变电技术范文

变电技术范文（精选12篇）

变电技术 第1篇

县级电网不仅是一个县电力系统的主要负荷中心, 而且是城镇现代化建设的重要基础设施。变电运行的任务是县级电网电力设备运行操作以及维护管理的主要工作, 其运行状况的优劣关系到整个县的安全和稳定。因此, 在电网规划过程中, 应高度重视变电运行技术。

1 制定合理的巡视路线图

根据设备的分布情况, 按照巡视视角的开阔性和巡视路线简便性原则制定巡视路线图。保证巡视时不重复、不遗漏, 巡视路线通畅、平整、无障碍物。当设备改造换型、新设备投运和变电站扩建时, 要修订设备巡视路线图。合理设置巡视路线标志, 对于风吹日晒、路面整治、环境绿化、电缆敷设等原因造成的巡视路线模糊不清、标志缺损的情况, 应及时补充更换。在高峰负荷期间, 应加强温度、油位、气压、冷却装置的检查力度, 同时应检查机械的紧固、支撑和传动部位是否有变形断裂, 电气接点是否与运行方式相符。

2 电气设备异常运行的分析及处理

电气设备发生故障往往是由于运行异常导致的, 为确保用电安全, 运行值班人员应加强巡视工作, 一旦发现运行异常, 工作人员要尽快处理, 争取把事故隐患消灭在萌芽状态, 避免异常状态进一步发展。

2.1 变压器的异常分析及处理

变压器内部故障是由轻微到严重发展的, 在事故发生的初级阶段, 变压器一般会有异常情况出现, 当值班人员发现有异常时, 应做好现场记录并汇报上级。如果会影响变压器的安全, 要及时使变压器停电检查, 投入备用电源或备用变压器。

2.1.1 声音异常

变压器的绕组在铁芯上, 当有电流流过时硅钢片产生振动, 绕组之间由于电磁力的作用也会产生振动, 使变压器发出均匀的“嗡嗡”声。如果声音异常或不均匀, 都是不正常的。

如果内部短时的“哇哇”声, 可能是大动力设备起动, 负荷变化大, 产生因高次谐波, 也可能是电网中发生过电压。值班人员可根据当时电压、电流表的指示情况, 有无接地信号, 是否存在负荷摆动来判断。如果内部发出的“嗡嗡”声较高且沉重, 可能是铁芯振动增大引起的, 这种情况可根据变压器负荷情况来鉴定。如果内部响声大, 有放电爆裂声, 可能使铁芯穿芯螺丝松动, 硅钢片发生振动而破坏片间绝缘层, 造成局部过热。如果变电器外部或内部发生局部放电, 会发出“噼啪”的放电声。在下雨天气或夜间, 若是变压器外部放电, 变压器套管附近会发出蓝色的火花, 这种情况下应加强监视, 及时安排检修, 以免发展成为事故。

2.1.2 温度异常

如果变压器在相同运行条件下, 温度比一般情况下升高10℃以上, 或上层油温大于规定的允许值, 则认为变压器温度异常。

变压器温度发生异常时, 应检查散热器是否正常, 因为变压器上层油温直接关系着散热器的工作状态, 检查风扇和油泵转向是否正确, 油循环系统和冷却器风冷系统是否存在异常。如果这些都没有问题, 应查看温度计指示是否正确, 有没有出现失灵。为避免温度异常造成变压器损坏, 应投入备用变压器。

2.1.3 变压器油色和油位异常

如果变压器油内有碳质, 油色变化会比较大, 外壳与线圈之间容易发生击穿事故, 当变压器内部有放电时, 变压器应停止运行。变压器油位变化也可能引起事故, 当变压器严重缺油时, 内部的线圈和铁芯会暴露在空气中, 使绝缘受潮。配有瓦斯保护的变压器, 当油位下降到一定程度时, 会发生轻、重瓦斯保护动作。

2.1.4 变压器外表异常

设置在室外的主变压器长期通电带负荷运行, 在外界环境的影响下, 容易造成防爆管玻璃破损、套管闪络放电和呼吸器中的硅胶变色等不良后果。如出现防爆玻璃管破碎向外喷油, 应立即将变压器退出运行。

2.2 互感器的异常分析及处理

当故障电压互感器停电时, 应退出自动装置和有可能误动的保护后再停电。高压保险没有熔断, 高压侧绝缘没有损坏, 电压互动器故障不严重, 可以拉开刀闸隔离故障。故障电压互动器隔离后, 进行倒闸操作, 母线并列后合上电压互感器, 重新投入自动装置。当电流互动器运行中出现异常时, 应转移负荷停电处理。如果声音较小, 可以不立即停电, 但需向主管领导汇报。

负荷过大、二次回路开路、接线接触不良等原因产生的电流互感器过热现象, 应及时减少线路负荷, 若负荷不大, 但温度较高时, 应进行停电处理。电流互感器二次阻抗很小, 一般不能有声音。电流互动器发出异常声音的原因主要包括铁芯松动和二次开路。

2.3 高压短路器的异常分析及处理

2.3.1 油位异常

运行中的油位指示异常时, 应进行相应的调整。油开关缺油, 在故障电流和开断负荷电流时, 游离气体混入空气中产生燃烧, 严重的会发生爆炸。油位计内的油面太低, 应设法带电加油或计划停电加油。严重缺油的开关, 不能倒运行方式停电或带电加油, 开关所控制的电路不具备拉空载电流条件的, 不带电断开关后再恢复其余部分的供电及正常运行。

2.3.2 声音异常

运行中的断路器发出不规则的放电声, 可能是断路器内部与带电部分等电位的绝缘部分连接松脱, 如果发出有规律的噼啪声, 可能是带电部分对外壳放电, 有开水似的“咕嘟”声, 可能是断路器静触电不良, 造成主电流回路跳火, 在电弧作用下油受热翻滚。

2.3.3 断路器运行中发热

过负荷而造成发热, 接触电阻大, 触头接触不良而造成开关运行中发热。开关运行中出现油位异常升高、有焦糊气味、油箱外部变色、声音和油色异常等现象, 则认为温度过高。开关发热严重时, 容易造成灭弧室内压力增大, 进而引起喷油, 这种情况下可以通过降低负荷来使温度下降。如果室内有响声或温度不下降, 应立即转移负荷, 停电后对内部进行检查。当断路器出现连接部分融化和断开、内部有严重放电声、套管严重破裂闪络和严重缺油等现象时, 断路器应立即退出运行。

2.4 隔离开关异常分析及处理

正常情况下, 隔热开关温度不能超过70℃, 如果温度过高, 应减少负荷或者停止使用隔离开关。隔离开关受热后接触部分表面容易氧化, 温度升高, 如果不断地发展下去, 易产生电弧。在运行中, 如果隔离开关有发热现象, 应报告调度, 当单母线隔离开关接触部分过热时, 应设法减少负荷, 当双母线系统中的一组母线隔离开关发热时, 可将开关切换到另一组母线上。如果负荷比较重要, 而又不能减轻负荷和停电检修时, 要加强监视, 当温度上升过快时, 应按照相关规定断开一些断路器。

2.5 避雷器具异常分析及处理

2.5.1 避雷器

为防止雷电对电力设施造成危害, 应按要求设置避雷器。在实际工程中, 要求避雷器在规定的过电压下能够立即导通, 同时能够承受大电流, 待电压恢复后避雷器的瓦件完好无损。

避雷器出现异常时应及时处理。雷击放电后, 会严重烧伤或烧断连接引线, 应尽快安排检查处理。由于工频续流没有截断或泄漏电流过大, 内部发热严重, 导致避雷器绝缘子破损, 此时故障避雷器需退出运行。如果避雷器发生故障, 在切断故障避雷器前要检查是否存在接地现象, 如果避雷器接地, 应汇报调度。要重视避雷器瓷套表面污秽, 瓷套表面有污秽, 会使电压分布不均匀, 造成避雷器不能灭弧。

2.5.2 避雷针

设置避雷针可以有效防止雷击造成所内设备的损坏, 避雷针可以装在构架上, 它们的作用是把变电所上空的雷电流传递到大地, 保护变电所的建筑物和各种设备。避雷针针体不能弯曲, 基础不能下沉, 接地良好, 构架无锈蚀, 接地电阻值至少10欧, 以保证其正常运行。避雷针在运行时如果出现接地引下线锈蚀、脱焊、截面小于规定标准、基础不均匀下沉等缺陷, 应在没有打雷下雨的天气尽早处理。

2.6 绝缘子和母线的异常分析及处理

2.6.1 绝缘子故障处理

绝缘子有裂纹或表面闪路, 在击穿不是特别严重时可以带缺陷运行, 但是要做好监视工作, 同时应争取尽快处理缺陷。对于已经发展击穿或破损的绝缘子, 要进行停电处理。

2.6.2 母线的异常分析及处理

运行中的母线负荷超过允许值, 会使母线大面积过热, 对于通风不良的户内母线, 如果负荷过大, 更容易产生大面积过热, 出现这种情况时应请求倒母线或转移负荷, 对于发热严重的母线, 要尽快停电, 做好各项安全措施。当发现硬母线有变形时, 要尽快找出变形原因, 消除缺陷。

3 结语

在县级电网变电运行中, 为避免变电站出现异常, 要切实做好各种设备的巡视工作, 一旦发现设备运行不正常, 要及时采取有效措施进行处理, 为整个县电网的安全、优质、稳定的运行提供强有力的保障。

摘要：县级电网不仅是一个县电力系统的主要负荷中心, 而且是城镇现代化建设的重要基础设施。在电网规划过程中, 为了能够提供安全、稳定、优质、经济的电网, 要高度重视变电运行技术。

关键词：变电运行,巡视,异常,分析,处理

参考文献

[1]于占统.变电运行[M].中国电力出版社, 2004.

供变电技术题库 第2篇

5.室内配电装置中，母线一般布置在配电装置上部，其布置形式有水平、垂直和_________三种 6.中央信号装置由________两部分组成。

7.绝缘介质发生不可逆的老化，主要有三个过程：热过程、___________和机械损伤。

8.名词解释:配电装置 9.什么是一次设备？ 10.什么是二次设备？ 11.牵引供电系统的供电制式有__________、__________、__________，其中我国牵引供电系统为__________供电制式。

12.牵引供电系统主要由哪几部分组成? 13.什么是开闭所? 14.什么是高压断路器？ 15.什么是隔离开关？ 16.什么是熔断器？ 17.什么是组合电器？ 18.PT 运行中为什么二次不允许短路？   19.增强电弧的因素作用的结果，我们称为，而削弱电弧的因素作用的结果，我们称为。电弧增强说明 比 强。

20.什么是母线？ 21.什么是电气主接线？它的作用是什么？ 22.请简单叙述电气主结线设计应遵循的主要原则。

23.单母线接线有什么特点？适用的场合是什么？ 24.双母线接线有什么特点？适用的场合是什么？ 25.带旁路母线的单母线接线中，旁路母线的作用是什么？双母线接线中，备用母线的作用是什么？两者的作用相同吗？ 26.变电所中对一次设备有哪些控制方式？各有什么特点和应用场合？ 27.高压开关的控制回路归结为：

、、三个构成环节。

28.在变电所中，一般装设两类电气参数表计：

和。

1.“复习范围以学习指导书为准，本次作业主观题只需完成以下（以上）练习，手写完成后存为PDF格式，通过维普作业平台提交。之前已提交主观题成绩有效” 参考答案：无 2.电力系统中性点有哪几种运行方式?什么叫小接地电流系统和大接地电流系统? 参考答案：

我国电力系统中性点的运行方式主要有三种：中性点不接地运行方式、中性点经 消弧线圈接地运行方式和中性点直接接地运行方式。前两种接地系统统称为小接地电 流系统，后一种接地系统又称为大接地电流系统。

3.为什么说利用消弧线圈进行全补偿并不可取? 参考答案：全补偿意味着1/ωL= 3ωC会产生严重的谐振问题，在正常运行时，由于电网三相的对地电容并不完全相等，或因断路器操作时三相触头的不同时性等，致使在未发生接地故障时，中性点对地之间会出现一定的电压，此电压的作用将引起串联谐振，产生过电压，危及设备绝缘。所以全补偿不能采用。

4.无母线电气主接线的形式有桥形接线、_____和单元接线。

参考答案：

无母线电气主接线的形式有桥形接线、__多角形接线___和单元接线。

5.室内配电装置中，母线一般布置在配电装置上部，其布置形式有水平、垂直和_________三种 参考答案：室内配电装置中，母线一般布置在配电装置上部，其布置形式有水平、垂直和___三角形________三种 6.中央信号装置由________两部分组成。

参考答案：

中央信号装置由__事故信号装置和预告信号装置_________两部分组成。

7.绝缘介质发生不可逆的老化，主要有三个过程：热过程、___________和机械损伤。

参考答案：

绝缘介质发生不可逆的老化，主要有三个过程：热过程、___化学过程________和机械损伤。

8.名词解释:配电装置 参考答案：根据发电厂或变电所电气主接线中的各种电气设备、载流导体及其部分辅助设备的安装要求，将这些设备按照一定方式建造、安装而成的电工建筑物，通常称为配电装置。

9.什么是一次设备？ 参考答案：

一次设备是用于完成电能变换、输送、分配等功能的设备，如高压开关、输电线路、母线、避雷器等，可以用一句话来理解：接触高电压的电气设备。

10.什么是二次设备？ 参考答案：

二次设备是用于完成对一次设备的控制、监视、保护功能的设备，如继电保护装置、监视仪表、操作电路等，也可以用一句话来简单理解：不接触高电压的电气设备。

11.牵引供电系统的供电制式有__________、__________、__________，其中我国牵引供电系统为__________供电制式。

参考答案：

工频单相交流制、低频单相交流制、直流制；

工频单相交流制。

12.牵引供电系统主要由哪几部分组成? 参考答案：

牵引供电系统主要包括：牵引变电所（可能由中心变电所、终端变电所、整流变电所等组成）、馈出线、接触网、列车走行轨道、回流线等。

13.什么是开闭所? 参考答案：

交流电力牵引系统开闭所实际上是起配电作用的开关站。

14.什么是高压断路器？ 参考答案：高压断路器又称高压开关，它不仅可以切断或闭合高压电路中的空载电流和负荷电流，而且当系统发生故障时，通过继电保护装置的作用，切断过负荷电流和短路电流。它具有相当完善的灭弧结构和足够的断流能力。

15.什么是隔离开关？ 参考答案：

隔离开关是将高压带电部分（电源）和需检修的部分在电气上加以隔离的装置。隔离开关不能接通和切断负荷电流和短路电流。

16.什么是熔断器？ 参考答案：

熔断器是一种限流元件，常和被保护的电气设备串接与电路中。当流过熔断器的电流超过熔体的最小熔化电流时，如过负荷、短路故障，熔体自动熔断，完成保护电气设备的功能。

17.什么是组合电器？ 参考答案：

组合电器把一定功能的电器设备组合成一体的电器组合。

18.PT 运行中为什么二次不允许短路？   参考答案：答：

PT 正常运行时，由于二次负载是一些仪表和继电器的电压线圈，阻抗大，基本上相当于变压器的空载状态，互感器本身通过的电流很小，它的大小决定于二次负载阻抗的大小，由于 PT 本身阻抗小，容量又不大，当互感器二次发生短路，二次电流很大，二次保险熔断影响到仪表的正确指示和保护的正常工作，当保险容量选择不当，二次发生短路保险不能熔断时，则 PT 极易被烧坏。

19.增强电弧的因素作用的结果，我们称为，而削弱电弧的因素作用的结果，我们称为。电弧增强说明 比 强。

参考答案：

增强电弧的因素作用的结果，我们称为 游离，而削弱电弧的因素作用的结果，我们称为 去游离。电弧增强说明 游离 比 去游离 强。

20.什么是母线？ 参考答案：

母线是汇集和分配电能的通路设备，它决定了配电装置设备的数量，并表明以什么方式来连接发电机、变压器和线路，以及怎样与系统连接来完成输配电任务。

21.什么是电气主接线？它的作用是什么？ 参考答案：

电气主接线是根据电能输送和分配的要求，表示主要电气设备相互之间的连接关系以及本变电所（或发电厂）与电力系统的电气联接关系，通常用单线图表示。

作用：它对运行安全、供电可靠性、运行灵活性、检修方便及经济性等均起着重要作用，同时它对电气设备的选择、配电装置的布置和电能质量的好坏都起着决定性的作用，它也是运行人员进行各种倒闸操作和事故处理时重要依据。

22.请简单叙述电气主结线设计应遵循的主要原则。

参考答案：

1)应以批准的设计任务书为依据，在进行供变电工程的立项中，工程都要进行充分的调查论证，完成论证后报批准，所批准的文件就成为设计的依据；

2)根据具体工程的实际情况确定工程的主要技术参数和技术要求（如操作原则、检修方案等），确定主结线形式；

3)对供变电工程中高压设备进行选型设计，包括选何种设备、设备如何安装、对选择的设备进行校验、工程的综合技术经济比较；

进行设计的方案一般要提出若干个，在进行综合技术经济比选后才确定最终方案。

4)注意新技术的应用，在这方面应该对可能运用的新技术、新设备进行充分调查和研究的基础上作出决定，既要考虑新技术带来的好处，也要考虑到所带来的不利因素。

23.单母线接线有什么特点？适用的场合是什么？ 参考答案：

单母线接线的特点：结线简单、清晰；

设备少、操作方便；

投资省，便于扩建。供电可靠性较差，母线失效以及检修母线或母线隔离开关时，必须全所停电；

检修出线断路器则该回路停电。

适用场合：只适合于向6kV～35kV系统中供电可靠性不高的负荷供电，只有1～2路电源且出线回路数不多的中、小型变电站。

24.双母线接线有什么特点？适用的场合是什么？ 参考答案：

双母线接线的特点：调度、运行方式灵活多样；

设备投资较大，经济性较差；

接线复杂，易误操作；

供电可靠性较高，母线失效以及检修母线时经过倒闸操作能将全部恢复供电，检修母线隔离开关或出线断路器时，则该回路停电。

适用场合：适合于向35kV～220kV系统中供电可靠性要求较高的负荷供电，有2～4路电源进线且出线回路数较多的大、中型变电站。

25.带旁路母线的单母线接线中，旁路母线的作用是什么？双母线接线中，备用母线的作用是什么？两者的作用相同吗？ 参考答案：

两者作用不同：在带旁路母线的单母线接线中，检修与旁路母线相连的任一回路的断路器时，该回路可以不停电。即旁路母线与旁路断路器一起提供了各出线回路断路器的公共备用和检修备用。而在双母线接线中，通过母联断路器和其他开关设备的倒闸操作可以将全部负荷由工作母线转移至备用母线上，因此备用母线提供了工作母线的检修备用。

26.变电所中对一次设备有哪些控制方式？各有什么特点和应用场合？ 参考答案：

变电所开关控制可以有以下几种方式：就地控制、距离控制和远程控制。

控制方式 特点 应用场合 就地控制 在电气设备安装点进行的直接控制 交流10kV及以下的电气设备 距离控制 在变电所的主控制室内实现对电气设备的集中控制 部分有人值守变电所 远程控制 在调度端对下属的多个远端变电所的电气设备进行控制。自动化程度高，可靠性较高 大多数有人值守变电所（兼有距离控制）或者无人值守变电所 27.高压开关的控制回路归结为：

、、三个构成环节。

参考答案：

高压开关的控制回路归结为：

操作命令输入、逻辑连锁和时间控制、操作机构 三个构成环节。

28.在变电所中，一般装设两类电气参数表计：

和。

参考答案：

浅析变电检修技术 第3篇

[关键词]变电检修；检修技术；注意事项

随着国民经济的不断发展，对电力系统的安全性、稳定性提出了更高的要求。变电检修作为保证电力系统实时稳定的重要手段也得到越来越多的关注，经过多年的发展变电检修专业无论是在实践技术，还是相关规范方面都得到了长足的进步，但受变电检修工作本身复杂性的影响，不可避免会出现一些问题，因此，有必要对变电检修工作进行研究。

一、变电检修工作现状及存在的问题分析

在20世纪5O年代时，我国从苏联引进了预防性检修技术，是一种相对比较主动的检修方式，也被称为定期检修模式。这种检修模式在很长时间里直至近年仍是我国电力系统最主要的检修模式。在这种模式的驱动下，随着电网发展壮大，变电检修工作方面也取得了比较明显的进步，供电的稳定安全性也大幅度提高。但是，这种定期检修的模式也存在着多方面的问题。

二、变电检修工作技术内容分析

现检修工作人员进行变电检修工作主要使用故障诊断以及状态监测两种技术，其中故障诊断以综合诊断与比较分析两种方法组织开展，而状态监测则是以在线监测、定期解体检测、离线监测几种方法实施，这些技术方法的应用，从理论上来讲，可以有效地推动变电检修各项工作目标的实现。本文就对故障诊断与状态监测两项技术加以具体分析。

1.故障诊断

（1）综合诊断法。该方法是一种系统性的诊断方法，它要以大量的数据作为诊断的基础，需要工作者在实际开展诊断之前，首先对相关的数据信息资料进行收集、汇总、整合，并借助专家系统、故障树等方法，对这些数据进行分析，以最终得出故障诊断的结果。

（2）对比分析法 。该方法是以设备的历年检验结果或次年结果为基础，将从振动、噪音、污染、射线等方面的诊断得出结果，与其进行比较，对比较结果进行统计学分析，若不存在显著的统计学意义，则证明该设备尚未出现明显缺陷，同时，将同类型设备的统计结果进行比较，若相同环境下，该设备的检测结果与标准状况偏离，则说明该设备具有问题。

2. 状态监测

（1）在线监测。变电检修人员以实时在线监控系统及设备作为工作基础，并结合变电企业提供的各类数据，对变电设备运行的状况进行分析，并根据所得出的状态参数，对设备进行动态持续监控，使设备的运行始终处于变电检修人员的控制之下。

（2）定期解体检测。变电检修人员根据工作要求，选择合适的检修标准以及检修工艺，对变电设备进行解体，以展开定期地大修、小修、停运与低补期检验，设备使用的具体状况与设备变化情况，以及时地根据设备的状况，维修或者更坏损坏的设备。

（3）离线监测。变电检修人员借助振动监测仪、超声波检漏仪、由液分析仪等方法，对设备进行定期或不定期的检验，以在维持设备正常运行的状况下，对设备变化的状况加以把握。

三、变电检修中注意事项分析

1.设备发热故障的处理方法

变电设备的发热现象比较普遍，然而过度发热会影响设备的正常运行甚至引发事故。因此，应该做好以下防范措施，来控制发热现象发生：①控制好设备的质量。在选用设备时，应当选择优质的产品，要坚决抵制假冒伪劣的产品：特别是选取线夹时，应当选用比较优质的金属工艺产品。②通常采用凡士林对刀闸触头进行防氧化处理，而对接头进行防氧化处理时，可以使用电力复合脂，会取得更好的效果。③ 紧固压力的控制。因为设备连接中螺母的压力过大，超过了压力所能承受的临界值，随着时间的增长，则会使接触面电阻值增大，从而发热也增加了，连接设备时螺母不宜拧得太紧，要适度紧凑。④要加强对设备的监视工作。通常发生的很多发热现象，通过对设备的直接观察就能发现。比如，当连接点过热时，它附近的油漆颜色会发生变化，材料也会失去金属光泽。因此，要加强对设备的定期检查，控制发热的发生。

2.带电工作

例如：对绝缘工具的要求、天气的要求、现场工具的使用方法以及工作中应当注意的事项等。①保证工作的工器具的绝缘性，维护人身安全。a.不要使用吸水性比较大的材料进行作业，要坚决选择性能优良的绝缘材料；b.绝缘材料要有很好的耐腐蚀性和耐磨性，避免意外情况的发生。c.操作杆的绝缘长度应该根据具体情况而定，按照电压不同等级进行选择。在绝缘材料投入使用之前，要进行严格的绝缘测试，进一步保障工作人员作业时的人身安全。②当天气恶劣情况超过了一定限度时.必须停止检修工作。③关于现场器具的使用。应正确使用安全帽、安全带、屏蔽服等安全用具；在作业时，工作人员对工具要轻拿轻放。在工作器具传递的过程中，禁止进行抛掷。④工作过程中应该注意的事：a.避免疲劳操作，疲劳会导致工作人员的注意力下降，由于带电作业是高危工作，为了保障自身和设备的安全，应禁止疲劳人员带电工作。b.必须有专门的监护人对带电工作进行监督，而且监护人在整个工作过程中不能接受其它工作任务；c.带电工作人员要经过专业的培训，并且有上岗资格认证。

四、 变电检修技术具体应用

1.隔离开关的检修

载流回路过热现象故障发生的主要原因是，设计缺陷，载流接触面积太小。隔离开关过热的部位主要集中在接线座和触头。触头部位过热现象，导致故障的原因通常是：制造工艺不良或是安装调试不当；触指弹簧锈断或是夹件锈蚀严重使触指松离触指座；隔离开关合闸不到位等。刀闸大修时如果发现接线座和触头连接的螺母出现松动，一般是由于制造质量问题或是安装时的疏忽大意引起的。接线座内部载流的转动部位或是导电带接触不良，通常是由于工艺不良或是长时间没有检修引起的。因此，把好初始状态关，特别要把好验收工作关。

严禁使用有缺陷的劣质线夹、螺栓等零部件，用压接式设备线夹替换螺栓式设备线夹，铜铜、铜铝连接采用搪锡工艺，接头接触面要清洗干净并及时涂抹导电脂，螺栓使用正确、紧固力度适中。对过热频率较高的母线侧隔离开关，要保证检修到位、保证检修质量。对接线座部位，要重点检查导电带两端的连接情况，保证两端面清洁、平整、压接紧密；对触头部位，要保证触头的光洁度，并涂抹中性凡士林；检查触头的烧伤情况，必要时要更换触头、触指，有过热、锈蚀现象的弹簧应更换；要保证三相分合闸同期、触头的插入深度符合要求和两侧触指压力均匀。为检验检修质量，还应测量回路接触电阻，保证各接触面接触良好。

2.ZN28―10型断路器检修

导致故障的原因通常是：分闸不可靠、无法合闸且出现跳跃、真空灭弧室漏气。分闸不可靠时应调整扣板和半轴的扣接深度，使扣接深度为1.5～2.5mm。无法合闸且出现跳跃；可能是支架存在卡滞现象或滚轮和支架之间的间隙不符合2±0.5mm 的要求，这时应卸下底座，取出铁芯，调整铁芯拉杆长度；另外，也可能是辅助开关动作时间调整不当，应调整辅助开关拉杆长度，使其在断路器动静触头闭合后再断开。真空灭弧室漏气时；使用中应定期用工频耐压法检查真空灭弧室的真空度，试验时，灭弧室在分闸状态下应能耐受42kV/min工频耐压试验，否则应更换。

五、结 语

综上所述，良好地掌握变电检修技术和其注意事项，能够促进变电设备的运行达到更好的标准。在物质生活需求更大的当今社会，良好稳定的电力输送是居民生活高质量最重要的前提和保障。

变电检修技术与管理 第4篇

一、变电检修模式简析

(一) 故障检修

故障检修通常也被叫作事后检修, 这也就说明如果变电系统中的相关设备发生故障时, 是以故障实际情况作为相应的判断标准, 进而根据其情况来使用相应的检修方式以及检修技术, 来对故障进行解决, 从而保证变电系统的有效运行。同时故障检修也是在检修变电系统故障众多方法中需花费时间最长的检修方式。如果是变电系统中的元器件损坏而导致故障出现时, 就可以使用这种方式来进行相应的检修, 然而这种检修模式会花费较大的成本, 并且还需要耽误一定的时间, 造成的经济影响也相对较大, 所以这种检修模式实际成效也不尽如人意。

(二) 预防性检修

这种检修模式就是对变电故障进行有效预防, 而按照检修技术以及预防目标的不同, 可以将其划分成3种检修模式, 其一, 状态检修。这一检修方式就是定期对系统中相应的变电设备进行查看, 采用实验、巡查等方式, 再结合相应的参数来对设备整体运行情况进行确定, 从而给出有效的检修方案, 进而提升检修效率以及检修过程的可靠性。其二, 定期检修。这种模式较为适用于变电系统中设备不多且质量相对均衡的设备中, 通常情况下会在固定的周期内对设备进行相应检修, 而对电网系统建设整体规模的增大以及电力技术水平的提升, 人力以及物力方面达不到实际需求的现象逐渐被突显了出来, 状态检修的实际应用就能够解决以上问题的发展。其三, 可靠性检修。这种检修方式与状态检修在原理和本质上有一定的区别, 它要对电网整体进行考虑, 而不是某一个或者是某一部分设备的情况。就现阶段实际情况来看, 状态检修的各方面都具有一定的优势, 然而在实际应用过程中却没有足够的推广力度, 使得其应用范围还相对较低, 因此在故障检修过程中一定要根据实际情况的不同, 然后再确定是否需要使用状态检修这一方式。

二、变电系统检修技术

(一) 故障诊断技术

对变电系统故障进行有效处理的方式有两种, 一种是综合诊断法, 另外一种就是分析对比法, 下面就对这两种故障诊断方式进行深入探究:

1.综合诊断法

这种诊断方式自身具备相对完整、全面的诊断流程, 需要对相关工作人员所收集的数据以及信息进行有效诊断, 并且还要对这部分信息进行集中处理以及归纳。同时还需要注意的就是不仅要对信息进行收集, 还要使用专业性强的分析系统对这部分信息进行分析以及整理, 进而编写完善的故障诊断报告, 从而确定故障区域所在。

2.分析对比法

这种方法是对不同时间段内所检查的结果进行分析, 从不同方面对其探究, 进而得出相应的结果。并且还要将相应结果放在一起进行对比, 使用最为恰当、科学的方式来比对结果, 有效确定分析方式可行性如何, 是否具有实际意义。一旦分析结果显示没有任何实质性意义, 就表明变电设备还在正常运行中, 没有产生很大的问题。此外, 还可以将同一种类的设备分析结果集中在一起进行比对, 进而确定其故障所在, 但是还需要注意的就是要保证实验室内的各项条件要一致和统一, 以免出现实验结果受到影响而不能准确确定相应故障的现象发生。

(二) 状态监测技术

首先, 进行变电检修过程中, 相关工作人员对相应设备以及系统进行监测, 按照实际数据以及资料, 对变电系统中设备的实际运行情况以及状态进行分析, 然后对相应的数据进行统计。此外还需注意的就是要对变电设备进行有效的管理以及监督, 充分了解其设备运行的实际情况。

其次, 在检修工作进行过程中一定要遵守相应的工作规范, 使用满足实际需求且标准的检修方法以及检修技术来完成设备检修工作。想要做好维修工作就要对变电设备有一个很好的了解, 做好设备日常的检查以及维护工作, 进而使检修人员能够对设备的实际运行情况进行有效地掌握和了解, 一旦设备发生故障, 检修人员可以在第一时间内对其进行确定, 从而对其进行有效的处理, 尽可能在最短的时间内来恢复变电系统的运行。

最后, 在变电检修期间, 相应人员不仅可以使用在线监测的方式来对其进行监测, 还可以使用离线方式来完成监测工作, 而想要使用这两种方式进行监测, 就需要使用有关设备对监测工作进行辅助, 如震动检测设备等。

(三) 具体检测技术

想要进一步对变电设备进行具体检测就需要由工作人员以及相应的设备进行有效配合, 使用适合并且科学的检修系统对其进行严格控制, 进而保证变电设备能够进行正常运行。

三、变电检修过程中的不足

(一) 检修计划的不完善

现阶段变电系统的检修计划以及方案仍然需要相应人员进行制定, 因此受到人为因素的实际影响, 使得其中可能会存在一定的问题。究其根本原因就是因为检修计划的有效操作流程是非常复杂的, 相应人员在操作方面还有一定的不足, 所以就会导致问题的发生。如果没有在检修过程中发现问题, 那么就可能会对电力系统的运作情况造成威胁, 因此需要根据电力系统实际运行状态来重新制定相应的检修方案。

(二) 管理过程中的不足

对于变电维修来说, 需要按照实际工作情况通过相应的工作计划来对其进行反应, 而现阶段不少电企都会使用季度或者是年度检修方案, 但是这两者在检修过程中可能会出现一定的冲突, 而月度检修计划则很好地解决了这一问题。并且一部分电企还会受到检修技术的影响, 进而对其有效管理产生一定的干扰, 进而使检修工作水平长时间得不到提升。

(三) 检修现场中的问题

在进行变电检修时由于诸多方面的实际影响可能会出现一些问题, 而这些问题都有可能在一定程度上对检修作业人员造成危险, 同时引发检修现场出现事故, 因此一定要对现场安全问题加以重视, 避免出现安全事故, 造成不必要的损失。

四、优化变电检修管理的有效途径

(一) 选择合适的检修方式

在对变电系统进行检修时, 一定要综合多种检修方式, 进而有效提升变电检修效率, 传统的检修方法都比较简单, 很难发现其中存在的隐患, 所以使用多种方式来进行检修, 能够快速、及时、有效地对故障进行排除和处理。此外相关部门还要明确自身工作职能, 做好有关部门的沟通工作, 进而保证检修工作能够良好、有序地进行。

(二) 转变传统管理模式

众所周知, 检修工作的开展会受到很多方面的影响, 譬如, 现场检修环境、变电设备的实际情况、检修人员的水平等等, 所以在执行检修方案时一定要对这些因素进行充分的考虑, 同时还要根据实际情况执行有效的检修计划。最为重要的就是要调整及完善以往较为传统管理模式中的不足, 充分考虑多方面的因素, 进而为故障检修工作良好的进行奠定基础。

(三) 使用具有先进性以及现代化的管理方式

在对变电系统进行检修时, 一定要使用较为先进的管理方式和手段, 这样就能够推动检修工作效率和水平的提升。首先, 要不断提升检修作业人员自身的责任意识, 根据其自身的不足来对其专业素质进行有针对性的培养。其次, 要对检修工作的重要性加以重视, 有效对其投入成本进行管控, 同时还要制定符合实际需求的考核指标, 对检修人员实际工作态度、情况等进行考核, 进而激发其自身工作的积极性。最后, 要对检修管理进行有效认识, 监督检修人员完成相应的工作, 进而提升其工作完成效率, 避免出现影响检修工作的现象发生。

结论

总而言之, 想要保证电力系统能够稳定且良好的运行, 就需要对变电检修工作加以重视, 提升其工作效率和水平, 进而为电力系统运行提供相应的保障。此外还要制定相应的检修工作标准、完善和更新变电维修技术, 提升维修人员自身专业水平, 进而使检修工作能够顺利地进行, 保证电力系统运行的稳定, 为推动电力行业发展做出贡献。

参考文献

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[3]张晓明, 白立民.变电检修技术与管理[J].黑龙江科学, 2014, 5 (9) :282-282.

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[5]蔡方玉.变电检修技术与管理[J].科技与企业, 2014 (24) :153-153.

[6]郭帅.浅析变电检修技术与管理[J].科技创新与应用, 2015 (27) :212-212.

变电所业务技术报告 第5篇

我叫雷崔蓉，于一九九六年毕业于秦皇岛煤校，并于同年八月分配至局矸石电厂工作，在二OO八年因工作需要调至供电所工作。

在参加工作的十五年间，我在电厂的热控专业工作时间较长，以出色的表现赢得了同志和领导的赞扬，因供电所综合自动化改造缺乏专业技术人员，经组织安排，我走上了供电所西区技术员的岗位，一直工作至今。

在担任检修车间热工技术员的期间我一直兼任班长职务担负全厂所有热工仪表的检修和维护任务，在这期间我相继完成了热工DS系统的改造、两台锅炉的热工系统的技术改造、热电偶的技术革新、汽轮机单项关闭阀的热控部分的恢复投运、室外35吨水箱水位计的安装等等技术革新工作。2008年中心下属的35KV变电站由于历经三十年的沧桑已远远不能给矿区供电提供可靠的电源，决定于2008年对变电站进行综合自动化改造。急需一名技术人员参与改造并能担负起技术重担的人。经过慎重考虑中心领导一致同意让我担任改变站的技术员。

改造开始于五月，历时近半年把整个西区变电站除两台变压器外所有设备一次和二次全部更换。在整个改造过程中每天她都是七点钟到工地，下班到家往往都在晚上八点以后，我非常珍惜这次学习机会。由于供电所西区变电站的设 1

备大都是七八十年代的老设备，资料与施工图纸非常难找。在施工中不但要保证施工正常进行，更重要的是确保整个系统和西区三矿的供电安全。在施工中我每天都会根据施工计划提早做好各种资料的准备工作，自己也会利用休息时间认真查看设备说明书并与设备仔细核对遇到不懂的地方找到在施工现场的厂技术员询问直至做到心中有数为止。在安装一次设备时，正值烈日当头的六七月为了确保施工质量和搜集到第一手资料，我经常在烈日下一站一整天。安装的每一个线夹每一个触头的每道工序都严格按照标准来执行。在一次验收高压隔离开关时，正值夏日两点中，当时施工方的同志草草操作后确认合格，细心的她发现有一个刀闸的一相动触头松动坚决让他们重新检查，并检查其他的动触头。随后她向施工方反映此情况后，施工方表示以前未发现此类情况。在以后安装设备时，施工方的工作流程专门添加检查此项的程序。

在 技改进入到二次系统施工时，当时工地来了各方面的安装人员带来各种种类繁多的说明书和安装任务。为了合理的安排进度，我和每个厂家来人沟通，在保证安全的前提下尽可能的做到不窝工，做到只要有施工人员在工作我就一直在一旁边学习边监护。在6KV开关柜的改造时因我煤业公司下属的西区三矿电源回路开关柜接线中，我发现因施工方赶时间在布线时不按标准工作擅自改动接线将直流正负电源的在接线端子上未分开，这样会给整个直流系统带来不小的隐患。在她的坚持下，施工方将工作票延期重新严格按图纸接线，整个工程她都坚守在现场直到该台开关柜顺利投入运行。

在工程结束后我基本掌握了变电站的设备性能和二次系统的接线 和后台机的日常维护。用自己的实际行动和能力在供电所只认能力的领域等到了老同志的认可。

在工程的后期，我担负起所有施工图纸与现场实际接线的校对工作那些日子，我一个人独自拿着那些密密麻麻的图纸一个端子一个符号在设备旁仔细核对。她的工作效率赢得施工方和领导的认可。

为了使值班员尽快熟悉和使用设备，她认真给每个班组成员讲解新设备的性能、主要参数和具体的操作方法等等。在我的帮助下，西区值班员未参加任何除外学习都全部掌握了新设备的使用。作为一名技术员，我深知新知识仅仅自己掌握是远远不够的，还要将自己掌握的新技术及时传授给身边的同事们。只有这样整个西区变电站整体技术实力才能得到提升，真正给安全供电提供强有力的技术保障。我积极参与编写《西区变电站运行规程》，给运行人员提供掌握新设备的基

础资料。在新设备试运行期间我用心给每一位值班员讲解每台设备的使用方法和注意事项，对一些值班员不会使用计算机，手把手教使用方法。值班员对五防机使用逻辑和使用方法掌握不了，我总是耐心的逐一进行讲解，直到每一个都掌握为止。

同时根据设备综合自动化改造后，事故预案仍然使用原有的旧方案给日常工作造成不便同时也给处理突发事故埋下了隐患，我利用工作之余，编写了35KV西区事故应急预案。

对待日常琐碎工作我是仔细认真从不随意。每天我都会将全站所有的设备认真巡视一遍，从而确保西区供电的安全。遇有恶略天气时总是及时赶到现场协助值班员处理故障。

我知道所取得的成绩和进步，只能属于过去，“逆水行舟，不进则退”，我没有止步不前，而是为自己定下了更高的目标，更严的要求。

变电设备状态检修技术研究 第6篇

关键词：变电设备；定期检修；状态检修；在线监测

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）27-0020-01

1 电力设备检修技术发展概况

国内的电力设备检修方式经历了三个阶段，即事故检修阶段，目前仍在采用的定期检修和发展研究中的状态检修阶段。

事故检修是在监测、运行检修等技术非常落后的时期电力设备的主要检修方式，是电力设备已经发生了故障或异常，造成了供电问题之后才进行的事后维护、修复工作。在早期小电网规模时代，局部的电网线路及设备发生故障给对电网带来的影响有限，电网中的设施和设备非常简洁，电力生产规模也不大，用电则对供电可靠性、连续性要求不太高，所以当时采取在电力设备已经发生了故障或异常，造成了供电问题之后才进行的事后维护、修复工作。这种方式显然已经不能满足目前国内大电网的检修要求，不能满足供电可靠性的要求。

随着国家经济的全面发展，作为能源先驱的电力生产及保障电力传输的电网也在不断壮大，電力设备出现故障后带来的经济损失越来越大，对电网可能带来的冲击也更大，事故检修的滞后性特点决定了这种检修模式己经不能满足大电网输电线路安全运行的需要。所以从20世纪50年代开始，一些欧美发达国家电力生产及电网企业提出并开始采用预防性检修方式，即定期检修。定期检修方式针对不同的电力设备事先确定检修等级，设定固定时间或固定检修次数作为检修周期，每达到一次检修周期，不论电力设备的实际运行状态如何都要进行检修。这种检修方式在运行经验丰富，可以发现输电线路及设备的缺陷或故障，所以定期检修自出现开始就一直被采用为电网输电线路及设备的主要检修方式并沿用至今。但是，电力生产、输送及使用端对电网可靠性的要求一直在提高，电网规模进一步扩大，电网设备及电气技术水平也有了长足进步，定期检修所带来的人力物力消耗问题开始凸显。另外，由于计划性检修未能对输电线路及设备的设计裕量水平和实际运行环境状况进行判断，只是简单的重复周期性检修工作，难免存在部分设备“过度检修”，浪费了宝贵的人力和物力资源，部分设备“失修”，未能及时排除故障，维护设备，带来隐患等问题。所以，尽管广泛采用定期检修方式，电网企业仍在不断地研发新电力设备的检修方式。

随着电网的不断建设，以及坚强智能电网、在线监测等新技术的不断发展，电力设备的状态检修方式开始得到电网企业的关注和采用。状态检修方式不是简单的“不坏不修”策略，而是通过采用各种先进的在线检测技术和设备对电网中输电线路及设备的实际运行状态进行监测和评价，再根据输电线路及设备的运行水平评价结果参照状态评价体系，得出运行维护建议，再对电力设备进行目标明确的检修维护的新检修方式。显然，状态检修以电力设备的实际运行状况为考量，通过检测和诊断技术判断输电线路及设备的状况，进而可以对输电线路及设备可能发生的故障和部位进行判断，进行主动检修，做到有的放矢，针对性强，运行经济合理。目前，状态检修方式是耗费最低、技术最先进的检修方式，可以节约大量的人力和物力资源；状态检修还有效的预防及降低了故障发生概率，减少了停电检修时间，提高了线路运行的安全性和经济性，提高了电力系统供电可靠性。

2 状态检修系统的构成

设备状态监测和设备状态诊断是状态检修系统的两大主要组成部分。设备状态监测系统又包含了在线检测和非在线检测两部分，在线检测技术充分利用了快速发展的传感器技术和电子技术对所需数据进行采集，数据采集周期可以人为调节，通过控制机构和集成软件，在线检测设备对数据进行采集后传输给后续控制和集成软件处理，集成后建立输电线路及设备状态数据库，并可以生成数据报表和变化趋势图，其数据接口为后续专家诊断系统开放，以实现输电线路及设备实时运行状态的与正常参照状态评价体系（如状态量标准等）横向对比后进行评估，提出相应设备的检修计划。非在线检测部分主要包括了输电线路及设备的周期性巡视（也俗称巡线）和预防性试验，参照所得数据，与正常参照状态评价体系横向对比，评估得出检修计划策略。

3 状态检修系统检测项目

电力设备状态检修的检测项目包括了电气检测系统、机械力学检测系统和环境检测系统等。其中，电气检测系统包括了对绝缘子的分布电压检测，绝缘子污秽检测，雷击检测和接地系统检测等；机械力学检测系统包括了对导线弧垂、风偏及舞动、杆塔锈蚀及其基础的沉降移位，金具磨损、锈蚀、发热等检测；线路环境监测指的是线路跨越线路的记录，跨越区域树木生长情况监测，输电线路覆冰检测，盐密监测和其他气象条件的监测等。

4 状态检修系统存在的问题

4.1 变电设备历史状态信息样本量不够大

依赖监测设备和技术可以获取包括变电设备在内的电力设备的状态信息数据，这些数据与电网设备历史数据进行对比评估，从而得出检修策略，但是状态评价和风险评估的数据来源是历史数据，输电线路及设备历史状态信息样本量资料不足将会严重影响客观状态评价和风险评估，依赖专家的主观经验。所以要加强数据收集、管理系统化工作，提高电网输电线路和设备的客观状态评价和风险评估，得出正确的检修策略。

4.2 在线实时监测系统不够完善

变电设备的异常和潜在故障越早发现对检修越有利，给电网供电可靠性和连续性带来的影响就越小。状态检修方式正是凭借其评价输电线路及设备的运行情况，得出经济有效的主动检修策略而受到广泛关注，目前的监测系统及设备还不能做到实时监测，这就要求我们必须加强常规测试手段，做好状态信息收集管理工作，以电气设备预防性试验为基础，分析制订符合状态检修总策略要求的测试方法和周期。但是由于电网规模越来越大，人工预防性试验成本太高，不能完全依靠常规测试手段，并且线路检修工作量也越来越大，所以必须大力开发在线监测技术，以保证状态检修策略的正确性，保障输电线路及设备的安全稳定运行。

4.3 分布式电源和微网对状态检修带来的问题

电网规模越来越大，在长距离、超特高电压输电方式越来越成为常态的同时，新型能源如风电、太阳能发电等分布式电源和微网技术凭借其可以在电网末端灵活供电优势特点也得到越来越多的应用。但是分布式电源间歇性供电易受到环境变化影响的特点，也会对电网潮流分布和网络结构带来影响，研究含分布式电源的电网设备最优检修计划，具有重要的理论意义和工程实践价值。

5 结 语

变电设备的状态检修方式受检测技术、计算机技术和通信网络技术的影响很大，这些技术的发展和进步都将使状态检修更加完善和成熟。同时，状态检修的信息管理系统、评估与专家决策系统也会处于不断研发进步的过程中，这些技术和系统的研发都将使电网输电线路及设备的状态检修更加完善，使状态检修方式的经济性，可靠性等特点更具优势。电网各相关部门也需要加强人员组织培训，及时更新换代监测设备及技术，最后实现状态检修管理方式的全面应用。

参考文献：

[1] 陈三运，谭洪恩，江志刚.输变电设备的状态检修[M].北京：中国电力出版社，2004.

[2] 孙才新.输变电设备状态在线监测与诊断技术现状和前景[J].中国电力，2005，（2）.

变电检修安全控制技术分析 第7篇

1 变电检修的危险点分析

对变电检修的操作现场的危险点进行分析,通过科学的手段来进行调整,可以有效地避免工作中的危险,从而减少对设备以及工作人员的安全损害。具体的危险点分析要从设备和人员的安全威胁因素入手。为了使电力系统能够正常稳定地运行,所以要定期对电力检测系统进行全面的检查和维修工作。维修工作进行的好坏能够决定着整个变电系统的安全性,同时也决定着维修人员所处环境的安全性。在工作之前,能够对危险点进行有效的分析和检查,并针对危险点采取一部分的防范和保护措施,让事故发生的几率降到最小,从而对检修工作人员以及设备的运行安全有一个保证。在进行检修的预备工作前,确保设备的安全性,针对设备的状况来决定设备运行与否,以及该提供哪些保护措施,从而让设备的运行能够达到最好的状态。相关的电力部门对此也要进行管理,严格按照规章制度流程来进行控制和操作,要将变电检修的安全控制做实,紧紧参照安全的标准,让安全性能与标准达成一致,是电力生产能够合理运行、安全进行的良好保证。电力部门的管理阶层要定期对危险点进行分析,在对其检查了解的基础上,进行处理,解决设备、人为上可能带来隐患的各个问题。比如在一般情况下,进行变电检修工作的时候,不能松懈对检修作业前的事故预防和调查,要对这些问题进行认真透彻的分析,从而使危险点的危险降到最低。除此之外,为了有效避免设备和人身安全收到侵害,要求工作人员要对设备操作的流程熟练,并且要具有相当的安全控制技能。设备运用和操作上,达到标准化和熟练化,同时还有对新的设备和技术的掌握要与时俱进地学习,不能够降低操作标准。

2 变电检修中的安全控制策略

2.1 积极组织培训、提高工作能力水平

这个条件是为了让变电检修的工作人员的技能和水平不断提高,从而达到安全控制的目的。对工作人员进行系统化、全面化以及专业化的层次效果清晰明显的培训,让工作人员能够有力自保,从而能让工作任务顺利进行。领导和相关的管理负责人员是变电检修工作中的领军人物,同时也是组织培训的提倡者,让每一个员工接受专业的培训以及安全知识的普及,是他们应该分配好的工作任务。除此之外,对工作人员的安全保护措施进行审核也是值得提倡的一项内容。可以采取抽查或者普查的形式来对工作人员的安全技能进行检查,并对那些不合格的人员要进行重新的培训直到通过审查。培训的要求不仅仅是让每一个工作人员掌握工作技能,还要让他们对突发情况的应变能力得到提高,多做一些训练让他们的紧张意识和危机感能够树立起来,并能够良好地处理突发事件,整个培训想要达到的效果就是员工能够合理地对设备进行操作,同时还能够在危险时刻有效地自保,并懂得安全控制,从而使变电检测的整个流程都处于一种安全的状态下。通过科学的辅导,让工作人员懂得对突发状况的起因进行分析,最好是能够掌握具体的解决办法,提高应对突发状况的技能。培训不能简简单单地是技能的传授,还要培养工作人员举一反三的能力,对变电检修中的故障问题不能够死板地进行解决。

2.2 检修工作中的情况

变电检修的工作中的安全措施主要包含着考核、考评、总结、事实标准、上级审核、标准编制以及现场勘察这几个方面。

(1)工作单位对变电检修现场进行勘察,目的在于能够更好地针对变电检修现场的危险点进行分析从而提出相关的保护措施。而它具体可以采取的措施比如:针对将会来电的设备进行检修时可以合上接地刀闸或者是电侧装设接地线这些方式方法,需要注意的是周围环境必须断电才能够进行设备的检测。这种勘察方式能够有效地节省财力、无力和人力。

(2)得到勘测结果后,按照结果的数据来制定图卡。在同一个措施内需要对现场所需要的安全措施、以及危险点的位置进行填写。同时还可以对安全设施的布置地点以及现场设备运行和操作的具体状态进行注明和解说。

(3)要想工作状态具有一定的约束力和强制性,就需要通过上级的审核,让上级的审核来确立图卡制定的有效性。

(4)对工作人员的工作安排要到位,每个工作人员要各司其职,明确好自己的分工。坚守自己岗位的工作人员要清楚地掌握变电检修安全控制的规则和标准,从而尽自己工作上应尽的责任。

(5)总结工作是变电检修工作完后必须进行的一项工作,总结要先对变电检修工作的安全措施进行检查并督促其流程的完善,最后对工作经验进行总结。

2.3 变电检修工作中的安全措施加强

只有对变电检修工作中安全措施实施标准化,才能够让工作的流程趋向标准化。每一个参与变电检修的工作人员要对自己的职责明确,整个管理的流程要趋向科学化和规范化,让每一个细节都落实到每一个人身上,加强对变电检修工作中的安全控制。能够有效地预防危险点的扩散,在危险点还是萌芽的时期消除隐患,从而降低危险的程度,让安全性能得到最大化。

3 结束语

针对变电检修中易发生危险的地点和设备,存在较大安全隐患的潜伏点,是变电检修安全控制工作的重要检查项目。本文主要从变电检修的危险点进行分析,并提出变电检修中安全控制的技术和策略,希望为变电检修的安全控制提供有效的理论指导。

摘要：变电检修中对危险点进行分析,从而进行安全控制是对每一个检修人员安全的保证。本文主要从变电检修的危险点进行分析,并提出变电检修中安全控制的技术和策略,希望为变电检修的安全控制提供有效的理论指导。

关键词：变电检修,危险点,安全控制,策略

参考文献

[1]刘文佳.变电检修新员工培训的探索与实践[J].中国电力教育,2010

智能变电站技术特点 第8篇

1 智能变电站的智能特征

智能变电站是与传统电网相对而言的一种新型电网,其智能主要包含智能设备和智能高级应用在两个方面。

1.1 智能变电站的智能设备

智能变电站的智能设备由一次设备和智能组件有机结合而成,智能变电站系统由过程层、间隔层和站控层3层组成,

智能变电站的过程层由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端组成,能够完成变电站电能的分配、变换、传输、测量、控制、保护、计量以及状态监测等相关的功能。

智能变电站的间隔层设备一般由继电保护装置、测控装置、故障录波等二次设备构成,能够实现使用一个间隔的数据并作用于该一次设备的功能,即与各种远方输入/输出、智能传感器和控制器通信。

智能变电站的站控层功能高度集中,能够在一台计算机或嵌入式装置中实现,同时也可在多台计算机或者嵌入式装置中实现。它主要由自动化系统、站域控制系统、通信系统、对时系统等子系统构成,能够实现面向全站或者一个以上一次设备的测量和控制功能,能够完成数据采集和监视控制、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。

1.2 智能变电站的智能高级应用

智能变电站的智能是与传统的变电站相对而言,传统的变电站大都也实现了自动化控制,但是这种自动化是被动式的,与现在意义上的智能变电站是有区别与差异的。智能变电站具有良好的互动功能,可以与调度机构友好互动,其采集数据信息量非常大,全景采集,经站内信息一体化平台和电站自动化系统高级应用模块,来对数据进行初步的挖掘、分析,以便实现智能告警、顺序控制、设备状态可视化、事故综合分析决策等智能功能

2 多信息融合,智能化监控设备状态功能

智能变电站采用信息融合(数据融合)技术对多种信息的获取、表示及其内在联系进行综合处理和优化。多信息融合技术能够从多视角进行处理及综合,可以得到各种信息的内在联系和规律。智能变电站现在已经实现了广泛的在线监测,可有效获取电网运行状态数据,掌握各种智能电子装置的故障动作信息及信号同路状态。而状态监测与诊断系统的有机结合,可以对变电站设备进行综合故障诊断:根据获得的被监测设备状态数据,利用多信息融合技术、结合被监测设备的结构特性和参数对设备进行综合故障诊断,结合其运行历史状态记录以及环境因素,对被监测设备工作状态和剩余寿命做出科学、合理的正确评估,以减少故障,确保设备安全、稳定运行。

3 智能化变电站防误闭锁功能

智能化变电站防误闭锁系统根据IEC61850标准三层架构体系构建,分为站控层防误主机、间隔层智能防误装置、过程层智能闭锁单元、机械和电气锁具、闭锁附件,及电脑钥匙等部分。其中防误主机、智能防误装置层以及智能闭锁单元之间所采用的均为IEC61850规范完成变电站内各种操作的防误闭锁,能够有效实现智能变电站防误闭锁的强制性和全面性要求,同时实现与监控系统站内模型信息共享,监控系统与防误闭锁系统信息交互免配置等功能。其主要功能特点如下:

3.1 标准统一、信息共享

智能化变电站各设备及系统之间数据采用统一的IEC61850标准进行交互,为防误闭锁装置和自动化装置互联与互操作性提供了技术上的支持,所以两者之间的数据能够好的进行交互访问,能够在误闭锁装置独立的基础上实现信息统一和共享。

3.2 全面防控、强制闭锁

智能化变电站系统根据IEC61850标准三层架构体系构建,能对五防主机和监控系统提供设备操作的所有五防功能,实现了间隔层防误。同时,为了防止过程层网络GOOSE报文错误或者监控系统未经防误系统解锁直接操作智能电动开关设备而可能导致的误操作,在过程层上设置智能闭锁单元,能够实现防误闭锁的强制性要求,智能闭锁单元同时支持就地操作时使用电能钥匙对其进行解闭锁操作功能。

3.3 顺控操作

顺控操作由间隔层智能防误闭锁装置和监控系统配合完成,顺序控制操作方式是指通过监控中心的计算机监控系统下达操作任务,再由计算机系统独立地按顺序分步骤地实现操作任务。按防误操作方式可分为:远、近控均采用逻辑防误加本间隔电气节点防误。智能防误闭锁装置具有良好的开放性以及互操作性,融合了从权限管理、唯一操作权限管理、模拟预演、实时逻辑判定、闭锁元件五个方面,能够完整的实现对设备操作的防误功能,最大限度地实现防误功能。

智能变电站是智能电网的重要基础和支撑,同时是变电站建设和发展的方向,我们要结合我国智能电网发展的情况,充分发挥智能变电站的功能,做好我国智能变电站的建设工作,为促进我国电网向自动化、信息化发展做出应有的贡献。

摘要：随着科技的发展,社会的进步,国家电网快速发展,智能变电站的建设也越来越多,智能变电站由智能设备和智能高级应用两个特征,具有多信息融合,智能化监控设备状态、智能化变电站防误闭锁等高级功能。智能变电站的普及为实现我国变电站的自动化运行和管理会带来深远的影响,具有重大的技术和经济意义。

关键词：智能,变电站,防误

参考文献

[1]苏鹏声,王欢.电力系统设备状态监测与故障诊断技术分析[]J.电力系统自动化,2003,27(1):61-65.

[2]王璐,王鹏.电气设备在线监测与状态检修技术[]J.现代电力,2002,19(5):40-45.

变电运行设施维护技术研究 第9篇

1 当前我国的变电设施

我国早起的变电设施技术比较落后, 在实际运用过程中灵敏反应能力低, 功能损耗大。所采用的电磁式继电器在运行过程中, 容易与机械可动部分发生触蚀, 导致变电设施出现剧烈振动, 引发故障问题。在恶劣天气影响下, 变电站经常会出现多种故障, 为变电站维修带来困难, 严重影响着供电可靠性与稳定性。随着计算机技术和无线电通信技术的进步, 我国的变电设备得到不断优化和更新, 设备的安全性和可靠性不断提高。在继电保护、控制、测量、自动装置等方面, 对变电二次设备进行了自动化变革和简化。

2 变电运行设施常见安全故障的检测与排除

2.1 过电压

过电压问题是变电运行设施常见的安全问题。变电站的设置以及变压器的外接侧线一般都是在距离居民区和建筑物较远的地区和空旷的环境之中, 建设过程中对变电设施缺少一定的保护, 在遇到雷电时, 变电设备容易受到雷电的破坏。在实际操作中, 一些不当的操作会引起电网内部电磁能量发生改变, 从而使变电设施出现故障, 导致电压的增大, 对变压器、内部绝缘功能造成严重破坏。如果故障特别严重致使过电压过大, 则可能会烧坏变压器。由于电力设备很容易与雷电接触, 所以在对变电设施的保护措施中, 要注意避雷针的安装, 尤其是在多雷雨的季节和地区, 要组织专业维护和检修人员对避雷设施和变电设施检查维护, 尽量避免因雷电引起的变电设施的损害和事故。

2.2 变压器接地故障或短路故障

在电力输送过程中, 由于较多受到不确定的外部环境和电力本身变化的影响, 很容易发生变压器的接地故障和短路故障。目前, 我国制造的大中型变压器的铁芯都经一只套管引至油箱体外部接地, 如果铁芯在某位置出现另一噗接地时, 形成闭合回路, 则正常接地的引线上就会有环流, 出现接地故障, 变压器的接地故障和短路故障会导致变电设备自身产生强大电流, 致使变压器绕组形变。在实际排查和处理过程中, 要针对接地和短路故障的技术特点, 将空气断路器与跌落式熔断器安装于变压器高低压两侧, 在事故发生时, 保障断路器能够及时切断电流, 从而使变压器免于事故危害。

2.3 跳闸

在电压不稳定, 用电量过大的情况下, 变电设施很容易出现跳闸现象, 特别是在夏季, 或者电力供应和使用不稳定的地区。输送网络的长期运行以及变电设备本身的故障, 会导致电流电压的不稳定, 这时为了缩小事故危害, 断路器被自动断开, 从而保护其他的变电设备。当跳闸故障发生后, 通常需要首先对整条线路状态进行检测, 对跳闸发生的原因进行准确的判断, 同时还要对开关进行检查, 在没有完全解决引起跳闸的原因时, 不能强行输送电力, 以免二次事故的发生。

2.4 变电设备拉合故障

变电设施的隔离开关没有灭弧装置, 在带负荷拉合隔离开关时, 会产生电弧并可能引起弧光短路, 从而对变压器的运行造成影响, 拉合故障危害大, 对设备的伤害严重, 甚至当工作人员操作不当或是故障发生时, 会对工作人员造成人身伤害。针对这种故障, 需要对线路开关、线路母线是否存在接地故障等进行检查, 并安排工作人员负责排除进线侧线路故障。用手动传动装置或绝缘棒操作隔离开关时, 即使合错, 甚至在合闸时发生电弧, 也不准将隔离开关再拉开。

3 变电运行设备维护技术的主要措施

3.1 验电维护技术

电力设备和线路在进行维护和维修之前, 要进行验电操作。通过验电步骤的操作, 可以直接判断出停电设施是否存在着电压, 防止出现带电装设接地线, 保障维护工作中的电力和人员安全。在进行验电工作时, 需要在检修变电装置的进出线两侧分别验电。高压验电过程中, 工作人员必须做好防护措施, 佩戴绝缘手套等。

3.2 接电线装设

接电线装设安装的目的主要是为防止突然来电导致的变电设备的损害, 对停电设备与线路中存在的静电感应电压消除, 或将停电设备剩余电荷释放, 保障供电安全性。一般接地线主要装设在停电设备中容易出现感应电压位置。在接电线装设之前, 工作人员要采取一定措施, 避免电流进入身体对生命安全和身体健康造成威胁。在装设过程中, 需要先将接电线与接地端连接, 然后进行导体端连接, 保证连接点接触优良。在实际维护过程中, 对相关的设施和线路, 要做好标记工作, 以免出现操作失误。如部分停电设备与带电设备之间的距离超过安全距离规定时, 需要搭设遮拦。

3.3 技术的提高和相互配合

随着技术的越来越先进, 变电设施对技术人员的技术水平的要求也越来越高, 在新设备的维修和检测过程中, 要顺应技术的发展, 提高技术人员的专业水平。在变电站设备管理过程中, 一般将设备的使用、保养、维修视为独立的过程, 分别由不同的人员负责管理。这样有利于统一管理、明确分工, 但是对变电设备遇到的电力问题, 往往不能做到对信息的全面掌握, 缺少各个环节的交流和沟通。为了提高变电设备的安全性能和使用周期, 减少变电设备的维护和更换带来的成本压力, 要加强机械操作、保养和维修人员相互之间的信息沟通, 同时将设备的保养纳入机械的预防性维修的体系。

4 结语

随着我国电力网络的完善以及变电站智能化、自动化水平的提高, 我国对电力的输送和转换的技术和管理水平都有着极大的提高。变电设施的日益先进和相关技术的发展成熟, 促进了我国电力事业更高效、更专业的发展水平。同时, 这也对我国变电设施的正常运行和日常维护提出了更高的要求。在变电设施的维护检测工作中, 要更加注重科学性和技术性, 对技术加大研究, 对技术人员提高培养力度, 努力促进我国变电站自动化的发展, 降低变电站运行的技术和维修成本。

参考文献

[1]唐勇兵.变电运行设施维护技术的应用[J].科技创业家, 2013, (10) :99.

[2]熊华容江莉莉.浅议变电运行设施维护技术[J].中国高新技术企业, 2013, (5) :137-139.

[3]徐秋古.变电运行设施维护技术探析[J].科技资讯, 2013, (31) :92-94.

变电站运行技术研究 第10篇

在我国经济和科技发展的带动下, 电力技术不断的创新和完善。电力系统的工作人员在具备电力专业知识的前提下, 也要掌握变电站的运行技术。为了减少在变电运行中的失误, 对变电运行技术需要不断的学习和探索。变电运行出错不仅会影响正常的供电系统, 对社会经济也会造成一定的损失。电力系统的变电运行技术要求主要包括变电站倒闸操作、变电设备继电保护、自动装置运行、变电站直流系统操作等内容。在这个过程中我国电力行业的工作人员应当注重技术的有效改良并促进工作服务水平的不断提升。以下从几个方面出发, 对变电运行的技术要求进行了分析。

1.1 注重变电技术的影响

在日常生活中, 变电运行技术内容多, 涵盖范围大。变电站员工必须时刻关注变电站的运作, 在实际操作中总结经验, 使变电技术得到提高。电力系统中, 变电站员工不仅要掌握对变电设备的操作技术, 也要掌握变电技术的理论知识, 在双重保障下加强变电技术的运作。高压电的控制和变压器的正常运作是使变电站工作正常的保障。因此, 为了使变电运行更加安全、可靠, 加强对高压电和变压器的维护也是十分重要的。

1.2 注重荷载效应

用电量的增大使变电运行设备负荷加大。为了使电力安全稳定运行, 需要对变电站设备经常维护。变电设备出现负荷超载, 不仅会对用电企业和人民产生财产损失和生命安全的威胁, 也严重影响了社会的稳定发展。变电站员工的专业技术和严谨的态度是保证变电站安全稳定运行的重要因素。在电力系统中工作, 标准的工作流程和专业的技术可以有效降低变电运行出现故障。变电运行设备的不断更新和维护可以有效减少荷载效应的产生。

1.3 变电站设备检修和维修

在变电站的变电运行技术中变压器的并列与经济运行是其重点内容, 与此同时, 变压器并列的条件、油浸变压器的运行、变压器运行中的异常和故障处理、变压器运行中的异常及分析变压器事故处理是每个变电站维修人员都应当掌握的工作内容。同时变电站工作人员还应当对操动机构的分类进行有效了解, 对高压断路器事故处理和断路器运行中发生拒绝合闸故障的判断等异常情形进行有效的检修和维护。为了有效防止电力传输出现故障和事故, 我国电力企业应该经常对变电站设备进行检修和维护。对处理变电运行的员工, 也要经常培训和检测, 使员工保持先进的技术和严谨的态度。在科技发展的同时, 更换新的变电设备也是解决变电故障的一个方法。变电设备的安全运行和稳定工作是我国在电力工作上需要重点关注的问题。因此, 为减少变电设备出现故障的可能性, 定期的检查和维修是必不可少的。

2 变电站运行维护措施

2.1 准确预计和分析电力设备负荷, 合理安排电力

电力的需求不断增多, 变电设备的负荷也随之增大。在电力工作中, 了解变电设备的负荷程度可以从根本上杜绝因负荷超载而导致的变电设备瘫痪。电力员工需要根据变电设备的正常负荷量来合理安排电力生产。另外, 电力部门应该制作合理的电力发展规划。对未来用电量的需求进行合理分析, 提前做好预防措施。同时, 对变电设备进行更新和添加新设备也可以使电力负荷程度控制在正常范围。根据电力负荷的增长需求, 提前预测电力生产量的变化, 合理安排运行设备, 提早添加新设备, 以保障电力的稳定供应和安全运行。

2.2 加强巡视检查工作

目前我国变电站还未完全实现设备的在线监测, 对设备故障和隐患的发现主要还依赖于变电站员工的巡视和检查。通过巡视和检查可以发现设备是否有异常或故障、设备周围是否存在危险物和其他会威胁设备安全运行的隐患。我们将巡检工作分为正常性巡检、特殊性巡检、会诊性巡检和监督性巡检四种。电力部门需要根据各个设备运行状况的不同合理安排巡检工作, 不同类别的巡检时间企业技术开发间隔也应有所区别, 如:正常巡检应当列入日常工作范畴, 对于那些已经发生过故障的设备要适当增加巡检次数, 特殊巡检间隔时间要比正常巡检间隔时间短, 但具体巡检次数要根据具体的情况来决定。工作人员进行设备巡检时, 要对巡检内容和区域进行明确的分工, 确保所有区域、所有设备都有具体的责任人, 做到各区域、各设备都不漏巡。巡检前要明确巡检的要求、内容和巡检路线, 要对各设备的负荷参数有所掌握, 并能够利用专业的工具对简单的故障进行初步的判断;巡检中要利用视觉、听觉、嗅觉和触觉等对设备状态进行仔细检查, 在发现异常情况时, 要认真分析判断和记录, 并及时上报检修部门, 在上报过程中要对巡检的结果如实汇报, 切不可因避免责罚而谎报、虚报或瞒报。

2.3 及时清除设备故障及安全隐患

按照设备故障危害性的大小, 可以将设备故障简单分为三类。

2.3.1 一般故障

一般故障产生于设备的局部地方。局部故障危害范围小, 对人员安全威胁小和设备损坏程度较低。面对这类故障, 首先要查找出故障地区, 经过简单的检修使设备恢复正常运行。若想彻底修复必须等到设备停运时才可以。

2.3.2 严重故障

严重故障是指对人员能够造成威胁和使设备不能正常运行的故障。这类故障能够对设备产生损坏, 也极易使人受到危害。因此, 在遇到这类故障时, 必须及时处理, 尽快解决故障问题。

2.3.3 危急故障

危急故障会对人的人身安全产生威胁。危急故障具有突发性和危害性, 随时威胁人员安全和设备运作。面对这种故障, 应该在不考虑经济损失的情况下, 尽快使设备停止运行。

在变电设备工作运行中, 工作人员需要对变电设备经常巡视和检查, 对变电设备在运行中出现的各种异常和故障进行记录和分析。经常对变电设备进行检查和巡视可以是员工在实践的过程中掌握解决各种故障的技术。变电设备的维护和检修是保证变电设备稳定运行的因素。在变电器出现故障时, 要在第一时间对故障设备进行检查和分析, 然后根据故障程度准确的向上级领导报告, 等待领导做出指示。在故障危害程度较低时, 应及时实施检修措施, 对故障问题加以记录, 在后续的工作中重点关注是否出现同一故障。故障解决后, 需要对设备进行维护, 保障设备的运行质量。工作员工在变电设备的检修和维护中, 对故障和异常的记录, 可以有效的帮助工作人员在以后的维修和维护中提供依据, 能够保证变电设备的稳定运行。

3 结语

电力的稳定运行与变电站的工作息息相关。随着人口增长和用电量的增加, 变电站的运行负荷越来越大。为了满足人们对电的需求和电力的稳定供应, 对变电站经常进行维护是非常有必要的。经常对变电站进行检查和维护能够使工作人员提早发现问题, 提早解决问题, 可以有效的保证电力系统稳定运行。电力系统的不断完善和创新, 为我国现代化发展提供了动力。

摘要：变电站是电力系统运行的枢纽。电力是我国人民正常生活的保证。在变电工作中, 变电设备的检查和维护是保证电力稳定运行的基础。随着经济和科技的发展, 电力系统越来越智能化。变电站作为电力传输的主要程序, 若发生故障, 不仅对人们生活带来不便, 也会使社会经济造成损失。变电站的工作人员, 在掌握专业电力知识的同时, 也要能够解决变电站在运行中产生的问题, 保证电力的稳定运行。

关键词：变电站,运行,技术研究

参考文献

[1]谭佳.变电站运行维护技术研究[J].企业技术开发, 2014 (08) .

智能变电站技术介绍 第11篇

关键词：智能变电站 技术 功能

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1007—3973（2012）009—042—02

1 引言

目前，国家电网公司正在大力推广智能电网的建设，作为智能电网的一个重要组成部分智能变电站正在越来越称为今后电网建设的主流，虽然关于智能变电站的相关技术、规范还处于不断的改进、修订过程中，智能变电站在实际工程中的应用已经在不断的扩大，技术、经验也已经不断的成熟。下面我们对智能变电站的一些技术、功能等方面作一简单介绍。

2 智能变电站的涵义

目前，广为认可的对智能变电站的定义是“采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站”。

3 智能变电站的结构

3.1 智能变电站内的设备

智能变电站内的设备按照功能的不同可分为三大类（有时常被称为三层）：

过程层：主要指一次设备，变压器、断路器、互感器、刀闸等；

间隔层：主要指二次设备，保护装置、测控装置、在线监测装置、自动装置等；

站控层：基于计算机主机的后台系统、监控系统、远动、视频安防。

3.2 智能变电站与传统变电站的区别

智能变电站与传统变电站相比一个很大的区别在于：二次设备和一次设备的功能重新定位，并且一次设备的智能化改变了传统变电站中继电保护设备的结构。

其中，一次设备的变化主要体现在一次设备的智能化：

（1）互感器方面的变化。由电子式互感器取代以前的常规互感器，这里包括电流、电压互感器。AD变换装置移入电子式互感器，并配备高速数据接口。（2）开关方面的变化。由智能化开关取代以前的常规开关，开关量输出DO、输入DI移入智能化开关，保护装置发布命令，由一次设备的执行器来执行操作。表1为常规互感器与电子式互感器优缺点的比较。

电子式互感器就其结构原理分为有源式和无源式两种类型，目前广为采用的是有源式结构。

从电压等级上区分，大体上也分为两种：

（1）110kV及以上采用数字输出的电子式互感器，需要合并单元；

（2）10kV、35kV采用模拟输出电子式互感器直接接入就地四合一智能单元。与电子式互感器配合使用的设备被称为“合并单元”，它是实现电子式互感器与二次设备接口的关键装置。它的作用主要有以下几个方面：

1）数据合并：合并单元同时接收并处理三相电流和电压信号，并按照IEC 60044—8或IEC 61850—9—2格式输出；单间隔内IEC 61850—9传输，跨间隔60044—8/FT3传输；2）数据同步：合并单元实现独立采样的三相电路和电压的信号同步；3）信号分配：智能二次设备从合并单元获取一次电流电压信息；4）激光供能（户外支柱式电流互感器）；5）完善的自检功能，如CT断线等。目前，真正意义上的智能开关还未得到广泛的生产及应用，在实际中应用较多的是在传统开关上，安装智能装置，提供开关量输出DO、输入DI，接收保护装置发出的命令，由一次设备的执行器来执行操作。实现此功能的设备被称为“智能终端”，通过它实现输出DO、输入DI信号的光电转化。

它的作用主要有以下几个方面：

a）给传统断路器或变压器提供数字化变电站接口，接入GOOSE网络和MMS网络；b）在开关端子箱安装智能终端：对刀闸等进行状态采集和控制，就地操作箱功能；c）在变压器端子箱安装智能终端，实现变压器测控功能：采集温度、档位、非电量、中性点地刀等状态，控制风扇和档位。

可见，目前被广泛使用的“智能开关”是由一个“传统开关”，一个“合并单元”以及一个“智能终端”组成的集合体。它所实现的功能已经基本具备了真正意义上的“智能开关”的一些常用的功能了。

在电子式互感器进行采样时，涉及到同步的问题，即需要使相关的几种设备之间传输、交换的数据达到相对的同步。这有点类似于传统变电站保护测控装置中的所使用的GPS对时功能。

在这里我们采用的是在过程层构建独立的采样同步网，这里我们采用了IEEE 1588 精密对时协议，它的优点主要体现在以下几个方面：

（1）硬件对时精度在ns级别，满足计量需要；（2）与数据网络合一，减少了故障点，增加了系统的可靠性；（3）支持绝对时间；（4）光纤纵差保护可以借助硬件1588实现与合并单元的同步；（5）软件1588可以实现事件“打时标”的要求。

说到信息通信，我们不得不提到GOOSE网络，它与传统变电站中的通信网络系统相比有以下几个特点：

（1）GOOSE（面向通用对象的变电站事件）以快速的以太网组播报文传输为基础，代替了传统的智能电子设备（IED）硬接线的通信方式，为逻辑节点间的通信提供了快速且高效可靠的方法；（2）GOOSE服务支持由数据集组成的公共数据的交换，主要用于保护跳闸、断路器位置、联锁信息等实时性要求高的数据传输；（3）GOOSE服务的信息交换基于发布/订阅机制基础上，同一GOOSE网中的任一智能电子设备，既可以作为订阅端接收数据，也可以作为发布端为其他设备提供数据。这样可以使得设备之间通信数据的增加和更改变得更加容易实现。

可以说，引入了GOOSE通信技术后，变电站内的信息通信系统变得更加强大了。

目前，对一次设备进行智能化改进，主要包括：断路器智能化、变压器智能化。

其中，断路器智能化方案包括：

（1）研制功能合一化的智能组件装置；（2）合并单元+开关控制器合一的智能组件；（3）保护+测控+开关控制器+合并单元，四方面功能合一的智能组件；（4）监测功能组主IED；（5）优化检测设备传感器的配置；（6）一体化设计智能组件与机构，简化回路；（7）使用软件联锁替代硬件联锁；（8）研制机构控制器；（9）简化断路器和刀闸机构；（10）从机构到智能组件柜实现光纤替代电缆；（11）用自动控制替代手动控制。

同时，当以GIS设备为代表的等设备的智能化方案中，GIS智能组建柜内包括：主IED、断路器机械特性在线控制IED、局部放电IED、SF6密度及微水监测IED、避雷器在线监测IED、智能终端、合并单元。

现在普遍使用的变压器智能化方案，主要是采用“传统的变压器 + 智能终端”的方法，实现以下几个方面：

（1）现阶段智能终端已实现的功能；（2）档位上传与控制；（3）中性点地刀控制；（4）非电量及其他信号测量；（5）主变温度等测量；（6）冷却控制。

变压器智能组件柜内包括：主IED、控制测量IED、冷却控制IED、局放监测IED、油中气体在线监测IED、分接开关监测IED、套管在线监测IED、非电量保护、合并单元、本体保护。

保护与控制系统和传统保护控制设备的主要区别：

（1）接口。传统保护只需支持传统的5A/100V的模拟量接口，数字化保护需支持GOOSE和SV点对点模式、组网模式等多种接口，接口方式多样。（2）通讯规约。传统保护为103规约，数字化保护需支持IEC 61850规约。

4 智能变电站的智能高级应用

智能变电站系统除具备以上最基本的应用功能外，还包括以下方面的高级应用功能。

4.1 一体化信息平台

在实现传统综自变电站当地监控功能的基础上，利用一体化信息平台，对变电站的全景数据进行综合分析和应用，以实现支持电网的安全优化运行。一体化信息平台的主要功能包括：

（1）实时自动控制；（2）智能调节；（3）在线分析决策；（4）协同互动；（5）其他高级功能。

从而提高运行管理的自动化程度，减少系统的维护工作量，减轻变电站和调控运行人员的劳动强度。

4.2 图形化的配置工具与源端维护

其中，“源端维护”是指利用SCD文件直接生成一体化信息平台的数据库，图形可导出为SVG格式供远端系统使用，从SCD文件导出变电站一次设备连接的拓扑关系，并且从SCD文件导出符合IEC61970标准的CIM模型。

4.3 智能告警及分析决策

在目前的变电站监控系统中，告警的方式比较单一，功能也比较有限，基本上信息按照时间顺序全部显示，未作筛选和推理判断处理。一旦发生事故后，信息多，值班人员很难从大量的信息中获取到重要告警信息，影响对事故的正确判断。因此，智能告警与分析决策能够实现：分类告警、信息过滤、在线实时分析和推理变电站运行状态、自动报告变电站异常并提出处理指导等功能。

4.4 智能视频

可以实现视频系统与监控系统联动。

（1）正常遥控时。操作人员点击主接线图面上的设备进行遥控时，视频系统能够通过调度编号等信息定位显示设备现场画面，并且在监控机上显示现场的视频。

（2）事故异常时。当发生事故导致站内设备动作时，视频系统能够通过事故总和SOE告警信息主动推出动作设备的现场视频。

此功能需遥视设备厂商与监控系统厂商合作进行。

4.5 设备在线监测

采集主要一次设备（变压器、断路器等）的状态信息，进行状态可视化展示并发送到上级系统，为实现优化电网运行和设备运行管理提供基础数据支撑。

采集的数据主要包括：

4.6 一体化在线五防

（1）五防规则在监控系统统一制定，在监控系统实现防误闭锁功能；（2）五防规则由监控系统传递到间隔层测控装置，取消传统电脑钥匙，遥控回路采用硬接点闭锁；对于手动操作设备采用在线式锁具闭锁。

此功能需五防设备厂商与监控系统厂商合作进行。

4.7 程序化顺控

（1）可接收和执行调度/集控中心和本地后台系统发出的控制命令，经安全校核正确后，自动完成相关运行方式变化要求的设备控制，具备投退保护软压板功能，具备急停功能，可在站内和远端实现可视化操作。（2）在顺控控制过程中，变电站可以及时向调度/集控中心反馈执行过程的信息，如当前执行步骤、遥控超时、逻辑闭锁等，以便远端系统能更全面的掌控。

5 结语

智能化变电站是数字化变电站的升级和发展，在数字化变电站的基础上，结合智能电网的需求，对变电站自动化技术进行充实以实现变电站智能化功能。智能化变电站的相关技术及应用正在不断的成熟与积累经验的过程中，相信在不久的将来，智能化变电站的相关技术将越来越成熟、完善，能够为我国电网的建设、运行提供越来越多的帮助。

参考文献：

[1] 冯军.智能变电站原理及测试技术[M].北京：中国电力出版社，2011.

[2] 钟连宏，梁异先.智能变电站技术与应用[M].中国电力出版社，2010.

[3] 周裕厚.智能化变电所—专业技能入门与精通[M].北京：机械工业出版社，2010.

[4] 国家电网公司.智能变电站继电保护技术规范[S].

变电运行设施维护技术研究 第12篇

1 变电运行设备较为普遍的问题现象

变电设备在工作的过程中, 供电质量和工作效率有着直接性的关联。在对当下变电运行设备进行分析时, 电压故障、跳闸故障、短路故障等都是较为常见的故障, 对变电系统的工作质量会带来一定的影响。

1.1 短路故障对变电运行设备产生的影响

在变电运行设备当中, 短路故障是较为常见的故障之一, 由于故障发生频率比较多, 导致故障产生的原因现象也相对较多。[2]举例:相间短路、负载短路、接地短路等, 都是导致变电运行设备出现短路现象。短路故障的发生会给输电线内部和变压器带来较大的热量, 会严重影响输电线与变压器的使用寿命。更严重时会烧毁、破坏线路与设备, 对变电设备的正常工作产生一定的威胁。

1.2 跳闸故障对变电运行设备产生的影响

变电运行设备在工作的过程中, 若是出现跳闸现象, 也引发部分区域出现短时间的停电现象, 会严重影响供电的可靠性。由于出现跳闸故障的原因比较多, 也导致跳闸故障类型的多变。举例:开关跳闸、线路跳闸等。

1.3 电压故障对变电运行设备产生的影响

为了使人们的日常用电得到满足, 需要对输电量进行提高, 输电线的架设方式也是各种各样。输电线的架空线路比较容易受到外界因素与雷击因素的影响, 会导致变电运行设备的电压出现跳闸现象, 会严重烧毁、破坏变压器的绝缘体部分, 更为严重时会使变电运行设备出现爆炸现象, 从而引发火灾的发生。

2 变电运行设施维护技术研究

通过上述的分析研究可以知道, 供电质量的好坏, 能直接体现出变电设备工作故障的严重性。所以, 工作人员应该对维护变电运行设备工作进行强化, 根据规范的技术要求来对变电运行设备进行维护工作的实施。

2.1 接地线的安装在维护过程中的应用

在维护变电运行设备的过程中, 接地线的安全是至关重要的。若是接地线在安装中存在问题或者不进行安装时, 容易给维护人员的安全问题造成威胁。[3]特别是工作人员在检修变电设备时, 若变电设备突然来电, 那么会使工作人员的安全问题很难得到保证。所以, 在对变电运行设备进行维护时, 要安装好接地线。第一, 在安装接地线时, 需要对安装的位置进行确定, 所选取的位置要尽量能够形成电压感应, 这样不但会使保护效果变得更加明显, 而且还会使维修工作人员的人身安全得到有效的保证。第二, 当维修工程完成后, 维修人员应当拆除接地线。工作人员在拆除时还需要对以下几点进行注意:首先, 在拆除接地线时, 不能直接用手进行触碰, 需要实施一定的保护措施。举例:可运用绝缘手套、绝缘棒等。其次, 在维护变电运行设备时, 需要把警示牌或者防护栏等设置在外围地区, 能够有效防止人员在维护过程中出现伤亡事件。

2.2 验电操作在维护过程中的应用

对维护变电运行设备工作而言, 验电操作技术的存在是至关重要的。验电操作技术的实施, 主要是针对变电运行设备的出线端和进线端的位置, 并且在安装地接线前, 其技术也算是一个主要环节的存在。在安装接地线时, 必须先要确保线路或者变电运行设备都已经停止供电。验电操作技术的实施, 能使维护人员在对接地线进行安装时, 有效的防止工作人员存在带电安装的现象, 或者避免带电连接闸门现象的发生。这样既能减少电力事故的发生, 也能使工作人员的安全性得到保证, 同时也确保了线路与变电设备的安全性。

2.3 常规维护检查与接地故障在变电运行设备中的应用

若短路故障出现在变电运行设备当中, 会严重影响到线路和变电设备。在对此问题进行解决时, 需要把电力保护装置, 安装到变电运行设备和线路上。举例:跌落式的熔断器可应用在变压器的高压端、空气断路器可应用在变压器的低压侧上等。在实施熔断器的过程中, 熔丝的选取需要适当, 其规格的大小应当按照变电运行设备的实际状况进行挑选, 能够在短路现象发生时, 保证熔丝会马上融断, 使其能有效的保护变电运行设备。此外, 在维护电压故障工作时, 需要把避雷设施安装在变压器的两端, 特别是在空旷地区或者雷雨季节等, 对维护变电运行设备的工作也要做到最好, 要减小电压对变电设备的影响, 这样能有效降低事故的扩大化, 确保电力系统的正常运行。同时, 维护接地故障的工作也要实施。由于接地故障有着极强的隐蔽性, 若是工作人员在维护中不能发现类似故障的发生, 那么会造成电力故障的加大。所以, 工作人员在对接地故障进行维护时, 需要对单点接地故障采取及时的排除和发现, 能够有效防止电力故障更加愈演愈烈。

3 总结

综上所述, 电力产业不同与其他产业, 在运行的过程中, 电力企业也会带有着一定的可靠性和安全性等故障, 这样不但会给线路和变电运行设备造成损坏, 也会使工作人员的安全问题构成威胁。变电运行设备的强化, 能有助于线路与变电设备的安全性, 从而能有效降低安全事故的扩大化, 对电力企业今后更好的发展奠定基础。

参考文献

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[2]石敏, 孟慧.关于变电运行设备的维护技术的探讨[J].黑龙江科技信息, 2014 (35) :97-97.