变电站设备范文（精选12篇）
变电站设备 第1篇
目前电力系统中广泛应用常规电磁式电流/电压互感器或电容式电压互感器, 随着系统电压的增高, 互感器的绝缘结构更加复杂、体积增加, 造价也随之大大提高, 同时电磁式互感器还有磁饱和、铁磁谐振、动态范围小等缺点, 难以满足电力系统应用的发展要求。光电子、光纤通信和数字信号处理技术的发展和应用, 推动了电子式电流/电压互感器技术的发展。目前, 电子式互感器已经逐步进入实用化阶段, 在实际工程应用中的电子式互感器分为有源和无源两大系列。
(1) 有源互感器。有源式互感器主要指罗柯夫斯基线圈, 其特点是需要向传感头提供电源, 目前成熟产品均采用光纤供能方式。罗氏线圈是一种较成熟的测量元件, 实际上是一种特殊结构的空心线圈, 将测量导线均匀地绕在截面均匀的非磁性材料的框架上, 就构成了罗氏线圈, 在传感结构上根本解决了铁芯线圈电流互感器的磁路饱和问题。罗氏线圈是可根据被测电流的变化, 感应出被测电流变化的信号, 其特点在于被测电流几乎不受限制, 反映速度快, 可以测量前沿上升时间为纳秒级的电流, 且精度高达0.1。从测量大电流的观点来看, 罗氏线圈是一种较理想的敏感元件。由于它不与被测电路直接接触, 可方便地对高压回路进行隔离测量, 当被测电流从线圈中心通过时, 在线圈两端将会产生一个感应电压, 若线圈匝数密度n及线圈截面积s均匀, 则线圈感应电压的大小为 (μ0为真空导磁率) :v=μ0nsdi/dt上式表明空芯线圈的感应信号与被测电流的微分成正比, 经积分变换等信号处理便可获知被测电流的大小。
(2) 无源互感器。无源型互感器主要指光学测量原理的互感器, 又称为光电式电流/电压互感器, 其特点是无须向传感头提供电源。光学电流互感器主要是利用Faraday磁光效应。法拉第效应的原理为线性偏振光通过在磁场环境下的介质时, 偏振的方向会发生旋转, 只要测量出法拉第旋转角, 就可以求得磁场强度的大小, 从而间接测出产生这个磁场的电流大小。一般可采用光功率振幅检测和光功率相位检测两种方法测出法拉第旋转角的大小。光学电压互感器主要是利用晶体的Pock-els效应 (即线性电光效应) 。能够稳定应用于高压测量的晶体并不多, 目前应用最多的电光晶体就是BGO晶体。光学电流、电压互感器的特点是:整个系统线性度好、灵敏度较高、绝缘性能好。其难点是精度和稳定性易受温度与振动的影响。由于温度对晶体和光纤的影响比较大, 对晶体加工的工艺要求很高, 因此, 长期运行中的稳定性问题是光学电流、电压互感器实用化和产品化的一个技术难点。
(3) 电子式互感器的特点。电子式互感器本身就是利用光电技术的数字化设备, 可直接与数字化的保护和测控设备接口。与传统电磁感应式电流互感器相比, 电子式互感器具有如下优点: (1) 高低压完全隔离, 安全性高, 具有优良的绝缘性能:电磁式互感器的被测高压信号与二次线圈之间通过铁芯藕合, 绝缘结构复杂, 其造价随电压等级呈指数关系上升。电子式互感器将高压侧信号通过绝缘性能很好的光纤传输到二次设备, 这使得其绝缘结构大大简化, 电压等级越高其性价比优势越明显。 (2) 电子式互感器利用光缆而不是电缆作为信号传输工具, 实现了高低压的彻底隔离, 不存在电压互感器二次回路短路或电流互感器二次开路给设备和人身造成的危害, 安全性和可靠性大大提高。不含铁芯, 消除了磁饱和和铁磁谐振等问题。电磁式电流互感器由于使用了铁芯, 不可避免地存在磁饱和及铁磁谐振等问题, 电子式互感器在原理上与传统互感器有着本质的区别, 一般不用铁芯做磁祸。因此, 消除了磁饱和及铁磁谐振现象, 从而使互感器运行暂态响应好, 稳定, 保证了系统运行的高可靠性。 (3) 动态范围大, 测量精度高:电网正常运行时, 电流互感器流过的电流并不大, 但短路电流一般很大, 而且随着电网容量的增加, 短路电流越来越大。电磁式电流互感器因存在磁饱和问题, 难以实现大范围测量, 一台互感器同个绕组很难同时满足测量和继电保护的需要。电子式互感器有很宽的动态范围, 一台电子式互感器中同一个数字量输出就可同时满足多个IED的需要。同时电子式互感器的频率响应范围较宽, 可以测量谐波和暂态电流等优点。互感器的无油化可以避免引起火灾和爆炸等危险, 体积和重量也较常规互感器小很多。因此采用电子式互感器可以带来显著的经济效益和社会效益, 而且电压等级越高效益越明显。
2 电子式互感器接口设备
IEC61850标准定义了电子式电流互感器和电子式电压互感器等逻辑节点, 合并单元是电子式电流/电压互感器 (ECT/E VT) 接口的重要组成部分, 其主要功能是同步采集多路E C T/E V T输出的数字信号后按照标准规定的格式发给保护、测控设备。它与二次设备的接口是串行单向多路点对点连接。合并单元所采集的12路电流、电压信号均有明确的定义并且以编码格式将这些信息帧发给二次保护、控制设备。合并单元一般具有以下模块。
(1) 同步功能控制模块, 合并单元同步不仅要求一个合并单元能够给其对应的多路A/D同时发送转换命令, 而且要求各个合并单元之间所发出的转换命令也保持高精度的同步, 后者对于需要多个测量点采样信息的变压器差动保护等十分重要。
(2) 多路数据采集和处理功能模块, 合并单元给采样值信号处理单元发送同步转换信号后, 将同时接收各个通道的输出数据, 对其有效值进行校验, 并对这些数据进行正确排序以输出给串口发送功能模块。此功能模块数据通信具有多任务并行处理、高可靠性、强实时性和通信速度高等特点。
(3) 串口发送功能模块, 遵循IEC61850-9-1的合并单元是单向多路传输 (只发送采样值信息而无需接收任何信息) , 但是其与交换机的接口必须工作在全双工方式, 原因是:交换机对组播包和广播包无地址过滤能力, 为防止过程总线下其它组播/广播包 (如来自于其它合并单元发送的数据包) 的影响, 必须让合并单元具备同时收发数据包能力。合并单元的精度要求由合并单元的输出决定。当它进入测量应用时就造成了一个很大的区别, 因为通过数字信号传输, 在测量中的A/D转换没有附加的误差, 因此数字式系统的整体精度也要比常规系统高得多。
3 结语
数字化变电站是目前我国电力企业积极进行实用化研究的重点领域之一, 它对提高电网企业的经济效益和管理水平, 以及提高电力系统的自动化水平和可靠性都有很大的作用。
摘要：本文详细论证了变电站高压电气智能设备电子式互感器及其接口设备的发展状况, 为提高电网企业的经济效益、管理水平以及电力系统的自动化水平和可靠性提供了技术基础。
关键词：自动化系统,电子式互感器,智能化高压电气设备,数字化变电站
参考文献
[1]张正建.三菱电机高压开关设备的新进展[J].上海电力, 2005: (2) 218～219.
[2]高翔, 周健, 周红, 等.IEC61850标准在南桥变电站监控系统中应用[J].电力系统自动, 2006, 30 (16) :105～107.
变电站电气设备论文 第2篇
电气设备热故障预防措施
【摘要】在电气设备的热故障中，红外线技术能够对其前期的缺陷以及绝缘性能做出科学合理的预测，对于传统型的电气设备预防性试验有着积极的作用，也是现阶段电力行业发展的主要方向。因此，本文就对红外线技术在电气设备热故障中的应用进行探究，希望对于今后电力行业的发展有所帮助。
【关键词】电气设备;热故障;红外线技术;应用
在过去，电力设备的维修以及诊断主要依据的原则就是“事后维修体制、预防维修体制”。在1985~1990年之间，我国有80%左右的变压器事故是在预试达到标准的情况下发生的;在~期间，我国电气设备在预试达到标准情况下发生事故的概率是90%。这些事实表明，虽然在预防性试验中投入了大量的时间、精力以及资金，但是成果甚微，造成这个现象的主要原因就是：电气设备没有处于正常的运转状态，对于运行数据的反映不够真实，试验的周期不能够符合设备故障的规律。所以，在国内外的电力行业中开始了新型的状态维修体制的探索。其实早在1949年，Leslie等人就首次提出了在对高压输电线路过热的接头使用红外线技术进行检测的思路，而且还对电阻测辐热计制作出来的红外辐射计对过热接头测量的方法进行了具体的描述。随着科学技术的发展，红外探测元器件和仪器系统的出现，正式打开了红外测温仪器对电力设备热故障进行检测的新篇章，并在此基础上不断发展，进一步改进和完善红外检测仪器，扩大红外线的使用范围，结合实际提高其使用的效果。近年来，我国也开始引进比较先进的红外热像仪，并且在实际中加以运用，对于变电站内以下不良故障现象加以解决，取得了一定的成绩，并且建立了相关的热像图数据库面对停电检修而造成的大量经济损失有效降低了。
1基本原理
以物理学的知识来说，世间上的一切物体都能够发射一些人眼看不到的红外辐射能量，同时，物体的温度越高，其发射的红外辐射的能量就强。对于红外线在电气设备热故障的应用，就是充分利用了带电设备的制热效应，使用专业的仪器对于电气设备的表面的红外辐射信息进行采集和整理，从而对电气设备的状况以及缺陷得出相关的结论。
2红外线技术
对于红外检测技术来说，其是一种在线进行监测的高科技检测技术，其是把集光成像技术、计算机技术以及图像处理技术统一整体，对于物体的红外线进行收集整理，对其热像呈现在荧光屏幕上，从而能够对于物体表面的温度分布状况进行准确合理的判断，具有实时、高效、便捷等优点。对于电气设备的前期阶段中存在的故障问题以及绝缘性能能够提供科学可靠的预测，把传统电气设备的预防性试验维修提升到预知状态检修，同时这也是现阶段电力行业发展的一个关键性方向。随着科学技术的不断发展，在运用红外检测以及诊断技术时，具有距离远、不取样、不接触、准确、快捷、直观等优势，对于电气设备中存在的问题能够做到实时地进行监测以及诊断，因此，这项技术受到国内外电力行业的重视，并且在近几年中得到了快速的发展。在电力行业中加入红外线检测技术，不仅仅能够对于电气设备的可靠性以及有效性进行提升，还能够进一步提高设备运行的经济效益，降低其后续的维修和检测成本，是现阶段在预知维修检测环节中比较经济高效的手段。在使用红外热像技术对于在线电气设备进行检测的主要方法就是红外温度记录法，这种方法最早使用于工业上面，主要是对无损进行探测，检测设备的运行性能以及其运行状态的一种技术。和传统的测温手段进行比较，热像仪能够在一定的距离之内进行实时、定量以及在线检测对发热点的温度进行检测，通过相关的额扫描，还能够对于设备运行状态中的温度梯度热像图进行绘制，灵敏度比较高，还能够杜绝电磁场的干扰，可以在现场直接进行使用。与此同时，它还能够在-20～2000℃之间以0.05℃的高分辨率对电气设备中存在的热故障进行检测，能够及时发现线路接头或者线夹过热，或者电气设备中局部过热的部位等等。
3电气设备的发热来源
3.1电阻损耗发热
在电力系统中，其中导电回路的金属导体中都是有其电阻，在负荷电流经过时，就会有一部分的电能以焦-楞次定律通过热损耗的形式消耗在电阻上面。其发热的功率公式为：P=KfI2R式中：P―――发热功率(W);
3.2电介质损耗发热
对于一些通过固体、液体或者是气体等电介质材料组成的绝缘结构，在高压电气设备中是不可或缺的。同时，在所有的电气设备中，金属导电材料以及电介质绝缘材料是必不可少的。同样地，在作交变场的作用下，导电体周边的电介质也会发生相应的能量损耗，一般是称作介质损耗，其损耗功率公式如下：结合上式可知，介质的损耗是与其所承受的电压的平方成正比的，和导体中经过的电流没有关系。所以，在电气设备上面加上电压，即使不进行输送电流也是会发生介质损耗的。在绝缘介质的性能下降时，介质的损耗会进一步加大，增加有功损耗，设备的运行温度就会升高。
3.3铁磁损耗发热
在交变磁场的反复磁化的状态下，载流导体周边的铁磁物质会发生磁滞、涡流损耗的现象。这一损耗一般是称为磁滞损耗。一般来说，磁滞损耗是和频率的一次方成正比关系，和最大磁感应强度B的n次方成正比关系。从图1中可见，涡流是属于感应电流的一种，在铁芯的内部环绕着感应强度B呈现旋涡状进行流动，依据楞次定律来判断其流动方向。涡流的.产生是需要消耗能量的，接下来就是产生热能。对于很多电气设备来说，涡流是非常有害的，不仅会消耗电能，还会使得铁芯发热，功率损耗，造成设备的热损。
4电气设备热故障的预防措施
4.1金具的质量
对于变电所中母线以及相关设备线夹金具，在购置的时期应该依据功能和需要选择质量优秀的产品，其动热稳定的性能应该符合相关的要求。同时，尤其需要注意的部分是设备的线夹，其应该采用质量上乘的铜、铝扩散焊工艺的铜铝过渡产品，杜绝不合格产品的混入使用。
4.2防氧化处理
对于电气设备接头的表面位置，都是需要进行相关的防氧化处理，在这个环节中应该优先采用电力复合脂来对传统型的凡士林进行代替。4.3接触面的处理对于接头的接触面，应该使用锉刀对于接触面上严重不平衡的位置或者是毛刺进行彻底地清理，保证整个接触面的整洁度，但是同时还应该注意母线加工后的截面减少值有着一定的规定：铜质的不应该超出原来截面的3%，而铝质的一般是不能够超过5%。
4.4紧固压力的控制
在电力行业中，很多的维修工作人员对于接头的连接存在着一个误区，一般认为对于连接络酸应该做到紧致化，其实这在实际中存在着一定的错误。由于铝质母线的弹性系数比较小，在螺母的压力达到其一定的临界值时，在这个时候在进行增压，如果使用的材料差，那么就会出现由于压力过多而造成接触部位发生变形的现象，使得接触面积进一步缩减，接触电阻从而加大。所以，在进行紧固螺栓的时候，不能过度拧紧，使其达到紧固程度即可。
4.5检测的措施
在电气设备运行的过程中，需要值班人员对接头发热的情况进行定期的巡视。对于一些接头的发热状况，可以采用观察来加以判断，例如在设备的运行环节中，连接头的过热会使得金属失去原有的光泽度，导体上面的连接点附近的色漆颜色有所加深等等。
5电力设备热故障中红外技术的局限性
总而言之，对于任何一项先进的技术都有其瑕疵的地方，对于红外线技术来说也是如此。就现阶段的使用情况来说，其主要的不足之处在于：标定比较困难。虽然红外线技术有着较高的测温灵敏度，但是由于受到检测物体表面发射率或者是环境的影响，其准确度会大打折扣，这样就会难以得到一个准确有效的测温结果。除此之外，在一些不容易进行观察的内部结构缺陷中，例如全封闭的电气设备、小车柜的开关、合成绝缘子以及线路绝缘子等等，或者是由于其他热源的干扰而产生异常的发热故障，这样就会很难做出比较科学的判断，因此在进行检测的过程中，应该有效避免日光或者灯光的直射现象，避开其他的高温辐射的干扰，这样才能保障红外线技术的有效性和可靠性。
6结束语
随着科学技术的不断进步，红外线技术在电气设备热故障中的使用也是越来越广泛，但是在使用的环节中，还应该注意到红外线技术的一些局限性，对其不断进行探究和分析，制定出科学的措施进行解决，这样才能更好地发挥红外线技术的作用。
参考文献
[1]芦竹茂，王天正，俞华，马丽强，刘永鑫.基于红外图像分析的电力设备热故障检测技术研究[J].现代电子技术，(11)：123~126.
[2]李祉豪.红外热成像技术对高压电气设备的诊断与分析[J].实验室研究与探索，2017(04)：37~40.
智能变电站设备运行及维护探讨 第3篇
关键词：智能变电站 设备运行 设备维护 智能电网
0 引言
智能变电站是连接用户和电力系统的关键环节，是我国电网发展的重要趋势，其承担着输送电能的重任。可以有效地保障我国的电力系统安全和稳定运行。智能变电站的稳定运行离不开电力设备的支持，而电力设备容易受到多种因素的影响而导致故障的发生，如智能终端设备、通讯控制器、网络交换机等。为此，需要做好相关的设备维护工作，加快高水平、高技能人才队伍的建设，提高电力系统应急事故的处理能力，保障我国的用电安全。
1 智能变电站设备运行维护面临的挑战
我国科学技术的进步加快了我国智能变电站的发展，各种新型设备和先进的技术在变电站系统中有所应用，如传感器技术、智能高压设备、智能互感器、避雷器、断路器和智能监控系统等。这不仅加大了电力系统的资金成本投入，而且对电力系统的技术人员也提出了更高的要求。相关的智能变电站设备运行中，需要做好设备和系统的维护管理工作，单位应该对日常的维护工作给予重视，因为，无论技术有多先进，如果缺乏有效的维护管理，设备都无法充分的发挥其应有的应用效果。为此，在智能变电站的应用过程中，应该对变电站系统的设备和维护人员进行综合管理，保障管理的规范化，提高智能化维护人员的综合素质和应急能力，全面提升智能变电站运行维护水平，从而让智能变电站能够高效稳定地运行。
2 智能变电站设备的运行维护
2.1 硬件、软件故障处理
在对智能变电站设备的日常运行维护方面，需要考虑硬件和软件的日常维护。首先，在硬件方面，可以通过对变电站设备的外观进行检查，对于存在的缺陷问题进行风险评估，如果是功能上反映出来的，要确定产生风险的原因，然后再进行处理，功能上没有什么反映的，就要通过定期检查来发现存在的缺陷问题。
其次，在软件方面，通常从日常的操作中可以发现的问题会导致装置警告，常见的有过负荷、CT断线等情况。对相关的警告信息进行检查，给予及时的处理；在发现装置内部逻辑或者器件导致的异常问题，通常可以对后台和装置的异常报文进行分析，并进行处理；在遇到逻辑运行错误或者是逻辑缺失导致的功能不全、拒动等情况，可以通过源数据的分析进行故障排除，从而解决相关问题。
2.2 一次设备故障处理
当设备出现运行中的设备指示灯不正常或者面板显示内容异常等情况，通常都是液晶面板或者CPU插件等功能器件出现了问题，需要对这些功能插件进行更换才能解决问题。
在遇到电量信号丢失或者精度下降、扰动等现象时，可以使用逐步排除法解决问题，在不影响系统正常运行的情况下，从后台逐步检查信号，这样可以定位故障是不是在互感器信号源地方产生。互感器出现了问题，在硬件尺寸、型号、品质缺陷导致没有办法安装、接线等，需要对这些情况进行施工图纸的核对，根据装置图纸来进行合理的处理。如果设备表现在采集卡发送数据丢失或者出错等现象，可能是因为采集卡、采集回路及器件损坏、光口失灵等，可联系厂家进行处理。
2.3 二次设备的运行维护
智能变电站二次设备的运行和维护直接影响着一次设备的安全和稳定运行，是对一次设备运行状态的保护、调节、控制和监测。主要包括了保护装置、控制设备、自动装置和通讯设备等，这些装置在测控、保护、计量和录波等设备故障分析上和传统装置差不多一样，不同的是智能变电站的二次设备提供了IEC61850的通讯接口。交换机在通讯过程中经常出现故障，这些故障一般是对协议的解析和理解的一致性。
2.4 合并单元的运行维护
在智能变电站的运行过程中，致使合并单元出现故障问题的原因有很多，例如，GPS对时不准和对时中断、设备自身出现问题，采样光纤通道中断等。这些都是需要日常维护的，在合并单元发生故障时，会在设备上显示报警信息，并且会自动发出保护工作，所以在合并单元的日常维护上，工作人员要及时地关注监测设备的运行状况，如果有报警信号发生的，要及时采取措施进行处理。
2.5 电子互感器的运行维护
电子互感器作为测量输入、输出变频电量参数的重要装置，主要由采集器、专用屏蔽线和电子传感器等构成，其在电力系统中起着重要的作用。智能变电站在日常运行中需要处理很多电力参数，电子互感器通过信号的采集、传输、分析和处理等，从而对变电站的电流、电压等进行全面的监测，确保变电站设备的安全稳定运行。当然，在日常的维护中，需要注意好各个细节的处理。
2.6 智能终端和交换机的运行维护
在变电站设备运行中，智能终端和交换机起着传输自动化系统信息的作用，在对交换机进行选择时，要充分考虑交换机的稳定性和准确性，这样才能确保智能变电站的安全稳定运行。如果发生交换机故障，要对故障进行排查分析，一般而言，交换机出现故障只要重启就可以了，如果重启还是存在问题，那就需要让检测维修人员对交换机做全面的检测，然后再根据具体问题产生的原因进行维护。
3 结语
综上所述，智能变电站设备的运行和维护工作需要配备有一定专业知识的维护人员，而电力系统工作人员中普遍存在着知识结构不完善、基础薄弱等问题，尤其是在通信技术和单片机知识等方面的人才有所欠缺。要保障智能变电站设备的正常运行，需要加强维护人员的专业知识，在进行设备操作时，要严格地按照相关的规定来操作，避免因操作失误带来的相关问题，对日常设备监测指标和手段进行明确，规范具体的操作流程，确保变电站设备的平稳安全运行。
参考文献：
[1]王枫.智能变电站设备运行维护和检修技术探讨[J].机电信息，2013（36）：47-48.
[2]刘浒扬.智能变电站运行及维护中的问题分析[J].企业技术开发，2014（17）：85-86.
[3]杨增力，汪鹏，王丰祥，等.智能变电站二次设备运行维护管理[J].湖北电力，2010（3）：54-55.
变电站设备 第4篇
1 二次回路调试
二次回路调试要结合设计要求和系统功能需求, 对二次系统接线进行全面细致的试验, 以满足变电站的试运行条件。
1.1 二次直流部分的检查
(1) 控制回路的调试。断路器控制回路检查:送出直流屏断路器控制电源、电机储能电源, 检查断路器储能电源或合闸电源保险是否合上, 手动逐一合上装置电源开关和控制电源开关, 检查断路器控制回路、位置指示灯是否对应, 储能回路是否正常, 远方/就地切换功能是否正常, 断路器分合闸是否正常。同时检查异常状况下 (如弹簧未储能、SF6压力低等信号) 断路器的闭锁是否正常, 如不正常要立即拉开控制电源, 查找原因。
隔离开关控制回路检查:合上隔离开关电机电源、控制电源, 检查隔离开关分合闸、后台位置信号显示是否正常 (如电机为交流电机, 则分合隔离开关前, 应将隔离开关先手摇至半分半合位置, 以防止电机电源接反, 损坏电机) ;分别拉合断路器或接地刀闸, 检查隔离开关的电气闭锁逻辑是否正确。
(2) 一次设备信号回路的调试。包括断路器、隔离开关、接地刀闸的位置指示、主变压器非电量信号以及其他元器件的报警信息等, 所有信号均应通过本体元件实际触发 (部分元件如部分厂家的SF6密度继电器, 无法通过元件实际触发的, 需厂家出具保证函, 同时离元件最近的接点应上传信号) , 并且确保在监控机、后台机上的显示、时间完全正确;重瓦斯等可启动主变非电量保护跳闸的信号还需检查非电量保护的动作逻辑以及对应压板的正确性。
1.2 二次交流部分的检查
(1) 二次交流电流回路检查。用试验仪在TA二次侧 (TA本体接线柱) 加单相电流, 在保护装置面板查看保护和测量回路电流的数值、相别 (不能直接查看的用钳形相位表测量电流) , 检查二次电流回路的相别、绕组是否一一对应, 不应出现开路或者串到其他回路的现象。TA二次交流回路除检查是否开路或串接外, 还应检查TA二次极性是否符合要求, 尤其是对于有多组TA接入的差动保护, 应确保所有接入TA组别的正方向一致。例如变电站110k V侧有2条线路502、504, 其中502TA一次侧极性端P1朝向母线, 504TA一次侧极性端P1朝向线路, 且两组TA极性均为减极性, 则502TA二次侧保护电流若从S1接入, 再流向S2, 那么504TA应从S2接入, 再流向S1。
(2) 二次交流电压回路检查。用试验仪在TV二次侧分别加单相电压 (加压前应在TV接线柱解开二次线, 防止反充电) , 检查对应母线上相应相别的所有保护、测量、计量电压回路应有电压, 其他母线和其他相别应无电压, 保护装置面板、后台机电压显示值对应正确, 用万用表测量计量柜电压也应该正确。如保护装置有TV切换功能, 模拟运行实际条件, 检查TV切换功能是否正确。
(3) 交流电流、电压回路的接地点检查。交流电压回路应有唯一接地点, 且位于电压并列柜或是公用测控屏内;二次电压回路接地点应有明显的接地标识, 接地螺栓应独立于其他回路。交流电流回路接地点宜放在就地断路器端子箱 (柜) 内, 且只允许有1点接地, 检查时先解开接地点, 确认交流电流回路无2点接地现象。
2 装置保护功能的调试以及保护通道检查
装置保护功能的调试一般根据线路、变压器、母线等继电保护装置类型, 依据保护定值, 用继电保护测试仪在保护装置的电流、电压端子上通入故障电流和电压, 检查装置动作精度并传动断路器, 在后台机上应正确显示保护动作信号、开关变位信号和动作时间等数据。保护功能调试应根据保护厂家的新安装调试大纲进行, 依次检查保护装置的外观、软件版本、逆变电源、装置开入开出量、交流电流电压输入采样精度、保护逻辑和报警功能等, 并检查断路器的出口动作逻辑、整组传动、闭锁逻辑是否正确, 以及压板的唯一性是否正确。
对于采用光纤差动的线路保护, 还应进行保护通道对调工作, 应和对侧继电保护人员联系并检查保护装置的内部主/从机设置, 以及本侧/对侧识别码是否正确。如有通道异常报警, 应通过光纤通道的分段自环查找故障点, 按照一侧对装置自环———配线架自环———对侧自环, 逐步找出故障点。通道正常后, 检查保护装置两侧的采样数据传送情况和数据同步情况, 以及差动动作情况、弱馈功能等。
3“四遥”功能调试
遥控、遥调功能的检查。后台应能可靠准确地遥控断路器和隔离开关的分合闸。如遥控失败, 应查找原因, 检查直流屏合闸电源或控制电源是否投入;测控装置或控制回路是否上电;测控装置通讯是否正常;装置远方、就地切换开关是否切到远方位置;断路器 (隔离开关) 分合位置、工作试验位置是否在后台上正确反映;控制回路接线是否正确;是否存在闭锁条件。遥调功能检查和遥调失败查找原因的方向可以参考遥控的相关内容。
遥信功能的检查。变电站后台或远方监控应能可靠准确地反应变电站内所有设备、装置的运行信息和位置状态。遥信核对时, 所有遥信点均应以实际状态触发为准, 且应保证装置触发时间和后台显示的时间同步。如遥信核对不正确, 应对二次开入接点是否动作, 开入测控装置位置是否正确, 测控装置通讯是否正常, 远动信息是否关联等方面进行检查。
遥测功能的检查。变电站遥测功能应能正确地反应变电站潮流的实际状况。采用符合变电站测控装置精度等级的测试仪对测控装置的遥测功能进行检查, 通过变换功率大小和方向的多个采样点, 判断测控装置的精度是否符合要求。
4 装置打印、声音报警功能、反事故措施清理以及计量等相关部分
要求打印机设置正确, 打印图形、报表完整美观、大小合适, 能够实现自动打印和手动打印。
断路器、隔离开关等开关量变位以及保护动作信号应有音响报警功能。
根据国网公司以及湖南省电力公司下达的最新反事故措施执行计划, 对新变电站的相关内容进行全面清理, 尤其是对重要回路如保护交流电流电压回路接地、装置电源回路、跳合闸回路、防跳回路等, 确保反措执行到位。
新建变电站的计量系统调试应根据有关规定由具有计量资质的人员进行, 所有涉及计量的电流互感器和电压互感器 (或是相应的计量绕组) 必须做相应准确级的极性、变比、比差、角差试验, 计量表计也应试验到位, 计量电压二次回路视情况进行二次压降检查 (可在投产后进行) , 计量信息的上传应符合设计要求。
5 投运前检查
在整体调试工作结束后, 仔细检查所有临时接线已拆除, 所有安措已恢复, 所有保护压板、空气开关、转换开关均恢复到投产前的状态, 尤其应注意交流电流、电压回路的螺丝是否拧紧、端子连接片是否可靠连接。
6 保护二次带负荷检查
保护带负荷检查要求详细观察系统的运行方向和潮流分布情况 (对于新建变电站的潮流方向可以向调度咨询) , 并与二次回路交流电流、电压、相位检查结果进行对比, 以便及时发现隐患。
差动保护必须带上一定的负荷后才能判断出保护接线的极性是否正确。对于母线差动和主变差动保护, 在进行带负荷检查前, 应退出差动保护, 并查看保护装置上某一时刻电流采样数据, 并根据接入保护装置所有TA二次回路的电流大小和相位测量结果综合判断。如果差动回路接线极性正确, 差动保护的各相差电流数据均应该为“0”, 否则需等停电以后在相关TA二次侧更改极性接线。此外特别需要注意的是, 必须确保主变差动保护各侧、母线差动保护上所有间隔的TA均带上负荷并且全部参与差动保护计算时, 保护各相差电流计算都为“0”才能判断差动保护的接线极性正确。例如双母线接线方式的母线差动保护, 在双母分列运行时, 不能仅仅依据此时的带负荷结果来判断差动保护接线极性是否正确。线路差动保护带负荷检查与母差和主变差动保护类似, 重点要查看保护装置中本侧TA和对侧TA的二次差电流是否为“0”。
变电站设备缺陷管理制度 第5篇
1设备健康水平是安全运行的物质基础，加强设备维护，不断提高设备健康水平是每个值班人员的应尽职责。为此，必须加强设备的缺陷管理工作。
2缺陷分类：一般缺陷、重要缺陷和紧急缺陷
3一般缺陷：性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大，可列入计划进行检修的设备缺陷。
4重要缺陷：情况严重，虽可继续运行，但已影响设备出力，不能满足正常运行的需要，或短时间内将会发生事故，威胁安全运行的设备缺陷。
5紧急缺陷：性质严重，情况紧急，必须立即处理者；否则，将造成人身伤亡、设备损坏、大面积停电等备事故或事故的缺陷。
6管理职责
6.1值班员职责：
a.认真巡视设备，及时发现设备异常和缺陷，将缺陷情况详细记入“设备缺陷记录薄”内，并汇报本站专责技术员及站长。
b.对一般缺陷，当值人员能够消除的，当值人员应负责消除，当值不能消除的重大、紧急缺陷，在做出正确判断后，及时报告上级部门。
c.设备缺陷消除完毕后，应在“设备缺陷记录薄”内填写消缺时间及消缺人。d.值班人员应根据站内月度计划，按照缺陷性质及设备现场情况，做好消缺准备和消缺工作。
e.对未及时消除的设备缺陷应加强监视。
6.2设备专责人职责：
a.对专责设备的缺陷情况，应全面掌握，做到心中有数。
b.对专责设备，根据技术情况，缺陷情况，提出技术分析意见。
变电站设备状态检修的分析和探讨 第6篇
1、前言
近年来，伴随我国经济的快速增长，本着为经济护航，电力先行的原则，我国电力行业也得到了飞速发展，电网规模日益扩大。我国高电压变电站日益增多，成为电力枢纽与核心。随着坚强电网主网架不断发展，坚强电网主网架的节点，高压变电站的数量激增，这对对变电站电力设备的维护要求也进一步提高。目前我国变电站的发展中，电力设备的定期维修暴露出越来越多的弊端，采用定期检修分析对电力系统设备进行排查与维护已逐渐替代原有普遍采用的檢修方式。
推行状态检修有利于节省大量维修费，能有效地降低检修成本与风险；有利于提高将电网的安全性、稳定性、可靠性，延长设备使用寿命；还能不同程度地增加电网的供电能力，对电力平衡做出了巨大的贡献，实现电网的经济效益。
2、状态检修及其发展
状态检修是一种近年来得到不断推广的智能型维修制度，指的是在进行设备状态监测的基础上，利用科学的检修计划与预试进行快速诊断分析的过程状态检修，可以实现利用某状态参数或阀值进行检修判断，并且状态检修的过程中不需要进行任何设备的分解。状态检修的重点步骤是制定检修计划并确定检修方式，可以利用状态参数直接进行设备故障判断，能准确的确定设备检修时机，能有效地提高项目检修的效率；有利于加强设备的综合化管理，保证设备运行的稳定性与可靠性，有利于保障系统的安全与电网的稳定运行。
我国传统的电力系统检修体系主要以预防性计划为主，在电网的安全运行上体现了优越性。但随着设备技术的变革，原有的预防性检修经常出现检修计划不合理的现象，导致设备的检修不及时，影响了变电站的设备安全有效的运行。为了提高变电设备维修效率，目前设备的状态检修已逐渐代替原有的计划检修，为设备维修效率的改善奠定了基础。
3、变电站设备状态检修与状态监测
变电站设备的状态检修包括状态监测、故障诊断、状态预测以及设备维护四个方面。状态监测指的是利用监测装置等方式进行设备状态参数与信息的获取，通过对参数的处理与分析，整理出设备的状态特征；状态监测能对设备的健康状况进行综合监测与分析，确定出最合理的检修时间，将设备损坏程度控制到最小的范围。
3.1一次与二次设备状态监测
一次设备状态监测主要针对变压器、断路器、以及容性设备等。主变压器一般用于监测放电、溶解气体以及电容值等相关数据；断路器监测可以对断路器进行特殊气体、分解物以及接触电阻等的监测；电容性设备的主要监测对象是电容值与泄漏电流等；常见的互感器能进行局部放电的监测。
二次设备状态监测主要针对直流控制、交流测量系统以及逻辑判断系统等。直流控制系统监测内容是直流动力以及信号回路的完整性；交流测量系统的监测内容是回路的绝缘性与元件的完整性；逻辑判断系统包括硬件逻辑判断以及软件的功能。
3.2变电设备的故障诊断与状态预测
变电设备常见的故障状态诊断技术有比较法与综合法。比较法通过振动诊断、噪音诊断等对变电设备进行监测与诊断，并将得到的数据与往年的参数进行有效比对，通过判断差异性来确定变电设备的故障情况；得到的数据还可以通过同类型设备的横向对比来判断设备的故障与问题。比较法是一种比较基础的诊断方式，但其诊断结果具有不确定性，不能得到准确的故障诊断结果。综合法诊断是一项比较系统的诊断方法，诊断前期要进行大量的数据收集准备，数据包含监测系统的成套数据，比如变压器的绝缘与油色谱情况、负荷情况以及红外成像情况等，并对收集到的数据进行有效地分类与分析，总结出一套完整的设备运行参数信息。第二步是将整理好的数据信息与专家系统知识库中的数据进行对比与匹配，通过反复地纠正得到变电设备初步故障诊断结果。变电设备都会老化、超负荷等问题与故障，因此对变电设备进行状态预测是状态检修的重要步骤。相关检测人员不能忽视变电设备的日常运行情况，应对设备进行定期排查与检测，当排查人员发现设备有任何异样情况时，应及时对电力设备缺陷进行状态的上报，为变电设备的状态预测工作奠定基础。对变电设备进行状态预测可以采用报警门的方式进行，通过设备状态运行情况与实际需求来设置坎值，实现设备运行情况实施即时监测与状态运行预测，有效提高变电站设备状态检修与预测的效果，保证电力设备在良好状态下运行，为电力系统的安全、稳定运行奠定基础。
4、结语
随着我国科技与计算机技术的迅速发展，变电站设备状态检修技术水平也得到了一定的提高，但目前仍存在一些问题，原有的设备状态计划维修方式已不能适应电站设备检修的需要，因此实现向电力设备状态检修的过渡显得尤为重要。变电站设备状态检修有利于及时掌握设备的运行状态，能有效地对设备故障进行预测与诊断，大大的提高了变电设备的检修效率，有利于减少设备维护的人力资源，节约设备的检修成本，实现了变电站检修的规范化与信息化，推进了电力设备管理体制的变革。电力设备工作人员要充分认识到状态检修工作的重要性，认真对待设备的状态检修，采取有效地措施进行设备的预测，及时发现设备故障的潜伏现象，将设备的故障损失尽量控制在最小化，提高企业的经济效益，发挥设备信息管理的优越性，实现电力设备的综合化管理，提高设备运行的可靠性与稳定性，不断推进安全、和谐电网的构建。
变电站设备状态检修探析 第7篇
目前, 输变电设备随着电力事业的发展而不断向前发展。随着社会和经济发展步伐的不断加快, 电力在人们的工作、生产、生活中所起的作用也越来越重要。传统的电力检修手段已无法满足当前的需求, 因此, 为了保证设备的稳定运行和电力的稳定供应, 实施状态检修势在必行。状态检修可以对设备的状态进行评估, 并分析风险出现的可能性, 从而制定计划进行设备检修, 以保证设备可靠运行, 同时降低检修成本, 有助于维持电网的安全稳定正常运行以及设备的健康运转。
1 设备检修的分类
(1) 故障检修。所谓故障检修, 是指对已发生功能故障或状态已失效的设备进行检修。由于故障的发生没有规律可循, 这种检修只能在故障发生之后进行, 并且会造成系统的其他设备无法正常运转, 从而对整个系统产生巨大影响。因此, 在重要场合中一般避免采用这种检修方式。
(2) 定期检修。定期检修是根据以往采集的数据, 找出设备发生故障的周期规律, 进而对设备进行周期性检修。目前, 这种方法的应用范围十分广泛, 是我国变电站中最常用的检测方法, 但是其具有一定的局限性, 主要是因为检修周期的制定依据前期经验, 很难适应设备、技术不断发展的趋势, 因此定期检修方式正不断被淘汰。
(3) 状态检修。状态检修不同于前2种检修方式, 它是一种发生在故障前的不定期检修方式。状态检修采用先进的技术, 监测所有设备的运行状态, 并根据监测结果来评估设备发生故障的可能性, 进而采取相应的措施进行维修和保养。这种检修方法可以有效克服传统检修方法的缺点, 极大提高了设备的安全性和可用性。
2 开展状态检修的必要性
(1) 变电站设备检修过程中存在的问题。传统的检修方法和检修技术存在许多弊端, 已无法保证变电站设备的平稳运行和电力的可靠供应。以定期检修为例, 其主要问题有以下几点:计划针对性较弱, 会造成不必要的资源浪费;检修过程中缺陷消除率低, 并可能增加新隐患;工作量大, 倒闸次数和停电次数较多;对不同性能、不同种类的设备按照统一模式进行检修, 检修方法不合理。
(2) 状态检修的优势。状态检修的优势主要表现在2个方面:1) 提高供电可靠性, 减少停电次数和停电范围;2) 电力设备的质量和性能随着新技术、新工艺在电力设备制造过程中的应用而得到极大提高, 使得设备在使用期内达到了免维护水平, 此时, 旧的检修模式已经不符合时代及技术的发展要求, 且会造成大量不必要的人力、物力浪费, 而进行状态检修可有效避免这些问题。
(3) 状态检修的原则。变电站的检修应实事求是, 遵循“该修修, 必修好”的原则, 并结合变电站的实际情况稳步开展。在新建项目或改建项目中, 可以先将状态检修的理念引入设计中, 然后再逐步推行。对于故障率较低的变电站, 全面引进监测诊断系统成本较高, 可只在故障发生率较高的关键部位进行监测。
综上所述, 传统的检修技术正逐渐遭到淘汰, 而状态检修方式十分有必要普及。
3 状态检修的有效措施
(1) 记录初始值。初始值可以是出厂值, 也可以是交接试验值或大修后首次试验值。设备投入使用前, 在设计、订货、施工等一系列过程中都包含这一参数, 它可以作为检修时的数据参考。状态检修不是单纯对各个环节进行检修, 而是在设备使用过程中对其进行全程监测, 从而及时发现出现故障的可能性。
(2) 设备巡检。在设备运行期间, 应按周期对设备进行巡检。巡检情况要做详细记录, 在特殊天气、满负荷运行以及大修之后重新投运等情况下, 要根据实际情况加强巡检, 并要求巡视人员对设备的关键部分进行重点巡检, 从而为设备管理者提供有价值的诊断依据, 并能帮助管理者进行例行性试验和诊断性试验。
(3) 重视状态量。如果状态量达到了注意值, 这表示设备存在或有可能出现某种故障。此时, 对于正在运行的设备, 应及时通报设备管理者并进行跟踪监测;而对于停电设备, 在确认故障种类及故障严重程度之前, 一般不宜投入运行。如果状态量超过了警示值, 对于正在运行的设备, 要尽快停电以进行诊断性测试和维修, 且在隐患消除前不可投入使用。在相似的测试条件下进行测试, 相同设备的同一状态量应保持相似, 否则要引起管理者的注意。
(4) 制定维修和试验计划。应根据设备巡检和状态量测试结果, 依照安全可靠的原则制定缜密的例行维修和试验计划, 而非简单地按照所制定的周期进行定期检查。平时要做好例行维修和试验的分析工作, 只要有停机机会, 便利用这段时间安排设备的维修和试验。
(5) 根据设备状态调整维修和试验计划。对运行中的设备进行带电检测, 以判断设备的运行状况。如果运行状况良好, 则不管是否达到预试时间, 都可延迟或免除例行试验。如果设备异常或出现不良工况, 则由管理者决定是否停电进行诊断性测试或例行测试。对于问题严重的设备, 需要进行大修或更换部件。
(6) 统计分析。所谓统计分析, 就是对设备状态进行诊断分析, 以掌握设备的状态, 一般可以利用红外热成像技术、变压器油气相色谱测试技术等。
综上所述, 建设完善的生产管理系统, 有助于利用该系统所具有的分析功能为状态检修提供更完备、更高效的信息, 从而得到准确、科学的结果, 进而指导管理者有序地开展工作。
4 不同设备的状态检修策略
(1) 变压器。变压器在正常运行时会发出有规律的“嗡嗡”声, 如果出现其他声音, 则为异常。绝缘状态检测主要针对变压器的受潮和老化现象。对于引线部分的故障, 若不及时处理, 则可能造成变压器的不正常运行或三相电压不平衡。
(2) 断路器。断路器有时会发生拒动和误动、温度异常、杂音异常、严重过热、着火、爆炸等问题, 其可能原因是直流电压过低或过高, 二次接线错误和蓄电池容量不足等。因此, 需要使用备用断路器或备用系统, 查明发生故障的原因, 并设法排除, 从而保证断路器重新正常运行。
(3) 隔离开关。隔离开关的主要故障是载流接触面过热和接触不良。前者主要是由于开关本身的特点和设计限制, 其载流接触面面积较小, 活动性接触环节也较多。通常, 隔离开关过热的部位主要出现在触头和接线座上。后者发生的主要原因是制造工艺不良或安装调试不当。一般情况下, 接线座与引线设备线夹的接触不良, 都是由于安装调试不当造成的。
(4) 电流互感器。如果工作人员在检修过程中发现温度异常或出现杂音等情况, 应立即停止设备运行, 进行诊断和维修。一般情况下, 出现这种问题的原因是, 电流互感器负荷过重、内部绝缘已经损坏或二次侧开路等。不过, 夹铁螺丝松动或半导体漆涂刷不均匀等问题也会造成电流互感器声音异常。
5 结语
随着电网规模的不断扩大, 变电站设备状态对电力系统能否安全运行影响也越来越大。在定期检修已经不能满足当前需要的情况下, 状态检修优势愈发明显。随着科学技术水平的不断提高以及我国电力体制管制的逐渐解除, 变电站状态检修变得更加可行而且十分必要。将传统的计划周期性检查改变为状态检修, 可大大降低电力公司的生产成本。此外, 状态检修不仅能减少停电次数, 提高供电稳定性和可靠性, 同时还可以减少检修费用, 避免发生因设备检修而引发的人身事故。我们相信, 状态检修系统在未来将得到进一步完善, 以便更好地处理当前尚不能很好解决的问题。
摘要：变电站作为电力网的主要组成部分, 是电能输送及分配的枢纽, 其可以提供、分配电能和升降电压。变电站一旦停电会产生严重的后果, 导致电力系统瓦解及大面积停电。变电站的设备故障对系统安全影响较大, 其状态检修也就非常重要。现介绍了设备检修的分类, 分析了开展状态检修的必要性, 提出了状态检修的有效措施和不同设备的状态检修策略。
关键词：变电站,设备,状态检修,必要性,有效措施
参考文献
[1]胡文平, 尹项根, 张哲, 等.分布式变电站高压电气设备在线监测系统设计[J].高电压技术, 2003 (1)
浅议变电站设备检修 第8篇
1 变电站设备检修的必要性
变电站设备检修就是使用科学合理的手段, 经离线和在线的检验测试方法, 采集变电站设备运行状况信息, 由系统诊断分析, 判断变电站设备的健康情况, 决定检修对策, 才能做到设备的应修必修, 从而可以做到合理降低设备运维费用并延长设备寿命。如果设备检修工作是合理高效的, 则更能保证电网平稳可靠安全运行。
2 当今变电站设备检修技术的情况
2.1 设备状况存在明显的个体差异
变电站设备各零件之间使用寿命有明显的个体差异, 即便是同一类电气设备, 由于工作环境和外部的影响不同, 其安全使用年限也有相当的差别。所以, 如果按固定的某一检修周期对变电站设备安排计划检修, 必会产生以下情况, 有时来不及修理使用寿命过期的电气设备, 只有在设备出现事故或临时突发的故障后进行事后检修及抢修, 不仅仅会仓促应付检修工作, 而且会对电力系统造成了波动影响和危害。
2.2 电网的安全可靠性大部分取决于变电站设备的安全可靠程度
随着客户对供电持续性要求的日益提高及电力系统容量的增大, 检修管理的重要程度显现出来, 所以不断提高了检修费用占电网运行成本的比例。如何使用恰当的检修方法和确定正确的检修计划, 在可靠性不下降的保证下降低检修费用, 便成为电力工作者要解决的重大课题。
2.3 定期维修的坏处
因为变电站设备的初始和运行状况有很大区别, 即设备的“健康”情况好坏相差甚远, 而定期维修安排规定一般不理上述的差异, 而使用固定统一的、一刀切的定期检修模式, 其最重要的表现在检修结果上, 要么检修不足, 要么检修过剩, 运行的实际情况绝大多数出现后者, 时常出现“无病亦治”、“小病大治”的盲目检修的情况, 这种结果一定出现检修的弊端。
3 解决设备检修中出现的技术问题
3.1 对变电站设备检修范围的扩大要改变思想观念。
从过去只重视主变、开关等一次设备维修扩大到全部一次、二次及自动化设备维修, 以保证一切设备都可以平稳可靠安全运行。
3.2 重视日常巡视检修任务。
加强这些工作的规范并制度化, 加大奖罚力度, 合理制定并及时更新电力设备巡检路线图, 保证巡检工作做到不重复而且不遗漏, 把设备事故隐患消灭在初始状态。
3.3 重视新老电力设备的状态检查维修。
因为旧设备运行时间长、故障多, 而且新设备投运可能会在投运初期不稳定, 所以这两类设备的检查周期不宜太长, 应该恰当的缩短检查周期。尤其是老设备, 更需重点监护, 若有部件损坏须及时更换。
3.4 变更设备检修技术, 引进全球较
先进变电站设备状态检修技术, 此类技术通过高科技方法监视、判断变电站设备的健康情况, 并能确切地判断出它们的故障位置, 因此和定期计划的传统检修比较, 它更高效、准确, 这样不仅能够大幅度的减少现场工作时间和数量, 而且还使检修成本下降, 因而能最大程度地避免人力、财力、物力大量的重复浪费, 同时提高了电力设备供电安全稳定性, 一举多得。
3.5 建立完善的电力设备检修管理系
统, 与运行设备实际结合更新状态判断标准, 制定新的科学设备检修管理、技术和实施措施, 重新修订技术监督相关标准以及标准化作业指导书, 以适应新时代变电站设备检修新的要求。
3.6 加大对设备检修电力工作者的培
训, 投入可观的资金, 建立并落实完善的变电站设备检修培训制度, 而且在电网公司进行必要的宣传设备检修教育, 分批、分层地组织电力设备检修职工培训, 引导全体员工观念转变, 让每一个电力职工都能够清晰地认识到, 自己在新时期变电站设备检修工作中的重大职责和重要任务。
结语
为了能够适应电力系统不断发展和变电设备日益复杂化, 全力提高检修工作效率, 保证变电设备检修质量, 降低现场危险点, 这样才能够使检修工作更为集中, 大大避免了运行操作的重复和遗漏, 并提高了工作积极性和效率, 我们应该切实加强并落实好变电站设备检修工作。
参考文献
[1]吴旭阳.浅谈220千伏变电站电气设备检修的要点[J].民营科技, 2011 (12) .
[2]龙科特.关于变电站设备检修的探讨[J].华章, 2012 (04) .
变电站设备巡视的要因分析 第9篇
1 影响设备巡视质量的因素
(1) 变电站设备巡视路线描绘不清晰、路线走向不合理、引导方向不明确, 改扩建后现场实际巡视路线与实际不符, 巡视路线颜色标识因长期日晒雨淋, 巡视路线的线条标志油漆脱落, 路线痕迹模糊不清等, 均会造成漏巡。
(2) 巡视工具的影响:巡视人员使用的工具不完备、不齐全或使用方法不正确, 将直接影响设备巡视的质量和效果。
(3) 巡视时间、巡视项目、天气、环境的影响:巡视设备时间的长短、时间的安排、不同季节及负荷变化、天气变化、巡视项目制定等综合安排计划不当将使本能尽早发现的缺陷和隐患未能及时发现, 从而延误了抢修时间, 错失了抢修良机, 加重和加快了故障设备的恶化程度, 甚至导致事故发生。
(4) 巡视人员对设备的熟悉程度、业务水平、工作经验、态度、责任心、精神状态等对巡视质量有直接关系。
(5) 相关专业管理制度不健全, 如设备巡回检查制度、交接班巡视制度、设备特巡制度等缺失, 将直接造成巡视质量下降。
2 提高设备巡视质量的几点建议
(1) 变电站描绘的现场一次设备巡视路线标志, 必须经过实际考察。首先要考虑设备布局的合理性、其次要从巡视方向、仰视角度、视野距离等方面, 进行科学分析和合理规划。改扩建或新设备投运后, 现场实际巡视路线要及时修正或重新绘制。
(2) 巡视路线色标油漆颜色一般采用最能引起巡视人员警惕和注意的黄、红、白3种颜色。巡视路线采用的线条标记要清晰可辨, 符号醒目、运用得当, 图形大小合理, 箭头和方向一目了然, 使值班员能按照正确的巡视路线进行设备巡视, 设备缺陷的发现率将会大大提高。
(3) 借助望远镜、红外成像仪、应急灯、试温蜡片等巡视工具进行设备巡视。加强巡视工具使用方法的培训, 加强巡视工具定期检查, 确保巡视工具完好。
(4) 合理安排巡视时间和计划:一是保证充足的巡视时间, 巡视时间不充分, 容易发生巡视检查不彻底、漏巡等, 以致缺陷擦肩而过, 酿成事故。二是每日安排白天和夜间巡视, 晚上能发现的缺陷白天不一定能发现, 白天能发现的缺陷晚上也不一定能发现。三是在暴雨、大雪、大风等恶劣天气及重负荷时段增加设备巡视次数, 天气的好坏直接或间接影响设备巡视的质量, 应该针对不同天气, 加强不同设备的巡视次数, 比如大风天气, 应该多注意变电站周围, 看是否有长线条物体, 以免被风吹到引线上, 造成设备短路。
(5) 合理安排巡视人员, 确保人员精神状态良好。巡视工作至少2人一组, 至少保证一到两人业务水平全面、工作经验丰富、熟悉本站设备健康情况。要根据设备的主次情况进行巡视, 根据设备新旧差别、负荷高顶等各自的运行情况区分差别。气候的特点如大风、大雾、高温、冰冻的不同情况。以及对已发现的缺陷设备和正常运行的设备的差别, 并根据不同设备缺陷发生的概率, 事故发展的规律, 负荷曲线变化特点等情况制定不同的巡视要求和重点。设备是否能够正常运行, 有无异常放电声, 有没有异味, 以及比较容易观察的项目像气压、油位、温度、监控信号等是交接班巡视时的巡视重点。在高峰负荷时期巡视的重点主要在气压、油位、温度、冷却装置正常与否, 电器节点和引线有没有发生发热断股现象, 机械部分的传动、紧固是否正常, 支撑部分有没有断裂等。
(6) 重视思想教育, 牢固树立安全生产的法律意识。主要是积极开展各类安全活动, 通过对事故案例的学习, 分析, 用事故中具体数字来说明其危害性, 用事故中当事人所受的处罚来说明规章制度的严肃性, 从而达到提高思想认识加强责任心的目的。
(7) 认真做好培训工作, 提高运行人员的业务素质。多让运行人员参加公司组织的相关培训, 积极组织员工之间的互相交流和学习。同时抓好日常培训工作, 如技术讲解, 现场考问, 书面考试, 事故预想, 反事故演习等。
(8) 认真执行变电站设备巡视标准化作业卡。巡视标准化作业卡能够将巡视工作的全过程细化、量化和标准化, 规范运行人员的工作行为, 使安全生产各种措施和制度落到实处, 确保安全运行。《变电站设备全面巡视标准化作业指导书》对巡视的周期、人员的要求、危险点的分析, 应注意的安全措施, 巡视路线, 巡视设备的项目, 设备缺陷和异常的记录都有详尽的规定, 同事将消防、安全工器具、气体压力、设备测温、防小动物检查等列为专项检查, 以保证任务清楚, 危险点清楚, 作业程序清楚, 预防措施清楚。可以保障对变电站所有设备巡视到位, 不遗漏任何设备, 保证所有设备安全运行。
(9) 建立健全相关专业管理制度, 如设备巡回检查制度、交接班巡视制度、设备特巡制度、奖惩制度等并严格执行。使得巡视人员自觉遵守规章制度。
3 实行效果
我局变电专业通过对影响设备巡视的因素分析, 制定了相关专业管理制度, 编制了设备标准巡视巡视卡, 标配了红外成像仪等巡视工具, 建立设备红外成像对比数据档案库等工作, 变电人员发现缺陷异常的及时性和数量均大幅提高, 设备巡视质量明显提高。
参考文献
[1]刘建荣.变电所及变电运行的管理[J].中国高新技术企业, 2008 (24) :344.
[2]兰玉彬.浅谈变电运行工作安全责任的落实[J].重庆电力高等专科学校学报, 2008 (2) :38-39, 50.
[3]李瑞花.防止变电运行安全事故的对策[J].商业文化:学术版, 2008 (11) .
变电站设备绝缘在线监测系统 第10篇
早期的电气设备检测技术以基于单片机的检测装置为主, 如今, 以基于DSP技术的检测装置和基于计算机技术的检测系统为主的新型检测技术已被设备运行部门广泛采用。 新型总线技术的出现使得设备检测技术有了一个全新的发展平台, 以综合监测系统为代表的网络化设备检测技术成为发展的主要方向。与之相应出现的各种新型检测技术如光纤技术、信号采集与处理技术等使得设备检测有了新的方法。
随着电力系统的发展, 单一设备、单一模型具体化研究已经很难满足设备运行部门的需求, 以综合监测系统为代表的多种设备监测、多参数集中检测与综合诊断的系统集成监测方式受到了越来越多的重视。
1 典型绝缘监测特征参量
变压器、电缆、断路器、互感器、避雷器 (主要指氧化锌避雷器) 及隔离刀闸等高压设备所组成的变电站一次系统广泛应用于各种升降压变电站。 目前, 气体绝缘组合电器 (GIS) 凭借其占地面积小、结构紧凑、可靠性高等优点得到了越来越广泛的应用, 将气体绝缘组合电器 (GIS) 纳入监测对象可使得绝缘监测系统具有良好的通用性。 另外, 由于发电机对电力系统的安全运行起着关键作用, 因此, 综合绝缘在线监测系统有必要将发电机纳入监测对象, 从而实现对发电厂升压变电站一次系统、 气体绝缘组合电器和发电机绝缘状况的综合监测。 变电站一次系统高压设备绝缘监测特征参量如表1所示, 综合监测系统根据这些特征参量的监测结果来评估设备的运行情况从而制定整个一次系统的检修计划。
在线监测系统是在运行电压中对设备进行监测, 相对于停电检修来说其数据更加可靠, 更能反映设备的真实情况。 实施在线监测减少了停电时间, 提高了电网的负荷率。
断路器、电压互感器、电流互感器等设备由于自身功能的特点而在数量上远多于其他设备, 对这些设备进行在线监测时主要是通过在线监测设备监测其运行电压下的泄漏电流及介质损耗来发现其绝缘缺陷从而预测其运行寿命。 在进行绝缘状态在线监测时, 可以通过在线监测电力设备局部放电来判断变压器、气体绝缘组合电器等大型电力设备的绝缘状态, 此外, 对变压器油实施实时气象色谱分析可以判断变压器绕组的绝缘状况。 通常情况下, 变电站动力的引入和引出都是由电力电缆来实现的, 因此对电力电缆实时在线监测对变电站安全运行有着重要的意义。 对电力电缆实施在线监测时, 监测参量主要包括局部放电、介质损耗、绝缘电阻等。
2 在线监测系统的一般功能
(1) 测量耦合电容器、电流互感器、电容式电压互感器、套管等容性设备的介质损耗和泄漏电流。
(2) 运用气象色谱分析法对充油设备绝缘油产生的气体进行实时监测分析。
(3) 测量正常运行中避雷器的阻、容性电流。
(4) 在系统发生过压 (操作过电压和雷电过电压) 时具有自我保护功能, 避免发生性能变化和软件损耗。
(5) 监测信号的传输质量, 避免发生失真和防止对其他信号产生干扰。
(6) 具有专家分析功能, 对所收集到的数据进行分析判断, 以掌握设备的运行状态, 预测设备的运行寿命, 制定检修计划。
(7) 能够实现数据远程传输功能, 使远程监测人员可以进行实时监控。
3 分散型与集中型绝缘在线监测系统
在线监测系统可分为两类:分散型与集中型。 分散型绝缘在线监测系统是指通过便携式测试仪器就地对被测设备实施在线监测。 针对分散型在线绝缘监测系统的特点, 国内外的电气设备厂商已经根据不同类型的电力设备开发出一系列专用便携测试仪器。
便携式测量仪器因其携带方便、操作简单、造价低而被大量采用, 但其自身也有许多无法避免的缺陷:
(1) 便携式测量仪器的技术原理都是单纯地利用硬件电路对电力设备的绝缘参数进行测量, 然而在生产实际应用中由于受到各种因素的干扰会产生很大的误差。
(2) 硬件自身固有精度限制以及连接电路所带来的随机误差都对测量精度造成了不利的影响。
(3) 只能实现单一功能, 扩展能力差, 难以满足用户的复杂需求。
(4) 信息共享能力差, 这与当前变电站综合自动化管理的要求相悖。
集中型绝缘在线监测系统的主机由数字化波形采集装置和微型计算机组成, 是一套数字化的综合监测系统。 该系统一般由信号抽取部分 (传感器) 、信号传输部分和信号检测部分组成。 目前国内集中型绝缘在线监测系统的差别主要在信号检测部分上。
集成式设备绝缘综合在线监测系统结构如图1所示。 在变电站电力设备中, 变压器、气体绝缘组合电器和电力电缆等电力设备的绝缘状态对电网的安全运行起着决定性作用, 对这些设备进行在线监测时, 需要采用高速数据采集卡对绝缘状态信号进行高频采样, 以便于更好地判断设备的绝缘状况。
智能监测单元的功能是就地采集所监测设备的电压、末屏电流等监测参量信号, 并对所获得的数据进行处理。 精密电流互感器、低通滤波器、程控放大器、A/D转换器、数字信号处理器、通信接口等组成智能监测单元, 如图2 所示。 互感器测量U、V、W和参考电流, 通过程控放大器放大后经由低通滤波器滤波, 再由A/D转换器进行模数转换, 最后由通信接口输出。
目前集中型绝缘在线监测系统同样存在着一些问题, 需进一步研究:
(1) 传感器的特性和精度对在线监测起着决定性作用, 而目前通用的圈式传感器易受外界环境的影响, 难以做到高精度, 所以研制高精度的传感器是集中型绝缘在线监测系统一个急需解决的课题。
(2) 监测设备所处的工作环境复杂且存在多种干扰, 难以稳定精确地采集微量信号。
(3) 计算机软件结构复杂, 可靠性有待进一步提高。目前集中型绝缘在线监测系统的使用经验有待进一步积累, 导致对计算机软件进行可靠性改进的依据不足。
4 结语
变电站绝缘在线监测系统测量的数据准确、稳定、可靠, 系统抗干扰性能力强, 是电力系统最具发展前景的技术之一。
参考文献
[1]成永红.电力设备绝缘检测与诊断[M].北京:中国电力出版社, 2001
[2]成永红.电力设备测量-传感与测控技术[M].北京:中国电力出版社, 2003
[3]成永红.传感与测控技术在电力设备测量中的应用[M].北京:中国电力出版社, 2006
[4]成永红, 陈玉, 张少锋, 等.变电站电力设备外绝缘泄漏电流在线监测系统:中国, ZL200310118941.7[P].2003
[5]DL/T596-1996, 电力设备预防性试验规程[S]
[6]史保壮, 杨莉, 冯德开, 等.智能技术在绝缘在线诊断系统中的应用[J].高压电器, 2001, 37 (1) :32-34
[7]严璋.电气绝缘在线检测技术[M].北京:水利电力出版社, 1995
变电站设备 第11篇
关键词：变电站；设备发热；监控方法
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 18-0000-01
變电站是电力系统的关键组成部分，也是连接电力系统其他设施的重要枢纽，主要职能包括调整电压、分配电能以及控制电流等。根据多年变电站设备实际运行情况经验，变电站设备发热异常与设备运行方式、负载波动以及气候条件等都有着密切的关系。
一、变电站设备运行发热原因分析
变电站设备运行发热的基本原理是电流的热效应。即导体通电时，电子沿导体流动时与导体分子发生碰撞和摩擦，从而将一部分能量传递到导体分子中，使导体分子的热运动更加剧烈，实现了电能向热能的转换。导体的发热量可以通过焦耳定律求得：Q=0.24I2Rt。从公式中可以看出，导体的发热量随着通电电流、导体电阻以及通电时间增加而增加。而导体的电阻与其截面积、形状以及物理性质等有关，存在着较大的可变性。由于变电站设备的许多接头等长期暴露在外，受到天气的影响，可能会造成连接位置的风化、腐蚀。某些特殊金属还会发生氧化，并形成氧化膜。这些都可能导致变电站设备连接点处出现接触不良，或造成导体电阻增大，从而使其发热量远超正常水平。为了能及时发现变电站设备发热异常情况，以采取相应对策进行恰当处理，有必要对变电站设备运行发热的具体原因进行分析与探讨。
（一）设备接头发热原因分析。设计不周密是导致设备接头发热的可能原因之一。由于对变电站的实际负载估计不足而选用了不恰当的设备，导致设备在长期超负荷的条件下产生接头过热乃至烧断等故障。施工不规范也是设备街头发热的可能原因。在电力设备施工中，由于设备接头接触面的处理没能满足施工技术要求，导致接头接触面存在毛刺、不平整以及紧定螺丝受力不均等现象，引起设备接头发热异常。设备检修和维护未达到要求也可能引起设备接头发热异常。在设备检修中，应注意接头处的接触面是否正常贴合，是否存在毛刺、腐蚀以及氧化等情况，固定螺丝是否松动，并及时按照相关规程进行妥善处理。
（二）刀闸发热原因分析。引起刀闸异常发热的可能原因包括刀闸质量低劣、安装与检修工艺不规范以及自然腐蚀等原因。由于刀闸质量不良造成刀闸发热异常的现象在老刀闸中并不少见。这些质量低劣的刀闸在检修调试时能够正常使用，但在实际使用中，却往往会出现异常发热的现象。刀闸安装和检修工艺不合格也会造成刀闸异常发热。有些刀闸在安装和检修时，动静触头之间存在较大的位置误差，降低了刀闸的通流性能，甚至出现接触不良，从而导致刀闸异常发热。自然腐蚀对于刀闸的影响也不可忽视。有些刀闸长期暴露在空气中，受到雨水和空气的腐蚀，使刀闸的一些部件产生锈蚀等现象，引起刀闸发热异常。
（三）其他设备发热原因分析。变压器发热的可能原因是由于自身漏磁通引起的涡流损耗，导致变压器的一些部件或连接螺栓发热。谐波也会对变压器内的绕组、电容、电抗等器件产生影响，引起发热异常。固定单相电缆也会因为产生涡流而异常发热。
二、变电站设备运行发热的监控方法
（一）示温蜡片法。在变电站电气设备上粘贴示温蜡片是监控设备温度的常用措施。示温蜡片法是在变电站大电流回路的各个电气设备接点粘贴示温蜡片，对于户外设备接点，应根据实际情况沿大电流回路选择性的粘贴示温蜡片。在变电站设备运行维护和检修规程中，将设备节点的示温蜡片粘贴情况列为其中一项，以确保设备接点处的示温蜡片始终齐全。为了便于检测和观察，同一电压等级的设备应粘贴同色示温蜡片。采用示温蜡片法进行设备发热监控的同时，同样必须按照相关规程对变电站设备进行红外线测温，以确保示温蜡片的准确性。红外线测温的结果须详细记录，以便于进行对比分析。遇到特殊情况，如雨雪、雷电、高温等恶劣天气，以及变电站负载过大时，需要有针对性地加强对于变电站设备的发热监控和检查。对于出现异常发热问题的设备，需要进行重点监控，一旦发现温度超过标准，必须及时处理。
（二）定期红外测温诊断。目前常用的红外测温诊断技术有红外成像测温技术和点红外测温技术。其中红外成像测温技术具有更高的准确性，也更方便操作，点红外测温技术的优点则是成本相对低廉。红外测温诊断对于检测环境有着较高的要求，一般温度不得低于0℃，湿度不得高于80%，且要求天气良好。雨雪以及雷电、雾霾等天气对于红外测温诊断的准确性有较大的影响，应尽量避免。此外，红外测温诊断对于光线也有特殊要求。在室内进行检测时，需要熄灭灯光；而对于室外电气设备，一般要求的没有阳光照射的条件下进行，通常选择在晚上或者阴天进行检测。在实际操作中，需将红外测温诊断的结果详细完备的记录在案，并记录检测时电气设备的负载电流以及环境温度，以利于进行对比分析。红外测温诊断的周期应根据实际情况适当选择。一般电气设备应保证2次/a的检测频率，检测时间应选在年检之前。出现发热异常的设备应在检修完成后增加一次红外测温诊断。刚投入运行的设备应在在运行一段时间后进行一次红外测温，然后与其他设备一起进入正常检测周期。红外测温诊断的周期可根据负载情况、天气变化等进行适当调整。
三、结束语
变电站的运行安全与广大人民的切身利益密切相关。随着我国变电站向着智能化和自动化不断发展，有关变电站设备的运行监控和管理就成为了当前必须面对的难题。由于变电站设备的温度相对其他参数较难监测，而设备的异常发热又是诸多设备故障的诱因，严重威胁到变电站整体的运行安全。为了提高变电站运行的可靠性和稳定性，对于变电站设备运行发热的原因及其监控方法进行分析和探讨显得极为重要。本文根据电气设备发热的基本原理，对引起变电站设备发热异常的原因展开了研究，并提出了相应的监控方法，具有一定的实际意义。
参考文献：
[1]罗威巍.浅谈电力变电站运行中设备发热的预防措施[J].民营科技，2012（04）.
[2]王冰.浅谈变电站运行环境中的安全检测系统[J].科技创新与应用，2012（15）.
变电站无线视频采集设备的研制 第12篇
关键词：无线视频,监控,变电站,研制
引言
随着集控中心及无人值班站改造建设, 视频监控系统已经成为集控中心和远方操作队站远程监控主要辅助系统之一。南阳供电公司110KV及以上变电站均安装有视频监控系统, 已实现画面接入和视频存贮功能, 每站设置硬盘录像机一台 (海康威视) , 视变电站电压等级不同安装10-15个摄像装置, 实现本地视频画面采集并远传至宛北集控中心。宛北集控中心视频监控系统, 具有WEB服务发布功能, 公司任意局域网办公微机均可以通过网络访问并浏览变电站视频监控画面。但是, 变电站现有视频监控系统摄像头均为固定位置安装且数量有限, 变电站如有设备出现临时性或突发性故障, 大部分情况下摄像头无法监控到故障部位。并且, 对于变电站设备检修现场, 相关部门也有进行远程安全监督或做技术指导的需求, 而固定摄像头往往不能满足这些需求。南阳供电公司研制的无线视频采集传输系统很好地解决了这些问题, 经检验效果良好。
1 总体设计
变电站设备出现临时性或者突发性故障时, 维护单位需派人、派车赶往现场, 针对故障情况作出正确的判断, 耗费较多的人力、物力。南阳辖区内最远的变电站距离市中心有100多公里, 来回耗时需6个小时以上。最近的变电站也需要2个小时以上。大部分时间耗费在车辆安排、路途和办理工作票等方面, 从而延长了故障时间。如果能利用无线移动摄像头监控故障部位, 并通过现有通信网络, 把视频画面远程传输到维护单位, 以便技术人员观看分析, 短时间内确定故障原因, 还可以满足有关部门对变电站检修现场进行安全监督和技术指导的需求。根据以上思路, 设备总体设计方案如图1。
2 设备构成
2.1 无线视频采集设备
由高清摄像头加装无线发射单元和工作电源组成, 如图2。
其中高清摄像头参数:工作电压DC12V, 功率5瓦, 变焦能力22倍光学、10倍电子变焦。工作电源容量为9000mAH的可充电锂电池, 输出电压为DC12V, 连续工作能力不低于8个小时。无线发射单元的工作频率为民用2.4G (变电站有强电磁干扰和障碍物遮挡的情况, 把无线收发单元的工作频率选定为民用2.4G, 可以提高抗干扰能力和覆盖能力, 且天线的体积较小, 便于携带使用) , 工作电压由锂电池决定, 为DC12V, 功率为500mw, 通过试验证明, 在开阔地, 该发射单元的覆盖范围为500以上米, 对于情况较为复杂的变电站, 覆盖范围也在300米以上。
2.2 无线视频接收设备
变电站视频监控的海康威视硬盘录像机上加装无线接收单元, 把接收到的无线信号转换为视频信号并输入硬盘录像机。无线接收单元工作频率为民用2.4G, 功率为500mw, 通过试验证明, 接收信号良好。
2.3 无线视频传输
利用现有视频监控传输平台将无线视频采集设备采集到的视频资料传至宛北集控中心, 宛北集控中心视频监控系统具有WEB服务发布功能, 公司任意局域网办公微机均可以通过网络访问并浏览变电站视频监控画面。
3 效果检验
南阳供电公司利用该设备在110KV及以上各变电站进行了演练, 对于有人值班的变电站, 均在5分钟以内从局办公网页上浏览到故障设备的清晰画面, 对于无人值班的变电站, 由操作队人员携带该设备前往现场进行视频画面采集的时间也不超过1小时。利用无线视频采集设备获得现场的画面不再出现监控盲区, 通过办公网络访问该站的视频监控系统, 在网页上浏览的无线视频画面清晰流畅, 可始终与现场工作保持同步。
4 结语
南阳供电公司研制的无线视频采集设备, 采集画面由于采用无线通道, 可不受被采集设备的位置限制, 不受通信线缆敷设和距离限制, 操作简单方便, 利用现有的视频监控传输平台, 投入成本较低, 不但极大地缩短故障分析时间, 而且能满足对检修现场进行远程安全监督和技术指导的要求, 节约了大量人力物力资源。
参考文献
[1]董代远.无线视频监控系统在企业中的应用研究[J].科技创新导报, 2012, (2) :39.