电力系统故障诊断与维修技术培训教材

电力系统故障诊断与维修技术培训教材第一章电力系统故障基础认知1.1系统组成与故障关联性电力系统由发电、输电、变电、配电、用电环节构成，设备（发电机、变压器、断路器、电缆等）性能与环境、操作、老化等因素直接关联故障诱因。需从系统全局视角分析故障，例如：输电线路覆冰可能引发断线，变压器绝缘老化易导致短路。1.2故障类型与特征1.2.1短路故障含三相、两相、单相接地、两相接地短路等。短路时电流剧增，引发设备过热、绝缘击穿，甚至系统振荡。例如：10kV配网单相接地时，母线电压不平衡（接地相降低、非接地相升高），可通过零序电流/电压特征定位。1.2.2开路故障如导线断线、熔断器熔断、触头接触不良，表现为回路电流中断、负荷端失电。需结合回路电阻测试、电压分布检测定位断点。1.2.3过载故障设备长期/短时过负荷，温升超允许值加速绝缘老化。可通过负荷监测、温度传感器数据（如电缆接头温度）判断，结合设备额定容量与实际负载率分析。1.2.4绝缘故障绝缘电阻下降、局部放电、沿面闪络等，多由受潮、污秽、机械损伤引发。兆欧表、局部放电检测仪可有效检测，若未及时处理，易发展为短路/接地故障。1.3故障的危害与影响故障会造成设备损坏（如变压器绕组烧毁）、供电中断（影响用户生产）、电网稳定破坏（如大面积停电），还可能引发火灾、爆炸等次生灾害，需建立快速诊断与处置机制。第二章故障诊断技术方法2.1感官诊断法（“望闻问切”）2.1.1视觉诊断观察设备外观：变压器油位、套管裂纹/放电痕迹，电缆接头过热变色，开关柜指示灯状态等。例如：断路器分合闸指示器偏移，可能是机构卡涩。2.1.2听觉诊断倾听设备声音：变压器正常为均匀“嗡嗡”声，若出现“噼啪”放电声，可能是绕组短路；断路器操作有异常机械声，需检查连杆、弹簧。2.1.3嗅觉诊断嗅闻设备气味：绝缘材料过热产生焦糊味（如电缆燃烧），变压器油分解有刺鼻油味，可辅助定位故障（如开关柜某间隔异味，优先排查该设备）。2.1.4触觉诊断触摸设备外壳温度（停电/安全后）：变压器外壳过热可能是铁芯多点接地，电缆接头烫手提示过载/接触不良。注意：带电设备严禁直接触摸，需用红外测温仪辅助。2.2仪器诊断法2.2.1万用表使用电阻测量：检测开关触头接触电阻（≤规定值，如10kV断路器≤50μΩ）、绕组直流电阻（三相不平衡度≤2%）。电压测量：检测母线、回路端电压，判断失电/电压异常。电流测量：串入回路，检测实际负载电流，与额定电流对比分析过载。2.2.2兆欧表（绝缘电阻表）操作测试前放电：对电容性设备（电缆、电容器）充分放电，避免残余电荷损坏仪表。量程选择：10kV设备选2500V兆欧表，低压设备选500V/1000V。测试步骤：L端接设备、E端接地，120r/min摇动手柄，读取15s/60s绝缘电阻，计算吸收比（R₆₀/R₁₅）（≥1.3为合格）。2.2.3红外测温技术原理：捕捉设备红外辐射，生成温度分布图。应用：检测电缆接头、母线排、变压器套管过热缺陷，提前发现隐性故障（如接头氧化）。注意：环境温湿度、距离影响精度，需结合负荷率、历史数据对比。2.2.4局部放电检测方法：超声波（监听放电声波）、特高频（捕捉放电电磁波）。应用：变压器、GIS、电缆终端的局部放电监测，判断绝缘劣化程度。2.3系统诊断法2.3.1继电保护动作分析调取保护动作报告（过流、速断、差动等），结合故障录波图，分析故障类型、相别、位置（通过保护范围与动作时间判断）。例如：110kV线路速断保护动作，录波显示A相电流突变，可初步判断A相短路、故障点在线路首端。2.3.2SCADA系统监测监控实时数据（电压、电流、功率、开关位置），异常数据（电压骤降、电流突增）定位故障区域；遥信、遥测联动分析（如开关跳闸伴随母线电压消失），缩小排查范围。2.3.3故障录波分析记录故障前/中/后波形，通过电流、电压特征（短路电流暂态/稳态分量、谐波），判断故障性质（金属性/非金属性短路）、持续时间，辅助制定维修策略。第三章典型电力设备故障维修3.1变压器故障维修3.1.1油温过高诊断：红外测温发现顶层油温超85℃（A级绝缘），检查冷却系统（风扇/油泵故障）、负荷率、油位。维修：清理冷却器堵塞，修复/更换冷却装置；调整负荷，补充合格变压器油，检查油枕胶囊/隔膜。3.1.2绕组短路诊断：油色谱分析乙炔超标，绕组直流电阻不平衡度超标，空载损耗增大。维修：停电排油，吊出器身，检查绕组变形（用绕组变形测试仪），修复/更换绕组；干燥、真空注油，耐压试验。3.1.3油位异常诊断：油位计显示过高（油温膨胀）或过低（漏油、呼吸器堵塞）。维修：油温过高则降温，油位过高放油；检查密封件，修复漏油点；清理呼吸器硅胶。3.2断路器故障维修3.2.1拒动故障诊断：操作不动作，检查控制回路（熔断器、辅助触点）、操作机构（弹簧未储能、连杆卡涩）、液压/气动压力。维修：更换熔断件，修复触点；手动储能/检修电机；调整连杆，补充油/气，更换密封件。3.2.2触头过热诊断：红外测温发现触头温度超允许值（铜触头≤70℃），检查磨损、氧化、接触压力。维修：停电打磨触头，调整弹簧压力；更换严重磨损触头，重新调整开距、超程。3.3电缆故障维修3.3.1接地故障诊断：用电缆故障测试仪（TDR）定位，兆欧表测试绝缘电阻，判断故障类型。维修：开挖故障点，切除故障段，制作中间接头；修复后绝缘测试、耐压试验。3.3.2绝缘老化诊断：兆欧表测试绝缘电阻低于规定值（10kV电缆≥100MΩ），局部放电检测异常。维修：局部老化用热缩/冷缩套管修复；整体老化更换电缆（选XLPE等耐老化材料）。3.4输电线路故障维修3.4.1断线故障诊断：巡线发现导线断裂，或SCADA监测到电流中断、电压异常。维修：停电登杆（塔），更换导线，压接/绑扎接头；检查绝缘子、金具，同步修复。3.4.2雷击故障诊断：线路跳闸，避雷器动作计数增加，绝缘子有闪络痕迹。维修：更换损坏绝缘子、避雷器；检查导线烧断情况，修复后测试绝缘，恢复供电。第四章故障维修安全规范4.1停电作业安全停电：断开电源侧断路器、隔离开关，悬挂“禁止合闸”标示牌。验电：用合格验电器，在设备进出线两侧验电，确认无电压。挂地线：按“先接地端，后导体端”挂接地线，防止突然来电。4.2安全工器具使用绝缘工具：定期耐压试验（绝缘杆1年/次，绝缘手套6个月/次），使用前检查外观（无破损）。防护用品：穿绝缘靴、戴安全帽、系安全带（高空作业），防止触电、坠落。4.3作业流程规范两票三制：严格执行工作票、操作票，落实监护制、复诵制、核对制。风险管控：作业前安全交底，识别风险点（高空坠物、机械伤害），制定防控措施。第五章故障预防与状态维护5.1状态监测技术应用5.1.1在线监测系统配置变压器油色谱、断路器机械特性、电缆局部放电在线监测，实现故障预警。5.1.2离线检测策略定期开展设备巡检：变压器每季度油色谱分析，断路器每年机械特性测试，电缆每两年绝缘电阻测试，结合红外测温、超声波检测，建立设备健康档案。5.2设备巡检与维护策略5.2.1定期巡检日常巡检：检查设备外观、运行参数（电压、电流、温度），记录异常。特殊巡检（雷雨、高温后）：重点排查避雷器、电缆终端等薄弱环节。5.2.2预知性维护基于状态监测数据，对设备健康状态分级（健康、注意、预警、故障），对“预警”设备提前维修。例如：变压器油中乙炔超标但未故障，可计划检修。5.3故障预警与健康管理建立设备全生命周期档案，记录制造、安装、运维数据，通过大数据分析（负荷趋势、温度变化、绝缘参数），构建故障预警模型，实现从“故障维修”到“预知维护”的转变。第六章实操案例分析6.1案例一：10kV配网单相接地故障故障现象：线路跳闸、重合闸失败，母线A相0.2kV，B、C相10.5kV，零序电压报警。诊断：保护数据确认A相接地；分段试送定位故障分支；红外测温+兆欧表确认电缆接头接地。维修：切除故障段，制作中间接头；测试绝缘、耐压后恢复供电。经验：单相接地结合电压特征、分段试送快速定位，电缆接头需定期红外测温。6.2案例二：变压器轻瓦斯报警故障现象：110kV变压器轻瓦斯报警，油位/油温正常。诊断：油色谱分析无乙炔，呼吸器堵塞、油枕胶囊漏气；绕组直流电阻合格。维修：更换呼吸器硅胶，修复胶囊；真空注油，跟踪油色谱。经验：轻瓦斯多由气体积聚引起，需结合油色谱、密封状况判断，避免误判绕组故障。6.3案例三：断路器拒动故障现象：10kV断路器遥控/就地操作均无动作。诊断：控制回路正常，储能电机电源空开跳闸，电机匝间短路。维修：更换储能电机，测试分合闸特性；调整空开额定电流。