变压器故障实例doc.docx

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变压器故障实例doc

变压器故障实例

套管引出电缆安装不良引起内部过热故障

案例：

地处杭州市政府边的110kv武林变电所，运行着两台40000/110主变（SFZ8），2001年6月，其中的#2主变在色谱分析时发现异常，总烃含量大幅盼升，上升到（总烃含量323.1、甲烷9701、一氧化碳722.2、二氧化碳6468.6数据），当时，局作出了脱气处理的措施，经过脱气处理后，含量下降至（总烃11.1、甲烷3.2、一氧化碳55.8、二氧化碳333.4数据），运行九天后，含量又快速增长（总烃52.6、甲烷15.3、一氧化碳127.5、二氧化碳1458.9数据），又过九天后，含量又快速增长（总烃130.3、甲烷38.3、一氧化碳162.8、二氧化碳2380.5数据），至2001年7月30日，既又过两周后，含量又快速增长（总烃431.8、甲烷212.8、一氧化碳199.5、二氧化碳2896.7数据）仅过一天后，含量又快速增长（总烃647.1、甲烷196.8、一氧化碳235.6、二氧化碳2916.9数据）说明变压器内部确实存在着故障，由于当时正直夏季高温，为了防止变压器的故障发展成为变压器事故，局又作出了临时更换容量31500/110主变，需要从杭州富阳拉一台主变，而故障变压器进行现场附件拆除，运输至常州变压器厂进行检查处理，综合故障情况，当时，提出了现场先拆除110kv套管A相，发现套管中心铜管底部口上有明显的变色，再发现出线电缆与铜管位置相吻合处，包在外部的白纱带已有一处碳化（发黑），且多股铜线烧伤数股（其中烧断N根铜线），现场基本判断故障点，再进行拆下B相套管，发现问题与A相完全相同，再拆下C相，结果正常，当场建议局技术部门，不返厂修理，进行脱气处理，待大修时，进行引线更换

I

R

电流分布简化等效电路图

故障点处电缆安装图正确的电缆安装图

正确的电缆安装，首先必须是制造厂在裁制引线时，应根据套管的尺寸，正确裁制长度合适的引线，引线过长或过紧都会引起异常，像武林变的故障就是A、B相引线过紧引起，由于引线过紧，安装时，引线靠均压罩处就不可能处于中心位置，而是紧靠套管内侧铜管，而引线锥进入套管均压罩内的引线仅是很薄的白纱带，经过一定时间的运行，白纱带磨破，铜引线直接碰及铜管，由于引线上端的导电头及铜管通过将军帽紧密接触，形成了图（电流分布图），出现了一种情况：

（1）集肤效应引起的分流，由于铜管是复合结构导体的外表层，在集肤效应的作用下，较大一部分负荷电流会经过铜管1、2流出，其电流大小与磁场强度有关，即与负荷电流有关，但是由于引线与铜管的接触是非紧密可靠接触，导致在较大负荷分流作用下，引线烧伤，附近白纱带碳化，绝缘油大量分解，使总烃值增大超标，再加上引线的震动，接触不好，可能也会产生电弧，造成引线烧断。

（2）电容套管末屏断裂

在维护检修中，应注意对套管末屏的重视（咸林）试验、解体后的组装、套管渗油处理（紧固中心导杆

DW无励磁分接开关操作杆接头放电事例：

绝缘操作杆

4000MΩ

金属销钉

放电处10PF

金属接头320MΩ

联管高压

现象：

经拔出分接操作杆，在下部金属接头开叉的两边内侧有电弧放电的痕迹。

分析认为：

由于金属接头与销钉接触处松动（配合过松），似接非接，使接头上产生了悬浮电位，因而引起了电弧放电。

运行时，由于磁场的作用和机械震动等因素，使接头和销钉断续接触，另外，绝缘操作杆在涂漆过程中，接头内侧也被喷上了漆，这样，接头和销钉之间客观上存在着一个电容，此容抗与绝缘操作杆的电阻串联，共同承受运行电压，按照图示测得数据，如果运行电压为110kv，则接头与销钉间电压约5000V，足够引起电弧放电。

无励磁开关吊罩后出现直流电阻混乱。

今年我局一台OSFP/150000/220主变在吊罩后，发现35KV直流电阻混乱的现象，而吊罩前均正常，当时测试的数据如下

吊罩B相直流电阻（Ω）

分接位置

Ⅰ

Ⅱ

Ⅲ

Ⅳ

Ⅴ

35KV

B相

吊罩后

0.02852

0.02853

0.02853

处理后

0.03495

0.03332

0.03173

（2）从外表检查看：

操纵手柄的拆前记号正确无误，操作手柄由紧变松，而且分接位置发生变化后，电阻值无明显变化，再用万用表校合，分合无变化，当时我们分析可能是销钉断裂或操纵杆的开口拨叉碎裂，经过主变放油从B相升高座进入检查是销钉单边刹根短裂（受到横切力），是造成直流电阻异常的原因，经过销钉更换后，试装调试均正常，通过这一事件，是否可以提醒我们在吊罩检查时（检查分接开关）一要加强对销钉的检查，另外在调试开关时，使用工具要妥当，避免由于工具使用欠缺，造成对销钉的受损，应该使用本身的操作杆机械操作。

案例：

多台LB-220CT突发性故障。

南京电瓷厂生产的LB-220CT，出厂时为充氮，自改金属膨胀器后，运行一直正常（历年电气试验、油的色谱分析均正常）。

当时是2001年7月19日，运行人员反映#1主变220kvB相CT漏油，去现场后，发现设备周围地面四周油迹较均匀，检查膨胀器防爆膜已破碎，膨胀器油位指示正常，现场分析：

设备可能出现了异常，决不是一般的渗漏油问题，当时，现场决定对设备进行电气试验和油的色谱分析，试验结果，电气介损较前次明显偏大，色谱数据的异常（氢气等数据）进一步明确告诉我们，该CT出现了严重的内部故障，按照一般的设备漏油处理，将会掩盖设备内部真正的故障，如果投运后，后果将是不可设想。

同时建议对该变电所所有的南瓷厂LB-220CT进行一次色谱，结果有发现了数台CT存在着严重的问题（数据）

关于正确判断闻堰#2主变220kvB相CT

突发性故障的报告

2001年7月19日，我所接变电所电话告知：

闻堰#2主变220kvB相CT每分钟滴油60-70滴。

我所要求变电所由旁路代#2主变220kv开关运行。

并立即组织生技科和检修人员到现场检查处理，经过现场检查和分析，生技人员认为：

1）根据当天气象部门预告最高气温为34℃，而前阶段已经历过数天38-39℃的高温，不可能是油膨胀造成的过压漏油；2）根据地面油迹情况和设备外表检查，判断是设备过热异常，超压引起喷油；按照上述分析判断，技术人员认为不能作为一般的设备渗漏油处理，应该立即进行高压电气试验和变压器油的色谱分析来综合判断。

我们立即组织试验人员到现场进行了绝缘电阻、末屏绝缘电阻、介损、一次直流电阻测试，结果发现介损值较上次试验值大了接近8倍，为了避免出现误判断，又对现场的A相进行测试，结果数值无明显变化。

技术人员立即取油样返厂测试，测试结果（氢气达13795.5PPM、甲烷达2028.2PPM），对照今年4月份的周期色谱数据（氢气值0、甲烷值3.4PPM）证实该设备确实发生了突发性热故障，如果当时按照一般的设备渗漏油简单处理，可能会造成严重的设备爆炸，从而危及的闻堰变和整个系统的安全运行，后果将不堪设想。

并且我所立即进行了新设备的更换。

为此，我们对闻堰变的所有LB-220CT进行了一次特检，结果证实这次特检完全正确，发现了多台CT色谱出现了同样的问题，而且在这段时内又发生了类似前面所说的运行中发生的喷油情况。

案例：

SYXZ系列有载开关

（1）切换开关进水（萧山、拱辰、五福），SYXZ开关是我国较早生产的有载开关，我局大概是70年代后期开始使用，应该说，这一代产品为我国的有载调压变压器作出了很大的贡献，很幸运我们是首尝湖蟹的人，是它让我接触了有载开关和逐步摸索了它，可能现在，不少单位还在使用（我局目前也有运行），今天我要告诉大家的是对这部分开关碰到的几个问题。

一是切换开关进水，他反映的现象是变压器高压侧介损和泄漏电流增大，绝缘电阻下降，检查的第一个部位就是对切换开关的检查，检查结果：

切换室内绝缘筒的四周密封压板上水、锈痕迹吊出开关，附着在开关上水珠随处可见，且部分绝缘件已被严重侵蚀，检查进水的源头是开关油枕，由于制造厂出厂在安装小油枕的大盖密封时，在油枕上部的一段“0”型密封条逃进了开关油枕大盖螺丝外，运行后不易发觉，久而久之，在水珠满过瓦斯连管后，通过瓦斯继电器进入了切换开关关油室，逐步侵入绝缘筒，破坏了绝缘性能，所以在预防性试验时，出现了高压侧介损和泄漏电流增大，绝缘电阻下降的情况，根据现场条件，我们采用了现场对切换开关室油加热的办法（用3KW加热器）注意监视温度和加热器居于切换室的中间，严格禁止加热器碰绝缘筒，以免损失坏绝缘筒，同时对切换开关进行彻底清洗和干燥，取得了一定的效果。

这类情况共遇到两次。

效果均较好（另一台是从油枕防爆管进水）

五福的#2主变在运行中重瓦斯动作（有载）。

当时#1主变在检修，检查结果是切换开关内锈蚀严重，单、双数间绝缘值极低（实际上是级间短路），支架绝缘严重损坏，是造成故障的主要原因，那么锈蚀是什么原因引起，再检查开关小油枕水珠、锈泥很多，分析原因可能是安装单位未进行清理（因为，主变拆下后已有数年，一直放在露天，而且是横放，雨水经过吸湿器进入油枕造成。

（2）机械限位装置故障：

某变电所在调压时，发现调压指令发出后，开关拘动，并且爆熔丝，去现场检查，开关位置在第7档（共7档）也就是开关在极限位置时，不能返回，电气控制回路正常，导致开关拘动的原因是机械限位装置未能正确动作，（当开关至极限位置第7档时，由于电极限微动开关与拨钉配合差异，动作过迟，造成电极限与机械限位装置时间间隔很小，致使机械限位装置动作（按理只有当电极限失灵时，才会迫使机械限位装置动作，而当机械限位装置当中后，如果装置正常，开关返回时，能正确动作，但是由于机械限位装置内弹簧处锈蚀，不能自由灵敏动作，造成开关拘动。

（该装置在日常检修维护时，应该对弹簧处加油，对限位钉进行除锈，另外，对控制回路的微动开关进行调整，确保极限位置时，能正确及时切断该方向的动作的控制电源，确保电极限与机械极限有一个明显的时间间隔。

而爆熔丝是因为机械限位装置使主轴不能动作，造成电动机动作力矩变大。

（3）

有载开关轻重瓦斯动作。

某变电所一台31500/110主变，运行调压时（3，4）发生了开关轻重瓦斯动作的故障。

在现场我们分析了故障的原因肯定与开关动作的程序有关，开关型号为SYXZ-200，切换过程中存在开路现象或者过渡电阻烧损，我们在吊出切换开关时，发现A相的主触头和电弧触头间有一明显的电弧痕迹，而电弧触头顶在外，，从现象分析，是前一次调压时（4

3）电弧触头顶出后，未能复位，造成34时，开关的动作程序发生了错误（因为A相单数侧电弧触头不能圆滑地与动触头接触，造成了切换过程中的开路，引起主触头与电弧触头间拉弧，在油中产生大量的气体，造成轻重瓦斯动作，跳开主变两侧开关。

（其实这类开关在做波形试验时，也发生过某一相跌零开路现象）吊检发现电弧或电阻触头有卡死现象。

（4）变压器运行时的严重漏油。

某变电所一台OSPS15000/220主变，在运行时，突然发生一组强油循环冷却器与油箱的￠150连管（连管焊接在本体下节油箱上）焊接处裂开，而且随着时间的推移，漏油的程度在迅速加重，情况十分危急，而该地区的负荷又十分重，当时，为了确保主变可以继续安全运行，采用了停止该冷却器工作，用千斤顶将油管托住，使连管排除由于运行振动带来继续裂开的可能性和确保最慢的漏油速度。

连夜请制造厂焊工前来处理（同时调整负荷，在傍晚来临前处理完毕送电）。

（5）检修后送电时，有载重瓦斯动作。

某变电所一台SZ-50000/110主变小修预试后送电时，有载开关重瓦斯动作，值班员汇报调度主变有异常，必须待检修人员检查后方能送电（当时，已是后半夜，而且，该主变投运后，另一台停役进行10KV母线改造）到现场后，对白天的检修记录和情况进行了了解，（工作任务中其中有有载开关换油项目，）首先对有载开关进行了检查，该开关是MR公司的复合型开关，气体继电器为￠25口径，只有一付重瓦斯接点，对开关进行了放气检查，结果开关室内有大量的气体，反复放尽后，要求值班人员继续进行操作，结果一切正常。

分析检修人员换油时，带入了大量的空气，未认真排气。

致使投运时，开关带电部位由于气泡降低了绝缘距离，造成对地闪络使重瓦斯动作。

（6）某变电所一台50000/110主变检修后投运后台机重瓦斯动作。

该有载开关是ABBUC型，检修时，加装了在线带电滤油机，由于在加装工作未结束前，工作人员已经与值班人员做了瓦斯的联动试验，当在线滤油装置安装完后，检修人员又对该开关补充了少量变压器油，（由于在补油过程中，因为采用油泵进油，所以速度较快，同时，也带入了大量的空气，致使有载重瓦斯已经动作，造成主变投运，发生重瓦斯动作。

（7）胶囊油枕故障。

（假油位、呼吸不畅、胶囊破损）

7.1胶囊破损引起的故障。

某变电所一台31500/110主变（闲林）运行中（早上）轻瓦斯动作，现场观察瓦斯继电器内确实有部分气体，对瓦斯继电器进行放气，油位不上升，油枕油位在+25左右，油枕阀门在正常开启状态，发行有可能是瓦斯联管（与油枕连接）处被胶囊贴住，使油位不下降。

对从油枕补油管放油，数量极少，打开油枕盖后，发现整个胶囊内鼓鼓囊囊，仅是油，而且胶囊往下贴在油枕底部，把瓦斯联管的口子堵死，原来胶囊破裂后，油枕中的油进入了胶囊，当变压器油随着温度下降，本体内需要及时补充，由于联管口被胶囊堵死，油枕内油不能及时补充给本体，造成了油箱真空状态，发生了轻瓦斯动作。

P0

P1

P0

7.2、某一主变中运行中发生压力释放阀喷油，油位机满刻度，呼吸器处溢油，主变瓦斯、差动保护、压力释放阀未动作，变压器停运行后，进行电气试验结果正常，在打开油枕视察窗未见变压器油。

正常时，当变压器油温升高油箱内油膨胀进入油枕，迫使胶囊通过呼吸器向外排气，油位上升，当油温下降时，变压器油收缩，油枕内油回流本体，胶囊向里吸入空气，油位下降。

当变压器在运行中出现呼吸器冒油，说明胶囊已破损。

油温升高油膨胀进入油枕，胶囊内P0等于外界大气压强P0,变压器油从胶囊裂口处进入胶囊，随着油温继续升高，使P1增大，因P0不变，使胶囊内外油位差增大，油温超过一定值时，油就会从呼吸器溢出（一般这种情况会出现中夏季高温、高负荷）

7\3压力释放阀故障

1）压力释放阀喷油。

变压器油位调整问题（排气、建议注油排气法、油位计连杆尺寸匹配（瓶窑变、广西）

2）微动开关及控制电缆绝缘问题（无发信或误跳闸）