变电技术

变电技术（精选12篇）

变电技术 篇1

1 引言

变电运行行业属于一个综合性比较强的行业, 其中不但包括技术性较弱、较琐碎的事项, 同时包括技术性较强、较复杂的环节。在变电运行的工作过程中, 尽管技术性的强弱状况或者是事情的繁琐程度都应当严格地落实, 因为各个环节都作为变电运行的安全保障, 因此容易由于部分琐碎的事情而导致安全隐患, 最终将会引发一系列的安全事故。伴随着我国社会经济的迅速发展, 对电能的实际需求日趋严重, 变电站的工作人员十分紧张, 变电所数量有所提升, 为了能够解决变电运行人员的相关问题, 供电企业能够使用变电所无人值班彻底的优化改进变电运行的处理方法, 不但能够对运行管理起到规范化的实际作用, 还能够简化人员配置状况, 有利于提升实际的生产效率。

2 变电站的变电运行模式

变电运行的主要任务应为电力设备的运行操作与维护管理工作。其主要特点是维护的设备数量多, 发生异常与障碍状况的机率比较大;工作流程显得繁琐乏味, 容易导致人员产生松懈的心态;人员比较分散难于集中管理。如果出现变电事故, 轻的话则会导致经济上的损失, 重的话则会危及到电网、设备以及人身的安全, 甚至容易为社会带来各种不安定的要素, 影响社会的稳定。每个值班员是保证电网安全运行、稳定运行和经济运行的直接执行者。随着电网技术的发展, 变电站应用了大量的新设备及装置, 运行人员急需了解它们的内部结构、原理、操作和检修方法等深层次的知识, 以满足运行高标准要求。无人值班变电所是变电所一种先进的运行管理模式, 以提高变电所设备可靠性和基础自动化为前提, 借助微机远动技术, 由远方值班员取代变电所现场值班员, 实施对变电所设备运行的有效控制和管理。伴随着高科学技术的快速发展, 无人值班变电所已经成为发展趋势, 然而要做到真正意义上的安全运行目标, 无人值班管理这显然是重点问题。

3 变电站的变电运行技术

3.1 明确运行的职权分工

将变电所无人值班模式的管理职责主要分为两个部分, 其一为值班人员对变电运行工作实行监控管理, 远程控制断路器, 完成抄表记录的实际工作;其二为定期组织安排专业人员对设备实行检修维护工作, 同时对安全事故进行及时有效的处理。

3.2 构建科学有效的运行机制

(1) 岗位责任制度。各个工作岗位的工作人员应当清楚自身的工作内容, 在变电运行的实际过程中, 严格根据管理机制落实具体的工作事项。

(2) 运行值班机制和交接班机制。值班人员不允许帮别人代班, 同时自己也不允许连班。要求值班人员在交班过程中, 向下一位值班人员详细具体地交代工作事项, 完成好交班的各种手续, 明确个人的工作职责。

(3) 责任机制。供电企业构建一个全面有效的安全生产责任机制, 通过这项责任机制, 使得工作人员能够更加明确自身的职责, 这样在实际的工作过程中, 变电人员才不容易出错, 可以全身心地投入到个人的工作事项中, 这对于供电企业的安全生产有着直接的重大意义。

3.3 通过系统的培训提升工作人员的技术水平

在变电站变电运行过程中存在的问题多种多样, 变电运行的主要特点有以下几点: (1) 变电运行的工作内容相对琐碎且复杂, 同时各种类型设备操作人员的工作量十分庞大, 工作难度较高; (2) 设备发生故障和出现异常的可能性较大; (3) 维护与检修工作十分枯燥乏味。因为变电运行工作具有以下三方面的主要特点, 所以在实际的工作过程中, 部分工作人员在处理某些琐碎复杂的工作事项时, 在思想上无法高度地集中精神, 甚至容易出现工作懈怠的状况, 为变电运行工作带来消极影响, 由于操作人员工作的粗心, 容易给整个变电站的电网安全运行状况带来重大的威胁。对于这些相关问题, 应当对有关的工作人员加强技能培训, 提高他们的实际工作技术水平, 强化安全思想的教育工作意识, 防止安全事故的产生。可以组织老员工为新员工讲解过去阶段发生的重大案例, 使得新员工能够提高变电运行工作的安全意识, 企业管理人员组织各种类型的安全思想教育活动, 促使企业员工能够对自身工作有充分的科学认识。

3.4 加强技术设备管理

在变电站运行的过程中, 需要定期地对设备进行检修维护工作, 就能够很好地防止由于设备故障问题导致的安全事故, 有利于提升安全生产环节的可靠性。

(1) 在选择设备的过程中, 应当选择性能优良的设备, 这样能够防止由于设备本身性能较差所引起的安全事故。

(2) 在安装设备的过程中, 应当严格根据要求标准进行安装, 提高调试的质量水平, 防止由于安装质量问题为后续的生产活动带来安全隐患问题。

(3) 在变电运行的过程中应当定期地组织专业人员对各种设备落实检修维护工作从而可以仔细地检查设备的有关参数, 如果发现出现问题的设备, 应当及时地完成记录工作, 同时对存在问题的相关设备进行有效的维护, 假如维修无法解决问题的话, 应当更换设备防止形成安全隐患。

3.5 重视技术交流讨论活动

企业管理人员应当积极落实各项交流活动, 将工作人员汇集到一起沟通交流。交流的具体内容应当是多种多样的, 可以是工作人员在日常的工作过程中碰到的各种问题, 可以是个人的工作经验体会, 甚至可以是员工在过去阶段出现的错误。通过这些形式的沟通交流会议, 不但可以加强企业员工之间的联系, 建立工作友谊, 同时可以提供共同学习的机会, 学习别人工作上的优点, 相互之间汇总工作经验, 对工作过程中出现的问题进行有效性分析, 共同提出相应的解决方法。

4 结束语

伴随着计算机系统、电子通信网络、信息科学技术等新设备、新技术的快速应用发展, 使得变电所的自动化控制出现质变状况, 为无人值班的建设方案提供坚实有力的技术基础, 为企业在变电运行方面提供了全面的物质基础。

摘要：为了满足变电运行变化的实际需求, 对传统模式的变电运行管理进行优化改善, 确保电网系统稳定运行。本文对变电站的倒闸管理策略与操作管理办法进行具体分析, 总结出变电站变电运行管理的各项要求, 对于变电站变电运行的安全管理、运行方式、运行过程中存在的问题进行充分有效的探讨。

关键词：变电站,变电运行,技术

参考文献

[1]韦平.全方位管理提高变电站安全运行水平[J].中国电力教育, 2010 (33) .

[2]范建荣.浅析变电站变电运行管理问题及技术措施[J].中国高新技术企业, 2010 (22) .

[3]王爱民.浅谈变电运行安全管理及措施[J].内蒙古科技与经济, 2013 (7) .

变电技术 篇2

本人于xxxx年x月进入xxx供电局以后，先后从事过供电所抄表、电工、和变电检修等工作，一转眼间在供电局工作已有xx多个年头了，而在进入检修班从事变电检修工作也是x个年头了。在xx年里，我在各个工作岗位都得到了领导和同事们的指导和帮助，通过不断学习各种技能，努力学习和掌握电力系统相关知识，熟悉所在岗位的专业技能，同时能根据各类电气设备的需要，掌握相关的电工基础现将我这xx年来的专业技术工作总结如下：

在乡镇供电所工作期间，在所长的指导下认真对我辖区的设备和人员进行职能监督，杜绝习惯性违章行为、无票工作。坚决惩治保护器退出运行行为，使自己能掌握分管的台变设备运行情况以及威胁安全生产的重大隐患与薄弱环节对设备的缺陷进行分类，落实督促设备组进行完善。使设备能健康稳定运行及时完成上级领导交给的工作任务。

在变电检修班工作期间，工作伊始，我就以自己在供电所所掌握的电工基础知识去努力找寻与变电检修工作性质上的区别，为此我积极学习变电检修专业知识，努力提高自己的岗位劳动技能，利用较短的时间学会了各种设备的技术要求和参数，弄清楚各个设备的运行原理和铭牌参数，迅速掌握了变电设备检修的工作程序。期间参与了变电一次设备及相关一次回路的检修及设备消缺工作，变电一次设备大修技改的实施工作，一次设备的定期检验试验和新投设备的验收调试。对变电一次设备的结构、工作原理、接线方式有了熟悉的了解。

积极向同事学习，理论联系实际，用心体会。多看多想多问多学。在十年多的时间里，研读了《变电运行与检修专业电力工程》《变电运行与检修技术问答》等专业书籍，逐步熟悉和掌握了变电检修操作规程。在慢慢熟悉变电检修工作后，我越来越深刻地认识到变电检修工作的特殊挑战性：停电时间短，任务紧凑，检修要求高。正因为难，我觉得肩头上的担子更重了。

管理班组内检修设备，整理台账。进入检修班后经常向班内师傅请教，渐渐清楚了各个检修设备的功效、特点。不但将这些设备整齐划类，合理摆放，还将它们全部录入计算机，方便班内管理使用。跟随班组成员参加全县多个变电站检修工作。经过大量的检修工作让我熟悉了变电检修的各种项目，在事故抢修中，更是学到了班长和同事们找问题，处理问题的窍门，同样，他们耐心细致，不怕麻烦的工作态度也深深地影响了我。

在完成自身本职工作的同时，还积极参与班组布置的各项工作。主动参加班组《安风体系》的建立和完善工作，班内召开的安全例会中我都进行了积极纪录，不但对涉及本专业的安全措施多加留心，也对现场的其他安全工作注意。通过学习了南网的几起安全事故快报后更加提高了自己对安全工作的防范意识。

工作期间还通过远程教育参加了大连理工大学的《电力系统自动化技术》的大学专科培训学习，也参与了《全国专业技术人员计算机应用考试》，并且考取了初级证书。

论变电运行技术 篇3

【关键词】变电运行；设备检修；非跳闸故障；电网

变电运行的主要任务是电力设备的运行操作和维护管理工作。其特点是维护的设备多，出现异常和障碍的机率大；工作繁琐乏味，容易造成人员思想上的松懈；人员较为分散难于集中管理。一旦发生变电事故，轻则造成经济上的损失，重则危及电网、设备和人身的安全，甚至会给社会带来不安定因素，影响社会的稳定。

1.设备检修保证安全的技术措施

1.1验电

要检修的电器设备和线路停电后，在装设接地线之前必须进行验电，通过验电可以明显的验证停电设备是否确实无电压，以防发生带电装设地线或带电合接地刀闸或误入带电间隔等恶性事故发生，验电时应在检修设备进出线处两侧各相应分别验电。如果在木杆、木梯或木构架上验电时，不接地线验电器不能指示，可在验电器上加接接地线，但必须经值班负责人许可。高压验电时必须戴绝缘手套，若因电压高，没有专用验电器时.可用绝缘棒代替，依据绝缘棒有无火花和放电声来判断。

1.2装设接地线

（1）装设接地线的目的：为了防止工作地点突然来电；可以消除停电设备或线路上的静电 感应电压和泄放停电设备上的剩余电荷，保证工作人员的安全；接地线应设置在停电设备由可能来电的部位和可能产生感应电压的部分。

（2）装设接地线的方法：装拆接地线均应使用绝缘棒或戴绝缘手套。装设接地线应由两人进行，用接地隔离开关接地也必须有监护人在场；装设接地线必须先接接地端。再接导体端。连接接触要良好。拆接地线顺序则与此相反。

（3）悬挂标示牌和装设遮拦。为了防止工作人员走错位置，误合断路器及隔离开关而造成事故，应在下列场所悬挂相应的标示牌及遮拦：在一经合闸即可送电到工作地点的断路器和隔离开关的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌；若线路有人工作，应在线路断路器和隔离开关的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作”的标示牌；在部分停电设备上工作时与未停电设备之间小于安全距离者，应装设临时遮拦。临时遮拦与带电部分的距离不得小于规定的数值。在临时遮拦上悬挂“止步，高压危险”的标示牌；在工作地点处悬挂“在此工作”的标示牌；在工作人员上下用的铁架或梯子上，应悬挂“从此上下”的标示牌；在临近其他可能误登的架构上，应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。

2.跳闸故障

2.1 10kV（35kV、66kV）线路跳闸

线路跳闸后，应检查保护动作情况，检查故障线路检查范围从线路CT至线路出口。若没有异常再重点检查跳闸开关，检查消弧线圈状况，检查三相拐臂和开关位置指示器；如开关为电磁机构，还要检查开关动力保险接触是否良好，如为弹簧机构要检查弹簧储能是否正常，如为液压机构要检查压力是否正常。检查所有项目均无异常方能强送（强送前要检查保护掉牌是否已复归）。

2.2主变低压侧开关跳闸

主变低压开关跳闸有三种情况：母线故障、越级跳闸（保护拒动和开关拒动）、开关误动。具体是哪一种情况要通过对二次侧和一次设备检查来分析判断。

当主变（一般为三卷变）低压侧过流保护动作，可通过检查保护动作情况和对所内设备的检查进行初步的判断。检查保护时，不仅要检查主变的保护还要检查线路的保护。

2.2.1只有主变低压侧过流保护动作

首先，应排除主变低压侧开关误动和线路故障开关拒动这两种故障。那么，到底是母线故障还是线路故障因保护拒越级呢？要通过对设备的检查进行判断。检查二次设备时，重点检查所有设备的保护压板是否有漏投的；检查线路开关操作直流保险是否有熔断的。检查一次设备，重点检查所内的主变低压侧过流保护区，即从主变低压侧主CT至母线，至所有母线连接的设备，再至线路出口。

2.2.2主变低压侧过流保护动作同时伴有线路保护动作

主变保护和线路保护同时动作，线路开关又没有跳闸，通常断定是线路故障。因此，在巡视设备时，除对故障线路CT至线路出口重点检查外，还要对线路进行检查。只有确认主变低压侧CT至线路CT无异常，方可判断为线路故障开关拒动。开关拒动故障的处理较为简单，隔故障点拉开拒动开关的两侧刀闸，恢复其他设备送电，最后用旁路开关代送即可。

2.2.3没有保护掉牌

若开关跳闸没有保护掉牌，须检查设备故障是因保护动作而没发信号，还是因直流发生两点接地使开关跳闸，或者是开关自由脱扣。

3.若干技术分析

（1）过电压的影响。变压器的高压侧进线，大多由架空线引来，很容易遭到雷击。此外，由于断路器的正常操作、系统设备故障或其它原因使系统参数变化，引起电网内部电磁能量的转化，出现异常电压升高，会危及变压器内部绝缘，甚至烧毁变压器。因此，应在变压器高低压侧均装设避雷器，并在雷雨季节来临前对其进行检测。

（2）接地不符合要求。配电变压器一般低压侧采用中性点接地方式，当负载不平衡时，中性点会流过较大电流，如果接地线连接不好，接触电阻过大，会被烧断，导致中性点电位位移，危及用户电器设备安全。因此应经常检查接地线、点是否完整和牢固，并定期测试接地电阻。容量在l0000kVA以上的变压器应不大于4Ω，容量在l00kVA以下的应不大于10Ω。当接地电阻超过标准时可采用增加接地体或使用降阻剂的方法来降低接地电阻。

（3）负载短路或接地。当变压器发生短路或接地时，变压器承受相当大的短路电流，内部巨大的电动力会使绕组变形及油质劣化。因此应安装短路保护，一般在高压侧采用跌落式熔断器，低压侧采用空气断路器。熔断器的熔丝选择应合理，保证变压器内部短路时能熔断，或低压侧短路或过载时能跳开。

（4）当线路逐次拉合后，光字信号一直未消失，则此时应考虑两条以上线路同名相同时有接地或在开关至母线之间有接地现象（后者经对站内设备的巡视检查可以及时发现），当然这种情况首先要排除主变35kV进线侧线路无故障，而且类似这种多条线路同名相接地的状况并不多见。

4.总结

电力工业是现代技术水平较高的行业，在电力系统中电力生产高度集中和统一，对变电运行的计算机管理也提出了更高的要求，利用面向对象的开发方式和对象式包装程序设计为基础，将数据与系统图形相结合，大大提高了管理人员的工作效率，随着网络的飞速发展，与企业局域网作为基础，整个系统基于客户机与服务器配合的计算机网络系统，系统成本大大降低，便于用户浏览查询和管理员进行系统的维护，以及各单位之间的信息流通，进一步提高了电力系统各单位的办公自动化水平，该操作系统（包括客户端和服务器端）、服务器及开发工具使系统运行可靠、高效、使用方便、易于操作。 [科]

【参考文献】

[1]许丰博.防止变电运行事故的对策[J].电力安全技术，2005（8）.

变电检修技术探析 篇4

现阶段电力系统的许多技术都越来越完善, 既促进了电网系统的正常发展, 同时也满足了广大人民群众的需求。变电检修作为电力系统运作的一个重要环节, 在保证电力系统的正常运作方面发挥着十分重要的作用, 所以说变电检修工作十分重要。理论和证明都证明要对变电设备进行完善的检修, 必须收集到详尽的数据并对此进行分析, 伴随着计算机系统和信息化的发展, 变电设备的检修已经形成设备诊断的专家系统。这样可以实时监测到变电设备的数据并进行分析, 极大的提高了变电设备的检修水平和准确度。

变电检修模式的发展经历了两个方面, 主要是故障检修和预防性检修。故障检测是一种事后救济方式, 也称作事后检修, 这种检修方式以设备出现功能性故障为判据。这是以前常用的模式, 存在一些弊端, 诸如成本高、影响正常的电力运行等。第二种是预防性检修, 这种模式防患于未然, 是目前最常用的一种模式, 具有第一种模式无可比拟的优越性。目前根据检修的技术条件、目标的差异分为以下三种技术。第一是状态检修, 主要是通过巡视、检查、试验等手段定期检查电力设备的运行状态状态, 收集分析相应的数据, 制定科学、合理的检修计划, 这样以设备的运行状态为基础, 具有很强的针对性和实效性。第二种是定期检修, 这主要应用于设备较少或是设备的整体状况相类似的情形, 确定合理、比较固定的时间段或试运行的次数来进行检修, 这样可以节省成本, 提高检修的效率, 但是运用起来受客观条件的限制很大。第三是基于可靠性的检修。第一种技术主要针对设备本身的状态, 第二中主要是运用于部分设备, 而第三种则是对整个电网运行的可靠性和安全性所进行的检测, 主要考虑到电网运行的总体状态, 诸如设备的风险、检修成本等。

2 三种技术的具体分析

2.1 状态检修

状态检修在实际工作过程中运用最广泛, 应用到许多电力设备的方方面面。首先是应用于继电保护设备的状态检修, 通过运用该技术可以对继电保护设备事故及障碍的分析, 从而为下一步排除故障提供依据。其次是应用于高压开关设备的状态检修, 根据目前我国应用较多的开关设备的实际运行情况。高压设备开关主要有以下几个规律:第一是国内外高压开关设备的运行稳定性差较大, 国产的设备故障率要高于国外的。第二, 6~35k V真空断路器由于其故障基本上是由机械引起, 所以修理的力度比较大。应当加强对发生过连续动作开关的管理, 重点对真空线路和机械情况进行检修。第三, 高压开关设备由于开断能力的限制开关本体渗油现象严重, 此类开关故障总数的96%左右, 第四, 真空开关设备的总体运行状况良好, 出现问题的主要原因是开关的机械寿命达到极限, 所以小修不会起太大的作用。

2.2 定期检修

变电所机电设备的维护与检修按日检、月检、年检进行, 影响生产时间较长的, 应尽量安排在月底停产检修, 各种检修结果要填写在相应的记录内。首先要坚持设备预防性检修与周期性检修相结合的原则;其次坚持设备防腐, 设备检测等保养与测试工作;第三坚持因设备检修与保养不到位而造成设备事故的追查与处罚制度。最后坚持做好设备检修与保养工作的档案与记录工作。

2.3 基于可靠性检修

可靠性管理是电力系统和设施的全面质量管理和全过程的安全管理, 是电力工业现代化管理的一个重要组成部分, 所以在实际检修过程中要立足整体, 对变电设备的整体可靠性要有一个清晰的认识, 同时采取切实措施保障电网设备整体运行的可靠性和稳定性。

3 变电检修的过程管理

变电设备的整个检验要实施过程管理, 特别是对于状态检验尤为重要, 要想实施过程管理, 必须做到以下几个方面的内容。

首先是加强管理, 正确对待有关专业规程的规定。现有的规定建立在一定的实践基础之上, 具有一定的借鉴意义, 但是变电设备的更新换代比较快, 新技术的应用也比较多, 所以对现行的规程必须采取慎重、科学的分析态度。把现有的规程和实际的运作结合起来。

其次是从客观出发, 注重收集到的一手数据。数据的作用十分重要, 真实的数据可以反映出设备运行的实际状态, 为制定检修方案提供依据。将测试数据同规程规定的值比、与出厂测试数据比、与历次测试数据比, 还要与同类设备的测试数据相比, 最后作出综合分析、判断, 确定一个合理的运行周期。

不断加强对检修的质量控制。要加强对检修人员的考核, 严格按照应修必修、修必修好的原则, 保证设备在所需要的性能及可靠性水平上运行。对检修过程要作详细记录, 建立完善的修后档案台帐, 积累运行与检修资料, 以便于分析、判断和总结, 使状态检修步入正规。实施质量的责任制, 出现问题具体到人, 这样可以提高检修人员的责任意识。

参考文献

[1]王一, 王慧芳, 张亮, 胡雪平, 张建浩, 倪钱杭, 何奔腾.基于效用和成本的状态检修维修方式选择研究[J].电力系统保护与控制, 2010 (19) .

[2]任丽佳, 江秀臣, 盛戈皞, 刘亚东.经验模态分解在输电线路状态检修中的应用[J].高电压技术, 2010 (09) .

[3]乔中亚.风电场设备从计划检修到状态检修转变的思考[J].江苏电机工程, 2010 (02) .

变电值班员技术总结 篇5

一、主要工作情况：

本人1986年参加工作，同年11月分配在××市电业公司变电工区××变电站，1987年3月调至××变电站，1991年3月开始分别担任××变电站、同和变电站担任变电值班员至今。参加工作以来，先后做过高低压线路工程施工、农电包村管理、农村低压改造，农网升级等具体工作。

二、主要工作业绩 1.主要工作业绩描述：

（1）在变电运行工作方面：在变电运行岗位上工作了20年，工作中严格遵守单位的各项制度、爱岗敬业、积极向上，不断提高自身的技能和素质，学习勤恳，不断吸收新知识、新业务，一步一个脚印走到今天，工作中勤学多问，积累了较为丰富的变电运行工作经验和相关知识。我认真学习“两票”和现场管理规定，严格按要求自己仔细学习倒闸操作票的填写方法，在较短的时间内掌握了操作票的填写，有力地保证了倒闸操作的安全进行，至今我没有因为倒闸操作票而出现任何有人为责任的操作事故。2010年5月参与35kV××变电站新站改造，改造期间认真向检修人员学习一、二次知识，共填写操作票36份，操作次数435次，顺利完成了验收及投运工作；2010年7月参与35kV×××变电站电缆沟盖板更换及防小动物工作；2010年7月参与了35KV环秀变电站全站停电等工作，通过大型操作的锻炼使自

己具有了较强的组织能力和工作能力。

2.技术革新改造描述：

（1）主要参与《如何保障巡视质量》的课题。变电运行工作中的设备巡视非常重要，在保证时间的前提下，首先要保障巡视质量，运维人员在巡视变电站的时候不能发现设备隐患，主要是因为有的时间段设备未处在负荷高峰（高温、大雾等恶劣天气）阶段，发热(其它)及其他隐患不能表现出来，运维人员就不能在设备出问题的阶段发现问题。通过研究从以下几个方面查找设备缺陷、发现问题。一是根据天气（热、冷、雾、雪）情况变化情况进行进行巡视；二是对线路上有大客户的线路着重进行测温；三是根据负荷高峰巡视设备、测温；四是根据电费“峰谷平”情况对夜间用电的用户进行凌晨巡视测温；五是利用远动设备查询设备的运行历史记录，掌握负荷变化规律，根据负荷变化的时间段了解其巡视要点，选择最佳巡视时间。

（3）编写规程论文方面：

①2006年6月参与修订了《城东变电站现场运行规程》一份 ②2009年1月参与修订了《光纤运行管理规程》一份 ③2012年9月参与修订了《平度市供电公司无人值班变电站留守人员日常管理职责标准》一份

（4）比武获奖和荣誉方面：

①2007年1月荣获××电业公司优秀工会会员 ②2008年1月荣获××电业公司优秀工会会员

③2013年4月荣获××电业公司优秀员工 ④2008年荣获青岛供电公司“奥运保电先进个人” ⑤2009年10月参加变电岗位知识竞赛,获一等奖 ⑥2010年6月参加《安规》知识竞赛，获三等奖。

二、实际工作示例：

示例一：室外端子箱直流接地故障

1、故障现象：

2010年8月12日在××变电站正常巡视过程中发现控制屏保护装臵发出“直流接地”信号，直流屏信息显示的是“控制回路接地”故障。

2、原因分析：××变电站是一个投运多年的老站，设备比较老化。由于室外接线端子箱密封不严导致进水所引起的事故。

3、解决方法：通过在现场的检查，由于是一个老站室外设备运行十几年部分端子箱密封条出现老化、脱落现象，碰到下雨会有进水现象，从而造成直流系统接地故障，将此上报变电工区，将室外所有端子箱密封条进行更换，再未发生直流接地故障。

示例二：35kV××变电站长号主变套管故障

1、故障现象：2002年8月20日在××变电站值班进行正常巡视过程中，发现1号主变10KV侧高压套管支持瓷瓶有裂痕，部分瓷质部分已脱落，此时1号主变供全站，2号主变热备用，查看后台机主变已接近容量的80%。

2、原因分析

此时正值夏季负荷高峰期，迎峰度夏期间，设备未巡视不到位，未提前发现缺陷。

3、处理步骤：

（1）汇报变电区及调度值班员；

（2）根据调度指令在现场将2号主变由热备用转运行，缓解1号主变负荷压力；

（3）用户限负2号达到带全站负荷要求后，根据调度指令将1号主变由运行转检修进行检修处理。

4、采取的措施

因本站建站十多年，面临改造状态，在改造前加强了值班纪律，缩短巡视时间间隔，增加巡视次数，特别是对设备线径小，按时巡视设备，负荷高时进行巡视，对易发生过热现象的节点进行登记，对设备异常情况做到及时发现、认真分析、及时上报、准确处理。

三、学习培训：

积极学习《安规》参与各项专业技术培训，只要上级安排的各种培训，我都积极参与，并且将所学知识还毫无保留的向班组运行人员传授岗位生产知识和进行技能培训。我还与班组新同事签订师带徒协议4份,在日常工作中，耐心传授知识，共同探讨新技术、新业务，提高了班组员工的技能水平。目前已经有很多名徒弟已经是变电运行专业的技术能手。

四、工作感悟：

没有规矩，不成方圆。各种规章制度、规程规定是我们开展工作的依据和指南。我们必须清楚本岗位有当些规章制度、规程规定，并尽快熟悉掌握，并应用到日常工作当中。作为一名电网企业员工，保证安全运行是每位员工应尽的责

关于变电检修技术探讨 篇6

【关键词】变电检修；检修技术；故障

在我国电力水平不断发展、进步的时代，国家对于电网设备运行、供电的正常性与可靠性都有了较高要求。设备是否运行安全、可靠，关系到人民的用电可靠性与稳定性。因此，定期进行变电设备检修，提高变电设备的故障排除几率，通过及时检修变电设备来预防变电设备出现故障，提高设备运行的安全性，以及设备的完好率，使变电设备时刻保持健康状态。那么，在进行变电设备检修时，对变电检修技术有怎样的要求呢？变电检修技术在检修设备时又是如何应用的，下面将由笔者一一介绍。

1.变电检修概述

自我国电力行业发展以来，国家对于变电检修愈来愈重视，一般来说，变电检修包含了故障性检修与预防性检修。其一，故障性检修，即在变电设备运作过程中出现故障、而影响设备正常运作的情况下，由工作人员进行检查、维修；此种检修模式维修耗费大，花费的时间也较长。其二，预防性检修，即根据变电检修技术，以定期的方式排查变电设备是否存在故障，以状态检修、定期检修、基于可靠性的检修这三种方式来加强对变电设备的检查、试验、巡视，获取变电设备的实际数据资料，从而悉知变电设备当前状态是否健康，运行是否安全、可靠，结合变电设备的实际运行风险、检修成本、电网供电情况等，最后制定相适应的检修计划。检修模式的发展历史主要是用两个阶段来概括。分别是故障检修和预防性检修。

2.变电检修技术

2.1变电检修技术的相关要求

2.1.1做好在线监测及离线监测的检修工作

当前，在开展变电设备的检修工作时，多数情况下是以在线监测技术与离线监测技术相结合的方式来进行，即以带电测试的方式，通过加强在线监测，并将离线信息资料采集、分析、汇总，从而获得各变电设备、图纸等的运行记录，以及试验检测数据资料，还包括了变电设备运行过程中所表现处理的各指征：电流、电压、功率、温度、绝缘、机械性能等数据。结合红外热成像技术、变压器油气像色谱测试技术在日常生产中对变电设备进行定期测试，并将所获得的各数据资料进行汇总、分析、整理，从而可以有效的丰富变电设备的各信息数据，避免在采集信息时存在盲点，而影响了变电设备检修评估的数据资料准确性与完善性。

2.1.2健全设备检修信息管理评估系统

为了提高变电设备检修的质量水平，更好的服务于变电设备的检修管理工作，必须不断规范变电设备的实际检修管理流程、管理工作，因此，必须健全设备检修信息管理评估系统，确保每台设备的最新情况都可以被及时检修到。为了加强各检修信息数据的整合，必须改革现有的生产管理系统，力求严格做好各种信息整合工作，确保日后的变电设备检修工作可以顺利开展。只有及时检修各台设备的实际状态，才能利用先进、丰富的数据资料和分析及时来提高数据统计、整合工作效率，并合理分析设备的状态变化情况。健全的设备检修信息管理评估系统，还可以根据系统中所设置的各评价指标体系，以及各设备检修所得的实际数据，来分析各设备的现实状况，以便更好的制定符合设备本身情况的检修计划，包括检修周期、检修项目等。

2.2变电检修技术在各设备检修中的具体应用

2.2.1变电检修技术在继电保护设备检修中的应用

结合以往继电保护设备所出现的各类故障，为了更好的排查继电保护设备的故障，维持其运作的正常性与可靠性，目前已经总结了关于继电保护设备的检修方法及检修技术。现以微机保护事故及障碍的统计分析为例，对干扰引起的事故，按常规试验方法同样无法发现，其正常运行时是毫无征兆，只有在保护选型及投产试验时加以把关。装置自身缺陷引起保护不正确动作次数所占比例较大。如保护装置在外加故障电流58A时方向元件拒动，年检中一般无此项目。这种隐患大多在正常的定期校验中，按常规试验方法是很难发现的。

对大多数二次回路上引起的事故，检修原则与方法应当注意五点，第一，开展状态检修的设备根据状态评估结果，如巡检、二次通流试验、带开关传动、标准校验项目等。确定具体检修方案。第二，加强微机保护的抗干扰反措执行力度。第三。适合开展状态检修。第四，分析定期校验中发现的主要缺陷及可能发现的事故隐患，微机保护校验项目的重点应从以往的定值复核、保护功能逻辑的确认上转移至回路与辅助设备的检查上。第五，加强对继电保护设备的专业巡检结合缺陷处理等对保护进行传动试验。

2.2.2变电检修技术在高压开关设备检修中的应用

结合我国的高压开关设备故障情况，现就常见的几类故障为例进行分析，具体有四方面：其一，部分国产SF6开关相对故障率较高，而国外品牌的SF6开关总体性能稳定。其二，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、断路器分合闸中间态、断路器着火和断路器爆炸等。6～35kV真空断路器由于其故障基本上是由机械引起，小修对它的控制能力并不强。其三，由于油断路器开断能力的限制和其密封性能的不足，占据主导地位的是开关本体的渗油，不检修开断次数，此类开关故障总数的96%左右。其四，真空开关设备的总体运行状况良好，可以是开关机械动作次数达到产品的机械寿命时进行机构的大修。

变电检修技术在进行高压开关设备检修时，必须严格按照下面四大检修要点进行：其一，针对部分国产SF6开关的检修来说，应当加强开关自身能检测，根据SF6开关设备的低气压报警情况来排查其是否存在故障及检修必要。其二，机构故障一般是引发故障的最主要原因，根据国外资料，其所占比例甚至到达七八成，因此，必须加强对机构故障的检修，即操动机构控制回路故障检修，可见变电检修技术在断路器检修中的应用是十分必要的。现针对6～35kV真空断路器的检修工作来说，工作人员应当严格做好其真空泡真空度的试验，并加强其发生过连续动作开关以及控制回路器件的检修管控，确保其机械动作此时符合规定，若出现动作达限的情况，必须及时进行测试、检修、调试、维护等工作，切实做好其预防性检修工作。其三，必须加强油断路器的开端次数检测与管理，及时排查其是否存在开端能力限制情况，或是否缺乏良好的密封性能，以加强对此的检修控制。其四，定期检修真空开关设备触头的电寿命，即在开关开断故障电流次数达限时及时采取大修方案；此外，在真空开关设备无法正常运行时，也应当及时做好检修工作，并确保做好三年一检的回路电阻和微水测试工作，切实保证设备正常运作。

2.2.3变电检修技术在GIS检修中的应用

为保证GIS检修和维护方便，需要开发不拆卸设备而用确切的简易办法诊断内部状态，主要集中在以下几个方面进行监测：

其一，气体的监测。SF6气体的监测集中在气体压力、泄漏、湿度、色谱分析等方面，由于SF6在局部放电和火花作用下会产生分解物，所以通过比较SF6的离子迁移率频谱与纯SF6气体的参考频谱变化就能检查SF6的特性。

其二，SF6断路器电寿命的监测。开断电流加权值监测，测量断路器的主电流波形、触头每次开断电流值和时间，经过数据处理计算开断电流加权值，可间接监测断路器的电寿命。

其三，断路器机械特性的监测。通过在线监测开关合、分闸线圈电流波形与正常电流波形比较，可监视断路器机械异常情况。

其四，局部放电监测。对局部放电的监测方法有很多种，如：监测分解气体的化学法、机械法、光电法、脉冲电流法和超高频法UHF等。

3.结语

综上所述，在当前信息科技技术快速发展的时代，必须不断加强电力设备的检修与维护，从提高变电设备的检修技术要求做起，科学判断变电设备的实际情况并进行合理评估，加大力度做好变电设备的检修与故障排查工作，提高变电设备的检修质量及检修工作效率，从而真正促进变电设备运行、供电的安全性与可靠性，保障电力企业及人民的实际效益。■

【参考文献】

[1]张磊.变电检修技术及运维管理之我见[J].百家论坛，2013（7）.

[2]徐卫斌.新时期电力系统变电检修技术分析[J].科学探索，2014（04）.

[3]范來富.关于变电设备状态检修探讨[J].电工技术，2011（3）.

浅谈变电检修技术 篇7

一、简要叙述在变电检修技术中的详细内容

关于变电检修技术中的详细内容的阐述和分析, 本文主要从两个方面进行阐述和分析。第一个方面是变电检修技术中的设备状态监测。第二个方面是变电检修技术中的设备故障诊断。下面进行详细的阐述和分析。

(1) 内容一:变电检修技术中的设备状态监测

变电检修过程中的设备状态监测指的是监测整体设备的现阶段运行状况, 同时还要针对设备每一个零部件的运行状况来对零部件进行综合评定。评定和检测的内容主要指的是三个方面。第一个是设备的在线监测;第二个是设备的离线监测;第三个是设备的定期解体监测。这三种监测方式对于设备的变电检修都有很好的借鉴作用, 通过对于设备的不断的, 不同形式的监测, 会让设备在变电检修的过程中很好的扑捉到设备的故障所在, 提升了设备的变电检修效率。

(2) 内容二:变电检修技术中的设备故障诊断

在变电检修技术中, 设备的故障诊断主要有两种形式。第一种形式是比较诊断法, 第二种形式是综合诊断法。这两种方法都能够对设备的故障诊断进行科学的诊断, 只是方式不一样。综合故障诊断法也是一种比较法的延伸, 综合诊断法是将整个设备进行诊断, 然后再进行相关的数据对比。

二、简要叙述变电检修过程中发现和存在的问题

关于变电检修过程中发现和存在的问题的阐述和分析, 本文主要从三个方面进行阐述和分析。第一个方面是我国现阶段在变电检修的目的上没有做出较为明确的指示。第二个方面是在变电检修的过程中, 对于检修的整个过程通常不会全面的进行记录, 导致检修过程参考价值不大。第三个方面是我国参与变电检修的现场工作人员和技术人员在专业素质方面还是没有能够达到行业的标准要求, 在技术上较为落后。下面进行详细的阐述和分析。

(1) 问题一:我国现阶段在变电检修的目的上没有做出较为明确的指示。

我国电力行业中, 对于设备的变电检修没有一个正确的态度, 没有认清变电检修工作的重要性, 与此同时变电检修人员在检修的过程中对于操作的安全性和质量性都没有一个明确的标准去进行参照。因此一旦检修的过程中出现检修误差, 由于检修的目的不明确, 会被忽视。

(2) 问题二:在变电检修的过程中, 对于检修的整个过程通常不会全面的进行记录, 导致检修过程参考价值不大。

变电检修工作人员要针对检修的全过程进行详细的记录和分析, 以便为后续的同样的检修作出参考, 但是现实的工作过程中, 由于工作人员没有进行过专业的检修知识培训救护导致检修的记录过程缺失, 即使存在记录行为。也是不完整或者准确性待查的记录, 对于后续工作没有太大的参考价值。

(3) 问题三:我国参与变电检修的现场工作人员和技术人员在专业素质方面还是没有能够达到行业的标准要求, 在技术上较为落后。

我国电力检修工作人员大多数是半路出家的工作人员, 没有进行过详细的专业知识培训, 这样就会导致检修人员在综合素质上不能够达到电力行业规定的标准。

三、简要叙述变电检修的技术

关于变电检修的技术的阐述和分析, 本文主要从四个方面进行阐述和分析。第一个方面是变电检修技术对于带电工作过程中的要求。第二个方面是变电检修技术中对于接头发热的具体处理。第三个方面是变电检修技术中对于预防检修设备出现热故障的处理方法。第四个方面是变电检修技术中对于接地引下线的维护要求。下面进行详细的阐述和分析。

(1) 变电检修技术对于带电工作过程中的要求

①变电检修技术对于绝缘工具的要求

选择电气性能优良的绝缘材料。绝缘材料尺寸稳定。耐腐蚀性能好, 有足够的机械强度。

②变电检修技术对于带电作业的要求

带电作业必须由专人监护, 监护人不得兼任其它工作。

(2) 变电检修技术中对于接头发热的具体处理

对于软母线接头的发热, 应首先清除导线和线内表的烧伤疤痕, 并用0号砂布磨平, 然后用钢丝刷彻底消除导线缝隙间和线夹表面的氧化物、硫化物。

(3) 变电检修技术中对于预防检修设备出现热故障的处理方法

采取防氧化措施。设备接头的接触表面要进行防氧化处理, 应优先采用电力复合脂 (即导电膏) 以代替传统使用的凡士林。

(4) 变电检修技术中对于接地引下线的维护要求

加强日常外观检查, 若有细微锈蚀必须及早刷漆。

摘要：在电力行业中, 变电检修是一种主动的检修方法, 是我国目前还较为常用的检修技术。本文针对变电检修技术进行阐述和分析, 希望通过本文的阐述和分析, 为我国的电力行业变电检修的发展贡献自己的力量。

关键词：变电检修,电力系统,技术,分析

参考文献

[1]邵军.论变电运行管理中危险点分析及控制策略[J].中国电力教育, 2010 (28) .

变电技术 篇8

一、智能变电站与常规变电站的技术对比

1 互感器的配置。智能变电站通过电子式互感器, 将主变压器本体高、中压侧套管的电流互感器取消。罗氏线圈与纯光纤电子互感器的比率大致上各为50%, 电子式电压互感器大多运用电容分压型, 一些AIS变电站电子式互感器通过与隔离开关或断路器组合安装的形式进行。互感器配置上比常规变电站多出了合并单元。

2 高级应用功能。通过监控体系一体化后台一致斟酌, 分时段进行。当前时期大部分完成了顺序控制、故障信息综合评判及智能报警等功能。小电流选线及备自投功能等通过站内一体化平台完成, 一些变电站保护及故障信息管理子站及低频电压减载功能通过站内一体化方式完成, 无需再设置单独的装备。

3 一次设备。智能变电站大多运用常规一次设备附带二次设备厂家的智能终端形式, 比常规变电站增添了智能终端设施。

4 一次设备在线监督。智能变电站依照设计样板内的监督内容标准搭配了在线监督体系, 站内设置了单独状态监督后台体系, 状态监督IED依照监督内容配备。

5 变电站二次系统装备。统一组网、星型网络构造。220k V和大部分110k V变电站保障通过直采直跳的形式, 对比而言, 光缆用量较大。小部分110k V变电站保障通过网络跳闸的形式进行。变电站自动化系统中, 比常规变电站增添了过程层交换机。

6 IEC61588 (网络化测量和控制系统的精确时钟同步协议) 。IEC61588对时形式当前并未大量运用于220k V及以上高电压等级变电站中, 间隔层与过程层设施依旧运用IRIG-B对时形式。

7 站内通过直流、交流、通信电源一体化方式进行设计。

8 220k V及以上均通过单独的保障、监测装置进行。

9 智能辅助控制体系在某种程度上完成了安保、视频、环境监控等子系统联动及互通, 加强了变电站自动化程度。

二、智能变电站与常规变电站全生命周期费用的对比

由于智能化技术的发展, 科研成果的成熟, 设计的持续升华, 智能设施的持续完善并大面积的生产运用乃至智能设施集中采购形成的规模效应, 令智能化变电站的投资有所降低, 估计智能化技术在全面运用后, 智能化变电站的投资将与常规变电站的投资大致持平。就目前而言, 两者的对比情况如下:

1 智能变电站与常规变电站建设阶段费用对比。通过对智能变电站与常规变电站建设期费用的对比, 比较建筑工程费、安装工程费及设备购置费乃至其他费用。具有相同规模220k V的智能变电站与常规变电站对比, 在设备购置费用、安装工程费用及其他费用均有所提高, 而设备购置费用所占比率最大, 建筑工程费用相对降低。智能变电站与常规变电站对比, 在安装工程方面存在以下差别:首先, 一次设备。智能变电站大多通过常规以此设备与二次设备厂家的智能终端的形式进行, 与常规变电站相比添加了智能终端装置。开关柜从常规式开关柜更换为充气式开关柜, 进出线智能终端分别处于所有开关柜中。其次, 在线监控系统。智能变电站比常规变电站在设计标准方面多出了在线监控系统, 在安装工程方面具有一些影响。通过对智能变电站在安装工程费用方面的分析, 结合以上智能变电站在建设方面的状况, 在相同规模的状态下, 智能变电站与常规变电站应当加设计算机监督及检索系统、火灾报警系统、图像监督及安全防护系统、通信系统。所以, 智能变电站与常规变电站在安装工程费用方面的差别, 主要产生于在线监控设施的安装方面, 智能变电站的投入远超出常规变电站。通过智能变电站的结算数据能够获得出相同规模的设施购买的费用差别。在相同规模下, 智能变电站在设备购买方面高于常规变电站, 整体设施投资超出常规变电站, 其他方面的设备购买费用差异较小。所以, 在相同规模下, 智能变电站与常规变电站相互间设施购买费用的差别主要为设备购买费用方面。通过智能变电站技术方面的特征, 引发智能变电站其他费用差别的主要原因是由于总投资的差别。依照变电站其他费用的核算可以看出, 在其他方面的费用, 智能变电站高于常规变电站, 但差别并不明显。

2 智能变电站与常规变电站运行阶段费用对比。因为智能变电站的建设处于发展阶段, 智能变电站运行阶段的具体费用并不能获得出十分精准的数字, 依照智能变电站在经济评价文件中运转阶段的数据, 评估运行阶段的费用。经济评价中的数据成为了智能变电站与常规变电站运行费用的年度差别。站用电则为变电站自备发电设施电力的耗费、变电站动力照明的耗费、通风空调设施电力的耗费费用。智能变电站与常规变电站在定期维护费用方面以以下几个层面进行对比:在抢修、维护、监控、检查、测验等方面所需的人工费、材料费及交通费;在寿命周期中更换零部件设施的费用等, 成为设施保护相关的时间进度规划费用, 并当做年度成本。维护费用作为设备产生以外故障时运用的费用, 并不能用于非替代设备时出现的费用, 而时间与次数是无法估测的, 只能简化计算, 并将其分配至年度成本当中。变电站运行成本通过年度成本进行核算, 智能变电站远比常规变电站运行成本要低。

结语

综上所述, 在建设时期, 智能变电站与常规变电站的主要成本差别在设备购买费用方面, 这是由于智能变电站增设了智能化相应设施。在运行时期, 智能变电站运行费用较低, 并具有较好的社会效益。智能变电站全生命周期总费用较低, 智能变电站应当受到极力推广。因此, 只有不断完善智能变电站的建设, 才能够具备更加良好的技术, 并更加节省费用。

参考文献

变电运行设施维护技术探析 篇9

关键词：变电运行设施,维护技术,电力

1 变电设施现状分析

在20世纪90年代之前, 我国主要的变电站变电设施继电器多是采取的电磁式继电器, 然而电磁式继电器在运行过程中, 存在着功耗较大, 灵敏度较低等问题, 进行电磁式变电站设施维护, 需要消耗较多的人力物力。除此之外, 电磁式继电器变电设置在运行过程中, 容易与机械可动部分发生触蚀, 导致变电设施出现剧烈振动, 引发故障问题。在恶劣天气影响下, 变电站经常会出现多种故障, 为变电站维修带来困难, 严重影响着供电可靠性与稳定性。随着社会经济与科学技术的不断发展, 尤其是计算机技术及无线通信技术的进步, 推动着变电设备的不断发展。将先进技术引入到变电站操作中, 可以提高变电设施的灵敏性, 减少故障问题, 保障电力运行的安全性与可靠性。

2 影响变电运行设施常见安全故障的检测与排除

变电设施在运行过程中, 受到多种因素的影响, 会出现一些较常见的安全故障, 如过电压、变压器短路、接地故障等, 这些故障的存在, 对变电设施的运行状态会造成一定影响, 严重会带来较大的经济损失。为此, 需要加强变电运行设施常见安全故障的检测与排除工作。

2.1 过电压

过电压问题属于较为普遍的问题, 对变电运行设施的正常运行状态影响较大。变电站变压器外接侧线多是架设在外部环境中, 缺乏保护措施, 在雷雨天气影响下, 经常会出现变电设施雷击事故。此外, 工作人员如对断路器等设备进行非正常操作, 或变电设备出现故障问题, 则会引起电网内部电磁能量发生改变, 直接影响变电设施。电压的异常增大, 会对变压器、内部绝缘功能造成严重破坏, 如过电压过大, 则可能会烧坏变压器, 导致变电设施无法正常运行。针对这类故障, 需要变电运行设备专业维护人员定期做好检测与维修工作, 将避雷针等装置安装在变压器低压端, 从而降低雷击故障发生率。

2.2 变压器接地故障或短路故障

在变电设备运行过程中, 变压器接地故障或短路故障属于最为常见的故障。一旦出现短路或接地故障, 将会导致变电设备自身产生强大电流, 强大电流直接对变压器造成影响, 会直接导致变压器绕组形变。针对这类故障, 可以选择空气断路器与跌落式熔断器安装于变压器高低压两侧。通过熔断器的应用, 可以在接地故障或短路故障发生时及时切断强大电流, 达到保护变压器的目的。

2.3 跳闸

变电运行设施跳闸问题也较为常见。当跳闸故障发生后, 通常需要首先对整条线路状态进行检测, 如不存在问题, 还需要对开关进行检查, 在调查后及时对存在的问题进行处理, 保证没有问题后, 方可强送。

2.4 变电设备拉合故障

变电设备逐次拉合, 在拉合过程中, 出现光字信号, 这种现象对变压器运行的平稳性造成很大影响, 严重会烧毁变压器。针对这种故障, 需要对线路开关、线路母线是否存在接地故障等进行检查, 并安排工作人员负责排除进线侧线路故障。

3 变电运行设备维护技术的主要措施

3.1 验电维护技术

需要检修的电气设备及线路, 在停电之后安装接电线之前, 需要进行验电。验电技术的应用, 可以较为直接的判断出停电设施是否存在着电压。验电维护技术的应用, 可以防止出现带电装设接地线, 减少安全事故。在进行验电工作时, 需要在检修变电装置的进出线两侧分别验电。高压验电过程中, 工作人员必须做好防护措施, 佩戴绝缘手套等。

3.2 接电线装设

接电线装设安装的目的主要是为防止突然来电带来的负面影响, 对停电设备与线路中存在的静电感应电压消除, 或将停电设备剩余电荷释放, 保障供电安全性。一般接地线主要装设在停电设备中容易出现感应电压位置。在接电线装设之前, 工作人员需要佩戴绝缘手套或应用绝缘棒, 接电线装设需要两个人一起协作完成。在装设过程中, 需要先将接电线与接地端连接, 然后进行导体端连接, 保证连接点接触优良。

为避免出现工作人员走错间隔, 触碰隔离开关或断路器等引起安全事故, 需要合理安排标示牌与遮拦摆设。如部分停电设备与带电设备之间的距离超过安全距离规定时, 需要搭设遮拦。并在遮拦上悬挂标示牌, 在标示牌中标明“高压危险”等。做好标示牌与遮拦悬挂, 可以减少安全事故发生。

4 加强变电运行设施维护人员的管理

加强变电运行设施维护人员的管理也是变电运行设施维护的重要措施。加强维护人员管理, 主要措施如下所示。

4.1 提高变电运行设施维护人员专业素质

变电运行设施运行的状态直接影响着供电系统的可靠性与稳定性, 保证变电站正常运行是保障正常供电的重要基础。为此, 需要保证变电运行设施维护人员专业素质。提高维护人员专业素质的主要途径是开展专业培训, 在培训中, 掌握各种故障问题的处理方法, 提高故障处理效率及质量。

4.2 按照规定流程进行变电运行设备维护

因变电运行设备维护工作具有一定的危险性, 为此, 维护人员在进行维护过程中, 需要遵循固定流程进行处理, 从而减少安全事故发生率。加强故障应变能力, 完善值班工作制度, 是保证变电设施倒闸操作准确性与安全性的提前。加强维护人员对变电运行设施的了解, 可以减少甚至是避免在故障突发状况下的操作失误, 及时找出故障原因并进行排除。

4.3 加强维护人员责任心

变电运行设施维护人员在进行设备维护过程中, 不仅仅需要能够准确完成工作任务, 还需保证其维护技术的应用符合操作规范。为此, 需要维护人员在变电运行设施维护之前, 应用图示法, 将操作过程进行模拟, 并详细记录每项操作;建立检查制度, 定期对变电设备运行状态检查并分析, 及时发现潜在问题并处理;在维护工作中, 工作人员需要保持较好的精神状态, 避免出现操作失误;组织模拟练习, 针对日常生活中容易出现的变电运行设施故障开展反事故训练, 提高处理突发事件的能力, 保证维护工作的顺利进行。

5 结语

随着社会经济与科学技术的不断提高, 电力系统逐渐向智能化发展。人们生活水平与基础设施的不断增加, 对电力需求量不断攀升, 对电力供应的可靠性与安全性提出了更高要求。变电站在电网中发挥着极为重要的作用, 变电运行设施运行的状态直接影响着电网运行的可靠性与安全性。为此, 需要加强变电运行设施维护。在文本中, 主要对影响变电运行设施常见安全故障的检测与排除, 变电运行设备维护技术措施与加强维护人员管理进行了分析。实践证明, 变电运行设施维护技术的应用, 在保障电力系统运行的可靠性与安全性等方面发挥着重要的作用。

参考文献

[1]唐勇兵.变电运行设施维护技术的应用[J].科技创业家, 2013 (10) :99.

[2]李青华.浅议变电运行设施维护技术[J].科技致富向导, 2012 (22) :91.

[3]黎锦滔.有关于变电运行的设施维护技术的分析[J].城市建设理论研究:电子版, 2013 (1) .

[4]胡辉.浅析变电运行设施的维护和管理技术[J].北京电力高等专科学校学报:社会科学版, 2012, 29 (8) :536.

[5]刘建国.变电运行设施维护的技术要求以及管理措施分析[J].科技与生活, 2012 (23) :13, 210.

变电设备检修及维护技术 篇10

1 常见的变电设备故障以及处理方法

由于经济发展以及人们日常生活的需要, 变电设备需要全天候的运行, 提供稳定可靠的电力供应。在这种情况下, 对于变电设备的消耗会非常巨大, 长期的运行, 会使变电设备逐渐的磨损老化。不仅影响到电力供应的稳定性, 并且大大的缩短了变电设备的使用寿命。变电设备在使用的过程中经常出现的故障可以总结为以下几点。

1.1 过电压对设备的影响。

一般情况下, 变压器都处于外部自然环境中, 在长期的运行中, 容易受到来自自然环境的恶劣气候的影响, 经受风霜雨雪的侵蚀, 对变压器的接线造成极大的影响, 容易产生安全事故, 进而对变压器的性能产生影响。此外, 对于断路器以及电磁设备在操作的过程中, 如果没有按照规定的要求作业, 将会导致电压不稳定, 可能会超过额定的电压, 也就是过电压, 超出了安全电压的范围, 严重的情况下会烧毁变电设备, 造成重大的安全事故。所以过电压现象十分严重, 为了避免这种情况的产生, 可以采用一定的避雷措施, 另外, 还要加强日常的巡检力度, 对于老化损毁的设备及时的更换, 保证变电设备的稳定运行。

1.2 变压器短路和接地故障。

在变压器运行期间, 会由于各种不确定的因素, 导致变压器出现短暂的短路现象, 会产生一定的电流冲击, 但是由于时间短, 所以不会造成明显的损害。但是有时也会出现较长时间的短路或者是接地故障, 由于时间较长, 所以产生的短路电流会直接作用在变压器上, 可能会超出变压器的承受范围, 如果严重的话会烧毁变压器, 对变压器造成严重的损坏。对于这种情况, 可以采取的措施是在变压器的高低压两侧安装断路器, 当出现的短路或者接地故障超过一定的时限, 断路器自动切断电路, 保证变压器不会受到进一步的损坏。

1.3 在变电设备中, 由于接地操作的不合格, 会导致信号出现错误, 进而影响到变压器的正常运行, 带来一定的混乱。

对于这种现象, 可以在接地作业中, 加强监督管理, 严格按照施工规范执行, 并且对主变进线侧的线路进行故障排查。

2 日常检修维护的具体技术措施

2.1 对变电设备以及线路的验电

验电是变电设备维修时常用的技术, 可以用来确定设备和线路是否带电, 避免带电事故的发生。一般验电工作是在接地线之前, 在设备停止运转时进行的, 用来检测设备是否依然有电压。验电工作可以有效预防带电连接地线以及误入带电间隔等事故。验电工作一定要细致, 对设备的各个部分依次进行, 不能同时进行。验电也是非常危险的, 一定要做好预防措施, 采取一定的安全措施, 例如带绝缘手套, 使用合格的验电设备等。

2.2 在变电设备上装设接地线

接地线可以有效消除停电设备和线路上的经典感应电压, 消除静电威胁。还可以及时释放剩余电荷, 保证工作人员检修过程中各种操作的安全。

装设接地线需要一些注意的地方。首先, 为了装设的接地线能够起到接地的作用, 必须装设在停电设备有可能来电的部分或者可能出现感应电压的地方, 让接电线及时起到应有的作用。其次, 专设接地线必须戴绝缘手套, 也可以使用绝缘棒, 这是确保安全的必要措施。再次, 装设接地线必须是两个人操作, 必须有一个人在接地隔离开关接地现场进行监护, 在另一个人操作过程中确保隔离开关的断开。

2.3 悬挂指示牌以及设立护栏

悬挂标示牌和装设遮拦, 这是非常有效的措施, 也是普遍采用的方法。首先, 标示牌可以起到方位指示的作用, 防止检修人员走错位置, 错误闭合断路器或者隔离开关, 造成事故。其次, 在一些不需要操作的闸上悬挂指示牌, 禁止合闸的字样可以有效防止误操作。最后, 一些设备的检修需要注意与有点设备的之间的距离, 以及人员可以接近的距离, 这时需要设置遮拦, 在护栏上悬挂禁止靠近的字样。

3 跳闸事故的处理

3.1 线路跳闸

线路跳闸后, 应检查保护动作情况, 检查范围从故障线路CT至线路出口。若没有异常再重点检查跳闸开关, 检查消弧线圈状况, 检查三相拐臂和开关位置指示器;如开关为电磁机构, 还要检查开关动力保险接触是否良好, 如为弹簧机构要检查弹簧储能是否正常, 如为液压机构要检查压力是否正常。检查所有项目均无异常方能强送。

3.2 主变低压侧开关跳闸

主变低压侧开关跳闸一般有三种情况:母线故障、越级跳闸、保护拒动和开关拒动开关误动。具体是哪一种情况要通过对二次侧和一次设备检查来分析判断。当主变 (一般为三卷变) 低压侧过流保护动作, 可通过检查保护动作情况和对站内设备的检查进行初步的判断。只有主变低压侧过流保护动作。首先, 应排除主变低压侧开关误动和线路故障开关拒动这两种故障。那么, 到底是母线故障还是线路故障引起保护拒动越级呢?要通过对设备的检查进行判断。

3.3 主变三侧开关跳闸

主变三侧开关跳闸原因:主变内部故障;主变差动区故障;主变低压侧母线故障因故障侧主开关拒动或低压侧过流保护拒动而造成越级;主变低压侧母线所连接线路发生故障, 因本线路保护拒动或是保护动作而开关拒动, 同时主变低压侧过流保护拒动或是主开关拒动造成二级越级。具体故障原因应通过对保护掉牌和一次设备进行检查来分析判断。

4 结束语

在国民经济快速发展的形势下, 电力的稳定供应十分重要, 为了保证经济建设的可持续发展, 需要优质高效的电力供应, 保证电力供应的稳定可靠。在电力系统运行中, 变压器是重要的组成部分, 如果变压器发生故障, 将会对电力系统的运行带来巨大的损失。在长期的运行中, 会因为种种原因影响到变压器的运行。其中有变压器使用材质的质量问题, 还有外界自然环境的影响, 以及在安装维护中产生的影响。为了保证变压器的稳定运行, 需要加大维护力度, 对于常见故障进行分析, 然后制定出合理的预防措施。不仅要在技术上有所提升, 还要加强维护人员的业务素质培养, 为变压器的运行提供最优的保障, 保证变电设备的安全, 从而促进电网的稳定发展。

参考文献

[1]谢所斌.防止变电运行人为责任事故的措施[J].电力安全技术, 2003 (9) .[1]谢所斌.防止变电运行人为责任事故的措施[J].电力安全技术, 2003 (9) .

变电运行设备维护技术分析 篇11

关键词：变电运行；设备维护技术；故障检测；故障排除 文献标识码：A

中图分类号：TM732 文章编号：1009-2374（2015）21-0130-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.21.065

变电站是整个电力系统中最重要的部分，它的作用是把发电企业所输送的电力能源通过其内部的各个设备进行安全有效地处理，进而生成能够满足日常使用的电力能源。因此，变电站设备的质量对于整个电力系统的正常运行起着关键性的作用，一旦变电运行过程中出现任何问题或者故障，将会直接导致电力系统的瘫痪，影响到正常的生产和生活，并可能造成极大的损失。目前的变电运行中最为常见的问题就是设备的老化和损坏，这是导致变电运行产生安全隐患的重点原因。为了维护变电运行的正常运作，需要在平时工作中对变电设备进行科学合理的日常性保养和维护。

1 变电运行中的设备状况

在以往的管理中，由于科学技术发展水平的限制，并没有达到现在的高度，国内大多数变电站使用的都是电磁式继电器。经过多年的运行和管理实践，现在已经能够确定，在变电站中安装电磁式继电器不仅会导致能源大量被消耗和浪费，同时其灵敏性也不理想，而且会随着外界环境的变化而产生影响，这可能导致设备无法正常运转的问题；在遭遇恶劣天气时，变电设备的检修工作也难以开展。随着科学技术的不断提高，对于过往的这类设备都需要进行改进，相关技术人员开始将目前所拥有的先进设备代替这些老旧的变电设备，提高了变电设备的抗干扰性以及灵敏性，既方便了工作人员的检修工作，也保障了电力系统的安全以及正常运作。

2 常见变电运行的设施故障检测以及排除

2.1 过电压的影响

在大多数的变电站中，其变电器所拥有的高压侧进线大多数都是利用架空线进行引入，这就使得其在雷雨季节可能会被雷击。同时因为系统的设备产生故障、断路器的正常运作等其他各种原因都会使得整个电力系统中的参数变化，导致整个电网中的电磁能力不断转化，而且会导致异常电压的突然升高，使得变压器内部的绝缘受到极大的影响，严重时还会导致变压器烧毁。综上所述，需要在所有变电站的变压器高低压侧都安装架设避雷器，在添加避雷器后，仍然需要在雷雨多发的季节前对整个电力系统中所有的变压器都进行详细的检测工作，这样才能避免电力系统产生故障。

2.2 负载短路或者接地

如果变压器在运行的过程中出现了短路或者接地的状况，此时变压器将会负担极大的短路电流，在这个过程中，将会使得变压器内部产生非常强的点动力，导致绕组发生变形的状况，并且可能导致油质劣化现象。为了有效地避免此类现象，需要在各个变电站的变压器低压侧使用空气熔断器、高压侧使用跌落式熔断器，从而保证变压器在运行的过程中能够有所保障，发生短路情况时确保及时熔断、低压侧过载或者短路的情况时能够及时跳闸，这就能对整个电力系统起到短路保护的作用，确保电力系统不会全部瘫痪。

2.3 线路接地

在将线路依次拉上后，光字信号却始终并未消失，此时可能发生的状况是有两条或者两条以上的线路同名相同的时候，其同时产生接地现象，或者是母线与开关两者之间有接地的情况。不过，这类现象发生的可能性并不大。

3 常用变电运行设备的维护方式

3.1 装设接地线

在通常的变电运行设备检修工作中，所必需的安全措施就是在变电设备上装设相关的接地线。变电设备检修时，由于覆盖地点多，检修内容并不固定在同一个地点，需要在多个地点同时进行工作，并且检修人员不是独自操作，而是多人配合。但多人配合检修时，因为配合不默契，或者相互之间没有及时进行交流，可能会产生较多的严重事故。不过随着信息交流技术的进步以及安全措施的不断改良，检修过程中误合闸发生的可能性也降低了许多，但是也不能完全确保零发生率，那么这时，装设接地线可以将这最后发生事故的可能性完全杜绝，保障了工作人员的安全性。不仅如此，接地线的作用还包括消除线路上的感应电压以及静电，同时还能将多余电荷全部释放出去，保证工作人员在检修过程中的人身安全。装设接地线的时候，必须佩戴绝缘手套或者使用绝缘棒进行判断，操作时严禁一人单独进行，至少需要两人共同进行该项工作，这是为了在装设时能够有人进行监督保护作用，确保另外一个人在装设接地线时无人去触动隔离开关。装设接地線的人在操作时首先要把现在接地的一端接上，之后再把导体的一端接上，完成后要认真检查，确保操作无误。

3.2 验电

在进行装设接地线步骤之前，对于线路停电以及需要检修的电气设备，都要先进行验电步骤，因为进行了验电后可以确保停电后的设备上没有电压，这是为了确保在进行加装接地线时不会因为残留电而产生安全事故；同时进行验电的时候，必须要在需要检修的变电设备进线以及出线两侧各自进行验电步骤，仅仅只进行其中一侧的验电步骤，无法达到百分百的确定。进行验电的地点如果是在木梯、木构架或者木杆上，没有接地线验电器就不能正常指示，其可在验电器上装设接地线，但是此行为必须要得到当日值班的最高负责人的允许。进行高压验电的时候，务必要戴上绝缘手套，如果电压过高，但手边又没有专用的验电器进行判断时，可以用绝缘棒进行验电步骤，根据绝缘棒在触碰时是否存在放电声音或者有无电火花来判断是否带有电压。

4 结语

目前科学技术在快速成长，电力行业也在不断改善与进步，为了保障电力系统能够正常运行，居民用电和工厂用电得以保障，变电站的管理与维护工作也需要不断改进。要实现以上目标，需要不断加强与提高变电运行设备的维护技术，同时需严格操作，确保不会发生任何安全事故，保障变电设备良好运作，减少任何可以控制的人为损耗情况，为国家的发展献上应有的职责。

参考文献

[1] 田纲.论对于变电运行设备的维护技术的分析[J].民营科技，2013，（1）.

[2] 石敏，孟慧.关于变电运行设备的维护技术的探讨[J].黑龙江科技信息，2013，（35）.

[3] 陈音.关于变电运行设备的维护技术的探讨[J].黑龙江科技信息，2011，（3）.

[4] 彭丽静.对于变电运行设备的维护技术的分析[J].决策与信息（中旬刊），2014，（5）.

[5] 秦璐，吴蓉.论对于变电运行设备的维护技术的分析[J].电子世界，2014，（24）.

作者简介：赵喜清（1974-），男，山西浑源人，国网山西省电力公司朔州供电公司助理工程师，研究方向：变电运维。

智能变电站技术研究 篇12

智能电网是促进可再生能源发展、实现低碳经济的核心。继美国之后, 我国有望成为第二个将智能电网上升为国家战略的国家, 智能变电站是伴随着智能电网的概念而出现的, 是建设智能电网的重要基础和支撑。在现代输电网中, 大部分传感器和执行机构等一次设备, 以及保护、测量、控制等二次设备皆安装于变电站中。作为衔接智能电网发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节的关键, 智能变电站是智能电网中变换电压、接受和分配电能、控制电力流向和调整电压的重要电力设施, 是智能电网“电力流、信息流、业务流”三流汇集的焦点, 对建设坚强智能电网具有极为重要的作用。

2 智能变电站技术内涵

2.1 数字化变电站与智能变电站

“数字化变电站”是指:变电站二次控制系统采用数字化电气量测技术;二次侧提供数字化的电流、电压输出信号;变电站信息实现基于IEC61850标准的统一信息建模;站内自动化系统实现分层、分布式布置;IED设备之间的信息交互以网络方式实现;断路器操作具有智能化判别特征。

“智能变电站”是指:由先进、可靠、节能、环保、集成的智能设备组合而成, 以高速网络通信平台为信息传输基础, 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能, 并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能的变电站。

由上可见, 智能变电站与数字化变电站既有密不可分的联系, 也存在重要差别。数字化变电站主要强调手段, 而智能变电站更强调目的。与数字化变电站相比, 智能变电站概念中更蕴含了两个方面的集成———物理集成和逻辑集成:

(1) 物理集成。在智能变电站中, 将属于相同一次设备的信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能集成到同一“智能组件”中;进一步, 该“智能组件”可以内嵌到一次设备内部, 构成“智能设备”。上述物理集成将逐渐弱化一次设备和二次设备的界限, 强调一、二次设备的融合。站在系统的层面, 这种物理集成真正体现了面向对象、功能自治的思想, 有利于提高间隔功能的可靠性, 降低运行和维护费用。

(2) 逻辑集成。另一方面, 电力系统本质是一个互联的系统。仅依靠间隔、局部信息是难以在系统层面优化保护与控制功能的。为此, 智能变电站同时强调逻辑集成, 以构成面向系统的虚拟装置, 实现就地、区域和全局功能的协调, 支持具有在线决策、协同互动特征的各种高级应用。

在IEC61850中, 逻辑节点、逻辑设备、逻辑连接等概念支撑了IEC61850标准的一个重要制订目标, 即实现“功能可以自由分配”。在智能变电站中, 物理集成和逻辑集成可以有机共存, 正是对IEC61850标准的充分实践。通过上述分析, 可以得出数字化变电站与智能变电站的两个主要区别:

(1) 在设备层面, 智能变电站更强调智能一次设备概念。数字化变电站已经具有了一定程度的设备集成和功能优化的概念, 而智能变电站设备集成化程度更高, 可以实现一、二次设备的一体化、智能化整合和集成。

(2) 在系统层面, 智能变电站更具备“全网”意识。数字化变电站主要从满足变电站自身的需求出发, 而智能变电站则更强调满足电网的运行要求, 比数字化变电站更加注重变电站之间、变电站与调度中心之间的统一与协调, 以在全网范围内提高系统的整体运行水平为目标。

2.2 智能变电站与智能电网

显然, 智能变电站的设计和建设, 必须在智能电网的背景下进行。智能变电站应对我国智能电网信息化、数字化、自动化、互动化提供直接支撑。

2.2.1 在以数字化为基础的智能变电站中, 如下技术正在走向成熟:高精度、小型化的非常规互感器技术, 符合IEEE1588标准的千兆以太网交换技术, 高精度 (us级) 的全网高精度同步采样技术, 以及具有“无扰恢复” (bumpless) 和自愈能力的高可靠通信网络技术。这些技术的广泛采用将确保基础数据的准确性、完整性、及时性、一致性和可靠性, 从而为智能电网提供数字化条件。

2.2.2 智能变电站系统是以IEC61850作为主要的信息建模和信息交换标准。基于统一的标准, 可以建立就地、区域以及广域保护、测量、控制的统一信息模型, 实现统一的, 满足实时信息交换要求的信息订阅/发布机制, 实现智能装置的互操作、“即插即用”和实时信息交换, 为智能电网准备信息化基础条件。

2.2.3 智能变电站中将部署很多具有高度功能集成的一体化智能装置, 能够对三态数据 (稳态数据、暂态数据、动态数据) 进行统一采集和处理, 从而大大提高智能电网对全景信息的感知能力, 提高高级应用的精度和鲁棒性, 实现自动化, 互动化的目标。

2.2.4 由于非常规互感器的广泛采用一级基于统一信息建模, 可更为方便地实现设备状态信息的采集、传输、分析和发掘, 实施状态维修, 实现变电站设备状态的监控、诊断信息与电网运行管理的双向互动, 为实现资产全寿命周期管理打下坚实基础。

2.2.5 智能电网拥有更大量新型柔性交流输电技术及装备的应用, 以及风力发电、太阳能发电等间歇式分布式清洁电源的接入。中低压智能化变电站允许分布式电源的接入, 需要满足间歇性电源“即插即用”的技术要求。

3 智能变电站设计原则

20世纪90年代以来, 变电站自动化系统的设计原则逐步从传统变电站“面向功能” (保护、监控、录波、计费、通信、远动等) 的设计, 走向了“面向间隔” (主变、出线、母线、母联、分段、开关等) 的设计, 实现了从“条条”到“块块”的转变。按照间隔的设计原则遵循了电力系统变电站按照间隔建设、运行维护的特点。

智能变电站系统在继承基于“间隔”的设计思想基础上, 必须能有效解决现有变电站自动化系统存在的问题, 体现信息采集和应用的“唯一、同步、标准、全站”的特征。具体来讲有如下设计原则:

(1) 功能自治原则

(2) 信息共享原则

(3) 分层处理原则

(4) 全景优化原则

上述设计原则将决定智能变电站自动化系统的基本框架。

4 智能变电站典型特征

4.1 信息采集就地化

鉴于电子式互感器工程应用所反映的稳定性问题尚未得到有效解决, 智能变电站的应用特征并非以电子式互感器为应用标志已成为一种共识。《智能变电站技术导则》中提出了智能组件的概念, 展示了智能化一次设备发展趋势。因此, 智能变电站技术发展过程中作为过程层的智能组件将起到关键作用, 这里所谈到的智能组件包含合并单元、智能终端的功能, 实际上执行间隔的信息采集和执行功能。

随着技术的进步与发展, 过程层的智能组件将成为一次设备的组成部分, 因此过程层智能组件在智能变电站初期将靠近一次设备安装, 过程层就地化体现为“缩短电缆, 延长光缆”, 目前主要以户外柜的方式应用。智能变电站重要特征体现为一、二次技术的融合, 智能组件的功能主要是信息采集与执行, 与电力系统的外在特性无关。因此, 完全可以作为智能一次设备的一个组成部分, 就地化靠近一次设备安装, 最终形成智能一次设备的产业化。

4.2 信息共享网络化

过程层就地化解决了间隔信息采集的唯一性问题。以往变电站自动化系统各个IED装置分别采集模拟量及开关量信息的现象, 将能得到有效解决。《智能变电站继电保护技术规范》规定保护采取“直采直跳”的模式, 在高压系统负荷继电保护对于“四性”的要求, 即可靠性、快速性、选择性、灵敏性。在整流型、晶体管、集成电路、微机保护的不同技术发展阶段, 随着技术进步保护的“四性”不断得到改善。在工业以太网技术和网络同步技术尚未在实践中得到充分验证的情况下, 保护“直采直跳”模式体现了电网第一道防线的简约化原则, 任何技术实现不能以降低保护的“四性”为代价。

除保护功能实现外, 信息的应用模式是智能变电站有别于传统变电站的重要特点, 同时, IEC61850标准为信息共享提供了技术体系的支持, 设备之间支持互操作, 不同厂家的IED装置可以自由交换信息。在此基础上可以建立基于全站信息的数据中心和面向对象的故障录波分析平台, 真正建立电力系统运行分析“黑匣子”, 为事故分析的可追忆提供完整数据支撑。

4.3 信息应用智能化

智能变电站的站控层可以获得“高质量”的数据, 数据的“高质量”体现在“同步、全站、唯一、标准”。其中, “同步”指这些数据都是由经网络对时同步后由各个合并单元送来, 信息具有同步性特征;“全站”是指数据覆盖了变电站的各个方面, 对应用而言信息具有完备性特征;“唯一”是指一个电气量只由一个设备采集, 体现“一处采集, 全网共享”的数据共享机制, 彻底消除了数据的二义性;“标准”是指数据的表达、获取等满足IEC61850标准, 通过工程工具可以轻松获取数据, 以专注于应用, 从而避免大量的规约转换和驱动工作, 信息具有标准化特征。

5 智能变电站信息基础设施

智能变电站的几乎所有技术特征, 都离不开一个完善可靠的信息基础设施。需要围绕智能变电站综合信息平台建设开展一系列基础性研究工作。该基础设施的基本任务之一是为各类变电站信息打上准确的时空标签。其中, “空间标签”是指信息的语义和全局唯一的识别符;“时间标签”是指信息的高精度时标。

5.1 变电站信息基础设施的标准化

对智能化变电站基础信息进行标准化与统一建模研究, 是为了给信息赋予表征其语义的“空间标签”, 实现广域全景信息统一模型、统一语义, 为实现智能电网能量流、信息流、业务流一体化奠定基础。

5.2 基于IEEE 1588的时间同步系统

智能变电站更强调逻辑集成, 故对时间同步的要求高于常规变电站和数字变电站。常规变电站时间同步主要用于SOE时标, 用于判断动作时序, 但不影响电网本身的安全运行;数字化变电站强调同步采样, 但并不强调绝对时刻。智能变电站由于有协同互动功能, 必须要有精确的绝对时标。

IEEE 1588-2008所定义的精确网络同步协议实现了网络中的高度同步, 同步误差可控制在1us, IEEE 1588-2008使得在分配控制工作时无需再进行专门的同步通信。

5.3 高可用自动化网络

在智能变电站中, “二次系统”的范围已从保护、测控等扩大到通信网络。根据IEC61850, 诸如采样值传输、母差保护等功能必须实现无扰恢复, 即交换机、光纤等发生任意单点故障后, 通信网络皆可零延时恢复, 从而使应用层感受不到扰动。

5.4 GARP组播注册协议

GARP组播注册协议 (GMRP, GARP Multicast RegistrationProtocol) 实现IED和交换机的互动, 由装置告诉交换机需要接受哪些组播地址的数据, 避免了交换机的维护工作, 自然也就不存在人工配置可能带来的问题。

结语

智能变电站是建设智能电网的重要基础和支撑。在设备层面, 其智能化主要体现在智能一次设备以及设备状态监视等;在系统层面, 其智能化主要表现为采集“全站、唯一、标准、同步”的全景信息, 获得基于全景信息的优化控制结果并最终满足智能电网的运行要求。

摘要：本文分析了智能变电站产生的技术背景, 讨论了智能变电站的设计原则, 分析了智能变电站的典型技术特征和基础支撑技术。在设备层面, 其智能化主要体现在智能一次设备以及设备状态监视等;在系统层面, 其智能化主要表现为采集“全站、唯一、标准、同步”的全景信息, 获得基于全景信息的优化控制结果并最终满足智能电网的运行要求。

关键词：智能变电站:数字化变电站,电力系统

参考文献

[1]赵莹.智能变电站技术研究综述[J].云南电力调度控制中心, 2011 (09) .