电力系统安全下的变电检修技术应用分析

李 辛

（国网长春供电公司城西输变电运检中心）

0 引言

电力系统长期运行过程中，容易引发相关设备故障，给电力系统的安全性与稳定性带来一定的威胁，同时也会影响人们正常的生产生活，因此保障电力系统安全至关重要［1-2］。变电检修是保障电力系统安全的重要手段，合理应用变电检修技术，能够提升变电检修效率与效果，降低电力设备事故发生几率，更好的保障电力系统安全。因此针对电力系统安全下变电检修技术研究具有重要意义［3-5］。

1 变电检修概述

变电站作为电力系统中重要的节点，起着将输电电压从高压传输到低压的作用，对电力系统的稳定运行具有重要影响。变电检修主要涉及设备检查、清洁维护、仪器校验、绝缘检查、配电系统检修、配电设备检修等内容。设备检查是指对变电站设备的主要部件进行检查，包括变压器、断路器、隔离开关、电缆等，确保设备无损伤、无异常现象。清洁维护则是指对设备进行清洁和维护，去除灰尘、杂物等，并及时更换易损件，确保设备的正常运行。另外仪器校验也是变电检修的重要内容，对测量仪器进行校验，确保测量结果的准确性，以提供可靠的数据支持。

保障电力系统安全是配电检修的重要手段，应结合电力系统安全要求制定完善的配电检修计划（见表1），配电检修计划中应对配电检修内容以及检修周期等做出明确要求（见表2），以此来保障配电检修工作的高效开展。

表1 电力系统安全要求

表2 变电检修内容与周期

表2列举了变电检修内容，以及相应的周期等。在实际的变电检修过程中，具体的检查内容和周期可根据实际情况进行调整。

2 变电检修技术

2.1 传统检修技术

传统检修技术通常也被称为故障检修技术，即在故障发生后进行检修，存在一定的滞后性与被动性。故障诊断是故障检修的关键，变电设备故障诊断主要有两种方法，一种是综合诊断法，通过整体监测变电设备以及分析、整合变电设备相关的数据参数，得出系统性的诊断结论。如使用红外热像仪检测设备的热量分布，发现潜在的故障点。使用高压局放仪检测设备的局部放电现象，判断设备的绝缘状态。使用故障录波仪记录设备的故障波形，以便进行故障原因分析和定位。另一种是对比分析法，通过对比现在与过去的设备运行的监测数据信息，运用统计学解析两者的对比结果，如果数据出入不大，则说明该设备运行没有故障问题。

2.2 定期检修技术

定期检修技术通常也被称为预防性检修技术，相较于故障检修技术，定期检修技术实现了变电检修的前移，能够及早发现和排除故障，是保障电力系统安全以及规避损失的重要措施。定期检修属于主动检修模式，能够主动发现排除隐患，进而降低故障发生几率。定期检修需要制定相应的检修计划，明确变电检修的周期与内容。定期检修模式优势明显，能够更好地保障电力设备稳定运行与电力系统安全，但是定期检修模式也存在一定的弊端和不足，如定期检修难以有效应对随机因素导致的偶然事件。定期检修是在固定的时间开展的变电检修，检修时间相对固定，电气检修存在一定的时间间隔。简单来讲，定期检修是按照检修计划在固定的时间进行的变电检修，定期检修不考虑设备的运行状况，同时也不参考设备的故障历史。因此定期检修模式相对固定，甚至略显僵化，容易造成人力、物力等资源的浪费，并且检修过程中还会经常涉及设备的拆解与组装，容易对设备造成损坏。由此可见，定期检修虽然优势显著，但依然存在一定的不足。

2.3 状态检修技术

状态检修需要充分考虑电力设备当前状态、历史故障、异常情况等，对电力设备故障做出准确预判，在此基础上提前对其进行检修。相较于故障检修技术以及定期检修技术，状态检修技术将设备状态作为检修工作的基础，是结合电力设备实际状态情况以及运行环境状况而应用的检修技术，因此更具科学性与有效性。状态检修技术的应用一方面结合设备状态确定检修时间，另一方面根据设备状态情况确定检修方式，因此状态检修更具针对性，同时也能避免造成资源浪费。以GIS（气体绝缘开关）检修为例，检修过程中首先检查GIS设备的密封性能，确保设备内部气体绝缘正常。然后进行接触部分的清洁和润滑，以确保接触电阻小、接触可靠。最后进行气体（SF6）压力的监测和补充，保持设备正常的气体压力水平。

状态检修技术应用优势显著，但也存在一定的不足，下面结合相应的案例进行分析：

案例1：2022年3月12日，500kV某站按计划进行220kV 5M母线以及220kV横元甲线检修操作。09时36分，在拉开＃3主变220kV 5M母线侧22035刀闸的过程中，220kV5M、6M母线差动保护动作（36分34秒），跳开5M、6M母线上除母联2056外的所有开关，造成220kV 5M、6M失压。36分34秒＃1、＃2主变重瓦斯保护动作，跳＃1、＃2主变三侧开关，＃3主变重瓦斯保护动作，跳开＃3主变两侧开关。这种情况导致了220kV 1M、2M 母线失压，35kV 1M、2M、3M母线，＃1、＃3、＃0站用变失压。与此同时，也造成了与该站相连的220kV站失压，负荷损失为600MW 左右。在发生故障之后，及时开展故障抢修，同时对故障进行调查分析，以便尽快恢复供电，保障电力系统安全。经调查分析发现导致故障的原因主要在于该站＃3主变变中22036刀闸出现锈蚀与划痕，增加了串动过程中的阻力。工作人员完成合闸操作之后，虽然后台现实刀闸已经在合位，但实际上却存在合闸不到位的情况，进而引发该故障。

案例2：2022年5月25日，某站220kV 2204开关在送电过程中，在工作人员完成合闸操作之后出现储能电极过流信号。随即进行检查，结果表明A相合闸不到位，并且开关本体提升高度不足，导致开关难以分闸。经调查分析表明，导致故障的原因在于开关A相未完全合闸到位，棘轮盘不到位，使得电机空转，进而对正常储能造成影响，引发过时报警信号。

案例3：2022年9月5日，某供电局110kV变电站母线侧刀闸因瓷瓶断裂而导致整条线路难以及时恢复供电。

上述3个案例表明单纯应用状态检修技术并不能100%规避电气设备故障。单纯进行状态检修并不能实时掌握设备的实际状态，存在设备巡视不到位、设备维护不及时、设备预试检测不足等问题，受随机因素导致的偶然事件的影响，容易引发故障。除此之外，状态检修以设备状态监测与设备状态评估为基础，但受监测技术水平以及评估方式方法等因素的影响，难以保证监测效果和评估的准确性，难以及时发现和排除隐蔽故障，导致这些隐蔽故障经过渐变过程达到质变，进而引发故障，威胁电力系统安全，甚至造成严重损失。以案例1为例，在状态检修过程中，通过日常的巡视难以用肉眼发现GIS刀闸的合闸状况，并不能判断其存在合闸不到位的问题，同时由于缺乏合闸到位检测装置，因此难以及时发现故障隐患，无法及时将隐患排除，进而引发设备故障。再以案例2为例，之所以会出现案例2的故障，主要原因在于状态检修过程中未能及时发现开关A相未完全合闸到位的情况，说明状态检修过程中存在断路器机构状态检测不到位的问题，导致机构存在的隐性缺陷未能及时被发现和被排除，最终引发故障。案例3同样如此，由于未能及时发现瓷瓶缺陷而导致操作过程中出现瓷瓶断裂，进而影响供电恢复。案例1、案例2以及案例3均说明状态检修技术存在一定的不足和缺陷，在变电检修过程中单纯应用状态检修技术无法保证检修效果和电力系统安全。

3 变电检修技术的实际应用分析

3.1 故障分析

某220kV变电站仿真机发生跳闸，排除短路故障后合闸，在后续运行期间再次跳闸，并且在合闸后仿真机运行期间发热过度，对仿真机实际运行效果造成影响。

3.2 故障检修

对仿真机的变压器、断路器、隔离开关、气体绝含金属封闭开关进行检修。

（1）变压器检修

使用气体分析法对变压器当中存在的气体进行分析，经过分析得出其他的含量、主要成分、相对百分比，在此基础上制定设备绝缘方案。使用局部放电法对变压器设备是否存在老化现象进行分析，分析后发现变压器局部放电正常，因此变压器设备不存在过度老化现象。通过频率响应分析法对变压器绕组是否发生形变进行检验，结果显示变压器绕组并不存在明显的电感、电容变化。变压器检修结果显示，变压器无故障。

（2）断路器检修

根据仿真机频繁跳闸的故障现象，可以初步判定为断路器分合闸故障。使用点流变对流经断路器的电流进行测定，结果显示流经断路器的电流数值较小，使用电压表对断路器两端的电压进行测定，可以发现电压表两端的电压过高，可以断定断路器电流、电压异常造成断路器无法正常开合，同时在检修过程中发现断路器开关本体以及合闸接触器存在卡滞现象，根据检修结果决定更换断路器。

（3）隔离开关检修

经过检修发现隔离开关载流接触面存在过热现象，由于载流接触面热量过大，导致隔离开关活性接触环节接触不良。检修过程中进一步发现，在隔离开关上一次安装调试工作中的隔离开关合闸并不到位，合理开关接线座与触头臂之间存在接触不良的现象。根据检修结果，重新更换接触面更大的隔离开关，并且通过调试保证隔离开关合闸到位，确定接线座与触头臂良好接触。

4 结束语

变电检修技术是变电检修质量的重要影响因素，合理应用变电检修技术对于提升变电检修效率、效果，保障设备稳定、可靠运行以及电力系统安全具有重要意义。本文介绍了常见的变电检修技术，并分析了相关技术的特点与不足。得出电力系统安全下的变电检修应结合实际需求综合应用变电检修技术的结论。