江西电力系统设备命名和编号原则

第一篇：江西电力系统设备命名和编号原则

江西电力系统设备命名和编号原则

1,命名原则

1.1 厂变名称:一般以厂,变所在地名称命名.在规划时应充分考虑目前已投运变电站及相关线路的命名,避免出现重复,谐音,在接入系统命名时应参照规划时命名.1.2 线路名称:一般以线路两端厂,变名称的简称组合命名.命名应避免与其它线路名称重复,谐音之弊.2,编号原则

2.1 发电厂的锅炉,汽机,发电机和主变压器的编号原则:

采用三位数字表示.前二位数字表示电厂代码,后一位数字表示所属设备的序位.发电厂代码规定:

10……

20……南昌发电厂

30……新余发电厂

40……

50……江口水电厂

60……上犹江水电厂

70……萍乡发电厂

80……洪门水电厂

90……

11……分宜发电厂

12……柘林水电厂

13……景德镇发电厂

14……罗湾水电厂

15……九江发电厂

16……贵溪发电厂

17……万安水电厂

18……东津水电厂

19……丰城发电厂

21……井冈山发电厂

22……抱子石水电厂

以后并入江西电网的发电厂,按并入电网的先后顺序依用23,24,……等代码表示.2.2 变电所主变压器的编号原则

按投产的先后顺序用简称 + # 代码(1,2,3……)表示.如昌东#3主变.2.3 母线编号原则

分别采用ⅠⅡ Ⅲ Ⅳ……数字表示,即(数字+名称).排列顺序为:从发电机,变压器向出线,由固定端向扩建端,自上而下排列,角形结线按顺时针方向排列.如;单 母 线;称Ⅰ段母线.单母线分段:称Ⅰ段,Ⅱ段母线.双 母 线:称Ⅰ段,Ⅱ段母线.双母线分段:称ⅠA,ⅠB, ⅡA,ⅡB.旁路 母线:称Ⅳ段,一般习称“旁母”.2.4 开关编号原则

采用三位数字表示.首位数字表示电压等级,后二位数表示开关序位.2.4.1 电压等级代码规定:

500千伏用“5”;220千伏用“2”;110千伏用“1”;35千伏用“3”;6千伏用“6”;10千伏(及10千伏以上20

千伏以下)用“9”.2.4.2 开关序位规定:

变压器开关用“01--09”;

线路开关用“11--19”及“21--29”;

发电机开关用“10,20,30……”分别表示1,2,3……号机开关;

母联开关(兼旁母)用“31”;对双母线分段结线;母联开关用“31”,“32”,分段开关用“33”“34”.旁母开关(兼母联)用“41”.2.5 刀闸编号原则

采用四位数字.前三位表示刀闸所从属的开关编号,后一位数学表示刀闸序位.具体规定如下:

2.5.1 母线侧刀闸:由所从属的开关编号和母线号四位数字组成,即:开关编号+母线号.2.5.2 线路侧刀闸,主变侧刀闸:由所从属的开关编号和“3”四位数字组成,即:开关编号+3.2.5.3 旁母侧刀闸:由所从属的开关编号和旁母号四位数字组成,即:开关编号+4.2.5.4 线路PT刀闸;由所从属的开关编号和“5”四位数字组成,即:开关编号+5.2.5.5 母线PT刀闸:采用四位数字表示.首位数字表示电压等级.后二位数字表示所从属母线PT的代码,用“51”表示Ⅰ段母线PT代码,用“52”表示II段母线PT代码.后一位数字表示母线号.2.6 接地刀闸编号原则

2.6.1 220千伏接地刀闸

2.6.1.1 线路(或主变)接地刀闸编号原则:

采用五位数字表示.前三位数字表示所从属的开关编号,后二位数字表示接地刀闸所在序位.其序位规定如下:以母线侧为基准,向线路(或主变)方向按顺序排列,靠母线侧用“01”,开关侧用“02”,线路(或主变)侧用“03”,旁母侧用“04”.2.6.1.2 电压互感器接地刀闸编号原则:

采用五位数字表示.前三位数字表示所从属的PT编号.后二位数字表示接地刀闸所在序位.其序位规定如下:靠I段母线侧用“01”,Ⅱ段母线侧用“02”,靠PT侧用“03”.2.6.2 110千伏接地刀闸编号原则:

一般按隶属关系,其编号采用五位数字表示.前四位数字表示所从属的刀闸编号.后一位数字用“0”表示接地.即由“刀闸编号+0”组成.2.6.3 主变中性点接地刀闸编号原则:

一般按隶属关系,编号采用四位数字表示,前三位数字表示所从属的主变高压侧开关编号,后一位数字用“0”表示.即由“开关编号+0”组成.附录二:

江西电网省调调度管辖设备

一,南昌电厂

1,#2010,#2011机,炉,主变及其开关,刀闸(含接地刀闸,以下同),PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.2,220千伏全部设备.3,110千伏Ⅰ,Ⅱ段母线及其接地刀闸,母线PT,避雷器,母联开关,CT,#0高备变.4,与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.二,九江电厂(包括三期)

1,#151~#156机,炉,主变及其开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.2,220千伏全部设备(包括#03,#05,#06高备变及其220千伏开关,刀闸,PT,CT,避雷器,主变中性点接地刀闸和间隙).3,110千伏Ⅰ,Ⅱ段母线及其接地刀闸,母线PT,避雷器,母联开关,CT,#01,#02高备变.4,与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.1,#161~#164机,炉,主变及其开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.2,220千伏全部设备.3,110千伏Ⅰ,Ⅱ段母线,旁路母线及其接地刀闸,母线PT,避雷器,旁路兼母联开关,CT,#01,#02高备变.4,与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.四,景德镇电厂

1,#131~#135机,炉,#133~#135主变及其开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙,#131~#132主变及其110千伏和10千伏侧开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.2,220千伏全部设备(包括#03高备变及其220千伏开关,刀闸,PT,CT,避雷器,主变中性点接地刀闸和间隙).3,110千伏Ⅰ,Ⅱ段母线及其接地刀闸,母线PT,避雷器,母联开关,CT, #02高备变.4,与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.五,萍乡电厂

1,#704~#705机,炉,主变及其开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.2,220千伏全部设备.3,110千伏Ⅰ,Ⅱ段母线,旁路母线及其接地刀闸,母线PT,避雷器,母联兼旁路开关,CT,#0高备变.4,与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.六,丰城电厂

1,#191~#194机,炉,主变及其开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.2,220千伏全部设备(包括#01,#02启备变及其220千伏开关,刀闸,PT,CT,避雷器,主变中性点接地刀闸和间隙).3,与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.七,井冈山电厂

1,#2101~#2102机,炉,主变及其开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.2,220千伏全部设备(包括#01启备变及其220千伏开关,刀闸,PT,CT,避雷器,主变中性点接地刀闸和间隙).3,与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.八,新余电厂

1,#301~#302机,炉,主变及其开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.2,220千伏全部设备.3,110千伏Ⅰ,Ⅱ段母线,旁路母线及其接地刀闸,母线PT,避雷器,母联兼旁路开关,CT,#01高备变.4,与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.九,分宜电厂

1,#117机,炉,主变及其开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.2,220千伏全部设备.3,#4主变220千伏,110千伏侧开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.4,110千伏Ⅰ,Ⅱ段母线,旁路母线及其接地刀闸,母线PT,避雷器,母联兼旁路开关,CT,#02高备变.5,与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.十,柘林电厂

1,#121~#126水轮发电机组,#121,#122,#125～#126主变及其开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙,#123主变及其110千伏和10千伏侧开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.2,220千伏全部设备.3,110千伏母线及其接地刀闸,母线PT,避雷器.4,与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.1,#171~#174水轮发电机组,主变及开关,刀闸(含接地刀闸,以下同),PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.2,220千伏全部设备.3,110千伏Ⅰ,Ⅱ段母线及其接地刀闸,母线PT,避雷器.4,与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.十二,东津电厂#181~#182水轮发电机组,上犹江电厂#601~#604水轮发电机组,洪门电厂#801~#805水轮发电机组,江口电厂#501~504水轮发电机组,罗湾电厂#141~#143水轮发电机组,抱子石#2201~#2202水轮发电机组十三,220千伏线路

1,220千伏联络线:浔南线,浔西线,浔青线,浔盘线,盘青线,浔妙Ⅰ,Ⅱ线,妙市线,浔市线;柘盘线,柘西Ⅱ线;南盘Ⅰ,Ⅱ线,南斗Ⅰ,Ⅱ线,南昌Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ线,南梅Ⅰ,Ⅱ线,南档线;七昌线,七艾线,昌艾线,西斗Ⅰ,Ⅱ线,斗石Ⅰ,Ⅱ线,丰石Ⅰ,Ⅱ线,丰金Ⅰ,Ⅱ线,盘西Ⅰ,Ⅱ线,梦西Ⅰ,Ⅱ线,梦金Ⅰ,Ⅱ线,罗丰线,丰江线,丰临线,临石线,石江线,白江线,白珠线,罗珠Ⅰ,Ⅱ线,罗金线,罗白线,新珠线,新白线,新袁线,分白线,萍跑线,萍五线,袁五线,分袁线,跑袁线,白吉线,罗吉线,井吉Ⅰ,Ⅱ线,井葛线,葛江线,井渡线,渡潭线,万潭线,万虎Ⅰ,Ⅱ线,万吉Ⅰ,Ⅱ线,虎潭线,虎金线,嘉金线,潭嘉Ⅰ,Ⅱ线,景兴线,景蛇Ⅰ,Ⅱ线,档蛇线,月梅线,贵月线,贵临线,贵档线,梅档线,档德线,贵上线,月上线.2,地区间220千伏终端线路:金上线.十四,110千伏线路

1,南昌电厂--昌东变电磁环网运行期间的110千伏联络线:昌纺线,七纺线及线路两侧间隔及与上述设备相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.十五,220千伏变电站

1,220千伏联络变电站中除主变和终端线路外所有220千伏设备及相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.2,市中变主变及其220千伏侧开关,刀闸,PT,CT,避雷器,中性点接地刀闸或间隙.500千伏变电站除网调调度设备外的220千伏所有设备及相应的继电保护和安全自动装置,通信,自动化装置,故障录波器等二次系统设备.附录三:

江西电网省调调度许可及备案设备

第一部分 许可设备

1,江口,罗湾,洪门,上犹江,东津,抱子石发电厂的110千伏主变,母线,110千伏出线及检修时会影响其出力并由相应地调调度管辖的110千伏线路.罗湾发电厂:110千伏母线,主变,罗靖线,靖义线,岭义线,盘岭蛟线.(由南昌地调管辖)

洪门发电厂:110千伏母线,主变,洪南线,建南线.(由抚州地调管辖)

江口发电厂:110千伏母线,主变,江新线,江周线.(由赣西地调管辖)

东津发电厂:110千伏母线,主变,津下线,万下线,袁万线.(由宜春地调度管辖)

上犹江发电厂:110千伏母线,主变.(由赣州地调管辖)

抱子石发电厂:110千伏母线,主变,抱修线,武修线,柘武线(由九江地调管辖)

2,省调调度管辖220千伏变电站主变压器,其主变及其中性点接地方式改变须经省调许可.第二部分 备案设备

1,检修时会对省调非正常运行方式构成影响的地调管辖110千伏设备.上饶地调:上旭永线,贵永线

抚州地调:东余线,崇公线,临崇线,220千伏临建线

赣东北地调:珠梅线,档珠线,档万线,桥万线,桥余线,梅华线,珠华线

鹰潭地调:余泉线,贵泉线

景德镇地调:景田线,龙银西景线

九江地调:田新线,海新线,柘军线,军青线

宜春地调:分钤东线,袁东线,袁西线

萍乡地调:跑芦线,西芦线

赣西地调:石洛线,洛公线

吉安地调:万泰线,泰敦线,吉敦线

南昌地调:昌纺线,七纺线

2,地调间启用跨地区联络线(110千伏珠梅线,桥余线,东余线,分钤东线,西芦线,崇公线,田新线,)进行转移负荷时地区间联络线仍作为省调调度许可设备,须由申请方向省调提出申请,经省调许可后方可进行.3,影响省调调度的安全稳定控制装置

省调调度的安全稳定控制装置所切的110千伏线路.

第二篇：浅谈电力系统二次设备雷害及防护

浅谈胜利油田电力系统二次设备雷害及防护

崔文杰（胜利油田电力总公司东区供电公司线路队）

摘要：笔者进行了一番调查后发现，现在油田变电站二次设备防雷十分薄弱。目前，一提起电力系统防雷保护，大家马上就想到避雷针、避雷线、接地装置。但是这只是防雷保护的一部分，防雷问题是一个综合性的工作，因为对电力系统中弱电设备的雷电浪涌防护还重视不够，常常由其而引起设备的损坏和一次设备误动作造成大面积停电。造成巨大经济损失。所以在完善电力系统设备一次设备防护的同时，要加强内部二次弱电设备的防护，本文重点探讨了雷电浪涌对变电站二次设备及其他弱电设备的危害及防雷措施，并提出有益的建议。

[关键词] 雷击 雷电浪涌过电压 变电站二次设备 弱电设备 防雷措施

一 油田电网防雷现状

防雷设施是属预防性的投资，在事故发生之前人们往往觉得可有可无，可少则少。等到事故发生后才发现得不偿失、后悔莫及。以小投资保证大投资的安全才是明智之举，防雷设施省不得。

现在油田电网二次设备防雷十分薄弱，每年雨季都会发生许多雷害事故。某些变电站在雷雨时发生小电流接地选线装臵损坏。每当雷雨天气事故巡线查不出原因时，通常统统归结于线路抗击风雨能力弱，属于不可抗外力破坏。在笔者认真分析后认为变电站二次设备的防雷薄弱应占一部分原因。如六户和王岗地区历来是多雷地区，经常发生线路遭雷击事故，击穿绝缘子。2005年8月16日16:30分（暴风雨），35kV六户变电站6kV一分场线、6kV油井II线、6kV东风线、6kV冷库甲线、6kV冷库乙线同时速断跳闸，同时六户变电站控制室微波电话、值班室空调过电压烧坏，事故巡线未发现问题，事后认真分析后认定是六户变电站遭雷击，侵入低压系统造成保护误动作，低压电器过电压烧坏。事故发生后我们注意到因35kV王岗变电站和六户变电站始建于70-80年代，都是按常规变电站设计，标准比较低。35kV王岗变电站微机 保护改造后多次出现雷雨天气保护模块损坏和后台机故障。

二 变电站雷电波侵入途径

雷电波主要是通过电源部分和通讯、信号采样电缆两条途径入侵。特别是低压电源的防雷保护，尤其应该引起足够的重视。

(1)雷电波的从一次设备侵入二次设备：

在设计上高压输电线路较配电线路防雷能力高许多。全线或进线段有避雷线，每基电杆都接地，进线侧安装避雷器。但配电线路架空出线的只在出口1#杆上安装氧化锌避雷器，防雷措施较弱（电缆出线端有避雷器）。每年雷雨时都有变电所6kV母线PT高压保险熔断的，这说明雷电波可以通过变电所临近的6kV线路侵入6kV母线。再经过6kV所用变压器高、低压绕组间的静电和电磁耦合，闯入低压出线。途中经过了6kV线路出口避雷器、母线避雷器和站用变避雷器3级削峰，再经过所用变低压出线的平波作用，电压幅值大为下降。但由于雷电波的电压、能量极高，且避雷器等设备技术上的局限性，虽然绝大部分的雷电能量都能在到达设备之前得以消除，但雷电波仍可能以幅值相对很高，但作用时间很短的低能量尖峰脉冲的形式，通过所用变压器的低压出线，加到变电站内站有的220V交流回路中。

（2）感应雷电波在二次设备电源和通讯、信号电缆上出现

感应雷是雷电在雷云之间或雷云对地放电时，在附近的户外传输信号线路、埋地电力线、设备间连接线产生电磁感应并侵入设备，使串联在线路中间或终端的电子设备遭到损害。感应雷虽 然没有直接雷猛烈，但其发生的几率比直击雷高得多。

雷雨时变电站遭直击雷雷击，由避雷针界引入地。雷电电压非常高，电流非常大，瞬间单脉冲等效频率很高，必然造成避雷针周围电磁场突变。这就必然在避雷针保护范围内的变电站内设备上形成感应雷过电压，危机二次设备。

三 问题的提出

胜利油田电网正在进行变电站微机保护改造。微机保护和自动化装臵拥有高度的灵敏性，速动性和维护管理的方便性。但微机系统越是先进，芯片的集成度就越高，电路越复杂，工作电压越低，对环境稳定性的要求也越高。抗干扰和耐冲击始终是微机系统在电力工业恶劣电磁环境下应用中的两大薄弱环节。微机装臵等电子产品较常规保护装臵抗雷害能力弱，按照老式变电站设计，雷雨时很容易出现微机保护的模块及后台机损坏。故障的主要原因都是由于一次设备发生雷击后在弱电设备造成的浪涌超过了设备承受的能力而损坏设备。而这种浪涌在变电站新建、改建或扩建设备时又往往不被重视。

雷害由于其极高的电压幅值和不可预测性更是微机系统的“天敌”。它直接威胁着现代化变电所的安全运行，应该引起我们足够的重视。有报道潮州110kV城东变电所先后发生了三次由于雷电波通过所用变低压侧和两路引出的通信电缆入侵，致使载波机电源、远动柜的电源插件、RTU信号插件、UPS和后台监控微机都受到了不同程度的损坏事故。对变电站二次及弱电设备的防雷认识不够

(1)常规保护装臵与微机保护设备抗雷害能力比较： 变电所的常规保护和直流系统的整流充电系统设计容量都比较大，电压耐受能力也比较好。而且由于大容量电池组吸收尖峰脉冲的作用，和整流回路的平波作用，加到保护装臵上的脉冲电压大大降低。再加上常规的电磁式保护装臵的元器件多为单元件的电阻、电容和电感线圈等，耐热容量大，对尖锋脉冲的耐受能力也比较强，所以能安全度过低能量、高电压的冲击暂态过程。但对于使用超大规模集成电路的微机保护设备来说，运行电压只有数伏，信号电流仅为μA级，再加上设备信号来源路径增多，系统更容易遭受雷电波侵入，就不一定能安全度过低能量。所以常规保护装臵较微机装臵抗雷害能力强。胜利油田许多老变电站的基础上进行微机保护改造。由于原来是按常规所设计，标准比较低。现在引进一些微机装臵后，如不提高防雷水平雷害发生机会将大增。

(2)远动载波系统受雷害：

首先是电源方面：调度的远动载波系统多由独立的小容量UPS供电，而这些UPS最多的是使用压敏电阻保护。在防雷和限幅能力都比较有限，保护UPS本身尚且不够，更不用说保护后接的电子设备了。实际运用中也屡屡发生UPS雷击烧毁现象，所以单从提高UPS质量方面入手难以从根本上解决问题。

其次是信号端方面：变电站微机保护模块RTU出线较长，如 果没采用屏蔽电缆，又地处雷电多发区，变电所和沿线附近落雷都很容易在电缆中感应出很高的雷电压并通过电缆直接加到设备上，造成设备的击穿损坏。

四 解决问题采取措施

雷电会导致多种不同形式的危害，没有任何一种办法可以全面防止雷电的危害，只能通过各种有效的办法可将雷害的程度降到最低，在多年的实践中人们对一次设备直击雷、感应雷的认识比较高，防护也相对完善，但对二次设备雷电浪涌的防护意识和防护措施相对比较薄弱。浪涌电压可以从电源线或信号线等途径窜入电脑设备。

微机化变电所今后防雷要按较高标准设计。电源部分

难以用单一级的避雷装臵一步到位地解决问题。而应该采用多级防护的手段，逐步把雷电压降低到允许的范围之内。

(1)高压架空配电线路终端杆杆上三相对地要分别装设避雷器，如距主接地网较远可做独立接地，接地电阻不应大于10

。目前许多6kV出线1#杆接地不好，接地电阻不合格，使避雷器起不到作用，需要进行整改。

(2)目前变电站6kV母线及6kV站用变高压侧避雷器使用混乱。因为6kV避雷器以前经常出现击穿损坏，所以采用额定电压为7.6kV，但有相当一部分采用额定电压为10kV的避雷器。这样额定电压过高（10kV）虽然避雷器会安全，但会造成避雷器动作 门槛值太高，减小了避雷器对雷电浪涌泄放作用。应把变电站(包括6kV母线、站用变压器高压侧)的6kV避雷器全部更换为高质量的氧化锌避雷器。

(3)从站用变低压出线端及进入至控制室交流配电盘及硅整流装臵端要首先加装电源浪涌防雷器。目前，市场上有许多品牌的220V低压朗涌防雷器（浪涌防雷器分电源和信号两类），且技术成熟，我们可以根据设备进行选用。

(4)在调度后台监控微机电源处加装电源浪涌防雷器(5)将原来的不带防雷功能的后备式UPS换成带防雷功能的智能在线式UPS。

信号部分

远动通讯，信号和弱电部分全部使用屏蔽电缆并且屏蔽层两端可靠接地；

(1)调度远动系统厂家预臵防雷保护模块；

(2)引到开关场的电缆使用屏蔽电缆，屏蔽层两端可靠接地。(3)新建的微机系统要向厂家深入了解该系统防雷方面的设计，信号和数采部分一般都要求有光电隔离装臵。

(4)在RTU端加装压敏电阻和防雷模块两级防雷保护，并在RTU微机电源处加装带保险的电源浪涌防雷器。

(5)信号电缆加装信号浪涌防雷器，把所有RTU电缆换成屏蔽电缆，屏蔽层两端接地。

6(6)微波塔上除架设本站必须的通信装臵处，不得架设或搭挂会构成雷击威胁的其他装臵，如电缆、电线、电视天线等。

应注意系统设备的在线电压、传输速率、按口类型等，以确保系统正常的工作。各种避雷器件均应尽可能缩短引线，直接装于被保护的电(线)路点上。各种避雷器件必须符合标准要求，并经专用仪器检验合格方可使用。

通过以上整改，可以形成对雷电波的多级拦截和防护体系。在高压变压器后端到二次低压设备的总配电盘间的电缆内芯线两端应对地加浪涌防雷器或保护器，作一级保护；在二次低压设备的总配电盘至二次低压设备间信号电缆内芯线两端应对地加装浪涌防雷器，作二级保护；在所有重要的、精密的设备以及UPS的前端应对地加装浪涌防雷器或保护器，作为三级保护。

接地处理

在变电站微机保护改造中，一定要求有一个良好的接地系统，最好与变电站一次设备接地系统分开另设专用独立地，一般要求地阻小于4欧（特殊要求的小于1欧）。不能独立时，微机保护设备与接地网连接时加装击穿保险器或放电器连接，以保证正常时隔离，雷击时均衡电位。防止出现电位反击事故。

五 结论

在防雷设计方面，要用发展的眼光，从高标准的角度出发，遵循“整体防御、综合治理、多重保护”的方针，通盘考虑。尤其是电力系统中弱电设备的雷电浪涌防护还存在许多问题，也常 常由其而引起设备的损坏和一次设备误动作造成大面积停电。造成巨大经济损失。所以在完善电力系统设备外部防护的同时，要加强内部弱电设备的防护。

第一作者简介：

姓名：崔文杰 职称：助理工程师

从事专业：输配电线路维护

单位：胜利油田电力总公司东区供电公司线路队 单位地址：东营市八分场东区供电公司 邮编：257055 Email：xldcui@slof.com ship111@126.com 联系电话：0546-8732278 9

浅谈电力线路防盗和建议

单位：电力总公司东区供电公司线路队 姓名： 崔文杰 职务： 技术员 职称： 助理工程师 联系电话： 0546-8732278 撰写时间： 2006年1月1日

第三篇：电力系统职业技能鉴定试题库试题编号的含义[范文]

职业技能鉴定试题库试题编号的含义

如：La5A1001 L：理论知识题a：基础知识5：初级工A：选择题1：容易001：试题序号

一、理论知识试题（含技能笔试）代码共8位数，各自代表的是：

第一位：表示应知（理论知识）、应会（操作技能）的试题类型，即：

L—理论知识题J—技能笔试题C—技能操作考核（答辩）题第二位：表示知识范围（行为领域代码），即：

a—基础知识b—专业知识c—相关知识

d—基本技能e—专门技能f—相关技能

第三位：表示技能资格等级，即：

1—高级技师2—技师3—高级工4—中级工5—初级工第四位：表示试题类型，即：

A—选择题B—判断题C—简答题

D—计算题E—绘图题F—论述题

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第四篇：电力系统设备检修技术的发展

电力系统设备检修技术的发展

摘要：本文简要介绍了电力系统中设备检修技术发展的几个阶段。简要综述了这几个阶段中检修技术的特点；结合当今实际情况提出对现行的检修技术的看法；并展望了今后检修技术的发展方向。

关键词：电力系统；检修技术 前言

长期以来，供电企业的目标是建设“用最低成本及足够可用率输送电能的电力网络，同时一次及二次设备必须保持一定的可靠性水平。”因此，对设备进行检修是实现上述目标必不可少的重要条件之一；另外，电力行业走向市场后的各种压力以及不断增长的检修费用，使得世界各国在提高检修效率发面作了大量的研究工作，取得了较好的成绩。检修技术的变化

在第二次世界大战结束后，尤其是近十几年来，检修技术一直在不断发展。这种变化是因为需要维护的设备的种类和数量大为增加，也是由于设计更为复杂、设备推陈出新以及其他新技术在电力系统中的应用的结果。1.1 第一阶段

18世纪第一次产业革命时期，这个时期的大部分设备都比较简单，设计余量很大，这就使得设备易于修复。因此，这个阶段称为事后检修/故障检修。

事后检修（BM，break maitenance），也称故障检修（CM，corrective maintenance），是最早的检修方式。这种检修方式以设备出现功能性故障为依据，在设备发生故障且无法继续运转时才进行检修。显然，这种应急检修需付出很大的代价和维修费用，不但严重威胁着设备或人身安全，而且维修不足。

1.2 第二阶段

到第二次产业革命时期，随着社会化大生产对设备依赖性的增大，使得以预防为主的检修观念逐渐形成，称为预防性检修（PM，prevention maintenance）。预防性检修经过多年的发展，根据检修的技术条件、目标的不同而出现以下7种方式：

1）定期检修（TBM，time based maintenance）也称计划检修（SM，schedule maintenance）。这种检修方式以时间为依据，预先设定检修工作内容与周期。定期检修制度直到二战后，才被各国陆续地从军事工业移植到民用工业。中国电力工业的定期检修制度是20世纪50年代从苏联引入的。直到80年代，TBM仍是主流的检修制度。定期检修在保证重大机械设备正常工作中确实起到了直接防止或延迟故障的作用，但这种不根据设备的实际状况，单纯按规定的时间间隔对设备进行相当程度的解体的维修方式，不可避免地会产生“维修过剩”、“维修不足”、“盲目维修”及临时性维修频繁等问题。不但造成设备有效利用时间的损失和人力、物力、财力的浪费，甚至会引发维修故障。据统计，1996年我国的100MW、125MW、200MW火电机组非计划停运与出力降低的责任原因，分别有36%、31%和41%是由于这种检修造成的。

2）以可靠性为中心的检修（RCM，reliability centered maintenance）。RCM是一种以用最低的费用来实现机械设备固有可靠性水平为目标的检修方式。该检修方式能比较合理地安排大修间隔，有效预防严重故障发生。RCM的研究始于20世纪60年代后期，最早应用于美国民航领域，采用RCM后，飞机的可用率和可靠性得到明显提高。从80年代起，RCM已推广至世界许多工业部门。电力工业则是从1983年开始研究，并于1984年由美国电力研究院（EPRI）将其用于核电厂的检修。到1997年，在美国排名前1000家的大公司中，已有68%的公司采用RCM的检修方法。

3）状态检修（CBM，condition based maintenance）或预知性维修（PDM，predi ctive diagnostic maintenance）。这种检修方式以机械设备当前的实际工作状况为依据，通过高科技状态监测手段，识别故障的早期征兆，对故障部位、故障严重程度及发展趋势作出判断，从而确定各机件的最佳维修时机。状态检修始于1970年，由美国杜邦公司I.D.Quimn首先倡议。状态检修是当前耗费最低、技术最先进的维修制度，它为设备安全、稳定、长周期、全性能、优质运行提供了可靠的技术和管理保障。但由于状态检修需要监测的内容多，投资大，并存在一定的风险，要能熟练地运用于设备维修还需要长时间地经验积累。

4）故障查找（FF，fault find）。这种维修方式主要针对紧急备用设备，在固定的时间后启动这些设备，发现问题及时解决，以提高备用设备的可用率。

5）使用至损坏再修（RTF，run to fault）。采用该方式进行修理的设备不控制送修，通常用于对安全无直接危害的3类故障：①偶然故障；②无规律性故障；③故障损失小于维修费用的耗损故障。

6）以寿命评估为基础的检修。状态检修应根据分析监控诊断资料先估计设备寿命，再确定检修项目、频度与检修内容。

7）主动检修（PM，proactive maintenance）。从经济、寿命等多种因素考虑，重点在机械故障的识别和消除、故障原因的分析、通过延长发电厂机器寿命来获得最大的效益。各阶段主要技术内容及特点

2.1 现行检修技术

电力设备维修常用的是定时检修和以定时检修为基础，根据经验决定延长或缩短维修周期的计划检修存在严重缺陷，如临时性维修频繁、维修不足或维修过剩、盲目维修等，已不能满足当今需要，需要发展新技术。2.2 RCM技术

2.2.1 RCM的基本思想

RCM对需要进行检修的设备及系统围绕下列七个问题开展工作：

A）在现行的使用环境下，设备和系统的功能以及相关的性能指标是什么； B）什么故障情况下系统无法实现其功能； C）引起功能故障的原因是什么；

D）故障发生是系统会出现什么情况； E）什么情况下故障至关重要；

F）预防重要故障的发生可采取哪些检修措施； G）这些检修措施的效果和经济性如何。

RCM整个过程可分为选择系统、收集资料、定义系统边界、确定系统说明与功能框图、分析系统功能与系统故障、逻辑树分析、选择检修方法等七个步骤。2.2.2 RCM的特点

RCM与传统的预防性检修相比较

A）以保持系统功能为检修目的，要求根据设备与系统功能之间的关系，区分设备的重要程序而分别对待；

B）要求对会导致功能故障或功能丧失的设备故障模式进行识别；

C）根据系统功能的重要性来确定检修资金的分配及检修计划安排的轻重缓急；

D）根据检修结果和经济效益选择检修措施 2.3 状态检修的技术问题 2.3.1 状态检修与可靠性技术

可靠性技术与风险评价技术在70年代至80年代开始应用于核电站等民用领域，到了80年代中后期，这一技术在电力行业中首先应用于电力系统规划、大电力系统可靠性分析、电力设备及部件可靠性评价领域。

设备的可靠性与设备的维修密切相关，可靠性低的设备必然导致可用性的降低和维修的频繁发生。事实上，维修工作也只能使设备维持或接近由设计和制造所决定的固有可靠性，而状态检修就是要在了解设备健康状态的前提下通过检查、维护、修理乃至更新，以最小的代价保持或恢复系统及设备的固有可靠性水平。

可靠性分析是状态检修的一个重要内容。通过可靠性分析，可确定设备或系统的薄弱环节、关键部位、应采取的措施等，同时可确定检修对象的各种可能的潜在性故障，揭示各种故障模式及其内部的联系，指导故障诊断和维修方案的制定，确定系统检测装臵的最佳配臵，还可以为后勤保障、管理人员的工作提供指导。

2.3.2 状态检修与寿命评价技术

在复杂载荷和环境条件下工作的设备及其零部件，如锅炉汽包、汽轮机转子等，由于磨损、腐蚀、蠕变和疲劳破坏等原因，其使用寿命是有限的。如何控制设备寿命损耗，合理分配和使用设备寿命，延长设备实际使用期限，以及参照寿命监测结果来指导启停、运行和状态检修，都涉及到对设备寿命的评价。

状态检修中检修实施间隔的确定与设备寿命损耗是直接相关的。在以往的设备管理工作中，一般最初检修期凭经验估计，通过长期的资料积累，可逐步做到叫准确估计其寿命，以便在最恰当的时机完成检修工作。

在无法采取统计方法时，寿命探索可以说是最佳方案。当然这需要较长的时间和一定的代价。但一般来说，采用统计数据确定寿命与可靠性的关系，可能需要的时间会更长。目前，随着计算机技术的发展，可以利用数值试验和数字仿真来估计设备的寿命损耗，这对那些不能进行全尺寸试验或不便进行寿命探索的大型设备尤其有用。

对寿命问题的研究可以从以下3个方面协助电厂开展检修工作：

a）从提高可用率与延长寿命出发，确定关键设备与系统的改进、检修工作方向；

b）确定关键设备与部件的检验项目、检验时间间隔和检修准则； c）提出设备部件更换的最佳周期。2.3.3状态检修与设备监测诊断技术

设备监测与诊断问题是状态检修的核心问题。监测与诊断的理论基础非常宽阔，可以分为2个大的方面：一个是领域理论基础，另一个是系统理论基础。领域理论基础包括被监测诊断对象的专业理论，如对火电厂而言，包括锅炉、汽轮机、发电机、热力系统、电气系统、热工控制、电厂化学等理论基础。而系统理论基础包括传感和检测技术、信号处理技术、计算机和网络技术、可靠性理论、信息论、系统论、仿真技术、人工智能等理论基础。

监测与诊断的技术手段是现代化的测试仪器、计算机系统和软件。具体内容是监测设备状态、检测异常情况、分析和预测状态变化趋势、诊断和识别故障及其原因。

目前常用于状态检修的监测与诊断技术有：

a）振动监测与诊断（轴系振动、扭振、管道振动监测诊断等）； b）声波监测与诊断（声发射和超声发射诊断等）； c）油液分析、监测与诊断（铁谱、光谱、色谱诊断等）； d）应力/应变监测与诊断（转子热应力、动应力监测与诊断）； e）位移和位臵监测与诊断（膨胀监测、阀位监测等）； f）温度监测与诊断（红外线热成像诊断等）； g）核射线监测与诊断（CT、成分分析等）；

h）电气参数监测与诊断（局部放电监测、铁芯电流监测等）； i）化学分析、监测与诊断（氢纯度、氧量监测等）；

j）综合监测与诊断（综合性能计算、监测数据、专家知识等的诊断）。状态监测与故障诊断技术对设备维修的意义是：在故障为发生之时，充分掌握设备工作状况和运行趋势，指导操作人员进行调控，确保设备效能的有效发挥，尽可能减少故障发生的几率。而在故障将要发生或已经发生时，给出相关指导信息，指导运行操作，以使故障不发生或使其影响最小，并使维修决策和维修目的明确，方法科学，经济合理。2.4 状态检修与仿真技术

目前国内电力行业用于培训或研究的仿真装臵已有不少，将仿真技术与设备状态检修技术进行结合，有望取得更大的经济效益和技术突破。在设备状态检修中应用仿真技术有可能做到：

通过对系统或设备的性能与状况进行仿真，更充分地了解设备，研究各种运行条件下设备所处的不同状态，找出相应的关键部位和薄弱环节，以便采取预防措施：

仿真各种故障的影响，趋势及事故后果；

仿真各种检修方式的实施效果，尽可能减少盲目维修； 仿真检修后的设备可靠性和性能状况； 替代部件破坏性试验，积累设备故障数据； 仿真预期的检修对整个电力系统可靠性的影响。2.5 状态检修与智能决策

应用计算机辅助决策技术和数据库技术，可把电厂的所有操作运行和检修信息综合在一起，针对一个决策目标体系，形成以单个设备或整个系统为单元的决策工具，在状态检修应用过程中，供系统工程师、检修工程师和电厂管理人员使用。

这一工具可以将检修计划安排、历史数据、操作参数、诊断分析数据综合到数据库中，设定基本的警戒线，及时提示检修管理人员按设备状态执行全面的检查和维修。

数据管理和智能决策可以通过检修工作站实现，它对收集到的各种数据进行分析，分析各个设备潜在故障及其根本原因，分析各个设备的运行趋势，提交诊断结果，同时对操作、检修历史、警告信息、投资收益进行分析，作出正确的检修决定。使用人员可以在检修工作站的计算机上看到决策模块所提供的趋势、警告、诊断和分析报告，并对某一特定的设备的检修标准进行修改。这一技术的运用可以杜绝检修决策的主观性和随意性，减少决策失误的可能性，规范状态检修工作程序，并使决策过程更快，重复劳动减少。结束语

检修技术正向RCM及状态检修方向发展，而RCM也可以认为是一种状态检修。但RCM与状态检修在规划选择状态监控的对象、选择诊断手段时的准则倾向有所不同。状态检修侧重于检修成本考虑规划原则，而RCM注重从系统可靠性分析的结果选择状态监测对象和诊断技术。

参考文献

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第五篇：原料场2014年设备运行工作总结

原料场2014年设备运行工作总结

一、原料机械点检作业区2014年主要生产、安全、环保指标完成情况；

1、在过去的2014年里，原料场机械点检作业区加强了设备运行的：以规范管理和加强设备点检、设备润滑和设备检修管理工作。通过一年实施与运行，对设备的管理呈现规范化趋势，回顾过去原料机械点检根据公司目标计划展开各项工作。

2、以保障设备长期处于良好状态为基准，充分发挥各区域点检人员的作用，推动和促进各项计划工作的深入开展，并取得了良好的成效。在生产方面根据生产作业区提出的要求对设备存在不合理的都进行统一处理，在2014年里面安全方面作业区做到了零伤亡，环保方面全面达到公司要求完成指标；

二、2014年做的主要工作、措施及效果；

在2014年里原料机械点检作业在主要工作方面，每月能够根据生产要求对原料场7台设备进行同步检修，检修完成率达到98%，在2014年原料场设备有计划检修总计96次，设备全年累计检修计划时间786h，设备使用率为98.66%，全年的检修工单总计约5400张，检修质量完成合格率为98%，全年设备出现的事故为4次，因检修造成的事故率为零。

原料场设备运行全年正常运行天数约为340天, 为公司创造良好效益打下了坚实的基础； 在2014年1月完成了1#圆盘给料机设备安装完成，3月份根据生产要求对原料场4台斗轮设备、混匀预配料仓都已接入设备冲洗管道，4月份对人工卸车槽格栅进行一边的更换，由于材料缺少到现在未能全部完成，对人工卸车槽剩余部分等匀堆机轨道大修完成之后将匀堆机拆卸下来的轨道用于人工卸车槽使用；6月份对C106卸料小车存在行走减速机高速轴外壳断裂事情进行了整体改进；7月份对一烧、二烧成品矿槽内下料斗进行修复处理；8月份对4#斗轮取料机回转大齿圈出现故障处理；9月份完成了对原料场设备润滑工作，10月份对四辊破碎液压系统外移底座制作安装完成；11月份完成了公司对原料场匀堆机、匀取机设备的防腐工作，12月份对原料场3#斗轮堆取料机悬臂皮带减速机低速轴漏油严重进行更换；在设备运行措施方面推行2013年一样的“作业长与技术带头人周检制度”，系统解决问题 为确保在高炉不停产的状态下处理完成高炉及其辅助设备存在的缺陷。既保证将已有故障消灭在萌芽状态使设备问题不积累，同时又减少定修时的项目，保证定修质量，原料机械点检作业区结合炼铁生产实际，适时推出“与生产周检查制度”。在些方面都能够得到及时沟通与处理，取得了良好的效果；

三、原料机械点检作业区工作领域所建立的好的模式、机制、制度、创新方面；

在过去的2014年里面，原料机械点检作业区在所辖工作方面建立了作业区内部管理制度，作业区内部管理条例模式，作业区人员严格按照制度进行进行，采取奖罚制度，尤其在今年7月份之后作业区内人员辞职，作业区对设备进行了点检分工管理。明确合理的分工，是做好点检工作的前提。为保证点检设备“台台有人管，人人有职责”，实行“五定”即：定责任人、定点检内容、定点检标准、定点检周期、定考核办法。岗位操作工负责日常点检，主要内容是通过点检，突出设备的维护保养，及时发现简单隐患，及时排除故障，通过区域点检对生产岗位进行现场培训和指导。有效的减少了设备维修，加强维修人员负责设备的专业点检，故障维修，严格按点检计划和标准开展工作，加强对设备状态的管理。充分发挥生产岗位与维检人员的作用，有利于及时排除设备故障隐患，提高设备维护保养效率，减少故障停机时间，提高设备使用效率。对设备采取离线检修模式，以前更换一套斗轮堆取料机行走驱动装置，都需要在线更换更换一套时间需要8小时左右，存在问题是检修时间长，严重影响生产，未能有效的发挥设备的综合效益和提高设备技术功能的预控性。而采用离线装配一套进行整体更换，只需要时间2小时，有效的提高设备综合效益和预控性工作

2014年里面原料机械点检作业区对于设备不能局限于设备本身，还应包括如何与生产部分沟通生产管理、设备检修质量管理和现场检修安全管理等多项内容，应通过进行综合评价找出自己存在的不足，尽全部力量能满足生产、质量和安全工作要求的最经济和最能发挥设备功效的关键点，还实施设备夜间故障检修受控生产作业区进行检查管理为基础的设备检修管理新模式；已有效的保证了夜间设备出现一般故障都能够及时处理予以解决，同时解决了点检人夜间进厂处理问题的事情。

四、2014年里生产过程中存在的问题，所点检采取的措施及效果分析；

在过去的一年里在生产作业区存在操作方面存在如下问题，在今年焦炭棚天车钢丝绳被生产操作断股方面，四辊破碎操作导致油缸连接螺栓断裂方面，以及在10月份生产作业区在取料过程中未能对料堆中的沟盖板进行清理导致1#匀取机小车梁断裂，导致停机6小时，12月份对3#斗轮堆取料机斗轮减速机油管撞断导致减速机损坏导致停机时间6小时，对上述问题原料机械点检作业区都采取了相对应的措施，对焦炭棚天车钢丝绳断股方面，加强对生产岗位操作方面的培训，以及在更换钢丝绳方面要切实维检单位将钢丝绳预留一部分，方便在更换过程中加快检修速度，四辊破碎机方面要求生产作业区对料堆中的大块进行及时清理，在油缸螺丝方面增加弹簧垫圈，已有效的保证生产顺利进行，对料堆中存在的沟盖板要求生产作业区进行清理，要求生产岗位在取料作业过程中发现沟盖板进行停机处理，对于斗轮堆取料机斗轮减速机高速轴油管方面采用胶管连接，同时在减速机上面增加防撞盖板已有效地对设备进行保护；

五、2015年的主要工作思路及目标、管理创新、技术创新等方面措施；

一般来说设备的生产能力是一定的，生产的产品数量是需要时间来保证的，对一个每天24h连续生产作业的生产制造业企业，要保证一每天高炉的产量，就必须保证设备的作业时间，而任何的检修维护或设备保养都会占用一定时间，所以如何减少设备维护的时间，增加设备作业的时间就是生产与设备维护矛盾的焦点，原料机械点检作业区加强与生产作业区沟通在2015年里面，让设备维护得到有机结合，设备的操作者对设备进一步进行掌握和了解是设备少出故障或不出故障的保证，因为设备操作工人是对现场设备常态的维护人，设备平时的保养靠的就是设备的操作人员，专职的设备维护人员一般是故障维护，设备检修和大、中修，主要影响生产的是设备的故障检修，设备的故障率越高对生产的影响就越大，生产与设备维护的矛盾就越突出。只有点检、生产人员、维护人员提高设备的检修质量，检修维护时不放过任何可能引起设备故障的隐患；操作人员不野蛮操作，保证设备不过载，班前仔细阅读设备运行状态的交接班记录并检查保养，班后清洁并做好设备运行状态记录，这就是专职的设备维护与生产中的常态维护保养的有机结合，虽然无论正常维护，还是常态保养都会占用一些生产时间，但俗话说，磨刀不误砍柴工，设备的无故障运行时间越长效果体现的就越明显。

六、以及对对主要指标、目前存在的差距及改进；

一、节约成本：对已损坏价格昂贵的设备零部品进行分解修理，使修理工作细致到单元上，缩小设备事故故障范围，使用最低的维修成本修复设备，避免直接更换新的部品，减少设备大修次数，加大点检频率，提高维检单位检修力度

二、降低事故率：对生产操作出现的异常问题要做到及时的管控，及时分析，找出解决方案，从而避免同样错误再次发生，对生产岗位进行有效的系统的进行培训，要求生产岗位掌握设备相关基础的参数，组织对故障率高的设备进行细致检修，减少设备因检修之后造成故障从而再次影响生产。

三、提高生产：及时巡线，发现问题及时处理，制定设备保养计划，并安排落实设备保养工作，通过变更保养频次保证设备使用性能，减少机台故障和停机时间，保证机台正常生产运行

在新的2015年里面我们原料机械点检作业区将一如既往的坚持下去，将2015的工作做得更好、更出色，做好设备点检、检修、生产统一协调管理工作。

七、加强作业区人员培训与管理、加强自身队伍建设，以及对企业文化建设方面的创见、建议及未来发展的设想；

在2015年里作业区方面加强点检人员自身的培训，以及对设备的认识度方面，作为设备管理的人员，存在困难是必须的，只有解决困难才是最根本的事情，而不是找理由去推脱事情或者是找别人的问题，在困难中出现的实际问题，只有作业人员通过认真的总结，仔细的分析，从已经出现的问题中吸取教训，在困难中锻炼能力，在反思中进行自我提高，大事讲原则，小事讲风格，最终圆满完成才是关键，只有通过作业区全体成员的共同协作与努力迎刃而上，完成公司与厂部给予的任务，对企业方面创建及未来，多加强与现场人员的有效沟通，同时在公司以后的规划与发展中，把注重解决思想问题与解决职工最关心最切身的实际利益结合起来。确保广大职工以愉快的心情投入到企业的建设之中，实现企业各项工作目标。企业文化建设评价指标体系与企业文化建设人员绩效考核指标有待完善，奖惩激励机制有待加强；

如何留住人才的思想考为员工制定发展规划，让员工在这里工作有一个明确的发展目标，“我认为企业为每名员工做周密的职业生涯规划具有很大的意义。从员工的角度来看，如果他看不清在两三年后自己在公司的前途是怎样的，那么公司是很难或者根本就留不住员工。为员工做职业生涯规划，帮助员工成长发展，激励员工在这个企业中长期干下去，可以帮助企业留住优秀人才，做好员工绩效考核，促进企业和员工的共同发展 要解决上述问题，首先管理人员必须明白考核工作的重要性，注重绩效考核工作的各个阶段的执行情况，从各个阶段着手解决，使绩效考核发挥其真正的作用，促进企业和员工的共同发展。

原料机械点检作业长：罗军 2015年1月10日