摘 要 本文介绍了状态维修技术的由来、内涵及在线监测技术,阐述了真空断路器的状态维护技术。
1 状态维修技术
状态维修技术(ConditionbasedMaintenance)其包涵可靠性为中心的维修技术(RCM)和预测维修技术(PDM)。状态维修技术始于20世纪60年代,在西方发达国家这2项技术最初是应用于航空航天系统,后来移植应用于核电站的维修近年已成功地用于发电厂设备的维修,并正在用于输变电设备的检修。在国外状态维修技术的应用领域在不断延伸,为电力、化工、冶金等连续生产性强、自动化程度高的企业安全、稳定生产提供了有利的保证手段。
我国实行了几十年的定周期维修制,随着新工艺、新技术的不断应用供电技术变得日趋完善与成熟,鉴于传统的定期维修制度及离线试验所暴露出来的问题,即一方面盲目地对多数完好设备定期维修,造成人力物力浪费而且这种过度维修还可能引人新的故障隐患;另一方面还存在因一些产品性能缺陷包括绝缘缺陷未能得到及时发现检修而发展成重大故障的可能。供电系统的可靠性在很大程度上取决于电力设施的可靠性。随着电网容量的增大和用户对供电可靠性要求的提
高,维修管理的重要性日益显现出来。维修费用占电力成本的比例也不断提高。如何采取合理的维修策略和正确决定维修计划,以保证在不降低可靠性的前提下节省维修费用,便成为供电部门或负责电气设备维修的公司面临的重要课题。这使得供电企业维修策略由定周期维修方式向状态维修方式发展。通过以在线监测为主与离线试验为辅的监测手段的结合,有利于逐步实现由定期维护到状态维修的转变。提高供电可靠性的途径和措施应主要从加强供电网络改造,提高设备质量,缩短检修时间,改革停电检修制度,逐步推广"状态维护"。
我国于20世纪80年代引进状态维修技术(因是国外引进航天器的配套技术,仅局限与航天和航空业),进入20世纪90年代伴随着我国核电站投入商业运行,状态维修技术由核电站延伸到常规发电厂,并在电力行业进一步推广应用。我部于1999年在供电系统首先部分应用状态维修技术随着技术的不断推广和监测设备的不断完善每年可减少单回线路停电6个工作日,并有效的保证了供电网络的安全、可靠、经济运行,其取得直接经济效益和间接的社会效益是非常巨大的。
2 预测性维修
以可靠性为中心的维修(RCM)和预测性维修是互相紧密联系而又不同的2个技术领域。以可靠性为中心的维修(Reliability-centeredMaintenance)是在对元件的可能故障对整个系统可靠性影响
评估的基础上决定维修计划的一种维修策略。RCM技术在20世纪60年代末开始发展起来。当时由于宽体客机的投运,系统变得十分复杂,航空系统沿用定时大修的传统方法在经济上变得不可接受。根据元件故障后果的严重程度确定维修计划的RCM收到了良好效果,使航空系统可靠性提高o现在RCM已成为全世界几乎所有航空公司采用的方法。20世纪80年代美国EPRI将RCM引人核电站的维修,后来又应用于火电厂,取得了提高可靠性和降低维修费用的目的。现在正在研究变电站设备的RCM技术。
预测性维修(PredictiveMaintenance)是根据对潜伏故障进行在线或离线测量的结果和其他信息来安排维修的技术。其关键是依靠先进的故障诊断技术对潜伏故障进行分类和严重性分析(CdticalityAnaly-sis),以决定设备(部件)是否需要立即退出运行和应及时采取的措施。
状态维修需要准确、可靠的非破坏性试验及简易或连续的在线监测技术如对绝缘作出修复或更换等决策必须准确可信地预测或估计设备绝缘状况。只有充分了解绝缘在各种应力及实际设备运行环境作用下的老化及击穿机理,即找到能够灵敏地反映绝缘的当前状况及其变化趋势的物理或逻辑参量,才有可能确定所要监测的参数并采取相应的测量方法。其根本目标是获得绝缘系统状态的相关信息,再从这些信息中抽取出一定的标准或判据对系统进行判断,以便对系统采取相应的措施。同时,有研究者认为,了解非破坏性试验结果与残余击穿电压的关系是非常重要的,
并且,应利用相关性曲线将所有的非破坏性测试结果转换成残余击穿电压的形式。虽然通过其他办法,也可能得到一些比较灵敏的、能够在一定程度上反映绝缘状况的检测量但这些参量与绝缘老化之间可能并没有直接的联系且其寻找的过程也带有很大的盲目性。因此了解绝缘的老化机制是找到能够直接反映绝缘老化的检测量的基础。
3 在线监测
3.1 传感器技术
先进的传感器(AdvancedSensor)是实现预测性维修的重要手段,是一个长盛不衰的研究热点o这是因为,故障诊断技术的发展首先决定于能否获取尽可能多的有用信息,这是数据处理和诊断决策的基础。为了提高故障诊断水平研究各种新型传感器便成为电力界的研究热点。原来用于军事的传感技术,也有一部分移植到电力设备的状态监测上来。如用于锅炉管道高温应变测量的光纤传感器是带有内部谐振腔的光导纤维,它可直接贴在被测管道上。用于测量锅炉燃烧室中温度的传感器其测量精度优于使用氧化铝保护的铀电阻1%。
美国电力研究院开发出一种直接测量分析油中气体的金属、绝缘子、半导体传感器它可在线直接测量和分析油中的4种气体并监视其变化趋势,现已用于一些电力部门的变压器口下一步工作是把测量微水分传感器和它集成起来,并配合负荷电流测量,弄清油中气体、水分随负荷的变化关系。
对紫外光下发萤光的一些传感器,可能会用于测量发电厂中的高温和应变。研究人员还在研究利用偏振光遥测电场和磁场的技术,研究用压电材料的薄膜来测量腐蚀和积尘传感器测得数据的无线传输也是需要解决的一个重要问题。
3.2 故障诊断的信息处理技术
对采集到的信号加工处理,要比采集信号本身更为困难,信号加工和处理的目标有三:从现场中大量的背景干扰信号提取有用的信号;根据测得的信号进行故障分类;判断故障的严重程度,以便决定设备是否需要退出运行。
为抑制现场测量中不可避免的干扰,除了应用硬件滤波器和数字滤波技术以外近年的研究发现小波变换技术可有效地滤除稳态信号(如现场测试中经常遇到的载波信号干扰和噪杂声干扰),可以把有用信号从比信号强几个数量级的干扰中提取出来。
故障信号的分类则是更为困难的研究课题。过去用频谱来区分故障类型的方法有很大的局限性。因为许多不同类型的故障信号频谱往往有一部分甚至大部分是重叠的,在频域内很难加以区分。研究故障的"指纹特征"以及提取和识别指纹特征的方法便成为故障诊断研究的一个重要的分支。在研究的故障分类方法有:神经网络、专家系统、小波分析、分形维分析等。
3.3 在线监测现状
在线监测,由于是在运行电压下连续进行的,能够比停电测试更有效和及时地发现设备早期缺陷。在线监测首先需要解决的问题是:
究竟要对哪些量进行监测?不同的设备,不同的绝缘系统,能灵敏地反映设备绝缘状态的检测量显然不同。目前广泛采用油中溶解气体分析(DGA)判断和识别油浸电力变压器故障o传统的DGA程序比较繁琐。目前连续跟踪变压器油中气体并进行相应诊断的设备正在逐步试用,利用聚合物薄膜实现将特征气体H2、COSH452H252H4、C2比从油中分离并采用新型催化媒气体传感器检测气体含量,能判断是否存在异常及故障类型。一般认为,对油-纸绝缘变压器,纸的聚合度可说明固体绝缘的老化程度,油中糠醒的浓度又可以反映纸绝缘的聚合度,而其变化率则可反映纸的老化速率。一种便携式光电设备检测变压器油中的糠醒浓度的灵敏度达到10-7,克服了现场取纸样困难且损伤绝缘的缺点。对于固体绝缘特别是有机聚合物绝缘,监测其中电树校的产生和发展具有现实意义。
超声探测作为一种无损检测技术也已用于聚合物试品的老化探测,且被认为是绝缘老化检测的最经济实用的非破坏性测试手段之一。目前,多采用脉冲-回声技术,以A扫描模式(将入射波与反射波同时显示在示波器屏幕上)探测绝缘缺陷,能检出诸如绝缘介质中的空腔、裂纹、分层及电、水树校、介质中包含的异物、介质不均匀及局部机械应力集中等。该技术还可用于多层结构的实际绝缘系统。
电气设备局部放电是有机绝缘逐渐老化并最终击穿的主要原因,设备的局放情况能够反映设备的绝缘状况。目前已经出现了以计算机为数据存储、处理中心的局放自动测量系统,各种设备的在线监测装置也相继出现并投入现场应用,主要电容型设备均可实现在线检
测,对局部放电机理的研究也有了很大的提高并正在作进一步的探索。但是目前精确定位局部放电源及确定放电对绝缘危害程度还有很大难度,需要进行大量研究。
4 真空断路器的状态维护技术
4. 调试、交接试验
实践证明,只有严格把好设备的调试及交接试验关,及时发现并处理设备存在的先天缺陷,才能保证设备以良好的状况投入运行,减轻运行中的压力,降低设备运行中的故障和事故率。做好真空开关调试及交接试验工作,及时发现真空开关本体漏气及附属绝缘件击穿机构(含连杆、分合闸缓冲器等)异常,机械特性(弹跳、速度、同期等)不合格等情况,作出整改处理后才投入运行,对确保运行的安全相当重要。
4.2 运行中的检查、维护、预试
4.2.1 定期检测
真空开关本体常见的缺陷主要有:真空泡慢性漏气、本体绝缘件绝缘击穿等。在目前仍未有完善的在线监测手段的情况下,定期检查绝缘,试耐压是检验上述缺陷的主要手段。真空开关出现问题的时间主要集中在投产6个月到2年这段时间,这时真空开关的运行状态较不稳定,需加强运行检测。在新投运真空断路器增加了投运后3个月五个月年、1年各进行一次预防性试验的内容,然后再按正常的预试周期进行预试,从而达到在真空开关不稳定期间内加强对其运行检测的目的。实践证明效果很好。
尚要说明的是开关本体绝缘子,特别是拉杆绝缘子是非"全工况"产品,运行中常因爬距不足和裂痕等原因造成电击穿或闪络放电。更要注意那些为满足爬距而采用内外两层结构的拉杆绝缘子,其内外两层之间的有机填充物在内部有气泡或受潮时亦会产生沿面闪络和电击穿。
4.2.2 加强运行巡视
在操作中注意观察有无异常现象,如在分闸操作中,开关断开后,检查电缆头的带电显示装置有无显示带电;拉开母线侧刀闸时,观察刀口有无火花和真空泡有无闪光(玻璃泡)。
4.3 真空开关的状态检修
定期测量断路器的超行程;真空断路器的超行程与少油断路器的超行程的概念有所不同,少油断路器的超行程为动触头插入静触头的深度,而真空断路器的超行程为分合闸绝缘拉杆一端触头弹簧被压缩的距离,这个距离要保持在要求的范围内,触头间就有足够的压力,就可以保证触头接触良好。真空断路器的超行程一般为4mm(+05、-1;不同型号的断路器有差异),触头允许磨损厚度一般为2-3mm。真空断路器在分合负载电流或故障电流过程中,触头不断磨损,从而超行程不断减少因此必须定期对断路器的超行程进行测量,对不符合要求的要及时调整,以保证触头间有足够第二压力以保证其接触良好。一般真空断路器每开断2000次或开断短路电流两次及新投入运行3个月,应进行一次超行程测量。
4.3.1 机构的检修
一般来说,真空开关的检修主要针对机构检修,开关的本体不能检修。对机构的检修严格执行有关检修规程、规定和检修工艺导则,保证检修质量。
(1)新投运1年后,利用停电机会,应进行一次分合闸时间、速度、同期、弹跳、行程、超程、动作电压及机械连动部分的测试和维护工作在维护中注意对开关分合闸缓冲器的动作性能进行检查。
(2)运行中的机构利用停电机会每年进行一次维护工作。
(3)运行中的机构每4年进行一次大修,不能以临修代替大修。
3.3.2 开关本体
通过测量试验和统计对真空泡的运行状态作出综合的判断,定期检测灭弧室的真空度。真空断路器灭弧室的真空度直接影响到断路器的开断能力。一般灭弧室真空度应每开断2000次或每年进行一次检测。检测方法为在真空断路器动静触头在正常开距下(13mm),两触头间以不大于12kV/s的速率升加工频电压至42kV,稳定一分钟后应无异常现象。灭弧室更换条件。对使用寿命己到或有异常现象的灭弧室必须更换,其更换的条件一般为。
(1)真空断路器的触头磨损已达到或超出规定值(2)灭弧室真空度已达不到标准的要求值
(3)其机械操作寿命已达到规定值,真空断路器灭弧室的更换,应严格执行制造厂的具体技术标准和相关的技术要求。
4.3.3 测量试验
对真空泡进行分合闸耐压试验以发现漏气;测量真空泡合闸接触
电阻,结合行程、超程等参数判断触头的损坏情况。
4.3.4 极限开断电流值统计
真空开关在达到极限开断电流值时,应更换真空泡。极限开断电流值IΣ可由厂家给定的额定开断电流及满容量开断次数计算得出:
IΣ=n极限.I满容量
统计极限开断电流值的内容有以下两点:
(1)正常的开断操作:
IΣ=n1.Ir
式中nl-正常开断次数;Ir-厂家提供的开关额定工作电流。
(2)短路开断:
IΣ"=n2.Ik
式中 n2--短路开断次数.Ik--母线最大开断电
流。
IΣ=IΣ+IΣ"
5 结束语
采用真空断路器改造老系列的开关柜的少油断路器,其技术成熟可行,并具有投资少、见效快,改造期间停电时间短等优点该项技术值得在城网和企业电网的技术改造中推广应用o要确保真空开关安全、可靠地运行,一定要做好以下几项工作。
(1)做好开关设备的选型工作,严格把好开关调试交接关。
(2)在运行中加强开关设备的监视,争取做好预防性试验工作。
(3)严格执行部颁检修规程、规定和检修导则工艺,结合实际情况,保证到期必修,修必修好。