变压器零序保护存在的问题分析论文
摘要：在分析变压器零序保护配置的基础上，对110 kV变压器中性点过电压问题、接地方式的控制以及电网110 kV变压器零序保护设计存在的安全隐患等进行了初步探讨，提出拆除部分中性点棒间隙，改善变压器零序保护配合的措施。
关键词：变压器 接地方式 分析
1 变压器的零序保护配置
变压器中性点零序过电流动作时先跳开中性点不接地变压器的保护方式，称为零序互跳。2台主变并列运行，1号主变中性点接地，当K2点发生接地故障时，1号主变中性点零序过流保护动作，第一时限跳2号主变高低压侧开关，K2故障点被隔离，1号主变恢复正常运行。如果故障点在K1处，当第一时限跳开2号主变后，零序过流保护第二时限跳本变压器，切除故障。零序互跳保护显而易见的缺点是：①有选择性切除故障的概率只有50%；②母线故障时没有选择性，会扩大停电范围；③零序过流保护时间整定必须和主变相间保护配合，对保护整定配合不利；④必须在2台变压器同时停运时才能进行互跳试验，条件苛刻，二次接线容易错误。
2 统接线与保护配置特点
110 kV系统接线特点是以放射状为主，以220 kV变电站为电源点，通过110 kV线路向各终端变电站辐射。110kV终端变电站则采用内桥接线或线路-变压器组接线方式，低压侧无电源。
内桥接线变电站，在正常运行方式下，100母分开关不作为103和104线路的联络元件。因此，内桥接线变电站通常只有两种运行方式：1条线路带2台主变运行或2条线路各带1台变压器运行。在1线带2变运行方式下，2台主变只要有1台中性点接地即可，但必须由靠110kV供电线路侧的变压器中性点接地运行，这一点很重要。内桥接线变电站目前的变压器零序保护配置为：中性点零序电流保护第一时限跳100和900母分；第二时限跳本变压器；同时，变压器中性点装设棒间隙，但没有配置间隙TA以及开三角电压保护。
为了节省投资、占地，节约110kV线路空中走廊等原因，新建设的110kV变电站较多采用线路-变压器组接线，而且1条线路可“T”接2台甚至3台变压器，变压器零序保护仅有中性点零序过电流保护，没有配置中性点间隙电流保护以及110kV TV开三角零序电压保护(主变110kV侧只有单相线路TV)。由于零序保护配置不够完整，在多台“T”接的线路-变压器组接线中，各变压器中性点仍全部接地运行。但是，变压器中性点全部接地运行对系统具有一定的.负面影响。
2.1 在部分线路或变压器检修、停运以及系统运行方式变化时，零序网络及零序阻抗值发生较大的变化，各支路零序电流大小及分布也会产生较大的变化。从保护整定配合出发，则要求保持变电站零序阻抗基本不变。
2.2 在变压器投入运行或线路重合闸过程中，有时会使在同一线路上运行的中性点接地变压器产生由励磁涌流引起的，幅值较大而且衰减较慢，并带有较大直流分量的零序电流。较容易造成送电不成功或重合闸不成功。
2.3 变压器中性点全部接地，使系统零序阻抗大幅度降低，由此造成不对称接地故障短路电流明显增大。因为雷击、不对称接地故障干扰二次设备，造成保护装置误动以及损坏通信设备的事故仍时有发生。因此，有效接地系统中应尽量采用部分变压器中性点接地方式，以限制单相接地短路电流，降低对通信系统的干扰。
3 变压器零序保护存在的问题
在有效接地系统中，变压器中性点对地偏移电压被限制在一定的水平，中性点间隙保护不会产生作用。配置间隙保护的目的，是为了防止非有效接地系统中零序电压升高对变压器绝缘造成的危害。只有当系统发生单相接地故障，有关的中性点直接接地变压器全部跳闸，而带电源的中性点不接地变压器仍保留在故障电网中时，放电间隙才放电，以降低对地电压，避免对变压器绝缘造成危害。间隙击穿会产生截波，对变压器匝间绝缘不利，因此，在单相接地故障引起零序电压升高时，我们更希望由零序过电压保护完成切除变压器的任务。相反，间隙电流保护则存在一定程度的偶然性，可能因种种原因使间隙电流保护失去作用，从这个意义讲，对于保护变压器中性点绝缘而言，零序过电压保护比间隙电流保护更重要，零序过电压保护通常和间隙电流保护一起共同构成变压器中性点绝缘保护。所以仅设置间隙电流保护而没有零序过电压保护是不够完善的，特别是当间歇性击穿时，放电电流无法持续，间隙电流保护将不起作用。
目前已经投运的110kV变电站，大多数只装设中性点棒间隙而没有相应的保护，这种配置有弊无利，当电网零序电压升高到接近额定相电压时，所有中性点不接地的变压器均同时感受到零序过电压。如果没有采用间隙过流保护的终端变压器中性点间隙抢先放电，当无法持续放电时，则带电源的中性点不接地变压器将无法脱离故障电网。因此，对于低压侧无电源的终端变压器，如果没有配置完整的间隙电流保护及零序过电压保护，应解除中性点棒间隙或人为增大间隙距离，避免间隙抢先放电。
对于内桥接线的变电站，中性点接地变压器零序电流第一时限跳900和100母分不是最佳的方案。由于在低压侧并列运行时，跳900开关后多损失一段母线，同时中性点不接地变压器低压侧开关仍运行，在目前没有零序过电压保护的情况下，若因10kV转电等原因存在临时低压电源，则不接地变压器就存在过电压的危险。因此，在110kV侧已装设。
首先是要确保110kV系统为有效接地系统。防止误操作是最根本的办法，保证电源端变压器110kV侧中性点有效接地。如果保护整定许可，可以将电源侧2台并列运行的变压器中性点同时接地。
带电源变压器失去接地中性点后可能成为非有效接地系统，因此，对于电源端变压器或者将来可能带电源的变压器，在设计阶段就应考虑配置完整的中性点间隙保护，包括中性点零序过电流保护，中性点间隙电流保护以及母线开三角零序电压保护。
在110kV馈出线路上，不论并接几台变压器，在电源侧中性点接地的情况下，各终端变压器中性点可以不接地运行。在实际运行中，为防止可能出现的不安全因素，可安排其中一台中性点接地，在选择接地中性点时，可按以下顺序考虑：首先选择低压侧临时带电源的变压器，其次考虑高压侧没有断路器的变压器，最后选择离电源端距离最短的变压器中性点接地即可。
已经投入运行的大部分110kV终端变电站，由于目前尚未配置母线TV开三角零序电压保护以及中性点间隙电流保护，为避免中性点间隙抢先放电，应将原先装设的中性点棒间隙拆除或人为增大间隙距离。
今后设计的110kV变电站，高压侧宜考虑采用三相电压互感器，设置零序过电压保护和变压器中性点间隙电流保护。这种配置可以提供灵活的运行方式，适应将来电网结构的变化。
对于内桥接线变电站，主变中性点零序电流保护第一时限应切除另一台不接地变压器，避免扩大停电范围或者可能出现的工频过电压。
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第1章 变电站负荷及主变的选择 11.1变电站负荷情况及统计 11.2主变压器的选择 4第2章 主接线的设计 52.1电气主接线的设计原则 52.2对主接线设计的基本要求 52.3 电气主接线设计方案的比较与确定 6第3章 短路电流的计算 133.1短路的基本知识 133.1.1 短路故障产生的原因 133.1.2 短路故障的危害 143.2计算短路电流的目的 153.3短路电流的计算 15第4章 设备的选择与校验 164.1电气选择的一般条件 164.2按短路情况校验 164.3断路器的选择 174.4 隔离开关的选择 174.5互感器的选择 174.6母线的选择 184.7 电气设备选择一览表 20第5章 继电保护的配置 215.1继电保护的基本知识 215.2 线路的继电保护配置 215.3变压器的继电保护 225.4 备自投和自动重合闸的设置 23第6章 配电装置设计 256.1 配电装置的设计要求 255.2 配电装置的选型、布置 26主要参考文献资料 27致 谢 28附录1 计算书 29（一）电气一次部分 291.1 负荷统计 291.2 短路电流计算 311.3 导体的选择和检验 341.4 断路器及隔离开关的选择 371.5 互感器的选择 41（二）电气二次部分 441.1 110kV线路继电保护整定 441.2 10kV线路继电保护整定 451.3 变压器继电保护整定 461.4 变压器保护回路设计 49附录2 电气主接线图附录3 电气总平面布置图附录4 110kV配电装置平面布置图附录5 10kV配电装置平面布置图附录6 变压器保护回路图
浅析变电站综合自动化系统 摘 要：本文简要介绍了变电站综合自动化系统的重要性和发展趋势，提出了变电站综合自动化基本概念，并对系统结构、通讯方式和能实现的基本功能及变电站自动化的发展前景进行分析 关键词：变电站综合 自动化系统 结构 功能 一、 概述 电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。变电站综合自动化是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着自动化技术、通信技术、计算机和网络技术等高科技的飞速发展，一方面综合自动化系统取代或更新传统的变电站二次系统，已经成为必然趋势。另一方面，保护本身也需要自检查、故障录波、事件记录、运行监视和控制管理等更强健的功能。发展和完善变电站综合自动化系统，是电力系统发展的新的趋势。 二、 系统结构 目前从国内、外变电站综合自动化的开展情况而言，大致存在以下几种结构： １．分布式系统结构 按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理。系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。分布式变电站综合自动化系统自问世以来，显示出强大的生命力。目前，还存在在抗电磁干扰、信息传输途径及可靠性保证上的问题等。 ２．集中式系统结构 集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I／O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。由前置机完成数据输入输出、保护、控制及监测等功能，后台机完成数据处理、显示、打印及远方通讯等功能。目前国内许多的厂家尚属于这种结构方式，这种结构有以下不足： （1） 前置管理机任务繁重、引线多，降低了整个系统的可靠性，若前置机故障，将失去当地及远方的所有信息及功能。 （2） 软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。 （3） 组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大并且扩展一些自动化需求的功能较难。 ３．分层分布式结构 按变电站的控制层次和对象设置全站控制级——变电站层(站级测控单元)和就地单元控制级——间隔层(间隔单元）的二层式分布控制系统结构。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。 这种结构相比集中式处理的系统具有以下明显的优点： （1）可靠性提高，任一部分设备故障只影响局部，即将“危险”分散，当站级系统或网络故障，只影响到监控部分，而最重要的保护、控制功能在段级仍可继续运行；段级的任一智能单元损坏不应导致全站的通信中断，比如长期霸占全站的通信网络。 （2） 可扩展性和开放性较高，利于工程的设计及应用。 （3） 站内二次设备所需的电缆大大减少，节约投资也简化了调试维护。 三、常见通讯方式 目前国内常采用以太网通讯方式，在以太网出现之前，无论RS-232C、EIA-422/485都无法避免通信系统繁琐、通讯速度缓慢的缺陷。现场总线的应用部分地缓解了便电站自动化系统对通信的需求，但在系统容量较大时依然显得捉襟见肘，以太网的应用，使通讯问题迎刃而解。常见的通讯方式有： 1） 双以太网、双监控机模式，主要是用于220-500kV变，在实现上可以是双控机+双服务器方式，支撑光/电以太网。 2） 单以太网，双/单监控机模式。 3） 双LON网，双监控机模式。 4） 单LON网，双/单监控机模式。 四、变电站自动化系统应能实现的功能 １. 微机保护：是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护应具有下列功能： １）故障记录浅析变电站综合自动化系统 ２）存储多套定值 ３）显示和当地修改定值 ４）与监控系统通信。根据监控系统命令发送故障信息，动作序列。当前整定值及自诊断信号。接收监控系统选择或修改定值，校对时钟等命令。通信应采用标准规约。 ２.数据采集及处理功能 包括状态数据，模拟数据和脉冲数据 １）状态量采集 状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号、事故跳闸总信号、预告信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。 ２）模拟量采集 常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压、线路电压，电流和有功、无功功率值。馈线电流，电压和有功、无功功率值。 ３.事件记录和故障录波测距 事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。 变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。 ４.控制和操作功能 操作人员可通过后台机屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。 ５.防误闭锁功能 ６.系统的自诊断功能 系统内各插件应具有自诊断功能，并把数据送往后台机和远方调度中心。对装置本身实时自检功能，方便维护与维修，可对其各部分采用查询标准输入检测等方法实时检查，能快速发现装置内部的故障及缺陷，并给出提示，指出故障位置。 7.数据处理和记录 历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有： １）断路器动作次数； ２）断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数； ３）输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间； ４）独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间； ５）控制操作及修改整定值的记录。 根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。 ８. 人机联系系统的自诊断功能 系统内各插件应具有自诊断功能，自诊、断信息也像被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心与远方控制中心的通信。 9. 本功能在常规远动“四遥”的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。还应具有同调度中心对时，统一时钟的功能和当地运行维护功能。 五、结语 通过以上分析，可以看到变电所综合自动化对于实现电网调度自动化和现场运行管理现代化，提高电网的安全和经济运行水平起到了很大的促进作用，它将能大大加强电网一次、二次系统的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。随着技术的进步和硬件软件环境的改善，它的优越性必将进一步体现出来。■
五. 无功补偿无功补偿应根据分散补偿和集中补偿相结合原则进行配置，二次侧功率因数应根据用户性质测定。根据《电力系统电压质量和无功电力管理规定》的要求，在最大负荷时，一次侧不应低于0.95。《城市电力网规划设计导则》要求，110kV变电所无功补偿一般取主变容量的1/4～1/6，实际上城区内10kV线路较短，且大部分为电缆网，无功容量较充足，因此以补偿主变损耗为主。变电所无功补偿为主变容量的8%～15%即可，当采用高阻抗变压器时需取较大值，投切时，10KV电压波动约为1.5%，满足小于2.5%的要求。六. 10kV中性点运行方式长期以来，我国10kV配电网大部分采用中性点不接地方式，它的最大优点是发生单相接地故障时并不中断向用户供电。随着配电网的扩大，电缆线路的增多，电网对地电容电流大幅度上升，直接威胁着电力系统的安全运行。根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》，电容电流超过10A时中性点应改为消弧线圈接地。九三年起为配合变电所无人值班，国内研制了多种自动跟踪消弧线圈补偿装置，其原理大同小异，基本上都在原调匝式消弧线圈的基础上增加控制装置，由于其原理相对简单，可以运行于全补偿状态，工艺要求低，因此目前市场占有率较高，其它还有调隙式、直流偏磁式、调容式等，均由于各种原因难以进入实用状态。顺便说一下，目前有厂家在消弧线圈调谐装置中附加接地检测装置，其原理与出线保护装置中的接地检测装置是一致的，但使用时二次电缆需增加很多，不宜采用。消弧线圈的调节采用微机自动跟踪补偿装置。当主变无中性点引出时，结合变电所的所用电，在10KV母线上设置接地（曲折）变压器。近年来，国内各大城市10kV中性点改用电阻接地的越来越多。采用电阻接地，单相接地故障时动作于跳闸，健全相过电压倍数可限制在2.8倍以下，进一步降低弧光过电压，电网可采用绝缘水平较低的电气设备，提高设备运行条件和提高人身安全。目前中性点电阻值大致有5.77Ω（上海）、10Ω（北京、广州）、16Ω（深圳），电阻值大小取值各有利弊，从各地运行情况来看，都是可行的。但在以架空线为主的电网中应慎用电阻接地。七. 过电压保护根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》，变电所应设有防止直接雷和雷电波侵入的过电压保护措施。全户内变电所采用屋顶避雷带防直击雷，屋顶避雷带采用-40×4镀锌扁钢或8圆钢，半户内变电所设独立避雷针对主变进行保护。八. 接地变电所接地方式以水平接地体为主，辅以垂直接地极，主接地网采用-50×6镀锌扁钢，布置上尽量利用配电楼以外的空地，深埋接地极。变电所主接地网的接地电阻应不大于0.5欧姆。考虑到微机保护监控系统对接地要求较高，二次设备室及10kV二次电缆沟接地采用25×4铜排。当110kV采用GIS时，110kV配电装置室也需采用铜排接地。九. 防污等级根据《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》，户外电气设备取污秽等级2级，爬电比距2.5CM/kV。对于户内设备，该标准中没有规定，但参照《高压开关设备的共用订货技术导则》，可取瓷质材料1.8CM/kV，有机材料2.0CM/kV。当户外设备户内安装时，可取2.2CM/kV。十. 保护监控无人值班变电所设计与常规变电所最大的不同点在于二次监控设备必须满足现场无人值班要求，目前采用微机保护基本上没有多大疑义了，而监控方式通常有两种模式：1. 采用综合自动化系统2. 采用常规二次保护加RTU应该说，两者都能满足无人值班的要求，后者结构简单、造价低廉，但采用综合自动化系统技术上更先进，集成化程度更高，更易于做成面向对象的层次结构，从技术上讲是发展方向。随着计算机技术、自动控制技术的不断完善和成熟，综合自动化设备性能日趋稳定，价格逐渐下调，应作为新建变电所的首选系统，而后者可以作为老变电所改造用。采用综合自动化，就应该采用分布式结构（10kV保护装置安装在开关柜上），以充分发挥其功能，减少二次电缆，降低造价，但分布式保护装置应解决配电装置室的散热通风及电磁干扰问题。作为无人值班变电所，所内不宜设置固定的计算机监视设备（后台机），但应设置能与现场维护调试用便携式计算机相适应的硬、软件接口。另外，为了运行维护方便，变电所遥测、遥信、遥控量和当地显示量应按《无人值班变电所设计规程》进行设置，加以统一化、标准化。十一. 交流所用电和直流系统1. 交流所用电变电所宜设置二台所用变压器，容量为80～100KVA。当变电所设置三台主变时分别接入#1、#3主变低压侧母线，设置二台主变时则分别接入其低压侧母线。所用电采用中性点直接接地TN系统，额定电压380/220V，采用单母线分段接线。2. 直流系统直流电源宜采用一组220V蓄电池，容量应满足全所事故停电2h的放电容量，一般为100AH，单母线接线。蓄电池组宜采用性能可靠、维护量少的蓄电池，如阀控式密封铅酸蓄电池等。直流系统应具有自动调节功能，充电装置实现智能化实时管理，并应设置一套微机直流接地监测装置。十二. 建筑物变电所所址标高应高于频率为2%洪水位，变电所土建应采用联合建筑并按最终规模一次建成，建筑物的建筑风格、外墙面装修与周围环境相协调，内装修应简化实用。建筑物不宜设通长窗，如城市规划要求或采光需要底层可设置假窗或高窗。变电所的防震、消防、通风应符合国家有关规定。按无人值班要求变电所附房应从简设置，110kV变电所规模为二台主变时建筑面积应控制在700M2(主变放户外)及900M2(主变放户内)，占地面积1600 M2，三台主变时建筑面积应控制在1200M2(主变放户外)及1500M2(主变放户内)，占地面积1900 M2。十三. 结论1. 变电所主接线应力求简化，宜优先采用线路变压器组接线。2. 中等城市变电所宜设置二台主变，大城市可设置三台主变。3. 为保证10KV母线电压在合格范围内，应采用有载调压变压器。4. 变电所无功补偿宜取主变容量的8%～12%，当采用高阻抗变压器时需取较大值。5. 变电所优先采用半户内布置（主变布置在户外）。6. 110kV应尽量采用装配式结构，慎用GIS。7. 10kV以架空线为主的系统中性点应采用消弧线圈接地，消弧线圈的调节采用微机自动跟踪补偿装置。全电缆网系统中性点采用低电阻接地。8. 新建变电所监控装置应优先采用综合自动化系统，保护装置应采用分布式结构。9. 直流系统宜设一组100AH蓄电池组，交流所用电宜设置二台，所用变压器应与接地变相结合。。10. 建筑物装修应简单实用，布置上尽量减少占地面积和建筑面积。
不难。变电所电气一次设计毕业论文不难，只写电气平面布置设计。毕业论文是指高等学校（或某些专业）为对本科学生集中进行科学研究训练而要求学生在毕业前撰写的论文。
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变电站改造工程存在问题及对策论文
摘要：为了保证变电站改造的顺利进行以及改造期间变电站安全运行，笔者具体分析了改造前、改造过程中和改造后期的验收出现的问题，并对如何控制上述问题提出了相应的对策。
关键词：变电站改造；问题分析；控制对策
随着用电量的加大以及近年来科技的发展和电网运行的需要，变电站设备改造工程势在必行。但改造过程中运行操作工作量大、方式多变、现场施工面多、施工人员交叉作业等存在很多问题。针对上述情况，为保证变电站改造的顺利进行，现将改造过程中可能出现的危险点分析如下，并就改造工程存在的问题提出相应对策。
1变电站改造前期的问题分析及对策
在变电站改造过程前，要做好改造人员的技术培训，掌握过硬的本领，同时改造人员的思想状态也很重要。这些准备做得妥当与否，直接决定着整个改造工作的进程和质量。
①工作人员安全意识薄弱问题。有的工作人员认为改造工程比较轻松，就是循环作业，从而在思想上麻痹大意，事实上，在改造过程中不小心谨慎，极容易出现纰漏。要让工作人员意识到改造操作比较频繁，工期长，人员劳动量大，同时，重复同一类型的操作极容易导致人员思想麻痹，造成工作人员安全意识淡薄。
针对这种情况要做好宣传发动，从思想上高度重视。要进教育工作人员千万不能思想麻痹，安全意识要放在首位。工作之前，我们要让工作人员明确整个工作的目的、意义、任务和总体目标，充分认识到此项工作的重要性、复杂性和危险性动员全体人员牢固树立“安全第一”的思想，从自身出发，依照工作实际，认真分析工作过程中容易导致人员思想麻痹、松懈的不安全因素。真正做到防患于未然。
②改造现场危险分析不足问题。对于改造现场，通常都是作业面多、人员散乱、车辆多、旧设备拆除、新设备安装、二次回路交叉接线等，存在很多危险性，对这些情况，如果分析不够到位，很容易有危险出现，从而影响整个改造过程，同时又可能带来不必要的损失。改造现场危险要素主要有:机构箱门、端子箱、万用钥匙使用、电缆进出口经常打开，易进水及小动物;管理不善;接地线螺丝松动;现场施工电源使用不规范等情况。另外改造现场工作面复杂，工作人员任务不同，措施变化频繁，工作人员对改造站现场的措施、工作进展及运行情况不能熟练掌握，对现场危险因素不能及时控制等都存在危险性。
针对以上现象，要全面分析现场改造过程中存在的风险因素，并有针对性的制定完善的确保安全措施，并提前做好改造过程中的现场危险分析和应急预案。结合改造现场工作性质和系统方式变化参照变电站典型危险分析档案，全面了解，提前预测，并制定好相应的安全措施来防范。以全力保障改造工程的顺利进行，并将工作前所有的技术组织措施以及相应的控制措施，认真写入《变电站改造工程风险措施专题卡》和《倒闸操作风险分析与控制措施卡》中。
③改造物资、安全用具等准备不充足、不完善问题。关于安全用具的准备如果不充分、不完善的隐患也很多，例如：绝缘手套不合格则容易触电，给改造工作人员人身危害造成影响；物资和用具准备不充分，则影响工作进度，无法保证停、送电的及时性、有效性;物资和用具不合格，则容易导致操作过程中隐患重重，如验电器不合格，在验电时不能正确判断设备是否无压，而无法保证挂地线时的安全等。这些都是因为准备不充分和不完善造成的隐患问题。
针对这种情况，我们就要提前做好改造物资和安全用具的准备工作，要精细到位，工具设施类准备充分完善，做好所有物资和用具的全面检查。如安全工器具要合格、充分;备品备件充足;接地线完好等。并要求派专人负责检查、完善，填写记录并签名。做到个人负责制，哪个过程出问题，就有负责人员承担责任。
④新设备投运与培训不同步，工作人员未能及时熟练掌握新设备运行管理问题。随着科技的发展，变电站的新设备也在不断更新和更换，工作人员对新上设备的工作原理、操作要领的掌握以及异常情况的处理方面有些欠缺，不能在较短的时间内熟练掌握新设备的'运行与维护。这都与工作人员没有进行岗前培训十分不开的，其问题的严重性不言而喻。
为了避免上述现象发生，就要加强工作人员的岗前培训，提高工作人员的业务素质和技能水平。随着新设备投人运行，对工作人员在业务技能方面提出了更高的要求，因此我们更要加强实践培训，使工作人员在时间较短的情况下，尽快掌握新设备的原理、运行维护和管理，保障新投入设备安全、可靠运行。
2改造过程中问题控制
在改造中工作人员万不可麻痹大意，为了保证吧问题消灭在萌芽状态，就要确保做到以下几点：①工器具的使用管理制度要明确。使用前要进行全面检查，确保万无一失。②万用钥匙使用要有严格的审批制度。按手续启用万用钥匙，加强监护，用后及时封存；操作过程如出现问题在未查明原因前，未经许可，不得随意解除运行。③现场看板管理制度要严格。当日看板上明示的问题要有专人负责。④风险处要有专人监护。各风险点都有人监护，如有问题，马上制止。⑤改造现场安全措施要到位。室内、外高压设备要完善，主控室内的安全措施要齐全，检修区与运行区责任明确，警示牌醒目，安全通道畅通，便于检修人员的工作质量。⑥制定齐全的监督检查制度。在进行大的改造时，管理人员提前到站，开好准备会、开展安全风险分析，审核“两票”，站队长提前组织好现场各项工作及措施，监督检查到位等。及时发现问题，做到“抓大不放小”。⑦违章处罚要加大。下大力度查违章，具体查作业性违章、查管理性、指挥性和装置性违章。重点查：新设备验收、传动试验是否有人监护、万用钥匙的使用是否符合规定、交接班制度是否准时、运行人员是否明确操作任务、检修后的设备状态是否恢复到原始状态”等。
3改造后期的验收问题
验收的重要之处就看检修工作完成质量。为了保证送电过程顺利，同时不会影响到人身安全，这就要我们在验收是工作细致考虑周全，试验合格。这就我们要求务必做好以下几项工作。
首先，设备验收质量要严格。设备验收要做到明确分工、责任到人，要根据工作内容及性质，明确验收项目和验收重点，发现问题及时提出，马上处理。
其次，设备送电前的检查要细致。要精确的检查开关、刀闸的状态，送电范围内(站内控制)的接地线全部拆除，并存放归位，接地刀闸全部拉开并经闭锁;检查各压板、插件、开关投切位置正确;检查模拟屏元件位置应与实际设备位置相符；检查检修记录等是否合格、保护定值是否交代，并与调度核对正确，作好记录。
最后，设备送电后要加强巡视。由当值值班负责人负责组织对设备运行情况进行巡查，做好记录。如出现问题却没有发现并按相关流程处理，将追究值班人员的责任。
总之，在变电站改造过程中，必须认真贯彻“安全第一，预防为主”的方针，做好危险因素的分析，制订严格的预防和控制措施，要不断总结经验、完善制度、加强管理，确保在改造期间变电站安全运行。
参考文献：
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这个不是一句两句话可以说清楚的。可以找一些规程规范和设计手册。规程规范有变电站站用电设计技术规程，手册有电气一次设计手册。规程规范可以在网上搜索下载，电气一次设计手册可以看图书馆有没有。具体可以看图片。
关于智能技术在变电站中应用探究论文
在日复一日的学习、工作生活中，大家一定都接触过论文吧，借助论文可以达到探讨问题进行学术研究的目的。写起论文来就毫无头绪？以下是我帮大家整理的智能技术在变电站中应用探究论文，仅供参考，大家一起来看看吧。
随着科技的不断创新、改革，当前电力企业当中，智能技术有了突飞猛进的发展，具备智能化、集成化、标准化等特点。智能技术在变电站中的应用非常广泛，能够应用在设备层面、间隔层面以及站控层面，智能技术的合理应用不仅能够降低变电站对人工的依赖性，还能够显著提升变电站数据的收集、数据正常性判断的准确性等。本文主要分析变电站中智能技术的应用。
近些年，智能化技术在不断的创新，越来越多的先进技术在各个行业当中逐渐普及。智能技术在当前已经较为成熟，在工业产业当中，智能技术本质上就是代替人工进行一些分析、操作。相关研究报道，合理应用新型设备、自动化设备、电子计算机、新技术以及新工艺等智能技术能够显著改善电力行业的经济价值，能够达成高效、高产、低能耗以及低成本的企业目标。
1、智能技术在变电站的使用现状
我国当前主要的枢纽性变电站数量大约有1000座左右，其中大部分已经基本实现自动化管理、运作。智能技术在其中有着较多的使用，并且取得的经济效益十分是显著。采用先进的智能数据整理、收集与对比系统，能够给予变电站非常多的自动化、智能化功能。在新型变电站中，主要有全部分散、局部分散以及集中配屏等多种模式，智能系统在多个模式当中具备的功能大致相同，具备基本的监控功能、保护、防误操作、事故紧急修复、经济运维处理、设备实施管理等等。传统变电站与智能技术变电站而言其体系结构全然不同，其信息的交替效率也有所不同。想要将传统变电站全面改造成为智能化变电站，在技术上、安全性上以及造价成本等方面都有相当的难度。对此，智能技术应用在变电站中的优化工作重点应当是新变电站的建设方面。
我国终端站以及受控站的数量大约有1万左右，其因为人力资源以及资金等方面的限制，当前还无法真正、全面的实现智能化。在当前，新建变电站已经能够全面完成智能化管理。而对于常规变电站而言，变电站的无人化、自动化问题仍是问题解决重点。在未来的工作中，应当尽量将变电站向无人值班转变。对此，就需要电气设备具备更加强大的自动控制功能和更高的安全性。
2、智能技术在变电站当中的应用
2.1引入控制端
引入计算机终端，促使变电站具备自动化控制功能。计算机终端系统能够按照实际的要求检测变电站的电能转变、运输等情况，判断运输电力时的电压、时间等情况，从而判断故障的发生。此外，计算机终端还能够通过数据的实时监控，实现自动化控制的功能，从而降低突发事件所引发的变电站故障，从而提升供电的可靠性。
2.2分级控制技术
基于电力安全运输、管理的要求所创造的分级式控制技术，在站控层、间隔层以及设备层等方面实现了基本相对应的分级控制模式，这不仅能够显著的降低中央处理设备的负荷，还能够促使设备体现较高的使用效率，从而实现集中式控制，并且消除潜在的安全风险。
2.3光纤技术的应用以及电力装置的集成性
智能变电站能够借助光纤技术完成变电站与变电站之间的各个控制层局域网管理目的，在控制中心可以分别对站控层、间隔层以及设备层的实时信息，实现自动传播信息。与此同时，局域网当中的控制层能够借助光纤技术更加稳定、可靠的传输各类数据。电力装置的集成性配合光纤技术能够将电力装置的所有运行参数进行集成化传输、管理，从而节约数据收集的时间，节约设备的维护繁琐性。
2.4实现全局或局部智能控制
智能设备在变电站当中的合理使用能够基本满足智能化控制的需求。通过对变电站各级设备的优化控制，能够完成电流闭锁装置、电流互感器以及控制柜等设备的智能化管控，从而实现设备半自动、全自动化管理。
2.5智能技术在变电站中的突出应用
智能技术在变电站当中的应用能够促使变电站实现高压配电设备具备智能化，完成小范围内的智能化电网建设工作。基于智能传感器的实时监控能力，监控电力设备的运行状况，并根据监控结果进行实时的调整、控制。智能技术在变电站中能够使一次变电设备实现一体化控制、检测。对于高压设备的断路器实现一体化设计，从而实现一体化管理的目的。
智能技术在变电站中基于计算机终端，通过站控系统便可以实现全面的设备检测，并可以按照实际需求不断的完成电力设备运行数据的实时监测以及各类型智能变电装置的工作信号的监控，检测变电站的输出、输入状态。智能技术在变电站当中大量应用，能够极大程度的控制无效数据的采集量，并提升变电站的整体监控效率。
采用先进的数据采集智能系统，能够促使智能变电站具备相当庞大的信息收集能力。基于先进的数据处理技术，智能变电站便具有非常显著的信息处理效果。借鉴在线处理技术以及数据库模型技术，智能变电站能够具备基本的故障诊断能力以及状态监测能力，工作人员需要将变电站内部的设备正常工作状态时的特性、参数输入到数据库当中，系统便可以根据输入的参数、特性与当前检测到的数据是否一致来判定变电站是否处于正常工作状态，并在协议允许范围之内进行自主整改、调整，能够在一定周期之内完成变电站基本设备的实时工作状态监测、评估以及上报等工作。
3、总结
综上所述，智能技术在变电站当中的巧妙应用，不仅能够降低工作的复杂性、繁琐性，还能够极大程度的提升变电站的自动化程度，对于变电站而言有着极其重要的意义。电力企业的创新必然需要依靠智能技术，通过改善智能技术优化电力企业变电站的运维质量，从而实现智能化发展。
摘要
随着科技的发展，社会的进步，国家电网快速发展，智能变电站的建设也越来越多，智能变电站由智能设备和智能高级应用两个特征，具有多信息融合，智能化监控设备状态、智能化变电站防误闭锁等高级功能。智能变电站的普及为实现我国变电站的自动化运行和管理会带来深远的影响，具有重大的技术和经济意义。
【关键词】智能变电站防误
智能化变电站由智能化一次设备(电子式互感器、智能化开关等)以及网络化二次设备分层(过程层、间隔层、站控层)构建，它建立在IEC61850标准和通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。智能变电站为采用先进、可靠、集成、低碳、环保智能设备，并以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，采用自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，能够实现变电站运行操作自动化、变电站信息共享化、变电站分区统一管理、利用计算机仿真技术实现智能化电网调度和控制的基础单元。智能变电站体现了集成一体化、信息标准化、协同互动化的特征。
1、智能变电站的智能特征
智能变电站是与传统电网相对而言的一种新型电网，其智能主要包含智能设备和智能高级应用在两个方面。
1.1智能变电站的智能设备
智能变电站的智能设备由一次设备和智能组件有机结合而成，智能变电站系统由过程层、间隔层和站控层3层组成，
智能变电站的过程层由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端组成，能够完成变电站电能的分配、变换、传输、测量、控制、保护、计量以及状态监测等相关的功能。
智能变电站的间隔层设备一般由继电保护装置、测控装置、故障录波等二次设备构成，能够实现使用一个间隔的数据并作用于该一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、智能传感器和控制器通信。
智能变电站的站控层功能高度集中，能够在一台计算机或嵌入式装置中实现，同时也可在多台计算机或者嵌入式装置中实现。它主要由自动化系统、站域控制系统、通信系统、对时系统等子系统构成，能够实现面向全站或者一个以上一次设备的测量和控制功能，能够完成数据采集和监视控制、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。
1.2智能变电站的智能高级应用
智能变电站的智能是与传统的变电站相对而言，传统的变电站大都也实现了自动化控制，但是这种自动化是被动式的，与现在意义上的智能变电站是有区别与差异的。智能变电站具有良好的互动功能，可以与调度机构友好互动，其采集数据信息量非常大，全景采集，经站内信息一体化平台和电站自动化系统高级应用模块，来对数据进行初步的挖掘、分析，以便实现智能告警、顺序控制、设备状态可视化、事故综合分析决策等智能功能
2、 多信息融合，智能化监控设备状态功能
智能变电站采用信息融合(数据融合)技术对多种信息的获取、表示及其内在联系进行综合处理和优化。多信息融合技术能够从多视角进行处理及综合，可以得到各种信息的内在联系和规律。智能变电站现在已经实现了广泛的在线监测，可有效获取电网运行状态数据，掌握各种智能电子装置的故障动作信息及信号同路状态。而状态监测与诊断系统的有机结合，可以对变电站设备进行综合故障诊断：根据获得的被监测设备状态数据，利用多信息融合技术、结合被监测设备的结构特性和参数对设备进行综合故障诊断，结合其运行历史状态记录以及环境因素，对被监测设备工作状态和剩余寿命做出科学、合理的正确评估，以减少故障，确保设备安全、稳定运行。
3、智能化变电站防误闭锁功能
智能化变电站防误闭锁系统根据IEC61850标准三层架构体系构建，分为站控层防误主机、间隔层智能防误装置、过程层智能闭锁单元、机械和电气锁具、闭锁附件，及电脑钥匙等部分。其中防误主机、智能防误装置层以及智能闭锁单元之间所采用的均为IEC61850规范完成变电站内各种操作的防误闭锁，能够有效实现智能变电站防误闭锁的强制性和全面性要求，同时实现与监控系统站内模型信息共享，监控系统与防误闭锁系统信息交互免配置等功能。其主要功能特点如下：
3.1标准统一、信息共享
智能化变电站各设备及系统之间数据采用统一的IEC61850标准进行交互，为防误闭锁装置和自动化装置互联与互操作性提供了技术上的支持，所以两者之间的数据能够好的进行交互访问，能够在误闭锁装置独立的基础上实现信息统一和共享。
3.2全面防控、强制闭锁
智能化变电站系统根据IEC61850标准三层架构体系构建，能对五防主机和监控系统提供设备操作的所有五防功能，实现了间隔层防误。同时，为了防止过程层网络GOOSE报文错误或者监控系统未经防误系统解锁直接操作智能电动开关设备而可能导致的误操作，在过程层上设置智能闭锁单元，能够实现防误闭锁的强制性要求，智能闭锁单元同时支持就地操作时使用电能钥匙对其进行解闭锁操作功能。
3.3顺控操作
顺控操作由间隔层智能防误闭锁装置和监控系统配合完成，顺序控制操作方式是指通过监控中心的计算机监控系统下达操作任务，再由计算机系统独立地按顺序分步骤地实现操作任务。按防误操作方式可分为：远、近控均采用逻辑防误加本间隔电气节点防误。智能防误闭锁装置具有良好的开放性以及互操作性，融合了从权限管理、唯一操作权限管理、模拟预演、实时逻辑判定、闭锁元件五个方面，能够完整的实现对设备操作的防误功能，最大限度地实现防误功能。
智能变电站是智能电网的重要基础和支撑，同时是变电站建设和发展的方向，我们要结合我国智能电网发展的情况，充分发挥智能变电站的功能，做好我国智能变电站的建设工作，为促进我国电网向自动化、信息化发展做出应有的贡献。
参考文献
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作者简介
董德永(1981-)，男，现为国网辽宁省电力有限公司辽阳供电公司工程师。研究方向为高电压电气设备绝缘。
作者单位
国网辽宁省电力有限公司辽阳供电公司辽宁省辽阳市111000
摘要：介绍智能变电站的涵义、结构、应用，分析其关键技术并提出智能变电站的一些应用。智能化变电站是在数字化变电站的基础上，根据标准的通信协议体系，考虑到智能电网中分布式电源的大量接入和与用户的互动性要求，应用数字化测量等智能技术构建的智能电网枢纽；智能变电站建设是智能电网发展的基础。
关键词：智能变电站技术功能
中图分类号：TM76文献标识码：A文章编号：1007—3973(2012)009—042—02
1、引言
目前，国家电网公司正在大力推广智能电网的建设，作为智能电网的一个重要组成部分智能变电站正在越来越称为今后电网建设的主流，虽然关于智能变电站的相关技术、规范还处于不断的改进、修订过程中，智能变电站在实际工程中的应用已经在不断的扩大，技术、经验也已经不断的成熟。下面我们对智能变电站的一些技术、功能等方面作一简单介绍。
2、智能变电站的涵义
目前，广为认可的对智能变电站的定义是“采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，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，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站”。
3、智能变电站的结构
3.1智能变电站内的设备
智能变电站内的设备按照功能的不同可分为三大类(有时常被称为三层)：
过程层：主要指一次设备，变压器、断路器、互感器、刀闸等；
间隔层：主要指二次设备，保护装置、测控装置、在线监测装置、自动装置等；
站控层：基于计算机主机的后台系统、监控系统、远动、视频安防。
3.2智能变电站与传统变电站的区别
智能变电站与传统变电站相比一个很大的区别在于：二次设备和一次设备的功能重新定位，并且一次设备的智能化改变了传统变电站中继电保护设备的结构。
其中，一次设备的变化主要体现在一次设备的智能化：
(1)互感器方面的变化。由电子式互感器取代以前的常规互感器，这里包括电流、电压互感器。AD变换装置移入电子式互感器，并配备高速数据接口。(2)开关方面的变化。由智能化开关取代以前的常规开关，开关量输出DO、输入DI移入智能化开关，保护装置发布命令，由一次设备的执行器来执行操作。表1为常规互感器与电子式互感器优缺点的比较。
电子式互感器就其结构原理分为有源式和无源式两种类型，目前广为采用的是有源式结构。
从电压等级上区分，大体上也分为两种：
(1)110kV及以上采用数字输出的电子式互感器，需要合并单元；
(2)10kV、35kV采用模拟输出电子式互感器直接接入就地四合一智能单元。与电子式互感器配合使用的设备被称为“合并单元”，它是实现电子式互感器与二次设备接口的关键装置。它的作用主要有以下几个方面：
1)数据合并：合并单元同时接收并处理三相电流和电压信号，并按照IEC60044—8或IEC61850—9—2格式输出；单间隔内IEC61850—9传输，跨间隔60044—8/FT3传输；
2)数据同步：合并单元实现独立采样的三相电路和电压的信号同步；
3)信号分配：智能二次设备从合并单元获取一次电流电压信息；
4)激光供能(户外支柱式电流互感器)；
5)完善的自检功能，如CT断线等。目前，真正意义上的智能开关还未得到广泛的生产及应用，在实际中应用较多的是在传统开关上，安装智能装置，提供开关量输出DO、输入DI，接收保护装置发出的命令，由一次设备的执行器来执行操作。实现此功能的设备被称为“智能终端”，通过它实现输出DO、输入DI信号的光电转化。
它的作用主要有以下几个方面：
a)给传统断路器或变压器提供数字化变电站接口，接入GOOSE网络和MMS网络；
b)在开关端子箱安装智能终端：对刀闸等进行状态采集和控制，就地操作箱功能；
c)在变压器端子箱安装智能终端，实现变压器测控功能：采集温度、档位、非电量、中性点地刀等状态，控制风扇和档位。
可见，目前被广泛使用的“智能开关”是由一个“传统开关”，一个“合并单元”以及一个“智能终端”组成的集合体。它所实现的功能已经基本具备了真正意义上的“智能开关”的一些常用的功能了。
在电子式互感器进行采样时，涉及到同步的问题，即需要使相关的几种设备之间传输、交换的数据达到相对的同步。这有点类似于传统变电站保护测控装置中的所使用的GPS对时功能。
在这里我们采用的是在过程层构建独立的采样同步网，这里我们采用了IEEE1588精密对时协议，它的优点主要体现在以下几个方面：
(1)硬件对时精度在ns级别，满足计量需要；
(2)与数据网络合一，减少了故障点，增加了系统的可靠性；
(3)支持绝对时间；
(4)光纤纵差保护可以借助硬件1588实现与合并单元的同步；
(5)软件1588可以实现事件“打时标”的要求。
说到信息通信，我们不得不提到GOOSE网络，它与传统变电站中的通信网络系统相比有以下几个特点：
(1)GOOSE(面向通用对象的变电站事件)以快速的'以太网组播报文传输为基础，代替了传统的智能电子设备(IED)硬接线的通信方式，为逻辑节点间的通信提供了快速且高效可靠的方法；
(2)GOOSE服务支持由数据集组成的公共数据的交换，主要用于保护跳闸、断路器位置、联锁信息等实时性要求高的数据传输；
(3)GOOSE服务的信息交换基于发布/订阅机制基础上，同一GOOSE网中的任一智能电子设备，既可以作为订阅端接收数据，也可以作为发布端为其他设备提供数据。这样可以使得设备之间通信数据的增加和更改变得更加容易实现。
可以说，引入了GOOSE通信技术后，变电站内的信息通信系统变得更加强大了。
目前，对一次设备进行智能化改进，主要包括：断路器智能化、变压器智能化。
其中，断路器智能化方案包括：
(1)研制功能合一化的智能组件装置；
(2)合并单元+开关控制器合一的智能组件；
(3)保护+测控+开关控制器+合并单元，四方面功能合一的智能组件；
(4)监测功能组主IED；
(5)优化检测设备传感器的配置；
(6)一体化设计智能组件与机构，简化回路；
(7)使用软件联锁替代硬件联锁；
(8)研制机构控制器；
(9)简化断路器和刀闸机构；
(10)从机构到智能组件柜实现光纤替代电缆；
(11)用自动控制替代手动控制。
同时，当以GIS设备为代表的等设备的智能化方案中，GIS智能组建柜内包括：主IED、断路器机械特性在线控制IED、局部放电IED、SF6密度及微水监测IED、避雷器在线监测IED、智能终端、合并单元。
现在普遍使用的变压器智能化方案，主要是采用“传统的变压器+智能终端”的方法，实现以下几个方面：
(1)现阶段智能终端已实现的功能；
(2)档位上传与控制；
(3)中性点地刀控制；
(4)非电量及其他信号测量；
(5)主变温度等测量；
(6)冷却控制。
变压器智能组件柜内包括：主IED、控制测量IED、冷却控制IED、局放监测IED、油中气体在线监测IED、分接开关监测IED、套管在线监测IED、非电量保护、合并单元、本体保护。
保护与控制系统和传统保护控制设备的主要区别：
(1)接口。传统保护只需支持传统的5A/100V的模拟量接口，数字化保护需支持GOOSE和SV点对点模式、组网模式等多种接口，接口方式多样。(2)通讯规约。传统保护为103规约，数字化保护需支持IEC61850规约。
4智能变电站的智能高级应用
智能变电站系统除具备以上最基本的应用功能外，还包括以下方面的高级应用功能。
4.1一体化信息平台
在实现传统综自变电站当地监控功能的基础上，利用一体化信息平台，对变电站的全景数据进行综合分析和应用，以实现支持电网的安全优化运行。一体化信息平台的主要功能包括：
(1)实时自动控制；
(2)智能调节；
(3)在线分析决策；
(4)协同互动；
(5)其他高级功能。
从而提高运行管理的自动化程度，减少系统的维护工作量，减轻变电站和调控运行人员的劳动强度。
4.2图形化的配置工具与源端维护
其中，“源端维护”是指利用SCD文件直接生成一体化信息平台的数据库，图形可导出为SVG格式供远端系统使用，从SCD文件导出变电站一次设备连接的拓扑关系，并且从SCD文件导出符合IEC61970标准的CIM模型。
4.3智能告警及分析决策
在目前的变电站监控系统中，告警的方式比较单一，功能也比较有限，基本上信息按照时间顺序全部显示，未作筛选和推理判断处理。一旦发生事故后，信息多，值班人员很难从大量的信息中获取到重要告警信息，影响对事故的正确判断。因此，智能告警与分析决策能够实现：分类告警、信息过滤、在线实时分析和推理变电站运行状态、自动报告变电站异常并提出处理指导等功能。
4.4智能视频
可以实现视频系统与监控系统联动。
(1)正常遥控时。操作人员点击主接线图面上的设备进行遥控时，视频系统能够通过调度编号等信息定位显示设备现场画面，并且在监控机上显示现场的视频。
(2)事故异常时。当发生事故导致站内设备动作时，视频系统能够通过事故总和SOE告警信息主动推出动作设备的现场视频。
此功能需遥视设备厂商与监控系统厂商合作进行。
4.5设备在线监测
采集主要一次设备(变压器、断路器等)的状态信息，进行状态可视化展示并发送到上级系统，为实现优化电网运行和设备运行管理提供基础数据支撑。
采集的数据主要包括：
4.6一体化在线五防
(1)五防规则在监控系统统一制定，在监控系统实现防误闭锁功能；
(2)五防规则由监控系统传递到间隔层测控装置，取消传统电脑钥匙，遥控回路采用硬接点闭锁；对于手动操作设备采用在线式锁具闭锁。
此功能需五防设备厂商与监控系统厂商合作进行。
4.7程序化顺控
(1)可接收和执行调度/集控中心和本地后台系统发出的控制命令，经安全校核正确后，自动完成相关运行方式变化要求的设备控制，具备投退保护软压板功能，具备急停功能，可在站内和远端实现可视化操作。
(2)在顺控控制过程中，变电站可以及时向调度/集控中心反馈执行过程的信息，如当前执行步骤、遥控超时、逻辑闭锁等，以便远端系统能更全面的掌控。
5、结语
智能化变电站是数字化变电站的升级和发展，在数字化变电站的基础上，结合智能电网的需求，对变电站自动化技术进行充实以实现变电站智能化功能。智能化变电站的相关技术及应用正在不断的成熟与积累经验的过程中，相信在不久的将来，智能化变电站的相关技术将越来越成熟、完善，能够为我国电网的建设、运行提供越来越多的帮助。
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关于电力系统及其自动化论文
电力系统是由发电厂、送变电线路、供配电所和用电等环节组成的电能生产与消费系统。以下是我整理好的电力系统及其自动化论文，欢迎大家阅读参考！
摘要 随着我国经济的快速增长，对于我国目前的自动化技术要求也是越来越高。本文通过对电力系统的自动化应用、安全保障和综合自动化的发展方向进行了介绍和分析，简单的探讨了电力系统自动化技术的应用。
关键词 电力系统；应用；发展方向；技术
1 电力系统自动化技术应用
1.1 电力系统的自动化应用
电力系统与人们的日常生活息息相关，通常都是24 h不间断工作，因此，任何能保障电力系统正常运转的新技术，都值得大力推广。其中，自动化技术显得尤为突出。最早的自动化在电力方面的应用，主要是监控电力系统的各项数据，以确保安全。随着信息技术、材料技术、管理技术的发展，自动化技术的应用也越来越广泛。
1.2 电力系统自动化的工作流程
电力系统自动化的工作流程具体包括以下内容。
1）中心计算机对总体调控进行负责，而相关的那些监控设备主要负责如：事故内容的记录和设备操作、编制各种类型报表的相关记录处理、常规操作的相关自动化以及系统异常事故方面的自动恢复的操作等。在此基础上，形成以对部件的控制为中心，通过计算机与计算机之间的结合，以及控制计算机和终端硬件装置的结合，运用各种类型的软件实现控制范围的扩大与自动化程度方面的深化。
2）对于电力系统的综合自动化而言，其基本流程是在相应的中心地带的一些调控中心装置现代化的计算机，以此来向四周进行网络系统的辐射，围绕这个中心的变电站、发电厂之间对信息服务以及反馈的那些远方监视的控制装置进行设置，并且时时对其进行监控，从而使得一个立体化网络的覆盖面得以实现，形成全面畅通的指令传输和信息传达。
3）电力系统的综合自动化对分层控制的相关操作方式加以采用，也就是在控制所、调度所和变电站、发电厂的各个组织的分层间，按照所管辖的功能范围对控制功能进行分担和综合的协调，以此来达到系统的合理经济以及可靠运行目的方面的控制系统。
2 电力系统自动化技术的应用能力
2.1 数据处理能力
1）数据整合能力。电力系统的发展和形成是由市场经济的需求所产生的驱动结果。比如：在用电高峰，提高变电站的电压，加大输出功率；在用电低谷，降低变电站的功率。这样既可满足用户的需求，也可极大地减少损耗，降低成本。而且无论系统方面的实现是基于专业的电力系统自动化的相关平台上，还是建立在相关通用技术的平台上，它作为多层次、跨领域的科学决策以及高效运营方面的要求，都需要进行更加规范的相关信息共享和动态、多维的应用分析。
对数据进行整合的方式主要有：①加强电力系统的自动化和信息化。加强对数据方面的可操作性，让用户对拥有图标的相关用户界面进行支持，使得面向对象的那些数据模型可以和电力系统的相关客观对象进行对应，这些做法将会极大提高可操作性和可读性。由于电力系统方面的自动化运行作为一个实时性要求比较高的过程，通过对系统代码进行调整，具体来说就是对自己所需要的那些数据类型以及操作方法进行定义，从而增强对系统的可扩充性以及开发性；②加强电力企业方面的功能性，完善数据库。对于电力企业而言，要求电力系统的平台对分布的应用服务进行有效供给。每一个地方可以由自己维护和管理所管辖区域里的数据，同时，不同级别的相关数据库之间也可以构成那种分布式类型的数据库，并且可以通过网络进行调用和共享其他一些地方的数据，在所赋予的权限范围内，以分散数据管理和存储为基础，对数据的安全性和实时性加以保证。完善数据库。通过运用各种数据库，对各种数据进行存储和管理，数据备份机制、安全机制等方面都是其他的文件管理方式所不能比拟的。
2）数据共享能力。伴随着电力系统的自动化技术方面的发展，系统模型通常集中在对相关地理空间属性方面的描述上，但是在实际的相关应用中，电力系统方面的控制对象通常具有比较复杂的电力的处理结构。所以建立电力系统所特有的`空间属性的模型是非常有必要的。而且这种针对语义层次上的一些数据分享，其最基本的要求是需要供求双方对相同的数据具有一样的认识，只有基于这样的抽象认知才能保证这点，因此在数据共享过程中需要具备一种电力系统方面的基本模型，将其作为不同的部门之间进行数据的共享基础。
2.2 安全稳定能力
电力应用是社会经济发展过程中的支柱，它也是一个实时性运行的相关系统，同时，其安全稳定性也是首要考虑的问题。
1）自动化安全监视能力。由于人无法做到24 h专注，因此自动化监视能力就显得尤为重要。电力系统的自动化监视能力不同于其他系统，因为其他系统只需要反映并记录客观现象、客观数据即可；但电力系统的自动化监视系统不仅要反映客观事实，还要对潜在风险提出警报。
2）自动化安全保障能力。电力系统具有对于不同类型以及规模的数据与使用对象都不能有崩溃的相关特征，应具备灵活的相关恢复机制，因此对安全保障极其有用。其保障能力的应用具体包括：①保障电力系统的日常运行。这主要指通过系统的设定可以使自动化系统对于整个电力系统的生产有一定调节能力。这样就可极大地减少工作人员的工作量和风险；②保障电力数据的及时存储和恢复。日常记录的数据对于制定发电站的预算、节约成本、进行系统更新、安全指标的修订均具有重要意义；③保障从业人员的安全。由于自动化系统具有监控功能，所以当系统出现异常，特别是出现安全隐患危及生命时，自动化系统可采取相应措施降低风险。
3 电力系统综合自动化的发展方向
对于我国电力系统综合自动化的技术而言，其发展方向就是对DMS 系统进行全面的建立，通过DMS 系统，可以提高电气的综合管理水平，以适应现代化电力系统技术发展的需要；使电气设备保护方面的控制得到一定的优化，消除大面积的停电故障，提高供电系统的可靠性；建立电气事故的快速处理机制，使故障停电时间能够减少到最短，对生产装置方面的影响也可得到大大的降低；对于管理人员而言，企业可以对整个电力系统的运行情况和电流进行及时的掌握。电量、电压以及功率等各种类型的运行参数，对电力平衡、精确计量、负荷监控等多种功能有着相关影响；改变了现行的变电值班模式以及运行操作，实现了真正意义上的无人值守的变电站的管理模式，达到了可大幅度减员以及增效的目的。
数据共享作为变电站自动化的一个主要特点，将监控和保护功能集成在同一装置里，是实现数据共享的主要途径之一。对于SCADA而言，其所需的多项数据与继电保护所进行处理的数据是相同的，所以将分布式类型的变电站SCADA集成到相关的微机保护中，使监控和保护对一个硬件平台进行共用，那么就可以实现非常明显的经济性。
4 结束语
变电站的自动化系统是变电站最为核心的系统，其对电网以及变电站的安全运行是相当重要的。本文对电力系统的自动化应用、电力系统的安全保障，以及电力系统综合自动化的发展方向加以简单的介绍、分析，借此与广大工作者共同学习进步。
摘 要：电力系统及其自动化技术的应用探讨 当前时期，为保证社会正常的运转，对电能的需求量不断提高，从而推动了发电厂的建设，而在发电厂的建设中，电力系统的地位非常关键，因为电力系统运行的安全性和稳定性是发电效果的重要保障。以此为前提，自动化技术在电力
关键词：电力系统自动化论文发表
当前时期，为保证社会正常的运转，对电能的需求量不断提高，从而推动了发电厂的建设，而在发电厂的建设中，电力系统的地位非常关键，因为电力系统运行的安全性和稳定性是发电效果的重要保障。以此为前提，自动化技术在电力系统中被广泛应用，并越来越健全，保证了发电厂运行的安全和发电效率，也降低了工作人员的任务量。
一、阐述电力系统及其自动化技术
自动化技术在电力系统中的应用，很大程度提升了系统整体的管理效果，且其能够自动处置系统运转过程中发生的各类故障，有效提升了电力系统工作的稳定性和安全性。该环节主要针对电力系统及其自动化技术进行阐述，分别自系统的组成与根本需求实行分析。
1、电力系统及其自动化的组成
自动化技术在电力系统中的应用需求较多装置的彼此配合，而处在核心地位的的中央计算机。与此同时，以中央计算机为中心向周围散布，且在发电厂中进行回馈监测，在信息服务设备的辅助下，保证数据和有关命令能够否精确下达。中央计算机针对系统进行总体调节控制，但监测装置任务是一般自动化技术、异常状态恢复和部分报表的处置。以总体上分析，自动化技术控制模式属于分层式控制，就是利用对发电厂进行组织、操作和调度的分层控制，基于本身功能实行协调、整合以及承担，确保系统运行的经济性和科学性。
2、电力系统及其自动化的根本需求
为了保证电力系统运行的安全性和稳定性，该自动化技术要具有如下几点功能：第一，可以实时且精准的收集系统有关器件的工作参变量，且在符合安全性和经济性规定标准的前提下，把掌控和协调的决策上报给操作人员；第二，可以调控电力系统各个层次器件，确保它们能够处在最好的运行状态，进而实现运行安全性、经济性和高品质电力供应的标准；第三，自动化技术的应用需求可以第一时间处理突然性的电力中断和安全故障，尽可能的降低安全故障导致的损失，持续健全与优化系统功能。
二、电力系统及其自动化技术的应用探讨
自动化技术在电力系统中的现实运用通常体现在信息的自动化处置和电力系统运行安全两点，因此，自动化技术在电力系统中的运用，明显提升了系统自动化程度，以下为具体分析。
1、信息的自动化处置
在实行信息的自动化处置过程中，包含信息综合和信息共享两个环节。
1.1信息综合
信息综合具备极为关键的作用，主要是因为系统的进步发展和需求紧密联系。比如，若城镇用电量相对更多的时候，为了符合用电量的要求，要提升电力供应的电压，如果城镇用电量要求相对低的时候，为了符合用电客户用电根本要求的前提下，尽可能减少能源消耗，需降低输出功率。不论其调控性能是怎样达到的，都要针对用电客户用电信息实行全方位和动态的研究，并利用信息综合，确保无缝连接的正常达成。达到信息综合的方式通常有以下几方面：第一，提升系统的自动化水平。提升电力系统及其自动化技术水平能够有效提升信息的操作性，使客户界面获得最佳保障。与此同时，能够满足数据模型与系统客观目标的彼此对应，进而提升电力系统的操作性与可读性能。此外，电力系统及其自动化技术的正常工作对时效性设定的标准相对严格，能够应用代码实行调节，提升电力系统的延展性。第二，能够提升电厂的整体功能。系统能够达到分布应用要求，且单独实现区域内信息的监管与维护。如果数据库等级存在差异的时候能够进行分布数据库的建立。并以网络为支撑，实行信息的共享与调取，且在权限范畴内保证信息的安全性和时效性；第三，健全电力系统的数据库。为了确保信息安全，应用数据库的监管与储存功能。
1.2信息共享
信息共享的达成，要确保信息提供方与需求方对信息的认识相同。繁杂的电力系统处置结构作为系统控制目标的重要特点，自动化程度的提升使其对有关空间属性设定的标准更加严格，电力系统模型同样针对空间进行描述，所以，把原有的模型改变成系统单独拥有的空间模型格外关键。与此同时，把电力系统中的信息实行合理的分享，根本的规定即是确保提供方和需求方信息相同和对信息认识统一，除非如此方可有效实现信息共享标准。该阶段，需优先构建系统根本模型，设立各类机构，以更有效的实行信息共享。其中包含如下几方面：首先，精确定义与表述地理实体的几何特性，包含服务体系可以覆盖的全部空间的几何特性，包含了系统服务可以覆盖空间的几何特性；其次，表述与精确定义物理特性。以当前的电力系统来说，它一方面包含了物理结构，另一方面构成了系统中的各类构件、装置、总体物理性属性、运行规范数据共享和动态多维研究方面。
2、电力系统及其自动化技术的安全系统
2.1电力系统的安全监测
因发电厂的员工精力原因，无法保证时时刻刻的注意力，因此，电力系统自动化监测程序就变得格外关键。该系统和别的系统的不同即是，其不但可以实时精准的体现出事实状况，还能够找到系统中存在的危险，且发出警告，对及早找到系统事故和切实防范系统问题的发生有很大作用，但别的系统仅仅具备体现与记录的性能。例如，某个发电机组在城市用电高峰阶段的温度相对更低，运行功率极低，则需依靠安全运行监测体系实时监测其发出告警，以警告故障的出现，相关人员就能够针对此类故障实行检修，确保系统恢复正常的工作状态。
2.2电力系统的安全保证
电力系统及其自动化技术能够处置各个种类和各个规模的信息与目标，并且具备切实灵活的恢复系统，此类功能对系统运行的安全性和稳定性具备极为关键的作用。这类作用一般可以分成如下几方面：第一，可以切实确保系统工作的稳定性，通常是电力系统实行特殊的设定，确保自动化技术可以对发电厂总体发电实行调整与处置，此举能够很大程度减少发电厂人员的任务量与系统发生事故的可能性；第二，其能够有效保证系统信息的实时储存与恢复，此类信息是发电厂成本预算、成本掌控、更新系统和运行安全标准的设定的前提，因此，自动化技术记录信息的功能格外关键；第三，确保发电厂人员的安全。因电力系统的自动化技术能够对系统进行实时的监测，所以，如果电力系统发生故障时，尤其是威胁到工作人员生命时，电力系统及其自动化技术能够选取对应方案以减少危险系数。比如，如果工作间的温度超过30摄氏度时，系统则会开通通风装置以进行降温；如果发生明火的情况下，自动机系统则会主动开启消防系统，把明火及时消除；如果装置的温度太高时，自动化系统则会自主减少功率直到合理值，预防装置损坏与装置发生爆炸的情况。由于确保工作人员人身安全是发电厂安全发电的基础，因此，该功能也属于电力系统及其自动化技术应用的一大优势。
总结：如上述，电力系统及其自动化技术己在发电厂中被大量运用，能够对电力系统进行全程监测，一方面提升了发电厂的管理成效，另一方面还能够减少工作人员的任务量，取得了显著效果。在科技的推动之下，电力系统必定会更健康稳定的发展，进而提升我国电力行业的总体水平。
摘要： 随着信息技术，微电子技术和电力电子技术的飞速发展，电力拖动控制已经走出工厂，所有控制设备的现代化生产线自动化系统在传统的电子拖动（电气传动）的工作进行控制的困难。因此，利用电子技术和自动化技术的提高在许多领域，农场，办公和家用电器的流量都获得了更广泛的应用。
关键词： 计算机 PLC 电气自动化在电力系统 应用
1、计算机技术在电力系统自动化应用
计算机控制技术在电力系统中起到了至关重要的作用。这是由于计算机技术，电力系统以及新一代的其他重要方面的快速发展，需要输电，配电，变电环节，支持计算机技术，这将使得同样的电力系统自动化技术得到了迅速的发展。
随着计算机技术在智能电网技术应用的信息管理系统，电力系统自动化技术和计算机技术相结合的智能控制整个全球技术的形成，这是智能电网技术的应用最广泛的技术之一，是其中最多只有一个典型的技术，覆盖配电，电力传输和用户，调度，发电的各个方面。其中变电站自动化系统，稳定控制系统，计算机技术已经广泛应用到系统中，而同样的时间表，以及柔性交流输电和自动化系统。现在可以说，这个数字电网建设，在一定程度上，是智能电网的雏形，其实做的准备工作为中国智能电网的建设。比较典型的智能电网智能电网通信技术也有在建设过程中需要大量依靠计算机技术，你需要有实时，双向，可靠性功能需要先进的现代网络通信技术的应用，而且系统完全依赖于计算机技术的存在，并有一个信息管理系统。
可以说，变电站综合自动化技术的应用，实现变电站自动化是依靠实施，实现电力生产的现代化计算机技术的发展，不可缺少的一个重要方面是自动化变电站。依靠计算机技术，自动化变电站实现了计算机的过程中得到了充分利用，二次设备也将实现一体化，网络化，数字化，完全使用，而不是功率信号计算机电缆或光纤电缆。变电站自动化，和电脑屏幕以及自动记录，其他两个组件的管理和运作是操作及监控整体变电站综合自动化是能够实现的，它是计算机的自动化管理的其中一部分。
调度自动化应用自动化电力调度自动化系统中最重要的组成部分，我们的国家将被分为五个调度自动化，包括自动调度电网水平，并应用计算机技术是由高向低分不开的有：国家电网，区域，省级，区，县级调度。其中最重要的部分是电网调度控制中心计算机网络系统，这些设备构成一个计算机系统中，整个组合的电网连接的自动化调度系统。其他的主要组成部分包括工作站，服务器，终端变电站设备，在调度大屏幕显示器盾，打印设备的范围内发电领域。计算机调度不仅自动化的作用，以达到监控的电网分析的安全运行，同时也实现实时数据采集，同时也实现了电力系统负荷预测和状态估计等功能。所以，各种这些都是测量和控制，以及更低的功耗控制中心和其他设备通过电力系统专用WAN链路。
2、电力系统自动化中PLC技术的应用
PLC是计算机技术和控制技术相结合，每个继电器触点，它采用了可编程的存储器在其内部存储，计算，记录等操作指令来实现控制的产物。该技术是在工业环境和设计使用可编程逻辑控制器系统。这种技术被广泛应用，近年来，电力系统自动化，解决了传统控制系统中，布线的复杂性，柔韧性差和能量的缺点的低可靠性。
数据处理PLC可编程序控制器技术可以完成数据的采集，分析和处理，具有排序，查找，数学运算，数据转换，数据转移和位操作函数。可使用的通信功能向其他智能设备发送这些数据，控制操作可以被实现的，与存储在存储器中的参考值进行比较，或打印出来也制表。数据可用于过程控制系统，还可以处理一般用于大型控制系统的柔性制造系统，如无人控制。
连续的PLC控制技术，以及改革的不断深入，逐步提高，近年来国家的节能减排的要求，大型火电厂辅助系统已经升级到原来的继电器控制器PLC控制系统，该行业在生产过程中减少资源消耗，提高效率，已经成为每个企业的管理的最终目标。因此，随着科技的进步，自动化控制有关的业务支持类似车间级电厂也提出了更高的要求，采用PLC控制系统，可单独控制，只有通过信息模块的过程，并且可以连接对全厂生产的通信总线协调。
3、电气自动化在电力系统中的应用
电气自动化技术是世界上最活跃，最乐观的前景，各种高科技合成体，其在电力系统中的角色集合的发展也不容忽视，现在电力系统自动化应用做在下面的阐述。
3.1 自动化控制技术在电力系统中的应用
3.1.1 变电站自动化
对变电站有效控制和全面的监控，其特点是除了运行操作满足变电站采用过去的计算机化设备，传统的电磁设备更换，变电站自动化的用电设备的使用也可作为在调度自动化电力生产的现代化不可缺少的一部分是一个非常重要的方面。
3.1.2 电网自动化调度
主要由电源系统专用WAN其服务区域内的链接,囊括其调度范围内的发电厂、下级电网的调度控制中心以及变电站的终端设备等,其主要功能是电力生产过程的实时数据采集，分析和监测电网运行的安全，及时预测负荷运行正常估计电力系统。
3.2 电气自动化的研究方向
3.2.1 变电站的智能保护
在国外将综合的自动控制理论、网络通讯，人工智能等一系列新的保护装置的新技术，所以使保护装置具有智能控制功能，并能充分提高电力系统的整体安全水平。
3.2.2 我国电力部门的实施策略
从我国整个电力市场以及经济发展的整体情况来分析,以及分析了电力部门对整体的电力市场模式的需求做了详细的研究，在明确之后，具体流程建议的权力运作与我们实际的电力线市场化运作模式，可以根据每天发现的实际问题，提出有针对性的解决方案。
3.2.3 电力系统的整体分析与具体控制
研究在线测量的电力系统稳定控制的理论和技术，实施相位角测量，以探讨电力系统振荡和抑制方法，利用自动模拟方法来选择一个小电流接地方式，电网调度，研究机构和发电机转速控制跟踪技术较上年同期的基础上，灵活的数据采集和监控，并恢复控制策略，负荷预测方法，故障诊断理论和技术的故障诊断。在新的模型和非线性控制理论和小波理论在电力系统中的应用，以及在电力市场条件下，新的理论，新的算法和实现一个明确的研究等新的手段对电力系统的分析。
3.2.4 配电网的自动化
而在地理信息集成的分销网络，先进的软件应用程序和低压网络的其他方面的数字电子载体取得了重大突破，DSP数字信号处理技术，使运营商的接收灵敏度有了很大的提高，才能真正解决该载体与电网应用衰减，干扰和其他问题。先进的应用软件分销网络模型电网配电网实际运行。
结语
综上所述,电气自动化已经是当今世界上最为活跃、最具生机和综合性的学科占据在电力系统中的重要地位，所以工作人员应进行深入的研究和探索的工作,同时还应在工作中结合自己丰富的工作经验,这样可以提高电安全性，在很大程度上。从而在最大程度上保证电力系统的工作安全。
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维修电工技师的优秀论文
在学习、工作生活中，大家都接触过论文吧，论文是指进行各个学术领域的研究和描述学术研究成果的文章。一篇什么样的论文才能称为优秀论文呢？以下是我为大家收集的维修电工技师的优秀论文，欢迎阅读与收藏。
【摘要】
伴随着电力系统建设和急剧增长的电力需要，输电设备在电力事业和人们的生活中将会占据越来越重要的位置，变电站便是其中最重要的环节。实现变电站的安全，可靠，稳定的运行，是整个电力实业的保障。因此本文就将深入电网系统中的变电站问题，查询它在日常运作中的常见问题，并对应的给出相关的解析策略。
【关键词】
变电站；问题；对策
引言
伴随着人们经济的发展和对电力需求的加强，电网建设工程变得越来越重要，传统变电站的变配电设备已经不能满足现有用电负荷容量及质量水平的提高，输变电设备具有越来越重要的意义，但变电站扩建过程存在运行操作工作量大、方式多变、现场施工面点多、各专业和工种施工人员间相互交叉作业频繁等特点，很容易出现施工过程中安全事故的发生，因此不管变电站是在日常运用还是在扩建工程，或在智能化变电站的运行中，都应该时刻关注变电站日常问题，防止隐患的发生。
1、变电站常见问题及解决
1.1小电流接地不符合部门标准
变电站小电流接地系统的安全可靠性不高，设备用着不方便，经过实际分析能发现以下方面的问题：电流受到各种内部或外部各种干扰，特别是在安装自动调谐的消弧线圈或者是系统过小时，电容的电流数值就会变小，当接地电阻不稳定时，谐波电流数值就会越小，也可能会被干扰到被淹没，那么他的位置就不会太准确，从而会造成误差。由于上述原因，电流在发生单方面的故障时，不能及时有效的检测出来，即使是功能很好的系统也不一定能作出准确的判断。
同时在选取小电流接地线时，也有很多方法能作为参考，诸如故障信号的稳定量（零序电流幅值、有功方向、无功方向、谐波幅值、人工技能、负序电流）的选线方式；注入信号的选线方式；故障信号暂态分量（小波理论分析暂态量、首半波假设）选线方式。多年来对于中性点非直接接地系统单相接地故障的研究，在原理上取得了很大的成就，但是这些对于选线指导的研究成果在电力应用系统的推广过程中，应用使用还缺乏准确性和可靠性。其主要原因在于，电网系统情况复杂，而且情况多变，再加上对单相接地的故障探究中，原理知识缺乏或理解不渗透，就会导致以上问题的出现。对于故障选线的前体要求就是要故障信息的准确预测，缺乏基础研究就会直接出现对故障本身理解和预测的片面性。随着原理知识的增加理解，数学技术的进步，信息技术的发展，原理探究的深入，对于单相接地故障在中性点非直接接地系统中的准确预测并不会太难。
1.2时钟的定时不准确
时钟定时不统一，对于发生电网事故时，人工的核对方法就会存在很大的误差，既费时又费力，这就会对事故原因分析增加了难度系数。
1.3信息采集重复
对于这种问题的解决，在系统通信标准时钟未建立之前，通常采用GPS卫星时钟来统一故障信息网，整个故障信息网络包括电能表，电压互感器，检测装置，计量装置等，这些装置都使用数字化的装置模式，因此在用之前就要先用数字量替换模拟量，以便数字化产品使用。
但是产品个商家各自为阵，就会造成信息量的重复采集，而资源的共享问题就会过于简化，这是变电站自动呼哈工作中最应该解决的问题。随着信息化，新型数字化传感器的出现，我们能采用转化一次电压电流成为二次部分数量化的方法，以此来解决问题。那个是又由于新型的数字化传感器输出方法为数字量，操作简单明了，只需要设备的连通就能实现资源的共享。
1.4传输过程不规范，配合较难
我国的传输系统在最初是处于一个“百花齐放，百家争鸣”的状态，没有一个统一的规约标准，当时智能按照二次设备来加强规约，再后来国家就出台了行业标准作为通讯的一种规约制度。变电站被变电站的通讯体系分为三个级层：过程层、间隔层和变电站层。通过抽象通信服务接口映射到制造报文规范、太网或光纤网的方式在变电站层和间隔层进行网络传输；采用单点向多点的单向传输方式在同隔层和过程层之间进行网络传输。变电站内电子设备采用统一的协议来管理，测控单元，智能电子设备。以实现信息的互相交换。自我描述对降低数据管理费用、简化数据的维护、简化因配置失误原因导致停机现象发生等问题都有一定的帮助。IEC61850作为通讯系统的基础，对于信息技术、自动化水平、工程量的减少、工程的运行、验收、诊断、检测。维护等方面都有十分重要的作用，它也会在很大程度上节约时间，增加系统的灵活性。它对变电站中自动化产品互操作性和协议转换问题有一定的缓解作用。
这项标准的制定实施对于减轻节约开发验收维护的人力物力压力，提高变电站自动化水平，实现互操作化等都有一定的积极意义。
1.5通讯方式水平低
在变电站的工作中，使用光纤的比例还比较低，大多采用模拟载波作为通信方式。载波机和加工设备的老化会造成通道的衰减度增大，信号也容易受到干扰，通信的质量也就会降低，只将对变电站的自动化发展带来不利的影响。电力通信在电力系统中有着无可取代的地位。是电力系统安全稳定运行的支柱之一，与另外两大系统：电力系统的安全稳定控制系统、调度自动化系统有着同等重要的地位。光纤通信具有很大的优点：传输量大，频率宽，抗干扰性强，损耗量小等特点，它的应用对电力部门的.迅速发展有很大的促进作用，改变不能了光纤使用地比率的现状。
2、变电站防雷问题及解决
2.1变电站防雷现状
变电站在应用过程中有一个很关键的问题需要得到关注，就是防雷问题。防雷设施是变电站的一项重要设施，在出现雷雨天气是，雷击事故经常发生，防雷设置时变电站设备以及人身安全的必要保障，所以加强变电站避雷措施是很有必要的。
在防雷问题工作中，许多隐性问题经常会被忽略。人们指挥注意到接地不良造成的事故，而往往诸如接地超市等引起的问题经常会被忽略。随着电力系统电压容量，电力等级的增加，接地不良的现象经常会发生，因此接地问题已经得到高度的重视。
在传统的电力防雷避雷问题上，人们的传统观念常常进入一个误区，就是指示按照国家颁发的防雷规范的规定，做好稳健性要求的必要措施，安装避雷针，接地装置，变电站引下线等工作，然而在实际工作中防雷装置对雷击破坏起到一定的防治作用，同时避雷引下线对法拉第网笼起到稀疏的积极作用，从而对变电站人员的人身安全起到保障作用，但是我们必须注意到，防雷装置还存在一定的问题，不但不会保护变电站二次系统不受到雷击，反而会使其更容易遭受雷击。同时如果避雷装置的接闪电能力越强，易遭受雷击的几率也就越大。因为在雷击过程中，变电站引下线和避雷针会吧雷击作用缓解下来，在大地受到雷击过程中，电流会顺着引线发生强烈的磁场变化，在此磁场作用下，二次系统发生了强烈的变化，此时传输线路会产生强烈的高压感应，与地线电压产生一定的差距。
大量的超大规模电子集成电路随着电子技术的发展飞速发展，电路集成程度在逐渐增高，内部线路的差距确实不断缩小的，这就使得电路元件的抗雷击能力变得越来越弱，所以室内的二次系统电路极易因为雷击现象引起的电压差遭到击毁。同时在线路之上的雷云中，雷电也能进行放电，或者在其周围放电，这些现象都会使二次系统线路更加容易受到雷电顺着电路电磁感应从而击毁电路，导致系统信息出现错误。
2.2解决雷击问题
为了人们生活需要和城市发展进程的加快，对城市化景观建设进一步的改善，当前的变电站建设常常安装在室内或者地下，因此很多地区会出现地下变电站的景观，在地下变电站建设中，对于建设规模要给与具体的考虑，要具体结合建造结构，当地供电使用情况，负荷需求，运作方式，来进行综合的考虑。通常这种变电站大多实在城区中心进行，就也需要考虑建设过程中的限制问题，地理位置，地形问题等等。根据实际的运行问题，变电站的建设应该注意一下问题：
（1）必须设有至少两个安全出口，尽可能情况下，与邻近建筑物有互通通道，以方便规模宏大，连数较多的变电站安全保障。
（2）尽可能情况下将变电站安置在地面之上，及时要在地下设置，也应该尽量接近地面位置。
（3）正确设置封口的分离设置，将进风口和出风口分离开来，进风口设置要在夏季风的上风向。
（4）要根据实际情况，结合工程要求，在站内设置电器布置。
3、结束语
变电站是电力系统安全保障的重要环节，实现变电站的安全，可靠，稳定的运行，是整个电力实业的保障。因此我们要特别关注变电站应用工作中的一些实际详细的问题，只有变电站工作问题的到解决，电力事业才能正常安全的运转。
《广东科技》《科园月刊》可以发表高级工程师 （一）专业理论知识 全面系统地掌握本专业必备的专业理论知识和专业技术知识。从事科研工作的专业技术人员，还必须具备跟踪本专业科技发展前沿水平的能力，并对本专业范围内至少一门学科具有独到见解；从事规划设计、施工建设、生产运行工作的专业技术人员，还应掌握《水法》、《水土保持法》、《防洪法》、《电力法》等与本专业有关的法律法规及质量管理的内容和方法，熟练掌握本专业有关的技术标准、技术规程和技术规范等；从事工程设计、施工与建设监理的专业技术人员，还应熟悉招标、投标、合同管理的内容和方法。 （二）工作经历与能力 1．从事科研工作的专业技术人员，具有指导工程师完成科研课题的能力与经历，并在担任工程师期间，具有下列实践之一： （1）作为主要技术骨干，全过程地承担过一项以上国家重点科研攻关项目； （2）担任过国家重点科研攻关项目专项、专题或二级课题负责人，并完成相应的科研工作； （3）主持完成省（部）级重点科研项目，或主持完成市（厅）级重点科研项目三项以上，其中至少一项经同行专家认定达到行业或省（部）级先进水平； （4）曾作为项目负责人或主要参加者进行国家或省（部）级重点科研项目的试验研究，提出具有较高研究水平的研究报告并通过鉴定（国家级至少一项，省、部级至少二项）； （5）开发和应用新技术、新方法、新材料，组织推广科研成果不少于二项，取得较大社会效益或经济效益，并为省（部）级业务主管部门认可； （6）有参加国家或省（部）级重点科研攻关项目的论证、审查、鉴定的经历，并具有对科研成果的精确性、使用价值和所达到水平的评估能力； （7）曾作为专家组成员参加过二项以上国际合作项目，或作为分项、分专题负责人之一，参加过一项以上的国际合作项目。 2．从事规划设计工作的专业技术人员，具有指导工程师完成规划、设计项目的能力与经历，并在担任工程师期间，具有下列实践之一： （1）曾作为主要参加者，承担大、中型项目（大、中型电站、电厂、水库、跨县电网等）的规划、勘测、设计工作，或作为项目负责人承担中型项目的工作（或任三个中型以上项目的专业负责人），或曾为大、中型项目编制标书并中标； （2）曾作为主要技术骨干，参加大型流域规划或区域水利电力规划全过程，或作为专业项目负责人参与中型流域规划或区域水利电力规划二项以上； （3）曾承担二项以上大、中型规划、勘测、设计项目的论证、审查、鉴定，具有可考证的重要技术性建议被采纳； （4）曾是行业技术标准、技术规范、技术规程的主要编写者，或省（部）级以上重点项目论证的主要参加者； （5）曾主持省（部）级推广项目或推广新理论、新技术、新工艺一项以上（主要参加三项以上），并取得显著成效； （6）省（部）级业务主管部门下达的重点项目的主持人（主要参加三项以上）； （7）市（厅）级业务主管部门下达的重点项目的主持人且三项以上（主要参加四项以上），其中至少一项经同行专家认定达到行业或省（部）级先进水平。 3．从事施工建设工作的专业技术人员，具有指导工程师进行施工建设的能力与经历，并在担任工程师期间，具有下列实践之一： （1）曾担任过大型水利电力工程专项施工建设任务的负责人或监理工程师，或曾作为主要参加者，承担大型工程的施工建设与监理，并较好地完成所承担的工作任务； （2）负责中型水利电力工程的施工与建设监理项目三项以上，并较好地完成任务； （3）熟练掌握本专业范围内一种以上施工技术方法，曾开发和应用二项以上新技术、新方法及新材料进行科学施工建设，并取得明显成绩； （4）曾是行业技术标准、技术规范、技术规程的主要编写者； （5）曾参加大、中型施工项目的施工方案、施工质量、施工报告与监理规划的论证、审查、鉴定，并提出可考证的重要技术建议被采纳； （6）根据施工标准编制各时段的施工计划、施工方案和按招标承包制的要求，编制大中型工程项目的标书、承包合同三份以上； （7）曾作为技术负责人，编制与调整水利电力工程施工建设中各专业、各施工工序的施工计划，在施工全面计划管理、全面质量管理与全面经济核算等工作中，妥善协调各专业管理间的关系，并取得显著成效，并经省（部）级主管部门认可。 4．从事生产运行工作的专业技术人员，具有指导工程师从事本专业业务工作的能力与经历，并在担任工程师期间，具有下列实践之一： （1）曾主持大型水利电力工程（水库、河道枢纽、灌区、灌排泵站、供水站、大江大河堤防等）或中型水电站及地区电网的全面技术工作，或担任重点技术改造、水工建筑物加固改建、自动化工程等项目的负责人，并较好地完成任务； （2）在省（部）级水利电力管理、防汛、水文、水资源管理及保护、农田水利、水土保持、技术咨询等工作中，为某一方面业务技术带头人，并较好地完成任务； （3）曾是行业技术标准、技术规范、技术规程的主要编写者，或省（部）级以上重点项目论证的主要参加者； （4）曾主持省（部）级推广项目或推广新理论、新技术、新工艺一项以上（主要参加三项以上），并取得显著成效； （5）作为主要技术负责人或项目主要承担者完成过省级重点江河、重点工程的水情预报、防洪调度、站网规划、水文水资源分析评价及资料整编、水环境评价及资料整编、水文测验及资料整编、水文自动化建设等工作，取得显著成效，并经省（部）级主管部门认可； （6）曾有独立组织主管项目的工作实践，并有对大、中型工程项目在运行管理中的质量、水平进行评估鉴定的经历，并经省（部）级主管部门认可。 （三）业绩与成果 1．从事科研工作的专业技术人员 （1）在工程师任职期内，取得下列成果之一： ①国家科技奖的获奖者； ②省（部）级科技奖三等奖或优秀成果奖二等奖的获奖者； ③省（部）级业务主管部门授予的科技奖、专业科技奖、优秀成果奖一等奖的获奖者，或二等奖的项目主持人，或三等奖不少于二项的主持人； ④主持完成省（部）级科研项目一项以上，并通过相应级别的技术鉴定，被同行专家认定为国内先进水平； ⑤主持不同类型的新技术成果推广被省（部）级业务主管部门决策采纳不少于三项； ⑥主持完成的国家重点科研项目的成果或报告不少于二份，并经主管部门审查验收合格； ⑦主持完成的科研成果被省（部）级业务主管部门确定为定型产品并转化为商品生产的不少于二项； ⑧获得水利电力科研新产品、新技术、新材料等国家专利二项以上。 （2）在工程师任职期内，撰写以下论文、著作之一： ①公开发表过有一定学术水平的专著或译著； ②在国际学术会议上发表、交流论文一篇以上； ③在重要学术专业刊物上公开发表过二篇以上有价值的论文； ④在省（部）级学术会议上发表论文不少于三篇，其中至少有一篇被专家评为有较高学术价值或实用价值； ⑤主笔编写的，由本人直接参加的省（部）级科研项目的科研报告、专项报告、可行性报告等，至少有二篇被专家评定为有创见，或达国内先进水平。 2．从事规划设计工作的专业技术人员 （1）在工程师任职期内，取得下列成果之一： ①国家科技奖、优秀设计奖的获奖者； ②省（部）级科技奖三等奖、优秀设计奖二等奖（含省、部级业务主管部门颁发的专业奖）以上的获奖者； ③省（部）级业务主管部门授予的科技奖或专业科技奖二等奖以上的获奖者，或三等奖二项以上的获奖者； ④主持完成的大型项目中，专业项目的技术报告不少于二份，或中型项目的技术报告不少于三份，并经主管部门审查合格； ⑤主持或主要参加编写的技术标准、技术规范、技术规程等被省（部）级业务主管部门采纳颁行； ⑥主持编制的大、中型工程的标书及承包合同被采纳，或主持编制的大、中型工程项目标书已中标并承揽工程项目。 （2）在工程师任职期内，撰写以下论文、著作之一： ①公开发表过有较高学术水平的专著或译著； ②在重要学术刊物上发表过三篇以上有价值的论文； ③在国际或省（部）级学术会议上发表过论文不少于二篇，其中至少有一篇被专家评为有较高学术价值或实用价值； ④主笔编写的，由本人直接参加的省（部）级项目的生产、专题、科研报告、可行性报告等专业技术文件，至少有二篇被专家评为有创新或达省（部）级先进水平。 3．从事施工建设工作的专业技术人员 （1）在工程师任职期内，取得下列成果之一： ①国家科技进步奖、优质工程奖的获奖者； ②省（部）级科技奖、优质工程奖三等奖以上的获奖者； ③省（部）级业务主管部门授予的科技奖或专业科技奖二等奖以上的获奖者； ④在施工与建设监理中,主持库容在1亿立方米以上水库的专项项目，或1千万立方米库容的水库，或1．5万千瓦装机的水电站，或万亩以上的灌区等工程，已竣工并投入生产，运行正常，未发现施工质量方面的问题； ⑤主持或参加编写的技术标准、技术规范、技术规程已被主管部门采纳颁行； ⑥作为省（部）级项目的主持人或专项工程的负责人，在工程施工建设中采用新技术、新方法、新工艺、新材料，并科学地组织管理，使工程提前完工或取得明显经济效益； ⑦在水利电力施工技术方面取得国家专利二项以上。 （2）在工程师任职期内，撰写以下论文、著作之一： ①公开发表过有较高学术水平的专著或译著； ②在重要学术刊物上发表过三篇以上有价值的论文； ③在国际或省（部）级学术会议上发表过论文不少于二篇，其中至少有一篇被专家评为有较高学术价值或实用价值； ④主笔编写的大、中型工程施工项目的施工总结、技术专题报告等技术文件，至少有二篇以上被专家评为有独到见解。 4．从事生产运行工作的专业技术人员 （1）在工程师任职期内，取得下列成果之一： ①省（部）级科技奖、优秀设计奖的获奖者； ②省（部）级业务主管部门授予的科技奖或专业科技奖（含优秀论文奖）三等以上奖的获奖者； ③技术改造、技术革新成果获省（部）级科技奖三等奖（含省、部级业务主管部门颁发的专业奖）以上的获奖者，或在工程管理中，开发和应用新技术、新方法、新工艺、新材料被采纳实施二项以上，并使生产运行水平明显提高； ④主持或主要编写的行业标准、本部门的技术标准、规章制度等，被采纳或颁行，实施后效益显著； ⑤主持完成的生产运行或本专业的重要技术报告、专题报告三份以上，并经主管部门审查验收合格或经同行专家认可具有行业先进水平； ⑥主持排涝面积在15万亩以上或灌溉面积在5万亩以上及相应级别的农田水利工程，工程质量经上级主管部门验收合格或经上级主管部门评为优秀管理单位； ⑦主持或主要参加排涝面积在60万亩以上或灌溉面积在50万亩以上及相应级别的农田水利工程，工程质量经上级主管部门验收合格或被上级主管部门评为优质工程。 （2）在工程师任职期内，撰写以下论文、著作之一： ①公开发表过有较高学术水平的专著或译著； ②在重要学术刊物上发表过三篇以上有价值的论文； ③在国际或省（部）级学术会议上发表过论文不少于二篇，其中至少有一篇被专家评为有实用价值或推广价值； ④独立编写的技术总结、生产报告、专题报告、可行性报告等专业技术文件，至少有二篇被专家评为有独到见解。
我国输变电工程设备维修对策探讨摘要：电力工业是设备，技术，资金密集的工业，为争取达到获得输变电工程设备寿命周期总费用最低的目的，提高设备的可靠性、经济性以适应电力生产．建设的迅速发展，本文初步探讨了输变电工程设备管理中设备的维修方法。如何借鉴国内外现有维修理论和实践的发展成果，结合电力行业自身的探索得到的经验，依靠科技进步，选择合理高效的输变电设备维修策略，是供电企业期待研究的一项重要课题。关键词：输变电设备维修对策1我国电力工程设备维修存在问题近几年来，国内供电企业由于固定投资的大量增加，设备数量增长较快，而企业由于减人增效的需要，维修人员数量增长不大，同时，由于供电可靠性等要求的提高，使得很多设备难以进行停电维修，因此，基于定期维修的计划预修体制己逐步不适应现有企业的要求。此外，设备质量的提高，也使得维修策略的改变成为可能。在这种情况下，国内供电企业以设备状态维修为突破口，开展了设备维修策略改进的实践和探索。国内供电企业设备状态维修主要是利用现有成熟的技术手段和方法对设备运行状况进行监测，利用专家系统对设备在线和离线测试数据进行分析并综合判断设备的运行状态，对设备未来的运行状态进行预测，以达到延长设备维修间隔时间、提高设备维修合理性、降低整体维修费用的目的。所采用的技术手段主要是设备在线检测披术和设备状态评估技术，前者主要是对变压器、开关、电容型设备、避雷器等的电气和机械状态参数进行实时测量；后者则是通过对历史和实时数据的分析，采用模糊数学、专家系统、神经网络等技术评估和预测设备的状态，实现方式主要体现为计算机维修管理系统(CMMS)。2输变电工程设备维修对策输变电工程设备维修对策涉及较多，主要包括复杂大系统可靠性评价、先进的传感技术、信息采集处理技术、干扰抑制技术、模式识别技术、故障严重性分析、寿命估计等领域。其中以先进的传感技术以及故障诊断的信息处理技术为研究热点。先进的传感器是实现预测性维修的重要手段，是一个长盛不衰的研究热点。这是因为，故障诊断技术的发展首先决定于能否获取尽可能多的有用信息，这是数据处理和诊断决策的基础。为了提高故障诊断水平，研究各种新型传感器便成为电力界的研究热点。原来用于军事的传感技术，也有一部分移植到电力设备的状态监测上来。美国电力研究院已开发出一种直接测量分析油中气体的半导体传感器，它可在线直接测量和分析油中的4种气体并监视其变化趋势，现已用于一些电力部门的变压器。下一步工作是把测量微水的传感器和它集成起来，并配合负荷电流测量，进一步研究油中气体、水分随负荷的变化关系。对采集到的信号加工处理，要比采集信号本身更为困难，信号加工和处理的目标有：从现场中人量的背景干扰信号中提取有用的信号；根据测得的信号进行故障分类；判断故障的严重程度，以便决定设备是否需要退出运行。为抑制现场测量中不可避免的干扰，除了应用硬件滤波器和数字滤波技术以外，近年的研究发现小波变换技术可有效地滤除稳态信号(如现场测试中经常遇到的载波信号干扰和噪杂声干扰)，可以把有用信号从比信号强几个数量级的干扰中提取出来。故障信号的分类则是更为困难的研究课题。过去用频谱来区分故障类型的方法有很大的局限性。因为许多不同类型的故障信号频谱往往有一部分甚至大部分是重叠的，在频域内很难加以区分。研究故障的“指纹特征”以及提取和识别指纹特征的方法便成为故障诊断研究的一个重要的分支。在研究的故障分类方法有：神经网络、专家系统、小波分析、分形维分析等。3输变电工程设备策略的实现(1)开展状态检修需要观念更新国内由于多数供电企业中长官意志、总工的水平往往左右着技术的开发和投入，对于新技术的探索和应用发展极不平衡，左的路线下大上特上在线检测设备，研究探求实施对电器设备的状态检修，右的思想影响下不认可在线技术和设备，仍抱着运行规程实行周期维修。而同时由于进行在线检测设备研究制造的公司、研究所或大专院校，仍然停留在研究的水平上，成型的技术还不能确证，可靠的、大批量、廉价的设备还不能推出，供电公司电气设备实行完全意义上的状态维修确实不具备条件。因此状态检修首先要在剖析现行各专业规程的基础上，结合设备现状制定出一个可靠、有效、客观的指导性文件。既保证专业规程规定的技术条件、标准、工艺等的执行，又要对设备检修的“周期规定”逐步改革。(2)开展状态检修需要加强管理，综合考虑经济性开展状态检修工作首先要领导重视。在科学管理的基础上，领导要敢于承担技术责任，要建立起负责、策划，组织、协调并指导状态检修工作的领导小组；以协调变电、配电、检修、继保、试验及其他相关专业部门的分工、配合、衔接、实施等各项具体工作。安装在线检测设备，对于一个220kV变电站动辄四、五十万元，而像邯郸供电公司拥有的变电站和设备数量，全部落实在线检测就需要两、三千多万元，且检测设备本身的运行可靠性受元器件、通讯技术等的影响，也存在相当大的不稳定性，其自身的维护成本亦不低，还不能达到减人增效的目的。(3)开展状态检修需要考虑技术先进性和成熟性电力设备的状态监测技术、状态诊断技术、状态检修技术等，目前都处在不断完善和发展的过程中，几是有利于及时、准确地了解设备状况的各种手段，无论是在线的、离线的，电气的、非电气的方法都值得考虑。利用各种新老手段所监测到的参数与人们最关心的设备强度、残余寿命之间并没有一一对应的关系。而充分运用专家经验及人工智能建立的专家系统将十分有利于做出较为正确的综合诊断分析，从而该试的试、该修的修，而在实验和维修工程中所暴露出的新情况又丰富了经验、完善了专家系统。目前对设备状态的诊断主要是建立在大量数据的统计分析上。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，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。使设备管理工作的标准化、程序化及数据资料的完整化应用于指导检修实践，用专家系统进行综合判断，不但减少人力、减少出错，而且由于已总结了大量的专家知识和相应的有关规程、标准，同时将模糊数学、人工神经网络、小波分析、遗传算法诊断等技术应用到电力设备的绝缘诊断中，使诊断的准确度高、速度快，诊断过程更接近人类的科学思维程序。(4)开展状态检修需要提高人员素质状态检修涉及的专业面广，需要各类专业人员协同工作。特别是大型变电站的设备检修、预防性试验，均需大量专业人员的参与。从变电检修工作的特点看，变电检修人员必须是专职人员，才能确保变电检修的工作质量，这就需要高素质的检修人才队伍。同时，随着高电压等级变电站的增多、带电作业的增多、状态检修的推行等，对人员素质提出了更高的要求。因此，迫切需要提高专职人员的综合素质。参考文献[1】方晴．输变电设备状态维修策略．四川电力技术，2008／02．[2】马明焕．输变电设备状态检修策略研讨．吉林电力，2008／06．[3】输变电设备：发展仍将持续，一些问题亟需注意．韩伟．电力设备，2008／l1．【4】郭云鹏．输变电设备的检修策略．华东电力，2006／12．
电动机单相运行的原因及预防在现代工业生产中，电动机的应用非常广泛，但是在生产当中电动机因缺相运行而造成烧毁的事故在生产中占有很大的比例，怎样减少这些问题的出现，全面提高电动机的使用效率，是一个值得认真思考的问题，我根据自己多年的工作实际和有关资料，现提出预防电动机单相运行的措施，仅供参考，不足之处，请提出宝贵意见。 一、电动机单相运行产生的原因及预防措施 １、熔断器熔断 ⑴故障熔断：主要是由于电机主回路单相接地或相间短路而造成熔断器熔断。 预防措施：选择适应周围环境条件的电动机和正确安装的低压电器及线路，并要定期加以检查，加强日常维护保养工作，及时排除各种隐患。 ⑵非故障性熔断：主要是熔体容量选择不当，容量偏小，在启动电动机时，受启动电流的冲击，熔断器发生熔断。 熔断器非故障性熔断是可以避免的，不要片面认为在能躲过电机的启动电流的情况下，熔体的容量尽量选择小一些的，这样才能够保护电机。我们要明确一点那就是熔断器只能保护电动机的单相接地和相间短路事故，它绝不能作为电动机的过负荷保护。 ２、正确选择熔体的容量 一般熔体额定电流选择的公式为： 额定电流＝Ｋ×电动机的额定电流 ⑴耐热容量较大的熔断器（有填料式的）Ｋ值可选择1.5～2.5。 ⑵耐热容量较小的熔断器Ｋ值可选择４～６。 对于电动机所带的负荷不同，Ｋ值也相应不同，如电动机直接带动风机，那么Ｋ值可选择大一些，如电动机的负荷不大，Ｋ值可选择小一些，具体情况视电机所带的负荷来决定。 此外，熔断器的熔体和熔座之间必需接触良好，否则会引起接触处发热，使熔体受外热而造成非故障性熔断。 在安装电动机的过程中，应采用恰当的接线方式和正确的维护方法。 ⑴对于铜、铝连接尽可能使用铜铝过渡接头，如没有铜铝接头，可在铜接头出挂锡进行连接。 ⑵对于容量较大的插入式熔断器，在接线处可加垫薄铜片（0.2mm），这样的效果会更好一些。 ⑶检查、调整熔体和熔座间的接触压力。 ⑷接线时避免损伤熔丝，紧固要适中，接线处要加垫弹簧垫圈。 ３、主回路方面易出现的故障 ⑴接触器的动静触头接触不良。 其主要原因是：接触器选择不当，触头的灭弧能力小，使动静触头粘在一起，三相触头动作不同步，造成缺相运行。 预防措施：选择比较适合的接触器。 ⑵使用环境恶劣如潮湿、振动、有腐蚀性气体和散热条件差等，造成触头损坏或接线氧化，接触不良而造成缺相运行。 预防措施：选择满足环境要求的电气元件，防护措施要得当，强制改善周围环境，定期更换元器件。 ⑶不定期检查，接触器触头磨损严重，表面凸凹不平，使接触压力不足而造成缺相运行。 预防措施：根据实际情况，确定合理的检查维护周期，进行严细认真的维护工作。 ⑷热继电器选择不当，使热继电器的双金属片烧断，造成缺相运行。 预防措施：选择合适的热继电器，尽量避免过负荷现象。 ⑸安装不当，造成导线断线或导线受外力损伤而断相。 预防措施：在导线和电缆的施工过程中，要严格执行“规范”严细认真，文明施工。 ⑹电器元件质量不合格，容量达不到标称的容量，造成触点损坏、粘死等不正常的现象。 预防措施：选择适合的元器件，安装前应进行认真的检查。 ⑺电动机本身质量不好，线圈绕组焊接不良或脱焊；引线与线圈接触不良。 预防措施：选择质量较好的电动机。 二、单相运行的分析和维护 根据电动机接线方式的不同，在不同负载下，发生单相运行的电流也不同，因此，采取的保护方式也不同。 例如：Ｙ型接线的电动机发生单相运行时，其电机相电流等于线电流，其大小与电动机所带的负载有关。 当△型接线的电动机内部断线时，电动机变成∨型接线，相电流和线电流均与电动机负载成比例增长，在额定电流负载下，两相相电流应增大1.5倍，一相线电流增加到1.5倍，其它两相线电流增加√３／２倍。 当△型接线的电动机外部断线时，此时电动机两相绕组串联后与第三组绕组并联接于两相电压之间，线电流等于绕组并联之路电流之和，与电动机负荷成比例增长，在额定负载情况下，线电流增大３／２倍，串接的两绕组电流不变，另外一相电流将增大１／２倍。 在轻载情况下，线电流从轻电流增加到额定电流，接两相绕组电流保持轻载电流不变，第三相电流约增加1.2倍左右。 所以角型接线的电动机在单相运行时，其线电流和相电流不但随断线处的不同发生变化，而且还根据负载不同发生变化。 综上所述，造成电动机单相运行的原因无非是以下的几种原因造成的： １、环境恶劣或某种原因造成一相电源断相。 ２、保险非正常性熔断。 ３、启动设备及导线、触头烧伤或损坏、松动，接触不良，选择不当等造成电源断一相。 ４、电动机定子绕组一相断路。 ５、新电机本身故障。 ６、启动设备本身故障。 只要我们在施工时认真安装，在正常运行及维护检修过程中，严格按标准执行，一定可以避免由于电动机单相运行所造成的不必要的经济损失。