500kV变电设备

500kV变电设备（精选12篇）

500kV变电设备 篇1

500 k V变电站设备运行缺陷分析是全站运行管理的重要内容之一,其对确保变电站运行安全有着不可替代的作用。然而,设备运行缺陷产生的原因比较复杂,实际工作存在一定的难度,需要从根本上分析缺陷产生的原因,并提出切实有效的处理方法。基于全网的实际情况,分析变电站设备运行缺陷及其处理措施,具体内容如下。

1 缺陷分类

根据相关管理制度的规定,凡运行中的电气设备及其相应的辅助设备有异常,或出现威胁安全运行的情况,都列为缺陷。根据威胁安全性的实际程度,可将缺陷分为3个类型:(1)危急缺陷。它是指会在较短时间内产生事故的设备运行缺陷,风险比较高,一旦发生,将会严重影响系统的运行。因此,发现问题时,必须及时处理,否则会危及变电站的安全。(2)严重缺陷。它在短时间内不会产生事故,但会对运行造成影响。(3)一般缺陷。它在短时间内不会产生事故,也不会对运行造成太大的影响,但与运行要求不符。

2 设备运行缺陷分析与处理措施

2.1 按缺陷分类分析

对于保护装置的主保护而言,高频通道和光纤通道都会产生一些问题,其对应的缺陷数量可以达到保护装置一般缺陷的七成左右。具有代表性的缺陷是收发信机工作异常、光纤头异常和载波机报警等。通常情况下,光纤通道出现异常后的持续时间很短,所以,为故障判断增加了很大的难度。对于这种情况,常规处理方法是清洗光纤头。除此之外,保护装置上的插件等零件工作不可靠,一旦出现问题将会严重影响保护运行。

开关液压机构启泵接点存在比较多的异常情况,典型异常为接点无法返回、接触不良等。对于这种情况,处理方法仍是更换接点。在实际运行中,此类问题比较多见,经过分析可知,这主要是因为产品受潮严重。在更换了所有接点后,很好地解决了这种问题。

刀闸问题出现的频率比较高,尤其是220 k V刀闸,主要表现为搭接处发热、部件损坏和刀闸合闸不到位等。其中,刀闸发热与合闸不到位的情况最常见,也比较严重,急需有效处理。

在测控单元上,逻辑闭锁错误很常见。产生这种问题的主要原因是:(1)闭锁自身异常。在完成施工建设后,没有发现异常;(2)测控软件优化升级时出现问题,再加上验收不到位,无法有效解决问题;(3)测控单元内部硬件模块存在问题,导致该模块无法正确判断;(4)一次设备辅助点出现异常,无法反馈设备的实际状况,导致逻辑错误。

电容器熔丝和铝搭接位置烦人发热情况比较严重,或熔丝已经出现熔断的情况。产生这种缺陷的主要原因是,运行初期熔丝安装不当,并且现场操作人员和管理人员没有发现问题。鉴于此,主要解决办法是更换熔丝。

2.2 按巡视结果分析

2.2.1 设备发热严重

最为常见的就是刀闸过渡桩头发热,还有互感器的接头发热和电容器的接头发热等。变电站中都设置了十分先进的测温设备,通过对设备温度的定时测量,可以及时发现异常,并制订行之有效的处理措施,以免造成严重的影响。

2.2.2 设备渗油

在工作过程中,很多设备都出现了不同程度的渗油问题,比如主变本体、电压互感器等。从缺陷分类的角度讲,渗油属于危急缺陷,如果不能及时、有效的处理,就会造成比较严重的后果。产生这种缺陷的原因主要是产品的生产工艺存在问题,在处理工作中应引起相关人员足够的重视。

2.2.3 35 k V避雷器漏电流监视表有异常

这种实际问题发生的概率相对比较高,常见的有表计渗水、表计损坏和显示读数不准确等。经过一系列试验后,确定避雷器自身不存在任何问题,主要是表计方面的原因引发了以上缺陷,所以,需要更换表计。

2.2.4 站内飘逸杂物,设备外形被损坏

出现这种缺陷的位置比较特别,典型的有母差保护区等,同样需要及时处理,否则将引发严重的后果。

2.3 按设备种类分析

对于一次设备,除了上述异常外,其主变风冷系统等也存在一些问题。对于二次设备和自动化设备,比较重要的异常有录波器故障、内存外溢和发信频发等。除此之外,监控系统中存在发信重复与错误等问题,也就是后台会发出与实际情况不对应的信号,比如假跳闸等。出现这种问题的原因比较复杂,不仅包括监控单元自身的问题,还涉及到保护管理机等方面的内容,目前还没有直接的处理办法。

2.4 按照缺陷产生原因分析

在设备选型时,不仅要充分考虑部件的核心功能,还对各种附属部提出了更为严格的要求。在施工过程中,存在的问题主要表现在一次设备接头处理和系统参数设定等方面。

2.5 按照电压等级分析

2.5.1 500 k V设备

一次设备大部分缺陷都发生在开关上,而二次设备的缺陷则主要出现在保护通道上。

2.5.2 220 k V设备

一次设备除了主要的刀闸问题外,还包括开关SF6泄漏等,而二次设备中的插件问题也十分突出。

2.5.3 主变

主变方面的缺陷主要表现为冷却器、散热片渗油等。

2.5.4 35 k V设备

35 k V的主要问题是电容器接头发热和站用变渗油。

3 结束语

在满足运行基本需求的情况下,应实行无人值守或者是少人值守,全面提升变电设备运行的稳定性和可靠性。产品制造商应关注每个环节配件的实际质量,施工单位必须严格按照相应规范施工。此外,还要积极尝试运用新型辅助设备,及时发现设备运行缺陷,保证系统的运行质量,进而从根本上杜绝缺陷问题的发生。

参考文献

[1]郁景礼,高博.佛山地区500kV变电站设备运行缺陷分析[J].广东电力,2009(22):68-72.

[2]陈志军.苏州地区500kV变电站设备运行缺陷分析[J].江苏电机工程,2006(03):53-55.

[3]何爽.浅谈500kV变电站隔离开关日常运行维护以及缺陷处理[J].科技创新与应用,2013(05):185-186.

500kV变电设备 篇2

项目简介：

建设一个稳定可靠且经济运行无人值班的的现代化矿用核心 变电站；选用新技术、新设备至关重要；

一、优化的设计：

1新建无人值班变电站应充分考虑与电网的配合，继电保护自动装置，直流（操作和控制）回路，一次设备等必须满足运行方式的要求。

使设备的性能满足变电站无人值班的要求。安装开关辅助接点，以便后台检测它的运行状态。

2继电保护及安全自动装置，无人值班变电站应选用有成熟运行经验，质量可靠，抗干扰能力强的微机型保护自动化装置。将动作信号送到集控中心，且实现远方电动复归。

3站内所有高、中、低压电气设备，包括35KV主变压器宜装设在室内，以减少维护次数，进线电源互为备用，应具有自动投切电源的装置。无人值守变电站需要图像监控系统，这是变电站达标的必要条件之一。图像监控系统可以实现远程巡视设备，发现异常运行情况。

4、完善无人值班变电站的消防，温感和防盗系统，并实现信号的远传。

二、设备选型：站内高、中压真空断路器应选用高压稀土永磁真空断路器荣获国家火炬计划项目奖，获得国家实用新型专利、国家发明专利的ZN107-40.5型永磁式户内高压真空断路器；ZN733A-12固封永磁式中压真空断路器。

三、选用理由：

1永磁操作机构合闸速度快，动作电流小无故障率低，其机械寿命是传统机构的10倍，基本达到免维护和无人值班的目的。

2、提高了设备的使用寿命及运行稳定性、减少因停电检修影响施工生产的次数，节省人力、物力及财力，远期经济效益明显。

500kV变电设备 篇3

关键词：智能 变电站 电气设备 施工项目部 规范化

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）11（c）-0003-01

1 新一代智能变电站的发展方向

国家电网公司近期提出，构建以“基层智能化设备+一体化业务系统”应用为特征的新一代智能变电站。通过整合系统功能，优化结构布局，采用“一体化设备、一体化网络、一体化系统”技术构架，有效提升变电站智能水平。县城变电站主要以35 kV、110 kV为主构架，部分地区布置了一定数量的220 kV变电站。当前发展趋势为110 kV智能站逐步替代110 kV及以下等级的旧变电站，并且要朝着国网公司提出的新一代智能变电站方向发展。

2 电气设备的安装

2.1 主变安装

（1）施工准备。相关构筑物已通过中间验收，符合国家标准和行业、企业规程规范的要求及设计图纸的要求；变压器基础及相关构筑物达到安装强度要求。场地准备，油务系统准备，电源系统准备等环节准备齐全。（2）本体卸车就位。由变压器运输承担方提前勘察现场作业条件，施工方密切配合。（3）设备到货检查。变压器本体及附件到达现场后，建设单位、监理单位、施工单位、供货商进行验货交接。按照技术协议书、装箱清单目录，核查各类出厂技术文件、备品备件等。油箱、附件外观良好（包装无破损），无锈蚀及机械损伤，密封良好，无渗漏；各部位连接螺栓齐全，紧固良好；充油套管油位正常，无渗漏，瓷套无损伤。（4）绝缘油处理。对达不到标准的绝缘油，使用真空滤油机将油处理合格。绝缘油的脱气、转罐及本体注入、放出等均应使用真空滤油机进行。滤油前，采用合格变压器油冲洗滤油机内部、滤油管道、油罐等，保持滤油回路内部洁净。（5）冷却装置的检查。外观检查应完好。散热器、风扇安装前，应检查其电机绝缘电阻良好；风扇电动机及叶片应安装牢固，无扭曲变形，转动灵活，无卡阻；手动试转应无扭曲变形、风筒碰擦等情况。管路中阀门开闭位置应正确，操作灵活，阀门及法兰连接处密封良好。（6）储油柜检查。外观检查应完好，无锈蚀，无碰撞变形。储油柜中的胶囊或隔膜应完整无破损；胶囊或隔膜应进行充气检漏，充气压力和时间按照制造厂技术文件规定执行。

2.2 110 kVGIS设备

（1）设备就位。从吊物平台开始沿运输路径铺设槽钢作为轨道（4根槽钢并列）。轨道上方放置滚杠60根，每两根滚杠制件距离为300 mm，用以运载GIS主体设备等。根据GIS重量和场地实际情况安排好吊车位置，保证吊车的有效工作半径。将GIS主体4个吊点用Φ20 mm钢丝绳挂好，GIS纵向两端各栓2根拉绳。起吊时专人指挥，吊装过程中严禁速起速落，并不断用拉绳调整GIS设备的方向，以免设备与吊物平台或其它物体碰撞。（2）GIS组合电器的组装。安装第一个间隔单元时，要按基础图确定好位置，就位后，用水平仪检查母线筒的水平度。安装下一个间隔单元时，处理好密封面，装好密封圈，调整水平度，使其母线与第一个间隔的母线筒法兰对正，必要时可以调整母线筒下的螺杆，也可以增减调整垫，使其达到要求，并保证母线导体接触良好。

2.3 10 kV、35 kV开关柜

主控制盘、继电保护盘和自动装置盘等不宜与基础型钢焊死。盘、柜单独或成列安装时，其垂直度、水平偏差以及盘、柜面偏差和盘、柜间接缝的允许偏差应符合规定。盘、柜的漆层应完整，无损伤。固定电器的支架等应刷漆。安装于同一室内且经常监视的盘、柜，其盘面颜色宜和谐一致。5端子箱安装应牢固，封闭良好，并应能防潮、防尘。安装的位置应便于检查；成列安装时，应排列整齐。

2.4 无功补偿装置

（1）设备吊装就位：吊装电容器时，在壳壁两侧有供搬运及安装用的吊攀进行起吊，必须注意防止损伤套管。电抗器吊装时，应使用起吊用的吊环。电抗器夹件上备有吊伴，首先将吊环装在上吊伴上，将锁紧螺母拧紧后即可进行吊装。（2）电容器安装就位：单相电容器组架由双层单排架组成，电缆进线。电容器在安装过程中，杜绝一支扳手直接松、紧导杆螺母，避免瓷套与导杆联接处受力，造成电容器漏油。（3）串联电抗器安装就位：串联电抗器安装布置方式应符合电抗器安装外形图的要求。电容器室南门搭好通道，叉车准备就绪，电抗器吊置叉车，将其推置基础内，电抗器安装完毕并经检验合格后，将电抗器支持底座与底座支承钢板焊接牢固。

2.5 全站防雷接地装置安装

（1）按照接地规程《DL/T621-1997》规定进行构架和电气设备接地，接地支线应接至设备接地端子。根据设计图纸对主接地网敷设位置、网格大小进行放线，接地沟开挖深度以设计或规范要求的较高标准为准，且留有一定的余度。接地网在土建施工场地平整时埋设，对设计地坪标高的埋设深度为1 m，垂直接地体的下端可以拍扁，以便打入。（2）接地带敷设尽量避免与土建基础相碰，如遇相碰可绕行。独立避雷针的接地装置与主地网的地中距离应大于3 m，接地电阻不大于10 Ω，周围地面铺设高阻瓷砖。在电缆沟内敷设的接地扁钢应与其内敷设的钢结构电缆支架焊接并与主地网可靠连接。（3）在各保护室、控制室、电缆沟、各电压等级配电装置的就地端子箱及保护用结合滤波器处，使用-25×4的裸铜排敷设等电位接地网；在生产综合楼电缆竖井内，用4根-25×4的裸铜排将等电位接地网与全站主接地网可靠连接。

3 结语

提高110 kV智能变电站电气设备的安装质量，确保整个系统的安全稳定运行。提升电气设备施工队伍的整体素质，规范化管理电气设备安装流程，可以进一步加快建设“统一、坚强、智能”电网的步伐，提高智能变电站建设效率和效益，规范智能变电站建设工程中的电气设备安装管理，推动和指导新建变电站设计和建设工作。

参考文献

[1]电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GB50148-2010[S].国家电网公司，2010.

[2]电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范（GB50171-1992）[S].国家电网公司，1992.

500kV变电设备 篇4

从“十一五“开始, 随着我国国民经济和高科技的的高速发展, 电力工业也得到了很大的发展, 在”十二五“期间, 电力工业得到了更大的进步。大电网、大水电、大火电、特高压, 这四个高要求就是我国电力工业发展的方向。随着国家经济发展的越来越迅速, 各个地区也发展的越来越快, 对于电的需求量也就越来越大。我国的电力资源严重分布不均造成了远距离输送电成为现在电力资源共享的有效方式。随着电力需求量的增加, 电网所需要输送的容量就越来越大, 电网也从最初的普通电网发展成为现在的500kV电网、以后的特高压电网, 这样高压的电网一旦出现问题, 所带来的后果是不堪设想的, 轻则对国民经济造成损失, 重的话可能会影响到社会的稳定性, 再重点可能会对国家安全造成一定的影响。现阶段最主要运用的是500kV超高压电网, 因此为了社会的稳定及国家的安全, 必须保证其正常的运行。500kV变电设备是电网是重要组成部分, 要保证500kV电网的安全可靠, 就得从500kV变电设备着手, 保证其安全和可靠性, 预防事故的发生。

1 500kV电力变压器的故障分析

一般来说500kV变压器会从内部和外部这两个部分出现故障, 由于其稳定性决定变压器不同的性能, 因此也是很好辨认的。内部故障取决于变压器的动稳定性, 一般来说其故障的地点为变压器分接开关或者是绕组, 这两个是内部组成的重要部分, 变压器一旦这里出现问题, 就会造成其动稳定性收到损害。而外部故障一般都是来自于变压器油箱套管及其引出线上出现故障, 当这里出现故障后, 就会对变压器的热稳定性造成影响, 所以从这变压器所出现的症状一般就可以大致的知道变压器发生故障的地方。造成变压器这三个地方受损的原因有很多, 下面就简单来介绍一下:

(1) 绕组部分

一般来说绕组部分会出现问题都是因为其内部短路或者断路造成的故障, 发生这些故障的部分有三个:匝间、绕组与绕组间、绕组本身。这些短路和断路的产生原因有很多, 主要可预知的就是这几种:有时候在设备的制造或者检修的时候, 就会对拆开绝缘皮, 但是到后来完整组合的时候就忽略了这些小问题, 对于绝缘皮没有修缮完整, 因此就会给后期留下很多的隐患;有时候在设备运行的时候, 由于设备密封不够, 因此会有很多杂物掉进去, 这样在机器运行的时候绕组的温度就会升高, 长期这样升高温度就会造成绝缘皮老化了;设备制造的技术不够, 因此机械在受到短路冲击的时候就会受不住, 从而造成绕组的形态出现变化, 从而导致了绝缘体跟着变化, 最终导致损坏了等等, 这些原因总的来说就是绕组绝缘体出现问题, 绝缘体损坏最终就会导致绕组暴露在空中, 最后出现绕组短路或断路的现象。500kV电压是一个超高电压, 当500kV变压器出现匝间短路的时候, 其自身的温度会高于平时很多倍, 同时电流量也会增大, 最终就会导致很严重的后果。

(2) 分接开关部分

500kV变压器经常会发生分接开关出现问题, 这些问题出现的原因一般都很小, 比如说开关出现了螺丝松动的现象, 或者是绝缘不到位, 也可能是做工问题, 还有可能是开关的表面由于长期暴露在空气中被腐蚀了等等, 这些问题看起来都很小, 但是带来的后果却是不堪设想的。

(3) 铁芯部分

铁芯部分经常出现故障也是因为绝缘的问题, 绝缘皮损坏, 最终导致短路。500kV变压器铁芯加紧螺杆部分由于绝缘出现问题而造成了两点相接, 从而引起了铁芯内部出现电流的环流现象, 导致局部发热, 最严重的情况就是铁芯被毁坏, 这样就会直接造成变压器出现很大的空载损失。这样的故障一旦发生, 首先就是必须检查铁芯的外部绝缘, 然后才是测量绕组的电阻, 当一切做完后就可以对铁芯之间的电阻进行测量了。

2 500kV变压器运行中的事故预防措施

500kV变压器是输电网的最重要的组成部分, 因此对于其质量的选择要非常的慎重, 同时对于其本身运行过程中的一些问题也要注意, 以预防那些事故的发生, 具体可以从这几方面来说明:

(1) 控制变压器的油温。如表1所示是变压器上层油温的温度范围, 只有在这样的温度下运行才能保证变压运行时不会损坏绝缘油对变压器的保护力度。

虽然表1中对于上层油温进行了规定, 对于变压器来说, 按规定的条件运行自然是最好的, 但是难免会出现特殊的状况, 比如说可能会突然出现温度升高的情况, 这个时候就必须根据经验来分析是哪一个地方出现了问题, 然后对其进行检查, 以保证变压器的稳定性。

(2) 检查油质质量。500kV变压器表面的绝缘油的形态和颜色都能反映变压器出现的问题, 一般来说变压器在正常情况下运行, 上层油的高度是在温度标准线内, 并且油是透明的淡黄色, 如果说油面偏高或者偏低都可能是内部出现了问题, 这就需要好好的检查了。

(3) 变压器声音检查。按照正常情况来说, 每个机器都有其特定的声音, 只有在正常运行的时候才会出现其特有的有节奏的声音, 当出现别的声音的时候, 就必须好好查查是不是出现问题了。

(4) 变压器套管和冷却装置检查。变压器的套管和冷却装置在正常的时候一般都不会出现杂物, 都是很干净的, 并且在表面上不会出现任何的裂纹。

3 500kV并联电抗器故障判别方法

500kV并联电抗器对于变压器来说有几个很重要的作用, 首先就是对容性的无功功率进行吸收, 其次还可以限制电压, 提高重合闸的工作效率。当500kV并联电抗器出现短路故障的时候, 500kV并联电抗器的零序故障分量变化, 通过零序故障分量其实是可以判断故障发生的原因的。匝间短路和接地短路所产生的零序电流和电压是不一样的, 前者是电流超过电压90°, 后者反之。具体情况是这样:当匝间发生短路的时候, 一定会产生一个三相的电流, 这个时候若没有产生零序电压, 就必须导入一定的电压来增加敏感性, 此时零序与补偿的电压方向相同, 补偿电压将会增加零序电压产生的作用, 而当是接地短路的时候, 一切都是相反的, 因此就是利用这一点来判断500kV并联电抗器出现故障的原因。

4 结语

我国对于特高压电网还在建设当中, 目前来说500kV电网是我国运用的主电网, 对于区域供电来说起着非常大的作用。作为500kV电网的重要设备之一—500kV变压器, 其安全性和可靠性是大家必须重视的。变压器的质量问题对于电网的运用来说其实是不用太担心的, 但是对于变压器的日常维护问题要增加重视, 变压器出现问题一般都是由于绝缘体出现损坏而出现问题的, 因此在日常维护的时候要注意细节, 从细节保护变压器, 变压器才能保证正常从运行, 500kV高压电网才能运行得更加的安全可靠。

摘要：对于一个电网公司来说, 保证电网的安全和稳定是最重要的, 电网是靠一个个网架构成的, 500kV电网作为区域电网的主干网架, 其在区域电网中占有很重要的位置, 保证其安全性是非常重要的。本论文从500kV变压器的组成着手分析了500kV变压器最容易发生的故障, 并且针对这些故障提出了避免的措施, 在文章的最后还从500kV并联电抗器的组成着手简单的介绍了对其故障的辨别方法。

关键词：500kV变电设备,运行故障,故障处理

参考文献

500kV变电设备 篇5

9月24日下午14时，在省公司基建部副主任冯德刚、安质处处长沙宏明的带领下，基建部及省各电业局专工等一行30多人来到燕州500kV变电站进行参观学习。

冯主任和沙处长在项目副经理吕铭的陪同下参观了施工项目部，项目副经理吕铭向冯主任和沙处长介绍了施工现场及流动红旗检查的有关情况，冯主任对施工现场的文明施工、绿色施工、安全保证、质量控制给予充分肯定，还指出希望通过此次流动红旗检查检验施工队伍的整体水平，并以此为契机不断积累经验为以后的施工项目打下坚实的基础。

随后冯主任等一行在施工项目部会议室听取了项目部的工作汇报及项目部人员发言，并翻阅了施工项目部的施工资料，要求基建部、各电业局专工对本工程前期策划类文件的编制、标准工艺的应用以及创优过程中的亮点、新技术、新工艺认真学习，加深对项目管理的认识并运用到实际中去。

500kV变电设备 篇6

关键词：变电设备 ；35kv ；状态检修；

中图分类号：TM727 文献标识码：A 文章编号：1674-3520（2014）-03-000238-01

变电设备状态检修的关键是要抓住设备的状态，我们主要从以下几个方面入手。

一、变电设备状态检修的解决方案

（一）正确的认识变电设备状态检修。变电设备的状态检修具有长期性和复杂性的特点，从事状态检修的工作人员缺乏对理论知识的学习，对状态检修存在一些片面的认识。例如，他们会认为减少停电次数，检修周期变大也能保证安全，并且可以减少工作量，对状态检修的认识是非常肤浅的，根本没有意识到这项工作的艰巨性。还有就是相应的技术管理工作没有做到位。电力设备状态检修并不是单纯的检修环节，而是对设备整个生命周期都要给予的全过程管理，但是状态维修的技术管理还很滞后。状态检修需要以科学的管理为基础，但是我们的技术管理仍然有很多薄弱环节。首先，我们应该充分的利用历史记录，才能更好的根据详细资料进行分析。其次还要求各级管理人员明确自己的角色，制定出更合适的检修规定。最后还要在实践中确定修改的检修周期，这样才能找到经济周期。只有克服以上不足，加强工作人员对状态检修更深层次的认识，还要加强相应的技术管理，才能正确的認识变电设备状态检修。

（二）抓住电力设备的初始状态。电力设备的初始状态包括建设施工、调试以及试运等环节，状态检修的范围很广泛，可以作用在整个生命周期。在电力设备的初始状态我们主要抓住两个方面的内容：1、对于一开始就有不足的设备要拒绝投入到运行中，要保证设备在初始状态就是健康的。2、在设备进行运行前就要对它进行详细的了解，例如设备的铭牌数据、出厂试验数据以及交接试验数据等信息。

（三）注重设备的运行状态统计分析。对设备的状态进行统计分析，可以用来指导状态检修工作，这对设备和系统的安全具有举足轻重的作用。我们要应用新的技术对设备进行试验监测，要随时掌握设备处于一个什么样的状态。要采用新的技术来开展状态检修工作，这是非常有必要的。我们要充分的利用比较成熟的离线监测技术和装置来满足状态检修需要的情况，例如变压器油气像色谱测试和红外热成像技术等来对设备进行测试，并且对设备的状态进行分析，从而保证设备和系统的安全性。因为目前在线监测技术是不成熟的，根本没有办法满足状态检修的需要。

（四）要制定完善的状态检修工作步骤。与传统的专业管理模式相比较，变电设备实施状态检修是专业管理模式观念的一次转变，这就要求必须对管理技术和制度进行完善。延长或者缩短检修周期的依据：首先根据所采集的状态信息对变电设备的状态进行评分，然后依据评分值来判断设备的健康状况。其中状态信息主要包括预测的数据、检修、在线监测数据以及家族缺陷等。目前采用加权计算的方法和综合分析法，或者采用一些百分制的评价对设备进行健康状态的评分。

二、变电设备的状态检修技术

本文主要是从以下三个方面来探讨变电设备的状态检修技术的。

（一）对变电设备的状态进行监测。。离线监测、在线监测和定期解体点检是变电设备的状态监测的三种最基本的方式。离线监测是采用油液分析仪、超声波检漏仪和便携式振动监测仪等进行的不定期或者定期检测，从而得到设备状态的特征参数。在线监测是利用变电所的数据采集系统、管理信息系统和分散控制系统等对设备进行状态监测，得到一些参数值。定期解体点检是在设备停运期间按照设备解体点检的检修工艺、标准以及作业标准对设备解体可能发生的劣化倾向状态的判断。不同的设备可以依据不同的等级采用不止一种的监测手段，根据设备的可靠性，以及设备的安全性，环保影响等，制定统一的分值标准，对其进行评估打分，确定等级。

（二）对变电设备进行故障诊断。振动诊断、射线诊断、污染诊断以及噪声诊断、专家系统等都是目前应用于设备诊断中的常见方法。振动诊断是设备诊断技术领域中最普遍采用的方法之一，它是对机械设备状态的监测和诊断。可以通过对速度、位移、分析的频率范围等振动信号的测量以及分析的结果，在不解体和停机的情况下对机械故障的部位以及原因有所了解。由机械振动和振动所产生的噪声所反映出来的机械故障占到了60%-70%。基于神经网络和知识的智能诊断是专家系统常用的方法。其中神经网络的智能诊断系统又可以分为神经网络和分形理论的诊断、神经网络和模糊理论的诊断以及集成网络神经诊断等方法。

（三）对设备的状态预测。对设备状态特征向量的预测就是对设备的状态预测。可以通过对设备设定一个预警阀值对设备的运行状态进行实时监测，而且可以预测设备在一段时间内的运行状态。状态检修与预防性检修或者事故之后的检修是一样的，都和技术发展的水平有关系。状态检修是建立在技术基础之上的，只有夯实了基础才能顺利的进行状态检修工作，获取更长期的利益。

三、总结

实施变电设备状态检修是一次重大的改革，为电力企业带来了最大利益，同时也满足了社会效益的需要。不仅提高了变电设备的可用率，而且避免了重大设备损坏，节约了维修成本，最大程度的维护了企业的利益。本文从电力设备检修的实际情况入手，提出了设备状态检修的策略，为进一步提高变电设备状态检修做了巨大的贡献。但是还有很多细致的工作没有很好的落实，希望状态检修的工作还可以进行更加深入的分析。

参考文献

[1]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（5）

[2]邢刚果.电气设备状态检修探讨与实践[J].科技创新导报，2009（11）

[3]纪海龙.变电设备状态检修[J].硅谷，2011（10）

500kV变电设备 篇7

1 提升运行人员的专业素质

运行人员的素质对500k V变电站二次设备运行起到非常大的作用。下面介绍几种提升运行人员的专业素质的方法:

一是树立运行人员的安全意识。安全生产是电力企业长远发展的重要因素, 树立变电站运行值班人员的安全意识应作为头等大事来办。对变电站运行值班人员进行安全方面的教育, 提高他们对个人、企业乃至国家的安全负责意识, 从而使变电站运行值班人员能自觉的遵守电力企业的相关规章制度, 按照规范进行操作, 增强安全责任意识。另外, 要建立完善的日常管理和维护制度, 经常对二次设备进行维护, 在维护过程中做好安全措施, 对设备运行加强安全监控、检查和巡视。

二是加强技术业务培训。变电运行工作中的每个细节都需要认真仔细去做, 既有琐碎零散的事情, 也有技术性很强的事情, 每个细节都非常重要, 直接关系到设备运行的安全。稍有不慎, 就会导致伤亡事故的发生。随着500k V变电站越来越多, 加强技术业务培训显得尤为重要。对运行值班人员进行专业的技术培训能有效的提高工作效率。

三是定期开展学习讲座活动。要求变电站运行人员学习掌握一些技术类的书籍, 使变电站运行人员对各种事故征兆、异常情况熟练操作处理, 对于二次设备连接线、倒闸操作程序、保护原理和防误操作等熟练掌握。使得变电站运行人员的主观能动性增强, 不断的学习新的知识、新的技能, 加强运行人员相互之间的学习交流, 养成勤于思考的好习惯, 从而有效的提高电力安全生产的水平。

2 科学的设备运行管理

500k V变电站二次设备的运行需要科学的管理制度, 对设备加强管理, 做好日常的监控、检查、维护和保养, 发现设备存在的问题及隐患及时的解决, 保证二次设备的正常运行。

2.1 设备操作流程标签及信号动作记录卡

对于500k V变电站的值班人员而言, 有些二次设备一旦投入使用就不能再进行随意的操作, 然而这样就会造成因长时间不操作而动作生疏的表现, 若是把设备操作流程标签直接贴在二次设备上, 对于值班人员能够起到有效的指导作用。另外, 有一些信号在保护动作以后很容易发生记录错误的疏漏, 或者值班人员不了解详细的内容情况, 会导致延误汇报, 可以统一采用把信号动作内容印制在一张卡片上, 挂在保护装置旁。一旦有故障发生使值班人员能够快速的记录与分析情况。

2.2 设置二次设备操作部件状态投退检查卡

设置二次设备操作部件状态投退检查卡主要是为了防止因长时间不操作部件, 而使得部件一直在停用或是不正常的运行, 没有及时的发现和解决的情况。针对这种情况, 可以在二次设备上贴上投退检查卡, 检查卡上标有需要检查和核对的项目, 定期的对二次设备的操作部件状态进行检查和核对, 一旦有异常情况使值班人员可以快速的记录与分析情况, 对隐患及时的处理。

2.3 管理继电保护定值

继电保护定值的正确性直接影响到电网的运行安全, 因为继电保护定值错误而发生伤亡事故的例子很多, 所以有效的管理继电保护定值显得非常重要。首先是谨防微机保护定值区的设定发生错误, 线路保护的不同定值区代表的含义不尽相同, 还有就是旁路保护的每个定值区的线路名称。可以指定具体的保护定值数据单, 每次实际打印出的定值数据与定值单上的数据进行比对, 既方便了核实工作, 又确保了结果的准确性。

2.4 制定二次设备操作及验收过程危险点预控措施

有些部件或步骤在实际操作过程中非常容易引起操作错误, 可以在二次设备的操作及验收过程设立危险点预控, 在验收和传动试验等过程中, 避免一些误碰、误动和误跳的危险情况, 制定合理有效的危险点预控措施, 并且在操作或验收备注栏上把这些预防措施进行标注, 在操作及验收过程中, 加强运行值班人员的危险意识。

2.5 加强二次设备上CT切换部件的管理

不少的操作当中都要用到CT切换, 但CT切换导致的事故也非常多, 如切换不当、漏切换、切换错误等。所以, 结合上述错误操作, 可以进行专题讲解, 对问题进行有针对性的分析。对运行值班人员重点讲解CT切换的原理和方法, 以及不按这样操作造成的结果和危害。同时可以把变电站内CT切换端标注上切换位置, 用绝缘包住或塑料薄片封住不应切换的螺丝端子或空洞, 全部去除多余的短接螺丝, 增强操作的安全性和正确性。

2.6 加强对熔丝的管理

500k V变电站二次设备有很多低压熔丝, 而这些熔丝的规格和型号众多, 在管理上也非常不容易。一是熔丝配置的一些问题, 可以采用把变电站所有的螺丝规格型号列成一个表里, 按照实际的需要对螺丝进行配置, 然后把配置表放在控制室, 方便值班人员在更换熔丝时进行核对;二是对熔丝进行定期的核对和检查, 发现问题及时的记录分析并解决;三是对熔丝要定期的进行更换, 避免二次设备在长时间的运作过程中熔丝疲劳与柱头发生氧化而导致的事故, 定期的对熔丝进行更换, 确保二次设备运行的安全。

3 结语

500k V变电站中二次设备运行管理工作非常多, 同时也非常重要。因此, 设备操作流程标签及信号动作记录卡、设置二次设备操作部件状态投退检查卡、管理继电保护定值、制定二次设备操作及验收过程危险点预控措施、加强二次设备上CT切换部件的管理和加强对熔丝的管理, 通过这些方法加强对二次设备运行的管理, 使二次设备能够安全稳定的运行。

参考文献

[1]翟向东.加强500kV变电站运行管理探讨[J].中国电力教育, 2012 (5) .

[2]丁可为, 朱圆玲.500kV变电站二次设备运行管理的探讨[J].电力安全技术, 2003 (7) .

[3]林剑平, 郑琼花.探讨500KV变电站二次设备的运行[J].才智, 2010 (12) .

500kV变电设备 篇8

关键词：500kV变电站,在线监测,使用现状,改进建议

1 500k V变电站在线监测装置的类型

从实际情况来看, 一些企业500k V变电站的在线监测装置主要有以下几种类型: (1) 电容型设备的在线监测系统, 在该监测系统中主要是对电容型设备的介质损耗进行检测, 同时还需要监测电容及其变化量、泄漏电流及变化量、不平衡电压等。 (2) 是局部放电在线监测设备。 (3) 是油中溶解气体在线监测设备[1]。

2 500k V变电站子在线监测设备的使用现状

2.1 在线检测系统在电容型设备的使用现状

一般来说, 电容型设备的在线检测系统主要包括两种:集中型检测系统和分散性在线检测装置。通过实际应用发现, 电容型设备在线检测系统出现过介损超标的情况, 而通过这个问题可以了解到, 电容型设备在线检测系统中存在的问题。其一, 该系统的软硬件无法满足长期运行的要求。其二, 对于介损的测量是不够准确的, 缺乏一定的稳定性和重复性, 测量的准确性存在一定的问题。其三, 信号采集部分容易出现一些故障, 并且该系统的抗干扰能力是比较差的, 无法适应温湿度的变化。其四, 系统的数据传输和处理部分容易出现故障, 极容易造成数据的丢失。分散性在线检测装置的应用范围比较广泛, 这种类型的检测系统主要是应用于避雷器和泄露电流的检测。从现阶段的使用来看比较合理。但是其中仍旧存在着一定的问题: (1) 该检测装置没有按照电压等级进行合理的装置, 从而导致测量误差比较大。 (2) 生产该检测装置的厂家非常多, 其中就有些厂家的信号采集部分极容易损坏, 故障率是比较高的。

2.2 油中溶解气体在线检测装备的使用现状

油中溶解气体在线检测装置是运用渗透膜进行油气的分离, 气敏元件用作传感器, 这类装置一般情况下只能用作故障的初期报警, 并不是色谱的在线检测。该项装置的应用还是比较广泛的, 其主要检测的目标就是H2, 因而也可以说该项装置是以H2为主的可燃气体检测仪。从根本上来说, 这类装置并不能代替传统的气相气谱分析, 但是可以实现早期的预警, 以此作为依据来指导油化人员的色谱跟踪分析。除此之外, 这项装备有着很高的灵敏性, 可以检测出低浓度的烃类气体, 在与实验室色谱仪的对比试验中够可以了解到, 该装置和色谱仪的数据是趋向一致的。然而在实际的应用过程中, 该项装置同样有着一定的缺陷:其一, 运用氢气发生器解决高纯H2的来源需要在装置的运行过程中加水, 比较麻烦。其二, 需要长期性的对油桶中的油进行清理, 在一定程度上增加了现场运行维护的工作量[2]。

2.3 局部放电在线检测设备的使用现状

通过实际情况来看, 电力系统中的高压设备出现的故障常为绝缘性故障, 如果发生绝缘性故障就是出现局部放电, 而布局放电在线检测设备就是利用这个特点来检测高压设备的绝缘性故障。但是应用局部放电在线设备也有着一定的困难, 如果现场出现较为强烈的电磁干扰情况, 该设备检测的准确率可能会受到一定的影响。变压器局部放电在线检测装置经常采用的方法是脉冲电流法, 但是, 由于受到现场干扰的影响, 对检测工作提出了更高的要求。除此之外, 变压器体外测量的超声波法能够对局部放电进行检测和定位, 但是变压器的内部结构是非常复杂的, 超声波检测方法也因而受到了影响。色谱法也就是通过对变压器中的气体含量进行分析, 由此来判断变压器油的运行状态, 但是没有对突发性的故障进行反应, 因而不能进行放电量的分析。

3 500k V变电站在线检测设备的改进建议

3.1 在线监测技术需要达到的基本要求

500k V变电站对在线检测技术的要求比较高, 因而在线检测技术的应用过程中需要满足以下几个方面的要求。 (1) 在线检测技术需要满足无污染和消耗小的要求, 同时还要有着较长的使用寿命, 设备维护的工作量比较小。 (2) 有着较高的集成度和分离度, 并且需要保证设备运行的稳定性。 (3) 要具备具有高强灵敏度且反应速度快的装置。 (4) 能够对温度有着稳定的控制。 (5) 具有很强的识别能力, 并且能够对数据进行准确的调整和跟踪。

3.2 完善远程信息化管理

根据不同型号油色谱在线、局部放电以及绝缘在线检测设备的要求, 实现对数据的实时监控, 并且在这个过程中需要对数据进行有效的管理分析。在这样的情况下, 可以相应地建立在线检测装置主站, 以此来完善远程信息化的管理。

3.3 不断地加强和完善在线检测设备的功能

现阶段变电站的在线检测设备中仍旧存在着一定的问题, 因而针对这些问题需要采取有效的手段来加强和完善在线检测设备的功能。首先, 保证在线检测设备的正常运行, 从而保证其作用的发挥;其次, 保证产品的质量, 加强对产品质量的监管工作, 对其功能进行及时的检测, 完善验收和运行等各个环节。最后, 对开发力量、研发水平等进行综合性的评估之后, 再进行选择, 从而保证在线检测设备使用的有效性。现阶段我国的介损测量以及阻性电流的测量是比较成熟的, 已经逐渐趋近于国外的水平, 因而需要对传感元件中存在的问题进行研究, 提高工艺水平, 从而保证在线检测设备的稳定性和有效性。

3.4 加强在线检测系统智能化水平的重视程度

在线检测设备主要包括信息的采集、数据的处理和分析以及处理意见和决策。从在线检测设备的实际应用情况来看, 数据的处理和分析以及处理意见和决策是比较薄弱的, 因而需要开发相应的软件, 加强对数据的判断和分析。例如可以通过相关的工作来组成专家诊断系统, 以此来对目标设备的故障进行有效的判断和分析。除此之外, 还需要保证信息数据传输的准确性, 相应地提高在线检测系统的智能化水平, 实现和监控系统的联网, 从而逐渐实现设备的自动化管理[3]。

3.5 解决在线检测技术的难题, 扩宽检测设备功能

现阶段在线检测装备的应用比广泛, 但是其中存在的问题仍不可忽视, 并且我国的在线检测技术水平需要得到进一步的提高, 因而就需要加强对科研单位和科研院校的支持力度, 充分发挥他们的作用。加强关键设备的在线检测技术, 相应地开发电力变压器综合性的检测系统, 从而提高在线检测设备分析和判断水平。同时还可以对国外的先进技术及科研成果进行研究, 其中可以侧重于局部放电监测中抗干扰的研究。

4 结语

现阶段各国都十分重视高压变电站的建设, 在建设的过程中也遇到了很大的问题, 这些问题的存在对变电站的正常运行也造成了严重的影响。随着在线检测技术的不断发展, 这项技术也逐渐应用到变电站的建设中, 对保证电力设备的安全运行, 防止事故的发生有着一定的作用。根据我国在线检测设备的使用现状, 我们仍需要一定的改进措施来提高在线建设技术的水平。

参考文献

[1]李海强, 许晓东.电力设备在线监测技术的开发应用分析[J].黑龙江科技信息, 2010, 6 (19) :49-50.

[2]田洋.浅谈如何搞好输变电设备的状态检修管理[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2011, 1 (2) :13-14.

500kV变电设备 篇9

1 自动化系统网络结构

110k V变电站计算机监控系统一般采用开放式分层分布系统, 由站控层、间隔层以及网络设备构成。变电站宜采用单网结构, 站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式, 站控层、间隔层宜采用以太网。

站控层设备主要包括主机兼操作员站、远动装置、公用接口装置、GPS、打印及网络设备等。其中, 远动装置可采用单机配置也可采用双机冗余配置。

间隔层设备包括I/O测控单元、间隔层网络与站控层网络的接口、继电保护通信接口装置等。

网络设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备、网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备。二次设备室内设备之间采用双屏蔽双绞线通信, 需穿越二次设备室外电缆沟的通信媒介应采用光缆。

110k V变电站电能计量系统独立组网, 各电能表通过各表计厂家电能通信规约与站内电能计量终端通信。变电站电能计量终端通过拨号通道或调度数据网络通道与调度主站TMR系统通信。

2 设备安装

110k V变电站自动化设备安装分为屏柜、设备、电缆三类。其中, 测控装置、远动装置和电能计量装置均为组屏安装。设备屏柜应通过螺栓方式与槽钢固定, 屏柜本体应通过截面积不小于25mm2的黄绿接地线与接地铜排相连, 其垂直度和水平偏差应满足规范 (见表1) 要求。

自动化设备安装时, 应注意下述事项:

(1) 屏柜内各设备间应保留足够的散热空间, 严谨设备堆叠安装。

(2) 同一系统的设备应尽量集中安装, 安装布局过于零散增加后期维护难度。

(3) 110k V变电站屏柜位置较少, 柜内设备安装时间距应合理, 尽量预留较多的备用空间以便于后期改造工程。

(4) 自动化设备应使用站内UPS电源或直流电源供电, 具备条件的设备应接入独立来源的冗余电源。

电缆敷设的工艺要求:电缆敷设不交叉, 电缆转向成排、成行整齐排列;先敷设长电缆, 再敷设短电缆;每敷设完1根电缆, 立即沿线整理, 排列整齐;电缆芯线号头使用号码机制作;电缆进入电缆沟、电缆竖井、屏柜、保护管时, 出口应及时封堵严密。

3 设备调试要点

(1) 测控装置调试要点。110k V变电站测控装置调试主要侧重于板卡配置、五防闭锁逻辑设置几个方面。

测控装置板卡配置就是根据测控装置的遥信、遥测、遥控等功能板卡实际配置情况, 完成测控装置程序的软件设置。板卡配置一般在设备出厂前已完成, 但是工程现场存在新增板卡、板卡位置调整时, 需要现场进行板卡配置。

测控装置五防闭锁逻辑是变电站设备电气闭锁的重要组成部分, 配置出现错误可能直接导致遥控误操作、带负荷拉刀闸等事件。测控装置五防闭锁逻辑配置需采集判断其一次设备位置, 同时可能需要利用其它测控装置采集的一次设备位置信号, 故测控装置五防逻辑配置需在完成遥信信号接入与网络联调后, 方可进行。

(2) 综自后台调试要点。110k V变电站综自后台通常采用Windows系列操作系统, 单机单显示器配置。综自后台调试重点主要在于监控系统参数配置、数据库设置、图形绘制、报表设置、信号联调等几个方面。

(1) 数据库设置。监控系统数据库方面各主流综自系统厂家常见的有2种配置方式:先在数据库中定义各一次设备属性, 再在图形界面上关联;先在图形界面上绘制全站所有一次设备, 同时定义一次设备属性, 系统自动写入数据库中。

根据综自系统厂家不同, 间隔层测控装置与站控层综自设备的遥测数据传输一般采用码值传输或二次值传输2种方式, 通用的遥测系数计量公式为:

遥控数据配置工作量相对较小, 但配置错误造成的影响很大。为防范发生误遥控事件, 遥控数据配置完成后应反复检查核对。

(2) 图形绘制。110k V变电站首页索引图应布置相应跳转按钮, 可以跳转至主接线画面和相关分画面。变电站主接线图宜绘制成在一个界面内显示完成, 主接线图画面包括图形和标注两部分内容。

(3) 报表设置。110k V变电站报表系统根据运行需求而定, 分为日报表、月报表、年报表, 包括线路负荷报表、主变数据报表、母线功率报表和电能量报表等几类。

(4) 信号联调。综自后台配置完成后, 需开展信号联调工作, 信号联调分遥信、遥测、遥控进行。

遥信信号联调需结合实际进行, 方可确保一次设备、二次回路、综自系统配置全部正确无误。遥测信号联调可采取设备加量的方式, 初次加量调试在20%、40%、60%、80%、100%、120%额定值数据处均需核对遥测精度是否满足要求。遥控试验需结合站控层、间隔层电气五防进行, 实际执行到位。

(3) 远动装置调试要点。远动工作站 (亦称总控或通信工作站) 是变电站自动化系统的信息控制中心, 它与站内智能设备进行数据交互, 形成相关标准格式信息, 并将其通过各种远动通道传送至集控中心和各级调度。

通常, 远动工作站采用嵌入式系统设计, 其参数配置需通过厂家提供的非标组态软件进行, 相对于综自后台而言, 缺乏良好的人机操作界面和防误功能, 对维护人员的计算机素质要求较高。

部分综自厂家的远动装置除实现传统遥信、遥测、遥控功能外, 还能承担规约转换器的功能。

远动装置的软件调试可分为3个部分。

(1) 远动装置与间隔层智能设备通信规约与数据采集调试。远动装置和间隔层测控装置、测保一体化装置的通信分为直接通信和经过规约转换器转发2种方式。远动装置与间隔层智能设备通信采用国内通用的IEC103规约, 数据传输采用点号+数据值的方式。远动装置和间隔层智能设备的信息点表需对应一致, 一般情况下该信息点表可从综自后台数据库导出。

(2) 远动装置与调度主站系统联合调试。远动装置与调度主站系统调试包括通道调试和转发数据调试2个方面。

远动装置与调度主站常见的通信方式有调度数据网和专线2种。常用远动规约有IEC104、IEC101、CDT、DISA等。远动规约通信双方均需统一遥信、遥测、遥控起始地址、类型等规约参数。配置网络通信通道时, 装置应设置正确的IP地址、子网掩码、网关、端口号等网络参数, 并与调度主站测试网络连接正常。配置专线通信参数时, MODEM的波特率、中心频率、校验方式等通信参数应与主站一致。

此外, 通信规约配置中, 部分参数配置需特别注意。例如, 遥测变化门槛值、数据传输优先级、远动数据信息点表, 数据通信双方信息点序应一致。特别注意点序是从0开始还是从1开始, 避免主站、子站信息错位。在转发表配置中, 若发生同一远动信号在转发表中多次配置的情况, 可能导致转发表无法生效、该遥信/遥测点无法正确上传、误遥控或遥控拒动的现象, 需特别注意。

(3) 调度主站系统与变电站的联合调试。变电站综自系统与调度主站的信号联调应在完成站内综自系统信号核对的基础上进行。遥信、遥测、遥控信号模拟方式与综自后台调试方式一致。

(4) 电能计量终端调试要点。110k V变电站电能计量终端接口一般包括脉冲量遥信信号接口、RS485接口、RS232接口、以太网接口、MODEM接口, 这些接口为终端提供上行和下行通道。其中RS485接口和脉冲量遥信信号接口为终端提供下行通道, 分别与电能表的RS485接口及脉冲电能表的脉冲接口相连。而RS232接口, MODEM接口及以太网接口提供计量终端的上行通道。其中RS232接口及MODEM接口与音频配线架连接, 将采集数据传往调度主站TMR系统, 而以太网接口用网线接入调度数据网将数据传往调度主站TMR系统。

电能计量终端配置需结合专用调试软件或工具进行, 一般需配置的参数分为两个方面。下行通道:电表型号、电表数量、通讯规约及参数、通道类型等;上行通道:RTU地址、通讯规约及参数、通道类型等。

(5) 自动化设备调试注意事项。自动化设备调试中有以下几个方面容易发生错误, 导致难以预计的后果, 自动化设备调试注意事项见表2。

4 验收检查

自动化设备验收人员组成应包括工程项目建设负责单位、调度机构、安装调试单位、设备运行维护单位、现场调试人员及相关单位人员。各系统设备需开展相关验收测试工作。

作为现场验收的技术标准或规程主要有:《变电站计算机监控系统现场验收管理规程》《交流采样测量装置校验规范》和现场施工设计图。

(1) 测控装置验收。测控装置的验收分为设备安装验收和系统功能验收。

(1) 设备安装验收主要包括4个部分:检查板件有无明显的松动、变形、移位;对现场的接线与设计图的标号和编号、电缆的标号和编号、设备的标号和编号之间进行校对, 做到“三对应”;对现场的分布位置与设计图、电缆、设备之间进行校对, 做到“三一致”;检查屏柜、设备、板件固定是否牢固, 电缆接入是否存在松动。

(2) 系统功能验收项目主要包括4个方面, 详见表3。

(2) 综自后台验收。综自后台验收项目较多, 主要包括6个方面, 详见表4。

(3) 远动装置验收。110k V变电站远动装置验收分硬件安装和软件功能2个部分。

远动装置硬件安装验收与测控装置相似, 需检查屏柜、设备与板卡固定、现场接线、安装位置等几个方面。

站内综自系统与各级调度的信号联调试验是远动装置验收的重要组成部分, 所有信号要求正确无误。其中, 事故总信号配置需确保不漏发、不误发。

对于远动配置为双机或远动至上级调度通道为多通道的变电站, 还需要开展远动主、备机切换测试 (切换时间≤20s) 和远动主、备通道切换测试 (切换时间≤10s) 。在切换测试过程中, 需特别关注调度主站系统是否存在遥信、遥测跳变或归零的现象。

(4) 电能计量系统验收。电能计量系统验收关键点包括:

(1) 屏柜、设备与板卡固定、现场接线、安装位置检查。

(2) 拨号通道防雷检查。

(3) 电能计量终端与电能表计通信检查。

500kV变电设备 篇10

开平站220 k V采用双母线带旁路的接线方式, 配电装置采用普通中型布置;110 k V采用双母带旁路线的接线方式, 配电装置采用双列半高型布置, Ⅰ段及Ⅱ段母线与旁路母线、母线主设备为上下2层布置, 是目前全省为数不多采用该布置方式的变电站之一, 布置和接线较为复杂, 特别是母线侧隔离开关布置在10 m以上的高台上, 机构操作杆太长, 增加了现场操作的难度和危险性, 给运行人员的设备巡视和维护带来一定的安全隐患。另外, 根据开平市电网近期工程建设以及电网规划, 还将增加开平站到其他110 k V变电站的出线。由于开平站内的110 k V设备已经布置了整个110 k V设备区, 没有扩建间隔的空间, 变电站周围都有厂房, 已经没有向站外扩展的空间, 这将影响以后电力工程的建设和电力规划的发展。

基于上述种种原因的考虑, 将开平站110 k V设备区改造成紧凑型布置的封闭式GIS设备成为了首选的改造方案。

220 k V开平变电站是一座枢纽变电站, 正常运行方式下, 主要向开平市9个110 k V变电站输送电量, 主要担负着开平市城区和以及开平市西南7镇的工业及居民生活用电的供电任务。而且, 站内110 k V设备多, 改造难度大, 因此, 110 k V设备区改造设计方案的优劣、改造过程的转接电方案可靠与否, 以及设备安装施工质量的好坏都至关重要。以下分别就方案设计、建设过渡期转接电及设备安装几方面的重点和难点作详细的阐述和探讨。

1 设计方案的考虑

1.1 接线方案的选择

本期改造, 不改变开平市电网的结构, 不改变变电站在系统中的作用和地位, 根据标准化设计要求对电气接线方式稍作改变, 即取消旁路, 将原来双母线带旁路的接线方式改为双母线带母联的接线方式。本期工程无需全部安装备用间隔设备, 但考虑到以后扩建的方便, 需安装备用间隔的母线刀闸。

本改造工程是在南方电网公司“220 k V变电站标准设计”基础上结合本开平变电站的实际情况, 进行适当调整设计。

1.2 设备选型

由于110 k V设备区无法再进行新间隔的扩建, 因此选用紧凑型布置的封闭式SF6GIS设备。而且, 考虑到尽量缩短施工时间和保证设备安装时间的可控性和稳定性, 设备首选室内布置方式。同时, 南方天气温度高、湿度大, 环境温度和湿度对户外设备运行状况的影响较大, 将会缩短设备的寿命, 且开平站附近工厂较多, 污染较重, 采用室内布置形式将是最优的选择。

1.3 快速接地开关的设置

GIS设备与常规设备有所不同, 除了需配置常规的检修接地开关外, 还需特别配置快速接地开关。GIS设备与常规设备一样, 检修接地开关设置在断路器两侧的隔离开关的旁边, 起到断路器检修时两侧接地作用;而GIS设备因为是气体绝缘组合电器, 受电气特殊结构的影响而需增设快速接地开关设置在出线回路的出线隔离开关靠线路侧, 并起到几个不同的作用: (1) 开合平行架空线路由于静电感应产生的电容电流和电磁感应产生的电感电流; (2) 当外壳内部盆式绝缘子出现爬电现象, 并发展成外壳内部燃弧时, 快速接地开关可将主回路快速接地, 利用断路器切除故障电流以保护GIS设备的外壳不被烧穿。

1.4 电缆与架空出线方式的选择

原110 k V出线均为架空出线, 由于旧设备改为GIS设备后, 间隔间的距离大大缩小, 每条110 k V出线再按原来的方式采用架空出线已不可能, 全部采用电缆出线又大大提高了工程的投资, 而对电缆线路的运行维护又提出了较高的要求;而架空出线有投资较少、运行维护方便的特点, 故110 k V最大限度地采用架空出线 (5条) , 其他采用电缆出线 (6条, 含2条备用出线) 两相结合的方式, 既满足了运行管理的方便需求, 又满足了投资的经济性, 是一个最合理、最科学的方案选择。

1.5 室内通风装置设计考虑

SF6气体的密度较大, 约是空气的5倍, 泄漏后将沉积于室内地面附近或缆沟等低洼地方, 如浓度达到一定值将使人窒息, 所以在SF6GIS设备室内应设置换气量充分的通风设施, 并配备SF6浓度仪和氧量仪, 相应的控制开关均应设置在GIS设备室外, 在进入室内前可测量出SF6浓度和氧量, 并可先打开控制开关将室内SF6气体排出, 确保人身安全。

2 工程投产前过渡期间的电网结构考虑

在开平站部分旧110 k V设备拆除期间, GIS新设备投产之前, 如何最大限度地保持开平市110 k V线路之间的联络显得尤为重要。

新建GIS设备配电装置楼要建设在拆除远离进站大门的#2主变的110 k V主变间隔、4个110 k V出线间隔、母联间隔的位置上, 考虑到共用构架及保持施工与运行设备的安全距离问题, 旁路间隔仅拆除连线停用设备, 不拆除设备及构支架。

拆除上述设备后, 开平站110 k V只剩下单母线运行、单台主变提供110 k V进线、4条110 k V线路切断与开平站的联系。开平市共有3个220 k V变电站, 并因此也以该3个220 k V变电站形成了3个可靠的环网, 3个220 k V变电站又通过110 k V线路形成了一个相互连通的强大网络。因此, 任何2个220 k V变电站连线的断开都会给开平市乃至周边的城市的电网可靠运行造成极大的影响。解决的办法是在开平站外的两基110 k V进站终端铁塔处将4条切断与开平站的联系的110 k V线路两两跳通 (2个铁塔都是双回路铁塔) , 并将开平站另外1条110 k V出线 (未拆除出线间隔) 并接到其中一回跳通的110 k V线路上, 这样就保持了3个220 k V变电站的连通, 最大限度地保持了开平站110 k V新设备投产前开平电网的稳定性和可靠性。3个220 k V变电站之间的连接如图1所示。

3 GIS设备安装应注意的问题

SF6GIS设备 (气体绝缘组合电器) 是将变电站内一次设备, 包括断路器、隔离开关、检修开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、电缆终端、进出线套管等组合为一个封闭整体, 它占地面积小, 检修维护少, 是较理想的一次设备, 但其对施工工艺的各个方面要求极为严格, 每一环节和小项都必须认真细致进行, 任何一个微小的疏忽, 都有可能造成极为严重的后果。

3.1 安装前的准备

(1) 土建工程开工之前要与电气专业做好充分的技术衔接, 做好相应的预留孔和预埋管, 保证土建施工的一步到位, 避免电气施工时的重复返工。而且, 土建工作必须全部结束, 包括楼房的地面、墙面、预埋管、开孔、门窗等工作应全部完成, 附属设施如吊车、照明、通风等也要全部安装完毕, 配电楼附近的电缆沟和构支架都应该修建完成和安装好, 以确保GIS设备安装期间良好的洁净度不受影响。

(2) 土建工程结束后GIS设备安装前, 土建和电气专业必须进行严格的交接验收工作, 确保所有土建及涉及电气专业的土建工作全部完成, 如未完成必须先完成并在条件允许的条件下才能进行电气安装工程, 切不可土建工程与电气工程同时施工。

(3) 保证清洁度是GIS总装和现场安装最重要的任务, 安装前应将作业区内的杂物、尘土清扫干净, 并用水冲洗场地, 使工作面洁净无灰尘, 洁净度小于0.03 mg/cm2, 环境温度在-5～40℃之间, 湿度不大于80%。

(4) 元件装配前首先进行以下检查:瓷件无裂纹, 绝缘件无受潮、变形、剥落及破损, 元件的接线端子、插件、清洁、无锈蚀, 各分隔气室的压力值和含水量应符合产品的技术规定, 密度继电器、压力表应经检验合格。清点附件、备件、规格符合设计要求。

3.2 严格控制GIS设备安装的洁净度

首先施工人员穿着应采取防尘、除尘措施, 而且作业区内不能进行产生粉尘及金属微粒的作业, 由于部分GIS厂家的管理问题, 出厂时GIS内还残留有杂物, 而且在安装和拆除螺栓时, 也可能产生金属碎屑, 这些杂质落入气室内是十分危险的, 安装完后必须仔细检查, 并清理干净。对准备组装的单元, 先进行清扫, 然后拆开临时密封盖, 对内部有毛刺及凸凹不平的地方进行清理, 用吸尘器清除内部灰尘, 用无水酒精和洁净的确良布擦净内表面、绝缘子、连接头、导体、法兰等各个元件。然后用吸尘器除尘, 再用高级“无毛纸”和酒精作检查, 确认清除干净后, 再用新塑料布将端部包装密封, 等待连接。

3.3 安装的质量控制

(1) 法兰螺栓的紧固原则。对GIS罐体法兰与盆式绝缘子的联接, 罐内导体与绝缘件的联接应使用力矩扳手紧固螺栓, 避免螺栓紧固过度或不足, 对于竖直安装的盆式绝缘子, 紧固螺栓时应该遵循左、右、上、下有顺序地中心对称紧固的原则。当拧紧2个以上螺栓时, 螺栓不能一次拧紧, 应反复多次拧紧, 具体的安装细节按照厂家说明书详细规定进行。

(2) 设备密封问题。SF6气体是电气设备的重要绝缘介质, 它维持着设备的绝缘水平和保证优良的灭弧能力。密封性是GIS设备长期安全运行的关键, SF6气体泄漏对设备的影响很大, 若气体压力下降超过额定压力的15%左右时, 设备将处于闭锁状态而不能操作。GIS设备的漏气点主要有以下部位:管道焊缝、动触头的拉杆密封部位、法兰交接面、套管与法兰的密封部位、阀门、密度继电器等。在各部元件连接前, 除去盆式绝缘子的保护罩, 并用无毛纸蘸丙酮仔细擦洗盆式绝缘子表面及内嵌导体的表面, 以保证其连接的密封及导体的可靠接触, 并装上密封圈。密封圈的安装, 先拆下密封面的保护罩, 检查密封面和密封槽的表面粗糙度是否有磕碰损伤。如果是轻微损伤, 用1000号细砂纸或油石仔细打磨。如果情况严重, 必须更换新件。检查密封圈有无制造质量问题, 如果有变形、开裂、损伤等现象, 必须更换。因此, GIS设备充气后应进行严格泄漏检测, 以消除隐患, 保证设备安全运行。

(3) 温度补偿型伸缩节的调整问题。温度补偿型伸缩节主要用于吸收因热胀冷缩振动或其他外力作用而引起的管道和设备的小量位移。有时GIS设备安装时达到平衡, 但因安装基础不平或安装孔距超差造成的误差需调整伸缩节。因此, 要提前按厂方或设计单位提供GIS安装基础图纸, 严格检查GIS安装基础建造是否符合图纸要求, 并做好各基础测量点的标高记录, 严格控制GIS与主变压器联接的伸缩节的调节量不超过±10 mm (包括高度与水平方向) , 因此, 基础基准点的选择是否合理至关重要。水平偏差应小于3 mm, 并在地面上对安装点进行标识, 做好记录。

(4) SF6气体含水量的控制。SF6气体中水分造成的危害一方面是高温下发生化学反应产生HF6等腐蚀性的剧毒物, 另一方面使绝缘件表面出现凝露降低绝缘性能, 产生放电。GIS设备充气前抽真空是控制SF6含水量的重要保证措施, 它不仅能减少SF6气体本身的水分, 也减少了罐内其他物质内所含的水分。充入六氟化硫气体之前, 应先检查六氟化硫气瓶里的水分, 其水分含量应小于8×10-6。充气24 h后再做微水试验, CB气室应小于150×10-6, 其他气塞应小于250×10-6, 经微水合格24 h后再用检漏仪检漏。

4 结语

要顺利完成一个运行中的220 k V变电站110 k V设备的改造, 除了要具有一个科学合理的设计方案外, 还要保持过渡期间电网的安全可靠运行, 做好相关的事故预想, 同时还要控制好GIS设备安装的质量, 加强GIS设备在生产及安装各环节的管理, 这样才能真正保证改造工程的顺利进行。

摘要：通过对一个具体220kV变电站110kV设备区改造进行探讨, 就设计、线路转接电、设备安装中的难点和重点问题作了深入的阐述, 并提出了科学、合理的解决方案。

关键词：变电站,设计,线路转接电,设备安装,探讨

参考文献

[1]水利电力部西北电力设计院编.电力工程电气设计手册 (电气一次部分) .中国电力出版社

[2]电力工业部西北电力设计院编.电力工程电气设备手册 (电气一次部分) .中国电力出版社

[3]南方电网变电站标准设计“220kV变电站标准设计”

500kV变电设备 篇11

关键词：500 kV；变电运行；安全管理

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）21-0115-01

电力是整个国家的经济命脉，变电站又是构成这一核心的基石，安全、有效的变电站管理运行主要是对设备和工作人员的管理，能否做到安全管理也直接关系到了整个电力部门的经济效益。提高管理的水平，确保变电站稳定、高效的运行，向社会各界输送更加优质、可靠地电能也是做好安全管理工作的主要目标。

1 500 kV变电站运行的安全管理中存在的问题

500 kV变电站采用的是高压送电，相比于一般的输电线路，其输送的容量更大，距离更远，输电线路更多，这就增加了安全管理的难度。一直以来，电力部门都将加强变电站运行的安全管理作为其核心任务，传统的管理工作既有其成功的地方，也取得了不错的成绩，但是就目前的发展趋势而言，固步自封的管理模式不能追赶上电力行业的发展步伐，在诸多地方仍然存在着比较明显的漏洞。具体表现在以下几个方面：

①安全运行管理的模式较为落后。大部分的变电站都在安全运行管理工作方面制定了诸多的准则，也列出了诸多的严格要求，但是在实际执行的时候依然是不预防、不维护，等到问题来了就匆忙应付的安全管理方法，这种“救火”方法在实际的执行过程中经常会忽略对于中间环节的管理，只在乎对最后的结果进行管理，而过于轻视制度的执行、安全知识的培训，对于监督、巡视、维护等工作明显重视程度不足。

②对于安全管理工作缺乏考核制度。在实际的安全管理工作中，经常会出现没能依照标准化的作业流程对工作人员的具体任务进行详细的考核。正是因为一部分安全管理工作人员缺乏足够的安全意识，在进行安全维护工作时不够仔细、负责，一味的追求速度、省事，进而导致诸多的违规操作现场产生，这些考核制度缺乏都是造成安全管理工作没能得到很好开展的内部原因。

③安全管理模式只留于表面。命令的一级传达是实现变电站安全运行管理的主要形式，但是经常会出现现有的操作准则只能停留在表面，没有对制度的检查以及监督给予足够的重视。同时，对于变电站的管理还存在意见反馈的漏洞，导致诸多的安全考核及评比工作都没能做到实处，不够彻底，对于现场的检查工作也不能及时进行，最后的结果不能及时向上级反馈，很大程度上挫伤了工作人员的热情和积极性。

④缺乏完善的安全预防措施。大多数变电站在对安全问题的管理上都是采用的事后调查，对于安全事故的预防措施明显准备不足。所以，对于变电站的安全性要做好及时的估测工作，对于已经存在的安全隐患问题要制定好详细的预防以及应对方案，及时、有效的消灭这些安全隐患。

2 500 kV变电运行安全管理的可行性措施

2.1 PDCA的过程安全管理办法

PDCA的过程安全管理办法也就是讲全部的过程、全体工作人员、全面化的管理相结合的管理模式。在利用这种管理模式的时候需要与变电站运行的具体条件相结合，采取科学、有效的管理措施，对变电站的安全运行实行全方位的管理。首先需要做的就是找出运行中存在的漏洞、分析问题产生的原因、找到病因之后制定出具体方案，依照方案严格执行、对于每个环节进行仔细的检查分析、将工作中的经验就行总结、将经验转化为今后的标准，利用PDCA模式对残存的问题进行再一次的检查、改进正。换个角度说，PDCA是在不断进行完善的基础上可以无限循环的过程。

2.2 对运行中的风险进行合理评估

对风险进行评估可以划分为：评估设备存在的风险、评估作业中存在的风险、评估工作环境与人员的健康问题等。

①评估设备存在的风险。要能够清晰地了解变电站在运行时整个设备的状况，这就需要做到定期的对变电站内部的设备（包括了一级、二级设备）进行有效、全面的检测评估。设备的评估一般分为4个不同的等级，整个的运行情况十分良好的变电站设备就是我们通常说的第一等级，剩下的等级设备都存在者不同程度的缺陷。在检测评估中发现的问题要详细记录下来，在之后的维护、检修工作中要将其列为重点的关注对象。在进行一段时间的维护工作时也要详细观察设备的缺陷是否得到了消除，进一步降低变电站设备存在的风险。

②评估作业中存在的风险。评估作业中存在的风险也就是在对变电站进行巡视、维护、检修以及安全事故的处理工作时可能存在风险进行合理、有效的评估。对于一些风险程度比较高的作业要采取必要的措施，比如开关小车以及刀闸等操作，这些作业都涉及到了变停送电、接地等，这些都是可能会造成人身危险的高危作业，可能会造成人身的伤残，严重的甚至会威胁工作人员的生命安全。常采用的必要措施包括：穿绝缘性较好的鞋、佩戴绝缘手套以及安全帽、定期开展安全知识讲座、开展急救措施演练等。

③评估工作环境与人员的健康问题。对变电站检修工作中经常会涉及到的办公区、主控室、通信的机房、高压室、工具器械摆放室以及电缆层等进行风险的评估，及时发现会影响工作环境以及人员健康的问题所在。

2.3 制定合理的作业标准

为了提高安全管理的效率，应编写规范化的作业流程和制度标准，例如编写设备维护、设备标识等方面的规范。特别是对于变电站的倒闸操作，还可以编写作业流程，强化作业标准和现场管理。例如，对于倒闸操作前的准备工作、作业人员、工时要求、操作工的器具、风险分析及预控措施、操作记录等都应有明确的规定。

2.4 做好巡视、检查工作

为了能够更好地检测到变电站在运行过程中可能存在的安全风险，就需要建立严格的巡视、检测制度。要定期制定好详细的工作计划，对于风险系数较高的作业制定好任务的观察制度。进行任务的观察时要不能干扰正常的作业，对于工作中不规范的操作行为要及时进行制止，并对其进行正确的动作演练。

2.5 事故的预防以及分析制度

要及时采取积极、有效的措施对于可能发生事故进行预防，对预防的最终效果定期进行总结分析，对于管理中存在的不足要及时进行改进。定期进行集中性的安全检查工作，还要把作业检查、管理力度检查、设备检查紧密结合起来。要进一步的改善应急机制，第一步需要做的就是建立起一整套完善的应急预案，比如在设备存在缺陷时应急处理措施、出现大面积的停电故障是的应急措施、对于直流故障的抢修办法、火灾的应对机制以及事故的跳闸应该如何、人身安全事故的处理办法等。最后就是要对这些应急的机制定期的进行真人演练。还要不断的对演练模式进行创新，以便更有效地对工作人员在应急故障时的处理能力进行锻炼培养，提高工作人员在这方面的协调组织能力。

3 结 语

变电站作为整个电网系统的运行中心，是维持整个电网正常运转的核心部件。500 kV变电站的安全管理始终是电力生产部门必须关注的重点任务，以此保证社会生产生活的正常用电，为经济发展提供保障。

参考文献：

[1] 叶容慧.500kV横沥变电站运行的安全管理研究[D].广州：华南理工大学，2010.

500kV变电设备 篇12

一、110k V变电设备状态检修的意义

电力系统运行一旦出现问题, 会引起严重的设备事故。为了提高操作的安全性, 电力行业必须结合企业发展的实际需求, 采取多种有效措施, 对110k V变电设备状态进行检修。一直以来, 我国采用预防性试验以及定期计划检修两种方法对变电设备状态进行检修, 预防性试验不以设备实际运行状态为依据, 这种维修方式更加注重“到期必修”, 但是, 在实际运行过程中, 很多变电设备在没有到达维修期之前就已经存在严重的问题, 设备的使用率也因此降低。由于设备一直处于亚健康状态, 变电设备在高压、高负荷的工作环境下, 其寿命受到严重缩减。为了解决以上问题, 110k V变电设备状态检修工作显得尤为重要。

状态检修实际上是利用监测技术对运行中变电设备的将抗状况进行检测, 不仅可以离线检测, 还能同时在线监测。通过检测过程中收集到的信息, 结合变电设备运行的实际状况, 对其故障发生点和故障程度进行准确判断。状态检修人员应该结合变电设备的实际状况对其继续检修, 减少因周期性检修带来的弊端。对110k V变电设备进行状态检修不仅可以减少故障的发生率, 还可以保障电网的供电安全, 是节约检修成本, 促进行业发展建设的重要手段。

二、110k V变电设备状态检修故障的原因和检测内容分析

(一) 造成110k V变电设备状态检修故障的原因

近几年, 110k V变电设备出现故障的比例不断增加, 笔者结合多年工作经验, 对引起110k V变电设备状态检修故障的原因做了以下总结:第一, 短路导致绝缘材料过热。短路导致绝缘材料过热是以图如下所示。变电设备在实际运行过程中很容易产生短路问题, 一旦出现短路事故, 会产生大量短路电流, 设备内部热量会不断增加, 从而降低设备内部绝缘材料的性能呢, 导致设备受损;第二, 短路导致设备变形。输电设备产生大量短路电流后, 短路电流会产生较大电磁应力, 导致变电设备变形受损。如图1所示。

(二) 110k V变电设备检测内容

第一, 电器检测。电器检测是110k V变电设备检测的主要内容之一。首先, 要对电路的绝缘性进行检测, 检测对象是电路中的瓷、玻璃、以及合成绝缘子等;其次, 对接地中的线路进行检测;另外, 对绝缘污垢进行检测;最后, 进行线路雷击测试。第二, 线路环境检测。线路对内部设备有较大影响, 主要表现在线圈、绝缘子和金属对无线电的影响。线路环境还会影响线路检测的结果, 对各输电设备的运行状况也有直接影响。第三, 机械学检测。包括对金属零部件、导线磨损情况以及变电设备杆塔等检测。

三、110k V变电设备状态检修完善策略

(一) 提高状态检修人员的综合素质

状态检修人员的综合素质是提高110k V变电设备状态检修效益的重要手段。为了满足现代市场经济的发展, 必须改变传统的电力设备维修体制, 结合现代科技手段对其进行创新。变革电力设备维修体制的首要任务是提高电力行业全体职工对状态检修工作重要性的认识, 状态维修和定期维修对维修人员的综合素质要求不一样, 定期维修要求工作人员熟练掌握某一项维修技能。但是, 状态维修则需要已组织的形式联合工作, 各技术部门都必须掌握牢固的维修技术、具备独立解决问题的能力。只有满足以上要求, 状态检修工作人员才能在第一时间内准确地判断出变电设备存在的问题。最后, 为了提高状态检修工作人员的综合素质, 电力企业还应该定期组织技能培训, 提高工作人员技术水平的同时, 引导职工对相关理论知识进行深入了解。

(二) 加强变电运行设备的缺陷管理

加强变电运行设备的缺陷管理是完善110k V变电设备状态检修效益的重要手段。首先, 状态检修工作人员应该充分了解110k V变电设备的基本运行状态, 收集110k V变电设备运行过程中的相关数据信息, 对数据信息进行具体分析。加强变电运行设备的缺陷管理还需要电力企业安排专业技术人员从事设备缺陷管理工作。目前, 在线监测使用的频率较高, 状态检修工作人员应该对在线检测方法中进行测试, 从而分析变电设备是否正常运行。加强变电运行设备的缺陷管理, 还需要电力企业建立相关监督机构, 充分发挥检测和监测机构的作用, 做好设备缺陷记录, 确保数据信息的真实性。最后, 电力企业还应该组织相关部门对设备缺陷数据进行分析和讨论, 总结设备故障出现的原因, 经过专业技术人员的审查对故障设备进行维修改造, 保障设备运行的稳定性。

(三) 利用先进设备结合科学方法进行设备状态检修

传统的检修方法存在较大问题, 电力行业必须结合现代科技手段对110k V变电设备状态检修进行改革创新。首先, 安排专业技术人员对收集到的设备状态数据进行分析, 以设备状态数据分析的结果为依据, 判断设备的健康状况, 同时, 还能依据设备状态数据调整检修周期, 降低检修成本的同时, 为设备状态检修工作提供质量保障。另外, 完善110k V变电设备状态检修, 还需要结合科学方法进行设备状态检修, 例如, 针对比较重要的变电设备, 应该采用加权计算法进行评分, 其结果可以有效提高变电设备运行的可靠性和安全性。最后, 为了保障变电设备的健康运行, 设备检修工作人员还应该学习科学的检测方法, 优化变电设备的维修内容和维修模式, 为工作人员的人身安全提供保障。

(四) 以科学的态度进行状态检修

完善110k V变电设备状态检修还要求状态检修工作人员以科学的态度进行状态检修。工作人员的态度是检修工作顺利开展的基础保障, 也是提高工作积极行, 保障维修质量的重要手段。以科学的态度进行状态维修需要从以下几方面进行完善:第一, 针对电力设备运行状况, 设置多种状态检修的可行性方案。建立变电设备状态检修数据手机库, 为状态检修工作的顺利开展提供动力保障。电力企业还应该建立诊断系统, 对数据信息进行科学分析, 利用现代科学工具对故障位置进行准确定位;第二, 以信息库和离线检测为核心。将数据信息库和离线检测中心获得数据统一, 提高检测结果的真实性。另外, 还要将离线检测和在线监测相统一, 综合使用两种检测方法中的成熟部分, 为状态维修工作提供技术保障;第三, 抽检设备状态诊断中心。充分发挥各个专业状态量对检修工作的影响作用, 以专家智能系统为依据, 进行跨专业检修, 为提高110k V变电设备状态检修的准确性提供技术保障。

结束语

综上所述, 110k V变电设备状态检修工作在电力行业的发展建设中发挥着重要的作用, 其理论和技术在今后的发展建设中还有很多地方需要研究探讨。变电设备状态检修工作不仅可以保障电网的安全运行, 还是促进电力行业获取经济效益的重要手段。因此, 行业建设者应该在明确110k V变电设备状态检修意义的前提下, 了解我国变电设备状态检修存在的问题, 针对问题, 采取有效措施, 如提高状态检修人员的综合素质、加强变电运行设备的缺陷管理、以科学的态度进行状态检修以及利用先进设备结合科学方法进行设备状态检修等, 为我国电力行业的发展建设作出应有的贡献。

参考文献

[1]黄煜楚.110kV及以下输变电设备状态检修探讨[J].科技与企业, 2013.

[2]罗江波.110kV变电运行中状态检修完善策略浅谈[J].科技与企业, 2013.

[3]戚君臣.试论110kV变电运行状态检修的完善策略[J].科技风, 2013.

[4]何砚.输变电设备状态检修绩效评价体系的研究[D].华北电力大学 (北京) , 2011.