變電運行中的故障以及解決措施

王蘭瓊（國網涼山供電公司，四川 西昌 615000）

變電運行中的故障以及解決措施

王蘭瓊
（國網涼山供電公司，四川 西昌 615000）

摘 要：如今，社會各行業發展需求的提升為電力企業提出了更高的要求，送電質量的提升與送電量的增大同時也增加了變電設備的變電電容，讓變電運行安全問題日益凸顯。本文站在供電公司的角度，以利于變電設備長期穩定運行為目的，從技術層面分析了一些發生在主變、變壓器等設備上的故障問題，并予以相應的解決方案，最后還為供電公司建立變電設備運行風險管理機制提出了建議。

關鍵詞：變電設備；故障；主變；變壓器；跳閘；風險管理

我國電力網絡相當復雜，所以供電公司在變電運行方面可能會受到一些因素影響從而遭遇變電設備的隱患，影響電力資源的輸送和送電質量。這些問題都亟待需要提升技術維護手段和風險管理機制來逐一解決。

一﹑主變跳閘故障分析及解決措施

（一）主變跳閘故障分析

一般來說，引起主變跳閘故障的原因有很多，其中有很大可能來自于變電設備本身的運轉不良，比如線路老化所造成的配變電跳閘故障﹑避雷針或變壓高壓熔絲現象等等。

另一方面，線路故障也會引起主變的跳閘。許多偏遠地區的線路過載量小，所以當惡劣天氣突然導致線路負載增大時，它就會因為供電量所引起的負載強度過大而燒壞線路，導致跳閘故障發生。

再者，城市施工﹑車禍等人為外力因素和大風﹑暴雨等惡劣天氣也會導致主變的懸垂絕緣子串偏斜，使空氣絕緣間隙大幅度降低，從而引起相間短路致使主變跳閘。

（二）主變跳閘具體事故解析及解決方案提出

如圖1所示，本文以某供電公司變電設備運行為例，該公司變電站有一臺主變，其開關線路運行于220kV副母，另一開關線路運行于正母。1號主變經過701開關供110kV正母和110kV母聯。當1號主變低后備速斷過流I段時就會啟動保護動作，讓1號主變高壓側2601開關﹑低壓側101開關及中壓側701開關跳開，導致公司的下級110kV變電站和35kV變電站跳閘停電。

圖1某供電公司主變設備運行結構示意圖

1 主變跳閘故障原因分析

該變電站發生主變跳閘故障時，1號主變A/B柜的后備保護自動啟動，迅速切斷了流I段出口，同時主變高壓側的2601開關﹑701中壓側開關以及低壓側101開關也自動斷開，但是跳閘故障依然發生，經檢查現場卻處于合閘狀態。經過初步診查報告發現，主變的故障始于線路B﹑C兩相之間的相間故障。當故障二次電流達到5A時，A/B柜的低后備保護自動啟動，經過2600ms后，A﹑B﹑C三相均發生短路現象，此時的二次電流達到10A，該數值遠遠大于速斷過流保護所設定的預值。

經過二次設備檢查，發現1號主變在發生故障時主變的低后備保護范圍內101開關進線與110kV母線方面均沒有出現放電故障現象，而主變的保護裝置也沒有出現異常非保護誤動跳閘現象。所以進一步考慮是否是發生了越級跳閘，因此對變電系統中的110kV母線進行出線檢查，檢查發現110kV的1號線中有開關保護裝置運行燈無法點亮的現象，而且裝置呈現閉鎖狀態，依此狀況發現變電站的外部南支線瓷瓶被過載電流擊穿，所以可以判斷主變跳閘是因為線路保護拒動所引起的主變后備保護動作。

2 解決方案提出

在現場檢查101開關發現了保護動作后的控制回路斷線信號，經過測量，總結其分閘線圈電阻值過小，而且是保護發出跳閘脈沖所導致的分閘線圈燒損。為了保護分閘線圈，應該更換跳閘線圈的電阻，同時在以后的主變運行過程中保護101開關始終處于手動分合狀態，從而確保保護模擬傳統開關的正確操作。

另一方面，由于電路過載也造成了此次主變的DPRAM裝置內部數據異常，從而出現自檢出錯，無法開啟電路保護功能。所以要重新對系統進行閉鎖裝置的配置。此次采用了閉鎖報警裝置，避免主變在以后的運行中出現裝置故障﹑閉鎖和保護功能啟動延遲等問題，在設計時應該將“閉鎖”信號附于測控裝置之上，并上傳至監控系統，一旦出現主變系統裝置故障死機情況，測控裝置就會與后臺聯合監控接受主變設備發出的故障閉鎖信號，并及時通知維護人員處理設備異常，避免越級跳閘事故發生。

再者，普通的線路跳閘處理也應該按實際情況區別對待。首先要檢查線路的跳閘開關和消弧線圈是否存在異常，如果是彈簧類開關，則要檢查彈簧的儲能運行狀況是否良好。如果是電磁類開關，則要檢查變電系統的動力保險裝置是否在電路接觸方面存在問題，這些都是很容易被忽視的細節。主變三側開關很容易發生跳閘，所以對它的處理首先要集中在保護調配與設備檢查方面，正確判斷主變三側的開關跳閘原因，并根據此來檢查變電系統中的各級設備。如果發生了主變瓦斯保護動作，就要檢查變電器的內外部是否存在短路現象，鐵芯是否存在接觸不良﹑油面是否已經下降，是否已經出現漏油現象等等。另外可能還會存在重瓦斯保護現象，此時就要對變壓器的自身噴油問題進行檢查，并且檢查繼電器的內部是否有大量氣體聚集。

二﹑變壓器故障分析及解決措施

（一）變壓器的常見故障分析

1 變壓器的繞組故障

變壓器繞組故障最為常見，造成其故障的原因包括了匝間故障﹑變壓器受力沖擊﹑受潮﹑過熱或繞組間斷路﹑相間故障等等。導致變壓器匝間短路的原因主要是線圈因為設備操作不當而產生匝間絕緣現象，導線匝間由于絕緣不夠或場強增高而抗沖擊力下降，這樣在變壓器長期受到電壓沖擊的作用下，就很容易快速絕緣老化，變形。變形的分線匝會出現軸向偏移而造成絕緣磨損，它會使變壓器出現穿越性短路和長期過載運行現象，在這兩種情況下，變壓器繞組會持續處于過熱狀態下，絕緣體也會隨之變脆，所以一旦遇到過電流或電壓作用其絕緣性就會大幅降低，最后導致匝間短路，變壓器燒損。

2 物理故障

物理故障常常是由于變壓器受潮﹑混入雜質﹑泄露﹑氧化而造成的，究其根本就是設備的嚴密性不夠，不慎讓水分進入了變壓器中，導致了變壓器油的快速老化。另外，如果變壓器設備在過載電流的超負荷運行狀態下也會產生局部過熱現象，油溫的升高加速了變壓器中油的老化過程。

（二）解決方案提出

變壓器的油故障是較為常見的，考慮到變壓器中氣體的濃度值變化范圍較大，所以應該計算其中各種氣體的組分含量，并衡量它們之間的比值與平衡性，本文希望利用歸一化處理來簡單分析一下變壓器在發生油故障時的解決辦法。

歸一化處理方法首先要對變電系統中的變壓器進行訓練樣本的在線檢測和采集，減少評估時的不確定性因素。采集到了變壓器的正常運行參數﹑故障參數之后，將其與變壓器中的油故障聯系在一起，分析判斷變壓器可能存在的固體絕緣故障，例如通過收集CO和CO2這兩種故障氣體來分析變壓器油故障中其它諸如H2﹑C2H6﹑C2H4﹑C2H2等等故障特征器的組分含量。與此同時，還要具體分析一下變壓器在發生油故障后其內部的升溫情況，按照輸出層從高到低判斷變壓器的5個輸出神經元，最后的評估輸出值應該趨向于0。此時的變壓器如果還處于運行狀態，就應該進行維修，對它的狀態進行重新的取樣評估，并診斷取樣區域。一般來說，此時應該提升變壓器中油的閃點﹑擊穿電壓和界面張力，保證油具有較低的水分和酸值。另外必須確保變壓器中沒有雜質及懸浮物，這樣才能確保變壓器的安全。

三﹑供電公司變電運行的基本安全風險管控體系建立

除了通過技術解決變電運行中所存在的設備安全隱患以外，供電公司也應該建立自己的基本安全風險管控體系，從思想意識管理和技術管理兩個層面維護變電設備的長期穩定運行。

（一）基于專家理論的變電作業安全風險辨識

供電公司應該為變電設備運行作業建立專家調研組，通過專業技術來建立變電設備的風險辨識模型，從而杜絕一些變電運行事故的發生，諸如提高輸電檢修級別﹑電網調度系統性能等等。做到根據不同變電運行作業分辨不同風險因素，為實時的風險評估提供技術與數據參考支持，

（二）基于閉環管理的風險控制措施

風險因素識別與評估必須作為供電公司管理變電設備運行的控制輔助措施存在，它要實現對于作業現場的閉環風險控制管理，在變電設備運行之前就要設置諸如歸一化處理﹑閉環管理的前置條件，確保對變電運行的事先預防控制和實時監控。

（三）建立安全承載力分析模型

安全承載力是基于供電公司的安全防護﹑人員素質以及生產裝備質量等因素的。在供電公司建立檢修和運行班組是有必要的，他們都是安全承載力分析中最有價值的可量化評估標準。所以應該為變電運行建立安全承載力分析匹配模型，提高班組及變電設備在運行過程中的安全承載能力。

（四）在變電運行中引入高科技紅外熱像儀

在電力系統運行的過程中，適當使用先進技術，如，紅外熱像儀，可以在一定程度上實施遠距離接觸和診斷高低壓電氣設備非接觸式，相比較傳統的方式來說，紅外熱像儀具有能夠改變高程度的缺陷，保證具有一定真實性和高校性，在解決的過程中，合理運用紅外測溫儀，僅僅接受物體發出的紅外線，不能接受設施紅外源，并且沒有一定效果，所以，不會給設備運行帶來損害，并且還能夠有效的提高電力系統運行的連續性以及安全性，降低出現故障的概率。

結語

對于供電公司來說，應該科學全面的為變電設備增加科學化監控及防護措施，提高它的運行穩定性，從技術的角度維護企業和社會的經濟利益和社會效益。同時，也要建立有效的變電運行安全風險管控體系，提高變電設備的管理使用安全意識，保障供電工作的有序開展。

參考文獻

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[3]葉剛進.供電企業安全風險辨識與管控體系研究[D].華北電力大學（北京），2014.

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