地區(qū)電網(wǎng)變壓器狀態(tài)檢修

1、地區(qū)電網(wǎng)變壓器狀態(tài)檢修摘要： 基于地區(qū)電網(wǎng)實(shí)際開展變壓器狀態(tài)檢修是關(guān)鍵。通過對狀態(tài)評估方案的闡述，認(rèn)為“健康”的初始狀態(tài)才能保證良好的狀態(tài)評估效果。以豐富的運(yùn)行數(shù)據(jù)、具體的實(shí)例對狀態(tài)變化進(jìn)行了分析講明，并提出了評估中存在的問題和進(jìn)展方向。20世紀(jì)80年代往常，變壓器“到期必修，修必修好”的指導(dǎo)思想在進(jìn)入90年代以后隨著觀念的轉(zhuǎn)變和技術(shù)的進(jìn)步得到不斷修正，逐漸引發(fā)出狀態(tài)檢修。實(shí)行變壓器的狀態(tài)檢修，可使運(yùn)行部門全面地、動態(tài)地掌握運(yùn)行中變壓器的健康狀況；防止突發(fā)事故，幸免目的不明的解體檢修；對變壓器的安全運(yùn)行、延長設(shè)備的壽命、提高可用率等方面，都有著顯著的作用。除常規(guī)的目測巡視、預(yù)防性試驗(yàn)外，線圈變

2、形測試儀、紅外熱成像儀、油在線監(jiān)測裝置、電容型套管帶電測試以及局部放電超聲波定位等裝置均有推廣應(yīng)用，為狀態(tài)評估提供了有利手段1，2。特不是基于嵌入式微機(jī)系統(tǒng)的總線式結(jié)構(gòu)變電站絕緣在線監(jiān)測系統(tǒng)的開發(fā)，將真正實(shí)現(xiàn)絕緣參數(shù)的就地測量3。然而，目前在線監(jiān)測的理論分析方法不完善，油色譜分析氣體濃度后不能提供故障分析、診斷，關(guān)于突發(fā)性故障難以及時(shí)反映以及成本費(fèi)用偏高等問題都制約著在線監(jiān)測裝置的進(jìn)展4，5。因此，目前電網(wǎng)變壓器狀態(tài)檢修大部分尚處于離線狀態(tài)的分析、推斷時(shí)期。本文將通過豐富的運(yùn)行數(shù)據(jù)和狀態(tài)變化的具體實(shí)例對如何在狀態(tài)檢修工作中提高設(shè)備初始狀態(tài)的健康水平，評估設(shè)備狀態(tài)，及時(shí)掌握狀態(tài)變化進(jìn)行詳細(xì)的闡述

3、。最后，提出了有待解決的問題及今后的進(jìn)展方向。1狀態(tài)檢修導(dǎo)則概況廣東省油浸電力變壓器狀態(tài)檢修導(dǎo)則(試行本)的實(shí)施，是基于現(xiàn)有離線或在線監(jiān)測、檢測手段，通過對交接驗(yàn)收、生產(chǎn)運(yùn)行、附件運(yùn)行及檢修記錄、預(yù)防試驗(yàn)等資料進(jìn)行綜合分析，從而得到變壓器各個(gè)時(shí)期的狀態(tài)參數(shù)，進(jìn)而推測出各時(shí)期的劣化速率及劣化趨勢，推斷其絕緣系統(tǒng)狀況。該導(dǎo)則將變壓器的狀態(tài)分為正常、可疑、可靠性下降以及危險(xiǎn)等4種狀態(tài)，并提出了相應(yīng)的處理方法。狀態(tài)區(qū)分的要緊特征及對策見表1。表1變壓器狀態(tài)評估的要緊特征及對策狀態(tài)類不主 要 特 征對策正常運(yùn)行試驗(yàn)數(shù)據(jù)正常或其中個(gè)不試驗(yàn)參數(shù)稍有下降，但穩(wěn)定要求保持正常巡視和預(yù)試可疑在試驗(yàn)周期內(nèi)，發(fā)覺某些

4、參數(shù)異常，反映變壓器可能存在異常，但仍有專門多不確定因素要求對個(gè)不項(xiàng)目縮短試驗(yàn)周期，加強(qiáng)監(jiān)視可靠性下降預(yù)防性試驗(yàn)或跟蹤試驗(yàn)證實(shí)變壓器存在故障，并已確定緣故和部位，且推斷該故障短期內(nèi)可不能引發(fā)事故要求就停電檢修的限期做好打算危險(xiǎn)試驗(yàn)數(shù)據(jù)或運(yùn)行參數(shù)表明，運(yùn)行時(shí)會隨時(shí)發(fā)生事故緊急停運(yùn)處理缺陷2地區(qū)狀態(tài)檢修經(jīng)驗(yàn)2.1地區(qū)電網(wǎng)運(yùn)行簡介本地區(qū)電網(wǎng)要緊分為10kV、110kV、220kV和500kV 4個(gè)電壓等級，另有微小范圍的35kV電壓等級電網(wǎng)。至2001年底，110kV及以上電壓等級的主變壓器共有179臺，容量為13169MVA，全部為油浸式降壓變壓器，除極少量為進(jìn)口外，其余均為國產(chǎn)，且生產(chǎn)廠家較為集

5、中。變壓器投運(yùn)年限大都不長，93.9的變壓器為20世紀(jì)年代以后投運(yùn)的，具體投運(yùn)年代與臺數(shù)分布情況見圖1，這些為有效開展?fàn)顟B(tài)檢修提供了有利條件。圖1地區(qū)變壓器投運(yùn)年代與臺數(shù)分布2.2狀態(tài)評估方案作為狀態(tài)評估，地區(qū)電網(wǎng)要緊針對110kV及以上電壓等級的主變壓器。依照目前測試技術(shù)水平及地區(qū)局限，對變壓器狀態(tài)的掌握要緊依據(jù)離線檢測數(shù)據(jù)，分為運(yùn)行巡視、預(yù)防性試驗(yàn)、檢修、停電檢查以及紅外測溫新技術(shù)的應(yīng)用等5個(gè)方面。在設(shè)備評估基礎(chǔ)資料方面，制定變壓器狀態(tài)評估明細(xì)表和匯總表(見表2)，通過運(yùn)行、檢修、試驗(yàn)等多方面詳細(xì)掌握設(shè)備狀態(tài)。表2變壓器狀態(tài)評估內(nèi)容 表格分類具 體 項(xiàng) 目明細(xì)表運(yùn)行油溫、噪音、過負(fù)荷、短路

6、情況檢修本體套管和附件的密封；油泵、冷卻器、開關(guān)等附件的運(yùn)行試驗(yàn)絕緣電阻、直流電阻、本體介損、套管介損；油色譜、油質(zhì)試驗(yàn)匯總表油簡化試驗(yàn)合格，定期色譜分析的烴類氣體含量不超注意值或總烴相對增長量速度10%；絕緣油介損不超過規(guī)定值，且在周期內(nèi)保持?jǐn)?shù)值穩(wěn)定；繞組絕緣電阻同一溫度下的初始值的70%。極化指數(shù)1.5；繞組直流電阻的不平衡系數(shù)歷次測值無明顯變化；繞組介損與同一溫度下的初始值比較，增大30%，且絕對值不超過規(guī)定值；變壓器在大多數(shù)時(shí)刻不超過額定負(fù)荷運(yùn)行，或經(jīng)歷過短時(shí)刻救急負(fù)荷，但頂層油溫不超過規(guī)定極限；變壓器經(jīng)受一次近區(qū)短路，故障電流8倍額定電流，開關(guān)切斷故障時(shí)刻2s，變壓器的線圈形變試驗(yàn)、

7、電氣、色譜試驗(yàn)全部正常；有載調(diào)壓開關(guān)等重要部件運(yùn)行及試驗(yàn)數(shù)據(jù)正常在治理方面上，實(shí)施分級治理。明細(xì)表交由變電站(巡檢站)、修試班組定期逐臺設(shè)備填寫，而變壓器專責(zé)依照明細(xì)表情況，確認(rèn)匯總表中的8項(xiàng)條件是否滿足，從而區(qū)分狀態(tài)變化，并提交相關(guān)生技部門等審批。在狀態(tài)評定中，變壓器狀態(tài)沒有發(fā)生變化的，每年填報(bào)1次“變壓器狀態(tài)報(bào)告表”，12月15日前上報(bào)。假設(shè)變壓器狀態(tài)發(fā)生變化，要求迅速逐級上報(bào)有關(guān)部門。開展變壓器狀態(tài)檢修后，一般不再按照原部頒檢修導(dǎo)則提出的大修周期吊罩(吊芯)檢修。對部分存在機(jī)械強(qiáng)度不足的變壓器，需要吊罩檢修的，應(yīng)經(jīng)有關(guān)部門研究決定。2.3“健康”的初始狀態(tài)初始狀態(tài)是指包括設(shè)備招標(biāo)、制造、

8、裝配以及交接試驗(yàn)等環(huán)節(jié)在內(nèi)的前期治理工作，初始狀態(tài)“健康”與否，對日后的安全運(yùn)行狀況、檢修工作量以及設(shè)備運(yùn)行壽命等將會產(chǎn)生重要的甚至決定性的阻礙。因此，必須把好設(shè)備選型關(guān)、出廠驗(yàn)收關(guān)、交接試驗(yàn)關(guān)，以保證“健康”設(shè)備投運(yùn)。為保證設(shè)備的初始狀態(tài)良好，在狀態(tài)評估實(shí)施前期，東莞地區(qū)對在運(yùn)變壓器做了大量的預(yù)備工作。（1） 變壓器線圈變形事故。自從1998年開展線圈變形測試以來，對所有變壓器進(jìn)行了線圈變形測試的首次摸底普查，對存在變形的21臺變壓器采納更換線圈、加固層壓板等方式大修改造，從而較大加幅度地提高了變壓器的抗短路能力。為防止由于短路沖擊造成主變壓器損壞和越級跳閘擴(kuò)大事故范圍，提出了諸如加強(qiáng)定期檢

9、查、核對愛護(hù)定值；檢查壓板投退正確性；加強(qiáng)相應(yīng)開關(guān)操作機(jī)構(gòu)檢查維修工作，檢查其最低動作電壓；所帶的10kV線路須退出重合閘等多項(xiàng)反事故措施，有效防止了因線圈變形而導(dǎo)致變壓器事故的情況發(fā)生。（2） 針對某廠19921996年生產(chǎn)的套管介損偏高的問題，19992000年更換了100多支套管，以杜絕因套管絕緣下降而導(dǎo)致變壓器事故的發(fā)生。（3） 加強(qiáng)主變壓器中性點(diǎn)過電壓防護(hù)和繼電愛護(hù)裝設(shè)，減少因中性點(diǎn)間隙愛護(hù)誤動而造成的主變壓器跳閘事故。（4） 全面完成主變壓器低壓側(cè)10kV戶外母線橋絕緣化改造工作，以防止因外物引起的主變壓器低壓側(cè)近距離短路。（5） 及時(shí)處理了較多的套管頭發(fā)熱問題，并通過廠家整改，降

10、低了設(shè)備缺陷率。（6） 針對GN22隔離開關(guān)限位問題的重大缺陷，對主變壓器低壓側(cè)隔離開關(guān)進(jìn)行了短接或改造，以減少其發(fā)熱情況，降低近區(qū)短路的幾率。2.4良好的評估效果該導(dǎo)則從2000年01月頒布起開始實(shí)施。通過2年多的狀態(tài)評估，總計(jì)發(fā)覺有17臺變壓器出現(xiàn)了不同程度的狀態(tài)下降趨勢，比例占當(dāng)年在運(yùn)主變壓器的5%(2000年度)，4.5%(2001年度)，具體情況見表3。從表3中數(shù)據(jù)能夠看出，在絕緣、滲漏油、抗短路3個(gè)方面中，變壓器絕緣水平下降的比重最大，占總數(shù)的76%，而且全部是通過預(yù)防性試驗(yàn)發(fā)覺的，要緊集中在本體介損、油色譜試驗(yàn)2個(gè)方面。該項(xiàng)數(shù)據(jù)的積存為今后有重點(diǎn)地更好地開展?fàn)顟B(tài)檢修工作提供了有益

11、參考。表32000年以來變壓器的狀態(tài)評估結(jié)果類型 要緊異常項(xiàng)目 臺數(shù)/臺 狀態(tài)評級 絕緣 本體介損偏高、絕緣下降 6 可疑狀態(tài)或可靠性下降狀態(tài) 本體油色譜總烴異常偏高 3 本體油耐壓不合格 1 可靠性下降狀態(tài) 鐵心多點(diǎn)接地(油色譜異常) 1 套管油色譜分析異常 1 套管介損偏高 1 滲漏油 大法蘭、散熱器、升高座 3 可靠性下降狀態(tài) 抗短路 低壓線圈變形測試異常 1 可靠性下降狀態(tài) 2.5狀態(tài)變化實(shí)例下面以萬江站1號主變壓器的狀態(tài)變化進(jìn)行具體分析。該臺主變壓器型號為SFPFZ7150000/220，1993年06月出廠，1994年04月投運(yùn)。歷次絕緣電阻、本體介損和油介損的試驗(yàn)數(shù)據(jù)見圖圖。 圖

12、2萬江站1號主變壓器絕緣電阻(60s)歷年變化趨勢1高/中低地；2中/高低地；3低/高中地；4鐵心圖3萬江站1號主變壓器本體介損(20)歷年變化趨勢1本體10kV；2本體110kV；3本體220kV圖4萬江站1號主變壓器油介損(90)歷年變化趨勢就本體油介損超標(biāo)問題，東莞供電局曾在1996年底對該臺主變壓器進(jìn)行了濾油處理，由圖圖能夠看出，1996年通過濾油處理后的效果依舊能夠的，然而通過4年運(yùn)行后，特不在是2000年度絕緣電阻、介損卻均出現(xiàn)了大幅度反彈即近年來出現(xiàn)較多的油介損回升問題。依照狀態(tài)檢修判據(jù)，如滿足以下3個(gè)條件：本體絕緣電阻大幅下降，低壓線圈下降幅度達(dá)84%；本體介損增幅較大，高壓側(cè)

13、上升達(dá)79%，同時(shí)數(shù)值超過預(yù)試規(guī)程規(guī)定值(0.8%)；本體油介損增長較大。那么，能夠推斷為可靠性下降狀態(tài)。為此，東莞供電局于2000年12月底完成了該臺主變壓器的換油工作，采納了熱油噴淋處理，并將原大連油全部更換為新疆克拉瑪依25號絕緣油。經(jīng)檢修后，試驗(yàn)數(shù)據(jù)恢復(fù)正常，完全滿足表2中匯總表的8項(xiàng)指標(biāo)，因此設(shè)備升級為正常狀態(tài)，同時(shí)恢復(fù)到正常的預(yù)試、巡檢周期。3存在問題與進(jìn)展方向變壓器狀態(tài)檢修，作為變壓器運(yùn)行治理工作的規(guī)范化治理，必須基于運(yùn)行、修試人員高度的責(zé)任心和嚴(yán)謹(jǐn)?shù)目茖W(xué)態(tài)度。通過狀態(tài)檢修實(shí)踐，體會到尚需解決的問題及其進(jìn)展方向有：（1） 在狀態(tài)檢修中，強(qiáng)調(diào)變壓器絕緣老化、使用壽命，但短期急救負(fù)載

14、或長期急救負(fù)載造成變壓器壽命損失的計(jì)算關(guān)于運(yùn)行人員來講較為復(fù)雜，難以掌握；（2） 對在近區(qū)短路的推斷上，由于110kV變電站無故障錄波裝置以及10kV配電線路巡線工作不足等，造成有一定數(shù)量的線路在故障后查不到故障點(diǎn)的情況發(fā)生，因此，無法推斷是否為近區(qū)短路故障，也無法計(jì)算短路電流值。（3） 關(guān)于變壓器附件，特不是廣泛采納的MR有載調(diào)壓開關(guān)尚無有效檢測手段、評估方法。隨著電力系統(tǒng)對電壓穩(wěn)定、無功功率調(diào)節(jié)要求的增強(qiáng)，開關(guān)的調(diào)整次數(shù)必將增多，一天甚至達(dá)到數(shù)十次，同時(shí)運(yùn)行年限也在不斷增長，這些都迫切要求對開關(guān)檢修、特不是開關(guān)油質(zhì)狀況作出狀態(tài)評估規(guī)定。（4） 在實(shí)際操作中，應(yīng)做到以狀態(tài)檢修為線索，將發(fā)覺、處理的重大缺陷統(tǒng)一記錄、匯總，更有利于狀態(tài)評估，這些需要計(jì)算機(jī)網(wǎng)絡(luò)和分析軟件的支持。（5） 目前，盡管有油色譜分析在線監(jiān)測、局放超聲波定位等新技術(shù)，但由于種種緣故，絕大多數(shù)地區(qū)尚停留在對變壓器進(jìn)行離線檢測的水平上，如何將定量與定性分析結(jié)合，建立較為完善的分析理論方法，增強(qiáng)有用性，推廣實(shí)施在線狀態(tài)監(jiān)測，都需要國內(nèi)科研單位、用戶需要不斷積存經(jīng)驗(yàn)。4參考