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高压变电站范文1
关键词：变电站;高压设备;检修水平
Abstract: This paper mainly repair work on high voltage electrical equipment in substation is analyzed, and a brief introduction on equipment repair problems in transformer substation, and to improve the level of state maintenance.
Keywords: substation; high-voltage equipment; maintenance level
中图分类号：U279.3+2文献标识码：A 文章编号：
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 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、TCP/IP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已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已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。
高压变电站范文2
关键词：高压变电站 高压电气设备 状态检修
中图分类号：TM411 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）03（a）-0084-02
高压变电站高压电气设备状态检修包括在线监测、故障诊断、实施维修3个方面的内容，是电力企业变电站设备安全运行的保障。由于高压变电站高压电气设备程序复杂、易出现故障，因此检修技术的持续优化和检修水平的进一步提升，是社会经济发展的动力保障。
1 高压变电站高压电气设备状态检修含义
高压变电站高压电气设备是当前电力发展的重要组成部分，为了保证电力系统运行的安全性和可靠性，必须重视高压变电站高压电气设备的运行状态检修，如，在线监测、故障诊断、实施维修等，以下主要针对这几方面内容展开分析。
1.1 在线监测
在线监测是高压变电站高压电气设备状态检修的重要组成部分，是高压电气设备没有发生问题时，通过监测预防问题。具体而言，监测内容有以下几点：首先是电力变压器监测，以监测电力变压器的油中气体、局部放电量、有载开关触头磨损情况以及电气回路情况为主。在电气设备运行的过程中，温度、氧气、湿度以及一些污染成分都可能会造成设备的老化，致使出现一些如油泥沉淀、导体^缘性下降方面的特征，严重情况还会出现绝缘介质故障，因此电力变压器监测主要以绝缘参数为参照，从而防止这些老化特征与潜在隐患。其次是关于容性设备监测，这也是高压设备电气最主要的监测方向之一，主要是监测容性设备之中的电容含量、介质损耗以及阻性电流、不平衡电压参数等，但从现下的监测技术分析，理想的监测设备比较少。再次是阻断器和气体绝缘组合电器监测，这是现下研究中的重点监测方向，主要是监测以下4个方面的内容，即绝缘特性、回路完整性、机械特性以及阻断器开断能力。最后是断路器触头磨损评估，主要是通过测量12 t实现，主要研究以下2个方面的问题，第一个是在电气设备系统中出现短路问题时，电流的具体矫正。第二个是当厂家不提供12 t数据时，相关标准的制定方法。
1.2 故障诊断
在高压变电站高压电气设备状态检修中，故障诊断是电气设备已经发生问题，通过诊断分析，从而找到更加有针对性的解决策略。具体而言，在进行故障诊断时，分为设备静态诊断和设备动态诊断2种。其中，静态诊断就是指针对一些常规问题进行诊断，而动态诊断则是从故障诊断技术出发，从而对高压电气设备健康状态运行性能进行全面探查。但是值得注意的是，无论是静态诊断还是动态诊断，其诊断的目的都是为设备状态检修提供可行的依据，从而为检修工作以及电力系统的安全运行提供保障。
1.3 实施维修
实施维修是高压变电站高压电气设备状态检修最主要的一个过程，是指通过高压电气设备运行数据的监测与诊断，从而发现运行过程中的问题，确定具体的检修项目、检修频率以及详细的检修内容等，从而有针对性地控制变电站安全隐患。但是由于目前的监测技术比较落后，对实施维修过程造成了一定的影响。笔者以变压器故障为例，变压器故障大致可以分为以下3类：第一类是有载开关故障，此类故障大约占故障总比例系数的50，第二类是变阻器变形引起的波动性故障，第三类是由于套管长期取油样所引发的故障。断路器故障主要是由于SF6泄漏或者是液压机漏油引发，并且有数据显示，由断路器引发的故障大约占所有故障的40，能够针对这些常见故障，有针对性地进行分析，可以为实施维修提供依据。
2 提升高压变电站高压电气设备状态检修水平策略
高压变电站高压电气设备状态检修水平直接影响着变电站以及电气设备运行的可靠性，因此，采取有效的改进策略，切实提高状态检修水平，能为保证电气系统的安全运行提供保障。
2.1 转变传统技术管理观念，提高工作人员思想意识
在知识时代，科学技术是第一生产力，但是很显然对于电力企业而言，传统的电气设备检修技术已经赶不上时展的速度，因此对于电力企业检修技术人员来说，注重自身思想观念的创新，努力优化检修技术是十分必要的。具体而言，笔者认为可以从以下3个方面做起：首先，电力企业检修技术人员应该提升自身的技术管理观念，而对于领导管理人员而言，则要具备更高的思想意识，在电力企业发展过程中，注重新型技术与检修设备的引进。其次，要注重电力企业内部人员的知识技能培训，在强化责任意识的同时，确保检修技术人员在日程的检修工作之中，可以将一些新型的检修技术融入到工作之中，从而不断地满足社会供电需求。最后，做好电力企业基层设施工作，建立一支高质量、高效率的工作队伍，不断提升高压变电站高压电气设备状态检修水平。
2.2 完善设备状态监测技术科学评价体系
在进行高压变电站高压电气设备状态检修时，很关键的一个步骤就是对电气设备检修特点进行分析，从而运用更有针对性的技术，对检修费用进行控制。以在线监测为例，在进行这一工作环节时，主要就是对高压电气设备的电压、电流以及电功率进行监测，通过设备显示数据与标准数据对比，从而为电气设备检修提供更好的依据，这从某种程度上就控制了检修过程中一些不必要的人力或者物力资源浪费，对于提升电力企业经济效益具有重要意义。为了更好地实现这一目标，在进行高压变电站高压电气设备状态检修时，就应该建立一套比较完善的设备状态监测技术科学评价体系，从而在进行监测数据对比过程中有更好的标准可依，防止设备检修过程中出现主观臆断或者盲目检修的现象，为高压电气设备检修工作的顺利进行提供保障。
2.3 做好高压变电站高压电气设备状态检修基础工作
在进行具体的高压电气设备检修前，做好相关的基础准备工作也十分重要，如基础的原始设备运行记录分析，若是没有做好，那么在进行检修的过程中，就可能出现参数方面的错误，进而对设备检修造成很多不利的影响。为此笔者认为，在进行实际检修前，技术人员应该从实际情况出发，并且结合相关的维修质量标准和验收制度，不断地对基础管理方法进行完善，制定相关的计划检修策略。即使在实际的设备检修过程中，与检修计划出现一定的出入，通过计划检修与定期维修计划的结合，势必会为电力企业的高压设备检修奠定坚实的基础。
3 结语
高压变电站高压电气设备状态检修是事故维修、定期维修的过渡发展阶段，是技术更新的一种必然，对于电力系统正常运行具有重要意义，因此对于电力企业而言，不断地加强对高压变电站高压电气设备状态检修研究是十分必要的。
参考文献
[1] 贾雁伟，赵艳，席明辉.关于高压电气设备试验的重要性与相关技术问题的探讨[J].科技展望，2016（7）：111.
高压变电站范文3
【关键词】高压变电站;继电保护;失灵保护
1.引言
500KV变电站变压器的绕组电压通常为35KV，北方变电站绕组电源多少运用66KV， 35KV/66KV输电系统和系统接地方式相同，它们都是中性点不接地的系统，我国在输电系统设计运行方面有丰富的实践经验。宜昌市的1000KV变电站正处于建设中，其主要变压器的第3组电压是110KV，其中性点也是利用不接地的方式，它借鉴了500KV变电站的运行经验。然而我国110KV电网是中性点接地的系统，所以，高压变电站不接地系统的继电保护设计与配置同普通500KV的变电站存在很大差别，同时有关设计的要求也没有针对性。
2.110KV电容器的不平衡保护
宜昌变电站有四组110KV的并联电容器，分别有两组5%与12%的电抗率式电容器，它们都和主变压器的低压端母线相连接。电容器组利用双塔布置，各个塔有运用H桥型的接线方式相连接，5%电容器组的桥壁参数同12%电容器组的桥壁参数一致，12%电容器组的下桥下壁与上臂串联的单元数不同，运用内熔丝来保护电容器的元件。一旦电容器的元件内部被击穿或者出现损坏，有故障元件的内熔丝会做出保护把电容器组的故障元件断开，和故障元件临近的其他元件电压会随着升高或者电流随之增大，进而可能会使新元件也被损坏击穿，则余下的元件就要承受更高的电压，最终导致一组电容器的元件都被击穿，发生严重的故障。所以，必须及时检测发生故障的元件，才能保证电容器组能够安全运行。H桥型电容器中当某个元件动作时，都会使元件出现不平衡的电流，所以，可以监测中线回路不平衡电流来保护电容器的不平衡。电容器组需要有选择性的保护动作，选择可以分为两级，即电容器不平衡的保护动作与内熔丝的保护动作。保护动作值需要和故障电容器周围的其他元件的过电压低于1.3倍来计算，避开电容器误差出现的不平衡电流值。同一桥里如果下壁和上臂的串并联单元数出现不一致，有些桥壁会出现内熔丝动作，元件上出现的不平衡电流值与过电压悲伤都会比多数桥壁大，所以，要确定电容器的不平衡定植，需要比较串并联单元数的不等桥壁结算结果，进而保障系统与电容器组能够安全运行。针对宜昌市电容器的不平衡保护工作可以设计成两段式，断开发生故障的电容器以后，电容器过电压高于1.1倍时自动跳闸，其余电容器过电压在小于1.05倍时就自动报警。要避免断路器三相与电容器组没有同步合闸、可以把跳闸出口适当延长0.1-0.2s。
3.110KV断路器的失灵保护
按照GB/T 14285-2006标准要求，110KV电网或220KV电网重要部分，当电力设备或线路后备保护利用电流互感器和断路器间出现故障但不可以让回路主保护切除，必须通过相邻元件后备保护进行切除，如果停电范围较大后果较为严重时，需要安装断路器的失灵保护装置。宜昌110KV给其主要变压器的第3绕组线电压做了引出，两端母线分别和双分支的总断路器相连，这样可以引接站用变压器及无功补偿装置，系统的中性点可以运用不接地的方式。所以，此110KV系统与GB/T 14285-2006中的110KV电网不同，110KV电网的每个元件都装有继电保护装置，且各段110KV母线装有母差保护。虽然针对断路器失灵设有专门保护，然而设计中充分考虑110 KV总断路器一旦失灵必须切除故障，来保证110 KV设备和特高压变电站能够安全运行。在110KV母差保护动作使110KV分支断路器跳闸时，断路器要失灵，这是需要立刻让中压侧、主变高断路器都跳闸，避免故障范围变大。如果发生这种情况，不仅要装有断路器的失灵保护装置外，还要把110KV分支断路器的失灵辨别逻辑加到110KV母差或者主变保护里，工程设计可以利用前一种方案。110KV的母差保护按照本保护的动作出口和分支断路器回路中的电流来判断，逻辑判别110KV的分支断路器失灵问题。如果110KV的分支断路器失灵，母差保护断路器会失灵并接入主变压器，保护电量，完成中压侧、主变高断路器的三相跳闸。主变电站的分支显示与过流保护出口，如果不估计运行110KV断路器失灵的判定逻辑，限时速断是110KV的母线后备保护，通常情况下用母差保护去启动失灵。过流保护通常有2段，一段是跳本侧和断路器失灵情况，另一段是跳主变的三侧断路器。关于110KV并联电容器、并联电抗器或者站用变压电的断路器失灵，按照GB/T 14285-2006标准要求元件的后备保护要运用远后备的方式，一旦支路引出线和设备发生故障，元件保护就会使本断路器跳闸，同时该断路器出现失灵，进而主变电站110KV侧的限时速断保护用最短实际使主变低压侧的分支断路器跳闸，最终将故障元件切除。
4.110KV电抗器保护
宜昌变电站的110KV电抗器运用干式空心式，其中三相线以Y字形形式相连接，每相线用40Mvar单元相互串联组成。因为110KV电抗器在我国变电站里实际应用不多，GB/T 14285-2006标准没有对电压等级电抗器的保护做出规定，所以参照工程组的审查已经，给110KV并联的电抗器安装电流过流保护和速断保护，使其成为电抗器绕组的主保护及后备保护，安装电流的过流保护及速断保护在500KV变电站和35KV低压电抗器中很常见，操作经验也很丰富。负序功率保护对匝间短路故障会村咋负序电量值较小、不容易被检测的特点，很容易造成误动保护，且运行经验不够丰富。所以，宜昌站的110KV电抗器保护装置依据原定方案实施。首先，对于电抗器保护的配置要求，GB/T 14285-2006中没有110KV电压电抗器装设要求，所以，要修订规程的有关条文。其次，匝间故障是十分常见的电抗器内部故障，可以用双Y型接线方式连接干式电抗器，完成横差保护配置，如果条件允许，可以运用油侵式的电抗器，利用瓦斯继电器来保护匝间短路故障。
5.结束语
110KV中性点不接地系统在我国的各个变电站中应用的较少，和系统相连的电抗器、电容器继电保护装置决定着设备、变电站及特高压系统是否能够安全运行。因此，有关部门一定要高度重视变电站的继电保护设计并不断探索优秀设计方案，积累丰富的运行经验。
参考文献
高压变电站范文4
【关键词】特高压；自动化；迁移；模拟；优化
一、项目背景
沪西1000kV变电站是皖电东送淮南至上海特高压交流输电示范工程的重要组成部分，是落实“皖电东送”战略、促进区域资源优化配置和满足华东电网需求的重要工程。
为了节约土地资源和出线走廊，沪西变电站与已建的500kV练塘变电站相邻建设，两站配电装置按一体化布置考虑。1000kV沪西特高压变电站投运后，两站运行管理由练塘变切换到沪西变。两站电压等级高，规模大，这对监控系统的安全性和可靠性提出了更高的要求。
练塘变是已运行的IEC61850变电站，采用四方公司CSC2000（V2）变电站自动化监控系统。沪西站采用四方公司CSGC3000SA智能变电站监控系统。
沪西变实施，需要考虑练塘变已运行部分的自动化数据，正确的迁移到沪西特高压变自动化系统，从技术上保障新系统图库与现场已运行练塘变的一、二次设备的一致性；需要考虑现场调试工作对已运行部分的影响，保障练塘站已运行部分的安全稳定运行。
1、练塘站基本情况
500kV练塘站为IEC61850变电站，站控层设备有四方CSC2000（V2）监控系统、四方CSC1321双远动主机、涌能信息子站、珠海优特五防。其中珠海优特五防实现61850客户端，直接从MMS网采集一次设备状态信息，并实现61850服务端，将设备闭锁状态以遥信方式上送监控。逻辑框图如图1。
2、沪西站基本情况
沪西站按照一体化监控智能变电站设计，分为安全I区及安全II区。
图1
安全I区配置有：监控主机、操作员工作站、工程师工作站、数据服务器、防误工作站、I区数据通信网关机、图形网关机。
安全II区配置有：综合应用服务器、计划管理终端、安全文件网关、站长工作站、会议室终端、仿真培训工作站、II区数据通信网关机。
沪西站配置III/IV区数据网关机，通过隔离装置，从综合应用服务器获取数据，与其他主站系统通信。系统架构如图2所示。
二、原两站自动化系统对接融合方案
由于沪西站采用CSGC3000SA智能站自动化系统，非练塘站正在运行的CSC2000（V2）自动化系统。因此，沪西站自动化系统必须利用练塘站已有工程数据，从技术上保障新系统与练塘站间隔层装置的通信配置正确性，保障新系统实时库、图形与现场一二次设备信息的一致性。
图2
由于沪西站采用的CSGC3000SA智能站自动化系统与练塘站正在运行的CSC2000（V2）自动化系统数据库结构、图形库结构有较大的差异和区别，只能通过人工进行数据导入和修改，无法确保导入的练塘站的自动化数据与原使用的自动化数据完全一致，需要对导入后的自动化数据进行全面的校验和测试。
1.针对自动化遥测数据的核对：在沪西站采用的CSGC3000SA智能站自动化系统后台与练塘站正在运行的CSC2000（V2）自动化系统遥测数据进行对比，如两站的对应间隔、线路、母线、变压器的遥测数据一致，不对沪西站CSGC3000SA智能站自动化系统后台调整和修改，如出现数据部一致的地方，检查沪西站自动化系统CSGC3000SA的数据库及画面，找出错位信息，进行修改和调整。
2.针对遥控的核对：在退出练塘站正在运行的CSC2000（V2）自动化系统的所有遥控出口压板的前提下，按照线路、母线、变压器等一次设备分类，按正常投、退顺序分别投入开关、刀闸的控制压板，对练塘站一次设备进行分、合试验，确保控制对象的正确性。
3.针对遥信数据的核对：配合遥控测试，在遥控对象停运期间，采用机构信号实发、保护信号实发的方式，对所有遥信信息逐一核对。
该校验方式为传统的效验方式，需将练塘站全部一次设备进行轮停检验，除自动化工作人员外，需要保护、一次工作人员全程配合，需要工期为60天。而且，该方式无法验证一控多的情况发生，有可能再投运后，对设备进行操作时，一个控制命令直接控制两个对象的情况发生，为今后的运行留下隐患。
三、优化后的自动化系统对接融合方案
针对传统的校验方式存在的问题，可采用模拟机的方式对自动化系统数据的正确性进行验证，无需对全站一、二次设备进行实际操作验证自动化数据的可靠性。
1.模拟机的搭建：使用一台服务器，将练塘站正在运行的CSC2000（V2）自动化系统数据库、界面进行原样复制，确保模拟机中的自动化数据与正在运行的CSC2000（V2）自动化系统数据一致；修改模拟机中的接口软件，将遥测、遥信的“收”指令调整为“发”指令，将遥控“发”指令调整为“收”指令。调整完成后，模拟机可通过置入方式，模拟练塘站电站的一、二次设备运行工况，通过接受遥控指令，模拟遥控的变位信息。
2.CSC2000（V2）变电站自动化系统调试机的搭建：使用一台服务器，将练塘站正在运行的CSC2000（V2）自动化系统数据库、界面进行原样复制，确保调试机中的自动化数据与正在运行的CSC2000（V2）自动化系统数据一致，可正常接受遥测、遥信数据及发出遥控指令。
3.CSGC3000SA自动化系统调试机的搭建：将需要采集的练塘站自动化信息在CSGC3000SA自动化系统中完成数据库录入及画面制作，可正常接受遥测、遥信数据及发出遥控指令。
4.模拟平台的整体搭建：将模拟机、CSC2000（V2）变电站自动化系统调试机、CSGC3000SA自动化系统调试机通过交换机连结并处于同一网段，搭建后如图3所示：
图3
5.遥信、遥测的模拟：在模拟机置入遥测量，检查CSC2000（V2）变电站自动化系统调试机、CSGC3000SA自动化系统调试机显示的遥测数据是否一样； 在模拟机置入遥信信息，检查CSC2000（V2）变电站自动化系统调试机、CSGC3000SA自动化系统调试机是否要相同的变位信息，如信息显示一致，不对CSGC3000SA自动化系统调试机数据库及画面进行修改，如不一致，检查调整CSGC3000SA自动化系统。
6.遥控模拟：分别通过CSC2000（V2）变电站自动化系统调试机、CSGC3000SA自动化系统调试给模拟机下发遥控指令，看两调试机的遥控指令是否针对同一遥控模拟对象，是否存在一控多的情况发生，如不一致，检查调整CSGC3000SA自动化系统。
高压变电站范文5
据铜梁县计划与发展委员会有关负责人介绍，为了开发云、贵、川等西部省区的电力资源，将其输送到电力紧缺的东部沿海地区，国家制定了“西电东送”规划。根据规划，重庆市将在2015年建成四川乐山－重庆－湖北恩施的1000kV线路，在重庆铜粱建设的1000kV特高压变电站，将四川金沙江、雅砻江流域梯级开发电力输送到东部沿海地区。这条线路属于“西电东送”的南通道，是目前世界上电压等级最高的输电线路之一，铜梁特高压变电站也将成为我市首个规划建设的特高压变电站。
铜梁特高压变电站初步选址在原少云镇久和村，占地约400亩，预计投资达35亿元。变电站将设主变压器两台，总容量600万kVA。
高压直流示范工程成套设计通过审查
11月16日～17日，向家坝－上海±800kV特高压直流示范工程成套设计方案在北京通过审查。由设计，建设、运行等单位专家代表组成的专家组对特高压直流输电关键技术研究和技术方案进行审查后认为，示范工程成套设计方案安全可靠，开了中国直流输电成套设计不再由外方负责的先河，标志着示范工程的总体技术路线确定，为确保全面完成工程建设任务奠定了坚实基础。国家电网公司副总经理舒印彪出席审查会并讲话。
向家坝－上海±800kV特高压直流示范工程是目前世界上系统最为复杂、技术难度最大的直流输电工程。工程所采用的电触发6英寸晶闸管换流阀、800kV大容量换流变压器和直流平波电抗器等设备的研制均属世界首次，代表了世界最高水平。成套设计是特高压直流示范工程建设的关键环节，是关键技术研究成果的集成，是工程的总体技术方案，是实现工程功能的技术基础。
高压变电站范文6
关键词：变电站 高压断路器 常见故障 维护 对策
中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）03（b）-0036-02
随着国家持续不断的发展，电力建设在我国的重要性也在持续不断增加。为了保证电力在日常的生产及生活中能够正常运行，相关的电网运行维护人员需要不断地引用先进的科学技术来提升变电站的运行能力及效果。在变电站中由于存在着大量的高压断路的操作结构，因而在实际的操作过程中容易出现故障，致使整个变电站\行能力不断降低。进而需要针对其中存在的故障进行研究，并给出相应的维修对策及解决措施。
1 变电站高压断路器常见故障
1.1 真空断路器的拒分闸故障
在变电站运行的过程中，高压断路器在发生故障的时候会产生越级跳闸的现象。这种越级跳闸的现象会对整个变电站及供电系统造成十分严重的后果，如大面积的停电。因此，当发生跳闸时，首先需要对整个高压短路中的跳闸回路进行检查，通过观察跳闸电源的电压是否处于一个正常的状态之下来判断其故障的类型。一般情况下，如果跳闸电源的电压正常，跳闸铁芯不动作，则就是电器故障。但是如果跳闸电源的电压不正常，其跳闸铁芯正常但是断路器发生拒动的现象，则就是机械故障。对于电气故障的处理方法就是通过检查各个回路中的元件是否连接完好，而引起机械故障的产生原因主要是分闸阀的不动作，发生漏气的现象以及传动部分发生异常情况等。其中的分闸动作原理如图1所示。
1.2 液压机构常见故障
（1）密封圈损坏。
在液压机构中，密封圈是对液压油进行密封的重要组成部分，若密封圈的密封效果较差，就会造成大量的液压油泄露，对整个机构中元件的使用性能造成了一定影响。通常情况下造成密封圈泄露的主要原因有：①液压结构中的液压油工作压力过大，且超过了密封圈的承受能力，进而造成被压到槽沟中，致使密封圈被损坏。②液压油中混有空气、水分以及尘土等相关的杂质，进而对密封圈进行了一定程度的腐蚀，促使密封圈的密封效果降低。③密封圈周围环境的温度较高，加快了密封圈的老化速度，致使密封圈的密封效果降低。在液压机构中，一旦密封圈密封效果降低，就会造成液压油的渗漏，如图2所示，致使整个液压机构发生故障，造成相关的经济损失。
同时，阀体的密封在出现问题的时候也会造成整个液压机出现故障。液压油中粘有灰尘、颗粒等杂质的时候会对阀体本身造成破坏，而且阀体本身在加工的时候由于精确度不高也会造成密封性的相关问题。对此，通常情况之下会通过加强分合一级阀、高压放油阀以及匿止等相关设备的检修工作来保证其阀体的密封性，减少其密封性不良的问题。
（2）液压调高系统故障。
在液压系统中，对液压进行控制的时候需要有一个相关的油源，由于它是一个低压控制的回路，因此，在液压系统中就需要一个调高泵来对整个液压油源进行更好控制。据此，需要对减压阀及单向节流阀设置一个固定的数值，进而才能够更好控制整个液压系统。此外，通过设置单向节流阀还能够对减压阀的进油口进行更好控制，使其压力能够保持在25 MPa之上。而设置减压阀的定值则主要是为了将油路的压力控制在25～32 MPa之内，进而就能够保障出口的压力值恒定为2 MPa，促使整个液压回路得以较好控制。在整个机构的运行构成中由于定值减压阀的性能稳定性较差，且对油污的反应十分敏感，因此，就会经常性地发生堵塞现象，造成电控出现失灵的现象。针对这些问题，常见的方法都是将定值减压阀与节流阀去掉，同时通过设置溢流背压阀来对回油回路进行控制。但是这种方法在使用过程总会造成系统发热，系统内部的油泵及液压元器件发生泄露的现象，进而降低了整个系统的运行效率。
1.3 SF6断路器故障
在变电站高压短路器中，SF6断路器在操作的时候主要都是以SF6气体为介质进行灭弧与绝缘，其灭弧室中会存在着一些自由导电杂质，致使含有杂质的SF6气体击穿电压会比纯净SF6气体击穿电压的数值减少10%。同时，对于SF6气体来说，其中杂质的大小、位置、材料以及运动特性等都有着一定的关联，杂质的外壳会造成带点部位气体击穿电压的数值降低，同时，杂质还会使断路器的电弧发生重燃的现象，造成灭弧操作的失败。
2 对变电站高压断路器维护措施
在变电站的运行过程中，高压断路器是整个供电系统中最核心的部分，因此，需要对断路器进行定期检修及维修。同时还可以采取状态检测技术来对整个设备在运行过程中的状态进行实时检测，并进行离线状态下的监控检测，通过收集全部的信息数据来对变电站在运行过程中出现的故障进行分析与诊断，由此采取最佳的维护措施。此外，在还需要依据实际的情况对相关的设备进行检查与维修，通过参考设备的使用状态来决定对高压断路器的检修周期，始终遵循“应修必修”的原则。
同时，在状态检修的过程中需要对相关的数据进行集中收集、综合分析，进而制定出科学、合理的检测、维修流程。同时，还需要通过建立起较为完善的检测系统来对相关的数据进行收集，并依照国家的相关规定来对设备的运行标准进行评估、分析及研究。进而依据相关的研究结果来对设备的运行状态拟定分级的标准，结合相关的人工智能系统来对整个设备进行检修，并针对其中存在的问题进行整合，提出相关的解决措施。此外，对于待检修设备需要依据设备的实际状态来制定相关的检修方案，并通过相关部门对检修结果进行研究与讨论，进而生成相关的技术报告，由此才能够对高压断路器的设备进行检修。通过对设备各方面进行优化与提升，同时对检测的策略及方式进行实时的调整。在进行管理的过程中还需要对之前的优秀经验进行学习，同时结合现有的技术来巩固、提升整个设备检修的水平，促进整个设备得以平稳地运行与发展，增加设备的使用寿命。
此外，在对高压断路器的常见故障进行维护的时候，相关的运行管理人员在工作过程中还需要完善并严格地制定相关制度。（1）严格执行变电站值班制度，通过加强对变电站控制中心及巡维中心人员的相关专业技能的培训，来提升这些人员的专业化技能，增加相关管理、检修人员的责任心及责任感，使其能够在日常的工作过程中更好地服从上级命令，认真地完成自身工作，进而提升整个高压短路的运行效果。（2）严格执行交接班制度，员工在进行交接班的时候需要依照相关的规定，不能够提前或者是推后交接班的时间，同时还需要全部工作人员到场。由此才能够将变电站的具体情况交接，保证变电站不会发生相关的故障。
3 结语
通过对变电站高压断路中的常见故障进行分析，并采取相应的措施进行解决，能够有效提升整个系统在运行过程中的稳定性，提升相关操作的便捷性。此外，通过对常见故障进行维修，还能够节约生产的时间、降低相关的生产成本，为高压断路器在变电站中的平稳运行提供重要的保障。
参考文献
