维普资讯 http://www.cqvip.com 交流与探讨 主持人：党毅 ＧＵＡＮＧＸＩ ＤＩＡＮ ＹＥ 彦 它景 电力变压器预防性试验分析 甘耀华 （百色供电局，广西【摘百色市５３３０００） 要】本文分析了预防性试验对电力变压器的意义，并对检测４ｚ＂；ｋ、－故障诊断以及电力变压器状态检修的现状与发展提 出了建议。 【关键词】变压器；预防性试验 变压器油是由具有不同键能的化学键键合在一起的碳氢 １ 概述 电力变压器是电力系统电网安全性评价的重要设备，它 的安全运行具有极其重要的意义，运行管理人员必须掌握有 化合物分子组成的。它作为良好的介质材料在变压器中起绝 缘、散热、灭弧等作用，并有其特殊的性能。 在正常运行条件下，变压器油和固体绝缘材料由于受到 电场、热、水分、氧的作用，随时间而发生速度缓慢的老化现 关变压器运行的技术条件及基本参数和运行中需巡视检查的 内容是保障电力变压器安全运行的措施之一，预防性试验也 是保证其安全运行的重要措施。预防性试验的有效性对变压 象。产生少量的氢、低分子烃类气体和碳的氧化物等。 当变压器在故障状态下运行时，故障点周围的变压器油 温度升高，其化学键断裂，形成多种特征气体。因不同键能的 化学键在高温下有不同的稳定性，根据热力动力学原理，油裂 器故障诊断具有确定性影响，通过各种试验项目，获取准确可 靠的试验结果是正确诊断变压器故障的基本前提。 根据变压器现场运行的实际情况，在下列三种情形下需 解时生成的任何一种气体，其产气速率都随温度而变化，在一 特定温度下达到最大值。随着温度的上升，最大值出现的顺序 是：甲烷（ｃＨ４）、乙烷（ｃ２Ｈ６）、乙烯（ｃ２Ｈ４）、乙炔（ｃｚＨ２）。在温度高于 对变压器进行故障诊断： １．１正常停电状态下进行的交接、检修、验收或预防性试 验中一项或几项指标超过标准值； １０００ｏＣ￥－ｊ－，还有可能形成碳的固体颗粒及碳氢聚合物。故障下 产生的气体通过运动、扩散、溶解和交换，将热解气体分子传 递到变压器油的各部分。 １．２运行中出现异常被迫停电进行检修和试验； １＿３运行中出现其它异常造成事故停电，但变压器尚未 油中溶解气体分析法就是根据故障下产气的累计性、故 障下的产气速率和故障下产气的特性来检测与诊断变压器等 充油电气设备内部的潜伏性故障的。（１）发现特征气体组分含 量增长时，应缩短跟踪分析周期，并结合历史数据、产气速率、 负荷情况、电气试验、新投运设备出厂前的状况、检修工艺流 程等，确定故障是由于电路还是磁路或是其它原因，如辅助设 备、设备材料、检修工艺等引起的，以缩小检修时的故障查找 范围；（２）由于取样阀中某些特殊的材料（如含镍不锈钢合金等） 的催化作用，生成大量的氢气聚集在取样阀周围；取样阀在进 行焊接后，大量在高温下产生的特征气体同样会聚集在取样 阀的周围，此时取样分析的结果往往会带来误判断。因此，在 取样时应先充分放油，才能取得准确反映变压器运行状况的 解体（吊心或吊罩）； 当出现以上情况之一时，需迅速进行有关试验，对变压器 状况进行诊断，电力设备预防性试验规程中推荐了对于判断 故障时可供选用的试验项目。若存在故障，则需进一步明确故 障原因或类型、大致部位、故障的严重程度以及能否带故障短 期运行的判断依据。如果没有故障，则要分析出试验结果异常 或其它异常现象的原因。当变压器已经解体，吊心或吊罩，此 时试验目的一般不是为了故障诊断，而属于故障排除的问题。 从实用工作角度看，预防性试验中常用的变压器故障诊 断项目主要有：油中溶解气体色谱分析，绕组直流电阻，绕组 绝缘电阻、吸收比及极化指数，绕组连同套管的介质损耗因 数，电容性套管的介质损耗因数及电容值，铁芯绝缘电阻，油 含水量，绕组泄漏电流，绕组所有分接头电压比，局部放电，有 代表性油样；（３）放电性故障极易造成变压器事故，引起供电中 断。Ｃ２Ｈｚ是放电性故障的特征气体，一旦出现，即使小于规定 的５磕／Ｌ注意值，也应引起重视。同时，应分清气体来源，防止 造成误判断。比如：变压器油箱带油补焊，焊接时的高温使油 载分接装置的试验和检查，气体继电器及其二次回路试验，阻 抗测量。 分解产生大量的特征气体；有载调压变压器中分接开关灭弧 ２油中溶解气体分析 室的油向变压器本体渗漏；还有油冷却系统附属设备（如潜油 ２００６．１２（总第８１期） 困 维普资讯 http://www.cqvip.com 店 室檬 主持人：党毅 ＧＵＡＮＧＸＩＤＩＡＮＹＥ 交流与探讨 逐渐减小，并经一定时间其含量趋于稳定后，才能确定检修后 投运的设备故障已消除。 例１：２００５年平果变一台３５ｋＶ低抗在三天内发出三次轻 泵）的故障都会反映到变压器本体的油中；（４）当变压器内部存 在过热和放电故障，总烃含量很高时，应考虑变压器油老化 的问题，查对油的闪点是否有下降的迹象。同时，因故障点 附近的绝缘纸也会迅速裂解，使纤维素断链，产生大量的 ＣＯ、ＣＯ：，因此，根据ＣＯ、ＣＯ 含量的变化，可判断故障是 否涉及到固体绝缘材料； （５）发现油中单一的氢气组分升高 时，应测定油中微水含量，以便判断是否为设备进水受潮。 瓦斯信号，我们对其产生的气体及油中溶解气体进行色谱分 析，未发现特征气体超接近注意值，判断内部无发热、放电等 故障，分析为气温骤降，高压侧套管密封圈渗漏导致，随后进 行热油循环处理后试验运行正常。 例２：某１１０ｋＶ变电站１＃主变（６３０００ｋｖａ），２００５年２月 对于新投运的变压器，因制造和安装过程中脱气不彻底或使 值，此时应加强检测，跟踪分析；（６）故障变压器检修后， 用绝缘材料的不同，有时也会使某些组分（女口Ｈ２等）超注意 ６日在对该主变进行油色谱分析时，发现Ｃｒｌ，、Ｃ：Ｈ 、ｃ２Ｈ 、 Ｃ Ｈ 、ＣＯ和ＣＯ：含量均有明显上升趋势，尤其是ＣＨ 、Ｃ：Ｈ 含 本体内的残油中往往残存着故障气体，另外在本体内滤油时 量上升幅度较大，Ｃ：Ｈ：含量达到２ｍｌＪＬ，说明变压器内部很有 会存在一些油循环流动的死区，这部分缺少流动的油中所含 的特征气体比其它部分高，且这些气体在设备投运初期还会 逐步扩散，因此在跟踪分析的初期，往往发现油中气体有明 可能已出现了电弧放电故障。 分析与论证： 在２００５年２月６日、８日与１０日做了３次变压器油气相 显增长的趋势。通过多次检测，当各种特征气体的产气速率 色谱分析，气相色谱检测值及三比值如表１所示。 表Ｉ三比值参数 Ｃ２Ｈ＃Ｃ２Ｈ４ ＣＨｄＨ２ Ｃ２ＨＪＣ２Ｈ６ ２００５年２月６日 ２００５年２月８日 ２００５年２月１０日 ０（０／１０５） ０（２／２９１） ０（０、５／１８６） ２（２８／０） ２（１０２／１５） ２（３８／１１） ２（１０５／２１） ２（２９１／６０） ２（１８６／２９） 从表１中可以看出，ＣＨｄｒｔ：与Ｃ：ｎｄｃ：Ｈ 的比值均等于２， 而Ｃ：ＨＪＣ：Ｈ 的比值为０。根据ＧＢ／Ｔ７５５２—１９８７《变压器油中溶 解气体分析和判断导则》中判断故障性质的三比值法，０２２表 示该变压器内部已经存在高于７００％高温范围的热故障。这种 故障的位置很可能是在铁心接地部位或夹件接地部位，并很 有可能是一种悬浮搭接的流动物。也有一种可能是由于电磁 是变压器大修时、无载开关调级后、变压器出口短路后和１－３ 年１次等必试项目。在变压器的所有试验项目中是一项较为 方便而有效的考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验， 它能够反映绕组匝问短路、绕组断股、分接开关接触状态以及 导线电阻的差异和接头接触不良等缺陷故障，也是判断各相 绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确的有效手段。 长期以来，绕组直流电阻的测量一直被认为是考查变压器纵 绝缘的主要手段之一，有时甚至是判断电流回路连接状况的 唯一办法。 振动，使变压器身上的一些结构裸金属联接件松动，导致接触 不良，产生循环电流，引起局部温度升高乃至高温过热，使变 压器油局部油分子加速化学分解直至裂变分解，形成上述各 种气体。 为进一步确定故障点的部位，把该主变停运并进行必要 的试验检查。在用１０００Ｖ兆欧表测量时发现其铁心对地绝缘 某ＳＦＳＬＢ１３１５００Ａ１０型变压器，预防性试验时发现３５ｋＶ侧 运行Ⅱ分接头直流电阻不平衡率超标。测试结果如表２所示。 该变压器３５ｋＶ侧直流电阻不平衡率远大于２％，怀疑分 接开关有问题，所以转动分接开关后复测，其不平衡率仍然很 大，又分别测其他几个分接位置的直流电阻，其不平衡率都在 电阻为零，用万用表测量其阻值极小，确定为铁芯多点接地。 最后用电容充放电法找到故障点。 １１％以上，而且规律都是Ａ相直流电阻偏大，好似在Ａ相绕组 ３绝缘试验 ３．１绕组直流电阻的测量：变压器绕 组直流电阻的检测是一项很重要的试验项 目，ＤＩＪＴ５９６－－１９９６预试规程的试验次序排 在变压器试验项目的第二位。规程规定它 中已串入一个电阻，这一电阻的产生可能出现在Ａ相绕组的 表２ 测试 Ａｏｍ 直流电组 ：欧） Ｂｏｍ Ｃｏｍ 最大不平衡率（％） 预示 ０．１１６ ０．１０３ ０．１０３ １２．１ 复试（转动分接开关后） ０．１１６７ ０．１０３８ ０．１０３９ １１．９ 围 ２００６．１２（总第８１期） 维普资讯 http://www.cqvip.com 交流与探讨 首端或套管的引线连接处，是否为连接不良造成？经分析确认 主持人：党毅 ＧＵＡＮＧＸＩＤＩＡＮＹＥ 虞 它景 １ １０－５００ｋＶ的变压器可取Ｋｖ＝Ｋｏ＝０．５，它主要用来检查变压器 后，停电打开Ａ相套管下部的手：ｆＬｌ＇ｑ检查，发现引线与套管连 接松动（螺丝连接），主要由于安装时未装紧，且无垫圈而引起， 经紧固后恢复正常。 ３．２绕组绝缘电阻的测量：测量电力变压器的绝缘电阻 整体受潮油质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷。介损 测量常受表面泄露和外界条件（如干扰电场和大气条件的影 响），因而要采取措施减少和消除影响。现场我们一般测量的是 连同套管一起的ｔｇ ８，但为了提高测量的准确性和检出缺陷 的灵敏度，有时也进行分解试验，以判别缺陷所在位置。如对 和吸收比或极化指数，对检查变压器整体的绝缘状况具有较 受潮或脏污，以及贯穿性的缺陷。当绝缘贯穿于两极之间时， 测量其绝缘电阻时才会有明显的变化，既通过测量才能灵敏 高的灵敏度，能有效地检查出变压器绝缘整体受潮，部件表面 百色供电局沙坡２＃变压器预试时，一相套管介损超标，摇绝 缘只有２０ＭＤ，，极可能是受潮引起，后检查发现套管将军帽密 封不严进水，套管己整体受潮，因此更换了整个套管。测量泄 漏电流作用和测量绝缘电阻相似，只是其灵敏度较高，能有效 发现某些其他试验项目所不能发现的变压器局部缺陷。泄漏 电流值与变压器的绝缘结构、温度等因素有关，在《电力设备 预防性试验规程》中不作规定，只在判断时强调比较，与历年 质损耗因数ｔｇ ８和泄漏电流试验的有效性正随着变压器电压 地查出缺陷；若绝缘只有局部缺陷，而两极间仍保持良好绝缘 时，绝缘电阻降低很少，甚至不发生变化，因此不能查出这种 局部缺陷。 变压器绕组绝缘电阻值及吸收比对判断变压器绕组绝缘 是否受潮起到一定作用。当测量温度在１０￣３０￣Ｃ１￣－，］－，未受潮变 数据相比，与同类型变压器数据相比，与经验数据相比等。介 压器的吸收比应在１．３￣２．０范围内，受潮或绝缘内部有局部缺 陷的变压器的吸收比接近于１．０。考虑到变压器的固体绝缘主 等级的提高、容量和体积的增大而下降，因此单纯靠ｔｇ ８和泄 要为纤维质绝缘，而这些固体绝缘仅为变压器绝缘的一小部 漏电流来正确判断绕组绝缘状况的可能性也较小，这主要也 分，其主要部分是由绝缘油组成的，绝缘油是没有吸收特性 是因为两项试验的试验电压太低，绝缘缺陷难以充分暴露。 的，故在注入弱极性的变压器油以后，其吸收特性并不显著。 ３．３测量介质损耗因数ｔｇ ６：变压器介损值ｔｇ ８＝ＫＰ・ ｔｇ ８Ｐ＋Ｋｏ・ｔｇ ８ ０，式中ｔｇ ８一绕组介损，ｔｇ ８Ｐ一绝缘纸板介损， ｔｇ ８ ｏ一油的介损，ＫＰ、Ｉ（０分别为纸和油的介损折算系数，对于 ３＿４绝缘油试验：我们先看一组数据：１９９９年９月２９日， 变压器进行常规预试，试验时发现绝缘电阻较出厂值有明显下 降，且中压绕组介损超过《电力设备预防性试验规程》规定的 ０．８％。绝缘电阻和介损的试验数据分别如表３、表４所示： Ｍｆｔ 低压对地 实测值 ２Ｏ００ 表３ １２Ａ启备变绝缘电阻数据 试验性质 油温（℃） 高压对地 实测值 出厂 ４１ ２１０ｏ 中压对地 实测值 ３３０ｏ 换算值 ４９２１ 换算值 ７７３２ 换算值 ４６８６ 交接 预试 ４ ３２ ２７０ｏ ７５０ １４１１ １２２０ Ｄ００ ９０ｏ ２０９１ １４６４ ３７０ｏ ７０ｏ １９３３ ｌ１３９ 注：换算值为换算２０￣Ｃ的绝缘电阻值。 表４ １２Ａ启备变绕组介损数据 ％ 试验性质 油温（℃） 高压 实测值 换算值 ０．１５ 中压 实测值 ０．４０ 低压 换算值 ０．２３ 实测值 ０．２５ 换算值 ０．１４ 出厂 ４１ ０．２６ 交接 预试 ４ ３２ ０－３１ ０．８４ ０．４７ ０．６０ ０－３７ １．１７ ０．５６ ０．８３ ０－３２ ０．７８ ０．４８ ０．５５ 通过数据分析认为，造成变压器本体介损增大的原因是 变压器本体受潮或者绝缘油油质劣化。由于该变压器投运时 缘油是大连油，绝缘油的部分试验数据如表５所示。 为了确认是绝缘油的原因引起该缺陷，对变压器进行了 表５ １ ２Ａ启备变绝缘油部分测试数据 试验项目 测介损（％）（９０％） 出厂 ０．２ １９９９年９月２９日（变压器预试） ０．７ 间较短，且本体基本上无渗漏油，绝缘油色谱和微水数据正 常，因此可排除本体绝缘受潮的可能性。从绝缘油电气性能试 验的情况来看，绝缘油介损由出厂时的０．２％增长至０．７％，虽 然远小于规程规定的４％，但增长的速率较快，且油介损增长 的速率与绝缘电阻的下降速度基本一致。该变压器使用的绝 击穿电压（ｋＶ） ８１．１ ５４ ２００６．１２（总第８１期）团 维普资讯 http://www.cqvip.com 灰 弩景 主持人：党毅 ＧＵＡＮＧＸＩＤＩＡＮＹＥ 交流与探讨 电力变压器事故的首要原因，如武汉某变压器出口短路，主要 是厂家在制造工艺用材上存在缺陷与不足，承受短路能力有 放油后的绝缘电阻测量。放油后变压器的绝缘电阻有明显上 升，高、中、低压的绝缘电阻均增加了一个数量级。通过以上试 验分析认为造成变压器本体绝缘特性下降的原因系绝缘油介 损增加所致。 限，致使绕组Ｂ相下端部ｌ到５柄绝缘薄弱处烧毁熔断。 变压器线圈变形后，有的立即发生损坏事故，有的还可暂 路事故时，则会发生损坏事故。这无疑是影响整个电力系统正 常运行的不安定因素。 变压器线圈变形诊断技术的目的在于寻找一种迅速、方 但绝缘有可能已有损伤，当再次遇到雷电过电压或短 绝缘油的介质损耗因数增大，会引起变压器本体绝缘特 时运行，性的下降，介质损失会使绝缘内部产生热量，介质损耗越大， 则绝缘内部产生的热量越多，从而又促使介质损失更为增加。 如此继续下去就会在绝缘缺陷处形成击穿，影响设备的安全 可缺少的方法之一。 ３．５交流耐压试验：交流耐压试验是鉴定电力设备绝缘 强度的最严格、最有效和最直接的方法。它能检查出那些危险 性较大的集中缺陷，对判断电力设备能否继续运行具有决定 准确检测变压器线圈变形的方法，研制出一套操作方便、 运行。由此可见对绝缘油进行试验也是判断变压器故障的不 便、性能稳定的测试系统并制定出行之有效的判断标准。这对防 止变压器发生突发性损坏事故，确保电力系统的安全运行有 十分重要的意义。 目前的电力变压器绕组特性测定仪，主要是采用频率响 率范围广（０．５￣１０００ＨＺ），抗干扰能力较强，测定重复性较好，每 ＦＲＡ法）对绕组变形进行测定，这种无损检测设备频 性作用，是保证设备绝缘水平、避免发生绝缘事故的重要手 应分析法（段。特别是对考核主绝缘的局部缺陷，如绕组主绝缘受潮、开 裂或在运输过程中引起绕组松动、引线距离不够以及绕组绝 缘上附着污物等。交流耐压试验虽对发现绝缘缺陷有效，但受 试验条件，要进行３５ｋＶ及８０００ｋＶＡ以上变压器耐压试 验。由于电容电流较大，要求高电压试验变压器的额定电流须 台变压器的频率响应特性测试需２小时左右，但由于缺乏原 始试验记录，只能利用三相绕组频率响应特性相互比较作判 断，因而需一定经验，存在一定的不确定性，目前我们正着手 建立ｌ １０ｋＶ及以上主变压器绕组特性的原始数据库，以期今 后发生变压器短路对绕组变形有怀疑时，可与原始数据相比 较得出更确切的判断。 在１００ｍＡ以上，如果能创造条件对高电压、大容量电力变压 器进行交流耐压试验，对保证变压器安全运行有很大意义。 ３．６《规程》规定，电力变压器在交接时、更换绕组时、内 部接线变动时要测量绕组所有分接头的变压比，检查三相变 压器的接线组别，交接或更换绕组时还要测量变压器在额定 电压下的空载电流和空载损耗等。通过绕组分接头电压比试 验，能检验分接开关档位、变压器联结组别是否正确，对于匝 ５局部放电测量 局部放电是指发生在电极之间但并未贯穿电极的放电， 它是由于设备绝缘内部存在弱点或生产过程中造成的缺陷， 间短路等故障能灵敏反映，但对于线圈变形故障却为力。 测量额定电压下空载电流和空载损耗，其目的是检查绕组是 否存在匝间短路故障，检查铁芯叠片间的绝缘情况，以及穿心 螺杆和压板的绝缘情况。当发生上述故障时，空载电流和空载 损耗都会增大。 在高电场强度作用下发生重复击穿和熄灭的现象。这种放电 的能量是很小的，所以它的短时存在并不影响到电气设备的 绝缘强度。但若电气设备绝缘在运行电压下不断出现局部放 电，这些微弱的放电将产生累积效应会使绝缘的介电性能逐 渐劣化并使局部缺陷扩大，最后导致整个绝缘击穿。变压器故 障的原因之一是介质击穿，其原因主要是局部放电，它导致绝 缘恶化乃至击穿。随着变压器故障诊断技术的发展，人们逐步 认识到局部放电是变压器诸多故障和事故的根源因而局部放 电的测试越来越受到重视。近年来我国ｌ １０ｋＶ以上电力变压 ４绕组变形检测 变压器线圈变形是指线圈在受力后，发生的轴向、幅向尺 寸变化、器身位移、线圈扭曲等情况。造成变压器线圈变形的 主要原因有二个：一是变压器运行中难以避免地要受到外部 器事故中有５０％属正常运行电压下发生匝间短路等原因，也 就是局部放电所致，因此我们已把局部放电测量作为２２０ｋＶ 短路故障冲击；二是变压器在运输吊装过程中发生意外碰撞。 对于线圈来说，前者的冲击力往往要比后者大得多，应作为制 造及运行维护的主要关注问题。尽管要求变压器具有承受短 路的能力，但目前大多数变压器不进行突发短路试验，尤其是 大型变压器还没有条件进行试验，其稳定强度只能靠设计和 计算来保证，由于目前的制造水平所限，短路引起的事故是变 ｌ １０ｋＶ及以上电压等级电力变压器事故统计表明这已经成为 变压器安装和大修的必试项目之一，这对于变压器状态监测 和故障诊断将十分有效。 ６在线监测的现状和发展 随着电力系统的发展，对发、输、供和用电的可靠性要求 计算机信息处理等 压器损坏的一个重要原因。有资料表明，近５年来对全国 越来越高，同时随着在线监测、模式识别、（下转第７８页） 圈 ２００６．１２（总第８１期） 维普资讯 http://www.cqvip.com 虞 室景 主持人：党毅 ＧＵＡＮＧＸＩＤＩＡＮＹＥ 交流与探讨 户对电网的供电干扰较大，局部网区 不足，动态无功调节能力差，直接影 响“六交”输电能力的发挥，特别是 如梧州、崇左、百色网区，谐波、负 序、闪变问题比较突出，有电能质量 谐波、负序、闪变污染比较严重，已 南通道由于缺乏相应的电源支持，主 经引发了一些故障和事故，影响变电 指标区域恶化的趋势，装设滤波器可 网架电压支持能力不足。 因此，在广西５００ｋＶ变电站安装 ＳＶＣ，其快速、动态的电压无功支撑能 力可有效抑制通道上的电压波动，阻 尼系统振荡，提高输电能力。 ３．２ ２２０ｋＶ电网应用ＳＶＣ的必要性 站设备的正常运行和对用户的可靠供 电。ＳＶＣ装置的滤波、分相调节、抑 以解决谐波超标问题，但对负序不平 衡和闪变，常规方法则根本不起作用。 ＳＶＣ装置的滤波、分相调节、抑制快 速电压波动的能力及技术的成熟性使 其成为全面解决电能质量问题，改善 制快速电压波动的能力及技术的成熟 性使其成为全面解决电能质量问题， 改善区域供电质量的最佳选择。 区域供电质量的最佳选择。 广西电网的负荷中高能耗用户比 重大，负荷波动大，加上对用户功率 因数考核方法不尽合理，用户不积极 加装无功补偿，也不能按电网需要及 时投切无功补偿装置，造成电网电压 无功波动大。此外受季节影响，空调 负荷对电网负荷的影响也比较大，因 此广西电网的峰谷差比较大。但目前 广西２２０ｋＶ变电站中只有少数装有 ＶＱＣ，大多数仍采取钟控方式投切无功 ４ 广西２２０ｋＶ电网应用 ＳＶＣ的可行性 根据规化，广西“十一五”期间 新投产的龙滩水电厂、钦州、防城港、 贵港火电厂都是直接接人５００ｋＶ等级， 而随着２２０ｋＶ以下电网负荷的不断增 长，使得２２０ｋＶ以下电网的动态无功 ＳＶＣ静止型动态无功补偿技术是 当今灵活交流输电技术（ＦＡＣＴＳ）中先 进、成熟且应用最广泛的典型代表， 更先进的还有静止同步补偿器 ＳＴＡＴＣＯＭ（又称静止无功发生器ＳＶＧ 或ＡＳＶＧ），但目前ＳＴＡＴＣＯＭ技术成 熟性和实用化都还有待进一步的研究 开发。 南方电网是目前世界上少有的长 距离、大容量、多回超高压交直流互 备用不足，特别是负荷重，网架较薄 弱地区，电压调整仍比较困难，一旦 系统关键节点突发永久性故障，可能 造成大量限负荷，甚至有电压崩溃、 补偿，电厂发电机单机容量小，进相 能力有限，因此电压无功的调节手段 联的输电系统，因此使得电网的运行 方式和潮流控制都很复杂，保证超高 压输电系统的安全稳定运行显得尤为 重要。为了真正发挥广西电网对“西 电东送”通道的电压支撑作用，在广 西电网应用ＳＶＣ静止型动态无功补偿 少且不灵活。部分地区网架结构仍较 薄弱，发生Ｎ－１故障时需要大量限负 荷。因此，有必要在重要枢纽变电站 加装ＳＶＣ装置，增加系统的动态无功 备用，保证重要节点的电压稳定，提 高系统扰动后电压的恢复能力。 另一方面，广西电铁及高能耗用 大面积停电事故的隐患，因此在２２０ｋＶ 重要枢纽变采用ＳＶＣ装置对保证区域 电网的安全稳定，提高事故后电压恢 复能力是很有意义的。 另一方面，广西的高能耗非线性 用户主要接人２２０ｋＶ以下电网，在部 分网架薄弱，短路容量小的区域，比 装置是可行且有力的技术措施。 （上接第８２页） 技术的发展，高压电器设备从现行的计划检修（ＴＢＵ）向状态检 准确性； 修（ＣＢＭ）转变已成为必然趋势。通过故障模式分析，变压器及 ７．３油中溶解气体分析（ＤＧＡ法）和局部放电测量（ＰＤ法） 其有载开关应该是在线监测的重点，其项目主要有油中溶解 是重要的诊断方法，随着这些方法的不断完善和发展以及在 气体测量、局部放电测量、有载开关的触头磨损及机械和电器 线监测技术的广泛运用，对于提高供电可靠性，及时准确了解 回路的完整性测量。 设备状态和对变压器故障分析和判断将十分有效。 参考文献： ７结语 ７．１在变压器计划检修或故障诊断中，预防性试验结果 依旧是不可缺少的诊断参量； １．ＤＥｆｔ ５９６—１９９６，电力设备预防性试验规程［ｓ］． ２．赵家礼，张庆达．变压器故障诊断与修理［Ｍ］．北京：机械工业出 版社，１９９８． ３．陈化钢，电力设备预防性试验技术问答［Ｍ］，北京：中国水利水 电出版社，２００４ ７．２每个预防性试验项目不能孤立的去看待，应将几个 项目试验结果有机结合起来综合分析，这将有效提高判断的 ４．ＤＩ．／ｒ７２２—２０００，变压器油中溶解气体分析和判断导则［ｓ］ 困 ２００６．１２（总第８１期）
