电网设备状态检修技术现状、问题与发展路径 董飞

发表时间:2019/12/18   来源:《基层建设》2019年第26期   作者:董飞
[导读] 摘要:2007年国家电网公司系统内全面推行以设备状态为核心的状态检修工作,经过启动准备、试点推广、全面实施、深化提升四个阶段逐步实现设备从定期计划检修到状态检修的模式转变,开启状态检修新纪元。
        国网长治供电公司变电检修室  山西长治  046000
        摘要:2007年国家电网公司系统内全面推行以设备状态为核心的状态检修工作,经过启动准备、试点推广、全面实施、深化提升四个阶段逐步实现设备从定期计划检修到状态检修的模式转变,开启状态检修新纪元。2008年国家电网公司建立和完善了状态检修管理体系、技术体系和执行体系,相继印发输变电设备状态检修管理规定、状态检修评价导则、检修导则和状态检修试验规程等一系列管理和技术方面的核心文件,奠定状态检修工作规范、有序和有效开展的坚实基础。
        关键词:电网设备;状态检修
        引言
        电网规模呈现出扩大的趋势,电网结构的复杂性增强,这就对继电保护系统提出了更高的要求。继电保护系统的运行目的是确保电网的安全稳定,一旦继电保护系统出现了拒动或者误动等问题,将会引发电力事故。继电保护系统检修的技术体系为此处于不断地完善的状态之中,为了提供更佳的电力服务,需要做好这一系列的工作。
        1、例行试验
        根据《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》,油纸电容式变压器套管油中溶解气体分析试验项目属于诊断性试验,也即是说,在例行试验数据无异常的情况下可以不做油色谱试验,而有些单位在油纸电容式变压器套管例行试验中自行增加了油色谱试验项目,但实践中套管例行试验结果均合格(状态评价结果应为正常状态)而油色谱诊断性试验数据有超出注意值的情况时有发生。因此利用变压器停电进行例行试验时机,开展套管油色谱分析工作,采取综合诊断分析的方法,以提高判断的准确率,并对套管绝缘状态做出全面精准评价。
        2、状态监测的继电保护系统检修存在的问题
        2.1、电气二次回路监测问题
        电气二次回路监测问题存在的原因是继电保护系统包括了电气二次保护装置和回路装置。仔细分析电气二次保护装置会发现,实践中它一般处于微机化的模式之中,对其采取状态监测更加合适,而且能够起到很好的效果。但是再进一步分析其结构会发现它相对复杂,涉及到了继电器电缆,而且整体上呈现出分散状态,无法保证监测的实时性。
        2.2变压器内部故障
        变压器内部故障主要包括绕组故障、变压器铁芯故障、变压器瓦斯保护故障等。其中绕组故障主要为绕组匝间短路、绕组出头接头开焊、绕组断线、绕组接地等故障。
        2.3、断路器机械寿命和电寿命的状态评价
        由于认识程度和基础条件的差异,目前各单位开展状态检修的水平参差不齐。从技术层面而言,由于断路器机械特性在线监测等诊断技术研究应用滞后,制约了断路器状态检修的全面发展,定期检修策略仍局部存在。中期寿命检修实质上是实行的传统定期检修模式,将直接导致设备过度检修,或许使长期稳定运行的设备浴盆曲线规律发生变化,形成正常运行中不必要的干扰,反而可能会增加电力设备发生故障的概率,不符合状态检修的基本思想。
        3、继电保护装置状态检修
        3.1、保证设备的安全运行
        在实践管理的过程中,我们应该从宏观上出发,对继电保护装置进行科学有效的设计和配置,确保继电保护和其他各装置能够相互协调,进而保障电力系统能够正常、高效的运行。在继电保护装置状态检修时,需要将设备的安全运行放在首要考虑的位置,同时加强对继电保护装置的监测与管理,定期的对设备进行检修和保养,另外还需要制定相关的管理制度,保障设备的运行安全。


        3.2、增强继电保护操作的准确度
        继电保护操作的准确度提高要求检修人员熟悉并理解二次回路的图纸,同时还需要明确二次回路的保护原理。在此基础之上开展继电保护操作工作才会更加顺利有效。继电保护操作的内容包括了压板、信号吊牌以及多项内容,操作的过程相对复杂,因此要严格参照流程进行。调度的同意在这当中非常重要,无论是退出还是投入的时候都需要经过其同意。保护压板的说明需要更加明确,以免检修人员忽视。
        3.3、变压器状态检修流程
        首先,借鉴绝缘油色谱分析理论,变压器维修人员应对主变压器铁芯接地电流进行测量。测得铁芯接地电流为90.0mA,在正常值上限以下。在获得铁芯接地电流数据之后,组织开展停电试验。测得直流电阻测试三相不平衡度为55%。其次,综合采用色谱分析、红外测温等技术,对变压器油进行色谱分析,确定该变压器中主要成分为乙烯。且后期变压器内部温度远超正常数值。再次,对10kV主变压器侧端调压开关、主变压器出线连接点、导电杆连接点进行逐一测试。并在主变压器油放出后,对10kV主变压器侧调压开关进行测量。发现主变压器三相触头位置均出现不同程度的烧灼情况。最后,通过对一号主变压器铁芯接地直流电阻、绝缘电阻数值分析,可首先排除该10KV主变压器接地短路风险、环流风险。随后对直流电阻进行进一步测试,确定该10kV主变压器存在高温过热故障。即高温绕组接头接触不良。通过对10kV主变压器故障位置进一步分析,确定该10kV主变压器故障位置为低压相接头连接位置。结合红外线测温图像分析结果,发现绕组接头位置为主要热力故障源头。即由于主变压器绕组接头长时间处于箱体油浸内。再加上绝缘油良好的散热性及导电杆良好的热传导性,促使整体变压器热量向上部套管传递,最终致使整体套管出现高压套组故障。
        3.4、状态监测
        国电网设备的状态检测和评估工作还处于起步阶段,状态检测技术应用及推广上存在的问题主要有以下几方面:1.状态检测技术应用范围不广,与电网设备总量相比,状态监测技术应用的设备覆盖面还处于较低水平。2.状态检测装置可靠性不高,稳定性和抗干扰性能不足。3.缺乏统一的标准和规范指导,各厂家装置的工作原理、性能指标和运行可靠性等差异较大,同时各类装置的校验方法、输出数据规范以及监测平台都各不相同。4.现行的在线监测技术在设备缺陷检测方面还存在盲区,状态量还不够丰富。发展路径2016年12月国家电网公司提出“智能运检”理念并发布《智能运检白皮书》,明确指出了智能运检与状态检修的发展方向。推进“一体化、标准化、模块化”的智能化状态感知设备研制1.研究基于内置的高灵敏度、高稳定性、高可靠性的新型传感器的设备状态监测与评估诊断方法及模型,实现对设备正常、异常、故障等状态的实时监测与诊断,提升设备本质状态自感知、自诊断、自控制能力。2.推进设备制造企业开展设备状态传感器与本体一体化融合设计制造,提升设备自感知、自诊断能力。3.建立统一技术标准体系,推进设备标准化及模块化设计制造,大幅提高同类设备、模块之间的可互换性,有效减少运检工作复杂性。
        结束语
        随着我国各方面技术水平的不断提升,电力系统和通信技术的发展达到了全新的高度。在未来的发展中,继电保护方面将呈现智能化、网络化和通信一体化的趋势。在电力系统中,随着继电保护综合自动化系统的逐渐成熟,继电保护的效果将更加可靠,进一步提高电网运行的稳定性,促进我国电力系统的长远发展。
        参考文献:
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