110kv升压站安全须知

第一篇：110kv升压站安全须知

110kV升压站反送电安全技术反事故措施

一、安全措施

1、升压站大门闭锁，并在大门上悬挂“止步

高压危险”标示牌。

2、10kV配电室至升压站两侧通道用安全围拦隔离，并在围拦上悬挂“止步

高压危险”标示牌。

3、升压站内清洁无杂物。

4、升压站围墙上悬挂适当数量的“止步

高压危险”标示牌。

5、中控室、保护室、通讯室门口悬挂“非工作人员

禁止入内”标示牌。

6、0.4 kV 配电室内已带电盘柜用安全围拦隔离，并在盘柜前后悬挂适当数量的“设备已带电

禁止靠近” 标示牌。

7、中控室门闭锁，并在门上悬挂“非工作人员

禁止入内”标示牌。

8、所有许可在0.4kV35kV配电室内工作的人员，必须持有相关工作内容的工作票。

9、反送电现场必须有足够数量的且合格证齐全的绝缘手套、绝缘靴、验电器、绝缘棒等安全工器具。

10、现场必须有足够数量的各种标示牌。

11、反送电现场保持安静，全部操作命令只能尤总指挥下达给值班长，尤值班长下达操作命令后执行。

12、参与反送电操作人员，必须清楚反送电操作步骤。

13、操作人、监护人必须严格执行操作票制度，操作中必须严格执行操作监护制度和操作复诵制度且声音洪亮清晰。

14、操作必须有提前准备好的且合格的操作票。

15、只有值班长下达检查命令后，操作人、监护人方可去现场检查设备。

16、如遇天色较晚的操作，现场必须有足够的照明。

17、反送电现场发现闲杂人员，一律驱逐。

18、操作期间出现大风、暴雨等不利于室外操作的天气，有反送电总指挥决定是否继续操作，停止反送电操作的命令只能有反送电总指挥将命令下达给值班长，全体操作人员在接到值班长的命令后停止操作，并做好善后工作。

19、所有参加反送电操作的人员必须熟悉反送电反事故措施，掌握灭火器的正确

使用方法。

二、技术措施

1、组织人员编写典型操作票,并认真学习反送电的步骤。

2、组织全体操作人员进行操作票学习，并做出事故预想。

3、现场安全保卫消防设施。

4、组织人员对现场设备认真检查，力求将所有影响反送电的设备因素消灭。

5、核对各设备的实验记录，一次图纸核对，对已变动的设备重点组织学习。

6、对现场二次图纸于设备核对，认真检查设备接线有无松动，错接线、漏接线等。

7、主变、所用变、接地变现阶段分接头不在最高档，该设备反送电前要将分接头调至最高档。

8、系统相序可能与柴油发电机相序不同，在用4004断路器并列前认真核对相序，只有核对相序无误后柴发系统才可停止，用系统反送电接待0.4kVⅡ段。

9、反送电核对相序如果不同，立即对个隔离开关操作电机，主变分接开关操作电机，主变冷却风扇执行停电操作，改接动力电相序，并在现场检查核对电机转向正确。

10、0.4kV母线可能因为主变，所用变分接头位置的改变，导致0.4kV母线电压过高或过低，造成对设备的不良影响，在主变，所用变分接头没有切换至正常位置之前，0.4kVⅠ段不接带任何负荷，先尤0.4kVⅡ段接带升压站的备用电源。

11、开始反送电操作的前三日，对将要带电的设备测量绝缘，并留下第一手资料。

12、对所有断路器在检修位置用万用表检查其状态与指示相符，以免造成带负荷拉合隔离开关。

13、检查现场所有设备的五防闭锁，五防闭锁的逻辑关系正确。

14、检查所有设备的CT、PT的二次接线，防止CT二次线松动造成开路， PT 二次线因为错接线造成短路，对人员和设备造成伤害。

15、蓄电池浮充电先有0.4kVⅡ接带，以免0.4kVⅠ段电压过高造成蓄电池的伤害。

16、反送电期间，确保柴发系统的稳定，操作期间严密监视0.4kV交流电压和直流系统电压，以免交直流电源电压不稳定造成反送电失败。

17、执行反送电操作任务的值班员必须在开始操作前三日写出操作票，并演练各操作步骤，达到熟练的地步。

18、操作前认真执行操作模拟预演，确证操作程序的正确性。操作中认真执行唱票复诵制和操作监护制。除有操作人、监护人外，还由第二监护人。

19、防误闭锁装置的万能解锁钥匙要妥善保管，不得随意使用，万能解锁钥匙要封存起来，并且由主值每天进行交接班。

20、操作过程中，严禁走空程序、越项、并项、漏项。

三、反事故措施

1、主变的事故处理

1.1变压器的严重异常现象及其分析

1.1.1变压器的油箱内有强烈而不均匀的噪音和放电声音，是由于铁芯的夹件螺丝夹得不紧，使铁芯松动造成硅钢片间产生振动。振动能破坏硅钢片间的绝缘层，并引起铁芯局部过热。至于变压器内部有

“吱吱”的放电声是由于绕组或引出线对外壳闪络放电，或是铁芯接地线断线，造成铁芯对外壳感应而产生的高电压发生放电引起的，放电的电弧可能会损坏变压器绝缘。

1.1.2.变压器在正常负荷和正常冷却方式下，如果变压器油温不断的升高，则说明本体内部有故障，如铁芯着火或绕组匝间短路。铁芯着火是涡流引起或夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘损坏造成的。此时，铁损增大，油温升高，使油老化速度加快，增加气体的排出量，所以在进行油的分析时，可以发现油中有大量的油泥沉淀，油色变暗，闪点降低等。而穿芯螺丝绝缘破坏后，会使穿芯螺丝短接硅钢片;这时便有很大的电流通过穿芯螺丝，使螺丝过热，并引起绝缘油的分解，油的闪光点降低，使其失掉绝缘性能。铁芯着火若逐渐发展引起油色逐渐变暗，闪光点降低，这时由于靠近着火部分温度很快升高致使油温逐渐达到着火点，造成故障范围内的铁芯过热、熔化、甚至熔化在一起。在这种情况下，若不及时断开变压器，就可能发生火灾或爆炸事故。

1.1.3.油色变化过甚，在取油样进行分析时，可以发现油内含有碳柱和水份，油的酸价，闪光点降低，绝缘强度降低，这说明油质急剧下降，这时很容易引起绕组与外壳间发生击穿事故。

1.1.4.套管有严重的破损及放电炸裂现象，尤其在闪络时，会引起套管的击穿，因为这时发热很剧烈，套管表面膨胀不均，甚至会使套管爆炸。

1.1.5.变压器着火，此时则将变压器从系统切断后，用消防设备进行灭火。在灭火时，须遵守《电气消防规程》的有关规定。

对于上述故障，在一般情况下，变压器的保护装置会动作，将变压器两侧的断路器自动跳闸，如保护因故未动作，则应立即手动停用变压器，并报告调度及上级机关。

2、主变的事故处理 2.1主变的油温过高

2.1.1当变压器的油温升高至超过许可限度时，应做如下检查：

2.1.2.检查变压器的负荷及冷却介质的温度并与以往同负荷及冷却条件相比较。 2.1.3.检查温度计本身是否失灵。

2.1.4.检查散热器阀门是否打开，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10℃，且仍在继续上升时则可断定是变压器的内部故障，如铁芯着火或匝间短路等。铁芯发热可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或硅钢片间的绝缘破坏，此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯着火逐渐发展引起油色逐渐变暗，并由于着火部分温度很快上升致使油的温度渐渐升高，并达到着火点的温度，这时很危险的，若不及时切除变压器，就有可能发生火灾或爆炸事故，因此，应立即报告调度和上级，将变压器停下，并进行检查。

2.2主变漏油和着火时

2.2.1变压器大量漏油使油位迅速下降时，应立即汇报调度。禁止将重瓦斯保护改为作用于信号。有时变压器内部有“吱吱”的放电声，变压器顶盖下形成的空气层，就有很大危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。

2.2.2变压器着火时，应首先切断电源，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，此时要用干式灭火器、或沙子灭火，严禁用水灭火，并注意油流方向，以防火灾扩大而引起其他设备着火。

3主变有载分接断路器的故障

3.1.过渡电阻在切换过程中被击穿烧断，在烧断处发生闪烙，引起触头间的电弧越拉越长，并发出异常声音。

3.2.分接断路器由于密封不严而进水，造成相间闪烙。

3.3.由于分接断路器滚轮卡住，使分接断路器停在过渡位置上，造成相间短路而烧坏。 3.4.调压分接断路器油箱不严密，造成油箱内与主变油箱内的油相连通，而使两相油位指示器的油位相同，这样，使分接断路器的油位指示器出现假油位，造成分接断路器油箱内缺油，危及分接断路器的安全运行。所以，在大型有载调节的变压器油枕上，装有两个油位指示器，一个是指示有载分接断路器油箱内油位，另一个是指示变压器油箱内的假油位，两个油箱是隔离的，所以这两个油位指示是不同的，在运行中应注意检查。

3.5以上故障的处理，值班人员需监视变压器的运行情况，如电流、电压、温度、油色和声音的变化;试验人员应立即取油样进行气相色谱分析;鉴定故障的性质，值班人员应将分接断路器切换到完好的另一档，此时变压器仍继续运行。

4、主变主保护动作时的原因和处理

4.1.瓦斯保护动作时的处理：瓦斯保护根据事故性质的不同，其动作情况可分为两种：一种是动作于信号，并不跳闸;另一种是两者同时发生。

轻瓦斯保护动作，通常有下列原因：

A、因进行滤油，加油而使空气进入变压器。

B、因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。

C、因变压器轻微故障而产生少量气体。

D、由于外部穿越性短路电流的影响。

引起重瓦斯保护动作跳闸的原因，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障，在某种情况下，如检修后油中空气分离得太快，也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。

轻瓦斯保护动作时，首先应解除音响信号，并检查瓦斯继电器动作的原因，根据气体分析，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。

4.2.差动保护动作时的处理

当变压器的差动保护动作于跳闸时，如有备用变压器，应首先将备用变压器投入，然后对差动保护范围内的各部分进行检查。重点检查以下几点：

A、检查变压器的套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪烙的痕迹。

B、检查电缆头是否损伤，电缆是否有移动现象。 C、若检查结果没有上述现象，则应查明变压器内部是否有故障。当变压器内部有损伤时， 则不许将变压器合闸送电。有时差动保护在其保护范围外发生短路时，可能会发生误动，如果变压器没有损伤的象征时，有条件的可将变压器由零起升压试验后再送电，无条件时，则应检查差动保护的直流回路。若没有发现变压器有故障，就可空载合闸试送电，合闸后，经检查正常时，方可与其它线路接通。

若跳闸时一起都正常，则可能为保护装置误动作，此时应将各侧的断路器和隔离开关断开，由试验人员试验差动保护的整套装置。若为电流速断保护动作，其动作的处理可参照差动保护的处理。

4.3.过电流保护动作时的处理

当变压器由于过电流保护动作跳闸时，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，即检查出线线路保护装置的动作情况，各信号继电器有无掉牌，各操作机构有无卡涩等现象。如查明是因为线路出线故障引起的越级跳闸，则应拉开该出线断路器，如查不出是越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部拉开，并检查低压侧母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障象征时，则变压器可在空载的条件下试投一次，正常后再逐路恢复送电;当在试送某一条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供电。若检查发现低压侧母线有明显象征时，则可切除该故障母线后，再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障象征时，则不可合闸送电，而应汇报上级，听候处理。

.4.4 10KV装有零序保护而动作于跳闸时，一般均为系统发生单相接地故障所致，发生事故后，应汇报调度听候处理。

5.母线电压消失的事故处理

5.1.母线电压消失的原因有如下几点：

5.1.1.当靠近断路器的线路侧发生短路没有电抗器，而保护装置或断路器未能动作，以至不能切断短路电流时。

5.1.2.当电源中断以及母线短路或因母线断路器间引线上发生短路时，母线电压就会消失。母线电压消失是系统中最严重事故，应尽可能的迅速处理，使电压恢复。

5.3.2.母线电压消失的事故处理：

在母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号掉牌、继电保护和自动装置的动作情况，以及失压时的外部象征，来判断母线失压的故障性质。

5.3.2.1.若因线路断路器失灵而引起母线电压消失时，应将故障线路手动切断后。 5.3.2.2.若母线短路或有母线到断路器间的引线发生短路而引起母线电压消失时，其外部的象征除了配电屏表计有短路现象外(仪表剧烈摆动，母线电压表为零)。在故障地点还会有爆炸声，冒烟或起火等现象，并可能使连接在故障母线上的主变的断路器及线路断路器跳闸，此时应切除故障母线。

5.3.2.3.若判明故障在送电线路上，即将故障线路切除后还不能消除故障时，则应接到调度命令后，把一切的断路器断开，检查消失电压的母线及其连接送电线路的断路器。如送电线路的断路器已断开，则应检查该断路器上有无电压，等有了电压后再进行合闸，将线路与母线连接。然后再连接其它各条出线。

5.4.6.2、认真做好各项相关记录，发现问题及时与调度联系协商，同时及时将情况向月城供电局生技科运行专责或主管生产副局长汇报。

6.线路断路器事故跳闸的处理

6.1.线路断路器跳闸时，重合闸动作未成功。

6.1.1.解除音响，检查保护动作情况。

6.1.2.检查断路器及出线部分有无故障现象，汇报调度。

6.1.3.如无故障现象，可退出重合闸，在征得调度同意后，值班人员可试送一次。试送成功后，并通知继保人员对重合闸装置进行校验。可恢复重合闸，并报告调度，试送失败后通知调度安排查线。

6.1.4隔离隔离开关的故障处理

6.1.4.1隔离隔离开关拉不开或合不上。 当隔离隔离开关拉不开或合不上时，如因操作机构被卡涩，应对其进行轻轻的摇动，此时注意支持绝缘子及操作机构的每个部分，以便根据它们的变形和变位情况，找出抵抗的地点。

6.1.4.2隔离隔离开关接触部分发热

隔离隔离开关接触部分发热是由于压紧的弹簧或螺栓松动表面氧化所致，通常发展很快。因为受热的影响接触部分表面更易氧化，使其电阻增加，温度升高，若不断的发展下去可能会发生电弧，进而变为接地短路。

6.1.4.3 线路隔离隔离开关发热时，处理发热隔离隔离开关，可继续运行但需加强监视，直到可以停电检修为止。如条件许可，应设法代路运行。 7.电压互感器的事故处理

7.1.电压互感器回路断线

电压互感器高、低压侧熔断，回路接头松动或断线，电压切换回路辅助接点及电压切换断路器接触不良，均能造成电压互感器回路断线。当电压互感器回路断线时：“电压互感器回路断线”光字牌亮，警铃响，有功功率表指示异常，电压表指示为零或三相电压不一致，电度表停走或走慢，低电压继电器动作，同期鉴定继电器可能有响声。若是高压熔断器熔断，则可能还有(接地)信号发出，绝缘监视电压表较正常值偏低，而正常时监视电压表上的指示是正常的。

当发生上述故障时，值班人员应作好下列处理：

1、将电压互感器所带的保护与自动装置停用，如停用110KV的距离保护，低电压闭锁，低周减载，由距离继电器实现的振荡解列装置，重合闸及自动投入装置，以防保护误动。

2、如果由于电压互感器低压电路发生故障而使指示仪表的指示值发生错误时，应尽可能根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并尽可能不改变原设备的运行方式，以避免由于仪表指示错误而引起对设备情况的误判断，甚至造成不必要的停电事故。

3、详细检查高压、熔断器是否熔断。如高压熔断器熔断时，应拉开电压互感器出口隔离隔离开关，取下低压熔断器，并验明无电压后更换高压熔断器，同时检查在高压熔断器熔断前是否有不正常现象出现，并测量电压互感器绝缘，确认良好后，方可送电。如低压熔断器熔断时，应查明原因，及时处理，如一时处理不好，则应考虑调整有关设备的运行方式。在检查高、低熔断器时应作好安全措施，以保证人身安全，防止保护误动作。

7.2.电压互感器低压电路短路

电压互感器由于低电路受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地，便可能发展成两相接地短路，另外，电压互感器内部存在着金属性短路，也会造成电压互感器低压短路，在低压电路短路后，其阻抗减少，仅为副线圈的电阻，所以通过低压电路的电流增大，导致低压侧空开跳闸，影响表计指示，引起保护误动作。此时，如空开容量选择不当，还极易烧坏电压互感器副线圈。

当电压互感器低压电路短路时，在一般情况下高压熔断器不会熔断，但此时电压互感器内部有异常声音，将低压拉开后并不停止，其它现象则与断线情况相同。

当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：

当发生低压回路短路时，如果高压熔断器未熔断，则可拉开其出口隔离开关，将故障电压互感器停用，但要考虑在拉开隔离隔离开关时所产生弧光和危害性。 7.3.电压互感器高压侧或低压侧一相保险熔断，对B相熔断，指示为0，不影响线电压。

当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：

若高压侧熔断器一相熔断时，应立即拉开电压互感器隔离隔离开关，拉开低压侧空开，并做好安全措施，在保证人身安全和防止保护动作的情况下，再换熔断器。

第二篇：110KV升压站设备安装(DOC)

莱州龙泰热电有限公司 110KV升压站设备安装

施工技术安全组织措施

一.工程概况：

110KV升压站设备安装，主要工作内容包括：主变压器安装、起动备用变压器安装、110KV GIS设备安装、母线安装,根据图纸会审记录，施工范围如下;

(一) 电气设备清单：

1 110KV GIS设备

ZF10-126

4台; 2 升压变压器

S10-40000/110 121/10.5KV 1台; 3 起动备用变压器

SZ10-10000/110 115/10.5KV 1台; (二)工程施工内容： 1. 变压器安装; 2. 110KV GIS设备安装; 3. 母线安装; 4. 接地系统敷设; 5. 系统调试;

二.措施编写依据：

1.济南设计研究院设计的莱州龙泰热电有限公司《110KV升压站设备安装》; 2.国家有关施工验收规范《高压电器施工及验收规范》、《电力变压器施工及验收规范》、《母线装臵施工及验收规范》、《接地装臵施工及验收规范》、《电气设备交接试验标准》;

3.根据现场条件及合同规定;

-1- 三.施工工期：

二○○四年 月 日至 年 月 日; 四.施工方案及顺序： 1.设备就位： ①变压器就位;

②110KV GIS设备就位; 2.变压器安装： ①变压器器身检查; ②本体及附件安装; ③注油;

④整体密封检查; 3.开关柜安装：

①六氟化硫封闭式组合电器安装及调整; ②六氟化硫气体充注; 4.母线安装： ①硬母线加工; ②硬母线安装;

③悬式绝缘子及架空线安装; 5.接地系统安装： (1)接地极埋设; (2)接地干线敷设; 6. 电气设备调试; 五.施工前的准备工作：

1. 熟悉图纸及有关资料，组织图纸会审，认真作好会审记录。

2. 组织施工人员熟悉图纸和技术资料，领会施工意图，吃透施工工艺。

-2- 3. 当110KV GIS设备到货后，要进行开箱检查、清点。六氟化硫封闭式组合电器运到现场后的检查应符合下列要求：

①包装应无残损;

②所有元件、附件、备件及专用工器具应齐全，无损伤变形及锈蚀; ③瓷件及绝缘件应无裂纹及破损;

④充有六氟化硫等气体的运输单元或部件，其压力值应符合产品的技术规定; ⑤出厂证件及技术资料应齐全。

4. 当变压器到达现场后，要及时进行下列外观检查： ①首先检查变压器的规格与设计要求是否相符;

②油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好; ③油箱箱盖及封板的联接螺栓应齐全 ，紧固良好，无渗漏; ④充气运输的变压器，油箱内应为正压，其压力为0.01-0.03Mpa; ⑤绝缘油应储藏在密封清洁的专用容器内;

⑥每批到达现场的绝缘油均应有试验记录，并取样进行简化分析。

5. 采用的设备及器材均应符合国家现行技术标准的规定，并应有合格证件。设备应有铭牌。

5 土建工程应具备下列条件：对不合乎标准的请其整改。 ①屋顶、楼板施工完毕，不得渗漏;

②室内地面的基层施工完毕，并在墙上标出地面标高;

③所有予埋件、予留孔应符合基础施工图纸设计要求;予埋件要牢固，基础型钢要横平竖直，水平误差≤1‰;

④施工设施拆除，室内场地及电缆沟应清扫干净。

-3- ⑤混凝土基础及构架达至允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求;

5. 准备施工用的工具及材料，如电钻，电焊机、电锤、登梯、大绳、手动葫芦、绳套、千斤顶等。

六.设备安装工序及质量标准：

(一)主变压器及起动备用变压器安装： (S10-40000/ 110 1台 自重约60t，SZ10-10000/ 110 1台 自重约29t，) 1主变压器就位：先在主变室前清理场地，用Φ36圆钢做滚杠。主变压器用80T汽车吊将变压器吊至的滚杠上，用两台10T手动葫芦做牵引，将主变压器牵引至室内安装位臵上。用千斤顶调整变压器，使变压器准确位于安装位臵上。附件吊至变压器室内不影响主变安装位臵存放;

2 排氮：变压器运输时一般为充氮运输，进行安装前应进行排氮;变压器采用排氮方法，可根据生产厂家的规定进行;

采用注油排氮时，绝缘油必须经净化处理，注入变压器的油应符合下列要求：

电气强度：

不应小于40KV 含水量：

不应大于20ppm tgδ：

不应大于0.5% 注油排氮前应将油箱内的残油排尽。油管应采用钢管，内部应进行彻底除锈且清洗干净。绝缘油应经脱气净油设备(真空净油机)从变压器下部阀门注入变压器内，氮气经顶部排出油应注至油箱顶部将氮气排尽。最终油位应高出铁芯上沿100mm以上。油的静臵时间应不小于12h。

当采用抽真空进行排氮时，排氮口应装设地空气流通处。破坏真空时应避免潮湿空气进入。当含氧量未达到18%以上时，人员不得进入。

3 变压器器身检查：变压器到达现场后应进行器身检查。如制造厂规定可不进行时，可不进行器身检查。

-4- 器身检查时，应符合下列规定：

⑴周围空气温度不应低于0℃，器身温度不应低于周围空气温度;当器身温度低于周围空气温度时应将器身加热，使器身温度高于周围空气温度10℃。

⑵当空气相对湿度小于75%时，器身暴露在空气中的时间不得超过16h。 ⑶调压切换装臵吊出检查 、调整时，暴露在空气中的时间应符合标准规定。 ⑷空气相对湿度或露空时间超过规定时，必须采取相应的措施。

进行检查前，准备好贮存变压器油的油桶和垫放铁芯的道木等物品。先开始进行变压器放油，如变压器为不带油运输可直接进行器身起吊。器身起吊采用两台20t手动葫芦，进行起吊，起吊时吊索与铅垂线的夹角不应大于30°。起吊过程中，器身与箱壁不得有碰撞现象。器身检查前，必须让器身在空气中暴露15分钟以上，待氮气充分扩散后进行。

铁芯吊出后，应立即检查，并有专人负责记录，将发现的问题和处理的结果记录下来。用干净的白布擦净绕组、铁芯支架及绝缘隔板，并检查、清除铁芯上的铁屑等金属附着物等。

器身检查的主要项目和要求：

①运输支撑和器身各部位应无移动现象，运输用的临时防护装臵及临时支撑应予拆除，并经过清点作好记录以备查。

②所有螺栓应紧固，并有防松措施;绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。 ③铁芯检查：

⑴铁芯应无变形，铁轭与夹件间的绝缘垫应良好; ⑵铁芯无多点接地;

⑶铁芯外引接地的变压器，拆开接地线后铁芯对地绝缘良好;

⑷打开夹件与铁轭接地片后，铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件间的绝

-5- 缘应良好;

⑸当铁轭采用钢带绑扎时， 钢带对铁轭的绝缘应良好; ⑹打开铁芯屏蔽接地引线，检查屏蔽绝缘应良好; ⑺打开夹件与线圈压板的连线，检查压钉绝缘应良好; ⑻铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。 ④绕组检查：

⑴绕组绝缘层应完整，无缺损、变位现象; ⑵各绕组应排列整齐，间隙均匀，油路无堵塞; ⑶绕组的压钉应紧固，防松螺母应锁紧。

⑤绝缘围屏绑扎牢固，围屏上所有线圈引出处的封闭应良好。

⑥引出线绝缘包扎牢固，无破损、拧弯现象;引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，固定支架应紧固;引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，焊接良好;引出线与套管的连接应牢靠，接线正确。

⑦无励磁高压切换装臵各分接头与线圈的连接应紧固正确;各分接头应清洁，且接触紧密，弹力良好;所有接触到的部分，用0.05×10mm塞尺检查，应塞不进去;转动接点应正确地仪在各个位臵上，且与指示器所指位臵一致;切换装臵的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损;转动盘应动作灵活，密封良好。

⑧有载调压切换装臵的选择开关、范围开关接触良好，分接引线应连接正确、牢固，切换开关部分密封良好。

⑨绝缘屏障应完好，且固定牢固，无松动现象。 ⑩检查各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。

器身检查完毕后，必须用合格的变压器油进行冲洗，并清洗油箱底部，不得有遗留杂物。箱壁上的阀门应开闭灵活。指示正确。检查处理完毕即可将铁芯吊入油箱。在铁芯吊入油箱前，应进行缺陷处理并进行电气试验，即测量绕组的绝缘电阻;当时间允许时还应测量绕组的直流电阻;绕组的吸收比;测量切换开关接点的接触电阻等。然后将

-6- 顶盖与油箱之间的密封衬垫放好，放下铁芯，将盖板上的螺栓相对地拧紧，以免造成密封衬垫在顶盖与油箱间压紧不均匀而发生渗油现象。

4变压器本体及附件安装：变压器本体就位后，调整变压器，使变压器沿油枕方向有1%—1.5%的升高坡度，变压器应可靠固定在予埋基础上。冷却装臵、储油柜、气体继电器等附件安装用手动葫芦吊起，至安装位臵进行连接。

①变压器密处理，所有法兰连接面应平整、清洁;密封垫应擦拭干净，安装位臵应准确;密封垫采用耐油密封垫，搭接处的厚度与原厚度相同，橡胶密封垫的压缩量不宜超过其厚度的1/3。

②有载调压切换装臵安装：

⑴传动机构中的操作机构、电动机、传动齿轮和杠杆应固定牢靠，连接位臵正确，操作灵活，无卡阻现象;

⑵切换开关的触头及其连接线应完整无损，且接触良好;其限流电阻应完好，无断裂现象。

⑶切换装臵的工作顺序应符合产品出厂要求;切换装臵在极限位臵时，其机械联锁与极限开关的电气联锁动作应正确。

⑷位臵指示器动作正常，指示正确。

⑸切换开关油箱内应清洁，油箱应做密封试验，且密封良好;注入油箱中的绝缘油，其绝缘强度应符合产品的技术要求。

③冷却装臵安装：

⑴冷却装臵在安装前按照制造厂规定的核动力值用气压或油压进行密封试验，散热器、强迫油循环风冷却器，持续30分钟无渗漏;

⑵前用合格的绝缘油经真空净油机循环冲冼干净，并将残油排尽。

-7- ⑶冷却装臵安装完毕后立即注满油。

⑷风扇电机及叶片安装牢固，转动灵活，无卡阻;试转时应无振动、过热;叶片应无热情扭曲变形或与风筒碰擦等情况，转向应正确;电动机的电源配线彩具有耐油性能的绝缘导线。

⑸管路中的阀门操作灵活，开闭位臵正确;阀门及法兰连接处应密封良好。 ⑹外接油管路在安装前，进行彻底除锈且清洗干净;管道安装后，油管涂黄漆，水管涂黑漆，并有流向标志。

④储油柜安装：

储油柜安装前，应清洗干净;

油位表动作灵活，与储油柜的真实油位相符。油位表的信号接点位臵正确，绝缘良好。

⑤气体继电器安装：气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，与连通管的连接应密封良好。

⑥压力释放装臵的安装方向应正确;密封良好，电接点应动作准确，绝缘应良好。 ⑦吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好;管道应通畅;吸湿剂应干燥; ⑧测温装臵安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通良好。 ⑨套管安装：

套管安装应进行检查： ⑴瓷套表面应无裂缝、伤痕;

⑵套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净; ⑶套管应经试验合格;

⑷充油套管无渗油现象，油位指示正常。

-8- 套管应采用真空注油方式，高压套管穿缆的应力锥进入套管的均压罩内，引出端头与套管顶部接线柱连接处应擦拭干净，接触紧密;高压套管与引出线接口的密封波纹盘结构的按照制造厂规定进行。

⑩靠近箱壁的绝缘导线、排列应整齐，有保护措施;接线盒密封良好。

4 变压器注油：绝缘油必须按现行的国家标准《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》的规定试验合格后，方可注入变压器中。

注油前，变压器应进行真空处理，真空度应达到0.08Mpa，开始注油。注油全过程保持真空。注入的油温应高于器身温度。注油速度不宜大于100L/min。注油后，应继续保持真空，保持时间不得少于2h。

注油时，宜从下部油阀进油;注油加至距顶面约200mm左右或按制造厂规定执行，同时油必须淹过线圈绝缘以防受潮。

注油时，设备各接地点及油管道应可靠地接地。

往变压器内加注补充油时，应通过储油柜上专用的添油阀，并经净油机注入，注至储油柜额定油位。注油时排放本体及附件内的空气，少量空气可自储油柜排尽。

注油完毕后，其静臵时间不应少于24h;

静臵完毕后，应从变压器的套管、冷却装臵、气体继电器及压力释放装臵等有关部位进行多次放气，直到残余气体排尽。

5 变压器整体密封检查：

变压器安装完毕后，就在储油柜上用油压进行整体密封试验，其压力为油箱盖上能承受0.03Mpa压力，试验时间为24h。试验时应随时检查变压器的储油柜、油箱、散热器、油门各部分是否渗油，应注意观察油箱和油枕等有无变形。

(二) 110KV SF6组合电器安装：

SF6组合电器用吊车吊至升压站门口，用站内单臂悬梁吊车吊至设备基础上进行组装，如吊车未安装，可支起三角架，用5T手动葫芦将组合电器吊至设备基础上。吊绳要用干净的尼龙绳或有保护层的钢丝绳，以防止损伤设备和由于污染影响法兰面的密封性

-9- 能。

1 110KV SF6组合电器装配前，应进行下列检查： ① 组合电器元件的所有部件应完整无损。

② 瓷件应无裂纹，绝缘件应无受潮、变形、剥落及破损。

③ 组合电器元件的接线端子、插接件及载流部分应光洁，无锈蚀现象。 ④ 各分隔气室气体的压力值和含水量应符合产品的技术规定。 ⑤ 各元件的紧固螺栓应齐全、无松动。

⑥ 各连接件、附件及装臵性材料的材质、规格及数量应符合产品的技术规定。 ⑦ 支架及拉接地引线应无锈蚀或损伤。 ⑧ 密度继电器和压力表须经检验合格。 ⑨ 母线和母线筒内壁应平整无毛刺。 ⑩ 防爆膜应完好。

制造厂已装配好的各电器元件在现场组装时，不做解体检查;如有缺陷必须在现场解体时，应经制造厂同意，并在厂方人员指导下进行。

2 SF6组合电器安装与调整：

SF6组合电器装配前，应对组合电器的基础及预埋槽钢的水平误差进行检验，保证符合制造厂的技术要求。只有保证基础及预埋槽钢的水平度才能使组装就位工作顺利进行。如果基础或预埋槽钢的水平误差超过制造厂的规定，应及时汇报给工程监理和建设单位，采取措施进行整改。

组合电器元件的装配，应符合要求如下：

① 装配工作应在无风沙、无雨雪、空气相对湿度小于80%的条件下进行，并采取防尘、防潮措施。

-10- 防尘防潮措施可采取以下措施： ⑴在作业现场铺上草帘，并用水喷洒。

⑵利用周围的设备支架和构架，用帆布搭设成4m高的围栅。

⑶在处理罐体两侧端盖密封面时，用塑料罩嵌入端盖面的内侧，最大限度地防止尘埃及潮气侵入罐体。

② 按照制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。

③ 使用的清洁剂、润滑剂、密封脂和擦拭材料必须符合产品的技术规定。 ④ 密封槽面应清洁、无划伤痕迹;已用过的密封垫不得使用;密封脂时，不得使其流入密封垫内侧面与六氟化硫气体接触。

⑤ 盆式绝缘子清洁、完好。

⑥ 按照产品的技术规定选用吊装器具及吊点。

⑦ 连接插件的触头中心应对准插口，不得卡阻，插入深度符合产品的技术规定。 ⑧ 连接螺栓的紧固均应使用力矩扳手，力矩值符合产品的技术规定。 ⑨ 应按照产品的技术规定更换吸附剂。

⑩ 设备接线端子的接触表面应平整、清洁、无氧化膜，并涂以薄层电力复合脂;镀银部分不得挫磨;载流部分其表面应无凹陷及毛刺，连接螺栓应齐全、紧固。

3 六氟化硫气体管理及充注：

① 六氟化硫气体的技术条件：六氟化硫气体的技术条件应符合国家标准《电气装臵安装工程高压电器施工及验收规范》中表5.3.1的规定。

② 新六氟化硫气体应具有出厂试验报告及合格证件。运到现场后，每瓶应作含水量检验;

③ 六氟化硫气体充注前，充气设备及管路洁净、无水分、无油污;管路连接部分无

-11- 渗漏。对充气管路，连接部件在连接前可采用体积比为5%的稀盐酸或重量比为5%的稀碱浸洗，然后用水冲净，风干后再用汽油洗涤全加热干燥。气体充入前按产品的技术规定对设备内部进行真空处理，为防止抽真空时因停电或误操作而引起真空泵油或麦式真空计的水银倒灌事故，在管路的一侧加装逆止阀或电磁阀。

④ 组合电器安装完毕后，进行电器及其传动机构的联动试验，联动无卡阻现象;分、合闸指示正确;辅助开关及电气闭锁动作正确可靠。

4母排安装： ① 硬母线安装：

母线安装首先检查所有支柱绝缘子无裂纹、破损;检查母线表面应光洁平整，不应有裂纹、折皱、夹杂物及变形和扭曲现象。母线伸缩节不得有裂纹、断股和折皱现象。

母线加工表面必须光洁平整，螺栓紧固、垫圈及锁紧装臵齐全。施工时必须矫正平直，弯制母线弯曲处严禁有缺口和裂纹。矩形母线应进行冷弯，不得进行热弯。

母线搭接应采用镀锌螺栓、螺母、垫圈，母线搭接面用刮刀刮除表面氧化膜后需保持清洁，并涂上电力复合脂，母线搭接长度不小于母线宽度，搭接位臵离支柱绝缘子顶帽边缘50mm以上，接触面的连接应紧密，连接螺栓应用力矩扳手紧固，其紧固力矩值应符合标准的规定。

母线在支柱绝缘子上固定平整牢固，不使其所支持的母线受到额外应力， 母线的固定金具不构成闭合磁路，当母线平臵时，母线支持夹板的上部压板与母线保持1-1.5mm的间隙，母线立臵时，上部压板与母线保持1.5 -2mm的间隙。

② 软母线架设：由于软母线安装高度高，需搭脚手架进行安装。

架设前检查软母线(钢芯铝铰线)不得有扭结、松股、断股、其它明显的损伤和严重腐蚀等缺陷。采用的金具应有质量合格证，规格符合设计要求，零件配套齐全，金具表

-12- 面光滑，无裂纹、伤痕、砂眼、锈蚀、滑扣等缺陷，锌层无剥落。绝缘子采用棒形悬式合成绝缘子安装前应按国家标准的规定试验合格。

软母线与母夹连接采用螺栓连接。切断导线时端头应加绑扎，端面应整齐、无毛刺。软母线与耐张线夹及设备线夹连接时，必须缠绕铝包带。软母线和线夹连接时，导线及线夹接触面清除氧化膜，并用汽油或丙酮清洗，导电接触面涂以电力复合脂。螺栓连接线夹用力矩扳手紧固。

母线引下线安装后，应呈悬链状自然下垂;软母线与电器接线端子连接时，不应便电器接线端子受到超过允许的外加应力。母线与构架及导线间的安全距离必须满足规范的规定。

(三) 接地系统安装：

(1) 所有电气设备的金属外壳以及设备，电缆支架，预埋电缆管以及室内外金属构件均应与接地网可靠连接。

(2) 接地极用镀锌角铁，埋设深度不小于700mm，角铁应垂直配臵。接地极的间距不宜小于5m。

(3) 接地干线用热镀锌扁铁，截面不得小于100mm2，搭焊时，搭焊长度不得小于扁钢宽度的2倍。接地线室内部分沿墙、地板及电缆沟敷设。接地线在穿过墙壁和地坪处应加装钢管保护。

⑷ 接地干线与基础型钢连接时应不少于两处。接地支线与接地干线相连，严禁串联接地。

⑸直接接地的变压器中性点采用单独的接地线与接地干线相连，组合电器的外壳按制造厂规定接地，法兰片间采用跨接线连接。

⑹接地体敷设完后，土沟回填土内不应有石块和建筑垃圾，外取的土壤不得有较强

-13- 的腐蚀性，回填土时应分层夯实。

(四) 变压器中性点接地设备安装：

1 设备安装前对避雷器、隔离开关进行外观检查，瓷件无破损、裂纹 ，所有的部件、附件、应齐全 ，无损伤变形及锈蚀。

2 中性点设备安装支架固定牢靠，位臵正确，防腐处理良好。

3 隔离开关安装及机构安装应牢固，手动分、合闸，机构动作应正常，闭锁装臵动作灵活、准确可靠。

4 避雷器安装应垂直，放电记数器密封良好、动作可靠，接地应可靠。 (五) 电气设备调试：

设备的调试工作主要包括110KV组合电器、主变压器试验(包括耐压，直流电阻测定、绝缘电阻等)。

1 110KV组合电器调试：

⑴主回路的导电电阻

不超过产品技术条件规定值的1.2倍

⑵主回路的耐压试验

出厂电压的80% ⑶密封性试验

每个气室漏气率不大于1% ⑷测量六氟化硫气体微量水含量

有电弧分解隔室

小于150ppm

无电弧分解隔室

小于500ppm

⑸组合电器的操动试验

按产品技术条件的规定进行

⑹气体密度继电器、压力表和压力动作阀的校验符合产品技术条件的规定 2 主变压器调试工作：

⑴绕组同套管的直流电阻

相间不平衡率≤2%

⑵所有分接头的变压比

≤±0.5%

-14- ⑶接线组别

与设计相符 ⑷绝缘电阻、吸收比

≥出厂试验的70%

吸收比≥1.3

⑸介质损耗角正切值tgδ： tgδ≤出厂试验的130%

⑹直流泄漏40KV

20℃时≤50μA

⑺ 交流耐压 170KV ⑻测量与铁芯绝缘的各紧固件及

铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻 (2500V兆欧表)

无击穿现象

⑼绝缘油试验

按《电气设备交接试验标准》

⑽有载调压切换装臵的检查和试验

⑾额定电压下对变压器进行5次冲击合闸试验 ⑿检查变压器的相位与电网一致

3 母线调试工作：

⑴悬式合成绝缘子

230KV或根据制造厂要求

⑵10KV支柱绝缘子

42KV 八.电气设备试送电：

电气设备送电时应单独编制送电安全组织技术措施。 九.劳动纪律及安全注意事项：

1.在施工前，所有参加施工人员，必须认真学习本措施，由队长对施工人员进行劳动分工，工作时所有工作人员应服从指挥，遵守劳动纪律，对工作不得马虎从事，说话行事必须尊重科学、实事求是，要树立以人为本、安全第一的思想，要做到不安全，不施工。工作时由带班队长负责监督本队的安全工作。

2.施工中严格遵守安全规程，不得打闹、开玩笑，一切行动听指挥

-15- 3.在施工过程中，由带班队长负责详细记录每天、每个人的工作项目及内容。以便追究其安全及质量责任。

4.在施工前四小时内严禁饮酒，否则不准进入现场施工。

5.每天在电焊或气割前，必须用水将施工现场喷洒一遍，施工完后或下班前再用水将施工现场喷洒一遍，必须消灭火种确保安全。

6.在使用气焊(割)时，氧气瓶与乙炔瓶的放臵和距火种以及电焊机的距离不得小于7米。

7.在使用电焊时，电焊机底线必须搭接在焊接附近，并联接良好。

8.电、气焊工在工作时，必须按规定穿、戴防护用品。在操作时必须按操作规程进行操作。

9.起吊主变、变压器附件及110KV组合电器时，首先要知道被吊件的重量和重力分布情况，选择好吊点和起吊索具。在起吊前必须对索具进行细致检查，使钢绳扣无锈蚀、断丝、变形、磨损等现象。使卸扣无滑扣、无变形、无裂痕、无缺陷等现象。手动葫芦必须无滑链，自锁可行。

10.起吊必须分两步进行，首先进行试吊(试吊高度不大于100mm)，对所用的起吊索具、葫芦、起重梁、起重机、三角架及汽车吊等进行全面的细致检查，确认安全可靠后，方可正式起吊。

11. 在起吊过程中，严禁吊件下有人作业或穿行。

12. 在起吊变压器及110KV组合电器时，就严格按照制造厂的产品的技术规定选用吊装器具及吊点。

13.所有登高工作人员都必须配带安全带，将安全带拴在安全可靠的构件上，以确保安全。

14.凡患有高血压、心脏病、恐高症等不利于高空作业的病症，不能从事登高作业。 15.在脚手架上铺设木板时，必须用麻绳捆扎牢固，严禁使用探头板。本板厚度不得小于70㎜，并且无腐朽、无裂纹等缺陷。

-16- 16.在向高处送递或在空处传递物件、工具时，严禁抛掷。必须要有绳往上提或手递手传递。

17.同一上、下位臵，无安全保护设施严禁双层作业。 18.施工时不准带电接线和移动电缆。

19.在电器试验和试送电时，要有保证安全的组织措施，即：工作票制度、工作许可证制度、工作监护制度。要有保证安全的技术措施：即停电、验电、装臵接地线、挂牌指示等制度。

20.在调试及试运行过程中，对各种设备不能随意操作，必须有指挥、有顺序地进行。若发现有异常情况，必须立即汇报，以采取有效措施，防止事故发生。

21.设备搬运过程中要防止翻倒、冲击和震动。

22. 所有施工人员必须坚守岗位，未经领导同意不得擅自脱岗。 23. 非工作人员一律不得进入升压站内。

24. 一定要遵重甲方人员的言行，诚恳接受甲方人员的意见和检查，不得顶撞甲方人员或出现一些不礼貌的言语或行为。

25. GIS设备为六氟化硫封闭式组合电器在运输和装卸过程中不得倒置、倾翻、碰撞和受到剧烈的震动。

26. 冲冼器身时往往由于静电感应而产生高电压，因此冲冼进不得触及引出线端头裸露部分，以免触电。

27. 真空注油工作不应在雨天或雾天进行。

28. 变压器抽真空时，必须将在真空下不能随机械强度的附件，如储油柜、安全气道等与油箱隔离。

29. 器身检查时，地面应清理干净，并洒水降尘。 30. 器身检查时不宜在雨天及雾天进行。

31. 试运行时，要严密监视设备运行，发现问题及时汇报，以便采取措施处理，防止事故进一步扩大。

-17- 32. 所有施工人员必须配戴安全帽等劳动保护物品。 33. 六氟化硫气瓶的搬运和保管，应符合下列要求：

①六氟化硫气瓶的安全帽、防震圈应齐全，安全帽应拧紧;搬运时应轻装轻卸，严禁抛掷溜放。

②气瓶应存放在防晒、防潮和通风良好的场所;不得靠近热源和油污的地方，严禁水分和油污粘在阀门上。

③六氟化硫气瓶与其它气瓶不得混放。

十. 劳动组织：

1 项目负责人：

2 施工现场负责人：

3 技术负责人：

4 施工人员：

15人

-18-

第三篇：220KV升压站受电措施

符合部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》和《火电工程调整试运质量检验及评定标准》的要求

220KV升压站受电措施 1. 系统概况 1.1 受电目的

通过220KV升压站受电，检验线路、开关、母线等受电范围内

一、二次设备的正确性。并且为高、低压厂用电受电做好准备工作

1.2 220kV升压站，220kV电气主接线采用双母线，不设旁路母线。220kV升压站采用户外配电装置。本次受电的电源来自220kV线路厂固Ⅰ，经220kV线路开关送至220kV母线。 2. 编写本措施主要依据 2.2 施工图的修改通知单 2.3 制造厂的说明书及图纸资料

2.4 《电气设备交接试验标准》(1992年版) 2.5 《火电工程启动调试工作规定》

2.6 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(1996年版) 2.7 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 2.8 《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分) 2.9 《电业安全工作规程》(发电厂和变电所部分) 2.10 《火电机组达标考核标准》(2001年版) 3. 受电范围

220kV母线(Ⅰ段、Ⅱ段)、 220kV厂固(Ⅰ)开关、母联开关及附属设备。 4. 主要设备概况 4.1 220kV断路器

型号：3AQ1 EG(EE)型SF6断路器 额定电压：220kV 额定电流：3150A 额定开断电流：50kA 额定频率：50Hz 4.2 220kV隔离开关 额定电压：220kV 额定电流：2500A 额定频率：50Hz 4.3 220kV电流互感器 额定电压：220kV 额定频率：50Hz 额定变比：2×1250/1A 额定负载：50VA 4.4 220kV电压互感器 额定电压：220kV 额定频率：50Hz 额定变比：220/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1 额定负载：150VA 4.5 母线保护

型号：BP-2B、RCS-915A/B、LEP-923C 4.6 厂固(Ⅰ)线路保护

型号：CSL101B-S、LFP-931A、CZX-12A 5. 受电前应具备的条件 5.1 场地环境应具备的条件

5.1.1 受电范围内的所有建筑项目完成，并经质检部门验收合格。 5.1.2 受电范围内场地平整，所有孔洞、沟盖盖好，照明充足。 5.1.3 照明、通风、消防、通讯系统能满足受电要求。 5.1.4 受电范围内按设计要求配置消防器材。

5.1.5 受电范围内建筑工程已完成，门窗齐全，障碍物已清除，验收合格。

5.1.6 受电范围内各种运行标示牌已准备就绪，各设备代号已编好并贴、印完毕，一次设备挂有明显安全标识牌，并应有“高压危险”、“设备已带电”、“严禁靠近”等字样。

5.1.7 受电措施经过试运指挥部批准，并成立受电指挥小组，明确指挥系统和参加人员，并组织交底，明确责任。

5.1.8 受电前经过质监中心站监检合格，确认具备受电条件。 5.2 设备系统应具备的条件

5.2.1 线路隔离刀闸(221-5)应在线路厂固(Ⅰ)受电前做好试操作，确认此刀闸动作灵活、可靠。 5.2.2 220KV线路厂固(Ⅰ)已受电至线路隔离刀闸(221-5)进线端，(221-5)处于分闸位置，并已完成试运行。

5.2.3 受电范围内的一次、二次电气设备已安装完毕，相关电力、控制、讯号、通讯等电缆敷设接线完成，安装记录齐全，并经规定的验收程序验收合格。

5.2.4 受电范围内的一次、二次设备接地良好，符合规范，并验收合格。 5.2.5 受电范围内母线试验已按程序完成。 5.2.6 受电范围内断路器的试验已按程序完成。 5.2.7 受电范围内隔离闸刀的试验已按程序完成。

5.2.8 受电范围内断路器、闸刀电气闭锁试验已按程序完成。 5.2.9 受电范围内电压、电流互感器的试验已按程序完成。 5.2.10 受电范围内继电保护装置的试验已按程序完成。 5.2.11 受电范围内设备的控制系统的试验已按程序完成。 5.2.12 受电范围内设备的传动试验及联锁试验已按程序完成，。 5.2.13 受电范围内测量仪表、信号系统的试验已按程序完成。 5.2.14 受电范围内的交流二次回路经查线正确，CT、PT极性正确。 5.2.15 蓄电池组安装完毕、充放电调试完毕，并验收合格。浮充正常。 5.2.16 直流屏安装完毕、校验、调试完毕，并验收合格，能投入使用。 5.2.17 直流系统安装完毕，安装记录齐全，并经规定的验收程序验收合格。

5.2.18 直流系统交接试验程序已完成，试验记录齐全，并经规定的验收程序验收合格。

5.2.19 UPS装置安装完毕，交接试验程序已完成，试验记录齐全，并经规定的验收程序验收合格，能投入使用。

5.2.20 故障录波器安装完毕，安装记录齐全，并经规定的验收程序验收合格。

5.2.21 NCS系统安装已完成，且调试已完成，记录齐全，并经规定的验收程序验收合格，具备投运条件。 5.2.22 受电范围内直流事故照明安装、调试已完成，并经规定的验收程序验收合格。 5.2.23 一次接地网施工完毕，接地电阻测试符合标准要求。并经规定的验收程序验收合格。 6. 受电前准备工作 6.1 测量220KV母线绝缘，并且合格。

6.2 受电范围内的断路器、闸刀等按设计要求逐项进行试操作。 6.3 将受电范围内测量仪表及信号系统投入运行。 6.4 放好受电范围内电压互感器熔丝，并且有足够的备品。 6.5 放好受电范围内设备的直流熔丝，并且有足够的备品。 6.6 做好电压互感器二次回路消谐措施。 6.7 完成厂固(Ⅰ)线路保护的对调。 6.8 核对母线保护、线路保护定值。

6.9 将受电范围内所有的断路器及隔离闸刀放在冷备用状态(221-5应悬挂相应的警告牌)。 6.10 打开受电范围内所有设备的接地闸刀，并经检查确认(221-5XD应挂相应的警告牌)。 6.11 做好受电范围内设备与外界的安全隔离工作，并且有明显标志，以保证人身安全。 6.12 准备受电所需的仪器、仪表、图纸资料。

6.13 通讯设备配备齐全。各开关室、控制室固定电话开通，并配备一定量的对讲机。 6.14 按调度和电厂要求投入受电设备的保护。 6.15 受电范围的系统图、模拟图已制作，并能使用。 6.16 各类运行表格已经准备齐全。

6.17 电厂运行人员必须配备齐全，应经培训考试合格，并持证上岗。 6.18 运行规程、制度、事故处理规程齐全，并经过审批。 6.19 设备操作工具齐全，并放在设备间内，便于使用。 6.20 电气Ⅰ、Ⅱ种工作票备齐，做好受电后代管运行有关准备。

6.21 向电网主管部门办理申请，并且得到许可，严格按批准时间及日期进行受电。 7. 受电程序及试验内容

受电程序按220kV线路开关、Ⅰ母线、母联开关、Ⅱ母线的顺序编制和进行。设备空载带电试运行24小时，然后进入正式运行阶段。 7.1 220kV系统受电

7.1.1 检查受电范围的接地刀闸均在分闸位置。

7.1.2 检查线路厂固(Ⅰ)开关(221)、线路刀闸(221-

5、221-

1、221-2)均在分闸位置。 7.1.3 检查母联开关(201)、母联刀闸(201-

1、201-2)均在分闸位置。

7.1.4 检查01启动/备用变开关(2112)、刀闸(2112-

1、2112-2)均在分闸位置。 7.1.5 受电范围外的设备均放在冷备用状态。 7.1.6 投入母线(Ⅰ、Ⅱ)PT二次熔丝。

7.1.7 合上母线(Ⅰ、Ⅱ)PT刀闸(21-

7、22-7)。

7.1.8 合上线路厂固(Ⅰ)刀闸(221-5)、Ⅰ母刀闸(221-1)。 7.1.9 按调度和电厂要求投入220kV的线路保护、母线保护。

7.1.10 Ⅰ母线冲击试验(按调度指令，冲击三次，每次间隔五分钟)。 (1) 合上220kV线路厂固(Ⅰ)开关(221)，第一次对Ⅰ母线冲击。 (2) 检查Ⅰ母受电后应无异常并测量Ⅰ母线PT电压值、相序。 (3) 进行线路PT与母线PT二次核相。

(4) 测量正常后，分开220kV线路厂固(Ⅰ)开关(221)。

(5) 合上220kV线路厂固(Ⅰ)开关(221)进行第二次至第三次Ⅰ母线冲击。第三次Ⅰ母线冲击结束后，线路厂固(Ⅰ)开关(221)放在合闸位置。

7.1.11 Ⅱ母线冲击试验(按调度指令，冲击三次，每次间隔五分钟)。 (1) 合上母联闸刀(201-

1、201-2)。

(2) 投入母线充电保护，合上母联开关(201)，第一次对Ⅱ母线冲击。 (3) 测量Ⅱ母受电后应无异常并测量母线PT电压值、相序。 (4) 进行Ⅰ母线PT与Ⅱ母线PT核相。 (5) 测量正常后，分开母联开关(201)。

(6) 合上母联开关(201)，进行第二次至第三次Ⅱ母线冲击。第三次Ⅱ母线冲击结束后，退出母线充电保护。 8. 质量标准

8.1 在升压站、母线受电及冲击试验时，应做到PT二次回路电压正常，相序正确，Ⅰ母线段与Ⅱ母线段相位正确。

8.2 各电气开关操作灵活，动作正常，故障时，能及时动作。 8.3 所有表计指示灵活、正确。 8.4 所有继电保护工作正常。 8.5 受电试验一次成功。 9. 环境和职业安全健康管理

9.1 从申请受电操作开始，允许进入220kV系统、升压站的工作人员，均应认为该部分已带电，任何人不得随便接触带电设备。

9.2 对一次设备充电时，现场应有专职人员监视和检查，发现异常必须停止试验，待查明原因及处理后继续进行试验。

9.3 整个试验必须服从统一指挥，操作人员根据指定的指挥人员指令执行各项操作。试验人员不得随意改变作业程序，如必须更改，应与指挥人员联系，获得同意后由指挥人员发令才能操作。

9.4 已带电设备应做好明显标记，并挂上警示牌，认真检查受电设备与施工设备之间的隔离情况，应安全可靠。

9.5 升压站受电后，门必须上锁，作业人员必须严格执行工作票制度。要配备好安全用器具，如：绝缘手套、绝缘靴、专用接地线、高压验电棒等。

9.6 在受电过程中，所产生的废旧电池必须进行回收，以保持环境卫生。 9.7 人身伤亡、重大设备事故为零 10. 组织机构及分工

10.1 整个受电过程由试运领导小组统一指挥。本次受电方案经试运领导小组批准后实施。

10.2 上海电力监理咨询公司负责本次受电方案的会审。组织本次受电方案的讨论、会审，明确各单位的工作关系。检查受电的各项工作落实完善情况。负责本次受电范围内设备的质量监督检查工作，对受电的全过程进行监控。

10.3 上海电力建设启动调整试验所负责编制本次受电方案及操作程序，并负责受电方案的实施。参加220KV升压站质检工作，检查受电范围内的电气试验记录是否满足《电气设备交接试验标准》规定和要求，检查直流系统、控制系统、信号系统是否正常; 11.受电所需仪器、仪表 绝缘摇表、万用表、相序表。

第四篇：110kv变电站安全距离110kv变电站设计规范

110kv变电站安全距离

国家《电磁辐射管理办法》规定100千伏以上为电磁强辐射工程，第二十条规定：在集中使用大型电磁辐射设备或高频设备的周围，按环境保护和城市规划要求，在规划限制区内不得修建居民住房、幼儿园等敏感建筑。

不过，据环保部门介绍，我国目前对设备与建筑物之间的距离有一定要求。比如一般10KV—35KV变电站，要求正面距居民住宅12米以上，侧面8米以上;35KV以上变电站的建设，要求正面距居民住宅15米以上，侧面12米以上;箱式变电站距居民住宅5米以上。

北京市规划委(2004规意字0638号)110千伏的地下高压变电站工程项目，明确要求距离不得少于300米。

35～110KV变电站设计规范 第一章 总则

第1.0.1条 为使变电所的设计认真执行国家的有关技术经济政策，符合安全可靠、技术先进和经济合理的要求，制订本规范。

第1.0.2条 本规范适用于电压为35～110kV，单台变压器容量为5000kVA及以上新建变电所的设计。

第1.0.3条 变电所的设计应根据工程的5～10年发展规划进行，做到远、近期结合，以近期为主，正确处理近期建设与远期发展的关系，适当考虑扩建的可能。

第1.0.4条 变电所的设计，必须从全局出发，统筹兼顾，按照负荷性质、用电容量、工程特点和地区供电条件，结合国情合理地确定设计方案。 第1.0.5条 变电所的设计，必须坚持节约用地的原则。

第1.0.6条 变电所设计除应执行本规范外，尚应符合现行的国家有关标准和规范的规定。 第二章 所址选择和所区布置

第2.0.1条 变电所所址的选择，应根据下列要求，综合考虑确定：

一、靠近负荷中心;

二、节约用地，不占或少占耕地及经济效益高的土地;

三、与城乡或工矿企业规划相协调，便于架空和电缆线路的引入和引出;

四、交通运输方便;

五、周围环境宜无明显污秽，如空气污秽时，所址宜设在受污源影响最小处;

六、具有适宜的地质、地形和地貌条件(例如避开断层、滑坡、塌陷区、溶洞地带、山区风口和有危岩或易发生滚石的场所)，所址宜避免选在有重要文物或开采后对变电所有影响的矿藏地点，否则应征得有关部门的同意;

七、所址标高宜在50年一遇高水位之上，否则，所区应有可靠的防洪措施或与地区(工业企业)的防洪标准相一致，但仍应高于内涝水位;

八、应考虑职工生活上的方便及水源条件;

九、应考虑变电所与周围环境、邻近设施的相互影响。 第2.0.2条 变电所的总平面布置应紧凑合理。

第2.0.3条 变电所宜设置不低于2.2m高的实体围墙。城网变电所、工业企业变电所围墙的高度及形式，应与周围环境相协调。

第2.0.4条 变电所内为满足消防要求的主要道路宽度，应为3.5m。主要设备运输道路的宽度可根据运输要求确定，并应具备回车条件。 第2.0.5条 变电所的场地设计坡度，应根据设备布置、土质条件、排水方式和道路纵坡确定，宜为0.5%～2%，最小不应小于0.3%，局部最大坡度不宜大于6%，平行于母线方向的坡度，应满足电气及结构布置的要求。当利用路边明沟排水时，道路及明沟的纵向坡度最小不宜小于0.5%，局部困难地段不应小于0.3%;最大不宜大于3%，局部困难地段不应大于6%。电缆沟及其他类似沟道的沟底纵坡，不宜小于0.5%。

第2.0.6条 变电所内的建筑物标高、基础埋深、路基和管线埋深，应相互配合;建筑物内地面标高，宜高出屋外地面0.3m;屋外电缆沟壁，宜高出地面0.1m。

第2.0.7条 各种地下管线之间和地下管线与建筑物、构筑物、道路之间的最小净距，应满足安全、检修安装及工艺的要求，并宜符合附录一和附录二的规定。 第2.0.8条 变电所所区场地宜进行绿化。绿化规划应与周围环境相适应并严防绿化物影响电气的安全运行。绿化宜分期、分批进行。

第2.0.9条 变电所排出的污水必须符合现行国家标准《工业企业设计卫生标准》的有关规定。 第三章 电气部分 第一节 主变压器

第3.1.1条 主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定。

第3.1.2条 在有

一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。如变电所可由中、低压侧电力网取得足够容量的备用电源时，可装设一台主变压器。

第3.1.3条 装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的

一、二级负荷。 第3.1.4条 具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧线圈的功率均达到该变压器容量的15%以上，主变压器宜采用三线圈变压器。

第3.1.5条 电力潮流变化大和电压偏移大的变电所，如经计算普通变压器不能满足电力系统和用户对电压质量的要求时，应采用有载调压变压器。 第二节 电气主接线

第3.2.1条 变电所的主接线，应根据变电所在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。

第3.2.2条 当能满足运行要求时，变电所高压侧宜采用断路器较少或不用断路器的接线。 第3.2.3条 35～110kV线路为两回及以下时，宜采用桥 形、线路变压器组或线路分支接线。超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。35～63kV线路为8回及以上时，亦可采用双母线接线。110kV线路为6回及以上时，宜采用双母线接线。

第3.2.4条 在采用单母线、分段单母线或双母线的35～110kV主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当有旁路母线时，首先宜采用分段断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线。当110kV线路为6回及以上，35～63kV线路为8回及以上时，可装设专用的旁路断路器。主变压器35～110kV回路中的断路器，有条件时亦可接入旁路母线。采用SF6断路器的主接线不宜设旁路设施。

第3.2.5条 当变电所装有两台主变压器时，6～10kV侧宜采用分段单母线。线路为12回及以上时，亦可采用双母线。当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当6～35kV配电装置采用手车式高压开关柜时，不宜设置旁路设施。

第3.2.6条 当需限制变电所6～10kV线路的短路电流时，可采用下列措施之一：

一、变压器分列运行;

二、采用高阻抗变压器;

三、在变压器回路中装设电抗器。 第3.2.7条 接在母线上的避雷器和电压互感器，可合用一组隔离开关。对接在变压器引出线上的避雷器，不宜装设隔离开关。

第三节 所用电源和操作电源

第3.3.1条 在有两台及以上主变压器的变电所中，宜装设两台容量相同可互为备用的所用变压器。如能从变电所外引入一个可靠的低压备用所用电源时，亦可装设一台所用变压器。当35kV变电所只有一回电源进线及一台主变压器时，可在电源进线断路器之前装设一台所用变压器。

第3.3.2条 变电所的直流母线，宜采用单母线或分段单母线的接线。采用分段单母线时，蓄电池应能切换至任一母线。

第3.3.3条 重要变电所的操作电源，宜采用一组110V或220V固定铅酸蓄电池组或镉镍蓄电池组。作为充电、浮充电用的硅整流装置宜合用一套。其他变电所的操作电源，宜采用成套的小容量镉镍电池装置或电容储能装置。. 第3.3.4条 蓄电池组的容量，应满足下列要求：

一、全所事故停电1h的放电容量：

二、事故放电末期最大冲击负荷容量。小容量镉镍电池装置中的镉镍电池容量，应满足分闸、信号和继电保护的要求。

第3.3.5条 变电所宜设置固定的检修电源。 第四节 控制室

第3.4.1条 控制室应位于运行方便、电缆较短、朝向良好和便于观察屋外主要设备的地方。 第3.4.2条 控制屏(台)的排列布置，宜与配电装置的间隔排列次序相对应。 第3.4.3条 控制室的建筑，应按变电所的规划容量在第一期工程中一次建成。无人值班变电所的控制室，应适当简化，面积应适当减小。 第五节 二次接线

第3.5.1条 变电所内的下列元件，应在控制室内控制：

一、主变压器;

二、母线分段、旁路及母联断路器;

三、63～110kV屋内外配电装置的线路，35kV屋外配电装置的线路。6～35kV屋内配电装置馈电线路，宜采用就地控制。

第3.5.2条 有人值班的变电所，宜装设能重复动作、延时自动解除，或手动解除音响的中央事故信号和预告信号装置。驻所值班的变电所，可装设简单的事故信号和能重复动作的预告信号装置。无人值班的变电所，可装设当远动装置停用时转为变电所就地控制的简单的事故信号和预告信号。断路器的控制回路，应有监视信号。

第3.5.3条 隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间，应装设团锁装置。屋内的配电装置，尚应装设防止误入带电间隔的设施。闭锁联锁回路的电源，应与继电保护、控制信号回路的电源分开。 第六节 照明

第3.6.1条 变电所的照明设计，应符合现行国家标准《工业企业照明设计标准》的要求。 第3.6.2条 在控制室、屋内配电装置室、蓄电池室及屋内主要通道等处，应装设事故照明。 第3.6.3条 照明设备的安装位置，应便于维修。屋外配电装置的照明，可利用配电装置构架装设照明器，但应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的要求。 第3.6.4条 在控制室主要监屏位置和屏前工作位置观察屏面时，不应有明显的反射眩光和直接阳光。

第3.6.5条 铅酸蓄电池室内的照明，应采用防爆型照明器，不应在蓄电池室内装设开关、熔断器和插座等可能产生火花的电器。

第3.6.6条 电缆隧道内的照明电压不应高于36V，如高于36V应采取防止触电的安全措施。 第七节 并联电容器装置

第3.7.1条 自然功率因数未达到规定标准的变电所，应装设并联电容器装置。其容量和分组宜根据就地补偿、便于调整电压及不发生谐振的原则进行配置。电容器装置宜装设在主变压器的低压侧或主要负荷侧。 第3.7.2条 电容器装置的接线，应使电容器组的额定电压与接入电网的运行电压相配合。电容器组的绝缘水平，应与电网的绝缘水平相配合。电容器装置宜采用中性点不接地的星形或双星形接线。

第3.7.3条 电容器装置的电器和导体的长期允许电流，不应小于电容器组额定电流的1.35倍。

第3.7.4条 电容器装置应装设单独的控制、保护和放电等设备，并应设置单台电容器的熔断器保护。

第3.7.5条 当装设电容器装置处的高次谐波含量超过规定允许值或需要限制合闸涌流时，应在并联电容器组回路中设置串联电抗器。

第3.7.6条 电容器装置应根据环境条件、设备技术参数及当地的实践经验，采用屋外、半露天或屋内的布置。电容器组的布置，应考虑维护和检修方便。 第八节 电缆敷设

第3.8.1条 所区内的电缆，根据具体情况可敷设在地面槽沟、沟道、管道或隧道中，少数电缆亦可直埋。

第3.8.2条 电缆路径的选择，应符合下列要求：

一、避免电缆受到各种损坏及腐蚀;

二、避开规划中建筑工程需要挖掘施工的地方;

三、便于运行维修;

四、电缆较短。

第3.8.3条 在电缆隧道或电缆沟内，通道宽度及电缆支架的层间距离，应能满足敷设和更换电缆的要求。

第3.8.4条 电缆外护层应根据敷设方式和环境条件选择。直埋电缆应采用铠装并有黄麻、聚乙烯或聚氯乙烯外护层的电缆。在电缆隧道、电缆沟内以及沿墙壁或楼板下敷设的电缆，不应有黄麻外护层。 第九节 远动和通信

第3.9.1条 远动装置应根据审定的调度自动化规划设计的要求设置或预留位置。

第3.9.2条 遥信、遥测、遥控装置的信息内容，应根据安全监控、经济调度和保证电能质量以及节约投资的要求确定。

第3.9.3条 无人值班的变电所，宜装设遥信、遥测装置。需要时可装设遥控装置。 第3.9.4条 工业企业的变电所，宜装设与该企业中央控制室联系的有关信号。 第3.9.5条 远动通道宜采用载波或有线音频通道。 第3.9.6条 变电所应装设调度通信;工业企业变电所尚应装设与该企业内部的通信;对重要变电所必要时可装设与当地电话局的通信。

第3.9.7条 远动和通信设备应有可靠的事故备用电源，其容量应满足电源中断1h的使用要求。

第十节 屋内外配电装置

第3.10.1条 变电所屋内外配电装置的设计，应符合现行国家标准《3～110kV高压配电装置设计规范》的要求。 第十一节 继电保护和自动装置

第3.11.1条 变电所继电保护和自动装置的设计，应符合现行国家标准《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》的要求。 第十二节 电测量仪表装置

第3.12.1条 第3.12.1条 变电所电测量仪表装置的设计，应符合现行国家标准《电力装置的电测量仪表装置设计规范》的要求。 第十三节 过电压保护

第3.13.1条 变电所过电压保护的设计，应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的要求。 第十四节 接地

第3.14.1条 变电所接地的设计，应符合现行国家标准《电力装置的接地设计规范》的要求。

第一节 一般规定

第4.1.1条 建筑物、构筑物及有关设施的设计应统一规划、造型协调、便于生产及生活，所选择的结构类型及材料品种应经过合理归并简化，以利备料、加工、施工及运行。变电所的建筑设计还应与周围环境相协调。

第4.1.2条 建筑物、构筑物的设计应考虑下列两种极限状态：

一、承载能力极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到最大承载能力或不适于继续承载的变形。要求在设计荷载作用下所产生的结构效应应小于或等于结构的抗力或设计强度。计算中所采用的结构重要性系数ro，荷载分项系数r，可变荷载组合系数ψc及其他有关系数均按本规范的有关规定采用，结构的设计强度则应遵照有关的现行国家标准采用。

二、正常使用极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到正常使用或耐久性能的某项规定极限值。要求在标准荷载作用下所产生的结构长期及短期效应，不宜超过附录三的规定值。计算中所采用的可变荷载组合系数ψc及准永久值系数ψq按本规范的有关规定采用。 第4.1.3条 建筑物、构筑物的安全等级，均应采用二级，相应的结构重要性系数应为1.0。 第4.1.4条 屋外构筑物的基础，当验算上拔或倾覆稳定性时，设计荷载所引起的基础上拔力或倾覆弯矩应小于或等于基础抗拔力或抗倾覆弯矩除以表4.1.4的稳定系数。当基础处于稳定的地下水位以下时，应考虑浮力的影响，此时基础容重取混凝土或钢筋混凝土的容重减10kN/，土容重宜取10～11kN/。 表4.1.4 基础上拨或倾覆稳定系数 计算方法 荷载类型

在长期荷载作用下 在短期荷载作用下

按考虑土抗力来验算倾覆或考虑锥形土体来验算上拔 1.8 1.5

仅考虑基础自重及阶梯以上的土重来验算倾覆或上拔 1.15 1.0

注：短期荷载系指风荷载、地震作用和短路电动力三种，其余均为长期荷载。 第二节 荷载

第4.2.1条 荷载分为永久荷载、可变荷载及偶然荷载三类。

一、永久荷载：结构自重(含导线及避雷线自重)、固定的设备重、土重、土压力、水压力等：

二、可变荷载：风荷载、冰荷载、雪荷载、活荷载、安装及检修荷载、地震作用、温度变化及车辆荷载等;

三、偶然荷载：短路电动力、验算(稀有)风荷载及验算(稀有)冰荷载。 第4.2.2条 荷载分项系数的采用应符合下列规定：

一、永久荷载的荷载分项系数r宜采用1.2，当其效应对结构抗力有利时宜采用1.0;对导线及避雷线的张力宜采用1.25;

二、可变荷载的荷载分项系数rq宜采用1.4，对温度变化作用宜采用1.0，对地震作用宜采用1.3，对安装情况的导线和避雷线的紧线张力宜采用1.4;注：在大风、覆冰、低湿、检修、地震情况下的导线与避雷线张力均作为准永久性荷载处理，其荷载分项系数宜采用1.25，但安装情况的紧线张力宜作可变荷载处理，其荷载分项系数宜采用1.4。

三、偶然荷载的荷载分项系数rqi宜采用1.0。

第4.2.3条 可变荷载的荷载组合系数ψc，应按下列规定采用：

一、房屋建筑的基本组合情况：风荷载组合系数ψcw取0.6;

二、构筑物的大风情况：对连续架构，温度变化作用组合系数ψcr取0.8;

三、构筑物最严重覆冰情况：风荷载组合系数ψcw取0.15(冰厚≦10mm)或0.25(冰厚>10mm);

四、构筑物的安装或检修情况：风荷载组合系数ψcw取0.15;

五、地震作用情况：建筑物的活荷载组合系数ψcw取0.5，构筑物的风荷载组合系数ψcw取0.2，构筑物的冰荷载组合系数ψcj取0.5。

第4.2.4条 房屋建筑的活荷载应根据实际的工艺及设备情况确定。其标准值及有关系数不应低于本规范附录四所列的数值。

第4.2.5条 架构及其基础宜根据实际受力条件，包括远景可能发生的不利情况，分别按终端或中间架构来设计，下列四种荷载情况应作为承载能力极限状态的基本组合，其中最低气温情况还宜作为正常使用极限状态的条件对变形及裂缝进行校验。

一、运行情况：取30年一遇的最大风(无冰、相应气温)、最低气温(无冰、无风)及最严重覆冰(相应气温及风荷载)等三种情况及其相应的导线及避雷线张力、自重等;

二、安装情况：指导线及避雷线的架设，此时应考虑梁上作用人和工具重2kN以及相应的风荷载、导线及避雷线张力、自重等。

三、检修情况：根据实际检修方式的需要，可考虑三相同时上人停电检修及单相跨中上人带电检修两种情况的导线张力、相应的风荷载及自重等，对档距内无引下线的情况可不考虑跨中上人;

四、地震情况：考虑水平地震作用及相应的风荷载或相应的冰荷载、导线及避雷线张力、自重等，地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用，即承载力抗震调整系数采用0.8。

第4.2.6条 设备支架及其基础应以下列三种荷载情况作为承载能力极限状态的基本组合，其中最大风情况及操作情况的标准荷载，还宜作为正常使用极限状态的条件对变形及裂缝进行校验。

一、最大风情况：取30年一遇的设计最大风荷载及相应的引线张力、自重等;

二、操作情况：取最大操作荷载及相应的风荷载、相应的引线张力、自重等;

三、地震情况：考虑水平地震作用及相应的风荷载、引线张力、自重等，地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用，即承载力抗震调整系数采用0.8。 第4.2.7条 架构的导线安装荷载，应根据所采用的施工方法及程序确定，并将荷载图及紧线时引线的对地夹角在施工图中表示清楚。导线紧线时引线的对地夹角宜取45°～60°。 第4.2.8条 高型及半高型配电装置的平台、走道及天桥的活荷载标准值宜采用1.5kN/㎡，装配式板应取1.5kN集中荷载验算。在计算梁、柱和基础时，活荷载乘折减系数;当荷重面积为10～20㎡时宜取0.7，超过20㎡时宜取0.6。. 第三节 建筑物

第4.3.1条 主控制楼(室)根据规模和需要可布置成平房、两层或三层建筑。主控制室顶棚到楼板面的净高：对控制屏与继电器屏分开成两室布置时宜采用3.4～4.0m;对合在一起布置时宜采用3.8～4.4m。当采用空调设施时，上述高度可适当降低。电缆隔层的板间净高宜采用2.3～2.6m，大梁底对楼板面的净高不应低于2m。底层辅助生产房屋楼板底到地面的净高宜采用3.0～3.4m。

第4.3.2条 当控制屏与继电器屏采用分室布置时，两部分的建筑装修、照明、采暖通风等设计均宜采用不同的标准。

第4.3.3条 对主控制楼及屋内配电装置楼等设有重要电气设备的建筑，其屋面防水标准宜根据需要适当提高。屋面排水坡度不应小于1/50，并采用有组织排水。

第4.3.4条 主控制室及通信室等对防尘有较高要求的房间，地坪应采用不起尘的材料。 第4.3.5条 蓄电池室与调酸室的墙面、顶棚、门窗、排风机的外露部分及其他金属结构或零件，均应涂耐酸漆或耐酸涂料。地面、墙裙及支墩宜选用耐酸且易于清洗的面层材料，面层与基层之间应设防酸隔离层。当采用全封闭防酸隔爆式蓄电池并有可靠措施时，地面、墙裙及支墩的防酸材料可适当降低标准。地面应有排水坡度，将酸水集中后作妥善处理。 第4.3.6条 变电所内的主要建筑物及多层砖承重的建筑物，在地震设防烈度为6度的地区宜隔层设置圈梁，7度及以上地区宜每层设置圈梁。圈梁应沿外墙、纵墙及横墙设置，沿横墙设置的圈梁的间距不宜大于7m，否则应利用横梁与圈梁拉通。对于现浇的或有配筋现浇层的装配整体式楼面或屋面，允许不设置圈梁，但板与墙体必需有可靠的连结。 第4.3.7条 在地震设防烈度为6度及以上的变电所，其主要建筑物及多层砖承重建筑，在下列部位应设置钢筋混凝土构造柱：

一、外墙四角;

二、房屋错层部位的纵横墙交接处;

三、楼梯间纵横墙交接处;

四、层高等于或大于3.6m或墙长大于或等于7m的纵横墙交接处;

五、8度及以上地区的建筑物的所有纵横墙交接处，

六、7度地区的建筑物，纵横墙交接处一隔一设置。

第4.3.8条 变电所内的主要砖承重建筑及多层砖承重建筑，其抗震横墙除应满足抗震强度要求外，其间距不应超过附录五的规定。

第4.3.9条 多层砖承重建筑的局部尺寸宜符合附录六的规定，但对设有钢筋混凝构造柱的部位，不受该表限制。 第四节 构筑物

第4.4.1条 结构的计算刚度，对电焊或法兰连结的钢构件可取弹性刚度，对螺栓连结的钢构件可近似采用0.80倍弹性刚度，对钢筋混凝土构件可近似采用0.60～0.80倍弹性刚度，对预应力钢筋混凝土构件可近似采用0.65～0.85倍弹性刚度。长期荷载对钢筋混凝土结构刚度的影响应另外考虑。 第4.4.2条 钢结构构件最大长细比应符合表4.4.2的规定。各种架构受压柱的整体长细比，不宜超过150，当杆件受力有较大裕度时，上述长细比允许放宽10%～15%。 第4.4.3条 人字柱的受压杆计算长度，可按本规范附录七采用。

第4.4.4条 打拉线(条)架构的受压杆件计算长度，可按本规范附录八采用。 表4.4.2 钢结构构件最大长细比 构件名称

受压弦杆支座处受压腹杆 一般受压腹杆 辅助杆 受拉杆

预应力受拉杆

容许最大长细比 150 220 250 400 不限

第4.4.5条 格构式钢梁或钢柱，其弦杆及腹杆的受压计算长度，可按下列规定采用：

一、弦杆：正面与侧面腹杆不叉开布置时，计算长度取1.0倍节间长度;正面与侧面腹杆叉开布置且弦杆使用角钢时，计算长度取1.2倍节间长度，相应的角钢回转半径取平行轴的值，如弦杆采用钢管则计算长度仍取1.0倍节间长度。

二、腹杆：对单系腹杆计算长度取中心线长度;对交叉布置腹杆，当两腹杆均不开断且交会点用螺栓或电焊连结时，计算长度取交叉分段中较长一段的中心线长度。

第4.4.6条 人字柱及打拉线(条)柱，其根开与柱高(基础而到柱的交点)之比分别不宜小于1/7及1/5。

第4.4.7条 格构式钢梁梁高与跨度之比，不宜小于1/25，钢筋混凝土梁此比值，不宜小于1/20。

第4.4.8条 架构及设备支架柱插入基础杯口的深度不应小于表4.4.8的规定值。根据吊装稳定需要，柱插入杯口深度还应不小于0.05倍柱长，但当施工采取设临时拉线等措施时，可不受限制。

表4.4.8 柱插入杯口深度 柱的类型

钢筋混凝土矩型、工字型断面 水泥杆 钢管

插入杯口最小深度 架构 1.25B 1.5D 2.0D 支架 1.0B 1.0D 1.0D

注：B及D分别为柱的长边尺寸及柱的直径。 第五节 采暖通风

第4.5.1条 变电所的采暖通风及空调设计应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》的有关规定。在严寒地区，凡所内有人值班、办公及生活的房间以及工艺、设备需要采暖的房间均应设置采暖设施。在寒冷地区，凡工艺或设备需要，不采暖难以满足生产要求的房间均可设置采暖设施。不属于严寒或寒冷的地区，在主控制室等经常有人值班的房间可根据实际气温情况，采用局部采暖设施。采暖的方式可根据变电所的规模，结合当地经验作技术经济比较后确定，但必需符合工艺及防火要求。

第4.5.2条 主控制室及通信室的夏季室温不宜超过35℃;继电器室、电力电容器室、蓄电池室及屋内配电装置室的夏季室温不宜超过40℃：油浸变压器室的夏季室温不宜超过45℃;电抗器室的夏季室温不宜超过55℃。

第4.5.3条 屋内配电装置室及采用全封闭防酸隔爆式蓄电池的蓄电池室和调酸室，每小时通风换气次数均不应低于6次。蓄电池室的风机，应采用防爆式。 第六节 防火

第4.6.1条 变电所内建筑物、构筑物的耐火等级，不应低于本规范附录九的要求。

第4.6.2条 变电所与所外的建筑物、堆场、储罐之间的防火净距，应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》的规定。变电所内部的设备之间、建筑物之间及设备与建筑物、构筑物之间的最小防火净距，应符合本规范附录十的规定。

第4.6.3条 变电所应根据容量大小及其重要性，对主变压器等各种带油电气设备及建筑物，配备适当数量的手提式及推车式化学灭火器。对主控制室等设有精密仪器、仪表设备的房间，应在房间内或附近走廊内配置灭火后不会引起污损的灭火器。 第4.6.4条 屋外油浸变压器之间，当防火净距小于本规范附录十的规定值时，应设置防火隔墙，墙应高出油枕顶，墙长应大于贮油坑两侧各0.5m。屋外油浸变压器与油量在600kg以上的本回路充油电气设备之间的防火净距不应小于5m。

第4.6.5条 主变压器等充油电气设备，当单个油箱的油量在1000kg及以上时，应同时设置贮油坑及总事故油池，其容量分别不小于单台设备油量的20%及最大单台设备油量的60%。贮油坑的长宽尺寸宜较设备外廓尺寸每边大1m，总事故油池应有油水分离的功能，其出口应引至安全处所。

第4.6.6条 主变压器的油释放装置或防爆管，其出口宜引至贮油坑的排油口处。

第4.6.7条 充油电气设备间的总油量在100kg及以上且门外为公共走道或其他建筑物的房间时，应采用非燃烧或难燃烧的实体门。

第4.6.8条 电缆从室外进入室内的入口处、电缆竖井的出入口处及主控制室与电缆层之间，应采取防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。 第4.6.9条 设在城市市区的无人值班变电所，宜设置火灾检测装置并遥信有关单位。对位于特别重要场所的无人值班变电所，可以装设自动灭火装置。

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转自：生活安全网(http://anquanweb.com)

第五篇：110KV变电站安全操作规程

一、 在操作中严格执行电业安全工作规程和高压电工作业规程。

二、 严格执行操作票和工作票制度。

三、 严格贯彻执行塔城供电公司电力调度命令。

四、操作人必须熟悉设备的状况、位置、性能、电压等级;并在操作设备前，对设备进行全面、严格的检查;仔细核对设备名称和编号，并在设备前等待2～3秒后，再进行操作;

五、操作人员使用工具对设备进行操作时，应认真检查工具绝缘有无异常，电压等级是否与操作设备的电压相符;

六、停电后每台刀闸和开关及开关柜都挂上“有人工作禁止合闸 ”牌式，线路有人工作，禁止合闸牌。

七、 10kv配出开关柜停电检修时，打开后门后要对负荷线放电，然后挂接地线。

八、 注意事项

1. 电压互感器二次侧不许短路。

2. 电流互感器二次侧不许开路。

3. 六氟化硫开关气压表低于0.45值时要补充足气体，指示值低于0.40值时不许操作并向塔调汇报。