电力系统故障诊断与维护实例

电力系统故障诊断与维护实例电力系统作为能源输送与分配的核心载体，其安全稳定运行直接关系到国民经济发展与社会民生保障。故障的及时诊断与高效维护是规避电网事故、提升供电可靠性的关键环节。本文结合多起典型故障案例，从诊断逻辑、处置措施到经验总结，系统剖析电力系统故障处理的实践路径，为运维人员提供可借鉴的技术参考。一、变压器绕组匝间短路故障：油色谱与电气试验的联合诊断（一）故障背景与初始征兆某地区110kV变电站#2主变在日常巡视中，在线油色谱监测系统发出预警：氢气（H₂）、甲烷（CH₄）、乙炔（C₂H₂）浓度连续三周超过《变压器油中溶解气体分析和判断导则》的注意值，且C₂H₂增长速率加快（日增量超5μL/L）。运维人员初步判断变压器内部存在潜伏性故障，立即启动专项诊断流程。（二）诊断过程：多维度数据的交叉验证1.油色谱离线分析：停电后抽取油样进行实验室检测，结果显示H₂含量120μL/L、CH₄85μL/L、C₂H₂12μL/L（故障判定阈值为10μL/L），结合产气速率（C₂H₂月增量20μL/L），初步定位为电弧放电类故障（C₂H₂是电弧放电的特征气体）。2.绕组直流电阻测试：采用双臂电桥测量三相绕组直流电阻，A相绕组电阻值为0.521Ω，B、C相分别为0.508Ω、0.509Ω，A相与其他相偏差达2.5%（规程允许偏差≤2%），说明A相绕组存在匝间短路（短路点电阻导致整体阻值上升）。3.吊罩检查验证：申请停运变压器并吊罩后，发现A相绕组某段绝缘纸碳化，局部导线因匝间短路产生高温，绝缘层破损。短路点位于绕组中部，与直流电阻测试的偏差趋势一致。（三）维护措施与效果1.故障修复：拆除受损绕组，更换同型号绝缘纸与导线，重新绕制并浸漆干燥；对变压器整体进行真空注油、热油循环，消除油中杂质与水分。2.投运验证：恢复后进行绝缘电阻、介损、绕组变形（频率响应法）等试验，各项指标均符合规程要求。投运3个月后，在线油色谱数据显示特征气体浓度稳定在正常区间（H₂<50μL/L、C₂H₂未检出）。（四）经验启示油色谱分析是变压器潜伏性故障的“早期哨兵”，尤其C₂H₂的出现需高度警惕电弧放电风险；直流电阻测试可精准定位绕组故障位置，二者结合可大幅缩短诊断周期。日常运维中应强化油色谱数据的趋势分析，对超阈值设备提前介入，避免故障扩大。二、配网线路单相接地故障：故障定位与树障治理的实践（一）故障发生与定位某10kV馈线在雷雨天气发生单相接地故障，馈线自动化系统（FA）显示故障区段为#12-#15杆区间。运维人员抵达现场后，结合故障指示器（#13杆指示器动作）与跨步电压法，初步锁定故障点在#13-#14杆之间的导线段。（二）诊断与原因分析1.绝缘检测：断开故障区段电源后，用2500V绝缘电阻表测试导线对地绝缘，A相（故障相）绝缘电阻为0MΩ（正常应≥20MΩ），B、C相绝缘正常。2.现场排查：沿线路排查发现，#13杆附近有一棵速生杨树，树枝因风雨倾斜后与导线长期摩擦，导致A相导线绝缘层破损，遇潮湿空气引发接地。导线破损处有明显烧蚀痕迹，与绝缘测试结果印证。（三）维护处置与预防措施1.故障处理：修剪杨树至导线安全距离（≥2.5m），更换#13-#14杆间的A相导线（长度约20m），安装绝缘护套防止二次磨损；在#13、#14杆加装防鸟刺，避免鸟类筑巢引发短路。2.预防机制：将该区域纳入“树障重点治理区”，制定季度巡视计划；对同类型线路开展绝缘层磨损专项排查，推广导线绝缘化改造（如采用交联聚乙烯绝缘导线）。（四）实践总结配网单相接地故障多由外力破坏（树障、异物）、绝缘老化引发，故障定位需结合FA系统、故障指示器与现场排查。治理时应“标本兼治”：既快速消除当前故障，又通过通道治理、设备升级降低复发率。三、母线差动保护误动：CT故障与保护逻辑的深度剖析（一）故障现象与影响某220kV变电站220kVⅠ母差动保护突然动作，跳开母线上所有断路器，造成5条出线停电，负荷损失约80MW。现场一次设备（母线、断路器、线路）外观无明显故障，初步判断为保护误动。（二）诊断分析：从保护报文到CT检测1.保护装置分析：调取差动保护报文，发现故障时刻差流突增至0.8In（In为额定电流），但母线电压无骤降，排除母线故障可能。2.故障录波解码：分析录波数据，发现某出线间隔（#3间隔）的电流互感器（CT）二次电流波形严重畸变（出现平顶波），判断为CT饱和（故障时励磁电流激增，铁芯饱和导致传变特性恶化）。3.CT本体检测：停电后对#3间隔CT进行绕组绝缘测试（绝缘电阻<10MΩ，正常应≥1000MΩ）、变比试验（变比误差超10%），结合绕组直流电阻测试（某绕组电阻异常增大），确诊为CT绕组匝间短路，励磁特性大幅下降。（三）维护整改与验证1.设备更换：更换#3间隔的CT（同型号、同变比），重新校验母线差动保护定值（确保CT变比一致性）。2.保护验证：带负荷测试时，模拟区内、区外故障，保护装置动作逻辑正确；施加故障电流（5倍In），CT传变特性良好，差流稳定在0.1In以内。（四）教训与改进方向CT绕组故障易导致保护误动，日常运维需重视CT的励磁特性试验（每3年一次）与绝缘检测；故障录波是分析保护误动的核心工具，需结合一次设备状态综合判断。建议在母线保护中增加“CT饱和识别算法”，降低误动风险。四、故障诊断与维护技术的优化路径（一）状态监测技术的深化应用建立“在线监测+离线试验”的设备健康档案：对变压器、GIS等主设备，融合油色谱、局部放电、红外测温等数据，构建状态评价模型（如采用“健康度-风险度”二维评估）；对线路设备，推广无人机巡检（识别树障、绝缘子破损）与导线温度监测，实现隐患提前预警。（二）智能化诊断方法的探索引入机器学习算法（如随机森林、LSTM神经网络），对多源数据（保护报文、录波、监测数据）进行特征提取与模式识别，自动生成故障诊断报告（如“绕组故障概率85%，定位在A相中部”），提升诊断效率与准确性。（三）运维管理体系的完善1.标准化流程：编制《故障诊断处置手册》，明确不同故障类型的响应时限、诊断步骤、协作机制（如保护、试验、检修专业联动）。2.技能培训：开展“故障案例复盘”培训，通过仿真系统模拟复杂故障场景，提升运维人员的现场处置能力。五、结论电力系统故障诊断与维护是一项“技术+经验”的系统工程。从变压器潜伏性故障的