变电设备检修技术分析与研究

1、变电设备检修技术分析与研究 变电设备检修技术分析与研究 【摘要】本文主要介绍了变电设备检修模式的开展历史，探讨了状态检修法在变电检修中的应用，以及如何对状态检修进行管理。 【关键词】电力系统;变电设备;状态检修 1.检修模式的开展历史 随着电力工业的开展，电力系统的检修也逐渐产生新的模式。到目前为止，根据检修的技术和目的，出现了3种检修方式：状态检修、定期检修以及基于可靠性的检修。状态检修是通过巡视、检查、试验等手段，对设备的状态进行定期的检查，然后根据这些设备当前所处的状态，制定出一个合理的检修方案。当然，也可以通过在线监测、带电监测等技术来获取说明设备状态的数据，然后根据这些数据所说明的设

2、备的状态，制定一个保证电力系统能够到达最大的可靠性以及最大效率的检修方案。定期检修适用于设备数量较少且设备质量水平较一致的电力系统中。 2.状态检修法在变电检修中的应用 2.1 隔离开关的检修 一般情况下，隔离开关经常出现两种异常现象：载流回路过热和触头部位过热。出现载流回路过热现象一般是由于在设计隔离开关时，载流接触面的面积裕度较小，活动性接触环节多，极易出现接触不良而导致的。一般隔离开关过热经常出现在触头和接线座部位。此现象已经成为普遍存在的问题。造成触头部位过热产生的原因一般有：触指夹件锈蚀严重、触指弹簧锈断等造成触指松离触指座，触头部位的制造工艺差，安装调试的方法不当，隔离开关合闸不到

3、位等。引发接线座过热产生的原因有：接线座与触头臂接触不良。在检修时，经常出现连接接线座与触头臂的紧固螺母松动。一般是由于接线座的制造质量不符合要求，并且在安装前，没有对其进行质量检查，接线座与引线设备线夹接触不良。此种现象产生的原因一般是由于在安装时，对接触面没有进行足够的打磨和可靠的连接，在铜铝接触时，没有采用铜铝过渡材料等。 图1 抗干扰举措评分 2.2 继电保护设备的检修 下面以一个实例分析继电保护设备出现事故及障碍的原因，进一步说明检修方法。通过对微机保护事故及障碍的统计分析说明，无法用常规方法发现由干扰引起的事故。在正常运行时，看不出任何征兆，因此，必须在进行选型以及投产实验室进行严

4、格管理。装置自身缺陷引起保护不正确。例如，一般情况下，年检中没有保护装置在外加故障电流58A时方向元件拒动这一工程，以及保护在三次谐波故障量切除时有误动情况等。通过上面的分析可知，在继电保护设备检修时，应当注意以下方面：开展状态检修时，首先根据设备在巡检、二次通流试验、带开关传动、标准校验等实验的状态评估结果确定具体检修方案;对微机采取有力的抗干扰保护措施;根据状态评估结果分析微机保护可能存在的主要缺陷及事故隐患，把微机保护的重点放在回路与辅助设备的检查上。对继保设备进行电磁兼容性考核试验是继保设备状态检修的一项很重要的工作。通过强弱电别离、交直流别离、对抗干扰措施等情况进行评分，标准按图1执

5、行，以斜率计算得分。对端子排、电缆支架锈蚀程度进行评分，标准按图2执行，以斜率计算得分。 2.3 变压器检修 在对变压器进行检修时，首先检查变压器在运行时声音是否出现异常。正常运行时，变压器的声音为： 图2 锈蚀情况评分 有规律的“嗡嗡声。如果出现其他声音，那么视为异常声音。一般引起变压器产生不正常声音的原因有几种：突然启动大容量的设备，引起负荷的突然增大、变压器内部零件出现松动、低压线路接地或者短路等。当上下压套管发生严重损伤并有放电现象时，也会引起变压器产生异常声音。产生此现象的主要原因有以下几方面：套管密封不严，从而在成套管进水使绝缘层损坏;套管的电容芯子质量不合格，内部游离放电;套管长

6、时间未做清理，内部积垢严重;套管上产生大量的碎片和裂纹等。其次是检查变电的三相负载是否平衡。当共相负载不平衡时，一般是由于中性点产生位移引起。当系统发生铁磁谐振时，会引起二相电压不平衡;当线相电压不平衡时，一般是由于内部发生匝间或层间短路。另一个常出现的问题是分接开关故障。其主要表现有：触头对地放电，接触不良、触头间短路、触头烧坏、油箱上有放电声等。经分析说明，产生此现象的主要原因是分接开关触头滚轮压力不匀，弹簧压力缺乏，接触面较小，触头磨损严重等。当触头接触面积较小时，经受不住短路电流冲击。如果在操作时对接头位置出现错误的切换，会致使开关被烧毁。引线局部故障也是变电机修中常遇到的问题。一般是

7、引线烧断、接线柱松等。分析其原因，一般是由于引线与接线柱接触不良、发热软铜片焊接不良等原因引起。当出现这些情况应及时对其进行处理，防止烧坏用电设备。 2.4 互感器检修 互感器检修时，一般常出现下面几种故障：绝缘热击穿、局部放电损坏、互感器受潮。高压电流互感器在高电压以及大电流的作用下，会造成绝缘介质的损耗，致使绝缘介质温度升高。如果绝缘介质有缺陷，在长期的高电压及大电流的作用下，会造成绝缘热击穿。如果U型卡子卡得过紧，长时间会致使绝缘介质变形。当端屏铝箔没有孔眼时进行非真空注油，电容屏间存积气泡，会致使电容屏间的电压改变分布，个别电容屏有较大的电压场，致使出现局部放电现象的发生，如果未及时发

8、现和处理，会对设备造成严重的后果。当互感器的端部密封不严时，会使内部进水受潮，致使互感器内部出现严重的游离放电及沿面放电，对互感器的绝缘介质造成损害。 3.状态检修的管理 状态检修的实质是使电力系统在保证维修本钱消耗最低的情况下，保证设备的正常运行。加强对状态检修的全过程管理是状态检修的一个关键。由于设备运行的不稳定性和不可控性，必须加强设备的状态检修，定期检修，及时发现问题并解决系统运行中出现的隐患;定期对接近使用寿命的设备进行淘汰，采购新的、性能好的设备以提高系统的可靠性。 3.1 变电设备检修模式开展方向 目前国内已经根本淘汰了传统的检修模式，取而代之的是以状态检修为主，诊断检修为辅的检

9、修模式。电力系统应该改变观念，加强状态检修管理。以前经常使用的检修模式是在固定的时间间隔内，对电力系统的设备进行检修，而不以客观条件的变化而变化。虽然这种方法在一定程度下有较好的检修效果，但是浪费了大量的人力、物力，增加检修本钱。随着科技的迅速开展，电力系统必须认清形势，突破思想，开展状态检修与预防性检修、故障检修相结合的方式，更能表达出现代科技在电力系统变电检修中的应用，而且节省时间、检修本钱及人力、物力。 3.2 尝试推行状态检修 当前，检修体制改革在我国电网系统已势在必行。国内电网系统的局部设备的运行管理中，已经相继开展了一局部初级阶段的状态检修工作。例如，国内的主变检修一般10年进行一次大修，而现阶段对主变提前进行的状态性大修，是为了预防主变的油枕及瓦斯继电器出现问题时，防止其进一步恶化，这便是初级阶段的状态检修。通过近些年国内局部电力系统推行的状态检修法的效果来看，状态检修不仅能够在最大程度上节约检修本钱，更能及早发现系统运行中的问题，从而尽快解决这些问题，保证系统正常的运行。 4.结束语 目前，电力生产企业面临的一个问题是不仅要保证供电的可靠性，还要尽量节约设备的检修本钱。如果电力系统设备一旦发生故障，将会给人们的生活和社会的生产造成极大危害。为此，供电企业必须依靠现代科技，加强状态检修的全过程管理，推广状态检修在电力系统中