用电检查工作经验总结范文

用电检查工作经验总结范文第1篇

【关键词】电能；计量装置；状态；技术研究；技术创新

前言

在上文摘要中我们已经初步了解到，我国电力企业目前的发展背景和基本的发展现状。即在整体上看电力企业的发展状况呈良好状态，但是从细节上来看，一些与电力有关的设备有待于更新，一些技术有待于提高和创新。如电能计量装置状态的检测与监测技术。今天，本文就以电能计量装置状态的检测技术为线索，展开探讨。我们作为电力的营销人员都知道，我们在工作时，只有凭借安全可靠的电能计量数据，才能实现发电与供电、出售电与购买电之间的最小差值，这也是保证我们电力企业更加安全、更加可靠、更加经济的运行的基础和前提。而我们今天所要电能计量装置相关的技术就是保证我们电力营销人员对电能数值计量准确的重要和有效途径之一。而且在当今时展背景下，国家对电力企业的电能计量装置的技术也非常重视，所以，如何提高电能计量装置的技术水平已经成为广大人民广泛关注的话题之一。所以，为保证厂网双方电能结算的公正公平，本文对电能计量装置状态检查技术进行了全面的评估和分析。

1、电能计量装置状态的检查技术研究的背景与意义

1.1从目前我国电力工业的发展来看，电力工业体制的改革已经得到进一步的深化，统一的、开放的、竞争的、有序的市场已经形成并得到不断完善。所以在电力体制不断完善的背景下，电力企业的主要业务也在不断扩大范围，变更用电、电费、电价、供用电合同、电能计量、用电检查与营业稽查等几个方面的主要工作，所以，这就使得我们电力营销人员的担子变得越来越重。还有最重要的一点就是我国的电力用户在近几年来急速增长，所以，我们电力营销面临的双重的压力，即第一个就是要给我们的用户提供一个优质高效的服务，第二个就是要保证和维护电力市场的秩序。所以，我们电力营销人员要想做好以上两个方面的工作，就必须凭借可靠精确的键能计量装置来确定精确的计量数据。那么如何才能保证电能计量装置正常运行？如何保证电能计量数据的准确性呢？具对多年电力营销人员的工作经验总结，电能计量数据的准确性主要依靠两个方面，第一就是提高电能计量装置状态的检查技术，第二就是用电检查。

1.2在上面我们已经说到电能计量装置状态的检查技术的重要性，下面，我们在来谈谈电能计量装置包括的主要类型及电能计量装置状态检查技术的管理。我们通常能够应用的类型有计量用电压互感器，二次回路、电能计量表，电压、电流因素表、电流互感仪器等。其次，就是该技术的管理。改技术的管理我们通常把它分为两个方面，第一就是电能计量装置投运前管理工作，第二就是电能计量装置投运后的管理工作。我们电力营销人员要想做好以上几个工作，可以草拟相关技术条件、进行相关算法研究、设计硬件系统、软件框图，为推出集成化、数字化、与时具进的计量装置状态检查仪打下基础。该课题研究成果，将有益于减轻用电检查人员的工作负担、提高用电检查工作的效率、推动用电检查工作的现代化进程。

2、电能计量装置状态检查技术的探究

2.1首先，我们先来说说PT和CT变比的计算，PT变比的计算PT 计算变比的准确度，主要取决于状态检查仪附件—分压器及隔离变压器。状态检查仪内部的电压互感器，其准确度等级一般高于0.02%；状态检查仪A/D变换器位数选择12位，其量化误差小于0.05%；还要考虑计算中的舍入误差等。上述误差之和可在误差限余度误差0.5%中考虑。因此，PT变比的误差限，应根据分压器及隔离变压器的准确度，确定最大误差限。假设分压器与隔离变压器的准确度等级分别为1%、0.5%，则最大测量误差范围确定为±2%。第二，变比的计算CT计算变比的准确度，主要取决于状态检查仪附件—钳型电流互感器的准确度等级。状态检查仪内部的电流互感器，因其准确度等级一般高于0.02级，该项误差可忽略不计。因此，CT变比的误差限，应根据钳型电流互感器的准确度及采样通道所有器件的误差之和确定最大误差限。如：钳型电流互感器的准确度等级分别为0.5%，最大测量误差范围确定为±1%。

2.2其次，就是PT和CT极性的判别。PT极性判别判别PT极性时的检查仪的接线与测量PT比差时的接线完全相同。值得注意的是，接线之前一定要先核对现场PT上标注的一次及二次同名端。判别PT极性的方法有多种，这里介绍一种通过计算输入到检查仪的一次电压信号与二次电压信号的无功功率与有功功率之比的反正切（角考虑到极性的判别结果只有两种：一是同相，即相位差接近零度；另一个是反相，即相位差接近180度。因此，相位计算的结果相位差绝对值小于分压器及隔离变压器的最大角差之和的1.2倍（令δumax）时判别为极性正确，相位差计算结果角度为（180°±δumax）时判别为反相；超出该范围时，可以认为测量过程存在严重干扰或仪器或设备本身存在问题，应根据实际情况排除产生误差的原因。

结语

综上所述，电能计量装置状态检查技术在当今电力工业发展、电力企业发展过程中起着至关重要的作用。只有对该技术进行不断的创新，才能为电力营销人员提供更加可靠、更加精确的数据。反过来说我们电力营销人员只有凭借安全可靠的电能计量数据，才能实现发电与供电、出售电与购买电之间的最小差值，才能保证我们电力企业更加安全、更加可靠、更加经济的运行。

参考文献

[1]辛红军.电能计量装置技术管理规程[J].科学发展，2010.03.

用电检查工作经验总结范文第2篇

关键词：继电保护；中压回路；PT；检验

中图分类号：TM711 文献识别码：A 文章编号：1001-828X（2015）024-000-01

继电保护作为保障电力系统安全稳定运行的重要防线，需通过电流互感器（TA）和电压互感器（PT）获取电力设备的电流及电压信息。目前微机保护装置的大量应用，可有效解决一些较为普遍性的故障问题，但电压回路故障仍然大量存在。因此笔者主要结合具体实例对电压回路常见问题进行研究，主要包括PT短路、PT反送电、不正确动作等方面，并针对这些问题产生的主要原因，提出了具体的解决方案，从而保证继电保护系统的安全、稳定运行，同时为继电保护相关工作者提供实践经验参考。

一、电压回路常见问题

据笔者的日常工作经验总结，继电保护电压回路常见问题主要包括以下几个方面，文章主要结合具体实例进行分析，更具有实践借鉴价值。

（一） PT 短路

电压互感器在正常运行状态下负载阻抗较大，二次侧负载电流很小，若二次短路，负载阻抗为零，会出现较大的短路电流，进而烧坏电压互感器，在笔者的日常工作中，主要遇到过以下几次典型事例。

1.某次10kV PT开关柜送电时，二次线烧损，检查发现连接PT至航空插头的二次连线被划伤破损，从而出现PT二次短路。这告诉我们，连接PT的二次线需加设保险或空气开关，同时，为了避免发生PT二次反送电，PT二次电压必须经过刀闸辅助接点切换。

2.由于PT的辅助，二次绕组正常时无电压而得不到监视，因此，辅助二次回路不串接保险，这就引发了PT二次回路短路故障的产生。

3.某次110kV母线送电时，母线PT二次线被烧毁，经检查，其产生原因为A601在PT刀闸二次辅助接点盒内对接错误，从而产生短路。

4.某次35kV母线送电时，A相电压错误，而且N600二次电缆芯温度升高，经检查，发现连接A相的二次线被划伤破损，这是由于接线过程中操作不规范而破坏了电缆芯绝缘。

5.一次系统接地时，PT开口三角形绕组被烧毁，经检查，这是由于L630与N600错误接线所导致的，在正常情况下L630与N600错接是不会出现异常的，但若出现一次系统接地，就会出现短路故障，这是在调试验收过程需要注意的地方。

（二） PT反送电

反送电也是继电保护中电压回路的常见问题之一，主要存在以下几种情况：

1.继电保护停电检修改造过程中，出现母线差动保护误动作，据检查发现，由于人为的误短接CT端子，且停电母线A相存在电压干扰，从而导致母差零序电压闭锁失效。因此，停电检修时，应注意相关装置有无电压干扰，特别是母差失灵保护装置。

2.停电完毕后，停电母线测控仍有电压，存在反送电风险，经检查，具体原因为PT并列装置内中有磁保持继电器，常闭接点未反转接入，造成两段母线二次电压并列，母线段装置电压失电，这种情况在线路保护装置试验过程中也可能存在。

3.某站综自改过程中，PT并列时，发生PT并列板损坏，这主要是由于违反规程操作所导致的。具体作业中，需停一段PT，于是工作人员先进行二次并列操作，但未断开PT二次空开，直接拉开一段PT刀闸后挂接地线，此时正好遇到PT刀闸A相辅助节点的切换不良，且二次空开容量大未跳开闸，造成PT并列板烧损。

（三）不正确动作

1.大量实践工作经验表明，电压互感器的二次回路只能一点接地，这是因为变电站接地网非等电位接地网，容易产生电位差，而电压差若进入到继电保护检测回路中，就会导致测量电压数值错误，波形畸变，从而造成阻抗元件及方向元件的误动作。

2.电容器送电过程中，出现过电容器保护不平衡电压保护动作情况，这是因为电容器不平衡电压取值非常小，受电压的干扰下而产生误动，直接原因是B相放电PT二次线未拧紧，受接触电阻的影响而产生电压干扰。

3.某次110 kV主变送电时，主变间隙保护动作跳闸，检查后，110kV电压互感器开口绕组B相极性接反是其产生的原因，动作电压大于定值。

二、电压回路常见问题解决策略

从以上所述电压回程实例中所存在的各种问题，不难发现这些问题产生的一个共同的原因，就是未做好回路的正确性核对工作，因此，为了避免继电保护回路中上述问题的出现，需要根据相关规程，做好各种检验工作，在具体检查工作中应该注意以下几点：

（一）电压互感器施工完成后，应对电压互感器的变比、容量、准确级等重要参数进行检查，保证其符合设计相关要求。还要仔细测试互感器各绕组间的极性关系，并核对铭牌上的极性标识。

（二）对电压互感器二次、三次绕组的所有二次回路接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性进行检查。

（三）经控制室中性线小母线连通的几组电压互感器二次回路只应在控制室将N600一点接地，各电压互感器二次中性点在开关场的接地点应断开。电压互感器中性线不能与可能断开的熔断器或接触器连接，从而保证接地可靠。若互感器二次回路没有其它直接的电气联系，可以在控制室或开关场一点接地。

（四）利用导通法依次经过所有中间接线端子，检查由互感器引出端子箱到操作屏柜、保护屏柜、自动装置屏柜或至分线箱的电缆回路是否正确。

（五）新安装的电压、电流回路，可利用工作电压对电压二次回路进行检查，通过负荷电流对电流二次回路进行检查。

三、结语

继电保护中电压回路的重要性不言而喻，除了笔者所述相关普遍性问题外，还有一些针对性的问题，直接影响着继电保护的可靠性，甚至是产生误动作。因此，必须在检验阶段就注重这些问题的防范和规避，从而减少继电保护系统运行过程中电压回路问题的出现机率。

参考文献：

用电检查工作经验总结范文第3篇

关键词：直流系统；接地故障；案例分析；接线错误

中图分类号：TM862 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）10-0118-03

变电站的直流系统是电力系统的十分重要的一部分，拥有复杂的回路和大量精密的设备，不仅是独立的一个电源系统，还为其他部分提供电源。一般情况下，直流系统是十分安全稳定的，但由于系统的复杂和设备的精密以及外部环境的多变性，直流系统可能会产生小故障，其中接地问题最为多见。接地问题有造成严重后果的可能性，所以变电站的直流接地故障值得探讨。

1 直流接地故障

变电站的直流系统容易产生接地故障，而短时间的一点接地问题没有任何危害，但长期的放任会导致一点接地问题发展成严重的两地接地故障，可能会导致设备的损坏和系统的短路从而造成严重的安全事故和巨大的经济损失。对于直流接地问题，做到高效快速的发现，能够杜绝产生严重后果。

2 造成故障的原因

直流系统本身涉及广泛，由于对于复杂的系统不可能保证处处都一直保持完美的运行状态，并且要达到这种状态也是不符合实际情况，所以难免会产生不同原因的直流接地故障。环境因素和人为因素都会对变电站产生影响，而系统对这些因素的抵抗能力较弱。并且一些小细节都会产生不可逆的影响，其中有几种原因：

（1）本身设备技术不达标或者长期使用的设备没有及时的更换。某些设备的采购是依照旧行业标准来进行的，而依照旧标准的设备在下在长期使用中难免会产生例如绝缘性能下降的情况，作为一个故障隐患，其也有发生的可能。

（2）变电站难免会遇到各种多变的环境，而我国各地环境也不尽相同，这对于设备也提出了更大的考验。而有时会发生在设计初期没有充分考虑到的问题，例如偶然情况下有导电物质进入电力设备中，导致接地故障的发生。

（3）在运行过程中没有严格按照规章制度操作，长期的误操作形成隐藏的隐患，从而造成故障的发生。例如在运行过程中将备用芯随意置于铁杆上并且没有任何防护措施，导致备用电芯的在外，这都将成为接地故障的隐患。长期对其不处理都会造成小隐患的扩大化。

3 实例分析

3.1 直流接地查找

3.1.1 现场情况。500kV某变电站直流系统为110V系统，分两段运行。在直流主屏和直流分屏共10台绝缘装置且每段都存在两个平衡桥，某天雨后，在线绝缘装检测电压及对地电阻如表1所示。

3.1.2 查找过程。关闭所有绝缘监测装置并解开平衡桥后，把QDB-81信号源接在直流主屏I段测得R+：0.92K，R-：999.9k，C：9.7uF。通讯好手持器后查到22小室I段（1.6k）有正极接地。

（1）至22小室查看绝缘监测装置，发现并未有直流接地告警。用手持器测量所有22小室直流分屏I段所有支路，未发现异常。使用手持器检查22小室至31小室直流联络电缆（1.7），发现故障点可能在31保护

小室。

（2）至31小室直流分屏，用手持器查找所有直流支路，手持器报1#整流变本体保护装置支路有正极直流接地。

（3）至#1整流变本体保护装置用手持器测量所有二次回路，发现报#1整流变非电量保护的油温告警信号回路有正极接地。

（4）至#1整流变油温表处，发现油温表内有积水。拆开表壳对其进行排水、干燥处理后，接地信号消失，直流I段正极对地电压恢复为57.1V，负极对地电压为56.9V。

3.2 环网查找

（1）退出所有绝缘监测装置及平衡桥后在II段接上临时47K平衡桥，把QDB-81信号源接在I段开机检测到R+：44.9k，R-：47.3k，C：8.7uF。

（2）使用手持器在II段查找，发现5011断路器操作电源1（35.9k）、直流融冰装置D桥水冷控制柜电源2（34.8k）存在无序的杂乱信号，在I段相对应支路也同样存在该现象。

（3）在直流融冰装置D桥水冷控制柜，使用手持器对该柜二次回路逐个进行检查，未发现异常信号，怀疑环网点可能存在于装置内部。

（4）征得值班员同意后，将D桥水冷系统退出运行，断开电源1空开，在电源1空开的装置侧测量，未发现从电源2经环网点送过来的直流电压；同样，断开电源2空开后，也未能在电源2空开的装置侧发现环网点送过来的电压；根据以上情况，检修人员判断直流融冰装置D桥水冷控制柜并不存在环网点，但该装置对QDB-81接地查找装置造成了干扰。

（5）到5011断路器保护屏处查找，发现环网点在5011断路器端子箱内，由于5011断路器处于运行状态，无法解环，只能等停电检修后再行解决。

4 接地故障的查找与解决方案

在故障发生后能够迅速地发现，对其及时地解决，能够避免小故障造成大的事故，尽可能地减少因接地故障造成的损失。而掌握对于接地故障发生地点的查找与解决方案就极为重要。

（1）发现故障后，及时对其严重性进行判断，对于轻微故障可以采取保守解决方案；对于严重故障，如果需要对整个系统进行关闭操作就应马上采取行动。然后对其发生原因进行初步判断，初步确定故障可能发生的地点，并对其进行优先的重点排查。

（2）在故障位置的确定过程中，采用专业的故障检测工具是简便而高效的方法。例如可以依靠微机多路绝缘监测仪来直接确定故障地点。而对于有些隐藏的故障，可以通过在系统中建立监视系统，通过计算机系统对于系统故障的预警，依靠计算机系统来进行分析故障发生地点的工作。也可通过简单的预警信号来快速的确定故障发生的地点。

（3）通过上文中的实例分析可以看出对于故障的查找与解决工作主要可以通过几个步骤来实现：通过采用倒闸、拉开充电机的并联刀闸的方法，分网排除，可以缩小对充电设备、直流母线上和蓄电池本身的故障发生点的查找范围。只要找到故障发生地点，然后根据实际情况，对其采取应对措施进行解决。

5 直流系统接地故障的预防工作

对于历史上发生的变电站事故进行分析，结合多年的工作经验总结，对于可能发生接地故障的隐患进行简要地总结，对于预防工作也有可借鉴的经验。

（1）制定完善的检测计划并且严格地按照计划进行安全监测工作。可以对历史上发生的事故进行分析总结，找出发生故障率高的地方，有针对性对其提高检查工作的频率。

（2）依照信号回路，定时对整个系统进行完全检查，虽然频繁的整体检查会造成不必要的浪费，但整体检查必不可少。对于发生故障可能性高的地方可考虑进行重点检查。

（3）实时掌控关于直流系统的最新技术动态，对于直流系统检查方案如果效果好、可行性高可以考虑采纳，对于直流系统的新技术如果符合技术规范且满足经济、效能等其他因素，可以考虑纳入采购计划中。

（4）严格控制采购环节，对于不符要求的设备不管其经济性再高也不予以采用，只有设备不发生事故，其经济性才是最高的。对于设备的更新换代也应依据实际运行状况来进行调节。

（5）最基本也是最有效的预防工作，在发现安全隐患时，及时予以解决，将事故发生的概率降到最低，切勿置之不理从而引发严重事故。

6 结语

直流系统发生故障频率的高低将直接影响变电站电力系统稳定性的好坏。作为电力工作人员，掌握关于变电站直流接地问题的解决方法，能够做到在故障发生时快速地找到问题所在并解决，对自身以及变电站都是富有意义的。

参考文献

[1] 龚宁.变电站直流系统接地故障的分析与防范[J].能源与节能，2012，（10）：16+91.

[2] 耿星.变电站直流系统接地故障查找与处理方法思考[J].广东科技，2013，（14）：79-80.

[3] 孙金标，詹红.变电站直流系统接地故障分析及查找办法[J].科技风，2011，（2）：217+219.

[4] 张永生，胡旭东，王伟，潘晓明，周陈斌.变电站直流系统接地故障分析[J].电力安全技术，2012，（1）：49-50.

[5] 余国雄，尹星光.一起220kV变电站直流系统接地故障的分析[J].电气开关，2010，（5）：67-69.