电力系统故障诊断及维修案例集

电力系统故障诊断及维修案例集前言电力系统作为国民经济的基石，其安全稳定运行直接关系到社会生产与人民生活的方方面面。在复杂的电网结构与日益增长的负荷需求下，各类故障的发生难以完全避免。准确、快速的故障诊断与高效的维修处理，是降低事故损失、保障供电可靠性的核心环节。本案例集旨在通过对若干典型电力系统故障案例的深度剖析，从故障现象、诊断思路、处理过程到经验总结，为从事电力系统运行、维护及管理的同仁提供一份具有实践参考价值的技术资料。案例选取力求覆盖不同电压等级、不同设备类型及不同故障原因，希望能抛砖引玉，共同提升行业整体的故障处置能力与水平。第一章输电线路故障诊断与维修输电线路作为电力输送的“血管”，分布广泛，所处环境复杂，易受自然条件与外力破坏影响，是故障的高发区域。案例一：220kV线路单相接地故障诊断与处理1.故障现象与初步判断某变电站220kV甲线断路器在正常运行中突然跳闸，重合闸动作但未成功。监控系统显示该线路A相接地故障，故障电流XXA，零序电压XXV。保护装置动作信息为“距离I段保护动作”。2.故障诊断详细过程（1）信息收集与分析：调取故障录波器数据，显示故障时刻A相电压骤降，电流突增，零序分量明显。结合保护动作范围（距离I段通常保护线路全长的80%-85%），初步判断故障点可能位于线路中前段。（2）外部环境排查：运维人员赶赴现场，结合当时天气情况（故障前当地有雷雨活动），重点巡查线路走廊内有无明显雷击痕迹、树木倾倒、异物搭接等情况。（3）仪器检测与定位：利用故障测距装置，初步定位故障点大致范围。随后，运维人员携带红外热像仪、望远镜等工具，沿线路逐基杆塔细致检查。在距变电站约XX公里处的#XX杆塔发现，A相绝缘子串中一片瓷绝缘子存在明显的雷击击穿痕迹，伞裙破损，并有放电灼伤点。3.维修处理与结果验证（1）安全措施：立即将该线路转为检修状态，做好验电、挂接地线等安全措施。（2）故障元件更换：更换受损的A相绝缘子。更换前对新绝缘子进行绝缘电阻测试，确保合格。（3）恢复送电与监测：完成更换后，拆除安全措施，将线路恢复运行。送电后，通过监控系统密切监测线路三相电流、电压平衡度及功率因数，均恢复正常。连续观察24小时，未再发生异常。4.案例总结与经验分享（1）故障特点：雷雨天气是输电线路单相接地故障的重要诱因，绝缘子是薄弱环节。（2）诊断要点：保护动作信息、故障录波数据与故障测距是缩小排查范围的关键。现场巡查需结合天气情况和故障特征，有的放矢。（3）预防措施：定期对绝缘子进行清扫和绝缘性能检测，对雷暴高发区线路可考虑加装线路避雷器或更换为耐雷性能更优的复合绝缘子。案例二：110kV线路断线故障的应急处理1.故障现象与初步判断某110kV乙线发生永久性故障，断路器跳闸后重合闸未动作。监控系统显示三相电流均出现异常，故障录波显示有较大的短路电流，随后电流中断。现场汇报线路经过山区，近期有台风过境。2.故障诊断详细过程（1）初步分析：重合闸未动作且电流中断，结合台风天气，高度怀疑线路发生断线或倒杆等严重故障。（2）空中巡查：考虑到山区地形复杂，常规地面巡查效率低，调度协调了直升机（或无人机）进行空中巡查。很快发现线路中段一基耐张杆塔因基础被洪水冲刷掏空而倾倒，导致导线断线落地。（3）地面确认：地面人员根据空中指引，迅速到达故障点，确认杆塔倾倒、导线断裂情况，并检查有无人员伤亡及周边设施损坏。3.维修处理与结果验证（1）紧急隔离与安全警戒：对故障点周围区域进行安全隔离，防止无关人员进入。汇报调度，申请将故障线路彻底停运。（2）制定抢修方案：根据现场情况，制定抢修方案：首先清理倒塌杆塔残骸，重新组立新杆塔（或临时杆塔），更换受损导线及金具，重新紧线并调整弧垂。（3）多部门协同抢修：协调物资供应、施工队伍等力量，昼夜奋战。抢修过程中严格遵守安全规程，确保施工安全。（4）抢修完成与送电：经过数日抢修，线路恢复原状。经绝缘测试、相序核对无误后，逐级送电成功，负荷恢复正常。4.案例总结与经验分享（1）故障特点：恶劣天气（如台风、洪水）易引发倒杆断线等严重故障，对线路结构和基础稳定性要求高。（2）应急响应：建立高效的应急响应机制，利用先进巡查手段（如无人机、直升机）能显著提高故障定位效率。（3）预防措施：加强线路杆塔基础的巡视与加固，特别是在地质条件较差、易受洪水冲刷的区域。定期对杆塔、拉线、基础进行全面检查和维护。第二章变压器故障诊断与维修电力变压器是变电站的核心设备，其故障往往会造成大面积停电，后果严重。准确判断变压器故障类型并及时处理，对保障电网安全至关重要。案例三：110kV主变瓦斯保护动作故障诊断1.故障现象与初步判断某变电站110kV#1主变在运行中，重瓦斯保护动作，跳开主变各侧断路器。同时，主变本体瓦斯继电器内有气体积聚。现场检查发现，主变油温较正常时略有升高，油位基本正常，无明显渗漏油现象。2.故障诊断详细过程（1）气体性质初步判断：取瓦斯继电器内气体进行点燃试验，气体不可燃，颜色为无色无味。初步判断可能为空气进入或油中析出气体，但需进一步分析。（2）油色谱分析：立即抽取主变本体油样送化验室进行油色谱分析。分析结果显示，油中总烃含量、乙炔含量均远超出注意值，且氢气含量异常升高。这表明变压器内部存在严重的放电性故障。（3）电气试验检查：对主变进行绝缘电阻、吸收比、极化指数测试，结果显示绝缘电阻值较历史数据明显降低。直流电阻测试发现低压侧三相直流电阻不平衡度超标。（4）吊罩（或人孔）检查：综合各项试验结果，决定对主变进行吊罩（或打开人孔）检查。内部检查发现，低压侧绕组一处匝间绝缘破损，并有明显的电弧灼伤痕迹，导致匝间短路。3.维修处理与结果验证（1）制定维修方案：根据故障点位置和损坏程度，决定对低压侧绕组进行返厂大修处理。（2）吊芯与绕组更换/修复：联系变压器厂家，将主变器身运返工厂。在工厂内，拆除受损绕组，重新绕制并进行绝缘处理，更换相关绝缘件。（3）出厂试验与回装：大修完成后，严格按照规程进行各项出厂试验，包括变比、直流电阻、绝缘电阻、介损、局部放电、温升等试验，确保各项参数合格。运回变电站后重新吊装、注油、真空处理。（4）投运前试验与试运行：回装完毕后，进行现场交接试验。合格后，空载试运行24小时，无异常后带负荷运行，并加强油色谱跟踪监测，各项指标恢复正常。4.案例总结与经验分享（1）故障特点：瓦斯保护是变压器内部故障的主保护，其动作应高度重视。油色谱分析是判断变压器内部潜伏性故障的有效手段。（2）诊断要点：结合瓦斯气体颜色、可燃性及油色谱分析数据，可初步判断故障性质和部位。电气试验和吊罩检查是确诊的关键。（3）预防措施：加强变压器油色谱在线监测或定期离线检测，及时发现潜伏性故障。严格控制变压器的温升和负荷，避免过负荷运行。加强对变压器冷却系统的维护，确保其正常运行。案例四：35kV配电变压器低压侧出线套管闪络故障1.故障现象与初步判断某35kV变电站10kV出线开关跳闸，过流保护动作。检查发现该开关所带的#2配电变压器（35kV/10kV）本体有异响，低压侧A相套管表面有明显的放电痕迹和焦糊味，套管裙边有破损。2.故障诊断详细过程（1）外观检查：重点检查变压器低压侧套管，发现A相套管表面污秽严重，并有明显的电弧灼伤痕迹，套管顶部密封胶老化开裂，可能导致进水受潮。（2）绝缘测试：对变压器进行停电检查，测量低压侧A相对地及相间绝缘电阻，发现A相对地绝缘电阻几乎为零，确认A相套管绝缘击穿。（3）原因分析：该变压器地处工业区，环境污染较严重，近期又多雾潮湿。套管表面积污在潮湿条件下导电性能增强，导致沿面闪络，最终发展为绝缘击穿。同时，套管密封不良加速了内部受潮。3.维修处理与结果验证（1）停电隔离：将#2主变停运，拉开两侧隔离开关，做好安全措施。（2）套管更换：拆除损坏的低压侧A相套管，更换为同型号、同规格的新套管。更换前检查新套管的外观及试验报告。安装时注意密封胶垫的完好，确保密封良好。（3）整体清扫与试验：对变压器本体及其他套管进行清扫。更换套管后，测量变压器高低压侧绝缘电阻、直流电阻，均合格。（4）送电试运行：将变压器重新投入运行，密切监测其运行声音、温度及各电气参数，一切正常。4.案例总结与经验分享（1）故障特点：配电变压器套管闪络多发生在污秽严重、潮湿或多雾地区，尤其在恶劣天气条件下易发。（2）诊断要点：直观的放电痕迹和绝缘电阻测试结果是快速判断套管故障的有效方法。（3）预防措施：定期对变压器套管进行清扫和绝缘电阻测试。对污秽严重地区的变压器，应适当缩短清扫周期，或采用防污型套管。检查套管密封情况，及时处理渗漏油和密封老化问题。第三章断路器故障诊断与维修断路器作为电力系统中最重要的控制和保护设备，其拒动、误动或绝缘失效等故障，可能导致事故扩大，造成严重后果。案例五：10kV真空断路器拒分故障1.故障现象与初步判断某10kV配电室在进行倒闸操作时，发现#5出线真空断路器遥控和就地手动操作均无法分闸。后台监控显示分闸指令已发出，但断路器位置信号未变位，电流未切断。2.故障诊断详细过程（1）控制回路检查：首先检查控制电源是否正常，熔断器是否完好。测量分闸线圈两端电压，在操作时无电压，说明控制回路存在断线或接触不良。（2）分闸回路排查：逐级检查分闸回路接线端子、辅助开关触点、分闸按钮、跳闸压板等。发现该断路器的辅助开关分闸触点因长期运行，氧化严重，导致接触不良，分闸回路不通。（3）机械部分检查：在排除控制回路故障后，为确保安全，对断路器机械部分也进行了检查。手动操作分闸脱扣机构，断路器能正常分闸，说明机械部分无卡涩等问题。3.维修处理与结果验证（1）辅助开关处理：断开断路器控制电源，拆下辅助开关，用细砂纸打磨触点表面氧化层，使其露出金属光泽。重新安装辅助开关，确保触点接触紧密，动作灵活。（2）回路测试：恢复控制电源，进行分合闸操作试验。遥控和就地操作均能顺利分合闸，分闸线圈两端电压在操作时正常。（3）整体检查：对断路器其他辅助回路、机构箱内清洁度、各连接螺栓紧固情况进行检查，未发现其他异常。4.案例总结与经验分享（1）故障特点：断路器拒分故障多发生在控制回路或操动机构。辅助开关触点氧化、接触不良是常见的控制回路故障原因。（2）诊断要点：遵循“先电气后机械，先回路后元件”的原则。利用万用表等工具测量电压、电阻，快速定位故障点。（3）预防措施：定期对断路器控制回路进行检查和清扫，对辅助开关、端子排等关键部位进行维护。在例行预防性试验中，应进行分合闸操作试验，确保动作可靠。案例六：220kVSF6断路器气体泄漏故障1.故障现象与初步判断某220kV变电站监控系统发出#3断路器SF6气体压力低告警信号。运行人员现场检查，发现该断路器密度继电器指示已降至告警值，但尚未达到闭锁值。2.故障诊断详细过程（1）泄漏检测：首先检查断路器本体及各连接管道、阀门有无明显的泄漏点。使用SF6气体检漏仪对断路器各密封面（如瓷套与金属法兰连接处、操作机构与本体连接部、气体阀门接口等）进行细致检测。（2）定位泄漏点：在断路器灭弧室与均压环连接处发现明显的泄漏信号，泄漏率超标。进一步检查发现该部位密封圈老化龟裂，失去弹性。（3）原因分析：该断路器已运行多年，密封圈长期在SF6气体和一定温度下运行，逐渐老化，导致密封性能下降，气体缓慢泄漏。3.维修处理与结果验证（1）制定处理方案：考虑到气体压力尚未闭锁，为减少停电时间，决定采用带压补气后，申请停电处理的方案。首先联系专业人员对断路器进行SF6气体补气，将压力恢复至正常值，确保短期内安全运行。（2）停电更换密封圈：尽快安排停电计划。断路器停运并做好安全措施后，回收SF6气体（进行环保处理），拆除均压环及相关连接件，取出老化的密封圈，更换为同型号、同规格的新密封圈，并涂抹专用密封脂。（3）抽真空与充气：更换密封圈后，对断路器灭弧室进行抽真空处理，达到规定的真空度并保持一段时间。然后充入合格的SF6气体至额定压力。（4）泄漏率检测与试运行：静置一段时间后，再次使用检漏仪检测各密封面，确认无泄漏。进行分合闸操作试验正常后，将断路器投入运行，并加强对SF6气体压力的监测，压力稳定无下降。4.案例总结与经验分享（1）故障特点：SF6气体泄漏是SF6断路器常见故障，密度继电器能有效监测气体压力变化。轻微泄漏可通过补气维持，严重泄漏将导致断路器闭锁。（2）诊断要点：SF6气体检漏仪是定位泄漏点的关键工具。密封圈老化、连接螺栓松动、焊接缺陷等是常见泄漏原因。（3）预防措施：定期监测SF6气体压力和泄漏率，按照设备厂家要求定期更换密封件。加强对断路器的巡视检查，特别是在高温或低温季节，气体压力变化可能更为明显。第四章继电保护及自动装置故障诊断与维修继电保护及自动装置是电力系统的“神经中枢”，其正确动作是切除故障、防止事故扩大的关键。一旦发生故障，可能导致保护拒动或误动，后果严重。案例七：110kV线路保护装置误动故障1.故障现象与初步判断某110kV丙线在正常运行中，线路保护装置（距离保护、零序保护）突然动作，跳开线路两侧断路器。但故障录波显示，故障时刻线路电流、电压均无明显异常，无故障特征。2.故障诊断详细过程（1）保护动作信息分析：调取保护装置动作报告，显示“距离I段动作”、“零序I段动作”。但对保护装置采样值进行分析，发现故障时刻的电压、电流采样值均在正常范围内，无故障分量。（2）装置及回路检查：检查保护装置电源是否稳定，接地是否良好。对保护装置的电流、电压输入回路进行检查，测量回路绝缘电阻，未发现短路或接地现象。（3）抗干扰与插件检查：询问当时站内及附近有无进行电焊、高