电力行业设备故障诊断案例分析

电力行业作为国民经济的基础产业，设备的可靠运行直接关系到电网安全与能源供应稳定性。设备故障若未能及时诊断与处置，可能引发大面积停电、设备损毁甚至人身安全事故。本文通过剖析多类电力设备典型故障案例，结合诊断技术应用与处置经验，提炼故障诊断逻辑与预防策略，为电力运维人员提供实践参考。案例一：变压器油色谱异常引发匝间短路故障诊断故障现象：某220kV变电站主变压器（型号SFZ____MVA/220）在例行油色谱检测中，发现乙炔（C₂H₂）含量从0.1μL/L骤升至5.3μL/L，总烃含量超150μL/L，同时负载损耗试验数据偏离设计值约8%。现场红外测温显示变压器低压侧绕组区域温度较其他相高12℃，且伴随轻微“嗡嗡”异音。诊断过程：1.油色谱分析：依据DL/T____《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，乙炔的显著增长结合总烃超标，初步判定存在放电性故障。通过三比值法（C₂H₂/C₂H₄=0.35，CH₄/H₂=2.1，C₂H₄/C₂H₆=5.2），判断故障类型为电弧放电伴随过热。2.绕组变形测试：采用频响法（FRA）对变压器绕组进行扫频测试，发现低压绕组的幅频特性曲线在10kHz频段出现明显谐振峰偏移，与历史数据对比差异超过5%，提示绕组存在变形或匝间短路。3.红外成像与局部放电检测：红外热像仪定位高温区域为低压A相绕组；超声波局部放电检测仪在该区域检测到连续脉冲信号，幅值达80pC，进一步佐证放电故障。原因分析：吊罩检修后发现，低压A相绕组某匝绝缘因长期过负荷导致老化龟裂，在电磁力作用下发生匝间短路，电弧产生的高温使绝缘油裂解产生乙炔等特征气体，同时绕组变形加剧局部放电。处理措施：更换受损绕组，对变压器进行真空注油与热油循环处理，恢复后再次进行油色谱、绕组变形及局部放电测试，各项指标回归正常范围。案例二：高压断路器机械卡涩引发拒动故障诊断故障现象：某110kV变电站10kV出线断路器（型号VS1-12）在线路故障时拒动，保护装置发出跳闸指令后，机构箱内有“哒哒”机械撞击声，但断路器未分闸。监控系统显示操动机构储能电机持续运转，分闸线圈电流波形异常（峰值达额定值2.5倍，持续时间超0.5s）。诊断过程：1.机械特性测试：使用断路器特性测试仪检测，分闸时间无数据（表明未动作），合闸电阻预投入时间超设定值，机构行程曲线显示分闸铁芯行程仅为额定值的30%，判断操动机构存在卡涩。2.解体检查：拆除机构箱，发现分闸脱扣器连杆因长期受环境湿度影响生锈，与拐臂连接处卡滞；同时储能弹簧拉杆销钉磨损，导致弹簧力传递受阻，分闸时脱扣力不足。3.辅助回路检测：测量分闸线圈电阻为18Ω（额定值20Ω，偏差10%），线圈绝缘电阻50MΩ（低于标准要求的1GΩ），但结合机械测试结果，判定主因是机械卡涩而非线圈故障。原因分析：设备运维中未严格执行防潮措施，连杆锈蚀后摩擦力增大；同时检修周期内未对销钉等易损件进行探伤检查，导致磨损累积引发卡滞，最终拒动。处理措施：更换锈蚀连杆与磨损销钉，对机构进行防锈处理（涂覆氟碳涂层），调整分闸脱扣器间隙至0.5mm（原1.2mm），复测机械特性：分闸时间35ms（标准≤50ms），行程曲线正常，分闸线圈电流峰值回落至额定值1.2倍。案例三：交联聚乙烯电缆局部放电故障诊断故障现象：某城市配电网10kV电缆线路（长度1.2km，型号YJV22-8.7/15kV）在负荷高峰时段，电缆中间接头处红外测温显示温度达75℃（环境温度32℃），且在线监测系统（HFCT法）捕捉到局部放电信号，放电量稳定在200pC，相位分布呈“伞形”特征。诊断过程：1.局部放电定位：采用脉冲电流法（PDC）与超声波定位结合，在中间接头两侧20m范围内移动传感器，发现接头本体处放电信号幅值最大，且时间差法计算得出故障点距A端0.8km，与中间接头位置（0.75km）吻合。2.接头解剖检查：剥开中间接头，发现铜屏蔽层焊接处存在毛刺，绝缘胶带绕包时气泡未完全排出，导致电场集中。绝缘层表面可见细微电树枝，长度约2mm，符合局部放电引发的电老化特征。3.绝缘电阻与耐压测试：对故障相电缆进行绝缘电阻测试，数值为500MΩ（正常应≥1GΩ）；交流耐压试验（1.73U₀，1min）时，在试验电压升至12kV时发生击穿，验证绝缘缺陷。原因分析：电缆中间接头制作工艺不规范，屏蔽层毛刺未打磨、绝缘绕包时气泡残留，导致电场畸变；长期运行中，局部放电使绝缘材料逐步劣化，最终形成击穿隐患。处理措施：重新制作中间接头，严格执行屏蔽层平滑处理、绝缘绕包真空脱气工艺；对接头进行局部放电复测（放电量＜10pC），并加装在线监测装置，跟踪运行温度与放电量变化。电力设备故障诊断技术体系与应用场景1.油色谱分析（DGA）适用于变压器、电抗器等油浸式设备，通过特征气体（H₂、CH₄、C₂H₂等）含量及比值判断故障类型（过热、放电、受潮），是潜伏性故障的核心预警手段。2.红外热成像快速定位设备过热缺陷（如接头松动、绕组短路、套管污秽），可在不停电状态下检测，适合巡检与状态评估。3.局部放电检测包括超声波、特高频（UHF）、脉冲电流法，用于GIS、电缆、变压器等设备的绝缘缺陷诊断（如气隙、沿面放电、电树枝），需结合相位分析（PRPD图谱）提高准确性。4.机械特性测试针对断路器、隔离开关等操动机构，检测分合闸时间、速度、行程、弹跳等参数，识别卡涩、弹簧疲劳、连杆松动等故障。5.绕组变形测试（FRA/DR）通过频响法或短路阻抗法，检测变压器绕组的机械变形（如移位、变形、匝间短路），是绕组故障的“指纹识别”技术。故障预防与运维优化策略1.全生命周期状态监测建立“在线监测+离线检测”的立体化监测体系，对关键设备（主变、GIS、电缆）加装油色谱、局部放电、机械特性在线装置，缩短巡检周期（如电缆接头每月红外测温）。2.工艺标准化与质量管控严格执行设备安装、检修工艺规程（如电缆接头制作的“无尘、恒温、真空”环境），对新投运设备开展“首检”（如变压器投运后1周内油色谱复测）。3.状态检修替代计划检修基于设备状态评价结果（如DGA数据、局部放电量、机械特性趋势），制定差异化检修策略。例如，对油色谱异常但未超标的变压器，延长检修周期至6年，优先处理高风险设备。4.人员技能与应急能力提升开展“故障模拟+实战演练”培训，使运维人员掌握多技术融合诊断逻辑（如油色谱与FRA结合判断变压器故障），编制《典型故障处置流程图》，缩短故障定位时间。结语电力设备故障诊断是“预防为主、综合治理”运维方针的核心环节。