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摘要： 本文简单讨论了在运行中电力设备存在的问题，并就这些问题提出了可行的解决方法，能有效地提高电力系统运行的安全性。
关键词：电力设备；一次设备；二次设备；解决方法
电力设备维护在电力系统中的起着及时切除电力系统故障和反映电力系统设备不正常工作状况的作用，同时最大限度的降低故障对电力系统的影响。电力系统倘若发生故障，会给电力工业和工农业带来巨大的灾害，严重时危机设备和人身安全。笔者根据多年的实践经验，浅述在运行中电力设备存在的问题和解决方法
1一次设备运行中出现的问题及解决方案
电力系统由发电、输电、变电、配电及用电等环节组成的，通常把直接生产、输送和分配电能的设备成为电力系统的一次设备也称为主设备，一次设备构成了电力系统的主体，通常包括隔离开关、发电机、断路器、电力变压器、电力母线、输电线路和电力电缆等设备。以下主要介绍主变和母线运行中的问题以及解决措施。
1．1主变运行中出现的问题及解决方案
变压器是变电站中的主要设备。随着电力系统容量的日益增大，变压器的安全越来越重要 。它的运行状况对电力系统的安全稳定运行具有重大影响。
1．1．1电气和器身方面的缺陷
(1) 整体绝缘降低
整体绝缘降低的原因全部都是绝缘油逐渐老化，尚未发现绕组受潮的例子。出现这种缺陷后，只要及时更换再生器中的硅胶，绝缘即可恢复。油老化比较严重的，也只需在一二年内再换一次硅胶，就可解决问题。因此绝缘降低的缺陷采取相应反措后，仍可继续运行，以待计划性大修中解决。对安全运行并不构成威胁。
(2) 鐵芯绝缘电阻降低和铁芯接地
铁芯绝缘电阻降低和铁芯接是主变电气方面占第二位的缺陷。 造成铁芯绝缘下降的主要原因是：铁芯夹件与铁芯间的绝缘纸板宽度较小，厚度也较小，在夹件和铁芯间所形成的沟槽宽度不够，油中杂质易在沟槽中沉积，使铁芯绝缘逐渐降低。在处理铁芯绝缘低的问题上，对造成保护装置动作的和绝缘电阻降至零的，均迅速进行吊罩俭修，对绝缘电阻降低缓慢的，则根据色谱分析结果，选择合适的检修日期多数是结合大修处理的。从以上情况不难看出，这类缺陷的根本原因是设计的不合理和安装工艺的不细致。
(3) 分接开关接触不良
有载和无载分接开关接触不良的缺陷，是主变各类缺陷中数量最多的一种根据多年运行检修经验，分析认为分接开关接触不良频繁发生的直接原因是：接触点压力不够和接点表面镀层材料易于氧化：而根本原因则是设计和制造上没有采取有效的保证接触良好的技术措施。尽管截止到目前尚末因接触不良直接导致严重事故，但是造成过被迫停电检修的情况很多。如果不是定期的色谱分析和直阻测量发现问题并及时处理，因分接开关接触不良引起事故将不可避免。
(4) 管套绝缘劣化
这类缺陷一般能占到问题的20％左右。据分析认为最大的可能是由于电容芯子在出厂时干燥不彻底。这些缺陷是由于设计不周和工艺马虎造成的。对介损大的套管均及时组织检修，更换为新套管；小套管的缺陷则视情节轻重和有停电机会时，进行更换检修。
1．1．2结构和机构方面的缺陷
(1) 外部渗漏
国内各厂生产的变压器，渗漏是一个普遍存在的问题。它不仅严重地影响外观整洁，而且因油污造成的额外积尘，特别是在散热器上，极大地妨碍散热，另外，还腐蚀变压器体外的二次电缆，并给检修维护工作带来不便。目前，处理比较严重的漏渗的工作，已成维修工作的主要内容，导致大量人力财力消耗。渗漏的主要部位是在器身外部的各种部件上。这些问题只要制造厂改进设计，严格加工工艺，对材质严格把关，配用质量好的附件，就可以很好地解决。
(2) 内部渗翻
这种缺陷普遍存在于有载分接开关的切换开关筒上。电容套管的内渗在以前曾发生过。近十余年来，由于设计和工艺的进步，内渗现象已逐渐基本消除。
(3) 有载分接开关动作失灵
开关控制系统和传动系统的失灵，是变压器的另一大病疾。随着有载调压主变的增多，给运行检修造成了越来越多的麻烦。
1．1．3分析探讨
从以上分析可以看出，变压器在运行中存在的普遍性的缺陷，大多数都和制造质量有直接关系，运行检修部门很难彻底改善。所以只能根据多年的经验，区别情况具体分析和采取措施。在更换有缺陷或已损坏的部件时，应尽量选用质量已有改进或更新换代的产品。对易损件需准备较多的备品。对发现早期缺陷灵敏度较高的预防性试验项目如直流电阻，特别是绝缘油的色谱分析，应坚持按规定周期进行，并继续完善方法和仪器。对在线的变压器潜伏故障监测装置，要定期检验和整定，使其正常工作，以保证对潜伏性故障做出正确反应。
1．2母线运行中出现的问题及解决方案
随着电网的快速发展，电网的安全和系统的稳定日益受到人们的关注。由于母线是变电站及电力系统汇合的枢纽，承担着电能的汇集及分配等重要任务，重要性众人皆知。它在一般运行中可能发生短路、断线等故障。当未装设专用的母线保护时，如果母线发生故障，只能依靠相邻元件(如发电机、线路或变压器等)的后备保护带延时切除故障，这将延长故障切除时间，并且往往会扩大停电范，对高压电网的安全运行极为不利，因此GB14285-93《继电保护和安全自动装置技术规程》规定在35-50KV的发电厂或变电所的母线上应装设专用的母线保护。其保护工作的可靠性将直接影响发电厂和变电站工作的可靠性， 因此要求母线保护应能快速、可靠地切除故障母线，消除或尽量减小故障的影响。
1．3母线保护的构成原理及其适用范围
(1) 对3-10kV单母线分段接线，采用不完全电流差动式母线保护，保护仅接人有电源支路(如电源进线、母线分段或对端有电源出线等)的二次侧电流。保护一般由两段组成：第一段采用无时限或带短时限的电流速断保护，当灵敏系数不符合要求时，可采用电流闭锁电压速断保护：第二段采用带时限的过电流保护，其动作时限应大于无电源出线过电流保护一级。
(2) 对于35-66kV各种接线形式的母线，宜采用不带比率制动的完全电流差动式母线保护。 即将接在本段母线上所有进出元件的二次电流均接人差动保护回路， 以便能实现有选择性的快速保护。
(3)110-500kV各种主接线形式的母线，应采用具有比率制动特性的差动保护，并应设置大差动及各段母线小差动，大差动作为母线区内故障的判别元件，小差动作为故障母线的选择元件。
1．4结论
为了保证一次设备的安全可靠。就必须采取充分的微机保护措施。电力系统中的微机保护装置起着及其重要的作用，当电力系统运行发生故障时，它可以自动、快速、有选择地将故障设备从电力系统中切除，从而保证系统中其他部分正常运行；当电力系统出现不正常工作状态时，可动作并发微机出相应的信号、减少负荷或跳闸。电力系统中的保护装置在技术上首先应满足速动性、灵敏性、选择性和可靠性这四个方面的基本要求。
2二次设备运行中出现的问题及解决方案
电力系统二次设备主要包括继电保护、自动装置、故障录波、就地监控及远动，其可靠运行时确保电网稳定和电力设备安全的基本要求。电力二次设备受到电磁干扰等原因导致误动作、拒动作，对其实行状态检修是电力系统发展的需要 。
2．1二次设备的状态监测
站内二次设备的状态监测对象主要有：交流测量系统，包括TA、Tv二次回路绝缘良好、回路完整，测量元件的完好；直流操作、信号系统，包括直流电源、操作及信号回路绝缘良好、回路完整；逻辑判断系统，包括硬件逻辑判断回路和软件功能；通信系统；屏蔽接地系统等。与一次设备不同的是二次设备的状态监测对象不是单一的元件，而是一个单元或一个系统。监测的是各元件的动态性能，有些元件的性能仍然需要离线检测，如TA的特性曲线等。因此，电气二次设备的离线检测数据也是状态监测与诊断的依据。
2．2对二次设备的状态监测方法
随着微机保护和微机自动装置的自诊断技术的发展、变电站故障诊断系统的完善为电气二次设备的状态监测奠定了技术基础。对综合自动化变电站而言容易实现状态监测，保护装置内各模块具有自诊断功能，对装置的电源、CPU、、 I／O接口、A／D转换、存储器等插件进行巡查诊断。可以采用比较法、编码法、校验法、监视定时器法、特征字法等故障测试的方法。对保护装置可通过加载诊断程序，自动测试每一台设备和部件。然而。对常规保护进行状态监测较难实现，因为二次回路是由若干继电器和连接各个设备的电缆所组成，点多、又分散，要通过在线监测继电器触点的状况，回路接线的正确性等则很难，也不经济。一方面应从设备管理环节人手，如设备的验收管理、离线检修资料管理。结合在线监测来诊断其状态。另一方面在不增加新的投入的情况下。应充分利用现有的测量手段。如TA、TV 的断线监测；直流回路绝缘监测、二次保险熔断报警等。
3结束语
电网运行的基础是供电设备的检修。占企业经营成本的一大部分支出为检修技改费用， 检修质量如何直接影响供电可靠性和电能质量，直接关系到电网运行质量。另外，随着电网的发展，供电设备数量日益增多，迫使各电力公司更关注企业的利益，更注重企业资源的优化配置，更注重追求企业利润的最大化，特别是电力体制改革的全面推进，在设备的检修费用成本日益增加的压力下，革新检修方式，采用更为先进的检修管理手段己是迫在眉睫。
参考文献：
[1]电力系统继电保护实用技术问答[M].国家电力调度通讯中心编.2000．
[2]黄翠．浅析电气二次设备的状态检修[Z]．2007年全國输变电设备状态检修技术交流研讨会论文集，2007．
[3]陈绍光．电力系统二次设备状态检修探讨[J]．云南水力发电，2005(05)．
[4]电力系统继电保护原理与运行[M].华中工学院编．电力工业出版社.1981．
关键词：电力设备；一次设备；二次设备；解决方法
电力设备维护在电力系统中的起着及时切除电力系统故障和反映电力系统设备不正常工作状况的作用，同时最大限度的降低故障对电力系统的影响。电力系统倘若发生故障，会给电力工业和工农业带来巨大的灾害，严重时危机设备和人身安全。笔者根据多年的实践经验，浅述在运行中电力设备存在的问题和解决方法
1一次设备运行中出现的问题及解决方案
电力系统由发电、输电、变电、配电及用电等环节组成的，通常把直接生产、输送和分配电能的设备成为电力系统的一次设备也称为主设备，一次设备构成了电力系统的主体，通常包括隔离开关、发电机、断路器、电力变压器、电力母线、输电线路和电力电缆等设备。以下主要介绍主变和母线运行中的问题以及解决措施。
1．1主变运行中出现的问题及解决方案
变压器是变电站中的主要设备。随着电力系统容量的日益增大，变压器的安全越来越重要 。它的运行状况对电力系统的安全稳定运行具有重大影响。
1．1．1电气和器身方面的缺陷
(1) 整体绝缘降低
整体绝缘降低的原因全部都是绝缘油逐渐老化，尚未发现绕组受潮的例子。出现这种缺陷后，只要及时更换再生器中的硅胶，绝缘即可恢复。油老化比较严重的，也只需在一二年内再换一次硅胶，就可解决问题。因此绝缘降低的缺陷采取相应反措后，仍可继续运行，以待计划性大修中解决。对安全运行并不构成威胁。
(2) 鐵芯绝缘电阻降低和铁芯接地
铁芯绝缘电阻降低和铁芯接是主变电气方面占第二位的缺陷。 造成铁芯绝缘下降的主要原因是：铁芯夹件与铁芯间的绝缘纸板宽度较小，厚度也较小，在夹件和铁芯间所形成的沟槽宽度不够，油中杂质易在沟槽中沉积，使铁芯绝缘逐渐降低。在处理铁芯绝缘低的问题上，对造成保护装置动作的和绝缘电阻降至零的，均迅速进行吊罩俭修，对绝缘电阻降低缓慢的，则根据色谱分析结果，选择合适的检修日期多数是结合大修处理的。从以上情况不难看出，这类缺陷的根本原因是设计的不合理和安装工艺的不细致。
(3) 分接开关接触不良
有载和无载分接开关接触不良的缺陷，是主变各类缺陷中数量最多的一种根据多年运行检修经验，分析认为分接开关接触不良频繁发生的直接原因是：接触点压力不够和接点表面镀层材料易于氧化：而根本原因则是设计和制造上没有采取有效的保证接触良好的技术措施。尽管截止到目前尚末因接触不良直接导致严重事故，但是造成过被迫停电检修的情况很多。如果不是定期的色谱分析和直阻测量发现问题并及时处理，因分接开关接触不良引起事故将不可避免。
(4) 管套绝缘劣化
这类缺陷一般能占到问题的20％左右。据分析认为最大的可能是由于电容芯子在出厂时干燥不彻底。这些缺陷是由于设计不周和工艺马虎造成的。对介损大的套管均及时组织检修，更换为新套管；小套管的缺陷则视情节轻重和有停电机会时，进行更换检修。
1．1．2结构和机构方面的缺陷
(1) 外部渗漏
国内各厂生产的变压器，渗漏是一个普遍存在的问题。它不仅严重地影响外观整洁，而且因油污造成的额外积尘，特别是在散热器上，极大地妨碍散热，另外，还腐蚀变压器体外的二次电缆，并给检修维护工作带来不便。目前，处理比较严重的漏渗的工作，已成维修工作的主要内容，导致大量人力财力消耗。渗漏的主要部位是在器身外部的各种部件上。这些问题只要制造厂改进设计，严格加工工艺，对材质严格把关，配用质量好的附件，就可以很好地解决。
(2) 内部渗翻
这种缺陷普遍存在于有载分接开关的切换开关筒上。电容套管的内渗在以前曾发生过。近十余年来，由于设计和工艺的进步，内渗现象已逐渐基本消除。
(3) 有载分接开关动作失灵
开关控制系统和传动系统的失灵，是变压器的另一大病疾。随着有载调压主变的增多，给运行检修造成了越来越多的麻烦。
1．1．3分析探讨
从以上分析可以看出，变压器在运行中存在的普遍性的缺陷，大多数都和制造质量有直接关系，运行检修部门很难彻底改善。所以只能根据多年的经验，区别情况具体分析和采取措施。在更换有缺陷或已损坏的部件时，应尽量选用质量已有改进或更新换代的产品。对易损件需准备较多的备品。对发现早期缺陷灵敏度较高的预防性试验项目如直流电阻，特别是绝缘油的色谱分析，应坚持按规定周期进行，并继续完善方法和仪器。对在线的变压器潜伏故障监测装置，要定期检验和整定，使其正常工作，以保证对潜伏性故障做出正确反应。
1．2母线运行中出现的问题及解决方案
随着电网的快速发展，电网的安全和系统的稳定日益受到人们的关注。由于母线是变电站及电力系统汇合的枢纽，承担着电能的汇集及分配等重要任务，重要性众人皆知。它在一般运行中可能发生短路、断线等故障。当未装设专用的母线保护时，如果母线发生故障，只能依靠相邻元件(如发电机、线路或变压器等)的后备保护带延时切除故障，这将延长故障切除时间，并且往往会扩大停电范，对高压电网的安全运行极为不利，因此GB14285-93《继电保护和安全自动装置技术规程》规定在35-50KV的发电厂或变电所的母线上应装设专用的母线保护。其保护工作的可靠性将直接影响发电厂和变电站工作的可靠性， 因此要求母线保护应能快速、可靠地切除故障母线，消除或尽量减小故障的影响。
1．3母线保护的构成原理及其适用范围
(1) 对3-10kV单母线分段接线，采用不完全电流差动式母线保护，保护仅接人有电源支路(如电源进线、母线分段或对端有电源出线等)的二次侧电流。保护一般由两段组成：第一段采用无时限或带短时限的电流速断保护，当灵敏系数不符合要求时，可采用电流闭锁电压速断保护：第二段采用带时限的过电流保护，其动作时限应大于无电源出线过电流保护一级。
(2) 对于35-66kV各种接线形式的母线，宜采用不带比率制动的完全电流差动式母线保护。 即将接在本段母线上所有进出元件的二次电流均接人差动保护回路， 以便能实现有选择性的快速保护。
(3)110-500kV各种主接线形式的母线，应采用具有比率制动特性的差动保护，并应设置大差动及各段母线小差动，大差动作为母线区内故障的判别元件，小差动作为故障母线的选择元件。
1．4结论
为了保证一次设备的安全可靠。就必须采取充分的微机保护措施。电力系统中的微机保护装置起着及其重要的作用，当电力系统运行发生故障时，它可以自动、快速、有选择地将故障设备从电力系统中切除，从而保证系统中其他部分正常运行；当电力系统出现不正常工作状态时，可动作并发微机出相应的信号、减少负荷或跳闸。电力系统中的保护装置在技术上首先应满足速动性、灵敏性、选择性和可靠性这四个方面的基本要求。
2二次设备运行中出现的问题及解决方案
电力系统二次设备主要包括继电保护、自动装置、故障录波、就地监控及远动，其可靠运行时确保电网稳定和电力设备安全的基本要求。电力二次设备受到电磁干扰等原因导致误动作、拒动作，对其实行状态检修是电力系统发展的需要 。
2．1二次设备的状态监测
站内二次设备的状态监测对象主要有：交流测量系统，包括TA、Tv二次回路绝缘良好、回路完整，测量元件的完好；直流操作、信号系统，包括直流电源、操作及信号回路绝缘良好、回路完整；逻辑判断系统，包括硬件逻辑判断回路和软件功能；通信系统；屏蔽接地系统等。与一次设备不同的是二次设备的状态监测对象不是单一的元件，而是一个单元或一个系统。监测的是各元件的动态性能，有些元件的性能仍然需要离线检测，如TA的特性曲线等。因此，电气二次设备的离线检测数据也是状态监测与诊断的依据。
2．2对二次设备的状态监测方法
随着微机保护和微机自动装置的自诊断技术的发展、变电站故障诊断系统的完善为电气二次设备的状态监测奠定了技术基础。对综合自动化变电站而言容易实现状态监测，保护装置内各模块具有自诊断功能，对装置的电源、CPU、、 I／O接口、A／D转换、存储器等插件进行巡查诊断。可以采用比较法、编码法、校验法、监视定时器法、特征字法等故障测试的方法。对保护装置可通过加载诊断程序，自动测试每一台设备和部件。然而。对常规保护进行状态监测较难实现，因为二次回路是由若干继电器和连接各个设备的电缆所组成，点多、又分散，要通过在线监测继电器触点的状况，回路接线的正确性等则很难，也不经济。一方面应从设备管理环节人手，如设备的验收管理、离线检修资料管理。结合在线监测来诊断其状态。另一方面在不增加新的投入的情况下。应充分利用现有的测量手段。如TA、TV 的断线监测；直流回路绝缘监测、二次保险熔断报警等。
3结束语
电网运行的基础是供电设备的检修。占企业经营成本的一大部分支出为检修技改费用， 检修质量如何直接影响供电可靠性和电能质量，直接关系到电网运行质量。另外，随着电网的发展，供电设备数量日益增多，迫使各电力公司更关注企业的利益，更注重企业资源的优化配置，更注重追求企业利润的最大化，特别是电力体制改革的全面推进，在设备的检修费用成本日益增加的压力下，革新检修方式，采用更为先进的检修管理手段己是迫在眉睫。
参考文献：
[1]电力系统继电保护实用技术问答[M].国家电力调度通讯中心编.2000．
[2]黄翠．浅析电气二次设备的状态检修[Z]．2007年全國输变电设备状态检修技术交流研讨会论文集，2007．
[3]陈绍光．电力系统二次设备状态检修探讨[J]．云南水力发电，2005(05)．
[4]电力系统继电保护原理与运行[M].华中工学院编．电力工业出版社.1981．