变压器故障的分析研究

变压器故障的分析研究（共12篇）

变压器故障的分析研究 篇1

一、背景意义

对电力系统可靠、安全、优质、运行的正常运行中, 变压器是一个重要保证, 必须尽可能的减少和防止变压器故障和事故的发生。开展变压器故障的尽早诊断, 对保证变压器长期安全可靠运行, 减少不必要的停用, 防止异常情况的发展具有极为特殊的意义。

二、变压器故障运行时的类型及层次

常见的变压器一般由绕组、铁芯、油箱和防爆管、变压器油、呼吸器、绝缘套管、冷却装置等组成。故障常见的有外部故障和内部故障两种。外部故障的主要类型有引出线之间发生相间故障等而引起变压器内部故障或绕组变形, 绝缘套管闪络或破碎而发生的接地短路等, 外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的故障。内部故障的主要类型有绕组的线匝之间发生的匝间短路, 绕组或引出线通过外壳发生的接地故障, 各相绕组之间发生的相间短路等, 内部故障为变压器内发生的各种故障。

变压器内部故障按产生的过程和形成的原因分为由开关、并联导线绝缘损伤、铁芯等局部过热构成的缓慢发展的潜伏性故障和电气回路缺陷构成的突发性故障。

三、变压器故障时的外观异常分析

1、声响异常:

正常运行中变压器发出的“嗡嗡”声是连续有规律和均匀的, 当变压器发生故障运行时, 发出的声音与正常运行时有明显差异较大, 多为无规律的沉闷或不正常的电流音。如果产生的声音有特殊的响声或不均匀, 则可以判断为不正常现象。

2、温度异常:

许多故障都会引起变压器的不正常运行, 从而使变压器温度发生异常变化, 通过观察比较其温度变化情况, 判断变压器是否有异常。引起温度异常的原因有:散热器阀门不通、变压器内部故障、呼吸器堵塞或严重漏油、冷却装置运行不正常等。

3、气味、颜色异常:

许多故障都会引起变压器某些部件局部过热, 伴随有过热现象, 从而导致有关部件颜色变化或产生特殊焦臭味或塑胶味等。

4、外观异常:

当变压器运行中发生异常时, 通常伴随各种变化, 仔细注意变压器表面和外观, 检查后可以发现某些症状。主要有防爆筒薄膜龟裂破损、套管闪络放电、渗漏油等。

5、负载异常:

变压器过载常见的有事故过载和正常运行引起的过载两种。他们的主要区别在于变压器正常使用期限有无损害, 是否增加了其绝缘的自然损坏。事故过载主要是考虑对重要用户不停电, 保证人身和设备安全, 避免造成不良的影响和经济损失。

6、油位异常:

变压器储油柜的油位表或油位计温度刻度, 是标志变压器不同油温时的油面标志。油位异常的原因如主要有:假油位、油面过低、变压器严重渗漏油或在量跑油、气温过低且油量不足或油枕容积偏小, 不能满足运行要求。

四、变压器的故障类型

1、绝缘故障:

电力变压器目前应用最广泛的是干式树脂变压器和油浸变压器两种。油浸变压器中, 主要的绝缘材料是绝缘油及固体绝缘材料绝缘纸、纸板和木块等。

2、放电故障:

放电对绝缘很大的破坏作用, 主要有两种:一种是放电产生活性气体, 如热、臭氧、氧化氮等的化学作用, 引起局部绝缘物质受到腐蚀, 介质损耗增大, 达到击穿电压, 最后导致击穿。另一种是由于放电质点直接轰击绝缘, 和局部绝缘受到破坏并逐步扩大, 造成局部损毁, 使绝缘物质击穿。

3、分接开关故障:

变压器的调压分接开关分有载分接开关和无载开关两大类。无载分接开关的故障主要有:机械故障方面、电路故障方面、绝缘故障方面、结构组合方面。分接开关的可靠性将对变压器的安全运行和电能质量产生直接影响到, 因此完善检测手段, 改进检修工艺, 提高管理水平和良好的运行维护是保证设备可靠运行的必要措施。

4、短路故障:

变压器的短路故障主要指变压器出口以及内部引线或绕组间对地短路, 及相与相之间的短路而导致的故障。

变压器正常运行中由于受出口短路故障的影响, 遭受损坏的情况较为严重。其中以三相短路时的短路电流值最大。

五、变压器保护及误动故障

变压器保护误动故障, 主要表现在气体保护和差动保护上, 其中故障气体的瓦斯保护和差动保护, 是主变压器的重要保护之一。

特别是主变压器, 为了减少变压器在发生各种类型故障和不正常运行时造成不应有的损失, 保证电力系统稳定安全有效的运行, 一般都装设了继电保护装置, 如为防御变压器外部相间短路, 并作为瓦斯保护和差动保护后备的过电流保护;为防御变压器油箱内部各种故障气体和油面降低的瓦斯保护;为防御变压器绕组和引出线多相短路、大接地电流系统侧绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路的差动保护或电流速断保护等。

六、变压器故障检测技术

检测技术主要有气体色谱检测、三比值法检测、平衡判据法检测、局部放电故障检测、有载分接开关检测、油质检测出现、绝缘老化检测等。

七、结论

安全、优质、经济地供电是对现代电力系统运行的三大要求, 其中以安全性最为重要。供电系统的关键设备大型电力变压器在长期运行过程中, 因受外界环境各种因素的影响, 不可避免地会逐渐老化, 从而引发运行事故。这是电力行业安全生产的重要任务, 及早发现变压器的故障并做好维护和检修也是十分必要的, 以免造成不可避免的重大生命财产及安全事故。

摘要：变压器在供电系统中发挥着重要的功能, 由于各种因素的影响, 难免会出现各种故障, 及时发现并解决这些故障成为避免重大安全事故的前提。本文对变压器的故障及保护措施进行了分析。

关键词：变压器,故障,类型,分析

参考文献

[1]刘凡、张星海、贺含峰:《大型电力变压器状态评估与寿命管理方法应用研究》, 《电气应用》, 2009, (17) :32～38。

[2]王阳光、尹项根、游大海等:《影响变压器和应涌流的各种因素》, 《电工技术学报》, 2009, (9) :78～85。

[3]韦殿平、刘文里、勤格勒图:《220kV电力变压器端部绝缘传统与现行结构中电场的比较》, 《变压器》, 2009, 46 (10) :6～10。

[4]韦瑞峰、冉玉琦、陈振江:《500kV主变铁心故障分析处理》, 《变压器》, 2009, 46 (10) :51～53。

[5]冯永新、邓小文、范立莉:《大型电力变压器振动法故障诊断与发展趋势》, 《变压器》, 2009, 46 (10) :69～73。

变压器故障的分析研究 篇2

教学地点：02082班教室

教学时间：2010年12月10日第二节 执

教：

教学目标：掌握变压器的使用方法；

掌握变压器的故障分析及处理 教学重点：同名端的判别；

变压器常见故障及处理 教学难点：同名端的判别 教

法：讲、演、练法

教

具：变压器、电流灵敏计等 教

时：1课时 教学过程：

一、复习

二、引入新课 变压器的使用

变压器最忌接错线，接错线可能烧坏变压器或烧坏用电设备，对于铭牌标注不清的变压器，在使用之前必须注意判明各绕组的引出端。

（一）学生测量

测量各绕组的电阻值。

（二）教师演示

判别各绕组同名端。

同名端：两个线圈相同极性的引出端称为同名端。

判别同名端可采用图5.7所示方法。测量副边各绕组的空载电压。

（三）学生练习

变压器故障分析及处理

常见故障及检测方法如下：（1）、绕组断路。

检测方法：用万用表欧姆挡分别检测原边和副边绕组电阻。（2）、绕组局部短路。

检测方法：由于绕组电阻较小，局部短路用测电阻的方法不易查出，可用测量空载电流的方法检查。原边或副边绕组局部短路时，都会使空载电流增大，绕组温升很高，测量要快。（结果<额定电流的10%）（3）、击穿短路。

检测方法：用兆欧表检测原边与副边绕组之间的绝缘情况，原边或副边绕组与铁心的绝缘情况。总结：

关于电力变压器的故障分析讨论 篇3

关键词：模糊理论；变压器；故障诊断

前言

变压器是电力系统中极其重要的电器没备，它的安全运行直接关系到电网能否安全、高效、经济地运行。变压器一旦故障，将造成的经济损失巨大。电力变压器是传输、分配电能的枢纽，也是电力网的核心元件，其可靠运行不仅关系到广大用户的电能质量，也关系到整个系统的安全程度。变压器运行的正常直接影响用户生产和生活用电，并关系到用电设备的安全。因此，探讨研究电力变压器的故障诊断方法对于电力系统安全性的提高来说意义非凡。

一 电力变压器的故障分析

变压器的故障分析及处理方法是电工和电气技术人员必须掌握的一门实用技术。熟悉而准确地排除变压器、电气故障，是每个电气工作人员必须具有的基本功。电力变压器故障发生率的降低及电气设备可靠性的增加等不仅取决于制造设备及安装设备的质量、水平，还取决于对设备实施检修维护工作的必要性。在常见的变压器故障类型当中，划分方式有很多：通过回路可以划分成为磁路、油路以及电路三个类型；通过主体结构可以划分为铁芯、油质、绕组等类型的故障；以变压器本体为依据可以划分为外部故障、内部故障。比如：油浸式变压器，出口的短路故障是故障发生率最高的区域，并且对于电力变压器产生的影响也最大，同时也有油渗漏故障、变压器油流带点故障以及互动保护故障等潜藏其中。

随着时间的不断变化，故障的发生率也可以大致划分成为早期、偶然以及损耗三个阶段的故障。电力变压器设备在投入使用的最初三年时间里发生的故障就是早期故障，其发生率较高，且随着时间的推移，这一几率会逐渐降低。导致早期故障发生的主要原因是变压器设备在设计制造方面存在缺陷，如设计不科学、使用材料未达标、焊接装配不当、质量检验粗糙等。在早期故障之后，变压器就进入到有用寿命期，偶然故障随之发生。该故障的特点是稳定且发生率很低，由一些偶然的、随机的因素造成，如突然变压器的技术参数超越极限值、在偶然因素的激发下材料弱点得以凸显、运行环境突然被改变、操作失误及维护不当等。在电力变压器的使用末期，损耗故障自然就产生了，且随着时间的推移，其发生率将越来越大。损耗故障发生的主要因素是电力变压器内部发生化学变化、物理变化等，从而引起疲劳、老化、腐蚀、磨损、阻抗增大等。

二 电力变压器故障的诊断技术

1 变压器绕组变形故障的测试与诊断。电力网设备最核心的组成部分之一就是电力变压器，所以其运行的可靠程度将直接决定着电力系统的安全水平。但是，由于受到设计工艺及制造技术、维护水平等因素的限制，造成电力变压器时常发生故障，尤其是近年来频繁发生的电力变压器短路故障，对电力系统的运行安全带来严重的消极影响。一旦电力变压器绕组而产生机械的局部变形之后，变压器内部的电容和电感等参数的分布必将发生改变。因此，我们应当科学使用一定的故障诊断测试技术、方法，对变压器的每一个特定绕组参数进行测量，并仔细分析比较测试的结果，致力于诊断出电力变压器绕组的倾斜、扭曲、移位以及鼓包等各种变形现象。站在测试手段的角度，我们最常使用的电力变压器故障诊断方法包括低压脉冲法、阻抗法及频率响应分析法等。

2 变压器红外诊断技术。变压器故障的红外诊断技术具体是指针对正在运行的变压器实施非接触性的无损检测，并对温度分布场实施大面积的扫描，以对局部缺陷完成定点测温工作，准确识别变压器设备表面的温差变化，通常是0.1-0.5℃。与此同时，红外仪器将有机结合计算机技术，准确处理电力变压器设备出现的红外热像，从而针对故障数据实现统计、分析、存储及显示等各种技术功能。红外测温诊断技术并不会受到现场电力变压器设备的高压强电场带来的干扰，所以并不会对正常运行电力变压器造成不利影响。且红外诊断技术能够确保诊断仪器跟带电部位维持在足够程度的安全距离上，所以这一故障诊断技术十分安全，并拥有较高的可靠性及经济性。红外诊断技术最常使用的故障诊断方法有相对温差法、温度辨析法、历史数据分析法以及同类比较法等。

三 基于模糊理论的故障诊断

1模糊诊断的原理。较专家系统结构而言，模糊系统有很多相似之处，其组成部分主要包括模糊知识库、模糊推理机以及人机界面等。模糊理论正在持续地发展和完善，它的一些优点逐渐得到人们的重视，如模糊理论能够适应一些不确定的问题；专家的经验通过模糊知识库语言变量的使用进行传达，跟人们的表达习惯更加接近；一个问题可以通过模糊理论得到若干个可能的解决方案，并能够以这些方案拥有的模糊程度实现优先排序等。模糊理论在对不确定性的问题进行处理时主要有两种方法，即基于模糊理论及基于概率理论。作为有效处理不确定性信息的工具之一，模糊数学将有助于提高诊断系统的稳定性、准确性。而电力变压器的故障诊断就是运用有效的诊断方法搜索各种故障征兆，并针对这些征兆的产生原因进行科学解释。在电力变压器的故障诊断过程中，很多不确定的因素是普遍存在的，并以模糊性、随机性的形式呈现，客观反映出故障的不确定性，具体表现为边界的不确定性、人为主观解释的不确定性。由于这两种不确定性的因素是同时存在的，因而电力变压器现有的绝对化故障诊断规则并不能适应这种不确定性，造成故障诊断始终存在误判，无法对电力变压器的潜在故障进行准确的定位和分析。模糊诊断最基本的流程分为三个阶段：将气体溶解到油里面，对原始数据进行分析并实施模糊化处理；针对模糊集上面存在的相似关系开展计算工作；实施动态分类步骤，以找寻分类结构的最优化。

2故障诊断的分析。使用模糊故障诊断方法的目的在于判断电力变压器是否存在故障。如大型的油浸式变压器，其故障诊断的单一依据是产气率，它并不能对故障的发生作出全面的提示，而以往的故障诊断技术方法仅考虑了气体的注意值，因此我們应当将产气率纳入到故障诊断系统进行考虑，综合分析特征气体及其产气率，以尽量提升油浸式电力变压器的故障诊断精度。故障的诊断和辨别主要是对电力变压器产生故障的情况进行判断，并分析出故障发生的类型。可以直接采用国家制定的标准判断导则，但这一方法存在两点局限：一是在划分比值区间时太过绝对化，很容易造成误判；二是故障的反映不全面，在诊断复合故障方面不具备足够高的准确度。针对这样的局限，我们应当科学使用模糊诊断技术和方法，克服电力变压器故障诊断存在的不足，从而大力提升诊断的准确率。

四 结语

造成电力变压器故障的原因有很多，人为因素、外界因素、变压器自身因素等等，当变压器出现故障时，检修人员在判断变压器故障的过程中，要对故障进行全面的分析，以便制定出最为合理科学的应对方案，从而保证电力系统的正常运行。这就需要我们在今后的工作中不断进行理论研究和实践经验的总结，争取挖掘出更加科学、更加有效的电力变压器故障诊断方法，以高电力企业健康发展的速度。

参考文献：

[1] 邵苠峰.电力变压器故障诊断中交互式推理的研究与实现[J].变压器，2013，3.

[2] 杜联兴.变压器故障诊断研究进展与展望[J].广东电力，2013，3.

[3] 高伟.电力变压器状态评估及故障诊断方法研究[J].科技创新与应用，2014，19.

作者简介：

一起整流变压器故障的分析 篇4

1 故障现象

某企业在一次生产中正常启动, 整流所操作人员接到了DCS操作人员的指令, 对整流变压器的主开关进行合闸, 在按照相关的规范进行合闸之后, 主开关已经处在合闸成功的状态, 接下来对2整流变压器的主开关也进行了合闸, 在将其都进行了合闸之后还按照相关的要求对整个设备进行提升电流处理。但是在这一过程中也对后台电脑的运行状况进行检查, 在检查的过程中发现监控电脑的主显示屏上显示出了电气主接线图异常现象, 也就是说在1整流变压器的主开关进行合闸处理之后, 后面的线路颜色还是黑颜色的, 这一开关后的线路颜色应该在合闸之后变成红色, 这样也就基本可以判断在这一过程中出现了动作状态失常的现象。

2 分析处理

在这次故障出现之前, 该工厂已经进行了为期15天的年度设备检修工作, 在这一过程中严格的按照事先制定的计划去开展生产活动。在这件事情之后, 企业当中的技术人员及时的来到了现场, 在对操作人员进行了详细的询问之后, 对故障进行了排查和分析。该变压器主开关设置在了110k V的变电站内部, 其布置的形式为室内布置, 主开关是SF6气体断路器, 同时在这一过程中还配备了同一个厂家生产的电气操作控制柜。该设备安装在了主开关的现场当中, 而保护控制屏和监控操作后台则设置在了整流所控制室当中。因为在故障发现的时候, 首先发现的是后台电脑中的电气主接线图中的状态和颜色并不是其应该显示的颜色, 所以在故障分析的时候首先对综合保护屏和后台设备进行检查, 而且在现场检查的过程中还发现电脑保护屏上的红绿灯都不亮, 将综合保护装置上的远方就地转换到就地的状态还是处于不亮的状态, 所以其在运行的过程中也无法对其予以有效的操作和控制。其控制屏的控制回路图展开图如图1所示。技术人员在通过了详细的分析之之后因为图中合闸的显示灯HD分指示灯LD都不亮, 所以相关的人员判断是控制回路或者是控制电源的指示灯回路不畅, 对综合保护屏的电源电压进行了详细的检查之后发现其出线端的电压为226V, 其完全处于正常的状态, 也就是说综保屏的控制电源处于正常的运行状态, 所以现在就只能和灭弧电路不畅相关。而在整个控制回路当中灭弧电路和后台设备之间是存在着一定的逻辑联系的, 这样也就使得技术人员在检查的过程中就对设备开合开关控制柜进行了详细的检查, 在检查之后发现其他的线路在运行中都处在正常的状态, 所以后台设备是不存在故障的。之后技术人员就开始了主开关现场检查, 在对其表面进行了观察之后, 发现控制机柜内部不存在明显的放电过程, 同时也不存在一些不是很好的气味。技术人员和操作人员在经过商讨之后, 按照程序退出1整流变压器运行的负荷, 将其自身所经过的电流调整为零, 之后还要对主开关进行分闸处理, 后台操作的过程中不能出现失误, 而在总包装置当中按下分闸按钮之后发现没有反应, 而在主开关中选择就地操作, 按下分闸按钮也没有任何的反应, 技术人员对其进行了详细的分析, 其线路展开图如图2所示。对控制柜的控制情况进行详细的检查。在小孔开ZKI电源进线的位置, 测量出的电压为236V所以起处于正常的运行状态。出线侧测量的过程中没有发现电压, 所以也就充分的证明这个开关存在着一定的问题, 在对这一小空开进行更换处理之后, 24号端子对1号端子的电压时236V, 处于正常的运行状态, 在试操作之后还是没有反应。之后技术人员参照电路图开展了检查工作, 25号端子对1号端子的电压完全处在正常的运行状态下, 23号端子对1号端子并没有出现电压, 所以这也说明分闸按钮出现了故障, 在更换了分闸按钮之后对该点的电压进行了测量, 这一点的电压值处于正常的状态, 但是在试验操作之后还是没有反应。接下来, 再检查变电控制室内, 将主开关现场的“就地 / 远方”转换开关置于“远方”位置, 此时, 看到了综保装置上的HD和LD的相应指示, 正常;后台显示的电气主接线的相应线路状态, 也恢复正常。再试验在综保装置上操作和后台电脑上操作, 其合闸、分闸功能完全正常。其它各项连锁功能投入, 也操作正常。到此, 这个主开关动作失常的故障处理完毕, 运行人员按操作规程将这个主开关合闸后, 使这台整流变压器投入正常生产运行。

3 结论

在一起整流变压器运行的过程中, 工作人员一定要将设备日常的管理和维护工作当成是重中之重, 同时在对这项工作予以执行的时候还要要选用一些技术上十分占优势的人员, 此外还要加强技术人员的培训工作, 使其拥有较强的故障分析和处理能力, 只有这样, 才能减少故障给企业带来的经济损失。

摘要：整流变压器在电力系统运行的过程中一直都发挥着非常重要的作用, 它在运行的过程中存在着一定的特殊性, 和一般的变压器有着十分明显的差别, 它主要是借助二极管硅整流的方式将交流电形式变成直流电的形式, 但是在实际的应用中, 由于受到多种因素的影响, 其也比较容易出现一些故障, 我们必须要对其予以分析, 并采取有效的措施予以改进和解决。主要对一起整流变压器故障进行了详细分析。

关键词：整流变压器,电气主接线,节点电压分析,二次元件损坏

参考文献

[1]王德武.一起母联断路器误跳闸的原因分析和对策[J].电力安全技术, 2013 (07) .

[2]张宝坤, 何玉磊.断路器控制回路缺陷引起的事故分析及改进方案[J].电力安全技术, 2011 (11) .

变压器故障的分析研究 篇5

对油浸式变压器故障诊断的研究

摘要：变压器是电力系统中的中的重要设备，它的正常运行对电力系统起着至关重要的作用。针对变压器的故障诊断方法，主要有传统比值法以及各种智能诊断方法。针对传统比值法和各种智能诊断方法编码不全，编码与故障类型对应关系太过绝对等缺点。本文将支持向量机、遗传算法和粗糙集相结合，应用到变压器故障诊断中。经过实例证明，该方法切实可行，诊断结果证明了本方法的有效性。

关键词：变压器 故障诊断 粗糙集 支持向量机 遗传算法

变压器是电力系统中分布最广泛、造价高昂、结构复杂的电气设备之一，担负着电能传送和电压转换的重任，它的安全运行直接影响了整个电力系统的安全性和稳定性。随着电力网络的负荷加重，变压器发生故障的概率越来越高。另一个方面由于变压器结构复杂，发生问题时判断故障及检修故障也很复杂。因此研究变压器的故障，对变压器早期出现的故障进行诊断研究，提高整个电力系统供电的可靠性，有着十分重要的作用。目前最有效的手段是对油中溶解气体的分析。对油中气体分析的判断变压器故障类型的方法，由以往常用的三比值法逐渐过渡到智能诊断方法。本文首先对基于油中溶解气体分析变压器故障类型的方法进行了研究，分析了传统比值法的优缺点，进而提出了利用遗传算法对支持向量机进行参数寻优，探索了一种新的智能变压器故障诊断方法。

1 变压器故障诊断现状研究

对油浸式变压器来说，现状都是用油作为散热和绝缘材料，在运行中，油与中间的固体有机材料因故障会逐渐老化和分解，同时油中会产生少量的各种气体。因为不同故障，产生的气体比例、含量不同，所以就可以利用对油中气体的分析，来判断故障类型。利用这种方法对油中溶解气体进行实时监测，就可以及时发现故障信息，避免灾难性隐患的出现。这种方法，能在变压器带电工作时进行监测，不受电磁干扰的影响。基于油中溶解气体分析的变压器故障诊断有一些传统方法，最常见的是三比值法。传统方法对故障诊断有一定效果，但也有一些问题，比如编码的设定、编码范围边界的`区分太过绝对、编码与故障类型的对应太刻板，反而不利于故障诊断。随着人工智能的发展，对变压器故障诊断的研究也进入了智能诊断阶段。对于智能诊断方法来说，需要大量的样本信息来保证模型的建立。但是变压器因为自身的复杂性，以及现场采集手段单一而导致变压器试验样本信息不完备、试验样本少，导致了智能判断不能进行完善的判断。鉴于此，我单位在故障诊断中适当应用了智能算法，以确保故障诊断准确无误。

2 常用变压器故障诊断方法

2.1 基于粗糙集的变压器故障样本的处理

以油中溶解气体的分析作为基础，利用支持向量机算法建立一个模型。该模型的输入是油中溶解气体，输出是变压器故障类型。利用粗糙集的方法对变压器故障样本进行处理和分析，为了对输入特征进行优化，应该以约简后的故障样本作为新样本用于模型诊断。首先利用基于粗糙集理论的工具Rosetta对搜集到的故障数据样本进行处理。其次，经处理的数据可通过等频率离散法进行离散化。最后，应用Genetic algorithm算法约简离散后的原始决策表来优化原始决策表的条件属性，做好数据预处理，为诊断变压器故障创造条件。

2.2 基于遗传支持向量机在变压器故障诊断中的应用

在小样本的情况下，传统的变压器智能诊断方法效果还不理想。但现行测试手段尚有不完善之处，无法获取更多的样本用于变压器的智能故障诊断。鉴于此，我们将支持向量机算法引入变压器故障诊断中。另一方面，鉴于支持向量机的参数寻优具体依赖于网格搜索、经验选择等。这些方法有准确率不高、训练时间过长等缺点。针对此，为提高诊断模型的正确判断率，又在支持向量机参数寻优中引入了遗传算法。

2.3 基于粗糙集和遗传支持向量机的变压器故障诊断模型实现及结果对比分析

利用建立的基于粗糙集和遗传支持向量机的模型，对获取的300个变压器原始故障样本，在条件属性中加入了16个气体比值，决策属性采用六种常见的变压器故障类型，通过连续气体比值等频离散化后，构建原始决策表，规格为300*17。另一方面，针对原始决策表，应用Genetic algorithm属性约简算法对其进行属性约简和规则合并。同时为了证明所选方法的优越性，将基于粗糙集和遗传支持向量机的变压器故障诊断模型和传统的智能判断方法进行对比，经过多次实验、分析比较，得到了随着本文算法的加入，对故障的分类和判断的准确率得到了大幅提高。

3 结语

电力变压器绝缘故障的分析与诊断 篇6

【关键词】电力变压器；绝缘故障；诊断

近年来，我国经济不断发展，各个行业对电能的消耗量也逐渐增多，基于这种情况，输电的电压等级也要随之提高，变压器的容量和电压等级也应进行相应的升高，只有这样才能使得变压器正常工作。绝缘故障是技术人员在故障检测中最易出现的一种，其主要组合材料为绝缘油和绝缘纸，长期使用不进行维护会出现老化情况，为避免重大事故的发生，对变压器的故障诊断是非常必要的。

一、电力变压器绝缘故障发生的原因

不同的变压器在绝缘材料组成方面存在一定的差异，在变压器运行的过程中受到的影响也分为很多种，主要分为以下几种：（1）有部分变压器在设计时，采用的绝缘材料较薄，油道比较少，他们使用期限比较少，当其运行到电力系统运行时，故障就很容易形成了；（2）电力变压器对其内部清洁度有严格的要求，如果其内部含有少量金属杂质会对爬电距离有影响，可能导致局部放电的发生，存在安全隐患；（3）在使用过程中，电力变压器各相之间应保证足够的绝缘裕度，如果不能保证，可能导致相间短路的发生。另外，各相间之间应加入绝缘隔板。如果出现短路故障，应改变相间电场强度，导致隔板出现树状放电的情况；（4）在绝缘成型件加工过程中，如果在其内部或者表层受到导电质污染时，就会出现局部放电甚至是绝缘件表面漏电的现象，使得其绝缘效果发挥不到最好；（5）在对变压器设计时，油道设计时最关键的环节，设计人员给出的方案不合理就会使得绝缘油的油速加快，致使出现流油过快的现象。（6）在运行中，如果绝缘油出现污染，其绝缘强度就会有大幅度降低，从而影响到变压器整体的运作性能。

二、电力变压器绝缘故障诊断分析

1.绝缘油硫腐蚀的故障诊断

近年来，相关研究表明，变压器的出现的故障多是由油硫腐蚀的原因造成的，设备在运行较长时候后，设备用的线圈材料会因何硫的大面积接触导致出现腐蚀现象，这种情况逐渐引起电力工业技术人才的广泛关注，很多人在研究中发现，容量的大小、电压的高低和这种现象出现的概率成相关性，并且在高压绕组上，绝缘纸与裸铜线相结合的部位最为明显，出现这种情况说明，其与变压器运作中的问题也有一定的关联，在出现腐蚀的高压绕组上会发表有颜色的物质出现，呈蓝自色或浅灰色，研究人员对该物质进行诊断，发现其为硫化亚铜，其表现出现出的特性-导电，对绝缘体的绝缘性造成了很大的影响。

2.绝缘油中溶解气体的故障诊断

一般电压器在运作时，会有空气中水分和氧分渗入到里面，会对绝缘材料的性能造成直接的影响，随着使用设备的时间推移，变压器中所用绝缘油和绝缘纸的性质也会在物理及化学两方面发生变化，在出现绝缘故障时，机器内部就会产生大量的CO、CO2，这些气体随着故障的不断延续而变为旗袍，不断溶解在油中，根据对油质的分析，就能对其故障进行诊断。

3.人工智能在线变压器故障诊断

在进行故障诊断时，对设备油中融化气体进行解析，就能对故障类型进行判断，但分析油中溶解的气体程序比较复杂，产生故障的原因也有很多，在这种情况下，对技术人员的专业知識及素养就有了更高的要求，国内外学者研究各种在线监测系统，出现了较为先进的人工智能诊断技术，其主要是模仿人们的思维，找出故障，并解决故障之间的复杂关系，并且其还能随外界变化进行调整，缓解了工作人员的压力，提高了诊断效率，近几年研究出了几种的几种方法如神经网络、专家判断、模糊数字等已得到广泛应用，其中神经网络模型已被认定为最具潜力的一种方法。

参考文献

[1]潘翀.电力变压器绝缘故障诊断技术及热状态参量预测模型研究[D].重庆大学，2009.

变压器故障的分析研究 篇7

储油柜是大型油浸式变压器最重要的部件之一,主要用以补偿绝缘油因温度变化而导致的体积膨胀和收缩,并尽可能将变压器箱体内绝缘油与空气和水分隔离,防止绝缘油吸湿或者被氧化[1,2,3]。储油柜对空气和水分的隔离性能将直接影响变压器内部绝缘件的寿命和变压器发生内部绝缘故障(主要包括放电故障和过热故障)的几率,而大量实际经验表明,变压器的内部故障总与绝缘油、绝缘件等有直接或间接的联系。因此,对储油柜的作用、分类、性能、常见故障及解决方法进行研究显得尤为重要。

1 储油柜简介

1.1 储油柜的定义

储油柜又称油枕,是一个与变压器本体连通的储油容器,装设于高于油箱箱盖的位置[4,5,6]。图1为某变压器有限公司的储油柜示意图。

1.2 储油柜的作用

储油柜可以容纳或对本体补充变压器油,从而保证本体内变压器油处于正常压力并且处于充满状态。当变压器油升温膨胀时,油从油箱流向储油柜;当变压器油降温收缩时,油从储油柜流向油箱。

1.3 储油柜的补偿容积

储油柜的补偿容积是根据该变压器的总油重及使用地区的最高、最低环境温度的多少来计算的。即:

式中:V为储油柜的补偿容积;G为变压器总油重;g为变压器油的密度,0.9 (kg·L-1);f为变压器油体积补偿参数,f=a(Δt+t);a为变压器油体积膨胀系数,a=0.000 733;Δt为变压器使用地区最高和最低环境温差值;t为变压器平均温升(一般定为50℃)。

同一油重的变压器根据其结构、绝缘距离等因素从几种储油柜规格型号中优选一种[7,8,9]。

2 储油柜的分类

目前,常用的储油柜大致可分为普通型和密封型2大类;密封型又可分为胶囊式、隔膜式和波纹膨胀式[10,11,12,13,14]。

2.1 普通型储油柜

普通型储油柜是由铁板卷制成的单一筒体,一端装有玻璃管油位计,如图2所示。绝缘油通过结构简单的吸湿器与外界大气相通,由于吸湿器作用有限,运行时绝缘油易受潮和氧化,目前35 kV以上变压器已不允许采用普通型储油柜。

2.2 密封型储油柜

2.2.1 胶囊式储油柜

胶囊式储油柜是在传统储油柜内部装一个耐油的尼龙胶囊袋,将变压器本体内的变压器油与空气隔离开,如图3所示。

当变压器油箱中油膨胀或收缩导致储油柜油面上升或下降时,胶囊会向外排气或自行吸气,以平衡胶囊内外侧压力差,起到呼吸作用,从而将变压器油与空气彻底隔开。胶囊悬挂在储油柜上部的胶囊定位挂钩上,动作灵活,通气阻力小。

储油柜上的油位计采用磁铁指针式油位表来显示,当油位达到设定的最高或最低位置时,油位表通过报警开关及时准确地报警。在储油柜的一端留有人孔,以便工作人员进入储油柜内部进行检查、清洗及维修;所有法兰面全部精加工,确保无渗漏,且可承受真空。

有载变压器的副油枕焊接在变压器主体储油柜的外侧,空气通过调压开关呼吸器进入副油枕,与绝缘油直接接触。

需要注意的是,副油枕内油位必须低于本体油枕油位,以防调压开关和本体串油时,开关内油进入本体。

2.2.2 隔膜式储油柜

隔膜式储油柜由2个半圆桶体组成,中间通过法兰夹装1个橡胶隔膜,隔膜浮在油面上,将空气隔离,如图4所示。

此类储油柜有一致命弱点,即其本身密封结构问题。由于隔膜被压在上下壳体之间,密封尺寸过大,密封性能不可靠,当绝缘油超过中间部位后普遍存在渗漏,而油位较低时又容易吸入空气和水分,因而现已很少采用。

2.2.3 波纹膨胀型储油柜

波纹膨胀型储油柜分为外油式和内油式2种。

(1)内油式波纹膨胀储油柜

内油式波纹膨胀储油柜是将变压器油封闭在膨胀节内部,从而与膨胀节外的空气隔绝,如图5所示。

(2)外油式波纹膨胀储油柜

外油式波纹膨胀储油柜采用不锈钢波纹管补偿技术,实现对变压器绝缘油的体积补偿,并保证绝缘油与外界彻底隔离,如图6所示。

绝缘油升温体积膨胀时,波纹管被压缩,移向固定端;油位过高时,波纹管压缩到一定程度报警;绝缘油降温体积收缩时,波纹管在大气作用下自行伸长。

波纹膨胀型储油柜在运输或搬运过程中,一般对膨胀节抽气至完全收缩,以防止膨胀节反复伸缩或与柜体碰撞而导致波纹管损坏。图7显示了内油式波纹膨胀储油柜的收缩状态。

3 变压器真空注油

3.1 作业目的

大型油浸式变压器在器身排油检修后,必须进行真空注油,即变压器在持续抽真空的情况下,把已经处理合格的变压器油通过真空滤油机从注油口注入变压器。

3.2 注油前准备工作

(1)编制方案

工作前应先勘察变电站,了解电源的电压、容量及位置,规划好施工现场,确定所需的设备及工器具。

(2)主要设备和工器具

真空滤油机、真空泵机组、储油罐、油泵、注油用管道、电阻真空表、真空压力表。

3.3 真空注油过程

对于带有旁通阀的胶囊式储油柜可与本体一起抽真空,即所谓的全真空注油法;其余类型的储油柜不可与本体一起抽真空,则采用半真空注油法。

3.3.1 全真空注油

(1)全真空注油的管路连接

1)采用全真空注油法时,应打开储油柜本体和胶囊之间的旁通阀V1以及本体和副油枕之间的旁通阀V2以保持负压平衡。

2)卸下调压开关呼吸器并装上密封垫和闷板以防止漏气,卸下主油枕呼吸器,以便连接真空泵抽真空。管路连接如图8所示。

3)散热器与本体间的阀门应打开。

(2)管路泄漏检查

1)检查抽真空设备管路确保无漏气,注油用管路必须接在油箱底部的阀门上,通过滤油机接至油罐。

2)启动真空泵并当真空计开始读数时,检修人员应在变压器本体上下巡视所有法兰密封位置,检查是否有漏气情况。

(3)全真空注油过程

巡视检查情况正常后,可均匀抽真空至器身内,压强不大于133 Pa(220 kV及以上),并保持真空一段时间。

对检修后的变压器,抽真空时间需保持露空时间一半以上,新安装变压器抽真空时间需保持24 h以上。

在真空状态下注入合格的、加温到50℃～60℃的变压器油,注油速度在3～5 t/h,注油时继续抽真空。

全真空注油法可一次性注油至合适油位(一般应比正常油位高半格到1格,以补充油温下降后油的体积缩减)。

注油完毕后,关闭呼吸管阀门及旁通阀V1、V2,拆除副油枕呼吸管闷板并装上呼吸器;缓慢打开主油枕呼吸管让胶囊充气,如果条件允许,应充入干燥空气或者99.99%纯度的氮气,否则直接充入大气。待胶囊内外压力平衡后,重新装上主油枕呼吸器。

3.3.2 半真空注油

隔膜式储油柜、内油式、外油式波纹膨胀储油柜、不带旁通阀的胶囊式储油柜不具备抽真空的条件,只能进行半真空注油。

(1)半真空注油管路连接

半真空注油应在油箱顶部蝶阀处或在气体继电器联管法兰处安装抽真空管路和真空表计并接至抽真空设备。管路连接如图9所示。同时应注意:1)抽真空前需用U型管将本体和调压开关油室连通,以保证负压平衡;抽真空时应先关闭本体和储油柜之间的连通阀门。

(2)管路泄漏检查及真空注油阶段

1)管路泄漏检查与全真空时的检查一致,检查情况正常后开始抽真空注油。

2)注油至离箱盖100～200 mm时,停止注油。保持真空一段时间(220 kV不少于4 h,500 kV不少于8h)后停止抽真空,关闭抽真空阀门。

3)注油管接至储油罐注油口处(严禁从下部注油阀注入),打开本体和储油柜之间的连通阀门,为二次补油做准备。

(3)非真空注油(二次补油)阶段

非真空注油(二次补油)阶段的管路连接如图10所示。

1)胶囊式储油柜二次补油

打开主油枕顶部放气塞,开始补油;补油时应使油流缓慢注入变压器至合适的油位为止(一般应比正常油位高半格到1格,以补充油温下降后的体积缩减);往主油枕胶囊内鼓入空气(最好是干燥空气),至放气塞出油时关闭放气塞。

2)隔膜式储油柜二次补油

打开隔膜顶部放气塞,开始补油;补油时应使油流缓慢注入变压器至合适的油位为止;由于隔膜面积很大,覆盖在油面上的褶皱内可能残留有气体,需将褶皱内余气引至放气塞处并挤出,最后关闭放气塞。

3)内油式波纹膨胀储油柜二次补油

打开波纹管上端排空管,开始补油;补油时应使油流缓慢注入变压器至排空管出油时关闭软管,继续注油至合适的油位为止。

4)外油式波纹膨胀储油柜二次补油

打开油枕顶部放气塞,从油枕呼吸管处鼓入空气至油位表显示合适油位时,关闭呼吸管阀门,并用闷板密封;补油时应使油流缓慢注入变压器至放气塞出油即可,关闭放气塞,打开呼吸管闷板及阀门,将呼吸器装回。

3.4 热油循环

为了使油中的水分和空气进一步析出,注完油以后一般会进行热油循环。

接通热油循环系统的管路,通过真空滤油机进行热油循环,使热油从专用的滤油阀或油箱顶盖上的蝶阀进入油箱,从油箱下部的阀门流回真空滤油机,管路连接如图11所示。

热油循环时间要同时满足下面2个条件:1)500 kV变压器循环不少于48 h,220 kV变压器循环不少于24 h;2)热油循环不少于3个循环。

3.5 静置

(1)热油循环完成后变压器需静置冷却以便气体进一步析出,时间按照变压器出厂技术资料要求进行,一般500 kV变压器静置不少于48 h,220 kV变压器静置不少于24 h。

(2)在静置期间,应按油面上升高度逐个打开升高座、套管、散热器、瓦斯继电器等部件的放气塞进行放气,放气至出油后即旋紧放气塞。

(3)应每隔12 h放气1次,以便排尽气体。

4 胶囊式储油柜常见故障分析及处理措施

4.1 出现假油位

(1)长期运行的主变压器(主变),气体会在储油柜中累积,存在一定量气体后,将影响胶囊的排气。当气体过多时,油枕内气压大于外气压,会挤压胶囊,直至胶囊无法伸缩;此时由于油面与胶囊之间有气体,如果使用的是常用的浮球式油位计,浮球只能浮于油面,从而无法显示胶囊压缩量,遇到主变负荷增大或温度升高时,变压器油膨胀且储油柜内压力高,有可能导致压力释放阀动作。

(2)胶囊破损进油后,误导检修人员进行补油。在负荷增大或温度升高时,变压器油膨胀,可能引起压力释放阀动作。

(3)油表浮子或转轴卡住,致使油位指示不正确,对检修人员造成误导,如果油表显示低油位,在补油过程中油表一直不动,也极有可能导致压力释放阀动作。

(4)指针松动或卡住,也会使油位指示不正确,从而容易引起与(3)中相同的误操作。

(5)对于磁力式油位计,磁铁的磁力降低或者位置调整不当也可能导致油位指示不准确。

(6)浮球漏油,浮力减小沉底,进而使得油位显示偏低,盲目补油,也极易导致压力释放阀动作。

(7)安装或检修完毕后,旁通阀未关闭,致使呼吸过程中,油经过旁通阀进入胶囊内,造成假油位的现像。

解决方法:在油位计显示油位不正常后,而应该结合红外探测设备来确定真实油位,同时对胶囊、呼吸管道、旁通阀、油位表、浮球、转轴、放气螺丝等与油位有关的部件进行全面细致的检查,测试;确定故障原因后,对卡滞或损坏的部件进行维修、更换,或进行放油、补油等操作。

4.2 本体与储油柜通道堵塞

胶囊在损坏进油后其位置下降,很有可能将本体与储油柜连接的通道堵塞。这样,储油柜的油无法进入变压器本体。在本体油位下降后,瓦斯继电器中少油或无油后动作。

解决方法:在本体与储油柜的通道处加装防护网,防止胶囊损坏后直接堵塞油流路径。

5 结语

结合湖南地区储油柜的应用情况,对胶囊式储油柜的常见故障进行了归纳并提出了解决措施,有效解决了大型油浸式变压器的一些实际故障。在进行真空注油或者对胶囊式储油柜的检修和维护工作中要把握好相关注意事项,以防止类似问题的发生。

摘要：详细阐述了油浸式变压器储油柜的定义、作用、补偿容积及常用的5类储油柜的工作原理。依据国家电网标准化作业特色及实际工作经验,对变压器的全真空注油和半真空注油方法、注意事项进行了归纳总结。结合湖南地区高压电网的特征,对胶囊式储油柜常见故障及其解决方法进行了研究。

主变压器热故障的分析处理 篇8

500kV广南变电站于2006年10月建成投产,其主变容量为1 000MVA。2008年7月,该站运行人员对站内设备进行红外线测量时,发现在额定电流和正常油温的情况下,其#1主变中压侧套管的接线板温度出现异常。因此,在2008年7月30日分别对该处温度进行了3次测量,测量数据见表1。测量时,室外温度为35℃,电流约为2 400～2 500A(抽头在12档时,额定电流为2 484A),有功功率约为940MW(额定功率为1 000MW),顶层油温为60℃,绕组温度为77℃,主变冷却器工作正常。

由表1可知,此接线板温度超过文献[1]规定的最大允许发热温度(80℃)的要求,#1主变已出现热故障。

2 故障原因分析

引起接线板发热的主要原因是接触电阻变大,而接触电阻变大的原因有:

(1)施工工艺不符合要求,如连接件的接触表面未除净氧化层及污垢,焊接工艺差,紧固螺母不到位,未加弹簧垫等;

(2)铜铝接头,接触面没有镀银或挂锡的接头,其接触面严重氧化;

(3)系统突变,使电流突增;

(4)系统发生短路故障;

(5)电气设备选型不合理,电流通道形成“瓶颈”现象。

广南站#1主变为日本三菱公司产品,其主变风扇起动值为55℃,油泵起动值为65℃,顶层油温报警值为80℃,绕组温度报警值为110℃。在#1主变中压侧套管接线板温度超标时,其变中最大电流尚未达到电流额定值的1.05倍[2],同时变压器顶层油温、绕组温度也未达到温度报警值,主变冷却器亦运作正常,其220kV GIS主变进线间隔的三相套管出线接头温度约为40℃,处于正常状态。显然,可排除因系统发生短路故障或系统突变使电流突然增大,从而导致的发热。此外,#1主变中压侧套管接线板材质为铜,表面镀银,所接设备线夹为铜铝过渡设备线夹。根据现场运行情况,接线板接触面良好,可排除是因接触面严重氧化而引起的发热。

综上所述,接线板热故障可初步确定为电气设备选型不合理,即#1主变中压侧套管接线板与设备线夹的选型可能存在问题。

3 导体载流量的计算及故障处理

为核算#1主变中压侧套管接线板与设备线夹的选型是否合理,首先需要核算流经主变中压侧套管接线板及设备线夹的电流。在计算中,导体按硬铝材料考虑,接触面尺寸按主变套管接线板与铜铝过渡线夹的实际接触面积考虑,#1主变中压侧套管接线板尺寸如图1所示,计算结果见表2。

由表2可知,接头与线夹接触面的载流量不符合文献[2]要求,而线夹截面的载流量符合要求。因此出现热故障的主要原因是设备线夹与#1主变中压侧套管接头之间的接触面积不足。针对这一故障,对#1主变中压侧引下线的铜铝过渡线夹及时进行了停电更换处理。由于及时发现并解决了问题,因此没有因发热而导致发生事故。

4 结束语

为预防此类故障的再次发生,提出了以下建议。

(1)设计单位应提高认识,合理设计。

(2)生产厂家要加强制造工艺。

(3)施工单位要严格执行工艺规程,严把验收关。

(4)生产运行部门应加强预防性试验。根据测试数据的变化,结合设备内部结构特点、设备运行情况及外部因素进行综合判断,以便及时发现缺陷,防止类似故障的再次发生。

摘要：通过分析500kV广南变电站#1主变热故障的原因,判断这起故障是由电气设备选型不合理引起的。针对这一问题,及时更换了选型不合理的电气设备,并提出预防此类故障的建议。

关键词：变压器,接线板,热故障,选型,电气设备

参考文献

[1]DL/T 5222—2005导体和电器选择设计技术规定[S]

对电力变压器故障的分析诊断 篇9

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.

电力变压器的故障分析与检修 篇10

近年来,随着大型变压器制造水平的不断提高,变压器的可靠性也越来越高,同时,对电网运行单位的生产效率和经济效益的要求不断提高,以往所普遍采用的变压器定期维修的弊端越来越突出。因此人们开始关注变压器状态检修的研究和应用,状态检修代替定期维修已成为电力系统的共识。以下是常见的一些电力变压器故障以及维修方法。

1 电容型套管

(1)套管将军帽胶垫密封不良漏水,造成变压器故障跳闸。(2)套管端子接触不良,穿缆引线的接线柱与将军帽的内部丝扣咬合的较少,导致运行中端子发热,被迫停电处理。(3)穿缆引线因外包绝缘被套管导管卡破致使导管产生分流,导线有多股烧断,运行中定期采油样色谱分析,发现总烃严重超标。(4)电容套管的末屏(接地屏)接地小套管因未接地,运行时,刚一合闸就“啪、啪”地严重放电。(5)套管上部接线端子与将军帽接触处,因氧化导致接触电阻增大,在进行绕组的直流电阻测试时,卷阻不平衡率超标60%,经砂光处理后消除了这一缺陷。

2 铁芯多点接地

铁芯多点接地故障可以从测量铁芯引外接地的接地线有无接地电流,同时从油的气体色谱分析中也能发现有无可燃性气体来判断,铁芯接地原因是多方面的,主要表现有这几种:(1)强油管路在安装过程中,管路内残留焊渣,运行中随油流进入变压器内而造成铁芯接地。(2)变压器出厂时为防止器身位移,铁芯上部装有定位钉,但安装时,未将此定位钉翻过来,导致铁芯接地。(3)钢压圈位移,曾有一台12万变压器,三次10.5k V因出口短路产生电动力,B相钢压圈位移,并将三次引出线绝缘碰破,在送电时,发现B相接地,后返厂检修。(4)线圈压钉因与下部压钉碗接触不良,有间歇性放电,使油中微量气体含有乙炔成分。

3 沿围屏的树枝状放电

220k V变压器高压线圈的外部用2mm纸板2层组成围屏,围屏与线圈的中间有30mm的油隙,为保持这距离,在高压线圈的上中下三个位置有伸出线圈外30mm的长垫块,用以支撑围屏,其中中部的长垫块正处于220k V线圈引出线的位置,因此此处的电场高度集中,特别是长垫块的楞角与围屏纸板的接触处首先开始放电,随着时间的推移,放电逐渐扩大,不仅沿围屏纸板发生树枝状放电,而且造成线圈匝间短路,这种故障的发展需要有一定的时间,因此可以用油色谱分析来发现。

4 线圈变形

一钢压圈位移电力变压器,其中A相低压,顺时针方向移动了130mm,B相160mm。C相55mm,由于线圈浸过漆处理有难度,未进行处理,现此三次线圈已闲置不用,在吊芯检查中不仅发现线圈严重扭曲变形,而且还有大量线圈垫块脱落.线圈变形,大部分是电动力造成,特别是一次变电所的三次侧,配电线路出口短路在所难免,这样就增大了线圈故障的机率,应采用用硬纸筒、半硬铜导线或缩短导线支承垫块间的间距等方法,以加强线圈的机械强度。

5 分接开关(无励磁)的故障

有两种情况:(1)无励分接开关触头接触不良过热,产生可燃性气体,经吊罩检查,发现B相分接开关的动静已严重烧损出现大量麻点,更换后运行情况良好。(2)是分接开关操作杆的“U”型拨叉与分接开关的上部接头接触不良,运行中产生间歇性放电,加装弹簧片后就解决了这一问题。

6 冷却系统方面

(1)早期产品冷却器下部的硅胶罐,因出入口方向无明显标志,结果硅胶罐装反,造成大量硅胶进入变压器内,堵塞线圈油道,给变压器的绝缘和散热均带来许多不利影响。(2)潜油泵由于轴承不良磨损,造成油泵扫膛,油泵叶轮磨损后产生的铜沫子进入变压器内威胁变压器的安全运行,在取油样时,从油样瓶中可以看到很多闪闪发亮的铜沫子,同时在油的色谱分析中,明显发现有可燃性气体。(3)油泵管路密封不良,油泵有抽空现象,影响油泵的出力,此时测量油泵的负载电流明显下降。发生这种情况有两种可能性,一种是管路可能有堵塞的地方,影响油流出力,另一种可能是管路法兰有漏气处影响所致。(4)风冷却器外部冷却管路间因被杂物和草棍堵塞,使冷却效果明显降低,当二台同容量的变压器并列运行带同样的负荷时,温度却有明显差异(差10℃),当用压缩空气和冷却水冲洗干净后,冷却效果完全一样,温度亦不再有差异了。

7 其他

(1)磁屏蔽故障:大容量电力变压器为降低附加损耗,在箱壁上装有磁屏蔽装置,由于某种原因,例如设计或制造工艺粗糙等因素,造成箱壁局部过热,硅钢片烧伤或者多点接地。(2)大型变压器油箱壁的局部过热,还有一个原因,就是大电流引线(铜排或铝排)与箱壁间距过近漏磁发热所致。(3)大型变压器的钟罩法兰,有时在投运时产生电火花,这主要是连结处有油漆,接触不良所致,一般在其间连一短路线即可解决。(4)变压器注油后,如排气不彻底,有可能在变压器运行后,由于油温升高,导致油压升高,从而引起压力释放阀动作,向外排油泄压。(5)储油柜方面:1)因呼吸器堵塞造成呼吸不畅通,当油温升高时,储油柜内部压力骤增,造成重瓦斯动作跳闸。2)隔膜密封不良漏油或雨水侵入,导致绕组烧损。3)密封胶囊破损失效,造成油位指示不正确或向外冒油(从呼吸器),或因胶囊破损后,变压器油进入胶囊的上部,达不到呼吸作用。4)不锈钢储油柜因生产厂家脱氢工艺不彻底,造成变压器油色谱分析分析氢气含量超标。

摘要：大型电力变压器的安全稳定运行日益受到各界的关注,尤其越来越多的大容量变压器进网运行,一但造成变压器故障,将影响正常生产和人民的正常生活,而且大型变压器的停运和修复将带来很大的经济损失,本文分析了电力变压器的各种类型故障以及检修方法。

关键词：电力变压器,故障,分析,检修

参考文献

[1]万达,王建明,吴益明.变压器的故障诊断与检修策略(一)[J].江苏电机工程,2003,(05).

[2]万达,王建明,吴益明.变压器的故障诊断与检修策略(八)[J].江苏电机工程,2004,(06).

[3]陈梁金,朱利锋.一起35kV所变故障分析[J].变压器,2010,(06).

变压器故障的分析研究 篇11

【关键词】电力变压器；事故；分析；处理方法

常见故障及诊断：

1.变压器渗漏油

变压器的渗漏油不仅给企业带来很大经济损失、而且还会影响变压器的安全运行，甚至造成不必要的停运显现或损坏变压器的事故，给企业带来生产损失的同时也会造成环境的污染。所以，要尽快解决变压器渗漏油问题是有必要的。

变压器的油箱焊缝渗漏油。对于平面接缝处渗油可以直接焊接，拐角处及加强筋连接的地方渗油较难查准，进行补焊后往往由于内应力作用再次渗漏。对这样的渗漏点采用加铁板进行补焊，两面连接处，可将铁板裁成纺锤状进行焊接；三面连接处可根据渗漏油的实际地方将铁板加工成三角形进行焊接；这种方法也可以适用于套管电流互感器二次引线盒拐角处的焊缝渗漏焊接。

高压套管升高座或进人孔法兰渗油。这些渗漏点主要是胶垫安装不合适，运行中可对法兰进行施胶密封。封堵前用堵漏胶将法兰之间的缝隙堵好，等堵漏胶完全固化作用后，退出一个法兰紧固螺丝，将施胶枪嘴拧入螺丝孔，再用高压将密封胶注入法兰的间隙，直至将各法兰螺丝帽有胶挤出为适。

铁心多点接地的故障：

变压器铁心有且只能有一点接地，出现两点及以上的接地，为多点接地。变压器铁心多点接地运行将导致铁心出现故障，危及变压器的安全运行，应及时进行处理。

2.变压器的事故处理

2.1变压器自行跳闸后

为了变压器的安全运行及操作，变压器高、中、低压各侧都装有断路器，同时还要装设必要的继电保护装置。而当变压器自动跳闸后，运行人员应立即清楚、准确地向值班调度员报告情况；不应慌乱、匆忙或未经慎重考虑即行处理。待情况清晰后，要快速而详细向调度员汇报事故的情况及表针摆动、频率、电压、潮流的变化等。并在值班调度员的指挥下沉着、迅速、准确地进行处理。

为加速处理事故，限制事故的發展，消除事故的根源，并解除对人身和设备安全的威胁，应采取以下措施：

（1）对运行操作人员生命安全有威胁的设备变压器应该直接停电。

（2）把已经损坏不能使用的设备分开。

（3）站用电气设备事故恢复电源。

（4）电压互感器保险熔断或二次开关掉闸时，将有关保护停用。

（5）运行操作现场的规程有明确规定，必要时不用等待值班人员或调度员的指令，现场操作运行人员可自己处理，但事故过后要立即向值班人员或调度员报告。

2.2改变运行方式使供电恢复正常，并查明变压器自动跳闸的原因

（1）如有备用变压器，应立即将其投入，以恢复向用户供电，然后再查明故障变压器的跳闸原因。

（2）如无备用变压器，则只有尽快根据掉牌指示，查明何种保护动作。在查明变压器跳闸原因的同时，应检查有没有明显的异常现象。

（3）主变压器故障原因。如果不能确定是由于外部原因引起瓦斯信号动作，同时又未发现其他异常，则应将瓦斯保护投入跳闸回路，同时加强对变压器的监护，认真观察其发展变化。

（4）对变压器差动保护区范围的设备进行一次检查，即变压器高压侧及低压侧断路器之间的所有设备、引线、铝母线等，以便发现在差动保护区内有无异常。

（5）对变压器差动保护回路进行检查，看有无短路、击穿以及有人误碰等情况。

（6）对变压器进行外部测量，以判断变压器内部有无故障。测量项目主要是摇测绝缘电阻。

2.3差动保护动作后的处理。

（1）经过上述步骤检查后，如确实判断差动保护是由于外部原因，如保护误碰、穿越性故障引起误动作等，则该变压器可在重瓦斯保护投跳闸位置重新试投。

（2）如果不能判断为外部原因时，要应改对变压器进行较为细致的测量分析，如测量直流电阻、进行油的简化分析、和油的色谱分析等等，以确定故障性质及差动保护动作的原因。

（3）如果发现有内部故障的特征，应该进行吊芯检查。

（4）当重瓦斯保护与差动保护同时动作开关跳闸，应立即向调度员汇报，不得强送。

（5）对差动保护回路进行检查，防止误动引起跳闸的可能。

对上面变压器两种保护除外还要应该进行定时限过电流保护、零序保护等。当主变压器由于定时限过电流保护动作跳闸时，首先要解除音响，然后再做详细的检查有没有越级跳闸的可能，如果查明了是因某一出线故障而引起的越级跳闸，应该立即拉开出线开关，将变压器投入运行，要逐步恢复向其它各线路送电；如果查不出是否越级跳闸，应当将所有出线开关全部拉开，细致检查主变压器其它侧母线及本体有没有异常情况，如果查不出明显的故障，应使变压器空载试投运行一次，运行正常以后再逐路恢复送电。当再送某路出线开关的时侯，又出现了越级跳主变压器的开关，应该立即停止使用。如果在检查时发现主变压器本体有很明显的故障时，这时有不允许合闸送电；要立即汇报上级听候处理。

3.变压器着火事故处理

变压器着火事故大部分是由本体电气故障引起，作好变压器的清扫维修和定期试验是十分重要的措施。如发现缺陷应及时处理，使绝缘经常处于良好状态，不致产生可将绝缘油点燃起火的电弧。变压器各侧开关应定期校验，动作应灵活可靠；变压器配置的各类保护应定期检查，保持完好。这样，即使变压器发生故障，也能正确动作，切断电源，缩短电弧燃烧时间。主变压器的重瓦斯保护和差动保护，在变压器内部发生放电故障时，能迅速使开关跳闸，因而能将电弧燃烧时间限制得最短，使在油温还不太高时，就将电弧熄灭。变压器着火时候，要立刻断开所有电源，停用冷却器，迅速使用灭火装置如；沙土、干粉灭火器 等装置。如渗油溢在变压器顶盖上面着火的时候，要立刻打开下部油门放油，将油箱中油降低于顶盖下方25cm左右，缓解变压器本体内压力防止爆炸；若是变压器内部故障而引起着火，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸的可能。一旦变压器故障导致着火事故，后果将十分严重，因此要高度警惕，作好各种情况下的事故预想，提高应付紧急状态和突发事故下解决问题的应变技能，将事故的影响降低到最小的范围。

【参考文献】

［１］陈化钢．电气设备预防性试验方法．北京：水利电力出版社，1999．

［２］朱英浩．新编变压器实用技术问答．沈阳：辽宁科学技术出版社，1999．7

［３］人民渠水电站运行规程．

变压器铁芯接地故障的分析及处理 篇12

1 问题的出现

2010年的12月1日对某变电站型号为SFPS27-150000/220的110k V变压器进行油色谱分析时, 发现油中含有故障特征气体, 总烃含量159μL/L, 已超过GB/T7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中规定的标准值, 于是对该台变压器进行追踪检测。12月4日再次对该主变进行油色谱分析时, 发现CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO和CO2含量均有明显上升趋势, 尤其是CH4、C2H4含量上升幅度较大, C2H2含量达到2.1μL/L。

2 分析与论证

三比值法是根据充油电气设备内油、绝缘在故障下裂解产生气体组分含量, 以及其相对浓度与温度的依赖关系, 从5种特征气体中选取2种溶解度和扩散系数相近的气体组成三对比值, 以不同的编码表示, 来判断变压器故障性质的方法。

根据变压器油气相色谱分析, 气相色谱检测值及三比值如表1所示。

从表中可以看出, CH4/H2与C2H4/C2H6的比值均等于2, 而C2H2/C2H4的比值为0。根据GB/T 7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》第十条第2点中判断故障的三比值法, 022说明该变压器的内部已经存在高于700℃高温范围的热故障。这种故障的位置很可能是在铁芯接地部位或夹件接地部位。因为该台变压器的色谱跟踪一直是正常的, 所以推断可能是一种悬浮搭接的流动物。近期突然变化应引起高度的重视。另一种可能是由于电磁振动, 使变压器身上的一些金属碎屑掉落, 造成铁芯多点接地, 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。

3 检查、试验及处理

吊罩处理对于某些原因引起的接地是比较直观, 容易处理的, 如杂物引起的接地。为了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MI2077兆欧表的测量时发现其铁芯对地的绝缘电阻接近为0, 其值为2kΩ极小。详细检查过程如下。

用直接检查法查找铁芯多点接地故障处。吊罩后, 再次用MI2077兆欧电阻表测量铁芯绝缘电阻, 其阻值仍接近为0。由于变压器为钟罩式, 其上部油箱已吊出且铁芯夹件绝缘电阻良好, 说明故障点就在下节油箱与铁芯之间。因为该变压器为槽式油箱结构, 如图1所示, 在现场不可能把铁芯从油箱中吊出, 所以只能沿油箱长、短轴各个方向仔细查找故障点。由于油箱与夹件间隙过小, 只好采用小镜片反光照射及手电筒、手摸、拉刮等方法来查找故障点。经反复查找都没有找到故障部位, 因此认为该故障点在变压器下节油箱中的更隐蔽处。

断开铁芯正常接地点, 用交流试验装置给铁芯加压, 当增大试验电流时, 电压上不去, 说明接地点很稳固, 必须改变方法。试验原理如图2所示, 先将铁芯接地引线解开并悬空, 将220V电源地线接在变压器的下节油箱上, 然后通过调压器TV升压, 经试验变压器B将电容器C上的电压升至6k V, 把绝缘杆M搭到e处, 对电容C充电。

充电后再将绝缘杆M从e点处断开, 绝缘杆N搭到f点, 对铁芯接地引线放电。此时变压器四周要有专人分布在各个可疑点处, 进行观察是否有冒烟现象和仔细倾听有无异常响声。结果笔者发现在变压器油箱底部有一缕青烟溢出。这就证明该处为变压器铁芯多点接地故障处。第一次放电后, 测得绝缘电阻为0.67MΩ, 第二次放电后测得绝缘电阻值为350 MΩ, 证明该变压器的多点接地故障已处理好。采用上述方法处理铁芯多点接地, 应当注意加电压的仪表、设备及人身的安全。

4 结论