电力设备日常巡检及故障处理案例

一、电力设备巡检的核心价值与巡检要点电力设备作为电网安全运行的“心脏”，其日常巡检是预防故障、保障供电可靠性的关键环节。通过系统性巡检，可及时发现设备潜在缺陷，将故障隐患消除在萌芽阶段，避免因设备故障引发大面积停电或设备损毁。（一）变压器巡检重点变压器是电能转换的核心设备，巡检需聚焦多维度参数：外观与渗漏：观察油箱、套管、散热器有无渗油痕迹，密封胶垫是否老化，若发现油迹需追溯渗漏点，防止油位异常降低。油温与油位：对比同负荷、同环境下的历史油温数据，若油温突变或持续偏高（如环境温度25℃时，油温超65℃），需结合油位计判断是否存在假油位（油位计堵塞或胶囊破裂）。声响与振动：正常运行时变压器发出均匀“嗡嗡”声，若出现“噼啪”放电声（内部绝缘击穿）、“吱吱”摩擦声（铁芯松动），需立即排查。绝缘与油质：通过红外测温检测套管、接头温升（超过环境温度20℃需警惕），定期取油样做色谱分析，监测H₂、CH₄等特征气体含量，预判绝缘老化趋势。（二）高压断路器巡检要点断路器承担故障分断重任，巡检需关注机械与电气性能：分合闸状态：核对操动机构分合闸指示与监控系统一致，若指示异常（如分闸后机构仍显示合闸），需检查辅助触点或位置传感器。机构与储能：打开机构箱检查弹簧储能状态（储能指示灯或机械刻度），若储能失败，排查电机电源、传动连杆卡涩或限位开关故障。触头与温升：采用红外热像仪检测触头、接线端子温度，若某相温升超相邻相15℃，需停电检查触头氧化、接触不良问题。SF₆气体：若为SF₆断路器，监测气体压力（低于报警值需补气），检查密度继电器接线与密封性，防止气体泄漏导致绝缘/灭弧能力下降。（三）电缆及终端头巡检要点电缆是电网“血管”，隐蔽性强，巡检需侧重终端与本体：终端头外观：检查终端头瓷套/硅橡胶有无裂纹、积污，接地线是否牢固，若发现终端头表面有“爬电”痕迹（沿面放电），需清洁或更换。温度与局放：红外测温重点监测终端头、中间接头温度，若温度突增（如终端头温度超80℃），结合局部放电检测仪（如UHF传感器）定位放电点。本体与敷设：沿电缆路径检查桥架、隧道内电缆有无外力挤压、护套破损，接地箱内接地线连接是否可靠，防止金属护套感应电异常升高。二、典型故障处理案例与深度解析案例1：10kV变压器油温异常升高故障故障现象夏季巡检时，某小区10kV配电变压器（容量630kVA）油温达78℃（环境温度32℃），同负荷下历史油温约63℃，油位计显示正常，风扇自动启动但降温效果差。诊断过程1.负荷核查：调取SCADA系统，负荷率约70%，与历史同期持平，排除负荷过载。2.红外测温：变压器本体温度分布不均，绕组区域（顶部）温度达85℃，油顶层温度78℃，温差超10℃（正常≤5℃），提示绕组异常。3.油色谱分析：取油样检测，H₂含量120μL/L（历史值30μL/L），CH₄80μL/L，C₂H₂5μL/L，结合“三比值法”判断为绕组匝间短路（故障类型：热故障+局部放电）。处理措施停电后吊罩检查，发现B相绕组匝间绝缘因长期过负荷碳化，导致局部短路。更换B相绕组，对铁芯、油箱进行真空干燥处理（温度80℃，真空度-0.095MPa，持续48h）。注油后进行绝缘电阻测试（≥1000MΩ）、变比试验（误差≤0.5%）、空载损耗试验（与出厂值偏差≤10%），合格后投运。经验总结油温异常需“多维度验证”：结合负荷、红外测温、油色谱分析定位故障；定期（每年1次）开展油色谱检测，可提前3-6个月发现绝缘隐患。案例2：10kV真空断路器拒动故障故障现象线路发生单相接地故障时，保护装置动作（跳闸信号发出），但断路器未分闸，导致上级开关越级跳闸，造成台区停电。诊断过程1.控制回路检查：断开操作电源，测量分闸线圈电阻（正常约80Ω），实测为无穷大，排查发现分闸回路熔断器（10A）熔断。2.机构箱排查：打开机构箱，发现弹簧未储能（储能指示灯熄灭），储能电机电源端子松动，导致电机缺相运行烧毁，熔断器过载熔断。3.辅助触点验证：分闸线圈回路中辅助触点氧化，接触电阻达20Ω（正常≤5Ω），加剧回路压降，导致分闸能量不足。处理措施更换分闸回路熔断器（额定电流匹配分闸线圈容量，选10A快速熔断器），修复储能电机电源接线，更换氧化辅助触点。手动储能后模拟分合闸试验：分闸时间≤0.06s，合闸弹跳时间≤2ms，触头开距、超程符合厂家要求。投运前进行“保护传动试验”：模拟短路故障，保护动作后断路器可靠分闸，信号上传正常。经验总结断路器拒动多为“控制回路+机构”联合故障：需定期（每季度）检查储能状态、熔断器容量、辅助触点接触情况；新投运断路器需验证“保护-断路器”配合逻辑。案例3：35kV电缆终端头绝缘击穿故障故障现象变电站35kV出线电缆终端头（冷缩式）红外测温显示A相温度92℃（相邻相65℃），夜间可见终端头表面有微弱“蓝弧”放电，伴随“滋滋”异响。诊断过程1.绝缘电阻测试：停电后摇测A相对地绝缘电阻仅18MΩ（正常≥1000MΩ），B、C相对地均≥2000MΩ，判断A相终端头绝缘失效。2.局部放电定位：采用UHF局放仪检测，终端头内部局放信号强度达80dBm（背景值20dBm），定位故障点在终端头应力锥与导体连接部位。3.解剖验证：切除故障终端头，发现应力锥安装偏移，导体屏蔽层与绝缘层间存在气隙，长期电场集中导致绝缘击穿。处理措施切除故障段电缆（长度2m），重新制作冷缩终端头：严格按工艺剥切外护套、铠装、内护套，处理半导电层时保证过渡平滑（坡度≥20mm），应力锥居中安装。安装后进行耐压试验（35kV电缆交流耐压2.5U₀，持续60min）、局放试验（局放量≤10pC），测试合格后投运。对同批次终端头开展专项巡检，排查安装工艺缺陷，更换3个存在类似隐患的终端头。经验总结电缆终端头故障多因“工艺缺陷”：制作时需控制半导电层处理精度、应力锥位置；投运后每半年开展红外测温+局放检测，可提前发现绝缘劣化。三、故障处理的系统性策略（一）故障定位“三步法”1.数据溯源：调取巡检记录、在线监测数据（如变压器油温曲线、断路器操作次数），对比历史基线，锁定异常参数。2.仪器诊断：结合红外热像、局放仪、绝缘电阻表等工具，对可疑部位精准检测，缩小故障范围（如“油温高+油色谱异常”指向变压器内部）。3.逻辑验证：通过“故障现象-设备原理-测试数据”逻辑链验证，排除误判（如断路器拒动需区分“控制回路故障”或“机构卡涩”）。（二）应急处置“双隔离”电气隔离：通过断路器、隔离开关将故障设备与电网隔离，防止故障扩大（如电缆故障需断开两端开关，挂接地线）。物理隔离：设置警示围栏、悬挂标示牌，防止非运维人员误触，同时做好故障点拍照、记录，为后续分析留存证据。（三）根源分析“四维度”设备老化：如变压器绕组绝缘因年限增长碳化，需评估设备剩余寿命，制定更换计划。工艺缺陷：如电缆终端头安装偏移，需回溯施工记录，优化工艺标准（如增加应力锥定位工装）。环境因素：如断路器机构箱进水导致元件锈蚀，需升级密封措施（加装防雨檐、更换密封胶条）。运维疏漏：如熔断器选型错误，需完善“设备台账-备件清单”关联机制，确保备件参数匹配。（四）修复验证“全流程”绝缘测试：变压器、电缆修复后需做绝缘电阻、耐压试验，断路器需做分合闸时间、弹跳试验。带负荷试运行：小负荷（30%额定容量）试运行24h，监测温度、声响、遥信遥测数据，确认无异常后转入正常运行。四、预防性运维的升级路径（一）巡检体系“差异化”对重载设备（如夏季高峰的变压器）、老旧设备（投运超15年的断路器）增加巡检频次（从每月1次提至每周1次）。引入“智能巡检机器人”（搭载红外、局放、可见光相机），对变电站内设备开展全自动巡检，降低人工漏检率。（二）状态评估“数字化”建立设备健康档案，整合巡检、试验、在线监测数据，用大数据分析设备状态趋势（如变压器油色谱数据的“趋势预警模型”）。对电缆、GIS等隐蔽设备，采用“局部放电+光纤测温”联合监测，实现缺陷“早发现、早干预”。（三）人员能力“实战化”开展“故障模拟演练”：在实训基地模拟变压器匝间短路、断路器拒动等故障，考核运维人员“诊断-处置-复盘”全流程能力。建立“师徒带教”机制，让新人参与真实故障处理，在实践中掌握设备原理与排障技巧。（四）技术迭代“智能化”推广“在线监测系统”：对断路器加装SF₆气体密度+微水监测装置，对变压器加装油温+绕组温度在线监测装置，实现异常数据实时告警。试点“数字孪生”技术：在变电站构建设备数字模型，模拟不同