牵引变电所常见故障判断及处理讲义.docx
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牵引变电所常见故障判断及处理讲义
《牵引变电所故障应急处理方案》讲义
本培训方案具体内容包括以下七个方面:
一故障处理原则.
二变电所故障事故抢修汇报信息反馈流程图.
三故障判断的一般方法步骤.
四常见故障处理方案.
五典型故障处理.
六越区供电方案.
七事故处理中的安全注意事项.
一、故障处理的原则
故障处理及事故抢修,要遵循先通后复的原则。
“”1.
有备用设备,首先考虑投入备用,采用正确、可行的方案,迅速、2.
果断地进行处理和事故抢修,以最快的速度设法先行送电。
并及时通
知有关部门再修复或更换故障设备,恢复正常运行状态。
限制事故、故障的发展,消除事故、故障根源及对人身设备威胁。
3.
在危及人身安全或设备安全的紧急情况下,必要时值班人员可4.
以先行断开有关的断路器和隔离开关,然后再报告电力调度。
事故抢修,情况紧急时可以不开工作票,但应向供电调度报告概5.
况,听从供电调度的指挥,在作业前必须按规定做好安全措施,并将
值班日志中。
入记,地点,内容及批准人的姓名等时间的业作
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6.
故抢修工作领导人,如所长不在即由当班值班负责人自动担任抢修
领导工作。
二.变电所故障事故抢修汇报信息反馈流程图
抢修流程图如下:
维管公司、路局相关
电话电话段相关部段值班领
电话电话五分
三分三分
维管段调度供电调供电工二分三分电话电话电话
一分二分一分
变电所开闭所
电话:
网工区
电话:
所在变电所值班人员应对事故报告单分析及对相关设备巡视后,1.
将详细情况先报生产调度、再汇报供电调度及供电工区。
然后,段生产
调度按照事故抢修原则及段发事故抢修方案组织事故抢修(注:
供电调
度为第一指挥者)。
2.段调度在得到变电所事故汇报后,应及时向主管段长或负责人
汇报并向安技科(生产管理科)汇报,随时收集现场事故处理进度等有
关信息。
3.安技科,供电工区根据汇报的信息情况可参与抢修方案的制定
及指导工区(所)进行事故抢修。
4.若事故范围较大,变电所有可能退出运行时,工区按段下发的
《越区供电方案》随时做好合上相应分相隔离开关的准备。
三.故障判断的一般方法步骤
一般方法1.
一般情况下,要根据指示仪表、灯光显示、事故报告单,以及设
备巡视、外观等情况,综合分析判断。
一般步骤2.
⑴根据断路器的位置指示灯,确定是哪台断路器跳闸。
.
⑵根据保护装置面板显示及事故报告确定是哪个设备的哪套保.
护动作。
⑶根据故障报告单及继电保护范围,推判出故障范围,明确故障.
点。
⑷是否需要退出,如需退设备情况,确定故障观检查外设备合结.
出,可申请投入备用设备或改变运行方式。
四.常见故障处理方案
一馈线侧><
馈线故障应急措施1
馈线断路器自动跳闸、且重合成功1.1
解除事故音响,记录跳闸时间。
1.1.1
确认哪台断路器跳闸及各种信号。
1.1.2
查看事故报告单并复归信号。
1.1.3
计算、查找故障点对应的位置。
1.1.4
巡视相关设备,并将有关情况做好记录。
1.1.5
向供电调度汇报跳闸情况。
1.1.6
按有关规定及时向段生产调度汇报跳闸情况。
1.1.7
馈线开关自动跳闸且重合失败(或重合闸闭锁):
1.2
解除事故音响,记录跳闸时间。
1.2.1
确认哪台断路器跳闸及各种信号。
1.2.2
查看事故报告单、确认重合闸启动情况并复归信号。
1.2.3
按照下发的《故测公里及杆号对照表》查询故障点对应的具1.2.4
体位置。
巡视相关设备,并将有关情况做好记录。
1.2.5
向供电调度汇报跳闸情况,做好试送电的各项准备。
1.2.6
按有关规定及时向段生产调度汇报跳闸情况。
1.2.7
记录。
,并将有关情况做好视设备后,巡电恢复送1.2.8.
、馈线断路器故障应急措施2
馈线断路器远动操作拒合2.1
检查直流系统,电压是否正常,绝缘是否良好,有无接地现2.1.1
象。
值班员向电调申请将控制盘上位置转换开关打至当地位,”“2.1.2
在控制盘上手动操作转换开关进行合闸操作;或值班员向电调申请”“
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。
若上述操作仍合不上闸,值班员向电调申请投入备用断路2.1.3
器。
送电后巡视设备,并将有关情况做好记录并向段调度汇报,2.1.4
相关情况。
馈线断路器远动操作拒分2.2
检查直流系统,电压是否正常,绝缘是否良好,有无接地现2.2.1
象。
值班员向电调申请将控制盘上位置转换开关打至当地位,”“2.2.2
在控制盘上手动操作转换开关进行分闸操作。
”“
若上述操作仍不能分闸,且操作过程中出现控制回路断线”2.2.3“
告警,手动操作断路器紧急分闸按钮分闸。
”“
断路器分开后,值班员向电调申请投入备用断路器;并将有2.2.4
关情况做好记录并向段调度汇报相关情况。
小结:
可以通过检查馈线断路器二次回路的或是否吸合TJHJ1.
上,若合上说明断路器内部故障,只有通过手动倒断路器或者手动分
合。
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。
2.
馈线在送电时,电动合不上主断路器,而备用断路器又在检2.1
修时,如何处理?
()、断开主变相应的次边断路器;1
()、手动合上馈线断路器;2
()、用主变次边断路器代替馈线送电(本身就是馈线备用);3
()、尽快恢复备用断路器。
4
馈线断路器越级跳闸处理2.2
观察母线是否出现低电压,馈线是否出现大电流,低电压保2.2.1
护是否出口;
如果低电压保护没有出口,则说明馈线断路器有问题,必须2.2.2
倒馈线断路器,停运故障馈线断路器;
如果主用断路器,备用断路器同时出现问题,则手动强行合2.2.3
上其中的某个断路器。
、馈线隔离开关故障应急措施3
馈线隔离开关瓷柱击穿3.1
隔离开关瓷柱击穿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:
采用同型号的导线直接从穿墙套管出线侧进行短接,先行3.1.1
视、巡强加员应班人值,换。
在此期间行更进,再时点电,等有停电送.
观察、监控其它运行情况,等有停电点时再更换、恢复正常运行。
在保证人身安全的情况下,将隔离开关刀闸闭合后用细铁3.1.2
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
距离后再送电即可。
送电后要加强巡视和监控设备状态。
馈电线隔离开关触头损坏3.2
轻微损坏,但触头能够接触密贴的,应想办法使触头接触,3.2.1
临时运行。
损坏后不能接触的,应立即用短连线短接(短连线变电所3.2.2
自制,长期与抢修料放在一起。
尺寸:
长,配个并钩线夹在上面)。
2m4
馈线隔离开关在引线处烧断3.3
应及时按有关程序汇报事故概况,经供电调度同意后,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,并尽快送电。
等有停电点时再更换整个引线。
馈线隔离开关机械部分故障3.4
合不上3.4.1
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
过,可以通问题明控制回路有说操作解决,如果吸合不上动部,需要手
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。
分不开3.4.2
拉出相应的断路器小车以形成明显的断开点。
馈线隔离开关远动不能操作”“3.5
控制盘打到当地位,隔开本体打到就地位,操作”3.5.1”“WK”““
电动分,合按钮操作;”“
如果上述操作不行,将隔开本体打到就地位,用隔开摇把”3.5.2“
手动操作隔离开关进行分合.
馈线隔离开关误合或误分””3.6““
错拉隔离开关3.6.1
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。
错合隔离开关3.5.2
错合隔离开关时,即使在合闸时发生电弧,也不准将隔离开关再
拉开;
因为带负荷拉隔离开关,将造成弧光放电,烧毁设备。
馈线侧穿墙套管闪络或者击穿4.
如果是瓷瓶表面发生轻微闪络,可强送一次,如果强送电4.1.1
成功,就可以正常投入设备运行。
如果强送一次后失败,那就说明穿墙套管发生严重闪络或4.1.2
击穿,在保证人身安全的前提下,拆除旧穿墙套管,安装新穿墙套管。
申请采取越区供电方式。
4.1.3
馈线保护测控装置死机后的判断处理”5.“
保护测控装置面板上的显示繁乱,不计时。
5.1
保护测控装置面板操作失灵。
5.2
、不能修改时钟。
5.2.1
、不能修改定值。
5.2.2
、不能调出故障报告。
5.2.3
、不能查看交流参数量。
5.2.3
处理方法:
关闭装置,重新启动。
馈线过电流保护动作跳闸后,且重合不成功,如何判断故障”“6.
性质?
过负荷引起的过电流保护跳闸,一般具备以下六种特征:
、馈线过流保护定值均大于主变过负荷保护定值(归算至次边)6.1
。
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
为过负荷原因。
一般闸跳护保
至之间(故障跳闸时阻抗角一般在左右)、阻抗角在42°6.265°34°
。
、故障测距一般为供电臂末端。
6.3
、三次谐波电流一般占故障电流的以上。
10%6.4
、故障母线电压较高,一般在以上;故障电流略大于馈6.520KV
线过电流保护定值。
、馈线仅有过电流保护出口。
6.6
馈线侧机车带电过分相的判断7.
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7.1
生机车带电过分相时,具有四个典型的特征:
两条馈线断路器几乎同时跳闸;7.1.1
保护动作类型不一样,顺机车运行方向,已通过的馈线保护7.1.2
为过电流出口,机车前方的馈线保护为距离保护出口;
故障报告显示的阻抗角不同。
机车已通过的馈线其故障报7.1.3
告中的阻抗角大于度,机车前方的馈线其故障报告中的阻抗角大90
于度,小于度。
370
根据馈线保护是否重合成功可以判断机车运行方向,若一7.1.4
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。
带电过分相故障中存在的问题及处理方案7.2
针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1.
时间的准确性。
,保持对时间核电调和时天交接班
.技术部门和领工区要做好数据收集工作,必要时对微机故测仪2
或馈线保护装置进行调整修正参数,对测量误差加以修正。
〈二〉侧110KV
线路失压如何处理1.110kv
、有线路自备投装置投入的变电所,失压后自投装置动作,监1.1
测有电后向供电调度报告。
、有电压监测装置的变电所,观察另一回路是否有电,如有电1.2
应立即建议供电调度切换到另一回路。
、无电压监测装置的变电所,应立即在另一回路验电,如有电1.3
应立即建议电调切换到另一回路。
在保护测控盘当地操作电动隔离开关拒动的处理”110Kv2.“
。
、若控制回路空开跳闸。
合上空开后,再次合闸(分闸)2.1
、若控制回路空开未跳闸,在隔离开关机构箱内进行当地操”2.2“
作。
、若当地操作不成功,用摇把手动操作。
”“2.3
断路器拒动的处理SF6110Kv3.
。
、若控制回路空开跳闸。
合上空开后,再次合闸(分闸)3.1
、如果备用开关不能投运,则应断开所有控制电源,手动碰击3.2
合(分)圈铁心进行合(分)闸.,
断路器不能储能如何处理?
4.110KvSF6
、在机构箱内按下储能控制继电器,进行储能。
4.1
能位,动储开关打至手电动连锁或动将手则应,转机不、如果电4.2.
用储能专用手柄手动储能。
、断路器气体泄漏低于规定值时,如何处理?
5SF6110kv
断路器气体泄漏低于规定值后:
SF6
、当发出气体压力过低警告时,监视设备运行并及时向段生”5.1“
产调度报告。
、当发出气体压力过低闭锁时,及时向供电调度报告。
值班”“5.2
人员采取下列方法进行处理:
、设备处于热备状态,则应退出热备,禁止合闸(自动闭锁分5.2.1
闸),尽快由检修人员检修补气。
、设备处于运行状态,值班人员立即申请倒主变,用隔离开5.2.2
关将断路器及主变撤除运行。
〈三〉高压室故障
高压室并补穿墙套管闪络或击穿1.
并补穿墙套管闪络或击穿,则将并补装置退出运行,拉出开关小
车,先行送电;送电后对并补装置断路器重点检查及保护校验,等有停
电点再对穿墙套管进行更换。
高压室进线穿墙套管闪络或击穿2.
高压室进线穿墙套管闪络或击穿,首先向供电调度汇报,并申请
倒主变,尽快供电。
送电后对主变高、低压侧断路器重点检查及保护校
验,等有停电点再对穿墙套管进行更换。
高压室母线支持瓷瓶闪络或击穿:
3.
强,可采用闪络微轻生发,如果是瓷瓶表面视巡强加员班值3.1
送一次,如果强送电成功,就可以正常投入设备运行。
如果强送一次后失败,那就说明瓷瓶发生严重闪络或击穿,3.2
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或直接拆(
除后再送电。
)
高压室隔离开关支持瓷瓶闪络或击穿:
4.
值班员加强巡视,若发生在负荷侧,直接将其隔离开关拉开4.1
后,再投另一台电压互感器或自用变。
如发生在母线侧,将该隔离开关拉开后,在保证人4.227.5kV
身安全的前提下,将其闪络或击穿的瓷瓶用手锤敲掉或直接拆除后,)(
再投另一台电压互感器或自用变。
如果为母联开关,若或支支持瓷瓶爆炸,将爆炸瓷柱用24.31
手锤敲掉,先行送电;若或支支持瓷瓶爆炸,拆除母联开关引线,34
用采用同型号的母线直接将母线短接,先行送电。
以上两种情况等有
停电点时,再进行更换。
、电压表指示摆动时的应急措施27.5kv5
在运行中,值班人员如果发现电压表指示低于正常值很27.5kv
多或出现忽高忽低异常时,主要由该电压互感器一次高压熔断器所熔
断引起。
值班人员应及时向供电调度汇报,投入备用电压互感器,然后
撤除故障电压互感器,在保证人身安全的情况下检查更换该电压互感
器高压熔断器。
电压互感器断线故障预防措施:
6.27.5KV
措施互;压倒时流电没有馈线:
1.
退出电容低压保护再倒压互;2.
馈线停电时拉下相应相位的压互通过观察后台的电压显示判,3.
断本相压互是否有断线。
注:
撤除运行压互的注意事项
)撤除的时间最好在馈线停电时,馈线没有负荷电流;1
)如果是台压互并联运行,应该首先断开准备即将停运的压互24
端子箱内的二次空开,消除同一相的两台压互的并联点,然后再拉开
准备停运的压互的一次隔开,否则容易引起另一台运行压互的二次空
开跳闸;
)最好事先退出主变的电压保护,防止低电压保护出口。
3
四〉主变故障处理<
运行中变压器轻瓦斯保护动作的应急措施1.
信号显示1.1
警铃响,发:
主变轻瓦斯告警、信号未复归。
处理方法1.2
首先巡视变压器的油箱看有无异常、观察瓦斯继电器(集1.2.1
气盒)内有无气体,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,则向供电调度和段生产调度汇报相关情况,在1.2.2
条件许可情况下向电调申请倒主变,改变运行方式。
保护好变压器状态,等待分析处理。
1.2.3
理措施处出口的护流保电压过电低2.
先行巡视观察主变的状态是否正常,如若正常可不倒闸。
重瓦斯,压力释放,差动,温度段动作后的处理Ⅱ3.
主变自投应该启动,若没有启动则要手动合闸。
运行中的变压器应该立即停止运行的情况:
4.
变压器音响很大且不均匀或有爆裂声;4.1
油枕或防爆管喷油;4.2
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4.3
高出度以上,或不断上升时;10
套管严重破损和放电;4.4
由于漏油使油位不断下降或低于下限;4.5
油色不正常(隔膜式油枕者除外),或油内有碳质等杂物;4.6
变压器着火;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.4.9
变压器音响异常5.
过电压、过电流引起的异音5.1
出现上述异音时,值班人员应迅速观察该变压器的电流显示和
电压显示。
若数值与声音同时摆动,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上述异音。
引起的异音动外科或振击器上的附件撞变压安装在5.2.
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。
如按住后不在发生异音,
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。
外部放电引起的异音5.3
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造成放电。
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电力调度提出停电申请,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
放电的发展。
变压器内部接触不良或短路而放电的异音。
5.4
现象:
这时会产生剧烈的噼啪声或嗤嗤声,伴之有变压器油””““
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。
处理:
发生上述现象时,值班人员应将耳朵紧贴变压器外壳,或
采取的措应作后动瓦斯轻合结分辨声音,并细管子按在外壳上仔过通
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,应停止运行并进行调芯检查。
变压器内部固定用的个别零件松动而引起的异音5.5
现象:
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。
处理:
值班人员除加强巡视认真辨别外,在负荷较大时或发生穿
越性短路时应有意识地注意声音的变化。
经过一段时期的观察,排除
外部声源的可能,确认为内部异音或异音已频繁出现时,应请求将发
生内部异音的主变压器停止运行并掉芯检查。
油温不断急剧升高6.
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,
进行下列工作:
检查变压器负荷和温度,并与正常情况下油温核对;6.1
核对油温温度计是否正常,指示是否正确;6.2
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6.3
电机是否全部开动,叶片安装位置及转动方向是否正确等。
经上述检查没有发现异常时,应增加巡视次数,密切监视变压6.4
器上的负荷和温度。
一旦发现油温比相同条件下高出度以上,且仍10
继续上升或油温已达到度以上超过分钟时,一般可认为变压器7520
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
检查。
将其退出等待时及应该,险危.
油位异常7.
影响油位变化的因素为负荷,
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