电气设备状态检修的实践

设备管理是电力企业管理的重要组成部分，供电设备检修管理的优劣，对设备的健康状况、运行性能以及供电的可靠性影响极大。电网电气设备长期以来一直实行以时间周期为基础的定期试验、检修制度。检修周期均按照主管部门颁发的全国统一的规程规定执行，检修项目统一、检修间隔统一、检修工期统一。这种传统的检修制度，在以往的定检中也确实发现了设备的缺陷和故障，并且及时消除，起到了一定的积极作用。但是，随着供电技术和设备水平的提高，原有的检修制度已不适应现有设备的运行需要，同时盲目地检修也耗费了大量的财力和物力，带来了频繁的停、送电操作。南京供电公司（以下简称公司）目前有500kV变电站3座、220kV变电站24座、110kV变电站78座、35kV变电站78座，主变压器容量15654MV.A。35kV及以上断路器1395台；35kV及以上架空线路4026.3km；35kV及以上电力电缆710.5km；10kV架空线路10551.5km；10kV电力电缆1971.6km。这些数字每年还在以10%左右的速度增长。由于企业减人增效，检修队伍零增长的目标迫切要求开展状态检修，以达到科学使用资金、合理安排人力、增加企业效益的目的。

一、状态检修的提出

公司设备每年进行试验、检修和操作等要投入几十万个工日，而且还存在误登或误碰带电设备、高空坠落和误操作的可能。设备的定期试验和输电线路的清扫每年也要投入大量的人力和资金：大修1台12万kV.A变压器需投入人力300工日，资金5～6万元；大修1台220kV开关需要投入人力100工日，资金2万元。定期检修和预试可发现设备故障和缺陷，但据统计：2001至2004年，发现主变压器故障和缺陷267次，其中检修预试时发现的故障和缺陷2次，仅占0.75%；发现断路器故障和缺陷95次，其中检修预试时发现故障和缺陷7次，仅占7.4%。同时，过度检修也会造成设备部件损坏，降低了设备使用寿命。

近年来，电气设备的技术水平和健康状况有了很大的提高，设备故障率逐年下降，设备的红外诊断、在线监测和带电检测手段日趋丰富。利用各项有效监测手段，完善检修管理流程，切实地根据设备的状态积极研究制订不同类型设备的状态检修策略，合理安排设备检修计划，因此提出了状态检修的课题。状态检修根据设备运行状态的变化，通过各种有效途径及时发现设备的故障征兆，采用先进的诊断技术、数理统计、在线监测等方法，迅速地确定故障部位和性质，进而确定维修周期的一种检修制度。但状态检修对设备的技术管理要求高，要有多年的设备运行、检修及试验资料的积累，要有较成熟的在线监测装置，要有一套完整的综合分析诊断的方法。

二、设备状态监测与检修的实践

2.1 变压器[1]

2.1.1 主变压器的状态监测

（1）绝缘油中微量气体的监测

监测绝缘油中微量气体是监测变压器及其他采用油绝缘的电气设备状态的主要手段。为此，在过去常规色谱分析基础上，引进在线式变压器早期故障监测装置，该装置主要用于监测H2。因为色谱分析能检出的故障都伴随着H2的产生；其次，该装置对CO、C2H2、C2H4 3种气体也能监测，但灵敏度稍低。在线式变压器早期故障监测装置对及时掌握变压器绝缘油中微量气体的变化情况起到了很好的作用。

（2）测量局部放电量

现场监测变压器局部放电，用以补充油中气体分析法之不足。局部放电是油、纸绝缘等有机材料损坏的重要原因，因此可以通过对局部放电量与其值的比较以反映变压器绝缘状态的信息。

（3）测量反映绕阻形变的参数

主要为了诊断变压器绕组在经受比较严重短路电流冲击后的技术状态，进而确定是否可以继续运行。变压器绕组的形变一般具有累计效应，即绕组的动稳定破坏通常是在遭受了数次乃至数十次短路电流后发生，绕组形变测试仪能提供绕组形变程度的信息。因此，在每次遭受较大短路电流冲击后对绕组进行形变测定，并根据测试结果确定相应对策，如形变明显时进行吊铁心处理等，这样可防止事态扩大。

对主变压器的状态评估应以油色谱分析为先导，同时结合电气试验和运行情况，来指导变压器的状态检修工作。其主要依据是前3年的油色谱试验报告，出厂、交接相前2次预防性试验报告，大修和小修报告，变压器油的在线监测数据，巡视记录、缺陷报告、主变压器及其附件的红外图像库等。

2.1.2 主变压器的检修

根据多年的运行经验，除对其重点项目进行监测并根据监测结果进行维修外，日常监测维修的重点包括处于频繁操作状态的有载调压开关和连续运转的风机，对于某些变压器，每10～13年大修时进行一次吊铁心检查，着重检查绕组形变现象。运行正常的变压器可以填写状态评估卡，经综合诊断介析，确认变压器无问题，可酌情延长大修周期，箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，经试验与检查并结合运行监测情况，判定有内部故障危及安全运行时或本体严重渗漏油时，才进行大修，当变压器运行中承受出口短路或出现其他异常情况，试验判明有内部故障，经综合诊断分析有必要时需及时进行大修。

2.2 断路器

2.2.1 断路器的状态监测

（1）监测断路器绝缘状况

重点加强对断路器绝缘介质（油、气、真空度）特性的检测。公司重视对SF6气体压力和微水含量的检测，目前与南京帕瓦公司合作研制新型SF6气体密度继电器，已具备压力、温度和微水含量检测功能，并预留通信接口，实现远传。对真空开关真空度的检测，引进VC-V型真空度测试仪，该仪器以磁控放电原理，采用离子电荷做标定的方法对真空度进行检测。目前，真空度的检测主要取决于耐压试验来鉴别是否满足运行条件，真空度测试仪作为测试辅助手段。

（2）检测载流回路的完好性

通常采用测回路电阻的方法检查载流回路的完好性。此外，红外热像仪可直接检测断路器引线接头、隔离开关断口等设备局部过热的状况，从使用情况来看，红外热像仪作为变电站设备监测手段之一，达到了良好的效果。

（3）监测操作机构的特性

统计表明:断路器的许多重大事故是由操作机构故障引起的。因此，对操作机构的的状态进行监测和诊断就显得十分必要。现在，多运用以微机原理开发的断路器特性测试仪。该测试仪作为一种智能型断路器离线监测装置，对断路器分合闸电流、分合闸速度曲线、动态回路电阻、振动及各种时间、行程参数进行测量。

（4）监测断路器开断能力

目前采取监测断路器开断短路电流值并累计的方法，累计开断电流值按相统计，为合理的确定断路器检修时机提供依据。

1l0kV及以上断路器的问题主要集中在操作机构上，包括渗漏油、漏气、频繁打压等，占全部故障的90%以上；35kV及以下的开关主要是机构卡死、外绝缘闪络、绝缘断裂问题，所占比例较大。其他如分合线圈烧毁、真空度破坏、漏气等问题所占比例较小。对断路器的状态评估主要依据是设备的出厂、交接和前2次的预防性电气试验报告、断路器特性试验报告、检修报告、微水试验报告和SF6检漏报告。断路器设备的在线监测（如SF6泄漏、密度测量，开关动作情况）建立相应的数据库；断路器设备的红外热成像的图像库等。

2.2.2 断路器的检修

目前，断路器的大修周期在状态良好情况下取规程的上限，在制造厂有特别保证的前提下适当延长。运行管理上分相统计故障电流的大小和故障跳闸次数，根据开断次数和故障电流总和进行优化后安排临修，实现状态检修。用红外热像仪检测断路器载流回路的所有接触的完好性，加强油气试验作为绝缘停电测试次数减少的补偿。对于试验数据合格、运行情况稳定、故障几率极低的断路器，填写设备状态评估卡，并参照制造厂的规定，列入状态检修范围。

从以往的断路器检修经验看，明显存在过度检修的现象。为此，对断路器的检修策略作出调整。

一般情况下，国产SF6断路器每隔5-6年机构大修一次，每隔1-2年机构小修一次；同类型SF6断路器，每隔10-13年对灭弧室进行抽样解体（与制造厂协商），视状况确定检修范围。运行良好的进口SF6断路器，将试验周期延长至4年/次，并结合试验对操作机构和传动部分进行检查和维护。

真空断路器可不做解体大修，根据各类真空断路器的运行状况、故障几率和装设地点，将试验周期延长至2-4年。

35kV油断路器仍采取定期检修的原则，不执行状态检修。

2.3 互感器类设备

2.3.1 互感器类设备的状态监测

（1）油色谱分析。目前普遍采用离线绝缘油微量气体色谱分析法。

（2）红外检测。用红外热像仪检测，借以诊断载流回路和励磁回路有无发热现象，还可检出绝缘受潮等缺陷。

（3）在线监测。通过在线监测装置对互感器等设备的一次泄漏电流、有功电流、介质损耗、等效电容、母线电压、系统频率等数据进行测量，供检修人员分析、处理。目前在部分变电站安装了容性设备在线监测装置，实现了容性设备带电测量介质损耗。

（4）停电预试，目前仍进行周期性的预防性试验。

对互感器类设备的状态评估主要依据是前3年的油色谱试验报告，以及该设备的出厂、交接和前3次的预防性电气试验报告，110kV及以上所有互感器类设备的红外热成像的图像库等。

2.3.2 互感器类设备的检修

对互感器类设备的维护性小修、预试结合主设备或线路停电进行。发现异常经诊断有缺陷的，根据设备缺陷等级，及时安排停电检修。内部缺陷一般在厂房、车间内进行解体检修，现场采取整台更换制。

2.4 避雷器

2.4.1 避雷器状态监测

（1）监测泄漏电流。在35kV及以上电压等级的避雷器上逐相装有泄漏电流监测仪（放电记录仪），能在线监测避雷器泄漏电流。

（2）带电测试。对110kV及以上电压等级的避雷器进行带电检测泄漏电流。

（3）红外检测。用红外热像仪对设备接头情况进行检测。

（4）避雷器自动脱扣。在35、10kV线路和变电站引进带脱离装置的避雷器，该种避雷器能够自动监测内部故障，故障情况下自动脱扣。

对避雷器的自动脱扣状态评估主要依据是出厂、交接、前2次预防性试验报告，对避雷器在线监测数据巡视记录（每周至少记录2次），对氧化物避雷器带电测试数据，避雷器红外检测数据库等。

2.4.2 避雷器的检修

公司现阶段普遍对避雷器用氧化锌避雷器来更新，改善设备绝缘的工作条件。对满足避雷器在线监测条件的，进入试行状态检修的阶段，即只在上述监测发现异常时，才停电进行校核性试验，以确诊缺陷。

2.5 架空线路

2.5.1 架空线路状态监测

架空线路状态监测主要采取定期巡查线路、登杆检查、绝缘子测零、盐密度测量和红外检测等方法。

目前在110kV及以上的输电线路采取盐密度测量指导线路清扫的做法。因此，要求制定盐密度测量的措施、计划、分析盐密度测量数据，掌握线路的积污规律，判定线路运行的安全性；盐密度测量度的关键是盐密度测点的选取、控制盐密度的确定、盐密度测量的次数、盐密度测量的时间、测量方法和测量结果的判断等。随着红外诊断技术的不断发展，其应用范围也从变电专业推广到输电和配电专业，主要用于监测架空线路的各类线夹、连接件和绝缘子的运行情况。

对架空线路的状态评估主要依据线路设备台帐，线路设计的技术要求；线路历年运行、检修情况；线路巡视记录、运行分析记录、缺陷记录、测试记录、事故和跳闸记录和红外检测图像库等。

2.5.2 架空线路的检修

目前公司l0kV配电线路无固定检修周期，采取定期巡线的方法，根据设备健康状况和反事故措施要求提出状态检修计划，

送电线路的大修，依据日常巡线、维护、检查情况以及线路历次检测结果等多方面资料进行综合分析，判断确认必要时进行。35-220kV线路瓷质绝缘子测零周期一般为2年/次，当瓷质绝缘子年平均零值率小于等于0.1%时，可以将测零周期延长至4年/次。部分瓷质绝缘子更换为合成绝缘子，则不安排测零，每4年每条线随机抽取几组样品做试验，如不合格则全部更换。线路外绝缘已达到经审定的污区图配置要求，且定期测量盐密已有3年以上的实测数据积累，经部分线路试点后能提出指导清扫的控制盐密度值，可按照盐密度监测值合理安排清扫。否则，对污秽严重线路或区段，在每年雾季前清扫一次，必要时安排落地清扫。架空地线部分更换铝包钢线或铝合金线，结合大修清扫，无固定检修周期，从周期巡线中及相关登杆检查中确定是否更换。部分使用PLP金具的导地线，没有固定检修周期，根据登杆检查结果确定连接金具是否需大修更换。

2.6 电力电缆

2.6.1 电力电缆的状态监测

随着城市电网的发展，电力电缆在输配电线路中的比例越来越大，特别是10kV电缆，公司共有lOkV电缆约1972km，因此对电缆状态的监测要求越来越迫切。目前，电力电缆的状态监测主要手段有耐压试验、局放测量、故障定位和红外检测等方法。采用传统的定期耐压试验的方法对电缆进行检测，此方法工作量大，且为破坏性试验，易引发电缆新弱点，造成不必要的损失。而采用无损局部放电测量试验方法，代替只用击穿作为识别绝缘缺陷标准的耐压试验，引发新弱点时危险性就会减小。公司还开展了电缆故障定位检测，可及时、准确地排查电缆故障范围。随着红外诊断技术的发展，也将其应用在对电力电缆的检测上。

对电力电缆的状态评估主要依据电缆本体、电缆中间头、电缆终端头的厂家、型号以及故障原因、故障类型；电缆出厂试验和交接、检修试验数据；采用电力电缆在线监测测试技术建立监测数据库和红外热成像数据库等。

2.6.2 电力电缆的检修

针对电力电缆预试的问题，提出能否根据电缆的实际情况进行预试。一是减少不必要的停电，二是对目前日益增多的交联电缆进行周期性的耐压试验也不一定合理。根据对全公司电缆的运行情况和电缆故障调查与统计:近年来10kV电缆故障每年不超过20次。故障类型分别为:外力破坏占40%，安装质量占30%，绝缘老化、受潮占20%，运输及其他原因占10%。

经过技术经济比较认为，周期性的预防性试验检出的电缆故障较少，只要把住出厂、运输、安装的质量关，可以不进行周期性的预试，新敷设的电力电缆在投入运行3-12个月，一般应做一次耐压试验，以后根据电力电缆历年运行情况、历年试验数据、红外检测图像等数据，经综合分析判断来确定该电气设备是否进行定期试验。

三、结束语

从定期检修过渡到状态检修，是电力系统发展的趋势。公司自推行状态检修以来，设备维修工作量比以前减少，设备运行情况良好，没有发生重大电气设备事故，用户停电时间减少，供电可靠性提高，收到了良好的经济效益和社会效益。