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摘 要 变电站电气设备的在线检测和故障诊断是集高电压，测试、计算机和通信于一体的技术，是实现变电站状态检修中主要的支持性技术措施，必须纳入变电站综合自动化系统中，以下分述变电站电力设备的在线检测和故障诊断的主要项目。本文主要针对变电站电力设备运行检测与维护进行分析。
关键词 变电站；电力设备；运行检测
中图分类号 G267 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2013）011-0239-01
一般情况下，如果忽略人工操作失误，产生电力中断基本上有三个原因：1）在工作条件下正常磨损和老化造成的电力公司设备损坏；2）外部事故或故障造成的设备停机；3）外部影响消失产生的暂时系统扰动，如雷击引起的线路接地故障。状态监视主要针对由正常或暂时异常的工作条件引起的磨损和老化。采用此方法，一是它支持对设备实际状况的评估，二是它可以清晰地预估已检测到的问题的进一步发展以及损坏的可能性。电力系统监视在狭义上针对电网的故障和问题。因为它们通常是由保护系统来清除，而且后者也要传送必要的数据，所以尽管该类监视还会传送诸如线路故障位置等反映电力系统问题的诊断数据，一般仍称之为保护监视。
1 变电站主电气设备状态检测内容
1.1 变压器状态在线检测和故障诊断
变压器状态在线检测系统是对变压器绝缘的放电状况进行在线检测，以便尽早发现潜伏故障，提出预警，避免发生严重事故。1）变压器状态在线检测的项目有：①绕组温度多点测量；②铁心温度测量；③油量、油位、油温测量；④绕组输入（输出，电压、电流、有功、无功监视；⑤绝缘分解物测定；⑥内部局部放电量检测和位置判断；⑦冷却系统检测。2）常用的检测方法有：①油中气体分析法，是含油设备绝缘检测最常用的方法之一。由于设备内部不同的故障会产生不同的气体，通过分析油中气体的成分、含量和相对百分比，就可达到设备绝缘诊断的目的，典型的油中气体如H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2等常被用作分析的特征气体。②局部放电法，其常用的局部放电检测方法有声学检测，光学检测，化学检测、电气测量等。局部放电既是设备绝缘系统老化的征兆，也是造成绝缘，老化的重要机理。
③频率响成分析法，是一种用于检测变压器绕组有无变形的有效方法。绕组机械位移会产生细微的电感和电容的改变，而频率响成分析法正是通过细微的变化来达到检测变压器绕组状态的目的。④油/纸的湿度检测法。过多的含水量不仅降低绝缘强度，而且引起局部放电。同时还会导致高温时产生发泡。
1.2 电容型设备检测和故障诊断
电容型绝缘设备包括耦合电容器、电容型电流互感器、电容型电压互感器及主变压器的电容型套管等。通过检测系统显示检测电容型设备的三相不平衡电流、电容量及介质损耗系数，分析这些参数及其随时间的变化趋势，并根据与历史的、综合性的分析进行比较，得到检测结果。当检测结果超出正常范围时发出预警，这样可及早发现潜伏的故障，避免发生严重事故。
1.3 高压断路器状态检测
高压断路器状态检测项目是根据多年来运行故障统计确定的，根据多项统计看，机械故障（包括操动机构及控制回路）占全部故障的70%-80%，其他灭弧、绝缘故障占有较小比例，发热故障比例更低。因此，通常把机构故障包括操动机构控制回路故障放在检测最重要的地位。高压断路器检测项目主要有以下几项。1）检测合（分）闸线圈控制回路是否完好；2）检测合（分）闸线圈电流、电压，线圈的电气完整性、连续性，反映二次系统状态，间接反映结构运动性能；3）检测断路器动触头运动特性，反映断路器行程（与灭弧、绝缘性能有关）、过行程（与缓冲器性能有关）、断路器运动速度（与灭弧性能有关）等；4）检测合闸弹簧机构的弹簧压缩工作情况；5）检测其机构部分有无卡滞、机构运动零件有无脱落、缓冲器性能及运动过程中有无非正常碰撞等。
2 变电站电力设备运行的维护
维护的任务是处理任何影响电力系统运行的故障。一次设备和控制保护设备会有故障，电力系统的设计和保护或控制系统的设计也会有各自的错误。这些故障和错误主要由以下因素引起：
1）元件老化；2）人员（操作或维修工作的）失误；3）电力系统、保护或控制系统设计的错误；4）环境影响和事故，如雷暴雨，或电力供应不足。所有直接影响商业目标的故障必须尽快处理和修复，以使系统故障的损失尽可能少。这种维护称作故障维护。如果元件的老化已知，老化部分则可以在设备整体故障前替换掉。这称作预防维护，它可按如下不同方式实施：5）定期维护：对用坏的部分定时地清理或替换，即维护时间是提前计划好的。对二次设备的典型例子是电池的更换和滤尘器的清洁或更换。对复杂的一次设备，往往要在维护开始时先做诊断，以决定由使用导致的老化是否达到预期，以及是否有必要更换。这称作检测维护。典型的例子是更换断路器触头或变压器油。6）预测或状态维护：应以持续或定期的方式尽可能准确地测量设备的实际负载及其实际状态；并基于测得结果，决定何时需要进行预防维护。预防维护的优点不仅在于可以避免故障，而且由于提前计划可以最小化对运行的影响，即将由维护工作所引起的停电影响保持在最小范围。状态维护的另一个优点是免去了不必要的维护或诊断。这些工作不只费钱，而且甚至会由于维护过程期间自身的失误造成停电。
3 变电设备检修技术的发展趋势
3.1 监视的不同层次
变电站自动化系统或任何专用的监视系统检测着电力系统及指定的开关设备的情况。这些情况可能会要求保护或自动装置快速地作出反应，或者要求操作人员的行动，比如对相关告警的确认。它们也会产生一些对时间要求不高的数据，用于维护和计划。变电站自动化系统的失效会对电力系统的运行有严重的影响，而电网控制和管理系统的影响范围会更大。监视系统的弱化会影响设备管理并造成至少是中期范围的问题。应该对极易受到干扰的元件进行双重化配置，以避免单个故障妨碍整个系统的功能。但考虑到成本和可靠切换技术的可行性，元件的冗余也应是有限的。此外，冗余设备数量的增加会造成维修增多而减少平均无故障时间（MTTF）。因此，必须认真监视所有这些系统，及时发现任何恶化情况的发生。
3.2 设备的自检
每个IED都有大量的相互影响的元件。其设计应该遵照如下方法，所有元件具有很高的MTTF，而且整个布置要抗电磁干扰（EMI）。使用可靠冗余的电源将有利于IED的鲁棒性。然而，自检仍是有必要的。应该使用参考信号来监视易受老化影响的模/数转换，采用看门狗监视运行算法的反应时间。如果用存储器储存数据，就要使用求和法检测错误，还要监视电源的失电。不过，究竟多大比例的设备应采用自检是一个非常学术化的问题。
3.3 与中心监视系统的连接
设备或变电站自动化系统的自检是必需的。但是如果变电站是无人值班的，就只能通过监视系统将有故障的部分系统退出运行。这样，自检虽为运行失误增强了安全性，但并未提高可用性，即能在确定的时问做所要求的事情。因此，也应对这种自我监视的结果一直监视下去。对无人值守的变电站自动系统，这通常由相关的电网控制中心来执行，并由其将故障信息传给维护
人员。
参考文献
[1]江智伟主编.变电站自动化及其新技术[M].中国电力出版社，2006，1：102.
[2]（德）Klaus-Peter Brand，Volker Lohmann，Wolfgang Wimmer著.变电站自动化[M].景雷，范建忠，苏斌译.中国电力出版社，2009，04：76.
[3]邓清华编.电力工人安全读本[M].中国铁道出版社，2004，6：156.
关键词 变电站；电力设备；运行检测
中图分类号 G267 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2013）011-0239-01
一般情况下，如果忽略人工操作失误，产生电力中断基本上有三个原因：1）在工作条件下正常磨损和老化造成的电力公司设备损坏；2）外部事故或故障造成的设备停机；3）外部影响消失产生的暂时系统扰动，如雷击引起的线路接地故障。状态监视主要针对由正常或暂时异常的工作条件引起的磨损和老化。采用此方法，一是它支持对设备实际状况的评估，二是它可以清晰地预估已检测到的问题的进一步发展以及损坏的可能性。电力系统监视在狭义上针对电网的故障和问题。因为它们通常是由保护系统来清除，而且后者也要传送必要的数据，所以尽管该类监视还会传送诸如线路故障位置等反映电力系统问题的诊断数据，一般仍称之为保护监视。
1 变电站主电气设备状态检测内容
1.1 变压器状态在线检测和故障诊断
变压器状态在线检测系统是对变压器绝缘的放电状况进行在线检测，以便尽早发现潜伏故障，提出预警，避免发生严重事故。1）变压器状态在线检测的项目有：①绕组温度多点测量；②铁心温度测量；③油量、油位、油温测量；④绕组输入（输出，电压、电流、有功、无功监视；⑤绝缘分解物测定；⑥内部局部放电量检测和位置判断；⑦冷却系统检测。2）常用的检测方法有：①油中气体分析法，是含油设备绝缘检测最常用的方法之一。由于设备内部不同的故障会产生不同的气体，通过分析油中气体的成分、含量和相对百分比，就可达到设备绝缘诊断的目的，典型的油中气体如H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2等常被用作分析的特征气体。②局部放电法，其常用的局部放电检测方法有声学检测，光学检测，化学检测、电气测量等。局部放电既是设备绝缘系统老化的征兆，也是造成绝缘，老化的重要机理。
③频率响成分析法，是一种用于检测变压器绕组有无变形的有效方法。绕组机械位移会产生细微的电感和电容的改变，而频率响成分析法正是通过细微的变化来达到检测变压器绕组状态的目的。④油/纸的湿度检测法。过多的含水量不仅降低绝缘强度，而且引起局部放电。同时还会导致高温时产生发泡。
1.2 电容型设备检测和故障诊断
电容型绝缘设备包括耦合电容器、电容型电流互感器、电容型电压互感器及主变压器的电容型套管等。通过检测系统显示检测电容型设备的三相不平衡电流、电容量及介质损耗系数，分析这些参数及其随时间的变化趋势，并根据与历史的、综合性的分析进行比较，得到检测结果。当检测结果超出正常范围时发出预警，这样可及早发现潜伏的故障，避免发生严重事故。
1.3 高压断路器状态检测
高压断路器状态检测项目是根据多年来运行故障统计确定的，根据多项统计看，机械故障（包括操动机构及控制回路）占全部故障的70%-80%，其他灭弧、绝缘故障占有较小比例，发热故障比例更低。因此，通常把机构故障包括操动机构控制回路故障放在检测最重要的地位。高压断路器检测项目主要有以下几项。1）检测合（分）闸线圈控制回路是否完好；2）检测合（分）闸线圈电流、电压，线圈的电气完整性、连续性，反映二次系统状态，间接反映结构运动性能；3）检测断路器动触头运动特性，反映断路器行程（与灭弧、绝缘性能有关）、过行程（与缓冲器性能有关）、断路器运动速度（与灭弧性能有关）等；4）检测合闸弹簧机构的弹簧压缩工作情况；5）检测其机构部分有无卡滞、机构运动零件有无脱落、缓冲器性能及运动过程中有无非正常碰撞等。
2 变电站电力设备运行的维护
维护的任务是处理任何影响电力系统运行的故障。一次设备和控制保护设备会有故障，电力系统的设计和保护或控制系统的设计也会有各自的错误。这些故障和错误主要由以下因素引起：
1）元件老化；2）人员（操作或维修工作的）失误；3）电力系统、保护或控制系统设计的错误；4）环境影响和事故，如雷暴雨，或电力供应不足。所有直接影响商业目标的故障必须尽快处理和修复，以使系统故障的损失尽可能少。这种维护称作故障维护。如果元件的老化已知，老化部分则可以在设备整体故障前替换掉。这称作预防维护，它可按如下不同方式实施：5）定期维护：对用坏的部分定时地清理或替换，即维护时间是提前计划好的。对二次设备的典型例子是电池的更换和滤尘器的清洁或更换。对复杂的一次设备，往往要在维护开始时先做诊断，以决定由使用导致的老化是否达到预期，以及是否有必要更换。这称作检测维护。典型的例子是更换断路器触头或变压器油。6）预测或状态维护：应以持续或定期的方式尽可能准确地测量设备的实际负载及其实际状态；并基于测得结果，决定何时需要进行预防维护。预防维护的优点不仅在于可以避免故障，而且由于提前计划可以最小化对运行的影响，即将由维护工作所引起的停电影响保持在最小范围。状态维护的另一个优点是免去了不必要的维护或诊断。这些工作不只费钱，而且甚至会由于维护过程期间自身的失误造成停电。
3 变电设备检修技术的发展趋势
3.1 监视的不同层次
变电站自动化系统或任何专用的监视系统检测着电力系统及指定的开关设备的情况。这些情况可能会要求保护或自动装置快速地作出反应，或者要求操作人员的行动，比如对相关告警的确认。它们也会产生一些对时间要求不高的数据，用于维护和计划。变电站自动化系统的失效会对电力系统的运行有严重的影响，而电网控制和管理系统的影响范围会更大。监视系统的弱化会影响设备管理并造成至少是中期范围的问题。应该对极易受到干扰的元件进行双重化配置，以避免单个故障妨碍整个系统的功能。但考虑到成本和可靠切换技术的可行性，元件的冗余也应是有限的。此外，冗余设备数量的增加会造成维修增多而减少平均无故障时间（MTTF）。因此，必须认真监视所有这些系统，及时发现任何恶化情况的发生。
3.2 设备的自检
每个IED都有大量的相互影响的元件。其设计应该遵照如下方法，所有元件具有很高的MTTF，而且整个布置要抗电磁干扰（EMI）。使用可靠冗余的电源将有利于IED的鲁棒性。然而，自检仍是有必要的。应该使用参考信号来监视易受老化影响的模/数转换，采用看门狗监视运行算法的反应时间。如果用存储器储存数据，就要使用求和法检测错误，还要监视电源的失电。不过，究竟多大比例的设备应采用自检是一个非常学术化的问题。
3.3 与中心监视系统的连接
设备或变电站自动化系统的自检是必需的。但是如果变电站是无人值班的，就只能通过监视系统将有故障的部分系统退出运行。这样，自检虽为运行失误增强了安全性，但并未提高可用性，即能在确定的时问做所要求的事情。因此，也应对这种自我监视的结果一直监视下去。对无人值守的变电站自动系统，这通常由相关的电网控制中心来执行，并由其将故障信息传给维护
人员。
参考文献
[1]江智伟主编.变电站自动化及其新技术[M].中国电力出版社，2006，1：102.
[2]（德）Klaus-Peter Brand，Volker Lohmann，Wolfgang Wimmer著.变电站自动化[M].景雷，范建忠，苏斌译.中国电力出版社，2009，04：76.
[3]邓清华编.电力工人安全读本[M].中国铁道出版社，2004，6：156.