高压变电站范文

导语：如何才能写好一篇高压变电站，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

篇1

关键词：特高压变电站；监控系统；功能；

1特高压变电站监控系统硬件架构体系

特高压变电站监控网络以数据中心为核心，采用并行星形方式向外展开连接，采用双路网络，中心节点设置冗余备份，并从根本上应用高可靠性的容错性能优良的硬件设备。网络中核心硬件设备的电磁兼容能力需要具备一定的抗干扰要求，在网络的建设过程中，注意抑制干扰源产生的电磁干扰，考虑应用切断干扰源传播途径的措施。如图1 所示。

特高压变电站监控系统以容错性能良好的应用服务器和核心交换机建立起变电站监控系统的硬件架构，同时以以太网构成的站级高速网络为骨干，在各工作组中建立二级交换，采用路由器和硬件防火墙与站外网络互联，通过数据网关与站内数据采集系统相连，上行读取采集系统的实时数据，并根据要求下行控制指令，对于特定设备设置只有单向数据传输的网闸路径，从而保证数据传输的安全性。硬件间隔层按工程本期规模配置并根据未来电气间隔设置，在本期建设中合理规划扩展布置方案。同时，对变电站总体架构进行统一规划设计，站控层、网络、软件系统按工程远期规模配置，网络配置规模也应满足工程远期要求。

计算机系统网络环境平台主要包括网络拓扑结构、网络设备配置、网络信息点分布、网络设备的选型、网络操作系统选型、数据库应用系统选型以及网络通信、网络结构化布线系统等，它的建设应与变电站的建设过程同步。由于计算机网络技术和网络设备发展的快速性，考虑到特高压变电站建设施工工期比较长的特点等综合因素，整个计算机网络建设可分为2 个阶段，网络的结构化布线应与特高压变电站的建设过程同步进行，网络主设备可在特高压变电站建设工程后期配置，以获得一个较佳的性能价格比。

特高压交流变电站针对电磁防护能力的技术要求更严格，而交流变电站设备分散下放中的关键是有效保证产品本身的电磁兼容性能，特高压变电站在选用设备包括监控系统相关硬件设备时要求设备符合抗干扰标准，以满足下放后在一定电磁场干扰下正常稳定工作的技术性能要求。

2特高压变电站监控系统软件架构体系

在变电站监控系统软件功能实现中，实时/历史数据库居于数据处理的核心地位，对于特高压试验示范工程，考虑到其在电网中的重要地位，为进一步提高其变电站监控系统的性能，应采用具备较强数据处理能力和先进性能的数据库。实时/历史数据库的基本数据处理过程如图2 所示。

由图2 可见，监控系统进行信息点(开关量、模拟量)的组态，通过测量装置上传的基础数据，经过输入处理后保存在实时数据库系统中，实时数据库中的数据定时转存到历史数据库中。

在特高压变电站的监控系统中，数据库管理系统实现对变电站大型数据库的有效管理和确保数据的可靠性和安全保密性。作为数据处理核心的实时/历史数据库在变电站监控系统中占有重要的位置，所选择的数据库管理系统既能满足变电站监控信息系统当前系统开发的要求，也要适合未来特高压变电站主设备系统发展深化的要求。

监控系统的可维护性也是一个考量的指标，采用可观性、可操作性比较强的组态软件，满足特高压交流变电站运行人员日常维护需要，满足特高压交流变电站未来扩建，主设备系统以及监控系统发展的需要。基于硬件平台的软件应用除依据特高压变电站计算机管理规定的计算机安全使用规定以外，还应考虑完善网络防病毒系统，并用硬件防毒和软件查杀防毒相结合的防毒杀毒手段。

3特高压变电站监控系统功能

特高压变电站监控系统基本的功能如下：

（1）数据采集和处理。采集变电站内各个测量单元基础模拟量、开关量信息，并保证不断地得到快速更新，保证传输路径上设备数据传递的稳定性，最后经过过程处理和中间计算，使系统对各种事件进行快速响应。

（2）主设备系统运行的在线监视。系统运行状态下的在线监视主要是实时监视各电气设备的状态数据。当变电站发生事故、故障和越限等事件时，监控系统将自动完成一系列的处理动作。在变电站的监控系统中纳入变电站一次设备的监测，是当前变电站生产运营管理应用比较活跃的领域，在该过程中，需要与一次设备厂商紧密配合，以此整合提升监控系统的性能。

（3）系统的运行控制。提供友好的控制界面(使运行人员可靠方便地对站内各种设备进行操作)，以及系统可以自动完成的程序操作过程。

（4）数据管理。将采集到的各测量单元的模拟量、开关量、中间计算点以及事件信息定期保存到历史数据库中，打包压缩存储并可以方便地对其分类索引、查询，查阅系统的各种事件纪录以及模拟数据的各种历史趋势曲线图。

（5）接口通信。将系统内各种装置提供的数据信息归纳整理成通用调度规约的格式，在调度需要时上行传输，也可对调度下行的命令接受、解析并执行。同时具备通用的接口扩展能力，以满足特高压变电站监控系统的开放性要求。

（6）图形曲线报表管理。特高压变电站的监控系统还应该具备相关的用户信息管理功能和各种报表功能，特高压变电站现场要求定制录入数据的兼容处理功能以及管理信息系统数据共享的功能。

（7）仿真培训。提供特高压变电站生产运行的仿真培训功能，提高运行人员操作和故障处理水平，完善学习手段。

（8）围绕核心基础数据的其他附加高级功能。依托于监控系统的计算机平台的其他高级应用为变电站的生产运营提供了灵活强大的手段，应用当前变电站监控管理领域的成熟和对未来特高压变电站生产运行管理具有良好辅助作用的应用软件是监控系统开放性的体现，可应用监控领域的较成熟的最新技术，整合完善监控系统的性能，此外，高级附加功能的应用是监控系统的前导竞争力所在。

变电站监控系统具有多用户、资源共享、分布式处理的特点，一方面它要求从整体设计、设备选型、网络安全、电磁防护、系统的整体冗余容错性能等各种基础技术上采取措施，建立并不断完善系统的安全体系，另一方面也要满足变电站日常工作的需要，同时对特高压变电站这种企业级的应用制定人员培训、系统的日常维护等工作流程，完善监控系统安全运行所必须的规程规定。从而在技术措施和组织措施2 个方面保证交流特高压变电站监控系统应用的安全可靠性。

为克服国内许多常规交流变电站在建设监控信息管理系统中存在的起点低、周期长、低水平重复开发和短期开发应用的落后状况，满流特高压试验示范工程的需要，需要建设一个一流的特高压交流变电站监控系统，在建设中以及未来的维护扩展中也应积极跟踪国际先进水平，进行充分调查研究，吸收国内外成熟监控信息系统设计的先进思想，应用成熟的先进技术，以达到起点高、效果好的目的。

4结论

篇2

关键词：特高压变电站；无功补偿装置；电容器组

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.14.149

0 前言

特高压变电站低压侧无功补偿装置主要由两部分构成，分别为并联电容器与并联电抗器。对于特高压变电站低压侧无功补偿装置在电压方面，进行多次的实验证明，最终确定在110kv的等级，装置内部的电容在系统专业性分析后也调整为210Mvar。特高压变电站低压侧无功补偿装置在接线形式及故障保护等方面需要大量技术作为支撑，这其中有较多是我国自主研发设计的。

1 特高压变电站低压侧无功补偿装置的技术原则

1.1 电压原则

特高压变电站低压侧无功补偿装置在电压的设计中原定为132kv，提出该项数据的原因是因为电压提升，电流数据就可以适当减低，这样装置在实际使用中就可以使用我国向他国出口的产品。但是，我国电力系统的电压管理中国并没有该等级的电压数值，想要将电压设计为132kv就需要将配电装置全部重新设计，我国电力系统的相关文件中要求如果配电装置电压进行重新设计，需要重新建立相关的管理制度及安全标准，这样就会带出一系列的电力问题。因此在多次研究中最终确认电压为110kv，我国的电力系统中有110kv的电压等级，并且在实际运行及管理方面已经有相关经验。

1.2 容量原则

特高压变电站低压侧无功补偿装置中的设备间使用的是分组容量形式，最开始设计的容量值为240Mvar，但是这种容量在于110kv电压共同运行的情况下，回路电力与额定电流在相互协同运行中存在一定难度，经过科研人员多次调整计算，最终将容量调整为210Mvar，这样容量在于电压协同工作中就不会造成电流的不协调运行，保证特高压变电站低压侧无功补偿装置的正常运转[1]。

1.3 中性点接地形式

1.3.1 直接接地形式

使用直接接地形式最大的好处就是我国已经有相当多的经验可以进行参考。我国在110kv电压等级建设中使用的接地形式主要就是直接接地，对于设备的绝缘性及重要参数方面都可以直接在已经设计成型的产品中选择，并且这些产品在供货及售后方面都可以进行保证。直接接地形式使用中也会出现一些问题，如果带相接地放生故障时，装置开关马上就会发生跳闸情况，并且跳闸的次数将远远高于不接地方式多。无功补偿装置变压器中具有一个特殊点就是在第3组中没有接地点，使用连接的是变压器，如果这个变压器出现问题就需要重新对于装置进行设计分析，增加了装置设计中的成本。

1.3.2 不接地形式

使用不接地形式最大的好处就是装置内的特殊变压器没有中性接点，并且在实际操作中已经具有一定经验。不接地形式在实际设计中不需要安装具有过渡性质的变压器，大大降低了无功补偿装置的经济成本，在电力系统的规定中，不接地形式的电力系统单相方面发生故障可以在两个小时内不退出运行，这样方便装置维修人员对于故障的查找。不接地形式在实际使用中也存在一些问题，例如断路器中的电流情况难以掌握[2]。

2 特高压变电站低压侧无功补偿装置中的并联电容器

2.1 电容器接线方式

特高压变电站所使用的电容器组具有容量较大、电容器单台数较多的特点，根基安全设计第一的原则，传统的双星、单星、多星接线方式已经并不适用了，在多次研究后确认使用接线的方式为每相双桥差接线形式。每相双桥差接线方式可以提升装置在实际运行中的安全稳定指数，保证保护动作的灵活性。每相双桥差接线方式在我国电力系统中是第一次使用，国际中也并没有使用记录，因此在实际操作中并没有经验可以参考。使用这种接线方式是因为电容器的特殊性质。

2.2 保护形式

对于无功补偿装置中的电容器保护要求为：对于电容器中的每一个个体都应该击穿，在电容器内电压可承受的范内，将存在安全故障的元件停运。因此对于电容器的保护方式主要分为三种，分别为内熔丝、外熔断器、内熔丝动作隔离。无功补偿装置中的电容器是由多个个体组成的，在实际运行只能怪需要协同工作，也需要单独运行，因此将单个或者整体电容器故障元件击穿也是经常发生的事情，能够出现一个电容器的故障，但是绝对不能出现因一个电容器影响这个电容器组运行的问题，这样会严重影响电容器组的运行[3]。

3 无功补偿装置中的并联电抗器装置

3.1 接线方式

并联电抗器装置所使用的接线方式还是传统的单星形不接地方式，这种接线方式与电压为66kv一下的电抗器接线形式完全一样，并没有什么特殊性。

3.2 安装布置

对于电抗器的安装布置主要有两种形式，分别为垂直叠装和水平并放。垂直叠装安装方式需要在绕组间添加绝缘支撑装置，这种装置的缺点就是高度较高，支撑装置需要将电抗器的重量全部承受，对于机械强度的要求较为严苛，增加了电抗器的经济成本。选择水平并放的安装形式，对于支撑装置的机械强度要求便没有那么严苛，甚至可以取消支撑装置，但是这种安装方式对于场地有一定的要求，无功补偿装置中的体积需要适当增加，让电抗器水平可以进行安装并留有空间。

4 结论

本文所确定的特高压变电站低压侧无功补偿装置的参数，都能够将特高压变电站在实际运行中的需求满足，保证装置运行的稳定及安全，让无功补偿装置在高电压及低电压的情况下都可以暂时接受，降低特高压变电站出现问题的可能性。

参考文献：

[1]黄元生，崔勇，洪浩，邓佳佳，尹玺.特高压变电站无功装置主断路器合闸控制优化改进及效益评估[J].高压电器，2013（06）：57-61.

篇3

论文摘 要 特高压变电站通信屏柜的布局应以变电站终期设计为依据，遵照信号流程最简化、统一性和特殊性统筹兼顾的原则，按信号流程布置设备，让环节最简化并使承载主要信号缆线走线最小，同时尽可能避免较差，以及最大限度地减少交叉。

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

篇4

【关键词】输电线路 变电站 防雷措施

雷电波沿着输电线路侵入变电站，就会对变电站设备构成巨大威胁。变电站是电力系统的枢纽，站内的变压器等主要电气设备的内绝缘大多没有恢复能力，一旦雷击损坏，有可能造成大面积停电，给生产和生活带来重大损失和影响。目前世界范围内由于雷电波侵入变电站而引起开关设备闪络甚至爆炸的事件接连发生，我国华南和华东地区的变电站及电厂也发生了数次由于雷击引起的开关闪络和爆炸事件。因此，如何切实有效地制定及改善输电线路和变电站的防雷措施，已经成为确保电力系统安全、可靠、 稳定运行的重要工作之一。

1当前高压输电线路和变电站雷电防护

电力是现代社会发展不可或缺的资源，对社会生产和人们日常生活产生了巨大影响。雷电是威胁着电力输送安全最大的威胁。作为一种自然现象，雷电的产生有一种不可抗性。高压输电线路和变电站是电力输送的重要设备，雷电防护工作是极为重要的。

1.1高压输电线路的防雷措施

高压输电线路由于雷击而产生损坏，影响到正常的电力供应，是由于高压输电线路常常铺设于高处。作为重要的电力输送设备，可以很大程度上极大提高输电电压，但同时会更容易遭受雷击。因此，就需要采取一定的雷电防护措施，以避免由于雷击而产生电力事故。当前高压输电线路的避雷措施主要有避雷设备的使用、将高压输电线路铺设在不易遭受雷击的路径以及有效降低高压输电杆塔的接地电阻等。避雷设备的使用主要有架设避雷线路，其作用是在高压输电线路遭受雷击时，有效地进行电流分流，一部分电流流经避雷线路，避免过大的电流给输电线路造成破坏。避雷线路还具有一定的电压屏蔽功能，使输电线路产生极小的感应电压，使雷电难以感应，很大程度上避免了雷击。

1.2变电站的雷电防护措施

变电站是电力系统的核心，是电力输送的枢纽。变电站是极容易遭受雷击的电力设备，且产生的破坏的影响是巨大的。雷电直接击中设备时，避雷针的应用是极为必要的，合理安置避雷针装置，雷电电流会通过避雷针流入地下，避免强电流直接流入变电站设备造成破坏。而雷电通过变电站线路流入变电站系统造成破坏，仅仅靠避雷针导出是不够的。而是需要在变电站输电线路上安装多个避雷器，科学合理地进行安排，以达到最佳避雷效果。另外，在变电站进电线路上安装避雷器或者架设避雷线路，有效地进行雷电分流，从线路上隔绝雷电电流的入侵。

2高压输电线路和变电站雷电防护的发展前景

随着时代的发展和进步，高压输电线路和变电站对于雷电防护的要求已经不满足于当前的现状，而是需要更深一步的改进和完善。为了适应当前电力系统的发展要求，新的雷电防护举措已经开始得以应用。高压输电线路已经将原来的五平行线结构增设为七平行线结构，形成更好的避雷效果。对避雷针设备加以改进，使其能够对雷电的高强度电流进行控制，形成可控放电，其避雷效果十分良好，是值得推广的新型避雷设备。而变电站设备开始应用可以产生电磁场的微电子设备，合理的应用该设备，可以在变电站输电设备形成有效的电磁屏蔽，降低雷电的感知，有效避免雷击。除此之外，还有多种雷电防护办法得以开发和应用，高压输电线路和变电站雷电防护得到了十分良好的发展。多种雷电防护措施有着不一样的雷电防护效果，需要科学合理的进行应用。根据自然环境、地理地势以及雷电的特点对雷电防护措施加以完善，未来电力系统雷电防护将走向新的高度。要阻断雷电波侵入变电站，保护电气设备不受损坏，在临近变电站的一段线路上要架设避雷线，从而对雷电波起到一定的分流作用，使雷电电流强度处于电气设备绝缘的承受范围内。一般来说，变电站内微电子设备受雷电的干扰主要来自于雷电电流产生的瞬变电磁场，因此，要采用适当的电磁屏蔽措施以防止电磁干扰，此外为防止设备由于瞬间过电压造成的故障，要在微电子系统的关键部位安装过电压保护器以及浪涌吸收器等等。

3结语

由于雷电活动的随机性、分散性而使落雷地点和雷电参数等难以掌握，因而难以全面而科学地分析雷击线路跳闸事故，并提出相应的解决方法。在确定高压输电线路和变电站的防雷方案时，全面考虑输电线路和变电站的重要程度，系统运行方式，所处地区雷电活动的强弱，地形地貌的特点及土壤电阻率的低等条件，根据技术经济比较的结果，因地制宜，采取合理的综合防雷保护措施，是今后防雷保护的一个主要研究方向；对于很多地理位置特殊的输电线路，如山区、农村旷野、高原地区，地形地势复杂，雷电活动频繁，易于发生雷击，进一步研究和完善适合于特殊地理环境的防雷新技术是防雷保护的又一主要研究方向。

参考文献：

[1]李秀妹.高压输电线路和变电站雷电防护的现状与发展[J].科技创业家，2014，04：120.

篇5

关键词：高压接头发热 带电 处理装置 供电可靠性

中图分类号：TM507 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）012-068-02

1 概述

通常情况下，运行中的电网高压接头是不会或只会轻微发热，不可能也不会影响到正常运行。只有在高温或高负荷的情况下才会发生此类现象。一旦发热会严重影响系统的安全、稳定运行，严重时会发生短路事故及烧毁主设备，目前，电力系统内统一采取停电处理的方法来应对。对此，江苏省电力公司海安县供电公司科研人员经过1年多的探索，成功研发了高压接头发热应急带电处理装置，有效提高了缺陷处理速度；降低了设备检修成本，提高了电网供电可靠性。

2 高压接头的发热原因解析

变电站一旦投入运行，高压接头就会经过大电流冲击，接触压力受到影响，加上长期运行后，受环境、气候等因素的影响，接头表面氧化会越来越严重。尤其在高温或高负荷的情况下，必然会导致高压接头发热，若高于同一电气连接部位绝对温度50℃以上，就必须立即停电处理。

3 高压接头的发热带电处理装置设计

海安县供电公司科研人员经过1年多的探索，将先进的绝缘操作技术与丰富的实际工作经验进行结合。利用绝缘操作装置，将设计制造的专用线夹装置安装到发热的线夹上，改变电流走向，从而起到分流、同时增加高压设备接头接触压力以减少发热线夹接触电阻的作用。

4 高压接头发热带电处理装置的材料

为了设计出具有良好导电性能的专用装置，我们采用了具有良好的导电性、抗氧化性、强度高，同时具有良好的锁紧功能的镀银铜线夹作为专用装置。在绝缘操作装置设计中，我们选用了具有良好的绝缘性能、饶度高的绝缘操作杆，对接接头与导电装置进行很好的对接，并实现多角度旋转，保证各种方向的发热接头均可进行处理

5 高压接头发热带电处理装置的研发

首先对各种设备桩头、线夹连接形式进行统计和分析，为设计专用线夹提供依据：（1）对各种高压接头进行了统计汇总；（2）对导电装置的材料进行了研究。并根据中华人民共和国国家标准GB/T 13304-91，对认为适宜作为导电支架材料的金属性能和强度进行了研究，最终决定采用AUS-8钢作为支架材料，选择铜带作为导电材料。发热线夹表面氧化层选用导电膏，又叫电力复合脂，它是一种新型电工材料，可用于电力接头的接触面，降阻防腐、节电效果显著。

6 高压接头发热带电处理装置的实施

研发人员根据选定的方案，对其进行了设计，该装置由三个部分组成，分别为：卡件、传递器、连接器。根据设计的图纸，我们对高压接头发热应急带电处理装置进行了制作，研发人员将套筒扳手的套筒头焊接在卡件下方的螺丝上，然后将套筒扳手锯短，将锯短后的套筒扳手焊接在传递器的顶部。项目组成员发现，这样组装成的高压接头带电应急处理装置只能够处理横置的发热高压接头，对于竖直的高压接头却没有办法处理。为此项目组成员进行了进一步的研究，他们购买了一根套筒扳手，将其锯断，焊接至连接器下方垂直角度上，成丁字型，并使之与导电装置和发热线夹联接。

7 高压接头发热带电处理装置试验

我们在对产品完成组装之后，为了试验各项数据是否满足现场要求，项目组成员对组装完成的产品进行了各项试验。

（1）将两只已经氧化的设备线夹，用螺丝拧紧，来模拟高压接头处产生了接触电阻，测量其回路电阻为172.3u ，然后将卡件卡住线夹的外侧表面，测量其回路电阻为37.7u 。产品的卡件满足要求，可以为发热的高压接头提供并联一个小的r值。

连接器的功能是可靠连接卡件与传递器。在实际使用过程中，连接器如果连接不紧，使得卡件掉落，极易砸伤人员。所以首先要测试的是连接器的可靠连接程度。小组成员将连接器对接后，在试验大厅内倒置，并剧烈抖动传递器。经过测试，在倒置并剧烈抖动过程中，连接器连接完好，满足现场使用要求。

（2）我们要求一旦卡件卡住发热的高压接头后，应当能方便的与传递器脱扣。如果过分追求连接可靠，需要用很大的力量才能使其脱扣的话，在现场使用极易导致甩坏其他运行设备，特别是瓷瓶。为此，小组成员将卡件用拉力器勾住，拉动传递器，当拉力为24牛时，传递器与连接器脱扣。24牛的拉力对于一个成年人来说，是轻而易举的。满足现场使用要求。

传递器的性能要求是绝缘性能良好，在使用过程中，不能发生触电事故。小组成员将传递器进行了耐压试验，试验结果表明，传递器完全满足现场使用要求。

8 高压接头发热带电处理装置试验成功

研发人员经过1年多的探索终于在2012年8月完成模拟初试，将此成果上报海安县供电公司要求进行临床应用。同月，该公司召开高压接头发热应急带电处理装置项目成果研讨会议，经过集体讨论研究，与会人员一致认为高压接头发热带电处理应急装置能有效解决实际工作中遇到的问题。要求对施工检修人员进行专项技术培训后投入使用。

9 高压接头发热带电处理装置试验的应用

2013年8月13日23时37分，500千伏南通三官殿变电站1号主变46011闸刀C相主变侧多处出现高温发热，温度达到105℃以上，高出同一电气连接部位61℃。

江苏省电力检修公司要求海安县域检修分公司立即携带高压接头发热带电应急处理装置前往500千伏南通三官殿变电站消缺。

1点35分，人员到达现场；

1点50分，运维人员许可工作票；

2点21分，维修人员安装高压接头发热带电应急处理装置完毕，汇报调度。

为了防止装置失灵发生意外以及检验效果如何，小组成员携带红外测温装置，驻守现场，对发热点进行观测，并记录在册。小组成员共观察4天，每天观察3次。结果显示4天内，500千伏南通三官殿变电站1号主变46011闸刀C相主变侧桩头的温度与同一电气连接部位相比，仅仅高10℃左右。

这证明，高压接头发热带电处理装置能够有效的降低高压接头发热情况，完全能够在3天内使得温度处于可控范围内，不发生因为高压接头发热而导致的电网、设备事故。

10 高压接头发热带电处理装置使用的效果

通过多次实践，高压接头发热应急带电处理装置实现对高压设备接头发热缺陷无需停电就能得到及时处理，减少因设备接头发热停电处理所带来的对运行方式的影响，减少了大量的运行操作，提高了缺陷处理的效率，进一步提高了供电可靠性。大大减少了高压接头发热处理的工作量，解决了高压接头发热处理过程中可能误操作、系统稳定性降低等一系列问题，开创了带电处理的新思路、新方法。

11 结论

如今，高压接头发热带电处理装置已在公司进行了实际应用，当正常巡视红外测温发现高压接头发热的问题时，无需停电，装置该装置就能有效处理高压接头发热的问题，将隐患消灭在萌芽状态，操作起来很方便，提高高压接头发热缺陷处理的速度；提高供电可靠性，保障电网的安全可靠运行。

该项目目前已申请国家实用新型专利，力争在整个电力系统中加以推广应用。推广后，系统的稳定性得到增强，大大减少了高压接头发热处理的工作量，解决了高压接头发热处理过程中可能误操作、系统稳定性降低等一系列问题。

参考文献：

[1] 电气装置安装工程施工及验收规范[S].北京：中国计划出版社，1999.

篇6

[关键词]智能化G IS；组合电器；智能电网；在线监测

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）03-0092-01

1.智能化电站的优势和关键技术

智能变电站相比于传统变电站，优势主要体现在以下几个方面。

（1）一次设备智能化。

（2）采样就地数字化。

（3）数字取代模拟，光缆取代电缆。

（4）通讯规约标准化。

（5）功能集成，设各简化。

另外，交直流一体化电源系统实现了站内各种电源的一体化设计、配置、监控，不仅蓄电池组数量明显减少，屏间接线也大为简化，更重要的是实现了电源系统的统一管理，达到高效、可靠地控制整个变电站站用电源的目的。此外，智能计算机辅助控制系统的设置，解决了传统变电站缺乏一个全面的环境监测、辅助系统孤立、依赖人工巡检、缺乏智能告警联动等问题，减少了辅助系统的人工干预，可以减少误判勿动，从而达到对站内辅助系统实行智能运行管理的目的。设备简化显著减少了二级控制保护和大量二次电缆，缩小了二次设备室的尺寸，减少了电缆沟的截面。

此外，智能变电站还具备实现调试手段变革，提高运行自动化水平、降低全寿命周期成本，精简设备配置、优化场地布置等优点。

通过设备整合，优化建筑结构和设备布置，较同等规模的常规变电站，智能变电站站区占地面积减少，站内二次设备室等建筑面积和尺寸进一步优化，减少了对土地这种不可再生资源的消耗。大量的电缆由少量光缆代替，不仅节省了大量金属材料，而且缩小了站内电缆沟的截面，通过变截面电缆沟的设置进一步节省了资源，更好地体现了国网公司建设“两型一化”变电站的理念[[24]本文将通过技术、经济比较和运行可靠性研究，选择技术先进、经济适用的技术方案应用到临汾高村110kV智能变电站的设计中。

2 GIS在线监测

2.1 局部放电在线监测

对于GIS设备来说在运行的过程中，设备局部放电会在GIS设备外壳上产生不固定的流动电磁波使得设备外壳对地面呈现出高频率的电压甚至是想周围空间进行传播为了保证局部放电情况得到有效的监测需要实现在线监测GIS设备经过智能化的处理在主观上和客观上实现了双重意义上的在线监测首先在主观上孩设备无需过多的人员看守与操作，即便是在工作人员暂时离开的时候也会自动记录数据并且做出有效的分析将最后的结果直接呈现在工作人员眼前其次在客观上通过在局部放电上实现在线监测减少了通道气体压力骤增的情况提高了安全系数提高了工作水平

2.2 机械特性的在线监测

相对于传统的电力设备来说，，GIS设备在实际运行当中，需要实现机械特性的在线监测这样才能得到更多的数据从而判断故障采用针对性的方法进行优化彻底解决问题根据以往的运行清况和当下的电力输出要求，，GIS机械特性的在线监测，需要在以下几个方面实现提升：首先患寿命诊断电寿命诊断是机械特性在线监测的重要标准监测参数包括分合闸过程一次电流波形、正常工作和分合闸过程电流幅值等等，每个数值所代表的含义有所不同，要对电寿命进行综合的判断降低故障的发生概率，其次对控制回路状态的监测GIS设备的特点在于属于组合性较强的电器肖中的某一电器出现故障的时候其他电器仍然可以正常运行减少经济损失控制回路状态的监测其监测参数为辅助出现以及动作时间综合而言此项监测具有全方位的特点第一腔制回路会影响GIS设备的日常运行，回路当中的辅助触点和动作时间，不允许出现过于严重的问题必须时刻了解数据变化和运行情况第二腔制回路状态的监测需结合前后情况工作人员要加强分析不能仅仅对当下的情况进行监测除了上述的两项监测之外还需要在储能机构状态监测、避雷器在线检测等方面进行努力实现更高水平的智能化提高GIS设备的性能为我国的电力工作发展提供更大的助力。

3 变电站运行环境监测

高压组合电器的智能化研究在我国的研究时间虽然不是特别长，但取得的科研成果已经广泛的应用到电力领域当中的各项工作实现了工作水平的稳步提升值得注意的是除了要在GIS设备智能化本身努力之外还要在外部环境上进行努力例如对变电站运行环境进行有效的监测本文认为变电站运行环境的监测可以尝试在以下几个方面进行工作：首先，当变电站出现无人值班的情况时，，GIS设备运行启动环境远程监测系统从视频、安防功能两个方面出发对入侵、火灾、安全检查等多方面进行全面的监测实现无死角监测避免各种不良清况的发生概率其次变电站运行环境的监测还可以采用单片机技术、红外线技术等针对性较强的技术对设备运行工作情况进行辅助评估从上述的两项措施来看在实际的工作当中，取得了较为理想的成果，GIS设备的智能化情况愈加理想，变电站的固有问题也得到了彻底解决相信在日后还可以取得更好的成果。

4 对GIS设备智能化的思考

电力领域的发展速度已经超过了原有的想象规阶段的设备和技术不仅可以在运行效率、经济效益、社会效益、安全系数等多个方面实现进步还提高了协调作用在处理突发事件时池取得了非常好的成绩GIS设备智能化的日后工作重点在于，一方面要巩固已有的研究成果，另一方面要根据各个地区的用电情况制定比较理想的工作方案与备案将设备与技术的发展模式提升到一个新的高度。

5.智能化一次设备的发展趋势

目前国内外对智能一次设备的标准和定义还没有达成一致。通过分析研究，我国提出了适合我国现阶段电力发展状况的关于智能一次设备的概念。智能一次设备是通过将一次设备同特定的传感器、智能电子设备有机结合来实现的，具有数字化测量、可视化状态监测、互动化信息平台、网络化控制系统，可实现诸多功能一体化。在我国，智能一次设备的发展还处于起步阶段，未来智能一次设备将逐步实现集成化功能和一体化结构，使传统的一、二次设备之间更加紧密地融合在一起，一、二次设备间将不再有明显的界限。总而言之，一次设备智能化技术不仅是测控技术的革新，对变电站设计、变电站投产后的运行维护以及一次设备本身的发展都有重大影响。

6 结束语

本文就高压组合电器的智能化展开了研究，综合多方面的成果来分析，，GIS的智能化水平有所提高，性价比也在增加。但是面对人口增长、城市化进程加快等多个问题.高压组合电器的智能化水准还有很多的挑战，例如操作更加简便、系统更加健全、功能更加多样化等等，这些要求将会是高压组合电器智能化发展的重要趋势，并且将会影响着电力领域的工作水平提高冷后需更加努力为社会创造更多的效益。

参考文献

篇7

关键词：智能化变电站；10kV高压开关柜；测温技术

中图分类号：TM63文献标识码： A

一、在线测温的作用

由于高压开关柜的结构上具有通用性，不管是XGN还是KYN型开关柜，不同厂家配置的设备在架构上基本保持一致的，而在配置、功能和结构上也是很相似的，所以在开关柜的发热方面有许多规律可循。

通过认真分析开关柜实际的发热情况发现，发热故障主要出现在开关柜内刀闸接头和电缆接头。因此开关柜的测温只需要将注意力集中在某些关键点就可以了，其他部分关注度可以少一些，当温度升高时，及时并且正确地监测关键点的变化，在温度超过允许的限度之前要发出警告，确保运行维护单位有充分的时间准备，并且及时采取正当的防护措施避免事故的发生。

二、10kV高压开关柜在线测温的特点

1、非接触式的测温技术难以满足要求

以当前应用较多的XGN型及KYN型开关柜为例，其内部包含断路器、隔离开关、CT以及电缆头等电气元件。为避免因积污和受潮引起污闪事故，同时也为了避免小动物误入造成短路，高压开关柜内部的导电部位常会进行绝缘热缩包封，即开关柜内部需要进行测温的部位几乎都被绝缘体包裹，使得红外测温技术难以发挥作用。

2、测温装置需要进行高压绝缘

10kV高压开关柜正常运行状态下，其额定电压为10kV，测温装置必须装设于测温点的带电设备上，而温度信号的接收装置则在开关柜的柜体上或者柜体外，这就意味着测温装置与接收装置之间要进行高压隔离，同时还不能对开关柜内部电气元件的安全距离造成影响。这可以说是开关柜测温技术应用于实践需要解决的首要问题，也是影响在线测温技术发展的重要原因。

3、不能影响到开关柜内部原有电气元件的性能

10kV高压开关柜内部很多电气元件都需要根据运行方式来进行相应的分合操作，如断路器、隔离开关等。这就要求在线测温装置的安装与工作不能对开关柜内部原有电气元件的工作性能造成影响。

4、要能适应开关柜内部恶劣的工作环境

由于目前应用的10kV高压开关柜都为全密封结构，开关柜内部通风不佳，温度较高；再加上高压开关柜的工作电流都在数百安培，又处于变电站这种电磁干扰较为严重的环境中，因此要求在线测温技术要具有良好的抗干扰能力，能保证测温数据的可靠性。

三、10kV高压开关柜在线测温技术研究现状

1、红外测温法

在直接接触测量方法中非常有代表性的就是红外测温法。红外测温法主要依据的是斯特藩-玻耳兹曼、普朗克等人的黑辐射原理，黑体是理想化的辐射体，它们能在相同的温度下散发出相同的电磁波谱，而与黑体的具体成分和形状特性无关。物体表面的温度与物体本身红外辐射能量的大小及波长的分布有着密切的联系，通过测量物体本身辐射红外能量，从而测定其表面的温度。目前的红外测温仪的基本组成是光学系统、红外探测器、信号放大器与信号处理及显示输出等部分，核心元素是红外探测器，它可以把入射的红外辐射转变成可以测量的其它形式的电信号，经过放大器与信号处理器电路按照仪器内部的算法计算和校正后转变成了被测目标的温度值，然后在光学系统上显示。

2、无线测温法

无线测温法是对接触式测温方法的改进，是为了隔离测温设备与电力系统之间的高低压而产生的一种新型的测温方法。通常的无线测温系统由分布式测温点、数据接收器、后台处理系统组成。分布式测温点直接安装在需要测温的地方，数据接收器放置在距离开关柜一定距离的地方，分布式测温点和数据接收器之间数据的传输是由无线通讯方式实现的，从而实现了高压的隔离与测温数据的采集，解决了高压开关柜内触点运行温度不易被红外测温法监测的难题。无线测温法虽然解决了测温装置的安全问题，但在实际应用中也发现了很多问题，其中最核心的问题就是开关触头位置处测温装置的工作稳定性问题。在实际应用中，该模块所用的电源是从电力线获取能量的电流感应式电源，而电力线负荷的大小决定着电源获取的能量大小，其幅度变化很大，因而模块时常出现供电不足的现象。针对此问题，有人建议利用电池、减少测温装置功耗等方法，但缺陷是电池消耗完需要定期更换，同时会因为无线发射功率过小而产生电磁干扰，致使测温数据传输出现错误，更换装置电池则需要高压开关柜停止供电，达不到高压开关柜持续运行的工作要求。

3、光纤测温法

伴随着光纤通讯与集成光学技术的发展，光纤传感技术在传感器领域表现异常活跃，与传统的传感技术不同，光纤传感器的优点不是功能特性，而是其本身的物理特性。正因为光纤传感器具有光纤质轻、径细、抗电磁干扰、抗腐蚀、耐高温、信号衰减小、集信息传感与传输于一体等优点，可以解决常规检测技术不能解决的一些测量问题。首先由于光纤本身是一种很好的绝缘材料，隔离了电力系统与测量设备之间的高压，从而避免了测温装置引起的设备安全事故，同时使用光纤作为传输和传感信号的载体，使得存在于电力系统环境中数据传输存在的强电磁干扰问题得以解决，使得测量结果更加准确。其次由于光纤挠曲性好、直径小、重量轻，可以检测常规传感器所不能达到的部位。这些优点使得光纤传感器在电力系统温度测量方面展露了头角，可以作为适合于高压开关柜温测量的主要手段。

四、10kV高压开关柜异常发热的对策

1、重视10kV高压开关柜的预防性试验工作

要重视10kV高压开关柜及其内部开关设备的预防性试验工作，通过预防性试验可以可靠判断高压开关柜的实际运行情况。在进行预防性试验时要严格遵循相应的规程规范，如果试验中得到的数据有异常，则要进行科学合理的分析，并结合以往历次预防性试验数据进行对比，从而得出具有说服力的结论。值得注意的是，结论的得出不能仅仅依靠所得到的一组数据，必须综合多次数据来对高压开关柜所存在的隐患进行判断和确定。在完成预防性试验后，必须及时完成高压开关柜的复原工作，复原过程中要特别注意开关柜内部各接触点和接触面的接触一定要良好，避免出现接触不良所导致的异常发热问题。

2、重视10kV高压开关柜的日常检修和维护工作

10kV高压开关柜运行效率的提高和故障率的降低离不开日常检修和维护工作。在实际检修和维护工作中，要特别注意对开关柜内部开关设备触头的检修和维护，要做到定期查看。首先要保证其结构稳定，弹簧没有松动或脱落；其次要查看触头的外观是否有氧化变色痕迹，同时还要检查触头以及触头片表面的光滑程度。在完成上述检查工作后，需在触头上涂抹一层电力行业专用的导电膏，以有效减小触头间的电阻值，增加开关柜内部开关设备的导电性能，保证高压开关柜及其内部开关器件的工作效率和使用寿命。

3、加快10kV高压开关柜的新技术研发和更新换代

随着电力行业新技术的不断开发和新产品的不断推广应用，各种重要的电力设备都呈现出越来越快的更新换代速度，对于10kV高压开关柜而言，也必须紧跟潮流，加快新技术的研发和更新换代。具体而言，就是要在10kV高压开关柜中大力应用目前已经得到长足发展和进步的自动控制技术和新型低电阻率材料等。此外，电力企业的10kV配电网运行管理部门要转换观念，重视起对陈旧落后10kV高压开关柜的更新换代工作，要意识到只有新型可靠的电力设备，才能更好地保证10kV配电网的安全、可靠运行，同时还能为企业带来良好的经济效益和社会效益，是电力系统长期安全运行的保障。

4、推广应用10kV高压开关柜温度在线监测技术

要在10kV高压开关柜中推广应用温度在线监测技术，虽然该技术近年来才开始发展，但其基础却是目前已经发展较为成熟的计算机技术、检测技术和自动控制技术。而且实践研究表明，温度在线监测技术在10kV高压开关柜中应用具有良好的效果，因此值得对其进行更深层次的开发，并在合适的时间开展推广应用工作。通过对高压开关柜内部开关接头、触头、母排、连接导线以及相关附件等关键设备的温度进行在线监测，可以使运行人员实时掌控10kV高压开关柜的运行情况，从而第一时间对开关柜的异常温升作出及时反应，避免故障扩大，造成更为严重的事故。

结束语

为了保证智能化无人值守变电站中10kV高压开关柜的安全可靠运行，随着新技术的不断开发与应用，智能化变电站电气设备状态检修技术将得到广泛应用，与此同时，10kV高压开关柜的在线测温技术也必将得到进一步的应用与推广。

参考文献

[1]陈康．高压开关柜的实际温升及发热解决措施[J]．机电信息，2010，（30）.

篇8

关键词：带故障投切；电容器组；群爆分析

中图分类号：TM53 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）04-0133-02

1 缺陷情况

2012年9月25日，某110kV变电站10kV#2电容器组517开关在14时01分59秒485毫秒发生限时电流速断三相动作跳闸故障，且在15时02分12秒373毫秒零序差流动作，经现场检查后发现#2电容器组已发生群爆，表面已爆毁了21条熔断器，中性点CT爆裂，三相母排均有不同程度的烧蚀及弯曲，必须停电进行消缺工作以恢复供电。#2电容器组型号为：TBB10-6000/200-BL，电容单元型号为：BAM411/√3-200-1W，生产日期2002年12月和2003年3月。

2 原因分析

2.1 谐波情况分析

经过调查#2电容器组的一些情况：（1）该组安装了熔断特性一致苏杭电气胜天熔断器厂生产的熔断器；（2）系统电压的运行长期基本对称；（3）在变电站装设了消谐装置；（4）华南理工大学电力学院2010年9月和2011年1月对该站测量电网中高次谐波成分结果没有超标；（5）电容器组的中性点没有直接接地。从以上情况看出，可以排除熔断特性不一致的熔断器、系统电压的运行不对称、高次谐波成分高、系统共振、由于电容器组中性点直接接地的同时，发生10kV单相接地等因素造成的电容器群爆。

2.2 保护动作情况分析

据调查了解，该站电容器内部故障保护形式为熔断器和继电保护的方式，保护的动作原理均是由故障电容器在故障时引起电容变化，使故障支路与非故障支路之间电流和电压产生不平衡而动作的，当电容器内部故障发生特别迅速时，继电保护如不能快速反应就可能无法避免外壳爆裂。从保护信息反映，故障发生时，保护动作正确，排除电容器组接线错误和保护动作失灵的

原因。

2.3 继保整定值方面分析

#2电容器组不平衡电流保护二次整定值为2A，此定值是根据南网及广东电网公司相关的标准来整定，从多年来的运行实际经验，电容器组不平衡电流保护二次整定值为2A是可行的，且此次故障也反映出保护动作是正确的。

2.4 故障原因综合分析

综合以上种种分析和推理，由于电容器的速断保护动作，可以推断出在电容器组内部发生了相间短路。首先#2电容器组A相某只电容极间接通造成短路，导致了相间母线短路，其结果造成了电容器的速断保护动作。电容器组中未经电容器极间短接部分，通过熔断器、母线经电容器的短路放电，导致了的熔断器部分熔断即“群爆”。

电容器在投切过程和长期运行中，元件中的个别弱点会老化扩大，甚至个别元件导致击穿，出现电容量超差或绝缘性能不良等故障。因此在上次保护动作后，必须对电容器进行检查和检测，防止带故障单元投运。特别是在电容器在合闸过程中，产生过电压和过电流，导致电容器击穿严重和故障扩大。

带故障电容器单元合闸，合闸过电压使电容器单元进一步击穿短路放电，相邻完好的多个电容器的大量储能（此时电容器的电压为合闸过电压比额定电压高许多其储能更大）通过其串接的熔断器及串接在故障电容器的熔器断迅速注入故障电容器，产生巨大的放电电流，熔断器动作的过程中，其开断性能不良，不能迅速切除故障电流，造成熔断器群爆，巨大的能量使熔断器炸飞、到处闪络放电、巨大的电动力造成母线弯折、瓷瓶烧伤炸坏，使故障扩大，甚至造成电容器爆炸。

由于单台BAM411/√3-200-1W电容器没有内熔丝，采用1.5倍额定电流的50A外熔丝以及中性点不平衡电流来实现保护，只有当单台内部元件击穿达到一定数量时，熔断器才能完全切除故障单元，此时的故障单元已处于完全损坏或过电流运行状态，而中性点不平衡电流（零序电流）保护整定值取得过大也为带病单元超负荷运行提供条件，在没有全部检查电容器单元就以更换外熔丝投入运行，将加速故障单元内部元件损坏和绝缘下降，导致极间瞬间短路和故障相电压下降，完好相序电压升高，从而引起相间放电，完好电容器的大量储能迅速注入故障电容器，最终导致熔断器群爆，中性点瞬时的大电流使得CT还未躲过保护延时时间就发生爆炸，从而将事故扩大。

根据调取的保护信息，发生故障时#2电容器组限时电流速断三相动作Ia=8.18A；#3电容器组限时电流速断三相动作Ia=7.64A。所用的电流互感器变比为500：1，计算可知当时一次的故障电流高达4000A，而熔断器的极限开断工频电流为1800A，熔断器在高达4000A的故障电流时，必然导致非正常熔断，发生如下图1所示的爆毁现象。

3 处理对策

更换#2电容器组故障电容器及其保险以及中性点CT，修复母排并家对电容器组不平衡保护电流整定值进行计算校验后各项条件均为合格，故障消除，取得了很好的效果，可以恢复运行。

4 结语

发生电容器中性点CT保护动作后，应全面检查全部电容器单元，在确认无故障后才能投入电容器，带故障单元投入电容器将会引起事故扩大甚至引发电容器群爆现象，当单只电容熔断器烧断时，可以采用电容电感测试仪方便地检测全部单元，及时发现其他可能有缺陷的电容器，并进行更换，从而将安全隐患及时消除。

参考文献

[1] 倪学锋，盛国钊，林浩.我国电力电容器的运行与改进建议[J].电力设备，2004，（9）.

[2] 刘文山，徐林锋，周菲.广东电网电力电容器运行统计分析[J].电力电容器与无功补偿，2008，（4）.

篇9

自动高压电气监控系统是变电站高压电气系统的核心，连接各个分系统的纽带是局域网通信网络系统，变电站高压电气自动化系统是用来保护继电，完全不用人工控制，远程操作功能的多种功能型控制的系统，其显著的特点是：多种功能集中化：变电站高压电气自动控制化技术是用不同种科技化当前先进的科技为首要，融合进行延伸加以改造而成，所以它具备多种先进并科学的技术含量、以及其相互错中复杂的搭配的特点，变电站电气系统的所有第二等级设备的功能都被其承接并延伸。其中，计算机自动监控系统会集体显示使用显示、仪器显示，变电压送电显示以及中心信息信号显示，计算机保护所用的系统会将出现错误无法使用的障碍记录，测定所在的位置，重启开关等自动功能集中管理。这些里面的功能集中通过局域网排列成统一的自动集中系统。

2自动化信息技术具体应用分析

随着变电站计算机控制技术的提升，不在局限于后台控制，将延伸到现场的控制，以及视频等先进信息搜集设备也将变成变电站自动化系统的结构之一，因此需要其他的功能能适应此做好准备，传达信息功能也应加强。随着变电站计算机控制技术的提升，不在局限于后台控制，将延伸到现场的控制，以及视频等先进信息搜集设备也将变成变电站自动化系统的结构之一，因此需要其他的功能能适应此做好准备，传达信息功能也应加强[2]。不用人工的通讯网络。可以设立局域网于变电站中，以不一样的设备与方式连接到变电站局域网中，其他远程驱动与维护设备可以使用现场控制总线由集中地数据进行处理后以I℃P朋接入，进而由传送信息的设备接入里面的局域网。使其运行站点都连接在局域网上，进一步实现数据的共同分享使用。局域网用网络的互换机器进行和全国电力数据网络的相互联系。但是还是要保留原先变电站的模拟接口与数据接口，因为万一出现问题，这些将成为我们的后备通道。局部网络顾名思义是一种于小型区域实现数据信息互相联系的网络通道，并遵循相关的协议进行实现信息互联的系统[3]。在其系统中，各个计算机既可以分开使用不相互影响，又可以在需要的时候进行相关的信息数据的传送。局部网络由两种分类的存在：局部性的区域的网络与计算机相互交换机器。其中局部性的区域的网络是属；于局部网络类型中最常见的一种，其中局域网是有四种因素构成，它们分别是拓扑结构、传输媒介、传输的控制与通信的方式。局域网除了这四种因素还有其中心部分，那就是相互联系与信息传送。局域网的传送信息的方式有两种，分别是有线与无线，有线的通道是使用双绞线与同轴电缆或者同轴光纤，其中速度较慢的传送方式是使用有线中的双绞线，其最高的传送速率是几兆比特每秒。而且有线中的这种双绞线所能传送的间距比较短，正因为如此，所以所投入的成本也相对比较少。相较与双绞线，电缆就具有相对好的性能，它具有互联设备多，传送的间距长，容量大，抗干扰好等特点。

3结语

篇10

关键词：变电站；高压电气设备；调试；隔离开关；高压断路器检修

中图分类号：F272

文献标识码：A

文章编号：1009-2374（2012）19-0128-02

变电站高压电气设备的调试和检修是变电站甚至是整个电力系统正常运行的保证。变电站的高压电气设备众多，技术负责人不仅要在设备安装完成以后及时地对主回路电阻、气体密封性、绝缘电阻以及气室压力进行调试，还要在事故发生时以及设备运行期间对高压断路器、隔离开关、变压器进行检修。高压电气设备的调试和检修是保证设备安全运行、提高设备运行效率以及延长电气设备使用年限，实现设备全寿命周期的重要手段。

1　变电站高压电气设备的调试

1.1　高压电气设备概述

变电站各种电气设备的主要功能是满足启动、监视、测量、转换以及保护和切换等的操作。变电站的高压电气设备大致可以分为两种，即一次设备和二次设备。一次设备中负责生产和转换电能的主要设备是发电机、变压器和电动机，而开关电器主要有断路器、隔离开关以及负荷开关。此外，电气设备还包括电抗器、电缆、互感器和一些保护电器。二次设备是进行测量、控制和保护的设备，主要包括了测量表计、控制和信号装置、自动装置以及电源设备等。

1.2　电气设备的调试

调试人员在设备安装之时要进行现场的指导和监督，对现场和系统之间的接口进行核对校验，具体的调试工作可以分为几部分：（1）主回路电阻的检测，检测要待气室抽完真空并且达到一定的压力后进行，测量的电流要根据实际情况来采用直流电流。（2）气体密封性和气体含水量的测量，气室的泄漏率和气体的含水量要分别小于1%和150ppm。（3）现场交流耐压的调试。调试人员要按照调频谐振加压的办法来分别进行老练、绝缘耐压以及局部放量的试验。此外，高压电气设备的调试工作还包括绝缘电阻的摇表测量、气室压力的闭锁调试等，变电站高压电气设备的系统调试工作为设备后期的检修和维护管理都提供了保障。变电站施工人员要选用质量较好的设备，加强施工阶段的管理，保证系统安装、调试、运行和检修的顺利进行。

2　变电站高压电气设备的检修工作

2.1　隔离开关检修

隔离开关在检修时可以提供一个明显的断开点，保障检修人员的安全，但是必须要在回路断开的情况下才可以操作。它是变电站高压电气设备调试、检修工作中使用频率较高的设备之一，使用的频繁对隔离开关的可靠性提出了更高的要求。在各类倒闸操作中，由于隔离开关在分闸时承受的反作用压力过大而使其发生弯曲变形的现象时有发生，操作人员由于用力过猛或者是抵触过大而导致支柱绝缘子断裂的情况也会引发安全问题。检修人员在检修中要保证圆柱触头触片的充分接触，减少分闸后弯曲现象的发生。

2.2　高压断路器检修

高压断路器通过接通或者断开一次回路，可以对其他各种高压设备和回路起到较好的控制作用，是变电站高压电气设备中的重要元件之一。高压断路器在调试、检修、运行中经常会出现机械卡涩、气（液）体泄露、三相不一致、分合闸时间及低电压性能不满足要求等各种问题，这不仅对变电站的安全、稳定运行造成极大的影响，导致非计划停运，还极可能造成长时间延迟对重要客户恢复供电。检修人员要重点把握高压断路器的属性与作用原理，结合部件故障来采取行之有效地办法进行解决。高压断路器有其额定的电压、绝缘水平、频率以及电流，检修人员要对断路器周围的空气和温度进行测定，结合断路器的特点来及时有效地完成

检修。

2.3　变压器的检修

变压器的主要功能是电压转换并传输功率，是电力系统中的贵重元件之一。在运行过程中，因为变压器长期过载造成线圈绝缘和变压器油老化、局部放电、铁芯多点接地以及承受短路冲击造成线圈损坏而引发的主变故障、停运事故很多。检修人员要准确掌握变压器的性能、参数，充分利用无损探伤等先进手段，结合设备的运行特征和检修历史，以及通过变形试验数据对比等方法来确定故障的位置和性质，尽量减少时间、人力和成本的浪费，同时明确试验项目、标准，严格执行“反措”规定，防范变压器损毁事故的发生。

3　变电站高压电气设备调试检修工作的

管理

3.1　基础管理工作的加强

基础管理工作主要是指技术人员在设备安装的同时要做好数据的记录工作，在设备调试和检修的过程中可以提供原始的记录分析。变电站要结合本站的实际情况，按照设备的作用原理来开展点检制、零缺陷以及质量监管验收制度，发展和完善本企业传统的管理方法和管理程序，将变电站设备的计划检修、定期维修和状态检修有效地结合起来，提高检修工作的规范化和制度化。

3.2　运用先进的调试和检测技术，提高检修质量

电气设备的规格和质量关系到高压电气设备的正常运行，对于新安装的设备和更新改造的设备都要严把质量关，确保运行的设备有较好的质量，尽量减少设备维修的概率。此外，变电站还要引进先进的技术来改善传统的检修手段，运用不同的检修设备和技术来发现设备的缺陷和隐患。调试检修人员要对设备的运行进行动态、全面的了解，在提高设备质量的基础上运用不同的检测手段来尽可能地发现更多的隐患，提高检修的准确性和及时性。

3.3　提高检修人员的综合能力和素质

变电站设备的运行既有危险性也有专业性和技术性，检修人员必须要掌握变电站大量高压电气设备的作用机理和使用特性，对设备的故障进行准确的分析。设备分类上的一次设备和二次设备只是更方便设备的安装和管理，工作人员在检修的过程中要更新观念，打破传统的检修模式，对设备状态进行综合判断。变电站要加强技术人员的培训和学习，提高他们的专业素质和综合能力。

4　结语

总之，变电站高压电气设备的元件众多，设备的调试和检修都是技术性和专业性较强的工作，需要检修人员对设备运行数据进行动态的把握，对设备故障进行准确及时的分析。目前，我国变电站电气设备的调试和检修水平还不是很高，传统的调试和检修模式以及技术人员的素质都制约着整体工作水平的进一步提升。持续强化变电站电气设备的调试、检修工作管理，加强调试、检修工作人员的业务技能学习和对有关规程、规范、标准的执行，提高人员的综合素质，并及时跟进，运用先进的手段进行调试和检修显得尤为重要。

参考文献

[1]　赵大天．变电站集中检修工作探讨[J]．黑龙江科技信息，2009，（27）．

[2]　梁华．浅谈变电站高压电气设备状态的检修[J]．科技风， 2008，（11）．