MU4 电气设备常见故障及处理方法.docx
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MU4电气设备常见故障及处理方法
MU4电气设备常见故障及处理方法
LE1变压器常见故障
1.故障树
2.常见故障及处理方法
序号
常见问题及故障
原因分析
解决措施及方案
1
渗漏油
密封胶垫使用年限长,老化失去作用,如套管、升高座底部、有载调压开关顶部、瓦斯继电器、底部大盖、部分手孔法兰、散热器蝶阀等处的密封胶垫。
将油放到相应需处理部位的下方,更换成优质密封材料的胶垫。
对于渗漏部位不便于处理或需吊罩等停电时间较长、费用高的渗漏油处理可使用哥俩好、进口堵漏胶进堵漏处理。
变压器外壳焊接处存在焊缝、或砂眼。
对于小的砂眼可用锤从砂眼的周围向砂眼敲打,利用金属的韧性将砂眼挤拢;
使用带油补焊的方法。
为了避免对今后变压器油色谱分析带来的影响,可在焊接前后分别取一个油样进行色谱分析,以此作为判别依据。
连接螺栓松动。
紧固螺栓。
套管CT二次接线盒的接线柱渗漏油
紧固接线柱的压紧螺栓。
更换接线柱或二次接线面板。
紧固螺栓过长
更换合适的螺栓,或者加垫片
瓷套或者防爆膜、玻璃油表损坏
更换配件
2
直流电阻超标及接头发热
套管引流线头和将军帽连接不良好。
拆下将军帽,对引流线头和将军帽的丝牙用使用进行细锉及砂纸打磨,使其接触牢固。
10kV、35kV套管下接头和引流线接头紧固螺栓松动。
将油放至10kV、35kV套管手孔以下,打开手孔,将下接头和引流线接头紧固螺栓进行紧固处理。
有载分接开关切换开关油室中变压器油过脏,切换开关触头接触不好。
更换切换开关油室中变压器油,并对有载分关进行反复切换。
有载分接开关选择开关高压引线夹紧螺栓松动。
对变压器进行吊罩,对选择开关引线连接螺栓进行紧固处理。
线圈引出线连接处焊接不良好。
对变压器进行吊罩,对线圈引出线连接处重新进行焊接处理。
3
风扇电机损坏
轴承润滑油干涩,电机旋转阻力过大。
定期对轴承润滑或更换
电机进水,线圈受潮。
干燥电机,并处理密封。
控制回路故障,导致电机频繁启动。
查找控制回路故障,针对其缺陷进行处理。
交流接触器或热耦继电器损坏,造成电机缺相运行。
对老化的元件进行更换,对电机检修。
4
分接开关故障
机构进水,机油受潮。
检查密封胶条,必要时更换。
不能正常调档。
检查二次回路,针对进行处理。
电器元件损坏。
更换损坏电器元件。
LE2断路器常见故障
1.故障树
2.常见故障及处理方法
序号
常见问题及故障
原因分析
解决措施及方案
1
SF6泄露
密封胶垫使用年限长,老化失去作用,如连接法兰处。
将SF6气体回收后,更换相关密封圈。
外壳焊接处存在焊缝、或砂眼。
对于小的砂眼可用锤从砂眼的周围向砂眼敲打,利用金属的韧性将砂眼挤拢,或使用较软物体(铝、锡)敲击至砂眼处进行堵漏。
更换存在砂眼部件。
连接螺栓松动。
紧固螺栓。
连接管路漏气。
紧固连接管路螺栓。
更换连接管路密封件。
逆止阀损坏。
更换逆止阀。
2
直流电阻超标及接头发热
接线巴掌接触不良。
拆下接线巴掌,对接触面打磨清洁后压紧螺栓。
紧固螺栓松动。
接头紧固螺栓进行紧固处理。
主触头压紧弹簧老化导致压紧力不足。
更换主触头压紧弹簧。
3
弹簧操作机构故障
机构卡涩。
对操作机构传动部件进行润滑。
脱扣挡板变形导致分、合闸线圈烧损。
更换分、合闸线圈,调整脱扣挡板。
储能行程开关或时间继电器损坏损坏导致不能正常储能。
更换行程开关及时间继电器。
辅助开关切换不良导致控制回路断线。
更换辅助开关。
4
纯液压操作机构故障
液压油老化、杂质较多导致打压频繁。
更换液压油或过滤液压油。
密封件损坏导致打压频繁。
根据实际情况检查密封件,对损坏密封件进行更换处理(注意凡是打开后的密封件需全部更换)。
安装质量不良导致管口爆管。
检查管口及密封卡箍配合情况,管口专用胀管器胀管后方可使用。
储压桶漏氮或漏油导致压力异常
对储压桶密封件进行更换,发现储压桶拉缸需对储压桶整体更换。
储能行程开关或时间继电器损坏损坏导致不能正常储能。
更换行程开关及时间继电器。
油泵柱塞、吸油阀片损坏导致压力不能正常建立。
更换油泵。
5
气动操作机构故障
空压机气动频繁
检查漏气部位并针对性进行处理。
主要检查管路连接部分及逆止阀。
控制阀故障导致断路器据动
更换控制阀。
电气元件损坏
根据实际情况检查处理。
LE3隔离开关、接地开关常见故障
1.故障树
2.常见故障及处理方法
序号
常见问题及故障
原因分析
解决措施及方案
1
污闪
绝缘件表面污秽严重导致
清洁绝缘件
2
锈蚀卡涩
传动部件卡涩
将传动部件拆下后对锈蚀部分清洁打磨、涂抹二硫化钼。
轴承卡涩
拆下清洗轴承,涂抹二硫化钼处理,如损坏严重需更换处理。
3
直流电阻超标及接头、触头发热
连接螺栓紧固程度不够。
紧固连接螺栓,。
触头压紧弹簧或螺丝松动,压力降低。
在设备停电检修时检查、调整弹簧或螺丝压力或更换弹簧或螺丝。
触头的接触面氧化或积存油泥。
用00#砂纸清除触头表面氧化层,打磨接触面,并涂上中性凡士林。
在拉合过程中,电弧烧伤触头或用力不当,使接触位置不正,引起压力降低。
操作时,用力适当,操作后应仔细检查触头接触情况,如有异常及时报告处理。
刀片和静触头接触面太小,或过负荷运行。
增大接触面,降负荷使用或更换容量较大的隔离开关。
设备在设计制造时存在材方面的缺陷
将老隔离开关更换为经过完善化改造的产品。
接线巴掌铜铝直接搭接导致电化反应。
更换为铜铝过渡线夹。
4
机构故障
电气元件损坏。
针对损坏电气元件更换处理。
辅助开关切换不到位。
调整辅助开关。
LE4互感器常见故障
1.电容式电压互感器故障树
2.电磁式电压互感器故障树
3.油浸式电流互感器故障树
4.SF6电流互感器故障树
5.耦合电容器故障树
6.常见故障及处理方法
序号
常见问题及故障
原因分析
解决措施及方案
1
SF6泄露
密封胶垫使用年限长,老化失去作用,如连接法兰处。
将SF6气体回收后,更换相关密封圈。
外壳焊接处存在焊缝、或砂眼。
对于小的砂眼可用锤从砂眼的周围向砂眼敲打,利用金属的韧性将砂眼挤拢,或使用较软物体(铝、锡)敲击至砂眼处进行堵漏。
更换存在砂眼部件。
连接螺栓松动。
紧固螺栓。
连接管路漏气。
紧固连接管路螺栓。
更换连接管路密封件。
逆止阀损坏。
更换逆止阀。
2
浸油
紧固螺栓松动
紧固螺栓
密封圈老化
更换密封圈
焊缝有砂眼
补焊或封堵
瓷套或金属膨胀器损坏
更换配件
二次接线柱浸油
更换密封胶垫密封胶垫老化
更换接线柱或接线板
4
电流互感器单氢超标
金属膨胀器材质问题或者遗留气体
更换油
充氮脱氢法处理
轻微受潮
热油循环处理
5
直流电阻超标及接头发热
引流线接头紧固螺栓松动。
紧固处理。
接触面氧化。
打磨、清洁、涂抹导电膏。
LE5避雷器常见故障
1.故障树
2.常见故障及处理方法
序号
常见问题及故障
原因分析
解决措施及方案
1
直流参考电压异常、泄露电流异常
避雷器阀片老化
更换避雷器。
2
放电计数器故障
进水受潮
更换放电计数器
液晶屏老化
更换放电计数器。
避雷器底座绝缘不良导致放电计数器指示异常
处理避雷器绝缘底座。
避雷器底座
补焊或封堵
LE6无功补偿设备常见故障
1.电容器故障树
2.电抗器故障树
3.放电线圈故障树
4.常见故障及处理方法
序号
常见问题及故障
原因分析
解决措施及方案
1
电容器熔丝脱落
电容器故障
更换电容器及熔丝。
熔丝锈蚀脱落
更换熔丝
熔丝额定电流不符合要求。
按匹配额定电流熔丝更换
2
电容器浸油
产品质量问题
更换电容器
安装时损伤电容器套管顶部密封。
更换电容器,安装注意不要让电容器套管顶部密封受力。
焊缝有砂眼
更换电容器。
4
电容器爆炸
小动物短路
更换爆炸电容器
充氮脱氢法处理
熔丝安装不规范导致熔丝不能熔断,最终导致爆炸
按要求安装熔丝,更换电容器。
谐波引起
更换电容器。
5
直流电阻超标及接头发热
引流线接头紧固螺栓松动。
紧固处理。
接触面氧化。
打磨、清洁、涂抹导电膏。
6
电抗器着火
产品质量问题
更换电抗器
绝缘漆老化导致匝间短路
更换电抗器,补刷绝缘漆。
LE7SF6气体微水超标处理工艺
1.SF6气体简介
SF6气体有着高耐电强度和良好的热稳定性,在电气设备中有着广泛的使用。
SF6断路器就是用SF6气体作为绝缘和灭弧介质的一种高压断路器,由于SF6断路器具有体积小、开断能力强、维护检修工作量小等优点,被电力系统大量使用,在有些发达国家SF6断路器几乎全部代替了空气断路器和少油断路器。
因此,SF6断路器的维护和检测显得十分重要。
2.断路器中SF6气体水分超标的危害
SF6气体的化学性质极其稳定,但在开断大电流时的强烈弧光放电,会使SF6气体生成离子和原子团,灭弧后,大部分又重新复合成SF6,一小部分会生成含硫低氟化物,而这些含硫低氟化物当有水分和氧气存在时,会腐蚀设备内部的金属部件,加速绝缘材料的老化,降低SF6的电气性能。
水分的存在一是会使产生水解反应生成SO2和HF。
SO2和H2O反应生成亚硫酸,而低氟化物也会水解:
H2O+SF4=SOF2+2HF或SF4+3H2O=H2SO3+4HF+S等。
二是和金属部件的反应:
3SF6+W=3SF4+WF6及SF6+Cu=SF4+CuF2后的生成物再和水的反应为WF6+3H2O=WO3+6HF等,而氢氟酸和亚硫酸均可严重腐蚀电气设备。
三是在设备内部结露,水分附着在断路器内部金属和绝缘材料表面,降低绝缘性能产生沿面放电。
3.断路器中SF6气体水分超标的原因
3.1生产安装过程中带入的水分,包括吸附剂带入的、零部件带入的、充气过程中带入的等,因为安装完毕后虽然要进行抽真空干燥及用SF6新气冲洗,但附着在断路器内部表面及冲气管路中的水分不可能完全处理干净。
3.2断路器密封件处不严,外部水分渗透进入断路器内部所致。
虽然SF6断路器中SF6气体的压力比外界气压高,但外界的水分压力比断路器内部高,这是因为断路器内部气体含水量较低,再加上水分子的直径比SF6分子的直径小一些,且SF6分子为正八面体的球形结构,而水分子为细长棒形,在断路器密封薄弱处,内外水分压差大时,大气中的水分会逐渐渗入断路器内部。
4.SF6气体微水超标处理方法
4.1方法一置换SF6气体法(该方法只能使用于该断路器微水超量较小,设备停电时间较短的情况下使用,由于该方法不能完全消除该缺陷,建议在正常停电情况下使用方法二彻底处理,同时该断路器泄露周期应小于1年)。
4.1.1将SF6气体回收至0.1-0.2MPa。
4.1.2注入合格SF6气体至额定压力。
4.1.3静止保持48小时测试SF6气体微水及组分。
4.1.4设备运行3个月后再次测试SF6气体微水,对比前测试值有无明显变化,如增长过快,应及时停电使用方法二进行处理。
4.2方法二更换吸附剂抽真空处理(该方法所需停电时间较长,但可彻底处理微水超标)。
4.2.1SF6气体回收至0.1MPa以下。
4.2.2打开断路器吸附剂孔盖,人员暂时撤离现场30min将设备残余气体彻底排放后方可进行工作。
4.2.3更换吸附剂(注意吸附剂应在烘箱中保持干燥4小时以上,温度不低于200oC,或使用真空包装吸附剂),吸附剂应在30min内更换完毕。
4.2.4抽真空。
必须选择合适的、能达到133Pa以下真空度的真空泵;控制抽真空管道的长度,其口径要足够大,以免影响真空度;真空度测量表计使用麦式真空计来测量。
4.2.5当真空度到133Pa开始计算时间,维持真空泵运转至少在30min以上。
4.2.6停泵并和泵隔离,静观30min后才能读取真空度A。
4.2.7在静观6h以上,读取真空度B,要求B-A≤67Pa才算合格,否则要先检测漏点。
4.2.8充入水分小于15ppm的氮气,充至压力0.1MP,保持12个小时,测试氮气微水,如合格则进行下一步,不合格则重复以上步骤。
(注意在充气前应先将管道抽真空)
4.2.9抽真空至133Pa,维持真空泵运转至少在30min以上。
4.2.10缓慢充入合格SF6至额定+0.02MPa,静止48小时,测量微水及组分。
(注意在充气前应先将管道抽真空)
LE8大型变压器真空注油及热油循环处理工艺
1.变压器抽真空注油注意事项
1.1空气相对湿度大于75%时不能开始工作。
1.2220kV及以上变压器必须进行真空注油,其它电压等级的变压器有条件时也应该采用真空注油。
1.3注油时,应经过压力式滤油机,220kV及以上变压器应采用真空滤油机。
注油过程中,所有外露的可接地的部件及变压器外壳和滤油设备都要求可靠接地。
1.4当变压器带有有载调压切换装置时,调压切换装置应和本体同时抽真空,以免隔板变形。
1.5抽真空前应把油枕、防暴管、瓦斯继电器等附件脱开。
1.6真空注油前应选择好变形测量点,并随真空度提高进行监测,真空度视油箱厚度而定,变形不超过壁厚的两倍。
1.7注油前油应该加热,使油温不低于45℃,注油期间真空度保持在133Pa以下。
1.8抽真空过程中,进行真空泄漏试验和绝缘干燥程度判定(500kV变压器)。
1.8.1停止真空泵运行
1.8.2用真空计测量真空度,每两分钟一次,连续30min。
1.8.3将记录的数据载真空泄漏率表格上描绘成曲线(真空泄漏曲线),按斜率趋势画直线,并找出直线的初始点和最终点。
1.8.4泄漏率=〔(直线终点值-直线始点值/30)〕×2
1.8.5纸中含水量所反映的水蒸气压力按初始点数值计,由绝缘物含水量和雾气水蒸气压力平衡曲线图查出绝缘物的含水量。
1.9以均匀的速度抽真空,达到指定的真空度并保持足够时间后,开始注油。
1.10注油速度不宜大于100L/min,注入变压器距箱顶约200mm时停止,并继续保持真空4h以上。
500kV变压器注满油后可不保持真空。
11补油应通过储油柜上专用阀门进行,严禁从下部注入。
具有胶囊或隔膜的储油柜,应补油至储油柜顶部或出油管道出油后,再将油位放至正常油位。
1.12注油静置后,必须从套管、升高座、冷却装置、气体继电器等有关部位进行多次放气,并应启动潜油泵以便加速将冷却装置中的残留空气驱出。
1.13热油循环可在真空注油到储油柜的额定油位后的满油状态下进行,此时变压器不抽真空;当注油到离器身顶盖200mm处时,热油循环需抽真空。
冷却器内的油,应该和设备本体内得油同时进行热油循环。
2.工艺要求
2.1变压器真空度要求
电压等级kV
容量kVA
真空度
测量仪表
110
20000及以上
-0.035MPa
真空表(压差)
16000及以下
-0.051MPa
真空表(压差)
220
不限容量
133.3Pa
麦氏真空计(残压)
330~500
不限容量
≤133.3Pa
麦氏真空计(残压)
2.2达到规定真空度后,变压器真空保持时间
电压等级
真空保持时间
220kV-330kV
8h
500kV
24h
2.3500kV变压器、电抗器真空注油后必须进行热油循环。
同时,滤油机内的出口温度不应低于50℃,本体内温度不低于40℃,热油循环时间不得少于48h,同时循环后的油应达到下列标准:
击穿电压
≥60kV
油微水
≤10mg/L
含气量
≤1%
油介质损耗
≤0.02%(90℃)
2.4真空注油后,变压器静置时间
电压等级
静置时间
110kV及以下
>24h
220kV~330kV
>48h
500kV
>72h
2.5抽真空后,绝缘件表面含水量标准
电压等级
绝缘件表面含水量标准(%)
500kV
0.5
220kV
1.0
110V及以下
2.0
2.6泄漏率满足下值:
泄漏率≤13Pa/30min。
2.7泄漏率合格后,须继续保持真空24h,真空度为66.7Pa。
2.8注入变压器本体的油从本体底部注入。
2.9根据注油铭牌上指示的注油曲线确认油面计指示,进行追加注油,达到在当时油温规定的油面多20%结束注油。
注油速度在100L/min以下,注油到30%油面线处,注油过程中保持和电压等级相适应的真空度。
2.10胶囊式储油柜补油
打开储油柜上部排气孔,由注油管将油注满储油柜,直至排气孔出油,再关闭注油管和排气孔。
然后从变压器下部阀门排油,至油位计指示正常为止。
2.11隔膜式储油柜补油
注油前将油位计调整至零位,然后打开隔膜上的放气塞,将隔膜内的气体排除,在关闭放气塞。
由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高,再次打开放气塞排气,直到向外溢油为止,经反复调整达到指定油位。
2.12密封处理
2.13所有法兰连接处使用耐油密封垫密封,密封垫必须无扭曲、变形、裂纹、和毛刺,尺寸应和法兰面的尺寸配合。
2.14法兰连接面应平整、清洁,密封垫应擦拭干净,安装位置正确,压缩量不宜超过其厚度的三分之一。