发电厂变电站电气设备范文第1篇
摘 要：在發电厂电气设备管理中，由于电气设备管理规范的不完善、管理人员素质较低、管理技术落后等原因，使得电气设备管理出现了众多的安全隐患，影响发电厂正常的生产及效益，因此，加强发电厂电气设备安全运行管理与维护显得十分的重要。
关键词：发电厂；电气设备；安全运行；管理；维护
随着电气设备的数量增加、规模增大，结构和功能越来越复杂，我国对于发电厂电气设备在安全运行管理和维护上的缺陷日益显著，问题也越来越突出。只有对发电厂电气设备安全运行需要人员、制度、技术等多方面结合，才能有效保证其安全性，促进电厂电气系统的正常运转，保证工作人员及用户的安全。
一、发电厂电气设备管理现状
随着现代化发电设备的引进以及在我国发电厂的兴起，使得我国的发电厂逐渐走向了持续、稳定的运行管理模式，也逐渐走向了信息产业化的时代。不过还是有部分的发电厂还是保留着传统的电气设备，导致一些发电产在发电设备的稳定运行中会出现一些实际操作的问题，严重的影响着整个发电系统的安全稳定运行。
1.针对发电厂的电气设备，往往会出现一些技术参数设定不准确的现象，这种现象的存在严重的影响着发电厂电气设备的安全稳定运行，使得一些相关的技术参数缺失甚至是不规范。
2.在发电厂的电气设备的数据分析以及汇总、统计等环节的速度跟不上节奏，在进行数据的分析时，往往会缺乏一些科学的依据，针对综合数据的分析也是比较浅显，这样的情况也是影响发电厂电气设备安全运行的一个重要的因素。
3.在我国的发电厂中存在这样的一种情况，就是发电厂的各个部门的职务划分不是特别的清晰，每一个管理层的之间也是存在交叉管理的现象，这种情况会对发电厂电气设备的安全运行产生比较直接的影响；另外，针对发电厂的管理信息存在信息接收落后的现象，针对用电以及发电信息的收集工作往往是不能够及时准确，信息的来源也不是特别的明确，影响发电厂的数据分析。
二、加强发电厂电气设备运行管理的必要性
发电厂的电气系统是一个完整的发电系统，一旦某一部分出现了问题就会严重的影响整的发电网络的安全运行，最终影响整个电网的稳定。整个发电厂中主要包括发电、高压输电、变电场以及供配电等几个部分，只有使得每一个部分都能够不出现任何的问题，才能保证整个发电系统的稳定运行。然而实践往往与理论存在一些偏差，在实际的工作中会出现很多的问题，一旦操作出现不得当的情况或者是出现问题后不能够及时的进行解决，将会给发电厂带来很严重的损失。
经过相关的电气方面的专家的长时间的研究与总结，在整个发电厂中，如果制定出一整套的电气设备运行管理系统，将会在很大程度上减少电气设备运行故障的发生。即便是在突发情况下存在故障，也会及时的寻找到一种合理的应急解决预案，避免电力系统故障的严重后果。针对专业的电气相关技术人员，更是要经常的进行相关的专业操作培训，最大限度的提高电气专业人员的实际操作水平，并且提高他们解决突发事件的能力。
在发电厂中，电气设备的操作性能以及稳定的工作状况对整个发电厂的稳定运行以及创造效益有很强的实际功效，电气设备的工作性能的良好，将直接的影响到电气设备的生产效率，一旦电气设备的生产效率下降，将直接影响到企业的收益。所以在发电厂的电气设备中制定出一套有效的设备运行的管理和维护的措施，提高发电厂的电气设备的安全稳定运行，实现整个发电厂的运行状态，從而实现发电厂追求经济效益最大化的目标。
三、发电厂电气设备运行的管理和维护的措施
1.制定和完善科学的管理制度
当前，许多发电厂的电气在安全运行的管理中缺乏科学合理的管理制度，加上许多管理不规范、管理工作人员的管理水平低下等问题，使得制定科学的规章管理制度格外重要。具体可以从以下几方面落实：①设立一个中心站，其主要作用在于明确落实整个发电厂中各级工作人员的主要职责，切实保障发电厂设备各项管理的有序正常开展；②设立生产技术部门，主要职责在于企业管理、对外联系、生产技术和设备的管理、指导整个生产并制定相关制度和体制；③设立安监部门，主要职责在于对整个发电厂的安全进行管理落实；④设立发电运行部门，主要职责在于调度管理，维护发电厂的运行；⑤设立检修维护部门，主要职责在于定时检修发电厂各种设备，维护日常工作等。总之，制定和完善科学的规章管理制度目的在于建立机制高效灵活、体制新、分工明确以及人员精简的安全运行管理机构。
2.建立和完善科学的技术管理体系
电气设备的技术管理体系在发电厂安全运行环节中占据重要地位，对于实现高效合理的电气设备管理模式以及保障电气设备的安全运行具有十分重要的意义。具体可以从以下几方面来落实：①通过班组管理模式的建立，协调并解决各班组在生产环节中所产生的各种矛盾和问题，坚决避免安全事故的发生；②建立信息登记相关制度，目的在于及时了解设备的质量问题，准确有效地掌握设备的闲置与使用情况，以加强各种设备安全运行的协调管理；③充分利用当前迅速发展的计算机管理技术的模式，并有效利用信息技术，从而对电气设备实现信息化的管理模式，还能实现资源的共享。
3.加强对设备的检修维护管理
对于不同电气设备的运行特点及结构情况，有针对性地建立系统健全的设备巡检方案，以明确责任，确定设备运行状态；检修人员要记录并保存好电器工作情况和使用状态，发现故障时对比初试工作状态，分析故障出现的时间、位置等情况，及时作出准确的预测和判断，有针对性的对其进行维修。
4.加强高压开关设备的维护和管理工作
所谓的高压开关设备主要包括断路器和隔离开关以及负荷开关、开关柜等部门。各个单位部门需要根据其具体的开关设备出现的具体故障进行维修检修工作。而对于那些新安装成功的高压开关设备则需要在投入之前给予充分的交接实验性核查，从而保证运行中的开关设备按照实际规定的设备予以预防性的实验检验。对于那些引进的设备同样需要遵照厂家具体的使用要求进行相应的运行试验维护和检验工作。
5.定期进行技术评估工作
发电厂中的电气设备处于长期运行的状态，因而难以按照规定的周期进行检修试验工作，为此便需要组织针对其实际状况进行必要的技术性评估。技术性评估工作应当主要包括电气设备状态的检测以及设备具体使用年限、检修记录以及设备运行环境和负荷系统装置等综合性因素的考虑。坚持定期对发电厂的电气设备进行技术性评估，主要是秉承了“安全第一、预防为主”的方针，因而在技术评估结果中还应当包括对设备适合的实验检修周期以及是否可以延长检修的时间等加以专业化的判定。对于评估确认之后的电气设备清扫工作则需要结合设备运行环境的实际情况进行抉择，尽量缩短设备清扫的周期以保证设备运行的稳定性可靠性。
四、结语
本篇文章主要针对发电厂的电气设备的管理现状进行分析，提出可加强电气设备运行原理和维护的必要性，最后提出了相关的电气设备安全运行的管理和维护的措施，加强发电厂的电气设备安全运行的管理和维护对我国的发电厂提高生产效率以及创造收益有一定的现实意义。
参考文献：
[1]赵伟.电气设备控制系统接地故障处理[J].设备管理与维修，2013，34（10）.
[2]周龙.火力发电厂发电运行管理[J].华人时刊（中旬刊），2013，（8）.
[3]马继超等.火力发电厂电气设备安全运行管理及维护[J].科技传播，2014，（06）.
发电厂变电站电气设备范文第2篇
1. 管理维护制度有待完善
首先, 拥有明确、具体并且详尽的, 能够与时俱进的管理维护制度是保障发电厂电气设备正常运行的前提。但是目前有的发电厂在相关管理维护制度上十分模棱两可, 安全管理体系比较复杂不具体, 比如就人员职责的分配上也存在一些不合理、不明确的因子。另外, 安全管理的模式缺乏科学有效性, 管理机制不能顺应时代的发展而不断更新与调整, 对整个发电厂的管理也没有制定统一的规章制度。所有这些都会导致发电厂的管理人员在进行安全维护时缺乏有效的制度约束, 对发电厂的现代化发展具有阻碍作用。
2. 管理工作人员素质有待提高
其次, 即使有的发电厂健全了相关的管理维护制度, 但是如果管理人员或者其他工作人员, 比如设备检查和维修人员等缺乏相应的技术能力和其他职业素养, 那所有有效的管理制度都将流于形式, 不能起到真正保障电气设备安全运行的效果。比如有的管理人员工作态度不积极, 对相关制度的落实工作做得不到位, 目前所使用的管理办法和技术还局限于过去传统的模式, 对数据信息的收集、处理和分享不及时等。比如有的工作人员, 比如设备检查人员在对电气设备进行日常检查维护时态度不认真或不严谨, 专业技术不过关, 出现漏检、错检或者没有及时发现安全故障的形象依然很多。不管是专业技能方面的问题, 还是责任感或者工作方式, 工作态度上的问题, 都会对电气设备的安全运行造成很大的隐患, 不利于电气设备安全运行的管理与维护。
3. 管理维护技术有待加强
另外, 目前发电厂电气设备管理维护上采取的维护技术或者方式最常见的是对电气设备进行定期检查和维护以及在发生突发事故时对电气设备进行检修这两种。虽然定期修护对电气设备可以起到一定的保护和更新作用, 但是如果太过于频繁的检修也会导致电气设备零件的损坏、功能效果降低等不利效果。另外, 这种类似于计划性的检查和维护又不能对发电厂的所有电气设备进行一个全面系统的, 有针对性的检查, 所以一些不常见到的安全故障还是不会被检查出来, 且导致人力和物力资源等的消耗, 对工作效率的提高也十分不利。因此, 这种传统型的管理维护方式在新时代的要求下也需要得到进一步的加强。
二、加强发电厂电气设备安全运行管理与维护的措施
1. 规范设备运行管理相关制度
首先, 在制度层面, 应该要健全电气设备安全管理制度, 完善和规范各项规章制度, 并统一标准然后进行统一管理。比如为了加强对发电厂各部门和各岗位的监督管理, 可以建立责任机制, 也就是明确各个部门和岗位的职责, 将责任落实到个人, 如果在某个环节出现问题就应该找到与之对应的相关负责人, 然后做出相应的惩罚。比如在发电厂组织结构上一般设有生产技术部门、安监部门、运行发电部以及检查维修部等。每一个部门对电气设备或者发电厂日常管理都有各自的重点和核心工作。譬如生产技术部门负责的是发电厂生产技术上的管理, 设备的管理, 企业整体的管理以及指导生产, 而安监部门主要负责的是对发电厂进行所有的安全检查与管理, 检查维修部门则是负责电气设备的日常检查与维护。另外, 为了提高发电厂的工作效率, 保证电气设备的安全运行效率更高, 除了安监部门和维修部门进行日常检查和维护外, 还可以制定巡检制度, 明确每一个巡点, 巡检的时间和巡检人员的安排等。
2. 提高管理工作人员的综合素质
其次, 发电厂的管理工作人员也相当重要。一方面他们需要不断地提高自己的专业技能, 比如对于管理人员来说, 他们需要有过硬的管理知识, 对管理技术和管理方式的使用非常熟练, 而且还要与时俱进不断地改进当前的管理技术或方式。比如说传统的管理方式不能对信息数据进行有效收集、处理或者分享, 在发电厂越来越实现现代化以后, 管理人员则需要改变传统的管理观念, 要促使自己自我学习和提高, 学习先进的管理理念和技术方法, 在发电厂引进先进技术以后就要开始进行熟练而有效的操作。而对于其他工作人员来说, 比如检查维护人员, 他们的检查维护技术先不先进, 科不科学直接影响到能否在第一时间内发现电气设备的故障, 关系到电气设备能否得到及时的维护与更新。所以维修人员必须要不断完善自己的专业水平, 并在反复实践中积累经验, 促使自己能熟练掌握各种技巧。另外一方面不管是管理人员, 组织人员还是日常的巡检和维护人员, 都需要有敏锐的洞察力, 有高度的责任感和严谨认真的工作态度。
3. 改进管理维护相关技术
最后, 发电厂电气设备能够进行安全运行, 能够在日常的运行中得到有效的管理与维护, 还需要先进的管理维护技术助力。因此, 一方面要充分地利用信息技术, 比如建立信息系统, 加强对电气设备相关信息的收集、分析处理以及分享工作。在对电气设备进行检修时可以采用状态检修法, 也就是通过数据的分析及时地确定安全故障发生的位置和发生的时间。这样不但可以将事故降到最低, 而且也节省了大量的人力物力等资源, 提高工作效率。另外一方面要加强对现代化检测技术、监控系统以及管理系统的应用, 比如RCM就是一种自动化程度高, 工作效率高的现代化技术, 能够帮助检修人员根据故障发生的特征来预测可能会发生的安全故障, 并提前制定好维修方案。
三、结语
总之, 发电厂电气设备安全运行的管理与维护是一项比较复杂, 但又十分重要的工程, 这项工程或工作的质量关系到发电厂的日常运行安全。因此, 需要及时地了解电气设备安全运行的管理与维护中存在的问题, 然后针对这些问题从制度管理完善、人员素质提高以及相关管理维护技术改进层面有效地加强电气设备安全运行的管理与维护。
摘要：随着社会经济的快速发展, 人们在生产和生活上对电的需求越来越大, 这意味着发电厂在发电运行时需要保障相关电气设备运行的安全与稳定。因此, 发电厂需要对电气设备进行有效的维护和及时的更新管理, 本文从当前发电厂电气设备运行管理时遇到的问题出发, 针对电气设备运行的管理与维护提出几点意见, 以供参考。
关键词：发电厂,电气设备,安全运行,管理与维护
参考文献
发电厂变电站电气设备范文第3篇
1 质量控制的目标
调试质量目标包括以下几个方面。
(1) 一、二次设备、监控系统及远动、通讯设备调试合格率100%。
(2) 符合设计、试验规范和强制性条文要求。
(3) 一次设备调试试验判断力100%。
(4) 测试正确判断率100%。
(5) 继电保护及自动装置动作正确率100%。
(6) 电气继电保护投入率100%, 一次投运成功。
2 电气调试、测量质量控制措施
2.1 电气调试、测量质量控制的操作准备
第一, 电气调试工作开工前应编写专项方案;第二, 准备公司质量管理体系的文件及质量验收规范和有关技术手册;第三所使用调试仪器、设备, 应在有效检定期内, 并报监理审批;施工前对使用的设备应再一次进行检查, 对调试人员的资格进一步确认, 无证或资格不符合者, 严禁上岗;第四, 开工前应将各试验仪器的使用说明书, 鉴定合格证书准备齐全;第五, 被调试设备的技术说明书及出厂试验报告收集齐全, 还应具备与现场安装的保护相一致的屏图、设计图;第六, 试验前, 认真学习试验标准及依据, 熟悉设计图纸和厂家技术资料了解设备的性能参数, 提前做好与设备厂家的调试沟通与配合工作。
2.2 电气调试、测量质量控制操作措施
施工前试验方案由编制人对调试试验人员进行书面技术交底。调试人员要严格按操作规程、作业指导书和技术交底文件进行试验;试验负责人要具体、细化工作将调试内容按专业分配到人, 责任人要明确调试难点和重点;二次技术人员认真核对施工设计图纸, 如有疑问尽快联系设计人员给予答复解决, 并提出明确的设计变更, 按正式变更进行施工;所有施工人员必须具备一定的技术能力, 掌握必要的技术理论知识及有关仪器的使用方法;加强人员业务素质的培训和创优意识的培训, 提倡电气设备、保护传动试验项目测试数据的准确性, 为设备投运奠定基础, 数据登记要准确可靠, 为以后项目试验的审查提供精确的数据支持;加强对规程规定、标准、强制性条文的学习和理解, 调试人员在电气一、二次设备的调试过程中发现不符合规程规定, 特别是涉及《强制性条文》及《关于印发协调统一基建类和生产类标准差异条款 (变电部分) 的通知要求》或施工质量和工艺方面的问题时, 应及时通知工程技术负责人;二次屏柜、端子箱以及隔离刀闸电动机构、变压器通风控制箱、变压器本体端子箱、变压器有载调压控制箱等的二次回路及设备参数检查过程中, 对不满足设计要求的及时向工程技术负责人汇报;应对工期、工序进行合理安排。CVT、CT试验应在设备安装完毕后, 二次电缆接线前安排完成各种试验 (包括特殊试验) ;二次屏柜安装完毕, 二次接线前应完成保护单装置调试, 避免试验过程中可能发生的安全隐患及对二次接线工艺的破坏;在改、扩建施工过程中, 二次电缆不得与任何运行设备连接, 包括所有施工用交流、直流电源。需要时, 必须从施工电源配电箱或试验电源柜、自带直流电源引接, 使得改、扩建二次施工形成绝对独立的工作面, 待传动试验验收完成后再接入运行系统;根据施工进度, 需要与运行屏柜接线时 (包括交、直流电源回路) , 现场工作负责人必须编写专项二次施工方案, 将需要接入的二次回路和重要二次回路安全措施施工方案以书面的形式报项目部总工程师审核, 并根据要求, 履行“五方签证” (监理、设计、建设、施工、运行) 手续后方可施工;扩建工程分期投运时, 即新扩建设备部分投运, 部分不投运时, 须将要投运的设备视为运行设备。
2.3 电气调试测量质量控制注意事项
首先应保证调试试验记录齐全、完整、准确、数据清晰、试验数据应保留有效数字小数点后2位数, 调试过程中应详细记录试验环境温度、湿度、试验日期、仪器型号、仪器编号, 试验完成后严格依据测试数据对设备作出测试结论, 保证设备的各项技术指标达到运行要求。
其次保护装置带开关传动, 按定值通知单要求, 模拟各种故障类别带开关传动, 装置及开关动作应正确, 信号显示及遥信传送准确无误, 压板投退及标识正确。保护装置带开关传动试验中对重要回路包括跳闸回路、启失灵回路、控制回路、信号回路要一一试验, 保证回路正确无误, 主变非电量保护带开关传动, 分别模拟各非电量保护动作, 开关动作正确, 信号显示无误, 压板标识正确。
投运前CT二次回路的检查: (1) 具备“变压器短路试验”的变电站必须进行该项试验, 试验前写出试验方案并报项目部总工程师审核; (2) 不具备“变压器短路试验”条件的, 投运前应确保CT二次回路正确性; (3) 定值到达后, 必须按定值要求重新核对CT变比, 核对时务必注意CT一次的接线方式; (4) 新线路接入运行的母差保护时, 必须保证接入母差保护各元件CT极性的正确。投运前电压二次回路的检查, 应根据定值通知单要求或保护装置要求, 核对二次电压值 (特别注意线路电压、同期电压的相别和值) 。
施工时, 如遇直流接地等异常运行情况时, 必须立即停止工作并协助运行方查明原因;施工中应注意电流回路的极性、变比, 施工时极性按照装置要求确认, 变比按照下发的定值通知单核对, 电流互感器一次的串、并联核对清楚, 明确变比大小;分系统调试完毕后, 及时整理调试报告, 报告应准确无误, 并在要求的时间内上报;对已完成的电气调试工作在强制性条文有要求时应及时填写调试试验强制性条文执行表, 并由监理签字确认。
3 结语
完善电气调试的步骤, 严格按照电气调试、质量测量控制的规范操作, 是工程质量可以达标投产的保证。因此工程调试要严格遵照电气调试、测量控制措施进行电气调试、测量的工作。
摘要：根据自身实际的工作实验, 结合相关的技术文献, 从电气质量控制的目标, 电气调试、测量技术质量控制的注意事项等方面综合阐述电气调试、测量质量控制措施。
关键词：电气调试,措施,注意事项
参考文献
[1] 国家电网公司十八项电网重大反事故措施.
[2] 关于印发《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》.
[3] 继电保护专业重点实施要求-国家电网基建.
[4] 继电保护及安全自动装置技术规程.
发电厂变电站电气设备范文第4篇
摘要：对35 kV变电站ZX2气体绝缘双母线组合电压互感器柜结构，事故前运行方式介绍。崩烧35 kV变电站E段母线电压互感器柜现场叙述，电压互感器崩烧原因分析，崩烧时220 kV、35 kV电压参数变化分析，电压互感器柜现场损坏解析，电压互感器柜体返厂解体逐个设备各部分分解剖析，查找35 kV变电站E段母线电压器互感器柜I母电压互感器A、B相崩烧损坏柜体炸裂事故具体原因。根据35 kV变电站E段母线电压器互感器崩烧分析结果及存在的缺陷，提出彻底解决电压器互感器柜故障缺陷的防范措施和优化升级改造方案，为同类35 kV电压互感器开关柜设备缺陷解决、事故的预防提供可靠的参考，也为同类设备的升级改造提供适用的实例，延长保证同类设备使用寿命，使同类设备效益最大化，节约大量投资。
关键词：35 kV开关柜;电压互感器;电缆;接地;崩烧;PT插头;熔断器;改造
1 35 kV GIS开关柜电压互感器崩烧
1.1 35 kV GIS开关柜电压互感器结构连接方式
ZX2气体绝缘双母线开关柜，2011年3月生产，于2012年7月份正式投运，每一段开关柜上都含了两组母线电压互感器，同一段母线的两组电压互感器设计在一个开关柜内，柜体宽度为600 mm，三相电压互感器为品字形排列在开关柜底部。电压互感器通过短电缆插件与电压互感器开关柜母线室刀闸相连，刀闸在六氟化硫全封闭母线室内通过动触头与三相母线连接。母线为六氟化硫全封闭试母线，母线全封闭可发生故障率低，母线未设置专门的母线保护，通过电源进线开关后备保护实现母线故障的切除[1]。
1.2 35 kV GIS开关柜电壓互感器崩烧前运行方式
220 kV桥石线、回石线双回路并列运行，220 kV母联处于合闸状态，220 kV 1#主变负荷47 MW，220 kV 2#主变负荷14 MW，35 kV A单元双母线分列运行，馈出回路全部在运行状态，2#发电机带负荷30.5 MW经E单元I母经热油一线联络线开关柜361、367开关运行于35 kV A单元II母与220 kV 2#主变并列运行。
1.3 35 kV GIS开关柜电压互感器崩烧过程
（1）4月19日15：11：20.393，总降变35 kV E 单元（1#、2#发电机母线单元）热油一线联络线开关柜367开关保护装置发PT断线报警，15：12：53.929，367后备保护PT断线告警返回，15：12：54.629，367后备保护再发PT断线告警，15：12：58.759后备保护PT断线告警返回，15：12：58.809后备保护PT断线第三次告警。15：12：59.504 367 E单元I
作者简介：伍华伦（1976—），男，重庆人，本科，工程师，从事发电机、变电站系统运行维护工作。
母电压互感器柜崩烧，热油一线联络线开关柜361、367 开关零序过流保护动作，361、367开关跳闸。
（2）通过变电站录像观察，电压互感器柜先是有烟冒出，接着发出电弧光。现场检查35 kV E单元，发现母线电压互感器柜电压互感器崩烧，柜门崩开掉地上。现场有烟气，电压互感器柜I母电压互感器A相烧毁，B相插接头断裂，柜内燃弧导致其他电压互感器和电缆等出现不同程度的熏黑破损。前后母线室压力正常，低压室熏黑，柜顶泄压通道正常打开泄压。故障电压互感器周围钣金有局部变形，有对侧板放电痕迹。事故导致相邻避雷器柜部分二次线熏黑，柜门手柄破损。现场拆除电压互感器插拔头，对气室三相母线摇绝缘合格，气室压力合格。
2电压互感器崩烧的原因分析
（1）电压互感器本身质量问题，如果电压互感器本身绝缘漆工艺问题造成绝缘缺陷，电压互感器铁芯叠片压制不紧凑导致间隙或存在空气，电压互感器线圈绕制过不规范或导致绝缘漆损坏绕组损伤，接地线焊接不牢或虚焊，匝间绝缘不好，运输过程导致铁芯变形等，电压互感器安装过程不规范或固定不牢，均会使电压互感器在正常运行条件下发热量增加，加速电压互感器线圈及辅助设绝缘老化，出现局部高热绝缘弱化，进而发生电压互感器绝缘崩溃短路故障，使电压互感器发生崩烧。
（2）电压互感器二次侧严重过负荷或短路，由于电压互感器二次侧出口电压基本固定，负荷处于并列状态，并列回路越多阻抗越小负荷电流越大，根据Q=I2zt可知电压互感器发热量可能成倍增加，根据电磁感应原理电压互感器一次侧电流也会相应增加，使电压互感器内部绕组发热量大量增加。严重时会使电压互感器膨胀爆炸。
（3）电压互感器过电压，当系统中出现波动时，如正常操作长线路、长电缆、变压器合闸和分闸涌现巨大的涌流，线路非同期合闸，不接地系统发生间歇性弧光接地等，会引起电压互感器励磁电流迅速增大，铁芯严重饱和，产生尖顶波，感抗下降到ωL=1/（ωC）时，发生谐振产生谐振过电压。其谐振过电压倍数可达额定电压2.50倍以上，电压互感器将严重发热爆裂烧毁。
（4）系统电压三相严重不平衡、波动大振幅大、奇次谐波谐波电流的出现，电压互感器三相阻抗严重不平衡，造成电压互感器开口三角形绕组电压升高过高导致电压互感器烧毁。
（5）电压互感器本身所处环境的散热条件较差，环境温度高。
（6）流过电压互感器一次绕组的零序电流增大，该零序电流发作的热效应将使电压互感器的绝缘损坏爆裂。
（7）中性点不接系统发生接地时，电网的对地电容电流、电网三相不平衡中性点位移电压电流，通过电压互感器中性点接地形成回路，容易导致铁磁谐振和谐波振荡过电压，使电压互感器的励磁电流增加数倍，使电压互感器严重过热绝缘崩塌开裂烧毁。
（8）电压互感器绕组匝间和相间短路时，部分绕组阻抗下降电流增加，磁量严重不平衡，电磁互感影响严重，局部绕组或铁芯严重发热绝缘损坏导致电压互感器鼓包崩烧。
3 35 kV GIS开关柜电压互感器崩烧原因分析
3.1故障录波分析
如图1通过故障录波初步分析原因为35 kV E单元I段电压互感器柜A相电压互感器一次侧发生接地故障（该故障不稳定，期间发生两次返回），约100 ms后引发相邻的B相短路接地，造成35 kV E单元I段母线及与其相连的A单元II段母线电压瞬间大幅下降，约600 ms热油一线联络线开关柜361、367开关零序保护动作，361、367开关跳闸，切除与主变相关故障点，A单元II段母线恢复正常供电。
3.2 35 kV GIS开关柜厂家综合分析
3.2.1故障35 kV GIS电压互感器开关柜解体检查
（1）电压互感器插头和母线室插座存在一定的横向应力（连接短电缆为非完全柔性）。
（2）A相电压互感器本体破裂（如图3）、烧蚀严重（如图2），内部线圈破损裸露，电压互感器插头断裂在转接插座内部，插头外层硅橡胶完好且与转接插座仍处于可靠连接。经测试，A相转接插座绝缘电阻为67.1 GΩ，未发生击穿。
（3）A相电压互感器烧毁最严重的部位位于电压互感器插头根部，电压互感器本体环氧碎裂但碎片上未见明显烧蚀，插头法兰安装孔处有多条纵向延展的裂纹，法兰固定螺栓烧熔。
（4）I母B相电压互感器插头沿根部断裂，部分插头断裂在插座内部，电压互感器本体未发现开裂。
（5）与气室的电缆插头及插座内部未发现放电烧蚀痕迹，且绝缘良好。与电压互感器连接的电缆头根部护套有相间（A、B相）放电的痕迹。
（6）I、II段母线室三相电缆插座未受事故影响，内部未发现异常，母线室气压正常。
（7）其他電压互感器受事故影响外观有不同损毁，但未发现放电及本体开裂现象。
3.2.2原因分析
（1）根据现场调查、故障录波及厂内实物拆解分析：A相发生两次间歇性放电故障，电压互感器二次侧电压仍在正常83.7 V（峰值）范围内，A相对地短路后，B、C相电压同时升为线电压138.8 V（峰值）和144.6 V（峰值），录波电压波形及幅值符合单相接地故障理论值。由此可判断系统之前间歇性接地故障并非来自于电压互感器绕组匝间击穿或一次侧对二次侧击穿（此类故障一旦出现不可复归），故而排除电压互感器本身绕组问题引发故障的可能性[2]。
（2）两个母线室气压正常，电缆插座完好，连接母线室和转接插座的电缆头无放电痕迹，转接插座内部未发现放电击穿痕迹，根据结果由此可判断母线室至转接插座之间的位置非故障起始点。
（3）根据系统录波及电压互感器受损情况判断，故障起始点位于A相电压互感器法兰安装孔处，B相电压互感器损坏是受到A相电压互感器事故的影响，使B相电压互感器插头在外力作用下发生断裂，进而引发A、B相间短路，但断裂处未发现放电痕迹。
（4）电缆和转接插座对电压互感器产生横向应力，作用在断裂处未发现放电痕迹，插头上的薄弱点即法兰安装孔处，可能导致安装孔嵌件周围的环氧层开裂，进而导致A相对地击穿。
结合故障现象及以上分析，对这起断裂处未发现放电痕迹，柜电压器互感器崩烧故障分析判断如下：35 I母A相断裂处未发现放电痕迹，首先发生裂痕导致A相对地击穿，多次间歇性接地后裂痕进一步扩大，直至A相完全接地短路，断裂处未发现放电痕迹，烧毁，进而引发A、B相相间短路。故障起因可能为连接断裂处未发现放电痕迹，的电缆长期存在的横向内应力作用于断裂处未发现放电痕迹，上法兰安装孔处，导致断裂处未发现放电痕迹，插接头的环氧层开裂，进而发展为单相接地故障。从事件报告中可知最初的接地故障是非持续性的，由于断裂处未发现放电痕迹，本体表面喷有铝涂层，在接地故障过程中将裂纹周围的铝涂层烧蚀后接地故障恢复;在裂纹进一步扩展之后再次出现单相接地故障，再次烧蚀周围区域的铝涂层后故障再次恢复;在系统第三次出现接地故障后，A相断裂处未发现放电痕迹，在故障冲击下烧毁，B相断裂处未发现放电痕迹，在故障产生的外力作用下插头发生断裂，进而导致A、B相间短路，直至故障母线被切除，故障持续时间约600 ms。
4 35 kV GIS开关柜电压互感器升级改造方案
（1）针对现场其他相同柜型做在线局放检测，进行定期测量。
（2）新开关柜柜宽由600 mm增加至800 mm，三相电压互感器不再使用电缆连接，改为其直接连接方式。
（3）此种设计电压互感器连接方式，虽然故障电压互感器连接断裂处未发现放电痕迹，通过短电缆与母线直接连接，标配生产，出现故障机率低。但受影响因数较多，当制作工艺偏差，安装工艺不到位，运行环境恶化，都可能影响电压互感器安全运行，且同一段母线的两组电压互感器设计在一个开关柜内，当发生其中一组电压互感器崩烧时严重影响另一组电压互感器安全运行。电压互感器及连接电缆发生故障时不能及时切除故障，甚至扩大故障范围。需要定期对电压互感器柜电压互感器进行漏电检查，维护量大。
（4）根据分析结果对35 kV GIS电压互感器开关柜进行升级改造，将35 kV GIS电压互感器开关柜连接回路进行升级，增设电压互感器开关柜开关，增设电压互感器开关柜开关保护。电压互感器柜内实现电压互感器通过熔断器与避雷器并联，在通过连接电缆、电压互感器开关与35 kV母线连接。电压互感器和避雷器均设计为可插拔式，直接插接在气室上，连接方式简单可靠，确保可安全便利地对电压互感器及避雷器进行检修，母线设置母线保护。有效地解决了原设计的家族性缺陷。
5结语
经过对35 kV电压互感器柜电压互感器崩烧事故分析，主要还是短连接电缆长时间受横向应力作用破坏设备绝缘导致的设备事故。其中有盲目相信设备可靠性，维护上有欠缺。对任何设备都需要从根本上做好设备的验收和定期维护工作。及时发现和了解设备设计家族性缺陷。及时与生产厂家技术人员沟通，根据需求进行设备升级换代改造，加强设备定期维护检查，杜绝类似设备故障的发生。
參考文献
[1]王世祥.电压互感器现场验收及运行维护[M].北京：中国水利水电出版社，2015.
[2]邓长柏.PT柜故障调查分析报告[R]厦门：1YHD000000A2896，2020.
Cause Analysis and Upgrading of 35 kV GIS Voltage Transformer Burst
WU Hualun
（Petro China Sichuan Petrochemical Co.，Ltd.，Pengzhou Sichuan 611930）
发电厂变电站电气设备范文第5篇
1工程达标(创优)实施细则
2.竣工图
3工程开工报告
4项目部管理人员资质证
5特殊工种上岗证
6 施工组织设计
7作业指导书或专项施工措施
8技术交底记录
9设计变更通知单、工程联系单的闭环管理10计量设备检测报告
11强制性条文执行记录
12缺陷闭环管理
13进口设备商检及报关
14设备开箱资料
15材料设备缺陷处理
16系统调试方案
17系统调试报告
18中间验收报告
19竣工验收报告
20启动验收签证书
21施工单位工程总结
22主要原材料、主设备出厂资料及试验资料23钢材合格证明文件
24软导线产品合格证明文件
25硬母线产品合格证明文件
26金具产品合格证
27悬式绝缘子产品合格证
28支柱绝缘子产品合格证
29电力电缆及其附件产品合格证明文件30控制电缆产品合格证明文件
31灯具产品合格证
32电缆防火阻燃材料产品合格证明文件33主变及电抗器出厂及现场原油试验报告34主变压器出厂试验报告
35大型设备运输冲撞记录报告
36断路器出厂试验报告
37电流互感器出厂试验报告
38电压互感器出厂试验报告
39电抗器出厂试验报告
40 避雷器出厂试验报告
41隔离开关出厂试验报告
42管形母线氩弧焊接试验报告
43 耐张线夹液压试验报告
44 准备注入充油设备的变压器油试验报告
45充油设备注油静置后油试验报告
46充油设备耐压、局放试验24小时后油中溶解气体的色谱试验报告47 电气一次设备交接试验报告
48 保护调试报告
49变压器、电抗器内部检查
50 通信、自动化调试报告
51系统调试方案及报告
52支柱绝缘子探伤报告
53 充油设备瓦斯继电器、温度控制器校验报告
54直埋电缆隐蔽验收记录
55 母线隐蔽前检查(签证)记录
56工程质量验评记录
57工程项目验评范围划分表
58 单位(子单位)工程质量验评记录
59 分部工程质量验评记录
60分项工程质量验评记录
61检验批工程质量验评记录
土建部分
1工程达标(创优)实施细则
2 竣工图
3图纸会审记录
4工程开工报告
5项目经理、总工、质量负责人、安全员资质
6特殊工种上岗证
7施工组织设计
8作业指导书或专项施工措施
9技术交底记录
10设计变更通知单、工程联系单的闭环管理
11机械设备报审表
12 试验室资质证明及报审
13计量设备检测证明
14强制性条文的实施情况
15工程款支付审批
16进口设备商检及报关
17设备开箱资料
18材料设备缺陷处理
19中间验收报告
20 竣工验收报告
21施工单位工程总结
22不拖欠农民工工资证明
23钢材合格证明文件
24电力电缆及其附件产品合格证明文件
25控制电缆产品合格证明文件
26灯具产品合格证
27电缆防火阻燃材料产品合格证明文件
28水泥出厂合格证、复试报告
29砂、石料进场复试报告
30砖(砌块)复试报告
31混凝土外加剂合格证及复试报告
32 防水、保温隔热材料合格证和性能检测复试报告
33防火门合格证，防爆设备合格证
34 饰面板(砖)产品合格证
35吊顶、隔墙龙骨产品合格证
36玻璃产品合格证
37涂料产品合格证
38地面材料产品合格证
39构支架产品合格证明
40 混凝土试块强度报告
41混凝土试块抗渗、抗冻试验报告
42 混凝土强度合格判定及分析
43 混凝土、砂浆配合比试验报告
44砂浆试块试验报告
45 钢筋接头连接试验报告
46 钢结构摩擦面的抗滑移系数及高强度螺栓连接副的试验报告47 土方回填的试验报告
48地基处理的试验报告
49 桩基的检测试验报告
50 混凝土搅拌记录
51混凝土浇注记录
52 混凝土养护记录
53主接地网工程隐蔽验收记录
54 直埋电缆隐蔽验收记录
55 验槽隐蔽验收记录
56钢筋工程隐蔽验收记录
57地下混凝土工程隐蔽验收记录
58 防水、防腐隐蔽验收记录
59接地工程隐蔽验收记录
60预埋件隐蔽验收记录
61工程项目验评范围划分表
62 单位(子单位)工程质量验评记录
63分部工程质量验评记录
64分项工程质量验评记录
65检验批工程质量验评记录
66 地基处理及桩基施工记录
67 屋面淋水、蓄水试验记录
68 有防水要求的地面蓄水试验记录
69建筑物垂直度、标高、全高测量记录
70 幕墙及塑钢窗、铝合金窗气密性、水密性、耐风压检测报告71建(构)筑物沉降观测记录(按规范和设计要求)72 钢结构(预制构件)吊装记录
73照明线路、插座、开关接地检查记录
74建筑照明通电、全负荷试运行记录
75承压管道系统(设备)水压试验记录
76给水、热水管道通水记录
77消防管道压力试验记录
78卫生器具满水试验记录
79 排水管道通球试验记录
80 排水系统及卫生器具通水试验记录
发电厂变电站电气设备范文第6篇
为严格执行"两票三制"，确保设备的安全运行。值班人员必须按时巡视设备按规定认真巡视检查设备，提高巡视质量，对发现设备的异常、缺陷，应认真分析、处理，并及时汇报，做好记录，杜绝事故发生。
1.变电站的设备巡视检查，一般分为正常巡视(含交接班巡视)、全面巡视、熄灯巡视和特殊巡视。各变电站应制订设备巡视标准卡、设备巡视简化卡，经审批后认真使用：正常巡视持设备巡视简化卡进行，全面巡视持设备巡视标准卡进行，熄灯巡视和特殊巡视不使用巡视标准卡。
2.巡视应按规定内容、路线进行。
3.正常巡视的时间规定一般为：
3.1有人值班站除在交接班时、高峰负荷时、晚间闭灯时认真巡视外，对运行设备还应每二小时巡视一次。
3.2无人值班站正常巡视周期：110kV变电站每周2次(含全面巡视);35kV及以下变电站每周1次(含全面巡视)。现场核对上一次交下的巡视记录。
4.每周应使用设备巡视标准卡进行全面巡视一次，内容主要是对设备全面的外部检查，对缺陷有无发展做出鉴定，检查设备的薄弱环节，检查防火、防小动物、防误闭锁等有无漏洞，检查接地网及引下线是否完好。
5.熄灯巡视的内容主要是检查设备有无电晕、放电、接头有无过热现象。
5.1有人值班变电站每周星期五晚上必须熄灯巡视一次。变电站站长每月至少参加一次夜间巡视。
5.2无人值班变电站熄灯巡视周期：110kV变电站每月不得少于2次;35kV及以下变电站每月不得少于1次。
6.遇有下列情况应进行特殊巡视：
6.1大风前后的巡视。
6.2雷雨后的巡视。
6.3、冰雪、冰雹、雾天的巡视。
6.4设备变更后的巡视。
6.5设备新投入运行后的巡视。
6.6设备经过检修、试验、改造或长期停运后重新投入系统运行后的巡视。
6.7异常情况下的巡视。主要是指：过负荷或负荷有明显增加时、超温、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况等，应加强巡视。必要时，应派专人监视。
6.8设备缺陷近期有发展时。
6.9、法定节假日、上级通知有重要供电任务时，应加强巡视。
10事故跳闸和设备运行中有可疑现象时;
7.巡回检查人员必须由责任值班人员执行或监护值班员进行，不得由实习人员，徒工或其它人员代替。
8.巡视高压配电装置一般应两人一起进行，经考试合格并由单位领导批准的人员允许单独巡视高压设备。巡视配电装置、进出高压室时，必须随手把门关好。
9.运行人员进行巡视检查时，应携带移动通讯设备，方便中控室召回处理事故。
10.运行人员巡视检查时，应携带巡视检查记录，根据记录的巡视项目，对照设备逐一进行巡视检查，每检查完一项，随即在"巡视检查记录薄"对应栏内打"√"或填入相应数据和记事。
11.巡回检查时应随时携带必要的工具和用具(如电筒，听棒和其它检测工具等)，检查中应精力集中、认真细致，根据设备运行特点看、听、嗅、摸和测等方法，综合分析设备运行状况。
12.值班人员检查完毕后，将巡视检查时间、检查人姓名、检查类别、检查项目及结果记入巡视检查记录。
13.变电站站长每月至少进行一次全面巡视，严格监督、考核各班的巡视检查质量。