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大型变压器的常见故障及日常巡视、维护
(2009-04-02 14:41:48)
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大型变压器的常见故障　　
    根据不完全统计，从l970年到1976年10月，国内l10～220kV变压器发生事故157台次。　
　　引起变压器爆炸着火的具体原因一般有以下几个方面：
1．绕组绝缘损毁产生短路，引起着火或爆炸事故
　　(1)绕组绝缘老化、变质、绝缘强度降低，严重时失去绝缘作用，造成绕组匝间、层间短路，使绕组发热燃烧。在绕组发生短路故障时，产生放电电弧，其温度达3000℃以上，绝缘油在高温作用下，分解出大量可燃性气体(氢气和乙炔气体等)，与空气混合达到一定浓度，形成爆炸性混合物，遇到放电火花就发生燃烧或爆炸。引起绕组绝缘老化的原因有：
　　1)变压器长期过负荷引起绝缘老化。由前面对变压器的负荷能力和绝缘劣化等问题的阐述、可以知道变压器绝缘的寿命主要取决于绕组温度相连续作用的时间。绕组的温度超高，作用时间越长，变压器绝缘劣化速度越快，使用期限也愈短。因为目前运行中的变压器的绕组的绝缘不外乎是电缆纸、棉纱和丝线等浸以绝缘漆，这类绝缘属于A级绝缘，它的最高运行温度是105℃(即环境温度为40℃时，对于强油风冷变压器的油温升高35℃，绕组与油的平均温差为30℃)。若超过这个温度极限，A级绝缘材料便很快失去机械强度而变脆，从而使得变压器在正常电压作用下的振动、电动力和电流冲击下使绝缘损毁，引起绕组层间和匝间短路。
　　2)绝缘油的破化腐蚀作用使绝缘老化变质。变压器的绝缘油在较高温度作用下，由于油中残留有少量空气，或纤维因受热分解产生的氧气，都能够使油氧化。变压器运行温度越高，变压器各密封处调入空气越多，油氧化(老化)越厉害。油温在80℃以下，氧化很微弱，当油温超过95℃以后，氧化速度剧增，油温超过115～l20℃时油就开始裂解。绝缘油氧化后酸价增加、tgδ增大。酸价提高后，绝缘将受到腐蚀作用，使绝缘老化变质，降低了绝缘强度。绝缘油氧化严重时，还析出油泥和水分，油泥沉淀于固体介质表面，影响散热，使局部温度升高，又进—步加速了绝缘的老化。绝线上堆积油泥以后，使得绝缘物的有效爬电距离大为缩短，容易形成表面闪络放电，这也加速了油的氧化和绝缘的老化、变质。
　　(2)由于进水使绝缘强度降低而引起匝间短路事故。变压器进水多从高压套管的端子帽底部进入，因为端子帽底部密封垫老化、变质(脆裂)后台引起渗水或大雨中沿高压引线进水，引起出线根部附近的高压线困匝间或层间短路。前几年这类事故在大容量变压器中不断发生，从后面的事故实例中可以看出。强迫油循环水冷变压器，由于冷却器漏水到油里去，引起绝缘强度降低造成短路。如某水电厂90MVA(220kV)主变压器，误投漏水的冷却器、致使在温升加压试验时，重瓦斯动作，高压绕组匝间短路。
　　另外，变压器的油枕顶部、防爆膜、呼吸器、潜油泵的进油阀门杆的密封盘相处密封不严，进水、进潮气或进空气，从而使绝缘降低，造成匝间或层间短路。例如，某变电站SFSL2-20000/110主变压器，因油枕呼吸器没有油封，运行管理不善，油枕内积水，沿瓦斯继电器连通管流至线路上，造成110kVC相线路由上至下第21、28匝间击穿短路。
　　(3)焊渣、铁磁物质等杂物(如过滤网及活性氧化铝等)进入变压器，不仅可将油道堵塞，还会使绝缘碳化引起匝间短路。铁磁物质吸附在绕组处引起绝缘强度降低，使绕组故障。
　　如某电厂55PSL-90000/220主变压器，因油位低，带电从下部补油。在正常运行电压下相南压绕组发生层间短路，绕组内侧多处损坏。经查发现绕组内部有电焊渣、砂、石等杂物。
　　又如，某水电站SSPSL-90000/220主变压器，因冷却器铜滤网被油流冲破，在正常运行时，重瓦斯突然跳间，B相绕组中部上端饼烧坏。解体后发现每一绕组上都有1～3cm长的碎铜丝。
　　某水电厂SFL-40500/110主变压器，在正常运行中瓦斯动作跳闸，C相绕组烧断，第六、第七盘变形，B、C相隔板烧穿，并多处有电弧痕迹。检查发现过滤铜网已冲破，箱底有铜丝及水泥块等杂物。
　　变压器内部进入活性氧化铝，运行中造成事故。如某电厂SFPL-50000／110主变压器，因三个冷油器装反，运行中大量活性氧化铝进入箱内，致使绕组亡积有大量活性氧化铝，油混浊不清，在灭常运行中轻重瓦斯同时动作跳闸。经检查A相高压线圈连续段匝间短路，绝缘厚度仅有0.45mm。
　　(4)制造质量不良引起绕组匝间短路事故所占比重很大，从l975年到1976年10月所发生的64台次事故中，有33台次属于制造质量缺陷，占总台次数的51.6％。
　　　1)匝间绝缘薄弱，绝缘强度不够，引起击穿事故。220kV自铜纠结绕组匝绝缘厚度为1.35mm，220kV非自锅纠结绕组绝缘厚度约为0.95mm，110kV纠连绕组纠结段匝绝缘厚度为0.6mm，这几个类型的变压器，发生匝间烧坏的事故比较多。

　　如某水电厂SFSL-260000/220主变压器，投入前三次冲击合闸良好，然后递增加压，运行13min，即发生防爆筒喷油，突然跳闸，B相绕组烧毁。
　　某变电站SFSL-31500/110主变压器，运行仅10个月，负荷低于额定值，在正常运行中突然轻重瓦斯及差动保护动作，防爆筒喷油，C相高压绕组匝间短路烧损。这台变压器在运行中未发现任何异状，投入运行时间不长，在正常工作电压下就发生突发性的匝间短路事故。
　　湖北某发电厂SFPSL-50000/110主变压器，在1974年发生雷击损坏后曾进行冲击梯度分布试验，与厂家共同分析，认为110kv纠连绕组连续部分用0.45mm厚度匝绝缘，在雷击情况下绝缘没有余度。这台薄绝缘变压器损毁后，检查发现不少绕组的统制工艺不良，绕得不紧，有的辐向尺寸相差达5mm之多，不平稳，特别是S处扭曲翅起，易磨损绝缘，还发现有的导线有毛刺，将6层绝缘纸刺透5层等制造缺陷。
　　2)引线根部绝缘较为薄弱，引起变压器正常运行情况下，引线根部的高压绕组发生匝间短路。有一台220kV变压器就是这样损毁的。
　　3)绝缘受到损伤、绝缘强度降低而引起绝缘事故。如某电厂SFS-15000/110主变压器，在运行中置瓦斯动作，C相绕组匝间短路。检查发现线匝绝缘有明显的机械损伤。
　　某电厂SFSl-60000/110主变压器，投入运行后700h，在正常工作电压下突然发生匝间短路。检查发现A相高压绕组靠中性点处烧坏两盘线圆，分析认为是导线上有毛刺或加压整型时造成缺陷所致。
　　1975年到1976年10月有两台变压器高压绝缘筒正对线圈匝间的烧坏处，有明显的机械挫伤痕迹和坑洞，可能损伤了匝间绝缘。有一台110kV套管的围屏，在制造中未装牢，运输中脱落而擅坏高压引线根部的绕组匝间绝缘，致使变压器正常运行中发生了事故。
　　　4)由于220kVOJAW 绕组静电环被固定引出线的螺钉及焊接不当造成短路环流，使引线根部的匝间绝缘又连续重复烧坏。
　　　5)连续式高压绕组由于加强段统包绝缘包扎不紧或者低压端部绕组统包绝缘膨胀，使油道堵塞，绝缘过热碳化，造成匝间短路事故。
　　如某电厂40000/242型单相变压器，高压连续式绕组加强段及加强过渡段有统包绝缘，长期运行后，统包绝缘膨胀，使油道堵塞，加之有局部角环的阻碍，散热情况严重恶化，加强段匝向绝缘及部分统包绝线完全碳化。在正常工作电压下即发生匝间短路。这台变压据基本上是满负荷或稍过负荷运行，油质长期有酸性，也使绝缘老化。
　　另一电厂有一台120000/242型三相变压器(苏制产品)，其低压侧13.8kV绕组靠扼铁的端部绕组有统包绝缘。因绝缘膨胀，油道堵塞，加之该处漏磁较大，长期高温使绝缘碳化，在上部第一、二线盘问发生匝间短路。
　　6)变压器装配时压紧装置不牢，或由于上夹件槽钢的边缘没有加强筋，机械强度不够，在出口短路时，使绕组变形、移动而损坏绝缘。
　　2．变压器主绝缘击穿
　　　(1)对中性点不接地运行的变压器，由于操作不当引起操作过电压，使主绝缘烧坏。如有一台220kV断路器失灵，对中性点不接地运行的变压器引起了操作过电压，使一台中性点避雷器爆炸和中性点引线绝缘烧坏，使另一台变压器的高I、高Ⅱ绕组之间的连线击穿。
　　　(2)由于变压器出口单相弧光接地，对中性点不接地运行的变压器引起操作过电压，使变压器内部发生闪络。
　　如某水电站SSPL-180000/220型主变压器，因不慎将测量皮尺靠近C相母线。造成变压器出口单相接地，引起B相高压I线圈匝间短路《故障点在高I与Ⅱ连线附近、烧坏6匝烧断1匝，在上部压环下也有放电痕迹。变压器事故时，中性点为不接地运行。分析其原因可能是在内过电压作用下造成绝缘损坏的。
　　(3)由于套管上部端子幅密封不良，雨水沿引线鼻子通过销钉孔沿引线漏人变压器，使引线根部绕组绝缘强度大大降低，造成该相绕组对地，或高低压绕组之间短路。这样的事故有设备结构缺陷的原因，也有运行、维护、检修等方面的原因。
　　油纸电容式套管端头密封不严，使雨水沿引线向内渗漏，曾造成多台变压器烧毁事故。仅由1977～1979年的不完全统计，发生这类事故就有17台·次，总容量达1200MVA。其中有80％(12台·次)发生在雨季(3～8月)，说明雨季进水的可能性很大。可见，一旦引线进水，会很快发生变压器损毁事故。
　　(4)套管端部密封不严的主要原因是结构不完善。因为套管端部采用的“将军帽”式的接线板与带细螺纹的引线鼻子相连接，由于该帽兼有导电、密封与支撑母线引下线的三重作用，因而带来很多弊病。首先是纫螺纹丝韧制造的公差太大，接触不良，引起发热、氧化，易使密封胶垫硬化脆裂，甚至引起引线开焊事故。固定引线的铜钱钉过长或由于帽上接线板拧紧后与外部母线连接吻合不好等，致使密封垫无法压紧，运行时引线鼻子发热，使压紧燥帽密封脏垫受热脆裂；检修时，检查不认真，密封垫位置不正，密封处理不好，这样就难以起到密封作用。由于上述种种原因，雨水很容易顺销钉孔和缝隙沿引线进入变压器内部，引起变压器绕组短路事故。
　　某电厂l号主变压器(120000/ll0)，1982年8月1日大雨中损毁事故就是这样引起的。
　　某电厂SSP-260000/220型主变压器，停电检查时发现A相套管帽子相序漆色变黑，头部严重烧坏，取出套管发现油有酸味、色变蚀，引线接头脱焊，引线接头定位销由于过热熔焊于套管头上。原因是铜引线头锡焊质量不良，引线插人头内太短(约30～40mm)，运行中发热使焊锡熔化，引线脱出，引线经套管芯导电，使铜管内壁烧麻，定位销和线算于烷焊在一起，引线在套管芯内烧断面股辫子。
　　(5)引线对油箱内距离不够，绝缘强度不够，引起闪络放电。如鞍山75MVA、220kV主变压器，其44kV内部母线(裸铝板)和油箱有85mm的纯油间隙。在44kV侧出线有雷电活动时接地，消弧线圈动作时，该处放电，说明是内部耐电距离不够所致。抚顺南口60MVA、
220kV变压器在系统谐振时，由于类似原因引起放电。因此应该重视引线的绝缘距离和强度。
　　3．变压保套管闪络，引起爆炸起火　
　　变压器套管事故在变压器事故中所占比重仅次于统组事故，在统计表中为15.3％，比例是很大的。套管密封不严进水而引起爆炸的事故较多，特别是油纸电容式套管进水事故更多。套管渗油，使其表面长期积满油垢而发生闪络的事故，也不断发生。有些电容式套管制造质量不良、维护不周或运行年久使套管的绝缘层损坏、老化，导致绝缘击穿或产生高温，从而使套管爆炸起火，引起变压器故障。
　　如某变电所一台10000/110型变压器的110kV油纸电容型套管，由于密封不良，进水受潮，引起爆炸。
　　某变电所SFPSL-120000/220型变压器的220kV电容型套管，正常运行中，套管爆炸冒火，引起火灾将变压器严重烧损。经检查发现套管芯电容极板间绝缘纸在卷制时，由于工艺粗糙，存在多处波状皱折。分析认为是运行中发生局部放电，逐渐发展，将电容击穿而导致套管爆炸事故。
　　4．分接开关和绕组连接处接触不良，产生高温
　　变压器分接开关引起事故的比例仅次十套管闪络事故比例，据全国1990～1994年统计，110kV及以上电压等级变压器共发生事故292台·次，其中分接开关引起事故为54台·次，
　　占事故总数的18.5％，占事故总容量的12.7％。
　　变压器分接开关位置不正或者在制造时存在弹簧压力不足，滚轮压力不均，使实际有效接触面积减小；镀银层强度不够，磨损脱皮使之接触不良，接触不良产生高温，使油分解产生油气，引起燃烧和爆炸。有的变压器三相调压开关相间距离不够或者绝缘材质不合格，在过电压情况下引起绝缘击穿，造成相间短路事故。在线圈与线腿之间、绕组端部和分接头之间、以及露出油面的接线头等，如果开焊、或连接不好、松动或断开而产生电弧的故障也时行发生。
　　如某电SFS-20000/110型变压器运行两年，色谱分析，台经值增高，测直流电阻相对差值很大。检查发现高压c相x分头定触头和动触头5个团触环烧坏，弹簧压力不足，手指—压即可离开。
　　某电厂SSPS-360000/220型变压器采用DW-36-220/1000分接开关，预防性试验中发现A相直流电阻较其他两相大7％。经检查为分接开关操作杆偏心0.2mm，电镀层已烧坏。
　　某电厂4号变压器为120000/220，运行中因3号主变断路器爆炸，引起该变压器重瓦斯动作。经检查为分接开关开焊，引线烧去一半。
　　某变电所SFS-15000/110型变压器，在预防性试验切换分接头测直流电阻时，误把分接开关连杆拔出，插入后没有复原，引起接触不良，致使运行中轻瓦斯连续动作，B相分接开关第Ⅱ档烧坏。
　　有载分接升关调整比较频繁，在调整时因动作不灵活，经常拉弧，引起开关烧坏。有的是位置变动后，接触不良发热，最后将开关烧坏。
我院原有一台630KVA 变压器, 向全院供电。随着实训中心的数控, 车工、铣和磨工车间的改建及食堂、阅览室的扩建, 用电量有了较了较大的增加。由于原有变压器已不能满足供电要求, 因此, 需对供电系统进行改造。从变压器容量的计算, 供电方式及运行模式的选择等方面着手, 选择出了合理, 经济的运行方案, 达到预期目的。
电力变压器巡视检查应符合下列规定：
1、 日常巡视每天应至少一次，夜间巡视每周应至少一次。
2 、下列情况应增加巡视检查次数：
　　1)首次投运或检修、改造后投运72h内。
　　2)气象突变（如雷雨、大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。
　　3)高温季节、高峰负载期间。
　　4)变压器过载运行时。
　　3 变压器日常巡视检查应包括以下内容：
　　1)油温应正常，应无渗油、漏油，储油柜油位应与温度相对应。
　　2)套管油位应正常，套管外部应无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。
　　3)变压器音响应正常。
　　4)散热器各部位手感温度应相近，散热附件工作应正常。
　　5)吸湿器应完好，吸附剂应干燥。
　　6)引线接头、电缆、母线应无发热迹象。
　　7)压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损。
　　8)分接开关的分接位置及电源指示应正常。
　　9)气体继电器内应无气体。
　　10)各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。
　　11)干式变压器的外表应无积污。
　　12)变压器室不漏水，门、窗、照明应完好，通风良好，温度正常。
　　13)变压器外壳及各部件应保持清洁
大型变压器一般性的维护检查项目如下：
　１、变压器是否还存在设计、安装缺陷；
　２、检查变压器的负荷电流、运行电压是否正常；
　３、检查变压器有无渗漏油的现象，油位、油色、温度否超过允许值，油浸自冷变压器上层油温一般在85℃以下，强油风冷和强油水冷变压器应在75℃以下；
　４、检查变压器的高、低压瓷套管是否清洁，有无裂纹、破损及闪络放电痕迹；
　５、检查变压器的接线端子有无接触不良、过热现象；
　６、检查变压器的运行声音是否正常；正常运行时有均匀的嗡嗡电磁声，如内部有噼啪的放电声则可能是绕组绝缘的击穿现象，如出现不均匀的电磁声，可能是铁芯的穿芯螺栓或螺母有松动。
　７、检查变压器的吸湿剂是否达到饱和状态；
　８、检查变压器的油截门是否正常，通向气体继电器的截门和散热器的截门是否处于打开状态；
　９、检查变压器的防爆管隔膜是否完整，隔膜玻璃是否刻划有“十”字；
　１０、检查变压器的冷却装置是否运行正常，散热管温度是否均匀，有无油管堵塞现象；
　１１、检查变压器的外壳接地是否良好；
　１２、检查瓦斯继电器内是否充满油，无气体存在；
　１３、对室外变压器，重点检查基础是否良好，有无基础下沉，对变台杆，检查电杆是否牢固，木杆、杆根有无腐朽现象。
　１４、对室内变压器，重点检查门窗是否完好，检查百叶窗铁丝纱是否完整；
　１５、其他应该检查的项目。