输变电设备

输变电设备（精选12篇）

输变电设备 篇1

0 引言

物联网作为具有全面感知、可靠传输和智能处理等特点的先进技术[1,2,3],目前已在电网中得到初步应用,但尚未在电网设施的运行、监控与资产优化管理等方面得到应用[4]。输变电设备在电力系统中起着至关重要的作用,随着电网朝着超高压、大容量、智能化方向发展,有必要研究输变电设备物联网,以期促进物联网及其技术和输变电设备管理的融合,保证其安全运行,避免相关事故给生产和生活带来不必要的影响和损失。另外,应用物联网技术后所感知的信息具有海量、多源、异构等特点,亟需相应的信息索引。设备标识码作为关键性的信息索引,目前主要应用在数据库中。现场应用的铭牌、条形码识别距离局限于视野范围内,且易因污秽、腐蚀引起标识不清[5,6]。基于物联网标识技术之一的产品电子代码(electronic product code,EPC)具有信息参考、唯一标识单品的作用。同时借助射频识别(RFID)技术,可实现非接触性、中远距离自动识别,已在物流监控、仓储管理等领域应用并取得效果[7]。该标识技术为设计新设备编码标识提供了新思路。

本文首先设计了输变电设备物联网,同时借鉴EPC的编码结构及思想,结合现有设备编码规范,设计出设备标识码的编制方案,并构建相应的编码标识系统。该系统可为输变电设备物联网中的设备建立信息索引,实现设备信息的动态感知,保障输变电设备物联网中的信息横向协同、纵向贯通。

1 输变电设备物联网

输变电设备物联网以物联网及其技术为基础,以时空环境为依托,注重将输变电设备与人连为一体,极大拓展了信息感知的深度、广度和维度,实现了对输变电设备的智能监控、状态评估和全寿命周期管理等,提供了信息、技术支撑的全景、实时、多维型网络。

输变电设备物联网体系架构可分为信息感知层、网络通信层、应用支撑层和业务应用层,见图1。

信息感知层主要实现智能化的全景信息感知,包括信息采集、设备识别等,涉及各类物体(例如设备或装置)以及悬挂/粘贴于其上的条码和电子标签、读写器、智能传感器、感应器、掌上电脑(PDA)、摄像头等信息感知终端。这些信息感知设备以直接接入或者多跳接入方式接入网络通信层。

网络通信层是整个网络的神经中枢,用于数据的传输,包括有线/无线通信网、无线传感器网络。

应用支撑层包含物联网中间件、全景信息集成平台、云计算平台和各类数据中心,用于海量信息的过滤、整合等,可以实现信息的有效集成、合理分类、交互共享等。

业务应用层基于具体业务驱动,面向输变电设备的智能监测、全寿命周期管理等应用,最终实现智能化、精细化设备监控与管理。

2 EPC编码标识技术

EPC是EPC-global推出的新一代产品标识技术,可以与产品一一对应,存储在电子标签中,通过RFID接入网络,建立产品与后台数据库中数据的动态链接,便于产品信息的感知、交换和共享[7,8]。其中的通用性标识类型为通用标识符(GID-96),采用96位二进制的EPC代码进行定义。它不依赖任何已知的、现有的规范或标识方案[9],既保证后期应用时标签的低成本,又能满足将来一段时期的设备编码需求。所以选择该编码模型的数据结构、编码思想和现有设备编码规范设计设备标识码。

3 设备标识码的编制原则与设计方案

3.1 编制原则

鉴于输变电设备物联网中信息的特点,考虑成本、扩展等因素,全面展开信息编码缺乏经济性。同时,考虑到标签容量和读写器的性能,大量的信息编码会降低读写和查询的速度。因此,提出设备标识码的编制原则。

1)符合物联网中实体标识和电力行业中编码规范标识设备的要求,如唯一性、系统性和规范性。

2)反映设备分类信息,如设备类属和类别等。

3)信息结构简单、稳定,能唯一标识设备,保障编码的简单、经济、可靠,同时具备可扩展性等。

3.2 设计方案

鉴于所参考的编码模型,其标头的代码值为固定值(00110101),通用管理者代码(28位)由EPC-global分配。在标识产品/设备时,对象分类代码和序列号(分别为24位和36位)的代码编制原则和内容不够明确。所以,本文从用户的角度,展开对象分类代码和序列号代码的细化方案设计,以期编制出符合电力行业应用的设备标识码。

鉴于输变电设备在结构上分为本体和部件,而某些组合类设备(如变压器)的部件亦可看做某类型的设备。本文选择设备类属、设备类别和电压等级细化对象分类。根据中国南方电网公司(以下简称南网)的《电网设备信息分类和编码》标准,可知设备属性共有7项;设备类别包含输电设施、变电设施和配电设施。输电设施中,架空线路包含125项、电缆线路包含97项;变电设施中,一次设备有359项、二次设备有342项;电压等级中,交流44项、直流38项。基于上述各项的数量和扩展性需求,采用分区段的方式编码标识设备属性、设备类别和电压等级,具体细化方案如表1所示。

设备的序列号由设备管理者根据其管辖范围内的设备数量顺序编制。

设备类属的原/新代码转换如表2所示。由于位数较少,直接采用二进制代码表示。

设备类别的原代码与新代码转换如表3所示。限于篇幅,此处仅列举部分。另外,鉴于该部分位数较多,将代码换算成16进制代码表示。

电压等级的原/新代码转换如表4所示。由于位数较少,直接用二进制代码表示。

4 输变电设备编码标识系统设计

实际应用中,不仅需要编码方案的量化,还需识别和感知设备的详细信息。故本文设计编码标识系统,以解决设备标识码的量化、识别应用等问题,为将编码方案真正应用于输变电设备物联网提供技术支持。

4.1 编码系统设计

基于设备标识码的编制方案,以解决系统实现的关键问题为出发点,首先分析设计编码系统,其结构如图2所示。

编码系统分为数据库单元、编码单元(编码规则模块、代码生成模块)和管理单元(代码管理模块、系统安全模块)3个部分。

1)数据库单元采用SQL Server 2008数据库存储数据,通过设备清单表、初始化表、协议表、用户表等创建编码系统的数据库。其中设备清单表记录设备的信息,包括设备厂商信息、铭牌信息等;初始化表记录各个代码段可以取值的信息,根据这些信息,用户通过选择可以实现信息代码的自动生成;协议表用于记录编码方案,包括代码段名称、代码段长度、代码段的从属关系以及用户可以对代码段进行的操作等信息;用户表记录系统用户的用户名、密码、权限以及职位信息。

2)编码规则模块。该模块依据初始化表和协议表中的信息,约束代码生成模块,按照编码方案生成设备标识码。

3)代码生成模块。根据已制定的编码方案,对输变电设备进行编码。采用计算机辅助编码管理软件进行编码(自动生成所需的设备代码)和维护(比如判断设备是否重复编码、代码审核、对错误代码进行更正,完成与已有其他类型的设备编码映射关联)。

4)代码管理模块。设备代码主要有“待审核”、“在用”和“错误”3种状态。编码模块生成的代码均为待审核状态,经过相关工作人员审核后,确认代码无误则变为在用状态,若代码有误,则设置为错误状态以便修改。该模块具有新建、查询、更新、删除等功能,可以根据需求进行用户注册、修改密码、权限分配、数据库的维护、代码查询等。

5)系统安全模块。针对不同用户分配不同权限,保证编码系统的安全。对登录人员采取权限设定,并及时更新设定。设定之后,登录系统采取相关认证机制,防止登录人员的越权操作,同时采取完善的密码、日志管理。

4.2 标识系统设计

在明确编码系统的架构和功能需求的基础上,考虑到投资少、效益最大化等因素,面向某省级电网公司,构建输变电设备物联网中的编码标识系统。系统的架构如图3所示。

首先,将由编码系统生成的设备标识码由RFID读写器写入标签中,建立代码与设备一一对应的关联。同时,该代码备份到数据中心的数据库中,为定位和追溯设备静态/动态信息等提供索引。其次,设备标识码的应用模式分为在线应用和现场应用。

在线应用过程包括:(1)智能传感器读取标签中的设备标识码以及设备的状态信息;(2)采取有线+无线的混合通信模式上传信息(其中,设备标识码上传至数据中心,实时信息上传至全景信息集成平台,若有需要则备份到数据中心);(3)上传至数据中心的设备标识码,经过物联网中间件———基于局部过滤器和全局过滤器的数据清洗机制[10]和基于复杂事件处理的RFID数据处理模型[11]来滤除不可靠数据、冗余数据,保证数据的准确性、精简性和时序性;(4)以设备标识码作为指针,可在相应的数据库中找到所需信息,继而完成历史信息的定位、获取;(5)将实时信息和历史信息上传至全景信息集成平台,继而完成数据的并行处理、数据挖掘、分类整合和交互共享,最终实现输变电设备的全景信息感知、智能监测与管理、状态评估等。

现场应用过程:例如在巡检工作中,根据需要可先从数据中心下载巡检对象的信息到PDA中,通过其中的RFID模块读出该标识码,并以此码值为索引读取相应的信息。另外,根据巡检结果可在PDA当前的界面展开其他操作:编辑标签信息、更新历史信息等,继而基于其内置的无线模块上传至全景信息集成平台或者数据中心。

4.3 设备标识码与现有电力设备编码的关系

本文所提出的设备标识码直接存储于电子标签,并在数据库中作为信息索引,而目前工程应用中已有相应的设备编码,特此提出以下建议,确定关联并建立两者之间的关系。

1)优化输变电设备现有的信息模型,主要为资产基本模型和资产业务模型。为信息平台中设备标识码与其他信息的关联提供确切的描述和定位。

在资产基本模型的建立中,扩展资产类“全寿命周期管理周期节点”属性,将设备标识码作为资产的基本静态属性之一,添加到“全寿命周期管理周期节点”中。定义该类型为枚举类,由全寿命周期管理的所有13个节点(计划、招标、选型、签约、付款、预验收、到货、安装调试、验收、报账、办固定资产、后期维护、报废)构成。标记每个资产所处于的周期节点位置,实现在设备寿命全周期内设备标识码与现有电力设备编码的每一个环节上的关联;在资产业务模型(根据业务不同,可以细分为资产试验模型、资产巡检模型、资产检修模型、资产诊断模型等)的构建中,在IEC 61968已包含的资产属性信息基础上进行扩展工作(主要包括扩展新类、在已有或者扩展类中扩展相应属性、扩展类与类之间的关系)的同时,标示出设备标识码在各种业务应用中的流程。

2)设备标识码为辅,现有设备编码标识为主。鉴于编码的实施与应用是一项复杂的工作,只有编码工作得以全面落实后,数据库的编制才能完善,实际应用才能流畅和便捷,效果或者效益才能得以很好地展现。因此,目前可先将设备标识码作为辅助的信息索引,同时应用于数据库的编制或更新完善。

5 结语

在大力建设和发展智能电网的背景下,物联网及其技术具有广阔的发展空间。本文定义了输变电设备物联网,构建并阐述了其体系结构,所设计的设备标识码是对现有信息索引的补充,可进一步提高设备之间的信息联系交互能力和共享能力,对输变电设备的透明化、高效化管理具有指导意义,对物联网在输变电设备的智能监测、全寿命周期管理等应用有促进作用。

参考文献

[1]杨永标,丁孝华,朱金大,等.物联网应用于电动汽车充电设施的设想[J].电力系统自动化,2010,34(21):95-98.YANG Yongbiao,DING Xiaohua,ZHU Jinda,et al.Assumption of internet of things applied in electric vehiclecharging facilities[J].Automation of Electric Power Systems,2010,34(21):95-98.

[2]李娜,陈晰,吴帆,等.面向智能电网的物联网信息聚合技术[J].信息通信技术,2010,4(2):21-28.LI Na,CHEN Xi,WU Fan,et al.Study of informationaggregation technology on the internet of things for smart grid[J].Information and Communications Technologies,2010,4(2):21-28.

[3]郭创新,高振兴,张金江,等.基于物联网技术的输变电设备状态监测与检修资产管理[J].电力科学与技术学报,2010,25(4):36-41.GUO Chuangxin,GAO Zhenxing,ZHANG Jinjiang,et al.IOTbased transmission and transformation equipment monitoringand maintenance assets management[J].Journal of ElectricPower Science and Technology,2010,25(4):36-41.

[4]刘通,陈波,杜朝波,等.输变电设备物联网关键技术研究思路探讨[J].南方电网技术,2011,5(5):47-49.LIU Tong,CHEN Bo,DU Chaobo,et al.On development ofthe key technologies for the internet of power transmission andtransformation equipments[J].Southern Power SystemTechnology,2011,5(5):47-49.

[5]钱升,杜佩仁.IEC/CIM模型在功能位置编码中的应用[J].电力信息化,2004,2(8):79-81.QIAN Sheng,DU Peiren.The application of IEC/CIM modelon function coding[J].Electric Power Information Technology,2004,2(8):79-81.

[6]陈济,郭创新,刘波,等.基于公共信息模型的自适应统一编码体系设计[J].电网技术,2010,34(2):52-56.CHEN Ji,GUO Chuangxin,LIU Bo,et al.Architecturaldesign of an adaptive unified coding system based on CIM[J].Power System Technology,2010,34(2):52-56.

[7]BHUPTANI M.RFID field guide:deploying radio frequencyidentification systems[M].USA:Prentice Hall PTR,2005:45-62.

[8]刘鹏,屠康,侯月鹏.基于EPC体系的稻米安全追溯编码系统研究[J].中国粮油学报,2009,8(24):129-134.LIU Peng,TU Kang,HOU Yuepeng.Grain safety ascendcoding system based on EPC[J].Journal of the Chinese Cerealsand Oils Association,2009,8(24):129-134.

[9]张成海,张铎.物联网与产品电子代码(EPC)[M].武汉:武汉大学出版社,2010.

[10]谷峪,李晓静,吕雁飞,等.基于RFID应用的综合性数据清洗策略[J].东北大学学报:自然科学版,2009,1(1):35-39.GU Yu,LI Xiaojing,LYanfei,et al.Integrated datacleaning strategy based on RFID applications[J].Journal ofNortheastern University:Natural Science,2009,1(1):35-39.

[11]WANG Guangming,JIN Gonglian.Research and design ofRFID data processing model based on complex event processing[C]//Proceedings of the Computer Science and SoftwareEngineering,December 12-14,2008,Wuhan,China:1396-1399.

输变电设备 篇2

一、总则

为加强输变电设备运行管理，提高安全文明生产水平，争创一流供电企业，为统一公司输变电设备常设安全标志、设备标志、色彩标志，使之更加标准化、规范化，特制定本规定。

本规定适用于公司管辖的所有输变电设备。

二、一般规定

输、变电运行设备标志应有双重编号，即：名称和编号。名称和编号必须经调度中心批准。

设备标志应准确、明显、齐全，字体工整、清晰、文字规范。

同类型设备标志安装位置和高度应一致，标志大小、字体亦应一致。

常设安全标志（包括遮栏和标示牌）必须安装牢固、位置合理，与带电部分的安全距离应符合《安规》规定，并不影响对设备的巡视检查和检修。警告类标示牌设置应醒目，确能起到警示作用。

新安装设备在投入运行前，设备标志必须配置齐全，如因加工制作或安装等原因在设备投运时,不能按本规定要求完成设备标志的设置时，经上级主管部门批准，可使用临时设备标志代替，但必须符合运行要求。并在设备投运后一个月内，使设备标志达到规定要求。

运行、检修等人员不得随意拆除、挪动、变更常设设备标志及安全围栏，如设备名称编号有变化时，运行单位应按照调度部门下达的变更通知及时变更设备标志。

设备标志应经常保持清洁，对室外设备标志牌安装支架等应定期进行防腐。

输变电设备的防护设施标志，按省公司有关规定执行。

三、变电设备标志规定

一次设备标志

（1）主变、开关、刀闸、CT、PT、避雷器、耦合电容器、站用变、母线等设备标志均应具有双重名称，其中母联、旁路和分段开关、母线及母线PT避雷器还应标明电压等级。

（2）一次设备（主变、开关、刀闸、母线、母线PT、避雷器、架空和电缆出线等）均应有明显的相位标志（A、B、C三相分别用黄、绿、红表示）。

A

主变相位标志标注在高压侧套管升高座上，标注方式为A、B、C红色字，字.母大小依据主变容量而定。

B

35KV开关相色标注在连接线下部，室内35KV及10KV开关等为硬母线连接的设备，不再标相色。

C

室外母线相色标志设置在每段母线两端水泥架构上，该标志应用罗马数字注明该段母线编号，室内硬母线均涂相色标志，还应在适当位置标注该段母线编号。

D

开关设置在室内的架空出线的相色标志均标注在线路标志牌上，该标志牌上除有线路名称和编号外，用方形色块并写有A、B、C或C、B、A字样，将其固定在该出线穿墙套管外侧下方墙上。电缆出线的相位标志用黄、绿、红塑料带缠绕方式或在每相电缆压接头下方刷环型相色标志。

（3）成套开关柜前后均应注明设备双重名称。

（4）多油开关分合指示应分别涂漆以示区别，“分”字涂绿色，“合”字涂红色。

（5）刀闸上应有分合转动方向标志，分用绿色，合用红色。

（6）接地体及携带型接地线的接地点应涂黄、绿相间各100mm，接地线装接部位（接触处），不应有油漆覆盖。

A

接地刀闸操作手柄应涂黑漆，其操作垂直连杆下部涂50cm黑漆。

B

室内35KV配电装置和10KV开关柜的开关两侧均应留有装设接地线的位置和标志。

C

主变冷却器，单元式电力电容器应有编号，编号统一用红色阿拉伯数字。

二次设备标志

（1）控制屏、保护屏、交直流屏、远动屏、电能计量表屏前后屏头均应标明设备名称，白底红字，交直流屏、远动屏、电能计量表屏还应按顺序编号，如“1直流屏”、2直流屏等。

（2）控制屏面板应有与实际接线相符的模拟线，模拟线的颜色按变电站一次系统模拟图板制作的某些规定画出。

（3）同一保护屏上有两路及以上保护设备时，屏前屏后应有明显的红色分界线，控制屏只在屏后画出分界线。

（4）开关控制把手试验按钮前后均应标明设备名称编号。

（5）二次回路小开关、熔断器、信号继电器及压板必须同时注明编号和汉语意义，其他设备可只注明英文编号，标注字体应采用微机打印。

（6）二次设备装有标签框者，应在标签框内放入打印的设备名称。

（7）所有（低压）切换开关、刀闸、大电流端子均应标注名称和切换位置。

（8）所有低压保险均应标注名称及额定电流。

（9）控制屏上的电流表应在极限值处以红线标出。

（10）一经触动，即可能造成跳闸的继电器（出口中间继电器、防跳继电器）的外壳上，应用红色方框标志。

（11）各端子箱的名称标志应与对应设备相同，动力、照明配电室检修电源箱应标明名称。

其他标志规定

（1）变电站设备上不准粘贴与运行无关的标语，在站内适当部位可设置安全警句。

（2）变电站大门应有“生产重地、谢绝参观”标志。

（3）变电站应设置本站简介牌一块，名称为“

X

X变电站简介”内容为本站设备概况（投运时间、主变容量、接线方式）等黄色铜板制作。

（4）主控室、高压室、所用变室、电容器室、蓄电池室、载波室、电缆层及会议室、资料室、值班室等注明室名，高压室、所用变室、电容器室还应注明电压等级。

（5）蓄电池屏上应设有“严禁烟火”标志牌，蓄电池应用红色阿拉伯数字编号。

（6）落地布置式电容器设备应设固定围栏，围栏高度应符合《安规》规定，并在入口处设置“止步！高压危险”及“设备名称编号”标志牌各一块。

（7）变电站内架构爬钉、爬梯，主变等设备爬梯以及建筑物通向电气设备的爬梯上应设置“禁止攀登，高压危险！”标示牌。

（8）站内消防室门上应用黄漆标明“消防器材”字样，灭火器箱、消防水龙头、铁制沙箱及消防室内一律为红色。

变电站一次系统模拟图板制作的规定

（1）每个变电站（不包括微机闭锁站）都应设置一块与一次设备实际接线相符的一次系统模拟图板（以下简称图板）。图板上设备状态应与实际设备运行方式经常保持一致。

（2）图板应放置在主控室内，位置要合理，既方便运行人员模拟操作，又不影响主控室整体布局的美观性。

（3）图板大小应根据本站设备情况，并考虑远景规划，结合主控室建筑条件合理确定，其长宽比例一般应在1：0.6－0.7左右。

（4）图板采用方块镶嵌式，底色为灰色。

(5)图板中应标出如下内容：

A

图板顶部标出“

XX变电站一次系统模拟图”字样。

B

一次设备各元件的接线方式、名称和编号。

C

与本站地线组数、号码相符的地线编号牌，放置在图板底部。模拟地线及其放置处均应有编号。

（6）对图中主要元件的制作要求

A

图板中各设备元件图形应符合部颁统一规定。

B

图板布局美观合理，疏密有致，主变压器一般应在图板的.位置。

C

主变

C1主变要标明编号、接线组别、中性点接地刀闸及各侧避雷器。

C2无载调压变压器分接开关档位指示（指针式、有档位电压值），档位数字底色与相应电压等级一致，电压值用白色。

D

开关

D1开关分合指示灯显示，合红灯亮，分绿灯亮。

D2

开关还应有防误操作牌。开关合闸后，图板上显示红牌，分闸后显示绿牌，防误操作牌正反两面均应刻有开关编号。

E

母线

E1母线应按电压等级分别采用下列颜色：35KV黄色，10KV绛红色，接地部分（包括接地刀闸）黑色。

E2

输变电设备 篇3

关键词：输变电设备；检修；策略；研究

中图分类号：TM507 文献标识码：A 文章编号：1006—8937（2012）23—0132—03

1 输变电设备检修概述

正常运行的设备可能会发生故障，要求对设备进行检修，所谓检修就是要确保设备保持实现其设计功能的状态。而检修的目的是降低设备故障的频率，减小设备故障的影响，延长设备的使用寿命，至少延长两次检修之间的时间间隔。按照设备检修计划安排的时间顺序，可以把整个检修体系分成3 个层面：即检修策略层、检修安排层和检修实施层。

1.1 检修策略层

检修策略层研究的内容是：设备是否检修、何时修、修什么、如何修、如何进行检修保障、如何防控检修过程中存在的电网风险和作业风险、如何评估检修效果等。在设备层面上，利用设备信息和网络拓扑信息等，为每一个或每一类电力设备选择一种合理的检修方式。检修技术发展至今，出现了多种检修方式，如事后检修、预防检修、经济检修、状态检修及其他多种不同的分类方式。

1.2 检修安排层

检修安排层主要针对某一种具体检修方式，研究如何具体安排，确定设备的检修周期及检修内容、根据检修内容制定检修计划及根据季节性因素及班组承载力对计划加以调整。在设备确定了检修方式后，对系统中所有设备的检修安排进行统筹考虑和检修优化，在整个系统层面上以时间为主线，按年、季、月、周检修计划模式，从点到面，全面梳理本企业反措、安全生产隐患及技术监督要求，严格遵循“一停多用”原则，合理安排年度、季度、月度及周停电检修计划。

1.3 检修具体实施层

检修具体实施层，研究设备检修的全过程管控，包括人员分配、设备可靠性管理、数据的综合管理、备品备件的管理、具体实施过程的管理、作业过程电网风险和作业风险管控、专业人员的培训等。根据部门职责落实具体的检修项目，如监控中心重点监控重载过载设备；运行部门跟踪各运维站及线路特巡特护结果、运行管控措施落实情况；检修部门负责反馈运行班组现场工作安全措施布置情况；检修部门通报检修班组现场修试进度；到岗到位人员负责监督检查施工方案、事故应急预案、作业风险措施的落实情况。通过运行、检修部门的相互督查，到岗到位人员的现场监督，安监部门不定期抽查，形成现场安全互相监督、互相促进的闭环管理，以确保设备检修得到全程的管控落实。

2 输变电设备检修策略

输变电设备检修策略的目标是寻找一种最优的检修方式，早期我国电力企业普遍对所有设备采用固定的检修间隔，这大大增加了设备检修的工作时间和费用，频繁检修不但影响设备的可用系数，也直接影响着设备使用寿命。这种基于固定检修间隔的定期检修模式，存在以下三个缺点，第一，“一刀切”，没有考虑设备的实际情况，往往浪费人力物力。第二，近年来电网规模发展迅速，设备数量急剧增加，定检工作量剧增。第三，电网设备制造质量提升，早期的定检周期已不能适应设备管理水平的进步。

2.1 检修模式的演变和发展历程

近年来，随着我国电力企业步入大电网、大机组、大容量、特高压、交直流混合、远距离输电、智能电网的阶段，电力系统的复杂性明显增加，电网的安全稳定问题日渐突出，各个时期的设备管理与检修方式有了很大的变化，通常可分为三个阶段。

第一阶段是事后检修，也称故障检修。事后检修是当设备发生故障或其它失效时进行的非计划性检修。因为故障的出现具有随机性，所以检修工作难以事先计划。事后检修是通过对设备是否出现功能性故障为判断依据，只有在设备发生故障并且不能继续运行时才对其进行检修。这种检修方式最适用于简单、价格较低且故障后影响不大的设备，其优点是检修比较方便，检修成本相对较低，并能够最大限度地利用设备，减少因不必要的检修工作而造成的浪费。但是事后检修也存在很多缺点，会影响设备和人身安全，有可能会对系统造成极其恶劣的影响。

第二阶段是预防性计划检修。计划检修是通过设备的运行时间找出一个较合适的周期对设备进行检修，或者按事先规定好的操作次数对设备进行例检，此类检修的目的主要是预防设备发生故障。计划检修是根据设备以往的运行状况，统计出一定的规律，然后按照这个规律确定设备的检修类别、检修周期、检修工作内容、检修配件及材料等的检修方式。在设备检修中，人们逐步认识到有一些设备故障后的后果较为严重，故障不仅影响到设备自身的运行，还影响到了整个系统的正常运行，因此不能再采用事后检修的方式对其进行维修，而应该采取预防性检修。该检修阶段对待故障的基本思想是以预防为主，着重考虑维护设备的安全性，减少故障的发生，很少考虑维修活动的经济效益。

第三阶段是以设备状态监测和故障诊断为基础的状态检修，即基于设备状态的检修。状态检修或预知维修是从预防性检修发展而来的更高层次的检修体制，是一种以设备状态为基础、以预测设备状态发展趋势为依据的检修方式。它根据对设备的日常巡视、定期重点特巡、在线状态监测和故障诊断所提供的信息、经过分析处理，判断设备的健康和性能劣化状况及其发展趋势，并在设备故障发生或性能降低到不允许极限前有计划地安排检修。这种检修方式能及时地、有针对性地对设备进行检修，不仅可以提高设备的可用率，还能有效降低检修费用。

20世纪80年代，在美国开始引入一种新的检修体制，即以可靠性为中心的检修。以可靠性为中心的优化检修是以可靠性理论和统计数据为基础，以提高设备安全稳定运行的可靠性和检修成本的优化为目的，对系统设备的维修需求进行分析和决策，确定检修计划的安排。该方法用技术分析代替经验规定，在管理中提倡技术分析的结果作为检修决策的依据。这种检修方法充分利用了现场经验以及现有的监测设备，是以上所述各种检修方式的有机结合。

2.2 以可靠性为中心的检修策略

以可靠性为中心的检修是指在对设备作检修决策的过程中，首先要考虑设备的可靠性，在此基础上兼顾设备检修的经济性，使设备检修后达到规定可用度的一种检修方式。其基本思路是：对设备进行功能与故障分析，明确设备各故障的后果；用规范化的逻辑决断方法，确定各故障的预防性检修对策；通过现场故障数据统计、状态评估、定量化建模等手段，在保证设备安全和完好的前提下，以检修停运损失最小为目标对设备的检修策略进行优化。优化决策是对设备是否检修，某些关键元器件是否更换的决策过程。决策过程包含两种状态：一是检修周期的调整；二是检修与更换的决策。

2.2.1 检修周期的调整

经过状态评估，若设备没有到非换不可的地步，则主要有立即检修、延长检修周期、缩短检修周期三种方式。立即检修是针对有缺陷且非停电检修不可的设备，而延长和缩短检修周期是针对家族性的设备。在设备检修周期的确定上，应按回路同步检修原则，即在同一回路上的单个设备检修周期起始点应统一，每类设备间的检修周期应成倍数关系，例如成“3”的倍数关系，这样不会造成回路年年停，而是最少3年停一次，从而减少设备损伤，减少劳动支出，提高企业效益。通过设备家族评估，确定科学的检修工艺、备品备件，确证检修质量，最大程度减少设备停电和检修无效时间。例如，110 kV南坑变电站厂站图（图1）中的输电回路2个、变电回路2个和母线回路1个，检修设备最短检修周期为3 a。而在同一回路检修中，为了尽量减少停运设备数量和次数，所有检修设备的检修周期数应是自然数的倍数关系，即3，6，9，12……等。由此可确定各回路设备的检修周期为3 a，而每次回路检修时，根据具体设备检修周期进行检修，详见表1。

2.2.2 检修与更换的决策

设备到寿命周期末，就需要判断是否继续运行，还是检修后运行或是更新改造。判断的过程就是优化过程，其判断结果就是决策。方法有多种多样。通常有以可靠性为中心的检修策略（RCM）、全寿命周期成本（LCC）管理策略、状态检修（CBM）策略和设备风险评估等。

从电网运营特点和整个公司的目标来看，对电气设备状态检修的期望是：①确保设备的正常运行，防止事故发生，保证电网可靠性。②检修人员应按规程有目的、安全、最有效地完成设备检修工作。③延长设备检修周期和使用寿命。④降低运行和检修费用，提高经济效益。因此，优化决策必须建立在科学、高效、经济基础上。由于各地区的设备、人员素质、可靠性要求和运行环境不一样，不能采用“一刀切”的办法，应结合本地区实际情况，因地制宜地开展决策工作。电气设备状态检修优化决策可由LCC与设备风险评估法结合构成。其决策因子有：状态评估结果；LCC报告；设备在电网的重要性；故障后对用户可靠性带来的后果程度（监管惩罚）等。

总之，应从节约检修成本，同时满足应有的可靠性要求基础上，开展有针对性的状态检修工作。只有采用有效的检测与检修策略，方能保证电网高效、经济运行。

3 结 语

通过不断探索、优化和实践，认为以可靠性为中心的状态检修是融主动检修、定期检修和故障抢修于一体，将各种检修方式进行优化的组合。近年来通过开展可靠性为中心的状态检修，取得良好成效，有效地控制了设备停运次数和停役时间，各项电网运行指标取得了大幅度的提升，同步提高了电网安全稳定运行管理水平。

参考文献：

[1] 邱仕义.电力设备可靠性维修[M].北京：中国电力出版社，2004.

输变电设备状态检修 篇4

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 篇5

国家电网公司输变电设备

防雷工作管理规定

第一章 总 则

第一条 为加强国家电网公司输变电设备的防雷工作管理, 使防雷工作规范化、标准化，不断提高输变电设备的耐雷水平，特制定本规定。

第二条 电力系统输电线路、变电站设备的雷电过电压防护，是保护输电线路、变电站设备和人身安全的重要技术手段，是电网建设及运行管理工作的重要组成部分。

第三条 防雷工作是一项全方位、全过程的技术管理工作,应在设计审查、设备选型、监造、验收、安装、调试和试生产的电力建设全过程及运行、检修、技术改造等电网生产全过程开展防雷工作。

第四条 本规定适用于国家电网公司系统各区域电网公司、省（自治区、直辖市）电力公司及所属供电企业、发电企业和施工企业。

第二章 防雷工作管理范围及主要内容

第五条 防雷工作设备管理的范围分为输电线路、变电站的防雷及雷电定位系统。

（一）输电线路包括：避雷线、接地装置、避雷器、耦合地线、塔顶避雷针和其它非常规避雷装置等。

（二）变电站包括：避雷器、避雷针、避雷线、接地装置、变压器中性点保护间隙等。

（三）雷电定位系统主站及各地分布的探测站等配套设施。第六条 防雷工作按照国家电网公司的专业技术标准的有关防雷技术规定，开展输变电设备的防雷保护设计、施工、运行维护、检修和技术改造等工作。

第七条 防雷工作应定期对防雷保护设备及其构成的保护系统的合理性进行监测、检查及评价，以确保保护功能正常发挥作用。

第八条 防雷工作实施动态化管理，对运行中的防雷保护设施要根据电网各个时期的运行特点、所处地位及重点、难点问题及时进行防护技术要求的调整。

第九条 防雷工作应定期开展防雷保护设施的运行评价，应及时进行雷害事故分析并制定防雷反事故措施。

第十条 防雷工作应加大科技投入，积极运用新思路和新观念，广泛采用先进、可靠的技术和方法，依托技术进步来实现防雷工作手段的现代化、规范化。

第三章 防雷工作管理

第十一条 输电线路防雷

（一）设计、选型、审查管理

1、设计单位应贯彻国家电力行业有关防雷的设计技术规程、标准要求，并必须满足国家电网公司或主管网省公司有关防雷的技术标准、规程规范和反事故技术措施实施细则。确保输电线路的防雷保护设计符合当地线路安全运行的需要。

2、输电线路的防雷设计应对线路周围的地形、地貌、地质、土壤、气象等环境因素、雷电定位系统统计分析结果以及雷电活动规律进行调研和综合分析的基础上，合理设计接地电阻值、保护角和防雷装置。

对雷击频发地区的线路应根据运行单位的意见通过提高防雷设计标准，如采取加强绝缘、采用负保护角、使用线路避雷器、减小接地电阻等措施，提高输电线路的耐雷水平。

3、设备运行单位应参与新建（或改建）线路防雷保护设施

— 5 — 的设计、审查等工作，根据本地区的运行经验，对输电线路的屏蔽保护、接地装置、线路避雷器以及进线段保护等项目设计及其可靠性进行审查。对雷击频发地区的线路可提出提高线路的防雷设计标准等措施。

4、设备运行单位应对包括塔顶避雷针、避雷线、线路避雷器、耦合地线、其它新型或非常规防雷设施等的设计和选用合理性进行逐一核查，必要时向设计、基建单位提出修改意见和建议。

5、设备运行单位应根据长期运行经验以及电网发展的需要，对输电线路的接地装置的设计参数、选材和施工工艺进行审查和提出建议。对雷击频发地区的线路应提出更高的接地装置设计标准等措施。

（二）工程质量管理和验收

1、为了保证新建输电线路的耐雷水平，运行单位的相关技术人员应配合或参与电力建设质量监督机构组织的质量监督工作。

2、对于输电线路防雷保护设施的施工，应严格按照设计要求进行，并执行工程监理制。没有实行工程监理制的工程，运行单位应选派有经验的质检人员到施工现场，做好工程质量的检查和验收。

3、对于隐蔽性的杆塔接地装置的施工，基建及运行单位均应按照《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》等有关技术规范进行施工，确保接地极及接地线的敷设和焊接质量。接地装置覆土前必须经监理单位或运行单位验收合格后，方可覆盖。

4、运行单位可以独自或会同施工单位对部分杆塔进行抽查，对不符合设计、施工、验收规范或未按设计要求进行施工的工程项目，应提出建议并限期整改，施工单位交给生产管理部门和运行维护单位的工程项目应是整改合格后的工程。

5、防雷设施施工结束后施工单位应根据有关技术规范进行检测，并出具完整合格的检测报告。

（三）运行管理

1、运行单位进行线路巡视时，应按《架空输电线路运行规范》检查防雷设施和接地装置完好情况。遇有雷击故障时，还应及时查找雷击故障点，并通过雷电定位系统查询详细雷电参数，分析闪络原因及雷害故障的类型。同时应详细记录雷击故障损伤情况，对损坏的部件，及时加以修复。

2、根据《架空输电线路运行规范》及当地有关技术规定，利用巡线机会每年进行一次输电线路防雷设施常规性检查，主要检查防雷设施的完好性情况，检查结果要做好资料的存档记

录和分析，对存在问题的设备及时提出检修计划。

3、在常规检测工作方面，应重点做好接地装置的测试工作，每年必须完成20～25％线路杆塔的接地电阻或连通情况的测试，完成5～10％接地装置开挖检查，根据损坏或腐蚀情况，提出改造计划。

4、已经投运的输电线路对于易击杆、易击段可考虑其它防雷措施的应用，如安装线路型避雷器等技术改造措施。

5、对于雷害频发的山区线段，应通过综合分析寻找雷害频发的原因，采取针对性的有效措施降低雷害故障率。

6、运行单位应对线路防雷设施的运行、缺陷、事故情况定期进行总结分析，并结合过电压专业工作总结将资料上报主管单位。

各电压等级线路的雷击跳闸率（归算到40个雷暴日），应不超过如下指标：

110（66）kV：0.525次/百公里〃年； 220kV：0.315次/百公里〃年； 330kV：0.2次/百公里〃年； 500kV：0.14次/百公里〃年。第十二条 变电设备防雷

（一）设计、选型、审查管理

1、设计单位应贯彻国家电力行业有关防雷的设计技术规程、标准要求，并必须满足国家电网公司或主管网省公司有关防雷的技术标准、规程规范和反事故技术措施实施细则。确保变电设备的直击雷保护和侵入波保护满足当地运行要求。

2、进行侵入波保护设计时，应综合考虑雷电侵入波水平、系统运行工况等因素，对变压器及其主要被保护设备的绝缘水平、电气保护距离、避雷器参数等作出合理的选择配置。多雷地区的防雷设计应选择较高的保护裕度。

3、变电设备的防雷接地装置设计应根据站址环境、地质、气象情况，因地制宜选择合适的接地材料和规格，确保长期安全可靠运行。4、35kV－220kV变电所进出线的隔离开关或断路器，在雷雨季中可能经常断开，同时线路侧又带有电压时，应在线路末端或断路器或隔离开关的线路侧有防雷保护措施，如加装间隙或避雷器。

5、运行单位应参与新建（或改建）变电防雷保护设施的设计、审查、设备选型等工作，根据本地区的运行经验对变电设备的接地装置的设计参数、选材和施工工艺、直击保护、侵入波保护及其可靠性进行审查。

6、运行单位应对包括避雷针、避雷线、避雷器等的选用是

否满足要求进行逐一核查，必要时向设计、基建单位提出修改意见和建议。

（二）工程质量管理和验收

1、运行单位的相关技术人员应配合或参与电力建设质量监督机构组织的质量监督工作。

2、对于变电站的防雷保护设施的施工，应严格按照设计要求进行，并执行工程监理制。没有实行工程监理制的工程，运行单位应选派有经验的质检人员到施工现场，做好工程质量检查和验收工程。

3、对于隐蔽工程的变电站接地网的建设，基建及运行单位均应按照《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》等有关规范进行施工，确保接地极及接地线的敷设和焊接质量。隐蔽项目（含中间环节）必须经监理单位或运行单位验收合格后，方可覆盖。

4、运行单位对不符合设计、施工、验收规范或未按设计更改通知要求的工程项目，应提出建议并限期整改，施工单位交给生产管理部门和运行维护单位的工程项目应是整改合格后的工程。

5、变电设备的防雷设施施工结束后施工单位应根据有关验收规范进行检测，并出具完整合格的检测报告。

（三）运行管理

1、运行单位应定期检查变电站的直击雷保护设施是否完好。尤其要检查避雷针、架空避雷线及接地装置是否发生锈蚀、腐烂等缺陷，发现问题应及时提出检修计划。

2、定期跟踪变电设备雷电侵入波的防护运行效果，包括输电线路的进线段防护及避雷器的配置。

3、按规程要求定期测量接地网参数，包括接地电阻及连通电阻，并作出分析意见。对存在问题或可疑的接地装置，应作出进一步的检测和处理建议，如开挖检查或提出改造计划等。

4、对运行中的110kV及以上避雷器应积极推广在线监测装置，并按规定进行定期巡视并记录，同时按规程要求定期开展带电测试或停电试验工作。

5、每年校验接地装置热稳定性能，对不符合要求的应及时提出改造建议。

6、定期检查变压器中性点保护间隙情况，对严重烧蚀、间隙偏离者应进行调整检修。

7、运行单位应对设备运行、缺陷、事故情况定期举行总结分析。并结合过电压专业工作总结将资料上报主管单位。

第十三条 雷电信息系统的建设与管理

（一）雷电定位系统是获取大区雷电信息的重要技术设施，— 11 —

对查询、分析输变电雷害故障、分析统计雷电活动强度，制定防护技术对策，具有十分重要的作用。各网省公司应积极建立和完善全网性的雷电定位系统，并积极促进省际、区际联网，实现大区雷电信息的共享。

（二）雷电定位系统的选型应考虑选用技术成熟，运行可靠的产品，其信息系统可与周边省实现互连，实现信息共享。

（三）雷电探测站的站址应尽可能选定平坦地形的位置，实现最大效率的雷电信息探测。对探测效率不高或运行不良的系统、通信通道或探测站应及时作出改进，确保系统正常运行。

（四）雷电定位系统主管单位应积极做好定位系统的日常运行维护，其它有关单位应积极协助做好定位探测站、通讯通道的维护和输电线杆塔经纬度数据及相应的信息更新工作。

第四章 防雷工作的职责与分工

第十四条 根据公司系统的管理职能和层次，各有关单位分别负责相关防雷工作的管理业务。

（一）国家电网公司生产技术部负责公司系统防雷工作的归口管理，负责有关标准、制度、反事故措施的制定、修订和颁布，开展公司系统的经验技术交流，总结发布全网有关防雷

技术最新信息，及时进行事故分析和通报。

（二）网省电力公司生产技术部门负责本地区防雷工作的归口管理，负责输电线路、变电站防雷设备和雷电定位系统的管理工作，负责组织本地区有关防雷技术规范、标准、反事故措施的实施细则制定、修订和颁布，负责审查本地区电力建设和生产过程中防雷措施的可行性和适用性，开展本地区的经验技术交流，总结发布本地区有关防雷技术最新信息，及时进行事故分析和通报。

（三）供电企业、输变电设备运行维护单位应从设计审查、设备采购招标、制造、施工安装、基建调试到交接验收、运行、检修及技术改造等全过程实施防雷工作监督把关。对雷害频繁的多雷地区和有特殊需要的地区，有另行制定本地区特别技术规范的，应优先执行本地技术规范，一般情况下应本着就高不就低的原则执行，确保新建、技改和运行中电力设施的防雷保护措施满足当地的防护标准要求。

第五章 附 则

第十五条 各区域电网公司、省(直辖市、自治区)电力公司可根据本规定制定具体实施细则。

输变电设备 篇6

【关键词】输变电设备；原因分析；诊断与防范；载流元件

【中图分类号】V351.31 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0205-02

前言

随着我电网建设步伐不断加快，电力网电容量的增大，供电企业电力设备故障给人们的生产和现代生活所带来的影响越来越大，为确保输变电设备安全可靠运行，对系统的稳定经济运行也提出了越来越高的要求，而保证系统的经济性和稳定性的一个强有力措施就是在提高电力设备使用率的及正常运行，即提高设备的可靠性。输变电设备连接头发热是目前存在的普遍性问题，尤其是电力系统在高温、大负荷运行期间，“接触不良过热”导致的严重缺陷、危急缺陷频频造成设备停运处缺，电网安全稳定运行受到威胁、供电可靠性难以保障。

1、载流元件接头发热部位

载流元件接头发热经常出现的部位：隔离刀闸动静触头问；一次设备与引线接头处；引线问连接处。

2、导致载流元件接头发热的原因分析

从载流元件接头红外测温图可以清晰看到，出现较高温度的部位在负荷电流经过的接头处，通常叫做“接触不良发热”，之所以出现高于正常结构部件的温度，根据焦耳一楞次定律：物体发热量Q与下列公式有关，Q=0.24I²Rt（卡），其中参数I（A）为流过物体的电流；R（Q）为接触处电阻；t（s）为时间。通常，连接处流过的电流应小于或等于设备的额定值，除非系统出现异常情况；正常情况下，接头处电阻应等于或小于同等截面的导体电阻，而接触电阻增大与接头处接触不良、接触面积不足密切相关，是引起连接处发热的主要原因。

2.1 接触面材质或异物导致接头发热

接触不良与刀闸动静触头压力、不同材料（如铜铝板结合面）、压紧力不够、结合面有异物、材质不良等有关。

如某供电公司2008年6月22日下午，变电部专业人员根据值班人员的反映情况，对某地变设备进行红外热像仪跟踪测温，发现110KV线01开关c相TA两侧接线板固定螺栓处温度进一步增加，高达220～C，同时，该处10旁路开关c、B相TA靠刀闸侧温度也接近100～C。当晚将该地变110KV2号母线停电，对01开关及2号母线静触头进行紧急检查处理；通过停电检查发现缺陷的具体情况为：

①01开关TA接线板处发热及柏112刀闸c相管母静触头与导线圈两侧接点处温度过高，是因为设备出厂时防止导电部位氧化的保护膜在安装时未拆除，导致接触面接触不良，引起设备温度过高。

②在静触头分解处理中，发现导线下夹件与静触头板面问有炭化的纸质保护膜，呈灰白色的粉末状，均匀分布在接触面之间。触头表面均匀分布点状放电痕迹，接触面之间氧化严重，形成较硬的氧化层。

③电流互感器接头处理过程中发现夹件板面问有炭化的纸质保护膜，呈灰白色的粉末状，均匀分布在接触面之间。

接触不良引起发热的原因分析如下：静触头出厂时，为防止接触面氧化，在各导电面涂有中性凡士林，并用薄纸覆盖，防止污染接触面。覆盖纸张为绝缘材质、小于夹件接触面积，且在安装过程中导线下夹件不用拆卸，就可直接安装导线，外观检查不易发现纸张的存在。由于接触面问的纸张存在，而纸张面积小于夹件面积，当负荷增大时，载流面积明显不足，接触电阻较大，使两接触面问放电，加重铝板的氧化造成了接点电阻的进一步增大，是造成接点发热的主要原因。由于夹件发热，导致固定螺栓高温过热，弹簧垫圈失去弹性，螺栓松动，压紧力不够，因此增加了发热程度。电流互感器外连接点发热，主要是因为保护膜未清除，接触面问存在杂质，造成接触不良引起发热。

2.2 接触面积不足导致接头发热

接触面积不足（设计不合理、工艺粗糙、螺栓配备较少、接触面小）。发热原因分析：现场检查发现，导致发热的主要原因有：（1）制造工艺差，刀闸接线板接触面工艺较差，光洁度、平整度较低，存在明显的突起、凹痕；（2）结构不合理，引线与刀闸问加装过渡板且过渡板厚度不足，现场出现变形、弯曲、翘起等现象；（3）安装工艺不足，现场发现有过渡板导流面与非导流面装反、部分螺栓出现松动现象。

处理方法：针对上述问题，采取的工艺措施：（1）仔细处理接触面，采用金相砂纸对接触面进行处理，提高接触面的光洁度和平整度；（2）清理接触面，接触面处理完毕后，用丙酮进行清洗，去掉接触面上的杂质；（3）均匀紧固，保证接触面的良好接触；（4）修后测试，处理完毕后，测量接触电阻来检查处理质量，接触电阻不合格的重新进行处理。

2.3 接头间电化学腐蚀增大接触电阻

众所周知，许多电力设备如开关、刀闸、母线接头与变压器接头的金属表面，由于受湿热、工业大气（SOz、HzS、NOx、co：）盐雾、霉菌、手汗等介质的作用，产生电化学腐烛，形成不导电的腐蚀产物，使表面电阻不断增大，导致接头发热。

3、载流元件接头发热早期诊断与防范

3.1 设备发热故障诊断基本方法有如下几种

（1）表面温度判断法。

根据所测设备发热点表面的温度（或温升），依据（GB763-90）《交流高压电器在长期工作时的发热》3.2条中规定，同时参考被测设备的额定载流、所测温度（温升）下的载流进行综合判定发热故障性质《带电设备红外诊断技术应用导则》，此方法主要用于电流致热性外部缺陷（故障）诊断。

（2）相对温差判断法。

根据相对温差定义或公式（δt=t₁-t₂/t₁-t₀×100%，t₁發热点的温度；t₂正常相对点的温度；t₀环境参照体的温度）。计算出发热设备相对温差δt。一般情况下，当20%<δt<80%时为一般缺陷，80%<δt<95%时为重大缺陷，δt≥95%时为紧急缺陷。此方法主要用于电流致热型设备缺陷诊断（注：当设备发热点温升值小于10K时，不能采用此判断法）。

（3）同类比较法。

也称横向比较法，利用同一类型设备在同一运行条件下，同一部位的温度（温升）进行比较判断。

（4）热图谱分析法。

根据同类或同一设备在正常状态和异常状态下热图谱的差异来判断设备状况是否正常。

（5）档案分析法。

即纵向比较法，通过同一设备不同时期的检测数据（温升、相对温差）或图谱，分析设备致热趋势和变化速率，来判断设备是否正常。

3.2 带电流测温

传统的带电流测温运行设备发热接点的检查方法有：

（1）雨天看接点。下雨天看接点若是干燥的，温度约50～C左右；如雨滴立即气化蒸发，温度约在100℃以上；如发出吱吱声，雨滴呈滚落状，温度约在200℃以上。雪天看接点，若接点上雪融化，温度在0℃以上；如果接点干燥，温度在50℃以上。

（2）接点气流观察。

此方法实际上利用发热体表面温度与环境温度差而产生的对流热气进行观察。如同样在环温20℃，接头温度40℃时，即能看到微小气流；如接头温度达到100℃时，“热气流”就非常明显；如接头温度达到200℃以上，“热气流”就非常容易被看到；如果接头是由几个接点组合而成，看“热气流”也能分辨出那点。

（3）红外线测温设备看接点。

可分为红外热成像仪和红外测温计，这是目前应用最为广泛的设备，其具有较好的灵敏性、快速性、准确性，深受现场人员欢迎。

3.3 无电流情况下的诊断方法

实际上，准确测量接头处电阻是防范发热故障于之前的有效方法。通常在现场采用电桥测电阻法、加电流运用欧姆定律计算电阻、小电流下的温度推算等（运用公式0=I²Rt）。

3.4 慎重选用接头问导电材料

如某些以矿油加石墨或金属粉末制成的“导电膏”广泛应用在母线接头上，虽然收到一定效果，但实践证明其效果尚不理想。因矿油容易挥发变干，变干后石墨脱落、金属粉末被氧化，导电性能逐步下降直至完全丧失。因此，对解决输电线路铜铝接头发热，防止电化学腐蚀等问题，必须嗔重选用导电材料。

3.5 接头发热的标准（注意值、极限值）

接头发热是否危及到输变设备的正常运行，在无电流状态下一般用电阻值判定；运行状态下（带电流）一般用温度值判定。如并联电容器（串联电容器）、耦合电容器、金属氧化物避雷器允许的相问温差及最大工作温升参考值；各种电缆的最高允许工作温升；电流互感器、电磁型电压互感器允许的最大温升和相问温差值；少油断路器内外部温差参考值；Fz型避雷器允许的工作温升及相问温差参考值等都应按照相应的标准执行。

3.6 提高导线温度对接头温度的影响

随着温度的升高，金具握力（将导线、接续管和耐张线夹按压接工艺要求连接在一起的综合强度）逐渐下降。与20℃时金具握力相比，70℃时最大下降不过2.72%，80℃时最大下降约4.07%，高于导线实际拉断力的95%，100℃時最大下降约10.03%。由此可见，将导线运行温度从70℃提高到80℃，导线金具握力损失是可以接受的。导线接续处两端点之间的电阻，对于压接型金具应不大于同样长度导线的电阻；导线接续处的温度应不大于被接续导线的温度；承受电气负荷金具的载流量应不小于被连接导线的载流量。研究表明，随着温度升高，导线的温度始终高于金具的温度，导线配套金具的通流温度约为导线温度的60%～80%；金具与等长导线交流电阻比均小于1，温度升高后金具的电气性能符合相关标准要求。试验研究表明，导线温度90℃时，金具温度不超过70℃，配套金具在载流时的工作情况，优于导线本身；从常温到100℃，金具电阻与等长导线的电阻之比都在35%～66%范围以内，符合要求。因此，提高导线允许最高温度，并不影响其配套金具的安全运行。

3.7 温度升高对接续金具和耐张线夹接触传导表面长期运行的影响

由于引渡载流的接续金具和耐张线夹接触传导表面日久老化，在一定条件下，过高的载流量可能使老化表面陷入“升高接触面温度——增加接触电阻——提高接触面量——升高接触面温度”的恶性循环，以致产生金具破坏的严重风险。1980年国际大电网会议第22组，原苏联代表的报告提出钢芯铝绞线本身的允许温度可以取为150℃，为避免导线连接处接触点高温氧化，导线的连续运行温度必须不超过70℃。

4、防止输变电设备连接头发热应做好相关工作

（1）从设备设计制造上把关。注重连接点的加工工艺及材料应用，设计上尽可能减少连接点。

（2）从现场设备验收及安装上把关。将检查接头接触状况作为设备投产以及状态检修工作的重要环节。

（3）在交接与预防性试验规程中增加接点电阻测量的内容及要求。

（4）输变电设备尽量采用“工厂化”检修方式，让被检修设备处于良好的气温气候环境、检修人员

处于身心舒适的工作场所并配备有得心应手的工器具，这样才能保障检修质量，修必修好。

（5）将连接头纳入设备管理，制定防范其发热的有关规定，并加强责任考核。

5、结束语

输变电设备 篇7

1 电力设备低温失效机理及试验规划

1.1 电力设备低温失效机理

为了确定低温研究的内容, 需要确定和梳理低温条件下电力设备存在的问题及影响机理。低温下电力设备故障有多种表现形式, 如暴风雪引起的电塔倒塌;高压断路器操作机构拒动;断路器SF6压力下降, 断路器闭锁, 甚至退出运行[1,3,5];断路器操作机构和继电保护不能正确动作;隔离开关不能正常分合;设备外绝缘的纯瓷和合成材料变形开裂导线, 金具等金属材料发生断股、断裂等。

低温对电力设备的主要损害表现在电气性能损害和机械性能损害两方面。电气性能损害为绝缘性能[6]、开关的开断能力、灭弧能力、动作可靠性等方面的故障。机械性能损伤为机械强度、形变、机械动作特性等方面的损害。其中, 低温条件下SF6设备性能的劣化较为显著, 在实际运行中多次发生断路器低温报警、压力报警、断路器闭锁情况[1,3,5]。这是由于SF6气体在低温和加压情况下发生液化, 液化后SF6设备绝缘、灭弧能力降低, 进而导致报警甚至闭锁和退出运行。此外, 低温还会造成油品的粘滞和凝固, 造成油冷却变压器、套管、断路器的操作机构等用油设备的异常动作和指标降低;低温还会造成金属材料机械性能的改变, 对液压系统和弹簧系统、输变电设备中采用的金属元件、导线等均会产生不同程度的影响。复合绝缘子等中的绝缘材料常年处于低温条件下, 所以会造成橡胶等合成材料性状变化, 造成绝缘能力和电气性能下降、气体泄露等情况的发生。

1.2 试验规划

根据低温对电力设备的影响机理, 确定了本试验场地主要的研究内容有:

1) 电气性能低温特性研究。包括SF6断路器、隔离开关、绝缘子、电容型设备低温条件下的通断性能、介质损耗特性、工频耐压等。

2) 机械性能低温特性研究。包括金具的拉力、扭力等常温、低温对比试验;线路低温弧垂特性;断路器通断速度等。

3) SF6气体低温特性研究。主要包括低温液化和低温泄露两方面。

根据当前电力系统低温运行的特点和需求, 从工程、环保、资源利用最大化等各方面综合考虑, “高纬度地区低温条件下输变电设备运行技术的试验研究”科研项目, 试验目标确立为电压等级满足开展500 k V及以下电压试验的需要, 试验装置满足气体绝缘金属封闭组合电器 (GIS) 、断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、瓷质绝缘子、合成绝缘子、金具、导线和地网的电气性能以及机械性能试验;分析能力满足绝缘介质 (包括矿物油、SF6、SF6混合气体、SF6分解物、油纸结构、固体绝缘物) 化学分析等各专业系统化科学试验的需要, 最终使试验体系具备系统试验和综合分析的能力。

2 试验设计

2.1 电气布置

试验场地呈“7”字形, 如图1所示。试验区布置2组宽11 m、高20 m及1组宽28 m、高20 m钢构架, 构架安装800 k V“V”型绝缘子串, 每个“V”型绝缘子串均采用卷扬机控制升降, 以便被试设备连接。导体采用无晕导线。试验设备布置1套800 k V工频谐振耐压试验装置。固定被试设备安装1台220 k V隔离开关 (三相) 、1台220 k V SF6断路器 (三相) 、1台220 k V SF6罐式断路器 (单相) 。

2.2 电气测量系统

试验研究工作的时间均在冬季, 气温大多数在-30℃以下。为了便于试验, 电气测量系统采取移动车载集成方式, 优势在于将必要的户外进行试验的仪器设备安置于机动车中, 使试验仪器保持较好的工作环境, 保证测量精度和准确性。其次, 通过集中接口与被试品连接, 方便试验研究的顺利开展。根据高纬度低温地区的环境特点, 制定了操作控制车本体、车辆改装结构、车载试验仪器设备集控操作、性能指标以及相关辅助系统和操控软件等方面的技术要求与设计。

2.3 防雷和接地

钢构架安装1组30 m避雷针, 与原变电所避雷针配合作为试验区域的直击雷保护。

为保护试验区域内设备及人身安全, 特别是冬季冻土条件下接地安全, 变电所内敷设以水平接地体为主, 辅以垂直接地极的人工接地网。复合工频接地电阻符合均小于1Ω的要求。

3 试验项目及结果

3.1 该试验场主要开展的试验项目

1) 低温环境下输变电设备电气性能试验能力的体系建设。

2) SF6断路器、隔离开关在低温环境下的电气性能和机械性能的试验研究。

3) 瓷式绝缘子、合成绝缘子在低温环境下的电气性能和机械性能的试验研究。

4) 电容型设备在低温环境下的电气性能和机械性能的试验试验研究。

5) 导线、金具等输变电设备在低温环境下的电气性能和机械性能的试验试验研究。

3.2 试验结果

1) 在低温条件下, 完成了SF6断路器操作机构分合速度和同期性的情况和性能试验及交流工频耐压电气试验等有关电气性能参数试验。

2) SF6气体低温特性研究方面, 首次获得在高纬度地区低温环境下的SF6压力、温度和密度的试验数据并形成新的SF6气体状态分析经验公式, 为低温条件下SF6设备安全运行和制定相应技术标准提供了科学依据。

3) 针对在低温下运行的SF6电气设备的密封和泄漏问题, 在低温条件下SF6断路器密封部位, 通过采用激光成像试验等方法进行了局部泄漏和整体密封性能规律的试验研究。

4) 完成了低温环境下导线弧垂变化以及线路金具机械性能的试验研究, 得到了低温情况下弧垂和金具机械性能的影响和变化趋势。

4 结语

黑龙江省电网漠河输变电设备低温户外试验场首次实现了在中国纬度最高地区进行输变电设备低温条件下的试验研究, 形成了一套对输变电设备低温条件下电气性能的试验体系, 能够评价低温下输变电设备运行状态, 提供有关电气性能参数, 制定相应技术标准。未来, 随着更多试验项目的开展和试验功能的完善, 该试验场地将会对国家电网的生产、运行和科研等方面提供更有利的参考作用。

参考文献

浅谈输变电设备状态检修 篇8

所谓状态检修, 是指提前检测设备的故障, 实现预防性检修。当然, 这些都是依靠现代诊断技术和状态监测来实现的。通过专门的状态检修来保证设备在使用寿命内能可靠运行并且是检修费用降到最低。以前输变电设备的检修一般都是等到设备出现故障再检修或者是定时检修, 这也解决了许多设备故障问题。但随着电网等级的提高, 以及现代高端设备的引进, 定时检修模式已明显暴露出许多缺点。主要体现在以下两个方面:一是不能实现设备隐患的及时排除, 对于存在安全隐患, 而又未到定期检修时间的设备, 不能及时消除设备隐患。二是检修没有针对性, 只要检修就对所有的设备进行, 并且对一些超出计划使用期限但其实还能正常运行的设备进行更换, 在一定程度上消耗了时间, 造成人力物力资源的不合理使用。

2 输变电设备状态检修的可行性

2.1 基于风险评估的状态检修技术

风险评估就是制定一套最优化方案使得在风险最小的情况下去获得最大的利益。在实际过程中, 通过制定一套计划, 综合降低风险所使用的花费和设备在运行过程中可能遇到的故障风险, 就称之为风险评估。

2.2 输变电设备状态检修的可行性

以前的检修方法对工作的输变电设备不了解, 完全按照一定的计划来进行检验维修, 不具有针对性;降低了设备的可用率;反复更换设备需要反复停电, 造成用户的不便以及电网的安全风险;效率低下等弊病。而输变电设备状态检修技术则是利用基于设备使用寿命、针对性、真实性等状态检修技术, 吸收了以上三种技术的优点, 去除了缺点, 因而具有很大优点, 具有很强的可行性。

3 状态检修的目的

(1) 状态检修的目的是通过有目的性的检修, 在耗资最少的情况下, 提高设备运行的安全性和有效性, 保证设备的持续运行, 即利用率。

(2) 集中80%的人力、物力, 解决20%的难点、风险点。

(3) 根据设备的信息定制与之相符合的检修方法并达到设备的稳定连续工作是输变电设备状态检修工作的重中之重。

(4) 设备状态是实现状态检测维修工作的根本, 是实现设备正常运行和降低工作故障的根本。

4 输变电设备状态评价方法

4.1 输变电设备状态量的选取

事故报告、设备及检修缺陷、在线监测、巡视、停电试验、带电测试等状态量的选取要求能体现输变电设备状态的各种性能。而输变电设备状态量又分为两种:一般状态量指的是对机器工作影响不大、占的重要性不大的信号。对输变电设备运行状态影响较大、占有比重较大的状态量则被称作重要状态量。要选取具有较高的可依赖性和灵敏度较高的状态量, 还要求有较强的实用性, 这样才能准确的体现出输变电设备的工作状态, 这是输变电设备状态量选取时候的一些重要标准。

4.2 设备状态

(1) 正常状态:设备处于稳定工作, 状态值都正常且处于预定的阀值以内。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:设备的某一状态量有可能超过阀值但未超过, 此时设备依旧正常工作, 但必须加大对此设备的监管力度。检试周期不大于正常基础周期。

(3) 异常状态:设备某一状态量已经接近阀值或少量超过阀值, 此时应尽快安排断电检修。

(4) 严重状态:设备某一状态量超出阀值很多, 应该马上安排停止运行, 进行维护检修。

4.3 旧设备的状态检修

设备运行了很长时间快达到其运行寿命或设备存在或多或少的故障缺点时, 设备即成为旧设备。对于存在缺陷的设备, 应尽可能完善这些缺陷, 并且缩短定期检修的时间, 同时评定该设备的设备状态等级, 并相应的给之降一个等级。如设备为正常状态, 则评价状态应为注意状态。

4.4 状态检修技术应用效果

通过在实际检修过程中全面推广状态检修方式, 引入先进技术可以加强状态检修技术应用效果;建立设备状态运行数据库, 通过数据库的积累, 进行实施监控对比, 一有发现变化, 立即安排检查, 排除故障隐患;加强输变电设备的全方位检测和实时监测等都能提高公司的经济效益。

5 状态检修工作的成效

一是提高了检修的针对性和有效性, 降低了设备维修成本。因为检修时具有针对性, 而不是盲目的更换设备和定期检修, 因此使得设备维修成本大大降低。

二是设备检修管理做到了“应修必修, 修必修好”。由于对设备进行了各类性能上的评估, 使得维修人员以及使用人员详细了解了设备的工作状态, 设备的可靠性增强, 甚至可以杜绝了设备运行时维修人员陪着试用和维护。设备检验管理做到了“应修必修, 修必修好”。

三是电网规模不断扩大与人员不足的矛盾初步得到缓解。由于采用了输变电设备状态检修技术, 减少了一些不必要的维修, 并且使得维修更有效率, 减少了人力资源的消耗, 缓解了电网规模扩大与人员不足的矛盾。

6 总结

输变电设备状态检修技术是一项新兴的技术, 它吸收了早期定期检查的优点, 并做了巨大改进。从事故后检修到定时检修最后发展到状态检修, 检修技术已经逐渐成熟。具有针对性, 可靠性, 真实性, 避免了人力资源的浪费, 降低了维修费用, 提高电网输送电的能力, 提高了单位的效益。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。

参考文献

[1]程志华, 张剑光.状态检修技术及其辅助分析系统的应用[J].电网技术, 2003 (27) .

[2]刘保锟, 贺新房, 李然.电力设备状态检修与变电所标准化管理探讨[J].中国新技术新产品, 2009 (11) .

[3]孙宝钦.电力设备状态检修策略及其实际应用[J].吉林化工学院学报, 2007 (24) .

输变电设备状态检修系统的建设 篇9

采用先进的计算机技术, 以“规范化、体系化、指标化”为指导, 按照统一的组织架构、统一的管理标准、统一的技术标准、统一的作业标准, 构建“输变电设备状态检修系统”, 借助于设备状态检修工作, 完善设备技术参数指标, 规范设备缺陷管理, 统一设备检修试验报告模板, 修订设备检修试验记录, 促进生产专业基础管理的标准化和规范化。

2 系统设计理念

系统设计要满足电力公司信息安全管理要求, 从网络、通信、病毒防护、数据存储、数据备份、人员角色认证等几方面充分考虑系统设计的安全性、稳定性;并能够与其他业务系统集成接口, 进行数据交互共享。

3 系统架构设计

输变电设备状态检修系统建设采用“一级部署、两级应用”的建设思路, 系统采取大集中的应用部署架构, 全网共享统一的软硬件技术平台, 在省公司级进行集中部署。

在技术路线上, 系统基于J2EE技术, 三层架构 (B/A/S模式) 。从上到下依次是表现层、业务逻辑层和持久化层。直接相邻的层上面的可以看到下面的一层, 就是表现层可以看到业务逻辑层, 业务逻辑层可以看到持久化层, 层与层之间基于接口一级依赖。

业务应用系统的技术架构逻辑上分为五层, 分别为数据获取和数据预处理层、设备状态监测层、设备状态预测层、设备健康评估及风险评价层、设备状态预警层, 各层次之间相对独立, 数据又相互交互。

4 系统具备的功能

输变电设备状态检修系统包含设备实时评价功能、设备定期评价功能、设备检修计划功能、设备状态查询功能、风险评估功能、知识库功能等模块。

通过设备实时评价功能可以随时了解在运设备的健康状况, 包括变电设备实时评价和输电线路实时评价, 使用人员可以查看评价设备的详细信息、评价分析过程以及设备的评价状态。设备定期评价功能由后台管理员设置定时任务设置, 在“定期任务配置”中设置好评价任务和评价时间, 按照系统管理员设置的计划间隔时间进行数据更新, 定期进行设备评价。设备检修计划是供电单位根据公司复核意见修改后由系统自动生成, 具体流程如下: (变电和输电) 工区检修计划编制->供电单位生技处编制->公司生技处汇总平衡 (变电和输电) 工区检修计划编制:生成五年滚动计划和停电检修计划。五年滚动计划数据生成规则是对“正常状态设备且非正常状态设备填写最终确定检修日期”进行生成;停电检修计划数据生成规则是对“非正常状态设备填写了最终确定检修日期且最终确定检修日期是本年度下一年的”进行生成。设备状态查询是用户对评价后的设备进行综合查询的模块, 包括电网设备状态总体情况、变电设备实时评价情况、输电线路实时评价情况、变电设备三级评价情况、输电线路三级评价情况。电网设备状态总体情况根据所属单位、电压等级、设备类型等条件进行的综合查询, 并将查询结果在页面。建立设备的风险统计数据库, 基于设备的价值、故障后果和事故发生概率等对设备继续运行的风险进行评估。风险评价模块通过识别设备潜在的内部缺陷和外部威胁, 分析设备遭到失效威胁后的资产损失程度和威胁发生概率, 通过风险评价模型得出设备在电网中的风险等级。知识库是系统评价各类设备的理论依据, 首先定义了各类设备的状态检修评价导则库和部件评价标准, 依据部件及其状态量在各类设备评价导则中的劣化程度级别、基本扣分、判断依据、权重系数等条件通过系统内定义的各类函数推算出各状态量的应扣分值 (基本扣分*权重) , 各类函数推算过程的数据来源是依托生产系统中各类型设备的台帐信息、缺陷信息、试验信息、不良工况信息、家族性缺陷信息、在线监测信息等等;从而得出设备部件总体评价情况并综合其部件的评价结果。当所有部件评价为正常状态时, 整体评价为正常状态。为随之开展的检修工作中迅速了解设备健康水平与排查设备异常原因提供有力的理论基础。

5 系统建设体会和经验

在项目建设过程中, 通过不断的总结, 形成了如下的体会和经验:

5.1 充分发挥业务专家的作用。

在系统建设过程中, 在业务需求分析阶段、在功能测试阶段, 在系统运行评估等多个环节, 充分调动了相关业务专家对系统进行分析、评估, 确保系统的可用性。

5.2 提高对输变电设备状态检修工作重要性的认识, 强调管理体系的作用, 推动项目建设的进展。

5.3 先进的平台产品和开放的技术架构确保了系统对业务的适应性, 使得系统具有良好的扩展性。

5.4 业务设计上根据实际情况, 在最佳业务实践和管理现状之

间采取合理的平衡策略, 既兼顾了系统的现有可用性, 又确保将来能够对系统进行持续完善。

6 后续提升方向

在输变电设备状态检修系统建设成果基础上, 系统有待进一步进行功能深化完善, 实现设备状态预警和故障诊断等功能。引入在线监测平台的实时数据, 丰富设备状态量来源, 进一步完善输变电设备状态评价体系。

7 结论

输变电设备物联网关键技术研究 篇10

关键词：输变电设备,物联网,关键技术

前言:物联网这一概念是由国际电信联盟在2005年提出, 是一种新形式的信息传播、管理的网络概念, 这一概念一经提出, 就得到了社会各界的广泛认可。从当前输变电设备运行来看, 物联网技术已经有了广泛的应用, 包括输电线路覆冰检测、动态测量导线温度参数等, 这些数据质量都会对输变电工程产生影响。因此, 开展有关输变电设备物联网关键技术的研究具有实际意义。

1. 输变电设备物联网基本概念与技术分析

1.1 输变电设备物联网基本概念

输电、变电是智能电网的重要组成部分, 将物联网技术应用到智能电网中, 可以显著提高设备整体管理水平, 保证设备在线监测效率, 降低设备检修状态下的风险性, 为实现科学管理设备奠定基础[1,2]。本文所分析的输变电设备物联网管理, 主要是以输变电设备智能化为基础, 依靠智能传感媒介、射频识别技术、多媒体等智能型设备, 按照既定的电力系统规约协议, 以信息化手段为依托, 对输变电设备的运行状态、资产以及电网运行情况进行全寿命周期管理与动态控制的过程。

在功能定位上, 输变电物联网技术立足于网络技术, 依靠物联网的感知、识别、定位等先进功能, 对输变电设备进行检测[3]。总体而言, 在当前输变电设备物联网技术中, 该技术在分析设计、运维优化等方面具有优势, 而根据部分地区的实践经验来看, 在输变电设备管理中, 物联网技术的分层分布设置、多层次信息统一规范等都是急需解决的问题。

1.2 关键技术分析

1.2.1 输变电设备在线监测技术

输变电设备在线监测技术主要分为变电站在线监测与输电线路在线监测。以变电站线监测技术为例, 在物联网技术的支撑下, 变电站在线监测的主要对象包括变压器、高压断路器、互感器等, 监测内容包括局部放电、微水、介损等。这些数据将会时刻影响输变电项目的运行水平, 是影响输变电设备未来运行的关键点。

1.2.2 输变电设备综合评估技术

输变电设备综合评估技术是评价输变电设备运行状态的关键要素, 在整个物联网技术中, 综合评估是获取输变电设备运行资料的关键方法, 因此应该得到相关人员的重视。本文以表格的形式对输变电设备综合评估进行分析, 具体资料见表1。

2. 基于输变电设备物联网关键技术的IOTTE体系结构分析

2.1 IOTTE物理结构研究

本文所介绍的IOTTE输变电设备物联网技术结构, 主要沿着“电力流”纵向层次上进行改进, 使其成为包括输变电线路、变电站的电力网络管理系统。在IOTTE物理体系结构中, 其具体的运行网络为:

国网主站平台→省网检测主站平台→变电站监控集成系统→变电站一次设备。

在整个结构研究过程中要重视的问题是, 整个物理结构包含了电力网络与信息网络两方面内容 (整个电力网络都是在信息网络的支撑下构建的) , 其中电力网络承担电力系统运转、电力输送等工作;而信息网络的主要工作内容包括设备状态诊断、评估、资产管理等工作, 因此两种技术体系具有高度的互补性。

2.2 数据通信研究

在物联网体系下, 信息传输成为输变电设备管理的重点, 因此IOTTE体系对数据通信进行了详细的控制与说明。

在该体系中, 数据通信是输变电设备物联网提供高性能数据传输通道的关键, 在运行中能满足异构网络介入的要求, 为实现设备无缝透明接入、故障自愈等提供了必要的保证。在IOTTE体系中, 数据通信主要可分为智能传感器网络层、智能检测终端网络层、输变电信息聚集网络层三方面, 三者的关系如图1所示。

在图1的体系结构中, 智能传感器网络层是实现数据传输的关键, 能将设备动态信息资料传入到检测主IED进行综合处理, 其中最为关键的就是以太网通信和RS485串口;在信息传输过程中, 主要依靠的数据传输媒介包括蓝牙、局域网、Wifi等。

智能监测终端网络层是基于IP统一的可扩展、高性能网络, 变电设备检测主IED采用工业以太网、光纤等将有关输变电设备运行的信息传送至变电站监控集成系统中;输电线路检测则主要采用有线/无线相结合的方式, 将其传送到集成系统中, 其传输方式主要包括自承式光缆、复合架空地线等。

信息汇聚层由于自身功能具有特殊性, 因此其主要以信息交汇处理为关键, 并且为了保证本地区所有变电站与输电线路信息传播质量, 因此往往会采用光纤组网的方式[5,6], 依靠强大的电力数据信息平台, 连接电力数据通信与设备, 最终完成数据的多方面传递。

2.3 一体化智能监测装置

一体化智能监测装置是输变电设备网络智能化系统中的核心组成部分, 其主要包括:监测主IED、智能传感器IS、电子标签、多媒体设备等。在输变电设备物联网关键技术中, 一体化智能检测装置的核心功能就是信息处理、数据传输与设备状态感知, 在上述功能的支撑下, 一体化智能检测设备能完成缺陷数据查询、故障信息处理、停电信息分析、试验数据传递、计划数据解读等功能, 保证操作人员对输变电设备运行有更加清晰的认识。

同时在信息处理中, 智能传感器支持各种数据采集的要求, 并通过数据分析、离群值判断等方法, 对全部数据中的缺失数据进行评估, 而评估结果将会显示完整感知数据;针对系统中存在的大量冗余数据信息, 在一体化智能检测装置的作用下, 能快速的压缩数据, 清理出足够的信息储存空间, 保证信息数据的完整性。最后, 该检测装置能与监测主IED连接, 依靠模糊匹配、深入数据分析、综合信息查询等方法, 实现设备信息交互的控制, 更加直观的反映输变电设备故障信息、突发问题等资料, 为设备保护、控制、管理提供帮助。

结论:在输变电设备管理中, 物联网技术的出现显著提高了输变电设备管理能力, 保证设备运行稳定、可靠。本文重点阐述了输变电设备物联网关键技术的相关问题, 并以IOTTE物理体系为研究对象, 对其关键技术内容进行分析。通过对IOTTE物理体系的研究经验来看, 在整个输变电设备物联网关键技术研究中, 信息传输是整个技术的核心, 因此, 必须要高度重视对信息传输问题的处理, 为保证输变电设备高性能运行奠定基础。

参考文献

[1]曹一家, 何杰, 黄小庆, 等.物联网技术在输变电设备状态监测中的应用[J].电力科学与技术学报, 2012, 03:16-27.

[2]陈明, 严洁云.基于物联网技术的变电设备智能巡检系统研究[J].电力信息化, 2011, 01:85-89.

输变电设备 篇11

【关键词】状态检修；红外成像；输变电设备

【中图分类号】U224 【文献标识码】A 【文章编号】1672—5158（2012）08—0191-01

0.引言

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。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。而红外检测技术是通过非接触式的红外检测手段来监测设备的运行状态，对电力系统中具有电流致热型、电压致热型或其他致热型设备进行成像测温、分析诊断，可以有效诊断设备过热等缺陷，便于及时发现设备隐患，消除设备缺陷，确保输变电设备安全运行。

1.红外检测与诊断的应用

随着经济的发展，长期以来形成的定期检修已不能满足供电企业生产目标，即用最低的成本，建设具有足够可靠水平的输送电能的电力网络。要掌握设备的运行状况可通过先进的仪器对设备进行检测，做到及时掌握设备的运行状况，目的将传统的“预防性检修”提高到“状态性检修”上来。在运行单位要掌握设备的运行状况若还采用传统的检修模式不但消耗大量的人力物力和财力而且没有针对性，不能从根本上消除设备存在的缺陷。运行中的输变电设备由于施工问题和运行环境的变化压接管和引流线部分都有发热的可能若不依靠设备有可能到发生事故时才会发现缺陷。

本着如何有效控制检修成本、合理延长设备使用寿命等问题，在输变电设备中运行维护中大力推进设备状态检修管理理念的应用，使用红外成检测的方法可随时掌握致热型设备的运行状况。根据现有红外检测设备的技术性能等级，由高到低可分为：焦平面热像仪、光机扫描热像仪，斩波型热电视、平移加瞬变型热电视、平移型热电视、红外测温仪。输变电设备可配置高性能的红外热成像仪。

2.红外热成像仪测温原理

每一个有一定热量的物体，都会以电磁波的形式向外界辐射能量，而辐射能量的大小与该物体的热力学温度的四次方成正比。基于此种原理开发研制的红外热成像仪，可以获取设备的红外辐射状态的热信息，并转换成温度进行显示，能测量设备表面上某点周围确定面积的平均温度，以温度高低来判断其工作状态的正常与否，无需与物体直接接触，可实现输变电设备在运行状态时远距离非接触式的测量物体的温度，检测设备的运行状况，通过对电气设备表面温度及其分布的测试、分析和判断，发现设备故障引起的异常温度，准确地发现电气设备运行中的异常和缺陷。从而实现故障隐患的提早发现并进行处理，给输变电设备运行监测提供了—种先进手段。

3.红外成像检测方法

使用红外热成像仪，在开机后应进行温度校准，待图像稳定后先对所有应测部位进行全面扫描，找出热态异常部位，然后对异常部位和重点检测设备进行准确测温。针对不同的检测对象应选择相对应的环境温度参照体；测量设备发热点、正常相的对应点及环境温度参照体的温度值时，应使用同一仪器相继测量；做同类比较时要注意保持仪器与各对应被测点的距离一致、方向一致；正确键入大气温度、相对湿度、测量距离等补偿参数；并选择适当的测温范围；应从不同的方向进行检测，求出最热点的温度值；记录异常设备的实际负荷电流和发热相、正常相及环境温度参照体的温度值。

将采集回来的红外热图传输到电脑上，图片经过分析软件；相应的“分析结果表”中就显示出设备表面的最大值，当然红外热图传输到电脑上后可以在工作站所建立的图片库中找到本幅图片的真实写照来上传到分析报告中（又称可见光图）

4.红外成像检测管理

在专业管理方面，可通过对输变电设备在线监测数据、交接预试信息、运行信息的分析，科学地判断设备综合健康状况，对设备进行状态评估，并根据评估结果，确定维修计划，做到当修必修、需修才修。在输变电红外检测的实际应用中可根据电气设备的重要性、电压等级、负荷、运行方式及环境条件等确定运行设备红外测温的周期。

对输变电设备在330KV变电站中，在停电检修前及预试前检测一次，以便查出的缺陷在检修中得到及时处理，避免重复停电。在重负荷运行前应进行一次检测。在正常运行时每两周进行一次一般检测。在重负荷（迎峰度夏、迎峰过冬等）运行期间每天应检测一次。对330kV及以上变压器、断路器、电抗器、套管、电压互感器、电流互感器、避雷器、电容器、电缆终端等设备每年进行一次精确检测并建立图库。

在110kV变电站中，在重负荷运行前应进行一次检测。110kV枢纽变电站、重负荷变电站在正常运行时每月进行一次一般检测。发现异常进行精确检测，并建库。在重负荷（迎峰度夏、迎峰过冬等）运行期间每天应检测一次。110kV其他变电站每季度检测一次。

35kV及以下变电站（含10kV开闭所）中，在正常运行时每半年检测一次，在重负荷（迎峰度夏、迎峰过冬等）运行期间每月检测一次。

对于运行环境差、陈旧或有缺陷的设备，在重负荷运行期间、系统运行方式改变且设备负荷突然增加期间，需增加对设备的检测次数。

新建、改扩建或大修后的电气设备，应在投运带负荷后不超过1个月内（但至少在24h以后）进行一次检测。并对变压器、断路器、电抗器、套管、电压互感器、电流互感器、避雷器、电容器、电缆终端进行精确检测，对原始数据进行图像存档。

330kV及以上输电线路在重负荷运行前应进行一次检测。在正常运行期间应每半年进行一次检测，在重负荷（迎峰度夏、迎峰过冬等）运行期间每月进行一次检测。

110kV及以下输电线路在重负荷运行前应进行一次检测。在正常运行期间应每半年进行一次检测，在重负荷（迎峰度夏、迎峰过冬等）运行期间必要时进行检测。

新建、改扩建或大修后的线路，应在投运带负荷后不超过1个月内（但至少在24h以后）进行一次检测。

110kV及以上电缆终端设备，在正常运行期间，每季度检测一次；在重负荷（迎峰度夏、迎峰过冬等）运行期间每两周检测一次。

35kV及以下电缆终端设备每半年检测一次。

在重大事件、重大节日、重要负荷以及重要负荷突然增加等特殊情况应增加检测次数，进行有针对性的检测。

对设备进行红外测温检测后应完成测试记录及数据管理。红外测温的检测和诊断数据，主要包括现场记录、设备热像图、设备参数及诊断分析报告。现场记录内容应包括日期、气象条件、地点、设备名称、缺陷部位、實际负荷、检测结果、诊断结论和处理结果。对典型缺陷应拍摄热像图和检查处理时的照片，做为技术资料存档，以便积累经验。

保存采集到的设备红外检测状态信息，可作为输变电设备的状况评分依据。对设备状态进行评分所依据的信息称为状态信息，主要包括运行工况、预试数据、缺陷、检修、在线监测数据、家族缺陷等。评分值可以基本上判断设备的健康状况，并以此作为延长或者缩短检修周期的依据。

5.结束语

利用红外诊断技术，人员可以多次预知性的发现设备发热故障，跟踪检测发热设备，是状态检修在输变电设备的具体应用，在电力系统中发现和避免了许多设备事故，确保了电力设备的安全稳定运行。非接触式红外测温方法在输变电设备应用为缺陷发现、日常维护提供了一个新的监测手段，使大量设备缺陷消除在萌芽状态，使输变电设备的状态检修很有意义，提高了输变电设备运行管理水平，保证了电网安全供电。

参考文献

[1]《带电设备红外诊断应用规范》中华人民共和国国家发展和改革委员会2008.6

高压输变电设备电磁辐射分析 篇12

电能是一种清洁且使用便利的能源, 服务范围非常之广, 是与国家经济安全和人民生活密切相关的特殊商品。随着国民经济持续发展和人民生活水平不断提高, 电网建设急速发展。高压变电所和输电线路作为一类特殊的工业设施, 其相关的环境影响越来越受到国家环保、电力等相关部门的高度重视, 因此认真分析高压输变电设备运行中实际电磁环境情况, 对做好高压输变电工程的环境保护工作至关重要。

1 电磁污染

电场与磁场的交互变化产生电磁波。辐射源以电磁波的形式发射到空间的能量流称作电磁辐射。过量的电磁辐射就造成了电磁污染。电磁污染 (包括天然电磁污染和人为电磁污染两种) 是指各种天然的或人为的电磁波干扰及有害辐射, 与功率密度及频率等因素密切相关。

天然电磁污染是某些自然现象, 如雷电、火山喷发、地震和太阳黑子活动引起的磁暴等产生的电磁干扰, 天然电磁污染对短波通讯干扰尤为严重。人为电磁污染主要是是频率为9000Hz以上的电磁波辐射。如无线电广播、电视信号、微波通讯、雷达等各种射频设备产生的辐射, 频率范围宽广, 影响区域较大。由于广播、电视信号、微波技术的发展, 射频设备功率成倍增加, 地面上的电磁辐射大幅度增加。此外, 电磁污染还会对公众造成伤害。

2 电磁污染对人体健康的影响

电磁污染最直接伤害人生物肌体的是高频电磁辐射。电磁污染的危害表现为热效应和非热效应两个方面。高频电磁波可直接对生物肌体细胞产生“加热”作用, 微波炉就是利用这个原理“烧熟”食物的, 热效应会引起中枢神经和植物神经系统的机能障碍, 主要症状为神经衰弱综合症和植物神经功能紊乱, 如心跳过缓、血压下降等, 特别是加速晶状正常体的老化过程。非热效应即吸收的辐射能不足以引起体温升高, 但确已出现生理变化和反应, 这类效应包括神经衰弱症候群。甚至有报道称电磁辐射会引发癌症。

前国家环保局电磁辐射环境评审专家委员会委员杨盛祥证实:在长时间高频电磁辐射下, 人很容易产生失眠、嗜睡等植物神经功能紊乱症候群。随后一个时期, 视个人的身体状况, 可能还会伴有脱发、白血球下降、视力模糊、晶状体浑浊、心电图改变等。是否会致人于死命, 目前国内尚未见到公开的文字记载。

3 高压输变电设备电磁环境

3.1 高压变电所。

高压变电所内高压设备的上层有相互交叉的带电导线, 下层有各种形状高压带电的电气设备以及设备连接导线, 形状复杂, 数量众多, 在其周围空间形成了一个比较复杂的交变工频电磁场, 即变电所运行设备周围存在一定的电磁场。

3.2 高压输电线路。

高压输电线路工作时, 其电压等级较高, 相对地面将产生一个交变电磁场。高压输电导线离地面的高度越大, 相当于带电体离地面越远, 则其在地面附近产生的电场强度就越小。因此, 高压输电线路线路下方电磁场强具有最大值, 且随着距离加大, 场强很快减小。由于导线弧垂影响, 相应的最大场强影向区域位于档距中央, 而最小场强影响区域在靠杆塔处, 因为此处导线悬挂高度较高, 且杆塔自身也有一定的屏蔽作用。

4 输变电设备产生的电磁辐射量微小

在我国, 输变电设备输送的是50Hz工频电流, 其工频电场和工频磁场产生的电磁辐射, 因其辐射能量太小 (辐射功率更小) , 可以认为其基本不会造成电磁污染。通常所称的高压输变电设备“电磁污染”本身就是一个错误概念, 世界卫生组织 (WHO) 和国际权威组织在有关高压电的正规文件上, 都不采用该词。因为, 电磁污染是针对频率很高 (波长很小) 的微波而言, 而输变电设备产生的是工频电磁波, 即使是500KV的超高压线路, 也不会产生强烈的电磁辐射, 辐射能量是非常小的, 否则, 通过辐射导致的能量损耗将是个天文数字。

2004年9月, 北京曾举办过“电磁环境与健康”研讨会, 参加研讨会的专家都是研究电力、磁场的学者, 分别来自清华大学、中国科学院电工所、信息产业部真空电子所、华东电力实验研究院、中国电力学会等。专家们通过举出检测数据:输电线5~10m以外的磁场水平不超过10微特斯拉, 低于国内参照标准100微特斯拉, 只相当一个开着的电吹风机产生磁场的七分之一、电热毯的五分之一。专家们认为:输变电设备产生电磁辐射不是电磁污染, 对人体不会产生影响, 也不会影响农作物的生长和产量。

5 高压输变电设备电磁辐射控制措施

尽管如此, 国家电网公司还是客观考虑高压输变电设备电磁辐射的存在, 并正确认识产生电磁场的原因, 在高压输变电工程的设计中, 采取针对性较强的措施, 通过合理地选择电气设备和采取积极有效的布置型式, 控制电磁辐射符合《500千伏超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》 (HJ/T24-1998) 的目的。

5.1 变电所的进出线在穿越居民区和人口稠密的地段时, 尽可能采用地下电缆的方式, 来降低产生的电磁辐射。由于电缆本身结构和采用材料的原因, 与架空输电线路相比, 大大抑制了电场强度;同时由于电缆的敷设方式, 或敷设于电力隧道中, 或敷设于电缆浅沟中, 或穿越于电缆排管中, 都有与地面隔离的措施, 隧道顶部、沟盖板和保护管都对电磁辐射有较强的屏蔽作用。

5.2 充分利用三相交流电的特性, 即三相电压及三相电流矢量和为零。尽量减少分相设备的使用, 而多采用三相设备, 将其各相产生的电磁场相抵消。即便采用分相设备, 在设计时亦尽量缩短相间距离, 最大限度抵消各相设备产生的电磁场。如高压输电线路都是三相传输的, 因为电压电流矢量和均为零, 而输电线路的距离又远远大于各相线之间的距离, 则产生的电磁辐射数值很小, 可忽略不计。

5.3 采用科学手段屏蔽电磁场。目前的电磁屏蔽方法可归纳为两类:被动屏蔽和主动屏蔽。被动屏蔽是在高压设备的周围布置金属网, 使它在高压设备运行时产生感应电流, 感应电流产生的电磁场方向与设备产生的电磁场方向相反, 从而起到削弱高压设备电磁场的作用。而主动屏蔽是采用有源设备, 使其产生与高压设备大小基本相等、方向相反的电磁场, 来达到预期的目的。而且, 实际运行的效果反应良好, 对高压输变电设备产生的辐射起到了很好的屏蔽作用。

6 结论

人类在地球上活动, 每个人都处在地磁场中, 终日受到地磁场的影响, 人们生活在几十微特斯拉的地磁场里是没有任何感觉的, 这证明了直流恒定磁场 (地磁场) 对人体健康是没有什么影响的。按照电磁波传播的观点, 50Hz (工频) 的电磁波的波长是6000km, 人体长度约为2m左右, 该电磁波穿过一个人几乎都是同相位的, 因此, 我国高压输变电设备产生的50Hz电磁波产生感生电磁场 (电场强度小于4KV/m, 磁感应强度小于100微特斯拉) , 对人身体是无害的。

综上所述, 我们可以得出这样的结论:我国高压输变电设备 (包括高压输电线路区域和高压变电所系统) 所产生的电磁辐射, 不会造成电磁污染, 不会对公众造成危害。

摘要：环保新理念现已深入人心, 生活中无处不在的电磁辐射逐渐成为人们关注的焦点。随着电力建设的飞速发展、电网容量的不断增大, 电能的输送距离越来越远, 输变电设备的电压等级不断升高, 高压输变电设备产生的电磁辐射对公众是否存在影响, 越来越受到人们的关注。

关键词：高压输变电设备,电磁辐射,电磁污染

参考文献

[1]中华人民共和国环境保护局.500kv超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范 (HJ/T24-1998) [S].1998-11-19批准, 1999-02-01实施.

[2]国际非电离辐射防护委员会.限制时变电场、磁场和电磁场曝露的导则 (300GHz以下) [S].1998.

[3]中华人民共和国环境保护局.电磁辐射防护规定 (GB8702-88) [S].1988-03-11批准, 1988-06-01实施.

[4]国家环境保护局.电磁辐射环境保护管理办法[S].1997.

[5]中华人民共和国卫生部.环境电磁波卫生标准 (GB9175-88) [S].1988-10-01批准, 1989-01-01实施.