牵引变电所常见故障判断及处理方案研究

第一篇：牵引变电所常见故障判断及处理方案研究

一、毕业设计题目：

牵引变电所常见故障判断及处理方案研究

二、设计目的：

1、通过毕业设计培养学生综合运用所学专业知识的基本技能，培养学生分析问题解决问题的能力；

2、使学生比较系统的掌握本专业的专业知识，并能将理论知识正确的，比较熟练的应用于实际生活的设计；

3、培养学生运用所学知识解决实际问题的能力和创新精神，基本掌握设计的步骤、方法；

4、通过毕业设计全面检验学生综合素质提高情况及专业教育质量。

三、技术要求：

1、牵引变配电技术的基本原理及应用；

2、继电保护与高电压技术的基本原理及应用；

3、电气设备的类型选择与应用；

4、短路计算的方法与步骤；

5、一次设备的工作特性及选择、校验方法。

四、设计内容：

1、牵引变电所运行状态分析；

2、主要电气设备的选择及校验；

3、电气设备配置与故障状态分析；

4、短路计算与处理方案分析；

5、其它设计。

五、设计要求：

1、设计方案合理有效；

2、内容叙述条理清晰；

3、论文书写干净，整洁，按要求装订；

4、严格遵循制图规则，制图美观，整洁。

六、设计主要参考资料：

1、《继电保护》

2、《高电压技术》

3、《牵引变电所》

4、《电气工程设计》

七、设计时间安排

第1周准备工作；

第2-13周变电站一次部分设计及绘图； 第14周整理图纸，写设计说明书； 第15周审图、答辩。

第二篇：牵引变电所常见故障判断及处理方案

目 录

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查试验的项目： 9.1绝缘电阻和吸收比的测量； 9.2直流电阻的测量； 9.3介损的测试； 9.4泄露电流测试；

9.5气体继电器中的气体成分分析； 9.6油中溶解气体的气相色谱分析； 9.7油分析及试验； 9.8红外线测温； 9.9空载试验；

（五）直流系统故障

1、直流接地故障处理方案 1.1准确判定出接地故障极；

1.2按照先室外后室内，先低压后高压，先备用后运行设备的原则进行检查； 1.3查看正在进行的倒闸和检修作业，了解有无误操作；

1.4外观检查有无漏雨，检查蓄电池电组及其直流母线支持瓷瓶有无接地的可能，必要时清扫相关设备和回路并且在清扫的同时观察对地绝缘有无明显提高用以作出进一步的判断；

1.5检查直流母线，充电装置，蓄电池组等有无明显接地；

1.6短时切断某负荷支路电源回路，寻找并进行分段处理（不得超过3秒种，无论回路接地与否均应立即合上，避免因断电时间长而影响二次回路正常工作，对一次设备失去监视和保护作用），观察光字牌信号是否消失，从而判断接地发生在哪个回路。如果断开某支路时光字牌熄灭，则说明故障点在该支路上，再进行逐步排查。一般排找回路的顺序为：事故照明回路、信号回路、硅整流回路、户外合闸回路、户内合闸回路、6～10KV断路器控制回路、27.5KV及其以上断路器控制回路、直流母线、蓄电池等。

合闸回路一般采用环路供电，所以在拉开该回路前，应该首先拉开环路开关。

1.7查找故障前应通知段调度，尽量避免倒闸作业；

1.8必须断开专用直流支路时，事先采取必要措施防止直流失压后的保护误动。

2、由交流电源故障引起的直流系统故障的常见处理措施 2.1切换交流电源的一路交流和二路交流开关； 2.2更换交流自用变； 2.3改用直流充电电池； 2.4 换上冗余的充电电机；

3、直流母线电压消失或者电压过低处理方案

3.1母线明显短路，立即将故障母线所供的一切负载转到另一段（或者另一组）母线上运行，再对故障母线停电检修；

3.2硅整流变电装置故障时，应改由直流蓄电池组单独供电，直流蓄电池组系统故障时应改由硅整流装置单独供电；

3.3直流母线无明显故障，则断开全部负荷以后向空载母线试送电。试送成功以后，可以按照先重要后次要的顺序依次向直流负荷送电。一旦送至某支路出现故障时应该对该支路进行停电检修。

（六）二次回路故障

1、二次回路故障查找的一般原则 1.1根据故障现象、故障及预告信号的指示情况，有关仪表计指示情况等进行综合分析，以确定故障范围；

例如断路器拒绝合闸时，若给出“控制回路断线”预告信号，可确定是控制回路故障，若未给出任何预告信号，而位置信号显示又正常，且合闸接触器已动作时，可确定是合闸回路故障。

在断路器动作发生异常时，可通过继电保护及自动装置动作情况等来判定是否是这些装置故障还是断路器的操作或控制回路故障。

与中央信号装置有关的信号出现异常时，应先试验对应的中央中央信号是否正常，以确定是中央信号装置故障，还是发出动作信号的二次回路存在故障。

发现二次回路或设备冒烟，有异味以及熔断器熔断等现象时。一般可认为该二次回路发生了短路。这时应首先进行外观检查，以判断有无元件或触点烧损或熔接等。发现有烧损时，要进一步检查该元件所在回路的各种设备，若没有发现故障点时，应对每一支路进行检查，直到发现故障点为止。若对所有支路检查完毕，仍没有发现故障，则应考虑是否是不同回路之间，或正、负极之间有直接短路。通过外观检查不能确定元件的绝缘是否损坏时，可在断开电源后用兆欧表进行测量，以确定短路地点和范围。1.2 各种回路之间的故障都有时，应分清主次，从主要回路入手。

例如断路器拒绝跳闸的同时，又没有给出事故音响信号时，应先查找断路器拒绝跳闸的原因，后查找事故音响信号回路的问题。又如断路器拒绝合闸的同时，信号显示也不正常时，应按照合闸，控制，信号的顺序依次查找各个回路。

1.3查找某一具体回路故障时，应首先检查并排除电源部分的故障。首先检查直流母线电压及熔断器等，然后再检查容易发生故障的元件。1.4对于隐蔽的二次回路故障，通常应用万用表、试电笔等进行检查。

若用万用表查找故障时，在带电回路中检查时可以选用电压档，对取下熔断器后的回路检查时可用电阻档。

查找继电保护和自动装置回路的故障时可进行模拟事故的整组试验，以检查回路的正确性及各继电器的动作情况。

2、万用表检查二次回路故障的常用方法

二次回路故障时，先检查该回路电源及熔断器是否故障，然后再进行线路与设备的检查。用万用表查找二次回路故障的方法主要有：“导通法”，“压降法”，“对地电位法”、“灯通法”。2.1导通法

导通法就是直接使用仪表测量不带电的回路是否导通，以判断回路是否有故障。用导通法查找二次回路故障的一般方法和步骤：

①.断开要查找回路的操作或控制电源，即取下该回路的熔断器或拆开连接端子；

②.应万用表的电阻档，量程一般可选为1KΩ.③.按照图纸将表笔一端固定在正电源侧或负电源侧，另一表笔由近及远接触各段线路中的连接端子，检查是否导通。当遇有断开的触点时，可将表笔移至触点两端，以确定是否断开。以后，跳过触点继续检查。

注意：如果被测点有导通的旁路支路时，应拆开旁路点处的连接端子，将导通的旁路甩开，然后再进行导通的检查，以避免误断。2.2压降法

压降法通常用来检查被控元件不动作的原因。

用压降法查找回路不通故障前，应将回路接入电源，并且用万用表直流电压档进行测量查找。2.3对地电位法

对地电位法查找故障时要用高内阻的万用表。

对地电位法测量的原理：如果被测点正常时应为正极性，则将万用表负表笔接地，正表笔试触相应的触点，此时如果电压表指示值为直流电源电压的一半，则表明该点至该回路正电源间良好；如电压表指示相反或指示值相差很大，则说明该点至正电源间存在故障。如被测点正常时应为负极性，则将正表笔接地，负表笔试触相应的触点，此时如果电压表指示值为直流电源电压的一半，则表明该点至该回路正电源间良好；如电压表指示相反或指示值相差很大，则说明该点至正电源间存在故障。用对地电位法查找二次回路故障的方法及步骤：

①.首先确认回路的电源正常。即测量两极熔断器两端电压是否正常。②.万用表选用直流电压档，量程与该所的直流系统额定电压值要相符。③.按照图纸判定欲测回路各点在正常时的电位极性。

一般情况下，在电路没有接通时，欲测点所在线段的编号是奇数时应为正电位，线号是偶数时为负电位。当电路沟通后，各类触点两端电位的极性与数值均相同，而线圈，信号灯，电阻等元件两端的电位极性相同，但数值不同。

④.测量和判断从正，负电位分界处开始，分别向电源两极进行各点的极性测量。

当发现极性异常时，应逐步缩小故障范围，直到查找出故障点。2.4灯通法

①.适用范围：在进行各控制屏间，以及屏与电气设备间的二次回路检查时，一般均涉及二次电缆，如果电缆两端相距较远，用“灯通法”检查较为方便。②.具体步骤：

（1）、用电压为3V的两节干电池和2.5V的小灯泡，制成“通灯”作导通试验。

（2）、将待查的电缆芯线两端断开，并将其中一端用短连线与电缆铅皮连接起来，然后利用铅皮作公共导线，从而查对出该芯线是否导通。

注意：试验前必须先拟订好检查顺序及联络信号，以便使查找工作顺利且正确。如果电缆芯线绝缘不良，有可能形成另外的导通回路而得出错误结论，因此必要时还要测量绝缘情况。

3、当中央信号装置故障或检修时，值班人员应做如下工作： 3.1 注意观察盘面信号灯有无变化。3.2注意观察电压表指示是否正常。3.3短时不能恢复时，应报告段调度。

4、位置指示灯不亮的处理方案

位置指示灯的作用是指示开关的位置状态。4.1位置灯不亮的原因：

①.灯泡本身接触不良，或灯泡的灯丝已烧断； ②.灯具本身由部位接触不良； ③.灯泡附加电阻烧断；

④.位置信号回路中控制开关接点接触不良或控制开关引线烧断； ⑤.TWJ,HWJ线圈断线或其接触不良； ⑥.正负控母或正负信母的保险熔断。4.2处理位置指示灯不亮的步骤

①.先检查指示灯是否完好，控制保险是否熔断，信号保险是否熔断； ②.检查电源是否有电。

5、中央信号盘发控制回路断线

5.1 如果控制回路断线，电铃响，不伴随其他现象，说明中央信号盘1RD,2RD熔断或该信号电源有断点；

5.2 如果控制回路断线，电铃响，同时某开关的位置指示灯熄灭，说明是该开关的控制回路断线，或者有以下三种情况： ①.该开关的正负控母保险熔断；

②.开关处于合闸位置时发出“控制回路断线”，可能是该开关的分闸回路存在断点；

③.开关处于分闸位置时发出“控制回路断线”，可能是该开关的合闸回路存在断点；

5.4 如果“控制回路断线”，同时控制盘的位置信号灯都熄灭，则可能是直流盘控制总电源保险熔断。

6、事故跳闸时电笛不响的原因及可能存在的原因： 6.1电笛本身的故障； 6.2电笛回路接线故障； 6.3中央信号盘电笛电源的熔断； 6.4事故音响回路中的静触点接触不好； 6.5 电笛的启动继电器线圈损坏不动作； 6.7判断方法：

①.按事故音响试验按钮，若电笛不响，则检查电笛本身和其接线以及中信电笛电源的熔断；

②.电笛响，则上述方面没有问题，检查跳闸开关的事故音响回路和中信盘FJ箱中事故音响装置及其引线。6.8仪表冒烟的事故处理 发现仪表冒烟后，应该迅速将仪表的电流回路短路，电压回路开路； 在操作中应注意，不要使电压线圈短路，不要使电流线圈开路，避免出现保护误动及误碰接等人为事故。6.9电流测量回路开路的故障处理 ①.属于二次侧低压回路开路

（1）轻微放电时，值班人员穿上绝缘靴，带上绝缘手套，用短连夹子线短接放电端子的两端，然后紧固松动的端子；

（2）放电严重时，必须停止运行一次侧设备，然后再穿上绝缘靴，带上绝缘手套，用短连夹子线短接放电端子的两端，然后紧固松动的端子； ②.属于一次侧回路开路

立即在“远方”位停运故障设备，断开故障流互与其他电器设备的连接，并保证其安全绝缘距离，若已经引起着火的，要立即用具有电气绝缘功能的灭火器进行灭火。

（七）避雷器故障的故障处理方案

7.1无论避雷器引线烧伤还是瓷体闪络、击穿。值班员向供电调度申请能改变运行方式的则改变运行方式，并进行更换处理；

7.2若不能改变运行方式的应立即撤除避雷器，在断开其电源后拆除其引线使其安全距离符合规定。在停电后可进行更换处理。

参考文献

1、电气化铁路施工手册（牵引变电所）：中国铁道出版社2010年02月03日

2、牵引变电所巡行与检修：中国铁道出版社2010年06月15日

3、牵引变电所：中国铁道工业出版社2002年03月01日

4、陈勇;上海市莘闵轻轨交通工程牵引变电所设计[J];地下工程与隧道;2003年04期

5、肖国军;箱式牵引变电所在城市轨道交通中的运用[J];都市快轨交通;2004年01期

6、王公社;牵引变电所整所大修设计综述[J];铁道标准设计;2004年12期

7、肖春华;城市轨道交通用牵引变电所[J];都市快轨交通;1994年03期

8、TA21型牵引变电所安全监控及综合自动化系统简介[J];电气化铁道;2004年02期

第三篇：牵引变电所常见故障判断方法及应急处理方案

牵引变电所常见故障判断方法及应急处理方案

牵引变电所是牵引供电系统的可靠动力，牵引变电所一旦发生故障，迫使行车中断或运输能力下降，直接影响着运输生产，为了在发生事故后能尽快处理，恢复送电。根据兄弟站段二十多年的运行经验，结合西康线特点，现制定出变电所各类故障判断和应急处理方案。望各所结合现场实际情况，比照执行！

一、处理故障的原则

1、故障处理及事故抢修，要遵循“先通后复”的原则。有备用设备，首先考虑先投备用，采用简便、易行、正确、可行的方案，沉着、冷静、迅速、果断地进行处理和事故抢修，以最快的速度设法先行送电。然后通知有关部门再修复或更换故障设备，恢复正常运行状态。

2、故障处理及事故抢修，由当班值班员或所长任事故抢修总指挥，其余人员则任组员，服从指挥。指挥长在处理事故前应简要向组员说明抢修方案，其余人员有不同见解，可当场提出，指挥长可适当考虑。

二、故障判断的一般方法步骤

1、一般方法：

西康线主要开关投撤为远动操作，且主变电器、主断路器馈线开关为100%备用。因此，要求各变电所值班人员根据指示仪表、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。

2、一般步骤

⑴、根据断路器的位置指示灯，确定是哪台断路器跳闸。

⑵、根据继电保护装置动作指示灯显示，或信号继电器的掉牌及事故报告单确定是哪个设备的哪套保护动作。

⑶、根据事故报告单及继电保护范围，推判出故障范围，明确是所内故障，还是所外故障。

⑷、结合设备外观检查情况，确定故障设备是否需要退出，否则投入备用设备。

三、常见故障的应急处理方案

1、馈线自动跳闸、且重合成功

如果变电所某馈线开关跳闸且重合成功时，可按以下顺序进行： 1.1 确认跳闸断路器及各种信号。

⑴、确认哪台开关跳闸。

⑵、确认开关跳闸时间。

⑶、确认跳闸断路器，哪个保护动作，重合闸是否启动，故测仪，短路电流，故测仪指示公里数，（汇报以故测仪报告单为准，63型保护报告单可做参照）。

1.2 向供电调度汇报，根据电调命令执行。1.3 复归其它信号。

1.4 巡视相关设备，并将有关情况做好记录。1.5 按有关规定及时向段生产调度汇报跳闸记录。

2、馈线自动跳闸且重合失败（或重合闸未启动）： 2.1 按1.1执行。

2.2 如实向供电调度汇报，并要说明是重合失败，还是重合闸未启动，认真严格执行电调命令，并且恢复相应信号。

2.3 根据电调命令，依据信号提示及故障电流，以及设备巡视情况，正确迅速判断是所内故障，还是所外故障，并 及时向供电调度和段生产调度汇报。

2.4 如果是所外故障，要做好随时投运送电的各项准备工作，严格执行电调命令，认真监视仪表。

2.5 如果是所内一次设备故障，依据相关规定，根据其具体实际情况，做出具体的临时处理方案，并经电调同意后，方可实施，对有备用设备而事故难于一时处理，应首先考虑撤除事故设备，而投入备用设备，尽快恢复供电。

2.6 如果是所内二次设备故障，且一时难于处理或难于查找的故障，根据我段实际情况，开关目前100%备用，保护为100%备用，因而撤除原故障设备以及相关的保护，投入备用系统及相应保护，迅速恢复供电。

2.7 如果重合闸未启动，向供电调度汇报后，巡视与跳闸馈线相关设备，正常后向供电调度汇报。在供电调度指挥下 执行强送命令，并注意监视仪表，确认是否是永久故障，还是瞬时故障，如果是永久故障则按2.1~2.6执行。若为瞬时故障则按2.1执行。

2.8 恢复送电后，巡视设备，并将有关情况做好记录。2.9 向段生产调度汇报有关情况。

3、馈线断路器故障应急措施

馈线断路器，拒动或误动。

3.1 检查相关二次设备，保护、信号回路是否正常，有无短接和接地现象。

3.2 检查直流系统，电压是否稳定正常，绝缘是否良好，有无接地现象。3.3 确认在开关动作时，是否误操作，或操作正确时线路是否有故障。3.4 在3.1、3.2、3.3均正常情况下，方可认为是断路器故障。3.5 在短时不能排除故障情况下，向供电调度申请，并经供电调度同意后，方可撤除故障断路器及相关设备和保护装置，并拔掉相应保险，投送另一条备用断路器及保护，辅助设备改变运行方式，迅速恢复供电。

3.6 送电后,巡视设备，并将有关情况做好记录。3.7 向段调度及相关股室汇报事故情况。4、110KV少油断路器故障应急措施

4.1 根据电调命令合上110KV少油断路器时，发现烧毁合闸线圈、合闸保险甚至击穿保险底座，造成直流接地，给出直流接地信号。

4.2 液压操作机构打压装置异常，压力保持不住，液压机构渗油不能保证断路器合闸。4.3 如果发生以上两种情况，应立即向供电调度汇报，并申请改变运行方式，经供电调度同意后，按有关倒闸作业程序撤除事故断路器和保护装置，并拔掉相应的保险。在投送另一台主变及断路器之前，必须检查其保护装置和相应的保险是否良好后，严格按供电调度命令和倒闸程序进行倒闸，尽快恢复送电。

5、馈线隔离开关的事故应急处理

5.1 接触部分过热、发热、发红、熔焊现象时应及时向供电调度汇报，根据具体情况，采取停电后临时处理。

5.2 馈线隔离开关在引线处烧断，应及时向供电调度汇报事故概况，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）的导线和线夹将烧断的接通，并尽快送电。等有停电点时再更换整个引线。

5.3 馈线隔离开关电动操作失灵，将盘上转换开关打至单独位，操作机构箱开关打至手动位，进行手动操作，并将具体情况汇报供电调度及段生产调度，在停电时进行相应处理。

5.4 隔离开关瓷柱破损、裂纹、放电严重，爆炸时,根据设备具体情况，若放电不严重时, 可暂时不停电，必须加强巡视、观察。并向供电调度和段生产调度汇报，做好随时抢修的准备，等有停电点，进行更换处理，若放电严重造成直接接地，必须向供电调度和段生产调度说明情况，经供电调度同意后，在做好安全措施的前提下，将爆炸瓷柱拆除掉。并将两引线用线夹按规定连接在一起、尽快供电。加强巡视、观察等有停电点时再更换、恢复正常运行。

6、并补电容补偿装置故障。

6.1 并补电容保护动作，各种信号显示正常，向供电调度汇报具体情况，若不是装置本身原因造成跳闸则立即投入并补，若是装置本身原因造成跳闸则向供电调度申请经供电调度同意后，撤除并补装置，并根据信号显示，查找原因并处理。

6.2 并补电容装置电容击穿、电容器烧损或放电线圈二次线烧断。应及时向供电调度汇报，撤除并补装置，在不影响供电的前提下，进行更换处理，并向段生产调度汇报情况。

7、穿墙套管击穿

穿墙套管击穿、爆炸，首先向供电调度如实汇报，经供电调度同意后，在能改变运行方式不影响供电的前提下，先改变运行方式，尽快供电。然后，根据电调命令，撤除故障穿墙套管的断路器，并做好安全措施，进行穿墙套管的更换，尽快使设备达到正常运行方式；若其不能，则考虑将故障穿墙套管所在进线或馈线断路器小车拉出，并断开与其相连的隔离开关，使击穿的穿墙套管处于隔离状态；在做好安全措施的前提下，根据实际情况，从两供电线相距较近且容易接线处将两供电线短接，先行送电，等有停电点后在更换穿墙套管，恢复设备运行状态。

8、高压室硬母线支持绝缘子击穿

8.1 高压室内支持绝缘子因表面脏污、裂纹，釉质老化等，使绝缘降低引 起绝缘件闪络，若是轻微放电、闪络，应对其表面进行清扫或涂以快干型有机硅树脂。以提高其绝缘水平，然后，经供电调度同意下可强送，并加强设备巡视、观察。

8.2 如果母线支持瓷瓶因误操作或因潮湿，湿闪严重烧伤或者爆炸，应在不影响母线与接地部分之间安全距离的条件下，拆掉其严重烧伤或爆炸的绝缘件，尽快恢复送电，加强巡视等有停电点，再安装支持瓷瓶，恢复正常运行状态。

8.3 如果室内隔离开关支持瓷瓶严重烧伤或爆炸时，在不影响开关带电部分与接地距离的条件下，应砸掉严重烧伤绝缘件，用手动使开关良好接触，恢复送电。等到条件许可后再申请停电处理。并加强巡视。

8.4 无论哪种原因，必须向供电调度和段生产调度如实汇报，随时保持联系。

9、直流系统故障 9.1 蓄电池组故障：

应首先将蓄电池组退出运行，利用充电机独立向直流母线供电。值班人员必须向供电调度和段生产调度说明情况，迅速查明原因，进行相应处理，然后立即将蓄电池组投入，恢复正常浮充状态。在此期间，值班人员加强巡视、检测，并了解清楚，此时为不正常运行状态，一旦发生交流失压，则各种信号无法显示，故障打印无法进行。若出现变电所近点短路，造成直流母线电压过低，开关拒动，值班人员应迅速采用手动，将馈线开关断开。

9.2 交流自用电系统故障或失压：

交流自用电系统故障或失压，硅整流充电装置将失去电源而无法工作，则此时无法向蓄电池充电，由蓄电池组完全承担直流母线上的负荷，值班人员应通过调节蓄电池电压调节手柄位置，来维持直流母线水平。

四、安全

1、一切作业必须有供电调度命令，严禁无令操作，臆测行事。

2、一切作业均应做好安全措施，确保人生安全和设备正常运行。

3、在作业过程中，若发现危机人身安全和设备安全，应果断中断作业后，方可向供电调度汇报。

4、在设备异常情况下，值班人员应加强设备巡视，认真细致的监视各类仪表，及信号显示，若发现新问题及时汇报、及时处理。

5、事故情况不可能如上单一，各所应根据具体情况参照执行，切忌生搬硬套。

第四篇：变电所常见故障应急处理方案

变电所常见故障应急处理方案

35kV GIS 开关柜：

1、断路器拒动 1.1应急处理

当远动操作失灵时，应立即安排巡检员到达现场。现场人员检查是否有拒动开关的故障信息。如果没有，可按电调命令在所内监控盘上进行操作，若操作失败，可在开关本体上当地电动操作，如果操作不成功，立即汇报电调，并通知车间生产调度。故障开关在非运营时间处理。1.2、处理程序、方法及注意事项：

1.2.1 检查是否有 SF6 气体泄漏，气压低于下限值，有无气室压力报警信号。

1.2.2 检查直流电源（控制、电机）的电压是否正常。若不正常，从直流盘馈出到断路器端子箱顺序查找。操作机构的检修必须先将合闸弹簧和分闸弹簧的能量释放掉。1.2.3 检查控制、电机回路的空气开关有无烧损或接触不良。更换空气开关。1.2.4 检查控制、电机回路是否断线、接触不良。紧固端子和接线。

1.2.5 检查操作机构辅助开关、限位开关转换是否到位。调整或更换辅助开关、限位开关。1.2.6 检查分合闸线圈是否烧毁，有异味，用万用表测量线圈电阻。更换分合闸线圈。

1.2.7 检查断路器是否已储能，电机是否烧毁，有异味，用万用表测量电机电阻。更换电机。1.2.8 检查二次接线是否错误（新安装或检修变更二次接线后，首次投入时出现）。改正错误接线。

1.2.9 检查机构有无卡滞现象。注润滑油，处理卡滞点。

1.2.10 检查操作机构各轴连接销子是否脱落。安装连接销子。

2、断路器跳闸 2.1、应急处理

2.1.1 如发生进线开关跳闸, 故障开关退出运行，母联开关合闸，母线由一路电源供电。如引起所内一台35/0.4kV 的变压器故障或 400V 母线失压时，自动切除该变电所供电区域内的三级负荷，400V 母联自投，若 400V 母联自投不成功，由电调当值供电调度员通过 SCADA 倒闸操作或现场变电所值班员采用手动倒闸操作，改变供电系统运行方式，由该变电所内另一台 35/0.4kV 变压器承担该变电所供电区域内的一、二级负荷供电。

2.1.2 如发生环网出线开关跳闸，听从电调指挥，将故障位置隔离。待非运营时间处理故障。2.2、程序、方法及注意事项： 2.2.1 进、出线断路器跳闸：

在控制信号盘上查看故障信息，判断保护类型。

1）差动保护跳闸。检查保护环网电缆，对保护装置进行试验、检查。

2）过流、零序跳闸。检查所内 35kV 设备及电缆是否有绝缘不良，闪络情况，如果绝缘不良地点不在母排上，需要检查是否有越级跳闸等现象。并对保护装置进行检查、试验。2.2.2 馈线断路器跳闸：

1）断开变电所跳闸馈出线环网隔离开关，检查差动保护二次回路是否有故障，如：直流回路是否短路，流互二次是否开路，接线是否正确。对二次回路进行检修。

2）对馈线电缆进行检查试验，如果是电缆故障，参考电缆故障预案进行处理。

3）对跳闸断路器进行相关的保护试验。检查保护插件。如果是插件故障，更换插件。4）若是 35kV 整流机组动力变馈线开关跳闸还应检查变压器。2.2.3 如果是断路器本体故障，参照断路器拒动进行处理。

3、三位置开关、接地开关拒动 3.1、应急处理 开关不能操作的情况下，值守员在电调的指挥下完成相关倒闸操作。如果当地不能操作，采用手动方式闭合开关。并将情况汇报电调及车间生产调度。3.2、程序、方法及注意事项：

3.2.1 检查直流电源（控制、电机）的电压是否正常。若不正常，从直流盘馈出到断路器端子箱顺序查找。

3.2.2 检查控制、电机回路的空气开关有无烧损或接触不良。更换空气开关。3.2.3 检查控制、电机回路是否断线、接触不良。紧固端子和接线。

3.2.4 检查操作机构辅助开关、限位开关转换是否到位。调整或更换辅助开关、限位开关。3.2.5 检查分合闸接触器是否烧毁，有异味。更换分合闸接触器。3.2.6 检查电机是否烧毁，有异味。更换电机。

3.2.7 检查二次接线是否错误（新安装或检修变更二次接线后，首次投入时出现较多）。改正错误接线。

3.2.8 检查机构有无卡滞现象。注润滑油，处理卡滞处所。3.2.9 检查操作机构各轴连接销子是否脱落。安装连接销子。

4、开关柜内绝缘不良 4.1、应急处理

确认故障柜的电缆两端的开关已分闸，如没分闸，则手动分闸，确认以跳闸电缆为 35KV 进线的变电所的 35KV 母联开关是否已自投，没有自投的立即合上母联开关，再逐一确认所有受影响的变电所 35KV母线都已恢复送电。4.2、程序、方法及注意事项：

4.2.1 进线断路器一合就跳，说明开关柜内绝缘不良。应先检查各柜 SF6 气体是否泄漏，压力是否不足。气体泄漏，立即与设备厂家联系更换 GIS 柜；压力不足，检查漏气地点，对 GIS 柜进行充气。

4.2.2 若 SF6 气体压力正常，甩去进、出线电缆，对 GIS 柜进行绝缘电阻、交流耐压试验。试验结果不合格，立即与设备厂家联系更换 GIS 柜。干式 变压器 故障

1、应急处理

1.1 超温保护跳闸,事故变压器检查正常,温度控制器故障，更换合格的温度控制器后送电；如果变压器本体故障则需要进一步检查处理并做试验。

1.2 过流动作跳闸,事故变压器检查正常,可以对事故变压器进行试送电一次；如果合闸不成功则需要进一步检查处理并做试验。

1.3 速断动作跳闸，事故变压器本体外观检查正常，需要进一步检查处理并做试验。1.4 零流动作跳闸，事故变压器本体外观检查正常，需要进一步检查处理并做试验。

1.5 若变压器表面出现放电现象，变压器应立即退出运行，并立即通知设调、电调。如果变压器着火，则先断开变压器两侧电源，用专用高压灭火器灭火。1.6 如事故变压器故障不能合闸送电，则退出运行，安排检查试验。

2、程序、方法及注意事项：

2.1 检查套管、箱体有无破损和放电痕迹，电缆有无烧损和放电痕迹。

2.2 检查变压器温度计和温度计探针安装是否良好。更换温度计或温度计探针。2.3 检查变压器二次空气开关是否烧损。更换二次空气开关。2.4 检查二次回路是否有短路故障。检修二次回路。

2.5 对变压器进行绝缘电阻、直阻、变比和交流耐压试验。若试验结果不合格，更换变压器。2.6 处理变压器故障时要注意挂好接地线，防止二次反送电。整流器故障

1、应急处理

事故整流机组故障不能合闸送电，则退出运行。可采取单机组供电。

2、程序、方法及注意事项：

1.1 整流器超温跳闸:事故整流器检查正常,温度传感器故障，更换合格的温度传感器后送电；如果整流器本体故障引起超温跳闸则需要通知设调及电调申请进一步检查处理并做试验。1.2 若是整流器硅管故障保护跳闸:先查找事故整流器故障点,确认故障点后，如当时能立即处理则更换硅元件与快速熔断器并试验后进行送电；如不能立即处理通知设调及电调申请进一步维修处理并做试验。

1.3 如是框架保护跳闸： 检查事故整流器外观，如外观正常，则需要进一步检查处理，直至故障排除，故障排除后，复归框架保护按钮，做传动试验，试验合格后，通知设调、电调事故处理完毕。

轨电位限制装置故障

1、应急处理

装置将发出“报警”信号，而轨电位限制装置没有合闸。如果接触器已经合上了，然后再处理了，则需派专人做好监控工作。故障处理安排在非运营时间进行。

2、程序、方法及注意事项：

2.1 检查控制、电机回路是否断线、接触不良。紧固端子和接线。2.2 检查接触器是否烧毁，有异味。更换接触器。

2.3 检查机构有无卡滞现象。注润滑油，处理卡滞处所。2.4 检查控制通信单元是否故障。

2.5 如产生故障信号，无论线路上是否有机车运行，则可能钢轨电位限制装置未正确连接，或者回流回路与结构地之间出现内、外部短路，或钢轨电位限制装置故障。1500V 开关柜故障

1、断路器拒动

1.1、应急处理

1.1.1 发生电调遥控 1500V 开关合闸不成功，在电调的指挥下在所内遥控合闸。所内遥控不成功，还需要在当地电动合闸。如果开关拒动，故障开关退出运行，并更换备用断路器开关小车。

1.1.2 发生 1500V 分闸柜联跳动作后重合闸不成功，线路检测不通过。在原因不详和没有电调命令的情况下，不能强行送电（即用直接合闸按钮合闸）。征得电调同意后可用直接合闸按钮合闸。

1.2、处理程序、方法及注意事项：

1.2.1 发生 1500V 开关故障。将故障开关拉出在试验位置做手动分合闸试验，如果手动合闸不成功或开关故障则需要如下检查处理并做试验。

1.2.2 检查控制、电机回路是否断线、接触不良。紧固端子和接线。更换空气开关。1.2.3 检查分合闸线圈是否烧毁，有异味，用万用表测量线圈电阻。更换分合闸线圈。1.2.4 检查操作机构辅助开关、限位开关转换是否到位。调整或更换辅助开关、限位开关。检查机构有无卡滞现象。注润滑油，处理卡滞处所，测量并调节相关间隙。

1.2.5 如果是试验位置分合正常、工作位置合闸时由于线路检测不通过开关拒动，检查测试回路故障、馈线电压测试回路、对应隔离开关位置信号是否正确。必要时派人巡视线路。

2、隔离开关拒动 2.1 应急处理

开关不能操作的情况下，值守员在电调的指挥下完成相关倒闸操作。如果当地不能操作，采用手动方式闭合开关。并将情况汇报电调及车间生产调度。2.2 处理程序、方法及注意事项：

2.2.1 行程开关是否有问题。检查位置指示器，如果行程开关没有提起来，重换开关，或将它调到正确位置。

2.2.2 指示灯指示控制回路的 MCB 断开。重新将控制线路中 MCB 合闸。2.2.3 电机问题。检查碳刷或触头如果需要，可以更换。2.2.4 隔离开关被机械锁住（用手柄或钥匙）。解锁隔离开关。2.2.5 行程开关设置不正确。确保复位行程开关到其正确位置。

3、保护动作

3.1 框架保护动作 3.1.1 应急处理

发生框架保护动作后，根据人员的现场情况，应该立即安排高压供电专业 3 组人到变电所（两组人分别到故障所的相邻牵混所，一组人到故障所），接触网专业派 3 人填乘故障区段（故障所对应的供电分区）。

3.1.1.1 相邻所值班员应该做好以下工作：

（1）确认变电所各开关位置，并向电调汇报。（2）听从电调命令迅速切除联跳信号（“联跳解除”旋钮在直流开关柜端子柜上）1500V 联跳解除按钮在端子柜上

（3）听从电调命令进行开关操作。（4）听从车间调度命令加强值班保障。（5）观察轨电位变化情况。

3.1.1.2、故障所值班员应做好以下工作：

（1）框架保护动作后，首先在综合监控盘、保护装置上确认框架保护是“电流”还是“电压”动作出口并检查开关位置。向电调汇报，汇报内容如下： 姓名及联络电话号码； 事件发生时间（具体到秒）、地点、在场人员；

事件的起因、SCADA 相关信息、现场开关动作情况、保护装置本体动作情况及现场运行情况（包括开关跳闸、自投情况等）；

现场有无异响、异味、放电现象，设备有无着火。（直流开关柜、负极柜、整流器柜）（2）听从电调指挥解除联跳或复归保护。电压型框架保护复归按钮在负极柜上，电流型框架保护复归按钮在负极柜内右下侧（需要开柜门）和负极柜面板上。复归电流型框架保护时应戴绝缘手套穿绝缘靴并与设备保持一定的安全距离。复归完毕后立即向电调汇报。35kV 设备在复归时需要将“联跳”打至退出才可以复归。框架电流保护复归按钮在负极柜上。35KV 联跳解锁转换开关在母联柜上。

（3）听从电调命令进行开关操作。如轨电位连续动作时，电调需要根据现场情况命令抢修人闭合轨电位，不再复归。

（4）听从车间调度命令加强值班保障（不少于两人）。

三、本所处理程序、方法及注意事项：

1、电流型框架保护动作

（1)如发生 I 段动作，重点检查发生在整流器柜。检查设备内是否有闪络放电痕迹。运行中引起这种放电的主要原因有异物侵入、空气高湿度电离、绝缘子击穿。清除闪络部分痕迹，对相关设备进行保护试验。

（2)如发生 II 段动作，重点检查直流 1500V 进线、馈线开关柜内，主要原因有异物（如老鼠）侵入、绝缘子击穿、施工遗留物品、电缆高度差引起水倒流导致绝缘子击穿、负极小母排与框架短接等。（3)因电流元件自身原因引起的误动作。检查设备的二次接线是否有短路、松动、或绝缘不良的情况。

2、电压型框架保护动作

（1)钢轨电位过高，轨电位限制装置未能及时动作；检查断路器机构是否失灵，如机械部分脱扣、销子脱落等。将合闸弹簧和分闸弹簧释能后进行处理。若是保护跳闸，进行相关的保护试验。检查保护插件。若是插件故障，更换插件。查看跳闸报告，检查保护定值。若是定值需要调整，修改定值。

（2)接触网对架空地线放电；通知生产调度，配合对接触网巡视。（3)负极回流断线。检查回流箱、回流电缆、负极柜连接处。3.2 馈线保护动作

3.2.1 直流馈线断路器跳闸情况下的故障判断原则 3.2.1.1 短路判断基本依据

若一个牵引变电所保护动作同时伴随以下情况之一则基本可以判断有短路发生： 故障变电所或临近变电所轨电位电压保护动作； 故障区段 35kV 电压越下限或电流越上限；

双边供电的两侧直流馈线开关同时出现保护动作信号（注意不含联跳信号）； DC1500V 进线、馈线同时跳闸（进线一般是大电流脱扣）； 电压型框架保护报警；

现场司机或车站人员反映有爆炸声或火花。3.2.1.2 故障点判断原则

先拉开供电分区两个馈线断路器对应的上网隔离开关，对两个馈线断路器进行合闸操作： 若联跳所合闸成功，主跳所合闸不成功，则故障点可能在主跳所的断路器或馈出电缆上。电调可以通过联跳所向接触网单边供电。

若两侧断路器均能合闸，则可初步判断为接触网（含隔开至接触网部分电缆）有故障。若馈线开关跳闸时主跳所只有大电流脱扣保护信号，则主跳所开关本体故障的可能性仍不能排除。

（3）若故障区段列车升弓即断路器跳闸则可基本判断为列车故障。3.2.2 电调处理原则

3.2.2.1 直流馈线断路器保护动作跳闸后会启动自动重合闸功能，电调应在重合闸结束后再进行开关操作。

3.2.2.2若直流馈线断路器跳闸发生在非运营时间，且暂未影响到次日运营（首列车出场前60分钟），成接触网失电，且重合闸不成功，不建议试送电，电调应通知供电车间对设备进行检查、抢修。供电车间应立即按故障处理流程组织人员抢修。

3.2.2.3 若直流馈线断路器跳闸发生在运营时段（含首列车出场前 60 分钟），造成接触网失电，且重合闸不成功，电调应要求行调通知故障区段内所有列车降弓。通知行调及时询问相关车站值班员、列车司机现场有无异常情况，如爆炸声、火花、焦糊味、变电所有无火警等等，同时通知供电生产调度派人抢修、故障变电所值班员检查设备。根据现场情况不同，可分以下几种情况进行处理：

（1）如果 SCADA 系统正常，电调在确认故障区段所有列车已降弓且征得值班调度长同意后可按直流馈线断路器跳闸的故障判断原则进行试送电。（2）出现以下情况时，不建议试送电： 跳闸变电所报火警且未经人员现场确认的； 停电区间内有车，且未降弓的；

有人发现接触网或变电所设备有明显异常的； 断路器跳闸后，接触网由单边供电，未失压的。

3.2.2.4 馈线断路器跳闸后试送电前应复归断路器闭锁信号，若不能复归则通知变电所值班员切除相关断路器的联跳回路。

3.2.2.5 直流进线 201、202 逆流保护动作或 106、107 开关保护动作后，电调应通知供电车间派人检查设备，同时密切注意设备运行情况。供电方式可保持不变。3.2.2.6 馈线断路器停电后送不上电时的处理原则 若接触网停电后两边均送不上电，电调先核查区段内接触网地线出清情况，然后按照牵引网故障判断原则进行故障判断，若初步判断为馈线开关或馈线电缆故障，则将故障开关或电缆隔离，合上同一供电臂的相邻所的馈线开关进行单边供电。若判断为接触网故障，则询问变电所值班员馈线电压情况，如果馈线电压在 150V 上下波动，可以请值班员观察馈线电压，条件满足时进行试送，如果试送不成功，可以选择将该供电分区相邻的分区停电后再试送该分区，同时向供电车间发布抢修令。由抢修人员到现场后修改残压整定值后试送。不建议退出线路测试功能试送。若一边馈线已送电，则先切除联跳回路再试送故障开关一次，若不成功，则拉开其对应的上网隔开，维持单边供电，同时通知供电人员处理。

3.2.2.7 若发生连续两个牵引所框架保护动作，由相邻所对失电区间恢复供电：合一个故障所越区隔离开关恢复两个失电供电分区的供电，另一个供电分区恢复单边供电。列车运行速度可根据实际情况进行调整。

3.2.2.8 若发生一个牵引所电压型框架保护动作或框架Ⅰ电流保护动作，供电方式可保持不变。电调应立即通知供电车间派人检查设备，同时密切注意轨电位等相关设备运行情况。3.2.2.9 若发生一个牵引所框架Ⅱ电流保护动作，电调应退出故障牵引所的运行，复归相邻所馈线开关的联跳信号，并对失电区域恢复大双边供电，同时通知供电车间派人检查设备。3.2.3 常见直流故障的报文及可能的原因 3.2.3.1、di/dt、Δ Ⅰ、Imax++保护动作

故障典型报文：1500V 21*馈线 DDL Delta I 动作 1500V 21*馈线跳闸总信号 发生 1500V 21*馈线 DDL Delta T 动作 1500V 21*馈线断路器位置 分闸

1500V 21*馈线邻站联跳信号输入 发生 综合测控 OV 接触器常闭 动作

综合测控 OV 电压保护Ⅰ段 动作（也有可能是Ⅱ段）。此外，根据短路具体情况不同，也有可能伴随以下信号： 1500V 21*馈线 Imax++ 动作 1500V 21*馈线大电流脱扣 动作

35kV 侧进线保护电流测量越限 越上限 35kV 侧进线保护电压测量越限 越下限

常见原因：接触网异物侵限、列车牵引回路故障、弓网事故、接触网绝缘子闪络或击穿。3.2.3.2、大电流脱扣动作。

故障典型报文：1500V 21*馈线大电流脱扣 动作 1500V 21*馈线跳闸总信号 发生

1500V 21*馈线邻站联跳信号输入 发生

此外，根据短路具体情况不同，也有可能伴随以下信号： 综合测控 OV 接触器常闭 动作

综合测控 OV 电压保护Ⅰ段 动作（也有可能是Ⅱ段动作）常见原因：（1）接触网近端金属性短路故障。（2）开关本体故障。（大电流脱扣不是通过继电保护装置实现的，是断路器本体自带的电磁型保护，动作时无信号输入继电保护装置，故继电保护装置采用排除法对其进行判断，即：无故障或操作信

号输入，断路器自动由合闸状态变为分闸时，判断为大电流脱扣发生。）3.2.3.3、直流进线开关逆流保护动作。

故障典型报文：1500V 20*进线逆流保护 动作 1500V 20*进线跳闸总信号 动作

35kV 106/107 1500V 进线逆流保护动作联跳 动作

常见原因：整流器出口短路；正负母排之间避雷器动作。3.2.3.4、接触网停电后馈线开关不能合闸。

故障典型报文：1500V 21*馈线断路器跳闸并闭锁 动作 1500V 21*馈线跳闸总信号 发生 1500V 21*馈线线路永久性故障 发生 常见原因：（1）接触网短路（如未拆接地线）（2）馈线开关线路测试回路故障（3）线路残压或感应电压过高（4）开关本体故障

3、开关柜内绝缘不良 3.1、应急处理

直流 1500V 母排故障情况下，必须退出故障牵引变电所，采取越区供电的方式恢复接触网供电。

3.2、程序、方法及注意事项：

3.2.1 母线常见故障有：连接金具发热、烧熔和放电，绝缘件放电闪络等。

3.2.2 当高压母线发生上述故障但未造成短路接地时，需加强监视，确认故障部位。若危及安全供电时，应立即停电检修或临时处理。

3.2.3 高压母线停电后，应针对故障原因进行处理。对硬母线连接部位打磨氧化层，紧固螺栓；清扫闪络的绝缘件表面；更换严重烧伤或爆破的绝缘子等。400V开关柜故障

1、应急处理

1.1 如发生进线开关故障或 400VⅠ段、Ⅱ段电源进线电缆或母线故障，装置自动切除该所供电区域内的三级负荷，400V 母联自投，若 400V 母联自投不成功，由电调通过 SCADA 倒闸操作或现场人员采用手动倒闸操作，改变供电系统运行方式，由该变电所内另一台站用变承担该变电所供电区域内的一、二级负荷供电。

1.2 如发生 400VⅠ段或Ⅱ段母线短路故障，将故障段母线拆除或隔离，故障母线段 400V 柜退出运行，非故障母线 400V 柜进行检查并摇测绝缘，合格后送电。1.3 抽屉开关故障不能合闸，在所内找型号相同的开关抽屉更换后经低压供电专业同意后方可合闸，并标明抽屉开关的供电区域。

2、程序、方法及注意事项：

2.1 将故障开关拉出进行机械检查、绝缘摇测，在试验位置做带电分合闸试验，合格后试送电；如果合闸不成功或开关故障则需要进一步检查处理并做试验，检查控制回路是否断线、接触不良。检查操作机构辅助开关、限位开关转换是否到位。调整或更换辅助开关、限位开关。检查分合闸接触器是否烧毁，有异味。检查机构有无卡滞现象。注润滑油，处理卡滞处所。2.2 抽屉开关故障，检查控制回路是否断线、接触不良、保险是否损坏。检查操作机构辅助开关、限位开关转换是否到位。检查接触器是否烧毁，有异味。检查机构有无卡滞现象。如开关一切正常，可通知低压供电专业检查一下电缆的绝缘情况。交流所用电系统故障 直流所用电系统故障

第五篇：牵引变电所主要电气设备常见故障浅析

供变电课程报告

牵引变电所主要电气设备常见故障浅析

北京铁路局宋志刚

牵引变电所主要电气设备常见故障浅析

北京铁路局宋志刚

摘要：本文以牵引供变电基础理论结合现场实践及行业经验，针对牵引变电所主要电气设备常

见故障进行了归类分析，为提高牵引变电所主要电气设备运行维护提出建设性意见。

关键词：牵引变电所电气设备 故障

前言

随着电气化铁路的飞速发展，牵引变电所电气设备安全可靠供变电越显重要，特别是变压器、断路器、开关、互感器及并补装置等设备日常正常运行为列车提速发挥着举足轻重的作用。因此牵引变电所主要电气设备日常运行维护必须到位，同时必须明晰常见设备故障根源及表征，尽可能消除或缩小设备故障，提高牵引变电所供电质量。现以牵引供变电基础理论结合现场实践及行业经验，浅析如下：

1牵引变压器

故障判断是一个综合过程，需通过现场直观判断、详细测量及综合分析等几个环节。其中，现

场直观判断最直接、最简捷。对变压器故障而言，直接判断可通过声音、气味、颜色、体表、渗漏油及温度的异常来进行。

1.1 声 音

变压器正常运行时，会发出连续均匀的“嗡嗡”声。如果变压器出现故障或运行不正常，声音

就会出现异常：

(1)电网发生过电压，例如中性点不接地电网有单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖

锐；

(2)变压器过载运行时，音调高、音量大。如带有电弧炉、可控硅整流器等负荷时，因负荷变

化大，又因谐波作用，变压器会瞬间发出“哇哇”声或“咯咯”间歇声，监视测量仪表指针发生摆动；

(3)个别零件松动(如铁芯的穿芯螺丝夹得不紧)或有零件遗漏在铁芯上时，变压器会发出强烈

而不均匀的“噪音”，或有“锤击”和“吹风”之声；

(4)变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时，有“吱吱”的放电声；

(5)变压器高压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在，可听到“嘶嘶”声；

(6)变压器铁芯接地断线，会产生劈裂声；

(7)变压器内部局部放电或电接不良，会发出“吱吱”或“劈啪”声，且次声音随离故障部位

远近而变化；

(8)变压器绕组短路，将有“劈啪”声，严重时会有巨大轰鸣声，随后可能起火；

(9)变压器绕组高压引出线之间或它们对外壳闪络放电时，有爆裂声音；

(10)变压器的某些部件因铁芯振动而造成机械接触时，会产生连续的、有规律的撞击或摩擦声。

1.2 气味、颜色

变压器内部故障及各部件过热将引起一系列气味和颜色的变化：

(1)瓷套管端子的紧固部分松动，接触面过热氧化，会引起变色和异常气味；

(2)变压器漏磁的断磁能力不好及磁场分布不均，引起涡流，会使油箱局部过热引起油漆变色；

(3)瓷套管污损产生电晕、闪络会发出奇臭味；

(4)冷却风扇、油泵烧毁会发出烧焦气味；

(5)吸潮过度、垫圈损坏、进入油室的水量太多等原因会造成吸湿计变色。

1.3 体 表

变压器故障时都伴随着体表的变化。主要有：(1)呼吸口不灵或内部故障可引起防爆膜龟裂、破损。(2)大气过电压，内部过电压等，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。

1.4 渗漏油

变压器运行中渗漏油的主要原因是：

(1)油箱与零部件联接处的密封不良，焊件或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动等；

(2)内部故障使油温升高，引起油的体积膨胀，发生漏油或喷油。

1.5 温 度

变压器的很多故障都伴随着急剧的温升：

(1)由于涡流或夹紧铁芯用的穿芯螺栓损坏会使变压器油温升高；

(2)绕组局部层间或匝间的短路，内部接点有故障，二次线路上有大电阻短路等，均会使变压

器油温升高；

(3)过负载、环境温度过高，冷却风扇和输油泵故障，散热器阀门忘记打开，渗漏油引起油量

不足等原因都会造成变压器温度不正常。

以上所述仅能作为对变压器故障的现场直观的初步判断，因为变压器的故障不仅仅是某一方面的直观反映，它涉及诸多因素，有时甚至会出现假象。因此，只有进行详细测量和综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，判明事故性质，提出较合理的处理办法，使故障尽快得到消除。

2断路器、开关设备故障

随着铁道电气化的发展, 高压断路器设备的装用量将大幅度上升, 了解高压断路器设备的故障

原因, 采取积极的防范措施, 对提高牵引变电所供电的可靠性是很有帮助的。

2.1 绝缘事故

绝缘事故的主要原因: 一方面是高压断路器的绝缘件设计制造质量不符合技术标准的要求, 拉

杆拉脱,使运动部分操作不到位。另一方面是高压断路器在安装、调试、检修过程中工装工艺不到位。所以, 严格高压断路器工装工艺流程、外购件检验、装配环境清洁度以及必备的检测手段等是杜绝绝缘事故发生的重要措施。必须引起设计、制造和应用部门的高度重视。

2.2 拒动、误动事故

拒动和误动事故是指高压断路器拒分、拒合和不该动作时而乱动。其中拒分事故约占同类型事

故的50% 以上, 是主要事故。分析其主要原因是因为制造质量以及安装、调试、检修不当, 二次线接触不良所致。因此, 使用部门应该和制造部门有机地结合起来, 尽可能使高压断路器的设计定型、材质选择、必备的备品备件、工艺要求、调试需知等合理、实用, 将人的行为过失可能发生的事故局限在先, 做到防患于未然。

2.3 开断与关合事故

开断与关合事故是油断路器在开断过程中喷油短路、灭弧室烧损严重、断路器开断能力不足、关合速度后加速偏低等所致。因此, 在高压断路器的安装、检修、调试过程中, 重视油断路器的排气方向、动静触头打磨、灭弧室异物排除、断路器开断能力的核定与选型、合分速度特性的调整等, 以遏制开断与关合事故的发生, 切勿疏忽大意。

2.4 截流事故

截流事故发生的主要原因多数都是由于动、静触头接触不良引起的, 主要原因是动静触头或者

隔离插头接触不良, 在大电流的长期作用下过热, 以至触头烧融、烧毁、松动脱落等。所以, 对于高压断路器触头弹簧的材质选择与热处理、触头压力的调整, 是防止截流事故发生的重要技术措施。

2.5 外力及其它事故

外力及其他事故主要是指操动机构的漏油、漏气、部件损坏以及频繁打压、不可抗拒的自然灾

害、小动物短路。主要原因是密封圈易老化损坏, 管路、阀体清洁度差, 接头制造及装配质量不良等。此类问题, 多年来一直是困扰国产高压断路器可靠运行的老大难。

2.6 真空断路器的事故

高压真空断路器以自身优越的开断性能和长周期寿命的优势, 普遍得到了使用部门的认可。随

着高压真空断路器的广泛应用, 改进之后的新一代真空断路器普遍使用纵向磁场电极和铜铬触头材料, 对于降低短路开断电流下的电弧电压、减少触头烧损量起到了积极的作用;但是, 由于灭弧室及波纹管漏气, 真空度降低所造成的开断关合事故, 呈上升趋势,不容忽视。此外, 对于切电容器组出现重燃、陶瓷真空管破裂仍时有发生, 同时当前真空断路型号繁杂、生产厂家众多, 产品质量分散性大, 给使用部门的设备选型和运行造成了一定的难度。

2.7 SF6 高压断路器的事故

SF6 高压断路器以良好的绝缘性能及优越的灭弧介质而被广泛的应用于电力系统的各类电压

等级的开断设备中。国产SF6 高压断路器存在的共性问题是: 漏气、水分超标、灭弧室爆炸、绝缘拉杆脱落、断裂、击穿、水平拉杆断销等。拉杆脱落必然要发生重大事故, 必须重视;罐内灭弧室内的异物或者零部件的脱落, 都将引起高压断路器内部绝缘的击穿、闪络。所以, 努力提高SF6 高压断路器装配环境的清洁度和严格工艺过程的控制, 对于确保设备安全运行至关重要。

2.8 隔离开关的事故

隔离开关由于触头接触不良、局部过热烧融、绝缘子断裂和机构卡涩等问题, 是长期以来困扰

隔离开关安全运行的问题, 据有关资料介绍, 当前此类问题仍很严重。这就需要从设备设计、制造、运行、维护、管理等各个环节齐抓共管, 标本兼治, 从根本问题上着手来克服这一被动局面。互感器

3.1电流互感器在工作时二次侧不得开路

电流互感器在正常工作时，由于其二次负荷很小，因此接近于短路状态。根据磁动势平衡方程

可知，互感器一次电流产生的磁动势的绝大部分被二次电流产生的磁动势所抵消，所以总的磁动势很小，通常激磁电流只有一次电流的百分之几。但二次开路时，二次电流为0。而一次电流等于激磁电流，此时的激磁电流被迫突然增大几十倍，将产生如下严重后果：1铁芯由于磁通剧增而过热，并产生剩磁，降低准确度，长时间甚至会烧毁铁芯。2二次绕组因其匝数远超过一次绕组匝数，所以可感应出高电压，危及人身和设备的安全。电流互感器在运行时其二次侧所接测量仪表或继电器需要测试、检修时，可先将电流互感器二次侧线线圈短接，再拆下该仪表或继电器。在安装时，电流互感器二次侧的接线一定要牢靠和接触良好，并且不允许串接熔断器和开关。

3.2电压互感器在工作时二次侧不能短路

电压互感器的一、二次侧都是在并联状态下工作的，二次绕组工作时接近于空载，即开路状态。如发生短路，将产生很大的短路电流，烧毁互感器，甚至影响一次线路的安全运行。因此，电压互感器的二次侧都必须装设熔断器以进行短路保护。

3.3电流和电压互感器的二次侧有一端必须接地

接地是为了人身和二次设备的安全。如二次回路没有接地点，则接在互感器一次侧的高电压，将通过互感器一、二次线圈间的分布电容和二次回路的对地电容形成分压，将高电压引入二次回路，其值决定与二次回路对地电容的大小。如果互感器二次回路有了接地点，则二次回路对地电容为零，从而达到了保证安全的目的。

3.4电流和电压互感器在连接时要注意其端子的极性

在安装和使用互感器时，一定要注意端子的极性。否则，其二次侧所接的仪表、继电器中流过的电流就不是设计时的电流，因此引起计量和测量不准确，并可能引起继电保护装置的误动作或拒动。

4并联补偿装置

4.1合闸过渡过程问题

由于电容器和电抗器都是能量元件,在合闸过程中会有充电及励磁的过程,致使电源中产生除工频(50 Hz)信号以外的非周期(直流)分量及高次谐波分量。这些非周期分量及高次谐波分量在一定时间内衰减完毕,系统达到稳态。非周期分量及高次谐波分量的大小取决于合闸时电源的状态、电容及电感的容量。在电容及电感的容量固定不变时,合闸瞬间电压的高低决定了非周期分量及高次谐波分量的大小及其衰耗所需时间。非周期分量的衰减主要通过电容,而高次谐波分量的衰减主要通过电感。若在交流电压波形的峰值时合闸,将产生最大的高次谐波分量,这是因为电容和电感在这种条件下感受到的电压变化率为最大,电容相当于短路状态,电感将承受最大电压。最大的电压变化率所产生的能量,将用最长的时间被消耗掉,系统达到稳态的时间也最长。电压在交流波形的过零点时,电压变化率为最小,此时合闸,负载两端的电压逐渐上升至最大,使系统达到稳态所需的时间最短。牵引并补装置设计上2 L /C = 2 XL ·XC , 其中, XL /XC = 12% ,其值为200Ω 以上,远大于回路的电阻值R ,故合闸投运并补装置的过程为振荡充电过程。uC =Em(sinωt +ψ)+(U0-Em sinψ)cosω0 t-ωEm cosψ/ω0 ·sinω0 t

式中, uC 为电容器电压, Em 为电源电动势最大值,U0 为合闸前电容器上的残压,ω为角频率,ω0 为谐振角频率,ψ为合闸初相角。一般情况下,电容器本身并联有经特殊设计的放电线圈FD,在5 s之内可把电容器的残压降至50 V以下,同时电容器系统跳闸再合闸时,供电调度一般掌握间隔在10min以上,故合闸投运并补装置时为零初始状态(U0 = 0)。据i = C ×duC /dt可得, iC90(90°合闸时的冲击电流)≈ 2 iC0(0°合闸时的冲击电流)。在图1所示电路、电容器采用4串8并3 200 kVar补偿时,电源电压初相角为0°,合闸产生的冲击电流约为电抗器额定值的3倍,初相角接近90°合闸产生的冲击电流约为电抗器额定值的6倍。另据资料研究表明,在考虑变压器、放电线圈的电抗值和27.5 kV母线对地电容值的情况下,冲击电流更要大些。

4.2运行中着火问题

在磁县变电所发生电抗器着火事故后,我段与原石家庄铁路分局供电水电分处有关人员共同核对了各保护装置整定值、测量了电容器组、放电线圈各项指标均未发现问题,另在线避雷器也未动作,排除了外部过电压袭击和保护拒动等原因。经与生产厂商共同确认,最后将原因归结于电抗器累积效应造成的绝缘破坏,但通过进一步的分析发现,若在电抗器绝缘受到损伤而未发展到着火事故前,甚至初期着火后,有关保护动作及时将故障切除,就完全可以避免这起事故的发生。

通过以上对牵引变电所主要电气设备常见故障分析,我们必须不断提高设备维护水平，同时要求专业设备厂家不断采取新技术提高设备质量，从而确保牵引变电所安全可靠不间断供变电，为中国铁路高速化做出更大的贡献。