高压变电站范文
时间：2023-11-21 23:16:16
高压变电站篇1
【关键词】变电站；高压；电气设备；状态
在变电站工作过程中，高压电气设备的安全运行是整个电力系统安全运行的重要保障。传统的高压电气检修没有针对性，检修时需耗费很大的财力与人力，而且检修准确率不高。近几年随着科技的发展，高压电器设备检修的技术也都得到了提高，高压电气设备状态检修技术，以电气设备的实际运行状态为基础，能很好的克服定期检修的盲目性，省时、省力，经济可靠。
1变电站高压电气设备状态检修的优点
电气设备的状态检修指的是电气设备在运行过程中，相关工作人员对其进行有效的观察、分析，根据观察结果分析电气设备在运行过程中可能存在的问题，然后对这些问题有针对性的进行检查、维修，防患与未然，提高运行效率，减少损失。状态检修与传统的定期检修相比具有以下一个优点：
1.1检修具有针对性，明显减少工作量
变电站高压电气设备状态检修，是对设备问题评估之后的检修，也就是说已经基本了解设备在运行过程中可能存在的问题，针对这些问题制定出切实可行的检修方案。这种检修方式，时间、目的、形式都非常清晰明确，不仅大大减少工作量，而且提高检修的效率与检修的成功率。
1.2节约人力、财力
状态检修是对电气设备运行状态的预测和评估，在预测的基础上进行的检修，有效的防止重大事故的发生。没有造成重大事故，就不会有设备的重大维修，减少了维修费用的支出。同时节约了大量的人力，提高电力企业的经济效益。
2 变电站高压电气设备状态检修关键技术
电气设备状态检修电力科技发展的必然结果，这种检修方式不仅仅是简单地维修，它还包括电气设备在运行中的维护、在线监测、与预防性实验、故障记录、设备管理等一系列的工作。
2.1 状态监测
电气设备的状态监测主要是根据设备诊断的目的，建立的一种设备故障模式。它通过有效的措施与相关装置检查检测设备的状态信息，并且根据实际技术情况处理检测信息。
2.1.1选择合理的状态检测特征量
随着网络信息技术的发展与传感技术的进步，电气设备的检测状态量也在不断地扩大。目前，变电站比较常用的状态监测主要体现在：①变压器，设备状态监测中主要对充油变压器以及环氧树脂浇注绝缘变压器等的监测比较常见。监测的特征量一般包括：油中溶解气体的含量、局部放电情况、高压套管的介损等。②氧化锌避雷器，氧化锌避雷器主要监测它的阻性电流和可检测总电流。③高压断路器，它涉及到油断路器以及真空断路器等，目前它所监测的特征量包括：速度、操作机构行程等。
2.1.2 确定状态监测的间隔期
电气设备状态维修主要是通过状态监测的方式检查设备在运行状态下的故障情况，对设备做出故障预测，进而制定合理的检修方案进行危险处理，如果要在在检测的过程中避免预防功能故障的发生，就需要对设备采取间隔期。
2.2故障诊断
电气设备的故障诊断是其状态检修的重点内容，高压电气设备的诊断可以分为动态诊断与静态诊断，其中动态诊断是利用故障诊断、状态监测以及在线查探设备性能与运行状态进行把握的，而静态诊断是静态诊断主要以离线或常规检查来对设备状态进行掌握。两种诊断都是以为检修决策提供正确依据为目的而诊断的，检测设备在运行中的异常的情况，根据设备状态并变化趋势，检查出故障出现的原因。
2.3实施维修
电气设备的状态检修时通过对设备在运行状态下的检查，做出的预测、估计和诊断设备寿命，然后确定需要检修内容和方案。变电站高压电气设备缺陷与故障的发生没有规律可循，随时可能对设备造成损坏，从而引发重大事故的发生，所以要对设备在运行状态下进行检测与评估。当电气设备的状态监测和故障诊断有异常情况发生时，必须进行及时、科学、合理的维修，以便保证整个电力系统的安全运行。
2.4 电气设备状态检修案例剖析
龙川供电局110KV贝岭变电站高压电气设备在运行过程中，检查它的高压断路器，在停送电时，断路器发生机械卡涩是很经常的事情，为此，操作人员往往要反复操作动作方能合上、断开断路器。解决这类问题，我们采用的检修方法是：首先充分掌握设备工作原理及属性，然后依据机构动作原理，针对各机件结合部之间存在的明显缺陷，采取行之有效的方法、有重点的加以解决。实践证明这一做法是行之有效的。材料方面由于GD圈密封垫性能上达不到预期要求，所以自选。我们制做了一块46mm×35mm的尼龙王垫，反复测试液压机构在各种非正常工作状况下的工作情况，各项指标均达到预期工作条件。值得注意的是要保证安装质量，杜绝因为强行安装导致连接口损坏、变形等情况的发生。液压机构运用上述检修手段后，主要缺陷消除，运行可靠率大有提高，据有关部门1年的可靠统计数据，可靠率提高到99%，改进前为92%。
3高压电器状态检修的实施建议
3.1完善管理工作
变电站电气设备状态检修的有效进行，需要依靠合理的设备管理为前提，而设备管理是一个复杂的管理过程。首先必须做好电气设备的基础性记录分析工作，然后根据变电站的具体发展情况，结合当前电力系统管理原理，完善电气设备基础管理工作。
3.2合理优化科学评价
电气设备状态检修的一个重要特点就是对电气设备在运行中的检测与评估，然后依靠技术经济分析进行合理的决策，对设备故障的确定针对性很强。这种检修方式按诊断意见进行检修，避免了定期检修中盲目性检修，不仅减少了过剩维修，节约大量检修费用，而且能防止工作人员不负责任或主观臆断的发生，使电气设备的检修决策更加科学、合理。
4 结语
变电站电气设备状态检修要加强日常状态监控，对设备的变化参数要做到心中有数，及时发现、及时处理，不断提高电气设备检修的技术，提高变电站电力系统的安全性。
参考文献：
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高压变电站篇2
关键词 ：高压配电；变电站；优化规划；
中图分类号：TM642+.1文献标识码： A 文章编号：
引言
目前，世界各国的电力工业正逐步由原来的国家垄断经营向自由竞争的电力市场机制转变。同样在我国，随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，对配电网的供电能力、供电质量和供电可靠性的要求也越来越高，那么现有的城乡电网己经不能适应经济发展的要求。在过去我国对电力的发电和输电环节的投入较大，而对于配电系统的建设则相对滞后，致使城市电网的设备比较陈旧，网架结构薄弱，网络供电能力不足，供电质量差，供电可靠性低，运行和维护费用高等等这些特点。在现在竞争激烈的电力市场环境下，电力公司面临着许多新的挑战，其中一个重要问题就是如何在提高供电质量和可靠性的同时，尽可能地降低运行、维护和建设电网的费用。因此，如何进行配电网规划以及在规划中协调好可靠性和经济性已经成为迫切需要解决的问题。
一、配电变电站规划研究的意义
长期以来，城市中压配电网网架结构薄弱，主次网架不清晰，网络连接复杂，造成了用户电压不稳定，网络损耗过大，事故发生频繁等等问题。我国的配电网规划与设计，主要是由规划人员的经验和对一些电网的局部计算的来进行，在有限的条件下解决线路过载，负荷增加，电压质量底等出现的一系列的新的问题。那么对于规模日益扩大的配电网，这种规划与设计的方法越来越不能够满足配电网的合理建设和经济运行。由此看来，全面的规划优化配电网架结构，一方面能够降低网络损耗，另一方面能够有效的降低投资和维护的费用。
二、配电变电站规划的核心内容 2.1现状分析
调研、收集电力规划基础资料，是编制城市电力规划的基础工作。应有针对性的调研收集有关的基础资料。
调研城市各类建筑单位建筑面积负荷指标（归算至10KV电源侧处）的现状资料或地方现行采用的标准和经验数据；掌握规划范围内的人口、土地面积、各类建筑用地面积，容积率（或建筑面积）及大型工业企业或公共建筑群的用地面积，容积率（或建筑面积）现状及规划资料；工业企业生产规模、主要产品产量、产值等现状及规划资料；规划区道路网、各类设施分布的现状及规划资料；城市电源、电网资料，包括：地区电力系统地理接线图、城市供电电源种类、装机容量及发电厂位置，城网供电电压等级、电网结构、各级电压变电所容量、数量、位置及用地。 分析现状存在问题，如高压线路布局不合理，破坏市区完整，跨越建筑物，存在安全隐患；变电所规模、分布与市区发展不相适应，应进一步调整、增加容量，均衡布置等。2.2划分功能小区 对配网进行规划时，首先要充分了解到该地区的用电性质，即用电功能区的分布情况，然后根据用电分布情况将规划地区划分为若干个功能小区，一般分为： （1）功能块。集中使用功能相同的，一般不穿越道路、面积不很大的小块为功能块，可以根据城市控制性详细规划的安排进行划分。 （2）地块。四周以道路为界，使用功能基本接近，面积较大些，根据地理条件来定。 （3）小区。几个地块性质基本接近，在地理位置及各种管理上连在一起的区域，面积稍大。 （4）地区。面积较大，在地理位置上，行政管理上相对独立的一个区域，如各种城镇、开发区、自然形成的农村等。 2.3负荷预测 作为规划的基础工作，负荷预测是进行配网规划的基础。进行配网规划时，要确定一个具体的负荷分布或负荷点位置，否则相关的变电站和线路是无法进行布局的，因此功能小区的划分是基础中的核心，必须有一个长期稳定的负荷预测数据，如用电水平的变化，用电参数的调整过程等，这些资料的积累是一个长期的过程，必要时可与其他规划结合进行。 2.4供电区域的划分 供电区域需要根据功能小区进行划分，划分时需要根据已有配电线路的分布和运行情况，保证满足已有变电站的供电范围完全覆盖到其配电线路所供电的地区，并满足所有已有变电站的供电区域不重叠，确定供电区域的负荷中心。在此基础上若新建变电站，则需根据已划分好的供电区域和新建的10kV配电线路情况，重新对供电区域进行划分。 2.5规划主干线路 完成新建变电站的规划后，就应该配置配电线路。若是长期的规划，则应按照变电站容量来配置全部的主干线路，接线方式和配电站、配电变压器的布点等详细的规划需要比较确定的方案后才能进行，且要配合道路的规划情况，因地制宜地进行配置，同时还必须保证各个用户的用电要求。
三、电力专项规划构想
3.1规划背景和意义
3.1.1适应城市发展，满足供电需要
为了适应城市城市空间发展建设的要求，实现区域电力工程设施共建共享，提升城市电力发展水平，促进城市经济社会的和谐与可持续发展，特需制定城市电力专项规划。
3.1.2与城市规划紧密结合，合理利用土地资源
目前，我国正在建立节约型社会。在我国这样一个人口大国，对土地资源的合理利用更是国家发展计划的重中之重，对于电力设施的占地选择是十分关键的。应结合地块的用地性质、未来的发展，以及电力设施的规模，合理规划设施的位置，并能满足服务地区的建设和发展。
对于规划建设中城市，电力设施的建设也要与城市的特点相匹配。坚持科学发展观，依据城市发展目标和电力基础设施适度超前的原则，合理布局，构建结构完善，安全可靠，运行灵活，节能环保，经济高效的城市电网系统，为城市发展提供充裕、安全的电力供应保障，更好地服务社会经济发展。因此，电力专项规划要紧密与城市规划建设相结合。
3.1.3满足城市快速发展，提高城市竞争力的需求
解决城市发展与电力基础设施建设之间的矛盾意义重大，合理的处理好两方面的关系将进一步促进城市的快速发展，提高城市的竞争力。以城市规划对区域定位为依据，进行电力基础设施合理规划，使之能够适应城市快速发展的需求，支持各大项目的顺利展开。
3.2 规划原则
3.2.1坚持近远结合，兼顾近期建设
电力设施的建设应结合城市规划，以近期需要建设的设施为主，对于中远期的设施采取预留的方式控制其用地。在规划编制过程中，近期急于建设的项目应选在施工难度较小的地点，便于缩短施工工期。对于中远期建设的设施，近期只是控制用地，并且用地可在适当范围内进行调整。
3.2.2结合城市总体规划，符合技术要求
电力专项规划应结合城市总体规划，按照总体规划合理布局。对于电力设施采用的规模应结合城市规划并符合相关技术要求，对于变电所的布置形式的选择应结合该地区的发展规划，在中心区采用环境友好型、资源节约型设计方案。
3.2.3合理预留电力设施和廊道
对于电力设施的选择应充分考虑其用地规模，对于变电所的进出线，需要结合道路路网预留线位以及统一的廊道。特别是出线，如果出线没有线位就会造成资源的浪费，不能完全发挥变电所的功能。
3.3规划方针与目标
以某市总体规划目标为例，某市总体规划要求重点项目及城乡一体化深入推进，城市发展对电力建设等工业配套设施的需求将急剧增加，现阶段的基础设施网络将不能满足其未来发展需求。电力专项规划依循以下方针及目标：
3.3.1依据城市国民经济社会发展规划和城市总体规划的指导方针；
3.3.2坚持可持续发展和环境友好；
3.3.3与城市其它市政工程设施相协调；
3.3.4坚持电力适度超前，符合电力行业自身发展要求；
3.3.5适应国民经济发展和用电增长需求；
3.3.6远近结合，以近为主，要具可操作性和便于管理。
四、负荷预测 4.1影响负荷改变的因素 （1）作息时间。通常情况下在白天正常工作的时间内负荷是较高的，而晚上负荷将达到最大值，深夜负荷达到最小值，中午休息的时候负荷也会降低。 （2）生产过程。连续工作的生产型电力负荷是非常稳定的，加工业负荷由于存在三班制的情况，其负荷也比较稳定。由于一班制加工业的负荷是集中在白天的，夜间的负荷会非常低，负荷很不均匀。 （3）季节。负荷也带有季节性的明显的差异，一般冬夏两季由于气温的因素，负荷是比较大的，而春秋两季的负荷相对比较小。季节性的负荷给用电设备的检修带来了一定的困难，需综合考虑季节性的因素，绘制季节变化对负荷影响的曲线，减少负荷变动性的影响。 4.2负荷预测的目的 负荷预测需要有明确的目的，准确的负荷预测需紧密联系电力系统的需要，制定严格的预测计划。通常配网规划中的负荷预测要求以年为单位，预测今后5-10年的负荷变化情况及远景年的饱和负荷情况，为新建变电站的布点和线路的构建奠定基础。 五、配电变电站接线模式的选择 接线模式选择是配电规划的一个重要方面，它不仅关系到配网规划的经济性，也涉及到供电的可靠性，和对未来配网改造的便利性。通常应根据负荷的性质和等级选择相应的配电线路的接线模式，对于负荷等级高的用户，应选择双电源供电或者两路线路供电，以保证一路电源出现故障的情况下仍能保证其安全可靠供电。在必要的情况下，可对配网选择的接线模式进行定量的可靠性分析计算，量化优化配网结构，以达到安全性和经济性并行的目的。选择配电网的接线模式一般需要考虑如下一些因素： （1）可靠性。安全可靠供电、保证用户的正常供电是配电的首要任务，接线模式的选择应保证供电的可靠性。 （2）经济性。在具有相同可靠性的条件下应考虑其经济性，保证配网线路建设的费用最低，合理提高线路的使用率。 （3）灵活性。配网建设中存在着非常多的不确定性因素，如负荷的重大改变和配电设备建设时序的改变，配网接线模式应能适应这些变化，便于改造。 （4）延续性。配网的接线模式选择还应保证配电建设的连续性：在原有线路的地区，新建的配电线路应尽可能地结合原有的线路优化电网结构，在新建线路的地区，应尽可能地采用简单的接线模式，以便于配网的扩建和改建。 六、配电变电站接线应注意的问题 要根据用户供电可靠性的要求，选择接线的方法。根据用户供电可靠性的要求，一般将用电负荷分为一、二、三级：一级负荷为中断供电将造成人身的伤亡，中断供电将在政治、经济上造成重大损失和很大影响者，如重大设备损坏、重大产品报废、用重要原料生产的产品大量报废、国民经济中重点企业的连续生产过程被打乱，并需长时间才能恢复。二级负荷是指中断供电将影响用电单位的正常工作者，如交通枢纽、通信枢纽等用电单位中的重要电力负荷。三级负荷为不属于一级负荷和二级负荷的其他供电可靠性要求不高的负荷。 一级负荷应由两个独立电源供电，当一个电源发生故障时，能自动切换至另一个电源，且不能同时受到损坏。二级负荷对供电电源的要求是由两个电源供电，应做到当发生电力变压器故障或电力线路发生故障时不致中断供电。三级负荷对供电电源的要求不高，通常采用放射式线路供电。选择配电线路时应注意其所带负荷的等级后再进行规划。
结束语
为了制定一个经济、合理、可靠的电力系统专项规划，必须首先调查各种性质的用地情况和预测电力负荷增长水平。 未来的预测不确定性强。这就要求规划方案具有前瞻性，要留有足够的发展空间和适应变化余地，符合适度超前的原则。有利于可持续发展，有利于营造一个良好的投资环境。电力规划具有统一性，要求在规划过程中保持规划原则、规划方法的统一。规划中将规划区及周边地区电力网络作为一个整体进行考虑，各级网络结构相互协调、相互配合，形成层次分明、配置得当的电网结构，保证安全、可靠、经济供电。
参考文献
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高压变电站篇3
关键词:超高压变电站;状态检测;一次电气设备
中图分类号:TM862文献标识码:A
文章编号:1009-2374 (2010)30-0083-03
随着电网的快速发展,在传统的输变电设备检修模式下,需要更多的人力、物力和财力。适应国家电网精益化管理要求,稳步推进设备的状态检修工作,不断提高设备的可靠性,有效降低生产运营成本,是电网公司面临的重大课题。
1超高压变电站一次电气设备的配置与特点
敞开式超高压变电站一般配置主变压器、断路器、隔离开关、电流互感器、电容式电压互感器、避雷器、母线等一次设备。GIS超高压变电站一般配置主变压器、GIS或HGIS组合电器、电容式电压互感器、避雷器等一次设备。
通常,超高压变电站配置的一次设备在内绝缘设计上主要有两种。一种是油纸(膜)组合绝缘,如主变压器、高压电抗器等,另一种是SF6气体绝缘,如SR断路器、GIS或HGIS组合电器。但影响设备寿命的因素则涵盖了电气、机械和热性能多方面的因素,其次还应考虑设备外部因素如系统过电压等的影响。因此,需要结合不同的一次电气设备的配置,选择可靠的、全面的、成熟的检测解决方案。
2超高压变电站状态检测方案的设计原则
2.1超高压变电站实施状态检测的技术经济分析
一般建议从两方面来综合考虑:一是对被检测设备的重要性分析,二是对检测系统的成本效益分析。对于重要的超高压变电站,一旦故障将引起大面积的停电,或对电网的安全稳定运行构成威胁,其故障带来的损失甚至大大超过故障设备本身的损失,因此宜考虑状态检测的策略;并且检测系统的投入收益还应考虑主设备的故障成本并包括电网的停电损失等,而不仅仅考虑主设备的购置费用。
在对单台设备进行在线监测,还是对整个变电站进行综合的在线监测的策略选择上,从考虑提高供电可靠性的角度出发,一般认为对整个超高压变电站进行综合在线监测是一种趋势。但在电网中不同地位的变电站停电带来的损失差别巨大,此时应结合故障风险进行分析,对处于一般地位的变电站,可选择变电站内重要地位的设备进行在线监测。也就是说一切应因地制宜,在选择时要认真分析可能带来的效益以及投入一产出比。
2.2超高压变电站状态检测系统的框架设想
依据目前电气设备检测技术发展的现状,建议超高压变电站的状态检测策略以下述三类检测技术为主,互相补充,并以其获取的设备状态信息为基础,通过兼容性好的通信网络、集成平台以及先进的诊断平台组成一个完整的状态检测系统。
(1)采用适合本电网运行经验的离线试验技术,定期或在必要时在设备停役的前提下,获取设备的状态信息。
(2)采用带电巡检的检测技术,需要人参与的定期或不定期获取设备的状态信息。
(3)采用连续的在线监测技术,自动地实时地获取设备的状态信息,相对前二种技术,本种技术实现了对设备的“全真”检测,但相对也是工作环境最恶劣的检测技术。因此,一方面,在技术层面上,通过构建超高压变电站的状态检测系统,比较全面掌握超高压主设备状态和性能,并最终体现为对关键的主设备电气绝缘性能的把握,形成设备状态检测的技术体系;另一方面,在管理层面上,组建状态检测装置和数据管理的前端平台,由状态检测专责工程师负责,后端则由设备和试验等相关专家组成状态诊断的专家体系。这样,通过控制数据的获取和分析两个关键环节掌握设备的状态,为设备管理者作出正确的维修决策提供依据。
2.3超高压变电站状态检测手段选用的基本原则
离线试验技术在我国的应用已积累了丰富的经验,一般在设备停电时进行。其优点是项目齐全,判据比较明确,有相关的标准和规程作为依据,便于实施。主要缺点是停电试验的实施会影响设备的可用率指标,也难以反映设备带电运行的真实状况,很多项目是“侵入性”的。因此,离线试验技术一般在必要时,规程要求时或需要对设备的状况进行比较全面诊断时进行。不同地区经验不同,与设备的运行水平和维护经验密切相关。
带电巡检技术包括三类技术,第一类是预先在被监测主设备设计取样口,然后定期通过对介质取样分析,如油色谱分析;第二类是在被监测主设备上安置传感器,可以预先埋入,或检测时临时安放在设备表面,如局放检测电极或传感器等;第三类是“非侵入性”检测技术,如红外测温、紫外测电晕、激光成像检漏等技术。
在线监测技术的发展代表了设备检测技术的方向,正处于发展成熟的时期。因此,选用的在线监测设备总体原则是必须是成熟、有效和可靠的产品。一般原则如下:
(1)可连续监测、记录被监测设备的有效的状态参数,可及时有效地跟踪电气设备的状态变化,对潜伏性故障进行预警,有利于预防事故的发生。
(2)监测系统的接入原则上不能改变被监测主设备的关键结构设计和联接方式,不影响主设备的安全和可靠运行。
(3)监测系统能够长期稳定、可靠地工作。尤其是安装在户外的监测单元和通信线路,可以适应恶劣的气候条件和电磁环境,不影响监测装置的正确使用。
3超高压变电站状态检测方案的具体设计
3.1状态参数的选用
离线试验项目的要求根据当地电网相关的预防性试验规程确定,并且通过实施状态检修方式后不断进行反馈优化。以下侧重于带电检测和在线监测的状态参数的配置,主要是基于对被监测主设备绝缘、热和机械性能三个方面实施状态检测的需要,以及目前在国内外相应检测技术的成熟程度而确定。
3.2状态检测系统的结构和组成
3.2.1总体结构超高压变电站状态检测系统包括离线试验子系统、带电巡检子系统和在线监测子系统。在结构上分三层:状态数据采集层、变电站状态分析工作站和远方诊断中心。
离线试验子系统的数据采集通过掌中电脑或笔记本电脑等移动终端实现,在试验人员完成试验后,可在移动终端采用专用的软件录入试验报告,然后合适的通信方式,传送到变电站主控室的状态分析工作站。
带电巡检子系统的数据采集通过巡检设备专用的移动终端实现,然后采用合适的通信方式,传送到变电站主控室的状态分析工作站。对于大容量的图象数据,由状态检测专责工程师及时录入状态检测工作站。
在线监测子系统建议采用总线式的分层分布式结构,这种结构有良好的抗干扰性、可扩展性和整体性能。主要由监测单元、通信控制单元、主站单元(变电站状态分析工作站子单元)组成,实现在线监测数据的采集、预处理、通信、后处理及存储管理功能。通信控制单元实现监测单元和主站单元之间采用成熟的现场通信总线连接,适应数据量比较大的状态检测数据的抗干扰传送。
变电站状态分析工作站和远方诊断中心通过网络相连。状态检测系统还应建立与设备检修管理系统和SCADA系统的接口,可以获取设备的台帐、运行和检修等相关信息,共享成为状态检测系统诊断的基础数据。
超高压状态检测系统的总体结构如图1所示。
3.2.2状态数据采集层如图1所示,状态数据采集层包括离线试验移动终端,带电巡检终端(红外等)和在线监测终端(变压器、高压电抗器在线监测等)。其功能是及时准确地采集设备相关的状态数据。
对于前两者,由运行和检修人员在停电试验和设备巡检时临时带到现场进行使用。通过专用的移动数字平台以及无线通信接口,实现离线试验和带电巡检数据传送到状态分析工作站。对于离线试验数据,设计综合的试验报告录入平台,采用掌上电脑或笔记本电脑实现。对于带电巡检数据,针对不同的巡检项目如红外、局放等设计专用的移动平台,采用掌上电脑或其他移动数字终端实现。
在线监测终端主要实现被监测参数的采集、信号调理、模数转换和数据的预处理功能,被安装在被监测主设备本体上或附近。监测单元在现场使用的精度及稳定性是保证整个监测系统有效性的关键环节。监测单元应对采集的信号与本单元电路实施有效的隔离和绝缘,防止监测单元绝缘故障影响到数据采集和控制单元。其电源也应采用合适的隔离措施,如采用隔离变压器。
3.2.3变电站状态分析工作站变电站状态分析工作站建立在变电站层,其功能是将各种检测终端向状态检测上位机和数据库提交的设备状态参数数据进行整理和分类,结合SCADA提供的实时数据和变电站设备运行检修工作站提供的设备台帐、运行和检修历史数据,以变电站层的一般知识库为基础,对被监测主设备的异常状况进行初步的判断,由此提出设备状态的预警,并可提出加强带电巡检如缩短周期,增加项目的建议供状态检测专责工程师参考。但对于会影响被监测主设备可靠性和可用率的检修决策设置在电网公司一级。本层可实现数据处理、计算、分析、存储、打印和显示多种功能。
3.2.4远方诊断中心远方诊断中心由设备诊断工作站、专家知识库、专家会诊终端、设备检修辅助决策系统和领导决策终端组成,提出变电站状态分析工作站上传的对异常设备进行诊断和检修决策请求的解决方案。
设备诊断工作站包含设备诊断模型与专家系统,其目的是以设备为对象,分别构建不同设备的诊断模型;专家会诊终端是对设备的智能诊断的结果由电力设备和试验等专家在网上进行会诊;设备检修辅助决策系统根据前两个系统得出的结论提出检修建议,领导决策终端是领导介入后对上述检修建议决定是否采纳。设备诊断工作站的故障诊断为专家级的智能诊断,算法主要有两种:
(1)综合静态和动态数据进行设备的故障诊断。在诊断中运用纵比(历史变化率比较)、横比(三相比较、同类设备比较)、多信息量融合法、援例分析等方法。对不同监测量,宜采用不同的诊断算法,如在变压器油中溶解气体故障诊断中,可综合运用小波、模糊数学、故障模式聚类、人工神经网络等工具;对容性设备在线监测数据,可以用趋势分析手段。另外,系统还对大量的检测数据,采用各种算法,排除环境、检测装置本身误差等各方面因素的影响,提取出有效信息。
(2)利用知识库中的知识和模式识别等人工智能方法,找出故障的类型和发生的部位以及故障的严重程度。完成故障诊断后,系统对设备的状态进行全面的分析,并对设备今后一段时间的状态进行预测,防范事故于未然,还可对设备的使用寿命进行评估。
基于成熟的经验,设备诊断工作站主要针对各种设备建立有效的诊断模型,如针对变压器建立绕组温度和绝缘老化模型,冷却系统控制模型,有载分接开关温度模型,微水和气泡模型,用于判断设备绝缘的老化和劣化状况。
3.3通信方式和协议
通信主要实现状态检测数据的传输。对于在线监测数据,传输介质一般为同轴电缆、屏蔽双绞线和光纤。光纤传输不受电磁干扰的影响,同时可实现有效的电气隔离,因此是较优的传输介质。这些传输介质均可敷设在变电站电缆沟中。对于移动检测数据,采用不受工作场所限制的无线通信方式。
通信方式的核心部分是通信协议,对于状态检测系统,宜采用满足监测数据传输所需要的、标准的、可靠的、兼容性好的、适用于工业现场的通信协议,便于在变电站内形成统一的监测数据的管理平台。这样在选用不同状态检测参数、不同状态检测厂家的监测终端时,仍可保持状态检测系统运行的连续性。另外,适应于状态检测数据量相对比较大,以及传输的实时要求,对通信速率也有较高的要求。对于离线试验子系统和带电巡检子系统,可采用无线数据传输方式,同时注意传送频段的抗扰性和传送数据的安全性设计。
4结语
高压变电站篇4
关键词：变电站；高压设备；检修水平
引言
随着社会经济的快速发展，对电力系统的稳定经济运行提出了越来越高的要求，传统的计划停电检修已不能满足电力发展的要求，即用最低的成本，建设具有足够可靠水平的输送电能的电力网络。电气设备的状态检修势在必行。各种微电子技术、通信测控技术的发展为电气设备的状态检修提供了必要的条件。本文主要就超高压变电站设备的状态检修结合实际工作进行一些探讨。
1、超高压变电站设备状态检修现状
变电站是电力网的重要组成部分，它担负着电力网中汇集电源、升降电压、分配电能的作用。变电站停电将会导致系统的瓦解，造成大面积停电。状态检修是最近几十年来发展起来的一种新的检修模式，美国工业界认为：状态检修是试图代替固定检修时间周期，根据设备状态确定的一种检修方式。而在国内则认为：状态检修是利用状态监视和诊断技术获取的设备状态和故障信息，判断设备异常，预测故障发展趋势，在故障发生前，根据设备状态决定对其检修。综合来看，状态检修是一种先进的设备运行管理方式，它不但包含了对某一设备的状态监测，故障诊断，检修决策等基础的技术，还包含了整个电力企业如何适应技术的发展，改变现行管理体制等内容，是一项复杂的系统工程，是现代传感器技术、计算机技术、人工智能技术及先进的生产管理技术的综合应用。
2、超高压变电站设备状态检修技术
2.1 一次设备状态检修技术
电气设备状态检修的工作内容由在线监测、故障诊断、实施维修这一系列过程构成，使用状态检修取代目前设备的定期维修，是积极研究和发展在线监测系统的最终目的。一次设备的状态检测主要由断路器监测、GIS监测、变压器监测、容性设备监测等构成。根据状态可视化的要求，需对一次设备的压力、温度、绝缘、密度、机械等数据进行全面采集，为实现设备寿命周期的综合优化提供基础数据。由于有效的在线监测可对设备的技术状况和健康状况有一个全面的掌握，可降低设备故障和突发性事故的发生率，从而提高一次设备的利用率。
2.2 二次设备状态检修技术
超高压变电站二次设备主要由监控、继电保护装置、远动装置等构成。二次设备在运行过程中发生故障会对一次设备的安全运行造成威胁，一次设备状态检修的推广和应用使停电的时间变短，因此，变电站设备的健康运行特别需要二次设备的状态检修，二次设备状态检修的基础同样是状态监测。二次设备状态监测主要以直流控制及信号系统、交流测量采样系统、微机继电保护装置自检等为监测对象。其中，直流控制及信号系统包括分合闸回路指示和直流操作回路正常；交流测量采样系统压变、流变二次回路的显示准确；微机继电保护装置自检即为设备运行的状况，其各模块都具有自诊断功能。
2.3 变电设备的状态监测
超高压变电设备的状态监测主要包括在线和离线监测、定期解体点检三个方面。其中，在线监测是通过监测设备在线显示变电企业信息管理系统、数据采集系统等重要设备的状态参数和使用情况，以达到对设备运行状态的充分了解以及对变电设备运行的参数随时进行提取。离线监测通过油液分析仪、振动监测仪等设备对电力设备进行监控。定期解体点检是指按照一定的标准对解体中的设备进行监测，以了解设备的变化情况。
3、超高压变电站设备几个方面的问题
要想确保的超高压变电站设备运行的正常有效，我们就要注意设备方面的几点问题，主要是做好它的信息系统以及决策体系的工作和确保它的初始模式正常，以及确保超高压变电站设备运行的有效性。
3.1 信息系统以及决策体系
鉴于相关方面的规定要求，我们发现工作中绝对不可能仅仅的依靠人工的方式来处理所有的信息，同时也不可能所有的决策都由人工来处理。因为如果全部的使用人力的方式，不仅仅效率存在问题，而且也不能很好的保证工作的质量问题，因此这就要求我们必须要针对常见的现象进行一些自动化应对模式。信息的管理以及决策是一种半自动模式的系统。采用这个系统有很大的好处。比如可以提高我们的工作效率，同时还能确保工作的质量得到有效的保证。这主要是因为，系统能够按照合理的方法处理问题，因此采用这种系统不仅仅可以节约开支成本，而且效率得到大大的提升。
3.2 变电站的初始状态
我们之所以通过各种工作来不断的了解以及熟悉他的初始模式，主要是为了我们能够更加合理的掌握他的性能特点，超高压变电站项目初始阶段所规划的参数，所预计的运行状态在初始运行的时候是否都达到了。一旦发现没有很好地达到要求，我们就应该积极地查找原因，看看是机器的原因还是环境等的原因，亦或是其他的各类问题。假如是内部问题，或者是质量的问题，此时我们就需要认真地调整项目，假如是外部环境的因素，我们就要认真的考虑这些因素会不会给我们的后续工作带来严重的影响，并依据我们的分析做出合理的决策，以便更好地开展工作。
3.3 变电站正式工作后
当变电站正式工作后，我们要定期的进行相关的各项检查，要及时的各种偏差现象，而且要认真的做好各项相关的记录工作。然后结合实际情况，运用既有的模型进行变电站实际运行状态的测评，并且及时的将测评结果与实际状态进行对比，求出偏差，对于偏差运用记录、修改、矫正的方式反复的进行实践，我们要尽力的将偏差控制好，在此种情形之下，筛选侧最稳定、适应性最好的模型作为运行状态的测评方法。
4、超高压变电设备状态检修的技术应用和发展趋势
4.1 超高压变电设备状态检修的技术应用
国内变电站设备状态检修在十几年来的研究和应用中有以下方面的进步：①在智能诊断方面，由于模糊数学对被分析信号进行非精确描述，已经广泛应用于实用故障诊断系统中；具有非线性、高度并行性、联想记忆等特点的神经网络方法在近年来开始在诊断系统中实际应用，并收到很好的效果；各种如快速BP算法、遗传算法的快速神经网络算法已经进入广泛研究的课程。②在硬件技术方面，采用嵌入式CPU及DSP技术、TCPflP等协议并实现网络化。③在信号分析和处理方面，采用各种先进的分析手段对故障原因进行分析，以获取信号，并从中分辨出设备的故障信息。分析维数、全息谱、小波分析等先进的分析手段己被广泛应用于实际系统中。④在数据库方面，数据库用于保存和管理各种特征数据、网上数据、动态历史数据，其中，历史数据库主要包括特征参数、异常动态数据、报警动态数据、人工采集数据、开关量数据、工艺量数据以及其他测量数据等。
4.2 超高压变电站的在线监测和维修
状态监测是指通过各种测量、检测和分析方法，结合系统运行的历史和现状，对设备的运行状态进行评估，以便了解和掌握设备的运行状况，并且对设备状态进行显示和记录，对异常情况进行处理，并为设备的故障分析诊断、性能评估提供基础数据。检修是属于维护性的工作，是人工的对自动化运行设备的补充和完备所以，检修在变电站运行和维修的过程中具有重要的意义，检修必须是定时的对个关键因素进行排查的过程，这样才便于及时的发现问题。另外，检修的过程必须是建立在对已经运用的系统的补充的概念上的，用以完备整体意义上的控制。
4.3 超高压变电设备状态检修的发展趋势
目前，超高压变电设备状态检修技术在电力系统中己得到广泛的认可和重视，在市场经济和社会的不断发展下，电力企业激烈的竞争和用户对电力质量的高要求都会促进状态检测技术的研究和应用。超高压变电站状态检测技术的发展趋势主要体现在：在线监测系统的多功能、多状态会进一步发展。更加有效的检测方法和检测项目等基础研究会进一步提高和加强，从而对检测到的数据做出更加精确的判断。随着电力设备状态监测的数据量不断增大，常规数据处理方法已经无法满足其要求，智能状态监测系统尤其是知识系统、神经网络系统很有必要进行进一步研究，并得到广泛的实际应用。发展网络化跟踪、对设备进行远程诊断，可以充分地实现数据共享，提高故障诊断的精确性。
5、结语
高压变电站篇5
关键词 特高压变电站；通信屏柜；设计；布局
中图分类号TM4 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）37-0222-02
1 关于信号设备的分层分区
对整个特高压变电站通信系统来说，安全自动化四最为关键的部分，也就是要确保线路继电保护信号的有效传输，按照重要程度，1 000kV和500kV是线路保护信号传输的重点。如果依据特高压变电站500kV线路12回、1 000 kV线路8回的设计，在16路1 000kV线路信号传输业务，在远动通信室一般是配置4套1 000kV光传输设备以及16套1 000 kV线路远方接口设备。按照类似的道理，在相应的远动通信室也要与之相适应地配备4套500kV光传输设备以及24套500 kV线路远方接口设备。借鉴光传输网，在骨干层仅执行同层光交叉以及向下光接入功能；在汇聚层仅执行向上光接入以及向下电接入功能；在接入层仅仅执行向上电接入以及其他功能的经验。以此把特高压变电站所承载的主要信号分层分区配置。
2 通信屏柜布置
在完成通信号设备分层分区配置之后，要充分考虑特高压变电站中最关键和最重要的线路保护信号传输业务，可以把线路保护专用光端机以及线路保护接口设备一起设置在1 000 kV或500 kV的保护室。
一是配置线路保护专用的汇聚层155/622M光端机后，在光传输设备屏内还应配置2个8系统数配，2个DC/DC（-220V/-48V）电源变换器以及1个光配；二是A-1-1光端机和B-1-1光端机之间互为冷备用、A-2-1光端机和B-2-1光端机之间同样影视互为冷备用的。如只分配给1个AUG时隙，那么TUG3（1）所以分配的8个时隙可以并下8个2M支路到数配的下端口，4套接口设备的2M线接到数配背面上端口也成为奇数端口。TUG3（2）分配的8个时隙可以并下8个2M支路到另一个数配的下端口作为冷备用。在B-1-1光传输设备屏和A-1-1光传输设备屏用2 M跳线，一旦A-1-1光端机出现故障，可以打开A-1-1光传输设备屏的数配三通，将2 M跳线跳接在上端口，同时打开冷备用设备的数配面板三通，把2 M跳接在数配下端口，只要2个变电站进行同时操作就可以实现。
3 电源以及通信监控设备配置
因为线路保护专用光端机以及线路保护接口设备都完成了前置工作，被前置在1 000kV或500kV的保护室，所以应在每个线路保护专用光端机屏中配置DC/DC电源变换器，并提供光端机的保护接口设备使用。在远动通信室可以配置3套高频开关电源系统。信息网络交换机以及众多网管设备的电源可从远动专业的逆变电源馈电屏提取，在通信屏队列里配置交流配电屏，用来给信息网络交换机以及网管设备提供电源。对通信电源信息可以采用软采集方式，用通过软件完成协议转换。
4 设计中考虑的几个问题
4.1端子排设计
典型的屏柜设计中端子排编号应按照单元分段集中的原则进行，按自上而下的原则对交流电流（电压）回路、操作正电源、信号输出回路以及高频通道进行排序。屏柜中装置间的联系都应通过端子排的转接来实现，避免各装置间的相互干扰，并使端子排设计更加紧凑和简洁。
4.2关于跳闸回路双重化
为了深入贯彻国家电网公司关于防止生产重大事故的要求,屏柜设计可采取带有双跳闸线圈的分相操作箱，同时在其每组跳闸回路中设置一组直流电源开关。针对双重化配置的线路保护，可以将每套保护只引出一付跳闸接点到跳闸线圈，而不是每套保护都引出两付跳闸接点，这种方法不仅可以保护跳闸回路双重化，有能够避免交叉重叠而使回路过于复杂。
4.3光纤保护旁路的切换
在旁路断路器代线路运行的情况下，和高频保护切换方式一直，只是需要把光纤接口装置切换到旁路，就能够构成旁路光纤允许式距离保护。该方式对各种情况有着广泛的适应性。
4.4远方复归收发信机
在过去应用LFP系列保护中，复归收发信机仅能由运行人员通过屏上复归按钮实现。因为每天都需要测试高频通道是否完好，造成现场运行人员手动复归收发信机的工作量相对较大。因此保护需要增加了远方复归收发信机接点。在优化设计中，可将接点和柜上手动复归收发信机按钮并接，复归收发信机能够由运行人员通过工作台经保护装置实现。
4.5旁路时非全相保护
过去在旁路代主变压器运行时，通常不能切换至旁路。优化设计中可在旁路设计时，考虑使用旁路保护柜失灵起动装置的非全相保护，从而实现旁路代主变压器运行过程中具有非全相保护条件。
4.6和综合自动化站配合
屏柜应按综合自动化站方式加以考虑。远方、就地切换开关并不能装设在线路保护柜上,而是应当装设在线路测控柜上。此外，因为综合自动化站采取的测控柜只能提供手跳和手合接点所以在操作箱中要增加了双位置中间继电器。
4.7应便于维护和诊断
运行控制工具对前置系统各个节点、各环节的运行状态进行监视，同时应能够对其进行停止、删除、恢复等各种运行方式的实际控制。报文监视工具也可以同时对多个运行的通道的收发信息进行实时监视，应能截获存储在文件中,以进行报文的具体分析。系统运行管理子系统负责要维护这些进程的启动运行和状态监视，在这些进程一旦出现异常时，系统要立即启动故障恢复机制，保证系统的正常运行。
此外，超高压变电站中还有诸如远动、通信、信息3个专业的有调度的自动化问题。当前，有很多调度机构以及枢纽变电站监控室已实现了调度席位的非计算机主机化，也就是把传统的调度计算机都移到服务器屏之中，在调度席位桌面上仅仅放置显示器、键盘等外设，外设通过延长器和主机相联。如计算机的数量较多，可以在服务器屏内安装软切换KVM。调度席位去主机化，能够从根本上解决长期存在的主机散热问题，调度席线缆众多、电源保障等等相应的问题也迎刃而解。
5结论
超高压变电站还有其他容易忽略的细节问题，包括信息系统和综合布线系统的设计等等。对于这些问题，应依据国家电网公司关于指挥体系建设的有关要求，组建好相应的应急指挥室，把生产调度会议电视系统也有机的结合起来，对设备、环境、电源等进行统筹的考虑，不断总结经验，不断完善改进，努力把布局设计精确到每一个末端环节，最大限度地给确保便捷性和简单性，保证运行维护的可靠性。
参考文献
[1]樊陈，陈小川，马彦宇，等.基于IEC61850的变电站配置研究[J].继电器，2007(8)：41-44.
高压变电站篇6
1引言
特高压变电站内主设备的安装具有安全风险高、质量管控严等特点，施工技术方案的可行性和具体措施的现场落实将直接影响工程目标的实现。主设备安装单位应选派具有丰富安装经验和较高技术水平的安装人员，要时刻注意提高安全防范意识，由点到面做好整体安装过程中的细致规划。业主项目部、监理和安装单位直接负责人需要提前实地勘察，了解设备安装步骤和整体方案，进行技术上的分析评估，找出潜在问题并预先提出解决方案，提前组织施工预演。具体安装人员须全程参与实地勘察和分析评估，在图纸交底时与设计单位及设备制造商充分沟通，在施工预演中做好充分准备，确保安装实施符合国家规范和安装要求。
2主设备安装的质量控制
2.1主变压器和高压并联电抗器的安装
2.1.1防尘措施
主要含油设备中有许多元件，检测时间较长，而长时间暴露在外的元件极易进入灰尘、水分或粉末等，导致设备的绝缘水平受到严重影响。为确保设备内部的绝缘水平不变，应采取防尘措施[1]。一般在内部检查的前一天清洁设备的使用区域，设置安全围栏禁止车辆经过，同时用塑料布遮挡变压器低压侧（高抗中性点侧），以免灰尘干扰，从而最大限度地减少设备受潮、受污的可能。
2.1.2器身安装要求及操作要点
主要含油设备的安装应在满足标准规范的前提下按制造商标准执行，不同制造商器身检查的条件及暴露在空气中的时间要求不同，抽真空、真空注油、热油循环、静置等作业工序的技术要求不同，应提前确认制造商的技术要求，并与标准规范对比，形成技术要求对比表，列明差异情况，明确现场执行标准。应提前绘制主要阀门编号示意图，并对照列表呈现安装、抽真空、注油、补油、热油循环、密封试验、投运前等过程对应的阀门状态。
2.1.3高压套管安装
施工作业平面总平面布置图中应明确1000kV套管与出线装置存放位置，应与设备制造商确认高压套管安装前的试验是否需要采用临时套管竖立支架。在高压出线装置、高压套管的安装前，应对吊车、吊点和吊具等进行受力计算，并附吊车站位图、吊车特性表等。应明确高压套管专用工装拆除措施，应对所有规格螺栓紧固力矩值进行描述。
2.1.4绝缘油处理
应要求设备制造商对绝缘油进行处理后在安装前的10d将绝缘油送达现场，保证绝缘油的品质。在使用前应仔细清洁油罐、油管以及滤油机等设备。在绝缘油处理完毕后，应明确合格绝缘油指标（特别是颗粒度）和残油试验要求，做好新油试验。如果安装期推迟，则应在安装前再次进行取样分析，重新处理不合格的油。
2.21000kVGIS安装
2.2.1基础验收
1000kVGIS的基础对设备安装的影响较大，在基础施工完成后监理单位应及时组织相关单位对GIS基础进行检查，核查标高、轴线、距离等，根据GIS制造商技术资料的要求重新测量基础中心线，确认GIS的相邻间隔基础、出线基础、GIS各主母线和分支母线基础的轴中心线误差在允许范围内[2]。应检查基础预埋件、电缆沟及设备接地点的位置、标高、数量是否符合制造商和设计单位的图纸资料。
2.2.2防尘措施
布置在户外的1000kVGIS应使用移动厂房和防尘棚安装，1000kVGIS串内设备和主母线在移动厂房内安装，分支母线及套管在防尘棚内安装。移动厂房应按照制造商提出的GIS对接环境要求，在GIS安装前现场组装。应明确厂房尺寸、位置、起吊性能、内部环境参数、密封要求等，其中，移动厂房的安装、拆卸、移动应单独编制方案，方案应提供钢结构吊重、吊点设置、吊车选择等内容，同时必须包括防火、防风等相关的安全措施。用于安装分支母线的防尘棚需配置足量不同尺寸通用防尘棚，应确认防尘棚尺寸、用途、密封措施和使用方法，防尘棚内配置相应的除湿、照明、电源等设施要满足制造商提出的安装环境要求。
2.2.3断路器安装及GIS单元对接
断路器就位时，应根据制造商和设计单位提供的资料，明确断路器型式及参数、吊车站位、吊车选择、吊具选择、受力分析计算等。吊装时提前调整断路器方位，吊车距离电缆沟等基础应保持一定距离。GIS单元对接前应对安装对接过程进行详细规划，具体单元安装内容根据制造商说明书编制，要求每个步骤详细，有针对性，一个完整间隔单元均需涉及。对接前应清洁周围环境，仅在马上对接之前打开临时密封板，对GIS筒内外表面、GIS法兰面、绝缘盆子表面、导电杆镀银表面、导体非镀银表面及密封圈进行清洁。
2.2.4GIS套管安装
GIS套管的安装风险较大，难度较高。需要提前确认套管的型式和参数、吊车选择、吊具选择、专用工装使用情况、吊车站位（须校核吊车支腿与电缆沟的距离）、工况受力计算等，安装前做好计划，安装过程中要严格依照操作步骤，注意制造商提出的套管安装方案细节。
3安装后质量检查
对主设备安装后进行质量检查，可以及时发现潜在问题、排查风险隐患，提出预防措施或解决方案。针对主变压器、高压并联电抗器和1000kVGIS的检查涉及设备外观、外部连接、设备气压等检查项目，主要包括以下内容：1）检查设备的整体外观，包括是否有锈蚀、油漆完好程度、出线套管是否有污损等；2）检查各充气和注油管路、阀门和各连接部件的密封性，管道的绝缘法兰和绝缘支架、阀门的开闭位置；3）检查各种压力表和油位计的指示值，检查断路器、隔离开关和接地开关分闸合闸指示是否正确；4）检查控制柜上各种信号指示和控制开关的位置，检查汇控柜和端子箱等的箱体门是否能正常开闭；5）检查隔离开关和接地开关连杆的螺钉是否紧固，检查波纹管螺丝的位置是否符合制造商的要求[3]；6）检查所有接地是否可靠。
4结语
特高压变电站主设备的安装具有安全风险高、质量管控严等特点，强化主设备安装技术方案的质量管理是工程高质量建设的必然要求，也是现场施工安全的重要保障。本文从主变压器、高压并联电抗器和1000kVGIS的安装要点入手，分析了主设备安装注意事项及管理办法，提出了安装后质量检查的主要内容，特高压主设备的安全安装将为特高压电网的稳定运行打下坚实的基础。
高压变电站篇7
[关键词]220KV变电站；高压试验；必要性；电气试验方法；控制要点
中图分类号：TM764 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）14-0031-01
高压电气设备作为220KV变电站的主要构成设备，必须具备良好的绝缘性能与耐热性能。随着科学技术的快速发展，变电站传统的试验已越来越无法满足现代化高压电气设备的需求。通过高压试验能够有效提高变电站电气设备的绝缘能力，降低设备故障发生概率，从而确保变电设备的安全高效运行。
1、强化220KV变电站高压试验的必要性
220KV变电站不仅要保证运行中的经济性和可靠性，还应该具备运行灵活和操作方便等特点，在一定时期内提高发展空间及扩建的可能性。高压试验对220KV变电站电气安全运行的重要性主要体现在两点。①高压电气试验设备能够帮助检修人员了解变电站的性能，有利于保养工作的正常开展，进一步提高变电器的稳定性，提供给人们优质的用电服务。②高压电气试验设备是检测变电站各项性能的主要工具，在对220KV变电站进行试验时，能够及时发现变电站内部存在的问题，并及时处理，有效避免故障损失，从而确保变电站的安全稳定运行。
2、220KV变电站常用的高压电气试验方法
2.1 局部放电试验。局部放电试验是对变电器进行小范围的放电检验试验，不具有破坏性，能对变电器的基本性能参数进行检验。在进行局部放电试验时可采用两种方法。首先是将预激磁电压用工频耐压进行替代，从而达到局部放电的效果，该种方法所需要持续的时间较短，一般在几分钟之内。另一种方法则是用变压器承受最大电压作为预激磁电压进行局部放电。这种方法所需持续的时间相对较长，一般在1小时左右。
2.2 介损试验。介损试验的测量方法是选择合适的接线，把高压线屏蔽和芯线与测量设备的高压端口相连接，测试的芯线与低压信号端口相连接。反接线时，高压线芯与信号端相连接。介损试验这种方法主要用途是为了检测220KV变电站设备绝缘性能，有效排查设备绝缘部分是否存在绝缘介质老化或潜在的缺陷。
2.3 截波冲击试验。截波冲击试验的波形通常是波尾截断。在进行波尾截断时通常采用IEC 标准用棒形缝隙进行截断，或者从进行截断的标准时间进行考虑，可采用多极点火截断。两种截断方式各具特色，在进行具体试验时应根据变电站具体要求进行截断方式的选取。
2.4 变比试验。在220KV变电站高压试验工作中，变比试验主要是为了测量变压器的变比，即测验变压器的电压变换是否符合标准值，并检测出开关接线是否存在问题。检测变压器变比时，可以检查变压器的电阻匝数比和分接开关的具体情况，对变压器的运行情况进行判断，保证设备的安全使用。目前，测量变压器变比主要使用变比电桥法。
2.5 直流耐压试验。直流耐压试验方法需要一名员工进行接线工作，另一名员工进行核查，确保接线工作准确无误之后方可进行具体的试验。对微安表做好屏蔽工作，使用屏蔽线作为高压引线，对电缆进行试验时要求使用屏蔽罩。如果试验电的被试物容量过小，可以采用波电容器。对微安表要求采取相应的保护措施，确保装置的绝缘性能达标，防止漏电现象发生。
2.6 电阻试验。直流电阻试验是目前220KV变电站最常使用的高压电气试验方法。直流电阻试验法主要是测量线圈内部的引线、分接开关和接头焊接、接头线和线圈引线的质量，另外还要判断分接开关的载流部分和分接位置是否出现异常情况。在进行测试试验时要先将直流电阻接入到引线端，对分接开关上各个线圈的电阻进行测量，如果存在直流电阻，就会有中性点。使用电桥过程中，要保证线与线之间的接触良好，其中的两根线必须要求接在变压器的内测，另外的两根接线接在线圈的外侧，这样就能提高测量试验的准确性。
2.7 操作波形试验。操作波形试验主要是通过对 220KV 变电站的主变压器的绝缘方式进行判断，从而选择试验类型为全波冲击还是局部冲击放电的安全试验。在操作波形试验的过程中要注意对于变压器主体间的绝缘间隙长度的合理衡量，并根据220KV 变电站所使用变压器规格进行试验方案制定，以保证操作波形试验的合理性、科学性。
3、220KV变电站高压试验过程中控制要点
3.1 有效控制高压试验的安全性。在220KV变电站高压试验工作中，增强试验人员安全防范意识，认真分析高压设备现状，科学安排试验方案，布置好全面系统安全措施的基础上，应当做好试验前的检测及准备工作。首先要进行的工作是检测电气设备的接地情况，这样才能够避免导线问题可能产生的安全问题，确保试验能够得到正确的结果。另外，在进行试验时，每个环节的工作做完之后都要及时对试验设备进行放电，从而有效保证高压试验工作人员的人身安全。
3.2 适当控制高压试验的电磁干扰因素。在进行220KV变电站高压试验过程中，外界电磁场也会对被测量的设备产生严重的干扰和影响，从而对220KV变电站高压试验最终得到的数据结果产生影响。在220KV变电站设备运行过程中要进行介质损耗的测试时，虽然被测试的设备处于断电的状态，但是该设备周围的其他设备都在进行带电工作，所以这些设备必然也会产生电磁场来影响将要测试的设备，这就会影响介质损耗测试得到的实际结果。因此，在试验时应当采取适合的方式方法保证空间中存在的其他电磁场不会对220KV高压试验产生干扰，在实际工程中，经常采用的方法有变频法、分级加压法和选相倒相法。
3.3 合理控制高压试验的使用电压。在220KV变电站高压试验中，试验的精度和电压之间具有高度的相关性，在电力系统中随着电压的升高，能耗因数会随着电压的升高而减少，这种现象尤其在高电压的状况下就更加明显了，线缆铰接处和电容器的氧化层将会产生熔化的现象，使其电阻值有所降低，从而能够使得220KV变电站高压试验的精度得到提高。此外，在M行220KV变电站高压试验之前的准备工作中，应当选择最合适的电源，这样才能够做到有效地控制电压的高低，从而有效保证变电站高压试验的较高精度标准。
3.4 科学控制高压试验的技术改进。认真分析220KV变电站高压电气试验设备的现状，采取可行的改进方案，能够更好的完善高压电气试验设备功能，结合相关的计算机技术，实现自动化操作，从而有效的提高工作效率。通过技术改进，新研究的系统对试验工人进行提示操作，能够自行的将检测数据自动记录到计算机系统当中，并自行分析结果。计算机根据以前的数据变化规律和趋势，将分析结果提供给试验人员。另外，为了积累更多的测试资料，持续监测高压电气设备的运转情况，对于测试实验的结果要建立档案，保存到数据库中，更新数据库，扩充数据库数据资料，能够随时的将资料打印出来便于实际分析，从而提高了高压试验数据的准确性及科学性。
4、结束语
220KV变电站高压试验工作是变电设备运行管理中不可缺的一项基础性工作，对变电设备的长期稳定安全运行起着决定作用。在实际高压试验工作中，一定要慎重选择变电设备高压试验的试验条件、试验方法和试验内容，并做好全方位的防护准备工作，选择高素质的试验人员，强化高压电气试验设备与技术改进工作，科学判断出变电设备的综合性能，保证其试验结果的准确性，从而提高变电设备的健康水平及运行效率。
参考文献
[1] 齐天叫.变电站高压电气试验设备改进方案探究[J].三角洲，2014（05）
[2] 叶会锦.变电站高压电气试验设备现状及技术改进措施[J].企业技术开发，2015（32）
作者简介
高压变电站篇8
【关键词】超高压变电站；不停电改造；质量控制；安全控制；LCC
1.引言
随着输变电技术的发展和电网容量的不断扩大，一些早期投产的超高压变电站已不能满足电网的需求，这些变电站在超高压电网中处于非常重要的地位，并且有些变电站地处繁华地段，今后对这些超高压变电站在不停电的条件下进行大规模改造会大量涌现[1-3]。因此，研究超高压变电站大规模不停电改造相关的关键技术对提高电网的安全稳定性及供电可靠性具有重要意义。
本文分析了超高压变电站大规模不停电改造的主要原因、特点及改造中应遵循的原则，提出了超高压变电站不停电改造的施工方案，总结了超高压变电站不停电改造土建、电气施工中质量及安全控制措施，介绍了LCC技术在超高压变电站不停电改造中的应用。
2.不停电改造概述
2.1 不停电改造的主要原因
一般认为，超高压变电站在面临如下的情况时，应考虑对其进行不停电改造。（1）配电装置出线间隔已饱和，有必要扩建配电间隔；（2）配电装置内部接线与规划进线不匹配；（3）架空线路需要改造；（4）室外高型构架配电装置已达到设计寿命；（5）主变平均负载率较高，需增容现有主变。
2.2 不停电改造的特点
对这些大型超高压变电站进行大规模改造，如果要采取异地新建方案将需要大量的土地购置费用，同时进出输电通道也必须要全部改造，在目前的情况下几乎不可能。同时，这些变电站承担着向地区供电的重要责任，停电改造几乎是不可能的。因此，对于这些在运行条件下的超高压变电站进行大规模不停电改造，由于是在不中断变电站正常运行的条件下实施，因此呈现出以下特点：
（1）改造规模大、时间跨度长
超高压变电站改造工程不仅涵盖全部一、二次设备的更换和升级改造，还涉及接地网、电缆沟等基础设施的改造和易位重建，保护室新建与保护迁移等一系列工程项目，加上有限的停电窗口，难以满足密集施工的停电需求，使改造工程持续时间较长，同时改造期间的设备过渡状态、回路的过渡接线及因施工造成的薄弱运行方式给现场运行人员和运行管理部门带来了巨大的压力。
（2）施工难度高，安全风险大
为最大限度地保持设备的正常运行，改造工程中往往会有大量的工程项目是在紧邻运行设备的间隙或夹缝中展开的，许多情况下，运行设备与改造设备难以清晰分隔，特别是二次回路本来就十分复杂，历经多次扩建技改后，更是剪不断理还乱。这些情况在给改造工程施工带来巨大的困难和诸多不确定因素的同时，也造成许多危险源点面临前所未有的安全风险。
（3）对正常运行干扰大，现场安全管理任务重
工程施工与变电站的运行作业并行展开，交叉进行。强大的施工噪音，繁杂的施工作业，给变电站值班人员的正常运行作业造成了极大的干扰，而少数施工人员安全意识淡薄给变电站设备运行安全带来的威胁，成为现场运行人员和运行管理部门实施现场安全管理的严峻挑战。
2.3 不停电改造的原则
为了保证超高压变电站改造工程实施的科学性、安全性，满足变电站“两型一化”的要求，提高变电站改造后的运行效率和安全性，超高压变电站改造工程普遍应遵循的原则有：（1）统一计划、分步实施、安全第一、稳妥可靠；（2）尽可能地减少停电时间，尽量利用老设备和设施；（3）配电装置就地改造时，必须保证变电站运行安全；（4）新建配电装置采用高可靠性、占地较少的GIS装置；（5）兼顾远景建设规模的需要，对设备及建筑进行调整，提高场地综合利用率。
3.不停电改造的施工方案
由于每个变电站都具有其特殊性，因此，超高压变电站的改造工程也应该从变电站的实际情况入手，依照改造原则，研究出改造的最佳方案。通过对改造实例的研究及相关资料的总结，归纳出了变电站改造常见的方案可以分为站内改造及小规模就地改造，其中站内改造方案又可分为“改造期间，由原配电装置临时供电”与“改造期间，线路变压器直接受电”两种方法。改造方案分述如下：
3.1 站内改造
（1）改造期间，由原配电装置临时供电
阶段一：拆除部分配电设备，腾出GIS建设场地；
阶段二：GIS配电楼建设；
阶段三：主变及线路切换，接入GIS相应间隔；
阶段四：平整场地。
施工注意事项：明确划分施工区与运行区，保证运行安全。
（2）改造期间，线路变压器直接受电
阶段一：自进线侧至主变高压侧敷设临时电缆；
阶段二：进线通过临时电缆连至主变高压侧，原配电装置不带电，供电成线路变压器组直接受电；
阶段三：拆空原配电设备，就地建设GIS配电楼；
阶段四：主变及线路切换，接入GIS相应间隔。
施工注意事项：拆除配电装置时，应保护好处于运行状态的电缆及电缆头，保证主变正常运行，做好临时隔离围栏，注意施工安全。在实际改造过程中，应根据变电站内配电设备的实际情况对方案进行适当调整。
站内改造方案显著的优点是可以节省土地资源，使改造的投资与小规模征地改造更加具有经济性。
3.2 小规模征地改造
阶段一：在变电站围墙外沿线路走廊方向小规模征地；
阶段二：在征用地上建造GIS配电装置楼；
阶段三：主变及线路切换，从原配电装置接入GIS相应间隔；
阶段四：拆空原配电装置，平整场地。
施工注意事项：新建GIS配电楼时，注意控制建筑高度，不影响原有出线和原配电装置的运行。在实际改造过程中，应根据变电站内配电设备的实际情况对方案进行适当调整。
近年由于土地资源稀缺，大部分变电站位于负荷密集的城区，所以采用此方案会增加土地征用的费用，提高了投资的成本。因此，小规模征地改造方案在实际改造工程中很少采用。
4.不停电改造土建施工的全面管理
变电站土建工程是变电站电气设备顺利安装的先决条件，是变电站安全可靠运行的基础工作。土建工程施工中如果出现问题，往往会影响电气设备安装按计划有序进行，甚至会影响整个工程建设的周期，因此做好变电站土建工程的施工质量控制，在整个变电站改造过程中是十分重要的。
4.1 土建施工质量控制
施工阶段质量控制是一个从对投入的原材料质量控制开始，直到完成工程质量验收为止的全过程，是一个系统控制过程。在工程施工质量控制中，常采取的方法是“三阶段”（事前、事中、事后）控制法。
（1）事前控制
事前控制就是在现场正式施工前实施的质量控制。事前控制主要包括：了解和熟悉电气设备的安装条件，人员的培训，施工机具的管理，图纸、文件会审，施工组织设计、施工方案、方法和工艺的审查，原材料的供方选择、到货验收、贮存等。
（2）事中控制
事中控制是指施工过程中进行的质量控制。事中控制包括基本要求、施工人员的控制、施工机械和设备的控制、试验和测量的控制。另外在土建施工过程中应做好监督工作，对发现的问题，应及时予以纠正，做好土建施工与电气施工的配合工作。最后，在土建施工过程中如果遇到特殊的天气情况，如雨季或大风天气，应该有相对应的防范措施。
（3）事后控制
事后控制是指完成施工过程以及工程完成后的质量控制。事后控制的目的是及时发现工程实体中已经存在的施工质量缺陷，并加以处理，最终保证工程质量。当然，也应该将事后控制过程中所发现的质量缺陷及时进行反馈，以改进施工工艺或施工方法，不断提高工程施工质量。
事前、事中和事后三个阶段的质量控制构成了整个变电站改造土建施工过程的质量控制体系。三个质量控制阶段既相对独立，又互相联系。事前控制是预防，事中控制是突出过程控制，事后控制是发现工程缺陷与工程消缺。只有三个阶段的质量控制工作都做好了，变电站土建施工质量才有最终保障。
4.2 土建施工安全控制
（1）安全特点
土建工程施工中很多技术含量不高的工作，普工、辅助工较多，施工作业人员组成复杂，导致人员流动频繁，此种情况既加大了安全管理的难度又增添了极不稳定的因素。超高压变电站土建工程的主体施工几乎都是在露天条件下进行，劳动条件差、强度高，机械化程度低，并且现场环境复杂，交叉作业多，不利于现场安全管理。比如在进行土方开挖时，地面下方有时会埋有电缆，由于是在变电站运行条件下进行的土建施工，因此施工区域周围经常会有高压运行设备，因此土建施工中除了要将土建工作做好外，还要注意人员及设备的安全。
（2）安全控制的主要措施
对技改及大修项目的前期准备工作和施工过程有充分的了解，对可能出现的危险源进行科学的预测，再根据预测的结果，结合自身安全管理水平做出相应的自检结论。只有在安全自检合格的情况下，才能进行下一道开工程序的操作。土建施工的主要措施包括：施工前的安全自检程序，加强对扩建施工队伍的资质审查，加强本单位员工和外来施工人员的安全教育，做好安全措施，专人现场监护，重视现场安全交底，强化施工现场的文明生产，加强施工现场的管理。
5.不停电改造电气施工的全面管理
超高压变电站改造的电气施工是整个改造工程的关键环节，其施工质量的好坏直接关系到改造工程后变电设备的安全运行。超高压变电站在不停电条件下的改造，其工期是受到一定的限制的。因此研究如何在有限的时间内，按质按量地完成电气施工，做好变电站改造电气施工质量控制，在整个变电站改造过程中就显得非常重要。
5.1 电气施工质量控制
电气施工阶段的质量控制是一个由对投入资源（如电气设备）的质量控制开始，直到完成改造工程验收为止的全过程系统控制过程。工程施工是一种物质生产活动，因此影响工程产品质量的因素有五个方面，它们分别是人（Man）、材料（Material）、机械（Machine）、方法（Method）及环境（Environment），简记为4M1E质量因素。电气施工阶段质量控制就是要对4M1E五个质量因素进行全面的控制。
5.2 电气施工安全控制
大型变电站在运行条件下改造项目的施工，由于施工现场周围有带电设备，又要受作业环境及施工进度受诸多因素的影响，因此安全控制难度大。要想安全、高效、保质、顺利地完成改造工程的电气施工，就必须对电气施工的全过程进行有效的安全控制，并分析可能出现的危险点，制定出相应的预防措施，保证改造工程的顺利完成。要做好电气施工的安全控制，就需要做好施工的安全组织措施以及安全技术措施。
电气施工期间的施工质量控制和安全控制两者之间相辅相成，共同保证着整个变电站改造的电气施工的顺利完成。
6.LCC技术在改造中的应用
全寿命周期成本（LCC）技术是从设备、项目的长期经济效益出发，全面考虑设备、项目或系统的规划、设计、制造、购置、安装、运行、维修改造、更新，直至报废的全过程，使LCC最小的一种管理理念和方法。
6.1 LCC技术应用的必要性
全过程工程造价管理流程是目前我国电力行业普遍应用的一种技术，但它不包括对项目使用期的运行和维护成本管理，没有形成一个闭环的控制过程。全寿命周期（LCC）造价管理则从整个项目生命周期出发进行思考，侧重于从项目决策、设计、施工、运行维护各阶段全部造价的确定与控制。两者主要区别在于时间跨度和指导思想的不同，而全寿命周期工程造价管理理论比全过程工程造价管理理论更为先进，内涵更为深刻。同时，随着LCC技术渐渐地在电力系统中的应用的显著效果，将LCC应用于变电站的建设与改造必然是一种趋势，必然会获得不错的经济和社会效益。
6.2 LCC技术应用的可行性
超高压变电站改造或建设的成本管理本身是一个非常复杂和细致的工作，既要对工程造价进行LCC管理和控制，又要不影响到建设项目的实施效率。因此对变电站的改造或建设实施LCC造价管理需要一些特定的条件，而目前这些条件已经基本可以满足，主要有以下几点：
（1）将全寿命周期（LCC）技术应用于工程造价管理，需要成熟的理论指导。目前，国内外学术界对相关理论有大量研究成果，条件日趋成熟。
（2）全寿命周期（LCC）电力工程造价模式的实施需要具体工作人员有较高的素质，对项目全过程的各个细节有清晰的认识。随着我国电力工程造价管理人员的数量和素质不断提高，这个条件也逐步具备。
（3）全寿命周期（LCC）电力工程造价管理模式的实行需要详细的历史数据支持。历史数据的存储和统计需要先进的计算机数据信息管理系统的支持，随着计算机技术的不断进步和电力企业信息化程度的提高，目前信息管理系统存储容量、运算速度等硬件条件已经具备。
6.3 LCC技术的优点
总的来说，应用LCC技术进行分析和评估，是在满足特定的性能、安全性、可靠性、维修性以及其它要求的同时评估或优化产品的寿命周期费用，本身具有以下几个优点：
（1）LCC项目的立足点是从全系统着眼，在整个电网系统考虑LCC最低，根据这个原则，来考虑单个部件或设备的LCC。因而，辨别、确定系统中的关键部件，及该部件对整个系统的影响，是进行研究的重点。
整个问题的研究，必然将导致对系统的可靠性及故障影响模型的研究，将梳理出关键设备或现有薄弱点，这项工作在当前欧美各国相继发生大面积停电的形势下显得尤为重要。
根据梳理出的关键点和薄弱点，用LCC理念进行管理、整改，必将对全网的可靠性有较大好处。这是由于LCC考虑了故障成本、维护成本等诸因素，是以可靠性为基础的总成本最小。
（2）对于设备的新建或改造，用LCC管理方法可减少不同方案选择的盲目性，实现以合理的成本获得高的可靠性，从而获得最大的经济收益。
（3）对于现有设备的资产管理，可用LCC管理理念来确定维护检修方式，备品备件的配置地点和数量，设备用维护检修来延长寿命，还是更新或技术改造来获得最低LCC，从而为企业的可持续发展奠定基础。
总之，从理论的深度和实际的效果来看，全寿命周期理论应用于变电站更新改造或建设的管理和控制领域，是一次大的进步，相信LCC技术将在提高电力工程的投资利用效率方面发挥更大的作用。
7.结语
本文对超高压变电站大规模不停电改造的主要原因、特点及改造中应遵循的原则进行了分析，提出了超高压变电站不停电改造的施工方案，将施工方案分为站内改造和小规模就地改造，说明了施工中应该注意的事项，总结了超高压变电站不停电改造土建、电气施工中如何进行质量及安全控制，介绍了LCC技术在超高压变电站不停电改造中应用的必要性、可行性以及优点。
参考文献
[1]孙骏.220kV变电站增容改造[J].上海电力，2008（6）： 546-547，564.
[2]陈珏，房岭锋.现有超高压变电站高型构架的改造[J].供用电，2004，21（2）：41，44.