110kV变电站常见故障处理及防范措施

摘要 本文分析了110kV变电站故障的种类，重点对GIS开关、监控系统、变压器的故障进行了相应的说明，针对变电站常见故障及其原因，提出了相关处理措施。

关键词 变电站；GIS开关；监控系统；变压器；故障分析；防范措施

中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）78-0114-02

0 引言

随着国民经济业不断蓬勃发展，变电站的安全运行成为保证电力供应最重要最基本的方式之一。变电站一旦由于设备原因导致停电，必然会带来较大的损失，因此，保障变电站的安全运行，特别是加强巡视，减少和防止设备不正常运行状况，提高设备长周期运行时间，加强电力生产现场管理，规范各类工作人员的行为，对于保证人身、电网和设备安全，有着重要的意义。

1 故障原因分析

在制定防范措施之前，有必要对于110kV常见故障进行分类统计，并加以分析，参照110kV变电站典型设计，将常见故障的产生类型按设备种类进行区分，主要以变压器、GIS开关、母线及计算机控制设备等四大部分进行归类；作者结合某地区电网110kV变电所（2010-2012）经常容易出现的150种故障现象分析如下：

图例：1.GIS及开关故障；2.监控设备故障；3.变压器故障；4.母线故障；5.人为操作故障；6.其它原因引起。

因此就设备缺陷发生率而言，GIS及开关故障、监控设备故障与变压器故障之和占总故障的90%，因此，根据变电站设备故障的分析情况，作者有针对地制定了相应的措施。

2 GIS的常见故障及其防范措施

1）对于GIS而言，常见的故障可分为以下两大类：

（1）与常规设备性质相同的故障，如断路器操动机构的故障等；

（2）GIS的特有故障，如GIS绝缘系统的故障等。这类故障的重大故障率为0.1次/（所·年）～0.2次/（所·年）。运行经验表明，GIS设备的故障多发生在新设备投入运行的一年之内，以后趋于平稳。

2）GIS开关本体故障

（1）气体泄漏。由于密封原因或者是装配问题，这是造成气体泄漏最常见的原因，严重者将造成GIS被迫停运。SF6气体水分含量高是引起绝缘子或其他绝缘件闪络的主要原因；

（2）内部装置部件不正常状态导致GIS故障。GIS内部元件包括母线、互感器、避雷器、接地开关、隔离开关以及断路器等。在统计数据中，这类故障也占有较大的份额，其内部元件故障时有发生。

3）故障原因

（1）操作不当。在GIS运行中，由于操作不当也会引起故障。例如将接地开关合到带电相上，如果故障电流很大，即使快速接地开关也会损坏；

（2）过电压。在运行中，GIS可能受到雷电过电压、操作过电压等的作用。雷电过电压往往使绝缘水平较低的元件内部发生闪络或放电。隔离开关切合小电容电流引起的高频暂态过电压可能导致GIS对地（外壳）闪络。

4）防范措施

严格本体现场试验：

在检修完成后，进入运行前，GIS应当完成相应的试验，包括但不限于以下交接试验项目：在进行GIS开关试验时，应当按照相应的测试标准进行，而且，检定周期也应当按照有关规定进行，主要的测试检定项目应当在每年的检修计划中有所体现，防止漏检。按相关的测试要求，包括以下试验项目

（1）测量主回路的直流电阻；

（2）主回路的绝缘试验、交流耐压试验；

（3）气体密封性试验；

（4）SF6气体含水量；

（5） GIS内部各元件的试验。对能分开的元件，应按《标准》进行相应试验，试验结果应符合规定的要求，均应在产品相应等级的允许误差范围内。

5）运行巡视检查项目

对于变电站的重要开关设备，应当按管理规定进行巡视，包括断路器、隔离开关、接地开关、快速接地开关的位置指示器是否正常；闭锁位置是否正常。各种指示灯、信号灯的指示是否正常，加热器是否按规定投入或切除。对隔离开关、接地开关，可以以窥视孔中检查其触头接触是否正常。

3 监控设备故障及其防范措施

3.1 监控设备的故障及其原因

变电站的监控设备是变电站运行的核心，其安全运行影响整个变电站的长周期运行。变电站监控中占大多数故障是由于二次回路造成，造成二次回路故障的有两种原因，一种是由于线路过热，导致部分接线端子松动，造成设备的误测，最终导致相关的保护装置误动，而另一种主要原因，是设备的辅助接点接触不良，或者由于电缆绝缘不良，导致送至监控设备的信号与设备就地的状况不一致，最终影响设备的安全运行。

3.2 防范措施

1）注意设备维护。对于运行中的监控设备，应当按规定进行相应的设备维护，清理灰尘，更换滤网，防止由于灰尘影响到设备安全运行，另外在停电进行检修时，要对接线端子进行紧固。防止由于接线松动引发的不安全事件发生；

2）对于电子设备，应当进行周期更换，减少由于某种原因造成设备元器件的可靠性降低。加强系统的选型、入网、运行、维护、退役等做到全过程管理，把日常维持工作常态化、规范化；

3）加强周期调试工作，对于监控设备的必要试验项目，一定要认真合理地安排设备的检修周期，从而提高电网安全运行水平；

4）作为管理者，应当严格要求系统技术管理人员、维护试验人员、运行人员的专业培训，保障电网的安全、稳定和可靠运行。

4 变压器故障及其防范措施

4.1 变压器运行中的故障及其原因

1）变压器油箱内部故障：包括匝间短路、相间短路、绕组接地，气体进水，主要故障类型有：变压器各相绕组之间的相间短路、绕组线匝之间的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。这类故障的表现形式有变压器异常发热，油温升高；2）变压器油箱外部故障：绝缘套管闪络或破碎而发生的接地（通过外壳）短路，引出线之间发生相间故障而引起变压器故障；3）变压器有不正常响声：变压器铁片间有杂物；铁芯紧固件松动；铁片厚度不均匀；4）变压器油质变坏：变压器油色变暗。变压器内部故障引起绝缘损坏，形成局部放电，造成油质分解；变压器局部短路导致，油长期高温受热氧化严重，油质发生劣化。

4.2 处理方法及防范措施

1）变电站工作人员应当加强对变压器的巡视维护，发现由于温度异常时，应当分析原因，检果冷却风扇是否正确投入，如果温度持续上升，检查负荷是否发生较大波动，如有必要，降低负荷，可以将部分负荷转至其它变压器。在条件允许的情况下，有相关部门请示报告，停止运行变压器。同时，安排检修人员进行必要的检查与处理。

一旦发生特殊情况，特别是有些地区夏季温度高，空调负荷大，更要注意加强巡视与维护，及时向电力调度报告，并且根据运行规定，进行相应的处理，防止情况进一步恶化；

2）在变压器进行计划检修时，要按规程规定进行必要的检定与试验，对于不合格项，一定要认真分析原因，并积极做好防范措施。

5 结论

面对变电站运行中存在设备不正常运行的问题，应当加强技术管理，严格执行管理规定，提高人员素质，全面的巡视检查工作，防患于未然，提高设备长周期运行能力，减少与控制不安全因素，保证电网的正常运行，避免事故的发生。

参考文献

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