电力设备故障排查技术指南

电力设备故障排查技术指南一、引言电力设备是电网运行的核心载体，其可靠性直接关乎电力系统的安全稳定与供电质量。设备故障若未能及时排查修复，可能引发停电事故、设备损毁甚至电网连锁故障，对工业生产、居民生活及社会经济造成重大影响。掌握科学的故障排查技术、建立规范的排查流程，是电力运维人员的核心能力之一。本文结合电力设备运维实践，从故障排查原则、常见故障类型、工具技术、流程规范及案例分析等维度，系统阐述电力设备故障排查的实用方法，为一线运维工作提供技术参考。二、故障排查的基本原则电力设备故障排查需遵循科学严谨的逻辑，兼顾安全性与效率性，核心原则包括：（一）安全优先原则故障排查前必须确保设备已断电（特殊带电检测除外），设置安全警示标识，穿戴绝缘防护装备，严禁在未确认安全的情况下触碰设备。对于带电设备的检测（如红外测温、超声波局部放电检测），需严格遵守《电力安全工作规程》，保持安全距离，防止触电、电弧灼伤等事故。（二）先易后难原则优先排查直观、简易的故障点（如外观破损、接线松动、参数越限等“显性故障”），再深入分析隐蔽性强、需专业工具检测的“隐性故障”。例如，设备报警时先检查指示灯、仪表显示，再排查内部电路或元件，避免过度拆解导致故障扩大。（三）先外后内原则从设备外部环境与外观入手，分析故障是否由环境因素（潮湿、高温、粉尘）、外部接线（松动、短路、氧化）或机械损伤（外壳变形、绝缘子碎裂）引起，再逐步检查内部元件。例如，断路器拒动时，先检查控制回路接线、操作机构连杆，再拆解灭弧室。（四）先静后动原则排查时先在设备断电、停运状态下进行静态检测（如绝缘电阻、绕组直流电阻测试），确认无明显异常后，再进行带电或带负荷的动态测试（如空载试验、带载运行监测）。例如，变压器故障排查需先断电测绝缘，再带负荷测温升与油色谱。（五）先通后断原则针对电气回路故障，优先确认电源侧是否正常供电（如熔断器是否熔断、开关是否合闸），再检查负载侧或支路的断路点。例如，线路停电时先测电源端电压，再逐段排查电缆、开关的通断状态。三、常见电力设备故障类型及排查方法（一）变压器故障变压器是电网的“心脏”，故障类型包括绕组故障、铁芯故障、油质故障、冷却系统故障等，排查方法如下：1.故障现象与初步判断油温过高：检查温控器显示，对比历史数据，若超过额定值且冷却器运行正常，可能为绕组短路、铁芯多点接地。异常声响：正常运行为均匀“嗡嗡”声，若出现“噼啪”放电声（内部绝缘击穿）、“咕噜”冒泡声（油中放电）、“吱吱”摩擦声（铁芯松动），需结合油色谱分析。油位异常：油位计显示过高（油温过高或进水）、过低（漏油或油温过低），需检查油枕胶囊、呼吸器硅胶及密封件。2.排查步骤外观检查：观察外壳有无变形、漏油，套管是否破裂、放电，冷却器风扇/油泵是否运转。绝缘检测：断电后用2500V绝缘电阻表测绕组对地、绕组间绝缘，若绝缘值显著下降（如<100MΩ），提示绝缘受潮或老化。油色谱分析：采集油样检测H₂、CH₄、C₂H₂等气体含量，若C₂H₂超标（电弧放电特征），需重点检查绕组；若CO、CO₂过高（固体绝缘老化），结合铁芯接地电流判断铁芯故障。绕组直流电阻测试：对比三相绕组电阻偏差，若超过2%（10kV及以下）或1%（35kV及以上），提示绕组匝间短路或分接开关接触不良。（二）高压断路器故障断路器故障直接影响电网分合闸操作，常见类型包括拒动、误动、发热、灭弧室故障等：1.故障现象与初步判断拒动/误动：控制回路故障（如继电器故障、接线松动）或操作机构故障（如弹簧未储能、液压/气动机构压力异常）。触头/接线柱发热：红外测温显示温度超过环境温度+55K（DL/T664标准），可能为触头接触不良、接线松动或载流过大。灭弧室故障：分合闸时出现强烈电弧、异响，或SF₆断路器密度继电器报警（气体泄漏）。2.排查步骤控制回路检查：用万用表测合闸/分闸线圈电阻（与铭牌对比），检查辅助开关触点、继电器动作状态，排查二次回路接线。操作机构检查：弹簧机构检查储能电机、行程开关；液压机构检查压力值、泄漏点；气动机构检查气压、电磁阀动作。触头与接线检查：停电后拆解灭弧室（真空断路器需测真空度），检查触头烧损程度；带电时用红外测温仪扫描触头、接线柱，定位发热点。SF₆气体检测：用检漏仪检测灭弧室密封性，若气体压力低，需补气并查找泄漏点（焊缝、密封圈处）。（三）电力电缆故障电缆故障包括接地故障、短路故障、断线故障，排查需结合路径定位与故障点精确定位：1.故障现象与初步判断接地故障：零序保护动作，绝缘电阻测试显示一相或多相对地绝缘为0。短路故障：过流保护动作，三相电阻不平衡或为0（相间短路）。断线故障：负荷为0或电压异常，直流电阻测试显示某相电阻无穷大。2.排查步骤路径定位：用电缆路径仪（音频感应法）确定电缆走向，标记埋深与分支点。故障性质判断：用兆欧表测绝缘电阻（判断接地/短路），用低压脉冲法测故障距离（断线故障），用高压脉冲法（如闪络法）测高阻接地/短路故障距离。故障点精确定位：在粗测距离处，用声磁同步法（听故障点放电声）或跨步电压法（接地故障）定位，结合红外热像仪排查外护套破损点。（四）绝缘子故障绝缘子故障包括污闪、击穿、断裂，影响线路绝缘性能：1.故障现象与初步判断污闪：潮湿天气下绝缘子表面出现电弧，伴随“滋滋”放电声，红外测温显示局部过热。击穿：绝缘子绝缘电阻为0，或出现贯穿性放电通道。断裂：瓷绝缘子瓷件碎裂，复合绝缘子伞裙脱落或芯棒断裂。2.排查步骤外观检查：登杆（塔）或无人机巡检，观察绝缘子表面污秽程度、瓷件裂纹、伞裙破损。绝缘检测：用2500V兆欧表测绝缘子串绝缘，若单片绝缘值<300MΩ（瓷绝缘子）或<500MΩ（复合绝缘子），需更换。盐密测试：采集绝缘子表面污秽，测等值盐密（ESDD）与灰密（NSDD），判断是否超过污区等级要求，必要时进行带电清扫或更换防污绝缘子。（五）继电保护装置故障保护装置误动、拒动会导致电网故障扩大，故障类型包括装置异常、回路故障、定值错误等：1.故障现象与初步判断误动：无故障时保护动作跳闸，需检查装置报文（如过流、零序保护误动）、二次回路干扰（如CT饱和、电磁干扰）。拒动：故障时保护未动作，需检查装置电源、采样值（如CT/PT断线）、出口回路（如继电器触点、跳闸线圈）。装置异常：面板指示灯告警（如电源故障、通信中断），液晶显示异常（如采样值越限、程序错误）。2.排查步骤装置自检：查看装置报文、事件记录，确认故障时的采样值（电流、电压）、动作逻辑是否符合定值。二次回路检查：用万用表测CT/PT回路接线（是否断线、短路），检查跳闸/合闸回路电阻（如跳闸线圈电阻是否正常）。定值核对：对比保护定值单与装置定值，确认定值输入是否正确（如CT变比、保护范围、动作时限）。抗干扰测试：检查装置接地是否可靠，二次回路是否受强电磁干扰（如靠近母线桥、变频器），必要时加装抗干扰电容或隔离器。四、故障排查的工具与技术（一）常用工具1.电气检测工具万用表：测电压、电流、电阻，排查二次回路故障（如线圈电阻、触点通断）。绝缘电阻表（兆欧表）：测设备绝缘电阻（如变压器绕组、电缆、绝缘子），判断绝缘老化、受潮。接地电阻测试仪：测接地网电阻，评估接地系统可靠性。2.红外检测工具红外测温仪：检测设备发热点（如触头、接线柱、绕组），发现隐性过热故障。红外热像仪：生成设备温度场图像，定位局部过热区域（如开关柜内部、电缆接头）。3.声学检测工具超声波检测仪：检测局部放电（如GIS气室、变压器油枕）、机械振动（如轴承异响）。听针（机械听诊器）：监听变压器、断路器内部异响（如铁芯松动、油中放电）。4.油化检测工具油色谱分析仪：检测变压器油中溶解气体，诊断绕组、铁芯故障。微水仪：测SF₆气体含水量，评估断路器灭弧室绝缘性能。（二）先进技术1.局部放电检测技术原理：通过检测设备内部局部放电产生的电、声、光信号，判断绝缘缺陷（如气泡、杂质、局部电场集中）。应用：GIS、变压器、电缆接头的带电检测，结合特高频（UHF）、超声波（AE）、超高频（VHF）技术定位放电点。2.在线监测技术系统组成：传感器（如温湿度、局放、油色谱传感器）、数据采集单元、后台分析软件。应用：实时监测变压器油温、油色谱，断路器SF₆压力、局放，电缆局部放电，实现故障预警。3.大数据与AI诊断技术数据建模：基于设备历史故障数据、运行参数，建立故障预测模型（如LSTM神经网络预测变压器油色谱趋势）。智能诊断：通过机器学习算法（如随机森林、深度学习）分析多源数据（红外、局放、油化），自动识别故障类型与位置，提升排查效率。五、故障排查的流程与规范（一）故障上报与记录运维人员发现设备异常（如报警、保护动作、外观损坏），立即记录故障时间、现象、设备编号，上报调度与运维班组；填写《设备故障记录表》，包含故障设备信息、初步现象、影响范围（如是否停电、负荷损失）。（二）初步检查1.外观与环境检查：观察设备外壳、接线、绝缘子是否破损，周围环境是否存在进水、高温、异物（如鸟巢、树枝）。2.参数与告警检查：查看仪表（如电压表、电流表、温度计）、保护装置报文、在线监测系统数据，确认故障参数（如电流越限、油温过高）。（三）故障定位1.缩小故障范围：结合初步检查结果，通过“先易后难”原则，将故障范围锁定至某一系统（如电源系统、控制回路、主设备本体）。2.工具检测：使用万用表、红外测温仪、兆欧表等工具，对疑似故障点进行检测（如测绝缘、测电阻、测温度），验证故障假设。（四）故障隔离若故障设备需停电检修，按《电力安全工作规程》执行停电、验电、挂接地线，设置安全围栏与警示标识；若为带电检测或不停电作业，需制定专项安全措施（如保持安全距离、使用绝缘工具），防止故障扩大或人员触电。（五）故障修复1.维修或更换：根据故障类型，选择维修（如更换触头、修复接线）或更换元件（如熔断器、绝缘子、电容器）。2.工艺要求：严格遵守设备说明书与工艺标准，如电缆接头制作需控制压接工艺、绝缘处理；变压器加油需进行真空脱气。（六）测试验证1.静态测试：修复后，断电状态下测绝缘电阻、绕组电阻、回路电阻等，确认参数正常。2.动态测试：带电或带负荷运行，监测设备温度、声音、参数（如电流、电压），观察是否恢复正常。（七）总结归档填写《故障处理报告》，记录排查过程、故障原因、修复措施、测试结果，总结经验教训（如是否因运维不到位导致故障）；将报告纳入设备台账，更新设备健康档案，为后续运维提供参考。六、案例分析：某变电站变压器油温过高故障排查（一）故障背景某110kV变电站#1主变（容量50MVA，油浸式）运行中油温突然升至85℃（额定油温80℃），冷却器全投仍无法降温，后台发“油温过高”告警。（二）排查过程1.初步检查：现场观察变压器外观无漏油，油位正常，冷却器风扇、油泵运转正常；红外测温显示变压器顶部油温90℃，底部75℃，温差15℃（正常<5℃），初步判断内部故障。2.绝缘检测：断电后用2500V兆欧表测高压绕组对地绝缘为80MΩ（历史值500MΩ），低压绕组对地绝缘100MΩ（历史值600MΩ），绝缘显著下降，提示绕组受潮或短路。3.油色谱分析：采集油样检测，H₂含量150μL/L，CH₄80μL/L，C₂H₂5μL/L，CO800μL/L，CO₂1200μL/L。结合气体组分，C₂H₂含量低（无电弧放电），CO、CO₂过高（固体绝缘老化），H₂、CH₄提示局部放电或受潮。4.绕组直流电阻测试：测高压绕组三相电阻分别为1.21Ω、1.22Ω、1.25Ω，偏差2.4%（超过1%标准），判断A、C相绕组匝间短路。（三）故障修复吊罩检修发现高压绕组A相匝间绝缘因长期过热老化击穿，更换同型号绕组，真空注油后进行耐压试验（AC260kV/1min，DC630kV），测试合格后投运。（四）经验总结1.油温异常需结合绝缘、油色谱、直流电阻多维度分析，避免单一指标误判。2.绕组直流电阻偏差是匝间短路的核心判据，需严格对比历史数据与标准值。3.油色谱中CO、CO₂过高提示固体绝缘老化，需结合绝缘电阻与绕组测试综合判