增压器漏油故障处理

增压器漏油故障处理（共8篇）

增压器漏油故障处理 篇1

0 引言

密封风机是电站锅炉的重要辅助设备, 对锅炉安全运行有重要的作用。本文介绍了某电厂1台600 MW机组锅炉密封风机1B振动及漏油故障的分析处理过程、故障原因的判断, 同时给出了它的振动特征、数据分析等。其内容对类似大型风机的振动分析和处理有一定的参考价值。

该密封风机为离心式送风机, 转子由滚动轴承支承, 油浴润滑, 驱动端轴承型号为7222, 非驱动端轴承型号为NU2222。风机正常运行时, 轴承停机温度值为80℃, 振动报警值为4.6 mm/s。检修前风机驱动端轴承最高温度为55℃, 振动最大值为5.1 mm/s;非驱动端轴承最高温度为53℃, 振动最大值为4.7 mm/s。从每次测量离心风机轴承振动来看, 都是电机侧的轴承振动偏大, 而且离心风机在运行状态下驱动端轴承一直存在漏油现象。

2007年检查性大修中, 我们对该风机进行了解体, 并进行了数次振动测试, 根据数据结果分析了故障原因, 然后实施了相应改造, 取得了显著效果。

1 原因分析

1.1 振动分析

据统计, 70%以上的机械故障都以振动形式表现出来, 因此, 我们要依据振动的状态与特征进行振动原因分析与诊断, 再仔细比较, 逐个排除, 最后剩下不能排除的故障即为振动原因分析结果 (或称振动诊断结果) 。

在检查风机基础无异常后, 我们怀疑密封风机和电动机联轴器找中心不准, 于是对联轴器中心进行了找中及风机轴承座连接螺丝紧固, 处理后再次测量振动, 结果是虽然轴向、垂直方向的振幅有较大减小, 但水平方向振幅降低幅度仍很小, 最大振动值仍高达4.8 mm/s。分析认为振动问题还没有真正解决, 振动还有可能再次增大, 将威胁风机的运行安全。因此, 我们又把检查的重心放到了轴承和轴承座上, 检查结果如下:

(1) 对于轴承振动偏大开始考虑可能是轴承质量问题, 故在停机后组织检修人员解体轴承座, 检查风机两端轴承状况。解体后发现风机轴承内、外圈均保持架完好, 滚珠、滚子无麻点等异常, 轴承本身也无锈蚀、脱皮剥落、裂纹、过热变色等缺陷。测量风机轴承径向游隙, 发现NU轴承游隙约0.08 mm左右。根据GB/T4604—2006《滚动轴承径向游隙》查询得知, 圆柱孔圆柱滚子轴承径向游隙应在0.05~0.09 mm之间, 因此该轴承游隙正常。由于成对配置的角接触球轴承安装在主轴上紧固后完全消除了轴承中的游隙, 并使套圈和滚珠处于预紧状态, 故勿需测量。由此可见, 离心风机轴承振动过大不是轴承的质量问题所致。

(2) 风机轴承安装间隙的测量。离心风机轴承轴向预留的膨胀间隙如图1所示, 检修时在推力侧轴承端盖加0.15 mm青稞纸, 即轴承推力侧预留膨胀间隙为0.15 mm。轴承及轴承座上下盖压铅丝测量 (图2) , 由此可见轴承顶部间隙为0.04 mm。对轮中心校正数据如图3所示。根据以上记录分析如下:1) 驱动端的轴向膨胀间隙为0.15 mm, 根据《重型机械通用技术条件》中的规定, 角接触球轴承内径在80~120 mm之间的, 轴向游隙在0.06~0.15 mm范围之内, 故驱动端轴承轴向膨胀间隙合格;2) 根据GB/T275—1993《轴承与轴及外壳的配合公差》的规定, 该风机轴承座的偏差应在0~0.046 mm之间, 而实际偏差为0.04 mm, 因此, 顶部间隙能满足风机正常运行的需要;3) 对轮圆面最大偏差为0.03 mm, 端面偏差为0.02 mm, 根据厂家要求, 对轮圆面偏差不超过0.05 mm, 端面偏差不超过0.03 mm, 故对轮中心偏差合格。

(3) 检修中测量转轴的水平度发现约有1.2 mm的偏差 (推力端高) , 故在承力端轴承座地脚处加0.3 mm垫片, 最后测得水平度为0.2/1 000, 小于厂家0.3/1 000的要求, 但在离心风机投运后, 还是发生了轴承振动大的情况, 这说明转轴水平度也不是造成轴承振动过大的主要原因。

(4) 检查风机叶轮无磨损、局部腐蚀、裂纹等异常现象;用手盘动转子, 发现转子转到任一角度都能停下来, 这表明转子的重心在旋转轴心线上, 转子的静平衡无异常;由于是新叶轮, 在查找出厂试验报告等相关文件后, 发现叶轮的动平衡试验也合格, 故暂时排除转子的动平衡问题。

(5) 在排除可能引起轴承振动过大的轴承质量、检修调整工艺、水平度、转子平衡等原因之后, 推测问题可能出在轴承座上, 故对两轴承座的瓦口与轴承外圈之间的间隙 (轴承的膨胀间隙) 进行了测量。对于驱动端轴承座的瓦口与轴承外圈的间隙用塞尺进行测量 (测量部位如图4所示) , 测得瓦口处间隙为0.3 mm, 而根据《重型机械通用技术条件》中的规定 (表1) , 轴承外径为120~260 mm时, 瓦口间隙应≤0.15 mm, 而实际却为0.3 mm, 超出了正常标准值的2倍。解体检修时在驱动端轴承两侧加0.2 m厚、10 mm长、4 mm宽的不锈钢垫 (垫片位置如图5所示) , 以减小瓦口与轴承外圈的间隙, 此时轴承的径向膨胀间隙只能在一侧刚好塞入0.10 mm的塞尺, 即轴承的径向膨胀间隙约为0.10 mm。试转的结果为风机轴承水平、轴向、垂直方向的振幅均减小, 尤其是水平方向振幅降低最多, 轴承的最大振动值仅为2.3 mm/s, 且运行情况较为稳定。

综上所述, 对于密封风机振动大的主要原因, 分析结果为轴承座本身尺寸偏差。

1.2 漏油分析

在密封装置中, 油往往以渗漏的形式泄漏到密封连接处的另一侧。造成漏油的基本原因是密封面上有间隙和密封部位内外两侧存在压力差, 致使油向压力或能量较低的地方流动。

检修中检查驱动端轴承填料密封无磨损, 填料压盖完好, 轴封填料与轴接触均匀, 紧度适宜。运转时发现风机壳体与主轴配合处密封不严, 存在较大的漏风现象。停运后测量主轴与机壳的密封间隙为8 mm, 而根据《电力建设施工及验收技术规范》规定, 主轴与机壳的密封间隙一般为2~3 mm。经分析认为漏油原因有可能是轴承密封性能较差, 而漏出的风经轴承密封进入轴承室, 使轴承室内产生正压后从驱动端往外甩油。检修时在机壳与主轴配合处加装5 mm厚、345 mm长、20 mm宽的羊毛毡作为密封圈, 以此抵挡从机壳轴封处漏出的风, 风机在轴承座调整结束试转后润滑油泄漏现象消失, 风机运行正常。

综上所述, 驱动端轴承座瓦口处间隙过大, 使轴承自由移动变大;轴承密封性能较差, 且机壳与主轴配合处密封不严, 是导致密封风机轴承漏油的主要原因。

2 处理办法

针对该发电厂1号炉B密封风机壳体与主轴配合存在的问题, 解决的方法是加装密封圈;对于风机驱动端轴承座瓦口处存在的问题, 所采取的解决办法是在轴承座瓦口处添加不锈钢皮并对其进行部分修刮, 使其达到以下要求:

(1) 轴承外圈与轴承座及轴承盖的半圆孔应接触良好, 用涂色检验时, 与轴承座在对称于中心线120°、与轴承盖在对称于中心线90°的范围内应均匀接触。

(2) 瓦口有0.1 mm左右的径向膨胀间隙, 用0.03 mm的塞尺可在瓦口处塞入深度10~15 mm。

(3) 轴承座与轴承外圈的接触面应平滑, 并用金相砂纸抛光, 光洁度达到6级 (粗糙度达到3.2) , 同时不允许有毛刺、台阶、槽痕等缺陷。

3 结语

2007年机组检查大修时, 我们用以上办法对该电厂1号炉B密封风机进行了处理。同年5月10日开始运行至今, 风机轴承运行情况良好, 再没有发生过轴承振动过大、漏油现象。后来采用同样的方法对1号炉A密封风机和2号炉A密封风机进行了处理, 均收到很好的效果, 风机均运行平稳, 未再发生过非正常停运现象, 表明之前的分析和处理措施正确得当。

参考文献

[1]郝杰锋.引风机支座轴承连续烧坏事故原因分析.机械工程师, 2006 (3)

[2]谢澄.引风机轴向振动高原因探讨.热力发电, 2000 (3)

[3]陈庆, 由立臣, 郭奇.大轴径引风机轴承箱漏油治理研究.润滑与密封, 2003 (1)

增压器漏油故障处理 篇2

电力变压器故障类型及处理方法

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。武汉鼎升电力有限责任公司对变压器的故障进行了分析研究。

一、变压器故障类型

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主要有在制造或检修时局部绝缘收到损害，遗留下缺陷；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，机械强度不能经手短路冲击，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介过高，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。

2、套管故障：这种故障常见的是炸毁、闪落和漏雨，器原因是密封不良，绝缘手插劣化；呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。

3、分接开关故障：常见的分接开关故障有接触不良引起发热烧坏，分接开关相接触头放电或各触头放电，引起上述故障的原因是连接螺丝松动，制造工艺不良，弹簧压力不足、触头表面脏污氧化使触头接触电阻增大，油的酸值过高、

大电流是发热烧坏，分接头绝缘受潮绝缘不良，在过电压时引起击穿分接开关故障严重会引起瓦斯、过流、差动保护动作。

4、铁芯故障：铁芯故障大部分铁芯叠片造成分原因是铁芯柱的穿心螺杆或者铁轮夹紧螺杆的绝缘损坏引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯叠片造成2点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁，也可能造成铁芯叠片局部短路，产生涡流过热，引起叠片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油恶化。

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。轻瓦斯保护动作后发出信号，器原因是变压器内部有轻微故障（如存有空气、二期回路故障等）。瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分接出大量气体，也可能二次回路故障等。

6、变压器着火：这也是危险事故。变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或者使火宅扩大。变压器着火的主要原因是套管的破损和闪落，油在油枕的压力下流出并且在顶盖上燃烧、变压器内部故障使外壳或者散热器破裂，使燃烧着的变压器油溢出。

二、电力变压器故障处理

电力变压器是电力系统中最挂念的设备之一，它承担着电压变换，电能分配和传输，并提供电力服务。变压器的正常运行是对电力系统安全、可靠、优质、

必须最大限度地防止和减少变压器故障和事故的发生。武汉鼎升电力自动化有限责任公司对变压器的常见故障处理进行了研究总结，并重新研发了一款DCBX-S变压器绕组测试仪。

三、变压器自行跳闸后的处理

当变压器的断路器自动跳闸后，要详细记录事故发生的时间及现象、跳闸断路器的名称、编号、继电保护和自动装置的动作情况及表针摆动、频率、电压的变化等。

操作事项：将直接对人员生命有威胁的设备停电；将已损坏的设备隔离；运行中的设备有受损威胁时停用或隔离；在用电气设备恢复电源；电压互感器保险熔断或二次开关掉闸时，将有关保护停用；现场规程中明确规定的操作，变电站当值运行人员可自行处理，但事后必须立即向值班调度员汇报。

如有备用变压器立即将其投入，以恢复向用户供电，然后再查明故障变压器的跳闸原因；如无备用变压器则尽快根据掉牌指示查明保护动作的原因，同时检查有无部短路、线路故障、过负荷和火光、怪声、喷油等明显的异常现象。

如确实查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，将瓦斯保护投入到跳闸位置，变压器重新合闸，整个过程慎重行事。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。

四、变压器气体保护动作后的处理

变压器运行中如果局部发热，在很多情况下不会表现出电气方面的异常，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及瓦斯继电器内。区别气体产生的速度和产气量的大小，即是区别过热故障的大小。

1、轻瓦斯动作后的处理：轻瓦斯动作发出信号后，首先停止音箱信号，并检查瓦斯继电器内气体的多少。

2、重瓦斯保护动作后的处理：运行中的变压器发生瓦斯保护动作跳闸，或者瓦斯信号和瓦斯跳闸同时动作，则首先考虑该变压器有内部故障的可能，对这

故障变压器内产生的气体是由变压器内不同部位根据瓦斯继电器内气体性质、集聚数量级速度来判明的，判断变压器故障的性质及严重程度对变压器故障处理至关重要。若集聚的气体是无色无臭且不可燃的，则瓦斯动作原因是因油中分离出来的空气引起的，可判定属于非变压器故障原因，变压器可继续运行；若气体是可燃的，则极可能是变压器内部故障所致。对这类变压器，在未经检查并试验合格前不允许投入运行。变压器瓦斯保护动作是内部事故的前兆或本身就是1次内部事故，因此对这类变压器的强送、试送和监督运行都应特别小心，事故原因未查明前不得强送。

3、变压器差动保护动作后的处理：差动保护是为了保证变压器安全可靠的运行，即当变压器本身发生电气方面的层间、匝间短路故障时尽快将其退出，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6300KVA及以上、单独运行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，是变压器本身的主要保护。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，差动保护则是反映变压器内部（差动保护范围内）电器方面的故障。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、其它保护动作后的处理：除上述变压器两种保护外还有定时限过电流保护、零序保护等。主变压器定时限过电流保护动作跳闸时首先应解除音响，然后详细检查有我越级跳闸的可能，即检查各出现开关保护装置的动作情况，各信号

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超级跳闸，则拉开出线开关，将变压器投入运行，并恢复向其余各线路送电；如果查不出是否超级跳闸，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1此，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线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。零序保护动作一把是系统发生单相接地故障引起的，事故发生后立即汇报调度。

武汉鼎升电力研发中心研发的DCBX-S变压器绕组测试仪根据对变压器内部绕组特征参数的测量，采用完善的内部故障频率响应分析(FRA)方法，能对变压

变压器设计制造完成后，其线圈和内部结构就确定下来，因此对一台多绕组的变压器线圈而言，如果电压等级相同、绕制方法相同，则每个线圈对应参数(Ci、Li)就应该是确定的。因此每个线圈的频域特征响应也随之确定，对应的三相线圈之间其频率图谱具有一定可比性。

增压器漏油故障处理 篇3

某电厂的发电机出口开关由瑞士ABB制造, 型号为HECS-100XL。如图1。

1 GCB液压操作机构

该断路器的操作机构为HMB 4型弹簧储能操动机构, 该弹簧储能操动机构的原理图如图2。

液压弹簧操作机构的技术概念实现了一种小型集成化设计, 该设计结合了盘簧中的贮能和液压操作以及控制原理。由以下组件构成: (1) 打压模块, (2) 贮能模块, (3) 执行模块, (4) 控制模块, (5) 监控模块。盘簧装置发出的力作用在三个贮能活塞上。在贮能活塞中, 弹簧的机械能值和弹力的传播转换为高压油的压力和体积。液压力在高压存储罐和操作圆筒之间的传输 (高压油柱) , 作为一个快速转变开关, 执行合—开操作, 除此之外, 通过调节节流阀可以简单的设定开关速度。液压弹簧操动机构的主要优点如下: (1) 结构紧凑; (2) 高可靠性; (3) 无需维护; (4) 极低的磨损率; (5) 内在的液压阻尼; (6) 不受温度影响; (7) 非常少的油耗量, 即使在极端少见的事故情况下, 操动机构外壳也能够供应全部的用油量; (8) 增强的模块化标准设计, 无需外接管路。

2 GCB液压操作机构漏油故障

液压系统中有渗漏时, 会带来弹簧压力的损失, 这种损失可用自动泵启动来对其进行补偿。正常情况下, 即使没有触发断路器, 泵每天启动20次 (600次/月) 是允许的。如果泵每天启动多于20次 (600次/月) , 泵装置就应该受到监测。当计算泵启动次数时, 由开关操作 (闭合或打开) 引起的泵启动应该从总的泵启动次数中减去。

2008年6月, 在进行设备巡视时, 发现#1、#2GCB的液压泵有频繁启动现象, #1液压油泵6月4日的启动次数为1277次, 6月

1-断路器2-隔离开关

3 漏油故障处理

经与ABB技术人员沟通分析, 排除了其他可能情况后, 认定为内部泄漏。内部泄漏有两种情况: (1) 内部密封件损害油路泄漏, 这种情况下现场无法处理, 必须返厂处理。 (2) 控制模块泄漏。控制模块如图3所示, 它的相当于图2中部的黄色杆, 用于控制油路的通断。

结合机组运行情况和现场条件, 利用机组的停机机会, 在现场进行控制模块更换。更换过程分三步。

3.1 准备工作

(1) 向调度申请机组和主变停电, 批准后停一次及所有控制电源。 (2) 拆开弹簧液压操作机构外壳, 吊开GCB三相冷却器罩壳。 (3) 按开关特性试验的方案进行试验接线。 (4) 合上GCB操作电源, 进行开关特性试验, 试验结果作为更换转换阀后, 开关调整的依据;因为更换转换阀后, 转换阀内的油孔、油流量与原转换阀可能有所不同, 通过开关特性试验前后的数据对比, 进行开关调整, 可以将开关性能恢复到原来状态。 (5) 试验结束后, 断开控制电源。

3.2 更换控制模块

(1) 手动泄压, 操作泄压手柄, 释放弹簧压力。泄压时应缓慢抬起泄压手柄, 不可直接拉起泄压手柄快速泄压, 这样可能会造成碟簧迅速释放而冲击机座, 造成设备损坏。

(2) 从机构底部松开排油螺栓, 将液压油排尽, 如果没有相同牌号的备用液压油, 排油时必须用干净干燥的的器皿储油, 并做好防尘措施。

(3) 拆下1合闸、2分闸线圈。

(4) 松开控制模块的固定螺栓, 拆下控制模块。

(5) 将原分合闸线圈安装在新控制模块上面, 安装时应注意控制模块与线圈之间的压合O型圈不可错位或安装偏移。

(6) 装复新控制模块, 使用力矩扳手固定 (4.9Nm) 。

(7) 拧紧底部排油螺栓, 使用真空注油法注油, 用一台小型真空泵从注油孔抽真空, 液压油从底部排油阀吸入, 这样可以防止空气混入液压油内, 导致油泵无法打压, 注油量约8升。

(8) 合上操作电源, 启动油泵进行打压, 油泵从完全卸压到打压完毕需运行88秒。

1合闸导向阀2分闸I导向阀3分闸II导向阀4高压连接器/压力测量连接器

3.3 后期工作

(1) 合上操作电源, 进行开关特性试验通过前后试验数据对比, 调整控制模块, 使开关性能恢复到原来状态。

(2) 装复液压操作机构外壳及GCB三相冷却器罩壳。工作结束。

更换控制模块后, 机组运行时, 我们对操作机构的油泵启动次数进行跟踪, 通过一段时间的观察, 发现#1、#2液压油泵的启动次数已大大下降, #1的启动次数每天为6次, #2的启动次数每天为7次。消除了故障, 确保设备安全可靠运行。

4 结语

由于GCB的技术优势, 调峰机组基本采用GCB方案。GCB液压操作机构漏油故障, 不但使油泵频繁启动, 造成油泵电机过热 (油泵电机为短时间运行而设计出的, 不适用于连续的运行;而且由于压力波动, 影响GCB的分合操作, 从而危害机组的运行安全。因此, 当出现该故障时, 要加强与厂家沟通, 及时消除缺陷。

摘要：GCB广泛应用于频繁启停的调峰机组中, 本文简要介绍了HECS-100XL型GCB液压操作机构, 并详细介绍了操作机构的漏油故障处理, 为同类型的GCB故障处理提供参考。

关键词：发电机出口断路器,GCB,液压操作机构,漏油

参考文献

增压器漏油故障处理 篇4

教学地点：02082班教室

教学时间：2010年12月10日第二节 执

教：

教学目标：掌握变压器的使用方法；

掌握变压器的故障分析及处理 教学重点：同名端的判别；

变压器常见故障及处理 教学难点：同名端的判别 教

法：讲、演、练法

教

具：变压器、电流灵敏计等 教

时：1课时 教学过程：

一、复习

二、引入新课 变压器的使用

变压器最忌接错线，接错线可能烧坏变压器或烧坏用电设备，对于铭牌标注不清的变压器，在使用之前必须注意判明各绕组的引出端。

（一）学生测量

测量各绕组的电阻值。

（二）教师演示

判别各绕组同名端。

同名端：两个线圈相同极性的引出端称为同名端。

判别同名端可采用图5.7所示方法。测量副边各绕组的空载电压。

（三）学生练习

变压器故障分析及处理

常见故障及检测方法如下：（1）、绕组断路。

检测方法：用万用表欧姆挡分别检测原边和副边绕组电阻。（2）、绕组局部短路。

检测方法：由于绕组电阻较小，局部短路用测电阻的方法不易查出，可用测量空载电流的方法检查。原边或副边绕组局部短路时，都会使空载电流增大，绕组温升很高，测量要快。（结果<额定电流的10%）（3）、击穿短路。

检测方法：用兆欧表检测原边与副边绕组之间的绝缘情况，原边或副边绕组与铁心的绝缘情况。总结：

主变压器热故障的分析处理 篇5

500kV广南变电站于2006年10月建成投产,其主变容量为1 000MVA。2008年7月,该站运行人员对站内设备进行红外线测量时,发现在额定电流和正常油温的情况下,其#1主变中压侧套管的接线板温度出现异常。因此,在2008年7月30日分别对该处温度进行了3次测量,测量数据见表1。测量时,室外温度为35℃,电流约为2 400～2 500A(抽头在12档时,额定电流为2 484A),有功功率约为940MW(额定功率为1 000MW),顶层油温为60℃,绕组温度为77℃,主变冷却器工作正常。

由表1可知,此接线板温度超过文献[1]规定的最大允许发热温度(80℃)的要求,#1主变已出现热故障。

2 故障原因分析

引起接线板发热的主要原因是接触电阻变大,而接触电阻变大的原因有:

(1)施工工艺不符合要求,如连接件的接触表面未除净氧化层及污垢,焊接工艺差,紧固螺母不到位,未加弹簧垫等;

(2)铜铝接头,接触面没有镀银或挂锡的接头,其接触面严重氧化;

(3)系统突变,使电流突增;

(4)系统发生短路故障;

(5)电气设备选型不合理,电流通道形成“瓶颈”现象。

广南站#1主变为日本三菱公司产品,其主变风扇起动值为55℃,油泵起动值为65℃,顶层油温报警值为80℃,绕组温度报警值为110℃。在#1主变中压侧套管接线板温度超标时,其变中最大电流尚未达到电流额定值的1.05倍[2],同时变压器顶层油温、绕组温度也未达到温度报警值,主变冷却器亦运作正常,其220kV GIS主变进线间隔的三相套管出线接头温度约为40℃,处于正常状态。显然,可排除因系统发生短路故障或系统突变使电流突然增大,从而导致的发热。此外,#1主变中压侧套管接线板材质为铜,表面镀银,所接设备线夹为铜铝过渡设备线夹。根据现场运行情况,接线板接触面良好,可排除是因接触面严重氧化而引起的发热。

综上所述,接线板热故障可初步确定为电气设备选型不合理,即#1主变中压侧套管接线板与设备线夹的选型可能存在问题。

3 导体载流量的计算及故障处理

为核算#1主变中压侧套管接线板与设备线夹的选型是否合理,首先需要核算流经主变中压侧套管接线板及设备线夹的电流。在计算中,导体按硬铝材料考虑,接触面尺寸按主变套管接线板与铜铝过渡线夹的实际接触面积考虑,#1主变中压侧套管接线板尺寸如图1所示,计算结果见表2。

由表2可知,接头与线夹接触面的载流量不符合文献[2]要求,而线夹截面的载流量符合要求。因此出现热故障的主要原因是设备线夹与#1主变中压侧套管接头之间的接触面积不足。针对这一故障,对#1主变中压侧引下线的铜铝过渡线夹及时进行了停电更换处理。由于及时发现并解决了问题,因此没有因发热而导致发生事故。

4 结束语

为预防此类故障的再次发生,提出了以下建议。

(1)设计单位应提高认识,合理设计。

(2)生产厂家要加强制造工艺。

(3)施工单位要严格执行工艺规程,严把验收关。

(4)生产运行部门应加强预防性试验。根据测试数据的变化,结合设备内部结构特点、设备运行情况及外部因素进行综合判断,以便及时发现缺陷,防止类似故障的再次发生。

摘要：通过分析500kV广南变电站#1主变热故障的原因,判断这起故障是由电气设备选型不合理引起的。针对这一问题,及时更换了选型不合理的电气设备,并提出预防此类故障的建议。

关键词：变压器,接线板,热故障,选型,电气设备

参考文献

[1]DL/T 5222—2005导体和电器选择设计技术规定[S]

干式变压器常见故障分析与处理 篇6

1 变压器绝缘电阻下降

1.1 原因分析

浇注式干式变压器绕组多是由树脂浇注而成, 导体材料密封其中, 因此其绝缘电阻的下降大多是由绕组表面凝聚水汽、积聚灰尘或者是部分绝缘材料受潮引起, 具体可分以下几类: (1) 高低压绕组全部都是由环氧树脂浇注而成的, 如出现绝缘电阻下降, 一般多为绕组表面水蒸气凝露、灰尘等杂物引起的。 (2) 高压绕组用环氧树脂浇注而低压绕组不浇注的, 紧固低压绕组用的环氧板也易因吸潮导致绝缘降低。在安装就位变压器时, 低压绕组内部和铁心柱之间落入杂物也易使得整体绝缘下降。在用兆欧表测量铁心对地的绝缘时, 也常发生绝缘下降的情况, 可从以下三方面分析: (1) 是否存在多点接地现象; (2) 检查铁心覆盖漆本身绝缘是否下降; (3) 铁心上使用的绝缘板是否吸潮使绝缘下降[1]。

1.2 处理方法

清洁绕组表面, 表面水蒸气凝露用干布擦拭, 自然风干就可以恢复。可采用白炽灯、加热器等烘干及加装风机通风等方法处理。可断开干式变压器三相的连接中性线 (零排) , 用兆欧表确定问题出在哪一相, 再仔细查找处理。查找排除铁心多点接地的原因再具体处理。如表1所示为变压器绝缘电阻下降典型案例。

2 变压器铁心多点接地

2.1 原因分析

干式变压器铁心多点接地故障原因可分为外部和内在因素:

(1) 外部因素是指外围的原因、环境和人为致使变压器铁心出现接地故障。现场施工安装时疏忽, 不慎遗落金属异物, 如螺母、铁屑等使造成铁心多点接地。铁心绝缘铁轭、铁心穿心绝缘筒等绝缘材料, 由于凝露或受潮大大降低绝缘性能导致铁心出现低阻性多点接地。变压器在运行中铁心的漏磁使附近空间产生弱磁性, 吸引了周围的金属粉末和粉尘。如果长期没有维护清洁会引起铁心多点接地的发生。由于运行维护不当, 长期过载、高温运行使硅钢片片间绝缘老化, 铁心局部过热严重, 片间绝缘遭破坏造成多点接地。 (2) 内在因素是指变压器内部绝缘材料缺陷或产品设计和安装工艺不当的原因致使变压器铁心出现多点接地故障。制造变压器或更换铁心大修时, 选用的硅钢片质量有问题, 如硅钢片表面粗糙不光滑, 锈蚀严重、绝缘漆涂层附着力差而脱落, 会造成片间短路, 形成多点接地。硅钢片加工工艺不合理, 如毛刺超标, 剪切时放置不平, 叠片间夹有细小的金属颗粒或硬质非金属异物, 将叠片压出一个小的凹坑, 而另一侧则成了一个小的凸点, 叠装后将叠片间的绝缘层破坏造成片间短路。硅钢片叠片叠张时压力过大, 损坏了片间绝缘。

由于变压器铁心多点接地内在因素属隐性问题, 出厂或现场检查不容易发现, 故需要理性判断故障所在并解决问题。

2.2 处理方法

据以往的经验及资料介绍, 对干式变压器铁心多点接地故障处理并没有统一规范和专门有针对性的有效处理方法。所用处理方法都是一种摸索性的方式, 但从维护方面出发可以分为两个步聚:

(1) 根据现场变压器状况分析, 判断处理外部因素影响的多点接地故障。干式变压器因长期停用或没有密封, 积尘、受潮或凝露, 可先对铁心表面进行清理后采用多个太阳灯对铁轭进行烘烤, 利用太阳灯对铁轭加热使铁心与铁轭之间的绝缘件受热后蒸发自身的水分, 但所需时间较长。在条件允许情况下, 可采用空载法进行烘烤。要做好安全防护工作, 将其变压器高压侧开路, 低压侧通额定电压, 所需时间较短。如果排除绝缘件受潮影响原因后, 若其绝缘电阻仍为零可用交流试验装置对铁心进行加压, 当故障接地点不牢固, 在升压的过程中会出现放电点, 可根据相应的放电点进行处理。当试验装置电流增大且不能升压, 也没有放电现象说明故障接地很牢固, 则需从内在因素进行分析处理。

(2) 采用逐级排查方法处理内在因素造成的铁心接地故障。通常使用直流、交流法对铁心多点接地故障点进行查找, 但相对干式变压器则不易找到故障点。从干式变压器结构分析, 铁心多点接地发生在铁心的上下铁轭、穿心螺杆及铁心拉板。由于上下铁轭跟拉板在铁心的同一个侧面是构成一体的, 即上下铁轭是连通的, 所以检查时应该从上铁轭开始, 拆除穿心螺杆后测试铁心对地绝缘电阻。

如故障不在穿心螺杆则需拆除上铁轭的紧固螺杆, 使铁轭与铁心分离后继续测试铁心对地绝缘电阻以判断故障点。由于干式变压器三相高低压线圈是由下铁轭承托, 如果要拆除下铁轭测试其绝缘电阻难度很大, 且对大容量干式变压器拆铁轭现场检修条件不具备。为了尽量不返厂处理, 对此故障可采用以下方法处理:电容放电冲击法、交流电弧法、大电流冲击法 (采用电焊机) 。表2所示为干式变压器铁心多点接地故障典型案例。

山西省神头第二发电厂所属的捷克制造a TSE792/10-A、a TSE812/10-A、a TSE772/10-A型干式变压器, 山西省大唐神头发电公司所属的瑞士制造TNT6FN1M/G、THT7FN2M/G型干式变压器采用欧洲制造标准都是铁心多点接地, 铁心与铁轭相接处无绝缘板, 铁心无接地片, 为原始设计制造问题。若要实现铁心单点接地, 需要委托变压器制造厂家实施技术改造[2,3]。

3 变压器跳闸故障

3.1 变压器送电跳闸

原变压器高压二次柜电流保护装置设定的整定值偏小, 因为变压器在空载状态合闸, 瞬间引起的励磁涌流可达额定电流的6~8倍, 甚至更高, 零序电流值偏高, 延时整定值相对偏小, 若高压开关柜变压器综合保护装置的整定值偏小, 则需按继电保护规程重新整定。

3.2 运行时变压器保护动作跳闸

运行中的变压器出现此故障时, 在未查明原因前不得将干式变压器投入运行。应从以下几个重点因素检查处理。检查干式变压器外观有无明显异常现象, 温控风机装置是否存在问题, 三相温度探头是否都损坏。对于变压器外罩门锁装置触点闭合不可靠或者接触错误的情况, 检查判断门锁装置触点的接触情况, 加以整改。检查干式变压器的综合保护装置动作记录情况, 保护及直流等二次回路是否正常。检查输入、输出侧电源和开关控制柜等设备有无故障, 并进行必要的电气试验。

3.3 典型案例

2011年4月18日16时32分, 山西省神头第二发电厂6 k V公用段#2燃油泵站变在运行中高压侧开关跳闸, #2燃油泵站变停运, 燃油泵II段工作进线开关因高联低连锁作用也跳闸, 集控DCS发出“门开关动作、开关故障”信号。就地检查变压器门未打开, 在就地传动开关试验中发现该变压器门轻微振动, 引起门开关动作导致#2燃油变高压侧开关再次跳闸。对变压器门开关触点及接线回路检查正常, 排除了二次控制回路误动情况, 是变压器门闭锁门开关不可靠, 致使门开关动作闭合接通了高压侧开关跳闸回路是直接原因。对变压器门加装闭锁装置, 将门开关触点工作位置可靠锁定, 避免了同类故障再次发生, 如图1所示为变压器原理局部示意图。

4 变压器异常噪音

变压器正常运行时, 会发出连续均匀的“嗡嗡”声, 如果运行声音不均匀或者有其他特殊响声, 即为运行不正常, 根据声音的不同查找出原因, 及时进行处理。

4.1 原因分析

1) 电压问题。电网发生单相接地或电磁谐振时电压升高, 会使变压器过励磁, 响声增大且尖锐, 直接严重影响变压器的噪音。2) 风机、外壳、其他零部件的共振问题。风机、外壳、其他零部件的共振将会产生噪音, 一般会误认为是变压器的噪音。3) 安装的问题。底座安装不好会加剧变压器振动, 放大变压器的噪音。4) 悬浮电位的问题。干式变压器的铁轭槽钢、压钉螺栓、拉板等零部件都喷了绝缘覆盖漆, 各零部件接触不是很好, 在漏磁场的作用下各零部件之间产生悬浮电位发出放电响声, 通常为很轻微“吱吱、吱吱”的响声, 往往误认为是变压器高压或低压绕组在放电。

4.2 处理方法

1) 使用准确的万用表对其低压输出侧电压进行测量并判断出系统电压高, 在保证低压供电质量前提下, 合理选择高压侧分接头调低电压, 可消除变压器过励磁现象, 同时降低变压器的噪音。2) 紧固松动外壳铝板 (或钢板) , 将外壳板固定好, 对变形的部分进行校正。观察风机是否松动, 紧固风机固定螺栓;可在风机和风机支架之间垫一小块胶皮解决风机振动问题, 若外罩变形与风机叶轮摩擦, 需要对外罩整形。检查变压器其他零部件, 如绝缘支座、零序电流互感器CT等是否松动并紧固。3) 对原安装方式进行改造, 变压器小车下面加防震胶垫, 车轮可靠止动, 可解决部分噪音。4) 悬浮电位放电不会对变压器正常运行造成大的影响, 可以在停电检修时将接触部位的绝缘覆盖漆除掉使接触良好。

4.3 典型案例

案例一:2006年6月, 山西省神头第二电厂#31生活变送电运行, 变压器内部发出“噼啪”声, 并有间断火花放电现象。停电后检查发现铁心接地片螺松脱, 铁心拉杆松动。铁心和其他金属构件在强电场静电感应作用下产生不同的悬浮电位, 当电位差达到击穿其间的绝缘时, 便产生火花放电。

清理接地点表面绝缘漆、氧化层, 紧固接地螺栓。紧固铁轭上下铁轭拉杆后恢复正常运行。

案例二:2009年9月, 山西省大唐国际云冈热电有限责任公司#2化学变 (SGB10-1600/60) 在运行中有间断性“吱吱”响声, 并见C相高压绕组上端有火花放电现象。停电后检查发现变压器C相温控装置测温探头脱位搭在高压绕组绝缘筒上, 在局部高电场、悬浮电位作用下导致放电。

变压器预试合格, 将高压绕组放电痕迹清理, 将测温探头清洗干净, 装回低压绕组测温孔。

5 绕组过热

5.1 原因分析

变压器在运行中有空载损耗和负载损耗产生, 这些损耗发自变压器绕组、铁心和金属结构件中, 损耗转化为热量后, 一部分提高绕组、铁心和结构件本身的温度, 另一部分向周围空间空气散热。当各部分温差达到热平衡, 各部件温度就不再变化;反之, 在变压器绕组中不能达到发热和散热在规定的限值内平衡, 就发生了绕组过热现象。变压器绕组过热可分为发热异常型、散热异常型和异常运行过热故障。

发热异常型为变压器制造质量方面原因。如绕组换位不合适使漏磁场在绕组各并联导体中感应的电动势不同, 各并联导体存在电位差会产生环流, 环流和工作电流在一部分导体里相加, 一部分导体里相减, 被叠加的导体电流过大, 引起过热。换位导线股间绝缘损伤后形成环流, 引起局部过热。绕组导体焊接不良, 使焊接处接触电阻增大引起该处过热。此外, 绕组匝间有小毛刺、漏铜点等材料本身质量问题, 虽然匝间不构成完全短路, 会形成缓慢发热, 最终产生过热现象。散热异常型通常为配电室通风不良、变压器器身积灰多及环境温度高等多种因素会导致绕组温度过高。异常运行过热常为长期过负载或事故过负载运行、变压器的温升通常随着负荷的增大而升高, 而变压器的实际温升又决定了变压器的寿命, 因此, 需要尽量降低变压器绕组的运行温度。

5.2 处理方法

及时调整负荷运行方式, 降低变压器负载, 跟踪记录变压器绕组的温度。增加配电室的通风效果, 降低环境温度, 以便于变压器的散热。检修时用吹尘器彻底清扫变压器绕组、铁心上的积灰, 有利于变压器散热。实施技改, 加装变压器冷却装置。通过温控仪自动控制斜流风机来给绕组、铁心散热。将温控仪启停风机出厂整定值调整到符合现场实际的温度范围。

5.3 典型案例

2009年6月26日巡检发现, 山西省神头第二发电厂#42低厂变绕组温控仪显示B相最高达102℃, 比其他同类干式变压器温度高约15℃。使用红外测温仪测温则局部温度达120℃。#42低厂变为瑞士制造TNT6FN 1M/G型, 容量1 600 k VA, 额定电流2 311 A。当时#42低厂段负荷电流约1 200 A, 负载率约52%, 配电室环境温度33℃, 负载率正常。也未发现变压器有其他异常现象, 判断为散热、冷却效果差产生散热异常型过热。

采取应急措施。将配电室中门打开, 轴流风机全部开启, 将配电室地面钢隔板更换为网隔板, 使配电室内空气更好地流通, 加快散热, 将#42低厂变温度下降10℃多。待机组停机临修机会, 将#42低厂变停电检修, 彻底吹干净器身积灰后运行温度恢复正常。

6 结语

干式变压器较同容量油浸变经济节能且便于维护, 在发电厂2 500 k VA及以下配电变压器下变压器占有很大的比重, 维护其安全稳定运行有着重要意义。

在实践中因实际工作环境和工况不同, 所以其产生的故障也各有不同。作为电气专业技术、技能人员, 只有充分了解其结构原理及实际运行状态, 当发生故障时, 可根据故障现象进行科学细致地分析, 才可提高检测和诊断故障的准确性, 才可准确地判断查找出故障产生的原因, 为故障的处理提供准确的依据, 提高处理故障的效率, 保证在最短的时间内恢复运行。日常维护中要执行好点检, 做好运行记录;在干式变压器定期检修时, 要高质量、高标准检修, 消除故障隐患, 做好预试, 分析出其绝缘劣化趋势, 有针对性地采取措施处理, 才可有效降低或避免其故障和事故的发生, 提高其供电的可靠性。

摘要：介绍了干式变压器结构和类型, 针对干式变压器常见的绝缘电阻下降、铁心多点接地、跳闸、运行异常噪音、绕组过热等五类故障, 分析了其产生的原因, 提出了相应的处理方法, 并给出实际案例及切实可行的处理措施, 供同行对干式变压器的安全运行、检修、维护管理工作提供参考。

关键词：干式变压器,绝缘,绕组,噪音,跳闸

参考文献

[1]陈勇, 徐利兵.干式变压器现场常见故障与解决方案[J].电气制造, 2011 (3) :66-67.

[2]张剑锋.干式变压器铁芯接地故障分析处理及案例分析[J].管理观察, 2010 (18) :189-190.

变压器运行中的故障处理 篇7

1 判别变压器运行故障方法

1.1 运行过程中的外观故障

1.1.1 外部漏油

变压器的灰库真空释放阀出现漏油现象。油浸式变压器内部一旦出现故障, 其油箱内的油液会迅速被气化, 自然会生成大量高压气体, 使得变压器油箱内部压力急剧增加, 如果不能够及时释放高压气体, 会使得油箱变形甚至爆炸。

变压器内的灰库真空释放阀的作用就是能够及时有效调节变压器的内部压力, 避免由于内部高压引起的油箱变形。真空阀出现漏油现象是由于油箱内部的压力远超出灰库真空阀自身的密封压力, 但还不足够开启压, 所以出现漏油现象。解决这一问题的原理就是找出造成压力增加的原因, 可能是灰库真空阀的密封圈老化引起的, 应该对于老化的密封阀进行更换;也可能是阀的密封面出现杂物引起的, 这就需要对杂物进行清理干净后再使用。

1.1.2 外部放电

变压器外面的套管发生放电以及套管污损所造成异常。套管发生放电现象能够产生大量的热能, 使得变压器部件温度升高, 造成部件老化、绝缘损坏等安全隐患, 严重者还会发生爆炸危险;另外, 套管污损所造成电晕会挥发出臭氧的味道, 同时使得发挥散热作用的分散冷却, 进而烧坏油泵, 产生焦灼的味道。

1.2 变压器内部故障导致的声音异常

变压的正常运行时候声音是连续而均匀的, 一旦变压器在运行过程中声音不匀称或有余响, 那就说明其内部发生了故障, 我们可以按照不同的声音来判断不同故障类型, 其故障类型可分为以下几种:

1) 当变压器内部所发出的声音比较大、杂音比较多的时候, 可以初步判断是由内部螺钉或夹件松动引起的。另外, 如果变压器内部有杂乱无章的声音不断发生, 但其电流和电压没有异常变化, 那就是变压器内部螺钉或部件松动已经造成硅钢片的震动加剧。

2) 当变压器内部发出哇哇声或者间歇性杂声, 监视仪表的指针不断地左右摇晃, 其发出的声音音量大、音调高, 这就可以判断是由变压器超出额定状态运行导致的结果。其原理是负载波动大, 加上谐波的作用导致的异常声音。

3) 变压器在运行的同时发出水沸腾一样的声响, 通过测温计看出温度较高, 油盘看出油位有一定上升。严重的还可能发出巨大的轰鸣声, 发生变压器着火。这可以判断出是变压器内部绕组发生了故障, 应对措施是立即停止变压器的运行, 并进行全面检测。

4) 当变压器运行声音变得很刺耳的时候, 就很有可能是电网出现了过电压现象。因为电网一旦出现电磁共振或单相接地时就会出现这种声音, 为确保判断的准确性, 还可以通过电压表的读数来进行判断分析。

5) 当变压器内部发出吱吱的声音时, 就可以判断是内部发生了放电。其原因是熔断器接触不良, 因为当变压器内部的套管脏污或发生裂纹时, 其声音是嘶嘶的声音。另外, 我们能够清楚地听清吱吱或噼啪的声音, 说明其内部故障点离我们并不会很远。此时, 应立即停用变压器进行检修。

1.3 通过颜色、气味和油温来判断故障原因

变压器的过热现象可能会使接线头线卡位置发生偏置。变压器的长时间运行会导致套管接线端部出现滑落, 进而造成接触表面的颜色变得暗淡, 失去光泽, 有时可能外表的镀层也受到破坏。另外, 还有许多方面也可以导致颜色的变化, 如吸潮过多、垫圈的破坏、油室进水等因素。

变压器在正常工作状态下, 其内部的油温要和内部构件温度差不多, 一旦油温比平常温度高出10℃以上, 其内部一定发生了故障, 大致可分为以下方面:

1) 变压器内部冷却系统故障引起的温度升高。冷却系统是保证变压器内部温度恒定的重要部件, 一旦冷却系统发生异常或是不能正常工作, 就会导致温度急剧上升。潜油泵停止运行、风扇停止转动、散热器管道阻塞等都可能是导致故障的原因。

2) 变压器内部故障导致的温度上升。由于变压器内部构件复杂, 很容易出现故障, 一旦故障出现就会使其内部温度异常。比如绕组砸间或层间的短路、铁芯多点接地造成涡流增加过热、漏磁等一系列原因导致的温度变化。如果故障比较严重, 还会出现防爆管和真空释放阀喷油现象, 这时应该立即停止变压器的运行, 检测故障, 并进行维修。

2 变压器运行故障分类

按照不同性质, 变压器故障可以分为电路故障和电磁故障两种不同的类型。其中电路故障又可以细分为线环故障和引线故障, 线圈老化绝缘、受潮、接触不良、电压冲击以及二次电路系统短路都是常见的电路故障问题。另外, 电磁故障主要包括铁芯、轭铁及夹件间的故障。现具体分析故障原因以及解决措施。

2.1 铁芯损坏导致的故障

组成铁芯柱的穿心杆和夹紧螺杆很容易发生绝缘损坏, 这时穿心螺杆与铁芯叠片会造成两点连接, 导致环流局部发热, 甚至会发生铁芯零件烧坏。解决的办法是定期进行吊芯外观的检查, 同时还可以用直流电压或电流法测叠片间绝缘电阻的大小来检查。

2.2 接地铁芯片断裂导致的故障

由于变压器在连续工作运行状态下, 其内部的金属件由于感应产生一定的悬浮电位, 需要变压器的接地装置 (铁芯) 状态良好, 否则将会出现连续放电现象, 使电压不断升高, 其内部还会发出噼啪的声响。再严重情况就会使得瓦斯继电器不正常运转, 油色谱分析的结果不合格。原因可能是接地铁芯片没有拧紧, 或是残缺。解决办法是定期进行接地片检查, 及时更换已经损坏的接地铁芯片。

2.3 绕组对地间短路与其匝间的短路

地短路一般是由于变压器油受潮后绝缘强度变低或是绝缘老化。由于油变潮, 绝缘老化和线圈内有杂物就会造成故障的发生。故障一旦发生, 就会表现在瓦斯继电器动作、管路喷油。这时要测量绕组对油箱绝缘电阻以及做油液的简化实验来进行检查。

变压器长时间过载运行, 会使得绕组匝排列与位形成短路, 在短路期间, 其匝间会形成极大的匝间电流, 使得内部温度高出正常温度。这时气体继电器的颜色会变成灰色或蓝色, 并连续跳闸。解决办法:对油箱冷却管检查, 清除杂物, 并分别测各项直流电阻。

3 变压器发生不正常运行时的处理方法

1) 变压器内部绕组过热或是引线故障都可以引起温度的升高。可用双螺旋结构替换绕组结构来解决绕组过热问题, 还要定期清理清洁冷却管。另外, 还要注意分接开关与引线的连接要正确, 否则会产生连接松动和发热。

2) 处理变压器受潮故障的方法。在平时稳定运行时期, 短时间定期检查机内套管, 防止端部过热现象的发生, 对正在安装的密封性不好的套管要进行及时改造。另外, 目前处理变压器受潮问题的有效方法是采用热油真空雾化的干燥处理办法。

3) 变压油的颜色异常的应对措施。一般是检查核对工作负载及冷却介质温度, 检查变压器冷却装置的通风情况, 如果此时温度过高, 需停止运行, 进行检修。

4) 在发生继电器动作时说明变压器发生了故障。出现故障时, 瓦斯动作跳闸, 这时要查明跳闸原因, 在故障未处理前不能够继续工作。另外, 可以通过研究瓦斯继电器内部气体的可燃性来进一步判断, 若气体不可燃, 就说明空气进入了继电器内部, 则变压器可以继续工作, 否则, 就需要深入地调查研究。

4 结语

由于变压器长时间处于运行状态, 难免会出现异常现象及故障。另外, 变压器内部结构复杂, 工作环境要求的苛刻性都是导致故障频发的原因。所以, 做好日常的安全检修与维护工作显得尤为重要。这就要求电力技术人员认真负责, 扎实工作, 对于出现的问题, 及时找出原因, 清除安全隐患。这样才能够保证电力供应的安全、可靠运行。

参考文献

[1]张祥炉.变压器运行中的异常现象与故障处理问题探讨[J].应用科技, 2013, 9 (12) :86-87.

[2]曾德卿.电力变压器运行故障分析及诊断技术[J].企业技术开发, 2011, 30 (24) :117-118.

变压器铁芯多点接地故障的处理 篇8

炼钢分厂电炉变压器, 其型号ZHSFPT-40000/35, 额定容量为40000k V·A, 总重80t, 其中油重28t, 采用主调合一、三相五柱式、无平衡电抗器、双正星形、同相逆并联、等效十二相整流接线、27级有载调压开关连续等差调压, 额定电压35000/181.1V, 额定电流212.18/2×7250A, 冷却方式OFAF。

2013年, 炼钢分厂在对该整流变压器的例行试验中通过对油的气相色谱分析, 发现并消除了一起变压器铁芯多点接地及低压线圈接地故障。

二、故障分析与处理

1. 变压器铁芯多点接地分析

变压器铁芯及其夹件等金属件是处在线圈的电场内, 若不接地, 该金属件因感应有一定电位, 在外施高压试验或运行时, 会产生断续放电现象, 因此运行中的变压器铁芯必须接地。然而如果出现铁芯多点接地, 就会使铁芯和外壳形成回路, 产生环流, 造成磁通集中, 出现涡流、产生局部严重过热和铜过热, 致使绝缘老化。

2. 变压器内部氢、烃值检测

变压器内部氢、烃类正常值见表1。

1种或几种溶解气体含量超过表1时即可认定变压器存在故障, 必须加以注意和跟踪监测, 炼钢分厂对变压器油的色谱分析数据见表2。

对照表1可发现, 表2中变压器总烃值已超出注意值, 于是加强对其跟踪检测, 2013年8月7日发现乙炔超过注意值, 2013年9月21日, 氢气超过注意值, 表3为部分后期监测数据。

从表3可以看出, 自8月7日至9月21日, 各种气体含量不断增长, 9月21日结果中H2、C2H2、总烃均已超出注意值, 采用相对产气率分析, 根据公式:

式中:Yr——相对产气率, %;

Ci2——第二次取样测得油中气体含量, ppm;

Ci1——第一次取样测得油中气体含量, ppm;

△t——两次取样间隔中实际运行时间, h。

9月21日相对9月4日产气率为28%, 总产气率超过10%, 可认定变压器内部存在故障。

3. 寻找故障点

为快速寻找故障点, 首先进行了变压器直流电阻测量, 以检查电气回路三相电阻是否平衡, 测量结果显示三项电阻平衡, 证明故障属于非电气故障, 但在测量过程中发现, AC、BC相电流不稳, 遂断定故障为铁芯多点接地或铁芯局部短路。因变压器铁芯接地未引出, 故对变压器进行放油检查。

ppm

ppm

(1) 铁芯、线圈外观检查未发现明显放电痕迹。

(2) 对整流变铁芯用2500V摇表摇测绝缘, 电阻500MΩ以上, 无接地现象。

(3) 对调变铁芯, 摇绝缘电阻为零。

(4) 由于变压器内部间隙狭小无法寻找故障点。遂利用电力电容器, 充直流高压 (6~10k V之间) , 再对铁芯直接放电, 将铁芯接地点击穿, 接地点放电明显, 再用2500V摇表摇测, 绝缘电阻500MΩ以上, 接地故障排除。然后恢复接线, 对电炉变压器脱气充油, 试送电运行良好。

4. 色谱监测

根据变压器大修规程的要求, 对该变连续进行了色谱监测, 数据见表4。

由表4可知, 运行5天后, C2H2未出现, 第3 3天, 该变压器烃类增长迅速, 严重超出注意值, 经计算, 产气速率严重超标, 说明该变压器铁芯接地故障未彻底排除, 故对变压器停电、吊芯检查, 结果如下。

(1) 变压器AC两相铁芯底角因制造工艺问题, 有1个45°的斜角直对变压器的底座, 间隙约7mm, 对地形成尖端放电。同时在变压器的底面发现有铁芯毛刺、油泥和水珠, 从而导致铁芯多点接地造成部局过热。

(2) 变压器的A相二次线圈下边, 汇流母线固定木板的接地螺丝处, 有1个烧溶落物 (φ12mm平垫圈) , 由此认定该处是产生乙炔的原因所在。

5. 具体处理措施

彻底清理铁芯毛刺、油泥和水珠, 在变压器的两侧下角处各垫1块2mm×200mm×500mm钢板, 用以隔离接地;将铁芯接地方式改为体外引线接地并安装CT, 便于监测接地情况。该变自大修后运行至今, 色谱分析正常, 无接地电流发生。

三、结语

通过对变压器铁芯多点接地故障的判断与处理, 总结经验如下。

第一, 气相色谱分析对于变压器故障判断很重要, 应严格进行变压器的例行色谱分析。

第二, 在测量线圈直流电阻时, 要注意仪器的充电时间, 如果三相直阻平衡但充电时间过长或充电电流不稳, 则考虑存在磁路故障。

第三, 高压电容放电是清除铁芯接地的一种方法, 但不彻底, 建议在强油循环的变压器铁芯接地故障处理时不予采用。

第四, 变压器在加油时要严格进行混油试验, 防止产生油泥与杂质, 且采用真空加热注油, 防止水份浸入。

第五, 变压器铁芯组装时, 应严格清除铁芯毛刺, 防止铁芯多点接地。

摘要：炼钢分厂通过对变压器油的气相色谱分析, 发现并消除了一起变压器铁芯多点接地及低压线圈接地故障, 保证了变压器的正常运行。

关键词：变压器,铁芯接地,检测

参考文献

[1]王浩, 李高合, 武文平等.电气设备试验技术问答[M].中国电力出版社.