變電運維設備故障處理措施

周東旭

（北京地鐵科技發展有限公司，北京 100160）

0 引 言

變電站是電力工程輸變電系統的重要組成部分，直接決定著電力系統運行工作的質量。現階段，變電站基本普及了自動化控制，從根本上提高了各類設備的精密化程度。該背景下，變電設備運維遇到了極大的挑戰，變電設備故障頻發，使供電質量和安全性受到嚴重威脅，加強對變電運維設備故障的預防尤為重要。

1 變電站運維設備常見故障原因

1.1 變電站運維設備陳舊老化

當前供電需求量不斷提高，增加了整個電力系統的壓力。由于變電運維設備的成本都比較高，使用年限一般都比較長，大多數情況下不會輕易更換。在此背景下，變電運維設備就會面臨運行時間長、負載壓力大等問題，極易引發設備老化等故障，對輸送電的速度和質量造成影響，甚至直接威脅工作人員的生命安全。很多變電設備在運行時會面臨超負荷運載的情況，加重了變電設備損耗的現象，引發停電跳閘等故障，加大了變電站運維管理工作的難度。

1.2 運維人員操作不規范

除了設備運維管理與檢修不及時，運維人員操作不當也會引發故障。對于種類多樣且不容易操作的設備，如果運維人員的操作不符合規范或者在決策方面出現失誤，都會直接引發設備運行安全問題，甚至會對運維人員的生命安全造成嚴重威脅，給電力企業造成無法彌補的經濟損失。

2 變電運維設備常見故障

2.1 一般故障

變電運維設備中比較常見的故障有電壓互感器（Potential Transformer，PT）熔斷、系統接地故障等。如果變電運維設備在運行時出現安全問題，為確保三相平衡，電流較小的接地設備會和母線中的輔線開口主動連接。如果輔線開口位置的電壓值為0 V，此時變電運維設備就會發出警報。需要注意的是，僅憑警報難以找出故障位置，還要結合多方面因素實施下一步的排查檢修。

2.2 跳閘故障

開關跳閘和線路跳閘是主要的跳閘故障。開關跳閘包括主變三側開關跳閘和主變低壓側開關跳閘。引發變電設備跳閘故障的主要因素有開關保護誤動作、越級跳閘、母線接觸不良等。一旦變電運維設備發生跳閘現象，要第一時間找出跳閘原因并進行分析，根據實際情況實施合閘動作。該過程不能強行合閘，若是強行合閘，則會給變電設備帶來雙重傷害[1]。

2.3 倒閘操作不恰當

倒閘操作是變電運維操作中極其重要的一個環節，電力部門工作人員在進行倒閘操作前要確保安裝的電氣設備正確、穩定，這直接影響倒閘操作時是否可以準確轉換到指定狀態。實際操作中，一旦倒閘操作有誤，直接影響整個電源系統的長期穩定運行，甚至會引發安全事故。例如，繼電保護與自動裝置的投切不匹配，此時進行倒閘會引發電路瞬間短路。

2.4 電壓互感器故障

電力系統中，電壓互感器的作用是依據變電需求對電壓進行實時調整。電壓互感器具有十分重要的作用，不僅關系變電系統的安全穩定運行，還關系作業人員的生命安全。在變電系統運行中，如果互感器發生故障，其鐵芯會快速飽和，無法準確監測電感量。飽和狀態下，互感器鐵芯的電感抗會無限接近于對地容抗，造成鐵磁諧振，導致電壓升高。飽和的互感器長期處于高壓下，會增加內部鐵芯的磁通壓力，導致互感器損壞。

3 案例分析

3.1 事故前運行方式

某220 kV 變電站中，220 kV、66 kV 接線方式均為雙母線帶旁路母線。220 kV 南、北母線經220 kV母聯開關并列運行，旁路母線及旁路開關備用，66 kV南、北母線并列運行，旁路母線及旁路開關備用，1號、2 號主變并列運行。

3.2 案例事故發生過程

事故發生時，正在開展220 kV旁路轉帶A線操作，220 kV 旁路開關處于分閘位置，運維人員在A 線1號保護屏將保護裝置停用，然后把保護裝置的電流回路由線路側切換至旁路側。此時，旁路電流回路需要在1 號主變2 號保護屏、B 線保護屏以及C 線保護屏處分別短接，運維人員在1 號主變2 號保護屏處取下旁路電流短接片過程中，誤碰其保護側電流切換端子回路，導致保護裝置C 相差動保護動作跳閘，跳開主變兩側開關，1 號保護無動作信息。

3.3 案例事故原因調查

3.3.1 保護動作情況

1 號主變的2 號保護電流錄波見圖1。

圖1 1 號主變的2 號保護電流錄波

保護動作報文顯示C相差動保護15 ms動作出口，C 相差動電流為0.79 A，大于保護定值0.62 A。

3.3.2 模擬事故干擾電流

對1 號主變的2 號保護進行全部試驗，試驗結果合格，排除保護裝置本身事故。調取監控錄像，證實運維人員在操作電流切換連片時，1 號主變的2 號保護裝置發生差動保護動作。試驗人員模擬事故時的狀態，旁路開關在分閘位置，在1 號主變的2 號保護屏處，模擬旁路間隔側電流切換片觸碰1 號主變的2 號保護裝置的電流切換片，保護裝置顯示有0.85 A電流，投入主變差動保護壓板，主變差動保護動作。初步判斷操作切換片時將外部電流引入主變保護裝置，致使保護動作。

3.3.3 干擾電流產生原因

經過檢查，2 號主變保護的電纜回路無寄生回路，主控室內等電位接地網銅排在電纜溝入口處接地良好。旁路間隔電流回路接入端子箱殼體主接地網，其電纜外層屏蔽線接入端子箱等電位接地網銅排，220 kV旁路端子箱處主接地網銅排與等電位接地網未連接，兩者之間的壓差超過1.2 V，旁路電流回路與主變電流回路之間誤碰形成電流回路，由此產生干擾電流，如圖2 所示。

圖2 干擾電流的產生原理

3.3.4 干擾電流測量與監測

將1 號主變2 號保護屏內的分支電流與主變保護高壓側A、B、C 相電流切換端子分別短接，保護裝置分別顯示IhIa=0.78 A、IhIb=0.55 A、IhIc=0.78 A。在現場對主變高壓側電流和旁路切換電流進行24 h 監測與記錄，頻率為每3 h一次，最大干擾電流為1.95 A，此時風電A 線、風電B 線2 條220 kV 線路上送負荷達到300 MW。綜合分析，干擾電流與時間、溫度以及天氣等影響無明顯關聯，與系統潮流存在一定線性關聯。

3.3.5 主接地網與等電位接地短接試驗

通過上述數據分析，證明2 個接地點之間存在電位差，導致旁路電流回路與主變差動電流回路碰觸時形成回路，產生干擾電流。在220 kV 旁路端子箱處將主接地網與等電位接地網銅排可靠短接，室內1 號主變2 號保護屏處測得感應電流由0.78 A 降為0.12 A。

3.4 事故引發的思考與對策

運維人員在取下旁路電流連片時誤碰到主變保護裝置電流連片導致干擾電流進入主變保護裝置，是本次事故的誘因。針對此問題，可以定制電流連片專用隔離罩或絕緣防護套來預防此類誤碰事件的發生[2]。

旁路間隔公用電流回路沒有在旁路保護屏處唯一短接，而是在各間隔保護屏上分別短接，存在多地點操作誤碰隱患，是本次事故的間接原因。針對此問題，確保旁路間隔公用電流回路直接在旁路保護屏處一點短接，其他間隔側旁路切換電流連片均做開路處理，可以提高操作效率，降低操作風險。

220 kV 旁路端子箱殼體沒有與等電位接地網可靠連接，導致二者之間的不平衡電壓進入二次系統，通過主變電流回路與旁路電流回路形成回路，進而導致干擾電流流入主變保護裝置，是本次事故的主要原因。《國家電網有限公司十八項電網重大反事故措施》（2018 修訂版）要求“在主控室、保護室、配電室、敷設二次電纜的溝道、開關廠的就地端子箱及保護用結合濾波器等處，應使用截面不小于100 mm2的裸銅排（纜）敷設與主接地網緊密連接的等電位接地網”。建議運維單位在變電站新建、改擴建工程驗收時，嚴格檢查等電位接地網和主接地網的連接情況，確保二者可靠連接，并對在運變電站的同類問題進行核查。

4 變電運維設備故障處理措施的優化

4.1 一般故障處理優化

變電設備經常出現的故障有線路故障、高溫保險絲熔斷、線路諧振以及線路接地。運維人員要認真分析現場故障的具體狀況，針對性地給出解決措施。如果高溫保險絲發生熔斷問題，工作人員要觀察零值，作為斷定高溫保險絲熔斷的依據。線路發生斷線故障，如果只有一相電壓升高，另兩相電壓處于降低狀態，就能判斷是線路發生了斷線故障；如果一相電壓的值是零或基本沒有電壓，另兩相電壓比線電壓值低且略高于同相電壓，就能判斷線路發生了接地故障。

當變電站運維設備發生上述問題，運維人員要基于安全維修原則及時進行故障排查。維修后還要定期巡查線路，為以后的運維提供幫助[3]。

4.2 完善變電運維設備安全管理機制

變電運維設備的故障會阻礙變電系統的穩定運行，嚴重損害電力企業的經濟利益，嚴重時直接威脅人們的生命安全，因此要重視變電設備管理過程中安全管理機制的完善性和規范性，定期對管理人員進行安全規范教育，提高管理人員的安全責任意識。電力企業要加強對管理人員的安全教育培訓，可以通過在單位內張貼安全標語時刻提醒管理人員，也可以和兄弟單位舉行安全管理交流會，相互借鑒。此外，提高管理人員的綜合素質，掌握安全用電的重要性，減少由于意識不足導致的變電運維設備故障[4,5]。

4.3 組建一支精良的高素質運行設備維護隊伍

變電運維設備的工作人員要扎實地掌握設備維護技術，提高自身專業素質，以便更好地開展變電設備維護工作。同時，電力企業要擴大運維隊伍，招聘專業的運維人員對變電運維設備定期進行維護，借助專業的維護知識來維持變電運行設備的性能，從而促進變電設備運行效率的提升。

5 結 論

電流回路接地對主變差動保護安全運行會造成直接影響，因此要嚴格落實《國家電網有限公司十八項電網重大反事故措施》有關電流接地的要求，加強竣工驗收、差流日常巡查以及記錄比對等關鍵環節的管理，及時發現差流異常情況并查明原因、快速改正，從而確保變電系統的安全運行。