摘要：配电网设备是电力传输部分的关键环节，而且配电设备能否稳定运行直接决定着配电网供电的安全性、可靠性。在运行和使用相关电力设备的过程中，不断完善状态检修技术可以为检测和预防配电设备的运行故障提供技术方面的支持。同时，在配电设备运行过程中实施状态检修和在线监测还能够确保电力设备的稳定运行。基于此，重点分析了基于状态监测技术的配电设备运行风险评估。
关键词：配网；设备状态；风险评估；研究
引言
配网设备状态及风险评估是配电网日常运行维护的重要工作环节，是保证配电网安全运行的基本前提，专业性高，工作严谨，对于环网柜、变压器、电缆等重要设备的检测与评估，需要在确保安全性能以及使用性能的同时，同时兼顾客观市场规律，这样配网在安稳运行的前提下，才能为供电企业带来更多经济效益。
1当前我国配电设备检修及运维管理现状分析
早期配电设备检修工作只是在电力设备出现故障时才进行检修，后随着运维管理水平提高，配电设备检修已经成为一项定期性、周期性工作，并通过与事后检查相结合，在保证电力运行方面具有非常显著的成果。但随着我国社会经济的不断发展，该方法已不能很好适应当前市场的基本需求。其存在的问题主要体现在以下几点：一是检修效果不理想。由于电力设备水平的不断提高，维持原先的检修模式会在一定程度上造成少修或是过修现象，导致设备不能充分发挥应有的作用，检修效果不理想。二是检修可靠性不高。三是报告数量较大，一定程度存在着人工分类整理耗时较长，数据真实性有待考察，为消缺提供依据不够充分等缺点。
2配网设备状态检修的必要性
当前电力同工农业生产及人民生活存在越来越密切的关系，一旦因为设备问题出现电网事故造成大面积停电，后果不堪设想。而对配电设备进行运行状态检修和运维管理的根本目的是为了保证配电设备的质量，保证其正常运行，从而保证供电的稳定性和安全性。配电设备运维管理主要是对配电设备的线路运行状况进行管理，保证运行线路的安全，消除潜在的安全隐患问题。检修和运维管理是配电设备高效安全运行的保障，必须重视这两项工作，保证检修质量和运维管理之类就等于保证了配电设备的电力供给质量，也是提高电网设备管理水平及供电可靠性的必然要求。
3状态监测技术
状态监测是针对电网 中存在的各个设备的运行情况、负荷情况及不安全因素等方面进行实时监测，以便保障电网的稳定运行。
状态监测技术可作为一种预防性检修技术，是以通过各种GPRS、光纤、微波和RS485等通讯方式由远方监测单元，通讯主机和监控中心组成。以监测设备当前实际参数为依据，识别被监测设备有可能出现的问题及故障点，可事先对可能出现的风险，采取事前风险规避措施。
3.1配电变压器在线监测技术
变压器的铁心绝缘不良也可能导致放电，在故障较严重时还会导致铁心两点接地，甚至出现工频短路电流，局部放电最能有效反映变压器内部的绝缘状况。因此，对变压器局部放电实时在线监测并及时报警，对保障变压器稳定运行具有重要意义。
变压器局部放电在线监测方法主要有5 种。
（1） 脉冲电流法。脉冲电流法是研究变压器局部放电在线监测技术最早、应用最广泛的监测方法。当变压器内部出现局部放电时，产生的高频脉冲电流可利用罗可夫斯基线圈检测变压器中性点、外壳接地电缆处的脉冲电流，或用监测器捕获变压器高压套管抽头连接处的脉冲电流，以此判断变压器内部是否发生局部放电。主要优点是检测灵敏度较高、抗电磁干扰能力强、脉冲分辨率高等；缺点是测试频率较低、信息量少。
（2） 超声波检测法。当变压器内部发生局部放电时，不仅产生电脉冲信号，同时还产生超声波信号，可通过同时产生的超声波信号和电信号判断变压器内部的绝缘状况。超声传感器的频带约为70～150 kHz（或300 kHz），以避开铁心的铁磁噪声和变压器的机械振动噪声。变压器内部发生局部放电时，固定在变压器外壳的超声传感器采集到超声波信号，通过电—声传感器将声波信号转化为电信号，连同局部放电时产生的电信号一同送到监测系统。其中现场控制与预处理单元主要完成对超声信号和电信号的收集，并将超声信号转换为电信号后，并放大处理。
（3） 射频检测法。利用传感器监测变压器中性点处或传感器直接在变压器内部截取变压器局部放电辐射产生的电磁波信号，截取频率可达到30 MHz，常用的传感器主要有罗可夫斯基线圈、电容器传感器和射频传感器。相对于超声波法，射频检测法大大提高了测量频率，而且不受变压器运行方式改变的影响，但对于三相分体电力变压器来说，得到的射频信号是三相局部放电信号的总和，无法进行分辨，且脉冲电磁波信号在传递过程中易衰减损耗，特别是在变压器中性点处截取的电磁波信号衰减很快，得到的频率分量很低，而放在变压器内部传感器截取的局部放电产生的电磁波衰减相对较少。
（4） 光测法。在变压器油中，放电产生脉冲电流的同时伴生发光、发热现象。光测法是利用光电探测器监测局部放电产生的光辐射信号，将截取的光辐射信号转化为电信号经放大处理送到监测系统。通常放电产生的光辐射信号波长在500～700 mm 之间。光测法不受强电磁环境的干扰，但测量设备复杂昂贵，测量灵敏度较低。
（5） 化学法。化学法通过分析变压器油分解产生的各种气体的组成和浓度来确定故障（局部放电、过热等）状态，例如当变压器内部局部放电时，变压器油分解的特征气体成分主要是H2、CH4、C2H2、CO。化学法检测变压器内部局部放电的缺点：一、油气分离时间较长，很难发现突发性的局部放电；二、化学法只能定性的分析变压器内部局部放电，无法对放电位置进行定位
3.2配电开关柜在线监测技术
配电计算机监控管理系统
配电监控管理系统可分为“四遥”分别是遥测、遥控、遥信和遥视。
遥测及遥信是指采用各种先进的电力仪表或监测仪表，通过RS485与计算机集成系统，实现对配电各回路的电量参数、各个断路器的运行状态、变压器运行状态、故障报警和跳闸回路等进行实时监控及数据记录。有别于以往的人为巡视记录，在线监控管理数据传达更加及时，准确，有利于在线操作人员通过数据对可能出现的故障进行分析预测。
遥控是指通过分离线圈和电动操作机构等进行远程操控，结合事故报警和预报警等功能，可实现事前预防，发现事故立即处理，更大限度的减少因事故处理不及时而造成的损失扩大。
3.3温度检测技术
现有的开关设备触头测温主要有以下几种方式：
（1）普通测温：常规的热电偶、热电阻、半导体温度传感器等测温方式，需要金属导线传输信号，绝缘性能不能保证。
（2）红外成像仪：无法透过柜门测量内部设备，开关设备运行时必须关闭柜门，导致红外方式无法测量。
（3）光纤测温：光纤式温度测温仪采用光纤传递信号，其温度传感器安装在带电物体的表面，测温仪与温度传感器间用光纤连接。光纤具有易折，易断、不耐高温。积累灰尘后易使绝缘性降低，且在柜内布线难度较大，造价高。
（4）无线温度监测技术
无线式温度在线监测装置采用无线通讯技术进行高压隔离和信号传输，利用其固有的绝缘性和抗电磁场干扰性能，较好地解决了开关柜内触点运行温度不易监测的难题。无显示温度监测装置，是采用无线传递温度信号，装置所带的测温传感器能够安装到带电物体的表面，直接测量带电物体的温度，有效的解决了开关柜内得奖狭小，柜内布线和绝缘性能等问题。
4配电设备运行风险评估
各地市、县供电局的设备运行维护部门应该立足于设备发生故障较易引发的事件后果、设备的价值和对主要用户的供电情况来评价配电设备的重要度，评价结果从高至低划分成“关键、重要、关注、一般”四个级别，将以上三方面评价结果中的最高级别作为此设备的重要度级别。配电设备按照配电设备供电用户特征的重要度、配电设备故障造成的停电区域以及配电设备在互联网中发挥的重要作用这三方面来实施评估，明确配电设备的重要程度，划分成三个级别，分别是“关键、重要、一般”。就开关间隔设备而言，确定其重要度时应该遵循以下原则：①根据主变的重要度级别来确定主变各侧开关间隔的重要度。②根据直接相连母线的最高重要度来确定各电压等级母联（分段）开关间隔设备的重要度。③根据相应线路的重要度来确定出线开关间隔的重要度；但因同塔架设的原因，造成同塔多回输电线路重要度属于关注及更高级别时，相应出线开关间隔的重要度可以不以线路重要度的级别为参照。如果对配电设备重要度造成影响的因素产生了变化，就应该对设备的重要度及时进行重新评价。配电设备按照设备的重要度与健康状态，根据配电设备风险矩阵，如图1所示，对设备的风险等级进行确定，并且将配电设备的管控级别由高至低划分成了“Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级”。
结束语
综上所述，配电设备的运行情况直接决定着配电网供电的安全性，稳定性，设备的日常检修与状态监测技术可以将设备运行的具体信息反馈出来，基于此，构建出来的配电设备运行风险整体评估方案也能够合理、有效地评估设备的运行情况，从而既为设备的检修和停电更换工作提供了相应的参考依据，也有利于确保设备的安全运行。由此可见，有必要对配电设备运行风险进行综合评估。
论文作者:张聪
论文发表刊物:《电力设备》2018年第16期
论文发表时间:2018/10/1
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