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    公司动态

    电力变压器故障分析和解决方案

    变压器现场运行若出现下列三种情形,则需对其进行故障诊断:
    (1) 正常停电状态下进行的交接、检修验收或预防性试验中一项或几项指标超过标准值;
    (2)运行中出现异常,被迫停电进行检修和试验;
    (3)运行中出现其它异常造成事故停电,但变压器尚未解体(吊芯或吊罩)。 若存在故障,则需进一步明确故障原因、类型、大致部位、故障的严重程度以及能否带故障短期运行。如果没有故障,则要分析出现试验结果异常或其它异常现象的原因。
    一、变压器常见故障
    由于变压器故障涉及面较广,具体类型的划分方式较多,很难以某一范畴划分变压器故障的类型。本文以较常见的变压器故障如短路、放电、绝缘、保护误动等方面分别进行描述。
    1.短路故障
    变压器短路故障主要指变压器出口短路、 内部引线或绕组间对地短路、 相与相之间的短路。
    变压器正常运行中的出口短路对变压器的损坏较为严重。 据统计,近年来一些地区110KV及以上变压器因短路导致损坏的约占全部事故的50%以上,并呈上升趋势,应引起足够的重视。
    (1) 短路电流引起绝缘过热
    变压器短路时,其高、 低压绕组可能同时通过强大短路电流,将产生很大的热量,使变压器绝缘材料严重受损,造成变压器击穿烧毁。
    (2) 短路电流引起绕组变形
    变压器受短路冲击时,如果短路电流小,继电保护正确动作,绕组变形将是轻微的;反之,继电保护延时动作甚至拒动,变形将会很严重,造成绕组损坏。对于轻微的变形,如果不及时检修,在多次短路冲击后,由于累积效应也会使变压器损坏。
    因此诊断绕组变形程度、 制订合理的变压器检修周期是提高变压器抗短路能力的一项重要措施。
    2.局部放电故障
    在电压的作用下,绝缘结构内部的气隙、油膜或导体的边缘发生非贯穿性的放电现象称为局部放电。变压器的介质击穿,就是局部放电的结果。近年来我国110KV以上电力变压器事故中有50%属正常运行电压下发生的匝间短路,是局部放电所致。 因此局部放电的测试应受到重视。
    (1) 放电故障对变压器绝缘的影响放电对绝缘有两种破坏作用,一种是由于放电质点直接轰击绝缘,局部绝缘受到破坏并逐步扩大,使绝缘击穿。 另一种是放电产生的热、 臭氧、使局部绝缘受到腐蚀、 介质损耗增大,最后导致热击穿。
    (2) 测量局部放电的方法
    ①电测法。 利用示波器、 局部放电仪或无线电干扰仪,查找放电的波形或无线电干扰程度。 电测法的灵敏度较高,测到的是视在放电量。
    ②超声测法。 利用检测放电中出现的超声波,
    并将声波变换为电信号,录在磁带上进行分析。 超声测法的灵敏度较低,它的优点是抗干扰性能好,且可“定位”。也可利用电信号和声信号的传递时间差异,估计探测点到放电点的距离。
    ③化学测法。 检测溶解在油 内各种气体的含量及增减变化规律。此法在运行监测上十分适用,简称 “色谱分析”。 化学测法对局部过热或电弧放电很灵敏,但对局部放电灵敏度不高。
    二、绝缘故障
    目前应用最广泛的电力变压器是油浸变压器和干式树脂变压器两种。 实践证明,大多数变压器的损坏和故障都是因绝缘系统的损坏而造成。 据统计,因各种类型的绝缘故障造成的事故约 占全部变压器事故的 85%以上。 对正常运行及注意进行维修管理的变压器,其绝缘材料具有很长的使用寿命。 当小型油浸配电变压器的实际温度保持在95℃时,其理论寿命可达400年。现场运行的经验说明,维护得好的变压器,实际寿命能达到50~70年(设计寿命一般为20~40年)。因此,保护变压器的正常运行和加强对绝缘系统的合理维护,可以保证变压器有较长的使用寿命。 而预防性和预知性维护是合理维护的关键。

    油浸变压器中,主要的绝缘材料是绝缘油、 绝缘纸、 纸板和木块等,所谓绝缘老化,就是这些材料发生分解,降低或丧失了绝缘强度。
    1.影响变压器绝缘性能的主要因素
    (1)温度的影响。电力变压器为油、纸绝缘,在不同温度下油、 纸中含水量有着不同的平衡关系。 一般情况下,温度升高,纸内水分要向油中析出;反之,则纸要吸收油中水分。因此,当温度较高时,变压器内绝缘油的微水含量较大;反之,微水含量就小。
    温度不同时,纤维素解环、断链并伴随气体产生的程度有所不同。 在一定温度下,CO和CO2的产生速度恒定,即油中CO和CO2气体含量随时间呈线性关系。在温度不断升高时,CO和CO2的产生速率往往呈指数规律增大。因此,油中CO和CO2的含量与绝缘纸热老化有着直接的关系,并可将含量变化作为密封变压器中纸层有无异常的判据之一。
    变压器的寿命取决于绝缘的老化程度,而绝缘的老化又取决于运行的温度。 如油浸变压器在额定负载下,绕组平均温升为65℃,最热点温升为78℃。 若平均环境温度为 20℃,则最热点温度为98℃,在这个温度下,变压器可运行20~30年,若变压器超载运行,温度升高,则寿命缩短。
    国际电工委员会 (IEC)认为A级绝缘的变压
    器在80~140℃温度范围内,温度每增加6℃,变压器绝缘有效寿命降低的速度就会增加一倍,这就是6℃法则,说明对热的限制已比过去认可的8℃法则更为严格。
    (2)湿度的影响。 水分的存在将加速纸纤维
    素降解。 因此,CO和CO2的产生与纤维素材料的含水量也有关。 当湿度一定时,含水量越高,分解出的CO2越多。反之,含水量越低,分解出的CO就越多。绝缘油中的微量水分是影响绝缘特性的重要因素之一。 绝缘油中微量水分的存在,对绝缘介质的电气性能与理化性能都有极大的危害。 水分可导致绝缘油的火花放电电压降低,介质损耗因数增大,促进绝缘油老化、绝缘性能劣化。而设备受潮,不仅导致电力设备的运行可靠性和寿命降低,更可能导致设备损坏甚至危及人身安全。
    (3)油保护方式的影响。变压器油中氧的存在会加速绝缘分解反应,而含氧量与油保护方式有关。另外,油保护方式不同,CO和CO2在油中分解和扩散状况也不同。如CO的溶解少,则开放式因此,开放式变压器一般情况下CO的体积分数不大于300×10-6。密封式变压器,由于油面与空气绝缘,使CO和CO2不易挥发,所以其含量较高。
    (4) 过电压的影响
    ①暂态过电压的影响。 三相变压器正常运行产生的相、 地间电压是相间电压的58%,但发生单相故障时主绝缘的电压对中性点接地系统将增加30%,对中性点不接地系统将增加73%,因而可能损伤绝缘。
    ②雷电过电压的影响。 雷陡,引起纵绝缘(匝间、并间、很不均匀,可能在绝缘上留下放电痕迹,从而使固体绝缘受到破坏。
    ③操作过电压的影响。 由于操作过电压的波头相当平缓,所以电压分布近似线性。 操作过电压波由一个绕组转移到另一个绕组上时,约与这两个绕组间的匝数成正比,从而容易造成主绝缘或相间绝缘的劣化和损坏。
    (5) 短路电动力的影响出 口短路时的电动力可能会使变压器绕组变形、 引线移位,从而改变了原有的绝缘距离,使绝缘发热,加速老化或受到损伤造成放电、 拉弧及短路故障。
    三、变压器保护动作
    1.变压器的断路器自动跳闸
    为了变压器的安全运行及操作,变压器高、中、 低压各侧都装有断路器,同时还装设了必要的继电保护装置。 变压器的断路器自动跳闸,应检查有无明显的异常现象,如有无外部短路,线路故障,过负荷,明显的火光、怪声、喷油等。如确实证明变压器两侧断路器跳闸不是由于内部故障引起,而是由于过负荷、 外部短路或保护装置二次回路误动造成,则变压器可不经外部检查重新投入运行。
    如果不能确定变压器跳闸是由于上述外部原因造成的,则必须对变压器进行内部检查。 主要应进行绝缘电阻、 直流电阻的检查。经检查判断变压器无内部故障时,应将瓦斯保护投入到跳闸位置,将变压器重新合闸。 如经绝缘电阻、 直流电阻检查判断变压器有内部故障,则需对变压器进行吊芯检查。
    2.变压器瓦斯继电器保护动作
    变压器瓦斯保护动作是一种内部事故的前兆,或本身就是一次内部事故。 因此,对这类变压器的强送、 试送、 监督运行都应特别小心,事故原因未查明前不得强送。 变压器运行中如发生局部发热,在很多情况下,并不表现为电气方面的异常,而首先表现出的是油气分解的异常,即油在局部高温作用下分解为气体,逐渐集聚在变压器顶盖上端内。气体产生的速度和产气量的大小,实际上表明了过热故障的大小。
    3.变压器差动保护动作
    差动保护是为了保证变压器的安全可靠运行,即当变压器本身发生电气方面的故障 (如层间、 匝间短路) 时尽快地将其退出运行,从而减少事故情况下变压器损坏的程度。 规程规定,对容量较大的变压器,如并列运行的6300KVA及以上、单独运行的10000KVA及以上的变压器,要设置差动保护装置。与瓦斯保护相同之处是这两种保护动作都比较灵敏、 迅速,都是变压器本身的主要保护。与瓦斯保护不同之处在于瓦斯保护主要是反映变压器内部过热引起油气分离的故障,而差动保护则是反映变压器内部 (差动保护范围内)电气方面的故障。差动保护动作,则变压器两侧(三绕组变压器则是三侧) 的断路器同时跳闸。
    4.变压器定时限过电流保护、 零序保护
    当主变压器由于定时限过电流保护动作跳闸时,首先应解除音响,然后详细检查有无越级跳闸的可能,即检查各出线开关保护装置的动作情况、各信号继电器有无掉牌、 各操作机构有无卡死等现象。 如查明是因某一出线故障引起的越级跳闸,则应拉开出线开关,将变压器投入运行,并恢复向其余各线路送电; 如果查不出是否越级跳闸,则应将所有出线开关全部拉开,并检查主变压器其他侧母线及本体有无异常情况,若查不出明显的故障,则变压器可以空载试投送一次,运行正常后再逐路恢复送电。 当在送某一路出线开关时,又出现越级跳主变压器开关,则应将其停用,恢复主变压器和其余出线的供电。 若检查中发现某侧母线有明显故障征象,而主变压器本体无明显故障,则可切除故障母线后再试合闸送电,若检查时发现主变压器本体有明显的故障征兆时,不允许合闸送电,应汇报上级听候处理。 当零序保护动作时,一般是系统发生单相接地故障而引起的,事故发生后,立即汇报调度听候处理。
    四、变压器着火事故
    变压器着火,应首先断开电源,停用冷却器,迅速使用灭火装置。 若油溢在变压器顶盖上面着火,则应打开下部油门放油至适当油位; 若是变压器内部故障而引起着火,则不能放油,以防变压器发生严重爆炸的可能。 一旦变压器故障导致着火事故,后果将十分严重,因此要高度警惕,做好各种情况下的事故预案,提高应付紧急状态和突发事故下解决问题的应变技能,将事故的影响降低到最小的范围。
    当变压器发生火灾时,由火灾探测器和瓦斯继电器动作信号启动灭火装置,该装置同时接收到启动投运的两组信号后,首先快速将排油阀立即打开,将油箱中油降低于顶盖下方25CM左右,缓解变压器本体内压力防止爆炸,同时控流阀关闭,将油枕与本体隔离,防止“火上浇油”。排油阀打开数秒后,氮气从变压器底部充入本体,使变压器油上下充分搅拌,迫使油温降至燃点以下,实现迅速灭火,充氮时间可持续10MIN以上,以使变压器充分冷却,阻止重燃。

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