变压器早期故障十篇

2024-09-12

变压器早期故障篇1

关键词：变压器,故障,诊断,处理

变压器是电力系统的重要设备之一, 更是电网系统的核心元件, 它的故障会对电网的可靠性和系统的正常运行产生严重影响。因此, 开展变压器故障早期诊断, 对保证变压器长期安全可靠运行, 减少不必要的停用, 防止设备烧损事故, 避免重大经济损失具有极为特殊的意义。

我国电力系统使用的主变压器多为油浸式变压器, 其内部变压器油和固体绝缘材料由于受电场、热、湿度、氧等因素的影响, 会逐渐老化、分解, 产生少量的氢、低分子烃类气体、一氧化碳和二氧化碳等气体, 且大部分溶解在油中。当变压器内部存在潜伏性故障或故障加剧时, 油中溶解气体数量会相应增加。显然, 故障气体的组成、含量和产气速率是诊断变压器故障存在、发展以及故障性质的重要依据, 通过检测变压器油的色谱情况, 对早期诊断变压器的内部故障和故障性质 (包括故障类型、故障严重程度及发展趋势等) , 提出针对性防范措施, 实现安全生产至关重要。

1.变压器内部故障类型及其油中气体特性

变压器的内部故障一般可分为两类:即过热故障和放电故障, 过热故障按温度高低, 可区分为低温过热, 中温过热与高温过热三种情况;放电故障又可依据能量密度的不同, 可分为高能量放电、低能量放电和局部放电三种类型。至于机械性故障及内部进水受潮等, 将最终发展为电性故障而表现出来。

过热故障是由于有热应力所造成的绝缘加速劣化。如果热应力只引起热源外绝缘油的分解, 所产生的特殊气体主要是甲烷和乙烯, 二者之和一般占总烃的80%以上, 而且随着故障点的温度升高, 乙烯所占比例将增加, 严重过热会产生微量乙炔。当过热涉及固体绝缘材料时, 除产生上述物质外, 还产生大量的一氧化碳和二氧化碳, 若无CO、CO2, 就可能属裸金属局部过热性故障。

放电故障是在高电应力作用下所造成的绝缘劣化。高能量放电故障, 又称电弧放电故障, 这种故障产气量大、气体产生剧烈, 运用测定油中溶解气体的方法不易对其进行预诊断, 往往是在出现故障 (如:变压器轻瓦斯动作) 后, 我们才可根据油中气体、瓦斯成分的分析, 对变压器故障的性质和严重程度进行诊断。高能量放电故障气体主要是乙炔和氢, 其次是乙烯和甲烷;若涉及固体绝缘, CO的含量也较高;低能量放电故障一般是电火花放电, 其故障气体主要是乙烯和氢。由于其故障能量较小, 总烃一般不会高;局部放电故障产气特征是氢成分最多 (占氢烃总量的85%以上) , 其次是甲烷, 局部放电的后果是绝缘老化, 如任其发展, 会引起绝缘损坏, 甚至造成事故。

2.变压器内部故障诊断方法

2.1.测定故障特征气体含量 (分析数据) 并与油中溶解气体含量的注意值进行比较。若气体浓度达到注意值 (总烃、氢注意值均为150p pm, 乙炔的注意值为5 p p m) , 就应引起注意, 加强跟踪分析, 查明原因。

2.2.虽然注意值在反映故障的概率上有一定的可参考性, 但由于受到油中气体含量、变压器容量、运行方式、运行年限等相关因素的影响, 仅仅根据注意值的分析结果还难以正确诊断变压器故障的严重性, 绝不能作为划分设备有无故障的唯一标准。在此基础上, 还应充分考虑产气速率等方面的影响, 对所诊断的变压器和查对的特征气体应有所侧重、有所区别。只有这样, 我们才可根据分析进一步确定变压器有无故障, 并对故障的性质作出初步的估计。

2.3.产气速率与故障能量大小、故障部位以及故障点温度等情况直接相关。通过测定故障气体产气速率, 便可对变压器内部状况做进一步的诊断。

2.4.为弄清气体产生的真正原因, 避免非故障原因所带来的误判断, 在变压器故障诊断时, 我们还应全面了解所诊断变压器的结构、制造、安装和运行、检修以及辅助设备等诸多方面的情况, 结合色谱分析数据进行综合分析, 以便正确诊断变压器有无故障。

3.变压器内部故障早期诊断及分析处理实例

本文通过绥中县农电局沙河变SZ9-10000/66型2#主变内部故障诊断过程及现场吊罩检修实例, 来详细解析变压器内部故障诊断及分析处理方法。

66KV沙河变电所#2主变在2008年10月6日的油务取样色谱分析报告中反映出该主变本体存在故障。该主变于2005年10月25日投入运行, 投运当日空载运行24小时, 而后停运, 2008年11月15日至08年4月11日带负荷运行, 之后又一直处于冷备用状态, 2008年10月6日的油务取样色谱分析报告反映出问题后绥中县农电局又对该主变油样进行了复检, 检测结果仍然不合格, 由于该主变停运时间较长, 因此随后又采取空载运行一周, 并跟踪检测油样的方案, 未发现总烃有发展趋势, 具体数据如表1。

发现2008年10月6日定检的油务取样色谱分析报告不合格后, 绥中县农电局在2008年度秋检, 即10月28日对该主变进行了全面试验, 包括直流电阻、直流泄漏电流、介质损耗、绝缘电阻测量等试验。高压试验其成绩如下。

(a) 绝缘电阻及吸收比使用仪表:MODEL3121电子式兆欧表油温度:20℃

(b) 直流泄漏电流使用设备:AST直流高压发生器油温度:20℃

(d) 线圈直流电阻使用仪器:GCKZ-2直流电阻快速测试仪油温度:20℃

沙河2#主变2008年10月6日的本体油样色谱分析结果不合格, 但随后的高压试验成绩合格, 本体油样复检及跟踪检测结果也不合格, 且总烃没有明显增加, 从表2还可以看出沙河2#主变铁芯绝缘电阻2006、2007年、2008年测试结果也均合格。

3.1.根据变压器内部故障类型及其诊断方法, 首先查询了该主变的历史运行情况及负荷情况。

沙河#2主变从投入运行至今, 带负荷运行了半年, 总计1 8 3天。查阅历史运行记录, 该主变运行期间未发生过过负荷, 也从未发生过保护拒动, 未出现过主变二次短路造成差动保护动作情况 (10KV侧最大短路电流8679A, 其短路电流小于主变额定电流25倍) 。假设是短路穿越性故障造成总烃升高, 将说明导电部位因大电流通过而产生高温, 导电部分过热将会引起固体绝缘老化产生碳的氧化物, 即CO和CO2。比对2007年该主变合格的本体油色谱分析数据和2008年10月6日不合格的本体油色谱分析数据, 一氧化碳和二氧化碳含量没有明显增加, 依此排除了过负荷或短路穿越性故障造成本体油色谱分析数据不合格的可能性。其次对该主变的历史修试记录进行分析, 是否因主变补油造成油污染, 然而查阅历史记录沙河#2主变自投运至今未发生过本体缺油现象, 也未向主变本体注过变压器油。因此排除了主变补油时注入不合格变压器油造成主变本体变压器油被污染。

3.2.分析主变是否存在内部油污染问题

由于安装等不确定因素, 有载开关油室的密封圈密封不良, 可能导致油室中的油向变压器本体渗漏。变压器的有载开关在调压操作过程中, 会产生乙炔等裂解气体, 有载开关频繁操作, 油中气体含量高很正常。由于有载开关的油样标准是以耐压为主要指标, 因此在以往的油务定检中没有进行气相色谱检验项目, 也没有相应的参考成绩, 无法比对。

为了证实有无有载开关油室的油向主变本体渗漏, 我们在2008年11月5日分别采集了2#主变本体油样和有载开关油样, 对其进行气相色谱分析, 结果如表3。

根据液体的流动性特点, 我们认为如果出现流动, 其特征气体比值应该相近。针对油样中比较明显的特征气体甲烷、氢气、乙炔和乙烯, 我们采用比值比对法进行计算比较。有载开关2008年11月5日的油样气相色谱分析报告中Qa1=CH4/H2≈2.83, Qb1=C2H2/C2H4≈6.97;主变本体2008年11月5日的油样气相色谱分析报告中Qa2=CH4/H2≈3.41, Qb2=C2H2/C2H4≈0.01。有载开关的两组特征气体的比例值与本体两组特征气体的比例值:Qa1≠Qb1, Qa2≠Qb2 (偏差比较大) 。因此判断有载开关油室中的油没有向变压器本体渗漏。

依据以上分析诊断结果, 排除了外部因素造成色谱分析不合格的可能性, 判定主变本体存在内部故障, 从表1:沙河2#主变本体油色谱分析数据对比表中反映数据看, 特殊气体主要成分是甲烷和乙烯, 且比对2007年该主变合格的本体油色谱分析数据, 一氧化碳和二氧化碳含量没有明显增加, 初步判定该主变本体存在内部裸金属局部过热性故障。

3.3.主变本体内部故障点推断。

3.3.1.绝缘损伤造成匝间、层间或相间放电。

变压器在匝间、层间以及不同相间的跨接线都是固体绝缘物, 当因绝缘缺陷或过电压造成绝缘击穿, 会在高温下使总烃增加, 产生乙炔等绝缘油的裂解气体, 同时因固体绝缘物击穿产生碳的氧化物, 以及固体绝缘所含绝缘胶质物质的特征衍生物, 即乙烯等有机物, 在该主变本体油样分析报告中, 碳的氧化物含量不高, 且同以前油样分析报告比较, 没有明显增加。因此不能判定为变压器内部存在相间、层间或匝间绝缘击穿。

3.3.2.裸体导电部分过热或放电

由于主变内部特征气体的含量没有过量的氧化物, 因此怀疑导致总烃增高有两个部位, 一是铁芯, 二是金属导电部分, 由于特征气体总烃中乙烯含量较高, 且有一定量的乙炔, 因此认为是因金属过热引起。

4.应用三比值法对主变内部故障做进一步诊断

4.1.三比值法的编码规则和判断方法详见表4和表5。

4.2.应用三比值法注意事项:a、表2中每一种故障对应于一组比值, 对多种故障的联合作用, 可能找不到相对应的比值组合;b、在实际工作中也可能出现没有包括在表2中的比值组合, 对于某些组合的判断目前尚需进一步研究、分析。例如:121或122对应于某些过热与放电同时存在的情况;202或201对于有载调压变压器, 还应考虑切换开关油室有可能向变压器本体油箱渗漏的情况。

查阅沙河2#主变2008年10月6日和11月5日连续两次的本体油样气相色谱分析, 应用三比值法, 判据均为022, 满足表2中第8项, 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振动, 使变压器器身上的一此结构裸金属联接件松动, 导致接触不良, 产生环流, 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, 形成上述各种超标特征气体。

5.吊罩结论

沙河变电所#2主变于2008年11月15日吊罩, 吊罩后检查发现铁芯上轭铁接地极的软铜带造成跨越铁芯三级短路, 产生接地极与铁芯级片短接原因是:接地铜带过长, 弯曲的铜带与铁芯悬浮连接。检查该钢带有烧损痕迹, 铁芯接触点有熔池, 并且在熔池周围有放电产生的变压器油的塔形聚合物, 约有2.5mm高。

运后空载运行了48小时, 随即退出运行, 在2007年10月至2008年4月份该主变连续运行6个月, 在运行6个月期间该变压器接地极两点短路产生作用, 分析认为变压器的接地极铜带最初与铁芯放电点的距离应该小于0.5mm或者与铁芯直接接触, 即产生铁芯局部过热 (小热点) , 热点温度应该在几百℃。随放电的发展, 放电产生的聚合物慢慢将接地极铜带支起, 拉大了铜带与铁芯的的距离, 形成铜带与铁芯的间歇性高能量电弧放电, 由于放电容量小, 因此相对产气率低。

放电机理分析:该变压器在变电所投

表5判断故障的三比值法

参考文献

[1]电力设备预防性试验规程.中国电力出版社 (DL/T596-1996)

[2]变压器油中溶解气体分析和判断导则. (GB/T7252-2001)

[3]王晓莺等编著.变压器故障与监测.机械工业出版社[M].2004.3:51

[4]董其国编著.电力变压器故障与诊断.中国电力出版社[M].2000:43

变压器早期故障篇2

在过去的10年中, 在造成故障的起因中, 绝缘老化列在第一位。由于绝缘老化的因素, 变压器的平均寿命仅有17.8年, 大大低于预期为35年~40年的寿命。在1983年, 发生故障时变压器的平均寿命为20年。

故障原因分析:

1) 变压器在正常运行条件下, 绝缘材料在长期的机械力、热力、电力、氧化作用下, 就会失去弹性, 变得脆弱, 颜色枯焦黑。在这个时候, 过度振动绝缘老化的绝缘层, 就会造成机械损坏, 短路电力等方面问题, 容易产生缠绕匝间短路故障, 引起变压器供电中断, 绕组焚烧和其他严重事故;2) 就目前情况而言, 变压器的绝缘和冷却方式大多使用油浸式, 绝缘油的老化的问题不能被忽略。变压器在运行时, 油与空气接触, 并逐渐吸收空气中的水分, 绝缘油和冷却油也可能吸收溶解了大量的空气, 油经常在较高的工作温度下与空气中的氧气接触, 会产生各种酸性氧化物, 不仅增加了油的介质损耗, 使油变质, 也增加了铜、铝、铁和绝缘材料的耐腐蚀性。绝缘油的老化, 容易产生故障隐患, 影响变压器的安全运行。

措施:1) 为防止因绝缘老化而造成变压器意外事故, 最大限度延长变压器的使用寿命, 提高设备投资的有效性, 变压器工作温度必须进行严格控制。目前, 方法是使用温度计来监测变压器顶层油温控。当天气炎热, 变压器会经常超载, 这时要加强监测, 密切关注上层油温的上升, 掌握变压器负载的变化, 在长期高负荷运转状态下, 避免变压器过热。此外, 确保变压器的散热风扇、循环水泵始终处于良好的运行状态。如果条件允许, 还利用红外热成像技术, 对运行多年的超载变压器, 进行红外诊断, 以保持变压器运行温度变化的分布, 发现变压器异常或热衰竭。减少各类事故造成绝缘老化;2) 对变压器绝缘油和冷却油油质恶化的预防, 主要是通过对变压器介质损耗进行检测, 利用气相色谱法分析变压器潜伏性故障。气相色谱法具有灵敏度高、不需将设备停运等优点, 可作为监测充油设备运行的重要手段。

2 套管短路故障

套管损坏, 裂缝, 闪漏油等原因, 造成短路。分析:外力对套管造成损伤、因为套管密封不严, 绝缘潮湿退化都会导致套管短路故障, 套结垢严重, 或套管操作过程中人为投掷金属物体, 也会造成短路。解决和预防措施:外部检查瓷套管是否损坏, 是否出现裂缝和结垢;利用摇表检查绝缘电阻的瓷套管, 是否满足要求。对发生外部短路变压器绕组进行测量, 可能会发出更严重的绕组变形进行覆盖检查, 以防止变压器的积累变成短路而发生事故。检查套管裂纹等故障的早期发现, 早期治疗。受损较严重的地区, 安装套管外套, 避免人为投掷杂物造成短路。受潮的套管应及早进行干燥处理, 破损的套管应更换新套管, 加封气密性好、弹性强的器件, 经试验检测合格后方可投入使用。投运前应对变压器各高低桩头进行复检, 将各接触点的螺丝旋紧, 以防接触不良, 同时, 还应做好变压器绝缘油位的监视, 严禁无油或少由运行。

3 分接开关故障

分接开关位置不准接或者接触不良, 会导致接触表面熔化和灼伤而产生放电。分析:开关的局部过热, 或烧毁都会导致分接开关故障。开关的结构和装配缺陷, 如弹簧压力不够, 接触不可靠、短路、接触过热、过电压击穿, 异物或接触变压器内的污垢也可能引起分接开关故障。解决和预防措施:用摇表检查绝缘电阻, 如果检测有故障则电阻值会很大;比对出厂值或上次调查记录, 如果不同, 表明触摸头故障。输出电压, 电流不稳定或变压器分接开关过热, 应尽快安排维修人员进行检查和测试。至于测量绝缘电阻时没有发生施加交流电压时所出现的有烟气产生的现象, 是因为, 测量绝缘电阻时对绝缘施加的电压为直流2 500V。高于交流1 000V, 但在直流和交流电压作用下, 绝缘上的电压分布是完全不同的, 直流下按电阻分布, 交流下按电容呈反比分布。施加的直流电压虽然比较高, 不会引起接地通路的明显发热:而加交流时电压分布却刚好相反, 即使交流电压比较低, 也足以使铁锈明显发热。

4 铁芯故障

现象和原因进行分析:声音不正常、油变质、温度升高, 变压器内部的问题, 有轻微的噼啪声。分析:铁芯迭片绝缘的损坏;导电材料的核心表面的损坏, 并会导致铁芯损坏。此外, 铁芯中缺片;铁芯油道内或夹件下面松动;铁芯的紧固零件松动, 会产生不正常的声音。在制造或检修过程中的装配质量并不好, 如接地夹子不完全到位, 接地不良。解决和预防措施:测量铁心到地面的绝缘电阻是否符合规定, 然后挂出来, 做一次外观检查, 也可用直流电压的方法来测量绝缘电阻。此外, 做负载测试, 测量空载损耗是否过大。操作人员从变压器运行声音尽快找到一个类似的问题, 检查测试, 防止形成接地短路事故。

5 结论

变压器的运行、维修、检测、日常维护过程中, 我们不应该错过任何细节, 并尽可能发现和消除缺陷。并进行记录和分析, 总结各类变压器故障及其处理方法, 不断总结经验, 提高水平, 以确保变压器的修理和维护, 变压器长期, 安全, 高效, 稳定运行。

参考文献

[1]杨瑜, 赵健网.电力变压器的噪声源及降噪对策[J].电力环境保护, 2008, 24 (3) .

[2]张国栋.油浸式电力变压器储油柜油位异常原因分析及补充油量的计算[J].电工技术, 2008.

[3]付和忠, 季小龙, 朱如勇, 周策, 项秉福.电力变压器的噪声源及降噪对策[J].安徽电气工程职业技术学院学报, 2008, 13 (1) .

变压器早期故障分析篇3

关键词：变压器；早期故障；故障分析

中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0048-02

1 变压器早期故障分析的背景

1.1 变压器的装置概述及其应用

在我国的电力设施中，变压器是其最重要的组成部件之一，所以变压器的早期故障的监测装置就显得尤为重要，其工作的原理大致是：在变压器里面的变压器油当中存在着溶解气体，它们可以通过可以选择的渗透膜来进入电化学气体传感器内。这时候的变压器就会析出氢气（H2）、一氧化碳（CO）、乙炔（C2H2）、乙烯（C2H4）等气体，而且这些气体会和空气中的氧气（O2）发生化学反应，这样变压器的故障监测装置就会测量到气体的含量变化，并根据其变化来判断其可能存在的故障。

1.2 变压器故障监测装置的技术支持

随着我国的变压设备的进步发展和运行时间的不断增加，在变压器内的绝缘油和电的长期作用下，就会导致其内部部件老化分解，并会产生不同的气体。当变压器的内部长时间不间断运行，其内部就会出现潜伏性过热，就会加大内部气体和空气的发展速率。及时地测量并且分析气体的组成成分和各成分所占的比例就能够做到故障的早期监测，掌握变压器的运行特性和故障的发生程度，可以及时地遏制事态的发展，减少设备的损失，降低维修的

成本。

2 变压器的早期故障

2.1 导致变压器故障的分类

变压器的内部故障一般来说，大致可以分为两类：放电故障与过热故障。在这两种故障中，变压器的故障可以根据判别的条件不同来分类，如果把过热故障按照温度的高低来分的话，就大致可以分为低、中、高温过热这三种情况；但是如果按照不同能量的密度来分的话就可以分为局部、低能量、高能量放电这样的三种情况，对于一些外部故障引起的内部故障最终是通过电性故障表现出来的，例如机械性的故障和内部进水故障。

2.2 变压器产生故障的原因

2.2.1 过热故障。在变压器的故障分析当中可以看出，绝缘加速劣化大部分都是由于过热故障所产生的，假如热应力仅仅引起的是热源外绝缘油的分解，那么通过实验可以看出产生的特殊气体主要是甲烷和乙烯这两种气体，并且通过统计计算可以得出两种气体所含的总烃量占所有气体总量的80%还要高。而且还会进一步地导致故障点的温度急剧的升高，同时会伴随着大量的乙烯气体的产生，甚至在特殊的情况下会产生微量的乙炔。除了以上两种比较多的气体产生以外还会产生一定含量的二氧化碳（CO2）和一氧化碳（CO）气体，这两种气体会导致裸露在空气中的局部金属产生局部性的过热现象。

2.2.2 放电故障。在变压器的放电故障当中，最主要的故障发生在高电应力所作用条件下的绝缘劣化。

（1）变压器产生故障中的高能放电的过程。在电力企业当中，高能放电所产生的故障又可以叫做电弧放电故障，其大致故障时的特点就是产生的气体大，反应很剧烈。在测定的过程当中，假如仅仅是采取测定油液当中所溶解的气体的办法并不是很有效的措施，同时也很难进行故障的预诊断。通常的情况下，溶解的油液当中的气体都是在变压器发生故障之后才能够检测出来的，在这种情况之下，我们可以在故障发生之后对瓦斯等气体成分进行测定来及时准确地进行故障的分析与维修。

（2）变压器高能放电所产生的影响。通过以上分析我们可以看出：高能放电故障所产生的气体最开始是乙炔和氢，如果故障依旧持续的话就会进一步地产生乙烯和丙烷等气体。不同的材料所产生气体的含量不同，在固体绝缘材料下，一般的情况下一氧化碳的含量高一点；另一方面，火花放电一般会出现在低能量的放电过程当中，它们主要产生的气体就是乙烯和氢。另外局部放电所产生的气体特征是氢气的含量比较高，占烃类气体含量的85%以上，造成绝缘老化的气体成分中，局部放电是其主要的原因，假如任其发展，就会导致更加严重的安全隐患，甚至产生重大的安全事故。

3 变压器内部故障的详细诊断方法

通过我国变压器近几十年的生产与工作的性能的总结和实验的数据分析可以得出：当变压器处于潜伏性过热与放电故障的运行状态下的话，就会在内部油液当中分解出各种低分子烃类以及含氧气体，它们会随着内部机械故障的发展其产生的气体的速度也在不断地加快。这种情况下，故障所产生的气体就会不断地扩散到油液当中，随着油液中气体含量浓度的不断增加，当达到饱和状态下就会有一部分的气体进入继电器之中。由此可知，局部过热和局部电弧放电引起的变压器油和固体绝缘的裂解是最终导致充油电气故障的原因。

3.1 变压器故障的检修方法

一般的情况下，我们可以大体地认为绝对产气速率是反映与衡量故障性质的有效途径。但是在一些实际的应用情况下，就会存在着这样或是那样的困难，就像是难以得到所谓的绝对产气速率。所以为了弥补这一缺陷，就只好用相对产气的速率来进行分析了，当变压器内部的油液通过真空滤油脱气之后，来进一步地适宜和方便绝对产气速率的衡量。在不同的情况下，可以根据当时的条件来实施具体的工作流程，在有条件的时候可以通过进行吊罩检修。但是应该指出的是由于对于以放电性为主的变压器故障来说，只要是检测到变压器的早期故障之后就应该尽快地进行检修，停止变压器的运行。这个时候就不再需要进行产气速率的追踪了，因为这种追踪只是适用于过热性的变压器的故障。在检修的过程当中，还要注意追踪分析的时间和间隔等因素。间隔的时间要适宜，不宜过长但也不宜过短，一般的情况下，间隔周期为一到三个月最好，同时在追踪的时候要用同一种气体进行追踪，否则的话就没有任何效果了。在进行气体追踪的同时，要求不能够停止装置的运行，还要保证其负荷的稳定；我们还可以通过改变装置的工作的负荷来求出追踪产气率与负荷的关系，就目前的变压器的发展水平来说，可以在投入运行前的色谱分析测试数据。

3.2 测定过程

就目前的变压器的工作水平与工作条件来说，我们可以采用三比值法、含量比值法、产气速率等措施来完成，但在使用的同时还存在着一定的缺陷，这种办法在实际的应用当中，只能够判别变压器发生故障的程度和大致的发热点的大致范围，还不能够及时准确地判断问题的回路。通过大量的实验数据得到结论，利用总烃含量与电压平方或电流平方成正比关系的总烃伏安法，可以有效地监测磁路的过热故障或是到点回路过热故障的一系列问题。

3.3 以气体继电器中的气体颜色和故障性质关系来判别故障方法

在运用以气体继电器中游离气体为特征量的故障诊断方法，一般的情况下，都是根据继电器中气体的颜色与故障的性质的关系来进一步地分析和判断内部故障的。但是另一方面来说，由于内部故障的初期所分解出的气体将与油中的溶解气体相互混合，聚集在气体继电器中的气体成分和故障处的气体成分并不一致，此时如果单以气体有无颜色或者可燃与不可燃来判断变压器故障的性质并不可靠。所以在这种情况下，我们可以应用平衡诊断来解决潜伏性问题。

3.4 气相色谱试验与在线监测数据的对比分析

现代社会中，利用气相色谱分析充油设备中的油中所溶解的气体是监测变压器等的充油设备过热和放电等潜伏性危害故障的一种较为行之有效的预防性试验方法之一，而且这种方法不需要变压器停运，只需抽取少量油样分析就能判断设备运行中所存在的隐患、潜伏性故障的性质以及严重程度等，并且对这种故障进行早期预测，确保电气设备正常运行，避免发生事故和无计划停电等。

利用对变压器油中溶解气体的分析方法能够有效地诊断变压器内部的潜伏性故障的早期存在。具体的运用要根据实际情况中的故障情况以及缺陷的不同程度、不同阶段，采用不同的分析方法，结合设备的实际运行状态和外部电器数据的分析比较，充分发挥油化学检测的灵敏性，正确地评判设备状况或制定出切实可行的计划，防患于未然，提高变压器的运行可靠性。

4 结语

变压器是电网设施中的重要组成部分之一，其充当着电压转换、电能分配和电力传输的任务，并提供电力服务。它能否顺利进行工作将直接影响整个电网的工作性能。变压器的故障大都是初期一些小问题没有得到及时的处理而导致的。及时准确地监测变压器的运行状态和分析变压器的故障状态是保证变压器平稳运行的重要方式之一，全面深入地掌握变压器的早期故障的监测与处理方法对事故所产生的影响可以极大地降低，减少设备的损失，增加电网的建设步伐，为我国的和谐电网做出巨大的

贡献。

参考文献

[1] 肖，王军香，刘博.变压器早期故障监测装置的技术原理及应用[J].黑龙江电力，2009，29（6）：458-463.

[2] 易莉，董其国.变压器早期故障监测装置的技术及应用[J].电力设备，2010，3（2）：45-51.

变压器故障应急预案篇4

1、表象 1.1 紧急停运

1.2 主变各连接部位严重发热 1.3 主变声音异常

2、应急处置 2.1 紧急停运

2.1.1 发生事故后，值班运行人员应立即向值班调度员及主管领导汇报已发生事故，明确报告事故发生的时间、基本情况。

2.1.2 当值调度员应迅速判断事故所引起后果，启动后备应急方案（改变运行方式），并根据情况及时上报上级调度部门，请求支援。2.2 主变及各连接部位严重发热

2.2.1 值班运行人员应立即向值班调度员报告设备异常情况，请求下一步工作指令。

2.2.2 当值调度员应迅速判断故障可能引起的后果，明确下达工作指令。2.2.3 启动后备应急方案（改变运行方式）或通知抢修部门（或相关单位）确定故障原因，恢复设备功能。2.3 主变声音异常

2.3.1 变压器运行正常时是发出连续匀称的嗡嗡声。2.3.2 除此之外的声音均为异常声响。

2.3.3 值班运行人员应立即向值班调度员报告设备异常情况，请求下一步工作指令。

2.3.4 当值调度员应迅速判断故障可能引起的后果，明确下达工作指令，启动后备应急方案。

3、故障判断 3.1 紧急停运

3.1.1 一般为变压器主体故障，主要有铁芯局部短路或熔毁，绝缘损坏；线圈间短路、断线，对地击穿；分接开关触头灼伤或有放电；套管对地击穿或放电；或继电保护动作等。严重时会起火。

3.1.2 变压器自动装置跳闸：此时应检查外部有无短路，过负荷和二次线路等故障，如故障原因不在外部，则需要检查绝缘电阻。3.2 主变及各连接部位严重发热

3.2.1 带荷后发热，可能是变压器功率不匹配；冷却系统散热不好；连接部位接触不良；

3.2.2 变压器主体本身质量存在问题。3.3 主变声音异常的判断

3.3.1 变压器发出“吱吱”声时，说明有闪络，这时必须检查变压器金属件的尖锐部分是否倒钝。

3.3.2 变压器有“哔剥”声时，表示有击穿现象，可能发生在线圈或铁芯与夹件间。

4、抢修恢复

4.1 变压器主体故障应及时通知厂家来人修理。

4.2 其他故障，应先隔离故障设备，确定故障点。通知抢修部门（或相关单位）检修设备，排除故障。

4.3 功率不匹配、冷却系统散热不好、连接部位接触不良等应通知抢修部门（或相关单位）检修设备，排除故障。

检测变压器电阻判断其故障篇5

1 绝缘电阻与直流电阻的测量

1.1 变压器绝缘电阻的测量

测量变压器的绝缘电阻, 先把变压器瓷套管清扫干净, 拆去全部引线和套管接地线;然后用1 000~2 500V的绝缘电阻表按照规定的接线方式 (常按《电气设备预防性试验规程》接线) 接好测试线路;最后以120 r/min的转速摇绝缘电阻表手柄进行测量, 待指针稳定后 (一般取1 min) 读取数值。测量绝缘电阻要注意:

(1) 在天气干燥、环境干净条件下使用与前次测量同一规格的绝缘电阻表进行测量, 以减少前后两次的相对测量误差。同时要记录测量时的环境温度, 以便将该次测量数值与以前测量数值换算到同一温度下进行比较。

(2) 测量过程中, 不允许接触带电体或拆接绝缘电阻表连接线;摇测读取绝缘电阻值之后, 不要立即停止摇动, 应先取下相线再停摇, 否则变压器绕组的感应电压会反过来损坏绝缘电阻表;测量后还应将变压器绕组接地放电, 以免触电。

1.2 绕组直流电阻的测量

绕组直流电阻的测量采用电桥法。可以采用单臂电桥 (惠斯登电桥) 或双臂电桥 (凯尔文电桥) , 具有准确度高、灵敏度高、能直接读数的优点。具体操作方法按常规要求进行即可。

测量绕组的直流电阻时应注意:由于变压器 (尤其是大型变压器) 绕组有电感存在, 时间常数比较大, 测试电路接好后必须经过较长时间的等待, 让测试电流趋于稳定后再进行读数。在批量测试中, 为了缩短测量时间, 可以给电源或者变压器绕组串上一个阻值5Ω左右、功率0.5~1.0 W的精密电阻, 这样就可减小回路的时间常数, 测得的电阻减去所串电阻就是变压器绕组的直流电阻。要注意所串电阻不能太大, 否则会使测试精度过分降低。

2 判断标准及有关故障分析

要根据测量出的绝缘电阻与直流电阻的变化判断出变压器的有关故障。首先要有一个电阻值基本标准, 但由于变压器结构尺寸和使用的绝缘材料、绕组材料的不同, 绝缘电阻与直流电阻的分散性很大, 所以没有绝对的判断标准, 在有关规程中也不作硬性规定。所测得的电阻主要是与同类变压器、同一变压器以前测试结果、大修前后及出厂试验结果进行比较判断, 以便分析绝缘状态与绕组回路的完整性、接头接触情况。

一般来说, 本次测得的变压器绝缘电阻与以前所测值相比较, 换算至同一温度下应不低于前次所测值的70%。不同温度时电阻值换算公式如下:

式中RT1———温度为T1时测量的绝缘电阻值, MΩ;

RT2———温度为T2时测量的绝缘电阻值, MΩ;

α———绝缘电阻的温度换算系数, 参见表1。

另外, 表2给出了油浸电力变压器交接时绝缘电阻的标准值, 表3给出了10/0.4 k V电力变压器绝缘电阻的要求值, 可直接作为大修前后或运行中检测绝缘电阻值是否符合标准要求的参考。

对于绕组的直流电阻, 其测量结果按下列原则进行判断:

(1) 630 k VA及以下的变压器。各相绕组的直流电阻当其相间差别不大于三相平均值的4%, 线间差别不大于三相平均值的2%时视为正常。

(2) 630 k VA以上的变压器。各相绕组的直流电阻当其相互差别 (无中点引出时为相间差别) 不大于三相平均值的2%, 与以前 (出厂或交接时) 测量结果相比较, 相对变化也不大于2%时视为正常。

电力变压器的故障诊断研究篇6

1 我国电力变压器故障现状

如今, 全世界对电网大停电事故的因由以及电网大体存在问题的研究, 更多地关注在电网工作本身, 对电力设备本身故障引发的电网事故不够重视。实际上, 电网安全的第一道防线是电力设备本身的安全。电力设备发生故障, 是损害整个电网安全的最首要原因之一。由于迅猛发展的西电东送以及全国联网, 这就给电网安全平稳的工作造成了更大的压力, 为电网提供保障带来了相当巨大的压力与挑战。安全的电力设备, 完全可以使得电网安全平稳的工作得到保障, 特别是电力体系作为纽带的设备, 就显得更加关键。大型的电力变压器, 能不能正常工作, 其工作环境以及状况是不是能够保持良好, 都会直接影响到电网工作的安全以及稳定。电力变压器只要有故障发生, 就有可能导致设备资产以及大停电等极其重大的损失, 甚至还会发生严重的社会影响。

2 变压器故障诊断研究现状

机械故障、热故障、电故障, 是电力变压器内部故障模式的3种主要类型。在这3种类型中, 后2种类型的故障为主要故障。机械性故障大多是由热故障或电故障的形式体现出来的。电力变压器故障发生的征兆与故障原因间的关系表现得非常麻烦。在变压器中, 典型故障以及其可能发生的原因大体包含以下几个地方:

2.1 局部放电

由很不完整的芹泽、较高湿度的纸张、饱和度较高的油, 导致局部放电, 最后慢慢形成了X-蜡。

2.2 低能量放电

连接状况的不佳, 引发不同电位与悬浮电位, 形成了火花放电情况或者电弧现象, 完全可以产生在封闭环、缠绕组中临近的线饼间以及连线开焊处, 木质的绝缘块、绝缘器件黏合处, 还有绕组垫块的表面放电。

2.3 高能量放电

区域高能量或者因为短路导致的闪络, 表面放电或者电弧;低压接地、对头之间、线圈周围、套管与箱体中间、铜排与箱体中间、绕组以及铁心之间的短路;环绕主磁通的两个相邻导体间的放电;铁心的绝缘螺丝、固定铁心的金属环之间的放电。

2.4 低温过热

在紧急情况下, 变压器超负荷工作;绕组当中油流被堵塞。

2.5 高温过热

铁心以及油箱中产生非常大的环流, 油箱壁不可以补偿太高的磁场, 造成大量的电流经过, 铁心片之间短路。

3 电力变压器故障诊断方法

3.1 基于模糊逻辑的诊断方法

在美国的控制论学家L.A.Zadeh教授阐述模糊集合理论之后, 关注模糊逻辑研究的人越来越多。就是因为模糊逻辑的办法, 表述界限模糊的定性知识和经验非常的容易, 它利用隶属度函数概念来帮助理解, 使得区分模糊集合变得简单, 轻松的处理了模糊关系, 利用模拟的人脑进行规则型的推理, 使得现实生活中发生的一些不确定问题得到有效处理。因为实际工作的电力变压器产生故障的原因以及故障机理之间留存着诸多不确定性以及模糊的关系, 用一般的数学办法不容易理解和描述。然而, 模糊逻辑的概念却完全可以合理有效地解决不确定性还有模糊之间的关系, 这也就为电力变压器的故障诊断技术开创了一条非常不一样的思路。就是因为专家体系的诊断疗法属于专家体系当中的人工智能的一个关键组成部分, 它是一种可以在相当程度上模拟人类专家经验以及推理进程的计算机程序体系, 可以按用户提供的材料信息。使用系统中, 利用储存的专家经验或者知识开始推理和判断, 最终给出结论以及结论的可靠性用来供用户决策之用。电力变压器故障诊断属于一个相当令人痛苦的问题, 牵扯到的因素实在太多。根据许许多多的参数得出精准的决定, 必须要有特别坚实的理论基础, 并且还要有丰富的工作维修经验作为支持。此外, 因为变压器的体积、电压等级以及工作环境不同, 相同种类的故障在不同变压器中的表达形式也不尽相同。但是专家体系拥有非常强的容错能力以及自适应能力, 同时能够按照诊断中所取得的知识对本身的知识库开始修正, 以保障知识的完整性, 所以可以对不同类型的电力变压器均有效进行诊断。

3.2 基于人工神经网络的诊断方法

人工神经网络具有非常多的能力, 比如自适应性能力、自我学习能力、容错性能力, 还有非线性逼近能力, 等等, 这些能力完全可以达到防范、模拟或者仿真以及模糊掌控等目的, 是解决非线性体系的非常强大的工具。

4 结语

电力变压器是电网安全首道防御体系中最重要的枢纽设备。对变压器等电力设备实时开展状态测验或监测, 并对状态材料开展研究。研究电力设备的漏洞或者故障发生的原因, 发生故障前后特征。这些, 有着极其重大的研究意义, 这已经变成国内外电力部门最为关注的问题之一。

摘要：对电力变压器展开科学有效的状态评估和深入的故障诊断分析, 加强变压器工作管理和状态检修, 防范并降低故障的发生几率, 具有极其重要的理论意义与实际意义。

关键词：故障,诊断,电力变压器

参考文献

[1]朱德恒, 严璋, 谈克雄, 等.电气设备状态监测与故障诊断技术[M].中国电力出版社, 2009:98-99.

[2]杨鹤标, 薛艳锋, 冯进兰, 等.基于Fisher线性判别率的加权K-means聚类算法[J].计算机应用研究, 2010, (27) :4439-4442.

变压器早期故障篇7

关键词：色谱分析,变压器故障,特征气体组分法,三比值判断法,成分超标分析法

1 色谱分析判断变压器故障的理论依据

变压器油是一种包含有矿物绝缘油和有机绝缘材料的矿物油。其中, 绝缘油中含有脂肪族饱和烷烃、脂肪族饱和环烷烃和芳香族不饱和烃等成分, 绝缘材料中含有纤维素。

在变压器的运行过程中, 这些绝缘物会发生老化和变质, 并且伴随着一些气体的产生, 例如:氢气、甲烷、乙烯、乙烷等低分子烃类和一氧化碳、二氧化碳等气体。不同运行情况下产生的气体量与气体比例是不同的: (1) 当变压器正常运行时, 会产生少量气体; (2) 当变压器产生故障时, 产生的气体量增大, 其中, 若故障点温度低, 则会产生比例较大的甲烷气体, 若故障点的温度升高, 则会增大乙烯和氢气组分的量和比例, 若故障点温度严重过热, 则会产生乙炔, 并伴随着二氧化碳和一氧化碳气体的产生。并且, 二氧化碳和一氧化碳的比值是随着温度的升高而降低的, 所以, 可以通过测定气体中的成分和气体比例来判断变压器是否在正常运行。

变压器正常运行过程中产生的气体大多能溶解于绝缘油中, 但是发生故障的变压器运行时, 产气量大于溶气量, 从而存在部分不能溶解的气体, 它们进入继电器引起继电器工作。故障初期所积累的气体量还不足以使继电器工作, 所以, 如果在故障初期能及时检测到气体的变化就能有效的防止事故的发生。

气相色谱法是一种测定气体组分和含量的分析方法, 它的分析过程是:将溶解在油中的气体分离出来, 混合气体通过色谱分析仪, 用色谱柱将这些混合气体分离, 然后, 通过鉴定器来测定被分离气体的成分和含量, 从而得到该混合气体的组分和含量。所以, 应用变压器油色谱分析来判断变压器的故障点和故障程度是可行的, 并且能有效的预防事故的产生。

2 色谱分析判断变压器故障的应用方法

应用色谱分析来判断变压器故障的应用方法有三种, 分别是:特征气体组分法、三比值判断法和成分超标分析法。下面分别就这三种方法进行具体的分析:

2.1 特征气体组分法

当变压器产生不同的故障时, 产生的特征气体的成分也不相同。因此, 可以根据气体的成分来初步判断变压器所发生的故障类型。如表1所示:

2.2三比值判断法

特征气体法能初步判断故障的类型, 结合三比值法进行判断可以使结果更加可靠。三比值分别是指CH4/H2、C2H4/C2H6、C2H2/C2H4的气体之间体积分数的比值。当三个比值不同时, 对应的故障性质和故障特征不同, 具体分析如表2所示:

2.3 成分超标分析法

利用成分超标分析法来判断变压器故障可分为下列3种情况:

(1) 油纸绝缘受潮引起H2的量超过正常标准; (2) 变压器中存在电弧、多点接地短路等能量放电故障时引起C2H2的量超标并且增长速度较快; (3) 因为在绝缘体的正常老化过程中也会产生大量的CO、CO2气体, 所以单单CO、CO2的增长较快是不能说明变压器有故障的。

3 减小色谱分析方法中误差的产生

色谱分析法的操作步骤多, 所以, 在这个过程中产生的误差也比较大, 结合误差的产生因素, 提出下列在实际操作中可以减小误差的环节:

(1) 密封油样容器, 保证在油样运输过程中的平稳; (2) 注射器要密封良好, 并且在取样时, 要避免玻璃注射器中气体的吸入, 保证取样准确; (3) 不同的油注射量会影响结果, 所以要准确定量待测油样的注射量; (4) 不同人的测量和分析结果不同, 尽量采用软件来测量和分析数据, 保证数据的准确性。

4 结束语

电力部门应该加强对变压器的监督和定期检修, 以保证变压器的正常运行, 避免事故的产生。通过笔者多年的工作实践, 利用变压器油色谱分析来判断变压器故障的方法是十分可行的, 对于事故的预防以及故障点、故障程度的检测都具有十分重要的作用。所以, 相关部门要加强对色谱分析方法的研究, 积累变压器故障与产生气体成分含量关联的经验, 并且为了更好的指导生产, 保证电网安全可靠的运行, 还要将色谱分析法与电气试验、运行、检修等情况相结合, 以便更加准确的判断出变压器的故障。

参考文献

[1]鲁永, 郭宝明, 李卫军.变压器油色谱分析及故障判断[J].北京电力高等专科学校学报 (自然科学版) , 2011, 28 (3) .

变压器故障诊断技术研究论文篇8

1变压器常见的故障类型

1.1短路故障

变压器短路故障是指相间短路、绕组对地短路、出口短路等，这种出口短路故障对于变压器的运行影响最为严重，这种故障发生频率较高，一旦变压器发生出口短路故障，其内部绕组会流过非常大的短路电流，导致变压器绕组快速发热，严重的甚至导致绕组变形或者击穿，发生火灾，危害工作人员生命安全。

1.2放电故障

根据放电能量密度，变压器放电故障包括高能量放电、火花放电和局部放电，当变压器运行过程中，绝缘层中的油膜和气隙发生放电，变压器的绕组匝间层绝缘层被击穿很容易发生高能量放电，若变压器油质较差易发生火花放电。

1.3绝缘故障

绝缘材料使用寿命在很大程度上决定了整个变压器的使用寿命，大多数的变压器故障主要是由于绝缘层发生损坏。绝缘油老化、绝缘材料损坏、变压器受潮放电、铁芯叠片绝缘性较差等[1]，很容易造成变压器绝缘油老化，绝缘材料损坏，而过电压、湿度、温度等因素都会影响变压器的绝缘性能。

1.4铁芯故障

变压器运行过程中，铁芯必须有一点稳定接地，一旦两点以上发生接地现象，会造成变压器局部位置过热，甚至将变压器烧毁，在实际应用中变压器的铁心故障发生率较高。

1.5分接开关故障

变压器的分类及故障排查分析篇9

降压变压器恰好与升压变压器相反, 高压侧接受电能, 低压侧输出电能, 其作用是将高压输电线路的高电压变成较低的电压, 再分配输送给几个用电区。降压变压器安装在高压输电线路的受电端, 其高压侧的额定电压正好等于线路的额定电压, 而其低压侧是联结到下一级较低电压的输电线路, 所以其低压侧的电压要比该线路的额定电压高出10%。如用于110kv, 输电线路的降压变压器, 降压后送到35kv的线路, 其低压应为38.5kv。

降压变压器中还有一种中小容量的配电变压器, 其高压侧接于线路, 低压侧直接为动力或照明设备提供电源, 低压侧电压通常为400v或230v。

按照变压器在运行过程中调整电压的方式来区分, 电力变压器又可分为无励磁调压变压器和有载调压变压器两大类。无励磁调压变压器在带电时不能调压, 只有当它与电源断开的情况下, 才允许操动分接开关变换调压分接头。有载调压变压器在运行中可以不用切断电源, 能在带负载的情况下调整电压。

按照变压器线圈的多少, 电力变压器又可分为双线圈变压器和三线圈变压器。三线圈变压器中有三个电压不同的线圈, 分别称为高压、中压和低压线圈。一般容量较大的变压器才制成三线圈, 中小容量的变压器几乎都是双线圈。

按变压器的相数来区分, 电力变压器又可分为单相变压器和三相变压器。三相变压器结构紧凑合理, 比制造单相变压器节省大量的材料和工时, 故绝大多数的电力变压器都做成三相的。专供照明用电的小容量变压器大都为单相结构。容量很大的变压器, 为不致使变压器的体积和总重超出运输尺寸和吨位的限制, 一般采用单相组合结构。超高压变压器, 为了降低绝缘造价, 减少许多超高压下不易解决的绝缘问题, 也往往采用单相组合结构。

用于特殊工业部门和场所的变压器称为特种变压器, 例如:电炉变压器、整流变压器、试验变压器、牵引变压器、启动变压器、矿用变压器、防爆变压器、船用变压器、脉冲变压器、音频变压器等。

变压器发生故障的原因有时比较复杂.为了顺利地和正确地检查与分析其原因, 事前应详细了解下列情况:

(1) 变压器的运行情况, 如负载情况、过载情况、负载种类。

(2) 故障发生以前与故障发生时的气候与环境情况, 如有否经雷击与雨雪等。

(3) 变压器的温升与电压情况。

(4) 继电保护动作的性质, 并在哪一相动作的。

(5) 如果变压器具有运行记录的话、应加以检查。

(6) 检查变压器的历史资料, 厂解上一次检修的质量评价。

(7) 其他外界因素, 如有无小动物活动的痕迹等。

变压器是电力系统中的一个关键设备, 它的良好运行对电网安全具有重要的意义。目前变压器运行可靠性在不断提高。但变压器事故和故障还是不断发生。所以对变压器进行故障分析和及时诊断就显得尤为重要。

(1) 直观法。变压器容量在560kv.A以上的都装有保护装置, 如气体继电器、差动保护继电器和过电流保护装置等。变压器发生故障时, 会使相应的保护装置动作, 其中能比较准确地反映变压器故障的是气体继电器。如果气体继电器的上浮筒动作产生信号, 则表明变压器的事故比较轻;如果下浮筒动作、则表明变压器已发生严重事故;在特别严重的情况下, 气体继电器动作的同时, 防爆管中也将有气体和油冲出。

(2) 试验法。许多故障不能完全靠外部直观法来判断, 例如匝间短路、内部绕组放电或击穿、内部绕组和外部绕组之间的绝缘被击穿等等, 其外表的征象均不显著, 所以必须结合直观法进行试验测量, 以正确地判断故障的性质和部位。变压器故障的试验方法检查分析如下:

①测绝缘电阻。用2500v的电阻表测量绕组之间和绕组对地的绝缘电阻, 若其值为零, 则绕组之间或绕组对地可能有击穿现象。

②绕组的直流电阻试验。当分接开关于不同分接位置时。测得的直流电阻若相差很大, 可能是分接开义接触不良或触点有污垢等现象造成。

③测得的高低压侧的相电阻之差与三相电阻平均值之比超过4%, 或者线电阻之差与三线电阻平均值之比超过2%。则可能是匝间短路或引线与套管的导管间的接触不良。

④测得高压侧电阻极大, 则高压绕组断路或分接开关损坏;低压侧三相绕组电阻误差很大, 可能是引线铜皮与瓷瓶导管断开或接触个良。

以上所述仅能作为对变压器故障的现场直观的初步判断, 因为变压器的故障不仅仅是某一方面的直观反映, 它涉及诸多因素, 有时甚至会出现假象。因此, 只有进行详细测量和分析, 才能准确可靠地找出故障原因, 判明事故性质, 提出合理的处理办法, 使故障尽快得到消除。

参考文献

[1]陈剑.基于压流波形特征的变压器继电保护的研究[D].华北电力大学, 2002.

电力变压器工作原理及故障分析篇10

关键词：变压器,维修,绕组,铁芯,劣化,在线监测

电力变压器是输电线路中常见的电气设备, 它的作用是是用来将某一数值的交流电压 (电流) 变成频率相同的另一种或几种数值不同的电压 (电流) 的设备。当一次绕组通以交流电时, 就产生交变的磁通, 交变的磁通通过铁芯导磁作用, 就在二次绕组中感应出交流电动势。二次感应电动势的高低与一二次绕组匝数的多少有关, 即电压大小与匝数成正比。电力变压器的主要作用就是改变输电电路的电压, 可以把高压降为低压, 也可以把低压升为高压。其工作原理就是利用高压输电技术减少电量损耗。电流从电厂出来先用升压变压器把电压升高, 通过线路输送的选用的地区, 然后再利用降压变压器降低电压降到民用电压220v, 或者工业电压。所以变压器室输电电路中非常重要的设备。常见的电力变压器一般是由铁芯、绕组、油箱、绝缘套管和冷却系统等五个主要部分所组成, 变压器主要部件是绕组和铁心, 绕组是变压器的电路, 铁心是变压器的磁路。二者构成变压器的核心即电磁部分。除了电磁部分, 还有油箱/冷却装置/绝缘套管/调压和保护装置等部件。

铁心是变压器中主要的磁路部分。通常由含硅量较高, 厚度为0.35或0.5mm, 表面涂有绝缘漆的热轧或冷轧硅钢片叠装而成。变压器的铁芯结构其基本形式有两种, 一种叫芯式铁芯, 也叫内铁式铁芯。另一种叫壳式铁芯, 也叫外铁式铁芯。

绕组是变压器的电路部分, 它是用纸包的绝缘扁线或圆线绕成。

国产的电力变压器一般采用同心绕组, 所谓同心绕组就是在铁芯柱的任一横断面上, 绕组都是以同一圆心的圆筒型线圈套在铁芯柱的外面。同心绕组按其结构不同可以分为圆筒式, 分段式, 连续式, 双饼式, 纠结式, 螺旋式等。

油箱是油浸式变压器的外壳, 器身就放在此油箱内, 箱内灌满了变压器油, 变压器油有两种作用, 一方面作为绝缘介质, 另一方面作为散热的介质, 即通过变压器油的循环, 将绕组和铁芯中散发出来的热量, 带给箱壁和散热器、冷油器进行冷却。

变压器的绝缘套管是将变压器内部的高、低压引线引到油箱的外部, 不但作为引线对地的绝缘, 而且担负着固定引线的作用。因此, 必须具有制造标准中规定的电气电气强度和机械强度。

变压器的冷却系统的冷却方式按其容量的大小可以分为:油浸自冷式、油浸风冷式、强迫油循环冷却式。

电力变压器常见故障原因分析:

(1) 放电故障。根据放电的能量密度的大小, 变压器的放电故障常分为局部放电、火花放电和高能量放电三种类型。放电对绝缘有两种破坏作用:一种是由于放电质点直接轰击绝缘, 使局部绝缘受到破坏并逐步扩大, 使绝缘击穿。另一种是放电产生的热、臭氧、氧化氮等活性气体的化学作用, 使局部绝缘受到腐蚀, 介质损耗增大, 最后导致热击穿。

(2) 短路故障。变压器短路故障主要指变压器出口短路, 以及内部引线或绕组间对地短路、及相与相之间发生的短路而导致的故障。1) 短路电流引起绝缘过热引起故障。电压器短路时, 其高压低压绕组会通过高于平时几十倍的电流, 会产生很大的热量, 使变压器发热, 当电流超过变压器的承受能力, 就会使变压器严重受损。2) 短路电动力引起绕组变形引起故障。变压器受短路电流冲击时, 可能会使绕组变形, 多次冲击后, 会使变压器损坏。

(3) 绕组变形。1) 受短路电流冲击影响的变形。2) 中、低压绕组的位置处于内柱或中间时, 常受到轴向和辐向压缩力的影响, 使绕组端部紧固压钉松动, 垫块位移;匝间垫块位移, 撑条倾斜, 线饼在辐向上呈多边形扭曲。3) 绕组分接区、纠接区线饼变形。4) 绕组引线位移扭曲。

(4) 绝缘故障。1) 固体纸绝缘出现问题。2) 变压器油质劣化。影响变压器油质劣化的主要因素:是高温, 空气中的氧和潮气水分。高温会加速油质劣化的速度, 当油温在70℃以上, 每升高10℃油的氧化速度增加1.5—2倍;变压器油长期和空气中氧接触受热, 会产生酸、树脂、沉淀物, 使绝缘材料严重劣化;油中进入水分、潮气、电气绝缘性明显下降, 易击穿。

(5) 变压器受潮。1) 变压器未投入前, 潮气侵入使绝缘层受潮;或者变压器工作环境是南方地区潮湿、雨水多, 湿度过高。2) 制造时, 绕组内层浸漆不透, 干燥不彻底, 绕组引线接头没有焊接好、绝缘不完整导致匝间、层间短路。配电变压器绕组损坏部分发生在一次侧, 主要是匝间、层间短路或绕组对地, 在达到或接近使用年限时, 绝缘自然枯焦变黑, 失去绝缘性。3) 绝缘老化或油面降低某一些工作多年的老变压器, 因各种原因致使油面下降, 绝缘油与空气接触面积增大, 使空气中水分进入油面, 使绝缘强度降低。当绝缘达到到一定值时, 就会发生短路。因此, 运行中的配电变压器一定要定期进行油位检测和油脂化验, 一旦发现问题, 要及时处理。

(6) 变压器过载的主要原因。1) 机械负荷过重的主要特征是电动机发热, 并可从显示屏上读取运行电流来发现。2) 三相电压不平衡引起某相的运行电流过大, 导致过载跳闸, 其特点是电动机发热不均衡, 从显示屏上读取运行电流时不一定能发现。3) 误动作的变频器内部的电流检测部分发生故障, 检测出的电流信号偏大, 导致跳闸。

(7) 变压器遭雷击。每年夏天都会出现变压器遭雷击情况, 如果避雷措施没有做好在野外的变压器有可能回因为雷击而失去作用。严重的还会起火引起火灾。

(8) 犯罪分子破坏及故意损坏。这种情况在我国比较普遍, 个别不法分子, 为了获得经济利益不惜铤而走险, 破坏国家电力设施, 故意弄坏无人值守的变压器, 带来不必要的损失。

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