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摘要：变电站是整个电力系统的核心，变电站工作质量直接影响着整个电力系统的日常运行。因此，深入分析变电站设备在日常运行中的故障原因，严格按照科学、安全的处理方式开展日常运维工作，能够提升变电站设备安全性和工作效率。加强变电站设备记录管理、安全记录管理是提升变电站工作质量的最佳手段，完善的过程记录管理工作能够为工作人员制定详细的维护、维修方案提供有力的数据支持。
关键词：变电站；设备故障；处理技术
引言
变电站内部的电气设备在日常运行中常会发生故障，若不及时处理就会影响电力系统的正常运行。因此，工作人员在日常的维护管理工作中要对每台设备的工作参数、运行状态进行巡视，一旦变电设备发生故障，要尽快处理，同时加强数据记录管理、检修记录管理，以确保变电站设备能够及时恢复正常运行。
一、设备故障的处理原则
1、及时查找设备故障原则
当变电站设备发生故障时，变电值班运维人员是变电站设备故障的处理者，在确保人身安全的情况下，变电运维人员要立即检查设备运行情况，并结合保护装置的告警信号、各种指示仪表、后台监控系统等信号确定设备故障类型，然后向值班调度人员进行报告，再根据值班调度指令以及变电站现场运行规程进行下一步的故障处理。
2、快速解除故障设备原则
当值班运维人员以最快的速度将设备故障的原因查明后，要采用适当的方法解除故障设备，首先要解除设备故障对人员、其他设备、财产的安全威胁，然后尽最大的可能性将故障最小化，尽快恢复非故障设备的正常运行，让停电的线路尽快恢复供电。
3、立即上报设备故障情况原则
当故障处理完毕后，变电值班运维人员应该立即向值班调度人员报告设备故障情况，同时编写短信向上级部门汇报，短信内容一般为：×月×日×时×分，××站××设备跳闸（极×闭锁，故障前输送功率××MW，故障后输送功率××MW），损失负荷××MW。××保护动作，现场检查××设备发生××故障。故障设备由××厂家×年×月生产，×年×月投运。故障发生时站内为××天气，正在进行××工作。
二、变电站设备运行中常见的故障原因
随着我国城市化进程不断加快，民众日常生产和生活对电力的需求与日俱增。变电站是电力系统中必不可少的组成部分，其设备运行常见的故障原因主要可分为以下两点：
1、设备老化引发的故障
变电站设备长期运行后，设备老化是引起故障的主要原因之一。设备一旦老化，将会造成严重的内耗问题，还会引起线路频繁跳闸等问题，长此以往会给变电站日常运行带来极大的压力，也会给管理工作造成诸多困难。
2、设备质量引发的故障
变电站设备的质量随各个生产厂商而存在良莠不齐的情况，另外在变电站组建过程中，所安装的电气设备质量好坏也将影响该设备的运行，一旦设备自身质量或安装质量存在问题，故障发生率将会日益增多，甚至引发系统崩溃。
3、人为因素引发的故障
变电运维人员自身能力存在问题，或者存在侥幸心理、依赖心理等，不注重操作流程时容易出现误操作，导致设备出现故障。例如：某些设备较为复杂且操作步骤繁杂，部分工作人员为了省时不按照规定的流程操作，导致设备出现问题。更为严重的是，不当操作不仅会引发设备故障，严重时还会威胁工作人员的人身安全，带来极大的负面影响。
4、环境条件引发的故障
变电设备在运行中如果温度过高或过低超过设备允许极限值时，有可能引发设备故障。如当温度升高时，金属材料软化，机械强度明显下降，故障可能频发。在雷雨天气时，雷电也是引发设备故障的原因之一。
三、变电站设备故障处理技术分析
变电站设备故障主要有变压器、GIS组合电器、高压开关类设备、互感器、避雷器故障等几大类，现简要分析如下：
1、变压器故障的处理技术
变压器是变电站较为重要的设备之一，其较为常见的故障问题有过热、油位异常、自动跳闸等。
1.1过热故障的处理
当变压器出现过热的情况时，可采取如下技术措施进行处理：先对冷却装置进行全面检查，看其有无异常现象，若是正常，则可能是油温升高导致的变压器过热，此时应加强对变压器的负荷监视，并适当降低负荷，从而使油温恢复正常；如果是冷却装置故障，应及时查明故障原因，快速修复，当故障无法立即排除时，应对变压器的温度进行监视，并降低其运行负荷，直至冷却装置故障消除为止；对于三相变而言，当其中某一相的油温过高时，可对油样进行色谱分析，查明原因，尽快处理。
1.2油位异常的处理
当发现变压器的油位过低时，应当查明原因，并及时进行补加，如果是因为漏油导致的油位快速下降，必须查找漏点，进行堵漏，并将油加至标准油位。若是变压器的油位过高，应先对油温及负荷情况进行检查，看冷却系统是否存在异常情况，阀门位置是否正确，排除上述原因后，则可能是加注的油量过多，在高温条件下，导致油位上升，此时可将油放出一部分，使其达到标准油位。
1.3自动跳闸故障的处理
当变压器出现自动跳闸故障时，必须对变压器进行全面检查，找出引起跳闸的具体原因，并采取有效的方法和措施进行快速处理，争取在最短的时间消除故障，使变压器恢复正常运行。
2、断路器故障处理技术
国内大部分变电站采用的都是真空断路器，这种类型的断路器在运行时，比较常见的故障问题有接触电阻增大、操作机构异常、开关合闸失灵等等。
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2.1接触电阻增大的处理
对于此列故障问题，可采取如下技术措施进行处理：应先对触头进行调节，并对灭弧室的真空度进行检测，如有必要可进行更换。
2.2操作机构异常的处理
先对掣子进行检查，看有无卡滞的情况，若是存在卡滞，则应采取相应的措施进行处理；对于扇形板无法正常复位的问题，可通过调整操作机构与断路器之间的拉杆长度进行解决。
2.3开关失灵的处理
当断路器出现开关失灵时，应先对开关拒跳的原因进行检查，借此来对故障范围判断；若是二次回路存在问题，可用表计进行测量，找出原因，进行处理。对于能够在短时间内进行处理的，则应及时采取相应的措施，如更换断掉的保险丝等方法进行解决，如果无法在较短的时间内查明故障原因，应及时上报，由专业的维修人员进行处理。
3、高压开关运行故障处理
3.1 选择合适的开关材料
对于高压开关运行过程中的故障来说，一个主要的原因就是高压开关的材料选择不严格，甚至有的电力系统管理人员为了节约资金，没有依赖于进口的高压开关材料，而是选择了国内一些小厂家甚至是一些小作坊，高压开关内部的每一个零件都有着自己的作用和功能，而一个零件的质量出现问题对于高压开关整体来说都会产生严峻的后果。所以，我们应该选择质量达标合格的材料作为高压开关的内部零件，尽可能地选择质优价廉的国外厂家，材料的防腐蚀性、抗氧化性、耐用性、稳定性、抗高压高温的能力，这些都是应该被考虑的因素，这些是基本的要求，要以这些基本的要求为基准，选择真正合适的高压开关内部材料。
3.2 设置严格的监察管理机制
保证高压开关的内部材料质量的前提下，我们还要从高压开关的监察管理机制下手，目前我国的很多电力系统在运行过程中并没有设立严格的监察机制，所以，从材料的选择、操作人员的选择，以及操作人员的技术步骤到安装人员的安装步骤和安装进程都没有严格的规定作为保障，所以，要想解决高压开关的运行故障，还应从监察机制开始设立，在这些方面都严格的、具体的加以规定和说明，把操作误区都严格的加以标识，设立严格的监察机制是解决高压开关运行故障的重要措施之一。
4、电压互感器中常见故障处理
要想采取相应的措施解决电压互感器中的常见故障，就必须对电压互感器常见故障进行诊断，以下是电压互感器常见故障的诊断方法。
4.1 诊断电压互感器局部放电故障
电压互感器的局部放电故障比较复杂，在使用常规的诊断方法对电压互感器的局部放电故障进行诊断时会受到许多不确定因素的影响，导致故障诊断不能正常进行。所以，在诊断电压互感器的局部放电故障时必须摒弃传统的诊断方法，选择新的诊断方法，目前主要采用的诊断方法是电子测量技术，电子测量技术主要是通过在线监测的方式对电压互感器的放电过程进行掌握，另外，还可以进行局部放电试验，通过试验诊断电压互感器的局部放电故障。
4.2 诊断电压互感器的过热故障
在诊断电压互感器的过热故障时主要采用的诊断技术是红外检测技术，红外检测技术主要是通过红外图像对电压互感器的过热故障进行诊断，而红外图像主要是通过红外检测技术中的红外诊断分析软件对电压互感器的数据进行分析，然后显示红外图像，从而对电压互感器的过热故障进行诊断。
4.3 诊断电压互感器的受潮故障
电压互感器的受潮故障主要是通过电压互感器中的绝缘电阻值和电压互感器的介损值来诊断的，电压互感器中的绝缘电阻值必须保持在一定的范围之内，如果电阻值过大或者过小，就说明了电压互感器出现了受潮故障。另外，可以在日常维护和检修中对电压互感器进行拆卸处理，这样就能直观地观察到电压互感器中的具体情况，如果发现电压互感器绝缘存在受潮问题，应该立即采取相应的措施对电压互感器绝缘进行干燥处理，这样就能防止更严重的电压互感器故障发生。
5、避雷器常见的一些故障处理
5.1避雷器内部阀片老化。避雷器内部阀片老化一般产生于运行过程中。由于避雷器阀片的均一性差，其老化程度不尽相同，就会使得阀片电位分布不均匀。运行一段时间后，部分阀片首先劣化，造成避雷器泄漏电流和功率损耗增加。由于电网电压不变，避雷器内其余正常阀片负担加重，导致其老化速度加快。这样就形成了一个恶性循环，最终导致该避雷器发生内部击穿、发生单相接地或者避雷器本体爆炸事故，造成氧化锌避雷器阀片老化加速的另外一个原因是避雷器持续运行电压偏低。这将导致设备在工作过程中，尤其是系统产生单相接地情况时，将会显著加重避雷器负荷，导致阀片快速老化。
5.2避雷器内部受潮：部分避雷器故障的产生都与设备内部受潮有关，设备受潮的原因又分为下几个方面：设备在安装过程中会由于安装环境湿度大而受潮；在设备内部元件烘干时，使部分潮气滞留在避雷器内部；在装配密封圈时错放或放偏，或者杂物在密封圈与瓷套密封封面之间都会促使避雷器内部受潮。
5.3雷电冲击电流导致的故障：按照国家规定的避雷器标准，设备应该能够承受2次65 kA的电流冲击。因为设备中的电流有2种流经方式：一种为雷电直击，一种为沿线路来波，因为这个原因，避雷器中不可能会有大于65 kA的雷电流。对于大于10 kV线路耐雷水平的65 kA（或40 kA）的雷电流来说，这是完全有可能的；当是雷直击杆塔的情况下，雷电流可能超过65 kA（或40 kA），另外还要值得一提的问题，此值大大高于10 kV杆塔反击耐雷水平，因此，线路多相闪络现象就会出现，这样就会引起相间短路速断跳闸。单论线路单相接地这一故障而言，不会出现速断跳闸情况，因此，雷电直击的电流必须小于65 kA。
对于雷电流是冲击电流波来说，通过对不同电流下的故障表象及阀片仔细分析可以得出，避雷器遭受到雷电过电压作用而使阀片中流过雷电流是阀片受损最核心的原因，另外，阀片中的电流密度也是比较大的。冲击电流不是均匀的分布在阀片，就会使得局部阀片的雷电冲击电流密度大大超过其允许极限值。如果避雷器中的电流过大，很可能会导致阀片破碎甚至爆炸。阀片破碎的主要原因有：通常情况下，系统电压会由4片阀片一起承担，当2片阀片破裂之后，剩下的2片阀片将会承担全部的电压，这样会使其破坏程度加剧，致使工频电压下阀片受损严重。当能量较大的工频电源下，就会出现阀片破碎或者爆炸。
结束语
变电站运维人员应该熟练地掌握一些相关的技能，熟练处理变电站设备异常与故障，这样不仅能够减少供电企业的损失，还可以保证人们的生活质量，为我国的电力发展创造一个有力的条件。
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[3]谢德欣.变电站运维管理中设备故障原因的分析及处理[J].工业b，2016（5）：162.
论文作者:褚海波,冯勇
论文发表刊物:《河南电力》2018年11期
论文发表时间:2018/11/28
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