发布时间：2022-10-05 10:06 热度：
摘要：变电站一次设备的安全运行对整个电网系统的安全运行有着非常重要的作用。本文结合经验就变电站设备状态检修工作进行了详细的论述。
关键词:变电站;设备;状态检修
前言
随着电网结构的扩展和城乡电网改造力度的加大，各种电压等级的变电站越来越多，变电站设备检修工作也变得越来越重要。为适应现代化变电站发展需要，通过更准确的掌握变电站设备的运行状况从而更加合理的安排变电站内各设备的检修周期和检修内容，是电力行业一直以来的追求，也是电力系统设备检修的最终发展方向。
1 状态检修概述
状态检修又称预知性检修，是以设备当前的实际运行状况为依据，通过状态监测手段并利用计算机网络及通信技术，对设备的历史状况、当前状况以及同类设备的运行状况进行比较分析，来识别设备故障的早期征兆，对故障部位严重程度及发展趋势作出判断，从而确定其最佳检修时机的一种检修模式。它包括三层含义：一是设备状态监测;二是设备诊断评估;三是作出设备检修决策或提供检修建议。设备状态监测是状态检修的基础，设备诊断则以设备状态监测为依据，对监测结果的有效管理和科学应用则是状态检修得以实现的保证。
2 状态检修信息系统的几个特点
(1)软件采用B/S 结构，不同的用户具有不同的权限，对设备相关信息进行查询、修改等;
(2)可扩展的故障诊断知识库;
(3)通用的状态数据分析工具;
(4)采用量化的设备状态评价体系进行分析。
以往，我国还没有建立严格的变电站设备状态评价体制，按当时的DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》，设备要么合格、要么超标(不合格)，显然仅仅把设备分为合格与不合格两种状态时，状态分析便无从谈起，所以应该建立量化的设备状态评价指标体系。如今，为了适应新的形势，根据国家电网公司规范、指导系统内状态检修工作的要求，编制出版了Q/GDW 168-2008《输变电设备状态检修试验规程》，在保证设备安全的基础上，为开展状态检修工作的单位提供一个明确的依据，改变以往不顾设备状态、“一刀切”地定期安排试验和检修，纠正状态检修概念混乱，盲目延长试验周期的不当做法。同时，国家电网公司又相应发布了变电站一次设备的状态检修导则，其中，将设备状态从需要立即退出运行到最优状态分成0 到100 分，根据相应的评分标准来决定设备的检修策略，设备的评分应基于与设备状态相关的信息，包括各个试验项目、家族缺陷事故纪录、不良运行工况记录等。
3 变电站主要运行的一次设备介绍
3.1 变压器
变压器是变电站的主要设备，可用来把某种数值的交变电压变换为同频率的另一数值的交变电压，也可以改变交流电的数值及变换阻抗或改变相位。虽然种类繁多，但其工作原理是一致的。
3.2 高低压开关设备
(1)断路器能够关合、承载和开断正常回路条件下的电流，并能关合、在规定的时间内承载和开断异常回路条件(包括短路条件1 下的电流的开关装置，按其使用范围分为高压断路器和低压断路器。
(2)隔离开关隔离开关(刀闸)一般指的是高压隔离开关。即额定电压在1kv 及其以上的隔离开关，是高压开关电器中使用最多的一种电器，主要作用是在设备或线路检修时隔离电压，以保证安全。它无灭弧能力，不能断开负荷电流和短路电流，应与断路器配合使用。在停电时应先拉断路器后拉隔离开关送电时应先合隔离开关后合断路器。
3.3 电流、电压互感器
电压互感器和电流互感器。它们的工作原理和变压器相似，它们把高电压(设备和母线的运行电压)、大电流(即设备和母线的负荷或短路电流)按规定比例变成测量仪表、继电保护及控制设备的低电压和小电流。
3.4 GIS 设备
GIS 就是将除变压器以外的一次设备，优化有机组合成一个整体，并封闭于金属壳内，充SF6气体作为灭弧和绝缘介质组成的封闭组合电器。GIS是运行可靠性高、维护工作量少、检修周期长的高压电气设备，其故障率较低，但GIS 也有其固有的缺点，由于SF6气体的泄漏、外部水分的渗入、导电杂质的存在、绝缘子老化等因素影响，都可能导致GIS 内部闪络故障。GIS 的全密封结构使故障的定位及检修比较困难，检修工作繁杂，事故后停电检修时间长，停电范围大，常涉及非故障元件。
4 变电站设备的状态检修
4.1 变压器检修
(1)声音异常。变压器在正常运行时发出均匀的有节律的“嗡嗡” 声，如果出现其它不正常声音，均为声音异常。变压器产生声音异常的主要原因有以下几方面：当有大容量的动力设备起动时，负荷突然增大，由于变压器内部零件松动，当低压线路发生接地或短路事故时。
(2)绝缘状态检测。变压器的绝缘状态主要是对变压器的受潮和老化现象进行检测。变压器绝缘状态检测通过电气绝缘特性试验，油简化试验、绝缘纸含水量、老化试验等进行状态评估、分析。
(3)引线部分故障，引线部分故障主要有引线烧断、接线柱松动等。引线部分与接线柱连接松动，导致接触不良。引线之间焊接不牢，造成过热或开焊。如果不及时处理，将造成变压器不能正常运行或三相电压不平衡而烧坏用电设备。
4.2 断路器检修
断路器常见的故障有：断路器拒动、断路器误动、断路器出现异常声响和严重过热、断路器着火和爆炸等。本文主要是结合状态检修对电网、设备的要求探讨断路器拒动、误动的原因及处理方法。
(1)断路器拒动的原因：直流电压过低、过高，控制回路元件接触不良或断路，线圈低电压不合格及层问短路，二次接线错误，操作不当，远动回路故障及蓄电池欠压等因素，都能造成断路器拒动。
(2)断路器误动的原因及处理方法：线圈电压过低和直流系统出现瞬时过电压，造成断路器操作机构误动;直流系统两点或多点接地造成二次回路故障;互感器极性接反、变比接错，造成二次回路接线错误;绝缘降低、两点接地，造成直流电源回路故障以及误操作或误碰操作机构，这些都会导致断路器误动。对此的处理方法是，首先投入备用断路器或备用系统，然后查明误动作原因，设法及时排除造成误动作的因素，使断路器恢复正常运行。断路器越级跳闸后应首先检查保护及断路器的动作情况。如果是保护动作，断路器拒绝跳闸造成越级，则应在拉开拒跳断路器两侧的隔离开关后，将其他非故障线路送电。如果是因为保护未动作造成越级侧应将各线路断开，再逐条线路送电，发现故障线路后，将该线路停电，拉开断路器两端的隔离开关，再将其他非线路故障线路送电。最后再查找断路器拒绝跳闸和保护拒动的原因。
4.3 隔离开关检修
隔离开关常见的故障主要有以下两方面：
(1)隔离开关触点过热。由于隔离开关本身的特点和设计的关系，由于接触面的面积较小，加上活动性接触环节多，容易发生接触不良现象。因此隔离开关接触面过热成为较为普遍的问题，隔离开关过热部位主要集中在触头和接线座。
(2)接触不良。由于制造工艺不精确或安装调试不到位，使隔离开关合闸不到位，造成接线座与触头臂接触不良从而导致接线座过热。进行隔离开关检修时常发现接线座与触头臂连接的紧固螺母松动现象。这种情形一般是由于制造质量不精确加上现场安装时没能调试到位。接线座与引线设备线夹接触不良，大多数是由于安装工艺不精确造成的。例如安装时没有对接触面进行足够的打磨和进行可靠的连接，铜铝接触时不采用铜铝过渡材料等。
4.4 状态检修实施效果评价
设备状态检修效果评价一般分为适时评价和年度评价,适时评价是指对实施的每项状态检修工作后所进行效果评价，年度评价是指对本年度状态检修工作的综合评价。适时评价是根据检修中发现的问题和检修结果，重新审视检修方案，检测方法、分析判断结果、作业工艺及流程进行总结评价, 主要内容包括检修的技术评价、经济评价、设备检修后的状态评价、对同类设备的状态评价建议等年度评价主要状态检修效果进行综合分析、总结，应按照职责范围分级、分层次进行。评估内容应综合本年度设备状态评估结果、设备完好率、设备可用系数、设备事故率、供电可靠性、检修成本变化、设备状态信息变化趋势、设备检修报告、设备缺陷情况等各种因素，对本企业年度的状态检修工作进行全面、客观的评估，对今后的状态检修管理提出改进的意见和建议。
结束语
随着电力网规模的扩大，变电站作为电能输送及分配的枢纽，其设备故障对系统安全运行的影响越来越大，定期检修已不能满足供电企业生产目标，国家电网的要求和社会发展的需要。因此，迫切希望能实现对变电站一次设备检修管理由“到期必修，修必修好”的方针向“应修必修、修必修好”的观念转变，这就要求变电站一次设备人员在实践中不断发现问题和解决问题，使变电站一次设备状态检修工作更合理的开展，为电力系统的正常运行服务。
参考文献：
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