智能变电站与常规变电站运行维护的差异分析

智能变电站与常规变电站运行维护的差异分析（精选8篇）

篇1：智能变电站与常规变电站运行维护的差异分析

智能变电站与常规变电站运行维护的差异分析

摘 要：随着科学技术的发展，电力系统现代化水平越来越高，智能变电站应用日益广泛。相比传统变电站，智能变电站在运行维护上有很大的优势。它大大解放了人类劳动，在能源紧缺的当今社会，成为保障电力供应安全稳定，为经济社会发展奠定基础的重要手段。近年来，我国在智能变电站研究方面取得了突破性的成果，技术水平越来越高，逐步克服了各类难题。文章基于智能变电站的应用状况，介绍了智能变电站概念和运行维护的主要特点，将其与常规变电站进行比较，分析其优势和需要进一步关注的重点，然后对智能变电站运行维护工作进行总结。

关键词：智能变电站；运行维护；常规变电站；差异化智能变电站运行维护背景介绍

1.1 智能变电站概述

所谓智能变电站，主要体现在智能化上，是指利用先进的智能设备，实现电力网络内部变电站间信息传达、资源共享和信息化接收，为变电站信息传输带来便利，并借助先进的状态监测和智能辅助控制技术，进行变电站运行维护的一种电力系统。随着经济社会的不断发展进步，我们国家提出了智能电网构建的组织和部署规划，在“十二五”规划期间，将智能变电站建设放在突出位置，逐步实现和进一步推进智能化变电站的应用和普及。

1.2 智能变电站应用概述

与常规变电站相比，智能变电站有了很大的变化，主要体现在先进设备和技术的应用。在智能变电站系统内，电子互感器、智能接收器、交换机设备等相互配合，共同为电网运行安全服务。在智能变电站工作系统内，先进技术和设备的应用，大大解放了人类劳动，提高了工作效率，同时也减少了变电站危害事故的发生，提高了运行维护水平。与传统变电站运行维护相比，智能变电站的创新性主要体现在以下几个方面：

（1）通信规范化带来了运行维护的便捷化。相比传统变电站，智能变电站采用统一的自动化系统，在该系统内部，从设计、开发、维护到后期的运行维护，该系统内对象能够建立统一的标准。在智能变电站系统内，采用面向对象以及一个抽象通信服务接口连接，并且这个接口是独立于网络结构的。这就实现了系统通信的规范化，能够提高变电站的操作性能，运行维护更加轻松和便捷。（2）GOOSE技术应用实现了运行维护的及时性和高效性。GOOSE技术的应用是智能变电站的基础，通过该技术的应用，变电站系统内部的开关量能够进行准确传送，与此同时，还可以对变电器及其他电子元器件的各项性能指标，如温度、档位、运行状况等进行信息的传输，一旦出现问题，客户端能够迅速发现和反应。大大提高了运行维护的效率和水平。（3）电子式互感器实现了智能变电站运行维护的动态化。在智能变电站系统内，电子互感器的应用是必不可少的，它主要由合并单元和传感模块构成。通过使用电子式互感器，能够对变电站系统内各类性能指标进行实时监控，并且这种检测的精确度和敏感度要更高，传输性能也更好。与此同时，电子式互感器因为体积小、重量小等不会对变电站系统产生危害，能够更好确保设备运行安全，也维护了操作人员的人身安全。智能变电站与常规变电站运行维护的差异

随着技术的进步，拥有更高科技含量，信息共享更加便捷的现代化智能变电站系统逐渐形成，并且应用越来越广泛。因此，我们要对智能变电站与传统变电站运行维护差异进行分析，以为变电站运行维护手段创新与改革奠定基础。

2.1 常规变电站运行维护的主要方法简介

2.1.1 常规变电站自动化系统运行维护状况介绍。在常规变电站自动化系统中，主要分为了保护和测控两个部分。保护装置的主要功能在于一旦变电站系统发生故障，能够进行快速的切除和故障隔离，保证系统恢复正常。但前提是保护装置对于故障信号要有正确的响应。另一个部分就是测控系统部分，它主要是对系统中电流信号的检测，以便对系统故障进行发现和解决。通过保护装置和测控单元的结合，常规变电站系统完成了日常的运行和维护工作。

2.1.2 常规变电站运行维护工作的不足。首先，常规变电站受模块工作范围和要求的限制和影响，很难在各自区域内进行精确地维护。例如，保护装置需要电力信号的反馈，但是系统本身问题和保护装置性能因变电站系统故障引起的变化很难实现保护的精确化，只能够针对系统的反馈进行常规的保护工作。其次，常规变电站二次载荷问题较为严重。在常规变电站系统中，二次电缆连接的设备多，负载重，这就造成了系统中二次额定负载问题的出现。二次设备与保护装置的配合比较复杂，效率较低。最后，信息共享难度较大。在常规变电站系统中，信息处理的及时有效性较低，同时共享难度也很大，设备之间不具备互操作性，信息在传输过程中有时间间隔，无法确保传递信息的高效性，这也降低了变电站运行维护工作的效率和水平。

2.2 基于常规变电站运行维护不足的智能变电站工作提升

经过以上分析，我们看到了常规变电站在运行维护上的诸多问题。近年来，智能变电站应用已经十分广泛，并且在未来，将替代传统的变电站自动化系统，成为推动电力运行安全重要的保障。与常规变电站运行维护工作相比，智能变电站主要有以下几大不同。

（1）减少常规二次电缆使用量，智能变电站终端主要是使用光缆，不仅信息传递效率高、用时少，而且更加安全，受电磁影响较小。（2）加强了跳闸保护，改变传统的跳闸方式。现代化的智能变电站系统采用软压板方式进行投退，改变了传统的跳闸方式。（3）操作系统更加人性化，技术水平更高。IEC61850的应用使保护第二次设备具备远方操作的技术条件。（4）网络化信息系统，安全工作更加到位。智能变电站实现了二次设备的网络化，安全措施也相应发生了调整。（5）方式方法变化，工作效率大幅度提高。自动化、专业化的运行检修工作逐渐替代过去依靠系统进行定位，人工排查的模式，调试方法也发生了变化，利用现代信息技术和网络技术，实现了运行维护的高效化。无论是从设备技术角度还是从维护技术上，都有了质的飞跃。

综合以上内容，我们看到与常规变电站系统相比，智能变电站在运行维护工作上有了很大的创新。从保护功能、信息传输功能、测检功能等方面进行了大幅度技术突破，大大解放了人类劳动，维护了电力运行的安全。现代化智能变电站的差异化运行维护

3.1 连接介质的变化带来了保护功能装置的变化

在智能变电站中，实现了一次设备智能化、二次设备网络化。设备之间的连接媒介转变为光缆或双绞线，相应的运行维护时的装置也发生了一定变化。例如保护功能压板投退发生了调整，常规的保护功能“硬压板”转变为后台监控系统界面上的“软压板”。在投退保护装置操作上，操作人员只需要在后台监控系统上进行计算机操作就能够完成全部工作，不在需要进行保护屏上的作业。

3.2 GOOSE回路及相关保护的改变

常规变电站继电保护时，跳闸、合闸压板是对系统故障反应后进行的自动行为，但很难实现统一控制。智能变电站系统则将这些行为结合在了后台监控系统界面上，利用GOOSE技术，将跳、合闸压板在全站设成了唯一，所有的保护装置都是通过智能控制柜操作去实现的，不仅效率更高，而且也更加准确，保护效果更好。

3.3 信息共享更加便捷，装置的影响扩大

相较于常规变电站，智能变电站系统内数据被保护装置共享，因此在智能终端采集的开关、刀闸信息在GOOSE网络中共享测控装置、保护单元、合并单元。一旦这些装置发生了故障，整个智能变电站保护系统就会同时反映，因此信息传递的便捷也带来了准确性对于保护装置影响的改变。必须确保信息的准确性和高效性。

3.4 检修状态压板作用的改变

常规变电站系统，装置检修压板主要是屏蔽装置故障和动作信息，不上传控制层。智能变电站发生了改变，更加有利于设备检修。在保护装置、测控装置、智能操作箱、合并单元都配置了相应“检修状态”硬压板，并在网络上进行标注，装置间相互配合，智能操作箱未加用，当保护装置跳闸指令发出后，开关不会跳闸，因智能操作箱的“检修状态压板”未加用，二者状态不对应。

3.5 地理信息系统的结合应用提高了检测的动态化

在智能变电站运行维护工作中，地理信息系统被应用进来，它不仅能够对同一时间变电站内的状况进行实时监测，并且能够对数据进行收集和处理，反馈故障位置，提出改善的方案，这一点是常规变电站无法企及的。地理信息系统的应用是通讯技术发展的必然结果。结束语

技术的进步改变了世界能源发展的方向，集合智能化技术、计算机技术和现代网络技术的智能变电站应用日益广泛。随着智能变电站应用的扩大，我们不仅要熟练掌握运行维护的技术，也应该将其与传统方式进行比较分析，为未来的工作提供有益参考。

参考文献

[1]牛东晓，曹树华，等.电力负荷预测技术及其应用[M].中国电力出版社，2009.[2]李瑞生，周逢权，等.智能变电站功能架构及设计原则[J].电力系统保护与控制，2010（21）.[3]庄文柳.智能变电站技术在实际工程中的设计和应用[C].2010输变电年会论文集，2010.作者简介：林俊峰（1987-），男，重庆梁平人，本科学历，助理工程师，从事变电运维的研究。

篇2：智能变电站与常规变电站运行维护的差异分析

专业论文

浅谈智能变电站的二次运行维护与检修

浅谈智能变电站的二次运行维护与检修

[摘要]：本文通过比较传统变电站与智能变电站二次设备构建上的不同，阐述了智能变电站在二次运行维护与检修方面所要掌握的方法和注意点。

[关键词]：智能变电站 二次设备 运行维护与检修

中图分类号：TM411+.4文献标识码： A

1引言

基于IEC61850标准的智能变电站是以数字化变电站为依托，通过采用先进的传感、信息、通信、控制、人工智能等技术，建立全站所有信息采集、传输、分析、处理的数字化统一应用平台，实现变电站的信息化、自动化、互动化。它以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能。智能变电站的二次设备的构造和功能与传统变电站存在很大的差异，因此智能变电站的发展变革了传统变电站的二次运行及检修模式。

2智能变电站设备组成

过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成对一次设备的监测、控制等相关的功能，包括实时运行电气量测采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。

间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。

站控层由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息子站和其他功能站构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。

3装置之间的联系方式

智能变电站用光纤以网络通信代替了传统的电缆硬接线，GOOSE、最新【精品】范文 参考文献

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SV输入输出信号为网络上传递的变量，智能变电站中的GOOSE相当于传统变电站中的二次直流电缆，SV相当于传统变电站中的二次交流电缆。层与层之间的联系通过SV网和GOOSE网进行，SV网主要是交流采样数据的传输，GOOSE网是用来传输控制及信号数据。与传统变电站二次设备相比，智能变电站的交流采样部分增设了合并单元，而直流操作及信号采集部分又增设了智能终端设备，同时彻底改变了变电站内二次设备之间的联系方式，传统变电站内二次设备之间传输的主要是接点及模拟信号，用控制电缆进行传输，智能变电站内二次设备之间传递的是数字信号，靠光纤传输，同时还需配置大量的数据交换设备。

4智能变电站与传统变电站的二次设备运行与检修的不同

4.1装置的检验与故障查找

传统变电站二次交流及直流回路通过控制电缆连接，其原理与接线关系可以通过二次图纸直观体现。变电站的装置检验，主要根据装置具体功能，经交流输入端子、直流端子提供相应的故障模拟量或开关量信息，检验装置的各种逻辑功能及开入开出信号是否符合现场运行需要。智能变电站用光纤以网络通信代替了传统的电缆硬接线，因此智能变电站装置的检验无法通过外加故障模拟量或开关量信息进行，只能通过计算机与装置的调试接口连接，直接向装置输入相关数字量信号检验装置的各种保护动作逻辑及输入输出地正确性。在运行维护与检修中，以往的查点对信号的工作变成了对配置文件参数与配置的核对，因此检修人员需学会查看配置文件及掌握配置方法。传统变电站的日常运行维护中，万用表和钳形电流表是二次检修人员不可或缺的仪表，交流电流回路故障主要通过钳形电流表测量回路电流与装置采样值比较，从而判断交流电流回路的故障点，交流电压回路及直流回路故障则通过万用表测量相关接点电位查找故障所在。在智能变电站中由于装置与装置之间的联系完全靠网络通信维系，一旦发生故障除了通过装置本生地各种告警信息判断故障外，二次检修人员还必须掌握利用计算机进行信息报文的收发，以便更有效地判断故障点。当然，由于在智能变电站中，网络交换机等通信设备大量使用，因此二次检修人员应具备对相关通信设备进行运行维护的技能。

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4.2带负荷试验

带负荷试验是检验具备方向保护功能或需采集多路电流回路保护装置的电流、电压间极性关系的一项试验。传统变电站引起电流、电压极性关系错误主要是由于流变、压变二次输出反接或连接错误，如果接线错误，则在带负荷试验中相位关系反映非常明显。智能变电站中保护的数据采集模块前移至合并单元，所有二次交流数据必须通过合并单元处理后再通过光纤传送至保护、测控装置，由于各间隔二次数据的采集处理环节相互独立，且在传变过程中存在延时，因此处理不好就会使各间隔输出数据失去同时性，导致装置误发信号甚至误动作：

110kV某变站是一座110kV／10kV两个电压等级的终端变电站，2011年11月该变电站进行数字化改造，该变电站的110kV系统电流、电压互感器全部使用电子式互感器，10kV系统互感器仍是电磁式互感器。该变电站改造完成之后，运行中发现随着供电负荷的不断提高，主变差动保护差流也在增大，甚至大过差流越限值，导致差流越限告警。由于高压侧电流采样使用光纤信号传输，我们无法检测二次电流值，而低压侧电流测试结果与装置显示相当，无异常。查看差动保护电流采样值发现差流有时高达0.32A，并且高、低压侧角差异常，正常运行高、低压对应相相差应在150°左右（主变为星／三角-11点接线），但装置显示对应相相差140°左右。经过多方现场排查，终于找出了原因：由于本变电站主变高压侧是电子式互感器、低压侧是电磁式互感器，导致两侧的电流采集存在差异。高压侧电流的采集：①由电子式互感器的传感模块负责采集、调理并转换成数字信号通过光纤传给合并单元。②合并单元负责将各相远端模块传来的数字信号进行同步合并处理后传给保护装置。低压侧电流只需经过合并装置将模拟信号转成数字信号就可以传给保护装置。由此可以看出，高压侧电流经过两次采样后才能到达保护装置，而低压侧电流只需经过一次采样。所有装置采样都会存在一个固有延时约0.75ms（厂家提供数据），这样高压侧两次采样延时约1.5ms，低压侧采样延时约0.75ms，两侧相差0.75ms，导致采样不同步。可以计算出一个周波的角度差为：（0.75／20）*360=13.5° 厂家现场对差动保护程序经行了升级

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处理，对所差角度进行了补偿，补偿后差流降至0.1A左右。数字式互感器对我们来说是一个全新的事物，但检修人员没能从根本上去认识它，对于电磁式互感器，差动保护带负荷试验时，检修人员首先关注的是差流，总认为一旦接线错误，角度差会非常明显。对于小的角度差通常认为负荷较小形成的测量误差。

4.3设备的运行维护

4.3.1传统变电站通信系统的组成：

1、保护及自动装置与总控之间的通信；

2、总控与主站及后台机的通信。通信中断不会影响保护及自动装置的功能，也不会影响在变电站内对一次设备的操作。因此，通信中断对运行中的一二次设备不会造成太大的影响。

4.3.2智能变电站通信系统的组成：

1、站控层与间隔层之间的通信；

2、间隔层与过程层之间的通信。其中站控层与间隔层之间的通信相当于传统变电站的总控与主站及后台机的通信。间隔层与过程层之间的通信则是取代了传统变电站控制电缆的传输功能。一旦间隔层与过程层之间的通信中断，则该间隔的二次部分完全瘫痪，对一次设备的保护、监控等所有功能全部丧失。

4.3.3运行维护注意点：日常的运行维护中，运行检修人员应及时更新观念，传统变电站中在运行维护中往往存在“重装置轻通信”的弊病，在智能变电站中，如果装置通信中断，则保护控制装置就成了无本之木，失去作用。另外，智能变电站中将原来110kV及以下保护测控一体化装置的交流采样部分划归至合并单元，而直流操作及接点输入输出部分划归至智能终端，对于一台断路器而言，保护及自动装置的跳、合闸信号通过GOOSE网传至智能终端。在智能终端处，分别设计一块跳闸、合闸压板。对于传统变电站，一次设备运行，本间隔部分保护及自动装置检修时，只需退出该套保护及自动装置的跳、合闸压板就不会对运行中设备造成影响。但在智能变电站中，一台断路器只对应一组跳、合闸压板，因此智能通过断开GOOSE网的方法来断开检修设备与运行设备的联系。

5结束语

智能电网的兴起，几乎颠覆了原有对二次系统的认识，在二次运行维护与检修方面需要掌握更多的知识点，许多新设备、新名词不断

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涌出，运行维护人员只有不断加强自身学习，在平时的工作中勤于探索，更新自己的思维方式，才能顺应现代技术发展的潮流。

篇3：智能变电站与常规变电站运行维护的差异分析

1 500k V智能化变电站运行维护存在的问题

通常情况下, 大部分500k V变电站都属于枢纽变电站。在运行过程中, 由于系统日渐复杂化, 资源采集具有较高的重复率, 调试工作也变得复杂化, 加上操作人员的不规范操作, 大大降低了变电站使用寿命, 增加了运行成本, 导致电网无法处于安全、稳定运行中。第一、安装过程中基础设备不具有较高的安全性能。变电站的运行维护和基础设备安装质量紧密相连。当下, 基础设备安装现状并不乐观, 稳定性问题十分严重, 安全性能也不高, 安全事故频繁发生, 工作人员的生命财产安全受到严重地威胁。在此基础上, 由于基础设备型号、安装方法各不相同, 日渐复杂化, 大大增加了设备系统运行维护难度, 工作人员运行管理效率低下, 导致相关工作无法顺利开展, 面临着严峻的挑战。第二、不具有较高的技术稳定性、可靠性。500k V智能化变电站维护技术不同于传统电网技术, 具有多样化的特点, 比如, 智能化操作, 系统分成化, 数字采集化。而智能化变电站运行维护难度的增加和这方面紧密相连, 系统设备经常故障问题, 技术人员必须具备较高的技术水平。但我国500k V智能化变电站建设的时间并不长, 技术人员、操作人员并不具备丰富的实践经验, 技术人员的技术操作水平也不高, 不具备熟练的操作技巧, 无法有效解决运行中存在的问题, 严重影响变电站的稳定运行。

2 500k V智能化变电站运行维护优化策略

2.1 健全500k V智能化变电站运行维护技术标准、制度

在智能变电站运行维护过程中, 需要构建完善的运行维护技术标准等, 不断拓展新技术的应用范围。在实际工作中, 要协调好各部门, 使其处于统一的网络体系中, 充分发挥他们的主观能动性, 多角度、多层次出发构建可行的运行维护标准体系。在此基础上, 从实际出发, 制定科学、合理的标准规章、规范管理制度, 确保智能化变电站的稳定运行, 提高相关人员的维修、管理水平。要构建可行的责任制度, 层层划分责任, 明确岗位职责, 防止权与责混淆, 使变电站运行维护中存在的问题得到有效解决。构建合理的维护制度, 使日常运行维护工作规范化。在此过程中, 需要制定科学的维护目标, 确定好维护的时间、周期, 优化内部人员结构, 提高检修效率与质量。一旦发现问题, 要及时控制运行缺陷, 在最短的时间有效解决, 要制定预防方案, 有效控制突发事件, 避免事故进一步扩大化。

2.2 提高工作人员的技术素养

从某种角度来说, 智能化变电站包含了众多系设备, 比如, 继电器, 操控人员必须具备较高的专业技能, 做好日常见监控、维护工作。在此过程中, 要对操控技术人员进行必要的维护技术等培训, 完善他们已有的通信技术知识, 能够有效解决运行维护中存在的各种问题, 比如, 交换机、合并单元。由于系统设备的安全运行和维护人员已有的技术水平紧密相连。要通过不同途径, 对维修技术人员进行再教育学习, 掌握基础设备的安装程序, 积累丰富的实践经验, 准确定位故障发生的位置, 解决故障问题。还要为他们创造更多学习的机会, 开展专业讲座, 加强管理人员、技术人员等之间的交流, 提高新技术实践水平, 更好地开展维护运行工作。

2.3 注重程序化控制

程序化控制和维护工作效率紧密相连, 需要以设备运行状态为切入点, 合理调整。在进行程序化控制之前, 要准确核实设备运行的初始状态, 检查系统设备是否出现异常情况。要同时进行常规操作、典型操作, 优化利用程序化控制模式, 实现二者的有机准换。还可以构建具有针对性的数据共享模块、监控系统模块, 确保程序化控制的顺利进行。

2.4 加强运行维护管理

在日常运行过程中, 要以定期、不定期的形式对系统设备进行必要的日常维护, 动态化监测设备系统的运行状况, 显现500k V智能化变电站运行维护管理工作的重要性, 全面监督、管理系统设备的运行维护技术、检测标准, 确保系统设备的有序运行。结合变电站运行状况, 引进先进的技术设备, 降低设备故障发生率, 避免设备大面积修复, 延长系统设备的使用寿命。

3 结语

总而言之, 在500k V智能化变电站运行过程中, 要对运行维护问题引起高度的重视。智能化变电站的运行维护具有周期化特点, 要不断提高工作人员的综合素质, 采用技术、管理相结合的模式, 有效解决存在的问题, 确保变电站处于稳定运行中, 不断提高运行维护水平。以此, 使电网系统朝着“自动化、信息化、智能化”方向发展, 促使我国新时期的电力事业走上健康持续发展的道路。

摘要：随着科技日益发展, 电网逐渐朝着“智能化”方向发展。在智能电网建设中, 500kV智能变电站是核心内容, 发挥着关键性作用。智能电网建设在全面开启之后, 智能变电站运行维护被提出了新的更高要求。要客观、全面地分析运行维护中存在的问题, 采用可行的对策有效解决。以此, 确保500kV智能化变电站处于安全、稳定运行中, 更好地造福人类。

关键词：500kV智能化,变电站运行维护,问题,处理对策,分析

参考文献

[1]熊泳璇, 吴鑫.500k V智能变电站运行与维护管理模式研究[J].科技创新与应用, 2015 (32) :228.

[2]赵玲娜.500kv智能化变电站运行维护工作中存在的问题及解决措施[J].企业改革与管理, 2015 (08) :196.

篇4：智能变电站运行与维护技术分析

关键词：智能变电站;运行维护;技术分析

智能电网是电网发展的必然趋势，当前形势下我国智能电网建设进入了一个新时期。作为电网的重要组成部分，智能变电站建设对实现整个电网智能化具有至关重要的作用。而加强智能变电站的运行维护技术，是保证智能化目标实现的关键因素。为提升电网运行水平，提高其社会效益与经济效益，本文围绕智能变电站运行维护技术进行探讨。

1 智能化变电站运行维护技术概述

所谓智能化变电站，是在变电站建设过程中，以智能设备逐渐取代人工值班，通过分层构建智能化一次设备（智能化开关、电子式互感器等）和网络化二次设备（过程层、站控层、间隔层），实现对变电站的全天候实时监控，建立“无人值班”的运行模式。可以说，智能变电站是以可靠、先进、集成的智能设备为平台，以网络化、数字化技术为手段，实现变电站设备运行状态监测、检修评估、在线分析决策、电网控制自动化、智能调节调度等功能，以维护变电站的安全、稳定运行，达到提高电网经济效益的目的。

2 智能变电站设备运行维护的技术要求

微型计算机、电子信息技术等新技术在电力系统中的广泛应用，使变电站设备运行与管理的自主性增强。智能化变电站不仅能对变电运行设备状态进行实时监测，而且能够将发现的故障或异常情况自动反馈给管理人员，以及时进行检修，降低故障损失。智能化变电站建设与应用的同时，对系统及设备的运行维护也提出了更高的要求，具体表现在以下几方面：

2.1 对运行维护的管理要求

与传统变电站相比，智能变电站因为有了微机、电子技术等新技术的支持，在系统功能上逐步完善，但相应的在运行维护模式及人员配置上的要求也越来越高。智能变电站及设备的运行维护，在运维技术、检测手段、检测标准、作业流程方法等方面都有明确规定，且需具备一定的可操作性。

2.2 保证系统及设备的稳定性

确保系统及设备运行的稳定性是智能变电站的核心任务。为实现这一任务要求，变电站运维人员要定期对变电系统及运行设备进行检查与维修，以预防及处理可能出现的问题与故障，如死机、数据传输错误等。可靠、准确的数据信息是智能变电站检修的重要依据，为保证系统与设备的稳定性，在智能变电站运行检修时要严格按照操作标准及安全管理规范进行。

2.3 对运维人员技能的高要求

当前变电站运行维护人员在基础知识和专业技术等方面都还有待加强，尤其是在网络通信、设备维护、单片机技术等方面还相当薄弱，这对于依赖通信、高速处理器的智能变电站而言是十分严重的问题。二次系统相互融合，多种应用相互关联，对运行维护人员提出了更高的要求。

2.4 对设备厂家提出的要求

就我国智能电网的发展现状来看，我国智能变电站建设还处于初级发展阶段，设备厂家对于很多技术的应用还不成熟，使得生产出来的设备往往存在诸多的不足，如对设备缺陷及故障缺乏有效的处理手段、系统配置不完整、作业流程不规范、对程序版本缺乏管理等。

3 智能化变电站运行维护技术要点分析

3.1 一次设备的运行维护

智能变电站是采用微机、电力电子技术等新型传感器技术，根据电压波形图变化，设备能够自动调整电压，合理控制跳合闸时间，以保证系统电压的稳定。智能变电站具有设备操作智能化、设备运行自动化水平高、实现设备无缝连接等优势特点。一次设备的运行和维护主要包括以下几方面：

1）电子式电压互感器

当电压不平衡时，如果一相为零，如果另两相电压不升高，则为一相采集异常，如果另两相电压升高或升高为线电压，则为一相接地故障。如果合并单元采集器出现问题，则造成问题的可能原因是光纤回路和采集器发生故障。遇到数据采集异常时采取防止保护及自动装置误动的技术措施从而确保计量不出现异常和遗漏。

2）电子式电流互感器

一旦电子式电流互感器出现这些情况：本体发热，装置内部有放电声或者异常声音，采集灯显示异常信号等，应及时向相关部门汇报反映，并联系生产厂家进行更换处理。更换互感器时，注意只需替换电子互感器而不需要替换合并单元。在停电检修时，应先关闭合并单元电源，送电前应先将电源合上，避免激光电源长期工作，使电子式互感器寿命更长久。

3）智能断路器

智能断路器的运行管理主要包括气体的检漏和SF6含水量检测。其中气体检漏是采用专用的检漏仪，对于焊缝、管路接头处密封不严等情况进行检查和防治。设备运行过程中，因内部闪络等现象的出现，致使SF6分解出多种产物，与此同时不少大气中的水分渗透至绝缘中，这样一来设备内部会积聚较高的含水量。在高气压的冲击下，过量的水分会使气体绝缘性下降，影响断路器的正常工作。因此在设备运行维护过程中，要定期对断路器进行巡检，重点检查接线头有无松动迹象，瓷套有无损坏等，以防止闪络现象的发生。

3.2 二次设备的维护

智能变电站是顺应现代电力发展需求而不断发展成的，它弥补了传统变电站对二次设备检查模式的不足。相比之下，智能化变电站对二次设备的维护要求也更高，具体包括以下几方面：

1）监控系统

结合实际操作功能，重点检查全站SCD配置文件，确保监控的各装置数据及配置的正确。

2）网络交换机及网络分析仪

在智能化变电站中，网络交换机的配置、型号、额定参数等必须与设计要求保持一致。在二次设备维护中，网络分析仪的主要功能是对网络报文的解析，以简单明了的方式显示网络报文所代表的含义，当出现异常报文时要用颜色加以标记和区分。

3）保护装置

为预防和减少故障的发生，运检人员要注意观察设备是否正常运行、有无告警信息、GOOSE 和MU 通讯光口闪烁是否正常、光纤熔接有无断点等。在现场工作前，按要求投入“装置检修状态”压板;待保护工作验收结束后，保护状态为许可前状态，装置无故障或告警信息，保护定值及定值区切换正确，GOOSE 链路正常等。

3.3 运行监视和故障分析

在智能变电站中，主要通过光纤网络来实现一次设备与二次设备之间的信息传输，包括开关位置信号、控制信号等。也就是说，过程层与间隔层之间、间隔层与变电站层之间都是依靠光纤网络进行连接的。智能变电站通过网络信息的传输，实现设备的自动化操作，对运行设备的数据信息进行记录和监控，同时将信息传送到后台系统中，一旦出现变电故障，也能在第一时间发现并及时采取措施解决。随着微机、电子技术等新型传感器技术的发展与应用，变电站能够完成信息采集并独立进行检测，数据检测结果是设备检修的重要依据。

4 结束语

篇5：变电站蓄电池的运行与维护 概要

该文章从蓄电池的结构、原理出发，及对蓄电池的性能指标、对阀控式密封铅酸蓄电池的运行维护作一介绍，并将这一新技术广泛地应用于电力系统，以确保系统可靠稳定的运行。

关键词： 蓄电池；阀控式密封铅酸蓄电池；活性物质

蓄电池是直流系统中不可缺少的设备，这种电源广泛应用于变电站中。正常时直流系统中的蓄电池组处于浮充电备用状态，当交流电失电时，蓄电池迅速向事故性负荷提供能量。如各类直流泵、事故照明、交流不停电电源、事故停电、断路器跳合闸等，同时也必须为事故停电时的控制、信号、自动装置、保护装置及通信等负荷提供电力。显然在交流失电的事故状态下，蓄电池应作为变电站的备用能源。阀控密封式铅酸蓄电池的运行与维护

1.1 阀控密封式铅酸蓄电池与开口式铅酸蓄电池的区别 其区别见表1。

表1 新型阀控式铅酸蓄电池与开口式铅酸蓄电池的区别

1.2 蓄电池运行求

按照电力系统的有关标准，阀控式铅酸蓄电池的运行求如下：阀控式密封铅酸蓄电池组在正常运行时以浮充方式运行，浮充电压值一般控制为2.23 V×n，在运行中主监视蓄电池组的端电压，浮充电流，及每只蓄电池的电压。1.3 阀控式密封铅酸蓄电池的充放电 1.3.1 核对性充放电

新安装或大修后的阀控蓄电池组，应进行全核对性额定容量放电试验，放电电流不应变动过大，待放电结束后，应立即对蓄电池组进行充电，避免发生电池内部的硫化现象，而导致蓄电池内部短路。此时均采用0.1C10恒流充电，当蓄电池组端电压上升到2.23 V×n时，将会自动或手动转为恒压充电。1.3.2 恒压充电 在2.35 V×n的恒压充电下，0.1C10的充电电流逐渐减小，当充电电流减小至0.1C10时，充电装置的倒计时开始起动，并维持3 h不变。当整定的倒计时结束时，充电装置自动或手动转为正常的浮充电运行，浮充电压为2.23 V×n。同时在浮充电过程中进行温度补偿，即对每只单体蓄电池充电电压随环境温度给予一定量的补偿，避免蓄电池因失水干涸而失效。

中心温度、补偿下限、补偿上限、补偿斜率均可根据电池性能灵活设置。1.3.3 补充充电

为了弥补运行中因浮充电流调整不当，补偿不了电池自放电和爬电漏电所造成蓄电池容量的亏损，设定1～3 个月，自动地进行一次恒流充电-恒压充电-浮充电的补充充电，确保蓄电池组随时都具有额定容量，以保证运行安全可靠。1.3.4 事故放电和自动充电

当电网解列或故障、交流电源中断时，蓄电池组立即承担起主负荷和事故照明负荷，若蓄电池组端电压下降到2 V×n时，电网还未恢复送电，应自动或手动断开蓄电池组的供电，以免因蓄电池组过放电而损坏。交流电源恢复送电时，充电装置将自动或手动进入恒流充电-恒压充电-浮充电，并恢复到正常运行状态。

1.4 蓄电池维护

据统计，阀控式铅酸蓄电池的故障，有50%以上是因VRLA蓄电池组故障，或因VRLA蓄电池维护不当造成的。通常所说的“免维护”即为：在规定条件下使用期间不需维护的一种蓄电池。所谓蓄电池的免维护是相对传统铅酸蓄电池维护而言，仅指使用期间无需加水。在实际工作中，仍需履行维护手续。在电力行业中极为重视蓄电池的维护工作，包括阀控式铅酸蓄电池的运行与维护。一般应做好以下工作。

图1 充电程序 图2 温度补偿示意图

经常检查的项目： •检测蓄电池端电压； •连接处有无松动；

•极柱、安全阀周围是否有渗酸与酸雾逸出； •蓄电池壳体有无渗漏和变形。

如有以下情况之一应进行充电（充电程序见图1）： •浮充电压低于21.8 V； •放出10%以上的额定容量； •搁置不用时间超过三个月； •全浮充运行达三个月。运行中的维护：

•应经常检查蓄电池浮充状态是否正常，蓄电池的浮充电压（25 ℃）应按说明书规定值进行；

•蓄电池端子应用螺栓、螺母连接，蓄电池间的连接电压降ΔU < 8 mV； •蓄电池组中各单体蓄电池间的开路电压最高与最低差值不大于20 mV；浮充时单体蓄电池端电压的最大差值应不大于50 mV。阀控式铅酸蓄电池的电压偏差值及终止电压值： •标称电压/V：2、6、12；

•阀控式铅酸蓄电池运行中的电压偏差值/V：±0.05、±0.15、±0.3； •开路电压最大差值/V：0.03、0.04、0.06；

•放电终止电压/V：1.80、5.25（1.75×3）、10.5（1.75×6）。阀控式铅酸蓄电池使用中应注意事项

应注意铅酸蓄电池在每次放电完后，应及时充电，需充电的时间在10 h以上。应注意不应使蓄电池被过电流或过电压充电。应注意尽量避免使蓄电池长期搁置不用。应注意不使蓄电池长期处于浮充状态而不放电。应注意不使蓄电池过放电。

阀控式铅酸蓄电池对充电设备及温度等外部环境因素较为敏感。求充电机有较小的纹波系数，并对电池有温度补偿功能。电池的充电电压应随着温度的上升而下降，一般每升高1 ℃，充电电压下降2～4 mV。温度补偿示意图见图2。3 常见失效机理及检测 3.1 阀控蓄电池的失效机理

阀控式铅酸蓄电池是一个复杂的电化学体系，蓄电池的性能和寿命取决于电极的材料、工艺、活性物质的组成和结构、及蓄电池运行状态和条件等。它的失效因素也是比较多的，基本上可分为三类。3.1.1 蓄电池设计结构上的因素

•极板的腐蚀：对浮充电使用的蓄电池，板栅腐蚀是限定电池寿命的重因素，在电池过充电状态下，负极产生水，降低了酸度，而正极反应产生H＋，加速了正极板栅的腐蚀。

•水损失：由于再化合反应不完全及板栅腐蚀引起水的损失，当每次充电时，由于产生气体的速率大于气体再化合速率，导致一部分气体逸出，造成水的损失。正极栅的腐蚀也是造成水损失的因素之一。

摘该文章从蓄电池的结构、原理出发，及对蓄电池的性能指标、对阀控式密封铅酸蓄电池的运行维护作一介绍，并

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•枝状结晶生成：当电池处于放电状态，或长期以放电状态放置，这种情况下，负极pH值增加，极板上生成可溶性铅颗粒，促进板状结晶生成穿透隔膜造成极间短路，使蓄电池失效。

•负极板硫酸盐化：由于自化合反应的发生，无论蓄电池处于充电或放电状态,负极板总有硫酸铅存在，使负极长期处于非完全充电状态，形成不可逆硫酸铅，使电池容量减少，导致电池失效。

•热失控：在充电过程中，电池内的再化合反应将产生大量的热能，由于蓄电池的密封结构使热量不易散出，以及周围环境温度升高，导致浮充电流的增大，进而使浮充电压升高，以致蓄电池温升过高而失效。3.1.2 电池工艺质量的因素 在实际情况中，由于电池生产工艺质量的问题，如原材料成分不稳定，极板涂膏量不一致，极耳腐蚀断裂，壳体和壳盖间渗透漏液，阀盖开闭不灵等，都造成蓄电池性能离散性大，也是蓄电池早期失效的主因素。3.1.3 使用环境因素

由于过充电使产生的气体不可能完全被再化合，从而引起电池内部压力增加。当到一定压力时，安全阀打开，氢气和氧气逸出，同时带出酸雾，消耗了有限的电解液，导致蓄电池容量下降或早期失效。为避免产生多余的气体，阀控蓄电池对充电机稳压、限流精度提出了较高的求，而现有的可控硅相位控制稳压的充电机几乎都不能做到。

据国外资料介绍，当高于25 ℃时，每升高6～10 ℃，蓄电池寿命缩短一半。因为过高的温度会导致浮充电流的增加，从而由于过充电量的累积，而使得电池循环寿命的缩短。浮充电压也应根据温度进行补偿，一般为-2～4 mV/℃，而现有充电机必须具有此功能。VRLA蓄电池温度与寿命关系曲线见图3。3.2 蓄电池的检测方法

为了掌握蓄电池的性能状况，目前有如下几种检测方法。3.2.1 放电法

图3 VRLA蓄电池温度与寿命关系曲线

将蓄电池组脱离供电系统，以10小时率电流对负荷放电，同时测量每一蓄电池电压，当降到规定值时（单体1.8 V），停止放电，计算时间得出蓄电池组容量。该方法准确，但浪费能量，实施困难。3.2.2 蓄电池电压巡检

在放电状态下，对VRLA蓄电池组的每只VRLA蓄电池的端电压进行巡回检测，找出端电压下降最快的一只，再对此蓄电池在线放电检测其容量，即代表该组VRLA蓄电池的容量。该方法方便可行，但只能判读已严重失效的蓄电池，不能全面的反映每个单体的情况，且对性能的差异不能作出反应。3.2.3 测量蓄电池内阻

VRLA蓄电池的故障，如板栅腐蚀和增长、接触不良、活性物质可用量减少等集中表现于蓄电池内阻的增大、电导的减小，因此，电导或电阻的高低可提供反映蓄电池故障和使用程度的有效信息。有关标准提供了内阻测试的方法，国外已有交流内阻和直流内阻测试的报道。有关公司测试方法是用交流发电装置向蓄电池单体或蓄电池组注入一个低频20～30 Hz或60 Hz的交流信号，测量通过电池的交流电流和每只蓄电池两端的交流电压，然后计算出I/U或Ｕac/Iac比率，则得出蓄电池的电导或电阻值，并显示这个值。如有公司采用了200 A/10 s放电的负载测试仪（Milton），来测试单只蓄电池的性能。4 阀控式密封铅酸蓄电池的发展趋势

提高蓄电池使用寿命，正极活性物质的利用率，比能量，蓄电池产品的均一性，以及减小浮充电流的大小，正成为进入21世纪的智能化第三代VRLA蓄电池的研制方向，它从制作材料、制作技术、工艺流程等方面不断更新，克服了以往蓄电池在使用中的弊端。5 结束语

篇6：智能变电站与常规变电站运行维护的差异分析

作为一项具有较强的系统性的工作，220 kV变电站变压器维护工作的主要内容包括确认基本条件、运用新型维护技术、对初始状态进行优化等。下面本文立足于这几个方面分析介绍220 kV变电站变压器维护工作[2]。

2.1将基本条件确认下来

开展220 kV变电站变压器维护工作的基础性工作就是将基本条件确认下来。要想做好220 kV变电站变压器维护工作首先必须要清楚变压器问题类型，也就是说要了解故障和设备的基本情况。电力系统工作人员在这一过程中必须要综合分析变电站的运行数据，然后以分析的结果为基础将科学正确的评价做出来，这样就可以对变压器的整体运行情况具有较为完整的了解。与此同时，电力系统工作人员在确认基本条件的时候还要认识到继电保护装置的重要性，对于继电保护装置而言，除了在选用的时候使其达到最为基本的运行要求之外，同时还要真正的做好日常的检测和维护工作，只有这样才能够有效的提升220 kV变电站变压器维护工作水平。2.2对初始状态进行优化

220 kV变电站变压器维护工作中对初始状态进行优化具有十分重要的作用，电力系统的工作人员在对初始状态进行优化的过程中，首先要对变压器的初始状态具有全面的了解，大量的运行维护实践表明，变压器日后正常的运行和有效性在很大程度上受到了初始状态的影响。与此同时，电力系统工作人员在对初始状态进行优化的时候还需要对相关的检测数据的材料、设备的运行情况、技术材料以及设备图纸等进行搜集和整理，然后以此为根据就能够有效的提升220 kV变电站变压器维护工作的精确性。除此之外，电力系统的工作人员在对初始状态进行优化的时候必须要采用全过程管理的方式对变压器设备的生命周期的环节进行管理[3]。

2.3对新型的维护技术进行积极的应用

220 kV变电站变压器维护工作中对新型维护技术的推广和使用属于一项核心的内容，要想使220 kV变电站变压器维护工作的有效性得以全面提升，就必须要对行之有效以及科学合理的继电保护装置和维护技术进行积极的推广和应用，只有具备先进技术以及先进设备的支持，才能够确保220 kV变电站变压器维护工作水平。与此同时，电力系统的工作人员在对新型维护技术及其应用的过程中必须要准确和及时的判断电力系统的运行状况，积极的参与企业组织的各项技能培训，从而使自身的业务能力和专业知识得以全面提升

篇7：智能变电站与常规变电站运行维护的差异分析

0 引言

接地网作为变电站主要设备之一，接地网的运行参数是否符合要求，直接关系到设备安全和运行检修人员的人身安全，因此在日常维护工作中必须给予足够的关注。本文结合几年的实际工作经验就接地网运行与维护中存在问题进行探讨。接地网热稳定校验

目前供电企业对接地网校验的方法普遍依据是行业标准《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997）附录六中的规定。对于单相入地电流的选取按照母线最大单相（或异点两相）短路电流选取。关系到热稳定校验的数值是短路电流的持续时间，也是普遍存在争议的部分。选取方法也各异，按照规程规定，对于有效接地系统，短路的等效持续时间按主保护动作时间确定，这主要是考虑到主保护失灵，而又遇到系统最大方式和最不利短路形式的同时出现几率不大。另一种方法是计入后备保护动作时间，重合闸动作时间，在计算中取1s。美国将短路电流持续时间采用3s。

根据几年来接地网热稳定校验的经验，结合国内工程技术人员的研究结果，笔者认为应考虑断路器固有动作时间，保护动作时间取主保护与后备保护动作时间之和。

主保护动作时间t1：0+0.03s 后备保护动作时间t2：0.5+0.03s 母差保护动作时间t3：0.5+0.03s 失灵保护动作时间t5：0.5+0.03s 断路器分闸时间t5：0.05s（SW6型断路器）Σt= t1+ t2 +t3 +t4 +t5=1.67s 考虑充分的裕度,校验时间建议取2s。根据规程对中性点非有效接地系统（电阻接地、不接地系统），按照2s考虑，这样短路电流持续时间可以均取2s。即充分考虑了电网的安全性保留了足够的裕度也简化计算方法。对接地电阻的要求

按照《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997）中规定。有效接地的变电站接地电阻按照如下公式计算：

R2000 I只要按照上式简单计算即能发现这样一个问题，按照《电业安全工作规程》的规定接地网电阻不能大于0.5Ω，那么短路电流I就不能大于4000A。

实际工作中，变电站母线最大短路电流都是很大的，以薛家湾供电局220kV薛家湾变电站为例，2009年220kV母线最大单相接地电流18kA，为限制地电势在2000V以内,接地网电阻应取0.111Ω。这样的电阻在实际工作中是无法做到的，也是没有必要的。接地网的安全性不仅仅要考虑接地电阻，还应考虑跨步电压、接触电势等多种问题，衡量接地网的指标也不仅仅是接地电阻，更重要的是接地网的各位置的电位均衡。在接地网的设计与改造工程中，应对如何降低接地网电阻和均衡各部位的电势综合考虑，对于接地网的电阻选取还应做更细致的计算与分析工作。

控制地电势在2000 V以内的思路出发点是防止地点位升高对二次设备反击，考虑二次设备的绝缘水平得出的。当地电位无法控制在2000 V以内，或很难做到时，可以考虑采取均电位措施。目前普遍采用的措施是在接地网干线铺设均压带，形成长方形接地网。在接地故障发生的集中区还应加强接地网，具体措施是铺设交叉网络。其作用是，增加短路电流的通道，降低故障点地电位的升高幅值，降低跨步电压和接触电势。能够很好的降低主控室与故障点的电位差。另一种方法是采取在电缆沟围绕接地网所有区域，电缆外皮与支架紧密相联（前提是支架与地网相联），进行沿途分流，这一措施可以避免大电流集中，避免电缆两端出现高电位差。以上两种措施可以作为解决接地电阻不满足要求的变电站的改造方案参考。设备引下线的选择

按照《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997）附录二的规定，入地短路电流的计算公式为：

I=（Imax-Iz）（1-KfI）式中I为入地短路电流（A）Imax单相接地时最大短路电流（A）

Iz发生最大单相接地短路电流时，流经发电厂、变电所中性点的最大接地短路电流（A）KfI避雷线的工频分流系数

从公式可以看出，一般情况下，入地短路电流在数值上是小于单相接地短路电流的。对于主网来讲按照这个短路电流来计算是完全合适的，因为主网往往设计成环形，能够起到分流作用。而对于接地线的选择，按照这个电流来选择就显得不大合适，因为短路电流只有在入地之后方可在主网中得到分流，而在此之前是要通过接地引下线的。所以，接地引下线的选择一定要大于主接地网干线的截面积。只有这样才能保证故障时接地网的安全。

在实际运行中，很多变电站都发生过单相接地引下线烧断事故。究其原因，除短路电流持续时间选择较短外，主要是截面积选择过小。接地网设计、运行与维护中应注意的问题

接地网埋深的影响。众所周知，冻土的电特性是绝缘体，这就引申出一个问题。变电站在设计之初，是否充分考虑该地区的气候特征，30年内出现的最低温度，及对应的冻深。因为如果接地网埋深不足，低气温造成主接地网处于冻土中，就将造成接地网失效，引发事故。因此在设计之初一定要要求设计部门认真核实所在地区的气象资料，至少要获得30年内的冻深参数，接地网的设计埋深一定要大于最大冻深。在施工过程成也要加强对施工单位的监督管理，防止施工时埋深不满足设计要求。

对于主变压器中性点的引下线应予以特殊考虑。因为在系统发生接地时主变压器中性点往往会通过较大的电流，且由于保护配置对这种故障的切除一般都是后备保护，所以短路持续时间较长。这样就造成主变中性点的引下线实际热稳定大于计算所得的热稳定数据。针对这种情况，建议对主变中性点的接地引下线适当放大截面积，至少不应小于主网部分的导体截面积。

充分考虑腐蚀的影响。接地网在运行中会根据地区或运行环境不同而腐蚀程度不一。国内曾有单位对接地网腐蚀情况进行过一次系统的调查。经验表明接地网的腐蚀系数一般在0.1-0.4/年。圆钢的腐蚀速度是扁钢的3-4倍。虽然这个结论不能够完全适用于各个不同的地区，但其对接地网设计仍有一定的直到价值。在接地网设计时，考虑腐蚀程度，扁钢的截面积应大于热稳定校验结果的30%，圆钢截面选取也应根据地区特征做适当的放大。

设备接地的引下线联接方式必须引起足够的重视。接地引下线必须是独立的，通过扁钢与接地网有直接联接。在实际工作中，经常见到设备与接地网的联接是通过槽钢架构、抱箍、金属杆体等。其实这种方法是极不可取的，因为这种的接地方式截面积无法计算，牢固程度无法判断，一旦在这些设备出现短路接地极易引起接地体烧断，造成事故扩大。因此在工程验收过程中一定要注意对这类情况的监督和整改。

在运行维护中应严格按照反措的要求开展工作。特别是对双引下线的检查。双引下线一定要与电网的不同点相联，以便能够起到对短路入地电流的分流作用，特别是对于热稳定电流接近或者超过单根扁钢截面积的接地引下线更至关重要。按期对接地网进行开挖检查，以验证其腐蚀程度，及时采取措施。

篇8：智能变电站运行维护技术分析

未来电网发展的必然方向就是智能电网, 我国对于智能电网的建设已进入了一个全新新时期。智能变电站作为电网的重要组成部分, 其智能化的建设实现将对建设整个电网智能化起到关键作用。而保证智能化变电站智能化目标实现的关键因素就是其运行维护技术的运用, 因此, 通过对智能化变电站运行维护技术的探讨进而提高其运行水平和社会效益对整个国家电网来说具有积极意义。

1 智能化变电站运行维护技术的含义

智能化变电站, 主要是对变电站的智能化一次设备 (电子式互感器、智能化开关等) 和网络化二次设备分层 (过程层、间隔层、站控层) 的构建, 实现二十四小时自动监控, 减少值班人员的运行模式。通过网络化、信息数字化、共享标准化等方法, 以先进、集成、可靠的智能化设备为主要平台完成实时监测设备状态、评估检修周期、自动控制电网、在线分析决策、智能调节调度等功能。使得电站运行变得更加安全、稳定。最终实现其经济效益的目的。

2 智能变电站设备运行维护技术要求

随着微机、电力电子技术新技术的应用, 使得变电站设备运行和管理具有自主管理的能力。变电站能够自动的向管理人员报告设备运行状态, 自动的发现问题并提出检修和试验等方面的请求。因此, 智能化新技术的应用对于设备和系统的运行维护提出了较高的要求, 主要体现在以下几方面。

2.1 对运行维护的管理的要求

由于智能变电站对于微机、电力电子技术新技术的应用, 相应的对于专业技术要求会更高, 同时对运行维护模式和人员配置也提出新的要求。智能变电智能设备运行和维护要求检测手段、运维技术、检测标准、检测目标、作业流程和方法等需明确且具备有一定的操作性。

2.2 保证设备和系统的稳定性

建设智能化变电站的核心任务就是保证设备和系统的稳定性。运维人员要时常要对设备和系统进行定期检查和维修, 避免出现死机、传输数据有误等问题。另外, 智能变电站的检查和维修依赖对于数据信息的可靠性和准确性的依赖性很强, 因此, 要严格按照操作标准和安全管理规范来对设备和系统进行操作, 从而确保设备和系统的稳定性。

2.3 对运维人员技能的要求

目前大部分自动化专业运行维护人员的知识面不够全面、基础知识也不是很牢固。尤其是在网络通信和单片机技术等方面还十分欠缺, 常规的站、综自站应对通讯问题、设备问题都存在薄弱环节。在更依赖于通信、高速处理器的智能变电站存在的问题更加严重。二次系统相互融合, 多种应用相互关联, 对运行维护人员提出了更高的要求。

2.4 对设备厂家提出要求

目前我国智能电网的建设还处于初级阶段, 设备厂家的很多技术在实际应用时还存在很多的不足, 如:缺乏对设备的缺陷和故障的处理手段、作业流程不规范具体、系统配置不完整、缺乏对程序版本管理控制等等。

3 智能化变电站运行维护技术要点分析

3.1 一次设备运维

智能变电站其主要特点就是设备操作智能化, 设备可实现无缝连接, 自动化水平有所提高。特别是在设备上采用了微机、电力电子技术等新型传感器技术使得设备能够自动根据电压波形图调整电压, 把握跳合闸时间, 从而确保电压稳定正常。对于一次设备运行和维护主要包括以下几个方面。

3.1.1 电子式电压互感器

当电压不平衡时, 如果一相为零, 如果另两相电压不升高, 则为一相采集异常, 如果另两相电压升高或升高为线电压, 则为一相接地故障。如果合并单元采集器出现问题, 则造成问题的可能原因是光纤回路和采集器发生故障。遇到数据采集异常时采取防止保护及自动装置误动的技术措施从而确保计量不出现异常和遗漏。

3.1.2 电子式电流互感器

电子式电流互感器本体发热, 装置内部有放电声或者异常声音, 采集灯显示异常信号。出现以上情况时应向相关部门汇报, 并联系生产厂家进行更换处理。在进行更换时应注意如果互感器出现问题只需替换电子互感器不需要替换合并单元。为了避免影响电子式互感器寿命, 在停电检修时, 应先关闭合并单元电源。送电前应先将电源合上, 避免激光电源长期工作。

3.1.3 智能断路器

对于智能断路器主要包括气体的检漏和SF6含水量检测。对于气体的检漏要使用专用的检漏仪, 防治焊缝、密封面和管路接头处密封不严或有裂缝情况的出现。在设备运行时, 如果设备内部发生闪络等现象, 会导致SF6分解出多种产物;加上由于大气中的水份渗透到绝缘中。这些情况会造成设备内部形成较高的含水量。在较高的气压下, 过量的水分会导致气绝缘气体的绝缘性下降从而影响断路器的正常工作。要定期对断路器进行巡检包括检查接线头有无松动, 瓷套有无破损等情况从而避免闪络的现象发生。

3.2 二次设备的维护

对于智能变电站来说以往传统变电站对二次设备检查模式已不能满足现代电力发展的要求, 因此需要对与智能化变电站二次设备的维护提出更高的要求。

3.2.1 监控系统

监控各装置数据集配置正确。结合实际的操作功能检查要重点检查全站SCD配置文件。

3.2.2 网络交换机及网络分析仪

要确保交换机的配置、型号、额定参数应与设计相符合。网络分析仪在维护中应重点关注对网络报文的解析能力, 要求其能简单明了的显示网络报文所代表的含义, 应用颜色来区分和标记异常报文。

3.2.3 保护装置

主要观察设备本身是否运行正常、是否有告警信息、从装置背后观察GOOSE和MU通讯光口闪烁是否正常、光纤熔接有无断点。同时要注意在现场工作前, 按要求投入“装置检修状态”压板;在保护工作结束验收时, 应确保护状态是为许可前状态, 装置无故障或告警信号, 保护定值及定值区切换正确, GOOSE链路正常等。

3.3 运行监视和故障分析

在智能变电站中, 一次设备和二次设备之间的开关位置信号、控制信号等信息的传输是通过光纤网络来进行的。具过程体来说, 就是过程层与间隔层之间、间隔层和变电站层之间都是通过光纤网络进行连接的。设备通过网络信息自动化操作, 可以方便快捷的进行自我操作, 一旦出现问题, 能及时发现。同时, 智能变电站把信息通过网络进行传输, 通过具有故障录波功能的设备, 可以完成对通过的信息进行记录和监控, 同时也可以直接把信息传送到后台系统中。此外, 通过微机、电力电子技术等新型传感器技术, 能够完成信息的采集并独立进行检测, 为设备检修提供一定的数据依据。

4 结束语

智能化变电站作为全民建设智能电网的关键环节, 对智能电网的发电、变电、输电等有着十分重要的作用。因此要提高运行维护人员专业素质, 提高运行维护技术含量, 规范运维技术流程。确保智能变电站设备和系统的稳定性, 促进智能电网的健康稳定的发展, 促进社会电网的发展。

摘要：随着我国社会经济的不断发展和科技的进步, 我国的智能电网事业也得到快速发展。智能化变电站的运行维护技术, 作为智能电网的重要组成部分受到了企业和政府的高度重视。因此研究适应智能化变电站现场的运行维护技术对建设全面的智能化电网具有重要的意义。