF对Ⅰ、Ⅱ段母线供电。
通过上述分析可知, 改进后的接线方式可以满足任何故障情况下的备自投动作条件, 是只有两路电源的非典型接线方式下的可靠运方。该站运行人员在低压侧分别拉开1QF和QF试验时, 都顺利实现备投功能。并且在执行#1站用变高压侧线路检修操作任务时, 其低压侧也成功地实现了备自投。
4 结论
随着电力建设的步伐加快, 许多变电站的建设都面临升压或者扩容的要求, 此时站用电非典型接线方式的运行方式, 更要引起运行人员的重视。合理的运方摆布, 关系到站用电系统的安全、稳定运行。针对现场运行中遇到的实际问题, 提出一种更合理的运行接线方式, 从而保证了站用电运行的可靠性。
摘要：针对220kV变电站非典型站用电接线方式, 提出一种更合理的运行方式。该运行方式具有高度的供电可靠性, 经现场实践证明, 满足各种不同种类故障下的备用电源自动投切要求。对其它类似的站用电运方系统具有参考价值。
关键词：变电站,站用电接线方式,运行方式,备用电源,自动投切
参考文献
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关键词：220 kV变电站；接地网；设计施工；电阻
中图分类号：TM645 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）33-0199-02
改革开放以来我国国民经济产生了较大的变化，经济快速发展的背景下，电力供应的稳定性也引起了政府部门和供电企业的注意。为了保证供电的稳定性，以及工作人员的人身安全，变电站接地网必须进行严格的设计和标准的施工。笔者针对220 kV变电站接地网的设计与施工，进行简要的剖析，以盼能为我国220 kV变电站接地网的设计施工提供参考。
1 220 kV变电站
一般情况为了保证电能的低损耗，以及针对距离较远地区的供应。电能经发电厂生产，之后通过输电电路进入变电站。通过变电站将电压升高，之后再次通过输电线路进行电能的传输。电力传输至用电户区域范围内，再通过变电站将电压降低。之后进入配电站再进入用电户内，进行电力的使用。220 kV变电站指其内部进行电力输出或输入的电压为220 kV，220 kV变电站为我国电网运行中的中间变电环节，其对于整体电网的稳定运行影响重大。
2 变电站接地网
变电站在运行的过程中，由于自身的电压较大。因此为了保证变电站的安全运行，以及操作人员的人身安全，一般情况下在进行变电站施工的过程中，通常会进行接地网的施工。其中由多条接地线路进行连接，并形成的网络称之为接地网。
接地网一般情况下为直接与地面进行接触的金属类导体。接地网在运行的过程中，与单条接地线路相比，其具有电阻小、接地性能稳定等特性。
在当前的实践发展中，适用于绝大多数的电气设备以及相关电力场所的接地设计，例如变电站、地铁站等场所中，一般都采用接地网形式的接地。
3 当前220 kV变电站接地网设计与施工中存在的 问题
当前220 kV变电站接地网设计与施工的整体的发展态势较为稳定，其施工与设计大多数都能起到良好的接地效果。但在部分变电站的接地设计施工中，也出现了较多的问题。此类问题的出现，也引起了较为严重的后果。针对此类现状笔者分析案例，将问题总结如下例如：接地网施工工艺引起的问题、施工地土壤电阻较大、接地网设计中的腐蚀因素。针对此类问题，笔者进行简要的分析研究。
3.1 接地网施工工艺引起的问题
220 kV变电站接地网的主要作用为释放雷击造成的电流冲击，以及设备故障或短路现象出现的电流。因此接地网对于变电站以及电器设备的安全稳定运行影响重大，当前在接地网设计施工中，主要出现的问题为：接地网施工工艺引起的问题。具体的表现方式为：施工工艺标准不符合变电站要求，接地体埋深过浅，接地体连接部位搭界面不符合要求，回填材料过于随意，导致地网断开，并在此后雷电气候出现时，发生了较为严重的事故，接地网不能完全释放雷击现象造成的巨大电流，随后引发了较为严重的爆炸火灾事件，并伴随着较为严重的人员伤亡事件。
3.2 施工地土壤电阻较大
电阻的计算公式为：
R=ρL/S。
其中电阻为：R；
横截面积：S；
长度：L；
电阻率为：ρ。
一般情况下为了保证接地网能够起到应有的效果，其在设计施工的过程中，都会对施工地点的电阻进行测量。一般情况下施工地电阻较低，施工过程中面临的问题较少，施工过程也较为简单。当前220 kV变电站接地网在设计与施工过程中，主要面临的问题为：变电站一般位于山地或者利用价值不高的土地，此类施工地电阻率较高，增加了接地网的施工难度，同时增加了接地网的施工要求。当前关于变电站接地网的施工标准中，要求接地网电阻不得大于0.5 Ω。
3.3 接地网设计中的腐蚀因素
220 kV变电站接地网工程，一般情况下使用时间较长。因此关于土壤自然变化中的腐蚀情况，也为影响变电站接地网的重要因素之一。
腐蚀因素对于变电站接地网设计与施工过程中，主要产生影响的为施工材料以及施工技术。当前在多数出现问题的案例中，220 kV变电站接地网施工作业中，使用的接地网材料随着时间的过渡产生了腐蚀现象。
随着腐蚀现象的出现接地网电阻增加，接地体材料有效截面变小，更有甚者，出现接地材料断开，因此在出现雷击事件或设备故障短路时，无法有效的保障设备的安全性。接地网的可靠性也随之下降，对于变电站工作人员的人身安全也产生了威胁。
4 220 kV变电站接地网设计与施工中存在问题的改 善对策
当前220 kV变电站接地网设计与施工整体的发展较为稳定，但在部分变电站接地网的施工中，也出现了较多的问题，应引起设计、施工、运行人员的重视。针对此类问题笔者分析案例，提出了以下的改善对策。例如：针对施工地进行降阻作业、采用成熟度较好施工工艺、施工中针对施工材料进行防腐处理。针对此类改善对策，笔者进行简要的剖析介绍。
4.1 针对施工地进行降阻作业
某220 kV变电站在进行接地网设计施工中，由于施工地点电阻较大。设计人员经过研究讨论后，为了保证后期工程施工的成功性，以及考虑变电站当地的施工环境。最终确定施工方案为：深井接地方式。并且在施工的过程中，加入化学降阻剂，同时对施工地电阻进行降低。
施工的过程中针对整体接地网进行平均分布，对其区域范围内利用钻探机进行打眼，共计打眼10孔。打孔的过程中要求孔洞直径应为14 ～20 cm。孔洞之间的距离应根据接地网实际大小平均分配，打孔结束之后利用镀铜扁钢材料打入孔洞内，以此作为深井接地材料。并在回填的过程中，利用电阻较低土壤进行回填。
施工结束之后，经比对施工地点施工前期电阻为5 Ω，进行深井接地，并加入化学降阻剂后。最终测试施工地点电阻R<0.5欧姆，电阻符合施工要求。
4.2 根据工地情况选择接地网施工工艺
我国地域面积较大，因此各220 kV变电站所在地地质情况也有所不同。变电站接地网在施工的过程中，对于施工地电阻情况要求较高。因此针对各地的情况的不同，设计施工人员应进行考察之后，选择符合当地情况的施工工艺。
当前关于220 kV变电站接地网的设计要求和施工原则为：电阻R<0.5 Ω、接地网尽可能与建筑物体金属材料进行连接、尽可能使用施工地现场条件进行接地网施工。
4.3 施工中针对施工材料进行防腐处理
220 kV变电站接地网设计与施工的过程中，为了保证接地网的长效使用，以此整体接地网的有效性。变电站接地网必须针对接地网材料，进行防腐处理。当前关于220 kV变电站接地网的施工中，主要应用的施工材料为镀铜扁钢。此类材料本身具备较好的抗腐蚀性和抗氧化性，在施工中焊接结束之后，应针对材料涂刷防腐油漆，特别是焊接部位。根据腐蚀现状以及进行计算腐蚀速率，以此计算接地材料的最小厚度和宽度，并留有一定的裕度。并在此后在使用的过程中，定期对地网进行开挖检查，加强对整体接地网的维护作业。针对接地网材料出现的腐蚀状况，应及时进行分析原因，并采取有效的措施迟缓腐蚀的速度。以此延长接地网的使用年限，并保证接地网的使用效应。
5 结 语
当前关于220 kV变电站接地网的设计与施工，整体的发展较为稳定。但在部分变电站的施工中，也出现了较多的问题。例如：接地网施工工艺问题、施工地土壤电阻较大、接地网设计中的腐蚀因素。针对此类问题，笔者分析案例提出了以下的改善对策，例如：针对施工地进行降阻作业、采用成熟度较好施工工艺、选择使用新材料、施工中针对施工材料进行防腐处理，同时考虑绿色因素。以此改善220 kV变电站接地网设计与施工中存在的问题，并提升220 kV变电站接地网的实际效应，提升接地网的可靠性，增强220 kV变电站在运行中的安全稳定性。
参考文献：
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作为一项具有较强的系统性的工作，220 kV变电站变压器维护工作的主要内容包括确认基本条件、运用新型维护技术、对初始状态进行优化等。下面本文立足于这几个方面分析介绍220 kV变电站变压器维护工作[2]。
2.1将基本条件确认下来
开展220 kV变电站变压器维护工作的基础性工作就是将基本条件确认下来。要想做好220 kV变电站变压器维护工作首先必须要清楚变压器问题类型，也就是说要了解故障和设备的基本情况。电力系统工作人员在这一过程中必须要综合分析变电站的运行数据，然后以分析的结果为基础将科学正确的评价做出来，这样就可以对变压器的整体运行情况具有较为完整的了解。与此同时，电力系统工作人员在确认基本条件的时候还要认识到继电保护装置的重要性，对于继电保护装置而言，除了在选用的时候使其达到最为基本的运行要求之外，同时还要真正的做好日常的检测和维护工作，只有这样才能够有效的提升220 kV变电站变压器维护工作水平。2.2对初始状态进行优化
220 kV变电站变压器维护工作中对初始状态进行优化具有十分重要的作用，电力系统的工作人员在对初始状态进行优化的过程中，首先要对变压器的初始状态具有全面的了解，大量的运行维护实践表明，变压器日后正常的运行和有效性在很大程度上受到了初始状态的影响。与此同时，电力系统工作人员在对初始状态进行优化的时候还需要对相关的检测数据的材料、设备的运行情况、技术材料以及设备图纸等进行搜集和整理，然后以此为根据就能够有效的提升220 kV变电站变压器维护工作的精确性。除此之外，电力系统的工作人员在对初始状态进行优化的时候必须要采用全过程管理的方式对变压器设备的生命周期的环节进行管理[3]。
2.3对新型的维护技术进行积极的应用
220 kV变电站变压器维护工作中对新型维护技术的推广和使用属于一项核心的内容，要想使220 kV变电站变压器维护工作的有效性得以全面提升，就必须要对行之有效以及科学合理的继电保护装置和维护技术进行积极的推广和应用，只有具备先进技术以及先进设备的支持，才能够确保220 kV变电站变压器维护工作水平。与此同时，电力系统的工作人员在对新型维护技术及其应用的过程中必须要准确和及时的判断电力系统的运行状况，积极的参与企业组织的各项技能培训，从而使自身的业务能力和专业知识得以全面提升
业主验收报告
一、工程总体概况
涪陵油房220kv变电站工程是“贵电入涪”的重点建设项目，担负着向白涛工业园区、龙桥工业园区、清溪工业片区可靠供电的重要任务。位于重庆市涪陵区白涛镇油房村，占地面积30370平方米，系在原110kv变电站基础上升压扩建。工程建设规模为：
1、电压等级：220kv/110kv/10kv；
2、主变压器：3×240MVA（220kv），采用三相三线圈有载调压变压器。本期装设2×240MVA，预留1×240MVA主变位置；
3、电气主接线：220kv侧为双母线接线，出线8回，本期2回，采用管母分相中型屋外配电装置；110kv侧为双母线带旁母接线，出线18回，原已建成7回，本期4回，采用管母线中型屋外配电装置；10kv侧为单母线分段接线；电容补偿容量12×7.5 Mvar，采用户外框架式布置；
4、全站保护测控采用计算机监控系统，具备遥测、遥信、遥控、遥调“四遥”功能；
二、工程建设情况
本工程业主单位为重庆涪陵聚龙电力有限公司，设计单位为贵州能达电力设计有限公司，土建施工和电气安装单位均为四川松源电力建设工程有限公司，监理单位为四川赛德监理工程公司，工程质监单位为重庆市涪陵区水利电力基本建设质量监督管理站。该工程于2009年3月4日经重庆市发改委渝能发改[2009]307号文核准，于2008年4月2日土建进场施工，2008年10月9日电气进场安装，经业主、设计、施工、监理等参建单位的协同配合，于2009年6月5日工程完工。
三、工程验收情况
根据施工单位申请，监理单位审核同意，业主单位确认，业主单位同意根据油房220kv变电站启动验收实际、情况（主要是启动委员会须由贵州省电力公司统一组织），先行组织业主验收，后向贵州省电力公司组织的启动委员会申请启动试投运，2009年6月8日，重庆涪陵聚龙电力有限公司成立了油房220kv变电站工程业主竣工验收组（下设土建施工、电气安装验收两个专项组），2009年6月10日，业主竣工验收组组织设计、施工、监理、质监等单位工程技术人员对该工程进行了验收。工程验收采取听、查、看、核等方式，分专业分组进行了详细检查。一致认为，该工程基本完工，实物工程量和基本技术资料基本完成。
四、存在的问题及整改要求
1、土建工程缺陷（1）室外电缆沟盖板不平，局部通长不顺直，设计建议电缆沟压顶改为嵌入式。
（2）110kv构架场地第25个间隔混泥土路面有裂缝。（3）室内外电缆沟盖板未设置提板孔。（4）室内墙面涂料需作局部处理。
（5）防火门锁须修整，表面局部做防锈处理，防火门增加门吸。
（6）公路表面水泥锅巴清理。（7）排水沟栏污栅须作防锈处理。（8）操作小道须做局部修补。（9）公路边缘须切割顺直。
（10）变电站场内应做全面清洁处理。
（11）蓄电池室和站用电室电缆沟盖板须调平。（12）#3主变构架差三角架水平横撑。
（13）10kv配电室内墙上螺栓须做防锈处理并加盖板。（14）10kv配电室室内风机核实是否为轴流风机。（15）差分部、单位、项目工程质量评定表；完善分部工程验收资料；完善基础和主体阶段验收资料；有一组钢筋试验报告不合格处理封闭；部分资料签证不完善；原材料、半成品等所有材料合格证应收集齐全。
（16）进站公路未完成，务必抓紧在6月20日前全面完成。
2、电气工程缺陷
（1）道真-油房光缆、高频电缆、接地铜导线未接通，两侧未联调。
（2）油房-省调（贵阳）、油房-地调（遵义）通讯未联调。
（3）电能远方采集系统未调试。（4）220kv继电器室屏顶盖板未安装。
（5）保护测控柜、直流柜等屏柜开关标示不完善，临时标示未清除。
（6）#5主变喷漆不到位，有载调压闸阀漏油，吸湿器未加油。
（7）10kv开关柜断路器合闸线圈易烧毁，电缆接入不符规范。
（8）220kv管母接地开关底座螺丝未联接。（9）户外端子箱及电缆沟防火封堵不完善。（10）10kv开关柜不整洁。
（11）站用变温度后台显示不正常、接地线未接、零序电流互感器未安装。
（12）主变电度表未接线。
（13）220kv交流电源屏A相电压表未安装。（14）UPS电源输出不正常须更换。
（15）电能质量监测装置显示屏显示不正常。（16）载波通道一次接地和二次接地不完善，户外电缆支架绑扎不规范。
（17）上油线、油龙线、油清线OPGW光缆户外终端盒接地不完善。
（18）通讯室屏柜内接线号头不完善，门房电话线未敷设。
（19）户外端子箱、隔离开关机构箱、220kv接地开关的接地必须按电力建设规范要求进行整改。
（20）竣工图及调试报告未提交。
3、整改要求
（1）施工单位要抓紧对验收缺陷进行整改，务必于2009年6月20日前全面整改完毕，同时监理单位要加强对缺陷整改的安全、质量、进度的监管。
（2）设计单位配合施工单位完善工程竣工图纸的修改，要求2009年8月10日前向业主提交竣工电子版及蓝图。
（3）调试单位于6月20日前向业主提交调试报告。（4）施工单位于6月20日前完善所有质量检验资料并提交业主。
（5）监理单位于6月20日前完善所有监理资料并提交业主。
五、验收综合评价
经业主竣工验收检查，油房变电站土建工程项目，包括房建部分、防雷接地部分、设备基础部分、消防排水部分，满足设计要求，达到电力建设土建工程验收标准；电气工程项目，包括 220kv部分、110kv部分、10kv部分、主变部分、保护测控部分、直流系统、计算机监控系统、微机五防系统、通讯系统的各项安装试验、调试均按电力建设规程的相关规定安装调试完毕，符合电力建设工程规程规范。除与贵州方联调项目，因受限于贵州方的建设进度暂未联调外，就油房变电站工程本身而言，该工程已基本具备带电投运条件。待2009年6月20日前消缺完毕并经复验合格后方可带电。工程质量等级评定以质监单位出具的质量检验报告为准。
六、验收结论
经油房220kv业主竣工验收组现场验收，油房220kv变电站工程业主竣工验收合格，油房变电站基本具备带电运行条件。
油房220kv业主竣工验收组签字： 组 长：
副组长：
成 员：
参验单位：业主单位：重庆涪陵聚龙电力有限公司（签章）监理单位：四川赛德监理工程公司（签章）设计单位：贵州能达电力设计有限责任公司（签章）施工单位：四川松源电力建设工程有限公司（签章）
质监单位：（重庆市涪陵区水利电力基本建设质量监督管理站（签章）
生产验收监理工作汇报材料
河南立新监理咨询有限公司 220kV董庄变电站工程监理项目部
2011年7月23日
220kV董庄变电站工程 生产验收监理工作汇报资料
各位领导、专家，大家好！
漯河220kV董庄变电站工程，根据河南立新监理咨询有限公司第五分公司与漯河供电公司签订的监理合同要求，建筑工程于2010年9月20日正式开工，电气安装工程2011年5月24日开工。在漯河供电公司直接领导和大力支持下，经过漯河汇力电力勘察设计有限公司、林州建总建筑有限公司、河南送变电建设公司、河南立新监理咨询有限公司等参建单位的积极努力和配合下，变电站建筑工程于2011年5月 30日竣工，2011年6月11日通过河南省电力质检中心站质量监测；电气安装工程经过不足两个月的紧张施工，于2011年7月20日竣工并自检，2011年7月21日监理初步验收，监理初验发现缺陷处理完毕。
220kV董庄变电站工程监理项目部依据《监理合同》《监理规划》《监理细则》及国家相关法律，法规规程等，对该站土建、电气设备安装、调试、设备材料、工程质量、安全文明施工及投资控制进行了全过程监理，由于全体监理人员的积极努力，认真负责，上级领导的支持，各参建单位的大力配合，本工程按计划开工，如期完工。工程建设过程中没发生任何质量、安全事故；在河南省电力公司组织的安全、质量、标准化项目部流动红旗竞赛活动中，得到领导专家们的一致好评，监理部获得“标准化监理项目部”荣誉。本工程的安全、质量始终处于可控状态, 监理部认真地履行了监理合同规定 的各项义务。现就工程监理项目部如何开展监理工作总结汇报如下：
一、工程概况：
（一）工程名称：220kV董庄变电站工程
（二）建设单位：漯河供电公司
（三）运行单位：漯河供电公司
（四）设计单位：漯河汇力电力勘察设计院
（五）土建施工单位：林州建总建筑有限公司
（六）电气安装单位：河南送变电建设公司
（七）建设规模：
主变压器：最终3×240兆伏安，本期1×240兆伏安，电压等级为220/110/10千伏；
220千伏出线最终8回，本期2回，均至500千伏平顶山南变电站。备用6回；
110千伏规划出线12回，本期4回，至蔡庄变和英章变各1回（剖接英章变至蔡庄变110千伏线路）、至张场变2回；
10千伏规划出线12回（#
1、#2主变下各出6回。#3主变10千伏不出线），本期4回。
每台主变10千伏侧配置4组7500千乏无功补偿装置。围墙内占地面积： 2.2019公顷 总建筑面积： 789.60平方米 进站道路长度： 86米。
工程建设总投资:本工程概算动态总投资新建220千伏董庄变电站工程
7242万元，配套光通信工程153万元，二、监理依据监理范围和监理目标
（一）监理依据
1、河南立新监理咨询有限公司与漯河供电公司签订的220kV董庄变电工程监理合同。
2、漯河供电公司与设计、土建、电气安装等施工单位签订的工程施工合同。
3、工程初步设计文件、资料，施工设计图纸，图纸会检纪要等。
4、国家有关法律、法规、标准等。
5、土建、电建工程检验、评定标准、规范等。6、220kV董庄变电站工程《监理规划》、土建、电气一、二次《监理实施细则》、《安全文明施工监理实施细则》等。
（二）监理范围
220kV董庄变电站工程项目所有基础、支架及电气一、二次设备的安装、调试工程。
（三）监理目标
1、工期目标：2010年9月20日开工，2011年7月30日竣工。
2、安全目标：没有发生人身伤亡事故、重大设备损坏事故和重大质量事故，安全目标全部实现。
3、工程投资：控制在规定(7242万元）限额以内。
4、工程质量目标
施工全过程不发生施工质量事故，实现一次成优，争创国网公司优质工程；
工程质量符合设计、国家及行业有关验收规范、标准及质量检验评定的优良级要求，并满足：
土建部分：分项工程合格率100％；单位工程优良率100％； 安装部分：分项工程合格率100％；单位工程优良率100％； 实现工程“零缺陷”移交。
三、监理工作 1、2010年9月1日，220kV董庄变电站工程监理项目部成立，监理部设总监1人，安全监理工程师1人，土建监理工程师1人，电气专业监理师1人，土建监理员1人，技经师1人，信息员1人。
2、编制本工程的监理规划，土建专业监理实施细则，电气专业监理实施细则，安全文明施工监理实施细则；严格遵守监理合同中的承诺，按照河南立新监理咨询有限公司批准的监理规划和上述实施细则，对本工程的全过程进行了认真、有效地监理。
3、监理工作始终围绕“四控制”、“两管理”、“一协调”展开。严格遵照《国网公司电力建设工程安全文明施工标准化管理标准》，《国家电网公司监理项目部标准化工作手册》，加大了对工地现场安全文明施工管理的力度和项目部标准化建设。工程一开始，把进入现场人员的人身安全放在首位。组织现场施工人员学习安全规程，提高思想认识，让他们在观念上从要我安全变为我要安全;同时，在施工现场布置安全围栏，实行分区施工，为安全文明施工打下了良好的基础。
4、在质量控制中，我们在坚持质量第一方针的同时，还特别强调提高工艺水平，首先要求施工单位认真落实河南省电力公司印发的《河南电力电网建设工程创优工艺要点》及《国网公司变电站施工示范手册》，并要求施工方提出了具体方案。一开始就严格要求，样板开路，土建施工从测量定位，模板加工支护、混凝土浇注严格把关监控、精心施工。在电气安装中，电气安装在时间紧、任务重的情况下，严格要求，精心组织，精心施工，狠抓质量不放松；设备安装、调试、电缆敷设、电缆接线，严格按照标准要求，强调工艺，工程质量在控，受控。
5、做好协调与沟通，全心全意为业主和各参建单位服务。整个工程参建单位比较多，面对这种现象，在业主的大力支持下，我们监理部自始至终抓好周例会制度的落实，整个工程期间共召开周例会34次，较好的处理了工程施工过程中出现的各种矛盾。
6、对所有参建单位的资质进行审查，对施工方案、工艺进行了控制。整个工程审查施工组织设计4份，审批施工方案38份，(其中土建工程22份，电气安装工程16份)，审查重大施工技术方案4份，审查质量检验项目划分表4份，审签质量报验单332份，审核主要原材料签证单44份，审验隐蔽工程报验单418份。同时，我们还监督和协调施工单位建立健全质量保证体系，对其质量控制系统进行监督检查。在施工过程中监理人员做到勤巡视、多检查、重落实，并重点落实工序间的交接检查及隐蔽工程签证制度。
7、严格施工材料验收交接手续，对各供货厂方送来的产品、材料严格检验，没有合格证件、资料不全、有质量问题的产品坚决退场。
总之，我们监理部按合同规定，以巡视、旁站、抽检和文字措施等多种方式全方位开展了监理工作，并且主要采取了现场协调协商为主，通过周例会、专题工作会议，共发出周例会纪要39份，工程联系单57份，监理工程师整改通知单32份。这些会议纪要及通知单等文字材料都是针对工程发生的各种问题而形成的，因而对提高工程质量和工艺水平，搞好安全文明施工
起到了重要的督促作用，同时也使建设单位的领导能及时了解工程质量和进度。安全文明施工
我们始终坚持安全第一、预防为主、综合治理的基本方针，指导本工程施工现场的安全工作，在进行各个施工阶段的施工时，均要求施工单位按照国网公司的安全文明施工标准，敷设齐备标牌、警示牌、标识牌及相应的安全网、档脚板、胸板、完善安全设施的布置，确保施工人员人身安全，放心施工。经常对施工现场按照国网公司安全文明施工标准进行检查，并且及时发出整改通知单，要求及时整改及时闭环，善始善终的作好安全文明各项工作，让不安全因素消除在萌芽之中。本工程安全现状良好从始止终，安全局面稳定，没有发生人身及设备事故、噪音及环境污染事故。
9、工程质量：220KV董庄变电站工程始终按照设计图纸、标准、规范、规程、反措的要求基本施工完毕（尚有大门、变电站站名标志墙、站外排水、部分二层路面等部分工程未完、完工后由监理组织单项验收）；施工程序及质量控制符合要求；质量及管理体系齐全，实施有效；变电站主体工程内外装修平整美观、视觉观感协调、细部处理到位，工艺良好。电气施工讲究工艺，精益求精，设备安装准确到位；设备连线、导线敷设顺畅、整齐、规范；调试、实验规范严密，项目齐全。
本工程共计20个单位工程，77个分部工程，332个分项工程，588个检验批；检验批合格率100%，分部工程质量检验合格率100%，单合格率100%。整个工程外观质量和工艺水平达到国家、行业相关标准及施工合同要求；资料基本完整齐全，通过质量监测，已具备生产验收
条件。
河南立新监理咨询有限公司
220kV董庄变电站工程监理项目部
在电力系统中, 为了提高供电的可靠性, 我们增设了备用电源自投装置, 通过增设设备, 可以保证连续供电, 对提高多电源供电负荷的供电可靠性很有帮助。备用自投装置的工作原理是, 当工作电源因故障消失后, 备用电源迅速启动, 迅速切换到工作状态, 同时切断工作电源, 减少因停电造成的损失。
备自投装置在变电站被广泛应用, 甚至是多级备自投。例如:一个220kV变电站中, 有220kV进线、10kV分段或主变、380V母线备自投共三级备自投。本文就220kV金砂变电站备自投有关问题进行分析。
2 问题提出
220kV金砂变电站现有主变3台, 220kV电气接线形式现为双母线带旁路接线, 设专用旁路、母联断路器, 现有220kV出线5回。110kV电气接线形式现为双母线带旁路接线, 设专用旁路、母联断路器, 现有110kV出线8回。10kV电气接线形式为单母线分6段接线, 每台主变10kV侧均双臂进线。具体见220kV金砂变电站主接线图, 红色为10kV部分。
10kV有6段母线, 配了四个备自投装置。一台主变失电, 一般情况下就有两个备自投装置要动作, 但2#主变失电情况下, 四个备自投装置都要动作, 为避免备自投同时动作, 可以从时间上整定, 让其中两台延时动作。如果两台主变失电或者本来就两台主变运行, 其中一台主变失电情况下, 一台主变根本不可能带10kV的6段母线, 这样问题就来了, 四个备自投装置是相对独立的, 满足备自投的启动条件它们必然会动作, 最后将造成一台主变带10kV的6段母线, 主变变低过流动作, 变电站10kV全部失电。
当然也许你想用切负荷应该能解决, 四个备自投装置来自不同的厂家, 总不能因为一种情况, 让备自投每次动作都去切负荷, 发现不对再去人工恢复吧, 哪就不用做综合自动化改造了。
3 备自投原理
备自投装置典型配置三种常见的BZT方式。在广东地区还有一种负荷均分分段备投, 它只适宜只有一台主变10kV侧为双臂进线的主接线形式。
充电条件1:桥自投1DL、2DL合闸, 进线Ⅰ、Ⅱ各供一段母线, 桥开关3DL分闸热备用。
充电条件2:进线2主供, 进线1热备用, 1DL分闸, 2DL合闸。
充电条件2:进线2主供, 进线1热备用, 1DL分闸, 2DL合闸。
充电条件3:进线1主供, 进线2热备用, 2DL分闸, 1DL合闸。
3.1 备自投的启动条件
工作母线失压是备自投启动的条件, 但只有当工作母线电源确实无压, 备自投才允许启动, 故应设置启动延时躲开电压波动。
为防止备自投对线路倒送电现象的发生, 我们不论进线断路器是否断开, 都应当在备自投延时启动后再跳一次该断路器, 并及时检查该断路器跳位辅助触点, 这是启动合闸的必要条件。对侧设重合闸的系统中备自投可等待对侧重合一次失败后启动自投, 也可直接自投。重合失败后自投对恢复供电较有利, 但自投延时将延长一个重合闸动作周期。在日常工作中, 选取直接自投方式还是先重合后自投方式要根据具体的情况而定, 对与供电容量大、供电线路较长、重合成功率低可采用直接自投方式;对装置可靠性相对较低的常规继电器备自投的负荷可采用先重合后自投方式。
3.2 备自投闭锁条件
一般应考虑:1) 手动断开工作电源, 备自投不应动作。设计应考虑手分继电器或控制开关触点闭锁备自投;2) 为防止自投在故障上, 内部故障时应闭锁备自投, 设计应考虑备用电源进线开关的相邻元件保护出口触点闭锁备自投;3) 备自投停运。
为了保证备自投只实施一次自投, 我们应设置充足的充电装备, 在传统备自投上采用电容器充放电过程中, 以及瞬时动作延时都要对返回的中间继电器实现一次合闸。在微机备自投中, 一般采用逻辑判断和软件延时代替充电过程, 即在所有闭锁条件均无效时, 延时10s允许备自投工作, “闭锁”或“退出”条件为“真”则立即放电。
我们选定10s作为我们的充电时间, 主要是基于以下几点考虑:一是考虑一定裕度;二是等待故障造成的系统扰动充分平息, 认为系统已经恢复到故障前的稳定状态;三是躲过对侧相邻保护最后一段的延时和重合闸最长动作周期。以避免合闸在故障上造成开关跳跃和扩大事故的发生。
为防止主供电源PT断线引起误动, 应设PT断线闭锁。对单相或两相PT断线, 检无压判据如果采用三相电压Ua、Ub、Uc均小于门槛, 单相断线不会误动, 对三相PT断线, 则必须通过检测进线CT无流条件闭锁。无流检查可以采用固定门槛常规算法, 也可以采用自适应门槛的算法提高灵敏度。具备条件的变电站应尽可能接入电流闭锁条件。
3.3 备自投的一些特殊问题处理
1) 过负荷联切问题
很多地方的出现停电现象时, 备用电源并不能满足所有的供电要求, 这时候应有选择地切除这些线路的部分负荷, 并迅速关闭重合闸。
2) 站内无功补偿电容器的处理问题
如果电容器设有低电压保护, 当主供电源停止供电后, 低电压保护应先切除电容器, 再合备用电源, 应配合号电容器和备用电源的使用;如果电容器未设低电压保护, 则备自投应先切除电容器, 再合备用电源。
3) 母线上的接地变压器和带消弧线圈自投的问题
在备自投跳进线开关同时, 如果母线上有接地变压器带消弧线圈, 应核算备自投动作后消弧线圈的脱谐度;如果存在谐振过电压可能则应切除接地变压器。110 kV及以上中性点有效接地的系统中, 要防止备自投动作中对失去中性点接地的变压器充电和电源切换后上一电压等级的系统失去有效的中性点接地。
4 处理方案
根据220kV金砂变电站电网运行方式, 不存在热冷备用情况。因为热备用肯定不是经济运行的方式, 冷备用又存在中性点投入等技术问题。所以本站10kV的四个备自投装置只有前面介绍第一种BZT方式。
4.1 方案一
知道四个备自投装置只有一种运行方式, 就好办多了。好在10kV的6段母线只有分段没有母联, 如果有母联就更麻烦了。我们只要保证10kV IA段、IIA段、IIIA段和10kV IB段、IIB段、IIIB段的分段开关不同时处于合位, 就不会出现一台主变带10k V的6段母线情况, 那就需要在备自投闭锁条件中, 加入相邻分段开关的辅助触点闭锁备自投。虽然不是完美的解决方案, 但能解决问题。
4.2 方案二
建议将四个备自投装置整合成一个备自投装置, 这就需要保护厂家专门针对220kV金砂变电站情况, 研发一个备自投装置。把10kV的6段母线作为一个整体来考虑, 并能做到只有一台主变时实施过负荷联切。
4.3 方案三
现在变电站的建设, 已经从综合自动化发展到数字化、智能化。智能化变电站是变电站自动化技术发展的方向和必然趋势。目前总有人觉得没有一个装置就不塌实, 其实没有必要。我们只要在目前220kV金砂变电站综合自动化系统中加一个备自投程序, 用主变变低跳闸和保护动作 (不包括变低后备保护) 去启动它, 就可以完全解决220kV金砂变电站10kV备自投问题。因为综合自动化已经采集备自投所需的所有信息, 不加以利用本身就不是一个完善的综合自动化系统, 更不用谈智能化。
5 结论
备用电源自投装置的使用, 保障了电网安全, 为安全用电提供了保障, 尤其是微机技术的不断发展, 使得我们实现灵活、智能的操作智能型备自投变成了现实, 备自投的原理很简单, 但是在应用当中涉及的稳定因素很多, 如何不断的提高备自投操作的成功率, 仍然是我们要研究的课题, 只有在工作中成立专业的研发小组, 不断总结, 深入研究, 才能不断的提高可靠性, 保障电网安全。
摘要：本文针对近几年来在变电站综合自动化改造中, 遇到有关备自投装置的一些问题进行总结, 提出备自投装置设计和应用方案。
关键词：备自投装置,综合自动化改造,设计
参考文献
[1]NSR640R备自投保护测控装置说明书.国电南瑞, 2009.
[2]NSP40B/C备用电源自动投入装置技术说明书.南京中德, 2009.
[3]GB50062-92电力装置的继电保护和自动装置设计规范.能源部, 1992.
[4]DL428-91电力系统自动低频减负荷技术规定.能源部, 1992.
关键词 变电站；主变压器；异常运行方式；故障
中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)012-0101-01
主变压器的安全运行是220 kV变电站正常工作供电的重要保障，它的地位无可替代。所以对220 kV变电站主变异常运行方式进行分析，有着重要的意义。
1 变压器的常见故障
1）变压器绕组故障：主要包括匝间短路，一般是绝缘老化引起；由于绝缘老化或油受潮原因造成的对外壳短路；以及断线，主要原因是短路电动力或连接处接触不良。
2）变压器铁芯故障，严重时会导致“铁芯起火”
3）套管故障，一般表现为：漏油、绝缘击穿、裂纹。
4）分接开关及其他故障，会造成分接开关接触面烧毁。
2 对变压器异常的分析判断
2.1 声音振动
声音均匀增大，可能是过电压或过负荷。音响较大吵杂，可能是铁芯有紧固件松动。声音中有放电的“吱吱”声，可能是变压器本身或套管有局部放电情况。声音中有爆裂声，且不均匀，可能是变压器本体有绝缘击穿现象。声音中有水沸腾的声时，可能是绕组有严重故障。
2.2 气味颜色
套管接頭是否有氧化变色情况。变压器表面是否有因内部局部过热引起的油箱油漆变色。 是否有风扇、油泵电机烧坏的焦臭味。硅胶吸潮过度变色。
2.3 温度
观察各导线连接处有无发热现象。监视变压器绕组和油温度是否在正常范围。
3 需立即停运的变压器故障
出现以下情况时，需立即停运的变压器：危及人身安全必须停电者；变压器本体及辅助设备设施着火、爆炸。变压器出现强烈而不均匀的噪声和内部有火花放电声；防爆管或油枕喷油；油的颜色骤然变化，油色加深，出现碳质杂物；套管、瓷瓶有严重破损和强烈放电现象；大量漏油，油面降低至瓦斯继电器以下；变压器冷却装置全停，且上层油温超过允许的温度限制；在正常负荷和冷却条件下，变压器有不正常的高温且不断上升。
4 主变压器的事故处理
4.1 主变压器油温过高时
当变压器的油温升高到超过许可限度时，应做如下检查。
1）检查变压器的负荷及油温，并与以往同样负荷及冷却条件相
比较。
2）检查温度计本身是否失灵。
3）检查散热器是否打开，冷却装置是否正常。
若以上均正常，油温比以往同样条件下高出10℃，且还在继续上升时，则可判断变压器内部有故障如铁芯发火或匝间短路等。铁芯发火可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或矽钢片间的绝缘破坏。此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯发火渐发展引起油色逐渐变暗，并由于发火部分温度很快的上升致使油的温度渐升高，并达到发火点温度，这是很危险的，若不及时切除变压器，就有可能发生火灾或爆炸事故。因此，应立即报告上级，将变压器停下，并进行检修。
4.2 主变压器漏油和着火时
当变压器大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改为只作用于信号。因油面过低（低于顶盖）没有重瓦斯保护动作于跳闸，会损坏引线绝缘。有时变压器内部有咝咝的放电声，且变压器顶盖下形成了空气层，就有很大的危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。
变压器着火时，首先应将其所有开关和隔离开关拉开，并将冷却系统停止运行。若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，同时要灭火，但是严禁用水灭火，并注意油流方向，以防止火灾扩大而引起其它设备着火。
4.3 主变压器保护动作时
4.3.1 瓦斯保护动作时的处理
1）轻瓦斯信号动作。主控与变压器相对应的“轻瓦斯”光字亮。如果因滤油、加油、更换干燥剂引起的空气进入，应将瓦斯继电器内的空气排出，并记录再次发信号的间隔时间。如时间逐渐缩短，应倒备用变运行，无备用变时应停止变压器运行。 如果是因温度下降或漏油引起的油面下降所致，应加油。检查变压器振动、声音、油温有无异常。检查系统有无穿越性故障。取油样进行绝缘试验和油色谱分析试验，判断故障可能的原因。
轻瓦斯保护动作时，可根据气体分析，若属内部故障，应汇报上级，将变压器退出运行，进行处理。若是由于带电滤油、加油而引起的，则主变可继续运行。
2）重瓦斯保护动作。检查备用变是否投入，如未投，应投入备
用变。
对变压器进行外部检查，有无明显故障，各处有无漏油、外壳是否有膨胀现象等。
进行气体分析，判断故障性质。
若外部检查、气体分析均未发现问题，应对瓦斯保护回路进行检查，如确认保护误动或空气进入引起，应退出瓦斯保护，在差动、速断保护投入的情况下，将变压器投入运行。
未查出原因前，禁止变压器投入运行。
3）变压器瓦斯保护动作有下列情况可判断为误动：①变压器音响正常、电压及电流无波动，差动未动作；②释放器无动作或无喷油；③瓦斯保护掉牌能复归；④瓦斯保护二次回路有接地现象。
4.3.2 差动保护动作时的处理
变压器差动作跳闸后，应做如下检查处理：对变压器及差动范围内的设备进行详细的外部检查，有无明显故障。检查是否因系统故障引起保护误动。断开各侧电源的开关和刀闸，测量变压器绝缘。如检查无异常，且确为保护误动，联系检修处理保护装置。处理好后，再次投入变压器。如确为保护误动，而变压器又急需投入时，应请示总工批准，退出差动保护，在重瓦斯、过流保护投入的情况下，方可将变压器投入运行，但差动保护停用时间不得超过24小时。未查明原因，禁止变压器投入运行。
4.3.3 定时限过电流保护动作时的处理
当变压器由于定时限过电流保护动作跳闸，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，即检查各出线断路器保护装置的动作情况，各信号继电器有否掉牌，各操作机构有否卡死等现象。如查明是因某一路出线故障引起的越级跳闸，则应拉开该出现断路器，将变压器投入，并恢复向其余各线路送电；如查不出是否越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部拉开，并检查中、低压侧的母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障征象时，则变压器可在空载的情况先试送一次，正常后在逐路恢复送电；当在试送某一出线断路器时又引起越级跳闸时，则应将其停用，而将其余线路恢复送电。若检查中、低压侧母线有明显故障征象，而变压器本体无明显故障征象时，则可切除故障母线后，再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障征象时，则不可合闸送电，而应汇报上级，听候处理。
5 结束语
虽然变压器出现异常现象的原因有很多，但是我们只要在日常的运行中多注意观察，积累工作中的经验，多学习，就会对处理问题有很大的帮助。当出现异常现象时，我们依据故障的现象、各个参数的变换以及保护动作的情况进行综合的分析、判断、处理。
参考文献
[1]孙昆.110 kV变电站主变异常运行方式分析[J].云南电力技术,2006,2.
[2]冯占芳,祁强.220 kV七里沟变电站2#主变故障分析及处理[J].科学之友,2009,12.
[3]高福勇.变电站主变压器的故障分析及其处理方法[J].科技信息,2009,04.
食堂管理规定
1、总则
1.1为加强食堂卫生管理工作，保障职工的卫生健康，根据饮食行业有关规定，制定本规定；
1.2工地食堂卫生必须严格执行饮食行业有关卫生的规定；
1.3工地炊事员必须每年体检一次，患有传染病者，不准从事炊事工作；
1.4工地食堂招用炊事人员均需进行培训。
2、食堂卫生内容：
2.1在饮食制作时，成品与半成品，生食与熟食存放加工要分开；
2.2食品要新鲜无毒，不得采购、加工、出售腐烂变质食品；
2.3炊事人员应养成良好的卫生习惯，做到勤理发，勤洗手、勤换衣服。
2.4使用过的餐具应及时清洗，消毒摆放整齐。
2.5灶具、案板、砧板、工器具其它器具使用后，应立即清洗干净。
2.6工作场地应勤扫、勤洗、勤抹。进餐场地应保持清洁。
2.7保持食堂周围环境卫生，残渣物应倒到制定地点，要保持食堂流水畅通。
四川眉山公司220kV镇江变电站误操作事故通报
按：2009年3月12日，四川省电力公司眉山公司东坡供电局220kV镇江变电站运行值班人员在进行10kV电容器961开关由热备用转冷备用的操作过程中，由于9611刀闸传动轴变形，分闸不到位，操作人员也未按规定逐相核查刀闸实际位置，发生一起带电合接地刀闸的恶性误操作事故，暴露出部分基层单位设备隐患缺陷排查治理不力、倒闸操作制度贯彻执行不到位、习惯性违章突出等问题。现将事故调查报告书（摘要）转发，各单位要认真学习，深刻吸取事故教训，举一反三，切实加强安全监督管理，全面贯彻落实公司进一步加强当前安全生产紧急电视电话会议精神，查找安全管理薄弱环节，主动发现问题，及时解决问题，坚决杜绝误操作事故再次发生。
附件：四川眉山公司220kV镇江变电站带电合接地刀闸事故调查报告书（摘要）
附件
四川眉山公司220kV镇江变电站带电 合接地刀闸事故调查报告书（摘要）
2009年3月12日，四川省电力公司眉山公司东坡供电局镇江变电站运行值班人员在进行10kV电容器961开关由热备用转冷备用的操作过程中，由于9611刀闸传动轴变形，分闸不到位，操作人员也未按规定逐相核查刀闸实际位置，发生一起带电合接地刀闸恶性误操作事故。
一、事故概况
1、镇江变电站10kV 主接线图：
2、事故经过
3月11日，220kV镇江变电站当值值班员王××、黄×巡视时发现10kV 1号电容器961开关弹簧储能不到位，控制回路异常的缺陷，立即向站长和多能建设公司检修人员作了汇报。3月12日9时53分，眉山地调张××电话命令“将10kV 1号电容器961开关由热备用转冷备用”。10时03分，镇江变电站当值操作人袁×、监护人姚××、值班负责人王××执行09016号操作票（操作任务：10kV 1号电容器961开关由热备用转冷备用），操作第5项“拉开1号电容器9611刀闸”后，检查刀闸操作把手和刀闸分合闸指示均在分闸位置，但未认真检查刀闸触头位置，操作完毕后向地调张××作了汇报；10时06分，张××电话命令，根据建J03-12号第一种工作票对10kV 1号电容器961开关补做安全措施。10时22分，镇江变电站当值操作人袁×、监护人姚××、值班负责人王××在执行09017号操作票（操作任务：根据建J03-12号第一种工作票补做安全措施）第3项“合上1号电容器96110接地刀闸”时，发现有卡涩现象并向值班负责人王××进行了汇报，值班负责人王××到现场也未对9611刀闸实际位置进行认真核实，便同意继续操作，导致三相接地短路。同时，造成10kV 1号电容器961开关后柜门弹开并触及#2主变10kV侧 A相母线桥，#2主变差动保护动作，202开关、102开关、902开关跳闸，110kVⅡ母、10kVⅡ段母线失压，镇江站所供110kV变电站备自投装置均正确动作，未造成负荷损失。
事故造成961开关、9611刀闸及后柜门损坏，柜内CT绝缘损坏，961间隔控制电缆损坏，其余相邻设备无异常。
3、抢修恢复情况
检查#2主变无异常后，于15时45分#2主变送电正常。
二、事故原因分析 1、10kV电容器开关柜9611刀闸传动轴弯曲变形，9611刀闸分闸未到位，操作联锁机构不能正常闭锁接地刀闸，造成带电合96110号接地刀闸，是造成此次事故的直接原因。
2、当值运行人员违反倒闸操作规定，未认真检查9611刀闸操作后的实际位置，仅凭分合指示来判断刀闸位置，是造成此次事故的主要原因。3、961开关柜（成都科星电力电器有限公司生产，型号YB-10）从2007年投运以来，长期存在带电显示装置装设点不合理等装置性违章安全隐患，是造成此次事故的次要原因。
三、事故暴露的问题近期，国家电网公司系统接连发生了3起恶性误操作事故，公司安监部及时通报了事故相关情况。3月11日，国家电网公司紧急召开安全生产电视电话会议，就防止恶性误操作事故作出重要指示。省公司领导当即要求各单位认真传达会议精神，结合反违章工作开展，迅速组织开展“预防电气误操作事故专项整治行动”，严格贯彻落实各项防止误操作事故措施。然而，就在安全生产紧急电视电话会议召开的次日，眉山公司东坡供电局运行人员有章不循，有禁不止，不认真执行“防止恶性误操作相关规定”，不认真检查刀闸操作后的实际位置，导致了带电合接地刀闸恶性误操作事故的发生。充分暴露出部分一线员工安全意识淡薄、工作作风漂浮、责任心欠缺、违章行为滋生的严峻现实。眉山公司“3.12”（带电合接地刀闸）恶性误操作事故原因与天津“2.11”500kV 吴庄变电站（带接地刀闸送电）恶性误操作事故如出一辙，原因极为雷同。设备隐患缺陷长期存在得不到处理、倒闸操作制度贯彻执行不到位、他人的事故教训没有认真总结汲取，造成了类似事故的重复发生，暴露出眉山公司对上级安全指示精神领悟不够，落实上级要求和规章制度上存在层层衰减、层层弱化现象以及“三基”管理严重滑坡等诸多问题。
四、事故责任认定及处理决定
1、东坡供电局镇江变电站当值运行人员王××（值长）、姚××（正班）、袁×（副班），安全意识淡薄，思想麻痹，有章不循，有禁不止，对公司一而再、再而三严肃强调的防止恶性误操作规定和要求麻木不仁，严重违章违规操作，应对此次事故负主要责任。
根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予王××、姚××、袁×留用察看一年的处分。
2、东坡供电局镇江变电站站长吴××，对本站运行人员安全管理松懈，违章、违纪、违规操作行为姑息放任，安全事故通报学习流于形式，在对紧急安全电视电话会议精神和防误操作要求传达贯彻上走过场，应对此次事故负主要管理责任。
根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予吴××撤职处分，并经济处罚4000元。
3、东坡供电局分管变电副局长王××，变电运行安全管理松懈，隐患排查治理工作组织不力，“三基”管理工作严重滑坡，对省公司紧急安全电视电话会议精神领悟不透，防止恶性误操作措施传达落实不力，根据“谁主管，谁负责”的原则，应负主要领导责任。
根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予王××行政记大过处分和安全黄牌警告，并经济处罚6000 元。
4、东坡供电局局长李××、党支部书记李××，安全工作精力投入不够，安全管理薄弱环节督促整改缺位，员工安全思想教育不力，应负领导责任。
根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予李××、李××行政记过处分和安全黄牌警告，并经济处罚6000 元/人。
5、眉山公司总经理胡×、党委书记陈×、分管副总经理何×，安全工作组织领导不力，不认真总结吸取国家电网公司通报事故的教训，安全隐患排查治理无实效性，员工安全培训不力，应负领导责任。
根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予胡×、陈×、何×行政警告处分，并经济处罚4000元/人。
6、根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予眉山公司领导班子其他成员苗×、李××、闵××、刘××、程××、詹××通报批评，并经济处罚3200元/人。
7、根据《四川省电力公司安全生产工作奖惩办法》第31条规定：给予眉山公司安全黄牌警告，中断眉山公司安全生产记录，责成眉山公司中断东坡供电局安全生产记录。
8、责成眉山公司对其余相关责任单位（部门）和责任人员进行处理，处理结果上报省公司安监部备案。
9、眉山公司领导班子在一月内到省公司进行“说清楚”。
上述经济处罚于收文后十五日内交省公司财务部，缴款凭证复印件交省公司安监部备查。
五、整顿措施
1、从即日起，公司系统内暂停所有新开工的生产现场施工作业和倒闸操作，各单位立即开展为期一周的“安全生产停产学习整顿”活动，再次重新学习3月11日国家电网公司进一步加强当前安全生产紧急电视电话会议精神，国家电网公司系统近期发生的各类事故通报，眉山公司220kV镇江变电站“3.12”恶性误操作事故通报，四川省电力公司《防止电气误操作事故专项整治行动实施方案》以及王平副总经理在防止误操作事故专项整治行动启动会议上的重要讲话等内容，深刻吸取事故教训，结合本单位实际，举一反三制定出切实有效的防范措施。各单位要充分利用停产学习整顿时机，认真组织学习、讨论和专题分析，深入查找本单位在安全生产管理上存在的薄弱环节，深度挖掘可能导致不安全事件的隐患，务必要根据本单位情况，提出相应的整改措施，制定出切实加强近期安全生产工作的强有力安全控制措施。
2、省公司将组织专门的“安全生产停产学习整顿”督查工作小组，分片区对各单位停产学习整顿情况进行检查督促。对停产学习整顿走过场、质量不高、要求不严的单位，省公司将进行通报批评和严肃处理。
3、各单位要结合今年省公司“预防电气误操作专项整治行动”工作，大力开展倒闸操作技术练兵和技术演练活动，重点在倒闸操作规范性、操作质量、操作后检查、现场监护等方面下功夫，切实提高倒闸操作质量和现场控制力度。
4、切实加强现场倒闸操作监督检查。对近期（2009年5月31日前）的所有倒闸操作，无论操作项目大小，各单位、车间领导或管理人员必须到现场进行督察，加强对倒闸操作的全过程监督，对工作不到位的情况，省公司一经发现将严肃处理。
5、对于目前已开工且不能立即结束的现场施工作业项目，各单位生产领导务必要亲自把关，安排生技、安监部门专业人员加强现场监督和控制，尽快结束现场施工作业并恢复送电。
6、对近期内的电网事故处理，调度部门负责人必须到调度室，指挥事故处理；各单位生产领导务必亲自靠前指挥，加强现场倒闸操作监督和事故处理指导协调，确保人身、电网和设备安全。
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