第一篇：变电站高压电气设备状态检修方法论文
摘要：电力系统是我国国民经济发展中的支柱型产业，在社会经济不断发展和电力行业发展规模不断扩大的背景下，电气设备运行的高效性与稳定性尤为重要。本文从经济性、可靠性以及针对性三个方面着手，对变电站高压电气设备状态检修的特征展开分析，并在此基础上，对变电站高压电气设备状态检修的方法策略提出具体建议，希望能为相关检修工作的开展提供参考。
关键词：高压电气设备；状态检修；故障诊断
电力行业的发展关系到社会的整体运行与发展，属于国家战略发展中的一项基础性工程，与人们的生活息息相关，因此电力系统运行的稳定性与安全性受到广泛关注。当前变电站高压电气设备的运行维护方式主要分为两种，即定期检修和状态检修，其中状态检修是以设备运行的状态为基准，通过预知性的检修，使电气设备可以始终保持高效的运行，状态检修也逐渐成为保证电力系统稳定运行的关键。
一、变电站高压电气设备状态检修的特征
变电站高压电气设备状态检修是在灵活运用科学技术的基础上，对电气设备实施检修的一种方式，可以在设备发生故障之前通过对设备运行异常状态的分析，保证设备的稳定运行。在变电站高压电气设备检修工作中，状态检修属于一种主动的检修类型，以安全、可靠、环境以及成本作为核心，对设备进行科学的风险评估与状态评价。通过对相关文献资料和设备检修案例的分析，笔者将变电站高压电气设备状态检修的特征总结为以下几点：第一，经济性。状态检修工作主要是在设备发生故障之前进行，并且不会对设备的正常运行造成影响，可以有效避免长时间停电等一系列问题，降低因为设备检修所引起的经济损失，因此具有明显的经济性特征；第二，可靠性。在变电站高压电气设备定期检测工作中，普遍存在盲目性、滞后性以及随意性等特点。而状态检修在变电站高压电气设备检修中的应用，可以在第一时间发现设备的故障位置，明确故障程度，从而有效提升了设备检修的可靠性；第三，针对性。在变电站高压电气设备状态检修过程中，技术人员可以结合电气设备运行所表现出来的实际特征，将运行状态监测数据作为故障分析与维修的依据，有利于全方位的分析变电站高压电气设备可能存在的安全隐患与异常情况，可以有针对性的对故障进行排除。
二、变电站高压电气设备状态检修的方法
（一）在线监测方法
在变电站高压电气设备状态检修过程中，在线监测主要是指对正在运行的高压电气设备实施动态化的监测。通常情况下，变电站高压电气设备在正常运行状态下监测系统不会出现任何反应，而一旦出现电气设备运行异常或者其他故障问题，监测系统会根据预设值进行故障部位的判定，同时向控制中心发送警报[1]。变电站高压电气设备在线监测主要分为以下几方面内容：第一，电子变压器在线监测。其监测内容涉及到变压器中气体量、有载开关磨损程度、各个位置放电情况、电气回路等等；第二，容性设备在线监测。监测内容主要有电容含量的监测、介质消耗情况、阻性电流以及不平衡电压等情况的监测；第三，阻断器与气体绝缘组合设备的在线监测。主要涉及设备绝缘性监测、回路完整性监测、机械特征监测以及阻断器开关能力监测；第四，断路器触头磨损监测评估。在变电站高压电气设备在线监测过程中，对于断路器触头磨损情况的监测与评估，其内容主要是对It的检测，通过深入分析电气设备运行系统中短路问题的具体情况，及时对电流实施矫正。如果变电站高压电气设备生产商未提供It，在需要在检测过程总结合具体的监控数据制定合理的检修标准策略。
（二）故障诊断方法
在变电站高压电气设备的检修工作中，如果发现电气设备已经出现了故障问题，则需求及时对其故障产生原因进行明确，并采取相应的处理措施。在这一过程中，为了保证故障维修的及时性与针对性，故障诊断方法的合理选用十分重要。在具体的电气设备故障诊断中，需求结合故障发生的实际情况，通过对设备运行状态的分析，判断故障类型和故障位置，提出合适的解决方案。一般情况下，在变电站高压电气设备检修中的故障诊断，主要被分为静态故障诊断和动态故障诊断两种形式。其中静态故障诊断主要是指应用较为广泛的设备故障检测方法，而动态故障诊断则需求借助先进的故障诊断技术，对在变电站高压电气设备所具备的信念展开全方位的检测，其监测数据可以为后期的故障维修提供基本的数据支持[2]。
（三）实施维修方法
在变电站高压电气设备运行状态检修过程中，实施故障维修是落实整个状态检修系统流程的最后一个环节，也是最为重要的一个环节。实施维修主要是指通过对变电站高压电气设备在线监测运行数据的分析，在科学诊断电气设备故障类型的基础上，对所发现的故障问题或者异常状态进行合理的检修规划设计，并在实施维修过程中严格遵循设计方案进行。在正式开始设备检修工作之前，需要明确具体的检修项目，确定设备检修间隔时间以及所需要实施的检修内容等多个方面。而维修工作需要结合故障分析的类型以及所导致的设备运行状态，有针对性的实施维修操作。比如：对于变压器设备的故障维修，其监测故障的类型主要被分为有载开关故障、变阻器变形导致的波动性故障以及长期取油样导致的故障三种。技术人员在发现设备故障时，通过对故障部位异常现象的分析与判断，明确故障程度与类型，并及时采取检修工作。
三、总结
综上所述，在社会经济高速发展的背景下，想要更好的保障人们生产生活用电的安全性与稳定性，提高对变电站高压电气设备的检维修工作尤为重要。状态检修直接影响着电力系统的运行可靠性，在具体的检修工作中，只有在提高对电气设备状态检修重视程度的基础上，结合实际情况，从在线监测、故障诊断以及实施维修三个方面进行综合考虑，才能在保证电力安全的同时，促进我国电力行业的持续发展。
参考文献：
[1]杨璐。变电站高压电气设备状态检修特征及方法[J]。煤，2018，27（04）：83—84。
[2]王靖。浅谈变电站高压电气设备状态检修的现状及改进措施[J]。内燃机与配件，2018（07）：157—158。
第二篇：高压电气设备的检修维护
高压电气设备的检修维护
第一节 开关电器的检修维护
一、断路器的巡视检查
（一）断路器在运行中的巡视检查项目
1.对于SF6断路器，应定时记录气体压力及温度，及时检查处理漏气现象。当室内的SF6断路器有气体外泄时要注意通风，工作人员要有防毒保护。
2..检查断路器的瓷套应清洁，无裂纹、破损和放电痕迹。
3..真空灭弧室应无异常，真空泡应清晰，屏蔽罩内颜色应无变化。在分闸时，弧光呈蓝色为正常。
4.断路器导电回路和机构部分的检查
检查导电回路应良好，软铜片连接部分应无断片、断股现象。与断路器连接的接头接触应良好，无过热现象。机构部分检查紧固件应紧固，转动、传动部分应有润滑油，分、合闸位置指示器应正确。开口销应完整、开口。
5.操动机构的检查
（1）操动机构的性能在很大程度上决定了断路器的性能及质量优劣，因此对于断路器来说，操动机构是非常重要的。巡视检查中，必须重视对操动机构的检查。
（二）SF6断路器的巡视检查项目
1.2.3.4.套管不脏污,无破损裂痕及闪络放电现象。连接部分无过热现象。
内部无异声(漏气声、振动声)及异臭味。
壳体及操作机构完整,不锈蚀;各类配管及其阀门有无损伤、锈蚀,开闭位置是否正确,管道的绝缘法兰与绝缘支持是否良好。
5.断路器分合位置指示正确,与当时运行情况相符。
（三）故障断路器紧急停用处理
当巡视检查发现以下情形之一时，应立即停用故障断路器进行处理：
1.2.3.4.5.套管有严重破损和放电现象。
SF6断路器气室严重漏气，发出操作闭锁信号。真空断路器出现真空破坏的丝丝声。液压机构突然失压到零。
断路器端子与连接线连接处发热严重或熔化时。
二、隔离开关的正常运行 隔离开关的正常运行状态是指在额定条件下,连续通过额定电流而热稳定、动稳定不被破坏的工作状态。
（一）隔离开关的正常巡视检查项目
隔离开关与断路器不同,它没有专门的灭弧结构,不能用来切断负荷电流和短路电流,使用时一般与断路器配合,只有在断开断路器后,才能进行操作,起隔离电源等作用。但是,隔离开关也要承受负荷电流、短路冲击电流,因而对其要求也是严格的。其巡视检查的项目如下。
1．隔离开关本体检查
2.绝缘子检查 3.触头检查
4.操作机构检查 5.底座检查
6.接地部分检查 7.防误闭锁装置检查
（二）隔离开关异常运行及分析
触头是隔离开关上最重要的部分,在运行中的维护和检查比较复杂。这是因为不论哪一类隔离开关,在运行中它的触头的弹簧或弹簧片都会因锈蚀或过热,使弹力减低;隔离开关在断开后,触头暴露在空气中,容易发生氧化和脏污;隔离开关在操作过程中,电弧会烧坏触头的接触面,加之每个联动部件也会发生磨损或变形,因而影响了接触面的接触;在操作过程中用力不当,还会使接触面位置不正,造成触头压力不足等。上述情况均会造成隔离开关的触头接触不紧密,:因而值班人员应把检查三相隔离开关每相触头接触是否紧密做为巡视检查隔离开关的重点。
第二节 互感器与熔断器的检修维护
一、电流互感器的运行及故障处理(一)
电流互感器的运行
电流互感器的正常运行状态是指在额定条件下运行，其热稳定和动稳定不被损坏，二次电流在额定运行值时，电流互感器能达到规定的准确度等级。
运行中的电流互感器二次回路不准开路，二次绕组必须可靠接地。(二)
电流互感器在运行中的巡视检查
1.电流互感器应无异声及焦臭味。2.电流互感器连接接头应无过热现象。3.电流互感器瓷套应清洁，无裂痕和放电声。4.注油的电流互感器油位应正常，无渗漏油现象。
5.对充油式的电流互感器，要定期对油进行试验，以检查油质情况，防止油绝缘降低。6.对环氧式的电流互感器，要定期进行局部放电试验，以检查其绝缘水平，防止爆炸起火。7.检查电流互感器一、二次侧接线应牢固，二次线圈应该经常接上仪表，防止二次侧开路。
8.有放水装置的电流互感器，应进行定期放水，以免雨水积聚在电流互感器上。9.检查电流表的三相指示值应在允许范围内，不允许过负荷运行。10.检查户内浸膏式电流互感器应无流膏现象。(三)电流互感器的故障处理 1.电流互感器本体故障(1)过热、冒烟现象。
原因可能是负荷过大、一次侧接线接触不良、内部故障、二次回路开路等。(2)声音异常。
原因有铁芯松动、二次开路、严重过负荷等。(3)外绝缘破裂放电或内部放电。
电流互感器在运行中，发现有上述现象，应进行检查判断，若鉴定不属于二次回路开路故障，而是本体故障，应转移负荷或立即停用。若声音异常等故障较轻微，可不立即停用汇报调度和上级，安排计划停电检修，在停电前，值班员应加强监视。
2.二次开路故障
电流互感器一次电路大小与二次负载的电流大小无关，互感器正常工作时，由于阻抗很小，接近于短路状态，一次电流所产生的磁通势大部分被二次电流的磁通势所抵消，总磁通密度不大，二次线圈电动势也不大，当电流互感器开路时，阻抗无限大，二次电流为零，其磁通势也为零，总磁 势等于一次绕组磁通势，也就是一次电流完全变成了励磁电流，在二次线圈产生很高的电动势，其峰值可达几千伏，危及人身安全，或造成仪表、保护装置、互感器二次绝缘损坏，也可能使铁芯过热而损坏。
二、电压互感器的运行及故障处理 １．电压互感器的运行
电压互感器的正常运行状态是指在额定条件下运行，其热稳定和动稳定不被破坏，二次电压在额定运行值时，电压互感器能达到规定的准确度等级。
运行中的电压互感器各级熔断器应配置适当，二次回路不得短路，并有可靠接地。２．电压互感器运行操作注意事项
启用电压互感器应先一次后二次，停用则相反。停用电压互感器时应考虑该电压互感器所带保护及自动装置，为防止误动的可能，应将有关保护及自动装置停用。除此，还应考虑故障录波器的交流电压切换开关投向运行母线电压互感器。电压互感器停用或检修时，其二次空气开关应分开、二次熔断器应取下，防止反送电。双母线运行的电压互感器二次并列开关，正常运行时应断开，当热倒母线时，应在母联断路器运行且改非自动后，将电压互感器二次开关投入。倒母线结束，在母联断路器改自动之前，停用该并列开关。双母线运行，一组电压互感器因故需单独停役时，应先将母线电压互感器经母联断路器一次并列且投入电压互感器二次并列开关后，再进行电压互感器的停役。双母线运行，两组电压互感器二次并列的条件：一次必须先经母联断路器并列运行，这是因为若一次不经母联断路器并列运行，可能由于一次电压不平衡，使二次环流较大，容易引起熔断器熔断，致使保护及自动装置失去电源；二次侧有故障的电压互感器与正常二次侧不能并列。
三、高压电容器投入或退出运行的规定
1.正常情况下电容器的投入与退出，必须根据系统的无功分布以及电压情况来决定，并按当地调度规程执行。为了延长电力电容器的使用寿命，电力电容器应在额定电流下运行，但亦允许电流适当升高运行，然而该电流的数值不应超过额定电流的1.3倍，如超过此值，应将电力电容器停止运行，以防电力电容器烧坏。电力电容器应在额定电压下运行，一般不得超过额定值的1.05倍，但亦允许在额定电压的1.1倍下运行，如果电力电容器使用电压即母线电压超过电力电容器额定电压的1.1倍时，应将电力电容器停止运行。
2.事故情况下，当发生下列情况之一时，应立即将电容器停下并报告调度。
1）电容器爆炸。2）接头严重过热或熔化。3）套管发生严重放电闪络 4）电容器喷油或起火。5）环境温度超过40℃。电容器的投入与切除用的开关设备，600kvar以下可以使用负荷开关，600kvar以上应使用断路器。电容器开关禁止加装重合闸。
3.新装电容器在投入运行前应做如下检查：
1)电容器完好，试验合格。
2)电容器布线正确，安装合格，三相电容之间的差值不超过一相总电容的50%。3)各部件连接严密可靠，电容器外壳和架构均应有可靠的接地。4)电容器的各部附件及电缆试验合格。5)电容器组的保护与监视回路完整并全部投入。6)电容器的开关状态符合要求。7)绝缘电阻测试符合标准。
第三节
变压器的运行与维护
一、变压器的投运与停运
（1）对新投运的变压器以及长期停用或大修后的变压器，在投运之前，应重新按部颁《电气设备预防性试验规程》进行必要的试验，绝缘试验应合格，并符合基本要求的规定，值班人员还应仔细检查并确定变压器在完好状态，具备带电运行条件，有载开关或无载开关处于规定位置，且三相一致；各保护部件、过电压保护及继电保护系统处于正常可靠状态。
（2）新投运的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验，冲击五次；大修或更换改造部分绕组的变压器则冲击三次。在有条件的情况下，冲击前变压器最好从零起升压，而后进行正式冲击。
（3）变压器投运、停运操作顺序，应在运行规程(或补充部分)中加以规定，并须遵守下列各项： 1）强迫油循环风冷式变压器投入运行时，应先逐台投入冷却器并按负载情况控制投入的台数；变压器停运时，要先停变压器，冷却装置继续运行一段时间，待油温不再上升后再停。
2）变压器的充电应当由装设有保护装置的电源侧的断路器进行，并考虑到其它侧是否会超过绝缘方面所不允许的过电压现象。
（4）在110kV及以上中性点直接接地系统中，投运和停运变压器时，在操作前必须将中性点接地，操作完毕可按系统需要决定中性点是否断开。
（5）装有储油柜的变压器带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气，对强迫油循环变压器，应开启油泵，使油循环一定时间后将空气排尽。开启油泵时，变压器各侧绕组均应接地。
（6）运行中的备用变压器应随时可以投入运行，长期停运者应定期充电，同时投入冷却装置。
二、变压器分接开关的运行维护
目前，分接开关大多采用电阻式组合型，总体结构可分为三部分：即控制部分、传动部分和开关部分。有载分接开关对供电系统的电压合格率有着重要作用。有载分接开关应用越来越广泛，以适应对电压质量的考核要求。
1.无载分接变压器
当变换分接头时，应先停电后操作。变换分头时一般要求进行正反转动三个循环，以消除触头上的氧化膜及油污，然后正式变换分接头。变换分接头后，应测量绕组档位的直流电阻，并检查销紧位置，还应将分接头变换情况作好记录并报告调度部门。对于运行中不常进行分接变换的变压器，每年结合小修(预试)将分接头操作三个循环，并测量全档位直流电阻，发现异常及时处理，合格时方可投运。
2.有载分接开关和有载变压器（1）有载分接开关投运前，应检查其油枕油位是否正常，有无渗漏油现象，控制箱防潮应良好。用手动操作一个(升一降)循环，档位指示器与记数器应正确动作，极限位置的闭锁应可靠，手动与电动控制的联锁亦应可靠。
（2）对于有载开关的瓦斯保护，其重瓦斯应投入跳闸，轻瓦斯则接信号。瓦斯继电器应装在运行中便于安全放气的位置。新投运有载开关的瓦斯继电器安装后，运行人员在必要时(有载筒体内有气体)应适时放气。（3）有载分接开关的电动控制应正确无误，电源可靠。各接线端子接触良好，驱动电机转动正常、转向正确，其熔断器额定电流按电机额定电流2～2.5倍配置。
（4）有载分接开关的电动控制回路，在主控制盘上的电动操作按钮，与有载开关控制箱按钮应完好，电源指示灯、行程指示灯应完好，极限位置的电气闭锁应可靠。
（5）有载分接开关的电动控制回路应设置电流闭锁装置，其电流整定值为主变压器额定电流的1.2倍，电流继电器返回系数应大于或等于0.9。当采用自动调压时主控制盘上必须有动作记数器，自动电压控制器的电压互感器断线闭锁应正确可靠。
（6）新装或大修后有载分接开关，应在变压器空载运行时，在主控制室用电动操作按钮及手动至少试操作一个(升一降)循环，各项指示正确，极限位置的电气闭锁可靠，方可调至要求的分解档位以带负荷运行，并加强监视。
（7）值班员根据调度下达的电压曲线及电压参数，自行调压操作。每次操作应认真检查分接头动作和电压电流变化情况(每调一个分接头计为一次)，并作好记录。
（8）两台有载调压变压器并联运行时，允许在变压器85%额定负荷电流以下进行分接变换操作。但不能在单台变压器上连续进行两个分接变换操作。需在一台变压器的一个分接变换完成后再进行另一台变压器的一个分接变换操作。
（9）值班人员进行有载分接开关控制时，应按巡视检查要求进行，在操作前后均应注意并观察瓦斯继电器有无气泡出现。
（10）当运行中有载分接开关的瓦斯继电器发出信号或分接开关油箱换油时，禁止操作，并应拉开电源隔离开关。
（11）当运行中轻瓦斯频繁动作时，值班人员应作好记录并汇报调度，停止操作，分析原因及时处理。
（12）有载分接开关的油质监督与检查周期: 1）运行中每六个月应取油样进行耐压试验一次，其油耐压值不低于30kV/2.5mm。当油耐压在25～30kV/2.5mm之间应停止使用自动调压控制器，若油耐压低于25kV/2.5mm时应停止调压操作并及时安排换油。当运行1～2年或变换操作达5000次时应换油。
2）有载分接开关本体吊芯检查:①新投运1年后，或分接开关变换5000次；②运行3～4年或累计调节次数达10000～20000次，进口设备按制造厂规定；③结合变压器检修。
（13）有载分接开关吊芯检查时，应测试过渡电阻值，并与制造厂出厂数据一致。
（14）当电动操作出现“连动”(即操作一次，出现调正一个以上的分接头,俗称“滑档”)现象时，应在指示盘上出现第二个分头位置后，立即切断驱动电机的电源，然后手动操作到符合要求的分头位置，并通知维修人员及时处理。
第四节
变压器的异常运行与分析
电力变压器在运行中一旦发生异常情况，将影响系统的正常运行以及对用户的正常供电，甚至造成大面积停电。变压器运行中的异常情况一般有以下几种。
一、声音异常
1.正常状态下变压器的声音
变压器属静止设备，但运行中仍然会发出轻微的连续不断的“嗡嗡”声。这种声音是运行中电气设备的一种特有现象，一般称之为“噪声”。产生这种噪声的原因有：（1）励磁电流的磁场作用使硅钢片振动。
（2）铁芯的接缝和叠层之间的电磁力作用引起振动。（3）绕组的导线之间或绕组之间的电磁力作用引起振动。（4）变压器上的某些零部件引起振动。2．变压器的声音比平时增大
若变压器的声音比平时增大，且声音均匀，可能有以下几种原因:（1）电网发生过电压。当电网发生单相接地或产生谐振过电压时，都会使变压器的声音增大。出现这种情况时，可结合电压、电流表计的指示进行综合判断。
（2）变压器过负荷。变压器过负荷时会使其声音增大，尤其是在满负荷的情况下突然有大的动力设备投入，将会使变压器发出沉重的“嗡嗡”声。
3.变压器有杂音
若变压器的声音比正常时增大且有明显的杂音，但电流电压无明显异常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺钉松动，使得硅钢片振动增大所造成。
4．变压器有放电声
若变压器内部或表面发生局部放电,声音中就会夹杂有“劈啪”放电声。发生这种情况时，若在夜间或阴雨天气下，可看到变压器套管附近有蓝色的电晕或火花，则说明瓷件污秽严重或设备线夹接触不良，若变压器的内部放电，则是不接地的部件静电放电，或是分接开关接触不良放电，这时应将变压器作进一步检测或停用。
5．变压器有水沸腾声
若变压器的声音夹杂有水沸腾声且温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障，或分接开关因接触不良引起严重过热，这时应立即停用变压器进行检查。
6．变压器有爆裂声
若变压器声音中夹杂有不均匀的爆裂声，则是变压器内部或表面绝缘击穿，此时应立即将变压器停用检查。
7．变压器有撞击声和摩擦声
若变压器的声音中夹杂有连续的有规律的撞击声和摩擦声，则可能是变压器外部某些零件如表计、电缆、油管等，因变压器振动造成撞击或摩擦、或外来高次谐波源所造成，应根据情况予以处理。
二、油温异常 由于运行中的变压器内部的铁损和铜损转化为热量，热量向四周介质扩散。当发热与散热达到平衡状态时，变压器各部分的温度趋于稳定。铁损是基本不变的，而铜损随负荷变化。顶层油温表指示的是变压器顶层的油温，温升是指顶层油温与周围空气温度的差值。运行中要以监视顶层油温为准，温升是参考数字(目前对绕组热点温度还没有能直接监视的条件)。
变压器的绝缘耐热等级为A级时，绕组绝缘极限温度为105℃，对于强油循环的变压器，根据国际电工委员会推荐的计算方法:变压器在额定负载下运行，绕组平均温升为65℃，通常最热点温升比油平均温升约高13℃，即65+13=78(℃)，如果变压器在额定负载和冷却介质温度为+20℃条件下连续运行，则绕组最热点温度为98℃，其绝缘老化率等于1(即老化寿命为20年)。因此，为了保证绝缘不过早老化，运行人员应加强变压器顶层油温的监视，规定控制在85℃以下。
若发现在同样正常条件下，油温比平时高出10℃以上，或负载不变而温度不断上升(冷却装置运行正常)，则认为变压器内部出现异常。
导致温度异常的原因有：
（1）内部故障引起温度异常。变压器内部故障如绕组之间或层间短路，绕组对周围放电，内部引线接头发热；铁芯多点接地使涡流增大过热；零序不平衡电流等漏磁通形成回路而发热等因素引起变压器温度异常。发生这些情况，还将伴随着瓦斯或差动保护动作。故障严重时，还可能使防爆管或压力释放阀喷油，这时变压器应停用检查。
（2）冷却器运行不正常引起温度异常。冷却器运行不正常或发生故障，如潜油泵停运、风扇损坏、散热器管道积垢冷却效果不良、散热器阀门没有打开、或散热器堵塞等因素引起温度升高。应对冷却系统进行维护或冲洗，提高冷却效果。
三、油位异常
变压器储油柜的油位表，一般标有-30℃、+20℃、+40℃三条线，它是指变压器使用地点在最低温度和最高环境温度时对应的油面,并注明其温度。根据这三个标志可以判断是否需要加油或放油。运行中变压器温度的变化会使油的体积发生变化。从而引起油位的上下位移。
常见的油位异常： 1.假油位
如变压器温度变化正常，而变压器油标管内的油位变化不正常或不变，则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有：
（1）油标管堵塞；
（2）油枕呼吸器堵塞；（3）防爆管通气孔堵塞；
（4）变压器油枕内存有一定数量的空气。
2.油面过低
油面过低应视为异常。因其低到一定限度时，会造成轻瓦斯保护动作；严重缺油时，变压器内部绕组暴露，导致绝缘下降，甚至造成因绝缘散热不良而引起损坏事故。处于备用的变压器如严重缺油，也会吸潮而使其绝缘降低。
造成变压器油面过低或严重缺油的原因有:（1）变压器严重渗油；
（2）修试人员因工作需要多次放油后未作补充；
（3）气温过低且油量不足，或油枕容积偏小，不能满足运行要求。
三、颜色、气味异常
变压器的许多故障常伴有过热现象，使得某些部件或局部过热，因而引起一些有关部件的颜色变化或产生特殊气味。（1）引线、线卡处过热引起异常。套管接线端部紧固部分松动，或引线头线鼻子等，接触面发生严重氧化，使接触处过热，颜色变暗失去光泽，表面镀层也遭到破坏。连接接头部分一般温度不宜超过70℃，可用示温腊片检查，一般黄色熔化为60℃，绿色70℃，红色80℃，也可用红外线测温仪测量。温度很高时会发出焦臭味。
（2）套管、绝缘子有污秽或损伤严重时发生放电、闪络并产生一种特殊的臭氧味。
（3）呼吸器硅胶一般正常干燥时为蓝色，其作用为吸附空气中进入油枕胶袋、隔膜中的潮气，以免变压器受潮，当硅胶蓝色变为粉红色，表明受潮而且硅胶已失效，一般粉红色部分超过2/3时，应予更换。硅胶变色过快的原因主要有: 1）如长期天气阴雨空气湿度较大，吸湿变色过快。
2）呼吸器容量过小，如有载开关采用0.5lkg的呼吸器，变色过快是常见现象，应更换较大容量的呼吸器。
3）硅胶玻璃罩罐有裂纹破损。
4）呼吸器下部油封罩内无油或油位太低起不到良好油封作用，使湿空气未经油封过滤而直接进入硅胶罐内。
5）呼吸器安装不良，如胶垫龟裂不合格，螺丝松动安装不密封而受潮。（4）附件电源线或二次线的老化损伤，造成短路产生的异常气味。
（5）冷却器中电机短路、分控制箱内接触器、热继电器过热等烧损产生焦臭味。
第三篇：智能变电站检修状态压板操作浅析
摘 要：伴随着智能变电站的应用越来越广泛，电网运行对变电运维人员技术的要求也越来越高。文章结合一起典型的电网事故，对智能电网中检修压板的工作原理及操作流程进行简要分析与探讨。
关键词：智能变电站;检修;压板操作;分析
中图分类号：tm774 文献标识码：a 文章编号：1006-8937（2015）36-0055-02.故障经过及分析
10月19日3时59分，永武一线路a相接地故障，750千伏武胜侧距离i段保护动作，3361、3360开关跳闸，经694 ms，3361开关重合动作，又经83 ms，重合后加速保护动作，跳开3361、3360开关;永登变侧永武一线保护未动作，1号、3号主变高压侧零序后备保护动作，跳开三侧开关;永武二线零序ii段重合后加速保护动作，跳开3352、3350开关。330 kv永登变接线图，如图1所示。智能变电站检修压板的含义
装置检修压板设置是为了防止在保护装置进行试验时，有关试验的动作报告不会通过通信口上送，而干扰调度系统的正常运行。一般在装置上设置一投检修态压板，在装置检修时，将该压板投上，运行时应将该压板退出。
智能变电站采用网络报文（goose报文和smv报文）实现开关量信号和交流模拟量信号的传输，在保护、测控、智能终端、合并单元发送的每个网络报文数据包内均带有检修位（1为检修位有效、0为检修位无效），当装置接收的报文所携带的检修位和自身检修位一致时装置判断为有效数据，当装置接收的报文所携带的检修位和自身检修位不一致时，装置判断为无效数据。智能变电站检修压板的分类
3.1 合并单元检修压板
合并单元检修压板在互感器或合并单元需检修时投入，这样通过该合并单元发送给保护、测控以及其他装置的smv报文数据均将检修位置1。
3.2 智能终端检修压板
智能终端检修压板是在开关类一次设备或智能终端需检修时投入，这样该智能终端将不再执行保护装置的跳闸命令和测控装置的遥控命令，3.3 保护装置检修压板
保护装置检修压板是在保护装置需要检修时投入，这样保护装置将会对相关合并单元发送来的smv报文数据和智能终端发送来的goose报文数据做出相应处理，但是并不执行动作出口，同时也不会向后台发送相关信息。
3.4 测控装置检修压板
测控装置检修压板是在测控装置需要检修投入，这样保测控装置将会对来自后台的遥控命令进行闭锁，不再执行相关命令。检修压板一致性原则
合并单元检修压板投入后，合并单元发送的smv数据检修位置1，当保护和测控等装置接收到该合并单元发送来的smv数据时，与自身检修位对比，当检修位一致时，判断为有效数据，当检修位不一致时判断为无效数据。
保护电压采样无效和保护电压检修报警，处理同保护tv断线，即闭锁与电压相关的保护（如距离保护），退出方向元件（如零序过流自动退出方向），自动投入tv断线过流等。
同期电压采样无效和同期电压检修报警不闭锁保护，当重合闸检定方式与同期电压无关时（如不检重合），不报同期电压数据无效。当同期电压数据无效时，闭锁与同期电压相关的重合检定方式（如检同期）。即处理方式同同期tv断线。
保护电流采样无效和保护电流检修报警，闭锁保护（差动、距离、零序过流、tv断线过流、过负荷）。
启动电流采样无效和启动电流检修报警，启动板24v正电源开放的条件切换到保护电流通道计算的结果，即在此情况下启动板根据保护电流通道的数据自主判断启动，这样可以有效避免保护板由于程序问题而导致的误动作。当启动电流通道数据无效或启动电流检修报警时，不影响保护板的程序，保护板的程序保持不变。
保护装置面板上的跳闸和重合闸信号灯经启动板的总启动控制，即保护板跳合闸信号和启动板启动信号均动作时才点灯。仅保护板动作，只出报文不点灯。
保护装置检修压板投入后，接收到的goose有效信息=（发送端和接收端均在投检修态|发送端和接收端均不在检修态）& goose接收信息&对应接收软压板&对应通信链路正常。
对于断路器跳闸位置，当发送goose断链、接收软压板退出、发送端和接收端检修压板状态不一致时，断路器跳闸位置保持原来的值。
智能终端检修压板投入后进行试验的动作报告带有检修标志;该压板在检修时可以根据需要禁止或允许出口动作。
正常运行时，保护和智能终端的检修压板均不投，双方检修状态一致，此时智能终端允许出口当单独检修保护或智能终端，双方检修状态不一致时，智能终端禁止出口，避免造成一次设备误动作。
当保护和智能终端一起进行传动试验时，双方的检修压板均投入此时双方检修状态一致，智能终端允许出口。
测控装置检修压板投入后，就会对已经接收到goose和smv数据检修位置1，然后闭锁后台遥控。检修压板的操作方案
通过以上分析得出智能变电站压板操作方案：
方案1：
合并单元检修压板操作方案，当互感器或合并单元检修时在对应一次设备操作到位后，首先退出接收该合并单元smv数据的保护装置的smv接收软软压板（或对应间隔投入软压板），然后投入相应合并单元检修压板。否则将会造成保护装置部分或全部功能闭锁。前述永登变案例即为违反此原则所致。
智能终端检修压板操作方案，当开关类一次设备或智能终端检修时，对应一次设备操作到位后，方可投入，智能终端运行时严禁投入，否则将造成保护无法跳闸出口，遥控无法操作。
保护装置检修压板操作方案，当保护检修时，对应一次设备操作到位后，方可投入，保护装置运行时严禁投入，否则将造成保护无法跳闸出口。
测控装置检修压板操作方案，当测控检修时，对应一次设备操作到位后，方可投入，测控装置运行时严禁投入，否则将造成后台无法遥控对应设备。
方案2：
鉴于检修压板一致性原则，为避免由于运维人员技术水平参差不齐，且运行方式因检修工作变化而不同，建议运维人员不予操作检修压板从而避免不必要的异常或事故发生。结 语
通过以上的分析及作出的两套检修状态压板的操作方案比较，结合永登变事故案例，建议今后智能变电站检修状态压板运维人员不进行操作。
参考文献：
[1] 吴培涛，王栋.智能变电站检修机制的探讨[j].科技创新与应用，2015，（28）.[2] 邬陈亮，季斌，刘怡.智能变电站中装置检修压板的操作方法探讨及研 究[j].湖北电力，2012，（5）.
第四篇：状态检修
2009年，保定供电公司状态检修工作通过省公司组织的专家组验收，公司检修模式由定期检修转变为状态检修。定期检修坚持到期必修，不考虑设备状态如何，存在着理论上的不科学和实践上的欠合理，不可避免会造成设备的检修过剩或不足。状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本等为基础，通过设备状态评价、风险评估、检修决策等手段开展设备检修工作，达到设备运行安全可靠、检修成本合理的一种检修策略。
按照状态检修相关要求，以输变电设备状态评价结果为基础，参考风险评估结果，考虑电网发展、技术更新等要求，对设备检修的必要性和紧迫性进行排序，保定供电公司制定了2010年状态检修试验工作计划，全年计划完成38座变电站状态检修试验工作，其中220kV变电站10座，110kV变电站28座。如果按照预试规程开展定期检修，2010年，保定供电公司将超过60座110kV及以上电压等级变电站需要开展预试工作。
可以看出，2010年，保定供电公司状态检修工作总体已达到流程清晰高效、状态评价准确性高、检修决策正确、检修效果明显，已实现公司系统检修模式的平稳过渡，状态检修绩效明显，优越性充分体现，设备检修管理水平明显提高，大大提高了检修的针对性和有效性，无效检修数量大幅下降，110kV及以上输变电设备可靠性指标有较大幅度提升。
第五篇：电力二次设备状态检修和变电站的标准化管理论文
论文摘要：随着我国国民经济的快速发展，国家重点要害部门提高了对供电质量的要求，所以电力设备状态检修显得越来越重要。据《继电保护和电网安全的自动装置检验条例》的要求，常见的继电保护，在于可保证继电功能、安全自动装置、保护元件正常运行，保证回路的定值和接线准确的功能。但是如果保护装置在两次校验中都发生了问题，那么只能等到该保护装置功能的彻底失效时并且需要在以后的校验中方可发现原因。倘若与此同时，电力系统偶尔发生了一些故障，那么保护装置就不可能准确地运行。为了解决这方面的问题，本文对变电站二次设备检修的工作进行了探讨并提出了相关的一些注意事项。
论文关键词：变电站二次设备；状态检修；管理
一、变电站二次设备的状态检修
1.设备检修就是为了保持或恢复设备完成规定功能的能力而采取的技术活动
管好、用好、修好设备，保证现代化设备在使用过程中经常处于良好的技术状态，以满足生产需要，并使检修费用降到最低，是检修工作要求达到的目的。变电站二次设备状态检修的简单步骤包括：首先通过设备状态监控测量，然后由检测最终结果，严谨地分析结果，最后合理地安排检修项目和该项目的时间。通俗地讲，就是在第一时间去了解设备当前的工作情况，用先进的设备监控仪器开展状态监测（可充分运用通信技术、微电子技术等），再综合各方面因素去判断设备的目前状况。在线监测、诊断都在状况检修的范围之内，其检修内容还包含了设备管理、验收和设备的检修、故障记录等多方面。长期以来，电力系统主要的检修机制为实施的防范性计划检修。改革开放几十年来，随着我国实施科教兴国战略，综合国力迅速提升，科学技术水平不断提升，变电站二次设备检修正在由预防性计划检修朝着预知性状态检修的方向过渡。
2.由各种不同的功能，可将变电站准确地分为一次、二次设备
继电保护的监控系统、远程及自动装置作为二次设备的三大组成部分，任何一部分出现故障，都将导致电力系统及设备无法正常运行。在实际工作状况下，由二次设备引起的事故偶有发生，包括不正确运行的结果，往往影响到运行设计人员、产品保障部门等许多方面。由于微型计算机在继电保护上的投入使用，有效提高了断电保护系统高效可靠地运行，降低了成本，提高了检修准确率。
3.监测内容
设备状态检测是变电站二次设备状态检修的主要基础。变电站二次设备的主要监测对象是：交流测量系统、直流操作、信号系统、逻辑判断系统、通信系统、屏蔽接地系统等。其中在交流测量系统内包含着TA、TV良好二次回路绝缘、完好的测量元件、完整的回路；直流系统则包含了操作和信号回路绝缘良好以及完整的回路。
4.监测方式
变电站二次设备依赖传感器进行状态监测。由此看来，变电站二次设备状态监测无论是在技术上、经济上等方面都更容易实现，在不增加多投入状况下，充分利用当前测量方式，这是一般保护状态监测难以实现的。例如二次保险丝的熔断报警装置、直流回路的绝缘监测、CT、PT断线的监测等。微机保护、微机其自身自诊断装置技术的高速发展，为变电站二次设备状态监测成为电站故障诊断的完善系统夯实了坚实的基础。
二、关于变电站二次设备状态检修应注意的几个事项
1.变电站的二次回路的监测问题
由二次设备相互连接，构成对一次回路设备进行测量、控制、调节、保护和监视运行状况、开关位置等信号的电气回路称为二次回路。变电站的二次回路包括三个回路：断路器的控制回路、变电站的信号回路、变电站的同期回路。其中，断路器控制回路的作用是运行人员通过回路的控制开关发出操作命令，要求断路器分闸或合闸，然后经过中间环节将命令传送给断路器操动机构，使断路器能够分闸或合闸，当断路器完成操作后，由信号装置显示已完成操作。连接保护装置的二次回路包括交流电流回路、交流电压回路、直流操作控制回路和信号回路及测量回路。目前，随着保护装置的微机化，很容易实现状态监测。但是由若干继电器及连接的各个设备的电缆组成的二次回路有一个很大的缺点，即分散并且点多。在监测各个继电器触点的工作状况中，如果要以在线的方式监测回路接线的准确性与否，不但成本高、不经济，而且很难做到。所以若要监测该问题，应从设备管理方法这一关键点着手，比如设备验收管理，最好的方法是可以离线监测资料管理。2.二次设备对电磁抗干扰性的监测问题
目前，变电站二次设备对电磁干扰产生越来越强烈的敏感性，主要是由于大量微电子元件以及高集成电路的广泛使用。采样信号失真、元件损坏、自动装置异常都是电磁波对二次设备产生干扰的表现。在二次设备状态检修中及其重要的一项内容是：对二次设备进行关于电磁兼容性的考核试验。电磁兼容是相对电磁干扰而言的。从电磁能量的发射和接受而言，电气和电子设备在其运行中可同时起发射器和接收器的作用。当不希望的电压或电流信号出现在敏感设备上并影响其性能时，则称之为电磁干扰。所谓电磁兼容就是指设备或系统在包围它的电磁环境中能不因干扰而降低其工作性能，它们本身所发射的电磁能量也不足以恶化环境和影响其他设备或系统的正常工作，相互之间不干扰，各自完成各自正常功能的共存状态。为了实现良好的电磁兼容，需要从控制干扰源、降低干扰源与敏感设备间的耦合程度和提高易受影响设备的抗干扰能力3个方面协调地采取措施。对于设备的电磁发射、抗干扰能力应符合相应的考核及试验标准。对各个不同厂站的敏感器件、干扰源进行必要的监测管理。例如检查二次设备的屏蔽接地状况，关于在微机保护装置旁违规使用移动通讯设备的管理等等。
3.一、二次设备两者在状态检修方面的相互关系
电气一次设备是指直接用于生产、输送和分配电能的生产过程中的高压电气设备，包括发电机、电压器、断路器、隔离开关、自动开关、接触器、刀开关、母线、输电线路、电力电缆、电容器、电抗器、电动机等。二次设备是指对一次设备的工作进行监测、控制、调节、保护，以及为运行、维护人员提供运行工况或生产指挥信号所需要的低压电气设备，如测量仪器、检查装置、信号装置、熔断器、控制开关、继电器、控制电缆等。大多数情况下，只有在一次设备停电检修时，二次设备才可以设备检修。也就是说要首先考虑电气一次设备的情况，然后再对二次设备状态检修进行决策分析，保证二次设备运行可靠，从而缩减停电检修时间，降低检修成本。
4.二次设备检修与设备管理信息系统的关系
设备管理信息系统可以实现计算机管理设备的运行情况，记录历次检修实验，从而实现信息共享。因此，许多供电企业开始建立了该系统，以此来保证在状态检修中做出正确有效的决策。
三、开展状态检修过程中需要注意的一些问题
1.需要更新观念
事物是在不断运动的、变化的，检修工作人员应该解放思想，用变化的思维观念去解决一些设备检修问题，改变传统的预防性设备检修的思考方式。在变电站二次设备检修过程中，要保持冷静，不能急功近利，要有耐性，切忌寻找一种快速的检修方法，要记住不可能在短期内完成这样的系统工程，要养成循序渐进，脚踏实地的工作作风。
2.需要创新体制
国家及企业建立了电力设备检修的一些制度。电力工作人员在只有了解现行专业制度后，才可以更好地做好检修设备的工作，拟好可靠有效地实施方案。比如执行相关专业规定的技术标准、工艺原则等，改进检修内容及方法，合理客观地追究事故责任。总之，要在实践中不断完善变电站二次设备检修制度，不断创新体制，总结探索先进的检修方法，把理论应用到实践中。
3.需要提高检修工作人员专业技术素质
在任何一个大型企业，都需要各类专业工作人员的协调配合工作。状态检修任务艰巨，影响甚大，更需要各类专业人员协同工作，尤其在大型变电站设备的检修过程中，更需要专职人员的密切配合，才能保证检修工作的质量。同时，提高电力工作人员的素质，可以减少不必要的事故发生，因为在电力生产中，许多事故的发生都跟运行人员自身素质有很大关系。同时，随着高电压等级变电站的增多、带电作业的增多、状态检修的推行等，对人员素质提出了更高的要求。因此，加强对工作人员的素质技术培训，提高检修专职人员的素质迫在眉睫，只有这样，才能适应不断增多的高风险作业的要求。
四、结论
变电站的二次设备进行状态检修是电力系统部门发展的必然需要。随着微机保护以及微机自动装置自我诊断技术的大范围地应用，变电站的二次设备状态监测无论在经济方面还是在技术上都是可以解决的。随着科学技术水平的快速发展，变电站二次设备状态检修将有力促进变电站向着综合自动化的方向发展。同时提高检修人员的检修技能，保证运行设备的健康水平，已成为电网安全稳定运行的重要条件之一，也是各供电企业的一项重要工作。
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