电气设备安全设计导则精选(九篇)

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第1篇：电气设备安全设计导则范文

关键词：化工企业 电气设计 安全措施

在化工企业生产过程中,由于使用大量挥发性有机物质,使工厂内的在其生产、加工和储运过程中不可避免的会出现爆炸性混合物或火灾危险物质，而电气设备和线路在运行过程中因过载、短路漏电、电火花或电弧等产生的火源常常是引起爆炸事故的原因之一。因此厂房的电气设计必须把防爆安全作为设计方案的首要因素来慎重对待，电气设计人员应充分研究和考虑各种影响安全的因素,提高化工企业防爆厂房的设计水平, 从而有效降低由于电气原因发生爆炸危险的概率。

一、爆炸危险环境的基本概念和诱发因素

1.爆炸危险环境的基本概念

爆炸危险环境指含有爆炸性混合物的环境，分为爆炸性气体环境和爆炸性粉尘环境。按爆炸性混合物出现的频繁程度和持续时间，将爆炸性气体环境划分为0、1、2区，爆炸性粉尘环境划分为10和11区。在化工企业中多为爆炸性气体环境，其中2区较为常见。

2.化工企业诱发爆炸的主要因素

2.1释放源

可释放出能形成爆炸性混合物的物质所在的位置或地点称为释放源。密闭容器和通道本身不视作释放源，当事故情况或在正常操作过程中产生易爆可燃物质外溢时，则被看作释放源。释放源应按易燃物质的释放频繁程度和持续时间的长短进行分级。

2.2点燃源

烟头、撞击火花、明火、化学反应热、热物体表面等都可以起到点燃作用，成为点燃源。而电气控制设备，如灯开关、磁力起动器等在分合过程中产生的电弧以及电气设备表面的热积累都是可能的点燃源。在电气设计中最重要的是要防止因电气设备导致点燃的问题。

2.3爆炸浓度

爆炸性气体、蒸气、粉尘等要与空气混合成一定比例，才能形成爆炸性混合物，这种比例称作爆炸浓度。当混合物浓度超过爆炸浓度上限或低于爆炸浓度下限时，都不能被点燃。释放源、点燃源和爆炸浓度构成了爆炸的三个基本条件，缺少其中任何一个条件时，均不能形成爆炸。因此，电气设计中的防爆措施应当从这三个方面来考虑。

二、电气防爆设计提高厂房安全的基本措施

1.把好电气设备选型关,使其不成为点燃源

为了防止电弧和电火花的外泄,降低电气设备表面温度,化工企业防爆厂房常选用隔爆型、增安型和正压型。如油表面充氮的变压器,冷却介质为非燃烧液体阿斯加拉(ASKarel)的变压器,使用气体绝缘气体的六氟化硫开关装置等。

另外设备选型选型前通常先要正确分析爆炸性气体混合物的分级分组及爆炸危险区域的分区。由工艺等专业设计人员提供各种可燃性危险物质明细表及其特性，如：可燃性物质的名称、化学成分、闪点、爆炸下限、气体或蒸气与空气的相对密度、点燃温度、级别与温度组别等，并提供各区域的释放源明细表，如释放源位置、释放源等级等，电气设计人员可根据上述条件及《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058―92中相关要求划分爆炸危险区域并选择相应的防爆电气设备。选用的防爆电气设备级别和组别，不应低于该爆炸性气体环境内爆炸性气体混合物的级别和组别。当存在有2种以上爆炸性气体混合物时，应按危险程度高的级别和组别选用防爆电气设备

2.防爆场所的有效通风降低有燃烧爆炸危险的物质的浓度，有效防止爆炸。

防爆场所的通风有三种方式:自然通风、一般人工通风和局部人工通风。自然通风由建筑专业设计考虑,而一般人工通风和局部人工通风则由通风专业考虑。

3.注重防爆厂房配线质量

防爆厂房内电气配线是很重要的一环，由于配线施工较为隐蔽，不容易检查，往往又成为最薄弱的环节，防爆设备如果没有正确的配线将会失去防爆的意义。化工企业防爆厂房内配电线路所用电缆或导线一般采用铜芯材质。当易燃物质比空气重时，电气线路应在较高处敷设或直接埋地，架空敷设采用电缆桥架。电缆沟敷设时沟内应填砂，并有排水措施。当易燃物质比空气轻时，电气线路在较低处敷设或采用电缆沟敷设。在爆炸危险场所中使用的电缆不能有中间接头。

按照我国《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》(GB50028-92)规定,与设备相联的长导管要隔一定距离密封一次,其目的是:①防止设备产生电火花并发生燃烧时,燃烧气体通过电气管道连通到另一个有爆炸性混合物的联接系统中。②防止爆炸混合物通过电气管道从危险区扩散到非危险区。此外在化工企业防爆厂房内,所有的电气管路应采用低压流体输送用镀锌焊接钢管。当采用管箍连接时,对直径25mm及以下的钢管,螺纹旋合不应少于5扣,对直径32mm锁紧螺母),钢管与电气设备的连接处宜采用挠性连接管。

4.静电接地对厂房内化工设备防爆、防电击作用明显。

在化工企业防爆厂房中,金属容器、管道、构架及操作平台很多。由于防爆的需要,电气管路大多为明设。这么多的管线长短不一,很容易形成不同的感应电位和静电电位。为了预防不同电位金属件之间的电荷释放而产生电火花,并防止用电设备对操作人员安全的危害,化工企业防爆厂房内一定要采取静电接地措施。防爆厂房内各工艺设备、管道(水管除外)、各种金属构件、电气设备正常不带电的金属外壳、工艺管道在建筑物的进出口处均应直接与静电接地干线做可靠的电气连接。

三、结语

化工企业因其工艺的特殊性，往往处于危险生产环境，因此电气设计人员应引起重视，熟悉有关的设计规范，掌握所选电气产品的性能。针对构成爆炸的基本条件,采取完整的防范措施,做到既经济又有效。化工企业防爆厂房的电气施工,必须按规范规定严格认真地进行,这也是保证工程达到设计防爆要求的重要环节。

参考文献：

第2篇：电气设备安全设计导则范文

关键词：电气设备常见问题 解决对策 安全监督管理

安装电气设备一定要以安全为第一，要做到质量可靠、安装精细、维护方便，不给日后留下任何安全隐患。对于电气设备安装过程中出现的问题，一定要在第一时间发现问题并解决问题，同时要总结经验教训，及时积累解决对策方案，为以后安装过程中出现类似情况做好准备工作。对于电气设备安装的安全监管管理，要切实做到科学有效，对症下药，无论是电气设备本身的安全运行和维护还是施工人员的人身安全，都要进行合理有效的监管管理。

1电气设备安装工程常见问题

1.1电线连接中出现的问题

在电气设备安装过程中，在电线连接环节中出现的问题是最常见问题之一。在连接导线时，经常出现的问题是导线外缘绝缘体破损，线头外漏，没有很好的集体捆绑包扎，导致漏电现象，容易留下安全隐患；导线接头操作不规范，促使电流传输受阻，增大电阻；导线管内电线条数过多，导致连接混乱，引起连接错误；在同开关、插座、配电箱进行连接时，出现一个端口连接好几根导线现象；另外，导线的三相出现混用现象，致使电流传输发生故障。

1.2防雷设施安装中出现的问题

现在基本上每个高层建筑都会安装避雷设施，但在进行避雷设施安装中也会出现诸多问题。首先，避雷线没有达到规范要求，一般会出现避雷线短于实际需求现象，这就影响了避雷效果；其次由于没有做好提前精确准备，避雷线在经过一段时间后容易脱落，使得之前的安装前功尽弃；再次，在进行接地连接时，必备的电气设备没有符合要求，接地效果不明显，同时，也会因为在施工时，接地体埋入地面不规范或者是防腐工作处理不好而出现增大电阻现象；另外，避雷钢线使用的材料不符合设计要求，出现防雷效果不明显等现象。

1.3配电箱安装中出现的问题

在配电箱安装的过程中常出现的问题是将配电箱安装到墙内时，由于墙面出现裂缝，使箱体和墙体不在一个平面上；配电箱的外形设计不准确，镶入墙面时造成移位现象；配电箱的外形粗糙，有焊接痕迹，影响美观，且容易漏电；另外，配电箱内常常出现里面的线路外漏，线头排列不整齐，这样容易产生漏电，且破坏美观。

1.4电视、电脑和电话安装中出现的问题

在日常生活中，电视、电脑和电话已成为人们依赖的设备。在这“三电”安装过程中，也会出现很多常见问题。比如：在安装电视时，由于电视天线安装没有达到规定标准，使之屏蔽 了接收信号，从而使电视的影像失真；在安装电话时，常常会出现电话线松动，电话传输音频受到限制，或者是在同一个主线上支出多条其他电话线时，常常会因为电话线太多而显得凌乱，并且一旦连接不当容易出现窜音现象；在安装电脑时，由于网线接触不良，或者是路由产生环路，或者是调试路由时线口没有插对，这些现象都会导致不能上网，或者影响网速。

在电气设备安装过程中还有许多其他常出现的问题，如设备震动频率过大，产生噪音，开关或插座的面板接线不符合要求，摄像头等智能设备安装不合理等等。这些问题都是丞待解决的。

2解决措施

针对电线连接中出现的问题，首先，要加强安装人员的专业技能的培训，在安装前要检查好所有电线的完整度，当发现有绝缘体破损或线头外漏等明显问题时，工作人员一定要及时补救，将导线用完好的绝缘体绑扎好，然后再实施安装，以免发生漏电，线路发生短路现象；当电线线头很多时，施工中会很难区分，这时可以用不同颜色的塑料管套在线头顶部加以区分；另外，施工人员一定要分清导线的三相，即A相（黄色），B相（绿色），C相（红色），以及零线和接地保护线的色标区别，若果混淆，会严重影响连接质量。

针对防雷设施安装中出现的问题，首先要确定避雷设施的安装高度以及角度，一般来说避雷角度应小于45°；对于避雷线的搭连不合格，假焊、容易脱落问题，一定要较强焊工的技能培训，强化其工作的积极态度，坚决杜绝假焊、漏焊等现象的发生；当出现接地电阻增大问题时，可使用一些化学方法来改变地质的导电能力，或者是增加接地极的根数，从而减少接地电阻；另外，在进行避雷引下线的时候，一般都用圆钢作为搭接钢筋，否则是不符合规定的。

针对配电箱安装中出现的问题，施工人员在安装之前，需要量好箱盒的行高，等定位好后，可根据之前精确记录的具体坐标来安装配备箱，并且用钢筋套圈焊接固定到墙内里，这样可以保证箱体和墙体能在同一水平面上，也不至于移位；另外，当箱内的接地导线要按照规范要求处理，线头要规范整齐，当出现较多导线时要绑扎固定好，避免线头外漏，尽量做到整齐美观安全。

针对电视、电脑和电话安装中出现的问题，电视天线质量一定要过关，在穿线之前要检查天线的屏蔽层是否干净，有误损坏，按要求进行接线，保证电视的音像质量；电话线的接线一定要拧牢固定，避免出现松动，同时在处理多电话线头的时候，要将电话线捆绑成扎，保证整齐，避免受潮，否则会影响通话质量；电脑连网时，路由器的设置要避免产生环路，网线的接入也要按规范实施安装，保证网路接收数据包的顺畅。

对于其他的常见问题的解决方案，比如通过将设备与底座固定住来防止设备强烈震动，以免发生噪音；安装摄像头时要掌握好距离和角度等问题，都是需要实施过程中慢慢积累的，要能做到从现象看本质，一切从实际出发。

3安全监督管理

3.1技术监督管理

对于电气设备安装工程，技术监督是确保安全的必不可少的一步。首先，我们要对电气设备的绝缘性能进行严格检测，通过长期的实验检测，相关技术人员要判断其内部绝缘性能是否达到标准要求，若达不到要求，必须重新返工，决不能“勿以恶小而为之”；其次，在电流与电压的实验过程中，要进行科学有效的方法进行实验总结，尤其是在高压条件下的抗电强度实验，一定要以数据说话，决不能凭个人之见进行判断；再次，对于电气设备要严格按照国家标准局的电气设备安全设计导则进行使用，例如所有有害材料、耐老化材料、抗腐蚀材料的使用规则；避免使设备发生噪声和振动，当出现过热和过冷现象时，采取防接触屏蔽；对于带有液体的设备，当液体外溢时，一定要将其封闭起来，避免与其他设备接触，以免造成腐蚀；导电部分必须有与接地线连接的装置，并要保证接线处在电气上和机械上有非常可靠的连接；电气设备必须有足够的抗压、耐热、防潮等特性，对于超负荷使用，要要应急措施；对于开关的处理，要做到当发生紧急事件时，能通过操作紧急开关起到断电隔热效果，迅速终止可能发生的危险；最后，对于指示仪要有严格的监督管理，因为指示仪是检测电气设备好坏的最重要的依据之一，自然对其技术要求也十分严格。

3.2工作人员的监督管理

在进行电气设备安装时，一定要确保每个工作人员的服务意识正确，保证其专业技术水平，每个安装人员一定要做到负责到底，全心全意为人民服务。工作中不得马虎大意，或是偷工减料，对于管理人员，一旦发生类似现象，一定要严惩以待。对于安装人员的要求是必须是受过专业教育、具有专业知识和经验，能够识别出其所操作和使用的设备可能出现的危险的人员进行实施工作，坚决避免非专业人士且为受过初级训练的人员参加安装活动或进入安装房间或场所。

结语

综上所述，电气设备安装过程中会出现各种各样的问题，但对其安装的要求不会降低，而是越来越高，施工人员在工作中一定要严格按照事先的施工设计方案进行安装，不要给任何电气设备或者人身安全留下安全隐患。发现问题后，监理人员要善于总结，加强组织管理，设备检测和现场管理，避免常见问题的发生，对于电气设备要加强维护措施，保证其正常运行，并确保安全。电气设备安装工程在未来的发展道路上，要一如既往的朝着安全性、可维护性、经济性和美观性方向发展。

参考文献

[1]李力.电气设备安装工程质量常见问题[J].工程质量，1999(5)

[2]沈齐心.建筑电气设备安装工程质量通病防治[J].建设监理,2002(4)

[3]杜春禄，李刚,周静.电气安装工程施工质量常见通病的预控技术[J].电工技术,2008(6)

[4]杨柳，何善文等.浅谈建筑电气安装中常见问题及改进方法[J].陕西建筑,2008(11)

第3篇：电气设备安全设计导则范文

【关键词】电力系统；电气设备；高压试验；问题；措施

对电力系统来说，高压试验应该进行适时的检测，从而保证电力系统的安全运行，目前，高压试验是检测高压电气设备主要的手段，主要包括：操作波、全波冲击、截波冲击、局部放电等试验，它可以对电力系统电气设备的性能、绝缘状态等进行检测。但高压试验经常在不同的时间、不同的地点下进行，每次高压试验都有着不确定性因素。因此，很容易出现一些问题及隐患。

1.高压试验注意的问题

1.1 注意触电

在高压试验时，除了切断设备一切可能来电的电源外，还要用试验电源给被试设备加强电压以达试验目的。被试设备加压前后要频繁拆接线，对有较大电容或有静电感应的被试设备，试后还要进行放电或接地。被试设备加压一般高于运行电压的几倍，且试验用导线为的。因此高压电气试验工作较一般电气设备维修工作更具危险性。试验过程中发生电击和电伤事故的主要原因可分为：

(1)没有将被试设备与其他设备明显隔开，造成误接触带电设备。(2)没有可靠的电源连锁和门禁系统，人员误人试验区。(3)试验过程中连接和交换导线时违反操作规程，未将剩余电流导除。(4)试验过程中，闲置的电容设备未短路接地。(5)加压试验倒换接线时，调压器未退至零位，或未拉开试验电源刀闸就进行倒换接线。(6)操作人员未在监护人的监护下戴好安全帽、穿上绝缘靴、戴上绝缘手套进行试验。

1.2 注意火灾、爆炸

(1)电气火灾。在高压试验短路测试工作时，由于回路电流增大，在短路处易产生强烈的火花和电弧，可引燃附近的可燃物并引起火灾。电源线、母线、开关触头、输配电线路的接头处都存在接触电阻，在电流较大时由于触点松动接触电阻较大，接触处温度升高，致使接触处金属熔化，引起电线绝缘和附近可燃物起火燃烧。

(2)充油设备爆炸。电抗器和变压器等油浸式设备内部短路，可形成畅通的放电通道，产生电弧并导致油质劣化分解，生成大量乙炔等气体，可造成油箱内部压力急速上升，压力释放阀喷油泄压，此时可能引起爆燃。如果泄压不及时，甚至可发生箱体爆炸。另外，雷击、过电压、出线短路以及外界火源等均可能引发油品火灾。

1.3 注意中毒导致窒息

断路器是以六氟化硫(SF6 )气体作为绝缘和灭弧介质。六氟化硫气体本身无毒、无味、不燃，但在电弧的作用下会发生分解，形成低氟化合物，如S2F2、SF4、S2F10及HF等，这些物质均具有较强毒性，若试验过程中一旦发生爆炸或泄漏，造成六氟化硫气体泄漏，人员进入试验现场未佩戴防护用品或防护用品失效，会造成中毒事故。

SF6回收或充装过程中，若设备、管道、阀门有质量缺陷，设计、安装不合理，违章操作或误操作，造成气体泄漏。如果室内通风不良，SF6气体浓度过高可造成窒息。

1.4 注意电磁辐射

如果试验过程中脉冲电流强度过大、作业人员防护距离不足或未采取电磁屏蔽防护措施等，均可导致人员遭受电磁辐射危害。

2.主要技术措施

根据《电业安全工作规程(高压试验室部分)》(DL 560-1995)、《高压交流六氟化硫断路器)(JB/T 9694-2008)和《六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则》(DL/T 639-1997)等标准规范，针对高压试验中存在的电气伤害、火灾、爆炸、中毒和窒息等，提出下列主要技术防范措施：

(1)高压试验室(场)必须有良好的接地系统，以保证高压试验测量准确度和人身安全。接地电阻不超过0.5Ω。试验设备的接地点与被试设备的接地点之间应有可靠的金属性连接。试验室(场)内所有的金属架构、固定的金属安全屏蔽栅遮(栏)均必须与接地网有牢固的连接。接地点应有明显可见的标志。

(2)试验室应保持光线充足，门窗严密，通风设施完备。通往试验区的门与试验电源应有联锁装置，当通往试验区的门打开时，应发出报警信号，并使试验电源跳闸。

(3)高压试验室应按规定设置安全遮栏、标示牌、安全信号灯及警铃，控制室应铺橡胶绝缘垫。

(4)根据试验室的性质和需要，配备相应的安全工(器)具，以及防毒、防射线、防烫伤的防护用品和防火防爆的安全设施，并配备应急照明电源。

(5)在同一试验室内同时进行不同的高压试验时，各试验区间必须按各自的安全距离用遮栏隔开，同时设置明显的标示牌，留有足够的安全通道。

(6)高压试验设备、试品和动力配电装置所用的携带型接地线应用多股编织裸铜线或外覆透明绝缘层铜质软绞线或铜带制成。高压试验设备和试品上所用的接地线，其截面应能满足试验要求，且不得小于4mm2。

(7)为防止高压试验时电磁场影响和地电位升高引起反击，试验室应有相应的安全技术措施，对重要的仪器和弱电设备应装设防止放电反击和感应电压的保护装置或采取其他安全措施。

(8)屋内单台电气设备的油量在100kg以上时，应设置储油设施或挡油设施。挡油设施的容积宜按容纳20％油量设计，并应有将事故油排至安全处的设施，当不能满足上述要求时，应设置能容纳100％油量的储油设施，排油管的内径不应小于150mm，管口应加装铁栅滤网。

(9)在每天8h工作期间内，任意连续6min按全身平均的比吸收率(SAR)应小于0．1W／kg。

(10) SF6气体绝缘高压试验设备及试品应密封良好，试验现场应按规定装设强力通风装置和防护设施。

3.安全管理防护措施

(1)加强员工自身技术培训和安全意识培养。在平时的培训中应当着重提高员工的业务技术水平，结合日常工作做好高压试验专业知识的培训工作，为安全生产打下坚实的技术基础。电气试验是一个需要细心、细心、再细心的工作，如果安全意识不强，个细小环节的失误就可能酿成安全大祸。

(2)严格执行操作规程和持证上岗。高压试验不同于其他的电气试验，被试设备不同，所需的试验设备、接线的方式以及试验标准都大不相同，专业性较强、危险性大，如果违章作业产生的危险也是极大的。因此，高压试验人员必须做到经特种作业人员的培训后，并持证上岗；_T作中要严格执行相关的安全技术操作规程。

(3)编制好事故应急救援预案，并定期做好演练。

《安全生产法》确立了事故应急救援制度，应急救援在事前预防和事中抢险起着重要作用，可有效减少人员伤亡。因此，企业应按照《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》(AQ/T 9002-2006)编制事故应急救援预案，并定期进行演练。

4.结束语

由于高压试验工作环境的特殊性，要求在技术防护和安全管理方面采取全面、合理、可行的措施。所有参试人员要加强对电气试验的认识，提高自身安全意识，杜绝违规操作。这样才能保证高压试验的安全。

参考文献

第4篇：电气设备安全设计导则范文

关键词 电气设备；高原；适应性

中图分类号TM6 文献标识码 A 文章编号 1674-6708（2013）107-0161-02

1 高原环境特点

我国拥有最辽阔的高原地域，面积约为270万平方公里，平均海拔2000m～4500m，高原地区有着独特的气候特点：空气稀薄、气压低、含氧量少、昼夜温差大、紫外线辐射强、风沙尘大、气候干燥等。对电气高压设备主要影响方面有：绝缘强度、电晕、温升、开关灭弧性能、高原辐射、温度抵抗能力、沙尘防护、静电影响。

2 高原对电气特性的影响

2.1 对电气间隙的影响

电气间隙是指有压差的两个导电物体之间的直接的空间距离。主要对击穿而言。大气的压力、温度、湿度都会影响空气的密度、电子自由行程、碰撞电离及吸附效应。因而应对空气密度、温度、海拔高度进行校正。在海拔变高时，空气变得稀薄，气压降低，密度减小，可知同等的电压等级其击穿距离减小。因此，要满足高原的抗击穿安全距离，必须对耐压等级进行降级或增大电气间隙。

2.2 对爬电距离的影响

爬电距离是指带压差的两个导体之间的沿绝缘表面的最短距离，这是在绝缘表面进行导电的，由压差、环境的污秽程度和绝缘材料耐泄痕指数有关，爬电距离不能小电气间隙。

2.3对温升的影响

普通空气对流散热的器件在海拔升高时受空气特性改变的影响。高海拔地区使得空气气压减小，空气密度减小，散热能力减弱，设备的同负载下的温升提高，因此设备必须降额使用。

2.4对介电性能的要求

受高海拔出现的空气稀薄的影响，设备的工频电压耐受能力和冲击耐受电压能力减弱，类似于对电气间隙的影响。因此，需对介电性能做同样的计算处理。

3工程案例

广州华润南沙电厂于2010年以援建形式在拉萨建设1×180MW燃气-蒸汽联合循环机组，拉萨地区海拔3647m，大气压力低、空气稀薄，昼夜温差大。原电气高低压设备均为低海拔设计，该类设备搬迁至高原使用，将面临高原环境适应性考验，下文对一些主要设备进行分述：

3.1 220KV变压器、GIS设备

变压器型号SF10-180000/220，自然油循环风冷（其它同类变压器3台），特变电工衡阳变压器厂生产，投运时间2006年。

设备外绝缘受大气压、空气密度影响较大，海拔每升高100m，设备外绝缘耐压水平将降低1%，变压器原设计为

3.1.1 修正内容

1）海拔修正系数

新址海拔高度为3647m，原有套管设计低于海拔1000m，需根据海拔高度对套管的外绝缘进行修正，海拔修系数：k=1/（1.1-0.1*N（千米）），海拔3647m对应的修正系数k=1.36。

2）工频耐压修正

根据规定，220KV变电站等设备的工频耐受电压为395KV（有效值），考虑到高海拔修正后的工频耐受电压为： 395×1.36=537KV；

3）爬电距离修正

广州南沙地区属沿海地区，空气温度、盐密度较大，爬电距离应按IV级污秽、31mm/kV（252kV）考虑，爬电距离为252×31mm=7812mm ；

拉萨地区空气较干燥、厂区附近无严重污染企业，爬电距离应按III级污秽、25mm/kV（252kV）考虑，爬电距离为252×25mm=6300mm，按1.36系数修正后为：

1.36×252×25=8568mm

4） 雷电冲击修正

根据相关规定，220KV变电站等设备的雷电冲击耐受电压为950KV，考虑到高海拔修正后，雷电冲击耐受电压为： 950×1.36=1292KV。

3.1.2 分析比较

将原252KV等级套管参数修正前后与363kV电压等级参数比较如表：

经比较可知：电站搬迁到新址后，高压设备相关参数需进行海拔修正，修正后原厂使用的高压套管已无法满足高海拔地区使用技术要求，需考虑使用更高耐压等级产品，与363KV级套管数据比较，各项数值在其标称值以下或接近，363KV等级的高压套管能满足新环境的要求。

3.1.3改造处理方法

由上述得知原220kV等级高压套管不能满足高海拔使用要求，要重新按修正后标准进行高压套管改造。经比较，设备改造费用更为经济，改造过程中，对原所有高压套管升高座、套管相间距离（改变3相套管角度）、均压球、测量装置、高压套管CT、密封件等进行更换。此次220kV高压套管共更换24套，经更换改造后的高压设备运行良好，达到设计改造要求。

3.2 其它设备

1）燃机发电机

配GE公司9E燃机，发电机型号BDAX9―450ERH，生产厂家BRUSH BEM Ltd.

额定功率135MW，电压等级15KV；制造日期：2004年

燃机发电机为进口设备，其设备耐压上限能力不详，经咨询厂家，从安全考虑，不对其进行交直流耐压修正，按预防性试验标准做直流耐压及泄漏电流测量、定子绕组相间及对地绝缘电阻和吸收比测量，试验合格即可。

2）汽机发电机10KV出口开关

型号：FKG2S 生产厂家：法国AREVA SF6开关

开关按预防试验标准进行，并按1.36高原修正系统考虑，试验通过合格。

3）6kV高压电动机

在高压电场作用下空气发生局部游离产生的辉光放电现象即为电晕。电晕可发生在绝缘层内部，也可发生在绝缘层外与空气交界电场集中之处。电晕对绝缘产生电、热、机械与化学的综合作用，使绝缘产生电腐蚀或电晕腐蚀，加速绝缘老化。本次工程将6KV电机返厂做防电晕处理，降低高原电晕的产生，其它试验按预防性规程进行。

4）6kV开关

6kV开关为上海富士电机公司生产，型号为HS3110M-12MF-CS，6kV开关设备为海拔1000m以下设计，柜内相间距离不能满足高原修正要求，此部分设备需全部按高原产品设计，经设计母线相间、相对地空气净距不小于125mm×1.4，开关最终选用10KV电压等级产品。

5）400V开关柜设备

厂用400V开关柜设备其交流耐压试验用2500V兆欧表测绝缘电阻代替，此电压等级设备高原影响不明显，原设计相间及对地距离满足修正要求，能够满足高原运行要求。

6）设备温升

设备高原运行存在散热、温升下降情况；空气稀薄，燃机进气氧量减少，机组出力降至原80%，发电机及变压器负荷随小及高原气温下降可完全抵消设备温升下降。

4 结论

高原地区使用电气设备，特别是高压电气设备，需考虑气压低、空气稀薄等因素对设备外绝缘的影响，新定购设备需采用高原型产品，对于旧设备的使用，需充分考虑相关高原适应性问题。

参考文献

[1]GB/T 20645-2006特殊环境条件高原用低压电器技术要求.

[2]GB4109高压套管技术条件.

[3]GB7449电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则.

第5篇：电气设备安全设计导则范文

关键词：变电站，电气安装调试，问题，对策。

中图分类号： F407 文献标识码： A

引用

电网建设和改造的速度在社会和电力事业发展的背景下正在逐步加快，越来越多新型变电站在各地不断地出现，在满足电力建设和电网发展的同时，满足着社会进步过程中对电力的需要。在变电站建设过程和改造过程中，变电站电气安装调试是一个系统性工程，特别是配电箱、导线、管道、接地和线管的施工中容易出现各种问题，进而导致调试工作难于顺利进行，并会形成变电站电气安装整体工作难于适应变电站设计和实际功能的需要，进而对变电站运行造成威胁和影响。

一、变电设备的调试工作概述

变电设备的调试工作是施工中的关键程序，设备调试的成功以否直接关系到系统能否正常运作，因此对于变电设备的调试工作，应当保持慎之又慎的态度。

1、母线的调试和维护

检查导线光滑、无破损，温度正常，涂漆处或试温片无变色。如果接头处电流较大，其温度则可用红外线测温仪进行测量。如果温度过高则应该减少负荷或停止运行。

母线和绝缘子应定期维护和清扫，以保证设备的正常运行。对于线夹是否牢固固定，也应当定时检测。电气设备检修的同时应对母线进行维护，查看接头、金具是否牢固和完整，并定时进行防锈处理和更换生锈的部件，对运行情况不好的部件及时进行更换。

2、电力电缆的调试

加强对电缆终端头进行检测，清除污渍，检查接头温度、绝缘套干净完整。在对电缆线路进行巡查时，对脏乱和破损情况进行及时的处理和修复。电缆周围的其他施工情况也要派专人进行监督防护，以免发生意外。

在遥测绝缘电阻或进行交接测验之时，必须清除电缆和和设备接头处的污渍，以保证结果的准确性，若无明显问题，则可以检查电缆的完整、安全，必要时进行分段检查和终端头更新。

3、电力变压器的调试

测量绕组的直流电阻，要检查分接头的变压比和厂家数据是否相同；检查变压器的联接组是否符合要求。并测量绕组的绝缘电阻及吸收比，绝缘电阻值要控制在有效数据之内，吸收比也不能有太大的差别。试验电压应按按规定选取，不得超出规定值。

二、变电站安装调试问题与对策

1、变电站配电箱安装调试的问题与对策

变电站配电箱安装的过程中经常出现如下问题：一是，接地不良，特别是落地式配电箱的接地出现较大的电阻，产生接地导线性能上不符合设计的要求；二是，配电箱箱体开孔失误，出现开孔粗糙而导致的线缆磨损，出现因电气焊开孔而出现的配电箱箱体油漆保护层的剥离，既影响配电箱的美观，同时也会容易产生配电箱的腐蚀，进而影响箱体内电气设备；三是，配电箱过于靠近墙体或墙角，导致配电箱开关困难，既不利于维修，也不利于美观的实际问题；四是，配电箱箱体出现扭曲，这是配电箱受到应力或外力的显著性特征，这时要不予以迅速排除极容易形成对配电箱结构和性能的影响。五是，配电箱与外部形成较大缝隙，出现杂物、垃圾的堆积，甚至出现鸟巢等生物干扰，严重影响配电箱的运行安全。

变电站配电箱安装过程中应该遵循如下内容：一是，要严格执行行业对变电站配电箱安装的规范；二是，要将变电站配电箱的接地体进行严格操作，有效降低接地线路的电阻，要防治出现变电站配电箱焊接接地体或接地线的现象出现；三是，要根据设计和安装技术导则的要求进行上下级电气设备的容量平衡，要确保容量间相互的融合，并做到对技术规范的严格遵守。四是，对于变电站配电箱的安装位置进行检验，避免出现对变电站配电箱检查、维修的影响，防止外界因素产生的各种不便。五是，要对开关偏差和容量偏差加以纠正，要对照变电站配电箱的设计做到逐一核对，严格对变电站配电箱进行核对和检验。

2、变电站导线质量的问题及对策

导线质量问题具有代表性，一是，导线质量不合格，材质、颜色、数量出现问题，容易出现导线混用；二是，导线没有包扎，出现混乱和混项的可能；三是，导线连接错误，导致各种问题的产生。

变电站导线问题是可以防止的，要在施工证整齐编排导线线路，要按规范加设平垫片和护装置，以免出现导线问题。

3、变电站电线管铺设的问题及对策

常见的电线管铺设问题主要有：电线管交叉和重叠，电线管长度不适合施工，埋墙深度不合理，预制板影响敷设电线管，电线管弯曲半径过小而出现死弯。

变电站电线管敷设问题防治的主要方法有：要确保电线管的平顺，要确保电线管的通畅性，要避免出现预制板对电线管的影响，控制电线管的长度避免出现交叉和重叠。

4、变电站管道预埋的问题及对策

变电站管道预埋具有代表性的问题有，没有防水措施，管道弯曲处处理适当，管道预埋深度出现过深或过浅的问题，出现对后期施工的影响，变电站管道预埋的管壁过薄。

处理变电站管道预埋问题的对策有：一是，加强变电站管道预埋的防水处理措施，做到对水害的全力防治。二是，规范变电站管道的弯管处理，建议采用弯管机对预埋钢管的弯头部位进行处理。三是，根据变电站管道预埋设计，选用规范厚度的铜管材或者是有绝缘功能的PVC管材，必要对接线盒进行质量控制。

5、变电站防雷接地的问题及对策

变电站防雷接地问题主要表现在：一是，在避雷接地极测试点和避雷网的设置方面存在问题；二是，安装防雷接地体时未严格执行预埋深度设计标准；三是，在选择镀锌材料时未执行规范要求。

变电站防雷接地常见问题的解决对策有如下几点：一是，对于变电站内部的接地设备，需严格执行相关的强制性规范，同时，认真设计具体项目，并与安装人员进行有效的交底。通过角钢或钢管对防雷引下线进行保护，避免其受到机械外力的影响。二是，应该加强变电站防雷接地电焊人员的培训和教育。防雷接地系统焊接时需严格执行安装程序和规范，以提高焊接工作的质量。所以，需强化焊接人员的培训和教育，做到持证上岗，从而为焊缝的饱满、平整、均匀提供保证。三是，对地基接地焊接质量进行控制。在接地焊接工作完全完成后，及时进行接地电阻值测试，以保证其符合设计要求和实际需要。

6、变压器安装人员应注意问题

变压器的安装人员要具有安装大型变压器的资格，在安装的过程中要严格按照变压器的安装步骤进行。在进行施工安装前，工作人员要对施工的图纸进行详细的检查和核对，确保图纸上的指标和现场的各项指标相符合。对要进行安装的变压器的安装内容和调试内容进行良好的规划，对安装人员的人数要进行确定，电气设备是一个特殊的设备，所以在安装之前要对它做好一切的安全检查，在进行检查的时候要对电气设备是否有碰撞损伤以及各个部件的安全都要做好详细的绝缘检查，避免留下一些安全隐患。

结束语

变电所电气系统是一项重要、复杂的系统工程，其电气安装调试工作对变电所电气设备的正常运行有着直接的影响。为保障电气设备正常运行，防止人身触电和电气设备损坏等事故的发生，有必要在运行前进行变电所电气安装调试工作。且在电气安装调试过程当中，应当严格依据相关规定和施工工艺，来提高工作质量和效率，促进电力企业经济效益的有效提高。我们有理由相信，积极践行上述对策，深化研究，变电站必将在日后得到更好的发展。

参考文献

[1]纳毅.500kV变电站电气安装期间存在的问题与对策分析[J].科技广场，2012.（2）.

第6篇：电气设备安全设计导则范文

【关键字】智能变电站安装施工要点探讨

中图分类号：TM63文献标识码： A 文章编号：

一、智能变电站具备的功能

1、智能化的一次设备

作为组成智能变电站重要部分的智能化一次设备，其功能性和可靠性是指最为值得关注的，一般认为智能化一次设备应当具有“三遥”性能，并且其数据接口，信息传送协议和全程监察与控制都是基于“无人”理念而设计的，对外能够有效保证变电的效果，又能够对输电线中出现的故障进行及时的分析和处理，达到自我修复和数据整理上传的功能。细化到具体设备上，按照IEC62063--1999的协议规定，智能化一次设备一方面能够简化继电器与控制回路的结构，应能将CPU和光电感应结合以来进行数据和命令的传输，另外一方面，也将逐步取代传统继电器的回路构造和逻辑层次，采用了无线传输和光纤来降发热与能耗。

2、可靠性的二次设备

智能变电站物理层次和网络层次，都是基于IEC 61 850协议进行信息传递，在该协议下，能够实现智能变电站不同层级的信息交互传递与处理，最大限度的利用了各层级之间闲置的处理和运算能力。且最为重要的一点是二次设备具有了保护装置和测控装置，保护装置的加持，让智能变电站的所能够承载的安全电压和数据量增大了很多，即使在某些紧急情况下，能够实现系统和数据的自我保护，其次智能变电站的测控装置，具备了程序化的操纵功能，基于数据库的预先危险性分析，即使在不可计算和不可预知的条件下，也能够实现系统的保护。同时测控功能在正常情况下能够满足“无人值班”的要求。

3、运行与检修的优化控制

任何智能化的系统都是由人类设计出来的，然而输电网的情况环境复杂，不可预知的情况还有很多，当出现不可自我修复的情况，就需要人工来检修和排除故障，那么这个时候就需要智能变电站实现对内的隔电保护与检修数据的实时传输。在隔电保护上，除r要求检修人员配当防护用品，在危险源外也加防漏电和漏电疏导措施，保证带电检修的安全，在数据传输上仍然是利用IEC61850的设备状态信息传输模型，在带电作业下将各个网络层次的信息汇总，方便故障的诊断和排查。在智能变电站运行的过程中，需要考虑其运行的可靠性和经济性，通过在站内各重点区域，建立单独的无功控制和自动电压控制装置，从而实现重点监控，全盘掌控的模式，提高变电速度和效率，提高其经济性和可靠性。

二、智能变电站设备安装施工的工艺流程

1、隔离开关安装施工流程

施工准备基础复测设备支架安装隔离开关安装隔离开关调整调试质量验收。

2、断路器安装施工流程

施工准备基础复测设备支架安装本体安装附件安装二次接线充SF6气体机构调整调试质量验收。

3、电容器组安装施工流程

施工准备基础复测设备支架安装电容器安装次连接调整检查与调试质量验收。

4、软母线安装施工流程

施工准备跨距测量绝缘子组装导线下料导线压接母线安装质量验收。

5、管型母线安装施工流程。

施工准备支架管母检查管母氩弧焊支柱绝缘子检查金具检查支柱绝缘子安装管母吊装管母调整质量验收。

三、智能化变电站在安全生产中的重要作用以及企业的要求

(一)智能化变 电站在安全生产中的作用

智能化变 电站是把一些设 备组装起来 ，用 以切断或接通 、改变或者调整 电压 ，在电力系统中，智能化变电站 是输电和配 电的集结点 。它在企业安全生产 中的主要作用有 ：变换电压等级 、汇集电流 、 配电能 、控制电能的流项和调整电压等作用 。

(二 )企业 生产对智能化变电站电气安装的要求

企业生产智能化变 电站电气设备安装质量的优劣与否 ．直接影响电力 系统本 身的正常 和安全运行，与此同时也对社会 经济的正常发展和人民群众的财产生命安全有着重大的影。因此国家对企业生产智 能化变电站电气安装有严格的要求 。

1、在 电气设备上工作至少 应有两名经过电气安全培训并考试合格的电工，非合格电工在电气设备上工作时应由合格电工负责监护。

2、电器工作人员必须认真学习和严格遵守《电业安全工作规程》和工厂企业制定 的现场安全规程补充规定 。

3、在 电气设备上工作一 般应停 电后进行。只有进过特殊培训并考核合格的电工方可进行批准的某些带电作业项目。停电的设备是指与供电网电源已隔离，已采取防止突然通电的安全措施并与其他任何带电设备有足够的安全距离 。

4、在 任何已投入运行 的电气设备或高压室工作 ，都应该执行 两项基本安全措施 ．即技术措施和组织措施 。技术措施是保证电气设备在 停 电作业时断开电源 ，防止接近带 电设备 ，防治工作 区域有突然来 电的可能 ：在带电作业时能有完善 的技术装备 和安全 的作业条件 。组 织措施 是保证整个作业的各个安全环节在明确的有关人 员安全责任制下组织作业 。

5、为了保证电气作业 的安全 ，所有使用 的电气安全用具都应 该符合安全要求 ，并经过试验合格 ，在规定的安全有效期内使用。

四、智能变电站建设过程中存在问题的对策

智能变电站建设综合了机械、电力、网络、安全、建筑等多个领域，需要各方专家和工程师通力合作的工程项目。为了实现智能变电站建成后的经济型、可靠性和智能化，需要注意的问题有很多。

1、严格监督施工过程，及时发现问题

智能变电站建设施工过程中，存在着多种作业交叉，特别是智能化设备的安全装，我国的很多智能电气都是国外进口，需要国外专家参与到其中，在交流和沟通过程中存在着一些障碍，而在安装时，需要安装，调试等人员的参与，部分施工属于带电作业，施丁现场的不稳定因素增多，人员的违章作业，指挥人员的非专业指挥，设备的不安全状态都将影响施工的安全进行。为了解决这一问题，应当从施工组织设计和安全生产监督出发，在施|工组织方面，设计单位要对施工周边的环境进行深入的考察，特别是对地形地貌，人群的分布和设备运行后可能影响的范围，进行可靠的测算；在安全生产监督方面，在施工组织现场配备专职的安全员，并在施工之间对潜在的安全隐患进行排查。

2、单元化管理模式

智能变电站的高科技设备众多，且通信复杂，如果不加以妥善管理，就可能}b现信号紊乱或者出现不真实信号的情况，为了解决这个问题，采用单元化管理模式，按照物理层或者网络层进行隔离管理，对传感器和光缆等数量多的元器件，采用点对点监控，每一个原件都用一个特定的代码进行信息存储和管理，可以借助GPS定位或者SIM卡的形式，实现单元化的管理模式，提高了管理效率，对存在问题的元件，进行及时的跟氧化和修复。

3、建立功能应急系统

对于可能存在的紧急情况，智能变电站不能解决的问题，可以再已经建立起来的智能系统的基础上，添加一个应急系统，这个应急系统在平时的生产中不参与运行，但是要定期的检查其性能的完好性，因为，一旦出现系统瘫痪将造成的损失将会远远超过应急系统的建设所需要的资金和入力。采用面向间隔的原则合理分配一二次智能设备和通信网络，主保护和备用保护分开或双重化的保护独立组屏，保证屏幕界限清晰且具有软硬件隔离的特点，方便了保护设备的运行和维护。

【参考文献】

[1]秦建华；变电站综合自动化系统通信网络技术的研究和应用[D]；四川大学；2006

[2]刘顺新，张建兴，米高祥，等．基于DSP的智能型能馈式蓄电池放电装置研制[J]．郑州大学学报(工学版)，2010(1)．

第7篇：电气设备安全设计导则范文

关键词：变电站 一次设备 检修

前言

状态检修的概念可以简单地概括为：在一次设备状态监测的基础之上，根据设备监测和分析诊断的结果，科学安排检修时间和项目的检修方式。它的含义包括：设备状态监测；设备诊断；检修决策。状态监测是状态检修的基础；设备诊断是以状态监测为依据，综合设备历史信息，利用神经网络、专家系统等技术来判断设备健康状况。

1 一次设备的状态检测技术

一次设备智能化是智能变电站的重要特征之一，IEC61850标准、《智能变电站技术导则》和《高压设备智能化技术导则》等标准的颁布实施对实现变电站一次设备状态监测具有重要指导意义。在线监测、故障诊断、实施维修整个一系列过程构成了电气设备状态检修工作的内涵。因此，积极发展和应用变电站设备在线监测系统的最终目的就是为了以状态检修取代目前的定期检修。状态检修完全替代定期检修的可能性探讨：定期检修存在两方面的不足：一是当设备存在着潜在的不安全因素时，因未到检修周期而不能及时排除隐患；二是当设备状态良好，但已到检修周期，就必须停电检修。检修时又缺少以往设备运行的状态记录，要检修的内容不明确，存在很大的盲目性，造成人力、物力和时间的浪费，检修效果也不好。状态检修是根据设备的运行状况进行检修，因此状态检修的前提是必须要作好状态监测。一直以来，传感技术、计算机技术和光纤等高新技术的发展和应用，使电力设备的状态监测和故障诊断技术得到迅速发展。许多发达国家也陆续研制了油中溶解气体在线监测系统，变压器、发电机和 GIS 等的局部放电、泄露电流的在线监测系统，这些技术得到了国际大电网会议的系统总结。近年来，随着光电技术的发展，许多国家相继研制出不同类型的在线监测装置，就促进了设备的状态监测和故障诊断技术的实施和有效发展。

2 状态检修信息系统的几个特点

（1）软件采用 B/S 结构，不同的用户具有不同的权限，对设备相关信息进行查询、修改等。

（2）可扩展的故障诊断知识库。

（3）通用的状态数据分析工具。

（4）采用量化的设备状态评价体系进行分析。

以往，我国还没有建立严格的变电站设备状态评价体制，按当时的 DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》，设备要么合格、要么超标（不合格），显然仅仅把设备分为合格与不合格两种状态时，状态分析便无从谈起，所以应该建立量化的设备状态评价指标体系。如今,为了适应新的形势，根据国家电网公司规范、指导系统内状态检修工作的要求，编制出版了Q/GDW 168-2008《输变电设备状态检修试验规程》，在保证设备安全的基础上，为开展状态检修工作的单位提供一个明确的依据，改变以往不顾设备状态、“一刀切”地定期安排试验和检修，纠正状态检修概念混乱，盲目延长试验周期的不当做法。同时，国家电网公司又相应了变电站一次设备的状态检修导则，其中，将设备状态从需要立即退出运行到最优状态分成 0 到 100 分，根据相应的评分标准来决定设备的检修策略，设备的评分应基于与设备状态相关的信息，包括各个试验项目、家族缺陷事故纪录、不良运行工况记录等。

3 变电站主要运行的一次设备介绍

3.1 变压器

变压器是变电站的主要设备，可用来把某种数值的交变电压变换为同频率的另一数值的交变电压，也可以改变交流电的数值及变换阻抗或改变相位。虽然种类繁多，但其工作原理是一致的。

3.2 高低压开关设备

（1）断路器 能够关合、承载和开断正常回路条件下的电流，并能关合、在规定的时间内承载和开断异常回路条件(包括短路条件 1 下的电流的开关装置，按其使用范围分为高压断路器和低压断路器。

（2）隔离开关 隔离开关(刀闸)一般指的是高压隔离开关。即额定电压在1kv及其以上的隔离开关，是高压开关电器中使用最多的一种电器，主要作用是在设备或线路检修时隔离

电压，以保证安全。它无灭弧能力，不能断开负荷电流和短路电流，应与断路器配合使用。在停电时应先拉断路器后拉隔离开关送电时应先合隔离开关后合断路器。

3.3 电流、电压互感器

电压互感器和电流互感器。它们的工作原理和变压器相似，它们把高电压(设备和母线的运行电压)、大电流(即设备和母线的负荷或短路电流)按规定比例变成测量仪表、继电保护及控制设备的低电压和小电流。

3.4 GIS 设备

GIS 就是将除变压器以外的一次设备，优化有机组合成一个整体，并封闭于金属壳内，充SF6 气体作为灭弧和绝缘介质组成的封闭组合电器。GIS 是运行可靠性高、维护工作量少、检修周期长的高压电气设备，其故障率较低，但 GIS 也有其固有的缺点，由于 SF6 气体的泄漏、外部水分的渗入、导电杂质的存在、绝缘子老化等因素影响，都可能导致 GIS 内部闪络故障。GIS的全密封结构使故障的定位及检修比较困难，检修工作繁杂，事故后停电检修时间长，停电范围大，常涉及非故障元件。

4 设备的状态检修

4.1 变压器

（1）渗漏油。变压器运行中渗漏油现象比较普遍，其外面闪闪发光或黏着黑色的液体就可能是漏油。小型变压器装在配电柜中，因为漏出的油流入配电柜下部的坑内，所以不易及时发现。渗漏主要原因是油箱与零部件联接处密封不良、焊件或铸件存在缺陷、运行中额外荷重或受到振动等。此外，内部故障也会使油温升高，油的体积膨胀，发生漏油。

（2）引线部分的故障。引线部分故障主要有引线烧断、接线柱松动等。引线部分与接线柱连接松动，导致接触不良。引线之间焊接不牢，造成过热或开焊。

4.2 高低压开关设备

（1）断路器 断路器常见的故障有：断路器拒动、断路器误动、断路器出现异常声响和严重过热、断路器分合闸中间态、断路器着火和断路器爆炸等。直流电压过低、过高，合闸接触

器线圈极性接反或低电压不合格，远动回路故障及蓄电池容量不足，开关本体和合闸接触器卡滞，大轴窜动或销子脱落和操动机构等出现故障，都是造成断路器据动的原因。

（2）隔离开关隔离开关载流接触面过热，由于隔离开关本身的特点和设计的局限，不少载流接触面的面积裕度较小，加上活动性接触环节多，容易发生接触不良现象。

4.3 电流、电压互感器

（1）电流互感器在工作运行时，因其二次阻抗很小，接近于短路状态，其铁芯的激磁电流趋于零，所以二次回路不带电压。如发现其有不寻常振动的响声和发热现象，应停止运行，进行检查处理。通常这种异响是由于电流互感器过负荷、二次侧开路以及内部绝缘损坏发生放电等造成的。此外，由于半导体漆涂刷得不均匀形成的内部电晕以及夹铁螺丝松动等也会使电流互感器产生较大音响。

（2）电压互感器常见问题是回路断线，首先要根据继电保护和自动装置有关规定，退出有关保护，防止误动作；其次检查高、低压熔断器及自动开关是否正常，如熔断器熔断，查明

原因立即更换。再次熔断时则应慎重处理：最后检查电压回路所有接头有无松动、断头现象，切换回路有无接触不良现象。变电站一次设备状态检修绩效自评估主要采用分项和综合评分的方法，每年按变压器（含高压电抗器）、断路器（含GIS）、输电线路和其它变电设备（互感器、避雷器、隔离开关等）按状态评价的有效性、检修策略的正确性、计划实施、检修效果、检修效益进行分项评分；最后依据各分类权重计算出整体评估结果，计算方法见公式:

S=0.1S1+0.3S2+0.2S3+0.2S4+0.2S5

（其中：S1─组织管理评估分值；S2─变压器设备评估分值；S3─断路器评估分值；S4─输电线路评估分值；S5─其他变电设备评估分值。）

4.4状态检修实施效果评价

设备状态检修效果评价一般分为适时评价和年度评价,适时评价是指对实施的每项状态检修工作后所进行效果评价，年度评价是指对本年度状态检修工作的综合评价。适时评价是根据检修中发现的问题和检修结果，重新审视检修方案，检测方法、分析判断结果、作业工艺及流程进行总结评价 , 主要内容包括检修的技术评价、经济评价、设备检修后的状态评价、对同类设备的状态评价建议等年度评价主要状态检修效果进行综合分析、总结，应按照职责范围分级、分层次进行。评估内容应综合本年度设备状态评估结果、设备完好率、设备可用系数、设备事故率、供电可靠性、检修成本变化、设备状态信息变化趋势、设备检修报告、设备缺陷情况等各种因素，对本企业年度的状态检修工作进行全面、客观的评估，对今后的状态检修管理提出改进的意见和建议。

5 结束语

状态检修在变电站一次设备的应用，是变电站一次设备检修管理方面的一次技术性革命，通过状态检修及时了解设备运行的状态，使检修计划和决策更为科学性和合理性。但变电站一次设备状态检修也要在实际的应用中不断的完善，这就要求变电站一次设备人员在实践中不断发现问题和解决问题，使变电站一次设备状态检修工作更合理的开展，为电力系统的正常运行服务。

参考文献：

[1] Q/GDW 383-2009,智能变电站技术导则.国家电网公司[S].

第8篇：电气设备安全设计导则范文

关键词：住宅建筑；电气设备；防雷措施

中图分类号：F407.6文献标识码： A

随着城市建设的快速发展，我国先进技术的应用以及国民经济的不断发展，为有效利用城市土地资源，高层住宅建筑越来越多，这就对高层建筑的安全需求提出了更高的要求，尤其是住宅的电气安全、使用功能以及避雷措施等方面的要求。因此，住宅电气的设计建设必须要跟上时代步伐，在配电系统的设计上，要充分考虑各方面的安全问题并给予合理安排。

一 雷电防护措施

1 直击雷的防护

在直击雷的预防措施上要依据国际电工委员会IEC1312_1-3《雷电电磁脉冲的防护》、《电子设备雷击导则》、《电子计算机机房设计规范》、《建筑物防雷设计规范》等。选择接闪器多为避雷针、避雷网、避雷线、避雷带或者建筑物自身金属物等，在打雷时将雷电接收下来，通过接地线将其引至大地中散流装置中进行散流后再泄散入地。

2 感应雷的防护

2.1 电源的防雷措施

根据楼房建设的要求，采用配电系统电源防雷一体化的防护，由于生产避雷器的厂家不同规格，其设计思想也不相同，故各厂家的避雷器性能及特点也不相同，在选择时要根据住宅建筑的实际情况谨慎选择。

2.2 信号系统的防雷措施

信号系统的防雷措施与电源的防雷措施基本一致，主要采用的也是通讯避雷器设备进行防雷。依据我国的通信技术发展情况，目前计算机远程联网较为常用的方式主要有电话线、X.25专线、DDN以及帧中继等，主要的通讯网络设备有DTU、MODEM、路由器以及远程中断控制器等。

2.3 等电位联接

为对雷电的反击进行预防，可以将放置在机房内的UPS、主机金属外壳、电池箱金属外壳、金属门框架、金属地板框架、铝合金窗、设施管路、电缆桥架等电位进行连接，并将其以最短的线路与最近的等电位连接带、已做为等电位连接的金属物联接，尽量在各导电物之间进行多次相互连接操作。

2.4 金属的屏蔽以及重复接地

采用金属有效屏蔽并重复接地的措施，尽可能的在地中埋电缆，并应用金属导管进行屏蔽，要注意在屏蔽金属导管进入建筑物以及机房前要进行多次重复接地操作，使各种导线上引入的雷电高电压等得以最大限度的减弱，真正的避免架空的导线直接进入到建筑物中以及机房设备中。重复接地的作用有：增大流过线路保护装置的电流的加速动作，从而避免或者减轻事故的发生；设置重复接地后能将漏电设备的对地电压有效降低，将触电的危险程度降到最低。为确保接中性线保护的安全可靠，按规定在装置的安装过程中要做到以下几点：复接地的接地电阻必须

3 雷电侵入波的预防

为了对雷电侵入波沿低电压线路而进入到室内起到有效预防效果，最好采用地下电缆供电的方式连接低压线路，将电缆的金属外皮以及金属线槽等在入户端接地。在采用架空电线供电时，要在其进户外设置一组低压阀型的避雷器或者留存有2-3mm的保护间隙，要保证其与绝缘子的铁脚一起接地，接地的装置可以与电气设备一起应用。接地电阻要保证小于等于5-30Ω，而阀型的避雷器可以安装在被保护的物体的引入端，上端要接在线路上，下端与地相连，在正常情况下，避雷器的间隙会保持一种绝缘的状态，不会对系统的正常运行产生影响，而当发生雷击沿着线路有冲击波侵袭时，避雷器会被击穿而与地相接，达到强行将冲击波切断的目的，此时进入被保护物体的电压就仅仅是雷电雷电流经过避雷器被处理后的残压，而雷电流通后，避雷器的间隙又恢复正常绝缘状态。

4 球形雷的预防

最好的预防球形雷的方法就是在雨天不要开窗，在通风管道、烟囱等有空气流通的地方安装上粗2.5mm左右、网眼小于等于4cm2的金属保护网，做好良好的接地处理。对于球形雷的防护较其他类型的雷防护要简单，避雷网最好选择笼式的，如果没有达到安装笼式避雷网的条件，就在建筑物的门窗上安装金属纱网并将之接地处理；将住宅建筑物上不必要的孔洞添堵上；加装铁丝网在建筑物门窗上并给予接地处理；在存放易燃易爆的仓库内、厂房的烟囱上一号机放气管上加装阻火器并给予接地处理。对于位于高大树木下的住宅建筑物尤其要注重防护球形雷装置的使用。

二 建筑物的防雷装置

住宅电气的设计建设中，在对建筑物实行防雷装置安装时，要对建筑物的整体情况进行了解，对于住宅建筑内部的防雷装置以及外部防雷装置的安装要做好整体的统一的考虑。

建筑物外的整体观念指的是对于住宅建筑的一个院落、一个小区以及住宅周围环境要做好全面的防雷措施设计规划，同时还不能违反小区的整体规划要求，如在安装避雷针时要考虑到，该避雷针是否影响到了小区的整体美观性；即将安装的避雷针、避雷网或者避雷带等能否与建筑物的立体面相搭配，相对较为低矮的建筑物是否能够被高大的建筑物或者建筑物上烟囱上安装的避雷装置有效保护等。对于接地装置的安装也要如此全方位的考虑。

住宅建筑物的电气防雷装置一般包括三方面内容：（1）接闪器 接闪器也被称作受雷装置，指的是一种接受雷电流的金属导体，即通常所说的避雷针、避雷网、避雷带等避雷器。当避雷针不符合建筑物的美观要求而被禁止使用时，可考虑给予避雷带或者避雷网装置，可以利用直接敷设在房屋突出部分或者屋顶的金属条上作为接闪器。（2）引下线 引下线又被称作引流器，是一种引流的导线，主要作用是将被接闪器收集的雷电流引到接地装置上去。一般敷设在混凝土柱子内或者外墙面上。（3）接地装置 所谓的接地装置就是指埋在地下的接地导线以及垂直打入地内的接地体的统称，接地装置的主要作用就是将雷电流疏散到大地中去。

三 小结

综上所述，住宅建筑内的电气设计以及防雷装置的安装与人们的正常生活水平以及生命安全密切相关。因住宅建筑相关从业人员要对该项目工程秉承认知负责的态度，充分掌握各种雷击的特点及规律，根据住宅建筑周围环境以及其本身的具体情况统筹安排，设计防雷装置的安装方案。在安装时要严格遵循防雷措施的相关操作规范，不影响建筑美观的情况下真正实现住宅建筑的防雷目的。

参考文献

[1]岳凯.论述建筑电气防雷接地系统施工注意事项[D].黑龙江科技信息.2013,8(25):74-76.

第9篇：电气设备安全设计导则范文

关键词：潜在故障；充油设备；绝缘油；色谱分析

中图分类号：TM307文献标识码： A

前言：

在现代电网快速发展的今天，对设备状态的检测方法有更高的要求。在保证电网设备安全及供电可靠的前提下，要求试验人员对设备的实际状态有一个全方位立体化的掌握。而在高压充油设备的检测方法中，绝缘油分析技术与高压试验检测手段两者不可分割，起到了相辅相成的作用。尤其在一些重要变电设备如变压器和电抗器等的状态检测，要求设备在保证供电的情况下不停电试验及跟踪效验时，绝缘油的色谱分析结果则显得尤为重要。本文就这一观点举例阐述了绝缘油色谱分析对设备潜在故障的诊断。

1.绝缘油的组成及性能

对于绝缘油的组成，我们知道，油在不同电压等级、不同设备中的作用及不同环境要求下，其组成会略有不同，实际应用的绝缘油普遍为矿物绝缘油，即由石油分馏产物经多种工艺精制而成，属于多种烃类化合物的混合体。组成可划分为饱和烃、环烷烃和芳香烃三种类型。变压器油的化学结构非常复杂，从应用的角度看，不一定要完全搞清楚所有的烃类成分，但是必须了解变压器油的种种特性和功能，还应该知道在运行过程中油的氧化过程及其氧化产物的危害。

绝缘油在设备中要发挥多方面的功能作用，必须具备良好的化学、物理和电气等方面的性能。这就需要试验人员依据各类绝缘油运行维护管理导则及试验规程要求，对绝缘油进行定期检测，保证设备内绝缘油的实际性能符合运行条件。

2.绝缘油在设备中的作用

在高压电气设备中，有大量的充油设备（如变压器、互感器、油断路器等）。这些设备中的绝缘油主要作用如下:

（1）使充油设备有良好的热循环回路，以达到冷却散热的目的。在油浸式变压器中，就是通过油把变压器的热量传给油箱及冷却装置，再由周围空气或冷却水进行冷却的。

（2）增加相间、层间以及设备的主绝缘能力，提高设备的绝缘强度。例如油断路器同一导电回路断口之间绝缘。

（3）隔绝设备绝缘与空气接触，防止发生氧化和浸潮，保证绝缘不致降低。特别是变压器、电容器中的绝缘油，防止潮气侵入，同时还填充了固体绝缘材料中的空隙，使得设备的绝缘得到加强。

（4）在充油断路器中，绝缘油除作为绝缘介质之外，还作为灭弧介质，防止电弧的扩展，并促使电弧迅速熄灭。

3.绝缘油的检测方法

在实际工作中，试验人员对绝缘油的检测方式大致分为简化试验和色谱分析两种。在正常情况下，充油电气设备内的油、纸绝缘材料在热和电的作用下会逐渐老化和分解，产生各种特征气体，并且绝缘油的各种特性也会因为运行条件、环境的变化及遇到各种设备故障时，产生不同程度的改变。绝缘油简化试验主要运用各种方法，针对油的物理、化学及电气性能的变化分别来检测，对油的状态及设备内部情况做一个基本了解。绝缘油色谱分析，是指从油中取出溶解气体，用气相色谱分析该气体成分和含量，判定设备有无内部故障，诊断故障类型，并推定故障点温度、故障能量等。

4.绝缘油中色谱分析在实际中的应用

早期预测变压器等充油电气设备内部故障，对于安全供电，防范事故与未然，是极为重要的。作为绝缘监督的手段，有各类电气绝缘特性试验。但是，这些试验共同特点是要求被试设备停运，降低了供电可靠性，也很难测出事故发生前的潜在故障。而运用绝缘油色谱分析技术就能在不影响供电的前提下，有效发现设备故障及故障发展趋势，及时对设备运行状态做出评价。

4.1.设备内部故障诊断实例

实例1

（一）、故障概况

500kV王石变王渤一线500kV电抗器型号XMZ46,1986年投运。该产品在2013年3月26日至4月7日进行了B 类检修，更换了散热器的胶圈、瓦期继电器、压力释放阀、温度表、分线箱，进行了油处理。处理后经现场试验高压绝缘试验合格。绝缘油简化试验结果显示介质损耗因数、体积电阻率、击穿电压、闪点和水分等的试验结果均合格（见表1）。绝缘油色谱分析试验结果各项指标显示良好，具备投运条件（见表2）。

表1电抗器C相绝缘油简化试验数据

备注： 电抗器大修后送电前试验

该组电抗器于4月22日投入系统运行。4月23日、24日，进行了绝缘油色谱分析跟踪试验，色谱数据显示C相乙炔、乙烯、总烃、二氧化碳等均超标，并且增长趋势明显，怀疑电抗器内部放电（见表2）。该组高抗于4月24日17时退出运行，做进一步分析和处理。

表2电抗器C相绝缘油色谱试验数据

该组电抗器于4月24日17时退出运行进行内检。

故障处理过程

第一次处理

1.内检情况

（1）打开上盖人孔后，首先对器身上部进行检查，没有发现异物和异常部位。

（2）检查人员换专用服装后进入电抗器内，在检查到中性点出线部位时，发现铁心夹件上有一等电位连线有烧黑迹象，用手轻轻触摸即断线，经确认导线已经完全烧断，外层绝缘纸已经完全碳化。连接片烧损情况见下图。

（3）油箱内脏污严重，油箱底部有大量杂质，经检查确认为橡胶老化后的碎末；油色浑浊，分析为净油器中硅胶早已失效粉化，进入油中。

（4）其余部位未发现异常情况。

2.处理情况

（1）拆除烧断的等电位连接线，重新更换为截面更大的软铜绞线，外表面采用专用皱纹纸包扎后又包绕一层收缩带，然后恢复安装。

（2）将油箱内底部变压器脏油全部抽出。

（3）因净油器内硅胶已经失效，决定将净油器阀门关闭。

（4）抽真空后重新注油，并在器身内部进行热油循环处理油中乙炔，至合格为止。

3.原因分析：

通过连接铜片烧损情况分析，认为此铜片此前存在缺陷，可能已经有一定深度的折痕但还未完全断开。此次检修后按工艺要求从本体底部回油至上盖约0.1-0.2m时，需要从油箱上部将油补满。检修单位选择的补油部位刚好在此引线上部（相距约0.8m）。因此在补油时，此引线在油流的持续作用下，使得已经虚接的铜片完全断开，因此投入运行后断开的铜片开始放电。

根据以上检查情况并结合油色谱化验结果，认为此处铁心夹件间的等电位连接线断线是产生本次故障的主要原因。

第二次处理

经过第一次故障处理后该组电抗器于5月4日上午10时投运。依照试验规程规定，对该组电抗器进行绝缘油色谱分析跟踪试验。5月5日在油化试验中发现乙炔、乙烯、总烃数据均超标（见表3）

表3电抗器C相绝缘油色谱试验数据

经过多次跟踪监视，发现增长趋势明显，怀疑电抗器内部有放电。5月9日、10日对其进行排油第二次内检，发现另一侧铁心夹件和聚磁板连接片烧损。同时对A、B相电抗器进行油色谱化验时也发现痕量乙炔。根据上次内检经验及相关领导和专家研讨决定，将该组电抗器停运并全部进行内检。结果发现王渤#1线C相电抗器主回路绝缘无问题，出现乙炔的主要原因是集磁板接地线异常引起，现场检查发现集磁板夹件存在有多根连接线接地的问题，出现环流、局部过热导致一根接地线烧断放电。B、C相上相同部位处，均有不同程度的烧损。现该组电抗器已退出运行并更换新设备。

实例2

2009年10月16日，对王石变电站500 kV 1号主变A相进行例行油色谱分析试验（见表1），

发现A相本体油色谱分析异常，总烃略有增长，并出现0.25 μL/L乙炔，9月份月检油色谱无乙炔，总烃正常。经公司研究，该组变压器为重要设备，决定不停电继续油色谱跟踪试验，17日、18日2天油色谱跟踪总烃略有增长，乙炔增长到0.32 μL/L，CO增长幅度较大（从595 μL/L增长到1 223 μL/L），根据该变压器3天油色谱成绩、负荷及温度情况进行综合分析，确定为变压器内部存在绝缘中温过热性故障或悬浮电位火花放电，应加强色谱跟踪检测，考察气体产气速率。

表1王石变电站500 kV原1号主变A相本体油色谱数据

19～21日每天采取上、下午2次油样跟踪试验，结果显示乙炔、CO、总烃数值继续增长，根据16～22日油中气体组分分析认为结论正确。鉴于1994年该变压器发生过爆炸事故，公司决定停用A相主变，倒D相备用主变。10月22日该变压器A相停电并倒备用相完成。

2010年2月23日，对王石变电站500 kV 1号主变C相进行例行油色谱分析化验，发现C相本体油色谱分析异常，总烃含量175 μL/L（标准为150 μL/L），超标不合格。该变压器1～3月份试验数据如表2所示。

表2王石变电站500 kV原 1号主变C相本体油色谱数据

王石1号主变为原沈阳变压器厂首批国内产品。1984年出厂，1986年投运，截止2010年已运行25年，已超过其设计20年的使用寿命，同型号变压器已全部退出运行。A相主变已于2009年10月22日退出运行，倒备用相运行。从上面数据可以看出，C相主变总烃数值一直居高不下，可能存在过热性故障。2010年4月22日、5月11日，再次对王石变电站500 kV 1号主变C相进行例行油样化验，发现C相本体油色谱分析异常，总烃含量分别为165.61 μL/L、163.35 μL/L，标准为150μL/L，超标不合格（见表3）

表3王石变电站500 kV原1号主变C相本体油色谱数据

2010年6月18日，王石变电站500 kV 1号主变B、C、D相停电，A、B、C、D相均退出运行。并且决定于2010年6月更换1号主变，更换后的王石变电站500 kV 1号主变于2010年8月15日正式投入运行。

5.结论

经过长期的实践经验我们可以看出，当设备存在局部过热、放电故障等一些潜在故障时，绝缘油中形成的特征气体可溶于油中，这些可燃性气体的组成和含量与设备故障类型及严重程度有密切关系。采用气相色谱法检测油中气体组成和含量，能及早发现设备内部存在的潜伏性故障，并可随时监视故障发展状况，及时消除故障隐患，对保证电力系统安全可靠运行有很大作用。且油色谱分析方法简单、速度快、发现问题及时。因此多年来该方法应用广泛，已积累许多实践经验。该项试验是绝缘油运行监督中的一项必不可少的内容。

参考文献：

[1]电力用油分析及油务管理北京：中国电力出版社，2009．

[2]变压器油色谱分析与故障诊断北京：中国电力出版社，2010.

[3]电气设备预防性试验方法北京：水利电力出版社，1994．

[4]运行变压器油维护管理导则 GB/T 14542-2005

作者简介：

杨越（1985―），女，大学本科，助理工程师/技师，从事高压试验和电力用油（气）的检测工作多年。现在国网辽宁省电力有限公司检修分公司鞍山分部试验班工作。

苏海南(1985-),女 ,2010年毕业于东北电力大学,助理工程师,从事电气试验工作，