變壓器故障檢測技術(shù)--典型故障分析

1、畢業(yè)設(shè)計題目：變壓器故障檢測技術(shù)-典型故障分析系別：電氣系專業(yè)：班級：姓名：學(xué)號：指導(dǎo)老師： 變壓器故障檢測技術(shù)-典型故障分析摘要 電力變壓器故障檢測主要有電氣量檢測和化學(xué)檢測方法?；瘜W(xué)檢測主要是通過變壓器油中特征氣體的含量、產(chǎn)氣速率和三比值法進行分析判斷，它對變壓器的潛伏性故障及故障發(fā)展程度的早期發(fā)現(xiàn)具有有效性。具體應(yīng)用中要根據(jù)故障或缺陷的不同發(fā)展階段,采用不同的分析方法,結(jié)合設(shè)備的實際運行狀況及外部電氣試驗數(shù)據(jù),充分發(fā)揮油化學(xué)檢測的靈敏性,正確評判設(shè)備狀況或制定針對性的檢修策略。實際應(yīng)用過程中，為了更準(zhǔn)確的診斷變壓器的內(nèi)部故障，色譜分析應(yīng)根據(jù)設(shè)備歷史運行狀況、特征氣體的含量等采用不同的分析

2、模型確定設(shè)備運行是否屬于正常或存在潛伏性故障以及故障類別。電力變壓器是一種改變交流電壓大小靜止的電力設(shè)備，是電力系統(tǒng)中核心設(shè)備之一，在電能的傳輸和配送過程中，電力變壓器是能量轉(zhuǎn)換、傳輸?shù)暮诵?，是國民?jīng)濟各行各業(yè)和千家萬戶能量來源的必經(jīng)之路。如果變壓器發(fā)生故障，將影響電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行電力系統(tǒng)中很重要的設(shè)備，一旦發(fā)生事故，將造成很大的經(jīng)濟損失。分析各種電力變壓器事故，找出原因，總結(jié)出處理事故的辦法，把事故損失控制在最小范圍內(nèi)，盡量減少對系統(tǒng)的損害。由于每臺變壓器負荷大小、冷卻條件及季節(jié)不同，運行中不僅要以上層油溫允許值為依據(jù)，還應(yīng)根據(jù)以往運行經(jīng)驗及在上述情況下與上次的油溫比較。如油溫突然增高

3、，則應(yīng)檢查冷卻裝置是否正常，油循環(huán)是否破壞等，來判斷變壓器內(nèi)部是否有故障。變壓器的安全運行管理工作是我們?nèi)粘９ぷ鞯闹攸c，通過對變壓器的異常運行情況、常見故障分析的經(jīng)驗總結(jié)，將有利于及時、準(zhǔn)確判斷故障原因、性質(zhì)，及時采取有效措施，確保設(shè)備的安全運行變壓器是輸配電系統(tǒng)中極其重要的電器設(shè)備，根據(jù)運行維護管理規(guī)定變壓器必須定期進行檢查，以便及時了解和掌握變壓器的運行情況，及時采取有效措施，力爭把故障消除在萌芽狀態(tài)之中，從而保障變壓器的安全運行。現(xiàn)根據(jù)對變壓器的運行、維護管理經(jīng)驗。 關(guān)鍵詞：變壓器故障檢測色譜分析目錄摘要1電力變壓器的內(nèi)部故障類型.11.1過熱性故障. 11.2放電性故障.11.3變壓器

4、絕緣受潮.12色譜分析診斷的基本程序.22.1變壓器故障的油中氣體色譜檢測.22.2特征氣體的含量.32.3根據(jù)氣體含量變化分析判斷. 33油中主要氣體含量故障分析方法. .53.1變壓器的注意值.53.2不超過注意值.53.3應(yīng)用舉例. 64故障產(chǎn)氣速率判斷法.84.1不超過注意值.84.2根據(jù)產(chǎn)氣速率判斷故障的方法.85根據(jù)三比值法分析判斷法.10 5.1三比值判斷法.105.2應(yīng)用舉. 106在線監(jiān)測技術(shù).11 6.1油中溶解性氣體分析及檢測.116.2局部放電在線檢測技術(shù).116.3繞組溫度在線檢測技術(shù).117結(jié)束語.13參考文獻.14致謝.151電力變壓器的內(nèi)部故障類型1.1 過熱性

5、故障 是由于設(shè)備的絕緣性能惡化、油等絕緣材料裂化分解。又分為裸金屬過熱和固體絕緣過熱兩類。裸金屬過熱與固體絕緣過熱的區(qū)別是以CO和CO2的含量為準(zhǔn)，前者含量較低，后者含量較高。 1.2放電性故障是設(shè)備內(nèi)部產(chǎn)生電效應(yīng)（即放電）導(dǎo)致設(shè)備的絕緣性能惡化。又可按產(chǎn)生電效應(yīng)的強弱分為高能放電（電弧放電）、低能量放電（火花放電）和局部放電三種。1.2.1發(fā)生電弧放電時 發(fā)生電弧放電時產(chǎn)生氣體主要為乙炔和氫氣，其次是甲烷和乙烯氣體。這種故障在設(shè)備中存在時間較短，預(yù)兆又不明顯，因此一般色譜法較難預(yù)測。1.2.2火花放電 是一種間歇性的放電故障。常見于套管引線對電位未固定的套管導(dǎo)電管，均壓圈等的放電;引線局部接

6、觸不良或鐵心接地片接觸不良而引起的放電;分接開關(guān)撥叉或金屬螺絲電位懸浮而引起的放電等。產(chǎn)生氣體主要為乙炔和氫氣，其次是甲烷和乙烯氣體，但由于故障能量較低，一般總烴含量不高。1.2.3局部放電 主要發(fā)生在互感器和套管上。由于設(shè)備受潮，制造工藝差或維護不當(dāng)，都會造成局部放電。產(chǎn)生氣體主要是氫氣，其次是甲烷。當(dāng)放電能量較高時，也會產(chǎn)生少量的乙炔氣體。 1.3變壓器絕緣受潮 變壓器絕緣受潮時，其特征氣體H2含量較高，而其它氣體成分增加不明顯。值得注意的是，芳烴含量問題。因為它具有很好的“抗析氣”性能。不同牌號油含芳烴量不同，在電場作用下產(chǎn)生的氣體量不同。芳烴含量少的油“抗析氣”性能較差，故在電場作用下

7、易產(chǎn)生氫和甲烷，嚴重時還會生成蠟狀物質(zhì)；而芳烴含量較多的絕緣油“抗析氣”性能較好，產(chǎn)生的氫氣和甲烷就少些，因此，具體判斷時要考慮這一因素的影響2 色譜分析診斷的基本程序 2.1變壓器故障的油中氣體色譜檢測 目前，在變壓器故障診斷中，單靠電氣試驗方法往往很難發(fā)現(xiàn)某些局部故障和發(fā)熱缺陷，而通過變壓器油中氣體的色譜分析這種化學(xué)檢測的方法，對發(fā)現(xiàn)變壓器內(nèi)部的某些潛伏性故障及其發(fā)展程度的早期診斷非常靈敏而有效，這已為大量故障診斷的實踐所證明。 油色譜分析的原理是基于任何一種特定的烴類氣體的產(chǎn)生速率隨溫度而變化，在特定溫度下，往往有某一種氣體的產(chǎn)氣率會出現(xiàn)最大值；隨著溫度升高，產(chǎn)氣率最大的氣體依次為CH4

8、、C2H6、C2H4、C2H2。這也證明在故障溫度與溶解氣體含量之間存在著對應(yīng)的關(guān)系。而局部過熱、電暈和電弧是導(dǎo)致油浸紙絕緣中產(chǎn)生故障特征氣體的主要原因。 變壓器在正常運行狀態(tài)下，由于油和固體絕緣會逐漸老化、變質(zhì)，并分解出極少量的氣體(主要包括氫H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等多種氣體)。當(dāng)變壓器內(nèi)部發(fā)生過熱性故障、放電性故障或內(nèi)部絕緣受潮時，這些氣體的含量會迅速增加。 這些氣體大部分溶解在絕緣油中，少部分上升至絕緣油的表面，并進入氣體繼電器。經(jīng)驗證明，油中氣體的各種成分含量的多少和故障的性質(zhì)及程度直接有關(guān)。因此在設(shè)備運行過程中，定期測

9、量溶解于油中的氣體成分和含量，對于及早發(fā)現(xiàn)充油電力設(shè)備內(nèi)部存在的潛伏性故障有非常重要的意義和現(xiàn)實的成效，在1997年頒布執(zhí)行的電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程中，已將變壓器油的氣體色譜分析放到了首要的位置，并通過近些年的普遍推廣應(yīng)用和經(jīng)驗積累取得了顯著的成效。 電力變壓器的內(nèi)部故障主要有過熱性故障、放電性故障及絕緣受潮等多種類型。據(jù)有關(guān)資料介紹，在對359臺故障變壓器的統(tǒng)計表明：過熱性故障占63；高能量放電故障占181；過熱兼高能量放電故障占10；火花放電故障占7；受潮或局部放電故障占19。而在過熱性故障中，分接開關(guān)接觸不良占50；鐵心多點接地和局部短路或漏磁環(huán)流約占33；導(dǎo)線過熱和接頭不良或緊固件松動

10、引起過熱約占144；其余21為其他故障，如硅膠進入本體引起的局部油道堵塞，致使局部散熱不良而造成的過熱性故障。而電弧放電以繞組匝、層間絕緣擊穿為主， 3 其次為引線斷裂或?qū)Φ亻W絡(luò)和分接開關(guān)飛弧等故障?；鸹ǚ烹姵Ｒ娪谔坠芤€對電位末固定的套管導(dǎo)電管、均壓圈等的放電；引線局部接觸不良或鐵心接地片接觸不良而引起的放電；分接開關(guān)撥叉或金屬螺絲電位懸浮而引起的放電等。 針對上述故障，根據(jù)色譜分析數(shù)據(jù)進行變壓器內(nèi)部故障診斷時，應(yīng)包括：(1)分析氣體產(chǎn)生的原因及變化。 (2)判定有無故障及故障的類型。如過熱、電弧放電、火花放電和局部放電等。(3)判斷故障的狀況。如熱點溫度、故障回路嚴重程度以及發(fā)展趨勢等。(

11、4)提出相應(yīng)的處理措施。如能否繼續(xù)運行，以及運行期間的技術(shù)安全措施和監(jiān)視手或是否需要吊心檢修等。若需加強監(jiān)視，則應(yīng)縮短下次試驗的周期。 2.2特征氣體的含量 首先看特征氣體的含量。若H2、C2H2、總烴有一項大于規(guī)程規(guī)定的注意值的20%，應(yīng)先根據(jù)特征氣體含量作大致判斷，主要的對應(yīng)關(guān)系是：若有乙炔，應(yīng)懷疑電弧或火花放電；氫氣很大，應(yīng)懷疑有進水受潮的可能；總烴中烷烴和烯烴過量而炔烴很小或無，則是過熱的特征。計算產(chǎn)生速率，評估故障發(fā)展的快慢。通過分析的氣體組分含量，進行三比值計算，確定故障類別。核對設(shè)備的運行歷史，并且通過其它試驗進行綜合判斷。2.3根據(jù)氣體含量變化分析判斷 (1)氫氣H2變化。變壓

12、器在高、中溫過熱時，H2一般占氫烴總量的27以下，而且隨溫度升高，H2的絕對含量有所增長，但其所占比例卻相對下降。變壓器無論是熱故障還是電故障，最終都將導(dǎo)致絕緣介質(zhì)裂解產(chǎn)生各種特征氣體。由于碳氫鍵之間的鍵能低，生成熱小，在絕緣的分解過程中，一般總是先生成H2，因此H2是各種故障特征氣體的主要組成成分之一。變壓器內(nèi)部進水受潮是一種內(nèi)部潛伏性故障，其特征氣體H2含量很高?？陀^上如果色譜分析發(fā)現(xiàn)H2含量超標(biāo)，而其他成分并沒有增加時，可大致先判斷為設(shè)備含有水分，為進一步判別，可加做微水分析。導(dǎo)致水分分解出H2有兩種可能：一是水分和鐵產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)；二是在高電場作用下水本身分子分解。設(shè)備受潮時固體絕緣材料

13、含水量比油中含水量要大100多倍，而H2含量高，大多是由于油、紙絕緣內(nèi)含有氣體和水分，所以在現(xiàn)場處理設(shè)備受潮時，僅靠采用真空濾油法不能持久地降低設(shè)備中的含水量，原因在于真空濾油對于設(shè)備整體的水分影響不大。 另外，還有一種誤判斷的情況，如某變壓器廠的產(chǎn)品一階段曾連續(xù)十幾臺變壓器油色譜中H2高達1000t2LL以上。而取相同油樣分送三處外單位測試，H2含量卻均正常。于是對標(biāo)氣進行分析，氫氣峰高竟達216mm，而正常情況僅13mm左右。以上分析說明是氣相色譜儀發(fā)生異常，經(jīng)檢查與分離柱有關(guān)，因分離柱長期使用，特別是用振蕩脫氣法脫氣吸附了油，當(dāng)吸附達到一定程度，便在一定條件下釋放出來，使分析發(fā)生誤差，經(jīng)

14、更換分離柱后恢復(fù)正常。 (2)乙炔C2H2變化。C2H2的產(chǎn)生與放電性故障有關(guān)，當(dāng)變壓器內(nèi)部發(fā)生電弧放電時，C2H2一般占總烴的20-70，H2占氫烴總量的3090，并且在絕大多數(shù)情況下，C2H4含量高于CH4。當(dāng)C2H2含量占主要成分且超標(biāo)時，則很可能是設(shè)備繞組短路或分接開關(guān)切換產(chǎn)生弧光放電所致。如果其他成分沒超標(biāo)，而C2H2超標(biāo)且增長速率較快，則可能是設(shè)備內(nèi)部存在高能量放電故障。 (3)甲烷CH4和乙烯C2H4變化。在過熱性故障中，當(dāng)只有熱源處的絕緣油分解時，特征氣體CH4和C2H4兩者之和一般可占總烴的80以上，且隨著故障點溫度的升高，C2H4所占比例也增加。 另外，丁腈橡膠材料在變壓器

15、油中將可能產(chǎn)生大量的CH4，丁青在變壓器油中產(chǎn)生甲烷的本質(zhì)是橡膠將本身所含的CH4釋放到油中，而不是將油催化裂介為CH4。硫化丁腈橡膠在油中釋放CH4的主要成分是硫化劑，其次是增塑劑、硬脂酸等含甲基的物質(zhì)，而釋放量取決于硫化條件。 (4)一氧化碳CO和二氧化碳CO2變化。無論何種放電形式，除了產(chǎn)生氫烴類氣體外，與過熱故障一樣，只要有固體絕緣介入，都會產(chǎn)生CO和CO2。但從總體上來說，過熱性故障的產(chǎn)氣速率比放電性故障慢。3油中主要氣體含量故障分析方法 在判斷設(shè)備內(nèi)有無故障時，首先將氣體分析結(jié)果中的幾項主要指標(biāo)，（H2， CH，C2H2）與色譜分析導(dǎo)則規(guī)定的注意值（如表1所示）進行比較。 表1正常

16、變壓器油中氣，烴類氣體含量的注意值 3.1變壓器的注意值當(dāng)任一項含量超過注意值時都應(yīng)引起注意。但是這些注意值不是劃分設(shè)備有無故障的唯一標(biāo)準(zhǔn)，因此，不能拿“標(biāo)準(zhǔn)”死套。如有的設(shè)備因某種原因使氣體含量較高，超過注意值，也不能斷言判定有故障，因為可能不是本體故障所致，而是外來干擾引起的基數(shù)較高，這時應(yīng)與歷史數(shù)據(jù)比較，如果沒有歷史數(shù)據(jù)，則需要確定一個適當(dāng)?shù)臋z測周期進行追蹤分析。又如有些氣體含量雖低于注意值，但含量增長迅速時，也應(yīng)追蹤分析。就是說：不要以為氣體含量一超過注意值就判斷為故障，甚至采取內(nèi)部檢查修理或限制負荷等措施，是不經(jīng)濟的，而最終判斷有無故障，是把分析結(jié)果絕對值超過規(guī)定的注意值，（注意非故

17、障性原因產(chǎn)生的故障氣體的影響，以免誤判），且產(chǎn)氣速率又超過10%的注意值時，才判斷為存在故障。 注意值不是變壓器停運的限制，要根據(jù)具體情況進行判斷，如果不是電路（包括絕緣）問題，可以緩?fù)＿\檢查。 3.2不超過注意值 若油中含有氫和烴類氣體，但不超過注意值，且氣體成份含量一直比較穩(wěn)定，沒有發(fā)展趨勢，則認為變壓器運行正常。 表1中注意值是根據(jù)對國內(nèi)19個省市6000多臺次變壓器的統(tǒng)計而制定的，其中統(tǒng)計超過注意值的變壓器臺數(shù)占總臺數(shù)的比例為5%左右。 注意油中CO、CO2含量及比值。變壓器在運行中固體絕緣老化會產(chǎn)生CO和CO2。同時，油中CO和CO2的含量既同變壓器運行年限有關(guān)，也與設(shè)備結(jié)構(gòu)、運行負

18、荷和溫度等因素有關(guān)，因此目前導(dǎo)則還不能規(guī)定統(tǒng)一的注意值。只是粗略的認為，開放式的變壓器中，CO的含量小于300l/L，CO2/CO比值在7左右時，屬于正常范圍；而密封變壓器中的CO2/CO比值一般低于7時也屬于正常值。 3.3應(yīng)用舉例 濟源供電公司220Kv虎嶺變電站3#主變，1978年生產(chǎn)，1980年投運至今已運行28年，接近設(shè)備的壽命期。從2004年開始的油色譜報告分析中就存在多種氣體含量超標(biāo)現(xiàn)象，具體數(shù)據(jù)見表2表2虎嶺變2#主變油色譜分析報告 對上述數(shù)據(jù)跟蹤分析,有不同程度乙炔、乙烯、總烴超過注意值，考慮變壓器運行年限、內(nèi)部絕緣老化，結(jié)合外部電氣檢測數(shù)據(jù)，認為該變壓器可繼續(xù)運行，加強跟蹤

19、，縮短試驗周期。目前此變壓器仍在線運行。 2003年4月15日,35Kv黃河變電站1#主變預(yù)試時發(fā)現(xiàn)氫氣含量明顯增長。變壓器型號為：SL7-5000KvA/35，2001年8月投運，具體色譜數(shù)據(jù)見表3：表3虎嶺變1#主變油色譜分析報告分析結(jié)果:色譜分析顯示氫氣含量雖未超過注意值,但增長較快,為原數(shù)值的12倍,其它特征氣體無明顯變化,說明變壓器油中有水份在電場作用下電解釋放出氫氣，同時對油進行電氣耐壓試驗，擊穿電壓為28Kv，微水測定為80ppm，進一步驗證油中有水份存在。經(jīng)仔細檢查發(fā)現(xiàn)防暴筒密封玻璃有裂紋，內(nèi)有大量水銹，外部水份通過此裂紋進入變壓器內(nèi)部。經(jīng)處理后變壓器油中氫氣含量恢復(fù)正常。4故

20、障產(chǎn)氣速率判斷法4.1不超過注意值 實踐證明，故障的發(fā)展過程是一個漸進的過程,僅由對油中溶解的氣體含量分析結(jié)果的絕對值很難確定故障的存在和嚴重程度。因此，為了及時發(fā)現(xiàn)雖未達到氣體含量的注意值，但卻有較快的增長速率的低能量潛伏性故障，還必須考慮故障部位的產(chǎn)氣速率。根據(jù)GB/T72522001變壓器油中溶解氣體分析判斷導(dǎo)則中推薦通過產(chǎn)氣速率大小作為判斷故障的危害程度，對分析故障性質(zhì)和發(fā)展程度（包括故障源的功率、溫度和面積等）具有重要的意義。當(dāng)相對產(chǎn)氣速率（每運行月某種氣體含量增加值占原有起始值的百分數(shù)的平均值），總烴的產(chǎn)氣速率大于10%時應(yīng)引起注意，變壓器內(nèi)部可能有故障存在，如大于40l/L/月可

21、能存在嚴重故障。但是,對總烴起始含量很低的變壓器不易采用此判據(jù)。 4.2根據(jù)產(chǎn)氣速率判斷故障的方法 總烴的絕對值小于注意值，總烴產(chǎn)氣速率小于注意值，則變壓器正常；總烴大于注意值，但不超過注意值的3倍，總烴產(chǎn)氣速率小于注意值，則變壓器有故障，但發(fā)展緩慢，可繼續(xù)運行并注意觀察。 總烴大于注意值，但不超過注意值的3倍，總烴產(chǎn)氣速率為注意值的12倍，則變壓器有故障，應(yīng)縮短試驗周期，密切注意故障發(fā)展； 總烴大于注意值的3倍，總烴產(chǎn)氣速率大于注意值的3倍，則設(shè)備有嚴重故障，發(fā)展迅速，應(yīng)立即采取必要的措施，有條件時可進行吊罩檢修。4.2.1應(yīng)用舉例 2006年6月2日，濟源供電公司110Kv星光變1#主變投

22、運，投運時油色譜分析報告見表4: 表41#主變投運時油色譜分析報告 投運后1個月，2006.7.21號開始跟蹤,具體所測數(shù)據(jù)如下:分析結(jié)果:從7月8月份跟蹤試驗數(shù)據(jù)認為,特征氣體含量屬正常范圍,產(chǎn)氣速率較小,考慮是新投運變壓器,繼續(xù)跟蹤運行；9月份后發(fā)現(xiàn)乙烯、乙炔、總烴含量超過注意值，同時產(chǎn)氣速率超過15%，乙炔、氫氣增長較快。結(jié)合投運時電氣交接試驗情況，此變采用ABB油氣套管，且變壓器出廠時雖做局部放電試驗，但油氣套管未進工廠是在現(xiàn)場組裝的。 由于變壓器套管直接與GIS設(shè)備連接，交接時無法進行主變局放試驗。通過特征氣體產(chǎn)生率、三比值法判斷內(nèi)部可能有火花放電存在，懷疑高壓引線與套管連接處可能存

23、在缺陷。經(jīng)常規(guī)電氣試驗未發(fā)現(xiàn)異常，放油后檢查發(fā)現(xiàn)，套管未端屏蔽罩固定螺絲三個中有一個較松動，但無明顯放電痕跡，緊固后對油進行脫氣處理，主變試運至今色譜分析正常。5根據(jù)三比值法分析判斷法 5.1三比值判斷法 所謂的IEC三比值法實際上是羅杰斯比值法的一種改進方法。通過計算，C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6的值，將選用的5種特征氣體構(gòu)成三對比值，對應(yīng)不同的編碼，分別對應(yīng)經(jīng)統(tǒng)計得出的不同故障類型。應(yīng)用三比值法應(yīng)當(dāng)注意的問題： 對油中各種氣體含量正常的變壓器，其比值沒有意義。 只有油中氣體各成份含量足夠高（通常超過注意值），氣體成分濃度應(yīng)不小于分析方法靈敏度極限值的10倍，且經(jīng)綜合

24、分析確定變壓器內(nèi)部存在故障后，才能進一步用三比值法分析其故障性質(zhì)。如果不論變壓器是否存在故障，一律使用三比值法，就有可能將正常的變壓誤判斷為故障變壓器，造成不必要的經(jīng)濟損失。 5.2應(yīng)用舉例 2006年4月30號，110Kv濟源變2#主變差動、瓦斯動作跳閘，油色譜分析報告見表5：表52#主變瓦斯動作跳閘油色譜分析報告分析結(jié)果：變壓器差動、瓦斯繼電器同時動作，甲烷、乙烯、乙炔、氫氣、總烴含量均超過注意值數(shù)倍，可直接采用三比值法判斷故障類型。查編碼為102，屬高能放電故障，可能會出現(xiàn)工頻續(xù)流放電、繞組之間或繞組對地之間的絕緣油發(fā)生電弧擊穿、調(diào)壓開關(guān)切斷電源等；結(jié)合外部電氣試驗測得B相高壓繞組直流電

25、阻不平衡率達25%，初步判斷為B相繞組有嚴重電弧故障。吊罩檢查發(fā)現(xiàn)B相高壓繞組中性點處出現(xiàn)嚴重匝間短路，并有電弧放電痕跡，主變本體損壞嚴重。6在線監(jiān)測技術(shù)6.1油中溶解性氣體分析及檢測 由于變壓器3內(nèi)部不同的故障會產(chǎn)生不同的氣體,因此通過分析油中氣體的成分、含量、產(chǎn)氣率和相對百分比,可以達到對變壓器絕緣情況進行診斷的目的。如H2,CO,CH4,C2H6,C2H4和C2H2常被作為分析的特征氣體。 在檢測出氣體及成分后,用特征氣體法或比值法判斷變壓器的內(nèi)部故障。利用氣相色譜法(DGA)檢測絕緣油中溶解氣體的含量(見圖1),以此來判斷充油電力設(shè)備內(nèi)部故障的類型及其嚴重程度。這種方法在技術(shù)上非常成熟

26、,已經(jīng)成功地預(yù)防了很多變壓器發(fā)生嚴重事故。 絕緣油在熱和電的作用下,能分解出H2,CO,CO2以及多種小分子烴類氣體,充油電力設(shè)備內(nèi)部故障的類型及其嚴重程度與這些氣體組分及產(chǎn)氣速率有著密切的關(guān)系。 6.2局部放電在線檢測技術(shù) 變壓器在內(nèi)部出現(xiàn)故障或運行條件惡劣時會因局部場強過高而產(chǎn)生局部放電。放電水平及其增長率的明顯變化,能夠指示變壓器內(nèi)部正在發(fā)生的變化。但是變壓器正常運行時,由于受到電網(wǎng)的影響,其內(nèi)部的局部放電不易被檢測出來,需要在其內(nèi)部安裝傳感器進行檢測。 傳感器的安裝。裝置的原理是利用變壓器繞組在特定頻率范圍內(nèi)等值電路的特點,導(dǎo)出變壓器繞組內(nèi)部產(chǎn)生局部放電時首末端電壓(或電流)比值與放電

27、點位置的關(guān)系,據(jù)此定出故障點位置。 變壓器局部放電在線測量定位時,需要采集每一繞組的首端及末端信號并進行放大、濾波及數(shù)據(jù)處理。采用多路模擬開關(guān)接入接口電路,利用單片機進行控制和數(shù)據(jù)處理,可依次對每個變壓器的每個繞組進行測量及定位。 6.3繞組溫度在線檢測技術(shù) 繞組溫度檢測主要用于監(jiān)測變壓器繞組的溫度,給出越限報警,并在需要時啟動保護跳閘。 繞組溫度檢測系統(tǒng)主要由寬帶光源、耦合器、測溫探頭、分析儀等組成。由寬帶光源發(fā)出的光束經(jīng)耦合器后沿光纖進入測溫探頭。測溫探頭主要包括感溫元件光纖溫度傳感器和配件。光纖溫度傳感器是物理量的變換元件,它實現(xiàn)溫度的改變到光信息的變化。光纖溫度傳感器的輸出光信號經(jīng)耦合

28、器后進入分析儀,并由分析儀解調(diào)出變化的光信息,即可得到變化的溫度數(shù)值。變壓器滲漏油不僅會給電力企業(yè)帶來較大的經(jīng)濟損失、環(huán)境污染，還會影響變壓器的安全運行，可能造成不必要的停運甚至變壓器的損毀事故，給電力客戶帶來生產(chǎn)上的損失和生活上的不便。因此，有必要解決變壓器滲漏油問題。油箱焊縫滲油。對于平面接縫處滲油可直接進行焊接，對于拐角及加強筋連接處滲油則往往滲漏點查找不準(zhǔn)，或補焊后由于內(nèi)應(yīng)力的原因再次滲漏。對于這樣的滲點可加用鐵板進行補焊，兩面連接處，可將鐵板裁成紡錘狀進行補焊；三面連接處可根據(jù)實際位置將鐵板裁成三角形進行補焊；該法也適用于套管電流互感器二次引線盒拐角焊縫滲漏焊接。高壓套管升高座或進人

29、孔法蘭滲油。這些部位主要是由于膠墊安裝不合適，運行中可對法蘭進行施膠密封。封堵前用堵漏膠將法蘭之間縫隙堵好，待堵漏膠完全固化后，退出一個法蘭緊固螺絲，將施膠槍嘴擰入該螺絲孔，然后用高壓將密封膠注入法蘭間隙，直至各法蘭螺絲帽有膠擠出為止。低壓側(cè)套管滲漏。其原因是受母線拉伸和低壓側(cè)引線引出偏短，膠珠壓在螺紋上。受母線拉伸時，可按規(guī)定對母線用伸縮節(jié)連接；如引線偏短，可重新調(diào)整引線引出長度；對調(diào)整引線有困難的，可在安裝膠珠的各密封面加密封膠；為增大壓緊力可將瓷質(zhì)壓帽換成銅質(zhì)壓帽。防爆管滲油。防爆管是變壓器內(nèi)部發(fā)生故障導(dǎo)致變壓器內(nèi)部壓力過大，避免變壓器油箱破裂的安全措施。但防爆管的玻璃膜在變壓器運行中由

30、于振上述情況下與上次的油溫比較。 3檢查油質(zhì)，應(yīng)為透明、微帶黃色，說明油質(zhì)較好。油面應(yīng)符合周圍溫度的標(biāo)準(zhǔn)線。 4變壓器的聲音應(yīng)正常。正常運行時一般有均勻的嗡嗡電磁聲，如聲音有所改變，應(yīng)細心檢查。 5.檢查油枕油面。油面均應(yīng)正常，無滲漏現(xiàn)象，高低壓套管應(yīng)清潔，無裂紋，無破損及放電燒傷痕跡，螺絲是否緊固。一、二次引線不應(yīng)過緊或過松，接頭接觸良好，呼吸器應(yīng)暢通，硅膠吸潮不應(yīng)達到飽和，無變色，變壓器外殼和零線接地應(yīng)良好。 三.事故分析1繞組故障 主要有匝間短路、繞組接地、相間短路、斷線及接頭開焊等。產(chǎn)生這些故障的原因有以下幾點： 在制造或檢修時，局部絕緣受到損害，遺留下缺陷；在運行中因散熱不良或長期過

31、載，繞組內(nèi)有雜物落入，使溫度過高絕緣老化；制造工藝不良，壓制不緊，機械強度不能經(jīng)受短路沖擊，使繞組變形絕緣損壞；繞組受潮，絕緣膨脹堵塞油道，引起局部過熱 絕緣油內(nèi)混入水分而劣化，或與空氣接觸面積過大，使油的酸價過高絕緣水平下降或油面太低，部分繞組露在空氣中未能及時處理。 由于上述種種原因，在運行中一經(jīng)發(fā)生絕緣擊穿，就會造成繞組的短路或接地故障。匝間短路時的故障現(xiàn)象使變壓器過熱油溫增高，電源側(cè)電流略有增大，各相直流電阻不平衡，有時油中有吱吱聲和咕嘟咕嘟的冒泡聲。輕微的匝間短路可以引起瓦斯保護動作；嚴重時差動保護或電源側(cè)的過流保護也會動作。發(fā)現(xiàn)匝間短路應(yīng)及時處理，因為繞組匝間短路常常會引起更為嚴重

32、的單相接地或相間短路等故障。 2套管故障 這種故障常見的是炸毀、閃落和漏油，其原因有： 密封不良，絕緣受潮劣比，或有漏油現(xiàn)象；呼吸器配置不當(dāng)或者吸入水分未及時處理；變壓器高壓側(cè)(110kV及以上)一般使用電容套管，由于瓷質(zhì)不良故而有沙眼或裂紋；電容芯子制造上有缺陷，內(nèi)部有游離放電；套管積垢嚴重。3鐵芯故障 硅鋼片間絕緣損壞，引起鐵芯局部過熱而熔化； 夾緊鐵芯的穿心螺栓絕緣損壞，使鐵芯硅鋼片與穿心螺栓形成短 路； 殘留焊渣形成鐵芯兩點接地； 變壓器油箱的頂部及中部，油箱上部套管法蘭、桶皮及套管之間。內(nèi)部鐵芯、繞組夾件等因局部漏磁而發(fā)熱，引起絕緣損壞。 運行中變壓器發(fā)生故障后，如判明是繞組或鐵芯故

33、障應(yīng)吊芯檢查。 首先測量各相繞組的直流電阻并進行比較，如差別較大，則為繞組故障。然后進行鐵芯外觀檢查，再用直流電壓、電流表法測量片間絕緣電阻。如損壞不大，在損壞處涂漆即可。 4瓦斯保護故障 瓦斯保護是變壓器的主保護，輕瓦斯作用于信號，重瓦斯作用于跳閘。下面分析瓦斯保護動作的原因及處理方法： 瓦斯保護動作的原因可能是因濾油、加油和冷卻系統(tǒng)不嚴密，致使 空氣進入變壓器； 因溫度下降和漏油致使油位緩慢降低；或是因變壓器故障而產(chǎn)生少 量氣體； 由于發(fā)生穿越性短路故障而引起； 由于保護裝置的二次回路故障所引起。 輕瓦斯保護動作后發(fā)出信號。其原因是：變壓器內(nèi)部有輕微故障；變壓器內(nèi)部存在空氣；二次回路故障等

34、。運行人員應(yīng)立即檢查，如未發(fā)現(xiàn)異?，F(xiàn)象，應(yīng)進行氣體取樣分析。瓦斯保護動作跳閘時，可能變壓器內(nèi)部發(fā)生嚴重故障，引起油分解出大量氣體，也可能二次回路故障等。出現(xiàn)瓦斯保護動作跳閘，應(yīng)先投入備用變壓器，然后進行外部檢查。檢查油枕防爆門，各焊接縫是否裂開，變壓器外殼是否變形；最后檢查氣體的可燃性。 5變壓器自動跳閘的處理 當(dāng)運行中的變壓器自動跳閘時，運行人員應(yīng)迅速作出如下處理：當(dāng)變壓器各側(cè)斷路器自動跳閘后，將跳閘斷路器的控制開關(guān)操作至 跳閘后的位置，并迅速投入備用變壓器，調(diào)整運行方式和負荷分配，維持運行系統(tǒng)及其設(shè)備處于正常狀態(tài)；檢查掉牌屬何種保護動作及動作是否正確；了解系統(tǒng)有無故障及故障性質(zhì)；若屬以下情

35、況并經(jīng)領(lǐng)導(dǎo)同意，可不經(jīng)檢查試送電：人為誤碰保護使 斷路器跳閘；保護明顯誤動作跳閘；變壓器僅低壓過流或限時過流保護動作，同時跳閘變壓器下一級設(shè)備故障而其保護卻未動作，且故障已切除，但試送電只允許一次； 如屬差動、重瓦斯或電流速斷等主保護動作，故障時有沖擊現(xiàn)象，則需對變壓器及其系統(tǒng)進行詳細檢查，停電并測量絕緣。在未查清原因之前，禁止將變壓器投入運行。必須指出，不管系統(tǒng)有無備用電源，也絕對不準(zhǔn)強送變壓器。6變壓器著火 變壓器著火也是一種危險事故，因變壓器有許多可燃物質(zhì)，處理不及時可能發(fā)生爆炸或使火災(zāi)擴大。 變壓器著火的主要原因是：1.套管的破損和閃落，油在油枕的壓力下流出并在頂蓋上燃燒；2.變壓器內(nèi)

36、部故障使外殼或散熱器破裂，使燃燒著的變壓器油溢出。變壓器著火，應(yīng)迅速作出如下處理：1.開變壓器各側(cè)斷路器，切斷各側(cè)電源，并迅速投入備用變壓器，恢復(fù)供電；2.停止冷卻裝置運行；3.主變壓器及高廠變著火時，應(yīng)先解列發(fā)電機；4.若油在變壓器頂蓋上燃燒時，應(yīng)打開下部事故放油門放油至適當(dāng)位置。若變壓器內(nèi)部著火時，則不能放油，以防變壓器發(fā)生爆炸；5.迅速用滅火裝置滅火。如用干式滅火器或泡沫滅火器滅火。必要時通知消防隊滅火。發(fā)生這類事故時，變壓器保護應(yīng)動作使斷路器斷開。若因故障斷路器未斷開，應(yīng)用手動來立即斷開斷路器，拉開可能通向變壓器電源的隔離開關(guān)。 7.分接開關(guān)故障。 常見的故障是表面熔化與灼傷，相間觸頭

37、放電或各接頭放電。主要原因有： （1）連接螺絲松動； （2）帶負荷調(diào)整裝置不良和調(diào)整不當(dāng)；(3)分接頭絕緣板絕緣不良； (4)接頭焊錫不滿，接觸不良，制造工藝不好，彈簧壓力不足；(5)油的酸價過高，使分接開關(guān)接觸面被腐蝕。 由于主變事故一般不是單一的，而是多重的、發(fā)展的，且潛在的主要故障點比較隱蔽，加上故障性質(zhì)的特殊性。因而我們?yōu)榱舜_保變壓器及電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，正確處理事故，應(yīng)隨時掌握下列情況： 統(tǒng)運行方式，負荷狀態(tài)，負荷種類變壓器上層油溫，溫升與電壓情況；事故發(fā)生時天氣情況； 變壓器周圍有無檢修及其他工作；運行人員有無操作；系統(tǒng)有無操作； 何種保護動作，事故現(xiàn)象情況等。加強對變壓器運行的巡

38、監(jiān)，做好常規(guī)的維護工作，及時地消除設(shè)備的缺陷，定期進行檢修和預(yù)防性試驗，盡量避免變壓器事故的發(fā)生，減小事故對電網(wǎng)及電器設(shè)備的損害。 四.典型案例 北疆某電廠主變壓器運行中出現(xiàn)的故障原因進行7分析研究，從而總結(jié)出在今后的運行、檢修過程中要做到的一些預(yù)防措施及注意事項。 電廠簡介 電廠裝有四臺水輪發(fā)電機組，型號為HLFN70-LJ-160，單機容量為8MW，電氣主接線為擴大單元接線方式，兩條110KV線路，兩條l0KV直配線，兩臺主變壓器，主變壓器容量是20000KVA，額定電壓121(22.5)10.5KV，額定電流是100，45A1099.71A，調(diào)壓方式：無載調(diào)壓。 故障的原因及處理 1)

39、故障現(xiàn)象 由于主變壓器運行已幾年時間，需外部清掃。聯(lián)系值班調(diào)度將1號主變正常停電后，由值班人員對主變外部進行常規(guī)檢查和清掃。工作完成后由110KV高壓側(cè)斷路器對1號主變充電，在高壓側(cè)斷路器合閘的同時，電廠中控室信號屏光子牌出現(xiàn)了“10KV單相接地”信號，過了幾分鐘后又出現(xiàn)了“1號主變輕瓦斯動作”的信號，值班人員立即檢查了10KVI段母線電壓， 結(jié)果B相相電壓為零，A、C兩相相電壓正常，而110KV母線各相電壓也均正常。運行人員又對主變本體進行檢查，發(fā)現(xiàn)變壓器勵磁分接開關(guān)處有像水沸騰時發(fā)出的異常聲響，值班人員立刻停運了該變壓器并匯報領(lǐng)導(dǎo)。 2) 處理經(jīng)過 檢修人員首先對瓦斯繼電器內(nèi)的氣體進行了分

40、析，此氣體為淡黃色且可燃，這說明變壓器內(nèi)部肯定有故障，隨后對主變的分接開關(guān)進行檢查發(fā)現(xiàn)，分接開關(guān)的位置出現(xiàn)變動，前一次調(diào)整的位置在+1檔，而實際位置卻在+1檔和+2檔之間。然后對主變進行了絕緣電阻、直流電阻和絕緣油的耐壓、色譜分析試驗，通過對比，有兩項試驗結(jié)果不合格，一是分接開關(guān)在+1檔位的接觸電阻測試不出，二是對變壓器的絕緣油進行色譜分析后，絕緣油中的乙炔(C2，H2)、氫氣(H2)、總烴含量均超過了規(guī)定值，根據(jù)電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程規(guī)定：C2H25PPm、H，150PPm、總烴150PPm時應(yīng)引起注意。檢修人員將變壓器內(nèi)的油放空后，進入變壓器內(nèi)對分接開關(guān)進行檢查后發(fā)現(xiàn)，分接開關(guān)+1檔的兩個

41、觸頭表面有放電和少許燒傷的痕跡，對表面進行打磨處理，上好定位銷后重新測試接觸電阻，+1檔的接觸電阻為：AO=1.229、BO=1.227、CO=1228(測試溫度為14)，直流電阻符合規(guī)程要求。將絕緣油注入變壓器，用真空濾油機對絕緣油進行了自循環(huán)過濾，重新作了絕緣油色譜分析試驗，此時油中乙炔、氫氣、總烴值符合標(biāo)準(zhǔn)。將變壓器投運后，一切正常。過濾前后絕緣油中的氣體含量見下表： 3) 原因總結(jié) 此次事故發(fā)生是由于分接開關(guān)位置變位的原因，是在前一次分按開關(guān)檔位調(diào)整后，對分接開關(guān)起限位鎖定的螺栓沒有固定到位，值班人員在對變壓器進行外部清掃時接觸到分接開關(guān)調(diào)整檔位的圓盤，圓盤受力轉(zhuǎn)動后，帶動分接開關(guān)轉(zhuǎn)動

42、，故而造成分接開關(guān)的檔位發(fā)生了變化。重新送電后由于分接開關(guān)的接頭接觸不良，所以兩個觸頭表面產(chǎn)生局部放電以至引起絕緣油中的乙炔、氫氣、總烴含量超標(biāo)。 預(yù)防措施 通過此次事故，我們認為對于無載調(diào)壓變壓器的分接開關(guān)在今后的運行中應(yīng)注意以下幾點： (1)在對分接開關(guān)進行切換前、后都必須測量其直流電阻。使用過的分接開關(guān)接觸部分可能有一些局部熔傷，長期未用的分接頭表面則可能存在氧化或觸頭不潔、鍍層剝落、彈力不夠、焊接脫落等現(xiàn)象，從而造成分接頭的接觸不良，接觸電阻增大。這就將造成其局部過熱，并危及變壓器的安全運行，乃至造成變壓器燒毀事故；還有可能引起絕緣油迅速劣化，從而被迫停運。因此，變壓器在切換分接開關(guān)前

43、、后都必須測量直流電阻，且三相電阻值相差不得超過2。 (2)無載調(diào)壓分接開關(guān)應(yīng)在停電狀態(tài)下進行切換，切換時應(yīng)多轉(zhuǎn)動幾次手柄，對其觸頭表面的油污進行清除。切換必須到位，到位后要固定好定位銷，防止松動變位。 (3)主變往往在大修后容易發(fā)生分接開關(guān)接觸不良的故障，穿越性故障后也可導(dǎo)致燒傷接觸面。在運行過程中，特別要注意輕瓦斯動作情況，如果瓦斯頻繁動作說明有可能存在此故障，取油樣化驗，可得出絕緣油的閃點迅速下降同時也可通過油的色譜分析來判斷。最后，可將變壓器停運，測量三相分接頭的直流電阻來確定分接開關(guān)接觸情況，當(dāng)分接開關(guān)接觸不良導(dǎo)致 斷相時，從指針表中就可判斷。 通過此次事故的發(fā)生，我們認為供電變壓器

44、在平時的運行過程中，應(yīng)加強巡視檢查力度，在進行維護和檢修過程中，應(yīng)嚴格遵守相關(guān)的規(guī)程、規(guī)章，確保變壓器安全、經(jīng)濟、高效運行。電力變壓器變壓器故障分析與診斷(三) 第一節(jié)短路故障案例 一、老廠主變壓器變壓器多次過流重合動作繞組變形 (1)案例。我廠老廠7機31.5MVA、110kV變壓器(SFSZ831500/110)發(fā)生短路事故，重瓦斯保護動作，跳開主變壓器三側(cè)開關(guān)。返廠吊罩檢查，發(fā)現(xiàn)C相高壓繞組失團，C相中壓繞組嚴重變形，并擠破囚扳造成中、低壓繞組短路；C相低壓繞組被燒斷二股；B相低壓、中壓繞組嚴重變形；所有繞組匝間散布很多細小銅珠、銅末；上部鐵芯、變壓器底座有銹跡。 事故發(fā)生確當(dāng)天有雷雨。

45、事故發(fā)生前，曾多次發(fā)生10kV、35kV側(cè)線路單相接地。13點40分35kV側(cè)過活動作，重合成功；18點44分35kV側(cè)再次過活動作，重合閘動作，同時主變壓器重瓦斯保護跳主變壓器三側(cè)開關(guān)。經(jīng)查35kV距變電站不遠處B、C相間有放電燒損痕跡。 (2)原因分析。根據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)GBl0945日5規(guī)定110kV電力變壓器的短路表觀容量為800MVA，應(yīng)能承受最大非對稱短路電流系數(shù)約為255。該變壓器編制的運行方式下： 電網(wǎng)最大運行方式110kV三相出口短路的短路容量為1844MVA； 35kV三相出口短路為365MVA； 10kV三相出口短路為2255MVA； 事故發(fā)生時，實際短路容量尚小于上述數(shù)值。據(jù)

46、此計算變壓器應(yīng)能承受此次短路沖擊。事故當(dāng)時損壞的變壓器正與另一臺31500110變壓器并列運行，經(jīng)受同樣短路沖擊而另一臺變壓器卻未損壞。因此事故分析以為導(dǎo)致變壓器B、C相繞組在電動力作用下嚴重變形并燒毀，由于該變壓器存在以下題目： 1)變壓器繞組疏松。高壓繞組輻向用手可搖動5mm左右。從理論分析可知，短路電流產(chǎn)生的電動力可分為輻向力和軸向力。外側(cè)高壓繞組受的輻向電磁力，從內(nèi)層至外層三線性遞減，最內(nèi)層受的輻向電磁力最大，兩倍于繞組所受的均勻圓周力。當(dāng)繞組卷緊芝內(nèi)層導(dǎo)線受力后將一部分力轉(zhuǎn)移到外層，結(jié)果造成內(nèi)層導(dǎo)線應(yīng)力趨向減小，而外層導(dǎo)絞受力增大，內(nèi)應(yīng)力關(guān)系使導(dǎo)線上的作用力趨于均衡。內(nèi)側(cè)中壓繞組受力

47、方向相反，但均七用的原理和要求一致。繞組假如疏松，就起不到均衡作用，從而降低了變壓器的抗短路充擊的能力。 外側(cè)高壓繞組所受的輻向電動力是使繞組導(dǎo)線沿徑向向外脹大，受到的是拉張力，表觀為向外撐開；內(nèi)側(cè)中壓繞組所受的輻向電動力是使繞組導(dǎo)線沿徑向向內(nèi)壓縮，受到的是壓力，表現(xiàn)為向內(nèi)擠壓。這與該變壓器的B、C相高、中壓繞組在事故中的結(jié)果一致。 2)經(jīng)吊罩檢查發(fā)現(xiàn)該變壓器撐條不齊且有移位、墊塊有松動位移。這樣大大降低了內(nèi)側(cè)中壓繞組承受輻向力和軸向力的能力，使繞組穩(wěn)定性降低。從事故中的C相中壓繞組輻向失穩(wěn)向內(nèi)彎曲的情況，可以考慮適當(dāng)增加撐條數(shù)目，以減小導(dǎo)線所受輻向彎曲應(yīng)力。 3)盡緣結(jié)構(gòu)的強度不高。由于該變

48、壓器中、低壓繞組采用的是圍板結(jié)構(gòu)，而圍板本身較軟，經(jīng)真空于燥收縮后，高、中、低繞組之間呈空松的格式，為了進步承受短路的能力，宜在內(nèi)側(cè)繞組選用硬紙筒盡緣結(jié)構(gòu)。 (3)措施。這是一起典型的因變壓器動穩(wěn)定性能差而造成的變壓器繞組損壞事故，應(yīng)吸取的教訓(xùn)和相應(yīng)措施包括： 1)在設(shè)計上應(yīng)進一步尋求更公道的機械強度動態(tài)計算方式；適當(dāng)放寬設(shè)計安全裕度；內(nèi)繞組的內(nèi)襯，采用硬紙筒盡緣結(jié)構(gòu)；公道安排分接位置，盡量減小安匝不平衡。 2)制造工藝上可從加強輻向和軸向強度兩方面進行，措檀越要有：采用女式繞線機繞制繞組，采用先進自動拉緊裝置卷緊繞組；牢固撐緊繞組與鐵心之間的定位，采用整產(chǎn)套裝方式；采用墊塊預(yù)密化處理、繞組恒

49、壓干燥方式；繞組整體保證高度一致和結(jié)構(gòu)完整；強化繞組端部盡緣；保證鐵軛及夾件緊固。 3)要加強對大中型變壓器的質(zhì)量監(jiān)制治理，在訂貨協(xié)議中應(yīng)夸大對中、小容量的變壓器在型式試驗中作突發(fā)短路試驗，大型變壓器要作縮小模型試驗，進步變壓器的抗短路能力，同時加強變電站10kV及35kV系統(tǒng)維護，減少變壓器遭受出口短路沖擊機率。第二節(jié)過熱故障案例 一、新廠3機變壓器盡緣受潮過熱 (1)案例。我廠3機200MVA、220kV主變壓器(SFP7220)在周期性油色譜分析中發(fā)現(xiàn)氫氣、乙炔含量有增大趨勢。經(jīng)跟蹤監(jiān)測，氫氣含量為301uL幾，而乙炔含量為52uL/L，已超過正常留意值。兩天后停電檢驗，檢驗前氫氣含量達

50、436uL/L，乙炔含量達109uL/L，色譜變化情況如表313所示，盡緣介質(zhì)損耗tgs變化如表314所示。 表313色譜試驗數(shù)據(jù)UL/L 停電檢驗放油后的重點檢查項目是：繞組壓板、壓釘有無松動，位置是否正常；鐵芯夾件是否碰主變壓器油箱頂部或油位計座套；有無金屬件懸浮高電位放電；鄰近高電場的接地體有無高電位放電；引線和油箱升高座外殼間隔是否符合要求，焊接是否良好由箱內(nèi)壁的磁屏蔽盡緣有無過熱；申壓側(cè)分接開關(guān)接觸是否良好。 檢查中發(fā)現(xiàn)：中壓側(cè)油箱上的磁屏蔽板盡緣多塊脫落；中壓側(cè)B相引線靠近升高座處白布帶脫落且盡緣有稍微破損；B相分接開關(guān)操縱桿與分接開關(guān)連接處有很多炭黑。 (2)原因分析。規(guī)程規(guī)定2

51、20kV變壓器20時tg8不得大于08，且一般要求相對變化量不得大于30，根據(jù)表314數(shù)據(jù)反映變壓器盡緣受潮. 按照GB7252-87變壓器油中溶解氣體分析和判定導(dǎo)則推薦的三比值法：C2H2C2H4=10，57=15；編碼為1;CH4H2=21326；0644；編碼為0；C2H4/C2H6=73=233；編碼為1。組合編碼為1，0，1，對應(yīng)的故障性質(zhì)為主變壓器內(nèi)部有盡緣過熱或低能放電現(xiàn)象。 氫氣、乙炔含量高的可能原因： 1)主盡緣慢性受潮。主盡緣受潮后，盡緣材料含有氣泡，在高電壓強電場作用下將引起電暈而發(fā)生局部放電，從而產(chǎn)生Hz；在高電場強度作用下，水和鐵的化學(xué)反應(yīng)也能產(chǎn)生大量的H2，使在在總烴含量中所占比重大。主盡緣受潮后，不但電導(dǎo)損耗增大，同時還會產(chǎn)生夾層極化，因而介