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摘要：变压器是电网重要的电气设备，变压器构造复杂，附属功能部件多，是巡视的重点与难点。随着状态检修工作的逐步开展，新的管理理念和检测策略对运维人员巡视质量提出了更高要求。由于智能变电站的不断发展，先进的变压器在线监测技术有了应用的平台，运维人员通过在线诊断程序并结合故障特征可以更为及时的判断设备的运行状态，其对于状态检修工作的开展意义重大。
关键词：主变巡视状态检修
1状态检修概述
从电力设备故障的形成规律也可以发现开展状态检修的必要性，电力设备由正常运行到故障状态大多不是瞬间发生，并且在功能退化到潜在故障点才逐步发展为可探测到的故障，之后设备加速恶化，直至故障发生。
2 变压器故障特征
电力变压器在运行中发生故障时，除电气参数发生变化外，一般常伴有某些部位的外表颜色、气味、声音、温度、油位等的变化，通过这些故障特征结合在线监测数据可以综合诊断变压器的故障部位性质、程度、趋势和严重性，所以变压器的日常巡视重点从以下几个方面开展：
2.1声音异常
正常运行中的主变在交流磁场的作用下会发出轻微、均匀、连续的“嗡嗡”声，当声音不均匀或有特殊声响，应视为不正常现象。
（1）声音比平时增大，但均匀：可能为电网发生过电压或变压器过负荷。
（2）有杂音：若电流、电压无明显增大，变压器声音增大并夹有明显杂音，可能为内部夹件或压紧铁芯的螺丝松动，使得硅钢片振动增大。
（3）有放电声：当变压器局部放电或电晕放电，声音中会夹有放电声。若是变压器的内部放电，可能是不接地的金属部件静电放电，此时应将变压器停电检查。
（4）有水沸腾声：若变压器的声音中有水沸腾声，并且温度快速上升、油位升高可能为绕组发生短路故障或分接开关接触不良引起的严重过热。
（5）有爆裂声：若变压器声音中夹有不均匀的爆裂声，可能是变压器内部或表面绝缘击穿，应立即将变压器停电检查。
2.2油温异常
在同样条件下，若变压器上层油温比平时高出10度以上，或者负载不变而温度不断上升（冷却装置运行正常），则为温度异常，其原因有：
（1）变压器内部故障，如绕组匝间短路或层间短路，绕组对周围放电，内部引线接头发热及铁芯多点接地等，还可能伴随有瓦斯或差动保护动作，故障严重时，还可能出现防爆薄膜破裂喷油，这时应立即将变压器停电检查。
（2）冷却装置不正常：潜油泵停运，风扇停转导致主变散热不良。
（3）呼吸器堵塞或严重漏油。
2.3油位异常
基于热胀冷缩原理，变压器运行中温度的变化会使油体积发生变化，导致油位的上下移动，油位异常有：
（1）假油位：指变压器温度变化正常时，变压器油位指示变化不正常或者不变，可能原因有油标管堵塞、油枕呼吸器堵塞、防爆管通气孔堵塞等。
（2）油面过低：油面低到一定限度时，会造成轻瓦斯保护动作。严重缺油时，变压器内部绕组暴露，会使其绝缘降低，甚至造成因绝缘散热不良而引起损坏事故。
2.4外表异常
（1）防爆管、防爆膜破裂：当油枕呼吸器发生堵塞，变压器不能进行正常呼吸，会使得油枕上方空气压力变化，引起防爆筒薄膜破损。
（2）套管闪络放电：可能为套管表面过脏、系统内部出线过电压或雷电冲击过电压造成。
（3）渗漏油：油箱与零部件密封不良，焊接或铸件存在缺陷，运行中额外重荷或受到振动等原因。
2.5颜色气味异常
变压器的许多故障都伴随有过热现象，使某些部件局部过热，引起有关部件颜色变化或产生特殊焦臭气味等。
（1）线卡处过热引起异常。套管与设备卡线连接部位螺丝松动、接触面氧化严重等使接头过热、颜色变暗并失去光泽。
（2）套管污秽严重或有损伤引起异常。套管污秽严重有损伤而发生闪络放电会产生一种特殊焦臭气味。
（3）呼吸器硅胶变色。呼吸器的硅胶作用是吸附进入变压器油枕中的潮气，以免变压器绝缘受潮。正常情况下变色硅胶应呈浅蓝色，若变为粉红色说明已经失效。
3 红外在线等监测技术的应用
随着电力系统诊断技术的发展，油色谱在线监测技术、红外成像技术、紫外成像技术等逐步推广。其中红外成像仪已普及到本人所管辖的各个运维站，运维人员均能熟练使用。在日常工作中，通过红外成像技术，结合巡视中发现的异常已多次为主变故障定位提供依据。随着智能变电站的建设以及传统变电站的智能化改造，变压器在线监测技术有了更好的应用平台，通过油色谱故障诊断程序的应用将为变压器的状态评定提供更为准确的依据。
3.1 红外测温技术实例
引起电气设备温度异常的原因很多，本文结合现场生产实际，简要归纳以下几点。
3.1.1 运行方式变化
图1当涂变#1主变35kVB相套管流变桩头与引线接头处
以500kV 当涂变为例，当涂变所有低抗投入运行，现场在红外检测中发现1号主变35kVB相套管接头出现发热情况。所测部位最大热点温度为84.3°C，通过同类比较A相、C相同部位温度，相对差别较大，依照电流致热设备缺陷诊断判据，套管出线接头热点温度>80℃就可定为紧急热缺陷，需安排人员处理或降低负荷潮流并加强跟踪监视。分析结果：由于低抗的投入，使得#1号主变低压侧电流增大，同时35kVB相套管流变桩头与引线接头部位长期暴露空气中，造成氧化及柱头与引线接头热胀冷缩引起变形等导致出现过热。之后低压侧低抗退出运行，电流较小，经红外测温发现过热现象消失。
3.1.2 长期氧化
发热原因在于导线长期裸露运行，连接件表面长期暴露空气形成氧化膜，使得接触电阻增加而发热。
图2 #2主变3号低抗323开关引线接头处
所测部位最大热点温度为120°C，通过同类比较A相同部位温度，相对差别较大，流变出线接头热点温度>80℃可定为紧急热缺陷，需安排人员处理或降低负荷潮流并加强跟踪监视。处理结果：经检修人员现场检查，判断为连接件表面长期暴露空气形成氧化膜，使得表面电阻和接触电阻增加而发热。
4 结束语
随着状态检修和运维一体化工作的推进，各种先进诊断技术的应用，主变日常巡视将为状态检修提供大量的基础数据和设备运行信息，对及时消除设备故障，保障电网安全起着至关重要的作用。面对新的形势，应不断完善巡视制度，加强对巡视人员新技术、新应用的培训，切实提高巡视的质量。
参考文獻
[1] 陈化纲.电力设备预防性试验方法及诊断技术，北京：中国科学技术出版社，2001
[2] 张才新，陈伟根等.电气设备油中气体在线监测与故障诊断技术.北京：科学出版社，2003
作者简介：
王国宁（1964-02），男，安徽巢湖，大专学历，工程师，马鞍山供电公司变电运维工区主任。
关键词：主变巡视状态检修
1状态检修概述
从电力设备故障的形成规律也可以发现开展状态检修的必要性，电力设备由正常运行到故障状态大多不是瞬间发生，并且在功能退化到潜在故障点才逐步发展为可探测到的故障，之后设备加速恶化，直至故障发生。
2 变压器故障特征
电力变压器在运行中发生故障时，除电气参数发生变化外，一般常伴有某些部位的外表颜色、气味、声音、温度、油位等的变化，通过这些故障特征结合在线监测数据可以综合诊断变压器的故障部位性质、程度、趋势和严重性，所以变压器的日常巡视重点从以下几个方面开展：
2.1声音异常
正常运行中的主变在交流磁场的作用下会发出轻微、均匀、连续的“嗡嗡”声，当声音不均匀或有特殊声响，应视为不正常现象。
（1）声音比平时增大，但均匀：可能为电网发生过电压或变压器过负荷。
（2）有杂音：若电流、电压无明显增大，变压器声音增大并夹有明显杂音，可能为内部夹件或压紧铁芯的螺丝松动，使得硅钢片振动增大。
（3）有放电声：当变压器局部放电或电晕放电，声音中会夹有放电声。若是变压器的内部放电，可能是不接地的金属部件静电放电，此时应将变压器停电检查。
（4）有水沸腾声：若变压器的声音中有水沸腾声，并且温度快速上升、油位升高可能为绕组发生短路故障或分接开关接触不良引起的严重过热。
（5）有爆裂声：若变压器声音中夹有不均匀的爆裂声，可能是变压器内部或表面绝缘击穿，应立即将变压器停电检查。
2.2油温异常
在同样条件下，若变压器上层油温比平时高出10度以上，或者负载不变而温度不断上升（冷却装置运行正常），则为温度异常，其原因有：
（1）变压器内部故障，如绕组匝间短路或层间短路，绕组对周围放电，内部引线接头发热及铁芯多点接地等，还可能伴随有瓦斯或差动保护动作，故障严重时，还可能出现防爆薄膜破裂喷油，这时应立即将变压器停电检查。
（2）冷却装置不正常：潜油泵停运，风扇停转导致主变散热不良。
（3）呼吸器堵塞或严重漏油。
2.3油位异常
基于热胀冷缩原理，变压器运行中温度的变化会使油体积发生变化，导致油位的上下移动，油位异常有：
（1）假油位：指变压器温度变化正常时，变压器油位指示变化不正常或者不变，可能原因有油标管堵塞、油枕呼吸器堵塞、防爆管通气孔堵塞等。
（2）油面过低：油面低到一定限度时，会造成轻瓦斯保护动作。严重缺油时，变压器内部绕组暴露，会使其绝缘降低，甚至造成因绝缘散热不良而引起损坏事故。
2.4外表异常
（1）防爆管、防爆膜破裂：当油枕呼吸器发生堵塞，变压器不能进行正常呼吸，会使得油枕上方空气压力变化，引起防爆筒薄膜破损。
（2）套管闪络放电：可能为套管表面过脏、系统内部出线过电压或雷电冲击过电压造成。
（3）渗漏油：油箱与零部件密封不良，焊接或铸件存在缺陷，运行中额外重荷或受到振动等原因。
2.5颜色气味异常
变压器的许多故障都伴随有过热现象，使某些部件局部过热，引起有关部件颜色变化或产生特殊焦臭气味等。
（1）线卡处过热引起异常。套管与设备卡线连接部位螺丝松动、接触面氧化严重等使接头过热、颜色变暗并失去光泽。
（2）套管污秽严重或有损伤引起异常。套管污秽严重有损伤而发生闪络放电会产生一种特殊焦臭气味。
（3）呼吸器硅胶变色。呼吸器的硅胶作用是吸附进入变压器油枕中的潮气，以免变压器绝缘受潮。正常情况下变色硅胶应呈浅蓝色，若变为粉红色说明已经失效。
3 红外在线等监测技术的应用
随着电力系统诊断技术的发展，油色谱在线监测技术、红外成像技术、紫外成像技术等逐步推广。其中红外成像仪已普及到本人所管辖的各个运维站，运维人员均能熟练使用。在日常工作中，通过红外成像技术，结合巡视中发现的异常已多次为主变故障定位提供依据。随着智能变电站的建设以及传统变电站的智能化改造，变压器在线监测技术有了更好的应用平台，通过油色谱故障诊断程序的应用将为变压器的状态评定提供更为准确的依据。
3.1 红外测温技术实例
引起电气设备温度异常的原因很多，本文结合现场生产实际，简要归纳以下几点。
3.1.1 运行方式变化
图1当涂变#1主变35kVB相套管流变桩头与引线接头处
以500kV 当涂变为例，当涂变所有低抗投入运行，现场在红外检测中发现1号主变35kVB相套管接头出现发热情况。所测部位最大热点温度为84.3°C，通过同类比较A相、C相同部位温度，相对差别较大，依照电流致热设备缺陷诊断判据，套管出线接头热点温度>80℃就可定为紧急热缺陷，需安排人员处理或降低负荷潮流并加强跟踪监视。分析结果：由于低抗的投入，使得#1号主变低压侧电流增大，同时35kVB相套管流变桩头与引线接头部位长期暴露空气中，造成氧化及柱头与引线接头热胀冷缩引起变形等导致出现过热。之后低压侧低抗退出运行，电流较小，经红外测温发现过热现象消失。
3.1.2 长期氧化
发热原因在于导线长期裸露运行，连接件表面长期暴露空气形成氧化膜，使得接触电阻增加而发热。
图2 #2主变3号低抗323开关引线接头处
所测部位最大热点温度为120°C，通过同类比较A相同部位温度，相对差别较大，流变出线接头热点温度>80℃可定为紧急热缺陷，需安排人员处理或降低负荷潮流并加强跟踪监视。处理结果：经检修人员现场检查，判断为连接件表面长期暴露空气形成氧化膜，使得表面电阻和接触电阻增加而发热。
4 结束语
随着状态检修和运维一体化工作的推进，各种先进诊断技术的应用，主变日常巡视将为状态检修提供大量的基础数据和设备运行信息，对及时消除设备故障，保障电网安全起着至关重要的作用。面对新的形势，应不断完善巡视制度，加强对巡视人员新技术、新应用的培训，切实提高巡视的质量。
参考文獻
[1] 陈化纲.电力设备预防性试验方法及诊断技术，北京：中国科学技术出版社，2001
[2] 张才新，陈伟根等.电气设备油中气体在线监测与故障诊断技术.北京：科学出版社，2003
作者简介：
王国宁（1964-02），男，安徽巢湖，大专学历，工程师，马鞍山供电公司变电运维工区主任。