电力系统设备检修故障案例分析

引言电力系统设备是电网安全稳定运行的核心载体，其健康状态直接关系到供电可靠性与电能质量。设备故障的及时诊断、精准处置是运维检修工作的核心目标。通过对典型故障案例的深度剖析，梳理故障演化逻辑、排查路径及处置策略，可为一线检修人员提供实操参考，助力提升电力系统设备全生命周期管理水平。案例一：变压器油色谱异常引发的局部放电故障故障现象某220kV变电站#1主变（容量180MVA，型号SFZ____/220）在线油色谱监测系统发出报警，数据显示乙炔含量由历史均值（＜2μL/L）骤升至15μL/L，总烃、氢含量同步增长，油中溶解气体特征符合“局部放电”故障图谱。同时，主变负荷率稳定在60%左右，油温、绕组温度无明显异常。故障排查过程1.监测装置校验：对在线监测系统的油样采集单元、色谱分析仪进行标定，排除装置误差。现场取油样送第三方实验室复测，结果与在线监测趋势一致，确认气体异常属实。2.电气试验复核：开展绕组直流电阻测试，发现高压侧分接开关第Ⅲ档直流电阻值（1.23mΩ）较出厂值（1.18mΩ）偏差超3%；绝缘电阻、介损试验显示高压绕组对地绝缘正常，但分接开关相间绝缘电阻略低（2000MΩ，出厂值≥3000MΩ）。3.解体检查定位：申请主变停电，吊罩后重点检查分接开关。发现开关触头表面存在灼烧痕迹，触头弹簧弹性减弱，动静触头接触面积不足设计值的80%，分接开关油室底部沉积少量金属微粒。故障原因分析分接开关长期运行中，触头弹簧疲劳导致接触压力下降，触头接触不良引发局部电弧放电，放电能量使油分解产生乙炔、氢等特征气体；同时，接触电阻增大导致触头局部过热，进一步加剧油的热分解，形成总烃增长的连锁反应。处置措施1.分接开关检修：更换全部触头组件及弹簧，对分接开关油室进行彻底清洗，更换合格的变压器油（50#超高压油）。2.电气性能验证：检修后复测分接开关各档位直流电阻（偏差≤1%）、绝缘电阻（≥5000MΩ），开展空载、负载试验，确认主变损耗、阻抗电压符合标准。3.投运后监测：恢复送电后，连续72小时监测油色谱数据，乙炔含量逐步降至0.5μL/L以下，主变运行参数稳定。防范建议建立分接开关“状态评价+周期检修”机制，每3年开展触头磨损量、弹簧弹力专项检测。优化油色谱监测策略，对220kV及以上主变，将乙炔监测阈值由“注意值”（3μL/L）调整为“预警值”（10μL/L），缩短数据采集周期至2小时/次。案例二：110kV断路器拒动的二次回路故障故障现象某110kV线路发生A相接地故障，线路保护装置正确动作发出跳闸指令，但#2断路器（型号LW____）拒动，最终由相邻变电站后备保护动作切除故障，造成线路停电时间延长至35分钟。故障排查过程1.控制回路故障筛查：断开断路器操作电源，使用万用表测量跳闸回路电阻，发现跳闸线圈回路电阻为无穷大（正常应为80Ω±5Ω）。逐段排查二次接线，发现跳闸回路端子排T1-23与T1-24之间存在虚接（螺栓松动导致接触电阻＞100Ω）。2.操动机构功能验证：手动触发操动机构分闸按钮，断路器正常分闸，排除机构机械卡涩可能；检查液压机构压力（32MPa，正常范围29-33MPa）、弹簧储能状态（已储能），机构本体无异常。3.保护装置联动测试：模拟故障信号输入保护装置，装置正确输出跳闸脉冲，但跳闸线圈无电流响应，进一步验证二次回路故障。故障原因分析二次回路端子排长期受环境湿度、温度变化影响，螺栓氧化松动导致跳闸回路接触不良，当保护装置发出跳闸指令时，跳闸线圈无法获得足够动作电流，最终引发断路器拒动。处置措施1.二次回路整改：更换端子排螺栓（采用防松力矩螺栓，紧固力矩25N·m），对跳闸回路所有接线端子进行“复紧+绝缘防护”处理，涂抹导电膏降低接触电阻。2.功能验证与试验：恢复操作电源后，进行3次远方分合闸试验，断路器动作时间（分闸≤50ms、合闸≤60ms）、同期性符合标准；开展保护带断路器传动试验，保护动作与断路器分闸逻辑匹配。3.同类设备排查：对变电站内同批次断路器的二次回路端子排进行全面检查，共发现3处类似松动隐患，全部整改完毕。防范建议推行二次回路“可视化运维”，在端子排关键节点粘贴温度标签，结合红外测温每季度排查接触不良隐患。修订断路器检修规程，将“二次回路端子紧固”纳入月度巡检项目，重点关注投运超5年的设备。案例三：10kV电缆中间接头过热故障故障现象红外测温巡检发现某10kV馈线电缆中间接头（型号JLS-10/3.1）温度达95℃（环境温度28℃），超过电缆允许最高温度（90℃），且温度呈持续上升趋势，相邻接头温度正常（65℃）。故障排查过程1.停电后外观检查：申请线路停电，剥开接头绝缘层，发现铜屏蔽层与线芯连接部位存在明显氧化层（厚度约0.2mm），压接套管与线芯的压接纹路不清晰，部分线芯未被有效压接。2.绝缘性能测试：使用兆欧表测量接头绝缘电阻，A相仅为200MΩ（正常≥1000MΩ），B、C相绝缘电阻正常（1200MΩ、1150MΩ）；开展局部放电测试，A相接头在1.1倍额定电压下放电量达80pC（标准≤10pC）。3.工艺追溯分析：查阅接头制作记录，发现该接头由外包施工队制作，压接工具为普通液压钳（非电缆专用压接模具），绝缘处理时未使用半导电阻水带，存在工艺缺陷。故障原因分析电缆接头制作工艺不规范，压接套管与线芯压接不紧密导致接触电阻增大（实测接触电阻150μΩ，正常≤50μΩ），长期负荷电流（120A，电缆额定载流量200A）下，接触电阻产生的焦耳热使接头温度升高；同时，氧化层破坏了铜屏蔽的连续性，引发局部电场畸变，进一步加剧绝缘劣化和发热。处置措施1.接头重新制作：切除原接头，使用专用压接模具（匹配线芯截面120mm²）重新压接，压接后进行超声波探伤确认压接质量；采用“半导电阻水带+冷缩绝缘管”工艺恢复绝缘，确保绝缘层厚度均匀（≥4mm）。2.绝缘性能复验：制作完成后，复测A相接头绝缘电阻（1500MΩ）、局部放电量（5pC），符合标准要求。3.负荷监测与投运：恢复送电后，连续72小时监测接头温度（稳定在70℃以下），同步监测线路负荷，避免过载运行。防范建议实施电缆接头“准入制”，外包施工队需通过电缆接头制作工艺考核（实操+理论）方可进场作业，作业过程全程视频留痕。建立电缆接头“全寿命档案”，记录制作工艺、试验数据、运行温度等信息，投运后每半年开展红外测温，负荷高峰月增加测温频次至每周1次。总结与启示电力系统设备故障的本质是“隐患累积-故障爆发”的演化过程，故障分析需贯穿“现象识别-根源定位-处置验证-预防优化”全链条：1.多维度诊断：结合在线监测（油色谱、红外、局放）、离线试验（电气、理化）、现场排查（解体、工艺追溯），构建“数据+经验”的诊断模型。2.全周期管控：将故障处置经验转化为运维标准，从设备选型、安装工艺、检修周期、状态评价等环节优化管理，实现“