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摘 要：随着江西电网的迅速发展，江西电网内的500KV变电站数量急速增加，为提高变电站运行人员的操作技能，本文主要是以江西某地500KV变电站为例，分析该变电站运行几年来运行中出现的严重设备(断路器、变压器、继电保护和监控系统等)缺陷进行故障分类统计分析, 归纳了各类设备运行中暴露出的问题, 分析了相关原因, 总结出主要共性问题, 并提出了处理建议。
关键词：500KV变电站；综合自动化； 一次设备
中图分类号：G267 文献标识码：A 文章编号：
1、一次变电设备缺陷分析
1. 1 断路器
断路器在一次设备中缺陷比例最高, 占全部设备缺陷15. 7% , 主要为SF6 断路器, 占断路器缺陷95. 7%, 另有少量真空断路器(站用电系统)。在SF6断路器中, 液压机构缺陷最多, SF6 漏气(含告警)次之, 回路故障较少, 气动机构缺陷极少, 没有发生弹簧机构故障缺陷。
SF6 断路器液压机构缺陷如内漏、渗油、打压频繁等, 主要原因是逆子阀、储压器、微动开关等辅助元件存在工艺和质量问题。SF6断路器漏气突出问题是孝感变LW15-550 型断路器投产初期密度继电器故障频繁出现SF6 压力低告警。SF6断路器回路故障曾出现分闸线圈严重锈蚀导致断路器拒分和操作回路端子松动, 无法正常操作。站用电系统的真空断路器缺陷主要为机构故障, 调整处理后可有效恢复。
1. 2 隔离开关
在隔离开关中, 接点发热问题尤为突出, 机构故障和操作回路故障次之, 分布情况见图示。隔离开关接点发热缺陷多出现在连接板、触头等部位, 主要原因是接头连接间隙大、紧固螺丝松动、导电膏或中性凡士林的接触电阻大和金属导体接触表面氧化等, 个别站甚至因设计选择连接金具口径过小而出现大量共性发热问题。操作机构故障主要是机构卡涩、配合不同步、不到位、过位等, 原因是基建安装质量不良, 也有产品质量如材质的强度、硬度不足而引起损坏变形。操作回路故障基本为基建施工接线端子连接不牢而留下隐患。
图示：隔离开关缺陷类型分布
3 变压器
变压器缺陷数量较少, 其中主变压器缺陷以辅助设备问题为主( 8项) , 另1项为南昌变投产初期主变套管内部线圈故障。主变压器缺陷主要是冷却系统故障, 如接触器严重发热、接触器烧坏、电机热耦故障、风扇启动定值错误等, 基本为施工质量和维护有漏洞。
2、变电设备其它缺陷分析
2.1继电保护
继电保护缺陷包括继电保护装置(含系统稳定装置)、保护通道装置等二次设备及其回路的缺陷。继电保护在变电设备缺陷中数量最多, 占全部变电缺陷的28%, 主要包括保护装置故障(含其二次回路)和保护通道故障(含其二次回路)2类, 保护装置故障缺陷占继电保护缺陷40. 5%, 保护通道故障占继电保护缺陷59. 5% 。
继电保护装置缺陷中, 装置硬件故障较多( 15项) , 保护装置软件故障次之( 6项) , 保护装置相关连接回路故障(4项) , 另有部分保护装置告警自行消除的缺陷(9项) , 分布情况见图3。硬件故障多为各厂家早期产品使用材质不良, 如WBZ-500H 后备保护、CSI-125A 保护和PST645保护出现CPU 故障, LFP-902保护管理插件、CSL101A 保护VFC 插件、RCS-915E 保护信号板、ZSJ-900远切装置模块和主变WBZ-500H 保护电路板发生过故障, 尤为突出的是孝感变投产初期220 kV 母差保护BP-2A 先后出现闭锁插件、管理插件、跳闸出口插件和模数插件等故障。保护装置软件故障多在投产后暴露或现场调试工作有遗留问题, 如运行中软件存在缺陷、设备地址码错误、软件运行内存不足等问题, 部分软件故障可通过装置重启恢复正常。保护装置回路故障基本为施工接线不牢固或端子松动。
继电保护通道故障中, 由本侧保护通道装置(含其二次回路)引起的缺陷仅占通道继电保护故障的1 /3, 其它为对侧变电站设备缺陷引起或可以自行消除的缺陷。在本侧继电保护通道故障中, 收发讯机装置故障和载波机故障引起的通道问题相对较多, 通过故障元件更换、调节衰耗或装置复位可消除缺陷; 因光纤装置故障引起的保护通道故障, 通过装置重启或拔插对应光纤, 是有效的处理方法; 也出现维护方面问题, 如结合滤波器浮冰或结合滤波器螺丝松动导致通道故障。
2.2监控系统
监控系统缺陷包括测控装置、监控网络设备、微机监控机等监控设备缺陷, 统计缺陷78项, 占变电设备26%。监控系统硬件故障较多, 监控系统软件故障数量相对较少。其中, 网络设备硬件故障占监控系统缺陷最多( 40项) , 微机监控机硬件故障相对较少( 8项), 监控系统装置软件故障数量较多(含监控网络设备和微机监控机, 共计23项)。监控网络设备故障主要有测控装置、交换机、保护管理机以及光电转换器等, 其装置出现硬件故障,相应的单元备出现通信中断、信号不能上传和不能进行监控远方操作, 突出的有磁湖变测控装置CSI200E 电源插件和兴隆变测控装置NSD500 电源插件的故障频繁, 孝感变的保护管理机和网络交换机在投产初期故障较多。2.3其它设备
统计中, 互感器、电抗器、UPS 电源等设备也出现过少量的严重缺陷, 如樊城3项TA 含气量超标,磁湖3项TA 漏油, 江西其它变电站35 kV TV 保险熔断频繁, 咸宁变低压电抗器因设计问题导致3 组电抗器的导线支柱严重发热。。这些故障多为产品质量问题, 有少量因设计问题引起。
3、500kV南昌变电站为例实现综合自动化的几点建议
根据南昌500kV变电站的经验，以及近期国内500kV变电站综合自动化招标要求，提出如下建议：(1)过去只考虑110kV及以下变电站无人值守，220kV及以上变电站只考虑少人值守。现在，国内变电站综合自动化技术和设备日趋成熟，应该考虑500kV变电站综合自动化由少人值守到无人值守的问题了。实际上，近期国内500kV变电站综合自动化招标中，已经提出了这样的要求。 (2)按国家电力公司反事故措施的要求，不同原理、不同厂家的设备用于同一个500kV变电站是必然的。统一接口规约也是必须的。南昌站使用了5个厂家的产品，首次在国内使用IEC-870-5-103规约，应该说是成功的。但是，除四方公司外，其他厂家的产品都是经232或485接口单网输出的，可靠性差。今后应要求各厂家，无论装置内和屏内是何种接口，一律输出以太网接口和标准103规约。 (3)在近期间隔层采用小间方式是比较合理的。小间应有良好的接地网，但不一定要求有良好的屏蔽措施。应该要求厂家的产品保证在500kV强电磁场环境下正常工作。 (4)南昌站变电站层的配置方案基本上是合理的，2台监控主机、2台远动主机、一台工程师站、一套专家系统(含几台培训机)是必须的。可以考虑把五防机合并到2台监控机上，这样既节省硬件设备，又增加了五防的备用措施。
4、结束语
根据上述变电缺陷统计, 产品质量是缺陷的主因, 施工质量次之, 也有少量设计问题。主要突出问题: 断路器同一厂家同一型号相同元件频繁故障; 隔离开关基建安装质量及部分厂家工艺存在不足; 继电保护装置特别是部分厂家早期产品的配件存在明显材质不良; 监控系统设备。为了电网的安全稳定运行, 运行维护单位在设备的选型和招投标中, 应积极推荐实际运行成熟、稳定的设备; 投产保质期内, 积极督促施工单位消缺;开展各类设备缺陷处理定期专业专题分析, 总结经验, 提高工作质量, 特别是运行中频繁出现的同一厂家共性元件故障設备, 要进行专题分析并积极落实改进措施。
关键词：500KV变电站；综合自动化； 一次设备
中图分类号：G267 文献标识码：A 文章编号：
1、一次变电设备缺陷分析
1. 1 断路器
断路器在一次设备中缺陷比例最高, 占全部设备缺陷15. 7% , 主要为SF6 断路器, 占断路器缺陷95. 7%, 另有少量真空断路器(站用电系统)。在SF6断路器中, 液压机构缺陷最多, SF6 漏气(含告警)次之, 回路故障较少, 气动机构缺陷极少, 没有发生弹簧机构故障缺陷。
SF6 断路器液压机构缺陷如内漏、渗油、打压频繁等, 主要原因是逆子阀、储压器、微动开关等辅助元件存在工艺和质量问题。SF6断路器漏气突出问题是孝感变LW15-550 型断路器投产初期密度继电器故障频繁出现SF6 压力低告警。SF6断路器回路故障曾出现分闸线圈严重锈蚀导致断路器拒分和操作回路端子松动, 无法正常操作。站用电系统的真空断路器缺陷主要为机构故障, 调整处理后可有效恢复。
1. 2 隔离开关
在隔离开关中, 接点发热问题尤为突出, 机构故障和操作回路故障次之, 分布情况见图示。隔离开关接点发热缺陷多出现在连接板、触头等部位, 主要原因是接头连接间隙大、紧固螺丝松动、导电膏或中性凡士林的接触电阻大和金属导体接触表面氧化等, 个别站甚至因设计选择连接金具口径过小而出现大量共性发热问题。操作机构故障主要是机构卡涩、配合不同步、不到位、过位等, 原因是基建安装质量不良, 也有产品质量如材质的强度、硬度不足而引起损坏变形。操作回路故障基本为基建施工接线端子连接不牢而留下隐患。
图示：隔离开关缺陷类型分布
3 变压器
变压器缺陷数量较少, 其中主变压器缺陷以辅助设备问题为主( 8项) , 另1项为南昌变投产初期主变套管内部线圈故障。主变压器缺陷主要是冷却系统故障, 如接触器严重发热、接触器烧坏、电机热耦故障、风扇启动定值错误等, 基本为施工质量和维护有漏洞。
2、变电设备其它缺陷分析
2.1继电保护
继电保护缺陷包括继电保护装置(含系统稳定装置)、保护通道装置等二次设备及其回路的缺陷。继电保护在变电设备缺陷中数量最多, 占全部变电缺陷的28%, 主要包括保护装置故障(含其二次回路)和保护通道故障(含其二次回路)2类, 保护装置故障缺陷占继电保护缺陷40. 5%, 保护通道故障占继电保护缺陷59. 5% 。
继电保护装置缺陷中, 装置硬件故障较多( 15项) , 保护装置软件故障次之( 6项) , 保护装置相关连接回路故障(4项) , 另有部分保护装置告警自行消除的缺陷(9项) , 分布情况见图3。硬件故障多为各厂家早期产品使用材质不良, 如WBZ-500H 后备保护、CSI-125A 保护和PST645保护出现CPU 故障, LFP-902保护管理插件、CSL101A 保护VFC 插件、RCS-915E 保护信号板、ZSJ-900远切装置模块和主变WBZ-500H 保护电路板发生过故障, 尤为突出的是孝感变投产初期220 kV 母差保护BP-2A 先后出现闭锁插件、管理插件、跳闸出口插件和模数插件等故障。保护装置软件故障多在投产后暴露或现场调试工作有遗留问题, 如运行中软件存在缺陷、设备地址码错误、软件运行内存不足等问题, 部分软件故障可通过装置重启恢复正常。保护装置回路故障基本为施工接线不牢固或端子松动。
继电保护通道故障中, 由本侧保护通道装置(含其二次回路)引起的缺陷仅占通道继电保护故障的1 /3, 其它为对侧变电站设备缺陷引起或可以自行消除的缺陷。在本侧继电保护通道故障中, 收发讯机装置故障和载波机故障引起的通道问题相对较多, 通过故障元件更换、调节衰耗或装置复位可消除缺陷; 因光纤装置故障引起的保护通道故障, 通过装置重启或拔插对应光纤, 是有效的处理方法; 也出现维护方面问题, 如结合滤波器浮冰或结合滤波器螺丝松动导致通道故障。
2.2监控系统
监控系统缺陷包括测控装置、监控网络设备、微机监控机等监控设备缺陷, 统计缺陷78项, 占变电设备26%。监控系统硬件故障较多, 监控系统软件故障数量相对较少。其中, 网络设备硬件故障占监控系统缺陷最多( 40项) , 微机监控机硬件故障相对较少( 8项), 监控系统装置软件故障数量较多(含监控网络设备和微机监控机, 共计23项)。监控网络设备故障主要有测控装置、交换机、保护管理机以及光电转换器等, 其装置出现硬件故障,相应的单元备出现通信中断、信号不能上传和不能进行监控远方操作, 突出的有磁湖变测控装置CSI200E 电源插件和兴隆变测控装置NSD500 电源插件的故障频繁, 孝感变的保护管理机和网络交换机在投产初期故障较多。2.3其它设备
统计中, 互感器、电抗器、UPS 电源等设备也出现过少量的严重缺陷, 如樊城3项TA 含气量超标,磁湖3项TA 漏油, 江西其它变电站35 kV TV 保险熔断频繁, 咸宁变低压电抗器因设计问题导致3 组电抗器的导线支柱严重发热。。这些故障多为产品质量问题, 有少量因设计问题引起。
3、500kV南昌变电站为例实现综合自动化的几点建议
根据南昌500kV变电站的经验，以及近期国内500kV变电站综合自动化招标要求，提出如下建议：(1)过去只考虑110kV及以下变电站无人值守，220kV及以上变电站只考虑少人值守。现在，国内变电站综合自动化技术和设备日趋成熟，应该考虑500kV变电站综合自动化由少人值守到无人值守的问题了。实际上，近期国内500kV变电站综合自动化招标中，已经提出了这样的要求。 (2)按国家电力公司反事故措施的要求，不同原理、不同厂家的设备用于同一个500kV变电站是必然的。统一接口规约也是必须的。南昌站使用了5个厂家的产品，首次在国内使用IEC-870-5-103规约，应该说是成功的。但是，除四方公司外，其他厂家的产品都是经232或485接口单网输出的，可靠性差。今后应要求各厂家，无论装置内和屏内是何种接口，一律输出以太网接口和标准103规约。 (3)在近期间隔层采用小间方式是比较合理的。小间应有良好的接地网，但不一定要求有良好的屏蔽措施。应该要求厂家的产品保证在500kV强电磁场环境下正常工作。 (4)南昌站变电站层的配置方案基本上是合理的，2台监控主机、2台远动主机、一台工程师站、一套专家系统(含几台培训机)是必须的。可以考虑把五防机合并到2台监控机上，这样既节省硬件设备，又增加了五防的备用措施。
4、结束语
根据上述变电缺陷统计, 产品质量是缺陷的主因, 施工质量次之, 也有少量设计问题。主要突出问题: 断路器同一厂家同一型号相同元件频繁故障; 隔离开关基建安装质量及部分厂家工艺存在不足; 继电保护装置特别是部分厂家早期产品的配件存在明显材质不良; 监控系统设备。为了电网的安全稳定运行, 运行维护单位在设备的选型和招投标中, 应积极推荐实际运行成熟、稳定的设备; 投产保质期内, 积极督促施工单位消缺;开展各类设备缺陷处理定期专业专题分析, 总结经验, 提高工作质量, 特别是运行中频繁出现的同一厂家共性元件故障設备, 要进行专题分析并积极落实改进措施。