500 kV 变电设备运行故障及处理措施

吴雄才

(超高压输电公司梧州局，广西 梧州543002)

1 500 kV 变压器运行故障及处理措施

500 kV 变压器的故障主要分为内部故障和外部故障这两种［1］。

1.1 变压器过热及处理措施

1.1.1 主要过热原因

1)引线故障。

2)变压器出现漏磁现象。

3)绕组温度过高。

4)内部残留物导致局部过热。

1.1.2 主要处理措施1)将变压器低压绕组改为双螺旋的结构。

2)对于由变压器内部异物导致的过热，可以使用压缩空气或者水定期清理。

3)确保引线正确连接、分接开关之间紧密连接，及时更换老旧引线和开关。

4)在强油循环的冷却系统上，准备两个可靠的电源，配备自动切换的设备。

1.2 500 kV 变压器有载分接头开关故障及处理措施

1.2.1 主要故障原因

1)开关绝缘条框变形，并使得开关松动，甚至可能导致设备烧毁。

2)绝缘零件强度较差，在开关切换过程中容易造成损坏，导致短路等故障。

3)油箱开关密封性较差，引起渗漏现象，冷却性能下降，并增大了变压器内部可燃性气体的含量。

4)由于控制系统内的低压控制电器和辅助元器件质量不合格，导致分接开关发生拒动和位置不当等故障。

5)变压器内部机械零件质量不合格或安装失误，或者机械故障如主轴断裂等。

1.2.2 主要处理措施在设备使用中，定期检查外部开关档位、引线接头接触情况，及时清除发现的污物，保障开关良好地接触。

1.3 变压器进水故障及处理方法

1.3.1 进水故障主要原因冷却管损坏缺口、在潮湿的环境中长时间暴露、套管顶部连接帽密封不合格等。

1.3.2 故障处理措施

1)在雨季之前，全面检查变压器密封性能情况，特别是在套管顶部连接帽的位置。

2)使用备用的冷却器过后，需要将水阀完全打开，避免出现水阀渗漏导致水压过高的情况。

3)定期为呼吸器维修保养和油封加油，保证干燥剂随时处于干燥的状态。

4)变压器进水受潮后需要进行干燥处理。使用热油真空雾化干燥法进行处理，效果比较显著。

2 500 kV 开关设备运行故障及处理措施

2.1 断路器运行故障原因分析

可分为绝缘性能下降、操作失灵、断合性能下降及导电性能下降等。

2.2 处理措施

1)防止断路器内部进水受潮。断路器泄露电流超过安全值时，甚至可能引发爆炸的严重事故。采取合理措施，可以有效防止进水受潮，例如严密密封、定期检修、增设防雨帽、及时检测设备受潮情况等。

2)防止绝缘杆因为受潮而引发闪络。在对绝缘杆检修时，不能只进行换油和冲洗，如果测试得到的绝缘杆耐油值＜25 kV，就必须对绝缘杆采取烘干处理措施，待烘干后测量泄漏电流值以及测试其交流耐压性能，如果不满足上述要求就应及时更换绝缘杆。

3)定期进行绝缘检测。认真进行预防性试验与带电测试，保证断路器能够安全可靠地运行。

3 500 kV 并联电抗器故障

3.1 500 kV 并联电抗器发生短路故障

当500 kV 并联电抗器发生接地短路故障或者匝间短路故障时，系统中会出现零序故障分量。检测时取电抗器的中性点，同时规定零序电流的正方向，根据故障产生的位置，可以分成两种情况，当发生接地短路故障时，电流将超前电压90°［2］。

3.2 处理措施

如果只是并联电抗器的一匝发生了短路，此时零序故障分量趋近于0，无法直接测量，但这时会产生三相的不平衡电流，我们可以引入补偿电压来增强敏感性。

4 500 kV 电流互感器运行故障及处理方法

4.1 故障主要原因

1)制作工艺不过关。

2)绝缘工艺差。

3)绝缘干燥与脱气处理不完全，存在导电介质。

4)密封性差，容易进水受潮。

4.2 故障处理措施

对于电流互感器故障的处理措施，主要是严把质量关，在运行中定时进行检测，保证干燥处理，及时发现受潮情况，及时更换故障设备或者返厂检修。

5 某站220 kV 母联2012 断路器C 相无法正常分闸紧急缺陷说

5.1 故障现象

2014 年6 月27 日17 时33 分，某站运行人员依据广西中调令:将220 kV 母联2012 断路器由运行状态转为冷备用状态正常进行操作。当操作第一步“断开220 kV 母联2012 断路器”时，后台监控发现开关状态显示分闸，但2012 断路器C 相仍有电流，电流值为19 A，保护、安自装置均无异常动作信号。

5.2 故障隔离过程

故障发生后，运行人员立即通知现场位置核对人现场检查开关实际位置，发现220 kV 母联2012 断路器A、B 两相在分位，C 相为合位，立即汇报调度及站领导。

1)将220 kV 母联2012 断路器合闸，暂时恢复运行并上报，申请广西中调调整运行方式，将220 kV 母联2012 断路器隔离后进行处理。

2)中调通知某站220 kV 母联2012 断路器隔离方式调整难度较大，建议现场带电更换分闸线圈，通知一次检修人员做工作准备。

3)中调许可进行带电更换220 kV 母联2012 断路器C 相分闸线圈工作。

4)检修人员检查确认分闸线圈与液压机构高压油管路有连通。

5)中调下令将某站220 kV #1M、#2M 母线转为冷备用状态。

6)解锁拉开220 kV 母联2012 断路器两侧刀闸，完成220 kV 母联2012 断路器隔离。

5.3 故障检查处理过程

6 月28 日，将220 kV 母联2012 断路器转为检修状态后，一次检修人员对220 kV 母联2012 断路器C 相进行检查，发现分闸线圈1 与分闸线圈2 的撞针在机械上为串联联动;对2012断路器进行泄压后，手动触发开关分闸线圈2，发现分闸线圈整体已无法动作，初步怀疑分闸线圈卡涩或者分闸线圈复位弹簧移位，或者液压机构内部有卡涩。

对分闸线圈1 与分闸线圈2 进行直阻测量，发现分闸线圈1 已断线，分闸线圈2 阻值正常。对2012 断路器C 相分闸线圈2进行拆除后，手动推动分闸线圈2 撞针，可以正常动作。

手动推动分闸线圈1 的撞针无法推动，分析可能分闸线圈1 内部已锈蚀，对分闸线圈1 进行解剖，发现内部锈蚀。

5.4 缺陷风险辨识

1)影响:发生220 kV #1 母线或220 kV #2 母线故障时，2012 开关无法全相分闸，失灵保护动作跳开220 kV #1、#2 母线，扩大停电范围。

2)风险值:高风险。

3)预控措施:申请将220 kV 2012 开关隔离，进行停电处理。

5.5 缺陷原因分析

某站220 kV 母联2012 断路器C 相无法正常分闸直接原因为:2012 断路器C 相分闸线圈1 内部锈蚀，导致撞针卡涩，无法动作。在操作过程中，由于分闸线圈1 无法动作且一直带电，从而导致分闸线圈1 内部过流断线。由于2012 断路器分闸线圈1 与分闸线圈2 的撞针在机械上为串联联动，分闸线圈1 撞针锈蚀，分闸线圈2 动作后也无法推动分闸线圈1 撞针动作。

5.6 风险控制措施

某站同期同型号投运产品共7 组(分别为2001、2012、2052、2054、2055、2056、2061 断路器)，为避免同类缺陷再次发生，特制定了如下风险控制措施。

1)短期措施:①立即对2012 断路器C 相两组分闸线圈进行更换，并对A、B、C 三相所有分合闸线圈进行检查，是否有同样锈蚀情况(已完成)。②运行人员做好同类型缺陷引起开关失灵的事故预想。

2)中期措施:①2 个月内对另外六组(分别为2001、2052、2054、2055、2056、2061)同时投运同型号断路器停电检查，发现有锈蚀情况，立即进行更换。②督促厂家深入分析分闸线圈锈蚀原因，研究改进措施。③及时补充备品备件。

3)长期措施:深入研究分闸线圈锈蚀原因，必要时更换成熟的其他类型分闸线圈。

6 结语

变电设备运行异常是一个综合性问题，往往涉及多种设备和多种故障类型。上述措施虽然只是针对具体某项故障，但可以为实践过程提供参考作用，实际中需要综合各种措施来解决。

［1］ 李会涛.变电运行的安全管理及故障排除［J］. 电子世界，2013(6).

［2］ 韩彦华，黄晓民，杜秦生. 同杆双同线路感应电压和感应电流测量与计算［J］. 高电压技术，2007，33(1):140 -143.