变电设备状态诊断与检修

谭文忠 周慧娟

1.湖南省电力公司超高压管理局 湖南 长沙 410015 2.长沙电力职业技术学院 湖南 长沙 410015

0 引言

输变电设备检修策略经历了三大阶段：（1）事后检修（BM，Break Maintenance），即等到设备出现事故、故障后才检修；（2）定期检修（TBM，Time Based Maintenance），即对设备实施预防性的周期检修，不管设备状态好坏，一到检修周期，统统按计划检修；（3）状态检修（CBM，Condition-based Maintenance），即以可靠性为中心的检修技术，取代定期预防性检修技术，并辅之以预测检修技术。

状态检修具有以下几个方面的优点：（1）减少电力系统定期检修的盲目性和损害性，降低供电成本；（2）及时发现电力系统故障隐患，提高供电可靠性；（3）准确反映设备的使用寿命程度、安全指标，保证系统始终处于可控状态。因此，状态检修正逐步成为输变电设备检修的主流模式。

1 变电设备状态诊断的途径与绩效分析

变电设备状态诊断是状态检修的前提，状态诊断的依据来源于设备的状态监测。状态监测可通过巡视信息、运行检修信息、常规电气试验、化学试验、机械测试、红外技术、保护装置动作信息等，也可通过新技术应用于在线监测装置时刻监视变电设备的健康状态。

九十年代末期以来，日本各大电力公司开始推行设备状态检修。

根据日本中部电力公司已积累十五年 （1983～1997）的定期检修维护数据，将状态监测类型、维护费用及设备异常、故障识别结果进行关联分析，进而产生对不同状态监测类型的绩效评价，统计结果如下表1：（设备异常及故障样本数N=6477）

表1 不同状态监测类型的绩效评价

表1 （续）

表中，η1k代表相应的维护类型（k）所识别的异常、故障占总识别故障的百分比，η2k代表相应的维护类型（k）所发生的费用占总费用的百分比，Pk代表相应的维护类型（k）产出/投入绩效比：Pk=η1k/η2k。

由上表1可见，定期检修（普通检修）的绩效比Pk=0.591，在所有异常、故障检测模式中是效果最差的一种维护方式，投入高，故障识别率低。日本中部电力公司的数据（1997～2006年）表明，合理化检修使年检修所需的平均费用下降了30%。因此，通过开展状态检修可显著提高检修效益。

国内客观形势的发展也为状态检修的兴起推波助浪：（1）九十年代以来变电站大量采用以SF6绝缘和微机保护等为代表节省维护的新设备；（2）电网建设飞速发展、检修活动数倍增长，使传统检修方式难以为继；（3）信息技术及状态监测技术的进步为故障诊断、状态检修提供了技术支撑；（4）减少盲目检修次数，降低事故机率的生产压力。

2 变电设备缺陷发展的统计分析

2.1 事故率的变迁（日本中部电力公司数据）

参见图1。

图1 事故率的变迁曲线

2.2 故障率的变迁

参见图2。

图2 故障率的变迁曲线

2.3 分析

由上述曲线图1、图2分析发现：（1）含SF6等新式变电设备（1991～1997数据）较之油浸式的老式设备（1983～1991数据）事故率大大降低、且稳定性增强；（2）新设备在投产一年之内，事故率较高，而后进入较长的稳定运行期，且SF6变电设备事故率小于0.4%；（3）SF6设备较之油浸式设备故障率有所降低，但仍需加强监视。可见，引入新设备后由于事故率的急剧下降、事故间歇的延长，加之运行数据的历史积累、故障检测分析手段的提高，其故障与检修时间是可以预测与控制的，导致检修模式由定期检修向状态检修转变。

3 状态检修管理

如下图3所示，状态检修分为状态诊断、数据积累、倾向管理、检修判断四个环节。

在以状态检修为核心的设备管理模式中，检修判断是一个关键的环节。它是建立在历史数据的积累和当前状态数据的比较判断，并对未来趋势的预测。它首先要求根据不同设备厂家提供的设备参数建立管理值，然后根据维护、运行数据建立状态估计值，根据估计值与管理值的定量比较，分析设备状态的发展倾向，得出是否检修的判断。

图3 状态检修流程

上述过程已全部纳入微机化管理，中部电力公司所要做的是维护设备运行数据的不断输入以及设备管理值的不断修正。

在每年第四季度的9至11月份，变电设备管理系统根据设备的管理值、本年度的运行值及下一年度的估计值，自动安排下一年度的预检修计划，生技部根据该计划并通过作业申请系统向运行调度部与检修部门相联系，修改确认上述计划，并将批准的计划报与资材管理系统购买相关的备品备件。为此，中部电力公司输变电设备的管理流程在软件上体现为三大管理系统：（1）变电站设备管理系统（MIS系统）；（2）变电站设备维护数据管理系统（状态检修分析决策系统）；（3）变电站部件管理系统。这三大系统之间互为联系，共同完成对输变电设备的状态检修与生产管理。

4 状态检修所需建立的平台

4.1 组织平台

领导高度重视，建立决策层、专业层与操作层三位一体的运作体系。操作层人员是基层运行检修单位指定的技术人员，负责进行所辖设备异常分析、趋势分析，提交设备状态报告和初步的检修建议。专业层人员是状态检修部人员，负责汇总各类状态信息，进行综合分析，提出设备状态综合报告和检修建议，由决策层进行检修决策。必要时可借助专家的力量，提高状态判断的准确性。状态报告一般应包括下列各项内容：（1）监测项目和应用的监测技术；（2）设备状况数据及分析；（3）设备异常现象的简要描述；（4）设备状态的评价；（5）目前和今后可能受到影响的设备和系统，后果严重性的评估；（6）临时处理措施；（7）后续监测工作及检修工作的建议，投入和产出的评估。

4.2 技术平台

1）软件平台

维护数据管理系统（设备状态在线分析决策系统）作为状态检修决策的依据，它包含设备基础台帐数据库、管理值数据库、运行数据库、专家决策数据库等基础数据模块，且各数据模块互相关联，如图4所示。

图4 设备状态分析决策系统

2）移动诊断车

需配备必要的便提式快速诊断工具，用于设备现场的数据采集。移动诊断车上常用的仪器有：开关诊断装置、电气特性测量装置、局部放电测量装置、LTC转矩传感器、超声波检测仪、SF6气体分析仪、油化分析仪等。

5 状态检修的相关建议

2006年以来，国家电网系统各网省公司陆续推进了状态检修的试点及普及，5年来的实践表明突出的共性问题如下：其一是由于管理模式的不同，线路与变电设备责任主体的差异，使得在执行“四同时”原则时，各省公司输变电设备存在设备停电检修与可靠性的数据差异；其二是由于检修、运行工作职责及责任主体的不同，使得变电设备状态监测数据存在遗漏、重复的现象，使得当前变电设备状态分析决策主要依赖于技术人员的主观判断，不能满足电网规模急剧扩大及状态决策科学化、微机化的要求。

根据日本中部电力公司开展输变电设备状态检修的成熟经验，并结合我国状态检修开展的现状，提出如下建议：

1）状态检修的关键在于如何及时、正确判断电力设备性能、状态。

充分利用新技术开展在线或离线监测技术的研究和应用工作，提高故障诊断的实效性与准确性。目前重点开展红外热像检测、局部放电检测、变压器油中溶解气体分析及断路器机械特性在线监测技术。

2）研究变电设备技术参数与运行工况的关系。建立一套完善的设备状态判据，并使状态判据量化和具有可操作性。

3）推行大运行、大检修生产体系建设，注重运行、检修、试验数据的积累，加强检修与运行的数据融合。

数据的来源有如下方面：（1）厂家提供的参数（2） 日常巡视数据 （3） 检修、实验数据 （4） 变电站集控中心及监控后台运行数据（5）同类设备的经验值 （6）在线检测仪器计录数据。运行检修基层单位要指定专人进行数据的收集、统计与上报，状态检修部要指定专人进行数据的整理与分析。

4）注重运行、检修、试验数据的分析。

利用生产MIS系统实行设备数据的动态微机化管理。逐步建立以计算机技术、专家系统等为手段的设备状态判定系统。

5）加强对运行和基层检修部门的人员培训。

提高一线人员分析和判断设备状态的水平，避免走入状态检修就是不检修或事后检修的误区。按照 《变压器状态检修规定》、《高压断路器状态检修规定》、《继电保护状态检修规定》等技术规范，每年组织专题会议分析设备状况。

6）以可靠性为中心，实现设备最优化的状态检修（RCM）。

开展设备状态监测、检修工作，并不能完全替代原有预防性试验等传统检测方法，而是注意两者的异同之处，将其有机结合。可根据变电设备的重要程度，分别采用TBM、CBM、PDM的方法，使检修合理化。

7）在目前设备状态监测手段尚未完善的情况下，必须大力开展带电测试等外部诊断方法，结合预防性试验、运行巡视、停电检查等传统手段开展状态检修工作。

6 结论

变电设备状态检修作为一种新的维修策略，大大提高电力系统运行的安全经济性。但状态检修的实施有赖于状态监测与故障诊断技术的发展。因此，开展设备状态检修工作必须二条腿走路。一方面，积极积累设备运行资料，利用带电测试、预防性试验、运行巡视、停电检查等传统手段实行过渡性状态检修工作。另一方面，大力研究和推广在线监测和状态诊断技术在主设备状态诊断与状态检修分析决策中的应用。

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