摘要：基于地区电网实际开展变压器状态检修是关键。通过对状态评估方案的阐述，认为“健康”的初始状态才能保证良好的状态评估效果。以丰富的运行数据、具体的实例对状态变化进行了分析说明，并提出了评估中存在的问题和发展方向。
 

关键词：变压器 状态检修 评估

 

　　20世纪80年代以前，变压器“到期必修，修必修好”的指导思想在进入90年代以后随着观念的转变和技术的进步得到不断修正，逐渐引发出状态检修。实行变压器的状态检修，可使运行部门全面地、动态地掌握运行中变压器的健康状况；防止突发事故，避免目的不明的解体检修；对变压器的安全运行、延长设备的寿命、提高可用率等方面，都有着显著的作用。除常规的目测巡视、预防性试验外，线圈变形测试仪、红外热成像仪、油在线监测装置、电容型套管带电测试以及局部放电超声波定位等装置均有推广应用，为状态评估提供了有利手段^［1，2］。特别是基于嵌入式微机系统的总线式结构变电站绝缘在线监测系统的开发，将真正实现绝缘参数的就地测量^［3］。但是，目前在线监测的理论分析方法不完善，油色谱分析气体浓度后不能提供故障分析、诊断，对于突发性故障难以及时反映以及成本费用偏高等问题都制约着在线监测装置的发展^［4，5］。因此，目前电网变压器状态检修大部分尚处于离线状态的分析、判断阶段。本文将通过丰富的运行数据和状态变化的具体实例对如何在状态检修工作中提高设备初始状态的健康水平，评估设备状态，及时掌握状态变化进行详细的阐述。最后，
提出了有待解决的问题及今后的发展方向。

1　状态检修导则概况

　　《广东省油浸电力变压器状态检修导则》(试行本)的实施，是基于现有离线或在线监测、检测手段，通过对交接验收、生产运行、附件运行及检修记录、预防试验等资料进行综合分析，从而得到变压器各个时期的状态参数，进而推测出各阶段的劣化速率及劣化趋势，判断其绝缘系统状况。该导则将变压器的状态分为正常、可疑、可靠性下降以及危险等4种状态，并提出了相应的处理方法。状态区分的主要特征及对策见表1。

状态类别	主 要 特 征	对　　策
正　常	运行试验数据正常或其中个别试验参数稍有下降，但稳定	要求保持正常巡视和预试
可　疑	在试验周期内，发现某些参数异常，反映变压器可能存在异常，但仍有很多不确定因素	要求对个别项目缩短试验周期，加强监视
可靠性 下　降	预防性试验或跟踪试验证实变压器存在故障，并已确定原因和部位，且判断该故障短期内不会引发事故	要求就停电检修的限期做好计划
危　险	试验数据或运行参数表明，运行时会随时发生事故	紧急停运处理缺陷

2　地区状态检修经验

2.1　地区电网运行简介
　　本地区电网主要分为10kV、110kV、220kV和500kV 4个电压等级，另有极小范围的35kV电压等级电网。至2001年底，110kV及以上电压等级的主变压器共有179台，容量为13169MVA，全部为油浸式降压变压器，除极少量为进口外，其余均为国产，且生产厂家较为集中。变压器投运年限大都不长，93.9％的变压器为20世纪９０年代以后投运的，具体投运年代与台数分布情况见图1，这些为有效开展状态检修提供了有利条件。

图1　地区变压器投运年代与台数分布

2.2　状态评估方案
　　作为状态评估，地区电网主要针对110kV及以上电压等级的主变压器。根据目前测试技术水平及地区局限，对变压器状态的掌握主要依据离线检测数据，分为运行巡视、预防性试验、检修、停电检查以及红外测温新技术的应用等5个方面。
　　在设备评估基础资料方面，制定变压器状态评估明细表和汇总表(见表2)，通过运行、检修、试验等多方面详细掌握设备状态。

表格	分类	具 体 项 目
明细表	运行	油温、噪音、过负荷、短路情况
	检修	本体套管和附件的密封；油泵、冷却器、开关等附件的运行
	试验	绝缘电阻、直流电阻、本体介损、套管介损；油色谱、油质试验
汇总表		油简化试验合格，定期色谱分析的烃类气体含量不超注意值或总烃相对增长量速度≤10%；绝缘油介损不超过规定值，且在周期内保持数值稳定；绕组绝缘电阻≥同一温度下的初始值的70%。极化指数≥1.5；绕组直流电阻的不平衡系数历次测值无明显变化；绕组介损与同一温度下的初始值比较，增大≤30%，且绝对值不超过规定值；变压器在大多数时间不超过额定负荷运行，或经历过短时间救急负荷，但顶层油温不超过规定极限；变压器经受一次近区短路，故障电流≤8倍额定电流，开关切断故障时间≤2s，变压器的线圈形变试验、电气、色谱试验全部正常；有载调压开关等重要部件运行及试验数据正常

　　在管理方面上，实施分级管理。明细表交由变电站(巡检站)、修试班组定期逐台设备填写，而变压器专责根据明细表情况，确认汇总表中的8项条件是否满足，从而区分状态变化，并提交相关生技部门等审批。在状态评定中，变压器状态没有发生变化的，每年填报1次“变压器状态报告表”，12月15日前上报。假设变压器状态发生变化，要求迅速逐级上报有关部门。
　　开展变压器状态检修后，一般不再按照原部颁检修导则提出的大修周期吊罩(吊芯)检修。对部分存在机械强度不足的变压器，需要吊罩检修的，应经有关部门研究决定。
2.3　“健康”的初始状态
　　初始状态是指包括设备招标、制造、装配以及交接试验等环节在内的前期管理工作，初始状态“健康”与否，对日后的安全运行状况、检修工作量以及设备运行寿命等将会产生重要的甚至决定性的影响。因此，必须把好设备选型关、出厂验收关、交接试验关，以保证“健康”设备投运。为保证设备的初始状态良好，在状态评估实施前期，东莞地区对在运变压器做了大量的准备工作。
　　（1） 变压器线圈变形事故。自从1998年开展线圈变形测试以来，对所有变压器进行了线圈变形测试的首次摸底普查，对存在变形的21台变压器采用更换线圈、加固层压板等方式大修改造，从而较大加幅度地提高了变压器的抗短路能力。为防止由于短路冲击造成主变压器损坏和越级跳闸扩大事故范围，提出了诸如加强定期检查、核对保护定值；检查压板投退正确性；加强相应开关操作机构检查维修工作，检查其最低动作电压；所带的10kV线路须退出重合闸等多项反事故措施，有效防止了因线圈变形而导致变压器事故的情况发生。
　　（2） 针对某厂1992～1996年生产的套管介损偏高的问题，1999～2000年更换了100多支套管，以杜绝因套管绝缘下降而导致变压器事故的发生。
　　（3） 加强主变压器中性点过电压防护和继电保护装设，减少因中性点间隙保护误动而造成的主变压器跳闸事故。
　　（4） 全面完成主变压器低压侧10kV户外母线桥绝缘化改造工作，以防止因外物引起的主变压器低压侧近距离短路。
　　（5） 及时处理了较多的套管头发热问题，并通过厂家整改，降低了设备缺陷率。
　　（6） 针对GN22隔离开关限位问题的重大缺陷，对主变压器低压侧隔离开关进行了短接或改造，以减少其发热情况，降低近区短路的几率。
2.4　良好的评估效果
　　该导则从2000年01月颁布起开始实施。通过2年多的状态评估，总计发现有17台变压器出现了不同程度的状态下降趋势，比例占当年在运主变压器的5%(2000年度)，4.5%(2001年度)，具体情况见表3。从表3中数据可以看出，在绝缘、渗漏油、抗短路3个方面中，变压器绝缘水平下降的比重最大，占总数的76%，而且全部是通过预防性试验发现的，主要集中在本体介损、油色谱试验2个方面。该项数据的积累为今后有重点地更好地开展状态检修工作提供了有益参考。

类　型	主要异常项目	台数/台	状态评级
绝　缘	本体介损偏高、绝缘下降	6	可疑状态或可靠性下降状态
	本体油色谱总烃异常偏高	3
	本体油耐压不合格	1	可靠性下降状态
	铁心多点接地(油色谱异常)	1
	套管油色谱分析异常	1
	套管介损偏高	1
渗漏油	大法兰、散热器、升高座	3	可靠性下降状态
抗短路	低压线圈变形测试异常	1	可靠性下降状态

2.5　状态变化实例
　　下面以万江站1号主变压器的状态变化进行具体分析。该台主变压器型号为SFPFZ7150000/220，1993年06月出厂，1994年04月投运。历次绝缘电阻、本体介损和油介损的试验数据见图２～图４。

图2　万江站1号主变压器绝缘电阻(60s)历年变化趋势
1—高/中低地；2—中/高低地；3—低/高中地；4—铁心

图3　万江站1号主变压器本体介损(20℃)历年变化趋势
1—本体10kV；2—本体110kV；3—本体220kV

图4　万江站1号主变压器油介损(90℃)历年变化趋势

　　就本体油介损超标问题，东莞供电局曾在1996年底对该台主变压器进行了滤油处理，由图２～图４可以看出，1996年通过滤油处理后的效果还是可以的，但是经过4年运行后，特别在是2000年度绝缘电阻、介损却均出现了大幅度反弹即近年来出现较多的油介损回升问题。
　　根据状态检修判据，如满足以下3个条件：①本体绝缘电阻大幅下降，低压线圈下降幅度达84%；②本体介损增幅较大，高压侧上升达79%，并且数值超过预试规程规定值(0.8%)；③本体油介损增长较大。那么，可以判断为可靠性下降状态。
　　为此，东莞供电局于2000年12月底完成了该台主变压器的换油工作，采用了热油喷淋处理，并将原大连油全部更换为新疆克拉玛依25号绝缘油。经检修后，试验数据恢复正常，完全满足表2中汇总表的8项指标，因此设备升级为正常状态，同时恢复到正常的预试、巡检周期。