输变电网（精选9篇）
输变电网 篇1
0 引言
伴随我国工业与技术的高速发展,电子信息化及社会工业化对安全、可靠的输电要求也在不断提高。
下面我们通过对某电网其N一1故障的研究分析,给出了对区域输变电网运行的故障进行防范的故障分析系统。
1 故障防范系统应实现的目标
第一,在选定电网运行方式下,将网络拓扑中的各支路及各节点分别进行故障的设定,可通过调用短路的计算软件来算出该故障下各故障量,并以此来校验电网设备其短路承受能力,如开关的抗短路电流安全系数,刀闸、开关、TA、TV等短路动热稳定等;用短路的暂态量来对保护装置其动作行为进行校验,且以短路稳态量来对各母线的电压情况进行校验。第二,可通过计算得到的设定故障下故障量来和电网配置的保护定值进行对比,对其保护配合情况进行检验。第三,在选定电网的运行方式下,将故障前的电网进行在线数据的设定,并通过调用相关计算软件,对设定故障后的各可能的运行方式进行计算,这些运行方式包括故障恢复的决策系统、人工设定的操作方式变更等,最后计算出区域电网在各运行方式下的分布,并对各节点的电压水平及支路的负荷水平进行校检。第四,在完成以上所述的计算校检后,我们应辅助制订出电网相关的事故处理措施。当电网在实际运行过程中出现故障时,该措施能够帮助调度员在线完成对故障的确认及执行,同时也能够以报告的形式进行存盘并随时打印出分析报告。第五,系统在编程上应保证软件的独立性及数据借口的标准性,以便在其他区域电网系统中能够方便应用。
2 故障防范系统的数据设计
首先,电网的遥测和遥信数据及网络状态的估计数据和分析状态的网络拓扑数据均来源SCADA系统;线路和变电设备的数据来源于MIS系统其设备库,包含线路名称、型号、导线的排列方式、最大允许的负荷电流及线路长度等。其开关数据包含开关的型号、名称、额定电流及电压、开断电流和遮断容量等。其刀闸数据包含刀闸型号、名称、额定电流及电压等。在其CT数据方面包含CT型号、名称、额定电压、热稳定电流倍数及电流变比等。其PT数据则包含PT型号、名称、电压变比及热稳定电流倍数等。而主变数据通常包括变压器其名称、型号、额定电压比、额定容量、短路阻抗及短路损耗等。其次,系统及其元件的保护数据、线路ZCH数据及备用电源的自投装置数据也同样来源于MIS系统设备库。在备用电源的自投装置其数据中应包括保护的名称、保护装置的型号、备自投方式及备自投定值。而在备自投定值方面又包含了线路电压的允许值、线路掉闸的时间、线路合闸的时间及线路的低电压启动定值等。
3 系统分析
3.1 电网数据的确认及分析方式的选定。
运用SCADA拍照方式对选定方式下电网的运行状态数据进行提取,其中包括实时开关状态、各实时遥测量等,且应根据状态估计来对各采集量实施修正。对于对历史数据的调用处理,我们可通过在历史数据库中所保存的电网运行数据进行调取使用。
3.2 故障设置。
3.2.1 自动故障设置。
将确认后的网络拓扑其各元件进行故障的逐一设置,其各支路按所对应阻抗10%、70%及90%进行分别进行设置。故障的类型也分别设为单相接地、两相短路、两相接地短路及三相短路故障及单相断线、两相断线和三相断线故障等。
3.2.2 人工故障设置。
若只需对某些特定的故障进行分析,我们可对多个电网进行单一故障的人工设置,通过选择合适的故障设备、故障类型及故障地点等对故障进行设置。
3.2.3 故障计算。对以上所选定的故障类型进行故障计算,并给出所对应方式电网其故障电压电流的分布。
3.2.4 设备抗短路的故障校验。
通过上面的故障计算,我们可以得到短路的电压及电流,将其与MIS系统的设备数据库中所对应的设备额定短路电流、热稳定电流及动稳定电流值等进行比较,以此来校验各设备在此类故障下其抗短路能力。
首先,在进行短路检验时,将短路时所产生的暂态电流和稳态的短路电流根据短路故障进行计算,得出冲击电流、短路电流,进而对电网设备其短路承受能力进行校检。其次,要完成对故障后运行方式的校验。对于因保护而切除的故障元件、自动投切装置及故障的恢复决策系统等,要通过对电流进行计算,来对电网各设备其电压越限情况及变压器、线路的过负荷情况进行校检。
3.2.5 保护和自动装置的动作模拟。
运用以上的计算方法,可得到短路电流,将其和MIS系统其设备数据库中保护定值进行比对,便可得到模拟的保护动作行为,同时可将该保护动作结果作以记录。
3.2.6 母线电压及设备额定负载的校验。
运用SCADA计算结果,可对系统的各母线电压进行校验,同时可以和MIS系统其设备数据库中设备的额定电流值进行比对,对各设备在新的方式中其负载电流做出校验。
3.2.7 事故对策的形成。
根据故障位置,将故障区进行一定隔离,并找出非故障区,进行人工设定或是自动搜索来恢复供电的运行方式。对各运行方式进行计算,并得出各运行方式下的分布,同时对各方案所引起的停电用户及减少的供电量进行统计。
摘要：本文介绍了区域输变电网其故障防范系统的目标、内容及方法,通过具体的分析研究我们可以了解,该故障防范系统可将故障的分析防治从简单的定性判断进入到可进行实际操作的定量控制中,是一种极佳的防范措施。
关键词：输变电网,故障,防范措施
参考文献
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[5]沈曙明.区域电网电压无功自动控制系统的开发与应用[J].供用电,2005(3).
输变电网 篇2
（征求意见稿）
随着我国经济社会快速发展，电力需求持续增长，电网在保障能源供应、促进节能减排中的作用日益突出。为此，公司确立了以构建“三华”同步电网为中心，加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网，促进能源在更大范围优化配置的电网发展目标。“十一五”期间，国家电网发展任务十分繁重。
然而，在我国部分地区，涉及输变电工程的环保纠纷有逐年增长的趋势，电网建设受阻、居民过度维权等现象时有发生，对电网的正常发展造成了影响。输变电环保纠纷（含投诉和法律诉讼）产生的原因主要有以下几类：一是对输变电设施产生的电场、磁场是否影响身体健康存在疑虑，最为典型的是认为输变电设施产生“辐射”对健康有害；二是对输电线路导线电晕放电的电火花以及临近线路时的暂态电击等现象存在恐惧；三是对输变电工程建设涉及的拆迁、补偿标准等不满；四是投诉输变电设施运行中存在噪声影响和电视图像干扰；五是认为输变电设施影响景观；六是投诉工程建设环保审批手续不全或不规范等。为进一步明确输变电环保纠纷处理工作的原则和要求，突出重点，妥善处理纠纷，制定本指导意见。
一、指导思想
贯彻落实国家环保方针政策，认真执行环保有关法律法规，在做好输变电工程环保工作的基础上，既要主动履行企业社会责任，又要维护企业的合法权益；既要依法依规、坚持标准，又要主动宣传、热情服务，解决实际问题，为电网建设运行营造和谐的外部环境。
二、基本原则
处理输变电环保纠纷的基本原则是“依法依规，坚持标准；依靠政府，积极协调；尊重科学，讲求事实；加强宣传，注重沟通；规范行为，防范风险；严谨务实，促进发展”。
依法依规，坚持标准，就是要贯彻落实国家环保方针政策，严格执行国家有关法律法规和现行的技术、管理标准，做到依法建设运行电网、依法处理环保纠
纷。
依靠政府，积极协调，就是要主动向各级政府和主管部门汇报，取得理解和共识，建立互信、合作的工作关系；在各级政府及主管部门的正确指导和支持下，积极做好环保纠纷协调处理各项工作。
尊重科学，讲求事实，就是要以科学严谨的态度，在掌握相关科学知识和政策法规的基础上，深入现场，调查研究，认真了解事实真相，客观分析产生环保纠纷的真正原因和关键问题，为纠纷的妥善处理打好基础。
加强宣传，注重沟通，就是要主动宣传电网环保科学知识以及输变电设施的公益性、基础性，耐心细致地说明输变电工程履行环保审批手续、执行环保相关标准的情况，解答和帮助解决公众关心的实际问题，消除误解和不必要的疑虑。规范行为，防范风险，就是要树立风险防范意识，在工程建设和纠纷处理中要规范工作程序，注重相关资料的搜集和保存，避免因工作偏差造成被动。严谨务实，促进发展，就是要以发展的眼光、务实的态度处理纠纷问题，在依法依规、坚持原则的基础上，具体问题具体分析，提出解决问题的可行方案，暂时不能解决的也要制定应对措施。
三、工作要求
各单位要高度重视输变电环保纠纷处理工作，规范处理方式，加大工作力度，力争纠纷就地解决、不发生越级投诉，防止因局部问题处理不当影响电网发展的大局。
1、输变电环保投诉比较集中的单位应建立由环保、信访、建设、运行、法律、新闻、营销等相关部门组成的输变电环保纠纷处理工作机构，制定规范的工作程序，完善联动机制，提高纠纷处理能力。
2、发生输变电环保纠纷时，要迅速做出反应，认真研究分析，提出应对措施。对影响较大的环保纠纷应及时启动联动机制，做好相关法律、法规、政策的研究和准备，必要时应组织现场调查和检测，要制定有针对性的宣传报道策略、采取有效措施避免因媒体报道不实产生负面影响。
3、要规范输变电工程建设和环保纠纷处理相关工作，特别是在拆迁、补偿等政策性较强的工作中要严格依法依规、执行标准，并注意基础性文件资料的存档；在解释说明过程中要科学客观，有理有据。
4、要保证信息畅通，遇有重要事项（环保法律诉讼、越级投诉等）应及时、准确地向公司环保管理部门汇报情况，并与地方环保主管部门做好沟通；积极配合环保主管部门开展现场调研、检测等工作。
5、要注重输变电环保纠纷的分析统计和经验积累，为不断改进纠纷处理工作打好基础。
四、保障措施
为妥善处理输变电环保纠纷，要认真做好各项基础工作。
1、加强电网建设项目可研、初设和施工各阶段环保管理。环保工作重心前移，在可研阶段路径、站址选择中充分考虑环保因素；认真开展电网建设项目环评；抓好初步设计和建设阶段环保措施落实，采用有利于环境保护的技术、材料、设备和施工工艺，确保达到环保标准；工程建成后及时开展竣工环保验收，做到依法建设，依法运行。
2、加强与环保主管部门沟通，探索建立输变电环保纠纷处理协调联动机制，及时交流信息，共同研究分析，采取有效措施妥善处理纠纷。
3、加大环保培训力度，特别要注重环保工作人员、输变电工程施工、管理人员在电网环保、电磁场与健康、环保政策法规等方面的培训，不断提高纠纷处理能力。
4、采取多种形式，进一步加强电网环保科普知识宣传，如制作播出宣传电网公益特点的广告、播放电网环保电视宣传片、印制发放宣传手册、集中开展宣传活动、举办专题讲座、在报刊媒体发表文章以及探索建立电网环保宣传基地等，树立公司重视环保、加强环保的良好形象。
5、发挥公司系统专家的作用，密切跟踪世界卫生组织关于电磁环境与健康的研究成果，认真研究输变电环保纠纷处理中涉及的政策、法规、标准等问题，为妥善处理环保纠纷做好储备。
输变电网 篇3
智能电网是将信息通信技术、传感测量技术、分析决策技术、能源电力技术、自动控制技术进行结合后在与电网基础设施高度集成形成的新型现代化电网。智能电网作为一个完整的电力系统,在运行过程中会涉及很多技术以及电力设备,本文首先对智能电网支持的技术和设备进行了介绍,然后对智能电网的技术发展进行了探讨。
1智能电网输电方面的现状和发展策略
1.1 FACTS技术及设备
随着科技发展浪潮的不断推进,新技术、新理念层出不穷,在各行各业中几乎都能看到高科技所带来的影响。柔性交流输电技术就属于一种新兴技术,它是集现代电力技术与电力系统共同作用的一门技术,更是在输电过程中智能电力设备的主要表现方式。柔性交流输电技术中采用了一定的电力电子装置,此种装置具有多种功能,可实现对输电系统各项参数的实时控制,从而根据不同用电需求对输送功率进行优化配置,以在节约发电成本的基础上尽可能地减少功率的损耗,为用户提供安全、稳定的电能[1]。
当前,研究人员已对十多种FACTS装置,比如静止无功补偿器、静止快速励磁器等进行了深入的研究,并取得了显著的成果,已投入使用。随着智能电网技术的不断发展,电力电子器件的性能也会不断提高,未来将会在输电领域中有着更为广阔的应用前景。
1.2 HVDC技术及设备
高压直流输电主要是指交流电由发电厂提供,经过换流阀转变为直流电,再由输电线路输送到电端,经变压器的转换又变成交流电注入受端交流电网中,满足城市商业供电以及居民供电所需。换流站设备是直流输电核心技术,换流站的作用是通过相关能量之间的转化实现直流与交流电之间的有效转换。在交流场中还有一些其他设备,比如换流变压器、直流滤波器等,各个设备之间协同工作。
HVDC中的轻型直流输电系统技术近年来得到了广泛应用,比如海上风力发电用岸上轻型高压输电装置,借助GTO等器件组成换流器,此技术的优点在于对受端系统的容量没有做出明确的界定。
2智能电网发电方面的发展策略
(1)近年来,国家对新能源技术的开发力度不断加大,由此所衍生出来的比如太阳能光伏发电设备、水力发电设备、核能发电设备、生物能发电设备等也应运而生。
(2)智能电网发电方面还配备有相关智能保护与控制类设备,如智能分接头变换器、数字型保护继电器等。
(3)蓄电池储能、超导储能等一些大容量的储能设备也会不断被应用,从而大大增强了供电效率,为人们输送安全、稳定的电能。现以分布式发电系统为例加以说明,该系统不管是发电部分还是功率调节部分都具有多个逆变器,而且在功率转换与控制装置中安装了多个核心设备,以确保能量之间的有效传输,最大限度地避免了不安全现象的发生。对于一些大功率的燃料电池系统,除了一些必备的设备外,还会有一些智能集成功率变流器以及相关控制设备,以确保设备之间的高效运作。分布式发电储能系统如图1所示。
3智能电网配电方面的发展策略
在智能电网配电方面,将会实现高级配电自动化,实现这种转变一方面是为了更好地满足柔性配电设备的大量接入之所需,另一方面也是为了使双向流动配电网实现更好的监控功能。与此同时,还应采取分布式智能控制方式,使现场终端装置能够借助局域网完成区域内信息之间的传输与交换,工作人员借助与设备相关联的电脑即可实时掌握设备的实际运行状况,一旦设备出现故障终端设备会通过局域网将信息传输,工作人员即可在第一时间对设备进行检修,以降低事故发生率。智能配电网可借助前端传感量测技术实现对各类数据的采集,通过通信网络对所采集的各类数据进行汇总分析后,将其传输到各个系统中,对系统的运行实现及时监控与有效控制。比如可构建全网覆盖的数据通信网,对无线、光纤等组网技术与设备进行有效管理,实现对信息量的采集。
当前,在众多技术中,我国配电网的传感量测大都构建在光纤传感测量技术之上,未来智能电网也会在此基础上得到不断发展。在智能电网的构建中,提高电能的传输效率及质量至关重要,基于DFACTS技术在配电系统应用方面的延伸可有效解决这一难题。输电系统中的FACTS技术,主要职责是根据系统的实际运行状况,有效调整输电线路的参数,增强输电线路的功率传输极限。
此外,该技术也可通过快速控制提高系统的动态性能,比如对电压进行调节或者改变同步振荡次数等。
4智能电网用电方面的发展策略
在用电方面智能电网的主要作用是实现与用户的互动,能够及时了解用户的多样化需求,以便在工作中加以改进,提高企业的核心竞争力。在智能电网中,用户侧可满足能量与信息之间的双向流动,而供电侧则主要进行的是对信息的采集工作以及对设备的系统管理,可对配电变压器以及终端用户所输出的数据进行采集与分析,对实际用电量以及用电需求等进行监控。用户侧根据系统显示可及时了解到当前市场的电价,结合自身实际情况,做好用电管理工作,优化配置用电资源[2]。智能电网用电方面所包含的智能电力设备有智能保护装置、测量监视设备、可视化设备等,借助这些载体,可在大范围内实现信息的传输与集成,确保数据在各类应用系统之间实现高速传递。
此外,通信设备中还有用于确保数据精确性的设备,这种设备在遇到外界通信干扰时可免受不良影响,能够及时、准确地接收到相关信息,并将其输送至主端,以使相关人员了解设备的运行状况,从而采取有效措施加以改进。
5高性能、智能化电力电子技术的应用
随着社会的不断发展,未来智能电网对电子技术与装置的应用范围将更加广阔,不管是从发电层面来考虑,还是从输电层面来权衡,电力电子技术的有效应用都可大大提高发电效率,所输出的电能质量也具有可靠的保障,能够满足不同用户的需求[3]。单单从配电层面来分析,电力电子技术一方面可节约能源,提高设备使用效率,另一方面设备运行中无需过多的工作人员,工作人员也无需到现场进行监督,而只需借助电脑进行远程操作,省时高效。
6结语
综上所述,在智能电网建设过程中,信息是基础,在获取信息的过程中,需要智能装备支撑。随着智能电网的不断发展,一次和二次、电网和装备、系统和装置之间会更加融合,对复合技术的应用也会越来越普遍,各类智能系统、智能设备会逐步在智能电网中呈现出互相交融、互相整合的发展局面。所以,在电网的改造和建设过程中,要鼓励使用适用于未来智能电网建设的设备。
摘要：智能电网是电力系统未来的主要发展方向,智能电网作为一个完整的电力系统在运行过程中需要用到非常多的输变电设备。现首先对智能电网运行过程中各个环节输变电设备的特点进行介绍,然后对现有的智能电力设备技术进行分析,并提出相应的发展策略。
关键词：智能电网,输变电设备,FACTS技术
参考文献
[1]谢开,刘永奇,朱治中,等.面向未来的智能电网[J].中国电力,2008,41(6):19-22.
[2]林宇锋,钟金,吴复立.智能电网技术体系探讨[J].电网技术,2009,33(12):8-14.
输变电网 篇4
第一条 为实现公司“一强三优”的战略目标,贯彻基建管 理以“安全为基础、以质量为中心”的指导思想,在输变电工程 项目建设中强化过程控制意识,全面提升工程建设质量,保证向 生产部门移交 “性能可靠、资产优良” 的工程项目, 制定本规定。第二条 本规定适用于公司系统 220千伏及以上电压等级新 建输变电工程(线路工程规模在 50公里及以上 的达标投产考核 工作。其他电压等级输变电工程可参照执行。
第三条 凡是经国家电网公司审核或审批,区域电网公司、省(自治区、直辖市电力公司和国网建设有限公司负责建设管 理的新建输变电工程,均应进行达标投产考核。
第四条 输变电工程达标投产的考核,必须是以国家、电力 行业、本公司颁发的有关输变电工程建设的现行标准、规程、规 范和主管部门审查批准的文件、最终版设计图纸、资料(进口设 备按合同的要求等为依据,严禁以达标投产为名更改设计和提 高建设标准。
第五条 以工程项目(单位工程为对象进行输变电工程达 标投产考核。考核内容主要包括工程的综合管理、设计管理、安 全健康环境管理和文明施工及生产管理、施工质量及工艺、设备
安装与调整试验、以及考核期内的技术指标、档案管理等。第六条 工程项目达标投产考核期为工程投产移交生产后的 3个月。
第七条 工程项目应按《变电所(换流站工程达标投产考 评标准》(附录 A、《输电线路工程达标投产考评标准》(附录 B 进行综合评分。
第八条 工程达标投产考核工作分为自检和复检两个阶段。由建设单位组织、各参建单位参加的考核工作小组,负责工程项 目达标投产的自检工作。330千伏及以上电压等级输变电工程由 工程所在地的区域电网公司负责组织复检;对有重要作用或特殊 意义的工程项目由国家电网公司组织复检,或委托区域电网公司 组织复检，国家电网公司可派专家参加复检工作;总部直接投资 的工程项目由国家电网公司组织复检;220千伏输变电工程由各 省(自治区、直辖市电力公司组织复检。
第九条 工程项目应在考核期内完成自检和整改工作,由工 程建设单位组织设计、施工、调试、运行、监理等单位, 按照 “考 评标准”对工程项目进行自检。考核期满后 1个月内提出复检申 请(表格形式见附表 A ,并提交自检工作报告。
第十条 收到复检申请后,复检单位应在 2个月内组织工程 的达标投产复检。第十一条 复检工作的重点:检查自检工作的组织和程序是 否规范、考核内容深度和广度是否符合达标投产的要求,以及自
检整改和生产运行情况,并对工程的档案资料和实体质量进行抽 查。第十二条 在复检工作结束后的 14个工作日内,组织复检的 单位向审核批复部门报送复检工作报告,同时提交工程复检评分 资料。
第十三条 国家电网公司负责 330千伏及以上电压等级输变 电工程达标投产的审核、批复;区域电网公司负责本区域内 220千伏输变电工程达标投产的审核、批复。
第十四条 工程达标投产考核的必备条件: 1.已按设计要求完成全部建筑和安装工程。威胁工程安全 稳定运行的所有重大问题都已经解决;2.已按现行规程和相关的规定完成了工程整套启动试运行 及性能试验项目等全部调整试验工作,并移交生产。
3.工程建设及运行考核期内未发生人身死亡、三人及以上 人身重伤事故、因工程建设引发的 220千伏及以上电压等级电网 非正常停运事故以及其它(设备、设计、施工质量、火灾等重 大及以上责任事故。
4.各分项工程质量必须全部合格,且优良率达到规程、规 范(或合同规定的要求。
5.达标投产自检时,各考核项目的综合得分率在 80%以上。6.在规定时间内完成自检和复检。
第十五条 各区域电网公司应在每季度末和每年的 12月底之
前将批复的考核工程项目按附表C汇总,报国家电网公司基建部 备案。第十六条 国家电网公司定期将 220千伏及以上电压等级输 变电工程达标投产考评结果及其参建单位进行公布。通过达标投 产考核的工程项目, 建设项目法人可对参建单位给予适当的奖励。第十七条 达标投产考核工作严禁弄虚作假,检查结果严重 偏离工程实际的,取消达标资格。
第十八条 本办法由国家电网公司基建部负责解释。第十九条 本办法自发布之日起执行。附表 A 输电线路工程达标投产复检申请表 附表 B 变电所(换流站工程达标投产复检申 请表
附表 C 输变电工程达标投产考核汇总表 附录 A :变电所(换流站工程达标投产考评标准
附录 B :输电线路工程达标投产考评标准 附表 A ____输电线路工程达标投产复检(审批申请表 申请单位:(盖公章
报送日期:年 月 日
1、工程概况
2、自(复检结果
附表 B ____变电所(换流站工程达标投产复检(审批申请表 申请单位:(盖公章 报送日期:年 月 日 1.工程概况
2、自(复检结果
附表 C : ____输变电工程达标投产考核情况汇总表 填报单位(公章 :
注:本表由考核单位(网、省公司填报。每季末将本季度、每年 12月 30日前将本 达标投产考核情况,报送国家电网公司基建部。
-11-13
序号 考核项目（指标）考核项目（指标）评分标准 责任单位 备 注 2.1 工程开工报告、项目管理规划（施工组织设计）(1 每缺一项扣 1 分； 建设、设计、监(2 记录不全每项扣 0.5 理、施工单位 分； 2.2 协调会议记录(3 签字手续不完备每处 扣 0.5 分；(4重要记录、试验报告为 2.3 设计变更通知单、变更设计业务联系单等 复印件扣 0.5 分；(5不符合项未闭环每处扣 2.4 工程施工、安装记录 0.5 分；(6书写材料不规范每处扣 原材料和器材出厂质量检验证明和试验报告、不合格品 2.5 0.5分 处理报告等 2.6 隐蔽工程验收记录及签证书 2.7 工程施工、安装质量评定表 3 工程监理文件(1每缺一项扣 1 分；(2记录不全每项扣0.5分；(3重要文件为复印件扣 监理单位 监理进度控制文件（工程进度计划、实施及报审表，工 0.5分； 3.2(4不符合项未闭环每处扣 程开、停、返、复工令等）0.5分 3.1 监理大纲、监理规划、监理实施细则及审批文件 － 46 －
序号 考核项目（指标）考核项目（指标）评分标准 责任单位 备 注 监理安全、质量控制文件（施工组织设计、方案等报审 表，设计变更、业务联系等报审
表，原材料、设备进场 等报审表，供货商、分包部位单位、试验单位资质报审 3.3 表，施工器具、特殊工种资质报审表，工程质量报验单，工程不合格项目通知、安全、质量事故报告及处理意见、工程总体质量评价意见报告）3.4 监理造价控制文件（变更价格审查、支付审批、索赔处 理文件）3.5 监理通知单、协调会纪要、监理月报 4 4.1 工程竣工文件 线路参数测试方案、措施和试验报告，设备调度范围及(1每缺少一项（一种）或 命名 建设、监理、施 未完工程及需要改进工程清单、质量事故处理报告、虽不缺少但某项不符合、工单位 永 4.2 久性缺陷记录等（应明确设计和施工单位以及完成期 不完整，以及某处涂改无 限）手续，4.3 工程竣工报告、竣工验收证书、质量监督报告、纪要 － 47 －
序号 4.4 竣工图 4,5 考核项目（指标）考核项目（指标）评分标准 均分别扣0.5分；(2所有文件按规定向建设 单位移交，每迟一天扣0.5 责任单位 备 注 工程竣工决算、审计、审核报告 建设、设计、施工、监理单位的工程总结 4.6 运行单位的运行总结 5 工程运行管理资料 分，最多扣5分 5.1 各类运行操作规程、事故处理规程、管理制度、措施等 5.2 操作票、工作票及各种运行台帐、记录 5.3 达标考核期间事故分析报告及处理意见 ⑴分类不准确、组卷不合 理、编目欠规范每项扣 0.5 分； ⑵案卷排列、卷内排序不 合理每项扣 0.5 分； 建设单位 ⑶案卷题名不规范每项扣 0.5 分； ⑷文件、案卷装订不符合 要求每项扣0.5分 每缺少一项（一种）或虽 不缺少但不准确、运行单位 不规范均扣 0.5 分 6 归档文件整理的质量要求 － 48 －
输变电网 篇5
1 风光互补储供电系统基本原理
风光互补发电系统是对风能和太阳能的综合利用, 由于太阳能与风能在时间上和地域上都有很强的互补性。白天太阳光最强时, 风很小, 晚上太阳落山后, 光照很弱, 但因地表温差变化大而风能加强。在夏季, 太阳光强度大而风小, 冬季, 太阳光弱而风大。太阳能和风能在时间上的互补性使风光互补发电系统在资源上具有最佳的匹配性, 风光互补发电系统是资源条件最好的独立电源系统。
风光互补联合供电装置的组成如图1所示。主要由高功率的太阳能电池板、轻便高效的低风速启动型碳纤维叶片风力发电机、大储存容量的胶体电池组、先进的太阳能充电控制器及逆变器等组成。
在风力达到一定风速时, 风力发电机组将风能转换为交流形式的电能, 但由于所产生的交流电压不很稳定, 所以必须通过整流器整流, 给蓄电池充电。而光伏方阵由若干太阳电池板串联和并联构成, 其作用是把太阳能直接转换为直流形式的电能, 也向蓄电池充电。蓄电池起着储存和调节电能的作用, 当日照充足或风力很大导致产生的电能过剩时, 蓄电池将多余的电能储存起来;当系统发电量不足时或负荷用电量增加时, 则由蓄电池向负荷补充电能, 并保持供电电压的稳定。为此需要设计专门的控制器, 根据日照的强弱、风力的大小及负荷的变化, 不断对蓄电池的工作状态进行切换和调节, 使其在充电、放电或浮充电等多种工况下交替运行[1,2,3]。
2 风光互补储供电系统的优化
目前风光互补发电系统的部件价格比较贵, 据估算, 在上兆瓦级的大型风光互补系统中, 科学合理地配制可以比一般的估算配制要节省1/3左右的成本。所以, 科学合理的系统配置设计是风光互补系统广泛推广应用所亟待解决的问题。
2.1 优化设计步骤
以蓄电池为主储能装置的风光独立发电系统, 希望尽量做到全年各月都能均衡发电, 这样配置的蓄电池容量可以减小, 也可以减少系统的无效能量损失, 提高系统的整体效率。但是对于风光发电系统, 采用传统的算法, 对于大多数地区而言, 太阳能和风能资源的互补性总是不很理想。本文优化设计中提出一种建立各个部件的数学模型, 以时间为步长进行系统性能的模拟, 并以此为基础试图找出联系有限个气象特征参数和系统配置关系的公式。在优化配置计算中, 要考虑到光伏组件和风力发电机的发电量在随季节变化而变化。优化配置的主要步骤: (1) 建立模型算法的参数输入数据库, 包括各种部件单体的商业性质的特性参数和年维护费用等数据。 (2) 建立系统各部件的数学模型, 并采用计算机模拟来检验一个系统的配置包括必要数量的系统部件和安装的细节是否满足一年中负载的需求。 (3) 对第二步骤符合要求的各种配制, 使用遗传算法的动态搜索模式, 搜索计算出最小化系统配置花费。
系统的控制目标就是在最大限度利用光伏发电量和满足负载需求的前提下, 使蓄电池工作在优化的充放电状态中, 并使其充放电循环次数尽可能少。优化配置算法将主要针对光伏电池, 风力发电机和蓄电池的尺寸及数量来进行优化配置。在优化配置计算中, 要考虑到光伏组件和风力发电机的发电量在随季节变化而变化。优化的光伏组件和风机的大小可以被定义为:
最小化系统费用=cs×as+cw×aw (1)
约束条件:
d (t) ≤W (t) ×aw+S (t) ×as (2)
式 (1, 2) 中:aw和as分别为风机和光伏的尺寸, m2;cw和cs分别代表相应的单位费用, 元/m2;d (t) 为每天负载的平均日需求量, k W·h;W (t) 和S (t) 分别为风机和光伏电池的单位面积发电功率, (k W·h) /m2。
为了长期可靠地满足负荷需要, 本文采用了Hybrid2应用软件, 该软件根据输入的联合发电系统结构、负载特性以及安装地点的风速、太阳辐射数据获得一年8760 h的模拟运行结果。为了精确确定系统每小时的运行状态, 采用了更精确地表征组件特性及评估实际获得的风光资源的数学模型。每24 h为一段, 用每小时的平均风速, 太阳辐射度和负载大小的数据来计算发电和负载需求量的差值ΔP。使用一种模拟多次不同的风机和光伏组件的数量, 使ΔP的值为近似为0的迭代方法来确定最终优化后的风机和光伏组件的数量。通过计算每种配置的年费用, 最后选择出最低费用的为最优化配置。此算法的流程框图如图2所示。
2.2 优化指标
2.2.1 蓄电池组的荷电状态 (SOC)
SOC是描述蓄电池状态的一个重要参数, 通常把一定温度下蓄电池充电到不能再吸收能量的状态定义为SOC 100%, 而将蓄电池再不能放出能量的状态定义为SOC。采用电量累积法来验算SOC, 即通过累积蓄电池在充电或放电时的电量来估计电池的SOC, 并根据安装当地的气象条件 (日照度和平均风速) , 利用Hybrid2工具软件在计算机上模拟一年中蓄电池的充放电量。
2.2.2 系统首期投资
各组件的价格对优化配置的数量起到很大的影响, 设计者应该对各组件的各方面价格情况有详细地了解。 (1) 风力发电系统:风力发电部分除风轮、齿轮箱及发电机外, 还要添加相应的控制器。另外, 还需要较高的塔架以安装风轮。对于较大型的风力机, 还要在安装之前修筑运输道路。 (2) 光伏发电系统:光伏模板需配备整流器等调节设备, 另外还有固定方阵所需的支架。 (3) 蓄电池:需视容量配各相应的充放电控制器, 还需配各相应的直流/交流转换器。
2.3 优化系统数学模型
在这种算法中, 系统的运行是一年中以1 h为间隔来进行模拟。而在这个间隔内, 假定风机和光伏阵列产生的电能是一个恒值。因此, 这些组件在这个间隔 (1 h) 内产生的能量可以用数学公式来表示。根据光伏阵列的I-V特性及负载要求, 光伏阵列有Np个组件的并联和Ns个组件的串联。光伏阵列在第i天 (1≤i≤365) 的t小时 (1≤t≤24) 内的最大功率输出点:
式 (3—6) 中:IiSC (t, β) 为光伏组件的短路电流值, A;ISC, STC为在标准状态下的短路电流值, A;Gi (t, β) 为光伏电池板在β度的倾斜面所接受到的总辐射度, W/m2;KI为短路电流的温度系数, A/℃;ViOC (t) 为开路电压值, V;VOC, STC为标准状态下的开路电压值;Kv为开路电压的温度系数, V/℃;TAi (t) 为环境温度, ℃;TNCOT为制造商提供的太阳能电池的正常工作温度, ℃;FFi (t) 为填充因子, 它可以由组件制造商提供。
Gi (t, β) 由每天水平面上的日照度来计算。太阳能方阵的倾角选择在使冬天和夏天辐射量差异尽可能小, 而全年总辐射量尽可能大, 二者应兼顾。光伏阵列中太阳能组件的串联数量由蓄电池最大输入电压VmDC和单个光伏组件的最大开路工作电压VmOC来确定:
在实际工程计算中, Ns=系统直流电压 (蓄电池电压) /单个组件的工作电压。在i天内, 光伏组件电量实际给储能部件充的电量值PiPV (t, β) 与光伏阵列最大输出功率PMi (t, β) 的比值定义为电池的转换因数:
式 (8) 中:n1为由制造商提供蓄电池的工作效率, %;n2为转换因子, 它取决于电池的充电模型算法, 并表示实际光伏组件的发电和相对应的最大功率输出点之间的差异。如按照理想的光伏最大功率点跟踪 (MPPT) 原则运行, 则n2≈1, 其他情况下它是一个小于1的变值。根据目前测量得到, 大部分地区太阳辐射度的值在0~900 W/m2变化, 所以转换因子的平均值在70%左右。光伏电池变换器 (DC/DC) 的数量可由下式确定:
式 (9) 中:PmPV为单位光伏组件在标准能量下的最大功率输出, W;Pmch为所选的DC/DC变换期容量等级, W。这2个参数都是由产品制造商提供。
风机的风速和输出功率之间关系图是由风机制造商标定, 该关系可以表示出风能转换为电能的趋势。如果知道准确的风机功率特性就可以通过调节风机发电电流的大小, 实现MPPT, 使风机的换能效率提高[4]。在能量平衡优化过程中, 安装高度为h米的风机在i天t小时发电转化到储能元件后的值记作PiWG (t, h) , 可以由以下的线性关系式确定:
式 (10) 中:vi (t, h) 为高度是h米的风速 (m/s) 功率和风速对, v1
式 (11) 中:viref (t) 为在参考高度href米试验风速的输入参数, a幂指数的取值范围在1/7~1/4之间, 在这里取α=1/4[5]。
蓄电池单元主要参数为容量, 用符号Cn表示, 通常在C的下角处标明放电时率, 如C10表明10 h放电率, C120表明120 h率放电。蓄电池的放电深度 (DOD) , 在优化过程开始的时候由设计者确定:
式 (12) 中:Cmin为蓄电池在放电过程中的最低电量值, A·h;DDOD为蓄电池的放电深度, %。
根据光伏组件和风机产品及负载实际需求, 蓄电池充放电过程可以在数学上模拟成以下公式:
式 (13, 14) 中:Ci (t) , Ci (t-1) 蓄电池在i天内t和t-1小时的容量, A·h;nB是蓄电池在充放电过程中的效率;VBUS为直流母线电压;PBi为电池充/放电能量 (在放电时PBi<0, 在充电时候PBi>0) ;Δt为模拟的时间段, 在这里令Δt=1 h。蓄电池的串联数量nBs由直流母线电压和各个单体电池的工作电压来确定:
蓄电池单元的容量与总的电池数量, 串联数和每个单体电池的容量有关:
利用以上源于模拟算法的模型方程来检验基于能量算法的成本函数的最小化方法, 是否满足整个一年当中负载容量的需求。目前国内设计风光互补系统配置一般采用经验来估算, 这往往会造成系统装机容量严重不足或过剩现象。风光互补独立供电系统的优化配置可看作一个多目标优化问题, 2个冲突的目标是极大化供电可靠性和极小化成本。早期对这问题的研究有非线性规划、整数规划、二次规划、动态规划等。其研究较为成熟, 并取得了一定的效果。但这些方法也有明显的局限性。现代风光互补系统规模越来越大。控制量越来越多, 其解空间是多维、复杂的, 这些方法不容易实现全局最优。多数情况下只能找到局部最优解。
遗传算法 (GA) 是一种崭新的全局优化算法, GA的搜索过程是从一群初始点开始搜索, 而不是从单一的初始点开始搜索, 这种机制意味着搜索过程可以有效的跳出局部极值点。GA在形式上简单明了, 不仅便于与其他方法的相结合, 而且非常适合于大规模并行计算机运算, 因此可以有效地用于解决复杂的风光互补系统模拟和优化问题。
3 风光互补储供电系统为本项目前端装置供电
在本项目中, 前端设备 (包括:高清视频装置、微气象装置、全工况装置、无线通信终端装置等) 均采用了高效的经特别设计的风光互补联合供电装置进行供电, 确保高清视频装置、全工况装置能3×24 h不间断运行, 微气象装置能15×24 h不间断运行。
考虑到扬州市属于微风地区, 常年风力不大 (如表1所示) , 而且110 k V输电线路铁塔及杆塔承受力有限, 经过对多款风机发电特性的对比试验, 最后选择了启动风速仅为2.68 m/s、重量不超过6 kg、额定功率可达200 W的自带内置控制器的免维护型碳纤维叶片风力发电机。在扬州现场将近16个月的实际运行情况表明, 该款风力发电机组安装方便、运行稳定、性能优异, 在阴雨天气和夜间对太阳能发电形成了有力补充, 从而确保了蓄电池中始终有比较充足的电量, 支持前端设备安全渡过连续无风无太阳极端天气。
在太阳能发电组件方面, 根据前端设备总的电源功率和容量的不同要求, 采用每套视频装置供电系统配置4块太阳能电池板 (高配) 和每套微气象装置供电系统配置2块太阳能电池板 (低配) 的不同的供电配置方案。单块单晶硅太阳能电池组件额定功率150 W/块, 转换率达15%以上, 使用寿命达20年以上。从而尽可能保证在阳光充足的时候有足够的发电用来储存, 以供系统夜间及无风天气下运行。根据对供电系统数月的实际运行情况分析, 纯粹单靠风力发电或太阳能发电均无法保证系统能做到3×24 h不间断运行, 只有采用高效的风光互补联合供电技术才能保证系统的3×24 h不间断运行。对于蓄电池组容量的选择, 一方面要考虑与风光互补供电装置相匹配, 另一方面要考虑其理论蓄电量能否支持系统3×24 h不间断运行。因在无风无太阳即系统无法发电的天气下, 系统前端设备的不间断运行时间长短就主要取决于蓄电池组蓄电量的大小。在本项目中, 选用了大容量高性能免维护专用太阳能胶体电池, 单块电池容量达200 (A·h) /块, 可在-40~60℃范围内使用, 使用寿命为5~7年。对应于高配情况, 配置了4块电池, 总容量达800 A·h;对应于低配情况, 配置了2块电池, 总容量达400 A·h。
4 结束语
扬州项目前端设备已经过近16个月的连续运行考验, 到目前为止, 视频监控装置、微气象装置、全工况装置及无线通信装置无论白天还是晚上基本未发生由于供电不足而导致前端设备停运的情况。本项目在前端设备采用的风光互补联合供电系统, 以及该系统所采用的优化配置方案, 具有稳定、可靠地特性, 具有一定的推广价值。该系统的的稳定运行, 是整个智能电网输电线路状态监测系统顺利运行的重要基石。
参考文献
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输变电网 篇6
输变电在线监测是指在运行情况下,对电力设备状况进行连续或周期性地自动监视检测。在线监测系统是指在运行情况下,实现一次设备在线监测数据连续或周期性地采集、处理、诊断分析及传输的设备状态监测系统[1]。
1 江苏电网输变电在线监测现状
1.1 变电设备在线监测
江苏电网已接入变电设备在线监测装置1392套,覆盖全省±500 k V换流站1座、500 k V变电站44座、220 k V变电站59座。在线监测装置主要包括变压器/高抗油色谱、变压器直流偏磁、铁心电流、油温、金属氧化物避雷器泄漏电流、GIS密度微水、变电站微气象等15种类型。其中GIS密度微水、变压器油色谱、避雷器泄漏电流在线监测装置比例较高,具体比例如图1所示。
1.2 输电设备在线监测
江苏电网已接入输电在线监测装置300套,主要安装在3条1000 k V特高压输电线路、2条±800 k V特高压输电线路、24条500 k V输电线路和14条220k V输电线路。在线监测装置主要类型有导线温度、导线弧垂、杆塔倾斜、线路微气象、视频图像、微风振动、绝缘子污秽度、绝缘子风偏。
其中导线温度、微气象、视频监控装置所占比例较高,具体比例如图2所示。
2 主要输变电在线监测技术原理及应用实例
目前,江苏电网输变电在线监测类型较多,以应用比较广泛的油色谱、直流偏磁及污秽度三类在线监测为例,对目前输变电在线监测应用实效进行分析。
2.1 变压器油色谱在线监测
2.1.1 监测原理分析
油中溶解气体分析方法(DGA)因不受外界电场和磁场的影响,且能够在无需停电的情况下进行,已成为诊断油浸电力变压器早期故障及预防灾难性事故的最有效的方法之一[2]。目前,变压器油色谱在线监测装置占江苏电网变电在线监测装置总数的1/4,基本覆盖所有500 k V及以上变电站。
按监测对象,可分为单组分监测和多组分监测。单组分监测主要指对某一特征气体组分含量或以它为主的混合气体浓度进行监测,不进行气体组分的分离而直接测量气体混合浓度[3];多组分监测需对变压器油中溶解气体进行油气分离,再对利于诊断和判别变压器故障的多种气体[4]进行组分分离和测量。
按监测方法,可分为气相色谱法、光声光谱法、红外光谱法和传感器阵列法。其中气相色谱法是目前使用最广泛及有效的气体分离、分析方法,通过将实验室检测技术现场小型化,利用色谱柱实现对气体成分的分离。光声光谱法是基于气体的光声效应,通过检测气体分子吸收电磁辐射后产生的压力波检测气体浓度。红外光谱法主要基于光的干涉原理,利用光的干涉波经傅里叶变化得到红外光谱图,结合图谱对变压器油中多种气体进行分析[5]。传感器阵列法主要基于多传感器信息融合技术,将气体传感器组合形成传感器阵列,结合模式识别技术,形成气体判别系统。多组分在线监测方法的比较如表1所示。
按油气分离技术,可分为薄膜法、真空脱气法和顶空法。薄膜法是基于气体的扩散原理,使用只渗透气体分子而不能渗透油的高分子膜,利用膜两侧气体压力的不平衡性,使气体自动从油中向气室扩散而实现油气分离[6]。真空脱气法主要有2种方式:波纹管法和真空泵脱气法,前者利用小型电机带动波纹管反复压缩,多次抽真空而将油中溶解气体抽出来;后者利用离线色谱分析中的抽真空脱气原理,用真空泵抽空气来抽取油中溶解气体[7]。顶空法是通过一定的手段(搅拌)使得油中溶解气体在气液两相达到分配平衡,通过测试气相中的各组分浓度,并根据奥特瓦尔德系数计算出油中溶解气体各组分的浓度[8]。
江苏地区采用多组分监测,监测装置多为气相色谱法和光声光谱法,油气分离技术以真空脱气法和顶空法为主。具体比例如表2所示。
%
通过监测变压器油中溶解气体含量和绝对产气速率的变化,可以及时反映变压器内部局部过热、火花放电、电弧放电等危害变压器安全稳定运行的潜伏性缺陷。常见变压器故障产生的气体组分[9]如表3所示。
目前,江苏电网输变电状态监测系统主要运用三比值法和大卫三角法作为评价方法,对变压器油色谱在线监测数据开展实时分析工作。三比值法是指利用5种气体(CH4,C2H4,C2H6,C2H2,H2)的三对比值(C2H2/C2H4,CH4/H2,C2H4/C2H6)的编码组合来进行故障类型判断的方法[10]。大卫三角法是利用CH4,C2H4,C2H23种气体进行故障类型判断[11]。
2.1.2 应用实例分析
某500 k V变电站1号主变A相为日本日立公司生产,设备型号为AFLOC-AMNYCCP,1992年2月投运,2011年10月该主变油色谱在线监测装置接入主站平台。自接入后,该主变的总烃含量一直超过150μL/L。图3为该主变近1年油色谱在线监测数据与现场定期油化试验数据的对比,2组数据总烃含量差异不大。
通过三比值法和大卫三角法对在线监测数据进行评价诊断,该主变总烃含量超过注意值,与其定期状态评价报告中的结论一致,说明在线监测数据与现场试验数据较为吻合,其数据可靠性较高。
2.2 直流偏磁在线监测的应用
2.2.1 监测原理分析
直流偏磁是指在变压器绕组中出现直流分量,使变压器的磁通曲线发生偏移。当直流输电采用单极大地回线方式或双极不平衡运行时,大地回流使两接地极之间产生直流电位差,在直流电位差的作用下,直流电流会部分流入中性点接地的变压器绕组中导致直流偏磁的产生[12]。
直流偏磁在线监测装置是采用霍尔效应测试直流电流,安装在变压器中性点引下线上,通过屏蔽信号电缆将数据提供给采集单元[13]。可对直流输电系统单极大地运行所引起的变压器中性点直流电流的变化进行实时监测,研究一个地区的交直流混合电网直流偏磁的分布规律,避免直流偏磁对电网造成危害。
特高压入苏后,江苏地区目前在运的换流站5座,都为双极两端中性点接地运行方式。当换流站运行方式变为单极运行或双极不平衡运行时,换流站接地极附近的变压器不同程度的受到直流偏磁影响,引起本体振动和噪声加剧、无功损耗和励磁电流谐波含量增加等问题,严重时可造成变压器绝缘老化甚至损坏,严重危及交流电网的安全运行。针对这一情况,目前江苏电网在苏州和无锡地区的17台500 k V重要变压器、6台220 k V重要变压器上安装直流偏磁在线监测装置,实时跟踪变压器中性点电流、振动和噪声的变化情况。
2.2.2 应用实例分析
苏州地区某500 k V变电站主变压器于2012年6月安装直流偏磁在线监测装置。于2016年5月26日23:40,某换流站开展直流换流器额定功率考核试验,期间极I进行额定功率运行,极I、极II成双极不平衡运行。受换流站双极不平衡运行影响,该变电站主变直流偏磁在线监测数据所测的中性点电流出现明显增长。图4为2016年5月26日该换流站极I与极II直流电流实测变化曲线,图5为2016年5月26日该主变直流偏磁在线监测数据变化曲线。
对比图4和图5可见,23:40额定功率考核试验开始,极I电流值上升,极II电流值下降,换流站处于双极不平衡运行。23:40至次日07:00期间,极I最大电流值达到4545 A,最大入地电流达到1970 A。受到换流站运行方式改变及入地电流增大的影响,该500 k V主变压器中性点直流在23:40左右由-0.42 A徒增至-1.42 A,期间该主变最大中性点直流达到-1.58 A,最大增幅1.16 A。
当换流站处于双极不平衡运行时,直流偏磁对换流站接地极附近变电站变压器中性点电流有明显影响,而安装的直流偏磁在线监测装置所测数据也较为可靠并且及时地反应了此类情况。
2.3 绝缘子污秽度在线监测的应用
2.3.1 监测原理分析
绝缘子污秽度在线监测是通过对绝缘子表面电导率进行实时监测,并依据专家系统中的评估模型对绝缘子污秽度进行实时评估,预测恶劣气候条件下的闪络电压,实现污秽度在线预警。
自2012年开始,逐步对江苏省内部分重要线路安装绝缘子污秽度在线监测装置,主要集中在徐州、连云港等苏北少雨及沿海地区和南京、镇江、苏州等沿江工业地区的电力通道。结合江苏电网污秽预警系统,建立污闪风险综合评估模型,定时对各类监测数据进行分析和风险核查,实现污秽度预警,科学指导江苏电网防污闪工作的开展。
2.3.2 应用实例分析
2015年1月23日至25日,污秽在线监测系统数据显示仪征地区某500 k V输电杆塔泄漏电流异常增大,如图6所示。
泄漏电流值从夜间的2 m A快速上升至清晨的31.2 m A,升高幅度达到29.2 m A,1月25日09:23泄漏电流达到63.7 m A。经现场紫外特巡发现该线路杆塔上各相运行绝缘子表面放电已十分严重,如图7所示。建议运行维护部门尽快停电清扫,并适时开展喷涂RTV的工作。
3 输变电在线监测存在问题与应用建议
3.1 存在问题
(1)在线监测数据的有效性与主设备缺陷或故障时的关联度不够。如南通某500 k V变电站5号主变A相于2014年中的例行油色谱检测中发现油中含有乙炔,并呈持续增长趋势。2015年2月该主变加装油色谱在线监测装置,并将采样周期设置为四小时一次。通过跟踪比较该主变在线监测数据,发现在线监测数据与离线试验数据有较大的偏差。如2015年2月16日,该主变在线监测数据测得乙炔含量为0μL/L,并初步判断主变为正常状态,无过热或放电现象。而当日在现场开展的离线试验所测得该主变的乙炔含量为0.7μL/L,通过后期对主变开展的各项电气试验显示,该主变由于油箱内的磁屏蔽接地线螺栓松动,产生悬浮放电导致油色谱中乙炔产生。因在线数据与离线数据差异较大,其有效性与设备缺陷关联度不够,使在线监测数据目前还不能成为判断主设备运行情况的依据。
(2)在线监测装置类型较多,所涉及的装置生产厂家较多,产品质量及售后服务参差不齐。站端装置后台软件故障、电子元件老化、耗材不足、传输信道异常均影响在线监测装置使用。以油色谱在线监测装置为例,2016年第一季度共发生油色谱在线监测数据异常中断事件34起,主要故障原因为传输信道异常、站端装置后台软件故障、耗材不足和场装置配件老化,其占比分别为50%,23.5%,14.7%和11.8%。而完成相应装置现场消缺周期一般需要3到5个工作日,较为影响在线监测的日常巡检。
(3)装置投运后存在数据传输不稳定、可靠性较差、波动异常等。如常州地区某500 k V变电站3号主变A相,该主变乙炔含量一直超出注意值1μL/L,其离线试验数据在7~8μL/L小范围波动,而在线监测乙炔含量在0~8μL/L跳变,上传数据较为不稳定,波动较为异常。
3.2 应用建议
(1)加强在线监测数据与主设备的关联度、细化装置告警阈值设定,提高在线监测数据对主设备状态评价分析能力。
(2)建议运行维护单位定期开展现场装置的校验对比工作,提高在线监测数据的准确性。
(3)加强在线监测装置入网检测力度,提升在线监测装置质量监督管理水平,从源头上确保在线监测装置本身的可靠性。
4 结束语
通过对江苏电网输变电在线监测装置的现状及应用情况进行分析,得出目前变压器油色谱、直流偏磁及绝缘子污秽在线监测技术在输变电设备状态监测方面相对成熟,在线监测数据较为可靠,并且已覆盖江苏地区重要变电站及输电通道,可对主设备的运行状态起辅助监测及诊断分析作用。随着各类在线监测装置在电网生产中的应用面不断扩大、安装数量不断增加,必须继续加强在线监测数据与电网设备缺陷与故障的关联度、提高在线监测装置的可靠性、推进在线监测装置智能化水平的发展。
摘要：文中以变压器油色谱、直流偏磁、绝缘子污秽度三类成熟度和数据有效性较高的在线监测装置为主,对其监测应用原理进行阐述,并结合实例对江苏电网输变电在线监测装置的现状和应用情况展开分析。分析认为需提高在线监测装置的可靠性并加强在线监测数据与故障缺陷的关联性,推进在线监测装置智能化发展。
输变电网 篇7
陕西电网具有地域分布广泛、运行条件复杂、易受自然环境影响以及外力破坏、巡检维护工作量大等特点。自2000年以来陕西电网即开始与相关高科企业联手合作,陆续开展了架空输电线路在线监测以及运行工况监测系统的研发与应用工作。目前安装各类监测装置有:线路短路故障判别系统34套、雷电跳闸杆塔显示器700余只、线路大气环境在线监测以及运行工况监测视频系统22套、线路绝缘子污秽在线监测系统12套、覆冰在线监测系统106套,并已建成较为完善的雷电定位监测系统及分析应用系统。
但是上述系统相互独立,自成一体,彼此之间没有联系,孤岛运行,各个厂家后台监测软件五花八门,无法达到信息共享,没有进行有效的整合、集成,对设备运行情况的监测单一,不能发挥其最大的功效,该情况显然不符合国网公司关于智能电网的要求。因此,建设一套科学的、现代化的输变电设备状态监测系统显得尤为必要。该系统旨在通过各种传感器技术、广域通信技术和信息处理技术,规范各类输变电设备状态监测数据的接入,实现各类设备运行状态的实时感知、监视预警、分析诊断和评估预测;提供各种设备状态信息的展示、预警、分析、诊断、评估和预测功能,并集中为PMS系统提供状态监测数据;实现输变电设备状态的全面监测和状态运行管理,以有效的集中监测与管理手段来获取输变电设备自身运行及周边环境状态[1]。
1 系统建设思路
作为国家电网公司坚强智能电网建设、集约化生产管理及“三集五大”中大生产体系的重要技术支撑系统之一,输变电设备状态监测系统的设计思路如下:
(1)陕西输变电设备状态监测系统按照国网公司的目标框架和要求,依托生产管理信息系统(PMS),最大限度地复用PMS已经建立的各种基础数据资源,可免除大量低效率和低可靠性的基础数据同步工作或重复维护工作,大幅度减少系统间信息流量,有效避免软硬件资源浪费[2]。
(2)规范各类输变电设备状态信息的接入。由于输变电设备的种类和传感器技术的多样性,状态监测装置所提供的状态监测数据及其传输协议需要统一标准[3]。
(3)规范原有监测系统的数据接入状态信息,以最小代价维持现有系统的运行。
(4)系统建成后,将对陕西省电力公司负责运行维护线路的运行状态和环境参数进行集中监测,实现电网运行的安全预警,为生产管理提供决策信息支持,为网省调提供辅助决策信息,为制定规划、设计、运行的技术原则及确定技改、大修、科研项目提供技术支持[4]。
2 系统建设目标
2.1 整体建设目标
(1)应用国网统一的监测系统建设陕西省电力公司输变电设备状态监测系统,对辖区内的750 kV线路、跨区送电线路、重要输电通道、重要变电站、大跨越线路、灾害多发区的环境参数和运行状态进行集中监测,实现电网重要输变电设备的安全预警,为输变电设备运行管理者提供决策信息支持,为陕西电网安全运行提供辅助决策信息[5]。
(2)应用全省统一的输变电状态监测系统,对全省范围内的输变电设备状态与环境参数进行监测,及时掌握输变电设备的运行工况,实现输变电设备的安全预警,为生产管理提供信息支持,提高运行维护水平。
2.2 系统主站建设目标
(1)通过部署国网公司统一开发、推广的主站系统,增强前端装置的智能化程度和后端主站的处理分析能力,实现系统中间接入和存储环节的轻量化和简约化,方便上级对数据的调用,最大限度保障整个系统结构的统一性和稳定性,并提高状态信息的利用效率和方便性。状态监测装置的智能化程度越高,其本身的变动对后续系统的干扰性就越小,因此该设计思想可有效保障整个系统结构的统一性和稳定性。该主站系统组成部分主要包括变电状态接入网关机CAG、线路CAG、集中数据库、数据服务、数据加工等[6]。
(2)有效采集、加工输变电设备状态监测数据,以标准服务的方式提供给数据中心和其他应用系统[2]。重点实现国网推广的主站系统与PMS状态监测功能模块的有机集成。
2.3 通信系统建设目标
(1)通信系统的建设以满足输变电设备状态监测系统安全稳定可靠运行需求为目标,强化电力通信资源整合和优化,实现输变电设备状态信息的统一接入和统一建设,促进输变电设备状态信息通信规范化管理,提高信息传输和交换能力以及安全可靠性。
(2)通信系统的建设内容为充分利用已建的变电站SDH传输网络和OPGW光缆资源,构建输变电设备状态监测系统各种监测信息灵活接入、技术先进、实用性好、结构合理、可靠性高、覆盖广泛、坚强统一的通信网络,实现高速、可靠和透明的数据传输,并解决目前内外网隔离、数据传输不稳定、传输速度慢等问题。采用多种通信手段,因地制宜、合理规划每一条线路的监测数据传输通道[7]。
2.4 监测系统应用目标
(1)动态监测各特殊区域输变电设备的运行状况,对设备缺陷及时预警,为输变电设备状态检修计划的制定提供决策依据。
(2)对输变电设备危险点进行实时监控,建立监测平台的人员值班制度,并实现图像数据的智能判断与预警功能,弥补运行单位巡视间隙的空白。
(3)创新输电线路运行管理模式,运行巡视采用PDA、直升机、智能机械等先进巡线方式,使现场巡视数据信息化,并接入监测系统,结合监测系统高度集成的各方面数据信息,使输电设备的状态评价更具全面性,并可随时快速地形成最新的设备状态评价报告。
(4)实时掌握输变电设备监测数据、巡视数据,一些紧急、重要的设备缺陷可以及时发现,快速处理。
(5)通过监测平台与应急指挥中心的结合,实现各级应急指挥中心可以随时调用查看各类所需的设备数据,并可通过移动视频及时掌握现场信息,对现场作业进行远程指挥与指导。
3 系统建设内容
依据《国家电网公司输变电设备状态监测系统总体框架设计》中的系统设计目标、原则和设计思路[8,9],陕西省电力公司输变电设备状态监测系统总体架构见图1。
3.1 监测系统主站建设
贯彻国网公司输变电设备状态监测系统建设要求,全面推广和应用国网公司统一规划、开发的输变电设备状态主站系统,采取“先试点后推广”的方式,逐步改造、接入原有各类输变电监测装置(系统)[2],并按照国网公司最新的技术指标和规范采购、应用各类新的输变电监测装置(系统),以实现状态监测数据的全方位采集和加工处理。该主站系统主要完成规划中的变电CAG、线路CAG、集中数据库、数据服务、数据加工等部件和功能。
3.2 改造现有输电线路监测接收子站
3.2.1 输电线路监测装置现状
陕西省电力公司于2009年已建有输变电设备状态监测系统平台,初步形成了省电力公司及地市两级应用。接入并正在运行的各类监测装置有覆冰、微气象、外力破坏、杆塔倾斜、线路PDA智能巡检等,通过集成平台可以对各类装置的数据进行查询、统计、分析等综合管理功能。但目前这些在线运行的监测系统存在如下问题:1)尚没有与国网PMS进行集成;2)现有系统数据规约格式与国网典型设计不符;3)尚未接入变电设备监测装置。
3.2.2 改造方案
(1)按照国网规约规定,改造现有装置数据规约转换模块,保证不同厂家数据接入,确保已有和新增的监测装置数据信息顺利接入国网监测系统。
(2)改造原有监测装置台账模块、数据格式、命名规则等,与国网典型设计保持一致,保证数据编码、数据规范等符合国网要求。
(3)改造前置监测信息接收子站与国网监测系统的数据接口。
3.3 新增在线监测装置布点方案
针对陕西省输电线路运行中易结冰地区、地区采空区,易滑坡区域以及地质沉陷区、重污区、大雾区以及城市工业污染区、外力破坏高发区的情况进行布点(见表1)。
3.4 配套通信信息网络建设
3.4.1 输电线路监测数据接入方式
(1)无线公网接入方式
电网输电线路上的终端(传感器、采集装置、移动设备等)所采集的数据均采用无线方式(如GPRS、CDMA、3G等数据传输通道)通过租用公网途径实现,建设从省电力公司到公网的专用通道[10]。同时在省电力公司部署短信服务器接收各种监测数据,各种监测数据传输至专用外网应用服务器,最后通过国家电网公司内外网安全隔离装置进入内网,和各种SG186系统进行数据集成[11](见图2[7])。
(2)试点线路330 kV大王线OPGW光缆方式
陕西电网输变电设备状态监测试点线路选择330 kV大王I线,监测装置的安装情况见表2。
为了满足试点线路在线监测的要求,塔基无线网络以测点铁塔为接入点(AP),以133号铁塔为接入中心,半径范围覆盖到两边相邻档距中点的区域,将此区域内装置的数据汇聚到接入点;塔基无线网络由监测装置(安全无线终端)、测点铁塔接入点(AP)组成,见图3。
为保证通信通道的可靠性和安全性,考虑采用OPGW冗余的纤芯中的2根组成通信系统。根据监测装置布点情况,结合原有线路OPGW接头盒安装位置,在330 kV大王I线133号、175号共2基杆塔处开断OPGW光缆(见图4),将原有接续盒更换成两进一出型,并各安装1套光纤以太网交换机(由于该处杆塔没有安装监测装置,需单独考虑电源装置)。在监测装置布点杆塔处共安装12套工业级无线中继器。另外在大杨变通信机房内安装1套光纤以太网交换机[12]。
3.5 线路智能巡检系统
3.5.1 线路智能巡检系统现状及目标
目前输电线路巡线工作地域广、线路长、沿线环境复杂,对于输电线路巡线和维护的监管要求越来越高。巡视人员常年在野外工作,巡视过程中的记录数据无法及时回传,管理人员对线路巡视的监管缺乏有效的手段。陕西省电力公司在商洛供电局使用了5套智能终端的线路巡检系统,减轻了人员巡视强度,提高了巡视质量。2010年计划给地处山区的商洛局、安康局、宝鸡局、铜川局及超高压公司增加投入25套巡检系统。
3.5.2 线路智能巡检系统升级实施方案
(1)将系统原有C/S架构升级为B/S架构,使系统由地市部署升级为省公司集中部署,成为一级部署、两级应用。通过利用监测中心待建的公网通道,实时将人员坐标数据回传至服务端,能够实现巡视人员位置的实时监控管理。线路巡检监控服务主要功能有:绘制带有地理背景的电力线路地图;线路巡视轨迹监控和回放;巡视人员的巡视位置定位;巡视异常情况告警定位和告警信息提示等;电力线路及杆塔查询定位等。
(2)巡检系统PDA终端与状态监测系统的接口建设。
(3)当状态监测系统收到线路其他监测异常数据时,实时将信息发送至巡检PDA终端,指导巡检人员迅速定位故障现场开展作业。
(4)通过利用公网通道,实时将人员坐标数据回传至服务端,能够实现巡视人员位置的实时监测管理。
4 结语
输变电网 篇8
1 电网公司输变电工程项目进度管理概述
电网公司作为唯一的供电公司, 必须具备足够输送电力的输电线路和变电所 (站) , 确切地说, 输变电工程项目是指从发电厂升压站或送电端变电站引出线构架外侧的绝缘子金具串 (或电缆端头) 开始, 至受电端变电站引入线构架或室内配电装置外墙的绝缘子金具串 (或电缆终端头) 止的架空送电线路 (或电缆送电线路) 以及变电所 (站) 的项目建设。输变电工程涵盖了包括土建、电气安装、电气设备调试、通信及自动化、系统启动调试等多专业工程子项。
项目进度管理是指在规定的时间内, 拟定出合理而经济的进度计划 (包括多级管理的子计划) 。在执行该计划的过程中, 经常要检查实际进度是否按计划要求进行, 若出现偏差, 便要及时找出原因, 采取必要的补救措施或调整、修改原计划, 直至项目完成。因此进度的管理可以看作拟定计划、检查计划、纠偏计划不断循环, 直至达到目标的过程。在工程施工项目管理中, 进度管理是一个承上启下的重要环节, 它是联系施工计划与施工实际的中枢, 关系到施工计划的有利实现、资源的合理搭配以及决策的科学性等一系列的问题。同时, 进度管理在实践中又往往成为评判一个工程计划制定的好坏, 技术水平高低的关键标尺, 无论是施工方、还是监理方多以此对施工现场进行检查和评估。可以这样认为, 如果进度管理问题解决的好, 那么整个项目管理就算成功了一半。
电网工程电气施工进度管理是指在电气施工过程中, 项目管理者围绕目标施工工期要求编制计划、付诸实施。对编制的计划经常检查实际执行情况, 分析进度偏差原因, 按照实际情况不断调整、修改计划直至工程竣工投产、交付使用, 通过对进度影响因素实施控制及各种关系协调, 将项目的计划工期控制在事先确定的目标工期范围之内, 在兼顾成本、质量控制目标的同时, 努力缩短建设工期。
2 当前电网公司输变电工程项目进度管理存在的主要问题及其对策
2.1 工程前期储备不足
当前, 电网建设工程受前期制约大, 前期储备不足, 制约项目建设和投产, 存在工程已投产项目还在核准的情况, 致使本来需要建设的项目违规或违法;电源准备投产, 接入系统尚未列入计划, 于是突击接入系统建设。个别部门或单位追求政绩, 讲究年度投产, 牺牲了工程的合理工期, 有时会以牺牲质量为代价。因此提前启动, 做好项目前期储备是保证项目顺利实施的基础。加强前期工作管理, 健全组织机构, 负责制定前期工作的实施方案, 指导、监督工程项目前期工作的开展和实施, 协调处理实施过程中存在的问题;负责工程项目前期的全过程协调管理、目标考核, 掌握前期动态, 保证工程项目前期工作按计划、按要求完成。
2.2 对政策要求和变化不适应
项目批准制向核准制的转变, 增加了项目的建设难度, 取得项目核准文件周期长、难度大, 必须从思想上、观念上、组织上、措施上调整工作思路和工作方法, 适应政策转变, 熟悉程序和要求, 少走弯路。
2.3 买方市场制约了设备工期
个别单位和人员对由买方市场向卖方市场的变化估计不足、认识不清, 没有采取应对策略。对主设备或进口设备正常的生产周期和市场需求估计不足, 排产现象严重, 不能及时到货, 影响了工程建设进度。因此必须充分认识卖方市场形势下的工程周期和付款要求, 争取主动。
2.4 施工清障困难大
清障工作变数大, 因此要做实协议, 属地化管理, 灵活工作, 速战速决。对林地、矿区、农田的建设用地要严格执行国家和地方的相关规定, 对新建站要预留出线走廊。
2.5 沟通协调不够
项目大的工程涉及多个建设单位、设计单位、施工单位和监理单位, 也涉及各个单位的不同部门。沟通工作至关重要, 沟通不够, 就会造成工作脱节, 影响进度。因此要通过现场协调会和动态及时的信息管理解决有效沟通问题, 必要时可采用行政手段。
2.6 重视不够
施工过程中对进度计划的制定重视不够, 缺乏科学性和有效的控制与调整。行政指令过多, 科学合理性欠缺。应通过科学的计划、合理的控制达到进度最优目标。
2.7 管理机制落后
工程项目的运营维护和科学化管理与国外相比均有很大的差距。这主要源于我国输变电线路施工企业目前管理体制、组织行为方面的障碍。具体体现在以下几个方面。
(1) 许多输电线路施工企业只是迫于业主方投标或管理的要求才成立项目经理部, 但这只是流于形式, 其内部根本没有实行项目法管理。
(2) 许多输变电线路施工企业在选择管理软件时或盲目随意, 或过于迷信, 忽视了软件运行的基础工作, 一旦受挫便全盘否定, 将一个本来很先进的管理系统变成一个仅可浏览文件和输出的打印机。
(3) 信息资源管理基础标准体系尚未形成, 信息共享不佳, 存在“信息孤岛”现象。公共基础数据编码的不一致, 导致数据的不一致性, 数据质量难以有效控制, 数据共享和关联程度不够。
(4) 许多输变电线路施工企业与业主的数据不连续、不集中, 施工、监理、项目部数据独立, 各部门的信息传送成本较高。
(5) 许多输变电线路施工企业数据库的准确性和完整性仍需要持续落实。
(6) 许多输变电线路施工企业工程数据库向生产移交的内容和方式难以落实。应加大在输变电线路项目施工中计算机及工程项目管理软件的应用。
总之, 因此在输变电工程管理的诸多内容当中, 进度计划管理是重点, 是核心, 抓住了进度计划管理, 就等于抓住了主要矛盾, 就抓住了纲。其工程管理的很多内容都是围绕着进度计划管理来进行的。
参考文献
[1]文宏伟.变电站工程电气施工进度管理分析[J].广东科技, 2006 (10) .
输变电网 篇9
输变电设备的状态监测与检修主要是依靠先进试验技术以及检测手段来对各种电气设备的数据与信息进行采集, 然后根据运行工况与运行经验来综合判断与分析, 以便确定输变电设备检修项目与周期。状态检修可以提高电网设备运行的可靠与安全性, 对设备事故的发生可以提前预防, 延长设备使用与利用的期限。本文主要研究带电检测技术以及输变电设备在线监测在我国电网中的应用现状进行分析与研究, 以便找到带电检测技术与在线监测在实际电网运用中的不足与缺陷, 提出有效的策略与对策, 以便促进我国电网设备运行的稳定、安全与可靠性。
2 带电检测技术与输变电在线监测在电网中的基本应用现状分析
新时期我国对带电检测技术以及输变电在线监测的研究与应用力度比较高, 电网所应用的电气设备大多都结构各异与种类繁多, 因而采用的带电检测与在线监测也有着较大差异, 表1为我国电网常用的带电检测技术, 表2为常见输变电设备在线监测技术。
我国在线监测设备根据统计可知在华东与华北电网中的装置最多, 在线监测装置在西北电网应用较少。在综合监测、GIS设备、开关类设备、氧化物避雷器、电容型设备、变压器本体等六类在线监测装置使用中, 应用最多的在线监测装置就是金属氧化物避雷器, 其次为变压器本体与电容型设备在线监测装置, 这三项在线监测技术发展应用的较为完善与成熟, 而GIS设备、开关类设备的在线监测技术在电网中的应用还不够广泛, 主要是由于大区别结构的断路器会导致在线监测装置安装的技术难度与空间难度比较大。另外我国电网中有关外绝缘污秽、绝缘子泄漏电流等在线监测也有应用, 只是应用的数量与范围比较小, 那些超声波检测仪、超高频局放检测仪、紫外成像仪与红外成像仪等带电检测设备伴随着技术的发展也将会更普遍的应用在我国电网系统中。
3 带电检测技术与输变电在线监测在电网应用中存在的缺陷与问题
3.1 我国在线监测装置还有待规范技术要求
当前我国针对输变电设备在线监测技术有关的行业与国家标准还不够完善与统一, 特别是电气设备在线监测装置还不具备规范的入网检测标准。没有统一的技术标准与设计规范, 必然会导致不同厂家对在线监测装置生产中有关专家诊断软件、数据库、报警阈值、现场总线、通讯规约等存在较大差异, 无法规范并统一的进行数据的分析、远程传输与数据集中。
而电网使用的带电检测技术方面虽然常用的紫外成像仪具有较优异的可见光影像放大度以及敏感度性能, 可对电晕的产生进行关键部位的定位, 但是关键部位确定发生了的电晕放电在继续等待或立即需要维修设备方面还没有统一并规范的导则。
3.2 我国在线监测装置还有待提高运行稳定性
尽管我国电网中越来越多的应用在线监测装置, 但是有些装置并不具备成熟的技术以及可靠的运行稳定性, 有些功能与性能还需要进一步完善。电网实际在线监测装置的应用情况说明, 有些早期在线监测装置存在不准确原理、不合理设计问题, 因而还需要结合新技术与工艺来完善与改进, 以便提高其准确性以及稳定性, 保证重要部件例如传感器等现场测量的准确性与自身质量, 提高输变电设备在线监测的水平与效果。
根据实际电网应用的统计情况可知, 我国不能正常使用集中型在线监测系统的比例达到60%, 具体产生这样问题的原因就是温度与湿度等抗外界因素能力不足、抗干扰性能差、元件性能不稳定、灵敏度不高, 使得在线监测装置存在例如信息上传时断时续、测量数据不稳定等可靠性问题, 无法达到实时动态设备绝缘状况跟踪的效果。
3.3 我国在线监测装置还有待提高维护管理
有些输变电设备在线监测装置出现停运或者不正常运行的关键原因除了自身装置性能问题外, 更重要的是在安装在线监测装置后没有完善并足够的维护技术, 使得信息上传不通畅、监测数据滞后等问题出现。
4 完善应用的相应建议与对策分析
4.1 将在线监测装置的技术要求不断统一与规范
如今我国电网对在线监测技术的应用比较广泛, 在线监测技术也处于快速与持续发展的环节, 在短期内研发参与的厂家虽然比较多, 但还无法形成规范并统一的行业与国家标准, 但是可以通过技术要求的规范来约束入网在线监测系统, 使其统一满足现场总线、数据库、通信规约等要求, 以便提高不同厂家设备的互换性与可扩展性。
另外为了避免入网使用低质量产品, 提高电网设备状态监测数据的科学与准确性还要建立规范并统一的检测装置与方法, 以便对在线监测装置的数据传输准确性、工作状态与测量精度进行检测评价, 并规范在线监测装置的使用与选型。
4.2 完善并提高在线监测装置性能
如今我国还要进一步加强光钎与跟踪传感器等新技术的研发与应用, 以便开发出切合实际需求、抗干扰能力强以及测量精度高的系统。同时生产厂家还要优化产品工艺水平与设计水平, 以便提高在线监测系统的可靠性与稳定性。相关运行单位要将试验数据与在线监测数据及时分析与对比, 并强化厂家与研发机构的交流沟通, 提高系统分析与诊断水平。另外新时期我国开始大力建设智能化电网, 因而在线监测技术与系统在应用过程中还要注重智能化的研发, 以便为智能电网实现智能化检修与电网自愈提供必要的信息与数据。
4.3 强化对在线监测装置的维护与管理
在投入运行在线监测系统之后还要将相关的运行规程进行编写, 并纳入日常生产设备的维护与管理中, 以便规范维护、数据分析、通信、使用与储存管理制度。另外在线监测设备厂家还要对实际设备运行情况进行充分掌握与了解, 以便建立反应快、高水平的维修与管理机制, 不断完善并改进在线监测装置的性能。
4.4 做好在线监测应用的经济与技术对比
对电网运行实施在线监测技术的最终目的就是要对设备真实运行状况及时掌握, 以便提高供电的稳定与可靠性。电网在选择带电检测与在线监测有关的系统与仪器时, 要基于实际情况来考虑, 对那些容易出现故障对供电可靠性产生影响的设备以及影响面大的设备要优先考虑。不同的监测仪器与方法有着自设的缺点与优势, 另外便携式或者分散式、集中式等装置也有着自身运行的优势与缺陷, 所以在选择在线监测设备型号时, 要做好经济与技术的对比分析工作, 结合监测成成功概率、维修成本、监测设备成本、事故损失事故发生概率、设备特点, 确定合适的规模投入, 以便综合提高电网在线监测系统的水平与利用率。
5 结束语