500 kV 變電設備運行故障及處理措施

吳雄才

(超高壓輸電公司梧州局，廣西 梧州543002)

1 500 kV 變壓器運行故障及處理措施

500 kV 變壓器的故障主要分為內部故障和外部故障這兩種［1］。

1.1 變壓器過熱及處理措施

1.1.1 主要過熱原因

1)引線故障。

2)變壓器出現(xiàn)漏磁現(xiàn)象。

3)繞組溫度過高。

4)內部殘留物導致局部過熱。

1.1.2 主要處理措施1)將變壓器低壓繞組改為雙螺旋的結構。

2)對于由變壓器內部異物導致的過熱，可以使用壓縮空氣或者水定期清理。

3)確保引線正確連接、分接開關之間緊密連接，及時更換老舊引線和開關。

4)在強油循環(huán)的冷卻系統(tǒng)上，準備兩個可靠的電源，配備自動切換的設備。

1.2 500 kV 變壓器有載分接頭開關故障及處理措施

1.2.1 主要故障原因

1)開關絕緣條框變形，并使得開關松動，甚至可能導致設備燒毀。

2)絕緣零件強度較差，在開關切換過程中容易造成損壞，導致短路等故障。

3)油箱開關密封性較差，引起滲漏現(xiàn)象，冷卻性能下降，并增大了變壓器內部可燃性氣體的含量。

4)由于控制系統(tǒng)內的低壓控制電器和輔助元器件質量不合格，導致分接開關發(fā)生拒動和位置不當?shù)裙收稀?/p>

5)變壓器內部機械零件質量不合格或安裝失誤，或者機械故障如主軸斷裂等。

1.2.2 主要處理措施在設備使用中，定期檢查外部開關檔位、引線接頭接觸情況，及時清除發(fā)現(xiàn)的污物，保障開關良好地接觸。

1.3 變壓器進水故障及處理方法

1.3.1 進水故障主要原因冷卻管損壞缺口、在潮濕的環(huán)境中長時間暴露、套管頂部連接帽密封不合格等。

1.3.2 故障處理措施

1)在雨季之前，全面檢查變壓器密封性能情況，特別是在套管頂部連接帽的位置。

2)使用備用的冷卻器過后，需要將水閥完全打開，避免出現(xiàn)水閥滲漏導致水壓過高的情況。

3)定期為呼吸器維修保養(yǎng)和油封加油，保證干燥劑隨時處于干燥的狀態(tài)。

4)變壓器進水受潮后需要進行干燥處理。使用熱油真空霧化干燥法進行處理，效果比較顯著。

2 500 kV 開關設備運行故障及處理措施

2.1 斷路器運行故障原因分析

可分為絕緣性能下降、操作失靈、斷合性能下降及導電性能下降等。

2.2 處理措施

1)防止斷路器內部進水受潮。斷路器泄露電流超過安全值時，甚至可能引發(fā)爆炸的嚴重事故。采取合理措施，可以有效防止進水受潮，例如嚴密密封、定期檢修、增設防雨帽、及時檢測設備受潮情況等。

2)防止絕緣桿因為受潮而引發(fā)閃絡。在對絕緣桿檢修時，不能只進行換油和沖洗，如果測試得到的絕緣桿耐油值＜25 kV，就必須對絕緣桿采取烘干處理措施，待烘干后測量泄漏電流值以及測試其交流耐壓性能，如果不滿足上述要求就應及時更換絕緣桿。

3)定期進行絕緣檢測。認真進行預防性試驗與帶電測試，保證斷路器能夠安全可靠地運行。

3 500 kV 并聯(lián)電抗器故障

3.1 500 kV 并聯(lián)電抗器發(fā)生短路故障

當500 kV 并聯(lián)電抗器發(fā)生接地短路故障或者匝間短路故障時，系統(tǒng)中會出現(xiàn)零序故障分量。檢測時取電抗器的中性點，同時規(guī)定零序電流的正方向，根據(jù)故障產(chǎn)生的位置，可以分成兩種情況，當發(fā)生接地短路故障時，電流將超前電壓90°［2］。

3.2 處理措施

如果只是并聯(lián)電抗器的一匝發(fā)生了短路，此時零序故障分量趨近于0，無法直接測量，但這時會產(chǎn)生三相的不平衡電流，我們可以引入補償電壓來增強敏感性。

4 500 kV 電流互感器運行故障及處理方法

4.1 故障主要原因

1)制作工藝不過關。

2)絕緣工藝差。

3)絕緣干燥與脫氣處理不完全，存在導電介質。

4)密封性差，容易進水受潮。

4.2 故障處理措施

對于電流互感器故障的處理措施，主要是嚴把質量關，在運行中定時進行檢測，保證干燥處理，及時發(fā)現(xiàn)受潮情況，及時更換故障設備或者返廠檢修。

5 某站220 kV 母聯(lián)2012 斷路器C 相無法正常分閘緊急缺陷說

5.1 故障現(xiàn)象

2014 年6 月27 日17 時33 分，某站運行人員依據(jù)廣西中調令:將220 kV 母聯(lián)2012 斷路器由運行狀態(tài)轉為冷備用狀態(tài)正常進行操作。當操作第一步“斷開220 kV 母聯(lián)2012 斷路器”時，后臺監(jiān)控發(fā)現(xiàn)開關狀態(tài)顯示分閘，但2012 斷路器C 相仍有電流，電流值為19 A，保護、安自裝置均無異常動作信號。

5.2 故障隔離過程

故障發(fā)生后，運行人員立即通知現(xiàn)場位置核對人現(xiàn)場檢查開關實際位置，發(fā)現(xiàn)220 kV 母聯(lián)2012 斷路器A、B 兩相在分位，C 相為合位，立即匯報調度及站領導。

1)將220 kV 母聯(lián)2012 斷路器合閘，暫時恢復運行并上報，申請廣西中調調整運行方式，將220 kV 母聯(lián)2012 斷路器隔離后進行處理。

2)中調通知某站220 kV 母聯(lián)2012 斷路器隔離方式調整難度較大，建議現(xiàn)場帶電更換分閘線圈，通知一次檢修人員做工作準備。

3)中調許可進行帶電更換220 kV 母聯(lián)2012 斷路器C 相分閘線圈工作。

4)檢修人員檢查確認分閘線圈與液壓機構高壓油管路有連通。

5)中調下令將某站220 kV #1M、#2M 母線轉為冷備用狀態(tài)。

6)解鎖拉開220 kV 母聯(lián)2012 斷路器兩側刀閘，完成220 kV 母聯(lián)2012 斷路器隔離。

5.3 故障檢查處理過程

6 月28 日，將220 kV 母聯(lián)2012 斷路器轉為檢修狀態(tài)后，一次檢修人員對220 kV 母聯(lián)2012 斷路器C 相進行檢查，發(fā)現(xiàn)分閘線圈1 與分閘線圈2 的撞針在機械上為串聯(lián)聯(lián)動;對2012斷路器進行泄壓后，手動觸發(fā)開關分閘線圈2，發(fā)現(xiàn)分閘線圈整體已無法動作，初步懷疑分閘線圈卡澀或者分閘線圈復位彈簧移位，或者液壓機構內部有卡澀。

對分閘線圈1 與分閘線圈2 進行直阻測量，發(fā)現(xiàn)分閘線圈1 已斷線，分閘線圈2 阻值正常。對2012 斷路器C 相分閘線圈2進行拆除后，手動推動分閘線圈2 撞針，可以正常動作。

手動推動分閘線圈1 的撞針無法推動，分析可能分閘線圈1 內部已銹蝕，對分閘線圈1 進行解剖，發(fā)現(xiàn)內部銹蝕。

5.4 缺陷風險辨識

1)影響:發(fā)生220 kV #1 母線或220 kV #2 母線故障時，2012 開關無法全相分閘，失靈保護動作跳開220 kV #1、#2 母線，擴大停電范圍。

2)風險值:高風險。

3)預控措施:申請將220 kV 2012 開關隔離，進行停電處理。

5.5 缺陷原因分析

某站220 kV 母聯(lián)2012 斷路器C 相無法正常分閘直接原因為:2012 斷路器C 相分閘線圈1 內部銹蝕，導致撞針卡澀，無法動作。在操作過程中，由于分閘線圈1 無法動作且一直帶電，從而導致分閘線圈1 內部過流斷線。由于2012 斷路器分閘線圈1 與分閘線圈2 的撞針在機械上為串聯(lián)聯(lián)動，分閘線圈1 撞針銹蝕，分閘線圈2 動作后也無法推動分閘線圈1 撞針動作。

5.6 風險控制措施

某站同期同型號投運產(chǎn)品共7 組(分別為2001、2012、2052、2054、2055、2056、2061 斷路器)，為避免同類缺陷再次發(fā)生，特制定了如下風險控制措施。

1)短期措施:①立即對2012 斷路器C 相兩組分閘線圈進行更換，并對A、B、C 三相所有分合閘線圈進行檢查，是否有同樣銹蝕情況(已完成)。②運行人員做好同類型缺陷引起開關失靈的事故預想。

2)中期措施:①2 個月內對另外六組(分別為2001、2052、2054、2055、2056、2061)同時投運同型號斷路器停電檢查，發(fā)現(xiàn)有銹蝕情況，立即進行更換。②督促廠家深入分析分閘線圈銹蝕原因，研究改進措施。③及時補充備品備件。

3)長期措施:深入研究分閘線圈銹蝕原因，必要時更換成熟的其他類型分閘線圈。

6 結語

變電設備運行異常是一個綜合性問題，往往涉及多種設備和多種故障類型。上述措施雖然只是針對具體某項故障，但可以為實踐過程提供參考作用，實際中需要綜合各種措施來解決。

［1］ 李會濤.變電運行的安全管理及故障排除［J］. 電子世界，2013(6).

［2］ 韓彥華，黃曉民，杜秦生. 同桿雙同線路感應電壓和感應電流測量與計算［J］. 高電壓技術，2007，33(1):140 -143.