变压器检修（共11篇）
变压器检修 篇1
1 变压器检修项目
主变压器一般被工矿企业露天安装,或者半封闭安装。以5万容量的变压器为例,安装于烧结与炼铁分厂附近,粉尘非常严重。变压器的瓷瓶、套管,长期暴露于空气中,落满灰尘。特别是炼铁厂飘来的铁粉会造成瓷瓶与穿墙套管的放电,所以变压器的检修安排尤其重要。
1.1 变压器检修周期
我单位规定的变压器,一般以生产安排为准。一般协调生产单位的检修周期中,安排变压器的检修。惯例为半年检修一次,半年为一般性检修。
1.2 检修内容
(1)变压器吹灰,清洁瓷瓶母排、引线。
(2)捡拾缠绕在风机周围的塑料袋,清理风机风叶上的积灰。
(3)紧固各连接部件螺栓、接头。
(4)冲洗变压器本体。
(5)检查变压器各部件连接及发热情况。
(6)根据日常点检发现的问题进行针对性检修的有:(1)处理漏油;(2)补充变压器油;(3)处理档位不符;(4)遥控换档操作不灵;(5)检查瓦斯继电器;(6)复位轻瓦斯继电器;(7)处理CT、PT引出线故障;(8)强油风冷式,一般根据日常点检,更换冷却油泵。
2 变压器油
鉴别办法:一般来说,通过理化实验和电气实验的简便办法,也能对变压器油作出初步的判断,以下是常用的三种办法。
(1)观察。合格的变压器油通常为浅黄色,透明状,比较稀。如果长期运行以后,变压器油的颜色会发生一定的变化。通过颜色的变化,能对变压器油作出初步的判断。如果变压器油变质以后,一般颜色会加深。观察油的颜色,发黑则表示碳化严重,不能继续使用。变质的油还会呈现黄色或淡红色,这说明变压器油混入了空气或者水分,也是变质的象征。
(2)把变压器油盛在透明的玻璃容器中,观察变压器油有无杂质。如果是正常的变压器油,应该呈透明状;变质劣化的变压器油,会悬浮有颗粒。这些颗粒的形成,有可能是变压器内部有放电现象,或者强油风冷的变压器、油泵损坏、磨损的铁屑汇入了变压器油之中。我们把盛油的玻璃试管对着光线进行观察,如果两边呈现出绿色或者蓝紫色,这种现象称为荧光。如果观察不到荧光的现象,说明油中有杂质和分解物。
(3)用闻的办法对变压器油进行鉴别。好的变压器油会有煤油的味道或者无味。如果有焦糊的味道,则表示油不干净;如果有发酸的味道,则表示油已严重老化。也可以取出油滴,微微加热,滴在手上进行搓磨,闻一闻气味,这样更好辨别。
3 检修的准备工作
3.1 工具和材料的准备
检修常用的各种工具有扳手、吹风机、毛胆、冲洗变压器的水管、换油用的油桶、变压器油干燥过滤装置、抹布。需要准备的安全用具有高压验电笔、接地线、绝缘靴、安全手套、接地放电棒等。
3.2 检修前应该采取的安全措施
变压器停止运行,应该制订完善的停电计划。通过转移负荷的手段,把相关负荷转移到另外的母线上,把本变压器的负荷腾空。如果是三圈变压器,要特别注意,高、中、低压三侧,要全部停止运行,停电顺序为:高压、中压、低压;三侧开关断开,隔离刀闸断开,小车推出,三测都回路必须有一个明显的断开点,停电检修的第二步为验电。一般来说我们会在高压侧进行验电,大型变压器的高压侧一般在二楼,有独立的通道可以进入,根据电压等级的不同,保持安全距离,严格按照电压等级的不同使用验电笔,验电者要穿戴绝缘鞋和绝缘手套,之后,在中压侧和低压侧进行验电,因为低压侧的部位比较低,比较好进行验电,三侧分别验电之后,确认变压器停电无误,就可以装设接地短路线,一般来说,要求高、中、低压三侧分别装设接地短路线,装设接地短路线的时候应该先装设接地端,再装设母线端,母线端的装设注意先进行放电,接地短路线装设好之后,关闭变压器的风机电源,就可以对变压器进行吹灰。
4 变压器的检修过程
4.1 外部检修
登上变压器之后,清洁变压器的顶部,去除积灰,可以使用吹风机和抹布,也可以使用水管冲洗,但要注意,变压器上的端子箱、瓦斯继电器、变档机构不能进水,如果裸露,绝缘导线有外护套,防止水进入外护套之内。变压器风冷的端子箱和风机也要防止进水,冲洗之后可以用抹布擦拭瓷瓶和绝缘套管。处于室外的变压器由于雨水的冲刷作用,瓷瓶和绝缘套管有自洁的功能;处于半封闭的变压器,瓷瓶和绝缘套管会积灰比较多,但一般是浮灰比较好清除,通过用水冲洗和用抹布擦拭,一般都会处理得比较干净。工矿企业的变压器,有的是灰尘比较多,有的是有铁粉的成分,比如位于炼铁厂的旁边,炼铁厂的粉尘中含有一定的铁粉,这种铁粉对变压器的绝缘危害比较严重,非常容易引起变压器瓷瓶和套管的放电,我们通过检修一定要把瓷瓶和套管清洁干净。
4.2 紧固变压器顶部的各种螺栓
变压器顶部的各种螺栓在长期运行之后,由于没发热和变压器震动的缘故,会有松动的现象。变压器本体的螺栓,松动之后,会引起渗漏油的现象。位于各种导电部位的连接螺栓长期通电发热松动之后,必须及时地紧固,松动会引起发热越加严重。平时运行之中,运行人员通过红外测温点检,及时发现发热隐患,记录在案,检修时,及时处理。发热严重的紧固面,变形之后必须重新处理,保证接触良好,重新紧固。观察导电母线的运行情况,及时发现平时不易发现的发热部位,及时处理。出现母线搭接的电缆头,检查电缆头的固定防止下垂。中性点接地刀闸设备,操作顺畅,中性点放电设备,放电间距调整合适,电流互感器和电压互感器的过渡端子箱,检查紧固各端子箱,保证没有松动现象。对于风机控制箱,平时点检发现的风机控制继电器,有发热现象的及时更换,特别是三相发热不平衡的继电器,必须及时更换,防止因为继电器损坏烧坏冷却风机。位于户外的大型变压器,因为风的缘故,在冷却风机和散热片的部位,容易积存各种薄膜塑料袋,集成的薄膜塑料袋,吸附到散热片上,影响风机的散热效果,吸附到风机的叶片上,影响风机的正常运转,必须及时清除,更要防止塑料袋缠绕到风机的转轴上。
变压器本体外的各种端子箱、控制箱、过渡箱、必须密封严密,防止雷雨天气进水。因发生多起雷雨天气,端子箱进水,引起重瓦斯继电器跳闸的变压器保护误动作现象。企业造成了不必要的经济损失,变压器端子箱的上盖,密封条必须完整,发现密封条损坏的,及时更换,紧闭装置工作正常。
4.3 变压器渗漏油的处理
新装变压器经过一段时间的运行,会出现渗漏油的情况。从以往的情况看,渗漏油的部位一般在瓷瓶的根部、变压器本体、各结合部、变压器瓦斯继电器连接处、变压器底部放油口、变压器呼吸器。以上这些渗漏油部位,要区分对待处理。通用的解决办法为紧固螺栓。做好标记,注意观察,石屏根部的螺栓紧固要尤为注意,防止用力过猛损坏瓷瓶套管,变压器散热器片,通常的渗漏情况为,散热器里面有沙眼,运行之中的变压器散热器片,不能进行处理,防止造成二次损坏,渗漏扩大。对于强油风冷的变压器循环,油泵损坏,需要更换,备用的循环油泵,要用变压器油进行冲洗清洁,干燥后方能使用。室外更换的时候要防止灰尘的侵入。强油风冷变压器的检修要特别注意,提取油样进行观察和检验,防止风冷循环油泵,损坏磨损之后的铁屑混入变压器油之中,这些铁屑是变压器发生内部短路故障的根源。
4.4 变压器瓦斯继电器的检修
当变压器检修时,发生轻瓦斯动作的继电器,要检查并做放气处理,通过观察孔观察瓦斯继电器内部翻板的位置,放气之后放气螺母要拧紧,并重新做动作实验。对于重瓦斯继电器动作,必须取油样进行物理化验,继电器要进行动作试验,排除故障之后方能投入运行。
5 变压器检修之后的验收
变压器的验收主要由运行人员进行,首先进行检查的是:变压器清洁是否干净?顶部是否有灰尘?瓷瓶是否有积灰?各处的漏油是否处理?是否清除油渍?打开了绝缘护套,是否重新安装到位?中性点接地设备操作顺畅,变压器调档设备,就地和远程操作正常,各档位的和位置反应正确,各螺栓紧固无松动。呼吸器内晶体为蓝色,各冷却风扇运转正常,强油循环冷却油泵运转无杂音,变压器本体各部位无渗漏油情况,高压瓷瓶无变形,风机控制箱无过热;并且风机自动温控系统正常,各端子箱、控制箱、过渡箱,密封良好防水防尘,高压引线垂度合适,低压和中压出线母线出现连接电缆头部位,要包裹绝缘外护套,防止小动物及发生短路;变压器本体和有载调压,油位正常,温度计指示正确,变压器本体的油温指示,和远程控制室的温度计指示一致。
6 变压器投运
检修后的变压器,经检查无误,就可以投入运行,投入运行前拆除安全措施时,必须登入变压器顶部,仔细检查,防止遗留工具。拆除安全措施要遵循从低压到高压的原则,拆除接地短路线,要先拆除设备侧再拆除接地测。根据变电站运行情况,调整中性点接地,投入全部变压器各项保护,及母线充电保护,送电应先送高压侧,送中压侧,最后送低压侧。变压器送电时人员要撤离,送电之后要进行验电,防止缺相。新装和改造,输电电缆,架空母线。变压器送电后要进行核相,方能并网运行,新装变压器要进行充电,充电次数不少于5次,间隔不低于5分钟。变压器送电之后,检查各项表计指示正常,方能带负荷操作。
摘要：文章对变压器的检修项目及检修周期和日常常见问题的处理,检修时的准备工作、检修方法、检修时的安全措施及对检修时发现的问题如何处理进行了概述,旨在为同行业提出一些参考建议。
关键词：变压器检修,检修问题,安全措施
变压器检修 篇2
摘要：变压器正常、安全的运行，可以促进电网安全稳定、高效的运行。但变压器在运行过程中容易受到某些因素的影响，致使其出现故障，相应的电网运行受到一定程度的影响，致使电能输送稳定性、科学性受到严重影响。所以，强化10KV变压器状态检修，有效的处理变压器故障问题，才能够促进变压器良好运行，为实现电网长期安全稳定高效的运行创造条件。基于此点，本文将对10KV变压器状态检修及故障进行分析和探讨。
关键词：10KV变压器；状态检修；故障
引言
在我国经济水平不断提高的当下，用电需求不断增加。此种情况下，电网运行的安全性受到一定程度的威胁。主要是电网中所应用的设备长期强大负荷作用下容易出现故障，致使其应用性降低，相应的电网运行效果受到严重影响。就以变压器来说，变压器在运行过程中经常受大负荷、气候环境等因素的影响，容易出现故障。但对10KV变压器进行状态维修则可以在很大程度上避免故障的出现，为促使变压器长期高效运行做铺垫。主要是10KV变压器状态运行可以根据其运行的实时状态，预测设备可能出现的问题及隐患，从而对设备进行有效的检修，提高设备的安全性、稳定性，促使变压器高效运行。
一、10KV变电器状态检修
（一）状态检修技术
状态检修技术主要是通过对设备进行状态监测及故障诊断，从而掌握设备运行实时状态，进而确定设备维护检修共组的内容和时间，制定维修方案及维修方式。综合多种新技术而形成的状态检修技术可以对设备急性状态监测、故障诊断以及故障检修。可以说，状态检修技术具有较强的应用性。
（二）实施10KV变压器状态检修的意义
在我国用户对电量需求越来越大的当下，我国电网运行的安全性受到威胁。究其原因，主要是电网供电量增加，加剧了电网运行时间、输电负荷，这容易造成电网中设备故障。这其中就包括10KV变压器。10KV变压器在长期运行过程中，容易受到某些因素的影响，致使变压器磨损、老化、陈旧等情况发生，如此将加剧变压器故障，致使变压器运行效果不佳。但10KV变压器状态检修的实施，则可以对变压器进行实时监测，掌握变压器真实的运行状态，再以此为依据来对预测变压器可能出现的故障或问题，从而制定行之有效的检修方案，对变压器展开科学、合理、规范、有效的检修工作，能够做好变压器检修，避免变压器故障，逐步延长变压器检修周期、逐步降低变压器检修成本、延长变压器使用寿命、提高电能输送的科学性和稳定性。可见，10KV变压器状态检修是一举多得的有效措施，对于提高我国电网长期安全稳定高效运行起到非常重要的作用。
二、10KV变电器常见故障分析
综合以往10KV变压器运行实际情况，可以确定变压器容易出现的故障有：
（一）绝缘类故障
10KV变压器运行过程中因绝缘类故障而引起的设备损坏情况时常出现，这使得变压器运行效果不佳。所以，加强绝缘类故障分析是非常必要的。而导致变压器运行中出现绝缘类故障的主要因素是：
（1）温度因素
之所以说，温度会导致变压器运行过程中出现绝缘故障。主要是一直以来我国变压器设备绝缘都采用油纸来实现。但是油纸在应用的过程中容易受到温度影响，而降低其绝缘性。也就是在温度较高的情况下，油纸上的绝缘油会散发大量气体，致使油纸的绝缘性降低。而当温度较低的情况下，油纸则不会受到影响。但在夏季阳光暴晒下或变压器超负荷运行的情况下，容易造成变压器内部温度过高，相应的绝缘油纸的绝缘性降低，就很可能导致变压器运行中出现绝缘故障。
（2）湿度因素
事实上，绝缘材料内部含有微量的水分。在10KV变压器运行的过程中，若温度增加，会导致绝缘材料内水分蒸发，致使变压器运行环境潮湿度加大。在此种环境中，绝缘体容易受潮而降低其应用性，很可能导致绝缘故障发生。另外，绝缘材料内水分蒸发，也容易促使绝缘材料过分干燥，这会加剧绝缘材料老化变形。
（3）绝缘油问题
因绝缘油而导致变压器运行中出现绝缘故障，主要是绝缘油质量不达标。绝缘油质量不达标，那么，绝缘油中将含有较多水分或杂质。利用此种绝缘油来强化变压器的绝缘性，变压器的绝缘性不会很高。变压器在具体运行的过程中，一旦受某些因素的影响，其绝缘性将会大大降低。如此，变压器很可能出现绝缘故障，致使线路短路等情况发生。
（二）接地故障
因为我国用户用电需求不断增加，这使得电网需要运输更多的电能。此种情况下，容易造成变压器长期时间处于过载运行状态，相应的变压器中的一些部件就会加剧老化，如线圈、线路等。一旦线圈或其他部位老化，变压器的绝缘性能将会降低，进而出现短路或接地故障等情况发生。其中，接地故障是比较频繁发生的。因为变压器采用接地保护的方式来保护整个电路运行。但在变压器长期过载运行的情况下，三相负荷容易出现不平衡，相应的零线上会产生电流，当电流值超标，就会引发变压器接地故障情况发生。
三、10KV变电器状态检修的有效应用
针对当前10KV变压器运行中容易出现故障的情况，应当采用状态检修技术对变压器进行实时监测，制定行之有效的检修计划，有计划的、有针对性的、有序的检修变压器，从而有效的处理变压器潜在故障，为提高10KV变压器运行效果创造条件。
针对绝缘类故障，应当是利用状态检修计划对变压器进行实时监测，明确变压器运行状态时的温度、周围环境湿度以及绝缘油应用情况。参照所得到的监测结果，对变压器运行状态下温度、环境湿度、绝缘油质量进行分析和思考，确定变压器内部温度是否过高、周围环境是否比较潮湿、绝缘油质量不达标。如若其中一项或多项不符合标准，需要根据标准要求，采用适合的检修方法来对变压器进行检修，从而保证变压器运行时内部温度适中、周围环境良好、绝缘油质量达标，相应的变压器运行时绝缘故障发生的可能性将大大降低，为变压器长期高效运行创造条件。
针对接地故障，同样需要利用状态检修技术来处理。因为10KV变压器状态检修技术的有效应用可以对变压器进行实时监控，掌握变压器运行状态，一旦变压器过载运行状态过长，状态检修将会做出反应，对变压器进行适当的调整，控制变压器的运行，从而避免变压器过载运行时间长，致使线圈发热，引发变压器接地故障。
结束语
变压器作为电网中重要组成部分之一，其是否处于正常的安全的运行状态，在一定程度上决定电网运行是否安全、稳定、高效。事实上，变压器运行中非常容易受到这样或那样因素的影响，致使变压器运行效果不佳。但实施变压器状态检修技术，则可以有效的控制变压器，使变压器长时间保持正常的运行状态，为安全、稳定、科学的输送电能创造条件。所以，加强10KV变压器状态检修技术应用是非常有意义的。
参考文献：
关于变压器状态检修的探讨 篇3
态检修带来的利益和现阶段的目标。
关键词 状态检修；故障诊断；检修系统方案；经济效益
中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)011-0102-01
1 概述
随着电力企业改革及电网规模的扩大，电力客户要求电力系统不仅要保证可靠供电，更要保证经济运行，所以电力设备的检修管理观念也渐渐开始发生重大转移。变压器实行状态检修是根据监测结果、巡查记录等让运行管理人员实事求是的动态地掌握运行中变压器的健康状况，以此来防止突发事故的发生，从而避免重特大事故的发生，不仅如此，状态检修还对变压器的安全运行、延长设备的寿命、提高可用率等方面，有显著的作用。曾有官方数据显示，美国电力研究院（EPRI）和工业电力设备维护公司（csi）的统计数据表明：在电力系统实施适当的状态检修可以提高变压器可用率2％-10％，节约检修费用25％-30％，延长变压器寿命10％-15％。从全球范围内看，设备状态检修的施行将为电力行业带来崭新的格局，在新的发展趋势引导下必将带来巨大的经济效益和社会效益。
2 变压器实施状态检修的必要性
变压器作为电力能源传输和分配的重要枢纽，在电力系统的安全稳定运行上起着不可忽视的重大作用。对变压器实施检修，是保证其安全可靠运行、减少突发事故的有效手段。变压器检修技术的发展大致可以分为三个阶段：事故检修、定期检修、状态检修。在我国20世纪50年代，大部分设备都比较简单且修复容易，设备停运对企业的经营活动影响不大，事故检修只对设备进行简单的日常维护，没有开展系统的检修。随着时代的发展，20世纪60年代-20世纪70年代中期电力用户对设备的生产效率要求提高，设备本身的突发事故增多，运行部门逐步形成定期预防检修体系，周期性地维修设备。但是这并不完全能消除突发事故的发生，定期检修缺乏科学性和经济性，导致变压器的健康状态难确定，不能及时开展检修，长久考虑早已不能适应电力系统的改革。因此，发达的工业国家普遍推行的状态检修体制被提出来。变压器实施状态检修的必要性主要有以下几个方面。
1）合理安排电力生产和维修，节约人力物力，从而减少停电维修时间，增强变压器经济安全可靠运行。
2）消除维修的盲目性及引发故障的可能性，延长变压器运行寿命。
3）减少开关操作量，提高关联设备运行安全。
4）及时发现变压器运行中的发展性绝缘缺陷，防止突发性绝缘事故发生，降低变压器事故率。
3 变压器的状态信息采集
科学稳妥地开展变压器状态检修，先要考虑如何获取设备健康运行的信息，获取的代价是否经济，对供电可靠性影响是否巨大等问题。随着传感技术、人工神经网络、计算机软硬件和数字信号处理技术等综合智能系统在状态监测及故障诊断中的应用，以及积极采用其他先进检测手段，加强设备监控，例如：红外测温装置的应用、巡视检查、糠醛含量试验的应用、在线监测、变压器绕组变形测试的应用等，使得变压器的状态检修充分利用设备日常运行和常规检修试验过程中获取的各种数据，研究得到迅速发展。状态信息采集有两种方式：停电采集、不停电采集。状态量有：①主变压器油色谱、微水含量、油化学、油介损等试验。它作为主变压器最重要的诊断手段之一可早期反映设备可能发生的固体或金属性过热、放电，设备受潮、油质劣化以及主绝缘老化等相关问题；②调度SCADA负荷信息、变电站故障录波装置信息、运行巡视数据等一系列表征设备运行状态的信息资源。
4 变压器状态检修系统设计方案
变压器状态检修系统采用C/S技术，4层系统。
1）设备层。这一层的监控设计采用多信息综合监测手段，状态监测，各类滤波电路、A/D转换电路、数据采集与处理等在此应用，以期获得全面有效的变压器信息。通过安装在变压器上的各种高性能传感器以及与现场处理单元、循环存储的现场RAM等的融合，连续地获取变压器的油色谱分析信息、噪声、温度、电流等动态数据信息，以油色谱为核心通过分析计算，对数据作初步的判断，如有异常，则立即向中间层管理单元发出信号。设备层与中间层之间通过RS485网络相联。
2）中间层。本层主要是完成变压器状态信息的收集、存储、处理及管理，更重要是对设备层的MC进行通讯管理进行故障诊断。若MC发出设备异常信号，读取相关的传感器数据，将传感器标识和数据上传到当地计算机。
3）就地计算机层。本层通过光纤宽带网和集控中心相联，主要根据状态监测获得的各类在线和离线信息，结合被监测变压器自身的结构特性、参数及运行环境，考虑变压器的运行历史以及一些由于外部条件变化而产生的故障，进行数据的接收处理，确定故障的性质、类别、程度、部位、原因、故障发生和发展的趋势甚至后果，提出控制故障继续发展和维修的对策。并使用专家系统等多种方式进行分析，实现故障检测、寿命预测和管理决策功能，硬件采用工业控制微机。
4）全系统层。状态检修系统的第4层可以理解为地区级的控制中心，分析设备运行过程中表现出的一些现象或对一些能反映设备状态的参数的测量间接得出当前的状态，并依照状态评估的结果制定相应的检修策略及确定最佳检修时间，实现机组之间的知识共享，这样，某一机组有關变压器发生的事故也可作为其他机组变压器知识库的新样例。
5 实施变压器状态检修所取得的成效及今后目标
变压器状态检修的策略体系，无论在状态信息采集、状态诊断方法和检修策略应用方面带来了巨大的变革。目前，状态检修必将成为变压器检修的主流，我国实施状态检修已看到其带来的利润最大化的前景。运行管理人员根据监控系统提供的有用信息对变压器状态进行科学有效的分析，不仅减少了工作量，提高了工作效率，最主要的是避免了变压器不必要的检修，大大减少维护的成本，降低了事故发生的概率。然而，变压器状态检修的发展也是存在缺陷的，我认为在以后的检修体制中更应该注重以下两个方面。
1）加大在线监测系统的开发、提炼等。在线监测装置的成熟稳定对判断变压器健康状况起着至关重大的作用，而目前市场上的在线监测技术并不成熟，加大其研究与开发的力度必将引领新的技术潮流趋势。
2）进一步研究变压器状态分析技术。目前PI实时数据库应用在诊断主变故障方面得到了较好的应用，使状态的分析、诊断更准确，更符合于供电企业的实际。
参考文献
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变压器检修的电源倒换 篇4
变压器并列运行, 指的是将两台或以上变压器的一次绕组并联在同一电压等级的母线上, 二次绕组并联在另一电压等级的母线上运行。变压器的并列运行在厂用电系统中有着重要的意义。
(1) 当一台变压器发生故障时, 并列运行的其它变压器仍可以继续运行以保证重要用户的用电。
(2) 当某一台变压器需要停电检修时, 可以先并联上备用变压器, 再将要检修的变压器停电检修, 既能保证变压器按计划检修, 又能保证不中断变压器低压侧母线供电, 从而提高供电的可靠性。
一、变压器并列运行的理论分析
1、变压器并列运行的理想情况
(1) 空载时, 并列的变压器之间没有循环电流。
(2) 带负载后, 各台变压器应该按照各自的容量比例合理地分配负荷。
(3) 带负载后, 各台变压器所分担的负荷电流应为同相位。
2、变压器并列运行的条件
为了达到上述理想运行情况, 变压器并列切换时必须满足下列条件:
(1) 各变压器应属于同一联接组号
(2) 各变压器的额定电压及变比应相等
(3) 各变压器用标么值表示的短路阻抗应相等
二、变压器并列运行实例分析
我厂厂用电系统采用闭环结构, 开环运行的供电方式。正常情况下, 为保证配电网络的辐射状运行结构, 联络开关一般断开运行。而在倒负荷或变压器检修时, 通过合解环操作可以减少停电时间, 提高供电可靠性, 避免了断电倒换可能带来的不稳定因素。现以三号机小修期间, #1公用变停电检修, 对#1公用变和#2公用变进行并列倒换为例。
我厂厂用电系统的合环模式为合环点上级电源分列运行的馈线合环。
合环点属于这种情况, 380V公用A段和380V公用B段两条母线的上级电源属于不同系统。它们之间直接通过联络开关进行合环操作。而其危险性也较大, 因为其上级电源属于不同的系统, 合环点电压差较大, 容易造成过大的环流。
厂用电系统正常运行方式:每台机组各设一台高压厂用工作变压器, 从发电机出口经封闭母线引接, 各带两段6KV工作母线。工作6KV IIIB段母线带6KV公用A段母线运行, 工作6KV IVB段母线带6KV公用B段母线运行。两台机组共用一台高压启动/备用变压器 (#2启备变) , #2启备变带两段备用母线运行, 作为6KV厂用工作母线的备用电源。每台机组各有一台公用变压器, 各带一段母线运行, 两段母线互为备用, 母线间有联络开关, 手动切换。
小修时, 三号机6KV工作母线厂用电切换, 6KV备用B段母线带6KV工作IIIB母线运行。而6KV工作IVB段母线仍然由#4厂高变带, 这样一来, 需要合环的两段馈线属于不同的系统。
我厂220KV系统采用双母线带旁路母线的形式。可以看出, 即使合上母联开关使主变和#2启备变高压侧具有相同的电压幅值和相位, 但经过主变和厂高变, 电压经历了星型-三角形-星型的变化, #4厂高变和#2启备变低压侧的电压幅值和相位必然会产生差别。并且由于三号机小修, 6KV IIIB段母线所带负荷与6KV IVB段母线所带负荷有区别, 造成两段母线电压幅值的不同, 这样就造成了#1公用变和#2公用变高压侧电压差, 如果在差值较大的情况下合环, 容易产生较大的环流。
为消除高压侧电压差带来的影响, 我们可以采用对6KV IVB段母线进行厂用电切换, 通过DCS面板上的厂用电快切装置 (采用并联方式) , 合上备用开关, 断开工作开关, 厂用电快切完成后, 6KV备用B段带6KV IIIB段母线和6KV IVB段母线运行, 这样380V公用A段母线和380V公用B段母线的上级电源便属于同一系统, 高压侧电压差ΔU便可忽略不计, 实现安全合环。
然而需要注意在实际操作时, 厂用电快切存在一定的风险, 如果一旦厂用电快切失败, 将会发生6KV工作母线失电, 造成更严重的后果。因此结合我们之前的理论分析, 在合环操作前测量合环开关上下口的电压差, 若小于20V (经验值) , 即使两变压器上级电源不属于同一系统, 仍然是可以进行合环操作的。
三、结论
电力变压器的故障分析与检修 篇5
关键词：电力变压器；故障；分析；检修
一、变压器状态检修的发展及故障类型
1.变压器状态检修的发展阶段
（1）初级状态检修阶段。全面汇总所获得的变压器的状态数据（运行数据、预防性试验数据等）。并进行初步分类、整理，最后由专家根据运行经验对这些状态数据进行分析、判断以确定变压器的健康状况，来决定检修策略。但定期检修仍将是一种辅助手段。
（2）系统的状态检修阶段：①全面、系统的汇总变压器的状态数据；②以在线监测方式代替部分停电试验手段，获取更为连续且更为符合实际的状态数据；③所有变压器的初始状态数据经计算机进行全面的、系统的处理，形成系统的状态数据；④建立初步的计算机专家辅助判断系统，对状态数据分析判断，从而获取检修策略。
（3）完善的状态检修阶段。①经长期实践确定一套完整的、有效的反映变压器健康状况的状态量；②以成熟的在线方式获取变压器的连续状态量；③计算机系统实时处理状态数据，并以完善的专家系统对状态数据进行复杂的分析判断，得出变压器的确切健康状况及检修策略。
2.变压器的故障类型
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相对较少。
二、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，則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6300KV·A及以上、单独运行的10000KV·A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。
三、电力变压器故障检修的方法
1.实现完善的状态检修的条件
随着变压制造水平的不断提高，定期检修的误修损失将不断增大，且在总损失中所占比例不断增大，而漏修损失也不能有效降低，因而定期检修的费用有增大的趋势。而变压器制造水平的提高、检测手段的发展、运行经验的丰富、诊断手段和水平的提高等都有效地降低了状态检修的误修损失和漏修损失，同时随着检测和诊断实用技术的发展，状态检修的投入费用也将降低，因此状态检修的总费用将逐步降低。当状态检修的总费用降到小于定期检修的总费用时状态检修将代替定期检修。只有当变压器制造技术、检测技术以及故障诊断技术均达到一定水平时，才能真正实现变压器的完善状态检修。
2.实现状态检修的基础
（1）整理、汇总现有的变压器的状态数据，建立变压器健康状态档案。（2）建立变压器状态数据的据库系统，并完成数据网络和数据中心的建设。（3）逐步采用新的在线监测手段代替传统的状态数据获取手段。（4）探索并逐步采用新方法获取新的更有效的状态数据，以丰富诊断变压器的状态信息。（5）实践中不断改进完善变压器状态分析判断的专家系统。（6）在电网管理中不断积累数据，做好变压器状态检修和定期检修的经济效益评估和比较。
3.局部放电测量和绕组变形检测
随着变压器故障诊断技术的发展，人们越来越认识到，局部放电（PD）是变压器诸多故障和事故的根源，因而PD测量也越来越受到重视。近几年，PD测量技术得到了迅速发展，出现了多种测量方法和试验装置，有离线测量的，有在线监测的，有基于超声波原理的，还有利用红外线进行PD测量的。只是在基于PD测量结果进行故障诊断方面，还缺少较成熟的经验和全面的、合适的判定标准，这还有待于在今后的实践中逐步积累和建立。可以预测，PD测量将会成为电力变压器状态监测和故障诊断极为有利的方法。
通过对发生故障或事故的变压器进行检查和事后分析，发现绕组变形是许多故障和事故的直接原因。一旦变压器绕组已严重变形而未被诊断出来仍继续投入运行，则极有可能导致事故的发生，轻者造成停电，严重者烧毁绕组和线圈。导致绕组变形的原因主要有：①绕组绝缘和机械结构强度先天不足，绕制工艺粗糙，承受正常容许的短路电流冲击能力差；②变压器出口短路，出口短路形成的巨大的短路冲击电流产生的电动力使绕组扭曲、变形。变压器绕组变形检测正成为一个研究热点。同时也是一项必须突破的故障诊断技术。根据资料介绍，可以采用频谱法等来检测变压器绕组变形，但目前还没有形成相应的判断标准和规范。在现有的条件下，对变压器绕组严重变形故障的诊断可以通过变压器空载试验、短路试验及阻抗测量实现。当绕组发生变形时，变压器内部的磁路结构发生变化，空载电流及损耗、短路损耗及阻抗会发生一定的变化，通过横向相间比较、纵向历史数据比较，有可能判断。通过分相低电压短路试验判定了一起变压器绕组严重变形导致绕组匝间、股间放电的故障。
参考文献：
[1]蓝之达：电气绝缘试验[M].北京：中国电力出版社，2010.
变压器套管检修与维护 篇6
2006年5月, 检修人员发现1#主变高压套管 (A相) 油位观察窗处有漏油现象。停电后, 我电机班检修人员对1#主变高压套管 (A、B、C相) 进行观察, 发现1#主变高压套管 (A、B) 油位观察窗的密封橡胶垫严重老化, 龟裂, 导致套管上部的变压器油渗漏。由于厂内无此密封橡胶垫的备品备件, 我检修人员采用5mm厚的耐油橡皮自制密封垫, 将1#主变高压套管 (A相、B相) 油位观察管的上下两处的密封垫进行了更换。更换后, 无漏油现象。
到2007年7月18日, 检修人员又发现1#主变高压套管A相观察窗处漏油, 而且速度较快 (每分钟120滴) ;7月19日傍晚, 1#主变高压套管A相观察窗处停止漏油。7月28日, 1#主变高压套管B相观察窗处漏油 (每5分钟1滴) 。8月13日, 我班工作人员采用8mm厚的耐油橡皮自制密封垫, 对1#主变高压套管 (A、B) 油位观察窗下端的密封橡胶垫进行了更换, C相的油位观察窗上、下端密封都进行了更换。
8月14日, 就发现1#主变高压套管B相观察窗处漏油 (每3分钟1滴) ;8月21早上, 发现1#主变高压套管A相观察窗处漏油 (每分钟60滴) 。
8月21日晚, 我检修人员检查后发现:7月18以后发现的高压套管油标处漏油点并未漏油, 油是从将军帽上部漏出。我们打开将军帽上部的高压引线时发现A、B两相引线处的密封垫都严重老化, 并且A相引出线的螺杆螺纹、销钉由于高温局部已经烧熔。我们将烧熔的部分用细砂布打光, 用无水乙醇清洗烧熔表面。更换顶部的密封圈, 并在将军帽上端盖处加装了一个自制的密封圈 (采用5mm厚的耐油橡皮自制密封圈) 。B相引出线螺杆、销钉完好, 我们更换顶部的密封圈, 并在将军帽上端盖处加装了一个自制的密封圈。
同时, 我们采用5mm厚的耐油橡皮自制密封垫, 对1#主变高压套管 (A、B) 油位观察窗下端的密封橡胶垫进行了更换。
8月23日, 发现A相观察窗处漏油 (每分钟10滴) , 到8月24日上午, 滴油速度加快 (每分钟66滴左右) , 油位下降明显。24日中午停电处理:检查发现1#主变A相的观察窗下部连接管口处, 由于安装力量和工作温度产生的气压等作用, 将观察窗下部连接管压破。我们取下观察窗, 清洗干净后用哥俩好胶粘好破损处后, 更换上, 下两端的密封垫 (采用5mm厚的耐油橡皮自制密封垫) 。安装后, 至今无漏油现象。我们还将1#主变高压套管 (C相) 油位观察窗下端的密封橡胶垫进行了更换 (采用5mm厚的耐油橡皮自制密封垫换掉原来8mm厚的耐油橡皮自制密封垫) 。
此次缺陷的处理, 我们发现前几次漏油的原因应该是:由于变压器运行时, 高压引线温度过高, 导致高压引线与高压套管上部的密封橡胶垫老化, 密封不严, 出现漏油的现象。而8月23日的漏油则是由于1#主变A相的观察窗下部连接管口处破裂所引起的。
2012年丹江电厂检修人员在每周巡检中, 通过红外影像测试发现2#主变中压侧B相套管温度明显比A、C两相温度高, 温度最高时达到110℃, 通过红外测温发现B相套管引线接线板温度过高, 经试验发现直流电阻试验不合格, 判断为隐患, 系中压侧B相套管故障。引线持续高温会加速变压器内部线圈及冷却油的绝缘老化严重威胁设备安全寿命及110k V、220k V线路正常送电, 建议更换新套管。新更换套管型号:BRDL1W-126/2500-4。处理过程如下:
(1) 关闭储油柜与本体之间连接管路上的蝶阀, 排油至变压器铁芯上磁轭以及上齿压板木螺栓处露出, 排出的变压器油排入备好的干净的油罐内。
(2) 拆卸中压侧B相升高座两侧手孔的盖板, 从手孔处将准备更换的新引线量好尺寸, 并画线;在原引线准备断开处画线。
(3) 原套管比新套管短55MM。拆除套管与引线连接螺栓, 吊走套管后, 拆除升高座。
(4) 由厂家人员操作, 新引线与原引线连接使用特制铜套筒, 采用冷压连接。新引线与套管连接处使用接线端子, 新引线与接线端子采用冷压连接;将中压线圈2组引出线通过铜套筒变成3根后压接成4个接线端子, 接线端子用4套8.8级80mm螺栓在连接, 接线端子要考虑与套管连接的方向问题。冷压连接处套筒要求处首先包锡箔纸以均匀电场, 再用半导体皱纹纸进行绝缘屏蔽, 然后进行绝缘包扎。要求更换后的引线的绝缘性能不得降低, 不得存在局部放电等异常现象。
(5) 引线配好后, 安装升高座, 安装新更换的中压套管, 注意套管的安装方向。
(6) 打开变压器本体与储油柜之间的蝶阀, 真空注油至标准油位。
(7) 真空注油后静置24小时, 做变压器检查性电气试验合格。
2#主变投入运行后, 经红外温度检测设备检测, 更换的套管温度在正常范围, 运行稳定。
此次缺陷主要是套管头出线连接松动, 检修人员在拆引线、接引线过程中, 没有检查各个部位引线是否连接良好, 接触面没有在打磨后涂上导电脂, 造成套管引线接线板发热。
通过近几年对我厂主变套管缺陷处理, 发现套管缺陷的主要原因:一是由于产品质量问题或检修方法不当;二是由于胶垫质量不过关或超周期运行使胶垫老化;三是套管结构不合理;四是导线连接部位接触电阻大, 引起局部发热。总结出如下措施:
(1) 对套管表面污秽, 造成雨雾天气发生电晕现象缺陷。采取的措施是:在定期进行的变压器大小修过程中, 对变压器套管进行清扫擦拭干净。
(2) 对套管油样不合格, 采取的措施是:对新进套管要严格检验, 定期抽查油样。
(3) 对套管密封不良, 时有渗漏油现象。采取的措施是:通过更换合适密封垫保持其密封良好, 使套管无渗漏, 然后对称均匀地拧紧固定螺栓。
(4) 对套管头出线连接松动, 接触处过热, 甚至烧坏等过热缺陷。具体措施可采用变铜铝过渡为银铜接触, 从而减小氧化作用。减小其接触电阻。从而降低其过热现象的发生。
通过最近这几年我厂检修人员加大对变压器套管日常检查、维护力度, 发现问题及时处理, 及时消除设备隐患。并在检修中采用高科技产品导电脂, 降低接触电阻, 减少其发热现象。并不断提高我厂检修工作人员专业技能, 确保检修质量, 使我厂变压器套管故障在逐年下降, 保证变压器安全、可靠运行。为我厂电气设备安全可靠运行奠定基础。
参考文献
[1]冯崴坤, 娄国杰, 景丽.浅析变压器套管检修与维护[J].黑龙江科技信息, 2012.
电力变压器的检修方法 篇7
1 变压器的状态检修
对变压器的状态进行检修就是在对变压器的额定值 (状态监测、寿命预测和可靠性评估) 进行评估, 这是以变压器的状态和诊断结果作为基础并进行处理的一种基本状态, 维修项目的状态以及持续的时间, 并主动安排实施大修。变压器状态检修的实施, 可以充分地监测变压器工作的状态, 杜绝突发事件的出现, 以避免没有目的的解体大修, 对变压器的安全运行、设备使用寿命的延长以及在提高可用性等方面具有很好的用处。电力变压器维修的步骤:
1.1 收集信息
设备的状态信息主要有:设备的制造、工厂的试验数据, 安装设备, 设备的操作信息 (包括正常的方面、不足的方面、操作条件、行程次数、故障信息参数等各个方面) , 在线监测实时的数据传输, 维护测试信息 (包括预测试、缺陷已经发生和缺陷的消除、红外探测器等) 。把收集来的信息输入功率传动设备对系统进行数字化的管理。
1.2 变压器的状态评价
按照《国家电网公司输变电设备状态评估指南》、《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》等国家的有关技术标准, 以“输变电设备评估决策支持系统的状态”为基础, 将有效的评估发挥在变压器上, 并且要做好评估风险的工作。
1.3 检修策略制定
一般情况下, 变压器的状态要在总体上进行把握, 对变压器进行有效的评价, 有效地预测变压器的事故风险率, 对它的可靠性和维护成本之间作出平衡, 以此来制定相应的维护策略以及对电力变压器的检修策略。
2 器身检修
为了对机身进行检查, 必须露出机器的主体。同时不同类型的变压器对其结构裸露的方式是不一样的。对油浸式变压器来说, 要用起重设备吊离变压器的油箔体。在一般情况下, 企业都会选择在检修间或者运行机房的车间进行就地起吊, 如果变压器被安装在距离起重设备较远的地方, 就有必要对变压器进行检查然后在短的距离内对起重设备进行托运。
3 变压器的检修
3.1 变压器的定期检修周期
对变压器进行维护间隔一般是按照DL/T573-95《电力变压器维护指南》中的规定:在五年内投入运行的全新的变压设备要对吊罩进行大型的检查或检修, 这是基于运行的电网的经验来进行规定的, 新的变压器在投入运行一段时间后用于绝缘的干缩和紧固件就会松动, 这样就会产生一些缺陷, 这就要求我们及时地对变压器进行检查, 发现问题要及时处理, 然后再修理或大修期限将延长至每十年一次。
3.2 变压器的检修
一般情况下, 我们会根据是否正在按计划进行维护程序的变压器分为标准件以及非标准件进行检修。通常指的是一个标准的变压器修理项目仍在运行, 在日常检查和测试的时候, 要发现是否直接威胁到变压器安全运行, 这是由于通过变压器的某一段运行有重大缺陷会危及安全运行的情况, 其内部组件就有可能出现松动等不安全的情况。在对它的检修前需要通过实验来评估检修的质量。调开钟罩以后, 应对以下内容展开检查和修复:
其一, 对绝缘件进行检查, 检查它是否完整, 是否有损伤;屏幕绝缘纸板周围的底部和均衡的绝缘有无放电痕迹存在于进油口旁边。
其二, 穿心螺杆的绝缘体是否有被损坏以及变色, 有无损伤的金属部件和核心碰撞的拉动;在绝缘板表面上是否有留下放电的痕迹、是否有地板开裂的现象或起层的状态;测试夹具和核间绝缘的状况;测试绝缘线芯的工作状态, 一定要保证工作状态的良好。只有工作状态是良好的, 才能保证它运行的安全性, 才能使人民群众的用电安全得到保证。
3.3 变压器在检修中和检修后的试验项目
这个过程在检修变压器的时候是一项最重要也是一定要做好的工作, 其中主要包括对变压器的测试, 经过对变压器中的故障以及对新的元件的工作性能测试和鉴定后分为半成品和成品试验, 在对变压器进行干燥时候的表现, 在经过工作人员大修后测试它的恢复程度, 并进行变压器回收以确定干燥质量控制测试和各种试验是否达到了预期的标准要求。对没有达到要求的要分析其中的原因, 以从中学到经验或者对它展开再一次的检修工作, 以便能够达到国家的相关要求。
4 结语
电力变压器工作状态以及工作质量的高低, 决定了能否正常地对社会生活进行供电。鉴于此, 对电力变压器进行检测以及维修的人员对自己工作的重要性要有一个高度的、充分的了解和认识, 结合输变电设备检修和风险评估变压器的维护以及进行的动态评估, 定期检修和维护电力变压器的定期评估制度一定要有效地建立起来, 检测检修的工作人员应该有严谨、细致、认真、细心、踏实的工作态度。对会影响电力变压器安全工作的所有问题都要处理好, 要做到“防止为主”的可预测性维修工作, 让电力变压器在健康的状态下进行平稳的工作, 这对社会的正常供电是一个有力的保障。
摘要：电力变压器是电气设备的一种, 它通过自身来进行处理电流, 对原始的电压进行转换, 然后对输出的电流进行控制, 从而使电流能够适应每个对电流有特殊要求的设备。电力变压器工作状态的好坏不仅会对电力的正常供应造成影响, 有的时候甚至会因为不当的电压控制, 引发电气火灾的事故, 因此, 电力变压器的维护工作是非常重要的。
关键词：变压器,状态检修,定期检修
参考文献
[1]高为成.浅谈电力变压器检修和试验策略[J].中国高新技术企业, 2001, (02) :23-24.
[2]王世格, 王延风.关于电力变压器检修导则解读[J].变压器, 2009, (09) :91-92.
对变压器状态检修的探讨 篇8
1 变压器状态检修概述
所谓变压器状态检修, 就是指在变压器正常运行的阶段, 采用专门的先进诊断仪器和技术来对变压器的各项运行状态进行测定, 以判断其是否健康, 是否属于正常运行, 是否存在缺陷或病害, 以便合理有序的对变压器进行检修。这样既不会影响电力的正常输送和供应, 也不会对变压器造成较大的损坏影响, 更在很大程度上减少了传统检修方式中存在的盲目性, 提高了变压器的故障预防水平, 从而减少了不必须的检修投资, 增大了变压器的综合效益。
2 变压器状态检修的条件
在进行变压器的状态检修工作之前, 首先要满足一些必要的条件。第一, 要建立完整的变压器技术档案, 档案中包括变压器的设计、制造、安装等原始资料以及使用、运行、检修等过程中的各种报告性资料。第二, 检修单位应当拥有先进的在线监测技术和设备。在线检修不能停止变压器的运行, 因此一般的检修工具或设备都无法使用, 必须要利用先进的在线监测设备和技术才能完成状态检修。第三, 制定变压器健康状况综合分析机制。这一机制的制定应当由专业人员负责, 根据状态检修所出具的报告, 来判断变压器是否存在故障问题, 何时检修为最佳检修时间, 检修项目如何优化与强化等等。只有具备上述三种条件, 才能开始对变压器进行状态检修。
3 变压器状态检修的原则
在变压器状态检修工作中, 应当遵循一定的工作原则。一般以下三种情况下, 应当分别按照相应的依据和原则进行检修。
3.1 延长检修周期的依据。
如果在对变压器进行多次状态检修后发现其运行状态一切正常, 各项运行参数也长期处于稳定状态, 则可以适当延长检修周期。
3.2 提前进行检修或试验的依据。
若变压器在安装或运行的过程中出现了异常状况, 或者在线检测装置发现有异常问题时, 检修人员应当根据情况给予重视, 对于一些故障可能进一步加重的情况下, 可以适当提前试验周期。或者变压器运行时间较长, 且已经存在较为严重的缺陷时, 就应当根据实际情况决定提前进行检修, 并且要重点对可能存在缺陷的部位进行检修。
3.3 停止运行进行检修的依据。
当变压器在运行的过程中突然出现较为严重的异常现象, 或者发生严重故障无法正常运行时, 就应当立即停止运行进行检修, 直到找出故障并进行相应维修后, 方可恢复运行。
4 变压器状态检修技术的要点
4.1 变压器状态检修技术的主要内容
4.1.1 变压器寿命的评估。
变压器寿命评估是状态检测技术的重要内容, 也是今后检测工作的重点, 对于判断变压器工作状态, 综合分析变压器性能, 确定变压器检修工作内容有着直接的作用和影响。
4.1.2 变压器在线检测技术。
变压器在线检测技术包括局部放电在线监测、变压器油气在线分析、红外测温技术。做好变压器在线检测工作需要对变压器组件采用区别对待和重点检验的方式, 这样有利于提高变压器在线检测技术应用的有效性和可靠性。
4.2 变压器状态检修技术的主要策略
4.2.1 日常检查策略。
变压器状态检测工作要基于日常的巡视和检查工作, 要将重点放在分析变压器的状态是否良好。如果有问题, 是什么样的问题, 应采用什么样的技术和方法加以解决。
4.2.2 预防性策略。
有人认为有些试验应尽量少做, 会不利于设备的安全运行。要看到预防性试验是不会对变压器的绝缘造成伤害的。有些试验方法、手段是非常有效的, 如变压器油的色谱分析。在变压器运行中, 对变压器绝缘油中所含气体进行分析。通过其所含气体的成分就能够分析出其存在哪些故障, 从而使变压器的一些早期故障被提前发现, 然后通过总的数据分析判断出变压器是否坚持带病运行还是停电检修。
4.2.3 针对性策略。
变压器所在系统是否发生过短路故障、接地故障、是否受到过过电流、过电压的冲击, 而出口或近区短路是诱发变压器短路损坏事故的首要原因。这对变压器来说也是非常重要的环节, 具体问题要具体分析。如果变压器的短路绕组线圈在外侧, 发生变形的可能性就比较大。如果变压器不方便停电, 就要加强色谱分析试验并缩短周期, 一旦有停电检修的机会, 中型变压器应吊罩检查, 大型变压器应放油后进入变压器罩内检查。中型变压器绕组发生变形的可能性非常大。如果变压器的短路绕组线圈在内侧, 变压器绕组发生变形的可能性不大, 在停电检修时应该做变形试验进行确定。
4.2.4 沟通策略。
做好变压器状态检修工作必须与变压器厂家进行及时、有效的沟通。了解所用变压器型式在其他单位的运用情况, 应对可能出现的问题, 应及早做好变压器大修的技术和物资准备。
4.3 变压器状态检修应注意的主要问题
4.3.1 广义上更新变压器状态检修的管理思想。
变压器状态检修技术人员技术素质有待提高。现有运行检修人员还不完全具备实施状态检修所需要的较全面的技术知识, 对状态信息的收集方法, 尚不熟悉。数据资料缺乏。尤其是缺乏全国范围的同类型设备及部件的可靠性统计数据。
4.3.2 细节上强化变压器状态检修的技术。
变压器状态检测技术还应该不断发展, 在变压器状态监测与故障诊断技术等方面还需要提高和完善, 现实中应该在故障的诊断的正确率、系统的稳定性等方面下功夫, 力争有技术上的突破。
结束语
总之, 采用状态检修的工作方法对变压器进行维护和保养是目前变压器管理最先进的技术手段, 这种检修方法要比传统的计划检修方法优越很多, 不但节省了人力物力, 还能够起到很好的预防作用, 增大了变压器的运行安全性和稳定性, 有利于延长变压器的使用寿命, 减少变压器带病运行, 提高变压器的运行效率。可以说, 状态检修方法是非常值得大力推广应用的先进变压器检修方法。
摘要：变压器是电力系统中必不可少的重要设备, 只有通过变压器, 才能将高压电转换为低压电, 实现电力的运输和使用。当变压器出现故障问题时, 需要对其进行及时的检修, 以恢复正常供电。现针对变压器状态检修的几点问题进行了探讨, 首选分析了变压器状态检修时应当具备的条件, 继而指出了在对变压器进行状态检修时应当坚持的原则, 并详细分析了变压器状态检修的技术要点, 以供参考。
关键词：变压器,状态,检修,条件,原则,技术要点
参考文献
[1]刘凡, 张星海, 贺含峰, 吴晓辉, 刘敬民.大型电力变压器状态评估与寿命管理方法应用研究[J].电气应用, 2009 (17) .
[2]李厚年.关于开展变压器状态检修的研究及探讨[J].水利电力劳动保护, 1999 (2) .
电力变压器状态检修工作分析 篇9
1 电力变压器定期检修存在的弊端
(1) 定期检修与供电可靠性的矛盾。状态检修是故障诊断的核心, 在不影响设备运行的前提下提取各种状态参数的相关信息, 识别故障的种类与程度。而传统的计划检修仅以时间为标准来确定检修计划, 也就是我们平常说的这东西用了多少年了, 可能一些部件会出现故障, 于是就制订一个计划进行检修。殊不知, 有些该修的变压器因未到检修周期而误了时间修, 而有些运行工况较好的变压器又因到了周期浪费大量的时间做了检修, 即造成该维修的电力变压器没能得到及时维修, 而正常的电力变压器又停下来进行维修, 造成人力、物力、财力不必要的浪费, 使电网的可靠性难以保证。
(2) 定期检修与生产成本的矛盾。新形势下企业追求利润最大化。随着电网规模不断扩大, 电力变压器数量的不断增多, 变压器检修维护工作量随之增大, 计划检修造成的停电直接影响售电量和经济效益。
变压器的状态检修是针对设备运行工况进行的科学检修, 可大大提高诊断的实时性和准确性, 做到应修必修, 修必修好, 必将提高变压器运行的可靠性, 保证电网高效运行。
2 电力变压器状态检修的优越性
(1) 保证电网运行的可靠性。提高在线检修力度与水平, 可减少停电时间和开关操作量, 提高电力系统供电可靠性、经济性和安全性。
(2) 减少变压器检修工作的盲目性。变压器停电试验和维修的盲目性, 严重影响到电网的正常运行, 还可能导致变压器因检修而增加新的隐患;提高状态检修水平, 可延长变压器运行寿命, 使变压器维护更加科学。
(3) 可以及时发现变压器运行中的发展性缺陷。通过电力变压器的状态检测分析, 可以及时发现变压器运行中的发展性缺陷, 防止突发性事故发生, 降低变压器事故率, 对于预防电力变压器各类事故发生、改进产品质量、提高设备监督管理水平具有非常重要的指导作用。
3 电力变压器状态检修的现状
目前国内外在线检测用的相对较多的是单一参数的在线检测产品, 而要反映变压器的运行状况, 靠单一性能指标, 都只能从某一侧面反映其运行状态, 然而电力变压器故障诊断是个复杂的问题。如:广东江门电力分公司电力变压器状态统计:上世纪八、九十年代对电网的电力变压器主要以定期检修为主, 广东江门电力分公司统计分析近20年间110~220KV电力变压器发生的事故和发现的缺陷共35件, 其中四台次绝缘缺陷中, 长时间正常运行导致绝缘下降、油质劣化引起绝缘缺陷3台次, 运行、检修人员责任1台次;在五台次电力变压器突发事故进行分析, 变压器产品质量问题3台次, 属于检修问题2台次;在铁芯缺陷五台次中, 因产品质量、安装质量差, 短时间运行造成铁芯缺陷3台次, 长年运行由于变压器承受系统冲击而形成铁芯缺陷2台次;内部导电回路接触不良的六台次缺陷中, 均为有载分接开关或无载分接开关接触不良引起, 其中因检修造成的缺陷2台次;套管引线接触不良缺陷九台次中, 安装质量问题引起的5台次, 套管引线螺母松动3台次;在六次套管缺陷中, 有4只套管是产品质量问题引起, 2只套管是产品质量与安装质量均有责任的机械变形问题。绝大多数的缺陷是由预试及色谱分析发现的, 而由定期检修检查出的缺陷很少;说明定期检修存在很大的盲目性和低效性。
现在电力变压器虽由于材料的改进、设计方法和制造工艺技术的提高, 运行可靠率有所提高, 但小故障的不断累积仍会导致电力变压器发生料想不到的大事故, 从而影响电网的安全稳定运行;今后需要继续增加在线检测设备, 加大状态检修工作力度。
4 电力变压器状态检修的作用及意义
加强对电力变压器运行状态的监视以防范事故于未然, 增加在线检测设备, 提高在线检测工作的力度;做好前期、中期的各项工作, 以及在事故发生时尽快确定故障的性质及部位是非常有必要的:
(1) 及早发现局部故障和轻微故障, 以便采取措施及时消除故障, 防止变压器损坏而停运, 提高电力系统运行可靠性, 减少损失;
(2) 在运行中所发现的问题, 为运行规程与维护措施的改进可提供确凿的依据。
(3) 发现产品质量有问题, 及时改进和处理, 根据存在质量问题的相关依据, 为生产厂家下一期的产品设计和制造出现同类的质量问题提供实践依据。
(4) 培训高素质检测、维修技术人员, 不断完善电力变压器运行维护管理制度, 落实责任到人的保障机制;以提高电力变压器检修决策的准确性。
(5) 建立科学、严格的电力变压器运行监视制度, 保证及时准确做好设备检修。
众所周知, 电力变压器的检修和维护水平, 关系到电网的安全稳定运行, 直接影响到用户的电能质量。电力变压器状态检修作为一个系统的工程, 只有把先进的管理方法、先进的检测手段和专家系统有机地结合起来, 不断地从实践中积累经验, 才能把变压器状态检修的各项工作落到实处, 实现电网的安全经济运行, 全面提升变压器状态检修的实际工作水平。
参考文献
[1]李永新.浅谈电力变压器常见故障及诊断技术[J].中小企业管理与科技, 2010 (8) .
[2]张奇.变压器短路故障存在的问题及分析[J].中国商界, 2010 (8) .
[3]李莉, 陈芳, 魏倩茹.电力变压器铁芯多点接地故障的处理[J].价值工程, 2011 (1) .
电力变压器的维护与检修技术分析 篇10
关键词：电力系统；变压器；维护与检修
中图分类号：TM41 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）12-0110-02
变压器是电气设备当中应用于交流电转换的，它能够将某一等级的交流电压或者是交流电流的电能转化成为另外一电压等级的交流电压或者是交流电流的电能，而且频率保持不变。变压器的主要作用就是进行电压的变换，这样才能够有利于电能的传输。经过变压器的升压后，大大降低了线路损耗，提高了电力输送的经济性，实现了远程送电。当电压经过变压器的降压作用，就可以变为各级用电设备所需要的实际电压，满足用户的多种生活需求。随着工业与生活的不断发展和进步，人们对于电力资源的需求也与日俱增，电力安全可靠运行至关重要，因此要加强对于电力变压器的维护和维修，从根本上提高供电质量。因此，我们应该对电力设备的检修技术进行研究，结合实际的运行情况，采取合理有效的方法，不断完善管理制度与检修技术，提高电力系统的运行效率。
1 电力变压器的日常维护工作以及存在的不足
1.1 电力变压器的日常维护工作
在日常的电力变压器维护工作当中，至少每个月要进行一次巡查，一般包括以下几个方面：①要用听，检查变压器的声响是否处于正常的状态，然后看是否出现漏油的现象，变压器的集体外壳是否完好无损。②要对变压器的储油柜以及瓦斯继电器的油位进行检查，观察其位置是否符合标准[1]。③要进行变压器油温的检查，看其是否處在允许的范围之内，散热是否良好。④要对变压器的安全气道防爆膜进行检查，看其是否出现破损，压力释放阀是否有明显的动作显示。⑤要对套管进行检查，看是否清洁，尤其是观察它是否存在破损的现象。⑥要对变压器的连接处进行检查，看接线头处是否出现了过热的现象。⑦要对冷却装置进行检查，保证变压器散热良好，防止温度过高。⑧要对电力变压器部件及周围环境进行检查，检查各机构箱及部件是否存在受潮的现象，在变压器周围严禁堆放易燃易爆物品。
1.2 电力维护工作存在的不足
首先，从事检修工作的技术人员专业水平参差不齐，各个项目之间的技术人员之间欠缺沟通和交流；其次，人员的管理模式较为陈旧，管理理念需要不断的创新和适应时代的发展；最后，就是检修工作的整体策略研究不够深入，根据电子检测的数据并不能够全面的对其进行了解和分析，甚至还会增大企业不必要的支出。
2 电力变压器日常维护应注意的问题
2.1 净油器维护时应注意的问题
在电力变压器的外壳上下处都有一个法兰接口，两个接口之间是一个金属桶，里面装满了吸附剂以及一些其他的活性物质[2]。在电力变压器进行运行时，要对净油器上下阀门的开启位置处进行检查，保证油的畅通流动。净油器内部的吸附剂或者其他的活性物质要定期进行更换。
2.2 防漏维护时应注意的问题
漏油的现象一般都发生在油箱的砂眼处，但是由于砂眼较小，所以渗油量也相对较小，不利于发现，但一旦发现处理以是比较简单的，因为我们可以在运行的同时进行堵漏，不需要停止整个线路的运行。另外一处比较容易发生漏油现象的就是焊缝处，进行处理时可以先清理渗油部位的漆皮和氧化层，然后用酒精清洗干净，最后再用密封胶密封好即可。
3 电力变压器的检修技术
3.1 绕组线圈的检修技术
在进行绕组线圈的检修时，主要工作的对象就是绝缘线圈。首先，看它是否存在老化和被破坏的情况。检修的方法也相对简单，就是利用手指对线圈表面的绝缘材料进行按压，如果在按压时绝缘材料出现裂缝，材料质感较硬，颜色比较暗黄，就很有可能是绝缘材料已经老化了[3]。
如果在进行按压时，绝缘材料仍然具有弹性，没有破裂的现象发生，绝缘材料的颜色正常的淡黄色，那么表明绝缘材料还没有进入老化阶段。其次，我们可以根据绕组绝缘材料的情况来对变压器进行判断是否存在故障，如果出现了故障就要及时更换绕组。如果维修就可以达到目的，那么在维修的过程当中需要注意截面积比较大的二次绕组，对其应该进行更换匝间的绝缘材料。对于分段制作的线圈可以只更换损坏的部分，以降低经济损失。
3.2 变压器油箱及其附件的检修技术
对于油箱的外壳以及储油柜等金属来说最容易出现的问题就是锈蚀。主要的处理办法就是除锈喷漆，避免设备进一步的锈蚀，达到不可弥补的地步。除锈时首先要将外壳进行喷砂处理，这样能够有助于彻底的除锈，除此之外为了增强防潮防腐的能力，还可以在外壳喷涂氯乙烯作为底漆，然后再喷氯乙烯磁漆，最后再喷一层氯乙烯清漆，这样就可以有效的进行防潮除锈了[4]。
3.3 铁芯的检修技术
我们在进行铁芯检修时，首先，要对铁芯的表面进行维护检修处理，保证其清洁无污垢；其次，铁芯表面要保持完整，以免出现过热更不能出现烧坏的现象，与此同时还要检查铁芯的接缝处的叠片，防止其出现扭曲和变形的现象。如果铁芯叠片处出现了局部过热甚至是烧损的现象，根据铁芯损坏程度，可以考虑进行叠片的更换，或者是重新的涂漆处理。在进行检修时还要检查铁芯夹件的接地片是否处于接地状态，若是铁芯接地不良，为避免产生悬浮放电现象，必须及时采取措施进行固定处理，防止进一步的恶化。当然，也要注意铁芯多点接地故障，如果铁芯有两点及以上接地，则会产生环流，甚至烧毁接地片。故检修故障时推荐采用直流法对铁芯进行多点接地判断。
3.4 吊心的检修
在进行吊心的检修时，首先，要按照要求进行设备的拆卸，然后才能将变压器的铁芯和绕组吊出。吊心检修是电力变压器日常检修中的重要内容，其检修周期在五年左右，检修时要高度重视变压器的吊心检修工作；如果其绕组发生短路故障，也需要进行吊心检修。该项工作应该选择晴朗的天气且现场空气湿度不大于75%的条件下进行，不能在阴雨天气进行，因为这样很容易导致铁芯和变压器的绕组受潮。如果遇上阴雨天气，而检修期又不能延期，则应该将变压器转移到干燥的地方开展此项工作。
4 结 语
电力变压器在电力系统中占有非常重要的地位，它的运行情况直接关系到供电企业的经济效益以及国家的发展情况。就目前的情况来看，我国的电力变压器维护与检修工作还处在需要不断发展和完善的阶段。需要我们继续对变电设备的检修及维护进行深入的研究，加强先进技术在实际工作中的应用。电力企业需要不断建立健全的维修管理机制，制定相关的评定标准，使检修工作变的标准、规范、科学，提高整个电力企业运行效率。
参考文献：
[1] 李建华.电力变压器的维护与检修技术的分析[J].科技资讯，2015，（18）.
[2] 邓伟健.浅论电力变压器的维护与检修技术[J].黑龙江科技信息，2010，（30）.
[3] 张东旭.探究电力变压器的维护与检修技术[J].科技与创新，2014，（21）.
浅析变压器套管检修与维护 篇11
关键词：变压器套管,引线,油样,膨胀器,接触电阻,绝缘层
变压器作为一种电力设备, 担负起了电能的传输、终端分配以及电压变换等方面。如果在变压器高低压侧套管中出现了故障或者存在一定的缺陷, 就有可能影响到供电的可靠性, 甚至有可能威胁到其安全的运行。对于地压侧套管来说, 其结构相对简单, 维修较为方面, 并且不会花费较多的检修时间。而高压侧套管的结构较为复杂, 检修存在一定的难度, 并且需要较长的维护周期。因此, 在进行维护与检修套管的时候, 我们需要尤其的注意套管事故的防范与杜绝。
1 套管出现故障的原因
在进行套管的故障分析的时候, 我们归纳出了以下的几点原因:
1.1 当水分被吸收进入了套管表面的脏污当中, 就会降低绝缘电阻, 最终就会导致闪络的现象出现, 引起跳闸。
此外, 闪络也会导致套管的表面。在脏污吸收了水分之后, 会提高套管的导电性, 不仅会引起表面的闪络现象, 严重的时候会导致泄漏电流的增加, 套管发热, 就会使得瓷质出现损坏的现象, 甚至是将套管击穿。
1.2 套管的胶垫不具备密封的功效, 油纸电容式套管顶部密封
不良, 就有可能出现进水现象, 从而导致绝缘被击穿, 套管下部没有进行良好的密封, 就会出现渗油的现象, 最终引起油面出现下降。
1.3 由于没有对套管的油标管进行脏污的清理, 就会影响每一年当中的预试采样, 最终出现亏油。
1.4 人为因素的破坏。
在进行套管的大修的时候, 由于没能够将控制彻底的抽出。当在高电场的作用之下进行运行, 就会出现局部放电的现象, 严重的时候可能引发事故。另外, 没能按照规范进行套管头部的安装。例如:防雨帽与导线头不能紧密的接触等, 都可能增大接触电阻, 使得引线接头烧结、发热。
在进行运行分析的时候, 我们很容易发现出现缺陷的原因:其一, 在设计套管当中, 存在一定的薄弱环节;其二, 由于检修人员在作业当中造成的人为因素。
2 减少套管故障的主要措施
2.1 首先, 运输应注意的问题
起吊的时候, 尽量保持速度缓慢, 避免与其他的物体想碰撞;在直立吊装过程中, 需要使用法兰盘上面的吊耳, 并且将套管的上部使用麻绳进行固定绑扎;在套管的直立是, 不能够是任何部位碰触地面;在运输套管的时候, 需要使用专门的祥子。安装法兰处应有两个支撑点, 在上端无瓷裙部位设置一点支撑, 在尾部也要设支撑点, 并且使用软物包裹好支撑点。在箱中, 也需要将套管固定好, 避免因为运输而带来损坏。
2.2 安装应注意的问题
对于套管的型号要进行仔细的核对, 油化、电气试验是否符合标准;油面是否符合要求, 瓷套有无损坏的现象出现;检查引线头焊接情况;安装套管要遵守起重操作规程。
2.3 相关人员应注意的问题
2.3.1 检修预试人员, 拆接末屏小套管引线时, 应防止导杆转动或折断, 试验后应恢复原状;
2.3.2 采油样人员作业后, 应拧紧采样堵;
2.3.3 检修人员应观察套管油位并及时补油, 并定期进行套管清扫, 使其保持清洁;
2.3.4 电容型套管的抽压和接地运行的末屏小套管的内部引线如有损坏应及时处理, 运行中应保证末屏良好接地;
3 套管在运行中缺陷的处理
套管出现缺陷的主要原因有以下几点:其一, 人员在进行检修的时候操作不当或者是产品质量本身就存在缺陷;其二, 在套管出厂之前或者是检修当中, 没能够将套管当中的控制彻底的抽出;其三, 说使用的胶垫没能够达到质量规定的标准, 或者是使用的时间较长导致出现了老化现象;其四, 不合理的套管结构;其五, 在导线的连接部位当, 接触电阻较大, 从而导致出现局部过热的现象。
我们通过主要的缺陷, 针对性的制定出相应的措施:
3.1 针对套管的油样不符合规范标准等缺陷当中。可以严格的检查新进的套管, 尽量避免因为因为因素而引起的破坏。
3.2 出现了渗油或者是有气体进入套管的现象, 需要将损坏的胶垫替换掉, 确保不再出现渗漏现象。
3.3 套管头过热时, 可以使用银铜的接触来替换铜铝的接触, 从而减少氧化作用的出现。
此外, 在引、拆、接的时候, 需要对各个部位的连接进行严格的检查, 从而将接触电阻降至最低, 避免出现过热的现象。
变压器在运行中, 由于各种原因, 油纸电容式套管有时会发生故障或缺陷。
对此, 检修维护人员应当做到:利用一切停电机会检查套管, 及时处理缺陷, 消除隐患;采用高科技产品导电脂, 降低接触电阻, 防止套管头部高热烧结;严把质量关, 所购检修维护材料均经有关方面验收认可;提高检修工作人员专业技能, 确保检修质量。
参考文献
[1]郭兴海.浅谈变压器套管的故障与维护[J].中国新技术新产品, 2008 (12) .