变配电设备维护检修部分案例

☆变配电设备维护检修部分 ☆电力调度部分

【案例一】 人员过失导致主变跳闸

背景：

1997年5月20日，继电保护人员对月台站1#主变及两侧油开关进行定期试验。下午1点30分，工作人员在盘内清扫卫生时，发现1＃主变C 相差动继电器个别螺丝松动，随即对其进行紧固，由于位置狭窄、操作不慎，将尖嘴钳掉落到2#主变C 相差动继电器接点接线柱上造成接点短接（月1#主变差动继电器与2#主变差动继电器为同盘上下层），致使月2#主变差动保护动作跳闸，6KV 系统失压27秒。

分析：

1、由于位置狭窄工作人员不慎将工具脱手，造成事故。

2、未采取防止工器具、材料意外下落的措施。

3、未采取对作业地点以下的在运部位的保护措施。

教训及防范措施：

1、在二次回路上工作，一定要注意做好必要的防护措施，尤其是作业人员要佩带防护用品。

2、对作业对象周围的带电设备，要用绝缘材料隔离起来。

3、在电气设备上工作时，应采取防止工器具、材料脱落的措施，如将扳手、钳子、螺丝刀等用绳系在手腕上，防止器具失落。

【案例二】 机构卡滞开关拒合

背景：

1999年9月2日焦庄变电站焦62油开关的电磁机构发生拒合现象，接到通知后，检修人员及时赶到现场进行处理。

分析：

经过认真检查，发现产生拒合的原因是电磁机构主传动轴卡滞。经检修人员对开关解体大修，清除了诱蚀，并加入了润滑油后，电磁机构的主传动轴转动灵活可靠。

教训及防范措施：

检修不到位，存在死角。检修专业人员忽视了对主传动轴的润滑保养，只重视托架四连板、二连板的保养。这次故障给检修人员敲响了警钟，检修人员在设备检修中要进行全面细致地检查，凡是转动的部位都应该进行保养。

【案例三】 二次刀闸未恢复延误送电

背景：

2000年9月17日，作为谢庄站备用电源的谢肖2开关按要求送电带全站负荷, 值班人员在送电时合不上开关，机构内压力严重降低，原因不明。

分析：

1、保护人员在检查中发现端子箱内油泵电机的电源闸刀处于断开位置，致使谢肖开关液压机构不能正常打压；控制屏上信号电源闸刀也处于断开位置，当压力异常时不能报信号是这次事故的直接原因。

2、经调查分析，端子箱电源闸刀断开是由于在本年度定期检修时，保护人员在密封端子箱

底部时害怕触电而人为断开，在工作结束时又忘记送上闸刀。控制屏上信号电源闸刀是由于继电保护人员在调试完保护定值恢复二次线时为避免频繁报光字和音响信号而人为断开，工作结束后又忘记送上。而且上述两个闸刀的不正确断开连续两个多月没被发现，直到事故发生时才被查出。继电保护人员失职，运行人员验收不认真，巡视不到位是发生事故的间接原因。

教训及防范措施：

1、端子箱内有工作时继电保护人员不能擅自断开端子箱内任何电源，如需要应通知现场工作负责人，并应有文字记录，工作结束后要及时恢复。

2、控制室内的压板、闸刀、各种保险的通断、投退都应有运行人员负责进行；检修过程中，修试人员如需要投退压板、保险、断合闸刀，应得到值班人员的同意并做有记录。

3、继电保护人员在作业时，应本着谁拆除、谁恢复的原则按试验记录将试验中所断开的接线、闸刀、连接片等恢复到原始状态。

4、值班人员对检修、试验后的设备应验收到位，同时应加强日常巡视工作。

【案例四】 开关辅助触点不到位延长送电时间

背景：

2000年 11月25日，张庄站主供电源平张线发生故障，要求谢张2带全站负荷。值班人员操作时发现谢张2开关合不上闸，修试人员赶到现场后，发现断路器能合闸，但合闸后出现事故音响和红灯闪光信号。

分析：

1、修试人员判断为谢张2开关机构内部的辅助接点不到位，经对机构内传动部分认真检查，发现辅助接点合闸后不切换。修试人员延长了拉杆距离后恢复了正常。

2、开关合闸后出现异常信号，值班人员误以为不能合闸而将开关断开，延长了送电时间。 教训及防范措施：

1、辅助接点的调试质量不高是这次事故的主要原因，检修时应着重对辅助接点进行调试，达不到要求的一律更换。

2、辅助接点是检修班专业和保护专业维修范围的结合部，明确维修范围的结合部责任，规定辅助接点的调试归为保护专业。

3、对于双回路供电的变电站，当一条电源回路因故退出运行，需要合另一电源回路开关时，如果开关能够合闸但在合闸位置出现异常信号，值班人员不应断开开关，使变电站失去电源，而应向上级汇报，等待处理。

【案例五】 辅助接点不到位开关拒合

背景：

2000年12月5日，一矿变电站主控室电动操作352油开关合不上闸，同时绿灯不亮。

分析：

继电保护人员判断故障点可能在控制回路。先检查控制保险、控制开关⑥冶接点，无异常；然后电动合闸，发现352机构箱内合闸接触器不能吸合，由此判断合闸回路不通。检查合闸接触器线圈等无异常，最后把故障点定格在辅助接点上，打开辅助接点盒，发现辅助接点不到位，随即进行调整，直至辅助接点到位，开关合闸正常。

经验及防范措施：

1、应先检查故障易发的地方，如控制保险、辅助接点及合闸熔断器，以减少处理时间。

【案例六】 油开关跳跃的处理

背景：

2001年1月5日，尚庄变电站值班人员对6KV 电容器盘送电时出现油开关跳跃现象。 分析：

经保护人员检查确定原因为115型防跳继电器电压线圈断线，故认为更换新防跳继电器即可。继电保护人员将所带新继电器（防跳）装上后，装上控制保险，出现了红、绿灯都亮这种情况（如上图所示）。于是怀疑为辅助接点不到位，遂对其进行调整，调整后进行合闸操作：仍然出现上述现象。在确定不是辅助接点的原因后，检查新换防跳继电器的触点压力也较为正常，解除控制保险，检查回路正确，在对新换防跳继电器检查中发现其电流、电压线圈之间绝缘击穿短路，随后又更换一只防跳继电器，问题得到解决。

教训与防范措施：

1、开关跳跃时故障点一般出现在辅助接点，但是防跳继电器也应引起重视。

2、在处理开关跳跃故障时继电保护人员应与检修人员配合，适当调整传动部分。

3、在更换继电器或其他电气配件前，应首先进行检查、试验，合格后方可更换。

4、应严把各种电气配件的进货质量关，从源头堵，防止劣质产品造成事故。

【案例七】 低压闭锁继电器卡滞保护拒动

背景：

2001年1月8日，谢庄变电站的运行方式是谢359合，1#主变带35KV 全部负荷，20：4011谢丁线路发生短路事故时，11谢丁低压闭锁速断保护拒动，造成谢350限时速断保护动作，谢庄站35KV 西母失压，扩大了停电范围。

分析：

经查此次事故是11谢丁低压闭锁电流速断保护中的低电压继电器由于长期处于带电状态，其触点振动，轴尖磨损，动、静触点卡住，电压降低时不启动，闭锁了II 谢丁的速断保护。造成了保护越级动作（如下图所示）。

教训及防范措施：

1、将闭锁用的电压继电器更换成极化型无触点的新型继电器，提高低电压继电器动作可靠性。

2、提高修试质量，在调试长期带电的电压继电器时，要定期改变轴尖位置，要掌握正确的调试方法。

【案例八】 接点粘连闪光失灵

背景：

2001年1月30日，张庄变电站值班人员交接班时发现闪光装置失灵。

分析：

继电保护人员到达现场后，对全站闪光系统进行了排查，确定6KV 系统、1 IOKV系统的闪光装置回路正常，把故障点锁定在控制室内。当查到预告信号熔断器监视继电器时，发现其常开触点2JJ1动作闭合，而常闭触点2JJ2应该断开而没有断开。

如图：

从图中看控制正电源（+KM）通过2JJ 的两个触点接到闪光母线（＋）S 林上，闪光继电器不能触发，闪光失灵。

教训及防范措施：

提高继电器的修试质量，继电保护人员在调试多触点的中间继电器时除要求启动值和返回值合格外，更要重视触点的压力和行程，否则继电器触点容易过热造成触点和触点上的托架变形，使触点无法切换。

【案例九】 机构箱门被大风刮开导致直流接地

背景：

2001 年4月9日晚，风雨交加。二矿变电站直流系统接地。

分析：

1、继电保护人员到现场检查发现站内一二2开关端子箱，I350开关机构箱门三处均被大风刮开，端子箱内和机构箱内部都不同程度进水，从而造成这次直流系统接地事故。

2、变电站室外设备的端子箱门和机构箱门的密封情况较差，门锁不灵活，不牢靠。

3、修试人员只关门，不锁门，责任心不强，运行人员巡视、检查不到位。

教训及防范措施：

1、定期更换端子箱、机构箱门边密封条。

2、及时对门锁和门轴注油维护，保持其灵活性。

3、恶劣天气（大风、雨雪）时，值班人员应重点检查端子箱、机构箱门是否关闭。

4、由于受潮出现直流接地时，可以在故障点采用大功率灯泡干燥法消除故障，天气晴朗时应打开端子箱门加强通风、驱潮，并切记及时锁门。

【案例十】 接点粘连闪光失灵

背景：

2001年1月30日，张庄变电站值班人员交接班时发现闪光装置失灵。

分析：

继电保护人员到达现场后，对全站闪光系统进行了排查，定6KV 系统、110KV 系统的闪光装置回路正常，把故障点锁定在控制室内。当查到预告信号熔断器监视继电器时，发现其常开触点2JJ1动作闭合，而常闭触点2JJ2应该断开而没有断开。

如图：

从图中看控制正电源（+KM）通过2JJ 的两个触点接到闪光母线（＋）S 林上，闪光继电器不能触发，闪光失灵。

教训及防范措施：

提高继电器的修试质量，继电保护人员在调试多触点的中间继电器时除要求启动值和返回值合格外，更要重视触点的压力和行程，否则继电器触点容易过热造成触点和触点上的托架变形，使触点无法切换。

【案例十一】 机构箱门被大风刮开导致直流接地

背景：

2001 年4月9日晚，风雨交加。二矿变电站直流系统接地。

分析：

1、继电保护人员到现场检查发现站内一二2开关端子箱，I350开关机构箱门三处均被大风刮开，端子箱内和机构箱内部都不同程度进水，从而造成这次直流系统接地事故。

2、变电站室外设备的端子箱门和机构箱门的密封情况较差，门锁不灵活，不牢靠。

3、修试人员只关门，不锁门，责任心不强，运行人员巡视、检查不到位。

教训及防范措施：

1、定期更换端子箱、机构箱门边密封条。

2、及时对门锁和门轴注油维护，保持其灵活性。

3、恶劣天气（大风、雨雪）时，值班人员应重点检查端子箱、机构箱门是否关闭。

4、由于受潮出现直流接地时，可以在故障点采用大功率灯泡干燥法消除故障，天气晴朗时应打开端子箱门加强通风、驱潮，并切记及时锁门。

【案例十二】 保护动作跳闸不掉牌

背景：

2001年4月9日，大风将树枝刮到城三线路上，造成城三保护动作开关跳闸，但信号未掉牌。

分析：

1、经继电保护人员检查，DX-11型电流信号继电器动作不可靠，调整衔铁与磁极的距离后经传动试验可靠。

2、由于这次事故是在二站定期后一个月内发生的，说明修试质量不高。

3、DX-11型继电器陈旧，动作不可靠。

教训及防范措施：

1、严格执行修试责任卡，挂牌修试，加强责任。

2、对信号继电器进行检查、校验时对于动作不可靠或不能满足规程要求的要及时调整或更换。

【案例十三】 二次保险不规范事故时不报信号

背景：

2001年4月9日，二矿变电站城东盘事故跳闸后不报事故信号，使值班人员没能及时发现事故回路，在电调的提示下才确定为城东盘跳闸。

分析：

继电保护人员检查发现问题出现在二次保险上，6xv 高压盘内端子排上一般装设5至6个二次回路保险，保险座上的卡片可以调整，二站目前使用的胶木型二次保险的管径不统一，老式的管径较粗，新式的管径比较细。事故当天城东盘内的二次保险管粗细混用，有经验的修试人员可调整卡片使每个保险接触可靠、良好。有的运行人员在送电操作中恢复二次保险时往往不注意保险的接触情况。这次事故就是值班人员将信号电源的二次保险（新式的）装上以后没检查和调整卡片，造成保险松动，没有接触好。继电保护人员及时更换了全部二次保险，使其型号和大小统一，避免以后再发生类似事故。

教训及防范措施：

1、同一站内的所有二次保险使用统一型号，如条件达不到，至少保证同一个盘内的所有保险大小和型号一致。

2、不管试验人员还是值班人员在恢复二次保险时应观察和检查接触情况，发现松动、接触不良及时处理。

【案例十四】 浮充机交流电源失压

背景：

2001年4月13日，尚庄变电站直流电池屏浮充机突然停止工作。

分析：

1、经继电保护人员检查，发现低压屏内浮充机交流电源零线接触不良、过热烧断。

2、多情况下，检修人员和值班人员比较注重对火线的检查，对低压屏内零线母排上的接线检查较少，有许多情况是零线上出现弧光或明显缺陷时才检修处理。

教训及防范措施：

1、人员应做好日常对低压屏的检查工作，发现异常及时处理。

2、检修人员应对低压屏内引线、浮充机做好全面检查和维修。

【案例十五】 控制开关故障造成断路器跳闸

背景：

2001年4月18日，高庄变电站两台主变并列运行，6KV 母线分段运行。20时巧分，值班人员突然听到事故音响报出，经检查发现61开关跳闸，随后检查1#主变保护装置，没有发现掉牌及光字，高6KV 南母各分盘，没有发现异常。然后试送61开关，合上开关后又 跳闸，仍出现以上现象。

分析：

继电保护人员到达现场后，首先对1#主变保护继电器进行了检查，未发现继电器触点

粘连或线圈短路现象，辅助开关接点位置正常。经检测此时跳闸线圈一端带有正电（开关合闸时，跳闸线圈应带负电），通过对控制开关的检查，发现控制开关长期运行，内部绝缘老化，使接点7与”导通。更换控制开关后，61开关合闸正常。

教训及防范措施：

对于长期运行的控制开关重点进行检查或更换。

【案例十六】 月台6.14全站失压

背景：

2001年6A 14日，变电车间对月台变电站进行定期检修，当天计划检修的设备有：1#主变及两侧开关、35KV I#PT。工作许可后的运行方式是：月350合，月60合，贾月2运行于南母，2#主变带6KV 负荷。I 月尚1运行于北母，B 电月2运行于北母，中控屏上35KVPT 二次联络合，35KV2#PT带全部二次负荷（包括自投装置的抽取电压），自投装置投入运行。 在检修过程中，继电保护人员发现351开关合闸速度慢，跳闸铁芯动作无力，不能电动跳闸等异常情况。于是怀疑锅镍电池容量不足，提出倒换直流电源：将锅镍电池退运，投运硅整流，再观察上述异常现象是否能消失。在倒换直流电源过程中出现全站直流系统短时失压，35KY 电压联络继电器失压返回（其线圈接在直流系统由的信号电源上）35KV I#YH所带负

荷短时失压，自投装置的母线电压继电器动作，电月I 、贾月2跳闸，焦月2开关合闸，此次为自投装置正确动作，月台变电站瞬时失压一次。当时控制室内出现多种信号（音响信号、闪光信号、信号掉牌、光字信号等）。修试人员为尽快恢复信号，误将焦月2开关分闸造成全站第二次失压，下级站尚庄站也全站失压。

分析：

1、直流短时失压，交流电压切换继电器失磁是这次事故的直接原因。

2、提出倒换硅整流电源理由不充分，思路不正确。

3、倒换直流电源时没有解除自投装置。

4、倒换硅整流全站短时失去直流电源时，直流补偿电容装置为断路器提供了跳闸电源。

5、班组骨干力量分散，有经验的班长另有其他干作，不在现场。

6、修试人员超出职责范围，触动屏上开关和信号装置。

教训及防范措施：

1、在倒换直流电源时应有防直流失压的可靠措施。

2、保护人员和值班人员应熟悉自投装置动作过程和动作情况。

3、现场参加人员对当天工作中可能出现的异常情况应有预想和防范措施。

4、直流补偿电容装置退出运行。

5、修试人员不应超出职责范围，擅自操作。

【案例十七】 张庄站111油开关跳闸撞针脱落

背景：

张庄站111开关型号为SW4-110型，安装于1997年，在运行过程中曾出现过机构内有卡滞拒动现象。但都能自动恢复正常，2002年1月8日，为确保设备安全运行，修试人员对张111开关进行检查。发现跳闸撞针位置不正常，但轻微触动后又恢复正常。

分析：

在对跳闸线圈和跳闸铁芯解体检查过程中，发现铁芯内部的红铜撞针已变形，带动撞针动作的皮碗状铁芯位置不正确，而且撞针脱落。撞针与跳闸铁芯脱落，撞针变形是这次事故的主要原因，找出原因后，修试人员认真又创童针进行了修复，把撞针和铁芯进行了牢固连接，并对装置的传动部分进行了认真地调整，达到最佳效果，经过多次反复试验，该开关跳闸良好，动作可靠，各种信号正确。

教训及防范措施：

1、对一些重要设备要定期检查。

2、因撞针易变形，需配备铜质撞针、跳闸线圈等配件。

【案例十八】 开关拒跳跳闸线圈烧毁

背景：

2002年4月5日，谢庄定期工作中，在做352油开关跳、合闸试验时，开关拒跳。 分析：

继电保护人员经过检查发现：352油开关合闸正常，但当电动跳闸时出现AM 或一苯M 保险熔断。根据以上原因，怀疑跳闸线圈有匝间短路或烧坏，用万用表测量跳闸线圈阻值，发现

线圈阻值为零，因此对线圈进行更换。经重新跳合，352油开关一切正常。

（注：在跳闸回路中+KM→KK6→]KK7→TBJ →DL →TQ →-KM 导通，跳闸线圈有匝间短路或烧坏的情况下，手动跳闸时就会熔断+KM或-KM 保险）。

教训及防范措施：

1、开关做传动试验发生拒跳时应立即拔掉控制保险，避免烧坏跳闸线圈。

2、检修中要对跳闸铁芯进行重点检查调试。

【案例十九】 定位螺丝过长造成开关拒分

背景：

2002年6月18日，接厂调命令，焦庄变电站350油开关拒分。

分析：

检修人员及时赶到现场，对350油开关进行了多次的分合试验．从远方操作到电磁机构的组合开关，从分闸铁芯到分闸连板进行了检查，发现产生拒分的原因是分闸连板的定位螺丝过长，经过多次分闸后，定位螺丝把分闸连板顶变形，造成分闸铁芯动作时接

触不到分闸连板，无法使机构分闸。

教训及防范措施：

1、断路器运行时应将定位螺丝退出。

【案例二十】 竹园站下井三机构拒分故障分析

背景：

2002年6A 18日，检修人员在对下井三（竹13板）做跳、合闸试验时，发现下井三并关拒分。

分析：、

检修人员检查发现跳闸线圈存在明显过热痕迹，更换跳闸线圈后，手动分合闸、电动分合闸正常。经过对现场情况分析，检修人员初步判定机构拒分可能是因为附机构或传动部位存在瞬间卡阻现象。为进一步查明原因，检修人员又对该机构进行了复查，复查中，排除了开关传动各部可能摩擦卡滞的可能，发现机构外壳内侧存在严重蹭痕、划痕，进一步检查发现辅助接点小拐臂的外端头在机构分合过程中与外壳内壁曾擦，特别是在外壳上紧后，把手放在外壳壁上，感觉到分合开关时蹭擦震动很大。现场检修人员对这一现象可能引发拒分故障进行了如下分析：因合闸力量大，即使出现蹭擦，机构也能顺利合闸；而分闸时，因为分闸铁芯动作力量远远小于合闸铁芯的冲击力，当分闸铁芯冲击死点位置时，力量稍稍小一点，就会受蹭擦力抵制而无法使二连板越过死点位置，造成机构拒分。为消除这一偏患，检修人员对该机构辅助接点小拐臂外端过长部分进行了锯除，蹭擦现象消失，拒分问题得到解决。 教训及防范措施：

1、对此次机构拒分故障的排查，使我们认识到在以后机构检修工作中，更要精益求精，以避免小问题引发大事故。

2、检修时应检查机构中拉杆长度是否适当，如影响跳、合闸应及时处理。