电力系统故障诊断与处理流程手册

电力系统故障诊断与处理流程手册一、引言电力系统作为能源输送的核心网络，其稳定运行直接关系到国民经济与社会民生。故障的及时诊断与高效处理，是保障供电可靠性、降低故障损失的关键环节。本手册结合电力系统运行实践，梳理故障诊断与处理的标准化流程，为电力运维人员提供实操性指导。二、故障诊断的基本原则（一）安全优先原则故障诊断与处理全过程需严格遵循电力安全规程，确保人员与设备安全。涉及带电作业或故障设备操作时，必须验电、挂接地线，设置安全警示标识。（二）及时性原则故障发生后，应在最短时间内启动诊断流程，通过保护装置、SCADA系统等快速获取故障信息，减少停电时长与故障扩大风险。（三）准确性原则诊断过程需结合多源数据（保护动作信号、故障录波、现场巡视结果），避免单一信息误判。利用故障测距、参数测试等技术手段，精准定位故障点。（四）系统性原则将故障置于电力系统整体中分析，考虑故障对电网潮流、电压水平、相邻设备的影响，避免局部处理引发系统连锁故障。三、常见故障类型及特征（一）短路故障相间短路：故障相电流急剧增大，母线电压显著下降，对应线路或设备的过流保护、差动保护动作。故障点伴随电弧、绝缘烧焦气味，设备外观可能出现放电痕迹。接地短路（单相/两相接地）：中性点接地系统中，接地相电压骤降，零序电流、电压保护动作；非接地系统则出现弧光过电压，接地相绝缘监测装置告警，故障点易产生跨步电压。（二）断线故障线路或设备导体断裂，表现为负荷突变（断线相电流趋近于零，非故障相电流异常升高），保护装置可能触发“过负荷”或“失压”告警。断线点附近导线松弛、绝缘子受力不均，易伴随弧光放电。（三）设备故障变压器故障：油温异常升高、瓦斯保护动作（轻瓦斯告警、重瓦斯跳闸），油色谱分析显示可燃气体含量超标，绕组绝缘测试阻值下降。断路器故障：拒动（保护动作但断路器未分闸）、误动（无故障时跳闸），机构箱内弹簧未储能、控制回路断线，或触头烧损、灭弧室漏气。绝缘子故障：绝缘子表面闪络、击穿，红外测温显示局部过热，绝缘电阻测试值低于标准值，雨天或潮湿环境易引发接地故障。四、故障诊断流程（一）故障信息收集1.保护与自动化系统：调取保护动作报告（动作时间、类型、故障相别）、故障录波图（电流电压波形、频率变化），查看SCADA系统的实时/历史数据（电流、电压、功率突变情况）。2.现场巡视：运维人员携带红外测温仪、绝缘杆等工具，沿故障线路或设备区域巡视，观察设备外观（放电痕迹、油位变化、绝缘子破损）、环境异常（树木倒落、异物搭接）。3.用户反馈：收集故障区域用户的停电信息（停电范围、伴随现象如电压波动、异响），辅助判断故障影响范围。（二）故障初步判断1.保护逻辑分析：根据保护动作的先后顺序（主保护、后备保护），结合电网拓扑结构，初步定位故障区段。例如，线路保护动作且重合闸失败，优先排查线路本体故障。2.故障录波解析：通过录波图的电流幅值、相位变化，判断故障类型（短路/断线）、故障相别；结合电压跌落幅度，评估故障严重程度。3.负荷与潮流分析：对比故障前后的负荷曲线、电网潮流分布，分析故障对相邻设备的影响，排除非故障区域误判。（三）现场核查与定位1.设备参数测试：对疑似故障设备进行绝缘电阻测试（如变压器绕组、线路绝缘）、直流电阻测试（断路器触头、电缆导体），验证设备状态。2.故障测距验证：利用线路故障测距装置（如行波测距、阻抗测距）的定位结果，结合现场地形（如山区、城市电缆隧道），缩小故障点范围。3.分段试送与隔离：对辐射型线路采用“分段试送”法（断开线路分段开关，逐段合闸送电），通过“成功送电段”与“故障跳闸段”的边界，精准定位故障点。（四）故障原因确认综合信息收集、初步判断、现场核查结果，明确故障原因（如绝缘老化、外力破坏、设备缺陷），形成《故障诊断报告》，记录故障类型、位置、原因及影响范围。五、故障处理流程（一）故障隔离1.操作依据：根据故障诊断结果，制定《停电操作票》，明确需断开的断路器、隔离开关，确保故障点与电网可靠隔离。2.安全措施：在故障设备或线路两端挂接地线，设置围栏与警示标识；对可能来电的各侧均采取防误操作措施。（二）故障修复1.短路故障处理：清除故障点异物（如树枝、鸟窝），修复绝缘子、导线破损处；对故障设备（如变压器、断路器）进行解体检查，更换烧损的绕组、触头、绝缘部件；修复后进行绝缘测试、耐压试验，确保设备参数符合标准。2.断线故障处理：查找断线点，对断线导线进行压接或焊接，恢复导体连续性；检查相邻绝缘子、金具，更换受损部件；测试线路绝缘电阻、相位正确性，确保接线无误。3.设备故障处理：变压器故障：排油检修（或吊罩检修），处理绕组短路、铁芯多点接地等缺陷，更换合格绝缘油；断路器故障：检修操作机构（如更换弹簧、修复控制回路），更换灭弧室、触头，进行分合闸试验；绝缘子故障：更换击穿或闪络的绝缘子，清理表面污秽，涂覆防污闪涂料。（三）恢复供电1.核相与测试：对修复后的线路或设备进行核相（确保相位一致）、带负荷测试（检查电流、电压、功率因数正常）。2.送电操作：按照《送电操作票》顺序，依次合闸断路器、隔离开关，优先恢复重要负荷（如医院、变电站站用电源）供电。3.试运行监测：送电后观察设备运行状态（油温、声音、电流电压波动），持续监测24小时，确认无异常后结束故障处理。（四）故障记录与总结1.填写《故障处理记录》，记录故障时间、类型、处理过程、修复时长、设备更换清单；2.组织故障分析会，总结故障原因（设计缺陷、运维疏漏、外力破坏等），提出整改措施（如设备升级、运维优化）。六、典型案例分析案例1：10kV线路单相接地故障故障现象：某10kV线路零序保护动作，重合闸失败，SCADA显示A相电压为0，B、C相电压升至线电压。诊断过程：信息收集：保护动作类型为“零序过流”，故障录波显示A相接地电流20A，持续时间0.5秒；现场巡视：发现线路中段某绝缘子表面有放电烧蚀痕迹，附近树枝搭接导线。处理流程：隔离故障段：断开线路分段开关，隔离故障区段；修复故障：清除树枝，更换击穿绝缘子，测试线路绝缘（A相对地绝缘电阻≥10MΩ）；恢复供电：合闸送电，电压恢复正常，负荷无异常。案例2：变压器瓦斯保护动作跳闸故障现象：110kV变压器重瓦斯保护动作跳闸，轻瓦斯告警，油温升高至85℃（正常≤75℃）。诊断过程：信息收集：油色谱分析显示H₂含量150μL/L（正常≤100），CO、CO₂含量异常升高；现场核查：变压器本体喷油，绕组直流电阻测试显示A相绕组阻值异常（与B、C相差值＞2%）。处理流程：隔离故障：断开变压器各侧断路器，挂接地线；修复故障：吊罩检修，发现A相绕组匝间短路，更换绕组，过滤并再生绝缘油；恢复供电：耐压试验合格后送电，油温、瓦斯保护信号恢复正常。七、故障预防与优化措施（一）设备运维优化定期巡检：每月开展红外测温（重点检测接头、绝缘子），每季度进行绝缘电阻测试，每年开展油色谱分析（变压器）、断路器机械特性试验。状态监测：安装在线监测装置（如变压器油色谱在线监测、断路器SF₆气体密度监测），实时预警设备缺陷。（二）保护与自动化系统优化保护定值校验：每年根据电网拓扑变化、负荷增长情况，重新核算保护定值，确保灵敏度与可靠性。自动化升级：推广智能巡检机器人、无人机巡视，利用AI算法分析故障录波、红外图像，提升诊断效率。（三）电网结构优化网架强化：增加线路分段开关、环网柜，构建“手拉手”供电网络，缩短故障停电范围；备用电源配置：重要负荷采用双电源供电，配置UPS、柴油发电