变电所断路器操作
变电所断路器的操作
第一节断路器各类信号位置的认知
1.1变电所监控台
1）SF6断路器分位：。SF6断路器合位：。
2）真空断路器试验位：。真空断路器运行位：。双书名号“《》”形状表示在试验位；单书名号“<>”形状表示在工作位。
3）真空断路器分位：。真空断路器合位：。
说明：如果断路器合闸后线条显示为“红色”，表示该设备带电。
1.2变电所盘柜
1）断路器分位：绿灯亮。
2）断路器合位：红灯亮。
1.3断路器本体
1）SF6断路器分位：，汉字“分”指示位置。
SF6断路器分位：，汉字“合”指示位置。
2）真空断路器分位：，本体分闸灯亮-绿颜色，汉字“分”指示位置。
真空断路器合位：，本体合闸灯亮-红颜色，汉字“合”指示位置。
第二节 监控台操作
2.1变电所监控台操作
第三节 盘柜操作
3.1变电所盘柜操作
3、确认断路器闭锁关系。变电所101DL 之间存；201DL 与203DL 、202DL 与204DL 之间；201、202DL 与101DL 204DL 与102DL 之间存在闭锁关系。
操作101、102DL 时，需确认相对应的断路器在分位。操作201、202、203、204DL 时，需确认与其有闭锁关系的主变低压侧断路器在分位；确认相应的主变高压侧101、102DL 在合位。
第四节 本体操作
4.1江苏如高SF6断路器
4.2四川电器真空断路器
第五节应急操作5.1四川电器真空断路器
第六节 断路器手动储能操作
6.1江苏如高SF6断路器
6.2四川电器真空断路器
110kV变电站SF6断路器回路电阻超标原因及处理措施探讨 李国玉
110kV变电站SF6断路器回路电阻超标原因及处理措施探讨李国玉 发表时间：2019-07-09T13:38:07.163Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：李国玉[导读] 摘要：回路电阻超标问题是变电站SF6断路器面临的一大故障性问题，科学分析断路器主回路电阻超标成因，同时采取科学而有效的解决对策，才能最大程度地排除故障、解决问题，从而维护并推动变电系统的安全、高效、合理运转。 （国网山西省电力公司运城供电公司山西运城 044000）摘要：回路电阻超标问题是变电站SF6断路器面临的一大故障性问题，科学分析断路器主回路电阻超标成因，同时采取科学而有效的解决对策，才能最大程度地排除故障、解决问题，从而维护并推动变电系统的安全、高效、合理运转。回路电阻超标的原因较多，要通过科学试验方法进行测试、检查，从而有针对性地排除故障。 关键词：110kV变电站；SF6断路器回路；电阻超标原因；处理措施前言 根据电力系统的运行需要，在正常状态下，运行人员通过断路器的操作来使部分或全部电力设备或线路投入或退出运行。例如，计划性检修、倒负荷等。在保护方面，当非正常状态下，即线路或电气设备发生故障时，保护装置自动将故障部分从电网中快速切除，保证电网无故障部分正常运行，避免事故扩大化。另一方面，当断路器等设备发生故障不能正确动作、需要消缺等工作时，人的因素就突显出来，其检修水平是考验电网是否坚强的一个隐含指标。文章分析了110kV变电站SF6断路器回路电阻超标原因以及解决对策。 1、SF6断路器运行原理与特征分析 1.1 SF6断路器运行原理剖析 该断路器主要将SF6气体当作灭弧介质、绝缘介质，其运行原理为：断路器内部的SF6气体压力急剧降低，跌至某一极限值时，继电器就会立即发出警报信息，如果气体压力接连降低，会继续闭锁信号，从而切断断路器的分闸、合闸回路。 1.2 SF6断路器特征分析 质地较轻、体积较小、构造简单、运转中噪音较小，能够长期使用，方便维修与保护，同时具有较高的安全性能，这是因为SF6气体是一种惰性气体，没有任何毒害功能，且较为稳定不易燃烧，最主要有着超强的灭弧功能，且绝缘性良好，气压度较高，同时具有热传导优势，绝缘性较好，适合用在电气系统，由于其体积较小，方便安装，而且能够用来消灭火灾，维护电力系统安全、高效地运转，其最优特征为：能长期使用，因为SF6气体实际运转过程中即便遭到电弧放电冲击，会发生分解反应，但是电弧消失时则又重新回归到稳定的SF6气体。 2、110kV变电站SF6断路器回路电阻超标原因分析 2.1断路器主回路电阻测量数据统计 通过最近一年预试或检修对62台110kV SF6断路器进行回路电阻测试，得出的数据，其中3台110kV SF6断路器中出现了回路超标现象，测试的结果显示110kV 1XX1断路器、110kV 1XX3断路器、110kV 1XX5断路器的回路电阻超出了厂家的规定值（厂家规定值为小于45μΩ），3台断路器的各相回路电阻都超出厂家的规定值，其中110kV 1XX5断路器的B相的电阻最大，达到109μΩ，远远超出了厂家的规定。断路器回路电阻超标会带来多方面的问题，对设备本身的安全运行尤为严重，也会影响到电网等的安全运行、可靠供电，同时地域性的电网调节、控制也难以保证。 2.2主回路电阻超标成因分析 为了发现电阻超标的原因，需要深入故障现场进行深入排查，经测试检查看出，断路器的动触头、静触头颜色出现误差，二者间有明显的灼烧痕迹，由此可以判断正是因为接触电阻持续上升而导致了这一现象，根据现场测试数据以及专业人士的分析诊断，最终认为无论是触头灼烧，还是主回路电阻超标都与断路器本身的质地、性能与质量存在联系，也就是断路器工作中的长期反复运转，使得动触头、静触头无法牢固连接，逐渐发生松动、脱落等现象。通过逐步控制停电影响范围，可以选择备份性断路器来重新调换故障断路器，对110kV 1XX1断路器、110kV 1XX3断路器、110kV 1XX5断路器全部进行返修，通过剖析逐步分析问题产生的原因。 SF6断路器所处环境及其灭弧室内部定会出现大量具有导电性能的杂质，这些杂质将给断路器带来不良影响，SF6侵入杂质，其击穿电压会下降，达到高纯度SF6气体击穿电压的1/10，同时侵入杂质的电压也同杂质具体方位、尺寸、材质、形态等有着紧密联系。 SF6断路器实际运转中，由于受到电场、SF6气体等的重压，杂质则会活动于电场中，这样则可能出现击穿电压下降现象，出现击穿问题，而且不良杂质的入侵还可能导致断路器电弧燃烧现象，使得灭弧无法正常进行。 3、SF6断路器回路电阻超标故障的处理措施 制造商对断路器实施解剖分析后，证实了故障问题的初始状态诊断结果，也就是110kV断路器主回路电阻超标是因为动触头、静触头之间未能牢固连接造成的，导致无法紧密牢固接触，从而出现了主回路电阻超出规定标准的现象。要想完全解除这一故障，首要方法就是调换动静触头，同时对SF6进行补气试验，并实施检漏处理，等到各项功能、性能都达到了规定的标准后再装配起来，向工地输送。各个断路器返修以后，再重新装配断路器，这其中要确保各项数据达标，能够达到正常投运效果，同时也要对断路器的工作状态实施全天候、全过程的检测、检查与监督。 通过观察各方运转数据、信息，高压断路器经过再次修缮，其主回路电阻都达到了规定的标准数值，实际测量得出的数值为25～33μΩ，再次投运后，主回路电阻未出现任何超标问题，电阻处于相对稳定状态，从而意味着电阻超标故障能够得以恢复和控制。 3.1科学控制SF6中水分 SF6断路器内部气体水分含量直接影响着其安全运行，所以必须重视SF6气体中的水分检查，重点检查其纯度，一般要达到99.8%以上，而且添加到断路器后，气体纯度也需要达到97%以上，同时做好水分、酸性等的检测，要达到规定的合格指标。 同时，气体填充过程中，必须选择科学合理、正确填充操作方式，有效控制水分的带入，先进行瓶内压力测试，确保达到规定水平基础上再进行充气操作，而且确保各个管路无杂质、无污染，接头部分一般采用电吹风来烘干处理，实际充气操作中应先打开控制阀，用SF6将连接管彻底冲洗，并同断路器连接起来，从而控制水体的渗入。此外，还要细致、深入地检查SF6断路器的瓷套、线圈等部位，要达到牢固密封、安全保管等状态，控制断路器受潮、破损等现象。同时必须强化密封件的质检，确保其密封度达标，控制水分的渗入，检查断路器是否存在泄漏点。
变电站智能机器人巡视系统
智能巡视系统方案介绍 变电站设备长期处于运行状态下，为了确保电气设备的安全稳定运行，及时发现设备的缺陷或隐患，积累状态检修原始数据，往往要求现场运行人员定期或不定期对现场设备进行巡视检查或采用红处线测温手段对设备状态进行监视。 目前，系统内各变电站上述两项工作大部份由现场运行人员完成，采用人工模式，手工抄录，工作量大，且受环境因素、人员素质等各方面的影响，容易造成巡视不到位，核对不到位情况发生，巡视效率和质量往往达不到预期效果。 另外，随着电网监控中心的实施以及变电所无人值班模式推进，500kV变电站也将实现无人值班，届时从操作站派人至变电所巡查，将进一步弱化上述工作效率，同时消耗大量的人力物力。因此，如何在智能变电站采取科学的手段，利用计算机监控技术实现变电站日常设备巡视、红外线测温、开关闸刀现场位置核对、将大大减少运行人员工作量，并产生很大的经济效益。 智能巡视的研究内容： 1）通过智能视频系统，自动检查开关、闸刀现场实
际位置等； 2）配合变电站程序化控制，完成对开关、闸刀等设备操作前后现场设备状态核对工作； 3）对电流制热型、电压制热型设备的红外线测温巡视； 4）现场运行设备外观检查。 智能巡视的实施方案： 1）智能巡视系统由变电站智能巡检机器人和智能巡视控制分析系统组成； 2）在变电站现场安装满足变电站智能巡检机器人的巡视轨道； 3）利用变电站智能巡检机器人和固定摄像头相结合的模式，将监视范围覆盖站内所有开关、闸刀等设备； 4）变电站智能巡检机器人和固定摄像头将影像信息回传后台智能分析系统，系统通过图像识别等手段，确认设备状态位置以及是否运行正常；5）变电站智能巡检机器人应具有移动定位功能，利用二维坐标定位系统，通过控制软件或预先设置的设备坐标，将变电站智能巡检机器人准确定位至预定位置。与程序化操作系统相结合，在需要
牵引变电所的设计
第1章概论 1.1 课题研究的目的意义 牵引变电所是电气化铁路牵引供电系统的心脏，它的主要任务是将电力系统输送来的三相高压电变化成适合电力机车使用的电能。而电气主接线反映牵引变电所设施的主要电气设备以及这些设备的规格、型号、技术参数以及在电气上是如何连接的，高压侧有几回进线、几台牵引变压器，有几回接触网馈电线。通过电气主接线可以了解牵引变电所等设施的规模大小、设备情况。 1.2 电气化铁路的国内外现状 变电所是对电能的电压和电流进行变换、集中和分配的场所。在电能是社会生产和生活质量中最为重要的能源和动力的今天，变电所的作用是很重要的当前我国进行的输变电建设和城乡电网的建设与改造，对未来电力工业发展有着重要的作用。因此，产品技术要先进，产品质量要过硬，应达到30～40年后也能适用的水平；而且产品必须要国产化。现阶段我过主要是使用常规变电所。常规变电所即采用传统模式进行设计、建造和管理的变电所，一般为有人值班或驻所值班，有稳定的值班队伍。继电保护为电磁型，电器就地控制，不具备四遥、远方操作功能，需要一支训练有素的运行与检修队伍和一整套相应的管理机构、制度进行管理，以满足安全运行的要求。这种模式有许多不足之处。我国的近期目标是既要充分利用原有设备，又要能够适应微机远动自动化系统；既要实现无人值班，又要满足安全经济运行的要求。 国外的变电所研究已经远远超过我国，他们在变电站的运行管理模式上, 已经能做到无人值守。 1.3 牵引变电所 1.3.1 电力牵引的电流制 电力牵引按牵引网供电电流的种类可分为三种电流制，即直流制、低频单相交流制和工频单相交流制。 (1) 直流制 即牵引网供电电流为直流的电力牵引电流制。电力系统将三相交流电送到牵引变
变电所更换高压柜组织措施
陕西澄合二矿有限责任公司 地面变电所更换高压柜施工组织措施 生产副总经理: 总工程师: 机电副总: 安检科: 机电科: 2008年5月10日
地面变电所更换高压柜施工组织措施 根据澄合煤业有限责任公司生产技术部安排，为确保二矿公司供 电正常，我公司决定更换地面变电所16台（套）高压柜，为确保此项工作顺利完成，特制定本措施： 一：组织机构 为确保此项工作顺利完成，公司成立该项工程领导小组?? 组长：杨运龙 副组长：刘志利王海宁唐明胜 成员：郭水平白新民刘伟马新强侯新民杜水才乔军杜春来李冠群 技术总负责: 唐明胜马新强 施工负责: 刘伟侯新民杜春来 二：施工前准备工作 1、更换前16台（套）新高压柜必须经过耐压试验，试验合格后方可 进行换柜工作，并做好耐压试验纪录。 2、换n段高压柜时，电容柜装设下刀闸，把n段供斜绞高压612接 在电容柜上，拆除变电所墙外18米电杆上609电缆出线，用线把612 及609去斜井负荷线连在一起，形成斜井及排矸道供电系统。恢复井底变616进线柜，形成井底变电所供电系统（此时610、611、613线 路停运，井底变608进线柜、中央变610进线柜小车拉出，加隔板）。
附图2。 3、换I段高压柜时，612向竖绞及主扇供电，609通过斜井变电所602柜向主绞供电（中央变616进线柜小车拉出加隔板）附图1。 4、换柜前各项材料必须准备到位 具体材料为：乙炔氧气各一瓶、30A三相闸刀3个、独股铜塑线1X 1.5 （红、黄、绿）各200米、信号线100米、4m 电缆20米、铜 铝过渡线鼻子。 5、换柜前，拆除变电所咼压室北门处围墙 3.5 米，拆除围墙外花园 栅栏两架，拆除变电所高压室北门，准备 1.2 〃钢管8根（长度1.5 米）。 6、换柜前厂家必须到位，指导安装工作。 7、换柜前必须制定主扇单回路供电安全技术措施、矿井单回路供电 安全技术措施、换柜安全施工措施。 &所需工具列表:
变电所断路器紧急分合闸规定 (1)
变电所断路器紧急分合闸规定 1.变电所值班人员要熟悉所管辖变电所断路器机构内紧急分合闸的位置及操作方 法。 2.变电所紧急操作杆、手动储能杆均应放在合适位置，并贴上标签、不得缺失。 3.各集控站和变电所在有设备停电检修工作时，培训值班员断路器的紧急分合闸操 作。 4.变电所在远方和就地电动操作失效、变电所直流系统电源消失的情况下，申请调 度许可后，方可采用紧急分合闸操作。 5.当使用电磁机构、永磁机构等非弹操机构紧急合闸时（此时为慢合），必须确认 线路侧、母线侧均无电；手动合闸后，再申请上级电源送电。 6.对出线进行手动紧急合闸时，需确认线路侧无故障才可以操作；如无法确定线路 侧是否存在故障，必须确认保护动作时开关可以正常跳闸。 7.机构紧急分闸前需要先将重合闸退出，防止偷跳重合。 8.对于断路器储能已释放，需要手动储能的断路器，在手动储能前必须将本机构的 合闸电源（储能电源）断开，方可进行手动储能。 9.在机构上进行紧急分合闸操作时，不得用手在机构内敲击分合闸线圈，要借用其 他带绝缘的工具进行，防止伤手和碰触到带电部位。 10.对机构内没有明显分合闸标识的，在机构箱的门上张贴图片和说明。 11.变电所机构有专用紧急分合闸操作杆合手动储能杆的要做好标识，并存放好。
变电所直流系统放电规定 1.变电所每月进行一次直流系统电池组放电检查。 2.直流放电工作应选择天气状况良好的时间段进行；刮风、雨雪、打雷等恶劣天气 不得进行直流系统放电工作。 3.放电前检查电池组电压正常，有内阻监测的还要检查内阻值并做好记录。放电后 也要记录电压和内阻值，便于前后对比。 4.电池放电后电压低于11V、蓄电池内阻大于10mΩ的电池要上报工区。 5.110kV变电所有两组电池组的，要检查电池组联络开关位置： 1)如果两组电池都带有负荷，则正常运行时联络开关在分位； 2)如果两组电池只有一组带负荷，则将母联开关置于合位； 3)如两组电池容量不一致，则联络开关置于分位。 6.电池组放电检查按照以下步骤进行： 1)检查电池端电压、单电池电压、电池内阻正常，并做好记录 2)打开事故照明电源开关或检查在断开位置； 3)合上直流系统母联联络开关（单电池组忽略此步骤）； 4)断开逆变系统交流电源（逆变系统交流电源已在断开位置，忽略此步骤）断 开直流系统1#交流电源、断开直流系统2#交流电源。 5)放电30分钟后，再次检查电池端电压、单电池电压、电池内阻正常，并做好 记录。如有异常，立即汇报工区 7.直流放电时，值班员不得远离直流屏，发现电池馈电，及时合上直流屏交流电源， 并立即汇报工区。 8.变电所两组电池中有一组电池馈电不能放出电时，应先断开馈电电池组空开，再 将直流系统母联联络开关合上，使另一组带全部负荷。 9.值班员在每月直流放电时，还应检查蓄电池的正负极接线柱有无泛碱情况。 变电工区 2018年9月20日
断路器控制回路讲义_secret
断路器控制回路 在发电厂和变电站中对断路器的跳、合闸控制是通过断路器的控制回路以及操动机构来实现的。控制回路是连接一次设备和二次设备的桥梁，通过控制回路，可以实现二次设备对一次设备的操控。通过控制回路，实现了低压设备对高压设备的控制。 一、控制信号传送过程 （一）常规变电站控制信号传输过程 某线路高压开关控制信号传递过程 由上图可以看出，断路器的控制操作，有下列几种情况： 1主控制室远方操作：通过控制屏操作把手将操作命令传递到保护屏操作插件，再由保护屏操作插件传递到开关机构箱，驱动跳、合闸线圈。 2就地操作：通过机构箱上的操作按钮进行就地操作。 3遥控操作：调度端发遥控命令，通过通信设备、远动设备将操作信号传递至变电站远动屏，远动屏将空接点信号传递到保护屏，实现断路器的操作。 4开关本身保护设备、重合闸设备动作，发跳、合闸命令至操作插件，引起开关进行跳、合闸操作。
5母差、低频减载等其他保护设备及自动装置动作，引起断路器跳闸。 可以看出，前三项为人为操作，后两项为自动操作，因此断路器的操作据此可分为人为操作和自动操作。 根据操作时相对断路器距离的远近，可分为就地操作、远方操作、遥控操作。就地通过开关机构箱本身操作按钮进行的操作为就地操作，有些开关的保护设备装在开关柜上，相应的操作回路也在就地，这样通过保护设备上操作回路进行的操作也是就地操作，保护设备在主控室，在主控室进行的操作为远方操作，通过调度端进行的操作为遥控操作。 （二）综自站控制信号传输过程 某线路高压开关控制信号传递过程Array 操作方式与常规变电站相比，仅在远方操作和遥控操作时不同。 在主控室内进行远方操作，一般是通过后台机进行，操作命令传达到测控装置，启动测控装置跳、合闸继电器，跳、合闸信号传递到保护装置操作插件，启动操作插件手跳、手合继电器，手跳、手合继电器触点接通跳、合闸回路，启动 断路器跳、合闸。当后台机死机或其它原因不能操作时，可以在测控屏进行操作。
牵引变电所电气主接线的设计
指导教师评语修改（40） 年月
1题目：牵引变电所电气主接线的设计 1.1选题背景 某牵引变电所位于大型编组站内，向两条复线电气化铁路干线的三个方向馈电区段供电，已知列车正常情况的计算容量为12000kV A（三相变压器），并以10kV 电压给车站电力照明机务段等地区负荷供电，容量计算为3850kV A。各电压侧馈出线数目及负荷情况如下： R 10kV回路（2路备）：供电电源由系统区域变电所以双回路110KV输送线供电。算；各种方案主接线的技术经济性比较。） 这类牵引变电所的电源线路，按保证牵引符合供电的需求一般有两回，主要向牵引负荷和地区负荷供电，桥型结线的中间牵引变电所还有穿越功率通过母线，并向邻近牵引变电所或地区变电所供电。由题意知，本牵引变电所担负着重要的牵引负荷供电任务（一级负荷）、馈线数目多、影响范围广，应保证安全可靠持续性的供电。10千伏地区负荷主要为编组站自动化驼峰、信号自动闭塞、照明及其自动装置等一部分为一级负荷、其他包括机务段在内的自用电和地区三相负载等均为二级负荷，也应满足有足够安全可靠供电的要求。本变电所为终端变电所，一次侧无通过功率。 2方案论证 因没有校核容量，只考虑计算容量来选择变压器，牵引变压器计算容量为12000kV A,故选择容量为12500kV A的变压器，而地区变压器选择6300kV A变压器。 根据原始资料和各种负荷对供电可靠性要求，主变压器容量与台数的选择，可能有以下两种方案：
110kV母线，（110千伏变压器最小容量为6300kV A）。 过15%，采用电压为110／25／10.5kV A，结线为Y//两台三绕组变压器同时3主接线设计 (2)可靠性：根据变电所的性质和在系统中的地位和作用不同，对变电所的主接线可靠性提出不同的要求。主接线的可靠性是接线方式和一次、二次设备可靠性的综合。对主接线可以作定量计算，但需要各种设备的可靠性指标、各级线路、母线故障率等原始数据。通常采用定性分析来比较各种接线的可靠性。 (3)经济性：经济性是在满足接线可靠性、灵活性要求的前提下，尽可能地减少与接线方式有关的投资。 (2)变电所在电力系统中的地位和作用：电力系统中的变电所有系统枢纽变电所、地区重要变电所和一般变电所三种类型。一般系统枢纽变电所汇集多个大电源，进行系统功率交换和以中压供电，电压为330—500kV；地区重要变电所，电压为220—330kV；一般变电所多为终端和分支变电所，电压为110kV，但也有220kV。 (3)负荷大小和重要性：对于一级负荷必须有两个独立电源供电，且当任何一个电源失去后，能保证对全部一级负荷不间断供电。对于二级负荷一般要有两个独立电源供电，且当任何一个电源失去后，能保证全部或大部分二级负荷的供电。 (4)系统备用容量大小：装有两台及以上主变压器的变电所，其中一台事故断
直流屏蓄电池更换方案培训课件
变电站蓄电池组更换、安 装方案
变电站 蓄电池组更换、安装方案 编制： 审核： 审批：
1前言 1变电站属变电运行工区管辖，是1电网中的一座重要的变电站。原直流系统蓄电池组是采用哈尔滨光宇蓄电池厂2001年12月生产的型号为GFM-200Z的固定型阀控式铅酸蓄电池。在2008年1电网直流系统蓄电池组核对性充放电试验时候已经发现该站蓄电池组容量已达不到规程要求。经申请后，由新疆电力有限责任公司统一招标选型订购的，长沙日丰电气股份有限责任公司生产的型号为GFM-200的固定型阀控式铅酸蓄电池，并委托变电检修工区负责更换安装，现特申请对该站进行直流系统更换的方案给予批准。 2改造内容 2.1对原有得18只蓄电池先进行100%核对性放电试验，依据试验数据对18只蓄电池进行标注，以备后用，包括组装蓄电池22于条试验引线的连接工作在内此段时间预计在12小时左右。 2.2对18只蓄电池进行充电，此段时间预计在18小时左右。 2.3将原有蓄电池组与充电机解裂后拆除原有18节蓄电池，包括分解蓄电池容量测试仪及22于条试验引线的拆除工作在内此段时间预计在3小时左右。 2.4安装18只新蓄电池、连接好连接线、输出引线等并与充电机并机，此段时间预计在4小时左右。 2.5新电池组装好后对新蓄电池组进行一次冲击试验，以验
证蓄电池之间连接线、输出引线等连接是否可靠、牢固及蓄电池内部汇流排是否焊接可靠，运输中是否存在开裂损坏等缺陷问题，包括再次组装蓄电池容量测试仪及22于条试验引线的连接工作在内此段时间预计在4小时左右。 2.6新电池安装好后对新蓄电池进行补充充电，此段时间无法估测，具体时间依据新蓄电池性能决定，但不会少于5小时。 2.7对新蓄电池组进行在线试验及离线试验（内阻测试），检测期不均衡度及实际内阻值，此段时间预计在2小时左右。 2.8在线试验及离线试验后对蓄电池组进行充电，此段时间无法估测，具体时间依据新蓄电池性能决定，但不会少于5小时。 2.9对新蓄电池组进行100%全容量核对性放电试验以验证新蓄电池实际容量，此段时间预计在10小时。 2.10全容量核对性放电试验后再对电池组进行充电并采集充电数据，此段时间预计在18小时左右。 2.11在所有试验完结后再次分解蓄电池容量测试仪及22于条试验引线的拆除，此段时间预计在1小时左右。 3改造停电范围 全站合闸电源停电。10kV断路器在所用变不停电情况下可以电动合闸，在所用变停电情况下可以进行一次合闸（弹簧储能机构蓄能原理）；35kV断路器不能电动合闸。
35KV变电站用哪种高压真空断路器
35KV变电站用哪种高压真空断路器 陕西泰开高压开关制造有限公司（简称“泰开高压开关”原西安高压开关厂分支）是一家专业 从事高压真空开关及相关高压产品的研发、生产及销售于一体的重点高新技术企业，高压电 器设备骨干企业，从事高压电力设备生产已有三十余年，拥有宽敞的净化生产区，拥有先进 的生产设备和完善的高压试验、检测设施，以其优越的性能、技术、精湛的工艺、可靠的质量、优质的服务赢得了广大用户的赞誉，并跟多家合资企业、外资企业建立了长期稳定的合 作伙伴关系，我厂专业生产12-40.5KV户内外高压断路器，永磁真空断路器，智能、预付费、小型化、双电源、看门狗等真空断路器，六氟化硫断路器，负荷开关，隔离开关，高压熔断器，避雷器，变压器，高低压成套，电缆分支箱，充气柜，自动化设备电器等高低压电器。 自创建以来一直本着“服务至上“的经营宗旨。不折不扣做好售前，售中，售后，服务各处细节之点，本顾客之所想，为在电气行业中而努力奋斗不止。
陕西泰开高压开关厂是中国高压开关行业定点生产厂家，已成为我国高压开关设备的研发和 生产基地，特别在城网、农网改造和电站改造中一站式供应单位，是国家经贸委城乡电网建设、改造所需设备***的生产企业，坚持走高新技术之路，坚持高新技术产品的研发，近年来陆续开发了10KV智能永磁快速真空断路器，高压智能双电源自动转换装置等，并针对智能 电网的新要求，高压断路器本体能更快速地动作，具有更小的分散性、更高的可靠性，终达 到同步关合的要求，而随着我国电网不断扩大及用电负荷的迅猛增长，原有10KV电压等级 配电网难以满足供电要求，公司适时开发出了24KV户外永磁快速真空断路器，特别是在小 型化断路器上有全新的发展，针对35KV真空断路器取得了突破性的成功。公司将结合对电力设备市场导向的分析，继续并努力开发高新产品。 ZW7-40.5的主流型号有： ZW7-40.5/1250-25ZW7-40.5/1250-31.5ZW7-40.5/1600-25ZW7-40.5/1600-31.5 ZW7-40.5/2000-20ZW7-40.5/2000-25ZW7-40.5/2000-31.5 以及产品对应的ZW7-40.5/t1250-25等产品 概述 35KV变电站用哪种适用于三相交流50Hz、额定电压为40.5kV的户外设备。附装电动弹簧操动机构或电磁操动机构，可实现远程操控电动分、合闸功能，也可就地手动储能、手动分、 合闸。 设计性能符合CB1984-89《交流高压》国家标准的要求。并满足IEC—56《交流高压断路器》 国际电工委员会标准的要求及规范。 35KV变电站用哪种高压总体结构为瓷瓶支柱式；上瓷瓶内装，下瓷瓶为支柱瓷瓶。能满足频繁操作的需要。并具有密封性好、抗老化、耐高压、不燃烧、无爆炸、寿命长、安装维护 方便等优点。主要用于户外40.5KV供电系统的控制与保护，也可适用于城、乡电网及工矿的 正常分断、合闸与短路保护之用。 35KV变电站用哪种高压使用环境条件: 海拔高度不超过2500米； 高原型不超过海拔4000米； 环境温度较高温度不超过+40度，较低温度不低于-30度。 相对空气湿度：日平均不大于95%，月平均不大于90%（25℃）；
断路器的控制原理
断路器的控制原理 在发电厂和变电站中对断路器的跳、合闸控制是通过断路器的控制回路以及操动机构来实现的。控制回路是连接一次设备和二次设备的桥梁，通过控制回路，可以实现二次设备对一次设备的操控。通过控制回路，实现了低压设备对高压设备的控制。 一、控制信号传送过程 （一）常规变电站控制信号传输过程 某线路高压开关控制信号传递过程 由上图可以看出，断路器的控制操作，有下列几种情况： 1主控制室远方操作：通过控制屏操作把手将操作命令传递到保护屏操作插件，再由保护屏操作插件传递到开关机构箱，驱动跳、合闸线圈。 2就地操作：通过机构箱上的操作按钮进行就地操作。 3遥控操作：调度端发遥控命令，通过通信设备、远动设备将操作信号传递至变电站远动屏，远动屏将空接点信号传递到保护屏，实现断路器的操作。 4开关本身保护设备、重合闸设备动作，发跳、合闸命令至操作插件，引起开关进行跳、合闸操作。 5母差、低频减载等其他保护设备及自动装置动作，引起断路器跳闸。
可以看出，前三项为人为操作，后两项为自动操作，因此断路器的操作据此可分为人为操作和自动操作。 根据操作时相对断路器距离的远近，可分为就地操作、远方操作、遥控操作。就地通过开关机构箱本身操作按钮进行的操作为就地操作，有些开关的保护设备装在开关柜上，相应的操作回路也在就地，这样通过保护设备上操作回路进行的操作也是就地操作，保护设备在主控室，在主控室进行的操作为远方操作，通过调度端进行的操作为遥控操作。 （二）综自站控制信号传输过程 某线路高压开关控制信号传递过程 操作方式与常规变电站相比，仅在远方操作和遥控操作时不同。 在主控室内进行远方操作，一般是通过后台机进行，操作命令传达到测控装置，启动测控装置跳、合闸继电器，跳、合闸信号传递到保护装置操作插件，启动操作插件手跳、手合继电器，手跳、手合继电器触点接通跳、合闸回路，启动断路器跳、合闸。当后台机死机或其它原因不能操作时，可以在测控屏进行操作。 遥控操作由调度端（或集控站端）发送操作命令，经通讯设备至站内远动通讯屏，远动通讯屏将命令转发至站内保护通讯屏，然后保护通讯屏将命令传输至测控屏，逐级向下传输。 需要指出，有些老站遥控命令是通过后台机进行传输的，如虚线图所示，但由于后台机死机
QGDW—变电站智能机器人巡检系统技术规范部分
变电站智能机器人巡检系统技术规范第1 部分：变电站智能巡检机器人 Technical specification for intelligent robot inspection system in substation ? —Part1: Intelligent robot for substation inspection 2016 - 11 - 25 发布 2016 - 11 - 25 实施 国家电网公司发布ICS 25.040.30 Q/GDW国家电网公司企业标准Q/GDW 11513.1—2016 I 前言 为规范变电站智能巡检机器人的功能要求和性能指标，更好的指导和推进变电 站智能机器人巡检系统在公司系统的实用化应用，制定本部分。 《变电站智能机器人巡检系统技术规范》标准分为2 个部分： ——第1 部分：变电站智能巡检机器人； ——第2 部分：监控系统。 本部分为《变电站智能机器人巡检系统技术规范》标准的第1 部分。 本部分由国家电网公司运维检修部提出并解释。 本部分由国家电网公司科技部归口
本部分起草单位：国网山东省电力公司 本部分主要起草人：冀肖彤、张斌、任志刚、王兴照、吕俊涛、叶飞、周大洲、黄锐、慈文斌、杜修明、郭源、孙志周、付崇光、王华广、孟海磊、韩磊。 本部分为首次发布。 本部分在执行过程中的意见或建议反馈至国家电网公司科技部。 变电站智能机器人巡检系统技术规范第1 部分：变电站智能巡检机器人 1 范围 本部分规定了变电站智能巡检机器人的分类与组成、技术要求、检验以及标志、包装、运输、贮存。本部分适用于变电站智能巡检机器人。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 5170.13 电工电子产品环境试验设备基本参数检定方法振动（正弦）试验用机械振动台GB/T 17626.2 电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验GB/T 17626.3 电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.8 电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验DL/T 664-2008 带电设备红外诊断技术应用规范DL/T 860 变电站通信网络和系统 3 术语和定义
牵引变电所电气主接线设计教学教材
课程设计报告书 所属课程名称供变电技术课程设计 题目牵引变电所电气主接线设计分院 专业班级 学号 20 0210470 学生姓名 指导教师 20 年月日
课程设计任务书 专业电气工程及其自动化班级姓名 一、课程设计（论文）题目牵引变电所电气主接线设计 二、课程设计（论文）工作：自20年月日起至年月 1 日止。 三、课程设计（论文）的目的及内容要求： 1.设计课题：牵引变电所电气主接线设计 2.设计目的： ①通过该设计，使学生初步掌握交流电气化铁道牵引变电所电气主接线的设计步骤和方法； ②熟悉有关设计规范和设计手册的使用； ③基本掌握变电所主接线图的绘制方法； ④锻炼学生综合运用所学知识的能力，为今后进行工程设计奠定良好的基础。 3.设计要求：
①按给定供电系统和给定条件，确定牵引变电所电气主接线。 ②选择牵引变电所电气主接线中的主要设备。如：母线、绝缘子、隔离开关、熔断器、断路器、互感器等。选择时应优先考虑采用国内经鉴定的新产品、新技术。 ③提交详细的课程设计说明书和牵引变电所电气主接线图。 学生签名：( ) 20年月日
课程设计（论文）评阅意见 评阅人职称 20 年月日
目录 第一章牵引变电所主接线设计原则及要求 (6) 1.1 概述 (6) 1.2 电气主接线基本要求 (6) 1.3电气主接线设计应遵循的主要原则与步骤 (7) 第二章牵引变电所电气主接线图设计说明 (8) 第三章短路计算 (9) 3.1短路点的选取 (9) 3.2短路计算 (9) 第四章设备及选型 (12) 4.1硬母线的选取 (12) 4.2支柱绝缘子和穿墙导管的选取 (14) 4.3高压断路器的选取 (16) 4.4高压熔断器的选取 (17) 4.5隔离开关的选取 (18) 4.6电压互感器的选取 (19) 4.7电流互感器的选取 (20) 4.8避雷器的选取 (21) 第五章参考文献 (22)
变电站设备及现场保护箱更换改造工程施工方案
新建县35kV变电站 设备及现场保护箱更换改造工程【电气安装施工方案】
编制：南昌正宏电力安装有限责任公司 2010年11月17日 新建县35kV变电站 设备及现场保护箱更换改造工程 电气施工方案 批准： 审定： 会签： 生技 安监
调度 审核： 编制说明 为保证本工程安全、有序、优质、高效地按期完成,根据施工组织纲要,结合变电站运行特点及现场施工特点,特制定本施工方案. 一、工程概况 工程涉及主要工作量 施工组织机构设置 施工部署及进度计划 施工方法、施工工艺及安全技术措施 质量管理措施 安全管理措施 施工现场及文明施工管理措施 九、附件 新建县35KV变电站设备及现场保护箱更换改造工程 电气施工方案
一、工程概况 本工程主要涉及新建县35kV铁河变电站、35kV东城变电站、35kV联圩变电站、35kV南矶变电站,4个35kV变电站内所属既有变低开关、变低出口刀闸、10kV柱上无功补偿装置等设备及现场保护箱的更换改造工程,电压等级35/10.5kV. 工程涉及主要工作量 一次设备断路器、隔刀、电抗器更换工作量： 35kV铁河变电站更换2组10kV变低开关； 35kV东城变电站更换2组10kV变低出口刀闸； 35kV联圩变电站更换1组10kV柱上无功补偿装置; 二次设备保护箱及控缆更换工作量： 35kV铁河变电站更换1组10kV开关现场保护箱及部分控制电 缆； 35kV南矶变电站更换3组10kV开关现场保护箱及部分控制电 缆； 3、试验与调试 断路器、隔离开关、电抗器耐压交接试验； 断路器、隔离开关直流电阻交接试验 断路器、隔离开关、电抗器二次回路检查与试验； 保护箱内保护装置单体调试； 信号与控制回路试验与调试； 微机防误闭锁装置调试； 送配电设备系统调试 施工组织机构设置
变电站灯光监视断路器控制回路
变电站灯光监视断路器的控制信号回路 灯光监视断路器的控制信号回路具有结构简单；合闸与分闸位臵有红绿灯指示；自动跳闸或自动合闸时有明显的闪光信号；能监视控制电源熔断器的工作状态及分合闸回路的完好性，是变电站常用的控制电路，控制原理图(弹簧储能手车断路器)如图1-1所示。 1、控制开关、行程开关。 +W C-W C 图1-1 断路器控制回路 控制开关是断路器控制回路中的主要元件，运行人员利用控制开关，发出操作命令，对断路器进行手动合闸或分闸操作。变电站中常用的控制开关为LW2系列。这种控制开关除了结构封闭、不受外界影响外，还有一个优点，即在控制过程中有预备位臵。当控制开关在预备位臵时，信号灯能发出闪光信号，提醒运行人员最后一次检查所操作的设备是否正确，以减少误操作的机会。本图控制开关1Q T的型号为LW2-Z-1a〃4〃6a〃40〃20/F8，共有六个位臵状态即：“预备分闸”、“分闸”、“分闸后”、“预备合闸”、“合闸”、“合闸后”。其中“分闸后”和“合闸后”为两个固定位臵，即手柄在水平和垂直位臵。“预备合闸”和“预备
分闸”为两个预备位臵，虽然手柄也在垂直或水平位臵上,但在操作过程中仅为一种过渡位臵，并不长久停留在该位臵上。“合闸”和“分闸”为两个自动复归位臵，即操作人员将手柄自预备位臵顺时针旋转45°或逆时针旋转45°，当操作人员松手后手柄即自动复归至固定位臵。触点位臵见图１－2 所示。图中“×”表示触点为接通状态，“－”表示触点为断开状态。 SQ2为手车行程开关，手车在工作位臵接通;SQT3为手车断路器的弹簧储能机构行程开关，弹簧储能完成后接通，弹簧未储能时断路器不能进行合闸操作;中间继电器常开接点1KM由自动回路来；中间继电器常开接点2KM由保护回路来;+WC,-WC为正、负控制母线;(+)MF为闪光信号小母线。 2、分、合闸回路 断路器合、分闸回路是由红、绿灯监视的，红、绿信号灯是由断路器的辅助接点QF进行切换的，当断路器在合闸位臵时其辅助接点常开闭合，HR红灯亮，准备好的是跳闸回路；断路器在分闸位臵时其辅助接点常闭闭合，HG绿灯亮，准备好的是合闸回路。断路器在合闸位臵状态，HR红灯亮，其通路为+WC→1FU →1QT16-13→HR→R2→KCV→QF→YT→2FU→-WC,红灯串接在分闸线圈回路中，它不仅监视断路器在合闸状态，而且监视分闸回路的完好性。此时，分闸线圈中虽然有电流流过，但并不引起断路器分闸，因为分闸线圈的电阻比起信号灯的电阻（包括其附加电阻）相比小的多，大部分压降在信号灯上。为了避免灯泡引出线上短路时，引起分闸线圈误动作，在信号灯上还附加了一个附加电阻。同理断路器在分闸状态时，HG绿灯亮，其通路为+WC→1FU→1QT11-10→HG→R1→SQT3→QF→YC→2FU→-WC, 绿灯串接在合闸线圈回路中，它不仅监视断路器在分闸状态，而且监视合闸回路的完好性。若运行中红、绿灯不亮，则说明分、合闸回路断线、灯泡坏或控制电源熔断器熔断。在这种情况断路器进行分、合闸时将会拒绝动作，因此必须即时检查修复。信号指示灯HR、HG是由控制回路
QGW变电站智能机器人巡检系统技术规范第部分完整版
Q G W变电站智能机器人巡检系统技术规范第 部分 HEN system office room 【HEN16H-HENS2AHENS8Q8-HENH1688】
Q / GDW —2016 变电站智能机器人巡检系统技术规范第 1 部分：变电站智能巡检机器人 Technical specification for intelligent robot inspection system in substation ?—Part1: Intelligent robot for substation inspection 2016 - 11 - 25发布 2016 - 11 - 25实施 Q/GDW 国家电网公司企业标准 Q/GDW —2016 I 前言 为规范变电站智能巡检机器人的功能要求和性能指标，更好的指导和推进变电站 智能机器人巡检系统在公司系统的实用化应用，制定本部分。 《变电站智能机器人巡检系统技术规范》标准分为 2 个部分： ——第 1 部分：变电站智能巡检机器人； ——第 2 部分：监控系统。 本部分为《变电站智能机器人巡检系统技术规范》标准的第 1 部分。 本部分由国家电网公司运维检修部提出并解释。 本部分由国家电网公司科技部归口。 本部分起草单位：国网山东省电力公司。 本部分主要起草人：冀肖彤、张斌、任志刚、王兴照、吕俊涛、叶飞、周大洲、 黄锐、慈文斌、杜修明、郭源、孙志周、付崇光、王华广、孟海磊、韩磊。 本部分为首次发布。 本部分在执行过程中的意见或建议反馈至国家电网公司科技部。 变电站智能机器人巡检系统技术规范第 1 部分：变电站智能巡检机器人 1 范围 本部分规定了变电站智能巡检机器人的分类与组成、技术要求、检验以及标志、 包装、运输、贮存。本部分适用于变电站智能巡检机器人。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日 期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改 单）适用于本文件。 GB/T 电工电子产品环境试验设备基本参数检定方法振动（正弦）试验用机械振动台 GB/T 电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验 GB/T 电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验 GB/T 电磁兼容试验和测量 技术工频磁场抗扰度试验 DL/T 664-2008带电设备红外诊断技术应用规范 DL/T 860变电站通信网络和系统 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 变电站智能巡检机器人 intelligent robot for the substation inspecting 由移动载体、通信设备和检测设备等组成，采用遥控或全自主运行模式，用于变 电站设备巡检作业的移动巡检装置（以下简称机器人）。
【精品】牵引变电所接地防雷系统的设计
齐鲁工业大学 毕业设计 题目：牵引变电所接地防雷系统的设计 系别: 专业： 班级： 学生姓名： 指导教师: 完成日期：
摘要 牵引变电所是铁路供电系统的枢纽，它担负着电网供电的重要任务。雷电具有很强的危害性，因此应该重视牵引变电所的雷电的防护。 综合运用高电压技术、电力系统过电压、接地系统及供防雷接地的设计方法，对110kV牵引变电所进行防雷接地设计.引变电所雷击的配电技术等相关的专业知识，采用理论和实践相结合的方法，研究牵,基于常用的形式及防雷接地的几种措施，研究接地装置的类型和降阻方式 关键词雷电放电防雷保护装置防雷接地装置牵引变电所
目录 1绪论.............................................. 错误!未指定书签。2雷................................................ 错误!未指定书签。 2。1雷电........................................ 错误!未指定书签。 2。1。1雷电的发生机理....................... 错误!未指定书签。 2.1。2雷电放电.............................. 错误!未指定书签。 2。1.3雷电放电的过程........................ 错误!未指定书签。 2.1。4雷电放电的基本形式.................... 错误!未指定书签。 2.1.5雷电放电的选择性....................... 错误!未指定书签。 2.1.6我国雷电活动分布的规律................. 错误!未指定书签。 2.1.7雷电的危害............................. 错误!未指定书签。 2.1.8雷电的防护措施......................... 错误!未指定书签。 2.2雷电参数..................................... 错误!未指定书签。
110kv断路器更换方案只是分享
太北牵引变电所110KV断路器更换 施工组织方案 编制：杨晓光 审核：张小朋 批准：高士君 中铁电气化局集团第一工程有限公司 太原北地区电力设施改造工程项目部 2013 年 3月17 日
太北牵引变电所110KV断路器更换 一、施工内容： 1、拆除旧110KV少油断路器 2、安装新110KV断路器（SF6） 二、施工目的： 1、拆除既有110KV少油断路器更换为新110KV断路器（SF6） 三、施工时间：2013年3月21日 四、施工准备： 1、按照新动力变保护图纸核对新103DL二次接线。 2、联系厂家、检修车间对新103DL充SF6气体并进行试验。 3、新断路器试验合格后，拆除机构箱控制和操作电缆。 4、根据临时基础地脚螺栓尺寸，调整好新断路器地脚螺栓。 5、用角钢将断路器套管固定如图： 断路器套管固定示意图
6、按照施工工序准备好施工用具并仔细检查。 五、施工方案 1、旧110KV断路器停电，断开断路器控制、合闸、加热电源，拆除断路器机构箱二次电缆线并做好标记，拆除断路器进出线侧引线，拆除断路器相间水平连杆。 2、拆除旧断路器，用吊车将旧断路器移至不影响新断路器安装的位置。 3、用吊车将将新断路器吊装在新断路器基础上。 4、对新103DL接线，接线如下： 1）室外部分： （1）拆除103DL端子箱内DB/25-043、DB/27-153、DB/28-155、DB/29-157四根芯线，并移除DB/25-043、DB/27-153、DB/28-155、DB/29-157线号管。用红色绝缘胶带包好放至电缆沟内。 （2）拆除103DL端子箱内DB/16-DP11、DB/18-DP5、DB/22-DP2、DB/28-DP7、DB/25-DP9、DB/27-DP44、DB/28-13、DB/29-DP15八根芯线用黑色绝缘胶带包好放至电缆沟内（废弃）。 （3）将X01/33-4002、X01/34-1527、X01/41-895、X01/42-897、X01/31-885、X01/32-887、X01/43-875、X01/44-877芯线按照线号管接至新103DL机构箱。 注：此电缆去1#变，芯线带电，接线时注意不能短接。 （4）将X01/850-301、X01/679-213、X01/874-215、X01/892-217、X01/884-219、X01/878-221、X01/874-223、X01/872-225、