变电运行中的故障以及解决措施

2015-07-19王兰琼国网凉山供电公司四川西昌615000

中国新技术新产品 2015年21期

王兰琼（国网凉山供电公司，四川西昌 615000）

变电运行中的故障以及解决措施

王兰琼
（国网凉山供电公司，四川西昌 615000）

摘要：如今，社会各行业发展需求的提升为电力企业提出了更高的要求，送电质量的提升与送电量的增大同时也增加了变电设备的变电电容，让变电运行安全问题日益凸显。本文站在供电公司的角度，以利于变电设备长期稳定运行为目的，从技术层面分析了一些发生在主变、变压器等设备上的故障问题，并予以相应的解决方案，最后还为供电公司建立变电设备运行风险管理机制提出了建议。

关键词：变电设备；故障；主变；变压器；跳闸；风险管理

我国电力网络相当复杂，所以供电公司在变电运行方面可能会受到一些因素影响从而遭遇变电设备的隐患，影响电力资源的输送和送电质量。这些问题都亟待需要提升技术维护手段和风险管理机制来逐一解决。

一﹑主变跳闸故障分析及解决措施

（一）主变跳闸故障分析

一般来说，引起主变跳闸故障的原因有很多，其中有很大可能来自于变电设备本身的运转不良，比如线路老化所造成的配变电跳闸故障﹑避雷针或变压高压熔丝现象等等。

另一方面，线路故障也会引起主变的跳闸。许多偏远地区的线路过载量小，所以当恶劣天气突然导致线路负载增大时，它就会因为供电量所引起的负载强度过大而烧坏线路，导致跳闸故障发生。

再者，城市施工﹑车祸等人为外力因素和大风﹑暴雨等恶劣天气也会导致主变的悬垂绝缘子串偏斜，使空气绝缘间隙大幅度降低，从而引起相间短路致使主变跳闸。

（二）主变跳闸具体事故解析及解决方案提出

如图1所示，本文以某供电公司变电设备运行为例，该公司变电站有一台主变，其开关线路运行于220kV副母，另一开关线路运行于正母。1号主变经过701开关供110kV正母和110kV母联。当1号主变低后备速断过流I段时就会启动保护动作，让1号主变高压侧2601开关﹑低压侧101开关及中压侧701开关跳开，导致公司的下级110kV变电站和35kV变电站跳闸停电。

图1某供电公司主变设备运行结构示意图

1 主变跳闸故障原因分析

该变电站发生主变跳闸故障时，1号主变A/B柜的后备保护自动启动，迅速切断了流I段出口，同时主变高压侧的2601开关﹑701中压侧开关以及低压侧101开关也自动断开，但是跳闸故障依然发生，经检查现场却处于合闸状态。经过初步诊查报告发现，主变的故障始于线路B﹑C两相之间的相间故障。当故障二次电流达到5A时，A/B柜的低后备保护自动启动，经过2600ms后，A﹑B﹑C三相均发生短路现象，此时的二次电流达到10A，该数值远远大于速断过流保护所设定的预值。

经过二次设备检查，发现1号主变在发生故障时主变的低后备保护范围内101开关进线与110kV母线方面均没有出现放电故障现象，而主变的保护装置也没有出现异常非保护误动跳闸现象。所以进一步考虑是否是发生了越级跳闸，因此对变电系统中的110kV母线进行出线检查，检查发现110kV的1号线中有开关保护装置运行灯无法点亮的现象，而且装置呈现闭锁状态，依此状况发现变电站的外部南支线瓷瓶被过载电流击穿，所以可以判断主变跳闸是因为线路保护拒动所引起的主变后备保护动作。

2 解决方案提出

在现场检查101开关发现了保护动作后的控制回路断线信号，经过测量，总结其分闸线圈电阻值过小，而且是保护发出跳闸脉冲所导致的分闸线圈烧损。为了保护分闸线圈，应该更换跳闸线圈的电阻，同时在以后的主变运行过程中保护101开关始终处于手动分合状态，从而确保保护模拟传统开关的正确操作。

另一方面，由于电路过载也造成了此次主变的DPRAM装置内部数据异常，从而出现自检出错，无法开启电路保护功能。所以要重新对系统进行闭锁装置的配置。此次采用了闭锁报警装置，避免主变在以后的运行中出现装置故障﹑闭锁和保护功能启动延迟等问题，在设计时应该将“闭锁”信号附于测控装置之上，并上传至监控系统，一旦出现主变系统装置故障死机情况，测控装置就会与后台联合监控接受主变设备发出的故障闭锁信号，并及时通知维护人员处理设备异常，避免越级跳闸事故发生。

再者，普通的线路跳闸处理也应该按实际情况区别对待。首先要检查线路的跳闸开关和消弧线圈是否存在异常，如果是弹簧类开关，则要检查弹簧的储能运行状况是否良好。如果是电磁类开关，则要检查变电系统的动力保险装置是否在电路接触方面存在问题，这些都是很容易被忽视的细节。主变三侧开关很容易发生跳闸，所以对它的处理首先要集中在保护调配与设备检查方面，正确判断主变三侧的开关跳闸原因，并根据此来检查变电系统中的各级设备。如果发生了主变瓦斯保护动作，就要检查变电器的内外部是否存在短路现象，铁芯是否存在接触不良﹑油面是否已经下降，是否已经出现漏油现象等等。另外可能还会存在重瓦斯保护现象，此时就要对变压器的自身喷油问题进行检查，并且检查继电器的内部是否有大量气体聚集。

二﹑变压器故障分析及解决措施

（一）变压器的常见故障分析

1 变压器的绕组故障

变压器绕组故障最为常见，造成其故障的原因包括了匝间故障﹑变压器受力冲击﹑受潮﹑过热或绕组间断路﹑相间故障等等。导致变压器匝间短路的原因主要是线圈因为设备操作不当而产生匝间绝缘现象，导线匝间由于绝缘不够或场强增高而抗冲击力下降，这样在变压器长期受到电压冲击的作用下，就很容易快速绝缘老化，变形。变形的分线匝会出现轴向偏移而造成绝缘磨损，它会使变压器出现穿越性短路和长期过载运行现象，在这两种情况下，变压器绕组会持续处于过热状态下，绝缘体也会随之变脆，所以一旦遇到过电流或电压作用其绝缘性就会大幅降低，最后导致匝间短路，变压器烧损。

2 物理故障

物理故障常常是由于变压器受潮﹑混入杂质﹑泄露﹑氧化而造成的，究其根本就是设备的严密性不够，不慎让水分进入了变压器中，导致了变压器油的快速老化。另外，如果变压器设备在过载电流的超负荷运行状态下也会产生局部过热现象，油温的升高加速了变压器中油的老化过程。

（二）解决方案提出

变压器的油故障是较为常见的，考虑到变压器中气体的浓度值变化范围较大，所以应该计算其中各种气体的组分含量，并衡量它们之间的比值与平衡性，本文希望利用归一化处理来简单分析一下变压器在发生油故障时的解决办法。

归一化处理方法首先要对变电系统中的变压器进行训练样本的在线检测和采集，减少评估时的不确定性因素。采集到了变压器的正常运行参数﹑故障参数之后，将其与变压器中的油故障联系在一起，分析判断变压器可能存在的固体绝缘故障，例如通过收集CO和CO2这两种故障气体来分析变压器油故障中其它诸如H2﹑C2H6﹑C2H4﹑C2H2等等故障特征器的组分含量。与此同时，还要具体分析一下变压器在发生油故障后其内部的升温情况，按照输出层从高到低判断变压器的5个输出神经元，最后的评估输出值应该趋向于0。此时的变压器如果还处于运行状态，就应该进行维修，对它的状态进行重新的取样评估，并诊断取样区域。一般来说，此时应该提升变压器中油的闪点﹑击穿电压和界面张力，保证油具有较低的水分和酸值。另外必须确保变压器中没有杂质及悬浮物，这样才能确保变压器的安全。

三﹑供电公司变电运行的基本安全风险管控体系建立

除了通过技术解决变电运行中所存在的设备安全隐患以外，供电公司也应该建立自己的基本安全风险管控体系，从思想意识管理和技术管理两个层面维护变电设备的长期稳定运行。

（一）基于专家理论的变电作业安全风险辨识

供电公司应该为变电设备运行作业建立专家调研组，通过专业技术来建立变电设备的风险辨识模型，从而杜绝一些变电运行事故的发生，诸如提高输电检修级别﹑电网调度系统性能等等。做到根据不同变电运行作业分辨不同风险因素，为实时的风险评估提供技术与数据参考支持，

（二）基于闭环管理的风险控制措施

风险因素识别与评估必须作为供电公司管理变电设备运行的控制辅助措施存在，它要实现对于作业现场的闭环风险控制管理，在变电设备运行之前就要设置诸如归一化处理﹑闭环管理的前置条件，确保对变电运行的事先预防控制和实时监控。

（三）建立安全承载力分析模型

安全承载力是基于供电公司的安全防护﹑人员素质以及生产装备质量等因素的。在供电公司建立检修和运行班组是有必要的，他们都是安全承载力分析中最有价值的可量化评估标准。所以应该为变电运行建立安全承载力分析匹配模型，提高班组及变电设备在运行过程中的安全承载能力。

（四）在变电运行中引入高科技红外热像仪

在电力系统运行的过程中，适当使用先进技术，如，红外热像仪，可以在一定程度上实施远距离接触和诊断高低压电气设备非接触式，相比较传统的方式来说，红外热像仪具有能够改变高程度的缺陷，保证具有一定真实性和高校性，在解决的过程中，合理运用红外测温仪，仅仅接受物体发出的红外线，不能接受设施红外源，并且没有一定效果，所以，不会给设备运行带来损害，并且还能够有效的提高电力系统运行的连续性以及安全性，降低出现故障的概率。