状态检修是根据设备的运行状况和测试结果，判断运行中设备的健康情况，确定设备是否需要检修和检修。本文对变电设备状态检修的策略进行了研究。
《湖北电业》Hubei Electric Power(双月刊)曾用刊名：湖北电力管理，1972年创刊，是一份电业行业企业管理性质的期刊。办刊宗旨是凝聚产业智慧，启迪管理思维、提升全省电力企业现代化管理水平，以促进湖北电业改革与发展。
1.引言
自上世纪八十年代末以来，四川电网进入了迅猛发展的时代。中江供电公司辖区内的主变压器及高压开关(特指断路器，下同)数量每年均保持10～20%的增长率。随着主变压器及高压开关运行数量的不断增长，对供电可靠性的要求不断提高，以及在减员增效的发展趋势下，仍按原部颁规程要求对主变压器及高压开关进行定期检修显然是不可行的。而且根据运行检修经验，主变压器及高压开关在现场只适合进行一般的检修(中、小修)，进行大修的条件是不理想的，加上受检修水平、工装设备的影响，对主变压器及高压开关进行定期检修，势必增加无必要的检修次数，造成“设备不是用坏的，而是修坏的”现象。
因此，在当前开展状态检修工作中，迫切需要分析设备的故障规律，研究状态检修的整体策略，来回答何时进行维护和检修，进行哪些维护检修项目，重点是哪些项目等问题。
2.状态检修策略研究依据
分析设备状态时要借鉴和利用周期性检修多年来积累的经验，必须对设备的历次检修、试验、缺陷记录和运行信息、在线信息等进行全面地综合分析。对变电一次设备可以从绝缘性能、导电性能和机械性能三大性能指标去评判该设备的状态，对保护设备可以从装置和回路两个性能指标去评判，掌握这几个性能指标，基本可以把握变电设备健康状况的发展趋势。
检修总体策略研究的核心是对设备的定性和半定量的认识，并不是以理论计算结果为依据，其应用的关键为设备性能下降的评估、事故分析两个部分。下面结合中江供电公司设备实际运行状况，以主变压器、高压开关、10kV母线及开关柜为例，分析设备的缺陷与故障以寻找规律，从而研究确定检修总体策略，以及实施后的效果。
3.主变压器分析及策略研究
3.1主变压器故障概况
中江供电公司对主变压器是进行“状态大修”，而不是“状态检修”，这主要有以下几方面原因：
(1)变压器主要分为本体和附件两大部分，附件中的风扇、油泵、冷却器(散热器)等的状态是容易监测到的，一旦出现问题是容易处理的。至于套管，通过预试及部分状态的带电和在线监测，其状况也是较易监测的，对套管的缺陷处理以及更换也较容易，且检修工艺较为简单。而对于本体，通过试验的手段可发现部分的内在问题，但要进行处理是非常困难的，特别是铁芯、线圈、主绝缘等出现的问题，在现场进行处理时，因受环境条件及检修设备等方面的制约，其检修质量是难以保证的。
(2)根据以往的检修经验，在现场对变压器进行定期吊罩大修时，也只能进行检查引线、有载开关、紧固或压紧螺栓、清洗油箱底部、更换密封圈等工作，根本无法检查铁芯、线圈内部的状况，无法达到大修工艺导则的要求。
(3)变压器在无缺陷的情况下进行定期大修，需耗费大量的人力物力，损失供电量及降低供电可靠性。如检修工艺掌握不好，或受环境气候影响，反而会造成本体受潮等缺陷。
(4)中江供电公司有许多处在市区负荷中心的室内变电站，起吊条件及检修空间受到很大的限制。不必要的大修会影响城市交通及居民日常生活，在社会上造成不良影响。
从以上几方面可以得出，变压器检修的难点在于大修，而不是一般性的中、小修。因此，中江供电公司对变压器的大修作出严格的规定，强调“状态大修”。
3.2主变压器典型故障分析
对中江供电公司的主变压器故障进行初步统计分析，以下几起故障在主变压器中具有较强代表性：
(1)2003 年 10 月中江供电公司#2 主变本体三侧绕组连同套管的介损超标，本体绝缘电阻偏低，经检查，判断为内部受潮。绝缘问题引起的故障在变压器中发生最多，损失最大，因此应当引起重视。
(2)中江供电公司已对辖下全部 502 台 110kV 及以上主变压器进行绕组变形测试普查工作，建立了 4600 组数据资料，根据变形测试判断结果，2001 年至今先后对 16 台 110kV 主变进行了吊芯检查，其中证实绕组有变形的有 14 台，准确率达 87.5%，检查结果与测试分析结果基本吻合。
电网在变压器附近发生短路，绕组内流过大于额定电流的过电流，产生的电动力引起绕组变形，以至损坏绝缘的程度便形成绝缘事故。
3.3主变压器状态大修策略确定
根据上面的综合分析，提出采取的主变压器状态大修的总体策略是：
(1)状态大修的前提在于判断变压器的状态。中江供电公司是通过对下列状态量的分析，对变压器的状态进行判断的：
①预防性试验数据
a.线圈绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数;
b.线圈连同套管的介损值;
c.线圈直流电阻;
d.绝缘油中溶解气体的色谱分析。
②变压器运行情况
a.重、轻瓦斯动作情况;
b.铁芯接地情况;
c.受近区短路冲击及线圈变形测试情况;
d.本体渗漏油情况;
e.调压开关油箱渗漏油情况;
f.调压开关的动作情况。
(2)根据状态判断结果，按检修工艺导则要求，进行以下检修工作。
①线圈绝缘电阻、吸收比或(和)极化指数、介损值是判断变压器内部绝缘状况的重要指标，如判断变压器内部受潮绝缘下降，危及变压器安全运行时，应即在现场进行干燥处理。如现场的干燥处理不能解决，应进厂大修。
②三相线圈直流电阻严重不平衡时，在排解套管接头接触不良的情况下，应对变压器吊罩检修，查出缺陷部位并进行相应的处理。
③绝缘油中溶解的故障特征气体色谱分析异常时，应进行跟踪分析。
如色谱分析数据与上次试验数据比较变化不大，且在跟踪周期内上升趋势不明显，经结合电气试验和运行情况进行综合分析，判断变压器不存在危及安全运行的内部缺陷时，则不需进行大修。
如色谱分析数据与上次试验数据比较变化较大，则应加强跟踪试验。如在跟踪周期内上升趋势明显，经结合电气试验和运行情况进行综合分析，判断变压器存在危及安全运行的内部缺陷时，应对变压器进行吊检，缺陷在现场不能处理时，应进厂大修。
④变压器线圈变形测试结果异常(特别是变压器受近区短路冲击后)时，应进厂大修。
⑤变压器重瓦斯保护动作，且试验结果异常时，应吊罩检查，现场不能处理时，应进厂大修。
⑥变压器轻瓦斯频繁动作，收集的气体中含故障特征气体时，应结合有关试验和运行情况进行综合分析，以确定是否需吊罩检修。
⑦变压器运行中出现铁芯多点接地情况时，应立即采取措施限制接地电流。如接地电流不能限制在 0.1A 以内且上升趋势明显或绝缘油色谱分析异常时，应立即进行处理。如不吊罩处理无效时，应进行吊罩检修。吊罩处理无效时，应进厂大修。
⑧变压器受近区短路冲击后，应进行有关试验，如测试结果异常并表明线圈有较严重变形时，应进行吊罩检修，如现场处理无效时，应进厂大修。
⑨调压开关中选择开关不能正常动作时，应吊罩检修。
⑩调压开关油箱对本体渗漏油，不吊罩不能处理时，应吊罩检修。
⑪变压器本体油箱渗漏油严重，密封件老化严重，不吊罩不能处理时，应吊罩检修。
参考文献：
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[2]蓝少艺。变电设备状态检修的分析与探讨[J]，中国电力教育，2008(8).
[3]李庆辉，李庆华。有关变电设备状态检修技术的探讨[J]，电力与水利建设，2007(10).
