论文部分内容阅读
[摘要]在变电站电力设备运行中，最主要的安全威胁来自运行设备发热..如果不能及時发现设备发热问题并采取有效的措施，那么，设备长时间的发热可能会造成电力设备的损坏，引发供电事故。本文主要对变电站运行设备导致发热的主要原因进行分析，并探讨针对变电站运行设备发热所采取的监控方法
[关键词]变电站运行设备、监控、发热、原因
[中图分类号]TM764
[文献标识码]A
[文章编号]1672-5158（2013）05-0316-01
一、前言
随着社会的发展，电力系统的安全性、稳定性成为社会经济稳定发展的重要保障，而由电力设备发热现象引起的供电事故是破坏电力系统稳定性的重要原因。在变电站运行设备的日常维护中，要确保变电站设备的正常有效运行，避免因高温天气引起的设备过热和电力负荷超过最大负荷造成严重的供电事故。
二、探析变电站运行设备发热原因
电力设备的异常，通常是由于工作在高电压和大电流状态，一些设备缺陷能够导致设备部件的异常温度升高。例如，电力设备中存在大量导体压接连接和插接连接，如果压接或插接不紧，则导致接触电匪增加，在大电流作用下出现温度异常升高。温度的升高使得接触电阻进一步增大，造成恶性循环，最终可能导致设备不能正常工作，甚至烧毁。通常，变电站运行设备出现异常发热的原因一般有以下几点：
1.设备接头发热原因
变电站运行设备接头发热的主要原因有三个方面：第一，设备设计。在变电站运行设备的设计过程中，设备所选用的构件不能满足供电设备长期运行的实际容载量。第二，在施工过程中引起的接头发热。在变电站运行设备的安装过程中，设备的接头接触部位处理不当，比如接触面不规整，有毛刺，或者固定螺丝着力不均衡等，都是导致设备接头发热的原因。第三，对变电站设备进行维护、检修、保养的周期超过规定的要求，或者不能够按照检修规程进行设备日常维护。在变电站设备的检修中，对设备接头部位没有做详细的检查；不重视设备内部有杂质或者毛刺的等缺陷；在测量电阻的过程中，对设备运行中因导线拉力、震动和摇摆等因素造成的螺丝松动等现象没有做到足够的重视，都是引起变电站运行设备发热的重要原因。
2.刀闸发热原因
（一）刀闸本身存在质量问题。比如，在变电站设备的安装过程中，或者刀闸在调试的过程中没有任何问题，但是一旦投入运行便会出现发热的现象，这种发热现象主要是由于刀闸的质量问题引起的。
（二）刀闸的安装过程存在问题。对刀闸进行的安装调试检修工作人员的技术问题也是导致变电站设备发热的重要原因之一。比如，部分刀闸在安装过程中，动静触头没有处在同一水平面上，这样产生的误差就比较大，使设备的通流能力降低，造成变电站运行设备刀闸接触不良。
3.其它部件产生发热的原因
（一）变压器发热。在变电站设备运行中，漏磁通会产生一定的涡流损耗，造成变压器部分连接螺栓发热，或者上下节油箱中部放油阀处发热，这个发热点一般都会在高压绕组侧。
（二）变压器运行中，产生的谐波也是导致变压器铁芯、绕组、电抗器等部件温度升高的主要原因。
（三）在固定单相电缆时，使用的普通金属环在工作的过程中，其产生涡流也是导致变压器发热的重要原因。一般来说，变压器开关内部的发热基本上都是由于开关接触不良造成的。
4.外部环境引起的发热
通常，变电站运行设备多与外界环境接触，设备的闸刀等部件长期受到外界自然环境的侵袭，设备经过长期的运行，其接头和闸刀位置极容易被氧化腐蚀，进而导致氧化膜的出现，增大闸刀连接处接触电阻，导致接触不良。如果变电站设备在运行时，不能及时发现并采取措施降低工作电流，将会进一步加剧接头的氧化腐蚀现象，进一步增大接头电阻，最终造成变压器局部温度骤升，引发供电事故。
三、变电站运行设备发热的监控方法
1.主变油温采用铂电阻测温，可以实时采集温度并将信息量上传远方调度监控，这种方法对绝缘性能要求高，不能直接附在高压带电设备上。
2.采用示温蜡片测温，即在电接触表面涂一层随温度变化颜色的发光材料，通过观察其颜色变化来大致确定温度范围，这种方法准确度低，需要进行人工巡查，无法实时采集测温信息上传远方调度监控。
3.采用红外成像测温仪，利用光（红外）辐射特性的红外测温仪器进行逐点测温，这种方法精确度高，仅适用于裸露设备，需要人员到位才能显示效果。
4.采用在线温度监测预警系统，由无线温度传感器（探头）、测温通信终端、测温数据管理服务器和客户端四部分组成。
无线温度传感器采集到监测点的温度通过自身的转换电路，把温度信号转换为无线信号并发送出来。
测温通信终端定时循环收集无线温度传感器发送出来的无线信号，通过数据转换电路把无线信号再还原为数字温度信号，通过485输出端口把数据发送至数据管理中心。
数据管理中心一般是有一台专用的服务器，通过专业的数据库形式，把各个变电站的温度信号集中采集和存储，所有站点的温度信号都要集中到数据管理中心来管理和配置。数据管理中心实时显示和存储各个监测点的数据，如有温升报警，即使没有人值班，也可以及时把报警信息通过GPRS短信报警主机发送至需要管理人员的手机中，使管理人员在第一时间能够掌握温度变化情况。
管理工作站采用网络形式，在统一网络中，相关的管理人员的电脑中安装相应的软件程序，根据各个部门的职责不同及管辖范围之内所有变电站的信息，通过图形、列表、历史曲线、实时曲线、报警等各种形式来进行监控。
四、结束语
随着人们生活水平的提高，电气化程度也在不断提升，居民的用电需求越来越大，变电站设备超负荷运行是常有的事。变电站运行设备的安全与人们的日常生活息息相关。对于变电站运行设备发热，应及时采取一定的预防监控措施，避免造成不可挽回的供电事故。只有加强对变电站运行设备的监控，具体分析变电站运行设备过热的原因，才能从根本上避免设备安全隐患问题的出现，从而保证用户用电安全，促进电力部门的长远发展。
参考文献
[1]王兴贵，黄忠良.同步发电机励磁系统的智能变结构控制[J].电力系统及其自动化学报，2006年06期
[2]王兴贵，任婷会，黄忠良.三相电压型PWM整流器的滑模控制[J].电力电子技术，2007年01期
[3]王先培，朱天清，熊平；基于MAS的电力系统脆弱性评估与控制[J]电力系统及其自动化学报，2003年03期
[关键词]变电站运行设备、监控、发热、原因
[中图分类号]TM764
[文献标识码]A
[文章编号]1672-5158（2013）05-0316-01
一、前言
随着社会的发展，电力系统的安全性、稳定性成为社会经济稳定发展的重要保障，而由电力设备发热现象引起的供电事故是破坏电力系统稳定性的重要原因。在变电站运行设备的日常维护中，要确保变电站设备的正常有效运行，避免因高温天气引起的设备过热和电力负荷超过最大负荷造成严重的供电事故。
二、探析变电站运行设备发热原因
电力设备的异常，通常是由于工作在高电压和大电流状态，一些设备缺陷能够导致设备部件的异常温度升高。例如，电力设备中存在大量导体压接连接和插接连接，如果压接或插接不紧，则导致接触电匪增加，在大电流作用下出现温度异常升高。温度的升高使得接触电阻进一步增大，造成恶性循环，最终可能导致设备不能正常工作，甚至烧毁。通常，变电站运行设备出现异常发热的原因一般有以下几点：
1.设备接头发热原因
变电站运行设备接头发热的主要原因有三个方面：第一，设备设计。在变电站运行设备的设计过程中，设备所选用的构件不能满足供电设备长期运行的实际容载量。第二，在施工过程中引起的接头发热。在变电站运行设备的安装过程中，设备的接头接触部位处理不当，比如接触面不规整，有毛刺，或者固定螺丝着力不均衡等，都是导致设备接头发热的原因。第三，对变电站设备进行维护、检修、保养的周期超过规定的要求，或者不能够按照检修规程进行设备日常维护。在变电站设备的检修中，对设备接头部位没有做详细的检查；不重视设备内部有杂质或者毛刺的等缺陷；在测量电阻的过程中，对设备运行中因导线拉力、震动和摇摆等因素造成的螺丝松动等现象没有做到足够的重视，都是引起变电站运行设备发热的重要原因。
2.刀闸发热原因
（一）刀闸本身存在质量问题。比如，在变电站设备的安装过程中，或者刀闸在调试的过程中没有任何问题，但是一旦投入运行便会出现发热的现象，这种发热现象主要是由于刀闸的质量问题引起的。
（二）刀闸的安装过程存在问题。对刀闸进行的安装调试检修工作人员的技术问题也是导致变电站设备发热的重要原因之一。比如，部分刀闸在安装过程中，动静触头没有处在同一水平面上，这样产生的误差就比较大，使设备的通流能力降低，造成变电站运行设备刀闸接触不良。
3.其它部件产生发热的原因
（一）变压器发热。在变电站设备运行中，漏磁通会产生一定的涡流损耗，造成变压器部分连接螺栓发热，或者上下节油箱中部放油阀处发热，这个发热点一般都会在高压绕组侧。
（二）变压器运行中，产生的谐波也是导致变压器铁芯、绕组、电抗器等部件温度升高的主要原因。
（三）在固定单相电缆时，使用的普通金属环在工作的过程中，其产生涡流也是导致变压器发热的重要原因。一般来说，变压器开关内部的发热基本上都是由于开关接触不良造成的。
4.外部环境引起的发热
通常，变电站运行设备多与外界环境接触，设备的闸刀等部件长期受到外界自然环境的侵袭，设备经过长期的运行，其接头和闸刀位置极容易被氧化腐蚀，进而导致氧化膜的出现，增大闸刀连接处接触电阻，导致接触不良。如果变电站设备在运行时，不能及时发现并采取措施降低工作电流，将会进一步加剧接头的氧化腐蚀现象，进一步增大接头电阻，最终造成变压器局部温度骤升，引发供电事故。
三、变电站运行设备发热的监控方法
1.主变油温采用铂电阻测温，可以实时采集温度并将信息量上传远方调度监控，这种方法对绝缘性能要求高，不能直接附在高压带电设备上。
2.采用示温蜡片测温，即在电接触表面涂一层随温度变化颜色的发光材料，通过观察其颜色变化来大致确定温度范围，这种方法准确度低，需要进行人工巡查，无法实时采集测温信息上传远方调度监控。
3.采用红外成像测温仪，利用光（红外）辐射特性的红外测温仪器进行逐点测温，这种方法精确度高，仅适用于裸露设备，需要人员到位才能显示效果。
4.采用在线温度监测预警系统，由无线温度传感器（探头）、测温通信终端、测温数据管理服务器和客户端四部分组成。
无线温度传感器采集到监测点的温度通过自身的转换电路，把温度信号转换为无线信号并发送出来。
测温通信终端定时循环收集无线温度传感器发送出来的无线信号，通过数据转换电路把无线信号再还原为数字温度信号，通过485输出端口把数据发送至数据管理中心。
数据管理中心一般是有一台专用的服务器，通过专业的数据库形式，把各个变电站的温度信号集中采集和存储，所有站点的温度信号都要集中到数据管理中心来管理和配置。数据管理中心实时显示和存储各个监测点的数据，如有温升报警，即使没有人值班，也可以及时把报警信息通过GPRS短信报警主机发送至需要管理人员的手机中，使管理人员在第一时间能够掌握温度变化情况。
管理工作站采用网络形式，在统一网络中，相关的管理人员的电脑中安装相应的软件程序，根据各个部门的职责不同及管辖范围之内所有变电站的信息，通过图形、列表、历史曲线、实时曲线、报警等各种形式来进行监控。
四、结束语
随着人们生活水平的提高，电气化程度也在不断提升，居民的用电需求越来越大，变电站设备超负荷运行是常有的事。变电站运行设备的安全与人们的日常生活息息相关。对于变电站运行设备发热，应及时采取一定的预防监控措施，避免造成不可挽回的供电事故。只有加强对变电站运行设备的监控，具体分析变电站运行设备过热的原因，才能从根本上避免设备安全隐患问题的出现，从而保证用户用电安全，促进电力部门的长远发展。
参考文献
[1]王兴贵，黄忠良.同步发电机励磁系统的智能变结构控制[J].电力系统及其自动化学报，2006年06期
[2]王兴贵，任婷会，黄忠良.三相电压型PWM整流器的滑模控制[J].电力电子技术，2007年01期
[3]王先培，朱天清，熊平；基于MAS的电力系统脆弱性评估与控制[J]电力系统及其自动化学报，2003年03期