变压器故障统计分析十篇

变压器故障统计分析 篇1

关键词：变压器,故障,处理,检测,措施

1 前言

随着现代经济的飞速发展, 负荷迅猛增长, 居民配电设施改造及一户一表工程的实施, 居民用电负荷需求量愈来愈大, 而且对电压质量、供电可靠性的要求也愈来愈高。而变压器是供电系统中十分重要的组成部分, 不仅直接关系到由其供电的广大用户, 也关系到整个电网的安全稳定。因此, 对于变压器运行维护过程中产生的各种影响因素, 要引起高度的重视。本文结合作者多年的实际工作经验, 对变压器运行中常见的各种故障及运行过程中针对性检测的措施进行了详细的分析。

2 变压器运行中常见的各种故障

2.1 外观异常特征

(1) 防爆筒薄膜龟裂破损。油枕呼吸器发生堵塞影响变压器的正常呼吸, 将使油枕上方空气压力发生变化, 引起防爆筒薄膜破损, 水和潮气进入变压器内部导致绝缘受潮。

(2) 套管表面放电。套管表面放电将导致发热、老化, 甚至引起短路或爆炸。

2.2 声音异常

响声较大而嘈杂时, 可能是变压器铁芯的问题。如夹件或压紧铁芯的螺钉松动, 此时仪表的指示一般正常, 绝缘油的颜色、温度与油位也无大变化, 但也应停止变压器运行, 进行检查。

变压器局部放电。若变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时, 有“吱吱”的放电声;若变压器的变压套管脏污, 表面釉质脱落或有裂纹存在, 可听到“嘶嘶”声;若变压器内部局部放电或电接不良, 则会发生“吱吱”或“僻啪”声, 而这种声音会随离故障的远近而变化, 这时, 应对变压器立即进行停用检测。

响声中夹有水的沸腾声, 或有“咕噜咕噜”的气泡逸出声, 可能是绕组有较严重的故障, 使其附近的零件严重发热致使油气化。分接开关接触不良或变压器匝间短路, 都会发出这种声音。此时, 应立即停止变压器运行, 进行检修。

变压器外壳闪络放电。当变压器绕组高压引起出线相互间或它们对外壳闪络放电时, 会出现此声。这时, 应对变压器进行停用检查。

2.3 颜色、气味异常

(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、接触面严重氧化等使接头过热、颜色变暗并失去光泽。接头连接部位温度不宜超过70℃, 检查时可使用红外测温仪检测。

(2) 防爆管防爆膜破裂:

当防爆管防爆膜破裂时会使水和潮气进入变压器内, 从而导致绝缘油乳化及变压器的绝缘强度降低。

(3) 套管闪络放电:

套管闪络放电会造成发热导致老化, 绝缘受损甚至引起爆炸。

(4) 引线 (接线头) 、承卡处过热引起异常:

套管接线端部紧固部分松动或引线头线鼻子滑牙等, 接触面发生氧化严重, 使接触过热, 颜色变暗失去光泽, 表面镀层也遭破坏。

(5) 套管污损引起异常:

套管污损产生电晕、闪络会发生臭氧味, 冷却风扇、油泵烧毁会发出烧焦气味。

另外, 吸潮过度、垫圈损坏、进入油室的水量太多等原因会造成吸湿剂变色。

2.4 温度异常

变压器在负荷散热条件、环境温度都不变的情况下, 较原来同条件时的温度高, 并有不断升高的趋势, 同样是变压器故障的象征。引起温度异常升高的原因有: (1) 变压器匝间、层间、股间短路; (2) 变压器铁芯局部短路; (3) 因漏磁或涡流引起油箱、箱盖等发热; (4) 长期过负荷运行, 事故过负荷; (5) 散热条件恶化等。

运行时发现变压器温度异常, 应先查明原因后, 再采取相应的措施予以排除。如是变压器内部故障引起, 应停止运行, 进行检修。

2.5 渗漏油

渗漏油是变压器较多见的故障之一。变压器本体充满变压器专用油, 经过长时间的运行, 特别是超负荷超温运行, 胶珠、胶垫将老化龟裂, 会导致油渗漏。如果变压器出现严重渗漏油, 将造成引出线下端和分接开关长期暴露在空气中, 致使绝缘降低, 发生内部闪络, 而击穿烧坏变压器。目前部分地区出现了变压器油被盗、被放空的新情况, 其危害性更大。

2.6 喷油爆炸

造成此状况的原因是变压器内部的故障短路电流和高温电弧使变压器油迅速老化, 而继电保护装置又未能及时切断电源, 使故障较长时间持续存在, 致使箱体内部压力持续增长, 高压的油气从防爆管或箱体其他强度薄弱之处喷出而形成事故。

(1) 缘损坏。

匝间短路等局部过热使绝缘损坏;变压器进水使绝缘受潮损坏;雷击等过电压使绝缘损坏等是导致内部短路的基本因素。

(2) 线产生电弧。

线组导线焊接不良、引线连接松动等因素在大电流冲击下可能造成断线, 断点处产生高温电弧使油气化促使内部压力增高。

(3) 分接开关故障。

配电变压器高压绕组的调压段线圈是通过分接开关连接在一起的, 分接开关触头串接在高压绕组回路中, 和绕组一起通过负荷电流和短路电流, 如分接开关动静触头发热, 跳火起弧, 则使调压段线圈短路。

2.7 负载异常

由于负荷低、温度低、绝缘老化较正常要慢, 而负荷较大、温度较高, 则绝缘老化较正常速度要快, 因此, 虽然正常过载不损害变压器的使用寿命, 但事故过载时变压器的绝缘寿命要受到影响。

从变压器事故情况分析来看, 抗短路能力不够是事故的首要原因。事故主要表现形式为:外部短路冲击, 线圈变形逐渐严重, 最终绝缘击穿损坏。

3 针对性检测措施

在变压器运行的过程中, 必须按照要求对设备进行巡检, 一旦发现问题, 要立即汇报, 马上安排人员检查。在变压器周检和大修过程中, 检修的工作人员要严格遵守“到期必修, 修必修好”的原则, 严格遵守变压器周检及大修工艺规程, 不拉项、不甩项。对于检修过程中容易漏掉、忽略的环节, 要制定相关条例。本文现对以下异常情况采取有针对性的措施加以分析。

3.1 从气相色谱法分析判断故障

应结合电气、化学试验结果和运行检修历史, 以及外部检查等对油中气体进行综合分析, 以便进一步明确有无故障和故障的状况, 如故障可能存在的部位、程度和发展趋势等, 以便提出合理的技术措施。

3.2 变压器出口短路

若发生变压器出口短路, 可采用的针对性检测方法有油色谱分析、绕组直流电阻检测、短路阻抗试验、绕组的频率响应试验、空载电流和空载损耗试验。

3.3 变压器绝缘受潮

若初步判断变压器受潮, 则要进行绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗、泄露电流等绝缘特征试验, 变压器油的击穿电压、油介质损耗、含水量试验, 绝缘纸的含水量检测等。

3.4 定期检查、清理变压器外部附件

检查变压器低压接线柱和铜铝过渡线夹是否接触良好, 检查引上线和引下线是否无烧焦现象;检查油位是否正常;检查变压器套管是否清洁、无裂。若发现异常, 应及时停电处理。

3.5 变压器振动及噪声异常

若发生变压器振动及噪声异常, 则要进行振动检测, 噪声检测, 油色谱分析, 变压器阻抗电压测量, 进行空载试验, 测量三相空载电流和空载损耗值, 以此判断变压器的铁心硅钢片之间有无故障或磁路有无短路, 以及绕组短路故障等现象。

3.6 防止变压器渗漏油

对于变压器渗漏油时, 应及时发现, 确定漏油部位, 并进行技术处理, 对部分地区的盗放变压器油现象, 目前没有更好的办法, 建议用小圆钢管夯实排油螺母 (但此方法也造成工作人员无法再打开排油) 。

4 结语

总之, 在平时运行和检修试验过程中要注意观察, 及时分析主变的异常变化, 根据变化情况判断出电力设备故障原因, 从而有效避免重大事故的发生。

参考文献

[1]梁暄.农村电网运行中变压器短路损坏现象的分析.电力学报, 2006

[2]郑焕城.运行中电力变压器故障特征分析及综合检测方法.电力学报, 2006 (4) :485～488

变压器故障统计分析 篇2

关键词：变压器,铁芯,多点接地故障

变压器的铁芯是传递、变换电磁能量的主要部件。保证它的可靠运行,是人们关注的问题。运行经验表明,因铁芯问题造成的故障,占变压器总事故的第三位。由于铁芯故障,迫使运行部门进行计划外的停电检修,造成人力、物力的额外损失,因此有必要加强对变压器铁芯多点接地故障的分析,从结构、检测手段、处理方式等方面采取有效措施,以减少或消除影响变压器运行的不安全因素。

1 变压器正常的接地方式

1.1 变压器铁芯正常运行时需要一点接地的原因

变压器正常运行时,带电的绕组及引线与油箱间构成不均匀电场,铁芯和其他金属部件就处于该电场中。若变压器铁芯不接地,高压绕组与低压绕组之间、低压绕组与铁芯之间、铁芯与大地(变压器油箱)之间都存在着寄生电容,带电绕组通过寄生电容的耦合作用使铁芯对地产生一定的电位,称为悬浮电位。由于铁芯及其他金属构件所处的位置不同,具有的悬浮电位也不同,当两点之间的电位差达到击穿其间的绝缘时,便产生火花放电。这种放电是断续的,放电后两点电位相同,放电立即停止;然后再产生电位差,再放电……。断续放电的结果使变压器油分解,长期下去,逐渐使变压器固体绝缘损坏,导致事故发生,这是不允许的。为避免上述情况发生,国标规定,变压器铁芯和较大金属零件均应通过油箱可靠接地,20 0 0 0k V·A及以上的变压器,其铁芯应通过套管从油箱上部引出并可靠接地,具体做法是将变压器铁芯与变电站的接地系统可靠连接。这样,铁芯与大地之间的寄生电容被短接,使铁芯处于零电位,这时地线中流过的是带电绕组对铁芯的寄生电容电流。对三相变压器来说,由于三相结构基本对称,三相电压对称,所以三相绕组对铁芯的电容电流之和几乎等于零。

目前,广泛采用铁芯硅钢片间放一铜片的方法接地。尽管每片硅钢片之间有绝缘膜,仍然认为是整个铁芯接地。从铁芯两端片可测得其电阻值,此电阻一般很小,仅为几欧到几十欧,在高电压电场中可视为通路,因而铁芯只需一片硅钢片接地,即可认为铁芯全部叠片接地。

1.2 铁芯常见的接地结构

1)小容量变压器的接地。通常小容量变压器的上夹件与下夹件之间不是绝缘的,而是由金属拉螺杆或拉板连接。铁芯接地是在上铁轭的2~3级处插入一片镀锡铜片,铜片的另一端则用螺栓固定在上夹件上,再由上夹件并通过吊螺杆与接地的箱盖相连接或经地脚螺丝接地。

2)中型变压器的接地。当上下夹件之间相互绝缘时,须在上下铁轭对称位置上分别插入镀锡铜片,且上铁轭接地片与上夹件连接,下铁轭接地片与下夹件连接。这样上夹件经上铁轭接地片接到铁芯,再由铁芯经下铁轭接地片接至下夹件接地。

3)大型变压器的接地。大型变压器每匝电压都很高,当发生两点接地时,接地回路感应电压也相当高,形成的电流会很大,将引起较严重的后果。为了对运行中的大容量变压器发生多点接地故障进行监视,检查铁芯是否存在多点接地,接地回路是否有电流通过,须将铁芯的接地线经过绝缘小套管后再进行接地,这样可以断开接地小套管测量铁芯是否还有接地点存在或将表计串入接地回路中。

4)全斜接缝结构铁芯的接地。在全斜接缝结构的铁芯中,油道不用圆钢隔开,而是由非金属材料隔开(如采用环氧玻璃布板条隔开),以构成纵向散热油道。采用非金属材料隔开可以减少铁芯的损耗,但油道之间的硅钢片是互相绝缘的。对于这种结构的变压器在接地时,首先要用接地片将各相邻的经油道相互绝缘的硅钢片之间连接起来,然后再选一点与上夹件连通,最后将上夹件用导线并通过接地小套管引出到外面接地。

2 铁芯多点接地形式及其危害

2.1 常见的铁芯多点接地类型及原因

铁芯接地故障原因主要有:(1)接地片因施工工艺和设计不良造成短路。(2)由于附件和外界因素引起的多点接地。

常见的故障类型有下述几种:(1)铁芯碰箱壳、碰夹件。安装完毕后,由于疏忽,未将变压器油箱顶盖上运输用的稳(定位)钉翻转过来或拆除掉,导致铁芯与箱壳相碰;铁芯夹件肢板碰触铁芯柱;硅钢片翘曲触及夹件肢板;铁芯下夹件垫脚与铁轭间纸板脱落,垫脚与硅钢片相碰;温度计座套过长与夹件或铁轭、芯柱相碰等。(2)穿芯螺杆座套过长,与铁轭硅钢片相碰。(3)油箱内有金属异物,使硅钢片局部短路。(4)铁芯绝缘受潮或损伤,箱底沉积油泥及水分,绝缘电阻下降,夹件绝缘、垫铁绝缘、铁盒绝缘(纸板或木块)受潮或损坏等,导致铁芯高阻多点接地。(5)潜油泵轴承磨损,金属粉末进入油箱中,堆积在底部,在电磁引力下形成桥路,使下铁轭与垫脚或箱底接通,造成多点接地。(6)运行维护差,不按期检修。

2.2 铁芯多点接地的危害

铁芯需要有一点接地,但不能有两点或多点接地。铁芯中如有两点或两点以上的接地,则接地点之间可能形成闭合回路,当有较大的磁通穿过此回路时,就会在回路中感应出电动势并产生环流,有时可高达数十安。该电流会引起局部过热,导致油分解,产生可燃性气体,还可能使接地片熔断或烧坏铁芯,导致铁芯电位悬浮,产生放电,使变压器不能继续运行。因此,铁芯必须是一点接地。

3 多点接地故障的诊断方法

3.1 变压器油气相色谱分析法

这是发现大型变压器多点接地的最有效方法。变压器发生这一故障时,其油色谱分析结果通常有以下特点:(1)总烃含量高,往往超过《电力设备预防性试验规程》规定的注意值(150μL/L),其组分含量按C2H4→CH4→C2H6→C2H2顺序递减,即使是油中特征气体组分含量未达到注意值,也遵循以上的递减规律。(2)C2H4是铁芯多点接地故障的主要特征气体,其含量在总烃的比率中最高。(3)总烃产生速率往往超过《电力设备预防性试验规程》规定的注意值(密封式为0.5 m L/h),其中乙烯的产生速率呈急剧上升趋势。(4)用IEC三比值法,其特征气体的比值编码一般为0、2、2[1]。(5)估算的故障点温度一般高于700℃,低于1 000℃。如果色谱分析出现上述特征,并设法证实不是分接开关接触不良和潜油泵故障引起裸金属过热;同时,如测得铁芯绝缘电阻为零或比投运前明显下降时,则基本上可以判断为变压器发生了铁芯多点接地故障。由于铁芯多点接地故障有时会伴随其他短路故障发生,这时色谱就不一定出现上述情况。(6)若气体中的甲烷及烯烃组分很高,而一氧化碳气体和以往相比变化甚少或正常时,则可判断为裸金属过热。变压器中的裸金属件主要是铁芯,当出现乙炔时,则可认为这种接地故障属间歇型故障。

3.2 用钳形电流表等测量铁芯接地回路电流

若电力变压器在运行中,可在变压器铁芯外引接地套管的接地引下线上用钳形电流表测量引线上是否有电流。正常情况下,此电流很小,为毫安级(一般小于0.3 A)。当存在接地故障后,铁芯主磁通周围相当于有短路匝存在,匝内流过环流,其值决定于故障点与正常接地点的相对位置,即短路匝中包围磁通的多少,最大电流可达数百安培。接地电流的大小与变压器所带负荷情况也有关。

4 铁芯多点接地故障的处理方法

4.1 变压器能退出运行

变压器铁芯多点接地故障,多数情况下是由于悬浮物在电磁场作用下形成导电小桥造成的,对这种情况,可采用电容放电冲击法、兆欧表对电容器充电再放电法、大电流冲击法排除。应当指出,变压器对地绝缘电阻恢复后,还需承受交流1 000 V、耐压1 min的试验,并在试验合格后,方能确认接地故障已经消除,再恢复正常的接地线。

4.2 变压器暂不能退出运行

有的变压器虽然出现多点接地故障,但暂不能退出运行,这时可采取如下临时措施:(1)有外引接地线时,如果故障电流较大,可临时打开接地线运行。但必须加强监视,以防故障点消失后使铁芯出现悬浮电位,产生放电现象。(2)如果多点接地故障属于不稳定型,可在工作接地线中串入一个滑线电阻,将电流限制在1 A以下。(3)对变压器油进行色谱分析,监视故障点的产气率。(4)通过测量找到确切的故障点后,如果无法处理,则可将铁芯的正常工作接地片移至故障点同一位置,这样可使环流减少到很小。(5)在铁芯外引线接地回路中串一台电流互感器,在互感器的二次回路中接入电流表和过流继电器进行监测。当铁芯外引接地回路电流超过整定值时,过电流继电器动作发出信号,值班人员可立即采取相应措施或停用变压器。

5 故障实例分析及处理方法

以下是两个变电站的两台主变铁芯多点接地故障情况及实际处理过程。

5.1 童游变电站1#主变多点接地故障

5.1.1 故障情况

童游变电站1#主变是西安变压器厂于1993年12月生产的,型号为OSFPSZ7-120000/220。在2000年5月预防性试验中,用2 500 V 100 000 MΩ量程的电动摇表测量铁芯对地绝缘电阻时,发现铁芯对地绝缘电阻几乎为零,但在油箱外听不到放电声,改用万用表测量,测得的铁芯对地绝缘电阻为15 kΩ,对变压器进行了高压试验、油色谱分析,结果正常。初步判断为铁芯某处存在“非牢固”性接地,很可能只是不稳定的搭接,接地电阻较大,因此还未产生很大环流,也未造成铁芯局部过热。

5.1.2 处理方法

由于该变电站只有一台主变,停电时间短。为了保证供电,因此决定采用大电流冲击法进行处理,在现场采用一台电焊机,首先将电焊机电流调至20 A,将焊把瞬间接触铁芯接地套管,对铁芯进行放电,未听到放电声,用摇表测铁芯对地绝缘电阻,仍然为零。接着将电焊机的电流调至40 A,再对铁芯进行放电,这时可听到油箱底部“啪”的放电声,复测铁芯对地绝缘电阻,绝缘电阻升至1 500 MΩ。为了确定多点接地故障已消除,检修人员对铁芯进行了1 000 V 1 min的交流耐压试验,试验合格。再测绝缘电阻正常,因此可确定铁芯多点接地故障已消除。运行后,带电测试铁芯接地电流,接地电流正常。

5.1.3 原因分析

该台主变投运以来运行良好,未发生过铁芯多点接地故障。2001年进行了主变吊罩,吊罩后进行了高压试验、油色谱试验,均正常,且运行人员在带电测试铁芯接地电流时,接地电流合格,未发生异常。分析可能是吊罩时有金属丝掉入油中,运行中金属丝随油流运动沉积至油箱底部,造成铁芯与油箱之间的不稳定接地。

5.2 横街变电站1#主变多点接地故障

5.2.1 故障情况

横街变电站1#主变是福州变压器厂于1992年11月生产的,型号为SFZ9-10000/35,该主变为箱沿焊接全密封式变压器。它是在周期性油化试验中发现油中气体组分异常,变压器油色谱分析数据见表1,三比值计算见表2。

对照国标GB 7252—87变压器油中溶解气体分析和判断导则可得如下结论:(1)总烃量及CO、H2含量超标,且含有C2H2气体,变压器内部存在一般过热性故障。(2)三比值法的三次编码分别为0、0、1;0、0、1;0、0、2。比值编码的故障性质可能为铁芯多点接地、层间短路烧伤绝缘,致使铁芯局部过热。

5.2.2 处理方法

该台主变无套管引出接地,无法确定是否为铁芯多点接地故障。由于油中含有C2H2气体,且故障有增长的趋势,因此要求对主变立即停电进行处理。停电后进行了高压试验,测量了主变各绕组的直流电阻,具体数据见表3。

通过比较测试数据,各绕组三相直流电阻变化规律基本一致,无明显偏差,三相不平衡系数未超标,因此可排除故障部位在电气回路中。由于故障在电气回路外部无法处理,在厂家的配合下,检修人员对主变进行了吊罩检查,以彻底查清故障原因。主变钟罩吊起后,查看主变铁芯外观,未见放电或爬电的痕迹。油箱底部也很清洁,未发现金属颗粒等异物。解开铁芯接地片,用摇表测量铁芯对地绝缘电阻为零,初步判断铁芯发生了多点接地故障。为了将故障消除,采用了电焊机接铁芯对其放电,但是未见成效。为了查出故障点,检修人员将所有金属构件相互之间的连接片打开,用万用表测量相互之间的绝缘电阻,判断故障点位于铁芯与底脚垫块之间。为了确定具体的底脚垫块位置,厂家建议进行吊芯检查,器身吊出下部油箱后,逐个测量了铁芯与底脚垫块的绝缘电阻,发现位于低压a相绕组铁芯底部的底脚垫块与铁芯绝缘电阻几乎为零,拆下底脚垫块,发现该底脚垫块上的绝缘纸板已破裂,且严重磨损,其它各底脚垫块上的绝缘纸板均有不同程度的磨损。更换全部的绝缘纸板后,测铁芯对底脚垫块绝缘,绝缘电阻恢复到2 000 MΩ,随后检修人员对铁芯所有的紧固件进行了紧固,并对器身和油箱底部进行了冲洗。变压器复装后进行试验,铁芯绝缘电阻为2 300 MΩ,油化试验项目也都合格,运行后取油样做色谱分析,结果一切正常。

5.2.3 原因分析

该台主变为全密封式主变,按出厂说明,大修周期为10年。安装过程中未发现铁芯多点接地,但在运行了这么长时间后发生了铁芯多点接地故障。分析认为:绝缘纸板在出厂时已破裂,为不合格产品,同时由于出厂时未将主变器身拧紧或是在运输过程中受到震动,造成铁芯紧固件松动,运行中的电磁震动力使铁芯发生移位,对绝缘纸板产生摩擦力,使其破损,造成铁芯多点接地故障发生。

6 结语

通过两台主变的铁芯多点接地故障的情况和处理过程,暴露了变压器制造厂家、维护单位在管理和生产上的一些问题,针对这种现象,对今后的工作提出以下几点建议:(1)应选用设备生产水平先进,企业管理严格的制造厂家的设备。(2)设备选型上应选择结构合理、便于维护的设备,同时应加强主变生产过程的监造工作。(3)应加强检修人员的工作责任心,在主变年检特别是大修时,特别要注意防止将焊渣、铁屑、铜屑等金属杂物掉入主变中,大修后的变压器应进行检查,清除残留的杂物。(4)不断提高监测铁芯接地电流的方法,将主变铁芯接地由箱顶引下接地,便于运行人员带电测试铁芯接地电流。在有条件时,建议加装铁芯多点接地在线监视仪,以便能实时地检测铁芯接地电流。(5)对于无外引接地的主变,应加强油色谱分析,及早发现和处理铁芯多点接地故障。

参考文献

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.

变压器故障统计分析 篇4

摘要：通过对美国近间变压器故障的统计分析，讨论故障的起因，并涉及了故障类型、频率、程度及运行寿命。对预防变压器故障以延长其使用寿命的维护方法提出了建议。

关键词：变压器故障统计分析预防

当前的世界范围内，不间断的电力供应已成为工业生产、国防军事、科技发展及人民生活中至关重要的因素。人们对能源不间断供应的依赖性常常是直到厂房里的生产设备突然停止工作、大楼灯光突然全部熄灭、电梯被悬在楼层之间时才意识到各种断路器、布线及变压器的重要性。

变压器故障通常是伴随着电弧和放电以及剧烈燃烧而发生，随后电力设备即发生短路或其他故障，轻则可能仅仅是机器停转，照明完全熄灭，严重时会发生重大火灾乃至造成人身伤亡事故。因此如何确保变压器的安全运行受到了世界各国的广泛关注。

美国HSB公司工程部总工程师WilliamBartley先生，主要负责对大型电力设备尤其是发电机和变压器的分析和评估工作，并负责重大事故的调查、检修程序的改进及新型检测技术方面的研究。自70年代以来，他负责调查了数千起变压器故障并进行了几十年的科学统计研究。

在中国高速的现代化发展中，电力工业的安全运行更起着关键作用。本文从介绍美国1988年至10年间变压器故障的统计数据进行分析，为国内提供参考资料及可借鉴的科学统计方法，以达到为电力部门服务的目的。

1变压器故障的统计资料

1．1各类型变压器的故障

过去10年来，HSB发生几百起变压器故障造成了数百万美金的损失。图1中列出了按变压器类型显示的变压器故障统计数。从图中的显示可以看出除1988年外，电力变压器故障始终占据主导位置。

1．2不同用户的变压器故障

变压器使用在不同的部门，故障率是不同的。为了分析变压器发生故障的危险性，可将用户划分为11个独立类型：（1）水泥与采矿业；（2）化工、石油与天然气；（3）电力部门；（4）食品加工；（5）医疗；（6）制造业；（7）冶金工业；（8）塑料；（9）印刷业；（10）商业建筑；（11）纸浆与造纸业。

按照HSB的RickJones博士风险管理的方法，将“风险”定义为发生频率与损失程度。损失程度可以被定义为年平均毛损失，而发生频率（或称为概率）则可定义为故障发生平均数除以总数。所以，对于每一个给定的独立组来说：

频率=故障数/该组中的变压器台数

（举例来说，如果每年平均有10起故障，在一个给定的独立组中有1,000个用户，在该组中任何地点故障的概率就是0.01/年。）因此，可以采用产品的故障频率与程度将变压器的风险按用户加以划分。（风险=频率×程度）。

图2中给出的是10年中10个独立组中变压器风险性的频率—程度“分布图”。每组曲线中，X轴表示频率、Y轴表示程度（或平均损失），X－Y的关系就形成了一个风险性坐标系统。其中的斜线称为风险等价曲线（例如，对于＄1,000的0.1的可能性与＄10,000的0.01的可能性可认为是同等风险的）。坐标中右上角的象限是风险性最高的区域。

当考虑到频率和程度时（如图2所示），电力部门的风险是最高的，冶金工业及制造业分别列在第二和第三位。

1．3各种使用年限变压器的故障

按照变压器设计人员的说法，在“理想状况下”变压器的使用寿命可达30～40年，很明显的是在实际中并非如此。在1975年的研究中，故障时的变压器平均寿命为9.4年。在1985年的研究中，变压器平均寿命为14.9年。通常有盆形曲线显示使用初期的故障率以及位于右端的老化结果，然而故障统计数据显示变压器的使用寿命并非无法预测。图3中显示了该研究中使用寿命的统计数据，这些数据可以用来确定对变压器进行周期检查的时间和费用。

在电力工业中变压器的使用寿命应当给予特别地关注。美国在二战后经历了一个工业飞速发展的阶段，并导致了基础工业特别是电力工业大规模的发展。这些自50年代到80年代安装的设备，按其设计与运行的状况，现在大部分都已到了老化阶段。据美国商业部的数据，在1973～1974年间电力工业在新设备安装方面达到了顶峰。如今，这些设备已运行了近25年，故必须对已安装变压器的故障可能性给予特别的关注。

2变压器故障原因分析

HSB收集了有关变压器故障10年来的资料并进行分析的结果表明，尽管老化趋势及使用不同，故障的基本原因仍然相同。HSB公司电气部的总工程师J.B.Swering在论文中写到：“多种因素都可能影响到绝缘材料的预期寿命，负责电气设备操作的人员应给予细致地考虑。这些因素包括：误用、振动,过高的操作温度、雷电或涌流、过负荷、对控制设备的维护不够、清洁不良、对闲置设备的维护不够、不恰当的润滑以及误操作等。"

下表中给出了在过去几十年中HSB公司总结出的有关变压器故障的基本原因，表中列出了分别由1975、1983以及的研究得出的关于故障通常的原因及其所占百分比。

2.1雷击

雷电波看来比以往的研究要少，这是因为改变了对起因的分类方法。现在，除非明确属于雷击事故，一般的冲击故障均被列为“线路涌流”。

2．2线路涌流

线路涌流（或称线路干扰）在导致变压器故障的所有因素中被列为首位。这一类中包括合闸过电压、电压峰值、线路故障/闪络以及其他输配(T＆D)方面的异常现象。这类起因在变压器故障中占有显著比例的事实表明必须在冲击保护或对已有冲击保护充分性的验证方面给与更多的关注。

2．3工艺/制造不良

在HSB于19的研究中，仅有很小比例的故障归咎于工艺或制造方面的缺陷。例如出线端松动或无支撑、垫块松动、焊接不良、铁心绝缘不良、抗短路强度不足以及油箱中留有异物。

2．4绝缘老化

在过去的10年中在造成故障的起因中，绝缘老化列在第二位。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35～40年的.寿命！在1983年，发生故障时变压器的平均寿命为。

2．5过载

这一类包括了确定是由过负荷导致的故障，仅指那些长期处于超过铭牌功率工作状态下的变压器。过负荷经常会发生在发电厂或用电部门持续缓慢提升负荷的情况下。最终造成变压器超负荷运行，过高的温度导致了绝缘的过早老化。当变压器的绝缘纸板老化后，纸强度降低。因此，外部故障的冲击力就可能导致绝缘破损，进而发生故障。

2．6受潮

受潮这一类别包括由洪水、管道渗漏、顶盖渗漏、水分沿套管或配件侵入油箱以及绝缘油中存在水分。

2．7维护不良

保养不够被列为第四位导致变压器故障的因素。这一类包括未装控制其或装的不正确、冷却剂泄漏、污垢淤积以及腐蚀。

2．8破坏及故意损坏

这一类通常确定为明显的故意破坏行为。美国在过去的10年中没有关于这方面变压器故障的报道。

2．9连接松动

连接松动也可以包括在维护不足一类中，但是有足够的数据可将其独立列出，因此与以往的研究也有所不同。这一类包括了在电气连接方面的制造工艺以及保养情况，其中的一个问题就是不同性质金属之间不当的配合，尽管这种现象近几年来有所减少。另一个问题就是螺栓连接间的紧固不恰当。

3变压器维护建议

根据以上统计分析结果，用户可制订一个维护、检查和试验的计划。这样不但将显著地减少变压器故障的发生以及不可预计的电力中断，而且可大量节约经费和时间。因为一旦发生事故，不仅修理费用以及停工期的花费巨大，重绕线圈或重造一台大型的电力变压器更需要6到12个月的时间。因而，一个包括以下建议的良好维护制度将有助于变压器获得最大的使用寿命。

3．1安装及运行

（1）确保负荷在变压器的设计允许范围之内。在油冷变压器中需要仔细地监视顶层油温。

（2）变压器的安装地点应与其设计和建造的标准相适应。若置于户外，确定该变压器适于户外运行。

（3）保护变压器不受雷击及外部损坏危险。

3．2对油的检验

变压器油的介电强度随着其中水分的增加而急剧下降。油中万分之一的水分就可使其介电强度降低近一半。除小型配电变压器外所有变压器的油样应经常作击穿试验，以确保正确地检测水分并通过过滤将其去除。

应进行油中故障气体的分析。应用变压器油中8种故障气体在线监测仪，连续测定随着变压器中故障的发展而溶解于油中气体的含量，通过对气体类别及含量的分析则可确定故障的类型。每年都应作油的物理性能试验以确定其绝缘性能，试验包括介质的击穿强度、酸度、界面张力等等。

3．3经常维护

（1）保持瓷套管及绝缘子的清洁。

（2）在油冷却系统中，检查散热器有无渗漏、生锈、污垢淤积以及任何限制油自由流动的机械损伤。

（3）保证电气连接的紧固可靠。

（4）定期检查分接开关。并检验触头的紧固、灼伤、疤痕、转动灵活性及接触的定位。

（5）每三年应对变压器线圈、套管以及避雷器进行介损的检测。

（6）每年检验避雷器接地的可靠性。接地必须可靠，而引线应尽可能短。旱季应检测接地电阻，其值不应超过5Ω。

（7）应考虑将在线检测系统用于最关键的变压器上。目前市场上有多种在线检测系统，供应商将不同的探测器与传感器加以组装，并将其与数据采集装置相连，同时提供了通过调制解调器实现远距离通讯的功能。美国SERVERON公司的TrueGas油中8种故障气体在线监测仪就是极好的选择。此系统监测真实故障气体含量，结合“专家系统”诊断将无害情况与危险事件加以区分，保证变压器的安全运行。

4结束语

变压器是电网中的重要设备之一。虽配有避雷器、差动、接地等多重保护，但由于内部结构复杂、电场及热场不均等诸多因素，事故率仍然很高。中国在70年代的10年中，110kV及以上变压器的年平均绝缘事故率约为17.66台次，恶性事故和重大损失也时有发生。因此借鉴国外经验，利用先进在线监测设备，加强状态维护模式，以使电力供应更加安全可靠。

利用变压器声音波形进行故障分析 篇5

在长期的运行实践中, 发现变压器的声波频率在不同的运行状态时存在明显不同的对应关系。例如:正常运行时, 由于交流电通过变压器绕组, 在铁心中产生周期性的交变磁通, 引起铁心振动而发出“嗡嗡”声;过负荷时, 由于变压器绕组电流较大, 使铁心磁通密度增加, 引起铁心硅钢片的振动增强, 从而发出比平时略响的“嗡嗡”声;大容量设备启动时, 由于负荷变化较大和高次谐波作用, 变压器内瞬间发出“哇哇”声;内部接触不良或有击穿处时, 变压器发出“吱吱”或“噼啪”声;系统短路时, 由于变压器通过大量的非周期电流, 使磁通密度过分增大, 铁心严重饱和, 变压器发出很大噪声。

2 声音数据对比方法

将变压器在各种状态下的声音波形录入计算机, 形成标准声音数据模型库。通过在变压器外部加装声音采集器, 再由变电站视频监控装置的通话功能传送到调度主站端, 监视人员远程进行变压器声音监听和分析, 与标准声音数据模型进行对比, 并结合调度自动化数据、视频画面等状况, 综合判断变压器运行工况。

建立变压器标准声音数据模型库应采集建立的标准声音数据模型如下。

(1) 按变压器负荷情况可分:峰值负荷、谷值负荷、平均负荷和空载时的变压器声音波形。

(2) 按系统电压情况可分:正常、谐振和越限时的变压器声音波形。

(3) 按变压器温度情况可分:0℃以下、0—60℃和60℃以上时的变压器声音波形。

(4) 按变压器异常声音情况可分:电网发生单相接地或电磁共振时, 变压器发出比平常尖锐声音的声音波形;变压器过载运行时, 变压器内会瞬间发出“哇哇”声或“咯咯”的间歇声的声音波形;变压器夹件或螺钉松动时, 声音比平常大且有明显杂音的声音波形;变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时, 有“吱吱”放电声时的声音波形;变压器套管脏污, 表面釉质脱落或有裂纹存在, 可听到“嘶嘶”声时的声音波形;变压器绕组发生短路, 声音中夹杂着水沸腾声, 严重时会有巨大轰鸣声时的声音波形。

3 综合数据分析实现设备状态检修

对电力变压器故障的分析诊断 篇6

1 一般故障及处置措施

1.1 电力变压器出现渗油

1) 油箱焊接缝部位出现渗油。对于油箱焊接缝部位渗油问题, 应当区别对待, 如果是平面接缝, 能够采用直接焊接处置方式。如果是拐角或者加强筋连接处出现渗油现象, 则要采取强化措施, 以防再次漏油, 可以运用铁板开展补焊, 对两面连接处, 可以对铁板进行处理, 制作成纺锤状使用, 对三面连接处, 可以结合具体位置, 将铁板制作成三角形使用, 通过补焊解决渗油问题;

2) 高压套管升高座以及进人孔法兰部位出现渗油。此现象与胶垫安装不当有关, 应予以施胶密封处置, 以堵漏胶充实法兰缝隙, 达到固化程度后, 退出其中一只法兰紧固螺丝, 以螺丝孔压注密封胶;

3) 低压侧套管部位出现渗漏。此现象与受母线拉伸与低压侧引线引出长度不足、胶珠挤压螺纹有关。受母线拉伸可用伸缩节, 引线不足可以重新调整, 有难度可以对胶珠密封面予以密封胶处理, 可以铜质压帽替换瓷质压帽提高压紧力;

4) 防爆管部位出现渗油。防爆管主要功能为预防变压器内部压力超标损坏油箱的一道防线, 变压器运行过程中, 防爆管玻璃膜因为振动容易导致损坏, 湿气引发绝缘油受潮, 影响设备性能, 可以拆下防爆管, 对压力释放阀进行改装处理即可。

1.2 铁心出现多点接地现象

1) 直流电流冲击方式。将电力变压器铁心接地线予以拆卸, 运用直流电压在油箱和铁心之间开展大电流冲击5次左右, 可以将铁心多余接地点消除;

2) 实施开箱全面检查。因为安装过程中箱盖上定位销未翻转、清除造成多点接地的, 只需要翻转清除即可。夹件垫脚和铁轭间绝缘纸损坏的应更换纸板。夹件肢板因位置达到绝缘间隙规定。油中异物杂质要清除, 并进行除水处理。

1.3 接头出现过热

1) 铜铝连接。电力变压器引出端为铜质, 在湿度较大环境中, 铝导体和铜端不能直接采用螺栓实施连接, 因为一旦两者接触面渗入电解液时候, 电耦能够促进电解反应, 导致铝产生电腐蚀损坏触头, 导致出现发热造成重大事故隐患。因此, 在实施连接过程中, 应当运用铝和铜特殊过渡触头, 防范事故风险;

2) 普通连接。变压器中普通连接较多, 要结合实际开展过热预防, 一般可以将平面接头进行处理, 形成平面对接面, 并加注导电膏, 保障连接效果;

3) 油浸电容式套管部位出现过热。对此现象, 可以定位套固定发热的套管, 拆除将军帽检查与引线接头丝扣是否存在损坏, 如有则用牙攻予以修缮, 保证丝扣效果, 选取与定位套截面一致、厚薄恰当的垫片, 垫于将军帽和定位套之间, 拧紧将军帽, 在套管顶部法兰上予以固定。要检查引线接头与将军帽丝扣公差配合效果, 保证拧紧着力之后丝扣之间压力充足, 进一步减少接触电阻。

2 变压器在线监测技术

1) 油中溶解性气体分析方法。在电力变压器运行中, 因为不同的故障能够产生相应的各种气体, 可以对油中气体开展分析, 重点分析成分、含量以及产气率等方面, 能够对变压器实现绝缘分析判断, 一般情况下, 可以通过H2、CO、CH4、C2H6、C2H4以及C2H2等较为典型的油中溶解气体, 以其成分、含量情况分析, 运用比值法或者特征气体法进行诊断, 准确判断变压器内部故障;

2) 局部放电在线监测方法。在电力变压器运行中, 一旦出现内部故障或者面临困难运行条件, 能够因为局部场强过高发生局部放电 (PD) , 其状态水平和增长速率波动情况, 体现变压器内部变化, 以及体现绝缘中某种因素影响导致的固体绝缘的空洞、金属粒子以及气泡等;

3) 振动分析方法。这是在当前变压器监测中较为广泛的方式, 主要监测变压器振动信号并开展深入分析, 实现对变压器状态开展有效监测的效果;

4) 红外测温方法。运用红外热像技术, 对变压器红外辐射信号进行有效接受, 通过技术处理, 转换成为标准化视频信号, 以显示屏对成像进行演示, 一旦电力变压器因为引线接触不佳、超负荷工作等状态时, 能够导致导电回路局部过热, 另外铁芯多点接地也会产生过热, 这些故障都会在红外热像技术中予以直观显示;

5) 频率响应分析方法。本方法对于诊断变压器绕组以及引线结构偏移方面具有明显效果, 频率响应法能够对绕组机械位移产生的细微电感、电容改变开展测量, 实现准确诊断;

6) 绕组温度指示方法。当前, 大型变压器绕组温度监测技术得到了广泛运用, 以光纤嵌入变压器绕组, 实时监测温度, 在超过境界标准之后予以报警, 达到一定限度值实施跳闸保护。

综上所述, 在当前电力系统在经济社会发展中发挥越来越大作用的背景下, 电力变压器故障检测与维修工作更为重要, 上述方式方法经过实践验证, 具有推广价值。

参考文献

[1]中华人民共和国能源部.进网作业电工培训教材[M].沈阳:辽宁科学技术出版社, 2006.

[2]王志才, 李金生.对变压器油中溶解气体浓度灰色预测模型改进的研究[J].高电压技术, 2007, 28 (3) :19-20.

[3]夏文清.模糊神经网络在变压器故障诊断中的分析研究[J].变压器, 2008, 38 (6) :372-373.

220kV变压器短路故障分析 篇7

关键词：变压器,短路,绕组变形,抗短路水平

1 故障经过

2013年5月, 受恶劣天气影响, 广州供电局某220kV变电站站外杂草被大风刮起, 散落至运行中的高压设备, 造成#1主变变中跨线A相故障, 后发展为A、B两相接地故障, 短路电流达6.20kA, 致使#1主变绕组严重变形, 无法继续使用。

该主变型号为SFSZ9-180000/220, 于1998年9月投运, 容量为180MVA, 高中、高低、中低短路阻抗值分别为14.5%、24.0%、7.5%, 冷却方式为ODAF。

2 故障后检查

2.1 故障设备运行情况

该主变投运以来运行状况良好, 未发生重大紧急缺陷, 变中曾经历3次非近区短路, 期间各项试验均按照规程开展且结果合格。其中, 变压器油色谱试验共进行了22次, 三相总烃含量均在20μL/L以下, 无乙炔, 测试结果无异常。

2.2 现场检查及试验情况

故障后, 检查发现故障点位于#1主变变中构架上 (如图1所示) , 同时也在其它2台主变变中构架上发现杂草。

对#1主变进行色谱跟踪试验, 结果乙炔含量超标。转检修后, 进行绕组变形[1]等诊断性试验及停电检查, 发现绕组变形、直阻不合格。根据试验数据分析判断变压器内部出现放电现象, 可能存在绕组变形、匝间或股间短路等现象。

2.3 解体检查

经吊罩解体检查, 发现#1主变中压三相绕组变形, A相中压绕组纵向失稳严重变形、低压绕组严重变形。解体检查情况详见表1, 部分解体现象如图2、图3所示。

3 故障原因分析

故障发生时变电站所在区域为雷雨大风天气, 站外杂草被大风刮起, 散落至运行中的设备构架上, 导致#1主变变中构架上绝缘击穿, 是设备故障的直接原因。但变压器受外部短路电流冲击是诱因, 变压器本身抗短路能力不足是主因。经分析验证, 该变压器存在以下结构缺陷, 导致其抗短路能力不足。

(1) 变压器抗短路能力不足。设备故障时, 流过A、B、C相中压绕组短路电流分别为5.64、6.20、2.59kA, 但经生产厂家核算其抗短路能力仅为4.7kA。一般来讲, 该类型变压器的抗短路水平应在6.3kA以上。

(2) 压板未采用整压板 (如图2所示) , 降低了绕组的压紧力, 易造成绕组纵向失稳变形;窗口位置压板没有有效压紧支撑, 对绕组窗口位置没有形成有效压紧。从A相故障可知, 正是压板断裂进一步扩大了绕组损坏程度。

(3) 绕组未采用绕线内纸筒, 加上导线的屈服强度不足, 造成绕组径向失稳鼓包。

(4) 由中压三相绕组均存在不同程度纵向失稳 (如图3所示) 以及绝缘破损可知, 采用的非自粘换位导线纵向失稳许用应力较低, 易造成绕组纵向失稳变形而酿成事故。

4 后续工作安排

4.1 主变大修

该主变故障后, 已用同容量主变进行更换。鉴于该主变投运仅15年, 而其设计寿命为30年, 且其铁心、箱体、套管等组件性能仍然良好, 因此具备大修的价值, 修理好的设备可作为备品使用。

根据主变的损坏程度及原结构的缺陷, 采用现设计理论[2], 重新设计器身结构, 恢复变压器功能, 重点采用新材料新工艺提高其抗短路能力。大修原则如下:

(1) 绕组采用屈服强度大于150MPa的半硬自粘换位线, 内撑硬纸筒。

(2) 采用自粘换位导线, 调整低压线圈匝数, 降低负载损耗和空载损耗。

(3) 按ONAF冷却方式重新设计和制造全新器身绝缘, 更换所有绝缘件, 采用整体大压板和压装垫块结构, 提高压板的强度, 适度增大轴向压紧力。

(4) 严格控制线圈高度, 确保三相线圈高度一致[3]。

(5) 器身压紧应沿圆周方向均匀布置, 高、低压侧对称, 保证三相线圈均匀受力[4]。

4.2 同类变压器抗短路能力核查

电网容量的不断增大, 导致各时期的变压器抗短路能力不尽相同, 造成部分早期制造的变压器抗短路能力与安装点短路电流存在差距。特别是2000年以来, 变压器制造要求提高, 各厂家生产工艺随之明显进步, 之前生产的部分主变就存在抗短路能力不足的问题。本文所分析的主变就属于这一类产品, 其同厂同时期的变压器也存在类似问题。为此, 有必要对在运变压器的抗短路能力进行核查[5], 结合电网运行方式和短路电流的变化重新进行抗短路能力核算, 重点校核运行方式与投运初期有较大变化的变压器。该项工作, 需从以下几方面开展。

(1) 厂家核算变压器抗短路能力。对于在运的同类同时期变压器, 要求厂家按GB1094.5—2008[6]对变压器的抗短路能力进行核查。已通过突发短路试验的变压器由生产厂家提供突发短路试验报告和抗短路能力计算报告;未进行突发短路试验的变压器由厂家提供抗短路能力计算报告。

(2) 变压器安装点系统短路电流核算。根据系统运行方式, 计算变压器三相及单相短路时流过各绕组最大短路电流。核算时应考虑变压器并联数量对低压侧短路电流的影响。

(3) 变压器历史承受短路电流次数大小统计与分析。历史短路冲击虽未造成变压器故障或损坏, 但造成的影响会不断累积导致绕组变形, 使变压器抗短路水平不断下降。因此, 需统计并分析变压器投运以来承受的短路电流次数及其幅值, 尤其是近区及出口短路的短路电流情况, 并评估变压器绕组的状况。

(4) 变压器绕组变形普查。变压器绕组变形测试采用频率响应法和低压阻抗法。由于低电压短路阻抗测试和频响法绕组变形测试均具有一定的有效性, 同时也有相应的局限性, 因此两者应同时开展, 综合判断。

核查建议:首先, 根据变压器抗短路能力核查情况, 对抗短路能力较差的变压器进行绕组变形试验;其次, 对遭受出口及近区短路的变压器要及时进行绕组变形测试, 确认无明显变形时, 再结合其它试验数据决定其是否可安全运行;最后, 对新变压器应及时进行绕组变形测试, 建立绕组变形档案, 方便日后分析与比对。

参考文献

[1]沈阳变压器厂.变压器试验[M].北京:机械工业出版社, 1990

[2]李洪春.提高变压器抗短路能力的方法[J].变压器, 2006, 43 (8) :1~5

[3]刘美娟.浅谈提高电力变压器抗短路能力的措施[J].广西轻工业, 2009, 23 (2) :33~36

[4]耿大勇, 刘欣, 崔颖.提高电力变压器抗短路能力的方法与措施[J].辽宁工业大学学报, 2010, 30 (3) :18~22

[5]邢海瀛, 刘少宇, 马继先, 等.变压器抗短路能力核算与治理[J].中国电力, 2012, 45 (5) :25~29

变压器的运行维护与故障检测分析 篇8

关键词 变压器；运行维护；故障检测

中图分类号 TM407 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)052-0117-01

变压器是矿山大型采掘设备的核心运行设备，其主要的工作是通过自身结构实现电力的相应电压等级转换，从而实现电力的输送。与其强大的功能相匹配的是其造价高、结构复杂和电力负荷重的设备特点，这些特点也给主变压器的日常维护和故障处理工作带来了难题。所以，要求变压器维护人员除了要做好相关的日常巡视和养护外，还要同现场运行人员一起采用红外热像仪与气相色谱分析等新技术，加强对于变压器的内外部的运行状态的检测，以全面确保设备的正常运行，下文中笔者将结合这两种新型的检测和维护技术，对变压器的运行维护做相关探讨。

1 变压器的运行维护

之所以要对变压器的运行做好定期的巡视工作，是为了监视设备的运行情况，以便在设备运行出现异常的第一时间内对其进行处理，降低不安全因素产生的危害。所以，变压器的定期巡检工作是预防电能转换事故发生，确保安全供电的一个重要的环节。要求我们的运行人员要严格的按照国家的相关规定，做好变压器的定期日常巡视工作。并根据设备的运行状况，定期做好设备的维护。

1.1 变压器日常巡视的内容

1）检查油温、温度计的指示是否正常，储油柜的油位与温度是否对应。检查变压器上层油温：其标准为油浸自冷低于八十五摄氏度，风冷低于七十五摄氏度，另外要检查变压器的各个部位是否渗油或者漏油。

2）检查套管的油位是否正常，以及套管表面是否完好，另外查看周围是否存在油污和放电痕迹。

3）检查变压器的音响是否正常，并且在变压器正常运行的状况下是否会发出均匀有规律的电磁声。

4）检查冷却器的温度与手温是否相近，以及风扇是否正常开启。

5）检查本体瓦斯以及继电器的内部是否存在积气的现象。

6）检查变压器引线接头和电缆温度是否异常，以及是否存在蒸气或者发红的现象。

7）检查变压器的外壳与地面的接触是否良好。

8）检查控制箱与端子箱是否密封，有无受潮现象。

9）检查压力释放阀的状况是否良好，有无破损。

1.2 变压器的特殊巡视项目

1）在变压器过流过压时，还要检查此时的三相电压和电流是否处于平衡状态，以及顶层油温与线圈温度的温度是否异常，必要时要检查冷却系统的运行状况。

2）遇到大风天气，还要检查变压器的引线摆动，并确保其顶盖和套管引线处没有杂物。

3）雷雨天气过后，要第一时间检查变压器的套管与瓷瓶是否闪络，以及避雷器的计数器的运行状况。

4）如遇大雾天气，要检查变压器的套管和瓷瓶是否放电或者电晕。

1.3 变压器的定期维护项目

1）变压器的硅胶的大部分出现变色时，要马上进行更换。若变压器的上半段硅胶发红，应及时检查和修补漏气部位；

2）变压器断电后，要对其外壳、散热器和套管等装置做好清扫，并适当给风扇和轴承添加润滑油。

3）检查控制箱内的加热器和灯泡是否完好，如果损坏要及时的更换。

4）定期检测变压器的铁芯绝缘是否良好。

5）做好变压器的定期油样化验，记录好变压器的气体成分，化验的大致周期为：①变压器投运后的四天、十天、三十天各一次；②变压器投运后第二月至第五月内，每月一次，若检测结果显示正常，则直接转为定期检测；③定期检测，即每六个月一次。

2 红外热像仪在变压器运行维护中的应用

2.1 红外热像仪的工作原理与使用特点

红外热像仪是一种采用红外线手段对运行中的电力设备进行热辐射状况的检测，从而判断其运行状况是否正常的仪器。电力设备在运行过程中，都会产生一定的热量，即热辐射。红外热像仪就是参照正常情况下的设备放热现象，对比发现设备中是否存在异常放热的部位，因为一旦某些部位的热辐射状况异常，就说明该处可能存在线路的接触不良或者电阻不断的现象。

红外热像仪的基本的作用原理和过程是利用物镜来接收电力设备表面所辐射的红外线，然后经光学系统会聚，使接收的红外能落在系统的焦点上，再经光电转换，将电力设备的红外能转变成电能，后通过一系列的电信号处理，在取景器上最终形成该电力设备的热图像。我们看到，在整个的检测过程中红外热像仪实现了在无接触的情况下对电力设备表面进行测温，这是其相对于传统的测温方法最大的使用特点和优势。

2.2 红外热像仪的应用实例

现以某台大型6 kV用电设备中的变压器检测实例进行分析，该设备的运行人员在定期的月度红外测温过程中，发现#1主变压器变高A相套管局部发热，并且发热区域呈环状，根据红外仪的测温原理初步判定为该套管存在局部积污。向上级汇报后，领导迅速批示对该设备进行停电和故障处理。

对设备进行停电检查后，发现确为积污导致局部过热。现场工作人员立即对该套管进行了清扫，并对该变压器本体变高、变中、变低套管喷涂了PRTV防污闪涂料，从而顺利消除故障。

值得注意的是，采用红外热像仪对变压器进行红外测温时，应特别注意套管、引线接头、冷却器上端等故障多发区，因为这些部位容易积淤。

通过对该案例的分析，我们看到红外热像仪在测温的过程中可以弥补肉眼的不足，使运行人员准确地判断设备发热的部位及原因，并及时消除隐患，为保证大型采掘设备的安全运行提供了保障。

3 色谱分析试验的应用

电力变压器的预防性试验是保证设备安全运行的重要手段之一，变压器油中溶解气体色谱分析是其中重要的一环，每半年，就要对运行中的变压器取一次油样做色谱分析试验。

变压器大多采用油纸复合绝缘。变压器内的绝缘油和有机绝缘材料随着运行时间的增加，在热和电的长期作用下会逐渐老化和分解，并产生极少量氢气、甲烷、乙烯、乙烷、乙炔、一氧化碳和二氧化碳等气体，并溶解于油中。当变压器内部发生故障的时候，气体含量将会剧烈增加。随着故障的发展，当产气量大于溶解量时，便有一部分气体以游离气体的形态释放出来。

实践证明，绝大多数的变压器故障都会出现早期迹象。因此，测量分析溶解于油中的气体含量就能预知变压器内部故障。在电气试验中，通过气相色谱分析绝缘油中溶解气体，从而发现充油电气设备内部存在的潜伏性故障，是绝缘监督的一种重要手段。这一检测技术可以在设备不停电的情况下进行，而且不受外界因素的影响，可定期对运行设备内部绝缘状况进行监测，确保设备安全可靠运行。

变压器内部放电性故障产生的特征气体主要是乙炔。正常的变压器油中不含这种气体，如果变压器油中这种气体增长很快，说明该变压器存在严重的放电性故障，应立即停电进行检修

处理。

运行设备的油中H与烃类气体含量（体积分数）超过下列任何一项值时应引起注意：

总烃含量＞150×10-6；

H2的含量＞150×10-6；

C2H2的含量＞5×10-6 。

油中溶解气体分析的目的是用来检测变压器内部是否出现了潜伏性故障，对变压器进行绝缘监督，并预测其未来的运行状态。但造成油中溶解气体增长的原因是多种多样的。当根据油中气体分析认为可能存在内部故障时，还应结合电气、化学试验结果和设备的试验检修记录来进行综合判断。

4 总结

综上所述，变压器在大型矿山采掘设备中发挥着非常重要的作用。在日常的电力生产工作中，运行人员应特别注意变压器的运行条件以及当前负荷情况，做好变压器的巡视和维护工作，并积极发挥红外热像仪与气相色谱分析两项技术的作用，做好变压器的运行状态监测以及故障预测，以便发现存在的潜伏性故障并及时消缺，确保设备安全稳定的运行。

参考文献

[1]马国民,任述飞.配电变压器的经济运行存在的问题及对策研究[J].中小企业管理与科技(下旬刊),2011,01.

有载调压变压器故障诊断分析论文 篇9

摘要：有载调压是变压器在带负荷运行时能通过转换分接头挡位而改变电压的一种调压方式，有载调压变压器在电网规划中具有至关重要的作用，若综合分析其特性会在电网运用中起到极大促进作用。

关键词：有载调压变压器;机械故障;电网规划

引言

随着经济的快速发展，我国的电网事业也得到了巨大的发展。有载调压变压器在电力系统中的应用，不仅可以起到稳定负荷中心电压的作用，而且还可以增加电网调度的灵活性。但是，由于有载调压器调压次数的增多与相关工作人员的不当操作，将致使有载调压变压器分接开关容易出现故障，所以，做好有载调压变压器分接开关故障的诊断分析实属势在必行。

1有载调压变压器分接开关

1.1有载调压变压器分接开关运行的原理

有载调压的基本原理就是在变压器的绕组中引出若干分销抽头，通过有载调压分接开关，在保证不切断负荷电流的情况下，由一个分接头切换到另一分接头，以达到改变绕组的有效匝数，即改变变压器变比的目的。有载调压变压器操作时，必须在一次分接变换完成后，方可进行第二次分接变换操作，同时应观察电压和电流等变化情况。因此在其运行当中需要两个前提：一是要在分接和不断变换的工作运行中必须确保负荷电流的永续性;二是在这个环节的工作运行中要确保各个分接之间都不能发生短路的情况。所以，有载调压变压器分接开关在运行的过程中必须要在某一瞬间同时连接两个分接，以此来保障负载电流的连续性，同时两个分接应串入限制性的电流中，以防有载调压变压器发生短路的问题[1]。

1.2有载调压变压器分接开关的结构及操作原理

有载调压变压器分接开关主要由有过渡阻抗的切换开关与没有转换器的分接选择器组成，有载调压变压器工作的原理主要是依靠变压器在带电运行的情况下，相关工作人员采用电动或手动的方式转换接头位置，转换绕组匝数来进行分级调压的一种方式。有载调压变压器分接开关主要由以下几个部分组成：第一，切换开关，切换开关主要的作用是承担变压器中负载电流的运行，切换开关可以根据预先设定好的程序使其可以自主的进行快速的运转[2]。第二，选择开关，有载调压变压器分接开关的选择可以依照分接开关运行的次序来进行选择，选择开关在运行的过程中不负责负荷电流的切换工作，所以，选择开关在于切换开关配合工作的过程中，分为单数运作与双数运作。无论是哪一种运作方式，选择开关与切换开关的运行都是分布进行的。第三，范围选择开关，范围选择开关存在的意义在于增加变压器调压的范围，使得相关的工作人员可以有选择性地选择正反调压与粗细调压的开关运行方式。第四，电动机构，电动机构是有载调压变压器分接开关进行各项运作工作的基本动力源，其可以进行手动操作进行调压工作，也可以远程进行操控进行变压器的调压工作[3]。

2做好有载调压变压器分接开关故障诊断工作的相关要求

相关工作人员在做好有载调压变压器分接开关故障诊断工作的过程中，应满足以下故障修复要求：第一，开关故障修复的经济性要求，在有载调压变压器分接开关故障诊断工作的过程中，电网正处于一个非正常方式运行的状态，而有载调压变压器分接开关线路的断电将会致使地区电量的损失，所以为避免此种损失，应缩短有载调压变压器分接开关故障诊断工作的时间。第二，开关故障修复的社会性要求，在有载调压变压器分接开关故障诊断工作的过程中，其不仅会对自身运行过程中的电量损耗较大，而且还会造成发电单位供电负荷的减少，极易会造成电网容量中电量的不足，在此过程中还会经常性地出现停电现象，唯有缩短有载调压变压器分接开关故障诊断工作的时间才会将对社会生产活动的影响降至最低。第三，开关故障修复的安全性要求，一些新型电气设备系统在刚刚接入使用过程中对有载调压变压器的安全性、稳定性要求相对较高，而有载调压变压器分接开关故障诊断工作的过程由于会进行暂时性的停电，所以，为保障新型电气设备系统的正常、有序使用，应尽量缩短有载调压变压器分接开关故障诊断工作的时间，使得保障在停电的时间段里新型电气设备系统的储备电量够用[4]。

3有载调压变压器分接开关的运行故障

3.1开关滑挡故障

开关滑挡故障是有载调压变压器分接开关在运行当中最为常见的一种故障，开关滑挡故障是指有载调压变压器的分接开关在发出一个调压指令后，开关在接收指令的同时又进行了其他未进行制定的指令操作，使得有载调压的变压器连续转动了几个分接后被迫停止操作。有载调压变压器的开关滑挡对有载调压变压器的运行有极大的危害，其会使得电压升高，以至于造成电流浪费，情况严重者还有可能造成有载调压变压器的损害。同时，有载调压变压器开关的滑挡故障还有可能使得有载调压变压器因为切换的开关过多而使得变压器电阻热量的积累，当热量积累到一定的程度，容易引发故障。当有载调压变压器发生开关滑挡故障时，相关的工作人员应及时按下“紧急分闸”按钮或断开变压器的电源，避免开关滑挡所引起的其他设备的运行。同时，相关工作人员处理完开关滑挡工作后，应及时做好各项信息记录工作，将问题备案，以此来预防开关滑挡问题的再次出现[5]。

3.2开关切换故障

有载调压变压器的开关切换故障主要是由开关的不切换、开关切换过慢和开关切换中途失败等因素造成的，由开关切换故障导致的有载调压变压器分接开关故障将极易产生严重的变压器事故，轻则烧毁有载调压变压器的电阻，情况严重者将直接烧毁有载调压变压器分接开关的触头系统，所以，重视有载调压变压器分解开关的开关切换故障是极其重要的。引起有载调压变压器分接开关切换故障的原因有很多种，有载调压变压器的机器故障、有载调压变压器的.设备老化、有载调压主弹簧的疲劳与脱落等，有载调压变压器分接开关在运行的过程中如果出现开关的切换故障将极易造成变压器电阻丝的过热，使得电阻丝由于受到过大的热量而致使其熔化，造成有载调压变压器绝缘体的损坏，由此引发变压器事故[6]。为避免有载调压变压器的开关切换故障，相关的工作人员应使用操作手柄进行开关切换的调压工作，以免出现开关的不切换，开关切换过慢和开关切换中途失败等问题。

3.3开关工作失调故障

有载调压变压器的分接开关有其不同的类型与作用，有载调压变压器的分接开关的工作顺序是先运行选择开关，其次运行切换开关，如果切换开关与选择开关运行的顺序出错将极易造成有载调压变压器在无负载电流的情况产生事故。引发有载调压变压器分接开关发生工作失调故障的原因主要有有载调压变压器切换开关的拨臂与拐臂的错位、有载调压变压器分接开关的机械设备故障、有载调压变压器分接开关的入槽困难与有载调压变压器分接开关的松动等。为了避免有载调压变压器开关工作失调故障，相关的工作人员可应用电动或手动的方式将切换开关与选择开关运行的顺序出错的问题进行及时修正，并将其调整到原位，使得有载调压变压器可以科学、合理、有序地运行。

3.4开关的密封渗漏故障

有载调压变压器分接开关的密封工作如果不到位，将极易导致开关的密封渗漏事故，有载调压变压器的油箱内含有大量的可燃性气体与液体，如果有载调压变压器油箱的开关密封有问题，将极易造成开关密封的漏油事故。开关密封的渗漏故障不仅会影响其色谱分析的结果，而且极为容易引发相关的安全事故，所以，开关的密封渗漏故障的危害极大，重视有载调压变压器分接开关的密封渗漏故障是极其重要的。为了避免有载调压变压器开关的密封渗漏工作，其具体的做法主要有以下两点：第一，相关的工作人员一旦有发现变压器的油箱发生渗漏事故时，就应先停止有载调压变压器分接开关的分接与变换，并调整好变压器油箱的油位，使其恢复正常水平;第二，相关的工作人员在对变压器的油箱进行换油工作时，将污油排出后，应采用绝缘油对变压器的油箱进行清洗[7]。

4结语

总而言之，加强对有载调压变压器分接开关故障诊断分析有至关重要的作用，所以，在有载调压变压器分接开关故障诊断分析的过程中，相关的工作人员应做好有载调压变压器分接开关故障诊断分析前后的各项工作，唯有这样才能确保有载调压变压器分接开关的运行质量。同时，在有载调压变压器分接开关故障诊断分析的过程中，相关的工作人员还要针对一些在故障诊断分析过程中出现的问题进行及时解决与处理，以此来保障有载调压变压器分接开关故障诊断分析各项工作的质量。

参考文献

[1]孙柯琪.有载调压变压器分接开关故障诊断分析[J].工作研究，2017(18)：23-25.

[2]杨海梅.浅析有载调压变压器分接开关故障诊断分析[J].中华居民旬刊，2017(12)：35-36.

[3]王春香，胡广宇.对有载调压变压器分接开关故障诊断分析的探究[J].科技创新运用家，2017(89)：17-18.

[4]刘树超.有载调压变压器分接开关故障诊断分析[J].城市建设理论研究，2017(30)：28-29.

[5]朱迅毅.浅析有载调压变压器分接开关故障诊断分析[J].电子创新，2017(12)：26-27.

[6]刘彦军，陈丰.有载调压变压器分接开关故障诊断分析[J].电网建设，2017(18)：14-15.

变压器匝间绝缘故障的分析 篇10

1 匝间绝缘故障的起因和特点

1.1引起变压器匝间绝缘故障的主要原因

1.1.1 导线缺陷,指杂质多、粗细不均、表面不光滑和弯曲变形等质量差的导线,这样的导线在固体绝缘上会引起局部电场强度升高和电气绝缘强度降低,在运行中发生局部放电,烧坏匝间绝缘。

1.1.2 绝缘受潮,这是因绕组浸漆不透或绝缘油中含水分所致,绝缘受潮是绝缘介质品质和性能裂化的一个主要因素。绝缘受潮与匝间绝缘故障必然存在一定的内在联系,特别是在某些绝缘固有缺陷情况下,绝缘再受潮,就很容易引起放电或击穿。

1.1.3 变压器长时间的过负荷运行,变压器绕组将产生高温,烧焦绝缘介质,甚至损坏绝缘介质,使绝缘介质脱落,这些变压器内部残留的异物可能形成环流,引起局部过热,造成绕组的匝间短路。

1.1.4 绕组接头及分接开关接触不良,在带负荷运行时,接头发热损坏附近的局部绝缘造成匝间交层间短路。

1.2变压器匝间绝缘故障的特点

1.2.1 变压器匝间绝缘出现故障时,故障点的温度不高,故障点的产气速率不大,一般主变轻瓦斯保护不动作。

1.2.2 变压器匝间绝缘故障在爆发前,多数变压器气相色谱分析先有变化。

2 变压器匝间绝缘故障的分析

现以黑河局110 kV某变电所1号主变匝间绝缘故障为例,对变压器匝间绝缘故障进行分析。

2.1故障现象

黑河局110 kV某变电所于2005年10月12日投运了一台SFSZ7-31500/110型三绕组变压器。在2008年5月13日对变压器绝缘油的春检预试中,经色谱分析发现该变压器总烃超过注意值。用三比值法的编码规则判断,存在15~300 ℃的低温过热故障。经返厂检查,发现变压器中压绕组C相导线局部的匝间绝缘已经破坏,绝缘导线露铜。

2.2故障分析

2.2.1 色谱分析法

气相色谱分析是诊断变压器过热故障的重要方法。实践表明:在局部过热的情况下,变压器油中含有大量的CH4和C2H4;故障涉及固体绝缘时,油中含有大量的CO和CO2,基于此特性,采用比值法来判断。

2.2.1.1 判断故障的性质。

判断故障性质的比值法有三比值法和四比值法。比较这两种比值法,可以看出,C2H2/C2H4、CH4/H2两比值对确定故障性质是有效的。对于过热故障,三比值编号中C2H2/C2H4的编号为0,C2H4/H4的编号为1或2,据此提出以下判据:

C2H2/C2H4<0.1;CH4/H2≥0.5

满足上述条件即为过热性故障,表1为第一次色谱试验数据。

从表1所列的试验数据可以看到,绝缘油中的几种特殊气体,随着时间的推移都有较大幅度增长。询问运行单位,变压器运行过程中没有进行带电补焊或补油。数据中总烃和CH4增长较大,总烃已超出注意值。CH4/H2大于0.5,且产生了一定量C2H4,说明存在局部过热故障。C2H4/C2H6小于3,说明故障点的温度不高,属低温过热。没有C2H2,说明故障点没有放电产生,故障点的绝缘尚未被破坏。

2.2.1.2 判断热故障回路。

诊断时,将三比值法于四比值法相结合,可区分过热故障发生在磁回路还是在导电回路。

在四比值法中,当CH4/H2=1~3,C2H6/CH4≤1,C2H2/C2H6≥3,C2H2/C2H4<0.5时,则表明变压器存在磁回路过热故障。将磁回路过热判据与三比值法比较,将其中的CH4/H2按1~3和≥3划分为:

CH4/H2=1~3,编码记为2C(C—磁);

CH4/H2≥3,编码记为2D(D—电);

这样,当比值组合为:

0、2C、2时为磁回路过热故障;

0、2D、2时为电回路过热故障。

根据表1的色谱分析数据,三比值法的编号规则和利用以上判断方法未能做出准确判断,经四比值法分析,故障部位并不在磁路部分,为进一步认证,将变压器空载投运,一周后,经色谱监视分析,各种气味没有增长,说明了故障部位可能涉及导线部分。

2.2.1.3 CO和CO2含量曲线法。

根据色谱分析结果给出的CO和CO2含量,可以判断出变压器绕组是否存在过热性故障。一些资料给出了对隔膜式(含胶囊)密封式变压器油中CO和CO2含量分析判据。

判断方程式为:

undefined

式中,X为运行年限;YCO为CO年均含量 ;YCO2为CO2年均含量。

在色谱分析数据表1中,可以看到CO和CO2这两个 指标的分散性较大,很难划出严格界限。因此,《导则》只对开放式变压器作出了规定,认为总烃含量超出正常范围,CO含量超出300×10-6,应视为固体绝缘过热。经返厂检查,发现中压C相绕组的部分导线绝缘已经碳化脱落。

2.2.1.4 绝缘油色谱的综合分析。

在对变压器的监视中,利用绝缘油的综合分析法,对故障的发展状况进行了分析,发现各种烃类气体增长,增长幅度较大。在监视过程中主变轻瓦斯保护未动作,色谱监视数据,如表 2所示 。

从表2中可知,C2H4/C2H6>3,则故障高温过热,实际比值是0.46~1.03,且过热的主要特征气体C2H4未见明显增长,说明故障仍属低温过热。CO/CH4的比值有下降趋势,说明故障点的温度随运行时间的增加有所升高,但升高幅度不大。根据日本月冈淑郎的经验公式判断,故障点的温度在400 ℃左右,T=322lg(C2H4/C2H6)+525。

绝缘油中有C2H2气体产生,表明变压器内部已有局部放电产生,且有所增加,判断局部绝缘已经破坏。事后返厂检查发现中压A相绕组的底部下属8~12层的部分绝缘已经碳化脱落,导线露铜。

2.2.2 测量变压器的变化

对于变压器绕组的匝间绝缘故障,目前现场的试验方法都不能做出准确的判断,所以,必须结合绝缘油色谱的分析才能作出较准确的判断。

根据经验,分析变压器的匝间绝缘故障时,高压试验应以直流电阻和变比试验为主,测试数据见表3、表4。

根据表3、4的数据显示,直流电阻试验合格。但在变比试验中,凡涉及中压绕组C相的试验数据均不合格,此时,结合绝缘油的色谱分析将缺陷部位定在中压绕组C相上,判断为绕组存在匝间绝缘故障。在变压器返厂检查时,看到中压C相绕组底部下属7~12层的位置上,部分导线的绝缘已经碳化脱落,导线露铜。经事后分析,变压器在制造过程中,由于绕组的制造材料存在缺陷,导线表面有毛刺,刺破绝缘,使局部电场发生畸变,形成环流和局部热点,造成导线的局部绝缘损坏。

3 几点意见

3.1 在变压器绝缘油的色谱分析中,虽然CO和CO2这两项技术指标《规程》尚未作出具体规定,但IEC导则等外国一些资料记载CO2/CO<3或>11左右,则存在纤维绝缘分解故障。我国的资料显示,此比值只试用中期和后期的开放式变压器。对于隔膜式变压器,若总烃超出正常的范围,且CO2/CO>2,则存在异常情况。

3.2 对于判断故障点的类型,可以利用CH4/H2的比值。当CH4/H2≤0.5时,可判定为放电类型;当此值大于0.5时,则判定为局部过热类型。

3.3 若绝缘纸出现局部过热时,变压器油中气体中CO含量就增加,当过热温度逐渐上升时,油即产生分解而使CH4气体增加。当温度上升时,CO/CH4比值将下降,通过此比值可初步判断过热温度。

3.4 对于变压器的匝间绝缘水平的考核,目前尚无较有效的试验方法。对于绕组的局部缺陷可通过空载损耗和历史数据进行判断 ,同时,建议变压器在出厂和交接试验时应进行低压法的空载损耗测量,以为预防性试验提供参考。

3.5 当判断变压器局部故障涉及到固体绝缘时,应采用绝缘油与高压试验综合分析的方法进行判断,高压试验中应重点强调变比试验。

3.6 运行单位应注意对变压器温升的积累,当变压器出现异常的温度升高时,应立即进行绝缘油色谱分析。

4 结束语