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摘要： 电力行业是国民经济的基础和命脉，我国对电力行业的发展一直非常重视。本文主要介绍变电站中变压器、断路器及金属氧化物避雷器等一次设备的故障预测及检测方法。
关键词： 变电一次设备；故障预测；检测方法
中图分类号：U226.8+1 文献标识码：A 文章编号：
一、一次设备状态预测和检测
一次设备状态预测对象主要包括：变压器、断路器、金属氧化物避雷器等。主变压器可监测局部放电、油中溶解气体（色谱）、铁心接地电流、套管介质损耗及电容值等；对少油式断路器可监测介质损耗、泄漏电流Ⅰ、电容 C；对 SF6断路器可监测 SF6气体及其分解物的成分、接触电阻或导电回路温升等；对电容性设备可监测介质损耗、泄漏电流Ⅰ、电容值 C 等；对氧化锌避雷器主要监测泄漏电流、阻性电流、基波电流和功耗等；对互感器进行局部放电及励磁电流的检测。此外，还应对支柱绝缘子进行探伤及污秽泄漏电流的检测。
变电一次设备常用的故障预测和检测方法如下：
1. 利用现有的检测仪器定期开展预防性试验来检测设备有无异常。
2. 利用带电测量及在线监测装置来检查判断设备有无异常。
3. 应用红外诊断技术快速、准备测量出变电一次设备的接触不良、绝缘劣化或磁路故障等各种类型的发热故障。
目前断路器、变压器等变电一次设备主要配备有压力表、密度继电器、油温表等辅助仪表，利用这些辅助仪表来预测、判断设备的缺陷故障还是远远不够的。因此，预测、检测变电一次设备的故障还主要依靠的是定期试验、带电测量及在线监测等方法。
二、变压器故障的预测和检测
变压器是变电站最主要的设备，其故障的预测和检测一直受到国内外学术界以及工程界专家的广泛重视。变压器的故障通常分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障，其主要类型有：各相绕组之间发生的相间短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。
外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障，其主要类型有：绝缘套管闪络或破碎而发生的接地短路，引出线之间发生相间故障等而引起变压器内部故障或绕组变形等。变压器的内部故障从性质上一般又分为热故障和电故障两大类。热故障通常为变压器内部局部过热、温度升高。根据其严重程度，热故障常被分为轻度过热(一般低于 150℃)、低温过热(150～300℃)、中温过热(300～700℃)、高温过热(一般高于 700℃)四种故障类型。电故障通常指变压器内部在高电场强度的作用下，造成绝缘性能下降或劣化的故障，常被分为局部放电、火花放电和高能电弧放电三种故障类型。
变压器的故障预测和诊断方法通常有以下几种：
1. 利用人的感观，判断是否有异常气味、异常声音、过热、振动等或是通过油位表、温度表、瓦斯继电器等仪表来诊断。
2. 通过绝缘电阻、绕组直流电阻、变比、交流耐压和介质损耗等各种电气试验方法来判断变压器是否存在故障。
3. 利用绝缘油的油中溶解气体色谱分析及早发现变压器内部存在的潜伏性故障。
4. 监测变压器油中微水含量，防止变压器油绝缘强度降低。
5. 变压器发生出口短路时通过测量绕组变形检测变压器绕组是否发生位移、扭曲、鼓包或匝间短路等不可逆的变化。
6. 利用有载调压变压器分接开关在线检测装置来检测有载分接开关 （On-load Tap Chaner，OLTC）的电气性能及机械性能是否存在异常。
绝缘油的油中溶解气体色谱分析技术作为检测变压器内部绝缘潜伏性故障的方法已得到了广泛的应用。与其他现有的测试项目相比，它是发现变压器及充油设备内部早期故障最为有效的方法，一般情况下色谱分析往往最早提出疑问，为了回答故障是否存在和变压器是否能继续运行的问题，需要跟踪分析并配合相应的电气试验来综合判断。具体做法是从变压器中抽取油样，分析油中气体，再按照气体组成以及含量等就可判断内部是否异常以及其故障类别和程度。其具体情况为：变压器固体绝缘在正常运行老化过程中，产生的气体主要是 CO 和 CO2；在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是 H2和 CH4；当故障温度高于正常温度时，产生的气体主要是 CH4；随着故障温度的升高，C2H4和 C2H6逐渐增多，在温度高于 1000℃时，如果在电弧弧道温度（3000℃以上） 的作用下，油裂解产生的气体中含有较多的C2H2；如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的 CO 和 CO2。
三、断路器故障的预测和检测
断路器是电力系统中最重要的控制和保护设备，其主要任务是根据电网运行的需要把电力设备或线路投入或退出运行，或者将发生故障的电力设备或线路从电网中快速切除，以保证电网中无故障部分的正常运行。因此，它的工作好坏直接影响电力系统的安全、稳定运行。
断路器在长期使用过程中，造成其发生故障的原因主要包括以下几个方面：（1）绝缘降低或老化；（2）电气控制及辅助回路故障；（3）操动机构和传动系统故障；（4）绝缘材料及器件选择不当；（5）触头接触不良引起触头过热、烧熔甚至造成短路。在断路器的各种故障中，绝缘类故障占 36.7% ，拒分占22.52% ，外力及其他故障占 10.8% ，开断与关合故障占 10.3% ,误动占 7.3% ，载流故障占 6.58% ，拒合占 5.8%。
为了保证断路器的可靠运行，减少故障造成的损失，主要通过以下几种方法来预测和检测断路器的各种故障:
1. 定期测量分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压，其值应在操作电压额定值的 30% ~65% 之间，以此来判断操作机构是否异常。
2. 分闸、合闸时间及三相不同期测量。因为操作机构的各部分摩擦增大、弹簧质量不佳或控制回路接触不良等，使分闸、合闸时间出现变化。此外，由于三相尺寸调正不当、或者操作动力传递不平衡等，都会产生三相不同期，所以要进行定期测试。
3. 测试主回路导电电阻，以检测触头的磨损、腐蚀程度和接触情况。
4. 对真空断路器而言，可通过进行分合闸耐压试驗来检测灭弧室的真空度。
5. 对于 SF6 断路器，定期监测并记录 SF6 密度继电器的值，以监测气体是否存在泄漏；定期测量 SF6 气体微量水含量，判断 SF6 气体中含水量是否超标。
6. 通过开展局部放电监测来判断高压开关柜内部导电连接部分和绝缘部分的缺陷或劣化以及触头接触不良等。
四、金属氧化物避雷器故障的预测和检测
避雷器是保证电力系统安全运行的重要保护设备之一，主要作用是限制由线路传来的雷电过电压或由操作引起的内部过电压。金属氧化物避雷器自问世以来由于其具有优良的非线性特性而在电力系统中得到了广泛应用。虽然金属氧化物避雷器与碳化硅避雷器相比具有许多优点，但在使用中也存在各种各样的故障，主要包括：
1. 阀片老化、受潮等引起避雷器热击穿甚至爆炸。
2. 瓷套、端子和基座由于设计工艺不良，大气腐蚀等原因受机械力的作用可能会出现避雷器开裂、倾倒等故障。
3. 支持绝缘套管在长期电压的作用下，绝缘性能不良或受潮等引起泄漏电流增加，最终造成绝缘击穿或爆炸。
4. 受雨、雪、尘埃等的污染，会由于避雷器内外电位分布不同而导致径向局部放电现象发生，从而损坏整支避雷器。
为了降低金属氧化物避雷器的运行故障，主要的预测及检测方法有以下几种：
（1）绝缘电阻测试，初步了解其内部是否受潮；
（2） 测量直流 1m A 电压 U1m A 及 0.75U1m A下的泄漏电流，检查其阀片是否受潮；
（3）测量运行电压下交流泄漏电流，正常运行情况下，流过避雷器的主要是容性电流，阻性电流只占很小一部分，约为 10% ~20% ，当阀片老化时，避雷器受潮、内部绝缘部件受损及表面严重污秽时，容性电流变化不多，而阻性电流大大增加；
（4）通过在线监测装置监测金属氧化物避雷器的运行状况。
五、结 语
经过上面的论述分析可知，变电一次设备故障的预测和检测目前还主要是依靠常规预防性试验以及实践积累的经验来进行的。另外，随着电子、计算机、光电、信号处理和各种传感技术的发展，电力设备在线状态监测装置的不断推广和应用，能更早地发现电力设备的潜伏性故障，必要时可提供预警或规定的操作，从而确保电网的安全、可靠运行。
关键词： 变电一次设备；故障预测；检测方法
中图分类号：U226.8+1 文献标识码：A 文章编号：
一、一次设备状态预测和检测
一次设备状态预测对象主要包括：变压器、断路器、金属氧化物避雷器等。主变压器可监测局部放电、油中溶解气体（色谱）、铁心接地电流、套管介质损耗及电容值等；对少油式断路器可监测介质损耗、泄漏电流Ⅰ、电容 C；对 SF6断路器可监测 SF6气体及其分解物的成分、接触电阻或导电回路温升等；对电容性设备可监测介质损耗、泄漏电流Ⅰ、电容值 C 等；对氧化锌避雷器主要监测泄漏电流、阻性电流、基波电流和功耗等；对互感器进行局部放电及励磁电流的检测。此外，还应对支柱绝缘子进行探伤及污秽泄漏电流的检测。
变电一次设备常用的故障预测和检测方法如下：
1. 利用现有的检测仪器定期开展预防性试验来检测设备有无异常。
2. 利用带电测量及在线监测装置来检查判断设备有无异常。
3. 应用红外诊断技术快速、准备测量出变电一次设备的接触不良、绝缘劣化或磁路故障等各种类型的发热故障。
目前断路器、变压器等变电一次设备主要配备有压力表、密度继电器、油温表等辅助仪表，利用这些辅助仪表来预测、判断设备的缺陷故障还是远远不够的。因此，预测、检测变电一次设备的故障还主要依靠的是定期试验、带电测量及在线监测等方法。
二、变压器故障的预测和检测
变压器是变电站最主要的设备，其故障的预测和检测一直受到国内外学术界以及工程界专家的广泛重视。变压器的故障通常分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障，其主要类型有：各相绕组之间发生的相间短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。
外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障，其主要类型有：绝缘套管闪络或破碎而发生的接地短路，引出线之间发生相间故障等而引起变压器内部故障或绕组变形等。变压器的内部故障从性质上一般又分为热故障和电故障两大类。热故障通常为变压器内部局部过热、温度升高。根据其严重程度，热故障常被分为轻度过热(一般低于 150℃)、低温过热(150～300℃)、中温过热(300～700℃)、高温过热(一般高于 700℃)四种故障类型。电故障通常指变压器内部在高电场强度的作用下，造成绝缘性能下降或劣化的故障，常被分为局部放电、火花放电和高能电弧放电三种故障类型。
变压器的故障预测和诊断方法通常有以下几种：
1. 利用人的感观，判断是否有异常气味、异常声音、过热、振动等或是通过油位表、温度表、瓦斯继电器等仪表来诊断。
2. 通过绝缘电阻、绕组直流电阻、变比、交流耐压和介质损耗等各种电气试验方法来判断变压器是否存在故障。
3. 利用绝缘油的油中溶解气体色谱分析及早发现变压器内部存在的潜伏性故障。
4. 监测变压器油中微水含量，防止变压器油绝缘强度降低。
5. 变压器发生出口短路时通过测量绕组变形检测变压器绕组是否发生位移、扭曲、鼓包或匝间短路等不可逆的变化。
6. 利用有载调压变压器分接开关在线检测装置来检测有载分接开关 （On-load Tap Chaner，OLTC）的电气性能及机械性能是否存在异常。
绝缘油的油中溶解气体色谱分析技术作为检测变压器内部绝缘潜伏性故障的方法已得到了广泛的应用。与其他现有的测试项目相比，它是发现变压器及充油设备内部早期故障最为有效的方法，一般情况下色谱分析往往最早提出疑问，为了回答故障是否存在和变压器是否能继续运行的问题，需要跟踪分析并配合相应的电气试验来综合判断。具体做法是从变压器中抽取油样，分析油中气体，再按照气体组成以及含量等就可判断内部是否异常以及其故障类别和程度。其具体情况为：变压器固体绝缘在正常运行老化过程中，产生的气体主要是 CO 和 CO2；在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是 H2和 CH4；当故障温度高于正常温度时，产生的气体主要是 CH4；随着故障温度的升高，C2H4和 C2H6逐渐增多，在温度高于 1000℃时，如果在电弧弧道温度（3000℃以上） 的作用下，油裂解产生的气体中含有较多的C2H2；如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的 CO 和 CO2。
三、断路器故障的预测和检测
断路器是电力系统中最重要的控制和保护设备，其主要任务是根据电网运行的需要把电力设备或线路投入或退出运行，或者将发生故障的电力设备或线路从电网中快速切除，以保证电网中无故障部分的正常运行。因此，它的工作好坏直接影响电力系统的安全、稳定运行。
断路器在长期使用过程中，造成其发生故障的原因主要包括以下几个方面：（1）绝缘降低或老化；（2）电气控制及辅助回路故障；（3）操动机构和传动系统故障；（4）绝缘材料及器件选择不当；（5）触头接触不良引起触头过热、烧熔甚至造成短路。在断路器的各种故障中，绝缘类故障占 36.7% ，拒分占22.52% ，外力及其他故障占 10.8% ，开断与关合故障占 10.3% ,误动占 7.3% ，载流故障占 6.58% ，拒合占 5.8%。
为了保证断路器的可靠运行，减少故障造成的损失，主要通过以下几种方法来预测和检测断路器的各种故障:
1. 定期测量分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压，其值应在操作电压额定值的 30% ~65% 之间，以此来判断操作机构是否异常。
2. 分闸、合闸时间及三相不同期测量。因为操作机构的各部分摩擦增大、弹簧质量不佳或控制回路接触不良等，使分闸、合闸时间出现变化。此外，由于三相尺寸调正不当、或者操作动力传递不平衡等，都会产生三相不同期，所以要进行定期测试。
3. 测试主回路导电电阻，以检测触头的磨损、腐蚀程度和接触情况。
4. 对真空断路器而言，可通过进行分合闸耐压试驗来检测灭弧室的真空度。
5. 对于 SF6 断路器，定期监测并记录 SF6 密度继电器的值，以监测气体是否存在泄漏；定期测量 SF6 气体微量水含量，判断 SF6 气体中含水量是否超标。
6. 通过开展局部放电监测来判断高压开关柜内部导电连接部分和绝缘部分的缺陷或劣化以及触头接触不良等。
四、金属氧化物避雷器故障的预测和检测
避雷器是保证电力系统安全运行的重要保护设备之一，主要作用是限制由线路传来的雷电过电压或由操作引起的内部过电压。金属氧化物避雷器自问世以来由于其具有优良的非线性特性而在电力系统中得到了广泛应用。虽然金属氧化物避雷器与碳化硅避雷器相比具有许多优点，但在使用中也存在各种各样的故障，主要包括：
1. 阀片老化、受潮等引起避雷器热击穿甚至爆炸。
2. 瓷套、端子和基座由于设计工艺不良，大气腐蚀等原因受机械力的作用可能会出现避雷器开裂、倾倒等故障。
3. 支持绝缘套管在长期电压的作用下，绝缘性能不良或受潮等引起泄漏电流增加，最终造成绝缘击穿或爆炸。
4. 受雨、雪、尘埃等的污染，会由于避雷器内外电位分布不同而导致径向局部放电现象发生，从而损坏整支避雷器。
为了降低金属氧化物避雷器的运行故障，主要的预测及检测方法有以下几种：
（1）绝缘电阻测试，初步了解其内部是否受潮；
（2） 测量直流 1m A 电压 U1m A 及 0.75U1m A下的泄漏电流，检查其阀片是否受潮；
（3）测量运行电压下交流泄漏电流，正常运行情况下，流过避雷器的主要是容性电流，阻性电流只占很小一部分，约为 10% ~20% ，当阀片老化时，避雷器受潮、内部绝缘部件受损及表面严重污秽时，容性电流变化不多，而阻性电流大大增加；
（4）通过在线监测装置监测金属氧化物避雷器的运行状况。
五、结 语
经过上面的论述分析可知，变电一次设备故障的预测和检测目前还主要是依靠常规预防性试验以及实践积累的经验来进行的。另外，随着电子、计算机、光电、信号处理和各种传感技术的发展，电力设备在线状态监测装置的不断推广和应用，能更早地发现电力设备的潜伏性故障，必要时可提供预警或规定的操作，从而确保电网的安全、可靠运行。