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摘要：本文主要介绍了变电设备检修模式的发展历史，探讨了状态检修法在变电检修中的应用，以及如何对状态检修进行管理。
关键词：电力系统；变电设备；状态检修
1 检修模式的发展历史
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，根據检修的技术和目的，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。状态检修是通过巡视、检查、试验等手段，对设备的状态进行定期的检查，然后根据这些设备当前所处的状态，制定出一个合理的检修计划。当然，也可以通过在线监测、带电监测等技术来获取表明设备状态的数据，然后根据这些数据所表明的设备的状态，制定一个保证电力系统能够达到最大的可靠性以及最大效率的检修计划。定期检修适用于设备数量较少且设备质量水平较一致的电力系统中。顾名思义，此方法通过在设备经历过一个固定的时间间隔或累计了一定的操作次数后，对设备安排一次定期的检修计划。由于目前电网规模日益扩大，再采用这种检修方式对设备定期检修，则需要耗费较大的人力和物力。基于可靠性的检修模式是以整个电网的情况为考虑对象，研究设备的风险、检修成本等问题的检修模式。
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。一般是由于接线座的制造质量不符合要求，并且在安装前，没有对其进行质量检查，接线座与引线设备线夹接触不良。此种现象产生的原因一般是由于在安装时，对接触面没有进行足够的打磨和可靠的连接，在铜铝接触时，没有采用铜铝过渡材料等。由于制造工艺不良或者长时间没有对其进行检修时，也会造成接线座内部载流的转动部位或导电带接触不良现象发生。这也是引起隔离开关出现异常的一个重要原因。
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。例如，一般情况下，年检中没有保护装置在外加故障电流58 A时方向元件拒动这一项目，以及保护在三次谐波故障量切除时有误动情况等。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。对继保设备进行电磁兼容性考核试验是继保设备状态检修的一项很重要的工作。通过强弱电分离、交直流分离、对抗干扰措施等情况进行评分，标准按图1执行，以斜率计算得分。对端子排、电缆支架锈蚀程度进行评分，标准按图2执行，以斜率计算得分。
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。产生此现象的主要原因有以下几方面：套管密封不严，从而在成套管进水使绝缘层损坏；套管的电容芯子质量不合格，内部游离放电；套管长时间未做清理，内部积垢严重；套管上产生大量的碎片和裂纹等。
2.4 互感器检修
互感器检修时，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。当出现以下情况时，可能引起断路器的拒动：合闸接触器最低动作电压过低、直流系统出现瞬时高电压，直流系统两点或多点接地造成二次回路故障，互感器极性接反、变比接错，断路器绝缘介质的绝缘性能降低，造成两点接地等。处理此问题的最佳方法是事先装上备用的断路器，当主断路器出现故障时，投入使用备用断路器，然后检查事故的原因，并采取处理措施，使断路器恢复正常。
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：
[1] 陈三运，谭洪恩，江志刚.输变电设备的状态检修[M].北京：中国电力出版社，2004.
[2] 张成林，王克英.变电设备状态检修现状与展望[J].供用电，2005，23（6）：1-3.
关键词：电力系统；变电设备；状态检修
1 检修模式的发展历史
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，根據检修的技术和目的，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。状态检修是通过巡视、检查、试验等手段，对设备的状态进行定期的检查，然后根据这些设备当前所处的状态，制定出一个合理的检修计划。当然，也可以通过在线监测、带电监测等技术来获取表明设备状态的数据，然后根据这些数据所表明的设备的状态，制定一个保证电力系统能够达到最大的可靠性以及最大效率的检修计划。定期检修适用于设备数量较少且设备质量水平较一致的电力系统中。顾名思义，此方法通过在设备经历过一个固定的时间间隔或累计了一定的操作次数后，对设备安排一次定期的检修计划。由于目前电网规模日益扩大，再采用这种检修方式对设备定期检修，则需要耗费较大的人力和物力。基于可靠性的检修模式是以整个电网的情况为考虑对象，研究设备的风险、检修成本等问题的检修模式。
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。一般是由于接线座的制造质量不符合要求，并且在安装前，没有对其进行质量检查，接线座与引线设备线夹接触不良。此种现象产生的原因一般是由于在安装时，对接触面没有进行足够的打磨和可靠的连接，在铜铝接触时，没有采用铜铝过渡材料等。由于制造工艺不良或者长时间没有对其进行检修时，也会造成接线座内部载流的转动部位或导电带接触不良现象发生。这也是引起隔离开关出现异常的一个重要原因。
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。例如，一般情况下，年检中没有保护装置在外加故障电流58 A时方向元件拒动这一项目，以及保护在三次谐波故障量切除时有误动情况等。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。对继保设备进行电磁兼容性考核试验是继保设备状态检修的一项很重要的工作。通过强弱电分离、交直流分离、对抗干扰措施等情况进行评分，标准按图1执行，以斜率计算得分。对端子排、电缆支架锈蚀程度进行评分，标准按图2执行，以斜率计算得分。
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。产生此现象的主要原因有以下几方面：套管密封不严，从而在成套管进水使绝缘层损坏；套管的电容芯子质量不合格，内部游离放电；套管长时间未做清理，内部积垢严重；套管上产生大量的碎片和裂纹等。
2.4 互感器检修
互感器检修时，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。当出现以下情况时，可能引起断路器的拒动：合闸接触器最低动作电压过低、直流系统出现瞬时高电压，直流系统两点或多点接地造成二次回路故障，互感器极性接反、变比接错，断路器绝缘介质的绝缘性能降低，造成两点接地等。处理此问题的最佳方法是事先装上备用的断路器，当主断路器出现故障时，投入使用备用断路器，然后检查事故的原因，并采取处理措施，使断路器恢复正常。
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：
[1] 陈三运，谭洪恩，江志刚.输变电设备的状态检修[M].北京：中国电力出版社，2004.
[2] 张成林，王克英.变电设备状态检修现状与展望[J].供用电，2005，23（6）：1-3.