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1、大型电力变压器状态检修及常见故障分析大型电力变压器状态检修及常见故障分析大型电力变压器状态检修及常见故障分析变压器 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
2、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、tg、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
3、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C2H25L/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，(C2H20.2L/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
4、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 tg：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;2030 kV/mm;段间油道绝缘：工作场强(2025)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
5、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
6、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 tg，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
7、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
8、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
9、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
10、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。
