变电检修

变电检修（精选12篇）

变电检修 篇1

1 传统变电站检修工作的弊端

变电站的检修工作虽然从以往的事后维修, 逐渐过渡到预防维修, 但是这种传统的检修已经不能满足时代的需求:第一, 一些需要及时维修的设备不能做到第一时间检修, 而一些不需要经常检修的设备却反复检修, 导致检修重复。第二, 对设备进行检测基本采用离线检测的形式, 由于检测而造成的停电, 降低了电网的可靠性。第三, 随着设备的不断增加, 检修工作需要投入大量的物力和人力。第四, 在智能电网的要求下, 各种模拟量已经转变为数字信号。因此, 以往的检修模式需要进行转变。

2 数字化变电站的状态检修

2.1 过程层状态检修

过程层可以对设备进行在线监测, 当前我国针对高压断路器、容性设备以及变压器等设备开展在线监测进行了大量研究, 其监测范围持续扩大。在线监测的项目主要包括:GIS、MOA、电容器、断路器以及变压器等, 针对GIS, 监测其机械振动以及局部放电等特性。针对容性设备, 监测避雷器的功耗、阻性电流以及全电流等, 监测容性设备的不平衡电压、介质损耗、电容电流以及电容等参量。针对断路器, 主要监测其机械特性、开断能力、绝缘特性以及回路完整性等。针对变压器, 主要监测其微水含量、局部放电以及气体分析等。

智能开关是过程层的关键组成部门, 其主要包括刀闸和断路器。开关设备须要配有执行器、传感器、通讯接口以及电子设备, 不仅具有开关功能, 同时还要具备诊断以及监测等功能。

2.2 间隔层状态检修

间隔层包括数字化测控装置、电能表校正、安全稳定装置以及继电保护, 其中测试装置主要包括变压器测试系统、母差测试系统以及线路测试系统。变压器测试系统分为两卷变压器, 进过合并后对主变压器进行保护, 进而实现测试功能。母差测试系统接入三个间隔, 经过合并后进行母差保护, 对所有功能进行测试。线路测试系统将模拟量全部转化为数字量, 经过合并后对常规接口进行保护。

安全稳定装置和继电保护是设备检测的重点和难点问题, 尤其是检验标准、测试方法以及试验设备是检测的薄弱环节。当前, 制造商对相关问题的理解存在差异, 导致我国无法普及数字化保护, 而抽样检测的精确度也无法保证。通过SEL可编程功能可以实现对保护状态和操作回路的监测, 进而推动监测技术的发展。

GOOSE是数字化变电站的革命性突破, 在各个测量装置中, 其保护设备可以通过GOOSE实现快速通信。在相关回路上需要明确断开点, 而传统的电缆之间逐渐由光纤替代, 通过GOOSE可以实现发信和收信。

2.3 站控层状态检修

站控层主要包括网络检测以及变电站监测系统, 想要实现远程运行管理、事故追忆、事故记录以及运行监测等功能。需要采取各项运行数据以及故障录像器、继电保护以及电能量等信息, 开展就地分析、显示和处理。采用城域网系统可以有效解决集中监控的通信瓶颈以及可靠性等问题。

当前, 实现事故总信号主要有三种方式, 即不对应启动、信号定义以及信号启动方式。由于事故对运行人员所产生的安全隐患, 变电站需要采用硬件电路以及组态处理等解决方案, 其中组态处理可以有效实现SGZ、合操作、断路器的置位和复归。为了充分适应新的技术和生产要求, 电力企业一定要针对断路器事故处理进行分析和探究。

结束语

在我国实行智能电网的背景下, 数字化变电站状态检修是一项系统而复杂的工程, 其涉及到可视化、专家系统、数据分析、在线监测以及通信等领域。在强化检测技术的同时, 还要对控制技术以及诊断技术开展更加深入的研究和探索, 进而为我国社会建设做出贡献。

参考文献

[1]刘阳, 刘俊勇, 张建明.传统变电站检修向数字化变电站状态检修转变[J].四川电力技术, 2009, S1:38-42.

[2]鲁丽娟.数字化变电站的状态检修技术及其发展[J].广东输电与变电技术, 2006, 06:14-19.

[3]张义平, 万斌.数字化变电站的状态检修与状态监测探讨[J].中国新技术新产品, 2010, 21:117.

变电检修 篇2

（一）本标准以《电业生产事故调查规程》和《湖南省地区电力调度规程》为依据，根据我公司实际情况制订。

（二）检修工作应坚持“计划检修为主”的方针，以“应修必修、修必修好”为原则，努力搞好设备检修工作，不断提高设备的安全、健康水平，提高供电可靠性。

（三）检修工作应加强计划性和管理的规范性。

（四）检修工作应不断采用先进技术、改进工艺，力求延长检修间隔，缩短检修工期。

二、设备的检修类型、内容

（一）设备的检修类型

1、设备检修分为计划检修和非计划检修。

2、计划检修分为标准检修和非标准检修：

（1）标准检修分为标准大修和标准小修。

（2）非标准检修分为状态检修、外协检修和改造性检修。

3、非计划检修分为临时检修、事故抢修和设备维护。

（二）设备的检修内容：

1、设备的计划检修项目分为标准项目和非标准项目（包括重大特殊项目）两类。

（1）标准大修项目的主要内容有：

1）进行较全面的检查、清扫、测量和修理。

2）消除设备和系统的缺陷。

3）进行定期监测、试验和鉴定，更换已到期的（需要定期更换的）或经检查鉴定必须更换的零部件。

（2）标准小修项目的主要内容有：

1）消除运行中发生的缺陷。

2）重点清扫、检查和处理易磨易损部件，按周期进行电气设备的预防性试验。

3）大修前一次小修应进行较细致的检查和记录，以核实大修计划的可靠性。

4）在小修规定的工期内，可提前进行一部分不影响设备出力的大修项目。

（3）非标准项目指标准项目以外的所有项目。其中重大特殊项目是指技术复杂、工作量大、工期长、耗用器材多、费用高，或者对系统设备结构有重大改变的项目。

1）状态检修。对于部分设备，根据设备使用说明的要求及实际运行状况和健康水平，可以在线监测和可靠性指标分析为基础，进行的以分析设备运行状态为主的检修。

2）外协检修。对于大型设备，由于不具备整套检修力量和加工设备，需要与社会或某厂承包，对本局设备进行的检修。

3）改造性检修。对于换代设备或已经到使用年限的设备，在进行全部更换或部分改造的同时进行的非标准检修。

2、非计划检修。

1）临时检修。指大、小修以外的非计划停运检修。临时检修应尽可能减少或避免。当运行中发现威胁设备安全的紧急、重大、一般缺陷，必须及时处理时，应经调度同意后安排临时检修，以避免设备的严重损坏和对系统安全运行造成重大影响。

2）事故抢修。发生事故、设备损坏，必须进行的恢复性检修。

3）设备维修。在主设备备用期间或不影响设备运行的情况下进行的检修维护工作。

三、检修计划和备品配件

（一）设备检修计划的编制依据：

1、设备说明书和检修建议书；

2、设备的技术状况及可靠性统计资料；

3、设备升级目标；

4、技术监督及定期试验要求；

5、安全措施、反事故措施、节能计划及改造项目；

6、技术革新建议和推广先进技术项目；

7、备品配件国产化规划；

8、气象水文资料。

（二）检修计划的制定：检修计划的编制应以“电厂机组检修与送出线路之间相平衡；基建工程与生产任务之间相平衡；技改、大修与正常检修预试之间相平衡；一次设备检修与二、三、四次设备校验之间相平衡；跨地区及跨不同电压等级检修之间相平衡”为原则。

1、检修计划：每年的10月底前。各单位根据所管辖设备的运行状况和检修周期，编报下设备大修、技措、反措工程计划，由生产部落实大修、更改资金后，报生产副总（总工）审批下达。

2、季度检修计划：每季前一个月，各单位根据计划的安排，结合本部门的实际情况，编制季度检修工作计划，报生产部部汇总审核后，由公司下达。

3、月度检修计划：根据季度工作计划安排和执行情况，结合运行单位的设备缺陷报表，各单位在每月28日前制订好下月工作计划，并报至生产部部以便统筹掌握工作进度和设备状况。月度计划的申报内容包括大修、小修、设备缺陷处理。

4、临时检修：根据具体情况和上级要求，生产部部可直接给有关单位下达临时性检修任务。各单位根据具体情况如需安排临时性检修，必须在征得生产部部同意后方可安排工作。

5、各部门在编报下月检修计划的时候，必须将本月的计划执行情况（包括临时检修、事故检修等计划外检修工作）报给生产部，以便掌握各单位的计划管理工作效率等情况。

（三）备品及材料

1、备品定额及日常检修材料库存定额由生产部主持制订，物资公司、各生产单位参加。

2、检修计划中特殊检修项目所需的大宗材料、特殊材料和备品配件、大、小修所需物资由使用部门编制计划，报生产部，经分管副总批准后，由物资公司采购。

3、日常消耗材料、事故备品由物资公司根据库存定额自行采购。

4、检修用料应提倡节约，各生产单位应建立材料消耗档案，不断完善材料消耗定额。

四、计划检修的准备和组织工作：

（一）检修前必须掌握的资料：

1、上次检修到本次检修的运行时间；

2、在一个检修周期内运行中发生的异常情况、缺陷和设备损坏情况；

3、本次检修前绝缘试验、油化验资料和上次检修的资料；

4、本设备历史遗留问题和制造质量方面的问题；

5、本设备最新改进方案。

（二）计划检修前应做的准备工作：

1、编制开工报告和施工计划任务书；

2、落实好检修应更换的配品配件、专用工具，编制材料计划。

3、针对本设备的缺陷，做好检修方案，并根据此方案，落实好相应的材料、器械等。

4、提前做好设备检修的停电申请工作。

（三）检修的组织工作：

检修现场必须有现场工程负责人、技术负责人、安全负责人。在检修工作中必须认真执行安全规程、检修规程和各种技术管理制度。

浅析变电检修技术 篇3

[关键词]变电检修；检修技术；注意事项

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

一、变电检修工作现状及存在的问题分析

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

二、变电检修工作技术内容分析

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

1.故障诊断

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

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

2. 状态监测

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

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

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

三、变电检修中注意事项分析

1.设备发热故障的处理方法

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

2.带电工作

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

四、 变电检修技术具体应用

1.隔离开关的检修

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

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

2.ZN28―10型断路器检修

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

五、结 语

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

状态检修模式下探析变电检修技术 篇4

1 状态检修的实施方案

1.1 掌握设备的初始状态

状态检修不仅仅局限于检修环节, 还贯穿于设备管理整个生命周期。严格把控设备的投运、验收环节, 能够保证设备初始状态的良好。状态检修的工作目标是合理确定检修时机。因此, 在设备投入运行之前, 要了解清楚设备的相关信息。

1.2 统计、分析设备运行状态

在状态检修前, 要了解设备状态, 以便对状态检修工作进行指导, 保证系统和设备的安全。在监测实验设备的过程中, 需要应用新技术准确掌握设备状态。目前我国的在线监测技术还不够成熟, 因此, 需要引进成熟的在线离线监测装置和技术, 例如红外热成像技术、变压器油气相色谱测试等对设备的状态进行分析。要充分重视设备管理工作, 通过设备管理完善设备缺陷分类定性汇编, 及时、完整、准确地修订内容。各个部门每月都要分析本部门的缺陷管理工作, 并进行总结, 对常见缺陷的产生原因进行重点分析, 必要时, 还可以进行技术改造。

1.3 制订、完善状态检修工作流程

要想将变电设备状态检修实施下去, 就要改变传统的专业管理模式, 对管理制度和技术要求进行完善。对采集到的状态信息进行分析, 评价变电设备的状态, 以便对设备的健康状况进行科学评价, 以此延长或缩短检修周期。合理选取一些重要的状态信息, 通过分析计算加权系数, 提高分析工作的准确性。设备状态检修管理的核心内容就是结合设备状态评估的内容, 科学制订维修措施和试验计划。设备检修的运用可以消除设备的缺陷, 恢复设备的设计能力。只有在检测周期内, 设备才能稳定、可靠地运行。对此, 我们要结合具体情况, 对安全性评价、反季节性措施和反事故技术措施等进行探讨和研究, 促使一些状态检修原则和规定的形成, 以有计划、有针对性地开展设备检修工作, 大幅减少检修时间, 提高设备的利用率。

2 客观评价状态检修

状态检修的实施可以提高设备的供电可靠性, 减少现场工作量和变电所全停电次数。停电次数的减少, 不仅可以提高供电可靠性, 还可以减少线损和维护工作量, 进而节约了维修成本。为了使设备维护单位有充足的时间准备状态检修工作, 可在春季适当安排设备检修, 对于一些先进设备或室内设备的维修, 不需要全所停电。一些重要变电所通常有2台变压器, 一般不安排全所停电, 而是应用设备轮流停电模式。在编制状态检修的过程中, 需要协调相关单位, 结合定检预试任务和全年送变电设备治理工作, 及时调查设备, 记录、整理所有需要检修的设备。这样一来, 停电一次, 就可以完成所有任务。状态检修减少了停电检修和带电检修工作量, 减少了人身事故发生的概率。因为如果将计划检修时间集中在4~5个月的时间内, 几乎每天都有停电检修工作, 那么就会经常发生人身事故;而采用状态检修模式, 可以减少停电次数和变配电设备操作次数, 使人身安全和设备安全得到保证。

3 变电检修的发展趋势

近些年来, 数字化变电站和智能变电站得到了迅速发展。智能变电站应用了大量的新技术, 其中, 物联网技术是一项非常重要的技术。物联网技术指的是借助相关的信息传播和感应设备, 结合约定的技术协议, 可以连接任何物品和互联网, 从而交换相关信息。变电设备的状态参数包括诸多物理量和化学量, 例如电压、电流、温度、光亮等。这些状态参数对电力设备的运行有很大的作用, 例如, 要想使高压设备稳定运行, 就需要严格控制电压和电路, 而设备正常运行的限制条件就是温度和振动。

变电设备状态参数的采集, 首先要利用感应器来将电信号或光信号等容易处理的信号替代各种来源的信号。在控制和测量技术中, 最为关键的就是感应器技术, 目前我国生产的感应器在质量和性能方面还需要得到进一步的提升。

4 结束语

综上所述, 随着时代的进步和发展, 传统的变电检修模式在实践过程中逐渐暴露出来了一系列的问题和不足, 严重影响到供电企业效益的提升和社会的和谐发展。针对这种情况, 可以应用状态检修技术, 结合电力设备的运行状况, 开展检修工作, 降低设备的运行管理成本, 使电网能够更加安全、可靠地运行。

参考文献

[1]肖笑.状态检修模式下探析变电检修技术[J].低碳世界, 2014, 2 (17) :123-125.

变电检修试题 篇5

一、填空题：（共10分，每小题1分）

1.Y,d11接线的变压器，二次侧线电压超前一次侧线电压_30°_。

2.把空载变压器从电网中切除，将引起电压升高。

3.断路器连接瓷套法兰时，所用的橡皮密封垫的压缩量不宜超过其原

厚度的1/3。

4.电力网发生三相对称短路时，短路电流中包含有正序分量。

5.国产变压器油的牌号是用油的凝固点来区分和表示的。

6.计算真空断路器的合闸速度，检修现场一般取动触头运动的平均速度。

7.电力系统的稳定性是指系统抗干扰能力。

8.设备发生事故而损坏，必须立即进行的恢复性检修称为临时性检

修。

9.母线接头的接触电阻一般不能大于同长度母线电阻值的20%。

10.变压器在额定电压下二次侧开路时，其铁芯中消耗的功率称为

铁损。

二、选择题:（共10分，每小题1分）

1、在检修真空开关时测量导电回路电阻，一般要求测量值不大于

出厂值的（B）倍。

(A)1.1；(B)1.2；(C)1.25；(D)1.3。

2、断路器的跳合闸位置监视灯串联一个电阻的目的是

（C）。

(A)限制通过跳合闸线圈的电流；(B)补偿灯泡的额定电压；

(C)防止因灯座短路造成断路器误跳闸；(D)为延长灯泡寿命。

3、电缆线路相当于一个电容器，停电后的线路上还存在有剩余电

荷，对地仍有（A）。

(A)电位差；(B)等电位；(C)很小电位；(D)电流。

4、钢芯铝绞线断一股钢芯，或铝线部分损坏面积超过铝线导电部

分面积的（C）时，必须重接。

(A)10% ；(B)20% ；(C)25% ；(D)30%。

5、GW5型隔离开关在母线拉力下，触头接触点向外偏离触指缺口不

大于（A）mm。

(A)10；(B)15；(C)18；(D)20。

6、独立避雷针一般与被保护物间的空气距离不小于5米，避雷针接

地装置与接地网间的地中距离不小于（B）M。

(A)5；(B)3；(C)4 ；(D)6。

7、在中性点直接接地系统中，发生单相接地故障时，非故障相对

地电压（A）。

(A)不会升高；(B)升高不明显；(C)升高1.73倍；(D)降低。

8、断路器在新装和大修后必须测量（D），并符合有关技术

要求。

(A)绝缘电阻；(B)工频耐压；(C)同期；(D)机械特性。

9、断路器应垂直安装并固定牢靠，底座或支架与基础间的垫片不

宜超过三片，其总厚度不应大于（B）mm，各片间应焊接牢固。

(A)15；(B)10；(C)5；(D)20。

10、测量1KV及以上电力电缆的绝缘电阻时应使用（C）绝缘

电阻表。(A)500V；（B）100V；（C）2500V；（D）1000V。

三、判断题：（共5分，每小题1分）

1、电抗器支持绝缘子的接地线不应成为闭合环路。(√)

2、电气设备的保护接地，主要是保护设备的安全。(×)

3、通过电阻上的电流增大到原来的2倍，它所消耗的功率也增大

2倍。(×)

4、变压器、互感器绝缘受潮会使直流电阻下降，中损耗明显增加。(√)

5、液压油在断路器中是起储能作用的。(×)

四、计算题:（共15分）

1、已知三盏灯的电阻Ra =22Ω，Rb =11Ω，Rc=5.5Ω，三盏灯负载按

三相四线制接线，接在线电压UL为380V的对称电源上，求三盏灯的电

流Ia、Ib、Ic各是多少？（7.5分）

UPH=U/1.732=380/1.732=220(V)

根据公式IPH=UPH/R

IA= UPH/RA=220/22=10(A)

IB= UPH/RB=220/11=20(A)

IC= UPH/RC=220/5.5=40(A)

答：IA、IB、IC的值分别为10A、20A、40A。

2、有一台额定容量S为100kVA，电压为3300/220V的单相变压器，高压绕组N1为1000匝，求该变压器低压绕组的匝数N2，一、二次侧的额定电流。若一次侧保持额定电压不变，二次侧达到额定电流，输出

功率P为78kW,功率因素cosφ为0.8时，求处这时的二次侧端电压U2。

（7.5分）

（1）高压侧电压U1=3300V,低压侧电压U2=220V

N2=U2N1/U1=220X1000/3300=67(匝)

（2）

一、二次侧额定电流I1、I

23I1=S/U1=100X10/3300=30.3(A)

3I2=S/U2=100X10/220=454.5（A）

（3）视在功率S2=P/cosφ=78/0.8=97.5（kVA）

3U2=S2/I2=97.5X10/454.5=214.5(V)

答：该变压器低压绕组的匝数为67匝；

一、二次侧的额定电流为30.3A和454.5A；当一次侧额定电压保持不变，二次侧达到额定电流，输出功率为78kW,功率因素为0.8时，二次侧端电压为214.5V

五、问答题：（每题5分，共20分）

1、简叙真空断路器的灭弧原理。（5分）

答：在真空中由于气体分子的平均自由行程很大，气体不容易产生游离，真空的绝缘强度比大气的绝缘强度要高得多，当开关分闸时，触头间产生电弧、触头表面在高温下挥发出金属蒸汽，由于触头设计为特殊形状，在电流通过时产生一定的磁场，电弧在此磁场力的作用下，沿触头表面切线方向快速运动在金属圆筒（即屏蔽罩）上凝结了部分金属蒸汽，电弧在自然过零进就熄灭了，触头间的介质强度又迅速恢复起来。

2、液压机构压力异常增高的原因有哪些？有哪些处理措施？（5分）

答：压力异常增高的原因及处理措施有：

1、储压器的活塞密封圈磨损，致使液压油流入氮气阀。应将氮气和油放掉更换密封垫。

2、起动或停止电机的微动开关失灵，可将微动开关修复。

3、压力表失灵（无指示）。应更换压力表

3、SW6型断路器分闸失灵应如何查找原因？（5分）

答：

1、检查分闸线圈是否断线或匝间短路，线圈接头接触是否良好。

2、检查分闸铁芯顶杆、分闸阀阀杆是否弯曲变形。

3、检查分闸阀钢球打开距离是否合适。

4、检查分闸回路、辅助断路器的触点是否接触良好。

5、检查分闸阀两管接头是否装反等。

4、消弧线圈的作用是什么？为什么要经常切换分接头？（5分）

答：因为电力系统架空线路和电缆线路对地电容较大，当发生单相接地时，流经接地点的容性电流Ic＝√3U∽c,电网越大Ic则越大。若在变压器中性点加一电感性消弧线圈，使其形成的电感与电容电流相抵消，即电流互补偿。为了得到适时合理补偿、电网在运行中随着线路增减的变化，而切换消弧线圈分接头，以改变电感电流的大小，从而达到适时合理补偿的目的。

六、论述题：（每题7分，共14分）

1、更换合闸接触器线圈和跳闸线圈时，为什么要考虑保护和控制回路相配合的问题（7分）

答：合闸接触器线圈电阻值，应与重合闸继电器电流线圈和重合闸信号继电器线圈的动作电流相配合。接入绿灯监视回路时，还应和绿灯及附加电阻相配合，使接触器上的分压降小与15%，保证可靠返回。

跳闸线圈动作电流应与保护出口信号继电器动作电流相配

合，装有防跳跃闭锁继电器时，还应和该继电器电流线圈动作电流相配合。当跳闸线圈接入红灯监视回路时，其正常流过跳闸线圈的电流值，以及当红灯或其附加电阻或任一短路时的电流值均不应使跳闸线圈误动作造成事故。

2、断路器为什么要进行三相同时接触差（同期）的测定？

原因如下：

1、如果断路器三相分、合闸不同期，会引起系统异常运行。

2、中性点接地的系统中，如断路器分、合闸不同期，会产生零序电流，可能使线路的零序保护误动作。

3、不接地系统中，两相运行会产生负序电流，使三相电流不平衡，个别相得电流超过额定电流值时会引起电机设备的绕组发热。

4、消弧线圈接地的系统中，断路器分、合闸不同期时所产生的零序电压、电流和负荷电压、电流会引起中性点移位，使各相对地电压不平衡，个别相对地电压很高，易产生绝缘击穿事故。同时零序电流在系统中产生电磁干扰，威胁通信和系统的安全，所以断路器必须惊

喜三相同期测定。

七、综合论述题：（每题13分，共26分）

1、请讲述变配电设备防止污闪事故的措施有几种？为什么？湖南省公司规定D级污染区10KV－110KV爬电比距是多少？

答：主要发生在瓷质绝缘物上。

1、根治污染源。

2、把设备装在户内。

3、合理配置设备外绝缘。

4、加强运行维护。

5、采取其他专用技术措施，如在电瓷绝缘表面涂防污涂料

等。

原理：

1、绝缘表面遭受污染。

2、大所污染。

3、瓷件造型、泄漏比距有关。

4、及时清扫污垢。

5、更换绝缘子、增加绝缘子。

2、请讲述断路器操动机构低电压分、合闸试验标准是怎样规定的？为什么要有此规定？

变电检修 篇6

摘要：状态检修不仅有利于及时发现和排除变电运行中系统故障隐患，提高供电可靠性，而且也有利于减少电力系统停电检修的盲目性和损害性，降低供电成本。本文以状态检修技术的相关理论为依托，研究了该技术在变电运行检修中对变压器、高压开关、GIS组合器、电力电缆该等设备的作用，旨在为推进变电的安全稳定运行提供参考。

关键词：变电运行；检修工作；状态检修

前言

近年来，我国经济高速发展，带动了用电需求的大幅增加。同时对供电可靠性的要求也越来越高，这就给变电运行设备维护与管理造成了空前的压力。如何加强设备管理、提高运行效率和降低巡视与维护成本，如何有效降低设备缺陷率、故障和跳闸次数，从而达到最优的经济效益，成为供电企业运行人员越来越关注的问题。在这一背景下，加强对状态检修技术的研究和分析就具有极为重要的现实意义。

1.状态检修技术的作用

状态检修是根据设备的运行状况进行检修，是有目的的工作，因此状态检修的前提是必须要作好状态检测。状态检测有两个主要功能：一是及时发现设备缺陷，做到防患于未然；二是为主设备的运行管理提供方便，为检修提供依据，减少人力、物力的浪费。由此可见，状态检测是状态检修的必要手段。它能实时在线监测、分析变电站主要设备（如变压器、母线、避雷器、隔离开关和断路器、互感器等）的状态，对设备的健康状况和运行状态进行分析、故障诊断和运行风险评估，及时反映绝缘的劣化程度，为设备维护检修和控制决策提供依据，以便采取预防措施，避免停电事故发生，从而优化资产使用和节约人力成本。同时，状态监测也是国内外都在努力推广实行的状态检修中的关键支持技术。另外，状态检修需要重视信息收集，收集的信息包括设备制造、投运、运行、维护、检修、试验等全过程信息。通过对投运前基础信息、运行信息、试验检测数据、历次检修报告和记录、同类型设备的参考信息等特征参量进行收集、汇总，为设备状态评价奠定基础。

2.变电运行检修中的状态检修技术

2.1变压器的状态检修技术

变压器状态检修策略既包括年度检修计划的制定，也包括缺陷处理、试验、不停电的维修和检查等。检修策略应根据设备状态评价的结果动态调整。

年度检修计划每年至少修订一次。根据最近一次设备状态评价结果，考虑设备风险评估因素，并参考厂家的要求确定下一次停电检修时间和检修类别。在安排检修计划时，应协调相关设备检修周期，尽量统一安排，避免重复停电[1]。

对于设备缺陷，应根据缺陷性质，按照缺陷管理有关规定处理。同一设备存在多种缺陷，也应尽量安排在一次检修中处理，必要时，可调整检修类别。C类检修正常周期宜与试验周期一致。不停电维护和试验根据实际情况安排。根据设备评价结果，制定相应的检修策略，油浸式变压器检修策略见表1。

表1 变压器检修策略

设备状态推荐策略

正常状态注意状态异常状态严重状态

检修策略执行C类检修，在C类检修之前，可以根据实际需要适当安排D类检修应执行c类检修确定检修类型，尽快安排检修。实施停电检修前应加强D类检修确定检修类型，尽快安排检修。实施停电检修前应加强D类检修

检修周期正常周期或延长一年不大于正常周期适时安排尽快安排

2.2高压开关设备的状态检修

对断路器的状态进行监测的方法较多，并且随着科技的发展和研究的深入，状态监测的方法会更多，手段会更先进、更科学、精确度会更高，效果也会更好。目前，主要有以下几种。

（1）常规的预防性试验

变电设备的预防性试验是常规性试验，是目前用作掌握设备状态的主要方法。开展状态检修，必须从加强常规性试验开始。当然，“加强”并不单纯指增加频度，而是要从以下几个方面入手：确定较合理的测试周期；确定被试重点设备；确定重点测试项目；要努力提高设备测试数据的可信度。

（2）带电测试

带电测试与常规的预防性试验不同的是被测试的设备不需要停电即可进行测试。与在线监测不同的是在线监测是随时随地地进行实时监测，带电监测则是根据需要或按预定周期进行测试。

带电测试技术的优点是方便、灵活、针对性强，但进行带电测试工作的安全性和测试的精度还有待于进一步的研究。目前，比较广泛开展的项目有红外线成像技术、氧化锌避雷器阻性电流测试、GIS内部放电监测等技术。可以预料，随着科技的进步，设备故障的内部机理的被揭示，新原理、新测试仪表和新工具的问世，带电测试技术的应用将会越来越广泛[2]。

（3）在线监测

在线监测装置能使设备经常处于正常工作参数（电压、气压、温度等）的监视之中，能及时发现设备的状态量的实时变化及变化趋势，易于捕捉到突变的信息量，及时发现设备存在的问题。在线监测装置反映设备的实时状态，使对设备的状态参数一目了然。在线监测比常规的停电试验更有效、更及时地发现设备早期缺陷，更好地了解设备已有的或潜在的问题，它比带电监测更及时、更直观，因此，它是设备实行状态检修的重要基础之一。

2.3 GIS组合电器的状态检修

若存在缺陷（气泡等）或局部电场增强处，运行中这些部位可能击穿，但导体间绝缘并未发生贯穿性击穿，称为局部放电。局部放电将导致绝缘劣化。此外，其他造成绝缘劣化的因素如机械损伤等也将引发局部放电。所以局部放电是绝缘故障的重要前期征兆。因而局部放电在线监测受到越来越广泛的重视。介质内部气隙发生放电时的等值电路，如图1所示。

图1气隙放电时的等值电路

此外对于局部放电的在线诊断，大多采用计算机辅助的设备监测诊斷系统目前大多偏重于特征量监测，并且还局限于单台或某一类设备的监测。其发展方向是在监测的同时实现故障自动诊断以及开发分布式、综合性、远程监测诊断系统。由于设备的故障诊断十分复杂，尽管已经研发了各种检测手段，但通常还是需要由专家利用其丰富的理论知识和经验，进行综合分析，才能最终作出诊断结论。

2.4电力电缆状态检修

电力电缆的状态检修主要由监测和诊断两部分构成。而监测可分为常规监测（基本预防性试验、小修等）、在线监测及其他监测手段；进而状态诊断技术则将监测部分所获得的技术数据传入计算机中，计算机根据数据库和专家系统进行分析、判断，对电力电缆的运行状态作出评估和预测，从而确定最佳检修时间[3]。

变电检修 篇7

关键词：传统,创新,对比,变电检修

由于我国智能电网计划的不断向前推进,对我国的电力综合技术等方面提出了更高的要求。此时物联网在智能电网的建设过程中得到了应用。变电检修工作是保障电力网络正常运行的基本条件。

1变电检修工作的传统模式

1.1事故检修

电力设备的检修工作来源于电力设备的发明。当电力设备被发明出来之后, 经过一段时间的使用,就会产生一些故障,而后就会对故障进行排查。这种在故障发生并造成一定的后果之后对电力设备进行的检修工作被称为事故检修。事故检修,是出现最早、最简单的方式,并且由于其是对故障这一因素被动产生反应,所以经常会伴随着一定的损失。事故检修在进行过程当中充斥着危险因为当前电网中通常电压、电流都相当高,在变电设备发生故障后,想要完成对其的检修,就需要将自己置身于强大的电压之中,操作不慎可能就会造成严重的后果。

1.2预防性检修

目前我国电网分布的十分广泛,相应的变电设施的数量也会有所增加。预防性检修就是在这种情况下开始进行的。刚开始的预防性检修工作就是制定工作计划后根据计划内容定期的实施变电检修工作。检修间隔的确立通常情况下都是经过反复推敲的,其确立具有科学意义。但是由于变电故障的偶发性与突发性,此种检修模式能起到的作用不足以完全避免事故的发生。

2传统变电检修模式中存在的问题

2.1检修目的无法有效确定

定期检修的具体实施方式就是制定某一段时间内的检修规划,之后按照检修工作相关规章制度的规定严格执行定期检修工作。当前这种检修的模式对于设备的具体内容情况没有进行考虑,例如新设备处于磨合期,容易在运转过程中发生问题就应当适当增加检修频率,而老设备, 尤其是接近工作年限的老设备,由于各个零部件的磨损老化问题较严重,在检修工作的安排方面也应当加大检修频率,尽量减少事故的发生可能。并且在进行此种检修的过程中还需要进行停电,对居民的日常生活带来了许多的不便,而且大大增加了检修工作所需要付出的成本。

2.2检修中不能了解设备具体状态

当前的监测技术发展十分迅速,在电网检修过程中变压器等仪器上会有数字显示。记录数字的变化状态对于设备的运转情况能实现有效的掌握,但是目前的检修工作人员对相关数据记录热情不高、对数据的保存不用心以及对数据的分析不及时,造成了大量有用数据的浪费。也造成了对设备具体故障的诊断以及对设备运转趋势的分析机构准确度不高。

2.3对检修结果缺少必要的检测

在传统检修的过程中,由于对设备的整体状态没有一个合理的呈现方式,想要对设备的整体概况进行大致的了解,需要技术人员拥有长时间的工作经验,凭经验完成对其工作状态的判断。这种方式可能存在一定的误差,技术工人对于设备是够正常运转及其他状况没有一个直观的感受,使检修工作在一定程度上处于摸着石头过河的状态,是十分不利于检修工作的。并且在检修报告中对于事故检修的成果缺乏有效、直观的说明,没有明确表达出检修工作的具体成效,这一现象从一定程度上打击了检修技术人员的工作积极性并使检修结果不能得到有效保障。

3状态检修模式综述

3.1状态检修模式的含义

状态检修模式,即根据变电设施的具体运转情况来实施一种检修手段。想要实现状态检修模式,首先需要对电力设备进行持续性的监测以及评估。在监测与评估过程中可以将变电设备在从前运行过程中的故障发生情况、目前的设备运行情况以及当前存在的任何异常状况都予以显示,并能够对其进行基础的分析,以分析得出的结果确定检修的具体针对点以及检修工作开展的具体时间。通常情况下的状态检修首先有状态监测,即对变电设备的运行状态进行监控并在发生异常时形成异常记录以及异常警报,有离线监测、 在线监测以及定期解体点检等三种;其次还有故障诊断,在监测过程中可以针对一些异常情况形成对发生故障部位的诊断, 能够利用噪音、射线等手段进行故障分析,也能见异常的状态发送至检测系统中的专家系统之内,形成故障的最终确定; 最后还能进行状态预测,根据一段时间之内变电设备或是其他电力设备的运转情况形成对其未来一段时间之内运转状态的预估。

3.2当前对状态检修方式利用状况

状态检修方式最早的利用是在西方国家,自从20世纪70年代欧美等国家将此种检修方式应用到了电网中后,在外国就一直处于持续发展的状态。通过此测量分析软件对于电厂的电网等各项设施进行了相应的故障分析并实施在线监测,对电力网络的运行状态以及运转情况有了大致的了解,并以此为根据制定了电网的检修计划。直至上个世纪末,我国才开始引进此种先进技术,目前我国的状态检修技术依然处在发展中阶段,但是根据此种检修方式所制定的各项规定已经逐步投入实施并随着21世纪互联网技术的迅速发展也有了一定程度的进步,虽然我国的状态检修差异取向的变电检修模式发展起步较西方国家更晚一些,但是依然取得了不错的成效。

3.3状态检修模式的未来发展趋势

当前世界的科学技术发展十分迅速, 智能电网的实现指日可待,在物联网基础上建立的数字化变电站对于变电站的运行机制产生了深远的影响。物联网技术是通过红外感应器、激光扫描装置、全球定位系统等相关感应设备使物品在互联网中相互连接的,在变电设备的运行过程中,电流、电压及温度等参数都会发生一定程度的变化,并且产生的变化与设备的运转状态联系紧密,我们应当合理利用这些变化。未来若要将感应设施应用到状态检修模式中来,应当注意当前我国国产的感应装置与发达国家生产的感应装置还存在一定的差距,根据自身的具体需求合理选购。使用后在变电设施运行过程中就能直观的看出设施的运转状态以及设施的基础寿命以及可用年限等重要信息,为我们的变电检修工作提供基础依据,降低检修工作的成本并保障电网的持续性安全运行。

4结束语

变电检修 篇8

1 关于我国电力企业变电检修现状的探讨

在我国, 变电检修工作主要是由供电局进行运行维护的, 同时相关检修部门进行反三管理, 各个部门分工合作, 进行变电设备的更改、维护、大修等工作。目前, 虽然电力企业不断发展, 但是我国供电企业的变电检修仍然存在着各种各样的问题, 其中检修成本高、检修人员专业技能低、针对性差以及检修技术的分析不精细等问题都是现阶段我国电力企业变电检修还没能攻克的难题。因此, 定期的传统的检修模式在新的供电发展形势下, 迫切的需要个革新与提高。所以, 为了提高其检修效率, 保障电网运行的安全性及可靠性。供电企业正在向状态检修方向改进。一般来说, 状态检修由三个等级构成, 它即时性的特点, 很好的解决了定时检查所检测不全面的问题。首先主要是检修人员通过简单的手提式的状态监测设备对变电设备进行定期的检查, 其次是专门的监测系统对变电设备进行永久性、自动化的检测, 部分还配置有报警装置或者负责故障诊断的专家系统是处在两者之间的第三等级。

2 关于我国电力企业变电检修中传统检修的分析

变电检修模式是电力系统中应用最早的一种检修方式, 有着定事定时的特点。其中在定事方面, 由于是我国电力企业组建初期电力部门人力、物力严重不足, 加之领导层对设备检修的重视程度不够等等, 所以传统的检修模式主要是事后进行检查, 检修过程中一般都是有故障才修, 属于非常典型的被动检修方式。因此存在着较大的不可预见性, 一旦发生事故, 就势必会给日常生产、生活造成不利的影响, 甚至在事态严重时还会造成经济损失。同时传统的检修模由于需要预备足够多的原材料和零配件才能满足检修所需, 所以, 库存的增加又提高了仓储保管费用, 也大大降低检修资金的利用率。最后, 事后检修无法提供可支持的条件, 进行事故的分析和总结, 从而无法对事故作出预判, 这不仅浪费了材料, 又增加了劳动量。于是, 经过多年的研究和实践, 以时间为依据的定期检修, 在检修计划中预先设定检修时间和检修工作内容, 起到了很大的最用, 不过着种检修方式存必须投入大量的人力、物力、财力, 而且作业时会停止部分状态良好的设备运行, 加大电网其余部分的承受压力。如果频繁的切断社会, 还会加速设备的老化, 也大大影响了变电检修的工作效率。

3 关于我国电力企业变电检修中状态检修的分析

状态检修最初起源于上个世纪90年代的美国, 其在变电检修过程中的应用的最大优势就是给电力设备提供一个以周期较长、稳定性较高、全寿命、优质、全性能、全方位为运行标准的管理和技术的保障体系, 以此来解决变电检修过程中存在的检修不足或检修过剩的问题。将状态检修的方式引入到电力系统的检测当中, 形成变电状态检修, 这样不仅可以减少电力系统维修过程中人力、物力以及财力的大量投入, 而且还可以为电力系统在长时间运行过程中可靠性提供基础保障。该方式有效的降低了变电检修的成本消耗, 使设备运行具有最大可靠性, 针对设备运行的不稳定性和不可控性的问题, 定期发现, 定期更新设备, 加速设备折旧, 才是变电检修任务的核心。变电设备的状态检修就是是在定期检修的传统模式上逐渐发展起来的, 它主要是根据变电设备的工作状态对其运行情况进行必要的诊断, 通过检修维护来做好工作, 防止事故的发生。与传统的检修方式不同, 这种检修方式可以大大降低供电企业的检修成本, 更能提高变电设备的安全与可靠性能, 同时还在停电监测的变电监测工作中, 我国供电企业正在大力发展在线监测技术, 其在正常供电的情况下, 对变电设备的各种故障以及潜在问题进行检查, 可以避免造成线损量的增加, 提高供电企业的生产成本, 也可以有效进行检修及维护, 使企业获得更大经济效益也降低了人员的工作量。此外, 变电检修可以对变电设备存在的一些潜在性的问题进行有效合理的预防, 这就大大的延长了变电设备的使用寿命, 也还可以降低变电设备所带来的电能损耗, 为供电企业带来更大的环境效益以及社会效益。

4 结束语

综上所述, 为了提高我国电力的安全性与可靠性, 切实的保障国家以及人民的安全, 为我国的经济发展做出更多的贡献, 我国的电力生产企业必须不断迎接挑战, 不仅要保证一定的设备可用率和供电可靠性, 也要降低检修成本的压力。这就要求我们相关的电力企业, 在电力系统设备一旦发生故障的时候, 不但要保护设备以免遭受重大破坏, 也要保证不给各行各业的正常生产和人们的生活造成损失。因此, 全面提升供电企业的生产效率、提高自动化水平、保障供电可靠性、降低设备故障损耗是很有必要的, 同时也是目前我国电力企业面临的重要课题。变电站作为电力能源变送及分配的枢纽载体, 无论是传统的检修模式还是状态检修模式, 都是电力网络系统的主要环节, 都是变电设备安全稳定运行的关键, 都是必须在企业变电检修工作应在上级部门的统一部署下本着“事后检修一定期检修一状态检修”这一规律进行。同时, 变电检修技术相对传统模式来讲, 不仅仅可以更好的处理设备隐患, 也能减少人力与物力的投入, 具有极强的针对性。最后, 相关部门要提高认识, 加强对变电检修技术的研究, 更好的使用变电检修技术。

摘要：近年来, 随着科学技术的广泛应用, 我国电力体制改革的不断深化, 用电需求量逐步增长, 电网规模也随之不断扩大。智能电网技术和物联网技术也跟随着普及到了电力行业。物联网技术在状态检测中的应用体现在状态检测方式和状态检测方法两个方面, 物联网技术在满足电力系统安全性、稳定性及经济性方面, 提高变电设备的检修与管理在电力系统中占有重要的位置, 直接关系到供电质量问题, 即其为状态检测的进一步分析提供了可靠的信息服务。而状态检测不仅是一项技术工作, 更是一项管理工作, 因此是离不开信息管理与信息决策手段的。本文通过对传统检修模式与状态检修模式的方法进行简单的介绍, 简单对比和分析了两种检修方式, 从而讨论在目前变电检修中常见的相关问题。

关键词：变电检修,传统检修模式,状态检修模式,物联网技术

参考文献

[1]陈涌, 马卫东.变电检修中传统检修模式与状态检修模式趋势分析[J].科技创业家, 2013, (1) :134-135.

[2]蒋策.电力设备传统检修的弊端与状态检修方式应用[J].中国高新技术企业, 2007, (10) :88, 92.

[3]熊敏.浅谈发电厂检修模式的发展[J].机电信息, 2010, (24) :4-5.

[4]刘小军.电网设备检修模式的发展及应用[J].中小企业管理与科技, 2012, (24) :202-203.

[5]余良红.变电检修中常出现的问题分析及其处理[J].北京电力高等专科学校学报, 2012, 29 (12) :266.

阐述变电设备状态检修 篇9

电网的设备要实现安全可靠运行, 要保持良好的健康状态和设备完好率, 才能达到电网坚强和供电可靠。所谓的状态检修是指在对输变电设备状态监测的基础上, 根据监测和分析的结果, 对输变电设备在时间和方法上进行合理的检修。状态检修具有及时处理设备隐患、克服定期检修的盲目性、减少人力投入等优点, 从而提高了设备检修过程中的针对性和有效性, 加强了设备的综合分析和精细化管理, 从而最大限度延长了设备的寿命, 提高了设备运行的可靠性, 大大降低了检修成本。

状态检修是1984年美国率先倡导的, 因其科学性、合理性而迅速为欧美发达国家所运用, 并发展成为一种新型的智能型维修制度。我国一直以来采用的是定期预防性检修制度, 这一制度对电力系统的安全运行起到了积极作用, 但是随着设备技术含量的提升, 检测技术的不断进步, 定期预防性检修制度越来越显示出诸多弊端, 往往出现一个阶段检修过剩, 一个阶段检修不及时的状况。为解决这一问题, 我国电力行业引进了状态检修, 但引进的是状态检修方面的技术, 在管理制度上, 大部分电力企业没有相应的改进, 状态检修技术也多处于初级阶段。

我国电力行业状态检修应用的范围主要有以下几个方面:发电厂设备状态检修、变电站设备的状态检修、输电线路状态检修及配电设备状态检修等。总体来看, 当前我国电力行业状态检修的发展还处于初步发展阶段。

2 变电设备状态检修技术

变电站设备的状态检修包括多项内容, 在技术方面, 其主要有设备的状态监测、设备的故障诊断以及设备的状态预测。

变电设备的状态监测。变电设备的状态监测主要有在线监测、离线监测以及定期解体点检3个方面。在线监测就是通过变电企业的数据和监测设备在线显示各变电设备的使用情况和状态参数, 以达到对设备的时时监控, 随时了解设备的运行状态;离线监测是对变电设备定期不定期的通过振动监测仪、油液分析仪、超声波检漏仪等监测设备对变电设备运行参数进行提取;定期解体点检是指在变电设备大修、小修、运行低谷、停运等情况下, 按照一定的标准和工艺, 对设备解体, 检测设备的使用情况, 了解设备的变化。

变电设备的故障诊断。在变电设备的状态故障诊断时, 常见的诊断技术有两种:一种是比较法, 另一种是综合法。比较法是通过一些诊断技术, 如振动诊断、噪音诊断、射线诊断、污染诊断等, 将所得出的数据或结果与设备历年或者次年的结果进行比较, 如果没有显著差异, 则说明设备不存在缺陷;将测试结果与同一类型设备进行比较, 在相同运行和环境条件下, 结果如果存在差异, 则说明设备存在问题。综合法诊断是一项系统诊断方法, 诊断前需要做大量的数据收集工作, 将这些收集整理的数据与基于知识的专家系统知识库进行匹配, 从而得出诊断结果。

3 常见变电设备状态检修

3.1 变压器

声音异常。变压器在正常运行时发出均匀的有节律的“嗡嗡”声, 如果出现其他不正常声音, 均为声音异常, 产生的主要原因有以下几方面当有大容量的动力设备起动时, 负荷突然增大, 或者由于内部零件松动, 当低压线路发生接地或短路事故时变压器也会发出响声。

高低压套管发生严重损伤并有放电现象其主要原因是套管密封不严, 因进水使绝缘受潮而损坏, 套管的电容芯子制造不良, 内部游离放电套管积垢严重, 表面釉质脱落, 或套管上有大的碎片和裂纹, 均会造成套管闪络和爆炸事故。

三相负载不平衡。其主要原因有共相负载不平衡, 引起中性点位移, 使共相电压不平衡系统发生铁磁谐振, 会使二相电压不平衡内部发生匝间或层间短路, 也会造成砚相电压不平衡。

分接开关故障。分接开关故障主要有接触不良、触头烧坏、触头间短路、触头对地放电, 油箱上有的放电声, 产生这类故障的主要原因有分接开关触头弹簧压力不足, 触头滚轮压力不匀, 接触面减少, 触头磨损严重, 引起分接开关烧毁分接开关接触不良, 经受不住短路电流冲击而发生故障由于操作不当, 使分接头位置切换错误, 引起开关烧毁相间的绝缘距离不够, 或绝缘材料性能降低, 在过压作用下短路油温过高, 分接开关长期浸在高于常温的油中, 使分接开关触头出现碳膜及油垢, 触头发热, 损坏触头。

引线部分故障。引线部分故障常有引线烧断、接线柱松等现象发生、主要原因有引线与接线柱连接松动, 导致接触不良、发热软铜片焊接不良, 引线之间焊接不牢, 造成过热或开焊, 如不及时处理, 将造成变压器不能运行或不相电压不平衡而烧坏用电设备。

3.2 断路器

断路器常见的故障有:断路器拒动、断路器误动、断路器出现异常声响和严重过热、油断路器着火和断路器爆炸等。

由于直流电压过低、过高, 合闸保险及合闸回路元件接触不良或断线, 合闸接触器线圈极性接反或低电压不合格, 合闸线圈层次短路, 二次接线错误, 操作不当, 远动回路故障及蓄电池容量不足等因素, 都能造成断路器拒动。由于开关本体和合闸接触器卡滞, 大轴窜动或销子脱落和操动机构等出现故障, 都能造成断路器拒动。

由于合闸接触器最低动作电压过低和直流系统出现瞬时过电压, 造成断路器操作机构误动, 由于直流系统两点或多点接地造成二次回路故障, 由于互感器极性接反、变比接错, 造成二次回路错接线, 由于绝缘降低、两点接地, 造成直流电源回路故障以及误操作或误碰操作机构, 这些都会导致断路器误动。对此的处理方法是, 首先投入备用断路器或备用系统, 然后查明误合闸原因, 设法临时排除造成误合闸的因素, 使开关恢复正常运行。

3.3 隔离开关

隔离开关常见的异常现象主要有以下几方面:

载流回路过热。由于隔离开关本身的特点和设计的局限, 不少载流接触面的面积裕度较小, 加上活动性接触环节多, 容易发生接触不良现象。因此隔离开关载流接触面过热成为较为普遍的问题。隔离开关过热部位主要集中在触头和接线座。

触头部位过热。触指弹簧锈断或触指夹件锈蚀严重使触指松离触指座。制造工艺不良或安装调试不当。隔离开关合闸不到位。接线座过热接线座与触指 (触头) 臂接触不良。刀闸大修时时有发现接线座与触指 (触头) 臂连接的紧固螺母松动现象。这种情形一般是由于制造质量不良加上现场安装时没能检查出来。接线座与引线设备线夹接触不良。多数是由于安装工艺不良, 例如安装时没有对接触面进行足够的打磨和进行可靠的连接, 铜铝接触时不采用铜铝过渡材料等。接线座内部载流的转动部位或导电带接触不良。一般是由于制造工艺不良或长时间没有大修。

3.4 互感器

绝缘热击穿。高压电流互感器既承受高电压, 又通过大电流, 绝缘介质在高电压作用下的介质损耗以及电流热效应使绝缘温度升高。如果有缺陷, 将出现热损耗增加, 绝缘温度升高, 在超过绝缘材料的工作温度下长期运行, 就会造成绝缘热击穿。

局部放电损坏。因下U型卡子卡得过紧使绝缘变形, 还会因端屏铝箔没有孔眼而在非真空注油时, 电容屏间存积气泡, 从而改变电容屏间的电压分布, 使个别电容屏承受较高的场强, 出现严重电晕或较强的局部放电, 如果没有被发现或处理不及时, 将导致整个电容芯棒绝缘裂解击穿事故。

受潮。由于端部密封不严而进水受潮, 引起互感器内部游离放电加剧, 内部沿面放电, 是电流6互感器绝缘劣化的主要原因之一。电流互感器的U型电容芯棒的底部离油箱底部很近, 进入互感器内的水沉积于电容芯棒底部, 芯棒打弯处绝缘受潮严重, 是绝缘最薄弱的部位, 在工作场强的长期作用下, 使一对或几对主电容屏击穿, 甚至导致整个电容芯棒的击穿, 从而造成爆炸事故。

4 结论

总之, 变电设备种类纷繁复杂, 运行中的异常现象千变万化, 产生原因也千差万别, 通过研究这些异常现象的产生原因, 可以发现它们都和设备的制造质量、安装质量、运行维护水平是密不可分的。所以, 变电设备的状态定期检修为提高设备的检修质量和效率, 为保障系统安全、建设坚强电网提供重要保证。

参考文献

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[2]郑欣玉.电气设备维修的望闻问切[J].农村电器, 2003.

[3]方贵荣.变电设备状态分析与状态检修[J].云南电力技术, 2005.

变电检修工作问题探析 篇10

关键词：变电检修,问题探析,解决措施

在现阶段的检修工作中, 由于电力事业的发展, 其工作量非常大, 而且有些电力设备和检具更新不齐, 因此在一定程度上造成问题的出现, 与此同时, 进行变电检修中没有制定详细的计划, 那么工作人员面对复杂的电力系统, 不免会心生疑虑, 不知道工作的重点, 因此这些问题都是有待解决和优化的。

1 变电检修工作的现状和出现的问题

1.1 检修管理体系的漏洞

在供电系统不断扩大中, 电网也向着复杂和规模化发展, 因此检修人员的工作量是巨大的。为了保证检修的质量, 同时还要兼顾检修的效率, 就必须做好检修工作的管理。但是在实际工作中, 这么重要的监管手段却被忽视掉, 致使检修人员由于各种原因, 落实的检修工作超时完成, 有些情况还发生了漏检和重复检查的问题, 不仅为用电安全造成了极大的安全隐患, 同时工作效率也提高不上来。除此之外, 检修人们没有完善的信息平台, 缺乏对检修计划, 以及检修工作人员和监管人员的管理, 因此工作效率非常缓慢。而使用人为的管理模式中, 对数据的整体和记录很容易发生错误, 因为数据量非常大, 那么实际中处理检修问题就会有质量问题, 这都是管理体系中所出现的漏洞。

1.2 检修方式更新的不彻底

在目前的检修工作中, 虽已经普及了状态检修方式, 但是一些相对偏远而落后的地区, 却还在使用定期维修模式, 更有甚者还在使用传统的故障检修模式, 工作效率先不考虑, 其工作质量就不能满足现代化对线路的检修要求, 在未来电网庞大而复杂的发展中, 其终将会被淘汰掉。

1.3 没有完备的检修计划

除了少部分变电检修公司制定了全年的检修计划, 大部分企业都没有制定, 而更加残酷的事实是, 这部分检修都是为了应付上面的检修任务, 因此其实质的工作意义就非常小, 这种没有计划性, 没有目的性的工作, 不仅会消耗公司大量的人力和物力, 而且还会降低整个公司的运行效率, 即便在检修工作完毕之后, 还是没有办法保证设备运行的安全性和稳定性。

1.4 检修人员综合素质低

在我国的检修工作发展中, 员工素质始终影响着检修效果。无论是涉及设备的维护和修理, 还是对设备进行预防性的检查, 员工的综合素质在很大程度上制约了我国电力检修事业的发展, 掌握不了先进的科学技术, 没有较高的个人觉悟, 缺乏承担责任的意识, 其和我国电力设备的更新严重的脱节, 这一孔隙得不到及时补充, 那么变电检修工作就不能很好地完成。

2 变电检修工作的处理措施

2.1 做好变电检修之前的准备工作

对电力线路进行检修工作之前, 先要了解检修所涉及到的电力设备, 做好知己知彼, 在以后的工作中就会事半功倍。可以先了解设备的基本情况, 其工作的基本参数, 以及以往故障发生的原因等内容, 在此基础上再进行检修, 选择合理的操作工具和检修方案, 那么其工作效率就对大幅度提升。与此同时, 在进行设备检修过程中, 最好让新员工和老员工搭配进行, 而经验比较丰富的骨干人员, 要协同新入职的员工一同检修, 这样不仅可以保证检修的质量和效率, 同时在工作中, 业务技能比较差的员工无形中就受到了实际的培训, 在很短的时间内增强了业务技能, 提高了自身的检修水平, 长远来看, 提高了公司整体的工作效率, 培养了人才的。

2.2 科学确定危险点的位置

在进行危险点位置的检查中, 先要对周围环境做一个深入的了解, 由于室外环境相对比较多变, 因此会给检修工作造成很大的影响, 在检修中, 先要对附近的气温, 空气中的湿度, 以及一些有害气体做一定的检查, 对设备使用的资料也要做分析, 看其是否和当地环境有所矛盾。这部分工作完成后, 接着要进行工作环境, 以及工作性质的划分, 具体而言, 环境就是上述所提到的, 有针对性的做好分析, 而工作性质而言, 有高空作业, 还有带电操作等, 这些都是要清楚的, 不同性质其操作规程和注意事项也不同。在确定危险点的时候, 不仅要考虑到电气设备内部的问题, 同时也要考虑环境因素对工作人员的影响, 这样综合的分析才能准确确定具体位置在哪。除此之外, 确定危险点的过程中, 还要考虑之前的成功检测工作, 分析其操作的原理和过程, 同时也要结合自己丰富的经验, 再加上对现场情况的了解, 就能高效的确定危险点的位置。

2.3 制定科学的检修模式和工作顺序

随着我国科学技术的发展, 电网的设备也都进行了更新换代, 而其实际的规格和参数也有一定程度的改变, 这样设备的故障就有很大的差异性, 为了解决这些问题, 高效的把检修工作做好, 就必须结合实际的工作情况, 制定科学的检修模式和工作顺序, 以此来作为工作质量的保证。确定检修模式过程中, 先要总结之前检修的经验, 在最大的程度上, 确定检修的模式和顺序都有其可行性, 因此对现场的情况, 设备的情况以及环境情况的掌握就显示的非常重要。除此之外, 其实际的操作顺序也要根据实际的工作经验做具体分析, 确保万无一失。

在检修操作之前, 首先要配备有很好绝缘作用的胶皮手套, 在检修工作中, 保证时刻佩戴安全帽, 在确保自身安全的同时, 也要及时提醒自己的同事, 做好类似的工作, 避免在操作中有所损伤。如果是进行带电的检修操作, 一定先要把地面的绝缘层铺设好, 而之后所使用到的工具, 都要放到隔层以外, 能有效避免触电危险的发生。在操作中, 有关人员都要避免工作和地面发生直接接触, 那样很容易被电击伤。而不是负责检修的人员, 在一旁配合工作的人员, 所有的安全措施也都要做好, 坚决避免用手直接触碰检修工具。在检修工作中, 如果当天的天气变化比较大, 要及时调整工作时间, 错开下雨的时间点进行工作, 降低事故发生率。

2.4 系统化的进行检修

为了检修效果更好, 必须制定出全面的对设备检修的方案, 其内容必须涵盖所有的变电设备, 因为每一种设备其特点都不同, 而且同一种设备其产的故障基本相同, 因此制定系统化的设备检修模式, 不仅强化了对设备的了解, 区别不同设备的参数, 同时检修中还能做到有针对性, 在检修之前, 对某一种设备的故障就已经成竹在胸, 那么发生紧急情况时, 也不会导致紧张和无所作为的情况发生。与此同时, 检修过程中无论是之前的准备工作, 还是具体的操作流程, 以及施工方案等, 都要按照规定进行系统化, 这样每一个操作步骤都有了联系, 同时都有了一定的安全要求, 再加上人员综合素质的提高, 完全可以对变电站工作进行系统化的转型, 让变电检修工作迈入一个新的台阶。

3 结束语

通过以上内容的分析, 检修人员在检修时, 必须做好全面的监控工作, 这样变电系统潜在的危险就能被发现, 在此基础上, 要本着可持续发展的策略, 对变电检修及设备进行客观全面的认识, 完善执行中的一系列问题, 加强对变电工作的管理和控制, 保证顺利的完成变电任务。

参考文献

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[2]林晓波.变电检修工作常见问题及其处理方法探讨[J].黑龙江科学, 2013 (10) :108.

变电检修 篇11

摘 要：在我国社会经济不断发展以及电网规模不断扩大的情况下，人们对于变变电检修工作的质量也越来越重视。从我国以往变电检修工作的情况来看，存在一定的缺陷与不足，对变电系统的稳定运行及高速发展有一定的制约性。文章主要对状态检修模式下变电检修技术进行分析，以促进我国电网的快速稳定发展。

关键词：状态检修；变电检修；技术分析

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）23-0083-02

在人们生活水平不断提高的同时，人们对于供电企业的变电运行质量也提出了更高的要求。状态检修模式是基于状态监测设备和诊断技术，对电力设备的具体运行的状态进行准确判断，并在这个基础上对技术设备是否存在异常状态等问题进行预先判断，以便从源头上解决相关变电检修故障问题。状态检修模式是对系统设备运行的有力保障与维护，对整个电网的安全运行具有极其重要的意义。

1 变电检修技术的方法分类

1.1 状态检修

状态检修常指在变电状态检测的基础之上，根据电力设备的实际运行状态和未来的运行趋势进行检修和预测。状态检修在很大程度上具有较强的目的性和预防性，其可有效地避免定期检修带来的电力设备损坏以及事故检修带来的难度，同时状态检修也是我国电力企业常用的一种检修模式。

1.2 事故检修

事故检修主要是指电力设备出现故障以后，检修人员才对变电设备进行检修的一种工作状态。其具有较强的针对性，但是在某种程度上也有一定的局限性，如在电力设备发生故障后对其检修，这样不仅加大了对电力设备检修的难度，而且还会加大电力设备的损失程度。

1.3 定期检修

定期检修主要是指检修人员根据电力设备自身的性能与特点，以及投入运行的整体状态和时间，制定全面检修的计划。定期检修的优点是可对电力设备进行全面细致的检查，其缺点就是在检修周期制定不合理的情况下，在部分设备没有达到检修年限的情况下，对其进行检修会使电力设备受到磨损，而对已到检修年限确没有进行及时的检修，会导致电力设备受到损坏，这样会给电力系统的安全运行埋下安全隐患。

2 变电设备状态检修的应用

2.1 断路器

变电设备状态检修中，断路器故障主要包括：断路器出现异常声响和严重过热、断路器分合闸中间态、断路器拒动、断路器着火和断路器误动等。其中造成断路器拒动的原因是合闸接触器线圈极性接反或低电压不合格、合闸线圈层次短路、运动回路故障、工作人员操作不当等。此外大轴窜动或销子脱落和操动机构等出现故障亦能造成断路器拒动。根据相关调查得知，机械故障占全部故障75%～85%，因此，通常把机构故障以及操动机构控制回路故障放在监测最重要的地位。

2.2 隔离开关

在变电设备检修应用中隔离开关故障主要包括以下几种。

2.2.1 接触不良

造成接触不良的原因主要又有两种情况，安装工艺不良（接线座与引线设备线夹接触不良）。安装检查疏忽。接线座与触头臂接触不良以致接线座的过热，接线座与触头臂连接的紧固螺母松动现象。

2.2.2 隔离开关载流接触面过热

由于隔离开关本身的特点和设计的局限性，使得多数隔离开关载流接触面的面积裕度较小，加上活动性接触环节多，容易发生接触不良现象，继而导致隔离开关载流接触面出现过热的情况。

2.3 变压器

变压器常用的监测方法有以下三种。

2.3.1 气体分析法

因为电力设备出现不同的故障其产生的气体也不同，因此可采用分析气体成分、含量、百分比方式，对电力设备绝缘进行准确诊断。

2.3.2 局部放电法

局部放电测量方法主要采用光学检测、化学检测、电气测量等方式，若局部出现过量的放电情况，则表明电力设备绝缘系统具有老化的现象。

2.3.3 频率响应分析法

在检测变压器绕组有无变形的情况下，主要采用频率响应分析法。频率响应分析法主要就是对绕组机械位移时，所产生的电感和电容变化进行详细分析，以此来监测变压器绕组的状态。

3 传统变电检修模式的缺陷和不足

3.1 检修后的总结评估不到位

在结束变电检修后，检修人员对出现检修故障的原因和处理措施没有进行全面细致的分析、总结与评估。维持原来的检修状态和检修水平，设备坏了才修，检修期限到了才检修。致使变电检修工作存在较大的被动性与盲目性，导致变电检修的效率大大降低，对电力系统的正常运行无法提供有效保障。

3.2 事故检修损失大

事故检修的主要原理就是在电力设备出现故障后才对其进行检修，事故检修在一定程度上会给电力企业带来较大的经济损失，如检修不及时会导致设备损坏，或提前检修造成设备磨损。事故检修在某种情况下，不仅会给电力企业形象带来不利的影响，而且还会给用电用户的日常生活与生产带来不便。

4 状态检修模式下的变电检修技术

4.1 变电设备热故障处理

造成变电设备无法正常运行的主要因素就是变电设备热故障。因此在变电检修工作中，检修人员应对变电设备的热故障问题进行注重考虑与处理。这就要求变电检修人员在检修工作中应对接头连接螺栓的压力进行适当控制，铝质母线的弹性系数比较低，螺母的压力超过一定压力值时，材料的接触面会变形隆起，使接触面的电阻大大增高，导致电力设备的热量升高。同时在变电设备热故障处理中，检修人员应选择抗热性良好的材料对其进行替换，由于抗热性良好的材料不仅具有较好的抗热性，而且还具有良好的抗氧化能力，有利于提升整个变电设备的抗氧化水平。

此外，在变电设备热故障处理中，检修人员应适当增加其电阻接触面，这样可大幅度地提升变电设备的散热能力。

4.2 接头的有效处理

状态检修模式下变电检修技术的关键环节就是接头处理，同时接头处理也是变电检修技术应用的重要领域。变电检修人员在检修过程中若发现接头出现发热现象，应对热点的最低和最高负荷电流进行准确的记录与分析，同时还应全面把握接头的损坏程度，并对接头表面的氧化物采用金属清洁剂进行彻底的清洗，同时还应对设备的运行状态和相关数据进行合理的分析与研究，在此基础上选择合理的接头检修方式，确保处理过的接头在之后的运行中能得到有效运用。当软母接线头出现发热现象时，一定要对导线和烧伤疤痕进行彻底清除，并采用0号纱布将其磨平，对线缝、线夹的硫化物与氧化物进行彻底的清除，然后根据螺丝紧固工艺将其拧紧。

4.3 带电作业要点

带电作业是状态检修模式下变电检修技术应用的基础与前提。带点作业具有一定的危险性，因此检修人员在进行带点作业时，应有1～3人对其进行辅助，确保其在带电作业期间的安全性。同时电力企业应对相关的检修人员进行岗前培训与考核，并且还应使相关的检修人员在切除电源的模拟设备上进行操作演练，提升其操作水平与技能。

此外，带电作业中，检修人员应严格遵循相关的工作流程与规定，禁止凭借个人感觉和经验贸然行事，从而确保状态检修模式下变电检修技术的有效性。

4.4 运行监视和接线维护

运行监视和接线维护是状态检修模式下变电检修技术的日常应用。因此在变电设备运行和检修的过程中，检修人员应对变电设备的运行状态进行密切监视，并且应对出现氧化或发热的接线进行及时的处理与维护。据相关规范要求表明，从接地引下线地面以下30 cm到地面以上50 cm，应对相等宽度的间隔条纹用油漆进行涂刷，以便增强电力设备的防锈能力。在变电检修过程中检修人员若发现变电设备的表面出现锈蚀、金属脱落等情况，应对其相关零件进行更换，并对更换后的变电设备进行全面监视，从而确保检修的有效性。

此外，连接发生错误有可能造成电气火灾，因此检修人员应对日常的监视和维护进行加倍仔细与全面，降低连接错误的发生几率，继而提升整个电力系统的有效性和科学性。

5 结 语

综上所述，在电力系统规模不断扩大的情况下，传统的变电检修模式已不能满足当下电力系统稳定运行的需求，并且在一定程度上还对变电设备的正常运行有严重的制约性，而状态检修模式下变电检修工作对于电网的稳定运行具有一定的促进作用。因此，在变电检修工作中，应大量采用状态检修技术，这样不仅可以降低设备运行的管理成本，还可大幅度提升电网运行的可靠性与安全性，以便最大程度满足人们日益增长的用电需求。

此外，在今后的应用和发展过程中应加强状态检修技术的创新，只有这样，才能确保检修的质量和效率，从而保证电力系统的稳定运行。

参考文献：

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变电检修 篇12

1 变电站设备检修技术概述

对于变电站来说, 所谓的设备状态检修就是按照一段时期内各种设备的运行情况、试验情况和检修记录来进行分析, 对变电站的运行状况进行评估, 预测出变电站设备还能使用的时间, 找出需要进行重点检修的问题。通过设备状态检修工作, 能够及时获取各种设备在运行情况下的参数, 通过规定的概念和阈值, 判断设备是否应该进行必要的修整工作。同其他的检修相比, 进行状态的检修不必对设备进行拆卸, 而是通过对设备的状态进行整体上的调控来进行管理;相对于定期的检修, 对设备进行状态检修能够对电气设备实施监控, 增强设备的实际使用率, 使变电站设备的检修工作向着实时性转变, 进一步提高供电工作的稳定性和可靠性。

应用状态检修的方法, 可以对变电站的供电设备进行运行状态的监测以及进行有效的问题诊断。在对设备的状态进行检测的过程中, 要注意对科学方法的具体应用, 要注意对超声波、振动技术以及红外热像等技术的应用。在进行实际的检修工作时, 要构建起一个完善的电气检修系统, 首先要对进行诊断和分析的计算方面的硬件和软件进行采买, 虽然可能一次性的花销比较大, 但是只有完善的检修系统才能保障所有设备的稳定、有效地进行。电力事业的发展过程中, 对于变电站的管理也是十分重要的, 有效的对设备进行状态检修, 能够显著减少故障率以及进行设备维修时的费用, 对电力配送工作的高效运行具有重要作用。

2 变电站状态检修技术的应用

对变压器进行状态检修时, 常常会出现引线故障、绝缘异常以及声音故障等问题。引线的故障通常是由接触不良和引线部分断开引起的, 在进行变压器的检修中, 引线部分的问题很容易造成变压器工作的故障, 变压器线路接触不良, 容易造成局部温度过高或者三相电的电压不稳, 最终造成变电站设备的损坏。我们知道, 正常工作的变压器在运转的时候, 会发出有规律的响声, 一旦有其他的响声出现, 便可以认为是声音故障。在检测的过程中, 出现声音故障的原因一般有两种:第一个原因是由于动力设备的容量很大, 导致变压器的负荷过大;第二个原因是变压器里面的零部件发生松动, 所以运转的时候发出异响, 如果低压线发生短路或者接地情况, 也有可能会使变压器运转的声音发生异常。在变压器的检测过程中, 对绝缘状态进行检测的重点应该放在老化以及受潮的情况上面, 对变压器的绝缘情况进行检修的时候, 可以采用老化、油分析的办法进行试验和评测。

隔离开关对变电站的作用也非常重要, 在状态监测的过程中主要会遇见两种问题, 一方面由于隔离开关的设计和特点, 很多接触面的面积相对来说不充裕, 进行载流作用的接触面可能会过热, 同时由于要进行接触的活动比较多, 会导致隔离开关失去作用。所以, 对于隔离开关的检修, 一定要注意接触面在进行载流工作时可能会发生的过热的问题, 对于接线和触头等重点部位一定要给予关注。另一方面, 如果使用的隔离开关质量不良或者在安装过程中调试的不好, 可能会发生隔离开关的某个部分接触不到位的问题, 接线部分不能够正常连接, 就会导致接线部分发热。在安装的过程中应该进行必要的监管, 安装隔离开关时要对接触面进行精心的打磨和连接。

断路器作为变电站中的一次设备, 也是经常出现故障的设备。断路器会出现拒动、误动甚至着火和爆炸等的问题。进行断路器的检修, 首先要注意直流电压的平稳。其次, 要进行合闸方面的检测, 防止发生断线和接触方面的问题, 防止因为线圈问题出现短路以及操作问题。再次, 注意蓄电池在容量, 容量不足可能会导致断路器产生拒动的情况。一旦出现断路器发生拒动的问题, 首先要先启用备用的断路器, 对拒动的原因进行及时的调查, 然后采取行动排除错误, 务必在最短时间内实现断路器的正常工作。

3 变电站设备状态检修问题的处理办法

首先, 要让变电器的设备拥有最良好的初始状态。第一, 保证变电站的设备运行情况在初始时候处于最佳的状态, 一定要杜绝运行前就出现先天不足的情况, 进行状态检修是进行设备维护的一种手段, 进行良好的设备准备, 再进行适当的电气设备状态检修, 只有这样才能保证变电站的正常工作。第二, 在变电站设备的准备阶段, 要对所有的设备的性能和特点进行详细的了解, 做好在信息和数据上的准备, 对于设备在出厂时进行的试验情况以及验收的数据也要进行保管, 只有这样才能为将来的状态检修工作提供更好的支持。

其次, 要对变电站的设备进行运行情况的记录和分析, 设备的运行情况要有一个系统并科学的资料记录, 这些资料能够在未来状态检修的工作中起到指导性的作用, 是保证设备正常工作以及电力系统安全的关键。在设备的检修过程中, 一定要运用现代的技术, 保证对电气设备实时状态的掌握。目前, 进行在线监控和维护的技术比较先进, 同时也还不是很成熟, 但是在线检测技术的应用能够使将来的检修工作达到更加理想的效果, 所以要对新的技术进行不断的改革和实践。

4 结语

要想对变电站的设备进行良好的状态检修工作, 不仅要有有效和良好的检修技术, 随着供电事业的不断发展, 特别是数字化变电站的不断增加, 要求我们在检修工作中要进行不断的创新和实践, 在线检修技术也已经越来越多的应用到实际工作中来。要完善供电系统的建设, 保证供电的稳定和安全, 我们必须要加强对变电站设备的管理, 在总结实际经验的基础上, 对设备检修技术进行完善。

摘要：变电站是电力输配系统的中枢, 对变电站的设备进行良好的检修工作, 是保证供电工作稳定进行的关键。本文对状态检修技术的概况以及应用的情况进行了论述, 并对状态检修工作中的问题提出了改进的建议。

关键词：变电站,设备检修,状态检修

参考文献

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