变电运维设备故障处理措施

变电运维设备故障处理措施

赵端

三峡珠江发电有限公司      广东省广州市510000

摘要： 变电站由一次系统和二次系统组成，其中设备的作用是输送和分配电能，主要由变压器、电压互感器、电流互感器、断路器、隔离开关、电容器、电抗器等组成，在电网系统运行过程发挥着不可替代的作用，是确保整体电网安全、稳定运行的重要保障。因此，做好变电站设备的故障分析和排除工作至关重要。

关键词： 变电运维；设备故障；处理措施

引言

变电站作为城市电力系统中的重要组成部分，其智能化设备及系统的运行状态关乎着整体电力系统的运行质量。为了减少因变电站的故障问题引发电力系统瘫痪的问题，在日常管理过程中应加强变电站的运维管控，强化设备故障的有效处理，降低大规模的故障发生率，确保变电站能稳定运行，保障各领域的正常发展。

1变电运维设备故障分析

1.1变压器主保护误动

变压器主保护动作跳闸的主要原因包括:变压器本体及其套管出线短路故障、二次保护电缆失效、电流互感器开路、变压器内部故障(如绝缘老化、局部短路等)、外部干扰等，如雷击、区外故障导致的CT饱和等。此外，保护装置配置缺陷如主保护的系统参数配置不合理等也可能导致变压器主保护发生误动作。因此，应该定期检查，并对保护装置进行预防性试验以及断路器传动，及时排除故障，确保变压器工作的安全、可靠性。当发生主变压器保护跳闸时，如果站内有随时可投运的热备用变压器，应首先将其投入运行，以保证正常供电，随后对导致事故发生的所有部位进行检查。首先查验变压器顶部的套管上是否有放电印痕，母线上是否有常见故障的印痕；随后查验各电缆头是否完好无损以及主变电缆是否烧损现象。如果未发觉以上状况，很有可能是主变保护的误动作。如果现场具备做试验的条件，可以对故障主变进行一次升压试验，试验合格后，变压器可试送一次；如果现场不具备条件，应仔细检查主保护的相关二次回路。如果检查变压器未发生任何故障，可将主变后备保护跳各侧断路器的定值时限适当缩短，对主变进行一次充电试验，充电正常后可将其送出；送电后检查各电气量正常后，可进行其他馈线的送电工作。

1.2短路故障

短路故障是绕组变形、绝缘温度过高的主要表现。当有电流短路时，绝缘温度波动，温度升高，电路短路时短路电流远远大于额定电流，将会冲击变压器的热稳定性，影响变压器的承受能力，有可能增加变压器的穿击风险，形成变压器损毁问题，诱发系统故障。使用变压器的过程中，电流短路问题对于绕匝间绝缘也会形成影响，因为受到电流短路的干扰，变压器使用过程中将会形成较大的电动力，因此形成了短路现象。

2变电运维设备故障处理措施

 2.1变压器绝缘受损

防止变压器绝缘损坏也是减少变压器绝缘计算事故的有效措施。在变压器帽内，支架应防止损坏，引线应损坏。安装高压套管时，应保护引线。如果必须扭转引线，应采取相应措施，防止引线被碰伤。变压器发生已知缺陷问题时，要及时进行变压器检修，加强对变压器绝缘损伤的有效改造，提高安装材料的质量可靠性，使用性能稳定的变压器，保护变压器的绝缘性能。此外，对于过电压气穿现象要进行有效的防范和治理，避免过电压击穿能够有效的防范变压器绝缘击穿事故。在使用变压器的过程中，要检修变压器的各个部件，尤其是要检测避雷器监测运行情况，实时的做好数据的监控和记录，将动作次数详细的记录下来，做好系统的控制工作。根据现实的情况对变压器进行改造，提高变压器的加工质量、使用效果，防范过电压击穿现象问题的发生[1]。

2.2断路器故障防范

(1)严格执行断路器选用原则。除符合国家和行业标准外，所选断路器设备不能是停产类型的开关柜。有油断路器应选择无劣质油的产品，真空断路器应选择无油的产品，并对本体和机构进行一体化设计制造。用于电容器组的开关应为在断开时不会造成拉弧起火且能适应频繁操作频率的开关设备。隔离开关和接地开关的选择也应合乎国家电网公司的相关要求。(2)预防运行操作故障。断路器运行过程中发生气体渗漏是比较严重的故障。当SF6断路器压力出现异常，液压 ( 气动 ) 操动机构压力出现异常，造成断路器分合闸闭锁时，应禁止对断路器进行操作。禁止在比较严重缺油的状况下实际操作油断路器，当油断路器切断短路故障后，应查验喷油和油质情况，发觉绝缘油喷射时，应查明原因并立即解决。此外，断路器试送电后，无论成功与否，应仔细查验强制性送电的断路器。当出现断路器拒绝分闸时，应立即采取措施使其停运，待查明原因清除缺陷后，方可投入使用。（3）严格执行断路器的投运前试验。断路器投运前需要进行的试验主要包括：检查断路器外观是否完好无损；检查断路器开、合闸机构是否灵活可靠，分合闸时间是否符合要求等。鉴定断路器的额定短路开断电流、额定短路关合电流和短路开断能力等。对断路器进行耐压试验，确保能够长时间承受额定电压耐压，并测量绝缘电阻和介质损耗等。这些试验可以确保断路器在投入运行前能够正常工作，并满足电气设备的技术要求，同时也是保障电力系统运行安全和稳定的必要措施

[2]。

2.3落实变电站的日常维护

为了提高变电站的运行质量，保证变电站的稳定运行，电力企业建立了完善的运维管理制度，明确了电力运维人员的管理职责，将日常维护工作真正落实到位。在实际检查过程中，运维人员应对变电站内的所有设备进行详细检查，以便及时发现设备的潜在隐患，便于采取针对性措施加以处理，保证智能化设备能安全运行。另外，为了强化故障处理的时效性，可在变电站内安装智能化监控设备，有效利用互联网+模式对变电站的运行状态进行全方位监控，提高故障处理的及时性。在关注变电站设备电压、电流遥测值及开关遥信量数字化的同时还应加强设备信息共享、调控标注值的重视程度 。运维人员可借助互联网+操作程序的方式对间隔层和过程层等进行深入优化和维护管理，以此促进云计算、物联网等信息化技术+变电站的运行模式，进一步提高变电站的运行效率，减少其故障发生率。

2.4装置就地操作防误技术的应用

本地操作防错技术可以避免操作维护人员在日常维护管理中发出错误的控制指令。采用该技术时，主要环节是设备控制环节，需要对变电站的本地设备进行综合分析，根据不同设备的运行特点进行有针对性的控制工作，从而提高本地设备的应用性能。在实际操作环节中，运维人员可采取防误技术对相关设备进行协调处理，进而保证各设备、系统的稳定性；在就地装置运行环节中，运维人员可对就地装置的自动化控制技术发布就地操作指令，实现全面就地操作[4]。此外，运维人员可在就地装置的其他就地操作项目中增设防误系统，借助信息化技术构建防误操作规则库，并对各个就地装置进行全面分析，以便掌握防误规则库中设备操作、主动式防误规则库等其他子项目，便于全面了解其储存设备的操作标准。此外，运维人员还要在具体的线路保护系统及变压维护系统中加以防误处理操作，尽可能减少其闭锁问题[3]。

 结束语

在对变电站主要设备常见故障进行研究的基础上，详细分析了设备故障的原因及具体处理方法，并对可能出现的各种故障提出了相应的预防措施。实践表明，只要严格执行保养制度、运行规程及上述防范措施，就能够有效降低设备故障率，提高变电站的供电可靠性。

 参考文献：

 [1]张海春.浅析变电运维故障及日常维修处理技术[J].科技创新导报,2019,16(28):29+31.

[2]易金明.基于变电运维运用于设备状态检修中分析[J].低碳世界,2017(27):52-53.

[3]张鲁.变电运维运用于设备状态检修中的探讨[J].电子世界,2017(02):127.