变电设备范文第1篇

关键词 配电设备；安装及应用；智能型变电站

中图分类号TM7 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）71-0057-02

随着现代化的电子科技的发展，我国一般传统的变电站正在往智能型的变电站的方向发展，从而提高了我国在变电站中应用配电设备的技能，在未来的智能型变电的设备使用中我们应该首先采用先进、可靠、低碳、环保、集成等这些方面的设备，我们要通过实现变电站的信息数字化、通信上平台的网络化以及在信息上可共享的几方面为基本的要求，自动完成在变电站配电设备的控制，保护和检测的基本功能，进而提高了智能型变电站配电设备的各项功能。

1智能型变电站配电设备系统的概念及特点

1.1智能型变电站配电设备系统的概念

智能型变电站配电设备系统的概念是通过智能型电网的概念的提出而演化过来的，它们两者之间的关系是十分的密切的，故而，智能型变电站配电设备系统是通过计算机技术、现代化设备、控式技术以及管理等方面的各项技术集于一身的一项高科技，它是运用各种通信网络把带有很多通信接口的低压开关和控制设备与总的计算机相连接起来，有总的计算机来进行智能化的管理，实现了智能化变电站配电设备系统的集中控制、分析、处理和调度。

1.2智能型变电站配电设备系统的特点

智能型变电站配电设备系统与一般传统的配电设备系统相比较的话，智能型变电站配电设备系统具有良好的稳定性和可靠性，可方便集中的控制，可以在无人值守的时候做到保障安全，在各设备之间组网后可以降低费用上的浪费等优点，所以说，智能型变电站配电设备系统将在以后的时间里会逐步的取代传统意义上的配电设备系统，进而实现了智能型变电站配电设备系统与计算机网络、信息数字化的平台得到了紧密地结合，从而大大的提高了配电设备系统上的智能水平，是智能型变电站配电设备系统替代传统的配电设备系统的理想升级解决方案。

2智能型变电站配电设备在安装前需要作的准备工作

2.1配电设备的外观、证书、材料文件的检查

1）检查设备的材料是否符合国家颁布的现行标准、设计要求等，同时要有设备出厂的合格证书；2）设备上表面没有锈斑，没有扭曲和弯折的现象，设备焊接的缝隙没有腐蚀现象等，且具有合格证书；3）在镀锌制品的支架、垫圈、螺栓等设备表面上都没有锈斑出现，且具有质量合格证明书；4）像铅丝、油漆、绝缘胶垫等这些其他材料方面检查时也要看是否符合质量上的要求；5）在配电设备的箱体一般要具备很强的机械强度，并且设备的周边没有任何的损坏。进行刷漆防腐措施。如体制的箱体二层底板厚度不＜1.5mm；木质箱体的板盘厚度不＜20mm；阻燃型塑料箱体二次底板厚度不＜8mm；6）设备中的导线和电缆必须符合设计要求，并且要有合格证书。

2.2 配电设备要进行定时规格检查

1）配电设备内的主要器械元件应该设置为两部，分别是原电力部和符合设计上的要求；2）设备中的配线和线格等配件都要与器械元件相互匹配；3）设备的手动式开关要有足够的机械强度和刚度。

2.3 配电设备在安装时必须具备的各项条件

1）必须在房间的土建工程，门窗全部封安装好，墙面屋顶的油漆全部喷刷完毕以及室内地面完工等工作完成时才可安装配电设备；2）在土建工程施工安排的特定位置安装配电设备的暗装箱体；3）在进行明或暗的配电设备箱体的安装时像刷漆、喷浆和抹灰这些方面的施工必须完成；4）土建工程施工的基础位置、标高以及埋件都必须符合国家的设计要求；5）在配电设备施工时必须要具备施工图纸和设备技术等资料的齐全，质量方面的措施要必备，这时的安装设备工作才算完成；6）配电设备的材料要全部到位，且设备的型号和质量都要符合国家设计的要求。

3智能型变电站配电设备在各领域的应用

3.1 电力设备在智能型变电站配电设备中的应用

随着我国电力设备系统的迅猛发展，对于智能型电网系统的自动控制技术上的需求是越来越普遍了，在电网中的根据各项功能（如发电、配电等）的各环节来应用智能型的一次设备和现代自动控制技术将会成为未来智能型变电站配电设备中电网的热点。而在智能型配电设备的电网中通过发电机、变电器和开关等一次设备来进行电网的发电、配电和用电等各项功能结成了设备的网架；在通过信息通讯和计算机等技术来构成互动、快速的信息平台；还通过配电设备的控制理论来实现设备的自动调控和优化。同时在配电设备电力系统中的自动控制和电力电子技术的发展方向是最为活跃的。进而实现了对电压、有功和无功潮流等设备的控制，且对设备进行了在线检测、保护和调度等方面。这样就保证了电力设备在智能型变电站配电设备中稳定、可靠的运行。

3.2箱式变电站在智能型变电站配电设备中的应用

箱式变电站是一种通过把高压开关设备、低压配电设备和配电变压器这三种方式按照一定接线方案来完成工厂预制型的户内外排成一体的紧凑型配电设备。而箱式变电站与传统上的土建变电站的特点是不同的，其在两者之间的不同点是：1）变电站在完成厂方的设计、制造和安装时也要完成设备内部电气上的接线；2）变电站要经过严格的型式试验考核；3）变电站要经过严格的出厂试验验证。

所以说它具备体积小，占地少，损耗少，周期短，选址灵活，安装和使用方便，成套性强，适应性强，运行方面可靠，投资少见效快，可以深入负荷中心，提高供电质量等等一系列的优点。

4结论

随着社会对机械自动化控制上的要求不断提高，各种智能型变电站配电设备也不断的出现在当今的社会，在各企业中配电设备系统是全自动化设备系统的基础，因此，我们结合国内智能型变电站配电设备系统的发展趋势，我们本着以良好的性能、创新的结构以及优质的服务等方面来实现配电设备系统上的完善。

参考文献

变电设备范文第2篇

（国网芜湖供电公司，安徽 芜湖 241000）

【摘要】随着我国经济、工业的迅猛发展，电力需求量逐年递增，为了供应更为优质、稳定和安全的电力，我国电力系统正进行着一场体制革命，变电设备状态检修被越来越广泛的应用于电力系统中。简要分析我国变电站检修模式现存不足，并指出变电设备状态检修应注意的几点问题，以供同仁参考。

关键词 变电设备；状态检修；注意事项

随着改革力度与深度的不断加大，传统的“定期检修+事后检修”的检修模式已经无法适应当前形势的发展需要，必须积极转变变电设备检修模式。而变电设备状态检修由于具有降低维修费用、增强供电能力、延长设备寿命、提升供电可靠性以及提高电力设备可用系数等诸多优点，被越来越多的应用于变电设备检修中，具有光明的应用前景。因此，展开对变电设备状态检修中若干问题的探讨，对于提升电力系统的稳定性具有一定的指导意义。

1我国变电站检修模式现存不足

当前，我国多数变电站仍然沿袭传统的“定期检修+事后检修”的检修模式。诚然，在过去的几十年中，这种检修模式为确保我国电力系统的安全、可靠运行发挥了重要作用。但随着社会的进一步发展，为了充分满足用户要求，电力系统逐渐朝着“大容量、高电压、互联网”的方向发展，对电力系统的安全指标提出了更高要求。然而，目前我国变电站检修模式存在着诸多不足，阻碍着电力系统的进一步发展，具体表现如表1所示。

作为一种较为先进的变电设备检修方式，变电设备状态检修是以设备状态评价为基础，根据所得的设备状态诊断结果来主动实施设备检修，能够有力保障电力系统的稳定性。结合多年一线检修经验，笔者认为，在进行变电设备状态检修的过程中，应努力做好以下工作：

2.1不断提高和完善状态监测与故障诊断技术

基于故障诊断正确率不够高、系统稳定性不够理想的监测现状，在变电站二次设备状态检修时，应充分重视二次设备的电磁抗干扰和一次设备状态检修与二次设备状态检修之间关系两方面问题，不断提高和完善状态监测与故障诊断技术。

2.1.1二次设备的电磁抗干扰

基于电气二次设备中高集成电路与大量微电子元件的广泛使用，电气二次设备对于电磁干扰越发敏感。电磁波对电气二次设备的干扰将会产生自动装置异常、采样信号失真、保护误动或拒动甚至元件损坏等不良影响。因此，在二次设备状态检修时，必须认真考核、试验其电磁兼容性，对不同厂站的耦合途径、干扰源以及敏感器件等进行监测与管理。如检查二次设备屏蔽接地状况；有效管理微机保护装置附近所使用的移动通讯设备等。

2.1.2一次设备状态检修与二次设备状态检修之间关系

事实上，一次设备检修与二次设备检修并不是完全独立，而是存在一定关系的。多数情况下，二次设备检修只有在一次设备停电检修时方可进行。因此，在制定相应的二次设备状态检修决策时，应充分考虑一次设备状况，认真做好状态检修技术的经济分析。在理顺二者之间关系后，尽量做到“缩减停电检修时间、降低停电经济损失；缩减检修次数，减小检修成本”，最终确保二次设备的正常、可靠运转。

2.2坚持完善相应基础工作

首先，当前我国现有变电设备检修人员的技术水平不高，多数人员不能全面、熟练的掌握实施状态检修所需的技术知识，不够熟悉状态信息的收集方法，整体技术素质较低，必须进一步提升检修人员的专业素质。

其次，我国许多变电站较为缺乏状态检修的相关数据资料，尤其是全国范围内同种类型的设备与部件的可靠性统计数据。

最后，现行体制与新实施的检修技术不相适应，许多变电检修部门仍沿袭过往的计划制定、经费拨付、决策实施以及效益评定等工作模式，管理模式不够先进，必须加以完善。

2.3丰富提升状态检修技术体系

状态检修必须以设备状态评价结果为依据和基础，科学开展设备检修策略制定和实施，而不断丰富和扩大使用状态检修新技术尤为重要。目前使用较多的带电检测和在线监测技术有：变电设备红外测温、GIS超声波局放、SF6气体激光检漏、变压器铁芯接地电流测试、紫外电晕成像、开关柜暂态地电位、接地电阻测量、瓷瓶探伤等多项带电检测技术；变压器、组合电器及断路器等变电设备在线监测技术。而按照新版《输变电设备状态检修试验规程》相关设备检测周期要求开展带电检测工作，同时还应不断加大在线监测装置的覆盖面和接入率，结合设备状态评价结果，对在线监测装置开展实验室分析比对，进行差异化分析，对测试结果异常的设备进行跟踪、处理。对带电检测和在线监测结果异常的设备科学制定检修策略并及时处理或跟踪，进而不断提升和完善状态检修技术体系。

3结语

尽管近年来电力系统状态检修持续深化，已经形成了输变电设备状态检修常态管理模式，基本实现了从“到期必修”到“应修必修、修必修好”的根本性转变，显著提高了电力设备状态管理水平，在安全生产、经济效益、供电可靠性等方面都取得了良好的收益，但相比与国外先进国家，我国在管理、技术等方面还存在着诸多不足。因此，必须加快推进输变电设备状态监测系统建设，加强设备状态检测装备配置，提升设备状态专业化检测水平。加强专业人员技能培训，组建状态检修诊断专家队伍，并通过状态检修辅助决策系统深化应用，强化状态评价、在线监测、带电检测常态化管理，提升状态检修质量和管理水平，充分发挥状态检修的综合效益，促进我国电力系统的安全、可靠、稳定和长足发展。

参考文献

［1］李石.变电设备状态检修策略分析[J].电子世界,2013(24).

变电设备范文第3篇

关键词：变电设备；检修；主要问题；加强措施

中图分类号：C35 文献标识码： A

引言

电力能源作是人们日常生活、工作、学习中必不可缺少的，供电系统的稳定性与安全性关乎着人们的生活。因其重要性，我国对电力业的关注逐步提升，因此，电力体制也处于不断的改革中，变电设备的检修及其安全运行成为电力主要解决的问题之一。变电设备的检修工作是电力供应系统安全运行的保障。切实加强变电设备的检修，能够及时发现变电运行过程中的安全隐患，将安全事故扼杀在摇篮里，减少电力事故的发生。

一、变电设备检修的意义

传统变电设备状态检修以定期检修为主，定期检修容易忽视设备在日常运行中产生的问题，导致严重的设备检修问题。定期检修以被动检修为特征，并没有深入企业内部了解各设备实际运行状况，很难获得真实、可靠的设备检修信息，不能在第一时间发现设备中存在的问题。另外，定期检修工作还必须切断总线路，这种检修方法会严重影响居民的正常生活，检修工作还必须投入大量人力、物力和财力，检修工作一旦出现问题将产生巨大的经济损失。最后，定期检修受外界因素的影响，工作人员必须具备扎实的维修技术，一旦出现技术问题将会严重影响检修质量，影响变电设备的正常运行。而状态检修改变了传统定期检修工作的弊端，具有安全、稳定、准确以及科学等特征。状态检修通过观察变电设备的运行状态，对其运行方式进行科学地评估与决策，在确保设备正常运行的同时，还能有效避免各种设备问题，是现代电力企业变电设备状态检修发展的主要方向。

二、变电设备检修工作现状及主要问题

1、工作现状

随着我国电力事业的发展，变电设备检修工作在原来的基础上取得到巨大的进步，特别是在其安全性、可靠性方面都有非常显著的提高。在传统模式下，电力系统一般主要采用的是依照现有的相关规程定期检修试验制度，它在一定程度上的确减少了设备事故的发生，但是依然存在“一刀切”等问题，即不管设备的实际运行状况，是否需要检修试验，都会对其进行定期检修试验与设备部件的更换，或在到期后对设备进行更换，造成相关设备检修不足、过度检修或者资源浪费的情况时有发生。

2、存在问题

传统变电设备检修管理模式的相关问题主要表现在：检修的相关目的性不明确；相关检修工作的技术支撑不健全；相同类型的设备在不同的供电公司之间具有相似性，但是其实际交流不足；检修人员的技术技能水平不高；随着科技含量较高的先进设备不断的投入使用，很多检修技术和管理方法已经不能跟上实际要求等等，导致较多问题的产生，影响了变电设备的安全可靠运行。但是，究其成因，主要有以下几个方面：第一，因为受到传统管理技术影响，在大量的市、县级公司，我国的变电设备检修技术仍然比较低。第二，变电设备的检修管理理论与制度建设应该说较完善，但在市、县级公司层面因各种原因操作性较差，致使目前看起来不够科学与合理，通过对大量事实和文献进行研究分析，实际上在部分变电站，设备检修制度和标准执行并不到位，对检修人员的管理也没有达到相关标准，在某种程度上导致变电检修工作粗糙，增加了事故发生的机率。第三，相关工作人员的技术、技能水平和能力有限。变电站内部的相关设备涉及相当多的专业门类，不同的专业门类有的跨度非常大，而一人又不可能涉及较多的专业，非专业人员很难对这些纷繁复杂的设备进行非常准确的运行、维护、检修和管理，因此，变电站内部的检修人员都应该是非常专业性的人才，其对人才的培训、上岗也有非常严格的标准，但现实情况往往并不尽如意。如果检修人员对相关设备没用明确详实具体的了解，或对设备特点不了解，就会影响变电设备的检修质量，威胁检修人员的生命安全，甚至出现严重的电网、设备、人身和信息安全事故。第四，现阶段变电设备检修工作当中的个别工作人员安全观念不强，对具体工作认识不全面，工作人员在进行检修试验时往往采取的安全防护措施不完善，有时还存在违章操作的现象，甚至有某些工作人员有检修敷衍化的倾向，这也是造成变电设备检修工作事故发生的原因。

三、加强变电设备检修及安全运行的措施

根据现有的变电设备检修工作及其安全运行存在的问题，应该制定详细的技术指标，使检修人员明确检修的方向及提高自身检修技术。采用先进的变电检修方式，加大对检修人员的培训力度，提高其安全操作意识，从而加强检修人员的责任感，提高其综合素质。还要采取有效的管理制度来变电设备检修效率。有效控制检修安全风险，尽可能减少因设备检修工作而带来的损失。

1、挖掘潜力，提高工作效率

挖掘潜力，提高工作效率是提高变电设备状态检修的有效方法之一。电力企业应该结合实际发展情况，建立统一的检修工作目标，条件许可的情况下制定科学合理的技术指标，为检修工作人员指明检修方向和确定详细的检修目标。其次，企业还应该强化检修工作人员责任意识。引导职工明确自身在检修工作中的责任和义务，职工将所有精力集中于某个检修项目上，全面提高变电设备检修质量。再次，企业还应该注重成本管理工作的重要性。制定明确的成本投入计划表，将成本计划表公诸于众，做到公平、公正和公开化。最后，企业还应该重视教育培训工作的重要性。定期举行技能培训有助于改善检修工作人员综合素质参差不齐以及检修技术落后等问题，利用技能培训增强检修工作人员对各种新设备、新技术以及新材料的掌握程度，全面提高变电设备检修质量。

2、提升检修人员的素质

检修人员的素质及专业技能对设备检修工作有很大的影响作用。检修人员应该树立新的检修方式的理念，从根本上意识到状态维修的重要性、复杂性及长期性，正确认识状态维修所具有的社会经济效益。企业应该加强对检修人员专业检修知识及技能的培训，加深其对检修理论知识的认识，同时还要对检修人员展开职业道德教育，增强检修人员的责任感。

3、强化安全生产责任

电力部门应该高度重视安全教育工作，减少设备维修安全运行事故。可以不定期播放一些事故的影视资料引起员工的注意，并让员工掌握有效的防范措施和方法。通过潜移默化的方式来增强检修人员的安全作业意识，同时也提高其安全生产责任意识。另外，电力部门还应该实行有效的管理制度来规范检修人员的检修工作。实行责任到人的机制，事故发生的时候可以将责任落实到具体小组和个人，对每一个工种和岗位实行上级管理下级的制度，以免发生事故时出现相互推诿的情况。同时还要建立合理的奖惩制度，每个工作岗位都应该有相应的奖惩方法，从而增强员工的责任感及安全意识，使设备维修工作得以顺利开展。

4、提升职员的安全意识

电力行业与其他行业最大的区别就是，电力行业有很大的危险性。生命对于一个人来说是最为宝贵的。在电力行业，难免会发生电力安全事故。所以，为了保护自己的生命，也为了保护更多人民的生命，必须要建立行之有效的安全措施，提高变电检修人员的安全意识，从而减少安全事故的发生。安全意识的提升可以从开展安全事故演习、定期参加安全意识讲座、培训、增强员工对相关技术的掌握等等，以此来加强检修人员的安全意识，提高自我保护能力。

结束语

总之，变电设备在电力企业发展建设过程中发挥着至关重要的作用。为解决变电设备状态检修中存在的问题，电力企业应该正对问题采取有效措施，如挖掘潜力，提高工作效率、积极完善设备运行中的统计工作以及完善状态检修工作流程等，为电力企业的发展建设提供动力保障。

参考文献

[1]郭小槿.新技术条件下变电设备检修方法改进的探讨[J].中国新技术新产品，2013（13）.

变电设备范文第4篇

[关键词]变电设备；故障检修；周期性检修；状态检修

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）36-0106-01

随着我国电力事业的快速发展，电力体制改革不断深入，许多电力企业必须考虑在安全运行的同时，积极的采用新型的方法和策略促进电力企业的发展。电力行业作为一个设备密集型的行业，必须面对的首要问题就是大量设备的设备检修，设备检修策略的选择直接关系到电力企业的安全运行和运行成本。由于其固有缺点，周期性检修策略已经越来越难适应现代大电力系统的需要，提出一种新的、效率更高的检修策略对电力企业来讲显得尤为重要，在这个背景下，国内外电力专家提出了状态检修（CBM）相关应用也表明，状态检修能够有效降低电力企业在设备检修上的投资。

一、国内外主要检修策略

（一）故障检修（BM）

故障检修策略就是在设备发生故障或者设备的不正常运行状态严重威胁到整个电力系统的安全稳定运行时才进行维修。显然，这种在发生故障时才进行的检修策略对检修人员的人身安全和设备的正常运行都会产生很大的威胁，而且由于设备故障造成用户的停电，还会给电力部门和用户都会带来很大的影响。故障检修一般只能针对具体的问题去解决，在一定程度上具有很大的局限性，不能实质性的查出事故源并根除问题，不能够有效排查出电力系统中的设备隐患，极有可能在同一事故点连续发生多次电力故障。

（二）周期性检修（TBM）

周期性检修简称TBM，即根据预先的时间安排周期性的对电力设备进行停电检修，其时间间隔人为的进行设定，而根据电力设备的检修大小和设备的换新率，把TBM分为大中小三个等级。该周期性检修有其很大的优越性，即能很大程度的减少停电，提高可靠性。但是定期检修制也存在着比较明显的弊端，主要表现为：

1.“一刀切”式的定期检修未去考究电气设备的运行状况，初始状态及其运行存在的不同环境差异，可能导致检修过剩，或是检修不足。

2.影响供电企业效益。这种单纯以时间周期为基础的检修制度会给企业带来一些不必要的检修，无形中增加了电力部门的检修成本，间接影响了供电企业的效益。

3.影响供电可靠性。涉及变电一、二次设备停电检修需要的停电次数和对变电设备的操作次数增多，严重影响供电的可靠性。随着我国电力系统向特高压、大容量、大电网方向发展，电力系统对设备的可靠性要求也越来越高。传统的计划停电试验方法已越来越不适应当前的电力行业发展趋势。

（三）状态检修（CBM）

状态检修是指根据在线状态监测和进行历史数据的校对以及同类设备提供的数据支持的设备状态信息，对设备的状况进行评估，提前发现设备隐患，在故障还未对系统造成比较严重的影响之前就将其消灭的检修方式。

从1980年开始，欧美等电网较发达的国外逐渐将状态检修引入到电力系统中，并在相关研究的基础上开发了许多在线监测和故障诊断设备。已有国外学者完整分析了从故障维修到周期性维修再到状态维修的发展演变过程。作为开展研究最早的国家，美国和加拿大的一些电力研究院和电气公司已经开发出了结构比较成熟的变电设备状态检修策略，并在电网中得到了应用，取得了较好的经济效益。由于我国电力设备状态检修的研究起步相对起步较晚，相关研究的水平还较低，目前还未出现一套完整的国产化的在线监测和故障诊断设备。

二、状态检修及其基本流程

（一）状态检修的优越性

根据早期的事后检修和定期检修相比，状态检修能够最大限度地减少了维修次数，从而降低了电力企业的检修和运行成本，因此这种检修方式越来越受到电力部门的欢迎，正被逐渐推广开来。现如今，一些西方发达国家已经在电力系统领域将状态检修大量应用于发电和变电的电力设备之中，并且被证实效果不错。研究表明，利用状态检修可以将电力设备的利用率较传统方式提高5%以上，与此同时，花费成本却仅仅是传统方式的70%左右。

首先要了解变电设备状态检修的目的，即通过各种方式对电力运行设备进行状态监测，从而及时的发现问题，提高电力设备的运行可靠性和安全性，从而对实现电网的安全运行提供帮助。与此同时，还应考虑有缺陷的电力设备的运行，即相比于正常设备加强监测力度，及时发现问题并进行准确的修理，从而在一定程度上对电力设备的运行进行有针对性的检修，提高了电力设备的利用效率。和传统定期检修方法相比，状态检修方法具有以下优越性：

1.减少了定期检修引起的检修次数和实际需求不符的情况。

2.降低了由定期检修引起故障的可能性。

3.利用状态检修可以做到故障的及时发现并解决，从而对预防类似的事故具有重要的意义。

4.很大程度上减少了电力设备的临时停电现象，该现象主要是由于传统的设备检修所造成的，从而提高了运行可靠性和消费者的满意程度。

（二）状态检修的业务流程

目前开展的输变电设备状态检修的基本流程主要包括设备信息收集、设备状态评价、检修策略制定、检修实施等环节。具体如下：

1.设备信息的收集。该步骤是进行状态检修的第一步，通常，该步骤要对电力设备的许多关键信息进行收集，例如投入之前的设备运行参数、历史监测记录和该设备的试验数据等等。只有将这些数据都汇总到相应的数据库里面，电力部门才能正常、有序的开展设备的状态检修工作。

2.设备状态评价。设备状态评价直接决定了设备的相应检修策略。在已经进行了设备信息采集的基础上，电力企业根据企业内部和国家颁布的技术条例正确判断设备所处的运行状态。

3.检修策略制定。检修策略的制定直接关系到设备和电网的安全可靠运行，是状态检修的重中之重。它以设备状态评价结果为基础，综合考虑设备运行的可靠性、电力企业的可投入资金以及电力用户的满意程度，以国家颁布的相关技术标准为基础制定检修策略。

4.设备检修策略的具体实施。

三、结束语

随着国家的不断推广，已有多家电力公司将状态检修应用于生产实践中，并取得了良好的效果。研究表明，努力开展变电设备的状态检修对电力系统的经济、安全运行有很大的帮助。在即将到来的智能电网时代，传统的周期性检修方法已经不能够适应大量智能化设备和电气设备的检修需求，状态检修必将在电力系统中得到广泛的应用。

参考文献

[1] 黄雅罗，黄树红，彭忠泽，等.发电设备状态检修（第一版）[M].北京：中国电力出版社，2000.

[2] 高天云.西方工业国家设备维修技术的现状[J].国际电力，2002，（2）.

[3] 许蜻，王晶，高峰，等.电力设备状态检修技术研究综述[J].电网技术，2000，（8）.

[4] 章剑光.变电设备状态检修应用研究[D].杭州：浙江大学，2004.

变电设备范文第5篇

关键词：变电站；GIS设备；质量控制；措施

1GIS概述

GIS的定义为：全部或部分采用气体而不采用处于大气压下的空气作为绝缘介质的金属封闭开关设备。它是由短路器、母线、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、套管7 种高压电器组合而成的高压配电装置，全称为gas insulated substation。GIS采用的是绝缘性能和灭弧性能优异的六氟化硫(SF6)气体作为绝缘和灭弧介质，并将所有的高压电器元件密封在接地金属筒中，因此与传统敞开式配电装置相比，GIS具有占地面积小、元件全部密封不受环境干扰、运行可靠性高、运行方便、检修周期长、维护工作量小、安装迅速、运行费用低、无电磁干扰等优点。经过30多年的研制开发，GIS技术发展很快并迅速被应用于全世界范围内的电力系统。目前，随着全球电力系统自身的发展以及对系统运行可靠性要求的日益提高，GIS技术必将持续发展，并将成为本世纪高压电器的发展主流。

2GIS设备主接线的选择

GIS设备主接线的选择应遵守变电站电气主接线的设计原则―――可靠性、灵活性及经济性。根据GIS设备具有故障少、检修周期长、运行可靠性高的特点，其主接线可以简化。这就要求变电站运行维护和检修人员对GIS的工作原理和结构比较熟悉，否则极易发生误操作或人为内部短路事故，伍仙门的两起110 kV GIS内部短路事故就说明了在变电站运行维护中，应特别注意这一点，为此，GIS设备的主接线不能过分简单，110 kV母线和220 kV母线都应采用分段的接线方式，避免局部故障造成母线全停，扩大故障范围。

目前大型枢纽变电站110 kV，220 kV的GIS设备多数采用单母线分段或双母线分段的接线方式。单母线分段接线具有简单、经济、方便的特点，适用于110 kV，220 kV馈线为4回的变电站；双母线分段接线可以轮流检修母线，调度灵活，扩建方便，便于试验，适用于110 kV，220kV馈线在6回以上的变电站。对于一般的220 kV终端变电站，220 kV侧可采用线路变压器组接线方式，110 kV侧采用单母线分段的接线方式。110kV终端变电站的110 kV GIS设备仍考虑采用线路―变压器组的接线方式，终端变电站的10 kV部分采用单母线分段，互为备用。

3 GIS设备的安装

GIS(气体绝缘组合电器)是将变电站内除变压器以外的一次设备，包括断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、母线、电缆终端、进出线套管等组合为一个整体，它占地面积小，必将成为高压变电站的首选设备，但其对施工工艺的各个方面要求极为严格，每一项都必须认真细致进行任何一个小的疏忽，都有可能造成严重的后果。

3.1安装前的准备

①土建工作必须全部结束；对于室外安装的设备，除做好防尘、防潮措施外，户外安装时应搭设工作帐篷。对于室内安装的设备楼房的地面、天花、墙面、门窗应全部完善附属设施如行车、照明、通风等也要具备。②GIS设备安装前土建和电气专业必须进行交接验收工作。③GIS设备安装前厂家应提供安装作业指导书并由运行单位审核批准后实施，施工材料应准备充足。

3.2特高压变电站GIS安装的特点

①已安装过的GIS为室内布置，特高压变电站为室外布置。②高压变电站GIS各元件组装时，由于为室外布置，对周围环境的要求更为严格，应采用防尘室。③各气室抽真空时，真空度要求更高。④为避免返工，各元件组装时，必须同时测量每节回路电阻，发现其超过出厂值的120%，应立即处理。⑤交接试验内容中的交流耐压试验和辅助的局部放电超声检测或超高频检测。

GIS采用户外布置，方便了吊装作业，但防尘措施成为施工的关键，除采用防尘室、向防尘室内充入干燥空气外，还应在安装连接法兰处套上防尘套，施工人员穿着也应采取防尘、除尘措施。

3.3安装的质量控制

（1）法兰螺栓的紧固问题。安装单位对螺栓紧固时必须按力矩值使用力矩扳手。对于竖直安装的盆式绝缘子，紧固螺栓时应遵循左、右、上、下再有顺序地中心对称紧固的原则。

（2）温度补偿型伸缩节的调整问题。温度补偿型伸缩节主要用于吸收因热胀冷缩振动或其它外力作用而引起的管道和设备的小量位移。有时GIS设备安装时为平衡，但因安装基础不平或安装孔距超差造成的误差需调整伸缩节，但伸缩节的调整范围是有规定的，如某厂规定110kVGIS设备所用波纹管调整量：轴向±20mm，径向±5mm；220kVGIS设备所用波纹管调整量：6KBC389033G2轴向±10mm，径向±5mm。如果伸缩节在调整过程中不注意尺寸的变化将使伸缩节受拉或受压变形而失去作用，因此在安装过程中尽可能不调整伸缩节。

（3）断路器油压闭锁问题。GIS设备断路器的操作机构许多采用液压弹簧机构。测量操作机构的主要参数，必须在现场进行逐项测试。这里要重点说明重合闸闭锁油压回路。实际上，重合闸闭锁油压只用于重合闸回路闭锁，闭锁值能够保证断路器进行一次O-C-O操作；合闸闭锁油压则用于断路器合闸回路闭锁，闭锁值能够保证断路器进行一次C-O操作，因此重合闸闭锁油压值与合闸闭锁油压值比较多了一次分闸操作相应油压会降低更多因此两回路不能合并，否则当开关重合于永久故障而液压下降较多时会闭锁分闸回路造成断路器拒分使事故扩大。

为保证重合闸闭锁油压值只能反映断路器动作前的状态，重合闸闭锁接点应用在重合闸回路中时必须有延时功能以躲开开关动作时油压回路的降低以满足开关动作及重合闸完成正常操作，设计可以通过启动装置操作箱内中间继电器的延时接点来实现延时功能。

（4）主回路电阻测量标准问题。主回路电阻测量作为主要的试验项目能够及时发现GIS设备主回路接触不良的问题，避免设备由于接触不良造成发热及电弧放电而损坏。规程要求主回路电阻测量采用不低于100A直流压降法，测得的电阻不应超过112Ru(Ru是型式试验时测得的相应电阻)，并做三相不平衡度比较。建设单位在签订设备技术协议时应要求厂家出厂时的主回路电阻测量试验必须按照现场的方法再做一遍，这样使现场试验数据具有可比性。或要求厂家按照现场试验方法计算出主回路电阻值来作为参考值。

（5）工频耐压试验值的确定问题。有些厂家只是在做型式试验时断口间工频耐压试验值达到110kV，而出厂试验往往只达到85kV。试验值不满足设备技术协议要求，断路器在设备停电时可能会出现击穿事故。如果厂家在出厂时工频耐压值只达到5V，现8k场就必须按照110kV的80%即88kV来作为现场工频耐压试验值的最高标准值。试验前应注意相关的外购元件如套管等的耐压水平是否可以满足要求再制订相关的试验方案。试验时避雷器、电压互感器、电缆终端应隔开，CT回路应短接。

整个安装过程中应注意的问题：①应根据现场情况，作好现场监督以确保土建图纸和电气安装图纸的一致性。②GIS设备间隔的基础的水平程度应作严格要求，这上面的偏差直接影响了各个间隔间的联结准确性和密闭性。③地基的浇注方式和质量问题应引起重视，因为这直接决定了基础间是否会产生不均匀沉降，即关系到以后GIS设备联结处的完整性。④起吊时，要注意起吊位置和选用合适的吊绳。⑤安装时，要和厂家技术人员密切配合，不能盲目和野蛮施工。⑥整个安装过程，都应注意防潮、防尘工作，在安装和拆卸罐体的内部螺栓时，要特别小心，不要让紧固和松开螺栓时可能产生的金属粉末等异物落入罐内，如落入，就要作好吸尘和清理工作。