根据有关变压器故障的资料并进行分析的结果表明[1], 尽管老化趋势及使用不同, 故障的基本原因仍然相同。多种因素都可能影响到绝缘材料的预期寿命, 负责电气设备操作的人员应给予细致地考虑。这些因素包括: 误操作、振动、高温、雷电或涌流、过负荷、三相负载不平衡、对控制设备的维护不够、清洁不良、对闲置设备的维护不够、不恰当的润滑以及误用等。
1 变压器故障原因分析
下面给出了在过去几十年中美国HSB 公司总结出的有关变压器故障的基本原因。1.1 线路涌流。这一类中包括由误操作、变压器解并列、有载调压分接头拉弧等原因引起的操作过电压、电压峰值、线路故障以及其他输配方面的异常现象。这类起因在变压器故障中占有绝大部分的比例。
1.2 绝缘老化。由于绝缘老化的因素, 变压器的平均寿命仅有17.8 年, 大大低于预期为35～40 年的寿命, 在1983 年, 发生故障时变压器的平均寿命为20 年。
1.3 受潮。受潮这一类别包括由洪水、管道渗漏、顶盖渗漏、水分沿套管或配件侵入油箱以及绝缘油中存在水分。
1.4 过载。过负荷经常会发生在发电厂或用电部门持续缓慢提升负荷的情况下, zui终造成变压器超负荷运行, 过高的温度导致了绝缘的过早老化。
1.5 雷击。雷电波看来比以往的研究要少,除非明确属于雷击事故, 一般的冲击故障均被列为“线路涌流”。
1.6 三相负载不平衡。由于三相负载不平衡所引起某相长期过载, 而使该相温度偏高进而使绝缘老化, 产生匝间短路或相间短路。
2 变压器运行中的检查
变压器运行中要注意检查内容有
2.1 由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同, 运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据, 还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。如油温突然增高, 则应检查冷却装置是否正常, 油循环是否破坏等, 来判断变压器内部是否有故障。
2.2 油质正常为透明、微带黄色, 由此可判断油质的好坏。油面过高应检查冷却装置的使用情况, 是否有内部故障。
2.3 应检查套管是否清洁, 有无裂纹和放电痕迹, 冷却装置应正常。
2.4 大风时应检查引线有无剧烈摆动, 变压器顶盖、套管引线处应无杂物; 大雪时各触点在落雪后, 不应立即熔化或有放电现象; 大雾天时有无火花放电现象等等。
3 变压器的事故处理
为了正确的处理事故, 应掌握下列情况:系统运行方式, 负荷状态, 负荷种类; 变压器上层油温, 温升与电压情况; 事故发生时天气情况; 变压器周围有无检修及其它工作; 运行人员有无操作; 系统有无操作; 何种保护动作, 事故现象情况等。变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障, 而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下:
3.1 绕组故障
主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点: 在制造或检修时, 局部绝缘受到损害, 下缺陷。在运行中因散热不良或长期过载, 绕组内有杂物落入, 使温度过高绝缘老化。制造工艺不良, 压制不紧, 机械强度不能经受短路冲击, 使绕组变形绝缘损坏。绕组受潮, 绝缘膨胀堵塞油道, 引起局部过热。绝缘油内混入水分而劣化, 或与空气接触面积过大, 使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低, 部分绕组露在空气中未能及时处理。发现匝间短路应及时处理, 因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。
3.2 套管故障
这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油, 其原因有:
3.2.1 密封不良, 绝缘受潮劣比;
3.2.2 呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。
3.3 分接开关故障
常见的故障是表面熔化与灼伤, 相间触头放电或各接头放电。主要原因有:
3.3.1 连接螺丝松动;
3.3.2 带负荷调整装置不良和调整不当;
3.3.3 分接头绝缘板绝缘不良;
3.3.4 接头焊锡不满, 接触不良, 制造工艺不好, 弹簧压力不足;
3.3.5 油的酸价过高, 使分接开关接触面被腐蚀。
3.4 铁芯故障
铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的, 其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接, 出现环流引起局部发热, 甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路, 产生涡流过热, 引起迭片间绝缘层损坏, 使变压器空载损失增大, 绝缘油劣化。如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较, 如差别较大, 则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查, 再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大, 在损坏处涂漆即可。
3.5 瓦斯保护故障
瓦斯保护是变压器的主保护, 轻瓦斯作用于信号, 重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法:
3.5.1 轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是: 变压器内部有轻微故障; 变压器内部存在空气; 二次回路故障等。运行人员应立即检查,如未发现异常现象, 应进行气体取样分析。
3.5.2 瓦斯保护动作跳闸时, 可能变压器内部发生严重故障, 引起油分解出大量气体, 也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸,应先投入备用变压器, 然后进行外部检查。检查油枕防爆门, 各焊接缝是否裂开, 变压器外壳是否变形; zui后检查气体的可燃性。
4 结论
变压器是电网中的重要设备之一。虽配有避雷器、差动、接地等多重保护, 但由于内部结构复杂、电场及热场不均等诸多因素, 事故率仍然很高。中国在20 世纪70 年代, 110KV 及以上变压器的年平均绝缘事故率约为17.66 台次,恶性事故和重大损失也时有发生[3]。因此, 借鉴国外经验, 利用*在线监测设备, 加强状态维护模式, 以使电力供应更加安全可靠。
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