220kV及以上电压等级主变压器运行研究

220kV及以上电压等级主变压器运行研究

蒋凯

深圳市输变电工程有限公司   广东深圳  518100 

摘要：本文以不小于220kV电压级别的主变压器（以下简称“高压主变器”）为研究视角，阐述了高压主变器的油成分特点，从瓦斯保护、油位异常、高温等视角，分析高压主变器的处理方法；以变电站为背景，探索高压主变器的运维方法，以此深入解析高压主变器的运行特点，梳理其可能发生的故障问题，给出有效的运维方案；参照实例设备故障表现，采取设备解体故障分析方式，得出绕组熔断的故障问题，对其进行故障处理，以此维持高压主变器的运行能力。

关键词：电压；瓦斯；电网

引言：高压主变器作为现行输电系统的关键设备，其运行的平稳性，直接关联于供电质量。电力平台中，高压主变器运行有异常表现时，会暂停变压器运行，降低供电质量。故障严重时，会形成供电系统失火问题，危害供电从业人员的安全。为此，以高压主变器为研究视角，梳理其故障表现，给出高效的故障处理方案，使其处于安全运行状态，具有一定研究意义。

1高压主变器的油成分特点

高压主变器内部油成分，出现总烃含量大于安全值的现象，共有四种情况。一，主变压器内部的线路，存在接触不牢固的情况。二，主变压器发生漏磁异常，增加设备温度，引发总烃含量增加。三，设备铁芯有多个点位接地情况。四，设备铁芯连续性不强，引发涡流，增加铁芯温度，形成总烃含量升高现象。其中，第二种情况的发生后，会出现螺栓平垫烧黑、高温的现象。对此，可去除夹件周边的油漆，控制总烃含量。其他三种情况，均是放电形成的故障问题，可选择绝缘纸包覆漏电点位。包覆完成，再用绝缘胶带缠绕，保证位置对齐，防止错位。

2高压主压器的运行分析

2.1瓦斯保护分析

2.1.1瓦斯保护的规范处理

瓦斯保护使用的次数较高。规范的瓦斯保护共有三种情况，用于判断设备故障，具有故障分析的准确性。第一，当设备内油箱有异常表现时，干簧会闭合，此时系统反馈的信号类型为“轻瓦斯”。第二，如果高压主变器内部的故障较大，油流速检测结果超出1.0~1.4m/s的规范值。此时干簧与电路相互接触，给出闭合反馈，由此形成“重瓦斯”信号，相应出现电路跳闸。第三，继电器含有多种类型，选择“复合式”、“上下开口杯”两种类型后，发生漏油异常时，信号类型为“轻瓦斯”。如果故障信号持续出现，并有恶化趋势，致使下开口杯位置，有油面出现，此时信号会转变为“重瓦斯”，相应传出跳闸脉冲。

2.1.2瓦斯保护的不当操作

第一，瓦斯位置进水，或者设备内其他故障，致使设备内出现二次回路，引起重瓦斯位置发生闭合，此时传出的信号类型为“重瓦斯”，相应出现线路跳闸。第二，排除设备内部故障问题，设备内有较多油流，引起重瓦斯点位做出“闭合”动作。第三，运维人员操作不当，引起瓦斯闭合。

2.1.3瓦斯信号处理

第一，当传输瓦斯保护信号后，运维人员需全面查看高压主变器的设备组成、运行表现。针对传出异常信号的点位，开展侧重检查。如果气体继电器内部，混入杂气，需重点排查气体，判断气体颜色、属性。必要时，抽取部分气体样本，结合样本分析结果，判断故障类型、故障深度、故障趋势。第二，如果气体继电器内并未混入不明气体，认定高压主变器运行未见异常，须处理高压主变器的气体传入位置，消除此点位的故障问题。第三，如果高压主变器内部的气体，具有可燃性，需进行色谱分析。如果分析结果有异常情况，再参照其他因素，综合分析设备运行的安全性。在瓦斯继电器有异常表现后，运维人员未确定故障原因时，不可再启动此高压主变器。查明继电器异常的原因，共有六个思路：一，排查直流运行情况，排查二次回路运行的正常性；二，查看继电器内部输气的有序性，检查输气程序的通畅性；三，判断设备内部气体的属性，排查其可燃性；四，查看设备外部组成的正常性，防止外部组成出现异常；五，查看电气实验数据，分析其可能存在的异常问题；六，查看继电器内部气体、油箱气体的正常性。

2.2油位异常处理

在发生油位较低、远低于正常值的情况时，处理措施如下：油箱漏油问题，引起油位较低的情况。及时排查漏点，进行封堵处理，防止再漏，补充漏出的油。必要时，按照规定暂停高压主变器。如果漏油问题发生数次，封堵后仍有漏油表现，需进行全面检查，仔细排查漏油点。

2.3高温异常处理

第一，查看温度计显示读数的准确性，保证温度读数具有参考性。第二，查看设备运行环境的正常性，将其放置于冷却条件，再查看温度读数。第三，检查冷却装置功能的正常性。第四，如果检查期间，出现温度计读数失误情况，应适当改变设备负荷，以此调节设备温度。

3高压主变器的运维工作

3.1运维主旨

第一，周期性。当高压主变器处于持续运行状态时，极易发生设备疲劳、性能不足等问题，亟需做出设备维护处理。周期检查方式，能够保证各项运维工作稳步落实，减少检修疏漏。第二，及时性。高压主变器使用期间，会在多种不明确因素下，发生设备运行状态失稳现象。需进行完整的运维处理，有效解决设备内的各类潜在风险，以此降低故障发生的机会，改善设备性能。第三，针对性。全环节的运维工作，应参照具体的设备故障问题，保证故障消除的针对性，切实提升运维效率。比如，高压主变器的铁心、与其连接的金属构件，极易发生过热情况。运维人员应参照具体故障表现、故障影响，综合锁定故障方位、形成原因，给出故障处理。第四，安全性。在设备运行安全的情况下，进行运维管理。参照设备运行的状态稳定性、容量剩余等因素，综合给出安全分析结果，以此保障设备安全。

3.2运维项目

一般工况下，运维工作侧重检查“温度”“油位”、“噪声”三个方面，增加监测次数，保存监测结果，以此分析高压主变器可能潜在的故障问题。比如，当油位下降幅度较大时，需排查漏点问题。负荷是决定设备运行质量的重要因素，应进行周期性检查。负荷值不在标准范围时，需调整负荷，进行负荷控制，保证高压主变器使用的安全性，防范长时间运行形成的超负荷问题，延长设备剩余运行时间。使用监测技术，测定设备运行声音的正常性。当设备运行出现“爆裂”、“噪声”等问题时，说明高压主变器潜在一定故障问题。需关闭设备，全面检查设备组成，找出异常声音的发出点，进行故障处理。

3.3运维措施

第一，噪声处理。高压主变器运行传出的各类声音，如果声音有异常，可确定有故障。针对异常声音的传出位置，判断故障问题，给出故障处理方案，消除故障问题。第二，排查漏油。高压主变器使用中，漏油具有故障发生的常见性，需列为重点进行排查。测定油温，可判断设备运转的正常性。检测声音、密封效果、线路接触的正常性，全面检查，可锁定漏油点位。如果冷却系统运行异常，会间接干扰高压主变器的使用。高温会削弱设备性能，无法保证设备处于平稳的运行状态。需采取定时监测方法，动态获取温度参数、设备运行情况。检查油质时，油色呈现微黄色为正常。第三，设备运维。设定专员进行设备运维工作，保证运维人员明确保养规则、运维项目。参照设备运行实况，逐一进行运维处理，及时排除故障，维持设备性能。第四，定期检修。采取周期性检修的形式，及时找出故障问题，给出有效的处理方案，以此增加设备剩余运行时间，使其处于安全运行状态。①周期性查看设备内的气体情况，检查油质，观看油物理特性，检查设备绝缘性。②周期性查看套管、线圈等位置的绝缘质量，查看接地电阻各项读数的正常性，检查线路连接的规范性。③查看冷却程序的运行质量，保证其通风顺畅，查看阀门开启与闭合功能的完好性。完善出具检查方案，记录检查结果，形成运维档案，为后续检修提供参考。④周期性规划大修、小修各项工作，有效消除设备潜在风险。

3.4注意事项

第一，运维管理。在进行每日检查后，记录设备运维数据，便于查看。当设备出现故障问题时，及时上报检修部门，由专业人员处理。第二，运维人员管理。供电平台、高压主变器的内部组成具有复杂性，可能发生多种类型的故障问题，要求运维人员具备一定处理能力、专业知识储备，以此较快处理故障问题。采取主动分析、故障评价、易发点监测等多种措施，判断故障严重性，给出可行的处理方案，消除故障。第三，监测声音。设备运行期间，一般仅有连电位置会传出声音。如果其他位置有声音，需引起高度重视，及时检查声响的形成，消除杂音。第四，设备清洁。按照规范要求，进行设备清洁，防止积尘带来的故障问题。

3.5运维分析

3.5.1故障情况

某220kV变电站中，一台高压主变器始运于2013年，220kV电压级别下的侧电流参数为320A。2019年出现“重瓦斯保护”、“断路器跳闸”等多种故障问题。经故障排查，此变压器存在压力释放阀误操作、漏油的问题。仔细查看设备性能，轻、重两个继电程序均有故障情况，瓦斯内混入气体。进行燃烧试验，明确混入的气体不具有可燃性。抽样设备混入气体样本，进行性能分析。

3.5.2故障分析

使用专业技术，整合气相检测结果，瓦斯内部混入的气体，相比变压器内的气体较多，混入气体以乙炔为主。对照色谱分析结果，变压器可能出现电弧放电故障。分析故障结果，梳理故障原因：层间、相间存在短路问题。多次试验发现：乙炔体积分数较高，会引起设备发生“高能量放电”问题，故障危害较大。

3.5.3设备解体检查

（1）解体前。切断电抗设备，拆卸低压绕组的两端连接，以正确连线形式，准确测出线圈相电阻，得出U相、V相、W相的电阻值。检测结果与事故数据相近，无反差。确定变压器故障后，放出设备内的油，进行设备干燥处理。处理完成，测量铁芯电阻，测得结果处于100至500MΩ之间。放油期间，会带走金属、碳化物等成分。放油完成，铁芯绝缘电阻逐步恢复。

（2）解体。高压绕组位置的可通过电流，是运行中负荷电流的5倍。由此可排除“超负荷”引起故障的因素。解体绕组完成，设备中有多个金属粉末、小型固体颗粒，集中于线圈20、21匝。解体发现：隔离纸筒处于破损状态，其中有两层已经烧穿，纸筒周边出现碳化现象。此种现象符合电弧放电产生的痕迹。

3.5.4故障判断

如果设备内部有电弧放电风险，绕组受损。电弧放电问题的故障原因较多，包括混入的乙炔体积较大、重瓦斯行动较快等。解体后，各绕线均有不同程度的受损表现。18匝受损最为严重。U相绕组未出现故障的一侧，存有部分毛刺，使电场发生形变。当电场强度达到较大值时，会出现较高能量的放电故障，引起绝缘物质受损。此位置会发生短路，放出存蓄能量，熔断多个绕组。各类故障表现说明：此变压器选材、结构规划、设备安装各项工作，均有不足。故障分析结果：设备绕组熔断。故障处理方法：重新制作线组，更换受损线组，消除设备故障；检查三相电源供应的正常性，如有缺失，进行电源修复处理。

结论：综上所述，高压主变器是电力质控的关键检查点，采取线路抽查、定期运维等方式，以此排查故障路段，给出重点保护措施。设备运行期间，融合有效的运维工作，及时排查漏油点位，有效监测故障易发点，形成全方位的设备监管体系，保证高压主变器使用的安全性。结合实例故障问题，进行设备解体分析，得出设备出现了绕组熔断故障。经分析发现：设备前期选材、结构设计等各项工作，较为关键，直接关联于设备的运行质量。

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