变电设备缺陷分析（精选9篇）
变电设备缺陷分析 篇1
电气设备的发热故障一直是电力系统的一个老问题, 严重影响供电设备正常的负荷输送, 甚至酿成事故。红外检测技术的应用, 对提高变电站电气设备的安全稳定运行和保障电力用户的持续可靠供电都有很重要的意义。多年来, 湘西电网数10座变电站就是通过在日常运行维护中广泛应用红外检测技术, 及时发现并处理设备发热缺陷, 避免因发热缺陷而引发故障, 从而确保了变电站设备的安全运行和对用户的可靠供电。
1 变电设备发热缺陷判断标准的探讨
1.1 变电设备发热缺陷判断标准的一般原则
根据GB73-90《交流高压电器在长期工作时的发热》和运行经验, 发热缺陷的一般划分标准如下:
(1) 一般性发热缺陷:其温升范围在10～20℃之间, 与相同运行条件下的设备相比, 该接头有一定的温升, 用红外成像仪测量仅有轻微的热像特征。此种情况应引起注意, 检查是否系负荷电流超标引起, 并加强跟踪, 防止缺陷程度的加深。
(2) 严重性发热缺陷:发热点温升范围在20～40℃之间, 或实际温度在70～90℃之间, 或设备相间温差范围在1.5～2.0倍之间, 热像特征明显, 缺陷处已造成严重热损伤, 对设备运行构成严重的威胁。此种缺陷应严加监视, 条件允许时应安排停运处理。
(3) 危急发热缺陷:发热点温升超过40℃, 或者最高温度已超过GB73-90所规定的该材料最高允许值。热像图非常清晰, 外观检查可看到严重的烧伤痕迹。该种缺陷随时可能造成突发性事故, 应立即退出运行, 进行彻底检修。
1.2 对变电设备发热缺陷判断标准的探讨
如何快速对发热缺陷进行比较准确的定性, 一直是变电运行人员界定发热缺陷时比较头疼的事情。最近10年来, 湘西电网变电设备采取了以下定性标准, 既减轻了运行人员定性难的压力, 又为检修提供了直接依据, 实践证明也完全保证了设备的安全运行。
(1) 一般发热缺陷:当导体接触部位发热在70～90℃或当发热点温度与该设备正常时同一部位的温差达到30℃时, 定性为一般缺陷, 列入月、季消缺计划进行处理。
(2) 严重发热缺陷:当导体接触部位发热达90℃及以上或当发热点温度与该设备正常时相同部位的温差达到50℃时, 定性为严重缺陷, 尽快安排处理。
(3) 危急发热缺陷:当导体接触部位发热达130℃及以上或当发热点温度与该设备正常时同一部位的温差达到80℃时, 定性为危急缺陷, 应立即安排处理。
1.3 内部发热缺陷的判断
内部发热缺陷的故障点密封在绝缘材料缠绕的金属导体上, 而红外线穿透能力又比较弱, 因此用红外探测无法准确地测定故障点的实际温升。但热量可以传导到设备外表来, 由于各种设备内部结构的复杂性, 所测到的温升也千差万别, 因此我们无法用外部缺陷标准来判断。对内部发热缺陷的判断, 只能根据不同设备的实际情况分别探讨区别其发热缺陷等级, 进行分类处理。
2 变电设备发热缺陷统计及分析
2.1 变电站红外检测工作开展情况
湘西电网变电站红外检测工作主要采取红外成像检测和红外点测两种方式。红外成像检测由专门的兼职人员进行, 计划性周期为每季度一次;红外点测由运行值班 (维操) 人员进行, 结合运行巡视一般每月一次;两种方式的重点检测与跟踪检测周期不完全固定, 视具体情况而定。
2.2 变电设备发热缺陷情况统计
据不完全统计, 湘西电网2004～2008年10月变电设备的发热缺陷情况, 见附表。
2.3 变电设备发热缺陷的初步分析
2.3.1 发热缺陷类别分布
2004年至2008年10月, 湘西电网变电站通过红外检测发现变电设备发热缺陷190项。其中, 一般发热缺陷117项, 占总发热缺陷的61.58%;严重发热缺陷66项, 占总发热缺陷的34.74%;危急发热缺陷7项, 占总发热缺陷的3.68%;电压致热效应型缺陷2起, 占总发热缺陷的1.05%;电流致热效应型缺陷188项, 占总发热缺陷的98.95%;内部发热缺陷4项, 占总发热缺陷的2.10%;外部发热缺陷186项, 占总发热缺陷的97.90%。
2.3.2 设备发热缺陷部位分布
湘西电网变电站2004～2008年10月190项发热缺陷设备部位分布如下: (1) 主变及电容器放电线圈温升异常4项, 占总发热缺陷的2.11%; (2) 主变高压套管及电容器套管发热17项, 占总发热缺陷的8.95%; (3) 设备线夹及导流板发热91项, 占总发热缺陷的47.89%; (4) 隔离开关触头、导电杆、滑动触头等节点过热58项, 占总发热缺陷的30.53%; (5) 高压熔断器及其它节点发热15项, 占总发热缺陷的7.89%; (6) 二次设备发热5项, 占总发热缺陷的2.63%。
2.3.3 设备发热缺陷特点
变电站设备存在大量的导电连接部位, 其本身都是具有电流致热效应的热源, 某种情况下致热效应的异常就会产生发热缺陷。由于这些部位位于设备表面, 裸露在空气中, 可以直接观察并确定位置, 比较容易诊断。变电站设备外部发热缺陷的主要特点有: (1) 数量众多。导电连接部处位数量很多, 因此引发外部缺陷的机率也高。 (2) 接触电阻异常。只有接触电阻增大到超过许可范围, 长期电流通过时产生局部发热才会形成缺陷。 (3) 都属于电流致热效应型缺陷。如果通过电流较小, 即使接触电阻异常, 发热症状也很难发现。
内部发热缺陷的主要特点是:这类缺陷发生在电气设备的内部, 例如变压器或高压开关的出线套管等, 无法象外部热缺陷那样直观地检测出来。一般只能根据设备内部结构、运行状态、故障点热传递形成, 结合设备的运行情况, 依据设备所呈现的红外热像图, 分析判断可能存在的内部发热缺陷。
2.3.4 发热原因分析
(1) 通过对湘西电网变电站设备近5年来的发热缺陷分析发现, 变电设备发生外部发热缺陷的原因主要有: (1) 接头连接不良, 螺栓未压紧。特别是由螺丝紧固的节点发热点多。 (2) 大气中的有害气体、灰尘引起的腐蚀。具有很明显的地域性, 主要存在于工矿业污染严重的花垣县境内, 如花桥、佳民等变电站。 (3) 设备材质质量差, 加工安装工艺不好造成导体损伤。刀闸刀口触指发热多为触指弹力不够或是安装调试不精确使刀口接触面过少造成接触不良。 (4) 机械振动等各种原因所造成的导体实际截面降低。 (5) 负荷电流不稳或超标。高温高负荷季节是设备发热缺陷的高爆发期。 (6) 冰冻影响。2008年变电站设备发热缺陷比2007年明显增多的原因之一就是因为2008年初持续冰冻雪灾天气带来的后续影响。
(2) 而变电设备内部发热缺陷原因主要有: (1) 内部导电部分连接不良或者触头接触电阻过大; (2) 内部受潮, 介质损耗增大; (3) 绝缘材料老化、开裂、脱落; (4) 电压分布不匀、泄露电流过大; (5) 套管内部缺油等。
3 预防变电设备发热缺陷及故障的对策
随着设备负荷的增加, 电力用户对供电可靠性要求更高, 设备发热缺陷在变电设备管理中已经成为一个越来越突出的问题, 必须引起高度重视, 积极预防变电设备发热缺陷及故障。
3.1 保证金具质量
变电站母线及设备线夹金具, 必须根据需要选用优质产品, 载流量及动热稳定性能, 应符合设计要求。特别是设备线夹, 应积极采用先进的铜、铝扩散焊工艺的铜铝过渡产品, 坚决杜绝伪劣产品入网运行。
3.2 确保安装检修工艺
(1) 保证工艺程序。制定连接点安装的技术规范程序。根据造成连接点过热的不同类型, 制定不同的工艺规程。安装时, 严格按照规程进行。
(2) 控制紧固压力。部分检修人员在接头的连接上存有误区, 认为连接螺栓拧的愈紧愈好, 其实不然。因铝质母线弹性系数小, 当螺母的压力达到某个临界压力值时, 再继续增加压力, 将会造成接触面部分变形隆起使接触面积减少, 接触电阻增大。因此进行螺栓紧固时, 螺栓不能拧得过紧, 以弹簧垫圈压平即可, 有条件时, 应用力矩板手进行紧固, 以防压力过大。
(3) 接触面处理和防氧化。接头接触面可采用锉刀把接头接触面严重不平的地方和毛刺锉掉, 使接触面平整光洁, 但应注意加工后的截面减少值不超过规定。设备接头的接触表面要优先采用电力复合脂进行防氧化处理。
3.3 加强运行红外检测
对于运行设备, 变电运行人员要定期巡视连接头发热情况。有些连接点过热可通过观察来确定, 比如运行中过热的连接点会失去金属光泽, 导体上连接点附近涂的色漆颜色加深, 晴后小雨“冒热气”等。变电运行开展红外检测工作, 既要有精确检测仪器、专业检测人员的保障, 更要保证实际检测工作及时、全面, 并加强诊断分析。
4 结束语
通过多年的工作实践和湘西电网变电设备大量检测实例, 红外诊断技术作为一种诊断电气设备发热缺陷的先进测试技术, 确实非常有助于发热缺陷的诊断和处理, 只要最大限度充分发挥红外检测效能, 就一定能准确发现并及时处理发热缺陷、预防事故的发生, 对保证设备安全运行和稳定供电起到重要作用。
变电设备缺陷分析 篇2
5.1变电设备缺陷的定义
变电设备缺陷是指设备在运用中发生异常，虽能继续使用，但影响安全、经济运行。
5.2变电设备缺陷的分类
变电设备缺陷按其严重程度分为紧急、重大、一般三个等级。
5.2.1紧急缺陷（Ⅰ类缺陷）
指对人身或设备有严重威胁，不及时处理可能造成事故的缺陷。主要有；
运行中设备大量漏油，从油位指示器上看不到油位者。
设备在运行中有较大放电声或发出爆破等异音者。
设备闪络放电有可能造成短路、接地者。
设备温度上升很快，坚持运行有危险者。
断路器及刀闸断不开、合不上影响停、送电者。
设备接头或线夹过热，达到90℃及以上者。
断路器掉闸次数已满或掉闸后不修不能送电者。
断路器失压、泄气、不储能或发闭锁信号者。
断路器油泵频繁打压，间隔时间在四分钟以内或打压不停止者。
SF6断路器气体压力超过（0.4Mpa±0.009）(0.6Mpa±0.015)的允许值者。
真空断路器的真空泡雾化、氧化、裂纹、发红或失去光泽者。
强油通风冷却器停役个数达三分之二及以上，且油温达75℃以上者。
主变、互感器、电容器、避雷器、电抗器、消弧器等的套管或电缆溢胶、淌油、冒烟发出臭味或瓷质部分纵向裂纹达总长度20%者。
电压互感器短路、失压断线；电流互感器开路或内部声较大者。
直流消失、直流系统发生金属性接地短路或两套整流器全部不能工作。经运行人员处理不了者。
设备仅有的一套主保护出现异常；或者由于某种原因造成继电保护及自动装置退出运行，开关将不能正确动作跳、合闸者。
差动保护交流回路断线或不平衡电流超标。
母差保护的位置指示灯不亮或指示错误。
电缆沟积水，影响设备安全运行者。
中央信号装置不发信或不正确发信者。
通讯设备故障、中断者。
操作电源不可靠或能源不足者。
重要的遥测、遥信量不正确；遥控、遥调失灵。
因外力使电气设备或者设备基础、厂房、院墙发生倾斜、下沉、裂纹、倒塌并危及安全者。厂房漏雨，水滴在电气设备上，将引发事故者。
设备的运行状态出现厂家说明书所规定的禁止、不得、不准等现象或状。均按一类缺陷管理。设备的绝缘、温升、强度等技术数据超过极限值。
小动物或者飘浮物附着到电器设备上,将引发事故者。
5.2.2重大缺陷（又称二类缺陷）
指对安全、经济运行影响较大，只能坚持短期运行，不及时处理可能发展为紧急缺陷或导致事故者。
断路器容量不足。
断路器打压超时或者油泵打压次数每天超过两次。
母差不平衡电流，主变铁芯接地电流测试不合格。
SF6开关室排气扇失效率达百分之二十及以上者。
电动刀闸失灵，靠人力操作者。
刀闸、瓷瓶及端子排挂尘、挂灰；结碱、结露、受潮、生锈严重者。
防误闭锁功能失效、失灵或者元件损坏者。
电容器鼓肚、渗油或者熔丝经常熔断者。
电容器组因内部有故障送不上电者。
两套主保护中的一套有故障、异常者。
设备内部发热，外壳温升大于20℃（开关、PT、CT、耦合电容器、电力电容器、套管）。直流系统的监测装置失灵或误指示者。
整流器装置的自动或手动功能失灵者。
蓄电池反极性、死电瓶或缺少电解液者。
高频保护的通道试验信号值超标。
故障录波器不录波、自检、不显示或自检信息不对或发异常信号者。
设备的打印机故障或者异常者。
微机保护的显示非关键数据、状态，与标准值不符或数码显示不清、不全者。
保护通道异常，投入了通道故障压板。
保护装置及自动装置的信号灯、指示灯，亮、灭不正常者。
重合闸充电灯不亮、试验有异常者。
主变有异音，不能坚持长期运行者。
主变的有载调压机构的远方或就地调节失灵、失控者。
主变的风扇损坏数量达到一组的数量或者强油风冷的手动、自动、辅助、备用功能失效者。
主变强油风冷装置的潜油泵损坏或发出备用电源故障牌者。
设备的干燥剂潮解、变色、失效者。
设备的防雨帽、防雨罩脱落、失效或没装者。
设备的油位计、避雷器的动作计数器及设备的表计玻璃罩裂纹、破碎或者不透明者。
设备渗漏油较严重，滴油速率达每五分钟一滴者。
指示仪表滞动、卡针，数字仪表不指示、误码或者显码不清者。
电度表不走字或走字不正常。
调度电话不畅，仅有一部好用者。
远动设备遥测、遥信功能失灵、失效。数据采集不正确、拒发或误发信号；或者显示状态与实际不符者。
消弧器自动跟踪仪失灵、失效、失控者。
电缆外皮发热，温度超过45℃者。
导线、地线断股、散股、电缆外绝缘受热变色、变形或有异味，经确认在短期内不再发展者。裸导体设备或者设备的接头及连接部分发热，温度的最高值不会超过80℃者。
各类设备的箱体门扇关合不严、挂不牢，自敞走扇者。
各种设备的箱体、屏体底部孔洞末封堵或封堵不严者。
小电流接地选线装置失灵、失效不能正常运行者。
防火防盗装置失灵、失效不能正常运行者。
设备所用的加热器、空调器不工作或工作效率低，影响设备正常运行者。
工作场所照明灯比原设计少四分之一及以上者。
电缆沟盖板残缺不全；沟壁水泥脱落；支架锈蚀严重，积水积污者。
防鼠板、电缆穿孔封堵不严；门窗玻璃破碎，不能防小动物者。
接地电阻不合格；工作接地或保护接地失效；变电设备的架构、避雷针杆塔开裂或倾斜或重要承力部位缺材5 条以上者。
厂房漏雨；墙壁或设备基础倾斜、裂纹者。
设备无名称、编号、标志或者不清、不符者。
高压设备预试的部分数据不合格，无批准手续而继续运行者。
35KV及以上设备长期超参数运行、超大修期运行、超预试周期运行，无办批准手续者。
运行的设备无技术资料、无设备图纸或与实际不符者。
带电设备之间或对地间隙距离小于规程规定,未采取措施者。
上级下达的重大反措项目在规定的时间内未完成者。
在短时期内，有可能发展成紧急缺陷的一般缺陷。
5.2.3一般缺陷（又称三类缺陷）
指对设备虽有影响，但尚能坚持安全运行的变电设备缺陷。
6变电设备缺陷的统计分析与总结
6.1运行、检修单位于每月底统计本月所发现、所消除的各类缺陷的发现日期、消除日期、缺陷内容及消除条数，次月的三日前报生技部。
6.2运行、检修单位每年进行一次缺陷管理总结，总结情况并制定下一阶段缺陷消除计划，次年二月一日前报生技部。变电设备缺陷处理的规定、消缺率及计算公式
7.1各运行、检修单位均应设立缺陷记录，明确缺陷管理专责人员，并上报生技部备案。缺陷内容要及时记入缺陷记录，注销后应及时变更，作为设备状态检修依据之一。
7.2对有争议的缺陷（包括消除情况及负责单位）由生技部负责解释。
7.3变电设备缺陷处理的规定：
紧急缺陷在发现后的二十四小时内消除。
重大缺陷在发现后的一个月内消除。
变电设备缺陷分析和应用探讨 篇3
关键词：二次设备的分类,缺陷分析的方法,缺陷分析的应用
0 引言
变电设备的优劣直接关系到电网的安全运行, 电力设备包括一次设备和二次设备, 由于二次设备对一次设备具有监测、保护和控制的作用, 变电运行人员更应该加大对二次设备的重视程度。当前, 科学技术飞速发展, 电力市场不断开放, 二次设备厂家众多, 种类多样, 数量巨大。因此, 对二次设备进行缺陷分析, 有利于优化对二次设备的选择和管理, 对整个电网的安全运行具有十分重要的意义。
1 变电设备的缺陷类别
变电设备缺陷指的是备用的或正在变电运行中的设备存在着一些安全隐患, 将会引起供电系统的故障, 对设备本身或人身的安全造成伤害, 同时也会影响变电设备的使用寿命和变电站的安全运行。根据变电设备发生故障的原因, 可以将二次设备的缺陷分为两大类:一是先天的缺陷, 二是后天的缺陷。先天的缺陷就是指这种二次设备在厂家生产制造过程中就存在着瑕疵, 不是一个达标的设备或者是该设备本身没有缺陷, 但在安装过程中, 因操作不正确而产生的缺陷。变电设备的验收部门可以通过严把质量关来避免二次设备先天的缺陷, 从而选择出高质量的二次设备, 确保电力系统的安全运行;后天的缺陷是指二次设备投入使用之后, 在变电运行的过程中产生的缺陷。如设备长期使用, 不断老化, 超负荷运行等都会引起供电系统的故障, 这些都属于后天缺陷。在对二次设备进行缺陷分析时, 要把两者紧密结合起来, 一方面预防先天的缺陷, 另一方面及时发现运行中后天的缺陷, 加以处理, 消除缺陷, 提高供电的安全性和可靠性。
2 缺陷分析的方法
现代工业、农业以及人们的日常生活, 对电力的需求都在与日俱增, 对电网的安全运行, 要求也越来越严格。一次设备离开了二次设备的监测、保护和控制, 作用就大大削弱。要提高供电运行的可靠性, 就要重视二次设备, 加强对二次设备的缺陷分析。缺陷分析的方法主要是运用表格的形式对二次设备出现的各种缺陷加以分析和汇总。缺陷分析方法无论是对二次设备先天缺陷还是后天缺陷, 都是一种行之有效的方法。对于二次设备先天的缺陷, 可以采用表格的形式, 将变电设备的数量、类型、生产厂商、出现的缺陷等情况进行统计和分析, 就能很清楚地看出这种设备不同种类之间存在的差别, 从而选择出优质的设备。缺陷分析法对于后天的缺陷分析, 主要是在日常变电运行工作中, 对出现的各种故障的原因进行分析和总结, 把导致相同故障的设备缺陷总结起来。这样有利于变电工作人员迅速辨别设备缺陷并加以排除, 防止安全事故的发生, 保障设备的安全运转。如当电力系统出现故障时, 二次设备中的继电保护自动装置会迅速、自动地给断路器发出跳闸信号, 将会发生各种类型的跳闸故障。我们可以对这些故障进行分析, 找出是由于何种设备缺陷引起的跳闸故障, 然后归纳总结, 见表1。这样工作人员在以后遇到跳闸故障时, 可以根据跳闸故障表很容易地找出设备的缺陷, 解决故障, 恢复正常供电。
当前科技发展迅速, 应该把缺陷分析的方法和先进的计算机技术相结合。因为工作人员手工绘制各种设备缺陷分析的表格, 需要花费大量的时间和人力物力, 并且存在着设备缺陷信息收集不全、查找和使用不方便等诸多问题。若把先进的计算机技术引入到设备缺陷分析中, 不仅能够节省时间和精力, 而且可以对设备的缺陷进行多方面的查询和分析。如根据设备的类型、设备缺陷的原因或设备缺陷的程度等方面都可以进行查询和分析, 做到快速有效地消除设备缺陷。
3 缺陷分析的应用探讨
3.1 缺陷分析在设备选择方面的应用
二次设备的正常运行, 是确保整个电网安全运行的基础。因此, 二次设备的选择就尤为重要。现代社会经济和科技迅猛发展, 二次设备的种类日益增多。面对纷繁复杂的二次设备, 利用缺陷分析可以很直观地看出设备存在的缺陷, 比较设备质量的等级差别, 选择高质量的设备生产厂家, 购买优质的二次设备。设备缺陷分析不仅对选择变电运行中正在使用的设备有重要的作用, 而且对备用设备的选择同样有着举足轻重的作用。备用设备主要是为设备检修而储存的设备, 是维护电网安全运行的重要保障。因此, 做好备用设备的选择工作, 对提高供电运行的安全性和可靠性具有重要的作用。
3.2 缺陷分析在缺陷管理系统方面的应用
设备的缺陷管理系统是变电管理中的重要组成部分, 关系到整个电网的安全运行。在设备缺陷管理系统中 (如图1) , 首先要做好设备的缺陷分析。只有加强对设备的缺陷分析, 发现缺陷, 才能做好规范设备的缺陷管理工作。正如图1所示, 变电运行人员发现缺陷后, 登录缺陷管理系统, 把发现的设备缺陷的详细信息输入该系统, 该系统会自动将这条信息发送给二级单位专工。二级单位专工选择合适的部门来处理该设备缺陷。各部门工作人员登录缺陷管理系统后, 将看到需要本部门去解决的设备缺陷, 然后积极派出工作人员消除缺陷, 最后对设备缺陷的解决情况进行验收和消缺。这个系统运行的关键就在于首先做好设备的缺陷分析, 只有这样变电运行人员在发现缺陷时, 各部门才能迅速有效地做好本部门的工作, 快速消除设备缺陷。
3.3 缺陷分析在巡视设备方面的应用
电力系统中的二次设备就相当于是一次设备的眼睛、耳朵、鼻子, 必须加强工作人员对二次设备的巡视工作, 提高巡视质量, 及时发现和消除设备缺陷, 确保电网系统的安全运行。对二次设备的缺陷分析直接影响工作人员对变电设备的巡视质量, 因此, 要加强工作人员对设备的缺陷分析, 使其熟练地掌握由于设备缺陷而出现的各种故障情况及相应的消除缺陷的方法。这样在设备巡视中, 当二次设备出现发热、异常声响、超负荷、电压超标等情况时, 工作人员就能迅速找出消除缺陷的方法, 从而有利于提高设备的健康水平, 减少设备故障或变电运行安全事故的发生。
3.4 缺陷分析在提高专业素质方面的应用
电网系统的安全运行, 离不开一支高素质的职工队伍。尤其是二次设备的巡视和检修, 对工作人员的专业素质要求更高。在变电运行工作中, 加强设备的缺陷分析, 有利于提高工作人员的专业素质。通过对设备的缺陷分析, 使工作人员了解到缺陷不断发展的严重性, 激发工作人员的责任感和防微杜渐的意识以及对设备缺陷的警觉和敏感意识。工作人员在进行设备缺陷分析时, 不仅能够了解到该设备缺陷产生的原因、缺陷出现的外在标志、掌握缺陷消除的方法, 还可以预测可能出现该缺陷的其他部位, 从而防患于未然。因此, 工作人员在实际工作中, 遇到设备缺陷造成的故障或安全事故时, 能够做到临危不乱, 迅速发现并消除设备缺陷。
4 结语
根据变电设备缺陷的原因、标志、类型等情况, 运用表格的形式加以分析和总结, 就是变电设备缺陷分析的方法。运用缺陷分析法对二次设备进行缺陷分析, 对变电运行安全具有重要的意义。在变电运行工作中, 对二次设备缺陷分析的应用, 有利于建立一支高素质的职工队伍, 来应对激烈的竞争;有利于选择优质的变电设备, 为供电安全打下坚实的基础;有利于在巡视中发现并消除设备缺陷, 确保变电设备的安全和电网系统的安全运行。
参考文献
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[4]阮征.浅谈电力设备缺陷闭环管理系统[J].科技资讯, 2006 (1) .
变电设备缺陷分析 篇4
变电站自动化设备缺陷管理信息系统的设计与应用
陈 鼎 王 强
（嘉兴电力局 浙江 嘉兴 314033）
摘要：本文通过变电站自动化设备缺陷管理系统达到数据共享, 日常工作安排管理, 从而使变电工作人员从繁重的手工工作中解脱出, 并为领导的决策提供及时的资料。系统地阐述了变电站自动化设备缺陷管理系统建设原则和总体思路、流程设计、功能设计等。通过实施后, 保证了运行设备的可靠、经济安全运转。
关键词：变电站；自动化设备；PSMS秦皇岛网 bbs.66qhd.com 中图分类号：TP315
文献标识码：A 1 引言
随着我国经济的飞速发展，电网负荷的迅速增加，电网安全稳定运行显得至关重要，这就要求我们最大限度地提高变电所电力设备的运行质量。目前有关计算机管理信息系统在变电站自动化设备方面的应用，加强了变电站自动化设备的管理质量。其中变电站自动化设备运行的好坏，直接影响到安全生产，设备存在缺陷，一旦发生了事故，轻者造成设备损坏，减少供电量，重者可能使系统解列，发生大面积停电等恶性事故。要保证设备安全，除正常的运行维护外，需要的是及时发现、及时正确传递，尽快处理各类设备缺陷。把缺陷消灭在萌芽状态，使损失降低到最低限度，从而保证电网安全生产。系统建设的原则和总体思路
2.1 系统建设的原则
系统使用代码体系和文字来记录缺陷的现象和原因，针对不同设备种类或者其他条件进行分别定义并支持对缺陷代码的增加、修改和删除；系统能够支持对缺陷的记录，记录的信息包括：缺陷发生的地点（维护组织、变电站、系统、设备类别和具体设备）、缺陷发生的时间、属性（危急、严重、一般）、原因和后续处理；系统内置缺陷录入、审核、处理、验收和闭环跟踪管理流程[1]。2.2 系统设计的总体思路
系统中按浙江省统一的缺陷编码来记录缺陷的现象和原因，并支持各类缺陷代码的维护。系统具备对标准缺陷编码进行扩展维护的功能；适用标准缺陷编码和文字对缺陷进行记录；系统缺陷记录信息包括：陷发生的地点（维护组织、变电站、系统、设备类别和具体设备）、缺陷发生的时间、属性（危急、严重、一般）、原因和后续处理等。系统支持缺陷录入、审核、处理等闭环跟踪管理流程；系统支持缺陷记录的各类组合条件的查询、模糊查询和显示。例如：维护组织、变电站、系
二○一○年全国电力企业信息化大会论文集
统、设备类别、具体设备、缺陷发生时间、缺陷级别、原因、缺陷部位、内容等；可将需要消缺处理的缺陷记录导入至计划管理模块，列入维护计划。2.3 系统流程设计
图1 变电站自动化设备缺陷总业务流程图
设备缺陷管理制度是要求全面掌握设备的健康状况，发现设备缺陷，认真分析产生缺陷的原因。尽快消除，保证设备经常处于良好的技术状态，确保电网安全运行。发现设备缺陷时，应仔细查明、核实缺陷的部位，发生原因、确定缺陷的性质和上报的正确性。对设备缺陷，不论是值班员在巡视、操作、监控、运行中发现，还是检修人员在检修、试验中发现；不论是否已经处理，均应作好缺陷记录。每季结合设备定级对设备缺陷进行一次分析统计，年终一次汇总，均以报表形式上报运行主管部门，包括发生的紧急、重要、一般缺陷的件数，已处理的和尚未处理的缺陷件数，对尚存缺陷应督促尽快处理。缺陷处理或消除后，变电所应根据检修、试验报告或修试记录以及设备状况及时作好消缺记录和反馈消缺信息，变电站自动化设备缺陷总业务流程图详见图1。系统的功能模块设计
变电站自动化设备缺陷管理流程主要由设备缺陷的填报、缺陷的分类、技术专责对缺陷的处理、缺陷处理的安排消缺、缺陷的验收归档和缺陷处理情况的汇总查询统计等组成。
（1）缺陷的填报和提交。变电运行人员在设备巡视或仪器、仪表的查看中发现异常现象，应及时将缺陷部位、缺陷情况等按缺陷数据库中的格式要求如实输入计算机，通过PSMS（Production & Security Management System，安全生产管理系统）流转到变电运行工区，如果情况紧急则立即电话汇报市局主管部门，由主管部门直接电话通知缺陷处理部门组织消缺，同时将缺陷情况输入电脑。由各变电所或集控站填报的设备缺陷单子流转到变电运行工区的缺陷在规定时间内经工区生技科审核通过系统提交到局主管部门：生技处或调度所。
（2）缺陷的主管审核。局生技处和调度所分别是变电一次设备和变电二次设备的主管部门，变电站自动化设备主管部门是调度所，收到经变电运行工区审核的缺陷通知后，对缺陷按一般、重要和紧急及设备情况进行缺陷等级的分类后送发到缺陷处理部门。这种方式可以克服由于运行部门、检修部门对设备缺陷的严重性的分析判断的差异而导致缺陷不能在第一时间内彻底、及时消除的弊端。
（3）缺陷的接收。检修班组接到紧急缺陷通知，则立即组织进行消缺，对其它缺陷则根据相关技术专职的审核意见和生产计划安排处理日期，缺陷管理人员确定计划处理日期后即进入检修计划及周生产计划。
二○一○年全国电力企业信息化大会论文集
（4）缺陷的消缺验收。各相关班组在接到缺陷通知后，根据检修计划或周生产计划及由技术专职签审的“缺陷处理通知单”中的有关内容进行备品备件的准备及缺陷的处理。现场缺陷处理工作结束后与运行值班人员共同验收，缺陷处理的主要班组及配合班组分别填写缺陷的部位、缺陷产生的原因、缺陷处理情况、遗留问题等事项的“缺陷处理回执”反馈给技术专职，由主要班组的技术专职作消缺认定。检修部门完成消缺记录，最后由变电运行人员对消缺情况进行验收并归档，这样一个设备缺陷流程实现闭环流转。
（5）缺陷的补报。缺陷补报是一个特殊的流程，是针对突发事故无法及时进行填报，或自行消缺的缺陷，那么就要在处理事后对缺陷进行一次补报，变电运行人员首先在该设备缺陷填报时将“是否补报”选项选上并上报，该缺陷单子在待办工作单中处理，消缺性质选择“自行消缺”，消缺班组选择自己变电所，最后直接点击验收并归档，补报流程完成，其中的主管部门和检修部门意见不用填写。
（6）缺陷的查询。在缺陷数据库中，可以快捷地对每座变电所、各类设备、每个专业、各个时段的缺陷等进行分类查询。利用计算机的闭环管理，有利于缺陷的及时汇报、处理、汇总，也彻底改变缺陷人工管理的繁杂的统计工作和一些查询工作。其中缺陷图形查询（见图2）直观地显示出目前整个PSMS系统中正在流转的所有变电站自动化设备缺陷，点击每个环节上的数字可以显示出每条缺陷的详细内容，便于缺陷处理的各个相关环节部门和单位及时针对正在流转的缺陷根据轻重缓急做出相应的处理和安排，及时将流转中的流程处理掉，同时也便于局领导实时获取缺陷处理工作进展，避免部门和单位之间工作的相互推诿，提高缺陷处理效率。
图2 变电站自动化设备缺陷图形查询
（7）缺陷的统计。PSMS系统把所有有关缺陷的数据通过表格的形式展现出来，可以很轻松的对紧急缺陷，重要缺陷，一般缺陷按照月度、季度、年度进行对新发现的缺陷、消缺总条数、到期总条数、未处理缺陷、遗留缺陷及消缺率等的汇总统计。对于这些数据，系统还提供电子文档、网页、文本等格式的导出功能，便于自行进行加工处理相关统计数据[2]。系统在嘉兴电力的应用
二○一○年全国电力企业信息化大会论文集
2006年8月嘉兴电力已经将自动化设备缺陷管理系统推广到了各个变电所中，该系统得到了广泛的应用，并取得了良好的效果。4.1 提高了自动化设备缺陷的消缺率
在以往的自动化设备缺陷管理中，运行人员的在执行变电巡视等任务时发现缺陷后，只有通过纸制或电话督促修试人员等进行缺陷消缺，往往造成诸多的设备缺陷经过一段时间后无人过问，导致一些缺陷的消缺工作不了了之，无法对整个缺陷进行闭环管理。变电站自动化设备缺陷管理信息系统的应用改变了这种局面，缺陷消缺人员在系统规定周期内必须及时完结所需要处理的消缺任务，有利于设备缺陷的及时消缺和验收、归档完结，同时也改进了变电运行的管理工作。4.2 简化了设备缺陷管理工作
如果运行人员在变电巡视等过程中发现自动化设备缺陷，运行人员通过缺陷管理信息系统及时上报即能上传，避免了繁琐的手工纸介质记录、手工统计的过程。原来运行人员要花大量时间填写资料，现在只用几分钟就能将数据上传到后台机上，变电缺陷管理信息系统的使用大大缩短了资料录入和整理的时间，通过网络共享和流程控制，处理缺陷的流程也就简单而快捷了。4.3 实现了变电站自动化设备管理的信息化、标准化
变电站自动化设备缺陷管理系统的开发和使用，充分利用了计算机和网络通讯技术，使设备缺陷发现及消缺工作与办公自动化成功接轨。对于上级管理部门来说，随时可以通过上传的信息了解到各个变电所内自动化设备的缺陷及其消缺状况，便于对所有变电所实行统一的、标准化的管理。结束语
变电站自动化设备缺陷管理是变电生产管理中的一个关键环节，其管理的好坏直接影响整个电网的安全性、可靠性，同时缺陷数据也是检修试验工作的数据基础之一，利用现有的计算机网络资源进行变电站自动化设备缺陷实时管理，能大大提高工作效率，并能规范化缺陷管理工作，加深和加强缺陷的分析功能，为实现供电部门现有的运行设备维修体制由定期检修向状态检修转变，实现科学化管理奠定坚实的基础。
参考文献：
变电设备缺陷分析 篇5
1 缺陷分类
根据相关管理制度的规定,凡运行中的电气设备及其相应的辅助设备有异常,或出现威胁安全运行的情况,都列为缺陷。根据威胁安全性的实际程度,可将缺陷分为3个类型:(1)危急缺陷。它是指会在较短时间内产生事故的设备运行缺陷,风险比较高,一旦发生,将会严重影响系统的运行。因此,发现问题时,必须及时处理,否则会危及变电站的安全。(2)严重缺陷。它在短时间内不会产生事故,但会对运行造成影响。(3)一般缺陷。它在短时间内不会产生事故,也不会对运行造成太大的影响,但与运行要求不符。
2 设备运行缺陷分析与处理措施
2.1 按缺陷分类分析
对于保护装置的主保护而言,高频通道和光纤通道都会产生一些问题,其对应的缺陷数量可以达到保护装置一般缺陷的七成左右。具有代表性的缺陷是收发信机工作异常、光纤头异常和载波机报警等。通常情况下,光纤通道出现异常后的持续时间很短,所以,为故障判断增加了很大的难度。对于这种情况,常规处理方法是清洗光纤头。除此之外,保护装置上的插件等零件工作不可靠,一旦出现问题将会严重影响保护运行。
开关液压机构启泵接点存在比较多的异常情况,典型异常为接点无法返回、接触不良等。对于这种情况,处理方法仍是更换接点。在实际运行中,此类问题比较多见,经过分析可知,这主要是因为产品受潮严重。在更换了所有接点后,很好地解决了这种问题。
刀闸问题出现的频率比较高,尤其是220 k V刀闸,主要表现为搭接处发热、部件损坏和刀闸合闸不到位等。其中,刀闸发热与合闸不到位的情况最常见,也比较严重,急需有效处理。
在测控单元上,逻辑闭锁错误很常见。产生这种问题的主要原因是:(1)闭锁自身异常。在完成施工建设后,没有发现异常;(2)测控软件优化升级时出现问题,再加上验收不到位,无法有效解决问题;(3)测控单元内部硬件模块存在问题,导致该模块无法正确判断;(4)一次设备辅助点出现异常,无法反馈设备的实际状况,导致逻辑错误。
电容器熔丝和铝搭接位置烦人发热情况比较严重,或熔丝已经出现熔断的情况。产生这种缺陷的主要原因是,运行初期熔丝安装不当,并且现场操作人员和管理人员没有发现问题。鉴于此,主要解决办法是更换熔丝。
2.2 按巡视结果分析
2.2.1 设备发热严重
最为常见的就是刀闸过渡桩头发热,还有互感器的接头发热和电容器的接头发热等。变电站中都设置了十分先进的测温设备,通过对设备温度的定时测量,可以及时发现异常,并制订行之有效的处理措施,以免造成严重的影响。
2.2.2 设备渗油
在工作过程中,很多设备都出现了不同程度的渗油问题,比如主变本体、电压互感器等。从缺陷分类的角度讲,渗油属于危急缺陷,如果不能及时、有效的处理,就会造成比较严重的后果。产生这种缺陷的原因主要是产品的生产工艺存在问题,在处理工作中应引起相关人员足够的重视。
2.2.3 35 k V避雷器漏电流监视表有异常
这种实际问题发生的概率相对比较高,常见的有表计渗水、表计损坏和显示读数不准确等。经过一系列试验后,确定避雷器自身不存在任何问题,主要是表计方面的原因引发了以上缺陷,所以,需要更换表计。
2.2.4 站内飘逸杂物,设备外形被损坏
出现这种缺陷的位置比较特别,典型的有母差保护区等,同样需要及时处理,否则将引发严重的后果。
2.3 按设备种类分析
对于一次设备,除了上述异常外,其主变风冷系统等也存在一些问题。对于二次设备和自动化设备,比较重要的异常有录波器故障、内存外溢和发信频发等。除此之外,监控系统中存在发信重复与错误等问题,也就是后台会发出与实际情况不对应的信号,比如假跳闸等。出现这种问题的原因比较复杂,不仅包括监控单元自身的问题,还涉及到保护管理机等方面的内容,目前还没有直接的处理办法。
2.4 按照缺陷产生原因分析
在设备选型时,不仅要充分考虑部件的核心功能,还对各种附属部提出了更为严格的要求。在施工过程中,存在的问题主要表现在一次设备接头处理和系统参数设定等方面。
2.5 按照电压等级分析
2.5.1 500 k V设备
一次设备大部分缺陷都发生在开关上,而二次设备的缺陷则主要出现在保护通道上。
2.5.2 220 k V设备
一次设备除了主要的刀闸问题外,还包括开关SF6泄漏等,而二次设备中的插件问题也十分突出。
2.5.3 主变
主变方面的缺陷主要表现为冷却器、散热片渗油等。
2.5.4 35 k V设备
35 k V的主要问题是电容器接头发热和站用变渗油。
3 结束语
在满足运行基本需求的情况下,应实行无人值守或者是少人值守,全面提升变电设备运行的稳定性和可靠性。产品制造商应关注每个环节配件的实际质量,施工单位必须严格按照相应规范施工。此外,还要积极尝试运用新型辅助设备,及时发现设备运行缺陷,保证系统的运行质量,进而从根本上杜绝缺陷问题的发生。
参考文献
[1]郁景礼,高博.佛山地区500kV变电站设备运行缺陷分析[J].广东电力,2009(22):68-72.
[2]陈志军.苏州地区500kV变电站设备运行缺陷分析[J].江苏电机工程,2006(03):53-55.
变电设备缺陷分析 篇6
关键词：变电设备,缺陷,分类统计,建议措施
0 引言
江西500k V主干电网中运行18座500k V变电站, 其中锦江变电站和洪都变电站为2015年新投运。在变电设备选型设计中只有石钟山和洪源变电站设备为气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) , 其他16座变电站设备均为敞开式。
进一步加强超高压输变电设备管理, 保证电网安全、优质运行, 笔者对2015年江西主电网输变电设备缺陷进行统计分析, 总结归纳出产生的原因和规律。为今后设备的运行维护、检修及选型提出参考。
1 缺陷分类及统计
国网公司将设备缺陷按照对电网运行的影响程度, 分为危急、严重和一般三类[1]。对2015年江西主网500k V变电站输变电一次设备运行情况进行统计分析, 共发现危急缺陷89项, 严重缺陷143项, 一般缺陷375项;设备消缺产生原因主要施工、产品质量以及老化多方面原因[2]。根据变电站缺陷具体发生情况, 统计如图1所示。
从图1中可以看出, 严重及以上缺陷多发生在信州、梦山、罗坊等老变电站。可知, 变电站设备投运经过稳定期后, 缺陷逐步频发。检修人员应加强对该站设备的巡视力度, 提高一次设备检修质量, 认真做好日常站内设备的维护工作。
2 主要设备的典型缺陷分类及统计
笔者根据江西电网的500k V南昌、永修、文山等18座变电设备中累计出现的各类缺陷, 按照设备类型对各变电站缺陷统计如图2所示。
根据2015年设备缺陷统计, 可知变压器、断路器、隔离开关等设备缺陷居多, 约占缺陷总数的71.33%。由国家电网公司设备缺陷库[1], 可将各类主设备缺陷大致归类如下:变压器 (本体渗漏油及冷却系统缺陷) 、断路器 (漏气、发热、机构故障) 、隔离开关 (发热、分合闸不到位) 、高压电缆及互感器等。
2.1 电缆设备缺陷分析
由统计可知, 站用电系统缺陷主要集中分在35k V电缆故障。空气湿度较大的情况下, 电缆终端头处电场严重畸变, 金属屏蔽层开断处的畸变电场最易造成电缆沿面放电[9,10]。其主要原因是:电应力集中产生在接头的薄弱环节, 而电缆屏蔽的断层处, 由于半导体层与主绝缘表面结合易沾上灰尘、气体等杂质, 产生局部电场集中[8]。由于使用热缩、冷缩及预制电缆终端头, 电缆弯曲部位在热应力和机械应力作用下, 金属屏蔽层与绝缘层间易产生气隙, 电场畸变产生局部放电。电缆绝缘层在热累积效应作用下, 使得空隙处放电界面逐渐形成电树枝, 直至发生绝缘电击穿。
2.2 变压器、高抗类设备缺陷分析
根据2015年现场运行变压器类设备缺陷情况统计, 变压器、高抗设备发生的缺陷中, 本体缺陷共24项, 主要为本体与散热片管道连接处渗漏油、引出线套管渗油等, 占变压器类缺陷的40.09%;冷却系统故障发生19起, 主要为风机卡涩、控制回路二次元件 (如断相及相序保护器、接触器等) 故障, 占变压器类缺陷的43.18%, 如下表统计。
缺陷原因及分析:
1) 渗漏油。目前, 各站基本使用油浸式电力变压器, 运行时间较长, 设备老化加速。变压器在运行过程中渗漏油现象十分普遍, 渗漏油不但降低了设备的使用寿命, 同时也吸潮形成新的故障隐患[4]。本体渗漏油主要发生在密封件与法兰连接处、螺栓或管子螺纹连接处、铸铁件处以及油箱与散热片连接处等部位。而密封件失效是造成大多数渗漏油的主要原因。通常箱沿与箱盖的密封采用耐油橡胶棒或橡胶垫密封, 由于密封结构不合理、材料老化变形、尺寸欠佳及热胀冷缩引起紧固螺丝松动, 造成设备渗漏油现象逐渐增加。此外, 由于法兰表面制造工艺不佳, 紧固螺栓松动, 或是安装工艺不良均可造成本体渗漏油的现象。
2) 冷却系统故障。冷却系统是保证主变压器正常运行的重要附属设备, 一旦发生故障, 将严重影响到主变压器的安全运行[4]。常见的冷却系统故障原因有:风扇电机故障、控制保护回路故障、工作电源故障。①风扇电机故障主要原因由于长时间运行, 电机缺油、轴承磨损造成损坏, 需更换轴承或电机 (梦山、罗坊、安源变电站500k V变压器及高抗冷却系统经常出现此类缺陷) ;②风冷控制元件老化导致转换开关操作不灵活, 接触器发热、卡涩、误发信等故障;③冷却系统电源最常见的故障就是交流电源失电, 如熔丝熔断、导线接触不良或断线等。2015年, 由于断相及相序保护器故障引起的I、II段电源故障共10起。针对变压器冷却系统频频发生故障, 公司运维部已对该情况进行了原因分析, 采取应对措施并将部分质量差的相序保护器更换为相同规格的施米斯或施耐德产品;在控制箱内增加散热元件, 改善散热效果, 减少高温对断相及相序保护器内元件的损害。
2.3 隔离开关类设备缺陷分析
在系统运行中隔离开关发生的缺陷和故障比较多, 涉及到多方面问题。诸如:触头发热, 导致导电部分受损引起电气性能下降;分、合闸不到位、分合闸卡涩、机构老化导致运动卡滞;以及远近控不能电动操作、二次元器件损坏、后台显示双位出错等。将超高压主网变电站隔离开关类缺陷, 按常见分类进行统计[4], 如图3所示。
文中对缺陷产生原因着重分析如下:①发热类型缺陷。导电回路过热。紧固接触部位螺栓压不紧, 或者接触面不光整有脏物, 接触面氧化, 也有铜铝接触面电化腐蚀, 使接触电阻增大造成接头发热。触指部位过热。有的由于触指末端接触点自清扫能力较差, 产生接触不良;还有结构不良, 易使触头弹簧通流, 导致弹簧退火弹性减弱降低接触压力, 使接触面发热。设计结构性缺陷。南昌变运行的35k V GW4 (A) -40.5DW型隔离开关, 多次出现过热现象。经检查发现, 导电触指采用内压式压紧方式, 触头弹簧未采取可靠的绝缘措施, 造成弹簧分流发热, 长时间运行失去弹性。②刀闸合闸不到位。2015年3月26日, 文山500k V变电站在倒闸操作中, 发现505217接地刀闸 (型号为GW17-550DW) 无法合闸。经过分析, 认为GW-16/17型刀闸分合不到位有以下原因:首先, 隔离开关各传动部位长期暴露在空气中, 机械传动部 (如轴与轴套间;连杆与拐臂间;连杆与轴套间;操作机构的齿轮、蜗轮、蜗杆之间) , 发生锈蚀或集有污秽, 影响机械传动的灵活性[6]。再者, 设备材质不如人意。隔离开关导电管易受大气电化腐蚀, 导电头内产生氧化物堵塞轴与轴套间间隙。最后, 操作机构内部原因。二次元件质量损坏, 会导致隔离开关不能电动分合、双位出错等问题。日常维护时, 由于辅助开关、继电器等被忽视或维护不到位, 造成辅助开关脏污、继电器接点锈蚀、固定镙丝锈断等现象 (罗坊、安源变常出现此类缺陷) 。
2.4 互感器类设备缺陷分析
统计表明, 35k V以上电压等级互感器平均年缺陷率为9%。互感器缺陷概况见图4, 从统计分析可知渗漏油、发热缺陷比例最大, 建议集中停电处理。
其中, 电流互感器 (CT) 主要缺陷是渗油、漏气、接头异常发热、二次端子缺陷等。①电流互感器渗漏多为制造和安装造成;渗油漏点多集中在二次接线柱处, 由于接线柱底盘浇注时有气泡而产生砂眼;气体泄漏的原因主要有:密封结构设计不合理、材质不良, 装配工艺不良等。②发热多由于接触面间接触不完全, 大负荷电流下易发热。因此, 运行中变电站要加强对设备红外测温。往年上海MWB公司SAS550型产品也出现过内部绝缘裕度小, 耐受过电压水平偏低的设计缺陷。鉴于出现多次故障, 国网公司对其认定该型号电流互感器存在绝缘裕度小, 耐受雷电过电压水平偏低的家族缺陷。
电容式电压互感器 (PT) 主要缺陷是电磁单元发热、渗漏油、接头异常发热等。电压互感器本体内部发热主要是在交变磁场中铁质器件接触电磁单元时, 形成磁回路。随着交变磁力线切割电磁单元产生交变的电流 (即涡流) , 铁原子高速无规则运动, 原子互相碰撞、摩擦而产生热能。2015年6月, 对梦山变线路电压互感器红外测温, 发现油箱温度过高。在吊罩后, 发现电磁铁与CVT外罩接触, 形成磁回路。发现吊罩检修后, 红外测温及油样数据明显更优[7], 可以判定该CVT发热是由于电磁单元的部分元件排列不符合设计要求。
2.5 电缆设备缺陷分析
根据站用电系统缺陷由统计可知, 缺陷主要集中分布在35k V电缆故障。空气湿度较大情况下, 电缆终端头处电场严重畸变, 金属屏蔽层开断处的畸变电场最易造成电缆沿面放电[9,10]。其主要原因是:电应力集中产生在接头的薄弱环节, 而电缆屏蔽的断层处, 由于半导体层与主绝缘表面结合易沾上灰尘、气体等杂质, 产生局部电场集中[8]。由于使用热缩、冷缩及预制电缆终端头, 电缆弯曲部位在热应力和机械应力作用下, 金属屏蔽层与绝缘层间易产生气隙, 电场畸变产生局部放电。电缆绝缘层在热累积效应作用下, 使得空隙处放电界面逐渐形成电树枝, 直至发生绝缘电击穿。
2.6 断路器类设备缺陷分析
现场运行中的断路器缺陷由统计可知, 本体SF6泄漏等缺陷发生6起, 占20.68%;操动机构类缺陷17起, 占58.62%;二次回路元件故障发生4起, 占13.79%。缺陷产生的原因重点如下:①断路器本体SF6气体泄漏。2015年, 本体发生SF6气体泄漏依旧占较高比例。泄漏的主要原因除由季节温度的变化造成, 还存在套管与法兰之间密封不良、密封圈老化及结合面处理不当、逆阀止及密度表泄漏以及GIS设备罐体出现砂眼等原因。②分合闸挚子元件故障。在例行试验过程中, 发现操作机构分合闸线圈操作电压试验数据不合格的情况屡有发生, 其原因大多数是由于断路器机构箱分合闸挚子磨损严重导致[4]。③储能机构故障。依旧是大多数是打压超时、未能储能。由于打压继电器、微动开关等控制器件损坏、切换不到位及液压机构油泵等部件长期运行造成损坏影响设备的正常稳定运行。
实例分析:2015年12月10日, 断路器报“操作机构弹簧未储能”信号。从现场机构检查, 发现电机电刷烧蚀, 见图5。对该电刷接头处使用3M系列工业百洁布打磨, 重新安装后储能恢复正常。
此外, 检修单位充分利用春秋检过程中例行试验, 对变电站断路器机构箱中相关机械传动部位进行详细排查, 避免此类问题的再度发生。
3 措施与建议
通过对超高压主网输变电设备缺陷统计, 总结变电设备缺陷原因分析, 为了更好地做好输变电设备的运行维护、检修及试验, 从如下几个方面提出建议和措施:
1) 针对断路器频繁发生SF6压力告警或SF6气体泄漏等缺陷, 及时到现场进行红外热成像检漏, 寻找泄漏点并带电补气, 结合停电计划进行消缺。同时建立应急用SF6气体贮存、保管、定期检测的机制, 保证用于消缺补气的SF6气体合格;平时加强对SF6气体设备的红外检漏、高频局放等带电检测工作。
2) 变电设备接头发热现象, 应继续做好红外测温的同时;进一步加强对互感器、隔离开关等维护工作, 对各接触面的螺栓进行紧固。发现设备缺陷应重新清洗接触面, 紧固螺栓。同时, 切实把好检修、安装工艺质量关, 确保设备运行质量。
3) 加强对传动设备的机械回路和电气回路的检查维护, 做到逢停必检。检修人员必须加强设备的二次回路及机械结构的学习;也加强检查和更换接触器、继电器、限位开关、空气开关等二次元件。对于渗漏油较严重的机构进行解体检修, 更换阀体、密封件、过滤机构航空液压油等。
变电设备缺陷分析 篇7
变电站实现无人值班后, 随着人均管辖变电站的数目不断增加, 对变电站的巡视周期也相应的变长, 因此在红外测温普测的基础上重点进行局部精准测温, 是及时发现设备缺陷的有效手段。 因此我总结了工作中发生的一些案例, 和大家一起探讨红外精准测温技术在变电设备缺陷中的诊断和应用。
2利用红外测温技术发现充油设备缺陷的探索
长期以来, 红外测温技术在变电站的应用中, 主要还是集中在发现电流型制热这种绝对温度值较高的设备缺陷。 通过以下两个案例的分析, 笔者希望提一种分析思路, 通过温度的对比结合可观测的异常现象, 较为准确的判断设备缺陷。
案例一:某变电站在巡视中发现110k V电流互感器C相存在渗漏油情况, 其油位观察窗显示不明显, 无法判断油位。 当对该组电流互感器进行测温时发现A相储油柜温度为27℃、B相储油柜温度为26℃、C相储油柜温度为23℃, C相储油柜温度偏低, 从红外成像图上可以观察到C相油位分界面明显, 初步判断实际油位在一次绕组改串并联接线板以下位置, 缺油较为严重, 随即对该组电流互感器进行停电检修, 补油时观察C相实际油位与判断基本一致。 当互感器出现渗漏油情况, 且无法观测到油位时, 可以通过红外测温手段进行辅助判断。 进行判断时应注意:1选择好观测角度, 确保能够全面的反映设备的真实状况。 2此类缺陷相间温差一般较小, 测温时将温度范围设置小一些便于观察。
案例二:某变电站主变大修后, 在对主变巡视测温时发现主变一组散热片温度比其他散热片低, 异常散热片温度为35.2℃, 正常散热片温度为41.5℃, 随即检查发现主变散热器阀门未打开, 打开后即恢复正常。
对于此类设备缺陷的发现必须关注小温差的存在, 同时结合其他异常现象, 认真进行观察分析, 有助于及时发现变电设备的缺陷。
3运用红外测温技术, 发现电流致热型变电设备缺陷
电流致热型缺陷最容易发现和判断, 通常为接触不良造成的, 此类缺陷发展快, 对电网稳定运行影响较大, 因此要充分重视。
案例一:在对某变电站进行巡视测温时发现35k V一把线路刀闸B相触头温度为208℃、A相为41℃、C相为41℃、环温25℃, 负荷电流200A, 随即进行停电处理发现B相触头表面严重氧化, 接触不良导致触头发热, 处理正常后送电, 测温正常。
案例二: 在对某变电站进行巡视时发现主变35k V侧B相套管出线处绝缘护套变形, 初步判断由于发热造成, 对其进行测温时发现该处温度为75℃, 环温25℃, 负荷电流35A, 将主变停电后发现35k V侧B相套管出线接线板螺丝松脱, 处理正常后送电, 测温正常。
4一起典型的电压制热型缺陷判断分析
运维人员在某220k V变电站巡视设备, 发现220k V母联开关间隔龙门架悬挂式绝缘子B相处有轻微的间歇的放电声, 随即对该处相关设备进行了测温, 发现悬挂式绝缘子B相端头处温度比C相相同部位温度高1.8K。 该部位绝缘子为悬挂跨跳两段220k V母线引线的作用, 正常情况下应无电流流过, 存在温差立即引起了注意, 查询《带电设备红外诊断应用规范》 (DLT664-2008) , 瓷绝缘子温差为1K时即要考虑绝缘子问题。
异常情况发生后, 运维人员每两个小时就进行一次红外测温, 并将测温数据列表进行分析。 经过两天的跟踪测温发现温差不断增大, 直至达到12K左右, B相处声响由轻微的间歇的放电声逐步变为声响变大, 最后经现场目测, 已有明显的放电现象, 从异常声响不规则、而相间温差呈加速增加的情况分析, 该串瓷绝缘子存在劣化现象, 考虑到该绝缘子拉扯的引线下部就是正在运行的220k V#1、#2母线, 若发生电弧产生高温烧损, 烧断钢脚就会引起导线掉落事故, 导致该变电站220k V两段母线失压, 随即立刻申请将母联开关停电, 并对绝缘子进行了更换。 该串绝缘子共15片, 绝缘子绝缘电阻测试情况为: 从上至下排列1~10片, 绝缘电阻最低2500MΩ, 第11片为15MΩ, 第12片为5MΩ, 第13片为30MΩ, 第14片为5MΩ, 第15片为2400MΩ。 从诊断性试验测试结果分析, 当绝缘子在长期运行情况下, 个别绝缘子会出现劣化, 变成低值或零值绝缘子, 低值绝缘子在运行电压下承受较低电压, 而其它绝缘子将承受更高电压, 导致最下面的绝缘子压差异常, 导致电晕放电, 并产生异常声响。 在诊断性试验结果的分析后, 将该串瓷绝缘子在高压试验大厅进行了复装, 按运行情况在绝缘子中下部施加了220k V的运行电压127k V, 进行了红外监测, 测温结果确认了劣化后的低值绝缘子会造成异常声响和电晕放电。 由此可以看出采用红外成像精准测温能够成为运行中的悬挂式绝缘子进行状态评估和带电检测行之有效的技术手段和重要方法, 可以通过精准测温对设备三相间的横向比较, 发现异常声响或放电后, 立即进行跟踪监测和分析, 同时通过紫外线测试仪等辅助检测手段进一步判断设备的缺陷性质, 并综合其它检查试验结果进行分析得出最终结论。
由于此类电压制热型设备缺陷在测温时, 设备的表面绝对温度值不高, 且温差不明显, 因此电压型制热的设备缺陷: 1要对微小的温差进行持续关注; 2要根据相应设备的结构和原理, 认真分析;3得出设备是否存在缺陷的结论。
5利用红外双视系统, 及时发现设备缺陷
随着电网的不断发展, 越来越多的在线监测装置运用在变电站设备的运行监视上, 其中红外双视系统就是有效手段之一。 红外双视系统是通过带红外测温的遥视探头对设备进行扫描测温并记录测温数据, 在系统中进行判断并报警。
红外双视系统可以按照设定方式自动启动检测, 也可以远方手动启动检测, 对于特殊运行方式下部分负荷偏高的设备, 可以随时启动红外双视系统进行测温监视, 在很大程度上减少了运维人员的工作量。 如果要使红外双视系统发挥更大的分析判断作用, 我们必须做好系统数据录入及判据优化的工作, 使系统能够针对设备不同类型的温度异常, 给出可能存在的设备缺陷的分析报告, 运维人员再结合其他异常现象给出最终的判断, 这对有效的监测和诊断出设备早期故障有很大的意义。
6如何更好的运用红外测温技术发现变电准备缺陷
采用红外成像精准测温技术需要对设备结构、 特性进行充分的了解, 特别是对于红外测温中电压致热型缺陷所测得的微小的温差往往容易被运维人员忽略, 因此, 需要进一步提高运维人员的素质和责任心, 并且加强精准测温技术培训, 不断积累精准测温的运维经验, 为以后分析提供宝贵资料。
定期开展设备测温工作, 完善红外图谱库。 并通过比对典型红外图谱进行收集、分类汇总, 形成分析报告;同时结合其它测试数据, 进一步判断设备的故障及类别, 从而能够有效地监测和诊断出设备早期故障。
7结束语
变电设备缺陷分析 篇8
(1)提前储备。针对操作队所辖各变电站设备情况,在无人值班初期,安排所有人员进行变电站之间的大面积轮岗,使每个人都能熟悉所要维护的变电站。
(2)培训工作日常化。每月由陕西省地方电力(集团)公司榆林电力分公司变电处统一拟定培训大纲,操作队和集控中心组织全部职工进行培训,每年至少组织全处员工轮训一次,培训结束分理论、实践进行考试,考试不合格者不允许上岗。
(3)强化激励,提高工作责任心。变电处在由常规站向无人值班站转换过程中,制定出台了多项激励制度,比如在职称评定、技能升级等工作中,明确多方面的加分激励,调动职工工作的积极性,从而增强工作的责任心。
2 完善各项制度
(1)完善制度。在执行集团公司、榆林电力分公司有关规定制度前提下,变电处制定出台了《无人值班变电站管理规范(试行)》《无人值班变电站集控中心监控信息规范(试行)》《集控中心运行规程(试行)》《变电处安全生产奖惩规定》《操作队管理制度汇编》《变电处绩效考核实施办法》《变电处月度安全生产例会制度》《变电处关于无人值班变电站值守人员管理的补充规定》等规章制度,用制度约束行为。
(2)及时补充。针对无人值班后设备管理方面的实际情况,讨论出台了《变电处远红外成像仪使用要求》《变电处超声波检测规定》《生产信息系统维护使用规定》等新装备使用条例,并组织培训。对设备使用进行了明确规定,指导日常工作的进一步开展。
(3)统一标准。明确无人值班变电站设备巡视时间周期、巡视标准,对无人值班变电站的设备缺陷管理也进行了相应调整,日常工作有了统一标准。
3 实行设备信息化管理
(1)配置新型运维设备。榆林电力分公司变电运行处所辖无人值班变电站已达46座,设备种类、型号繁杂。针对设备运行需要,给各操作队配备核对性充放电设备、超声波检测仪、远红外成像仪等在线检测装置,依靠科技装备切实提高设备缺陷发现率。
(2)充分利用生产管理信息系统。对全部变电站设备的型号、生产厂家、技术参数等情况进行统计,数据资源共享,便于学习及维护。
(3)设备的缺陷记录实行网络闭环管理。给各操作队每个班次均配备笔记本电脑,便于其巡视现场发现缺陷能第一时间通过网络上报,能实时追踪处理情况,并指定专人对缺陷数据进行管理维护,实现设备缺陷网络流程化管理,从而提高设备缺陷管理水平,确保每项缺陷都能及时发现并按要求处理。
(4)优化技术方案。对监控系统中的信息采取分类、分层、分屏管理的手段,减少监控信息系统中图多、刷屏多、电网事故中的重要信息被覆盖、次要信息被淹没等现象,确保重要信息能够正常显示。集控中心、无人值班变电站信息通道增设双通道,保障通道畅通、信号正确,有通道异常情况能及时发现并采取措施,保证正常运行。
4 优化工作流程
(1)合理规划巡视线路。各操作队根据各自辖区变电站的分布情况,合理制定了设备巡视路线,提高人员和车辆的利用率。
(2)分组管理变电站。操作队内设立各站专责人,在做好常规巡视的同时,对专责站进行细巡。
(3)分项进行维护项目。细化设备维护项目并分解到人,即每人在做好常规巡视的同时,对自己的专职项目在巡视中加强。
5 效果检查
变电设备缺陷分析 篇9
一、变电设备发热的原因分析
(一) 接头发热原因
1、设计不当或无设计施工。设计未按照设计标准, 选用的构件型号偏小, 不能满足实际容量要求, 长期过载运行。
2、螺栓不配套或未拧紧、设备线夹或压接管配型不对, 造成接头连接压力不足, 引起发热。
接头接触面不平整、氧化或有污渍, 螺栓压接不使用导电平垫, 导线插入压接管长度不够, 导致接头实际接触面积过小, 引起发热。
3、施工工艺不符合标准。
这是接头发热的主要原因, 接头接触面处理不当, 如有毛刺、接触面不平整, 导电体弯曲或扭转角度不对、固定螺丝着力不均衡、涂抹导电膏或电力复合脂时混入杂质、用普通凡士林代替导电膏或电力复合脂等。电缆头发热的原因有电缆头制作工艺不规范, 在填充胶中混入杂质, 较粗电缆布设不合理, 固定联接部位困难, 铜电缆头与铝桩头联接未作技术处理。
4、检修、维护、保养超周期或没有按照检修规程执行。
在状态检修后, 没有注重接头部位的详细检查, 一些接触面减少及内部有杂质或毛刺的缺陷, 在测量接触电阻时并不能发现, 运行过程中震动, 导线拉力和风力摇摆造成固定螺丝的轻微松动。
(二) 刀闸发热原因
1、刀闸本身质量问题。
部分老刀闸, 如GN6—10系列, 在检修调试确无问题的情况下, 正常运行电流不超过额定值的60%, 但仍会发热;刀闸的转动支点因制造工艺不良引起发热。
2、安装检修工艺质量问题。
安装检修调试质量不过关会导致发热。10kVGN系列刀闸, 动静触头不在一条轴线上, 动触头和压簧偏松, 可能会造成接触不良或一侧接触不良;GW4型系列刀闸, 动静触头不在同一水平面上, 上下误差较大时, 会降低通流能力, 动静触头连杆不在同一轴线上或U型刀闸口的压簧偏松, 可能会造成接触不良或一侧接触不良。
(三) 其它部件发热的原因
变压器本体的发热。谐波会造成变压器绕组、流变、电抗器、电容器的温度异常增高;固定单相电缆使用的普通金属环会产生涡流而发热。开关本体内部的发热一般是由接触不良引起。
二、设备发热的正确处理
(一) 对于接头发热的处理
1、检修前首先查看测温数据的最低和最高温度值, 查看运
行记录, 了解通过此过热点的最低和最高负荷电流, 两种数据综合分析比较, 做到心中有数;
2、细心观察过热接头的外部现象, 如颜色、气味、烧痕、内外部接触缝隙、螺丝的紧固强度和均匀程度等;
3、对于软母线接头的发热, 应首先清除导线和线夹内部表
面的烧伤疤痕, 并用0号砂布磨平, 然后用钢丝刷彻底消除导线缝隙间和线夹表面的氧化物、硫化物、污垢 (有铝包带的要拆除) , 再用金属清洁剂或汽油冲洗擦净导线缝隙和线夹上的金属碎屑, 最后按照螺丝紧固工艺, 对角均匀拧紧, 如果螺丝、螺母滑扣、滑丝或烧伤, 应更换;如果线夹烧伤变形、强度松弛, 导线疲劳断股较多, 要及时更换导线和线夹。
对于硬母线接头的发热, 对烧伤较轻的可以将铝、铜排表面的烧痕处理平整, 清除硫化物和氧化物后, 涂抹均匀少量的导电膏, 按照螺丝紧固工艺, 对角均匀拧紧, 如果螺丝、螺母滑扣、滑丝或烧伤, 应更换;对于烧伤严重或重复过热的部位, 因为铜、铝排的接触面已经多次烧伤且温度很高, 接触面的结构分子已经离散疲劳, 电阻率成倍增加, 这时就应该更换新的铜、铝排。
(二) 对于刀闸发热的处理
1、对于动触头的发热处理:
应将动触头整体分解, 清除动触头表面烧痕及氧化物, 检查触指弹簧是否退火变形, 检查触指与内部接触面有无烧痕及氧化物, 更换烧伤严重的触指和弹簧, 更换老化的螺栓和弹簧垫, 最后按工艺标准要求顺序复装;
2、对于静触头发热的处理:
将静触头拆开并分解, 检查静触头表面与导电杆接触部分是否有放电痕迹、氧化物, 固定螺母是否松动, 弹簧垫是否退火老化, 最后清除氧化物, 磨平烧痕, 最后按工艺标准要求顺序复装;
3、对于接线柱与引线线夹的过热处理, 应解体接线柱与铝
帽内的转动连接部分, 接触软连接的接触表面有无烧伤痕迹和氧化物, 固定螺丝是否松动、滑丝, 弹簧垫圈是否老化断裂, 然后进行表面处理和更换部件, 最后按工艺标准要求顺序复装。
(三) 对于其他部件的发热, 应采取的相应的措施进行处理。
三、变电设备发热的预防
(一) 规范设计。
把好设计关, 严格按照设计规程要求, 不发生未经设计即行施工或边设计便施工的现象;选择设备时要选用信誉好、产品合格的设备, 还要考虑环境污染对主设备及连接设备的影响。
(二) 改进施工工艺, 提高施工水平。
安装人员应在施工中严格执行有关技术规范和工艺标准。特别是接头压接前要涂导电膏以增加导电强度, 压接时要均匀对称。调试安装要对照厂家说明书的要求;铜铝接触部位要做技术处理;特殊部位的尺寸要严格按照要求放料或剪压, 不能出现靠螺丝的压力强行密合;接触表面不得用金属榔头敲击而出现不平衡, 表面不得有毛刺或划伤。
(三) 严格把好验收关。
对于新安装设备, 要按照三级验收制严把验收关。对于重要部位接头, 还应测试接头接触电阻和进行温升试验, 验收时必须逐一把关每一部位, 检查结合部位的密合情况、螺丝固定情况;检查刀闸的同期性、水平同位, 支柱垂直情况, 合上刀闸后的动静触头的密合情况和水平同线情况, 压簧受力要均衡。
(四) 做好巡视检查和测温工作。
定期巡视检查和测温, 借助红外线成像仪有针对性的对设备及接头进行测温能够及时发现设备发热情况, 并根据天气和负荷情况进行分析处理, 从而保证设备的安全稳定运行和设备的使用寿命。
(五) 做好检修维护工作。
要定期做好变电设备的检修维护工作, 从而保证变电设备的安全可靠运行。
摘要：输变电设备的接头和刀闸等容易发生发热缺陷, 影响电网的安全运行, 导致社会效益和经济效益的损失。本文分析了变电设备发热的原因, 介绍了正确处理发热缺陷的方法, 提出了预防设备发热的措施。