第一篇：苹果6的故障典型

hone6通病故障小结

1：iphone硬盘发热供电电流不开机，去掉硬盘旁边的C0617电容即可、、2：iphone夹电不漏电，触发后定在1.4A左右通常是硬盘3.0V供电短路、、3：不充电最常见就是充电IC U1401虚焊，拆掉重植或更换装上即可、、4：iphone6摔后无听筒无送话无铃声自动免提先加焊或者重植铃声放大IC U1601，其次要检查主音频工作条件。视情况重植或更换、、5：进水开机电流在100MA左右需要更换电源IC U1201，如果电流在70MA不联机考虑音频和显示IC、、6：移动支付NFC U5301_RF虚焊导致死机重启，加焊或者重植这个IC(摔过的机器），会导致刷机99%时报错56；

7：音频U0900虚焊会导致白苹果，重植音频IC即可（摔过的机器）、、8：iphone6 WIFI芯片是低温芯片，更换建议用全新的，拆机的更容易损坏芯片本身，另外很多机器更换屏后WIFI打不开都不是WIFI损坏，重点检查WIFI供电电感，启动唤醒信号（通常摔过的机器会伴随CPU虚焊）、、9：美版V版iphone6电信卡不能上网必须先抹掉iphone,在装电信的卡用数据流量激活即可、、10：iphone温度过高首先先考虑电池问题，其次是温度检测电路（4组）和电源、、11：指纹接口的16.5V丢失会导致刷机报错53，需要换指纹IC才能解决（指纹3.0V供电直接来自电源，有3.0V无1.8V可拆掉飞线，无3.0V就直接更换电源）’ 12：加电电流在200-300MA左右漏电开机出现大短路情况一般是U1501显示电源IC损坏,需要更换才能解决，加焊和重植都不行（芯片本身损坏）、、13：加电电流800MA左右，主供电正极电压短路会烧坏闪光IC U1602和显示电源IC U1501，都需要更换才可以解决、、14：iphone6单独更换CPU会出现刷机报错53，WIFI底层出错会引起错误10，用爱思可以刷过、、15：天线开关U_ASM_RF上面是我4个电容本身阻值就很低测量仅6欧，容易形成短路信号弱故障，需要更换才可以解决、、16：iphone6单板对电流正常，扣屏不显示一般是J2019显示屏接口外围电感损坏（先测量灯控制阻值即可快速判断故障点）、、17：iphone6触摸不能使用如果更换U2401和U2402均没有解决问题则为CPU 虚焊（首先检查触摸的正负5.7V和5.1V供电，条件都满足在考虑黑屏触摸再白触摸）

如何判断苹果6背光坏故障点？

机型：苹果6 故障：加电不显 类型：二修

iPhone6背光坏，左边屏幕暗。主要是要区分是背光芯片损坏，还是升压二极管损坏

如何判断苹果6背光坏故障点？

1.测量显示屏4脚和6脚电压，4脚电压4.1V，6脚电压3.8V;

2.接电源，发现待机电流在100ma漏电;

3.4脚和6脚对地二极体值，4脚0.5,6脚0.2,6脚数值偏低

4.测量升压二极管好坏，通过测量相连元件，可以间接测量到二极管的正反向压降，发现损坏的背景灯这端的升压二极管，两边都有数值，而正常的升压二极管，在路测量，只有一端有数值。二极管也有损坏的可能;

5.二极管的位置靠近CPU，焊接二极管难度大于芯片。所以，要谨慎排除是否是二极管损坏。待机100ma电流，会拥有发热元件，接电触摸发现，升压芯片微微发热。更换之，故障修复

第二篇：典型故障波形图

在我们的日常工作中经常需要通过录波波形来分析电力系统到底发生了何种故障？保护装置的动作行为是否正确？二次回路接线是否正确？试验接线是否正确？CT、PT 极性是否正确等等问题。

接下来我就先讲一下分析录波图的基本方法：

1、当我们拿到一张录波图后，首先要通过前面所学的知识大致判断系统发生了什么故障，故障持续了多长时间。

2、以某一相电压或电流的过零点为相位基准，查看故障前电流电压相位关系是否正确，是否为正相序？负荷角为多少度？

3、以故障相电压或电流的过零点为相位基准，确定故障态各相电流电压的相位关系。（注意选取相位基准时应躲开故障初始及故障结束部分，因为这两个区间一是非周期分量较大，二是电压电流夹角由负荷角转换为线路阻抗角跳跃较大，容易造成错误分析）

4、绘制向量图，进行分析。

一、单相接地短路故障录波图分析： A相单相接地短路典型录波图

A相单相接地短路典型向量图

UA

约80°IA3I0UC3U0UB

分析单相接地故障录波图要点：

1、一相电流增大，一相电压降低；出现零序电流、零序电压。

2、电流增大、电压降低为同一相别。

3、零序电流相位与故障相电流同向，零序电压与故障相电压反向。

4、故障相电压超前故障相电流约80 度左右；零序电流超前零序电

压约110 度左右。

当我们看到符合第 1 条的一张录波图时，基本上可以确定系统发生了单相接地短路故障；若符合第2 条可以确定电压、电流相别没有接错；符合第3 条、第4 条可以确定保护装置、二次回路整体均没有问题（不考虑电压、电流同时接错的问题，对于同时接错的问题需要综合考虑，比如说你可以收集同一系统上下级变电所的录波图，对于同一个系统故障各个变电所录波图反映的情况应该是相同的，那么与其他站反映的故障相别不同的变电站就需要进行现场测试）。若单相接地短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题。

这里需要特别说明一下公司的LFP-900 系列线路保护装置，该系列保护波形中的电流在计算时加入了一个78 度的补偿阻抗，其录波图上反映的正向故障是故障相电压与电流同向，零序电流超前零序电压180 度左右；反向故障是故障相电压与电流反向，零序电流与零序电压同向。典型波形如下：

对于分析录波图，第 4 条是非常重要的，对于单相故障，故障相电压超前故障相电流约80 度左右；对于多相故障，则是故障相间电压超前故障相间电流约80 度左右；“80 度左右”的概念实际上就是短路阻抗角，即线路阻抗角。

二、两相短路故障录波图分析： AB相间短路典型录波图

AB相间短路典型向量图

UBIBIAUA约80°UC

IAB分析两相短路故障录波图要点：

1、两相电流增大，两相电压降低；没有零序电流、零序电压。

2、电流增大、电压降低为相同两个相别。

3、两个故障相电流基本反向。

4、故障相间电压超前故障相间电流约80 度左右。

若两相短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题。比如说有一条线路正常运行时负荷电流基本没有，发生故障后保护拒动。我们来分析一下由录波图绘制的向量图。

AB相间短路错误向量图

UBIBUA约100°IABIAUCUAB

对照要点分析录波图，前三条都满足，但第四条不满足，绘制出向量图以后成了故障相间电压滞后故障相间电流约110 度左右。大家想一下，保护回路出了什么问题？通过分析可以看出保护的A 相电流与B 相电流接反了，但由于装置正常运行时负荷电流基本为零，装置不会报警。将A、B 两根电流线交换后，第四条变成满足，证明保护装置接线不再有问题。

再重申一遍：对于分析录波图，第4 条是非常重要的，对于单相故障，故障相电压超前故障相电流约80 度左右；对于多相故障，则是故障相间电压超前故障相间电流约80 度左右；“80 度左右” 的概念实际上就是短路阻抗角，也即线路阻抗角。

二、两相短路接地故障录波图分析： AB两相接地短路典型录波图

AB两相接地短路典型向量图

UAB约80°

UAIAB3U0UC约110°IAUBIB分析两相接地短路故障录波图要点：

1、两相电流增大，两相电压降低；出现零序电流、零序电压。

2、电流增大、电压降低为相同两个相别。

3、零序电流向量为位于故障两相电流间。

4、故障相间电压超前故障相间电流约80 度左右；零序电流超前零序电压约110 度左右。

若两相接地短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题。

三、三相短路故障录波图分析： 三相短路典型波形图

三相短路典型向量图

ICUA约80°约80°IA约80°UCUBIB分析三相短路故障录波图要点：

1、三相电流增大，三相电压降低；没有零序电流、零序电压。

2、故障相电压超前故障相电流约80 度左右；故障相间电压超前故障相间电流同样约80 度左右

若两相接地短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题

第三篇：母线接地典型故障

母线接地故障

1、故障前工况：

4号主变带304甲、304乙断路器运行； 4号主变35kV侧为低压侧分支接线。304甲断路器带35kV VII段母线运行； 4号主变304乙断路器带35kV VIII段母线运行；35kV VII段母线带372、373、374、379电压互感器运行；35kV VIII段母线带376、377、389电压互感器运行，378冷备用；

2、过程：

17时 36分预告警铃响，后台监控机35kV VII段、VIII段母线电压指示B 相电压指示为零，A 相电压指示：36.8kV，C 相电压指示：36.9kV 17时43分对35kV VII、VIII段母线所带出线进行接地搜索检查。17时44分373线路过流I 段动作跳闸

17时46分372线路过流I 段动作跳闸，（接地现象仍不消失），于是拉开线路VII、VIII段母线所有线路断路器。至此，35kV VII、VIII段母线所带出线全部转为热备用状态，接地现象仍不消失。

断开304乙断路器，接地现象消失。判断为35kV VIII段母线B 相完全接地。

3、故障分析

17时 26分35kV VII段VIII段母线B 相金属性接地，17时44分373过流I 段动作跳闸Ic=58.75A(600/5)保护定值为20A，17时46分372过流I 段动作跳闸Ic=70.64A(600/5)保护定值为20A，接地现象仍不消失(372.373在VII段母线运行由主变304甲开关带)。

打印4号主变故障录波器17时44分录波内容：

304甲开关Ic由0.76突变为17.63A(2000/5)(Ia=0.77 , Ib=0.83持续正常负荷电流)，同时304乙开关Ib由1.78(2000/5)突变为18.88A(Ia=1.77 , Ic=1.79持续正常负荷电流)。打印4号主变故障录波器17时46分录波内容：

304甲开关Ic由0.63突变为21.78A(2000/5)(Ia=0.63 , Ib=0.65持续正常负荷电流)，同时304乙开关Ib由1.83(2000/5)突变为22.86A(Ia=1.8 , Ic =1.85持续正常负荷电流)。综合上述数据进行分析：

17时26分

35kV VII段VIII段母线B 相金属性接地即是VIII段母线接地，引起VII、VIII段母线A、C相电压升为36.836.9线电压.17时44分373线路 C相接地造成与VIII段母线接地的B 相形成相间短路回路,373过流I 段动作跳闸, 切断了短路回路,因304乙不动作(主变低压侧复合电压过流有时限),VIII段母线持续接地。

17时46分372线路C相接地造成与VIII段母线接地的B 相再次形成相间短路回路,373过流I 段动作跳闸, 切断了短路回路,因304乙不动作(主变低压侧复合电压过流有时限),VIII段母线持续接地.，直到拉开304乙开关接地才消失。

以上为母线接地故障的故障案例，供大家参考分析。

董和平

第四篇：开关柜典型故障分析

高压开关柜典型故障分析

电力系统广泛使用10kV(含6kV)—35kV开关柜，担负着发电厂用电、变电站和用户供电的任务，且用量大，分布广。由于1OkV－35kV开关柜的设计、制造、安装和运行维护等方面均存在不同程度的问题，因而开关柜事故率比较高，危及人身、电网和设备安全，影响供电可靠性。

一、下面列举几种类型的开关柜事故（故障）案例：

（一）开关柜防爆性能不足或防误性能不完善，危及人身安全； 由于开关柜防爆性能不足或防误性能不完善，近几年省内外发生多起人身伤害事件，以下列举四起事故：

1.2006年2月 24日，某 220kV变电站 10kV高压开关柜（GGX2型）由于馈线故障，开关发生拒动，运行人员在处理开关拒动过程中，当拉开开关，确认开关位置指示处于分闸位置后，操作拉开隔离刀闸时，发生弧光短路，造成 2人重伤 1人轻伤。事故后现场检查发现：该开关操作机构 A、B相拐臂与绝缘拉杆连接处松脱，造成 A、B相主触头未分开，在操作拉开隔离刀闸时发生弧光短路。由于906柜压力释放通道设计不合理，下柜前门强度不足，弧光短路时被电弧气浪冲开，造成现场人员被电弧灼伤。开关柜的上述问题是人员被电弧灼伤的直接原因。

2.7月 1日，某单位发生一起因变电运行人员擅自打开10千伏开关柜柜门，误碰带电部位造成的人身触电死亡事故。设备缺陷是事故发生的又一间接原因。由于 6522A相刀闸动触头绝缘护套老化，松动后偏移，刀闸断开时护套卡入动触头与刀闸接地侧的静触头之间，造成刀闸合闸时卡涩合不上。且该 GG－1A型高压开关柜系 60年代设计的老旧产品，96年生产，97年投运；原安装有机械程序防误锁，于 2002年改造为微机防误装置，由于此型号的高压开关柜原设计不完善，不能实现线路有电强制闭锁。

3.2009年9月30日，某220kV变电站发生一起10kV开关柜内部三相短路，电弧产生高温高压气浪冲开柜门，造成2名在开关柜外进行现场检查的运行值班员被电弧灼伤，其中1人于10月1日死亡。

4.2010年8月19日，8月19日，某单位在更换某220kV变电站10kV I段母线PT过程中，工作班成员触碰到带电的母线避雷器上部接线桩头，造成2人死亡、1人严重烧伤。

初步分析，事故主要原因为厂家设备一次接线错误。根据国家电网公司典设和设备订货技术协议书，10千伏母线电压互感器和避雷器均装设在10千伏母线设备间隔中，上述设备的一次接线应接在母线设备间隔小车之后（见附图1）。而开关柜厂家在实际接线中，仅将10千伏母线电压互感器接在母线设备间隔小车之后，将10千伏避雷器直接连接在10千伏母线上，导致拉开10千伏母线电压互感器9511小车后，10千伏避雷器仍然带电（见附图2）。

变电站运行人员按照工作票要求，拉出10千伏Ⅰ段母线设备间隔9511小车至检修位臵，断开电压互感器二次空开，在Ⅰ段母线电压互感器柜悬挂“在此工作”标示牌，在左右相邻柜门前后各挂红布幔和“止步，高压危险”警示牌后，向调度汇报。变电站运行人员与工作负责人一同到现场对10千伏Ⅰ段电压互感器进行验电，由于电压互感器位臵在9511柜后，必须由施工人员卸下柜后档板才能进行验电，在验明电压互感器确无电压之后，运行人员许可施工人员工作。由于电压互感器与避雷器共同安装在10千伏Ⅰ段母线设备柜内（见附图3），施工人员在工作过程中，触碰到带电的避雷器上部接线桩头，造成人员触电伤亡。

图1：

附图2

附图3：

（二）开关内设备接（触）头过热性故障

封闭式开关柜在运行中不能打开，因此难以测量运行中柜内接（触）头的实际温度，如不及时发现并处理接（触）头过热性缺陷，严重威胁电力安全生产。固定式开关柜每个进出线间隔共有负荷电流流过的33或39个接（触头），小车移动式开关柜每个进出线间隔共有负荷电流流过的24个（或更多）接（触头）。这些接（触）头直接流过负荷电流，当负荷较大时存在隐患的接（触）头就会严重发热。由于发热点在密封柜内，运行中的柜门禁止打开，值班人员无法通过正常的监视手段发现发热缺陷。一旦触头发热严重必然造成事故发生，影响系统安全运行。下边四起故障分析。

1.2007年2月3日23时59分，某变电站10kV电容器组III644开关跳闸，保护装置显示“过流I段动作”。现场检查发现，10kV配电室有浓烟，10kV电容器组III开关柜下部有着火现象。第二天检查情况：10kV电容器组III 644开关柜内B相CT和铝排连接处松动引起发热导致该处烧断和热缩材料燃烧，A、C相也有放电痕迹。

2.2009年8月16日晚，某变电站发生10kV开关柜故障，烧损多面开关柜。

10kV农专Ⅰ线柜（开关、CT、静触头及套管、母排及相接铜排、母排套管、保护测控装置、屏顶小母线、电度表、二次控缆烧损；出线电缆头轻微灼伤）；

A相 B相 C相

开关 电缆头及CT 母线

10kV下白货柜（母排、母排套管、静触头及套管、保护测控装置、屏顶小母线、电度表、二次控缆烧损；相接铜排、开关、CT、出线电缆头轻微灼伤）；

母排 保护及二次控缆

10kV医院Ⅰ柜（母排、母排套管、静触头及套管、保护测控装置、屏顶小母线、电度表、二次控缆烧损；相接铜排、开关、CT、出线电缆头轻微灼伤）；

保护及二次控缆 母排

故障原因分析：10kV农专Ⅰ线开关柜由于隔离插头接触不良，开关长期在满负荷运行，触头发热引起梅花触头的弹簧退火变形，失去弹性，造成该隔离插头接触电阻变大，运行中发热烧熔，烧损触头周围的绝缘件，最终绝缘击穿，造成触头相间短路故障。

2.2010年8月12日某变电站#1主变低压侧631开关因发热造成开关柜内部三相短路烧毁。

初步分析是：1#主变 10kV侧 631手车开关柜内断路器 A相母线侧梅花插头（上侧）与静触头间接触不良发热，最终发展成梅花插头对静触头电弧放电，导致真空断路器铜触指严重烧损，散热件熔化，穿墙套管烧毁并产生大量的含有金属离子、碳合物的烟气，造成母线三相对地短路（见附图）。

1#变母排开关开关柜接线图

断路器A相触指被电弧烧损。

3.2006年3月8日，某单位在处理某变电站#1主变10kV侧61A3刀闸缺陷时发现：⑴、61A3刀闸断不开，外观检查静触指存在局部过热痕迹。⑵、#1主变10kV侧61A1刀闸下断口A相丢掉两只静触指，静触头夹紧弹簧有过热的痕迹，C相静触头夹紧弹簧有过热的痕迹（有三只弹簧熔在一起），C相支柱绝缘子上有被热气薰的痕迹。⑶、10kV分段回路6001刀闸下断口C相丢掉一只静触指，静触头夹紧弹簧有过热的痕迹（有一只弹簧熔在一起），上断口也存在类似的问题。

该变电站该段母线的开关柜型号为GGX2，61A1、61A3刀闸和10kV分段回路6001刀闸均为户内高压旋转式隔离开关，型号均为GN30-10，4S热稳定电流均为40kA，额定电流：3150A（61A1、61A3刀闸）、2000A（6001刀闸）。

动静触头过热的原因分析：这种刀闸合闸时，静触指与静触座间有间隙，接触的点、面少，在通过大电流时，固定静触指与夹紧弹簧的螺栓和夹紧弹簧参与分流、导电，造成有些螺栓烧断（静触指丢落的原因）和夹紧弹簧过热退火，也造成动、静触头接触不是很好，造成动静触头局部过热、熔焊。

图

161A1刀闸C相触头的过热情况

图2 61A1刀闸A相触头的过热情况

图3 10kV分段回路6001刀闸的过热情况

图4 丢落的静触指和烧断的固定静触指、夹紧弹簧的螺栓

（三）小动物进入开关柜引起短路故障

2006年9月14日，某单位某变电站#1主变后备保护动作，跳三侧开关。检查发现，10kV开关室烟雾弥漫，10kVI、II段母线联络柜内6001刀闸与10kV母联600开关之间连接线发生相间短路，10kVI、II段母线联络柜下柜门被冲开，下柜门上的观察窗与、断路器前柜门上电磁锁被高温熔化，后柜门下方被电弧烧个洞。10kVI、II段母线联络柜底部有只毛烧光的死老鼠，隔壁柜（备用柜）底部电缆孔洞未封堵（该开关柜原为运行间隔，配网调整间隔，该柜内电缆调到其它开关柜，电缆抽走后孔洞未封堵），10kVI、II段母线联络柜与隔壁柜间的接地铜排穿孔未封堵。

故障原因分析：老鼠从隔壁柜电缆孔进入，再经10kVI、II段母线联络柜与隔壁柜间的接地铜排穿孔爬到10kVI、II段母线联络柜，老鼠活动时引起短路。

（四）开关柜内组件绝缘爬距或绝缘距离不足引起开关柜故障 早期投运的开关柜支持瓷瓶及电流互感器等的外绝缘爬距较小，当运行中绝缘表面出现凝露或有污秽时，系统中出现不高的过电压或运行电压下发生绝缘件沿面闪络。还存在对地和相间距离不够，在系统单相接地谐振或雷电等过电压情况下，直接造成对地或相间击穿。

《福建省电力有限公司户内交流金属封闭高压开关柜订货技术规范》（闽电生产〔2008〕480号）高压开关柜中各组件及其支持绝缘件的外绝缘爬电比距（即高压电器组件外绝缘的爬电距离与额定电压之比）相应值的应用范围应不小于 18mm/kV。单纯以空气作为绝缘介质的开关柜，柜内各相导体的相间与对地距离、手车开关隔离触头与静触头绝缘护罩的净空气距离、相间隔板与绝缘隔板的净空气距离：12kV为125mm，40.5kV为300mm。

《户内交流高压开关柜订货技术条件》（DL 404-1997）规定：在金属封闭式高压开关柜中，凡采用非金属制成的隔板来加强相间或相对地间绝缘时，7.2~12kV高压带电裸导体与该绝缘板间还应保持不小于30mm的空气间隙；40.5kV，保持不小于60mm的空气间隙，且为阻燃材料制成。

2008年9月6日，某变电站#1主变差动速断动作跳闸。从现场检查分析认为：#1主变中压侧33A开关柜过压保护器的A、B相跳线（从固定铝排引至过压保护器的连接铜线）过长，跳线弯曲弧度较大，A、B相跳线同时侧向绝缘隔板，其跳线与绝缘隔板的电气距离（最小处）仅5cm左右。A、B相跳线之间的绝缘仅通过绝缘隔板隔离，长时间运行中造成A、B相跳线对绝缘隔板放电，绝缘档板被碳化后，绝缘破坏并击穿，引起A、B相短路。

A相

B相

（五）开关柜组件质量（如过电压保护器、传感器等）劣引起开关柜故障

1.9月30日8时31分，某变电站10kV中亭I线633开关因过流Ⅰ段保护动作跳闸。现场检查10kV中亭I线633开关柜内过电压保护器A、B相爆炸，该开关柜前柜门下柜门被冲开，前柜门中柜门（断路器前门）轻微变形，柜内其他设备未损伤。

2.2004年11月10日，某110kV变电站因10kV开关短路引发10kV母线故障，造成该变电站全停及10kV部分设备严重损坏。

现场检查情况：最严重的母联刀闸柜的带电显示器传感器（福州高新高压电器有限公司产品）烧损情况：发现A、B相已烧成灰，C相略好；结合刀闸触头烧损情况：C相触头基本完好、A相略有烧损、B相最为严重。推测故障是从B相带电显示器引发，导致电弧相间短路。

为了进一步验证造成本次事故的原因，对开关柜内未损坏的带电显示器传感器，抽两只传感器进行解剖，发现内部芯棒填充剂软化，存在绝缘薄弱点。由于10kV系统出现失地引起过电压，使传感器内部局部放电，逐步发展为贯穿性击穿，造成相间短路。

此外，开关柜故障的原因还有检修预试时在开关柜遗留工具或短接线接地线、误操作等。开关柜故障往往会出现“火烧连营”事故，多面开关柜被电弧烧毁，“惨”不忍睹。造成事故扩大的原因主要有三点：首先，由于开关柜母线室是连通的，当一个间隔故障时，电弧侵犯邻柜造成“火烧连营”;其次，继电保护整定配合不尽合理，保护动作时间过长或保护有缺陷不动作靠上一级保护动作隔离故障，故障时间长造成电弧损害加重;最后一个原因则是高压电弧故障时引起保护损坏或直流电源故障，造成保护失灵，短路长时间不消失，整个高压室几乎所有的开关柜均烧毁，最后连主变lOkV低压架空母线都被弧光烧断，直至越级跳闸，往往连主变也被长时间短路所损坏。

二、防范措施：

（一）加快老旧开关柜（如GG1A、GGX2、XGN型等）改造或完善化大修。各单位要按《关于印发2008-2010年县供电企业电气设备技改、大修指导性意见的通知》（生变〔2007〕145号）加大老旧开关柜技改力度，运行时间短、达不到技改的条件的开关柜要按省公司完善化方案开展完善化大修。

开关柜内绝缘可靠性低的酚醛环氧类绝缘子和爬距不足的绝缘子安排更换为符合要求的瓷绝缘子。母线加阻燃热缩绝缘套，绝缘套本身应耐受20 U,的交流耐压，目的是防止小动物爬人柜内造成短路,也可防止因烟气、游离气体进人时空气间隙绝缘降低造成的弧光短路。

（二）做好开关柜订货、出厂前验收、安装与验收管理工作 根据国际、电力行业标准和《预防交流高压开关事故措施》（国家电网公司生〔2004〕641号）、《预防12kV-40.5kV交流高压开关柜事故补充措施》（国家电网生〔2010〕811号）、《福建省电力有限公司户内交流金属封闭高压开关柜订货技术规范》（闽电生产〔2008〕480号）等文件，做好开关柜招标文件、订货技术协议的审查工作，开关柜出厂前赴厂验收，开关柜安装调试过程安排专业人员开展技术监督工作，组织做好开关柜投产前的验收工作。

把好10kV开关柜的选型及采购关。选型要注意开关设备有关参数是否满足现场运行条件。对开关柜所配的元件应严格把关，尽量选用运行情况良好的产品；并要求验收时，开关设备配置要有各元件试验报告，特别是带电显示器的传感器的局放试验报告，杜绝不良设备入网。

（三）加强巡视运行管理

1.加强巡视中的安全管理，巡视或操作时应严格按照安规和标准作业文本(含标准巡视卡)或 PDA以及操作票的要求进行，巡视或操作时着装应规范，并注意站位。

2.开关柜操作前应确认柜内断路器和隔离开关的实际状态，进行倒闸操作时，应严格监视设备的动作情况，如发现机构卡涩、动触头不能插入静触头、合闸不到位等，应停止操作，待缺陷按规定程序消除后再行操作。3.对防误、防爆等功能不符合规范要求的开关柜，应逐一列出清单，做好危险点分析和预控措施，纳入红线设备管理，并根据红线设备要求在开关柜面板上张贴标识，有计划地安排改造。

4.巡视中应注意开关柜的门和面板是否锁紧，对螺栓丢失、损坏的，应及时上报缺陷处理。

5.严格按照《福建省电力有限公司高压带电显示装置管理规定》的要求，做好开关柜带电显示装置的巡视和维护工作，确保带电显示装置工作正常。

6.对重负荷的开关柜，应重点巡查。无法开展柜内测温的开关柜，可检查柜体温度是否异常。

7.加强保护定值及压板投退管理，避免由于定值或压板投退错误造成事故扩大。

8.在开关柜配电室配置通风、防潮设备和湿度计，并在梅雨、多雨季节或运行需要时启动。

（四）加强检修维护管理

1.开关柜检修重点对触头接触情况（有无过热变色的痕迹）、柜内电气主回路连接螺栓紧固、传动部件轴销的固定情况、机构辅助开关接触、操作机构手车轨道及闭锁装置部件是否有机械变形或损坏等情况等进行检查。对于变电站电容器组等操作频繁的高压开关柜要适当缩短巡视检查和维护周期。

2.已运行的开关柜结合停电检查，开关柜底部以及柜与柜间孔洞是否封堵，有无小动物进入的可能。3.检修试验结束后，应重点检查开关柜有无遗留工具、物件以及试验用的短接线、接地线。

4.由于GGX2、XGN等型号开关柜选用运行中易造成发热的旋转隔离开关(如GN30-12型隔离开关)，应结合停电检查隔离开关触头（含弹簧）有无过热或烧损，重点为大电流开关柜（如主变进线柜、分段开关柜等）。

5.对重负荷且无法开展测温的开关柜尽快安排停电检查，可选一、二座变电站尝试安装开关柜在线测温装置。

6.结合停电检查开关柜各相带电体之间、相对地之间空气距离是否符合规范要求（如35kV开关柜的为300mm，10kV开关柜的为125mm）。

7.结合停电检查开关柜的机械联锁，是否满足“五防”要求。检查开关柜内手车活门打开、关闭是否灵活正常。

（五）10、35kV出线多的变电站安排10、35kV系统电容电流测量，10kV电缆线路电容电流达30A和35kV系统电容电流达10A需安排安装消弧线圈。10—35kV母线PT安装消谐装置。

第五篇：继电保护典型故障分析

继电保护典型故障分析

摘 要 继电保护对电力系统的安全正常运行具有重要的作用，它能保证电力系统的安全性，还能针对电力系统中不正常的运行状况进行报警，监控整个电力系统。目前我国电力系统继电保护工作还是会存在一些问题，容易出现各种故障，造成电力系统无法正常运行。本文即分析了继电保护的典型故障，并详细阐述了继电保护典型故障的防治策略。

【关键词】继电保护 典型故障 元器件 接线错误 短接法 电力系统继电保护概述

1.1 电力系统继电保护装置的构成要素

电力系统机电保护装置的构成一般包括输入部分、测量部分、逻辑判断部分和输出执行部分。

1.1.1 输入部分

该部分通过隔离、低通滤波等前置处理方式对电力系统出现的问题和故障进行前置处理。

1.1.2 测量部分

该部分主要负责将测量信号转换为逻辑信号，进而通过逻辑判断按照一定的逻辑关系组合运算，最后确定出执行动作，并由输出执行部分最终完成。

1.2 继电保护装置的特征分析

1.2.1 选择性特征

选择性特征是继电保护装置智能化的表现，在电力系统出现故障时，继电保护装置能够做到有选择性的对出现故障的部分进行处理，另一方面保证无故障部分的正常运行，这样便可以保证整个电力系统的稳定及电力供应的连续。

1.2.2 快速性特征

快速性特征是继电保护装置高效率的体现，在电力系统出现故障时，继电保护装置能够在第一时间切断故障系统，从而减轻故障设备和线路的损坏程度。

1.2.3 可靠性

可靠性是指电力系统继电保护装置在处理问题和故障时要科学可靠，减少不必要的损失。继电保护的常见故障

2.1 设备故障

继电保护装置是电力系统中不可或缺的一部分，是保护电力系统的基础和前提。一般设备有装置元器件的损坏、回路绝缘的损坏以及电路本身抗干扰性能的损坏，具体的表现为整定计算错误，这主要是由于元器件的参数值和电力系统运行的参数值与实际电流传输的参数值相差甚远，从而造成整定计无法正常工作。还有，设备很容易受到外界因素的影响，如温度和湿度。由于设备具有不稳定性，很容易由于温度和湿度的变化而造成定值的自动漂移，有时候也可能是因为设备零部件的老化和损坏造成的。

2.2 人为操作

人为原因一般就是工作不够细心，对系统内各项设备数值的读数观察不够仔细，导致读错设备整定器上的计算数值，导致继电保护故障，且对故障的检查技术水平不够，无法及时准确地发现故障段，从而造成大面积的电路故障问题，导致系统无法正常供电。

当工作电源出现问题时，电力系统保护出口处的动作过大，造成电路内波纹系数过高，输出的功率就不够，电压便会不稳定，当电压降低或者电流过大时，如果保护行为不恰当极容易出现一系列的继电保护故障。继电保护典型故障的防治策略

3.1 元件替换法

元件替换法，顾名思义，就是用正常的元件将出现故障的元件替换下来，这样能够将故障范围迅速缩小，提高维修人员的维修效率，因此是机电保护装置故障处理中经常用到的方法。

3.2 参照法

参照法是指通过对不同设备的技术参数的对照，找出不正常设备的故障点。此法主要用于检查认为接线错误，定值校验过程中发现测试值与预想值有较大出入又无法断定原因之类的故障。另外需要注意的是，在继电器订制校验时，若发现某一直继电器的测试值与整定值相差很多，那么此时要用同只表计去测量其他相同回路的同类继电器进行进一步的比较，错误的做法是在发现数值不同时，轻易调整继电器的刻度表。

3.3 短接法

短接法是缩小故障范围常用的一种方法，是将回路某一段或一部分用短接线接入为短接，进而判断出故障是存在短接线的范围还是范围外。短接法对判断电磁锁失灵、电流回路开路等故障具有明显的优势。

3.4 继电保护典型故障的预防措施

3.4.1 构建完善的电力管理体系是基础

构建完善的电力管理体系是预防电力系统继电保护故障的基础，构建该体系需要做好以下工作：

首先要逐步形成科学有序的管理体系，这其中，一支高素质的管理队伍是不可或缺的，这需要电力企业加强对管理人员和工作人员的培训，使其掌握电力系统管理的知识技能。另外管理体系内的各个部分要职权分明、责任落实，这样才能保证管理体系的井然有序和正常运作。

其次，完善的监测评价体系也是十分必要的。监测评价体系具有监督指导的作用，通过建立该体系，在全电力系统中形成严谨的工作氛围，有利于很大程度上提高电力工作的质量，进而能够及时正确的发现继电故障，将故障消灭在萌芽状态，从而保障电力系统的有序运行。

3.4.2 加强电力系统的技术管理是核心

技术管理作为降低继电保护故障率的核心，具有十分重要的意义。可以通过采用先进的技术来提高电力系统的智能化水平，从而有效减少继电保护故障的发生。

第一，提高电力系统的自动化水平。在设计和开发电力系统时，要加强新技术的开发和应用，包括自动控制技术和智能技术。这样电力系统出现故障时，智能化技术便能有效避免继电保护障碍的发生。

第二，运用新技术来增加电力系统设备的承受能力。比如，继电保护中使用CPU容错技术。由于CPU容错技术具有一定的恢复能力，所以它能够在更大程度和范围内降低电力系统硬件问题带来的影响，从而起到保护继电保护装置的作用。

3.4.3 提高电力工作人员的素质

电力工作人员素质是影响电力系统管理水平的重要因素。因此，电力企业要加强对电力工作人员业务素质的培训教育，提高其责任意识和安全意识，并通过一些业务培训，提高其实际操作能力，促使电力企业员工能够更好的处理电力系统中出现的各种问题。

参考文献

[1]蒋陆萍，胡峰.冷建群.继电保护故障快速查找的几种典型方法及应用[J].电力系统保护与控制，2009（18）.[2]刘亚玉.分析备自投装置的启用与运行接线方式的关系[J].继电器，2007（19）.[3]应斌.浅谈继电保护工作中故障处理的若干方法[J].广西电力，2006（04）.作者单位

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