變壓器檢修(高級技師)3檢測

1、變 壓 器 故 障 檢 測（高級技師）主講：曲在輝2006.82006.9概述根據(jù)變壓器運行現(xiàn)場的實際狀態(tài)，在發(fā)生以下情況變化時，需對變壓器進行故障診斷。（1）正常停電狀態(tài)下進行的交接、檢修驗收或預防性試驗中一項或幾項指標超過標準。（2）運行中出現(xiàn)異常而被迫停電進行檢修和試驗。（3）運行中出現(xiàn)其他異常（如出口短路）或發(fā)生事故造成停電，但尚未解體（吊心或吊罩）。當出現(xiàn)上述任何一種情況時，往往要迅速進行有關試驗，以確定有無故障、故障的性質、可能位置、大概范圍、嚴重程度、發(fā)展趨勢及影響波及范圍等。 概述對變壓器故障的綜合判斷，還必須結合變壓器的運行情況、歷史數(shù)據(jù)、故障特征，通過采取針對性的色譜分析及

2、電氣檢測手段等各種有效的方法和途徑，科學而有序地對故障進行綜合分析判斷。 綜合判斷的針對性檢測方法 （1）油色譜分析判斷有異常（2）氣體繼電器動作報警（3）變壓器出口短路 （4）判斷變壓器絕緣受潮 （5）判斷絕緣老化 （6）變壓器振動及噪聲異常時 特征氣體產(chǎn)生原因特征氣體產(chǎn)生原因氣體產(chǎn)生原因氣體產(chǎn)生原因H2電暈放電、油和固體絕緣熱分解、水分CH4油和固體絕緣熱分解、放電CO固體絕緣受熱和熱分解C2H6固體絕緣熱分解、放電CO2固體絕緣受熱和熱分解C2H4高溫熱點下油和固體絕緣熱分解、放電烴類氣體 C2H2強弧光放電、油和固體絕緣熱分解油中溶解氣體含量的注意值及統(tǒng)計數(shù)據(jù) 設備氣 體組分注意值L/

3、L 6000臺次中超過注意值的比例變壓器和電抗器總烴1505.6乙炔5(500KV為1)5.7氫氣1503.6IEC三比值法C2H2C2H4CH4H2C2H4C2H6 (四比值法：C2H6 CH4)不同故障氣體成分的變化不同故障氣體成分的變化故障類型主 要 增大 的 氣體成分次 要 增大 的 氣體成分故障類型主 要 增大 的 氣體成分次 要 增大 的 氣體成分油過熱C H 4 、C2H4H 2 、C2H6油 中 電弧H 2 、C2H6C H 4 、C2H4、C2H6油 紙 過熱C H 4 、C2H4、CO、CO2H 2 、C2H6油 紙 中電弧H 2 、C2H6、CO、CO2C H 4 、C2

4、H4、C2H6油 紙 中放電C2H2、H2C2H6、CO2受 潮 或油 有 氣泡H2 油 中 火花放電C2H2、H2 油色譜分析判斷有異常1）檢測變壓器繞組的直流電阻。2）檢測變壓器鐵芯的絕緣電阻和鐵芯接地電流。3）檢測變壓器的空載損耗和空載電流。4）在運行中進行油色譜和局部放電跟蹤監(jiān)測。5）檢查變壓器潛油泵及相關附件運行中的狀態(tài)。用紅外測溫儀器在運行中檢測變壓器油箱表面溫度分布及套管端部接頭溫度。油色譜分析判斷有異常6）進行變壓器絕緣特性試驗，如絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、介質損耗、泄漏電流等試驗。7）絕緣油的擊穿電壓、油介質損耗、油中含水量、油中含氣量（500KV 級時)等檢測。8）變壓器

5、運行或停電后的局部放電檢測。9）絕緣油中糠醛含量及絕緣紙材聚合度檢測。10）交流耐壓試驗檢測。 氣體繼電器動作報警 應進行油色譜分析和氣體繼電器中的氣體分析 變壓器出口短路 1）油色譜分析。2）變壓器繞組直流電阻檢測。3）短路阻抗試驗。4）繞組的頻率響應試驗。5）空載電流和空載損耗試驗。 判斷變壓器絕緣受潮 1）絕緣特性試驗。如絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、介質損耗、泄漏電流等。2）變壓器油的擊穿電壓、油介質損耗、含水量、含氣量（500KV級時)試驗。3）絕緣紙的含水量檢測。 判斷絕緣老化 1）油色譜分析。特別是油中一氧化碳和二氧化碳的含量及其變化。2）變壓器油酸值檢測。3）變壓器油中糠醛含量檢

6、測。4）油中含水量檢測。5）絕緣紙或紙板的聚合度檢測。 變壓器振動及噪聲異常 1）振動檢測。 2）噪聲檢測。3）油色譜分析。4）變壓器阻抗電壓測量。 二、綜合分析判斷的基本原則 （1）與設備結構聯(lián)系。熟悉和掌握變壓器的內部結構和狀態(tài)是變壓器故障診斷的關鍵，如變壓器內部的絕緣配合、引線走向、絕緣狀況、油質情況等。又如變壓器的冷卻方式是風冷還是強迫油循環(huán)冷卻方式等，再如變壓器運行的歷史、檢修記錄等等，這些內容都是診斷故障時重要的參考依據(jù)。 二、綜合分析判斷的基本原則（2）與外部條件相結合。診斷變壓器故障的同時，一定要了解變壓器外部條件是否構成影響，如是否發(fā)生過出口短路；電網(wǎng)中的諧波或過電壓情況是否

7、構成影響；負荷率如何；負荷變動幅度如何等等。（3）與規(guī)程標準相對照。與規(guī)程規(guī)定的標準進行對照，假如發(fā)生超標情況必須查明原因，找出超標的根源，并進行認真的處理和解決。 二、綜合分析判斷的基本原則（4）與歷次數(shù)據(jù)相比較。僅以是否超標準為依據(jù)進行故障判斷，往往不夠準確，需要考慮與本身歷次數(shù)據(jù)進行比較才能了解潛伏性故障的起因和發(fā)展情況，例如，試驗結果盡管數(shù)值偏大，但一直比較穩(wěn)定，應該認為仍屬正常；但試驗結果雖未超標而與上次相比卻增加很多，就需要認真分析，查明原因。（5）與同類設備相比較（橫向比較）。一臺變壓器發(fā)現(xiàn)異常，而同一地點的另一臺相同容量或相同運行狀態(tài)的變壓器是否有異常，這樣結合分析有利于準確判

8、斷故障現(xiàn)象是外因的影響還是內在的變化。 二、綜合分析判斷的基本原則（6）與自身不同部位相比較（縱向比較）。對變壓器本身的不同部位進行檢查比較。如變壓器油箱箱體溫度分布是否變化均勻，局部溫度是否有突變。又如用紅外成像儀檢查變壓器套管或油枕溫度，以確定是否存在缺油故障等。再如測繞組絕緣電阻時，分析高對中、低、地，中對高、低、地與低對高、中、地是否存在明顯差異，測繞組電阻、測套管tg及C時，三相間有無異常不同，這些也有利于對故障部位的準確判斷。 故障判斷的步驟 1）判斷變壓器是否存在故障，是隱性故障還是顯性故障。2）判斷屬于什么性質的故障，是電性故障還是熱性故障，是固體絕緣故障還是油性故障等。3）判

9、斷變壓器故障的狀況，如熱點溫度、故障功率、嚴重程度、發(fā)展趨勢以及油中氣體的飽和程度和達到飽和而導致繼電器動作所需的時間等。4）提出相應的反事故措施，如能否繼續(xù)運行，繼續(xù)運行期間的安全技術措施和監(jiān)視手段或是否需要內部檢查修理等。 有無異常的判斷 1）將分析結果的幾項主要指標（總烴、乙炔、氫氣含量）與DL/T596-1996規(guī)程中的注意值作比較。 2）了解設備的結構、安裝、運行及檢修等情況，徹底了解氣體真實來源，以免造成誤判斷。 3）注意油中CO、CO2含量及比值。在開放式的變壓器中，CO含量小于300L/L , CO2/ CO比值在7左右時，屬于正常范圍；而薄膜密封變壓器中的CO2/ CO比值一

10、般低于7時也屬于正常值。 變壓器發(fā)生故障的原因 1制造工藝存在缺陷：如設計不合理，材料質量低劣及加工不精細等。2缺乏良好的管理及維護：如檢修后干燥處理不充分，安裝不細心，導演的過程或持續(xù)的操作，以及由于檢測能力有限導致某些故障未能及時發(fā)現(xiàn)而繼續(xù)發(fā)展，或故障設備修復不徹底等。變壓器發(fā)生故障的原因 3絕緣老化：變壓器在正常運行中，由于長期受到熱、電、機械應力以及環(huán)境因素的影響，會發(fā)生一些不可逆的變化過程，使絕緣老化，通常這一過程非常緩慢，但當設備發(fā)生某些異常情況時，則會加速絕緣老化過程. 迅速形成故障。4惡劣的環(huán)境和苛刻的運行條件. 以及長期超過技術規(guī)定所允許的范圍運行. 往往是直接導致故障的起因

11、. 不同運行條件導致的各種故障如下表所示。 運行條件引起的變壓器故障 運行條件 條件特性 原因引起的故障負載條件 工作過程特性經(jīng)常過載繞組過熱；絕緣老化；分接燒損停運時間過長絕緣受潮操作過電壓或雷電過電壓主絕緣；縱絕緣損傷或擊穿系統(tǒng)近區(qū)短路繞組變形；絕緣損傷；繞組及分接開關過熱燒蝕 運行條件引起的變壓器故障運行條件條件特性原因引起的故障環(huán)境條件工作現(xiàn)場特點高溫過熱絕緣老化低溫過熱外絕緣及橡膠墊圈劣化有害氣體結構件、外絕緣腐蝕地理、氣象特點高濕度絕緣受潮、擊穿海拔 1000m 允許溫升降低污染情況污穢、 粉塵套管表面絕緣電阻降低、泄漏電流增加電力變壓器絕緣故障樹變壓器從結構上看主要包括鐵芯、一、

12、二、三次繞組、引出端子和冷卻系統(tǒng)等。有時還帶有輔助的外部冷卻器及分接變換裝置。原則上講，所有這些組、部件都有可能發(fā)生故障。但其發(fā)生的概率差異很大，為了保證分析的有效性，我們將研究的范圍限制在較為常見的故障類型上。 變 壓 器 故 障鐵心故障繞組故障主絕緣故障分接故障引線故障套管故障不同歷史時期變壓器主要事故分析 變壓器事故與生產(chǎn)工藝和運行環(huán)境密切相關，由于不同歷史時期設計的變壓器變壓器結構特點的不同結構特點的不同，引發(fā)變壓器故障類型故障類型也在逐漸變化也在逐漸變化。國產(chǎn)大型變壓器在不同歷史時期主要的事故原因如下： 20世紀70年代因變壓器電壓等級提高，高壓繞組結構由連續(xù)式改為糾結式，相鄰匝間的

13、工作場強由原來的200300V/mm升高到20003000V/mm，開始時的設計仍采用較薄的絕緣結構，加之鋁導線制造工藝不佳，致使在正常運行條件下匝間短路匝間短路事故屢有發(fā)生。1978年原機電部規(guī)定將220KV等級變壓器的匝絕緣由0.951.35mm提高到1.95mm，從而使匝間短路事故大幅度降低。 20世紀80年代初由于變壓器套管的“將軍帽將軍帽”密封結構密封結構不合理，沿穿纜引線進水，使引線應力錐受潮，進而波及到首端線段絕緣，造成擊穿事故的情況發(fā)生較多。僅19801989年間東北電管局直屬廠局就有6次繞組事故是由該原因引起的。占總事故率的23。其后，制造廠改進了“將軍帽”的結構，基本杜絕了

14、這類事故的發(fā)生。 20世紀80年代中、后期長墊塊引起的圍屏放電圍屏放電事故逐漸增加，19841989年間東北電管局圍屏放電事故占總事故率的30.8，同時期全國其他局也相繼報道了類似事故多起，圍屏放電不僅使高壓側相間絕緣受到嚴重損壞，而且由于這種故障發(fā)生后會產(chǎn)生相間或相對地電弧放電，極易引起油箱變形，甚至引起火災，危害很大。1999年7月鞍山局紅旗堡一次變2號主變發(fā)現(xiàn)氣體色譜呈持續(xù)增長，吊罩檢查發(fā)現(xiàn)V、W相間圍屏紙板樹枝放電嚴重，幾乎貫穿。經(jīng)分析：造成這類事故的主要原因：一是結構設計不合理，局部場強過高；二是絕緣紙板受潮，沿面放電電壓降低。 1989年以來500KV變壓器因油流帶電油流帶電引發(fā)的事故率逐漸升高。據(jù)1996年資料統(tǒng)計，在國產(chǎn)500KV電力變壓器事故中有58.3與油流靜電有關。事故統(tǒng)計表明，油流荷電量與變壓器的結構特點有關，由于問題的復雜性很難把它作為一種單一因素來判斷事故的原因，根據(jù)目前的普遍認識，降低油流速度是避免油流靜電的有效措施之一。 近年近年來系統(tǒng)短路沖擊強度隨系統(tǒng)容量的增大而不斷增強，甚至達到設備難以承受的程度。變壓器抗短路能力不足已成為突出問題。1994年全國110KV及以上等級變壓器因系統(tǒng)短