66kv变电站(施工方案)（通用8篇）
一、工程概况
1、工程概况
本工程是#####66kV变电站2号主变扩建工程重点项目。，含施工图设计工程量及 所有有关土建部分的工程量，包括土建部分未体现的漏项工程量及所内接地网施工。
2、编制依据
（1）、辽宁电网建设与改造技术导则》（试行）；（2、其他工程设计有关的规程、规范（3）、抚顺供电公司提供施工图纸；
二、主要工序施工方法
1、施工顺序
本工程采取自下而上，先基础（电缆沟），后地面的施工顺序，地面面层需待墙面、装修等全部完成后，方可进行施工。
2、施工准备
（1）、根据工程实际情况，建立强有力的项目领导班子，建立健全生产、技术、质量、安全、文明施工、消防保卫等各项管理规章制度，确保工程顺利进行。（2）、技术准备工作
A、组织各专业相关人员熟悉现场和图纸做好施工技术准备工作。B、精心编制施工组织设计，做好各项技术交底工作。C、搞好主要材料翻样委托加工和编制主要材料计划。（3）、协调好各方面的关系
A、明确项目部内部的职责分工、奖罚制度；
B、协调好电气安装队伍的关系，统一安排，使各专业之间互相配合，为顺利施工创造有利条件。
C、协调好与业主之间的关系，积极主动地想业主之所想，急业主之所急，与业主之间的合作关系是本工程施工合同全面履行的基础条件。
（4）、劳动力部署
按照开工日期和劳动力需用量计划，组织工人进场，安排好职工生活，并进行安全、防火和文明施工等教育。施工现场除配备现场管理人员外，根据质量、工期要求，按照工人的技术水平配备劳动力。
◄1► 66千伏变电站2号主变扩建工程
3、基础施工
（1）、测量放线
根据甲方所提供的控制点放定位点座标控制地沟位置，依据土方开挖方案的放坡点放出开槽线。
（2）、土方开挖
根据测量放线人员所放出的开挖控制线向下挖土，并根据土方开挖方案所确定的放坡系数进行放坡，确保不会对垫层下土方的原土部被破坏。清运出来的土方不得堆积在距离坑定边线10米以内的范围，以确保边坡不会因坑边堆积荷载过重而滑坡，并为方便后续回填，挖出的土方暂时堆放在场地之内。
（3）、要做好基坑降排水措施，防雨排水的充足准备。（4）、垫层施工
土方开挖完成后应请甲方监理等单位进行基坑验槽，合格后进入下道工序施工，对槽底进行清理和整平，然后由木工支设垫层模板，完成后由工长和质检员复查垫层的数量和截面尺寸，没有问题方可进行混凝土垫层施工，混凝土垫层施工时应振捣密实、平整。
（5）、钢筋绑扎
钢筋绑扎前对工人进行交底，保证基础梁钢筋按质按量完成绑扎，对砼保护层的保证方式，钢筋下料，成型等具体措施详见钢筋工程施工方案。
（6）、模板支设
模板支设前应对工人进行交底，支设过程中检查检查保证截面尺寸的构造措施等，应遵照模板工程施工方案进行。
（7）、基础砼浇筑
底板钢筋绑扎、预留孔洞完成报监理验收合格后进行砼浇筑，浇筑砼之前必须对工人进行交底，对浇筑砼经常会出现的质量问题进行强化教育，保证基础砼浇筑、振捣密实。详见砼工长专项施工方案
4、混凝土工程
（1）、浇筑方法
◄2► 66千伏变电站2号主变扩建工程
A、施工前应根据浇筑的砼量、强度、浇筑顺序编制作业方案。并办理好隐蔽工程验收手续，模板已清理干净，并淋水湿润。
B、浇筑不同强度砼，应先高，后低，高强度砼完成后，再浇低强度砼。
C、砼振捣：采用插入式振捣器，插入点间距为400mm，每一点振捣时间为20-30秒，同时注意分层浇注时，每层砼厚度应不超过振捣捧长的1.25倍，在振捣上层时应插入下层中50mm左右，以消除两层之间的接缝。同时在振捣上层砼时要在下层砼初凝之前过行。
D、浇筑砼时，应经常观察模板、支架、钢筋、预埋件和预留孔洞的情况，当发现有变形。移位时，应立即停止浇注，并应在已浇注的砼初凝前修理好。
（3）、砼养护：砼浇注12小时后，应铺草帘复盖，应经常浇水养护，达到需要的湿度。
5、钢筋工程
（1）、钢筋进场时必须有出厂合格证，钢筋复验合格证。钢筋的材质必须符合要求。（2）、钢筋施工人员必须熟悉图纸，认真填写钢筋下料单、加工料牌。（3）、钢筋φ14以下（包括φ14）采用搭接连接，φ14以上采用焊接连接。
（4）、钢筋加工应根据钢筋下料单统一加工，加工好的钢筋按不同的规格、尺寸挂牌堆放（5）、将成型好的钢筋要分类堆放并做好标识工作，成型后的钢筋要及时绑扎，防止久放被雨水侵蚀生锈。
（6）、钢筋绑扎时先清除模板上的杂物，按设计要求铺设钢筋，钢筋必须绑牢，不允许出现松扣、漏扣现象。钢筋保护层厚度按设计取值，厚度控制采用砂浆垫块
（7）、钢筋工程施工完毕后要认真做好自检。专检工作，会同甲方、监理等进行复检，并在隐蔽工程验收记录上签字认可后方可施工砼。
6、模板工程
（1）、所有结构砼模板采用多层胶合板（厚度18mm），支撑采用钢支撑（碗口架），排档采用松木方料50mm×80mm。
（2）、校正截面尺寸、位置、标高并加以固定，用线锤检查垂直及轴线位移，误差应控制在2㎜内。
（3）、随时校正预埋件位置，避免错位、遗漏。
7、砌筑工程
（1）、烧结砖应提前1～2天浇水湿润，烧结普通砖含水率宜为10%～15%。选择砌砖
◄3► 66千伏变电站2号主变扩建工程
方法，宜采用“三一” 砌砖法，即一铲灰，一块砖，一揉压的砌筑方法。
（2）、设置皮数杆：在砖砌体转角处、交接处应设置皮数杆，皮数杆上标明砖皮数、灰缝厚度以及竖向构造的变化部位。皮数杆间距不应大于15m。在相对两皮数杆上砖上边线处拉准线。
（3）、清理：清理砌体处残存的砂浆、垃圾等杂物。
（4）、设计要求的洞口、管道、沟槽应于砌筑时正确留出或预埋，未经设计同意，不得打凿墙体和墙体上开凿水平沟槽。宽度超过300㎜的洞口上部，应设置过梁。
8、内墙面乳胶漆工程
（1）、施工工艺
基层处理→涂刷稀乳液→满刮腻子→刷第一遍乳胶漆→刷第二遍乳胶漆→刷第三遍乳胶漆。
（2）、操作方法：
A、基层处理：应当特别注意，基层应表面平整，纹理质感均匀一致，否则会因光影作用而使涂膜颜色显得深浅不一致。基层表面不宜太光滑，以免影响涂料与基层的粘结力。
B.涂刷稀乳液：为了增强基层与腻子或涂料的粘结力，可以在批刮腻子或涂刷涂料之前，先刷一遍与涂料体系相同或相应的稀乳液，这样稀乳液可以渗透到基层内部，使基层坚实干净，增加与腻子或涂层的结合力。
C、满刮腻子：内墙和顶棚应满刮乳胶涂料腻子2～3遍，第一遍用胶皮刮板横向满刮，一刮板紧接一刮板，接头不得留槎，最后收头要干净利落。干燥后用砂纸磨平磨光，并清扫干净。第二遍用胶皮板竖向满刮，干后用砂纸磨平磨光并清扫干净。第三遍用胶皮板刮板找补腻子或用钢片刮板满刮腻子，将墙面刮平刮光，干燥后用细砂纸磨平磨光，但不得将腻子磨穿。最后将粉尘擦净。
D、刷第一遍乳胶漆：涂刷顺序是先顶板后墙面，墙面是先上后下。乳胶漆可用排笔涂刷或滚涂。涂刷前应将涂料搅匀，并将其稀释，经满足施工要求。施工时，涂料的涂膜不宜过厚或过薄。过厚时易流坠起皱，影响干燥和施工质量；过薄，又不能发挥涂料的作用。一般以充分盖底、不透虚影、表面均匀为宜。干燥后复补腻子，腻子干后用砂纸磨光，清扫干净。
E、刷第二遍乳胶漆：操作方法与第一遍相同。使用前充分搅匀，如不很稠，不宜再稀释，以防露底。涂膜干燥后，用细砂纸将墙面小疙瘩和排笔毛等杂物磨掉，磨光滑后清扫干净。
◄4► 66千伏变电站2号主变扩建工程
F、刷第三遍乳胶漆：第三遍乳胶漆的操作要求与第二遍相同。由于乳胶漆的涂膜干燥快，应连续操作，涂刷时从一端开始，逐渐向另一端，要上下顺刷相互衔接，后一排紧接前一排，避免干燥后出现接头。
9、脚手架工程
（1）、材料进场后应进行严格检查，钢管要有产品合格证，钢管表面应平直光滑，不应有裂缝结疤、分层、错位、硬弯、毛刺、压痕和深的划道，并且必须涂有防锈漆。（2）、扣件应有产品合格证，有裂缝变形的严禁使用，新旧扣件均应进行防锈处理。（3）、脚手架与建筑物水平方向按二步三跨设一刚性拉结点，拉结点做法：予埋400mm长钢管在砼梁内，然后用直角扣件与架体连接。每层转角处第一根立杆必须拉结，重直方向按每楼层设一刚性拉结点，所有拉结点按梅花形上下错开设置，保证牢固，不移动变形。（4）、立杆与大横杆交点处，设置小横杆，两端固定在立杆上，小横杆伸出立杆净长度20cm，并尽量保持一致。
（5）、脚手架外侧设剪刀撑，由脚手架端头开始，按每水平距离6m设置一排剪刀撑，剪刀撑钢管与地面成58度角，自下而上，左右连续贯通设置。
（6）、脚手架外侧应设1.2m高钢管防护栏杆，并采用合格的密封安全网封闭，里侧铺设脚手板，且满铺绑扎牢固。
三、施工现场平面布置
1、根据建设单位提供的总平面图，结合该工程施工的需要，设计施工平面布置图。
2、根据现场实际情况，该工程不考虑围场作业，对现场进行紧凑合理的布置，必要的办公、材料用房，生产用房全部现场解决。
3、装修材料、水、电等设备安装材料，进行室内存放或加工，并做到防雨防潮处理。
4、施工用水--利用建设单位提供的水源，安装临时消火栓，并做出明显标志。
5、施工用电要求使用五芯电缆配电系统采用“三级配电两级保护”，开关箱（末级）必须装设漏电保护器，实行“一机一闸”，每台设备有各自专用的开关箱。
◄5► 66千伏变电站2号主变扩建工程
四、质量保证措施
1、质量目标
（1）、为体现我司对本工程的重视，将该工程列入公司重点工程项目，对施工全过程实施全面有效的控制。
（2）、建立质量管理体系，严格按照设计图纸和现行规范施工，并承诺本工程质量达到国家现行验收标准。
2、质量保证体系
（1）、本工程质量控制和质量管理将严格执行本公司根据GB／T19000一IS09001系列国际标准编制的《质量手册》、《程序文件》及相关作业指导书。
（2）、在本工程中我司将建立健全施工过程的质量保证体系，对工程实施质量预控法，提高操作人员的操作水平及管理人员的管理效能，有目的、有预见地采取有效措施，有效防止施工中的质量问题，把事后检查为主的质量管理方法转变为以控制工序及因素为主的质量管理方法，达到预防为主的目的。
3、质量保证措施
（1）、挑选综合实力强：加强对操作工人的培训，提高工人素质，选择好作业班组也是保证工程质量和进度的关键。
（2）、健全工地施工管理制度：主要的工地施工管理制度有：劳动纪律；安全纪律：防火措施；用电规定等。
（3）、建立质量岗位责任制：
贯彻“谁管生产，谁就管质量；谁施工，谁就负责质量；谁操作，谁就保证质量”的原则，实行工程质量岗位责任制，并采用行政和经济手段来保证工程质量岗位责任制的施。主要的岗位责任制有：项目经理岗位责任制；内业技术员岗位责任制；专业工长岗位责任制；质检员岗位责任制。
五、施工现场组织机构
1、在本项目配备由项目经理、项目技术负责人、施工员、质检员、安全员、材料员、技术员、等组成的项目管理班子，其人员构成、职责、管理层次及关系见项目组织机构图，拟配备的项目管理班子成员均持证上岗。
2、从项目经理、项目技术负责到现场各类专业人员，我们都将选派能力强、素质高、有类似
◄6► 66千伏变电站2号主变扩建工程
工程施工经验，具有拼搏、奉献和敬业精神的人员，组建精干、高效的项目经理部。层次分明、分工明确、责任到人的原则。
六、安全文明施工措施
1、加强安全教育，强化安全意识
（1）、对进场职工，必须进行公司、项目及班组三级安全教育，把“建筑安装工作安全技术操作规程”作为安全教育的重要内容。
（2）、电工、焊工、架子工、机械操作工、起重工、爆破工等特种作业工种，除进行安全教育外，还须参加特种作业工种培训，经考核合格方能持证上岗。
（3）、运用安全标志、板报、标语、安全会等多种形式，不断增强广大职工的安全意识。（4）、在每道工序开工或变换施工环境时，在技术交底时必须同时作安全技术交底，提示注意事项，强制按安全操作规程进行操作，确保安全施工。
2、现场安全防护
施工现场各项安全管理工作采取专职和兼职相结合，平时检查与定期检查相结合，施工高峰与冬、雨季施工阶段要组织专项检查，检查的重点围绕触电、机械伤人、高坠、物体打击等事故隐患，检查中发现的问题，必须书面提出限期纠正，并由项目质安部跟踪检查。（1）、依据《建筑施工安全评分标准》（JGJ 59-99）和现场实际防护要求，规范布置现场安全防护。
（2）、按《施工现场临时用电安全技术规范》（JGJ 46-88）要求，进行临时用电安全防护：采用“三相五线制”，“三级配电、二级保护”，“一机一闸一配电”等安全措施。
（3）、按《建筑施工高处作业安全技术规范》（JGJ 80-91）要求，规范“三宝、四口和五临边”的安全防护，规范使用安全帽、安全网和安全带，在楼梯口、预留洞口、通道口等搭设防护栏杆，禁止向下抛物。
（4）、加强施工机具的安全防护，施工机具有专人操作，实行操作人员持证上岗制度，机械设备设置漏电保护器，型钢井架、搅拌机等设备要有可靠接地。
（5）、消防保卫管理，建立明火使用制度，加强管理，配备足够的消防用具及设施，易发火灾区挂灭火器。
（6）、易然物品应相对集中放置在安全区域并应有明显标识。施工得大量积存可然材料。（7）、易然易爆材料的施工，应避免敲打、碰撞、摩擦等可能出现火花的操作。配套使用的
◄7► 66千伏变电站2号主变扩建工程
照明灯、电动机、电气开关，应有安全防爆装置。
（8）、使用油漆等挥发性材料时，应随时封闭其容器。擦拭后的棉砂等物品应集中存放且远离热源。
（9）、施工现场动用电气焊等明火时，必须清除周围及焊渣滴落区的可燃物质，并设专人监督。
七、劳动力安排
1、按照开工日期和劳动力需用量计划，组织工人进场，安排好职工生活，并进行安全、防火和文明施工等教育。
2、由于各个施工阶段的工程内容和工作量各不相同，劳动力的工种和人数需根据工程的进展情况进行调配。
3、前期准备阶段：管理人员全部到位，工人调入木工、瓦工、放线工、暂设电工等，总数约10人。
4、基础阶段：现场工人增加瓦工、木工、力工，混凝土工、钢筋工、电焊工，总数约20人。
主体阶段：继续增加瓦工、木工、力工，混凝土工、钢筋工、电焊工等，总数约20人。收尾验收阶段：现场留木工、油工、电工、，总数约10人。
劳动力调配需配合业主和总包的总体进度要求，在保证工期的前提下避免现场窝工。
◄8► 66千伏变电站2号主变扩建工程
66千伏变电站 2号主变扩建工程
施 工 方 案
工程集团有限公司
关键词：66kV变电所,施工技术,探讨
一、引言
66k V变电所施工是一项非常复杂的工程, 其涉及的内容非常多, 为了做好施工工作, 施工人员预先应该做好各项准备工作, 而其中技术交底是准备工作的重点内容, 因为变电所施工技术要求非常高, 专业性也非常强, 如果没有实现做好技术交底工作, 施工人员不仅容易出现质量问题, 也容易出现安全事故, 除此之外, 还需要做好其他方面的工作, 比如设备验收等。
二、66k V变电所施工技术
66k V变电所是我国日常比较常见的变电所, 变电所对我国电能的正常输送起着非常重要的作用, 因此非常重视其施工技术的使用。66k V变电所施工期间, 有几项需要重点注意, 这也是施工技术的重点, 接下来, 笔者将进行详细的介绍。
1 明确施工工序以及要点
每一项不同的工程其施工工序都略有不同, 不同等级的变电所施工也是如此, 其主要的施工工序与要点如下:
首先, 做好施工方案编制工作, 要完全的按照设计图纸来编制施工方案, 编制结束之后, 要进行多级深审核, 最终确定方案。施工方案最基本的要求就是要有针对性, 任何一个环节都不能马虎, 尤其是重点环节, 需要有技术说明;其次, 做好技术交底工作, 因为变电所施工涉及到很多专业性的知识, 没有一定的技术含量难以胜任该工作, 因此在正式施工之前, 做好技术交底工作, 主要包括两方面的内容, 一是分项工程, 二是单一的作业工序, 相关责任人将具体的技术交底内容全部记录下来, 最后还要有执行技术交底工作几方人员的签字, 这项工作才算完成;再次, 对施工设备进行验收, 变电所施工对安全系数要求比较高, 其使用施工设备也比较多, 因此做好设备管理工作是施工重点内容, 设备验收主要是有两个目的, 第一个及时发现设备质量问题, 及时进行更换, 第二个, 明确双方的责任, 验收结束后, 将设备缺陷记录清楚, 双方签字, 避免施工结束出现纠纷;最后, 土建交接验收, 土建工程是变电所施工的主要组成部分, 相关负责人应该确定土建质量, 如果没有相关的合格证明, 坚决不接收, 重点需要对基础、构架以及屋顶等进行验收, 基础以及构架强度符合工程要求, 而屋顶不能出现渗漏的情况, 土建验收完全结束之后, 进行下一步的安装工作。
2 66k V变电所设备安装
2.1 开关柜、电容柜、互感器柜、控制屏、直流屏安装。
66k V变电所需要安装诸多设备, 上述只是一部分, 在安装上述被时, 首先要按照规定进行, 有些设备安装有着特殊的要求, 比如盘柜的安装, 无论采用哪种安装方式, 都要保证其表面漆皮完整, 有些设备需要与基础型钢焊牢, 但是有些设备则不需要, 比如继电保护器, 而其他连锁装置安装的基本要求就是牢固, 以此来保证其动作可靠。
2.2 硬母线制作与安装。
硬母线安装是变电所安装的一项重要内容, 尤其是母线之间互相搭接时, 必须参考国家标准。母线安装时为了便于区别, 需要涂漆, 安装人员在选择颜色以及涂刷方式时, 都要参照标准。配电装置安装最需要注意的就是距离, 要预留出足够的安全距离, 有些母线需要进一步加工, 因为某些母线表面裂纹现象比较明显, 为了避免发生电事故, 需要对其加工或者弃之不用。
2.3 电力变压器的安装。
这一安装环节与其他安装环节相比, 更加复杂, 但是也更加重要, 所以在安装过程中要及时发现问题, 及时处理问题, 电力变压器一旦产生隐患, 其破坏性非常大。其安装工艺以及设备都具有专用性, 因此对安装人员的专业技能要求比较高, 安装电力变压器的同时还需要设置仪表。电力变压器的安装并没有统一的工序, 主要依据选择的变压器自身的特点来确定即可, 有些变压器质量与体积都非常庞大, 如果需要现场来安装, 则需要采用索具。在电力变压器安装之前, 就要确定好放置地点以及方式, 预先准备好所需要的所有的设备, 在拆封变压器时, 要对其绝缘性能进行检查试验。
2.4 电力电缆的安装。
电力电缆的安装是变电所输电线路安装的重点, 在对其进行安装时, 需要考虑安全问题、环境问题等。电力电缆的主要作用是输送电能, 这种方式目前几乎完全取代了架空线的方式。在对其进行敷设时, 首先要查看电缆规格, 与此同时还需要确定电缆心线是否存在潮湿的情况, 安装材料以及设备都要准备齐全。具体的敷设可以参考以下步骤:首先, 确定走向, 其主要的依据是设计图纸, 因为设计图纸是设计人员经过大量的前期调查, 才得以完成, 但是现场情况比较复杂, 安装人员要视现场情况而定;
3 66k V变电所设备调试
3.1 一次设备调试。
断路器三相联动连杆的拐臂应在同一水平面上, 拐臂角度一致。行程、超行程及三相同期性应符合产品的技术规定。各项目调整完后, 应先进行手动缓慢分、合闸操作, 无不良现象时方可进行电动分、合闸操作。断路器试验, 应进行一下项目试验;绝缘拉杆的绝缘电阻;交流耐压;每相导电回路的电阻:分、合闸时间、速度;主触头分、合闸的同期性;操作机构试验;分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻。
3.2 继电器检验、整定。
继电器一般按下述内容进行检验:外部检查;内部元器件的完整性检查;绝缘检查;电气特性检验。各项检查应按技术要求执行。其中电气特性检验, 主要是进行整定点的动作值返回值和节点工作可靠性检查。不同的继电器按不同的要求和方法进行, 各参数按设计要求整定。
3.3 测量表计校验。
根据电压表、电流表、功率因数表、电度表的不同要求进行校验。校验时所用标准表的精度要按规范要求选用高于被校表的精度。
结语
综上所述, 可知对66k V变电所施工技术进行探讨十分重要, 因为变电站工程是一项与人们日常用电息息相关的工程, 虽然施工技术已经十分成熟, 但是也存在诸多失误, 对其施工技术进行探讨, 能够降低失误的发生的概率, 提高其整体的施工质量。
参考文献
[1]陆文华.电气设备安装与调试技术[M].上海:上海科学技术出版社, 2002.
在电力系统中，66kV变电站是重要的组成部分。保障66kV变电站的安全运行，是维护我国电网安全的关键工作。随着国家和人民对电力安全的要求不断提高，电力企业必须严格保障变电站的安全运行。为了做好变电站的安全管理工作，首先要了解变电站的运行现状。
1.我国66kV变电站的运行现状
1.1安全生产管理人员专业技术素质不高
安全生产管理人员是变电站安全运行具体措施的监督指导人员。由于部分变电站安全生产管理人员安全意识薄弱，不能清楚地认识到安全工作的重要性，导致了生产一线人员工作懈怠，思想麻痹。疏于安全管理，使变电站安全运行出现隐患。之所以发生这样的情况，究其根本，仍然是安全生产管理人员缺乏足够的专业技术素质，不能调动自身的安全工作积极性所致。安全生产管理工作是保证变电站安全运行的命脉，只有相关工作人员能清楚地意识到这一点，才能时刻保持严格的安全管理工作。同时，电力企业需要对相关工作人员进行定期培训，确保其良好的职业素养。
1.2变电站运行管理制度存在缺陷
除了相关工作人员自身的积极性问题以外，66kV变电站目前的安全管理制度也存在一定的问题。主要存在变电站安全管理、维护工作的责任分工不明确，安全问题预防不到位，应急工作不全面等问题。并且在目前的变电站安全管理制度中，部分存在着管理制度过于粗略，当事故发生时无法明确相关责任的问题，容易发生推诿事故责任的情况。另有部分运行管理制度虽然十分详细，但缺乏管理学的科学合理性，在具体实施工作中存在困难。
2.保障66kV变电站安全运行的建议
2.1加强变电站设备的日常维护
66kV变电站的日常运行维护工作，是保证变电站安全运行的工作重心。在日常运行过程中，要定期安排专人负责巡视检查设备。巡检人员应安排有规定的巡检路线和巡视时间，对相关电力设备进行安全检查。巡检工作人员要严格遵守设备巡检的规定路线，在日常工作的交接班时段进行巡视检查。除此以外，运维人员还须按规定做好夜间巡视检查和特殊巡视检查工作，严格避免漏巡或巡视不到位现象的发生。在巡检过程中，要保障巡视人员的人身安全。当发现变电设备存在安全问题或运行缺陷时，要作出科学的问题分析，并做好相关记录，以便及时正确地进行处理。尤其需要注意倒闸操作的正确性，以及直流系统、自动装置和保护装置的安全运行状况，对问题设备进行鉴定分类，并及时向相关安全生产管理人员提交设备问题记录表。在对电力安全有特殊重要要求的时期，应当增加巡检次数。在设备经过长期停用后重新启用，或设备经过检修、大修后重新运行时，应增加设备巡视次数，并适当增加相关设备日常维护的力度。
2.2明确电力设备的管理责任
为了切实保障66kV变电站的安全运行，要明确变电站运行过程中各项安全工作的相关责任。在变电站倒闸操作之前，倒闸操作票应由变电站的运维人员进行填写，由监护人员和操作人员进行具体工作流程的核对，并由值班人员进行最终审核和签字；在进行倒闸操作时，指令的发布人员和接收人员应互相明确对方身份，进行操作记录，对于有疑问的指令应该再次询问，进行明确。除了操作责任以外，相关记录工作及其管理工作也应得到重视，工作人员应针对工作中发生的操作、缺陷、故障进行及时准确的记录，值班人员应当每天按时检查记录工作。目前我国的变电站由于引进现代高科技设备和操作模式，其对应的责任模式相对于传统模式也变得更加复杂。其最直接体现是相关的运行和检修工作由传统的相互对立转化为团队模式，其最大特点是自主性更强，能够充分调动工作人员的积极性，更有利于安全工作顺利进行。这样的责任模式能够使电力设备的安全管理与运行责任得到充分落实，每项工作有着明确而唯一的责任主体，真正落实了安全管理责任制，避免了事故发生以后相互推诿责任的情况，使得管理工作能够更加正常地进行。
2.3建立健全安全运行制度管理
安全管理，是变电站安全运行的坚实基础。在变电站安全运行制度的管理过程中，要求电力企业做到全方位、全过程和全员的管理。科学的管理方式能够使管理工作更加高效，更加及时地发现相关问题和安全隐患，保障变电站的安全运行。全方位的管理，是指从日常管理的各个基本要素出发，从时间、地点、责任、记录、操作、检查等具体工作出发，对安全问题进行细致的分析和全面研究，从而保障变电站的日常安全工作不存在较大疏漏。在实际工作中，由于多个管理角度共同组成了一个立体的管理体系，是保障安全生产与运行的最科学有效的管理方式；66kV变电站同时需要做到全过程的安全管理，全过程安全管理是指在工作过程中，要对每一个流程环节进行严格把关，对每一项操作进行具体优化，对每一项责任进行具体落实，从头到尾做好安全管理工作，让安全意识始终存在于整个工作流程中；全员安全管理是指要求电力企业的每一名成员参与到变电站的安全管理当中，每个人都有具体的责任落实，上至领导，下至员工，每个人都在自己的责任范围内做好安全工作，切实保障变电站的各个工作环节的运行安全。
2.4制定变电站安全问题应急预案
除了对变电站运行工作的具体流程和管理责任进行规范以外，对于可能出现的安全问题，要有科学合理的应对方案。具体来说，变电站的工作人员应事先做好问题预测，根据自己的工作经验进行科学的事故预判，对于可能出现的问题，除了加强相关设备的维护管理工作，尽可能预防事故的发生以外，还要积极预备在问题出现以后的处理方法；除此之外，66kV变电站的所有工作人员应当定期进行突发事故的应急演练，结合本单位或其他单位的工作经验和事故教训，根据本变电站设备的缺陷所在，模拟事故发生时的突发场景，组织相关人员进行应急故障排查和抢修演练，从而更熟练地掌握事故发生时的应急处理方式，制定科学合理的应预案，保障变电站的安全平稳运行。
结语
总而言之，电力安全是保障现代社会安全平稳运行的基本前提，也是生产生活相关活动安全保障的永恒工作重点。只有从细节做起，维护和保障66kV变电站的安全运行和科学管理，才能切实提高我国电力系统的稳定性和可靠性。只有电力企业真正重视安全工作，落实安全责任，完善安全管理，才能使我国的电力系统成为支持国民经济快速发展的坚实基础。
接
地
改
造
施
工
方
案
XX电子技术有限公司
2011年X月X日
全站接地施工方案
一、工程简介
XX县变电站土壤电阻率约≈1100Ω．M（待详定）。建站运行近二十年，接地网已经老化，本站近两年遭受多次雷击，一般是因为地网老化，电阻抬升，造成泄流不畅，二是部分接地引下线连接点锈断或接触不牢固，导致泄流不畅，造成设备雷击损坏。全站接地装置采用水平接地体为主的复合接地装置，水平接地体布置采用等间距布置方法。
二、接地施工要求
1、本变电站主接地网采用等间距网络布置，网格尺寸为5米，按图纸标注尺寸施工，如遇土建基础需要避开时，因本变电站属于正在运行的变电站，且建筑物较多，可根据变电站内部设备及建筑物整体布局情况做适当调整。
2、新地网的铺设采用等距5米网格铺设（跨步电势安全范围），水平接地材料采用60*6mm规格热镀锌扁钢，垂直接地材料采用Ф50mm*2000镀锌钢管。垂直接地体间距为5米。
3、本变电站土壤电阻率较高，因此，接地系统采用水平接地网的方式，再采用防腐离子接地体用于高土壤电阻率的避雷针集中垂直接地极。施工后接地电阻应＜1.50Ω。
4、水平接地体埋深1.0m，垂直接地极长2.0m，接地网暂时不外引、不立体扩网、不使用降阻材料。变电站接地改造完成后对接地电阻进行测量，若不满足接地设计要求再采用特殊的降阻方法在接地网外围进行降阻改造。集中接地装置的垂直接地极相互间距为5米，若施工时不能满足，该集中接地装置可与主接地网连接，单避雷针及避雷线接点至主变压器35kV及以下设备与接地网连接点之间，沿接地体的长度不得小于15m。避雷针集中接地装置的水平接地极半径为4m，垂直接地极长5m，相互间距约为5m。
5、平场时，将所内地表耕植土收集，待平场后，用于接地装置的敷设。
6、接地装置安装施工时参照各个接地点详细的图示标准进行施工。
三、施工准备
1、材料准备（详细数据待详细勘测、工程施工范围的详细确定和甲方具体要求）
接地扁钢60*6mm
4000米
镀锌钢管Ф50*2000mm
400根
辅助材料（抱箍、电力金具、油漆、电缆、铜材、）
2、主要施工机具准备
序号
机械或设备名称
型号规格
数量
国别
产地
额定功
率(KW)
生产
能力
进场时段
电焊机
3台
进
场
时
配
备
钢筋切割机
1台
磨光机
1台
水泥路面切割机
1台
打孔机
1台
电镐
2台
冲击电锤
1台
手电钻
1台
液压钳
折弯机
工程车辆
1台
台钻
1台
拖车、铁锤、铁丝刷、油漆刷、钢尺、皮尺、木桩、石灰粉、五金工具套装、水平仪、垂直仪器、万用表、接地摇表、锄头、铁铲
3、人员配置
项目经理1名、技术工程师1名、焊工3人、辅工2人、人力若干
4、作业条件
①所有施工人员安全施工培训工作
②施工电源安装完毕，施工材料和机具已经到位；
③施工前的技术交底已经完成；
④施工部位的清表工作结束并通过验收。
四、施工工艺
1、工艺流程
测量定位放线→接地体敷设→接地体焊接→焊接部位防腐→验收→回填→测量接地电阻
2、施工工艺
⑴施工定位放线
根据站内地网总体布局的要求，对待挖地沟的走向、敷设位置进行定位。水平接地体埋深1.0m，垂直接地极长2.0m，布置水平和垂直接地网格，采用皮尺和拉绳进行测距定位，并用石灰线进行放样做记号。水平接地沟槽开挖好后，要沟的尺寸进行验收。
⑵接地敷设、焊接
①接地体在敷设前应检查是否有机械损伤和腐蚀现象，如检查出应及时处理并采取防腐措施。
②敷设时依据测量定位的控制点进行敷设,同时避开石头，不平处和跨水沟处应留有足够的裕度以防止在回填时压断接地线，外缘应闭合；
③考虑到站内设备已在运行，原有老的地网部分被建筑物基础或部分设备基础覆盖，无法更换或者穿越，新的接地网可以通过基础两端的原有接地体焊接，或者与基础的内梁焊接相连，部分可以绕过基础边沿开挖焊接同时与基础的主钢筋焊接，若部分基础较浅，条件许可，可从基础下方穿洞将接地体穿过。房建下的接地网沿地基内外边缘敷设。其他部位按图敷设，根据情况可适当调整。
④新老地网相遇处，要将新、旧接地体可靠地焊接在一起
⑤焊接采用双面搭接焊的方法，搭接长度不小于2倍扁钢宽度即120mm，焊缝长度不小于120mm，交叉连接时采用不少于三面搭接焊，焊缝长度不小于50mm，焊缝要饱满，焊接处应除渣并涂刷导电防腐材料。具体连接大样图如下：
⑥变电所大门处的接地网边沿处需铺设两条与接地网相连的“帽沿式”均压带间距5米。
⑦对所有原有的所有设备接地引下线按原样、原规格、原走线方式进行更换。部分根据新接地网的布局做适当调整和优化。
⑧接地体的焊接应有专职人员进行焊接，持电焊工证上岗、劳保着装，接地的焊接必须牢固可靠无虚焊；搭接临时电源，应有专职的电工进行操作。
⑶回填
回填应在监理工程师或甲方监工人员验收合格同意后方可进行，回填土应使用站内地表耕植土及电阻率小的细粘土，回填土不得夹有石块和建筑垃圾，回填应分层夯紧，使土壤与接地体紧密接触。
⑷测量接地电阻
用接地电阻测试仪测量，如测量的接地电阻值大于设计1.5Ω的要求，则通过增加离子接地体和深井式降阻的方式降低电阻，直至达到设计要求。
3、其他接地安装
⑴配电装置中所有设备均采用两根引下线，由设备底座两侧引下，就近与主接地网相连，引下线离地面500mm的一段涂上沥青以防腐。施工时，单个设备支架的接地扁钢应独立接入主网，不允许串接。
⑵变电站内电气装置和设施的下列金属部分，均应接地：
a、电机、变压器和高压电器等的底座和外壳。
b、互感器的二次绕组。
c、配电、控制、保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架。
d、电力电缆接线盒、终端盒的外壳，电缆的金属外皮，穿线的钢管和电缆桥架等，铠装控制电缆的外皮。
e、屋外升压站的金属构架和钢筋混凝土架构以及靠近带电部分的金属围栏和金属门。
f、装有避雷线的架空线路杆塔。
g、所有电缆沟、电缆竖井内预埋扁钢，应连续不间断，并与主接地网相连。
⑶10kV屋内配电装置及主控楼各层设周围式接地带，距地150mm，层与层之间周围式接地带要在转角处（不少于4处），引下相互连通，并与电缆竖井、电缆沟内预埋扁钢连通，然后通过底层接地带引出屋外与主接地网相连。
⑷引出站外的电源电缆及其它电缆应在引入建筑物前穿埋管敷设15m，管子两端及中部应接地，接地处不少于2处。
⑸户外配电设备、主变压器、电容器等接地线需涂以黄色和绿色相间的条纹。
序号
检查（检验）项目
评级标准（允许偏差）
合格
优良
检查方法
接地体规格参数
符合设计要求
按设计要求
接地体顶面埋深检查
≥800mm
钢尺测量、观察
接地体焊接质量检查
符合规范要求（防雷接地施工工艺）
钢尺测量、观察
接地体防腐
符合规范要求（防雷接地施工工艺）
观察
回填土质量检查
潮湿电阻率低纯细土
观察
接地体间距离检查
符合设计要求
形成5×5米网格
丈量
接地间焊接长度检查
≥2倍的宽度
钢尺测量
接地引下线安装
符合设计要求
牢固、整齐、美观
观察
五、接地装置质量等级评定标准、检查方法及质量要求
1、测试接地装置的接地电阻值必须符合设计要求。
2、接地体在敷设前应检查是否有机械损伤和腐蚀现象，如检查出应及时处理并采取防腐措施。焊接处必须涂上防腐材料。
3、明敷接地引下线及室内接地干线的支持件间距应均匀，水平直线部分0.5～1.5m；垂直直线部分1.5～3m；弯曲部分0.3～0.5m。
4、接地线在穿越墙壁、楼板和地坪处应加套钢管或其他坚固的保护套管，钢套管应与接地线做电气连通。
六、安全措施
1、施工时应由熟悉设备的人员进行安全监督，对整个工程实行全过程的安全管理。
2、施工前要对所有参与施工的人员进行安全教育培训。
3、在变电站施工时，要严格遵守施工方所制定的<安全操作规程>和变电所部分的安全规程规定。
4、变电站的高、低压电缆的地方要事前做好标记，施工时要加强监督，严防损坏高、低压电缆。
5、在变电站施工前，要由运行和安全监察人向施工人员交待带电部位，安全距离和注意事项。
6、在变电站施工时，材料、工具严禁高举，对扁钢、角钢应放倒由两人平抬。
7、任何施工人员不得触动站内的设备。
8、施工要有组织、有纪律，做到有序施工，开工、收工要统一进行，任何人不得随意进入变电站施工。
9、施工人员的着装应符合要求。
10、所有施工人员必须听从质监人员的监督管理
11、焊接操作人员必须经专业培训，持证上岗，并定期复审。
12、焊接操作人员操作时应正确穿戴专用工作服、绝缘鞋、防护手套、防护镜等符合专业防护要求的劳动保护用品；辅工应劳保着装，戴工作手套。
13、固定或移动的电焊机（电动发电机或电焊变压器）的外壳以及工作台，必须有可靠的保护接地。
14、电焊把线应使用软橡胶电缆，焊钳应能夹紧焊条，钳柄应具有绝缘、隔热功能。
15、作业点周围5米内的易燃、易爆物应清除干净，确实无法清除时，必须采取可靠的隔离或防护措施。
16、不准将带电的绝缘电线搭在身上或踏在脚下，电焊导线经过道路时，应采取防护措施，防止外力损坏。
17、进行焊接工作时，应防触电、防爆炸和防止金属飞溅引起火灾，并应防止灼伤。
18、操作人员在合上电焊机电源刀闸开关前，应先检查电焊设备，在合上或拉下电源刀闸时，应戴干燥的手套，另一只手不得接触电焊机的外壳。
19、焊接工作结束后或电焊工离开工作场所时必须把电源切断，并确认无起火危险后方可离开。
20、不宜在雨、大风天气下进行露天焊接工作，如确实需要时，应采取遮蔽雨、防止触电和火花飞溅等措施。
21、由于镀锌扁钢太长，在运输和装卸的过程中，防止碰到站内的电源线引起安全事故。要轻拿轻放，防止伤人，砸脚。
22、操作人员要对电焊机进行定期维护保养，电焊机应保存在阴凉干燥、通风良好、远离热源和无油污、无腐蚀、防潮、防阳光曝晒的地方。
七、环境保护及文明施工
1、施工时要尽量减少对环境的污染,垃圾杂物不能随意丢弃在站内、应集中收集丢入垃圾场，施工时尽量减少扬尘;
2、施工时要边施工,边清理,即开挖一部分,回填平整一部分要尽量考虑到便于运行人员巡视设备和检修人员进行检修。
3、要尽量减少对树木花草的破坏,如确需破坏要及时修复,要最大可靠的保护环境美观。
4、严禁酒后施工;
5、严禁在现场吵闹和一切不文明的行为;
八、工程质量监控及验收
因接地工程属于隐蔽性工程，对整个工程要实行全过程的技术监督，严格检查每道工序，特别是水平接地体的埋设深度，垂直接地体深度、以及连接方式和各个焊点的质量等，并要进行中间验收和终结验收。
1、中间验收，主要是对施工过程进行监督，包括从原材料的使用，到施工工艺等，主要按GB50169-92《电气装置工程接地装置施工及验收规范》进行。
2、终结验收，主要是依据DL475-92《接地装置工频特性参数的测量导则》和GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进行全面试验。接地体铺设完毕后，对接地体的敷设、各个焊点的工艺、有无做防腐处理，引下线的连接等做全面查看验收，所有材料、工艺符合质量参数后再选择细土回填、并分层夯紧。
批准：
会签：
审核：
编写：左小勇
电力调度中心
2006年12月12日
110KV新源变电站投运方案
110KV新源线电站输变电工程已全部竣工，经启动委员会验收组对新源线电站新安装的全站设备间隔、新建的110KV福源线线路及其两侧间隔所有一、二次设备验收合格，具备投运条件。按照《新源110KV输变电工程启动验收方案》要求，为了确保新安装的设备一次投运成功，特编制本投运方案。
一、调度命名和调度管辖划分
1、万福变至新源变新建110KV输电线路命名为“110KV福源线”，万福变间隔编号命名为“122开关”，新源变间隔编号命名为“111开关”。
2、新源变至油田变新建35KV输电线路命名为“35KV新油线”，新源变间隔编号命名为“311开关”。
3、新源变新建主变系统命名为“#1主变”。
4、35KV新油线线路属吉安县调管辖、地调许可设备。
详见附图：110KV新源线主接线图；
110KV万福变主接线图；
二、新设备投运范围1、110KV新源变电站所有新安装的一、二次设备（除10KV出线外）。
2、110KV万福变电站110KV福源线122开关间隔。
3、110KV新源变电站110KV母线、35KV母线、10KV母线及母线设备。
4、110KV新源变电站#2主变及其附件设备。
三、投运条件
1、万福变电站新安装的110KV福源线122开关间隔一、二次设备已按设计要求安装完毕，调试正确，验收合格，具备投运条件，并处于冷备用状态。
2、110KV新源变电站所有一、二次设备按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，且均处于冷备用状态。
3、110KV福源线线路按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，处于冷备用状态。
四、投运步骤
根据启动验收方案安排，整个新设备投运分二个阶段进行：
第一阶段：万福变110KV福源线122开关间隔、新源变110KV福源线111开关间隔、110KV福源线、和新源变110KV母线及其母线设备
1、万福变：检查110KV福源线122开关确在冷备用状态。
2、万福变：摇测110KV福源线122开关间隔设备绝缘，确保合格。
3、新源变：检查110KV福源线111开关确在冷备用状态。
4、新源变：检查110KV母线及母线上所有设备均在冷备用状态。
5、新源变：摇测110KV福源线111开关间隔和110KV母线及母线PT绝缘，确保合格。
6、万福变：由继保人员负责校验110KV福源线122开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。
7、新源变：由继保人员负责校验110KV福源线111开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。
8、新源变：投入110KV福源线111开关所有保护（改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸）。
9、万福变：投入110KV福源线122开关所有保护（改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸）。
10、新源变：对110KV新厦线摇测绝缘，确认合格。
11、新源变：以万福变相序为基准，采用“一对一”接地摇测法对110KV福源线线路摇测相序，确保与万福变110KV相序一致。
12、万福变：将110KV福源线122开关由冷备用转热备用。
13、万福变：合上110KV福源线122开关对福源线线路冲击三次，每次冲击时间5分钟，间隔时间1分钟。
其中：1）110KV福源线第一次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关距离保
护试跳开关。
2）110KV福源线第二次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关零序保
护试跳开关。
3）110KV福源线带上新源变110KV母线进行第三次冲击。
4）检查新源变110KV母线受电正常后，空载运行。
14、新源变：合上110KV母线PT1511刀闸。
15、新源变：测试110KVPT二次电压和相序，确认相序正确。
第二阶段：110KV新源变电站投运
（一）、#1主变投运
1、新源变：检查#1主变及三侧开关均在冷备用状态。
2、新源变：摇测#1主变及三侧开关绝缘，确保合格。
3、新源变：投入#1主变所有保护（重瓦斯接“跳闸”位臵，轻瓦斯由“信号”改接与“跳闸”位臵）。
4、新源变：将#1主变高中压侧分接头位臵调至额定电压档。
5、新源变：合上#1主变中性点1010刀闸。
6、新源变：将#1主变101开关由冷备用转热备用。
7、新源变：合上101开关对#1主变进行五次冲击合闸试验，每次冲击间隔时间5分钟。
第一次冲击正常后，用#1主变差动保护跳101开关；
第二次冲击正常后，用#1主变重瓦斯保护跳101开关；
第三次冲击正常后，用#1主变有载开关重瓦斯保护跳101开关；
第四次冲击正常后，用#1主变复合电压过流跳101开关；
第五次冲击正常后，空载试运行，并将#1主变轻瓦斯由“跳闸”改接与“信号”位臵。
8、新源变：退出#1主变差动保护。
（二）、35KV母线及35KV母线PT投运
1、新源变：检查35KV母线上所有设备均在冷备用状态。
2、新源变：对35KV母线及35KV母线PT摇测绝缘，确认合格。
3、新源变：将#1主变301开关由冷备用转热备用，投入301开关充电保护。
4、新源变：合上#1主变301开关对35KV母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后，退出301开关充电保护压板，并合上35KV母线PT3511刀闸。
5、新源变：由继保人员负责测试35KVPT二次电压和极性以及有关保护、仪表接线的正确性；测试35KV所有间隔PT二次压降。
（三）、10KV母线及10KV母线PT投运
1、新源变：检查10KV母线上所有设备均在冷备用状态。
2、新源变：摇测10KV母线及10KV母线PT绝缘，确认合格。
3、新源变：将#1主变901开关由冷备用转热备用，投入901开关充电保护。
4、新源变：合上#1主变901开关对10KV#1段母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后退出901开关充电保护压板，并合上10KV母线PT9511刀闸。
5、新源变：由继保人员负责校测试10KV PT二次电压和回路极性以及有关保护、仪表接线的正确性；测试所有出线的PT二次压降。
6、新源变：投入10KV所用变恢复站用电。
7、新源变：10KV馈线恢复送电工作由变电分公司负责进行。
（四）、10KV#1电容器的投运
1、新源变：检查10KV#1电容器917开关确在冷备用状态。
2、新源变：摇测10KV#1电容器917开关间隔绝缘，确保合格。
3、新源变：投入10KV#1电容器917开关所有保护。
4、新源变：将10KV#1电容器917开关由冷备用转热备用。
5、新源变：合上10KV#1电容器917开关，对#1电容器冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。
（五）、35KV新油线的投运
1、新源变：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。
2、吉安县调：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。
3、新源变：摇测35KV新油线311开关间隔绝缘，确保合格。
4、新源变：投入35KV新油线311开关所有保护。
5、新源变：将35KV新油线311开关由冷备用转热备用。
6、新源变：合上35KV新油线311开关，对35KV新油线冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。
7、吉安县调：将油田变负荷转接至35KV新源线上供电。
五、注意事项
1、#1主变带负荷测试前应退出主变差动保护，测试正常后再投入。
2、#1主变投运正常后，将#1主变重瓦斯保护由“跳闸”位臵改接于“信号”位臵，试运行二十四小时后，再将重瓦斯保护由“信号”位臵改接于“跳闸”位臵。
3、万福变110KV福源线122开关、新源变110KV福源线111开关二次功率方向元件须带负荷测试正常后才可投入运行。
220kV变电站直流系统设计依据是DL／ T5044—95《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》，本规定适用于采用固定型防酸式铅蓄电池。近年来，随着电力系统对直流电源可靠性要求的进一步提高，虽然直流系统在接线方式、网络布置及充放电设备性能要求等方面进行了完善和加强，但现行规定不能满足目前 220kV变电站对提供高可靠性直流电源的要求，对掌握蓄电池工作状态及运行、维护不利，在交流失电状态下，可能因蓄电池电源瓶颈问题，而扩大事故。湖北省1997年黄石局220kV石板路变电站因10kV事故，而导致控制和操作直流电源丧失，乃至损坏主变压器，而制定颁发的鄂电生 [1997]49号文湖北省电力工业局“关于直流系统反事故措施的通知”中，第六条明确规定：“凡新建220kV及以上变电站和改建枢纽变电站及装有调相机的变电站，必须配置两组独立运行的蓄电池组，设计容量应满足单组合环运行的要求。”自该反措颁发以来，我省新建220kV变电站直流系统均按两组蓄电池设计，故此，本文总结一下220kV变电站直流系统配置两组蓄电池方案的必要性及优点。
l 要求220kV变电站具备高可靠性直流电源的原因
1．1 部分变电站建设规模为主变容量3X 150MVA或3X180MVA，且为枢纽站。
1．2 220kV变电站主保护亦实现双重化，采用两套不同原理、不同厂家装置；断路器跳闸回路双重化；且均要求取自不同直流电源。1．3 线路的两套纵联差动保护、主变压器的主保护和后备保护均分别由独立的直流熔断器供电。
1．4 所有独立的保护装置都必须设有直流电源故障的自动告警回路。1．5 变电站综合自动化水平提高，监控系统高可靠运行要求。2 目前单组蓄电池运行、维护存在的主要问题
2．1 事实证明：要掌握蓄电池运行状态，做到心中有底、运行可靠，必须进行全容量核对试验；然而直流系统配置一组蓄电池，给运行维护造成了极大困难。
2．2 现有220kV变电站蓄电池只对蓄电池组进行部分容量试验，检测出损坏严重的蓄电池；因进行全容量试验工作繁琐因难，部分单位回避容量试验，而不能完全掌握蓄电池的实际运行状态。
2．3 就对各发供电单位已运行的各型式蓄电池统计表明，使用寿命一般为7年到10年；且这期间尚需对个别落后电池维护处理才能够保证整组蓄电池使用年限。对于仅一组蓄电池而言，整个更换期间同样要承担风险运行。2．4 蓄电池组由106只-108只(无端电池)或118只一12O只(有端电池)单体电池串联组成，若其中一只电池容量下降后，则表现为内阻增大、严重者相当于开路．也就是说：一只电池损坏，祸及整组电池不能发挥作用。目前检测的最佳方法是将浮充机停运，直流负荷由蓄电池组供电；对于仅有一组蓄电他的直流系统，若存在有开路情况．则造成全站失去直流。2．5 整流设备的好坏也影响蓄电池的寿命。新近入网交流整流设备，虽然具有充电、均衡充电、浮充电自动转换功能，但功能还不完善。如浮充电缺少温度补偿，温度低时充电容量不足、温度高时容易过充电，造成电池漏液鼓肚现象，缺乏单体电池端电压测量，当有2—3只电池充容量不足不能发现时就影响整组电池寿命。
2．6近2—3年间投运的变电站蓄电池大多采用全密封阀控式铅酸电池，因不能象原固定防酸式铅酸蓄电池正常远行中能够通过测单体电池电压、量其比重、观其外观而综合分析判断电池运行状态。其日常仅能靠测量单体电池进行监视，运行状态好坏难以充分把握。2．7 对蓄电池容量的在线监测现在仍是一大难题。对阀控式全密封蓄电池能否依据某—指标数据判断或多项指标数据综合判断运行状态尚处于探索时期。3 220kV变电站直流系统配置两组电池的必要性及优点
3．1 正在编写制订的《阀控式铅酸蓄电池运行、维护导则》国家标准，明确要求蓄电池必须进行容量试验。
3．2 220kv变电站内通信用直流系统按有关规定均配置二组48V蓄电池。而220kV变电站控制、保护、信号、安全自动装置等负荷同样需要高可靠的直流系统。
3.3 由于单组蓄电池不能很好的满足22kV变电站运行可靠性要求，且运行维护困难,故此 220kV变电站直流系统配置两组蓄电池是必要的。
3.4 220kV变电站直流系统配置两组蓄电池，完全满足运行要求，并符合部局有关继电保护反措对直流供电的要求，采用该系统对增加控制保护设备运行的可靠性有较重要的意义。3．5 220kV变电站配置两组全容量蓄电池组或两组半容量蓄电池组后，从简化母线结构、减少设备造价、节约能源、避免降压装置故障开路造成母线失压，扩大为电网稳定事故和更大设备事故出发，可考虑直流动力，控制母线合一，去掉端电池及调压装置，使直流系统进一步简化、可靠。
220kV变电站直流系统配置两组蓄电池方案
4．1 为了保证两组蓄电池能够独立工作，相互间不影响，保持自身特性，采取不完全并联运行方式，即两组蓄电池充、放电独立，相互间不互充放。
4．2 根据变电站的建设规模、负荷地位和负荷水平，可选择采用下列不同的配置方案： 4．2．1 采用两组全容量蓄电池组、三台充电机、直流负荷母线分段接线。此方案是完备的方案，在各种运行方式下，能够保证提供可靠直流电源。接线图见图1。图中两组蓄电池的电源刀开关，分别为该两组蓄电池的联络刀开关，通过联杆实现机械闭锁，防止两组蓄电池并列运行。
4．2．2 采用两组全容量蓄电池组、二台充电机、直流负荷母线分段接线。接线图见图2。4．2．3 为进一步降低工程费用，可采用两组半容量蓄电池不完全并联运行，配置二台充电机，直流母线分段。但因该方案我省一般不采用，本文不再赘述。5 结束语
1 66k V变电站设备的故障问题
1.1电缆出现故障。从日常生活中, 可以知道66k V变电站中出现故障最为常见的就是电缆。66k V变电站电缆出现故障的主要来源是:由于66k V变电站电缆的接地电阻在建设的时候, 将接地电阻建设的过高, 但是由于66k V变电站电缆通常会有两个接地点, 降低了接地电阻, 从而对于电缆进行了保护[1]。在实际的66k V变电站的建设中, 或者是维护中, 会由于电缆接头的地方因为金属屏蔽信号不是很强, 或者是因为在建设中将接线没有接牢固, 从而导致电阻的增加。当电阻值超出了规定范围内的电阻值时, 就会导致66k V变电站出现高压的情况, 从而造成了电缆绝缘层被击穿, 形成66k V变电站的电力事故的发生[2]。同时当66k V变电站电缆长时间的超出荷载, 将会导致电缆温度的不断上升, 最终会导致绝缘层的老化问题出现, 特别是在夏天的时候, 由于是用电高峰, 这样会导致电缆温度上升的更加剧烈, 从而会出现电缆绝缘层击穿的电力事故发生, 严重影响了66k V变电站的稳定运行。除了这两个原因之外, 电缆的质量不高, 也会造成66k V变电站电缆故障的发生, 电缆生产商家因为一己之私, 在生产的过程中使用伪劣原材料, 这些伪劣原材料中的杂质含量比较多, 这都会对于电缆造成影响, 从而导致电缆容易出现电缆熔断、绝缘层击穿等等故障。
1.2真空断路器出现故障。对于66k V变电站起到保护性的设备就是真空断路器, 它对于66k V变电站在使用过程中起到了非常重要的作用, 这就意味着当真空断路器如果出现故障, 将会直接导致66k V变电站安全运行出现问题。由于66k V变电站长期处于运行的状态, 会因为66k V变电站出现荷载过高, 温度过高等等其他的原因, 导致真空断路器的真空泡出现问题, 即真空度下降, 这就直接减少真空断路器的使用寿命, 严重时甚至会出现真空断路器产生爆炸, 从而严重危害到了66k V变电站的稳定。有的时候由于真空断路器出现质量问题, 或者是在安装的时候出现问题, 从而导致了分合开关失灵, 这时不管使用什么方式, 包括:使用遥控器将分合开关打开, 还是使用人工的方式都不能使真空断路器工作起来, 从而导致了66k V变电站出现故障。
1.3电压互感器出现故障。当66k V变电站在工作的时候, 由于储能元件的大量出现会使得铁磁谐振, 从而导致了电压互感器的电压和荷载加大, 特别是在线性电容定部位。更会加大对于电压互感器的影响, 从而导致电压互感器出现故障, 影响到66k V变电站的正常工作。
2当66k V变电站设备出现故障问题时的维护建议
2.1出现电缆故障时进行的维护建议。在对于电缆故障进行的维护建设时, 最基本的就是在源头上把关, 对于电缆的质量进行严格的把关, 可以通过专业质量的检测设备对于电缆的质量、接头等进行定期的检查, 从而加强电缆质量的问题, 同时可以监督接地电阻值的变化情况, 用来对于电缆的故障进行控制和分析, 根据电阻值的变化情况, 电力工作人员对于出现这种情况进行探究并提出针对性的维护建议[3]。同时, 一定要对电缆在安装过程中的可靠性, 从电缆购买的过程中、电缆实施铺设安装的过程中等多方面进行严格的控制, 同时加强电力施工人员的职业道德素养, 从而确保电缆从购买到安装、使用的过程中保证电缆的安全运行。
2.2真空断路器出现故障的维护建议。由于真空泡中真空度的降低会导致真空断路器的使用寿命缩短, 从而引发66k V变电站的正常运行[4]。可以采用旋转、以及产品在一体的真空短路设备。并且在使用真空断路器的时候, 应该对于真空断路器的放电现象进行检查, 当在检查的过程中发现放电现象的出现时, 一定要切断电源, 同时变电站的管理人员一定要将出现这种情况的详细情况汇报给电力专家, 检查出现这个故障的原因, 进行相关的研究和分析, 同时一定要及时的将断路器进行更换, 从而确保所用的运行元件都处于稳定的运行状态, 当66k V变电站出现短路时, 电压较低, 而开关也存在不工作的时候, 一定要及时的将电线断开。
2.3电压互感器出现故障的维护建议。当电压互感器出现故障的时候, 可以在66k V变电站的电源中接入互感器、消谐器等来预防电压互感器, 发生烧毁的故障发生。虽然这种方法能够有效的预防电压互感器, 但是在实际运用的过程中, 这种方法还是存在着一定的局限性, 这就说明了只能在一定的程度上降低由于储能元件的大量出现所引发电压互感器出现的故障, 从而降低了66k V变电站在运行过程中故障的发生。随着我国科技的不断发展, 互感技术也有了很大的提升, 采用的是防止单母线非线性故障, 从而降低的铁磁谐振的方法, 在对于电压互感器出现故障起到了很好地作用。从而有效的预防了电压互感器发生故障, 保证了66k V变电站的正常运行。但是还是需要电力工作人员重视66k V变电站的检查工作。
2.4电流互感器发生故障的维护建议。当电流互感器发生故障的时候, 一定要分析具体的情况, 之后根据分析的结果进行针对性的维护建议, 可以使用试温蜡片的方式对于电流互感器的温度进行测定, 或者是听设备发出的声音, 或者是表计指示值, 用来判断开路的情况。如果真的发生是电流互感器出现了故障, 需要进行维修, 或者是直接将电流互感器换成新的, 彻底解决问题。
结束语
通过对66k V变电站设备故障问题的研究, 可以明显的看出66k V变电站设备正常工作时所产生的价值, 这就意味着一定要将66k V变电站设备故障问题以及维护作为电力工作者的工作重点, 从而提高66k V变电站设备的维修水平, 使得66k V变电站设备在工作中能够安全的运行, 在对于66k V变电站建设的过程中, 实现对于电力企业的工作的支持, 推进我国的电力行业的不断发展。
参考文献
[1]倪益民, 杨宇, 樊陈, 郭艳霞, 窦仁晖, 黄国方.智能变电站二次设备集成方案讨论[J].电力系统自动化, 2014, 3:194-199.
[2]许海燕.66k V变电站设备常见故障及维护[J].黑龙江科学, 2014, 4:120.
[3]宋璇坤, 闫培丽, 吴蕾, 李军, 邹国辉.智能变电站试点工程关键技术综述[J].电力建设, 2013, 07:10-16.
目 录
第一章 总则 1 第二章 引用标准 1 第三章 设备的验收 2 第四章 设备运行维护管理 4 第五章 运行巡视检查项目及要求 5 第六章 缺陷管理及异常处理 7 第七章 事故处理预案 8 第八章 培训要求 9 第九章 设备的技术管理 10 第十章 备品备件管理 12 第十一章 更新改造 12 低压干式电抗器运行管理规范编制说明 13 第一章 总则
第一条 为完善干式电抗器设备管理机制，使其达到制度化、规范化，保证设备安全、可靠和经济运行，特制定本规范。
第二条 本规范是依据国家和行业有关标准、规程、制度及《国家电网公司变电站管理规范》，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析以及设备运行经验而制定。
第三条 本规范提出了对10kV～66kV干式电抗器在设备投产、验收、检修、运行巡视和维护、缺陷和事故处理、运行和检修评估分析、改造和更新、培训以及技术资料档案的建立与管理等提出了具体规定。
第四条 本规范适用于国家电网公司所属范围内10kV～66kV干式电抗器的运行管理工作。
本规范适用于10kV～66kV的单相干式电抗器，以下简称干式电抗器。第二章 引用标准
第五条 以下为本规范引用的标准、规程和导则，但不限于此。
DL408-1991 《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）DL/T596-1996 《电气设备预防性试验规程》
DL5014-1992 《330-500kV变电所无功补偿装置设计技术规定》 GB 10229-88 电抗器
GB 6450-1986 干式电力变压器
GBJ147-1990 《电气装置安装工程施工及验收规范》 GB 50150－1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 国电电网公司 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
国家电网公司 《变电站管理规范》
国家电网公司 《电力生产设备评估管理办法》 国家电网公司 《10kV～66kV干式电抗器技术标准》 国家电网公司 《10kV～66kV干式电抗器检修规范》 国家电网公司 《10kV～66kV干式电抗器技术监督规定》 国家电网公司 《预防10kV～66kV干式电抗器事故措施》 第三章 设备的验收
第六条 运行单位应全过程的参与干式电抗器的设计图纸审核、土建安装、设备安装试验、试运行。
第七条 设备运到现场后，应按其用途放在室内或室外平整、无积水的场地保管；混凝土电抗器保管时应有防雨措施。运输或吊装过程中，支柱或线圈不应遭受损伤和变形。
第八条 会同安装、监理、厂家在设备现场共同开箱验收检查：
（一）支柱及线圈绝缘等应无损伤和裂纹。
（二）外观应无变形、无损伤。
（三）支柱绝缘子及其附件应齐全。
（四）户外并联电抗器应有防雨罩，内外包封等附件齐全。
（五）相应技术资料和文件齐全。第九条 土建过程中隐蔽部分的验收检查：
（一）干式电抗器的金属围网、围栏、支架、基础内钢筋、接地导体应开环连接且一点与主接地网连接。
（二）干式电抗器围栏与主接地网必须可靠连接。
（三）干式电抗器的开环式接地网与干式电抗器的垂直水平距离应大于干式电抗器的2倍直径，或满足规程所要求的防电磁感应的空间距离的要求。第十条 安装过程中验收检查：
（一）设备安装符合有关设备安装规范和厂家的说明书中所提出的要求。
（二）电抗器应按其编号进行安装，并应符合厂家技术要求。
（三）电抗器重量应均匀地分配于所有支柱绝缘子上，应固定牢靠。
（四）设备接线端子与母线的连接，应符合现行国家标准《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》的规定，其额定电流为1500A及以上时，应采用非磁性金属材料制成的螺栓。
（五）电抗器间隔内，所有组件的零部件，必须选用不锈钢螺栓。
（六）电抗器线圈的支柱绝缘子的接地应符合下列要求：
1． 上下重叠安装时，底层的所有支柱绝缘子均应接地，其余支柱绝缘子不接地。2． 每相单独安装时，每相支柱绝缘子均应接地。3． 支柱绝缘子的接地线不得构成闭合环路。第十一条 投运前验收内容：
（一）干式电抗器包封完好，无起皮、脱落。
（二）支持瓷瓶完整无裂纹、无破损，表面清洁无积尘。
（三）电抗器风道无杂物，场地平整清洁。
（四）引线、接头、接线端子等连接牢固完整。
（五）户外电抗器的防雨罩安装牢固。
（六）包封表面和支柱瓷瓶按照“逢停必扫”原则进行清扫。
（七）安全围栏安装牢固，接地良好，围栏门应可靠闭锁。
（八）干式电抗器的出厂和现场电气试验项目及数据合格（按第十二条要求）。
（九）干式电抗器保护经传动试验合格。测量、计量等二次回路及装置合格。
（十）交接资料和技术文件齐全（按第十三条要求）。第十二条 交接的试验检查项目：
（一）直流电阻测量。
（二）绝缘电阻测量。
（三）直流泄漏试验。
（四）交流耐压试验。
（五）瓷瓶探伤。
（六）RTV涂料憎水性能检查。
（七）额定电压下的冲击合闸试验。
（八）厂家提供合格的温升试验报告。第十三条 新投产时交接资料和文件齐全。
（一）收集完整的竣工图纸。变更设计证明文件。
（二）设备厂家说明书、试验报告、合格证、安装图纸等技术文件。
（三）现场调试记录、安装记录等。
（四）备品备件清单。第四章 设备运行维护管理
第十四条 干式电抗器的一般运行要求
（一）干式电抗器噪声、振动无异常。
（二）干式电抗器温度无异常变化。
（三）使用断路器投切并联电抗器组。
（四）各组并联电抗器及断路器轮换投退，延长使用寿命。第十五条 干式电抗器的运行管理
（一）每组并联电抗器为一个设备单元。串联电抗器则划归并联电容器组设备单元管理。
（二）建立完善运行报表，每月统计干式电抗器的可用率和运行率。
（三）干式电抗器的缺陷应形成闭环管理，危急和严重缺陷应及时处理。
（四）建立相应技术资料和台帐工作。
（五）制订干式电抗器现场运行规程。第十六条 干式电抗器的维护管理
（一）对于干式电抗器及其电气连接部分每季度应进行带电红外线测温和不定期重点测温。红外测温发现有异常过热，应申请停运处理。
（二）户外干式电抗器表面应定期清洗，5～6年重新喷涂憎水绝缘材料。
（三）发现包封表面有放电痕迹或油漆脱落，以及流（滴）胶、裂纹现象，应及时处理。
（四）定期检查防雨罩是否安装牢固、有无无破损，观察包封表面憎水性能是否劣化。
第十七条 干式电抗器投切后注意事项：
（一）干式电抗器的投切按调度部门下达的电压曲线或调度命令进行。
（二）有人值班变电站：运行人员投切干式电抗器后，应检查表计（如电流表、无功功率表）指示正常，还应到现场检查干式电抗器和断路器等设备情况。对于并联有避雷器的干式电抗器，每项次投切操作之后，35kV及以上干式电抗器还应检查避雷器是否动作，并做好记录。
（三）无人值班变电站：监控人员投切干式电抗器后，应检查监控系统中干式电抗器的潮流指示正常，相关设备潮流及系统电压是否正常。有电视监控系统的，通过工业电视检查干式电抗器有无冒烟、起火现象。第五章 运行巡视检查项目及要求 第十八条 例行巡视和检查项目和要求
（一）对各种值班方式下的巡视时间、次数、内容，各单位应做出明确规定。
（二）例行检查巡视分为正常巡视、全面巡视、闭灯巡视。
（三）日常巡视。1.有人值班变电所的干式电抗器,每天至少一次；每周至少进行一次夜间巡视。2.无人值班变电站内的干式电抗器每周进行二次巡视检查。
（四）全面巡视，内容主要是对设备进行全面的外部检查，对缺陷有无发展作出判断，检查设备防火、防小动物、检查接地网及引线是否完好。
（五）每周应进行闭灯巡视一次，内容是检查设备有无电晕、放电、接头有无过热现象。
第十九条 正常巡视的项目和要求。
（一）一般要求
1.设备外观完整无损，防雨帽完好，无异物。
2.引线接触良好，接头无过热，各连接引线无发热、变色。
3.外包封表面清洁、无裂纹，无爬电痕迹，无油漆脱落现象，憎水性良好。4.撑条无错位。
5.无动物巢穴等异物堵塞通风道。
6.支柱绝缘子金属部位无锈蚀，支架牢固，无倾斜变形，无明显污染情况。7.无异常振动和声响。
8.接地可靠，周边金属物无异常发热现象。9.场地清洁无杂物，无杂草。
10.二次端子箱应关好门，封堵良好，无受潮。第二十条 特殊巡视
（一）巡视周期
1.在高温、低温天气运行前。
2.大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后。3.设备变动后。4.设备投入运行后。
5.设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行。
6.异常情况下的巡视。主要是指：设备发热、系统电压波动、本体有异常振动和声响。
7.设备缺陷近期有发展时、法定节假日、上级通知有重要供电任务时。8.电抗器接地体改造之后。
9.站长应每月组织进行一次综合性巡视。
（二）巡视的项目和要求
1.同正常巡视外项目外，还应注意的其他异常情况：
2.投运期间用红外测温设备检查电抗器包封内部、引线接头发热情况。3.大风扬尘、雾天、雨天外绝缘有无闪络，表面有无放电痕迹。4.冰雪、冰雹外绝缘有无损伤，本体无倾斜变形，无异物。
5．电抗器接地体及围网、围栏有无异常发热，可对比其他设备检查，积雪融化较快、水汽较明显等进行判断。
6．电抗器存在一般缺陷且近期有发展时变化情况。
7．故障跳闸后，未查明原因前不得再次投入运行，应检查保护装置是否正常，干式电抗器线圈匝间及支持部分有无变形、烧坏等现象。第六章 缺陷管理及异常处理 第二十一条 缺陷管理
（一）缺陷及异常的管理和处理应严格执行《电业安全工作规程》和国家电网公司颁布的《变电站运行管理规范》（试行）的有关规定。
（二）发现缺陷应及时处理，实行对缺陷的闭环管理。
（三）缺陷常指干式电抗器任何部件的损坏、绝缘不良或不正常的运行状态，分为危急缺陷、严重缺陷和一般缺陷。
（四）发现危急缺陷和严重缺陷，运行人员必须立即向有关部门汇报。密切监视发展情况，必要时可迅速按调度命令将有缺陷的设备退出运行。
（五）发现一般缺陷，运行人员将缺陷内容记入相关记录，由负责人汇总按月度汇报。一般缺陷可在一个检修周期内结合设备检修、预试等停电机会进行消除。
（六）投入运行一年内的新设备发生缺陷，应协助有关单位进行处理。
（七）设备缺陷按统计，年底未处理的缺陷，转移到下缺陷记录内。第二十二条 设备缺陷分类：
（一）危急缺陷：设备发生了直接威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则随时可能造成设备损坏、人身伤亡或火灾等事故，例如下列情况等。1.干式电抗器出现突发性声音异常或振动。2.接头及包封表面异常过热、冒烟。3.干式电抗器出现沿面放电。4.绝缘子有明显裂纹。
5.并联电抗器包封表面有严重开裂现象。6.设备的试验主要指标超过规定不能继续运行。
（二）严重缺陷：缺陷有发展的趋势，但可以采取措施坚持运行，列入月计划处理，不致造成事故者，例如下列情况等。
1.设备有过热点，接地体发热，围网、围栏等异常发热。2.包封表面存在爬电痕迹以及裂纹现象。3.支持瓷瓶有倾斜变形（或位移），暂不影响继续运行。4.有撑条松动或脱落情况。
（三）一般缺陷：上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷。指性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大的缺陷，例如下列情况等。1.设备上缺少不重要的部件。2.次要试验项目漏试或结果不合格。3.包封表面不明显变色或轻微振动。
4.绝缘支柱瓷瓶或包封不清洁，金属部分有锈蚀现象。5.干式电抗器内有鸟窝或有异物，影响通风散热。6.引线散股。
7.其它不属于危急、严重的设备缺陷。
第二十三条 值班人员应对缺陷或异常进行运行分析或事故预想。第七章 事故处理预案
第二十四条 干式电抗器本体出现冒烟、起火、沿面放电等情况：
（一）立即断开电抗器。
（二）拉开干式电抗器隔离开关（串联电抗器必须合上电容器侧接地刀闸）。
（三）灭火。
第二十五条 干式电抗器因保护跳闸停运，在没有查明跳闸原因之前，不得强送电。
第二十六条 干式电抗器因故障跳闸，其处理原则步骤是：
（一）检查干式电抗器断路器的位置信号、表计指示，以及检查系统电压有无变化等连锁反应，若有，应立即汇报调度。
（二）详细检查干式电抗器本体、相间情况，找出故障点。
（三）检查干式电抗器保护动作情况。
（四）检查断路器实际位置及本体、机构的情况，并联避雷器有无动作等。
（五）将检查情况详细汇报调度，申请将干式电抗器转为冷备用或检修状态，以做处理。
第二十七条 因总断路器跳闸使母线失压后，应手动拉开各组并联电抗器。正常操作中不得用总断路器对并联电抗器进行投切。第八章 培训要求
第二十八条 技术管理人员培训要求
（一）熟悉国家及行业有关干式电抗器的技术标准。
（二）熟悉干式电抗器检修、运行的有关规程。
（三）能够组织干式电抗器的验收。
（四）能够编制各种干式电抗器的技术条件及检修、运行规程。
（五）能根据实际运行情况制订干式电抗器预防事故措施要求。
（六）掌握干式电抗器的结构、技术参数、试验项目、制造工艺等有关内容。
（七）掌握干式电抗器设备电气、绝缘等专业知识。
（八）各类干式电抗器重要缺陷及故障具备一定的分析能力。
（九）了解干式电抗器技术发展的动态。第二十九条 变电站运行人员培训要求
（一）掌握干式电抗器的构造、原理、性能。
（二）熟悉干式电抗器的运行监视。
（三）熟悉干式电抗器的正常和特殊巡视检查项目及检查标准。
（四）熟悉干式电抗器的日常维护工作。
（五）熟悉干式电抗器的倒闸操作。
（六）掌握干式电抗器的检修、试验方法，检修质量及验收标准。
（七）掌握干式电抗器运行的安全技术措施和反事故技术措施。
（八）熟悉干式电抗器的保护配置、原理和回路，掌握干式电抗器表计、监控等原理和回路。
（九）掌握干式电抗器的异常和事故处理。
（十）了解电网电压稳定的一般运行知识。
（十一）掌握进行干式电抗器的技术管理工作。第九章 设备的技术管理
第三十条 干式电抗器应建立和逐步完善设备档案，干式电抗器的设备档案应包括：
（一）厂家说明书和产品合格证明等设备资料。
（二）出厂试验报告。
（三）安装试验记录和交接试验报告。
（四）施工改造图纸和竣工图纸。
（五）运行和管理的有关技术文件、反措要求等。
（六）干式电抗器的现场运行规程。
（七）干式电抗器的运行资料。
（八）干式电抗器的检修试验资料。第三十一条 干式电抗器的运行资料应包括：
（一）运行中发现的缺陷及处理情况。
（二）运行负荷日志。
（三）可用率、运行率等运行报表和运行分析。
（四）故障资料和专题分析资料等。
第三十二条 干式电抗器的检修试验资料应包括：
（一）检修记录和试验报告。
（二）检修与试验中发现的缺陷及处理情况。
（三）预防事故的措施和安全性评价发现问题的整改落实情况的记录。
（四）检修前的评估：对检修周期内发生的缺陷、异常和故障等情况进行的综合分析评估。
（五）检修后的评估：检修中发现和处理的问题，遗留缺陷等，对本次检修工作进行的全面评估。第三十三条 运行管理评估
干式电抗器运行状态分析的目的是为了及时发现缺陷，及时消除缺陷，确保检修工作做到工效高（检修工期短，耗用工时少）、用料省（器材消耗少，修旧利废好）、安全好（不发生人身、设备事故）。提高干式电抗器的健康水平，使干式电抗器经常处于良好运行状态。第三十四条 检修评估
（一）检修前评估的内容应包括：
1． 根据设备的结构特点、运行评估分析情况，包括绝缘老化情况、历次电气试验情况、设备缺陷发展情况和同类设备的障碍或事故情况等，做好检修内容分析和预想工作，避免盲目性检修。经综合分析，确定是否需要检修以及检修的项目。2． 根据确定的检修的项目和内容，编制检修技术方案，制定安全措施。
（二）检修后评估的内容应包括：
1． 检修项目和检修质量达到规定的要求和质量标准。2． 已消除的设备缺陷。
3． 检修全过程技术记录正确齐全。
4． 检修总结和技术文件资料应齐全、填写正确。5． 干式电抗器质量检验已完成验收。第三十五条 设备评估
（一）干式电抗器设备评估，是指对干式电抗器设备的运行、维护、试验、检修、技术和监督等方面进行综合评估后确定的设备质量状态水平。
（二）按照国家电网公司颁发的《电力生产设备评估管理办法》，按照干式 电抗器设备的总体情况、运行状况、存在问题、原因分析等来定期进行干式电抗器设备评估。
（三）各级生产管理部门是干式电抗器设备管理的归口部门，在干式电抗器设备评估中对发现带有全局性和基层单位难以解决的技术问题应及时研究并向上一级单位的生产管理部门汇报。第十章 备品备件管理
第三十六条 为了能及时消除设备缺陷，缩短停运时间，提高设备可用率，确保电网安全经济运行，各级单位需做好备品备件的管理工作。
第三十七条 备品备件的管理应遵循“统一管理、分级负责、合理储备、分散保管”的原则。
第三十八条 备品备件应按需配置，合理定额。及时补齐。
第三十九条 干式电抗器备品备件主要包括以下整件或部件：撑条、接线板、螺栓、瓷柱和生产厂家提供的必需的备件。第十一章 更新改造
第四十条 当干式电抗器存在以下情况应进行更新改造：
（一）电气试验不合格，存在严重缺陷的设备。
（二）防污等级不能满足运行环境的设备。
（三）绝缘严重老化，故障损坏严重无修复价值时。
（四）超过运行寿命（30年经上），从技术经济角度分析继续运行不再合理时。低压干式电抗器运行管理规范编制说明
第一章 总则
本章主要说明制订该《规范》的目的、依据、规范的内容和适用的主要范围。第二章 应用标准
本章列出该《规范》所引用的一些主要国内电力行业标准及相关规定。第三章 验收内容
要求运行有关生产技术人员从设备到货开箱、土建施工、安装调试到试运行全过程参与，分部验收，避免投运前验收存在问题难以解决，返工难度加大。比较详尽说明验收检查内容，按照技术要求安装建设。
第九条
（三）干式电抗器的开环式接地网与干式电抗器的垂直水平距离应大于干式电抗器的2倍直径，或满足规程所要求的防电磁感应的空间距离的要求。依据来源于2004年青岛《预防干式电抗器事故措施》。第四章 运行维护管理
分有人和无人值班变电站两种模式操作，有人值班操作注意事项重点在现场检查，无人值班操作注意事项重点通过远动数据和工业电视监视。第五章 运行巡视检查项目及要求
根据国网公司《变电站管理规范》要求对干式电抗器的正常巡视和特殊巡视和维护做了要求。第六章 缺陷管理
本章列举常见的缺陷、异常或影响设备运行的因素给出简单处理方法，主要供运行人员参考。
第二十三条 运行人员对设备缺陷、异常的专题分析是针对设备缺陷和薄弱环节，及时找出缺陷异常的原因和规律，采取措施以避免缺陷、异常的扩大。第七章 事故处理预案
主要是低抗本体出现冒烟、起火、沿面放电等情况而断路器无法跳闸的处理预案和故障跳闸后的处理方法。第八章培训要求
运行人员的技术素质是确保电抗器安全运行的根本保证，本章主要对技术管理人员、检修人员、运行人员的培训要求，掌握应知应会的基本知识。第九章技术管理
干式电抗器应建立和逐步完善设备资料、运行资料和检修试验资料档案 第三十一条
（三）（四）
设备评估主要要求技术管理人员对设备的本身状况作出评价，确定设备的质量状态水平，是否进行检修或更新。
注：干式串联电抗器没有做特别说明的均可参考本规范。附件11: 10～66kV干式电抗器技术标准
1.总则 目的
为适应电网的发展要求,加强干式电抗器技术管理,保证干式电抗器的安全,可靠,稳定运行,特制定本技术标准. 依据
本标准是依据国家,行业和国际有关标准,规程和规范,并结合近年来国家电网公司输变电设备评估报告,生产运行情况分析以及设备现场运行经验制定.内容
本标准对10kV～66kV干式电抗器的设计选型(运行选用),订货,监造,出厂验收,包装运输,现场安装和现场验收等环节提出了具体的技术要求.1.4 适用范围
本标准适用于国家电网公司系统的10kV～66kV干式电抗器,包括并联电抗器和串联电抗器(含并联补偿电抗器,调谐电抗器或滤波电抗器,阻尼电抗器,限流电抗器,分裂电抗器).干式电抗器安全可靠性要求
10kV～66kV干式电抗器应优先采用设计制造经验成熟,结构简单,经受过运行考验的干式电抗器.电抗器的型式
1.6.1 按电抗器有无铁芯分为三类:1.6.1.1空心电抗器:由包封绕组构成,不带任何铁芯的电抗器.1.6.1.2铁芯电抗器:由绕组和自成闭环的铁芯(含小气隙)构成的电抗器.1.6.1.3半芯电抗器:在空心电抗器的空心处放入导磁体芯柱的电抗器.1.6.2 按电抗器接入电网方式分为两大类: 1.6.2.1并联电抗器:主要用于补偿电网中的电容性电流等.1.6.2.2串联电抗器:主要用于限制系统的短路电流,涌流及抑制谐波等,包括限流电抗器,阻尼电抗器,调谐电抗器或滤波电抗器等.1.6.3 按相数分类:分为单相电抗器和三相电抗器.选型原则
电抗器选型时,应根据安装地点的条件,污秽等级等情况确定选用的型式.户内型电抗器不能用于户外.在安装地点场地较小时,可考虑一般情况下铁芯电抗器的尺寸小于半芯电抗器的,半芯电抗器的小于空心电抗器的.在需要防磁场干扰的场所,可考虑铁芯电抗器的漏磁较小.在需要防噪音的场所,可考虑一般情况下空心电抗器,半芯电抗器的噪音小于铁芯电抗器的.1.8 关于干式电抗器技术参数和要求的说明
本标准提出干式电抗器的技术参数和要求,具体参见条款2,它们是本标准的一部分,规定了干式电抗器技术参数和要求的基本内容.在提出具体设备技术参数和要求时可根据本标准,结合本地区实际情况增补相应的内容.1.9 引用标准
以下为设备设计,制造及试验所应遵循的国家,行业和企业的标准及规范,但不仅限于此: GB10229-88 电抗器
GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合 GB1094.1-1996 电力变压器 第1部分 总则 GB1094.2-1996 电力变压器 第2部分 温升
GB1094.3-2003 电力变压器 第3部分 绝缘水平,绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB1094.5-2003 电力变压器 第5部分 承受短路的能力 GB/T1094.10-2003电力变压器 第10部分 声级测定 GB6450-1986干式电力变压器
GB 10228-1997 干式电力变压器技术参数和要求
GB/T 2900.15-1997 电工术语 变压器，互感器,调压器和电抗器 GB7449-1987 电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则 DL462-1992 高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件 GB50150-1991 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程
国家电网公司电力生产设备评估管理办法(生产输电[2003]95号)国家电网公司关于加强电力生产技术监督工作意见(生产输电[2003]29号)国家电网公司预防110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)事故措施(国家电网生[2004]641号)所有螺栓,双头螺栓,螺纹,管螺纹,螺栓头和螺帽均应遵照ISO及SI公制标准.1.10 使用条件
以下列出了设备的正常使用条件,如需要满足规定的正常使用条件之外的特殊使用条件,应在订货时说明.1.10.1 海拔高度:不超过1000m 1.10.2 最大风速:35m/s(离地面10m高10分钟平均风速)1.10.3 最高月平均相对湿度:90%(25℃)1.10.4 环境温度: 最高环境温度:+40℃ 最低环境温度:-25℃ 最大日温差:25K 1.10.5 日照强度:0.1W/cm2(风速0.5m/s)1.10.6 降雨量:年最大降雨量2400 mm;日最大降雨量200mm 1.10.7 覆冰厚度:20mm 1.10.8 耐地震能力: 地震烈度9度地区: 地面水平加速度0.4g 地面垂直加速度0.2g 地震烈度8度地区: 地面水平加速度0.25g 地面垂直加速度0.125g 地震烈度7度地区: 地面水平加速度0.2g 地面垂直加速度0.1g 试验的地震波为正弦波,持续时间三个周波,安全系数1.67.1.10.9 污秽等级:按安装地点的污秽等级并留有一定的裕度,一般选用高一等级.1.10.10 安装位置:户内或户外
1.10.11 安装场所无严重影响绝缘的气体,蒸汽,灰尘及其他爆炸性,导电性和腐蚀性介质;户内安装的应有足够的通风,一般每kW损耗应有不小于的空气通风.1.10.12 特殊使用条件
a.运行环境温度超过+40℃时,则线圈的允许温升应按下述情况分别降低:当在+40℃至+45℃(含+45℃)时,应降低5K;当在+45℃至+50℃(含+50℃)时,应降低10K;当高于+50℃时,应由制造厂与用户协商确定.运行地点海拔超过1000m时,超出的部分以每500m为一级,温升按2.5%减少,额定工频耐受电压一级增加6.25%.2.干式电抗器技术参数和要求 2.1 基本要求
干式电抗器应通过本标准提出的全部型式试验项目,并具有相应电压等级和结构的三台(组),三年以上的良好运行经验.对于同类设备在近期出现过绝缘击穿,放电和冒烟起火等严重故障情况,采取的技术整改措施有效.2.2.引用标准 见总则1.9.2.3.使用条件 见总则1.10.2.4.技术要求
2.4.1 系统标称电压和最高运行电压: 系统标称电压和最高运行电压见表4.2.4.2 系统额定频率:50Hz 2.4.3 并联电抗器 2.4.3.1 相数:单相或三相
2.4.3.2 额定电压:不低于系统额定电压 2.4.3.3 最高运行电压:不低于系统最高运行电压 2.4.3.4 额定频率:50 Hz 2.4.3.5 额定容量:由安装点的需要确定 2.4.3.6 额定电抗:由额定电压和额定容量确定 2.4.3.7 电抗允许偏差
对于有分接抽头的并联电抗器,若无其他规定,允许偏差值只适用于主分接.额定电压和额定频率下电抗的允许偏差为+5%.对于三相并联电抗器或单相并联电抗器组成的三相组,若连接到具有对称电压的系统上,当三个电抗偏差都在+5%允许范围内时,每相电抗与三个相电抗平均值间偏差不应超过+2%.对具有非线性磁化特性的电抗器,在额定电压下测得的电抗+5%偏差值,应能适用于订货方规定的极限电压.2.4.3.8 额定电流:由额定电压和额定容量确定
2.4.3.9 损耗:用损耗(kW)与额定容量(kvar)的百分比来要求,不应超出表1中的数值（略）
2.4.3.10 声级 :A计权声压级不应超出表2中的数值（略）2.4.3.11 振动
要求实际运行时电流引起的振动频率不在电抗器的固有振动频率附近.对于铁芯电抗器,振动最大值不超过100μm.2.4.3.12 绝缘耐热等级及温升限值 绝缘耐热等级 绕组 155℃(F级)最高运行电压平均温升限值65K，最高运行电压最热点温升限值75K。180℃(H级)最高运行电压平均温升限值90K，最高运行电压最热点温升限值100K。铁芯及其它金属部件 100K 注:导线股间,匝间和包封的绝缘耐热等级不低于F级.2.4.3.13 绝缘水平（略）2.4.3.14 防污等级 满足1.10.9要求.2.4.3.15 过激磁能力
铁芯并联电抗器的过激磁能力见表5 表5 并联电抗器过激磁能力表（略）2.4.4 串联电抗器 2.4.4.1 相数:单相或三相.2.4.4.2 额定持续电流(限流电抗器,阻尼电抗器):由系统负荷需要确定.额定浪涌电流(阻尼电抗器):通过阻尼电抗器的最大涌流峰值.额定工频电流(调谐电抗器,滤波电抗器):持续流过电抗器的工频电流的方均根值.额定调谐频率电流(调谐电抗器,滤波电抗器):由系统谐波负荷需要确定.2.4.4.3 额定短时电流(限流电抗器,调谐电抗器,滤波电抗器,串接在系统电源与电容器之间的阻尼电抗器):不小于电抗器负荷侧的最大短路电流.额定短时电流持续时间:2s.2.4.4.4 额定动稳定电流(峰值):不小于额定短时电流峰值的1.8倍.2.4.4.5 额定频率(限流电抗器和阻尼电抗器):50Hz 额定调谐频率(调谐电抗器,滤波电抗器):滤波回路的谐振频率.2.4.4.6 额定阻抗(限流电抗器):由系统参数和额定短时电流确定.额定电感(阻尼电抗器,调谐电抗器,滤波电抗器):阻尼电抗器由电容器组和系统需要确定;调谐电抗器,滤波电抗器由负荷及谐波频率确定.阻尼电抗器的额定电抗率优先从下列数值中选取: 0.1%,0.3%,0.5%,1%,4.5%,5%,6%,12%,13% 品质因数(调谐电抗器,滤波电抗器,阻尼电抗器):在规定的频率和温度下,电抗器的电抗对电阻的比值.该值根据实际需要确定,除非另有规定,此值为保证的最小值.阻抗允许偏差:额定频率下阻抗的允许偏差(限流电抗器,阻尼电抗器):额定阻抗允许偏差为0～+10%.如果调谐电抗器的电感为不可调的,应对额定电感的容许偏差做出规定,并给予保证.对于三相电抗器或单相电抗器组成的三相组(限流电抗器),若连接到具有对称电压的系统上,每相的阻抗值与三相阻抗的平均值偏差不得大于+5%.2.4.4.7 额定端电压(限流电抗器和阻尼电抗器):由额定持续电流和额定阻抗确定.额定工频电压(调谐电抗器,滤波电抗器):持续作用于电抗器两端的工频电压的方均根值.额定调谐频率电压(调谐电抗器,滤波电抗器):由额定调谐频率电流和额定电感确定.2.4.4.8 额定容量(限流电抗器和阻尼电抗器):由额定持续电流和额定端电压确定.2.4.4.9 损耗:用损耗(kW)与额定容量(kvar)的百分比来要求,不低于表6中所列出的数值: 表 6 串联电抗器损耗百分比表（略）
2.4.4.10 声级:在额定持续电流下A计权声压级不应超出表7中的数值: 表 7 串联电抗器声级表（略）2.4.4.11 振动
要求实际运行时电流引起的振动频率不在电抗器的固有振动频率附近.对于铁芯电抗器,振动最大值不超过100μm.2.4.4.12 温升
绕组,铁芯及其它金属部件的温升限值见表8(对于限流电抗器可适当放宽).表8 串联电抗器绝缘耐热等级及温升限值表（略）2.4.4.14 防污等级 满足1.10.9要求.2.4.4.15 过电流能力
对于阻尼电抗器,合成电流(方均根值)在不超过1.35倍额定电流时可连续运行.对于明确各次谐波电流的滤波电抗器,在不超过1.2倍额定合成电流(方均根值)时可连续运行.在上述连续过电流下,温升不应超过表3规定的限值.2.4.5 其它要求: 2.4.5.1 布置方式
三相电抗器安装方式应采用以下三种方式之一: 三相水平“一”形安装;三相水平“Δ”形安装;三相垂直叠装.2.4.5.2 接线方式:星形或三角形 2.4.5.3 出线端子板允许负载 水平纵向:不小于2500N 水平横向:不小于1500N 垂直:不小于1000N 静态安全系数:不小于2.5 2.4.5.4 周围磁场要求: 磁净空距离要求(对于空心和半芯电抗器): 在距离电抗器中心为2倍直径的周边及垂直位置内,不得有金属闭环存在.电抗器中心与周围金属围栏及其它导电体最小距离不小于电抗器外径的1.1倍.三相水平安装的电抗器间的最小中心距离应不小于电抗器外径的1.7倍.2.4.5.5 部件材料,结构要求:(1)电磁线应尽量采用连续线,减少焊接点;并联电抗器铝心导线的电流密度不得大于1.2A/mm2;(2)对于空芯和半芯电抗器,结构件应采用非导磁材料或低导磁材料;(3)受阳光直照的包封面应具有较强的抗紫外线能力;(4)采取防雨,防晒措施,一般应采用防护帽,假包封;(5)采取防水,防潮措施,采用憎水性,憎水迁移性好的材料.2.4.5.6 工艺要求:(1)减少涡流损耗,包括引出线及接线螺栓;改善散热条件;(2)线圈导线的电流分配均匀;(3)提高线匝间耐压能力;(4)严格控制配方,防止包封开裂;(5)有减少振动,噪音的措施.2.4.5.7 断路器开断特性要求(并联电抗器): 应对每一组电抗器都装设一组断路器,严禁只使用一组总断路器.断路器开断特性要求不重燃,截流值小.2.4.5.8 过电压,过电流保护要求(并联电抗器):(1)采用无间隙金属氧化物避雷器或过电压吸收器进行保护;(2)采用速断保护,防止损害扩大.2.4.5.9 使用寿命
电抗器在本文规定的工作条件和负载条件下运行,并按照制造厂的说明书进行维护后,电抗器的预期寿命应至少为30年.2.4.6 铭牌
每台电抗器应提供用不受气候影响的材料制成的铭牌,并安装在明显可见的位置.铭牌上应标出下述各项,所示项目应该用耐久的方法刻出(如用蚀刻,雕刻和打印法).2.4.6.1 电抗器名称,型号,产品代号.2.4.6.2 标准代号.2.4.6.3 制造厂名(包括国名).2.4.6.4 出厂序号.2.4.6.5 制造年月.2.4.6.6 相数.2.4.6.7 额定容量.2.4.6.8 额定频率(并联电抗器,限流电抗器和阻尼电抗器);额定调谐频率(调谐电抗器,滤波电抗器).2.4.6.9 电压: 额定电压(并联电抗器);额定端电压(限流电抗器和阻尼电抗器);额定工频电压(调谐电抗器,滤波电抗器);额定调谐频率电压(调谐电抗器,滤波电抗器).2.4.6.10 电流:额定电流(并联电抗器);额定持续电流(限流电抗器,阻尼电抗器);额定浪涌电流(阻尼电抗器);额定工频电流(调谐电抗器,滤波电抗器);额定调谐频率电流(调谐电抗器,滤波电抗器);额定短时电流和时间(限流电抗器,调谐电抗器,滤波电抗器,阻尼电抗器).2.4.6.11 最高运行电压;2.4.6.12 额定电压时的电感,电抗或阻抗(实测值);2.4.6.13 冷却方式.2.4.6.15 使用条件.2.4.6.16 绝缘的耐热等级.2.4.6.17 绝缘水平.2.4.6.18 损耗(实测值).2.4.6.19 绕组联结;2.4.6.20 总重量;2.4.6.21 在某些情况下需列出的补充项目: a.温升(当不是标准值时);b.运输重量(总重量超过5t的电抗器);c.器身重量(总重量超过5t的电抗器);d.分接的详细说明(若有分接时);e.互电抗(并联电抗器).2.5.工厂监造和检验
2.5.1 运行单位根据需要派遣技术人员到电抗器制造厂对设备的制造进行检验和监造,见证设备的例行试验,特殊试验和型式试验(对该设备需要进行型式试验时).2.5.2 监造内容包括:原材料及外协件,外构件,零部件制造,总装配,产品试验,包装和运输.2.5.3 监造者应了解设备的生产信息以及同类设备在近期出现过的绝缘击穿,放电和冒烟起火等严重故障情况及其相应的整改措施,提出监造中发现的问题和整改要求.2.6 试验
2.6.1 试验分类及一般要求
试验分为工厂试验和现场交接试验,工厂试验又分为例行试验,型式试验和特殊试验.试验中能够影响电抗器性能的任何外部零件和附件,应安装于所在位置.除绝缘试验以外的所有特性试验,均以额定条件为基础.2.6.2 例行试验项目 2.6.2.1 并联电抗器:(1)外观检查(2)绕组电阻测定(3)绕组电抗的测量(4)损耗测量
(5)绝缘电阻测量:对地和径向
(6)绕组匝间绝缘试验:采用感应耐压试验或脉冲电压法匝间耐压试验(7)外施耐压试验
(8)瓷瓶探伤试验
(9)电压比和短路阻抗测量(带有负载绕组时)(10)表面憎水性检验
(11)温升试验(适用于500KV变电站内用的电抗器)2.6.2.2 串联电抗器:(1)外观检查(2)绕组电阻测定
(3)绕组阻抗(限流电抗器)或电感(阻尼电抗器,调谐或滤波电抗器)的测量(4)损耗测量
(5)品质因数测量(调谐或滤波电抗器)(6)绝缘电阻测量(7)外施耐压试验
(8)绕组匝间绝缘试验:采用感应耐压试验,脉冲电压法匝间耐压试验或雷电冲击试验
(9)瓷瓶探伤试验 2.6.3 型式试验项目 2.6.3.1 温升试验 2.6.3.2 雷电冲击试验 2.6.4 特殊试验项目 2.6.4.1 振动测量 2.6.4.2 声级测量
2.6.4.3 外表红外热像图谱检测 2.6.4.4 磁化特性测量(铁芯电抗器)2.6.4.5 三相电抗器的互电抗测量(并联电抗器)2.6.4.6 电流的谐波测量(并联电抗器)2.6.4.7 风扇所需功率测量(并联电抗器带有风扇时)2.6.4.8 短时电流试验和短时电流时的阻抗测量(限流电抗器)2.6.4.9 承受涌流试验(阻尼电抗器)2.6.4.10 品质因数测量(阻尼电抗器)2.6.4.11 绕组线的焊头探伤(有试验条件时)2.6.5 现场交接试验项目 2.6.5.1 直流电阻
2.6.5.2 绝缘电阻(对地;必要时测量径向绝缘电阻)2.6.5.3 交流耐压 2.6.5.4 冲击合闸试验 2.6.5.5 红外测温 2.6.5.6 瓷瓶探伤试验 2.6.6 试验方法: 2.6.6.1 绕组电阻测量
测量时应使线圈温度与周围环境温度基本相同,测定时的温度应取放于线圈表面的几个温度计(至少3个)读数的平均值,线圈的电阻和温度应同时记录.2.6.6.2 阻抗的测量
不同型式的电抗器所要求得到的测量结果不同,对于并联电抗器要求测量绕组电抗,对于限流电抗器要求测量绕组阻抗,对于阻尼电抗器要求测量绕组电抗及电感,对于调谐或滤波电抗器要求测量绕组电感.(1)对于并联电抗器,限流电抗器,阻尼电抗器应在额定频率下测量,对于调谐或滤波电抗器应在额定调谐频率下进行.(2)对于空心,半芯电抗器,测量可在额定电压(并联电抗器),额定端电压(限流电抗器和阻尼电抗器)或额定调谐频率电压(调谐电抗器,滤波电抗器)的10%～100%之间的任何电压下进行.(3)对于铁芯电抗器,测量应在额定电压(并联电抗器),额定端电压(限流电抗器和阻尼电抗器)或额定调谐频率电压(调谐电抗器,滤波电抗器)下进行.(4)三相电抗器应在对称三相电压施加在电抗器线端上时测量.2.6.6.3 损耗测量
损耗测量应在额定电压,额定频率,符合安装条件下进行.电压应该采用平均值.厂家应对采用方法的精度提供资料.2.6.6.4 电流谐波测量
该测量应用于具有饱和磁化特性的电抗器.所有三个相电抗器的电流的谐波均在额定电压下用谐波分析仪测量,各次相应谐波的幅值均以基波分量的百分数表示.同时还应测量施加电压的谐波.注:只有在施加电压畸变系数小于2%时,此试验才能适用.2.6.6.5 三相电抗器间的互电抗测量
在其中一相线圈两端加电压V1,其它两相开路,测量该相的电流A1,其它两相的电压V2,V3,互电抗分别为V2/A1,V3/A1.三相分别加压进行测量.该测量在额定电压下进行.2.6.6.6 绝缘耐压试验(1)外施耐压试验
试验电压应符合表4的规定.试验电压应加在被试线圈与地之间,其余所有线圈,铁芯,夹件,外壳等均连在一起接地.频率为50Hz,试验电压施加时间为60秒.(2)感应耐压试验
试验电压的频率小于或等于2倍额定频率时,全电压的施加时间应为60秒.试验电压的频率大于2倍额定频率时,试验持续时间应为:120×额定频率/试验频率(秒),但不少于15秒.对于限流电抗器,试验电压为额定短时电流在绕组两端产生的电压的两倍.对于阻尼电抗器,试验电压为额定涌流电流在绕组两端产生的电压的两倍.对于调谐或滤波电抗器,试验电压取“额定短时电流在绕组两端产生的电压的两倍”和“额定工频电压与额定调谐频率电压之和的两倍”中较大者.本试验可用脉冲电压法匝间耐压试验代替.(3)雷电冲击试验
试验电压应符合表4的规定.试验波应是标准雷电冲击全波:1.2±30%/50±20%μs.试验电压一般采用负极性.线圈每个端子的试验顺序为:先在全电压的50%和75%之间进行一次校验性的冲击,然后进行3次全电压冲击.(4)脉冲电压法匝间耐压试验
由充电的电容器通过球隙对电抗器进行放电,在电抗器绕组上获得衰减的高频振荡过电压,连续重复该过程,通过试验电压下的电压波形与较低电压下的波形相比较来判断(振荡频率或衰减情况是否发生变化).要求振荡频率一般约为100kHz,试验电压下时间为1min.,振荡次数不少于6000次.振荡波的频率与试品电感和储能电容器的容量有关,电容器容量的选择应保证每次振荡持续5个周波以上,以便可以清晰地观察试品损坏前后振荡波末尾相位的变化.表9振荡波试验电压表（略）2.6.6.7 磁化特性的测量
当电抗器为非线性的或饱和的时,可以规定对磁化特性进行测量.测量在工频电压和电流下进行,并逐步增大直至最高运行电压,经同意可稍微超过此值.测量结果应该以电压平均值(其值与磁链峰值成正比例)和电流峰值的关系表示.2.6.6.8 声级测量
对干式电抗器测量时,必须保证与绕组有足够的安全间距.测量点应距绕组2m远,规定的测量水平面应在绕组高度的一半处.对于无磁屏蔽,无铁芯的空心电抗器,为防止磁场对麦克风的干扰,噪声测试点应布置在离开线圈表面3m处.注:对于大容量电抗器,若不可能在工厂实现声级测定,经使用部门和制造厂协商,可在安装现场进行此项试验.2.6.6.9 振动测量 应在每个侧面多测几个点(至少3个).注:对于大容量电抗器,若不可能在制造厂实现振动测量,经制造厂与使用部门协商,可在安装现场进行此项试验.2.6.6.10 温升试验
温升试验时的试验电压或试验电流规定:对于并联电抗器为最高运行电压,对于阻尼电抗器为1.35额定持续电流,对于限流电抗器为额定持续电流,对于调谐或滤波电抗器为1.2倍额定合成电流(合成电流是工频电流和谐波电流的方均根值).2.6.6.11 过激磁能力试验(并联电抗器)按表5规定的过电压倍数及允许时间进行,同时测量电流值.2.6.6.12 短时电流试验
对于单相电抗器,应该通过一次2s的额定短时电流.对于三相电抗器,应该在完全不对称的情况下对每一相进行一次单相试验,再用近似相等的三相电流进行一次三相试验.2.6.6.13 涌流试验(阻尼电抗器)涌流试验在额定浪涌电流下进行,冲击合闸3次.2.6.6.14 品质因数测量(阻尼电抗器,调谐或滤波电抗器)阻尼电抗器的品质因数应在规定的涌流谐振频率下进行测量.调谐或滤波电抗器的品质因数应在调谐频率下进行,在参考温度下测得的或校正到参考温度的品质因数应不小于保证值.2.6.6.15电磁线的焊头探伤 按焊头探伤仪器使用要求进行试验 2.6.6.16表面憎水性检验
可在电抗器表面喷水,目测包封表面憎水效果,不能出现浸润现象.2.6.6.17外表红外热像图谱检测
在温升试验时利用红外热像仪进行,应记录所测得的最高温度,说明有无异常温度分布或过热现象,图谱归档.2.6.6.18瓷瓶探伤试验
按瓷瓶探伤仪的使用要求对每个瓷瓶进行试验.2.6.6.19 绝缘电阻测量
(1)线圈对地绝缘电阻测量使用2500V兆欧表,在被试线圈与地之间进行,其余所有线圈,铁芯,夹件,外壳等均连在一起接地.(2)径向绝缘电阻测量:使用500V兆欧表.测试如图1所示,兆欧表L端子接于星形架,E端子接于附加电极上,所测到的绝缘电阻反映出电抗器绝缘老化,开裂,受潮等状况.图1 径向绝缘电阻测量示意图 2.7.制造厂应提供的资料
2.7.1 干式电抗器技术数据,详见附录A.2.7.2 符合技术要求的干式电抗器运行业绩和相关技术整改措施(如果有)2.7.3 干式电抗器的图纸资料 2.7.3.1 总装图. 2.7.3.2 基础安装尺寸图. 2.7.3.3 电气原理图. 2.7.3.4 吊装图. 2.7.3.5 铭牌图.
2.7.3.6 运输运装示意图,包括运输尺寸等. 2.7.3.7 干式电抗器绝缘构造图. 2.7.3.8 结构装配图.
2.7.3.9 试验报告:型式试验报告(有效期内),特殊试验报告和例行试验报告(每台).2.7.3.10 抗短路能力,磁场计算报告.2.7.4 干式电抗器包装,运输,安装和使用说明书 2.7.5 拆卸运输零件(根据需要)和备件(如果有)一览表.2.8 备品备件
2.8.1 所有备品备件应为全新产品并能与已装设的相应部件互换,且具有相同规格材质和制造工艺.2.8.2 所有备品备件应装在箱内,采取防尘防潮,防止损坏等措施,同时标注“备品备件”以区别于本体.2.9 专用工具和仪器仪表
专用工具和仪器仪表应按安装及运行检修要求配备齐全,所配备的专用工具和仪器仪表必须是全新的,先进的,并附有详细使用说明书.应提供径向绝缘电阻测量电极.2.10 包装,运输和保管要求
2.10.1 干式电抗器的包装应保证产品及组件零部件在运输和储存期间不得损坏和松动,并应有防震,防潮措施.2.10.2 干式电抗器各个电气连接的接触面在运输和储存期间应有防蚀措施.2.10.3 干式电抗器运输过程中应无严重振动,颠簸和冲撞现象.2.10.4 产品在储存期间,应避免受潮,底座要高于地面50mm以上;长期储存应进行包装,储存处的环境温度应在-30℃～+40℃范围内.2.11 技术服务
2.11.1 运行单位可根据情况,到制造厂进行设备监造和参与出厂试验,了解设备生产信息,制造厂应积极配合.2.11.2 设备运至现场后,制造厂应及时派人到现场进行开箱和指导安装.2.11.3 制造厂应提供干式电抗器专用工具.2.11.4 设备在使用期内,制造厂应提供技术支持和所需的备品备件.2.11.5 在质保期内干式电抗器因质量问题,如出现主要试验数据超标以及机械损坏等情况时,制造厂应保证退货.2.12 干式电抗器性能评价指标
干式电抗器绕组的损耗,振动,噪音和绕组的平均温升等技术参数.作为干式电抗器重要性能评价指标, 若不满足标准要求,不得投入运行.附录A 制造厂应提供的技术数据
附表1 并联电抗器技术数据表（略）
10～66kV干式电抗器技术标准编制说明
1.总 则 1.4 范围
本标准适用于国家电网公司所属各单位新建和技改项目中所订购的国内外制造厂生产的10kV～66kV干式电抗器.技术标准主要规定了向供货厂商提出的一般技术要求和设备具体性能的基本内容,是新设备应满足的最低限度的技术要求,原则上也适用于运行中电抗器.本标准依据相关的国家标准和国际标准,综合运行部门的使用经验和制造厂产品特点,在绝缘水平,温度限值,噪音等可以高于国家标准或国际标准,供货厂商应按有关标准的最新版本规定,提供优质产品.1.6.2.1 并联电抗器包括并联连接用的调谐电抗器.1.6.2.2 GB10229-88中定义的阻尼电抗器和DL462-92中定义的高压并联电容器用串联电抗器在本标准中统称阻尼电抗器.1.9 本标准参考的国际标准有以下这些: IEC 289-1998 电抗器
IEC 62041(2003-8)电力变压器,电源柜,电抗器及类似产品—电磁兼容性要求 ANSI/IEEE C37.109-1988 并联电抗器保护导则
IEEE Std C57.16-1996 干式空心串联连接电抗器的标准要求,术语和试验规则 IEEE C57.21-1990 500KVA以上并联电抗器的标准要求,术语和试验规则 IEEE Std C37.015-1993 并联电抗器投切应用导则 2.干式电抗器技术参数和要求
2.4.3 并联连接在系统上的调谐电抗器除了应达到本条款规定的有关要求外,还应达到在2.4.4 条中关于调谐电抗器的有关调谐方面的技术参数和要求.2.4.3.9 损耗要求值原来是用W/Var来表达的,且很多不同容量范围电抗器的损耗是同一标准,例如:根据DL462-92,阻尼电抗器501kvar的和999kvar的标准均为0.016W/Var,这显然不合理;而几乎同一容量的电抗器的损耗有不同标准,例如:阻尼电抗器500kvar的损耗标准为0.020W/Var,而501kvar的标准却为0.016W/Var,这显然更不合理.所以,此次规定后容量不同则标准不同,而几乎同一容量的电抗器的损耗标准则相同;将损耗标准的表达由W/Var改为容量与损耗的“百分比”来表示,以取得更加直观的效果.考虑到铁芯并联电抗器的相对容量大,散热效果相对较差,且采用了绝缘耐热等级不低于F级的材料,规定将损耗换算到120℃.2.4.3.10 由于噪音水平与电抗器容量有关,不同容量的电抗器要求也不同.2.4.3.12 表3为任何条件下绕组,铁芯及其它金属部件的温升限值.对电抗器的平均温升和最热点温升根据绝缘耐热等级的不同而提出不同要求.2.4.3.13 为了与其它设备相配合,从电抗器的安全,经济考虑,户外电抗器工频耐受电压干试时的标准为DL/T 596-1996中对固体有机绝缘的要求,是较高要求.干式铁芯电抗器是空气与固体环氧树脂材料混合绝缘,多在户内运行,如在户外运行必须有可靠的防雨措施,因而对其工频耐受电压试验可不进行“湿试”.2.4.4.12(1)空心,半芯电抗器温升限制可按下述原则规定: 对于滤波电抗器,热点温升限值=绝缘耐热等级所允许的温度(例如B级的130度)减60度,平均温升限值=绝缘耐热等级所允许的温度(例如B级的130度)减70度。
对于干式并联电抗器,干式串联电抗器,干式阻尼电抗器,热点温升限值=绝缘耐热等级所允许的温度(例如B级的130度)减55度,平均温升限值=绝缘耐热等级所允许的温度(例如B级的130度)减65度.对于串联在线路或母线上的普通限流电抗器,热点温升限值=绝缘耐热等级所允许的工作温度(例如B级的130度)减40度,平均温升限值=绝缘材料耐热等级对应的温度(例如B级的130度)减55度, 以上之所以对温升的要求不同是考虑到:并联电抗器试验温升所用的电流通常是额定电流的1.1倍,串联电抗器,阻尼电抗器试验电流为额定工频持续电流的1.35倍.这样的过载倍数不大可能是长期连续的.滤波电抗器各次谐波电流产生的损耗大,发热厉害,而国内习惯上只是将试验电流定为额定持续合成电流的1.2倍,考虑到某些应用场合中高次谐波电流在合成电流中占的比重较大,估长期运行温升应适当降低,以保证寿命.限流电抗器大多数情况下负荷率非常小(很少超过50%),故相对而言温升可以适当放宽.比如B级绝缘(130度)平均温升为75K,热点温升90K.(2)为了提高电抗器的安全可靠运行水平,本标准的规定实际上比上述规定要严格得多.2.4.5.4 对电抗器与周围环境的电磁兼容做了必要的规定.2.4.5.5 要求进行材料的抗紫外线能力试验和憎水性能试验.2.6.2.1(10)该项目可按设备台数的1/3进行抽查.2.6.6.6 由于目前已经有一些厂家采用了脉冲电压法匝间耐压试验，因此对脉冲电压法匝间耐压试验作了有关规定.由于空心电抗器中不容易或不太可能插入一个连续的,无气隙闭合的铁心;就算能插入铁心,也由于各并联支路匝数不同,将形成很大的环流,导致线圈烧毁.因此,建议不做感应耐压试验,但一定要做高频脉冲电压法匝间耐压试验,以检验线圈匝间耐压.铁心电抗器产品成品难以完成感应耐压试验,因其激磁电抗太小,又无感应线圈.因此,应采用专用试验设备,进行半成品线圈感应耐压试验,来检验线圈的匝间耐压.2.6.6.19 径向绝缘电阻测量方法可采用JXR-500型径向绝缘电阻测试仪进行试验或采用普通兆欧表进行试验.附加电极可如图2样制做,活动电极采用金属片拆弯成图示状,用绝缘杆推入或拉出电抗器风道,由于金属片的弹性推入风道后,电极可有效地贴于两侧风道的绕包绝缘上.图2 径向绝缘电阻测量附加电极示意图
最有效的测试时机为电抗器刚刚退出运行尚是热态时.2.7 制造厂所需提供的资料
图纸,说明书和试验报告,是履行合同的重要内容.卖方在图纸未经买方确认前,任何采购或加工的材料损失应由卖方自行承担.提供的试验报告,应有型试验报告(五年有效),所有试验项目应在同一台产品上进行,例行试验报告每台均要提供.2.8 备品备件
要求所提供的备品备件为全新产品,并能与相应部件互换,具有同等质量和制造工艺.2.9 专用工具和仪器仪表
安装及运行检修时所需的工具和仪表仪器,应是全新的,先进的合格产品.2.10 包装,运输和保管要求
加强电抗器的包装和运输环节,对保证电抗器的安全可靠性有着直接影响.2.11 技术服务
【66kv变电站(施工方案)】推荐阅读：
35kv变电站投运方案06-20
110kv变电站验收报告06-08
220kv变电站开题报告10-02
110kv变电站新建工程10-04
110kv变电站大修汇报10-22
35kv变电站典型操作票11-18
35kv变电站规范化检修07-21
220kV变电站典型设计综述分析11-17
220kV变电站值班员考试题07-08
10kv变电所操作规程07-27
