变压器运行维护注意事项

变压器运行维护注意事项 变压器的运行维护注意事项 一、变压器油的运行与维护 要想了解变压器油的运行与维护～首先要了解变压器油的作用～其作用主要以下几种: ?电气绝缘,不同电压等级的变压器～其电气强度要求是不一样的。 ?传输热能冷却作用, ?消弧作用, ?通过变压器油色谱分析～含气量分析～油样试验～诊断变压器是否存在故障提供信息。 变压器油一般分为:DB-10～DB-25～DB-45三种型号。在我国一直是以变压器油的凝点为基础的～凝点低于—10?的变压器油牌号为DB-10～凝点低于—25?的变压器油牌号为DB-25～凝点低于—45?的变压器油牌号为DB-45。 对变压器油的基本要求: ?电气强度:750~1000kV电压等级变压器,电抗器、换流变,要求:?70kV/2.5mm,500kV电压等级:?60Kv/2.5mm,220kV电压等级:?50kV/2.5mm,110kV电压等级:?40kV/2.5mm。 ?微水含量:750~1000kV电压等级?8ppm;500kV电压等级?10ppm; 220kV电压等级?15ppm; 110kV电压等级?20ppm。 ?介质损耗tan(δ):?0.5%. ?变压器油含气量:750~1000kV电压等级?0.5%，500kV电压等级?1%，220kV电压等级?2%。 1 ?颗粒度(?5μm):?2000/100ml(换流变的要求)。750~1000kV电压等级?1500/100ml或更高. 关于变压器大修或由于其它原因，需要给变压器添加变压器油时。一定要做混油试验，否则，不能随便对变压器添加油，既然是同型号但不同批次的变压器油也要做混油试验。 表1 运行中变压器油质量 质量指标 设备电压 序检验方已装入产品 项目 单位 等级 号 法 内投入运行运行油 kV 前的油 外观目1 外观 透明、无杂质或悬浮物 视 水溶性酸pHGB/T 2 ,5.4 ,4.2 值 7598 mgKOHGB/T 3 酸值 ,0.01 ,0.1 /g 264 GB/T 4 闪点(闭口) ? ,135 261 330,1000 ,10 ,15 220 GB/T 1)5 水分 mg/kg ,15 ,25 ,110及以7600 ,20 ,35 下 2 界面张力GB/T 6 mN/m ,40 ,19 (25?) 6541 介质损耗因500,1000 ,0.005 ,0.020 GB/T 7 数(90?) ,330 ,0.010 ,0.040 5654 750,1000 ,70 ,60 500 ,60 ,50 DL/T 2)8 击穿电压 kV 330 ,50 ,45 429.9 66,220 ,40 ,35 35及以下 ,35 ,30 10 体积电阻率500,1000 ,1×10GB/T 109 ,,m ,6×10 9(90?) ,330 ,5×10 5654 750,1000 ,2 1DL/T 油中含气量 % 330,500 ,1 ,3 0 423 电抗器 ,5 1油泥与沉淀GB/T % ,0.02(以下可以忽略不计) 1 物 511 1GB/T 析气性 ,500 报告 2 11142 1DL/T 带点倾向 报告 3 1095 3 1 SH/T 4 腐蚀性硫 非腐蚀性硫 0804 1DL/T 油中颗粒度 ,500 报告 5 432 注:1) 取样油温为40?,60?。 2) 质量指标为平板电极测定值。 1.1 补充油及不同牌号油混合使用时，应满足如下要求: a) 不同牌号的油不宜直接混合使用，不同油基的油不能混合使用; b) 新油或相当于新油质量的同一油基不同牌号油混合使用时，应按混合油 的实测凝点决定其是否可用，不能按其他化学和电气性能合格与否就贸 然使用; c) 向质量已下降到接近规定下限值的油中添加同一牌号新油或接近新油标 准的已使用过的油时，应预先进行混合油样的氧化安定性试验，确认无 沉淀物产生、介质损耗因数不大于原运行油数值，方可混合使用; d) 进口油或来源不同的油与不同牌号运行油混合使用时，应预先进行参加 混合的各种油及混合后油样的老化实验，混油质量不低于原运行油时， 方可混合使用;若相混油都是新油，其混合油的质量应不低于最差的一 种新油。 对于运行中的变压器油，通过油样做油色谱分析，可以提供变压器内部运行 状态及其工况的有用信息，根据油色谱分析可以推断变压器是否可以继续安 4 全可靠运行或者根据总烃绝对增长速度或总烃总量多少;再决定是否需要停 机修理。 变压器油中含气量超标分析: 从表1中可以看出不同电压等级的变压器、电抗器等对于运行中的油含 气量的要求是不同的。表中数值规定的是注意值，但在实际运行中的变压器、 电抗器等设备的含气量是可以超过注意值，但可以超多少,不同的专家有不 同意见，没有统一标准。根据我们的运行经验一般不宜超过下列数值: 750,1000 ,3 仅供参1 油中含气量 % 330,500 ,1 ,7 考 电抗器 ,8 造成设备含气量增大的原因分析: 1、负压区:设备使用冷却器潜油泵进行强油循环的，经常有负压区存在。负压区如果不存在渗漏点，那么运行中变压器油中含气量不会变化，一旦负压区有渗漏点，变压器油含气量会增长。轻的话3个月左右油中含气量会超国标。 2、储油柜胶囊破损导致变压器油中含气量增加，本来储油柜胶囊的作用就是变压器油与大气不接触，胶囊破损致使变压器油直接接触，变压器油吸进空气，致使油中含气量增长。 3、变压器部分管路有空气，导致变压器油中含气量超标，比如:有的产品在事故放油阀接很长的放油管路，且管路处于无油状态，由于蝶阀关闭不严，渗漏油到管路内，同时管路内的空气由于压力增大向本体内进气，导致油中含气量超标。有的变电站有充氮灭火装置，此装置的油管路也是处于无油状态，导致含气量增加，有时还会导致瓦斯继电器报警(安徽萍乡500变电站)，变压器 5 还没有并网送电，瓦斯继电器经常报警，经查充氮灭火装置处于空转状态，通往主体的油管路没有充油，经过处理将灭火装置管路充满油，问解决。有的是变压器结构和在装配工艺上存在缺陷，注油完毕后，由于冷却管路是U形状，管路顶部没有放气塞，或者安装过程中放气不彻底。也可导致含气量超标，有的在结构上存在死空间也是导致含气量超标的一个原因。 4、含气量超标的危害: 对于隔膜式储油柜，国家标准(对于500KV变压器来说)注意值为3%，实际运行中的变压器是经常超过此规定值的。运行中的变压器含气量有的已经超过7%(某电厂的启备变含气量为7.2%)，厂家的意见应该停电处理，但由于电厂从安全运行考虑，修理必具备两台主变同时运行时方能修理启备变。 含气量一般是随着变压器油温度的增高，油中含气量的饱和度越高，但是一旦环境温度变化或负载的突然下降，油温度急剧下降，油中的气体会随着温度的下降饱和度也随着下降而析出，气体会随着管路自然流向瓦斯继电器，一旦气体达到或超过瓦斯继电器的整定值，瓦斯继电器会报警。(贵州安顺电力局25万/500变压器下雨后，瓦斯继电器报警)。 变压器油色谱分析: 变压器油中单氢增长 九、变压器的温升 变压器的温升是指绕组温升、铁心温升、油箱温升、油顶层温升。 ?变压器绕组温升限值为:65k. ?变压器铁心温升限值为:75k. ?变压器油接触的结构表面温升限值为:80k. 6 ?变压器的油顶层温升限值为:55k。 铁心表面对油的平均温升为30~35 k,绕组对油的平均温升为25k(强油循环时为35 k)～铁心表面对空气的平均温升为70~75 k,绕组对空气的平均温升为65 k. 如果环境最高温度为40?～则铁心表面最高温度为110~115?;绕组最高平均温度为105?;变压器油的最高平均温度为80?;变压器油的顶层温度为95?. 十、直流偏磁对变压器的影响 随着我国电力的高速发展～直流输变电在我国迅猛发展～直流系统在我国的广泛应用～给国家电网的维护带来一系列新的问题～比如发电机变压器、送变电变压器的直流偏磁问题等。直流偏磁对变压器有以下影响: ?直流偏磁引起变压器的空载损耗的增加, ?直流偏磁引起变压器铁心的异常声音～严重时有“哇哇”的声音, ?直流偏磁引起变压器的震动, ?直流偏磁一般在1~6A时，变压器的噪声不会有明显的影响～一旦超过10A以上时～变压器有明显的震动和噪声,随着我国直流系统的快速发展和直流系统容量的增长～直流偏磁的影响也越来越大。 十一、牵引变对变压器的影响 随着我国铁路电气化的高速发展～牵引变的应用也在快速发展～同时给电厂升压变压器和输变电变压器以及电网的维护带来一系列新的问题～比如因为牵引变一般为单相变压器～它的使用会产生负序电流和零序电流以及谐波～对其它变压器及电网会产生影响: 7 ?零序电流在变压器绕组要产生附加损耗，除此之外还能引起外壳、外层电工钢带和某些紧固件过热，并可能引起产品的局部过热，加速变压器的老化，影响变压器的使用寿命。 ?负序电流造成电力系统三相电流不对称～造成变压器的额定出力不足～影响变压器的利用率下降。 ?对输电线路的影响:谐波使网络损耗增大～在发生系统写真或谐波放大的情况下～谐波网损可达到相当大的程度。 负序电流流过电网时～它并不做功～只是降低了电力线路的输送能力。 ?对继电保护和自动装臵的影响:谐波在负序,基波,量的基础上产生的干扰～如对各种以负序滤波器为启动元件的保护盒自动装臵的干扰～由于保护按负序,基波,量整定～整定值小～灵敏度高～滤波器为启动元件时～文献表明在实际运行中已经引起下列保护盒自动装臵误动。 A.变电站主变压器的复合电压启动过电流保护装臵的负序电压启动元件误动: B.母线差动保护的抚恤电压闭锁元件误动, C.线路相差高频保护误动, D.自动故障录波装臵的零序和负序气动元件的误启动～导致无故障记录二浪费记录胶卷。在频繁误动时～可能造成未能及时装好胶卷而导致发生故障时无记录。 E.当谐波注入系统～在谐波或谐波放大的情况下～会造成过流、过压、过负荷、过热～可能造成电容或串联电抗器的损坏～导致无功补偿装臵无法投入运行。 ?对母线电压平衡度的影响:根据国内外大量参考文献向电气化供电的变电站母线电压的不平衡度远远超过了国际规定的数值。 8 ?对变电站的功率因数的影响:由于电气化铁路负荷的特殊性～必须从系统内吸收大量无功～造成为电气化铁路供电的变电站的无功被大量吸收～导致功率因数降低。 ?对通信系统的影响:电力系统三相不平衡时～会增大其对通信系统的干扰～其中零序分量的干扰作用要比正序和负序分量干扰作用大得多～影响正常通信质量。 十二、激磁涌流对变压器的影响 变压器在空载合闸时将产生很大的激磁涌流～激磁涌流对变压器的稳定运行极为不利。产生变压器激磁涌流的原因与多种因素有关～具体有以下几种因素: ?空载合闸时变压器上施加电压的幅值、合闸初相角, ?变压器铁心内的剩磁以及铁心的i~ψ磁滞回线, ?变压器铁心的结构、技术参数、制造工艺、铁心节缝数量、电工钢带材质, ?变压器直流电阻测试时施加的电流大小以及测试高低绕组的前后顺序, ?空载合闸时变压器调压绕组分接位臵有关～即与匝电势大小有密切关系, 理论分析: 施加电压的幅值与变压器的用处有关～一般分为发电机变压器和送变电变压器～由于用处不同变压器在电网所处的位臵不同～发电机处于电网的输入端～电网的电压幅值较高～输变电变压器属于电网的终端～有线路压降～施加电压的幅值较低～同样的情况下～这就是发电机变压器较输变电变压器产生的激磁涌流更大的原因所在。 空载合闸时的初相角～变压器空载合闸时～变压器铁心的磁通与下列因素 9 有关～一是变压器铁心内的剩磁通ψs～变压器系统电压产生的交变磁通～它随时间变化～ψ=ψmcos(ωt+φ), ωt+φ=90?电压为最大值～磁通超前电压90?所以磁通为零，此时磁通不突变，不突变就不会发生过渡过程，电压为零时～磁通为最大值～为使合闸瞬时值仍为零～铁心内必形成一个大小相等方向相反的直流分量反磁通,这个磁通是随时间衰减的,～这个磁通来抵消该瞬时磁通,稳态磁通,～这样合闸瞬时磁通是为零了～但是半波后～合成磁通则为稳态磁通ψm的2倍～若铁心内的剩磁通ψs与合成磁通方向一致时～那么铁心内产生的极限磁通为2ψm+ψs～此时使铁心最为饱和～由于铁心磁化曲线是非线性的～所以励磁电流很大就成为涌流了。 10 对于三相变压器组的三相总有一相要产生过渡现象～因为无论什么瞬间投入都不可避免地要出现涌流～通常变压器内侧绕组电抗小～所以内侧绕组励磁涌流最大。为了使电压不为零时投入～应控制变压器投入时的初相角～以A相为例～投入的初相角一般不要以0?以及以60?为整倍数时投入，这样可以控制A相(0?投入时)电压为零，控制B相(A相60?投入时)电压为零，控制C相(A相120?投入时)电压为零. 激磁涌流对变压器的有哪些影响: ?空载合闸时激磁涌流会造成变压器箱沿放电,由于激磁涌流很大～漏磁通感应的电势导致箱沿放电～厉害时会将箱沿之间的缝隙电弧放电击穿～造成内部有很大的电击穿声音。在某电厂百万机组倒送电时发生箱沿内部击穿～造成大量的乙炔产生～附带着其它烃类气体。 ?空载合闸时由于激磁涌流的产生～导致电流误差保护误动作, ?空载合闸时由于激磁涌流大～铁心高度饱和～因此铁心振动大～导致瓦斯继电器的轻重瓦斯误动作, ?空载合闸时由于激磁涌流大的原因～ 十三、变压器运行维护调试 11 1、 冷却器的安装与调试 (1) 从包装箱内起吊出风冷却器时，起吊速度要缓慢平稳，保持水平吊出，吊 钩摆动角度要小，尽可能平稳，不要与包装箱、油箱及其它物件相碰，也 不得在地上拖动摩擦。冷却器在竖立安装前，先要清理管接头处的污物， 再拆下两端的密封盖板，严防污物进入风冷却器内，如果冷却器存放时间 太长，或内部有水或污物，，则必须使用耐压高于35千伏的变压器油进行 冲洗干净，然后将密封胶垫使用密封胶粘在法兰上，将冷却器安装在相应 的位置上，紧固紧固件时要求对称紧固。 (2) 安装冷却器油泵时注意以下几点事项: ?冷却器试运行前～测量油泵定子绕组对机壳的绝缘电阻应不低于0.5MΩ,500V兆欧表,～否则要对绕组进行干燥, ?应确保油泵视察窗玻璃无裂纹和破损,试运行中～油泵应启动灵活～运转平稳～且声音均匀～否则应查明原因并排除。 ?油泵试运行后～必须检查和清洗过滤器～以防油泵运行温升高和造成负压引进空气的危险～导致瓦斯继电器误动作。 ,3, 安装油泵油流继电器时要注意～检查外观是否完善～指针 是否指向“停” 的位臵～挡板转动是否灵活～其冲动方向是否与油流方向一致。所有油 流继电器箭头方向必须与油流方向一致。即应指向变压器油箱。显示部 分应统一向同一方向旋转一个安装孔的角度～以利于运行维护时巡视检 查。 ,4, 风冷却器风扇安装时～首先应用500V兆欧表测量定子绕组的绝缘电阻～ 若低于1MΩ时～应检查叶片是否变形～与导风筒有无碰擦～～电气连接 12 手否良好、正确。 ,5, 总控制箱应安装在变压器旁前后两侧有足够空间的单独平台上～以便开 启前门和后门进行操作和检修。箱底电缆敖设完毕后～其进出口地空隙 应严实堵塞～以防昆虫、尘土等侵入。 ,6, 冷却器安装完毕后～在投入运行前～必须经检查、调式、方可将控制箱 设臵为自动状态～风冷却器运行前的检查、调试按如下事项进行。 ?仔细检查控制箱连接线路是否正确,检查两个电源接触器的辅助触点接触是否良好～开闭是否正常～以防发生误动～造成整个冷却系统停电～甚至都只变压器跳闸的严重事故。 ?由于风冷却器安装完毕后，变压器油箱及油泵与风冷却器之间的所有蝶阀是关闭的，只有变压器整体真空时才全开，。因此在风冷却器试运行时，应检查是所有蝶阀均应处于全开状态，保证油路畅通无阻。 ?将风扇逐台投入运行，检查器转向是否正确，运行是否平稳，风扇叶片是否有碰擦现象，轴承部位及机壳表面是否有过热现象，吹风方向是否正确，如发现异常，应立即处理。 ?分别以手动操作逐一各组风冷却器试运行，检查控制箱的信号是否正确。如发现异常现象，应立即处理。油泵运转方向应正确，油流继电器应运行正常，冷却器系统震动和声音应无异常，整个系统不应有渗漏油。 ?在调试过程中，如发现有油泵或风扇不能启动，火灾运行中油泵有过热，其原因很可能是分控制箱内接触器有一相未接触好，造成断相运行，为此必须检修接触器。 ?虽然分控制箱内保护风扇和油泵过载的热继电器本身有环境温度补偿装置， 13 但夏季高温时，整流继电器适当增大。以防热继电器动作。 以上检查和天使完成控制箱应处于自动状态。 2、 压力释放器的安装 压力释放器安装时注意事项: ?首先拆除压力释放器的调压板或试压片，拆除后必须拧紧螺钉或螺帽。对于带电信号的压力释放器，信号线应以胶布包扎，并把防雨小红帽拧在标志杆上，以防进水受潮。 ?紧固压力释放器螺栓应对称对角线均匀拧紧，紧固后的法兰盘间隙应均匀一致，以防安装孔崩裂。 ?严禁压力释放器的喷油口对着套管升高座或油箱其它组部件。 ?在变压器最终注油完成后，变压器送电前，必须全部排除压力释放器升高座处的气体。 压力释放器的开启和关闭压力 开启压力,kPa, 开启压力误差,kPa, 关闭压力,›kPa, 密封压力,›kPa, 15 8 9 25 13.5 15 ?5 35 19 21 55 29.5 33 70 37.5 42 85 45.5 51 138 75 81 3、 储油柜、油位计及其气体继电器安装 14 储油柜安装一般可按油位计、柜体、柜体支架、联管的程序安装。 油位计的安装。油浸变压器的储油柜的油位计有小胶囊式(玻璃管式)、磁力式和压力式三种。 (1)磁力式或压力式安装注意事项: ?油位计安装前务必将连杆和浮球表面的污物、灰尘清理干净。 ?连杆应尽可能长些，并能灵活转动，不能与柜壁触碰，，特别是装配时要避免连杆变形和弯曲或被胶囊夹裹。 ?安装时可用手上下连续拨动胶囊数次，检查油位计指针的转动和刻度处0和10的最低和最高油位时，报警是否正确。 (2)储油柜本体安装。安装本体储油柜时注意事项: ?起吊储油柜时，吊绳间的夹角不得超过60度，应在储油柜两端用尼龙绳控制摇摆和方向，一面碰伤变压器其它组部件，尤其是套管等瓷件。 ?储油柜就位前，现将支架装在变压器顶盖上或侧壁上，但固定螺栓不必拧紧，然后将柜体置于支架上，注意不要将支架装反，这时仍不能将储油柜紧固件拧紧，以便装好各联管时进行调整。 (3)胶囊安装，储油柜胶囊注意事项 ?储油柜胶囊安装，安装柜体时应打开储油柜端盖，检查胶囊在柜体内安放是否平展，若有扭曲、折叠，则应用手慢慢拨平整。现场重新安装胶囊时，应充气检查胶囊是否有渗漏，然后按照要求将胶囊平正的安装在柜体内的挂钩上。接上三通联管，最后密封好。 (4)气体继电器安装注意事项: 气体继电器安装前必须进行调整，并应注意以下事项: 15 ?整定信号触点动作的气体容积，改变重锤位置予以调节，一般要求容积为250~300mL。从放气嘴处注入空气，可以检查触点动作的可靠性。 ?整定跳闸触点的油流速度，一般为1.0~1.4m/s，可以松动调节杆，改变弹簧长度进行调节，下磁铁与下干簧触点的距离一般为0.5~1.0mm，可以转动螺杆进行调整，拧下上罩，按动波纹管，通过探针可以检查跳闸触点的可靠性。 (4)联管和蝶阀的安装 联管超储油柜方向应有1%~1.5%的升高坡度，现在的储油柜是全真空的，所以瓦斯继电器的安装与蝶阀、联管均可全部安装完毕，储油柜与主体一起抽真空或抽真空注油。 4、 高压套管的安装及其注意事项: 1) 开箱检查套管有无渗漏，裙伞有无磕碰，外表面有无损伤。 2) 安装前的试验检查，主要是套管的介损试验、电容测量、绝缘电阻测量。这 三项试验项目不光指高压套管，只要是电容式套管均要做。 3) 检查套管的油位是否正常，套管试验后一定要注意套管末屏的接地要可靠， 因为许多套管爆炸与套管末屏接地不良有直接关系。 5、 分接开关安装及其注意事项: (1) 有载分接开关安装前应仔细研读使用说明书，安装时严格按使用说明书操 作，变压器本体抽真空时必须保证开关室与本体油箱达到相同的真空度。 因此在安装前先安装上U形管。安装时应保证电动机构与分接开关的分 接位置应保持一致。安装后首先手动正反操作两个循环，然后以电动机构 进行正转和反转。此时，开关切换转数应一致。否则应进行调整。 (2) 无励磁开关安装时，必须注意检查箱盖上的防雨罩密封是否良好，静触头 16 各分接线接触是否良好，各分接线间以及它们各自与开关、器身、油箱的 绝缘距离是否足够。试验操作后应反复转动分接档位，检查切换是否灵活 和标志是否正确，在确证分接位置与设备上标志指示的位置一致的情况 下，应进行直流电阻和变比测量予以核准。并与出厂试验值进行比较判断 有无变化。送电之前，若分接位置改动过，则每改动一次必须测定一次直 流电阻，并应做好记录。 6、 其它组部件的安装及注意事项: 其它组部件主要包括吸湿器、保护装置、测温元件、电流互感器升高座、有载分接开关保护继电器和控制箱及其二次电缆安装等。安装时应注意以下事项: (1) 吸湿器安装时应确保联管洁净、畅通，吸附剂应干燥，颜色正确，吸湿器 密封良好，并应给油杯注入足够的变压器油。吸湿器距固定点不易太长， 以免台风时碰坏吸湿器。 (2) 电流互感器安装前要做变比、电阻、伏安特性试验。 (3) 温度计安装时一定要再温度计座内注入变压器油，一是传热较好，而是防 止温度计座生锈。 (4) 有载分接开关的保护继电器的安装，设计应在靠近箱顶位置，而且至开关 储油柜的联管有2%~4%的坡度。 十四、变压器组部件常见故障及预防措施 1、气体继电器常见故障 气体继电器动作原因有故障引起的，是正常动作，另有非故障动作，一般称为误动作 气体继电器动作原因判断 17 序动作类别 油中气体 游离气体 动作原因 故障推断 号 260~400?时油的汽重气体继电器空气成分，无游离气体 大量金属加热到1 260~400?时，即接地动 CO,CO2稍增加 化 故障短路事故中绝缘 未受损伤 2 轻气体继电器空气成分，有游离气体，有铁心强烈震动和导体过励磁 动 CO,CO2，H2较少量CO2，和短路过热 (如系统振荡) 高 H2 3 重气体继电器空气成分， 无游离气体 气体继电器安装坡度无故障 动 校正不当或油枕与安 全气道无连接管的设 备防爆膜安放位置不 当，潜油泵配置过大， 同时启动产生涌流 4 轻、重气体继电空气成分，氧含有游离气体，空补油时导管引入空气，无故障 器动 量较高 气成分 安装时油箱死角可能 挂起没有排尽 5 重气体继电器空气成分 无游离气体 地面强烈震动或继电无故障 动 器结构不良 6 轻、重气体继电空气成分 无游离气体 气体继电器进出油管无故障 器动 直径不一致造成压差 或强迫油循环变压器 某组冷却器阀门关闭 7 重气体继电器空气成分 无游离气体 气体继电器触点短路 气体继电器外壳密封 动 不良，进水造成触点短 路 8 轻气体继电器总气量增高，空大量气体，空气附件泄露引入大量气变压器外壳、管道、气 动，放气后立即气成分，氧含量成分，有时H2体(严重故障) 体继电器、潜油泵等引 动作，越来越频高，H2略增 略增 入空气 繁 9 轻气体继电器总气量增高，空大量气体，空气附件泄露引入大量气变压器外壳、管道、气 动作，放气后每气成分，氧含量成分-，有时H2体(中等故障) 体继电器、潜油泵等引 隔几小时动作高，H2略增，略增 入空气 18 一次 有时油中有可 见气泡 10 轻气体继电器总气量增高，空大量气体，空气附件泄露引入大量气变压器外壳、管道、气 动作，放气后较气成分，氧含量成分，有时H2体(轻微故障) 体继电器、潜油泵等引 长时间又动作 高，H2略增，略增 入空气 有时油中有可 见气泡 11 轻气体继电器总气量增高，氧有游离气体，空油中空气饱和，温度和安装工艺不周，排气不 动作，投运初期含量高，H2略气成分，有时有压力变化释放气体(常彻底，油中脱气和未真 次数较多，越来增 少许H2 发生在深夜) 空注油 越稀少，有时持 续达半月之久 12 轻气体继电器空气成分，含氧无游离气体 负压下油流冲击或油隔膜不能活动自如，充 动作 量正常 位过低(多发生在温度氮管路堵塞不畅，或氮 和负荷降低或深夜时) 气贷严重缺氮，或油位 太低(多因漏油) 13 轻气体继电器空气成分，氧气无游离气体 负压下油流冲击或油吸湿器堵塞不畅，或漏 动作 含量很低，总凄位过低(多发生在温度油及其它原因使油面 凉低 和负荷降低或深夜时) 降低 14 轻气体继电器总气量高，空气有游离气体，空氮气压力不大 油温急剧降低时，溶解 动作 成分，N2略增 气成分，N2很于油中的氮气因过饱 高 和而释放 油热分解(300?以15 轻气体继电器总气量高，含氧有游离气体，无过热性(慢性)故障。 动作，几十小时量低，总烃高，C2H2，CO少，上)，产气，有溶解饱存在时间较长 或十几小时动 C2H2和CO不H2和CH4高 和 高 16 轻气体继电器总气量高，含氧有游离气体，无油纸绝缘分解产气，饱过热性故障，涉及固体 动作，几十小时量低，总烃高，C2H2，无CO2、和释放 绝缘。存在时间较长的 或十几小时动CO2和CO亦高 H2、CH4较高，低压绕组股间短路故 作一次 CO很高 障 17 轻、重气体继电总气量高，含氧有大量游离气油纸绝缘分解产气，不电弧放电(匝、层间击 器动作 量低，总烃高，体，CO、H2、饱和释放 穿，对地闪络等) 但C2H2很高有CH4均很高 时CO并不突出 19 18 轻重气体继电总气量高，含氧有大量游离气油热分解产气，不饱和电弧放电未涉及固体 器动作 量低，总烃高，体，H2、CH4、释放 绝缘(多见于分接开关 但CO不高 C2H2高,但CO飞弧) 不高 1、 气体继电器故障预防措施 (1) 二次回路故障，例如气体继电器密封盖不严，进水致使干簧触点短路。 (2) 由于安装或检修维护步骤，使变压器内部空气未排除或某些原因重新引入 了空气。 (3) 由于运行维护不当，造成变压器油流分布改变，形成油流涌动，例如变压 器冷却器油泵同时启动时经常造成瓦斯继电器重瓦斯动作，其原因就是变 压器油由静止突然涌动造成的瓦斯继电器重瓦斯动作，一般启动冷却器有 15-30秒之规则，即在15-30秒内对冷却器组进行分级启动，即可避免涌 流而是重瓦斯动作，所以冷却器控制箱内有延时继电器来实现此功能。 (4) 运行中油泵应确保入口微正压，严防形成负压而导致因油泵入口法兰或导 管法兰连接处密封不良或窥视窗玻璃裂纹等吸入空气。为此，必须把油泵 入口阀门全部打开。 (5) 运行维护时应有的对冷却器及其系统进行检查和维护，以便及时发现 冷却器及其系统渗漏油，并及时处理。 (6) 变压器运行时应确保油泵和冷却器对称运行严防不对称投入和停运油泵 和冷却器。 (7) 要确保储油柜内的胶囊无折叠、活动自如，防止胶囊堵塞储油柜与本体联 管口，且确保吸湿器出口畅通，金属波纹式储油柜滑道无卡涩现象，确保 其动作灵活。 20 (8) 现场实施下列操作时，应将气体继电器跳闸保护切换为信号保护。 1) 变压器在线滤油、补油。 2) 变压器运行中更换油泵、冷却器、油流继电器 3) 变压器运行中需要将关闭的冷却器和储油柜的蝶阀开启，或因某种原因需 要开启放油或放气阀门。 2、 有载分接开关的保护继电器动作原因分析。 (1) 由于安装盒检修时，未按技术要求控制联管的坡度，或者呼吸器出口堵塞， 使气体不能顺着管道自然地上升，反而可能使回流至气体继电器，引起 动 作。 (2) 由于有载分接开关切换时，触头断开不能及时熄弧，或者重燃使切换过程 中产生大量气体，引起气体继电器动作。 防止措施: (1) 注意保护继电器处于最高位置，且有一定的坡度，吸湿器联管畅通。 (2) 有载开关油室内的变压器油品质良好，若游离碳过多、受潮或有大量金属 颗粒，将影响变压器油的绝缘性能，降低灭弧能力。 (3) 开关保护继电器一般不设报警信号。只设跳闸信号。 (4) 有载开关一般动作10万次或者5(10)年时间，谁先到即可修理。 3、 电容式套管常见故障及其影响 100只套管故障原因统计 故障性质 故障原因 台数 末屏引线对地放电 末屏引线焊接不良，脱焊 末屏引线接地螺母松动，脱落 19 末屏引线太短，受拉力和接地端螺母的剪切力而断线 末屏未接地 2 21 导电管对末屏小套管击穿 1 上部螺母及引线对导管间火花放电 穿缆导电管处悬浮电位 6 电容屏绝缘击穿放电 端部密封不良，进水受潮 27 电容芯棒卷制缺陷，造成局部放电使绝缘裂解击穿 2 局部过热 穿缆线鼻与引线头焊接不良导电管与导电头等连接螺15 母不当 局部过热兼放电 导电管与零屏连线焊接不良 2 外部闪络 表面脏污 3 内部放电 雷击过电压 1 套管常见故障原因及其措施 序号 故障类型 故障原因 故障影响 故障检出手段 处理措施 瓷套表面闪络 瓷套表面污秽、受潮、短路、绕组烧损 目视表面积污和除尘防污，必要时1 爬距不够 污物含盐测量 增大爬距 电容芯表面或屏间绝缘电容屏尺寸不当，少放油分解产气，tanDGA试验和tanδ更换套管 2 树枝状放电 端屏，卷制松散，有皱δ增大，绝缘强度测量，局部放电试 纹，气泡 降低，甚至击穿 验 悬浮放电 安装不当，均压球松动变压器本体油中本体由DGA试验重新安装均压球，3 或脱落，引线未进入均放电性故障特征和局部放电测量 将导电管电位固 压球中心，穿缆导电管气体浓度增大，局定 电位悬浮 部放电量增大 绝缘受潮 出场干燥不彻底，密封油受潮变质，绝缘DGA试验和微水更换合格油，必要4 不良 强度下降，或电容分析，油耐压，套时重新干燥，并加 芯爬电，甚至击穿 管tanδ测量 强密封 末屏引线脱落，断掉 因反复拆接线，拧动小套管末屏引线反DGA试验和兆欧重新接线 5 套管芯子，引线脱焊或 复点 表测量 序号 故障类型 故障原因 故障影响 故障检出手段 处理措施 引线无弹性压紧结构，5 接地螺母松脱 渗漏油 套管下部封环密封或放油位过低，油标无目视油位过低，外补油，更换密封6 油塞胶垫损坏，放油塞油，甚至造成变压表有渗漏油迹 圈，拧紧油塞，调 未拧紧，套管内油位太器被迫停电，套管整油位 高 油与本体油连通， 套管油若分解产 22 气则会干扰对变 压器内部故障判 断 导电管分流 穿缆引线碰铜(铝)导穿缆引线断股，套DGA试验和红外查找故障源，针对7 电管 管头部温升高，油线测量 现状排除 分解产气 载流部分接触不良 引线与导电头接触不严重过热，接头开DGA试验和红外查找故障源，针对8 良，导管与导电头连接焊、脱落，或到点线测量 现状排除 螺母松动 头与连接件熔焊 在一起 4、 无励磁开关常见故障 (1) 触头接触不良。动、静出头接触不良，轻则接触电阻增大而过热，严重时 则烧坏触头，甚至导致变压器事故。 (2) 分接档位调整不到位。分接调整不到位会引起触头间电弧放电，严重时可 能会造成绕组分接区大匝短路，导致绕组损坏。 (3) 分接档错档或乱挡。分接挡错位将导致绕组分解区大匝短路，烧坏绕组。 其主要原因是分接开关外部操作机构指示的分接不正确。 (4) 放电性故障。无励磁分接开关的各分接头相间或对地之间的绝缘距离不 够，可能会发生相间或对地的闪络。此外，开关支架用的螺栓松脱，引线 与触头的连接固定螺母松脱，操作杆拔叉电位未固定，均可能造成电位悬 浮而发生低能量放电故障。 (5) 绝缘故障。分接开关绝缘件上堆积油泥、污物，或安装检修时绝缘件受潮。 特别市运行过程中发生过电压，将可能使分接开关相间或对地发生短接地 事故。 (6) 分接引线焊接不良而导致过热。 6、有载分接开关的常见故障 23 故障现象 故障原因 故障处理 动触头跨接在中间过渡触头上，停止不制造、装配或安装的某种原因引起的切变压器应退出运行，不允许重合闸，检动。电阻器发热烧断，有分解产气，压换开关机械故障，如弹簧机械卡死等 查切换开关内部机械结构，予以针对性力达400kPa是时，爆破盖破裂，保护的调整、修理 继电器动作切除变压器 切换开关不能切换，使选择器烧坏或烧弹簧断裂或机械卡死，螺栓松动，摩擦应暂停分接操作，变压器可暂时继续运毁。故障发生时发现，一次切换后，变力增大 行，计划安排检修时更换弹簧或检修传压器电压、电流无变化，再次操作时电动机构 压瞬时会为零 运行中分接开关频繁发动作信号 切换开关油室内严重局部放电而产生吊芯检查是否悬浮电位放电，连线或限 气体，并不断积累 流电阻是否断裂、接触不良而造成局部 放电。查明悬浮电位放电或其他局部放 电的原因并消除 变压器绕组直流电阻超标，分接变换拒分接选择器或选择开关绝缘支架材质更换静触头绝缘支架，纠正分接引线， 动或内部放电等 不良，分接引线受力及安装垂直度不符不应使分接开关受力，开关安装应垂直 合要求，使分接选择器或选择开关静触呈自由状态 头支架弯曲变形 测量变压器直流电阻时呈不稳定状态 运行中长期没动作或静触头接触面因在变压器小修时，进行3个循环的分解 长期无电流通过而形成一层膜或油污变换操作 等，导致接触不良 开关吊芯复装后，测量变压器绕组直流切换开关拔臂与拐臂错位，不能同步动重新吊装，使拔臂与拐臂于同一方向，电阻，在选择器不变时，相邻两个分接作，导致切换开关拒动，仅选择开关动拔臂置于拐臂凹处，手摇操作，观察切直流电阻值相同或为两个级差电阻值 作 换开关是否左右方向均可切换动作，注 油复装后，测量变压器绕组直流电阻， 复核安装是否正确 开关内部转轴断裂 安装时，电动机构与分接开关本体位置必须检修，并注意电动机构与开关的分 没有对应一致，或者分接选择器严重变接位置保持一致，检查分接选择器受力 形 变形原因并消除，一般是分接引线短， 使分接选择器受拉力而变形 水平轴与机座分离 水平轴未按所标明的方向安装， 将水平轴按预先进行连接检查 电动机构联动 接触器剩磁或油污使之失电延时，检查交流接触器失电是否延时返回，或 顺序开关故障或交流接触器动作配合卡滞，顺序开关触点动作顺序是否正 不当 确，消除接触器铁心油污，必要时应更 换，调整顺序开关顺序或改进电气控制 24 回路，确保逐级控制变换 分接开关有局部放电或爬电痕迹 紧固件或电极有尖端放电，紧固件有松排除尖端，紧固件拧紧，消除悬浮放电 脱，悬浮电位放电 手摇操作正常，但就地电动操作拒动 无操作电源或电动机控制回路有故障 检查操作电源和电动机控制回路是否 正确，消除故障后进行整组联动试验 电动机操作过程中，空气开关跳闸 凸轮开关组安装移位 检查分合程序，调整安装位置 电动机只能一个方向变换分接 限位机构未复位 拨动限位机构，以油脂润滑滑动接触处 远方控制和就地电动或手动操作时，电开关拒动，且与电动机构连接脱落，垂检查分接开关位置与电动机构指示位动机构动作，控制回路与电动机构分接直或水平转动连接销脱落较常见 置一致后，重新连接并做连接试验 位置指示正常，而电压表、电流表均无 相应变动 储能机构失灵 干燥后无油操作，异物落入切换开关体开关干燥后，不得无油操作，消除异物， 内，误拨枪机使机构处于脱扣状态 防止机构脱扣 动触头Y形臂中性线对主触头放电，使Y形臂中性线的多股软线裸露，易松散加包切换开关Y形臂中性线绝缘 变压器两份接间短路 并落在切换开关相间分接接头间，在级 电压下易放电击穿 7、日常检查中发现的异常现象、原因及处理措施 异常异常现象 原因分析 处理措施 事项 温度测温元件测量值超过规过负荷 降低负荷 不正定的允许值，或者温度在环境温度超过40? 降低负荷或投入备用冷却器 常 允许范围内，但据当时负冷却风扇或油泵有故障或冷却管结垢 修理或更换有故障的设备，清楚冷却管积垢 荷和环境温度判断，认为漏油导致油位下降 补加油 温度值不正常 温度计损坏 装两种温度计时，可相互比较，把棒式温度 计贴在变压器外壁校核是否正常，更换坏的 温度计 过励磁(如系统振荡时) 过励磁小时后即正常 如经检查确认不存在以上现象，则可能取油样做DGA测试诊断 有内部过热故障 出现异常声音或震动(如过电压或频率波动 把分接开关转换到与负荷电压相适应档位 励磁声音很高)，把耳朵紧固件松动 查清繁盛震动机发出声音的部位，加强紧固 响声贴在变压器油箱上，听到接地不良或未接地的金属部分发生悬检查外部的姐弟情况，如外部无异常则停电震动油箱内部声音不正常 浮放电 进行内部检查 25 异常 铁心紧固不好而引起微震 吊芯(罩)，检查紧固情况 偏磁(如直流偏磁) 改变使用方法，选用偏磁小的变压器进行更 换 冷却风扇、油泵轴承磨损、滚珠轴承裂根据振动情况判断能否运行，修理或更换备 纹 品，或降低负荷运行 油箱、散热器等附件共振、共鸣 紧固部位松动，重新紧固，检查频率 分接开关的动作机构不正常 检查分接开关的操作机构 电晕闪络放电声 瓷件、瓷套管表面积污，盐分高，引起带电清洗或者停电清楚积污 污闪 油面气体继电器内有游离气放电引起绝缘材料分解产气，铁心不正对油和游离气体同时取油样作油色谱分析诊气体体，轻气体继电器动作 常，导电部分局部过热，误动作 断 异常 吸湿油面明显变化时，吸湿器变压器本体由漏气现象 差清漏气部位，进行修理 器不油罩内的两个小室不产 正常 生油位差 瓷件瓷件、瓷套管表面龟裂因内外过电压等引起异常电压 根据龟裂程度，判断是否更换套管，安装避瓷套‘破裂、有放电痕迹 雷器时，应校核其起始放电电压 损伤 气味导电部位(套管端子)过几股部分松动，接触面氧化 重新紧固，研磨接触面 异热引起变色，产生异常异 常、味 油漆油箱各部分局部过热油漏磁通、涡流 尽快安排进行内部仔细检查 变色 漆变色，产生异味 冷却风扇、油泵烧坏，瓷套管污损产生更换烧坏设备，对瓷套管进行清洗 电晕、闪络而引起臭氧味 温升过高 过负荷 降低负荷 箱沿或升高座螺栓局部处于严重漏磁环流中 检查漏磁原因，改善磁屏蔽 过热 油位油位计指示假油位 吸附剂受潮变色，结块 更换吸附剂或将其加热再生 不正胶囊或隔膜堵住储油柜与本体油箱联重新安装胶囊或隔膜，防止堵塞联管口 常 管口 油位计指示的真实油位存在漏油点(结合面密封不良、焊接不检查漏油的部位，并补焊，黏堵或更换密封 远低于正常油位 良、密封件损坏) 件 因内部故障引起喷油 用内部故障检测的各种方法检测诊断 26 油位计损坏 换上备件或修理 有载分接开关油室渗漏 处理油室渗漏 漆层漆膜龟裂、漆膜起泡、剥因紫外线、温度、湿度或周围空气中含刮落锈蚀、涂层，进行清扫，重新涂上漆层 损坏离 有酸、盐分等引起漆膜老化 生锈 保护有关保护动作 气体继电器、差动保护继电器等动作取油样做DGA实验，停电进行变压器内部故动作 时，属内部故障或误动 障诊断，判断动作原因 压力压力释放器喷油 通常气体继电器同时动作，内部发生了立即做DGA 试验检测诊断和有关其他检测释放严重的热性或电性故障 试验 器动 作 油颜油中游离碳多 油老化裂解 检查油裂解原因，油 净化处理 色不油不清澈透明 受潮 检查受潮原因，排除后油净化处理 正常 油中有小气泡 本体进入气体或发生了严重的内部故检查漏入气体原因，排除气体后油就能够化 障 处理或做DGA 试验进行诊断 8、 变压器内部故障典型案例: 变压器的故障类型是多种多样的，引起故障的原因也是极为复杂的，概括而言，有制造、包括设计不合理、材料质量不良、工艺不佳;运输、装卸和包装不当;现场安装质量缺陷，运行过负荷或者操作不当，甚至误操作;维护管理不善或不充分，包括干燥处理不彻底，以及雷击和动物危害等都是可能引起变压器内部故障或事故的原因。下表是多台产品的事故统计实例: 故障部位 故障现象 故障原因 台数 铁心和夹铁心局部短紧固螺栓使铁心局部短路 15 件 路过热(有的穿心螺杆绝缘破裂或碳化引起铁心局部短路 兼有多点接焊渣或其他金属异物使铁心局部短路 地) 穿心螺母座套过长造成铁心局部短路 接地片过长，紧贴铁心引线局部短路 上下铁轭拉杆锁定螺母松动，在强磁场下造成过热 多点接地引穿心螺杆绝缘破裂引起铁心多点接地 起铁心环流硅钢片边角翘起碰夹件;夹件碰铁心;测温屏蔽线碰铁心; 27 而过热 上铁轭太长碰油箱壁或加强铁;压板位移碰铁心;安装时定位未 反转或切割掉; 46 铁心 方铁与铁心之间绝缘损坏而相碰;金属异物、大量焊渣或硅胶引起多点接地; 下铁心垫脚与铁心之间的槽型绝缘板破裂或位移，下部托板太长太长碰铁心。 铁心局部过磁饱和使铁心过热;铁心接缝不良而过热; 3 热 铁心冷却油道堵塞而引起过热 夹件 短路环流过压钉与压板之间绝缘破裂或位移使金属开口压坏闭合而行程短路环 3 热 引线 引线局部接低压引线焊接不良;低压引线与低压套管连接的螺母松动; 13 触不良引起分接抽头铜铝过渡接头焊接不良; 过热 高压套管螺母松动;导电头紧固螺丝不到位，造成接触不良 引线接头焼焊接头不良 3 高压引线 熔发生电弧 引线对油箱引线太长，弯曲部分距离油箱或夹件太近 8 或家兼放电 引线应力锥处绝缘进水受潮;操作过电压作用 火花放电 引线搭在套管均压球上;套管均压球脱落;套管穿缆导管电位悬浮 6 低压引线 引线间或引两相引线距离太近或相碰 4 线对其它电引线接头松动，以致烧断 位体电弧放 电 高压层间 匝、层间电弧接地不良，雷击过电压电压作用 35 放电，饼间连绝缘严重受潮;绝缘裕度不够(如薄绝缘); 线烧断 接头焊接不良，熔断;变压器出口短路事故 低压匝、匝、层间短路匝间绝缘裕度不够或绝缘老化， 5 层间 放电，低压相雷击过电压的作用;接头焊接不良。 间短路放电 出口短路冲击 分接开关 接触不良引分接开关弹簧压力不够或触头之间表面接触不良 86 起局部过热 飞弧或火花动触头未落位;分接开关操作杆电位为固定 9 放电 高压电快树枝放电 高场强集中和长垫块有尖角引起电场畸变 1 和围屏 绝缘结构 固体绝缘过双饼式绕组带附加绝缘的变压器附加绝缘膨胀，油道堵塞 4 热 相间围屏破裂、烧伤;绕组局部过热 引线绝缘老化 28 9、变压器典型故障或事故实例 变压器型号 故障现象 故障检查实况 故障原因分析 故障处理 B相局部放电量B相330kV引线与铝连线断脱造成铝管电位悬浮，返厂吊罩检查修理 OSFPSZ7 高，采用电气超声屏蔽间的连接断脱，且断脱连线与绝缘罩相碰，引-240000/330 联合测试，判明B并与绝缘罩相碰 起放电 相存在放电性故 障 负荷率达60%以上、下油箱连接螺栓严重漏磁，因空气导磁率低，在上、下油箱交接处填充导磁SFPSL- 上时油箱严重局烧红，造成密封胶垫大量漏磁通通过导磁较好的连块，使螺栓中磁密减少，以减90000/220 部过热，气体继电烧坏漏油 接螺栓，使高密度交变磁通在小涡流发热，(也可在油箱内 器动作 螺栓中产生巨大的涡流，导致壁及绕组钢托板上加装磁屏 严重发热，螺栓烧红 蔽，使漏磁通通过磁屏蔽，而 少穿入油箱壁钢板处) 某电站高压B相氢在线B相4根ψ22mm铜线引线较短，螺栓压紧时接触面现场更换所有高压引线，采用 监测报警，DGA并联的引出线与套管不足，导致接触不良，另外，冷压接，使引线与线耳有两个DFP- 诊断存在局部过连接的2个螺栓处有引线插入线耳深度不够，只有压接点，重包引线绝缘，并滤260000/220 热，B相直流电阻两根压接不紧，接触一个压接点，压接不良 油、脱气和真空注油 高9.8%，比交接不良，有3根烧黑，1 时大8.7%~9.9% 根在高压绕组引出线 根部烧断 某电站 DGA试验结果油110kV侧C相套管导因引线短而受机械力使绝缘损更换穿缆引线和导电管，适当 中H2、烃和CO电管烧损，穿缆引线伤，导电管尾部有棱角，磨损增长引线长度，采用磷铜焊，120000/220 #2主变压等气体含量很高，与铜导电管下部接触引线绝缘，引线与导电管分流用白布带妥善半叠包绕引线 器 表明存在涉及固处烧断3股(每股27和环流，导致过热故障 体绝缘的高温过根)故障处积碳严重 热故障 DGA试验诊断内110kV侧B相套管均B相引线太长，进入均压球处将110kV侧B相引线在断股SFPSLB-- 部存在局部高温压球内侧导电管引线弯曲而与导电管搭接，因运行处截断，更换适当长度的引50000/110 过热故障 穿入处有直径10mm震动等，引线绝缘磨损，引线线，用95mm的铜压接头压接， 烧痕，B相引线靠导电导体与导电管接触，形成导电然后用皱纹纸和白布带包绕， 管下部处的绝缘烧断回路，产生分流和环流，造成对两相引线重包绝缘 引线断股4根，外包高温过热 白布带大面积碳化、 29 脱落 10kV母线供用户吊罩发现B相绕组上近区出口短路冲击是造成变压现场修复，更换端丽的绝缘支SFZLB-- 的出线电缆短路，压环与上夹件的连接器损坏的直接原因，但根本原架，恢复损坏的绝缘，变压器31500/110 使轻、重气体继电片烧断，压钉绝缘穿因是该变压器抗短路冲击性差 回装后对油就能行真空处理器动作，DGA诊透，并有放电痕迹，和真空注油 断内部发生了电铁心上穿心螺栓与铁 弧放电，电气试验心间绝缘电阻为零， 未见异常 部分绝缘支架断裂， 少数垫块脱落。油箱 底有铁销、小钢珠 该变压器修复并试验检查高压绕组绝新更换的绝缘木支架未进行干重新更换环氧树脂绝缘支架，真空注油静止24缘为20000MΩ，贴心燥，在邮箱内静置24H期间，再次对变压器真空注油和热小时后，进行低压和低压绕组绝缘电阻水分释出，形成游离水，导致油循环，测量绝缘良好，并对绕组交流耐压前，均为300MΩ，但低压低压绕组与上夹件和铁心之间低压绕组交流耐压30kV1min测量低压绕组的绕组与铁心之间的绝绝缘降低，拆除全部更换的新合格 绝缘静置前的缘为0MΩ，新换的固木支架后低压绕组绝缘电阻正 4500MΩ降为0M定低压铜排木质绝缘常 Ω 支架本身的绝缘电阻 0MΩ，且测量时猫白 烟伴有放电声 10kV侧开关柜故低压abc三相分别有近区短路冲击，造成变压器损返厂进行吊罩检查修理 SFZ8-- 障造成变压器近83、37、91线饼鼓包坏是其直接原因，但根本原因40000/110 区短路，变压器保变形，a、c相绕组表是变压器冲击性能不良 护动作跳闸 面呈轴向长条形隆起 状，高压三相绕组、 调压绕组均有局部变 形，绝缘表面有轻度 烧变色迹象，箱底散 落不少垫块 DGA实验数据超低压绕组a相绕组股曾分别承受过出口单相接地和现场全面检查，烧断导线返厂SFP8-- 标，产气速率不断间有短路，7根导线已三相短路冲击，但短路电流和化验，以便查明原因，现场更240000/220 增加，低压三相直烧坏、焼熔或烧断 持续时间均远低于其允许值，换低压a相绕组 流电阻不平衡率送样厂家化验，导线材质不良， 达5.1% 含杂质，加之导线中间焊接绝 30 缘包扎不良，在短路应力作用 下，使 绝缘破坏，造成短路烧 损 气体继电器和压吊罩检查，三相低压变压器抗短路能力差，高压绕SFP9- 力释放阀动作，变绕组严重变形，A相组3处放电的主要原因是在操240000/220 压器事故跳闸，历高压绕组有3处放电作过电压作用下，可能从其内 史上分别发生过痕迹，并烧坏饼间和径侧 220kV出线A相固件绝缘 单相短路和C相 对地放电 10、铁心多点多点接地实例 故障变压器型号 故障现象 故障检查 故障原因分析 故障处理 投运仅一天，油面温吊罩检查用交流法查找安装时内部检查疏忽，未将上铁轭的铁心接SFSL1-- 升异常，油箱内有异故障点，发现C相下铁轭将油箱内的异物消除干净 地片移至多点接地25000/110 常声音，停运测铁心与夹件间有一弹性金属部位对应的级片上， 绝缘电阻在0~100M片搭接，但现场无法消除 以减少涡流，在接地 Ω间，不稳定，且C套管引下线处串一 相下部有放电声，DGA滑线电阻，使故障电 数据高，铁心接地引流控制在0.3A以下， 线电流达17~25A，判一直维持正常运行 断铁心多点接地 运行中油面温升较吊罩检查，邮箱上盖4各对定位钉的作用不了解，将4各定位钉反转 OSFPSL 高，并从安全气道喷定位钉未反转，或拆除而安装疏忽而为反转或拆除 -90000/220 油，DGA试验油中造成铁心多点接地故障 H2和总烃很高，判断 为磁路有局部过热故 障 油中溶解气体氢、烃吊罩放油内检发现油箱经检查，金属粉末来自油在邮箱底部用合格OSFS 含量很高，铁心对地底沉积大量金属粉末，形泵轴承，轴架磨损，其原油冲洗和用面粉团-90000/220 电阻为零 成桥路造成铁心多点接因是QB型油泵转速高，黏除仅是粉末，并检 地 轴承间隙大，且未 定期维修油泵 修油泵所致 铁心对地绝缘电阻为吊罩检查测量铁心对下因进水使下铁轭绝缘受更换下铁轭阶梯形SFSL1-- 31 2MΩ 夹件的绝缘电阻为零，高潮，经检查系下铁轭阶梯木垫块，铁心对地绝25000/110 压侧至放油阀箱沿锈蚀，型木垫块受潮所致，该木缘恢复正常 并有一块绝缘纸板成糊垫块因长时间大电流流过 状 已发黑碳化 吊芯大修发现铁心积可见部位未见故障点，清运行维护不周，进水受潮，采用放电冲击法，操ZHSFP-- 锈多，铁心对夹件绝理铁心和绝缘件上的铁油箱底、铁心、及夹件生作时，缓慢升压，电27850/110 缘电阻为0.15 MΩ锈，二次冲洗铁心，并敲锈，由于悬浮铁锈在电磁压不允许超过(用500V兆欧表击和震动铁心夹件，其绝力作用下，沉积在绕组内2500V，注意电流、测)，用数字万用表测缘电阻无变化，判断可能部夹件与铁心的绝缘表电压的变化，当电压量为990 KΩ， 是隐蔽而稳定非金属性面，形成稳定的非金属接升至1000V时内有 接地故障 地故障 一放电声，绝缘电阻 升到3 MΩ，当电压 升到1650V时，又听 到放电声，绝缘电阻 升至500 MΩ，接地 点消失 日常监护中，测试铁A相退出运行，放油检查哟与没有采取放松动措拧紧全部穿芯螺栓DFPFS- 心接地电流发现，A发现，铁心对地电阻为施，加之装配时所有均压的螺母均压帽，将穿250000/500 (低压双分裂) 相外引接地线接地电零，所有铁轭穿芯螺杆的帽未 完全拧紧，在运行芯螺栓比绝缘管长流为66A，远远超过螺母均压冒均有不同程中，由于震动，使之更加出部分包绕绝缘，消一个月前测得的小于度的松动，其中有3根穿松动，退扣甚至脱落，穿除箱底杂志，并取出0.1A的规定值，当即芯螺栓的螺母均压冒退芯螺栓绝缘管偏短，显然均压帽与下夹件处油样测试DGA试验，扣或脱落，两个均压冒分是制造时留下的隐患 遗留的一直径为其H2和总烃含量很别落于箱底的油导管上8mm的金属颗粒，测 高 和下夹件与铁轭之间，穿量铁心对地绝缘电 芯螺栓的绝缘管偏短，造阻为300 MΩ，恢复 成穿芯螺栓与下夹件短运行 接 预试中，对B相做夹按计划B相停电放油检因铁心本体在运输或安装打开油箱上部定位ODFPS- 件对地2500V直流耐查发现，夹件对地绝缘电中稍有位移，使无励磁开观察孔，调整铁心定250000/500 压时，听到器身内有阻为零，夹件与器身之间关托板偏移，以致开关与位螺栓，使铁心顶部放电声，反复试验，形成了金属性接地，在检其托板间的水平距离太向无励磁分接开关除二次外，其它在绝查无励磁开关与开关托小，没有达到设计要求，移动的相反的方向缘电阻较高时均有放板之间的绝缘电阻时，将导致直流耐压时夹件对地平移约20mm，接地 32 电声，经各项测试，分接开关在上部横向其放电，变压器运行时，震现象消除。 确认可投运，投运后中一侧水平稍移5mm，动使该距离进一步缩小， 侧夹件对地电流达其夹件接地现象消除，再从而直接接触，产生接地 16A，夹件对地串入移回，基地现象又出现。 现象。 100Ω电阻后，接地电 流为3.9mA，变压器 继续运行安排计划停 电 变压器运行时温度改变负荷进行DGA试根据检查过程分析，该铁采用电容放电冲击SFZ9-31500/110 65?，与当时的负荷验，证明产气与负荷电流心接地故障可能是铁心毛法，对铁心施加500V20000kVA和环境温的关系不大，放油内检发刺、铁锈或焊渣积累所引直流电压，间歇冲击度18?正常运行状态现铁心接地铜螺栓有烧起，随意饭放油检查未发三次，其放电声逐次不符，经数天观察，损，铁心对地绝缘电阻为现故障点。 减小，最终铁心对地风扇不停，油温仍偏零，采用逐一排除法和敲绝缘电阻达2500M高，DGA数据诊断为击震动法均未找到可见Ω，接地故障排除。 内部有高温过热故障 部分有故障点 DGA数据总烃高，贴可见部分未找到故障点，C相铁心硅钢片翘起，与用0.5mm厚绝缘纸OSDPS-120000/220 心接地电流为9A，判用油冲洗、氮气强吹，仍半圆弧下夹件碰触引起铁板插入硅钢片翘起断系铁心多点接地故不能消除故障，随后以铁心多点接地。 碰触夹件处，并固 障。 心加交流电的办法，当加定，使之绝缘，使接 电流由0.5A升至10A时，地故障消除。 发现C相下部放电，经检 查发现时硅钢片翘角碰 夹件所致。 投运前吊罩检查，测在铁心与地之间接入万固定拉板棱角与铁心相在故障处塞入3层SFSZ-150000/220 量铁心铁心对地绝缘用表电阻档，用你绝缘纸碰，形成故障接地点 0.5mm厚绝缘纸板， 电阻为零 板塞插可疑接地点，当塞并包扎处理，使接地 至铁心上部B、C相之间故障消除。 位置时，万用表指示电阻 为无穷大 投运后10天发现铁因电网负荷要求不能停因不能停电，故未查明原在铁心接地引线处心接地电流为9.2A，电检查 因 串入100Ω、200W氧即出现铁心新的接地化锌避雷器，接地电 故障 流限制在0.25A。 33 运行3个月后，吊罩可见部分未见故障点，用可能是金属异物在铁心底积聚电能连续冲击5 检查 2500V兆欧表对6台部搭桥，造成接地故障。 次，铁心绝缘电阻由 10kV电容器组(2μF)零升至250MΩ，变 充电，以积聚电能冲击铁压器恢复运行 心接地点，结果C相芯柱 底部放电 DGA试验结果H2和内部铁心接地连片过长内部接地连片过长，跨接将铁心连片从根部SFPS-120000/220 总烃含量高，且气体而跨接铁心，将铁心短接铁心 剪断，在铁心上部另 增长速率与变压器运近1/10，造成铁心多点接一点插入新接地连 行负荷的关系不密切 地，接地连片烧断3/4 片，并用白布带包扎 预试发现铁心固定引吊罩发现检查可见部位吊起铁心后发现铁心垫脚以干燥绝缘纸板更SFSL1-20000/110 出线接地端对地绝缘无异状，用交流电焊机通支撑铁板与油箱底部之间换受潮、破损的绝缘 电阻为零，DGA试验电，逐步加大电流，结果的绝缘纸板破损，有受潮纸板，并在两侧垫脚 试验发现油中溶解的发现C相套管左侧铁心现象，直接测量该绝缘纸支撑板与油箱底之 H2和总烃含量较高 下夹件底部冒烟，测量该板的绝缘电阻为5MΩ 间清理后增加一层 处对地绝缘电阻为零，并长100mm、厚200mm 在该处油箱底部可见的绝缘纸板。测量铁 200cmX12cm的氺铁锈心对地绝缘电阻为 斑 360MΩ 十五、变压器渗漏的几个概念 1、 油气侧渗漏:是指变压器主体、变压器组部件、油管路、密封面、焊 缝等由于安装不当、工艺不合理或制造过程中有缺陷导致变压器油由 内向空气侧的渗漏。 2、 气油侧渗漏:是指空气向变压器主体内进气，一般情况产生在潜油泵 前，潜油泵前易产生负压区，一旦油路不畅通或者泵前密封不良，就 会导致气侧渗漏。 3、 气气侧渗漏:变压器安装完毕尤其是高电压产品，有部分组部件由于 种种原因是处于空气状态或真空状态，例如变压器储油柜上半部以及 高于储油柜油位的高中压套管，有可能安装不当会造成气气渗漏，而 34 且这种渗漏是非常危险的。 4、 油油侧渗漏:一般是指有载开关油室与变压器主体之间的渗漏和高压套管变压器主体之间的 渗漏。尤其是有载开关油室与变压器主体之间的渗漏会导致变压器主体油不合格，给变压器 运行维护误判。高压套管的渗漏会导致高压套管的爆炸等严重的事故。1.介绍 为了使变压器能够长期安全运行，及早发现变压器主体及组件的早期问题，对变压器进行监测、检查和维护是很有必要的。 在变压器运行期间，适时地监测和分析某些关键性的运行参数，将会确保变压器有一个长期而有效的运行寿命。 十六、变压器运行与维护应注意的问题 1.运行检查 检查维护周期取决于变压器在供电系统中所处的重要性及安装现场的环境和气候。 下述检查和维护项目是变压器在正常工作条件下，进行的必要的检查和维护，运行单位可根据具体情况结合多年的运行经验，制定出自己的检查、维护方案和计划。 1.1日常检查(有人值班的电厂或电站) 每天对变压器至少巡视一次;每周至少进行一次夜间巡视，巡视内容见表1。 表1 检查 检查项目 说明和方法 问题的判断和补救措施 温度 1) 油面温度计指示 1) 如果油温和油位之间的关系 2) 绕组温度计指示 的偏差超过标准曲线，重点检 3) 温度计内潮气的冷凝 查以下各项: 油位 a)变压器油箱漏油 1) 油位计的指示 b)油位计有问题 2) 潮气在油位计上的冷凝 c)温度计有问题 变3) 检查标准曲线，比较油温和油位之间 2)如果有潮气冷凝在温度计和油压的关系 位计的刻度盘上，重点查找结露器 原因 主 漏油 检查套管法兰、阀门、冷却装置、油管路若有油从密封处渗出，需重新紧体 等的密封情况 固密封处紧固件，如果还漏则需 更换密封件 不正常的噪检查运行条件是否正常 如果确认不正常的噪声和震动是 声和震动 由于连接松动造成的，则需重新 紧固这些部位的连接件 不正常的噪检查冷却风扇和油泵的运行条件是否正确认噪声是由冷却风扇和油泵发置装却冷 声和震动 常(在启动备用设备时应特别注意) 出的，请更换轴承 35 漏油 检查冷却装置管路、蝶阀和油泵是否漏油 若油从密封处渗出，需重新紧固 密封处紧固件，如果还漏则需更 换密封件 运转不正常 如果运转不正常，请检修或更换 1) 检查冷却风扇和油泵是否正常运转 2) 检查油流指示器是否正常运转 脏污附着 检查冷却器(散热器)上脏污的附着 特别脏时要进行清洗，否则影响 冷却效果 漏油 检查套管油位是否正常，是否漏油 如果漏油，需更换密封件 套套管上有裂检查脏污附着处的瓷件上有无裂纹 如果有裂纹、破损，请修复或更 管纹、破损或污换，若有污物，请清洗，否则影 物 响爬距 表1(续) 检查 检查项目 说明和方法 问题的判断和补救措施 干燥度 检查干燥剂(硅胶)的颜色 检查吸湿器中硅胶的含水量，如 吸果2/3的硅胶变色则需要更换或 湿干燥处理。 器油位 检查油杯的油位 如果油位低于正常油位，取下油 杯，重新注入变压器油。 压力释放漏油 检查是否有油从喷油口喷出或漏出 如果有很多油漏出则需要更换压 器 力释放器。 有载开关 漏油 检查传动机构的密封情况 如果有油漏出及时处理 1.2定期检查 1.2.1投运初期必须进行的检查和试验 1.2.1.1检查周期 开始运行的第1个月，在投运后的第3天、第10天、第30天各进行1次;第2个月至第6个月每月进行1次。 1.2.1.2检查及试验项目: (1)检查记录变压器各测量仪表的读数，测量变压器外部结构件的温升。 (2)检查变压器的密封状况，发现渗漏油情况及时处理。 (3)取油样化验，项目包括测定耐压、含水量、含气量、tgδ、色谱分析等。如有异常情况，应与制造厂联系，共同协商及时处理。运行中若油质下降很快，应尽快分析原因，并通知制造厂，及时采取处理措施。 1.2.2运行中变压器的定期检查(记录检查数据和检查结果)见表2 表2 检查 检查项目 周期 说明和方法 问题的判断和补救措施 备注 36 油中溶解 运变压器油中产生气体的主要1.主要分析以下气 气体分析 行有以下原因: 体:O;N;H;CH;222461)油和纸过热 发现异常后应 个2)火花放电引起的油分解 缩短取样周期CH;CH;CH;CO;262422 月3)油纸绝缘中的局部放电 并监视气体增 CO; 2后 4)由于漏磁产生的局部过热 加速率，判断其 2.检查方法见产生的原因。 GB/T7252 3.建立分析档案 绝 含水量 投行前?10μL/L 检查方法见GB/T7600 运行中,15μL/L 缘 或GB/T7601 油 含气量 投运前?1%;运行中?2% 检查方法见DL/T423 或DL/T450 击穿电压 投运前?70kV/2.5mm 如果低于此值检查方法见GB/T 507 运行中?60kV/2.5mm 需对油进行处 或DL/T 429.9 理 酸值?0.1 如果高于此值检查方法见GB/T7599 mgKOH/g 需对油进行处 或GB/T 264 理 表2(续) 检查 检查项目 周期 说明和方法 问题的判断和补救措施 备注 冷却器组 1年 确认不正常噪声是由冷却风 检查油泵和冷却风扇 或 扇、油泵、吹风装置发出的，冷 及吹风装置运行时发散热器组 请检修或更换轴承。 却 器出的噪声是否正常。 或 1年1)每年至少用热水清洁冷却 检查冷却管和支架的散 或3管一次 热赃污、锈蚀情况 年 2)每三年用热水彻底清洁冷器 却管，并重新油漆支架、外壳 等。 绝缘电阻2年 测量结果同最近一次的测定 绝1.测量应使用?缘测量(连值应无显著差别，如有则需查电2500V的兆欧表 同套管)明原因。 阻 和tgδ测2.测量绕组对地的绝 量 缘电阻 3.测量tgδ 37 2年 检查左边项目是否处于正常1)如果瓷件有1)瓷件是否有裂纹 状态 裂纹、破损，请 2)脏污(包括盐性成更换，若过于脏 污，请用中性清分) 套管的清洗剂清洗，然后 3)漏油、油位和油位洁和油用清水冲洗干 套 位、接线净再擦干。 计内潮气的冷凝 管 端头的检2)如果发现油 4) 套管接线端头的查 位计内有潮气 冷凝，请查找结过热和紧固 露原因并处理。 2)当接线端头 松动时请紧固。 2年 1)如果密封处漏油应重新紧 1)漏油 固或更换密封垫。 2)气体继电器中的气2) 如果触头的分合动作不灵 活，要求更换触头的操作机体量 气体继电构。 附 器 3)用继电器上的试验 件 按钮检查其触头的动 作情况 压力释放2年 如果有很多油漏出则需要更 检查漏油、喷油情况 器 换压力释放器。 表2(续) 检查 检查项目 周期 说明和方法 问题的判断和补救措施 备注 2年 1)温度指示计内有无1)检查有无潮气冷凝及温度绕组温度计必 潮气的冷凝 指示是否正确，必要时更换。 须进行检查时， 2)检查校准温度指示 2)比较油面温度计和酒精温可在变压器停 度计(可装在箱盖上的备用孔运时进行。 温度计 内)的指示差别不大，否则更 换。 3)绕组温度计的指示受负载附 的影响，请与以前同负载的记 录比较。 件 2年 1)油位指示计内有无1)检查潮气的冷凝和对测量当放净油时检 潮气的冷凝 的影响，必要时更换。 查触头的动作 2)检查浮球和指针的动作是情况 2)浮球和指针的动作油位计 否同步及触头的动作情况。 情况，触头的动作情 况 38 2年 1)指示器内有无潮气1)检查潮气的冷凝情况和对 的冷凝 测量的影响，必要时更换 油流指示2)变压器退出运行，油泵开始2)油流指示器的动作器 停时，检查油流指示器指针的 情况 动作指示 .3若变压器运行中发现有异常现象，应及时通知制造厂。当确认属变压器内部故障时，再商定内检有关1 事宜。其内检程序及技术要求由制造厂临时编制。 2.停运检查 有下述情况之一时，变压器应该退出运行进行检查和修理。 (1)变压器内部产生沉重不协调的噪声或劈啪声; (2)在正常冷却条件下，变压器油温不正常或不断升高; (3)压力释放器喷油; (4)储油柜油位表指示的油位下降到看不见油位的程度; (5)油样化验表明含烃量超标; 套管严重破损或出现击穿和放电现象。 (6) 3.常见问题的处理 3.1变压器油温升高超过85?(环境温度40?)时，值班人员应作以下检查: 3.1.1检查变压器负载和冷却介质的温度，与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对; 3.1.2检查温度测量装置; 3.1.3检查冷却装置(油泵、风扇、冷却管路); 若温度升高的原因是由于冷却系统故障，且运行中无法修理的，应将变压器停运修理;若不能停运的应调整负载使变压器在允许的运行温度下运行。 若在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常且不断上升，经检查证明温度指示正确，则认为变压器内部故障，变压器应立即停运检查，将损失降到最低。 3.2变压器油位的检查: 3.2.1当发现变压器的油面比油温所对应的油位显著降低时，应查明原因。补油时，应将重瓦斯改接信号，避免误跳闸，禁止从变压器下部补油。 3.2.2变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应从储油管处放油，使油位降致与当时油温相对应的高度，避免油溢出。 39 4.维护 下述维护项目可根据具体情况在现场规程中规定: 4.1定期清除储油柜集污盒内的积水污物; 4.2冲洗被污物堵塞影响散热的冷却器或散热器; 4.3更换吸湿器内的硅胶等; 4.4套管表面的清洁; 4.5变压器外部的清洁; 4.6控制箱、端子箱和二次回路的检查和清洁; 5.更换易损件 易损件及更换周期见表3 表3 部件 更换周期 当使用10年以上的轴承运行中发出不正常的噪声时，在变压器退出运行时更换所有轴油泵轴承 承 冷却风扇当使用10年以上的轴承运行中发出不正常的噪声时，在变压器退出运行时更换所有轴 轴承 承 密封垫圈使用15年以上时，根据具体情况更换所有密封垫 (胶垫) 十七、国网反措 关于印发《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(修订版)的通知 2004]641号)、《110(66)kV,500kV油浸式变压器(电抗器)技术监督规定》(国家电网生技[2005]174 号)等有关规定，并提出以下重点要求: 9.1 防止变压器出口短路事故9.1.1 加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。240MVA 及以下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品;500kV变压器和 240MVA 以上容量变压器，制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。 9.1.2 在变压器设计阶段，运行单位应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告及抗短路能力计算所需详细参数，并自行进行校核工作。220kV及以上电压等级的变压器都应进行抗震计算。 9.1.3 220kV及以上电压等级变压器须进行驻厂监造，110(66)kV 电压等级的变压器应按照监造关键控制点的要求进行监造，有关监造关键控制点应在中予以明确。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。 9.1.4 变压器在制造阶段的质量抽检工作，应进行电磁线抽检;根据供应商生产批量情况，应抽样进行突发短路试验验证。 9.1.5 为防止出口及近区短路，变压器 35kV 及以下低压母线应考虑绝缘化;10kV 的线路、变电站出口 2 40 公里内宜考虑采用绝缘导线。 9.1.6 全电缆线路不应采用重合闸，对于含电缆的混合线路应采取相应措施，防止变压器连续遭受短路冲击。 9.1.7 应开展变压器抗短路能力的校核工作，根据设备的实际情况有选择性地采取加装中性点小电抗、限流电抗器等措施，对不满足要求的变压器进行改造或更换。 9.1.8 当有并联运行要求的三绕组变压器的低压侧短路电流超出断路器开断电流时，应增设限流电抗器。 9.2 防止变压器绝缘事故 9.2.1 设计阶段应注意的问题 9.2.1.1 工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验;所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。 9.2.1.2 出厂局部放电试验测量电压为1.5Um/3时，220kV及以上电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于 100pC。110(66)kV电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于100pC。330kV及以上电压等级强迫油循环变压器应在油泵全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。 9.2.1.3 生产厂家首次设计、新型号或有运行特殊要求的220kV及以上电压等级变压器在首批次生产系列中应进行例行试验、型式试验和特殊试验(承受短路能力的试验视实际情况而定)，当一批供货达到6台时应抽1台进行短时感应耐压试验(ACSD)和操作冲击试验(SI)。9.2.1.4 500kV 及以上并联电抗器的中性点电抗器出厂试验应进行短时感应耐压试验(ACSD)。 9.2.1.5 500kV变压器，特别是在接地极50km内的单相自耦变压器，应在规划阶段提出直流偏磁抑制需求，重点关注220kV系统与500kV系统间的直流分布。 9.2.2 基建阶段应注意的问题 9.2.2.1 新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定进行抽真空、真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对采用有载分接开关的变压器油箱应同时按要求抽真空，但应注意抽真空前应用连通管接通本体与开关油室。为防止真空度计水银倒灌进设备中，禁止使用麦氏真空计。 9.2.2.2 对于分体运输、现场组装的变压器有条件时宜进行真空煤油气相干燥。 9.2.2.3 装有密封胶囊、隔膜或波纹管式储油柜的变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入或漏油，并结合大修或停电对胶囊和隔膜、波纹管式储油柜的完好性进行检查。 9.2.2.4 充气运输的变压器运到现场后，必须密切监视气体压力，压力过低时(低于0.01MPa)要补干燥气体，现场放置时间超过3个月的变压器应注油保存，并装上储油柜和胶囊，严防进水受潮。注油前，必须测定密封气体的压力，核查密封状况，必要时应进行检漏试验。为防止变压器在安装和运行中进水受潮，套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管等处必须密封良好。必要时应测露点。如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。 9.2.2.5 变压器新油应由厂家提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告。 9.2.2.6 110(66)kV 及以上变压器在运输过程中，应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。主变就位后，制造厂、运输部门、用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。 9.2.2.7 110(66)kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法和低电压短路阻抗测试绕组变形以留原始记录;110(66)kV及以上电压等级的变压器在新安装时应进行现场局部放电试验;对110(66)kV电压等级变压器在新安装时应抽样进行额定电压下空载损耗试验和负载损耗试验;如有条件时，500kV并联电抗器在新安装时可进行现场局部放电试验。现场局部放电试验验收，应在所有额定运行油泵(如有)启动以及工厂试验电压和时间下，220kV及以上变压器放电量不大于100pC。 9.2.3 运行阶段应注意的问题 9.2.3.1 加强变压器运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。 9.2.3.2 对运行年限超过15年储油柜的胶囊和隔膜应更换。9.2.3.3 对运行超过 20 年的薄绝缘、铝线圈 41 变压器，不宜对本体进行改造性大修，也不宜进行迁移安装，应加强技术监督工作并逐步安排更新改造。 9.2.3.4 220kV 及以上电压等级变压器拆装套管或进人后，应进行现场局部放电试验。 9.2.3.5 按照《输变电设备状态检修试验规程》(DL/T393-2010)开展红外检测，新建、改扩建或大修后的变压器(电抗器)，应在投运带负荷后不超过1个月内(但至少在24h以后)进行一次精确检测。220kV及以上电压等级的变压器(电抗器)每年在季节变化前后应至少各进行一次精确检测。在高温大负荷运行期间，对220kV及以上电压等级变压器(电抗器)应增加红外检测次数。精确检测的测量数据和图像应存入数据库。 9.2.3.6 铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行中监测接地线中是否有环流，当运行中环流异常变化，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理。 9.2.3.7 220 千伏及以上油浸式变压器(电抗器)和位置特别重要或存在绝缘缺陷的110(66)千伏油浸式变压器宜配置多组份油中溶解气体在线监测装置;且每年在进入夏季和冬季用电高峰前分别进行一次与离线检测数据的比对分析，确保检测准确。 9.2.3.8 对地中直流偏磁严重的区域，在变压器中性点应采用相同的限流技术。 9.3 防止变压器保护事故 9.3.1 基建阶段应注意的问题 9.3.1.1 新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用;气体继电器应在真空注油完毕后再安装;瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。 9.3.1.2 变压器本体保护应加强防雨、防震措施，户外布置的压力释放阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩。 9.3.1.3 变压器本体保护宜采用就地跳闸方式，即将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两付触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路，减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰和二次回路断线等不可靠因素。 9.3.2 运行阶段应注意的问题 9.3.2.1 变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。若需退出重瓦斯保护，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，限期恢复。 9.3.2.2 气体继电器应定期校验。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。9.3.2.3 压力释放阀在交接和变压器大修时应进行校验。 9.3.2.4 运行中的变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由关闭位置旋转至开启位置时，以及当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放油或放气阀门时，均应先将变压器重瓦斯保护停用。 9.3.2.5 变压器运行中，若需将气体继电器集气室的气体排出时，为防止误碰探针，造成瓦斯保护跳闸可将变压器重瓦斯保护切换为信号方式;排气结束后，应将重瓦斯保护恢复为跳闸方式。 9.4 防止分接开关事故 9.4.1 无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比;有载分接开关检修后，应测量全程的直流电阻和变比，合格后方可投运。 9.4.2 安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动。 9.4.3 新购有载分接开关的选择开关应有机械限位功能，束缚电阻应采用常接方式。9.4.3 有载分接开关在安装时应按出厂说明书进行调试检查。要特别注意分接引线距离和固定状况、动静触头间的接触情况和操作机构指示位置的正确性。新安装的有载分接开关，应对切换程序与时间进行测试。 9.4.4 加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数或运行时间达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换程序与时间进行测试。 9.5 防止变压器套管事故 42 9.5.1 新套管供应商应提供型式试验报告。 9.5.2 检修时当套管水平存放，安装就位后，带电前必须进行静放，其中500kV套管静放时间应大于36小时，110,220kV套管静放时间应大于24小时。 9.5.3 如套管的伞裙间距低于规定标准，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止污秽闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。 9.5.4 作为备品的110(66)kV及以上套管，应竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面受潮。对水平放置保存期超过一年的110(66)kV及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。 9.5.5 油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压，应避免频繁取油样分析而造成其负压。运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况，注意保持套管油位正常。套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮损坏。 9.5.6 加强套管末屏接地检测、检修及运行维护管理，每次拆接末屏后应检查末屏接地状况，在变压器投运时和运行中开展套管末屏接地状况带电测量。 9.6 防止冷却系统事故 9.6.1 设计阶段应注意的问题 9.6.1.1 优先选用自然油循环风冷或自冷方式的变压器。 9.6.1.2 潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。 9.6.1.3 对强油循环的变压器，在按规定程序开启所有油泵(包括备用)后整个冷却装置上不应出现负压。 9.6.1.4 强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源，并采用自动切换装置。 9.6.1.5 新建或扩建变压器一般不采用水冷方式。对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。 9.6.1.6 变压器冷却系统的工作电源应有三相电压监测，任一相故障失电时，应保证自动切换至备用电源供电。 9.6.2 运行阶段应注意的问题 9.6.2.1 强油循环冷却系统的两个独立电源的自动切换装置，应定期进行切换试验，有关信号装置应齐全可靠。 9.6.2.2 强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在30秒以上，以防止气体继电器误动。 9.6.2.3 对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时，应安排停运检修。 9.6.2.4 为保证冷却效果，管状结构变压器冷却器每年应进行1,2次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行。 9.6.2.5 对目前正在使用的单铜管水冷却变压器，应始终保持油压大于水压，并加强运行维护工作，同时应采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。 9.7 预防变压器火灾事故 9.7.1 按照有关规定完善变压器的消防设施，并加强维护管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。 9.7.2 采用排油注氮保护装置的变压器应采用具有联动功能的双浮球结构的气体继电器。9.7.3 排油注氮保护装置应满足: 9.7.3.1 排油注氮启动(触发)功率应大于220V*5A(DC);9.7.3.2 注油阀动作线圈功率应大于220V*6A(DC); 9.7.3.3 注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门; 9.7.3.4 动作逻辑关系应满足本体重瓦斯保护、主变断路器开关跳闸、油箱超压开关同时动作时才能启动排油充氮保护。 9.7.4 水喷淋动作功率应大于8W，其动作逻辑关系应满足变压器超温保护与变压器断路器开关跳闸同时动作。 43 9.7.5 变压器本体储油柜与气体继电器间应增设逆止阀，以防储油柜中的油下泄而造成火灾扩大。 9.7.6 现场进行变压器干燥时，应做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。 9.7.7 应结合例行试验检修，定期对灭火装置进行维护和检查，以防止误动和拒动。 十八、油色谱分析 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58