變壓器改造畢業(yè)設(shè)計

1、<p>　畢 業(yè) 設(shè) 計（論文）（說 明 書）題 目：**變壓器改造姓 名： 學(xué) 號： 2013年5月20日</p><p><b>　　摘 要</b></p><p>　　變電站綜合自動化系統(tǒng)是在計算機和網(wǎng)絡(luò)通信技術(shù)基礎(chǔ)上發(fā)展起來的，在我國近幾年發(fā)展迅速，產(chǎn)品的更新?lián)Q代及定型也越來越快。從這幾年應(yīng)用和實踐看，變電

2、站綜合自動化給變電站設(shè)計安裝、調(diào)試和運行、維護、管理等方面都帶來了一系列自動化技術(shù)的變革。我國綜合自動化技術(shù)在全國“兩網(wǎng)”改造背景的幫助下有了長足的進步，技術(shù)趨于成熟，并在全國推廣，特別是近年來通訊及計算機技術(shù)的迅猛發(fā)展，極大的提高了綜合自動化技術(shù)水平，促使其具有了網(wǎng)絡(luò)化、綜合智能化、多媒體化等新的特點。中平能化集團電網(wǎng)廣泛分布于百里礦區(qū)，擔(dān)負著礦區(qū)生產(chǎn)，生活供電任務(wù)。隨著煤礦采掘面的深入，采掘環(huán)境的復(fù)雜化，對電力正常供應(yīng)及安全保障提出

3、了新的更嚴格的要求，而我集團公司電網(wǎng)變電站自動化水平偏低的現(xiàn)狀，難以符合其高質(zhì)量的要求，老式變電站的改造已經(jīng)迫在眉睫，最近幾年也在不斷引進變電站綜合自動化系統(tǒng)，但大多數(shù)為35KV系統(tǒng)，而且隨著綜自系統(tǒng)的不斷發(fā)展，大多數(shù)設(shè)備已經(jīng)趨于落后， 如何組建電壓等級高、系統(tǒng)線路多、系統(tǒng)綜合集成度高及結(jié)構(gòu)運行方式復(fù)雜的大型樞紐變電站，及相關(guān)新的設(shè)備和新的技術(shù)引進后我們維護人員怎么消化吸收是面臨的主要難題。</p><p>　　

4、**作為我集團公司西部電網(wǎng)樞紐變電站，關(guān)系到西部大部分電站供電及安全保障，電力系統(tǒng)情況復(fù)雜，要求高難度大，涉及面廣，其綜自改造極大的緩解了我集團電網(wǎng)西部電網(wǎng)安全供電的壓力，并通過對其改造全過程的分析研究、比對，并對系統(tǒng)結(jié)構(gòu)設(shè)計、運行維護、狀態(tài)分析、故障排查等相關(guān)信息的收集，將提高我廠綜合自動化整體水平，對未來我廠老式變電站的改造，新站建設(shè)，及相關(guān)綜自站的運行維護，安全生產(chǎn)具有重要意義。</p><p><b

5、>　　目錄</b></p><p><b>　　摘 要I</b></p><p><b>　　目錄II</b></p><p>　　第一章 **變電站一次系統(tǒng)的改造與分析1</p><p>　　1.1 110KV一次系統(tǒng)1</p><p>　　1.1

6、.1 改造前后對比1</p><p>　　1.1.2對比分析2</p><p><b>　　1.1.32</b></p><p><b>　　1.1.42</b></p><p>　　1.2 35KV、6KV一次系統(tǒng)3</p><p>　　1.2.1改造前后對比3

7、</p><p>　　1.2.2對比分析4</p><p>　　1.3 6KV管母及電抗器一次系統(tǒng)5</p><p>　　1.3.1改造前后對比5</p><p>　　1.3.2對比分析6</p><p>　　1.4.**站電氣一次主接線改造前后優(yōu)越性對比6</p><p>　　1.4

8、.1實現(xiàn)了謝110KV母線分段運行6</p><p>　　1.4.2性能改善7</p><p>　　1.4.3功能提高7</p><p>　　1.4.4管理加強7</p><p>　　1.4.5謝110北甲2的加裝8</p><p>　　1.4.6管母的改造8</p><p>　　1

9、.4.7 6KV電抗器的改造8</p><p>　　1.4.8謝353東刀閘、謝63南刀閘的加裝9</p><p>　　第二章 **變電站繼電保護調(diào)試10</p><p>　　2.1、繼電保護調(diào)試規(guī)范10</p><p>　　2.1.1調(diào)試條件：10</p><p>　　2.2繼電保護調(diào)試方法及要求11&l

10、t;/p><p>　　2.2.1.外觀檢查11</p><p>　　2.2.2絕緣檢查11</p><p>　　2.2.3交流耐壓試驗11</p><p>　　2.2.4設(shè)備、單元件的校驗和回路連接正確性檢查12</p><p>　　2.2.5回路連接正確性檢查12</p><p>　　2

11、.2.6.整組試驗12</p><p>　　2.2.7二次回路通電試驗方式13</p><p>　　2.3直流系統(tǒng)保護調(diào)試15</p><p>　　2.4 110kv線路部分(包括謝110)保護調(diào)試16</p><p>　　2.5、主變保護調(diào)試：18</p><p>　　2.6、備用電源自投調(diào)試：24<

12、;/p><p>　　2.7、110KV線路同期（包括謝110）25</p><p>　　2.8、故障錄波26</p><p><b>　　總結(jié)27</b></p><p><b>　　參考文獻28</b></p><p><b>　　致謝29</b>

13、;</p><p>　　第一章 **變電站一次系統(tǒng)的改造與分析</p><p>　　通過增加設(shè)備間隔，改進運行方式，使運行方式更加靈活多樣。根據(jù)**實際運行情況，制定應(yīng)急運行方案庫，提高系統(tǒng)運行穩(wěn)定度和事故處理靈敏度。</p><p>　　提高了**變電站的整體運行水平、提高設(shè)備利用率、降低變電站誤操作率、提高變電站的供電可靠性和持續(xù)性，對整個平煤電網(wǎng)的安全生產(chǎn)起著

14、重要的促進和保障作用，確保煤礦安全生產(chǎn)，因此具有顯著的經(jīng)濟和社會效益</p><p>　　1.1 110KV一次系統(tǒng)</p><p>　　1.1.1 改造前后對比</p><p><b>　　110KV改造前</b></p><p><b>　　110KV改造后</b></p><

15、;p><b>　　1.1.2對比分析</b></p><p><b>　　1.1.3</b></p><p>　　原謝110KV北母線上加裝了謝110北甲2刀閘，將原110KV北母分成了兩段母線：北母I段、北母II段。在謝110KV各間隔、母線計劃性停電檢修時，不但可以縮小停電范圍；而且也提高了供電可靠性。</p><p

16、>　　110kv北母線分段以后，在北母I段或II段停電時都能保證**站2臺主變運行，從而大大提高安全可靠性，也增加了運行方式的靈活。</p><p><b>　　1.1.4</b></p><p>　　計謝2、滍謝2雙回路分段運行，提高安全運行水平。</p><p>　　改造前，**站110kv部分的主要運行方式為滍謝線帶全站負荷，計謝線

17、做熱備用，**站110kv系統(tǒng)單回路運行，一旦滍謝線故障停電將造成**站全站失壓。</p><p>　　改造后，**站110kv系統(tǒng)分段運行，滍謝線帶謝110北母，計謝線帶謝110南母，一旦某一回路出現(xiàn)故障停電，只能對**站一半負荷造成影響，提高了**站的安全可靠性。</p><p>　　1.2 35KV、6KV一次系統(tǒng)</p><p>　　1.2.1改造前后對比&

18、lt;/p><p><b>　　35KV改造前</b></p><p><b>　　35KV改造后</b></p><p><b>　　6KV改造前</b></p><p><b>　　6KV改造后</b></p><p><b&

19、gt;　　1.2.2對比分析</b></p><p>　　**3#變?nèi)萘繛?0000KVA。原謝3#變中壓側(cè)接至謝35KV西母、謝3#變低壓側(cè)接至謝6KV北母。</p><p>　　謝1#變一旦停運，謝35KV、謝6KV供電壓力極大，且需要壓限負荷。</p><p>　　改造后的謝3#主變中壓側(cè)可分別接至謝35KV東、西母；謝3#變低壓側(cè)可分別接至謝6K

20、V南、北母。操作方便；運行方式靈活；從根本上提高了謝6KV系統(tǒng)的供電可靠性。</p><p>　　1.3 6KV管母及電抗器一次系統(tǒng)</p><p>　　1.3.1改造前后對比</p><p>　　6KV管母及電抗器改造前</p><p>　　6KV管母及電抗器改造后</p><p><b>　　1.3.2對

21、比分析</b></p><p>　　1、6KV管母的改造</p><p>　　原謝61、謝62電抗器額定2000A；謝63電纜最大帶負荷能力1500A。</p><p>　　**6KV系統(tǒng)負荷約為3300A。若謝1#主變停運時，謝6KV系統(tǒng)必須大量壓限負荷，甚至影響煤礦生產(chǎn)，使得煤礦供電可靠性大大降低。管母改造后，謝61、謝62帶負荷能力提高至4000A

22、。謝63帶負荷能力提高至謝3#主變滿負荷(1800A)供電。無論哪臺主變停電都不會影響供電或壓限負荷。</p><p>　　2、6KV電抗器的改造</p><p>　　原謝61、謝62電抗器額定2000A，謝63沒有電抗器；改造后增加謝63電抗器2000A，謝61、謝62、謝63增加短接斷路器，并接在電抗器上；正常運行時由短接斷路器帶負荷運行，當負荷側(cè)發(fā)生短路時，會產(chǎn)生數(shù)值很大的短路電流。

23、如果不加以限制，要保持電氣設(shè)備的動態(tài)穩(wěn)定和熱穩(wěn)定是非常困難的。因此，為了滿足某些斷路器遮斷容量的要求， 常在出線斷路器處串聯(lián)電抗器，行，并且坑口電廠一回路發(fā)電運行，另一回路做饋出線備用至坑口電廠。**站改造后，**站采用雙電源進線、謝110KV母線分段運行、坑口增大短路阻抗， 限制短路電流；這時通過保護裝置自動斷開短接斷路器，將電抗器投入運行。</p><p>　　由于采用了電抗器，在發(fā)生短路時，電抗器上的電壓降

24、較大，所以也起到了維持母線電壓水平的作用，使母線上的電壓波動較小，保證了非故障線路上的用戶電氣設(shè)備運行的穩(wěn)定性。</p><p>　　1.4.**站電氣一次主接線改造前后優(yōu)越性對比</p><p>　　1.4.1實現(xiàn)了謝110KV母線分段運行</p><p>　　**站改造前，**站采用單電源進線、謝110KV母線不分段運電廠雙回路發(fā)電同時上網(wǎng)的大分段運行方式。謝1

25、10KV母線大分段運行的意義如下：</p><p><b>　　1.4.2性能改善</b></p><p>　　電網(wǎng)運行方式發(fā)生了根本性的改變，由原來的單電源進線、110KV母線不分段供電方式，調(diào)整為雙電源進線、110KV母線分段運行方式，對110KV系統(tǒng)進行了網(wǎng)絡(luò)分割、形成單元式供電。由于采用母線分段運行方式，使得系統(tǒng)參數(shù)發(fā)生了變化，使網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)電抗增大，短路電流及短

26、路容量變?。?使得輸變配電設(shè)備的承載能力及遮斷</p><p>　　容量有了較大的富裕量，使礦區(qū)電網(wǎng)運行更加科學(xué)合理。在很大程度上增大了系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性。</p><p><b>　　1.4.3功能提高</b></p><p>　　雙電源進線、110KV母線分段運行方式使礦區(qū)電網(wǎng)運行方式更加靈活；由于雙電源同時供電，使得礦區(qū)電網(wǎng)抗干擾性更強，不

27、會因為其中一個電源故障而導(dǎo)致110KV母線全部停電，影響面減少了一半，供電可靠性增加了一倍。</p><p>　　坑口電廠并網(wǎng)點由一點變?yōu)閮牲c，使坑口電廠因系統(tǒng)故障而解列的可能性減少了一半；緩解了坑口一點并網(wǎng)的運行壓力。</p><p>　　雙電源進線、110KV母線分段運行方式，實現(xiàn)了由原來的“在事故狀態(tài)下，全變電站停電與系統(tǒng)并網(wǎng)”到目前的“事故狀態(tài)下**站無需停電就能帶電廠與系統(tǒng)同期并

28、網(wǎng)”的理想運行狀態(tài)。大大增加了坑口電廠的經(jīng)濟效益及運行穩(wěn)定性。</p><p><b>　　1.4.4管理加強</b></p><p>　　1、消除了系統(tǒng)安全隱患，減少了故障環(huán)節(jié)，實現(xiàn)雙電源進線、110KV母線分段運行方式；對110KV系統(tǒng)進行了網(wǎng)絡(luò)分割，形成單元式供電、單元式管理。</p><p>　　2、由于實現(xiàn)了坑口電廠發(fā)電兩點與系統(tǒng)并網(wǎng)

29、，上級電源事故情況下，可以避免坑口電廠非同期并網(wǎng)。</p><p>　　3、避免坑口電廠單線上網(wǎng)，出現(xiàn)異常運行狀況時，迅速甩負荷造成系統(tǒng)不穩(wěn)定運行。</p><p>　　1.4.5謝110北甲2的加裝</p><p>　　1、原謝110KV北母線上加裝了謝110北甲2刀閘，將原110KV北母分成了兩段母線：北母I段、北母II段。在謝110KV各間隔、母線計劃性停電檢

30、修時，不但可以縮小停電范圍；而且也提高了供電可靠性。</p><p>　　110kv北母線分段以后，在北母I段或II段停電時都能保證**站2臺主變運行，從而大大提高安全可靠性，也增加了運行方式的靈活。</p><p>　　2、計謝2、滍謝2雙回路分段運行，提高安全運行水平。</p><p>　　改造前，**站110kv部分的主要運行方式為滍謝線帶全站負荷，計謝線做熱

31、備用，**站110kv系統(tǒng)單回路運行，一旦滍謝線故障停電將造成**站全站失壓。</p><p>　　改造后，**站110kv系統(tǒng)分段運行，滍謝線帶謝110北母，計謝線帶謝110南母，一旦某一回路出現(xiàn)故障停電，只能對**站一半負荷造成影響，提高了**站的安全可靠性。</p><p>　　1.4.6管母的改造</p><p>　　原謝61、謝62電抗器額定2000A；謝

32、63電纜最大帶負荷能力1500A。</p><p>　　**6KV系統(tǒng)負荷約為3300A。若謝1#主變停運時，謝6KV系統(tǒng)必須大量壓限負荷，甚至影響煤礦生產(chǎn)，使得煤礦供電可靠性大大降低。管母改造后，謝61、謝62帶負荷能力提高至4000A。謝63帶負荷能力提高至謝3#主變滿負荷(1800A)供電。無論哪臺主變停電都不會影響供電或壓限負荷。</p><p>　　1.4.7 6KV電抗器的改造

33、</p><p>　　原謝61、謝62電抗器額定2000A，謝63沒有電抗器；改造后增加謝63電抗器2000A，謝61、謝62、謝63增加短接斷路器，并接在電抗器上；正常運行時由短接斷路器帶負荷運行，當負荷側(cè)發(fā)生短路時，會產(chǎn)生數(shù)值很大的短路電流。如果不加以限制，要保持電氣設(shè)備的動態(tài)穩(wěn)定和熱穩(wěn)定是非常困難的。因此，為了滿足某些斷路器遮斷容量的要求， 常在出線斷路器處串聯(lián)電抗器， 增大短路阻抗， 限制短路電流；這時通

34、過保護裝置自動斷開短接斷路器，將電抗器投入運行。</p><p>　　由于采用了電抗器，在發(fā)生短路時，電抗器上的電壓降較大，所以也起到了維持母線電壓水平的作用，使母線上的電壓波動較小，保證了非故障線路上的用戶電氣設(shè)備運行的穩(wěn)定性。</p><p>　　1.4.8謝353東刀閘、謝63南刀閘的加裝</p><p>　　**3#變?nèi)萘繛?0000KVA。原謝3#變中壓側(cè)

35、接至謝35KV西母、謝3#變低壓側(cè)接至謝6KV北母。</p><p>　　謝1#變一旦停運，謝35KV、謝6KV供電壓力極大，且需要壓限負荷。</p><p>　　改造后的謝3#主變中壓側(cè)可分別接至謝35KV東、西母；謝3#變低壓側(cè)可分別接至謝6KV南、北母。操作方便；運行方式靈活；從根本上提高了謝6KV系統(tǒng)的供電可靠性。</p><p>　　第二章 **變電站繼電

36、保護調(diào)試</p><p>　　通過對**110KV綜合自動化變電站整體改造的過程的跟蹤、分析及研究，總結(jié)110KV樞紐變電站綜自系統(tǒng)設(shè)計原理及設(shè)計施工步驟，并整理出類型性綜自系統(tǒng)設(shè)計圖紙母版；通過NS9000110KV綜自系統(tǒng)的調(diào)試及聯(lián)調(diào)，結(jié)合其他綜自系統(tǒng)調(diào)試方法，整理出110KV及以下綜自系統(tǒng)調(diào)試方案庫。</p><p>　　2.1、繼電保護調(diào)試規(guī)范</p><p&g

37、t;　　繼電保護調(diào)試包括：設(shè)備、單元件的檢查；二次回路絕緣情況檢查；二次回路連接正確性，可靠性檢查；二次回路整組特性試驗等。</p><p>　　2.1.1調(diào)試條件：</p><p>　　1.電氣設(shè)備是經(jīng)國家兩部委鑒定合格、允許廠家生產(chǎn)的合格品，廠家資料齊全，設(shè)備參數(shù)清楚、合格，出廠試驗應(yīng)符合規(guī)程的要求。</p><p>　　2.二次整組調(diào)試須在二次接線全部結(jié)束檢查

38、無誤后，元器件調(diào)試、單元調(diào)試合格后方可進行。</p><p>　　3.對環(huán)境氣候的要求：繼電保護調(diào)試主要在室內(nèi)進行，因此室內(nèi)應(yīng)有良好的通風(fēng)、采光設(shè)施，場地干燥、平整，無雜物。</p><p>　　4.各項試驗必須事先選用表計、設(shè)備的容量與量程、避免損壞設(shè)備。</p><p>　　5.技術(shù)交底要求：每項調(diào)試工作應(yīng)該讓調(diào)試人員充分了解此項調(diào)試工作的工作范圍，所涉及的運行

39、設(shè)備有那些以及可能發(fā)生的危險點，了解被調(diào)試設(shè)備及系統(tǒng)和所用試驗設(shè)備、儀器性能。嚴禁使用有缺陷及有可能危及人身或設(shè)備安全的試驗設(shè)備和儀器。試驗中如發(fā)生異常應(yīng)立即中止，并拉斷電源，采取有效的處理措施及防范措施后再進行檢查工作。</p><p>　　2.2繼電保護調(diào)試方法及要求</p><p>　　2.2.1.外觀檢查</p><p>　　1、二次設(shè)備的硬件配置和軟件版本

40、的標示及內(nèi)部接線與圖紙相符。</p><p>　　2、二次設(shè)備的外觀質(zhì)量、焊接質(zhì)量良好，設(shè)備上的所有元件固定良好，無松動現(xiàn)象。</p><p>　　3、二次設(shè)備、回路的絕緣電阻及介質(zhì)強度的檢測，參考國家《電氣設(shè)備交接試驗標準》。</p><p><b>　　2.2.2絕緣檢查</b></p><p>　　1、外觀檢查所有

41、絕緣部件、控制電纜線芯套管、導(dǎo)線和控制電纜的絕緣狀況。發(fā)現(xiàn)異常時應(yīng)采取措施修復(fù)和更換。</p><p>　　2、二次回路中有電子元件的設(shè)備，允許把電子元件拔出用萬用表代替搖表測量絕緣電阻值。</p><p>　　3、用500V或1000V兆歐表(48V及以下的回路使用不超過500V的兆歐表)測量各分組回路的絕緣電阻，在斷開所有其他并聯(lián)回路的絕緣電阻均應(yīng)不小于10MΩ。注：在測量某一組回路對

42、地的絕緣電阻時，應(yīng)將其它回路都接地。</p><p>　　4、測量整個二次回路絕緣電阻，將電流回路的接地點解開，其絕緣電阻應(yīng)不小于1MΩ；在比較潮濕的地方，允許降低到不低于0.5 MΩ。</p><p>　　2.2.3交流耐壓試驗</p><p>　　交流耐壓試驗前必須先進行外觀檢查及絕緣檢查，然后做好安全措施，試驗區(qū)域應(yīng)加設(shè)安全圍欄并設(shè)專人監(jiān)護。正式加壓前將高壓端

43、放在絕緣物上進行空載試升壓，確實證明試驗回路接線正確，然后才加壓。 </p><p>　　1、試驗電壓為1000V，當回路絕緣電阻在10MΩ以上時可采用2500V兆歐表代替、試驗持續(xù)時間為1min。</p><p>　　2、對回路中有電子元器件設(shè)備，必須認真檢查登記清楚，試驗時應(yīng)將插件拔出或?qū)⑵鋬啥硕探?，試驗電壓?000V；48V及以下回路可不作交流耐壓試驗。</p>&l

44、t;p>　　試驗完畢后，應(yīng)將拆除的接地線恢復(fù)和將電容器的短路線去掉。</p><p>　　2.2.4設(shè)備、單元件的校驗和回路連接正確性檢查</p><p>　　1、二次設(shè)備與單元件在進一步核對原理圖、展開圖、安裝接線圖、設(shè)計變更通知單等技術(shù)文件的基礎(chǔ)上，進行認真、細致的檢查。</p><p>　　2、測量儀表和繼電器校驗：按照繼電器和儀表的校驗規(guī)程對各種測量儀

45、表和繼電器以及互感器、附加電阻箱等二次元件的指示準確性、精確度、電氣和機械性能以及接線的正確性等進行檢查校驗。</p><p>　　3、微機主變保護、6KV線路等保護插件檢驗及聯(lián)調(diào)參照規(guī)程及廠家資料進行調(diào)試。做整定試驗所用的儀表的準確度應(yīng)為0.5級，插拔插件時應(yīng)有防靜電的措施。</p><p>　　2.2.5回路連接正確性檢查</p><p>　　1、檢查電流、電壓

46、互感器二次繞組接線的正確性及端子排螺絲壓接的可靠性，檢查電流、電壓互感器二次回路接地點和接地狀況。</p><p>　　2、檢查整個電流電壓回路接線的正確性，極性、相序的正確性。電壓回路不能短路，電流回路不能開路。</p><p>　　3、檢查所有保護屏、繼電器屏、自動裝置屏以及斷路器機構(gòu)箱的直流二次回路接線的正確性。</p><p>　　4、交、直流回路不應(yīng)存在短

47、路和接地現(xiàn)象，強、弱電回路不應(yīng)相混。交、直流回路不應(yīng)共用一根電纜。</p><p>　　2.2.6.整組試驗</p><p>　　1、 整組試驗應(yīng)在回路結(jié)線正確的基礎(chǔ)上檢查連接端子, 恢復(fù)臨時拆除的接</p><p>　　線，并全面復(fù)查所有電氣連接。</p><p>　　2、對保護裝置通入各種模擬故障量進行模擬故障試驗。進行試驗前，應(yīng)列出預(yù)期

48、的效果，便于試驗中核對試驗。交流回路的每一相及各套保護間相連接的每一直流回路都應(yīng)檢查。</p><p>　　3、整組試驗必須通知有關(guān)作業(yè)面的工作人員，退出工作，設(shè)監(jiān)護人并在熟悉圖紙與了解設(shè)備性能的基礎(chǔ)上進行，既要確保人身安全(不光是觸電問題，且應(yīng)防止機構(gòu)等傳動部件傷人)，還應(yīng)避免設(shè)備損壞。</p><p>　　4、整組試驗后，拆除試驗接線恢復(fù)所有拆除線。</p><p&

49、gt;　　2.2.7二次回路通電試驗方式</p><p>　　1、交、直流控制，信號回路通過正式電源系統(tǒng)送電進行檢查試驗。</p><p>　　2、交流電流、電壓回路試驗可采用加二次電流、二次電壓和送一次負荷電流、一次正常電壓兩種方式。當加二次電壓時，應(yīng)防止由電壓互感器反送至一次側(cè)，而造成危險。</p><p>　　2.2.8試驗順序二次調(diào)試一般按下列順序進行：&l

50、t;/p><p>　　1、電源系統(tǒng)，尤其是直流電源系統(tǒng)。</p><p>　　2、按一次設(shè)備為單元，分別檢驗控制、保護回路，同時檢驗其信號回路部分和保護裝置定值的校核，區(qū)內(nèi)、外故障模擬試驗。</p><p>　　3、進行各設(shè)備間的聯(lián)鎖、閉鎖試驗，先短接或斷開有關(guān)端子進行模擬，然后作正式傳動。</p><p>　　4、試驗要關(guān)自動裝置。</p

51、><p>　　5、做好設(shè)備、元件的校驗報告及整組試驗調(diào)試報告。</p><p>　　6、試驗時對于發(fā)現(xiàn)的問題，應(yīng)根據(jù)其現(xiàn)象進行分析和判斷，查明其原因；然后有步驟、有條理地逐項進行處理，試驗中保護的定值及接線改動情況由設(shè)計單位或甲方確認后進行。</p><p>　　7、安全措施和文明施工</p><p><b>　　7.1 安全措施：&l

52、t;/b></p><p>　　7.1.1調(diào)試人員試驗前應(yīng)認真閱讀產(chǎn)品的技術(shù)說明書及使用說明書，充分了解被試設(shè)備和所用試驗設(shè)備儀器的性能。核對實際到貨設(shè)備無誤，確保電壓、電流量輸入端子接線正確。</p><p>　　7.1.2試驗電源使用應(yīng)規(guī)范，應(yīng)按電源類別相別、電源等級合理布置，并明確標示。試驗臺上及臺前應(yīng)根據(jù)要求鋪設(shè)橡膠絕緣墊。</p><p>　　7.1

53、.3進行通壓試驗時，高壓側(cè)隔離刀必須斷開。二次回路必須與電壓互感器斷開，以防止向一次側(cè)倒送電壓。</p><p>　　7.1.4進行通流試驗時，電流互感器二次回路嚴禁開路，經(jīng)檢查無開路并接地完好方可進行試驗。</p><p>　　7.1.5測量二次回路的絕緣電阻時，暫停被試系統(tǒng)的其它工作，以免觸電。</p><p>　　7.1.6遠距離操作設(shè)備時，應(yīng)在設(shè)備附近設(shè)專人

54、監(jiān)視，用對講機保持聯(lián)系，并且做好就地可緊急操作的措施。</p><p>　　7.1.7應(yīng)將所試驗的回路與暫時不試驗的回路或已投入運行的回路解除連線，以免誤動作或發(fā)生危險(暫時不試驗回路可能還有人在工作)。</p><p>　　7.1.8交叉作業(yè)時，應(yīng)注意觀察作業(yè)環(huán)境，協(xié)調(diào)各班組的作業(yè)任務(wù)，保障試驗任務(wù)順利安全地完成。</p><p>　　7.1.9試驗設(shè)備應(yīng)注意可靠

55、接地,避免發(fā)生觸電或損壞試驗設(shè)備。</p><p>　　7.1.10通電試驗前，與被試設(shè)備相連的設(shè)備應(yīng)畫為試驗區(qū)域，且有明顯的標示，試驗工作點不能直視時，應(yīng)派人看守。</p><p>　　7.1.11被試品必須先放電才能進行拆線、接線和改線工作。</p><p>　　7.1.12試驗完畢及時拆除（接回）因試驗需要而短接（拆除）的接線。</p><

56、p><b>　　7.2 文明施工</b></p><p>　　7.2.1試驗前應(yīng)做好試驗場地的整理，滿足試驗要求。</p><p>　　7.2.2試驗需斷開設(shè)備接頭時，拆前做好標記，接后進行檢查。</p><p>　　7.2.3試驗結(jié)束后拆除自裝的接地線及臨時短接線，必須檢查被試設(shè)備上有無遺忘的工具和導(dǎo)線及其它物件，拆除遮欄和拉繩，并對被

57、試品進行檢查和清理現(xiàn)場。</p><p>　　7.2.4試驗前后都應(yīng)做好工器具及試驗設(shè)備的清點及整理工作。</p><p>　　8、作業(yè)人員的職責(zé)和權(quán)限</p><p>　　8.1試驗人員應(yīng)清楚試驗?zāi)康摹⑷蝿?wù)。試驗負責(zé)人必須向工作人員進行試驗的交任務(wù)、交技術(shù)、交安全等工作；對工作人員的職責(zé)進行分項、分工。</p><p>　　8.2試驗人員應(yīng)

58、聽從試驗負責(zé)人的統(tǒng)一指揮，試驗過程中應(yīng)集中精神，安監(jiān)人員嚴密注視試驗過程中不安全因素的出現(xiàn)并及時制止，消除事故隱患，做到安全文明生產(chǎn)。</p><p>　　8.3試驗中因發(fā)生異常情況試驗人員應(yīng)停止試驗，查找原因、分析情況，把情況及時向上反映。原因沒查明不準繼續(xù)試驗</p><p>　　2.3直流系統(tǒng)保護調(diào)試</p><p>　　1、直流電源系統(tǒng)、站內(nèi)所有保護測控裝置

59、接線完畢，檢查無誤，絕緣和耐壓試驗合格后，進行實際加電(廠家技術(shù)人員在場進行)。</p><p>　　2、檢查各表計、信號指示正確。與綜自后機通訊正常，相關(guān)遙測量準確。</p><p>　　3、對三個充電模塊進行切換，檢查表計等指示正確。</p><p>　　4、突然中斷交流電源，直流母線應(yīng)連續(xù)供電，電壓波動應(yīng)不大于額定電壓的10％。</p><

60、p>　　5、退出電池組后，直流母線應(yīng)由充電模塊正常供電。</p><p>　　6、直流母線電壓低于或高于整定值時，應(yīng)發(fā)出低壓或過壓信號及聲音(語音)報警。</p><p>　　7、直流分支回路在發(fā)生正、負極短路，相應(yīng)分支回路空氣開關(guān)應(yīng)可靠動作，并發(fā)出信號。</p><p>　　8、依次試送各分支回路，檢查信號燈的指示正常，檢查無接地現(xiàn)象，檢查其它未送分支無帶電

61、現(xiàn)象。</p><p>　　9、在其它直流空氣開關(guān)（熔斷器）均合上時，任一空開繼斷開后，其下口正、負極對地和正、負極之間不應(yīng)再有直流電壓和交流電壓(無寄生回路)。</p><p>　　10、測試絕緣監(jiān)測裝置的準確性(裝置廠家技術(shù)人員在場)。對各分支逐一正、負極加碳膜電阻接地，檢查直流母線正負極對地電壓，檢查絕緣監(jiān)測裝置的選線指示；每一回路全部測試完畢，可進行多個分支模擬接地測試。(實際做時

62、帶二次)</p><p>　　11、蓄電池組容量試驗符合要求(無法做時，以廠家提供的報告為準)。</p><p>　　12、充電裝置穩(wěn)流、穩(wěn)壓精度范圍符合要求。</p><p>　　13、在電池廠家的指導(dǎo)下，對電池進行充放電試驗，檢查相關(guān)表計指示情況。</p><p>　　2.4 110kv線路部分(包括謝110)保護調(diào)試</p>

63、<p>　　1、各保護屏、測控屏在確認二次接線正確，逐一加控制及裝置電源。</p><p>　　備注：由于**改造的特殊性，室外二次電纜頭已做，但沒有接線，要采取相應(yīng)的保護措施，防止二次接地，并做好防護工作。</p><p>　　2、檢查保護測控裝置顯示正常，操作面板正常，核對版本信息。</p><p>　　3、檢查與綜自后臺通訊正常。</p&g

64、t;<p>　　4、在室外通過模擬斷路器和短接的方式，逐一間隔進行模擬操作，檢查操作是否靈活，各信號與綜自后臺是否一一對應(yīng)(斷路器位置，刀閘及地刀位置指示，是否儲能，就地及遠方指示，氣體壓力降低)。</p><p>　　5、逐一間隔進行遠方后臺開關(guān)操作(通過模擬斷路器)，檢查操作的正確性，核對信號指示。</p><p>　　6、對各保護測控裝置進行交流量精度試驗，并分別核對裝

65、置及后臺數(shù)值顯示。試驗前斷開保護屏上的出口壓板。</p><p>　　6.1 零漂檢驗：保護裝置不輸入交流量。在測電流回路零漂時，對應(yīng)的電流回路應(yīng)處在開路狀態(tài)；在測電壓回路零漂時，對應(yīng)電壓回路處在短路狀態(tài)；要求在一段時間(5min)內(nèi)，測得零漂值均在 0.01A(或 0.05V)以內(nèi)。</p><p>　　6.2 在室外110kvPT電纜頭二次側(cè)加計量回路三相電壓(57V相電壓)，檢查計量

66、電壓小母線及所帶負荷回路電壓指示正常(或通過測量)；在110kvPT二次側(cè)加保護回路三相電壓，檢查保護電壓小母線及所帶負荷回路電壓指示正常(必要時要送相應(yīng)的電壓空開)，其誤差應(yīng)小于±5％。</p><p>　　6.3 分別在各開關(guān)二次側(cè)電纜頭加三相1A交流電，檢查裝置及后臺顯示，其誤差應(yīng)小于±5％。</p><p>　　7、110kv各出線柜保護裝置保護傳動(注意相應(yīng)的

67、軟、硬壓板的正確投、退)</p><p>　　注：1)、謝110采用PSL621C裝置，不具備高頻保護；五謝2、謝張1采用PSL622C裝置，沒有配置收發(fā)迅機，不需調(diào)試高頻保護，I、II謝電1采用PSL622C，配備SF-600收發(fā)迅機，需調(diào)試高頻保護；計謝2采用RCS-941裝置，配備收發(fā)訊機，但計謝1與計謝2收發(fā)迅機不匹配，無法高頻聯(lián)調(diào)；滍謝2采用PRS-753D裝置，需調(diào)試光纖縱差保護。</p>

68、<p>　　2)、捕捉同期合閘采用檢同期方式，要根據(jù)相角、頻率、壓差逐一測試；由于謝110的檢同期需根據(jù)運行方式的不同取謝110kv南母或北母電壓，在調(diào)試時要分別進行。</p><p>　　3)、調(diào)試謝110保護時，要檢驗電壓切換能否正確自動進行，必要時要加手動切換開關(guān)，并注意謝110的充電保護及做旁代時的保護情況。</p><p>　　4)、裝置含有故障錄波功能，在調(diào)試過程

69、中可做參考及分析。</p><p>　　5)、做保護傳動中，要檢測所配的打印機能否正常工作。</p><p>　　6)、相關(guān)注意事項，參考南瑞繼保RCS-941、南自PSL622C、PSL621C、深圳南瑞PRS-753D線路保護測控裝置說明書。</p><p>　　8、拉合外部直流電源，微機保護無誤動及異常行為，且工作正常；降低直流電源至0.8倍額定電壓，保護裝置

70、仍能正常工作。</p><p>　　2.5、主變保護調(diào)試：</p><p>　　1、各保護屏、測控屏在確認二次接線正確，逐一加控制及裝置電源。</p><p>　　備注：由于**改造的特殊性，室外二次電纜頭已做，但沒有接線，要采取相應(yīng)的保護措施，防止二次接地，并做好防護工作。</p><p>　　2、檢查保護測控裝置顯示正常，操作面板正常，核

71、對版本信息。</p><p>　　3、檢查與綜自后臺通訊正常。</p><p>　　4、在室外通過模擬斷路器和短接的方式，逐一間隔進行模擬操作，檢查操作是否靈活，各信號與綜自后臺是否一一對應(yīng)(斷路器位置，刀閘及地刀位置指示，是否儲能，就地及遠方指示，氣體壓力降低)。</p><p>　　5、逐一間隔進行遠方后臺開關(guān)操作(通過模擬斷路器)，檢查操作的正確性，核對信號指

72、示。</p><p>　　6、對各保護測控裝置進行交流量精度試驗，并分別核對裝置及后臺數(shù)值顯示。試驗前斷開保護屏上的出口壓板。</p><p>　　7、保護裝置保護傳動(注意相應(yīng)的軟、硬壓板的正確投、退)</p><p>　　7.1主保護(差動)</p><p>　　7.1.1差動速斷保護檢測 (三圈變壓器) </p><

73、p>　　7.1.1.1設(shè)置變壓器為三圈，接線方式為Y/Y/△-11，將差動速斷保護投入，速斷定值整定為10A,保護定值Uh、Um、Ul、Nh、Nm、Nl分別為110、35、10、200、600、2000,于是Km=(35*600)/(110*200)=0.955,</p><p>　　kl=(10*2000*)/(110*200)=1.575;</p><p>　　7.1.1.2在高

74、、中、低壓側(cè)A、B、C三相分別加入電流直至保護動作,記錄動作值，誤差應(yīng)不超過5% </p><p>　　7.1.2比例差動保護檢測</p><p>　　7.1.2.1計算公式：</p><p>　　當制動電流Izd < 拐點電流Ib時,差動電流Icd>起動電流Iblzd；</p><p>　　當制動電流Izd > 拐點電流I

75、b時,差動電流Icd>Iblzd＋Kbl×(Izd－Ib)；</p><p>　　將比例差動保護投入, 比例差動起動電流Iblzd=5A，拐點電流Ib=6A ,制動系數(shù)Kbl=0.5，制動系數(shù)K2=0.2;</p><p>　　(選擇Y/Y/Δ11高低壓側(cè))</p><p>　　7.1.2.2在高壓側(cè)Ia相通入測試儀電流Ia，在低壓側(cè)Ia相通入測試儀

76、電流Ic, 在低壓側(cè)Ic相通入測試儀電流Ib,測試儀電流Ia、Ib、Ic相角分別為0度，0度、180度，增大Ic使差動動作。</p><p>　　差動電流：Icd=h＋L×KL</p><p>　　制動電流：Izd=Max(IH,IM,IL) </p><p>　　以下試驗分三點來描繪制動曲線，第一點為進入制動特性電流拐點前的點，第二點為制動電流達額

77、定電流兩倍的點，第三點為制動電流達額定電流三倍的點。最后計算斜率。</p><p>　　定值設(shè)定：差動啟動電流為In(5A),拐點電流為1.2In(6A)，比率系數(shù)為0.5。</p><p>　　計算公式：Kb1=(第三點差流-第二點差流)/（第三點制動電流-第二點制動電流）</p><p>　　(選擇Y/Y/Δ11高中壓側(cè))</p><p&g

78、t;　　在高壓側(cè)Ia相通入測試儀電流Ia，在中壓側(cè)Ia相通入測試儀電流Ic, 測試儀電流Ia、Ic相角分別為0度、180度，增大Ic使差動動作。</p><p>　　7.1.3 CT斷線檢測</p><p>　　為防止變壓器輕負荷情況下誤報CT斷線，裝置在檢測到比率差動保護啟動的情況下才投入CT斷線檢查功能。因此在做CT斷線檢測試驗時，首先要保證比率差動保護啟動，其次某側(cè)一相電流為零。&l

79、t;/p><p>　　將CT斷線閉鎖比例差動保護以及比率差動保護投入，變壓器接線方式設(shè)置為YY，比率差動保護啟動值為1A；</p><p>　　在高、低壓側(cè)A相加入幅值為2A、相位相反的電流，在高、低壓側(cè)B、C相加入0.6A電流，斷開高壓側(cè)A相電流，則發(fā)CT斷線告警。</p><p>　　7.1.4高壓側(cè)過負荷檢測</p><p>　　7.1.4

80、.1將過負荷保護投入，過負荷定值設(shè)置為5A；</p><p>　　7.1.4.2將過負荷起動風(fēng)冷投入，起動風(fēng)冷定值設(shè)置為6A；</p><p>　　7.1.4.3將過負荷閉鎖調(diào)壓投入，閉鎖調(diào)壓定值設(shè)置為7A；</p><p>　　7.1.4.4在高壓側(cè)B相加入4A電流，逐漸加大電流值分別使過負荷、過負荷起動風(fēng)冷、過負荷閉鎖調(diào)壓動作，記錄動作值，并監(jiān)視出口繼電器狀態(tài)是

81、否正確。</p><p>　　7.1.5變壓器分接頭位置及本體保護檢測</p><p>　　7.1.5.1將遙信公共端（X1_7）接裝置負電源（X1_2），X1_8～X1_10、 X2_1～X2_16分別加入裝置正電源，在測量信息開關(guān)量菜單下觀察相應(yīng)的檔位變化；</p><p>　　7.1.5.2在控制負電源（X5_9）加入裝置負電源，X5_1～X5_8分別加入裝置

82、正電源，在測量信息開關(guān)量菜單下觀察，相應(yīng)的狀態(tài)應(yīng)從斷開變?yōu)閷?dǎo)通，同時本體信號燈亮；在X5_1～X5_7加入正電源，本體跳閘燈亮。</p><p>　　7.2后備保護(過流)</p><p>　　7.2.1電流Ⅰ段保護檢測</p><p>　　7.2.1.1將電流Ⅰ段保護投入,復(fù)合電壓及方向閉鎖退出，電流動作值整定為6A，Ⅰ段一時限整定為0.5秒跳母聯(lián); Ⅰ段二時限整

83、定為1.5秒跳三側(cè)；</p><p>　　7.2.1.2在A相加入5.8A電流，步長設(shè)置為0.01A,逐步增加電流值直至保護動作,記錄動作值，誤差應(yīng)不超過5% 。用數(shù)字萬用表監(jiān)視相應(yīng)的出口繼電器，繼電器接點應(yīng)閉合。</p><p>　　7.2.2電流Ⅱ段保護檢測</p><p>　　7.2.2.1將電流Ⅱ段保護投入,復(fù)合電壓及方向閉鎖退出，電流動作值整定為8A，Ⅱ段

84、一時限整定為1秒跳高壓側(cè); Ⅱ段二時限整定為1.5秒跳三側(cè)；</p><p>　　7.2.2.2在C相加入7A電流，步長設(shè)置為0.1A,逐步增加電流值直至保護動作,記錄動作值，誤差應(yīng)不超過5% 。用數(shù)字萬用表監(jiān)視相應(yīng)的出口繼電器，繼電器接點應(yīng)閉合。</p><p>　　7.2.3零序電流Ⅰ段保護檢測</p><p>　　7.2.3.1將零序電流Ⅰ段保護投入,電流動

85、作值整定為2A，Ⅰ段一時限整定為0.5秒選跳;Ⅰ段二時限整定為1.5秒跳三側(cè)；</p><p>　　7.2.3.2加入1A零序電流，步長設(shè)置為0.1A,逐步增加電流值直至保護動作,記錄動作值，誤差應(yīng)不超過5% 。用數(shù)字萬用表監(jiān)視相應(yīng)的出口繼電器，繼電器接點應(yīng)閉合。</p><p>　　7.2.4零序電流Ⅱ段保護檢測</p><p>　　7.2.4.1將零序電流Ⅱ段保

86、護投入,電流動作值整定為1A，Ⅱ段一時限整定為1秒跳低壓側(cè); Ⅱ段二時限整定為1.5秒跳三側(cè)；</p><p>　　7.2.4.2加入0.8A零序電流，步長設(shè)置為0.1A,逐步增加電流值直至保護動作,記錄動作值，誤差應(yīng)不超過5% 。用數(shù)字萬用表監(jiān)視相應(yīng)的出口繼電器，繼電器接點應(yīng)閉合。</p><p>　　7.2.5間隙零序電流保護檢測</p><p>　　7.2.5

87、.1將間隙零序電流保護投入,電流動作值整定為2A，一時限整定為0.5秒跳中壓側(cè)， 二時限整定為1.5秒跳三側(cè)；</p><p>　　7.2.5.2加入1A零序電流，步長設(shè)置為0.1A,逐步增加電流值直至保護動作,記錄動作值，誤差應(yīng)不超過5% 。用數(shù)字萬用表監(jiān)視相應(yīng)的出口繼電器，繼電器接點應(yīng)閉合。</p><p>　　7.2.6零序電壓保護檢測</p><p>　　7

88、.2.6.1將零序電壓保護投入,零序電流閉鎖退出，零序電壓動作值整定為30V，時間整定為1秒；</p><p>　　7.2.6.2加入28V零序電壓，步長設(shè)置為0.5V,逐步增加電壓值直至保護動作,記錄動作值，誤差應(yīng)不超過5% ；</p><p>　　7.2.6.3將零序電流閉鎖投入，零序電流閉鎖定值整定為1A，加入1.2A 零序電流、32V零序電壓；逐步降低零序電流，直至保護動作,記錄動

89、作值，誤差應(yīng)不超過5% 。</p><p>　　7.3本體保護(非電量)</p><p>　　在控制負電源（X5_9）加入裝置負電源，X5_1～X5_8分別加入裝置正電源，在測量信息開關(guān)量菜單下觀察，相應(yīng)的狀態(tài)應(yīng)從斷開變?yōu)閷?dǎo)通，同時本體信號燈亮；在X5_1～X5_7加入正電源，本體跳閘燈亮。</p><p>　　注：1)、由于謝353、謝63跨接35kv、6kv兩段

90、母線，需根據(jù)353(東、西)、63(南、北)開關(guān)和刀閘位置，正確切換35kv、6kv相應(yīng)母線電壓。</p><p>　　2)、相應(yīng)注意事項，參考南自NS911、NS912、NS914說明書</p><p>　　2.6、備用電源自投調(diào)試：</p><p><b>　　1、試驗接線</b></p><p><b>

91、　　2、相關(guān)壓板注解</b></p><p>　　5LP2 跳開關(guān)1、5LP3 合開關(guān)1、5LP4 跳開關(guān)2、5LP5 合開關(guān)2</p><p>　　3、6kv分段備自投</p><p>　　2.7、110KV線路同期（包括謝110）</p><p><b>　　1、相關(guān)注解</b></p>&

92、lt;p><b>　　1.1硬壓板</b></p><p>　　LP1檢修試驗壓板，正常投運時，不能投，此為試驗用壓板，不判斷同期，可以直接進行合閘。</p><p>　　LP2檢同期壓板(同期撲捉)。</p><p>　　LP3檢無壓壓板(檢測線路測電壓)。</p><p><b>　　1.2定值<

93、;/b></p><p>　　同期復(fù)歸 T=11S,發(fā)出合閘指令時，T秒內(nèi)會不停采集同期</p><p>　　同期延時 T=0S,采集到同期后，T秒后會進行合閘操作</p><p>　　壓差為2V，角差為20°，頻率50Hz</p><p><b>　　1.3軟壓板</b></p>&l

94、t;p>　　同期電壓選擇 A N,BN,CN 項，試驗選擇AN項（實際接CN相）。</p><p><b>　　1.4試驗過程：</b></p><p>　　1.4.1帶模擬斷路器，接入相關(guān)的線路保護柜上，跳合閘，負電源。</p><p>　　1.4.2測控柜需要接母線三相電壓，線路側(cè)電壓（實際試驗時，母線只要接與線路相同的相電壓，即可進

95、行試驗，其他的不影響，例如A相比較時，BC相無電壓，不影響試驗）。</p><p>　　1.4.3投檢同期硬壓板，LP1檢修試驗壓板必須退出，LP3檢無壓壓板必須退出。</p><p>　　1.4.4檢同期軟壓板投，相序設(shè)置AN相，就地開關(guān)把手打至就地位，同期開關(guān)把手打到投入位置。</p><p>　　1.4.5加三相母線電壓(ABCN)，加單相線路電壓(AN)&l

96、t;/p><p>　　1.4.5.1加單相線路電壓(AN)，角度為100，手動或遙控合閘，同期撲捉成功，合閘成功</p><p><b>　　2.8、故障錄波</b></p><p>　　1.首先在故障錄波裝置定義相應(yīng)的電流回路、電壓回路、開入量，并設(shè)置定值；</p><p>　　2.故障錄波裝置采集相應(yīng)電壓量，通過試驗臺子

97、加入電壓；加入對應(yīng)回路電流量（大于定值的突變量），故障錄波裝置錄波，直至完成錄波；</p><p>　　3.開入量可以采用短接方式啟動開入量錄波，直至完成錄波。</p><p><b>　　總結(jié)</b></p><p>　　根據(jù)綜合自動化系統(tǒng)運行過程中出現(xiàn)的問題進行專題攻關(guān)，并成功進行技術(shù)改進，完善了**變電站綜合自動化設(shè)備的各種特點，提高了*

98、*變電站的安全供電可靠性，為日后值班人員對故障類型的準確判斷；變電檢修人員對系統(tǒng)及設(shè)備的相關(guān)維護；出現(xiàn)相關(guān)類型的故障排查都起到較好的技術(shù)支持。從**改造結(jié)束并投運來效果良好，達到了預(yù)期的目標。同時也為今后綜合自動化系統(tǒng)廣泛推廣提供技術(shù)保證，更好的服務(wù)于礦山供電。</p><p>　　通過對110KV**變電站綜自系統(tǒng)樞紐站的研究，即變電站功能模塊分析庫的建立，對于日后新建變電站的選型、老站功能模塊的升級也有很大幫

99、助，不僅可以節(jié)省投資、節(jié)約材料，而且由于系統(tǒng)功能全、質(zhì)量高，其可靠性高、可信度大，而且變電站運行應(yīng)急預(yù)案庫的編制，更便于運行操作。</p><p>　　通過**站綜自系統(tǒng)改造總結(jié)及分析，我們培養(yǎng)了一批經(jīng)驗豐富的技術(shù)人才，將在所轄變電所的維護中發(fā)揮重要作用。工人的技術(shù)提升及相關(guān)經(jīng)驗的積累，為我廠今后的發(fā)展在技術(shù)上、安全上、進度上、經(jīng)濟效益上做出更大的貢獻。</p><p><b>

100、　　參考文獻</b></p><p>　　[1]戈東方. 《電力工程電氣設(shè)計手冊》.水利電力出版社</p><p>　　[2]毛力夫. 《發(fā)電廠變電站電氣設(shè)備》.中國電力出版社</p><p>　　[3]范錫普. 《發(fā)電廠電氣部分》.中國電力出版社</p><p>　　[4]謝承鑫. 《王力昌.工廠電氣設(shè)備手冊》.水利電力出版社&

101、lt;/p><p>　　[5]趙高陽. 《變電站現(xiàn)場技術(shù)》.中國電力出版社.2001年5月</p><p>　　[6]傅關(guān)根.李霖. 《變電站改造、擴建工程的安全管理，電力安全技術(shù)》.2009年09期</p><p><b>　　致謝</b></p><p>　　在**老師的指導(dǎo)下,經(jīng)過近一個月的努力**變電站的改造設(shè)計終于