高压变电站
开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了八篇高压变电站范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！
高压变电站范文第1篇
关键词：变电站；高压设备；检修；监测
1 引言
在市场环境下，用户对供电可靠性要求越来越高，而由设备故障或检修所造成的停电损失有时也相当可观。随着在线监测技术、数字化变电站的发展，实现状态检修不仅成为可能也成为必要。就技术层面看，目前在线监测得到的数据分析和综合评判还处于初步状态，最终的结论还需要人的参与，这与在线监测的数据积累不够充足有关，在数据的融合和判据的效用方面还有许多工作要做。同时在管理上客观要求提高运行人员的素质，打破目前按一次设备、二次设备、计量和通信等专业划分的运行、检修模式，以便详细地分析所有能得到的信息资料，综合判断设备的状态。
2 数字化变电站的状态检修
从状态检修的定义可以看出，状态检修策略应包含以下3个组成部分：状态信息采集、状态诊断方法和检修策略应用 。状态信息采集是整个应用体系的输入，检修策略为整个应用的体系输出，状态诊断分析模型的合理建立，即如何科学合理地建立变电设备健康评价体系，是贯穿整个状态检修维护策略的核心内容，也是长期困扰工程应用的难点问题。数字化变电站技术为状态检修提供了可行的技术支持，主要体现在：智能化的一次设备，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替；网络化的二次设备，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，而不再出现常规功能装置重复的I／O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源共享；变电站综合管理信息系统，在变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，系统能自动发出变电站设备检修报告，系统能够提供全面、综合、真实的统计、查询及明细数据。
3 设备状态检修技术
设备检修模式大致可分为故障检修、周期性检修和状态检修3种。
3.1 故障检修
故障检修的维修策略是事后维修。这种检修方式以设备出现功能性故障为判据，在设备发生故障已无法继续运转时才进行维修。显然，这种应急维修需付出很大的代价和维修费用，不但严重威胁着设备或人身安全，而且维修不足。
3.2 周期性检修
周期性检修的维修策略是预防维修。计划预防维修的特点是根据计划对设备进行周期性的修理，可分为大修、中修和小修，修理的周期大多由设备制造厂或使用单位确定。这种模式的优点是可以减少非计划(故障)停机，将潜在的故障消灭在萌芽状态。缺点是维修的经济性和设备基础保养考虑不够，容易产生维修过度和维修不足。我国在五、六十年代引进并且在大范围应用的就是这种维修模式。虽然，目前周期性检修仍在大量被应用，然而，随着对供电可靠性要求的提高，这种传统的维修制度已越来越不适应。主要表现在：
(1)需要停电进行试验，而许多重要电力设备轻易不能退出运行；
(2)停电后设备状态(如工作电压、温度等)和运行中不一致，影响判断准确性；
(3)由于是周期性定期试验，绝缘仍可能在两次试验期间发生故障。
3.3 状态检修
所谓状态检修具体说来是根据电气设备的各种相关信息，在充分掌握设备健康状态的基础上，科学地确定预试、检修计划，合理地安排预试的检修项目、内容的检修方式。状态检修的特点是：有一个能反映设备状态的参数；有一个规定的阈值或概念明确的判断数据，以判断设备是否需要检修；状态检修工作本身不需要解体设备。周期性预防性维修的基础是高压电气设备的预防性试验，而状态检修则主要依据高压电气设备的在线监测。在线监测可以提高高压电气设备的利用率，有助于从周期性、预防性维修向状态检修的转变，改善资产管理和设备寿命评估，加强故障原因分析。随着计算机技术和网络技术的发展，不仅使在线监测成为可能，而且将其进一步与变电站自动化系统集合，则有望实现真正意义上的变电站无人值班和状态检修。
状态检修维护策略，国外从80年代初开始了较为深入的技术研究，开发了许多在线监测和故障诊断设备，同时在理论研究方面也取得了较大进展。在技术成果的应用方面，美国以及加拿大就其相关在发输电企业的应用也取得了一定的成果。如何充分利用国内现有资源，加强基础数据分析，提高诊断分析的科学水平是当前开展变电设备状态检修的首要问题。
4 变电设备的状态监测
定期维修主要以预防性试验为基础，而状态检修则主要参考在线监测数据。在线监测、故障诊断、实施维修这个过程构成了电气设备状态检修工作的内涵。进行状态检修必须研究电气设备的故障模式，设备状态应包括：设备在线监测的特征量、预防性试验的结果数据、设备的历史运行状况和检修情况，以及设备现在的运行参数状况等。建立在在线监测基础上的故障诊断必须依据上述设备状态，全面而客观地进行评价。主要检测的设备包括电力变压器、断路器、容性设备和GIS等。
4.1 电力变压器的状态监测
通过故障模式分析，变压器及其有载开关应该是在线监测的重点。变压器的在线监测项目主要有：油中气体测量与分析、局部放电测量、有载开关的触头磨损及机械和电气回路的完整性测量等。变压器在线监测可以被特征化为由缺陷发展到初始故障的过程。这种过程往往历时很长，这种老化过程的特征有：油泥的沉积、纸包导体绝缘材料机械强度的减弱、提供机械支撑的材料的收缩以及有载调压开关的错位等。某些运行方式可能导致过热使得溶解于油中的水分变成气泡，这些气泡能够引起液体绝缘介质强度的严重降低，最终导致介质失效事故。当然在某些情况下严重的后果会在瞬间发生。
目前电力企业都已安装了变压器油色谱在线监测装置，采用色谱分析原理，应用动态顶空脱气技术和高灵敏微桥式检测器，实现对变压器油中7种组分检测，随时监控大型变压器内部的运行状态。而且安装了电力变压器局部放电超高频在线监测系统，通过安装在变压器、油阀上的超高频传感器来在线监测局部放电状况，及时发现故障隐患。
因此，在线监测变压器的绝缘参量，可发现其潜伏性故障，同时将提醒用户注意那些可能导致事故或绝缘老化的状态信息。
4.2 断路器的状态监测
高压断路器在电网中起控制和保护作用，对高压断路器的重要参数进行长期连续的在线监测，不仅可以提供设备现在的运行状态，而且还能分析各种重要参数的变化趋势，判断有无存在故障的先兆，决定是否可以延长设备的维修保养周期，提高设备的利用率，减少维修保养的费用，为电力设备由定期检修向状态检修过渡创造条件。
根据国内外多项统计看，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，因此通常把机构故障包括操动机构控制回路故障放在监测最重要的地位。
现已有开发成功的断路器状态监测在线分布式信息系统，通过独立的微处理器实现对每台断路器状态的连续监测。另外，采用便携式断路器分析仪测试操作机构的响应特性的变化情况，发现用断路器特征波形分析来评定操作机构和相关部件的状态是行之有效的，可有效弥补功率因数法、摇表测电阻和测试试验对确定操作机构状态的不足。
4.3 容性设备的状态监测
国内外开展较早和较多的在线监测工作便是容性设备(包括氧化锌避雷器)的在线监测。主要测量容性设备的电容、电容电流、介质损耗(tand)、不平衡电压等参量和氧化锌避雷器(MOA)的全电流、阻性电流、功耗等参量。
变电站安装容性设备介质损耗带电测试系统，对容性设备的介质损耗在线测试，及时检测设备绝缘的真实情况，反映设备劣化程度。
4.4 GIS的状态监测
GIS没有向外部露出的带电部分，其可靠性已显著提高，为检修和维护方便，需要开发不拆卸设备而用确切的简易办法从外部诊断内部状态，主要监测气体、SF6开关的电寿命、开关机械特性、局部放电等参量。
4.5 红外检测技术
目前，红外检测作为一种先进的电力设备故障在线监测技术，得到了广泛应用。利用红外敏感材料作为探测器，将物体的热辐射转变为物体表面温度场分布，从而在设备不停电的状况下，远距离、安全可靠、准确高效地发现设备热缺陷，进而实现设备状态检修。主要用于以下常见部位检测：
(1)隔离开关两端顶部及线夹接触处、弹簧压接的刀口及导电杆的焊接、铆接部位。
(2)线路受风力或外界引起振动的机械力作用导致的连接松弛部位，或线路周期性过载及环境温度周期性变化，引起部件周期性热胀冷缩导致的连接松弛部位。
(3)安装施工不严格或不符合工艺要求，例如接触面氧化层未除净或有污垢连接件，焊接工艺差、螺母不坚固、未加弹簧垫、弹簧老化或连接不等径的连接件等。
(4)穿墙套管的引流接头及支撑板开缝处。
(5)断路器、电流互感器的外部引接头，电缆头接线线夹螺栓连接处，耦合电容器引下线螺栓位置，主变压器套管接头及中性点连线位置等等。
近年来，电力企业对红外检测技术进行大力推广应用，所有运行单位均配备了红外点温仪、红外热像仪，对运行设备定期进行测温，并综合比较分析，及时发现了不少存在缺陷，从而预防了事故的发生。
高压变电站范文第2篇
关键词：超高压变电站；运行管理；分析
中图分类号：TM73 文献标识码：A
随着社会的发展以及市场竞争的逐渐激烈，电力企业要想求生存、促发展，就应该采取先进的技术，或者是改革管理体制，鉴于传统的管理模式中还存在的一些问题，对于超高压变电站的管理模式就应该走“集中监控、无人值班”的道路。
一．超高压变电站存在的问题
首先，运行人员的工作比较复杂。尽管采用的是集控的管理模式，但是仅仅是局限于集中性值班，与单一的变电站相比较，其实际的工作并没有多大的差别。这种管理模式看起来对值班人员的要求很高，包括素质方面、能力方面等等，但是在实际的工作中，运行人员的精力几乎是在非生产性的工作中予以耗费，不能够集中性的处理一些生产性的工作。
其次，人力资源的配置还有一定的困难。如果变电站的数量在较快增长时，就应该构建一定数量的集控性中心，所以，这种集控中心的相关值班人员也就在一定程度上进行同比例的增加，这就使得超高压公司的一些劳动成本、精细化管理、以及培训支出等等各方面都造成很大的负面性影响。而如果是以人力的扩张来应对电网的快速发展，这是与当今提倡的集约化管理的理念相违背的，甚至可以说是背道而驰的。
最后，在紧急事故中其反应的速度也比较慢。变电站是彼此间相互孤立的，没有形成信息的共享，这就使得超高压公司在管理中近似于信息的孤岛，不能够与其他进行有效的联系。如果出现了异常性事故，就会仅仅是依赖于人工来进行信息的传送，没有自动化方式的信息传输以及集成，这就很难对紧急的状况快速的分析或者是及时的应对。
二．改革超高压变电站运行管理的意义
（一）保证电网的安全运行
当今正处于一个信息技术的时代，计算机技术的应用以及随着现代化工业的自动化技术的快速发展，这就对电网的安全运行提出了更高的要求。而集中控制的管理模式就能够直接的执行调度指令，能够将两侧的变电站进行操作时相互等待的环节予以省略，节约了时间，并且其意图也比较明确，避免了发生那种错误性的操作，将供电的可靠性予以提高。
（二）提高电网的管理水平
随着不断的发展，我国的变电站的数量将会不断的增加，如果采用那种传统的人工管理的模式就会增加管理的复杂性程度以及难度，而如果是采用无人值班以及集中控制的模式，那么就会对设备的遥控操作与运行的监视就能够方便的对故障实施处理，这样，运行管理的综合性判断以及快速反应的优势就能够发挥出来。
（三）实行“以人为本”
变电站工作比较特殊，其大部分都是在比较偏远的山村或者是乡镇，业余娱乐活动、交通状况、以及生活条件都有很多不方便的地方，如果是实施无人值班的这种模式就会改变工作人员的生活状况，对于员工的单调生活以及寂寞的环境予以缓解；对于已经成家的职工就能够更好的去照顾家庭，而对于年纪较大的职工也能够方便的就医或者购物等等。
（四）保护环境
科学发展观在不断的深入，社会以及政府越来越重视对环境的保护。而正是由于综合管理的自动化，就将变电站的占地面积大大的减少，减少了变电站的投资，也保护了生态环境。
三．继续采用员工值班模式的弊端
（一）管理的水平低下，没有较高的管理效率。超高压变电站的一般会距离着局本部很远，其管理如果仅仅依靠站长一个人的能力进行管理，就会出现管理信息的失真，水平也会比较低下。另外，变电站点多面广，因为人力资源具有一定的局限性，仅仅靠上级进行监督，其成效很小，不能够提升管理的水平，也不能够有效的进行制约。
（二）加大了安全生产隐患。我国的超高压电网在快速的不断的发展，而国网公司的“十二五”规划中，对于新建以及扩建的超高压变电站数量就达到了将近200个，如果一个变电站定员以13人来计算的话，就要增加将近3000人。而超高压这种高技术含量的特点，要培养一个合格的职工人员就应该需要两到三年的时间，这就意味着，人员的培训与发展的速度是不相同步的，这对于变电站的运行就生成了一种隐患。
（三）如果要保证变电站管理的正常性运行，就应该要有相应的管理人员，这就可能会造成职工队伍的数量庞大。我国的变电站与一些比较先进的国家相比较，其职工的数量相当于多出几倍，这也意味着变电站的职工成本要高。（四）最后就是交通方面，造成的风险。很大一部分职工都是居住在市区，当进行交接班时，可能会需要很长的时间，一些变电站甚至是需要长达一天的时间，这就造成了较高的交通成本费，司机也可能由于疲劳驾驶出现交通安全事故，给员工的安全造成一定的风险。
四．实行集中监控、无人值班模式的策略
（一）改造传统的变电站
对于变电站的控制、测量、操作闭锁、报警、以及调度系统等一些功能通过综合性的自动化系统实现，将其运行管理的安全性、可靠性、以及管理的水平予以提高。采用这种系统设置的功能有以下几点：报警与监视、人机联系、数据的采集以及处理、操作与控制、图像的生产与显示、记录事件的顺序、电度量的计算、远动功能、智能设备的接口等等。另外还有自恢复功能、自诊断功能、防误操作与闭锁的功能、以及管理与维护的功能等。
（二）合理配置人力资源
应该根据集控中心其预期的发展以及其规模大小，要将人力资源的规划以及人员的合理性配置提前做好，对于之前的超高压变电站的运行人员进行分流。而对于集控中心的用人标准要把好关，这些集控人员不仅仅要有扎实的基础性专业知识，还应该要有工作的实践以及值班的经验，对业务的流程做到熟悉，要有较强的事故处理以及应急的能力，力求能够建立一批作风硬、素质高的员工。对于上岗人员，要有上岗的资格证，无人值班的模式一旦确立，就应该保证运行的正常性。此外，要定期的对工作人员进行考核，形成一种竞争环境，要保证集控人员处于一种“学习”的状态。
（三）集控中心功能的建立与完善
对于变电站的数量以及设备在不断的增加，其信号不断的接入到集控中心，这就会给监控系统一定的压力，因此，应该根据实际的情况对变电站的信息予以处理或调整。第一，要优化监控系统的分析性处理软件。第二，要规范监控中心的遥信量。分类、分层的处理以及显示，还要对后台的专家分析系统进行开发。在发生较大的事故时也能够保证工作人员有条不紊的、相应的处理，对于任何一个跳闸开关以及异常性的信息也不能遗漏。
（四）加强建设管理制度
目前来说，超高压变电站的无人值班这一改造，在我国境内还没有比较成熟的经验可以借鉴，每一个电网应该根据实际，按照相关的规定，这定这种无人管理的制度，包含以下内容：集控的岗位职责范围、分工，以及一些流程的管理，例如一些异常事故的处理、工作票的办理、倒闸操作；巡视的相关性要求、周期的调整、异常事故预案以及相关的规定；此外还有定期切换的相关规定等等。只有这样，建立一种严格的、合理的制度，才能够顺利的实现从有人值班到无人值班。
（五）完善各类管理系统
做好生产管理的信息系统，运用新型技术并且结合着标准化的作业，将缺陷管理、设备巡视等等纳入进微机管理，将管理更加具有规范性、标准性。另外，还要做好调度系统的接口，将调度任务的票能转入管理的信息系统。这样，就提高了工作的效率，另外还能够保证其正确性与规范性。
总结：综上所述，无人值班的变电站管理模式相比较与人员值班模式有着其巨大的优越性，有着更好的经济性效益，这种模式已经成为今后变电站建设与发展的一种趋势。对于超高压变电站的管理，应该及时的转变思维，优化运行的管理模式，积极的探索各种有效措施，增强电网的适应能力，提高电网的安全性运行的水平。
参考文献
[1]葛磊.湖北电网集中控制的500kV变电站运行管理初探[J].湖北电力，2008(02).
[2]俞大明，周徐达，陆建忠.变电站大集控管理模式的初步设想[J].供用电，2008(06).
[3]黄集贤，陈旋.集中控制下500kV无人值班变电站管理模式的探讨[J].广西电力，2007(02).
[4]王修庞;罗虎 变电站集控运行管理模式探讨[J].继电器，2008(zk).
[5]吴平，范金华.500 kV无人值班变电站建设及相关技术的研究[J].-华东电力，2008(01).
[6]盛智敏.变电站综合自动化系统的设计与控制[J].中国高新技术企业，2009(23).
高压变电站范文第3篇
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.
高压变电站范文第4篇
关键词：高压；变电站；电气一次设计
中图分类号：F407文献标识码： A
一、电气设备的合理选择
在电气系统的主接线、负荷计算与短路电流计算的实际基础上，对电气设备进行相关性选择，在选择过程中应当遵循各项标准原则。（1）根据正常工作条件选取电气系统设备对应的额定值。（2）根据短路标准条件校准电气系统设备的动、热平衡。（3）检查安装位置的三相短路条件与检验开关电器相应的断流能力。（4）根据安装位置、工作条件、使用需求与供货标准来选取电气系统设备的恰当形式。在这项基础之上需要确定主变压器的数目。城市网络高压变电站中通常配置有两台或者若干台主变压器，如果其中的一台变压器发生故障时，能够把其负荷相应地自动转移到处于正常运行状态的变压器。在符合相同标准的供电能力与供电可靠性的重要性前提下，安装配置两台或者多台变压器的合理实施方案，怎样选取恰当的主变压器数目，应当根据城市区域的供电条件、负荷特性与运行模式等各种条件，根据经济与技术层面开展各方面因素的考虑：（1）主变压器容量在总负荷处于不变的基本前提下，只有一台主变压器工作时，要求需要具备同等的供电能力。（2）变压器工作容量受到限制。（3）城市网络变电站一般处在城市内部，节约用地具有非常重要的实际意义。
二、电气系统的设计
1、电气主接线设计
变电站的电气主接线，应根据变电站在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求，即经济性、灵活性和可靠性。
在经济性方面，电气的主接线能满足运行要求时，变电站高压侧宜采用断路器较少或不用断路器的接线；在电气二次设计方面，在保证系统安全运行的前提下，简化继电保护和二次回路，节省二次设备和控制电缆的使用量；在电气一次设备选择方面，在保证主接线能够有效限制短路电流的同时，可以选择较为经济的设备。除去在设备上的节省，在变电站的占地面积以及电能的损耗上，还应遵循经济节省的原则。对于变电站的占地面积，主接线在设计时应为配电装置和布置创造出能够节约土地的条件，使变电站所占土地面积尽量减少；对于电能的损耗，要合理经济地选择主变压器的种类、数量和容量，要避免两次变压而造成的电能损失。
在灵活性方面，变压器的设计要满足其在调度、检修以及扩建时的要求。在调度时，变电站应该灵活地切除或投入线路和变压器，调配电源和负荷；在检修时，能够满足停止断路器、母线以及继电保护装置的工作时而不影响电网的正常运行以及对居民的正常供电，这就需要在对变电站设计时，应灵活地满足变电站检修时的要求；在扩建时，电气的主接线设计能够较为简单地从初期接线过渡到最终接线，这就要求在对主接线进行设计时，应设计出适应以后扩建的线路设备，且在扩建后投入使用时能够做到变压器或者线路互不干扰。
在主接线可靠性方面，主要是要保证其设计的变电站不会出现全站停运、停电的现象；在各线路和设备进行全面检修时，不能长时间停电，还要保证一级负荷以及大部分的二级负荷；要保证在对断路器进行检修时，不会对系统和负荷的供电造成影响。
2、配电装置及平面设计
高压配电装置的设计除了要认真的贯彻国家的技术经济政策以外,还应该根据当地的自然环境特点、电力系统要求和运行检修要求,制定出合理的设计方案并选择适宜的设备。高压配电装置要尽可能的采用新的材料、新的设备和新布置,在运用先进的设计技术的同时,保证设备的安全可靠的运行、巡视检修方便、经济合理。
在《变电站总布置设计技术规定》中明确的规定,变电站的的总平面布置因地制宜、努力创新,在充分利用现有的技术经济的基础上精心设计、合理布置。在变电站改建过程中,应该尽量的利用当地的劣地、坡地和荒地,最好做到少占或是不占当地的耕地资源,在以保证整个电力网络安全可靠运行的基础上,选择最佳的设计方案,做到技术与经济效益并重。
3、防雷接地设计
而从防雷接地设计的角度上来说，如何衡量变电站工程是否需要增加相应的防雷措施呢？当前普遍采取的方案在于：观察所改扩建变电站区域场地的防雷保护是否处于既有变电站防雷保护的范畴当中。若处于既有变电站防雷保护的范畴之外，则需要在变电站工程的实施过程当中，增加相关的防雷保护措施。此过程中需要注意的问题在于：变电站场地的主接地网需要与既有变电站所对应的主接地网之间保持两点或者是两点以上的连接。同时，防雷保护接地施工作业完成后还需要对其接地电阻的参数大小进行测试，确保其在设计要求范围之内，针对出现超过设计电阻参数的情况，需要及时采取相应的降阻措施。
4、接地技术的设计
为了能够确保电气系统设备的正常运行或者避免发生人身触电，然而把电气系统设备的某些部分和地面进行良好形式的电气连接，这相应地称为接地。接地的主要目的一般有以下各种情况，为了避免发生人体触电事故，防止电气系统设备产生机械性损坏后果，避免火灾与爆炸事故。电气系统设备的正常工作接地装置一般主要是由接地体与接地线这两个部分所构成。接地线一般是使用扁钢或者圆钢，接地体一般使用角钢，把端部进行削尖处理，然后打入到地中。接地体一般分为自然接地体与人工接地体，通常选择自然接地体，接地体主要是围绕着高压变电站周围铺设。高压配电室与低压配电室一般分别有两处与接地体相互连接。变压器室内部有一处与接地体相互连接，另外高压配电室、低压配电室与变压器室在内部使用扁钢联合成为一体。高压开关柜、补偿电容器与低压配电屏的外壳部分和底座角铁使用螺丝达到牢固连接的目的，外引接地线与高压变电站内部各个接地装置的接地联络线与底座角铁相互连接，变压器的工作接地状态根据中性点进行下引处理。接地电阻的有关计算根据符合高压接地系统的保护接地与低压电气系统设备的保护接地与工作接地进行电阻的具体计算。
5、照明的设计
照明的范围主要包含内部与外部厂房、内部与外部开关站、内部与外部机房等各个组成部分。各个部分都配置了工作照明与事故照明这两个实际系统。工作照明根据各个工作面的标准照度进行相关性设计。如果工作照明出现故障事故而发生中断时，为了能够确保工作人员继续工作或者安全疏散，厂房内部的主要工作场所、重要疏散通道、安全出口与楼梯间都需要配置事故照明。一般情况下事故照明主要是由工作照明的电源进行供电，如果工作照明电源断开，自动装置会快速地将事故照明转换到直流电源。室外照明使用集中形式的分组控制，室外照明的配置电箱内部安装了光控系统，可以达到节约用电的目的。
结束语
综上所述，对于整个电力系统而言，变电站电气一次设计的成功与否直接关乎其运行效率和质量，故在变电站电气一次设计环节，我们应遵循基本原则，结合变电站实际情况，就其电气设备选择、接线方式、接地系统、照明方式等予以科学、合理的设计，以此打造运行效率高、安全性好、可靠性强的变电站，而人们生活和生产活动提供优质、可靠的电能，进而促进电力企业长远发展。
参考文献
[1]黄育明；有关变电站一次设计的若干思考[J]；广东科技；2012年13期
高压变电站范文第5篇
关键词 500kV变电站 高压隔离开关 控制系统
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：
1 高压隔离开关控制方式分析
高压隔离开关的控制方式分为就地控制、远方操作把手控制和远方微机控制。其中，就地控制和远方操作把手控制为传统的控制方式，对高压隔离开关的控制仅受到电气闭锁的约束。远方微机控制自动化水平高，操作界面友好，多了一道程序闭锁，可靠性强。微机控制属于变电站综合自动化的领域，除了可以在站控层进行操作外，还可以在间隔层操作，通常控制输出有远方和就地两种形式。为了保证微机监控系统测控装置控制的绝对可靠，其输出过程都需按选择、返校和执行的顺序进行。控制原理如图1。
图 1控制输出原理图
2高压隔离开关状态监视方式分析
高压隔离开关的状态监视只有合闸状态和分闸状态两种，传统的监视通过现场设备提供硬接点进行转换，经继电器重动后在模拟盘上用灯光信号显示。对于变电站综合自动化系统，需要将高压隔离开关位置监视由传统的模拟信号转换成数字信号。500kV 变电站中的隔离开关和继电器等，均处在强电场中，电磁干扰比较严重。若没有采取适当的措施，则当断路器或隔离开关动作时，可能会干扰程序的正常执行，甚至损坏接口电路芯片或损坏CPU。所以为防止电磁干扰，必须采取抗干扰措施进行数字量采集。目前已经使用的有光电隔离和继电器隔离。笔者选用继电器隔离。
3 高压隔离开关操作闭锁方式分析
3.1闭锁方式简介
高压隔离开关综合自动化目前应用比较多的闭锁系统包括机械闭锁、电气防误闭锁和微机防误闭锁装置。变电站内设备的操作通常是指对隔离刀闸、断路器、接地刀闸等电气设备的操作，这些电气设备在变电站内有相互的逻辑关系，操作这些电气设备必须具有正确的先后次序和相应的逻辑条件。最先采用的防误闭锁方法就是在二次操作回路设置电气防误闭锁，电气防误在实际中起到了很大的作用，但这种方法需要接入大量的二次电缆，接线方式较为复杂，运行维护较为困难，同时存在防误闭锁的盲区【1】。
3.2基于后台系统的防误闭锁系统
后台防误系统在变电站自动化系统中位于站控层，当地所有的控制操作的命令都从后台系统发出，后台防误系统在控制操作的开始进行闭锁逻辑规则的判断，保证控制操作命令的正确性。后台防误系统主要由防误监控主机、模拟操作与控制计算机、模拟屏、电脑钥匙、电编码锁、机械编码锁和辅助部件构成。防误监控主机完成通信、实时数据采集、操作票管理、防误控制操作。模拟操作与控制计算机主要功能开关对位功能，检查模拟图与现场设备状态是否一致；检验操作票功能，按操作票内容在微机模拟盘上预演操作，模拟操作与控制计算机就据预先储存的规则对每一项操作进行判断；传输操作票功能，将正确的操作票内容传输到电脑钥匙中以进行解锁、倒闸操作。电脑钥匙用于在操作过程中接模拟操作与控制计算机发出的操作票【2】，然后按照操作票内容依次对电编码锁和机械编码锁进行解锁操作，具有按操作票逐一解锁操作、中止操作、检修操作和非正常跳步操作，具有掉电记忆,自学锁编码、锁编码检测，具有操作票浏览、操作追忆、音响提示等功能。正常操作时，先将电脑钥匙插入电编码锁中，如操作设备的编号和电脑钥匙显示的编号一致，则电脑钥匙内部接通操作回路，闭锁解除，允许操作。若操作人员走错位置，电脑钥匙将不能接通操作回路并发出报警。机械编码锁是一种具有机械闭锁和编码片的机械锁具，主要用于机械操作的隔离开关、接地刀闸、临时接地线、网门的闭锁。辅助部件主要包括闭锁盒、地线桩、地线头和验电器等。尽管后台防误系统能够进行模拟逻辑预演、完成逻辑闭锁控制和生成倒闸操作票等强大功能。
3.3 基于通信控制单元的全站逻辑闭锁
通信控制单元在变电站自动化系统中位于通信层，是变电站自动化系统的信息中心，负责与变电站内所有各种设备进行通信，包括后台系统、测控装置和保护装置等，同时，其与远方调度系统或集控中心进行通信，将变电站的各种信息上送远方系统，接受远方系统控制命令控制站内设备。由于通信控制器完成的作用，其可靠性和实时性是系统的首要要求，为了满足上述要求，目前变电站自动化系统的通行控制单元无论从电源模件到智能通信模件所有器件均满足工业控制标准，全部经过严格的电磁兼容试验的测试，同时，为满足实时性和安全性的要求，多数系统采用工业或军用实时控制操作系统。通信控制单元满足系统可靠性和实时性要求的同时，其拥有变电站内部的所有信息，因此，在通信控制单元实现逻辑闭锁是较好的选择，采用通信控制单元实现全站逻辑闭锁可以避免后台闭锁系统的不足。目前在通信控制单元实现逻辑闭锁的方法是基于IEC 61131-3标准开发的闭锁逻辑组态软件，通过可视化的组态软件定义变电站操作的各种逻辑闭锁规则，保证操作的安全和可靠。
3.4基于测控装置的间隔逻辑闭锁
通信控制单元没有直接控制各种电气设备，电气控制设备是由测控装置进行控制的。测控装置单元在变电站自动化系统中位于间隔层，负责变电站内部信号的采集、处理和控制，控制命令的最终执行是由测控装置进行的【3】，控制的可靠性是系统的首要要求，为满足系统的要求，无论从电源模件到智能采集控制模件的所有器件均满足工业控制标准，全部经过严格的电磁兼容试验的测试。目前变电站自动化系统的设计多数采用面向对象的设计方法，将变电站内的线路、主变（高、中、低3 侧）、主变（本体）、母线设备、母线分段等电气设备定义为不同的监视控制对象，采用单独的测控装置对其进行监视和控制，包括本对象的遥信、遥测和遥控信好，因此，在测控装置上实现针对对象即间隔的防误闭锁是理想的选择。测控装置实现逻辑闭锁的方法目前是采用基于IEC 61131标准开发的闭锁逻辑软件，通过可视化的软件定义本间隔的逻辑闭锁规则，将逻辑闭锁规则下载到测控装置，测控装置进行控制操作首先检查闭锁逻辑，条件满足时才执行。
4结语
本文分析了变电站综合自动化与高压隔离开关自动控制的关系。将高压隔离开关自动控制系统分成控制、监视及操作闭锁三个部分进行分析，详细分析了高压隔离开关的微机防误闭锁方式，为变电站综合自动化系统设计提供一种思路。
参考文献
王锡凡.电力系统优化规划．北京：水利电力出版社，1990
【2】 郭永基.电力系统可靠性分析．北京：清华大学出版社，2003
高压变电站范文第6篇
【关键词】超、特高压；变电站；二次安全措施
超、特高压变电站二次作业标准化安全措施研究项目经过在500kV万龙二线万县变电站线路保护屏上实际运用，实现了变电站生产作业现场二次安全措施执行的标准化、规范化，有效规避了现场作业人员误碰、误操作等人为责任事故发生的安全风险，同时降低了作业人员劳动强度、提高了生产工作效率，项目效果良好，达到了预期目标。
1.目标描述
1.1超、特高压变电站二次作业标准化安全措施的理念
将针对传统二次作业安全措施存在的问题，组织运行、检修相关专业领域的专家组成攻关团队，积极进行二次作业安全措施新技术、新方法的研究工作，针对超特高压变电站运行维护的技术要求和独有特点建立一套超特高压变电站二次作业危险点控制档案，同时开发、制作一套进行二次作业安全措施布置的辅助安措物资，并通过实际应用形成一套科学、规范的二次作业安全措施标准化体系，从而规范现场作业要求、提高现场工作效率，为二次作业提供人身、设备的安全保障。
1.2超、特高压变电站二次作业标准化安全措施的范围和目标
此项目实施成功后，不仅可以应用到超、特高压变电站的二次作业安全措施执行工作中，同时由于超、特高压从技术上所具备的先进性和复杂性，该项目也具有向下兼容性，也可以应用到220kV及以下电压等级的同类工作中。技术成熟后，可在全国电力行业范围内应用推广，全面提升安全管理控制水平。
2.二次作业现场运行安全措施标准化设置
2.1运行安全措施包括普通标示牌、“黄马甲”标示牌、围栏、红布幔（或红色粘胶带）、保护压板启停防护罩、绝缘垫、安全提示标签。
2.2现场运行安全措施的设置由运行人员在许可工作前，按照本设置的要求布置完成。运行人员受理二次设备检修工作票时，应认真审查工作票所列安全措施。
2.3保护室、控制室、通信室等室内进行变电二次设备检修，应使用普通标示牌、“黄马甲”标示牌、围栏、红布幔（或红色粘胶带）、保护压板启停防护罩将检修设备（区域）与运行设备（区域）进行隔离。
2.4高压设备区域进行变电二次设备检修，现场围栏、标示牌设置应按照《变电一次设备作业现场安全措施设置规范》执行。
2.5普通标示牌
2.5.1普通标示牌是指按照《国家电网公司安全设施标准》（国家电网科[2010]362号）制作的“从此进出！”、“禁止合闸，有人工作！”、“禁止分闸！”等标示牌。
2.5.2工作屏前、后面挂“在此工作”标示牌。标示牌应悬挂在醒目位置，不应放在地上。
2.6“黄马甲”标示牌
2.6.1运行中的二次设备前、后屏（柜）门应使用“黄马甲”标示牌锁好。
2.6.2操作“黄马甲”标示牌应由运行人员进行，未经允许，其它人员严禁擅自开启“正在运行”屏（柜）门。操作“黄马甲”标示牌应由两人进行。
2.6.3当屏（柜）内装置需要工作时，运行人员将所需工作的屏（柜）门上“正在运行”插片抽出，翻转至“在此工作”面，插入卡盒上边缘（水平安装）或左边缘（垂直安装）卡口。工作结束后，运行人员验收完毕，立即关闭（柜）门恢复“正在运行”插片。
2.7红布幔（或红色粘胶带）
2.7.1所需工作的屏（柜）门内若保留有运行的装置或设备，运行人员必须用红布幔（或红色粘胶带）进行局部隔离。
2.7.2工作屏（柜）左、右相邻的屏（柜）前后应使用红布幔（或“黄马甲”标示牌）进行明显标志隔离。
2.7.3红布幔应使用透气性良好的纯棉布料制作而成，四边应使用红线拷边，必要时红布幔可以制作成网状。
2.8围栏
2.8.1二次设备区域使用的围栏应符合国网公司VI标识的要求，禁止使用简易的带、绳。围栏设置应牢固，围栏的支撑点间距不宜超过3米，相邻两段围栏为无缝连接。围栏制作标准见附录1。
2.8.2口袋型布置：工作区域简单，则用围栏或围栏与“黄马甲”标示牌相结合的方式将工作区域围成口袋型，通道口设在保护室（或控制室、通信室等进门口），且保留一个进出口。
2.8.3封闭型布置：运行设备区域简单，则用围栏或围栏与“黄马甲”标示牌相结合的方式将运行设备区域围成封闭型。
2.8.4混合型布置：围栏、红布幔或“黄马甲”标示牌相结合的方式，布置呈口袋型、封闭型。
2.8.5工作区域复杂，室内所有屏（柜）制作有“黄马甲”标识牌，则每个工作区域可以不布置呈口袋型，但必须采用混合型布置方式将工作区域与运行设备区域隔离。
2.9保护启（停）防护措施
2.9.1继电保护和安全自装置的启（停）应按照现场规程，根据当时一次设备的状态进行操作。继电保护和安全自动装置的启（停）操作应由运行值班员按照调度命令或现场运行规程执行。
2.9.2投入保护压板，应将连片夹入桩头两垫片之间，拧紧上、下螺帽，检查压板是否夹紧；插拔式连片应可靠插入。
2.10绝缘垫
2.10.1若保护室、控制室、通信室未安装防静电地板，则变电站应配置数量充足的绝缘胶垫。
2.10.2若检修人员需要在运行的电流、电压二次回路上工作，则运行值班员应在工作屏后的地面上放置绝缘胶垫。
2.11安全提示标签
遥控操作的断路器（开关）和隔离开关（刀闸），含调度端、集控站、就地自动化系统等操作，应在操作台显示屏相应位置设置“禁止合闸，有人工作！”或“禁止合闸，线路有人工作！”以及“禁止分闸！”的标记。
3 二次作业现场检修安全措施标准化设置
3.1现场检修安全措施的设置由二次工作人员在许可工作后完成。
3.2防震安全措施
3.2.1在继电保护装置、安全自动装置、通信及自动化系统屏（柜）上或附近进行钻孔、打眼等震动较大的工作时，应采取防止运行设备误动作的措施，必要时向调度申请，经值班调度员或运行值班负责人同意，将有关装置或保护暂时停用。
3.2.2钻孔、打眼等工作一般应由工作人员进行，若临时工进行必须加强监护。
3.3防误碰（触）安全措施
3.3.1在继电保护、安全自动装置、通信及自动化系统屏间的通道上搬运或安放试验设备时，不能阻塞通道，要与运行设备保持一定距离，防止事故处理时通道不畅，防止误碰运行设备，造成相关运行设备误动作。
3.3.2二次回路工作用的螺丝刀，必须用绝缘防护套包扎。使用螺丝刀紧、松螺丝过程中，用力要适当，严防误碰上下、左右端子造成短接、短路。螺丝刀绝缘防护套制作标准见附录1。
3.4防误接线安全措施
电流（压）互感器停电进行高压试验时，若互感器二次回路与运行的保护装置有联系，则必须在该电流（压）互感器端子箱或其二次接线盒处将电流（压）互感器绕组与运行的保护装置进行完全隔离。在运行屏的二次回路上作业，对相关运行设备的联跳、失灵启动、闭锁等开入压板必须采取可靠的安全措施。
3.5防误整定安全措施
3.5.1保护装置定值（微机保护装置是指各定值区的整定值）更改必须履行许可手续，严禁非继电保护人员擅自更改保护装置定值。
3.5.2检验工作结束后，运行人员应打印保护装置定值，并与工作班成员一起逐项核对。核对无误后，双方签字确认，核对定值清单应作为检验报告附件备案。
3.5.3远方修改定值，必须设置权限和密码，严格监护制度，核实无误后方可发出修改指令，并进行登记，修改人和监护人双方签字备查。
4.二次安措物资测试
4.1二次线缆芯防护端头
采用具有较强伸缩性、不宜脱落变型、绝缘强度高的硅橡胶材料制成二次线缆芯防护端头用于电缆芯拆除后绝缘包扎，以保证拆除的电缆芯与运行回路之间可靠绝缘。以直径为1.5mm2、2.5mm2、4mm2电缆芯及环状电缆端头为样本，制作红色、黑色共4种类型的硅胶套防护端头，达到操作简便安全、使用规范美观的效果。
4.2 保护压板护罩
采用具有较强伸缩性、不宜脱落变型、绝缘强度高的硅橡胶材料制成保护压板护罩，以防止作业人员在作业过程中误投或误退压板。根据保护压板的种类，制作6种类型的硅胶套保护压板护罩，其中3种用于防止误投压板，3种用于防止误退压板，每种均根据实际使用情况印刷“禁止投入”或“禁止退出”的字样。
4.3 螺丝刀绝缘防护套
采用具有较强伸缩性、不宜脱落变型、绝缘强度高的硅橡胶材料制成螺丝刀绝缘防护套，以防止因为使用的螺丝刀未做绝缘包扎处理而在作业中误碰运行端子造成二次短路、开关跳闸等事故。分别制作孔径为2.5mm2和4mm2、长度均为10cm的2种螺丝刀绝缘防护套，达到使用方便、外形美观、绝缘可靠的目的。
4.4 印有“在此工作”的绝缘垫
采用绝缘强度高的硅橡胶材料制成印有“在此工作”的绝缘垫，其作用一是提醒作业人员区分工作屏与运行屏，防止走错间隔；二是代替常规的绝缘靴起到绝缘作用，确保二次作业涉及部分带电作业时的人身安全。
4.5 具有醒目字样的新型绝缘胶布
制作印有“正在运行”等字样的绝缘胶布，为布置二次安全措施提供清晰的提醒，它也可在一定程度上取代红布帘，作为布置安全措施方便实用的新标准。
4.6 保护装置防护罩
采用压克力材料制作保护装置防护罩，并在其边沿安装能够在保护屏上使用的磁铁，达到隔离同屏运行装置、有效区分运行与非运行装置的目的。
5.总结
高压变电站范文第7篇
关键词：特高压技术；GIS安装；提升质量
中图分类号：O213 文献标识码：A
GIS安装技术近年来发展很好，主要依靠其后期维护简单、运行过程稳定、结构紧凑这些优势，是现在变电站的重要设备。GIS技术依靠这两年快速发展的特高压电网，其输电容量较之前更大，电压等级较之前更高，GIS技术在设备安装时，其安装质量非常重要。在安装GIS时，应该严格要求安装质量，提升安装环境，把握好GIS设备使用稳定这一关才能进一步对安装过程的质量进行控制。
一、基础数据检查
（一）检查预埋件：保证预埋件的误差中心线在10mm以内，相邻误差在5mm以内，保证预埋件误差水平线在10mm之内，相邻误差在2mm之内。
（二）检查基座安装：保持误差中心线在1mm之内，保持误差水平在1mm之内。
（三）以中心线为依据，使用全站仪或者经纬仪，对于相关装置支架依靠装备厂家提供的图纸做出基本的定位。使用红色油漆注明中心线150mm，该标识具有永久性。
二、装备车间
在户外装备1000kV级GIS设备时，要使用到移动型车间进行装配作业，来安装1000kVGIS的主母线和其串内装置，在GIS设备安装之前使用移动型车间进行现场装配。根据厂家对GIS做出的环境要求，用移动型车间进行现场装备，并进行现场处理工作。由于车间内空间相对较密闭，要清理车间周围及其内部环境，同时打造帐篷做好防尘，并配有除尘设备和暖通设备。设备安装工作使用装备车间里的龙门吊车即可。
三、装备移动防尘棚（图1）
在装备移动防尘棚前，要清理周围的环境，装配GIS设备时要用到特殊的双层防尘棚。GIS在装配套管和分支母线时，需要装配防尘棚。密封板只能在即将使用时打开，先对其进行擦洗，在装配之前盖上防护罩，作业过程中要注意浮尘问题，尽量防止作业面的浮尘侵染。工作人员应身着整洁的衣物，保持安装的工具和附件没有油污侵染，在施工过程中处理接触头时，要防止GIS内部混进金属粉末之类的东西。为了防止GIS中放入其他东西，应该将施工作业的材料和器具之类的东西集中放置在箱子内做数目核对。施工过程中尽量防止非施工人员随意进入，并在对接的地方加上防尘罩。
（一）确定防尘棚尺寸，该尺寸由GIS装置的安装作业和最大零件的体积来决定。
（二）防尘棚要保证各连接部位足够可靠和结实，要使用刚性材料作为框架。
（三）防尘罩要能阻隔内外部空气，要在外部使用韧性强的、透明度好的材料将其包裹起来，并留下两边的开口，用来连接GIS装备同时做好密闭性。
（四）将防尘垫铺设在防尘棚内部地上以防止地面浮尘。
四、装配GCB单元
（一）量取地基上装配GCB模块，对预埋的板进行测量并做下记录，记录其相对水平面的平整度和高度差值。使用调节垫片对预埋件的水平度进行调节，平衡其高度差到完全水平。
（二）对气室内的压强进行检验，如果气体压力值超出了0.05MPa～0.03MPa这个范围，就需要检查气室密闭性，同时检查水质成分，然后用回收设备将该室气体吸收掉。
（三）在装配场地里放置GCB模块。对GCB的横面周长做平分，标注中心线到圆柱面上。取一截细绳，绑上重物吊在GCB上，将圆柱面上标注的中心线对其这根细线，另外两边也可以使用这个方法调整平衡度。
（四）对准地基之后，再吊装GCB模块，放置到指定位置，对其之前做好的标注将GCB模块的中心点向下放。
（五）对GCB模块的位置做出精确调整，以其横面的中心线为基准，对齐GCB模块上附着的铅锤中心点，将GCB模块慢慢降下来。
五、装配高压套管
（一）以图2为例，使用长度15m、10T负荷的两根尼龙绳，一边固定在50T车载起重机上从管套上面穿过来，另一边把工装固定上管套的法兰。
（二）使用长度12m、5T负荷的一根尼龙绳，一边固定在25T车载起重机上从管套上面穿过来，另一边把工装固定上管套的法兰。
（三）将这两个车由图中实例那样，慢慢提起高压套管，直到三米地面高度时停止，为了能够达到水平状态，应该分次对吊钩的高度进行调节。
六、制造气室的真空状态
（一）抽空气室的空气，使压强降低到133Pa，可以使用真空泵抽取，或者回收设备的收取空气功能也可以。
（二）关闭真空泵或者回收设备，停止空气抽取。
（三）气室放置不动，等待两小时再进行空气压强测量，如果测量值下降到133Pa之外，就需要排查气室，找到透气的地方并处理。
（四）再次抽取气室内空气，使压强达到133Pa，连续抽取一小时后停止。
七、将SF6气体充入气室
（一）对充气设备进行核查，对管路进行检验，确保没有油渍和水渍，确保管路的连接部分没有泄露。
（二）测试每一瓶SF6气体，测试方法是微水测试，确保测试含量在交接试验的规定范围之内。
（三）将SF6气体注入测试通过的气室内，从减压阀输入，直到压强到达0.2MPa。
八、检查气室的泄露
使用包扎法定量地对密封面做漏气检查处理，现场所有的密封面都要检查。包好需要检查的地方，可以使用透明胶带和塑料薄膜进行包扎，对形成的几何形状进行测量就能计算出来。等待一段时间，取得塑料薄膜内测得的SF6浓度，就可以推算出这个包扎部位一年时间漏气的速度。
九、z查气室内的水分
充气完48小时后才可以进行水分比例的检查；检测不同气室时，水分的检测一般是通过的；如果发现气室中水分比例超标，则应冲入高浓度氮气处理气室，使其干燥后再做真空处理。
结语
特高压GIS技术在运行变电站的过程中，有着非常重要的作用，是特高压变电站的核心组成部分。设备后期转入正常使用之后的长期稳定运行能否保障，主要取决于GIS的安装质量，在安装过程中，把质量控制做到每个安装工序中，才能为设备以后的使用打好坚实的基础。安装过程按照规定来进行，严格控制每道环节是非常重要的。
参考文献
高压变电站范文第8篇
关键词 智能化变电站；技术问题
中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2014）114-0077-02
所谓智能化变电站系统，就是以设备智能化、测控智能化为基础的变电站体系。在传统变电站的基础上，智能化变电站能够自动对数据和信息进行处理，包括信息采集、数据测量、信息控制、信息保护以及计量和检测等。同时，在智能化的变电站系统网络中，系统能够根据电网运行的实际需要，对电网进行自动调控，同时还能为网络系统运行过程中遇到的问题提供实时的解决方案。此外，智能化变电站的协同互动性，使相邻变电站以及电网之间进行相互调度变成了可能。随着智能化变电站建设的不断进行，变电站技术也取得了较快的发展，以下从几个方面来研究智能化变电站关键技术问题。
1 智能化变电站建设过程中的技术问题
目前，我国的智能化变电站建设还处于起步阶段，各项技术的运用还不够成熟，在变电站建设过程中，需要对这些技术问题进行克服，保障智能化变电站建设的科学性、合理性。总体来说，智能化变电站建设过程中需要集中注意的技术问题主要有：首先，着力对智能化电子设备进行研发和升级，通过智能化电子设备基础来提高变电站的智能化水平。其次，需要建立变电站建设相关技术规范，在智能化变电站组织架构以及技术体系方面，需要重点进行规定。最后，需要对变电站运营管理模式进行研究，实现变电站的智能化监控和信息诊断等，提升变电站的信息处理能力，促进变电站的信息化、智能化发展。
2 智能化变电站高压设备测控技术问题
智能化高压设备是智能变电站的基本特征，智能化变电站高压设备需要进行智能化测控，因此，对智能化的测控技术进行研究十分重要。在智能化测控中，变电站通过传感器对系统中的设备进行测控，保证整个变电站系中的电气设备具处在有效的可观测和可控制状态之中，进而实现变电站设备的自动化目标。在智能化变电站高压设备体系中，高压设备智能化测控技术的应用，能够获取高压设备的及时状态和信息，然后利用信息融合技术以及故障诊断模型，对处于被检测状态高压设备的运行状态以及使用寿命等进行综合评估，当然，在评估过程中还需要综合考虑高压设备的结构特性、运行参数、环境因素等。此外，还需要重点对变电站高压设备测控技术的功能进行拓展，可以对测控技术的信息感知能力进行提升，加强信息处理能力和判断能力，从而为变电站高压设备的正常运行提供保障。
3 智能化变电站信息融合技术
智能化变电站信息融合技术是一项实用性强，功能强大的技术。通过对多种信息进行获取，对各信息间的内部关系进行分析，然后对信息进行融合和优化处理，达到智能化变电站有效运行的目的。在智能化变电站的信息融合技术中，通过对多源信息进行协同利用，采用的是多视角的信息处理方式，进而能够更加全面的获取信息的内部联系，对有用的信息进行保留，对错误和无用信息进行删除，提高系统信息的利用效率，最终实现智能化变电站的信息化发展。例如，在当下的智能变电站信息融合技术中，已经能够全面和独立的进行在线监测，热别是在变电站的二次设备中，通过信息融合技术，极大的减少了设备特征量采集中存在的盲区，进而能够更加全面的掌握二次设备运行过程中的各项数据，减少故障，实现优化运营。
4 在智能化变电站中构建五防系统
在智能化变电站系统中，为了防止失误操作，需要构建五防系统，对变电站误操作进行控制，保证变电站正常运行。在变电站五防系统的作用下，倒闸等操作都需要在五防系统中进行模拟和判断之后才能实施。因此，在智能化变电站中构建五防系统，通过五防系统来保障变电站网络的有效运行。随着我国电力事业的不断发展，用电量急剧增加，给电网带来了极大用电负荷的同时也容易引发安全事故。因此，为了保障变电站的安全性，构建五防系统十分重要。
在智能化变电站中，通过变电站层以及间隔层二者之间的以太网，对五防逻辑闭锁过程中所依赖的间隔层IED信息进行实时交换。在这个过程中，变电站数据经过开放的过程层，对变电站事件进行传送，同时依靠过程层合并器对模拟信息进行获取，利用智能接口对遥信数据信息进行获取等。此外，在间隔层中，GOOSE机制的采用，能够让系统及时获取五防逻辑闭锁需要的各项基本数据，然后对这些数据进行分析，对系统中各个间隔设备的控制闭锁逻辑条件进行判断，最终得出变电站设备的逻辑闭锁状态决策。例如，以某智能化变电站五防系统为例，该系统的网络化闭锁功能如下图：
在该示意图中，底层网络是基础，整个间隔层设备之间的信息共享以及交互操作等都需要根据底层网络来进行，常规系统中采用的电气编码锁装置被替换了。在这样的五防系统闭锁功能示意图中，设备运行状态可以进行实时识别，然后进行综合判断，最终得出设备运行决策。同时，变电站网络系统间隔层中，GOOSE网络技术的应用，在技术层面保证了网络化五防系统闭锁功能的实现。但是在实际操作过程中，同样需要遵循相应的技术规范。
5 结论
本文选取了几个方面分析了智能变电站关键技术，对现阶段智能化变电站建设以及运行中所面临的主要问题进行了分析，当然，笔者的见解只是一部分，在今后的智能化变电站建设工作以及变电站运行维护工作中，还需要大家的进一步努力，共同探索智能变电站各个工作环节中的技术问题，促进变电站的安全运行，推进电力事业的发展。