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电力系统变电检修技术分析与研究

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  摘要:随着社会的进步,电网技术取得了重大发展,人们对电力系统的要求也逐渐提高。变电站作为电力网络系统中电力能源变送及分配的枢纽载体,其变电设备能否安全稳定运行显得至关重要。在电力系统中,变电设备的检修与管
  理直接关系到供电质量,因而具有重要的意义。文中先介绍了变电检修模式的两个发展阶段,然后讨论了变电设备状态检修技术,以及如何对状态检修进行管理。
  关键词:电力系统;变电检修;变电设备
  目前我国正处于经济发展的关键阶段,因而对电力需求越来越大,供电质量要求越来越高,从而对电力系统的安全性与稳定性提出了更高的要求。在设备状态检修时,需要对大量的数据进行分析统计。由于计算机技术与人工智能技术的发展,现在已经产生了诊断设备的专家系统。专家系统的出现,改变了现在变电设备进行检修的手段。现阶段,这种新技术已经广泛地应用到了电力设备的检修中,使设备检修更加准确、快速。
  1 检修模式的发展历史
  从检修模式的发展历程看,其主要包括两个阶段:故障检修和预防性检修。最早出现的检修模式是故障检修。它以设备出现功能性故障为判据,对设备故障进行检修,所以也称事后检修。这种检修模式只检修那些已经发生故障且无法继续正常运行的设备。它不仅需要付出很高的维修费用,而且还因此耽误生产,所以检修效果不好。随着电力工业的发展,电力系统的检修也逐渐产生新的模式。到目前为止,根据检修的技术和目的,出现了3种检修方式:状态检修、定期检修以及基于可靠性的检修。
  2 状态检修法在变电检修中的应用
  2.1 隔离开关的检修
  一般情况下,隔离开关经常出现两种异常现象:载流回路过热和触头部位过热。出现载流回路过热现象一般是由于在设计隔离开关时,载流接触面的面积裕度较小,活动性接触环节多,极易出现接触不良而导致的。一般隔离开关过热经常出现在触头和接线座部位。此现象已经成为普遍存在的问题。造成触头部位过热产生的原因一般有:触指夹件锈蚀严重、触指弹簧锈断等造成触指松离触指座,触头部位的制造工艺差,安装调试的方法不当,隔离开关合闸不到位等。引发接线座过热产生的原因有:接线座与触头臂接触不良。在检修时,经常出现连接接线座与触头臂的紧固螺母松动。
  2.2 继电保护设备的检修
  下面以一个实例分析继电保护设备出现事故及障碍的原因,进一步说明检修方法。通过对微机保护事故及障碍的统计分析表明,无法用常规方法发现由干扰引起的事故。在正常运行时,看不出任何征兆,因此,必须在进行选型以及投产实验室进行严格管理。装置自身缺陷引起保护不正确。通过上面的分析可知,在继电保护设备检修时,应当注意以下方面:开展状态检修时,首先根据设备在巡检、二次通流试验、带开关传动、标准校验等实验的状态评估结果确定具体检修方案;对微机采取有力的抗干扰保护措施;根据状态评估结果分析微机保护可能存在的主要缺陷及事故隐患,把微机保护的重点放在回路与辅助设备的检查上。
  2.3 变压器检修
  在对变压器进行检修时,首先检查变压器在运行时声音是否出现异常。正常运行时,变压器的声音为有规律的“嗡嗡”声。如果出现其他声音,则视为异常声音。一般引起变压器产生不正常声音的原因有几种:突然启动大容量的设备,引起负荷的突然增大、变压器内部零件出现松动、低压线路接地或者短路等。当高低压套管发生严重损伤并有放电现象时,也会引起变压器产生异常声音。
  其次是检查变电的三相负载是否平衡。当共相负载不平衡时,一般是由于中性点产生位移引起。当系统发生铁磁谐振时,会引起二相电压不平衡;当线相电压不平衡时,一般是由于内部发生匝间或层间短路。
  2.4 互感器检修
  互感器檢修时,一般常出现下面几种故障:绝缘热击穿、局部放电损坏、互感器受潮。高压电流互感器在高电压以及大电流的作用下,会造成绝缘介质的损耗,致使绝缘介质温度升高。如果绝缘介质有缺陷,在长期的高电压及大电流的作用下,会造成绝缘热击穿。如果U型卡子卡得过紧,长时间会致使绝缘介质变形。当端屏铝箔没有孔眼时进行非真空注油,电容屏间存积气泡,会致使电容屏间的电压改变分布,个别电容屏有较大的电压场,致使出现局部放电现象的发生,如果未及时发现和处理,会对设备造成严重的后果。当互感器的端部密封不严时,会使内部进水受潮,致使互感器内部出现严重的游离放电及沿面放电,对互感器的绝缘介质造成损害。
  2.5 断路器
  在对断路器检修过程中,常见的故障有:断路器拒动、断路器误动、断路器出现异常声响和严重过热等。分析表明,造成断路器出现故障的原因有多方面,比如直流电压不在正常范围内,合闸保险内部元件接触不良,低电压不合格,合闸线圈层间短路,二次接线错误,蓄电池容量不足,开关本体和合闸接触器卡滞,大轴窜动或销子脱落等,都能引起断路器拒动故障。
  3 状态检修的管理
  状态检修的实质是使电力系统在保证维修成本消耗最低的情况下,保证设备的正常运行。加强对状态检修的全过程管理是状态检修的一个关键。由于设备运行的不稳定性和不可控性,必须加强设备的状态检修,定期检修,及时发现问题并解决系统运行中出现的隐患;定期对接近使用寿命的设备进行淘汰,采购新的、性能好的设备以提高系统的可靠性。
  3.1 变电设备检修模式发展方向
  目前国内已经基本淘汰了传统的检修模式,取而代之的是以状态检修为主,诊断检修为辅的检修模式。电力系统应该改变观念,加强状态检修管理。以前经常使用的检修模式是在固定的时间间隔内,对电力系统的设备进行检修,而不以客观条件的变化而变化。虽然这种方法在一定程度下有较好的检修效果,但是浪费了大量的人力、物力,增加检修成本。随着科技的迅速发展,电力系统必须认清形势,突破思想,开展状态检修与预防性检修、故障检修相结合的方式,更能体现出现代科技在电力系统变电检修中的应用,而且节省时间、检修成本及人力、物力。
  3.2 尝试推行状态检修
  当前,检修体制改革在我国电网系统已势在必行。国内电网系统的部分设备的运行管理中,已经相继开展了一部分初级阶段的状态检修工作。例如,国内的主变检修一般10年进行一次大修,而现阶段对主变提前进行的状态性大修,是为了预防主变的油枕及瓦斯继电器出现问题时,防止其进一步恶化,这便是初级阶段的状态检修。通过近些年国内部分电力系统推行的状态检修法的效果来看,状态检修不仅能够在最大程度上节约检修成本,更能及早发现系统运行中的问题,从而尽快解决这些问题,保证系统正常的运行。
  4 结束语
  目前,电力生产企业面临的一个问题是不仅要保证供电的可靠性,还要尽量节约设备的检修成本。如果电力系统设备一旦发生故障,将会给人们的生活和社会的生产造成极大危害。为此,供电企业必须依靠现代科技,加强状态检修的全过程管理,推广状态检修在电力系统中的应用,从而提高供电的可靠性,降低设备检修的成本,促进供电企业更好的发展。
  参考文献:
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