基于SF6电流互感器主要故障分析通过定期检修提升设备健康水平

基于SF6电流互感器主要故障分析通过定期检修提升设备健康水平

江景祎

广东电网有限责任公司惠州供电局江景祎

摘要：本文通过统计惠州供电局2012至2014年3年间电力系统主网SF6电流互感器设备出现的主要故障，对其故障原因进行分析，通过有针对性的定期检修，提高SF6电流互感器设备健康水平，减少其故障发生率，从而减少其非计划停电时间，增强电力系统主网运行可靠性。

关键词：SF6电流互感器；故障分析；定期检修；设备健康水平

1、概括高压电流互感器又叫高压变流器，是一种将一次电流变换成规定的二次电流供测量、保护装置采集的特种变压器。为保障人员和设备的安全，其一次绕组和二次绕组间必须保证有足够的绝缘，用以隔离开一次电网高压电与二次低压电信号。目前按一、二次绕组绝缘介质的不同，高压电流互感器主要可分为：油浸式电流互感器、干式电流互感器和SF6电流互感器。

SF6气体具有优良的绝缘性能，因而以其为绝缘介质的电流互感器比油浸式电流互感器具有较简单的结构和较小的维护工作量，同时在更高电压等级（220kV及以上）比干式电流互感器具有更可靠的绝缘性能，因而在惠州地区电力系统主网中得到广泛应用并占据主导地位（如表1）。

表1惠州地区主网中不同电流互感器在运数量及设备占有率（截止至2014年12月）2、SF6电流互感器保持良好的设备健康水平的重要性由于高压电流互感器在电力系统主网中为测量和保护装置提供测量和保护信号，它的设备健康水平不仅直接对设备本身而且更影响到电力系统主网运行的可靠性，因而保障其整体设备健康水平处于一个良好的状态对电力系统主网变得尤为重要。由于SF6电流互感器无论是在整体设备占有率（如表1），还是在整体故障占比（如表2）中都有很大的权重，因而有效提升SF6电流互感器设备健康水平，便成为提升电流互感器整体健康水平的关键，对电力系统主网安全稳定运行有重要影响。

表2惠州地区主网中不同电流互感器故障次数及故障占比（2012年1月至2014年12月）3、SF6电流互感器设备主要故障及可能危害根据2012年1月至2014年12月，这三年SF6电流互感器故障次数的统计（如表3），SF6电流互感器49起故障主要可分为2大类型：气体泄漏、气体受潮。其中气体泄漏故障有36起，气体受潮7起。

表3惠州地区主网中SF6电流互感器故障原因及严重情况（2012年1月至2014年12月）对于SF6电流互感器气体泄漏，会造成设备内部压力下降，设备绝缘能力降低，如果不及时补气，就会发生闪络放电损坏设备，威胁人身安全，同时导致电网事故。对压力不足的SF6电流互感器需要经常补充SF6气体，由于SF6气体价格昂贵，会额外增加大量维护费用，而且SF6气体作为温室气体，起泄漏会影响到周围环境，并且在泄漏过程中也增加空气中水分子浸入的潜在风险。

而对于SF6电流互感器气体受潮，当气体含水量较高超过标准时，电气绝缘能力显著下降，温度骤降时易凝结在表面发生闪络放电损坏设备，威胁人身安全，导致电网事故。在高温条件下，SF6与水会发生反应，产生腐蚀性物质，腐蚀设备，进一步加剧设备老化，缩短设备使用寿命。

因而SF6电流互感器这2大类故障对设备健康水平构成严重威胁。

4、SF6电流互感器设备主要故障原因分析而通过对故障设备受损处检查，发现造成两大故障主要是设备的密封部件受损，并且受损部位主要集中分布在SF6电流互感器顶部法兰面缝隙、顶部法兰面螺丝缝隙、顶部与瓷套结合部缝隙、瓷套与底部构件结合部缝隙、气体管路连接处、密度继电器连接处和阀门的连接处这些设备薄弱部分，同时检查发现，都存在严重的积水和腐蚀情况。且发生这2类故障的SF6电流互感器，其运行时间较长。其中78.2%的故障SF6电流互感器运行时间超过6年。

探究2大类故障的深层次共同原因，是由于惠州地区处于珠三角酸雨带，雨水PH值<5.6，年降雨丰富，对SF6电流互感器薄弱的连接部位有严重腐蚀作用，导致连接部位金属锈蚀，进一步腐蚀金属部件内部的密封部件，同时金属锈蚀导致其体积膨胀进一步导致密封部件移位，恶化密封部件受损情况。由于SF6电流互感器一般内充大于0.4MP的气体，在这么高的气压下，密封受损必然导致气体泄漏。另外一方面，SF6电流互感器SF6气体的压力虽然比外界大气压高，但其中水份的分压力远比大气中水蒸气得分压力低，压力差将会有几倍甚至几十倍，而且水蒸气直径比SF6气体分子直径小，密封部件受损也会加剧水分透过密封部件受损缝隙渗入设备内，导致气体受潮。

5、SF6电流互感器主要故障应对策略两类故障究其原因是由于SF6电流互感器薄弱的连接部位受到酸雨的侵蚀，导致密封受损。因此如何加强对SF6电流互感器薄弱部位进行保护成为解决问题的关键，经过不断实践摸索，发现硅酮结构密封胶其强度高（压缩强度>65MPa，金属正拉粘接强度>30MPa，抗剪强度>18MPa），能承受较大热胀冷缩张力，耐酸雨腐蚀，具有优越的密封保护抗酸雨作用；且耐老化、耐疲劳，适用于户外环境；有效时效预期可达10年，减少后续维护工作。

因而选取硅酮结构密封胶，结合定期开展的电流互感器B类检修，对SF6电流互感器顶部法兰面、顶部法兰面螺丝、顶部与瓷套结合部、瓷套与底部构件结合部、底部密封处密封缝隙及气体管路连接缝隙、密度继电器表头与气管连接缝隙、阀门连接缝隙等薄弱部位进行胶封，从而避免户外酸雨长时间直接对设备薄弱部分侵蚀，从而预防并减少SF6电流互感器气体泄漏、气体受潮这两类故障，有效提高设备的健康水平，延长其设备寿命。

6、结论气体泄漏、气体受潮是SF6电流互感器常见的主要故障，通过分析故障的特点，发现由于惠州地区处于珠三角酸雨带，设备薄弱处经年累月遭受酸雨的腐蚀，导致其密封受损，因而气体泄漏、气体受潮故障率高。针对这种情况，相对应在SF6电流互感器定期检修时对密封处进行保护处理，从而达到减轻酸雨对设备的腐蚀，来预防和减少这些故障的发生，提高设备健康水平，减少其非计划停电时间，增强电力系统主网运行可靠性。

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关键词：架空线路；状态维修；检修体系；检修模式伴随着人们生活水平的提高，对于供电量的需求与电能的质量要求越来越高。架空送电线路是目前我国主要的输电线路基本形式，其送电质量的稳定性与安全性不仅影响着电力企业的效益，更与人们的生产生活有着密切的关系。提高架空送电线路的维修效率与质量，保障供电的可靠性与安全性，并降低架空送电线路的风险，减少运行的成本已经成为了当前电力企业的主要任务。而针对架空送电线路设计一个合理的状态维修体系就成为了研究的重点。

一、状态维修概述。

所谓送电线路的状态维修就是指通过日常的检查和状态监测，对架空送电线路的设备状态信息进行了解，并有计划的在设备发生故障以前进行检修，以减少事故发生，保障线路的运行正常。也就是可行性书中间过提到的视情维修或者预知维修。

事实上，状态维修其实是基于预防维修之上，通过状态巡查、监测以及诊断等来开展预知性的维修。而定期检查是按照一定的周期，对设备的状态进行一种技术组织措施，包括对设备的日常维护，定期检查和大、中、小修，但其具有一定的局限性。在此基础上，状态维修克服了预防性维修与定期检修的局限性，注重的是设备的运行全过程管理，依靠技术与维修来提高维修效率，帮助实现设备管理的目标。

此外，状态检修不同于事后维修，最突出的差距就在于事先的检测，能够预先控制住事故的发生几率，大大降低送电线路事故。对于状态维修而言是有计划性的，这种计划是建立在设备的状态基础上，既包含了维修周期的合理性，又强调了计划的检测、事先信息的收集和对设备的适度修理。而且，状态检修的核心就是计划检测，其之所以被叫做预知维修，最突出的就是预知设备的状态来进行检修。也就是说，利用科学的仪器对线路中的设备进行检测，不仅简单快捷，直观，更能保证其准确性。

二、架空送电线路的维修现状分析。

1、设备巡检。

当前阶段，我国的架空送电线路维修模式基本还是继承传统的计划维修模式和事后维修模式，主要包括对设备巡检、设备预防性试验以及设备检修等。其中，设备巡检就是指针对架空送电线路的线路运行，一般由运行班主进行具体的实施工作。

其目的就是及时的发现设备的缺陷和通道隐患，能够根据架空送电线路的运行规程对线路进行巡视。所以，各个运行班组可以根据自身的管辖范围情况，按需进行线路的巡视工作。

2.设备的检测与检修。

通常，我们将架空送电线路的检测分为两部分，一部分是地面检测工作，包括接地电阻的测量、拉线拉棒的预防性检查、交叉跨越的测量以及红外测温等工作。地面检测部分一般是由运行班组集合线路巡检来进行的。而另一部分的检测则需要登高，主要包括对绝缘子的测零、等值附盐密度的测试、导线震动的测量等等环节。登高工作也必须按照规程来确定周期和频度，一般来说都是固定的周期。另外，设备的检修任务一般来说都是工区生产技术科来安排，要根据标准和规定的规程，分为停电和带电两种检修方式，因带点检修效率比较低，所以一般用作辅助的检修。

三、架空送电线路的状态维修存在的问题。

1、缺少科学的维修方式。

因没有对架空送电线路进行综合性的检测与评价，因此状态维修的项目都比较盲目，没有科学的整体性维修方案。在实际的工作中，常常因为天气、路途等等原因，不能及时完成预定的工作量，从而造成大而全的维修，质量不过关等现象，也就不能保证检修反映的是线路设备运行的实际状态。

2.缺乏完整的维修体系。

显然，因缺乏可操作的模式，导致传统的线路维修缺乏一个完整的维修体系，致使电力企业各级人员不敢突破维修规程要求，而开展状态检修工作。而还存在一些单位人员不足、管理未进步的现象，对于开展状态检修工作也在很大程度上成为了阻碍。

3.设备可靠性较差。

根据线路的维修规程而言，架空送电线路经常有停电开口、改接或者配合相邻线路架线的需求，甚至还可能出现综合维修，局部性部件更换以及技术改造等需求。如果线路经常停电，证明线路设备的可靠性较差，势必会影响整个电网的安全稳定性，并且可能因停电引起电网运行方式的改变，从而造成严重的损失。

四、架空送电线路的状态维修体系架构。

1、架空送电线路状态维修的组织体系建立。

首先，要实现一个完善的、针对架空送电线路的状态维修体系，必须要从建立组织体系开始。通过成立专门的架空送电线路的状态维修领导小组和维修工作组，负责架空送电线路的状态维修工作，制定维修标准、状态评价以及维修导则，实施维修规划与方案，并组织开展风险评估工作。其次，成立架空送电线路状态评估组与风险评估组，全面确保架空线路设备状况的科学合理评估。为了降低架空线路的风险，必须对每一条线路的风险进行评估，以能够预防风险并采取合理科学的措施来防范以降低风险。

2.架空送电线路状态维修的管理体系建立。

为保障架空送电线路的状态维修工作顺利进行，应制定相关的状态维修管理制度和管理标准，以规范状态维修工作。还应确定好状态维修的工作流程，对基本的信息收集、设备状态评估以及风险评估、维修决策和维修计划等流程进行确定，以形成一个闭环的管理流程。

3、架空送电线路状态维修的技术体系建立。

在实际的体系建立中，技术体系是非常关键的环节，根据架空送电线路状态维修策略来看，状态评价是每年组织一次，架空线路的维修后评价与重大异常后都应进行评价，主要包括对台风、冰灾等引起的线路损害修复评价。所以说，架空线路的状态评价工作量相当大，而为了减少工作量，应利用现代信息技术，积极研发评价软件，整合系统，并进一步实现资源共享和信息传递，为提高评价效率，推动状态维修工作向自动化、信息化的方向发展提供基础。此外，还应进一步做到资源保证体系的建立，针对人力资源与设备台账资料资源方面，可以利用现代化的信息技术，积极鼓励员工全员参与到相关工作中来，共同协作提出可行的维修策略安排。

结语：总而言之，作为电网的重要组成部分，架空送电线路的状态维修工作显得异常重要。当前的状态维修工作仍旧存在着一些问题，因此，探索和创新出一种全新的架空送电线路状态维修管理模式非常有必要，而就当前的状态评价策略来讲还比较粗糙，还需要进一步的细化与完善。相信在未来，通过不断完善与改进，能够总结出一套针对架空送电线路状态维修的、完整的维修体系与方案，更好的服务于电力供应。

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