主变压器消弧线圈的运行维护与故障措施

变压器的运行维护和故障处理范本一、变压器运行维护1. 温度检测与控制：对变压器进行定期的温度检测，确保其工作温度在正常范围内。

一般来说，变压器的温度应控制在额定温度以下，同时需要及时处理温度过高的情况，如检查散热器、风扇以及冷却系统等是否正常运行。

2. 油质监测：变压器运行过程中，监测油质的变化情况至关重要。

定期进行油样的采集，并进行物理性质和化学成分的检测。

如果发现油质不正常，应及时进行处理，如进行油的过滤、干燥或更换。

3. 压力监测：对变压器的油箱和气体绝缘开关进行定期的压力监测，避免因压力过高或过低导致的故障。

同时，要定期检查压力释放装置的正常工作情况，保证安全运行。

4. 绝缘监测：定期进行变压器的绝缘监测，可以采用绝缘电阻测试、局部放电检测等方法。

及时发现绝缘问题，采取相应的维护措施，如清除污垢、提高绝缘强度等。

5. 通风系统维护：定期检查变压器的通风系统，确保通风孔畅通无阻，风扇正常运转。

同时，定期清洗风扇叶片，避免灰尘的积聚影响通风效果。

6. 周围环境清理：保持变压器周围环境的整洁，避免杂物积聚、灰尘沉积等，防止维护作业时的风险，同时也有利于放热和通风，提高变压器的运行效率。

二、变压器故障处理1. 温度过高故障处理：a. 确认温度过高的原因，如风扇故障、冷却系统故障等。

b. 检查风扇是否正常运转，如异常，尽快维修或更换。

c. 检查散热器是否被阻塞，清理污垢或杂物。

d. 检查冷却系统的泵、管路、阀门等是否正常，修复或更换故障部件。

e. 定期检测变压器的温度，确保故障得到彻底解决。

2. 油质异常故障处理：a. 进行油样测试，确认油质异常的原因。

b. 若油中含有杂质，需对油进行过滤处理，或更换油。

c. 如果油中水分过高，可进行油的干燥处理。

d. 检查密封件是否完好，若发现密封不严，需要予以修复或更换。

e. 定期监测油质，确保油质正常，避免故障产生。

3. 绝缘失效故障处理：a. 进行绝缘电阻测试，确认绝缘失效的位置和程度。

探讨变电站 220kV主变压器消弧线圈的运行维护与故障处理摘要：随着经济发展，用电量逐年上升，电力系统的压力随之增加，消弧线圈在变电站的运行中具有重要的作用和地位。

消弧线圈在小电流接地系统中起补偿作用，以此起到消除接地点电弧的作用。

主变压器在整个电力系统中占据十分重要的地位，主变运行中很可能发生消弧线圈故障，影响供电可靠性和供电安全性，必须在掌握消弧线圈运行原理基础上进行强化运维管理，及时解除故障。

关键词：变电站；220 kV 主变压器消弧线圈；运行维护电力系统中性点接地方式是一个非常综合的技术问题，它与电网电压等级、电网结构、绝缘水平、供电可靠性、继电保护、电磁干扰、人身安全都有很大的关系。

我国220kV配电网主要采用中性点不接地和经消弧线圈接地方式，80年代中后期为适应城区电网的迅速发展，特别是电缆的大量采用后，导致电容电流大幅增加，超出了消弧线圈的补偿容量，于是出现了配电网中性点经小电阻接地方式。

该运行方式先后在许多大城市采用。

经多年的运行实践，各地普通认为小电阻接地方式比消弧线圈接地方式的过电压水平要低，能更好的抑制弧光接地过电压。

一、变压器中性点经消弧线圈接地存在的问题随着我国工业、农业的高速发展，变电站中低压侧电网的结构有了非常大的变化，在变电站中低压侧尤其是低压侧出线线路中电缆所占的比例愈来愈大，所以，变电站主变压器中性点经过消弧线圈接地的运行方式逐渐显现出不少弊端。

其中一个最重要的问题就是变电站低压侧迅速增大的电容电流，使得消弧线圈已经很难在一定的脱谐度下过补偿运行。

究其原因为：对于调节范围较小的消弧线圈，已经不能适应变电站现有的负荷及出线规模。

部分主变低压侧出线接地电容电流包含有高次谐波电流，它的比例能够达到5％～15％，虽然能够把工频接地电流计算得非常精确，然而对于5％～15％谐波电流值终究是不能补偿的。

所以，以电缆为主的变压器低压侧出线网络，在出现单相接地故障时，它的接地残流比较大，那么，接于主变中性点的消弧线圈即使运行于过补偿的状态也常常不能满足需要。

消弧线圈投入运行会导致10kV电网频繁出现零序过电压一、概述：绍兴远东石化有限公司（原浙江华联三鑫石化）是一家大型石化企业，其生产工艺连续性强，过程控制复杂、安全连锁多，突然断电停车一旦处理不当不仅经济损失巨大甚至会导致爆炸、火灾等事故发生，因此要求供电系统必须具备较高的安全性和可靠性。

二、系统简介：绍兴远东石化有限公司供电系统参见下面简图：110kV正常供电方式滨三1048线开关合闸、母联合闸，海三1049线开关热备；10kV供电系统中性点经消弧线圈接地，其正常运行方式Ⅱ、Ⅳ段母线由4#主变供电，1#、3#主变分别带Ⅰ、Ⅲ段母线，Ⅰ、Ⅱ段母联开关与Ⅲ、Ⅳ段母联开关热备。

10kV供电系统Ⅰ段母线的功率因数由一期空压机调节，其余三段母线的功率因数由并容调节。

正常运行状态下1#至4#消弧线圈全部投入运行。

其消弧系统选配的是广州智光电气有限公司的KD-XH型配电网智能化快速系统。

三、10kV供电系统频繁出现零压报警危及安全生产：我们在10kV供电系统发现一个“怪”现象，就是消弧线圈投入运行后10kV供电系统就会频繁出现短时零序过电压，尤其是当运行方式发生变化10kV母联开关合闸后，零序过电压出现的频度会更高：6小时内出现6次（2008-4-1）及4小时内出现5次（2009-5-20）。

这就给我公司安全、稳定生产带来了严重隐患，使供电的可靠性、安全性大大降低。

工艺空气压缩机是我们工艺流程中的主体设备，由同步电机配套驱动。

其中一车间15000kW同步电机始终工作在电动状态，由10kV Ⅰ段母线供电。

二三车间各一台14000kW同步电机，分别在10kVⅢ段、Ⅳ段母线上，而长期工作在发电状态且同步电机的中性点是浮地的，其定子绕组绝缘监视由装在入口的开口PT采集信号送至保护终端实现。

即当系统发生单相接地或因三相电压不平衡产生零序过电压信号，保护就会动作，致使空压机跳闸停车。

例1：2007年7月3日16:25二车间空压机同步电机零序过电压（U0>0）保护动作停车，动作值U0>=5.6% U n，整定值：U0>=4.8% U n、50mS；检查同步机及线路绝缘正常，重新开车正常。

自动控制消弧线圈继电保护所保护四班范永德消弧线圈的作用消弧线圈的作用主要是将系统的电容电流加以补偿，使接地点电流补偿到较小的数值，防止弧光短路，保证安全供电。

降低弧隙电压恢复速度，提高弧隙绝缘强度，防止电弧重燃，造成间歇性接地过电压。

中性点不接地系统的特点 选择电网中性点接地方式是一个要考虑许多因素的问题，它与电压等级、单相接地短路电流数值、过电压水平、保护配置等有关。

并直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性和连续性、主变压器和发电机的安全运行以及对通信线路的干扰。

10kV中性点不接地系统(小电流接地系统)具有如下特点：当一相发生金属性接地故障时，接地相对地电位为零，其它两相对地电位比接地前升高√3倍，一般情况下，当发生单相金属性接地故障时，流过故障点的短路电流仅为全部线路接地电容电流之和其值并不大，发出接地信号，值班人员一般在2小时内选择和排除接地故障，保证连续不间断供电。

3、系统对地电容电流超标的危害 实践表明中性点不接地系统(小电流接地系统)也存在许多问题，随着电缆出线增多，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，当系统电容电流大于10A后，将带来一系列危害，具体表现如下： （1）当发生间歇弧光接地时，可能引起高达3.5倍相电压(见参考文献1)的弧光过电压，引起多处绝缘薄弱的地方放电击穿和设备瞬间损坏，使小电流供电系统的可靠性这一优点大受影响。

消弧线圈的作用消弧线圈的作用一个电网的存在必然存在着漏电.从那里漏的电呢? 电缆对地的电容!我们知道,我们采用的是50Hz的频率.而且在传输的过程中是没有零线的,主要的目的是为了节约成本!代替零线的自然就是大地.三相点他们对大地的距离不一样也就是对大地的电容也不一样!既然电容不一样,那么漏电流也不一样.漏掉的电流跑到那里去了呢?这要取决于那条线路距离大地最近.因为漏掉的电流要跑到另外的线路中!假如A失去电流,那么B或者C就得到电流!容性电流=A-B|A-C线路越长容性电流就越大!容性电流越大,当发生接地的时候弧光就不容易熄灭!通过引入消弧线圈来保证整个变电站的接地时候的电流<5A就可以消灭接地弧光!当然:引入消弧线圈后,变电站的系统有可能是过补(电感电流大于电容电流)或者是欠补(电感电流小于电容电流)但绝对不能相同(电感电流等于电容电流)!消弧线圈的作用消弧线圈的工作方式晶闸管调容式消弧线圈调匝式消弧线圈调气隙式消弧线圈老式固定式磁偏式各种方式的比较：传统方式（1）由于传统消弧线圈没有自动测量系统，不能实时测量电网对地电容电流和位移电压，当电网运行方式或电网参数变化后靠人工估算电容电流，误差很大，不能及时有效地控制残流和抑制弧光过电压，不易达到最佳补偿。

三相变压器的使用、维护及常见故障为了保证变压器安全可靠地运行，在运行前应进行必要的检查和试验，运行中应严格的监视和定期维护，当变压器有异常时应及时发现、及时处理。

新装或经过检修的变压器，在投动前特别应注意检查储油柜的油位是否正常，吸湿器内的干燥剂有无受潮，安全气道是否完好，分接开关位置是否正常，冷却装置是否齐全、控制回路是否良好，接地装置是否完好等；在试验项目中特别注意测量绝缘电阻和吸收比及测定连接组别；在运行监视中特别注意变压器各物理量均在额定范围内。

一、变压器投运前的检查和试验项目新装和经过检修的变压器，在准备投入运行之前，必须认真地进行以下各项检查和试验：1．变压器投运前的检查项目(1)变压器本体及其附件表面应清洁，附近无杂物。

(2)变压器各部件紧固、表面无破损、不漏油。

（3）接地装置完好，消防设备齐全。

(4)储油柜和充油套管内的油位、油色正常。

(5)吸湿器内的干燥剂无受潮，安全气道的保护膜完整无损。

(6)气体继电器、散热器、净油器的管路阀门应处于打开位置。

(7)高、低压套管上的引线紧固，三相交流电相位正确、标志明显。

(8)分接开关位置正确、定位螺丝紧固。

(9)冷却装置齐全，控制回路良好，温度计指示正常。

(10)变压器上无遗留接地线、标示牌和工具、材料等。

2．变压器投运前的试验项目(1)绝缘电阻和吸收比的测量。

(2)测量变压器各绕组的直流电阻。

(3)测量分接开关各分接头上的变压比。

(4)测定三相变压器的联结组别。

(5)测定变压器的空载电流和空载损耗。

(6)耐压试验。

二、变压器的运行监视与维护1．运行监视内容其他试验项目可参照有(1)监视并记录变压器控制盘上的仪表指示。

通过功率表可监视变压器的负荷大小以及是否过负荷运行；三相电流表既可反映负荷大小，又能检查三相负荷是否平衡；电压表则指示变压器的运行电压，若电源电压长期过高或过低，应调整分接开关，使变压器输出电压为正常值。

(2)用目测法观察储油柜、充油套管内的油位、油色及透明度。

消弧线圈运行规程1．总则1.1中性点装设消弧线圈自动调谐装置的目的运行经验表明，消弧线圈对减小故障点接地残流、抑制间歇性弧光过电压和由于电磁式电压互感器饱和而产生的谐振过电压，降低线路的事故跳闸率，减少人身伤亡和设备损坏都有明显作用。

电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》中明确规定：3～10KV架空线路构成的系统和所有35、66KV电网，当单相接地故障电流大于10A时，中性点应装设消弧线圈，3～10KV电缆和架空线路构成的系统，当单相接地故障电流大于10A时，中性点应装设消弧线圈。

1.2XHK-Ⅱ型消弧线圈自动调谐装置的构成一次设备包括：接地变压器、消弧线圈（带有载分接开关）、中性点单相PT、单相隔离开关、内过压保护器（避雷器）和阻尼电阻。

二次设备包括：微机调谐器、自动调谐控制屏（PK屏）、阻尼电阻控制器。

1.3阜北风电场35kV系统采用中性点经消弧线圈接地方式，消弧线圈对系统单相接地电容电流采用过补偿方式。

发生接地故障后，消弧线圈投入中电阻进行选线，选线结束后，给故障线路发出跳闸信号，切除故障线路。

2、正常运行时注意事项2.1在正常情况下，消弧线圈自动调谐装置必须投入运行；2.2正常情况下消弧线圈自动调谐装置应投入自动运行状态；2.3消弧线圈和其它电气设备一样，由调度实行统一管理,操作前必须有当值调度员的命令才能进行操作；2.4禁止将一台消弧线圈同时接在两台接地变压器（或变压器）的中性点上；2.5运行人员应熟知整套设备的功能及操作方法，特别是微机调谐器面板上的键盘操作；3、消弧线圈自动调谐装置投入运行操作步骤：（1）、检查组合柜内设备是否清洁，有无杂物，组合柜门锁是否正常使用（2）、接地变消弧线圈接线是否正确无误，高低压电缆符合电气安全规范（3）、合上PK屏后交、直流电源开关；（4）、合上消弧线圈与中性点之间单相隔离开关；（5）、合上微机调谐器电源开关；4、消弧线圈自动调谐装置退出运行操作步骤：（1）、断开微机调谐器电源开关；（2）、拉开消弧线圈与中性点之间单相隔离开关；（3）、断开PK屏后交、直流电源开关；5、一次设备的投运A．资料交接，由安装调试方将所有资料进行移交（包括设备合格证、出厂试验报告、所有钥匙、说明书、讲义、图纸、调试报告等）B。

消弧线圈及接地变压器运维技术标准1 运行规定1.1 一般规定1.1.1 消弧线圈控制屏交直流输入电源应由站用电系统、直流系统独立供电，不宜与其它电源并接，投运前应检查交直流电源正常并确保投入。

1.1.2 中性点经消弧线圈接地系统，应运行于过补偿状态。

1.1.3 中性点位移电压不得超过系统标称相电压的15%，中性点电流应小于5A。

1.1.4 中性点位移电压小于15%相电压时，消弧线圈允许长期运行。

1.1.5 接地变压器二次绕组所接负荷应在规定的范围内。

1.1.6 并联电阻投入超时跳闸出口应退出。

1.1.7 控制器正常应置于“自动”控制状态。

1.1.8 带有自动调整控制器的消弧线圈，脱谐度应调整在2%～15%之间。

1.1.9 运行中，当两段母线处于并列运行状态时，所属的两台消弧线圈控制器（或一控二的单台控制器）应能识别，并自动将消弧线圈转入主、从运行模式。

1.2 紧急停运规定发现消弧线圈下列情况之一，应立即汇报运行值班人员，申请将设备停运。

1.2.1 接地变压器或消弧线圈冒烟着火。

1.2.2 油浸式接地变压器或消弧线圈严重漏油或者喷油。

1.2.3 接地变压器或消弧线圈套管有严重破损和放电现象。

1.2.4 干式接地变压器或消弧线圈本体表面树枝状爬电现象。

1.2.5 阻尼电阻烧毁。

2 巡视及操作2.1 巡视2.1.1 例行巡视2.1.1.1 消弧线圈、接地变压器a) 设备铭牌、运行编号标识清晰可见。

b) 设备引线连接完好无过热。

c) 接地引下线应完好，接地标识清晰可见。

d) 干式消弧线圈、接地变表面无裂纹及放电现象。

e) 干式消弧线圈、接地变无异味。

f) 油浸式消弧线圈、接地变各部位密封应良好无渗漏。

g) 油浸式消弧线圈、接地变温度计外观完好、指示正常，储油柜的油位应与温度相对应。

h) 油浸式消弧线圈、接地变吸湿器呼吸正常，外观完好，吸附剂符合要求，油封油位正常。

i) 油浸式消弧线圈、接地变压力释放阀应完好无损。

附录C：（资料性附录）设备运行异常现象及处理方法1．变压器设备1.1变压器在运行中，发生下列故障之一时，应立即将变压器停运，事后报告当值调度员和主管领导：(1)变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆炸声；(2)严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计指示限度；(3)套管有严重的破损和放电现象；(4)变压器冒烟着火；(5)当发生危及人身和设备安全的故障，而变压器的有关保护拒动时；(6)当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。

1.2当变压器发生下列情况之一时，允许先报告当值调度员和上级领导联系有关部门后，将变压器停运：(1)变压器声音异常；(2)变压器油箱严重变形且漏油；(3)绝缘油严重变色；(4)套管有裂纹且有放电现象；(5)轻瓦斯动作，气体可燃并不断发展。

1.3变压器油温的升高超过报警值时，应按以下步骤检查处理：(1)检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下正常的温度核对；(2)核对温度表；(3)检查变压器强迫冷却装置；(4)若温度升高的原因是由于冷却系统故障，且在运行中无法修复者，应将变压器停运修理；若不需停运修理时，则值班人员应申请调整变压器的负荷至允许运行温度下的相应容量。

(5)变压器在各种超额定电流方式下运行，若油温超过85℃，应立即申请降低负荷。

1.4 变压器自动跳闸处理：主变压器无论何种原因引起跳闸，一方面应尽快转移负载，改变运行方式。

另一方面查明何种保护动作。

应立即停止潜油泵，检查保护动作有无不正常现象，跳闸时变压器有无过载，输馈线路有无同时跳闸，除确认是误动作可以立即合闸外，应测量绝缘电阻并根据以下情况进行判断处理：(1)因过负载引起跳闸，在减少负载后将主变投入；(2)因输、馈电线路及其它设备故障影响越级跳闸时，若变压器绝缘电阻及外部一切正常，瓦斯继电器又无气体，可切除故障线路(设备)后恢复变压器运行；(3)保护未掉牌并无动作过的迹象，系统又无短路，检查各方面正常，此时应检查继电器保护二次回路及开关机构是否误动作，如果误动作，在消除缺陷后，可以恢复变压器运行。

变电站主变故障处置方案一、前期准备工作1.完成变电站主变设备的日常运行检查和维护工作，并确保设备状态正常。

2.建立变电站主变设备的完整档案，包括设备参数、运行记录、维护记录等。

3.配备足够的应急救援人员和设备，保证能够及时有效地应对各类故障。

二、故障发生时的初步分析1.在主变故障发生时，首先要对故障进行初步分析，判断故障类型和程度。

2.针对不同类型的主变故障，采取相应的应急处理措施，确保安全和电网的可靠性。

三、故障排除措施1.如果是主变设备内部故障，应立即切断故障主变，并同时将相应的备用主变切换到运行状态，以确保电网的稳定供电。

2.对于主变设备外部故障，应及时切断设备与电网之间的连接，以防止故障扩大，并采取必要的绝缘措施保障人员和设备安全。

3.对于故障扩大到其他设备的情况，应立即关闭相应的断路器或隔离开关，防止故障进一步蔓延，以保护电网各部分及人员安全。

四、紧急恢复电网运行1.在确认故障已排除后，应尽快进行主变设备的修复和恢复工作。

2.根据设备的维修和检修情况，制定详细的修复方案，确保设备正常恢复运行。

3.修复过程中，要确保安全可靠的电源供应，防止次生故障的发生，并在修复完毕后进行全面的设备检查和测试，确保设备性能符合规定。

五、故障事故分析和总结1.在故障处理完毕后，要进行事故分析，找出故障原因和故障点，总结经验教训，并提出相应的改进措施，以避免类似故障再次发生。

2.对于严重故障，应将故障情况和处理过程报送给上级部门，并按要求填写相关的事故报告。

3.在故障之后，要制定修复完成后的设备运行计划，并定期进行设备巡检和维护，以保证设备的正常运行。

总之，变电站主变故障的处置方案需要提前做好准备工作，包括设备的日常检查、维护和记录，以及配备应急救援人员和设备。

在故障发生时，要进行初步分析，并采取相应的措施进行故障排除。

紧急恢复电网运行后，要进行事故分析和总结，并提出改进措施，以预防类似故障再次发生。

以上方案旨在确保电网的稳定供电和人员安全，保障变电站的正常运行。