二次设备范文

二次设备范文（精选12篇）

二次设备 第1篇

两者能耗差异巨大的主要原因如下:

其中轻载低效运行是二供设备高能耗的最主要原因, 是长期未能解决的突出问题, 运行工况的复杂性还导致目前各类二供设备产品标准均无能耗指标要求, 这与当前节能减排的迫切需求太不相称。

如何解决中小流量低效运行问题, 以往人们主要考虑多泵并联代替1、2台大泵, 但由于并联泵台数多了以后, 降低了配泵本身的额定流量, 其额定

工况效率也会比大泵降低, 因此还是难以解决高能耗问题, 本文从系统应用考虑, 提出一些新的节能技术措施, 以供参考。

一、标准二供设备能耗简要估算

通常二供设备 (标准二供设备) 能耗相对值的简要估算基于下述考虑:

(1) 各类二次增压供水一般为全流量变化型, 大流量时间短, 小流量时间长, 设大、中、小流量供水分别占一天总供水量的1/3。

(2) 二供设备配套水泵变工况运行, 大、中、小流量工况, 配泵效率典型值分别为70%、55%、35%。电机效率分别为87%、86%、79%。

(3) 所计算的能耗相对值是指设备实际能耗W2与假想的额定工况能耗 (理想值) W1的比值。W2/W1= (We2/η2) / (We1/η1) , 两种工况供水量相同时, 有效能耗We1=We2, W2/W1=η1/η2 (We1、η1是额定工况的有效能耗与总效率;We2、η2是实际工况的有效能耗与总效率) 。

标准二供设备能耗相对值估算如下表:

结论:同样供水总量, 标准二供设备变工况运行总能耗4.49, 与假想的额定工况总能耗 (理想值3.0) 相比, 多耗能49.7%。

还可计算得到:二供泵站能耗4.49是水厂泵站能耗 (约2.2) 的2.04倍。

考虑设计流量可能冗余过大或入住率低, 再考虑夜间零微流量因素, 实际工程中标准二供设备能耗值往往更高。

例:假设由于二次供水设计流量过大或入住率低, 导致实际工程中大、中、小变流量供水, 分别占总供水量的0、50%、50%。则能耗相对值估算结果为:实际运行总能耗3.49, 与假想的额定工况运行总能耗2.0相比, 多耗能74.5%。是水厂泵站能耗 (约1.46) 的2.39倍。

二、节能新技术 (方案1)

1、技术原理

该技术方案原理如图1所示, 设备中配置一个气压罐 (看作中间水箱) , 小流量工况采用两级增压供水:先由主泵做前级增压, 其目的是给中间水箱补水并获得中间压力;再以中间水箱为水源由辅泵做后级增压, 其目的是满足设备出口供水压力及水量需求。

本方案中由于前级增压的运行工况不受出口小流量限制, 可以自动变压、变流量、沿水泵额定效率线运行 (图2) , 因此可以大幅提高前级泵运行效率。

2、能耗相对值估算

仿照前述能耗估算方法, 采用方案1的二供设备, 仅考虑小流量做两级增压, 设前级泵增压70%, 后级泵增压30%, 辅泵效率按35%其电机效率按79%考虑, 则其能耗相对值估算如下:

小流量供水比重越大, 采用本技术的二供设备节能效果越好。若中流量工况也作两级增压运行, 按上述方法估算比标准二供设备节能30%左右, 或者采用特制高效能辅泵也可获得30%左右节能效果。

实际工程中设计流量可能冗余过大, 或入住率低, 再考虑夜间零微流量因素, 采用本技术方案的二供设备, 可能节能效果比估算值更高。

例:假设由于二次供水设计流量过大及入住率低, 导致实际工程中大、中、小变流量供水分别占总供水量的0、50%、50%。则能耗相对值估算结果为:实际运行总能耗2.65, 与假想的额定工况运行总能耗2.0 (理想值) 相比, 多耗能32.5%。但与标准二供设备能耗3.49相比, 可节能31.7%。

3、技术经济性

本技术方案中的气压罐可以作为多功能罐使用, 通过控制程序可以很容易实现分时复用、一罐三用:

(1) 零流量时:

作为二供设备出口气压罐, 用于停机保压。

(2) 小流量时:

作为中间气压水箱, 用于小流量节能运行。

(3) 大流量时:

作为叠压供水补偿罐, 用于防止过度抽吸。

对间歇型供水流量场合, 气压罐本来就是设备中不可缺少的, 本技术方案扩展了气压罐用途, 具有良好的技术经济性。

三、节能新技术 (方案2)

1、技术原理

该技术方案原理如图3所示, 高、低区二供设备的出口串接一台增压辅泵, 其扬程取高、低区供水压力之差。串联辅泵的意义在于把本来独立的两个分区关联起来, 这种关联使得流量合并与分解成为可能。

其节能原理在于:各分区中、小流量供水时, 只需启动一台低区主泵 (高区主泵不用运行) , 该泵可称为公用泵, 在满足低区供水的同时, 兼作高区的前级增压 (高区压力由辅泵再次增压满足) , 该泵流量扩展为高低两区流量之和, 对各分区而言的中、小流量, 对该泵来说已成为大、中流量, 因此该泵效率大幅提高。

与采用两台标准二供设备 (图4) 相比, 可以说本技术方案节能原理在于:采用一台公用的高效泵代替了两台独立低效泵, 从而有效避免或减少了二供设备的轻载低效工况, 其节能效果是显而易见的。

2、能耗相对值估算

该技术方案特别适用于竖向多分区的高层建筑供水系统, 以竖向两分区为例, 仍按各分区考虑大、中、小流量分段, 并假设高低区流量变化同步, 仿照前述方法, 能耗相对值估算如下:

各分区中、小流量供水量越大, 采用本技术的二供设备节能效果越好。考虑实际工程中设计流量可能冗余过大, 或考虑入住率低, 采用本技术方案的二供设备, 可能节能效果比估算值更高。

例:假设由于二次供水设计流量过大及入住率低, 导致实际工程中高、低区始终处于中小流量供水工况, 大、中、小流量分别占总供水量的0、50%、50%。则能耗相对值估算结果为:实际运行总能耗2.29, 比理想设备 (总能耗2.0) 多耗能14.5%, 但与两台标准二供设备总能耗3.49相比, 可节能52%。

3、技术经济性

采用本技术方案的设备具有良好的技术经济性:

(1) 辅泵故障停机时, 方案2设备变为高低区两台相互独立的设备, 只是不能节能运行了, 不影响高低区供水的持续性。

(2) 方案2改变了设备配置思路, 低区备用泵可兼做高区备用泵, 可省去一台高区主泵, 节省了成本、减少了占地面积, 并不太影响可靠性。

(3) 方案2改变了设备配置思路还体现在气压罐配置上, 从各分区考虑不宜取消的气压罐, 从总流量总户数考虑, 实际工程常常可考虑取消气压罐, 节省成本、减少占地面积。

4、设备配置

本技术方案将高层建筑二次供水系统的总流量与各分区流量关联起来, 因此实际工程中设备配置非常灵活, 需统筹考虑高低区流量分配与设备参数配置的有机结合, 需考虑最节能与最经济原则的协调, 还需考虑与之相配的运行调度规则及其易实现性。从技术经济性考虑, 应特别注意节能原则、公用泵、备用泵原则, 可遵循如下思路:

(1) 各分区配泵一般考虑1用1备、2用1备, 泵效率较高;且考虑所有主泵流量相同, 便于配套维修;还便于任一低区泵兼作两区公用泵、备用泵, 节省一台高区主泵。常用配套方案如下:

(2) 串联辅泵的流量可做两种选择:一是单纯考虑节能, 可按高区主泵流量的50%左右配泵;二是节能的同时还考虑节省一台高区主泵, 需按高区主泵流量配辅泵。

(3) 高、低区主泵流量相同但过大时, 或高、低区主泵流量不同且低区主泵流量过大时, 可考虑增设较小流量的公用辅泵2 (见图5) ;以确保本方案提升中小流量运行效率的节能意义。辅泵2参数的考虑因素仍然是节能原则、公用泵、备用泵原则。

(4) 高低区合并总流量80m3/h以上或总户数大于1000时可以考虑不配气压罐, 以节省成本。

(5) 考虑特小流量节能运行, 考虑零微流量停机保压功能时, 可将方案1与方案2节能技术复合应用。

(6) 对高、中、低三分区, 设备配置考虑更为灵活, 仍可遵循上述思路。

5、运行调度

例:对图5所示的双出口双压力供水设备, 用4位数字表示泵的运行:4位数字顺序分别代表:低区泵、1#辅泵、2#辅泵、高区泵, 数字取1表示运行, 0表示停止。设备配置与运行调度规则见表3。

四、小结

本文从系统节能考虑, 通过分解或人为制造不同工况时二供设备内部的流量分配关系, 巧妙配置并利用人们不常使用的串联泵, 提出了一些新的节能技术措施, 除了前述的方案1、方案2, 还可以有方案3, 就是将前两方案复合起来, 它们在实际应用中各有特点, 小结如下:

二次供水由于工况复杂, 设备规格系列众多, 一直难以建立设备的能效分级标准, 现有的各类二供设备产品标准也均无能耗指标要求。而现实情况, 从泵、阀、罐、管路、电机、系统配置、运行调度等各方面考虑, 有很多节能技术措施可以用于二供设备, 如果能早日建立能效分级标准, 鼓励采用推广各种节能技术, 对解决二供设备高能耗问题具有重要意义, 对目前大力提倡的节能减排、低碳社会具有重要意义。

本文针对二供设备, 一方面提出一些节能措施, 另一方面也是希望对建立节能产品标准和试验方法作些探讨, 文中对能耗的分析估算粗糙且设置条件可能与实际不符, 由此产生的错误、不当之处, 欢迎批评指正、交流探讨。

二次系统安全防护设备技术协议 第2篇

二次系统安全防护设备技术协议

买方：北京华电北燃能源有限公司

卖方：南京华盾电力信息测评有限公司

设计院：国核电力规划设计研究院

2018年10月

目录

第一部分 技术规范 2

第二部分 供货范围 9

第三部分 技术资料和交付进度 11

第四部分 交货进度 11

第五部分 设备监造(检验)和性能验收试验 12

第六部分 技术服务和设计联络 12

第一部分 技术规范 总则

1.1 本技术规范适用于通州运河核心区区域能源系统建设项目（燃气热电联产）工程的调度数据网络及二次系统安全防护系统，它包括采购的二次系统安全防护系统及附属设备的功能设计、结构、性能、安装、试验和检修等方面的技术要求。

1.2 本技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，乙方应保证提供符合本技术规范和有关工业标准的优质产品。

1.3 如果乙方没有以书面形式对本技术规范的条文提出异议，则意味着乙方提供的设备完全符合本技术规范的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在投标书中以“对规范的意见和同规范的差异”为标题的专门章节（附件“差异表”）中加以详细描述。

1.4乙方应按要求据实提供相应的业绩表、注册资金等相关资质文件，若评标时发现乙方提供虚假信息，甲方有权做废标处理。

1.5乙方须执行本技术规范所列标准。本技术规范中未提及的内容均满足或优于本技术规范所列的国家标准、国际标准、国家电力行业标准和产品制造国家所采用的有关标准，本技术规范所使用的标准如遇与乙方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。

1.6本技术规范经招投标双方共同确认后，作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。

在签订技术协议之后，甲方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由招、投标双方共同商定，但不产生商务变化。

1.7乙方对调度数据网络及二次系统安全防护系统设备(含辅助系统与设备)负有全责，即包括分包(或外购)的产品。分包(或外购)的产品制造商事先征得甲方的认可。

1.8乙方提供的设备应是先进的、完整的、适用的、成熟的标准设备（具有北京、华北电力调度中心入网许可，为在北京、华北电网统调电厂300MW及以上机组应用1 0套及以上，2年以上现场运行经验），而不是正在开发和准备开发的。工作范围

2.1概述

通州运河核心区区域能源系统建设（燃气热电联产）工程机组经双圈变压器接入电厂的220kV配电装置，以220kV电压等级接入北京市调、华北网调。电气主接线采用双母线接线，出线2回，至220kV北寺变电站，终期接入运河变电站。通州运河核心区区域能源系统建设（燃气热电联产）工程属北京市电力调度中心（以下简称北京市调）和华北电力调度中心（以下简称华北网调）双重调度。

2.2工作范围

根据电力监控系统安全防护方案，本工程配置如下设备：

1.在生产控制大区安全I区部署网络入侵检测系统；

2.在生产控制大区部署实时安全审计的监控系统，计划部署在生产控制大区核心交换机与隔离设备之间。

3.在安全I区与安全II区分别部署II型网络安全监测装置。

乙方完成二次系统安全防护设备所有通讯电缆的敷设施工和连接接线，以及通讯光缆的熔接和连接。

乙方应保证对二次系统安全防护设备的功能实现负全责，确保通讯方式、数据格式、上传内容等满足国家电网北京电力调度中心及华北网调的要求。标准和规范

3.1 概述

乙方提供的所有设备、备品备件，除本协议书中规定的技术参数和要求外，其余均应遵照最新版本的国际电信联盟(ITU)、国际电工委员会标准(IEC)、国际公制(SI)、国际标准化组织（ISO）及国家标准，这是对设备的最低要求。如果乙方有自己的标准或规范需经甲方同意方可采用，但原则上均不能低于上述标准的有关规定，特别是这些规定或规程中互相矛盾的地方，应先征得甲方同意后，才能制造。

3.2 应遵循的主要现行标准

1)Q.500系列建议

2)Q.551数字交换机传输性能

3)Q.552数字交换机2线模拟接口传输特性

4)Q.554数字交换机数字接口传输特性

5)Q.543数字交换机性能设计指标

6)Q.512用户接入的交换机接口

7)K.20 电信交换设备对过流和过压的抵抗

8)G.700系列建议

9)G.703 系列数字接口的物理/电气特性

10)G.704 基群和二次群系列级别所用的同步帧结构

11)G.705 把数字链路端接在数字交换局所要求的特性

12)G.706 与建议G.704规定的基本帧结构有关的帧定位循环冗余(CRC)规程

13)G.960用于ISDN基本速率接入的数字段

14)G.961金属本地线上用于ISDN基本速率接入的数字传输系统

15)GB50057建筑物防雷设计规范

16)GB50260电力设施抗震设计规范

17)GB/T 2900.11蓄电池名词术语

18)GB/T 17626.2电磁兼容试验和测量技术 静电放电抗扰度试验

19)GB/T 17626.12电磁兼容试验和测量技术 振荡波抗扰度试验

20)GB/T13384机电产品包装通用技术条件

21)GB191包装贮运标志

22)YD 5059电信设备安装抗震设计规范

23)YD 5098通信局（站）防雷接地设计规范

24)DL5003 电力系统调度自动化设计规程

25)DL/T621 交流电气装置的接地

26)DL/T630交流采样远动终端技术条件

27)DL／T634 远动设备及系统第5部分：传输规约 第101篇：基本远动任务配套标准

28)DL／T667远动设备及系统第5部分：传输规约 第103篇：继电保护设备信息接口配套标准

29)DL/T645 多功能电能表通信规约

30)DL/T659 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程

31)GB／T 18657.1远动设备及系统第5部分：传输规约第1篇：传输帧格式

32)GB／T 18657.2远动设备及系统第5部分：传输规约第2篇：链路传输规则

33)GB／T 18657.3远动设备及系统第5部分：传输规约第3篇：应用数据的一般结构

34)GB／T 18657.4远动设备及系统第5部分：传输规约第4篇：应用信息元素的定义和编码

35)GB／T 18657.5远动设备及系统第5部分：传输规约第5篇：基本应用功能

36)国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义》（2014版）

37)《国家电网生[2012]352号《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》

38)国家安全生产监督管理局《安全验收评价导则》

39)《华电国际近年重点补充反事故技术措施要求》及《华电国际安全性评价手册》

40)国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》

上述标准均执行最新版本。环境参数

4.1水文气象条件

北京市通州区位于北京市东南部，属大陆性季风气候，春季干旱少雨、多风，蒸发强度大，夏季炎热多雨，经常出现较大的东南风，秋季天高气爽、风和日丽，冬季因受蒙古高压槽影响，干燥寒冷，盛行偏北风。该地区各项气象特征参数如下（统计年限为1959～2002年）：

4.2 海拔高度： <1000m

4.3 地震烈度： 7度，按8度设防

4.4 安装环境

室内安装，为无屏蔽、无抗静电措施的房间，室内设有空调。

地板负重：≥400kg/m 技术要求

设备的安全加固要满足等保三级要求。乙方应保证与场内现有设备的连接、匹配的可行性，如与现场设备发生冲突应制定可行性方案，且不发生商务费用变化。

5.1 入侵检测设备技术要求：

东软：IDS 2200-D4120：1U机架式结构;标配6个10/100/1000 Base-T铜口，2个USB接 口;检测流量能力2Gbps;具备1个扩展槽位;交流冗余电源。包 含一三年标准服务。配置5个检测引擎（包含首次安装调试）

注：入侵检测设备安装在“PCM(北京市调)”机柜内，需要1U的空间，需要2个调度数据网络的核心交换机接口（其中一个接口需要核心交换机厂商前往现场配合做端口镜像）。注明哪个系统的核心交换机?

5.2 安全审计系统技术要求

东软SOC6000-LA-E5000 1U机架式结构;1T本地存储;6个千兆电口，可扩展;EPS≤ 3000，50个管理设备授权;交流单电源。包含一三年年标准服务（包含首次安装调试）

注：

①安全审计系统设备安装在“综合数据网设备”机柜内，需要1U的空间，需要1个调度数据网络的核心交换机接口；注明哪个系统的核心交换机?

②甲方应提供相关的安全审计资产信息，相关安全审计资产的服务器厂家需要配合调试。

5.3 网络安全监测装置

科东PSSEM-2000S含服务：包含服务内容：网络安全监测装置与主站侧调通现场调试，以及在5个自然日内配合变电站其它厂家的调试工作，不包含装置与厂站网络路由器、交换机、工作站等设备调试工作。包含三年年标准服务（包含首次安装调试）

注：

①一区的网络安全监测装置计划安装在“PCM(北京市调)”机柜内，需要1U的空间，上联两套数据网交换机（北京市调、华北网调），下联调度数据网络的核心交换机；注明哪个系统的核心交换机?

②二区的网络安全监测装置计划安装在“PCM(北京市调)”机柜内，需要1U的空间，上联两套数据网交换机（北京市调、华北网调），下联调度数据网络的核心交换机；注明哪个系统的核心交换机?

③网络安全监测装置调试需要：数据网IP地址，内网IP地址，调度数据网络的核心交换机、防火墙、隔离装置、后台厂家配合调试工作。注明哪个系统的核心交换机? 布线要求

项目实施中所需的光纤、熔纤和线缆等由乙方提供，满足现场项目要求

第二部分 供货范围 一般要求

1.1 本次招标范围通州运河核心区区域能源系统建设项目（燃气热电联产）工程所配的二次系统安全防护系统及其附属设备。本部分规定了合同设备的供货范围，乙方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合第一部分技术规范的要求。

1.2 乙方应提供详细供货清单，清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本合同附件未列出和/或数目不足，乙方仍须在执行合同时免费补足。

1.3乙方须提供用于设备的安装、调试、维修所用的专用工具以及设备商业运行前所必须的备品备件(即随机备品备件)，并提供详细供货清单。

乙方推荐设备三年商业运行或首次大修所需的备品备件清单，供评标参考，但不计入投标总价。

1.4乙方须提供所供设备的进口件清单。供货范围

2.1 供货范围（不限于此）

技术规范中所提及的设备、材料、配套装置，除特别申明的外，均由乙方提供。乙方应确保供货范围完整，满足甲方对安装、调试、运行和设备性能的要求，并提供保证设备安装、调试、投运相关的技术服务和配合。在技术规范中涉及的供货要求也作为本供货范围的补充，若在安装、调试、运行中发现缺项，乙方无条件免费补充供货。

乙方提供的通讯电缆、通讯光缆及附件、网线须完全满足二次系统安全防护设备通讯连接需要，若在现场安装时发现数量不足，乙方须免费补足。乙方完成二次系统安全防护设备所有通讯电缆的敷设施工和连接接线，以及通讯光缆的熔接和连接。上述长光缆均采用单模铠装12芯光缆。

乙方对系统的功能实现负全责，确保通讯方式、数据格式、上传内容等满足国家电网北京市电力调度中心和华北网调的要求。

乙方提供合同设备内所有所需软件。如有调试及维护检修软件，应安装于甲方指定的微机中。

基本供货范围包括但不限于此：

注：供货范围内应包括设备（柜）之间连接用的专用电缆、光缆、网线等，并提供调试、整定和维护等可安装的全套软件。

乙方提供的通讯电缆、通讯光缆、网线、相关的接口设备须完全满足数据连接需要，若在现场安装时发现数量不足，乙方须免费补足。光缆须有外保护层（铠装），能承受一定的机械应力，并可防止小动物咬伤或咬断。

第三部分 技术资料和交付进度 一般要求

1.1乙方提供的技术文件及图纸应能满足电厂总体设计、设备安装、现场调试运行和维护的需要。如果不能满足，甲方有权提出补充要求，乙方应无偿提供所需要的补充技术资料。乙方应按照中国电力工业使用的标准及响应的代码、规则对图纸编号，并且提供的资料须使用国家法定单位制即国际单位制(技术资料和图纸语言必须为中文，并同时提供进口设备的英文原版资料供甲方参考)。

1.2资料的组织结构应清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰完整，满足工程要求，提供资料须明确版次或最终版的标识。

1.3乙方资料的提交须及时、充分，满足工程进度要求。

第四部分 交货进度

乙方须按下表提出设备各部件的交货时间和顺序（各分项交货时间为设备该部件全部到达交货地点的时间）：设备的交货顺序要满足工程安装进度的要求。

1、交货时间为设备的最后一批部件运抵施工现场的时间。

2、以上仅为暂定的供货计划，实际供货时根据工期进度情况可以有所调整，乙方须保证交货顺序及进度要满足工程安装进度的要求。

3、备品备件和专用工具的交货随设备部件的交货及时提供。

第五部分 设备监造(检验)和性能验收试验概述

1.1 本部分用于合同执行期间对乙方所提供的设备(包括对分包外购设备)进行检验、监造和性能验收试验，确保乙方所提供的设备符合第一部分规定的有关标准要求。

1.2乙方应在本合同生效后1个月内，向甲方提供与本合同设备有关的监造、检验、性能验收试验的标准。有关标准应符合第一部分的规定。

第六部分 技术服务和设计联络乙方现场技术服务

1.1 乙方现场技术服务的目的是保证所提供的合同设备安全、正常投运。乙方要派出合格的、能独立解决问题的现场服务人员。乙方提供的包括服务人天数的现场服务表应能满足工程需要。如果不能满足工程需要，甲方有权追加人天数，且发生的费用由乙方承担。

1.2 乙方服务人员的一切费用已包含在合同总价中，它包括诸如服务人员的工资及各种补助、交通费、通讯费、食宿费、医疗费、各种保险费、各种税费，等等。

1.3 现场服务人员的工作时间应与现场要求相一致，以满足现场安装、调试和试运行的要求。甲方不再因乙方现场服务人员的加班和节假日而另付费用。

1.4 未经甲方同意，乙方不得随意更换现场服务人员。同时，乙方须及时更换甲方认为不合格的乙方现场服务人员。

1.5 下述现场服务表中的天数均为现场服务人员人天数。

现 场 服 务 计 划 表（乙方填写）

1.6 乙方现场服务人员具有下列资质：

1.6.1遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度；

1.6.2有较强的责任感和事业心，按时到位；

1.6.3了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；

1.6.4身体健康，适应现场工作的条件。

乙方向甲方提供安装服务人员情况表。甲方有权提出更换不合格的乙方现场服务人员。

1.7 乙方现场技术服务人员的职责

1.7.1乙方现场技术服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、安装指导、调试、参加试运和性能验收试验。

1.7.2在调试前，乙方技术服务人员应向甲方技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序(见下表)，乙方技术人员要对施工情况进行确认和签证，否则甲方不能进行下一道工序。经乙方确认和签证的工序如因乙方技术服务人员指导错误而发生问题，乙方负全部责任。

1.7.3 乙方现场安装服务人员应有权处理现场出现的一切技术问题。如现场发生质量问题，乙方现场人员要在甲方规定的时间内处理解决。如乙方委托甲方进行处理，乙方现场服务人员要出委托书并承担相应的经济责任。

1.7.4 乙方对其现场技术服务人员的一切行为负全部责任。

1.7.5 乙方现场技术服务人员的正常来去和更换事先应与甲方协商。

1.7.6质保期从#1机组完成168h试运开始计算为18个月，质保期内系统发生故障，乙方将免费及时提供技术指导，直至派出工程师到现场服务更换元部件。

1.7.7产品一旦出现质量故障，乙方8小时内予肯定答复，如有需要，乙方24小时内派专业人员到达现场处理。

1.8甲方的义务

甲方要配合乙方现场技术服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提供方便，费用由乙方负责。培训

2.1为使合同设备能正常安装和运行，乙方有责任提供相应的技术培训。培训内容应与工程进度相一致。

2.2培训计划和内容列表如下：

2.3培训的时间、人数、地点等具体内容由招投标双方商定。

2.4 乙方为甲方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。

2.5甲方参加培训的交通食宿补助等费用由甲方承担，其它费用由乙方承担。

2.6在甲方人员培训期间，乙方免费为甲方人员提供培训资料和其它必需品。

2.7 为了顺利完成培训，除非双方同意，乙方不得因假期中断对甲方人员的培训。设计联络

3.1 为了保证工程进度并能顺利开展工作，双方根据需要组织设计联络会以解决技术接口等问题。

3.2 在每次联络会前两周，乙方向甲方提交技术文件和图纸，以便甲方在会上讨论和确认这些技术文件和图纸。

3.3 有关设计联络的计划、时间、地点和内容要求由双方商定。

3.4 设计联络会中确定的内容与本技术规范具有同等效力。

3.5 设计联络会所发生的费用全部由乙方承担，但各方往返路费自理。设计联络计划表（商定后填写）

技术服务

4.1系统运行后，乙方应能充分保证售后服务，随时无偿向甲方提供合同设备的技术咨询服务。

4.2乙方应免费对甲方的运行及维护人员进行技术培训，直至上述人员熟悉设备。

4.3在任何时候，甲方需要备品备件，乙方都应能保证及时提供。

4.4在质保期内，乙方应保证接到通知，4小时內答复问题，24小时內到达现场，并免费更换故障设备及元件。

签字页：

买方：北京华电北燃能源有限公司

买方签字：

日期：

设计院：国核电力规划设计研究院

设计院签字：

日期：

卖方：南京华盾电力信息测评有限公司

卖方签字：

二次设备 第3篇

关键词：变电站设备；状态检修；优化及其应用

中图分类号：TM762 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）14-0086-02

我國电力系统的管理体制在不断的深化，因此变电站的采用的自动化技术也有了很大提高。现在110 kV·A以下的变电站已经采用无人值守操作。变电站负责日常的自动化系统，变电站中采用的视频监控系统，为变电站中采用无人值守提供了技术支持。

1 变电站一次设备的状态和检修

1.1 变压器故障问题

变压器在正常运行状态下会有一种“嗡嗡”的声音，而且很有节奏，一旦声音出现异常，表示变压器出现问题属于不正常现象。主要原因有以下几种：动力设备的容量太大，造成设备的负荷量突然增大；机器内部的零件发生松动；下级负载的线路连接到地上等问题。使用变压器时间长后就会出现受潮和老化等现象，采用绝缘监测就是为了降低该现象。其中主要对绝缘材料的特性进行测试、油的简化试验以及老化试验等，根据试验的结果有效的对设备状态进行了解。另外，变压器经常出现引线故障等问题，主要原因为引线部分和接线柱之间连接上发生了松动现象，由于焊接的不够紧固，要及时的处理该问题，否则会对变压器的可靠性造成影响。

1.2 断路器操作

断路器经常出现的故障主要有拒动或者误动现象，声音中夹杂杂音，运行时机器过热，中间的分合闸异常等。这类问题的出现主要是由于直流电压不够稳定，与合闸回路有关的元件在接触时不能达到理想状态，将接线器的线圈极性接反，线圈的层次出现短路，二次侧在接线时出现问题，使用机器的人员操作失误，运动在回路中出现问题，这些都会让断路器出现拒动和误动。合闸和开关之间接触出现卡滞、大轴出现窜动让操作机构也收到影响。一旦发生这些问题，要用备用的断路器将有问题的设备换下，找出故障的主要原因，再恢复正常的运行。

1.3 隔离开关问题

使用隔离开关由于自身设计时有一定的局限性，导致在裕度上载流的接触面积数值比较小，其中可以活动的接触环节也很多，因此开关出现接触不良比较常见。接触不良后载流接触面温度过高，其中主要是接线座和触头比较多。除了这些，还可能由于在安装隔离开关时操作问题，螺母出现松动也让隔离开关在合闸时触头接触不良，也会让接触面过热。

2 二次设备状态检修

继电的自动保护装置、监控装置、远程装置一起构成了变电站的二次设备。只有二次设备可以无故障运行，才能让变电更安全的运行。实际的运用中，二次设备出现故障很常见，原因很多，主要和工作人员的素质、产品的前期设计以及产品的质量有关。计算机技术的快速发展，在广泛使用的同时也可以更加灵活的保护设备安全。

通过对设备状态的监测再对变电站的二次设备进行维修，对设备进行综合监测，估算出使用的寿命，主要对交流测量系统、直流操作的信号系统、通信系统、逻辑判断系统等进行监测。交流测量系统针对PT、CT中的二次回路进行监测，坚持绝缘性以及回路是否完整，使用的测量元件能否达到标准值；直流操作信号系统是针对监测动力的信号回路的绝缘性进行检查，查看是否完整；硬件系统的监测以及使用情况的判断是通过逻辑系统进行的；通讯系统是针对通信通道畅通程度进行监测，保证数据的传输畅通。变电站进行一次设备以及二次设备的监测时其中差异在于监测设备的不同，使用模块式的单元，而不是电气元件。二次监测是对设备的动态性能实施的，因此监测时要离线进行，例如对CT特性曲线的监测等。由此可见，变电设备状态的监测判断的根据是通过二次设备在线和离线状态下的数据信息实施的。

传感器主要用来采集变电站二次设备的运行状态信息，技术上比较容易达到。因此，不增加技术投入以及新设备的情况下，要将优化和测量的手段有效利用，让设备可以发挥出最大的功效。变电站二次设备由于网站自我针对技术以及计算机技术的不断发展，在技术上已经有了一定的基础。能够对设置中的模块进行自我诊断，让装置中的CPU、I/Q 接口、A/D 转换装置、电源以及数据存储插件之间进行判断和检查。一般采用比较法、校验法以及监视定时器的方法进行判断，加载诊断作为辅助方法，几种方法相结合，实现设备的监测。

3 基于Project软件对变电站设备进行优化的管理

系统

变电站设备普遍都存在这样的问题，在使用初期和末期出现故障概率高，中间一般比较稳定。根据各个时期故障的情况不同，企业要根据这些特点制定修理机器的时间，降低设备在运行时的故障率，提高可靠性，避免在稳定期人力财力物力的浪费。由此可见，检修管理变电设备时要根据不同的周期进行监测，但是在实际中，监测设备时要分成不同的模块，在监测时让各个部分都能顺利的进行，让检测设备的效果大大提高，节省支出。用变电站作为例子，根据变电站辅助设备、一次设备以及二次设备中的不同的特点，以及故障和损坏的程度不同，因此检修的周期也有差异，大修时变电站的所有设备仪器进行。但是存在一个问题，全部一起修理会增加人力、物力以及财力的浪费，降低了修理周期；各个设备逐个检修又会造成周期时间长，让设备的利用率以及可靠性降低。集中管理方便，将大的系统分成小的子系统，子系统又可以分成多个二级子系统，这样下来就会有很多层次的子系统，也就是图1中的工作原理，根据这个方法，变电站中的电器设备可以按照不同的种类分成多个子系统，也就是模块化管理思想，设备在检修时就可以根据模块一级一级进行，确定故障发生的次数，再制定检修的顺序，减少了使用顺序检修导致有些没有故障的设备多次修理，将每次检修的数据记录在对应的单元中保存，变电设备的检修通过软件分成多层管理，检测的数据做独臂，再参考原来的数据进行综合分析。依照国家对变电设备制定的标准，以及企业的自身情况制定检修周期，再投入一定合理的人力、物力以及财力，减少了资源的浪费，提高了利用率，达到了检修效果，保证了变电设备的工作效率，也不同程度的提高了经济效益，如图2所示检修管理流程图。

4 结 语

我国电力工业与技术在快速发展，制定检查周期对于企业来说也保障了设备运行时的安全，可以更好的适应社会。为此，需要改变变电设备检修管理观念，从原来的“到期必修，修必修好”，改成“应修必修，修必修好”，因此我们要进行创新，要不断完善变电设备检修采用的方法以及管理方式，可以快速的提高检修的销量，检修的成本也能有效的节约，让供电变得更加可靠，提高供电企业的经济效益。

参考文献：

[1] 王德文，王艳，邸剑.智能变电站状态监测系统的设计方案[J].电力系统自动化，2011，（18）.

[2] 张晓华，刘跃新，刘永欣，等.智能变电站二次设备的状态监测技术研究[J].电工文摘，2011，（4）.

[3] 刘黎，何文林，刘岩，等.输变电设备状态在线监测与故障诊断系统分析软件设计[J].计算机系统应用，2011，（8）.

电气二次设备配置及安装调试 第4篇

随着现代化的进程,我国对于水利水电以及其他的重工业工程给与了高度的重视,能使这些工序正常运行,电气二次设备起到了很大的作用,他能控制发电机组参数的调节、监控以及相应的合理性,是发电厂能正常运行的核心所在。本文从科学技术的角度出发,具体展开电气二次设备配置及安装调试的有关内容。

1 电气二次设备相关配置

电气二次设备配置主要由相关的基础设施所组成,常见的有盘踞、电缆架以及动力箱等,这些设备虽不是电气二次设备的主要配备构成,但却是基础配备,这些组件的正确应用于组合,能够保证电气二次设备的正常运行。此外,电气二次设备的技术核心为基础自动化元件,如一些接触位点、开关阀等,常见的有继电器类、接点类、传感器类、变送器、电磁阀、表计以及测温、测压、测湿电阻等,这些配备的串并连的组合,构成了电气二次设备的基础技术核心,保证了其发挥正常作用与应用 , 也是在研究电气二次设备中的重点内容,是保证工程顺利进行的关键的基础所在。

2 电气二次设备安装调试的一般步骤

2.1 仔细校准图纸,并严格审查

电气设备的安装调试是精密仔细的工程,不能未经准备直接进入工作阶段,要实现做好设计、预算及严格审核,只有审核通过才能进入工作阶段。这就需要在工作前绘制好设备图纸,同其他图纸的目的相同,为后期工作做好更精确地准备,但是电气设备图纸同其他类图纸的区别在于应绘制上相关的线路图、程序框图、各设备的组装图等,并且要在必要的地方做好备注,表明各组件的名称及特性。在图纸绘制结束后,还应进行严格的审核、复审等各个阶段,查出所出现的问题,并总结在正式操作中的可能出现的特殊状况。图纸是后期操作的总指导与参照,决定着工程的成功与否,电气二次设备安装调试的总体说明,可见的图纸对于整个工程的重要性之所在,故精细绘制图纸,并且仔细校正,并经过严格的审核是十分有必要的。

2.2 检验各基础自动化元件是否正常工作

由以上对于电气二次设备的基础元件的介绍可以了解到各个自动化元件的重要性,只有这些制动化元件完全正常,才能保证电气二次设备的正常运行,由此可见检验基础自动化元件对于这个工程的重要性。在检查元件的正常与否时通常要依照以设计好的设计图或者原理图进行接线,正常通电后校对各元件的工作性能的好坏,电路是否畅通。在进行校检时,还要参照国家的相关标准和准则,记录好元件间的实际距离和工作参数,并与之与正常标准进行比对,确定完全合格时才能进行正式工序。通常情况下,在进行基础元件间的检查时,至少要有一名又经验的工作人员进行陪同。

2.3 基础元件间的接线

在做好前两项的重要的准备工作后,就要将整个电器为二次设备进行有效的衔接起来,即按照图纸将各个元件间正常接线。对此,现在在一些工程设计中常存在的误区就是以为接线就是简单的将元件之间连接起来,其实在这个过程中涉及到很多的复杂的工序。配线工作是在电缆敷设之后进行的,稍有不慎就会使整个工程进入运行困难的状态,可见得配线工作的重要性。在元件接线过程中需要考虑芯线的孔径大小,号头编写,配电缆头以及对线、上端子等,每一项都不是非常技术性的工作,但都涉及到整个工程的进程。在接线过程中,如果出现线路或者电极接反或者出错,轻则使原件受到不可挽回的损失,重则可能使企业出现重大事故,因此,接线工作是十分重要的。

2.4 复查

复查的过程紧接在接线工作之后,是对这个电气二次设备的检验校对工作,但这个过程是不需要通电的,因为要避免有错误的接线方式带来的损失。再进行复查的过程中,主要要确保每个接线间的可靠性,尤其是在设备与计算机间接线、CT接线等,以确保在工作过程中不出现数据丢失的情况。

2.5 正式的通电试验

这一步也可以成为第二次复查,但又与复查间有着明显的区别,因为在这一步的检验过程中要进行通电的校对,在经过复查阶段后已经确定各个接线间的准确性,因此在通电后主要要保证各个元件连接后设备能够正常工作,不存在各种安全隐患以及电流停滞的现象,此外,通电试验还能确定设备的工作效率以及优越性等,能够为工程找到最适的电气二次设备的连接形式,是工程的重要保障,只有整套设备在通电试验中通过合格,才能正式的进入可运行操作阶段。

3 电气二次设备配置及安装调试的注意事项

3.1 设备预埋阶段的相关注意

设备的预埋通常分为两个部分,即基础预埋与管道预埋。在基础预埋时,要保证各个电缆、管线等被严格固定与保护住,通常的方法是将混凝土浇筑在基础设备上进而保证基础设备不被暴漏出来,敷设电缆也能被很好的保护起来。在管道预埋时,最为重要的就是保证管道的畅通,不能有异物将管道堵住,同时要保证管道的对其、出墙长度够用等条件。

3.2 实验时做好安全防护

电气设备不同于其他的工程设备,它的危险性较大,较容易发生的事故有触电、消防问题等,因此,在工作人员进行检测前要进行验电、电路排查等各种措施,避免出现电路搭错或者仪器老化导致的各种安全事故,同时,在进行各种操作时,一定要保证有经验丰富的员工进行陪同。

4 结语

在工业化进程飞速发展的今天,电气二次设备对于国家的重工业的发展作用可想而知,为保证电气设备能够正常完成与运行,对其设备配置及安装调试显得十分重要。本文简要介绍了电气二次设备的相关配置,着重阐述了在安装调试过程中的步骤及注意事项,希望能够对读者提供帮助。

摘要：随着社会的不断发展与科技技术的不断创新,在电气工程方面取得了突飞猛进的发展,其中,电气二次设备是各项大型工程如三峡发电站能够正常运行的必备原件,也是成功与否的决定性因素。电气二次设备的配置以及安装直接影响着发电厂的安全运转、发电效率及供电能力,可见得它的配置及安装的重要性。下面我们就来从电气二次设备的配置及安装调试两个角度展开探讨。

二次供水泵站设备设施维修保养程序 第5篇

一、目的

设备设施维修保养为了保持设备正常的技术状态，延长设备的使用寿命，按标准进行的检查与润滑、间隙的及时调整及隐患的消除等一系列日常工作。

为了使二次供水泵站设备设施管理、维修、保养工作科学化、高效率，做到有组织、有计划、有准备地进行，确保供水设备设施各项性能完好，保证城市供水工作安全可靠，编制本规程。

二、方针原则

泵站设备管理应坚持预防为主、安全第一的方针，维护保养和计划检修并重的方针，有计划地组织好设备的检修工作，保证设备经常处于良好状态，延长设备的使用寿命的原则。

设备维修保养工作应当严格遵守有关规程，坚持检修技术标准，保证检修质量，降低检修成本。设备检修后必须进行试运行和检修质量评定，并填写维修保养记录存档备案。

建立设备储备制度，合理储备备品配件，并做好保管维护工作。

三、适用范围

全部公司所辖泵站的设备设施的维修保养。

四、职责

1、公司主管领导负责审核《二次供水泵站设备设施维修保养年度计划》（以下简称《年度计划》）并检查该计划的执行情况。

2、维修处长负责组织制定《年度计划》并组织监督该计划的实施。

3、各维修工段具体负责实施给排水设备的维修保养。

4、监控中心负责向有关用户通知停水的情况。

五、维修保养的方式

主要方式有：清洁、紧固、润滑、调正、防腐、防冻及外观表面检查；对长期运行的设备要巡视检查、定期切换、轮流使用，进行强制保养。1.清洁：大气中的灰尘进入设备内，会加快设备的磨损和局部的堵塞，还会造成润滑剂的恶化和设备的锈蚀，促使设备的技术性能下降，噪声增加，所以设备的清洁工作看似简单，是维护保养的一种主要方式。

2.紧固：设备运转达相当一段时间后，因多次启停和运行时的振动，地脚螺栓和其他连接部分的紧固件可能会发生松动，导致更大的振动，使螺帽脱落，连接尺寸错位和设备的位移以及密封接触不严形成泄漏等故障，因此必须经常检查设备的紧固程度，热胀冷缩也会使紧固件发生松动。

3.润滑：润滑是正确使用和维护设备的重要环节。润滑油的型号、品种、质量、润滑方法、油压、油温及加油量等都有严格的规定。要求做到“五定”即定人、定质、定时、定点、定量，并制定相应的管理制度。认真做好设备润滑工作。

4.调正：设备零部件之间的相对位置及间隙是有其科学规定的，因设备的振动、松动等因素，零部件之间的相对尺寸会发生变化，容易产生不正常的错位和碰撞，造成设备的磨损、发热、噪声、振动甚至损坏，因此必须对有关的间隙、位置进行调正，再加以紧固。

六、提高设备维修养护水平的措施

为提高设备维护水平应使维护工作基本做到三化，即规范化、工艺化、制度化。

规范化就是使维护内容统一，哪些部位该清洁、哪些零件该调整、哪些部位该检查，要根据各企业情况按客观规律加以统一考虑和规定。

工艺化就是根据水泵等设备的装配顺序，按规程进行维护。

制度化就是根据不同设备不同的工作条件，规定不同维护周期和维护时间，并严格执行。

七、程序要点

1、《年度计划》的制定

(1)每年的12月15日之前，由维修处长组织各维修工段长及维修人员一起研究制定《年度计划》并上报公司审批。

(2)制定《年度计划》的原则： a.供水设备设施使用的频度；

b.供水设备设施运行状况（故障隐患）； c.合理的时间（避开节假日、特殊活动日等）；

d.设备检修需要停水停电进行的，尽可能安排与蓄水池清扫消毒、市区管网停水作业的同时进行，以减少停水次数和停水时间。

(3)《年度计划》应包括如下内容： a.维修保养项目及内容； b.备品、备件计划； c.具体实施维修保养的时间； d.预计费用。

2、维修员对供水设备设施进行维修保养时，应按《年度计划》进行。

3、各维修工段根据各自承担的任务按《年度计划》来完成供水设备设施的维修保养工作。

4、设备润滑

(1)对设备加强运行中的维护保养、检查监测、调整润滑可以有效的保持设备的各项功能，延长修理间隔期，减少修理工作量。

(2)正确地搞好水泵及电机的润滑工作与合理使用润滑油脂，是保证设备正常运转，防止事故发生，减少机器磨损，延长使用寿命，提高水泵的泵水效率。水泵及电机的润滑工作要严格安装设备润滑管理制度执行。

5、水泵机组维修保养。水泵维修工段的维修人员应按规定的周期对所负责维修的水泵机组进行清洁、保养。所有备用水泵应定期检查维护，注意防尘、防潮、防冻、防腐蚀，还应定期进行盘车和切换，使所有备用水泵处于良好待状态。

(1)电动机维修保养：

a.水泵电动机累计运行达到 6000～8000h 应维修一次；不经常运行的水泵电动机，每三年应维修一次；

b.外观检查应整洁，铭牌完好，接地线连接良好。

c.拆开电机接线盒内的导线连接片，用500V兆欧表测试电机绕组相与相、相对地间的绝缘电阻值应不低于0.5兆欧，否则应烘干处理或修复；

d.电机接线盒内三相导线及连接片应牢固紧密，无松动。察看电机接线端子与连接片颜色是否正常，如因过热而变色，应更换。e.检查电动机轴承有无阻滞或异常声响，如有则应更换同型号规格轴承； f.检查电动机风叶有无碰壳现象，如有则应修整处理； g.清洁电动机外壳；

h.检查电动机是否脱漆严重，如脱漆严重则应彻底铲除脱落层油漆后重新油漆。

i.水泵电动机运行中的检查，应符合下列规定：  电动机工作时，电压与电流应在规定的范围内；  电动机在运行中，内部不得有碰擦现象与异常的响声；  电动机轴承润滑良好，无漏油现象，轴承温度应正常；  电动机定子绕组的温升不应超过规定的允许值；  电动机的散热装置及冷却系统应完好；(2)水泵维修保养：

水泵的主要易损件包括弹性联轴器，机械密封，动静环，O型橡胶卷，轴承，叶轮螺母，填料压板等，维保时应注意仔细检查，如损坏应及时更换

a.运行水泵每半月进行一次日常检查保养，每半年进行一次全面保养。备用水泵每三个月进行一次日常检查保养，每半年进行一次全面保养，并与运行泵进行切换运行，以保证运行泵预备用泵都处于可正常工作状态，提高供水的可靠性。

b.水泵保养时应把与泵体相连的阀门、压力表、管道等随泵同时保养。c.检查泵体应无破损、铭牌完好、水流方向指示明确清晰、外观整洁、油漆完好。

d.检查水泵轴承是否灵活，如有阻滞现象，则应加注润滑油；如有异常磨擦声响，应更换同型号规格轴承；

e.采用油轴承的机组，应检查运行前后油位变化的情况，不应过高或过低，否则应查明原因；

f.轴承允许最高温度不应超过制造厂的规定值，如制造厂无规定，最高温度不应超过下列值：滚动轴承为 95℃，滑动轴承为 70℃，弹性金 属塑料轴承（轴瓦）为 65℃；

g.内外座圈、滚道、滚珠、保持架无残损锈蚀；

h.滚道有麻坑,保持架磨损,滚珠破碎或有麻点时,应更换；

i.过热变色时,应更换；

j.转动水泵轴，如果有卡住、碰撞现象，则应拆换同规格水泵叶轮；如果轴键槽损坏严重，则应更换同规格水泵轴；

k.检查压盘根或机械密封处是否漏水成线，如是则应加压盘根或更换机械密封；

l.水泵采用填料函密封时，必须注意填料的松紧，太松漏水太多影响性能，在正常时，漏水量应在每分60滴左右，滴水为正常，周围溅水就不正常。填料函处泵轴应无偏磨、过热现象，温度不大于 50℃；

m.水泵在采用机械密封时，切忌断水情况下运转，调试时也只可作瞬间点动，该机械装置在正常运转时会有少量滴水从挡水圈前流出，当漏水量较多时，应检查磨擦环，检修或更换该机械密封正常情况下寿命为8000小时。n.解体后清洗：

1）清洗水泵机组外壳及内部表面的油垢、铁锈； 2）清洗刮清叶轮表面及流道内的沉积垃圾及水垢； 3）清洗水封管、水封环内的垃圾，应保持畅通； 4）用汽油清洗擦干轴承；

o.如水泵脱漆或锈蚀严重，则应彻底铲除脱落层油漆，重新刷上油漆。(3)叶轮：

a.修补或更换汽蚀磨损量超过规定的叶片；

b.修补或更换汽蚀磨损量大于 5 ㎜的导叶管与喇叭管；

c.清洗与维护半调节水泵机组的叶片固定装置。叶片角度定位应准确、牢固； d.闭式叶轮键槽完整、清洁、无锈蚀,键与槽的公差符合现行国家标准《键联结》的规定；

e.叶轮非配合面涂无毒、耐水防锈漆； f.更换壁厚小于原厚三分之二的叶轮。(4)检查电动机与水泵弹性联轴器有无损坏，如损坏则应更换。a.联轴器的联接螺栓和橡胶垫若有损坏应予更换；

b.调整联轴器的间隙与同轴度，应符合要求，水泵联轴器与电机联轴器外径应相间,轮缘对轴的跳动偏差应小于0.05mm。

(5)检查水泵机组螺栓是否紧固，如松弛则应拧紧，并做防锈处理。

6、控制柜维修保养。维修员每年定期对各泵房的控制柜进行一次清洁、保养。(1)用压缩空气、干净干抹布清洁柜内所有元器件，清洁控制柜外壳，务必使柜内无积尘、无污物。

(2)断开控制柜总电源，检查各转换开关，启动、停止按钮动作应灵活可靠。(3)检查、紧固所有接线头，对于烧蚀严重的接线头应更换。

(4)检查柜内所有线头的号码管是否清晰，是否有脱落现象，如是则应整改。(5)交流接触器维修保养：

a.清除灭弧罩内的碳化物和金属颗粒；

b.清除触头表面及四周的污物（但不要修锉触头），烧蚀严惩不能正常工作的触头应更换；

c.清洁铁芯上的油污及脏物； d.检查复位调簧情况； e.拧紧所有紧固件。(6)变频器的保养和维

a.根据使用情况，可以短期或3～6个月对变频器进行一次定期常规检查，以消除故障隐患，确保长期高性能稳定运行。

b.常规检查内容：

1)主回路端子是否有接触不良的情况，电缆或铜排连接处、螺钉等是否有过热痕迹。

2)电力电缆、控制导线有无损伤，尤其是外部绝缘层是否有破裂、割伤的痕迹。

3)电力电缆与冷压接头的连接是否松动，连接处的绝缘包扎带是否老化、脱落。

4)对印制电路板、风道等处的灰尘全面清理，清洁时注意采取防静电措施。

5)对变频器的绝缘测试，必须首先拆除变频器与电源及变频器与电动机之间的所有连线，并将所有的主回路输入、输出端子用导线可靠短接后，再对地进行测试。测试时，应使用合格的500V兆欧表。严禁仅连接单个主回路端子对地进行绝缘测试，否则将有损坏变频器的危险。切勿对控制端子进行绝缘测试，否则将会损坏变频器。测试完毕后，切记要拆除所有短接主回路端子的导线。

6)如果对电动机进行绝缘测试，则必须将电动机与变频器之间连接的导线完全断开后，再单独对电动机进行测试，否则将有损坏变频器的危险。

7)控制回路的通断测试，使用万用表（高阻档），不要使用兆欧表或蜂鸣器。

8)当进行检查时，应断开电源，过10min后，充电指示灯熄灭后进行。

(6)自耦减压启动器维修保养：

a.用500V摇表测量绝缘电阻，应不低于0.5MΩ，否则应进行干燥处理； b.外壳应可靠接地，如有松脱或锈蚀则应在除锈处理后，拧紧接地线。(7)软起动装置的维修养护： a.每年至少一次定期检查与维修；

b.做好日常清洁保养工作，清扫软起动装置内外部，保持清洁无积灰尘与通风散热良好；

c.紧固所有联接螺栓；

d.检查外控接口等连接线，应牢固无松动；

e.检查软起动器的工作温度应正常，散热风扇运行应良好； f.检查各设定值，应符合要求，然后重新调试；(8)热继电器维修保养：

a.检查热继电器上的绝缘盖板是否完整无损，如损坏则应更换；

b.检查热继电器的导线接头处有无过热痕迹或烧伤，如有则整修处理，处理后达不到要求的应更换。(9)自动空气开关维修保养：

a.用500V摇表测量绝缘电阻，应不低于100MΩ，否则应烘干处理； b.清除灭弧罩内的碳化物或金属颗粒，如果灭弧罩破裂则应更换；

c.自动空气开关在闭合或断开过程中，其可动部分与灭弧室的零头应无卡住现象；

d.检查触头表面是否有小的金属颗粒，如有则应将其清除，但不能修锉，只能轻轻擦拭。

(10)中间继是器、信号继电器修保养：对中间继电器、信号继电器应做模拟试验，检查两者的动作是否可靠，输出信号是否正确，如有问题则应更换同型号的中间继电器、信号继电器。

(11)信号灯、指示仪表维修保养：

a.检查各信号灯是否正常，如有不亮则应更换相同规格的小灯泡； b.检查各批示仪表指示是否正确，如有偏差侧应作适当调整，调整后偏差仍较大的则应更换同规格同型号的仪表。(12)仪表与自控维修养护

a.仪表安装应牢固，现场保护箱应完好、无腐蚀； b.仪表接地应牢固可靠；

c.仪表供电与过电压保护必须可靠；

d.仪表传感器表面应保持清洁，发现污物应及时清洗；

e.仪表显示应正常，否则应及时检查、分析原因，并做好记录。f.仪表传感器每月至少清洗一次，清洗后应进行零点和量程检查； g.检查计算机监控系统及其通讯网络系统，应运行正常； h.仪表、信道及电源的过电压保护应可靠、有效；

i.如软件修改或重新设置，应将修改中设置前后的软件分别备份，并做好修改记录； j.如运行中出现问题，应详细记录并上报。

k.自控系统的设备定期维护必须按照用户手册的说明要求进行； l.每半年一次对RTU通信接口进行检查与维护及工况、性能校验； m.每半年一次对系统各检测点的模拟量及数字量校验；

n.每半年一次检查设备的手动、自动的控制功能以及控制级的优先权； o.每半年一次测试自控系统的故障、声光报警点、保护、自启动等功能； p.每年至少一次检查与检测自控系统的接地（接零）、防雷与过电压保护设施； q.每半年一次检查与维护自控系统供电装置；(13)电磁流量计的维护、检定,应符合下列规定：

a.每季度检查转换器的零点漂移情况,零点漂移时,应查明原因并修复正常；

b.定期检查充电电池是否完好,自动充、断电系统是否有效；

c.定期检查清扫转换器、计算器和传导电缆,符合使用要求；

d.定期检查接地线,接地电阻应小于1OΩ。

(12)远传压力表维修保养：

a.检查表内是否有积水，如有则应干燥处理；

b.检查信号线接头处是否腐蚀，如腐蚀较严重则应重新焊接； c.偏差很大或信号线腐烂的远传压力表应拆换。

7、闸阀、蝶阀、止回阀、浮球阀、液位控制器维修保养:(1)阀门的日常养护，应符合下列规定： a.做好阀门的清洁保养工作，保持阀门清洁； b.阀门的全开、全闭、转向等标牌显示应清晰完整；

c.每月至少一次清除明杆阀门螺杆上的污垢并涂润滑脂，保持阀门启闭灵活； d.检查与调整阀门填料密封压盖的松紧程度，要求松紧合适，不渗漏； e.不经常启闭的阀门每月至少启闭一次； f.每三年一次检查、整修或更换阀门的密封件； g.每三年一次检查阀板的密闭性并调整阀板闭合的超行程，使密闭性达到产品技术要求；

(2)闸阀维修保养：

a.检查密封胶垫处是否漏水，如漏水则应更换密封胶垫； b.检查压横油麻绳处是否漏水，如漏水则应重新加压黄油麻油； c.对闸阀阀杆加黄油润滑；

d.对锈蚀严重的闸阀（明装）应在彻底铲除底漆后重新油漆。(3)蝶阀维修保养：

a.蝶阀在启闭时应平稳无突跳现象，在运行中要注意阀板有无被垃圾缠绕。如有缠绕，应及时排除；

b.每年一次检查与整修手动操作杆与密封件； c.每年一次检查与调整行程、过力矩保护及联锁装置； d.每年一次检查、整修电控箱内电气与自控元器件； e.每年一次加注或更换齿轮箱润滑油；(4)止回阀维修保养：

a.检查止回阀密封胶垫是否损坏，如损坏则应更换； b.检查止回阀弹簧弹力是否足够，如太软则应更换同规格弹簧 c.检查止回阀油漆是否脱落，如脱落严重则应处理后重新油漆。(5)浮球阀维修保养：

a.做好浮球阀各个部件的清洁工作,每半年至少一次检查及清除阀体内的垃圾及污物；

b.检查浮球连杆、浮球等部件，应无损伤或裂纹，连接螺栓应紧固无松动,每年一次检查与紧固浮球螺丝；

c.检查浮球阀密封胶垫是否老化,如老化则应更换；

d.检查浮球阀连杆插销是否磨损严重,每半年一次检查或更连杆插销； e.检查浮球阀连杆是否弯曲，如弯曲则应校直；(6)底阀维修保养：

a.检查橡胶阀体口，闭合应正常无回缩；

b.检查并及时清除阀体口上的垃圾，确保阀体口闭合正常，防 止倒流水现象； c.每年一次检查底阀的钢制反向衬托，对其进行防腐处理或更换； d.每一年一次解体、清洗及维修底阀。(4)液位控制器维修保养：

a.检查密封圈、密封胶垫是否损坏，如损坏则应更换； b.清除压力室内污物，疏通控制水道；

c.检查控制杆两端螺母是否紧固，如松弛则应拧紧； d.紧固所有螺母。

8、排污泵维修保养

(1)每三年至少一次检查油腔内的油质。如不符合要求则必须调换；(2)三年至少一次加注轴承润滑油脂；

(3)每年至少一次，吊起机组目测检查防水电缆，其外层绝缘材料应无损伤与破裂。

(4)排污泵每半年进行一次全面保养。对不经常运行的排污泵，每三个月进行一次启动运行，以确保其功能正常。汛期适当缩短检查间隔时间。

(5)用500V摇表检测排污泵绝缘电阻是否在0.25MΩ以上，否则应拆开排污泵，对线圈进行烘干处理。

(6)检查密封圈是否已老化，如已老化则应更换。

(7)检查轴承磨损情况，如转动时有明显的异常声响或有阻滞现象，则应更换同型号同规格的轴承。

(8)清洁排污泵外壳，如锈蚀严重则应在表面处理后重新没漆一遍。(9)检查排污泵上所连接的软管是否牢固，如松弛则应紧固。拧紧排污泵上的所有螺母。

(10)检查排污泵的自动启动开关，看能否在设定的水位自动启动和停止排污泵，否则需要调整或更换。

9、泵房内供水管道维修保养（每年进行一次）(1)检查支持托架是否牢固，否则应加强。(2)检查流向标示是否鲜明醒目，否则应整改。

(3)检查保护漆是否完好，如脱漆较严重则应重新油漆一遍。(4)检查各连接处是否有漏水现象，如漏水则应处理（更换胶垫）。

10、保养完毕起动水泵，观察电流表、指示灯指示是否正常。观察水泵运转应平稳，无明显振动和异声，压力表指示正常，控制柜各电器无不良噪音。

11、对于计划中未列出的维修保养工作，应由维修处主管尽快补充至计划中，报公司主管领导审批；对于突发性的设备设施故障，先经主管经理口头批准后，可以先组织解决而后补充计划上报公司。

12、维修员应将上述维修保养工作清晰、完整、规范地记录在《 维修保养记录表》内，并于每次维修保养后及时整理成册后交维修处内勤存档，保存期为长期。

13、停水管理。供水设备设施因维修保养等原因需要停水时，应由维修处主管填写《停 申请表》，经主管经理批准后通知监控中心，由监控中心提前24小时通知有关用户。如因特殊情况突然停水，应在恢复供水12小时内向有关用户作出解释。

八、记录

1.设备保养记录表、2.设备维修记录

九、相关支持文件

1.水泵定期保养规程

变电二次设备状态检修技术管理研究 第6篇

关键词：变电二次设备 状态检修

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）01（c）-0236-02

1 前期控制

继电保护专业开展状态检修工作，关键在于对变电二次设备及相关二次回路进行整体的系统性管理。也就是说状态检修不仅仅是单纯的变电二次设备检修工作，而是对设备整个使用周期中各个环节进行关注的全过程管理。在状态检修这个体系中，设备投入运行前的管理过程极为重要。我们大致可以把这个过程分为选型、订货、设计、施工、验收等一系列环节。提前对这一系列环节进行有效的控制，将为状态检修工作建立第一手变电二次设备档案，确保状态检修工作以切实有效的管理体系为基础，真正为电网和设备的安全提供可靠保障。

1.1 设计

设计是输变电工程初始的环节，作为一条纽带贯穿于输变电工程建设及运行的整个过程中，设计的好坏将直接影响电网运行的安全性和可靠性。继电保护装置发展到现在，技术上发生了多次巨大变革，这就对保护装置的设计提出了更高更细致的要求。因此，在大的设计原则及要求确定的情况下，针对现场工作需要，应该对保护装置具体设计进行进一步细化。

2 设备维护

2.1 日常维护

由此可以看出，二次设备缺陷很大一部分是由于其插件损坏造成的，对二次设备缺陷的处理实际上就是对相应插件进行更换。因此，保护装置硬件的管理水平，也就成为了缺陷处理高效快速的关键所在，尤其是在开展状态检修之后，对保护装置硬件的管理水平提出了更高要求。

对保护装置硬件的管理，还应从缺陷管理工作上下功夫。各相关部门应根据缺陷处理情况及统计结果进行分析，侧重频发性缺陷产生的原因分析。同时与生产厂家形成互动机制，消缺后将故障插件交设备生产厂家，由设备生产厂家检查分析后形成分析报告提交供电局。若发现典型性频发缺陷，一方面要求相关供电局督促生产厂家说清原因及时对已发现的缺陷采取改进措施；另一方面及时上报相应技术主管部门，及时对变电二次设备进行技术改造项目，并在全网进行通报，以便在全网同步采取改进措施。

2.2 建立完善的设备监测系统

状态检修的依据是设备状态及使用寿命，建立设备监测系统，实时监测设备的日常运行情况，最后结合相应监测数据，可准确评估设备状态及使用寿命。

设备监测系統的建立，大量地采用新型的在线监测技术是必要的。但与变电一次设备不同，变电二次设备的监测对象不是单一的元件，而是一个单元或一个系统，监测的是各元件的动态性能，有些元件的性能在目前的在线监测技术基础上，不能得到真实反映。所以仍然需要运用成熟的离线检测技术，对变电二次设备进行检测，以便更加科学的对设备状态进行完善的分析评价。

综上所述，建立一个科学完善的设备监测系统，重点应放在设备的在线监测上，同时从设备的管理方面着手，结合对离线监测资料的分析统计，准确评估设备运行状况，避免发生因为评价人员因主观判断，导致设备评价状态与设备实际状态出现较大偏差。

2.3 检修维护

随着一次设备状态检修的进一步推广、线路不停电检修技术的应用，因设备检修而导致的停电时间越来越短。由于现在所推行的状态检修是以一次设备检修为主，二次设备围绕一次设备进行检修的模式来开展的，因此，需要制定一个与状态检修相适应的检修标准，来保障状态检修工作的良好开展。下面主要从以下几个方面对检修标准的制定进行讨论。

第一，检验项目。在制定与状态检修模式相适应的检修标准时，不应只单单关注检验项目的完成情况。还应注重对检验项目科学性的分析，确保检验项目能正确验证装置的在各种运行方式下的各类运行情况，对装置的检验应尽可能的满足装置在正常运行方式下的实际动作情况，切实保障电网在各种故障、异常等情况下的电网安全稳定运行。以备自投装置为例，在条件满足的情况下，进行备自投装置实际带负荷试验，从而有效的提高了供电可靠性，降低了变电站全站失电事故的发生。同时，还需结合相应的风险评估标准，对每一项作业内容进行风险辨识，建立完备的作业风险评估体系，确定每一项作业内容的必要性及可行性，确保检修工作的安全开展。

第二，评估周期。目前，对变电二次设备进行状态的评估时间仍然是按照计划检修的周期来确定的。依据状态检修的特性，评估时间不宜按装置运行周期进行计划性评价，应该整合现有的各类监测手段对二次设备进行状态评价。另外，需要建立以变电站为单位的状态评价资料库，对评价结果进行记录，并且根据二次设备实际运行情况对资料库进行适时更新。针各类保护装置，不仅要以变电站为单位，对其实际运行情况进行记录，还要建立缺陷统计分析系统，对各变电站的同一型号的保护装置进行横向对比，根据该装置缺陷情况，及时进行分析统计，以便准确掌握各类装置的实际状态。最后才能根据真实的状态评价结果制定合适的检修时间，而不是计划检修时间。

第三，检修方法。传统的检修方法是在变电站检修周期到来时，检修人员根据停电检修计划对该变电站的相应保护装置进行检验。这样的检修方法是根据变电站的运行周期来确定的，而不是按照保护装置的实际运行状态来开展的。所以，进行一次这样的检修，整个变电站内运行的二次设备都需要检验，不仅工作量较大，而且作业风险也比较高。状态检修模式的开展，本身就是一次检修技术的革新。因此检修方法必需打破原有模式，围绕状态检修模式来量身制定。例如，在对某变电站进行检修时，可根据相应的状态评价结果，只对不满足状态评价的保护装置进行检验，对于符合状态评价的保护装置可不进行检验，优化传统的一锅端式的检修方法，提高工作效率的同时，也降低了作业风险。

在此强调，对新投运的变电站进行的第一次检修，必须严格按照《继电保护与电网安全自动装置检验规程》及作业指导书的要求进行认真细致的检验。只有对已运行多年，且运行稳定、变电二次设备运行良好的变电站才能依据保护装置的实际运行情况和技术条件，对相应的检验项目进行简化，调整检验方法。

3 结语

电网二次设备量化风险评估研究 第7篇

各级电力监控系统和调度数据网络以及各级管理信息系统和电力数据通信网络构成的电力二次系统, 实现了人与一次系统的联系、监视和控制, 确保了一次系统安全高效的运行, 是电力系统中不可缺少的部分。随着电力系统自动化和信息化的发展, 不同时期建立的各类信息系统之间的交互变得复杂, 电力二次系统安全面临前所未有的挑战。

电网正常运行时, 包括控制和信号器具、测量仪表、继电保护装置、自动装置、远动装置、操作电源及二次电缆等二次设备故障会造成量测丢失或错误, 影响调度员对电网安全状况的准确判断;一次系统发生故障时, 由于二次设备的拒动或误动, 容易引发联锁故障, 从而扩大停电范围。如2003年8月14日的美加大停电, 一定程度上是由于缺少高效的风险分析和评估工具的支持, 导致调度员没能及时做出应对, 致使线路因为过载和接地故障而联锁跳闸。因此, 电网二次设备的量化风险评估是二次系统安全研究的重要组成部分。

本文从面向保护系统的可靠性评估和面向实时调度的运行风险评估两个方面总结并评述电网二次设备量化风险评估的研究现状, 从面向的风险类型、模型方法、数据来源等方面对已有研究进行综合对比, 并介绍主要的模型和方法, 为降低电力二次系统安全风险整体水平, 确保电力系统的安全高效运行提供参考。

1 二次设备量化风险评估研究进展

1.1 面向保护系统的可靠性评估

可靠性是指设备在规定条件下和预定时间内完成特定功能的能力。二次设备保护装置的失效主要包括误动失效和拒动失效两种类型。

目前针对保护系统软、硬件失效进行的可靠性评估具有一定的实用性和可操作性, 但在建模和算法理论存在一定的局限性, 模型中的运行方式是固定的、元件可靠性模型和参数一般也是不变的, 如果是面对实时调度, 那么还需要进一步考虑系统实时运行条件的变化以及计算、测量等误差对元件停运概率的影响。

1.2 面向电网实时调度的运行风险评估

电网实时调度主要应做到两个方面的预防控制:事故前预测出发生潜在事故的风险, 防止事故发生;事故发生后及时采取正确的处理方式, 避免联锁故障。运行风险评估的目的就是要在事故规模扩大前对电网的风险水平或潜在危险进行正确评估。如美加大“8·14”大停电的最初阶段就是一个缓慢的演化过程, 有5条线路相继跳开并持续了2h, 客观上具有通过运行风险评估来避免后续联锁故障的可能性。

电力系运行风险评估主要是从扰动事件发生的可能性和严重性两个方面评估其对系统的潜在影响程度。目前, 大多数的研究集中在继电保护运行风险评估, 主要包括可靠性分析和风险评估两个方面。

1.3 综合对比

目前, 电网二次设备量化风险评估的主要已有研究工作在面向的风险类型、基础数据来源和分析及评估方法等方面存在一定差异, 见表1。

除了传统的概率法和层次分析法, 已有研究还运用故障树分析法、事件树法和马尔科夫过程等分析与评估方法。在数据来源方面, 大多数已有研究是基于历史统计数据进行评估, 也有通过蒙特卡洛进行仿真, 以及逻辑仿真法。

2 分析与评估方法

2.1 故障树

故障树分法析是分析复杂系统可靠性和安全性的有效方法。故障树描述了事件之间的逻辑因果关系, 它根据元件状态 (基本事件) 来显示系统状态 (顶事件) 。采用故障树分析法, 可以通过综合各个模块的失效率求解出整个硬件系统的失效率, 因此可以应用于评估保护系统硬件失效的风险。另外, 故障树分析法也可以应用于运行风险中表示联锁故障的发展过程。图1为一个硬件系统失效故障树的实例。

电网二次系统可能发生的多种多样的故障, 因此有必要在风向评估中对潜在可能发生的故障进行筛选和归类, 针对性地建立多个与不同故障相对应的故障树进行分析。对于静态故障树, 通常采用BBD方法进行求解;而对于动态故障树则采用马尔科夫方法进行求解。

2.2 事件树

电力系统中, 保护和开关的正确或错误动作的发生存在时间先后和依赖关系。采用事件树可以模拟保护和开关动作行为引发的多种事故演变可能。图2为一个设备故障事件树的实例。事件树可以体现出前后发生的事件之间的依赖关系, 叶子结点给出了从根结点到叶子结点的路径所代表的事件序列的发生总概率。

建立故障导致可能损失的事件树后, 从事件树的根结点出发, 可以提取出表征各叶结点损失严重性的各种因素, 因此可用于可靠性评估。在控制事件树规模的基础上, 也可用于在线运行风险评估。

2.3 马尔科夫过程

继电保护系统具有马尔柯夫过程的性质, 因此可应用马尔科夫理论, 采用状态空间法计算出继电保护系统的可靠性指标。单套继电保护系统的状态空间如图3所示。μ1、μ2、…、μ7为各种可自诊和不可自诊的软硬件失效和人员失误的修复率;硬件自检概率C为常数。

在状态空间图的基础上, 可求出系统的平稳状态转移概率矩阵及系统在各个状态的平稳状态概率。除了可自诊的失效, 系统从正常状态转移到失效状态的概率之和即为系统的综合失效率。

3 结语

本文分别从面向保护系统的可靠性评估和面向实时调度的运行风险评估两个方面总结, 进而从面向的风险类型、模型方法、数据来源等方面综合对比了已有研究。并介绍了故障树分析法、事件树法和马尔科夫过程等主要的风险分析与评估方法, 为降低电力二次系统安全风险整体水平, 确保电力系统的安全高效运行提供参考。

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变电所二次设备状态检修研究 第8篇

随着社会经济的发展, 在很多重点要害部门, 对供电质量的要求越来越高, 电气设备的状态检修势在必行, 科学技术的进一步发展也使电气设备的状态检修成为可能。主要就变电所二次设备的状态检修进行几点分析探讨。

传统的继电保护, 依据《继电保护与电网安全自动装置检验条例》的要求, 对继电保护、安全自动装置及二次回路接线进行定期检验。以确保装置元件完好、功能正常, 确保回路接线及定值正确。若保护装置在两次校验之间出现故障, 只有等保护装置功能失效或等下一次校验才能发现。如果这期间电力系统发生故障, 保护将不能正确动作。保护装置异常是电力系统非常严重的问题。因此, 变电所二次设备同样需要状态监测, 实行状态检修模式, 和一次设备保持同步, 适应电力系统发展需要。

1 变电所二次设备状态检修

1.1 状态检修的定义

所谓状态检修, 就是在设备状态监测的基础上, 根据监测和分析诊断的结果, 科学安排检修时间和项目, 也可以说是在第一时间对设备需要检修的项目进行检修。对设备当前的工作状况进行状态监测是状态检修的基础。分析诊断就是根据状态监测的结果, 综合设备状态, 利用微电子技术、通信技术等手段来判断目前设备的状态。状态检修的内容不仅包括在线监测与诊断, 还包括设备运行维护、带电检测、预防性试验、故障记录、设备管理、设备的检修及验收等许多方面。

长期以来, 电力系统实行的预防性计划检修为主的检修体制。这种体制暴露出的问题是:设备缺陷较多检修不足, 设备状况较好的又检修过剩。随着社会经济的发展和科学技术水平的提高, 由预防性计划检修向预知性的状态检修过渡已经成为可能。

1.2 变电所二次设备状态检修

变电所设备根据功能不同, 可分为一次设备和二次设备。二次设备主要包括继电保护自动装置、监控和远传装置。它们正常可靠的运行是保障电网稳定和电力设备安全的基础。在实际运行中, 因变电所二次设备造成的故障时有发生, 保护不正确动作的原因涉及到保护人员、运行人员、设计部门、产品质量等许多方面。随着微机在继电保护及自动装置的广泛应用, 继电保护的可靠性、定值整定的灵活性大大提高, 根据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》来维护变电所二次设备越来越不合时宜。并且一次设备状态检修的进一步推广、线路不停电检修技术的应用, 因检修设备而导致的停电时间越来越短。这对变电所二次设备检修提出了新的要求。因此, 变电所二次设备在体制、检修方法及检修项目、定检修周期等方面需要改变, 实行变电所二次设备状态检修, 来保证二次设备的可靠运行, 以适应电力发展的需要。

1.3 变电所二次设备状态监测内容

状态检修的依据是设备状态监测。要监测二次设备工作的正确性和可靠性, 进行寿命估计。变电所二次设备的状态监测对象主要有:交流测量系统;直流操作、信号系统;逻辑判断系统;通信系统;屏蔽接地系统等。交流测量系统包括PT、CT二次回路绝缘良好、回路完整, 测量元件的完好;直流系统包括直流动力、操作及信号回路绝缘良好、回路完整;逻辑判断系统包括硬件逻辑判断回路和软件功能。与变电所一次设备不同的是变电所二次设备的状态监测对象不是单一的元件, 而是一个单元或一个系统。监测的是各元件的动态性能, 有些元件的性能仍然需要离线检测, 如CT的特性曲线等。因此, 变电所二次设备的离线检测数据也是状态监测与诊断的依据。

1.4 变电所二次设备的状态监测方法与变电所一次设备相比,

变电所二次设备的状态监测不过依靠传感器。因此, 变电所二次设备的状态监测无论是在技术上还是在经济方面都更容易做到。常规保护状态监测相比比较难实现, 在不增加新的投入的情况下, 充分利用现有的测量手段。如PT、CT的断线监测;直流回路绝缘监测、二次保险熔断报警等。微机保护和微机自动装置的自诊断技术的发展、变电所故障诊断系统的完善为变电所二次设备的状态监测奠定了技术基础。保护装置内各模块具有自诊断功能, 对装置的电源、CPU、I/O接口、A/D转换、存储器等插件进行巡查诊断。可以采用比较法、校验法、监视定时器法等故障测试的方法。对保护装置可通过加载诊断程序, 自动地测试每一台设备和部件。

2 变电所二次设备状态检修的几点问题

2.1 变电所二次回路监测问题

变电所二次设备从结构可分为的二次回路和保护 (或自动) 装置。目前, 保护装置微机化, 容易实现状态监测。但二次回路是由若干继电器和连接各个设备的电缆所组成, 点多、又分散。要通过在线监测继电器触点的状况、回路接线的正确性等则很难, 也不经济。对变电所二次回路应重点从设备管理的方面着手, 如设备的验收管理, 离线检修资料管理, 结合在线监测, 来诊断其状态。

2.2 变电所二次设备的电磁抗干扰监测问题

由于大量微电子元件、高集成电路在变电所二次设备中的广泛应用, 变电所二次设备对电磁干扰越来越敏感, 极易受到电磁干扰。电磁波对二次设备干扰造成采样信号失真、自动装置异常、保护误动或拒动、甚至元件损坏。

目前, 对现场电磁环境的监测管理没有纳入检修范围。也没有合适的监测手段。对二次设备进行电磁兼容性考核试验是二次设备状态检修的一项很重要的工作。对干扰源、敏感器件要进行监测管理。如对二次设备屏蔽接地状况检查;微机保护装置附近使用移动通讯设备的管理。

2.3 二次设备状态检修与一次设备状态检修的关系

一次设备的检修与二次设备检修不是完全独立的。许多情况下, 二次设备检修要在一次设备停电检修时才能进行。在作出二次设备状态检修决策时要考虑一次设备的情况, 做好状态检修技术经济分析。既要减少停电检修时间, 减少停电造成的经济损失, 减少检修次数, 降低检修成本, 又要保证二次设备可靠正确的工作状态。

3 结论

变电所二次设备实行状态检修是电力系统发展的需要。微机保护和微机自动装置的自诊断技术的广泛使用, 变电所二次设备的状态监测无论是在技术上还是在经济方面都比较容易做到。随着集成型自动化系统的发展, 可大大减少二次设备和电缆的数量, 克服目前常规保护状态监测存在的困难。变电所二次设备的状态监测将有助于变电所综合自动化的发展。

摘要：讨论变电所二次设备状态检修的内容、变电所二次设备的状态监测和需要解决的一些问题。

电力系统二次设备状态检修探讨 第9篇

纵观电力系统的发展历程, 随着科学技术的进步和生产力的发展, 电力系统状态检修也是在不断的改进和完善, 检修方式由首次产业革命时候的故障检修方式发展进步到十九世纪的较先进的预防性检修方式, 而之后杜邦公司的状态检修方式以设备的工作状态为主要依据来检测电力系统设备的健康情况, 以此来进行设备有无检修必要的判断。状态检修是指对相关电气设备实施状态监测操作以后, 以分析、诊断和监测的结果为依据, 对检修项目和时间进行科学安排和管理的一种检修方法。电力系统设备状态检修的内容包括在线诊断与检测、设备的运行维护、带电检测、故障记录、设备管理、预防性实验等相关工作, 最后将电力市场、运行信息、设备信息等综合以做出决策。状态检修的主要目标是在将设备的使用率以及安全可靠率大幅度提高的同时, 减少设备的停运时间、延长设备寿命、改善设备性能、降低设备费用从而实现经济效益的增加。电力系统的状态检修的优点也是非常明显的, 首先是状态检修更加具有科学性和先进性, 可以减少不需要的工作量, 使检修更加具有针对性;其次是经济发展的状况决定了状态检修的必要性, 状态检修可以有针对性的对设备进行检修, 在发挥充分的作用的同时做到了电力设备的经济性运行;最后是状态检修的依据是设备运行时候的在线监测结果, 因此能准确预报一些故障的产生, 使我们可以随时了解设备的运行情况, 有效防止意外事故的发生。

2 电力系统二次设备状态监测

2.1 二次设备状态监测内容

电力系统二次设备的状态检修是结合二次设备的检修及运行的以往资料, 通过设备诊断技术和设备检测技术, 对二次设备进行可靠的评价, 以这些评价结果为依据, 进行检修项目和检修时间的合理安排。二次设备的状态检修并不是完全独立于一次设备的状态检修的, 在需要做出二次设备的检修方法和策略时需要适当考虑一次设备的运行状况, 做好检修时候的经济和技术分析, 一方面尽可能减少停电检修时间, 降低停电检修所造成的经济利益损失;另一方面要减少检修的次数, 保证二次设备能够可靠准确的运行。电力系统状态监测的基础是二次设备的状态监测, 二次设备主要是自动装置、继电保护、就地远动及监控、故障录波等, 二次设备的可靠安全运行是电力系统设备安全和电网稳定的基本要求, 因此需要对二次设备进行寿命预估, 监测其工作的准确性。二次设备状态监测的对象主要有逻辑性能判断、交流测量、直流控制及信号、屏蔽接地、通信管理等若干个系统。逻辑判断系统主要由软件功能以及硬件逻辑性能判断的回路构成;交流测量系统的要求是TV、TA二次回路的回路正确的同时, 回路的绝缘性能好且元件完好;直流控制及信号系统要求信号回路、直流动力及控制操作的回路完好、信号良好。二次设备的状态监测对象是一个系统或者一个单元, 而不是单一的元件, 在对各个元件的动态状况和性能进行监测时, 离线监测对于有些元件来说是非常有必要的, 例如经过电流互感器而产生出来的特性曲线。因此, 状态诊断和检测的基础依据可以是电力系统二次设备的离线监测结果。

2.2 二次设备状态监测方法

电力系统二次设备的状态监测不会很大程度依赖传感器来完成。常规保护的元件一般较单一, 由若干个继电器组成, 设备的状态检测相对实现的困难大, 但是可以适当的运用设备本身所具有的一些测量手段, 如直流回路的绝缘监测、TV、TA的断线监测及二次保险的熔断报警等来实现。二次设备状态监测最重要的基础就是微机自动和微机保护装置的诊断技术的完善和变电站的自动诊断系统的发展, 微机自动装置和微机保护装置都具备自诊断的功能, 能够对相关装置的存储器、电源、CPU、A/D转换、I/O接口等一系列插件进行诊断。同时可通过特征字法、编码法、校验法、监视定时器法和比较法等相关故障的检测方法, 而对与相关保护设置, 可以加载和启动诊断程序, 对各个部件和设备进行自动的诊断。

2.3 二次设备状态检修需注意的问题

(1) 电力设备二次回路的监测问题:从结构上划分, 二次设备主要包括二次回路和自动保护装置。虽然二次设备的状态监测在相关保护装置实现微机化的基础上实现的难度不大, 但是因为二次回路中包含了具有很多连接设备和继电器的电缆, 组成较分散, 想要对回路的正确性和继电器的状况进行监测, 实现难度较大且不具备经济性。因此对于二次回路, 应该重点从离线监测的资料管理、设备的验收等设备管理方面入手, 同时结合在线的观测来进行分析。

(2) 电力系统二次设备的电磁干扰问题:在科学技术高速发展的背景下, 集成电路被大量应用于二次设备中, 微电子元件的使用也越发广泛, 电磁干扰对二次设备的影响越来越明显。二次设备由于电磁的干扰原因, 有可能出现装置异常、采样信号失真、保护拒动或误动等情况, 严重时甚至造成设备元件的损坏, 而且在国内目前的检测范围中并没有电磁的管理和监测环节, 同时缺少较合理的方法和手段进行监测, 因此对二次设备状态检修的一项必要的工作是进行兼容性电磁实验, 需要对不同的变电站和发电厂的敏感器件、耦合途径、干扰源等进行一系列的管理和监测, 比如在微机保护设置周围使用通讯设备的管理、对电力系统二次设备的接地状况进行检查等。

3 结语

电力系统在未来的发展目标要求我们需要对电力系统二次设备进行状态检修, 而随着微机电网保护设置被大范围使用以及微机装置的自动诊断技术的进步和完善, 二次设备的状态检修在技术层面和经济层面都是有可能实现的。同时, 为了解决目前的常规状态监测存在的问题, 各个电力公司可以广泛应用综合自动化系统, 这样可以很大程度上减少电缆和二次设备的使用数量。对电力系统进行二次设备的状态检修能够有效促进水电站自动化和变电站综合的自动化的不断发展, 保证电力系统能够可靠安全的为国民生产供电以及电网能持续稳定运行。

参考文献

[1]陈维荣, 宋永华.电力系统设备状态监测的概念及现状[J].电网技术, 2008, 24 (11) .

[2]杨新民.电力系统微机保护培训教材[M].中国电力出版社, 2000, 9.

电站电气二次设备安装质量研究 第10篇

1 电站电气二次设备安装特征及安装问题

1.1 电站电气二次设备安装特征

电站电气二次设备的安装配置有鲜明的特征,电站二次设备的网络配置主要有全分布式、双冗余式和全开放式3种,而在计算机监控系统方面则主要分为以下几个层次。其中首层是电站层,包含消费系统、数据服务和历史记录系统等;次层是现地控制单元层,主要是在公共设施中的分布及在各机组中的分布,控制单元接受上位机指令执行开停机的任务;物理层的设备则主要包含变组保护设备及发电机励磁装置设备,在这些鲜明特征基础上完成多样化工作。

1.2 电站电气二次设备安装问题

电站电气二次设备的安装过程中还存在诸多问题,这些问题主要体现在变电站接地不良引起的二次设备烧毁。无论是电厂还是变电站内,良好接地是电力系统安全运行的保障,当前多数变电站由于接地问题造成二次设备烧毁,导致电力系统不能正常运行,给人们带来生产生活上的麻烦。变电站接地状况会对二次设备运行产生重要影响,应得到充分重视。

另外,电站电气二次设备施工人员自身的综合素质还有待提升。由于专业水平不高和主观认识不足等原因,会造成电站二次设备质量问题。电站电气二次设备的安装只有在专业人员的操作下才能达到合格要求,变电站在这一方面还需要继续加强。

电站二次设备的质量保障最为基础的就是保证设备质量,材料选取不当会影响变电站施工电气二次设备的正常运行。从实际情况来看,一些电站在建设中为节省开支,没有充分重视设备的质量,出现很多劣质设备,为设备使用埋下安全隐患。如直流电源设备的装置、照明及直流电机备用电源等,都是变电系统中的关键设备,一旦有质量问题就会造成严重后果。

2 强化电站电气二次设备安装的重要性及方法

2.1 强化电站电气二次设备安装的重要性

强化电站电气二次设备安装是促进变电站正常运行的保障,变电站电气二次设备的安装过程中倘若出现不合标准的情况,就会威胁整个系统的正常运行。电站电气二次设备的安装是电站安全运行和管理的重要保障,是对一次设备实施的保护,能有效监察控制设备运行情况。提升变电站电气设备的安装质量,为一次和二次设备的安全运行夯实基础,营造出良好的运行环境。如对二次设备中信号装置的控制方面,主要是通过手动及自动方式在操作回路基础上,实现配电装置中断路器合跳闸的操作,并保证电能调度分配工作的安全性。

2.2 电站电气二次设备的安装方法

电站电气二次设备的安装体现在多方面。首先,要在安装前审核计划,查阅图纸,验证图纸的准确性及正当性,保障操控的完整性。对自动化元件实施校验,基础自动化元件校验是电站电气二次设备安装和质量控制的关键环节,元件检验的工作质量对机组的调试顺利与否有重要影响,同时也影响开关电器设备的运行情况。基础自动化元件的校验种类较多,例如,继电子类、接点类及表记类等,要严格按照技术标准进行校验。

其次,优化变电站施工电气二次设备的安装程序。了解变电站的电气设备安装程序,结合工程熟悉和把握各种文件,掌握客户要求,侦查现场施工情况,制订有效的施工方案,结合方案组织施工人员进行技术交底,检查所需设备,移交备品备件,最后验收工程。

最后,强化安装工艺,提高施工队伍的整体质量,保证施工人员的施工水平达到相应要求,从而保证施工质量。定期对电气二次设备的安装施工人员进行培训,提升其施工水平,全面加强安装程序的科学性,保证安装质量。

3 结 语

针对电站电气二次设备的安装质量要具体情况具体分析,电气二次设备的安装是比较繁杂的任务,需要工作人员认真负责,将安装任务具体化、详细化,充分保障安装质量。

摘要：随着我国电力系统不断发展,电站电气二次设备的安装在变电站的运行过程中愈发重要,变电站是电力系统中的重要组成部分,电气二次设备安装质量的优劣程度对变电系统的运行情况有重要影响。本文详细分析电站电气二次设备安装的特征及问题,并结合实际探索安装的有效方法,以期对实际操作起到一定指导作用。

关键词：电站,二次设备,安装质量

参考文献

[1]赵洪礼.变电站二次设备防雷技术探讨及应用[J].煤炭技术,2009(6).

[2]王钦浩.变电站二次防雷研究[J].山东煤炭科技,2013(5).

[3]左仲坤.变电二次设备的防雷措施[J].中国电力企业管理,2013(16).

二次设备 第11篇

关键词：变电站；二次设备检修技术；二次设备检修方法

前言

近几年来，我国的电力行业呈现出了快速稳定的发展势头，促使我国的电网结构正向着复杂化方向发展，这要求继电保护能够在电力系统的整体运行中切实发挥其重要的作用。由于变电站二次设备正逐渐增多，电力系统的复杂性也随之增强。因此，传统的变电站运维方法已经开始行不通，周期性的检修工作会耗费较高的成本。同时，过多的停电检修次数也会给电力设备的使用寿命带来不利的影响，致使电力企业的经济效益和社会效益大打折扣。

1.变电站二次设备状态检修技术分析

1.1对二次设备运行状态的鉴定

为了判断变电站二次设备的运行状态是否良好，或者是否存在技术故障，可从其实际运行过程中的状态量与标准值的对比中得出结论。如果二者互不相符，则说明二次设备在运行中出现了问题。如果此时出现了设备停电的现象，应立即禁止设备带电运行，直至确定此问题的严重程度，在鉴定出二次设备确实存在故障后，应采取跟踪监测的方法进行技术检修，并将这种异常情况向当地管理人员汇报[1]。应该注意的是，检测二次设备在运行中的状态量时若发现设备警示，就必须首先实行故障诊断或采取停电维修的方法排查故障，进行试验性的故障处理，彻底根除运行的安全隐患，从而保证二次设备的正常运行，发挥其应有的作用。

1.2二次设备状态的周期性调整

对变电站二次设备的检修应尽量保证其使用周期性的正常，避免人为缩短设备周期，这就需要对二次设备在实际运行中的状态周期性做出合理的调整，以保证其能够正常使用。对二次设备运行状态的周期性的调整主要是通过带点巡检工作从而及时获知设备情况正常与否来实现的。在带点巡检中若发现设备确有异常存在，应立即报告给上级有关部门，等待专业技术人员对该设备的具体运行问题做出判断，分析问题存在的原因，并决定是否应对设备进行停电检修，从而对其运行情况进行试验。

1.3二次设备检修整体方案的构建

为了能够对变电站二次设备的实际运行状态进行全面和动态的了解，随时掌握设备情况和运行中的问题，构建切实有效的设备运行状态检修方案并严格执行是十分必要的。应制定科学合理的具体检修计划，且在检修计划的实施过程中对二次设备的状态量以及巡检结构进行有效评估。应以变电站二次设备能够安全运行为原则，保证变电站二次设备在常规工作的前提下得以实施试验、状态分析以及维修等工作。

1.4二次设备的检修技术手段运用

对变电站二次设备运行状态的调查分析及管理，离不开多种检修技术手段的合理运用。这些手段主要包括装置技术和监测技术两个方面。通过使用这些技术手段，无论是在线或是离线，都能够实现对变电站二次设备实际运行状态的有效监测[2]。

2.分析检修变电站二次设备状态的主要方法

2.1变电站二次设备的故障诊断措施

通过对变电站二次设备的检修与一次设备的检修进行对比，可以得知目前二次设备的检修措施没有利用传感器的辅助作用。为了将检修成本控制在能够接受的范围内，可采取目前广泛应用的PT断线监测或CT断线监测等检修方法，在绝缘监测的前提下对二次保险完成直流回路以及熔断报警等一系列检测。由于近几年来我国的微机保护以及微机自身装置等诊断技术发展迅速，因此能够为变电站的故障诊断及维修提供支持和基础，以保证其在变电站模块在实际运行中的保护装置做出自动诊断，从而实现立体化的设备诊断并能够对存储装置、I/Q接口、A/D转换甚至CPU等进行巡查保护。这种巡查保护的措施应由定时器、比较及校验等过程来完成，从而能够对变电站二次设备的运行状态得以进行全面检修。

2.2变电站二次设备的具体检修措施

对变电站二次设备的检修应严格遵守规范的操作流程并对防范事项加以注意。首先从变电站二次设备的检测对象来说，完成对其运行状态的检测主要依靠屏蔽接地、信号强度、通信、交流测量、直流操作加之逻辑判断等综合因素。其次从技术操作性质上来说，变电站二次设备中的直流控制系统其中的信号回路、回路完整性、动力等都具有良好的绝缘性。而变电站交流控制系统的测量则主要包括元件完整性测量、PT及CT二次回路的绝缘性测量以及回路完整性测量这几方面[3]。针对逻辑判断系统的检修，则需同时具备硬件判断能力及软件判断能力。变电站二次设备运行状态的检修的工作核心是電力单元或电力系统的检修，其检修方式为可持续性检测，从而达到对不同单元动态的根本性掌控、其中，状态检测是变电站二次设备检修工作中的基本环节。

3.结论

本文通过对我国目前电力系统的快速发展进行分析，指出变电站二次设备运行状态的检修工作的重要意义。对变电站二次设备状态检修技术所包含的各个方面做出了较为详尽的介绍，同时也对变电站二次设备状态的检修方法进行了讨论。其中主要强调了应在节约检修成本的前提下，采用最先进的技术手段和最为合理的检修方法，保障变电站运行的安全，促进我国电力行业的健康发展。

参考文献：

[1]刘冬生.变电站二次设备状态检修方法探析[J].科技信息，2011，16（27）：292-293.

[2]张鸿吉.浅议电力系统二次设备检修[J].科技创新导报，2010，7（12）：188-189.

变电站二次设备防雷工作浅谈 第12篇

由于变电站都有较完善的防雷系统, 雷电直接击中控制室内的自动化设备可能性不大。但变电站集中了计算机、GPS对时设备、交直流逆变电源及微机保护装置等组成的自动化系统, 内部连接线路交错复杂, 由雷电击中附近大地、架空线路放电时直接形成的, 或由于静电及电磁感应形成的冲击过电压, 就可能通过与之相连的电源线路、信号线路或接地系统, 侵入自动化系统, 造成严重的干扰和损坏。

以江西省贵溪市供电有限责任公司为例, 公司现拥有35 kV变电站6座, 10 kV开闭所1座, 除35 kV金屯变电站外, 其余全部实现了综自化改造, 调度自动化系统建立于2003年, 各厂站与调度之间的通信信息主要采用电力载波通道进行传输。贵溪地处江西省东北部, 属亚热带温室气候区, 每年雷雨季节雷电较为活跃, 严重威胁电力设备的安全运行。特别是随着变电站自动化程度的提高, 雷电通过电源线路、通信线及二次电缆串入自动化系统, 其产生的瞬时高电压由电源线引入自动化系统, 使各功能模块工作电压升高, 不能正常工作, 严重时会导致模块损坏, 元器件烧毁;由雷电引起的通信线两端设备之间电位差直接作用于串行口, 造成其损坏, 严重时会损坏整个功能板;通过二次电缆感应过电压作用于自动化设备隔离板, 会击穿隔离板, 烧坏装置板件。仅2008年1年, 该公司所属变电站二次设备不同程度上受到雷击损坏8次, 直接经济损失10万元左右。在这些受雷击的二次设备方面, 尤其以计算机、保护装置电源模块主板、通信管理机主板串行口及电力载波机为主。

变电站自动化系统频繁遭受雷击这一情况, 引起了该公司的高度重视。该公司于2008年12月召开了专题会进行研究讨论, 决定利用自有资金对所有综自化变电站进行二次防雷改造。