超高压输变电设备缺陷统计与分析处理

张小平　薄鲁海　吴冬文

（国网江西省电力公司检修分公司）

超高压输变电设备缺陷统计与分析处理

张小平薄鲁海吴冬文

（国网江西省电力公司检修分公司）

为加强变电设备缺陷的管理，现对2015年变电设备缺陷进行系统的统计和分析，分别从变电站、设备类型、运行频发缺陷等方面进行多角度分析，以期从中找出其规律和设备的薄弱环节，从而达到两个目的：一是为设备状态评价和选型提供客观依据，对经常出现缺陷的设备，应从设备选型和产品采购等环节予以规避；二是为后续出现缺陷的诊断和处理提供参考，优化缺陷处理流程和缩短处理时间。通过对全年缺陷问题的深度统计和分析，逐步提高变电设备的运维水平，确保电网安全稳定运行。

变电设备；缺陷；分类统计；建议措施

0　引言

江西500kV主干电网中运行18座500kV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500kV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。

图1　　对各变电站缺陷统计

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500kV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。

图2　缺陷设备类型统计

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35kV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。

表　变压器及高抗类设备缺陷统计表

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500kV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。

图3　隔离开关缺陷分类统计

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35kV 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500kV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，35kV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。

图4　互感器类设备缺陷统计

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35kV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。

图5　断路器储能电机故障图

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。

根据缺陷情况正确做好变电设备的状态评价工作；对易发生损坏的部位加强巡视，同时做好备品备件的准备工作。同时应强调对运行设备缺陷情况的统计和分析，以利于制定通用的反事故措施，合理安排缺陷设备进行大修和改造，促进电网设备安全稳定运行。

［1］国家电网公司电网设备缺陷管理规定 ［Z］.北京：国家电网公司，2013.

［2］彭向阳，郑晓光.广电集团输变电一次运行设备缺陷情况分析 ［J］.电力设备，2004，5（10）：40-42.

［3］李宏铭.设备缺陷管理系统在设备检修中的应用［J］. 装备维修技术， 2010（2）.

［4］陈化钢.电力设备预防性试验方法及诊断技术［M］. 北京：中国水利电力出版社，1999.

［5］赵世钦，刘大勇.油中溶解气体分析法在变压器故障诊断中的应用［J］.吉林电力， 2015（6）.

［6］黄斌，苏文宇，徐姗姗.GW16/17-550型隔离开关缺陷原因分析及完善化改造［J］. 高压电器， 2012（1）.

［7］DLT 393-2010 输变电设备状态检修试验规程［S］.

［8］钟聪.电力设备缺陷标准体系及其在生产管理中的应用［J］. 广东电力，2008（11）.

［9］王鑫壵.变电设备缺陷分析和应用探讨［J］.技术与市场. 2012（5）.

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（2016-02-04）