变压器故障分析诊断

变压器故障分析诊断（精选12篇）

变压器故障分析诊断 篇1

变压器主要有油浸电力变压器和干式变压器两种, 其安全运行是电力系统稳定的关健。油浸电力变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障, 其主要类型有:各相绕组之间发生的相间短路、匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。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各种故障。

变压器的运行故障不可避免, 特别是电力变压器长期运行后造成的绝缘老化、材质劣化及预期寿命的影响, 已成为发生故障的主要因素。通过对变压器的异常运行情况、常见故障分析的经验总结, 应用各种诊断技术将有利于及时、准确判断故障原因、性质, 及时采取有效措施, 确保设备的安全运行。

本文主要分析以下比较常见的变压器短路故障、放电故障、绝缘故障等三个方面, 按各自故障的类型及造成影响进行分析。

1.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。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。变压器低压出口短路时形成的故障一般要更换绕组, 严重时可能要更换全部绕组, 从而造成十分严重的后果和损失, 因此, 应引起足够的重视。例如:广东云浮硫铁矿供电公司110KV大降坪变电站#2变压器20MVA、110k V变压器 (SFSZ 8—20000/110) , 1995.7.24日#2变6KV侧发生短路事故, 造成6KV侧线圈烧毁, 不得不更换变压器, 损失200多万元人民币。

变压器的出口短路主要包括:三相短路、两相短路、单相接地短路和两相接地短路等几种类型。变压器出口短路时, 其高、低压绕组可能同时通过为额定值数十倍的短路电流, 它将产生很大的热量, 使变压器严重发热, 而形成变压器击穿及损毁事故。变压器受短路冲击时, 如果短路电流小, 继电保护正确动作, 绕组变形将是轻微的;如果短路电流大, 继电保护延时动作甚至拒动, 变形将会很严重, 造成绕组损坏。

2.放电故障

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。在电压的作用下, 绝缘结构内部的气隙、油膜或导体的边缘发生非贯穿性的放电现称为局部放电。局部放电刚开始时是一种低能量的放电, 变压器内部出现这种放电时, 情况比较复杂, 根据绝缘介质的不同, 可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部放电。局部放电的能量密度虽不大, 但若进一步发展将会形成放电的恶性循环, 最终导致设备的击穿或损坏, 而引起严重的事故。变压器发生火花放电故障的主要原因是油中杂质的影响, 主要由悬浮电位、油中杂质引起。电弧放电是高能量放电, 常以绕组匝层间绝缘击穿为多见, 其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障。

3.绝缘故障

电力变压器的绝缘即是变压器绝缘材料组成的绝缘系统, 它是变压器正常工作和运行的基本条件, 变压器的使用寿命是由绝缘材料的寿命所决定的。实践证明, 大多变压器的损坏和故障都是因绝缘系统的损坏而造成。因此, 保护变压器的正常运行和加强对绝缘系统的合理维护, 很大程度上可以保证变压器具有相对较长的使用寿命, 而预防性和预知性维护是提高变压器使用寿命和提高供电可靠性的关键。运行中的变压器油除必须具有稳定优良的绝缘性能和导热性能, 其中绝缘强度tg∂、粘度、凝点和酸价等是绝缘油的主要性质指标, 变压器油质变坏将会使油的绝缘性能会变坏, 击穿电场强度降低, 介质损失角增大, 变压器油氧化时加速了绝缘材料老化, 并导致绝缘电阻降低和绝缘水平下降。

(二) 变压器的故障诊断技术

变压器故障的检测技术是准确诊断故障的主要手段, 根据DL/T596—1996电力设备预防性试验规程规定的试验项目及试验顺序, 主要包括油中气体的色谱分析、直流电阻检测、绝缘电阻及吸收比、极化指数检测、绝缘介质损失角正切检测、油质检测、局部放电检测及绝缘耐压试验等。

在变压器故障诊断中应综合各种有效的检测手段和方法, 对得到的各种检测结果要进行综合分析和评判。因为不可能具有一种包罗万象的检测方法, 也不可能存在一种面面俱到的检测仪器, 只有通过各种有效的途径和利用各种有效的技术手段, 包括离线检测的方法、在线检测的方法;电气检测、化学检测、甚至超声波检测、红外成像检测等等, 只要是有效的, 在可能条件下都应该进行相互补充、验证和综合分析判断, 通过下述常用的几种方法基本上可判断变压器的短路故障、放电故障、绝缘故障。

1. 变压器故障的油中气体色谱检测

通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法, 对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效, 这已为大量故障诊断的实践所证明。根据色谱分析数据进行变压器内部故障诊断时, 应包括:

(1) 分析气体产生的原因及变化。 (2) 判定有无故障及故障的类型。如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。 (3) 判断故障的状况。如热点温度、故障回路严重程度以及发展趋势等。 (4) 提出相应的处理措施。如能否继续运行, 以及运行期间的技术安全措施和监视手或是否需要吊心检修等。若需加强监视, 则应缩短下次试验的周期。

2. 绕组直流电阻检测

变压器绕组直流电阻的检测是一项很重要的试验项目, DL/T596--1996预试规程的试验次序排在变压器试验项目的第二位。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, 它能够反映绕组匝间短路、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。

变压器绕组直流电阻的测试常可用双臂电桥进行, 可使用仪表有QJ44, QJ57等。变压器绕组直流电阻的测量能发现回路中某些重大缺陷, 判断的灵敏度和准确性亦较高, 通过对变压器直流电阻进行测量分析时, 其电感较大, 一定要充电到位, 将自感效应降低到最小程度, 待仪表指针基本稳定后读取电阻值, 提高一次回路直流电阻测量的正确性和准确性。测量的数据要进行横向和纵向的比较, 对小容量的变压器如现场没有过双臂电桥, 也可应用万用表×1Ω档进行判断。

3. 绝缘电阻及吸收比、极化指数检测

绝缘电阻试验是对变压器主绝缘性能的试验, 主要诊断变压器由于机械、电场、温度、化学等作用及潮湿污秽等影响程度, 能灵敏反映变压器绝缘整体受潮、整体劣化和绝缘贯穿性缺陷, 是变压器能否投运的主要参考判据之一。

(1) 绝缘电阻的试验类型。电力变压器绝缘电阻试验, 过去采用测量绝缘电阻的R60。 (一分钟的绝缘电阻值) , 同时对大中型变压器测量吸收比值 (R60/R15) 。这对判断绕组绝缘是否受潮起到过一定作用。但实践证明对大容量电力变压器, 出现绝缘电阻绝对值较大时, 往往吸收比偏小的结果, 会造成判断困难。因此吸取国外经验, 采用极化指数, 即10min (600s) 与1min (60s) 的比值 (R600/R60) , 有助于解决正确判断所遇到的问题。

(2) 绝缘电阻的试验方法。对于三绕组变压器, 应分别测量高压绕组对中、低压绕组及地;中绕组对高、低压绕组及地;低压绕组对高、中压绕组及地;高、中压绕组对低压绕组及地;高、低压绕组对中压绕组及地;低压绕组对高压绕组及地;高、中、低压绕组对地, 共七次测量。每次试验均应按确定的顺序进行, 便于对测量结果进行合理的比较, 绕组绝缘电阻的测量应采用2500V或5000V兆欧表。

4. 介质损耗角正切测量

测量绕组间和绕组对地的介质损耗因数tanØ, 根据测试结果, 判断各侧绕组绝缘是否受潮、是否有整体劣化等, 应与历次数据相比较, 仅以是否超标准为依据进行故障判断, 往往不够准确, 需要考虑与本身历次数据进行比较才能了解潜伏性故障的起因和发展情况, 例如, 试验结果尽管数值偏大, 但一直比较稳定, 应该认为仍属正常;但试验结果虽未超标而与上次相比却增加很多, 就需要认真分析, 查明原因。介质损耗正切角的测量方法主要有电桥法和谐振法两大类。电桥法用于低频测量, 谐振法用于高频测量。

仅以电桥法为例, 一般来说, 试样与电极装置要用并联或串联等效电路表示。电桥的测试原理是把试样作为一个桥臂, 其他三个桥臂的阻抗是已知的, 调节电桥达到平衡, 再根据平衡条件, 求出试样的并联等效电容与电阻, 从而计算出相对介电常数和介质损耗角正切。

5. 局部放电故障检测

停电后进行变压器局部放电的检测常采用感应加压方式, 试验电压一般要高于变压器的额定电压, 局部放电信号多从高压套管末端引出, 若高压套管没有末屏, 可用以耦合电容器引出信号。在测试阻抗上接以测试仪器, 就可在测试仪器上与校正的放电最量相比, 即可知局部放电的放电量。

在对变压器进行局部放电试验时, 被试绕组的中性点应接地, 施加电压程序中包括5s内电压升高到最高的试验电压。判断变压器局部放电的水平, 就是在规定施加电压及持续时间30min内, 对220kv及以上电压等级的绕组线端放电量, 应不超过相应规定的放电量标准, 并要观察其起始和熄灭电压及所施加电压的发展趋势。局部放电测试包括电气法和超声波法, 测试尽量按国家标准规定的加压方法, 使变压器主、纵绝缘均承受较高的电压, 使放电缺陷明显暴露出来。

(三) 结论

通过对变压器的常见故障分析的经验总结, 将有利于及时、准确判断故障原因、性质, 及时采取有效措施, 确保设备的安全运行。根据运行维护管理规定变压器必须定期进行检查, 以便及时了解和掌握变压器的运行情况, 及时采取有效措施, 力争把故障消除在萌芽状态之中, 从而保障变压器的安全运行。

根据变压器运行现场的实际状态, 当出现上述异常情况时, 往往要迅速进行有关试验, 以确定有无故障、故障的性质、可能位置、大概范围、严重程度、发展趋势及影响波及范围等。对变压器故障的综合判断, 还必须结合变压器的运行情况、历史数据、故障特征, 通过采取针对性的诊断技术手段科学而有序地对故障进行综合分析判断变压器的工作状况。

参考文献

[1]变压器维护协会[美].变压器维护指南[J].武汉:华中湖北电试所译, 1991版.

[2]熊信银.发电厂电气部分[M].北京:中国电力出版社, 2004.8.

[3]吴广宁.电气设备状态监测的理论与实践[M].北京:清华大学出版社, 2005.10.

[4]关大陆, 张晓娟.工厂供电[M].北京:清华大学出版社, 2005.6.

[5]单文培.电气设备试验及故障处理实例[M].北京:中国水利水电出版社局, 2006.2.

变压器故障分析诊断 篇2

关键词：变压器；故障；诊断技术

近年来，我国电力系统快速发展，引入的变压器数量不断增多。变压器作为电力系统中的一种重要设备，其承担着传输电能和变换电压的任务，在实际应用过程中，由于绝缘老化、加工制造质量水平低等原因，变压器经常发生各种故障，为了准确判断变压器的故障位置和故障原因，应加大对变压器故障诊断技术的研究，采用先进的故障技术，提高变压器故障诊断效率。

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

分接开关对于变压器的运行状态有着重要影响，分接开关故障主要包括无载分接开关故障和有载分接开关故障，其中变压器的有载分接开关故障比较常见，如固定绝缘杆发生扭曲变形、有载开关油箱渗油、触头松动、脱落、烧毁等。

2变压器的故障诊断技术

2.1传统故障诊断法

2.1.1观察法观察法主要是通过人们的感觉器官，用手摸变压器是否严重发热，看变压器节硅胶是否变色、套管是否发黑、油箱是否渗油，闻变压器是否存在异常气味，听变压器是否存在异常声音等，这种观察法必须要求维护检修人员具有丰富的实践经验，一旦发现有这些情况，及时进行维护处理。2.1.2油化验变压器在发生一些潜伏性故障时，大部分可燃性气体可以溶解在变压器油中，因此变压器故障诊断应仔细检验变压器油油质，采用气体监测仪，仔细分析气体含量和气体类别，仔细确定变压器故障情况。2.1.3绝缘试验绝缘试验包括介质损失角、泄漏电流、绝缘电阻等试验，介质损失角试验可以检查变压器局部严重缺陷、油质老化、绝缘老化、是否受潮等[2]；绝缘电阻试验是一种非常常见的变压器绝缘状态检查方法，通过测量线圈绝缘电阻和各个线圈的对地电阻，分析变压器线圈多次的测量结果，确定变压器线圈绝缘层是否发生故障。和绝缘电阻试验相比，漏电流试验在某些方面比较相似，这种试验方法是对变压器施加较高的电压，可以发现变压器线圈绝缘层的一些特殊缺陷，例如，变压器绝缘材料发生穿透性缺陷，如果采用绝缘电阻试验，其测量结果和往常测量结果相比没有什么显著变化，但是其绝缘电阻不断增大，通过漏电流试验可以快速发现变压器存在的缺陷。2.1.4变比测量对变压器进行变比测量，可及时发现变压器是否发生匝间短路故障，检查分接开关运行状态和变压器绕组匝数比等。

2.2人工神经网络诊断技术

人工神经网络是一种模拟人脑活动的网络结构，其可以快速并行处理大量信息，具有较高的自学习能力和较强的鲁棒性、容错性，可以映射出未知系统的输出、输入关系以及高度非线性，BP神经网络是一种人工神经网络的前馈网络，其主要由输出层、隐含层、输入层这三个节点层组成，每层都包含很多节点，将每个节点看作一个神经元，同一个节点层上的各个节点之间是相对独立的，每个层次上的节点形成全互连连接状态，从输入层到各个层之间通过节点单向传播信息，最后到达神经网络输出层节点[3]。根据相关研究表明，BP神经网络的表达能力、精度和隐蔽层层数之间没有直接的关系，通常情况下，可以选用一个隐蔽层。BP神经网络算法是一种经过训练的非循环多级网络算法，由反向传播和正向传播构成整个学习过程，经过隐蔽单元和非线性变换逐层对输入值进行处理，最后传递到输出层。每层神经元状态会受到上一层神经元状态的影响，若输出层无法达到期望输出，可以转换到反向传播，修改和校正各个神经元权值，最大程度地缩小误差信号；其二，工作期，固定各个连接权值，计算神经网络单元状态，诊断时，结合不同变压器的状态测试数据，计算神经网络实际输出，将期望值和这些计算数据进行比较。

2.3遗传算法故障诊断技术

遗传算法故障诊断技术是一种受到生物进化的启发发展出来的智能分析法，其包含变异、交叉、选择等阶段，遗传算法和人工神经网络相比，可以实现全局搜索。同时，采用动态变异和基因多点交叉方式，选取最优种群，从而构建遗传算法在线诊断系统，当前很多遗传算法和人工神经网络算法有效结合起来，通过遗传算法确定人工神经网络初值，有效克服了人工神经网络收敛速度慢和局部收敛的问题[4]。另外，粗糙集理论和遗传算法的约简算法，通过全局并行寻优，极大地提高了遗传算法的执行效率。

2.4专家系统故障诊断技术

专家系统主要是根据知识库中的相关知识或者专家经验，通过推力判断，帮助用户进行决策。在变压器故障诊断中应用专家系统，在知识库中修改、删除或者增加相关专家知识，使知识库保持有效性和实时性。并且由于变压器类型比较多，常见故障也是多样化，相关专家知识较少，若专家知识库相关数据不正确，必然会影响用户决策，因此应实时进行更新，这种故障诊断技术效率较高。

3结束语

近年来，电力系统的规模和容量不断增大，对于变压器可靠供电和安全运行要求较高，变压器电力系统配电和输电的重要设备，一旦变压器发生运行故障，会对电力系统运行状态产生严重影响。通过采用科学合理的故障诊断方法和先进技术，快速诊断变压器故障位置和元器件，及时检修和维护，减少停电损失，推动我国电力系统的可持续发展。

参考文献

电力变压器绝缘故障的分析与诊断 篇3

【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.

对电力变压器故障的分析诊断 篇4

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.

变压器故障分析诊断 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

变压器故障分析诊断 篇6

摘要：在电力系统的各种电气设备中，变压器是其重要的组成部分。采用油中溶解气体分析（DGA）技术对变压器故障进行早期故障诊断，可减少变压器不必要的事故停用，对保证电力系统安全可靠运行有较大的作用。文章针对变压器离线监测的不足，提出了变压器在线监测的方法，并介绍了变压器气相色谱分析法原理，通过实例阐明了如何根据监测到的数据来诊断设备故障。

关键词：变压器油；在线监测；故障诊断；色谱分析

0引言

设备维修的概念起源于20世纪50年代，当时电网电压等级较低，容量也不大，电气设备出现问题时造成的影响和损失也较小，事故后再维修成为当时电力设备的普遍选择，但由于传统的离线监测与定期停运实验等方式属于间断性评估，难以将故障遏制在初期阶段，增加了设备运行的风险。近年来，随着传感器和光纤等相关技术的发展和应用，出现了一种能够动态监测被测设备相关数据的在线监测方法，反映变压器当前的运行状态，结合以往的运行经验与相关标准进行全面分析，明显提高了成功发现变压器缺陷的效率与准确性，并能够及时地进行报警，让运行及班组人员采取相应措施，缩短故障存在的时间，限制故障的进一步发展，以确保电网的安全稳定运行。

运行中的变压器，发生外部故障时，我们可以观察到，但其内部发生故障、病变，就很难监控，但变压器内部的油，是可以采集到的。绝缘油老化、变质会分解出一氧化碳CO、二氧化碳CO2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、氢气H2等，通过对变压器的绝缘油进行定期取样、分析，并与历年的分析数据进行对比，在变压器正常供电的情况下，判别变压器的运行状况，有助于及早发现和消除存在的安全隐患，确保变压器的安全运行。

1变压器油色谱分析的原理

在新绝缘油的溶解气体中，除了含有氮气（约70%）和氧气（约30%）以及二氧化碳（0.3%左右）氣体外，并不含有C1 C2之类的低分子烃，在经过油的处理之后，由于一些油的加热处理设备存在死角，可能出现微量的乙烯甚至极微量的乙炔。正常运行状况下，由于变压器绝缘油油和绝缘材料的缓慢分解和氧化，会产生少量的二氧化碳（CO2）、一氧化碳（CO）和微量的低分子烃气体。当变压器的内部出现放电和过热故障时，变压器绝缘油和内部固体绝缘材料中放电效应和受热性效应作用，油中的二氧化碳（CO2）、一氧化碳（CO）、氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）等烃类气体产生速度和数量就会显著地增加。而在故障的初期，这些气体的增加并不足以引起瓦斯继电器的动作，此时，根据油中溶解气体含量及其增长速度，能够及早发现变压器内部故障，消除隐患，确保变压器的安全运行。

2变压器内部的常见故障及原因

变压器内部故障一般分为三类：即放电短路故障和过热故障及设备进入外部空气和水分的潜伏性故障。

2.1 变压器放电故障产生的原因

变压器放电分为火花放电、弧光放电及局部放电。（1）火花放电，放电能量较低，多由接触不良所造成的，如电流互感器内部引线对外壳放电和铁芯接地片接触不良造成的悬浮电位放电。（2）弧光放电，又称为高能量放电，原因通常是线卷匝、层间绝缘击穿，过电压引起的内部闪络。（3）局部放电，在变压器引线、端部绝缘结构及突出的金属电极表面，如油箱内壁的焊缝及附在其上的焊渣；造成了绝缘结构中电场分布不均匀，极易产生局放。

2.2 变压器过热故障产生的原因

变压器过热故障可以分为高温过热、中温过热、低温过热。主要原因是：（1）铁心两点或多点接地；（2）引线连接不良；（3）分接开关接触不良；（4）铁芯间短路或被异物短路；（5）部分绕组短路或不同电压比并列运行，引起的循环电流发热。

3气相色谱数据的综合判断

三比值法是目前我国主要采用的方法，经过经验总结，该方法采用五种特征气体相比构成五个比值，然后依据经验确定了比值的范围与大小对应的意义，从而对其进行编码，实现不同类型故障的诊断。该方法已被国际电工委员会（IEC）组织推荐使用，得到广泛认可。

3.1 气体产气速率的注意值

气体产气速率是除气体容量和种类之外分析变压器内部故障的又一参考指标，产气速率分为相对产气速率和绝对产气速率两种，而相对产气速率有一个参考基准，当基准本身浓度较小时，误差较大，故相对产气速率可靠性不太高，使用较少。绝对产气速率使用较多，多在气体浓度接近设定标准值或者超过时，进行密切关注。

3.2 对二氧化碳及一氧化碳的判断

正常情况下，对于开放式变压器而言，由于变压器油与空气接触，油中会溶解一定量的空气，但其饱和度不超过10%，所以设备内CO2含量不超过300μL/L，但当变压器固体和绝缘老化或者油长期氧化时，可能会造成CO2及CO含量的明显增长。当检测计算发现（CO2/CO）>7时，要关注固体绝缘材料是否老化。当（CO2/CO）<3，则可能是故障高于200℃涉及到固体绝缘材料时，更精确的做法是，应将最后两次检测的数据相减，计算差值，然后计算差值比值重新计算（CO2变/CO变）<3，来判断故障是否与固体绝缘有关。

3.3 乙炔含量分析及注意值

乙炔是我们日常监控中最重要的一个指标，变压器无故障时，油内不会出现乙炔，乙炔是变压器内部出现放电的特征气体，当总烃内乙炔含量较小时，通常意味着故障还在形成阶段，但乙炔出现明显增长时，则很有可能是因为发生了击穿事故，而乙炔含量的多少与故障缺陷的严重程度与紧迫程度没有必然的联系，反而与产气的速度有较大的关系，方便用来判断故障位置。

4实例分析

4.1故障变压器参数及运行情况

某变电站主变，型号为SFPSZ-150000/220，油重41.5吨。该主变自2000年7月投运以来一直运行状况良好，其运行负荷均在允许范围内，未直接受到过短路冲击，历史试验数据均正常。

4.2故障发生过程

2010年12月19日，该主变色谱在线检测系统数据显示氢气、总烃含量有明显增长。12月20日，该主变总烃含量达已达到192.95μL/L，超过一级报警值，在线色谱出现总烃报警信号。12月21日取样分析各组分含量，分析结果为272.21μL/L，数据较之前均有明显增长，其中总烃含量由3月份的10.06μL/L增长到272.21μL/L，超过注意值（150μL/L）。22日跟踪分析，氢气、总烃都有上升趋势。28日对该设备进行了取样验证分析，发现总烃含量增至402.19μL/L。

4.3故障情况分析判断

利用三比值法对12月28日油色谱数据进行了分析，判断其编码为022，对应故障应为：高于700℃高温过热故障；

按日本月冈、大江等人推算的经验公式估算，12月28日该主变的热点温度见式（1）：

T=322lg（C2H4/C2H6）+525（1）

即T=322lg（223.28/35.11）+525℃=783.70℃≈784℃

估算温度与IEC三比值法判断温度相符，可以判断变压器内部存在高温过热故障。

根据12月21日至28日油色谱分析数据，得出该时段内该主变总烃绝对产气速率见式（2）。

ra=（Ci2-Ci1）/Δt ×（m/ρ）（2）

变压器中溶解气体分析与故障诊断 篇7

关键词：实例分析,诊断结果,变压器,故障类型,油中溶解气体

0 引言

作为当代电力系统的重要研究对象———电力设备的故障诊断，变压器在电力系统运行中起着不可或缺的作用，它主要是作为电力系统正常运行的纽带，而无论在中国还是在外国，电力变压器的故障诊断技术一直是研究学家不容忽视的重要课题。随着科学技术的发展，电力技术也在不断进步，在这期间，很多电力变压器的故障诊断方法层出不穷，而这些方法也是各有利弊。而当代大型的电力变压器一般都是采用油浸式故障诊断法，所谓油浸式故障诊断法就是用油来进行散热和绝缘的。具体操作方法如下：在电力变压器的运行过程中，变压器里面的油和其他固体绝缘物体受到热、电等多种元素的影响，会慢慢的分解成C2H2、CO2、H2、CH4、C2H6、CO、C2H4、等气体，而这些气体大部分都可以溶解到油中，变成油中溶解气体，一旦变压器发生故障，这些气体就会加速生成，而变压器发生的哪种故障类型则是由这些油中气体的含量多少和它们的组成成分所体现出来的。早在1952年，Martin等人就研究出了气相色谱法，而在1961年Pugh和Wagner等人把这项技术应用到检测电力变压器故障的诊断上。20世纪七十年代，我国开始把这项技术应用到变压器故障诊断上，并在这期间获得了巨大的成功。

1 油中溶解气体的成分分析

随着变压器使用时间的增长，变压器有可能会在初期产生故障，而这个内部故障的先兆是油中某些可燃性气体，这些可燃性气体可使变压器中油的闪点降低，这样造成了早期的故障。在运行过程中，变压器中的纤维绝缘材料和油受到氧气、水分、热量以及铜和铁等材料催化而被分解和老化，它们所产生的气体速度是相当缓慢的，但是大部分是溶于油中的。一旦变压器内部形成发生故障的条件或者发生故障，它们产气量和产生气体的速率也会发生明显的变化，但是大部分故障出现的初期缺陷都会有所迹象，因此，采用这种方法对变压器进行检测和分析就能及时发现故障。

变压器中的绝缘材料可分解20余种气体，它包含可燃气体和非可燃气体。因此，为了更好的判断出变压器的内部故障，选对气体中的分析对象是很有必要的。而目前国内外对这些气体的分析和选定是不一样的，我国按照DL/722-2000的要求最少对7种气体进行分析和研究，一般拿出8种或者9种气体来进行分析和研究。造成变压器故障的气体种类分为以下几种：O2、N2、H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2。选用这九种气体作为分析对象是有原因的，原因如下：H2主要是了解有没有局部放电或者热源温度；N2主要是了解氮气的饱和程度；CO2主要是了解固体的平均温度或者绝缘老化是否高；O2主要是了解密封和脱气程度的好坏；C2H2主要是了解高温热源或有无放电；CO主要是了解固体绝缘有无热分解；CH4、C2H6、C2H4三种气体主要是了解热源温度的。

2 变压器内部故障类型与油中气体含量的关系

充油电气设备内部故障主要分为三种不同的类型，它们是热、电和机械三种。

热性故障是因为有效热应力所造成的绝缘加速劣化。通过大量的实践表明，当故障点的温度比平时低时，CH4便是油中溶解气体的主要组成部分，随着故障点温度的慢慢升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。但是C2H6气体的不稳定性，在一定的条件下容易分解成C2H6（气态）=C2H4（气态）+H2（气态），这就是为什么变压器油中H2和C2H4总是同时出现和C2H6的含量小于CH4的原因。

电弧放电又叫高能放电。如果变压器内部发生的故障是高能放电故障时，油中溶解的故障气体主要是H2和C2H2，其次是大量的CH4、C2H4。如果在变压器内部发生的是高能放电故障时，H2占氢烃的30%～90%，C2H2占总烃的20%～70%，大部分情况下，CH4低于C2H2，在有关固体绝缘的情况下，油中气体的CO和瓦斯气体含量比较高。当变压器很可能会分接开关切换产生弧光发电或者绕组断路时，那就证明油中特征气体C2H2含量超标或者已经占油中溶解气体的主要成分；当变压器内部存在着电弧放电故障时，说明只有C2H2含量超标并且增长速度比较快，并且油中溶解其他气体并没有发生变化。在变压器内部固体绝缘材料中发生高能放电时，不仅因电弧放电的能量密度高，而且还会产生较多的CO2、CO，由于电场力的作用，会产生大量电子流，固体绝缘材料被这些电子严重的摧毁。另外一种放电方式是火花放电，火花放电则是一种低能量放电，也叫做间隙性放电故障。当变压器内部出现这种低能量放电故障时，油中溶解的气体中特征气体以H2和C2H2为主，一般情况下，总烃含量低，故障能量比较小，但油中溶解的特征气体C2H2在总烃中所占比例高达25%～90%，H2占氢烃总量的30%以上，C2H4含量约占总烃的20%以下。当CH4和H2不断增长时，再生成C2H2，那么很有可能故障由低能放电演变成高能放电故障的危险。

局部放电所产生的特征气体，主要是由放电能量的密度决定的，一般烃总量比较低。它的主要成分是甲烷和氢气。一般情况下氢气占氢烃总量的比值比较高，大概在90%以上，而甲烷比例相对较低。但是当放电能量密度变密时也可能会出现另外一种气体乙炔，但乙炔在烃总量中所占比例较低，一般不超过2%。这一点，也是局部放电与高能放电和火花放电两种放电现象的主要不同。

3 以油中特征气体组分含量为特征量的故障诊断方法

3.1 分析诊断的气体对象

前面我们也提到过，变压器绝缘材料所产生的气体达20余种，包括可燃气体和非可燃气体，截止到现在为止，无论中国还是外国对这些气体的分析和选择对象是不一样的。我国按DL/T722-2000要求最少对其中7种特征气体进行分析和研究，一般情况下会拿出8或9种气体进行研究分析。

3.2 三比值法的原理

大量的研究和实验表明，电力变压器的故障设备不仅仅是油中溶解气体的组成部分的含量多少，还有一个原因是这些气体的相对含量的多与少也会对其产生影响，我们对绝缘油的热力学进行，这项研究结果表明，当故障点的温度不断升高时，变压器中的油分解产生的烃类气体按CH4→C2H6→C2H4→C2H2的顺序发生变化的，并且氢气是温度比较低的情况下因为局部放电的离子游离碰撞所生成的。由以上表明，产生了以C2H6/CH4、CH4/H2、C2H2/C2H4、C2H4/C2H6的四比值法，但是，在这个四比值法中，由于C2H6/CH4的比值不能全面的反映热分解的温度范围，所以将其删掉而采用三比值法。在随后的大量实践和操作过程中，三比值法得到了人们的广泛推广和大量的应用，IEC对于故障类型、编码相应的比值范围和编码组合分别进行了改良，得到了现在应用的改良三比值法。

三比值法的应用过程如下：我们采用变压器中油在产生故障时分解出的气体含量以及这些含量的相对温度和浓度的不同，从五种气体中选出扩散系数相近和溶解度相近的两种气体组成三组对比值，这三组对比值分别用不同的编码去代表，由故障类型判断法和编码规则来对变压器发生的故障类型进行诊断。这种方法是判断变压器内部故障的主要方法，同时也消除了油的体积效应的影响，最终对变压器故障得出最有效最可靠的诊断。

4 变压器故障诊断步骤

我们需要按照数据的分析结果来进行变压器内部的故障诊断，在对这一过程中的操作中，我们的思路应该是这样的：先判断有没有故障，进而判断故障的类型，是高能量发电啊还是低温过热啊等；再诊断故障所发生的状况：故障点的部位在哪里、故障源面积多大、故障功率以及严重程度等等；最后提出具体的解决方案：如能否继续正常运行，如果继续正常运行的话能否保证设备的安全性，如果不能正常运行，是不是需要停止运行进行检修等等。当通过气象色谱仪分析之后得出油中具体气体的含量数据之后，再进行变压器内部的故障诊断。

5 结束语

对于变压器油中气体的分析，这对变压器设备内部故障的早期发现是很有帮助的，通过这个方法可以检测出产品内部早期出现的故障，及时的采取有效措施来防止重大电力事故的发生。但是由于这个方法一些技术上的缺陷，也会出现诊断错误的时候，例如容易对涉及具有同一气体特征的不同故障类型（如局部放电与进水受潮）诊断出错、无法正确的判断出故障部位。因此，在变压器发生故障，在我们做出故障判断时必须结合油质分析、电气试验以及设备检修和运行等情况的综合分析来对故障的部位和故障原因进行分析和研究，部件的损坏程度或者是绝缘等做出全面而准确的分析和判断，进一步制定合适的解决方案。所以色谱分析是电力设备中绝缘试验必备的试验之一，特别是对变压器中潜伏性故障做出了巨大的贡献。

参考文献

[1]杜中杰,张燕,何宏群.浅谈如何应用溶解气体分析法诊断变压器故障[J].变压器,2002,(03).

[2]罗宁.利用产气速率判断变压器内部故障[J].变压器,2000,(10).

[3]刘英肖.利用油中溶解气体特征诊断变压器内部故障[J].华北电力技术,1999,(12).

[4]陈楚羽,刘孝为,高宏伟,薛军,孙强.变压器现场局部放电试验及其故障判断[J].西北电力技术,1998,(02).

[5]魏敏.一台110kV变压器跳闸事故的色谱分析与诊断[J].江西电力,2004,(01).

[6]孙喆.电力变压器的常见故障分析及处理措施[J].黑龙江科技信息,2009,(28).

变压器故障分析诊断 篇8

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℃

(c) 介质损失使用设备:AL-600介质损耗测试仪油温度: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

变压器故障分析诊断 篇9

某水电厂500kV单相升压变压器于2009年11月投运, 2011年1月其B相内部突发接地短路故障, 造成变压器壳体变形, 压力释放阀动作大量喷油, 低压侧避雷器烧毁, 变压器重瓦斯、压力释放阀、绕温和油温过高均动作。

该变压器型号为DSP-260000/500, 电压组合为, 联接组别为单相Ii0、三相YNd11, 冷却方式为ODWF。

2 油色谱分析

该变压器投运后及故障时历次色谱及油试验分析结果见表1、表2。

由表1可知, 该变压器从投运至损坏前5天的色谱数据未见异常, 故障特征气体都处于一个较低水平, 且整体上没有明显增长的趋势;故障时故障特征气体H2、C2H2和总烃突变至一个较高数值 (H2为5 407.57μL/L, C2H2为2 170.3μL/L, 总烃为9 154.52μL/L) , 远远超过其含量注意值 (H2为150μL/L, 总烃为150μL/L, C2H2为5μL/L) 的标准要求[1], 说明变压器内部发生了高能量电弧放电和过热现象。由表2可知, 该变压器各项油试验指标均满足相关标准要求, 其参量未有明显变化, 因此该变压器的故障属于一个典型的内部绝缘击穿突发短路故障。

μL/L

3 故障录波分析

机组故障录波数据如图1所示。

由图1及保护动作记录可知, 变压器B相内部先发生了高压绕组接地故障, 15ms后其高、低压绕组间绝缘被击穿, 造成低压侧避雷器烧毁;整个故障持续67ms, 最大故障电流达18.43kA。

4 吊罩解体检查情况

该变压器绕组结构采用高低高方式, 具体绕组示意图及物理线圈图如图2所示。

吊罩解体发现, 该变压器高压线圈整体呈细微的“腰鼓”状变形, 高压出线与分接引线间的高压线圈外围屏呈轴向撕裂状破损;高压出线端左侧第7、8轴向撑条处略有外凸状变形并伴有轻微的绝缘过热伤损;高压线圈的顶端第1段线匝脱离原位, 线圈首端第1匝呈“Ω”状变形 (如图3所示) ;高压外线圈内侧, 自中部出线向上约有9个撑条档内的线圈受到热灼伤, 中部出线段内约5匝有股间短路及电弧灼伤痕迹, 自高压线圈外中部出线内圈取得的电磁线上有电弧性灼伤;3组合导线 (窄边) 上存在“对应性”机械性伤损;剥离绝缘的电磁线 (宽边) 上也发现机械性伤损。低压线圈自出线端始, 位于线圈x端首端右转约22/23撑条, 有一电弧灼伤点, 如图4所示。

5 故障原因诊断分析

从变压器解体检查的情况来看, 该变压器在制造过程中采用了有缺陷的电磁线, 致使高压线圈A段的3组合导线上存在机械性损伤和毛刺;运行过程中, 电磁线的绝缘因毛刺而在机械应力作用下逐步受到破坏。

该变压器高压侧采用GIS出线方式, 高压开关切合过程中的开关断口拉弧有高频电压分量, 其中以高温满负荷工况状态下的变压器网侧开关投切影响较大, 在某些特定的高频谐振电压的反复作用下, 线圈中产生较高的电位梯度, 造成线圈绝缘的“累积性损伤”。而并联运行的发电机变压器因其运行方式使得变压器对地电容增大, 可能对变压器所受“累积性损伤”起到了“损伤几率加大”的作用。

上述原因造成线匝的股间短路, 使电磁线过热破坏匝间绝缘引起电弧;电弧迅速损坏变压器高、低压之间的绝缘, 导致高压对低压线圈绝缘击穿, 高压直接传递到变压器低压绕组上, 引发低压侧避雷器爆炸;变压器油因电弧作用迅速分解产生大量油气, 引起压力释放阀动作大量喷油, 最终造成变压器油箱壳体呈腰鼓变形。

6 结束语

该台500kV变压器突发短路故障的原因是变压器绕组使用了有缺陷的电磁线, 暴露出制造厂家对变压器选材进料把控不严。其次, 对于变压器输入、输出端采用管母和长管线GIS连接方式, 建议以运行单位、变压器制造厂商和相应研究机构为主体开展实体实地变压器试验分析和研究, 以期对变压器存在可能引起突发性事故的潜伏性较强的故障特征进行检测, 有效保障变压器的安全稳定运行。

参考文献

变压器故障分析诊断 篇10

一、引起电力变压器出现故障的因素

(一) 线路过热

电力变压器在工作运转的过程中, 传电线路就会出现过热的现象。导致过热现象出现的原因, 是电流在传输的过程中出现涡流问题, 从而造成线路过热。当电力变压器的线路出现过热的情况, 就可能引起电路短路的问题, 造成电力变压器出现故障。

(二) 线路绝缘

电力变压器出现绝缘故障主要是受到外界因素的影响。首先, 由于电力变压器是暴漏在空气中, 如果雨水渗入到电力变压器中, 久而久之电力变压器的管内就会受潮, 变压器内部的引线以及电线绕组就会出现绝缘事故。其次, 电力变压器在安装的过程中, 如果在变压器内部留有金属异物, 电力变压器的内部的结构就会受到磨损, 导致电力变压器绝缘事故的发生。此外, 电力变压器在夏季很容易遭受雷击。如果电力变压器的性能不高, 防雷击的能力不强就会引起变压器接线短路, 出现绝缘事故。

(三) 线路损坏

电力变压器线路受损, 就会出现短路损坏故障的发生, 从而影响电力变压器的正常运行工作。电力变压器出现短路损坏, 就会造成变压器的线圈变形, 给电力变压器的绝缘结构造成影响, 电力变压器受线路短路冲击的影响, 就会引起变压器故障问题的出现。

二、电力变压器状态检修的日常情况

(一) 日常检查

电力变压器在运行工作的过程中, 需要相关工作人员的日常巡视和检查, 这样才能保障变压器的正常工作。在日常检查中, 工作人员要检查电力变压器的温度情况、辅助设备的运行情况以及变压器油箱的油料质量等等。在电力变压器的日常巡视中, 红外成像仪被工作人员广泛使用, 工作人员可以根据红外成像仪的传感器的信号判断出电力变压器内部是否存在过热问题以及油箱的油量使用情况。

(二) 定期试验检查

电力变压器在运作的过程中, 应该进行定期试验检查, 而定期试验需要按照变电器的相关程序进行。电力变压器的常规试验较为复杂多样, 相关的工作人员应该结合变压器的实际情况选择方法、制定好周期时间。在定期的试验检查中, 要按照变压器的说明步骤进行, 而且第一次试验检查会出现问题的可能性较小, 需要通过多次试验检查才能发现变压器的故障所在, 故障在发生前就做好诊断工作并相应的采取解决办法, 降低电力变压器事故的发生率。

(三) 在线监测

电力变压器在运行中, 需要在线监测技术。采用监测技术就可以确保电力变压器的电流、电压以及油箱运行情况。同时, 相关的工作人员在日常巡视中要做好记录, 比如电力变压器的震动频率和声响强度等, 这些记录能够为电力变压器的监测工作提供重要数据。除此之外, 要通过在线监测技术做好变压器油箱气体的检测工作。

三、电力变压器状态检修的诊断方法措施

电力变压器的状态检修工作是电力企业的重点工作内容, 因此在采取诊断方法对策的过程中, 要结合电力企业的自身发展情况, 把电力变压器状态检修工作提上日程。

(一) 做好预防检查工作

预防检查工作, 可以避免电力变压器在运行中出现故障问题。电力企业的相关工作人员做好预防检查工作, 就会减少企业的经济损失, 从而保证电力企业的正常发展。工作人员在日常的巡视检查工作中, 应该主要检测电力变压器的运行状态是否良好, 如果存在问题应该及时上报上级检修部门, 把变压器的故障风险降到最低, 提高电力变压器的运行效率。

(二) 安装监测系统

在电力变压器中, 安装监测系统能够减少短路、绝缘等问题的发生。由于一些大型的电力变压器的体积过大, 而且其中的内部结构较为复杂, 相关工作人员在检查的过程中难度较大, 安装监测系统能够减轻工作人员的工作负担, 而且监测系统能够检测出变电器哪里存在故障, 减少变压器故障的发生。

(三) 与变压器厂家做好沟通工作

在电力变压器工作的过程中, 工作人员应该做好检查工作与数据记录, 当变压器出现故障问题, 就应该及时与生产厂家做好反馈工作。让生产厂家详细了解变压器的工作情况, 对电力变压器做好维护工作。由此可见, 保障电力变压器的正常工作, 能够推动电力企业的良好发展。

(四) 提高检修工作人员的技术水平

当电力变压器在运作中出现故障问题, 就需要做好检修工作, 这就要求检修工作人员具备一定的技术经验, 才能提高维修效率。因此, 电力企业在发展的过程中应该重视对电力变压器检修工作人员的技术培训, 提高相关工作人员的工作素质, 提升技术水平。除此之外, 电力企业应该制定相关的激励政策, 提高检修工作人员的工作积极性, 把电力变压器的故障风险降到最低。

结语

综上所述, 电力变压器是电力系统正常运行工作的重要保证, 同时也是人民群众正常用电工作的重要保障。电力变压器如果在运行中出现故障问题, 就需要相关工作人员给出诊断方法, 做好检修工作。若这些问题没有得到电力企业的重视, 就会引起一系列电力事故的发生, 影响我国社会生活大安全和稳定。因此, 要做好电力变电器的日常检修工作, 避免变电器故障的发生, 才能保证社会的用电安全, 推动电力企业的发展。

摘要：近年来, 随着我国经济的不断发展, 社会生产生活对电力的需求也有所提升。电力变压器是发电厂主要设备之一, 对于保障人们用电安全有关键性的意义。电力变压器的功能是多方面的, 它可以升高电压把电能送到用电地区, 同时还能调节电压的高低, 满足用电客户的需求。但是如果电力变压器存在故障问题, 就会为电力企业的发展带来不良影响。基于此, 本文将探究电力变压器状态的检修以及故障诊断方法。

关键词：电力变压器,状态检修,故障诊断,方法

参考文献

变压器故障分析诊断 篇11

【关键词】电力变压器；状态评估；故障诊断；研究方法

电力变压器的安全性与可靠性是整个电力系统运行的保障，因此，电力变压器的重要地位不可动摇。所以，合理的使用电力变压器，并对电力变压器进行及时的检修，从而将电力变压器电力事故消灭在萌芽状态。我国电力业在电力变压器状态检修以及故障诊断方法方面的研究虽然有了一定的基础和经验，但随着电力变压器使用时间的增长而出现老化的现象，以及电力业覆盖面积的增大，电力业中电力变压器故障时有出现，严重的影响了人们的日常用电和工业用电。因此，对于电力变压器状态检修及故障诊断方法的研究是十分有必要的。

1.电力变压器的故障诊断检修中存在的问题

由于诊断和检修的方法不合理，对于不需要进行检修的电力变压器“无病也治或小病大治”，在变压器内部还未出现故障并且能继续正常运行时，依然对变压器进行停电检修，甚至会随意更换某些部件，这就导致了大量的财力、物力、人力等不必要的浪费。对变压器的检修过于频繁，因此需要多次拆卸变压器，这就提高了出现新的设备隐患的可能性。因为在检修过程中，空气中的灰尘和潮气会接触到变压器的绝缘内芯，久而久之，就很有可能降低变压器的绝缘能力。对于真正需要进行大修的电力变压器，又因为没有达到需要大修的时间而未进行及时地检修，就让故障缺陷向更恶劣的方面发展，最终将会引起一系列的故障发生，进而不能保障电力系统稳定运行，还会增加检修的难度。同时使电力变压器的停电时间和停电次数增多了，就是电力系统供电的稳定性和可靠性降低了，给电力企业和社会造成了严重的影响。事故检修还使变压器的检修费用和检修难度加大了。所以，传统的变压器故障诊断和检修模式已经不能满足电力企业的发展需要了，采用一种预知性的变压器检修模式，做到“当修必修”，已经是变压器检修模式的必然选择。

2.常见故障及其诊断措施

2.1 变压器渗油

变压器渗漏油不仅会给电力企业带来较大的经济损失、环境污染，还会影响变压器的安全运行，可能造成不必要的停运甚至变压器的损毁事故，给电力客户带来生产上的损失和生活上的不便。因此，有必要解决变压器渗漏油问题。油箱焊缝渗油。对于平面接缝处渗油可直接进行焊接，对于拐角及加强筋连接处渗油则往往渗漏点查找不准，或补焊后由于内应力的原因再次渗漏。对于这样的渗点可加用铁板进行补焊，两面连接处，可将铁板裁成纺锤状进行补焊； 三面连接处可根据实际位置将铁板裁成三角形进行补焊；高压套管升高座或进人孔法兰渗油。这些部位主要是由于胶垫安装不合适，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缝隙堵好，待堵漏胶完全固化后，退出一个法兰紧固螺丝，将施胶枪嘴拧入该螺丝孔，然后用高压将密封胶注入法兰间隙，直至各法兰螺丝帽有胶挤出为止。低压侧套管渗漏。其原因是受母线拉伸和低压侧引线引出偏短，胶珠压在螺纹上。受母线拉伸时，可按规定对母线用伸缩节连接；防爆管是变压器内部发生故障导致变压器内部压力过大，避免变压器油箱破裂的安全措施。

2.2 铁芯多点接地

变压器铁芯有且只能有一点接地，出现两点及以上的接地，为多点接地。变压器铁芯多点接地运行将导致铁芯出现故障，危及变压器的安全运行，应及时进行处理。直流电流冲击法。拆除变压器铁芯接地线，在变压器铁芯与油箱之间加直流电压进行短时大电流冲击，冲击 3～5 次，常能烧掉铁芯的多余接地点，起到很好的消除铁芯多点接地的效果。开箱检查。对安装后未将箱盖上定位销翻转或除去造成多点接地的，应将定位销翻转过来或除掉。夹件垫脚与铁轭间的绝缘纸板脱落或破损者，应按绝缘规范要求，更换一定厚度的新纸板。因夹件肢板距铁芯太近，使翘起的叠片与其相碰，则应调整夹件肢板和扳直翘起的叠片，使两者间距离符合绝缘间隙标准。

2.3 接头过热

载流接头是变压器本身及其联系电网的重要组成部分，接头连接不好，将引起发热甚至烧断，严重影响变压器的正常运行和电网的安全供电。因此，接头过热问题一定要及时解决。铜铝连接。变压器的引出端头都是铜制的，在屋外和潮湿的场所中，不能将铝导体用螺栓与铜端头连接。当铜与铝的接触面间渗入含有溶解盐的水分，即电解液时，在电耦的作用下，会产生电解反应，铝被强烈电腐蚀。结果，触头很快遭到破坏，以致发热甚至可能造成重大事故。为了预防这种现象，在上述装置中需要将铝导体与铜导体连接时，采用一头为铝，另一头为铜的特殊过渡触头。

以上只是电力变压器常出现的几种故障和其诊断措施，然而，电力变压器状态检修以及故障诊断涉及的内容比较多，相关的几种技术也比较繁杂。所以，仅仅凭借这几点来解决电力变压器的问题是远远不够的。因此，对于电力变压器状态检修及故障诊断方法的研究还需要电力领域的专业人士进行进一步的研究和探索。

3.结语

由上述可知，我国电力输配电线路中，电力变压器故障的出现是非常普遍的。然而，电力变压器出现故障势必就会导致输配电线路出现故障，一方面不利于人们的生活用电，另一方面，也不利于电力企业的发展。所以，我国电力企业领域的专业人士要加强对电力变压器状态检修的重视，尽量避免电力变压器出现故障，同时还要对电力变压器的故障诊断方法进行研究。相信，只要我国电力业的人士，对电力变压器状态检修和故障诊断方法的研究尽心尽力，不断的寻求新方法、新措施，就一定能够在最大程度上避免电力变压器出现故障，从而为人们的生活用电提供便利，为电力企业的发展增添一份新的力量。 [科]

【参考文献】

[1]符杨，田振宁，江玉蓉，曹家麟.加权模糊核聚类法在电力变压器故障诊断中的应用[J].高电压技术，2010（02）.

[2]王常勇.变压器短路故障的分析及处理[J].黑龙江科技信息，2011（16）.

变压器故障分析诊断 篇12

我国电力行业改革以来, 电力信息化得到广泛关注, 审视当前电力企业信息化现状, 存在的问题比较突出。举个例子:信息系统交融故障, 企业无法实现资源共享。电力行业作为一个特殊行业, 电力信息集成受到诸多方面的影响, 这导致我国电力企业发展缓慢。有了信息系统的支撑, 电力企业能够及时且全面的掌握电力信息, 而能及时采取有效措施, 对电力资源进行配置, 实现资源高效利用, 也提高了变压器运行效率。

2电力变压器状态评估

(1) 变压器状态发展和故障发生根据一定的规律进行, 一般情况下, 变压器整体性能是持续变化的。当进行一定参数设置之后, 就能确定出变压器所处的状态, 对变压器未来发展有正确的预测。在变压器使用寿命内, 运动状态处于变量状态。虽然参数有新的变动, 但是参数变化不会影响整体功能的发挥和实现。在渐变过程中, 虽然各个参数会有新的变化, 变压器会出现功能性障碍, 从而导致突变发生。在渐变进程中, 从防范层面上看, 根据检测运行数据, 对变压器状态执行评估和监测。划分出不同状态的变压器等级, 可以划分为合格、良好、严重等等, 不同等级故障。根据每个故障类型, 在选择对应的措施, 这对电力系统安全运行有重要影响。在突变过程中, 一般会意味这变压器有故障发生, 这时状态评估较为准确。

(2) 变压器故障分析最为关键的环节是预防实验非破坏性量, 然后在根据一定的指标进行评价。划分出变压器实质运行状态。举个例子:模糊学习矢量网络模型, 这个方法DGA数据将被模糊分类器划分成不同子类。每一个类别需同模糊学习矢量化网络进行培训。该方式能解决大量的属性决策问题。根据工程实践发现, 该评估方法包含油固体含量、油水分含量以及局部放电级, 它的准确判定构建成BP神经网络和模糊诊断。借助模糊数学综合评判, 各种分析理论, 对变压器运行状态开展综合分析, 分析出其状态是否健康。尽管在国外状态评估技术已经得到快速发展, 常见的研究有灰靶理论、模糊数学都进行了量化指标研究。随着研究力度加深, 定性的指标不宜量化, 这个量化的标准, 需人为进行制定, 才进行标准统一分析。当前的评价方法比较多, 最常用的方法是定性评价。研究方法的创新和研究力度加深, 为研究出准确、可靠且量化的评估系统奠定基础。

(3) 状态监测、故障诊断技术虽然有其不可替代的优势, 但在目前情况下, 尚存在很多不足和问题需要解决。已经安装投运状态监测系统的单位, 决不可高枕无忧, 不再有安全忧患。由于变压器有复杂的结构系统, 运行参数间并非全部有严格的逻辑和定量关系。它出现的故障现象, 故障原理之间存在的不确定因素比较多, 一个故障能够表现出多种征兆。当监测到几个故障起因之后, 隐藏的故障也会被察觉到。故障和征兆之间有模糊的复杂关系。需建立起精确的数学模型加以诊断, 这是相对比较困难的。这种复杂的系统属于模糊系统, 在模糊系统边界、迷糊系统构造, 逐渐外延比较模糊, 内涵所属灰色。简而言之, 在该系统中, 一些信息都是确知的, 而另一些信息是未知的。因此, 需采用更加精准的模糊模式进行数学分析, 探究模糊现象。随着研究深度加深, 人工神经系统被注入, 变压器的故障诊断变得越来越复杂, 需找出合适的描述方式进行描述。另外, 还需模糊技术专家, 对故障开展经验花分析, 实现远程通信传输,

3电力变压器故障诊断

(1) 变压器因其制造工艺的复杂性及运行环境的不稳定性造成了变压器故障机理的复杂性, 其表现为同一种故障模式有多种故障特征发生。同一个故障又有几种故障模式, 故障和故障之间又有密切关系。信息融合技术对不同来源的信息进行处理, 借助变压器各种故障特征划分多种故障量, 从多个方面对变压器进行综合处理。提升变压器可靠、准确在线诊断。对于信息融合而言, 一般的融合方式如下:第一, 数据融合。如果想要数据层融合效果更加明显, 在传感器里执行数据层相互融合。在匹配的基础上, 保障双方数据层面实现关联。最终使得相同目标的数据融合水平更高。可以引入加权平均法、算数平均法以及曲面曲面拟合法进行应对。

(2) 特征层数据融合。该层数据融合属于中间层融合, 当信息源从原始信息中提及之后, 对特征信息进行充分分析处理。从信息源的原始信息中提取出特征信息, 对特征信息进行综合分析和处理, 提取而出的特征信息一般都是原始信息, 对信息做好统计之后, 再根据提取的特征信息归类。相似信息实现聚集和综合分析。使用的融合方式依旧是模式识别相应技术, 当在融合之前, 进行传感器信息交换之后, 能够对特征信息进行统一表达。这表达优势是, 能实现多传感信息压缩, 有利于实时处理, 尤其所提取的特征信息和决策分析相似, 需融入最大限度特征信息。

(3) 决策层数据融合。该层在系统中属于最高级别层, 它同其他三层差别大, 是数据融合最终结果。每一个传感器, 它的检测目标确定, 都需进行最初级的预处理, 特征提取以及初步的判断。才能获取相应的处理依据, 实现最终判断, 这种最终的判断能在决策控制中发挥重要作用。

4结束语

总而言之, 电力变压器运行状态是否稳定, 这对电力输送和发展有重要影响, 需引起人们高度重视, 在文章中提及, 电力变压器状态监测同故障诊断, 需加快研究, 在实际使用中, 能有明显的效果。从而更好的保障诊断结果准确、及时。

参考文献

[1]王俊芳.基于模糊神经网络的信息融合在配电网故障诊断中的应用[J].重庆大学.

[2]吴俊, 程咏梅, 曲圣杰.基于三级信息融合结构的多平台多雷达目标识别算法[J].《西北工业大学学报》, ISTICEIPKU-2012 (03) .

[3]陈新岗, 田晓霄, 赵阳阳, 张超峰.信息融合在变压器油纸绝缘局部放电识别中的应用[J].《高电压技术》, ISTICEIPKU-2012 (03) .

[4]刘毅, 高振兴.创新一种考虑多层信息融合的电网故障诊断辅助决策方法[J].《电力系统保护与控制》, ISTICEIPKU-2010 (24) .