变电站设备管理制度

变电站设备管理制度（精选13篇）

1.变电站设备管理制度 篇一

变电站设备验收制度

电力施工

第一条：凡新建、扩建、大小修、预试的设备验收，经按部颁规程及有关规定和技术标准进行。

第二条：运行设备定期大小修试验及保护均应由当值人员进行现场检查验收，并作模拟操作及跳合闸

整组实验。

第三条：对修、试、校的检修人员所作的现场记录应

进行审查分析，必要时应询问清楚，并签字后作

验收依据。好范文版权所有

第四条：在对修、试、校设务验收和施工记录中，发现有重大明显的缺陷时，应立即向值班调度员和

生技服务部汇报，提出能否投入运行的意见，由公司技术负责人和负责工程师最后决定。

第五条：新建工程或进行设备修、试、校均应按质量标准严格检查把关，通过验收后的设备，投入运

行后若发生故障，根据具体情况分析责任。

第六条：设备基建、厂房及辅助建筑土建部分，站应负责检查验收。好范文版权所有

2.变电站设备管理制度 篇二

在超高压输变电系统中, 以空气绝缘变电站 (Air Insulated Substation, 简称AIS) 与全封闭气体绝缘组合电器 (Gas Insulted Switchgear, 简称GIS) 是应用最为广泛的两种高压设备。其中GIS系统以其维护工作量小、可靠性高、占地面积小等诸多优点, 在电力系统建设中得到了更广泛的应用, 尤其是在建以及近年来新建成的高电压等级的变电站中已被普遍采用。

本文结合笔者近年来设备工作的亲身经历, 主要针对现已得到广泛应用的GIS系统, 总结系统的调试以及设备管理工作, 希望能够为以后的工作提供参考。

由于各发变电项目的容量、地理位置、施工条件不同, 可能GIS系统在选材、安装、调试以及管理维护阶段的工作不尽相同, 但总体来讲国内GIS系统实施工程的工作原则以及管理规范基本趋于一致。

一、设备调试的准备工作阶段

系统实施前, 调试人员有必要参与设计工作会议以收集同类型系统的动态设计等有关资料, 并对未来系统进行较全面的技术准备。配合施工人员审查设备以及施工接线图纸, 做好调试准备工作并进行设备出厂记录收集。

在设备的安装阶段, 调试小组的工作主要是:监督安装工作质量, 根据安装调试可能会出现的问题提出修改意见;配合施工小组, 对现场接线 (包括主母线以及各分支母线) 进行核对, 加强现场的二次校验。尤其是在设备联调阶段, 要加强系统之间接口检查, 力求各设备匹配运行。

另外, 在正式进行调试工作前, 调试小组应该根据现场安装检查卡对装配状态、零件紧固情况、接地端子配置、电缆台架有无损坏等进行检查, 从汇控屏到断路器本体机构、隔离开关操动机构、接地开关操动机构、电流互感器、以及电压互感器等各机构箱、配线箱配接线工作完成后, 再核对配接线的正确性。

二、调试工作的试验单元

GIS系统设备的调试涉及到大量的现场试验, 应该按照预先编制的现场试验检查记录项目及规程进行, 各项试验结果均满足规定的性能要求及厂家技术要求。GIS系统调试主要分为三个单元即:总装试验、设备单元试验以及其他试验。设备的试验应该按照施工总进程以及项目管理的基本原则, 在厂家技术小组的指导下, 配合项目施工单位完成。

由于各试验之间存在关联度的问题, 这里我们将以上试验进行整合, 把调试工作分为以下几个部分 (见表1) 。

以上项目只是一般情况下需要试验的项目, 视具体情况而论。如GIS母线没有母线避雷器, 而线路采用常规式避雷器时则没有GIS罐式避雷器, 就应减掉避雷器项目。由于各试验之间存在相互交叉关联的问题, 为提高调试工作的效率, 这里我们将以上试验进行整合, 把调试工作分为以下几个部分:

(一) 主回路电阻检测

GIS主回路电阻的测试方法应按照厂家图纸提供的测试点及测试方案进行, 并与厂家测试数据作比较。测量值经换算到同一温度后一般不大于出厂试验时的1.2倍 (视厂家技术要求而定) 。需注意的是回路电阻的测量应尽量待GIS气室抽完真空、各气室充满SF6气体至额定压力后进行。测量主回路电阻时应使测量仪器接线夹子接触良好, 以免引起试品的发热及使电阻改变, 测量主回路电流宜选用不小于100A的直流电源, 其大小视精度要求而定。

(二) 气体密封性试验

气体密封性试验主要使用灵敏度不低于1×10-6 (体积比) 检漏仪进行测试, 测试结果应满足各气室年泄漏率小于1%的要求。

(三) SF6气体含水量测量

GIS气体含水量测试应在SF6气体充入24 h后进行测量, 断路器气室SF6气体中的含水量 (20℃的体积分数) 应小于150 ppm (体积比) , 其他气室为250ppm (体积比) 。

(四) 气室压力闭锁调试

气室压力非正常态闭锁试验必须在各气室充SF6气体至额定压力后进行。如SF6压力表有阀门可供泄压测试的应实际泄压, 如没有则采取短接表头接点的方式进行, 各气室均应按照图纸可靠闭锁相应的断路器及隔离开关操作。

(五) 手动分合闸操动调试

隔离开关分合各操作5次, 检查隔离开关在分合过程中有无明显卡滞现象, 隔离开关机构的常开及常闭辅助接点动作是否正确。另外, 对隔离开关、接地开关、快速接地开关以及断路器的手动分合闸操动调试应在被试隔离开关、断路器气室气体压力正常, 控制回路操作电压额定时进行。

(六) 电流互感器、电压互感器及断路器试验

对电流互感器、电压互感器及断路器等进行各项常规试验应根据电气交接试验规程进行, 试验数据应符合规程及厂家技术要求。

(七) GIS现场交流耐压试验

现场绝缘试验采用调频谐振加压的方式进行, 分为老练试验和绝缘耐压试验两部分。耐压试验时间为1 min, 老练时间约几分钟, 频率范围为30～300 Hz, 其中220kV的GIS现场交流试验电压为368kV, 110 kV GIS现场交流试验电压为184kV。试验前各气室均充有合格的SF6气体, 且在额定气压内, 各气室SF6气体微水、泄漏等项目经检测合格。所有电流互感器二次绕组已短路接地。值得注意的是, 试验前GIS的灌式避雷器未加装或导体未连接, 试验时应单相加压, 其余两相接地。整个试验加压过程如图1所示:

(八) 避雷器试验

GIS罐式避雷器的放电计数器应使用放电棒进行试验, 各相计数器均应可靠动作并调整到同一次数。

GIS避雷器如果在耐压试验之前安装并连同导体, 则在进行耐压试验加压时会造成放电而使耐压无法继续。因此应在耐压试验后安装或试验前安装, 但不连接导体试验后连接导体, 具体方式应在厂家技术人员指导下进行。一般情况下, 耐压试验后安装避雷器还需对连接的气室进行放充气一次。

罐式避雷器安装完后应做工频参考电压和持续电流。可以使用试验PT从套管头加交流电压到母线上, 通过测量仪测试参考电压和全电流、阻性电流。其结果应满足厂家技术要求。

(九) 绝缘电阻的测量

绝缘电阻主要采用摇表进行测量, 一般使用2.5kV的摇表。测量时应不小于1000MΩ, 在交流耐压试验的前后均应做绝缘电阻测量。

(十) 隔离开关逻辑连锁调试

隔离开关闭锁逻辑联锁调试应根据该工程的GIS系统原理图, 进行间隔之内闭锁操作及倒母操作, 间隔与母线之间等同电压等级内的连锁操作, 还应按照设计图进行主变间隔隔离开关与主变其他侧的相互联锁逻辑回路调试。

(十一) 汇控及保护系统的联合调试

在现场汇控柜就地操作断路器和隔离开关后, 在监控系统远方能正确分合断路器、隔离开关。最后用继电保护传动断路器, 各断路器应正确可靠动作。

大量的GIS设备的安装及调试过程分析表明, 系统选材及施工的质量是系统质量的基础, 而系统调试也为后期的维护管理提供了保障。

三、GIS系统的管理维护

GIS系统的管理是适应生产过程自动化、无人化水平的不断提高, 设备综合管理的重要性与日俱增而产生的。对于GIS系统管理一般是由设备自动诊断系统、定期诊断或点检信息管理系统和设备维修管理系统三部分组成。GIS系统合管理系统的框架如图2所示:

在这里, 设备在线监测诊断系统的功能起着关键性的作用, 它能够对生产质量和运行有重大影响的设备进行在线检测。在线监测是运用传感技术、信息技术及计算机技术等先进的手段, 适时反映设备状态。其最大的优点在于可以在系统运行状态下进行连续或随时的监测与判断。通过及时获取各种信息并进行处理和综合分析, 根据其数值的大小及变化趋势, 对设备的可靠性随时作出判断和对剩余寿命作出预测, 从而及早发现潜在故障, 在必要时提供预警或实施其他操作。

设备点检管理系统主要是采集点检计划诊断所需信息, 把诊断结果用简单的按键操作记录下来, 再传送给相关部门。这个系统的主要目的是提高工人诊断设备劣化征兆的效率。

设备维修管理系统则是在诊断系统的基础上, 进一步延伸到预算管理系统、分析评价系统、维修计划系统、设备标准系统、工程管理系统等。

四、结语

随着输变电技术的快速发展, 我国骨干电网的输变电电压等级不断提高, GIS设备也得到了越来越广泛的应用。同时, 用户对电力系统安全稳定性的要求也进一步提高, 兼之昂贵的系统造价, 电网对于GIS设备安全可靠性的要求也必将随之提高。本文介绍了目前变电站GIS系统的调试以及后期维护管理的一些经验及方法, 希望对提高目前GIS系统运行可靠性有所帮助。

参考文献

[1]罗学琛.SF6气体绝缘全封闭组合电器 (GIS[) M].北京:中国电力出版社, 1999.

[2]邱毓昌.GIS装置及其绝缘技术[M].北京:水利电力出版社, 1994.

[3]张军, 张斌, 刘华, 等.全封闭集中式特高压设备绝缘油处理系统[J].电网技术, 2008, 32 (21) .

[4]孙竹森, 李震宇.特高压交流试验示范工程现场建设管理机制研究[J].电网技术, 2008, 32 (13) .

3.变电站设备管理制度 篇三

[关键词]无人值班变电站；运行管理；设备维护

变电站采用无人值班模式是势在必行的，它俨然已经成为了变电站的主要运行模式之一。这种模式需要涉及很多先进的技术，像人工智能监控、自动化技术，等等。这种模式可以使设备自动化运行，提升了运行管理的可靠性。而这种模式的大范围应用，使无人值班变电站运行管理与设备维护变得愈加重要、紧密。笔者希望本文所阐述的内容能够对提升无人值班变电站运行管理水平与设备维护水平有所帮助。

无人值班变电站的站内没有值班人员，所以，无人值班变电站的运行是远端控制监控的，但是，变电值班工作人员要定期的对无人值班变电站设备进行巡视维护，保证设备的可靠运行。随着科学技术水平的不断提高，无人值班变电站的应用范围越來越广泛，为此，做好无人值班变电站运行管理与设备维护工作是非常重要的。

无人值班变电站是一种较为先进的值班运行管理模式，它对运行管理人员的要求较高：要有扎实的专业知识与技能，较高职业素养，可以正确应用管理设备，工作效率较高，这样，才能保障无人值班变电站正常运行。设备检测人员在无人值班变电站运行模式中也发挥着非常重要的作用，因为设备的安全隐患有些是不能通过系统展现出来的，这就需要设备检测人员定期的对设备进行检测，找出设备存在的安全隐患并及时进行处理，杜绝一切事故的发生，防止安全问题扩大化。

一、影响无人值班变电站运行安全管理的客观因素

1.变电站设备在设计、制造、安装以及检修等过程中存在的质量问题

目前我国很多的变电站为了能够实现无人值班管理模式，都进行了改造，这在很大程度上加快了无人值班管理模式的推广实施。但在改造过程中由于自身设计或是某些关键环节存在不合理的地方，从而为变电事故发生留下了安全隐患。最为明显的一点即是在线路检修和线路侧接时，由于无法对线路侧进行验电，导致了只能通过指示信号或相关的变位来进行判断，从而给检修工作带来较大的不便，而且还会存在较大的安全隐患。部分变电站内在进行防误闭锁装置改造过程中，存在着在带电情况下改造的问题，这样就导致不能进行试验检查，使部分隔离刀闸的防误闭锁装置根本发挥不了应有的作用。另外在防误闭琐装置改造过程中，也存在着厂家程序错误的情况，这就导致需要利用解锁钥匙，无形中为事故的发生提供了必要的条件。所以对于变电站改造过程中，对于一些老旧设备需要及时进行更换，从而降低安全隐患。

2.现阶段设备自动化程度无法完全满足无人值班的条件

我国无人值班变电站实施的时间还比较短，变电设备的自动化程度还没有达到较高的水平，再加之设备自身存在的一些问题，这都给无人值班变电站的运行埋下了安全隐患。特别是在通信通道发生故障时，监控人员无法从监测系统中了解到现场设备的运行情况，对于现场设备也无法进行操作。而且在监控过程中，由于监控设备自动化程度没有达到需要的标准，这就导致部分干扰信号和误发信号都会在上传的信号中存在，不仅对监控人员的判断带来较大的影响，而且还会导致一些关键性信息遗漏，不利于对故障进行分析，从而给无人变电站的安全运行带来较大的影响，甚至导致变电事故的发生。

3.自然环境因素对无人值班变电站的影响

自然环境因素不仅对电力系统的正常运行具有较大的影响，而且对变电设备及操作人员的操作也会带来较大的影响。由于变电站位置较偏辟，而且分散，部分变电站离集控中心距离较远，这样在多站操作过程中，操作人员就会非常疲惫。如果再加之天气状况不好，能见度较低的情况下，就会导致操作人员在疲惫状态下存在看不清设备铭牌的情况，或是操作现场噪音较大，导致操作人员思想不集中，听不到唱票复票的声音，从而导致误操作的发生。另外在现场光线不足的情况下，也会为操作人员错误操作提供必要的条件，所以对于环境因素的影响需要在实际工作中进行充分的考虑，做好各项防范措施。

二、无人值班变电站运行管理

1.明确管理职责

无人值班变电站的工作必须要明确分工，运行人员要互相配合。现场运行人员需要做的工作内容有：维护设备、倒闸操作、站内工作相关手续的办理，等；调度值班员需要做的工作内容有：监管设备的运转情况、记录相关数据、解决突发问题、保证电网正常运转，等；检修人员需要做的的工作内容有：确保系统正常运行、确保电气设备正常运转，对设备出现的问题进行有效及时的处理等。

2.建立高效的运营管理系统

专用设备系统：电气设备、通信设备和远程设备的无人值班变电站需要专业性的维护，而且，相关工作人员还要做好维护记录，防止设备系统出现纰漏，无人值班变电站的运营管理也会更有效率。

设备巡更系统：该系统的针对对象为变电站电气设备，该系统会对变电站电气设备的工作做出具体的安排。

運行系统：相关工作人员要对运行系统有一个具体的了解、明确的分析、持续的关注，除此之外，相关工作人员也要根据运行系统的运转情况制定明确的责任制度。

3. 注意倒闸操作技能

运行人员在接到调度指令后，需要准备操作票（根据工作内容、调度指令制定），操作票经过相关工作人员（值班操作人员、监护人员，等）检查后，要被输送到无人值班变电站现场，到达时间要在规定时间之前，集控巡维中心得知后，要和调度中心联系，调度中心会告诉集控巡维中心具体的调度指令，集控巡维中心在接收到调度指令后，要将调度指令告知给操作人员，操作人员根据指令进行倒闸操作。操作人员在完成倒闸操作后，要与集控巡维中心联系并向调度中心汇报操作情况，集控巡维中心要将具体情况输入到系统中。

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4.加大安全管理力度

安全管理在无人值班变电站运行管理工作中占有非常重要的位置。相关工作人员可以从电力系统的长时间运转中悟得一些经验，并将这些经验应用到无人值班变电运行工作中。相关工作人员为做好安全管理工作，需要做到以下几点：第一点，将“安全第一”作为无人值班变电站运行管理工作的首要原则之一；第二点，将安全生产责任制贯彻落实；第三点，加大对安全管理工作的宣传力度；第四点，对违章行为施以合理的惩罚；第五点，将“两票三制”制度落实。

5.提升运行管理人员职业素养

提升运行管理人员职业素养的具体方法：对运行管理人员进行培训，运行管理人员要到变电站现场进行参观学习，了解电网结构、无人值班变电站运行模式以及相关设备的运行情况；运行管理人员要将参观学习的过程记录下来，以便日后的回顾复习，单位要定期的对运行管理人员进行考核，并根据考核结果给予运行管理人员合理的奖励与惩罚.

三、无人值班变电站设备维护

1.设备检修

设备检修工作的前期工作是工作票的发送。第一种工作票要提前发送到集控巡维中心，至少是检修班组进站工作的前一天。值班工作人员需要对工作票进行审查，审查合格后，再进行接收工作。操作人员要仔细阅读工作票，理解工作票的内容含义，然后根据调度中心预下令草拟操作票。值班工作人员要对操作票进行审核，审核通过后，操作人员在接到调度中心值班员正式下令后方可以执行停电操作。最后，相关工作人员办理工作票许可手续。对于第二种工作票，检修班组需要提前一天与集控巡维中心联系，也可以在工作当天将工作票送到，然后，双方统一时间办理相关手续，这种手续办理方式也可应用在突发事件发生的时候。第二种工作票，不含盖停电动作，因此，集控巡维中心也可以与检修班组通过电话许可工作。

手续办完后，操作人员需要告知调度中心。操作人员可以留在现场，协助检修人员进行设备验收工作。在一般情况下，检修工作的工期长达几天，每天完工时，检修人员要与集控巡维中心联系，将当日的设备检修工作进展情况告知，集控巡维中心必须要做好记录工作并双方签名，以便日后相关工作人员的翻阅；第二天开工的时候，检修工作内容要经过集控巡维中心的审查，审查合格后签名，检修工作才能够正常进行。

设备检修工作结束后，相关工作人员要告知集控巡维中心人员。确保设备检修工作完成及工作现场清扫干净后，集控巡维中心负责人和检修班组负责人需要签名并盖章，而后告知调度中心工作终结。

2.设备测温

每隔15天，值班工作人员需要对无人值班变电站的设备进行测试；对于集控巡维中心驻地变电站，相关工作人员每天都需要对相关设备进行高温负荷测温。对于所辖无人值班变电站，相关工作人员需要每隔30天，对其进行红外精确测温，并根据测试结果建立红外精确测温图库。在进行测温工作的时候，一旦发现异常情况，就要对其进行分析研究，条件允许的话，还可以向调度中心申请设备停电检查试验。

设备测温工作也是有侧重点的，当设备出现问题时，集控巡维中心就要对此设备进行重点跟踪测温工作并做好工作交接，以防止事态升级，并及时联系相关检修班组进行处理；当设备负载明显增加的时候，集控巡维中心也需要重点测温。

四、结语

变电站所实行的无人值班模式是电力企业发展的必用措施之一，它可以提升变电站的工作效率和生产质量。但是，我国的无人值班变电站运行管理和设备维护工作仍然存有一些不足，这就需要，相关工作人员对无人值班变电站运行管理和设备维护工作进行更加深入的研究分析，切实了解无人值班变电站运行管理和设备维护工作，这样，才能使无人值班变电站运行模式发挥出真正的作用。

如果条件允许的话，可以通过引进外国设备的方式对无人值班变电站的设备进行升级改造。另外，增强自主创新也非常关键，只有掌握了核心技术才能够更好地促进我国电力事业的飞速发展。尤其是自动化技术，对于无人值班变电站来说十分重要，应对其进行积极研究。

首先，要做好设备调动程序设计。对于变电站内的设备，需要在程序设计初期就做好科学、合理的设计工作，结合自身变电站具体情况实施设计，尽量保证程序能够完善、科学。

無人值班变电站安全运行水平的影响因素有很多，重要因素还是制度的建立健全和严格执行。加强规范化的管理和培训工作，提高运行人员素质和技术水平，采用多种形式进行安全警示教育，加强人员的安全意识和责任心，确保每个环节都能环环相扣不出纰漏，做到提前预控，使无人值班变电站的安全运行得以保障。

参考文献：

[1] 罗娟.无人值班变电站运行管理模式现状及发展探讨[J].技术与市场，2013（3）：105-106.

[2] 张智宏.无人值班变电站调度指令的操作模式探讨[J].電工技术，2012（10）：49-50.

4.变电设备检修与管理 篇四

1.1 故障检修

故障检修也称作事后检修，这种检修方式以设备出现功能性故障为判据。

是最早的检修方式。

只有在设备发生故障且无法继续运转时才进行维修。

也因此耽误生产运行，需付出很大的代价和维修费用，效果不太理想。

1.2 预防性检修

电力系统的检修模式随着电力工业的发展也在逐渐的发生变化，根据检修的技术条件、目标的不同主要为以下三种检修方式，第一，状态检修。

状态检修的实施需要定期的检查设备的状态，通过巡视、检查、试验等手段，通过评价设备的状态，合理的制定检修计划。

或者在有条件的时候通过在线监测、带电检测等获取一定数量的状态量的实际状态、根据这些状态量决定如何安排检修计划，以达到最高的效率和最大的可靠性，第二，定期检修。

当设备数量较少且设备质量水平较一致时，每隔一个固定的时间间隔或累计了一定的操作次数后安排一次定期的检修计划的检修模式能起到较好的效果。

随着电网规模的扩大，如果继续定期的安排检修计划，人力和物力的不足就逐渐体现出来，第三，基于可靠性的检修。

状态检修主要考虑单个设备的情况，而基于可靠性的检修则考虑整个电网的情况，如设备的风险、检修成本等。

2 状态检修基本原则

2.1 状态检修始终坚持“安全第一”原则，以提高设备可靠性和管理水平为目的，通过对设备状态的掌握和跟踪，及时发现设备缺陷，合理安排检修计划和项目，提高检修效率和运行可靠性。

2.2 推行状态检修必须坚持体系建设先行。

状态检修是一项创新工程，是对原有设备检修方式的重大变革。

为保证电网安全运行，必须首先建立完善的管理体系、技术体系和执行体系，全面规范状态检修工作，工作过程要做到“有章可循、有据可依”。

2.3 设备状态检修以评价为基础，通过全面评价，掌握设备真实健康水平。

以国家、行业现行技术标准为依据，结合科技进步，制订评价标准。

2.4 开展状态检修工作必须遵循试点先行、循序渐进、持续完善、保证安全的原则，不能一哄而上，要在体系建立基础上，根据实际工作和设备情况，开展试点，积累经验并对体系进行不断完善，逐步扩大试点范围，全面推广执行。

3 目前我国变电站检修现状分析

目前国内就如何正确开展变电设备状态检修各方理解不一，主要表现在如下几方面：

3.1 设备健康状态评价缺乏统一的分析诊断模型，无法摆脱原有预防性试验标准的简单合格与否判别上，缺乏科学把握设备当前健康状况和未来发展趋势的评估方法。

3.2 各专业技术人员测试分析之间缺乏横向联系，难以摆脱传统管理模式，形成跨专业的统一诊断分析模型。

3.3 缺乏对状态检修总体策略的研究，过分依赖在线监测技术，以在线监测装置的应用多少衡量状态检修应用研究的深度，把状态检修策略研究简单化了。

实践应用表明，当前，过分依赖在线监测技术开展状态检修是不现实的和不经济的，甚至会困扰和乃至影响整个状态检修策略的应用研究;以传统人工统计分析的方式难以满足业务迅猛增长的需求，急需决策系统的支持。

4 做好变电站设备缺陷管理工作

全面掌握设备的健康状况，及时发现设备缺陷，认真分析缺陷产生的.原因以便检修是确保电网安全运行的重要环节。

4.1 设备缺陷分类

设备缺陷是指已投入运行或备用的各个电压等级的设备有威胁安全的异常现象，需要进行处理。

设备缺陷按其对供电安全的威胁程度，分为紧急、重要和一般缺陷3种。

紧急缺陷是指性质严重、情况危急、必须立即处理的设备缺陷，若不及时处理即将发生人身伤亡或大面积停电、主设备损坏、重要用户停电事故，重要缺陷是指性质严重、情况有恶化发展趋势的设备缺陷，虽然此时设备尚可继续运行，但已影响设备出力，不能满足系统正常运行需要，或短期内将会发生事故，威胁安全运行;一般缺陷一般缺陷是指性质一般，对设备运行影响不大，可列人计划内处理的设备缺陷。

4.2 设备缺陷处理

紧急缺陷应及时安排处理，不能超过24h。

如无法停电处理的应采取措施，转移负荷或限电等重要缺陷应尽可能及时处理，如不能及时处理应立即安排近期处理，但时间不能超过一周;一般缺陷，各变电站每月月底前汇总报工区。

工区经整理、签字报生技部门，无论其是否影响设备正常运行都应列人计划处理。

紧急和重要缺陷在未处理前应加强监视，采取有效措施，防止发展成为事故;在检修试验和测试中发现的设备缺陷，应制定方案，现场进行处理，如暂时不能处理的缺陷，应在设备检修预防性试验记录本内详细记录。

5 建设变电设备状态检修信息系统

根据目前检修模式存在的问题，结合实际变电设备的概况、检修管理状况、人员状况提出了在当前情况下开展状态检修信息系统建设的一些建议，并指出了状态检修的核心在于准确掌握设备的状态，加强基础数据的采集、录入和分析，以科学手段掌握设备状态，逐步实现状态检修。

供电设备中大部分设备、设施和装置，它们的状态信息量主要是根据日常的巡视、检修所得。

根据设备的有关历史资料，包括历次试验、检修、运行以及故障等所反馈的信息量，运用数理统计方法可以对某台设备或某一类设备的状态做出评估。

状态检修不仅仅是技术方面的工作，更多的是管理上的工作。

目前一些变电站已与高校或科研院所合作开发状态检修信息管理专家系统，并利用这类系统逐步实现检修管理工作的标准化、程序化，实时分析每台设备的状态并进行状态变化趋势的分析，减少了数据分析、统计工作量。

结语

电力生产企业面临着既要保证一定的设备可用率和供电可靠性，还要降低检修成本的压力。

电力系统设备一旦发生故障，不但设备遭受重大破坏，也给各行各业的正常生产和人们的生活造成极大威胁。

全面提升供电企业的生产效率、提高自动化水平、保障供电可靠性、降低设备故障损耗，是供电企业更高的发展目标。

变电站作为电力能源变送及分配的枢纽载体，是电力网络系统的主要环节，因而变电设备的安全稳定运行至关重要。

参考文献

[1]孙振涛.浅论变电站检修技术的创新[J].华东电力，2008(2).

[2]肖明辉.变电站检修相关研究[J].中国电力教育，2010(12).

[3]包艳琴.变电站检修技术要点研究[J].经营管理者，2010(6).

[4]范飞.论变电站检修技术的问题和对策[J].供电行业信息，2011(1).

5.变电站设备管理制度 篇五

电力设备是变电站运行的基础设施，也是变电站最核心的财富，必须引发足够的关注和重视。对电力设备进行有效的维护和管理，确保电力设备的正常运转，是变电站的重要工作内容。文章以此为线索，阐述了新时期变电站电力设备维护和管理的几种思路。

随着我国经济社会的快速发展，人民群众的生产生活对于电力的需求越来越大，这就要求各级电力企事业单位要千方百计的做好电力供应与输送工作。尤其是各级变电站更要把电力工作纳入到企业发展的核心战略中去，尤其要加强对电力设备的维护、管理和保养，使之能够真正创造出良好的效益，确保变电站日常运转的有序推进。电力设备是变电站最核心的“基础设施”，直接关系到变电站的发展和运行，其基础性地位不可动摇。在当前变电站快速转型发展的进程中，更应加强对变电站电力设备的维护和管理工作。加强对电力设备的日常监测、维修和维护，确保设备安全

对于变电站来说，电力设备的安全与稳定运行与否就直接关系到电力设备的功能能否发挥出来，也关系到变电站的有效运转和工作。所以，变电站的技术人员、工作人员要加强密切协调，根据相关章程和制度，对关键性的电力设备进行定期、定性和定量的监测、检修、维护和保养，形成完整的设备管理链条，确保电力设备时刻处于可监控状态，切实发挥出电力设备的实际功效。如，对电容型设备的监测和故障诊断，就要采取更加机动和有效的举措以确保设备的稳定运转。

再如，高压断路器状态监测项目是根据多年来运行故障统计确定的，根据多项统计看，机械故障（包括操动机构及控制回路）占全部故障的70%-80%，其他灭弧、绝缘故障占有较小比例，发热故障比例更低。高压断路器监测项目主要有以下几项。

1）监测合（分）闸线圈控制回路是否完好；2）监测合（分）闸线圈电流、电压，线圈的电气完整性、连续性，反映二次系统状态，间接反映结构运动性能；3）监测断路器动触头运动特性，反映断路器行程（与灭弧、绝缘性能有关）、过行程（与缓冲器性能有关）、断路器运动速度（与灭弧性能有关）等；4）监测合闸弹簧机构的弹簧压缩工作情况；5）监测其机构部分有无卡滞、机构运动零件有无脱落、缓冲器性能及运动过程中有无非正常碰撞等。这样一来，核心的电力设备都可以得到很好的维护和保养，整个变电站的工作就能步入正轨，设备的最大功效也可以得以展现。建立健全变电站电力设备维护和管理制度，开展“制度化”建设

毋庸置疑，电力设备是变电站最重要的物质资产，也是变电站运转的核心。加强对电力设备的维护和管理，首要的就是开展“制度建设”，以制度的力量规范电力设备运行，提升电力设备的效能。这其中，最普通的常见电力设备往往更加重要，更应该引起足够的重视，比如变压器、继电器、电力线路等。因此，这些基础的电力设备，指的是供电企业、电力单位日常工作核心区域所需的重点、基本的设备、设施与仪器等。这些设备是电力运行和保障的基石，十分重要，必须做好对其日常运行工作的维护、维修和保养。要千方百计的做好基础电力设备的制度建设工作，健全相关的规章制度条令，形成完备的制度体系，为各类问题的解决提供可行的参考方案。比如，要结合本单位具体情况建立和健全有关设备检修的各种规章制度，如检修工艺规程、质量标准、验收制度、缺陷管理制度、设备异动管理制度、备品备件管理制度等。

所以，变电站电气设备的制度建设是变电站制度化体系的重要组成内容，也是制度建设的核心，必须引起高度重视。如设备异动管理制度，是针对电力设备日常运行过程中出现的异常声响、反应、事故甚至缺陷，制定的一系列排查、探究、记录与解决的制度、条例。当电力设备出现异常的时候，根据相关的制度可以做出及时的应对与解决方案，从而大大提升

了设备维护与管理的效率。所以，对电力设备运行维护制度的建设不单单需要条例、方案的颁布，还需要实践过程中的验证和落实。只有做好全方位的工作，电力设备运行维护制度的建设才能发挥实际作用。对于变电站来说，坚持上述的策略和方法，能够有效提升电力设备运行和管理的质量，确保变电站可持续的运转。坚持有效的制度建设，变电站的电力设备可以得到有效的保养和维护，整个变电站工作能够不断得到提升。建设完整的电力设备管理班子，运用“人性化”力量提升维护和管理效率

变电站的发展在人才，而人才的运转也是确保电力设备维护和管理效能的重要基础。简言之，要把人才工作真正纳入到电力设备管理的议题中，千方百计的塑造“人性化”力量，确保变电站的工作人员、技术人员及相关人员都可以参与到维护和管理电力设备的工作中来，以提升维护效率与管理的质量。首先，各级领导要高度重视电力设备人才班子及队伍建设工作，要给予足够的关注和指导，为班子队伍建设提供有效的扶持。

此外，运行中及待运行的班子队伍要把电力设备的维护、维修、检修和保养工作作为核心工作来抓，切实提升“人的作用”。如，针对变压器经常出现的异动、异响等问题，必须指派专门的技术人员开展勘察与分析，进行有效的监测和排查，从而找到有效的解决办法，确保变压器稳定的运转。类似的策略和方法是新时期变电站运用队伍和班子力量开展电力设备维护、管理的必然选择，也是较为明智的选择。只有把全体职工团结和动员起来，电力设备的管理效率才能成倍的提升。

6.变电站设备管理制度 篇六

本标准适用于**矿。具体内容

2.1变电所安全管理：

2.1.1变电所内的各种设备、开关齐全，无缺陷；

2.1.2变压器要保持正常的油位；

2.1.3馈出线路与开关的联接要紧固；

2.1.4线路有人工作时要在配电柜开关手柄上挂”有人工作，禁止合闸”标志牌；

2.1.5停送电时要确认线路无人工作时，方可停送电；

2.1.6要求高压送电时，高压设备处严禁作业逗留；

2.1.7变电所的门及所内的安全护栏、照明要完好；

2.1.8非电气作业人员严禁进入所内进行作业；

2.1.9变电所应进行每日一检查、一点检。发现隐患及时处理。

2.2用电设备、电器线路安全管理：

2.2.1所有的采场、川脉、沿脉要使用36伏的安全电压照明。严禁用其它等级电压照明；

2.2.2现场所有的用电设备要安装开关进行控制；

2.2.3用电设备要无缺陷使用；

7.变电站设备管理制度 篇七

关键词：设备主人制,变电站,精益化管理

0 引言

“设备主人”就是明确以运维人员为设备管理责任主体, 负责设备管理的总牵头和总协调, 落实计划制定、跟踪落实、监督和闭环管理要求。通过运用“设备主人”管理机制, 主要解决两个问题:一是解决设备主体责任不明确的问题。此前, 运行、检修人员只关注各自的专业要求, 缺乏对设备管理的总体把控, 实施“设备主人”, 有效解决了设备管理统筹性不强的问题。二是解决设备管控要求落实不到位的问题。

1 设备主人制的主要内涵

健康完好的设备是确保电网安全稳定运行的最基本条件, 变电站的设备管理贯穿于整个运行生产的管理的全过程。必须十分重视设备的选型, 做好设备的验收、运行巡视、强常维护、缺陷管理、设备检修等各环节的工作, 落实设备主人制度。设备主人制是使设备处于监管的制度保证, 变电站运行人员, 是该变电站的设备主人, 负责所辖变电站的设备巡视、维护、操作、许可、验收、资料管理、保卫消防以及运行管理工作。在具体实际工作。变电站 (集控站) 可按设备单元划分运行主人, 职责到人, 以确保每台设备都能监管到位。

为使设备处于良好健康状况, 及时发现和消除设备隐患, 运行人员要做好设备的巡视检查、维护、测试工作, 确保设备不超过修试周期;要全面分析并掌握设备的健康状态, 为设备更新改造提供依据。要积极摸索设备的运行规律, 为做到防患于未燃并及早采取对策, 必须注重设备的缺陷管理, 认真做好缺陷追踪与分析工作。

2 变电站运行管理出现的问题

设备缺陷是指运行或备用的设备发生威胁设备和人身安全、影响经济运行;降低健康水平;影响没备载荷能力或寿命;造成电能质量不合格等异常现象需进行处理者。设备零缺陷运行指设备缺陷在规定的时限内处理完肇, 使设备处于正常运行状况。

(1) 紧急缺陷。性质严重, 情况危急, 必须立即处理, 否则将发生人身伤亡、设备损坏及停电事故, 紧急缺陷处理不得超过24h。

(2) 重要缺陷。性质重要, 情况严重, 虽尚可继续运行不致立即发生事故, 但已影响设备出力, 不能满足系统日常运行的需要, 或短期内将会发生事故, 威胁安全运行。燕要缺陷应从速处理, 不得超过二周时间 (必须造成用户停电的特殊处理) 。

(3) 一般缺陷。性质一般, 情况较轻, 对于运行影响不大, 可列入计划检修进行处理。

3 以“设备主人制”为抓手促进变电站精益化管理

(1) 运行人员发现紧急、重要缺陷后应立即向值班长汇报, 由值班长判断缺陷性质后向当值调度员、公司生产指挥系统、运行主管部门汇报。缺陷记录相关记录簿, 填写公司MIS系统缺陷库。在缺陷未消除前要加强监视并采取措施, 做好事故预想。紧急缺陷应在24h内处理完毕, 对紧急和消除的重要缺陷, 变电站内在第二天汇报运行情况时要详细汇报缺陷情况及消缺结果。 (2) 运行人员发现一般缺陷后应向值班长汇报, 并做好相关记录, 填写公司MIS系统缺陷库。在缺陷未消除前变电站内运行人员应进行追踪监视, 注意缺陷性质是否发展。 (3) 设备预防性试验结果不符合标准, 由运行主管部门绝缘监督专职人员对试验结果全面地、历史地进行综合分析, 并在试验报告上写明缺陷的分类, 同时提出处理意见。值班人员根据上述确定的缺陷分类, 登记在相关记录簿内。 (4) 设备检修中发现缺陷时, 检修人员应没法立即消除, 并将已消除的及未消除的缺陷项目分类在检修报告上写明, 并在《设备修试记录簿》上做好完整记录。运行人员则根据检修人员提供的缺陷情况进行复查确证, 记录相关记录簿, 填写公司MIS系统缺陷库。 (5) 继电保护校验与巡视中发现缺陷时, 继电保护人员应设法迅速消除, 并将已消除的及未消除的缺陷项目登记在继电保护记录簿上, 运行人员根据上述的缺陷情况进行复查确证, 记录相关记录簿, 填写公司MIS系统缺陷库。 (6) 当线路班发现变电站线路管辖设备的缺陷时, 应设法迅速消除, 将已消除的设备缺陷及未消除的缺陷项目详细交代给运行值班人员并在《设备修试记录簿》上做完整的记录, 运行人员应对上述的缺陷情况进行复查并将缺陷分类逐件记录在相关记录簿中, 填写公司MIS系统缺陷库。 (7) 变电站在某回路停役检修的当天操作中发现的该回路“重要”或“一般”缺陷, 如果消除此缺陷要求的停电状态与当天的检修状态相符时, 可直接上报生产指挥系统和公司计划, 要求在检修时消缺, 同时亦应将缺陷记录相关记录簿, 填写公司MIS系统缺陷库;如果当天的检修状态无法满足消缺要求的, 则变电站仍需按常规顺序上报缺陷、输入缺陷库, 待以后申请合适的状态消缺。对此类缺陷, 运行人员必须判断准确后上报。

变电站填写缺陷摩中上报的缺陷单时, 所有应该填写的项目:所名、回路名称、设备类型、缺陷性质、发现日期、发现人、近期维修情况等信息都不能遗漏。运行主管部门缺陷专职对缺陷情况负责核实和最终定性。

变电站内缺陷管理员应及时整理出计划停电回路的设备缺陷, 并核对该回路缺陷是否能在计划停电的状态处理, 如要扩大停电范围才能处理应及时汇报所长, 由所长向生产指挥系统提出申请, 并在缺陷库中注明消缺停电要求。在设备检修及修试周计划下达后, 变电站内应打印出停电设备的缺陷清单, 在回路停电时附在当天的运行日志上, 以便于值班人员逐一对照消缺情况。检修人员处理缺陷前, 运行人员应根据停役状态认真履行和做好消缺, 必须具备的安全技术措施和组织措施。

4 结论

总之, 责任明确后, 促使“设备主人”更深入地了解设备状态, 更细致地了解设备运维管控要求, 更密切地关注设备问题处理结果, 设备运维管控更到位。

参考文献

[1]曹畅.提升无人值守变电站运维管理成效探究[J].科技视界, 2016 (19) :253.

[2]徐进.基于精益化思想的变电站运行管理探讨[J].建材与装饰, 2016 (25) :220-221.

[3]张彦, 高华.110~35k V变电站设备利用效率研究[J].中国电力, 2016 (01) :127-132.

8.提高变电设备检修管理的重要措施 篇八

【关键词】状态检修；变电设备；技术；过程管理

但随着计算机技术和人工智能技术的发展，形成了设备诊断的专家系统。改变过去凭借着历年来的试验、运行，检修等数据，设备异常。事故记录的反复调用，比较分析等。通过引进高新状态检修技术以及管理技术，将新技术应用到电力设备的绝缘诊断中，因此更加准确，可信。

1.检修模式的发展经历

1.1故障检修

故障检修也称作事后检修，这种检修方式以设备出现功能性故障为判据，是最早的检修方式。只有在设备发生故障且无法继续运转时才进行维修。也因此耽误生产运行，需付出很大的代价和维修费用，效果不太理想。

1.2预防性检

电力系统的检修模式主要为以下三种：第一，状态检修。状态检修的实施需要定期的检查设备的状态，通过巡视、检查、试验等手段，通过评价设备的状态，合理的制定检修计划。或者在有条件的时候通过在线监测、带电检测等获取一定数量的状态量的实际状态、根据这些状态量决定如何安排检修计划，以达到最高的效率和最大的可靠性；第二，定期检修。当设备数量较少且设备质量水平较一致时，每隔一个固定的时间间隔或累计了一定的操作次数后安排一次定期的检修计划的检修模式能起到较好的效果。随着电网规模的扩大，如果继续定期的安排检修计划，人力和物力的不足就逐渐体现出来；第三，基于可靠性的检修。状态检修主要考虑单个设备的情况，而基于可靠性的检修则考虑整个电网的情况，如设备的风险、检修成本等。

2.变电设备状态的检修方法

2.1继电保护设备状态的检修

通过对继电保护设备事故及障碍的分析，可以进一步清晰我们的检修方法。以微机保护事故及障碍的统计分析为例。对干扰引起的事故，按常规试验方法同样无法发现，其正常运行时是毫无征兆，只有在保护选型及投产试验时加以把关。装置自身缺陷引起保护不正确动作次数所占比例较大。如保护装置在外加故障电流58A时方向元件拒动，年检中一般无此项目。这种隐患大多在正常的定期校验中，按常规试验方法是很难发现的。保护在在三次谐波故障量切除时有误动情况，年检中同样无此项目。对大多数二次回路上引起的事故，检修原则与方法应当注意五点，第一，开展状态检修的设备根据状态评估结果，如巡检、二次通流试验、带开关传动、标准校验项目等。确定具体检修方案。第二，加强微机保护的抗干扰反措执行力度。第三。适合开展状态检修。第四，分析定期校验中发现的主要缺陷及可能发现的事故隐患，微机保护校验项目的重点应从以往的定值复核、保护功能逻辑的确认上转移至回路与辅助设备的检查上。第五，加强对继电保护设备的专业巡检结合缺陷处理等对保护进行传动试验。

2.2高压开关设备的状态检修

结合开关设备缺陷分类统计和典型故障分析结果，根据目前我国应用较多的开关设备的实际运行情况，可以总结出高压开关设备的故障存在四点规律。（1）部分国产SF6开关相对故障率较高，而国外品牌的SF6开关总体性能稳定。主要是在SF6低气压报警是一个渐变的过程，开关自身能检测，可以控制发展。（2）6～35kV真空断路器由于其故障基本上是由机械引起，小修对它的控制能力并不强。因此，应当加强对发生过连续动作开关的管理，加强对真空泡真空度的测试，及时进行机械状况的检查。加强控制回路器件的检查和调整，严格控制机械动作次数，动作达限时必须及时进行检修，测试、调整，每年雷雨前有选择性的进行转动模拟试验等。（3）由于油断路器开断能力的限制和其密封性能的不足，占据主导地位的是开关本体的渗油，不检修开断次数，此类开关故障总数的96%左右；（4）真空开关设备的总体运行状况良好，可以是开关机械动作次数达到产品的机械寿命时进行机构的大修。一方面，开关触头的电寿命，既开关开断故障电流次数达到产品技术要求时进行大修，另一方面，当开关存在影响正常运行的缺陷时进行针对性消缺检修，并且每三年进行一次回路电阻和微水测试。

3.状态检修的过程管理

3.1事实上状态检修其成本消耗最低，设备运行具有最大可靠性，状态检修的主旨是对状态检修全过程管理。由于设备运行的不稳定性和不可控性，定期发现问题，定期淘汰设备，加速设备折旧，以提高设备运行的可靠性。对一些非主要运行设备可实行状态检修，应大力依靠监测手段，预测其运行的最后程度，对其进行预防性检修。

现阶段电力系统主要采用了以状态检修，取代传统检修的模式。把集检修、运行管理为—体的通调试验改立为两个独立的部门，对变电检修与试验存在的责任混淆等问题对两部门的设备分工进行了重新分配，遵循“具体情况具体分析。修必修好”的原则。电力检修负责对设备的运行管理、二次电气设备的大、小修和日常维护并负责机械、—次电气设备的大、小修，试验班组负责一次，二次设备的试验及评定，促进了职工队伍技术素质的提高，建立新的检修观念的同时精简了机构，逐步向状态检修为基础，故障检修与预防性检修相结合，使我局的职能进—步明确和单纯化，以最低经济消耗为目标，同时兼顾设备运行可营性的混合检修方式发展。

3.2改变观念，加强状态检修管理。

定期检修周期并不随现场设备的运行条件、环境和设备的换型、运行可靠性的提高而变化。计划检修是在计划经济管理模式下针对我国的国情而实施的一种设备检修管理模式，已不太适应当今社会的发展。必须从思想观念上彻底突破相关的条条框框，打破计划检修模式下的固有检修周期的约束，开展故障检修、状态检修与预防性检修相结合的混合式检修势在必行。

3.3通过前期实践，尝试推行状态检修。

现阶段，检修体制改革是电网的重要课题。我国在部分设备的运行管理方面相继开展了一些“初级阶段”的状态检修工作。比如，主变检修一般10年大修，而提前进行了状态性大修是为了应付主变的油枕及瓦斯继电器出现了渗油的问题进一步扩展与恶化。在利用综合自动化与调度自动化相对接方面，通过调度运行值班时刻监视变电设备的运行状态，从而为状态检修提供了保证。66KV送电线路相对来说较短，每个变电所为双电源供电，其中，七道泉子送电线路为钢管杆，导线型号为LGJ-150，保证了电源的可靠性，长宝66KV送电线路为复合式绝缘子悬垂，避免了长宝水泥厂的污染问题。近几年的试验结果延长了设备的状态检修的周期，两年一次为最好，同时节省了大量的人力和物力。

4.结束语

9.变电站设备管理制度 篇九

核电设备的非标采购实际上是指，在非标准设计下的形式特殊的采购管理，所采购的核电项目需要在特殊环境下，进行专门的设计。并在此设计下进行设备加工、制造以及采购等活动，且不能直接从市场上所获取资源采购。核电设备非标采购根据不同应用产所，其要求不同。为此，在下文中对核电非标设备的采购管理进行深入分析。

1 核电非标设备采购管理原则

核电非标设备在实际采购环节需要遵循一定的管理原则，确定良好的非标设备采购原则能够便于国家核电部门对于设备的监管要求。同时还能够在设备的质量、成本等方面进行合理的控制，在最大程度上实现设备采购环节中的可控性。

10.变电站设备作用实习报告 篇十

今年的实习我们参观了泰安市红庙变电所,这是一个将220kv转换为110kv和35kv的变电所.220kv的高压电由三路进来经电流互感器.电压互感器,等装置送到了三根母线上.母线的相是有颜色分辨的有红 黄 绿.母线运用的是硬母线.双母线配电的标准..变电站（Substation）是把一些设备组装起来，用以切断或接通、改变或者调整电压，在电力系统中，变电站是输电和配电的集结点。

变电站主要组成为：馈电线（进线、出线）和母线，隔离开关，接地开关，断路器，电力变压器（主变），站用变，电压互感器TV（PT）、电流互感器TA(CT），避雷针。

变电站主要可分为：枢纽变电站、终端变电站；升压变电站、降压变电站；电力系统的变电站、工矿变电站、铁路变电站(27.5kV、50Hz）；1000kV、750kV、500kV、330kV、220kV、110kV、66kV、35kV、10kV、6.3kV等电压等级的变电站；10kV开闭所；箱式变电站。变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施，它通过其变压器将各级电压的电网联系起来。

变电站起变换电压作用的设备是变压器，除此之外，变电站的设备还有开闭电路的开关设备，汇集电流的母线，计量和控制用互感器、仪表、机电保护装置和防雷保护装置、调度通信装置等，有的变电站还有无功补偿设备。变电站的主要设备和连接方式，按其功能不同而有差异。

变电站在特定的环境中；是将AC—DC—AC转换过程。像海底输电电缆以及远距离的输送中。有些采用高压直流输变电形式。直流输电克服交流输电的容抗损耗。具有节能效应。变电站各设备的作用及应用

并联电抗器作用

削弱空载或轻载线路中的电容效应，降低工频过电压；同时利用其中性点经小电抗接地来补偿潜供电流，加速潜供电弧的熄灭。

消弧线圈

消弧线圈是一个带有铁芯的电感线圈，铁芯具有间隙，以使得到较大的电感电流，线圈的接地侧有若干个抽头，以便在一定的范围内分级调节电感的大小。消弧线圈一般接于变压器或发电机的中性点。

主要用于中性点不直接接地的电力系统中，当发生单相金属性接地故障时，补偿接地电容电流，使其值在允许的范围内。

互感器 的作用

互感器是将高电压和大电流变换成适合仪表或保护装置使用的低电压和电流。⑴作用：

①互感器与测量仪表配合，对设备和线路的电压、电流、功率等进行测量。②互感器与继电器或保护装置配合，对电气设备、电力系统设备进行保护。

③互感器能使测量仪表、继电保护装置与电气设备的高电压隔离，保证运行值班员的人身安全和二次设备的安全。

④将电路的电压、电流变换成统一的标准值，以利仪表、继电器等二次设备标准化 隔离开关

⑴隔离开关的作用：将电气设备与带电部分隔离开，以保证电气设备能安全地进行检修或故障处理；改变运行方式（如在双母线接线的电路中，可将设备或线路从一组母线切换至另一组母线上）

⑵隔离开关的分类

①按安装地点分类：屋内型和屋外型

②按绝缘支柱数目分类：单立柱式、双立柱式、三柱式。

③按用途分类：输配电用、发电机引出线用、变压器中性点接地用和快分用四种。④按断口两侧闭市接地刀情况分类：单接地、双接地和不接地三种。

⑤按触头运动方式分类：水平旋转式、垂直旋转式、摆动式和插入式。

⑥按现用操动机构分类：手动、电动和气动操作等。

⑦按极数分为单极和三极隔离开关。

⑶对隔离开关的基本要求

①就有明显的断开点，易于鉴别是否与电源断开。

②断开点之间，应有可靠的绝缘，即就有足够的距离，在恶劣的气象条件下或过电压相间闪络的情况下，不致从断开点击穿，以保证检修人员的人身安全。

③运行中应有足够的热稳定和动稳定性，尤其不能因电动力作用而自动断开，否则将会造成重大事故。

④结构就尽量简单，动作可靠，对带有接地刀的隔离开关，必须有闭锁装置，保证先断开隔离开关再合上接地刀或先断开接地刀再合上隔离开关的操作要求。

继电保护及安全自动装置

⑴继电保护和安全自动装置的基本要求：可靠性、安全性、灵敏性、选择性、速动性。⑵继电保护分类：主保护和后备保护。主保护在发生故障时，就首先正确可靠地动作，在最短时间内或不带时限地切除保护范围内的故障。如变压器的差动保护、输电线路的高频保护、距离保护、零序电流保护等。

后备保护是当被保护电气设备、输电线路的主保护或断路器失灵时起作用的保护，如变压器、输电线路的过流保护。

⑶安全自动装置：如输电线路自动重合闸装置，厂用电备用电源自动投入装置，变电所母线或分段母线备用电源自动投入装置，自动按频率减载装置，电气制动和自动切机装置等。断路器

⑴断路器的作用：通过断路器将设备投入（接通）或退出（断开）运行。当电气设备或线路发生故障时，由继电保护动作控制断路器，使故障设备或线路从电力系统中迅速切除，保证电力系统内无故障设备的运行。

⑵断路器的构成：开断元件、支持绝缘的元件、传动元件、基座以及操动机构组成。配变投运前应落实的三项措施

随着系统容量和电网规模的扩大，配电变压器故障给电网安全经济运行带来的影响越来越大。为确保其稳定运行，最基础的工作就是做好日常维护和投运前检查。下面介绍配电变压器投运前应落实的三项措施。

一是正确配备高低压侧保护。配电变压器高压侧采用跌落式熔断器的熔断件，可按通过配电变压器的最大持续工作电流进行选择。一般取经验值：100千伏安以上的配电变压器，按高压侧额定电流的2.0~2.5倍选择；100千伏安以下的配电变压器，按高压侧额定电流的1.5~2.0倍选择，但不得小于3安。配电变压器的低压侧熔断件一般配以合适的负荷开关、空气断路器或脱扣器，不单独使用。一般按配电变压器的低压侧额定电流稍大一些选择熔丝；按断流能力不小于1.5倍配电变压器的低压侧额定电流，或大于配电变压器低压侧出口处的短路电流选择负荷开关、空气断路器或脱扣器。

二是合理安装防雷装置。在配电变压器高压侧装设避雷器，能有效防止高压侧线路落雷时雷电波袭入而损坏变压器。高压侧装设避雷器后，避雷器接地线应与变压器外壳以及低压侧中性点连接后共同接地，以充分发挥避雷器限压作用和防止逆闪络。对于Y，yn0接线配电变压器，即使高压侧装有避雷器，仍然不能避免来自高压侧进行波的反变换过电压或来自低压侧进行波的正变换过电压。因正、反变换过电压是由于低压绕组过电压引起，因此，在低压侧也装设避雷器就可以限制低压绕组过电压的幅值，正、反变换过电压也就得到了有效抑制，从而保护高压绕组。

三是处理好接地装置。接地装置质量是配电变压器的防雷装置能否起到良好保护作用的关键。因此，接地可靠，符合技术规范，才能很好地起到分流作用，才能保护变压器。为此，在配电变压器安装时就应处理好接地装置。根据土壤情况，对土壤电阻率不合格的还应采取特殊降阻措施，如增加降阻剂、碳粉等。接地电阻值应满足技术规程要求，对于100千伏安以上的配电变压器，接地电阻值不超过4欧姆；重复接地每台不少于3处，每处接地电阻值不超过10欧姆。对于100千伏安及以下的配电变压器，接地电阻值不超过10欧姆；重复接地每台不少于3处，每处接地电阻值不超过30欧姆。而避雷器接地引下线（即与配电变压器外壳间的连线）要越短越好。

11.水电站机电设备维护与检修管理 篇十一

摘要：机电设备在水电站生产上发挥着关键的作用，为了确保机电设备安全可靠地运行必须加强维护和检修管理，因此本文对相关内容进行了分析。

关键词：水电站；机电设备；维护；检修

水电站设备包括水工建筑物和机电设备，前者包括拦河坝、水闸、引水管道、厂房等静态设备，后者包括水轮发电机组及辅助设备、电气一次设备、电气二次设备、启闭机、给排水设备、消防设备等含运动部件或与电有关的设备。机电设备由于存在运动磨损或在电磁力作用下发热、变形等问题，所以需要通过维护保养保持设备正常的运行状态并延长设备使用寿命，然而设备磨损到一定程度或长期受到发热、变形影响就会产生故障，为了检测并消除设备缺陷或故障所采取的行动称为检修。维护与检修管理是确保水电站机电设备稳定、可靠、安全运行的先决条件，因此本文对这部分内容进行了分析。

1 水电站机电设备的维护管理

1.1 维护策略

维护是指对被维护对象进行维持保护并使之免遭破坏之意，根据水电站机电设备的特点，设备维护策略分为定期维护、被动式维护和状态化维护等类型[1]。定期维护就是在一定时间间隔内进行设备维护，这是常见的的一种维护策略，可在一定程度上预防故障或事故的发生。被动式维护是指故障发生或缺陷发现以后采取维护的一种策略，由于这种做法会打乱正常的水电生产秩序，一般情况下应避免采用这种维护策略。状态化维护通过采集并分析机电设备的信息，判断设备的工作状态是否正常，再采取相应的维护手段，由于这种维护策略更有针对性，维护效率和经济效果更好。

1.2 维护制度

水电站机电设备种类多，特点各异，必须建立完善的维护制度，才能确保维护工作有章可循，同时维护制度也是落实岗位责任制、进行奖惩和开展技能培训的依据[2]，通过不断健全维护制度使维护工作步入规范化、标准化的轨道。完善维护制度可从以下几方面着手：一是在了解和掌握设备运行状况的前提下，根据设备厂家提供的说明书、地方或行业编制的技术规程等文件制定相应设备的维护制度；二是结合设备实际运行状态，合理确定维护时间间隔；三是科学设计维护方案，根据水电站的地理位置和运输条件，合理确定维护资源，因为对于偏远地区的水电站来说常因维护资源不能保证而诱发各种故障，所以要充分计及这些因素；四是建立维护方案审核制度，由于水电站机电设备工作环境复杂，影响因素多，对维护方案必须进行全面的审核，才能使方案更加科学合理。

1.3 维护方法

以水轮发电机组的维护为例进行说明。维护工作包括定期巡视、常规记录、停机检查等内容。巡视监测项目包括振动监测、局部放电监测、气隙监测、温度监测、紧固件松紧程度等，并且要求发电机各部分要保持清洁，不得有灰尘、油污、油水残留表面，發现脏污应进行清洗，但清洗时不能把脏污弄进发电机内部。记录并建立档案有利于对发电机状态进行分析判断，记录项目包括负荷、温度、流量、零配件更换、运行中的干扰、故障、修理措施等。日常维护工作中遇到重大异常情况必须立刻停机检查，例如发电机突然发生撞击、发电机振动与摆动突然增大、轴承温度突然升高、油槽液面突然显著变化、冷却器突然停水、发电机突然发出不正常声响等，通过检查明确异常原因并排除故障以后才能继续运行。发电机定子、转子、推力轴承、导轴承、冷却器、集电环、电刷、制动器、灭火装置、冷却水系统等都有各自的维护内容，这里不再详述。

2 水电站机电设备的检修管理

2.1 检修方式

机电设备的检修方式分为事后检修、预防检修和改善检修。事后检修就是发生故障以后或设备性能或精度已降低到难以满足生产要求时再进行检修，适用于有备机、开机率较低、备件充足又容易修理的设备，这种检修方式可以最大限度地发挥主要零配件的寿命，修理经济性较好。预防检修是有计划的检修方式，当设备性能或精度降低到一定程度所进行的检修活动，根据检修实施方法又分为计划检修和状态检修两种类型。计划检修又称为定期检修，是根据预定周期开展的检修活动，例如某发电机每年2次小修，每次2～8d；每隔3～5年进行一次大修，每次10～35d。计划检修虽然可以预防故障，但存在一定盲目性，不可避免地存在“欠修”或“过修”及检修资源浪费等现象[3]。状态检修是基于设备技术状态按需开展的检修活动，这种检修方式可以最大限度发挥零件寿命，又能提高设备利用率，是水电站设备检修的发展方向。改善检修是为了消除设备先天缺陷或设备故障频发所采取的改进性检修活动，它与技术改造还是有区别的，改善检修的前提是为了改进检修性，而技术改造的出发点是提高设备性能或精度。

2.2 管理内容

根据《水电站设备检修管理导则》（DL/T 1066-2007）提出的要求，水电站设备检修管理内容包括明确管理职责、设置管理目标、策划管理、实施与控制、验收与试运行、总结及改进等。机电设备的检修往往需要花费相当的时间、费用、物质、人力等资源，所以要设置科学合理、层次清晰、责权明确的组织机构，并明确相应的职责，如编制检修计划、检修过程的实施和控制、对检修成果进行验收与试运行以及进行检修总结、评价和持续改进等。检修管理目标的设置突出了以目标来统一和指导检修行为。在策划管理中通过建立质量管理体系、风险管理体系、安全管理体系确保管理任务高效、规范地推进，导则同时对现场管理、采购管理、沟通管理、费用管理提出了具体要求。该导则建议水电站水轮发电机组A级检修间隔为4～10年，并在两次A级检修之间安排1次B级检修，以及每年安排1次C级检修，并视情况增加1次D级检修；主变压器A级检修间隔为10年，并且每年安排1次C级检修（A级检修是指全面解体检查修理，B级检修是指针对存在的问题部分解体检修，C级检修根据设备老化、磨损规律进行有重点的检查、评估、修理、清扫及更换少量零件，D级检修是对附属设备进行消缺）。水轮发电机组检修停用时间，当转轮直径<1200mm时，混流式或轴流定浆式水轮机A级检修停用30～40d，B级检修停用20～25d，C级检修停用3～5d。

2.3 检修方法

以水轮发电机定子检修为例，检查项目和处理程序如下：（1）定子铁心与通风沟是否有过热痕迹；（2）线棒是否有松动（包括端部帮带和垫块）、损伤、裂纹、电晕形成的白色粉末；（3）线棒接头、极间连接、引线接头是否有过热现象；（4）定子铁心、齿压板、压指是否有松动移位现象；（5）线棒和端箍之间是否存在间隙或摩擦现象；（6）铜环引线夹固定是否有松动现象；（7）槽楔有无松动，垫条有无脱落；（8）用洁净、柔软的白布擦拭线棒和引线，然后用压缩空气吹扫上、下风洞；（9）若吊出转子检修应清扫通风沟；（10）喷漆并恢复编号。

3 结语

水电站机电设备的维护与检修管理在水电站生产管理中占有重要地位。为了提高质量与效率，一方面要加强制度建设，落实岗位责任制；另一方面要采用先进的技术与策略。两者是相辅相成的，不落实责任制就很难保证质量，不采用先进的技术与策略就也很难提高效率，因此水电站应在这两方面下足工夫。

参考文献：

[1] 牟铁江.水电站机电设备维护与检修管理策略研究[J].设备管理与维修，2015（2）：13-14.

[2] 庞凯.简述如何加强水电厂机械设备检修与维护管理[J].中国机械，2015（24）：138-139.

12.变电设备的安全运行管理要点 篇十二

关键词：变电站,设备,安全运行,管理,要点

从多年的安全工作经验看, 谈“危险”比谈“安全”更加直观具体, 更加有针对性, 更容易被值班运行人员所接受, 更易引起职工的注意, 从而更能增强职工的责任感和安全意识。我们平时常讲的“危险点”就是指事故的易发点、多发点、设备隐患的所在点和人为失误的潜伏点。开展“危险点”辨析工作, 有利于我们预防事故和控制事故的发生, 有利于我们分析查找在生产工作中物与人、物与物、人与人之间的不安全因素。把人为的、设备的、环境的、管理的等各种可能发生的事故隐患, 消灭在其形成之前。可以说, 开展危险点辨析工作, 是建立安全保障体系最重要的一环, 是保证安全生产的重要措施之一。是一种由过去的管结果转变成管因素、管过程的超前预防、超前控制的安全管理手段。

1 变电设备管理工作中常见的问题

其一, 变电设备管理体系混乱。在一些电力企业和单位对变电设备管理的重视程度不够, 导致变电设备管理体系呈现逐层弱化的趋向, 在管理工作中体系没有得到完善或建立, 一些强制规定执行的管理制度、管理方法和管理体系没能得到有效落实, 整个变电设备管理过程混乱。

其二, 变电设备管理工作人员安全意识淡薄。一些电力企业没有做好对职工的安全教育工作, 使得他们对安全工作、安全管理和安全意识的认知不到位, 职工的变电设备管理安全知识匮乏, 安全管理的措施难于执行到位, 在一些人思想认识不清的情况下出现习惯性违章就成为必然, 这与平时的安全教育工作缺失有很大的关系。

其三, 变电设备管理安全事故的应急体系不健全。在很多电力企业中, 对变电设备的管理和安全工作容易出现的事故和隐患没有相应的应急措施, 防范措施未到位, 企业管理者贯彻落实防止误操作事故的措施未到位, 如值班员可以不经车间管理人员许可就使用接地刀闸机构箱的机械挂锁的钥匙。在执行危险点分析与控制措施工作方面存在流于形式、应付检查的现象, 并没有真正落在实处。

其四, 执行变电设备管理规范不力。很多电力企业和单位对变电设备管理和安全规范的执行力度不够, 不能将变电设备管理和安全生产的制度落实到位, 导致管理缺位, 不能形成强制性。

2 变电设备管理的基本要求

2.1 完善变电设备管理的责任体制

建立、健全设备管理制度和设备维修责任制, 明确运行和检修责任的设备范围, 掌握设备状况, 定期检查, 提高设备维修质量和设备完好率。

2.2 建立变电设备管理的技术体系

制定和完善保证设备良好技术性能的技术经济指标。明确专人负责, 组织设备的定级验收, 定期检查, 评价设备的各项技术经济指标。

2.3 做好变电设备管理的信息工作

首先, 建立和完善设备台账、技术档案、图纸资料, 并保证其完整性和连续性, 逐步建立设备信息的传递和储存。其次, 加强测试数据和信息的分析、判断和利用。再次, 加强在线监测的信息化控制, 随时掌握设备的运行状况, 提供科学的诊断手段

3 变电设备安全管理的要点

其一, 加强变电设备的日常管理和安全检查。首先, 检查变电设备绝缘有无破损, 裂纹或放电痕迹, 表面是否清洁, 充电设备的油位、油色、油温是否正常, 吸湿剂是否变色, 充油、充胶、充气设备有无渗漏或喷油现象。其次, 备接线桩头和连接处有无松动, 变色, 试温蜡片有无熔化, 有无火花放电等现象。母线及引线有无发热、振动、损伤, 软母线及引线有无松股、断股、锈蚀现象。再次, 运行设备的音响是否正常, 有无特殊气味, 温度是否正常, 接地装置是否完好, 有无严重锈蚀和损坏。

其二, 做好变电设备的检修工作。首先, 变电设备装设接地线之前必须进行验电, 验电时应在检修设备进出线处两侧各相应分别验电。其次, 验电时必须做好绝缘工作, 例如:戴绝缘手套。再次, 变电设备检修应该依据实际情况, 不能盲目相信经验和书本知识。

其三, 做好变电设备的接地线装设工作。装设接地线应由两人进行, 用接地隔离开关, 接地必须有监护人在场。装设接地线必须先接接地端, 再接导体端, 拆接地线顺序则与此相反。

其四, 做好变电设备周边的警示工作。为了防止变电设备管理和安全人员失误, 误合断路器及隔离开关而造成事故, 应悬挂相应的标示牌及遮拦。

4 结语

综上所述, 变电设备是电网系统的功能和组成部分, 变电设备运行的质量关乎电网系统的稳定和社会电力需求的满足, 作为电力工作者应该高度重视变电设备的运行管理。安全是变电设备运行管理的重要工作, 只有变电设备安全运行, 才能有效确保电网的功能, 才能提供优质的电力。因此, 应该牢牢把握变电设备运行管理的关键———安全管理, 用踏实的管理、规范的日常工作和有效的设备维修提高变电设备的安全性能, 确保变电设备运行管理的质量, 提升电网系统的可靠性和功能性。

参考文献

[1]茆瑷.试论变电运行管理中的危险点与防范方法[J].科技创新导报, 2014, (01) :84-85.

[2]范来富.变电设备状态检修中的若干问题[J].中国高新技术企业, 2012, (13) :25-26.

13.变电站设备管理制度 篇十三

关键词：高压电气设备；状态检修；故障诊断

电力行业的发展关系到社会的整体运行与发展，属于国家战略发展中的一项基础性工程，与人们的生活息息相关，因此电力系统运行的稳定性与安全性受到广泛关注。当前变电站高压电气设备的运行维护方式主要分为两种，即定期检修和状态检修，其中状态检修是以设备运行的状态为基准，通过预知性的检修，使电气设备可以始终保持高效的运行，状态检修也逐渐成为保证电力系统稳定运行的关键。

一、变电站高压电气设备状态检修的特征

变电站高压电气设备状态检修是在灵活运用科学技术的基础上，对电气设备实施检修的一种方式，可以在设备发生故障之前通过对设备运行异常状态的分析，保证设备的稳定运行。在变电站高压电气设备检修工作中，状态检修属于一种主动的检修类型，以安全、可靠、环境以及成本作为核心，对设备进行科学的风险评估与状态评价。通过对相关文献资料和设备检修案例的分析，笔者将变电站高压电气设备状态检修的特征总结为以下几点：第一，经济性。状态检修工作主要是在设备发生故障之前进行，并且不会对设备的正常运行造成影响，可以有效避免长时间停电等一系列问题，降低因为设备检修所引起的经济损失，因此具有明显的经济性特征；第二，可靠性。在变电站高压电气设备定期检测工作中，普遍存在盲目性、滞后性以及随意性等特点。而状态检修在变电站高压电气设备检修中的应用，可以在第一时间发现设备的故障位置，明确故障程度，从而有效提升了设备检修的可靠性；第三，针对性。在变电站高压电气设备状态检修过程中，技术人员可以结合电气设备运行所表现出来的实际特征，将运行状态监测数据作为故障分析与维修的依据，有利于全方位的分析变电站高压电气设备可能存在的安全隐患与异常情况，可以有针对性的对故障进行排除。

二、变电站高压电气设备状态检修的方法

（一）在线监测方法

在变电站高压电气设备状态检修过程中，在线监测主要是指对正在运行的高压电气设备实施动态化的监测。通常情况下，变电站高压电气设备在正常运行状态下监测系统不会出现任何反应，而一旦出现电气设备运行异常或者其他故障问题，监测系统会根据预设值进行故障部位的判定，同时向控制中心发送警报[1]。变电站高压电气设备在线监测主要分为以下几方面内容：第一，电子变压器在线监测。其监测内容涉及到变压器中气体量、有载开关磨损程度、各个位置放电情况、电气回路等等；第二，容性设备在线监测。监测内容主要有电容含量的监测、介质消耗情况、阻性电流以及不平衡电压等情况的监测；第三，阻断器与气体绝缘组合设备的在线监测。主要涉及设备绝缘性监测、回路完整性监测、机械特征监测以及阻断器开关能力监测；第四，断路器触头磨损监测评估。在变电站高压电气设备在线监测过程中，对于断路器触头磨损情况的监测与评估，其内容主要是对It的检测，通过深入分析电气设备运行系统中短路问题的具体情况，及时对电流实施矫正。如果变电站高压电气设备生产商未提供It，在需要在检测过程总结合具体的监控数据制定合理的检修标准策略。

（二）故障诊断方法

在变电站高压电气设备的检修工作中，如果发现电气设备已经出现了故障问题，则需求及时对其故障产生原因进行明确，并采取相应的处理措施。在这一过程中，为了保证故障维修的及时性与针对性，故障诊断方法的合理选用十分重要。在具体的电气设备故障诊断中，需求结合故障发生的实际情况，通过对设备运行状态的分析，判断故障类型和故障位置，提出合适的解决方案。一般情况下，在变电站高压电气设备检修中的故障诊断，主要被分为静态故障诊断和动态故障诊断两种形式。其中静态故障诊断主要是指应用较为广泛的设备故障检测方法，而动态故障诊断则需求借助先进的故障诊断技术，对在变电站高压电气设备所具备的信念展开全方位的检测，其监测数据可以为后期的故障维修提供基本的数据支持[2]。

（三）实施维修方法

在变电站高压电气设备运行状态检修过程中，实施故障维修是落实整个状态检修系统流程的最后一个环节，也是最为重要的一个环节。实施维修主要是指通过对变电站高压电气设备在线监测运行数据的分析，在科学诊断电气设备故障类型的基础上，对所发现的故障问题或者异常状态进行合理的检修规划设计，并在实施维修过程中严格遵循设计方案进行。在正式开始设备检修工作之前，需要明确具体的检修项目，确定设备检修间隔时间以及所需要实施的检修内容等多个方面。而维修工作需要结合故障分析的类型以及所导致的设备运行状态，有针对性的实施维修操作。比如：对于变压器设备的故障维修，其监测故障的类型主要被分为有载开关故障、变阻器变形导致的波动性故障以及长期取油样导致的故障三种。技术人员在发现设备故障时，通过对故障部位异常现象的分析与判断，明确故障程度与类型，并及时采取检修工作。

三、总结

综上所述，在社会经济高速发展的背景下，想要更好的保障人们生产生活用电的安全性与稳定性，提高对变电站高压电气设备的检维修工作尤为重要。状态检修直接影响着电力系统的运行可靠性，在具体的检修工作中，只有在提高对电气设备状态检修重视程度的基础上，结合实际情况，从在线监测、故障诊断以及实施维修三个方面进行综合考虑，才能在保证电力安全的同时，促进我国电力行业的持续发展。

参考文献：

[1]杨璐。变电站高压电气设备状态检修特征及方法[J]。煤，2018，27（04）：83—84。