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大型电力变压器状态检修及常见故障分析

发布时间：2011/5/15 阅读次数：1439 字体大小: 【小】【中】【大】

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变压器电力变压器电子变压器：　大型电力变压器的安全稳定运行日益受到各界的关注，尤其越来越多的大容量变压器进网运行，一量造成变压器故障，将影响正常生产和人民的正常生活，而且大型变压器的停运和修复将带来很大的经济损失，在这种情况下实现变压器状态检修，预防变压器事故的发生，使变压器长期在受控状态下运行，避免造成变压器损坏，对变压器安全可靠运行具有一定现实意义。
1 变压器运行中的状态分析
运行中的大型电力变压器大多处于正常状态，只有少数暂时处于不正常状态。在状态评估时，可分为正常、不正常两大类。对于不正常状态的变压器从状态检修的安排考虑，又可以分三类：跟踪观察状态；待检修状态；紧急抢修状态。
1.1 状态评估的方法

　　（1）状态评估的试验项目：变压器出厂试验、交接试验（安装或大修后进行）和预防性试验；对于运行中变压器的状态评估，主要依据可靠性检验，出厂试验和交接试验的有关数据，是比较的基准；在线检测和预防性试验是与基准的比较中判别状态的变化。

　　用于状态评估的试验项目主要有：

　　a测量局部放电量的试验；

　　b油中溶解气体的色谱分析；

　　c水分检测：包括油含水量、tgδ、绝缘电阻以及泄漏电流等检测；

　　d绕组直流电阻测量；

　　e温度测量：包括顶层油温，套管出线端子温度，油箱热点温度等；

　　f铁芯入地电流测量；

　　g绕组变形检测；

　　h避雷器性能试验。

1.2 状态评估的特征参数

　　（1）局部放电量：1.5Um/ 试验电压下各绕组出线端的视在放电量小于500PC为正常；起始放电（500PC）电压小于1.1Um，或在1.5Um/ 下任一绕组放电量超过500PC，并有上升趋势为不正常。

　　（2）油中乙炔气体：对于放电性产气故障，金属间油隙放电C2H2≤5μL/L为正常；绝缘有受潮现象，发生涉及固体绝缘的放电，乙炔从无到有，（C2H2>0.2μL/L）为不正常。
（3）油中含水量：顶层油温>50℃连续运行不少于72h后，同时从本体油箱和储油柜取油样，本体油箱中油的含水量≤15mg/L，储油柜中油的含水量≤20mg/L为正常；高于15mg/L或20mg/L为不正常。

　　（4）绕组和套管的tgδ：以出厂试验或交接试验为基准。测量时顶层油温与基准的偏差在±5K的条件下，实测值与基准值的偏差不超出±30%为正常。超出30%为不正常。

　　（5）铁芯绝缘电阻：测量值与基准值的偏差不超出±30%为正常；超出±30%为不正常。

　　（6）油击穿强度：用标准油杯按标准进行试验。本体油箱中油的击穿电压≥50kV，有载分接开关切换开关油室中油的击穿电压≥30kV为正常；＜50kV或＜30kV为不正常。

　　（7）渗漏点：气－气渗漏或负压区的渗漏点等于0个为正常；不等于0个为不正常。

　　（8）比较三相套管油位的波动程度，升降率基本同步为正常；某一相的相对下降深度超过能分辨程度（例如20mm）为不正常。

　　（9）过热导致变化的特征参数：

　　a顶层油温升：在相同负载和相同冷却条件下，顶层油温升与投运初期相比，增值不超过10%为正常；超过10%或动用备用设施为不正常。

　　b油中烃类气体：仅有缓慢的老化性产气为正常；油中过热性烃类气体不断上升或断续积累，使总烃超过150mL/L为不正常。

　　c绕组直流电阻：根据阻值排序，三相不平衡率和分接间阻值差综合分析，判定无断线或接触不良为正常，否则为不正常。

　　d套管出线端子温度：用红外线测温仪测量套管出线端子温度，三组间温度差小于5k为正常；超过5k为不正常。

　　e油箱热点温度：胶垫附近的油箱热点温度小于100℃，其他部位温升小于80k为正常；大于100℃或大于80k为不正常。

　　f铁芯入地电流：铁芯入地电流小于100mA为正常，大于100mA为不正常。

　　（10）外力所致变化的特征参数：

　　a运输冲撞力：运到现场就位为止，运输中冲撞所产生的重力加速度a≤3g为正常；大于3g为不正常。

　　b出口短路力：发生出口短路时，绕组流过的稳定电流大于3倍额定电流，并且持续时间超过0.25s ，应进行测定绕组变形的检验。与短路前的测量结果比较，或三组间互相比较，没有变形特征的差别为正常；有特征性差别的为不正常。

　　c油箱和储油柜内部压力：油位计指示随油温相应变化，呼吸器有冒气泡现象为正常；油位计指示异常或呼吸器不畅通为不正常。
d油流对气体继电器的冲击力：开、停油泵或变压器空载合闸时，气体继电器不动作为正常；误动作为不正常。

　　e潜油泵和风机叶轮失衡力：潜油泵和风机运转时的声音和振动正常为正常；有磨擦声响或剧烈振动为不正常。

1.3 状态检修：

1.3.1 在线监测：

　　a充分利用传统在线检测：电流、电压；油温测量；油位观测；色谱分析；红外测温；铁芯入地电流测量；振动测量；声响记录。

b应用新型在线检测：油中气体连续记录；局部放电连续监测。

1.3.2状态检修

　　状态检修主要进行储油柜系统、冷却系统、二次线系统、温度测量装置、有载分接开关及油箱的检修，尤其对运行中的变压器（包括电容型油纸绝缘套管）应保持严密的封闭，避免大气中的水分和气体渗透入内。不论是油—气渗漏或气—气渗漏，都有一个互相渗透的过程。应把渗漏问题看作是影响绝缘安全性的重要因素。一旦发现，应尽快消除。大部分检修可以在线进行。随着认识的提高和技术的进步，在线检修是今后主要检修方式。
1.4 停电维修：

　　（1）正常状态的停电维修：外加电源的预防性试验；瓷绝缘清扫及防污闪处理；冲洗风冷却器；带电设备的防锈蚀处理；减少停电维修是发展方向。

　　（2）不正常状态的停电维修：习称“消缺”。根据不正常状态特征参量，进行“诊断”。按诊断结果安排检修，消除缺陷，恢复正常状态。

　　（3）对于定期检修：正常的变压器不需要进行吊罩大修；自由水含量过高是致命性的缺陷，应进行消缺检修。行之有效的方法是将油排尽，进行常温下真空干燥，然后真空注油。消缺、改进性大修和事故抢救应相信、依靠制造厂。

2 变压器的事故分析

2.1 绝缘事故分析

2.1.1 绝缘事故：

　　a绝缘事故分类：绕组绝缘事故（主、纵、匝、引线、端绝缘）；套管绝缘事故（内、外）；分接开关绝缘事故（级间、相间）；铁芯绝缘事故（对环流而言）。

　　b绝缘事故的严重性：事故率最高；造成损失最大。

2.1.2 绝缘事故的根本原因：

　　a作用场强大于耐受场强，作用场强过高事故率仅为百分之几。例如：雷击损坏降压变压器的第三绕组。来源:输配电设备网

　　b作用场强过高加上耐受场强下降事故率只有千分之几。例如：轴向分裂变压器的双层绕组，下端受潮后在空载合闸过电压下发生层间短路。

　　c耐受场强下降。在工作电压下的事故率达90%以上，原因是耐受场强下降。而耐受场强下降到如此之低，只有水才能做到。

2.1.3 正常电压下绕组绝缘事故原因分析：

　　a自由水的危害：附着于固体绝缘和金属表面的水分，溶解于油中的水分，它们可随油流运动，称之为自由水。油中自由水含量随油温的高、低而增、减，不停地对纸绝缘吞、吐。油中自由水集积的部位主要有两处：一是电场高处，另一是温度低处。绕组的温度对驱散自由水的集积有一定作用。

　　b绝缘受潮的两种形态：看到积水或发现进水途径的水分入侵；内部原有水分悄悄地局部集积；两种受潮的同一结果是：局部含水量达到一定程度便引起放电，直至击穿。

　　c绕组绝缘工频裕度的概念值：匝绝缘：工作场强<2kV/mm，击穿场强>20~30 kV/mm；段间油道绝缘：工作场强<1kV/mm，油击穿场强>(20~25)kV/mm。

　　d受潮事故：真空泵中水分打上器身；套管均压球中积水倾倒在绕组上；套管接线端子（将军帽）渗漏，吸进水分；储油柜中积水溢到绕组上；防爆筒渗漏，引起沿围屏树枝状放电；带油运输变压器气腔部位渗漏进水；水冷却器的冷却水漏进变压器内；进油管内积水被油泵打到器身上；调压绕组垫块沿面放电；发电机变压器低压引线支架沿面闪络；绕组内侧靠近撑条处段间短路；绕组下端（220kV）角环间树枝状爬电；壳式变压器纸板间的树枝状放电；500kV套管均压球与其绝缘围屏的夹层放电；500kV筒式绕组下部外油道放电；套管下瓷套沿面放电（内、外表面）。

　　e防止受潮事故的措施：关键是限制自由水。全过程的配套措施如下：制造厂煤油气相干燥，彻底清除自由水；安装或检修时严格进行真空干燥和真空注油，驱逐吸附的自由水；行中保持不渗漏，避免大气中水分渗透入内；用有效的检测水分方法，监督自由水的含量及其分布。

2.1.4 套管绝缘事故：

　　a 套管绝缘事故的原因：套管的密封失严，大气中水分进入内部，便发生套管绝缘事故。

　　b 套管绝缘事故实例：电容心的绝缘击穿，瓷套爆炸；内部沿面爬电，瓷套开裂；内部发生局部放电，产生大量的氢气和乙炔。

　　c 防止套管绝缘事故的措施：仔细观察油位变化，杜绝渗漏；定期检测tgδ，测量偏差应在±30%之内；发现油位异常时，取油样进行色谱分析。

2.2 过热事故分析

2.2.1 发热与散热：

　　a 发热：电能损耗转化为热能，引起物件温度升高。

　　b 散热（冷却）：将热量散发到大气或冷却水中。有以下方式：ONAN：利用油箱或散热器散热；ONAF：散热器带风机散热；OFAF、ODAF：风冷却器或散热器带风机、带油泵散热；OFWF、ODWF：水冷却器带油泵散热。

2.2.2 防止过热事故的措施：

　　a变压器安装或检修时保证电气接头接触良好；

　　b无励磁分接开关尽量少切换；

　　c安装穿缆套管时防止穿缆外包绝缘损坏；

　　d在线检测铁芯的人地电流，防止铁心多点接地；

　　e避免冷却器或阀门的误操作；

　　f及时清扫冷却器或散热器的散热片。

2.3 变形事故分析

2.3.1 破坏力的种类：

　　a出口短路力（电动力）

　　b温度压力（固体、液体热胀冷缩产生的作用力）

　　c电磁振动力（磁致伸缩力）

　　d运输冲撞力

　　e地震力

　　f油流涌动力（流体力）

2.3.2 常见力所致故障：

　　a出口短路力损坏绕组（简称短路事故）

　　b重瓦斯误动引起变压器停运（简称重瓦斯误动事故）

　　c运输冲撞力损伤器身。（简称冲撞事故）

　　d油膨胀力引起套管崩裂。（简称套管崩裂事故）

2.3.3 短路事故分析：

　　a短路事故的特点：电网在变压器附近发生短路，在绕组内流过大于额定电流的过电流。简称出口短路电流。出口短路电流产生的电动力引起绕组变形。变形到损坏绝缘的程度，便形成绝缘事故，内绕组最容易变形、损坏，解体才能修理。

　　b短路事故的原因：绕组导体为塑性金属；超过正常运行电流不多的过电流所产生的电动力，就能使导线发生塑性变形；塑性变形不能回复，所以有明显的积累效应。电网难免发生短路。短路电流值，短路持续时间，以及重复发生的次数，经常超出意料。经验表明，短路电流持续时间或短路次数，对绕组变形的危协比电流峰值更可怕。

　　c短路事故实例：内绕组内凹；内绕组下陷，外绕组上窜；外绕组的出线外弹。

　　d防止短路事故的措施：对于新变压器或更换绕组的大修，绕组使用半硬铜线或自粘换位导线绕制；对于运行中的变压器应采取措施尽量避免出口短路；继电保护应多为防止短路事故着想，改进保护方式。

2.3.4 重瓦斯误动事故分析：

　　a重瓦斯动作原理：变压器内部发生放电故障时，发生爆炸性产气，迫使油流涌动。油流的冲量大到足以冲动重瓦斯挡板时，便接通跳闸接点。由于其他原因在无内部故障的情况下，也会引起油流浪涌，接通跳闸接点，这不是重瓦斯保护的本职，所以称“误动”。

　　b重瓦斯误动实例：同时开、停多台潜油泵，引起重瓦斯动作跳闸；呼吸器阻塞（结冰、油泥）突破后，储油柜失压，引起重瓦斯动作跳闸；励磁涌流引起油流浪涌，重瓦斯误动，合闸不成。

　　c防止重瓦斯误动事故的措施：分批开、停潜油泵；及时更换吸湿硅胶和油浴缸中的脏油；测量绕组直流电阻所用直流电流尽可能不大于绕组额定空载电流，并适当减少测量直流电阻的次数；空载合闸时启动录波器记录空载励磁涌流。

2.3.5 套管崩裂事故分析：

　　a套管崩裂的现象及原因：套管崩裂有两种形态，一是瓷套崩裂，另一是瓷套的密封胶垫错位。原因是内部出现高压力或外部处于真空状态。

　　b套管崩裂事故实例：事故主要发生于发电机变压器低压侧电容式套管上，发电机大修后，变压器送电时瓷套开裂，因此停机；变压器运行中，套管漏油，因此停机；真空注油后套管中缺油，局放超标。

　　c防止套管崩裂事故的措施：对于装于封闭母线内的电容式大电流套管，应取下法兰盘下面的放油塞，保持与油箱联通；对不与油箱联通的套管，在对器身进行真空处理时，应监视套管的油位。

　　通过大型变压器的状态检修及故障分析，采取切实可行的防范措施，保证大型变压器的安全稳定运行，将创造不可估量的经济价值。

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