变电站故障处理方案

变电站故障处理方案（推荐8篇）

变电站故障处理方案 篇1

35kV GIS 开关柜：

1、断路器拒动 1.1应急处理

当远动操作失灵时，应立即安排巡检员到达现场。现场人员检查是否有拒动开关的故障信息。如果没有，可按电调命令在所内监控盘上进行操作，若操作失败，可在开关本体上当地电动操作，如果操作不成功，立即汇报电调，并通知车间生产调度。故障开关在非运营时间处理。1.2、处理程序、方法及注意事项：

1.2.1 检查是否有 SF6 气体泄漏，气压低于下限值，有无气室压力报警信号。

1.2.2 检查直流电源（控制、电机）的电压是否正常。若不正常，从直流盘馈出到断路器端子箱顺序查找。操作机构的检修必须先将合闸弹簧和分闸弹簧的能量释放掉。1.2.3 检查控制、电机回路的空气开关有无烧损或接触不良。更换空气开关。1.2.4 检查控制、电机回路是否断线、接触不良。紧固端子和接线。

1.2.5 检查操作机构辅助开关、限位开关转换是否到位。调整或更换辅助开关、限位开关。1.2.6 检查分合闸线圈是否烧毁，有异味，用万用表测量线圈电阻。更换分合闸线圈。

1.2.7 检查断路器是否已储能，电机是否烧毁，有异味，用万用表测量电机电阻。更换电机。1.2.8 检查二次接线是否错误（新安装或检修变更二次接线后，首次投入时出现）。改正错误接线。

1.2.9 检查机构有无卡滞现象。注润滑油，处理卡滞点。

1.2.10 检查操作机构各轴连接销子是否脱落。安装连接销子。

2、断路器跳闸 2.1、应急处理

2.1.1 如发生进线开关跳闸, 故障开关退出运行，母联开关合闸，母线由一路电源供电。如引起所内一台35/0.4kV 的变压器故障或 400V 母线失压时，自动切除该变电所供电区域内的三级负荷，400V 母联自投，若 400V 母联自投不成功，由电调当值供电调度员通过 SCADA 倒闸操作或现场变电所值班员采用手动倒闸操作，改变供电系统运行方式，由该变电所内另一台 35/0.4kV 变压器承担该变电所供电区域内的一、二级负荷供电。

2.1.2 如发生环网出线开关跳闸，听从电调指挥，将故障位置隔离。待非运营时间处理故障。2.2、程序、方法及注意事项： 2.2.1 进、出线断路器跳闸：

在控制信号盘上查看故障信息，判断保护类型。

1）差动保护跳闸。检查保护环网电缆，对保护装置进行试验、检查。

2）过流、零序跳闸。检查所内 35kV 设备及电缆是否有绝缘不良，闪络情况，如果绝缘不良地点不在母排上，需要检查是否有越级跳闸等现象。并对保护装置进行检查、试验。2.2.2 馈线断路器跳闸：

1）断开变电所跳闸馈出线环网隔离开关，检查差动保护二次回路是否有故障，如：直流回路是否短路，流互二次是否开路，接线是否正确。对二次回路进行检修。

2）对馈线电缆进行检查试验，如果是电缆故障，参考电缆故障预案进行处理。

3）对跳闸断路器进行相关的保护试验。检查保护插件。如果是插件故障，更换插件。4）若是 35kV 整流机组动力变馈线开关跳闸还应检查变压器。2.2.3 如果是断路器本体故障，参照断路器拒动进行处理。

3、三位置开关、接地开关拒动 3.1、应急处理 开关不能操作的情况下，值守员在电调的指挥下完成相关倒闸操作。如果当地不能操作，采用手动方式闭合开关。并将情况汇报电调及车间生产调度。3.2、程序、方法及注意事项：

3.2.1 检查直流电源（控制、电机）的电压是否正常。若不正常，从直流盘馈出到断路器端子箱顺序查找。

3.2.2 检查控制、电机回路的空气开关有无烧损或接触不良。更换空气开关。3.2.3 检查控制、电机回路是否断线、接触不良。紧固端子和接线。

3.2.4 检查操作机构辅助开关、限位开关转换是否到位。调整或更换辅助开关、限位开关。3.2.5 检查分合闸接触器是否烧毁，有异味。更换分合闸接触器。3.2.6 检查电机是否烧毁，有异味。更换电机。

3.2.7 检查二次接线是否错误（新安装或检修变更二次接线后，首次投入时出现较多）。改正错误接线。

3.2.8 检查机构有无卡滞现象。注润滑油，处理卡滞处所。3.2.9 检查操作机构各轴连接销子是否脱落。安装连接销子。

4、开关柜内绝缘不良 4.1、应急处理

确认故障柜的电缆两端的开关已分闸，如没分闸，则手动分闸，确认以跳闸电缆为 35KV 进线的变电所的 35KV 母联开关是否已自投，没有自投的立即合上母联开关，再逐一确认所有受影响的变电所 35KV母线都已恢复送电。4.2、程序、方法及注意事项：

4.2.1 进线断路器一合就跳，说明开关柜内绝缘不良。应先检查各柜 SF6 气体是否泄漏，压力是否不足。气体泄漏，立即与设备厂家联系更换 GIS 柜；压力不足，检查漏气地点，对 GIS 柜进行充气。

4.2.2 若 SF6 气体压力正常，甩去进、出线电缆，对 GIS 柜进行绝缘电阻、交流耐压试验。试验结果不合格，立即与设备厂家联系更换 GIS 柜。干式 变压器 故障

1、应急处理

1.1 超温保护跳闸,事故变压器检查正常,温度控制器故障，更换合格的温度控制器后送电；如果变压器本体故障则需要进一步检查处理并做试验。

1.2 过流动作跳闸,事故变压器检查正常,可以对事故变压器进行试送电一次；如果合闸不成功则需要进一步检查处理并做试验。

1.3 速断动作跳闸，事故变压器本体外观检查正常，需要进一步检查处理并做试验。1.4 零流动作跳闸，事故变压器本体外观检查正常，需要进一步检查处理并做试验。

1.5 若变压器表面出现放电现象，变压器应立即退出运行，并立即通知设调、电调。如果变压器着火，则先断开变压器两侧电源，用专用高压灭火器灭火。1.6 如事故变压器故障不能合闸送电，则退出运行，安排检查试验。

2、程序、方法及注意事项：

2.1 检查套管、箱体有无破损和放电痕迹，电缆有无烧损和放电痕迹。

2.2 检查变压器温度计和温度计探针安装是否良好。更换温度计或温度计探针。2.3 检查变压器二次空气开关是否烧损。更换二次空气开关。2.4 检查二次回路是否有短路故障。检修二次回路。

2.5 对变压器进行绝缘电阻、直阻、变比和交流耐压试验。若试验结果不合格，更换变压器。2.6 处理变压器故障时要注意挂好接地线，防止二次反送电。整流器故障

1、应急处理

事故整流机组故障不能合闸送电，则退出运行。可采取单机组供电。

2、程序、方法及注意事项：

1.1 整流器超温跳闸:事故整流器检查正常,温度传感器故障，更换合格的温度传感器后送电；如果整流器本体故障引起超温跳闸则需要通知设调及电调申请进一步检查处理并做试验。1.2 若是整流器硅管故障保护跳闸:先查找事故整流器故障点,确认故障点后，如当时能立即处理则更换硅元件与快速熔断器并试验后进行送电；如不能立即处理通知设调及电调申请进一步维修处理并做试验。

1.3 如是框架保护跳闸： 检查事故整流器外观，如外观正常，则需要进一步检查处理，直至故障排除，故障排除后，复归框架保护按钮，做传动试验，试验合格后，通知设调、电调事故处理完毕。

轨电位限制装置故障

1、应急处理

装置将发出“报警”信号，而轨电位限制装置没有合闸。如果接触器已经合上了，然后再处理了，则需派专人做好监控工作。故障处理安排在非运营时间进行。

2、程序、方法及注意事项：

2.1 检查控制、电机回路是否断线、接触不良。紧固端子和接线。2.2 检查接触器是否烧毁，有异味。更换接触器。

2.3 检查机构有无卡滞现象。注润滑油，处理卡滞处所。2.4 检查控制通信单元是否故障。

2.5 如产生故障信号，无论线路上是否有机车运行，则可能钢轨电位限制装置未正确连接，或者回流回路与结构地之间出现内、外部短路，或钢轨电位限制装置故障。1500V 开关柜故障

1、断路器拒动

1.1、应急处理

1.1.1 发生电调遥控 1500V 开关合闸不成功，在电调的指挥下在所内遥控合闸。所内遥控不成功，还需要在当地电动合闸。如果开关拒动，故障开关退出运行，并更换备用断路器开关小车。

1.1.2 发生 1500V 分闸柜联跳动作后重合闸不成功，线路检测不通过。在原因不详和没有电调命令的情况下，不能强行送电（即用直接合闸按钮合闸）。征得电调同意后可用直接合闸按钮合闸。

1.2、处理程序、方法及注意事项：

1.2.1 发生 1500V 开关故障。将故障开关拉出在试验位置做手动分合闸试验，如果手动合闸不成功或开关故障则需要如下检查处理并做试验。

1.2.2 检查控制、电机回路是否断线、接触不良。紧固端子和接线。更换空气开关。1.2.3 检查分合闸线圈是否烧毁，有异味，用万用表测量线圈电阻。更换分合闸线圈。1.2.4 检查操作机构辅助开关、限位开关转换是否到位。调整或更换辅助开关、限位开关。检查机构有无卡滞现象。注润滑油，处理卡滞处所，测量并调节相关间隙。

1.2.5 如果是试验位置分合正常、工作位置合闸时由于线路检测不通过开关拒动，检查测试回路故障、馈线电压测试回路、对应隔离开关位置信号是否正确。必要时派人巡视线路。

2、隔离开关拒动 2.1 应急处理

开关不能操作的情况下，值守员在电调的指挥下完成相关倒闸操作。如果当地不能操作，采用手动方式闭合开关。并将情况汇报电调及车间生产调度。2.2 处理程序、方法及注意事项：

2.2.1 行程开关是否有问题。检查位置指示器，如果行程开关没有提起来，重换开关，或将它调到正确位置。

2.2.2 指示灯指示控制回路的 MCB 断开。重新将控制线路中 MCB 合闸。2.2.3 电机问题。检查碳刷或触头如果需要，可以更换。2.2.4 隔离开关被机械锁住（用手柄或钥匙）。解锁隔离开关。2.2.5 行程开关设置不正确。确保复位行程开关到其正确位置。

3、保护动作

3.1 框架保护动作 3.1.1 应急处理

发生框架保护动作后，根据人员的现场情况，应该立即安排高压供电专业 3 组人到变电所（两组人分别到故障所的相邻牵混所，一组人到故障所），接触网专业派 3 人填乘故障区段（故障所对应的供电分区）。

3.1.1.1 相邻所值班员应该做好以下工作：

（1）确认变电所各开关位置，并向电调汇报。（2）听从电调命令迅速切除联跳信号（“联跳解除”旋钮在直流开关柜端子柜上）1500V 联跳解除按钮在端子柜上

（3）听从电调命令进行开关操作。（4）听从车间调度命令加强值班保障。（5）观察轨电位变化情况。

3.1.1.2、故障所值班员应做好以下工作：

（1）框架保护动作后，首先在综合监控盘、保护装置上确认框架保护是“电流”还是“电压”动作出口并检查开关位置。向电调汇报，汇报内容如下： 姓名及联络电话号码； 事件发生时间（具体到秒）、地点、在场人员；

事件的起因、SCADA 相关信息、现场开关动作情况、保护装置本体动作情况及现场运行情况（包括开关跳闸、自投情况等）；

现场有无异响、异味、放电现象，设备有无着火。（直流开关柜、负极柜、整流器柜）（2）听从电调指挥解除联跳或复归保护。电压型框架保护复归按钮在负极柜上，电流型框架保护复归按钮在负极柜内右下侧（需要开柜门）和负极柜面板上。复归电流型框架保护时应戴绝缘手套穿绝缘靴并与设备保持一定的安全距离。复归完毕后立即向电调汇报。35kV 设备在复归时需要将“联跳”打至退出才可以复归。框架电流保护复归按钮在负极柜上。35KV 联跳解锁转换开关在母联柜上。

（3）听从电调命令进行开关操作。如轨电位连续动作时，电调需要根据现场情况命令抢修人闭合轨电位，不再复归。

（4）听从车间调度命令加强值班保障（不少于两人）。

三、本所处理程序、方法及注意事项：

1、电流型框架保护动作

（1)如发生 I 段动作，重点检查发生在整流器柜。检查设备内是否有闪络放电痕迹。运行中引起这种放电的主要原因有异物侵入、空气高湿度电离、绝缘子击穿。清除闪络部分痕迹，对相关设备进行保护试验。

（2)如发生 II 段动作，重点检查直流 1500V 进线、馈线开关柜内，主要原因有异物（如老鼠）侵入、绝缘子击穿、施工遗留物品、电缆高度差引起水倒流导致绝缘子击穿、负极小母排与框架短接等。（3)因电流元件自身原因引起的误动作。检查设备的二次接线是否有短路、松动、或绝缘不良的情况。

2、电压型框架保护动作

（1)钢轨电位过高，轨电位限制装置未能及时动作；检查断路器机构是否失灵，如机械部分脱扣、销子脱落等。将合闸弹簧和分闸弹簧释能后进行处理。若是保护跳闸，进行相关的保护试验。检查保护插件。若是插件故障，更换插件。查看跳闸报告，检查保护定值。若是定值需要调整，修改定值。

（2)接触网对架空地线放电；通知生产调度，配合对接触网巡视。（3)负极回流断线。检查回流箱、回流电缆、负极柜连接处。3.2 馈线保护动作

3.2.1 直流馈线断路器跳闸情况下的故障判断原则 3.2.1.1 短路判断基本依据

若一个牵引变电所保护动作同时伴随以下情况之一则基本可以判断有短路发生： 故障变电所或临近变电所轨电位电压保护动作； 故障区段 35kV 电压越下限或电流越上限；

双边供电的两侧直流馈线开关同时出现保护动作信号（注意不含联跳信号）； DC1500V 进线、馈线同时跳闸（进线一般是大电流脱扣）； 电压型框架保护报警；

现场司机或车站人员反映有爆炸声或火花。3.2.1.2 故障点判断原则

先拉开供电分区两个馈线断路器对应的上网隔离开关，对两个馈线断路器进行合闸操作： 若联跳所合闸成功，主跳所合闸不成功，则故障点可能在主跳所的断路器或馈出电缆上。电调可以通过联跳所向接触网单边供电。

若两侧断路器均能合闸，则可初步判断为接触网（含隔开至接触网部分电缆）有故障。若馈线开关跳闸时主跳所只有大电流脱扣保护信号，则主跳所开关本体故障的可能性仍不能排除。

（3）若故障区段列车升弓即断路器跳闸则可基本判断为列车故障。3.2.2 电调处理原则

3.2.2.1 直流馈线断路器保护动作跳闸后会启动自动重合闸功能，电调应在重合闸结束后再进行开关操作。

3.2.2.2若直流馈线断路器跳闸发生在非运营时间，且暂未影响到次日运营（首列车出场前60分钟），成接触网失电，且重合闸不成功，不建议试送电，电调应通知供电车间对设备进行检查、抢修。供电车间应立即按故障处理流程组织人员抢修。

3.2.2.3 若直流馈线断路器跳闸发生在运营时段（含首列车出场前 60 分钟），造成接触网失电，且重合闸不成功，电调应要求行调通知故障区段内所有列车降弓。通知行调及时询问相关车站值班员、列车司机现场有无异常情况，如爆炸声、火花、焦糊味、变电所有无火警等等，同时通知供电生产调度派人抢修、故障变电所值班员检查设备。根据现场情况不同，可分以下几种情况进行处理：

（1）如果 SCADA 系统正常，电调在确认故障区段所有列车已降弓且征得值班调度长同意后可按直流馈线断路器跳闸的故障判断原则进行试送电。（2）出现以下情况时，不建议试送电： 跳闸变电所报火警且未经人员现场确认的； 停电区间内有车，且未降弓的；

有人发现接触网或变电所设备有明显异常的； 断路器跳闸后，接触网由单边供电，未失压的。

3.2.2.4 馈线断路器跳闸后试送电前应复归断路器闭锁信号，若不能复归则通知变电所值班员切除相关断路器的联跳回路。

3.2.2.5 直流进线 201、202 逆流保护动作或 106、107 开关保护动作后，电调应通知供电车间派人检查设备，同时密切注意设备运行情况。供电方式可保持不变。3.2.2.6 馈线断路器停电后送不上电时的处理原则 若接触网停电后两边均送不上电，电调先核查区段内接触网地线出清情况，然后按照牵引网故障判断原则进行故障判断，若初步判断为馈线开关或馈线电缆故障，则将故障开关或电缆隔离，合上同一供电臂的相邻所的馈线开关进行单边供电。若判断为接触网故障，则询问变电所值班员馈线电压情况，如果馈线电压在 150V 上下波动，可以请值班员观察馈线电压，条件满足时进行试送，如果试送不成功，可以选择将该供电分区相邻的分区停电后再试送该分区，同时向供电车间发布抢修令。由抢修人员到现场后修改残压整定值后试送。不建议退出线路测试功能试送。若一边馈线已送电，则先切除联跳回路再试送故障开关一次，若不成功，则拉开其对应的上网隔开，维持单边供电，同时通知供电人员处理。

3.2.2.7 若发生连续两个牵引所框架保护动作，由相邻所对失电区间恢复供电：合一个故障所越区隔离开关恢复两个失电供电分区的供电，另一个供电分区恢复单边供电。列车运行速度可根据实际情况进行调整。

3.2.2.8 若发生一个牵引所电压型框架保护动作或框架Ⅰ电流保护动作，供电方式可保持不变。电调应立即通知供电车间派人检查设备，同时密切注意轨电位等相关设备运行情况。3.2.2.9 若发生一个牵引所框架Ⅱ电流保护动作，电调应退出故障牵引所的运行，复归相邻所馈线开关的联跳信号，并对失电区域恢复大双边供电，同时通知供电车间派人检查设备。3.2.3 常见直流故障的报文及可能的原因 3.2.3.1、di/dt、Δ Ⅰ、Imax++保护动作

故障典型报文：1500V 21*馈线 DDL Delta I 动作 1500V 21*馈线跳闸总信号 发生 1500V 21*馈线 DDL Delta T 动作 1500V 21*馈线断路器位置 分闸

1500V 21*馈线邻站联跳信号输入 发生 综合测控 OV 接触器常闭 动作

综合测控 OV 电压保护Ⅰ段 动作（也有可能是Ⅱ段）。此外，根据短路具体情况不同，也有可能伴随以下信号： 1500V 21*馈线 Imax++ 动作 1500V 21*馈线大电流脱扣 动作

35kV 侧进线保护电流测量越限 越上限 35kV 侧进线保护电压测量越限 越下限

常见原因：接触网异物侵限、列车牵引回路故障、弓网事故、接触网绝缘子闪络或击穿。3.2.3.2、大电流脱扣动作。

故障典型报文：1500V 21*馈线大电流脱扣 动作 1500V 21*馈线跳闸总信号 发生

1500V 21*馈线邻站联跳信号输入 发生

此外，根据短路具体情况不同，也有可能伴随以下信号： 综合测控 OV 接触器常闭 动作

综合测控 OV 电压保护Ⅰ段 动作（也有可能是Ⅱ段动作）常见原因：（1）接触网近端金属性短路故障。（2）开关本体故障。（大电流脱扣不是通过继电保护装置实现的，是断路器本体自带的电磁型保护，动作时无信号输入继电保护装置，故继电保护装置采用排除法对其进行判断，即：无故障或操作信

号输入，断路器自动由合闸状态变为分闸时，判断为大电流脱扣发生。）3.2.3.3、直流进线开关逆流保护动作。

故障典型报文：1500V 20*进线逆流保护 动作 1500V 20*进线跳闸总信号 动作

35kV 106/107 1500V 进线逆流保护动作联跳 动作

常见原因：整流器出口短路；正负母排之间避雷器动作。3.2.3.4、接触网停电后馈线开关不能合闸。

故障典型报文：1500V 21*馈线断路器跳闸并闭锁 动作 1500V 21*馈线跳闸总信号 发生 1500V 21*馈线线路永久性故障 发生 常见原因：（1）接触网短路（如未拆接地线）（2）馈线开关线路测试回路故障（3）线路残压或感应电压过高（4）开关本体故障

3、开关柜内绝缘不良 3.1、应急处理

直流 1500V 母排故障情况下，必须退出故障牵引变电所，采取越区供电的方式恢复接触网供电。

3.2、程序、方法及注意事项：

3.2.1 母线常见故障有：连接金具发热、烧熔和放电，绝缘件放电闪络等。

3.2.2 当高压母线发生上述故障但未造成短路接地时，需加强监视，确认故障部位。若危及安全供电时，应立即停电检修或临时处理。

3.2.3 高压母线停电后，应针对故障原因进行处理。对硬母线连接部位打磨氧化层，紧固螺栓；清扫闪络的绝缘件表面；更换严重烧伤或爆破的绝缘子等。400V开关柜故障

1、应急处理

1.1 如发生进线开关故障或 400VⅠ段、Ⅱ段电源进线电缆或母线故障，装置自动切除该所供电区域内的三级负荷，400V 母联自投，若 400V 母联自投不成功，由电调通过 SCADA 倒闸操作或现场人员采用手动倒闸操作，改变供电系统运行方式，由该变电所内另一台站用变承担该变电所供电区域内的一、二级负荷供电。

1.2 如发生 400VⅠ段或Ⅱ段母线短路故障，将故障段母线拆除或隔离，故障母线段 400V 柜退出运行，非故障母线 400V 柜进行检查并摇测绝缘，合格后送电。1.3 抽屉开关故障不能合闸，在所内找型号相同的开关抽屉更换后经低压供电专业同意后方可合闸，并标明抽屉开关的供电区域。

2、程序、方法及注意事项：

变电站故障处理方案 篇2

1 引发变电运行故障的主要原因

1.1 操作不当

在整个电力工作中, 人工操作对它的影响非常重大。由于电力工作常常涉及到庞大、纷繁的电力设备系统和复杂、精深的技术操作, 其中容易引发电力故障的地方非常多, 任何细小的人为失误都很有可能造成电力故障。防范人为操作不当对于保障电力安全, 减少电力故障有着非常重要的意义。

1.2 管理失策

变电运行的安全管理涉及到包括电力设备管理、人力资源管理等方方面面, 它的科学与否直接影响到变电运行相关工作质量的高低。虽然电力工作的进行主要以专业技术为依托, 但其实际上对管理机制与决策的要求也非常高。不论是管理者的治理水平还是技术人员的专业素养, 对它都有着深刻影响。

1.3 设备故障

设备故障是除了人员操作失误以外的另一大变电运行故障的重要引发因素。电力设备的使用有着一定的时间限制, 在其有限的使用寿命中, 它们的运行特点会随着运行时间的增长而发生相应的改变, 老化与损坏的情况都再所难免。设备的维护与保养情况在很大程度上决定了变电运行中电力故障的发生概率。

2 典型的变电运行故障类型及处理方法

2.1 非跳闸故障

非跳闸故障一般来说主要指的是以下四种情况, 也就是系统接地、PT保险熔断、谐振以及断线故障。通常这四种情况各有其判断方法, 但是通常来说, 它们的处理方法应当分别如下:如果判断故障为系统接地, 则应当马上进行设备巡视;如果初步断定故障为保险熔断, 则应当进行二次电压的检查以进一步确定正在发生的是不是高压保险熔断;而如果确定故障来源于谐振, 则应当采用快速并列、解列线路开关等措施来消除已经形成的谐振现象;最后一种情况, 如果故障被诊断为断线, 则应当马上采取措施, 进行巡线处理等。

2.2 跳闸故障

2.2.1 线路跳闸

一旦发生线路跳闸故障, 则应当立刻采取行动尽快完成以下三项工作:1) 核实线路保护装置、自动装置是否存在异常;2) 确认故障录波器运行是否正常, 有无异动;3) 观察断路器是否出现漏油情况并进一步审视其油位及油色。在排除了以上三个因素造成变电运行故障的可能性以后, 应当马上检查跳闸开关。此处分为三种情况:如果设备采用的是电磁结构的开关, 则主要观察开关的动力保险, 若动力保险接触不良, 则此处即是故障所在或者为故障之一;如果是弹簧开关, 同理重点核实弹簧储能情况;但如果面对的是液压式的开关, 则应当首先考察其压力是否处于正常范围之中。只有在分别完成了以上一系列动作并且没有发现异常的情况之下, 才可以在获得专业负责人许可的条件下采用相应的方式进行强送来解决故障。

2.2.2 主变开关跳闸

一股来说, 可以通过检查断路器跳闸与否以及相应监控系统的反应来确定所发生的是不是主变故障跳闸。在确定为主变开关跳闸事故以后, 应当及时地向相关电力工作人员回报情况。同时, 还应当核实变压器还没有跳闸时的各方面运行情况, 具体来说则主要包括其用油情况以及是否存在喷油、出烟及冒火星等状况;此外, 还需要注意的是直流系统的运行是否存在异常。通过对以上各注意事项的观察与分析, 基本可以确定主变开关跳闸情况下的故障引发因素。值得注意的是, 对于强送的操作必须要以故障原因的明确以及故障的消除为首要条件, 而对于系统急需的强送, 则必须以电力专业人员的许可为前提。

2.2.3 主变三侧开关跳闸

容易造成主变三侧开关跳闸的因素有几种, 但总结起来说, 除了电力设置自身的保护误动以外, 其它几种情况一般都可以归结为主保护、主变压器中低压侧后备保护范围短路以及主变压器电源侧母线故障引起的相应保护拒动。当这种情况发生时, 首先要做的应当是核实各个设备的保护动作、保护压板情况以及直流电源开关的接合情况。紧接着则应该变压器作一次较全面的整体检查并根据已经收集的故障检测信息有针对性地缩小寻找故障的范围以进一步确定故障的所在。

2.2.4 瓦斯保护动作

如果发生瓦斯保护动作, 则基本可以断定故障的发生位置不在别处而集中位于变压器的内部。在这种情况下, 首先应当核实变压情本身的运行情况, 如运行是否正常, 有无出现火星, 变压器是否发生形变等;其次, 观察变压器的压力释放阀是否出现出油的现象;再不然则着重确定二次回路中是否存在接地、短路等情况。

3 变电运行故障防范要点

3.1 明确管理制度, 落实责任范围

变电运行故障的防范需要细致可行的管理制度。具体来说, 一个科学合理的管理制度应当能有效促进各项变电运行工作的有序进行、抑制不符合电力工作精神与规范的行为发生并且激励起员工的工作热情。为此, 变电运行相关管理工作应当朝着岗位工作责任化、考评条目细化、考核标准量化的方向发展。做到监督到位、奖惩分明、令行禁止, 从管理的源头实现变电运行工作的最优化配置, 减少电力运行故障的发生的可能性。

3.2 注重设备管理

设备是电力的生命, 要减少变电运行故障, 防范电力事故, 加强设备管理是不容忽视的关键性工作。为此, 至少应当做好以下两方面的工作:首先, 在设备的引入之初, 应当充分考虑到设备的运行特点、性能以及与配置环境的适应程度。在谨慎地对设备进行调试与观察并能确保其实用性与稳定性的前提下才可以将其投入使用。其次, 对于已经投入使用的电力设备, 要定期进行巡视、检测与维护, 及时地发现可能存在的问题, 快速地解决业已出现的设备故障并使其尽早重新投入到运行中。

3.3 加强员工专业素质建设与安全教育

考虑到人为因素对电力工作的影响, 为保证变电运行工作的顺利进行, 在加强制度管理、设备管理的同时也不能忽视对员工素质及安全意识的建设。首先要注意的是应当严把职工的技术关, 确保其专业水平和职业精神。为此, 电力部门可以采取对他们进行技术培训、安排他们参与安全知识讲座、敦促他们积极进行经验交流等方式达成目的。

摘要：本文在介绍了变电运行中存在的诸如线路跳闸、主变开关跳闸等常见故障类型以及造成这类故障的主要原因之后, 有针对性地着重探讨了变电运行故障的防范要点与处理办法。

变电站故障处理方案 篇3

关键词：变电运行；故障分析；排除措施

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 20-0000-02

作为电力系统的骨架，变电运行一旦发生故障，轻则会损害电力运行设施，影响到用户的正常工作和学习；重则会影响整个电力系统的安全运行，造成大面积停电事故，从而给人民的生命财产和国民经济带来巨大的损失。在电力发挥无可替代的重要作用的今天，重视变电安全，加强变电管理，预防故障，及时处理故障对电力的可靠供应乃至人民的生活和社会经济的发展都起到十分重要的作用。变电运行只要发生故障，不论故障大小，一定会有或多多或少的损失。我们一定要牢固掌握变电运行中常见故障及其处理方法，保证电力持续安全供应。

一、变电站的作用分析

在电力系统中，变电站起着对电能进行变换和分配的作用，通过对变电站进行电压调整、控制潮流以及对电线路和电工设备进行保护，从而达到保证电能的质量和电器设备的目的。变电站的组成部分包括：主接线、主变压器、高低压配置装置、继电保护和控制系统、所用电和直流系统，远动和通信系统，必要的无功功率补偿装置和主控制室等。其中，主接线是变电站中主要的组成部分，对变电站的功能、运行状况、维护及可靠性都起着关键作用。主变压器是变电站中最重要的部分，它直接关系到变电站的性能与可靠性。

二、变电运行中常见故障分析

直流接地、断线、PT保险熔丝熔断、谐振等都属于一般故障。此时，三相电压已经不再处于平衡状态，即便是出现上述的故障时，中央信号一般都会立刻发布“10（35kV）系统接地”的报文，但仅仅靠报文根本不能知道具体是那部分出了故障，要想确定出现故障的种类应当根据实际情况分析。若其中的一相或者两相电压为零，剩余的两相或一相为相电压时，是PT保险丝熔断。处理该故障时，首先应当把检测二次电压作为基础，在此基础上，进一步判断PT保险丝熔断的等级，确定是不是高压保险熔断。若其中的一相电压为零，剩余的两相超过相电压但是不高于线电压时，是接地故障。该故障检查的重点在于要对电力设备进行全面细致的检查，需要检查母线和连接设备以及变压器是否出现了一场情况，要仔细查看设备上的瓷质部分是否已经损坏，检查是否有小动物等外力破坏，要仔细检查避雷器是否损坏等等。若经过了全面的检查并没有发现设备的异常，这个时候就很有可能是某条线路出现了故障，同时其接地故障的保护失灵。这个时候，工作人员想要迅速找出故障的那条线路只能用瞬停的办法。若其中的一相电压降低，剩余的两相达到线电压并且有摆动，则为谐振。消除谐振的方法有不少，常用的是改变设备运行方式。具体来说可以用解列或瞬时并列、瞬时拉合空载线路开关等一系列方法。若其中的一相电压升高，剩余的两相降低，则是线路断线。对于这种故障，要及时汇报，及时调度，安排相关人员对线路进行一次全面检查，杜绝相同问题再次发生。

三、变电运行安全问题应对方法

（一）提高技术人员的素质

操作员的操作规范程度和细致程度直接影响变电运行的正常工作和安全，提高相关人员的自身素质，使他们能够按要求规范操作，时刻保持安全意识，工作细致，思想集中，不放松不懈怠，提高技术水平和知识容量，能够最直接地预防安全事故发生。只要工作人员认真做好每项工作，履行规章制度，不违规操作，有责任意识，能够熟练应用处理临时事故的方法，及时上报及时阻止故障的发生，把损失降低到最小，如果企业能够把每位员工培养指导成功，那么事故的发生将会降低再最小的几率。

（二）消除过电压的影响

变压器的高压侧为进线，多采用架空线路引入，容易受到雷击的影响。另外，由于断路器的非正常操作、系统设备故障等原因会导致变压器参数改变，引起内部电磁能量异常，造成异常高压的出现，进而影响变压器内部的绝缘，导致其烧毁。因此，在日常维护中应在高压侧装置避雷器，并在雷雨季节加强巡视。如果变压器发生短路或者接地故障，形成的短路电流很大，会导致绕组变形或油质改变，因此应安装短路保护装置，即在高低压侧均安装断路器，并配合相应的保护，保证在变压器内部短路或低压侧短路过载时能及时跳开开关。如果线路发生接地故障，非故障相的电压将升高，尤其会产生弧光接地过电压，威胁断路器、电压互感器、避雷器等设备的安全运行，严重时会造成设备烧毁。

（三）防止母联开关的误跳

在倒闸过程中，母线倒闸操作前应先投入母差保护的非选择压板，再拉开母联开关的控制电源，最后将PT解列开关切换至并列位置。投入母差保护的非选择压板是为了在出现故障时，母差动作的2条母线可以同时跳开；拉开控制电源是为了防止因误动而产生母联开关误跳，如果2条母线电压不平衡，在合闸时会出现较大的电流，可能造成光弧短路故障；并列压变二次是为了防止倒闸辅助接点烧坏。直流系统运行中若发生一点接地故障，虽然可以保持运行，但是这种故障必须及时处理，否则一旦另一点接地就会造成系统信号、控制系统、保护回路等出现连锁反应。

（四）落实安全管理的规章制度

科学合理的电力管理制度有利于减少变电运行事故的发生，这主要是因为好的管理制度能够对工作人员的日常工作范围与规范、所需要承担个人责任以及有可能受到的奖励作出清楚的规定，有利于制度的贯彻与执行和电力部门对员工的管制与激励。除要必须关注电力工作的人事管理问题，管理制度中也必须明确对设备的管理，同时也要对电力工作其它方面的操作规则作出清楚阐述，促进变电运行工作整体的系统性和连贯性。

四、结束语

变电运行是电力企业的重要部门，始终要把安全生产放在首位。电力从业人员要紧绷安全这根弦，注意培养安全的观念，提升自身的专业技能，在发生事故时能做好科学有效的处理工作。只有这样，才能保证电力系统安全运行，从源头上杜绝事故的发生。

参考文献：

[1]范来富.变电设备状态检修中的若干问题[J].科技与企业，2013

变电站故障处理方案 篇4

摘 要：电力系统中节点方式是一个综合性很强的技术问题，它和电网电压的安全界、电网的组成结构以及绝缘体的水平还有供电的可靠性能等事关人身安全的问题都有着密切的联系。首先从220kV变电站主变压器故障的中心点的运行方式和现状来分析，最终证明了中性点的电阻接地的方式改造成功，并且在一定程度上对故障的寻找和相关事故隐患的排查以及正常运行创造了良好的条件，有效提高了电网的安全运行的成功率。

关键词：变电站；主变压器；故障；中性点接地；电弧佛山某变电站主变压器中存在的问题和分析

1.1 佛山某变电站主变中性点接地方式的变化

220kV的佛山某变电站，主变电器中心的全部弧线的线圈接地外存在安全的问题，4台主变电器的35kV两侧的30条反馈线路所带来的全部负荷是高能量的负荷性质，对于电缆和线路的保护主要由三段式直流电路、低频率的减载器以及负荷过载报警装置。

主变中心点所接消弧线圈的补偿电流为37A，由实测可以得知各台主变弧线圈即使得到最大流量的补偿容量也不能满足补偿的要求，这就使得主变电站的系统中存在重大的安全问题。

1.2 变压器中性点的弧线圈接地问题

变电站中低压侧电网的结构有了非常大的变化，对于现代农业和工业的发展起到了推动作用。在变电站的构成中，尤其是低压侧的垂线线路的中电缆的数量越来越多，所以，变电站的主变压器的中性点经过弧线圈的运行方式所产生的弊端也逐渐显露出来。主要原因是由于对于调节范围较小的弧线圈，已经不能适应现代变电站中的电流量和出线的规模。以电缆为主的变压器的高压侧的出现的网络，在出现单方面接地的故障时，它的接地面积比较大，对于主变中性的消弧线圈的运行状态过于补偿的状态也常常得不到满足。在故障发生的时候，对于故障点的判断也存在一定的难度，所以不能及时的判别是哪条线路发生了故障。佛山某220kV变电站变压器故障原因分析

2.1 声音异常

变压器在正常运行的阶段，会匀速的发出“嗡嗡”生。如产生的“嗡嗡”不均匀或有其他奇怪的声音，变压器的运行就会变得不正常，并且根据声音也不能判断出来故障的原因，要仔细的检查，对变压器的不正常运行进行及时的处理。如运行中有“叮当”声，可能是散热器螺栓松动或有载调压机构连杆振动所致，也可能是由于有载调压机构箱或端子箱与变压器连接松动。如风扇或油泵运行声音过大或有摩擦声，可能是由于风扇或油泵轴承损坏或偏移造成的。较高且沉闷的“嗡嗡”声，可能是变压器过负荷，由于电流大，铁芯振动力增大引起的，可根据变压器负荷情况进行判断。声音比平时大或听到其他明显杂声，可能为变压器铁芯穿芯螺栓松动，硅钢片间产生振动；绑扎松动或张力变化、硅钢片振动增大所致。如负荷突变，个别零件松动，内部有“叮当”声；轻负荷时，某些离开叠层的硅钢片振动发出“嘤嘤”声等。这些都要随时进行观察、诊断。

2.2 颜色和味道异常

在变电站的变压器的设备中，防爆管的贴膜破裂或者防曝光的防爆膜破裂会引发水汽和潮气对变压器的腐蚀，腐蚀设备，内部导致变压器的绝缘强度降低。管道内部的电热化会造成套管内部持续放电，造成的高温会导致线路的老化，绝缘受损或者设备遇热爆炸。套管的损坏所造成的电晕和放电都能产生明显的臭氧味道，油泵烧毁会发出烧焦的味道。此外，吸潮过热还有电圈的不完整以及设备内部水量过大都会造成设备明显的变色。

2.3 气温异常

一般情况下，比平时高出10摄氏度以上的负荷量而且温度也在不断地上升时，则变压器内部的出现了问题。主要可能有以下原因引起：设备内部故障引发的温度异常升高、比如层间电缆线路短路，电圈持续放电导致的内部温度异常、内部的引线接头触地导致电火花四散飞射。出现以上情况时，可能还伴随有瓦斯或者其他保护动作。故障严重时，可能产生防爆管喷油现象，遇到电火花出现时，可能会点燃燃油，酿成火灾，如有上述情况产生，应该立刻将变压器停用检查。

2.4 油位异常

变压器在正常运行过程中油位异常和渗漏现象是十分正常的，会出现以上问题时，应当定期进行检查变压器的运转情况。主要是油标管产生堵塞、或者防爆管道气孔堵塞，气温过低造成的油量下降产生的漏油现象，如果产生漏油时第一时间无法完全堵住，套管产生的破裂和持续放电现象，则会导致火灾的产生。佛山某220kV变电站主变压器故障的处理措施

3.1 变电站处理措施

在加强变电站主变压器维护管理的同时，也要对变电站内部的设备做一次全方位细致的考察。今后运行人员的将采用高清望远镜对导线表面的破损情况进行日常的维护和检查，尤其是对接触重点部位以及各个积垢部位。发现有腐蚀现象应当及时的处理，将安全隐患及时清除。灾害发生后将受损的导线以及完好导线的相连部分全部拆除更换崭新的导线，并对导线的安全进行详细的检查。彻底杜绝一切隐患。请教相关问题的专家进行变压器故障的数据处理和原因的分析，选定适合于当地的气候环境的实验，防止灾难的二次发生，在佛山变电站适用并且证明效果最佳时，可以推广到其他附近地区的变电站，在其他的变电站设备上使用。对当地的气候环境做一次详细的数据计算，并将变电站在当地的环境下运行的数据进行整合，对重点巡视和防范的设备要做好防腐蚀处理工作。积极与当地的政府和相关部门的联络，对数据的流通进行双重选择，促使重度污染的企业开展整改活动，从源头上摒除电缆和其他金属设备的腐蚀，从而保障电力设备的安全运行。

3.2 变电站主变压器内部的修整

增加更为先进的变压器设备，加大变压器内部的撑条的数目，提高绕组的支持力度，也要相应的增加变压器电缆抗短路时电流冲击的能力。更换平衡模块中的绕组线，采用先进的自粘换位半硬铜导线，平衡绕组线的柔韧程度可以提高4倍以上。大大提高了对于变压器平衡模块漏电防护能力。预压的线圈可以在调整时保持平衡，保证线路在受到电流冲击的情况下，减少线圈轴心的受力情况。保护变压器设备的安全运行。结束语

随着社会和进步和经济的发展，电力的需求度也越来越大，变电站的工作量也越来越大，变电站反馈线的数量和电厂的规模也越来越大，高压电缆的普及致使电流量的负荷与日俱增，用户也对电力的使用提出了新的要求，中压技术和大型发电机组的接地方式存在的问题日益突显，同时世界范围内的长期有效的继电保护等技术难题相继被攻克，这为变电器能否更好的选择接地方式创造了有利条件。全球信息化的时代已然到来。实践是检验真理的唯一标准。在解决这个问题时必须要做到大量的实践来证明，结合国内外各个电力系统的长期的合理的运行来吸取经验和教训，保证我国的电力系统安全高效的运行。主变故障的正确诊断与处理是变电站运行维护工作中非常重要的一项环节，如果处理得不及时将演变为事故，就会对城市供电造成较大的影响，因此要认真对待。

参考文献

轻轨变电所意外事故应急处理方案 篇5

一、适用范围

轻轨一期工程沿线各变电所、西道口牵引降压变电所、南昌路牵引降压变电所、湖西路牵引降压变电所、车场牵引降压变电所、前进大街牵引降压变电所、控制中心降压变电所

二、执行人员及负责人

变电所值班人员、电力调度员、工务电务处长、安全处长

三、意外事故处理程序

1．发生火灾、爆炸或其他意外事故，应立即向控制中心调度、主管领导报告事故和现场情况，同时报警110、119、120，疏散现场其他工作人员，如有伤者，迅速抢救，疏散到安全位置。

2．发生火灾时，紧急切断事故点电源，应立即使用二氧化碳灭火器和干粉式灭火器灭火，电器设备失火不得使用水源灭火。

3．事故后果较小，处理完毕后，按电力调度指令恢复送电。

4．事故后果重大，灭火后要保护事故现场，协调配合相关部门调查，核实情况。

5．提交处理报告，给公司安全管理部门，分析事故原因及提出整改方案

四．应急救援消防设施

变电设备故障 篇6

关键词 供电工程;变电设备;故障处理方法

电力系统是否能够安全可靠的运行，直接关系到人民的生命安全和国家的经济发展。

变电所设备故障原因复杂，除了设备老化、质量不过关等原因之外，还有诸多不可控因素，如雷击等恶劣天气的影响，当然人为因素也是造成故障的主要原因，如工作人员不够认真负责，粗心大意。

变电站设备的故障处理方法浅析 篇7

近年来, 城市和农村的用电量急剧增加, 电力支持着工厂、学校、商场等的正常运转, 电力系统负荷越来越大, 大大小小的变电站已经遍布城市乡村的各个角落。然而, 变电站内各种电气设备错综复杂, 任何一点小小的故障都有可能会造成电力系统区域性的瘫痪, 这将会给工农业生产和生活带来巨大的不便, 及时准确地处理变电站工作中出现的各种问题是电力系统工作人员面临的巨大挑战。为保障变电站故障的顺利解决, 本文对一些比较常见的的故障进行分析, 并提出具体的应对方案。变电站常见问题错综复杂, 其中比较常见的有以下几种:首先, 工作过程中突然出现跳闸故障, 包括线路跳闸、主变开关跳闸等;其次, 电压、电流互感器内部短路等导致线路或元器件烧坏而造成故障;最后, 变压器故障、电容器损坏以及其它各种电气元件的损坏等也是不容忽视的。

2 变电站常见故障的原因简析

变电站故障往往给人们的生活、工作、学习等带来巨大的不便, 甚至会造成严重的经济损失。所以, 当变电站发生故障时, 工作人员必须尽快分析出原因并正确处理, 在最大程度上减少损失。变电站发生故障的原因多种多样, 比如器件损坏, 线路老化, 操作不当等。电压互感器故障原因可从以下方面考虑:首先根据变电器使用时间判断其本身是否为非合格产品, 排除产品自身的问题;其次要考虑电压的问题, 比如谐振过电压等。在变电站工作中电流互感器也常会发生一些故障, 原因很多, 现象也比较明显, 比如互感器自身温度过高, 可能会有烧焦的味道或有冒烟、电火花等现象, 这是由内部一次线圈或二次线圈内部线路老化或短路造成的;其次, 充油式设备漏油也是导致电流互感器故障的原因之一。此外, 断路器故障会直接影响变电站的运行, 断路器损坏经常表现为:内部有不正常的响动或有电火花放电等现象;漏油导致液位下降或漏气导致的压力降低而发出错误信号等。由于高压隔离开关的动触头和静触头装于室外, 长期经受雨雪侵蚀, 加上雾气和灰尘, 很容易使触头腐蚀, 从而导致触头接触时电阻过大而烧坏。三相合闸不到位是造成隔离开关故障的重要原因, 由于腐蚀、长时间未检修等造成的隔离开关故障在变电站工作中常有发生, 操作失误或机械、电气故障造成的隔离开关操控失灵等也是重要因素。

3 变电站设备的故障处理方法

3.1 电压互感器的故障处理方法

当电压互感器导致变电站故障时, 首先应检查熔断器和自动开关, 若是熔断器断掉或开关跳闸应立即更换熔断器或合上自动开关, 如果电压互感器再次出现相同的问题, 应立即检查互感器的二次回路。如果电流表没有显示, 表明互感器的二次回路可能出现了短路的问题;电压表指示错误或功率表指示错误表明出现问题的有可能是TV本身或者是二次回路, 应及时进行相应的处理;当发现互感器温度过高甚至灼伤器件时, 应立刻停止变电站的运行并立刻检查修复, 以防造成更大的损失。在变电站设备工作的过程中通常会因为一些环境因素或人为误操作等原因出现很多故障, 进而影响正常的工作运转。为了避免造成更大的损失, 在出现以下问题时应立即停止正在运行的设备:出现短路或线路老化造成的冒烟、烧焦等现象;互感器内部或线路与外部有杂声或有电火花等漏电现象;漏油速度快;熔断器连续烧坏或自动开关连续跳闸等。若这些问题没有及时检出而导致着火时, 应立即断掉电源开关并及时灭火。

3.2 电流互感器的故障处理方法

电流互感器发生故障一般来讲可分为两种:一种是电流互感器的本体损坏, 主要有线路老化导致温度过高进而有烟味或烧焦现象、出现电火花或放电声音、箱体损坏导致漏油、铁芯松动等。当出现以上现象时应迅速汇报调度, 减轻变电站的工作负荷并尽快处理。另一种是二次回路发生开路, 当出现这种故障时, 往往会伴随很多与本体故障时相同的现象, 比如温度过高, 有放电声音, 背部声音异常等。此外, 二次回路开路还有许多其他现象:仪表指示错误甚至烧毁、保护点电路烧坏、发生故障的地方电压过高等, 当出现这些现象时基本可确认二次回路故障, 这时解决方法是先确认开路的相别以及工作的负荷, 当故障点确认后将其短接;若无法实施短接, 应立即汇报停用电流互感器, 做好安全防护, 以免造成不必要的伤害或损失。

3.3 断路器故障解决方法

断路器是变电站和各个用电场所最常用的一种电气设备。在变电站工作过程中, 若断路器跳闸, 工作人员应立即将断路器停止工作的时间、报警信号等进行详细的记录, 并迅速展开检查, 确认断路器是否本身存在故障, 若一切正常, 则可恢复送电。若再次跳闸或拒绝强送, 甚至造成越级跳闸, 此时应停止强送, 并在恢复送电系统前保持原来的状态, 待查明原因后才能继续使用。如果断路器发生爆炸或者严重漏气等现象时, 工作人员应提示附近人勿要靠近, 必要时应采取防护服或防毒设备等措施, 并从上风处进行查看和维修。

3.4 隔离开关的故障处理方法

隔离开关又可称为隔离刀闸, 是变电站中与输送电线、断路器等安全器件相配合使用的关键元件。虽然隔离开关的结构简单, 但在变电站中的作用却是十分重要的。为了引起变电站工作人员和普通用电人员的重视, 也为了让大家对其有更加深刻得理解, 保证变电站各种用电设备安全的运行, 下面对隔离刀闸在变电站中常见的一些事故及解决方法进行介绍。首先是刀闸发热故障, 当刀闸壳体温度过高或出现电火花等现象时, 应判定其为刀闸发热故障。出现此种问题时应检查触头和导线线夹等接头部位是否接触不良, 根据隔离开关的结构原理, 检查顶端接头部位是否温度过高或刀口接触部位过热。当确定为这种故障时应立即调度汇报, 尽量减小变电站的工作负荷, 在解决问题的过程中根据实际情况采取相应的接线方式。其次是刀闸拒合故障, 主要包括电动机构故障和手动机构故障两种。电动机构故障时应先观察接电机是否转动、接触器是否正常等, 并调度汇报。无其他硬件问题时应检查电机是否缺相, 恢复三相电源即可继续正常供电。

4 总结

总的来说, 在变电站实际的工作中, 应以预防为主, 修复为辅。加强对变电站设备易损件和其他器件的维护和定时更换, 预测到可能出现的各种问题并给予有效的应对策略, 防患于未然才是变电站正常工作减少生产生活损失的关键所在, 也只有这样, 变电站才能安全稳定有效地运行。

摘要：本文主要介绍了变电站设备经常出现的故障, 深入地分析了出现这些故障的原因, 并在此基础上提出了切实有效的解决方法。这将为电力部门加强变电站设备的维护、抢修等工作提供良好的解决方案, 有效减少变电站设备故障抢修时间, 保障设备的正常运转。

关键词：变电站,故障,处理方法

参考文献

[1]张国芳, 张麟.关于变电运行故障分析及处理方法探讨[J].科技创新与应用, 2012.

变电站故障处理方案 篇8

关键词：变电站二次设备；故障处理；CT切换；跳闸误动

中图分类号：TM64 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）35-0092-02

电力系统主要由一次设备和二次设备组成，发电机、变压器、输配电线路、开关等设备是支撑系统运行的主体，属于一次设备，随着用电需求的增加，系统运行日益复杂，需用到二次设备对一次设备的工作状态实时进行监控调节，起到保护的作用，如继电保护、测量仪表、自动化装置等都属于二次设备。二次系统的运行状况直接关系着一次系统的安全，进而影响到整个电力系统的正常运行，鉴于其重要性，务必要加强其运行管理，及时解决其中可能出现的故障。

1 二次设备的运行管理

1.1 统一设备的命名

二次设备包括继电保护装置、测量仪表、通信设备等，数量较多，为方便管理，减少出错率，应将各项设备的名称加以规范统一，为操作票的编写提供便利。尤其是某些按阶段进行建设的变电站，在不同阶段，管理人员可能不同，给二次设备命名时也有着不一样的理解，很容易出现名称差异；某些设备原理相同，却类型各异，以至于命名并不统一，这就要求结合设备特点，按照一定的标准或规律对设备名称做统一规定，以提高操作人员的工作效率。

1.2 双重命名

在使用二次设备时，应对操作部件所在屏位名称进行核对，再核对部件名称，若核对完屏位，因某种原因而暂时停止操作，而恰好临近设备也有类似的操作部件，则重新操作时很容易出现跑错屏位的状况，以至于操作失误，引发事故。为避免这些不必要的事故发生，也为操作人员的核对提供方便，应实现设备部件的双重命名，而且需专人命名，当设备有更新时应随之进行适当的修正。

1.3 操作流程指示

二次设备数量较多，意义重大，为保证其作用充分发挥，需严格按照规定的流程进行操作，这就要求工作人员熟悉掌握每一项设备的操作流程及关键点。然而实际运行中，有些设备使用频率比较低，长时间不操作，可能会生疏，为此，可将操作流程及注意事项等内容以卡片的形式粘在设备上。由于信号较多，某些保护动作后可能会将记录遗漏，以至于对汇报工作造成影响，对此，可将信号表示为图片或文字粘在各种装置上，以便值班人员能够及时记录分析。

1.4 继电保护定值管理

因定值错误而酿成重大事故的实例频频发生，所以，必须要明确继电保护定制的重要性以及对电网安全的影响，对定值进行核对，确保其准确性，同时还应防止微机保护定值区设定错误，不同的线路保护定值区表示的含义也不相同，应将其内容明确分开，制成卡片挂在保护屏上，起到警示的作用，为操作人员核对提供方便。另外，还有一些情况，即线路保护由旁路保护代替，且每次都要对其保护定值进行核对，为提高工作效率及准确性，应将旁路定值专门制作成数据单，并确保数据排列和打印出来的定值顺序一致。

1.5 二次设备状态的检测

在长期使用中，设备性能必然会有所下降，加上周围环境的影响，以及人为操作等因素，某些部件可能会老化或损坏，以至于不能正常运行，从而影响到整个系统。因此，应保持每天对其状态进行检查，通常会在设备上挂状况检测卡，由专门的技术人员进行检查，并做好记录工作，将异常状况记录在卡上，一旦发现存在安全隐患，应及时消除。检查工作极为重要，为保证能够执行，可与考核挂钩。

1.6 CT切换部件

在实际操作中，往往需要进行CT切换，由于切换不合标准，或遗漏切换，很容易引发一些事故，这就要求操作人员必须深入了解CT切换部件的操作原理及其重要性，并熟悉掌握正确的切换方法。另外，为减少失误率，可在切换端子上将切换的方向做出明确标注，并指出操作顺序，加以提醒。如果有多余的短接螺丝，以及时清除，以免发生乱放的情况。还有一些不应切换的螺丝空洞，可借助薄塑料片进行封堵。

1.7 危险点预控

针对一些重要设备部件，或较为关键的步骤，在操作、验收中极有可能发生误跳、误动等现象，为保证操作的安全性，必须采取可行的预控措施，将其填入操作票备注中，对值班人员形成警示，进而能够正确操作，减少事故发生率。

1.8 熔丝配置

熔丝在变电站中发挥着重要作用，但由于型号数量繁杂，管理起来很有难度。首先，级差配置若不合理，易引起保护举动，进而造成大面积停电，为避免此类事故发生，应将熔丝的全部型号列表展示，根据图纸的要求对其配置等因素进行仔细核对；其次，长期使用中，熔丝可能会被氧化，使得性能有所降低，承载力减弱，以至于熔断，因此，应及时更换熔丝，通常会按照相关标准进行；此外，应加强对熔丝备品备件的管理，定期对全部熔丝进行检查，将出现的问题作好记录，以便日后分析。

2 二次设备的故障处理

某地一110 kV变电站担任着当地的输变电工作，在2013年10月23日运行时，变压器重瓦斯保护出口发生跳闸误动作，技术人员随即展开测试工作，结果显示其电压为106 V，经检查，是直流回路出现一点接地造成。变电站瓦斯保护采用的控制电缆越长，放电的容量就越大，一旦出现接地，电容两端的电压无法突变，易形成环流，从而导致保护误动作。

对此事故需采取有效的解决办法，从根本上考虑，应降低其阻值，需提高功率，可将保护出口的继电器更换成大功率的，如此一来，即便动作时间会受到一定的影响，也可在直流接地时有效地防止出口误动现象的发生，而且，动作电压值能控制在标准范围之内。该变电站更换了大功率的继电器后，进行相应的模拟试验，实际测得其动作时间为30 ms，实际电压为150 V，从理论上对新继电器两端的电压进行计算，为93 V，小于实测电压，计算分析结果和模拟试验结果相符。除了更换继电器，还应适当调整电缆的长度，尽量降低电容值，从而使继电器两端的电压有所减少。在该变电站中，将电缆电容值减半，Uckj为100 V时，可避免继电器出现误动作。

3 结 语

作为电力系统的重要组成部分，二次设备担负着保护一次设备的重任，与其运行状况密切相关，具有重大意义。为此，必须加强运行管理，确保二次设备始终处于良好的运行状态，一旦出现故障，应及时解决，并做好运行维护管理工作。

参考文献：

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