检修与试验论文

检修与试验论文（精选8篇）

检修与试验论文 篇1

环氧树脂浇注绝缘干式变压器一般简称干式变压器，由于其具有良好的电气绝缘、机械强度、耐雷电冲击能力特性，且抗温度变化、湿度变化、短路能力强，重量轻、体积小、损耗低、易于维护，已经广泛应用于以中高压（一般10kV）或低压（一般380/220V）方式受电的用户，同时也是国家推广的节能降耗设备。然而，作为电力系统的终端设备，特别是大负荷重要用户，变压器的运行维护、检修试验直接影响着受电用户的供电安全。下面结合本单位十几年来的设备运行情况谈些看法。

1 运行维护

自变电所或开闭所正式送电，其变压器即进入运行维护阶段。运行记录是保障设备良好运行必不可少的，内容一般包括三相绕组的温度、环境温度、异常响声、风机状况等。除此以外，还应重点做好以下几方面。

1.1 认真做好日常巡视检查

巡视检查是保障变压器安全运行的基础性工作，绝不可敷衍，作为一级负荷用户，特别是一级特别重要负荷用户尤其如此。变（配）电所内部的变压器，每小时巡视一次，夜间负荷较轻可以每两小时一次；对于无人值守的变电所的变压器，每班次（8小时工作制）不少于2次，在认真做好运行记录基础上还应注意观察有无漏雨、进水及变压器室的门窗状况等。遇有下列情况时，应对变压器增加巡视检查次数：新装或经过检修、改造的变压器投入运行在72h内，停运时间超过半年以上再次投运的变压器，雷雨、浓雾、大风、暴雪等异常天气，高温季节、负荷高峰时段，过负荷运行。

值得注意的是，在使用条件中规定的温度值是变压器正常的运行条件。在不超过GB6450-1986《干式变压器》、IEC726-82《干式变压器》和DIN42523-87《浇注树脂干式变压器》规定的绕组平均温升前提下，变压器是可以在限定时间内超过额定容量运行（允许过载量与环境温度、冷却方式有关）的。各种绝缘材料的耐热等级的允许最高温度是一定的，详见表1。

1.2 定期做好设备除尘

定期除尘对干式变压器良好运行有着至关重要的作用。运行中的变压器，积尘量过多，将会直接影响散热，气候潮湿极易形成安全隐患。这不仅降低变压器的工作效率，还有可能导致变压器绝缘降低，甚至造成绝缘击穿。特别是北方地区，气候干燥、沙尘暴无孔不入，而且异常天气时有发生，每年至少进行1-2次全面清理，首先用吸尘器或干布清洁变压器构件、绝缘子、分接引线等表面尘土，再用手提吹风机或干燥压缩空气（氮气亦可）把内部风道的积尘吹出，同时人工启动变压器自身冷却风机，这样既能检查试验强迫风冷设备，也能清理风道内尘土，以保持变压器良好的散热环境。我单位一台10kV/800kVA动力变压器，在负荷高峰季节，就曾经发生一起爬电打火现象，由于值班员巡视发现及时，停电后对变压器风道内外进行了全面清洁除尘，问题得到了解决。

1.3 定期检查温控设备的运行状态

变压器在完成电能传输转换的过程中，正是自身的电能损耗造成了变压器绕组的温升。众所周知，变压器寿命就是绝缘寿命。电力变压器的绕组温度超过其绝缘耐受温度，是导致变压器不能正常工作的主要原因之一。因此，不仅要做好变压器的温度记录，注意观察变压器的温升变化，而且要每个季度检查一次温控设备，防止温控设备故障导致误动作或异常指示影响设备安全运行，目前简便可行的工具首选红外测温仪。自2003年非典以后，我单位中心变电所就把红外测温仪作为值班巡视工具，以提高巡检针对性、可靠性、安全性。2007年制冷站用11#变压器发生超温报警并造成高压馈线柜自动跳闸停电，经过几次用红外测温仪检查，发现变压器运行温度没有出现异常，判断自动温控器可能存在故障。之后更换一台新型温度控制器运行至今没有出现超温报警现象。

1.4 定期做好去潮除湿，保持环境干燥

环氧树脂浇注干式变压器虽然具备耐潮、抗湿的特点，但是绕组绝缘能力除了容易受发热温升破坏以外就是环境潮湿了。环境潮湿受自然气候制约，特别是南方梅雨季节、北方暑热季节，既不利于本体散热，又容易破坏绕组绝缘能力，用2500V摇表就可以简单判断绝缘强度高低。在潮湿、多雨季节来临后，除了加强巡视预防漏雨、进水发生外，采取一定技术措施是必要的，安装进排风系统，定期检查、定时开启循环风，条件允许可以安装空调，以保持变压器周围适当的湿度和温度。

1.5 定期检修，确保接点紧固连接可靠

电能在变压器铁心和绕组中的损耗转变为热能，引起各部位发热。随着负载调整、季节变化，负载损耗使得变压器温升变化剧烈，各部位连接点不可避免地发生应力变化、紧固件及连接点松动等现象。它们一旦松动后不能及时紧固，就有可能产生振动、发热，巡检不到位有可能造成过热现象，这将严重影响运行安全。因此每年在春、冬季节安排两次停电检修是非常有必要的。检查主要有：一、二次侧线路连接是否紧固；一次绕组分接头连接是否紧固；铁心轭铁的夹紧螺栓是否紧固，有否退火现象；软连接螺栓、接地端子是否紧固；绝缘子有无龟裂、放电痕迹。检修周期：干燥清洁场所，每12个月进行一次；若是有灰尘或化学污染的空气、潮湿的环境，应该每3-6个月进行一次。

2 变压器检修试验

变压器试验是变压器安全、可靠运行的技术保证，也是决定变压器是否投入运行或退出运行的依据。每次全面检修完毕，都需要对变压器进行简要的项目试验，以便掌握变压器运行状态。

2.1 绕组直流电阻的测试

从高、低压侧母线的开口端测量高、低压侧的线电阻，其每侧三相电阻的不平衡率不应超过2%，以确定高、低压母线分别与本产品的连接是否坚固可靠，如超过此值应检查母线连接处是否可靠等。另外，对比测试数据与设备出厂试验参数，并做好记录，作为每次检修试验参考。

2.2 绕组绝缘电阻的测试

使用2500V摇表检查高压侧对地和低压侧对地的绝缘电阻不应小于下列值：

高压侧/地≥250MΩ

低压侧/地≥50MΩ

高压侧/低压侧≥250MΩ

10kV变压器绝缘电阻的最低合格值与温度有关。运行的变压器绝缘电阻最低合格值参考如下表2所示。

如果测量值大大低于以上值，则应检查变压器是否受潮，再重新测量。在比较潮湿的环境下，变压器的绝缘电阻会有所下降，一般地若每1k V的额定电压，其绝缘电阻不小于2MΩ（25℃时的读数），就能满足要求。但是如果变压器遭受异常潮湿发生凝露现象，则不论绝缘电阻如何，在其进行耐压试验或投入运行前，必须进行干燥处理。

参考文献

[1]孟宪章,罗晓梅.10/0.4kV变配电实用技术.机械工业出版社.

[2]进网作业电工培训教材.辽宁科学技术出版社.

变电检修技术与管理 篇2

【关键词】变电；检修技术；管理

电力行业在近几年发展速度非常快，江西电力行业也得到发展，取得一些不错的成绩，但是在发展过程中存在一些问题，电量供不应求，特别是用电高峰期，造成用电紧张情况。江西电力产业结构不合理，由于江西电力主要是以火电为主，使用煤炭会对环境和资源造成一定的影响。江西煤炭资源并不是很丰富，火电发展需要大量的煤炭资源支撑，会造成当地资源紧张。电力工业产生的废气也会影响空气质量。虽然江西电力以火电为主，水电为辅，可是在发展水电工业时，对市场实际发展情况不了解，高估水电工业发展带来效益，造成水电浪费。

一、变电检修技术分析

（一）故障诊断。1、综合诊断方法具有完整的诊断流程，它需要诊断人员收集大量的信息，对这些信息进行处理和归纳，除收集信息以外还需要采用专门的系统分析相关信息，对归纳总结的信息进行最后的整理，就可以形成故障诊断结论；2、分析对比方法，先分析以前的检查结果，从多个方面进行分析，得出最终结论。将各种结论进行对比，采用合适的方法，可以知道分析方法是否正确，有没有实际意义。如果分析结果显示没有意义，说明变电设备还没有出现较大问题。还可以将同类型的设备结果进行对比，进行实验室需要设定相同的条件，避免实验结果不准确。

（二）状态监测。1、变电检修工作人员要实现监测需要设备和系统的支持，根据查找的相关资料，在综合分析变电设备工作状态情况，统计出相关数据。还需要对变电设备进行监督和管理，随时掌握运行情况；2、检修工作需要严格遵守工作要求，采用合符标准的方法和技术对设备进行检测，首先需要解体设备，对设备定期进行检查和维护，方便检修工作人员掌握设备运行情况，出现设备故障可以及时采取措施处理；3、变电检修人员除可以在线检测以外，还可以离线监测，这需要采用相关设备辅助工作进行，例如振动检测仪。要了解设备的运行情况，检查设备，保证设备可以正常运行。

（三）具体检测。要实现具体检修需要检修人员和相关设备配合，采用故障检修系统严格控制变电设备运行情况。

二、变电检修管理存在问题

（一）检修计划有待改善。目前的检修计划需要依靠人员制定，在实际应用中存在问题。检修计划操作流程比较复杂，技术不熟练的工作人员在操作中很容易出现问题，例如检修时间过长。检修中没有发现的问题很可能导致电网运行存在问题，这将威胁电力工作运行情况。需要针对电力系统运行情况重新制定检修计划，要符合电力运行标准，提高变电检修工作效率。

（二）管理存在问题。变电检修工作具体工作情况可以通过每个月检修计划反映出来，很多企业采用年度或者季度检修计划，可以在施工中发现存在的矛盾，而月度检修计划可以协调两者之间的矛盾，真正把实际的工作情况反映出来。有的电力企业管理工作容易受到干扰，影响电力系统运行，还会对公司工作进度安排造成影响，需要根据电力企业具体工作情况，实行有效的管理。

（三）检修现场安全问题。变电检修工作由于受到设备和其他因素的影响，会出现一些问题。检修设备不同正常工作，就会影响设备的维护和管理。设备检修工作没有做到位，很容易出现设备故障。检修工作人员没有发现设备问题，严重威胁工作人员的生命和财产安全。需要采取措施处理检修现场安全问题。

三、检修方法应用

（一）继电保护设施检修。分析继电保护设施的事故和故障的原因，用以指导检修工作。很多事故出现的原因不容易发现，例如干扰事故，对设备进行检查，分析操作人员的操作流程，都没有发现问题。需要用不同的方法和角度分析问题，严格控制继电保护设备的质量问题，检测设备问题时需要按照相关标准，控制设备质量。其中设备在安装过程中出现的问题看需要加强监督和管理，对设备的每一个部件进行检测，杜绝设备问题。需要定期对设备进行检修，根据继电保护设备的运行情况调整检修计划。

（二）高压开关设施检修。开关设备在我国应用比较广，可以收集历年开关设备出现的问题的资料，分析这些资料可以了解一些相关信息：1、分析对比国内外开关设备事故频率可以知道，我国在制造开关的材料、处理密封个问题都不能和国外相比，需要针对材料和开关密封问题采取措施改善这种情况；2、开关内的断路器出现问题是机械造成的，需要调整开关内的机械。在设计开关时需要针对出现问题进行设计，加强对材料质量的控制和开关构件的检测。

四、检修管理

要实现变电状态的检修需要控制检修成本，保证设备运行安全可靠，要重视检修管理工作。定期对变电设备进行检查，保证设备正常工作。如果检查中发现设备问题，一定要采取措施进行处理，将作用不大或者存在严重问题的设备淘汰掉，更新设备，可以提高运行效率。还可以对运行设备进行检修，制定合理的检修计划，采取可靠的检测方法，帮助开展检修工作。

（一）输电设施检修。可以综合几种检修方法，提高检修效率。以前的检修方法比较单一，不容易发现变电设备中隐患，采用多种方式检测，可以及早发现设备问题和故障，采取措施进行处理。根据实际情况使用检测方法，可以成立专门的检修部门，部门之间责任需要明确好，检修工作人员处理好相应的工作。

（二）转变管理方式。影响检修工作的因素很多，例如现场环境、设备等。在制定检修计划时需要考虑这些因素，根据具体的电力系统运行情况实施有效的检修计划。在制定检修计划是需要综合考虑各方面的情况，特别是市场变化情况，还可以吸收原先计划的优点，综合各种检修方法的长处，制定合理的计划。

（三）完善检修流程。变电检修工作需要合理的方案和先进技术的支持。在分析变电运行情况时，由于受到限制因素的制约，导致检测结果不正确，没有发现设备存在的问题，就没有办法保证设备在运行时会不会出现故障。制定完善的检修流程，加强对各个环节的监督，可以提早发现设备运行的问题，采取措施进行处理。还可以针对检修中发现的问题，制定合理、经济的计划，保证检修工作顺利进行。

（四）运用先进的管理方法。在变电检修工作中采用先进的管理方法，可以提高检修工作效率：1、增强检修工作人员的责任意识，还需要培养他们的专业素质；2、重视关键设备的检修工作，要控制检修工作的成本，可以在企业实施考核制度，定期考虑检修工作人员的工作情况；3、重视检修管理，对于检修工作人员，要求认真完成检修工作，重视锻炼检修技术，避免在工作中出现问题。

结束语

变电检修工作对维护电力正常运行非常重要，需要重视变电检修工作。严格遵守检修相关标准，做好变电检修工作。变电检修技术可以提高工作质量和工作效率，需要检修工作者熟练相关技术，认真处理检修工作，保证电力系统正常工作。

参考文献

[1]马玉良.浅谈变电检修技术与管理[J].城市建设理论研究（电子版），2013，（19）.

检修与试验论文 篇3

1 变电站一次设备检修的主要内容

1.1 断路器的检修

断路器故障是变电站的一种较为常见的故障, 具体包括断路器起火、响声异常、严重发热、拒动和误动。其中控制回路接触不良或者是短路、直流电压过低或者是过高、不合格的线圈低电压、线圈层间短路、在二次接线的过程当中存在误操作和蓄电池欠压都是造成断路器拒动的主要原因。而引起断路器出现误动的原因则是:直流系统产生瞬间过电压或者是线圈的电压过低、两点或者是多点在直流系统中接地引起二次回路的故障、接反或接错互感器的极性和变比使得二次回路的接线出现错误、因两点接地或者是绝缘下降而使得直流电源的回路出现故障、操作系统出现误操作。

对于断路器的检修, 应根据出现的故障的表征现象进行检修处理。通常情况下, 可以先将备用系统投入运行, 而后再把断路器产生误动的原因查明之后再进行排除;如果在这个过程中, 断路器出现了越级跳闸的现象, 则首先要对断路器的动作进行仔细的检查。如果查明断路器是因为要保护它的动作而出现跳闸来拒绝越级故障的话, 则应把拒跳断路器的隔离开关合上之后, 再向正常线路继续供电。但是如果没有出现因保护工作而引起越级的, 则应把每条相关的线路都要断开, 然后再通过逐条进行送电的方式排查, 查明故障线路之后, 再继续重复上述的步骤。在这个过程中, 值得注意的是要在保证正常供电的情况, 再仔细的对其发生的原因进行相应的检修。

1.2 隔离开关的检修

隔离开关的故障主要包括:接触不良和隔离开关的触点发生过热的现象。一般情况下, 发生接触不良的原因是制造工艺不当或者是安装调试错误引起的, 即没有利用铜铝等过渡材料对铜铝接触点进行相应的处理、安装调试的时候没有将接触面打磨完全等, 这样会造成触头臂和接线座连接螺母松动、隔离开关不能完全合闸, 最后导致接线座过热。而隔离开关的触点会产生过热现象主要和隔离开关自身的设计特点有关。如果因接触面本身的面积很小, 另一方面其在活动的过程中出现的接触动作比较多, 那么就容易出现接触不良等问题。因此, 隔离开关的接触面是否过热是对隔离开关进行检修的重点。

针对隔离开关出现的上述故障, 应该从隔离开关的隔离面的相关制作工艺进行入手, 从源头上规范需要使用的过渡材料, 且在安装时要对接触面进行完全打磨。这样就能防止隔离开关出现故障。

1.3 变压器的检修

变电器的检修工艺具体包括:修前准备、办理工作票和拆除引线、电气和油雾试验、绝缘判断、部分排油拆卸附件并检修、排尽油并处理和拆除分接开关连接件、吊钟罩 (器身) 器身检查、检修并测试绝缘、受潮则干燥处理、按规定注油方式注油、安装套管、冷却器等附件、密封试验、油位调整、电气和油雾试验。

变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修一次。在运行中的变压器当承受出口短路后, 经综合诊断分析, 可考虑提前大修。运行中的变压器, 当发现异常状况或经试验判明有内部故障时, 应提前进行大修。一般情况下, 比较常见的变压器故障主要有受潮老化、引线故障和运行产生异常响声等。通常情况下, 引线故障主要的表现为接线柱的松动和烧断等, 而引线之间不牢固的松动或焊接都有可能会造成接触不良、开焊和过热。如果这种情况不能进行及时有效的检修, 就会引起变压器的故障或者是因不平衡电压而发生一些重大的烧毁事故;而变压器受潮或者是老化是其运行状态不佳及运行环境太差造成的。利用变压器检测受潮或老化的分析评估方法有绝缘纸的含水量试验、老化试验、绝缘特性试验以及油简化试验等;而变压器在运行的过程之中发出异响则是因为内部零件出现一些松动、低压线路短路或接地、瞬间负荷加大及大容量设备起动的瞬间的现象。

2 变电站一次设备检修试验方法

变电站的一次设备检修是对供电企业设备重要运行方式。设备检修不仅可以使供电企业运行成本降低和延长供电设备的使用寿命, 还能保证供电企业和设备的安全, 同时也体现了一个供电企业的安全管理水平。因此, 对变电站一次设备检修以及试验的方法至关重要。

2.1 检修主变压器的试验方法

变电站一次设备检修试验最主要的就是在线检修变电站的主变压器和高压配电装置。其中局部放电以及耐压试验是检修主变压器的两种试验方法。

(1) 局部放电主要指的是对主变压器在运输和安装过程之中的质量进行相关的检验。

(2) 耐压试验是指针对绝缘强度进行相应的检验。在对主变压器进行相关的检修试验之前, 要根据主变压器的在运输和安装之后的具体情况来确定相应的试验方案。而如果要弥补主变压器已经存在的问题或者是对一些问题进行预防的话, 则可以通过微量水分检测、局部放电和对溶解气体色谱进行分析的方法来检测变压器的油中气体。

2.2 检修高压配电装置的试验方法

高压配电装置在运输、安装过程中极易因内部污染、运输不当或安装不当会使得其内部绝缘部件受到一定损伤的情况。因此, 在检验高压配电装置相关的绝缘性的时候, 即使是其出厂检验达到相关标准, 但是也不能说明其绝缘性能完好, 因为它在运输和安装过程中也容易出现一些损伤, 所以需要对其进行现场在线检修试验。一般而言, 高压配电装置绝缘性能在线检修的试验方法主要包括以下两个:

(1) 第一种试验方法主要是针对高压配电装置的各个组成部分进行相应的检修;

(2) 第二种试验方法则主要是检测绝缘气体的质量和具体的气体泄漏情况。

以此同时, 在对其进行在线实践试验观测中可以得到这样一个结论:高压交流耐压和局部检测结合的试验方法能够得到最好的结果。然而, 在具体的操作中检测对象面积往往比较大, 它们之间的间隔不太一样且数量众多等问题, 这样就容易使得这个试验难度比较大。

此外, 变电站工作时特有的干扰多和噪声大的环境, 往往会使得局部放电检修试验的结果的可靠性降低。因此, 虽然这种试验方法从理论上来说是比较科学、合理和可靠的, 但由于变电站环境的特殊性使得这种方法很少在现场投入使用, 鉴于这种情况, 所以在不久的将来对高压配电装置的在线检测不仅停留在现有的传统检修方式, 而是会朝着结果比较准确状态检修而发展。

3 结语

变电站的正常运行关乎民生, 因为它为居民提供稳定、正常、高质量的电力服务, 所以为保证变电站的安全和稳定的运行, 需对变电站的一次设备进行有效、科学、合理的检修与试验。随着社会经济和科学技术的迅猛发展, 为节约成本和降低对环境的损害, 大量新的高科技设备也开始逐步应用到变电站运行之中, 所以对于变电站一次设备的检修与试验方式也会向着预测性的状态检修方向发展。因此, 要熟练的掌握变电站一次设备检修的内容以试验方法, 这样才能制定出切合变电站自身实际情况的维修方案, 最后为变电站的正常安全运行提供有力的保障。

摘要：变电站的一次设备检修是对供电企业设备重要运行方式。对其进行检修不仅可以使供电企业运行成本降低和延长供电设备的使用寿命, 还能保证供电企业和设备的安全。本文详细论述了变电站一次设备检修的具体内容和试验方法。

关键词：设备检修,断路器,隔离开关,变压器

参考文献

[1]李智林.变电站一次设备状态检修在实施过程中的探讨[J].大科技:科技天地, 2012 (12) .

[2]刘俊, 丁润玲.浅谈变电站一次设备检修及试验方法[J].科技创新与应用, 2013 (07) .

[3]李锐财, 高旺.变电站一次设备检修探析[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2013 (29) .

[4]高志武, 李军.电力设备状态检修实施策略研究[J].赣南师范学院学报, 2013 (06) .

检修与试验论文 篇4

热力试验是求取汽轮发电机组热经济性的重要手段之一,虽然每台机组的性能在设计时都提供了一个保证值,但机组经过长期运行,运行工况和设备都发生变化,如汽轮机通流部分汽封密封效果差以及回热系统端差过大,使电厂实际运行状况偏离设计要求,机组能耗水平也发生了变化。因此,根据节能技术监督规定,机组A级检修前后要开展汽轮机性能试验,以评价设备的经济指标。A级检修前,要对机组的锅炉、汽轮机及其相关附属系统、设备进行全面细致的现状分析和节能诊断,发现机组存在问题,分析机组经济性变化,为机组检修和经济运行提供依据[1,2,3,4]。A级检修后,也要进行节能诊断分析,以检查技术和设备改造的效益,对大修进行评价。

1 机组简介

珠海发电厂2台700MW汽轮机组是日本三菱公司生产的TC4F-40IN型一次中间再热凝汽式大型汽轮发电机组。该机组额定功率为700MW,保证热耗率为7658.0 kJ/kWh。额定主蒸汽压力17.5MPa(绝对压力),额定主蒸汽温度538℃,再热蒸汽温度566℃,ECR工况最终给水温度281.1℃,给水泵驱动方式为汽动给水泵50%×2+电动给水泵50%,回热系统采用级数8级(3高、4低、1除氧)的布置。各高、低压加热器设有疏水冷却段,各高加均设有蒸汽冷却段。机组2000年4月投产时,由日本三菱公司进行了验收试验,验收试验的热耗为7636.1kJ/kWh。

2 试验进行及数据处理

2.1 试验简况

在机组A级检修前进行试验,由于煤质原因,机组无法带700MW满负荷。试验共进行了650MW、600MW、560MW、490MW、420MW、350MW负荷工况的试验,同时还进行了凝汽器性能试验和回热系统性能试验。

试验时对系统进行了隔离,主要隔离措施是关锅炉连排、定排,停止吹灰,关闭末级过热器至吹灰蒸汽隔离门,关闭末级过热器至吹灰蒸汽电动门、凝汽器正常补水阀、凝汽器正常补水阀前隔离阀、凝汽器紧急补水阀前隔离阀、凝结水溢流至除盐水箱隔离阀、电泵倒暖阀、辅汽抽汽电动门、辅汽至除氧器进气门、高排至辅汽电动门。

试验时所有加热器水位正常,其他辅助设备基本运行正常。

2.2 计算说明与方法

首先对试验原始数据进行算术平均,然后分别进行仪表校验值、零位、水柱高差、大气压力及仪表常数等修正。加热器的水位变化较小,不影响试验结果,试验时不测量,计算时不考虑其变化。系统中的不明泄漏量较小,根据试验前检查的情况判断,全部计入锅炉。由于没有排汽损失曲线,加之最后两个低加LP1、LP2进汽管道和疏水管道置于凝汽器内部,其抽汽参数处于湿蒸汽状态。为计算低压缸的排汽焓,假定LP1和LP2两个低加进汽湿度为设计值,从而计算得到LP1、LP2两个加热器的抽汽流量和汽轮机低压缸的排汽焓,进一步计算凝汽器的热负荷。

系统不明泄漏量Gun:

Gun=G1-G2 (1)

G1=GCL+GDL+GBL+GHPD (2)

式中:G1—系统储水变化折合当量流量;G2—现场实测的明漏量;GCL—热井水位变化折合流量,向下取正(下同);GDL—除氧器水位变化折合流量;GBL—汽包水位变化折合流量。

给水流量GFW:

GFW=GCW+GDL+GDB+GHP6D-GRHW (3)

式中:GCW—除氧器入口凝结水流量;GDB—除氧器进汽量;GHP6D— 6#高加疏水流量;GRHW—再热减温水流量。

主蒸汽流量GMS:

GMS=GFW-G21-GBL-Gun·k (4)

式中:G21—8#高加出口至主汽阀之间管道的明漏量;k—不明泄漏量计入锅炉的百分比,100%计入锅炉。

高排蒸汽流量GCRH:

GCRH=GMS-GB8-GB7-GX-GD-GSG (5)

式中:GSG—高压缸前后轴封总的漏汽量;GX、GD—高压门杆漏汽流量。

再热蒸汽流量GRH:

GRH=GCRH+GRHW

热耗率HR:

HR=(GMS·hMS+GRH·hRH-GFW·hFW-GCRH·hCRH-GRHW·hRHW)×(P-Pexc)-1×100 (6)

式中:h—各流量所对应的焓值;P—发电机电功率;Pexc—发电机励磁损失。

此外,还进行热耗率的一类和二类修正计算,一类修正参照ANSI/ASME PTC6-2004标准进行,具体修正项目有:加热器上端差、加热器下端差、各抽汽管道压损、再热器减温水量、系统内漏、系统储水量的变化、给水泵和凝结水泵的焓升、凝结水的过冷度、给水泵密封水流量等。

二类修正(参数修正)根据制造厂提供的修正曲线将一类修正后的热耗率和功率值修正到汽轮机设计额定参数条件下,具体修正项目有:主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压损、汽轮机排汽压力。

3 试验结果及节能分析

650MW试验工况热平衡图如图1所示。近年满负荷时加热器下端差值如表1所示。

1)热耗率。

本次检修前试验650MW负荷工况下的热耗率为8420.8kJ/kWh,经过修正后为8040.9kJ/kWh。与大修后的试验结果7919.5kJ/kWh相比,热耗率上升了121.4kJ/kWh。大修前后热耗结果与拟合曲线如图2所示。

试验热耗率是指汽轮机组在试验工况下的热耗率。试验工况通常要对运行方式进行调整,首先要将高压调门调整为三阀全开方式,二是停止吹灰、停止补水、停止向系统外排污排水,三是要隔离存在内漏的阀门。因而试验热耗率反映汽轮机组在试验过程中的实际能耗水平,并优于机组日常运行时的实际热耗率。而修正后热耗率是在试验热耗率的基础上修正了辅助系统运行参数、热力系统泄漏、主要运行参数偏差后的汽轮机热耗率,其主要反映的是汽轮机本体运行性能。

2)汽机本体缸效率。

根据各缸做功所占份额和缸效率变化导致吸热量的变化进行计算,650MW负荷工况时,本次试验的高压缸效率比大修后的升高2.43%,致使热耗率降低28.8kJ/kWh。本次试验的中压缸效率比大修后的降低3.00%,致使热耗率升高56.3kJ/kWh。

3)加热器端差。

与大修后试验相比,本次试验6#高压加热器、4#、3#低压加热器上端差均有不同程度升高,升幅1～5.7℃,6#高加加热器、4#低压加热器与设计值比较接近, 3#低加上端差较设计值偏差较大。加热器上端差升高通常是因为管束结垢或汽侧积聚空气。所有加热器设计下端差为5.6℃,本次试验与大修后试验相比,各加热器下端差有所升高,均明显高于设计值。在运行过程中应适当提高加热器水位,降低加热器疏水端差。

4)抽汽管道和再热蒸汽管道压损。

7#高加抽汽管道压损比设计值3%高2.6个百分点,4#、3#低加抽汽管道压损比设计值5%分别高4.26个百分点和8.10个百分点,其余加热器抽汽管道压损基本维持在设计范围内。再热蒸汽压损9.0%左右,比设计值7.87%大1.13个百分点,且不同负荷再热压损变化不大。

5)凝汽器性能。

凝汽器试验及性能计算结果表明,设计的总体传热系数约为3567W/(m2·℃)。2009年大修期间为4486.5W/(m2·℃),本次试验为2271.6W/(m2·℃),换热效果明显变差。设计端差为2.6℃,本次试验两侧凝汽器端差分别为6.5℃、8.1℃,与设计值相比明显增加。对数平均温差设计值为5.66℃,本次试验对数平均温差9.5℃,也有明显增加。

4 结语

此次大修前后的节能诊断,分别对高、中、低压缸、回热系统、冷端系统进行了热力试验研究与计算,根据大修前的诊断结果,可以为机组进行技术和设备改造提供技术参数,以便有效降低机组发电煤耗。

摘要：通过热力试验确定机组在给定负荷下的运行特性,计算机组大修前后的热耗率等技术指标;对机组主辅机和热力系统的运行经济性能进行大修前后的节能诊断;分析大修前效率低、煤耗高的原因,并进行相应的技术和设备改造,保证大修后机组安全经济运行。

关键词：汽轮机,节能,诊断,检修

参考文献

[1]付昶,刘发灿.超临界900MW机组汽轮机技术特点及热力性能试验[J].热力发电,2008,37(8):53-56.

[2]陈小庆,桑如波.汽轮机组无叶通道性能分析及节能效果预测[J].华东电力,2009,37(8):1404-1407.

[3]胥传普.国产200MW机组主要经济指标分析及节能潜力预测[J].华东电力,1992,(10):5-8.

检修与试验论文 篇5

1 健全高压电试验检修技术的章程, 形成完整的检修技术模式

众所周知, 高压电在工业生产领域被广泛应用, 而且可以发货常规电压无法达到的功能, 因此成为业界研究的热点话题。但是要看到, 高压电试验的开展经常容易出现一些问题和障碍, 导致试验效果不佳, 很难给高压电设备应用及工艺生产带来促进作用。因此, 对高压电试验开展有序的技术检修是高压电管理的重要组成部分, 也是电力系统日常监控工作的组成要点。基于此, 首先要健全高压电试验检修技术的章程及规制, 指导技术人员严格遵循相关流程与操作守则开展试验, 对试验中出现的违章、违规行为要及时纠正, 防范于未然。此外, 要抓好落实与执行, 尤其是涉及到关键高压电试验的内容时, 更要运用关键性技术开展试验与测试, 以确保试验的完整和有效。

要形成完整的高压电试验检修技术模式, 以更为科学、正确的态度开展高压电试验的检修工作。对参与高压电试验的技术人员而言, 要遵照技术规则与操作流程开展试验, 要服从上级部门的检修、维护和管理, 要开展定期的交流与反馈, 确保试验的数据能够及时有效的汇总与上报。此外, 要通过设立完整的检修技术管理机构开展定期的高压电试验检修与维护工作, 记录并存档完整的高压电试验档案, 便于后期的查阅、参照;要组织专业化技术人才参与到检修高压电试验的过程中去, 确保检修工作落实到位, 确保高压电试验工作不出现大的纰漏和隐患, 从而提升高压电试验的整体质量。总之, 以完善、有效的检修高压电试验的技术管理章程和机制为依托, 高压电试验的检修工作可以稳步推进, 体现成效。

2 运用全新的高压电试验方法, 将检修技术融入到试验过程中

从前面的论述和分析中不难看出, 新时期的高压电试验虽然相比于过去有了大幅度的变化和提升, 但是很多的技术操作原则并没有变化。尽管如此, 在开展高压电试验的过程中仍然需要不断创新技术模式和手段, 采取全新的试验方法, 辅以高效的检修、管理技术策略, 以此保证高压电试验的高效率。

例如, 在反向电压的干式直流耐压试验和局部放电试验中, 要注意该试验仅适用于极母线分压器。此试验的电压为最大持续直流电压Udmax的1.25p.u.。试验方法是这样:在分压器元件上加一个反向直流电压, 持续时间90min;将电压转向, 持续时间90min;再转向45min;持续下去直到持续时间为1min或2min为止。此外, 要在试验过程中进行局部放电试验。所以, 可以看出高压电试验氛围若干个小的试验模块, 每个模块的试验技术手法都不尽相同, 而开展检修就面临很大的困难。最佳的方法就是, 将检修步骤融入到试验全过程中去, 成为试验的一部分。这样一来, 检修技术成为高压电试验的不可或缺的内容, 就达到了试验与检修并行不悖的良好效果, 既可以保证高压电试验的效率与质量, 也可以提升检修与管理工作的质量。

3 对高压电试验的问题进行细致检修, 确保试验的有效推进

直白来说, 高压电试验的目的是检测高压电设备及相关线路、设施, 从而为高压电的运行、传输与应用打下基础, 提供参考依据。开展高压电试验的检修, 就是为了发现和解决高压电试验过程中出现的隐患、问题, 然后开展有效的解决, 确保高压电试验取得实际效果。因此, 检修技术人员要随时对高压电试验过程中出现的问题开展检测、评估与记录, 然后制定并实施及时有效的解决策略。

比如, 在开展串联谐振装置的高压电试验时, 与传统的工频试验变压器比较, 250k V、1A的试验变压器的短路阻抗典型值为8%, 如果用在并联谐振电路时也是一样, 试品击穿时的短路电流是不符合规范的, 很容易出现短路电流减小的情况, 这是很危险的, 就需要技术人员开展技术检测、维修。由于试品击穿时短路电流反而减少, 使电源电路中的过电流保护失去作用。在近年来新生产的串联谐振试验装置中, 除手动切断电源外, 还装有放电检测器, 将试品击穿时电压突变的信号 (自电容分压器引出) , 使一只小闸流管导通, 通过继电器将输入电源电路切断。

综上所述, 新时期检修高压电试验的工作十分重要, 也涉及到复杂的技术手段和流程, 必须引起足够的重视。运行合理的检修技术与管理手段, 高压电试验工作就可以取得预期的良好效果。

摘要：高压电试验的开展是高压电设备及线路投入生产运营的重要组成部分, 但是也容易出现一系列的隐患和问题。所以, 对高压电试验进行有效的检测与维护, 确保试验的质量, 在实际操作中是很必要的。本文拟以此为切入点, 主要阐述了几种检修高压电试验的技术手段与方法。

关键词：高压电试验,检修技术,高压电设备,技术人员,管理技术

参考文献

[1]段欣芝.电力设备高压试验及安全设计方法分析[J].科技创新与应用, 2013 (36) .

[2]李建初.对电力设备高压试验方法的探讨[J].科技风, 2013 (23) .

[3]崔校峰, 赵中奎, 赵谱.对电力设备高压试验方法的分析[J].河南科技, 2013 (3) .

[4]王德生.电力设备高压试验方法研究[J].科技资讯, 2009 (34) .

检修与试验论文 篇6

变电站一次设备是指发、输、配电的主系统上所必须使用到的相关设备,包括常见的发电机、变压器、电缆、输电线路等,也包括断路器、隔离开关等日常生活接触较少的设备。检修好这些设备,能更好地确保变电设备本身、变电站乃至整个电网系统的正常运行。

1 变电站一次设备检修的内容

1.1 隔离开关的检修

接触不良和触点过热是隔离开关检修的主要内容。

接触不良产生的原因一般是制作工艺或安装调试不妥,如安装时未将开关接触面打磨好、没有利用铜铝过渡材料对铜铝接触进行相关处理等。接触不良通常的表现形式为触头与接线处的连接螺母松动、隔离开关无法正常闭合等,最终导致接线座过热。

触点过热产生的原因主要是隔离开关的设计不合理,由于设计时开关接触面的面积裕度较小,同时在使用过程中开关的接触次数又较多,最终导致接线座与触头处的触点过热。

由隔离开关发生故障的主要原因可知,隔离开关检修主要应从开关的隔离面着手,如对隔离开关的接触面进行彻底的打磨、严格规范过渡材料的使用等。

1.2 断路器的检修

因为隔离开关没有灭弧功能,因此必须与断路器配合使用。断路器工作过程中易出现的主要故障有误动、拒动、分离闸中间态、异常声响、过热乃至起火等。

断路器故障的主要原因有如下几点:蓄电池欠压、不合格的线圈导致的低电压、线圈层之间出现短路情况、二次接线出现误操作、控制回路断路以及直流电压不稳定等原因造成断路器出现误动,操作系统出现误操作、直流电源回路出现异常、互感器的极性被接反或接错、直流电系统中存在多点接地导致的回路故障等原因导致断路器出现拒动[1]。而这些故障原因通常伴随着异响、过热乃至起火现象。

通过分析断路器的故障原因,可以从如下几点着手进行细致的检修:在将备用系统投入使用的情况下排除断路器误动情况;出现越级跳闸的情况时,应及时检查断路器动作;若未出现保护越级动作,则应断开每条线路,通过逐条供电的方法一一排查。

1.3 变压器的检修

变压器是变电站的主要设备,对变电站的整体运行起着至关重要的作用。其故障主要表现为老化、受潮、渗漏油、引线异常、运行异响等。这些故障的原因各不相同,若不及时加以检修,将对变压器造成损害。变压器运行环境较差,如过潮、过热等,会导致变压器受潮、老化;渗油主要是因为油箱连接处密封不良、焊件或铸件存在缺陷、运行中额外荷重或受到振动等,此外,内部故障也会使油温升高,油的体积膨胀,导致漏油[2];变压器的引线焊接不牢乃至脱落,很容易导致变压器出现接触不良的情况,而结果是易引起变压器出现不平衡电压甚至烧毁;变压器低压线路断路、零件松动等情况易导致运行异响。

根据故障原因,排除变压器相关故障的方法主要有以下几种:进行绝缘纸含水量、绝缘特性等多类型试验,分析、评估变压器的受潮、老化情况,根据所得出的结果,积极改善变压器的相关运行环境;对变压器的引线及内部零件进行及时检修、稳固。

2 变电站一次设备检修的试验方法

主变压器在线检修试验、电流/电压互感器检修试验和高压配电装置检修试验,是变电站一次设备检修的主要试验。

主变压器在检修前,应针对主变室的实际情况来确定检测方案。其在线检修方法主要有耐压试验、局部放电试验2种,耐压试验主要是针对绝缘强度进行检测,而局部放电则主要针对变压器运输、安装质量进行检测。若主变室已经出现故障需要维护,可以采用局部放电、微量水分检测等方法。

电流、电压互感器的主要作用是把高电压、大电流以既定比例转化为控制设备、继电保护所需的低电压、小电流。互感器容易因过负荷、内部绝缘损坏等原因导致异响,也易回路断电。互感器的在线检修首先是退出有关保护,防止误动作;其次检查自动开关和高、低压熔断器的正常性,查明原因并进行及时维修、更换;最终的工序为务必确保电压回路所有接头没有松动、断头现象,以及切换回路不会出现接触不良。

高压配电装置也叫GIS,由金属壳封闭,并充满SF6气体作为绝缘和灭弧介质,封闭性确保了它拥有维护所需工作量少、设备运行时可靠性高等优点,但SF6气体渗漏等固有缺点极易因运输或安装不当、内部污染等原因导致内部绝缘部件被损。高压配电装置的密封性决定了其检修工作的繁杂性,例如故障的定位及检修开展比较困难,事故导致的停电范围大、停电检修时间长等。因此,对其绝缘性进行在线监测非常必要。这种在线监测主要有2种方法:一种试验方法的对象是高压配电装置的各个组成部分,另一种试验方法的对象则是绝缘气体质量与气体泄漏情况[3]。从对高压配电装置的在线监测可知,虽然高压交流耐压与局部监测综合的方法是最有效的,但是由于其需要监测的对象数量众多、涉及面较大,且变电站噪声干扰太强,因此局部放电的检修方法可靠性相对较低。也正因为如此,高压配电装置的在线检修也逐步向状态检修方向发展。

分项和综合评分是变电站一次设备状态检修绩效自我评估的主要方法。对于变电站的各种变电设备,应确保以年为时间单位,对设备相关的有效状态评价、检修策略、检修效果及效益等各项指标进行分项评分,最后应积极按照各项指标所占的权重,精确计算出整体评估结果,并及时反馈、改进。

3 变电站一次设备检修的发展趋势

对设备运行前、运行期的检查以及对设备的及时修理,共同构成对变电站一次设备的完整检修。为实现设备的最佳运行状态,应确保对设备的实时在线监测。

随着变电检修技术的日益发展和完善,目前,我国供电企业检修方法已经由定期检修为主、状态检修为辅的检修模式,逐渐向状态检修为主的方向发展。定期检修由于始终是根据固定的、硬性的计划对既定内容进行固定时间和范围的检修,而对设备的运行状态、故障历史及之前的检修方法不做考虑,因而存在很大的盲目性,浪费人力、物力、财力,且不能应对突发情况,而状态检修则能很好地解决这些问题。所谓状态检修,即建立在电力设备的状态监测与状态评估基础之上,以在线监测技术,实现对变电站各种电力设备现阶段的运行状态、运行异常故障情况、既有资料现实故障发生情况等的综合考量,在详细分析以上相关数据信息的基础上来确定检修时间与检修内容的检修方式。

通过状态检修,能够制定出针对变电设备最切实可行的维修方案。在新的发展形势下,应坚持实行巡视检查、定期检测,同时适时引进、消化吸收更新的检测内容,不断提升一次设备状态评估的水平。

目前,变电站一次设备状态检修仍处于摸索阶段。未来,应积极建立健全状态检修辅助决策系统、预警机制,推广在线监测电气设备、物联网技术及电网计算机监控系统等,研制、推广功能强大、监测点广泛、高度集成、综合系统性强的变电设备运行状态在线监测系统,实现对所有变电设备的全面监测。

4 结语

对变电站一次设备进行有效的状态检修,是保证变电站平稳、正常运行的重要手段。随着技术手段的不断发展、更新,大量全新的、技术先进的设备被投入到变电站中。这些日新月异的变化,也不断推动着变电站一次设备的检修与试验方法由固定检测逐步向拥有预测作用的状态检修模式转化,并进行大规模的推广、应用。因为只有通过广泛开展状态检修,才能实现对变电设备的在线监测与检测,从而更好地分析变电站一次设备的运行状态,进而制定合乎实际情况的检修措施,保证变电站的正常、有序运行。

摘要：详细叙述了变电站一次设备检修的内容,介绍了设备检修的各种试验方法,最后探讨了一次设备检修的发展趋势。

关键词：变电站,一次设备,检修,内容,试验方法,发展趋势

参考文献

[1]李智林.变电站一次设备状态检修在实施过程中的探讨[J].大科技:科技天地,2011(12)

[2]李锐财.变电站一次设备检修探析[J].城市建设理论研究:电子版,2011(29)

检修与试验论文 篇7

关键词：变电站,一次设备,变电设备检修

前言

变电站作为电能的中转枢纽, 对电网的正常运行起着十分重要的作用, 变电站内的一次设备较多, 同时对影响一次设备性能、寿命和安全性的因素也较为复杂, 因此对变电站内的一次设备进行检修试验是十分重要的, 变对变电站内热性能、机械以信电气等内容进行检修, 同时在检修进行过程中要保证变电站的正常运行, 不能因检修而导致变电站的运行停止。这样可以有效的保障变电站的检修工作成本达到最低, 有效的为供电企业节约成本的投入, 增加其经济效益及社会效益。

1 变电站一次设备检修内容

一次设备检修的重点内容主要包括隔离开关检修、断路器检修以及主变压器的检修。

1.1 隔离开关的检修

隔离开关作为变电站最经常使用的一次设备其发生故障的机率较高, 通常在安装或制造过程中对铜铝接触没有进行处理, 在安装过程中对接触面没有打磨好等原因会造成隔离开关在使用过程中发生接触不良的现象, 继而导致接线座发生过热的现象。另一方面隔离开关在设计时如果不合理, 则会发生触点过热的情况发生, 隔离开关接触面过热是使用过程中最经常发生的故障。

针对隔离开关易发生故障的部位, 需要在隔离开关制造和安装二个方面进行预防, 加强制作工艺的水平, 设计上要合理化, 同时在安装过程中在保证接触点打磨平滑。

1.2 断路器检修

较为常见的断路器故障包括断路器起火、严重过热、异常响声、误动以及拒动等。其中造成断路器拒动的主要因素是蓄电池欠压、在二次接线过程中存在误操作、线圈层间短路、不合格的线圈低电压、控制回路断路或接触不良以及直流电压过高或过低等;而造成断路器误动的主要因素则较多, 主要包括操作系统出现误操作;因两点接地或绝缘下降而使直流电源的回路出现故障;接错或接反互感器的变比与极性, 使二次回路的接线出现错误;两点或多点在直流系统中接地, 而使二次回路出现故障;直流系统产生瞬间过电压或线圈的电压太低也会导致断路器误动故障。

针对断路器出现的故障, 则应根据出现故障的表征进行处理排除。一般情况下, 可将备用系统先投入运行, 而后将断路器误动原因查明后排除;如果断路器出现越级跳闸, 则应先对断路器的动作进行检查, 若其表现为因保护动作而出现跳闸拒绝越级故障的, 应将拒跳断路器的隔离开关合上后, 向正常线路继续供电。而如果未出现保护动作而造成越级的, 则要把每条线路都断开, 通过逐条送电的方式进行排查, 找到故障线路后, 重复上述步骤。在保证供电正常的情况下, 再仔细对其发生的原因进行检修。

1.3 变压器检修

变压器作为变电站最主要的设备之一, 对于变电站的正常运转起着十分重要的作用。在变压器检修中发现的常见故障有引线故障、受潮老化以及运行产生异常响声等。对于这些故障发生的原因各有不同, 但不管是何种故障, 如果得不到及时的修理, 则会导致变压器无法正常运行甚至是烧毁, 严重影响电网的安全。因此在检修过程中要注意接线柱是否松动, 引线间的焊接是否牢固等, 这是对引线检修的重点, 有便于及时发现引线故障。同时对于变压器运行的环境及运行的状态要进行检查, 要保证环境的干燥, 同时进行绝缘特性的试验, 以预防及时发现问题预防变压器老化。对于变压器运行过程中的发生的异常声响要及时进行检查, 看是否发生短路或是零件松动等。

2 变电站一次设备检修试验方法

最主要的就是对变电站的高压配电装置以及主变压器进行在线检修试验。其中主变压器的检修试验方法包括局部放电以及耐压试验, 前者对变压器在运输与安装中的质量进行检验, 而后者则主要针对绝缘强度检验。在对主变压器进行检修试验前, 要根据主变室的实际情况来确定所实施的试验方案。而如果要对主变压器已有的问题进行弥补或预防, 则能通过局部放电、微量水分检测以及分析溶解气体色谱的方法来实现, 变压器的油中气体检测试验方法。

在线检修高压配电装置绝缘性能的试验主要包括两个方法:一种试验方法的对象是高压配电装置的各个组成部分, 另一种试验方法的对象则是绝缘气体质量与气体泄漏情况。同时在对其的在线实践试验中可以看出, 局部检测与高压交流耐压结合的试验方法的结果是最好的, 但是在实际操作中却因检测对象面积较大, 间隔不一样且数量众多等问题, 造成试验难度较大, 而且变电站工作时特有的环境, 即噪声大、干扰多, 导致局部放电检修试验的结果可靠性较低, 所以虽然这种方式从理论上来说是相当合理、可靠的, 但却很少在现场投入使用, 基于这些特点, 对高压配电装置的在线检测也将会由传统检修方式朝着状态检修而发展。

3 变电站一次设备检修发展

随着科学技术的快速发展, 目前我国的电力企业已开始适用状态检修技术, 状态检修是对设备运行的全过程进行监控, 根据设备的运行状态, 从而判断出故障的位置及故障在设备运行时的发展趋势, 从而准确的制定出设备的维修方案。目前我国的状态检修工作进行的时间还较短, 还处于摸索阶段, 因此现阶段变电站一次设备的检修都是定期检修与状态检修相结合进行的, 从而实现对设备的全过程进行管理, 使变电站的运行保持正常的水平。在未来变电站的一次设备检修过程中, 应加大对设备的监测点, 从而建立起状态检修的在线检测系统, 并实现在线及离线情况下的系统性和高度集成性的状态检修。

4 结语

总之, 变电站作为保证电网运行的基础, 要求其运行的状态要时刻维持在一个正常、平稳的水平上, 只有这样才能保证用户对用电量及用电质量的要求, 为了保证变电站的正常运行, 对变电站内一次设备进行科学合理的检修及试验是十分必要的。随着新技术和新产品在变电站内的应用, 传统的对一次设备进行定期检修的方法已无法适应高科技产品的需要, 目前对变电站内的一次设备检修已开始向状态检修的方向发展, 根据变电站内一次设备的特点, 合理的进行状态检修, 起到维护变电站正常运行的需要, 从而保证电力的正常供应, 保护社会的快速发展和稳定。

参考文献

[1]李骏.地下变电站一次设备检修和试验方法的探讨[J].华东电力, 2008, 36 (11) .

[2]李智林.变电站一次设备状态检修在实施过程中的探讨[J].大科技:科技天地, 2011, (12) .

检修与试验论文 篇8

关键词：变电站,一次供电设备,试验方法,精细化检修

变电站一次设备主要有开关柜、变压器、无功补偿、避雷针和互感器等。目前, 随着用电量的不断增加, 供电规模在不断扩大, 供电中出现的故障也在不断增加, 尤其是一次供电设备故障不仅增加迅速, 而且难以检修, 给供电企业造成了严重的影响。本文就变电站一次设备的检修和试验方法进行分析。

1 变电站一次设备检修的意义

变电站一次设备关系着国家电网的正常运行。随着供电规模的不断扩大, 应及时革新变电站一次设备。只有这样, 才能满足供电发展的需求。应定期检测一次设备, 这样不仅可避免故障的产生, 还可以有效节约供电成本、消除安全隐患, 并了解设备的运行状况, 从而减少检修的风险, 提高设备的运行效率。此外, 定期检修能全面了解设备的综合运行状况, 从而为精细化检修提供前提条件, 为电网稳定运行提供保障。

2 一次设备检修的主要内容

一次设备检修的主要内容分为以下3方面。

2.1 变压器

变压器的运行故障较多, 较为常见的有受潮、引线故障和变压器声响异常等。这些故障大都因运行环境问题而引起。在检修时, 应根据故障的类型, 选择老化检查试验、油简化试验或绝缘性检测等。

引线故障主要表现为引线烧焦或引线柱松动。前者是因后者而引起的, 当引线柱出现松动后, 如果没有及时检修, 则会使引线发热, 最终引线被烧焦。因此, 为了保障供电系统的稳定运行, 应重视引线故障。

变压器异常响动是变压器中常见的故障类型, 它主要是因变压器内部零部件松动或低压线路接地所致。

2.2 隔离开关

隔离开关是一次设备的重要组成部分之一, 在供电中常出现接触点不良或过热故障。检修分析表明, 上述故障是因隔离开关在安装时没有调试。此外, 隔离开关在生产的过程中, 厂家并没有在铜铝接触部位加设一定的过渡性材料, 导致在运行中常出现接触不良的现象, 进而造成供电中断;在调试隔离开关时, 工作人员并没有打磨其接触表面, 导致螺母出现松动, 进而引起接地线发热。

研究表明, 隔离开关接触点发热故障是因设计不到位, 导致接触面积较小, 进而引发了接触不良的现象。在隔离开关接触面的发热部位中, 接线座和触头是最常见的部位, 在生产隔离开关时, 工作人员应重视这2个部位。此外, 在制造隔离开关时, 应注意过渡材料的使用情况, 做好调试工作, 以保证接触面打磨到位。

2.3 断路器

断路器常会出现多种运行故障, 主要包括拒动、误动和过热等。

拒动是因众多因素而引起的, 通常包括蓄电池欠压、线圈短路和控制回路接触不良等。当发生拒动时, 可能是上述因素中的一个引起的, 也可能是多种因素共同导致的。因此, 在故障出现后, 应严格检查故障部位, 找出故障因素。

当操作系统运行异常时, 其绝缘性会下降, 使回路出现故障, 进而导致误动发生。此外, 当互感器的极性出现反接时, 也会导致二次回路的接线出现错误, 进而引发互感器误动;当变电系统中出现两点或多点接地时, 也会引发二次回路出现错误, 进而导致误动;当线圈中或直流系统中出现电压过低的现象时, 会引发误动。

因此, 当断路器出现故障时, 应根据故障的部位和特点分析原因。如果断路器故障是因越级跳闸而引起的, 则应将检修重点放在动作上。如果是保护动作, 则应先合上隔离开关, 再向正常部位供电;如果不是因保护动作引起的故障, 则应剪断每一条线路, 对断路器进行全方位检修, 并结合每条线路的供电情况查找故障部位。

在找出故障线路后, 合上正常线路的断路器, 以保证供电, 并维修故障线路的断路器。

3 变电站一次设备的试验方法

一次设备的主要试验分为高压配电装置检修试验和主变压器检修试验。在主变压器试验中, 主要用到局部放电试验和耐压试验。其中, 局部放电试验主要针对变压器在安装和运输中出现的问题, 以使安装工作有序进行;耐压试验的内容为测试绝缘性能。在主变压器进行检修试验前, 应根据变电中的具体要求和变电情况设计试验方案, 并对此方案进行可行性分析, 确定无差错后正式实施。当试验内容为补修变压器时, 应采用局部放电、微量水分检测等手段。在具体实践中, 为了提高检修效果, 应将多种检修方法结合使用。但在具体实施时, 可能会面临许多困难, 这是因为变电系统的线路众多, 且相互交错, 加之具有大量的运行设备, 使检修试验工作难以实施。此外, 在变电站的工作环境中, 常存在大量噪声和其他的干扰因素, 进而降低了试验结果的准确性。但在变电站一次设备的检修中, 开展一定的试验工作是必要的, 且应根据变电运行的需要, 选用合适的试验方法。

4 结束语

变电站一次设备在供电运行中发挥着基础作用。随着供电规模的不断扩大, 运行中出现的故障也在不断增多, 严重影响了人们的正常用电。因此, 只有不断强化检测方法和选择正确的检测方式, 才能有效提高一次设备的检修效率。

参考文献

[1]刘俊.浅谈变电站一次设备检修及试验方法[J].科技创新与应用, 2013, 16 (2) :126.