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牵引变电所常见故障判断及处理方案

中文摘要··················································Ⅰ

第1章绪论···········································1

1.1配电网供电可靠性分析和现状························1

1.2本文研究的意义及所完成的主要工作··················2

第2章配电网元件概述及可靠性分析·························3

2.1元件可靠性的基本概念······························3

2.1.1可修复元件的状态····························3

2.1.2可修复元件的与失效有关的可靠性指标··········4

2.1.3可修复元件的与维修有关的可靠性指标··········5

2.1.4两种典型的元件寿命概率分布··················6

2.1.5元件的可用度································8

2.2配电网络元件的故障率分析··························9

2.2.1元件的故障率计算····························9

2.2.2元件组的故障率分析··························9

第3章配电网可靠性计算方法······························11

第4章10KV配电网供电可靠性分析···························13

4.1故障停电原因及对策·······························13

4.1.1外力破坏···································13

4.1.2自然灾害···································14

4.l.3高压用户影响·······························14

4.1.4导线问题···································14

4.1.5其他方面··································15

4.2非故障停电原因及解决办法·························15

4.2.1非故障停电原因·····························15

4.2.2解决办法··································15

牵引变电所常见故障判断及处理方案

第一部分

牵引变电所处理故障的原则

1、牵引变电所的故障处理及事故抢修，要遵循“先通后复”的原则。

2、对于有备用设备的牵引变电所，首先要考虑投入备用设备，以最快的速度设法先行恢复供电，并采用正确、可行的方案，迅速、果断地进行事故处理和抢修。

然后及时通知有关部门，再修复或更换故障设备。

3、限制事故、故障的发展，消除事故、故障根源以及对人身设备的威胁。

4、在危及人身安全或设备安全的紧急情况下，值班人员可以先行断开有关的断路器和隔离开关，然后再报告段调度。

5、对于事故抢修，情况紧急时可以不开工作票，但应向段调度报告概况，听从段调度的指挥，在作业前必须按规定做好安全措施，并将抢修作业的时间、地点、内容及批准人的姓名等记录到值班日志中。

6、事故抢修时，牵引变电所所长或负责人应尽快赶到现场担任事故抢修工作领导人，如果所长不在即由当班值班人负责人自动担任抢修领导工作。

第二部分

牵引变电所事故抢修一般规定

1、牵引变电所中发生电气设备事故（故障）后，值班员应迅速报告段调度，除按规定收集故障信息进行现场防护外，还应在力所能及的范围内采取措施，防止事故的发展，尽可能消除事故根源，减少事故损失。

在危及人身安全或设备安全的紧急情况下，值班人员可先行断开有关的断路器和隔离开关，然后再报告供电调度。

2、事故抢修时，可不开工作票，但必须有段调度的命令，并按规定做好安全措施。

事故抢修时，有上级领导在现场，由上级领导择人担当工作领导人；无上级领导在现场时，由变电所所长担任抢修工作领导人。

抢修时要有明确的分工，并指定专人负责与供电调度保持联系。

3、牵引变电所发生事故后，段机关指挥中心成员及变电系统值班人员必须到生产调度协助指挥抢修，各级领导及有关技术人员了解现场情况时，应派专人通过自动电话联系，下达指示时应通过供电调度指挥电话进行，以免造成混乱。

4、变电所所长及每一位值班人员都应熟悉牵引变电所事故抢修、抢险预案，每月至少组织进行一次事故抢修演练。

5、牵引变电所所长在遇有大降暴雨等恶劣天气时，应立即设法以最短的时间赶赴变电所，组织并参加防洪抢险工作。

6、所有的抢修、防洪储备料具齐全，随时处于良好状态。

防洪期间，变电所应将防洪料具检查纳入每次交接班中。

各供电车间、技术科每月检查一次，段每季组织检查一次。

7、抢修、防洪料具严禁外借。

抢修、防洪料具在使用后，要及时上报补充计划，由段物资部门予以补充和追加。

第三部分

故障判断的方法及步骤

1、方法

一般情况下，要依据仪表指示、灯光显示、事故报告单，以及设备巡视、外观等情况，进行综合分析。

2、步骤

①.依据断路器的位置指示灯，找出跳闸的断路器。

②.依据保护装置面板显示，光字牌指示、事故报告单以及信号继电器的掉牌找出是哪台设备的哪套保护动作。

③.依据故障报告单及继电保护范围，判断出故障范围和明确故障地点。

④.依据现场设备外观检查情况，确定故障设备是否需要退出，如果需要退出，可以申请投入备用设备或改变现行的运行方式。

四、常见故障处理方案

（一）高压室内故障

1、进线穿墙套管闪络或击穿

如果进线穿墙套管闪络或击穿，首先向段调度汇报，并申请倒主变，尽快恢复供电。

送电后对主变高、低压侧断路器立即进行检查及保护校验，等有天窗点再对进线穿墙套管进行更换。

2、27.5kv电压表指示摆动时的应急措施

在正常运行中，如果值班人员发现27.5kv电压表指示低于正常值很多或出现忽高忽低时，主要由该电压互感器一次高压熔断器所熔断引起。

值班人员应及时向段调度进行汇报，投入备用电压互感器，然后撤除故障电压互感器，在保证人身设备安全的情况下进行检查更换该电压互感器的高压熔断器。

3、动力变穿墙套管闪络或击穿

3.1穿墙套管闪络或击穿，应将相应的装置退出运行，拉出小车，先行恢复供电；送电后对该装置断路器重点检查及保护校验，等有天窗点再对穿墙套管进行更换。

3.2动力变穿墙套管闪络或击穿，应将动力变退出运行，拉出小车，先行恢复供电；送电后应立即对动力变断路器重点检查及保护校验，等有天窗点再对穿墙套管进行更换。

同时改变现有的供电方式，有贯通线的由贯通线供电，无贯通线的采取越区供电，确保正长供电。

4、母线支持瓷瓶闪络或击穿

4.1如果是母线支持瓷瓶表面发生轻微闪络，可采用强送一次，如果强送电成功，就可以正常投入设备运行。

4.2如果强送一次后失败，那就说明瓷瓶发生严重闪络或击穿，在保证人身安全的前提下，用手锤将闪络或击穿的瓷瓶打掉后再送电，等有天窗点再对母线支持瓷瓶进行更换。

5、隔离开关支持瓷瓶闪络或击穿

5.1如果隔离开关支持瓷瓶闪络或击穿发生在负荷侧，直接将其相应的隔离开关拉开后，再投另一台电压互感器或备用变，等有天窗点再对隔离开关支持瓷瓶进行更换。

5.2如果发生在27.5kV母线侧，将该隔离开关拉开后，在保证人身设备安全的前提下，将其闪络或击穿的瓷瓶用手锤敲掉后，再投另一台电压互感器或备用变，等有天窗点再对隔离开关支持瓷瓶进行更换。

5.3如果为母联开关，若1或2支持瓷瓶爆炸，将爆炸瓷柱用手锤敲掉，先行恢复送电；若3或4支持瓷瓶爆炸，拆除母联开关引线，用采用同型号的母线直接将母线短接，先行恢复送电。

以上两种情况等有天窗点时，再进行对隔离开关支持瓷瓶进行更换。

（二）110KV侧

1、110Kv断路器拒动

1.1如果是控制回路小保险熔断。

更换同型号保险后，再次合闸。

1.2如果备用开关不能投运，则应断开所有控制电源，手动合（分）圈铁心,进行合（分）闸。

2、在“直接位”操作110Kv电动隔离开关拒动

2.1若控制回路小保险熔断。

更换同型号保险后，再次合闸（分闸）。

2.2若控制回路小保险未熔断，在隔离开关机构箱内进行“当地”操作。

2.3若“当地”操作不成功，用摇把手动操作。

3、110Kv断路器不能储能

3.1在机构箱内按下储能控制继电器，进行储能。

3.2如果电机不转，则应将手动或电动连锁开关打至手动储能位置，用储能专用手柄进行手动储能。

4、110kv线路失压

4.1如果有电压监测装置的变电所，观察另一回路是否有电，如果有电应立即建议段调度切换到另一回路。

4.2如果有无电压监测装置的变电所，应立即在另一回路验电，如有电应立即建议段调度切换到另一回路。

4.3如果有线路备自投装置的变电所，失压后备自投装置启动，监测有电后向段调度报告。

5、110kv断路器气体泄漏低于规定值

5.1当发出“气体压力过低警告”光字牌时，值班员要时刻监视设备运行并及时向段调度汇报。

5.2当发出“气体压力过低闭锁”光字牌时，及时向段调度报告并且值班人员应采取下列方法进行处理：

①.如果该设备处于热备状态，值班人员立即先将断路器退出热备，并悬挂禁止合闸标示牌，尽快由检修人员进行检修补气。

②.如果该设备处于运行状态，值班人员立即申请倒换主变，用隔离开关将断路器及主变撤除运行。

6、110KV少油断路器故障应急措施

液压操作机构压力降低，油泵频繁打压。

如果发生这种情况，应立即向供电调度汇报，并申请倒主变。

（三）馈线侧

1、馈线侧穿墙套管闪络或者击穿

1.1如果是瓷瓶表面发生轻微闪络，可强送一次，如果强送电成功，就可以正常投入设备运行。

1.2如果强送一次后失败，那就说明穿墙套管发生严重闪络或击穿，在保证人身安全的前提下，等有天窗点时再对馈线侧穿墙套管进行更换。

1.3申请采取越区供电方式。

2、馈线断路器故障应急措施

2.1 馈线断路器远动操作拒合

①.值班人员应先检查直流系统，看该电压是否正常，绝缘是否良好，有无接地现象。

②.值班员向段调度申请将控制盘上位置转换开关打至“当地位”，在控制盘上手动操作控制开关进行合闸操作；或者值班员向段调度申请将控制盘上位置转换开关打至“就地位”，在断路器本体上将位置转换开关打至“当地位”，手按合闸按钮进行合闸。

③.如果上述操作仍合不上闸，值班员向段调度申请投入备用断路器。

④.恢复送电后,应巡视设备，并将有关情况做好记录并向段调度汇报相关情况。

2.2馈线断路器远动操作拒分

①.值班人员应先检查直流系统，看其电压是否正常，绝缘是否良好，有无接地现象。

②.值班员向段调度申请将控制盘上位置转换开关打至“直接位”，在控制盘上手动操作控制开关进行分闸操作。

③.如果上述操作仍不能分闸，并且操作过程中出现“控制回路断线”光字牌，值班员应向段调度申请将控制盘上位置转换开关打至“单独位”，在断路器本体上将位置转换开关打至“当地位”，手按分闸按钮进行分闸。

④.如果上述操作还不能分闸，手动操作断路器“紧急分闸”按钮进行分闸。

⑤.值班员向段调度申请投入备用断路器；并将有关情况做好记录并向段调度汇报相关情况。

2.3馈线断路器出现故障时，投运备用断路器是首选的最快捷方案。

如果馈线在送电时，电动合不上主断路器，而备用断路器又在检修时，应进行下面处理：

①.断开主变相应的次边断路器；

②.手动合上馈线断路器；

③.用主变次边断路器代替馈线送电；

④.尽快恢复备用断路器。

2.4馈线断路器越级跳闸处理

①.应先观察母线是否出现低电压，馈线是否出现大电流，低电压保护是否出口；

②.如果低电压保护没有出口，则说明馈线断路器有问题，必须倒馈线断路器，停用运故障馈线断路器；

③.如果主用断路器，备用断路器同时出现问题，则手动强行合上其中的任何一个断路器。

3、馈线断路器

3.1馈线断路器自动跳闸且重合成功

①.解除事故音响，记录跳闸时间；

②.找出掉找的断路器，及各种信号；

③. 查看事故报告单并复归信号； 

④.计算、查找故障点的位置；

⑤.巡视相关设备，并将有关情况做好记录；  

⑥.按有关规定及时向段调度汇报跳闸情况。

3.2馈线开关自动跳闸且重合失败

①. 解除事故音响，记录跳闸时间；

②.确认哪台断路器跳闸及各种信号；

③.查看事故报告单、确认重合闸启动情况并复归信号； 

④. 计算、查找故障点的位置；

⑤.巡视相关设备，并将有关情况做好记录。

⑥.按有关规定及时向段调度汇报跳闸情况，做好试送电的各项准备。

⑦.恢复送电后，巡视设备，并将有关情况做好记录。

4、馈线隔离开关故障应急措施

4.1馈线隔离开关瓷柱击穿

隔离开关瓷柱击穿,在确保人身、设备安全的情况下，将爆炸瓷柱用手锤敲掉或拆除掉，按下列任何一种灵活处理：

①.采用同型号的导线直接从穿墙套管出线侧进行短接，先恢复供电电，等有天窗点时，再进行更换。

在此期间，值班人员应加强巡视、观察、监控其它运行情况，等有天窗点时再更换并恢复正常运行状态。

②.在保证人身、设备安全的情况下，将隔离开关刀闸闭合后用细铁线或铝带绑扎牢固，使其刀闸接触良好，并保证带电体与接地体安全距离后再恢复供电即可。

送电后要加强巡视和监控设备运行的状态。

4.2馈电线隔离开关触头损坏

①.如果是轻微损坏，但触头能够接触密贴的，应想办法使触头紧密接触，进行临时运行。

②.如果时损坏过于严重的，应立即用短连线短接（短连线变电所自制，长期与抢修料放在一起。

尺寸：

长2m，配4个并钩线夹在上面）。

4.3 馈线隔离开关在引线处烧断

应及时向段调度汇报事故概况，经段调度同意后，在做好安全措施的前提下，用同型号（或载流量相同）的导线和并沟线夹将引线接好，并尽快恢复供电。

等有天窗点时再更换整个引线。

4.4馈线隔离开关“远动”不能操作

①.将控制盘的控制开关打到“单独”位，隔开本体打到“就地”位，操作电动“分，合”按钮操作；

②.如果上述操作不行，将隔开本体打到“手动”位，用隔开摇把手动操作隔离开关进行分合。

4.5馈线隔离开关“误合”或“误分

①.错拉隔离开关

如果错拉隔离开关在触头刚分开时，便产生电弧，这时应立即合上，可以消灭电弧，避免事故。

但刀闸如果已经全部拉开，则不允许将误拉的刀闸再合上，若是单级刀闸，操作一相后发现错位，对其他两相应不进行继续操作。

②.错合隔离开关

     如果错合隔离开关时，即使在合闸时发生电弧，也不准将该隔离开关再拉开；因为带负荷拉隔离开关时，将造成弧光放电，烧毁设备。

4.6馈线隔离开关机械部分故障

①.分不开

拉出相应的断路器小车以形成明显的断开点。

②.合不上

常见原因：

这类故障多由操作机构附件故障或机械调整不当引起的，常见的原因有隔开内部行程开关、限位开关不到位，隔开或联动断路器辅助接点转换不到位。

判断方法：

检查馈线隔开的合闸继电器或跳闸继电器的相应接点是否吸合上，若吸合上说明控制保护回路没有问题，问题出在开关内部，需要手动操作解决，如果吸合不上说明控制保护回路有问题，可以通过短接相应的接点解决。

故障处理：

在确保人身安全的情况下，甩开机械部分，用手动使两触头合闸先行送电之后，再利用停电时间进行处理；若为电动隔离开关用手动摇柄合闸，隔离开关仍合不上或合不到位时，应拆开机构输出轴与隔离开关转动主轴的连接螺栓，在作好安全措施的前提下，用手直接将左右触头拉合，先行送电。

等有停电点时再检修操动机构，恢复正常运行状态。

5、馈线“过电流”保护动作跳闸后，且重合不成功，其故障性质一般具备以下六种特征：

5.1馈线过流保护定值均大于主变过负荷保护定值。

一般来说，在馈线过电流保护动作之前，主变过负荷保护已启动，此时值班人员必须注意电流变化。

在主变过负荷保护启动后的馈线过流保护跳闸一般为过负荷原因。

5.2阻抗角在34°至42°之间。

5.3故障测距一般为供电臂末端。

5.4三次谐波电流一般占故障电流的10%以上。

5.5故障母线电压较高，一般在20KV以上；故障电流略大于馈线过电流保护定值。

5.6馈线仅有过电流保护出口。

6、馈线侧保护装置“死机”后的故障处理

6.1故障表现：

①.人机对话板上的显示繁乱，不计时。

②.人机对话板操作失灵。

③.不能修改时钟。

④.不能修改定值。

⑤.不能调出故障报告。

⑥.不能查看交流参数量。

6.2处理方法：

关闭装置，重新启动。

7、馈线侧机车带电过分相

7.1同一个变电所两条相邻馈线所或相邻两变电所相邻馈线发生机车带电过分相时，具有四个典型的特征：

①.两条馈线断路器几乎同时跳闸；

②.保护动作类型不一样，顺机车运行方向，已通过的馈线保护为过电流保护动作，机车前进方的馈线保护为距离速断保护动作；

③.故障报告显示的阻抗角不同。

机车已通过的馈线其故障报告中的阻抗角大于90°，机车前进方的馈线其故障报告中的阻抗角大于0°小于37°。

④.根据馈线保护是否重合成功可以判断机车运行方向。

如果一条馈线重合失败，另一条馈线重合成功，则机车运行方向为自重合失败的馈线向重合成功的馈线方向前进。

7.2带电过分相故障中存在的问题及解决方案

①.对两所跳闸时间不对应的问题。

解决办法是要求值班人员每天交接班时和段调度核对时间，保证时间的准确性。

②.对微机故测仪与馈线保护装置测距误差大的问题。

技术科和领工区要做好数据收集工作，必要时对微机故测仪或馈线保护装置进行调整修正参数，并对测量误差加以修正。

（四）主变故障处理

1、运行中变压器轻瓦斯保护动作的应急处理方法

1.1信号显示

警铃响，并且主变轻瓦斯光字牌、信号继电器未复归。

1.2处理方法

①.首先巡视变压器的油箱看是否存在异常；观察瓦斯继电器（集气盒）内是否存在气体，若无气体，则复归信号主变继续运行并作好相应的记录。

若有气体，则向段调度汇报相关情况，在条件许可情况下向段调度申请倒换主变，改变其运行方式。

②.保护好变压器状态，等待分析处理。

2、低电压过电流保护出口的处理方法

先行巡视观察主变的状态是否正常，如若正常可不倒闸。

3、瓦斯、压力释放、差动、热动作后的处理方法

主变自投应该启动，若没有启动则要手动和闸。

出现异常可以直接短接1DL01和1DL12的两个接点，合上101（或102）.

4、运行中的变压器应该立即停止运行的情况：

4.1变压器音响很大且不均匀或有爆裂声；

4.2油枕或防爆管喷油；

4.3冷却及油温测量系统正常，但油温较平常相同条件下运行时高出10度以上，或不断上升时；

4.4套管严重破损和放电；

4.5由于漏油使油位不断下降或低于下限；

4.6油色不正常（隔膜式油枕者除外），或油内有碳质等杂物；

4.7重瓦斯保护工作；

4.8因变压器内部故障引起纵差动保护动作.

5、变压器音响异常

5.1过电压、过电流引起的噪声

一旦出现上述噪音时，值班人员应迅速观察该变压器的电流表和电压表。

若指针与声音同时摆动，一般可认为正常。

可以通过观察供电臂内机车运行情况以及查问所内动力负荷使用情况。

大功率的电机（如滤油泵，电焊机，电力机车）启动，电力机车过分相绝缘器换相，馈电线短路等均会出现噪声。

5.2安装在变压器上的附件撞击或振动引起的噪音

原因是由于变压器内部铁芯振动引起其它附件振动，或在两部件接触处相互撞击造成。

 出现上述情况时，如果变压器各部运行正常，各种表计指示也符合规定，值班人员仍应认真寻找声源，在最响的一侧用手或木棒按住可能发出声响的部件，再听声音有何变化。

如按住后不在发生噪音，可稍改变该部件安装位置或进行局部加固，以便尽量消除这种干扰性杂音音响。

5.3外部放电引起的噪音

在雨、雾、雪天气下，因套管电晕放电或辉光放电，套管电晕放电或辉光放电，套管与引线连接不良，测试介损用的引出小套管损坏或与地间的连线连接不良等均会造成外部放电。

这类放电均为均匀的“嘶嘶”声。

在进行夜间熄灯巡视时，可发现蓝色小火花，外部引线连接不良处还可能有过热发红的现象。

对于此类现象值班人员应及时向段调度提出停电申请，将改主变压器解裂进行清扫及禁固等处理。

在没有处理以前应该密切监视放电现象的发展。

5.4变压器内部接触不良或短路而放电的噪音

①.故障表现

变压器内部接触不良或短路而放电的噪音时会产生剧烈的“噼啪”声或“嗤嗤”声，伴有变压器油局部沸腾的“咕嘟”声。

通常还会随之出现轻瓦斯动作的信号或油色加深等外部现象。

②.处理方法

一旦发生上述现象时，值班人员应将耳朵紧贴变压器外壳，或通过管子按在外壳上仔细分辨声音，并结合轻瓦斯动作后应采取的措施进行必要的检查。

有条件的可立即进行红外线测温，以及用超声波探测局部放电等，以确定是否存在有局部过热的部位。

经检查和综合分析确认有异常时，应停止变压器的运行并对变压器的铁心进行调芯检查。

5.5变压器内部固定用的个别零件松动而引起的噪音

①.故障表现

一般情况下初发现时声音多呈间歇性，逐渐发展至频繁出现以致持续的声音，且声响逐渐增大，但是油色，油温，油位均正常。

 ②.处理方法

值班人员除加强巡视认真识别外，在负荷较大时或发生穿越性短路时应有意识的注意声音的变化。

经过一段时间的观察，排除外部声源的可能，确认为内部存在噪音或噪音已频繁出现时，应向段调度申请将发生内部噪音的主变压器停止运行并进行调芯检查。

6、油温不断急剧升高

变压器油温超过规定值后，值班员要检查原因，采取降温措施，一般进行下列工作：

6.1该检查变压器负荷和温度，并与正常情况下油温核对；

6.2核对油温温度计是否正常，指示是否正确；

6.3检查冷却装置及通风情况，如散热器阀门是否全部开启，通风电机是否在正常工作，叶片安装位置及转动方向是否正确。

6.4经过上述检查如果没有发现异常时，应增加巡视次数，密切监视变压器上的负荷和温度。

一旦发现油温比相同条件下高出10度以上，且仍继续上升或油温已达到75度以上超过20分钟时，一般可认为变压器有内部故障。

若油温持续升高，变压器油色转暗，则预示着油有燃着的危险，应该及时将该变压器退出运行等待检查。

7、油位异常

7.1影响油位变化的主要因素由负荷、环境温度、冷却装置运行情况、渗漏油等因素构成。

7.2如果是由于渗漏油严重使油位过低，则在加油同时采取堵漏，防渗措施。

7.3如果是因突然降温，油位已低至不见，在没有处理以前，值班人员应该关闭部分散热器，以免油温降得太快而暴露线圈。

7.4如果是油温变化正常，而油标管内油位不变或变化异常，应检查是否油标管、吸湿器、防爆管气孔堵塞，这时不应加油或放油，而应该安排相应的检查和处理。

8、冷却装置异常

8.1油浸风冷式变压器如果故障前已超过55度，通风电机在运行中失常，则当变压器发出过热信号时，单台变压器运行的牵引变电所应投运备用变压器；若没有备用变压器，当变压器油温达到85度及以上时，则应该报告段调度，此时应减少列车对数以减轻负荷。

8.2强迫油循环水冷或风冷的变压器，冷却装置全停时，如有备用变压器，应该将其迅速投运如运行，然后再将故障变压器解裂后排除故障，如没有备用变压器，容量在120000KVA以下，一般允许运行20分钟，当超过20min时，若变压器油温还没有达到75度，还可延长运行至上层油温达75度。

但停运冷却系统时间不得超过1小时。

9、变压器发生故障后应该检