水电站运行维护方案（推荐8篇）
目录
一、概况
二、分布式光伏电站运行管理
三、信息化管理系统
四、电站日常维护
一、概况
中小型光伏电站的特点是占地面积小、安装位置灵活且日常维护量少。由于光伏电站不同的运行环境，为了能够使光伏发电系统更安全、更稳定的运行，提高发电效率，增加用户收益，特编制本运维手册，以便于有一定专业知识人员在条件允许的情况下对电站进行适当维护。
二、分布式光伏电站运维管理
1.1 建立完善的技术文件管理体系
技术文件主要包括：
（1）建立电站的设备技术档案和设计施工图纸档案；（2）建立电站的信息化管理系统；（3）建立电站的运行期档案。
1.2 建立电站设备技术档案和设计施工图纸档案
主要包括：
（1）设计施工、竣工图纸；
（2）设备的基本工作原理、技术参数、设备安装规程、设备调试的步骤；
（3）所有操作开关、旋钮、手柄以及状态和信号指示的说明；（4）设备运行的操作步骤；（5）电站维护的项目及内容；
（6）维护日程和所有维护项目的操作规程。
1.3 建立信息化管理系统
（1）利用数字化信息化技术，来统一标定和处理光伏电站的信息采集、传输、处理、通讯，整合光伏电站设备监控管理、状态监测管理系统、综合自动保护系统，实现光伏电站数据共享和远程监控。
（2）光伏电站监控系统一般分为两大类：
a.一种是无线网络的分布式监控系统。一般应用于安装区域比较分散，采用分块发电、低压分散并网的中小型屋顶光伏电站。由于其采用GPRS无线公网传输，数据稳定性和安全性得丌到保证,因此，一般不应用于10 KV及以上电压等级并网的光伏电站。b.另一种是光纤网络的集中式监控系统。一般应用于大型地面光伏电站，或并网电压等级为10KV及以上的屋顶光伏电站。
二、信息化管理系统
2.1 无线网络的分布式监控系统
（1）每个监控子站分别通过RS485通讯采集光伏并网逆变器、电表和气象站的数据，通过Ethernet/WiFi/GPRS等多种通信手段将数据发送到相关本地服务器或者远程服务器，再通过网络客户端进行数据显示。
（2）用户也可以登陆远程服务器进行数据的实时远程访问，并通过网络客户端、智能手机和平板电脑等进行数据展示。
2.2 相关管理制度及标准——信息化系统基础
（1）明确并网光伏电站相关管理制度及运维手册;（2）建立光伏电站运维相关国家、地方及行业标准
2.3 加强人员培训 主要是针对两方面的人员进行：
（1）对与业技术人员进行培训，针对运行维护管理存在的重点和难点问题，组织与业技术人员进行各种与题的内部培训工作，并将技术人员送出去进行系统的相关知识培训，提高与业技术人员的与业技能;（2）对电站操作人员的培训，经过培训后，使其了解和掌握光伏发电系统的基本工作原理和各设备的功能，并要达到能够按要求进行电站的日常维护工作，具有能判断一般故障的产生原因并能解决的能力。
2.4 建立通畅的信息通道
（1）设立专人负责与电站操作人员和设备厂家的联系工作。当电站出现故障时，操作人员能及时将问题提交给相关部门，同时也能在最短的时间内通知设备厂家和维修人员及时到现场进行修理。
（2）对每个电站都要建立全面完整的技术文件资料档案，并设立专人负责电站技术文件的管理，为电站的安全可靠运行提供强有力的技术基础数据支持。
三、光伏电站日常维护
3.1 光伏组件与支架
（1）光伏组件表面应保持清洁，应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件；应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件；
（2）光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件；
a.光伏组件存在玻璃破碎、背板灼烧、明显颜色变化等； b.光伏组件中存在接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法连接等；
（3）光伏组件上的带电警告标识不得丢失。
（4）使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好，两者之间接触电阻应不大于4Ω，边框必须牢固接地。
（5）在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照为500W/m2以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外表面（电池正上方区域）温度差异应小于20℃。装机容量大于50kWp的光伏电站，应配备红外线热像仪，检测光伏组件外表面温度差异。（6）使用直流钳型电流表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流，其偏差应不超过5%。（7）支架的维护
a.所有螺栓、支架连接应牢固可靠
b.支架表面的防腐涂层，不应出现开裂和脱落现象，否则应及时补刷
c.支架要保持接地良好，每年雷雨季节到来之前应对接地系统进行检查。主要检查连接处是否坚固、接触是否良好
d.用于固定光伏支架的植筋或膨胀螺栓不应松动。采取预制基座安装的光伏支架，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动
3.1 光伏组件的清洗
（1）近年来，光伏电站年装机量逐年增加，国家补贴政策从“金太阳”、“光电建筑”演变为电价补贴，因此电站的发电量至关重要，而组件上的灰尘是影响发电量的重要因素之一。
组件清洗前后对比
清洗之后的电站发电量提高5%-30%，清洗频率一年十次或每月一次不等。（2）清洗方式
a.人工清洗（这是目前使用最广泛的方式）
优点：费用低
缺点：人员不易管理；清洁效果差；对组件玻璃有磨损；影响透光率和寿命。b.高压水枪清洗
优点：清洗效果好
缺点：用水量较大；1MW用水量约为十吨；水枪压力过大，会造成组件隐裂；无法在车辆无法行驶的山地使用（3）专业设备清洗
优点：用水量较小；清洗速度快、效果好
为使高压配电装置能正常运行, 对高压配电装置必须按《电力设备预防性试验规程》进行定期试验, 预防性试验的项目, 根据设备的不同而有所不同。
为使配电装置能正常运行, 对运行着的设备必须进行定期的检查, 如断路器、隔离开关、母线及一次系统的其他所有设备。高温、高负荷及存在缺陷的设备应增加巡回检查次数。
运行中的油断路器、隔离开关应检查:
(1) 绝缘支持瓷瓶有无破裂、闪络现象及有否积污。
(2) 各连接处 (接头) 有无发热、变色。
(3) 分、合指示是否正常、正确等。
(4) 传动机构是否灵活、可靠, 有无卡死。
(5) 油断路器的油位、油色及漏油情况。
(6) 隔离开关动静刀片的接触情况。
其他设备按运行规程的规定进行, 在检查中如发现有不正常运行情况危及设备、人身安全时, 应立即停机处理。
为使高压配电装置能正常运行, 电气设备的操作必须严格遵守《电业安全工作规程》的规定, 填用操作票, 按电气设备倒闸操作的要求顺序进行操作。如合闸时, 必须先合隔离开关, 后合高压断路器;分闸时, 必须先拉高压断路器, 后拉隔离开关。
2 配电盘、继电保护及二次回路的正常运行和维护
2.1 配电盘、继电保护及二次回路的作用
(1) 配电盘是用来测量、监视发供电情况的装置, 盘上装有各种测量监视仪表及各种必要的开关。
(2) 继电保护装置是由一个或几个甚至几十个继电器所组成的自动保护装置, 其作用是保证电力系统和发电站的可靠安全运行, 减少事故的发生, 把故障所造成的影响限制在最小的范围以内。
(3) 二次回路是表示二次装置的设备相互关系的电路, 它是由对一次回路进行测量、监视、信号、操作、保护等装置所组成。
2.2 对配电盘、继电保护及二次回路的要求
为保证水电站的正常、可靠、安全地运行, 减少事故的发生, 对配电盘、继电保护装置及二次回路应严格按照有关规程的规定执行。
(1) 二次回路的绝缘电阻用500V兆欧表测定, 其绝缘电阻应不小于0.5MΩ。
(2) 继电保护装置, 当整定值校好后, 应加封印, 封印不得随便启封。
(3) 继电保护整定值和二次接线, 任何人不得随意改变。必须更改时应经有关技术负责人同意后方可更改。更改后应向值班人员说明清楚, 并应在二次接线图上也作相应的更改。
(4) 继电保护装置的投入和切除, 应按有关人员的命令执行, 如调度管理的设备应有调度命令, 电厂负责管理的设备应有电厂技术负责人命令。
(5) 值班人员对配电盘、继电保护及二次回路, 应按本章第32条的规定, 进行定期检查。
(6) 配电盘、继电保护及二次回路检修时, 应填用第二种工作票。
2.3 电流互感器和电压互感器的作用和要求
在二次回路中, 测量、监视和继电保护等二次设备都由电流互感器和电压互感器的二次侧供电。所以电流互感器与电压互感器的运行正常与否关系极大。为安全可靠及无事故运行, 电流互感器在二次回路上工作时, 严禁将电流互感器的二次侧开路, 以防止二次回路出现高压。电压互感器在二次回路上工作时, 严禁将电压互感器的二次侧短路, 以防短路电流烧坏设备。使用电流互感器和电压互感器可将测量仪表、继电器和自动装置接于高压装置中, 这样可达到: (1) 测量安全; (2) 仪表和继电器的生产可以标准化, 降低生产成本。如可将测量仪表、继电器绕组的额定电流设计为5A及额定电压设计为100V。
(1) 电流互感器又称变流器, 它的作用是把电路中的大电流变成小电流, 供给测量仪表和继电器的电流线圈, 同时使测量仪表和工作人员与高压隔离以保证安全。
电流互感器也有使用在低压回路中的, 其目的是为了利用较简单而经济的电气仪表, 并使配电盘接线简单。
规程指出:运行中的电流互感器二次侧不许开路。这是因为:电流互感器一次电流的大小与二次负载电流的大小无关。电流互感器正常工作时, 由于阻抗很小, 接近于短路状态, 一次电流所产生的磁势大部分被二次电流产生的磁势所补偿, 总磁通密度很小, 二次绕组电势也很小。当电流互感器二次侧开路时, 阻抗无限增大 (Z2=∞) , 二次电流等于零, 其磁势等于零, 总磁势等于一次绕组电流产生的磁势 (I0N1=I1N1) , 也就是一次电流完全变成了激磁电流。这样, 在二次绕组内产生很高的电势, 其峰值可达几千伏, 威胁人身安全, 或造成仪表、保护装置、互感器二次绕组绝缘损坏。另一方面, 一次绕组磁势使铁心磁通密度大大增加, 也有可能造成铁芯过度发热而损坏。
(2) 电压互感器。电压互感器是一种降压变压器, 它的作用是把电路中的高电压变成低电压, 供给测量仪表和继电器的电压绕组, 同时, 使测量仪表和工作人员与高压隔离, 以保证安全。
应该指出, 为使电压互感器能安全运行, 电压互感器的二次不许短路。因为电压互感器的二次约有100V的电压, 应接于能承受100V电压的回路内, 其所通过的电流由二次回路内阻抗的大小来决定。因二次短路则阻抗很小 (只有二次绕组的电阻) , 这样通过的电流必然增大, 造成二次熔断器的熔断, 影响表计指示及有可能使保护误动作, 为防止二次短路烧毁电压互感器, 在电压互感器的二次侧必须装设熔断器。
为确保人身和设备的安全, 电压互感器的二次侧还必须接地, 因为电压互感器二次侧接地属保护接地, 防止一、二次绝缘损坏击穿时, 高电压窜到二次侧来, 对人身和设备都将造成危害, 所以电压互感器二次侧必须接地。同理, 电流互感器的二次侧也必须接地。
3 厂用电的正常运行
电厂有许多厂用机械, 如水泵、油泵、空压机、闸阀等, 这些机械一般都由感应电动机来拖动。同时, 厂内需要照明, 所以厂内必须有380/220V的厂用电源, 以供给厂用电动机及照明用电。厂用电是非常重要的, 厂用电运行正常与否, 将直接影响电能的生产。为保证厂用电源正常运行, 对厂用电源及厂用电的负荷作如下规定:
(1) 厂用电应由专门的变压器供电, 变压器容量的大小, 应根据厂用电量的情况进行选择, 作为一般小型水电站来讲, 变压器容量为30～100kVA之间。
(2) 厂用变压器不供厂外用电 (包括电站的生活区) 。如必须暂时供给厂外 (如电站生活区) 用电时, 时间不能过长, 且有专人进行监护。
(3) 厂用电的主要负荷是厂用电动机 (水泵、油泵、闸阀等) , 厂用电动机应经常处于完好状态, 其绝缘电阻应合格。
(4) 厂用电应有备用电源, 当厂用电源失去时应迅速地自动投入备用电源。
(5) 在切换厂用电源时应注意相序一致, 防止厂用电动机反转。
(6) 为保证厂用电的正常运行, 厂用变压器及其附属设备应做到定时检查和试验。检查和试验项目应按运行规程有关规定进行。
4 配电装置不正常现象和处理方法
4.1 集控台仪表指示不正常
除由于电力系统及发电机本身故障, 使仪表指示不正常外, 二次回路及仪表本身的故障, 也会使仪表指示不正常。而且, 二次回路及仪表本身的故障, 使仪表指示不正常的现象较为常见。
二次回路及仪表本身的故障有:
(1) 发电机励磁电压表或励磁电流表之一失去指示。在正常运行情况下, 各仪表指示的变化是互相联系的, 如励磁电压的增加, 励磁电流必然增大, 发电机的定子电流也必然上升。励磁电压的消失和励磁电流的失去指示是发电机失磁的一种表现。发电机一旦失去励磁, 除励磁电压、励磁电流表失去指示外, 还会出现定子电流表的指示也不正常, 功率因数表的指示必然要进相, 发电机电压表的指示相应降低等, 仪表跟着反映一系列变化。
运行中当发现励磁电压表或励磁电流表之一失去指示, 而其他表计指示正常时, 应肯定发电机不是失磁。因而, 也就不应该用处理发电机失磁的方法来处理故障。
如单一的励磁电压表失去指示, 就应查电压表的本身和有关电压表的二次回路。
如单一的励磁电流表失去指示, 就应查电流表的本身及自分流器出来的电流表回路。
(2) 发电机的功率因数表进相, 功率表降低。在正常运行情况下, 同步发电机的功率因数不允许进相的。功率因数表、功率表和定子电流表三者关系是:当功率表指示不变时, 功率因数表指示越低, 则定子电流表指示越大;反之, 功率因数表指示越高, 定子电流表的指示则越小。当功率因数表不变时, 功率表指示越大, 则定子电流表指示越大;反之, 功率表指示越小, 定子电流表指示也越低。当定子电流表指示不变的情况下, 功率表指示越大, 功率因数表指示越高;反之功率表指示越小时, 功率因数表指示也越低。
所以, 当发现功率表指示降低时, 功率因数表指示反而增大, 有时甚至进相, 这与正常运行时表计的变化规律不相一致。遇到这种现象, 值班人员首先应该判断是二次回路的局部故障而引起, 不会影响机组的安全运行。
如遇这种情况, 可以发现定子电流表指示正常, 用切换开关去检查发电机三相电压时, 其中有一相电压将失去指示。由此, 可以判断故障的原因是由于电压互感器二次回路断线而引起。电压互感器二次回路的断线, 以电压互感器二次熔丝烧断故障为最多。所以, 首先应该检查电压互感器的二次熔丝是否完好。
从功率因数表和功率表的构造上看, 它们都有电压线圈和电流线圈, 由各线路内产生电磁力的作用使表的指针转动。当电压线圈失去电压时, 由于表计内部电磁力的变化而导致指示不准确。
(3) 其中某一只定子电流表失去指示。正常运行时, 三相定子电流总处于平衡状态, 即使三相电流不平衡, 相差数字也不会很大, 如三相电流同时为零: (1) 可说明断路器已经跳闸, 这时, 发电机由于负荷的减轻, 肯定要引起飞车。 (2) 三只电流互感器的共用接地线断开。如果某一只电流表指示为零, 其他两只定子电流表指示不变的话, 可说明是由于此电流表本身的故障, 或此电流表的回路故障引起, 则可按各表计指示状况采取适当的办法进行解决, 切不可盲目判断故障和处理。
发现有其他表计指示不正常时, 只要根据所有表计的变化情况进行分析, 就可很快地将故障判别清楚, 切不可根据某个表计或某几个表计的指示变化匆忙下结论。
4.2 电动机的不正常运行
电动机不正常运行现象有电气的 (包括电动机本身) 和电动机所带机械的两个方面, 现将电气方面的故障归纳如下:
(1) 启动电源投入时, 电动机发出低沉的“嗡嗡”声, 而电动机不启动, 说明电动机只有两相电源投入, 这时应立即拉开刀闸进行检查。首先可查刀闸内的熔丝, 然后再查回路接线及电动机内部, 切不可再次盲目地合上刀闸强迫启动。
(2) 运行中的电动机“嗡嗡”声增大, 转速下降, 手摸上去外壳发热过度, 说明电动机已处于两相运行状态。当发现电动机缺相运行时, 应立即拉刀闸进行处理, 不然会很快将电动机烧毁。运行中的异步电动机, 由于电流的增大, 会使绕组发热过度而烧毁。
(3) 运行中的电动机内部冒烟、有焦臭味、发热过度等, 说明电动机内部有短路现象, 应立即停止电动机运行进行处理。
(4) 为防止某相熔丝熔断后, 两相电源加入电动机, 使电动机继续运行而烧毁, 控制电动机运行的电磁起动器绕组应接电源的两相熔断器的下桩头, 电源的L2相可用大于L1、L3两相的熔丝连接。这样电动机由于某种故障而使电流增大肘, 熔丝L1、L3相先熔断, 电磁起动器的绕组失去电压而释放, 使电动机停止转动, 从而保证了电动机的安全。
4.3 断路器合闸失灵和处理方法
断路器合闸失灵的原因可分为电气回路故障和机械部分故障。
(1) 电气回路故障
1) 合闸回路断线, 如熔丝熔断、熔丝接触不良、回路元件接触不良, 操作把手、断路器辅助触头不通等;
2) 直流合闸电压过低, 蓄电池或硅整流器容量不足;
3) 用电动合闸的断路器, 合闸回路断线或掉闸后未复归;
4) 合闸接触器线圈断线, 极性接反或电压不合格;
5) 合闸线圈匝间短路。
(2) 机械部分故障
1) 断路器本体的接触器拒动;
2) 大轴窜动或销子脱落。
(3) 操作部分故障
1) 合闸托子油泥过多卡住;
2) 托架坡度大, 不正或吃度小;
3) 三点过高, 分闸销钩啮合不牢;
4) 机械卡住, 未复归到预备合闸位置;
5) 合闸铁芯超越行程小;
6) 合闸缓冲间隙小。
(4) 查找方法
当电动合闸失灵时, 应先判断是电气回路故障还是机械部分故障。如接触器不动则是控制回路故障。如果接触器能动作, 合闸铁芯不动, 则是主合闸回路故障。如主合闸铁芯动作, 但出现卡住或机构挂不牢而引起脱扣现象, 一般是机械故障, 但有时也与电气回路有关, 如跳跃闭锁及辅助触头打开过早使开关失灵, 则是机械部分与电气回路两部分共同引起的。
摘要：为使配电装置能正常运行, 对运行设备, 如断路器、隔离开关、母线及一次系统的其他所有设备必须进行定期的检查。高温、高负荷及存在缺陷的设备应增加巡回检查次数。
关键词：水电站,配电装置,自动化。
参考文献
关键词：水电站；电气设备；运行维护；故障检修
中图分类号：F407 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）35-0131-02
我国水资源非常丰富，利用水资源发电具有天然优势。比起火力发电所需要的煤、油，水资源是可再生能源，并且没有污染，其环境影响和经济效益更为突出。水电站将水能转化为电能，靠的是水轮机和水轮发电机组等机电设备的有效运转。其中电气设备是维持水电站正常运转的关键设备，其运行维护的好坏对水电站影响很大。因此，本文分析并探讨了水电站电气设备运行维护与故障检修的相关事宜，希望能为同业人员提供参考和借鉴。
1 水电站电气设备的运行维护
1.1 电气设备概述
水电站电气设备是水电站一次设备和二次设备的统称。一次设备是直接参与电能生产与分配的设备，包括发电机、主变压器、开关设备、母线、电缆、互感器、电抗器、避雷器等电气设备。二次设备主要是对一次设备（也包括机械设备、水工建筑物）进行监测、保护与控制作用的电气设备，如继电保护装置、自动控制设备、各种电气仪表及信号、控制电缆等。
1.2 运行维护
水电站电气设备的种类和数量都较多，运行维护的主要目的是：从管理角度上讲：一是减少由于维护不及时而造成的电能损耗；二是及时发现并处理设备隐患，降低设备出现故障、损坏的几率。就安全角度而言，加强运行维护可减少电气火灾和触电伤亡的事故率。
电气设备运行维护是由运行值班人员与维护检修人员共同完成的，双方的侧重点不同，值班人员主要对其管理范围内的设备进行巡视、检查和记录；维护检修人员则在设备轮换时进行消缺、维护和试验工作。因此，为了避免误会、误操作必须严格执行“两票三制”（工作票、操作票及交接班制、巡回检查制、设备定期试验轮换制）。值班人员准备设备切换时必须填写操作票，并在准许后才能操作；检修人员需要维护、检修时必须开工作票。下面以发电机为例说明运行维护的具体做法：
水轮发电机运行过程中值班人员每值至少需对机组巡检2次，传统的方法是“看”、“听”、“闻”、“查”。看就是眼看，观察发电机的励磁电流、励磁电压、定子电流等参数是否正常，查看线接头处颜色是否正常，有无渗漏油痕迹等，以判断是否有故障，如缺相、超负荷、接头发热等。听即耳听，听发电机有无异常声响，例如轴承磨损或润滑不良，则出现振动及异常声响。闻即鼻闻，闻是否有异味，有异味则说明有故障或电路有问题，应立即停机检查。查即检查，检查机组参数并记录，一般应每隔1h记录1次。除此以外，还应做好清洁工作，清理发电机内的油污、灰尘，并对发电机电刷或滑环进行维护。
2 水电站电气设备的故障检修
2.1 故障诊断
目前，我国水电站电气设备更新换代速度较快，其发展呈现一体化趋势，多种电气设备融为一体，更显集约、高效之特点。电气设备的诊断、维修技术也有了很大进步。因此，积极采用新的诊断监测技术，不仅可以提高诊断水平，而且可采用有针对性的状态检修技术，有利于减少故障停机时间和维修费用。
传统的电气故障诊断多利用经验和检测查找故障。通过经验可以快速判断一些常见的简单故障，如接触不良可采用橡皮锤轻敲带电元件，如果故障突然消失或突然出现，说明有接触不良现象，此外还可通过反复弹压活动部件等方法诊断故障。利用仪表检测元件或电路，可用来诊断一些相对复杂的故障，如通过检测电阻、电压等参数。状态监测也就是在线监测，利用安装在设备上的传感器及数据采集与监控系统，实现远程、在线、实时监测，如发电机局部放电监测装置可以及时发现绕组绝缘层内部非贯穿局部放电现象，有助于提早发现故障征兆。
2.2 故障检修
过去多年来，对于水电站电气设备故障一般通过计划检修和抢修方式完成故障检修。计划检修就是间隔安排检修计划，检修计划一般分为大修、小修，也有些之间还有中修。抢修就是对未预期的故障进行检修。应该说这两种检修方式都不是很理想，计划检修也带有一定的盲目性，因为计划主要针对的是设备使用时间，不是实际使用状态。状态检修针对的是设备状态，但这种检修技术需要以先进的监测技术和诊断手段作为基础，不具备条件不宜实施。
下面以两个例子说明故障分析和处理的方法，图1是某水电站主接线和直流系统的接线图。
图1（a）中G1、G2是两台发电机。当G1满负荷运行时，运行人员根据示温片温度和铜刀片颜色判断隔离开关QS1过热，应该如何处理呢？立即请示上级降低G1负荷，先降无功负荷，如果还不行，可进一步降低有功负荷。同时，采取应急措施，如打开室门并用风扇强制冷却以及密切监视。还可以合上3kV母线分段断路器QFd2，并断开Ⅰ段母线变压器T1两侧的断路器，以便降低G1负荷的同时保证3kVⅠ段母线供电可靠性。当电网负荷高峰期过去以后，停用发电机G1，然后检查隔离开关QS1，以便确定是否需要对其进行修理或更换。
图1（b）～（c）是某水电站直流系统图和故障判断示意图。该电站采用2组220V、300Ah免维护密封铅酸蓄电池组，向继保、控制、信号、事故照明等装置进行供电。该系统正常运行时，母线Ⅰ段、Ⅱ段分段运行，母联开关8ZK处于断开位置，直流负荷由2段的高频整流充电装置分别供电，同时对各自蓄电池组充电。当其中一侧交流失电或者整流装置退出运行时，则合上8ZK开关，由另一侧供电。直流系统发生接地故障时，若处理不及时则可能故障扩大，因此接地故障需要引起足够的重视。评估负荷影响程度后，通过短时切断故障回路再接通的方法，可判断所属故障回路。一般断电故障消失，通电故障恢复，可判断故障就在该回路上。但是回路不允许断电时，应采取解列设备的方法排查。如果母线正极一侧接地，如图1（c）。表测正极对地电压应低于110V，将支路负荷解开后若电压值出现变化，那么该支路存在接地故障；而电压暂时恢复正常，说明负载有接点断开未与负极形成回路。如果直流接地变负，如图1（d）所示。说明故障回路与负极连成回路，也就是某些负载通过闭合接点励磁，应通过查找励磁的继电器及其线圈回路找出故障点。这是永久接地故障查找方法，若是瞬时接地故障，比较困难一些。应考虑设备粉尘、水、油等污染影响，再结合操作、天气状况等因素，仔细排查。
3 结语
好的运行维护技术与故障检修手段，可以让水电站电气设备保持可靠状态，并维持水电站整体正常运转。这一方面需要通过实践不断总结和提高维护检修水平，另一方面更应吸取和借鉴新技术。因为电气技术日新月异，不学习很快就会落伍。
参考文献
[1] 禹叔玲.水电站电气设备运行及维护技术探讨[J].华
东科技：学术版，2012，（7）：243.
[2] 邓朝君.水电站直流系统运行与维护[J].设备管理与
变电站运行维护工作的现状问题
变电站管理工作中比较重要的一项内容就是维护变电站的正常运行，这也是变电站相关技术人员要时刻谨记的工作准则，但就目前而言，国内大部分变电站的运行维护工作多多少少还是存在着一些不足，具体表现如下：
1.继电保护系统的可靠性。继电保护系统中有着重要的作用在电力系统保护的安全可靠运行中。保护系统故障导致拒动或发生故障，将导致电力系统故障扩大，并导致严重的后果。因此，如何提高继电保护的可靠性，已成为日益关注的一个重要问题。通过预防性维护，在维持和提高可靠性方面是实现继电保护系统有效的方法。
该文章从蓄电池的结构、原理出发，及对蓄电池的性能指标、对阀控式密封铅酸蓄电池的运行维护作一介绍，并将这一新技术广泛地应用于电力系统，以确保系统可靠稳定的运行。
关键词： 蓄电池；阀控式密封铅酸蓄电池；活性物质
蓄电池是直流系统中不可缺少的设备，这种电源广泛应用于变电站中。正常时直流系统中的蓄电池组处于浮充电备用状态，当交流电失电时，蓄电池迅速向事故性负荷提供能量。如各类直流泵、事故照明、交流不停电电源、事故停电、断路器跳合闸等，同时也必须为事故停电时的控制、信号、自动装置、保护装置及通信等负荷提供电力。显然在交流失电的事故状态下，蓄电池应作为变电站的备用能源。阀控密封式铅酸蓄电池的运行与维护
1.1 阀控密封式铅酸蓄电池与开口式铅酸蓄电池的区别 其区别见表1。
表1 新型阀控式铅酸蓄电池与开口式铅酸蓄电池的区别
1.2 蓄电池运行求
按照电力系统的有关标准，阀控式铅酸蓄电池的运行求如下：阀控式密封铅酸蓄电池组在正常运行时以浮充方式运行，浮充电压值一般控制为2.23 V×n，在运行中主监视蓄电池组的端电压，浮充电流，及每只蓄电池的电压。1.3 阀控式密封铅酸蓄电池的充放电 1.3.1 核对性充放电
新安装或大修后的阀控蓄电池组，应进行全核对性额定容量放电试验，放电电流不应变动过大，待放电结束后，应立即对蓄电池组进行充电，避免发生电池内部的硫化现象，而导致蓄电池内部短路。此时均采用0.1C10恒流充电，当蓄电池组端电压上升到2.23 V×n时，将会自动或手动转为恒压充电。1.3.2 恒压充电 在2.35 V×n的恒压充电下，0.1C10的充电电流逐渐减小，当充电电流减小至0.1C10时，充电装置的倒计时开始起动，并维持3 h不变。当整定的倒计时结束时，充电装置自动或手动转为正常的浮充电运行，浮充电压为2.23 V×n。同时在浮充电过程中进行温度补偿，即对每只单体蓄电池充电电压随环境温度给予一定量的补偿，避免蓄电池因失水干涸而失效。
中心温度、补偿下限、补偿上限、补偿斜率均可根据电池性能灵活设置。1.3.3 补充充电
为了弥补运行中因浮充电流调整不当，补偿不了电池自放电和爬电漏电所造成蓄电池容量的亏损，设定1～3 个月，自动地进行一次恒流充电-恒压充电-浮充电的补充充电，确保蓄电池组随时都具有额定容量，以保证运行安全可靠。1.3.4 事故放电和自动充电
当电网解列或故障、交流电源中断时，蓄电池组立即承担起主负荷和事故照明负荷，若蓄电池组端电压下降到2 V×n时，电网还未恢复送电，应自动或手动断开蓄电池组的供电，以免因蓄电池组过放电而损坏。交流电源恢复送电时，充电装置将自动或手动进入恒流充电-恒压充电-浮充电，并恢复到正常运行状态。
1.4 蓄电池维护
据统计，阀控式铅酸蓄电池的故障，有50%以上是因VRLA蓄电池组故障，或因VRLA蓄电池维护不当造成的。通常所说的“免维护”即为：在规定条件下使用期间不需维护的一种蓄电池。所谓蓄电池的免维护是相对传统铅酸蓄电池维护而言，仅指使用期间无需加水。在实际工作中，仍需履行维护手续。在电力行业中极为重视蓄电池的维护工作，包括阀控式铅酸蓄电池的运行与维护。一般应做好以下工作。
图1 充电程序 图2 温度补偿示意图
经常检查的项目： •检测蓄电池端电压； •连接处有无松动；
•极柱、安全阀周围是否有渗酸与酸雾逸出； •蓄电池壳体有无渗漏和变形。
如有以下情况之一应进行充电（充电程序见图1）： •浮充电压低于21.8 V； •放出10%以上的额定容量； •搁置不用时间超过三个月； •全浮充运行达三个月。运行中的维护：
•应经常检查蓄电池浮充状态是否正常，蓄电池的浮充电压（25 ℃）应按说明书规定值进行；
•蓄电池端子应用螺栓、螺母连接，蓄电池间的连接电压降ΔU < 8 mV； •蓄电池组中各单体蓄电池间的开路电压最高与最低差值不大于20 mV；浮充时单体蓄电池端电压的最大差值应不大于50 mV。阀控式铅酸蓄电池的电压偏差值及终止电压值： •标称电压/V：2、6、12；
•阀控式铅酸蓄电池运行中的电压偏差值/V：±0.05、±0.15、±0.3； •开路电压最大差值/V：0.03、0.04、0.06；
•放电终止电压/V：1.80、5.25（1.75×3）、10.5（1.75×6）。阀控式铅酸蓄电池使用中应注意事项
应注意铅酸蓄电池在每次放电完后，应及时充电，需充电的时间在10 h以上。应注意不应使蓄电池被过电流或过电压充电。应注意尽量避免使蓄电池长期搁置不用。应注意不使蓄电池长期处于浮充状态而不放电。应注意不使蓄电池过放电。
阀控式铅酸蓄电池对充电设备及温度等外部环境因素较为敏感。求充电机有较小的纹波系数，并对电池有温度补偿功能。电池的充电电压应随着温度的上升而下降，一般每升高1 ℃，充电电压下降2～4 mV。温度补偿示意图见图2。3 常见失效机理及检测 3.1 阀控蓄电池的失效机理
阀控式铅酸蓄电池是一个复杂的电化学体系，蓄电池的性能和寿命取决于电极的材料、工艺、活性物质的组成和结构、及蓄电池运行状态和条件等。它的失效因素也是比较多的，基本上可分为三类。3.1.1 蓄电池设计结构上的因素
•极板的腐蚀：对浮充电使用的蓄电池，板栅腐蚀是限定电池寿命的重因素，在电池过充电状态下，负极产生水，降低了酸度，而正极反应产生H＋，加速了正极板栅的腐蚀。
•水损失：由于再化合反应不完全及板栅腐蚀引起水的损失，当每次充电时，由于产生气体的速率大于气体再化合速率，导致一部分气体逸出，造成水的损失。正极栅的腐蚀也是造成水损失的因素之一。
摘该文章从蓄电池的结构、原理出发，及对蓄电池的性能指标、对阀控式密封铅酸蓄电池的运行维护作一介绍，并
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•枝状结晶生成：当电池处于放电状态，或长期以放电状态放置，这种情况下，负极pH值增加，极板上生成可溶性铅颗粒，促进板状结晶生成穿透隔膜造成极间短路，使蓄电池失效。
•负极板硫酸盐化：由于自化合反应的发生，无论蓄电池处于充电或放电状态,负极板总有硫酸铅存在，使负极长期处于非完全充电状态，形成不可逆硫酸铅，使电池容量减少，导致电池失效。
•热失控：在充电过程中，电池内的再化合反应将产生大量的热能，由于蓄电池的密封结构使热量不易散出，以及周围环境温度升高，导致浮充电流的增大，进而使浮充电压升高，以致蓄电池温升过高而失效。3.1.2 电池工艺质量的因素 在实际情况中，由于电池生产工艺质量的问题，如原材料成分不稳定，极板涂膏量不一致，极耳腐蚀断裂，壳体和壳盖间渗透漏液，阀盖开闭不灵等，都造成蓄电池性能离散性大，也是蓄电池早期失效的主因素。3.1.3 使用环境因素
由于过充电使产生的气体不可能完全被再化合，从而引起电池内部压力增加。当到一定压力时，安全阀打开，氢气和氧气逸出，同时带出酸雾，消耗了有限的电解液，导致蓄电池容量下降或早期失效。为避免产生多余的气体，阀控蓄电池对充电机稳压、限流精度提出了较高的求，而现有的可控硅相位控制稳压的充电机几乎都不能做到。
据国外资料介绍，当高于25 ℃时，每升高6～10 ℃，蓄电池寿命缩短一半。因为过高的温度会导致浮充电流的增加，从而由于过充电量的累积，而使得电池循环寿命的缩短。浮充电压也应根据温度进行补偿，一般为-2～4 mV/℃，而现有充电机必须具有此功能。VRLA蓄电池温度与寿命关系曲线见图3。3.2 蓄电池的检测方法
为了掌握蓄电池的性能状况，目前有如下几种检测方法。3.2.1 放电法
图3 VRLA蓄电池温度与寿命关系曲线
将蓄电池组脱离供电系统，以10小时率电流对负荷放电，同时测量每一蓄电池电压，当降到规定值时（单体1.8 V），停止放电，计算时间得出蓄电池组容量。该方法准确，但浪费能量，实施困难。3.2.2 蓄电池电压巡检
在放电状态下，对VRLA蓄电池组的每只VRLA蓄电池的端电压进行巡回检测，找出端电压下降最快的一只，再对此蓄电池在线放电检测其容量，即代表该组VRLA蓄电池的容量。该方法方便可行，但只能判读已严重失效的蓄电池，不能全面的反映每个单体的情况，且对性能的差异不能作出反应。3.2.3 测量蓄电池内阻
VRLA蓄电池的故障，如板栅腐蚀和增长、接触不良、活性物质可用量减少等集中表现于蓄电池内阻的增大、电导的减小，因此，电导或电阻的高低可提供反映蓄电池故障和使用程度的有效信息。有关标准提供了内阻测试的方法，国外已有交流内阻和直流内阻测试的报道。有关公司测试方法是用交流发电装置向蓄电池单体或蓄电池组注入一个低频20～30 Hz或60 Hz的交流信号，测量通过电池的交流电流和每只蓄电池两端的交流电压，然后计算出I/U或Ｕac/Iac比率，则得出蓄电池的电导或电阻值，并显示这个值。如有公司采用了200 A/10 s放电的负载测试仪（Milton），来测试单只蓄电池的性能。4 阀控式密封铅酸蓄电池的发展趋势
提高蓄电池使用寿命，正极活性物质的利用率，比能量，蓄电池产品的均一性，以及减小浮充电流的大小，正成为进入21世纪的智能化第三代VRLA蓄电池的研制方向，它从制作材料、制作技术、工艺流程等方面不断更新，克服了以往蓄电池在使用中的弊端。5 结束语
1.变电站直流系统运行过程中存在的问题分析
1.1蓄电池故障
当前我国运用在变电站直流系统中的蓄电池一般为阀控铅酸蓄电池，这种蓄电池不仅完全密封，更不需要加水或者调酸就能进行供电，非常适用于电力直流电源供电。而在实际的运用中，往往很多电池的使用寿命都没有完全达到设计寿命，这主要是因为在浮充状态下，电池的单体均一性有一定的偏差，也就是说单体电池的自放电一致性非常差，极易造成寿命缩短的现象。而处于长期浮充状态的蓄电池，浮充电流相同，但各个蓄电池的自放电不一致，有的过充，而有的又欠充，这就是造成过充电池失水，而欠充电池硫化过度实效的根本原因。其实，蓄电池的故障一般包括极板膨胀、腐蚀、钝化以及有效物质脱落、电解液干涸等情况，由此造成的电池实效，不仅很难补救，且会造成较大的经济损失。
随着时间的推移与外部条件的不断变化，直流电源系统中的半导体器件功能会发生漂移，从而导致充电机的参数发生不稳定偏移，如果这种偏移过大，则极可能造成蓄电池失效。而如果不对母线的电压纹波进行在线监测，则很难发现纹波系数过大。事实上，直流电源的充电机在运行的过程中，常常会因为以下故障而导致系数过大。第一，移相触发回路故障，一旦触发的信号不对称，或者单相没有触发信号会造成纹波系数过大;第二，如果遇到某相可控硅故障而造成系统开路，则也会造成系数过大的现象;第三，长期将充电机搁置不使用，也会使得滤波失效，从而引起系数过大;第四，电源中并联的蓄电池因故障造成脱线或者临时解列更换等因素都可能造成纹波系数过大，从而影响系统正常运行。
1.3直流系统接地故障
目前，我国很多变电站采用的都是将蓄电池组与浮充电装置并联的方式来供给直流负荷系统运行。而因分支网络过多、外部所接设备过多等问题，造成了直流电源网络的复杂性，这也在一定程度上加大了回路单线交错、双线交错，直接增加了处理接地故障的难度。众所周知，直流系统的支路较多且负荷涉及面广，因受到环境、气候以及温度等变化，使得接地电缆老化，部分元器件损坏，而造成系统绝缘水平下降而导致接地故障。接地故障如果不及时进行处理，势必会影响直流系统的安全运行，从而影响继电保护装置、安全自动装置可靠运行。
2.加强变电站直流系统的运行维护与接地处理
2.1对于蓄电池的维护
直流系统中的蓄电池在实际的运行使用过程中，会因内部的化学反应造成自放电的现象。对于阀控蓄电池组来说，在正常情况下应以浮充电方式来运行，电压值控制在2.25V/只范围内，一旦欠充将对电池的寿命造成一定的影响。另外，还必须针对直流系统的电池组进行定期的放电试验，检查电池组的容量与活化电池极板。适当的电池组后期维护不仅能保障电池的运行寿命，更是确保直流系统稳定运行的重要途径。
2.2设备检查
当变电站中的交流电源停电时，直流系统中的充电装置就会退出运行。此时，应尽可能的不使用直流负荷，还要密切关注到蓄电池组的端电压，保持其值低于放电终止电压，而当这个值接近放电终止电压钱，应采取转移或者停用的措施。同样，还应定期对直流系统设备进行检查，记录电池组每个电池端电压及外壳的温度，对超标的电池进行更换。
2.3接地故障处理
如果发现直流电源接地，必须首先考虑是直流回路、保护屏以及端子箱等二次回路的工作状态，如果二次回路设备在工作，则应立即停止并进行检查。根据当时的气候、现场工作的条件等内容对回路进行分合实验，以确定故障。其次，如果发现直流系统中是某回路接地，则可以通过将回路分段的形式，逐段进行排查，以缩小故障的范围。而如果接地故障出现在控制和保护回路上，应及时通知人员协助，在断开电源前，应采取防止保护误动操作的措施。此外，在查找直流系统接地时还应注意，必要时可以向调度申请停用相关设备。在消除故障点时，禁止在其它二次回路上工作。
3.结语
总的来说，直流系统是整个变电站的关键。因此，规范直流系统的运行与维护，认真执行变电站直流系统定期维护，并有效及时的处理系统接地故障，可以确保直流系统的运行稳定，从而保障变电站的安全运行。
【参考文献】
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由于我们国家提出的走可持续发展道路的政策方针, 对新能源可再生资源的研发和坚持使用, 所以水电工程就已经成为了我们国家的电力能源的重要的组成部分。但是在我们国家现有的这些中小型的水电站当中, 由于建设的这类工程比较繁多, 建设的年代和技术都不同, 所以这就给中小型水电站的日常运行维护工作增加了很多困难和不便。还有, 由于在水电站管理上的缺失, 导致中小型水电站并没有在我国的水电工程事业当中发挥出所应该具备的价值及作用, 并且在中小型水电站的生产过程之中所出现的各种问题, 没有比较完善的保障体系。所以下面我们就对在中小型水电工程的运行管理当中所出现的问题, 做出了以下几点总结:
(1) 我国现在很多的中小型水电站当中, 很多单位在管理上没有充分的重视, 致使在水电站的运行使用的过程当中, 员工对水电站的设施设备的实际运行状态没有形成完整的管理体制和巡查制度, 这就导致了这些中小型的水电站的运行安全管理工作一直处在被动的位置, 不利于日常的运行维护工作的顺利进行。
(2) 我国大部分地区的中小型水电站在进行生产的过程当中没有科学严格的生产计划来指导工作。在实际的生产过程当中很多中小型的水电站对自身所做的生产工作没有足够的认识和了解, 在每个不同的生产周期当中对水电站的经济效益也缺少正确的认识。
(3) 对水电站进行建设施工及设备的运行上, 存在着大量的不按规范标准执行操作的行为。国家建设的水电工程的数量很大。在实际的建设工程当中, 由于地区及人员等等的因素造成的工程质量的好坏不一的问题。一些地方盲目的追求工程进度节约工程成本, 这就直接的导致了水电工程质量的降低, 不能达到设计所要求的质量要求, 在后期工程进行验收时也没有进行严格的质量把关。水电站的员工本身的专业素养不高, 致使在设备在运行时, 员工不合理不规范的操作, 就会对水电站的安全生产工作带来极大的影响。
(4) 当水电站建设完成投入到生产时用当中是一定会出现设备的故障问题的, 我们国家的很多地区的水电站使用当中并没有把使用运行故障问题充分的重视和考虑到, 也没有制定相关的应急方案机制等措施, 这对水电站的生产安全是极其不利的, 也大大的阻碍了我国水电事业的发展。
2 加强中小型水电站运行管理和维护检修工作的措施
2.1 加强人才的培养, 建设安全高效运行维护的良好氛围
一般来说, 中小水电站所处位置较为偏僻, 很多专业人员不会选择在中小水电站工作, 或者来之后很快跳槽, 导致水电站运行维修人员队伍极其不稳定。水电站应该加强对人才的培养, 提高水电站的运行、维护、管理水平。对于在职的员工来说, 如果能够在自己的本职岗位上尽职尽责、表现良好的话, 水电站要在物质和精神两方面给予奖励, 让在职员工更加积极地参与到水电站的运行维护中来。还要对在职员工进行业务培训, 让在职员工能够熟练使用设备、将常见问题的解决办法和技能掌握娴熟;另外, 水电站还要加强对新鲜血液的纳入。
2.2 引进高科技设备, 加强技术管理
科技是第一生产力, 中小型水电站要将目光放长远, 不要看到高科技设备的巨额投资就退缩, 要以小博大, 学会用较少的投资赢得更多的利润。当设备水平得到发展时, 水电站的运行水准就会提高一个层次, 相应的在运行方面也会更加顺畅, 发电质量和额度会提高, 效益也就得以提高。同样的, 水电站在技术管理上也要提高科技含量, 摒弃以前常用的人员管理, 解放劳动力, 与科研单位共同合作, 共同开发相关设备和系统, 将水电站以往的人力管理模式向信息化、自动化管理模式迈进。
2.3 制定科学合理的检修维护计划
水电站管理者应该建立设备日常维修制度, 制定科学合理的检修维护计划。水电站的运行管理人员应定期对水电站系统设备进行安全性检查, 及时掌握设备情况, 关注设备装置的实时、动态情况, 加强对维护工作人员的宣传力度, 让大家将检修中容易出现的问题铭记在心, 尽量避免设备问题的出现, 或者在问题初现端倪时能够及时发现进行整改, 避免进一步的损失, 在维护过程中, 要严格按照技术管理的要求进行检修施工, 不得进行违规操作, 提高检修质量, 杜绝走过场。另外需要注意, 大修一般需要在枯水期进行, 检修要根据实际调查进行。
2.4 注重档案资料的管理利用
中小型水电站需要注重档案资料的管理利用, 加强资料系统档案建设。档案资料包括水电站的运营状况、日常收益、设备检修频度、运作流程规范以及人事管理材料等。这些资料的合理利用能够对水电站的高效运行提供参考和帮助。比如对运行设备发生的故障进行记录, 包括故障发生的环节、频次、以及故障发生周期、时长等, 都要进行细致的记录, 详实反映工作情况, 记录工作细节、故障发生情况以及处理方法, 在日后的工作中, 可以翻看工作记录发现工作中的疏忽漏洞, 尽量改正、进步。这样的记录对于整个水电站系统的维护、检修都具有重要的参考指导意义。
3 结束语
中小型水电站的正常运行与否直接影响企业的经济效益, 因此加强中小型水电站的运行维护对于电站的安全、稳定运行发挥着积极的作用。水电工作者应该结合水电站的实际情况, 根据已有的问题寻找对策, 确保水电站能够尽快走上高效运行的道路, 为我国的水电事业做出应有的贡献。
摘要：文章针对中小型水电站的日常的正常运行管理和维护检修方面, 所常会遇到的问题做出了浅要的阐述。
关键词：变电站；运行维护；智能化
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）26-0001-02
变电站是电力系统的重要组成部分，是电力系统变换电压、分配电能的重要场所，连接着消费者与电厂，是电网的不可分割的一部分。因此，变电站在其运行的过程中安全、可靠尤为重要。但是在智能变电站的建设中，始终存在着这样那样的问题，影响着变电站安全的运行。这就要求工作人员必须对变电站进行维护，及早发现问题并解决，否则若变电站产生故障将会造成严重的损失。基于此原因，本文在变电站运行维护现状的基础上，对变电站安全运行存在的问题和改进措施进行探讨。
1 变电站运行维护的现状分析
变电站的安全运行尤为重要，因此其运行维护是变电站的工作人员必须掌握的知识，是变电站工作的核心。但是在智能变电站发展的过程中总会产生很多问题，从而造成变电站故障，影响其安全运行，其中以三个方面尤为突出，下文试作分析。
1.1 对电力紧张情况应对不足
电力负荷是指电力系统中用电设备所消耗的功率，是表示电力设备运行情况的总体指标。能否做好变电站运行管理的关键就在于对电力负荷的管理是否合理。作为分配和规划电能的重要凭据，其作用非常明显，但是目前许多工作人员并未对其足够重视，没有能够对电力负荷进行合理的估算和分析，这也导致了变电站的不合理分配，从而最终在电力紧张的情况下，无法应对过负载，导致跳闸等事件发生，从而影响了电能供给的可靠性。
1.2 对设备缺陷和异常情况处理不及时、不彻底
变电站运行维护现状中还存在对设备缺点和异常情况处理不合理的现象。究其原因主要有两方面：①主观原因，工作人员对设备缺陷不以为然，在明知可能会产生危险的情况下，认为其仍然可以使用，导致产生危险；②客观原因，主要是技术工具的不全面，导致设备缺陷无法及时发现并处理。这两方面的原因最终导致了变电站的运行故障。
1.3 工作人员巡检不到位
作为变电站运行维护的主要参与者，变电站工作人员在变电站的运行维护中起到很大的作用，但是很多工作人员未意识到这一点。对变电站设备进行巡视检查，并及时记录问题和故障，这是每个变电站工作人员都必须做的工作。然而许多工作人员敷衍了事，并未参照规范对变电站进行巡视检查，而是敷衍了事，对细节不够重视，更有甚者根本不对变电站进行运行维护，认为只要设备在正常运行就表示安全，这种观点可能会造成严重的经济财产损失。
2 变电站运行维护技术的发展趋势
变电站的智能化在其实现过程中存在一定的问题，其复杂程度很高，运行维护非常困难，因此，这就要求工作人员从实际出发，针对一次设备和二次设备的具体情况，对变电站进行综合分析。其发展趋势主要体现在以下几个方面。
2.1 智能化程度更高
智能化是现代电网发展的方向，如今变电站的智能化水平还不高，尽管在有些方面例如设备管理和运行管理上已经基本实现智能化。随着社会科技的进步，变电站在结构应用方面的智能化将会快速发展，尤其是随着智能开关等一系列智能应用技术的不断发展，很大程度上提升了变电站的智能化。在此基础上，变电站将进一步实现对运行故障的快速响应，并结合实际情况对故障进行快速处理，而这在侧面也督促了工作人员尤其是运行人员对智能新技术的学习和应用，从而提升工作效率，提高运行可靠性。
2.2 数字化程度加强
变电站的数字化也是其运行维护的发展趋势，数字化不同与智能化，其在变电站应用中占有的比重非常重要。变电站的数字化主要体现在变电站在遭受故障后，分析故障产生的原因，通过计算机技术和数学建模的相关知识，对故障的产生和解决方法进行分析和研究。从而传递给调度管理层，管理层对解决方案进行审核，在审核通过后交由计算机对其进行维修。总的来讲，数字化变电站是建立在维修人员与计算机自动化技术应用的基础上，利用计算机进行数学建模，从而处理变电站故障。
2.3 程序化程度加强
程序化水平的进一步提升也是变电站发展的关键，如今，智能化变电站技术的程序化水平并不高，许多程序操作技术还比较落后，对人工的依赖非常严重。随着计算机的发展和科技的进步，程序化水平有了很大的提高，但是依旧不能实现完全的程序化，处理过程还必须有人的参与才能完成。未来程序化水平的进一步提升将很大程度上减少对人工的依赖，真正实现变电站的程序化运行。
2.4 应用在线监测装置，促进动态管理的实现
随着在线监测技术的快速发展，其在变电站中的应用也越来越广泛，鉴于智能变电站的重要作用，相信应用在线监测技术实现动态管理也是未来的一个发展方向。变电站在其运行过程中发生故障时总会产生一些物理量或电气量的变化，而在线监测技术能实现对这些量的实时监测和数据分析处理，从而实现快速响应，利于调度管理层对变电站运行数据进行动态的管理和实时的监测。
3 变电站运行维护的改进措施
3.1 健全管理体系
健全的管理体系也是变电站运行维护的关键环节，是保证变电站设备能否正常运行的关键，通常情况下，只有拥有健全的管理体系才能在变电站运行维护中有条不紊地进行。近年来，我国科学技术有了很大的提升，与此同时，变电站的发展也有了质的飞跃，其管理模式变得更加完善，管理体制也在智能化变电站的运行维护环节起到越来越重要的作用，变电站的管理模式将很大程度上影响着企业的未来发展和方向。综上所述，智能化变电站也应站在时代发展的最前沿，建立健全管理体系，适应现代化的管理方式，从而保证供电的可靠性。
3.2 完善技术交底工作
在变电站运行维修中，技术是关键，因此完善运行维护的技术交底工作也是提升变电站维护水平的方式，只有在设备生产和安装过程中严格要求，才能保证变电站的维护质量。在设备的安装过程中，在保证进度的同时，必须严格把关安装质量，不能应付了事，必须设定周全的安装计划和施工步骤，并严格管理，在安装的同时严格按照相关规程和标准，不断改进安装方案，总结和分析工程实际，保质保量地完成电力设备的安装工作，切实完善技术交底工作，从而在实际运行的过程中减少故障隐患。
3.3 认真分析设备缺陷和异常情况，维护设备正常运行
变电站运行维护中出现的很多问题都规律性，这就要求维护人员必须认真的分析设备缺陷和异常情况，找出规律，从而维护设备的正常运行。由于许多外部和内部原因，变电站在其运行的过程中会有很多故障和缺陷，工作人员在进行标准化记录的同时，应该认真做记录分析，并对设备进行检修，从而保证其正常运行。工作人员应该兢兢业业，对设备故障情况以及发生的时间进行分析，总结经验教训，并应用于实际工作中，从而保证变电站的正常运行。
4 结 语
智能化变电站作为电力系统不可分割的重要部分，完成发、变、输电的重要作用，其运行可靠性尤为重要。因此，必须掌握变电站运行维护的技术措施，加强相关人员的技术水平，保证电网的稳定运行，造福大众。
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