110kV变电站运行常见故障及防控措施刘婷婷

110kV变电站运行常见故障及防控措施刘婷婷

刘婷婷

（贺州市桂源水利电业有限公司广西贺州542800）

摘要：随着社会经济的不断发展，对于电能需求不断增加，保证供电稳定成为电力企业经营管理的重要内容，110kV供电是电力结构中十分重要的一部分，为确保变电站设备安全正常运行，必须加强变电站运行过程中出现的故障分析及防控，切实保障供电水平。

关键词：110kV变电站；故障分析；防控措施

电力资源在社会经济发展和居民日常生活中扮演着重要的角色。与此同时，电力行业也是高危行业，在电力系统的设计施工、安装操作、调度和维护过程中，面临着各种各样的问题，一旦发生安全事故，将带来不可估量的后果。变电站是转换、输送和承载电能及电力负荷的中转环节，拥有着众多的耗能设备，是电力企业中最重要的组成部分。变电站将各电压等级的电力电网连接在一起，保障电力线路的正常稳定运行。在变电站设备运行过程中，要严格按照规范标准操作，提升安全意识。必须加强运行责任管理，针对可能发生的故障做出预防性处理，遇到故障要及时应对处理以降低损失。

一、变电站的类型

变电站大致分为三种类型：降压变电站、升压变电站以及分配变电站三种。降压变电站指的是：把电网传输过程中进入变电站的高压进行降压，使其成为正常所需要的电压，再输送给电力分配站；分配变电站指的是：电网主线将电压分给指的变电站中，此变电站可以和降压变电站产生整体反应；升压变电站大多存在于电厂当中，需要将新生产出来的电压进行增高，然后分配给需要的指定电网当中。本人所工作的变电站为降压变电站，110kV母线为双母线结线方式，其进线有110kV黄城线、西西线、西河I线，西河II线。35kV母线为单母结线方式，由#1、#2主变供电。10kV母线为单母分段结线方式，由#1、#2主变供电。变电站由两台SSZ11-50000/110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/11型号的变压器供电。

二、110kV变电站运行故障问题分析

（一）变压器常见故障分析

1、变压器故障主要分为四类变压器油箱内部发生故障、变压器油箱外部发生故障、变压器油质变坏以及变压器发出异常响声。（1）变压器油箱内部故障，如发生匝间短路、相间短路、油面过低造成短路以及绕组接地等情况。（2）变压器油箱外部故障，绝缘套管因老化等原因破损等原因引发接地短路、中性点接地或间短路等故障导致过电流。（3）变压器内部绝缘损坏从而形成局部放电，促使油质分解。另一方面是绝缘层破损形成局部短路，造成高温环境，使油质过分氧化。（4）变压器发出异常响声现象，通常是由于变压器贴片厚度不均或期间进入杂质亦或其铁芯的紧固件松动等原因引发。

2、对变压器日常巡视：套管外部无破损裂纹，无严重油污，无放电痕迹及其它异常现象变压器音响正常；各冷却器手感温度应相近；吸湿器完好，吸附剂干燥无变色；引线接头，电缆、母线应无发热迹象；压力释放器或安全气道及防爆膜应完好；有分接开关的分接位置及电源指示应正常；气体继电器内无气体；各控制箱、二次端子箱应开启灵活、关闭严密，无受潮；永久性接地无松动、断裂、锈蚀；卵石层应清洁，变压器基础构架无下沉断裂。

3、对变压器保护动作处理：

A.过负荷处理：一般情况下变压器不允许过负荷，如必须过负荷时，须经主管领导批准并加强监视。监视变压器上层油温不得超过85℃，最大温升不得超过55℃。

B.轻瓦斯动作信号处理方法：

恢复音响信号，检查信号动作情况，汇报调度；检查变压器响声，温度计指示及油色变化情况；用针管取气法，鉴定气体性质，同时将气、油样送有关单位化验。

取气时严禁在瓦斯继电器放气阀处点火。气体性质如下：

气体性质故障种类

无色无味变压器进入空气

微黄色不燃木质绝缘损坏

浅灰色带强烈臭味可燃纸和纸板故障

灰色和显色易燃绝缘油故障

如经检查气体是空气，变压器仍可继续运行，但应注意监视瓦斯继电器动作情况，若动作信号时间逐次缩短，应请示调度退出变压器运行，检查故障变压器动作原因。如气体表明内部故障绝缘损坏应调整负荷，若油门关闭造成信号动作，应停用瓦斯跳闸保护，开启油门。检查瓦斯继电器通向油枕的阀门是否关闭，停用故障变压器。如检查确是瓦斯回路故障，结线盒或继电器本身故障，应通知变电检修人员前来处理。

C.重瓦斯动作跳闸处理方法：

恢复音响、信号，查看保护动作情况，记录故障时间，汇报调度。检查故障变压器油色，温度，防爆管有无破裂和喷油。用针筒取气法鉴定气体性质，并留出气体、油样做色谱分析。如经检查判断是变压器内部故障时，汇报调度，做好安全措施，通知有关领导。若检查无气体，可能是瓦斯跳闸回路有故障，通知变电检修班人员前来处理。如果地震或其它原因引起的瓦斯保护误跳闸，其它保护未动，检查确认变压器无异常，可请示调度退出瓦斯跳闸保护，恢复变压器运行。

D.差动保护动作处理方法：

恢复音响、信号，检查保护动作情况，记录时间汇报调度。

注意监视主变负荷情况，若变压器过负荷，可请示调度将负荷调出一部分。检查故障变压器差动CT范围内设备有无明显故障，变压器温度油色变化情况，瓦斯继电器内有无气体，防爆管有无破裂和喷油。经检查未发现明显故障点时，应做好安全措施，通知有关领导。检查设备无异状时，应了解在保护动作时，系统及用户有无故障，如差动保护误动作，应通知变电检修人员前来处理。

（二）电压互感器常见故障分析

电压互感器的运行质量直接影响到变电站的供电质量，其故障设备一般为内部的电磁单元、电容器、绝缘单元。第一电磁单元故障两个原因：（1）当电压互感器的运行环境湿度大，电磁单元绕组阻性会因其受潮而改变，进而导致电压互感器不能正常运转；（2）电磁单元质量不合格，由于生产工艺水平低、安装不当等，使得电磁单元容易被损坏，导致电压互感器出现故障。第二电容器故障主要是分压电容未达其电压负载的标准值（110kV变电站其标准值为20kV），原因可以分为两方面：（1）油封出现渗油或受潮。当油封渗油时，内部温度急剧升高，内部构件在高温下损坏导致故障。当油封受潮时，互感器内部的介质和电压会被严重干扰，使电容器的容量下降；（2）电容器一次绕组末端连接点损坏或未设置，使电容器出现放电和悬浮电压状况，引起事故。第三绝缘单元故障至使互感器损坏，类绝缘单元是电磁单元和电容器两设备之间的保护装置。对设备进行定期的检修和维护，是保障人员安全及设备稳定的必要措施。存在于电容器和电磁单元间的电压促使绝缘单元老化，从而减弱对二者的保护作用引发故障，因此运维人员必须提定期进行检修及维护。当发生高压保险及二次保险连续熔断二次，而所用保险符合规定。互感器内部发出臭味或冒烟溢油。内部有火花放电声且伴随接地有异常声音。外壳、分接头过热超过70℃。瓷质部分有裂纹且有弧光放电。这些情况时应停用故障互感器，记录好时间及负荷情况，并通知变电检修人员前来检查。

（三）断路器常见故障分析

本站断路器有六氟化硫断路器，真空断路器两种。

1、断路器日常巡视发现以下情况时，应立即查明原因，汇报调度及有关领导，断开本身断路器，拉开两侧刀闸，如断路器本身有故障不能断合时，应断开上级电源断路器：套管有较大裂纹，有弧光放电。内部有连续的火花放电声（可能是开关接触不良或套管CT二次开路）接头发热在70℃以上．断路器本体大量漏油，油位显著下降。运行中的断路器自动喷油。断路器断开故障后，内部冒烟着火。电源侧套管有弧光放电，应断开上一级电源。断路器因大量漏油，从油标上看不到油位时，应立即取下该断路器的控制保险，并采取防止手动跳闸的措施，设法制止漏油，通知检修人员前来处理。

2、断路器常见运行故障：断路器拒绝合闸；断路器拒绝跳闸；线路断路器自动跳闸，断路器跳闸原因不明等。当发合闸指令时，断路器位置指示不发生变化应检查测控单元模块面板各指示灯是否正常。如通讯指示灯不亮，可能模块与电脑监控通讯不正常。改远控操作为近控操作。检查机构是否已储能，若未储能，检查储能电源是否正常，若储能电源正常，可能是储能电机烧坏或电机控制回路有故障，若已储能，可能是机构故障、铁芯未返回或控制回路有故障，通知变电检修人员前来处理。当合闸时合闸电流冲击很大，且马上跳闸，说明线路有故障跳闸，按开关自动跳闸处理，汇报调度及有关领导。若不是保护动作跳闸，应检查直流电压是否过低。调整直流电压再合闸，若仍合不上时，检查跳闸铁芯是否复归。若经检查回路正常，可能是机构挂不牢造成，可拉开两侧刀闸，合闸检查机构情况，并设法消除，及时通知变电检修人员前来处理。

（四）变电站母线故障

在变电站的日常维护管理过程中，一定要重视母线的运行情况。母线是变电站输送电能的主导线，通过这条主导线，能够将变压器产生的电能送到千家万户。母线的故障问题主要是与其连接设备的断开故障，一旦母线断开，将导致变电站设备体系受到损害，甚至危及整个电网的安全。母线故障的原因主要有：电压互感器故障、维修人员操作时导致电路电弧、母线和断电器间的电流互感器故障、非母线设备故障（放电、爆炸）影响母线设备。

（五）线路故障

变电站中的线路主要承担接收和输送电能的职责，输电时变压器先将电能升压，再经过断路器等控制设备与线路连接，实现电能的传递。如果线路出现故障，则将直接导致输电系统的崩溃，使变电站功能瘫痪。变电站的线路故障主要表现为短路和断路。短路是指电位不同的两端连接，线路局部短路，从而使电流直接流过，导致线路损坏烧毁，严重时还会导致火灾。断路则是指由于某些环节非正常工作，或者由于外界物理因素导致的线路中断，使得电流无法输送。在变电站运行过程中，最重要的是对周边可视线路的检查巡视工作，利用红外测温、熄灯巡视等方法发现外界可能存在的线路故障。如果发现线路故障造成变电站运行停止，要及时做好参数和实际情况的记录以及汇报工作。初次汇报前要针对故障时间、采取操作、跳闸开关等情况进行详细记录；详细事故汇报前要对实际操作情况、故障电流、保护测距和涉及的设备运行情况都进行详细描写。

三、110kV变电站运行故障问题的防范措施

（一）电压互感器常见故障防控措施

电压互感器发生的故障基本在设备内部，需要采用经验法和仪器检查法相结合对实际状况进行排查。设备质量问题是首要关心问题，应先检查每个设备单元各组件的合格情况。其次电压互感器引线是否破损，如果破损互感器内电压会持续上升导致电压失衡。再次检查防雷措施是否得当，避免出现避雷设备被击穿，造成损坏。最后还应考虑防潮散热维护工作是否到位。工作人员结合以往经验排除干扰因素后，确定大体故障位置应使用红外热成像仪详细了解设备内部受损元件情况及位置，以便对其进行准确维修。

（二）变压器常见故障防控措施

变电站运维人员对变压器的维护工作应从以下几方面入手，缩短巡视维护周期，及时发现异常，随时观测油温情况，检查变电站冷却系统是否正常投入使用，以免造成油箱内压力过高、油温上升。当变压器温度持续上升时，应检查其负载是否存在较大变化，若存在超负荷运行，可以降低负荷或负荷转移或分散到其他变电站。如遇特殊情况，变电站负荷加重，此时需巡检人员增加巡检和维护次数，及时呈报电力调度报告，及时作出应对措施。检修时的检定与试验要按规定进行，对不合格项，分析产生原因，做好防护措施确保设备安全稳定的运行。

（三）改善110kV变电站自动化程度

随着科学技术的快速发展，110kV变电站逐渐融入自动化技术，在系统控制方面则是由断路器和刀闸进行控制检查。自动化变电系统在建设过程中也同样出现了许多问题，主要是由于安装和质量不合格产生的，所在建立110kV自动化系统时，必须要在保证设备质量的前提下进行，安装方面一定要仔细。另外，随着变电站自动化系统的日益完善，且功能多样化，运行模式相对新颖，因此110kV变电站需要保证常规的特点，还需要确保自动化系统的质量。

（四）改善变电站的设计和管理力度

在110kV变电站自动化系统设计当中，要有计划的布点、容量和半径方面进行科学合理的设计，并且在设计当中也要考虑后续的可持续发展、系统升级，给未来的系统升级留出空间。在二次110kV自动化系统设计时，应当保证变电站系统的主变温度、母线和电流在显示方面的方便快捷，有利于变电站工作人员进行检查工作提供控制便利的条件。相关的管理人员应当以身作则肩负起监管的责任，亲自检查110kV自动化变电站，一旦发生故障问题应当及时处理，日常工作当中也应当督促好员工的工作态度，防止突发事故的发生。

随着科学技术的发展，人民生活水平的提高，对电力需求量越发增大，电力系统所出现的每一个细小的问题或者改善都能对整个电力系统产生巨大的影响。因此，变电站所有的工作人员都应当与时俱进，仔细研究110kV变电站所出现的各类问题，进行归纳总结，做出有效的改善，规避可能出现的故障，有防患意识，明确相应的处理措施，为人民生活谋取更多、更大的福利。

参考文献：

[1]朱桂如.解析110kV变电站变压器的运行及其维护[J].通讯世界，2018（11）

[2]郭志敏.变电站运行中故障的产生原因及维护方法[J].技术与市场，2018，25（10）

[3]徐辉.110kV变电站电压互感器常见故障与处理对策[J].中国新技术新产品，2018（19）