电力设备日常巡检及故障处理

电力设备是电网安全稳定运行的核心载体，其日常巡检质量与故障处理效率直接关系到供电可靠性、电网安全及用户用电体验。本文结合现场运维经验，系统梳理巡检要点、故障处置流程及典型场景应对策略，为电力运维人员提供兼具理论性与实操性的参考。一、电力设备日常巡检要点（一）主要设备巡检重点1.变压器类设备外观检查：套管有无裂纹、放电痕迹，本体有无渗漏油，呼吸器干燥剂是否变色（正常为蓝色，受潮后呈粉色）。运行参数：油温（顶层油温≤85℃，温升≤65K）、油位（与油温对应刻度线匹配）、负荷电流（长期不超额定值）。异常特征：本体声音是否均匀（异常时可能伴随放电“噼啪”声、机械摩擦声）；冷却装置运行状态（风扇、油泵启停逻辑与油温联动是否正常）。2.断路器与开关柜断路器：分合闸指示与实际位置是否一致，机构箱密封性（防潮、防小动物侵入），触头温度（红外测温显示接头温度≤环境温度+55℃）。开关柜：局放检测（超声波、特高频检测定位绝缘缺陷，典型局放值≤20dBμV）；柜内温升（母线排、接头温度≤70℃）；绝缘部件（绝缘子、套管）有无碳化、积污。3.电缆及线路设备电缆接头：温度监测（红外或光纤测温，接头温度≤70℃）；防护层是否破损、进水（可通过电缆沟湿度传感器辅助判断）。架空线路：绝缘子污秽程度（盐密测试≤0.1mg/cm²）；导线弧垂（与温度、负荷匹配，避免过紧/过松）；金具有无锈蚀、松动。4.二次设备与自动化系统保护装置：指示灯状态（运行、告警、动作灯逻辑是否正常）；报文记录（故障时事件序列、录波数据是否完整）；定值区切换是否与调度指令一致。自动化终端：遥测、遥信数据准确性（与现场表计比对误差≤2%）；通信链路（ping测试时延≤50ms，报文解析无丢包）。（二）巡检周期与方法1.周期划分日常巡检：每日对主变、母线断路器等关键设备的外观、参数进行目视检查，记录负荷、温度。专项巡检：每周采用红外测温、超声波局放仪检测隐蔽缺陷；每月开展绝缘测试（兆欧表测电缆绝缘、避雷器泄漏电流）。周期性试验：每年进行变压器油色谱分析、断路器机械特性试验；每三年开展电缆耐压试验。2.检测手段感官诊断：“看”（外观、指示灯）、“听”（设备运行声音）、“嗅”（绝缘烧焦味）、“摸”（外壳温度，需断电或戴绝缘手套）。仪器检测：红外热像仪（测接头、母线温升）、局放检测仪（定位绝缘缺陷）、兆欧表（测绝缘电阻，电缆绝缘≥500MΩ）、油色谱仪（分析变压器油中H₂、CH₄等气体含量）。3.巡检记录与分析标准化表单：记录设备参数（油温、负荷、局放值）、异常现象（如“主变A相套管温度较昨日升高8℃”）。趋势分析：通过历史数据对比，识别参数突变（如油位骤降、局放值激增），提前预警故障。二、故障处理流程与实操策略（一）故障识别与分级1.故障类型判定电气故障：短路（保护速断动作，故障电流≥10kA）、过载（过流保护动作，持续时间≥10s）、绝缘击穿（接地故障、避雷器动作）。机械故障：断路器拒动（机构卡涩、弹簧未储能）、隔离开关触头过热（接触电阻≥100μΩ）。二次故障：保护误动（定值错误、回路电磁干扰）、通信中断（终端离线、报文丢失）。2.故障分级紧急故障：设备冒烟、喷油、短路弧光，需立即停电隔离（如“主变套管爆炸”）。一般故障：参数越限（油温超温、局放超标），可带负荷处理或择机停电（如“电缆接头温度75℃”）。（二）应急处置与诊断1.现场处置步骤安全隔离：断开故障设备上下级断路器，挂接地线，设置警示标识（“禁止合闸，有人工作”）。信息上报：向调度、运维班汇报故障现象（如“10kV#1母线断路器拒分，机构箱弹簧未储能”）。初步诊断：结合保护报文（如“过流I段动作，故障电流12kA”）、红外测温（如“断路器B相触头温度120℃”），缩小故障范围。2.深度诊断方法电气试验：测绝缘电阻（电缆绝缘从500MΩ降至20MΩ，判断受潮）；介损测试（套管介损从0.5%升至3%，绝缘老化）。机械检测：断路器分合闸时间测试（标准时间20ms，实测45ms，机构卡涩）；弹簧储能压力监测（压力低于额定值80%，储能电机故障）。二次回路排查：用万用表测控制回路电压（操作电源消失，排查空开跳闸）；光纤熔接仪测通信链路（光衰从-15dB升至-30dB，接头污染）。（三）故障修复与验证1.典型故障处理变压器油位低：补油（同型号、同标号绝缘油，补油后静置24h排气）；若渗漏，查找漏点（法兰密封垫老化，更换EPDM垫片）。断路器触头烧损：停电后拆解灭弧室，更换银钨合金触头（接触面打磨平整），调整开距、超程。电缆接头过热：重新压接（液压钳压接铜鼻子，涂抹导电膏），加装隔热护套，缩短巡检周期。保护误动：核对定值（与调度定值单比对，发现定值区错误）；排查干扰源（二次回路加装抗干扰磁环）。2.恢复送电验证空载试运行：断路器分合闸三次，测分合闸时间、弹跳值（≤2ms）。带负荷测试：监测负荷电流、接头温度（≤环境+40℃）；保护装置模拟故障（加量测试，动作时间误差≤5%）。长期监测：投运后24h内每小时记录参数，一周内每日巡检，确认无异常。三、典型案例分析案例1：110kV主变油温异常升高巡检发现：日常巡检时，主变顶层油温从65℃升至78℃（环境温度30℃），负荷无明显变化。诊断过程：红外测温发现散热器阀门未全开（阀门手柄处于半关状态），油色谱分析无异常（H₂、CH₄含量正常）。处理措施：停电后全开散热器阀门，清理阀门连杆卡涩点（涂抹润滑脂），投运后油温降至62℃。经验总结：巡检需关注辅助设备（散热器、风扇）状态，阀门位置应与运行方式匹配。案例2：10kV开关柜局放超标巡检发现：超声波局放检测时，#3开关柜局放值从20dBμV升至80dBμV，伴随“滋滋”放电声。诊断过程：停电后开盖检查，发现母线排支撑绝缘子表面有鸟粪残留（污秽导致绝缘下降），绝缘电阻测试从1000MΩ降至50MΩ。处理措施：清理绝缘子（无水酒精擦拭），喷涂防污闪涂料，加装驱鸟器，复测局放值≤15dBμV。经验总结：潮湿、污秽环境易引发局放，需加强绝缘子清洁与防污措施。案例3：35kV断路器拒动故障现象：线路短路时，断路器保护动作但拒分，越级跳上级断路器。诊断过程：检查机构箱，发现分闸线圈烧损（电阻从100Ω变为∞），控制回路熔断器熔断（10A熔芯熔断）。处理措施：更换分闸线圈（同型号DC220V线圈）、熔断器（10A熔芯），测试分合闸时间（分闸时间25ms，符合要求）。经验总结：二次回路熔断器选型需匹配线圈容量，定期检查线圈温升（红外测温枪测线圈温度≤60℃）。四、预防措施与管理提升（一）日常维护精细化清洁与紧固：每月对开关柜、端子箱除尘，每季度紧固母线排、电缆接头（力矩扳手，铜排螺栓力矩40N·m）。润滑与防腐：每年对断路器机构、隔离开关触头涂抹二硫化钼润滑脂；对户外设备支架进行环氧富锌漆防腐处理。（二）状态监测智能化在线监测系统：变压器加装油色谱在线监测（实时上传H₂、CO、C₂H₂含量）；断路器加装机械特性监测（分合闸速度、行程）。预测性维护：基于大数据分析（如油温-负荷曲线、局放趋势），提前安排检修（如“主变油中C₂H₂含量月增5μL/L，安排吊罩检修”）。（三）人员能力建设技能培训：每季度开展“红外测温实操”“继电保护报文解析”培训，模拟“断路器拒动应急处理”演练。考核机制：将巡检质量（异常发现率、处理及时率）与绩效挂钩，设立“故障诊断能手”奖励。（四）制度流程优化巡检标准化：编制《设备巡检手册》，明确每个设备的“检查项-标准值-异常阈值”（如“主变油温：≤85℃，异常≥90℃”）。故障抢修预案：针对典型故障（如主变着火、母线短路），制定“30分钟应急响应，2小时隔离故障”的时间节点要求。备件管理：建立“常用备件（分闸线圈、触头）-应急备