变电站一次设备常见故障与检修方法分析

刘庆新

（广东电网有限责任公司东莞供电局 广东东莞 523000）

引言

变电站一次设备检修直接关系着电力企业的经营效益，这是由于供电服务质量、用户用电安全与稳定、用户满意率直接受到变电站一次设备故障的影响，而为了尽可能降低一次设备故障发生频率、推动我国电力事业发展，正是本文围绕变电站一次设备常见故障与检修方法开展具体研究的原因所在。

1 变电站一次设备常见故障分析

1.1 变压器故障

变压器属于变电站主要一次设备，其很容易出现渗漏油故障、温度异常故障，具体故障表现如下所示：①渗漏油故障。变压器渗漏油情况较为常见，外侧出现发黑、发亮的黏稠液体便属于该故障的典型表现，对于安装于变电站的变压器来说，很多因素均可能引发渗漏油故障，如零部件与油箱的连接处密封措施不合格、相应铸件及焊件质量不达标、变压器电力负荷过重且受到外部振动影响、其他故障导致油体受热膨胀。②温度异常故障。温度异常同样属于常见的变压器故障，变压器铁芯出现部分短路现象、变压器长期重负荷运行、变压器散热异常、短路均可能引发温度异常故障[1]。

1.2 断路器故障

断路器同样属于变电站主要一次设备，该设备很容易在运行过程中出现异常跳闸故障、误动故障，具体故障表现如下所示：①异常跳闸故障。断路器异常跳闸属于较为典型的变电站一次设备故障，断路器保护装置的电路故障、断路器保护装置的误判断属于引发该故障的常见原因。②误动故障。线路过电压、线路负载端零线故障、线路导线的对地电容电流均属于引发断路器误动故障的常见因素，如线路过电压一般与断路器合闸接触器动作门限设置有误、瞬态过压联系紧密，这些均应成为故障检修的重要依据[2]。

1.3 隔离开关故障

变电站隔离开关很容易出现卡涩、接触不合格等故障，该一次设备对变电站安全、稳定运行造成的影响同样需要得到重视，具体故障表现如下：①卡涩。维护不到位、空气污染均可能导致变电站隔离开关卡涩，很多隔离开关因此出现了严重的锈蚀问题。②接触不合格。隔离开关在运行过程中合闸不到位属于接触不合格故障的典型表现，这会导致设备触头臂和接线处接触不良，接线处接触面也会因此出现温度急剧变化情况，变电站运行自然会因此受到较为负面影响。隔离开关接触不合格故障的出现与制造工艺不达标、安装不到位联系紧密，如载流接触面面积裕度偏小、材料选取不当、刀闸检修时隔离开关安装不符合要求等，这些应得到检修人员的重视。

1.4 互感器故障

电压互感器、电流互感器同样属于变电站主要一次设备，二者的常见故障如下所示：①电压互感器常见故障。在笔者的实践中发现，二次侧未正确进行断开操作、自身散热性能差、设备绝缘部分损坏、高压出线单相接地均属于常见的电压互感器故障，互感器烧毁等问题很容易因此出现。②电流互感器常见故障。绝缘不达标或老化、超负荷运行、半导体部分刷漆不均匀均可能导致电流互感器出现故障，设备紧固质量差、引线端紧固不合格、二次侧发生开路、注油工作不达标等同样可能引发电流互感器故障。

2 变电站一次设备常见故障检修方法

2.1 实例概况

为提升研究的实践价值，本文选择了某地拥有3台主变的变电站作为研究对象，该变电站的10kV系统、35kV系统分别采用单母线4分段与分为3段母线的运行方式，出现故障的变压器型号为SZ10－20000/35，2013年12月投运、2018年6月因故障退运，变压器冷却方式为ONAN、联结组标号为YNd11，绕组额定电压和分接范围则为35±3×2.5%/10.5kV。

2.2 故障分析

2018年6月6日，变压器（SZ10－20000/35型号）两侧开关同时动作跳闸，而检修人员在检查中发现，变压器出现了“二次谐波”、“波形对称”两套差动保护动作，且同时向35kV侧的303开关、10kV侧的203开关动作跳闸，但检查过程中却并没有发现变压器存在故障。在变压器故障发生后，检修人员在检修中发现其气体继电器内有气体并出现了轻瓦斯动作，在变压器本体及差动保护范围内的一次设备未出现异常。故障发生当天天气晴朗，变压器上层油温为58°、负荷为56%，且当时无任何操作[3]。

2.3 具体检修

为明确故障变压器出现故障的原因，检修人员测量了故障变压器的绕组变比与绕组直流电阻，并同时开展了油色谱分析，结合取气、取油、电气试验检查，最终得出了如下诊断结果：①绕组直流电阻测量。结合测量，可确定故障变压器绝缘电阻正常，其二次侧直流电阻三相不平衡率正常（0.14%），一次直流电阻三相不平衡率最大值超过规定值限制（3.6%），同时故障变压器还存在C相整体直流电阻偏大问题。②取气试验检查。结合取气试验检查，检修人员发现气体继电器内部的气体具备无色、无味、不可燃特征。③变压器空载损耗检测。通过检修人员就故障变压器的实测，可确定其空载损耗为16.15kW，该值在故障前交接试验时为16.02kW。④变压器电压比测量。通过检修人员的实际测量，可确定变压器电压比最大偏差未超过规程要求的±0.5%（0.14%），因此可确定其处于正常状态。⑤油色谱分析。表1为绝缘油气相色谱试验结果，结合试验可确定故障变压器C2H2、总烃含量超标明显，且各气体含量在故障后出现了显著增长。

表1 气相色谱试验结果（μL/L）

为进一步明确故障原因，检修人员基于故障变压器开展了吊罩检查与解体检查：①吊罩检查。在具体的检查中，检修人员发现变压器本体绕组C相绕组顶部、底部存在大量细微铜屑，且C相高压下部主包部分存在绝缘纸破损、绝缘纸卷起情况。②解体检查。结合吊罩检查，检修人员就故障变压器开展了更深入的解体检查，由此确定了其C相高压绕组下部主包靠铁心方向的第12段第1匝并绕导线等处存在绝缘破损，且破损处并绕导线出现了熔化现象。

在确定故障源头后，检修人员认为故障源于变压器内部高能量放电及绝缘材料因弧光放电过程分解，绕组制造工艺缺陷导致的C相高压绕组匝间短路最终引发了变压器故障，制造过程遗留的铜屑等异物便能够证明这一点。因此，检修人员首先清理了故障变压器内部存在的铜屑，并更换了故障处的绝缘纸、并绕导线，由此故障得到了基本解决，而为了避免同类故障再次出现，当地供电局采取了加强选购变压器前的抗短路能力校核、拓宽在线监测系统覆盖范围、加强输变电设备维护、推进技术监督关口前移等一系列故障预防措施，同类故障的发生几率由此得以大幅下降，这些理应得到相关业内人士的重视。

3 结论

综上所述，变电站一次设备常见故障检修具备较高现实意义，在此基础上，本文结合某地变压器故障实例论述的故障分析、具体检修等内容，则提供了可行性较高的变电站一次设备故障检修路径，而为了进一步提高变电站一次设备运行稳定性，耐压试验与局部放电试验等一次设备性能试验方法、各类新型技术的引入同样需要得到业内人士重视。