变电设备检修问题（精选11篇）
变电设备检修问题 篇1
0 引言
近年来, 随着电网逐渐发展, 输变电设备日益增加, 状态检修逐渐发展成该领域的一个重要课题。状态检修主要是紧紧围绕可靠性这一个主线, 利用各种状态监测技术方法, 对设备运行情况进行诊断, 以此来确定其是不是应当进行检修或明确最合适的检修时机。状态检修具有非常明显的优势, 例如可靠性高、效率高、成本低。因此本文主要以变电站继电保护设备为例, 探讨其状态检修问题, 希望能够与业界同仁一起交流探讨。
1 状态检修原理
1.1 设备故障发展状况
具体来说, 设备故障往往包括三个状态:正常、有异常然而没有功能故障、功能故障。
通过上面的图形, 设备状态最初相对平稳, 到达A点之后不断下降, 一直至F点才转变成功能故障, 从A到F点这一段时间, 处于潜在故障状态之中。相应的, Ta就是设备潜在故障向功能故障转变时间, Tc是指检修的间隔期。因此, 唯有Tc比Ta小的时候才可以提前检测到故障。
1.2 状态检修概念
主要包括状态监测、诊断、检修决策三个方面。前者为状态检修的前提, 而设备诊断主要将前者的结果当做参考。主要涉及到在线监测和诊断, 设备检修、维护、管理等诸多方面, 在综合分析各项数据的基础上, 做出决策。
2 继电保护设备状态检修的具体实现过程
2.1 主要思路
策略主要有三方面:采集设备状态信息, 诊断技术手段以及应用相关策略。采集归根结底属于系统的输入, 应用相关策略则属于输出, 其策略的主要部分是科学确定状态分析诊断模型, 也就是怎样构建有效的状态评估体系。
2.2 状态监测
状态监测是状态检修的前提条件。对于站内二次设备, 具体可通过直流回路绝缘监测法来监测直流回路绝缘状况。在这个过程中并不是非常依赖于传感器。所以, 离线检测数据同样可以作为监测和诊断的参考。
2.3 状态评估体系
主要的关键指标如下所示。1) 正确动作率。求解具体根据下面的公式:
式 (1) 中, m1指正确动作次数;n1指评价周期内保护动作次数。
在评估周期之中, 如果有一次不正确动作出现, 那么我们设定:f (a) =0
2) 故障率。其中常见故障涉及到保护装置故障、自动装置故障、交直流和通信系统故障等。通过对某保护设备的微机保护缺陷分析发现: (1) 在成套保护上存在较少的缺陷, 但是在它的辅助装置、其他二次回路及元件上发现偏多的缺陷。 (2) 在模拟量、开关量输入、出口环节存在相对较少的缺陷, 但是电源及主机方面存在相对偏多的缺陷。 (3) 缺陷次数不是随保护数量的提高而成比例增加, 而基本上是由新设备的质量与安装质量所决定。
按照上文的分析, 我们将保护设备故障率设定:
式 (2) 中, m2指评价周期内的缺陷次数;n2指评价周期的时间, 此处取值为10。
设备缺陷主要包括三种:一般、严重、危急, 每种的权重系数有所区别。对上述三种缺陷, 同一个周期之中, 每发生一次分别记作1, 2, 3。当出现四次后则需要立即对保护检修一次。
3) 缺陷处理率。即评价周期内一个设备缺陷处理率, 求解公式如下所示:
式 (3) 中, m3指评价周期内处理好的缺陷数;n3指全部缺陷数。
各种缺陷的权重系数有所区别, 上述三种的加权系数分别是1, 1.2, 1.5。
4) 运行服役率。即保护装置自使用一直至报废, 其时间通常是10~12年, 因此设定:
式 (4) 中, m4指服役周期年数, 起始时间为生产时间, n4指最大时间, 此处取值为12。
上述四个关键指标组成状态评估体系。设定总分是100分, 上述四个指标的分值分别是30, 30, 30, 10, 那么评价周期内的评分计算如下所示:
2.4 确定检修策略需遵循的基本原则
按照分值, 设备主要包括下列状态:
正常:Z大于等于90说明其状态正常。
异常:Z处于70~90之间, 尽管其状态相对偏差, 然而仍然基本正常, 重点巡视这种设备。
临界状态:Z小于等于70, 通常均在评价周期之中有了问题, 建议将其归进次年的检修计划之中, 分值愈小计划时间相应越早。
2.5 评估周期
按照长期的工作经验, 220 k V系统保护设备可以一年评估一次, 10~110 k V的则可以两年一次。具体的实践之中, 鉴于整个电网的稳定和安全, 应当根据电压等级自小及大依次进行, 可有限把10 k V、35 k V设备归进状态检修的范畴。
2.6 检修项目
按照长期的缺陷分析我们发现, 二次回路、安全自动化装置存在偏多的缺陷, 但是保护装置本体存在偏少的缺陷。所以, 应当重点检查辅助设备和二次回路。
3 继电保护状态检修管理
现阶段, 全国各个地区的市供电公司已经建立起了“三集五大”体系, 同时发展到了提升的阶段, 但是对于其中的“大检修”这一个环节, 基本上涉及到检修与运行两个方面。而对于“大运行”这一个环节, 大体上涉及到调度与监控工作。所以, 状态检修工作包括大检修与大运行两个方面, 通过“大检修”引领, 同时别的单位协助进行。这一个体系中的纵向联系有所提升, 横向也就使每一个单位相互之间的联系有所下降, 正是由于这一个方面的原因, 所以检修与运维两个环节衔接较为畅通, 但是调度、监控两个环节的衔接需要进一步加强。
责任分配矩阵即把分解的任务细化至有关单位甚至每一个具体的人, 同时, 清晰地体现个人在整个工作之中的地位、职责、及相互关系的技术手段。可以非常明确地体现项目每一个相关单位或个人彼此间的关联与职责。详细内容见表2。
注:*:牵头负责#:参与
4 二次设备状态检修与变电站一体化检修关系
后者的前提是输变电设备状态检修, 其主要是将变电站整体当作单位, 经对整体输变电站设备状态和检修策略认真细致的分析, 在这个前提下, 妥善部署一系列的检修与基建任务内容, 主要是通过停电的方式, 在停电过程中, 集合所有力量对所有的综合性检修任务都统统完成。相比较来说, 前者能够制定检修策略, 较为灵活地部署检修日程, 其所需要的成本相对较小, 同时具有较高的安全性, 正是由于其相对较好的安全性与经济性, 所以, 肯定是将来的一个发展方向。
5 结语
综上所述, 本文主要以继电保护状态检修为例进行细致的探讨, 分析了保护设备缺陷相关问题, 基于四个关键指标, 构建起相应的评估体系, 在此基础上, 阐明了如何开展该项工作的检修策略, 建立起与其相关的管理责任分配矩阵, 最后简述了二次设备状态检修和变电站一体化检修两者的联系。
摘要：阐述了状态检修体制的发展与现状, 阐明了变电站继电保护设备状态检修机理与思路, 然后指明其监测的主要内容, 在此基础上, 根据其不足构建起相应的评估体系与检修措施, 且探讨了检修项目与评估周期, 制定出相应的责任矩阵, 以期为做好变电站继电保护设备状态检修的管理工作提供帮助。
关键词：变电站,继电保护,状态检修
变电设备检修问题 篇2
关键词：变电设备 状态检修 问题
中图分类号：TM727 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）11（b）-0074-01
随着电力企业的不断发展，变电设备的检修工作也要不断提高，针对目前其检修工作中存在的问题，采用状态检修是必要的，只要有效解决状态检修过程中存在的诸多问题，才能够保证检修的效果，才能够保证变电设备的正常、有效工作。文中将对目前变电设备检修的现状进行分析，并对状态检修进行介绍，同时，针对变电设备状态检修中的若干问题进行探讨。
1 变电设备检修的现状
目前，电力企业变电设备检修的现状不容乐观，其中存在诸多的问题，急需解决。电力企业在变电检修工作中通常采用的是预防性试验，它虽然能够对电力系统的安全运行有一定的影响，但随着电力企业的持续发展，人们对电能需求的不断提升，电力企业的安全受到很大的威胁，为了保证电力企业变电设备的安全性与可靠性，需要对其进行更加科学、系统、全面的检修。目前，变电设备检修存在的问题，主要表现在以下几方面：（1）检修的不科学性。变电设备检修过程中，没有科学的理论为依据，不能对变电设备进行科学的、有针对性的检修。在检修过程中对设备未能进行全面的了解，对其健康状况及其价值未能系统的分析，对其检修工作不够完善，严重影响着设备的安全性与可靠性。（2）检修的不经济性。随着电力企业的发展，变电设备的检修工作愈加繁重，在其检修过程中，周期性的定期检修，浪费了大量的人力、物力、财力等，对健康的设备进行不必要的检修，对不健康的设备又未能做到重点检修，通过检修，可能造成变电设备的损害，进而影响其正常工作。（3）检修的不合理性。在对变电设备的检修过程中，通常采用的是定期检修的模式，并且往往根据自身的检修经验对设备进行检修，以完成工作，而随着变电设备的更新，传统的检修已经不能满足变电设备检修的需求。同時，在传统的检修过程中，要进行停电检修，这不仅影响电力系统的正常运作，还影响人们的正常生活与生产[1]。
2 状态检修
状态检修是根据设备的健康状态与其故障诊断分析的结果，来安排检修工作的。状态检修是最为先进的、现代化的、高科技的、低耗费的检修制度，它能够促进设备的安全性、可靠性、稳定性及优质性等。状态检修有着自身的特点，它能够实现资源的合理配置，进而实现对检修费用的节约；它能够在不停电的状态下，进行检修，利于电力系统的正常供电，保证供电的稳定性；同时，它能够根据设备的状况进行合理的、科学的检修，进而提高变电设备的使用时间[2]。
3 变电设备状态检修中存在的问题
变电设备状态检修过程中，要注意以下几方面的问题，进而提高状态检修的工作质量与工作效果。
3.1 基础工作方面
变电设备状态检修是一项技术性需求较高的工作，对其工作人员的综合能力要求较高。检修的工作人员的专业技能要有所保证，才能适应工作的需求，才能保证完成工作任务，才能促进变电设备的健康。电力企业要对状态检修人员进行系统的学习与培训，让其检修的技能大幅度提高，让检修的工作人员对变电设备进行全面的了解与掌握，并对状态检修的知识进行系统地学习，进而再开展工作。
目前，状态检修的制度还不完善，没有明确的工作计划、实施步骤、评定方法等，影响状态检修工作的开展，不利于状态检修技术的提高，要完善相关的制度，从而保证变电设备状态检修的成果。
3.2 技术工作方面
变电设备状态检修在技术方面的问题要注重，要不断提高其状态监测技术与故障诊断技术，才能对变电设备进行全面的监测，才能对不良的设备进行有效地诊断，进而实现对设备的检修。目前，在变电设备状态检修工作中，对设备的监测技术与诊断技术应用的比较普遍，但在设备的检修与决策方面还存在问题，其中设备故障诊断的准确性也存在问题，要对其不足的方面进行提升，才能促进变电设备的状态检修工作，才能保证变电设备的稳定性与可靠性。
在变电状态检修过程中，对其二次设备的电磁抗干扰监测问题及一次设备与二次设备状态检修关系的问题要进行关注。对二次设备进行电磁兼容性考核试验，从而提高二次设备的电磁抗干扰能力；在对二次设备进行检修的时候，要保证一次设备处于停电检修状态才能进行，并根据一次设备的状况进行检修决策。在变电设备检修过程中，要减少停电次数，才能减少因停电造成的经济损失；在保证设备健康状况的同时，要减少对设备的检修，降低检修的费用[3]。
4 结语
随着电力企业的持续发展，变电设备的检修工作日益重要，变电设备状态检修工作能够保证设备的有效工作，进而促进电力企业的经济效益。变电设备状态检修的运用有着积极的作用，提高了变电设备的工作效率，降低了变电设备检修的费用，减少了因检修对变电设备造成的损害。文中介绍了目前变电设备检修的现状，对其中存在的问题进行了分析，通过采用状态检修，将利于对其中问题的解决，同时在变电设备状态检修工作中也需要注意其基础工作与技术方面的问题。
参考文献
[1]朱玉峰.变电设备状体检修分析与实施相关问题探讨[J].电业论丛，2011，12（12）：117-118.
[2]范来富.变电设备状态检修中的若干问题[J].中国高新技术企业，2010（15）：95-96.
变电设备检修问题 篇3
加强变电站断路器的运行、检修与维护工作,是保证断路器安全运行的极重要环节。当前运行中还存在不少问题,诸如:断流容量不足、频发性缺陷较多、检修周期短等等。我们深信只要认真学习相关管理和维修知识理论,加强现场实际操作能力的培养,理论联系实际,一定能解决这些问题,提高断路器安全运行水平。
1 高压断路器的分类
断路器按使用环境分为户内式和户外式。按操作性质分有:电动机构、气动机构、弹簧储能机构、液压机构和手动机构。按灭弧介质分有:油断路器、空气断路器、真空断路器、六氟化硫断路器、固体产气断路器和磁吹断路器。按安装方式分有:手车式、固定式等。高压断路器必需具备电动操作及就地手动操作,还应具备远方遥控操作的功能,高压断路器应用于高压发输配电系统各级线路及各种高压电气设备的保护和控制。
2 断路器及保护验收
2.1 断路器本体及导电回路的检查
检查断路器的外部各导电连接部分连接是否紧固,各紧固面的螺栓紧固力矩应达到相应力矩规定要求,各伸缩软连接的伸缩量是否适当,条件允许的情况下,应抽检接触面的处理情况。断路器本体瓷瓶无破损、无脏污,各法兰盘胶合部位应涂抹防水密封胶,对断路器支持瓷瓶及灭弧室瓷瓶进行六氟化硫气体检漏。
2.2 断路器操作机构的检查
断路器配置的各种操作机构根据验收规范的要求进行检查,各传动部件的动作灵活性、可靠性均应达到要求。液压机构的重点检查液压压力及液压回路有无渗漏点,是否存在泄压现象,油泵出力是否足够;弹簧机构的重点检查分合闸挚子的配合情况,弹簧储能各部件转动灵活,到位;气动机构重点检查空气的压力及管道有无漏气现象,气泵工作是否正常。机构内的各元器件均应正常动作,各压力值及六氟化硫报警、闭锁值均在标准范围内。机构内的加热、驱潮均能正常工作,对断路器的动作电压进行检查、测试,应在达到规范要求,根据重点反措要求,对断路器的各部分进行检查、排查。
2.3 断路器的外部及接地检查
断路器外部包括机构箱体应无破损,变形,无锈蚀情况,应固定稳固。设备的接地应符合验收规范的要求。
2.4 电流电压回路检查
检查电流回路的接地情况,电流互感器的二次回路应有且只有一个接地点对于有几组电流互感器连接在一起的保护,应在保护屏上经端子排接地独立的、与其他电流互感器没有联系的电流回路,宜在配电装置端子箱接地专用接地线截面不小于2.5mm。电流互感器配置原则检查,采用的电流互感器绕组级别是否符合有关要求,是否存在保护死区情况。电压回路检查,检查电压回路的极性正确性并在送电前核相检查,检查TV二次快分的接线正确性。
2.5 保护电源的检查
检查电压的自启动性能,拉合空气开关应正常自启动,电源电压缓慢上升至80%额定值应正常自启动。检查输出电压及其稳定性,输出电压幅值应在装置技术参数正常范围以内。检查输出电源是否有接地,检查正、负对地是否有电压。
2.6 装置的数模转换
电压测量采样,误差应在装置技术参数允许范围以内,电流测量采样,误差应在装置技术参数允许范围以内。相位角测量采样,误差应在装置技术参数允许范围以内。
2.7 开关量的输入
检查软连接片和硬连接片的逻辑关系,应与装置技术规范及逻辑要求一致。保护压板投退的开入,按厂家调试大纲及设计要求调试,开关位置的开入,变位情况应与装置设计要求一致,其他开入量变位情况应与装置设计要求一致。
2.8 定值校验
1.05倍及0.95倍定值校验,装置动作行为应正确,操作输入和固化定值应能正常输入和固化。定值组的切换,应校验切换前后运行定值区的定值正确无误。
2.9 保护功能校验
充电保护,动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑框图一致,三相不一致保护,动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑框图一致。重合闸,同期、无压功能检查,先合、后合逻辑检查,重合闸方式功能检查。断路器失灵保护,动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑图一致;死区保护,动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑图一致;过流保护,动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑图一致。
2.1 0 重点回路
失灵启动及出口回路,检查保护启动失灵回路、失灵出口回路,要求检验失灵回路中每个触点、连接片接线的正确性。三相不一致启动回路,检查KTP与KCP的组合启动回路,防止在控制回路断线时误启动,检查开关本体三相不一致保护是否按定值单要求整定。重合闸启动回路,检查不对应启动、保护启动回路是否正确,闭锁重合闸回路,手分、手合、永跳和单重方式重合闸等回路的正确性。先合、后合相闭锁回路,与设计图纸一致,并满足运行要求。
2.11投运前检查
打印定值与定值单核对,满足规定的误差范围;恢复所有试验接线,电流回路应进行紧固,所有临时拆、接线恢复到运行状态。CRC码和软件版本检查,与定值单要求一致。检查GPS对时是否正确,要求精确度为毫秒级以上。
2.12带负荷测试
要求测试电流、电压大于精工电流、电压,测量电压、电流的幅值及相位关系,对于电流回路的中性线也应进行幅值测量,测量流过中性线的不平衡,要求与当时系统潮流大小及方向核对。
3 断路器的运行管理
3.1 合理规划主网结构和使用断路器问题
在规划电网建设时要注意考虑系统的短路容量问题,建议考虑建设比220kV更高一级电压的电网。在加强主网结构的同时,使较低电压(如220kV)的电网在适当地点解列,并研究用35/0.4kV直接配电的可能性,而使系统容量减小。尽量减少大容量电厂的直配线,部分负荷改从附近适当电压变电所供电。根据电网各点短路容量获对运行中断路器作合理调配及必要更新。
3.2 进一步加强运行分析,掌握断路器在运行中变化规律
定期分析运行中断路器操作次数,故障跳闸次数、负荷电流大小与性质,以及有无异常情况等等,并要求对断路器异常现象作必要记录。即:①异常现象在什么情况下发生(是在正常运行、故障、还是可能出现的各种操作下发生的);②当时环境条件如何(雷雨、雾、雪等);③继电保护等设备动作情况(包括重合闸情况);④故障录波图分析。
根据上述记录,就可对本地区断路器事故进行分类,从中再列出各类断路器的故障率,作进一步分析研究(故障率是指该类断路器事故总数与运行时间乘台数之比)。故障率的分布大致有以下两种情况:
(1)当断路器刚开始投入运行后,由于新设备在制造上难免有不够完善之处,或者使用部门对性能还不够了解,因而故障率高。随着产品的改进,性能的掌握、故障率逐渐降低。运行10～20年以后,由于零部件磨损或老化程度增加,故障率又可能增高。对这类断路器来讲,在开始阶段就必须加强运行,检修与维护工作。
(2)当断路器刚投入运行时,由于产品质量好,或者使用部门对其性能了解,因此,故障率低。随着运行时间的延长,断路器的逐渐老化、磨耗,故障率就高。这时,加强运行、检修与维护工作就对故障率有很大影响。由此可见,利用断路器的故障率来进行分析,是有益的。此外,故障率还可作选用断路器的依据。目前,过份重视有关铭牌参数而忽略故障率的影响,从而威胁断路器安全运行的经验教训应予重视。
4 断路器的检修与维护
实行有计划的检修或根据设备状态的检修、维修并加强必要的临修,众所周知,高压断路器的首要任务是可靠,即在运行中,能完成电网对断路器的要求。运行时间一长,由于磨损、老化等影响,不进行检修是达不到这个目的。但应尽可能地延长二次检修的间隔期限(简称检修周期),并满足检修施工简便的要求。因此,要根据各种断路器的特点,从运行时间、操作次数、与性质等方面出发,寻求其在运行中的规律,从而制订出合理的检修周期。
高压断路器在电力系统中运行年代已久,各种厂家,各种型号的断路器很多,暴露出的问题也有很多,有设计上的,有材质上的等。例如平高产LW35-126断路器的水平拉杆由于管壁过薄易开裂,在断路器分合闸过程中易发生拒分、拒合,LW6B-252断路器的提升杆由于采用螺旋式设计,在运动中,容易松动,造成提升杆脱落,这一系列的问题将影响断路器的安全运行,在检修中,应根据反措的要求,对断路器进行隐患排查,及时整治,让断路器健康的运行。
对各种断路器制订出一个统一的或固定不变的检修周期是不妥的。可是,当前管理工作还未相应跟上,对各种断路器来说,还缺乏足够的运行统计资料,更没有断路器在各种运行条件下允许的操作次数的规定。这就是说断路器在运行中的各种性能的变化规律还未完全掌握,而且有些断路器还带病运行。这就更有必要加强定期的、有计划的大修、小修与日常的维护。
5 结语
断路器作为变电站的重要组成部分,对电网的安全可靠运行起着重要的作用,断路器的正常工作和运行关系到整个电力系统能否正常供电,断路器的正常运行关系着电力系统的稳定性,如何正确判断断路器故障,并正确进行处理至关重要。所以要做好变电站断路器设备检修工作,严格验收标准,加强验收管理,确保断路器检修工作的有序进行,才能实现断路器的正常工作。
参考文献
[1]彭磊.基于综合诊断方法的变电站设备状态检修系统的研究[D].北京:华北电力大学,2006.
[2]欧阳武.以可靠性为中心的发电厂检修及其管理系统研究[D].贵州大学.2006.
变电设备检修问题 篇4
【中文摘要】随着我国电力体制改革的不断深化、电力市场的日益开放,电力公司之间的竞争日趋激烈,供电企业必须以优质的服务,安全可靠的供电来吸引电力用户,占据能源市场上的份额。本文在北京市电力公司设备检修管理现状分析的基础上,总结了北京市电力公司设备的历史运行情况和实际设备状态进行综合的分析和评价,给出了北京市电力公司设备管理现在主要存在的问题,从而指出了北京市电力公司未来的设备检修管理需要进行全面的状态检修管理的观点。通过电力设备状态检修的转变,可以克服北京市电力公司目前存在的大部分问题,降低设备管理的成本,减少检修人员的工作量,使得检修工作可以很方便的开展后评价。接着本文对北京市电力公司状态检修进行必要性和可行性的论证,并给出了相应的实施步骤,在设备状态评估时,突破了目前常用的专家定性评估方法,采用了-种定量化的方法,在评估结果的基础上看给出了设备状态检修的策略和后评价制度建设方面的建议。最后,结合北京市电力公司设备状态检修的模式,文章从成立以状态检修为核心的大检修体系、加强检修人员的培训工作、建立检修人员的绩效考核制度、完善公司统一的信息化管理系统和引进先进的在线监测技术来辅助实施设备状态检修管理给出了相...【英文摘要】With the development of China’s electric industry, power companies’ competition have been increased
year be year.The power company must improve their quality service to include giving safe and reliable power supply to attract users in order to get more ration in the energy market.Based on the Beijing Power Company equipment maintenance management situation analysis, this paper summarizes the history of Beijing Power Company equipment operation and analyzes the actual equipment condition, and then the m...【关键词】状态检修 变电设备 状态评估 检修管理 【英文关键词】status maintenance substation equipment state assessment Maintenance Management
【目录】北京市电力公司变电设备检修管理模式研究5-6
Abstract6
9-10
第1章 引言9-141.2 国内外研究动态
1.2.2 国内研究现状
1.3.1 第2章 设备2.1 设备检修管
摘要
1.1 课题的选题背景及其意义10-1210-12
1.2.1 国外研究现状10
1.3 本课题的研究内容及创新点12-14
1.3.2 主要创新点
13-14
研究内容12-13
检修管理模式的相关理论及发展历程理理论的发展历程14
14-18
14-23
2.1.1 定期检修制度
2.1.3 美国RCM设备
2.2 设备
2.1.2 设备综合工程学14-15
检修理论15-17检修管理的常用模式
2.1.4 全员生产检修17-1818-20
2.2.1 事后维修模式
(RTF)182.2.2 周期性预防性维修模式(TBM)18
2.2.4 可靠性检修模式
2.2.3
状态检修模式(CBM)18-19(RBM)19
2.2.5 主动检修模式(AMM)192.2.6 优化检
修模式(OPM)19-20展历程20-23分析23-3223-28
2.3 我国电力企业设备检修管理模式的发第3章 北京市电力公司变电设备检修管理现状
3.1 北京市电力公司变电设备现状分析3.1.1 变电站情况分析23-24
3.1.2 电网设备
3.1.4
情况分析24-25设备情况总结27-28现状分析28-29的主要问题及原因修模式研究32-45要性分析32-3432-3333-34
3.1.3 设备运行年限分析25-27
3.2 北京市电力公司设备检修管理模式3.3 北京市电力公司设备检修管理模式存在29-32第4章 北京市电力公司设备状态检
4.1 设备状态检修模式开展的可行性和必4.1.1 设备状态检修模式开展的可行性分析
4.1.2 设备状态检修模式开展的必要性分析4.2 设备状态检修模式的实施步骤34-37
4.2.1
设备状态确定前的准备工作34-35模型35-3737
4.2.2 设备状态确定评估
4.3 设备状态模式检修策略和后评估制度
4.5 设备
4.4 设备状态检修模式的组织保障37-39
状态检修模式的管理规范化39-45的管理流程39-4141-4242-45
4.5.1 规范状态检修模式
4.5.2 建立巡回检查和缺陷管理制度
4.5.3 建立状态检修模式的信息化管理系统第5章 北京市电力公司设备状态检修实施建议
45-5545-46
5.1 构建以状态检修为核心的大检修体系5.2 加强检修人员的培训工作46-47
47-49
5.3 完善5.4 构建并完
绩效考核制度,激励检修人员工作积极性善公司统一的检修信息化体系49-50在线监测技术50-5551-5353
5.5 引进新的设备状态
5.5.1 变压器在线监测技术
5.5.2 红外热成像设备状态温度监测技术5.5.3 其他设备的在线检测技术53-55
6.1 结论55
第6章 结
参
论与展望55-57考文献57-6060-6162-63
6.2 展望55-57
攻读硕士学位期间发表的论文及其它成果
致谢
变电设备检修问题 篇5
【关键词】变电站；次设备；状态检修
1.前言
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。 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，变电站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。
2.变电站二次设备状态检修
（1）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。
（2）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。
（3）变电站设备根据功能不同，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，因变电站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，断电保护的可靠性、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》来维护变电站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。这对变电站二次设备检修提出了新的要求。因此，变电站二次设备在体制、检修方法及检修项目、定检修周期等方面需要改变，实行变电站二次设备状态检修，来保证二次设备的可靠运行，以适应电力发展的需要。
（4）变电站二次设备状态监测内容。状态检修的依据是设备状态检测。要监测二次设备工作的正确性和可靠性，进行寿命估计。变电站二次设备监测对象主要有：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站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，变电站二次设备的离线检测数据也是状态监测与诊断的依据。
（5）变电站二次设备的状态监测方法。与变电站一次设备相比，变电站二次设备的状态监测不过依靠传感器。因此，变电站二次设备的状态监测无论是在技术上还是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。微机保护和微机自身装置的自诊断技术的发展、为电站故障诊断系统的完善为变电站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/Q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。
3.变电站二次设备状态检修的问题
3.1变电站二次回路监测问题。 变电站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。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。对变电站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，离线检测资料管理，结合在线监测来诊断其状态。
3.2变电站二次设备的电磁抗干扰监测问题。 由于大量微电子元件、高集成电路在变电站二次设备中的广泛应用，变电站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。也没有合适的监测干扰。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。
3.3二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。
4.结论
变电设备检修问题 篇6
一次设备智能化是智能变电站的重要特征之一, IEC61850标准、《智能变电站技术导则》和《高压设备智能化技术导则》等标准的颁布实施对实现变电站一次设备状态监测具有重要指导意义。在线监测、故障诊断、实施维修整个一系列过程构成了电气设备状态检修工作的内涵。因此, 积极发展和应用变电站设备在线监测系统的最终目的就是为了以状态检修取代目前的定期检修。状态检修完全替代定期检修的可能性探讨:其中定期的方式有两种缺陷点, 一种是当装置中有许多危险现象存在的时候, 由于没有到设计的检查时间所以无法及时的解决问题。当设备运行比较合理的情况下, 但是因为到了设定的时间, 所以还要对其进行检查。而检查的时候因为没有足够的信息记录, 所以活动内容模糊, 比较的盲目, 导致人力以及各项物资出现严重的不合理配置情况, 而具体的检修活动取得的成效也不是很好。而状态检修活动是结合装置的具体情况来开展的活动, 所以它的开展好坏取决于监测活动是否良好。目前, 由于电脑科技以及传感等技术的广泛使用, 状态检测措施不断的完善。
2 状态检修体系的独特性
软件采用B/S结构, 由于使用者不同所以权限存在较大的差异;可扩展的故障诊断知识库;通用的状态数据分析工具;采用量化的设备状态评价体系进行分析。在以前的活动中, 因为没有准确的装置状态检测体系, 结合当时的相关规定来看, 装置很自由两种情况, 即合格以及不合格两种, 很明显这样简单地划分是非常不正确的, 因为如果这样划分, 就无法对状态进行各项检测以及分析活动了, 因此应该建立量化的设备状态评价指标体系。基于这种背景, 相关单位积极的研究最新的规程制度, 新的制度在确保装置安全有效地前提下, 给我们开展状态分析活动带来了非常多的益处, 打破了传统方式中的定时开展活动的问题。同时, 国家电网公司又相应发布了变电站一次设备的状态检修导则, 其中, 将设备状态从需要立即退出运行到最优状态分成0~100分, 根据相应的评分标准来决定设备的检修策略, 设备的评分应基于与设备状态相关的信息, 包括各个试验项目、家族缺陷事故纪录、不良运行工况记录等。
3 常用的一次装置简介
3.1 变压器
它是变电站最为关键的装置, 不仅可以改变电压, 将其转换为不同的数值, 同时还能够改变相位等, 目前其分类非常广, 不过大体的运行机理都是一样的。
3.2 高低压开关设备
3.2.1 断路器能够关合、承载和开断正常回路条件下的电流, 并
能关合、在规定的时间内承载和开断异常回路条件 (包括短路条件下的电流的开关装置, 按其使用范围分为高压断路器和低压断路器。
3.2.2 隔离开关隔离开关 (刀闸) 一般指的是高压隔离开关。
也就是说隔离开关的电压要超过一千伏, 它在高于开关装置中应用比较频繁, 它的关键性能是用来在装置或是线路检修时将电压进行隔断, 以此来确保安全问题。其并不具备灭弧功效, 无法将负荷以及短路两种形式的电流阻隔开来, 它需要和断路器一起运用才可以发挥功效。
3.3 电流、电压互感器
电压互感器和电流互感器。它们的工作原理和变压器相似, 它们把高电压 (设备和母线的运行电压) 、大电流 (即设备和母线的负荷或短路电流) 按规定比例变成测量仪表、继电保护及控制设备的低电压和小电流。
3.4 GIS设备
GIS就是将除变压器以外的一次设备, 优化有机组合成一个整体, 并封闭于金属壳内, 充S气体作为灭弧和绝缘介质组成的封闭组合电器。GIS的优点是运行安稳, 而且维护活动量不大, 并且无需频发检修的装置, 所以它不会频繁的出现问题, 不过它也有一些不利现象存在, 因为S气体的泄漏以及渗水情况的发生等都会使其内部出现问题。
4 装置状态检修活动简介
4.1 变压器
4.1.1 漏油问题
变压器工作状态中常会发生各种形式的漏油问题, 我们常会发现它的外面有光亮或者有暗黑色的物质, 这时我们就可以断定它是发生了漏油问题。对于规模较小的设备因为是放在配电柜里面的, 而它漏出的油会进入柜底部, 因此我们通常不能够及时的察觉。而导致问题的原因通常是油箱和部件之间没有紧密的连接, 或者是焊接部分没有处理好等等。除此之外, 设备自身的问题也可能会导致油的气温增加, 使其体积变大, 出现渗漏现象。
4.1.2 引线导致的问题
常见的问题有接线柱没有紧密的俩接或者是引线被损害等原因。引线和接线柱不能紧密相连, 使得接触无效。而引线没有紧密的焊接, 会导致焊缝开裂。
4.2 高低压开关设备
4.2.1 断路器
断路器常见的故障有:断路器拒动、断路器误动、断路器出现异常声响和严重过热、断路器分合闸中间态、断路器着火和断路器爆炸等。直流电压过低、过高, 合闸接触器线圈极性接反或低电压不合格, 远动回路故障及蓄电池容量不足, 开关本体和合闸接触器卡滞, 大轴窜动或销子脱落和操动机构等出现故障, 都足造成断路器据动的原因。
4.2.2 隔离开关
其载流面会出现非常热的状况, 因为开关自身的一些特征加上设计的缺陷, 不少载流接触面的面积裕度较小, 而且存在大量的接触环节, 因而常会出现不能有效接触的状况。
4.3 电流、电压互感器
4.3.1 电流互感器在工作运行时, 由于二次阻抗非常小, 几乎和短路情况相似, 因而二次回路本身并不存在电压。
假如察觉到其有不正常的声音或者是过热的情况, 需要停运, 然后认真地检查。一般情况下此类响动都是因为设备负荷太大等导致的。
4.3.2 电压互感器常见问题是回路断线, 首先要根据继电保护和自动装置有关规定, 退出有关保护, 防止误动作;
其次检查高、低压熔断器及自动开关是否正常, 如熔断器熔断, 查明原因立即更换, 再次熔断时则应慎重处理;最后检查电压回路所有接头有无松动、断头现象, 切换回路有无接触不良现象。
变电站一次设备状态检修绩效自评估主要采用分项和综合评分的方法, 每年按变压器 (含高压电抗器) 、断路器 (含GIS) 、输电线路和其它变电设备 (互感器、避雷器、隔离开关等) 按状态评价的有效性、检修策略的正确性、计划实施、检修效果、检修效益进行分项评分;最后依据各分类权重计算出整体评估结果。
5 结束语
通过上面的叙述, 我们得知, 引入状态检修工艺对电网来讲是一大革新和进步。通过该项活动能够尽早掌握装置的具体工作情况, 以此来保证检修活动更加的合理有效。不过该项检修活动还需要不断的革新, 因此相关的工作者要在工作的时候秉着高度的责任意识, 及时的发现问题并且处理, 确保此项检修活动更加合理有效。
摘要：不论是在西方发达国家, 还是经济处于发展中的我国, 电力作为经济以及社会发展的基础条件, 为国家的建设活动贡献着非常积极的力量。目前, 我国的电网规模十分庞大, 其中变电站作为电网的一大组成部分为电力事业的发展做出了十分巨大的贡献。笔者基于这种背景, 重点的分析介绍变电站以此装置运作中的一些问题, 目的是为了更好的促进电力事业的发展, 带动国家经济的前进。
关键词：变电站,一次设备,检修
参考文献
变电设备检修问题 篇7
1 状态检修系统
状态检修是新兴的一种检修模式, 其通过诊断和状态监视技术的有效使用, 能够对设备的运行状态进行监测, 通过对故障信息的测试, 能够对设备出现的异常情况进行判断, 达到故障预测的目的。在设备状态检修的过程中, 整个系统都会通过诊断监测技术所获的设备状态信息进行分析, 并对设备的异常情况进行判断, 能够有效的预知设备所发生的各种类型的故障和问题。这种检修方式在故障发生前开始进行的, 系统在检测的过程中, 会以设备的健康状态为基础, 对设备的检修计划进行总体安排, 有效促使设备检修工作的实施。不过, 状态检修的方式并不是唯一的, 再针对设备的检修过程中, 企业还会考虑设备的可维修性、可控性、重要性三个方面的特性, 对其他的检修方式进行应用, 这些检修方式包括:主动检修、定期检修和故障检修, 而通过多种检修方式的综合利用, 企业能够将其促成一种综合的设备检修方式。传统的设备检修工作注重的是对计划检修的预防性实施, 而这种检修体制并不是非常的有效。当所需检修的设备数量过多时, 就会出现设备检修不足的严重问题, 但如果增设设备检修系统, 在设备状况良好的情况下, 又会出现检修过剩的状况。国外的一些进口设备由于使用寿命运行的限制, 一般不会进行设备的检修工作。当前的科学发展水平非常的高, 将传统的预防性计划检修进行转变, 促使预知性状态检修的实现应经非常的有望。对于状态检修而言, 其技术的良好应用对于设备的检修工作非常重要, 它能够将许多不重要的检修工作去除, 对费用和工时的节约作用非常的大, 而这样的检修工作就更加的科学化、合理化。
2 状态检测技术
变电站的智能特征所体现的是一次设备智能化的实施, 对于变电站一次设备状态检修工作而言, 相关的规章制度对其工作的落实产生的指导意义非常重要, 如《高压设备智能化技术导则》、《智能变电站技术导则》等标准的落实都促使着一次设备智能化的有效实施。在设备检修的过程中, 包括了在线监测、故障的诊断、维修的实施等重要环节, 而就是这些环节的组成, 对电气设备状态检修工作的内涵进行了全面的阐释。目前, 对于变电站设备的在线监测系统而言, 其有效的发展和应用已经得到了进一步推广, 而这一系统的有效运用必定会取代传统的定期检修。针对设备的检修, 就定期检修工作的实施而言, 主要有两方面的缺陷:一方面, 当设备在运行的过程中, 存在的一些不安全因素以潜在的方式出现在设备当中, 而一般对于设备的检修, 直至检测周期时才能进行检修工作, 这便对存在隐患的排除非常的不及时;另一方面, 设备状态在良好的情况下, 当检修周期达到时, 就要停电对其设备进行检修, 这就对设备的正常运行造成了不利的影响。在整个检修过程中, 由于设备状态运行记录的缺乏, 使得检修工作对设备的具体检修内容并不确定, 这就容易在检修过程中盲目的对设备进行检修, 不仅对时间、物力、人力造成了严重的损害, 其设备检修的效果也存在着一定的问题。对于设备的状态检修, 是基于运行中的设备对设备状况进行的一种检修工作, 所以面对状态检修工作的实施, 最为重要的就是状态监测的良好操作。随着科学技术的不断发展和运用, 促使了电力设备故障诊断技术与状态监测技术的有效发展, 这些科学技术包括光纤、计算机技术、传感技术等, 这些高新技术的推广都对电力设备检修工作的开展创造了有利条件。另外, 对于科学技术的研发, 许多国家都得到了一进步的实现, 如油中溶解气体的在线监测系统的开发研制对于电力设备的检修非常的重要, 其中还包括有泄露电流的在线监测系统和发电机、变压器等局部放电的在线监测系统。
3 一次设备的状态检修
3.1 变压器设备
3.1.1 渗漏油:
变压器在工作的状况中, 容易出现渗漏油现象, 且这种问题的出现非常普遍, 我们一般在设备外面看到的发光或黑色液体就是设备出现的漏油状况。配电柜中, 若进行小型变压器的装设时, 由于渗漏油问题的发生, 使配电柜下部的坑内出现许多的机油, 且这种现象一般不容易被发现。由于零部件与油箱联接处的密封情况不佳、存在焊件和铸件的缺陷等现象都会促使渗漏的发生, 另外, 设备受到振动、运行中额外荷重也会影响这一问题的发生。同时, 因为设备的内部故障, 油温会不断的升高, 因油体积膨胀而发生的漏油问题也是非常的多见。
3.1.2 引线故障:
接线柱松动、引线烧断等都是引线故障的主要问题。如果接线柱连接引线部分时, 出现松动现象, 将容易出现接触不良的现象;而引线之间的焊接出现缺陷时, 就会引起开焊、过热等问题。
3.2 高低压开关
3.2.1 断路器:
断路器常见的故障问题包括误动、拒动、异常声响、过热等, 另外断路器分合闸中间态、断路器爆炸、着火也是影响设备正常使用的重要问题。对于断路器拒动的产生而言, 其对设备的运行造成的危害较为严重, 也是在运行中普遍存在的现象。其中, 低电压不合格、直流电压过低和过高、远动回路故障、合闸接触器卡滞、销子脱落、大轴窜动等问题都会造成断路器的拒动现象。
3.2.2 隔离开关:
隔离开关自身的特点具有一定的局限性, 而载流接触面的面积一般都比较的小, 另外活动性接触环节过多, 也会造成接触不良现象的发生。
3.3 互感器
3.3.1 电压互感器
电压互感器出现的故障一般为回路断线。针对这一问题, 可在自动装置和继电保护相关规定的基础上, 实施有关保护的退出, 对误动作进行避免;之后对高、低压熔断器进行故障检测, 并判断自动开关的正常与否, 若熔断器出现严重的熔断问题, 就应该对其进行更换;最后对接头的断头、松动进行检查, 确保电压回路的正常, 切换回路不能有接触不良现象的发生。
3.3.2 电流互感器
在实际的运行过程中, 较小的二次阻抗呈现的状态接近于短路, 而铁芯的激磁电流则等同于零, 为此二次回路不应带电压。当发现设备出现异常振动或发热状况时, 就要将设备运行终止, 并对处理进行检查。一般来说, 二次侧开路、电流互感器过负荷、内部绝缘损坏所出现的放电问题都会对这种异常造成影响。其次, 在半导体漆涂刷的过程中, 也会出现不均匀的现象进而使设备内部形成电晕, 加上夹铁螺丝松动问题的出现, 容易使互感器发出响声。
4 状态检修的效果评价
对于设备状态检修效果的评价, 主要包括适时与年度评价两个内容。其中, 适时评价指:每项状态检修工作在实施后开展的效果评价工作;而年度评价指:针对状态检修工作的评价, 是本年度的综合评价。对于适时评价而言, 其在检修过程中, 针对出现的问题以及结果, 会对检修方案进行审视, 其总结评价包括作业工艺、作业流程、分析判断结果、检测方法等几个方面, 包括的内容主要有经济评价、技术评价、状态评价以及评价建议等。对于年度评价来说, 其状态检修效果主要包括综合分析和总结, 一般依据职责范围, 在分级、分层的基础上进行实施的。对于内容的评估, 必须对本年度设备的评估状态结果、设备事故率、检修成本变化、设备检修报告、等各种因素进行综合, 全面、客观的评估本企业年度的设备状态检修工作, 并对状态检修工作的实施和管理提出相应的要求和意见。
5 结束语
通过状态检修的有效运用, 能够对设备运行的状态进行全面的掌握, 并对检修计划及决策进行科学合理的制定。在实际的工作中, 更应该促使变电站一次设备状态检修工作的实施和完善, 通过实践过程中问题的发现和解决, 才能促使一次设备状态检修工作的有效实施, 进而提高电力系统的安全运行和服务。
摘要：对于电力系统的稳定运行, 运用传统的计划停电对相应的设备进行检修, 已经严重的阻碍了电力的发展。而在这一方面, 电气设备的状态检修在电力系统的维护中显得尤为关键。随着科学技术的不断发展, 针对电气设备的检修工作, 状态检修的实施带来的条件非常的有利。本文针对设备的状态检修, 对变电站一次设备运行中的问题进行了分析, 以促使电力系统的稳定和安全。
关键词：变电站,一次设备,状态检修
参考文献
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[5]黄树红.火电厂设备状态检修一状态检修中的管理和技术问题[J].湖北电力.1999 (1) :33-34.
输变电设备状态检修 篇8
定期维修需要越来越多的人力和物力, 同时也造成了大量健康设备过检修, 造成设备重复停电或不必要停电, 严重影响供电可靠性的提高。为此, 江苏省电力公司 (以下简称公司) 积极研究与设备相适应的检修策略, 以进一步提高检修管理水平, 提高检修效益和设备可靠性。
输变电设备状态检修是对原来的设备检测及维修周期进行调整, 以电气设备预防性试验、日常运行维护监视、检修情况、设备正常寿命周期为主, 以红外检测、带电测试等在线监测技术为辅, 制定合理的检修试验计划, 并及时落实各项反事故措施。状态检修完全符合"应修必修、修必修好"的检修原则, 与"周期性检修"相比, 对设备是否"应修"、"何时应修"及"修什么"的判别更为科学, 更加符合实事求是的原则, 其实施为有效提高设备可靠性、降低设备维护成本提供了有力保障。经过一段时间的探索, 江苏省电力公司输变电设备状态检修进入全面发展阶段。
公司制订颁发了《江苏省电力公司输变电设备状态检修管理办法》;编制了《油浸式变压器 (电抗器) 状态检修导则》、《电力线路状态检修导则》、《继电保护设备状态检修导则》等多个输变电设备的状态检修导则;制订了《江苏省电力公司在线监测设备技术标准》;建立了全省在线监测设备的数据综合平台, 通过与生产MIS系统、绝缘监督系统等的数据的交互, 实现了数据综合的专家系统分析。
输变电设备状态检修 篇9
传统检修方式存在盲目性大, 缺乏针对性, 对设备健康状况缺乏系统了解, 完全按照固定周期停电检修试验;降低了设备的可用率;过多设备停电以及停复电操作, 增加了电网不完整性和操作带来的安全风险;效率低下等弊病。
2 状态检修可行性
2.1 理论基础
1) 基于设备全寿命周期成本的状态检修技术:
全寿命周期成本 (LCC: Life cycle cost) 管理方法最早于20世纪60年代中后期提出, 在80年代后得到了广泛的认可和应用, 渐渐走向成熟。设备的LCC包括设备选型、设计、制造、试验、营销、运行、维护、能耗、保险、检修和报废等构成的设备制造成本和未来运行成本。对于设备的检修而言, LCC的理念促使综合考虑检测费用和系统故障率后来确定最佳的检测方案, 并相应采用合理的维修方式。其目的就是努力减少对设备的检测和维修总费用, 延长设备使用周期, 保证设备的可靠性。
2) 基于可靠性的状态检修技术:
基于可靠性的维修 (RCM: Reliability-centered Maintenance) 已有近40年的研究历程。RCM最早在民用航空工业中得到广泛应用。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。 RCM主要考虑三类后果:安全性和环境后果, 即人员伤亡和环境污染等方面的后果;使用性后果, 即故障影响生产或使用运行费用;非使用性后果, 即不影响安全也不影响生产的后果, 只涉及直接维修费用。
3) 基于设备风险评估的状态检修技术:
起源于20世纪70年代核动力工业的风险管理学科, 在90年代逐渐形成, 并在航空航天、石油化工、压力容器和管道等诸多行业得到了广泛的应用。它是在经济效益和社会效益、风险和费用三者之间寻求达到风险最小、效益最大的目标。
2.2 三种方法的比较
1) 风险理论可以突出发生概率较小但后果较为严重的事件, 相比可靠性更为醒目, 评估精度也可能更高。
2) 目前的研究工作中, 全寿命周期成本更多倾向于设备自身的成本, 而可靠性更多倾向于系统损失成本。风险可以较好地将现有的两个概念结合起来。
3) 状态检修就是在总结上述理论优缺点的基础上发展起来的。
3 状态检修的内容
3.1 状态检修的目的
1) 状态检修的目的是强调管理和技术分析在电力安全生产“可控、在控、能控”中的作用, 通过精细化和科学化管理, 提高设备检修的针对性和有效性, 提高设备完好率和利用率。
2) 集中80%的人力、物力, 解决20%的难点、风险点
3) 状态检修工作的核心是:确定设备的状态, 依据设备状态制订相应的检修维护策略。
4) 设备状态评价是开展状态检修工作的基础, 是设备全寿命周期管理、风险管控的基础。
3.2 状态检修的技术支持体系
1) 输变电设备状态检修试验规程
2) 辅助输变电设备状态评价细则
3) 输变电设备状态检修导则
4) 输变电设备风险评价导则
5) 输变电设备状态检修决策系统
4 设备状态评价
4.1 设备状态评价的目的
– 通过持续、规范的设备跟踪管理, 综合离线、在线等各种监测分析结果, 准确掌握设备运行状态、健康水平和发展趋势, 为开展状态检修下一阶段工作创造条件。
1) 评价工作的开展:
编写评价细则、制订管理办法及工作流程 , 开展评价工作。
2) 评价细则编写原理:
参照故障树分析法, 结合技术监督经验, 总结设备的故障发生规律和特点, 分析得出典型故障树的底事件, 提取表征设备典型故障类型的特征状态量。以特征状态量为主要依据, 制定了状态评价表, 通过对状态评价表中的特征状态量的评价评分, 得出设备健康状况和发展趋势。
4.2 状态评价评分表的编制
根据设备状态量对设备健康状态的影响程度, 从小到大分为1、2、3、4四个权重等级, 对应不同的权重系数。根据各状态量的劣化严重程度, 从轻到重分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四级, 对应不同的评分值。
通过综合分析各状态量的情况, 评价出设备的综合状态 (正常、注意、异常、严重四种状态) 。
4.3 设备状态
1) 正常状态:
设备各状态量均处于稳定且在规程规定的警示值、注意值 (以下简称标准限值) 以内, 可以正常运行。检试周期可在基础周期 (3年) 的基础上延长1.5倍
2) 注意状态:
设备单项 (或多项) 状态量变化趋势朝接近标准限值方向发展, 但未超过标准限值, 仍可以继续运行, 应加强运行中的监视。检试周期不大于正常基础周期
3) 异常状态:
设备单项状态量变化较大, 已接近或略微超过标准限值, 应监视运行, 并适时安排停电检修。
4) 严重状态:
设备单项重要状态量严重超过标准限值, 需要尽快安排停电检修。
4.4 设备评价数据
1) 运行:
变压器过负荷、过励磁、出口短路, 断路器跳闸次数、切断短路电流次数、大小。
2) 巡视:
红外成像检测:外观、结构, 油位。
3) 试验:
定期停电试验:带电、在线——油、气、超声、振动、噪声、红外、紫外、局放、电导电容电流等
4.5 动态、定期评价与缺陷管理的关系
1) 缺陷管理是“在线”的流程
2) 设备状态评价是“离线”的流程
4.6 新投运设备的状态评价
根据运行经验, 新投运设备投运后, 在投运初期, 较易发生制造及质量问题, 要求在投运第一年, 一定要进行试验、检查, 而且要全项目全面“体检”。而不能不检 (交接时才检过) 。
4.7 旧设备的状态检修
旧设备是指接近其运行寿命的设备或运行表明存在较多缺陷的设备。对于接近其运行寿命的设备, 制定检修策略时应偏保守, 一般推荐的做法是, 即使该类设备评价为正常状态, 其检修周期在正常周期的基础上也不宜延长, 而评价为注意状态的设备, 其检修周期应缩短。
4.8 设备状态评价的执行
高试班 状态监测班——从定检预试轨道转到状态监测评价 (停电、带电、在线试验检测) ——状态检修轨道——人员相对固定
4.9 设备状态评价存在的问题
1) 管理——组织、执行机构的转轨——转到状态检修轨道
2) 数据— 运行——短路电流 (现有次数, 缺大小) — 故障、事故
3) 带电 (在线) 检测技术— 硬件——各种检查设备— 软件——检测到的数据的分析——制定标准
5 三大风险
三个风险的是:全站失压、变压器损坏、断路器拒动。
5.1 全站失压的风险分析
1) 对于双母线、分段母线、桥接线等方式的变电站, 在状态评价工作中, 应重点关注备自投装置及其二次回路运行是否正常、定值是否合理、电源插件是否超运行年限。
2) 对于单线单变的变电站, 在状态评价工作中, 应重点关注线路保护、主变保护以及二次回路运行是否正常, 相关反措是否执行到位, 电源插件是否超运行年限。
3) 此外, 还应关注主变间隙保护定值是否满足反措要求。
5.2 主变损坏
1) 内因:
自身设计、制造质量——抗短路能力、 (内绝缘、外绝缘) 抗冲击能力——对应状态量
2) 外因:
保护的配置情况
i. 应重点关注主变保护及二次回路运行是否正常, 电源插件是否超运行年限, 保护范围是否存在死区, 低压侧保护定值是否按反措要求执行。
ii. 还应关注主变低压侧断路器是否存在拒动可能, 其继电器操作箱、操作机构、二次回路是否运行正常。
断路器切除故障的能力——遮断容量
5.3 开关拒动
1) 控制部分 :
辅助开关节点、接触器 (继电器) 节点、分合闸线圈。
2) 机械部分
a) 操作机构:分/合闸铁芯 、挚子 、连杆 、储能元件 、液压机构的控制阀 。
b) 传动机构:绝缘拉杆与动触头连接等 。
6 结束语
状态检修是电力系统设备维护方式的重大变革, 它脱胎于原来的定检预试体系, 但与定检预试又有较大差异。这是电力系统设备检修管理工作的重要变革, 是体系的变革, 更是观念的转变。它是一个长期的过程, 现在只是开始阶段, 还有大量的工作要做。
浅析变电一次检修运行及设备检修 篇10
关键词：电力企业；一次设备；检修；分析
相对于电力企业来说，电力设备当中的变电一次设备的检查与修理，将直接影响到全部电力系统的正常运行，和电力系统所提供的电力质量与稳定性直接相关，怎样才能有效控制电力设备中一次设备的正常运行，是摆在当前电力系统工作人员面前的重要问题，在电力系统的正常运行当中，对一次设备的检查与修理将是解决此类问题最为有效的办法，本文在此方面做了一定的研究与探索。变电站的主要一次设备包括变压器、高压开关设备、互感器等。变压器是变电站的主要设备之一。变压器的主要任务是实现电压、电流等转换，根据其功能可分为很多种。高压开关在变电站中主要是起保护作用。一方面保护电网，在电网相关参数发生异常时可以有效的保护电网。另一方面保护人员，在工作人员检修时可以起到隔离作用，防止危险发生。互感器在变电站中的作用也是保护电路及人员，主要是利用电磁感应输出较小的电压或电流，以便进行检修。
一、电力企业变电一次设备运行现状分析
1.变压器的分析。当前电力系统正常运行的设备当中，变压器具有非常重要的地位，它是电力系统的中心部件，它在电力设备的正常运行当中发挥着不可替代的作用，能够把某种数值的电压经过处理转变为频率相同，且电压值不同的电压。并且在运行当中利用自身功能也能够转换交流电数值的改变、阻抗和相位的转换等，目前市场上存在各种不同类型的变压器，尽管数量与种类繁多，但这些变压器的工作原理基本相同。
2.高低压开关设备的分析。电力系统普遍应用的断路器，它能够在电力系统的运行当中完成闭合、负载和开断等动作，从而保证电路的安全性能，并且同时它也能及时断开包括短路情况的各种异常性电路，现有条件下，依据不同电压条件下的使用情况，可以把断路器分为低压断路器设备和高压断路器设备两种类型。对于电力系统当中的隔离开关，它在电力系统的正常运行当中最主要的作用就是：在进行线路检查与修理时或者检查有关电力设备过程中，对于出现的高压电流能够进行有效的隔离，对进行电路检查与修理人员的人身安全有所保障，保证检查修理工作的安全性。在这里需要讲的是：隔离开关设备没有灭弧功能，不能对电力设施当中的负荷电流和发生短路时的电流实行断开动作，在电力系统的实际应用当中，常常把隔离开关和断路器设备结合在一起使用，以期完成两者的综合功能。
3.电流、电压互感器的分析。电力设备当中的电流互感器和电压互感器设备在电力系统的正常工作当中所起到的作用与上面所讲到的变压器设备类似，它们把电力设备当中的变电一次设备和有关线路的运行电压、负荷、发生短路时的电流依据电力系统的有关规定转换为电力设备中的仪表、控制设施和保护系统当中表现出来 的低数值电压和安全电流方式。
二、电力企业变电一次设备状态检修研究
1.变压器容易出现的故障。在变压器的运行当中，出现最多的故障就是变压器的漏油和渗油现象，在变压器的外部能够看到的现象是，变压器外部常常会有黑色的浓稠液体流出。如果是体积较小的变压器，它在电力系统的应用当中往往配有配电柜，它所漏出或渗出的油会流入配电柜下部的坑槽当中，所以这种情况较难发现，这就要求工作人员在进行设备检查与修理时要细心。变压器出现漏油或者渗油的原因主要是：变压器的油箱部分密封不严，或者螺栓松动，有关部件的焊接不牢固，都会导致变压器出现 漏油或者渗油的现象，再有就是变压器在正常工作时遭受到来自外部的异物打击，也会导致变压器出现漏油或者渗油的现象；变压器在运行当中还可能出现的故障就是引线故障，出现这种故障的原因可能是由于变压器的接线柱松动、接触不良或者是引线由于电压问题而烧断等，这些现象也是变压器检查与修理过程中应该注意的问题。
2.高低压开关设备故障。先来关注断路器设备，断路器设备在实际应用当中出现 的故障有：拒动动作、错误动作、声音异常和过热现象，这些故障的出现常常会使断路器设备发生烧坏或者爆炸。在进行变电一次设备的检查与修理时，应该重点检查蓄电池容量、各种开关和合闸接触器设备的接触情况，再有操作系统的检查也很重要；再有关于隔离开关设备来讲，由于它的工作环境和本身设计问题等多种因素的存在，隔离开关出现问题较多的现象就是接触面发生过热的现象，再有较多的活动性接触，所以隔离开关较易出现接触不良的情况，在进行设备检查与修理时要特别予以注意。
3.电流、电压互感器设备故障。先来看电流互感 器设备，在它的工作当中常常会受到二次阻抗的影响，这时会出现铁芯部分的电流数值基本处于零度，如果在电力系统的运行当中发生声音异常和发热情况，这时就要及时停机进行检查与修理，检查重点是负荷数值和二次侧开路放电这几个方面；再来看电压互感器设备，它在运行过程当中出现问题较多的故障是回路断线，在进行检查与修理时先要检查熔断器设备的运行情况，看其是否能够正常运行，确定正常运行之后，再来检查電压回路是不是存在接头松动和断线的情况。
三、结语
随着现代经济社会的飞速发展，电力系统及电能供给不但涉及到人民群众生活水平的稳定提高，还涉及到现代经济社会发展进程的完善，同时涉及到百姓经济的稳步前进。本文简要解剖分析了有关电力企业一次检修运行及设备检修的问题，希望能够有利于电力企业今后的发展与有关方面的探索。目前，不管是个人还是企业，对电网稳定性的要求越来越高。变电站作为电网的重要环节，其运行状态对于电网有着很大的影响。变电站的一次设备是直接对电网进行调控的设备，其运行情况直接影响到电网的稳定性。因此，对一次设备的检修工作是非常重要的。变压器和高压开关是经常产生故障的一次设备，对它们的检修工作要根据具体的故障原因有针对性的进行检修。另外，相关工作人员也要认真分析故障产生的原因，做好防护工作，防止类似故障频繁发生。
参考文献：
[1]刘文松.探讨电力系统继电保护的运行与维护[J].广东科技. 2010（04）.
[2]姜华.浅谈高压断路器问题分析及状态检修措施[J].中国新技术新产品. 2011（18）.
变电设备检修及维护技术 篇11
1 常见的变电设备故障以及处理方法
由于经济发展以及人们日常生活的需要, 变电设备需要全天候的运行, 提供稳定可靠的电力供应。在这种情况下, 对于变电设备的消耗会非常巨大, 长期的运行, 会使变电设备逐渐的磨损老化。不仅影响到电力供应的稳定性, 并且大大的缩短了变电设备的使用寿命。变电设备在使用的过程中经常出现的故障可以总结为以下几点。
1.1 过电压对设备的影响。
一般情况下, 变压器都处于外部自然环境中, 在长期的运行中, 容易受到来自自然环境的恶劣气候的影响, 经受风霜雨雪的侵蚀, 对变压器的接线造成极大的影响, 容易产生安全事故, 进而对变压器的性能产生影响。此外, 对于断路器以及电磁设备在操作的过程中, 如果没有按照规定的要求作业, 将会导致电压不稳定, 可能会超过额定的电压, 也就是过电压, 超出了安全电压的范围, 严重的情况下会烧毁变电设备, 造成重大的安全事故。所以过电压现象十分严重, 为了避免这种情况的产生, 可以采用一定的避雷措施, 另外, 还要加强日常的巡检力度, 对于老化损毁的设备及时的更换, 保证变电设备的稳定运行。
1.2 变压器短路和接地故障。
在变压器运行期间, 会由于各种不确定的因素, 导致变压器出现短暂的短路现象, 会产生一定的电流冲击, 但是由于时间短, 所以不会造成明显的损害。但是有时也会出现较长时间的短路或者是接地故障, 由于时间较长, 所以产生的短路电流会直接作用在变压器上, 可能会超出变压器的承受范围, 如果严重的话会烧毁变压器, 对变压器造成严重的损坏。对于这种情况, 可以采取的措施是在变压器的高低压两侧安装断路器, 当出现的短路或者接地故障超过一定的时限, 断路器自动切断电路, 保证变压器不会受到进一步的损坏。
1.3 在变电设备中, 由于接地操作的不合格, 会导致信号出现错误, 进而影响到变压器的正常运行, 带来一定的混乱。
对于这种现象, 可以在接地作业中, 加强监督管理, 严格按照施工规范执行, 并且对主变进线侧的线路进行故障排查。
2 日常检修维护的具体技术措施
2.1 对变电设备以及线路的验电
验电是变电设备维修时常用的技术, 可以用来确定设备和线路是否带电, 避免带电事故的发生。一般验电工作是在接地线之前, 在设备停止运转时进行的, 用来检测设备是否依然有电压。验电工作可以有效预防带电连接地线以及误入带电间隔等事故。验电工作一定要细致, 对设备的各个部分依次进行, 不能同时进行。验电也是非常危险的, 一定要做好预防措施, 采取一定的安全措施, 例如带绝缘手套, 使用合格的验电设备等。
2.2 在变电设备上装设接地线
接地线可以有效消除停电设备和线路上的经典感应电压, 消除静电威胁。还可以及时释放剩余电荷, 保证工作人员检修过程中各种操作的安全。
装设接地线需要一些注意的地方。首先, 为了装设的接地线能够起到接地的作用, 必须装设在停电设备有可能来电的部分或者可能出现感应电压的地方, 让接电线及时起到应有的作用。其次, 专设接地线必须戴绝缘手套, 也可以使用绝缘棒, 这是确保安全的必要措施。再次, 装设接地线必须是两个人操作, 必须有一个人在接地隔离开关接地现场进行监护, 在另一个人操作过程中确保隔离开关的断开。
2.3 悬挂指示牌以及设立护栏
悬挂标示牌和装设遮拦, 这是非常有效的措施, 也是普遍采用的方法。首先, 标示牌可以起到方位指示的作用, 防止检修人员走错位置, 错误闭合断路器或者隔离开关, 造成事故。其次, 在一些不需要操作的闸上悬挂指示牌, 禁止合闸的字样可以有效防止误操作。最后, 一些设备的检修需要注意与有点设备的之间的距离, 以及人员可以接近的距离, 这时需要设置遮拦, 在护栏上悬挂禁止靠近的字样。
3 跳闸事故的处理
3.1 线路跳闸
线路跳闸后, 应检查保护动作情况, 检查范围从故障线路CT至线路出口。若没有异常再重点检查跳闸开关, 检查消弧线圈状况, 检查三相拐臂和开关位置指示器;如开关为电磁机构, 还要检查开关动力保险接触是否良好, 如为弹簧机构要检查弹簧储能是否正常, 如为液压机构要检查压力是否正常。检查所有项目均无异常方能强送。
3.2 主变低压侧开关跳闸
主变低压侧开关跳闸一般有三种情况:母线故障、越级跳闸、保护拒动和开关拒动开关误动。具体是哪一种情况要通过对二次侧和一次设备检查来分析判断。当主变 (一般为三卷变) 低压侧过流保护动作, 可通过检查保护动作情况和对站内设备的检查进行初步的判断。只有主变低压侧过流保护动作。首先, 应排除主变低压侧开关误动和线路故障开关拒动这两种故障。那么, 到底是母线故障还是线路故障引起保护拒动越级呢?要通过对设备的检查进行判断。
3.3 主变三侧开关跳闸
主变三侧开关跳闸原因:主变内部故障;主变差动区故障;主变低压侧母线故障因故障侧主开关拒动或低压侧过流保护拒动而造成越级;主变低压侧母线所连接线路发生故障, 因本线路保护拒动或是保护动作而开关拒动, 同时主变低压侧过流保护拒动或是主开关拒动造成二级越级。具体故障原因应通过对保护掉牌和一次设备进行检查来分析判断。
4 结束语
在国民经济快速发展的形势下, 电力的稳定供应十分重要, 为了保证经济建设的可持续发展, 需要优质高效的电力供应, 保证电力供应的稳定可靠。在电力系统运行中, 变压器是重要的组成部分, 如果变压器发生故障, 将会对电力系统的运行带来巨大的损失。在长期的运行中, 会因为种种原因影响到变压器的运行。其中有变压器使用材质的质量问题, 还有外界自然环境的影响, 以及在安装维护中产生的影响。为了保证变压器的稳定运行, 需要加大维护力度, 对于常见故障进行分析, 然后制定出合理的预防措施。不仅要在技术上有所提升, 还要加强维护人员的业务素质培养, 为变压器的运行提供最优的保障, 保证变电设备的安全, 从而促进电网的稳定发展。
参考文献
[1]谢所斌.防止变电运行人为责任事故的措施[J].电力安全技术, 2003 (9) .[1]谢所斌.防止变电运行人为责任事故的措施[J].电力安全技术, 2003 (9) .