110kV及以下输变电运行设备实行状态检修的方法研究

发表时间:2019/3/28   来源:《电力设备》2018年第28期   作者:李立岗
[导读] 摘要:目前国内输配电设备检修有定期检修、故障检修、状态检修等多种方式,其中状态检修也叫作预防性检修,是通过状态检测手段对运行设备健康状况进行监测,确定最佳检修时间的检修方式。
        (国网山西省电力公司和顺县供电公司  山西晋中  032700)
        摘要:目前国内输配电设备检修有定期检修、故障检修、状态检修等多种方式,其中状态检修也叫作预防性检修,是通过状态检测手段对运行设备健康状况进行监测,确定最佳检修时间的检修方式。应用状态检修的目的是提高设备的可靠性、改善设备运行性能,降低检修维护费用及延长设备使用寿命等。本文对110KV及以下输变电运行设备中变电站内设备的状态检修技术进行分析,探讨其实际应用问题。
        关键词:110kV以下;输变电运行设备;状态检修
        1状态检修概述
        随着我国科学技术的不断发展,电力输送系统也随之发展。而输变电系统状态的检修技术也会随着时代的潮流不断进行更新。较之于传统的检修模式,输变电系统状态检修技术主要是以网络通信作为媒介,通过在线检测的模式对输变电系统运行过程中所反馈的信息进行合理的检查跟分析,在此基础上就各电力设备情况的运行状态进行判断。跟依靠计划为主的传统检修模式进行对比,输变电系统状态检测技术更加安全与合理,并且具备有一定的预见性,这样也就能够很好的满足这个社会的各种需求,并能够促进我国电力系统的运行稳定性以及可靠性得到进一步的提升。因为不同电气材料的种类跟材质存在有比较大的差异性,也就导致了检修的准确度难以被准确把握,并使得状态检修技术代替原有检修技术成为了一种必然的发展趋势。
        2分析110kV及以下输变电运行设备实行状态检修的方法
        2.1运行设备的状态检测
        2.1.1变压器状态检修
        电力系统中的变压器包括本体与附件两个结构。相比较而言,对于变压器附件的检测与问题处理较为容易进行,相应的数据信息搜集以及故障排查处理较为简单。但是,对于变压器的本体来说,由于其中中包含着铁芯、线圈、绝缘本体等结构,对其进行内部的检测与维修工作较为困难。在传统的电力系统变压器检修工作中,需要进行停电处理,会造成大量的财物损失,也严重影响了人们的日常生活。基于这样的情况,利用状态检修,能够更好的减少企业的损失。电力系统变压器的故障通常是由于绕组变形或是潮湿等因素造成的,所以在进行变压器的状态检修时,可以从这两个方面入手展开工作。绕组直流电阻分析、绝缘电阻及吸收比和极化指数分析、泄露电流分析、绕组介损分析、铁芯绝缘分析、电容型套管介损和电容量分析都是变压器运行状态下故障问题的检修方式,相关人员可以结合实际情况,选择合适的方式进行电力系统变压器的故障排除与处理。
        2.1.2隔离开关状态检修
        通常情况下,隔离开关的异常现象包括两变电检修中的状态检修法种:触头部位过热和回路过热。导致触头部位过热的原因有很多,比如触头部位零件的老化、隔离开关的合闸不到位以及触指夹件严重被锈蚀等。而造成回路过热现象的原因在于隔离开关的设计工作,因为载流接触面的面积相对较小,而且活动性接触面大,很可能会出现接触不良的情况,从而导致回路过热。在对电力系统进行检修时,接线头与触头臂之间的紧固螺母经常会产生松动现象,造成这种现象的原因极有可能是因为接线座的质量不符合标准,再加上安装前没有进行质量的检查,从而导致引线设备的线夹与接线座发生接触不良的现象。此外,因为制造工艺不符合标准要求,亦或是长时间没有对其进行检修,也有可能致使导电带接触不良的现象产生。同时这也是引发隔离开关异常的重要原因。
        2.1.3断路器状态检修
        在输变电系统中,高压断路器为了能够有效保障变电运行安全,需要对电压和频率进行设定,从而实现与交流开关之间的联动。关于断路器状态的监测主要集中在对断路器的机械性能监测方向之上,通过对断路器的开关开合状态分析,了解其与高压线路停运带电之间的关联,进而判断出变电设备是否处于稳定工作状态。

输变电运行过程中,断路器的机械特性主要包含有开合闸时间、分合闸最大速度、平均速度等重要数据,同样,这些数据参数也是状态检修在线监测中的重点内容。在信息技术的应用中,一般利用霍尔电路传感器设备进行电流监测,从而了解分合闸线圈特点。在监测过程中,霍尔电路传感器利用电流补偿方式能够获取到检修缺陷的相关数据,从而完成对电流的线圈以及动作时间的精准计算。计算结果由状态检修终端呈现出来,状态检修人员通过对计算结果数据的观察和分析,对缺陷前兆、分合闸动作拒动进行判断。
        2.1.4互感器状态检修
        相比传统的电力设备检修来说,状态检修在传统检修的基础上进一步优化,从而实现定期检修,将设备的运行信息参数作为检修依据,使其有效地判断设备运行状况。目前在电力设备的检修中包括以下几种检修技术:红外测温技术、绝缘油气相色谱分析、局部放电检测。而对于电压互感器来说,其状态检修技术主要有油色谱分析和红外测温技术两种。其中红外测温技术能够在设备不接触、不停止运行取样的条件下直观快速地检测设备的运行情况,并对设备的运行状态进行实时监测,判断设备在运行过程中的健康状况,及时发现安全隐患,并为制订合理的检修计划提供科学依据,这种方法是目前实现状态评价的有效手段。此外,国际上公认的绝缘油气相色谱分析是一种快速检测电气设备故障的方法,主要的原理是能够使绝缘油在正常运行和故障运行的情况下分解出不同的产物,从而分析油中所溶解的气体组分和浓度含量,便于及时发现设备中可能存在的故障。对于一般的电压互感器常见的故障,比如有内部过热、绝缘受潮都可以通过这种方法进行检测。
        2.1.5GIS组合电器SF6状态检测
        随着GIS组合电器在变电站中大量应用,对其进行状态检测成为目前研究的重点,具体的检测内容包括SF6气体、绝缘特性、回路完整性、机械特性及开断能力。其中SF6气体的检测最为重要,作为GIS设备的填充气体,其绝缘效果是干燥空气的2.8倍,其良好的电气性能和灭弧能力使其在电气设备方面得到了普遍应用,对SF6含量进行检测,明确气体压力、湿度,根据其电分解性能,并对内部气体进行色谱分析,可以得到GIS状态检修数据。当SF6气体绝缘能力下降时,会对设备的电气绝缘性能造成巨大影响,导致局部放电现象的发生,严重影响系统的安全运行。SF6气体在线检测的设备包含气体密度继电器、信息采集模块、信息分析模块、信息存储模块、通信接口模块与远端监控主机。
        2.2故障诊断
        故障诊断是专业人员对采集完成的各类数据进行分析处理的步骤。在状态检修工作中,故障诊断环节是针对已经发生的电气设备故障进行诊断分析,判断设备缺陷的种类、严重程度等,从而形成最恰当的解决策略。在具体诊断过程中,有静态诊断和动态诊断两种方法,其中静态诊断主要是针对一些常规问题,而动态诊断则是从故障诊断技术出发,实现对高压电气设备健康状态运行性能的全面探查。但值得注意的是,无论是静态诊断还是动态诊断,其诊断的目的都是为设备状态检修提供可行的依据,从而为检修工作以及电力系统的安全运行提供保障。例如,在状态检测试中发现某变电站2号主变(干式变压器),在高压绕组B相表面绝缘层有近20cm的闪络放电痕迹。经过红外测温发现此处的温度异常,当时主变室内抽湿机显示温度为27℃,湿度为56%,处于正常范围。通过状态检修测试,及时发现了缺陷,防止了缺陷进一步扩大,避免发展成更大的事故。
        3结束语
        总之,通过在110kV及以下变电站中应用状态检修技术,能提高其运行管理水平,同时对提高系统安全稳定性及推动电力事业的发展有着积极的意义。本文只是对状态检修在变电站中实行进行了简单的概括分析,在实际的应用过程中还需要结合不同变电站的实际情况采取不同的实行方式。
        参考文献
        [1]王少华,胡文堂,梅冰笑,董建洋,童杭伟.浙江电网输变电设备智能化及状态检修体系[J].高压电器,2013,4904:8-13.
        [2]郭丽娟,鲁宗相,邓雨荣.基于风险的输变电设备状态检修实用化技术研究[J].高压电器,2013,4901:81-86+91.
        [3]张炜.基于状态评价及风险评估的变电设备状态检修方法研究[D].华北电力大学,2014.
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