变电站运行设备（精选12篇）
变电站运行设备 第1篇
1.1音响异常变压器运行中会发出轻微的连续不断地嗡嗡声, 判断变压器声音是否正常, 可用木棒对准耳朵, 一边对准变压器, 若变压器声音比平时增大, 声音均匀, 可能存在以下原因: (1) 电网发生过电压。电网发生单相接地或产生谐振过电压时, 都会使变压器声音增大, 出现这种情况时, 可结合电压、电流表计的指示进行综合判断。 (2) 变压器过负荷。变压器过负荷会使其声音增大, 尤其是在满负荷的情况下, 突然有大的动力设备投入将会使变压器发出沉重的嗡嗡声。 (3) 变压器声音比正常时增大且有明显杂音, 但电流电压无明显异常时, 则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺钉松动, 使得硅钢片震动增大造成的。 (4) 变压器声音中夹杂有不均匀的爆裂声, 则是变压器内部或表面绝缘击穿, 此时应立即停用。变压器声音中夹杂有劈啪声, 可能为变压器内部放电, 即不接地的部件静电放电, 或是分接开关接触不良放电, 如果是阴天下雨, 说明瓷套管污秽严重或设备线夹接触不良。
1.2油位及油温异常变压器油枕上标有-30℃、+20℃、+40℃标记, 为变压器最低与最高环境温度相对应油面, 如果变压器温度变化正常, 但油标内油位不变则为假油位, 出现假油位的原因:油枕呼吸器堵塞、油标管堵塞、变压器油枕内存有一定数量的空气, 如果变压器油面太低可能是变压器严重渗漏油, 气温低, 油量不足造成。变压器油温为变压器顶层油温, 运行中监视油温比平时高10℃以上、负荷不变而温度不断上升, 则为变压器内部异常, 原因有: (1) 变压器内部故障绕组匝间或层间短路, 绕组对周围放电, 内部引线接头发热, 铁芯多点接地使涡流增大过热, 零序不平衡电流漏磁通形成回路而发热。 (2) 冷却器运行不正常发生故障灯原因。
1.3外部异常常见的变压器渗漏油原因:绝缘子破裂渗漏, 接线桩头, 高压套管基座, 电流互感器出线桩头胶垫不密封, 无弹性。蝶阀胶垫材质、安装不良, 放油阀精度不高, 螺纹处渗漏。变压器瓷套闪络放电会造成发热, 甚至引起爆炸。常见原因有: (1) 阴雨天气套管表面污秽过脏表面绝缘强度降低, 套管表面不光洁电场不均匀发生放电。 (2) 系统出现内部或外部过电压, 套管内存在隐患。
1.4气味及颜色异常变压器呼吸器内硅胶正常为蓝色或白色, 变为粉红色说明受潮变质失效, 硅胶变色过快原因有: (1) 天气潮湿、湿度大。 (2) 呼吸器容量小。 (3) 呼吸器下部油封罩内无油或油位太低, 起不到油封作用, 使湿空气未经油封过滤直接进入。 (4) 呼吸器安装不良, 密封不严有裂纹破损。变压器连接接头处一般温度不超过70℃, 如果温度太高会有焦臭味, 套管接线端部紧固部分松动, 接触面发生严重氧化, 使接触处过热, 颜色失去光泽, 表面镀层遭到破坏。
2高压断路器异常运行
断路器运行中出现误跳闸、误合闸原因有: (1) 人为误动。 (2) 跳闸机构故障。 (3) 操作机构故障。 (4) 操作回路发生俩点接地。
误合闸原因有:直流系统两点接地使合闸回路接通, 自动重合闸回路继电器触点误闭合。断路器常见故障有:操作中保护动作后, 由于长时间带电, 造成跳合闸线圈烧毁。造成合闸线圈烧毁的原因有:合闸接触器本身触点粘连, 操作把手合闸触点断不开, 重合闸辅助触点粘连, 防跳跃闭锁继电器失灵。跳闸线圈烧毁原因有:传动时间长, 分合闸次数过多, 断路器跳闸后辅助触点打不开。
断路器在操作中不能分闸将造成上级电源越级跳闸, 断路器不能分闸的原因有: (1) 红灯不亮, 说明跳闸回路不通, 应检查回路保险完好接触好, 操作把手和断路器辅助触点是否接触不良, 防跳继电器是否短线, 灯泡灯具是否完好。 (2) 操作电源不好, 跳闸铁芯动作无力, 则是跳闸动作电压过高或者是操作电压过低。 (3) 机构故障。
断路器在操作中不能合闸将影响设备运行正常供电, 断路器拒绝合闸原因: (1) 控制开关在合闸位置时, 红绿灯不变化, 合闸电流表无摆动, 说明操作机构未动作。 (2) 控制开关在合闸位置时, 绿灯灭, 红灯不亮, 电流表有摆动, 操作把手合后未发生事故音响, 检查断路器常开辅助触点已接通, 操作时保险熔断或接触不良。 (3) 控制开关在合闸位置时, 绿灯闪光, 电流表有摆动, 可能是合闸电压太低。 (4) 控制开关在合闸位置时, 绿灯灭, 红灯亮后又灭, 绿灯闪光, 电流表有摆动, 说明断路器曾合上过, 可能是机构故障。 (5) 合闸接触器不动属于合闸回路不通, 合闸接触器动作则可能是合闸保险熔断或接触不良。
3隔离开关的异常运行
隔离开关常见故障, 接触部分过热, 正常时温度不应超过70℃, 若达到80℃, 则减负荷:刀闸过热原因分析有: (1) 隔离开关容量不足或超过负荷。 (2) 隔离开关操作不到位, 使导电接触面变小, 接触电阻超过规定值。 (3) 触头烧伤, 或表面氧化。 (4) 隔离开关引线, 连接处, 螺丝松动发热。隔离运行不能分合闸, 主要原因有: (1) 传动机构, 螺丝松动, 销子脱落。 (2) 隔离开关连杆与操作机构脱节。 (3) 动静触头, 变形错位, 动静触头, 烧熔粘连。 (4) 操作机构锈死或被冰冻。
4互感器的异常运行
4.1电压互感器, 音响发出嗡嗡声加重, 同时母线电压不平衡, 接地信号动作, 说明系统故障, 两相升高, 一相电压降低为零, 判断单相接地, 若两相电压不变, 一相电压降低, 则为电压低或二次保险熔断, 高压保险熔断, 伴随接地光字牌亮, 若两相或三相电压均升高, 且互感器声音异常, 则可能是电压互感器产生谐振电压。电压互感器高压保险熔断原因主要是: (1) 系统发生生单相间歇性电弧接地, 引起电压互感器铁磁谐振。 (2) 熔断器长期运行, 自然老化。 (3) 电压互感器本身, 内部出现单相接地或相间短路故障。 (4) 二次侧发生短路, 而二次侧熔断器为熔断。
4.2电流互感器, 声音明显变大, 在开路处, 有臭氧味, 即轻微放电声, 判断二次侧开路, 电流表无指示, 电流互感器内部有放电声或放电现象, 有可能是表面污秽使绝缘降低, 内部放电是电流互感器内部绝缘降低, 造成一次侧绕组, 对二次侧绕组, 以及对铁芯击穿放电, 其原因有:电流互感器, 铁心紧固, 螺丝松动, 铁芯松动, 硅钢片震动增大或电流互感器严重过负荷, 使铁芯震动声增大。
5电容器的异常运行
电容器运行中常见异常情况中: (1) 渗漏油, 主要是密封不严, 水分及杂质引入电容器内部, 渗漏多在套管法兰即导电杆处。 (2) 鼓肚由于内部故障, 使绝缘油被电弧的高温分解, 产生大量气体, 使油箱鼓肚变形。 (3) 闪络放电, 主要有电放出现过电压, 套管表面污秽, 引起绝缘击穿。 (4) 喷油爆炸, 大多由内部击穿, 短路引起, 损坏原因有:1) 系统出现谐振过电压;2) 外部短路;3) 内部严重故障;4) 电容器温度过高, 电容器过负荷, 或环境温度过高, 使介质损耗增加发热, 电容器外壳温度不应超过55℃, 电容器运行电流1.3倍额定电流或三相不平和电流超过5%, 电容器运行电压不超过额定电压的1.1倍时, 应将电容器退出运行。
6结论
总之, 在设备运行中, 了解设备异常运行状态, 将事故消灭于萌芽状态, 确保电气设备安全运行。
参考文献
[1]靳军.工业电气设备的通用维修方法与实践[J].中国科技信息, 2005 (24) .
[2]金泳.浅析电气设备热故障的成因及判断[J].机械制造与自动化, 2006 (05) .
变电站运行设备 第2篇
【摘要】设备的运行维护是变电站的重点工作内容之一，与此同时为了确保变电站设备的安全可靠运行，还需要做好相应的检修管理工作。本文在分析变电站设备运行维护相关知识内容的基础上，进一步对变电站设备检修管理要点进行分析，以期为变电站运行管理水平的提升提供有效凭据。
【关键词】变电站设备运行维护检修管理
对于智能变电站来说，主要具备的特征为自动化、信息化水平高，同时能够完成测量、调节以及控制等一系列工作，进一步使电网运行的可靠性及安全性得到有效保证[1]。基于供电公司技术人员角度出发，便需要对变电站设备的运行维护以及检修技术管理等工作加以重视，在充分做好上述工作的基础上，才能够确保变电站设备处于正常、安全运行状态。鉴于此，本文对“变电站设备运行维护及检修管理要点”进行探讨意义重大。
1变电站设备运行维护分析
针对智能变电站来说，之所以能够获得有效发展，在很大一部分原因上因为技术的支撑。例如：智能互感器、智能高压设备以及一体化监控设备系统等，均需要技术的支持。渐渐地，在智能变电站技术被广泛应用的情况下，便对相关设备的运行维护提出了很高的要求。对于设备运行维护工作人员来说，便需要充分掌握相关知识，保证技术得到合理科学的应用，进一步确保变电站设备处于安全、稳定运行状态当中。
智能变电站与传统变电站最大的不同就是，智能变电站将信息化技术以及自动化技术作支撑，同时具备保护、控制以及测量等功能，能够确保电网运行的稳定性、可靠性以及安全性。智能变电站在技术得到有效完善的基础上，还需要对其运行维护加以重视[2]。针对智能变电站设备，需采取专业的巡视措施，并对网络运行情况以及装置所处运行环境加以重视。积极做好变电站设备的评估工作，分析、统计设备潜在故障，并采取有效防范措施。
基于技术层面分析，针对变电站设备进行状态检测具有非常重要的作用。一方面能够了解变电站设备的历史情况，另一方面能够对变电站设备的未来状态进行预测。若通过状态检测，发现设备存有故障，可让网络专家进行远程诊断，从而确定检修的时间及部位。总之，在电力事业逐渐发展的背景下，变电站渐渐地从以往的传统变电站转化为智能变电站。而对于这一转变，需要工作也发生变化。针对智能变电站来说，做好其设备运行维护工作非常重要。所以，电力企业技术人员需对此充分重视起来。
2变电站设备检修管理要点分析
在上述分析中，提到做好变电站的设备运行维护工作非常重要。从技术层面出发，做好变电站设备检修管理工作也非常重要。结合多年的工作经验，本人认为需从以下几方面做好：
2.1硬、软件设备检修管理要点分析
对于变电站设备硬件来说，首先需进行外观检查，若存在问题，需对其风险进行详细评价。其次，进行功能层面上的检查，对于存在功能障碍的硬件设备，则需进一步评估其风险。此外，还需采取定期检查措施，以此实现及时发现故障，并将故障解决[3]。对于变电站软件设备来说，可能会出现外部信息异常，进而使装置发生报警的情况，例如过负荷以及CT断线等。因此，需以报警相关内容为依据，对数据源进行详细分析检查，进而采取有效的处理措施。此外，还可能会出现受到装置内部器件影响，进而致使装置发生异常的情况，例如CPU插件异常以及内部电源不足等。为此，需及时检查装置以及相关异常报文，进而做好相应的处理工作。
2.2一次设备检修管理要点分析
在一次设备当中，可能会出现互感器故障，主要是由于在硬件方面存在问题，同时加之型号以及尺寸等问题，从而使其安装失去正常。为此，需在设备安装调试过程中做好互感器故障的检查工作，同时结合装置图纸，对存在的故障加以处理。互感器还容易在环境的影响下，进而引发故障，例如互感器受到电磁的干扰、互感器受到灰尘的影响等。这些故障一般难以发现，因此设备检修技术工作人员便需要对此加以重视。当采集卡出现损坏时，会导致采集卡所发送出去的数据遗失或者出现错误，为此需及时明确故障，并采取更换采集卡措施。除此之外，在运行指示灯异常的情况下，会导致CPU插件无法正常工作，在此故障出现时，需及时更换插件，从而使故障得到有效解决。
2.3二次设备检修管理要点分析
对于一些二次设备也容易出现故障，例如录波设备、保护设备以及计量设备等。这些设备在出现故障的特点方面，与传统装置基本没有差异。但需充分注意的是，智能变电站的二次设备有IEC61850的通讯接口供应。基于交换机通讯中，易出现故障[4]。针对这一故障，需及时排查，倘若通过检查发现上层设备表现为正常，而设备在采样方面存在丢失状况，并且装置通讯表现为失败，那么需对其物理连接进行检查，看其是不是处于正常状态，进一步对IP地址以及MAC地址进行确立，此外还需要对别的一些配制信息进行检查，看是否正确。总之，需对二次设备做好相应的检修管理工作，这样才能够确保设备运行的可靠性及安全性。
3结语
通过本文的探究，认识到随着我国电力事业的发展，在电力企业当中许多工作发生了变化。为了顺应智能变电站的发展，做好变电站设备运行维护工作便显得极为重要。与此同时，还需要对变电站设备检修管理工作加以完善，比如做好硬软件设备、一次设备以及二次设备的检修管理工作。总之，从以上方面加以完善的基础上，变电站运行的可靠性及安全性将能够得到有效保障，进一步为我国电力事业的发展奠定夯实的基础。
参考文献：
变电站运行设备发热及监控方法 第3篇
[关键词]变电站运行设备、监控、发热、原因
[中图分类号]TM764
[文献标识码]A
[文章编号]1672-5158（2013）05-0316-01
一、前言
随着社会的发展，电力系统的安全性、稳定性成为社会经济稳定发展的重要保障，而由电力设备发热现象引起的供电事故是破坏电力系统稳定性的重要原因。在变电站运行设备的日常维护中，要确保变电站设备的正常有效运行，避免因高温天气引起的设备过热和电力负荷超过最大负荷造成严重的供电事故。
二、探析变电站运行设备发热原因
电力设备的异常，通常是由于工作在高电压和大电流状态，一些设备缺陷能够导致设备部件的异常温度升高。例如，电力设备中存在大量导体压接连接和插接连接，如果压接或插接不紧，则导致接触电匪增加，在大电流作用下出现温度异常升高。温度的升高使得接触电阻进一步增大，造成恶性循环，最终可能导致设备不能正常工作，甚至烧毁。通常，变电站运行设备出现异常发热的原因一般有以下几点：
1.设备接头发热原因
变电站运行设备接头发热的主要原因有三个方面：第一，设备设计。在变电站运行设备的设计过程中，设备所选用的构件不能满足供电设备长期运行的实际容载量。第二，在施工过程中引起的接头发热。在变电站运行设备的安装过程中，设备的接头接触部位处理不当，比如接触面不规整，有毛刺，或者固定螺丝着力不均衡等，都是导致设备接头发热的原因。第三，对变电站设备进行维护、检修、保养的周期超过规定的要求，或者不能够按照检修规程进行设备日常维护。在变电站设备的检修中，对设备接头部位没有做详细的检查；不重视设备内部有杂质或者毛刺的等缺陷；在测量电阻的过程中，对设备运行中因导线拉力、震动和摇摆等因素造成的螺丝松动等现象没有做到足够的重视，都是引起变电站运行设备发热的重要原因。
2.刀闸发热原因
（一）刀闸本身存在质量问题。比如，在变电站设备的安装过程中，或者刀闸在调试的过程中没有任何问题，但是一旦投入运行便会出现发热的现象，这种发热现象主要是由于刀闸的质量问题引起的。
（二）刀闸的安装过程存在问题。对刀闸进行的安装调试检修工作人员的技术问题也是导致变电站设备发热的重要原因之一。比如，部分刀闸在安装过程中，动静触头没有处在同一水平面上，这样产生的误差就比较大，使设备的通流能力降低，造成变电站运行设备刀闸接触不良。
3.其它部件产生发热的原因
（一）变压器发热。在变电站设备运行中，漏磁通会产生一定的涡流损耗，造成变压器部分连接螺栓发热，或者上下节油箱中部放油阀处发热，这个发热点一般都会在高压绕组侧。
（二）变压器运行中，产生的谐波也是导致变压器铁芯、绕组、电抗器等部件温度升高的主要原因。
（三）在固定单相电缆时，使用的普通金属环在工作的过程中，其产生涡流也是导致变压器发热的重要原因。一般来说，变压器开关内部的发热基本上都是由于开关接触不良造成的。
4.外部环境引起的发热
通常，变电站运行设备多与外界环境接触，设备的闸刀等部件长期受到外界自然环境的侵袭，设备经过长期的运行，其接头和闸刀位置极容易被氧化腐蚀，进而导致氧化膜的出现，增大闸刀连接处接触电阻，导致接触不良。如果变电站设备在运行时，不能及时发现并采取措施降低工作电流，将会进一步加剧接头的氧化腐蚀现象，进一步增大接头电阻，最终造成变压器局部温度骤升，引发供电事故。
三、变电站运行设备发热的监控方法
1.主变油温采用铂电阻测温，可以实时采集温度并将信息量上传远方调度监控，这种方法对绝缘性能要求高，不能直接附在高压带电设备上。
2.采用示温蜡片测温，即在电接触表面涂一层随温度变化颜色的发光材料，通过观察其颜色变化来大致确定温度范围，这种方法准确度低，需要进行人工巡查，无法实时采集测温信息上传远方调度监控。
3.采用红外成像测温仪，利用光（红外）辐射特性的红外测温仪器进行逐点测温，这种方法精确度高，仅适用于裸露设备，需要人员到位才能显示效果。
4.采用在线温度监测预警系统，由无线温度传感器（探头）、测温通信终端、测温数据管理服务器和客户端四部分组成。
无线温度传感器采集到监测点的温度通过自身的转换电路，把温度信号转换为无线信号并发送出来。
测温通信终端定时循环收集无线温度传感器发送出来的无线信号，通过数据转换电路把无线信号再还原为数字温度信号，通过485输出端口把数据发送至数据管理中心。
数据管理中心一般是有一台专用的服务器，通过专业的数据库形式，把各个变电站的温度信号集中采集和存储，所有站点的温度信号都要集中到数据管理中心来管理和配置。数据管理中心实时显示和存储各个监测点的数据，如有温升报警，即使没有人值班，也可以及时把报警信息通过GPRS短信报警主机发送至需要管理人员的手机中，使管理人员在第一时间能够掌握温度变化情况。
管理工作站采用网络形式，在统一网络中，相关的管理人员的电脑中安装相应的软件程序，根据各个部门的职责不同及管辖范围之内所有变电站的信息，通过图形、列表、历史曲线、实时曲线、报警等各种形式来进行监控。
四、结束语
随着人们生活水平的提高，电气化程度也在不断提升，居民的用电需求越来越大，变电站设备超负荷运行是常有的事。变电站运行设备的安全与人们的日常生活息息相关。对于变电站运行设备发热，应及时采取一定的预防监控措施，避免造成不可挽回的供电事故。只有加强对变电站运行设备的监控，具体分析变电站运行设备过热的原因，才能从根本上避免设备安全隐患问题的出现，从而保证用户用电安全，促进电力部门的长远发展。
参考文献
[1]王兴贵，黄忠良.同步发电机励磁系统的智能变结构控制[J].电力系统及其自动化学报，2006年06期
[2]王兴贵，任婷会，黄忠良.三相电压型PWM整流器的滑模控制[J].电力电子技术，2007年01期
提高变电站设备的安全运行管理 第4篇
在我国经济不断发展、人民生活水平不断提高的今天, 广大群众对电的依赖性也越来越强, 从而对用电的安全性要求也就越来越高。变电站在电能传送过程中起着至关重要的作用。变电站是通过改变电压的方法, 将发电厂里发送出来的电能输送给用户, 电能输送过程中其安全问题最为重要, 因此, 变电站设备的安全运行也就显得尤为重要。
1 变电站设备安全运行管理中存在着的问题分析
只有对变电站设备进行安全可靠的管理才能使变电站安全的运行, 然而, 目前我国在变电站设备安全管理方面还存在着一些不足之处。 (1) 变电站设备安全运行管理的过程中, 没有更好的执行事先制定好的安全管理制度, 对于出现的违规操作没有及时、有效的制止, 而管理人员在员工思想教育方面不够重视, 导致管理人员不能起到更好的监督、管理作用[1]。 (2) 变电站的管理人员对于相关技术人员的技术培训不够重视, 甚至许多培训都太过于形式化, 对于技术人员来说, 这些培训无异于是纸上谈兵, 在实际操作中却得不到任何的帮助。 (3) 变电站运行的电子设备隐患是可以从源头上彻底消除的, 但是由于相关人员对变电站运行的电子设备知识掌握不够全面, 因此不能及时、有效的消除这部分隐患。
2 影响变电站设备安全运行管理因素的分析
变电站是配电网中极为重要的组成部分, 所以变电站能否安全运行就显得尤为重要, 由于变电站内部设备十分的复杂, 与外界又有着密不可分的联系, 因此在其正常运行中存在着许多不安全因素, 总体来说, 主要分为以下几个方面。
2.1 设备自身方面的问题
2.1.1 系统综合自动化方面的不足
随着我国科技的不断进步, 许多变电站已经实现了配网系统自动化, 但是由于设备生产厂家的不同、设备的型号也繁多、复杂, 这样就增加了管理的难度、加大了正常系统维护时的工作量;部分厂家的设备可能存在着一定质量方面的问题而没有及时被发现, 导致使用的时候发生故障, 部分综合设备属于弱电设备, 在雷雨天时, 其安全性、稳定性就会受到影响[2]。
2.1.2 新设备的质量问题
在变电站设备选择时, 由于部分单位级别较低, 在选择方面就缺乏了话语权, 这就使部分设备厂家不顾设备单位验收时的意见和建议, 将一些可能存在缺陷的设备进入了变电站;此外, 部分厂家为了节约成本, 从中获取更多的利益, 在新设备的组件上做手脚, 这样不但影响了新设备的质量, 也会给设备的使用寿命带来威胁。
2.2 人员方面的问题
工作人员对设备操作的是否规范将直接影响变电站设备是否能安全、稳定的运行, 所以在人员管理上就显得尤为重要, 变电站人员管理方面主要存在着以下问题。部分变电站的技术人员专业技术水平不过关, 使得变电设备出现异常时并没有及时的进行判断, 从而延误了异常现象的处理时间[3]。变电运行人员对设备厂家的依赖性过强, 自己没有能力判断异常现象, 更不能及时的进行维修。
3 提高变电站设备安全运行管理的措施
针对以上分析的影响变电站设备安全管理的因素, 提出了以下几个管理措施。
3.1 做好变电站设备的计划管理工作
随着我国经济的不断发展和城市建设脚步的不断加快, 电网覆盖面积也越来越广泛, 这就使变电站的数量也在不断增加, 在科技不断发展的今天, 我国新建的变电站通常采用的都是智能化设备, 因此不需要有专门的工作人员在此值班, 但即使是不需要人员值班, 工作人员也要提高警惕, 定期的到现场进行检修与维护。变电站的工作是相当繁重和复杂的, 所以在对变电站设备进行管理时要提前做好工作计划, 来确保各项工作顺利、有序的进行, 在制定计划时, 一般遵循以下几个原则[4]。 (1) 全面涵盖的原则。全面涵盖指的就是在制定工作计划时, 各个方面的工作内容都要体现出来。 (2) 分解原则。所谓分解原则就是指将变电站设备管理的年度工作分解为每月、每周和每日的工作计划, 这样就能保证整个计划的有效进行。 (3) 合理安排原则。合理安排原则主要指根据不同变电站的具体情况来科学合理的安排不同管理时期的工作计划, 可以适当、合理的将工作计划提前, 以保证整个工作计划的顺利进行。
3.2 做好变电站设备综合管理工作
新建或扩建变电站时, 必须严格按照《变电站设备验收规范》条例对新进的变电设备进行验收, 在设备投入工作后, 要加强设备的检查与维护, 一旦发现设备存在的缺陷, 要及时的做好记录, 并向上级汇报, 从而使变电设备得到及时有效的处理, 对于无人值班的智能变电站也不能放松警惕, 要定期的进行维护。
3.3 做好变电设备技术人员管理工作
众所周知, 每行每业, 人都是最重要的, 没有那一项工作不是靠人来完成的, 所以做好变电设备技术人员管理工作就显得尤为重要, 而针对于变电设备技术人员管理工作可以从以下几个方面着手。首先, 要对电设备技术人员进行基本知识的培训, 使其了解设备的结构、性能以及操作程序, 相关人员必须要考核通过后持证上岗, 要提高技术人员的专业素质, 这样才能使其更好的检测出设备存在的隐患从而进行维修。由于设备的不断老化, 变电站会定时的更换新的设备, 在使用新设备之前, 必须对相关人员进行专业知识培训, 这样才能保证技术人员对新设备各项情况的完全掌握[5]。其次, 要加强技术人员的思想教育, 关心技术人员的工作态度, 一旦发现问题要及时的进行批评教育, 与此同时也要提高技术人员的安全意识, 工作之中安全最为重要, 事故一旦发生不仅危及自己的人生安全, 也给他人的人身安全造成了威胁, 因此要对技术人员定期的进行安全教育, 使其树立自我保护、保护他人的意识, 可以采用知识竞答或是辩论赛的方式, 不但可以创造出轻松、活跃的工作氛围, 还能更好的提升技术人员的安全意识和责任感[6]。例如, 某市Q电力企业在对变电设备技术人员的管理主要从以下几方面进行 (如图1所示) 。
4 结束语
综上所述, 加强变电站设备的安全运行管理对于变电站的正常运行起着至关重要的作用, 文章主要分析了影响变电站设备安全运行管理的因素, 从而提出了一些相应的管理措施, 希望相关部门对于变电站设备的安全运用管理给予高度重视。
参考文献
[1]徐军, 宣筱青, 朱开阳, 等.智能变电站安全稳定控制装置的内部通信设计[J].电力系统通信, 2012 (1) .
[2]张明石.对110k V变电站消防安全的几个问题分析[J].华中电力, 2011 (6) .
[3]吕剑, 杨俊杰, 魏春娟.应用Zig Bee技术的变电站周界安全监控系统[J].电力系统及其自动化学报, 2011 (6) .
[4]胡勇志, 黄钞乙, 凌申怀.基于层次分析法的变电站安全风险管理研究[J].工业安全与环保, 2011 (12) .
[5]张涛, 杨凛.基于变电站智能化安全预警体系的研究[J].广东电力, 2011 (10) .
变电站运行设备 第5篇
摘要：
随着人类科技水平的不断增长，人类生活水平随之不断提升，生活压力逐渐下降，这就导致了全球人口开始不断增长，同时人口的日益增长所带来的后果就是地球上不可再生资源越来越少。这就在世界上造成了两个问题，分别是地广人稀地区的能源输送和可再生资源的利用这两个问题，在这样的情况下，太阳能光伏发电技术应运而生，通过该技术可以有效解决这两个问题。随着我国光伏发电技术的不断发展，一些存在于我国大型光伏发电站之中的问题也开始渐渐暴露了出来，其中存在于电气设备之中的问题对大型光伏发电站的运行效率造成了严重影响。有鉴于此，本文浅谈当前我国大型光伏发电站运行维护工作之中的要点。
关键词：
变电站运行设备 第6篇
一、110kv变电站设备运行巡检维护系统的概述
目前，各种管理制度的不断完善、先进技术的合理应用，使得110kv变电站设备运行巡检维护系统变得越来越智能化、信息化和标准化，大大提高110kv变电站设备运行巡检维护的工作效率。实际运行中，110kv变电站设备运行巡检维护系统可以同时对工作人员的工作情况、设备运行情况进行及时的监督和管理，并对设备存在的缺陷和各种问题进行及时预警和记录，以有效防范安全事故发生，因此，110kv变电站设备运行巡检维护系统在减少意外安全事故上发挥着重要作用。与此同时，在有效结合网络系统、计算机系统和其它巡视系统的情况下，110kv变电站设备运行巡检维护系统还可以灵活运用GPS卫星通道，从而对各种设备的相关信息进行全面、准确的分析，以时刻保持变电站的稳定运行。
二、110kv变电站设备运行巡检维护存在的主要问题
随着各种先进设备的不断应用和各种新技术的不断推广，110kv变电站设备运行巡检维护的要求变得越来越高，必须对这个过程中存在的问题给以高度重视，才能真正保障变电站的运行稳定性。目前，110kv变电站设备运行巡检维护存在的主要問题有如下几个方面：
（一）设备自动化程序水平不够高
根据相关调查发展，很多地区的变电站设备都存在自动化程度不高的问题，基本上都是通过人工的方式来完成各种操作，而自动化管理主要发挥的是辅助作用。因此，110kv变电站设备运行巡检维护中出现自动化变电站设备较少、自动化程序水平不够高等问题，使得各种故障问题和安全问题出现，大大增加工作人员的工作量。与此同时，自动化设备的使用没有比较系统的指导，各种设备巡检工作根本得不到有效落实，使得自动化变电站设备运行过程中存在的故障问题得不到及时发现，最终影响变电站设备的正常运行。
（二）人员素质、技术水平不够高
根据110kv变电站设备运行巡检维护的实际情况来看，想要有效完成这项工作就必须具备较高的技术水平和综合素质，以在面对各种问题时可以冷静的处理，从而确保变电站设备的安全、稳定运行。与此同时，非智能的变电站设备的巡检维护，还需要工作人员拥有比较丰富的工作经验，才能准确判断出设备运行的状况。但是，在实践过程中，上述复合型人才比较稀缺，部分工作人员的专业技术水平不高，不注重自身综合素质提升，使得110kv变电站设备运行巡检维护过程中出现各种安全事故。
（三）工作环境各种条件比较恶劣
在我国电力系统的不断发展中，部分变电站是设置在户外的，因此，在进行这些变电站的巡检时，工作人员需要到户外进行相关操作，使得110kv变电站设备运行巡检维护存在工作环境各种条件比较恶劣的问题，在受到各种因素影响的情况下，110kv变电站设备运行巡检维护工作可能无法顺利开展。例如：在天气比较炎热或下大雨的时候，工作人员为了尽快完成变电站设备巡检工作，不注重细节问题的检测，使得变电站设备的正常运行出现各种问题。
三、110kv变电站设备运行巡检维护的实施策略
在电力系统的正常运行中，110kv变电站设备运行巡检维护是属于动态操作，具有一定连续性、定期性和可变性，因此，在有效开展110kv变电站设备运行巡检维护的相关工作时，需要对可能存在的各种安全隐患、运行情况进行科学预测，以有效防范各种故障出现，从而不断提高变电站设备运行安全性。
根据110kv变电站设备运行巡检维护的整体情况来看，在实践过程中应实施的策略主要有如下几个方面：
（一）注重平台的合理选择
在进行110kv变电站设备运行巡检维护系统的开发过程中，需要注重软件平台、硬件平台的合理构建，才能选择110kv变电站设备运行巡检维护所需的比较合适的平台。一般情况下，要注重平台的科学性、实用性、开放性和先进性等，才能不断提高110kv变电站设备运行巡检维护系统的应用效果、管理水平和整体性能，以在有效实现各种数据转换和交互的情况下，满足110kv变电站设备运行巡检维护的各种需求。在实践过程中，根据供电部门、不同用户的实际供电与用电情况、特点等，注重软件系统的实用性、硬件系统的通用性等，才能为110kv变电站设备运行巡检维护工序顺利开展提供重要支持。
（二）注重110kv变电站设备运行巡检维护系统实用性不断提高
为了更有效的解决变电站设备运行存在的各种问题，必须注重110kv变电站设备运行巡检维护系统实用性的不断提高，加大系统开发力度和建设力度等，才能是系统的功能更加完善，以及时的发现变电站设备运行的异常状况，从而提高110kv变电站设备运行巡检维护的工作效率。与此同时，在充分掌握变电站设备运行情况的基础上，各种信息的录入可以更加完整、准确和高效，以在进行巡检维护的过程中，充分发挥各种信息的引导、指导和参考作用，从而促进110kv变电站设备运行巡检维护程序不断优化。
（三）注重人员素质、技术水平提升
根据我国变电站的实际运行情况来看，加强110kv变电站设备运行巡检维护过程的管理，注重现代管理模式和管理方法的充分利用，加大工作人员的培训力度，不断引进和应用各种先进设备与技术，并注重人员素质、技术水平的不断提升，才能真正发挥110kv变电站设备运行巡检维护的作用，以在故障问题发生前将各种安全隐患及时消除，从而不断延长110kv变电站设备运行巡检维护系统的使用寿命，真正保证变电站设备运行过程的安全性和稳定性。
结束语
综上所述，在社会不断发展和经济水平不断提高的过程中，对110kv变电站设备运行巡检维护给以高度重视，并加大管理力度、开发力度、投入力度等，快速提高相关工作人员的专业技能、综合素质，对于避免意外安全事故发生有着重要影响，是我国社会主义现代化建设的重要工作之一。
（作者单位：陕西省地方电力（集团）有限公司榆林电力分公司）
作者简介
电站设备运行风险分析 第7篇
关键词：电站设备,故障,风险
近年, 随着我国电力系统的不断完善, 国内电力系统已经向超高压、远距离、大容量、大机组、高自动化水平方向发展。在系统构成上电站设备相比以前越来越趋于复杂, 对设备性能和人员素质的要求也明显提高。在国家提出安全管理的大背景下, 状态监测技术的借鉴、风险评价理论的引进和先进维修方式的提出, 为评价设备状态和应对、解决运行风险提供了有力支持。从国内外电站安全监测与维修发展现状来看, 风险机制的地位变得日益重要。
1 风险评价
风险评价又称安全评价, 我国安全评价工作从20世纪80年代后期开始起步。火力发电厂安全性评价内容主要包括生产设备、劳动安全和作业环境、安全管理系统三大方面。对照安全生产的方针、规章和标准, 风险评价通过对系统的全面分析和判断, 使用合适的量化模型结合定性分析, 及时发现不安全因素和事故隐患。风险评价的具体实施包括风险的辨识、评定、量化和控制四方面, 分别在不同阶段应用FTA、FMEA和HAZOP完成发电机组风险评价过程, 如图1所示。
2 电站设备特点
电站设备分析从设备群、故障库与参数集三个方面展开, 其中设备群主要研究设备在系统中实现的功能, 按功能大小将设备划分成关键设备、非关键设备和一般设备。故障分析是在系统划分基础上, 对常见故障模式进行分类。参数集则主要介绍设备配备的测点及其作用。
3 电站设备实时风险评价
3.1 故障风险评价
故障风险评价主要分为2种, 一种是故有风险水平;另一种实时风险水平, 见表1。
固有风险水平是设备故障的一种自然属性, 也是风险水平的基准线, 即风险的变化只能在固有风险水平基础上呈增大的趋势。电站设备的实时风险评价即为了获取设备运行中实时风险水平, 以掌握设备运行的安全状况。明确设备故障风险的含义之后, 建立电站设备故障实时风险分析流程, 如图2所示。
3.2 评价指标体系构建
研究其他行业FMEA工作表、国家标准及电站运行维修规程, 建立发电机组故障风险评价指标体系:评价一级指标:严重度 (S) 、发生可能性 (O) 、可避免度 (A) 。二级指标:对人员环境的影响 (LI) 、对机组的影响 (PI) 、维修费用 (MC) 、维修时间 (MT) 、故障发生概率 (FP) 、故障发生频率 (FF) 、检测难易程度 (DE) 、发生后控制程度 (CE) 。指标分值:无影响1分;轻微2~3分;一般4~6分;严重7~8分;很严重9~10分。风险分析可通过专家打分, 讨论等得出评分结果, 形成对发电机组故障的风险评价矩阵:Fault Risk=[LI, PI, MC, MT, FP (or FF) , DE, CE]在将多个评价指标综合成整体风险水平时, 传统RPN方法存在较多争议, 主要集中在缺乏对指标相对重要度的区分和不同分值组合可能出现相同风险结果。研究发现层次分析法可较好地解决这些问题。
步骤为:构建判断矩阵→计算权重向量→一致性检验。
4 电站设备运行中的风险预测
预测就是人们根据可获得的历史和现实数据、资料, 运用一定的科学方法与手段, 对事物的演化预先做出的科学推测。20世纪60~70年代, 预测作为一门科学在美国逐渐兴起, 此后在经济管理、大型设备健康管理等领域出现了风险预测、状态预测、故障预测等分支, 各种预测方法也发展并成熟起来。预测方法也从定性与定量的角度进行划分, 常见的预测方法有定性预测方法、定量预测方法、组合预测方法三种。定性预测主要是指回归预测 (一元回归、多元回归) ;定型预测方法主要包括2个方法, 一种是时间序列预测 (平移法、指数平滑法、季节变动法) 另一种是灰色预测法;组合预测方法主要包括2种, 一种基于人工智能预测 (神经网络预测法、模糊预测法) , 另一种概率统计预测法。
此研究主要阐述一种预测方法为指数平滑法。指数平滑法是最常用的时序预测方法, 且短期预测精度良好, 其基本思想为预测值是以前观测值的加权和, 且对不同的数据给予不同的权数, 新数据给予较大的权数, 旧数据给较小的权数。根据平滑次数不同, 可分为一次指数平滑和二次指数平滑。当时间序列的变动出现直线趋势时, 用一次指数平滑法来预测会存在明显的滞后性偏差, 需要一次指数平滑的基础上再作二次指数平滑进行修正。
设时间序列{a (1) , a (2) , …, a (N) }, 时间序列预测是根据序列中的历史数据如{a (t) , a (t-1) , …, a (t-m+1) }预测未来t+k时刻的值a (t+k) , 即寻找a (t+k) 与历史数据{a (t) , a (t-1) , …, a (t-m+1) }之间的关系。当k=1时, 称为一步预测;当k>1时, 称为多步预测。
上述公式中a为指数平滑加权系数, 0
5 电站设备风险决策模型
维修方案模型使用最常用的决策工具之一决策树 (Decision Tree) 来建立。决策树用一些标记符号表示决策者所能采取的各种行动路径, 通过树枝状展开, 并利用概率表达其中的可能状态, 经运算得知采取每种行动路径后能够获得的期望值。
决策树的符号分为节点 (node) 和分支 (branch) 两种, 节点又可分为决策节点 (decision node) 和机会节点 (chance node) 两种。决策节点通常以正方形 (口) 表示, 在此节点决策者会面临多个方案选择一个的决策, 故决策节点所连接的分支中, 每一个分支代表一种方案。机会节点通常以圆形 (O) 表示, 在此节点决策者会面临一个有多种可能状态的不确定事件, 在所连接的分支中, 每一个分支都代表该不确定事件的一种可能出现的状态如图3 (a) 所示, 如果每个方案的结果都是确定的, 方案分支之后就没有机会节点如图3 (b) 所示, 画出决策树图形的过程就是拟定各种可行方案的过程, 也是进行状态分析和估算方案结果值的过程。假定电站设备维修方案最终都能使设备潜在故障恢复其固有风险水平, 因此方案结果概率缺省。评价维修方案时需要考虑的因素称为方案属性, 方案属性以列表的形式列于决策树的右方, 通过比较维修方案属性来确定方案。
6 总结
通过对风险评价的了解, 将风险评价与电站设备特性相联系, 在构建评价指标的基础上, 对电站设备运行存在的风险做了预测, 并结合预测方法对不同类型的设备采用不同的维修方式, 制定合理的风险规避措施集合, 在维修方式确定后, 综合考虑风险水平、维修成本、维修难易程度等建立维修周期优化模型, 实现某高风险设备或故障的整体维修优化。
参考文献
变电站运行设备发热原因及监控方法 第8篇
关键词：变电站,设备,发热,监控
确保电力系统的安全性和稳定性是维持经济发展的重要基础, 改善设备发热现象是目前提高电力系统平稳运行的重要原因。在日常的变电站维护工作中, 影响设备发热的原因有很多, 如果对设备发热现象不能做到及时监控和处理, 就会对电力系统的稳定运行造成不可估量的损失。本文中对变电站运行设备的发热原因进行具体的探究, 同时也提出了一些改进意见, 希望能对电力行业发展的稳定性与安全性起到积极的作用, 从而提高人们的用电质量。
1 变电站运行设备发热的原因
根据多方面的统计分析, 变电站设备在运行中设备发热造成的安全事故已经严重影响了电力系统正常运营的稳定性。在变电站运行的过程中对设备发热现象应该及时进行监控和处理, 这样才不会影响电力系统的正常运营工作。出于长远的利益考虑, 弄清设备在运行中发热的原因更有助于彻底解决这类问题的再次发生, 良好的解决方法对整个电力行业运行发展有着重要意义。
1.1 设备运行中超负荷工作
根据焦耳定律不难发现问题的原因, 在设备发热的过程中决定发热程度的是设备电流的平方数和设备的电阻, 它们成正比例关系。在额定电流的设置下, 电力设备在工作过程中自身可以承受一部分发热, 可以在超长的工作时间内都不会出现这种发热的现象。但是相反设备如果超过了额定电流, 那么在短时间内设备的自身承受发热能力就会下降, 这也就会导致设备过热而致使设备烧坏。
1.2 接触点的保养问题
变电有时候会处于自然环境下, 这样就会造成设备的使用寿命大大降低。有时候设备在光照日晒、雨水淋湿、暴雪冰冻等自然环境长时间的腐蚀下, 接触点就会出现氧化等问题。在设备表面形成的氧化膜会导致接触点的电阻增大, 发热量的增加会导致热度不断高升。最严重的情况就会因为设备的温度过高而导致电线烧坏, 最终引发的事故造成不可挽回的损失。
1.3 接触不良
设备的安装设计不规范导致设备接触不良或者接触面积过小等问题的出现。或者因为日常的检修工作不严谨, 造成连接点的不牢固。根据热胀冷缩原理, 气温的急剧变化也会导致设备接头松动的问题出现。这些原因综合起来都是导致接触点电阻过大的关键, 电阻越大就会导致设备温度过高并持续发热, 从而引发设备失火造成事故的发生。
2 监控变电站设备发热的方法
2.1 主要监控方法
(1) 电阻的大小是决定温度变化的关键, 因此也可以采取对电阻温度的监控来判断设备温度的上升情况。通过实时的数据上传对设备发热情况进行远程监控分析, 但在测量温度时对测量物的绝缘性要求很高, 不能够将测量物直接依附在电阻上。
(2) 试温蜡片是最原始的测温方式之一, 这种方法就是在设备接触的表面涂上一层随温度变化颜色的变色试剂, 温度越高颜色就会越鲜艳, 然后通过颜色的亮度来判断发热的程度。这种方法测试温度的准确率很低, 不免需要人工的检查, 不能够及时采集温度变化的数据进行上传分析。
(3) 对于裸露在外表的设备来说, 利用光辐射和红外测温的仪器进行分点测温的准确度相对来说更高一些, 但却需要投入大量的人员配合。
(4) 实现实时监控的最好办法就是采用温度在线预警监测系统, 通过将带有感温的传感器放在设备的有效距离内, 根据感温监测系统对收集的数据进行分析。无线的感温设备通过无线信号将信息上传到接收数据的终端上, 然后数据终端会根据温度检测系统对数据进行分析。数据中心一般都会有专门的服务器, 通过储存的数据库将上传的数据进行集合整理, 并进行专业的分析。因此, 即使在无人管理的情况下, 温度变化的数据也会及时上传到监测系统中, 然后通过系统中自动报警系统对突发状况做出反应, 进行有效的应对处理, 以避免因设备温度过高带来的危害。
2.2 应对发热现象的措施
(1) 在监测设备发热的过程中最简单直接的办法就是安装感温监测仪器, 通过网络连接实时上传数据就可以随时指导设备的温度, 根据设备温度的高低判断发生事故的概率。发热的情况越严重, 发生事故的频率就会越高。也可以通过相同功能的设备对温度进行监控, 横向对比推测出其它的设备发热情况。
(2) 红外检测也是对设备发热监测方式的一种, 在与外部环境温度的对比中判定设备的发热情况。另外也可以根据同一种方法对同种型号的设备进行横向对比判断, 这样就很容易判断出设备的发热情况。对红外设备监控温度上升的方法, 也可以根据专业的分析软件对数据进行分析判断发热温度。
(3) 在密闭的箱柜式设备里, 除了红外线感温测试整个设备的温度外还可以根据设备的上下部位温差大小来测定温度的升高情况, 以此来判断设备的发热情况。
3 结语
伴随着人们生活水平逐渐提高的还有日渐增加的用电量, 电气化时代的到来让人们的生活越来越离不开点的使用。因为电量使用的增加, 导致用电量负荷的不断加大。变电站的正常运行是保障电力行业稳定发展的关键因素, 如果对于变电站运行设备的发热情况不能既是监控和管理, 就会造成设备短路或者失火等等情况的发生, 这样情况发生的后果就会导致变电站不能正常运行。一旦变电站出现状况机会直接影响到电力运行中对居民的正常供电, 致使人们的日常生活遭受打击。社会主义经济的进一步发展中最大的成果既是点的应用, 保障电力的平稳供应和使用, 是社会稳定的重要基础。变电站运行设备发热一直是困扰电力正常供应的主要因素, 电力行业的安全、平稳运行都需要通过改善这种情况来完成。
参考文献
[1]邓云辉, 孙福滨, 涂林林.变电站运行设备发热及监控方法[J].中国高新技术企业, 2012 (08) .
[2]周一山, 黄银伟.对于变电站运行设备发热及监控方法的讨论[J].水利科技与经济, 2013 (01) .
变电站运行设备发热原因及监控方法 第9篇
1 变电站运行设备发热原因
1) 变电站设备运行功率较快, 引发整体或局部的发热情况。由于天气原因或者是变电站局部散热不及时, 导致变电站运行设备局部的功率加快, 电能转变为热能。分子之间的运动速度加快, 摩擦加大, 又因为变电站运行设备多为金属或导体制作而成, 就会出现变电站运行设备整体或者局部发热的情况;2) 接头位置出现问题, 导致变电站设备发热[1]。变电站运行设备大多是在室外环境, 所以变电站各个连接点的接头很容易就因为长时间的暴晒雨淋发生氧化和腐蚀的现象。如果维修检查人员没有及时发现, 及时更换, 任由接头情况进一步恶化, 导致该部位接头电阻变小, 造成变电站设备这一部分的电量加大, 热量上升, 从而引起变电站运行设备发热;3) 变电站运行不正常导致设备发热。电流不稳或者电流方式忽然发生改变, 导致变电站设备内的电流忽然增大, 会直接引起变电站运行设备出现发热情况。
2 如何监控变电站设备发热情况
2.1 定期对变电站设备进行红外测温
目前红外测温有点红外测温和红外成像测温两种方法。红外成像测温方法虽然成本较高, 但对于测温的精准性更高, 也更加方便。点红外测温操作方便, 并且工具便捷, 但对于温度的精准性不够, 很容易受到环境的影响。所以一定要根据自身的环境和具体要求选择相对应的红外测温方法。对于变电站设备的测温一定要制定一个科学的周期测定。常规的变电站设备侧位一般是在变电站设备能够正常使用后进行一年两次的测温。第一次是每年一次的变电站设变年检, 第二次则是该地区用电高峰到来的前期, 如夏天高温天气到来城市也会进入一年中用电的高峰。这两次任何一次发现变电站设备有问题, 在检修好之后都应该重新在测温一次。
在进行测温的时候一定要选择舒适的环境, 不要选择过冷或过热的环境下进行。这样不仅可以保证测温人员的人身安全, 还能够保证测温的准确度和合理度。测温的结果一般是在零度以上, 湿度在80%才算是正常的测温结果[2]。如果是在户外进行测温, 测温人员应避免在有太阳的时候进行测温。如何是在室内进行测温, 测温人员应该关闭照明灯具后在进行测温。如此, 才可以得到一个正确正常的测温数据。对每一次测温工作测温人员都要做好相关的记录。记录内容包括测温温度, 设备当天负荷的电流量。当时的环境情况等。方便以后进行对比, 分析, 及时找出并解决问题症结。
2.2 采用示温蜡片做好发热情况监控
示温蜡片是粘贴在设备连接点可以直接反应设备温度的重要监测工具[3]。要给变电站设备各个连接点粘贴上完整的示温蜡片, 并且将其作为验收设备的重要检查内容之一。如果发现有些地方有, 漏贴或者损坏的示温蜡片一定要及时补上或者更换。
在对设备进行红外测温的时候, 应该将检查示温蜡片作为一项重要的内容执行。一旦法相示温蜡片有融化或者脱落的情况, 必须对设备进行完成的检修, 确保检修正常后重新贴上完整的示温蜡片。在检查示温蜡片时一定要做好相应的安全措施, 保证自己的人身安全。
3 诊断变电站运行设备发热原因的方法
3.1 类比法
(1) 同一电气回路三相电流和三项设备均相同的情况下, 对比三项电流对应设备上的温度上升情况, 来判断设备是否正常; (2) 若三项设备均不正差, 则将同一回路的同一类设备进行比较; (3) 若三相负荷电流不对称是, 应该考虑是否是电流造成了影响; (4) 若型号规格全部相同的电压制热型设备, 可以直接根据温度的上升情况来判断该设备是否正常。
3.2 诊断变电站设备外部设计缺陷
在检测变电站设备温度时, 除了要注意设备内部的电流和和电流回路, 还要注意变电站设备自身材料和设备规格的散热性能是否良好, 各个线路的连接点是否出现氧化或腐蚀等情况[4]。应该将检测各导线线夹及连接处、穿墙的套管、引线接点和支撑的铁板列入重点检测内容, 保证设备硬件的完整和正常使用。在对于一次设备接头, 要侧重检查设备外部的引流接头和配套的接点线夹。
4 结论
分析变电站运行设备发热的原因是保证站运行安全的重要措施之一。对变电站运行设备发热情况的监测, 可以及时发现并解决导致变电站发热的症结所在。保证供电的安全和可靠, 降低因非常原因出现大范围停电的情况。是该区域居民工作生活得以正常进行的基本保证。
参考文献
[1]高运昌, 高运兴, 李雅文.变电站运行设备发热监控诊断方法的分析[J].民营科技, 2013, 19 (09) :12.
[2]张燕, 姚莉.变电设备发热故障分析及对策探讨[J].科技创新与应用, 2014, 4 (17) :150.
[3]刘慧勇.电力变电站运行设备发热原因及预防对策[J].中小企业管理与科技 (中旬刊) , 2014, 20 (23) :316-317.
变电站运行设备 第10篇
1 变电站运行设备发热的危害
电力变电站系统运行中之所以会出现发热的现象是因为系统中的连接点受到了一些自然因素的影响的缘故, 例如设备的电流回路连接点受到了下雨、风吹等的影响, 一般在这种情况下, 设备的连接点就会很容易被破坏。电力变电站系统内部的连接点一旦被腐蚀或者是氧化了之后, 连接点位置的接触电流会变得越来越大, 如果这种情况下系统接着运行, 就需要采取一定的措施来降低系统的电流, 要不然就会因为发热现象而导致更大的危害。通常情况下, 出现发热故障可能造成的危害有以下四点。
(1) 系统内部材料慢慢变差。温度太高的话很容易让绝缘材料的性能变得更低, 让材料的保护效果也变差。
(2) 引起火灾。当系统的温度高于绝缘线可承受的温度时, 绝缘线就会破坏, 进而导致电力站设备发生短路的现象, 再也有可能出现火灾现象。
(3) 系统发热, 温度升高, 则设备的电阻增加, 也就增加了电力站设备的电能损耗, 最终就会彻底破坏系统设备。
(4) 周边一定范围内停电。如果系统出现发热现象而无人发现并及时处理的话, 系统则接着运行, 达到一定温度就会破坏系统, 这时也有可能会导致停电, 对周边居民的生活造成很大的影响。
2 变电站运行设备引起发热的原因
安排检查人员定时对电力站的设备进行检查, 尽量及时发现设备的发热现象, 这是保证电力变电站系统可以有效安全运行的措施之一。设备不发热至过高温度就被发现并及时解决了, 也可以避免设备被破坏、周边范围停电的现象出现。那么, 要解决一个问题, 就必须先了解问题出现的原因, 进而制定相应的防御措施。
2.1 隔离开关
系统中最容易出现发热现象的是隔离开关和导线的连接位置。第一, 隔离开关和导线的连接部位很容易受到风吹日晒等自然因素的影响而最终导致连接部位被氧化, 出现发热的现象;第二, 自然中的风力太强时会导致隔离开关和导线的连接处的螺栓出现松动, 减少了连接处构件的面积, 要会导致发热现象;第三, 两者连接部位处的刀闸的一些零件是裸露在外面的, 这样更容易受到外界自然因素的影响, 就会出现接触不良现象, 如果次数多了或接触不良比较严重就可能导致发热现象的出现;第四, 设备内的导线要是没有安装正确的话就会出现设备发热的现象;第五, 安排的工作人员没有检查彻底或是没有及时解决问题也会导致发热现象的出现。
2.2 导线线夹
导线线夹引起发热现象出现的原因主要有以下几点:首先是导线线夹它所在的位置遭受的环境比较恶劣就很容易被氧化而导致电阻的增加, 从而也就导致了发热现象的出现;其次是导线和线夹不匹配, 接触面积不合理, 导致电阻的增加, 出现发热现象;最后是线夹本身结构设计不合理, 压接工艺不符合基本规定, 使得线夹端口出现损坏。
3 预防变电站运行设备发热的对策与措施
3.1 加强对设备的监控, 控制其运行状态
工作人员要对相关设备进行监控并控制设备的运行状况, 以此来保证设备可以稳定安全地运行, 在实际操作中, 需要安排相应的人数来对设备的各个数据进行实时的监督, 并利用现代化信息技术进行数据的记录和分析, 一旦运行状态出现了故障, 应当有监督人及时的进行手动操作或者立马进行关停。
3.2 应及时发现与处理运行设备的故障
工作人员可以用定义计算的方法准确及时地判断出设备的状况来确保设备的稳定安全运行, 降低事故的发生, 在实际操作中, 需要在设备即将出现问题时, 及时发现设备的故障点, 并安排技术人员进行排查和确定, 在设备故障发生之后, 需要第一时间进行人为的干预, 关停设备后再进行下一步的操作。
3.3 防止运行设备氧化, 优化生产工艺
工作人员可对接头部位进行氧化处理来提高设备的抗氧化能力。安装时要按规定工艺来操作, 优化原先工艺, 还需要选择安装抗氧化的接头设备进行替换和保护。
3.4 提高对运行设备的管理水平, 减少错误操作
只有每一个工作人员的自身管理水平、安全意识提高了才能让变电站严格按照制度运行, 建设失误, 对工作技术人员而言, 要严格按照规章制度和操作手册进行设备的管理和运行, 保证设备每时每刻都在正确的工作方式下工作。
4 结语
目前电力变电站由于设备发热产生的故障很多, 针对这个问题, 工作人员应该好好了解故障原因并及时解决, 努力让变电站的成本降低, 为广大人民提供便利服务。
参考文献
[1]孙爱军.电力变电站运行设备发热问题及对策探析[J].电子制作, 2014 (24) :13.
[2]李余清, 雷永章.试论电力变电站运行设备发热原因及预防对策[J].科技创新导报, 2012 (31) :67.
[3]刘慧勇.电力变电站运行设备发热原因及预防对策[J].中小企业管理与科技:中旬刊, 2014 (2) :316-317.
变电站运行设备 第11篇
关键词：变电站二次设备；故障处理；CT切换；跳闸误动
中图分类号：TM64 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）35-0092-02
电力系统主要由一次设备和二次设备组成，发电机、变压器、输配电线路、开关等设备是支撑系统运行的主体，属于一次设备，随着用电需求的增加，系统运行日益复杂，需用到二次设备对一次设备的工作状态实时进行监控调节，起到保护的作用，如继电保护、测量仪表、自动化装置等都属于二次设备。二次系统的运行状况直接关系着一次系统的安全，进而影响到整个电力系统的正常运行，鉴于其重要性，务必要加强其运行管理，及时解决其中可能出现的故障。
1 二次设备的运行管理
1.1 统一设备的命名
二次设备包括继电保护装置、测量仪表、通信设备等，数量较多，为方便管理，减少出错率，应将各项设备的名称加以规范统一，为操作票的编写提供便利。尤其是某些按阶段进行建设的变电站，在不同阶段，管理人员可能不同，给二次设备命名时也有着不一样的理解，很容易出现名称差异；某些设备原理相同，却类型各异，以至于命名并不统一，这就要求结合设备特点，按照一定的标准或规律对设备名称做统一规定，以提高操作人员的工作效率。
1.2 双重命名
在使用二次设备时，应对操作部件所在屏位名称进行核对，再核对部件名称，若核对完屏位，因某种原因而暂时停止操作，而恰好临近设备也有类似的操作部件，则重新操作时很容易出现跑错屏位的状况，以至于操作失误，引发事故。为避免这些不必要的事故发生，也为操作人员的核对提供方便，应实现设备部件的双重命名，而且需专人命名，当设备有更新时应随之进行适当的修正。
1.3 操作流程指示
二次设备数量较多，意义重大，为保证其作用充分发挥，需严格按照规定的流程进行操作，这就要求工作人员熟悉掌握每一项设备的操作流程及关键点。然而实际运行中，有些设备使用频率比较低，长时间不操作，可能会生疏，为此，可将操作流程及注意事项等内容以卡片的形式粘在设备上。由于信号较多，某些保护动作后可能会将记录遗漏，以至于对汇报工作造成影响，对此，可将信号表示为图片或文字粘在各种装置上，以便值班人员能够及时记录分析。
1.4 继电保护定值管理
因定值错误而酿成重大事故的实例频频发生，所以，必须要明确继电保护定制的重要性以及对电网安全的影响，对定值进行核对，确保其准确性，同时还应防止微机保护定值区设定错误，不同的线路保护定值区表示的含义也不相同，应将其内容明确分开，制成卡片挂在保护屏上，起到警示的作用，为操作人员核对提供方便。另外，还有一些情况，即线路保护由旁路保护代替，且每次都要对其保护定值进行核对，为提高工作效率及准确性，应将旁路定值专门制作成数据单，并确保数据排列和打印出来的定值顺序一致。
1.5 二次设备状态的检测
在长期使用中，设备性能必然会有所下降，加上周围环境的影响，以及人为操作等因素，某些部件可能会老化或损坏，以至于不能正常运行，从而影响到整个系统。因此，应保持每天对其状态进行检查，通常会在设备上挂状况检测卡，由专门的技术人员进行检查，并做好记录工作，将异常状况记录在卡上，一旦发现存在安全隐患，应及时消除。检查工作极为重要，为保证能够执行，可与考核挂钩。
1.6 CT切换部件
在实际操作中，往往需要进行CT切换，由于切换不合标准，或遗漏切换，很容易引发一些事故，这就要求操作人员必须深入了解CT切换部件的操作原理及其重要性，并熟悉掌握正确的切换方法。另外，为减少失误率，可在切换端子上将切换的方向做出明确标注，并指出操作顺序，加以提醒。如果有多余的短接螺丝，以及时清除，以免发生乱放的情况。还有一些不应切换的螺丝空洞，可借助薄塑料片进行封堵。
1.7 危险点预控
针对一些重要设备部件，或较为关键的步骤，在操作、验收中极有可能发生误跳、误动等现象，为保证操作的安全性，必须采取可行的预控措施，将其填入操作票备注中，对值班人员形成警示，进而能够正确操作，减少事故发生率。
1.8 熔丝配置
熔丝在变电站中发挥着重要作用，但由于型号数量繁杂，管理起来很有难度。首先，级差配置若不合理，易引起保护举动，进而造成大面积停电，为避免此类事故发生，应将熔丝的全部型号列表展示，根据图纸的要求对其配置等因素进行仔细核对；其次，长期使用中，熔丝可能会被氧化，使得性能有所降低，承载力减弱，以至于熔断，因此，应及时更换熔丝，通常会按照相关标准进行；此外，应加强对熔丝备品备件的管理，定期对全部熔丝进行检查，将出现的问题作好记录，以便日后分析。
2 二次设备的故障处理
某地一110 kV变电站担任着当地的输变电工作，在2013年10月23日运行时，变压器重瓦斯保护出口发生跳闸误动作，技术人员随即展开测试工作，结果显示其电压为106 V，经检查，是直流回路出现一点接地造成。变电站瓦斯保护采用的控制电缆越长，放电的容量就越大，一旦出现接地，电容两端的电压无法突变，易形成环流，从而导致保护误动作。
对此事故需采取有效的解决办法，从根本上考虑，应降低其阻值，需提高功率，可将保护出口的继电器更换成大功率的，如此一来，即便动作时间会受到一定的影响，也可在直流接地时有效地防止出口误动现象的发生，而且，动作电压值能控制在标准范围之内。该变电站更换了大功率的继电器后，进行相应的模拟试验，实际测得其动作时间为30 ms，实际电压为150 V，从理论上对新继电器两端的电压进行计算，为93 V，小于实测电压，计算分析结果和模拟试验结果相符。除了更换继电器，还应适当调整电缆的长度，尽量降低电容值，从而使继电器两端的电压有所减少。在该变电站中，将电缆电容值减半，Uckj为100 V时，可避免继电器出现误动作。
3 结 语
作为电力系统的重要组成部分，二次设备担负着保护一次设备的重任，与其运行状况密切相关，具有重大意义。为此，必须加强运行管理，确保二次设备始终处于良好的运行状态，一旦出现故障，应及时解决，并做好运行维护管理工作。
参考文献：
[1] 潘秋明，赵艳.变电站二次设备状态检修问题探讨[J].中国新技术新产品，2013，27（3）：144-146.
[2] 黄存强.浅谈电力系统二次设备故障分析中应用GIS的效果分析[J].经济技术协作信息，2010，22（28）：133-135.
[3] 房玉梅.强化变电站二次设备运行维护及管理的探究[J].大科技，2013，28（20）：213-214.
[4] 陈龙.浅谈变电站二次设备状态检修及运行管理[J].华东科技，2013，29（2）：190-191.
智能变电站二次设备的运行分析 第12篇
现阶段我国所建立的智能变电站, 已经淘汰了之前所使用的二次回路保护方法, 而是采取网络覆盖, 利用网络向设备传输相关的信号, 从而保护测控屏, 减少了因为保护二次回路所产生的各种接线, 进而减少了由于二次接线接触不良引发事故的几率, 并且能够减少进行施工和模拟调试的工作量, 与此同时, 由于网络覆盖的智能化检测是全面的严谨的, 这样就能够进行在线监测, 发现隐患可以自主启动报警装置, 这就样能够及时发现故障并进行处理, 简化了二次检修工作, 将智能变电站的智能化发挥到了现阶段所能达到的最佳水准。现阶段我国大部分变电站都经历了综合自动化改造, 二次设备几乎全部采用自动控制装置, 智能变电站中的传感器大多是使用电子式的传感器, 隔离高低压一般都采用光电隔离, 增强了智能变电站二次设备的安全性和稳定性。使用电子式的传感器能够同步监测充油互感器的工作信息, 防止其发生故障, 避免了燃烧甚至爆炸等事故的出现;采用光电隔离来隔离高低压, 能够有效的避免电流互感器和电压互感器的电路出现问题, 增加了使用安全性。
2 智能变电站及其二次设备的主要特点
2.1 智能变电站的主要特点
特点一:一次设备实现了数字化、智能化。现阶段建立的智能变电站已经淘汰了传统的电磁式互感器, 而是开始应用电子式互感器。利用光纤来传递数字化信息, 这样使得信息传递更加的方便快捷, 同时对设备实行智能监控, 随时监控其运行状态, 保证了设备的安全运行。
特点二:二次设备实现了网络化。现阶段我国所建立的智能变电站所使用的二次回路保护方式是网络覆盖, 利用光纤取代了传统的二次电缆, 使得一次设备及二次设备各自, 以及相互之间都实现了信息的传递, 实现了网络化信息的自由传递。
特点三:通信网络实现了标准的统一化。由于网络覆盖面广, 涉及的信息量大, 现今我国所建立的智能变电站所使用的通信网络的标准是统一的, 这样才能保证设备之间的操作不会存在互斥现象。
2.2 智能变电站中二次设备的主要特点
特点一:采用软压板测控屏保护。传统的测控屏保护技术是使用硬压板或者是自动跳闸来进行保护, 现今我国智能变电站二次设备所采取的测控屏保护是采用软压板进行保护。
特点二:断路器没有实现智能化。现今因为技术水平的限制, 我国智能变电站二次设备中的断路器还没有实现智能化, 在其智能化终端, 依然使用传统的出口硬压板来控制分闸和合闸。
特点三:检修压板设置是否在保护测控装置和智能终端上。我国现今的智能变电站二次设备是将检修压板设置于保护测控装置以及智能终端上的, 这样能够运行智能的监控警报设施, 及时进行检修工作, 简化检修工作, 增大其工作效率。
3 智能变电站中二次设备的保护措施
智能变电站中二次设备的保护措施, 可以根据其保护装置的运行状态来研究, 也就是说要对跳闸状态、信号状态以及检修状态来进行调查研究, 通过切换定值区模拟这些状态, 将相关定值由专业人员提前存储好, 在监控后台进行相关状态的调整和信号的复归, 从而实现保护定值的整定, 软压板的投入和退出, 以及定值区的切换, 保证保护装置的正常运行, 保证相关网路通讯处于良好状态。具体的保护措施有以下几种:
1) 操作切换定值区。操作切换定值区能够保障智能变电站中二次设备的保护装置的运行状态是处于正常工作状态的。这项工作是在监控后台进行的, 先将保护网络运行的出口压板退出保护状态, 进行切换定值区操作, 完成切换后, 对定值进行核对, 确保其不存在问题, 再将保护网络运行的出口压板放上。
2) 投入运行之前进行检查工作。要在保护装置投入运行之前进行检查工作, 保证运行前装置的完好性, 使其能够在工作中起到保护作用。可以通过模拟实验进行检测, 在监控后台实施模拟定值实验, 确保定值区的切换是正确的, 从而对保护装置的运行状态进行检查, 对检测结果进行分析, 确保无光字信息以及报文错误的情况产生, 装置不存在故障信号, 保证智能变电站中二次设备的保护措施能够起到相应的作用。
3) 巡视时要注意做好安全防护工作。当保护装置投入运行后, 一定要注意在进行巡视工作时做好安全防护措施, 保证工作人员的人身安全。当保护处于正常状态时, 工作人员会进行定期调阅保护状态, 检测压板定值、检测差流信息等工作, 从而确保装置的正常使用, 确保网络通信的正常运行, 因此, 工作人员在进行巡视工作时一定要杜绝接触到装置的带电部位, 更不能随便操作面板上的键盘, 防止触电漏电事故的产生, 保证工作人员的生命财产安全。
4) 定期进行压板检修工作。为了确保智能变电站中二次设备的保护装置能够正常运转, 就一定要定期进行压板检修工作。在进行压板检修时, 要注意在单独投入压板时, 将装置的网络报文接收发送功能、远方操作软压板功能、定值切换功能等全部关掉, 保证压板检修工作进行时的安全性, 使检测结果更加准确。于此同时, 在调试保护时, 及时投入保护装置以及智能终端的检修压板, 使其能够立即进入试验状态, 并且要注意一次只能投入一个检修压板。如果保护装置出现故障, 使得相关压板的操作失灵, 这时可以将相应的智能终端出口硬压板退出, 采取自动保护模式;如果是测控装置出现故障, 或是失电, 使其接入不到硬接点信息, 故障信息也无法及时送到后台进行处理, 那么就只能开启自动保护模式, 通过网络断链告警信息进行综合判断, 分析出故障原因。确保能够定期进行压板检修工作, 使得所有设备都是在保护状态下运行的, 其中一定要注意, 当出现双重化保护全部失效时, 必须将一次设备停止运行, 直到解决问题, 设备能够正常运行了再开启。
5结论
本文简要介绍了智能变电站及其二次设备的主要作用, 并对其进行了分析, 概述了智能变电站及其二次设备的主要特点, 提出了加强智能变电站中二次设备的保护工作的措施, 希望能够保证智能变电站二次设备的安全运行, 促进我国建设智能变电站的发展进程。
摘要：智能变电站是一种采用先进智能设备, 使其能够支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策互动等高级功能的变电站, 能够智能完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检测等行为。我国在改革开放后, 特别是进入电子时代以来, 建设智能变电站开始越来越具有现实意义, 其中作为防护设备的二次设备则是对建设智能变电站具有重要意义。本文简要介绍了智能变电站及其二次设备的主要作用, 并对其进行了分析, 概述了智能变电站及其二次设备的主要特点, 提出了加强智能变电站中二次设备的保护工作的措施。
关键词：智能,设备,作用,特点,措施
参考文献
[1]王东夏.浅谈智能变电站运行维护的有效方法[J].机电信息, 2014 (9) .
