电力期刊变电设备状态检修策略分析

　　传统变电检修主要采用的是定期检修与事后检修相结合的方式，该模式在长期的变电检修实践中，证明了具有较高的科学性和有效性，但随着电力需求、电能质量要求的提高，以及电力系统信息化、集成化的发展，传统变电设备检修方式暴露了诸多的缺陷，如检修存在盲目性、检修影响供电可靠性等，这就需要寻找一种更为先进的变电设备检修方式来适应目前电力系统发展需要，也就为变电设备状态检修的推广、应用及发展提供了机遇。

　　【摘要】文章结合实际工作经验在简要分析变电设备状态检修准备工作的基础上，结合变电运行实际，提出变电设备状态检修综合技术方案，具有一定的参考价值。

　　【关键词】变电设备,状态检修

　　变电设备状态检修是在设备状态评价的基础上，根据设备状态诊断结果实施主动检修的变电设备检修方式。这种检修方式的实施是基于设备实时运行的，因此，对保证电力系统的稳定性具有重要的作用。近年来，我国状态检修工作中取得长足的进步，但从总体状态检修现状来看，无论是管理，还是技术方面都还处于摸索、发展阶段，较国外先进国家还存在许多不足，因此，有必要对变电设备状态检修策略进行研究。

　　1.变电设备状态检修的准备工作

　　变电设备是一个系统性的整体，由各个组成部分构成，其状态受诸多因素的影响，这就要求变电设备状态检修需要充足的准备工作，主要包括以下几个方面。

　　（1）设备信息的统计分析。对设备状态的了解是状态检修的关键，除了设备投运后事故发生的普遍规律，设备在运行中出现的缺陷数量、频率和性质，设备启用停用操作的次数，过负荷运行等影响检修时间及检修部位判断的关键检修因素外。还要在日常工作中详细记录设备档案、运行资料等与设备健康状态有关的原始数据，为正确检修策略的制定和实施提供保障。

　　（2）监测项目的确定及状态参数的选择。目前变电设备已经配备了掌握设备实际运行状态的监测系统和数据分析软件，但还需要正确的选取监测项目及状态参数。监测项目一般选择重要部件的重要参数、影响检修周期的主要因素、其他不稳定因素等。状态参数的选择以能满足状态诊断为原则，需要反复修正。

　　（3）作业指导书的编制。实施设备状态检修时，必须编制相应的作业指导书，以保证状态检修正常有序地进行。作业指导书内容主要包括监测手段和仪器、被检测设备和监测位置、被测参数、监测路径等。

　　2.变电设备状态检修的技术方案

　　变电设备状态检修技术方案主要是对一些共性的设备质量问题发布相应的预防性措施，以防止类似事故的重复发生。或者是对作为个体的具体设备进行分析，通过横向对比和纵向对比，来评估某个具体设备的健康状态，从而采取针对性的检修技术措施，笔者基于此提出以下设备状态检修技术方案。

　　2.1变电设备实时监测

　　为了及时掌握设备检修、运行方面的实时信息，必须对各类变电设备进行实时监测，特别是变压器设备更是变电设备的重中之重，变压器色谱分析是监测变压器运行状况的有效手段，对大型变压器可以采用变压器色谱在线监测或便携式色谱在线监测系统。凡实验室定期色谱分析出现异常的变压器，应及时安装色谱在线监测装置，若出现故障报警，应及时采取处理措施。在500kV和220kV枢纽变电站，以及其它运行不稳定的变电站，应安装变压器色谱在线监测系统，并配套使用容性设备绝缘在线监测系统等高新技术装备，及时掌握变电设备运行状况。

　　2.2变电设备有效评估

　　按照相关电气设备状态评估要求，对不同电压等级变电设备、不同类型电气设备进行分类。然后根据运行和检修信息，以及变电设备评级结果和可靠性分析结果为依据，对电气设备进行状态评估和寿命评估，建立电气设备状态评估和寿命评估技术分析系统和数据库，以便根据设备评估结果，确立变电设备优化检修技术体系和制定检修计划。以变压器状态评估为例，从运行、检验、试验、在线等多个角度出发，设有正常、异常和危险三种评估结果，根据各种状态的评估结果综合生成最后的评估结果，从而确定有针对性的变压器检修时间和检修工作内容。

　　2.3变电设备预防检修

　　在对变电设备的运行、各种信息综合分析以后，对现有的在线监测系统和带电测试结果进行综合比较，针对不同类型的设备、不同的运行状况、不同运行年限的设备，制定出不同的检修技术措施。下面笔者结合变电设备实际运行状况，以主变压器、高压开关、10kV母线及开关柜为例，确定检修总体技术方法，可直接应用变电设备状态检修实践。

　　2.3.1主变压器设备状态检修

　　由于主变压器检修构件较多、本体复杂、易受环境影响，因此，一般对主变压器进行的是“状态大修”，而不是“状态检修”。检修技术方法主要包括以下几个方面的内容：

　　（1）状态大修的前提在于判断变压器的状态，可通过预防性试验数据、变压器运行情况等状态量的分析来对变压器的状态进行判断。如线圈绝缘电阻、吸收比、极化指数、铁芯接地情况等。

　　（2）根据状态判断结果，采取针对性的检修工作，如若判断变压器内部受潮绝缘下降，危及变压器安全运行，应在现场进行干燥处理；若三相线圈直流电阻严重不平衡，在排解套管接头接触不良的情况下，应对变压器吊罩检修，查出缺陷部位并进行相应的处理；若绝缘油中溶解故障特征气体色谱分析异常，应进行跟踪分析，以判断变压器是否存在危及安全运行的内部缺陷，是否需要进行大修等。

　　2.3.2高压开关设备状态检修

　　开关设备的状态检修参照相关规范及经验即可，在此只对以下重点问题进行说明。

　　（1）在《状态检修规定》中列出了，110kV及以上六氟化硫开关的累计开断电流达4000kA以上，满容量开断次数达19次以上，但根据笔者经验，某些开关设备已运行了20年，也远远达不到上述数值，因此，《状态检修规定》实际意义不大，可将六氟化硫气体泄漏量，六氟化硫气体湿度，导电回路直流电阻和操作机构性能作为状态检修的重要判据。（2）规定指出10kV真空开关的满容量开断次数达20次以上，开断负荷电流次数达5000次以上。这一判据与六氟化硫开关一样，在实际操作中的意义不大。真空灭弧室的耐压水平、真空度、导电回路直流电阻和操作机构性能应该是状态检修的重要判据。

　　（3）油开关与六氟化硫、真空开关不同，其累积开断电流和等效开断次数是状态检修的重要判据。

　　（4）在状态监测方面，六氟化硫开关的气体泄漏、气体湿度、直流电阻等状态，以及真空开关灭弧室状态是较容易监测的。而操作系统的状态监测目前仍没有可靠的技术手段，只能通过分析其运行情况、运行年限等来粗略判断其状态，然后判定是否进行检修。

　　（5）在检修方式方面，操作系统、油开关本体在现场进行检修，真空灭弧室不作检修，采取更换的方式。开关遇有停电机会时，应对操作系统进行检查、维护，必要时进行动作特性的测试。

　　2.3.310kV母线及开关柜状态检修

　　国外应用开关柜微型局部放电检测仪器以及PDM03现场局部放电检测仪器的实践证明，该套系统可以有效的发现多种开关柜内部的放电故障，如电缆接头放电、开关柜内CT放电等，特别是能够发现多种通过肉眼巡视难以发现的早期缺陷故障，因此，可以通过该检测系统的引进，逐步实现开关柜绝缘监督方式向带电测试转变。

　　目前开关柜的直流电阻、耐压试验周期为6年，完全可以同开关的检修结合起来进行试验，因为开关柜约70%以上的事故是机械因素引起，因此加强检修是必须的，结合检修机会进行试验，加上开关柜带电局部放电检测技术的开展可以达到不停电进行监督的目的。

　　3.结语

　　变电设备状态检修是一个系统性的过程，不只要从技术方面加以落实，还需制度的规范和人员的努力等方面，进行综合性的故障判断和检修方案制定，在具体实施过程中，还应以保证设备安全运行为首要原则，真正发挥变电设备状态检修的实际效用。

　　参考文献

　　[1]陈三运，谭洪恩，江志刚.输变电设备的状态检修[M].北京：中国电力出版社，2004.

　　[2]蓝少艺.变电设备状态检修的分析与探讨[J].中国电力教育，2008（8）.

　　[3]陈三运，谭洪恩，江志刚.输变电设备的状态检修[M].北京：中国电力出版社，2004.