带电工作管理标准制度

绝缘监督管理标准 1总 则 1.1 绝缘监督是提高设备健康水平,保证设备安全运行的重要技术手段,提高电网安全运行水平,为加强我局绝缘监督管理,特制定本制度。

1.2 绝缘监督工作人员,应认真贯彻执行“安全第一,预防为主”的方针,严格执行各项规程制度,掌握设备绝缘变化规律,及时发现和消除绝缘缺陷,不断提高设备的健康水平,增强电网运行的可靠性。

1.3 绝缘监督工作,必须实行专业管理与群众管理相结合的办法,建立局、车间、班组三级绝缘监督网,共同搞好绝缘监督工作。

1.4 本制度适用于绝缘监督工作。

2 组织机构 2.1 绝缘监督工作由生产副局长和总工程师领导,由生技科归口管理,生技科设绝缘监督专责负责本局的绝缘监督工作,变配电工程公司、运管所应设绝缘监督兼责,检修班组、变电站亦应设绝缘监督兼责。从上而下形成绝缘监督网。

2.2 各级绝缘监督网的专(兼)人员应有高度的工作责任心,必须由具有一定专业技术水平,并保持相对稳定。

3 职责分工 3.1 总工程师职责 3.1.1 领导全局绝缘监督管理工作,建立绝缘监督网,组织贯彻上级有关绝缘监督的各项规章制度、反事故措施,审批局绝缘监督管理的实施细则。定期组织召开绝缘监督网会议,检查、协调、落实绝缘监督工作。

3.1.2 检查和督促有关部门,认真做好电气设备的绝缘监督工作。

3.1.3 审批重大绝缘监督试验方案。

3.1.4 组织有关人员对新安装、大修、技改等电气设备的验收工作。

3.2 局生技科绝缘监督专责职责 3.2.1 贯彻上级颁发的有关绝缘监督工作的各项规章制度和反事故措施。建立绝缘监督网。

3.2.2 负责本局的绝缘监督工作的技术业务管理和组织协调工作,审查年度预防性试验计划,并督促贯彻执行。

3.2.3 掌握本局电气设备的绝缘缺陷情况及消除情况。

3.2.4 指导好各项试验工作,审核重大试验方案,参与重要试验工作。

3.2.5 随时掌握预试进度,解决预试中存在的问题,保证预试工作的进度、质量和试验率。

3.2.6 审查设备绝缘台帐及安装,检修试验资料,组织高压试验人员的技术培训。

3.2.7 督促试验班建立健全设备台帐、技术资料和技术档案,必要时进行检查。

3.2.8 每年十二月底前提出绝缘监督工作年度总结、报表、汇报电力工业局。

3.3 变配电工程公司绝缘专(兼)责职责 3.3.1 认真贯彻执行绝缘监督方面的有关规程制度和上级的有关规定。

3.3.2 对高压试验班的工作要加强领导、监督和检查,保证他们认真完成技术监督工作,对试验中发现的绝缘缺陷应积极组织力量予以消除,以确保系统安全运行。

3.3.3 负责编制年度绝缘预防性试验工作计划,并督促实施、预试工作计划应在头年九月中旬编制,报局生技科审批。

3.3.4 认真做好设备绝缘的运行和定期维护工作,及时提出缺陷情况,及消除缺陷措施。

3.3.5 负责承担重要绝缘试验工作,负责写出年度绝缘监督工作总结。

3.4 高压试验班的职责 3.4.1 负责全局的电气设备的绝缘预防性试验工作和基建、大修、更改等工程的电气设备试验工作。

3.4.2 认真执行预防性试验计划,按时完成本局电气设备的试验工作,并作出明确试验结论,严格执行试验规程及各项规章制度。

3.4.3 对试验结果有异常的设备进行综合分析,作出结论,并提出初步处理意见。

3.4.4 负责本单位安全工具、配变、避雷器等试验工作,及各类瓷瓶入库试验工作。

3.4.5 负责本单位主变压器改变分接头开关位置后直流电阻测试。

3.4.6 对试验中发现的设备缺陷,按规定及时通知本单位绝缘监督专责和有关部门,要求处理。

3.4.7 积极开展专业培训,不断提高试验业务水平,积极采用新技术改进试验设备、试验方法,提高电气试验的质量。

3.4.8 认真管理试验技术资料,建立设备技术档案、台帐,按规定及时报送绝缘缺陷通知单有关报表、总结。台帐、资料应妥善保管。

3.4.9 凡不能按照标准进行试验的电气设备,必须根据具体方案,报总工程师批准后执行。

3.4.10 对电气设备的预试报告应填写一式三份,送生技科、运管所,班组自留一份,对基建、大修等工程电气试验报告应填写一式四份,送生技科、运管所二份、,班组自留一份。

3.5 运管所、变电站绝缘监督兼责职责 3.5.1 组织贯彻执行绝缘监督的规程和有关规定。

3.5.2 监督变电站作好运行设备的监督工作,发现绝缘缺陷或异常现象及时反映,防止事故发生。

3.5.3 督促试验班组按规定周期、项目进行试验,协助作好试验配合工作。(如停电安排、试验电源、交待安全措施等)
3.5.4 督促变配电工程公司及时处理设备绝缘缺陷,督促变电站作好试验资料的管理工作。

4 绝缘监督其它工作 4.1 运行中电气设备试验周期、大修、基建、更改等工程电气设备项目、质量、标准按部颁标准及上级有关规定执行。

4.2 年度预防性试性计划应在头年九月初由变配电工程公司编制,报局生技科审批。

4.3 年度预防性试验从上年十月一日开始,当年四月底基本结束,预试率应达100%。因特殊原因决定当年不进行预试设备应经局总工程师批准。

4.4 在上年十月至次年四月间进行过大修的设备或新投入设备,可不再进行年度预防性试验,不进行大修的设备应配合大修安排预试工作。安装、检修竣工后半年以上投入运行的设备,由设备主管单位重新按预试要求试验合格后方能投入运行。

4.5 每年一月初、三月初、四月初高压试验班应将预试情况报表报局生技科,三月初、四月初的报表应列明未试验设备站名及运行编号,并说明未试验设备的原因。

5 绝缘缺陷的汇报和消除 5.1 凡通过试验发现的设备绝缘缺陷,试验人员应立即将试验数据填入《变电站一次设备修试记录薄》并立即向局绝缘监督专责、总工、本单位负责人口头(电话)汇报,重大缺陷的汇报时间不得超过四小时。

5.2 对主变、110kV及以上设备,试验负责人应填写“绝缘缺陷通知单”一式三份,送本局绝缘监督专责二份,变配电工程公司一份,对35kV及以下设备填写“绝缘缺陷通知单”一式二份,送局绝缘监督专兼一份,变配电工程公司一份。

5.3 绝缘监督专责接到“缺陷通知单”后,应立即安排处理,除需要立即安排处理的和可结合大修处理外,一般应在三个月内处理完毕。处理情况应在“绝缘缺陷通知单”的“处理情况”栏内填入。变配电工程公司应将设备处理情况后的绝缘通知单位返一份给局生技科绝缘监督专责。

5.4 凡不属我局处理的绝缘缺陷,局生技科应向电力局生技处汇报。

5.5 变电站值班人员巡视设备发现绝缘缺陷,应通知本局生技科或运管所,可安排变配电工程公司进行试验鉴定。

5.6 预试中发现设备绝缘缺陷时,除在耐压击穿、少油断路器泄漏电流超过50微安两种情况下,试验人员应直接通知变电站值班人员停运外,其它情况下,试验人员一般不得通知停运,只说明不合格的项目和试验数据并下试验结论。若试验人员无把握下“可以先行投运,等待处理”的结论,则应通知变电站值班员逐级向上级汇报,直至某一级领导或专业人员作出“可以先行投运,等待处理”的结论为止,若设备确需停运,则“停运”的结论应由局总工程师或生产局长作出。在“先行投运”或“停运”的结论作出之前,试验人员不准离开现场,变电站不得结束其工作票。

5.7 安装、检修竣工,在试验结论“不合格”时,若确需投入,由安装、检修单位通过局绝缘监督专责向总工程师汇报,经批准后可先投入运行,但应作为工程缺陷载入工程总结,该工程亦不得评为全优工程。

5.8 除由电力局规定 试修厂处理的绝缘缺陷外,其余绝缘缺陷一律由我局变配电工程公司负责处理。

6 技术管理 6.1 局绝缘监督专责应掌握下列资料 6.1.1 主变、110kV及以上设备的技术规范、说明书、国家标准和部颁标准 6.1.2 重要试验设备的技术规范及说明书 6.1.3 重要设备的绝缘缺陷消除资料和历年试验资料 6.1.4 “绝缘缺陷通知单位”、绝缘事故和障碍的技术资料 6.1.5 带病运行设备的运行情况,缺陷情况及试验资料 6.1.6 绝缘监督反事故措施,设备改进措施资料 6.2 变配电工程公司绝缘监督专(兼)责应掌握下列资料 6.2.1 运行中电气设备的技术规范及产品说明书、厂家出厂试验资料、交接试验资料、绝缘缺陷处理资料 6.2.2 “绝缘缺陷通知单”、绝缘事故、障碍资料 6.2.3 绝缘反事故措施、设备改进措施资料 6.2.4 主要电气试验设备的技术规格和使用说明书 6.3 高压试验班应建立下列资料 6.3.1 承担预试工作的变电站绝缘资料,台帐要求设备铭牌数据齐全,运行编号明确,历史试验记录完整。

6.3.2 安装检修、设备摸底试验、中间试验的全部资料和试验报告。

6.3.3 其它试验资料,包括试验设备的技术规格和产品说明书。

6.3.4 高压试验班在变电站进行预防性试验,完工后应由工作负责人在“一次设备修试记录薄”上作记录并下结论,对试验不合格设备应填入“设备缺陷记录薄”,待变电站当值正班检查无误并签字后方能结束工作票。

修订:
审核:
    过电压保护及外绝缘防污工作管理标准 1 范围 本标准规定了过电压及外绝缘防污工作管理的职责分工和管理细则。

2 引用条文、标准 《**电网技术监督工作手册》(1999年版)
《**市电力公司电力设备试验规程》(1998年版)
渝电总[2001]86号文:《生产技术部门基础管理指导性意见》
本标准有进一步完善的可能性,请各单位在执行时留意是否有更新文件。

3 职责分工 3.1 总工程师职责:
3.1.1 领导过电压保护及外绝缘防污工作,贯彻执行上级有关过电压保护及外绝缘防污工作的规章制度和反事故措施。

3.1.2 主持或参加与过电压保护及外绝缘防污工作有关的重大事故和缺陷调查。

3.1.3 组织有关人员对新安装、技改等工程的过电压保护设施和外绝缘防污进行检查、验收。

3.2 生技科过电压及外绝缘防污专责职责:
3.2.1 协助总工程师做好以上各条工作。

3.2.2 负责本局过电压保护及外绝缘防污制度、规程的审定,反事故措施的审定,并进行监督实施。

3.2.3 负责解决在工作中出现的问题。

3.2.4 开展外绝缘污秽调查,特别是变电站或输电线路附近是否有新增污源。

3.2.5 参加过电压和外绝缘污闪事故的调查分析,提出反事故措施,重大问题,还应向有关领导、部门反应。

3.2.6 总结过电压保护,外绝缘防污闪的经验教训。

3.2.7 推广过电压保护及外绝缘防污的新技术。

3.3 车间过电压保护及外绝缘防污专(兼)责职责:
3.3.1 根据上级和局过电压保护及外绝缘防污工作计划,提出本单位过电压保护及外绝缘防污工作的具体实施计划,纳入本单位的工作计划中贯彻执行。

3.3.2 督促班组做好过电压保护装置的试验、检修安装、运行维护工作及外绝缘防污取样工作。

3.3.3 参加过电压和外绝缘污闪事故的调查分析。

3.3.4 掌握本车间过电压保护装置的运行情况,督促班组搞好输变电设备的防污清扫工作。

3.4 班组,及过电压保护及外绝缘防污专(兼)责职责:
3.4.1 严格执行上级下达的过电压保护及外绝缘防污闪工作实施计划,认真作好检修、安装、维护、试验等各项工作。

3.4.2 配合本班组作好外绝缘清扫,污秽取样和测试工作。

3.4.3 参加有关过电压和外绝缘事故的调查分析。

3.4.4 督促班组做好过电压保护装置的运行记录。

4 过电压保护及外绝缘防污监督 4.1 过电压保护装置安装、拆校、更换、维护、定检、外绝缘清扫,盐密取样,由设备所属车间负责。盐密度的测试工作由变配电公司负责。

4.2 使用的过电压保护装置均应按部颁标准及**市电力公司电力设备试验规程所规定的项目进行试验。

4.3 对首次采用的过电压保护及设备外绝缘防污技术装备各级专责应组织检查及调试并弄清结构,掌握技术特性和各种技术数据。

4.4 新架设的35kv以上的线路绝缘子应采用防污型悬式绝缘子或新型合成绝缘子,本局变电站的悬瓶及支柱绝缘子也应采用防污型。

4.5 输变电设备的清扫和地阻测试工作按《**供电局设备检修管理制度》并结合电力公司试验规程进行。发现问题,立即处理。变电站一次设备外绝缘坚持“逢停必扫”原则,以防污闪事故发生。

4.6 盐密度的取样测试按《**供电局盐密度取样测试管理办法》执行。

4.7 认真执行《**供电局雷电定位系统管理办法》,为雷击(雷害)事故提供科学依据。

5 技术管理 5.1 局过电压保护及外绝缘防污专责应建立下列技术资料 5.1.1 输变电设备地阻测试情况。

5.1.2 全局盐密度取样和测试情况。

5.1.3 过电压保护事故、障碍、调查分析记录。

5.1.4 污闪事故调查分析,反事故措施技术资料。

5.2 车间过电压保护及外绝缘防污专(兼)责应建立下列技术资料(根据情况,部分资料可以放在班组或变电站) 5.2.1 电气设备雷击,内过电压损坏记录。

5.2.2 绝缘子零值测试记录。

5.2.3 主变中性点保护间隙动作记录。

5.2.4 消弧线圈动作记录。

5.2.5 避雷器放电记录。

5.2.6 地网测试记录。

5.2.7 污闪事故记录。

5.2.8 故障录波记录。

5.2.9 系统发生谐振的现象记录。

5.2.10 绝缘防污清扫记录。

5.2.11 送电线路杆塔座标经纬度记录(运管所)
5.2.12 盐密度取样和测试记录,盐密度试验报告单 编写:张小兵 审核:赵耀银     化学监督工作管理标准 1 总则 1.1 化学监督是保证电气设备安全、经济、稳定运行的重要手段环节之一,必须采用能够适应电力生产发展的检测手段和科学的管理方法,及时发现和清除与绝缘油有关的设备隐患,防止事故发生。根据部、电力局有关规定,结合我局具体情况,特制订本标准。

1.2 化学监督工作应坚持“安全第一、预防为主”的方针加强对绝缘油、六氟化硫的质量监督,防止电气设备的腐蚀、结垢、积集沉淀物及油质劣化,及时发现充油电气设备潜伏性故障,提高设备的安全运行,延长使用寿命。

1.3 绝缘油化学监督实行专业管理与群众管理相结合的管理办法,建立三级化学监督网,共同搞好化学监督工作,局生技科设化学监督专(兼)责,电力物质公司、变配电工程公司、低压客户服务部等部门设绝缘油化学监督兼责,形成有效的监督网,共同搞好化学监督工作。

1.4 本标准适用于局绝缘油化学监督工作。

2 职责分工 2.1 总工程师职责:
2.1.1 领导局绝缘油化学监督工作,建立化学监督网,贯彻上级有关化学监督的各项规章制度和要求,审批局化学监督管理的制度,组织召开化学监督网会议,检查、协调、落实绝缘油化学监督管理工作。

2.1.2 检查、督促有关部门做好绝缘油的化学监督工作,使用管理,防止油质劣化,努力降低油耗,做好六氟化硫气体的质量监督管理工作。

2.1.3 组织有关人员对新安装、大修、技改等主变压器、110KV及以上设备进行监督检查,针对存在的问题,审批相应对策并组织验收。

2.1.4 组织调查化学监督工作有关的重大设备事故缺陷。

2.2 局生技科绝缘油化学监督专(兼)责职责 2.2.1 建立化学监督网,贯彻上级有关化学监督工作的各项规章制度,制定本局化学监督管理制度。

2.2.2 督促、检查本局油务人员按计划完成承担的变电站充油设备及配变的油质预试工作,审查试验原始记录及油质台帐。

2.2.3 负责局绝缘油的化学监督,配合做好主变油质防劣工作。

2.2.4 参加新安装、大修、技改等主要电气设备的油质监督工作。

2.2.5 组织研究推广新技术、新工艺,加强专业培训,提高化学监督人员技术水平。

2.2.6 督促油务班搞好技术管理,健全注油设备台帐。

2.2.7 掌握注油设备的缺陷情况及消除情况。

2.2.8 按时上报各种统计报表和年度工作总结。

2.3 变配电工程公司化学监督专(兼)责职责:
2.3.1 贯彻执行上级有关绝缘油化学监督的各项指示和规定。

2.3.2 督促、检查油务班油质预试工作,审核试验报告和缺陷通知单。

2.3.3 指导油务班有关化学监督工作,参加有关事故分析。

2.3.4 督促班组搞好防劣设施的安装、运行维护工作,负责督促有关班组及时更换防潮硅胶,积极推广新技术,搞好油质防劣工作。

2.3.5 督促油务班搞好技术管理,健全注油设备台帐。

2.3.6 掌握注油设备的缺陷情况及消除情况。

2.3.7 按时上报各种统计报表和年度工作总结。

2.4 电力物资公司绝缘油兼责职责 2.4.1 根据局下达的购油计划,负责绝缘油的采购、运输等工作,保证生产和工程用油的需要。

2.4.2 新购回的油必须经修试厂试验合格后方能使用,出具的油质报告单交油务班保存。

2.4.3 负责废油的回收工作。

2.4.4 总结年度用油情况(购进、回收、工程用油、运行用油)上报生技科。

2.5 油务班的职责 2.5.1 完成局属变电站充油电气设备的油质预试工作、及基建、更改、业扩、大修工程的油质试验工作,参与变电站的基建、更改、业扩、大修工程的油质验收工作。

2.5.2 配合试修厂油务班、变电维修班搞好变电站油质防劣工作和油务管理工作及六氟化硫设备的气体质量监督工作。

2.5.3 对试验中发现的缺陷,按规定及时通知有关专责。

2.5.4 搞好油务监督技术管理,健全设备台帐、资料,资料应妥善保管。

2.5.5 按时填报油务监督统计报表和年度预试工作总结。

2.5.6 严格执行领、退油制度,认真填写领、退油卡,准确记录领、退油量,按工程类别分类及设备总油量,计算运行油耗、检修油耗、工程油耗(从头年9月到次年8月),于每年9月15日报生技科。

2.5.7 负责回收各变电站的零星废油。

2.5.8 开展室内滤油工作,并向检修班提供合格油。

2.6 变配电工程公司变电检修班职责:
2.6.1 负责所辖变电站油质防劣设施的运行维护及充油、充六氟化硫气体、电气设备补充或更换油、气的工作。

2.6.2 对充油电气设备检修后,应按有关规定冲洗合格后方可注入合格的绝缘油,防止水分、杂质随油进入电气设备内。

2.6.3 收到油质缺陷通知单后,在1~3个月内完成消缺工作,如不能按期处理,应有书面报告说明情况。

2.7 低压客户服务部、配变班职责。

2.7.1 建立运行中配变的台帐资料(安装地点、台数、铭牌、厂家编号、油重、型号、容量、制造厂、投入运行日期等)。

2.7.2 按规定取油样送本局油务班作预防性试验,并根据油务班的试验报告单,建立配电变压器运行台帐。

2.7.3 做好配变油质防劣工作,按时补充合格的变压器油,更换及消除缺陷等工作。

2.7.4 督促做好领退油工作和配变统计工作(油重、容量、运行用油多少),从头年9月至次年度8月止,每年9月15日前报生技科、油务班各一份。

2.8 运管所、变电站的职责:
2.8.1 掌握变电站注油设备规范、油种及投入日期,监督油质防劣设施,发现异常情况及时报告有关部门并督促处理。

2.8.2 掌握站内注油设备的油质预试完成情况、油质缺陷及其消除情况。

2.8.3 督促变电站做好大修、更改等工程新安装设备、检修设备,参与油质验收工作。

2.8.4 掌握站内设备变更情况,准确记载注油或六氟化硫电气设备的投入或退出运行日期及原因。掌握站内注油设备补充、更换油及六氟化硫气体情况并做好记录。

3 化学监督 3.1 六氟化硫气体监督 3.1.1 六氟化硫气体质量监督标准应符合国家标准,有关六氟化硫气体监督管理规定具体按电力局有关规定执行(渝电生字[96]55号文)。

3.1.2 六氟化硫存放半年以上,应检测六氟化硫气体水分、合格后方可进入设备。

3.1.3 六氟化硫设备投入运行后,应每三至六个月测试一次六氟化硫气体湿度、直至湿度稳定后,可三年测一次。

3.2 油质监督 3.2.1 运行中绝缘油的质量标准、监督项目、检测周期按部颁标准及上级规定执行。

3.2.2 新购入的绝缘油监测项目、标准按上级有关规定执行。

3.2.3 运行中的充油设备油中溶解气体的检测周期和注意值按有关规程执行。

3.2.4 主变压器、消弧线圈、互感器、110KV及以上导管等新投入运行前,应作一次油的色谱分析(由安装单位取样送试修厂油务班做试验)。

3.2.5 变压器投入运行后,三天、十天、三十天各做一次色谱分析,却证无异常后,方可转为定期检测。

3.2.6 当设备出现故障后,应立即取样进行色谱分析,视气体含量递增情况,适当缩短检测周期,设备故障消除后,应取样进行跟踪监督,直至色谱分析稳定后方可转为定期检测。

3.2.7 做色谱的油样从取样到分析不得超过四天。

3.2.8 运行中的充油设备,油中微水测定周期和质量标准按有关规程执行。

3.2.9 做微水分析的油样,必须在标签上记载取样时的天气、环境温度及主变运行温度。

3.2.10 油样在运输和保存过程中,应采取防震、防潮措施,从取样到分析不得超过7天。

3.2.11 新投入或大修后投入的主变,在投入一月后,应取一次样做微水分析,如符合标准,可转为定期检测。

3.2.12 不同牌号新油或相同质量的运行中油,原则上不宜混合使用,如需要补充或混油时,应分别按照国标《关于运行中变压器油采取防劣措施的规定》和《关于补充油及不同牌号油混合使用规定》执行。

3.2.13 新安装及大修后设备的油质验收及标准,按有关规程执行,如大修设备未换油,可按运行中油的标准验收,但主变大修后必须更换热虹器的除酸硅胶,且PH值不低于5.0。

4 技术管理 4.1 局生技科、变配电工程公司、油务班应具备并贯彻执行下列有关规程制度:
4.1.1 化学监督制度(部颁)
4.1.2 化学监督实施标准(电力局)
4.1.3 化学监督工作管理制度(本局)
4.1.4 充油电气设备绝缘油净化工艺标准 4.1.5 电力用油质量及试验方法标准汇编(部化标委会)
4.1.6 六氟化硫管理制度(部颁及电力局颁)
4.1.7 变压器油中溶解气体分析和判断导则(部颁)
4.1.8 化学药品管理制度 4.1.9 化学仪器、仪表使用、维护保养制度 4.1.10 上级颁发的有关规章制度、试验方法、导则及仪器、设备的使用说明书等 4.1.11 电气设备预防性试验规程(部颁、电力局颁)
4.1.12 安全工作规程(部颁)
4.1.13 培训制度(部颁)
4.2 油务班应建立的技术资料 4.2.1 35KV及以上变电站注油设备、六氟化硫设备和配电变压器的油质监督及六氟化硫测定数据的台帐(包括设备铭牌参数、安装地点、调度编号、油重、投入运行日期等)。

4.2.2 油质分析原始记录。

4.2.3 历年油质预试率、合格率、消缺率、油耗指示图表。

4.2.4 年度预试进度及完成情况一览表,油质(含六氟化硫气体)缺陷监督一览表。

4.3 局生技科专责应向电力局上报下列报表及总结 4.3.1 年度油质预试完成情况表、油质缺陷及消除情况报表、领退油情况报表。

4.3.2 每年十一月底上报年度绝缘油化学监督工作总结。

修订:
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    雷电定位监测系统管理标准 1. 总则 1.1 **电网雷电定位监测系统目前主要由中心站(设在电力调度通信中心)、探测站(缙云山探测站是其中之一)、两个实时终端(调通中心调度室、试研所高压室)、远程拨号终端(设在各供电局)及传输通道组成,本系统目前可以对已录入杆塔坐标数据线路的雷击故障点进行适时定位和定位查询。为了使该系统能够正常运行,更好地为电力生产服务,根据渝电生[2000]57号文的精神,特制定**供电局雷电定位监测系统管理标准。

1.2 **市电力公司成立“雷电定位监测系统”领导小组,负责全公司雷电监测定位工作的领导。

1.3 **市电力公司生技部是本系统的主管部门,负责各方面的组织协调工作。

1.4 **电力试研所是本系统的直接管理单位,全面负责该系统的技术工作和运行管理;
并对雷电活动进行监视、统计和分析,并根据各运行单位提出的查询跳闸线路的申请,及时向有关单位和部门通报查询结果和雷电信息。

1.5 调通中心是本系统的维护单位和主要用户。调通中心应根据实时终端提供的雷电信息做好事故预想,合理安排电力系统的运行方式。雷电过程中属市调调度的相关线路跳闸时,调通中心负责通知有关地调,并提示重点巡线部位。

1.6 供电局是本系统的直接使用者。在雷雨天气,供电局应通过远程拨号终端掌握雷电活动情况,以指导运行调度及事故处理,同时积累必要的历史资料。

2 **供电局雷电定位系统职责分工 2.1 生技科 2.1.1 生技科是雷电定位系统的管理单位,应掌握系统运行、维护和检修等情况,并负责同试研所雷电定位管理部门进行工作联系,具体由绝缘专责负责联系和内部协调。

2.1.2 负责系统拨号终端的运行监视,并在雷雨天气时通过拨号终端掌握雷电活动情况,并为雷击线路查找故障点提供有关数据。

2.2 调度所 2.2.1 负责对**缙云山探测站(包括探头本体设备)到通信配线架之间的电缆(包括防雷保护箱等)进行运行、维护和检修,运行维护应按照《雷电探测站TDF使用手册》执行;

2.2.2 探测站周围应有足够的空间和洁净的电磁环境,当探测站周围发生变化(如新增传呼天线、霓虹灯、避雷器等),应及时向生技科反映,如有火花放电等电磁干扰应及时排除;

2.2.3 雷雨季节时,调度室应将输电线路的跳闸情况(含线路名称、保护动作情况及准确的开关跳闸时间)及时报生技科绝缘专责,同时通告试验所雷电监测值班室;

2.2.4 负责调通中心有关线路雷击跳闸方面的查询和命令,并组织实施。

2.3 运管所 负责对辖区内的输电线路(35KV及以上)杆塔坐标进行测量,并将数据及时报生技科;
对有变动的线路应及时进行数据更新,新增线路应在工程完工后一个月内完成。并在每年的6月初和12月初分别将完整的线路坐标数据报生技科。

3 其它规定 3.1 缙云山探测站所用电源应有保障,不能随意停电,以保证设备连续不间断运行;

3.2 调度所应根据具体情况对缙云山探测站的运行维护工作制定可行的实施办法,要求运行维护工作有记录;

3.3 按有关规定,输电线路的雷害和雷电事故必须要有雷电定位查询证明,所以要求运管所测量杆塔坐标时要严谨,上报数据必须真实可靠,并建立线路杆塔坐标台帐,以利工作;

3.4 本标准自发布之日起开始执行,执行中如有问题,及时向生技科反映。

修订:兵 审核:
      盐密度取样、测试管理标准 总则 为了更好地搞好我局防污工作,及时掌握电网的污秽状况,并逐步过渡到以盐密值结合运行经验指导清扫,现根据《**电网技术监督手册》和《**市电力公司电力设备试验规程》,并结合我局实际制定本标准。

职责分工 生技科 负责全局盐密度的取样测试的管理工作;

对盐密度的测量进行技术上的指导。

变配电公司 盐密度的测试工作具体由油务班承担,测试方法见附录1,报告单参考式样见附录2,并建立必要的台帐,每年度向生技科上报变电站(线路)盐密度测试情况统计表(见附录3、4);

编制变电站年度盐密取样(测试)计划和总结,明确盐密取样点,并报生技科备案;

负责变电站盐密度取样工作。

送配电公司 负责送电线路的盐密取样工作,并及时将样品送变配电公司试验,保存好试验报告单;

编制送电线路的年度盐密取样计划和总结,明确盐密取样点,并报生技科备案 有关要求 盐密取样周期为一年,盐密取样一定要规范,以最大限度地减小误差,每个送检样品须标明取样地点、电瓷型号、上次清扫时间(或积污时间)和取样时间等,取样瓶标签式样见附录6;

变电站盐密度取样可配合预试时进行,未预试的变电站应安排在每年的10~12月份进行,各站35KV及以上电压等级分别取一个样,取样点可选择室外刀闸的一个瓷柱;

送电线路的盐密取样时间应在每年的10~12月份进行,取样杆塔应选择直路杆塔;
为提高可比性,同一条线路需同时取样;
线路每5~10公里选择一个测量点,双回同塔线路可只取一回;

盐密报告单原则上由送检单位(技术组)保存 修订:
审核:
      电网电压无功电力管理标准 1 总则 1.1 电压是电能质量的主要指标之一,无功则是影响电压的主要因素。为了加强电压、无功管理,切实改善电网的电压质量、降低线路损耗,根据《**市电力公司电压和无功电力管理办法》和有关规程规定,结合我局实际情况,特指定本办法。

1.2 局由生产副局长负责领导电压、无功电力管理工作,生技科为电压、无功管理的职能部门,设专职一名,营销部、调度所各设一名兼职人员,负责管理本部门的电压、无功电力工作。

2 职责分工 2.1 生技科 2.1.1 负责全局无功电源的规划,根据调度所计算结果和实际运行情况,综合分析,制定无功电源补偿方案。

2.1.2 对新建变电站提出无功补偿方案。

2.1.3 每月统计全局电压合格率,电容器投入率,并汇报有关部门。

2.1.4 收集电压、无功电力工作在的问题,并加以分析提出解决措施,督促有关部门落实。

2.1.5 组织有关部门选择局属及用户电压监测点,并上报市公司审批。

2.1.6 建立健全局属无功补偿,调压设施台帐。

2.2 营销部 2.2.1 负责所属用户电压(B、C、D类)无功电力管理工作,对用户电容器补偿,电压调节进行督促指导,使其电压合格率达到规定要求。严格执行力率奖惩制度。

2.2.2 选择用户电压监测点,报局审批后执行。负责用户电压监测点的电压合格率统计工作。

2.2.3 负责电压监测点电压监测仪的安装、维护工作。

2.2.4 确保公用配电变压器电压运行在合格范围内,以提高电压质量。

2.3 调度所 2.3.1 负责所管辖电网的电压、无功调度,达到无功就地平衡,电压质量满足要求。

2.3.2 制定下达局属110KV 站35KV、10(6)KV各级母线电压曲线。

2.3.3 每年丰枯期交换前或网络有重大变化时,应进行全网潮统计算,确定系统及用户各变电站主变无激磁调压变压器分接头运行档位并通知变配电工程公司进行调整。

按月统计局属系统电压监测点、以及汇总装有电压监测仪的变电站电压合格率,电容器投运率、可投率。110KV及以下各级电压功率因素计算的工作。

每两年或网络有变化时进行一次无功优化理论计算,并提出整改措施报局审批。

2.4 运管所 2.4.1 各变电站负责监视母线电压,无功潮流变化,根据电压曲线调整主变有载调压分接头和投切电容器。操作完毕后及时向有关调度部门汇报。

2.4.2 统计有载调压分接头开关的调整次数和电容器投切次数,电容器投入时间、可用率。装有电压监测仪的变电站每月月末抄表,每月2日前调度所。

2.4.3 完成局下达的电压合格率指标。

2.5 变配电工程公司 2.5.1 根据调度所通知,及时到有关变电站调整无激磁变压器分接头,调整后向调度汇报。

2.5.2 负责处理电容器缺陷,确保电容器可用率达96%。

2.5.3 负责系统电压监测点监测仪的安装、维护工作。

3 电压监测点的确定和电压允许波动范围 3.1 电压监测点的确定 3.1.1 局属各变电站带直供用户的10(6)KV母线为系统电压监测点(A类)。

3.1.2 用户电压监测点。

110KV及以上供电的和35KV专线供电的用户;
其他35KV用户和10(6)KV的用户每10000KW负荷至少设一个应包括对电压有较高要求的重要用户和每个变电站10(6)KV母线所带有代表性线路的末端用户;
低压(380,220V)用户至少有每百台变压器设一个,应设在有代表性的低压配电网的首末端和部分重要用户。

3.2 电压检测点的电压允许波动范围。

3.2.1 系统电压允许波动范围。

220KV 0 - 10% 即 220-242KV 110KV -3 - 7% 即 106.7-117.7KV 35KV -3 - 7% 即 -33.95-37.45KV 10KV 0 - 7% 即 10.0-10.7KV 6KV 0 - 7% 即 6.0-6.42KV 3.2.2 用户电压允许波动范围 220KV -3 - 7% 即 220-242KV 110KV -3 - 7% 即 106.7-117.7KV 35KV -3 - 7% 即 -33.95-37.45KV 10KV -7%--+7% 即 9.3-10.7KV 6KV -7%--+7% 即 5.58-6.42KV 380V -7%--+7% 即 353-407V 220V -10% - +7% 即198-236V 4 无功电源和调压设施的建设及运行 4.1 调压设施和无功电源应按无功分层分区就地平衡原则和电压便于调整原则,安装必要的电容器和调压设施。

4.2 对以下情况应采用有载调压变压器。

4.2.1 电网电压偏移和波动较大。

4.2.2 220KV变电站主变。

4.2.3 35KV、110KV主变至少有一级。

对已建成的上述变电站而分接头不适合的,应逐步更换为有载变压器。

4.3 对新建变电站,应根据网络及负荷构成情况,装设相应的电容器,纳入基建计划,不留缺口,一般按主变容量的1/6-1/5倍确定电容器容量。对已建成的变电站,应全网统一规划,调整或新装无功补偿设备。

4.4 主变分接头和电容器的运行 4.4.1 各变电站当值值班员应当监视母线电压、必须根据调度下达的母线电压自行对母线电压进行调整,调整前应向值班调度员了解上一级变电站的电压情况及调整情况,然后进行调整。

4.4.2 调度值班员应了解和掌握变电站电压水平调整情况,协调各站调整有载调压和投切电容器。在每天高峰,低谷替换时应主动过问各站电压无功情况督促命令各变电站调整有载调压和投切电容器。

4.4.3 有载调压分接头操作一般一台主变每天不超过10次。

5 用户电压、无功电力管理 5.1 用户功率因素在电网高峰负荷时,应达到下列规定:
高压供电工业用户和高压供电装有有载调压的电力用户,功率因素应达到0.99以上;
其它100KVA(KW)及以上电力用户和大、中型电力排灌站功率因素达0.85及以上;
趸售和农业用户功率因素达到0.8及以上。达不到上述要求者,应拒绝接电或令其限期补足无功电源,仍达不到者,停止供电。

5.2 凡装接容量在100KVA(KW)及以上的用户均应按《功率因素调整办法》的有关规定实行功率因素考核和电费调整。采取以上措施,防止电力倒送。

6 资料送报 6.1 调度所每月3日将上月系统电压合格率报表报市公司调度局和生技科。

6.2 调度所统计各变电站电容器投运率、可用率报表,每月3号前报局生技科。

6.3 客户中心、低客部每月3日前将上月用户电压合格率报表报生技科。

6.4 运管所每月2日前将上报各部门电容器投切次数,有载调压分接头操作次数报生技科。

6.5 生技科每月4日前将上月电压合格率传送到网上。

6.6 全局电压合格率达到97%以上,调度所,运管所完成系统电压合格率99%。营销部完成用户电压,城镇居民端合格率95%以上,农电完成用户电压合格率90%以上。按月考核,与生产奖挂钩。

6.7 电网并联电容器可用率>96%。

修订:
审核:
    固定资产管理标准 为进一步规范和加强我局固定资产管理,明确各部门对固定资产管理与使用的权责关系,促进企业技术进步和设备更新改造,提高经济效益,结合我局具体情况,特制定本制度。

1 总则 1.1 制定依据:根据渝电财【2000】53号《**市电力公司固定资产管理办法》。

1.2 适用范围:本管理制度适用于**供电局主业所有固定资产实物所在部门。

1.3 固定资产是企业进行生产经营活动的主要劳动资料。固定资产管理是企业生产经营管理的重要内容,必须建立健全固定资产管理责任制,以保证企业财产的安全完整。各部门应对由各种投资形成的固定资产正确分类,准确计价,建立固定资产档案卡片。

1.4 局属各部门应定期对所保管的财产进行清查,掌握各项固定资产的质量和使用状况,使企业的固定资产得到合理的利用,及时办理财产变动,资产评估和盈亏、报废等手续,做好固定资产卡片增、减变动等工作。

2 固定资产管理负责人制 2.1 生产局长为我局固定资产总负责人,生技科和财务科在其领导下,负责具体实施。

2.2 生技科是我局固定资产实物管理职能部门,应设置固定资产专职岗位,总体负责我局固定资产管理、监督以及调入(出)、报废、内部转移等手续,具体由固定资产专责担任。

2.3 财务科应设置固定资产核算岗位,总体负责全局固定资产的价值管理,建立卡片,定期到各单位、部门进行帐实核对管理。

2.4 固定资产实物所在部门是固定资产的管理、使用、保管单位,应有专人负责管理本部门的固定资产。

3 固定资产的划分标准和分类 3.1 固定资产的划分标准 3.1.1 我局的劳动生产资料,按照使用年限和价值大小分为固定资产和低值易耗品。

凡具备以下两个条件之一的,列作固定资产:
3.1.1.1 生产经营用房屋、建筑物、机器、机械、运输工具以及其他与生产经营有关的设备及工器具,使用期限超过一年。

3.1.1.2 单位价值在人民币2000元及以上的不属于生产经营主要设备的物品,使用期限超过两年,且在使用过程中保持原来的实物形态。

不具备以上两个条件的,应列作低值易耗品管理。

3.2 固定资产的分类 根据我局固定资产实际状况和本行业会计核算的规定,固定资产按其经济用途和使用情况可分为七大类。

3.2.1 生产经营用固定资产:指直接参加生产经营过程和直接服务于企业生产经营的各种固定资产,具体包括:
3.2.1.1 输电线路:指用以输送电力且其电压等级在220千伏及以上的架空或电缆输电线路。

3.2.1.2 配电线路及设备:是指电压等级在110千伏及以下的配电线路、配电设备和直接供用户用电的变压器。

3.2.1.3 变电设备:指发、供电系统的主变压器、厂(所)用变压器、电气一般设备、电气控制设备、电缆等。

3.2.1.4 用电计量设备:指安装在用户处的各种售电计量电度表、表用互感器、定量器等设备。

3.2.1.5 通讯线路及设备:指木杆、水泥杆、电(光)缆和铁架通讯线路,以及电力载波机、传真机、电报机和微波机等通讯设备。

3.2.1.6 自动化控制及仪器仪表:指自动化控制设备、远动装置、电子计算机、通用测试仪器设备。如锅炉控制盘、汽轮发电控制盘等自动化控制设备和遥控、遥测等远动装置、电子计算机以及周波表、高频放大器等仪器仪表。

3.2.1.7 机械设备:指具有改变材料属性、形态功能的各种机器和辅助机械设备。如车床、电焊机、起重机,以及水力发电厂专用的水工机械设备,如启闭机、闸门、升船机等。

3.2.1.8 工具及其他生产用具:指具有独立用途的各种工作用具、仪器、如制冷空调设备、消防器材及各种文化办公机械等。

3.2.1.9 运输设备:指载人和运货用的各种运输工具,如铁路机车、船舶、汽车、电瓶车等。

3.2.1.10 房屋:指生产车间和为生产服务的行政管理部门等所使用的房屋以及与房屋不可分割的各种附属设备,包括生产管理用房屋及装置于房屋内的暖气设备、上下水道、照明设备、煤气管道等。

3.2.1.11 建筑物:指除房屋以外的各种建筑物,如水库、冷却水塔、蓄水池、烟囱、灰场、厂区道路、电缆沟、围墙等生产建筑。

3.2.2 非生产经营用固定资产。指不直接服务于生产经营过程的各种固定资产,如职工宿舍、食堂、幼儿园、浴室、俱乐部、医院等单位使用的房屋建筑物和机器设备等。

3.2.3 基建用固定资产。指在基建项目筹建和建设期间,为保证基建管理和施工的正常进行,用基建投资购建的各种固定资产。

3.2.4 租出固定资产。指按规定临时出租给外单位使用的固定资产。

3.2.5 未使用固定资产。指新增加尚未使用的,无偿调入或有偿购入尚未安装的和进行改建扩建停止使用的固定资产,以及经批准暂停用,以后仍要使用的固定资产。但由于季节性生产、大修理等原因而停止使用的固定资产和在车间内替换使用的机器设备,以及生产调度安排暂时停用的机器设备。

3.2.6 不需用固定资产。指本企业不需用,并经上级批准准备处理的固定资产。

3.2.7 土地。指过去已经估价单独入帐的土地。因征用土地而支付的补偿费用应计入与土地有关的房屋、建筑物的价值内,不单独作为土地价值入帐。

3.2.8 按折旧年限分类。

3.2.8.1 输电线路;

3.2.8.2 配电线路;

3.2.8.3 变电设备;

3.2.8.4 配电设备;

3.2.8.5 机械设备;

3.2.8.6 传导设备;

3.2.8.7 运输设备;

3.2.8.8 自动化控制及仪器、仪表;

3.2.8.9 工具及其他生产用具;

3.2.8.10 非生产用设备及器具;

3.2.8.11 房屋;

3.2.8.12 建设物;

3.2.8.13 土地。

3.3 各部门均应按上述规定,正确划分固定资产类别,建立好固定资产卡片。

4 固定资产管理 4.1 固定资产实物管理,实行分级管理。

4.1.1 生技科、财务科、实物使用保管部门均应建立固定资产档案卡片,应做到内容详实准确。由生技科汇同财务科提供卡片模板,实物使用保管部门录入,并以书面、软盘形式上报生技科、财务科。固定资产增减变动应及时记录,做到三份卡片同时调整,不得单方面变动。

4.1.2 凡是固定资产新增必须得到生技科的认同,先由实物管理部门建卡并以软盘形式报生技科、财务科。生技科、财务科依据实物管理部门所建卡片,财务科填列价值,方可入帐及建立固定资产档案卡片。否则,财务部门不与入帐。

4.1.3 办理固定资产调拨手续时,填写固定资产调拨单上报生技科,由生技科办理相关手续。财务、供应、实物保管单位凭已办完的调拨单,及时办理固定资产增减变动的有关事宜。

4.1.4 用户资产无偿移交的办理,由用户向客户中心提出书面申请,生技组织有关部门验收,符合规定,由用户填写无偿调拨单,经局批准后,由生技科负责办理。财务科、实物保管部门接调拨单后办理相关事宜。

4.1.5 各使用部门对各自使用的设备、工器具实行“谁用谁管”的原则,并保存好资产卡片,卡物相符,有物必有卡,物品转移应带卡移接,并做好相应记录。

4.1.6 固定资产报废管理 局固定资产报废由实物保管部门填报固定资产报废鉴定表,经上级或生技科同意后,按规定办理。财务、供应、实物保管部门接有效的鉴定表后办理相关事宜。

4.1.7 工程改造更换下来的设备、材料,工程主管部门应要求施工单位必须办理废旧物资退库手续,各施工单位应将废旧物资送达供应部门指定地点。设备使用保管部门办理设备移交书,将设备移交供应部门,由供应部门负责保管。生技科组织有关人员对设备进行鉴定,能利用的设备必须到生技科办理设备异动书,不能利用的设备由生技科通知设备使用、保管部门,填写报废手续,上报生技科。按有关规定办理。

4.1.8 已投保的固定资产发生毁损,应由使用部门按照资产保险规定,及时向安监、生技、财务科等部门通报情况,提供资料,向保险公司索赔。

4.1.9 各使用、保管部门每年12月应对所保管的固定资产进行清查,必须做到帐实相符。并将清查结果报生技科、财务科,对固定资产盘盈、盘亏应查明原因及时上报,生技科、财务科应审批并按有关规定作相应处理。

4.1.10 每年3月为我局上报时间,各种手续务必在每年3月前完成。

4.1.11 各种手续的完成,需按照完成一个项目,办理一个项目的原则进行。

4.2 固定资产价值管理 4.2.1 财务科固定资产计价按“企业会计制度”、国家有关固定资产管理规定办法计价。

4.2.2 固定资产折旧是更新固定资产的资金来源。财务科应严格按“企业会计制度”规定,正确计算固定资产折旧。

4.2.3 固定资产折旧办法统一采用平均年限法,固定资产折旧实行分类计算,分类折旧率、年折旧年限按市电力公司统一制定的办法执行。

5 考核办法 5.1 废旧物资没有按要求送达供应部门指定地点,局将根据情况考核施工单位或工程主管部门,罚款500~5000元。

5.2 供电局将不定期地进行检查,凡造成帐实不符,将追究有关人员责任,并处以罚款100~1000元。

5.3 每年3月前,凡造成上报手续不能及时上报者,局将考核责任人员500~2000元罚款。

6 本标准自下发之日起开始执行。

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审核:
    谐波管理标准 1 总则 1.1 公用电网谐波是电能质量的重要指标之一,为了贯彻《电能质量、公用电网谐波》GB/T14549-93国家标准和市公司“谐波监督管理办法”保证电网和用电设备的安全,现结合我局实际,特制定本标准。

1.2准适用于**供电局所属各级电压电力系统及用户(含并网电站和电网)。(以下简称**电网) 1.3以**电网有关的输、变、配、用电工程设计、咨询、施工的单位也应执行本标准。

1.4 某些用电设备引起电网公共连接点上电压波动和闪变及三相供电电压不对称,同时也危害电网和其他用电设备的安全经济运行,也按本制度的相应条款进行监督管理,其质量标准见《电能质量电压允许波动和闪变》GB12326-90国家标准。

2 谐波监督管理系统及职责分工 2.1 成立“电网谐波管理领导小组”由生产局长任组长,生技、营销、计规以及相关车间为领导成员。其职责如下:
2.2 谐波监督管理工作由生技科归管理,共职责为。

2.2.1 配合监测站(市公司中试所)做好本局电网谐波监测工作,负责协调谐波测试的二次回路接线工作,由变配电公司完成。

2.2.2 参加本电网谐波事故及异常现象调查分析。

2.2.3 实施市电力公司下达的年度工作计划。

2.2.4 负责协调监测站对谐波源用户的谐波测试,督促对超标的谐波源用户落实治理措施的实施。

2.3 营销部是局用户谐波监督管理归口部门,共职责为。

2.3.1 负责对本局谐波源用户用电设备资料的收集和审核,并报市公司营销部、监测站及生技科备案。

2.3.2 督促并协助超标的谐波源用户落实谐波治理措施的实施,对新谐波用户必须检查具有谐波合格证后,方可入网供电。

2.3.3 参加有关部门召开的谐波工作会,并负责用户谐波治理新技术新设备的推广工作。

2.3.4 参加本局谐波事故及异常现象调查分析。

2.3.5 负责督促谐波源用户的测试谐波,按监测站规定向用户收取测试费。

2.3.6 参加对接入系统的谐波源用户接入系统方案的审批和谐波治理工作监督。

3 谐波的监督和测量。

3.l 在线监测 谐波在线监测点应选择下述地点,并装设在线监测仪器。

3.1.1 有大型谐波源的变电站,向电铁供电的变电站。

3.1.2 有大型电容器组的变电站。

3.1.3 有直配谐波负荷的发电机。

3.1.4 在线监测点的设置由监测站提出方案,报市公司生技部申定后实施。

3.2 谐波的定期监测 对于谐波监测点的谐波电压和主要谐波用户的谐波电流应根据具体情况进行连续或定时监测。测量间隔时间及取值按标准执行,应定期统计监测点谐波超标的情况。

3.3 谐波专门测量 下述情况由市公司安排进行专门的测量分析:
3.3.1 新谐波源设备、新电容器组(或滤波器)等接入电网前后。

3.3.2 当因谐波造成事故或异常时,根据事故或异常的性质和影响范围专门进行测试。

3.3.3 为了验证谐波计算结果,研究谐波的影响,分析谐波的谐振和渗透。

3.4 谐波的普测 3.4.1 普测的时间间隔一般为2-3年。

3.4.2 普测的范围和内容应根据当时电网的特点和谐波源分布情况而定。

4 谐波源的管理 4.1 基本原则 谐波监督管理要贯彻预防为主预防治理相结合的方针,对新建或改建的谐波源设备接人电网前要严格把关,谐波治理应与工程同步进行并限期改造原有不合格谐波源。

4.2 现有谐波源的管理 4.21 对现有谐波源应逐步建立健全技术档案,并每两年核查一次,内容至少包括:
(1) 设备的容量及型式,换流设备应说明接线方式、控制方式、脉冲数。

(2) 供电系统资料包括主结线,相关的变压器、电容器组、滤波器参数、原理、结构、安装地点、短路容量等。

(3) 设备的谐波电流设计值和实测值。

(4) 公共连接点的谐波电压和电流实测值。

(5) 用电设备产生闪变情况,治理措施,治理设备参数和安装地点,公共连接点闪变实测值。

(6) 不对称负荷还应提供设备产生的负序电流最大有效值。

4.2.2 当谐波源的谐波量超过标准时,应按谁产生谁负责治理的原则,限期解决,对于超限期不解决者,必要时可采取包括安装谐波保护装置在内的措施。

4.3 新建或增容的谐波源管理。

4.3.l 本局在确定报装的谐波源供电方案时,应进行可行性方案编制和评估,严格把关。

4.3.2 谐波源用户在申请新建或增容时,应提供和谐波发生量有关的技术资料,并通过营销部、生技科委托监测站进行谐波背景电压测量,新设备投入试运行后,进行谐波实测复核,合格者由监测站签发合格证,不合格者,应限期治理合格,否则不予供电。

5 防止谐波谐振和放大 5.l 在电网扩建和新建项目的设计时或电网的运行方式发生变化时,有关部门应考虑谐波问题,防止产生谐波谐振或严重放大。

5.2 设计电容器时,应根据连接点的电网参数核算谐波谐振和放大的可能性,必要时通过实测背景谐波电压和谐波阻抗,进行详细核算。

5.3 在电网及用户电容器组的施工验收时应有谐波测试项目,任何组数电容器组投运时其实测各次谐波电压放大率应不大于有关规定,否则应采取措施改进后才允许投运。

6 其他 6.1 本标准自公布之日起实行。

修订:
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电测仪表监督管理标准 1 总则 1.1 电气仪表是监视电力系统安全经济运行和试验的重要工具。搞好电气仪表的技术监督工作是保证电力安全、经济生产的需要,也是维护国家计量统一,保证量值传递准确的需要。

1.2 为提高我局仪表准确安全运行水平(局成立电气仪表监督管理网),各部门要加强对仪表监督工作的领导,健全机构和工作责任制,经常督促检查,贯彻“预防为主”的方针。

1.3 各车间领导要重视仪表监督工作,应设仪表监督专(兼)职人员,具体负责本部门的仪表监督工作,专(兼)责人员要相对稳定。

1.4 仪表监督专(兼)责人员应熟悉有关规程制度及贯彻本条例,对本部门的计量仪表、仪器设备要认真管好,使仪表准确可靠,计量一致。

2 仪表监督的职责分工 2.1 生技科职责 2.1.1 生技科是全局电气仪表工作归口管理部门,对各车间的仪表监督工作定期进行检查、指导;
组织或参与计划的编制或修订,并督促、检查、贯彻、执行;
研究建立标准及设备选型、电测计量复查等工作。

2.1.2 及时贯彻上级部门的有关文件,按时完成上级布置的各种报表及工作总结。

2.1.3 组织交流、推广仪表新技术,向兄弟单位学习先进经验。

2.1.4 审查各车间各专业仪表、仪器的订购计划。

2.1.5 督促执行本条例。掌握各车间电气仪表的周期检验率、合格率、报废率。

2.1.6 督促各车间新来人员上岗前的培训工作,把好持证上岗关。

2.1.7 督促各车间按计划日期送检。

2.2 各车间职责:
2.2.1 变配电负责管理各变电站运行盘表、监督校验工作。调度所负责远动设备变送器的监督校验工作。

2.2.2 负责定期校验本车间的强检仪表,如:万用表、接地电阻表、摇表等。

2.2.3 负责定期校验及检修各班组的其它携式电气仪表。

2.2.4 会同生技科审查本单位各专业仪表、仪器的订购计划。

2.2.5 定期检查、了解仪表使用和运行情况,发现问题及时汇报,提出改进措施并组织力量处理。

2.2 6 负责制订仪表送检计划,报生技科审查,督促本部门按计划日期送检 2.2.7 督促执行本条例。掌握本部门电气仪表的周期检验率、合格率、报废率。

2.2.8 负责本部门标准仪表、仪器的按时送检工作。

2.2.9 健全各车间班组仪表方面的技术资料。

2.2.10 及时掌握各班组仪表的周检、抽检情况,督促各班组按期送检,对检查不合格的仪表及时上报,办理报废手续,不准使用不合格的仪表;

2.2.11 负责统计本车间仪表使用情况,并编写仪表工作总结;

2.2.12 每年编写本车间仪表监督工作总结和重要仪表、仪器“三率”统计表。

3 仪表的定期校验 3.1 各种仪表、仪器、变送器的校验周期按检验规程要求进行。

3.2 对不合格的仪表,要进行原因分析,不断积累经验,以利改进。对运行与使用中损坏仪表事故,各部门要认真进行事故分析,查明原因,分清责任,吸取教训,提出防范办法。

3.3 各部门应严格按计划日期送检,不得延期,如有超期送检,应事先与中试仪表班取得联系,确定好检修日期后再进行送检。

4 仪表损坏的赔偿:
4.1 损坏仪表属人为原因的,应按损坏情况及修理工作量大小、更换零件多少,由责任人赔偿。如不能修复,则由部门取回,办理报废手续,新购仪表费用由责任人承担。

5 技术管理 5.1 变配电仪表班人员要对本专业工作的标准表及校验设备准确度、校验的环境条件、规程要求、检修工艺要求、测量方法正确性、仪表质量与零件性能、现场使用与运行情况等,要做到心中有数。

5.2 各车间仪表专(兼职)监督员要统计检验率、抽检率、合格率,按时完成上级下达指标。

修订:
审核:
    客户电压质量管理标准 1 总则 1.1 为了贯彻执行国家电力公司“电力市场整顿和优质服务年八项承诺”精神,加强**电网电压质量管理,不断提高供电质量,树立电力企业良好的社会形象,根据市电力公司“客户电压质量管理实施细则”以及电压质量管理的有关规定,并结合我局实际,特制定“**供电局客户电压质量管理办法”。

1.2 电压质量是电能质量的重要指标,电压监测点的测录数据是考核客户端电压质量的重要依据。应按上级制订的原则确定电压监测点,并认真统计电压合格率。

1.3 客户电压质量标准 客户电压质量指标主要是指客户供电电压偏差合格的状况 1.3.1 供电部门与客户的产权分界处或由供用电协议所规定的电能计量点的电压允许偏差是:
1.3.1.1 单相供电220V居民客户受电端:-10%~+7%,即用电时最高电压不高于236V,最低电压不低于198V。

1.3.1.2 三相供电10KV(6KV)专线客户或380V客户端:-7%~+7%,即用电时最高电压不高于10.7KV(6.42KV)或407V,最低电压不低于9.3KV(5.58KV)或353V。

1.3.1.3 35KV及以上供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%。

1.3.1.4 对电压质量有特殊要求的客户(如高、新技术客户等),供电电压允许偏差及其合格率由供用电协议确定。

2 职责划分 供电局生产局长(或总工程师)负责领导全局的电压质量管理工作,并由生技科牵头与调度所、营销部、客户中心、低客部、端阳分公司构成**电网电压质量管理主要部门,分别负责相关的电压质量管理工作。其主要职责如下:
2.1 生技科是局电压质量管理的归口部门,负责全局日常电压质量管理工作,以及对各级电压质量管理的协调和考核,其主要职责如下:
2.1.1 宣传贯彻上级有关部门关于电压质量管理的规定、条例及标准,制订本局的管理办法和实施细则。

2.1.2 根据局供电电压质量,重点对客户端电压质量和主要负荷点无功平衡的调查分析情况,编制局年度110KV及以下电网改进电压质量的措施方案,报市公司有关部门审批后执行。

2.1.3 负责收集各部门月度、季度、年度电压合格率统计报表与电压质量统计分析报告,并提出全局电压质量考核意见。

2.1.4 汇总全局月度、季度、年度电压合格率统计报表,编写季度、年度电压质量统计分析报告,并按时向市电力公司报送。

2.1.5 审查有关部门上报的电压监测点方案和统计型电压监测仪的选型方案。确定后报市电力公司。

2.2 调度所是电网电压质量运行、监督的职能部门,其主要职责为:
2.2.1 负责建立110KV及以下电网电压质量运行监督管理网,协助和指导各变电站的电压质量运行监督管理工作。

2.2.2 负责下达110KV及以下变电站各级母线电压运行曲线,制定丰、枯期运行方式及主变分头(无激磁主变)整定方案,监督各变电站中枢点电压,合理调节变压器调压分头和控制无功设备的投切,做到无功分层分区平衡。

2.2.3 根据电网中枢点电压质量和无功潮流分布情况,制定主网年度改进电压质量的措施方案,报局审定后监督执行。

2.2.4 负责110KV及以下无功优化计算,提出变电站电容器和主变有载调压开关如何最佳配合。以及根据负荷情况确定主变压器经济运行的最佳方案。

2.2.5 负责主网电压监测点的确定和统计主网电压合格率,电容器可投率、投运率,编写季度、年度电网电压质量统计分析报告。并接受对中枢点电压合格率的考核。

2.3 营销部是全局客户端电压质量管理的职能部门,其主要职责为:
2.3.1 负责全局客户端电压质量管理。根据局管理办法,制定实施细则。接受对居民客户端电压合格率的考核。

2.3.2 根据对居民客户端电压质量和主要负荷点无功平衡的调查分析情况,制定月、季、年客户端改进电压质量的措施方案,报局审定后监督执行。

2.3.3 负责客户端电压监测点(B、C、D类)的设定,报局审查后执行。负责B、C、D类监测仪的安装、运行、维护。并制定相应的定期检查、校验制度,对不合格的表计及时更换,提高监测仪的准确性。

2.3.4 负责全局用户无功补偿装置的安全运行,投入(切除)时间,电压偏差状况进行监察和指导,在负荷高峰时,所有无功设备应投入运行,减少系统缺少无功的压力。防止用户反调压,严格考核用户功率因数。

2.3.5 负责所属配电变压器分头的调整。

2.3.6 每月4日前报客户端(B、C、D类)电压合格率统计报表,按季、年提交居民客户端电压质量分析报告。

2.4 变配电工程公司是全局变电站无功补偿设备检修、施工部门,其主要职责为:
2.4.1 负责对全局各站电容器回路缺陷的处理,一般缺陷应在3日内予以处理。做好电容器回路缺陷处理的详细记录并定期报生技科。

2.4.2 运行中电容器熔丝熔断,应进行电容器测试,若无异常可更换保险后投运,若该电容器熔丝再次熔断应对电容器进行极间交流耐压试验,未进行该项测试合格的,该电容器不能投入运行。

2.4.3 当一组电容器有1台至3台损坏且无备品时,可采取每相各减少一台电容器的办法暂时投运;
当一组电容器中有4台至6台电容器损坏时,是否可以采取每相各减少两台电容器的办法暂时投运,应在对与电容器组串联的电抗器容量进行校核后决定。当一组电容器中损坏的电容器超过6台时,在未得到补充之前不宜投运。

2.4.4 负责贮备电容器备品备件,确保一般故障及时处理。

2.4.5 负责全局无载调压主变压器分头的调整工作。

2.4.6 负责A类(变电站)监测仪的安装、运行、维护。并制定相应的定期检查、校验制度,对不合格的表计及时更换,提高监测仪的准确性。

2.5 运管所职责:
2.5.1 变电站值班员在确保母线电压合格的同时,按照无功就地平衡原则,及时投切电容器,调整主变分接开关。

2.5.2 变电站值班员每日定时设备巡视,抄录电容器室温度,对新更换保险的电容器,有条件的变电站应开展红外线测温。如电容器回路不能正常投运,值班员应详细检查,做好异常现象,损坏部件的详细记录,及时上报。

2.5.3 按时上报调度所系统电压合格率报表。

2.6 瑞阳公司是全局农网电压质量管理的职能部门,其主要职责为:
2.6.1 负责全局农网电压质量管理,接受对农网居民客户端电压合格率考核。

2.6.2 根据对农网居民客户端电压质量和主要负荷点无功平衡的调查分析,制定月、季、年客户端改进电压质量的措施方案,报局审定后,监督执行。

2.6.3 负责收集农网电压合格率统计表,按季上交客户端电压质量分析报告。

2.6.4 负责农网电压监测点的设定,监测仪的安装、运行、维护工作。并制定相应的定期检查、校验制度,对不合格的表计及时更换,提高监测仪的准确性。

2.6.5 负责所属配电变压器分头的调整。

3 管理工作 为保证市公司提出的承诺客户电压质量目标的完成,即城区综合供电电压合格率不低于96%,城市居民客户端电压合格率不低于95%,农村地区居民客户端电压合格率不低于90%。必须严格管理,着重应做好以下两方面工作 3.1 管理方面 3.1.1 加强居民客户端电压质量管理工作,及时处理存在的问题,努力提高电压合格率,尤其是要明显提高居民客户端电压合格率。把居民客户端电压质量状况列入重点工作内容来抓。首先要重视调查,摸清居民客户端电压质量实情,查找薄弱环节,制定切实有效的措施。

3.1.2 重新审定电压监测点,并按要求安装电压自动监测仪。系统电压监测仪(A类)由变配电公司负责安装、调试,调度所负责收集、汇总上报电压合格率报表及分析。B、C、D类客户端电压监测仪分别由客户中心(B、C类)、低客部(D类)负责安装、调试,营销部负责管理并收集、汇总上报电压合格率报表及分析。供应科负责监测仪的购置。

3.1.3 分别由营销部、瑞阳公司组织对城网、农网居民客户端电压质量状况,作扩大性测查分析。即选择典型采样点,使用统计表作典型日(24小时)和周(168小时)电压合格率测录,并提供此期间测得的最高电压和最低电压数字,并将测试结果、解决方案报局审定监督执行。

3.1.4 对居民客户端电压合格率低于95%在要作移动测试,在连续2次测得居民客户端最高电压超过240V或最低电压低于187V时,要进行全面仔细的分析研究,尽快整改(原则上不应超过一个星期)。

3.1.5 做好夏季高峰(或冬季高峰)来临前,负荷增长预测和居民客户端电压合格率统计的分析,在春检工作中尽早做好有关措施准备工作,提高负荷高峰时段的电压合格率水平。

3.1.6 做好电压质量管理的统计及分析报告工作,每月召开一次全局电压质量分析会,每季未各部门都必须书面上交电压质量分析报告及改进措施,生技科汇总后报市公司。

3.1.7 营销部应加强居民客户电压质量状况反映或投诉接纳管理。对反映电压质量问题较严重的地方,应派专人立即到现场核实,提出报告,限期落实措施方案,同时及时向客户说明情况。

3.2 技术方面措施 3.2.1 合理调整变压器的运行分接头。

各变电站应根据母线电压情况,合理调节主变压器运行分接头档位和正确投切电容器,使母线电压保持在合格范围内。对局部地区居民客户电压水平普遍偏低或偏高,应着重分析配变分接头位置的合理性,适时予以调整。

3.2.2 合理配置无功补偿,优化无功潮流。

无功补偿容量与无功负荷在高峰或低谷应按无功平衡的原则进行配置和运行,做到无功分层、分区平衡。

3.2.3 采用合理的供电半径,加大导线截面。

加快网络改造。对中压配电站,低压220V馈线电压水平首端居民客户端电压偏高(低谷时)而同时远端居民客户端电压偏低(高峰时)的情况,在采取低压无功自动补偿见效不明显时,应考虑改造低压配电网结构,缩短低压配电距离,加大导线截面等措施。

4 考核 4.1 对未按时上报月度、季度、年度电压质量统计表,电容器可投率、投运率统计表与季度(年度)电压分析报告,或季度(年度)电压分析报告编写不符合要求的部门纳入月度生产奖考核。

4.2 对未完成电压指标,配电网络又未及时制定改进电压质量措施方案,或虽制定了改进电压质量措施方案但未严格执行从而导致电压合格率指标较长时间不合格的,按每降1个百分点扣罚责任部门每人50元,以此类推。

4.3 未及时处理监测仪、无功补偿设备故障的纳入生产奖考核。

5 本标准自公布之日起执行。

修订:蓉 审核:
    可靠性管理标准 1 总则 1.1 为了加强可靠性管理,提高**电网供电可靠率,确保电网安全、可靠、经济运行。根据国电公司向社会公布的“八项承诺”为用户提供优质、可靠的电力以及市电力公司的有关规定及“可靠性管理办法”结合我局实际,特制定本制度。

1.2 可靠性统计分为输变电设施可靠性和供电可靠性,并分别考核。输变电设施可靠性是反映设备本身的可靠性,供电可靠性则反映对用户连续供电的能力。

1.3 建立管理网络 1.3.1 成立以供电局生产局长为中心的可靠性领导小组,负责领导全局可靠性管理工作。

组长:刘 多 成员:赵跃银、李勇、廖巨成、李宏、何钰江、周萍、罗茂凡、刘岚、彭正元、 熊少蓉 1.3.2 生技科为局可靠性管理的职能部门,设可靠性兼职一名负责全局可靠性管理工作;
调度所、变配电工程公司、送配电工程公司、运行管理所、总公司、农电、低客部、客户服务中心等车间应各设一名兼职人员,负责本部门可靠性管理工作。

2 职责分工 2.1 生技科职责:
2.1.1 贯彻执行上级可靠性管理各项规定、办法,监督执行本制度。

2.1.2 负责供电系统可靠性、输变电设施可靠性的全过程管理。

2.1.3 负责对各车间可靠性工作的指导、协调、监督与检查。

2.1.4 负责汇总、统计、分析可靠性基础数据和运行数据,按要求及时上报。

2.1.5 参与审查计划内、外停电工作计划,协调停电申请,避免重复停电。

2.1.6 负责本局可靠性指标的分解,制定完成各项指标的措施。

2.1.7 负责编写可靠性分析报告,依此制定提高可靠性的管理措施和技术措施,及时反馈各相关部门,并监督各项指标的落实。

2.1.8 负责各车间可靠性兼职人员的业务培训,并定期组织对各车间可靠性工作进行检查和提出考核方案。

2.1.9 较重大的施工工程,领导和专责应到现场协调监督,指导解决施工中的问题,使工程不拖延,尽快恢复供电。

2.2 调度所职责:
2.2.1 制定和掌握各种典型运行方式,确保安全、可靠、经济调度。系统发生事故时,应正确处理,防止事故扩大造成大面积停电。

2.2.2 收集汇总各单位停电计划,组织每半月一次的停电计划平衡会,上报和下达停电。

2.2.3 严格控制非计划性停电,确因处理事故隐患须临时停电,必须经局生技科带电、可靠性专责、生产局长批准同意后,方可办理。

2.2.4 每月按时以软盘的形式向生技科报送以下数据:
2.2.4.1 中、高压用户供电可靠性运行数据;

2.2.4.2 110KV及以上输电线路运行数据;

2.2.4.3 6-10KV中压配网事故统计数据。

2.3 运管所职责:
2.3.1 负责整理、统计110KV及以上输变电设施的基础数据和运行数据,核对无误后,按时报软盘到局生技科。

2.3.2 坚持巡视检查制度,及时发现设备缺陷隐患,及时汇报。

2.3.3 坚持设备验收制度,严格执行工艺、质量标准、把好质量关,确保设备安全运行。

2.3.4 事故处理或检修工作完工后,在保证安全前提下,尽量缩短变电设备操作时间,及时复电,并做好详细记录(原因、部位、责任等),正确填报输变电设施停运原因、部位、责任分类,状态分类编码。

2.4 送配电工程公司职责:
2.4.1 按时向有关部门报送停电计划,严格按局批准的停电计划申请停电。

2.4.2 严格控制停电,掌握使用好停电指标。尽量缩小停电范围和缩短停电时间,做到能停配变的不停支线,能停支线的不停主干线,能停半天的不停一天。

2.4.3 加强管理和职工技术培训,提高施工质量和功效,提高设备健康水平,减少停电。

2.4.4 停电检修完毕后,及时向调度汇报,尽快恢复送电。

2.4.5 加强带电作业的业务培训,大力开展带电作业,35KV及以下更换避雷器、10KV业扩接火实施带电作业。

2.5 变配电工程公司职责:
2.5.1 根据生产计划安排和设备缺陷情况,按时向有关部门报送停电计划,严格按局批准的停电计划申请停电。

2.5.2 提高施工检修质量,避免发生设备检修事故和投运后返工消缺现象。

2.5.3 严格控制停电,掌握使用好停电指标。尽量缩短停电时间和停电范围,工作完毕后及时汇报,尽快恢复送电。

2.6 低客部、客户服务中心、农电、总公司职责:
2.6.1 按时向有关部门报送停电计划,严格按局批准的停电计划申请停电。

2.6.2 严格控制停电,掌握使用好停电指标。尽量缩小停电范围和缩短停电时间。

2.6.3 及时处理线路故障,按时上报生技科低压线路事故统计报表。

2.6.4 对用户新投入的设备加强监督、检查、验收,防止不合格设备或国家规定淘汰的产品接入系统运行。

2.6.5 加强对用户设备的管理,对因用户事故导致停电时,要责令限期处理。

2.6.6 督促用户每年对设备开展预防性检修。

3 可靠性的统计 3.1 输变电统计范围:
110KV及以上变电设施和110KV及以上线路:
1 主变压器;

2 电抗器;

3 断路器 ;

4 电压互感器;

5 电流互感器;

6 隔离开关;

7 避雷器;

8 阻波器;

9 耦合电容器;

10架空线路;

11 电缆线路 12 母线 3.2 供电可靠性统计范围:
城市及农村的公用、专用配电线路,包括配电线路长度开闭所等。

3.3 指标考核 输变电设施停电分预安排停电和故障停电,预安排停电仅统计停电时间,故障停电必须统计故障原因、责任等。

3.4 供电可靠性停电分为三类,即拉闸限电、内部原因停电和外部原因停电。凡统计线路停电都应统计。

4 资料报送及指标考核 4.1 指标考核:
4.1.1 指标:
每年根据上级下达的供电可靠率指标和输变电主要设备可用系数、故障率,按车间(科室)分解下达。

4.1.2 指标考核:按供电可靠率考核,每超0.01个百分点扣责任车间人均50元,以此类推。

4.2 报表要求:
4.2.1 生技科:每月8日前向上级主管部门报送可靠性报表及数据软盘,每季次月15日前报送本局可靠性分析报告。

4.2.2 调度所:每月2日前向局生技科报送供电可靠性和输电线路可靠性、6-10KV配电线路异常情况报表。

4.2.3 运管所:110KV以上变电站每月2日前向局生技科报送输变电可靠性运行情况报表。

4.2.4 低客部:每月2日前向局生技科报送低压线路事故报表。

4.3 本标准自公布之日起执行。

修订:
审核:
    提高客户供电可靠性管理标准 为保证实现客户供电可靠率承诺的目标,以及“创一流”指标的顺利完成。进一步提高可靠性管理水平,结合我局的具体情况,特制定本标准。

1 总则 1.1 本标准依据**市电力公司《提高客户供电可靠性实施细则及考核办法》制定。

1.2 供电局生产局长负责领导全局客户供电可靠性管理工作,生技科为局客户供电可靠性管理的职能部门。负责全局日常可靠性管理工作,各部门、车间应落实专人负责可靠性管理。

1.3 客户供电可靠率的定义,指反映对客户连续供电的能力。即:客户供电可靠率(RS1)=(1-客户平均停电时间/统计期间时间)×100% 1.4 统计范围 6-10千伏配电线路供电范围为城镇+农村的公用变,专变客户都应列入统计。

1.5 统计准则 城市客户供电可靠率指标的统计评价遵循《供电系统用户供电可靠性统计评价规程》(试行)。指标采用RS1指标。

1.6 指标 在扣除城网(农网)改造、市政建设、自然灾害等因素对供电可靠性造成的影响外。2001年优质服务年承诺客户供电可靠率目标:城镇的公、专用变客户供电可靠率达99.89%,农村的公、专变客户供电可靠率达99%。“创一流”目标:城镇的公、专用变客户供电可靠率达99.95%。

2 职责分工 2.1 生技科职责 2.1.1 贯彻执行上级可靠性管理各项规定、办法,监督执行本制度。

2.1.2 负责客户供电可靠性全过程的管理。

2.1.3 负责各车间可靠性工作的指导、协调、监督与检查。

2.1.4 负责汇总、统计、分析可靠性基础数据和运行数据,按要求及时上报。

2.1.5 参与审查计划内、外停电工作计划,协调停电申请,避免重复停电。

2.1.6 负责本局可靠性指标的分解,制定完成各项指标的措施。

2.1.7 建立可靠性分析制度,每季度召开一次供电可靠性指标分析会,负责编写可靠性分析报告,依此制定提高可靠性的管理措施和技术措施,及时反馈各相关部门,并监督各项指标的落实。

2.1.8 负责各车间可靠性兼职人员的业务培训,并定期组织对各车间可靠性工作进行检查和提出考核方案。

2.1.9 加强工程管理,指导解决施工中的问题,保证按期投产。

2.2 计规科职责 2.2.1 根据地方经济的发展,负责编制如下关于电网建设的三年滚动规划和中长期规划,不断完善电网结构,提高供电可靠率。

新建、扩建变电站规划、35KV—220KV网络规划、10KV配电网络规划。

2.2.2 对批准的基建工程实行项目管理并组织实施,确保工程质量。

2.2.3 对配电网络规划重点应从提高供电可靠率考虑,城网供电线路要能环网、增加分段开关。设备选型应具有一定的先进性。

2.3 调度所职责 2.3.1 制定和掌握各种典型运行方式,确保安全、可靠、经济调度。系统发生事故时,应正确处理,防止事故扩大造成大面积停电。

2.3.2 收集汇总各单位停电计划,组织每半月一次的停电计划平衡会,上报和下达停电。

2.3.3 严格控制非计划性停电,确因处理事故隐患须临时停电,必须经局生技科带电、可靠性专责、生产副局长批准同意后,方可办理。

2.3.4 每月按时以报表、软盘的形式向生技科报送以下数据:
2.3.4.1 中、高压客户供电可靠性运行数据(城网、农网改造、市政建设、自然灾害、夜间检修须注明);

2.3.4.2 110KV及以上输电线路运行数据;

2.3.4.3 6-10KV中压配网事故统计数据。

2.3.5 负责填报检修工作日报表。

2.4 运管所职责 2.4.1 坚持巡视检查制度,及时发现设备缺陷及隐患,及时通知有关车间、部门处理。

2.4.2 坚持设备验收制度,严格执行工艺、质量标准、把好质量关,确保设备安全运行。

2.4.3 事故处理或检修工作完工后,在保证安全前提下,尽量缩短变电设备操作时间,及时复电,并做好详细记录(原因、部位、责任等),正确填报输变电设施停运原因、部位、责任分类,状态分类编号码。

2.5 送配电工程公司职责 2.5.1 按时向调度所报送停电计划,严格按局批准的停电计划申请停电。

2.5.2 严格控制停电,掌握使用好停电指标。尽量缩小停电范围和缩短停电时间。

2.5.3 加强管理和职工技术培训,提高施工质量和功效,提高设备健康水平,减少停电。

2.5.4 停电检修完毕后,及时向地调汇报,尽快恢复送电。

2.5.5 加强带电作业的业务培训,大力开展带电作业,35KV及以下更换避雷器、10KV业扩接火实施带电作业。

2.6 变配电工程公司职责 2.6.1 根据生产计划安排和设备缺陷情况,按时向调度所报送停电计划,严格按局批准的停电计划申请停电。

2.6.2 提高施工检修质量,避免发生设备检修事故和投运后返工消缺现象。

2.6.3 严格控制停电,掌握使用好停电指标。尽量缩短停电时间和停电范围,工作完毕后及时汇报,尽快恢复送电。

2.7 营销部(低压客户、客户服务中心)、总公司职责 2.7.1 按时向调度所报送停电计划,严格按局批准的停电计划申请停电。

2.7.2 严格控制停电,掌握使用好停电指标。尽量缩小停电范围和缩短停电时间。

2.7.3 及时处理线路故障,按时上报生技科低压线路事故统计报表。

2.7.4 对客户新投入的设备加强监督、检查、验收、防止不合格设备或国家规定淘汰的产品接入系统运行。

2.7.5 加强对客户设备的管理,对因客户事故导致停电时,要责令限期处理。

2.7.6 督促用户每年对设备开展预防性试验、检修。

2.8 瑞阳分公司职责 2.8.1 负责配电线路农网客户供电可靠性的管理。制定农网可靠性管理办法。

2.8.2 负责上报局农网可靠性报表及分析报告。

2.8.3 完成6-10KV配电线路供电范围,农村公、专变客户供电可靠率达99%的指标。

3 采取的措施 3.1 健全组织,加强管理 成立局客户供电可靠性管理领导小组,加强可靠性统计,分析工作,分解可靠性指标,确定工作目标,将可靠性管理的要求层层落实,将可靠性指标列为各部门、车间年度生产经营考核主要指标之一,并纳入领导的业绩考核。

3.2 保证可靠性统计数据的正确性和完整性,按时统计分析客户供电可靠率。要分析查找影响可靠率低的因素,找出薄弱环节,对症下药。

3.3 加强综合停电管理和临时停电的控制。

3.3.1 实行每半月召开一次停电计划平衡会。

各车间应提前将需预安排停电工作的工作内容详细报生技科,计算出停电时户数,实行层层“先算后停”。做好协调配合工作,严格控制停电“时户数”采取检修综合优化管理,统筹安排停电计划,避免重复停电。

3.3.2 健全检修计划审批制度。

对于客户连续停电时间超过4小时以上(包括4小时内),由生产局长(或总工)批准,对于连续两个月内出现同条线路2次对客户停电的情况(除故障停电处理),由生产局长“一支笔”审批。

3.3.3 严格执行计划检修停电公告,提前7天向社会公告停电线路、区段。执行计划检修停电公告的兑现率不低于98%。

3.3.4 加强停、送电管理,检修、施工时,检修人员必须提前到达现场,并做好开工前的准备;
检修、施工结束前,实行予汇报制度,以使操作人员及时到达现场等候复役;
检修、施工完毕后,应尽快恢复供电,缩短设备停、 送电状态转换时间,严格执行停、送电考核制度,杜绝出现提前停电或延时送电现象发生。

3.3.5 严格控制临时停电,因处理缺陷及配合已安排停电项目外,确需停电时,必须经生技科,可靠性专责测算停电时户数,线路专责确定是否可采取带电作业后。由生产局长“一支笔”批准。

3.3.6 严格执行“110kv及以上设备涉及客户停电的检修计划审批制度”,对于应由市公司批准的,必须经市公司批准。

3.3.7 对用户停电或限电的检修工作原则上不得超过2个工作日,且应保证夜间复电。如有超出2个工作日检修工作,经市公司同意后方可报送检修计划纳入停电平衡。

3.3.8 应鼓励检修车间在确保安全的前题下,大力开展夜间检修,凌晨0时30分——5时30分,对于非连续生产的客户夜间停电时间按1小时折算,调度所应按市公司此项规定计算停电时间,正确统计可靠性。

3.4 加快改造网络结构和技术进步的步伐 3.4.1 积极争取上级部门的支持,加快城网、农网改造建设步伐,城网规划,建设改造的申请立项要将可靠性指标作为主要依据之一。

3.4.2 积极采用新设备,新技术手段(如红外测温以及在线监测等先进的技术手段),提高配电网设备的状态监测和诊断水平。将在城区配电网采用配电自动化技术。

3.4.3 增加配电线路的断开点,有计划地加装一批分段设备,尽量缩短停电线路,停电户数。

3.5 加强检修管理,提高检修质量,保证设备健康水平。

3.5.1 配电网进行施工和检修时,应事先制定好工作计划、施工方案、材料施工准备。尽量缩短停电时间,必要时应采用临时供电方案。中压配网每次 计划检修或施工重点应加强对停电时间(过程)控制。每次计划检修对客户连续停电时间争取控制在4小时以内。

3.5.2 加强事故抢修管理,严格执行局设备停电检修制度。提高故障抢修人员的综合素质,配备故障抢修必需的工机具。加快故障抢修速度和缩短处理故障时间,中、低压配电网抢修对客户停电时间应力争控制在4小时以内。

3.5.3 加强设备预防性试验和设备缺陷管理,提高设备健康水平。认真安排做好“春、秋季检修”、“安检”及“迎峰渡夏”准备工作,细心清查,消除电网、设备隐患。

3.5.4 大力开展配电网带电作业,新投客户的搭火,更换跌落保险、避雷器等简单的作业项目必须采用带电作业。严格执行局带电作业管理制度。

3.5.5 积极试行和推广设备状态检修,科学地延长设备检修周期。

3.6 加强生产运行管理。

3.6.1 加强运行人员的管理,严格执行“两票三制”制度,防止由于运行人员的误操作等原因引起的停电事故。

3.6.2 调度所应认真开展短期和超短期负荷预测工作,并根据不同季节和时段的负荷特点,调整合理经济的运行方式,避免拉闸限电情况。

3.6.3 加强输变电设备的可靠性管理和继电保护,安全稳定装置的管理,提高电网安全稳定运行水平。

3.6.4 加强配电设备的巡视和配变的负荷监测工作。配变满负荷或超负荷时应及时调整,转移负荷。

3.6.5 加强配电设施的防护工作,防止外力破坏事故发生。

3.6.6 根据配电网实际情况,在计算和试验的基础上,实现不停电倒负荷。

4 考核 4.1 指标考核:按供电可靠率RS1考核,除城网改造,市政建设,自然灾害等造成的影响外,每降低0.01个百分点扣责任单位每人50元,以此类推。

4.2 未按时上交可靠性报表及本车间可靠性分析报告的纳入月生产奖考核。

5 本标准自公布之日起执行 修订:
审核:
    10KV及以下配网管理标准 根据我局10KV及以下配网的状况,为贯彻国电公司“八项承诺”,加强管理,明确职责,减少交叉,提高生产维护、事故处理、消除缺陷的效率、降低生产维护成本,特制定本标准。

1 划分原则:
1.1 郊区10KV(6KV)配网:
1.1.1 按行政区域划分,将各变电站的10KV(6KV)出线按地域划转瑞阳公司各供电营业所运行维护管理。

1.1.2 用户专线不在划分之列,挂在主、农网线路上的用户线路由各营业所与用户办理有关手续。

1.1.3 各条线路计量点全部设在变电站内,原主网上挂的农网线路的原计量点移到变电站内,以便对营业所按分线电量、电费进行考核。

1.1.4 同一条线路跨两个或以上的营业所时,在分界点安装双向计量装置。分界点由生技科会同有关部门界定。

1.1.5 按瑞阳公司承担的配电设备数量核定生产维护成本。

1.2 城区10KV配网:
1.2.1 由生技科会同有关部门核定城网10KV配电设备。

1.2.2 按各部门(单位)承担的配电设备数量核定生产维护成本。

1.2.3 各管理部门(单位)负责建立管辖范围内的设备台帐。

2 部门(单位)运行管理职责:
2.1 瑞阳公司各供电营业所的管理范围:
2.1.1 负责其行政地域内的所有10KV及以下配网设备的运行、维护检修管理工作,并按原有的主、农网线路资产分别建立设备台帐。

2.1.2 界定范围:负责从变电站10KV(6KV)3字号刀闸或穿墙导管的搭接头起的配网设备。

2.1.3 负责管辖范围内的设备名称标示牌的制作以及按调度命令的设备停、送电操作。

2.1.4 供电营业所原有的职责不变。

2.2 送配电公司的职责:
2.2.1 负责城网10KV配电线路的检修维护及事故处理工作。

2.2.2 界定范围:从变电站3字号刀闸或穿墙导管的搭接头起以后的线路。

2.2.3 负责10KV电力电缆的户外头搭头工作。

2.3 变配电公司的职责:
2.3.1 负责10KV开闭所设备的预试、定检维护工作(包括10KV电力电缆以户外头为界,不含线路侧搭头,低压屏以出线桩头为界,不含搭头)。

2.3.2 负责所有10KV电力电缆的维护工作(不含户外搭头),并建立固定的设备台帐。

2.3.3 负责城区电缆分支箱、箱变的试验工作。

2.4 低压客户服务部的职责:
2.4.1 负责城区内公用配变、公用配电房(含配电房内所有设备)的运行、检修维护及事故处理工作。

2.4.2 负责城区电缆分支箱、箱变的运行维护、事故处理工作。

2.4.3 界定范围:
2.4.3.1 公变维护,从配变高压引线(含搭头)以后。

2.4.3.2 公用配电房维护,从高压T接搭头(含搭头)以后。10KV电缆进线时以户 内头为界(不含搭头)。

2.4.3.3 负责城区电缆分支箱、箱变的维护,不含高压电缆搭头。

2.4.4 负责建立和完善城区公变、箱变、公用配电房、电缆分支箱的设备台帐及设备标示牌的制作安装。

2.5 运管所的职责:
负责城网10KV配电线路的运行维护工作。

2.6 线路值班的职责:
2.6.1 负责城区内10KV配电线路的操作及柱上开关、刀闸名称标示牌的制作。

2.6.2 调度管理各营业所配电线路的操作。

3 其它说明:
3.1 局属配电设备的大修、业扩、技改等由供电局统一安排。

3.2 各设备的运行维护单位,负责资料台帐的收集和上报(各营业所上报瑞阳公司和生技科,其他部门报生技科)。

3.3 瑞阳公司会同营销部负责计量点的调整和安装。

3.4 瑞阳公司负责按照主业车间职责对各营业所进行管理。

3.5 配电变压器班由送配电公司划归低压客户服务部。

3.6 营销部负责低压客户服务部的管理工作,并负责全局城网0.4KV及以下电网的运行维护、规划及工程项目的管理工作。

3.7 瑞阳公司负责农网(包括主业资产0.4KV及以下)运行维护检修、规划及工程项目的管理工作。

3.8 生技科负责农网主业资产10KV(6KV)电网的运行维护及工程项目的管理工作。

3.9 计规科负责10KV(6KV)电网的规划工作。

3.10 对属用户资产的10KV(6KV)配电线路,由于我局发展了其他用户,应把该线路视为公用线路。各相关部门应负责运行维护工作。

3.11 本标准从公布之日起执行。其解释权属生技科,各部门在执行中的意见或建议请报生技科。

修订:
审核:
    设备停电检修管理标准 为加强我局设备检修停电的管理,明确各部门的职责,更好的贯彻国电公司八项服务承诺,保证安全生产,提高检修质量和检修效率,确保安全生产和经营指标的顺利完成,特制定本标准。

1 计划检修:
1.1 检修单位应于每年6月30日前,将次年度检修计划报生技科。由生技科负责平衡,经主管局领导批准,在每年7月30日前下达执行。

1.2 各部门要加强计划的管理,职能部门要做好协调工作,年度计划内同一回路不能出现重复停电和遗漏。

1.3 检修单位应按照年度检修计划结合上月设备缺陷安排次月检修计划。于每月13日前报生技科相关专责审核后,交调度方式专责。

1.4 调度部门应在每月底前提前7天将次月计划中的专线用户停电计划书面(或电话)通知到专线用户;
公用线路计划则交到**电视台、**报上刊登,广而告之,并书面(或电话)通知涉及到的重要用户、大用户和供电营业所,并报局办用电服务中心备查。

1.5 各供电营业所应按照调度部门的通知,提前7天通知到所辖重要用户及大用户。

1.6 各检修部门应于每月28日前,将月度追加计划报生技科审核后,交调度方式专责。调度部门应至少提前7天通知相关用户。

1.7 检修单位(包括用户)应于计划工作前一天提出停电申请。变电检修计划在12:00前向调度方式专责提出,线路检修计划在12:00前向线路值班室递交工作票,否则调度部门有权取消和调整计划。调度方式专责应在16:00前向检修部门回复。

1.8 除因下雨或特殊情况停电日期及时间顺延外,检修部门无权取消或改变计划。取消或改变计划应经主管局领导批准,纳入次月计划,同时由检修单位申请人在停电操作前回复当值调度员(线路值班员)或调度方式专责。调度部门应提前用电话或传真通知专线和公用线用户。特殊情况需临时停电,则按临时停电计划办理。

2 临时停电:
2.1 各部门应加强计划停电管理,除事故处理和特殊工作外,不允许临时停电工作。

2.2 临时停电检修部门必须提前8天提出,由生技科相关专责审核,生产局长(或总工)批准后,交调度方式专责。特殊情况除外。

2.3 调度部门应按照计划停电的方式提前7天通知用户,特殊情况应尽可能通知相关用户,并作好记录。

3 事故检修:
3.1 10KV及以下配网事故抢修由线路值班室通知相关部门:
3.1.1 城网10KV线路事故通知送配电公司;

3.1.2 城网10KV公变、公用配电房及低压通知低客部;

3.1.3 农网10KV及以下通知瑞阳公司。

3.2 其它35KV及以上送变电设备事故抢修,由调度值班室汇报生技科、安监科相关专责。生技科负责安排督促处理,安监科向主管局领导汇报。

3.3 事故抢修时间规定:
3.3.1 城网45分钟到达现场;

3.3.2 农村90分钟到达现场;

3.3.3 特殊边远地区2小时到达现场;

3.4 调度部门应向用户作好事故抢修的解释工作。

4 车间职责:
4.1 检修部门:
4.1.1 检修部门应加强检修管理,保证安全生产,提高检修质量和效率。

4.1.2 检修单位应做好人、材、物等方面的准备,必须在计划工作时间前到达工作现场,在计划检修时间内完成任务,否则造成延时按事故处理。

4.1.3 检修部门必须在工作前一天将工作票交到变电站(15:00以前)或线路值班室(12:00以前),偏远地区变电站可用电话通知运行值班人员。

4.1.4 检修工作中,如遇特殊情况导致延时,按“事故调查规程”规定处理。

4.1.5 经批准取消或改变的计划工作,应报生技科相关专责。

4.2 运行部门:
4.2.1 加强运行管理,提高操作效率和质量,确保安全和检修按计划完成。

4.2.2 运行人员必须受理检修人员的检修申请,对工作票如果有疑问应向检修人员指出更改。电话通知的工作票,值班员应根据电话通知填写工作票,双方核对并由值班员录音,检修人员到场后再补办工作票. 4.2.3 每天18:00前,变电站运行人员应根据收到的工作票(包括电话通知),向调度提出检修申请。

4.2.4 运行人员交接班时必须详细交接检修工作计划。

4.2.5 运行人员在操作中遇到设备问题,不能继续操作,应向车间管理人员汇报,在不危及安全的情况下,停止此项操作,继续后面的操作。待检修人员到现场后处理。

4.2.6 运行人员必须在计划工作时间前布置好安全措施。

4.3 调度部门:
4.3.1 加强调度管理确保电网安全、优质、经济运行和检修计划的顺利完成。

4.3.2 每月15日组织月度停电平衡会,总结上月全局的检修工作,编制下达月度检修计划。

4.3.3 每月30日组织次月追加停电平衡会,编制下达追加计划。

4.3.4 调度值班人员应在每天20:00前回复变电站值班员提出的检修申请。

4.3.5 根据检修部门提出的计划时间,按照操作时间规定安排操作。

4.3.6 抓好用户停电的通知工作,应有记录(通知内容、用户姓名等)和电话录音。

4.3.7 每天将前一天的检修工作完成情况(调度检修日报表)分别报监管办和生技科(包括计划时间、停电时间、操作时间和检修时间)。

4.3.8 调度日报表上应统计前一天的事故抢修情况,注明已完成或未完成。

4.3.9 调度部门应建立专线用户及重要用户的负荷和生产情况档案,在平衡计划检修工作时,必须考虑用户的停产检修时间,尽量与之配合,以减少停电损失。

5 职能部门:
5.1 生技科:
5.1.1 生技科应抓好全局高压设备的检修管理,协调各车间部门的工作,确保安全生产,提高检修质量。

5.1.2 审核主业生产维护和工程停电计划(包括瑞阳公司管理的主网10KV配电线路)。

5.1.3 根据调度的日检修报表,按部门统计停电时户数,在月度停电平衡会上公布。按线路统计停电时户数核算可靠性。

5.2 营销部:
5.2.1 负责城网低压设备的检修管理工作。

5.2.2 督促用户设备的检修、试验管理工作。

5.3 瑞阳公司:
抓好全局农网(含主业0.4KV及以下配网设备)检修管理工作,按照主业车间进行管理,履行好检修与运行的双重职能。

6 考核:
局监管办根据调度日检修报表,对出现的问题,会同有关部门核实,负责考核工作。

6.1 对不按时下达调度命令,不按时操作,没有在计划时间内完成检修任务,没有按时做好物资供应以及人为责任的重复停电和维护不良等造成停电损失,无正当理由的。按损失电量所需购电费50%在责任部门月度综合奖中扣除。

6.2 其它没有造成电量损失的,每项次根据情节对责任部门罚款200-1000元。造成重大损失和影响的,按有关规定处理。

7 其它:
7.1 各车间应制定相应的管理制度报生技科。

7.2 各车间应有月度、半年和全年计划与总结,每月5日报上月总结,25日报次月计划,6月25日报下半年工作计划,每年7月10日报上半年总结。全年计划和总结按局通知同时报生技科。

7.3 计划检修时间:检修部门提出得到批准的检修时间(工作票上计划时间,不包括操作时间)。

7.4 检修时间:实际检修时间(工作票许可、结束之间的时间)。

7.5 停电时间:设备停送电时间。

7.6 操作时间:值班员受令操作和值班员汇报操作完毕之间的时段(不包括开票时间)。

7.7 农网检修停电由各营业所根据停电计划自行负责通知相关用户。

7.8 用电服务中心根据调度提供的停电计划,在检修停电前,将停电地区的用户在中心屏幕上滚动播出,广而告之。

7.9 相关规定时间遇节假日提前。

7.10 本标准从公布之日起执行,其解释权属生技科,未尽事宜由生技科负责按有关规定处理。各部门在执行中的意见或建议,请报生技科。原碚电调(1999)4号文、碚电调(2000)5号、7号、11号文同时作废。

附:变电站操作时间的规定:
电压等级 操作项目 操作时间 110KV 1、110KV母线倒闸     7个回路以内 40分钟   8个到10个回路 55分钟   2、110KV主变停电或送电 30分钟   3、110KV旁路代路或恢复 30分钟   4、110KV单回路停电或送电 25分钟   5、110KVPT停电或送电 30分钟   6、合环换电 15分钟 35KV 1、35KV母线倒闸 30分钟   2、35KV主变停电或送电 30分钟   3、35KV旁路代路或恢复 25分钟   4、35KV单回路停电或送电 20分钟   5、35KVPT停电或送电 30分钟 10KV 1、10KV旁路代路或恢复 20分钟   2、10KV单回路停电或送电 20分钟   3、10KVPT停电或送电 30分钟 35KV(10KV)站内倒电源:由一个电源倒至另外一个电源。

20分钟 修订:
审核:
    关于夜间检修工作的管理标准 夜间检修工作是我局按照内部模拟市场和增供扩销的原则,根据市场经济规律调整生产经营方式,合理安排全年生产检修工作的具体体现。为提高检修效率,减少对外停电时间,严格贯彻国电公司的“八项服务承诺”,保证供电质量,为用户提供优质服务。特制定本规定。

1 夜间检修工作的范围:
1.1 主城区(含近郊)的送、变配电设备均属夜间检修范畴;

1.2 重要或大用户的送、变配电设备;

1.3 无法带电作业,一但停电将产生重要影响或后果的送、变配电设备;

1.4 其他特殊的检修、试验项目应根据实际情况积极开展夜间检修。如:夜负荷测试、线路电缆试验、低压线路改造、配电变压器维护更换等;

1.5 本规定涉及计划检修、预试、消缺和部分工程改造工作;

2 夜间作业的条件及要求:
2.1 夜间作业必须严格执行“安规” 的规定;

2.2 夜间作业应根据施工及现场具体情况,尽可能不在居民区使用嘲声过大的机械;

2.3 各项计划工作应以夜间检修为前提。不必夜间检修的工作计划在经生技科审核后方可执行;

2.4 夜间检修计划下达后,各部门应加强管理,合理调配检修、运行人员,确保夜间检修工作的顺利完成;

3 各部门的职责:
3.1 各检修部门应在年度检修计划工作中作好本年度的夜间检修工作计划;

3.2 在停电平衡会前3天,将计划报生技科审核。(临时停电计划提前8天)
3.3 调度所应根据公用线路负荷情况和专线用户、重要用户的负荷和生产情况档案,在平衡计划检修工作时,必须考虑用户的停产检修时间,尽量与之配合,以减少停电损失。

3.4 生技科应根据部门报表统计停电时户数,核算夜间检修的经济效益。

3.5 夜间检修涉及的部门:变配电公司、送配电公司、代维公司、低压客户服务部、瑞阳公司及局所安排的外来施工队伍。

4 考核:
4.1 夜间检修计划未及时报生技科审核的,处责任人罚款500-1000元;

4.2 夜间检修计划工作未按时完成的处责任单位罚款500-4000元;

4.3 应进行夜间检修的工作却未进行的,处相关责任人罚款500-1000元;

附件:
**供电局夜间作业范围划分 序号 变电站 设备名称及编号 备注 1 梅花山站 10KV母线设备   2 玉皇观站 10KV母线设备   3 **站 10KV母线设备及出线   4 东阳站 10KV母线设备   5 缙云山站 10KV母线设备及出线   6 歇马站 10KV母线设备   7 五路口开闭所 10KV母线设备及出线   8 天奇开闭所 10KV母线设备及出线   修订:
审核:
计算机管理标准 1 总则 1.1 为加强计算机管理,加速我局计算机应用的普及与提高,不断提高企业现代化管理办公水平,结合本局实际,特制订本规定。

1.2 微机管理中心是局计算机管理的职能部门,设计算机管理专(兼)责,在总工程师的领导下负责全局的计算机管理工作。

1.3 计算机管理(含软、硬件及消耗材料)实行统一规划、统一管理、分散使用的原则,根据安全生产、经营管理的需要,逐步完善计算机网络系统和管理信息中心。

1.4 本标准针对微机及其周边外设(打印机、扫描仪、数码相机等)和办公自动化用品(复印机、传真机、碎纸机等)。

2 职责划分 2.1 微机管理中心职责 2.1.1 负责编制局计算机及其网络系统的近期及中长期发展规划和实施计划。

2.1.2 负责局MIS系统的建设和维护,负责规范MIS系统所需的各科室(车间)上报数据标准,并督促其使用好MIS系统,按时、保质上报数据,保证局MIS系统朝实用化、高效益方向发展。

2.1.3 组织对局计算机及其系统的配置进行技术论证,负责对购置计算机及其它设备的选型。

2.1.4 结合安全生产和经营管理实际,组织开发、移植或引进所需的软件。

2.1.5 负责对计算机软、硬件设备及其消耗材料的购置,组织新设备的验收、安装、调试和试运行工作。

2.1.6 负责搞好机房管理并编制计算机操作使用制度、操作人员守则、机房管理制度。

2.2 使用单位职责 2.2.1 按时、保质提供局MIS系统所需的的数据,积极使用MIS系统,提高自身的管理和应用水平。

2.2.2 各单位计算机的使用必须在微机管理中心指导下,正确使用。

2.2.3 对设备的使用和操作人员的管理制订有关的管理制度,建立良好的工作秩序。

2.2.4 对设备的管理必须由专人负责。负责计算机及其周边设备的日常维护和保养工作。

3 使用与管理 3.1 各科室(公司)根据业务工作需要经局批准可配置一定数量的计算机及周边设备,供本科室(公司)使用。

3.2 计算机室及各科室(公司)配置、升级计算机及其周边设备,必须提出申请计划,报微机管理中心审核,经局批准后有微机管理中心统一购置。

3.3 各计算机必须用于生产、管理等工作,严禁使用计算机进行游戏、迷信等活动。

3.4 硬件管理制度 3.4.1 计算机设备应远离火源、潮湿、有害气体、强磁场、强干扰等,应保证达到温度、湿度及洁净度等各项指标要求,并保证电源安装的正确及接地系统良好。

3.4.2 计算机的日常使用应符合有关专业要求。

3.4.3 未经计算机室同意,不得自行拆卸或调换计算机设备,否则由此而造成的一切后果由当事人负责。

3.4.4 定期对计算机及周边设备进行清洁维护。

3.5 软件管理 3.5.1 各科室(车间)所需的系统软件,由微机管理中心负责提供。所有软件(包括随机资料)必须向微机管理中心注册、存档。

3.5.2 需要购买新软件(应用软件)的科室(车间),应向微机管理中心提出书面申请,经总工程师审批后,由微机管理中心购买,并提供给各有关部门。

3.5.3 各科室(车间)使用的应用软件(程序)、重要的数据文件、文档应做好备份,并妥善保管,以便于以外情况造成信息损失或计算机系统瘫痪时恢复。

3.5.4 各科室(车间)如需要微机管理中心开发应用软件,应提出书面申请,经局审批后实施。微机管理中心为其开发的软件在运行中发现问题或需增加功能等,也应提出书面申请,由微机管理中心负责软件开发与维护工作。

3.5.5 配备有计算机设备的科室(车间),应每半年向微机管理中心书面写出软件引进、开发项目、使用情况、机器运行状况及存在问题的报告。

3.5.6 凡自行开发的应用软件,如需要参加评审,开发单位(或个人)可提出申请并提供详细资料,由局按科技管理制度规定组织评审奖励,其中优秀者由局推荐上报。

3.5.7 为了保证我局计算机系统的正常运行,防止计算机“病毒”侵害,外来软件、软盘应先进行病毒检测后方可上机使用。在外使用的软磁盘(如数据上报盘等)使用前应注意写保护。

3.6 计算机检修。

3.6.1 各车间(部门)计算机及其辅助设备如需要检修和发生故障或事故需要处理,必须送微机管理中心进行检修和处理。

3.6.2 凡需外送修理计算机及其辅助设备,必须经微机管理中心鉴定同意后方可送修。

修订:
审核:
MIS系统管理标准 1 总则 MIS系统即管理信息化系统,电力企业的MIS系统是集用电营业管理、生产技术管理、财务管理、人事劳资管理、档案管理等多项管理功能于一体的局域网络系统,我局的MIS系统包含生产技术子模块,图形查询字模块,综合查询子模块,用户管理等子模块。它是我局实现信息资源共享、无纸化办公的基础。

MIS系统的实用化完善工作需要全局职工的共同努力,信息的交流是相互的,全局管理岗位人员应以有利于自己的工作,有利于他人的查询为原则,了解MIS系统的重要性,认真学习,用好MIS系统,同时高度重视MIS系统数据录入工作。

MIS系统的管理 微机管理中心是局MIS系统管理的职能部门,在总工程师的领导下负责MIS系统的管理工作。负责编制局MIS系统及其网络系统的近期及中长期发展规划和实施计划。负责局MIS系统的建设和维护,负责规范MIS系统所需的各科室(车间)上报数据标准,负责组织培训和指导各科室(车间)使用好MIS系统并督促其按时、准确地上报数据。

各科室(车间)是MIS系统的使用部门,并负责MIS系统中相关信息的录入,以利全局共享。在MIS系统使用中发现的问题和合理化建议可每月上报微机管理中心,以利于MIS系统的完善和扩充。保证局MIS系统朝实用高效方向发展。

微机管理中心对MIS系统的安全性和健壮性负责。MIS系统由专人负责,MIS系统服务器的管理员经总工程师审批确定后方能知晓登陆口令,其余任何人不得擅自以管理员权限登陆和使用MIS服务器,如因特殊情况需使用MIS服务器,必须请示总工程师并由管理员陪同,否则由此造成的后果自负。

微机管理中心每月应对MIS系统进行一次日常管理维护,并对服务器上数据库作备份,以防意外时能将损失减轻到最小程度。

任何科室(车间)和个人不得利用局域网制作、复制、查阅和传播下列信息:
煽动抗拒、破坏宪法和法律、行政法规实施的;

损害供电局利益的;

捏造或者歪曲事实,散布谣言,公然侮辱他人或者捏造事实诽谤他人的;

宣扬封建迷信、淫秽、色情、赌博、暴力、凶杀、恐怖,教唆犯罪的;

其他违反宪法和法律、行政法规的。

任何科室(车间)和个人不得从事下列危害计算机信息网络安全的活动:
未经允许,对计算机信息网络功能进行删除、修改或者增加的;

未经允许,对计算机信息网络中存储、处理或者传输的数据和应用程序进行删除、修改或者增加的;

故意制作、传播计算机病毒等破坏性程序的;

其他危害计算机信息网络安全的。

MIS系统的数据录入分工及要求:按照现有MIS系统模块,本着先完善实用化模块,先录入近期数据的原则对MIS系统各项工作分工如下:
生产工程,无功和电压,线损管理,线路管理,设备管理,油务管理,工作计划,科技项目由生技科负责敦促各科室(车间)车间录入数据及设备异动的数据;

人事管理及职工培训由人事科负责录入数据;

图书管理工会负责录入数据;

计算机管理由微机管理中心录入数据;

计量管理由营销部录入数据;

电力调度由调度所录入数据;

安全监察由安监科录入数据;

党政群团由党群办录入数据;

物资供应由物资公司录入数据;

公安管理由公安科录入数据;

车辆管理由车管科录入数据;

行政综合由局办录入数据;

图形查询子模块,综合查询子模块,用户管理子模块由微机管理中心管理维护 同时各科室(车间)应对相应子模块的有实用价值的基础、历史数据进行补充和完善。数据录入周期按有关规定执行。

奖惩办法 每月由计算机管理中心对各科室(车间)MIS系统数据录入及使用情况进行检查,对于未按要求完成的科室(车间)上报供电局,纳入当月生产奖考核。

对于能按时、准确的录入MIS数据并能很好的使用MIS系统的科室(车间)可在以后的计算机升级时给与优先考虑以资奖励。

修订:
审核:
    调度自动化职责分工管理标准 1 总则 电网调度自动化涉及调度、变电、用电、运行等多部门的,一项系统工作。各级领导和专业人员应统一认识,加强和协作,认真做好调度自动化设备的运行维护及事故处理工作。为确保调度自动化系统的正常运行,明确各相关部门的职责,现将涉及调度自动化的职责分工明确如下:
1 调度所所管辖及维修设备包括远动屏、变送器屏、遥信转接屏、遥控控制屏,遥控执行屏、自动化专用不间断电源等。

2 远动装置所涉及的遥信回路、电压和电流二次回路的维护,以远动装置的外侧端子为界,内侧端子及远动屏内接线由调度所负责,其余由变电公司继电保护班负责。

3 若涉及远动运行回路的CT变比发生变化时,有关部门应事先书面通知调度所远动班。

4 任何人不得随意中断自动化传输通道,凡涉及远动通道的检修、故障处理都应在征得调度所的同意后方可进行。涉及远动通道的故障应及时处理,并将处理结果通知调度所。

5 在涉及远动的二次回路上工作时,必须通知调度所,对远动信息有影响的工作必须得到许可后方可进行。

6 当远动装置发现故障时,首先由调度所检查判断故障原因,再通知相关部门进行处理。

7 远动屏的巡视维护由运管所负责。

8 若违反上述规定纳入月度奖金考核。

修订:
审核:
    电力系统事故紧急拉负荷管理标准 1 总则 1 本标准适用于**供电局所管辖电网范围。以《**电网限电序位表》为依据,其中编排为七个组,重要负荷编为特殊组。在一般事故时,市调应按一至七组依次拉闸,拉完后仍不能满足需要时,方可动用特殊组,复电时应优先恢复特殊组。《**电网紧急事故限电序位表》是在系统突然发生大量功率缺额、危及系统安全稳定事故时使用。

2 **市调可以下达限电调度指令到各供电局地调、220KV变电站、发电厂,也右以直接下达到供电局地调管辖的变电站右以向各供电局地调下达具体拉闸线路的调度指令,也右以下达拉限负荷量,但各单位只能在《 **电网限电序位表》中一至七组内进行拉闸限电。

《**电网限电序位表》中的特殊组及《**电网紧急事故限电序位表》只能由**市调控制安排 3 执行限电序位表时,由哪一级调度下达命令拉开的开关,原则上仍由该级调度下达复电命令,同时按照谁下令认统计的原则,各级调度(变是站)应按电压等级对停送电、限电负荷及电量作好统计、记录,逐级上报市调。

4 各级调度及有关部门,必须严格汇报拉闸限电调度指令的执行情况。决不允许拒绝执行、拖延时间或转移负荷,一经发现此类情况,将按不执行调度命令的有关规定查处。

对于临时有特殊情况不能拉闸限电的线路,以保电通知为准。

5 要求本辖区内需要保安而没有保安电源的用户尽快自备保安电源,并作好突然停电的应急措施。

要求有自备电厂的用户和地方电网加装低周解列装置及负荷联切装置并投入运行,以确保主网及地方电网的安全运行。

6 在执行过程中,对可能出现影响人身设备安全和造成重大社会影响的情况,要迅速上报市电力工业局,以便及时作出调整。

7 当系统发生事故频率降至49.00HZ以下时的处理办法:
7.1 各厂、站应不待调度命令增加发电机出力或短时发挥机组的过负荷能力或开出备用机组或调相机组转发电,但各厂、站在增加出力的过程中应及时向上级调度汇报,不使相应的输电线路过负荷或超稳定极限。

7.2 不论是否超用负荷,各地调应不待调度指令,立即按事故限电序位表进行紧急限电,必要时市调可按拉大开关序位表直接命令有关厂、站紧急限电。在15分钟以内使系统频率回升到449 .00HZ以上。

8 当频率降至48.5HZ以下时,各地调和有事故拉闸顺序表的发电厂、变电站值班人员应不待调度命令立即按“顺序表”进行拉闸限电,使频率迅速回升至49.00HZ以上。

9 当频率突然下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作时,各厂、站应不待调度命令手动拉开该轮次应跳的开关并报告市调,所拉开关未经调度许可,不准送电。

10 当频率突然降低到联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时,各厂站应不待调度命令拉开相应开关,并向相应调度汇报,未经调度许可不准送电或并列。

修订:
审核:      设备检修管理标准(试行)
Q/YBD-20401-2001 1 总则 1.1 为了不断提高设备的健康水平、保证电网安全、经济可靠运行、充分发挥设备潜力,参考《**电网技术监督手册》、《**市电力公司电力设备试验规程》以及有关设备检修要求制定本标准。

1.2 全面落实“应修必修”、“修必修好”的原则。

1.3 逐步开展、普及红外线测温、带电测试、在线监测、红外线成像测试等有效的状态检测技术,完善对设备状态的诊断手段。

1.4 严把设备选型、选厂、监制、安装、验收投运关,使设备有一个良好的初始状态。

1.5 加强设备停电管理,组织、协调好各工种,利用停电机会同时配合进行工作,。

1.6 本标准规定了电力线路、变电设备的一些检修、检测和试验的项目、要求和周期。

1.7 本标准在试用期间,如有上级新的规定,按新规定执行。

2 电力线路检修管理 2.1 充实巡线力量 2.1.1 巡线人员应按定额配足,巡线人员必须是工作责任心强,具有五年以上线路检修经历,具备判断设备缺陷性质和填写缺陷报告单的在职工作人员。

2.1.2 巡线班应配备专职技术人员。其工作职责是:对巡线人员提出的设备缺陷进行整理、汇总、传递,并及时建立和修改线路资料档案。

2.2 落实巡视周期:根据部颁线路运行规程的要求,巡线人员必须完成自己分管的送、配电线路的正常周期巡视。不得随意延长送、配电线路的巡视周期。

2.3 加强巡视责任制 2.3.1 对巡线员的工作质量,巡线班每月应根据工作完成情况进行自查,对自查中发现的问题,必须及时提出整改意见并报运管所。

2.3.2 对巡线班的工作质量,运管所每季度根据巡线班工作完成情况进行抽样检查。对检查中发现的问题,必须及时提出整改意见并报供电局。

2.4 电力线路的检测 2.4.1 送电线路的检测项目和周期 单位:
年 序号 检 测 项 目 周期 备 注 1 盐密测试 1 参照《**供电局盐密度取样测试管理办法》
2 悬式绝缘子的绝缘电阻、零值检测和交流耐压试验  1 1. 包括变电站的室外悬式绝缘子。

2. 运行中的悬式绝缘子的检测项目可在检查零值、绝缘电阻及交流耐压试验中任选一项。

3. 玻璃绝缘子可不4. 进行,5. 运行中自爆的绝缘子应即使更换。

3 杆塔接地电阻测试。

接地装置及拉线地下部分检查。

3 变电站进、出线2公里以内每年1次,每年应检查接地装置的连接和锈蚀情况 4 压接线夹、压接管等及压接器检测 1   5 螺栓线夹、并沟线夹等压接器检测 1   2.4.2 盐密监控标准(含变电站)
外绝缘爬距与污秽等级相匹配后盐密控制值 污秽 等级 爬 电 比 距 cm/kv 盐密 mg/cm2   线 路 发电厂变电站 线路 发电厂 变电站   220千伏及以下 500千伏 220千伏及以下 500千伏     0 1.39 (1.6)
1.45 (1.6)
    >0.027   Ⅰ 1.39-1.74 (1.6-2.0)
1.45-1.82 (1.6-2.0)
1.6 (1.84)
1.6 (1.76)
>0.027-0.054 >0.054 Ⅱ 1.74-2.17 (2.0-2.5)
1.82-2.27 (2.0-2.5)
2.0 (2.3)
2.0 (2.2)
>0.054-0.09 >0.08 Ⅲ 2.17-2.78 (2.5-3.2)
2.27-2.91 (2.5-3.2)
2.5 (2.88)
2.5 (2.75)
>0.09-0.225 >0.125 Ⅳ 2.78-3.3 (3.2-3.8)
2.91-3.45 (3.2-3.8)
3.1 (3.57)
3.1 (3.41)
>0.225-0.315 >0.3 ⑴ 线路和发电厂变电站爬电比距计算时取系统最高工作电压,表中( )内数据为额定电压计算值。

⑵ 盐密控制值范围与相应外绝缘配置范围相对应,外绝缘爬距是上限,盐密控制值取上限以确定清扫时间,反之亦然。

2.4.3 检修工作 2.4.4 对线路巡视及检测工作中所提出的缺陷,各级技术干部应根据有关规程及制度,判定其性质,提出处理意见,并及时消缺。

2.4.5 送电线路清扫周期。

单位:
年 序 号 项 目 周 期 备 注 1 全部线路 1   2 重污秽区线路 0.5 一年2次 注:应随时监控盐密值,当盐密值大于控制值时,应立即清扫;
不断积累经验,逐步由计划清扫转为盐密指导清扫。

送电线路重污区表 序 号 线 路 名 称 区 段 备 注 1 110KV缙合东西 27#-32# 盐井水泥厂 2 110KV东三线 84#-94# 渝南水泥厂 3 110KV静三线 73#-77# 水泥厂 4 110KV东盐线   35#-38# 盐井水泥厂 5 110KV汇牵线(包括东三牵线)
1#-11# 水泥厂 6 35KV云盐线   38#-40# 盐井水泥厂 7 35KV云盐华线 1#-4# 盐井水泥厂 8 35KV川华线 36#-45# 盐井水泥厂 9 35KV川华盐线 1#-4# 盐井水泥厂 10 35KV三清线 1#-8# 渝南水泥厂 11 35KV三清小线 1#-2# 渝南水泥厂 12 35KV东代线 15#-20# 发电厂 13 35KV代清线 2#-3# 代家沟水泥厂 14 35KV三偏线 1#-5# 三汇水泥厂 15 35KV东夏ⅠⅡ回 9#-12# 01药厂 2.4.6 电力线路列为大修所必须的工作内容(编制大修计划时,至少应包含其中的一项内容。)
序号 工 作 内 容 备 注 1 更换杆塔 ,增加或调整杆塔;
.   2 处理不符合规程要求的交叉跨越   3 导线、地线落地检查;

  4 更换导、地线   5 铁塔全线除锈涂漆。

  6 全线路的横担、金属构件及拉线、拉线棒油漆   7 更换横担15%以上   8 更换20%及以上的瓷瓶、防震锤,校正瓷瓶串;

220KV及以上线路更换瓷瓶10处以上。

  9 基础滑坡处理;
大面积基础增加防洪设施   10 全线接地装置更新   11 线路提高外绝缘水平(调爬),更换20%及以上的瓷瓶。

由于污秽等级提高 12 上级指定的项目,如线路改道及结合大修进行的反事故措施等   3 变电设备检修管理 3.1 基本要求:
3.1.1 变电设备根据不同的客观条件,以及目前可以具备的检测手段的差异等,对已具备条件的设备,实行状态检修;

3.1.2 对还不完全具备条件的,则调整检修周期,创造条件逐步过渡到状态检修。同时对电气设备定期预防性试验周期进行调整,以求用最合理的人力、物力支出,最少的停电时间进行修、试、校,以保证设备持续健康、安全运行;

3.1.3 避免由于不必要的修、试、校造成的损失,达到减人增效、增供扩销,提高供电可靠率的目的。

3.2 变电设备的清扫周期规定 序 号 项 目 周 期 备 注 1 全部变电站 1   2 重污区变电站 0.5 一年2次,主要有110KV 三汇站、35KV盐井站 注:应随时监控盐密值,当盐密值大于控制值时,应立即清扫;
不断积累经验,逐步由计划清扫转为盐密指导清扫。

3.3 变电设备列为大修所必须的工作内容,编制大修计划时,至少应包含其中的一项内容。

序号 设备名称 大 修 内 容 备 注 一 主变 1. 全部更换或处理绝缘油;

2. 更换散热器、呼吸器、油枕、释压器;

3. 更换或加装胶囊保护;

4. 改变油箱结构(如改为钟罩式);

5. 加装油再生装置。

6 更换绕组;

7. 修理铁芯;

8 干燥绕组;

9. 全部更换绝缘或铁芯。

10 改变冷却方式(如增加强迫油循环等装置);

11. 更换循环油泵及电动机;

12. 冷却器芯子更换;

13 改变冷却系统控制回路 14 更换切换装置 15 胶垫老化,外壳、散热器严重锈蚀   二 35KV及以上断路器 1. 更换绝缘油或开关本体介损不合格处理;

2. 更换或改造油箱;

3. 操作机构箱更换 4. 更换动、静触头或中间触头,或110KV及以上接触电阻不合格处理;

5. 改进和更换铝盖结构;

6 液压系统的改进(如装防慢分装置)
  三 35KV以上 刀闸 1 转瓷瓶解体 2 电动机构机械部份解体检修。

  四 辅助设备 1. 更换构架(包括避雷针)、母线;

2 改变一、二次系统的结构;

3. 配合大修进行的设备增容措施 4 其他重大反事故措施;

5.上级指定的其他特殊项目。

  3.4 变电设备的检修、试验周期 序号 名 称 型号规格 大 修 小 修 预 试 备 注 1 主变 新投主变 2     1.新投第4,10,30天各做一次色谱, 2.投运后测绕组变形试验一次。

2 主变 运行主变 15 强油循1,非强油循2 2 主变出口短路时测线圈变型(试验)
3 主变 油简化     1   4 主变 220KV色谱     0.5   5 主变 35-110KV色谱     1   6 主变 微水     必要时进行   7 主变有载开关   ①.同本体 ②.新投2年或切换5千次 机构:2 带线圈测动作顺序:2 运行1年或切换3千次换油 8 站用系统   状态检修 1     9 直流系统   状态检修 1     10 二次系统   状态检修 1     11 断路器 35~220KV 油开关 8 机构:2 2   12 断路器 6~10KV少油 状态检修   2   13 断路器 110~220KV SF6 12 机构:1年或操作分合300次时 2 或累计操作4000次临修,新投3,6个月各测一次SF6气体湿度,符合标准后转为正常检测。日常的检漏测试由运行人员进行。SF6气体正常检测周期为1年 14 断路器 35KV SF6 10 机构:1年或操作分合300次时 2 或累计操作4000次临修,新投3、6个月各测SF6气体湿度一次,符合标准后转为正常检测。日常的检漏测试由运行人员进行。SF6气体正常检测周期为1年 15 断路器 6~10KV真空 状态检修 1年 2 或累计操作200次临修 16 断路器 外单位安装各类型 2 1 2 大修后即转入常规 17 隔离开关 各类 状态检修 2 2   18 电气设备 各类     2 没有特别要求的周期为2年 19 互感器 全部 状态检修 2 2 全密封设备不作油简化和微水。非全密封1年试验1次 20 避雷器 10-35KV 状态检修 2 2;
ZnO;4   21 避雷器 ≥110KV 状态检修 2 2 其中氧化锌周期为1年,可停电测试和带电测试交替进行。

22 变电站盐密       1   23 继电保护 全检     2 非全检的年份应进行部份检验。

24 藕合电容器 全部 状态检修 2 2   25 电容器 6~10KV 状态检修 2 2   26 电抗器 6~10KV 状态检修 2 2   27 阻波器 35-220 KV 状态检修 2   阻波器上的避雷器应在交接和大修时作试验 28 瓷瓶瓷套 全部       逢停必扫,每年至少一次,重污秽站(三汇站和盐井站等)每年两次 29 接头测温 可见处     测温:1 凡可见接头贴试温片,负荷大时增试温一次 30 电缆 油纸型   2 2   31 电缆 塑胶型   2 2 予试不作直流耐压试验 32 户内母线   状态检修 5 2 密封母线可不作予试 33 35-220K母线   状态检修 2     34 主地网 地阻测试 状态检修   5 开挖检查:每15年1次 35 高压熔断器   状态检修 2     36 避雷针   状态检修 2 5   37 接地引下线 每年应检查一次接地引下线与地网连接情况,不得有开断、松脱和严重锈蚀等现象 38 配电房 参照同类变电站设备     39 开闭所 参照同类变电站设备       40 箱式变 参照同类变电站设备       41 电缆分支箱 参照同类变电站设备       42 杆上设备 参照同类变电站设备         注:1.未列出的试验项目按现行试验规程执行。

2.新安装的电气设备在第二年的予试周期内应予试一次,以后转入正常周期予试 3.5 变电设备的小修按《变电站一、二次设备小修维护工作条例》(见附录)执行。

附录:《变电站一、二次设备小修维护工作条例》
变电站一、二次设备小修维护工作条例 一、设备小修维护周期:
一般一年一次。配合年度设备预试、保护定检时进行。

二、临时性小修维护 1.设备事故或故障停电,不需要进行大修时;

2.设备有缺陷需要及时处理时;

3.指令性小修维护工作。

三、小修维护设备(一次部分)
1.变压器(包括站用变压器及消弧线圈)
2..断路器 3.隔离开关 4.电压互感器、电流互感器 5.高压熔断器 6.母线 7.电力电容器 8.避雷器 9.避雷针 10.各型线夹及绝缘子 11.电力电缆 四、小修维护设备(二次部分)
1.二次线 2.熔断器 3.接线端子 4.继电(控制)屏 5.二次电缆 6.压板 7.端子箱 8.继电器 9.主变压器通风控制回路 10.有载分接开关 11.瓦斯继电器(包括有载瓦斯继电器)
五、设备、构架除锈油漆要求 1.除锈必须彻底,不应留有锈蚀;

2.锈蚀严重的(如穿孔等)应更换或焊补,焊补后应除净焊渣再漆;

3.除锈后对锈蚀较重的地方应涂防锈漆,然后再涂以其他油漆;

4.机构箱、端子箱、电源箱等箱内壁应除锈、清洁后涂以白色油漆;

5.油断路器放油阀、手动事故跳闸装置应涂红油漆,‘分’、‘合’指示应分别涂以绿、红油漆;

6.接地刀闸垂直连杆应涂以黑白相间色,以起到明显的标志作用;

7.设备及构架涂漆后应无起层剥落,无明显滴漏现象,色泽一致,相序色泽明显、正确无误;

8.接地体的颜色应符合标准规范;

9.设备、构架油漆后应重新填写与之相符合的设备运行名称及编号;

10.填写相应设备、构架的附录。

六、设备小修维护项目标准及要求 (一)变压器(包括站用变压器及消弧线圈)
1.套管清洁检查。清除油漆斑点和油垢,并检查有无放电闪络痕迹和裂纹破损。

2.套管各部密封及油位指示检查。在条件许可的情况下更换老化失效密封垫,并加添合格绝缘油使套管油位指示符合要求。

3.油枕内底部检查。发现有油污、水分应尽量予以排除。

4.防爆筒保护膜检查。保护膜应无破裂,不能采用胶垫、胶木板等材料代替,否则应选用厚度为2毫米的平板玻璃予以更换。

5.呼吸系统检查。呼吸器内潮解变色的部分硅胶不应超过总量1/2,否则应更换,呼吸器油封应更换或加注合格绝缘油,保证呼吸畅通。

6.风冷却系统检查。风扇电机电源线有无老化,否则应更换,接线盒内应保证密封良好,风扇运行正常。

7.各闸阀和密封衬垫检查。对渗、漏油处应紧固处理,条件许可的情况下更换密封垫。

8.本体及各充油体油位检查。加添合格绝缘油,油位指示符合要求。

9.引出线接头或接线板检查,清洗打磨引出线接头或接线板。接触良好,应无松动、发热等不良现象。

10.有载分接开关小修维护。切换开关更换绝缘油,换油时,先将切换开关油箱内的油污抽尽,再用干净合格的绝缘油注入冲洗切换开关及绝缘筒等,并再次抽尽冲洗的油,然后注满合格的绝缘油。

有载分接开关的油、油位与变压器油、油位应尽量相同,或有载分接开关油、油位约低于变压器油、油位,但两者的油位高度相差不大于200毫米。

有载分接开关操作机构箱密封检查,箱内清扫,检查传动总轮盒油平面,必要时加注机油至观察孔上的红色油位线。

小修维护工作完毕后的切换动作试验,电动操作由运行挡N到N-1挡和N+1挡,然后回复到运行挡N,并作好记录。

11.接地装置检查。遥测与主地网的连接情况,接地电阻符合要求。

12.外部清洁,除锈油漆。

13.填写附表一。

(二)断路器 1.10KV各型少油断路器 ①瓷瓶、绝缘拐臂、拉杆清洁检查。清除灰尘、油垢及油漆斑点,检查有无裂纹、破损及闪络放电痕迹。

②油位、油质检查。油质发黑应更换合格的绝缘油,更换前必须冲洗干净,必要时解体检查,油断路器无渗、漏油现象,油位指示正常,否则应及时予以处理。

③操作机构清洁检查。机构应动作灵活可靠,各机械转动、传动部位加注润滑油;
检查主轴串动不应大于1毫米;
分闸铁芯固定螺丝、限位止定螺丝无松动;
检查分闸三联板死点间隙,合闸铁芯升至最高位置时滚轮轴与托架间隙是否符合要求;
电动合闸后观察滚轮在托架上的位置是否正确;
清扫、检查辅助接点、二次线及接线端子,辅助接点动作是否可靠,接触是否良好;
紧固接线端子上和辅助接点上的接线螺丝,对锈蚀的辅助接点应打磨,对绝缘老化或有损伤的二次线及严重锈蚀的接线螺丝应予以更换。

④直流接触器检修。清扫接触器,接触器动作应可靠,消弧罩齐全无缺损;
接触器触头打磨,并检查动作是否良好,检查紧固接触器接线端子。

⑤引线接头检查。接头清洗打磨,接触良好,无松动发热现象,接线紧固,接头螺栓、螺帽、垫圈等齐全,联结方式符合要求。

⑥油断路器动作情况检查。手动、电动分、合闸动作正确可靠,分、合闸指示正确。

⑦对接触电阻不合格、雷击事故跳闸次数超标等应按大修标准解体检修和试验,或按有关标准检修试验。

⑧填写附表二。

2.35KV多油断路器 ①套管清洗检查。清除套管上灰尘油垢、油漆斑点;
检查套管有无裂纹缺损、漏胶现象及放电闪络痕迹;
断路器顶盖与套管栏之间的防雨罩密封性应良好,严重锈蚀的防雨罩应更换。

②油质、油位检查。油质差、试验不合格应及时处理或更换;
断路器应无渗、漏油现象,油位指示正常并符合要求。

③操作机构清洁检查。机构动作应灵活可靠,各机械转动、传动部位加注润滑油;
电动合闸后观察滚轮在托架上的位置是否正常;
清扫、检查辅助接点、二次线及接线端子,辅助接点动作是否可靠,接触是否良好;
紧固接线端子上和辅助接点上的接线螺丝,对锈蚀的辅助接点应打磨,对绝缘老化或有损伤的二次线及严重锈蚀的接线螺丝应予以更换。机构中有关检查间隙等项目详见附表。

④直流接触器检修。项目及要求见“10KV少油断路器”第④项。

⑤引线接头检查。项目及要求见第十项“各型线夹” ⑥油断路器动作情况检查。项目及要求见“10KV少油断路器”第⑥项。

⑦检查接地线的导通情况。接地线应无断裂。

⑧对接触电阻不合格者应下油箱进行处理。

⑨断路器本体除锈油漆,项目及要求见第五项“设备、构架除锈油漆要求”。

⑩填写附表三。

3.35~220KV少油断路器 ①套管清洁检查。清除支柱、断口瓷套灰尘油垢、油漆斑点;
检查瓷套有无裂纹缺损及放电闪络痕迹。

②油质、油位检查。油质试验不合格时应及时处理或更换;
断路器应无渗、漏油现象,油位指示正常并符合要求。

③操作机构清洁检查。机构动作应灵活可靠,各机械转动、传动部位加注润滑油脂;
清扫、检查辅助接点、二次线及接线端子,辅助接点动作是否可靠,接触是否良好;
紧固接线端子上和辅助接点上的接线螺丝,对锈蚀的辅助接点应打磨,对绝缘老化或有损伤的二次线及严重锈蚀的接线螺丝应予以更换。各型操作机构有关检查项目、要求详见附表。

④引线接头检查。项目及要求见第十项“各型线夹” ⑤油断路器动作情况检查。项目及要求见“10KV少油断路器”第⑥项。

⑥检查接地线的导通情况。接地线应无断裂,检查底架固定螺丝无松动。

⑦对接触电阻不合格者应分别查找,逐项处理。

⑧断路器本体除锈油漆,项目及要求见第五项“设备、构架除锈油漆要求”。

⑨填写附表四。

4.真空开关维护小修 1).清扫绝缘表面灰尘,所有摩擦部位加注润滑油。

2).检查各部位螺钉有无松动并加以紧固。

3).累计跳闸≥30次的开关,应检查开关导杆伸出导向板长度减小量数值,若此值≥3mm,则应更换真空管(合闸位置测量)。

4).检查辅助开关触头,若烧伤严重,应进行修理或更换。

5.SF6开关维护小修 A、35KV 1).检查有无漏气点。

2).检查压力表是否正常(对照温度—压力曲线)。

3).清洁瓷套。

4).检查机构,紧固螺丝。

5).传动拐臂及机构各转动部分加适量润滑油。

B、110~220KV 1).排出压缩空气罐内积水。

2).SF6气体压力和温度的测量。

3).测量压缩空气压力。

4).清洁瓷套。

(三)隔离开关 1.瓷质绝缘部分。瓷瓶清洁检查,清除油漆斑点、油垢。检查有无放电闪络痕迹和裂纹破损。

2.导电接触部分。动、静触头清洁、打磨,重新涂801电力脂或中性凡士林;
动、静触头间接触压力检查,用0.05×10m/m塞尺应塞不进。

检查调整无旁击现象。

3.机构、机械传动、转动部分。检查、分合闸动作灵活、正确、定位可靠;
更换锈蚀的开口销,各机械连接传动调节处应除锈清洗干净后涂上润滑油。

4.金属部件及构架、接地部分。除锈油漆、检查接地线无断裂,并涂黑油漆;
接地刀闸垂直连杆应涂以黑白相间色。

5.填写附表五。

(四)互感器 1.瓷质绝缘部分清洁检查。清除油漆斑点、油垢。检查有无放电闪络痕迹和裂纹破损。

2.器身渗、漏油检查。瓷套阀栏连接处、油位指示处、顶盖、二次小套管、放油阀均应无渗、漏油现象。否则,在条件许可的情况下应予以处理。

3.内有密封胶囊的互感器应打开顶盖检查是否完好无损,密封良好,否则应予以处理、更换。

4.消谐装置维护检查。消谐管是否变黑、烧坏,否则应予以更换。

5.接地部分检查,互感器接地良好,接地线无锈蚀断裂,否则应予以处理。

6.互感器清洁、除锈油漆。补充合格绝缘油,更换呼吸器内潮解硅胶。

7.填写附表六。

(五)高压熔断器 1.瓷质绝缘部分。瓷件清洁检查,清除油漆斑点、油垢,检查有无严重放电烧伤痕迹。

2.熔断器检查。测试熔断器是否导通良好,熔断器导电金具或导电夹应无松动,并清洗打磨,重新涂抹电力脂或中性凡士林。

3.金属及构件部分。除锈油漆。

4.填写附表七。

(六)母线 1.硬母线清扫检查。母线接头、引流线接头应无松动发热现象;
接头紧固,接头螺栓无锈蚀,并且平垫圈、弹簧垫圈齐全,符合接头连接要求。

2.清洁母线。检查母线固定金具无锈蚀,固定可靠。

3.软母线维护检查。母线及引流线有无烧伤、散股、断股现象,接头应紧固。

4.悬式瓷瓶、软母线固定金具检查。对锈蚀者应尽量处理或更换,更换悬式瓷瓶严重锈蚀的弹簧销。

5.绝缘子清扫检查。有无严重的闪络放电烧伤痕迹和裂纹破损,否则应更换。

6.填写附表八。

(七)电力电容器 1.瓷瓶清洁检查。清除油漆斑点及污垢,检查有无严重放电烧伤痕迹和破损。

2.器身检查。发现器身膨胀鼓肚应及时退出运行,并检查调整三相电容量平衡。器身应无渗、漏油,接线头牢固。

3.电容器熔断器检查。发现有熔丝熔断应用2500伏摇表测量电容器两极对外壳的绝缘电阻,其值应符合要求,并选用符合规定的熔丝接通熔断器。

4.电容器PT放电回路检查。回路指示灯具应完好,发现指示灯不亮应查找原因,并予以处理。

5.电容器接地部分检查。接地良好,接地线无锈蚀断裂现象。

6.填写附表九。

(八)避雷器 1.均压环固定件检查,顶部接线端检查。有无松动现象,并予以紧固处理;
锈蚀严重的均压环固定件应加工更换。

2.瓷件清洁检查。清除油漆斑点及污垢,检查有无严重放电闪络痕迹和裂纹破损。

3.铸铁端部检查。有严重裂纹破损的应予以更换。

4.放电计数器检查。密封良好,罩内无水珠,计数器动作是否正确,并置零;
不能正确动作的应予以更换,不合规格的计数器接地连接片应整改。

5.接地电阻测试。不合格者应及时检查处理。

6.除锈油漆。两节避雷器之间的间隙应用膏灰填充抹平后油漆。

7.填写附表十。

(九)避雷针 1.接地电阻测试。不合格者应及时检查处理。

2.接地线入地处至1.5米高内除锈油漆。

3.填写附表十一。

(十)各型线夹 1.设备线夹连接设备端拆头后应打磨,清洗接触面,并重新涂抹801电力脂或中性凡士林。

2.各型线夹夹接导线端应清洁并仔细检查。对夹在线夹槽中的导线,若发现有发热、烧结、变色、断股等现象必须及时解体检修(包括双槽夹板)
3.线夹连接螺栓必须进行紧固检查,滑牙、严重锈蚀的螺栓应予以更换。

4.填写各所属设备附表。

(十一)电力电缆 1.检查接头接触是否良好,有无烧伤现象,打磨清洁接头。并重新涂抹801电力脂或中性凡士林。

2.检查电缆头外壳接地是否良好。

3.检查电缆头有无漏油漏胶现象。清除流胶、流油,能及时处理则及时处理,不能及时处理的应及时汇报并作好记录。

4.检查电缆头处芯线绝缘有无损伤,所缠绝缘塑料带层是否松散、脱落,否则,应认真核实相序后采用各自的相序色绝缘塑料带包扎。

5.检查垂直布置(如10KV出现架上)电缆固定件是否严重锈蚀,固定是否牢靠,否则应予以紧固处理或更换。

6.相序标示是否明显、正确无误,否则应予以处理,并作好记录。

7.恢复接线时必须认真核实相序,防止接错线。

8.填写附表十二。

七、设备小修维护项目标准及要求(二次部分)
(一)二次线 1.清扫二次线上的灰尘杂物。

2.检查导线绝缘层是否有伤痕或老化破损,否则应予以处理或更换。

3.多胶胶质线接头应绞成一束,不能有松散现象,发现有松散则应及时处理。

4.导线接头紧固,压接处不应有伤折现象,压接螺母或螺钉不能压住绝缘层或编号管。

5.接地线接地可靠,锈蚀的接地螺丝应予以处理或更换。

6.检查经常处于活动弯曲的导线(如10KV开关柜屏与端子排弯处)。是否帮扎松散,导线受伤。

7.用1000伏摇表测量二次回路绝缘电阻,其值不应小于1欧。

8.填写二次回路小修维护记录(附表十三)
(二)熔断器 1.检查熔断器座是否牢固,两端导电夹,接触面打磨、清洁。

2.熔断器管两端导电部分打磨清洁,插入夹片内应接触良好,并有一定的接触压力,不能有松动现象。

3.填写二次回路小修维护记录(附表十三)
(三)接线端子 1.检查端子排不应有松动现象。

2.端子排上所接二次线均应进行紧线检查,保证其接线牢固可靠。

3.外观有霉变的端子(特别注意室外端子箱内、瓦斯、温度接线盒)应予以更换。

4.螺丝(特别是电流、试验端子上的)丝口损坏的应予以更换。

5.填写二次回路小修维护记录。(附表十三)
(四)继电器(控制)屏 1.屏上设备标签不清楚或不正确的,必须根据图纸或实际位置填写清楚或重新更换。

2.屏上试验设备,如转换开关、控制开关,试验按扭动作应灵活可靠,如有接触不良现象应予以处理或更换。

3.屏上接线不应有松动、脱落,应进行紧线检查。

4.填写二次回路小修维护记录(附表十四)。

(五)二次电缆 1.注意二次电缆绝缘,发现绝缘电阻不合格者应及时处理或更换。

2.发现二次电缆交流、直流混用能处理则及时处理,不能及时处理的应及时汇报,并作好记载。

3.检查电缆出头处洞隙,没封堵好的应堵好。

4.填写二次回路小修维护记录。(附表十三)
(六)切换、连接压板 1.压板正面螺杆长度调节,以确保压板接触可靠,核实压板与它所对应的标签应正确一致。

2.打磨清洁压板接触面。

3.填写二次回路小修维护记录(附表十三)
(七)端子箱 1.检查密封性能是否良好,保证可靠的防雨防潮。

2.端子箱内部清洁检查。如有损坏、陈旧而不能保证可靠运行的设备,能处理的应及时处理,不能及时处理的应及时汇报,并作好记录。

3.检查端子箱底部电缆入口处,若有洞隙应加以封堵。

4.填写二次回路小修维护记录(附表十三)
(八)继电器 1.定检中应严格按规程进行继电器的机械特性和电气特性检验。

2.继电器外壳清洁,并检查是否密封严密。

3.检查内部接线和外部端头接线应紧固。

4.继电器动作元件检查。是否灵活无卡涩,检查调整接点压力、开距、对接点有烧结毛利的应打磨,严重的应予以更换。

5.检查插键式继电器的插座夹具是否压力良好。

6.对运行20年以上的继电器应陆续予以更换。

7.DX-31型继电器应换为DX-31A或DX-31B型。

8.拆除DEB-115型继电器⑥,⑩内部联线。

9.铁质接线螺丝、螺帽、平垫应换为铜质品。

10.填写二次回路小修维护记录(附表十三)。

(九)主变压器通风控制回路 1.主变保护定检时应作通风装置启动试验,包括自动和手动。切换开关动作应可靠,通风装置电源应正常。

2.对用于主变通风控制回路的继电器等元件应作机械特性和外观检查,若有损坏或受潮等应检修处理或更换。

3.填写二次回路小修维护记录(附表十五)。

(十)有载分接开关 1.检查装置电源是否正常,熔断器是否熔断,电源开关分、合是否可靠。

2.随同定检作开关的切换动作试验,具体要求见一次设备变压器部分。

3.作有载分接开关瓦斯继电器的跳闸和复归试验,并注意有关灯光信号指示是否正确。

4.填写二次回路小修维护记录(附表十六)。

(十一)瓦斯继电器 1.检查瓦斯继电器密封性,试验后应擦干变压器油,观察是否有渗、漏油现象。

2.作探针跳闸试验时,若发现探针随盖子一同旋转,应立即停止工作并汇报。

3.作打气和探针试验,应观察瓦斯继电器动作是否可靠。

4.检查继电器接线盒、中间接线盒的密封性。

5.填写二次回路小修维护记录(附表十七)。

(附表略)
修订:
审核:
    设备缺陷管理标准 Q/YBD-20402-2001 1 为加强运行设备的缺陷管理,及时消除缺陷,提高设备健康水平,确保安全生产,提高电能质量和供电可靠性,特制定本标准。

2 本标准适用于我局各检修、运行、调度和管理部门。

3 运行设备的缺陷管理分为三级管理:班组站管理、车间管理和供电局管理。

4 运行设备的缺陷实行归口管理,各职能部门按职责归口管理、统计、上报等。

4.1 生技科:高压设备的缺陷管理 4.2 营销部:城网0.4KV及以下配电设备和用户设备的缺陷管理。

4.3 缙能公司:公司内资产和代维用户设备的缺陷管理。

4.4 瑞阳公司:农网设备(含主业资产0.4KV及以下配电设备)缺陷管理。

4.5 工程管理部门:负责督促施工部门处理施工中的缺陷及质量回访期(1年内)的缺陷管理。

5 设备缺陷的分类:
5.1 一般缺陷:在近期不影响安全运行的缺陷。运行人员对此类缺陷应注意监视。处理时间:利用停电机会或按计划安排处理。

5.2 重大缺陷:在短期内不会发展成为事故,但影响设备安全运行的缺陷。此类缺陷在运行中必须加强监视,处理时间:原则上不超过24小时。

5.3 紧急缺陷:不能保证设备继续安全运行,随时可能发生事故损坏设备的缺陷。必须立即处理。

5.4 重大缺陷和紧急缺陷合并称为一类缺陷。

6 缺陷管理:
6.1 班组站缺陷管理:
6.1.1 运行人员必须按规定对设备进行周期巡视检查。发现设备缺陷,现场条件允许,能自行处理的应立即处理。不能处理的查明情况汇报站(班)长,并记入“设备缺陷记录薄”。

6.1.2 对于重大、紧急缺陷,运行人员应及时报告调度和车间管理人员,对于可能造成事故来不及汇报的缺陷,应按事故处理有关规定采取果断措施,然后再行汇报。

6.1.3 运行值班人员应及时受理检修人员对重大、紧急缺陷提出的检修申请,向调度汇报并提出检修申请,并负责检修人员缺陷处理的验收工作(包括记录)。

6.1.4 检修人员消缺后,应在“设备缺陷记录薄”和“设备修试记录薄”上作好相关记录,对现场发现的临时缺陷,必须立即处理,不能处理的应汇报现场负责人或车间管理人员。

6.1.5 按规定向车间上报“设备缺陷报表”。

6.2 车间缺陷管理:
6.2.1 运行部门:
6.2.1.1 运行部门在接到缺陷汇报后,应分析归类,并指导运行人员自行处理,不能处理的必须查明情况,一般缺陷书面传递检修部门(随接随传),以便检修部门安排处理。

6.2.1.2 对于重大、紧急缺陷,查明情况后,必须24小时汇报生技科相关专责,并填写重大、紧急缺陷通知单(一式三份)传检修单位、生技科各一份。

6.2.1.3 运行部门每月5日前书面分类上报上月缺陷报表(当月全部缺陷)。变电站内缺陷报生技科、安监科变电专责和变配电公司检修专责;
送配电线路缺陷报生技科、安监科线路专责和送配电公司检修专责。

6.2.2 检修部门:
6.2.2.1 检修部门在接到运行部门缺陷通知后,应尽可能结合计划工作处理,一般缺陷按计划安排,重大缺陷原则上不超过24小时,紧急缺陷必须立即处理。

6.2.2.2 检修部门接到生技科重大、紧急缺陷通知后,向运行人员提出检修申请(线路缺陷向线路值班室申请)。不立即处理的将原因及安排情况告之运行人员或线路值班人员。

6.2.2.3 检修部门应作好物质和备品备件计划,对于重大和紧急缺陷所需的材料、设备,应书面提交物质部门。物质部门应立即安排。

6.2.2.4 检修部门应在每月5日前书面上报缺陷报表(上月缺陷处理报表和本月缺陷处理计划表)分别报生技、安监、运管所相关专责。

6.2.3 调度部门:
6.2.3.1 调度值班人员接到运行人员的缺陷汇报后,根据情况按调度规程处理。

6.2.3.2 负责安排运行人员提出的重大、紧急缺陷的检修申请。

6.2.3.3 调度日报表上应统计当日缺陷,并注明已处理和未处理,对未处理的缺陷应注明安排情况。

6.2.3.4 线路值班室在接到设备缺陷汇报后,应按规定通知相关的部门。

6.2.3.4.1 城网10KV配电线路(参照职责划分文件规定)及送电线路通知运管所;

6.2.3.4.2 农网线路(参照职责划分文件规定)通知瑞阳公司。

6.2.3.4.3 城网10KV公用配电房、公变(参照职责划分文件规定)及城网低压通知低客部。

6.2.3.4.4 受理重大、紧急缺陷的检修申请 6.2.3.4.5 对用户资产的缺陷,属城网10KV线路的通知送配电公司,配变及配电房设备通知低压客户服务部,属农网范围的通知瑞阳公司,对用户说明有偿服务,负责双方的联系、协调工作。

6.3 供电局缺陷管理:
6.3.1 各职能部门按归口管理各类缺陷,负责检查、督促消缺情况。

6.3.2 各职能部门按照车间上报的设备缺陷及消缺情况进行分类统计,安排督促有关部门处理,并按照规定上报市电力公司有关部门。

6.3.3 对于重大、紧急缺陷各职能部门在接到汇报后应及时安排检修部门处理。对消缺中发生的问题应采取措施,协调各有关部门并向局主管领导汇报。

6.3.4 对不属本局处理的设备缺陷,相关职能部门应书面通知有关单位,并抄报电力公司有关部门。

7 考核:
7.1 对未按时上报“设备缺陷报表”、“设备消缺报表”一项次,扣责任部门200元。

7.2 未及时汇报、漏报、慌报和误报设备缺陷一项次,视情况扣责任部门500-1000元。

7.3 对不受理、不安排处理缺陷的部门,视情况一项次扣责任部门500-1000元。

7.4 消缺率每降低1%,扣责任部门200元。

7.5 对不按规定消缺而造成事故或障碍者,按有关安全考核办法执行。

7.6 非本部门责任,处理缺陷所发生的人工费、车辆台班费等由各职能部门核实后,在相关扣款中补给。

8 其它:
8.1 各运行、检修、调度部门应建立内部相应的缺陷管理制度,并报生技科。缙能公司也应建立内部缺陷管理制度。

8.2 设备消缺率(月统计)必须达到:一类缺陷(重大、紧急缺陷)≥95%;
二类缺陷(一般缺陷)≥70%。缺陷存在的时间不能超过90天,检修单位和运行单位的消缺率必须一致。

8.3 其它专业归口管理的缺陷除按专业归口管理外,同时按此制度进行管理。

8.4 按照职责划分,瑞阳公司既是检修单位又是运行单位,但主业资产10KV配网设备的管理职能归生技科。所以相应的设备缺陷应按照主业车间规定上报生技科,其余管理职能在公司内部。

8.5 对于用户资产设备的缺陷,送配电公司、低压客户服务部和瑞阳公司在接到线路值班室通知后,应主动与用户联系,不得推诿,并按规定收费,实行有偿优质服务。

8.6 缺陷信息的传递以10分钟为限,超过10分钟则越级传递,但紧急缺陷除外。

8.7 本标准从公布之日起执行,其解释权属生技科。未尽事宜由生技科负责按有关规定处理。各部门在执行中的意见或建议请报生技科,原碚电生(2000)2#文件同时作废。

修订:
审核:
    开关设备临修周期管理标准 Q/YBD-20403-2001 为加强开关设备的检修维护管理,提高开关设备的运行质量,确保供电可靠性、安全性。根据一九九九年十二月**市电力公司召开的“高压开关设备专业工作会议”精神和“高压开关设备检修和试验周期的原则规定”。现重新颁发“**供电局开关设备临修周期管理标准”,请各部门遵照执行。

1 多油断路器和少油断路器 1.1 在一般情况下,35KV、110KV、220KV少油断路器每5年大修一次,每隔2年配合预试工作小修一次;
10KV少油断路器每隔3年大修一次,每隔2年配合预试工作小修一次。

1.2 新安装的油断路器,在投运后的第二年进行大修。

1.3 油断路器在下列情况下应进行大修:
1.3.1 断路器开断短路容量小于30%断路器额定开断容量的累计开断次数达到10次;

1.3.2 断路器开断短路容量在30%-60%断路器额定开断容量的累计开断次数达到8次;

1.3.3 断路器开断短路容量在60%-80%断路器额定开断容量的累计开断次数达到6次;

1.3.4 断路器开断短路容量在80%-100%断路器额定开断容量的累计开断次数达到4次;

1.3.5 断路器开断短路容量大于断路器额定开断容量,如果是近区故障,开断次数为1次;
如果是远区故障,累计开断次数达到3次且开关外部正常;

1.3.6 累计操作次数达到原部颁《检修工艺导则》规定的。若无明确规定的,按100次;

1.3.7 经预防性试验发现严重缺陷或在运行中发现严重异常的。

1.4 同一台110KV、220KV少油断路器液压机构,一年内出现两次不同部位、不同原因引起的跑油、泄压故障应进行一次大修;

1.5 初始状态较好的非老型和无先天性缺陷的油断路器,在执行第三条规定的前提下,若同时满足下列条件,经总工批准,可将第一条规定的大修周期延长1-3年:
1.5.1 按大修标准和项目进行的电气试验、机械特征测试、本体与机构调整和机械传动部件检查等合格;

1.5.2 无明显渗漏油、无严重锈蚀、密封垫无老化现象;

1.5.3 无其他直接危及安全运行的缺陷。

2 SF6断路器 2.1 一般情况下,SF6断路器本体在投运15年后应进行一次大修,气体操动机构和液压操动机构在投运7-8年后应进行一次大修,弹簧机构在断路器操作次数达到制造厂规定的机械寿命时,应进行一次大修。

2.2 SF6断路器每2年结合预防性试验进行一次维护检查。

2.3 SF6断路器在下列情况下应进行一次解体大修:
2.3.1 小电流开断4000次操作后;

2.3.2 额定电流开断2000次操作后;

2.3.3 额定短路电流开断20次操作后;

2.3.4 开断故障电流和负荷电流累计达3000KA时;

2.3.5 经维护检查和预防性试验发现严重缺陷或在运行中发现严重异常。

SF6断路器所配气动操动机构和液压操动机构在下列情况下应进行一次大修:
2.4.1 同一台气动操动机构或液压操动机构一年内出现两次不同部位、不同原因引起的跑气(油)、泄压故障;

2.4.2 操作次数达到制造厂规定的机械寿命时。

2.5 初始状态较好的非老型和无先天性缺陷的SF6断路器,在执行第三条规定的前提下,若同时满足下列条件,经总工批准,可将第一条规定的大修周期延长至20年:
2.5.1 按制造厂制定的大修标准和项目进行的电气性能试验、机械特性测试、本体与机构调整和机械传动部件检查等合格;

SF6气体无渗漏、无严重锈蚀、密封垫无老化现象;

2.5.3 无其他直接危及安全运行的缺陷。

3 真空断路器 3.1 真空断路器不需解体大修,但需结合预试进行维护检查和调整,周期为2年一次;

3.2 真空断路器的操作次数达到200次时,应进行一次维护检查和调整;

3.3 检查和调整的项目除了真空度检查、开距和接触行程检查、触头压力检查,三相同步性能检查、分合闸速度检查、触头弹跳检查外,还有操动机构各部位检查以及外部电气连接和绝缘检查,包括控制电源辅助触点等。调整的方法应按真空断路器安装使用说明书的规定进行。

4 隔离开关 4.1 安装于户外的GW4、GW5、GW6等同类型隔离开关应每隔5年大修一次,小修应结合预防性试验每隔2年进行一次;

GW16、GW17等同类型隔离开关应每隔10年大修一次,小修应结合预防性试验每隔2年进行一次。

5 相关规定 5.1 运管所负责分别统计开关的事故跳闸次数和操作次数,已检修的开关的跳闸次数应累计统计,按月、年汇总报生技科。年终没有达到临修周期的开关的跳闸次数统计在次年。

5.2 对少油断路器,在差一次达到临修周期时,由运行人员向运管所汇报,运管所传变配电公司,原则上变配电公司在一个星期内安排处理。

5.3 少油断路器的油色不作为开关临修的标准。

      附件:
各变电站开关设备临修周期表 变电站名称 开关编号 型 号 母线短路容量/开关遮断容量 临修周期(开关事故跳闸次数)
备 注 梅 花 山 220KV(261、262)SW2型两台 5480/12000=0.46 8     220KV(260、201、202)ABB公司SF6开关3台 5480/17000=0.32 短路跳闸250 正常操作4000 正常操作为带负荷操作   110KV(101、102、100)
2150/10000=0.22 短路跳闸 正常操作为带负荷操作 ABB公司SF6开关3台 375 正常操作4000   110KV所有出线开关SW2型10台 2150/6000=0.36 8     10KV(901、902、903、904)总路ZN12/10/3000型4台   200 小修(包括所有操作)
  10KV所有出线及站用变开关SN10-10Ⅱ型 400/500=0.8 6     10KV(930、940)旁路ZN65A/10/1250型2台   200 小修(包括所有操作)
  10KV所有电容器开关ZN28/10/1250型8台   200 小修(包括所有操作)
玉 皇 观 220KV(201)总路LW15-220型1台 4400/12000=0.37 短路跳闸300 正常操作4000 正常操作为带负荷操作   110KV所有开关LW14-110型9台 780/6000=0.13 短路跳闸750 正常操作4000 正常操作为带负荷操作   10KV(901、912)开关ZN28A-12Q/40KA型2台   200 小修(包括所有操作)
  10KV出线、站变和电容器开关ZN28A-12Q/31.5KA   200 小修(包括所有操作)
北 碚 110KV(121、122、123)开关LW14-110型3台 1423/6000=0.24 短路跳闸450 正常操作4000 正常操作为带负荷操作   10KV是YH1H型真空开关   200 小修(包括所有操作)
东 阳 110KV所有开关SW6型7台 1337/6000=0.22 10     35KV所有开关DW13-35型8台 408/1200=0.34 8     10KV(601、602、610)开关SN10-10Ⅲ型3台 285/750=0.38 8     10KV其它开关SN10-10Ⅱ型 285/500=0.57 8   合 川 110KV(124)开关ABB公司SF6开关1台 840/10000=0.08 短路跳闸750 正常操作4000 正常操作为带负荷操作   110KV(101、102、110、122)开关LW26-110型4台 840/6000=0.14 短路跳闸750 正常操作4000 正常操作为带负荷操作 合 川 110KV(121、123)开关SW3-110W型2台 840/3000=0.28 10     35KV所有开关DW13型6台 255/1200=0.21 10     10KV(601、602、618、619)开关ZN28-10型   200 小修(包括所有操作)
  10KV分段(610)SN10-10Ⅲ型 177/750=0.24 10     10KV其它运行开关SN10-10Ⅱ型 177/500=0.35 8   水 110KV所有开关SW3-110W 1040/4000=0.26 10   土 型3台   10KV601开关ZN12-10型   200 小修(包括所有操作)
  10KV(602、610)开关SN10-10Ⅲ 335/750=0.45 8     10KV其它开关SN10-10Ⅱ型 335/500=0.67 6   三 汇 110KV所有开关SW3型 561/4000=0.14 10   三 汇 35KV(310、322)开关DW13型 227/1200=0.19 10     35KV其它开关DW8型 227/300=0.76 6     6KV所有开关 204/300=0.68 6   缙 云 山 110KV(121、124)开关LW26-110型 1419/6000=0.24 短路跳闸450 正常操作4000 正常操作为带负荷操作   110KV其它开关LW14-110 1419/6000=0.24 短路跳闸450 正常操作4000 正常操作为带负荷操作   35KV所有开关SN10-35型 415/1200=0.35 8     10KV所有开关ZN28型   200 小修(包括所有操作)
蔡 家 110KV所有开关ABB公司SF6开关 1214/10000=0.12 短路跳闸500 正常操作4000 正常操作为带负荷操作   10KV(601、614、616、610、   200 小修(包括所有操作)
624、)开关ZN28-10型   10KV(602)开关ZN12-10型   200 小修(包括所有操作)
  10KV其它开关SN10-10Ⅱ型 404/500=0.81 4   静 观 110KV所有开关SW6型 859/6000=0.14 10     10KV(613、624)ZN12和ZN28型   200 小修(包括所有操作)
  10KV(601、602、610)SN10-10Ⅲ 224/750=0.3 10     10KV其它开关SN10-10Ⅱ型 224/500=0.45 8   歇 马 110KV所有开关ABB公司SF6开关 1112/10000=0.11 短路跳闸600 正常操作4000 正常操作为带负荷操作   10KV是ZN28A-10/3150真空开关   200 小修(包括所有操作)
盐 井 35KV是SN10-35型3台 143/1200=0.12 10     10KV(601、602、610)是ZN10-10   200 小修(包括所有操作)
  10KV其它所有开关SN10-10Ⅱ 93/500=0.19 10   清 平 35KV(322)开关DW13型 135/1200=0.11 10     35KV其它开关LW8型3台 135/1200=0.11 短路跳闸1500 正常操作4000 正常操作为带负荷操作   10KV开关SN10-10Ⅱ型 63/500=0.13 10   代 家 沟 35KV全部是LW8-35型3台 202/1200=0.17 10     10KV(602、610、612、622)是ZN28-10型   200 小修(包括所有操作)
  10KV其它开关SN10-10Ⅱ 104/500=0.21 10   华 川 35KV开关全部是DW3 142/1200=0.12 10     10KV开关全部是SN10-10Ⅰ 30/500=0.06 10   五路口 10KV开关全部是SN10-10Ⅱ 166/500=0.33 8   天奇开闭所 10KV开关是ZN28-10/1250   200 小修(包括所有操作)
修订:
审核:
    备品备件管理标准 Q/YBD-20404-2001 备品备件的管理涉及电力系统的安全生产和运行,是一件很重要的工作,为搞好此项工作,促进安全生产。特制定本标准。

1 备品备件指比较关键的设备或配件,或者采购较为困难的,备品备件主要用于事故处理急需。

2 各车间所需要的备品备件由各车间于每年十月前编制全年所需备品备件品种及数量清单并报生技科审核,由生产局长(或总工)批准后,然后由供应部门按此储备备品备件。

3 备品备件资金按单价1000元为限,单价1000以下由各车间生产成本解决,单价1000元以上由供电局统一解决。

4 各车间应设立专门的备品小库,用于储备事故备品,不得与生产维护相混用。若确实需要,可先暂时借用,但必须在20天内补足。

5 各车间应制定具体的事故备品管理办法报生技科备查。并随时保证备品备件的最低限额,以满足生产的需要。

6 在发生事故或重大障碍时,若因无备品备件而影响处理者,将对有关车间进行考核。

修订:
审核:
      变电站室外软母线绝缘子运行维护管理标准 Q/YBD-20405-2001 变电站室外软母线绝缘子的运行维护由送配电公司负责,现将有关事项具体规定如下:
1 送配电公司负责我局管辖范围内的所有变电站(含华川、何须洞)变电站的室外软母线绝缘子的清扫、测量“零值”等运行维护工作。

2 三汇、盐井、蔡家站的维护周期为一年一次,其余变电站为两年一次。

3 上述工作应配合变配电公司的停电计划进行,并由变配电公司负责工作票的签发及担当工作负责人,变配电公司应根据“逢停必扫”的原则,同时进行母线刀闸瓷瓶的清扫工作。

4 送配电公司在上述工作结束后,应由值班员验收合格并在变电站一次设备修试纪录薄的相关回路上做好纪录。

5 送配电公司应建立变电站的室外软母线绝缘子的台帐、记录等运行资料。

6 上述工作将纳入供电局工作考核范围内。本标准从颁布之日起执行 修订:
审核:
      变电设备评级管理标准 Q/YBD-20406-2001 设备评级是设备技术管理的一项基础工作。设备定期评级既可全面掌握设备的技术状况,有可加强对设备的小修维护与改进,使设备经常处于完好状态。由设备评级所确定的设备完好率是我局达标创一流的主要考核指标之一。因此,在评级中必须严格按照部颁“设备评级办法及评级标准”认真进行每个季度的设备评级工作,提高评级质量,以促进管好设备,确报电网安全运行。

1 设备评级工作分三级管理:变电站、运行管理所、供电局。

2 每季度末15日前由运管所组织分别到各个变电站对现场实际设备按设备评级范围进行评级,每个单元、每个回路必须走到位,不能漏评,以反映设备的真实健康状况。站长必须一同参加评级工作,并将返回的设备评级结果上墙公布。

3 每个季度末20日前由运管所将设备评级结果填写设备评级表一式三份,对二、三类设备应写明设备具体缺陷及处理意见,经运行专责、所长签字盖章,然后报送生技科。

4 生技科收到设备评级报表后,根据设备评级标准及有关设备缺陷存在情况进行审核,经总工程师批准签字,返回2 份给运管所(运管所将其中一份及时返回变电站)。同时按市电力公司规定,填写设备评级结果报表,经领导审核、签字盖章后,每半年末25日前报送市局生技处。

5 考核 5.1 若未按规定时间进行设备评级并填写报表,每一起扣奖金50元。

5.2 设备评级未走到位、漏评或站长未参加评级,每一起扣奖金50元。

5.3 设备评级上墙类别与设备缺陷记录不吻合,每一起扣奖金50元。

5.4 设备评级结果未上墙公布,每一起扣奖金50元。

6 本标准自公布之日开始执行。

修订:
审核:
    架空送电线路设备评级管理标准 Q/YBD-20407-2001 1 范围 本标准规定了**供电局架空送电线路设备评级的原则、分类、办法和标准。

本标准适用于**供电局架空送电线路。

2 引用标准 下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用成为本标准条文。本标准出版时,所示版本均为有效。所有标准都会被修订,使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

《架空送电线路运行规程》
1979年 《110KV~500KV架空送电线路设计技术规程》
DL/T 5092-1999 3 设备评级的原则 架空送电线路设备评级工作是掌握和分析设备状况,加强设备管理,有计划的提高设备健康 水平的一项有效措施。它不仅是线路技术管理的一项基础工作,而且又是企业管理重要的考 核指标之一。通过设备评级,真正把设备用好、修好、管好。使设备经常保持在健康状况下 安全经济运行。

设备评级应根据设备实际运行状况,按设备评级标准的要求,并结合线路运行经验进行。在 具体评定一个单元的级别时,应综合衡量备件的状况,并以单元总的健康水平为准。

4 设备评级的分类和划分 设备评级分为一、二、三类:一、二类设备为完好设备。三类设备为不良设备。

完好设备占参加评级设备的百分数为架空线路设备的完好率。

线路设备评级以条为单元,支接线和T接线应包括在一条线路之内,同杆架设的双回线按二个 单元统计,若双回线公用一台出线开关时则按一个单元统计。

每个单元包括:杆塔及基础、导地线、绝缘子及金具、防雷接地装置及拉线、其它等方面。

5 设备评级的办法 设备评级工作每季度进行一次,应由供电局组织有关人员进行。运管所线路专责分别于每季度末28日将设备评级表报生技科,供电局生技科线路专责分别于七月五日和翌年一月五日前将设备评级表报市局生技部。

(设备评级报表见附表)。

6 设备评级标准 6.1 一类设备标准 一类设备技术性能良好,能保证线路长期安全经济运行。

6.1.1 杆塔及基础。

6.1.1.1 铁塔结构完好,塔材仅有轻微锈蚀,铁塔主材无弯曲、断裂现象,塔材各部件连接牢固 ,螺检齐全,塔身倾斜不超过5%,铁塔基础牢固,防洪设施完善。

6.1.1.2 水泥电杆无腐蚀、露筋、空洞、松酥等现象,预应力电杆无裂纹,非预应力电杆无有害 裂纹。

6.1.2 导地线无金钩、松股、烧伤的缺陷,断股已做处理,接头符合要求,有防振措施。导线驰度符合要求,误差在+5%~-2.5%之间,三相不平衡度不超过200毫米。交叉跨越及各部空气间隙距离均符合规定。地线仅有轻微锈蚀。

6.1.3 绝缘子和金具 6.1.3.1 绝缘子瓷表面无裂纹、击穿、烧伤,铁件完好无裂纹,绝缘子串连接牢固,直线绝缘子串偏移不超过规定值,污秽区绝缘子串泄漏比距满足污秽等级要求。

6.1.3.2 线路各部金具齐全、安装牢固、强度符合要求,防振锤安装牢固,各种销子完好,无代用品。

6.1.4 防雷接地装置及拉线 6.1.4.1 防雷设施安全,符合设计要求。各部间隙、绝缘配合、架空地线保护角、绝缘地线间隙均符合规程要求。接地装置完善,接地电阻符合规程要求。

6.1.4.2 拉线装置完善,无松动、松股、断股现象。锚具螺帽齐全,接线和拉线棒仅有轻微锈蚀,拉线基础无下沉、塌方、缺土现象。

6.1.5 其它 线路防护区、巡线通道均符合规程要求,标志牌齐全,运行、检修、试验等资料记录齐全。

6.2 二类设备标准 二类设备指设备技术性能基本完好,个别零部件虽存在一般缺陷,但不影响线路在一定期限内安全经济运行。

6.2.1 杆塔及基础。

6.2.1.1 铁塔结构完整,塔材有一般锈蚀,铁塔主材无明显弯曲、断裂现象,螺栓齐全,个别螺栓有松动现象。塔身倾斜不超过10%,铁塔基础牢固,防洪设施完善。

6.2.1.2 水泥电杆无腐蚀、露筋、空洞现象。预应力电杆无横裂、无有害纵裂,非预应力电杆无有害裂纹。

6.2.2 导地线 导地线无金钩、松股、烧伤等缺陷,断股已做处理,接头无裂纹、鼓、残线段,有防震措施。导线驰度符合要求,误差在+6%~3%之间,三项不平衡度不超过500mm。交叉跨越及各部空气间隙虽不符合规程要求,但不影响安全运行,地线有一般锈蚀。

6.2.3 绝缘子和金具 6.2.3.1 绝缘子瓷表面无裂纹、击穿,铁件完好无裂纹,仅有轻微锈蚀,绝缘子串连线牢固,直线绝缘子串偏移不超过规定值,污秽区绝缘子有防污措施。

个别绝缘子有烧伤、破损现象、但不影响安全运行,绝缘子虽有零值,但不超过规程规定。

6.2.3.2 线路各部金具齐全,安装牢固,强度符合要求,防震锤安装牢固。

6.2.4 防雷接地装置及拉线 防雷设施安全,基本符合设计要求。各部位间隙、绝缘配合、架空地线保护角、绝缘地线间隙基本符合规程要求,锚具螺帽齐全,接线和拉线棒虽有一般锈蚀,但强度符合要求,拉线基础无严重下沉、塌方、缺土现象。

6.2.5 其它 线路防护区、巡线通道均符合规程要求,设备标志基本齐全。运行、检修、试验等主要资料记录齐全。

6.3 三类设备标准 线路主要设备有重大缺陷,不具备以上一、二类设备标准的均属三类设备。

7 考核与检查 根据企业目标管理分解指标和岗位经济责任制规定由部门或分管领导考核。

附表:设备评级报表 分类 电压 等级(kV) 合计 一类 二类 三类 完好率(%)   条 公里 条 公里 条 公里 条 公里 条 公里 35                     110                     220                     330                     500                     修订:
审核:
    10千伏架空配电设备评级管理标准 1 范围 本标准规定了**供电局10KV架空配电线路设备评级的原则、分类、办法和标准。

本标准适用于**供电局10KV架空配电线路。

2 引用标准 下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用成为本标准条文。本标准出版时,所示版本均为有效。所有标准都会被修订,使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

《架空配电线路及其设备运行规程》(试行)
SD 292-88 《架空配电线路设计技术规程》
SDJ 206-87 《电气装置安装工程35KV及以下架空送电线路规范》
GB50173-92 《电气装置安装工程施工及验收规范》
GBJ-232-82 (第十二篇 10KV及以下架空配电线路篇)
3 设备评级原则 设备评级根据设备实际运行情况,设备评级标准的要求,结合运行经验进行,以设备总的健康水平为准。

4 设备评级的分类和划分 4.1 设备的评级分为一、二、三类,一、二类设备为完好设备;
三类设备为不良设备。完好设备占参加评级设备的百分数为架空配电线路设备的完好率。

4.2 线路设备以馈线为单元,包括支路。同杆架设双回路按两个单元统计,每个单元包括:杆塔及基础、导线、绝缘子及金具、拉线、避雷器、防雷接地装置,柱上开关,高压刀闸、跌落开关及其它等方面。

4.3 配电变压器以变压器台架为单元,每个单壳包括:高、低压刀闸、高压跌落开关、高、低压避雷器、配电变压器、高、低压出线、低压侧总开关(或刀闸)、(无开关应含总低压干线)、接地装置、台架金具等七个方面。

5 设备评级的方法 设备评级工作每季度进行一次,由各车间部门领导组织设备运行、检修专责和试验等有关人员进行。分别于每季度末28日以前将设备评级表报生技科。

6 设备评级标准 6.1 一类设备 一类设备指设备技术性能良好,能保证线路或变压器等配电设备长期安全运行。

6.1.1 杆塔及基础 6.1.1.1 水泥杆无腐蚀、露筋、空间、松酥等现象。无有害裂纹。

6.1.1.2 铁塔结构完好,塔材仅有轻微锈蚀,铁塔主材无弯曲、阶级现象,塔材各部件连接牢固、螺栓齐全,塔身倾斜不超过5%,基础牢固。

6.1.2 导线 导线无金钩、松股、烧伤缺陷,断股已做处理,接头符合要求,导线驰度符合要求,误差在5%,水平排列,驰度相差不应大子50毫米,对地、交叉跨越及各部空气间隙距离均符合规定。

6.1.3 绝缘子 6.1.3.1 绝缘子瓷瓶表面无裂纹、烧伤、损伤,铁脚、铁帽无锈蚀松动、变形;

6.1.3.2 污秽区绝缘子(串)泄漏距满足污秽等级要求;

6.1.3.3 线路各部金具齐全、安装牢固、强度符合要求,各种销子完好,无代用品。

6.1.4 防雷设施 6.1.4.1 避雷器瓷瓶套管无裂纹、损伤、闪络痕迹。表面无脏污;

6.1.4.2 避雷器固定牢固,引线连接良好;

6.1.4.3 接地装置完善,接地电阻符合规程要求。

6.1.5 拉线 6.1.5.1 拉线装置完善,无松动、松股、断股现象;

6.1.5.2 UT线夹螺帽齐全;

6.1.5.3 拉线仅有轻微锈蚀;

6.1.5.4 拉线固定牢囱,拉线基础无塌方、下沉、缺土现象;

6.1.5.5 拉线无妨碍交通,对地距离符合要求。

6.1.6 杆上变压器 6.1.6.1 瓷套管无脏污、裂纹、损坏,无闪络痕迹;

6.1.6.2 各密封垫无老化、开裂,无渗油现象;

6.1.6.3 电气接点无发热、变色、冒火、冒烟;

6.1.6.4 油温、油色面正常,无异声、异味;

6.1.6.5 一、二次熔断器齐备,熔丝大小合适;

6.1.6.6 变压器绝缘电阻合格;

6.1.6.7 油质按期化验合格有化验单;

6.1.6.8 变压器台架高度符合规定,无倾斜、下沉。

6.1.7 油开关、SF6 开关、隔离开关和跌落开关 6.1.7.1 瓷套管无脏污、裂纹,损坏,无闪络痕迹;

6.1.7.2 油开关无渗油现象,SF6 开关无漏气现象;

6.1.7.3 跌落熔丝管无弯曲变形;

6.1.7.4 电气触头、接头、接触或连接良好,无过热、烧损、熔化现象. 6.1.8 其它 设备标志齐全,运行、检修、试验等资料和台帐齐全。

6.2 二类设备标准 二类设备指设备技术性能基本完好,个别零部件虽存在一般缺陷,但不影响线路在一定期限内安全经济运行。

6.2.1 杆塔及基础 6.2.1.1 水泥杆无所蚀、露筋、空洞现象,无有害裂纹;

6.2.1.2 铁塔结构完整,塔材有一般锈蚀,铁塔主材无明显弯曲、断裂现象,螺栓齐全,个别螺栓有松动现象,塔身倾斜不超过10%铁塔基础牢固。

6.2.2 导线 导线无金钧、松股、烧伤等缺陷,断股已做处理,接头无裂纹、鼓、残等现象;
有防振措施,导线驰度符合要求,误差不超过一5%或+10%,交叉跨越及各部空气间隙虽不符合规程要求,但不影响安全运行。

6.2.3 绝缘子 6.2.3.1 绝缘于瓷瓶表现无裂纹、烧伤缺陷,铁脚、铁帽仅有轻微锈蚀;

6.2.3.2 污秽区绝缘子(串)泄漏距离满足污秽等级要求;

6.2.3.3 线路各部金具齐全、安装牢固,强度符合要求。

6.2.4 防雷设施 6.2.4.1 避雷器瓷瓶套无裂纹、损伤、无闪络痕迹;

6.2.4.2 避雷器固定牢固,引线连接良好;

6.2.4.3 接地装置完善,接地电阻符合规程要求。

6.2.5 拉线 6.2.5.1 拉线装置完好,无松股、断股现象;

6.2.5.2 UT线夹螺帽齐全;

6.2.5.3 拉线仅有一般锈蚀,但强度符合要求;

6.2.5.4 拉线基础无严重塌方、下沉、缺土现象:
6.2.5.5 拉线无妨碍交通,对地距离基本上符合要求。

6.2.6 杆上变压器 6.2.6.1 瓷套无裂纹、损坏,无闪络痕迹;

6.2.6.2 各密封垫无老化、开裂,基本上无渗油;

6.2.6.3 电气接点无发热、变色、冒火、冒烟;

6.2.6.4 油温、油色、油面基本正常,无异声、异味;

6.2.6.5 一次跌落开关熔丝大小合适;

6.2.6.6 变压器绝缘电阻合格;

6.2.6.7 变压器台架符合规定,基本上无倾斜、下沉。

6.2.7 杆上油开关、SF6开关、隔离刀闸和跌落开关 6.2.7.1 瓷件无裂纹,破损和闪络痕迹;

6.2.7.2 油开关基本上无渗油现象,SF6开关基本上无漏气; 6.2.7.3 跌落熔丝管无弯曲变形;

6.2.7.4 电气触头、接头接触或连接良好,无过热、烧损、熔化现象。

6.2.8 其它 设备标志基本齐全,运行、检修、试验等主要资料和台帐齐全。

6.3 三类设备 线路或配电变压器主要设备有重大缺陷,不具备二、二类设备标准的均属三类设备。

7 考核与检查 根据企业目标管理分解指标和岗位经济责任制规定由部门或分管领导考核。

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    消除充油设备渗漏管理标准 1 职责分工 1.1 成立以生产局长为首的充油设备消除渗漏油工作领导小组,负责本局充油设备消除渗漏工作的领导协调。

1.2 生技科负责日常管理,督促充油设备渗漏点的消除,与局外施工单位的工作协调。

1.3 运管所负责检查设备渗漏情况,提供设备渗漏准确部位,并积极配合消缺。

14 变配电工程公司负责所辖变电站、开闭所充油设备渗漏治理、实施、消除工作(属外单位消除部分除外)。

1.5 生活公司负责所辖变电站的生产、生活及消防水系统的渗漏处理及开关场积水与排水沟疏通工作。

2 实施办法 2.1 变电站值班员应认真加强对运行设备的巡视,发现设备渗漏点应及时记录汇报,按设备缺陷管理制度如实填写渗漏设备名称、编号、位置报运管所。

2.2 运管所汇总各站设备渗漏点情况,于每月2号随同设备缺陷月报表一式两份送变配电工程公司和报生技科。每月5号填“变电站充油设备渗漏处理情况月报表”报生 2.3 技科。

2.4 变配电工程公司收到各站设备渗漏点缺陷后,无需对外停电的设备渗漏点必须在10天内处理,需对用户停电才能处理的渗漏点,一般应配合其它停电处理,但不能超过一个月。并于每月5号填“变电站充油设备渗漏处理情况月报表”报生技科。

2.5 生技科应按无渗漏变电站的工作进度,组织复查计划内处理充油设备渗漏点情况,并进一步督促消缺。

3 申报、奖励与考核 3.1 无渗漏变电站建成后,若在规定时间内达到了无渗漏站标准,变配电工程公司申报供电局验收,经供电局领导小组验收合格后,对110KV、35KV变电站由供电局命名,对220KV变电站按规定向市电力公司申报,由市电力公司命名。

3.2 对获得“无渗漏变电站”奖牌的变电站,供电局将参照市电力公司的奖励标准加倍发给一次性奖金,奖给有关人员。

3.3 无渗漏变电站挂牌后,供电局每季组织复查一次。挂牌期间若发现站内设备新的渗漏点,必须在规定时间内彻底消除,不能在规定时间内消除或消除后在一月内又发生原点渗漏,亦在市电力公司考核标准基础上加倍考核有关人员(漏点属外单位消除的由市电力公司考核)。

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    直流设备管理标准 为了加强我局直流设备的管理工作,提高直流设备的健康水平,保证电力系统的安全运行,特制定本标准。

1 总则 直流设备是变电站的重要设备之一,直流设备在运行中发生故障,往往可能使重要的一次设备损坏,造成重大损失。同时,由于新型直流设备如镉镍电池、阀控式全密封铅酸蓄电池等的使用,对这些设备的运行也提出了新的要求。因此,特制定本标准,以确保直流设备的安全运行。

2 直流设备运行要求 2.1 镉镍蓄电池:
2.1.1 定期对电解液进行化验(二年一次),当碳酸钾≥50克/每升时,应进行更换。同时结合电解液更换对蓄电池进行极板活化处理。

2.1.2 每年进行一次蓄电池核对容量试验,试验过程中蓄电池端电压不得低于1.1伏,放出容量不超过蓄电池容量的50%。

2.1.3 每六年对蓄电池进行一次全容量试验。未满六年,但运行参数异常,对蓄电池容量有怀疑时,也应考虑进行容量试验,以便查出原因,及时处理。

2.1.4 根据全容量试验结果,对容量达不到要求,应考虑进行过充电活化处理。

2.2 阀控式全密封铅酸蓄电池 2.2.1 阀控式全密封铅酸蓄电池(简称全密封电池)对充电器的充电器的充电电压稳定性有较高要求,其电压波动不得大于±1%,对充电器不符合要求的变电站不应采用这种蓄电池。

2.2.2 全密封蓄电池的运行必须严格控制其充电电压,要保证其电压要在允许范围内。

2.2.3 全密封蓄电池应根据厂家的要求,按环境温度调整蓄电池的运行端电压。

2.2.4 全密封蓄电池应根据厂家的要求进行均衡充电,若生产厂家无要求,一般一季度一次,或根据蓄电池的具体情况确定。均衡充电时应密切监视蓄电池端电压,一般不得大于2.35伏。

2.2.5 每年一次对全密封蓄电池进行一次核对性容量试验,试验过程中蓄电池端电压不得低于1.95伏,放出容量不超过蓄电池容量的50%。

2.2.6 每六年进行一次全密封蓄电池全容量试验。

2.2.7 运行参数异常,对蓄电池容量有怀疑时,应考虑对全密封蓄电池进行全容量试验。

2.3 充电装置 2.3.1 充电装置浮充电运行时,一般应置于稳压充电。

2.3.2 充电装置输出电压波纹系数不得大于以下值:有微机或晶体管保护的站2%,其他站5%。

2.3.3 运行中波纹系数不合格的,应及时处理。

2.3.4 为避免在充电装置短路故障时,蓄电池向充电装置反充电,充电装置输出端应有防止反充电的措施。

2.4 普通铅酸蓄电池 普通铅酸蓄电池按现有的有关蓄电池运行、检修规程执行 3 直流设备职责划分 3.1 生技科 生技科设兼职直流设备技术专责,负责全局直流设备的技术管理工作,其职责如下:
3.1.1 负责或参与直流设备现场运行规程的编写、审查工作。

3.1.2 负责或参与有关直流设备技术方案的制定或审查工作。

3.1.3 负责直流设备的选型及产品质量的监督工作。

3.1.4 配合教育部门或培训专责对直流工进行技术培训工作。

3.1.5 参与直流设备事故调查工作。提出反事故措施,并负责督促实施。

3.1.6 负责向市局报送有关直流工作总结或报表。

3.2 变配电公司 3.2.1 负责直流设备的定期巡视、消缺、事故处理工作。

3.2.2 负责直流设备的检修及技术改造等工作。

3.2.3 负责直流设备的容量试验、充放电。

3.2.4 技术管理工作 3.2.4.1 建立、健全直流设备技术台帐。

3.2.4.2 对各站日常巡视记录定期进行分析,及时发现直流缺陷,及时处理。

3.2.4.3 负责直流设备备品备件的管理。

3.2.4.4 对各站蒸馏水的水源和水质进行监督。

3.2.4.5 参与直流设备大修或基建验收工作。

3.2.4.6 参与直流设备技术方案的制定。

3.3 运管所 3.3.1 负责对直流设备定期巡视、清洁、维护。

3.3.2 负责收集、上报直流设备缺陷。

3.3.3 负责直流设备现场运行规程的编写。

3.3.4 运行管理工作 3.3.4.1 建立各站直流保险配置表,并认真执行,保证变电站各级直流保险配置与直流保险配置表一致。

3.3.4.2 负责直流保险备品备件管理,避免在日常工作或事故处理时拿错、用错保险。

3.3.4.3 建立、健全直流设备技术台帐。提出直流设备日常运行及事故处理的技术参数和要求并写入现场运行规程。

3.3.4.4 负责对运行人员的技术培训,提高运行人员查找和处理直流故障的能力。

4 其他 4.1 运行人员和直流工的巡视应包含各站通讯用直流设备。

4.2 各站通讯用直流设备(包括缙云山微波站、梅花山)的维护检修、技术改造、容量试验、事故处理工作原则上由变配电公司负责,若有需要,调度所也应提供技术指导及配合工作。

4.3 运管所的各项直流管理工作应将通讯用直流设备纳入其中。缙云山微波站、梅花山站的通讯用直流设备的运行管理有调度所负责。

4.4 调度所应参与有关通讯用直流设备技术方案的制定、并提出反事故措施。

4.5 本标准未提及部分按现有规程、规定执行。

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低压配网改造管理标准(试行)
Q/YBD-20411-2001 根据**市电力工业局进行标准化台区改造的要求,结合**供电局低压配网的实际情况,经研究制定《**供电局低压配网改造管理标准》,要求各有关部门及施工队伍,必须严格按照标准的要求,进行查勘、设计、施工及验收。

1 低压配网改造根据市局的要求,应按照负荷5-10年的发展以及低压网络的发展规划来进行改造,改造一个台区就必须一次性改造好,不得重复投资。

2 低压台区的改造全部应采用铜芯绝缘线和相应的节能金具,导线截面的选择应按该片供电台区内的自然户数,按每户4千瓦并结合配变容量来计算电流的大小,并以此来选择导线的截面值。

3 到固定楼房的低压线路应按三相四线制进行供电,除个别临时房或个别单独楼房外,尽量避免采用两线制供电。

4 低压配电线路必须采用重复接地,接地引线必须采用GJ-35的钢铰线,接地极采用4×40的扁钢,条件不具备的采用L63×63的角钢。重复接地点原则上设在下户线进楼层处。接地埋设深度应不低于0.6米,接地引线必须穿管绝缘。重复接地电阻不超过30欧。

5 低压正线和T接线路的搭接应在引线处搭接,搭接处应加装绝缘罩。

6 进楼房的低压配电接线方式应为;
低压线——空气开关——低压分接箱——表计。接头部分必须采用压接方式。

7 空气开关必须加装外壳,进楼房的低压线路必须全部穿管。

8 对于低压线路须加装低压无功补偿电容器的,应按所接负荷10%左右的规模进行部分集中补偿。安装位置设在低压正线T接杆处。无功补偿电容器外壳必须接地,接地电阻不超过30欧。

9 低压配电的改造工程项目管理归局生技科,工程的具体实施由低压客服中心负责,用电部门负责工程项目的上报并配合实施。

10 工程严格按照规范要求进行管理,严格执行工程施工查勘制,工程合同制,工程监理制,工程竣工验收制,工程资料完善制。

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计算机设备、配件的配置和管理标准 Q/YBD-20412-2001 目前计算机及办公自动化已经广泛应用于我局生产经营管理全过程,由于计算机设备更新快,在使用方面有其技术方面的特殊性,为控制计算机设备的总体费用,按照各部门计算机应用的具体需求合理配置设备,特制定如下标准以规范计算机设备的配置,维护以及相应配件领用的全过程管理。

本标准所指计算机设备包括计算机及其相关外设、耗材、办公自动化用品。

1 配置计划的上报 各部门根据实际情况制定微机添置或升级计划,统一报微机管理中心。

2 计划的审核 计划的汇总审批由微机管理中心审核。

3 设备的购置 对计划审核后微机管理中心按各部门所提计划进行根据实际需要本着实用节约的原则同时考虑计算机的升级性能,对计算机的配置,选型,数量,价格把关并按局有关的财务和物资采购规定办理相关审批手续。

4 设备的领用 需配置计算机部门向微机管理中心办理相关的领用手续,领用配备的计算机设备,为避免出现低应用高硬件配置的情况,报经主管领导批准后,微机管理中心可根据各应用部门的不同层次需求在全局各部门单位调剂计算机配备。

5 设备的管理和维护 微机管理中心作为全局计算机设备的管理责任单位,负责新购置设备的管理,解决该设备出现的硬件故障,对于各部门专业性较强的软件故障配合各部门相关管理人员解决,负责保存供货单位的有关资料,以便进行技术及售后管理。

6 配件的领用 计算机配件主要是对现有的计算机设备升级或更换之用,领用人必须已是计算机设备保管人、领用的配件必须是用于自己所保管或管理的计算机,对于更换和升级的配件必须交还给微机管理中心统一回收,任何部门和个人不得擅自处理。

7 本标准从发文值日起实施。

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程控交换机及调度总机管理标准 Q/YBD-20413-2001 1 程控设备定期检测管理 1.1 坚持每天对程控网设备及电路进行日测。

1.2 坚持每周进行中心站录音系统及录音信通的检测,并对录音内容进行回放检查。

1.3 每天进行交换局内部呼叫及电力专网内局间呼叫的检测。

1.4 定期检查交换机工作情况,查看故障诊断报告,出现故障及时排除。

1.5 对程控网设备坚持进行月测工作,包括设备与电路、录音中心、数字录音系统、调度 席位、计费系统进行检测维护。

1.6 程控设备电源每月10日上午进行投试,每季度最后一个月中旬进行核定蓄电池容量大 充放电试验。

1.7 坚持做好每年设备年检工作及设备卫生清洁工作。

1.8 每半年拷贝系统软件一次。

1.9 每季度检查一次防鼠工作情况。

2 程控设备巡回检查管理 2.1 坚持每月一次对各站程控交换机、调度总机等设备与电路巡回检测:
2.2 坚持每天对中心机房设备及电路进行监视、巡查,发现设备及电路异常应及时处理。

2.3 坚持每天对调度值班室的调度席位、录音设备进行巡回检测。

2.4 每月一次对各站录音设备及录音信道的巡回检测,并对录音内容进行回放检查。

2.5 每月一次对各站备用电源时行巡检。

2.6 每月一次对各站机房设备进行安全检查。

    通讯远动设备运行维护检修管理标准 Q/YBD-20414-2001 1 总则 1.1 供电局通信网与自动化系统是确保电网安全、稳定、经济运行的重要手段,是电网调度自动化和管理现代化的基础。为进一步加强通信网自动化管理,充分发挥专用通信网和自动化系统的作用,更好的为电力生产服务,根据供电局的实际情况特制定本标准。

1.2 电力系统通信网自动化系统为电力调度、继电保护、安全自动装置、远动、负控、负荷管理、计算机通信、生产管理等提供多种信息并进行信息交换。所以必须加强管理以保证通信网和自动化系统的正常运行。

2 设备的运行管理 2.1 安装在变电站的通信和自动化设备同属变电站运行设备,日常运行维护管理由运管所负责;

2.2 除梅花山变电站外,其他变电站载波室的运行管理(如:清洁、巡视、空调开启关闭)由于运管所负责;

2.3 发现设备缺陷按**供电局设备缺陷管理制度的规定及时处理;

2.4 各部门涉及中断通信的工作,如:高压线路检修、因故需要合结合滤波器接地刀闸等,必须向调度所申请,批准后方可工作。

2.5 远动控制屏上的压板退出、投入由变电运行人员负责操作。

3 通信设备管理 3.1 维护检修分工 3.1.1 保护专用载波设备、高频电缆、结合设备由保护专业人员维护,其他载波设备、高频电缆、结合设备由通信专业人员负责维护;

3.1.2 光端机、微波机、交换机等通信设备均由通信部门负责维护;

3.1.3 线路阻波器、耦合电容器(或电容式电压互感器)、接地刀闸的运行维护检修及耦合电容器、放电器、避雷器的高压电气性能的试验,由变配电公司负责。线路阻波器的阻抗-频率特性的测试与调整由通信部门负责;

3.1.4 架空通信电缆、光缆的运行维护由线路运行和检修部门负责,通信线路的检修工作(如断头接续)由线路检修部门协助通信专业工作;

3.1.5 装有复用远动、保护信号的通信装置,通信部门负责维护到通信设备最后一级端子排,引出电缆端子(联接其他专业设备)的全部环节由相应的专业人员维护;

3.1.6 梅花山通信站的铅酸蓄电池由变配电公司负责维护检修,其它通信直流电源均由通信专业维护;

3.1.7 通信人员在复用的通信设备上工作时,必须获得相关专业部门的许可。

3.2 运行维护检修 3.2.1 对各变电站通信设备,通信检修单位必须定期巡检,巡检周期不超过3个月,对枢纽站设备坚持开展月测。月测内容除安排设备指标测试外,还应对电源交直流切换,电池端电压,远动信号入口电平,告警信号等项目进行测试,并做好记录。对工具、仪器仪表、备品备件进行核定,不足的进行补充。对室外结合设备进行巡视检查。检测结果应和上次检测结果进行对照分析,并作出分析结论,记录并存档,属缺陷的应安排及时处理;

3.2.2 当电力系统发生事故时,通信人员应立即停止其他工作,认真监视系统通信设备的运行情况和通信电源的运行情况,并采积极措施,保障通信畅通;

3.2.3 通信设备的停运检修或停用,设备调整、改造,必须向技术专责提出相关报告,批准后方可实施;

3.2.4 通信人员每日检查变电站调度电话的运行情况,发现问题必须立即处理,保障调度电话畅通;

3.2.5 通信人员每日和自动化专业核对自动化通道的运行情况,保障自动化信息传输通道的畅通;

3.2.6 通信专业定期向调度用户咨询调度电话的使用质量,不断改进,提高调度电话的通话质量;

3.2.7 每月按时上报《缺陷报表》和《设备运行月统计表》到技术专责处,报表经校核和批准后上报。

4 远动设备管理 4.1 维护检修分工:
4.1.1 自动化专业在变电站的设备包括远动屏、变送器屏、遥信转接屏、遥控控制屏,遥控执行屏、自动化专用不间断电源等。

4.1.2 远动装置所涉及的二次回路,以远动屏的外侧端子为界,远动屏端子及远动屏内设备由远动人员负责维护检修,其余二次回路设备由继电保护专业人员负责维护检修。

4.1.3 若涉及远动运行回路的C.T变比发生变更时,有关部门应事先书面通知调度所自动化部门。

4.1.4 任何人不得随意中断自动化传输通道,凡涉及检修、故障处理都应在征得调度和自动化专业部门的同意后方可进行。远动终端至通信配线架的电缆由远动人员负责维护,通道其余部分由通信人员负责维护,远动人员配合。当自动化系统发生异常时,通信人员应配合远动人员处理紧急故障。涉及远动通道的通信故障应立即检修,并将处理结果通知调度和远动人员。

4.1.5 在涉及远动的二次回路上工作时,必须通知调度和远动,对远动信息有影响的工作必须得到许可后方可进行;

4.2 运行维护管理 4.2.1 对投入的运行设备远动班应明确专责维护人员,建立完善的岗位责任制。设备专责维护人员定期对设备进行巡视、检查、测试和记录,发现异常情况及时处理,并负责设备的检修。建立分管设备的帐卡。

4.2.2 远动班定期巡检内容包括:设备运行情况,交直流电源及自动切换功能,遥信准确性,遥测准确性,远动设备发送电平,远动装置备品备件,上述内容必须在设备巡检记录中;

4.2.3 对投运时间满一年的远动设备,应安排年检;
设备年检内容根据有关规程执行;

4.2.4 主站系统应安排专人对系统进行安全检查和性能优化,保障系统的稳定、安全运行,每天应安排人员检查主站系统的运行情况及通道运行情况,并做好记录,及时处理缺陷,通道问题应及时与通信专业协调处理;

4.2.5 主站系统定期检查测试内容包括:硬件运行情况,然间操作系统及应用程序的应用情况,分析软件的运行稳定性和各个功能的实现情况,优化系统运行;

4.2.6 电网发生事故后远动班应及时检查计算机系统对事故的反应,并做好详细记录,发现缺陷及时处理;

4.2.7 远动设备停运检修应向调度申请,并取得调度同意后方可进行;

4.2.8 自动化系统凡涉及系统技术指标变更工作,如软件系统或硬件系统的变更,必须向技术专责提出相关报告,批准后方可实施;

4.2.9 自动化专业应主动向调度或其他用户咨询系统使用情况,收集用户意见并积极满足用户需要;

4.2.10 每月按时上报《缺陷报表》和《设备运行月统计表》到技术专责处,报表经审核和批准后上报。

    无功补偿设备管理标准(试行)
Q/YBD-20415-2001 1 总则: 无功补偿设备对提高电网电能质量,降低线损,保证电网安全,经济运行具有重要作用,各部门必须加强对无功补偿设备的运行,维护管理。确保无功设备的健康水平,并根据电网需求合理,及时地进行投切或调整。

2 职责划分: 2.1 供电局职责: 2.1.1 供电局生产局长(或总工程师)为无功补偿设备运行管理第一责任人,统一领导无功管理工作。不定期召开会议,分析研究供电局无功电压管理中存在的问题,落实解决措施。

2.1.2 加强对各职能部门在无功管理工作中的考核。

2.1.3 审批无功设备改进措施,无功优化配置方案。

2.2 生技科: 2.2.1 生技科无功电压专责为供电局无功补偿设备管理第一责任人,归口管理无功补偿设备运行管理工作。

2.2.2 明确划分生技科、调度所、变配电公司、运管所、营销部(客户中心、低客部)在无功设备运行管理中的职责,负责协调供电局各部门及供电局与兄弟单位在无功设备运行管理工作中的关系。

2.2.3 组织供电局各部门对新建,扩建电容器的验收工作,督促新建,扩建电容器与主设备同步运行。

2.2.4 督促调度、变电站值班员及时,合理投切电容器,正确调整有载调压分头,提高电能质量,降低线损。

2.2.5 做好无功设备缺陷详细记录,督促无功设备缺陷及时处理,以提高其可投运率。

2.2.6 按时向上级主管部门上报电容器可投率,投运率报表。

2.2.7 组织审查无功设备改进措施,无功优化配置方案。

2.3 调度所: 2.3.1 全面负责110KV及以下变电站无功补偿设备的调度管理,在进行有功功率调度,平衡有功潮流的同时,进行无功功率调度,力求无功就地平衡。

2.3.2 负责下达110K及以下变电站各级母线电压运行曲线,建立全局电容器、主变、大用户变压器分头记录,制定丰、枯期运行方式及分头整定方案,根据负荷变化下达无激磁主变分头调整命令,交变配电公司执行。

2.3.3 当电容器回路不能正常投运时,应及时通知变配电公司及生技科。

2.3.4 按时统计电容器可投运率,投运率报表上报中调和生技科。

2.3.5 负责提出变电站电容器和主变有载调压开关如何最佳配合。以及根据负荷情况,确定主变压器经济运行的最佳方案。

2.3.6 负责供电局110KV及以下无功优化计算,提出无功设备改造措施,无功优化配置方案。

2.3.7 负责对电容器回路继电保护装置的正确整定。

2.3.8 调度所方式专责为所内无功电压第一责任人,负责上述工作的完成。

2.4 变配电工程公司: 2.4.1 负责对全局各站电容器回路缺陷的处理,一般缺陷应在3日内予以处理。

做好电容器回路缺陷处理的详细记录并定期上报生技科。

2.4.2 运行中电容器熔丝熔断,应进行电容量测试,若无异常可更换保险后投运,若该电容器熔丝再次熔断应对电容器进行极间交流耐压试验,未进行该项测试合格的,该电容器不能投入运行。

2.4.3 当一组电容器有1台-3台损坏且无备品时,可采取每相各减少一台电容器的办法暂时投运;当一组电容器中有4台-6台电容器损坏时,是否可以 采取每相各减少两台电容器的办法暂时投运,应在对与电容器组串联的电抗器容量进行校核后决定。当一组电容器中损坏的电容器超过6台时,在未得到补充之前不宜投运。

2.4.4 负责贮备电容器备品备件,确保一般故障及时处理。

2.4.5 变配电工程公司检修专责为本公司无功电压第一责任人,负责督促上述工作的完成。

2.5 运管所: 2.5.1 变电站值班员在确保母线电压合格的同时,按照无功就地平衡原则,及时投切电容器,调整主变分接开关。

2.5.2 变电站值班员每日定时设备巡视,抄录电容器室温度,对新更换保险的电容器,有条件的变电站应开展红外线测温。如电容器回路不能正常投运,值班员应详细检查,做好异常现象,损坏部件的详细记录,及时上报。

2.5.3 运管所运行专责为所内无功电压第一责任人,负责督促变电站做好上述工作。

2.6 营销部(客户中心、低客部): 2.6.1 用电监察应加强用户无功补偿装置的安全运行,投入(切除)时间,电压偏差状况进行监察和指导,在负荷高峰时,所有无功设备应投入运行,减少系统缺少无功的压力。防止用户反调压,严格考核用户功率因数。

2.6.2 加强用户统计型电压表的管理,督促用户及时上报用户电压合格率报表,及时处理统计型电压表的缺陷。

2.6.3 及时处理变电站无功电能表的缺陷。

3 调度、变电站值班员调整母线电压应遵循的原则: 3.1 “调整母线电压”,其实质是通过投切电容器和调整变压器有载调压分接开关来改变系统的无功容量和无功潮流,并将中枢点的电压保持在一定的水平。

3.2 调度、变电站值班员应在母线电压不符合调度下达的曲线要求时,根据“先补偿,后调压”的原则进行,具体分为两步: 电压偏低时:先逐步投入电容器,直至所有的电容器全部投入后,再调整分接开关。

电压偏高时:先逐步切除电容器,直至所有的电容器全部切除后再调整分接开关。

3.3 负荷高峰时段(8:00----22:00):母线电压应偏上限运行,即使母线电压处于电压曲线的上半区运行(中线与上限之间)。

非高峰时段(22:00----次日8:00)母线电压偏下限运行, 即使母线电压处于电压曲线的下半区运行(中线与下限之间)。

3.4 为防止系统出现不正常的无功潮流,变电站值班员(调度)在调整母线电压的时候,要注意按下列要求对送入主变高压侧的功率因数进行校核: 高峰:110KV主变高压侧:无功功率/有功功率≤1/3 220KV主变高压侧:无功功率/有功功率≤1/5 低谷:110KV主变高压侧:无功功率/有功功率>1/3;所有电容器必须退出,严禁无功上网。

3.5 当变电站值班员调整母线电压后仍不能符合上述一项或几项要求时,应向调度汇报并根据其命令操作。

3.6 变电站电压合格范围: 220KV母线:0----10%:即:220KV----242KV。

110KV母线:-3----7%:即:106.7KV----117.7KV。

35KV母线:-3----7%:即33.95KV----37.45KV。

10KV母线:0----7%:即:10KV----10.7KV。

4 考核原则: 以下几点属于考核范围: 4.1 电容器可投运率,投运率报表,变电站电压报表,用户电压报表,每月二日之前上报生技科,未按时上报按生产奖考核办法考核。

4.2 变电站、调度值班员应严格监视有无功负荷情况,如电压超上限电容器未全部切除,电压超下限,电容器未全部投入,一经发现按生产奖考核办法考核。

4.3 一般缺陷处理变电公司按接通知之日起3天内完成,重大缺陷须其他单位(或厂家)配合的,应做好电容器回路故障的详细记录,同时将解决方案书面上报生技科,逾期未处理又说明不了原因按生产奖考核办法考核。

4.4 变电站无功电能表计低客部按接通知之日起3日内处理,逾期未处理按生产奖考核办法考核。

4.5 供电局将不定期组织抽查对调度,变电站值班员未按“调整母线电压应该遵循的原则”办理者,按生产奖考核办法考核。