运行中变压器缺陷的检查和处理.docx

变压器缺陷的检查和处理第一章缺陷的管理1第二章巡视的项目和要求1第三章缺陷的处理2第四章娅黔修中的蜂与质密制22绝缘油感染微生物细菌，其途径有采伐提炼时的也有变压器安装时的。由于微生物的矿 物质、蛋白质的绝缘性能远远低于绝缘油，使得绝缘下降；3含有醇酸树脂的绝缘漆溶解在油中，醇酸树脂是极性物质，在电场作用下，会使绝缘油 的介损上升；4为了改善油的粘度、抗氧化稳定性能等，常在油中加入一定量的树脂（松香），这些树 脂部分呈溶解状态，部分可能呈胶粒悬浮在油中，另外，绝缘油老化后产生有机盐和皂类化合 物也会形成同样性质的胶粒，这些溶胶粒子浓度越高，油的介损越高，绝缘越低。上述几种情况基本上进行再生、净化和吸附、过滤处理，处理后介损一般下降到1% （90）以下，然后用真空滤油机对其进行真空脱气处理，绝缘可恢复正常。如醴陵局一台 110主变，石门电厂#1主变、华能电厂两台主变。对于铜离子超标的问题，现在主要体现在挪威的5台主变上面：天顶2台、滴水井#1、 娄底豹蓝山、岳阳新市变，处理方法基本相同，只是使用的吸附剂不一样，分再生吸附剂和溶 胶吸附剂。4、声音异常的处理4.1 变压器声响明显增大，内部有爆裂声时，应立即查明原因并采取相应措施，如对变 压器进行电气、油色谱、绕组变形测试等试验检查。有条件者可进行变压器空载、负载试 验，必要时还应对变压器进行吊罩检查。4.2 若变压器响声比平常增大而均匀时，应检查电网电压情况，确定是否为电网电压过 高引起，如中性点不接地电网单相接地或铁磁共振等，另一种也可能是变压器过负荷、负载 变化较大（如大电机、电弧炉等）、谐波或直流偏磁作用引起。4.3 声响较大而嘈杂时，可能是变压器铁心、夹件松动的问题，此时仪表一般正常，变压器油温与油位也无大变化，应将变压器停运，进行检查。4.4 音响夹有放电的“吱吱”声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。若是套管的问题，在气候恶劣或夜间时，可见到电晕或蓝色、紫色的小火花，应在清除套管表面的 脏污，再涂RTV涂料或更换套管。如果是器身的问题，把耳朵贴近变压器油箱，则可能听到 变压器内部由于有局部放电或电接触不艮而发出的“吱吱”或“唯啪”声，此时应停止变压器 运行，检查铁心接地或进行吊罩检查。4. 5若声响中夹有水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障或分接开关接触不良而局 部严重过热引起，应立即停止变压器的运行，进行检修。4.6当响声中夹有爆裂声时，既大又不均匀，可能是变压器的器身绝缘有限击穿现象。 应立即停止变压器的运行，进行检修。4. 7响声中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器的某些部件因铁心振动而造成机械接触。如果是箱壁上的油管或电线处，可增加距离或增强固定来解决。另 外，冷却风扇、油泵的轴承磨损等也发出机械摩擦的声音，应确定后进行处理。5、油温异常升高的处理5.1变压器油温异常升高（1）应通过比较安装在变压器上的几只不同温度计读数，并充分考虑气温、负荷的因素，判断是否为变压器温升异常。（2）变压器油温异常升高应进行的检查工作：1）检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核 对；2）核对测温装置准确度；3）检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况；4）检查变压器有关蝶阀开闭位置是否正确，检查变压器油位情况；5）检查变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体；6）检察系统运行情况，注意系统谐波电流情况；7）进行油色谱试验；8）必要时进行变压器预防性试验。(3)若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修复，应将变压器停运 修理;若不能立即停运修理，则应按现场规程规定调整变压器的负载至允许运行温度的相应容量，并 尽快安排处理。(4)若经检查分析是变压器内部故障引起的温度异常，则立即停运变压器，尽快安排处理。(5)若由变压器过负荷运行引起，在顶层油温超过105。：时，应立即降低负荷。5.2 在正常负载和冷却条件下，变压器油温不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确， 则认为变压器己发生内部故障，应立即将变压器停运。变压器在各种超额定电流下运行，且温度持续升高，应及时向调度汇报，顶层油温不应 超过105。(2时。5.3 变压器的很多故障都有可能伴随急剧的温升，应检查运行电压是否过高、套管各个端子和 母线或电缆的连接是否紧密，有无发热迹象。冷却风扇和油泵出现故障、温度计损坏、散热器 阀门没有打开等均有可能导致变压器油温异常。6、油位不正常的处理99.03.09,岗市#1 (原)C相因油位下降，轻瓦斯频繁动作，油化人员取样时主变 跳闸。分析 原因是油枕胶囊破裂，油进入胶囊过重而堵塞油枕至本体的油路管道，使油只能进入油枕而不 能回流到本体，主体内逐渐形成负压、瓦斯内少油，轻瓦斯动作，此后油化人员取样时，大量 进气导致重瓦斯动作跳三侧开关。所以：1.1 一旦发现油枕油位下降，不要立即采取补油措施，首先要查明油的去处，是漏了还是 进入了胶囊。如果油位下降伴随轻瓦斯动作，彳艮有可能就是上述情况；1.2 大修时除应更换胶囊以外，还应对油枕的回油口进行改造，即加焊一个反扣的杯状网 隔，以防止胶囊破损后，主变降温时堵塞回油口。1.3 当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常，需打开放气或放油阀时，应先将重瓦斯 改接信号。1.4 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。7、轻瓦斯动作的处理7. 1轻瓦斯动作发信时，应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因积聚空气、 油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气体 量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，根据有关规程和导则判断 变压器的故障性质。若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续 运行，并及时消除进气缺陷。可能的地方：油泵负压区，是否存在油泵负压区渗油情况，应立即查清并停用故障油泵, 及时处理；色谱分析判断为氮气，则变压器冲氮灭火装置(若有)是否漏气，造成气体继电器中有气 体，应立即查清并关闭冲氮灭火装置的气源，进行处理若气体是可燃的或油中熔解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。7.1 轻瓦斯动作发信后，如一时不能对气体继电器内的气体进行色谱分析，则可按下面方 法鉴别：(1)无色、不可燃的是空气。(2)黄色、可燃的是木质故障产生的气体。(3)淡灰色、可燃并有臭味的是纸质故障产生的气体。(4)灰黑色、易燃的是铁质故障使绝缘油分解产生的气体。7.2 如果轻瓦斯动作发信后经分析巳判为变压器内部存在故障，且发信间隔时间逐次缩 短，贝脱明故障正在发展，这时应最快将该变压器停运。7.3 如果轻瓦斯动作发信后，瓦斯内没有气体而是负压，且主体油位下降，则可判断为 胶囊破损。8、油色谱异常的处理8.1变压器本体油中气体色谱分析超过注意值时，应进行跟踪分析，根据各特征气体和总炷含量的大小及增长趋势，结合产气速率，综合判断。必要时缩短跟踪周期。8. 2不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体如下表：表2不同故障类型产生的气体故障类型主要气体组份次要气体组份油过热CH/ C2H4H2, ca油和纸过热CR, C2H4, CO, CO2a, GHG油纸绝缘中局部放电艮，CK, COC2H2, CzHo, CO2油中火花放电H2,瑚油中电弧H2, GH2CH4, QH% C2K油中纸中电弧H2, C2H2, CO, CO2CHd GH4, C2R注：进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高。在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器或储油 柜中。 当变压器的气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的状况做出判断。 分析溶解于油中的气体，能尽早发现变压器内部存在的潜伏性故障，并随时监视故障的发展 状况。8. 3根据油色谱含量情况，运用GBO7252,结合变压器历年的试验（如绕组直流电阻、空 载特性试验、绝缘试验、局部放电测量和微水测量等）的结果，并结合变压器的结构、运行、 检修等情况进行综合分析，判断故障的性质及部位。根据具体情况对设备采取不同的处理措 施（如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查或立即停止运行等）。8.4在某些情况下，有些气体可能不是设备故障造成的，如油中含有水，可以与铁作用生 成氢；过热的铁心层间油膜裂解也可生成氢；新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接 时吸附氢而又慢慢释放至油中；在温度较高、油中有限溶解氧时，设备中某些油 漆（醇 酸树脂），在某些不锈钢的催化下，甚至可能产生大量的氢；有些油初期会产生氢气（在 允许范0左右）以后逐步下降。应根据不同的气体性质分别给予处理。8. 5当油色谱数据超注意值时，还应注意排除有载调压变压器中切换开关油室的油 向变压 器本体油箱渗漏，或选择开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障， 而故障排除后绝缘油末经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备带油补焊；原注入的油中 就含有某些气体等可能性。二是，装置类缺陷1、冷却装置缺陷的处理8.1 变压器冷却装置异常，使油温升高超过制造厂规定或油浸式变压器顶层油温一般限 制表(见表1)，应作进一步检查处理。8.2 不允许在带有负荷的情况下将强油冷却器(非片扇)全停，以免产生过大的 铜油温 差，使线圈绝缘受损伤。在运行中，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，冷却器全停时， 应：(1 )油浸(自然循环)风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应 按制造厂的规定。(2)强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允 许带额定负载运行20min。如20min后顶层油温尚未达到75。则允许上升到75。但这种状态 下运行的最长时间不得超过lho(3)对于同时具有多种冷却方式(如ONAN、0NAF或0FAF)，变压器应按制造厂规 定执行。(-)变电运行值班人员应进行的检查和处理工作：首先是退出冷却器全停压板， 然后(1)检查故障变压器的负荷情况，密切注意变压器绕组温度、上层油温情况。(2)立即检查工作电源是否缺相，若冷却装置仍运行在缺相的电源中，则应断开 连接。(3)立即检查冷却控制箱各负荷开关、接触器、熔断器、热继电器等工作状态是否正 常，若有问题，立即处理。(4)立即检查冷却控制箱内另一工作电源电压是否正常，若正常，则迅速切换至 该工 作电源。(5)若冷却控制箱电源部分己不正常，则应检查所用电屏负荷开关、接触器、熔断器, 检查所用变高压熔断器等情况，对发现的问题作相应处理。(6) 检查变压器油位情况。(三)调度应及时了解故障变压器的运行情况及缺陷消除情况，合理安排运行方式，必 要时转移或切除部分负荷，以降低故障变压器的温升，同时，做好退出该变压器运行的准备。6.3 冷却装置部分故障时，变压器的允许负载和运行时间应按制造厂规定。6.4 当散热器表面油垢严重时，应清扫散热器表面，可用金属去污剂清洗，然后用水冲 净凉干，清洗时管接头应可靠密封，防止进水。6.5 风冷装置电机出现故障不能正常运转时，应检查电机电气回路及电机本体，必要时 更换电机等有关附件。6.6 强油风冷却器表面污垢严重时，应用高压水(或压缩空气)吹净管束间堵塞 的杂物, 若油垢严重可用金属刷洗净擦洗干净，要求冷却器管束间洁净，无杂物。6.7 强油风冷变压器发生轻瓦斯频繁动作发信时，应注意检查强油冷却装置油泵负压区 渗漏。L8强油冷却装置运行中出现过热、振动、杂音及严重渗漏油、漏气等现象时，应及时 更换或检修，如发现油泵轴承或叶片磨损严重时，应对变压器进行吊罩检查，变压器内部要求 用油冲洗，保证变压器内部干净。2、套管渗漏、油位异常和末屏有放电声的处理2. 1套管严重渗漏或瓷套破裂时，变压器应立即停运。更换套管或消除放电现象，经电气试验合格后方可将变压器投入运行。2.2套管油位异常下降或升高，包括利用红外测温装置检测油位，确认套管发生内漏（即 套管油与变压器油己连通），应安排吊套管处理。当确认油位己漏至金属储油柜以下时，变压 器应停止运行，进行处理。2 . 3套管末屏有放电声时，应将变压器停止运行，并对该套管做试验，确认没有引起套 管绝缘故障，对末屏可靠接地后方可将变压器恢复运行。末屏没有可靠接地，送电的时候可看 到很大的放电火花3 .4大气过电压、内部过电压等，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。此时应 采取加强防止大气过电压和内部过电压措施。3、有载分接开关缺陷的处理3.1 有载分接开关与电动机构分接位置不一致时，故障原因一般为分接开关与电动机构连 接错误、连杆松动或脱落，应查明原因并进行连接校验。3.2 当全部分接位置的电动机构与远方控制分接位置指示不一致时，一般为电动机 构内的 位置转换器与分接开关的位置错位，排除方法为对电动机构的位置转换器与分接开关的实际位 置进行校验，使远方控制分接位置与分接开关的实际位置相一致。3.3 土半年白马珑#2主变调压时开关连动，维操队无处理经验，汇报调度后，调度 命令拉 开三侧，造成一次不必要的非计划停运。这就说明一个问题，由于行220KV主变一般很少调 压，一是不容易发现缺陷，二是维操人员越来越对其知之甚少，不能应急处 理8.1 连动故障原因：交流接触器剩磁或油污造成失电延时，顺序开关故障或交流接触器动作配合不当。检查与排除方法：检查交流接触器失电是否延时返回或卡滞，顺序开关触点动作顺序是否正确。清除交流接触器铁芯油污，必 要时予以更换。调整顺序开关顺序或改进电气控制回路，确保逐级控制分接变换。8.2 手摇操作正常，但就地电动操作拒动故障原因：无操作电源或电动机控制回路故障，如手摇机构中弹簧片未复位，造成闭锁开关触点未接通。检查与排除方 法：检查操作电源和电动机控制回路的正确性，消除故障后进行整组连动试验8. 3电动操作机构动作过程中，空气开关跳闸故障原因：凸轮开关组安装移位。检查与排除方法：用灯光法分别检查SU-S13 (1n)与S12-S13 (nl)分合程序，并调整安装位置8.4电动机构仅能一个方向分接变换故障原因：限位机构未复位。检查与排除方法：手拨动限位机构，滑动接触处加少量油脂润滑。8. 5分接开关无法控制操作方向故障原因.电动M电容器回路断线、接触不良或电容器故障。检查与排除方法：检查电动机电容器回路，并处理接触不良、断线或更换电容器。8. 6电动机构正、反两个方向分接变换均拒动故障原因.无操帛电源或缺相，手摇闭锁开关触点未复位。检查与排除方法：检查三相电源应正常，处理手摇闭锁开关触点应接触良好。8. 7远方控制拒动，但就地电动操作正常故障原因：远方控制回路故障。检查与排除方法：检查远方控制回路的正确性，消除故障后进行整组连动试验。8. 8远方控制和就地电动或手动操作时，电动机构动作，控制回路与电动机构分接位置指示正常一致，而电压表、电流表均无相应变动故障原因，分接弟关拒动、分接开关与电动机构联结脱落，如垂直或水平转动联结销脱落。检查与排除方法：检查分接开关位置与电动机构指示位置一致后，重新联结后做联结校验8. 9切换开关切换时间延长或不切换故障原因.储能盆簧疲劳，拉力减弱、断裂或机械卡死。检查与排除方法：调换拉簧或检修传动机械。8.10 分接开关与电动机构分接位置不一致故障原因：分接开关与电动机构联结错误。检查与排除方法：查明原因并进行联结校验8.11 分接开关储油柜油位异常降低直至变压器储油柜油位故障原因：如调整分接开关储油柜油位后，仍继续出现类似故障现象，应判断为油室密封缺陷，造成油室中油与变压 器本体油互相渗漏。油室内放油螺栓未拧紧，亦会造成渗漏油。检查与排除方法：应吊出芯体，抽尽油室中绝缘油，在变压器本体油压下观察绝缘保护筒内壁、分接引线螺栓及转 轴密封等 处是否有渗漏油，然后，更换密封件或进行密封处理。8.12 变压器本体内绝缘油的色谱分析中氢、乙烘和总烂含量异常超标故障原因.停止分接变换操作，对变压器本体绝缘油进行色谱跟踪分析，如溶解气体组分含量与产气率呈下降趋势，则 判断为油室的绝缘油渗漏到变压器本体中。检查与排除方法：检查与排除方法同序号8.n8.13 运行中分接开关瓦斯继电器频繁发信号动作故障原因.油内存在局部放电源，造成气体的不断积累。检查与排除方法：吊芯检查有无悬浮电位放电，连线或限流电阻有否断裂、接触不良而造成经常性的局部放电。应及时消除悬 浮电位放电及其不正常局部放电源。8.14 连同变压器绕组测量直流电阻时呈不稳定状态故障原因.运寿中长期不动作或长期无电流通过的静触点接触面形成一层膜或油污等造成接触不良。检查与排除方法：每年结合变压器小修，进行3个循环的分接变换。8.15 切换开关吊芯复装后，测量连同变压器绕组直流电阻，发现在转换选择器不变的情况下，相邻二分接位 置直流电阻值相同或为二个级差电阻值故障原因，切盆开关拨臂与拐臂错位，不能同步动作，造成切换开关拒动，仅选择开关动作。检查与排除方法：重新吊装切换开关，将拨臂与拐臂置于同一方向，使拨臂在拐臂凹处就位。手摇操作，观察切换 开关是否 左右两个方向均可切换动作，然后注油复装，并测量连同变压器绕组直流电阻值，以复核安装的正确性8.16 储能机构失灵故障原因：分接开关干燥后无油操作；异物落入切换开关芯体内；误拨枪机使机构处于脱扣状态。检查与排除方法：严禁干燥后无油操作，排除异物。8. 17分接开关有局部放电或爬电痕迹故障原因：紧固件或电极有尖端放电，紧固件松动或悬浮电位放电。检查与排除方法：排除尖端，加固紧固件，消除悬浮放电。8.18断轴故障原因.分接开关与电动机构联结错位或分接选择器严重变形。检查与排除方法：检查分接选择器受力变形原因，予以处理或更换转轴。进行整定工作位置的判断，并进行联结校验。4、油色谱在线测量装置（若有）报警的处理4.1 装有本体油色谱在线监测装置的变压器（包括单组份和多组份），当在线监测装 置报一、缺陷的管理1、缺陷及异常的管理和处理应严格执行国网公司颁布的变电站运行管理规范（试行）、DL/T572、和DL 408的有关规定。2、发现缺陷应及时处理，实行闭环管理。3、缺陷指变压器任何部件的损坏、绝缘不良或不正常的运行状态，分为危急缺陷、严重 缺陷和一般缺陷。危急缺陷：是指变压器发生了威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则，随时可能 造成 设备损坏、人生伤亡、大面积停电、火灾等事故。严重缺陷：是指对变压器有严重威胁，暂时尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷。一般缺陷：是指上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷，指性质一般，情况较轻，对 安全 运行影响不大的缺陷。4、变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录；5、当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，应立即 将变压器停运。6、当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，应立即手动将变压 器停运。二、巡视检查的项目和要求1、例行巡视和检查的要求温度：上层油温、线圈温度、环温、各部位手感温度红外线测温（内部，各接触部位）低压元件油：油位（主体、开关、套管、呼吸器）渗漏油 警时，应及时查明报警的原因，排除装置误报警的可能，尽快离线取油样进行色谱分析比较， 判别变压器本体是否存在缺陷。若二者基本一致时，应查在线监测装置历史数据记录，何时发 生气体含量增长，增长速率如何，最后作出变压器进一步处理的决定。4.2 在线监测装置报警并通过油色谱分析比较己判定变压器内部存在缺陷时，应根 据气体 成份作出不同的管理和处理，可参照第三十二条“油色谱异常的处理”要求进行。5、变压器铁心缺陷的处理5.1 变压器铁心绝缘电阻与历史数据相比较低时，首先应区别是否应受潮引起。如果排除受 潮，则一般为变压器铁心周围存在悬浮游丝。在变压器未放油的情况下，可考虑采取低压电容 放电的形式对变压器铁心进行放电，将铁心周围悬浮游丝烧断，恢复变压器铁心绝缘。5.2 如果变压器铁心绝缘电阻低的问题一时难以处理，不论铁心接地点是否存在电流，均应串入电阻，防止环流损伤铁心。有电流时，宜将电流限制在100mA以下。5. 3变压器铁心多点接地，并采取了限流措施，仍应加强对变压器本体油的色谱跟踪，缩 短色谱监测周期，监视变压器的运行情况。6、风扇电机的问题芙蓉变两次冷却器全停事件根本的原因是总控箱的结构与布置的问题，但每次引发都存在 风扇电机及其控制接触器的原因，我们的做法：产品优化，对西安西诺及长春二机的产品逐步 向合资厂过渡换型；两年一次对风扇电机进行洗油7、呼吸器的问题最近几次验收发现安装时没有呼吸器下端的胶圈取下来（这个胶圈是厂家为防止安 装前漆胶受潮而配置），实际上就是胶囊或油枕（采用隔膜时）全密封。这样有可能造成严重 后果：当主体温度下降比较厉害，空气却无法进入油枕（或胶囊），那么油枕内形成 负压， 油无法流入本体给予补充，这时继电器内将会油气上下浮动，造成误动。对于呼吸器，我们也比较重视，全部整改，对于看不到油位的，不适宜漆胶更换的8、油流继电器的缺陷10年前，省公司下文禁止使用沈变8分厂的油流继电器，原因是该种产品在运行中挡板被冲断并进入变压器器身，为此对毛家塘原#1主变大动手术，才找到断片。虽然，10年来 没有发生第二起，但也必须对油泵正常而油流继电器指针不动的缺陷引起重视。四、变压器 检修中的安全与质量控制下表是91年以来，公司所辖站主变由于本体或辅助设备的问题而跳闸的事件的统计及简单的原因分析:序号运行编号跳闸时间跳闸原因及分析1云田#2处理缺陷时，工作人员误将温度表过高跳闸指针拨至设 定 位置，造成5021、5022及606、620、320跳闸2白马城#1主体瓦斯继电器盒盖胶垫损坏，当日大雨积水，使得接点 间击穿跳主变三侧3白马能#792. 09.23一次人员检修CT时需补充绝缘油，在不了解调压装置 结 构的情况下，从调压开关导油管处放油，引起调压开 关重 瓦斯动作跳三侧4树木岭# 196. 08.25新安装的变压器，由于厂家制造质量不良，上铁扼一根拉 带对地击穿后形成闭环而烧断，主变保护动作跳三侧5白马珑#197. 06.24主体瓦斯继电器的接线孔密封不严，且出水孔被油漆堵 塞，渗水积留，造成接点之间及对地为零，重瓦斯误动6岗市#1 （原）99. 03. 09C相油枕胶囊破裂，油进入胶囊过重而堵塞油枕至本体的 油路管道，使油只能进入油枕而不能回流到本体，主 体内 逐渐形成负压、瓦斯内少油，轻瓦斯动作，此后油 化人员 取样时，大量进气导致重瓦斯动作跳三侧7云田#299. 07.11主变停电检修，安措不到位。因A相电缆软管接头处破 损，检修人员在整理时管内积水流到瓦斯继电器接线盒，导致重瓦斯动作跳5021、5022站内500KV解环8树木岭# 100. 06. 04主变采取两个总控箱分别控制2组、3组冷却器，且两个箱内冷却器全停的接点并联设置，导致在退出一个总控 箱电源时，冷却器全停跳三侧9云田岗云线 电抗器01.04. 10B相压力释放阀接线盒进水导致跳线路开关5022、5023 （省公司已规定，压力释放阀不作用于跳闸）10天顶#3油温1段动作跳三侧，原因是继电人员按表图将油温跳 闸接在K2,但热工班未校验K2 （出厂设定为67度），而将K3校验为跳闸11民丰五民线 电抗器C相电抗器内部匝间短路，重瓦斯动作跳五民线12沙坪#103. 06. 02第n路工作电源接触器辅助接点因工作人员失误短路后粘 死，在n路电源工作，I路电源备用时，冷却器全 停出口 跳三侧13沙坪#104. 02. 17C相瓦斯继电器重瓦斯干簧接点玻璃管开裂，导致绝缘 不 良，瓦斯保护误动。14集里#204. 03. 16装在冷控箱中60min长延时BS-7型静态时间继电器线 圈 与接点间绝缘不良，误动。15芙蓉变#105. 12. 06因冷控回路问题，变压器两路冷控电源均消失，60分钟后 “冷却器全停”保护动作出口。16芙蓉变#306. 02. 06因冷控回路问题，变压器两路冷控电源均消失，60分钟后 “冷却器全停”保护动作出口。17芙蓉变#106. 06. 16因厂家冷控箱控制回路设计问题，及瓦斯继电器流速动 作 值不满足电力变压器运行规程要求，在进行冷却 器投 切试验时造成重瓦斯启动出口，误动。18荷塘#1主06. 06. 18因外人偷盗电源电缆，变压器两路冷控电源均消失，60分 钟后“冷却器全停”保护动作出口。从上表可知：按原因分，属于人员负主要责任的有7次；属于产品质量或检修维护不良的有10次；属于外力作用的有1次。按发生设备分：属主体的2次；属温度表的2次；属瓦斯继电器的5. 5次；属于冷控回路的6. 5次；属于油枕的1次；属于压力释放阀的1次。所以，为了防止主变本体和非电量保护跳闸，应在以下几个方面给予加强：1、人员方面，1. 1危险点分析与预控没有落实到关键点，以致安措执行不至U位，公司最近 对各工种专业的危险点分析与预明施重新进行了修编，力求注重现场、不留死角。1.2 由于无知，不知道需要或怎么进行安全与质量的控制。如第1、3、17项1.3 加强管理，使其不为或不敢为；贯彻执行力的要求，特别是在反措的执行方面。如第9、17项2、本体方面2.1加强设备的选厂选型，可以说，国产设备不论是变压器还是电抗器都可以 担当大任了，从一定意义上还可以说，近几年投运的这批国产50万设备本体质 量 还要优于省内88年和95年两批进口设备；2. 2加强制造过程的监制2. 3加强运行过程中以及停电检修时的技术监督与分析，岗市原#主变退出运 行就是一个很好的例子3、瓦融电器方面2.1 对瓦斯继电器进行一次全面清理，是否存在以下问题并进行相应处理：1）投运以后（超过5年的）未进行动作流速和气体量的校验或者没有试验报 告而视同没有校验的；2）动作值低于规程要求的，3）绝缘下降4）轻、重瓦斯接点错误对换，岗云线两侧中性点电抗器都存在这种现象：本 体端子箱与瓦斯本体上的接线图不相符，前者是错的，但正好是按照错的进行了接 线3. 2每年对重瓦斯回路进行2次绝缘检查，特别是在上半年雨季之前，包括绝 缘摇测、盒盖、防雨罩的封盖、接线孔的封堵等3.3主变投运初期若轻瓦斯频繁动作，贝U控制几点，一是油泵运行时进气； 二是安装工艺不到位，未脱气或未真空注油；三是呼吸器回路不通。4、 方面4. 1所有温度表加装防雨罩，确保不会因直接进水受潮（温度表顶部的 通气孔 是进水的主要位置）4. 2每年对温度跳闸接点回路进行2次绝缘检查，在上半年雨季之前的检查尤 为重要。4. 3对温度表的回路进行普查，确保不会将绕组表动作于跳闸4. 4选择合适产品、合适厂家，统一型号，主要选用的是杭州华立803或804 型4. 5小修时进行现场校验，以防止路途振动造成接点松动或粘接5、冷却器全停方面5. 1对于运行时间超过10-15年的总分才空箱，进行整体更换，运行超过10年 的，视箱体IW况，对内部元件进行全部更换；5. 2开展控制箱内红外线测温，以便对发热元件进行更换5. 3确保变压器总控箱内的操作、元件更换工作时，退出重瓦斯与冷却器全停 保护。5. 4对冷却系统全停发信进行检查，保证冷却系统全停能瞬时发信至光字牌、 监控就地计算机、远动监控站，且信号正确。检查冷控箱、保护屏都能发冷却系统 全停瞬时信号，并作为事故信号发信。声音：运行声音（本体的电磁声，水泵油泵风扇的转动声指示：各种表记，信号灯，油流指示、油位指示、含气量指示（瓦斯）、气体在线检测、 信号指示、档位指示、压力指示（气压、油压于水压）设备本身的完好性：5.1 压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与制造厂提供的油温、油位曲线相 对应，温度计指示清晰。（1）储油柜采用玻璃管作油位计，储油柜上标有油位监视线，分别表示环境温度为- 20> +20> +4CTC时变压器对应的油位；如采用磁针式油位计时，在不同环境温度下指针 应停留的位置，由制造厂提供的曲线确定。（2）根据温度表指示检查变压器上层油温是否正常。变压器冷却方式不同，其上层油 温或温升亦不同，具体应不超过规定（一般应按制造厂或DL/T572规定）。运行人员不能只 以上层油温不超过规定为标准，而应该根据当时的负荷情况、环境温度以及冷却装置投入的 情况等，及历史数据进行综合判断。就地与远方油温指示应基本一致。绕组温度仅作参考。表1 DL/T572油浸式变压器顶层油温一般限值冷却介质最高温度（。0最局顶层油温（°C）自然循环自冷、风冷4095强迫油循环风冷4085强迫油循环水冷3070（3）由于在油温40左右时，油流的带电倾向性最大，因此变压器可通过控制油泵运行数量来尽量避免变压器绝缘油运行在3545温度区域。5.2 压器各部位无渗油、漏油。应重点检查变压器的油泵、压力释放阀、套管接线柱、 各阀门、隔膜式储油柜等。（1）油泵负压区的渗油，容易造成变压器进水受潮和轻瓦斯有气而发信。（2）压力释放阀的渗油、漏油（应检查有否动作过）。（3）套管接线柱处的渗油，检查外部引线的伸缩条及其热胀冷缩性能。5.3 套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现 象。检查瓷套，应清洁，无破损、裂纹和打火放电现象。5.4 变压器声响均匀、正常。若变压器附近噪音较大，应利用探声器来检查。5.5 各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常。 冷却器组数应按规定启用，分布合理，油泵运转应正常，无其它金属碰撞声，无漏油现象，运 行中的冷却器的油流继电器应指示在“流动位置”，无颤动现象。(1)油泵及风扇电动机声响是否正常，有无过热现象，风扇叶子有无抖动碰壳现象。(2)冷却器连接管是否有渗漏油。(3)油泵、风扇电动机电缆是否完好。(4)冷却器检查及试验工作以及辅助、备用冷却器运转和信号是否正常。是否按月切换 冷却器，是否每季进行一次电源切换并做好记录。(5)运行中油流继电器指示异常时，应检查油流继电器档板是否损坏脱落。1. 6.水冷却器的油压应大于水压(制造厂另有规定者除外)o1.7. 吸湿器完好，吸附剂干燥。检查吸湿器，油封应正常，呼吸应畅通，硅胶潮 解变 色部分不应超过总量的2/3o运行中如发现上部吸附剂发生变色，应注意检查吸湿 器上部密封 是否受潮。1.8. 引线电缆、母线接头应接触良好，接头无发热迹象。接头接触处温升不应超 过 70Ko1.9. 压力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损。压力释放阀的指示杆未突出，无喷 油痕迹。1.10. 有载分接开关的分接位置及电源指示应正常。操作机构中机械指示器与控制 室内 分接开关位置指示应一致。三相连动的应确保分接开关位置指示应一致。动作情况应正常1.11. 在线滤油装置工作方式及电源指示应正常。各信号是否发信。有载分接开关调压后 一般应启动在线滤油装置，有载分接开关长期无操作，也应半年进行一次带电滤油。1. 12.气体继电器内应无气体。1. 13.各控制箱和二次端子箱、机构箱门应关严，无受潮，电缆孔洞封堵完好，温控装置 工作正常。冷却控制的各组工作状态符合运行要求。1. 14.各类指示、灯光、信号应正常。1.15. 变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常。1. 16.检查变压器各部件的接地应完好。检查变压器铁心接地线和外壳接地线，应良好， 铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，必要时应测量铁心和 夹件的接地电流，当运行中该电流（环流）异常增长变化，应尽快查明原因（多点接地？），严 重时应检查处理并采取措施，如环流超过300mA又无法消除时，可 在接地回路中串入限流电 阻作为临时性措施。1. 17.用红外测温仪检查运行中套管引出线联板的发热情况及本体油位、储油柜、 套管等其它部位。外壳及箱沿应无异常发热，必要时测录温度分布图1.18. 在线监测装置（气体在线检测装置，电气量的在线检测）应保持良好状态， 并及时对数据进行分析、比较。1.19. 事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求，保持贮油坑的排油管道畅通，以便事 故发生时能迅速排油。室内变压器应有集油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。1.20. 检查灭火装置状态（氮气瓶的压力、阀门位置）应正常，消防设施应完善。2、特殊巡视检查项目和要求2. 1在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查（1）大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。（2）设备变动后的巡视。(3)设备新投入运行后的巡视。(4)备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行后的巡视。(5)异常情况下的巡视。主要是指：过负荷或负荷剧增、超温、设备发热、系统冲击、跳 闸、有接地故障情况等，应加强巡视。必要时，应派专人监视。2. 2新投入或经过大修的变压器的巡视要求(1)变压器声音应正常，如发现响声特大，不均匀或有放电声，应认为内部有故障。(2)油位变化应正常，应随温度的增加略有上升，如发现假油面应及时查明原因。(3)用手触及每一组冷却器，温度应正常，以证实冷却器的有关阀门己打开。(4)油温变化应正常，变压器带负荷后，油温应缓慢上升。(5)应对新投运变压器进行红外测温。2.3异常天气时的巡视项目和要求(1 )气温骤变时，检查储油柜油位和瓷套管油位是否有明显变化，各侧连接引线是否有 断股或接头处发红现象。各密封处有否渗漏油现象。(2)雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其它杂物，瓷套管有 无 放电痕迹及破裂现象。(3)浓雾、毛毛雨、下雪时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中和下雪 后 不应有水蒸气上升或立即熔化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一 步检查其实际情况。1)雷雨天气(检查应在雷雨过后)有无放电闪络现象，避雷器放电记录仪动作情况；2)大雾天气检查套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分；3)下雪天气应根据积雪溶化情况检查接头发热部位。检查引线积雪情况，为防止套管因 过度受力引起套管破裂和渗漏油等现象，应及时处理引线积雪过多和冰柱。4)高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。必要时，可启动备用冷却器三、缺陷的处理类型缺陷