探究输变电设备状态检修策略研讨

孟晨辰1张永2张俊3朱艳2周楚薇2袁露露

1.国网凤台县供电公司安徽省232100；2.国网淮南供电公司安徽省232007；3.国网合肥供电公司安徽省230031；4.国网安徽综合能源服务有限公司安徽省230088

摘要：近几年，随着生产和生活的用电需求量的增加，为保证电力供应的持久和稳定，输变电设备状态检修变得越来越重要。通过日常和周期的检修工作中，降低了电力企业的运行成本，转变了电力设备检修的传统观念，提高了供电的可靠性和稳定性。输变电设备状态检修的必要性和重要性不言而喻。在检测设备工作的过程中，要严格遵循检修的原则，建立完整的输变电设备状态检修体系，科学地管理人员与分配任务，并建立起完备的辅助的信息系统。让状态检修更好的服务电力设备，保证现代生活用电的稳定和可靠。

关键词：输变电设备；状态检修；检修体系；信息系统

引言：在长期的实践中，传统输变电设备的检修主要采用的定期检修和事后检修的方式，尽管其有着一定的科学性和有效性，但随着用户对电力的需求量的增加，以及电力系统信息化、集成化的发展，传统输变电设备已经不能满足当前电力系统发展的需要。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。

1输变电设备状态检修中存在的问题

（1）电网新技术、新设备相继投入使用，在岗员工对新设备的产品结构、技术性能、运行特点没有全面掌握，后续的技能培训滞后，造成设备存在的缺陷不能及时发现导致状态量不能及时、准确反映出来。

（2）在线监测信息来源偏少，致使部分状态量无法及时有效监测，为正确评价设备状态带来困难。

（3）常规监测手段较为完善，但专项监督工作开展时间不长，手法单一，无法为后续的分析工作提供可靠依据，尤其是变压器和断路器等大型的主设备。

（4）在评价过程中，部分工作班组收资与工区、专家组收资信息不一致，特别是专家组的评价价值没有充分的发挥出来；对部分设备的专业评价存在不够细致问题，对评价导则的理解应用存在不足，检修策略与周期前后不一致。

（5）各种应急预案可操作性不强，并没有及时对各种预案进行演练。

（6）目前只是开展了110千伏及以上变电站内的变压器（油浸式）、断路器（SF6）、输电线路、隔离开关、电压互感器、电流互感器、等18类一次设备，其它电压等级、类型的设备还没有成功开展。

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实现状态检修体系的完善

随着电网的发展、技术的进步，在实践中不断对状态检修三级体系进行完善，不断修订管理和技术标准，确保决策的正确、务实、高效。特别是拓展现场标准化作业工作范围。逐步建立覆盖公司输变配电设备检修、试验、运行维护、设备巡视、新设备验收等范围的标准化作业标准体系。通过现场标准化作业的推广和标准化作业指导书的贯彻执行，不断提高设备修检和巡视质量，保障人身和设备安全，降低设备检修成本。

2.2变电设备有效评估

完善状态评价系统，加强专家组评价的“含金量”：状态检修工作的关键是要掌握设备的状态，对设备状态进行正确的评价；状态评价是根据采集到的状态信息（包括运行工况、预试数据、缺陷、检修、在线监测数据、家族缺陷等）；对变电设备的状况进行评分，评分值可以基本上判断设备的健康状况，并以此作为延长或者缩短检修周期的依据；对于存在疑问的信息，应及时安排复测或复检，正确判定设备状态，避免盲目、重复检修和错误检修。

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

电网技术革新和系统升级，必然导致输变电设备状态检修的工作变得复杂和严苛。所以，对于全球的电力企业而言，要着重强调安全第一的重要性，加强状态检修体系的完善，信息系统的管理，提高监测技术的评估和分析能力，并在可行领域加强全球的信息交流和分享。在输变电设备状态检修的行业中，进行观念、技术的创新，切实保证设备状态检修工作的深入、有效，使输变电设备状态检修更好的服务电力企业，保障全球的电力供应。

参考文献

[1]马明焕.输变电设备状态检修策略研讨.吉林电力，2008（06）.

[2]许婧，王晶，高峰，束洪春.电力设备状态检修技术研究综述.电网技术，2000（08）.

[3]余伟成，赵梦欣.等.浅谈输变电设备状态检修工作.中国电力教育，2008（03）.