变电站一次设备检修探析
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摘 要: 新形势下由于状态检修具有极大的优越性，它将成为变电所一次设备检修的必然选择，对整个电网系统的安全运行起着至关重要的作用。本文分析变电站变压器、GIS等主要设备的检修和试验方法，从实践中深析一次设备中的变压器、断路器、隔离开关的状态检修。
关键词:变电站 一次设备 检修
1变电站一次电气设备的配置与特点
敞开式变电站一般配置主变压器、断路器、隔离开关、电流互感器、电容式电压互感器、避雷器、母线等一次设备。GIS压变电站一般配置主变压器、GIS或HGIS组合电器、电容式电压互感器、避雷器等一次设备。通常，变电站配置的一次设备在内绝缘设计上主要有两种。一种是油纸(膜)组合绝缘，如主变压器、高压电抗器等，另一种是SF6气体绝缘，如SF6断路器、GIS或HGIS组合电器。但影响设备寿命的因素则涵盖了电气、机械和热性能多方面的因素，其次还应考虑设备外部因素如系统过电压等的影响。
2一次设备状态检修系统
状态检修是根据先进的状态监测和分析诊断技术提供的设备状态信息，基于设备在需要维修之前存在一个使用寿命特点，来判断设备的异常，预测设备的故障，根据设备的健康状态来适时安排检修计划，实施设备不定期检修及确定检修项目。状态检修能有效地克服定期检修造成设备过修或失修的问题，提高设备的安全性和可用性。状态检修是一个系统的工程，其核心部分主要有变电站一次设备的状态检测、设备的故障诊断以及设备的状态预测等。
3变电站一次设备的检修
完整意义的设备检修应包含检查与修理两方面内容,设备状态评估包含设备的性能检测和故障诊断。设备的检修方式主要有故障检修、定期检修和状态检修。现阶段,电力公司的电气设备检修宜实行定期检修为主、定期检修与状态检修相结合、逐步向状态检修过渡的检修模式。具体的检修策略:坚持定期巡视检查和定期检测,积极开展新的检测内容,不断提高设备的状态评估水平;适当延长大修周期,加强设备的全过程管理,提高设备制造和运行水平。对电力设备可靠性的状态评估是制定设备检修策略的依据,电力设备的可靠性是机械设备和电气元件等在规定的条件下和预定的时间内完成规定功能的能力。状态检修(也称为预知性维修)以设备当前的实际工作状况为依据,通过对设备的状态评估,对故障部位、故障严重程度及发展趋势作出判断,从而确定各部件的最佳维修时机。状态检修作为一种先进的检修体制,是与多方面的管理工作分不开的。国内外对于开展状态检修仍处于尝试阶段,部分运行中的管理系统也仅用于个别电厂或变电站,如芬兰的IVO输电服务公司开发的变电站检修管理系统(SOFIA)是建立在对变电站的长期检修计划的基础上,评估设备将来状态的一种检修管理专家系统。电力设备状态检修技术必须以对设备的全面监测为基础,需要监测的内容多、投资大,而目前有关电力设备运行状态在线监测系统仍然存在监测点少、功能单一、缺乏系统性和综合性,妨碍了设备状态信息的集中和综合。
4一次设备的状态检修常见问题
4.1变压器
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。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。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
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、断路器分合闸中间态、断路器着火和断路器爆炸等。由于直流电压过低、过高，合闸保险及合闸回路元件接触不良或断线，合闸接触器线圈极性接反或低电压不合格，合闸线圈层次短路，二次接线错误，操作不当，远动回路故障及蓄电池容量不足等因素，都能造成断路器拒动。由于开关本体和合闸接触器卡滞，大轴窜动或销子脱落和操动机构等出现故障，都能造成断路器拒动。由于合闸接触器最低动作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;由于直流系统两点或多点接地造成二次回路故障;由于互感器极性接反、变比接错，造成二次回路错接线;由于绝缘降低、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，然后查明误合闸原因，设法及时排除造成误合闸的因素，使开关恢复正常运行。
4.3隔离开关
隔离开关常见的故障主要有以下两方面:
隔离开关载流接触面过热。由于隔离开关本身的特点和设计的局限，还有载流接触面的面积度较小，加上活动性接触环节多，容易发生接触不良现象。因此隔离开关载流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。接触不良。由于制造工艺不良或安装调试不当，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。进行刀闸大修时常发现接线座与触指(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良加上现场安装时没能检查出来造成的。接线座与引线设备线夹接触不良，多数是由于安装工艺不良造成的。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。
变电站G IS的电气试验检修
除了常规的试验方法外,对主变的日常运行,进行在线检测与诊断可以弥补、预防无法进行试验、设备已有的绝缘缺陷。目前对油浸电力变压器比较有效的在线检测方法主要有:油中溶解气体的色谱分析、微量水分的在线检测及局部放电检测,其中变压器油中气体在线检测系统。由于GIS在安装过程中内部受到污染或发生安装质量问题难以避免,在运输过程中也有可能使得其绝缘部件受到损伤。因此为了检验GIS安装之后绝缘是否完好,型式试验和出厂试验显然不能满足要求,对于GIS安装工艺更加复杂的地下变电站来说,进行现场绝缘试验更加重要。GIS绝缘试验分为两大类,一类是GIS内绝缘气体品质及气体泄漏试验,另一类是组成GIS各电力设备的试验。其中,受地下变电站环境影响最大的试验为交流耐压试验。耐压试验的目的是检查总体装配的绝缘性能,消除运输和安装中可能造成的导致内部故障的意外因素,防止投运时出现绝缘故障,要求其试验电压不低于工厂试验电压的80%。根据导体电容量计算公式,可以近似得出GIS单相母线单位长度的电容量:C /l≈55. 5(PF/m)。由此可见GIS试品的电容量很大,要求其试验电源的容量也必须很大,一般采用串联谐振耐压装置进行试验,试验接线见图2。同时,试品在发生击穿时放电能量大、破坏作用也相应较大。因此GIS的现场试验宜通过断路器和隔离开关,将整个设备分成几个部分进行试验,以减少试验电源的容性负载、限制击穿时的放电能量。对GIS的在线检测技术、智能化技术,将由传统的设备运行定期检修制度向状态检修制度逐渐发展。对GIS进行局部放电的在线监测,可以诊断早期故障或绝缘状态。目前已有方法可分为电量检测法与非电量检测法。电量检测法有:外部电极法、接地线电磁耦合法、绝缘子中预埋电极法和超高频检测法;非电量检测法:机械振动检测法、气体检测法和光学检测法。
5新形势下变电检修在电网系统重要性
为适应新的形势，对变电站一次设备进行状态检修势在必行。变电站一次设备的安全运行对整个电网系统的安全运行起着至关重要的作用。对变电站一次设备进行状态监测及故障诊断，改变传统的计划周期性检修为状态检修，可以大大降低电力行业的生产成本。状态检修是在对变电站设备运行状态进行监测的基础上进行的。状态检修具有及时处理设备隐患、克服设备定期检修的盲目性、减少人力物力投人等优点。从而增强了设备检修过程中的针对性和有效性。提高了设备的综合分析能力和精细化管理水平，从而最大限度的延长了设备的使用寿命，提高了设备运行的可靠性，大大降低了变电所一次设备的检修成本。在变电所一次设备中推行状态检修的直接效益:可以大量节省维修费用;延长变电所一次设备的设备使用寿命;确保输配电的可靠性:降低检修成本、减少检修风险。由于状态检修具有极大的优越性，它将成为变电所一次设备检修的必然选择。
结束语
随着我国电力体制改革的不断深人，定期检修制度已经不能完全适应形势发展的需要。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，对变电站一次设备实施状态检修。随着在线监测技术、数字化变电站的快速发展，以及我国电力体制正逐步解除管制，对变电站一次设备实现状态检修不仅成为可能而且成为必要。
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