电气预防性试验中存在的问题和改进建议
2007-08-30 09:36:50 来源:
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电力18讯: 近年来,通过对十几个发供电企业进行安全性评价,我们发现在电气预防性试验管理中 存在一些问题,有的还带有一定的普遍性。现将其归纳总结出来,并提出改进建议,与大家 共同探讨。
1 变压器(包括电抗器)和油浸互感器变压器油中总烃、氢和乙炔超标问题
由于变压器油只有在局部放电(温度可达3 000℃以上)或局部过热(温度可达1 000℃以 上)时才能分解出氢、乙炔和其它碳氢化合物。所以通过定期预防性试验发现总烃、氢或乙 炔超标,或未超标但有上升趋势时,说明设备内部可能已出现局部放电或过热故障了,应给 予足够的注意。从安全性评价中可看出,一般单位对这项试验都能按原部颁《电力设备预防 性试验规程》(以下简称“预试规程”)执行,但对测试数值的分析和处理往往注意不够,主 要表现在以下两个方面:
(1) 认为测试数值不超标就平安无事。
如有的单位在定期试验时突然出现乙炔,但不超过标准5 ppm,就认为没有问题,让设备继 续运行,实际上乙炔的出现即说明设备内部可能出现局部放电或局部高温过热。如某厂一台 互感器在预试中出现乙炔,在安排吊芯检查前一天发生爆炸;某厂一台互感器出现微量乙炔, 通过及时吊芯检查,发现了局部放电点。
(2) 110 kV及以上电压等级电流互感器氢气超标比较普遍。
在安全性评价中,有的供电局氢气超标的电流互感器多达几十台,甚至上百台,大都未 采取措施及时处理。部分单位对氢气超标问题有不同看法。如某省电力试验研究所规定,若 其它各项试验合格,仅单一的氢气超标可当成一级绝缘使用。但在国外制造厂中有的却把产 生氢气作为掌握和控制设备内部故障的唯一指标。
因为变压器油中的溶解气体色谱分析是目前掌握和控制变压器类设备内部故障的一项 非常重要的技术措施,既是定期试验,又是检查性试验。为此建议,在试验中若发现总烃、 氢、乙炔超标,或虽未超标但有不断增加的趋势时,应给予足够的重视。一般可采取以下措 施:
(1) 用“三比值”法分析故障类型;
(2) 对已超标或虽未超标但情况比较严 重的设备如产气速率较快等,应创造条件进行吊芯检查和对变压器油进行脱气处理。经上述 处理后的设备还应缩短试验周期,加强跟踪、试验、分析,直到气体不再产生或产气平稳不 再增加为止;
(3) 电流互感器如产生氢气,若确认是 因变压器油质量不合格,应及时更换,更换后仍应继续跟踪试验分析。若产氢的原因无法确 定,应在跟踪试验分析的基础上进行脱气处理,然后再继续跟踪试验分析。情况严重的应创 造条件吊芯检查。
2 变压器绕组、套管和互感器tgδ试验问题
因变压器绕组、套管和互感器中使用了大量的绝缘纸,当绝缘纸的含水量超过其固有值 时,设备会出现受潮现象。测量tgδ的目的就是对绝缘受潮作出准确的判断。预试规程中除 了根据不同的设备规定了不同的 tgδ允许值外,还规定了应将试验测得的 tgδ与出厂值、历年值或上一次试验值进行比较,要求变压器绕组的增量限值一般不大于 30%;而对油纸电容型套管和电流互感器的增量限值虽未作具体要求,但在说明中规定“有 明显增长或接近允许限值时进行综合分析tgδ与温度电压的关系。当tgδ随温度增加明显增 大,或试验电压由10 kV升到 Um / 3,tgδ增量超过±0.3%时,不应继续运行”,对电磁式电压互感器只规定tgδ不应大 于表中的限值;对电容式电压互感器规定tgδ与初始值相比不应有显著变化。
在安全性评价中,各单位对tgδ试验和预试规程中规定的限值都很重视,但对将试验值 与出厂值或历年值或上一次试验值对比则普遍注意不够。如某供电局对数十台主变压器和上 百台互感器都按规定进行了定期试验,记录了大量数据,但没有一个按规定作对比,就下结 论为合格。由于不进行对比,可能会有绝缘受潮未及时发现和处理的重大隐患。如某发电厂 在一台110 kV主变压器试验中tgδ虽然偏大,但未超过限值,就下结论为合格,在继续运行 中套管发生爆炸,造成变压器严重损坏重大事故。由于电容型套管和油纸电容型电流互感器 的主绝缘是由若干串联的电容链构成,外部充有绝缘油,当设备由于密封不良等原因受潮时, 水份往往通过外层绝缘逐步浸入电容芯,因此在受潮初期测量末屏对地的绝缘电阻和tgδ更 为灵敏,同时还可以通过比较主绝缘(导杆对末屏)和外层绝缘(末屏对地)的绝缘电阻和tg δ来判断绝缘受潮程度。所以在预试规程中规定对电容型套管和油纸电容型电流互感器在定 期预防性试验时,应测量末屏对地绝缘电阻值,若小于1 000 M 时,应测量末屏对地tgδ不 得大于2%。此外预试规程中还规定应测量主绝缘的电容量与初始值或出厂值差别,若超出 ±5%范围时应查明原因。对这几项规定有的单位均未执行,有的单位仅做了绝缘电阻测定, 但对低于1 000 M 的设备没有进行tgδ检测,就下结论为合格,有可能留下事故隐患。
根据上述问题,<
1 变压器(包括电抗器)和油浸互感器变压器油中总烃、氢和乙炔超标问题
由于变压器油只有在局部放电(温度可达3 000℃以上)或局部过热(温度可达1 000℃以 上)时才能分解出氢、乙炔和其它碳氢化合物。所以通过定期预防性试验发现总烃、氢或乙 炔超标,或未超标但有上升趋势时,说明设备内部可能已出现局部放电或过热故障了,应给 予足够的注意。从安全性评价中可看出,一般单位对这项试验都能按原部颁《电力设备预防 性试验规程》(以下简称“预试规程”)执行,但对测试数值的分析和处理往往注意不够,主 要表现在以下两个方面:
(1) 认为测试数值不超标就平安无事。
如有的单位在定期试验时突然出现乙炔,但不超过标准5 ppm,就认为没有问题,让设备继 续运行,实际上乙炔的出现即说明设备内部可能出现局部放电或局部高温过热。如某厂一台 互感器在预试中出现乙炔,在安排吊芯检查前一天发生爆炸;某厂一台互感器出现微量乙炔, 通过及时吊芯检查,发现了局部放电点。
(2) 110 kV及以上电压等级电流互感器氢气超标比较普遍。
在安全性评价中,有的供电局氢气超标的电流互感器多达几十台,甚至上百台,大都未 采取措施及时处理。部分单位对氢气超标问题有不同看法。如某省电力试验研究所规定,若 其它各项试验合格,仅单一的氢气超标可当成一级绝缘使用。但在国外制造厂中有的却把产 生氢气作为掌握和控制设备内部故障的唯一指标。
因为变压器油中的溶解气体色谱分析是目前掌握和控制变压器类设备内部故障的一项 非常重要的技术措施,既是定期试验,又是检查性试验。为此建议,在试验中若发现总烃、 氢、乙炔超标,或虽未超标但有不断增加的趋势时,应给予足够的重视。一般可采取以下措 施:
(1) 用“三比值”法分析故障类型;
(2) 对已超标或虽未超标但情况比较严 重的设备如产气速率较快等,应创造条件进行吊芯检查和对变压器油进行脱气处理。经上述 处理后的设备还应缩短试验周期,加强跟踪、试验、分析,直到气体不再产生或产气平稳不 再增加为止;
(3) 电流互感器如产生氢气,若确认是 因变压器油质量不合格,应及时更换,更换后仍应继续跟踪试验分析。若产氢的原因无法确 定,应在跟踪试验分析的基础上进行脱气处理,然后再继续跟踪试验分析。情况严重的应创 造条件吊芯检查。
2 变压器绕组、套管和互感器tgδ试验问题
因变压器绕组、套管和互感器中使用了大量的绝缘纸,当绝缘纸的含水量超过其固有值 时,设备会出现受潮现象。测量tgδ的目的就是对绝缘受潮作出准确的判断。预试规程中除 了根据不同的设备规定了不同的 tgδ允许值外,还规定了应将试验测得的 tgδ与出厂值、历年值或上一次试验值进行比较,要求变压器绕组的增量限值一般不大于 30%;而对油纸电容型套管和电流互感器的增量限值虽未作具体要求,但在说明中规定“有 明显增长或接近允许限值时进行综合分析tgδ与温度电压的关系。当tgδ随温度增加明显增 大,或试验电压由10 kV升到 Um / 3,tgδ增量超过±0.3%时,不应继续运行”,对电磁式电压互感器只规定tgδ不应大 于表中的限值;对电容式电压互感器规定tgδ与初始值相比不应有显著变化。
在安全性评价中,各单位对tgδ试验和预试规程中规定的限值都很重视,但对将试验值 与出厂值或历年值或上一次试验值对比则普遍注意不够。如某供电局对数十台主变压器和上 百台互感器都按规定进行了定期试验,记录了大量数据,但没有一个按规定作对比,就下结 论为合格。由于不进行对比,可能会有绝缘受潮未及时发现和处理的重大隐患。如某发电厂 在一台110 kV主变压器试验中tgδ虽然偏大,但未超过限值,就下结论为合格,在继续运行 中套管发生爆炸,造成变压器严重损坏重大事故。由于电容型套管和油纸电容型电流互感器 的主绝缘是由若干串联的电容链构成,外部充有绝缘油,当设备由于密封不良等原因受潮时, 水份往往通过外层绝缘逐步浸入电容芯,因此在受潮初期测量末屏对地的绝缘电阻和tgδ更 为灵敏,同时还可以通过比较主绝缘(导杆对末屏)和外层绝缘(末屏对地)的绝缘电阻和tg δ来判断绝缘受潮程度。所以在预试规程中规定对电容型套管和油纸电容型电流互感器在定 期预防性试验时,应测量末屏对地绝缘电阻值,若小于1 000 M 时,应测量末屏对地tgδ不 得大于2%。此外预试规程中还规定应测量主绝缘的电容量与初始值或出厂值差别,若超出 ±5%范围时应查明原因。对这几项规定有的单位均未执行,有的单位仅做了绝缘电阻测定, 但对低于1 000 M 的设备没有进行tgδ检测,就下结论为合格,有可能留下事故隐患。
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