论文部分内容阅读
1.检修计划实施的管理与计划调整
按电压等级、设备的重要性進行分级管理。目前220～500 kV电网是构成省级电网和大区电网的主网架。省级电网公司应在宏观管理、技术政策指导、组织协调重大设备技术问题解决的基础上，检修管理的重点应是220～500 kV等级的设备；地市供电公司应在保证省电力公司检修管理工作重点的基础上，对110 kV及以下等级设的备进行计划控制与调整。对于分级管理，检修管理的目标、原则是相同的。
加强反馈控制，对检修计划进行动态管理。通过检修计划执行过程中最新信息的不断收集、分析，对运行状态发生变化的电气设备进行计划的动态调整。通过定期、带电或在线检测、巡视，分析诊断设备状态发生变化；通过点检、抽检，发现设备状况劣化，扩大检修范围；通过对故障设备的分析，发现同类设备的共性问题，制定反事故措施，采取进一步的主动检修；通过对外部环境的监测分析，污秽等级变化，设备外绝缘水平配置出现问题等，检修计划应作相应的调整和滚动修订，在另一方面也体现状态检修的现实意义。
（1）稳步推进电气设备状态检修
在现阶段，实行以定期检修为主、定期检修与状态检修相结合的模式管理的同时，应注意状态检修工作的推进。
① 明确目标。通过对公司现行状况进行分析评估，找出在管理、人员配置、监测技术、设备监测信息收集及数据库建立等方面的差距，有针对性的确定阶段性目标。
② 提高监测手段，合理调整试验和检修周期。在充分利用现有的技术条件和装备资源、搞好常规测试和测试数据的综合分析工作的基础上，不断采用相对成熟的检测新技术，提高对设备状态诊断的水平，逐步改变到期必修的传统检修方式。
③ 明确范围，扩大试点，开发和应用在线监测诊断技术。为减少因误判断、重复停电干扰现阶段的正常检修管理的因素，建议现阶段采用分散的在线监测技术，重点对单项设备的监测；对缺陷发展快、故障出现突发性强的超高压设备扩大试点范围。通过积累，逐步得到状态监测的判据，以便函过渡到真正意义上的状态检修。
（2） 电气设备检修的可靠性指标效益评价
可靠性指标效益评价的主要内容包括确定电气设备的检修费用随运行时间增长而增长的最优检修时间；确定设备可靠性降低和故障风险随运行时间而趋于容许极限时的最优检修时间；确定总费用最低的设备最优检修周期；总费用最低的备品备件管理。
现阶段可对以下可靠性指标效益评价的影响因素进行控制。
① 控制检修时间。为合理安排检修时间，对各类电气设备的可靠性指标进行研究、分解，结合对设备状态的分析，有针对性的安排检修内容、工序，使检修计划的制定与动态调整更具有合理性、科学性。
② 控制临检率，降低强迫停运率。首先应对检修质量进行全面考核；加强培训，提高缺陷、故障分析诊断水平，正确区别各类不同缺陷，进行推迟检修或不检修致使设备发生故障的风险分析、停电检修对电网运行方式和供电量影响的风险分析。
③ 备品、备件控制。根据检修的计划、结合设备状态及设备部件寿命评估，滚动修订备品储备标准，合理安排检修备品、备件和储备方式，使其既不因等待备品、备件而延误送电及影响检修，又不会因储备过多而积压资金。
2.变压器（或电抗器）的检修策略
2.1 提高设备状态评估的水平
坚持定期巡视检查和定期检测，积极开展新的检测内容，不断提高设备的状态评估水平。
实施设备以定期检修为主、定期检修与状态检修相结合的检修策略，首先要坚持做好定期巡视检查和定期检测工作。江苏省的一次500 kV套管瓷套开裂的严重缺陷，就是由运行人员发现的。此外，在巡视中还发现多起电容式电压互感器的渗油缺陷。所以，运行和检修人员的巡视及检查是设备状态评估的第一步；在电网统一安排下的定期预防性试验和外部检查是设备状态评估的第二步，它对变压器设备的一次、二次（仪表和保护）部件检修全面检测以及实施设备外部的停电检查和消除缺陷（小修）是十分必要的。对变压器（或电抗器）定期实施以油色谱分析为主的检测，这是设备投入运行后始终要坚持进行的全过程状态检测。其中，根据设备运行时间、电压等级和状态的不同，增加开展绝缘油的糠醛、含气量、带电度及含铜量等的新检测内容，不断提高设备状态评估的水平。
2.2 制定具体的定期检修周期
适当延长大修周期，区别变压器本体与附件的特点，制定具体的定期检修周期。
变压器的故障统计表明，线圈故障占总故障的71%（如表2所示）。在总的故障统计中，属于制造不良的占三分之二，线圈抗短路强度不足又占其中的54%（如表3所示）。根据变压器故障原因和故障处理的实践，变压器线圈的损坏故障，通过现场的大修是难以防止和修复的。加之，变压器具有以油色谱分析为主的绝缘油带电检测技术，使变压器的状态评估技术已达到较高水平。因此，无论从变压器大修的实绩，还是从变压器状态评估和故障诊断技术的发展，适当延长大修周期都是适宜的。大修周期的延长，主要考虑运行情况（是否受过大的外部短路冲击或严重事故过负荷）、运行时间、运行经验（同类变压器的运行业绩等）和状态评估（是否存在潜伏性故障）等因素。如果这些因素均良好，将大修周期延长至15～20年是可以考虑的。
以上主要是针对变压器本体，进行分析的。实践又表明，变压器附件，如分接开关、冷却油泵及风扇等是弹簧结构或运动部件，经过长时间的运行，较容易发生故障。因此，对于这些容易发生故障的附件，除进行平时的检查和处理（小修）外，还应安排定期的内部检查和修理（大修）。
2.3 稳步推进变压器（或电抗器）的状态检修
（1）坚持定期巡视检查和定期检测，并适当延长大修周期，这是走向状态检修的一步。随着设备制造水平的提高和设备状态评估技术的日益完善，经过长时间的努力和运行、检修经验的积累，实现真正意义的状态检修是可能的。但真正和完全的状态检修必须建立在对设备状态和可能故障完全的准确判断和预报基础上，这如同对事物的认识是从必然王国走向自由王国一样，是一个漫长而又必须进行的过程。
（2）根据设备的结构特点，当前对变压器（或电抗器）状态和可能故障的准确判断和预报是建立在以油色谱分析为主的绝缘油检测的基础之上。变压器的绝缘油检测属于带电检测，可随时进行。当油色谱等试验显示变压器可能存在潜伏性故障时，根据故障性质，增加铁心接地电流或局部放电的超声波检测，甚至加装在线的油色谱检测装置等。目前的油色谱在线检测装置，对于气体反映的迟后时间为10～20 h，对急速发展的线圈绝缘击穿故障尚缺乏预报能力，因此没有必要全面装设油的在线色谱监测装置。对于缓慢发展的故障，通常的离线色谱检测已经足够。离线色谱的检测周期，视设备的重要程度和是否已存在潜伏性故障而有所变化。对于特别重要，又怀疑存在放电性故障的变压器，有条件时，可装设在线油色谱检测装置，以代替人工的频繁测试。
2.4 加强设备的全过程技术管理，提高设备制造和运行水平
（1）在变压器设备选型、选厂、合同谈判、设计联络会议、工厂监造、运输、现场安装和试验交接的全过程中，应把住设备制造和投运关。实践证明，良好的制造和安装质量，对设备的安全运行关系重大。江苏省在变压器的电气强度、抗短路能力、绝缘水分控制、套管外绝缘水平和变压器监造等重要方面，对制造厂提出了严格的要求，这对提高设备质量，起到了良好的作用。
（2）良好的运行维护，对于设备安全运行的意义也同样重大。江苏省500 kV变压器的运行维护工作卓有成效，曾发现并处理过500 kV套管瓷套开裂、有载分接开关绝缘油劣化和35 kV套管渗漏等缺陷；并完善了变压器（或电抗器）故障诊断及处理的技术和管理，对设备的安全运行起了良好的作用。
按电压等级、设备的重要性進行分级管理。目前220～500 kV电网是构成省级电网和大区电网的主网架。省级电网公司应在宏观管理、技术政策指导、组织协调重大设备技术问题解决的基础上，检修管理的重点应是220～500 kV等级的设备；地市供电公司应在保证省电力公司检修管理工作重点的基础上，对110 kV及以下等级设的备进行计划控制与调整。对于分级管理，检修管理的目标、原则是相同的。
加强反馈控制，对检修计划进行动态管理。通过检修计划执行过程中最新信息的不断收集、分析，对运行状态发生变化的电气设备进行计划的动态调整。通过定期、带电或在线检测、巡视，分析诊断设备状态发生变化；通过点检、抽检，发现设备状况劣化，扩大检修范围；通过对故障设备的分析，发现同类设备的共性问题，制定反事故措施，采取进一步的主动检修；通过对外部环境的监测分析，污秽等级变化，设备外绝缘水平配置出现问题等，检修计划应作相应的调整和滚动修订，在另一方面也体现状态检修的现实意义。
（1）稳步推进电气设备状态检修
在现阶段，实行以定期检修为主、定期检修与状态检修相结合的模式管理的同时，应注意状态检修工作的推进。
① 明确目标。通过对公司现行状况进行分析评估，找出在管理、人员配置、监测技术、设备监测信息收集及数据库建立等方面的差距，有针对性的确定阶段性目标。
② 提高监测手段，合理调整试验和检修周期。在充分利用现有的技术条件和装备资源、搞好常规测试和测试数据的综合分析工作的基础上，不断采用相对成熟的检测新技术，提高对设备状态诊断的水平，逐步改变到期必修的传统检修方式。
③ 明确范围，扩大试点，开发和应用在线监测诊断技术。为减少因误判断、重复停电干扰现阶段的正常检修管理的因素，建议现阶段采用分散的在线监测技术，重点对单项设备的监测；对缺陷发展快、故障出现突发性强的超高压设备扩大试点范围。通过积累，逐步得到状态监测的判据，以便函过渡到真正意义上的状态检修。
（2） 电气设备检修的可靠性指标效益评价
可靠性指标效益评价的主要内容包括确定电气设备的检修费用随运行时间增长而增长的最优检修时间；确定设备可靠性降低和故障风险随运行时间而趋于容许极限时的最优检修时间；确定总费用最低的设备最优检修周期；总费用最低的备品备件管理。
现阶段可对以下可靠性指标效益评价的影响因素进行控制。
① 控制检修时间。为合理安排检修时间，对各类电气设备的可靠性指标进行研究、分解，结合对设备状态的分析，有针对性的安排检修内容、工序，使检修计划的制定与动态调整更具有合理性、科学性。
② 控制临检率，降低强迫停运率。首先应对检修质量进行全面考核；加强培训，提高缺陷、故障分析诊断水平，正确区别各类不同缺陷，进行推迟检修或不检修致使设备发生故障的风险分析、停电检修对电网运行方式和供电量影响的风险分析。
③ 备品、备件控制。根据检修的计划、结合设备状态及设备部件寿命评估，滚动修订备品储备标准，合理安排检修备品、备件和储备方式，使其既不因等待备品、备件而延误送电及影响检修，又不会因储备过多而积压资金。
2.变压器（或电抗器）的检修策略
2.1 提高设备状态评估的水平
坚持定期巡视检查和定期检测，积极开展新的检测内容，不断提高设备的状态评估水平。
实施设备以定期检修为主、定期检修与状态检修相结合的检修策略，首先要坚持做好定期巡视检查和定期检测工作。江苏省的一次500 kV套管瓷套开裂的严重缺陷，就是由运行人员发现的。此外，在巡视中还发现多起电容式电压互感器的渗油缺陷。所以，运行和检修人员的巡视及检查是设备状态评估的第一步；在电网统一安排下的定期预防性试验和外部检查是设备状态评估的第二步，它对变压器设备的一次、二次（仪表和保护）部件检修全面检测以及实施设备外部的停电检查和消除缺陷（小修）是十分必要的。对变压器（或电抗器）定期实施以油色谱分析为主的检测，这是设备投入运行后始终要坚持进行的全过程状态检测。其中，根据设备运行时间、电压等级和状态的不同，增加开展绝缘油的糠醛、含气量、带电度及含铜量等的新检测内容，不断提高设备状态评估的水平。
2.2 制定具体的定期检修周期
适当延长大修周期，区别变压器本体与附件的特点，制定具体的定期检修周期。
变压器的故障统计表明，线圈故障占总故障的71%（如表2所示）。在总的故障统计中，属于制造不良的占三分之二，线圈抗短路强度不足又占其中的54%（如表3所示）。根据变压器故障原因和故障处理的实践，变压器线圈的损坏故障，通过现场的大修是难以防止和修复的。加之，变压器具有以油色谱分析为主的绝缘油带电检测技术，使变压器的状态评估技术已达到较高水平。因此，无论从变压器大修的实绩，还是从变压器状态评估和故障诊断技术的发展，适当延长大修周期都是适宜的。大修周期的延长，主要考虑运行情况（是否受过大的外部短路冲击或严重事故过负荷）、运行时间、运行经验（同类变压器的运行业绩等）和状态评估（是否存在潜伏性故障）等因素。如果这些因素均良好，将大修周期延长至15～20年是可以考虑的。
以上主要是针对变压器本体，进行分析的。实践又表明，变压器附件，如分接开关、冷却油泵及风扇等是弹簧结构或运动部件，经过长时间的运行，较容易发生故障。因此，对于这些容易发生故障的附件，除进行平时的检查和处理（小修）外，还应安排定期的内部检查和修理（大修）。
2.3 稳步推进变压器（或电抗器）的状态检修
（1）坚持定期巡视检查和定期检测，并适当延长大修周期，这是走向状态检修的一步。随着设备制造水平的提高和设备状态评估技术的日益完善，经过长时间的努力和运行、检修经验的积累，实现真正意义的状态检修是可能的。但真正和完全的状态检修必须建立在对设备状态和可能故障完全的准确判断和预报基础上，这如同对事物的认识是从必然王国走向自由王国一样，是一个漫长而又必须进行的过程。
（2）根据设备的结构特点，当前对变压器（或电抗器）状态和可能故障的准确判断和预报是建立在以油色谱分析为主的绝缘油检测的基础之上。变压器的绝缘油检测属于带电检测，可随时进行。当油色谱等试验显示变压器可能存在潜伏性故障时，根据故障性质，增加铁心接地电流或局部放电的超声波检测，甚至加装在线的油色谱检测装置等。目前的油色谱在线检测装置，对于气体反映的迟后时间为10～20 h，对急速发展的线圈绝缘击穿故障尚缺乏预报能力，因此没有必要全面装设油的在线色谱监测装置。对于缓慢发展的故障，通常的离线色谱检测已经足够。离线色谱的检测周期，视设备的重要程度和是否已存在潜伏性故障而有所变化。对于特别重要，又怀疑存在放电性故障的变压器，有条件时，可装设在线油色谱检测装置，以代替人工的频繁测试。
2.4 加强设备的全过程技术管理，提高设备制造和运行水平
（1）在变压器设备选型、选厂、合同谈判、设计联络会议、工厂监造、运输、现场安装和试验交接的全过程中，应把住设备制造和投运关。实践证明，良好的制造和安装质量，对设备的安全运行关系重大。江苏省在变压器的电气强度、抗短路能力、绝缘水分控制、套管外绝缘水平和变压器监造等重要方面，对制造厂提出了严格的要求，这对提高设备质量，起到了良好的作用。
（2）良好的运行维护，对于设备安全运行的意义也同样重大。江苏省500 kV变压器的运行维护工作卓有成效，曾发现并处理过500 kV套管瓷套开裂、有载分接开关绝缘油劣化和35 kV套管渗漏等缺陷；并完善了变压器（或电抗器）故障诊断及处理的技术和管理，对设备的安全运行起了良好的作用。