大型电力变压器的安装、运行与检修

广州供电分公司变电二部　李 刚

电 时 压湿 间度 500kv 220kv 110kv
65%以下 12 16 16
75%以下 8 12 12
在器身检查中应注意的问题和检查项目：
1.2.1 排氮工作：大型变压器为减轻运输重量，常采用充氮运输方式。氮气是一窒息种使人窒息的气体，必须先排氮，方可进入油箱内作业，以免工作人员发生。排氮方式有以下几种：
1.2.1.1 抽真空法。将氮气抽掉，然后送入干燥空气，当内部氧气含量达到18%以上，方可进入油箱内作业。
1.2.1.2 暴露法。对于变压器采取吊罩检查的，让器身暴露空气中15分钟以上。
1.2.1.3 充油排氮法。充油排氮是较好的方法，因为变压器充气运输使变压器的器身表面十分干燥，在吊罩检查之前，使器身浸一次绝缘油，可使器身表面形成一层油漠，可以防止器身受潮。
1.2.2 器身检查项目
1.2.2.1 检查所有内部引线及其包扎情况。；
1.2.2.2 检查引线支架，夹条和封包情况。
1.2.2.3 检查所有螺栓连接是否紧固。
1.2.2.4 检查运输时临时支撑有无变位，并予以拆除。
1.2.2.5 检查铁芯与线圈绕组有无变形和位移。
1.2.2.6检查调压分接开关螺栓是否紧固，各分接点接触是否良好。
1.2.2.7检查铁芯夹片的接地情况，并用兆欧表测量其绝缘电阻。
1.2.2.8检查油箱内部有无杂物，金属屑和水珠。
1.2.2.9检查带电体对地的距离是否满足要求。
1.2.2.10 对有载调压开关进行动作试验检查。
1.3. 变压器本体及其附件安装
在变压器本体及其附件安装中应注意下面几个问题：
1.3.1 变压器安装时应使其顶盖沿瓦斯继电器方向有1～1.5%的升高坡度，以使油箱内部产生的气体能全部汇集于瓦斯继电器，使瓦斯保护能正确动作和提高动作灵敏度。
1.3.2 套管安装时要注意问题：
1.3.2.1 其顶部的密封必须良好。防止密封不良造成进水受潮，导致变压器线圈烧损。
1.3.2.2 不要将套管引线的定位螺母装反。以免导电头与引线连接不良，造成套管接头在运行中防热缺陷。
1.3.2.3 套管安装后，必须将其末屏接地，以免套管运行时产生高压放电。
1.3.3 有载调压开关安装时要注意问题：
1.3.3.1 有载调压开关安装应正确牢靠，操作灵活，无卡阻现象。转动摩擦部位应少许涂润滑脂。
1.3.3.2 操作机构的档位指示应与切换装置的位置指示一致。分接开关与操作机构联结时，注意调整正反转调压下，在切换瞬间至操作机构动作完成之间的时间间隔要基本相等。若两个方向所数的格数有差异，则以切换开关为基准，以差数的一半去调整电动机构。
1.3.3.3 有载调压开关抽真空时，要在管接头E2和Q之间接上连通管，使切换开关油室和变压器同时抽真空。
1.3.3.4 冷却器安装时，应对冷却器及其油道用合格绝缘油冲洗干净。有油泵的冷却器，要校核油泵的转向正确，转动时应无异常噪音、振动和过热，要防止渗油或进气现象。
1.3.3.5在胶囊式油枕安装时，要对胶囊进行捡漏。可用0.1kg/cm２气压检查有否漏气。安装时注意不要使胶囊发生扭曲或皱折现象。
1.3.3.6 带有小胶囊油位计的结构的油枕，在油枕注油时，要先在油表内注油不。并用手挤小胶囊排气，使小胶囊内部空气排掉，再将油表的油位排至最低位置，确保油表反映正确的油位。
1.3.3.7 压力释放阀安装时，要注意使释放阀所承受静油压力应小于其动作压力（一般为0.35～0.55kg/cm2）。因此，油枕的最高油位至压力释放阀顶部的距离不大于2米。
1.4 变压器注油
220KV及以上变压器必须进行真空注油。其他变压器有条件也应采用真空注油。真空注油应遵守制造厂的规定，或按下面的方法进行：
1.4.1 注油前准备工作
1.4.1.1 本体抽真空前，应将油枕与本体连接的阀门关闭，防止油枕隔膜破裂。
1.4.1.2 将有载调压开关油室和本体油箱相连通，以免抽真空时造成两者存在压力差，造成有载调压开关油室密封破坏。
1.4.1.3 变压器油根据油质情况进行油过滤处理，其标准应符合1.7条的要求。
1.4.2 抽真空急注油步骤
1.4.2.1 以均匀的速度抽真空达到指定真空度（制造厂规定的真空值），若没有指定真空度时，可按下表进行：
电压等级 真空度 注油前维持真空时间 注油前维持真空时间
500KV ＜0.13kpa 24小时 12小时
220KV新结构 ＜1.33kpa 4～6小时 6小时
220KV老结构（110KV20MVA以上新结构） 21kpa 2小时 4小时
110KV 老结构（110KV16MAV以下新结构） 66kpa 2小时 4小时
真空度达到要求，并保持规定时间。检查油箱没有变形和异常现象后，在继续抽真空的状态下开始注油，注油温度宜略高于器身温度。
1.4.2.2 以3～5t/h的速度将油从变压器下部注入器身，这样可排除油箱内及器身上的残存气体，当油面距油箱顶部约200mm时停止注油，应继续抽真空保持到4小时以上。
1.4.2.3 变压器经真空注油后补充油时，需经油枕注油管注入。严禁从下部注入，注油时应使油流缓慢地注入变压器至规定的油面为止。再静止12小时以上。
1.4.2.4对胶囊或油枕补油时，打开油枕上部排气孔，由注油管将油注满满油枕，直至排气孔溢出变压器油，再停止注油和关闭排气孔。从变压器下部排油阀排油，至油位计指示正确油位为止。
1.4.2.5对隔膜式油枕补油时：注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后，打开隔膜上的放气塞将隔膜内的气体排除，再关闭放气塞；由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，再次打开放气塞充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止，经反复调整达到指定油位，变压器的油位应按变压器铭牌处的油温――油位曲线确定。
1.5变压器密封检查和静止时间
变压器安装注油后，应进行密封检查，其目的主要是考核油箱及附件的密封性能，一般可用0.3～0.5kg/cm2的氮气压力，从油枕呼机器，经减压阀通入维持24小时，检查变压器本体及其附件应无渗漏油。
变压器补油后，为使残留气泡溶于油中，以免造成局部放电，变压器应有一定的静止时间。按运行规程要求各电压等级的变压器在投运前静止时间不应少于以下规定：110kV及以下为24小时；220kV及以下为48小时；500kV及以下为72小时。对强油循环变压器，投运前应开启油泵，使油循环后将气体排尽。
2．变压器运行中检查与维护
变压器在运行中，值班人员应定期进行检查，以便了解和掌握变压器的运行情况，如发现问题，应及时解决，力争把故障消除在萌芽状态。控制异常情况，限制事故发生。在日常的变压器廵视检查中，一般可以通过仪表保护装置及各种信号指示等设备了解变压器的运行情况。同时，还要依靠运行值班人员的观察、监听及时发现仪表所不能反映的问题。如运行环境的变化，变压器声响的异常等等，即使是仪表装置反映的信息也需要通过人员的检查分析才能作出判断。因此，运行值班人员对变压器的巡视检查是十分必要的。对变压器巡视检查和维护的项目主要有如下几方面：
2.1. 变压器日常的巡视检查项目
2.1.1 油位的检查。检查油枕和充油套管内的油位的高度，若油位过高，一般可能是由于冷却装置运行不正常或变压器内部故障等所造成的油温过高引起的。若果油位过低，应检查变压器各密封处是否有严重漏油的现象。也要注意油位是否随环温和负荷的变化而变化，防止假油位运行。
2.1.2检查变压器上层油温。变压器上层油温一般应在85C以下。若油温突然升高，则可能是冷却装置有故障和冷却油道堵塞，也可能是变压器内部发生故障。
2.1.3检查变压器的运行响声是否正常。变压器正常运行时，一般有均匀的嗡嗡声，这是由于交变磁通引起铁芯震动而发出的声音。若运行中有其它声音，则属于声音异常，应引起注意。
2.1.4检查绝缘套管是否清洁，有无破损裂纹及放电烧伤痕迹。
2.1.5检查冷却装置运行情况是否正常。检查冷却管道阀门是否开启，风扇和潜油泵是否运转正常，冷却装置有无渗漏油现象。
2.1.6检查套管引线及10kV母线不应过松过紧，接头接触良好，无过热现象。
2.1.7油枕呼机器应通畅，硅胶吸潮不应达到饱和，硅胶是否变色来鉴别。
2.1.8防爆管上的防爆膜应完整无裂纹、无存油。安装压力释放阀的，检查压力释放阀是否动作，发讯接点是否动作可靠。
2.1.9检查有载调压开关的运行位置指示是否正确，机构防水密封是否良好，电气接点有否受潮锈蚀，接触应可靠良好。
2.1.10检查各附件油道，法兰接口和套管CT二次引出小套管等密封是否良好，有无渗漏油现象。
2.1.11变压器外壳接地应良好。接地引线应无锈蚀，接地可靠。
2.2. 变压器特殊情况下的巡视检查项目
当电力系统发生短路故障或天气突然发生变化时（如大风、大雨及气温骤冷骤热等），值班人员应对变压器及其附属设备进行重点检查，其项目如下：
2.2.1 过负荷时，检查油温和油位是否正常，各引线接头是否良好，示温腊片有无融化，冷却系统是否正常。
2.2.2 当系统发生短路故障或变压器故障跳闸后，应检查变压器系统有无爆裂、断脱、移位、变形、焦味、烧伤、闪络、烟火及喷油等现象。
2.2.3 大风天气时，检查引线摆动情况及变压器上是否挂杂物。
2.2.4 雷雨天气时，检查套管是否放电闪络，避雷器的放电记数器是否动作。
2.2.5 大雾天气时，检查套管有无放电及电晕现象，并应重点监视污诬秽瓷质部分有无异常。
2.3. 有载调压分接开关运行中的维护工作
2.3.1 变压器吊芯时，应检查切换开关部分的整定位置，开关顺序与操作机构连接部位是否正确，传动部分和电触头部分有无因润滑或接触不良而造成过量的磨损、松动或烧伤；弹簧有无变形和松弛；螺丝是否松动，编织线是否有断裂等现象。
2.3.2 快速机构放置在顶部的有载分接开关，必须注意顶部法兰的放气，以保证快速机构 没在油内。
2.3.3 操作机构的各种电器元件，特别是极限开关，应定期检查其动作是否正常；分接开关校正电机电源极性不要随意更动。在空气中检修的时间，不得超过相同电压等级变压器的规定检修时间，否则须重新进行真空干燥和耐压试验。
2.3.4切换开关在投入运行半年到一年之间（或切换1000次左右）,应检查一次，以后可酌情定期复查，切换开关中的变压器油在多次切换后，油色转黑，耐压值降低到20kV时，必须更换。
3．变压器异常运行及检修方法
3.1. 声音不正常
变压器送电后，就有“嗡嗡”的响声，这和高压磁通的存在及铁芯硅钢片叠成，电压增高、电流的大小有关。正常运行时，变压器的铁芯声音应是均匀的，当有其它杂音时，就应认真查找原因进行相应处理。
3.1.1过电压（如中性点，不接地系统单相接地，铁磁共振等）引起异音。
3.1.2 过电流（如过负荷、大功力负荷起动、穿越性短路等）引起异音。
以上两种异音突然发出，不大一会就会消失，仍是“嗡嗡”声，但比原来的大，且无杂音。但也可能随负荷的急剧变化，呈现“割割割、割割割”突发的间歇响声，此声音的发生和变压器指示仪表（电流表、电压表）的指针同时动作，易辨别。运行人员此时只需加强监视，对变压器进行较详细的检查即可。
3.1.3夹紧铁芯的螺丝松动引起异音。这种原因造成能呈现非常惊人的“锤去”和“刮大风”之声。如“叮叮当当”和“呼……呼……”之音。但指示仪表均正常，油色、油位、油温也正常。
3.1.4 匝间短路引起异音，因短路处严重局部过热，使油局部沸腾发出“咕噜咕噜”象水滚了的声音。
3.1.5 铁芯故障引起异音。如铁芯接地线断开会产生如放电的劈裂声，“铁芯着火”造成不正常鸣音。
3.1.6 分接开关故障引起的异音。因分接开关接触不良局部发热，也会引导起想如绕组匝间短路所引起的那种声音。
以上异音发生时，运行人员应格外引起注意，除应加强监视注意之外，还应做好事故预想，联系停电检查检修。有备用变压器时可联系投入运行，将异常变压器退出运行。
3.1.7 外界气候影响造成的放电声，如大雾天造成套管处电晕放电或辉光放电，呈现“嘶嘶”、“ 嗤嗤”的声音，夜间可见蓝色小火花。
3.1.8 变压器外壳与其它物体撞击引起的声音。这是因为变压器内部铁芯的振动引起其它部件的振动，使接触处相互撞击造成的。如变压器上装控制线的软管与外壳或散热器撞击。呈现“沙沙沙”的声音，有连续较长间歇的特点，变压器各部不会呈现异常现象。这是可寻找声源，在最响的一侧用手或木棒按住再听声音有何变化，以便判断。
以上两种情况，运行人员只需加强监视，不让事态发展、变化、扩大即可。
引起变压器异音的原因很多，而且复杂，需要运行人员不断积累运行经验，才能做出合乎实际的判断和正确处理。
3.2. 油色不正常
变压器油分为新鲜油和运行油两种，在变压器中是起绝缘和冷却作用的。对这两种变压器油的要求标准是不一样的，按规程规定，有十几项，油色是其中的一项。新油通常是亮黄色或天蓝色透明的；运行中由于油在老化时形成的沥青和污物的影响，油色会变暗，严重时可能呈棕色，炭末对油的颜色有很大的影响。
运行值班人员在巡视变压器时，发现油位计中的颜色发生变化时，应联系取油样进行分析化验。当化验后发现油内有炭粒和水分，酸价增高，闪光点降低，绝缘强度降低时，说明油质已急剧下降，变压器内部很容易发生绕组与外壳间击穿事故，此时应尽快联系投入备用变压器，停用该故障变压器。若运行中变压器油色骤然恶化，油内出现炭质并有其它不正常现象时，应立即停电进行检查处理。
3.3. 油位不正常
变压器油枕上装有油位计，上面一般表示出油温为－30℃、+20℃和+40℃时的三条油位线（或温度指示线）。根据这三条油位线可以判断是否需要加油和放油，否则将出现缺油或油面过高，有油从油枕中溢出的现象。
运行中的变压器出现油面过高或存油从油枕中溢出时，值班人员应首先检查变压器的负荷和温度是否正常，如果负荷和温度均正常，则可以判断是因呼吸器或油标管堵塞造成的假油面（假油面除了上述两种原因外，还有因安全气道通气孔堵塞和薄膜保护式油枕在加油时未将空气排尽等造成。此时应经当值调度员同意后将重瓦斯保护改接信号，然后疏通呼吸器等进行处理。如因环境温度过高，油枕发生溢油时，应及时放油处理。
变压器油位过低会使瓦斯保护动作，严重缺油时，铁芯和绕组会暴露在空气中，容易使器身受潮，并可能造成绝缘击穿。因此，油位偏低时，应及时补充油位。如因大量漏油使油位迅速下降，低至瓦斯继电器以下或继续下降时，应立即将变压器退出运行。处理漏油缺陷，采用真空注油法加油。
一般造成变压器油位降低的原因有：
3.3.1变压器长期渗漏油或有大量漏油。
3.3.2气温降低，油枕油量不足。
3.3.3油枕容量偏小，不能满足运行要求。
3.3.4修试变压器时，放油后没有及时补充油位。
3.3.5油标有油而实际上油枕油量不足即“假油位”。
还应注意，变压器套管油位受气温的影响较大，不得满油或缺油运行，运行中要注意其油位变化，根据实际情况进行放油或加油。
3.4 轻瓦斯保护动作
轻瓦斯动作的原因可能是：变压器内有轻微程度的故障，产生微弱的气体，也可能是空气浸入了变压器内；油位降低；二次回路故障（如发生直流系统两点接地等），引起误动作。
轻瓦斯信号出现以后，运行人员应立即对变压器进行检查。检查油枕的油位及油色，瓦斯继电器中有无气体，气体量多少及颜色怎样等，然后检查变压器本体和强油循环系统中是否有漏油现象，查看变压器的负荷、温度和声音等变化情况。若经过外部检查，未发生任何异常现象时，应抽取变压器的瓦斯气体分析，取变压器油样做化验，进行综合分析判断故障性质。
利用气体色谱法检测变压器油中气体成分，以发现变压器内部的潜在故障：
3.4.1 从瓦斯继电器积聚的气体判断变压器内部故障
当气体出现使轻瓦斯频繁动作时，可抽取瓦斯气体检验，对气体的数量、可燃性、颜色和化学成分进行鉴别。可以分析轻瓦斯动作的可能原因、内部故障性质，以及初步判断内部故障的严重程度。
在有关规定中列出了油内气体颜色和鼓掌性质的关系
气体颜色 故障性质
黄色、不易燃 木质材料缺陷
灰白色、有臭味、可燃 纸及纸板材料缺陷
灰黑色、易燃 油故障（放电使油分解）
其中，可燃气体包括有氢气、一氧化碳和烃类气体。气体内可燃成分要达到10%～15%及以上，才能燃烧。在多数情况下，当变压器发生故障初期，气体是不燃烧的。如铁芯或分接开关触点损坏，在开始阶段分解出的气体，从气体继电器取出时是不可燃的。这是因为通过热油的气体与溶解在油中的空气相混合，改变了它们的成分（油能吸收和溶解相当多的气体，而且吸收的能力与该气体的吸附系数有关），当故障处的气体通过油层时，这些气体依照其吸附系数相互排挤。所以，聚集在瓦斯继电器的气体，其成分和故障处的气体成分有差异。
另外，故障时的气体常是无色的。因此，单靠以有无颜色或可燃性来判断变压器故障的性质是不够的。必须抽取气体鉴别成分，才能做出比较准确的判断。
如一台SFZ7—40000/110变压器，轻瓦斯频繁动作，瓦斯继电器内取出的气体呈淡黄色，有焦糊味，可燃，火焰外红内蓝。分析气体成分如下：氧9.33%、二氧化碳4.4%、一氧化碳0.35%、氮66.27%、甲烷19.33%、乙烷0.17%、丙烷0.12%、丁烷0.02%。后吊罩检查发现该变压器是铁芯存在两点接地故障。
3.4.2 利用气相色谱法检测故障
气相色谱法是一种物理分离分析方法。它是利用某一物质的吸附能力不同，而使其他不同物质分别分离出来的原理工作的。被分离的各种物质（如多种气体）的含量用鉴定器转换成电信号，经放大后，根据信号出现的时间和信号大小，可以进行定性、定量分析。
变压器内部受到高于正常承受的电或热应力作用时，绝缘油会分解产生某些被称做故障特征气体。如甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）乙炔（C2H2）、氢气（H2）、一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2）等。变压器内部发生故障引起油温的变化，随着油温高低不同，产生上述特征气体的种类和含量也不同。而产生的这些气体绝大多数都溶解在油中，因此，从分析油样中溶解的气体组成和含量，就可以判断变压器内部的状况。
3.4.2.1 正常变压器油的气体含量
正常运行的变压器油中气体主要是氧气和氮气。其内部不存在局部过热或放电。因此，油中不会有大量的可燃性气体。但随着运行时间增加，绝缘材料会发生缓慢的化学反应出现少量的氢气、低分子烃气体和一些碳的氧化物等。
3.4.2.2 变压器内部故障的类型及产气特征
1．过热性故障
变压器正常运行时，温度的产生主要是绕组和铁芯，运行中的上层油温不大于85℃，所胃过热系指变压器内部温度升高的现象，这种故障将导致绝缘寿命的降低和油的分解老化。一般过热性故障有：
① 分接开关触头接触不良。
② 载流导体连接或焊接不良。
③ 铁芯多点接地产生环流。
④ 穿芯螺杆与铁芯短路。
⑤ 铁芯片间绝缘损坏。
⑥ 铁芯上有金属杂物发生局部短路。
⑦ 潜油泵轴承磨损。
⑧ 油道有异物堵塞引起局部发热温度升高。
过热按温度高低，可分为高、中、低三种，其特征气体是甲烷（CH4）和乙烯（C2H4）。
低温过热时CH4比C2H4多。
中温过热时C2H4比CH4多。
低温过热时CH4比C2H4都较多，但C2H4稍少些。
如果涉及固体绝缘材料发热时，还产生CO和CO2等气体。
2. 放电性故障
① 电弧放电（高能量放电）
如绕组层间绝缘击穿，内部闪络，是一种突发性故障，能量大，产气迅速。其特征气体是乙炔（C2H2）和氢气（H2）含量大。
② 火花放电（低能量放电）
具有间歇性的特点，如铁芯接地不良，金属部件寻悬浮等，其特征气体是乙炔（C2H2）和氢气（H2）占主要成分，其次是甲烷（CH4）和乙烯（C2H4）。
③局部放电
常发生在变压器的油纸绝缘中的空穴或油间隙内。也可能发生在两种不同介质的分界面上。其特征气体主要是氢气（H2），其次是甲烷（CH4），也会有少量的乙炔（C2H2）。
3. 变压器内部故障的判断
采用对绝缘油进行色谱分析的方法，来判断变压器内部的故障。通过分析绝缘油中含气体组成和数量，初步能判断其故障类别和严重程度。通常主要测量下面几种气体：
氧（O2）--表征变压器脱气程度和密封性，以及故障所消耗的多少。
氮（N2）--了解氮气的饱和程度。
氢（H2）--主要表征热源温度，局部放电或收潮（变压器进水受潮时，水分在电场作用下的电解，以及水与铜的化学反应均产生大量的单值氢气）。
甲烷（CH4）--了解热源温度。
乙烷（C2H6）--了解热源温度。
乙烯（C2H4）--了解热源温度。
乙炔（C2H2）--表征高温过热或有无放电。
一氧化碳（CO）--表征固体绝缘有无热分解。
二氧化碳（CO2）--表征固体绝缘有无老化。
根据对多台变压器进行气体色谱分析，总结出如下一些变压器油中特征气体与变压器内部故障性质的关系：
氢含量 烃类含量 一氧化碳含量 二氧化碳含量 乙炔含量 变压器运行状态或可能存在的故障性质
＜0.1% ＜0.1% 正常 正常 无 变压器运行正常
0.1%左右 正常 正常 无 变压器运行正常
＞0.1% 较大 变压器内部有放电
0.1～0.5% ＞0.1% 正常 正常 内部裸金属有轻度过热
＞0.1% 较大 较大 有局部过热或绝缘老化
＞0.5% ＞0.5% 较大 较大 内部固体绝缘过热
其中：烃类是指甲烷、乙烯和乙炔等碳氢化合物的气体。
用气体色谱检测变压器过热、放电等潜在故障是行之有效的方法。但对变压器的突发性、绝缘击穿等故障，采用这个方法还不能解决问题，所以，气体分析还要与其它化学、电气试验结果综合起来进行分析判断。
4．结束语
为确保大型电力变压器安全运行，提高变压器设备的健康水平，必须不断提高变压器的安装、运行和检修的管理工作。规范设备安装工艺要求和试验标准，及时处理变压器的异常缺陷，逐步应用在线监测等科技手段，有效监控变压器的运行工况，确保变压器安全、可靠运行。本文只是作者多年在变压器现场安装和运行维护的经验之谈，仅供读者参考。
参考文献：
⑴ DL/T 573-95，电力变压器检修导则
⑵ DL/T 596-1996 ，电力设备预防性试验规程
⑶ 电力工业部科学技术委员会 用气相色谱法检测充油电气设备内部故障的试验导则1980。5
⑷ 谢毓城 电力变压器手册 机械工业出版社，2003.1
⑸ 钟洪璧 电力变压器检修与试验手册 中国电力出版社 1999。12
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作者简介：李刚，男，广州供电分公司变电二部，高级工程师，从事电力系统（110KV—500KV）变电设备管理和技术工作二十多年，对大型变压器和超高压断路器等电力设备的运行维护、安装调试和故障检修均有全面的专业知识和丰富的现场经验。邮编 ：510180 电话：81360127

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