电网设备状态检修技术现状、问题与发展路径

   罗军川

（国网四川广元供电公司，四川 广元 628000）

文摘：简述国内外电网设备状态检修的发展历程；依据状态监测手段的先进性及状态评价、检修决策的智能性，将状态检修划分为三个发展阶段；分析状态检修试验规程、状态评价、检修策略和状态监测等技术导则的应用现状与问题；着眼于状态监测及评价诊断的关键性环节，结合电网智能运检的发展方向，指出状态检修的发展路径。

关键词：  状态检修  技术导则  现状分析   展望

中图分类号：TM406    文献标识码：B

Status, Problems and Development Path of Grid Equipment Condition Maintenance Overhaul Technology

LUO JUN-chuan

(Guangyuan Power Supply Company,State Grid Corporation of China,Guangyuan 628000,China)

Abstract: Overview of the development process of state-of-the-art maintenance of power grid equipment of domestic and foreign. According to the advanced nature of condition monitoring means and the intelligence of state evaluation and maintenance decision, the state maintenance is divided into three development stages. Analysis of application status and problems of technical guidelines such as state inspection test procedures, status evaluation, maintenance strategies and condition monitoring. Focusing on the key aspects of condition monitoring and evaluation diagnosis, combined with the development direction of grid intelligent inspection technology, the development direction of state maintenance is proposed.

Keywords: Condition Maintenance  Technical Guidelines  Situation Analysis  Prospect

1、发展简史

电网设备检修是生产管理工作的重要组成部分，对提高设备健康水平，保证设备安全可靠运行具有重要意义。长期以来，电力系统设备检修一直沿用预防性检修和故障检修相结合的模式。预防性检修以定期检修为主要检修策略，这种检修模式建立在以往设备运行统计规律基础之上，有效减少了设备的突发事故，保证了设备的良好运行。但随着电网规模的不断扩大，电网设备数量不断增加，定期检修工作量剧增，检修人员紧缺问题日益突出。与此同时，各种新技术、新材料、新工艺的不断更新，电力设备的制造质量和性能大幅提升，发生故障的几率大大降低。传统的定期检修的有效性越来越受到人们的质疑，因而出现了在很多地方将定检周期人为拉长、定检项目人为缩减的情况，为解决这些矛盾，状态检修技术应运而生。

国外设备状态检修技术探索始于1970年，由美国杜邦公司首先倡议。这种维修方式以机械设备当前的实际工作状况为依据，通过状态监测技术手段，识别故障的早期征兆，对故障部位、故障严重程度及发展趋势做出判断，从而确定各机件的最佳维修时机。二十世纪七十年代末，美国电力科学研究院针对电力设备的状态检修开始研究，八十年代中期进入实用化阶段，目前已向RCM（以可靠性为中心的检修）发展。这种检修改变以前以时间为基准的响应性检修，尽可能长时间使设备处于运行状态，当设备结构和性能即将到达不合格的临界状态才停运检修。

我国从二十世纪八十年代至今，在大力普及应用设备诊断技术的基础上，设备检修发展势头非常强劲，完善和发展了多种监测及诊断方法，如振动与噪声分析法、红外热像测温法、声波发射法及局部放电监测方法等，为电网设备实行状态检修奠定了一定的基础。1992年，大连电业局开展输变电设备状态检修技术的探索性实践，开创国内状态检修之先河。但直至2007年，我国状态检修工作仍处于低水平的探索阶段。主要表现在：一是工作零散，过多地关注检修周期的延长，而缺乏对状态检修工作的全面、系统考虑；二是技术研究工作过多地集中在对部分在线监测技术的研究，缺乏对设备状态评价方法的全面、系统研究，状态检修工作缺乏必要的技术支撑；三是基础管理工作仍较薄弱，存在数据不全、流程不清、职责不明的现象；四是目前人员素质尚不能完全适应状态检修工作的要求。

2006年，国网公司完成了对公司系统各单位开展状态检修工作基本情况的调研，形成了调研报告。在此基础上制定了以标准体系建设为基础，试点先行、逐步推进的工作整体方案。2007年，国网公司系统内全面推行以设备状态为核心的状态检修工作，经过启动准备、试点推广、全面实施、深化提升四个阶段逐步实现设备从定期计划检修到状态检修的模式转变，开启状态检修新纪元。2008年国网公司建立和完善了状态检修管理体系、技术体系和执行体系，明确了状态检修的基本流程主要包括设备信息收集、设备状态评价、风险评估、检修策略、检修计划、检修实施及绩效评估等环节，相继印发输变电设备状态检修管理规定、状态检修评价导则、检修导则和状态检修试验规程等一系列管理和技术方面的核心文件，为状态检修工作规范、有序和有效开展奠定了基础。到2010年底，国网系统除西藏公司因暂不具备条件而未开展之外，其它25家公司全部通过了国网公司组织的验收，标志着国网公司整体步入状态检修时代。

从国内发展经验来看，依据状态监测手段的先进性及状态评价、检修决策的智能性，状态检修大致可划分为三个阶段。    （1）状态检修初级阶段：主要依靠离线检测手段获取离散的状态信息，依据评价标准人工完成状态信息的评价工作，进而确定检修决策。    （2）状态检修中级阶段：以在线监测为主，离线检测为辅的方式获取状态信息，建立初步的计算机辅助决策系统，以人工判断为主、计算机判断为辅的方式得出检修策略。    （3）状态检修高级阶段：以成熟的在线监测方式获取实时状态信息，依靠完善的辅助决策系统进行复杂的分析判断，最终得出检修策略。

虽然电网公司的状态检修近年取得长足进步，但目前仍处于初级阶段向中级阶段的过渡期。随着“互联网+”电网运检业务的深度融合，电网智能运检进入全面建设阶段，同时状态检修技术迎来发展的新机遇。基于大数据分析的评价诊断辅助决策技术，状态检测逐渐由离散检测为主转变为在线监测为主，状态评价、检修决策逐渐由人工步入智能，状态检修也将逐步进入中级阶段并最终达到高级阶段。

2、现状评析

实施状态检修提高了设备检修的针对性和实效性，为强化电网设备状态管控、避免设备故障、确保系统安全可靠运行等方面发挥了积极的重要作用。随着电网设备和状态检修技术的不断发展，状态检修相关技术标准、导则在运用过程中遇到一些问题，需要不断修编完善。

2.1状态检修试验规程   表1是某单位电气试验班近3年通过例行试验发现的共31项设备缺陷。从表1仅有的设备缺陷数据（筛查于上千台变电设备例行试验结果）至少可以挖掘出以下信息：（a）缺陷设备主要为电流互感器和油纸电容式变压器套管，其中20只为电流互感器，7只为油纸电容式变压器套管；（b）缺陷原因主要为油色谱数据不合格，其中有28项缺陷都是因为油中单氢含量超标，或是总烃和甲烷超标。其余3只电压互感器是因为高压介损值或电容量超标；（c）缺陷互感器设备运行年限15～25年，油纸变压器套管运行7年以上；（d）例行试验周期3～7年。

表1  某供电公司近三年通过例行试验发现的变电设备缺陷统计

2.1.1状态检测发展趋势

对于例行试验中发现的电流互感器、油纸电容式变压器套管等电容型缺陷设备，目前在线监测技术已较为成熟，完全有能力逐步取代停电例行试验。带电检测和在线监测技术逐步取代停电试验是大势所趋，并已经在相关技术规程和技术文件中得到支持。譬如，《输变电设备状态检修试验规程》4.2.2条已明确提出：如经实用考核证明利用带电检测和在线监测技术能达到停电试验的效果，经批准可以不进行停电试验。国家电网公司《十八项电网重大反事故措施》第14.6.1条：35kV及以上电压等级金属氧化锌避雷器可用带电测试替代定期停电试验。

2.1.2例行试验周期

近年来，随着设备制造质量的逐步提高，运行环境的改善，设备故障率总体呈下降趋势，依据设备状态评价结果适当调整检修周期的检修策略行之有效。按照Q/GDW1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》之规定：“对于停电例行试验，各地可依据设备状态、地域环境、电网结构等特点，在本标准所列基准周期的基础上酌情延长或缩短试验周期，调整后的试验周期一般不小于1年，也不大于基准周期的2倍”。而本案例中的互感器的试验周期已经超过2倍，却仍能在故障前及时发现设备缺陷。也许仅是个案，但提示我们思考2倍的停电试验周期的设定是否合理，若电容式油纸套管、互感器等设备实施先进可靠的状态监测技术，通过对设备相关的状态信号（比如介质损耗、电容量等）进行在线监测，及时捕捉设备潜在的故障，从而达到对设备的故障缺陷进行监控的目的，也许2倍门槛上限可以被突破，充分体现设备差异化检修的科学思想。此外，该单位在例行试验操作和倒方式过程中，发现有33组隔离开关（接地开关）无法进行电动分合闸，也是故障率较高的设备部件，运检单位和制造厂家应引起重视。   特别指出，由于条件所限，以上分析结论仅是基于某单位微不足道的数据，结论可能有失偏颇，但无疑目前开展这项工作非常有意义。只要有足够的设备运检数据，就可以从大数据中发现统计意义上具有一定普遍性和不变性的知识和规律，比如高故障（缺陷）率设备类别、部位、劣化状态量及其时间概率特征等，这些数据信息的巨大价值应用于指导设备状态精益管控、产品质量工艺改良、设备寿命周期预测管理、浴盆曲线修正等方面，不仅可将电网自身的管理、运行水平提升到新的高度，甚至可能产生根本性的变革。    2.1.3油纸电容式变压器套管例行试验项目

根据《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》，油纸电容式变压器套管油中溶解气体分析试验项目属于诊断性试验，也即是说，在例行试验数据无异常的情况下可以不做油色谱试验，但有些单位在油纸电容式变压器套管例行试验中自行增加了油色谱试验项目，但实践中套管例行试验结果均合格（状态评价结果应为正常状态）而油色谱诊断性试验数据中有超出注意值的情况时有发生。    案例1： 某单位一台220kV变压器在例行试验中发现110kV套管C相油中溶解气体色谱见表2。其它例行试验项目包括套管主绝缘和末屏对地绝缘、电容量和介质损耗因素，以及油介损、耐压、微水等诊断性试验结果均在正常范围。            表2    110kV套管C相油中溶解气体色谱数据（μL/L）

套管内发生过热、放电等故障产生的热量使绝缘油和绝缘纸发生局部热分解，从而产生H₂、CO、CO₂及烃类等气体。CO和CO₂主要是纤维纸老化分解产生，非故障下CO和CO₂气体含量变化稳定。气体的成分和含量取决于故障类型与故障能量密度。诊断方法采用H₂、CH₄、C₂H₂三种气体达到异常水平时主导气体法及三比值法。CO和CO₂气体含量变化作为辅助诊断方法。主导气体和故障相关情况如下：    （1）H₂主导型，放电和受潮是主要原因；    （2）CO、CO₂、C₂H₄、CH₄主导型，由过热引起故障是主要原因。过热主要原因是穿缆线鼻与引线头焊接不良、穿缆引线绝缘纸破损、X蜡沉淀于绝缘纸上等；    （3）C₂H₂主导型，放电引起故障是主要原因。放电主要原因是电容芯子卷制缺陷和电容屏设计尺寸不当等。

从表2看出，H₂和CH₄含量超过注意值。C₂H₂为0，H₂占氢烃总量的27%以下，判断为无放电性故障。CH₄占H₂、CH₄和C₂H₂三种气体总量的77.7%为主导气体，诊断为过热故障。CH₄超过注意值的近30倍，故障性质较为严重。故障类型采用三比值（C₂H₂/C₂H₄、CH₄/H₂、C₂H₄/C₂H₆）编码组合为022，判断套管存在﹥700℃严重过热故障。CO和CO₂含量变化较大，且CO₂/CO﹥7为固体绝缘材料—绝缘纸老化所致。初步分析认为，故障原因可能是穿缆引线绝缘纸破损与套管导电铜管靠接产生局部过热性故障。停电吊心检查套管穿缆引线，发现110kVC相穿缆引线80cm处1～2根有烧伤痕迹，套管铜管内侧80cm对应部位有过热痕迹。    套管的绝缘电阻和介损试验对检查内部受潮很有效，但对局部放电及低温局部过热故障灵敏度较差，只有当放电或过热严重破坏电容芯子时才能诊断出来。而色谱试验对放电、过热和受潮等绝缘缺陷能在发展初期及时诊断出来，是一种非常有效的检测手段。但《输变电设备状态检修试验规程》中没有将其列入例行试验项目，只有当怀疑套管有问题时，才取样进行油色谱诊断分析。建议利用变压器停电进行例行试验时机，开展套管油色谱分析工作，采取综合诊断分析的方法，以提高判断的准确率，并对套管绝缘状态做出全面精准评价。

2.2状态评价

状态评价是状态检修工作的基础和关键环节。由于目前缺少成熟有效的状态监测手段，致使间接评价和定期检修策略尚存。

2.2.1断路器机械寿命和电寿命的状态评价

由于认识程度和基础条件的差异，目前各单位开展状态检修的水平参差不齐。从技术层面而言，由于带电检测、在线监测等诊断技术研究应用滞后，比如变压器绕组变形、电力电缆绝缘、断路器机械特性在线监测等，尚处于局部试点应用阶段，制约了状态检修的全面发展，定期检修策略仍局部存在。譬如某些省公司对于高压断路器检修推行设备寿命中期检修，即不论设备有无缺陷，不论状态评价结果如何，均按厂家推荐的设备运行寿命中期开展检修，主要目的是针对操动机构的定期检修。

中期寿命检修实质上是实行的传统定期检修模式，将直接导致设备过度检修，或许使长期稳定运行的设备浴盆曲线规律发生变化，形成正常运行中不必要的干扰，反而可能会增加电力设备发生故障的概率，不符合状态检修的基本思想。正是基于目前断路器机械特性（比如分合闸时间、速度、行程及电磁铁线圈电流等）的状态监测技术应用尚不成熟，因此在高压断路器操动机构通用状态量评价标准中，将操作次数作为预测断路器机械寿命的间接判据。同样，高压断路器的电寿命（灭弧室、触头电磨损情况）也是通过累计开断短路电流值进行间接评价，以累计开断短路电流值大于厂家规定值作为断路器实施状态检修的判据。    2.2.2变压器绕组变形量的状态评价    目前，针对变压器在遭受不良运行工况后绕组变形量尚无成熟有效的在线监测技术手段，在有关状态评价导则中采用短路冲击电流的大小、次数和持续时间作为变压器绕组变形状态评估的间接判据。当短路冲击电流达到允许短路电流90%以上以及重合不成功、短路冲击持续时间超过0.5秒为重要状态量，只要发生一次即为评价为严重状态。但同时指出，若有条件停电进行诊断性试验，则按相关项目测试结果（包含色谱、频率响应、短路阻抗、绕组电容量等）进行评价，并按状态评价结果开展状态检修。但由于状态信息的收集难度，此重要状态量在开展状态评价时往往被忽略。倘若变压器未跳闸，即使遭受近区短路冲击后开展油色谱试验有时也难以保证，更谈不上采取停电开展诊断性试验。由于未能及时发现设备潜伏性缺陷，运行中多次短路冲击累计效应可能发生重大设备事故，因此开展此项工作具有重要意义。解决途径可从两方面着手：一是调度监控等部门要配合，统一数据存储格式，破除竖井式数据库壁垒，实现PMS、OMS、EMS等业务应用系统数据贯通，推进PMS系统动态评价与预警功能的深化应用，实现短路电流状态量自动识别与智能化状态评价；二是推进变压器绕组变形在线监测、带电检测技术研究试验，丰富状态监测参数，在设备遭受不良运行工况后及时准确掌握设备状态，以制定有针对性检修策略。

2.2.3变压器套管的状态评价

案例2：某单位110kV变电站1号主变油纸电容式套管在2017年12月例行试验时发现油中甲烷、乙烷含量增长较快，甲烷、总烃已接近或超出注意值，其它例行试验（包括套管主绝缘和末屏对地绝缘、电容量和介质损耗因素），以及油介损、耐压、微水等诊断性试验结果均在正常范围。

根据Q/GDW 10169—2016《油浸式变压器（电抗器）状态评价导则》油纸电容式套管状态量评价标准，状态量扣分值12分，但对照变压器部件状态评价标准（见表3），无法确定设备状态，而通过PMS状态检修辅助决策自动评价系统，评价结果为注意状态。因此，变压器（电抗器）各部件评价标准表中正常状态单项扣分值需要进行相应修正。            表3  110kV及以上油浸式电力变压器（电抗器）各部件评价标准

其次，按评价标准的评价结果与设备状态定义不相吻合。根据注意状态的定义：单项（或多项）状态量变化趋势朝接近标准限值方向发展，但未超过标准限值，仍可以继续运行，应加强运行中的监视。而本案例中套管油中总烃含量已超过注意值（150μL/L），状态评价结果与注意状态定义矛盾。根据套管状态量评价标准表，总烃含量属于重要状态量，其在本案例中的发展变化特征更符合异常状态定义：单项重要状态量变化较大，已接近或略微超过标准限值，应监视运行，并适时安排停电检修。2.3辅助决策评价系统    目前，35kV及以下变电设备的状态评价依据评价标准人工完成，而110kV及以上变电设备采用PMS系统状态检修辅助决策模块，依靠录入系统的离散状态信息进行状态评价，并自动生成状态评价报告。但目前线上评价问题较多，譬如：基础数据管理还存在很多漏洞，资料不完整、数据不准确现象普遍存在；辅助评价系统中设备缺陷状态量不够丰富，存在一对多情况，导致报告质量较差，设备检修策略缺乏针对性，需要辅以人工干预评价；评价模型与评价导则有不一致情况，不能体现设备状态个性化差异。

2.4检修策略

2.4.1检修策略缺乏针对性和实效性。比如被评价为“正常状态”的设备，其检修策略千篇一律：“执行C类检修，根据设备实际状况，C类检修可按照正常周期或延长一年执行。在C类检修之前，可以根据实际需要适当安排 D类检修”。被评价为“注意状态”的设备，未区分评价扣分具体情况制定检修策略。如果仅由多项状态量合计扣分导致评价结果为“注意状态”时，可按正常基准周期执行C类检修；如果为单项状态量扣分导致评价结果为“注意状态”时，应根据实际情况提前安排C类检修。

2.4.2同间隔设备、一次与二次设备的检修原则

（a）同间隔设备检修同步问题。实现变电运维一体化后，在例行试验间隔周期内，在线监测、带电检测和例行巡检对于评价设备状态和制定检修策略至关重要。按照相关规程规定：对于未开展带电检测设备，试验周期不大于基准周期的1.4倍；未开展带电检测老旧设备（大于20年运龄），试验周期不大于基准周期。由于变电设备开展状态监测技术条件的差异，同一间隔设备可能有不同的检修周期，势必造成设备重复停电，违背了同间隔设备的检修原则。因此，积极研究应用设备状态感知技术对于全面施行综合检修策略具有重要意义。    （b）一、二次设备检修同步问题。目前，状态检修仅是针对输变电一次设备的检修模式，二次设备仍然沿用常规检验规程采取定期校验。然而，为了与一次设备状态检修计划同步，二次系统设备并未严格按照3年一部检6年一全检的要求进行定期检验，致使二次回路设备缺陷不能及时发现和处理，造成设备误跳事故偶有发生。例如某单位110kV变电站2011年9月投运，并于2013年10月进行了设备首检及状态评价，评价结果为正常状态，而且停电例行试验周期符合在4.4.1周期调整后的基础上延迟1个年度的条件，计划于2018年10月份开展停电例行试验。期间，二次系统设备未按照相关规定开展定期校验。2018年8月，该变电站35kV线路发生接地故障导致主变35kV后备保护跳闸的电网事故，经现场检查分析，确认这是一起典型的因二次设备年久失修造成的越级跳闸事故。

2.4.3检修决策不当，“过修”时有发生

由于不清楚设备故障发展变化的内在机理，对设备缺陷诊断分析深度不够，致使检修决策不当。习惯于用试验数据绝对值与阈值进行简单的比较判断，而不善于采用跟踪监测手段对状态量的趋势分析；习惯于坚持从片面、孤立的角度观察分析试验数据，如“盲人摸象”，局限的视角导致结论的偏颇，而不善于通过对不同来源的数据开展挖掘与综合分析，发掘数据间潜在的关系，获得对设备状态更为准确的认知。或是出于争取项目资金所需，敷衍了事，在未查出问题真相的情况下，贸然采取一换了之，设备未达到寿命周期提前退役，其做法无疑与状态检修的初心背道而驰。

案例3：某变电站110kV电流互感器（型号LB7-110W2，南京电瓷厂2003年1月制造）在2018年例行试验中发现油色谱单氢含量增长较快，已超出注意值150μL/L （见表4），而油中微水、耐压试验及电气绝缘特性试验结果均正常。

表4    110kV电流互感器油色谱试验数据

试验 日期		H2	CO	CO2	CH4	C2H4	C2H6	C2H2	C1+C2
2013.10	A相	97.20	152.800	615.400	3.200	1.000	0.500	0.000	4.700
	B相	74.00	132.900	761.700	3.700	备案信息 举报中心 举报中心 行业协会 网络110 互联网协会 举报热线 首都协会 本站持《出版物经营许可证》 仅从事《东北电力大学学报》杂志的网上订阅工作,非任何杂志官网,并不涉及杂志社的出版等事务,特此声明！ 工信部备案：湘ICP备2025122662号-1，营业执照统一社会信用代码：91430721MAEHMRR7OE， 出版物经营许可证号：新安新出发证字第2025002号 特别声明:本站资料均源于网上的共享期刊资源，请特别注意，勿做其他非法用途。 如有侵犯您的版权或其他有损您利益的行为，请联系指出，期刊咨询服务平台会立即进行改正或删除相关内容! 扫码添加微信咨询 QQ客服：1663286777 电话：137-1883-9017 收到信息将及时回复