变电所常见故障处理毕业论文

1主题内容与适用范围 本导则适用于电压等级在35~220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备，如消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、并(串)联电抗器等。 对国并进口的油浸电力变压器及同类设备可参照本导则并按制造厂的规定执行。 本导则适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。 变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。 有载分接开关检修，按部颁DL/T574-95《有载分接开关运行维修导则》执行。 各网、省局可根据本导则要求，结合本地区具体情况作补充规定。 2引用标准 电力变压器 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB7251-87变压器油中溶解气体分析和判断导则 GBJ148-90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范 GB7665-87变压器油 DL/T572-95电力变压器运行规程 DL/T574-95有载分接开关运行维修导则 3检修周期及检修项目 检修周期 大修周期 一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。 箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。 在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。 运行中的变压器，当发现异常状碚或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。中华人民共和国电力工业部1995-06-29发布1995-11-01实施 小修周期 一般每年1次； 安装在2~3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。 附属装置的检修周期 保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。 变压器油泵(以下简称油泵)的解体检修：2级泵1~2年进行一次，4级泵2~3年进行一次。 变压器风扇(以下简称风扇)的解体检修，1~2年进行一次。 净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失 程度随时更换。 自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。 水冷却器的检修，1~2年进行一次。 套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。 检修项目 大修项目 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修； 绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修； 铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、压板及接地片的检修； 油箱及附件的检修，季括套管、吸湿器等； 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检朔； 安全保护装置的检修； 油保护装置的检修； 测温装置的校验； 操作控制箱的检修和试验； 无盛磁分接开关和有载分接开关的检修； 全部密封胶垫的更和组件试漏； 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 变压器油的处理或换油； 清扫油箱并进行喷涂油漆； 大修的试验和试运行。 小修项目 处理已发现的缺陷； 放出储油柜积污器中的污油； 检修油位计，调整油位； 检朔冷却装置：季括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束； 检修安全保持记装置：包括储油柜、压力释放阀(安全气道)、气体继电器、速动油压继电器等； 检修油保护装置； 检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等； 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试； 检查接地系统； 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油； 清扫油箱和附件，必要时进行补漆； 清扫并绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)； 按有关规程规定进行测量和试验。 临时检修项目 可视具体情况确定。 对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进 油箱机械强度的加强； 器身内部接地装置改为引并接地； 安全气道改为压力释放阀； 高速油泵改为低速油泵； 油位计的改进； 储油柜加装密封装置； 气体继电器加装波纹管接头。 4检修前的准备工作 查阅档案了解变压器的运行状况 运行中所发现的缺陷和异常(事故)情况，出口短路的次数和情况； 负载、温度和附属装置的运行情况； 查阅上次大修总结报告和技术档案； 查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况； 检查渗漏油部位并作出标记； 进行大修前的试验，确定附加检修项目。 编制大修工程技术、组织措施计划 其主要内容如下： 人员组织及分工； 施工项目及进度表； 特殊项目的施工方案； 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施； 主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表； 绘制必要的施工图。 施工场地要求 变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行； 施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容量、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。 5变压器的解体检修与组装 解体检修 办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。 部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀(或安全气道)、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。 排出全部油并进行处理。 拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见《有载分接开关运行维修导则》；拆卸中腰法兰或大盖宫接螺栓后吊钟罩(或器身)。 检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。 更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。 组装 装回钟罩(或器身)紧固螺栓后按规定注油。 适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。 安装冷却器等附属装置。 整体密封试验。 注油至规定定的油位线。 大修后进行电气和油的试验。 解体检修和组装时的注意事项。 拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。 拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。 冷却器、压力释放阀(或安全气道)、净油器及储油柜等中件拆下后，应用盖板密封、对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油(或采取其它防潮密封施)。 套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。 组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。 对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。 拆卸无盛磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置(或按制造厂的规定执行)。 组装后的变压器各零部件应完整无损。 认真做好现场记录工作。 检修中的起重和搬运 起重工作及注意事项 起重 荼应分工明确，专人指挥，并有统一信号； 根据变压器钟罩(或器身)的重要选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等； 起重前应先拆除影响起重工作的各种连接； 如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓； 起吊变压器整体或钟罩(器身)时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊； 起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套； 起吊或落回钟罩(或器身)时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳； 起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜； 起吊或落回钟罩(或器身)时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身； 当钟罩(或器身)因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施； 吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件； 采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。 搬运工作及注意事项 了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。 了解沿途架空电力线路、通信线路和其它障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。 变压器在厂(所)内搬运或较长距离搬运时，均应绑轧固定牢固，防止冲击震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15°，在短轴方向上不大于10°；如用专用托板(木排)牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h(或按制造厂说明书的规定)。 利用千斤顶升(或降)变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。 在使用千斤顶升(或降)变压器时，应随升(或降)随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升(或降)，应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终有专人照料。 变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚框；运搬大型变压器时，专用托板的下中应加设钢带保护，以增强其坚固性。 采用专用托板、滚框搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚框调整角度，防止滚杠弹出伤人。 为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。 采用滑全国纪录组牵引变压器时，工作人员和需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。 变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。 充氮搬运的变压器，应装有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始终保持正压，氮气压力应保持，露点应在-35℃以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不低于。 (2005-06-25)整体组装 整体组装前的准备工作和要求 组装前应彻底清理冷却器(散热器)，储油柜，压力释放阀(安全气道)，油管，升高座，套管及所有组、部件。用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。 所附属的油、水管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。 油管路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。 安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。 有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管或高座及压力释放阀(或安全气道)升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。 准备好全套密封胶垫和密封胶。 准备好合格的变压器油。 将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗干净，以去除油管内的脱模剂。 组装 装回钟罩(或器身)； 安装组件时，应按制造厂的“发装使用说明书”规定进行； 油箱顶部若有定位件，应按并形尺寸图及技术要求进行定位和密封； 制造时无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度； 变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲； 对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲； 在装套管前必须检查无盛磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上； 各温度计座内应注以变压器油； 按照变压器外形尺寸图(装配图)组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀(安全气道)可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。 排油和注油 排油和注油的一般规定 检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。 排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。 储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱内的变压器油全部放出。 有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出。 强油水冷变压器，在注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的塞子关闭。 可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀让安装抽空管，有载分接开关与本体应安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。 向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机(220kV变压器宜用真空滤油机)。 图1真空注油连接示意图 1-油罐；2，4，9，10-阀门；3-压力滤油机或真空滤油机；5-变压器；6-真空计；7-逆止阀；8-真空泵 真空注油 220kV变压器必须进行真空注油，其它奕坟器有条件时也应采用直空注油，真空注油应遵守制造厂规定，或按下述方法进行，其连接图见图1。 通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。 操作方法： 以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2h后，开始向变压器油箱内注油(一般抽空时间=1/3~1/2暴露空气时间)，注油温度宜略高于器身温度； 以3~5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽夫空保持4h以上； 变压器补油：变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁以下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。 胶囊式储油柜的补油 进行胶囊排气：打开储油柜上部排气孔，由注油管将油注满储油柜，直至排气孔出油，再关闭注油管和排气孔； 从变压器下部油门排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，至油位计指示正常油位为止。 隔膜式储油柜的补油 注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除再关闭放气塞； 由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，再次打开放气塞充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止，经反复调整达到指定油位； 发现储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应用排气阀进行排气； 正常油位低时的补油，利用集气盒下部的注油管接至滤油机，向储油柜内注油，注油过中发现集气盒中有空气时应停止注油，打开排气管的阀门向外排气，如此反复进行，直至储油柜油位达到要求为止。 油位计带有小胶带时储油柜的注油 变压器大修后储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶带，以便将囊中空气全部排出； 打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量(看到油有内油位即可)，然后关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。 整体密封试验 变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下： 静油柱压力法：220kV变压器油柱高度3m，加压时间24h；35~110kV变压器油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从拱顶(或箱盖)算起。 充油加压法：加油压时间12h，应无渗漏和损伤。 变压器油处理 一般要求 大修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合GB7665-87规定； 注油后，应从变压器底部放油阀(塞)采取油样进行化验与色谱分析； 根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油； 注入套管内的变压器油亦应符合GB7665-87规定； 补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。 压力滤油 采用压力式滤油机过滤油中的水分和杂质；为提高滤油速度和质量，可将油加温至50~60℃。 滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机及滤网是否清洁，极板内是否装有经干燥的滤油纸，转动方向是否正确，外壳有无接地，压力表指示是否正确。 启动员滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。 滤油机压力一般为，最大不超过

牵引变电所是牵引供电系统的可靠动力，牵引变电所一旦发生故障，迫使行车中断或运输能力下降，直接影响着运输生产，为了在发生事故后能尽快处理，恢复送电。根据兄弟站段二十多年的运行经验，结合西康线特点，现制定出变电所各类故障判断和应急处理方案。望各所结合现场实际情况，比照执行！ 一、处理故障的原则 1、故障处理及事故抢修，要遵循“先通后复”的原则。有备用设备，首先考虑先投备用，采用简便、易行、正确、可行的方案，沉着、冷静、迅速、果断地进行处理和事故抢修，以最快的速度设法先行送电。然后通知有关部门再修复或更换故障设备，恢复正常运行状态。 2、故障处理及事故抢修，由当班值班员或所长任事故抢修总指挥，其余人员则任组员，服从指挥。指挥长在处理事故前应简要向组员说明抢修方案，其余人员有不同见解，可当场提出，指挥长可适当考虑。 二、故障判断的一般方法步骤 1、一般方法： 西康线主要开关投撤为远动操作，且主变电器、主断路器馈线开关为100%备用。因此，要求各变电所值班人员根据指示仪表、灯光显示、事故报告单，以及设备巡视、外观等情况，综合分析判断。 2、一般步骤 ⑴、根据断路器的位置指示灯，确定是哪台断路器跳闸。 ⑵、根据继电保护装置动作指示灯显示，或信号继电器的掉牌及事故报告单确定是哪个设备的哪套保护动作。 ⑶、根据事故报告单及继电保护范围，推判出故障范围，明确是所内故障，还是所外故障。 ⑷、结合设备外观检查情况，确定故障设备是否需要退出，否则投入备用设备。 三、常见故障的应急处理方案 1、馈线自动跳闸、且重合成功 如果变电所某馈线开关跳闸且重合成功时，可按以下顺序进行： 确认跳闸断路器及各种信号。 ⑴、确认哪台开关跳闸。 ⑵、确认开关跳闸时间。 ⑶、确认跳闸断路器，哪个保护动作，重合闸是否启动，故测仪，短路电流，故测仪指示公里数，（汇报以故测仪报告单为准，63型保护报告单可做参照）。 向供电调度汇报，根据电调命令执行。 复归其它信号。 巡视相关设备，并将有关情况做好记录。 按有关规定及时向段生产调度汇报跳闸记录。 2、馈线自动跳闸且重合失败（或重合闸未启动）： 按执行。 如实向供电调度汇报，并要说明是重合失败，还是重合闸未启动，认真严格执行电调命令，并且恢复相应信号。 根据电调命令，依据信号提示及故障电流，以及设备巡视情况，正确迅速判断是所内故障，还是所外故障，并及时向供电调度和段生产调度汇报。 如果是所外故障，要做好随时投运送电的各项准备工作，严格执行电调命令，认真监视仪表。 如果是所内一次设备故障，依据相关规定，根据其具体实际情况，做出具体的临时处理方案，并经电调同意后，方可实施，对有备用设备而事故难于一时处理，应首先考虑撤除事故设备，而投入备用设备，尽快恢复供电。 如果是所内二次设备故障，且一时难于处理或难于查找的故障，根据我段实际情况，开关目前100%备用，保护为100%备用，因而撤除原故障设备以及相关的保护，投入备用系统及相应保护，迅速恢复供电。 如果重合闸未启动，向供电调度汇报后，巡视与跳闸馈线相关设备，正常后向供电调度汇报。在供电调度指挥下执行强送命令，并注意监视仪表，确认是否是永久故障，还是瞬时故障，如果是永久故障则按执行。若为瞬时故障则按执行。 恢复送电后，巡视设备，并将有关情况做好记录。 向段生产调度汇报有关情况。 3、馈线断路器故障应急措施 馈线断路器，拒动或误动。 检查相关二次设备，保护、信号回路是否正常，有无短接和接地现象。 检查直流系统，电压是否稳定正常，绝缘是否良好，有无接地现象。 确认在开关动作时，是否误操作，或操作正确时线路是否有故障。 在、、均正常情况下，方可认为是断路器故障。 在短时不能排除故障情况下，向供电调度申请，并经供电调度同意后，方可撤除故障断路器及相关设备和保护装置，并拔掉相应保险，投送另一条备用断路器及保护，辅助设备改变运行方式，迅速恢复供电。 送电后,巡视设备，并将有关情况做好记录。 向段调度及相关股室汇报事故情况。 4、110KV少油断路器故障应急措施 根据电调命令合上110KV少油断路器时，发现烧毁合闸线圈、合闸保险甚至击穿保险底座，造成直流接地，给出直流接地信号。 液压操作机构打压装置异常，压力保持不住，液压机构渗油不能保证断路器合闸。 如果发生以上两种情况，应立即向供电调度汇报，并申请改变运行方式，经供电调度同意后，按有关倒闸作业程序撤除事故断路器和保护装置，并拔掉相应的保险。在投送另一台主变及断路器之前，必须检查其保护装置和相应的保险是否良好后，严格按供电调度命令和倒闸程序进行倒闸，尽快恢复送电。 5、馈线隔离开关的事故应急处理 接触部分过热、发热、发红、熔焊现象时应及时向供电调度汇报，根据具体情况，采取停电后临时处理。 馈线隔离开关在引线处烧断，应及时向供电调度汇报事故概况，经供电调度同意后，在做好安全措施的前提下，用同型号（或载流量相同）的导线和线夹将烧断的接通，并尽快送电。等有停电点时再更换整个引线。 馈线隔离开关电动操作失灵，将盘上转换开关打至单独位，操作机构箱开关打至手动位，进行手动操作，并将具体情况汇报供电调度及段生产调度，在停电时进行相应处理。 隔离开关瓷柱破损、裂纹、放电严重，爆炸时,根据设备具体情况，若放电不严重时,可暂时不停电，必须加强巡视、观察。并向供电调度和段生产调度汇报，做好随时抢修的准备，等有停电点，进行更换处理，若放电严重造成直接接地，必须向供电调度和段生产调度说明情况，经供电调度同意后，在做好安全措施的前提下，将爆炸瓷柱拆除掉。并将两引线用线夹按规定连接在一起、尽快供电。加强巡视、观察等有停电点时再更换、恢复正常运行。 6、并补电容补偿装置故障。 并补电容保护动作，各种信号显示正常，向供电调度汇报具体情况，若不是装置本身原因造成跳闸则立即投入并补，若是装置本身原因造成跳闸则向供电调度申请经供电调度同意后，撤除并补装置，并根据信号显示，查找原因并处理。 并补电容装置电容击穿、电容器烧损或放电线圈二次线烧断。应及时向供电调度汇报，撤除并补装置，在不影响供电的前提下，进行更换处理，并向段生产调度汇报情况。 7、穿墙套管击穿 穿墙套管击穿、爆炸，首先向供电调度如实汇报，经供电调度同意后，在能改变运行方式不影响供电的前提下，先改变运行方式，尽快供电。然后，根据电调命令，撤除故障穿墙套管的断路器，并做好安全措施，进行穿墙套管的更换，尽快使设备达到正常运行方式；若其不能，则考虑将故障穿墙套管所在进线或馈线断路器小车拉出，并断开与其相连的隔离开关，使击穿的穿墙套管处于隔离状态；在做好安全措施的前提下，根据实际情况，从两供电线相距较近且容易接线处将两供电线短接，先行送电，等有停电点后在更换穿墙套管，恢复设备运行状态。 8、高压室硬母线支持绝缘子击穿 高压室内支持绝缘子因表面脏污、裂纹，釉质老化等，使绝缘降低引起绝缘件闪络，若是轻微放电、闪络，应对其表面进行清扫或涂以快干型有机硅树脂。以提高其绝缘水平，然后，经供电调度同意下可强送，并加强设备巡视、观察。 如果母线支持瓷瓶因误操作或因潮湿，湿闪严重烧伤或者爆炸，应在不影响母线与接地部分之间安全距离的条件下，拆掉其严重烧伤或爆炸的绝缘件，尽快恢复送电，加强巡视等有停电点，再安装支持瓷瓶，恢复正常运行状态。 如果室内隔离开关支持瓷瓶严重烧伤或爆炸时，在不影响开关带电部分与接地距离的条件下，应砸掉严重烧伤绝缘件，用手动使开关良好接触，恢复送电。等到条件许可后再申请停电处理。并加强巡视。 无论哪种原因，必须向供电调度和段生产调度如实汇报，随时保持联系。 9、直流系统故障 蓄电池组故障： 应首先将蓄电池组退出运行，利用充电机独立向直流母线供电。值班人员必须向供电调度和段生产调度说明情况，迅速查明原因，进行相应处理，然后立即将蓄电池组投入，恢复正常浮充状态。在此期间，值班人员加强巡视、检测，并了解清楚，此时为不正常运行状态，一旦发生交流失压，则各种信号无法显示，故障打印无法进行。若出现变电所近点短路，造成直流母线电压过低，开关拒动，值班人员应迅速采用手动，将馈线开关断开。 交流自用电系统故障或失压： 交流自用电系统故障或失压，硅整流充电装置将失去电源而无法工作，则此时无法向蓄电池充电，由蓄电池组完全承担直流母线上的负荷，值班人员应通过调节蓄电池电压调节手柄位置，来维持直流母线水平。 四、安全 1、一切作业必须有供电调度命令，严禁无令操作，臆测行事。 2、一切作业均应做好安全措施，确保人生安全和设备正常运行。 3、在作业过程中，若发现危机人身安全和设备安全，应果断中断作业后，方可向供电调度汇报。 4、在设备异常情况下，值班人员应加强设备巡视，认真细致的监视各类仪表，及信号显示，若发现新问题及时汇报、及时处理。 5、事故情况不可能如上单一，各所应根据具体情况参照执行，切忌生搬硬套。

【摘 要】本文就变电运行常见故障进行分析，并就处理方法做了论述。【关键词】变电运行；故障；处理措施1、一般故障变电所常见的一般故障主要有系统接地、PT保险熔断、谐振、断线等故障。在不直接接地和经消弧线圈接地的小电流接地系统中，发生这四种故障时，中央信号都会发出“10(35kV)系统接地”光字牌或报文。这是因为在小电流接地系统的母线辅助线圈的开口三角接有电压继电器，系统三相平衡运行时开口三角电压近于零。当发生系统接地、高压保险熔断、铁磁谐振、系统断线时，三相电压不平衡，当开口三角电压达到整定值时，电压继电器动作，发接地信号。因此,仅以光字牌或报文还不能断定故障的性质，还应结合其他现象来判断。当有一相或两相电压为零，其他两相或一相为相电压者为高压保险熔断；当有一相降低或为零，另两相超过相电压而小于等于线电压者为接地；当有一相降低，两相升高达到线电压或三相都超过相电压且有摆动者为谐振；当有一相升高，另两相降低时为线路断线。 针对不同故障应采取不同处理方法。判断接地要巡视一次设备，应检查母线及连接设备、变压器有无异常，设备瓷质部分有无损坏，有无放电闪络，设备上有无落物，有无小动物及外力破坏，有无断线接地，检查互感器、避雷器、电缆头有无击穿损坏等。如经检查，站内设备无异常，则有可能是某一线路有故障，而其接地故障保护失灵，应用瞬停的方法，查明故障线路；判断保险熔断要检查二次电压，以判定是否是高压保险熔断；判断为谐振，就要通过瞬间改变设备的运行方式来消除谐振，比如用瞬时并列或解列、瞬时拉合空载线路的开关等方法;如果判断为线路断线则立即汇报调度，及时安排查线。 2、跳闸故障 主变开关跳闸： 根据断路器的跳合位置、保护的动作掉牌或信号、事件记录器的指示及负荷状况等，判断是否为变压器故障跳闸，并向调度汇报；检查变压器跳闸前的负荷、油位、油温、油色，变压器有无喷油、冒烟，瓷套有无闪络、破裂，压力释放阀是否动作或其它明显的故障迹象；检查站用电的切换是否正常，直流系统是否正常，分析故障录波的波形和微机保护打印报告。变压器的主保护同时动作跳闸，未查明原因和消除故障之前不得强送；变压器的瓦斯或差动保护动作跳闸经检查判明不是变压器内部故障而属于保护误动时，在系统急需时可以强送一次；变压器后备过流保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，一般可以对变压器试送一次。 瓦斯保护动作 瓦斯保护动作的原因有:变压器内部发生故障；二次回路故障;呼吸器堵塞后突然冲开;外部发生穿越性短路故障或变压器附近有较强的振动。因此一旦发生瓦斯保护动作，要重点检查变压器本身有无着火、变形;检查变压器差动保护是否掉牌;检查压力释放阀是否动作、喷油;检查呼吸器是否喷油；检查油位、油温、油色等情况。通过以上检查，未发现任何故障象征，可判定瓦斯保护动作为二次回路因短路或接地等的误动。 差动保护动作 差动保护动作的原因有:变压器及其套管引出线，各侧差动电流互感器以内的一次设备故障;变压器内部发生故障；差动电流互感器开路或由于电流回路极性接错等，差动保护范围内以外故障造成差动保护误动作。一次设备的检查范围为主变三侧差动CT 间瓷质部分是否完整，有无闪络放电痕迹；变压器及各侧断路器、隔离开关、避雷器、绝缘子等有无接地短路现象，有无异物落在设备上。若差动保护动作的同时，瓦斯保护也动作，说明是变压器内部故障，故障不消除，不得将变压器投入运行；若检查是差动保护范围内故障，应设法修复故障设备，恢复变压器的运行；若检查是差动保护范围外故障，应对差动保护误动作的原因进行检查，重点是电流互感器二次回路；如果检查结果是主变和差动区都无异常，可以判断为保护误动。 主变后备保护动作单侧开关跳闸 主变三侧，某一侧过流等后备保护动作，单侧开关跳闸有三种情况:母线故障或母差保护拒动、越级跳闸、开关误动。具体是哪一种情况要通过对二次侧和一次设备检查来分析判断。当主变三侧，某一侧过流等后备保护动作，可通过检查保护动作情况和对站内设备的检查进行初步的判断。检查保护时，不仅要检查主变的保护还要检查线路的保护是否同时动作。主变保护和线路保护同时动作，线路开关拒动的，这种故障容易判断。开关因机械原因拒动的故障处理较为简单，先手动断开开关，再拉开两侧刀闸，然后恢复其他设备送电。对于是母线故障还是线路故障因保护拒动而越级的故障,要通过对设备的检查进行判断。检查二次设备时，重点检查所有设备的保护压板是否有漏投的；检查所有设备的保护是否有异常报警；检查线路开关操作直流电源开关是否有断开的；检查故障录波器。检查一次设备，重点检查站内的主变某一侧过流保护区，即从主变相应侧主CT 至母线，至所有母线连接的设备,再至线路出口。 主变后备保护动作三侧开关跳闸 主变后备保护动作三侧开关跳闸原因：①主变主保护范围内短路而主保护拒动；②主变中低压侧后备保护范围内短路而后备保护拒动或开关拒动；③保护误动；④主变电源侧母线故障而母差保护拒动。主变后备保护动作三侧开关跳闸后检查二次设备时，重点检查所有设备的保护动作情况；所有设备的保护压板是否有漏投的;检查开关操作直流电源开关是否有断开的；检查故障录波器。检查一次设备，重点检查站内的主变中、低压侧过流保护区，还应该检查主变主保护范围内是否故障，并检查缩小故障范围，注意主变中性点及母差保护方式变更。 3、线路跳闸 线路跳闸应认真检查保护及自动装置动作情况，检查故障录波器动作情况，检查断路器的三相位置、油位、油色及有无喷油等异常现象。线路跳闸后，自动重合闸动作但未重合成功，或者未动作，或者无自动重合闸，都要手动强送一次。强送时应考虑:①正确选取强送端，一般采用大电源侧进行强送；②强送的开关及其速动保护完好，系统保护的配合应协调；③改变接线，使对电压波动反应灵敏的用户远离强送电端；④超高压长线路为防止末端电压升高，降低强送电端电压，如果线路上有电抗器时应带电抗器强送。变电站可根据故障录波器判明故障地点和故障性质。线路故障时，如伴有明显的故障现象，如火光、爆炸及系统振荡等，不应马上强送，需检查设备并消除振荡后再考虑强送。一般情况下单电源线路，系统稳定无特殊要求并且受端用户允许者可不与调度联系，跳闸后立即强送。此外均需与调度联系后强送。凡是有带电作业的线路跳闸，调度必须与作业负责人联系，取得允许后方可强送。充电运行的输电线路、全电缆线路、断路器遮断容量不够、断路器事故跳闸次数累计超过规定的，跳闸后一般不能强送电。安全稳定联切装置或低周减载装置动作跳闸的断路器也不得试送。 因而，作为一名合格的运行人员，正确快速判断处理设备和系统故障是必备的技能之一。只有掌握了这些技能，才能使我们的电力系统永葆安全与稳定。 4、结束语 对变电运行故障及处理方法的分析，针对电力设备和电力系统在运行中常常会发生各种异常现象或事故，提出科学正确及时处理问题，希望对今后变电运行故障及处理方法研究能够有所帮助。