变压器早期故障分析

变压器早期故障分析（精选12篇）

变压器早期故障分析 篇1

摘要：油浸式变压器内部故障一般分为过热故障和放电故障, 文章通过理论分析变压器发生内部故障时所表现出的特征, 尤其是对产生的特征气体进行分析, 并结合实例诊断出内部故障类型及其故障点, 对变压器内部故障查找和变压器检修提供了很好的诊断方法。

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

[5]金阳, 楚玉山主编.电力系统变电所安全运行与意外故障防范及抢修应急处理实物全书.当代中国音像出版社[M].2004.7:920

变压器早期故障分析 篇2

论文关键词：电容;故障;检修

论文摘要：变压器是一种用来改变电压和电流的电器设备。在电力系统中,变压器的地位是十分重要的,不仅所需数量多,而且要求性能好,运行安全可靠。变压器主要由由铁心、绕组、器身绝缘、油箱和套管等组部件构成。变压器绕组的引线是依靠套管引出箱外的,套管起到对油箱的绝缘、固定和将电流输送到箱外的作用,它需适应外界各类环境条件,并要有一定的机械强度,是变压器中一个主要部件。套管需有不同的电压和电流等级,外绝缘大多是瓷套。套管有纯瓷套管、充油套管、充气套管、电容式套管等不同形式。而电容式套管是以电容芯子为主绝缘的套管,有胶纸电容式和油纸电容式套管两种，本文对油纸电容式套管的故障分析和检修维护等谈谈自己的一些看法。

1对套管的`故障进行分析，归纳出以下主要原因：

套管表面脏污吸收水分后，会使绝缘电阻降低，其后果是容易发生闪络，造成跳闸。同时，闪络也会损坏套管表面。脏污吸收水分后，导电性提高，不仅引起表面闪络，还可能因泄漏电流增加，使绝缘套管发热并造成瓷质损坏，甚至击穿;套管胶垫密封失效，油纸电容式套管顶部密封不良，可能导致进水使绝缘击穿，下部密封不良使套管渗油，导致油面下降。套管密封失效的原因主要有两个方面：一是由于检修人员经验不足，螺栓紧固力不够;二是由于超周期运行或是胶垫存在质量问题、胶垫老化等;套管本身结构不合理，且存在缺陷。比如，有的220kV主变套管，由于引线与引线头焊接采用锡焊，220千伏A相套管导压管为铝管，导线头为铜制，防雨相为铝制，这种铜铝连接造成接触电阻增大，使连接处容易发热烧结,导致发生事故;套管局部渗漏油,绝缘油不合格,套管进水造成轻度受潮;套管中部法兰筒上接地小套管松动断线;接地小套管故障，使套管束屏产生悬浮电位，发生局部放电;套管油标管脏污，看不清油位，在每年预试取油样后形成亏油。

在套管大修中，抽真空不彻底，使屏间残存空气，运行后在高电场作用下，发生局部放电，甚至导致绝缘层击穿，造成事故。

2根据以上的故障分析，可以从针对主要缺陷方面制定以下一些处理措施;

针对套管油样不合格、含乙炔气等缺陷。采取的措施是：对套管要进行严格检验，各种试验合格后方可投入运行，避免人为因素引起故障。

针对套管密封不良，有进水或渗漏油现象。采取的措施是：通过更换质量好胶垫保持密封，拧紧紧固螺栓，使套管无渗漏。

针对套管本身结构不合理而引起头部过热等缺陷。具体措施可采用变铜铝过渡为银铜接触，从而减小氧化作用。

在拆、接、引过程中，要注意检查各部位是否联结良好，接触面应打磨后涂上导电膏，减小其接触电阻。从而杜绝其过热现象。

3通过以上对油纸电容式套管故障分析及一些处理措施，大致可以发现形成缺陷有两个途径：第一是套管本身设计存在薄弱环节;第二是人为因素，是安装、检修人员在作业中造成的。在分析套管常见故障主要原因后，我认为套管在运输、安装、检修维护等方面应注意以下问题:

在起吊﹑卧放﹑运输过程中,套管起吊速度应缓慢，避免碰撞其它物体;直立起吊安装时，应使用法兰盘上的吊耳，并用麻绳绑扎套管上部，以防倾倒;注意不可起吊套管瓷裙，以防钢丝绳与瓷套相碰损坏;竖起套管时，应避免任何部位落地;套管卧放及运输时，应放在专用的箱内。安装法兰处应有两个支撑点，上端无瓷裙部位设支撑点，尾部也要设支撑点，并用软物将支撑点垫好。套管在箱中应固定，以免运输中窜动损伤。

在套管大修的装配中应特别注意以下几点:防止受潮。装配中除要有清洁干燥的条件以外，最好能在40-50℃温度下进行组装。因为电容芯子温度高出环境温度温度10-15℃时能减少受潮的影响，所以最好在组装前将套管的零部件和电容芯子加热到70-80℃，保持3-4h，以便排除表面潮气，尽可能在温度尚未降低时装配完;套管顶部的密封。套管顶部的密封可分为套管本身的密封和穿缆引线的密封。现在大多数变电站的主变压器的储油柜顶装有弹性波纹板，它与压紧弹簧共同对由温度变化起调节作用。在组装弹性波纹板时，导管上的正、反压紧螺母之间的密封环与储油柜上的密封垫一定要配合妥当，防止波纹板拉裂，以达到密封的效果。套管引线是穿缆式结构，如果顶部接线板、导电头之间密封不严密，雨水会沿套管顶部接线板、导电头及电缆线顺导管渗入变压器内部。水分进入变压器引线根部，将会导致受潮击穿，造成停电。为避免这种情况，必须用螺栓压紧，保证密封;中部法兰的小套管。电容屏的最外层屏蔽极板即接地电屏，用一根1.5mm2的软绞线，套上塑料管引到接地小套管的导电杆上，此套管叫测量端子，装配时要注意小套管的密封和引出软线的绝缘。检修时，应将套管水平卧倒，末屏小套管朝上，卸开小套管即可检查末屏引线等情况，还可以作相应的修理。在套管运行和作耐压试验时，其外部接地罩应良好接地;均压球调整应适当。均压球在中心导管尾部，沿导管轴向可以上下拧动，以便能与主体引线装配配合。均压球必须拧紧，否则会发生均压球与套管间放电。均压球除了遮挡住底部、螺母、放油塞等金属件外，还要满足电气强度的要求，即调整均压球的位置，可以缩小套管尾部到油箱壁的绝缘距离及绕组的爬电距离，改善辐向和轴向的电位分布。如调整不当，球面会产生滑闪放电，造成介质击穿，对套管的电气性能危害很大;油样阀、放油塞的质量要好，不得有锈迹;胶垫的质量应良好;真空注油时，应首先建立真空，检查套管各部分密封情况，然后保持残压在133.3Pa以下，按规定时间注油。注油后破坏真空时，套管油位稍有下降，若有缺油现象需及时加油。考虑到取油样，应略多注一些油。

套管做试验特别是测量介损时要注意其其放置的位置，因为套管的电容小，当位置不同时，因高压电极和测量电极对未完全接地的构架、物体、墙壁和地面的杂散阻抗的影响，会对套管的实测结果有很大影响。不同的位置，这些影响又不相同，所以往往出现分散性很大的测量结果。因此，测量介损和其它试验时，应把套管垂直垂直放置在妥善接地的套管架地进行，不要把套管水平放置或用绝缘索吊起来在任意角度进行测量，以保证测量数据的准确。

检修维护人员应注意以下问题：试验人员拆接末屏小套管引线时，应防止导杆转动或拧断接地引线，试验后应恢复原状。根据我的工作经验，试验结束后可用万用表来测量末屏是否接地，这是检查末屏接地拆除后是否已经恢复的一种比较可靠的办法;取油样人员工作结后，应拧紧采样阀;拆接引线人员，上下套管时应注意防止套管破损;检修人员应观察套管油位并及时补油。

变压器早期故障分析 篇3

摘 要：为了确保变压器安全运行，通常会采取变压器试验方法，对于变压器故障进行分析，并制定有效的故障处理措施，以提高变压器运行的连续性和可靠性，保证人们正常用电。本论文着重于探讨变压器试验故障分析方法与故障处理建议。

关键词：变压器试验；故障分析；故障处理

电力系统运行中，如果变压器出现故障而没有及时采取有效措施，就会导致整个电力系统停滞运行，不仅供电质量难以保证，还会给电力企业造成巨大的经济损失。目前变压器在运行的过程中，因噪声、绕组等故障的存在而导致运行质量下降。采用变压器试验方法判定其性能，可以对变压器故障问题及早发现，以及时地采取措施进行处理，从而提高变压器运行的可靠性。

一、变压器试验及其试验原理

（一）变压器试验

变压器试验是在对变压器进行检修的时候，对变压器是否出现故障进行判断，并制定相应的解决方案。在对变压器检修之前，首先要对试验环境以测试，要求试验环境温度为22℃至25 ℃，环境湿度要符合变压器设备正常运转要求；其次要严格排查周围环境，对于影响绝缘体的杂质要及时清理，否则就会出现电力泄露。

变压器试验的主要目的是发现故障，并对故障以准确定位；对电阻的使用情况加以确定。变压器试验的具体操作中，就是在不影响电力系统正常运行的同时，对部分线路实施闭合放电试验；对变压器的电阻采用多种方法进行测试。比如，通过增加电压的方法，就可以对电阻的电流反应进行判断，一旦发现异常，就意味着变压器的绝缘性不符合规定标准，根据所获得的测试数据选择新的电阻的绝缘线圈，以确保电阻处于最佳工作状态[1]。

（二）变压器的试验原理

关于变压器试验，从原理的角度而言，变压器的工频电源被输入到操作箱中之后，自耦调压器对于工频电源进行调节，将电压输入，进行变压器初级绕组的试验。按照传统的变压器使用方式，往往是变压器运行中出现故障后，才会实施维修操作。但是，出现故障的变压器很多的零部件遭到损坏，需要及时更换，否则，变压器“带病”运行，就必然会导致变压器烧毁。

实施变压器试验也是规避变压器运行风险的措施。当进行变压器试验中，按照电磁感应原理可以获得工频高压，由此而对变压器的运行情况进行测试，发现问题就会及时采取处理措施，对于变压器运行风险得以有效避免，使变压器的运行效率有所提升。

二、 变压器试验故障分析方法

（一）变压器运行噪声故障

变压器噪声来源于本体和冷却系统。从变压器噪声产生机理来分析，漏磁的作用是变压器产生噪声的重要因素。铁心的硅钢片处于磁致伸缩状态，在交变磁场的作用下，小幅度的磁致伸缩就会引发铁心周期性地震动，在硅钢片的接缝处与叠片之间就会有电磁吸引力，这是由于漏磁现象的存在而引发的。电力变压器之所以会发生噪声，在于漏磁的作用而使电磁吸引力产生，绕组中所形成的电磁力会使绕组振动，噪声产生。

（二）变压器绕组故障

变压器运行的核心就是绕组。在变压器运行的过程中，绕组故障主要是受到其他因素的影响，而是变压器的运行效率有所下降。比如，绕组出现短路、变形等现象，引发变压器故障。导致变压器绕组故障出现故障的原因在于绕组结构的不合理性，加之一些不可抗拒的自然因素的影响，都会导致变压器绕组故障。

三、变压器试验故障处理措施

（一）严格要求变压器试验条件

为了确保变压器试验的精确性，对于实验条件就要有所要求。通常变压器试验环境温度为零下20℃至零上40℃ 之间，实验室的室内温度为25℃至30℃之间，空气湿度不可以超过85%。在实验室安装变压器的时候，对于试验环境有效控制，可以避免灰尘、污垢等等的存在，保证变压器的绝缘性。

变压器试验时，要严格按照接线原理图进行引线连接。变压器与控制箱接地时，要确保其安全可靠性，且能够稳定运行，就要在变压器试验之前，检查接线的接触点。随着电压的升高，试验人员要使用调压器对电压进行调节，观察变压器的运转变化。当变压器试验完成之后，就要停止变压器运行，将电源切断，去除所有的引线连接[2]。

（二）噪声的弱化和消除

1.噪声的弱化

当变压器运行中有噪声产生，采用多级接缝设计，磁通在接缝处会均匀分布，随着气隙中的磁密逐渐降低，噪声也会相对弱化。变压器所产生的噪声部分是由于自振而产生。调整窗口尺寸，对于变压器的自振频率有效避开，就不会在铁心处有共振现象产生。

2.噪声的消除

要消除变压器噪声，可以在变压器的1米范围内放置噪声发生器。由于噪声发生器所发出的声音会使得噪声信号有所转变，使得噪声在发生器的干扰下相互抵消。

（三）变压器试验要周期性展开

变压器试验可以避免发生绕组故障。试验中采用先进的仪器，从绕组的线圈开始试验，需要注意在仪表线圈更换中，要对于实验场所清理干净，以避免绕组线圈被杂物所损坏。可在线圈取下的过程中，要使用干净的布包好后，放到安稳的位置，当变压器试验完毕后，就可以对变压器的所有设备按照顺序进行安装。变压器试验中，如果测试出仪表线圈损坏，就要将线圈取下来更换，然后重新测试，以确保变压器能够正常工作[3]。变压器试验的周期性展开，要对于实验周期合理安排，根据试验环境使当地调整试验周期，以避免由于故障问题而影响到变压器的正常运行。

四、结论

综上所述，变压器运行中发生故障问题是不可避免的，但是变压器的运行质量会受到影响。通常电力系统运行中，变压器故障为绕组故障、噪声故障等等。通过变压器试验对故障进行判断，并采取故障处理措施，以提高变压器的运行效率。

参考文献：

[1]杨长雪.高压试验中变压器试验问题及故障处理方法[J].技术与市场，2012（06）： 79-80.

[2]何海川，郭培恒，耿坤.变压器高压试验方法及故障处理[J].科技创新与应用，2013（21）：147.

电力变压器故障综合分析 篇4

关键词：电力变压器故障,故障综合分析,安全运行

变压器运行的安全与否对电力系统的安全运行意义重大, 对电力变压器进行故障综合分析在电网运行中十分重要。加强变压器的检测、维护, 可以准确的掌握变压器的性能好坏, 而且可以及时发现并掌握变压器故障来源、类型和严重程度, 可以在一定程度上预防并减少电力安全事故的产生, 将电力事故损失降到最低, 对电力系统的安全运行有重要意义。

1 电力变压器故障综合分析的基本原则

1.1 熟练掌握变压器的结构

作为一个电力工程师, 只有掌握好电力设备的结构才能进行熟练的工作。尤其是变压器的结构, 在变压器的结构上, 要时时刻刻熟练掌握好, 在一般情况下, 电力设备有问题, 一般是变压器结构上出现问题。只有掌握好变压器结构, 才能知道问题出现在哪里, 这样就会在第一时间知道问题所在的情况。同时了解和熟悉变压器的结构, 才能知道变压器是不是出现问题, 这样才能掌握好变压器的故障分析工作。同时在变压器的结构处理上, 还要综合比对各种各样的变压器, 只有掌握这些各种各样的变压器结构, 这样就能举一反三, 知道在变压器有问题的时候, 就会知道问题出现在哪里。同时知道变压器结构和其他情况, 像是绝缘整体情况等, 只有和这些情况进行综合考虑, 才能更加全面的分析工作情况, 这样就会在第一时间知道问题出现在什么地方, 这样也就会为处理事情提供很好的情报, 这样就能减少问题带来的损失。

1.2 根据数据进行分析

在一些情况下, 只有熟悉各种各样的数据, 才能知道电力变压器是否出现问题, 比如说当一个指标的数据剧烈的变化, 那么只有知道这个指标的范围, 才能知道这个指标是有问题的, 这样就能知道出现了新的问题。这就要求要时时刻刻观察电力变压器的数据指标问题, 像是一些实时传输系统的设置就能提醒这样问题的出现。只有知道数据的时刻性, 就能在第一时间知道电力变压器是否出现了问题。这样就能在第一时刻知道, 电力变压器是否出现问题, 只有这样, 才能进行电力变压器的防卫工作, 在第一时间检测到问题, 那么就会为问题的解决赢得解决时间。

1.3 熟练掌握判别故障产生区域的方法

在问题出现上, 尤其是电力变压器的问题上, 只有在知道故障出现在什么地方, 那么才能更加很好的进行问题的解决, 这就要求工作人员必须熟练地知道电力变压器的各种各样的组成部分, 像是各个物件的组成部分等等。在知道电力变压器的各种各样的运行环境和各种外接设备, 才能知道故障出现的问题, 那么就会顺藤摸瓜, 知道问题最终出现在什么地方, 这样就可以熟练掌握应对技巧, 这样就会很好的为解决问题提供了很好的解决办法。

2 电力变压器故障的综合的方法

在电力变压器出现故障时, 必须采取综合方法, 只有这样才能知道问题出现在什么地方, 在判断问题时, 要综合根据电力试验, 油质问题分析, 设备的运行情况, 只有考虑这些问题, 才能进行综合分析。同时根据油汽量和电气量进行两方面综合考虑, 进行相互补充, 相互独立考虑问题, 同时进行两者相互补充考虑, 这样就能知道问题出现在什么地方。通过这样的方法, 可以进行相互验证, 这样就能知道问题的存在是不是由这样或者那样来出现的, 当两者问题是一致的, 那么就能很好地解决问题, 当两者数据是不一致的时候, 要考虑是根据什么问题来出现的, 同时就得进行通过别的方法进行在一次的验证。这样只有通过很好的验证, 才能知道问题的存在是真实的。只有这样既相互补充, 又相互验证, 才能更好的进行解决问题, 为了让电力变压器更好的工作, 安全的工作。

3 电力变压器故障的综合诊断

3.1 电力变压器故障综合诊断需要综合考虑

当电力变压器出现故障的时候, 要综合考虑各种各样的因素, 只有这样才能进行最为系统的解决问题, 像是一些问题的出现往往就是一些小的问题, 像这样小的问题出现都是由于各种各样问题出现, 同时在考虑问题的时候必须遵循全面思考, 全面考虑问题, 只有综合考虑了, 才能将一些问题遏制在萌芽之中, 像是这样的问题, 还得考虑综合效应, 或者有时候有些问题解决了, 还有附加的一些问题, 这就在考虑问题的时候进行综合考虑了。这样才能进行安全的解决问题, 在综合考虑问题的时候, 像是一些问题的存在, 比如说是出现了气体报警器出现报警, 变压器出口短路, 绝缘受潮等等问题出现时候, 就等考虑更加全面了, 因为这样问题会由于很多原因, 只有进行综合考虑, 按照问题进行在本质上进行解决问题, 才能最为安全和妥当, 这样才能保证问题在最短时间, 进行最为合理和有效的解决问题。

3.2 电力变压器故障综合诊断需要安全第一

在电力变压器出现故障的时候要进行考虑的问题很多, 但是往往忽略了最为重要的问题, 那就是安全问题。当一旦出现问题的时候, 电力变压器就必须在安全第一的问题上进行解决, 只有本着这方面的原则才能在安全的情况下进行解决问题。像是安全的原则遵守的情况下, 工人才能安心的工作, 电力变压器才能最为安全的运行, 在安全的环境下工作, 效率肯定比在不安全的情况下要高。只有保证了安全的原则, 电力变压器才能持久的工作, 这样在保证安全的情况下工作才能顺利进行。

结束语

总之, 变压器故障进行综合分析对电力系统的安全运行有着非常重要意义。在分析过程中, 必须保持谨慎、认真的心态, 认真负责的寻找电力变压器故障所在, 针对这些故障及时进行处理。相关工作人员, 应做到熟练掌握故障分析原则、方法, 掌握每一台机器的运行规律, 对运行过程中出现的每一出故障都应该及时做出正确的处理, 如此, 将运行风险降到最低, 保障电力系统的安全运行。

参考文献

[1]王强, 段晨东, 何正嘉.机电设备远程监测和故障诊断系统的数据管理[J].计算机工程与应用, 2004 (9) :208-211.

对变压器的七种故障做简要分析 篇5

电力变压器是一种电力设备——改变交流电压大小静止，是电力系统中的核心设备，在电能的传输、配送过程中，电力变压器是使得能量得以转换、传输的核心，是国民经济中各行各业和千家万户的能量来源必经之路。一旦变压器遇到故障，将会是影响电力系统的安全稳定运行中很重要的设备，一旦发生事故，就会造成足够大的经济损失。通过分析发生的各种电力变压器事故，找出原因，总结出能够处理事故的办法，把事故造成的损失控制在最小的范围内，尽量缓减对系统的损害。

变压器的安全运行管理工作是我们日常工作的重点，通过对变压器的异常运行情况、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变压器是输配电系统中极其重要的电器设备，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。

1、绕组故障

主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：

① 在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷;

② 在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化;

③ 制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏;

④ 绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热

⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。

由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象使变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作;严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。

2、套管故障

这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有：

① 密封不良，绝缘受潮劣比，或有漏油现象;

② 呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理;

③ 变压器高压侧(110kV及以上)一般使用电容套管，由于瓷质不良故而有沙眼或裂纹;

④ 电容芯子制造上有缺陷，内部有游离放电;

关于电力变压器的故障分析讨论 篇6

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：

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[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：

变压器早期故障分析 篇7

1.1 接地故障实例。

2008年3月5日, 66k V澳源铁矿变电所交接试验时, 发现主变压器一次绕组对二次绕组及地加至50k V时变压器器身内有放电声;铁芯接地绝缘电阻接近0ΜΩ。由于澳源铁矿变电所地处弓长岭矿山之中, 路况较差, 可能在设备运输过程中, 颠簸导致变压器油泥或有金属异物导致多点接地故障的发生, 所以首先对该变压器进行吊罩检查。3月24日, 在对变压器进行检修过程中发现变压器下铁轭与箱底有金属屑桥接短路现象, 清除金属屑并用变压器油冲洗箱底后测试铁芯绝缘电阻, 绝缘电阻恢复到近10000 MΩ, 故障排除。

变压器铁芯多点接地能够造成铁芯局部短路过热和铁芯局部烧损等重大故障。另外, 由于铁芯正常接地线能够产生环流, 使变压器局部过热的同时, 可能引起放电性故障, 损坏变压器。为此, 及时有效诊断与处理变压器铁芯多点接地故障, 对保证变压器的安全运行具有重要意义。

1.2 接地故障的形成因素。

变压器铁芯多点接地故障的形成主要是不稳定接地和稳定接地。不稳定接地引起接地故障的原因主要是接地点接地不够牢靠和变压器铁芯中有异物造成。接地点不牢靠会是接地电阻变化较大, 铁芯内的异物在受到电磁场的作用会产生导电的小电桥, 这些都会引发接地故障。稳定接地大多数是由于变压器内部绝缘存在缺陷, 结构设计安装不合理造成的接地故障。

1.3 接地故障的分析处理程序。

首先应通过分析试验数据判断铁芯多点接地故障, 试验数据可以通过色谱数据和电气测量数据进行分析。

1.3.1 在色谱数据分析中采用德国的“四比值法”进行判断, 其准确度更高, 采用五种特征气体的四组比值进行判断, 铁件或油箱中出现不平衡电流即可判断变压器铁芯多点接地故障, 其准确度很高。

判断依据为:CH4/H2=1-3;C2H6/C2H4<1;C2H4/C2H6≥3;C2H2/C2H4<0.5。CH4、H2、C2H6、C2H4、C2H2为被测充油电气设备中五种特征气体的含量。满足该判断依据即可判定故障现象为变压器铁芯多点接地故障。

1.3.2 电气数据测量判断接地故障在变压器正常运行时, 测量变压器铁芯外引接地套管的接地引下线上是否有电流, 正常运行状况下, 该电流为毫安级 (一般小于0.3A) , 当电流上升到“A”级, 甚至更高时, 即可判断为变压器铁芯多点接地故障。

设备处于停止运行状态时, 需将铁芯引出接地线断开, 测量铁芯接地套管的绝缘电阻, 若电阻值为零或与往年数据比较, 其值降低很多时, 则变压器内部可能存在铁芯多点接地故障。此时需准确测量各级绕组的直流电阻, 若数据均为超标, 且与以往的数据无显著偏差, 同时变化规律基本一致, 则能够判断出在电气回路中没有故障, 故障点应确认为主变铁芯多点接地故障。

变压器铁芯多点接地故障被确认后, 应该对变压器运行状态进行细致的分析, 从而判断出变压器铁芯多点接地故障的类型, 以便采取有效的应急措施和处理方案。通过设备的运行情况 (运行时间、负荷情况、有无突发故障等) 和历史运行情况进行分析, 并结合色谱分析和电气测量数据, 判断出铁芯接地的故障类型。

确认了铁芯多点接地故障的类型后, 应及时有效的根据现场情况采取应急措施, 以便限制故障的发展。如故障很严重, 且有不断发展的趋势, 严重威胁设备安全, 在条件允许下, 可对变压器进行吊罩检修, 彻底排除故障。

2 电压互感器异常故障

2.1 电压互感器异常故障案例。

富山66k V变电站, 10k V采用的是电磁式三相五柱式电压互感器, 型号为JSZW-10, 自运行起分别在一年内发生电压互感器烧毁事故, 根据事故调查分析, 均是由铁磁谐振过电压引起。

为了使监视中性点不接地的电力系统发生接地时得到报警信号, 通常是把三线圈电压互感器的一次侧接成星形, 中性点接地;二次侧也是星形, 中性点也接地;三次侧是辅助线圈, 接成开口三角形。这样的系统中性点是不稳定的。虽然它能够给出真正的接地故障信号, 但系统的对地容抗和互感器饱和时的励磁电抗达到一定的比例时, 就会发生铁磁谐振, 产生的过电压也会发生故障信号, 同时由于该型号电压互感器的伏安特性较差, 发生铁磁谐振时, 电压互感器的三相电流将达到励磁电流的数十倍甚至一百倍, 此时极易造成电压互感器线圈过热烧毁事故。

2.2 事故原因及防范措施。

造成电压互感器异常的主要受电压互感器伏安特性和电压互感器结构的影响, 为此根据实际情况, 选择合适参数的电压互感器能够有效防止电压互感器异常故障的发生。根据H·A·Peterson对电网谐振分析, 防止电压互感器异常故障的措施可以使谐振区域的范围尽可能减小, 具体防范措施包括三个方案, 首先, 当电网发生铁磁谐振时, 可以将电压互感器二次侧开口三角暂时短接;其次, 在10KV电压互感器开口三角接入消谐装置, 防止电网谐振的发生。为了防止电压互感器在谐振时不到达电压互感器的饱和曲线点, 选择以及匹配的外接直流电阻, 可以减小电网铁磁谐振范围, 防止电压互感器异常故障发生。

结束语

出现变压器铁芯多点接地故障和电压互感器异常故障时对电网安全稳定运行将造成极大的危害, 应及时准确地诊断故障类型, 确定相应的处理方式, 对于油泥等不稳定接地故障, 不宜盲目采取吊罩检修方法, 可用电容冲击法排除, 以免造成人力资源的浪费和停电损失。对于电压互感器异常故障, 如不及时发现并处理, 对现场运行管理人员将造成极大的人身伤害, 有效解决并避免电压互感器谐振的发生能够保证电网安全稳定运行。

参考文献

[1]张连彬, 王树声, 潘秀宝, 于长良, 田立.变电常见异常运行实例分析与处理[M].黑龙江:黑龙江科学技术出版社, 1988.

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[11]王西训.无功补偿的优化[N].中国电力报, 2005.

电机变压器内部故障类型分析 篇8

1 电机变压器概述

1.1 电机变压器的组成

电机变压器主要是指根据电磁感应的原理, 来改变交流电压的一种装置。电机变压器大多是由铁芯/磁芯、初级线圈、次级线圈等所组成的, 电机变压器的主要功能包括有:阻抗变换、电流变换、电压变换、安全隔离以及稳压等。变压器种类诸多, 包括电力变压器、组合式变压器、配电变压器、电炉变压器、单相变压器、油浸式变压器等等, 但从我国电力系统的应用现状来看, 其所采用的主变压器多为油浸式变压器[1]。

1.2 电机变压器的重要性

电机主要是指根据电磁原理, 来实现机械能与电能相互转换, 或是电能特性变换的一种机械装置 (其构成如图1所示) 。而在电机当中, 变压器作为重要的组成部分, 其不仅是一种能够改变交流电压的设备, 还可以用来变换阻抗、改变相位、变换交流电流等。变压器作为电力系统中的主要设备之一, 电能的升压与降压均需要由变压器来完成, 且利用变压器还可有效地提高电力系统的电压, 降低送电损失。由此可见, 电机变压器在电力系统中具有十分重要的作用。

2 电机变压器内部故障类型

电机变压器内部故障主要包括有放电故障与过热故障两大类, 变压器内部发生故障, 多是由于内部变压器油以及固体材料受到冷、热、潮湿、氧、电场等因素的作用, 导致变压器内部渐渐分解、老化, 且会不断地产生一氧化碳、二氧化碳、氢等气体并溶解于变压器油中, 当有外界诱因作用时, 则有可能引起各种类型故障的发生。

2.1 变压器内部放电故障

电机变压器内部放电故障可根据放电量的大小, 分为局部放电、火花放电以及电弧放电故障三种:

(1) 局部放电故障。电机变压器内部局部放电故障的发生, 多是指导体间绝缘体仅被局部桥接的电气放电现象, 局部放电故障可以发生于导体附近, 但也有部分不会导体附近发生。电机变压器设备的某个绝缘结构存在绝缘弱点时, 其会在一定程度的外施电压作用下发生局部放电的现象。

(2) 火花放电故障。火花放电故障属于一种间歇性的放电故障形式, 多发生于电机变压器中不同电位的导电体之间, 或是发生于不固定电位的悬浮体、相接触的绝缘体等位置间。变压器内部火花放电故障的特征为:总烃含量比较低, 且故障能量较小。

(3) 电弧放电故障。电弧放电故障可出现于电机变压器的各个位置, 出现电弧放电故障时, 变压器内部分产生大量剧烈的气体, 由于这些故障气体未能及时地溶解于油中, 导致其在不断聚集下, 上升至气体继电器中并引起动作, 从而造成变压器油液异常动作的发生[2]。

2.2 变压器内部过热故障

电机变压器内部的过热性故障也可根据故障部位的不同, 划分为引线过热、绕组过热、漏磁过热、铁芯多点接地过热以及异物引起局部过热故障等几类:

(1) 引线过热故障。引线过热故障多数发生于变压器的套管上, 包括有引线接头发热、引线分流发热、引线断股过热故障等;

(2) 绕组过热故障。变压器绕组过热故障属于变压器内部过热故障中常见的多发性故障, 故障发生后, 主要表现为绕组烫手、绕组导线变色、导线有糊味等;

(3) 漏磁过热故障。电机变压器由原边绕组励磁安匝产生的磁通大多数不会贯穿副边绕组, 而没有穿过副边绕组的部分磁通则可称之为漏磁通, 大型变压器由于漏磁通温度高, 容易产生漏磁过热故障;

(4) 铁芯多点接地过热。电机变压器内部过热故障中的铁芯多点接地过热故障的发生, 会使油纸绝缘渐渐老化, 从而造成铁芯叠片中绝缘层老化脱落, 导致铁芯过热烧毁[3]。

3 导致电机变压器内部故障的原因分析

3.1 导致变压器内部放电故障的原因及诊断方法

由于电机变压器内部放电故障放电量的不同, 其故障原因也不尽相同, 大体可分为以下三类原因:

(1) 局部放电故障的原因及诊断。电机变压器内部局部放电故障的产生, 多是因为高压电气设备的绝缘内部存在气隙而导致的。除此之外, 电机变压器油中若存在微量的水分和杂质, 其在电场的作用下形成小桥, 当泄漏电流由此通过时会使其严重发热, 进而导致油内水份气化形成气泡, 或是使油裂解产生气体。当气泡或气体绝缘强度低于绝缘材料的强度时, 外施电压达到某一数值后, 会导致气隙先发生放电现象, 从而造成局部放电故障的发生。另外, 如果导电体之间的电气连结不良, 产品内部金属接地部件之间的连接不良时, 也有可能导致电机变压器内部局部放电故障的发生。针对局部放电故障, 可采用脉冲电流法、无线电干扰电压法、志测法、化学检测法等方式进行早期、有效的检测与判断。

(2) 火花放电故障的原因及诊断。导致电机变压器内部火花放电故障的原因包括有:沿围屏纸板的夹层或是表面爬电、铁芯接地片或铁芯片之间的接触不良等因素, 均有可能造成火花放电故障。另外, 若是电力系统的电场极度不均匀、畸变时, 也有可能导致火花放电故障的发生。由于火花放电故障的总烃含量低、故障能小, 因此, 可将以上两个特点作为依据进行诊断。

(3) 电弧放电故障的原因诊断。导致电机变压器内部电弧放电故障的原因主要包括有:分接开关触柱间的飞弧 (在似接未接状态下出现的现象) 、由于引线断裂而形成的闪弧、过电压下造成内部绝缘闪络、绕组的匝间绝缘被击穿。以上几类因素均可能造成电弧放电故障的发生, 而此类故障在发生前并没有明显的征象, 因此也难以进行预诊断。若变压器内部出现电弧放电故障时, 应及时对油中气体成分进行分析, 若是油中总烃含量较高时, 则可断定为此类故障, 并以此为根据来判断电弧放电故障的严重程度[4]。

3.2 导致变压器内部过热故障的原因

电机变压器在正常运行过程中, 其结构当中的温升热源大多数来源于铁芯和绕组中的空载及负载损耗, 而以上损耗会转化成为热量, 并使绝缘油、铁芯、绕组等部位出现允许的温升 (允许温升包括有:油温升55K、绕组温升65K) 。但是, 超过其允许温升后, 则可视为变压器内部过热, 若温升不断加大时, 将会导致变压器内部各种类型过热故障的发生。

电机变压器过热故障在变压器故障中占据有较大的比例, 过热性故障的发生不会像内部放电故障那般迫切和严重, 但是, 若早期得不到有效的判断及处理, 则有可能导致温度的升高, 进而由轻度故障渐渐转变为严重故障, 最终造成过热事故的发生。导致变压器内部过热性故障的原因包括有:引线焊接不良、引线漏焊、绕组导线出现股间短路、过负载运行额外过热、套管导管与穿缆引线接触产生分流等[5]。

变压器内部过热性故障多会由低温渐渐转变化为高温, 进而使故障现象严重, 造成电机变压器的损坏, 因此, 针对电机变压器内部过热性故障也需对其重视。相关的检修人员可通过液相色谱法、气相色谱分析法、直流电阻测量法等方法来对电机变压器内部过热性故障进行检测与判断。

综上所述, 电机变压器内部故障的类型诸多, 而不同类型故障发生的原因也不相同。因此, 针对电机变压器内部故障, 相关的检修人员一定要根据电机变压器的实际运行情况, 结合先进、科学的故障检测、诊断技术, 对变压器内部故障类型及原因进行详细的分析, 从而应用针对性的措施进行解决, 以确定电机变压器的正常、稳定、高效运行。

摘要：电机变压器内部故障的类型诸多, 但不论是哪种类型的故障, 一旦发生, 均会给变压器造成影响, 进而给电机乃至整个电力系统的正常工作带来不便。因此, 本文就主要以电机变压器为例, 具体分析变压器内部故障的类型, 并对内部故障产生的原因及诊断措施展开论述, 以期能给相关检修人员提供一些帮助。

关键词：电机,变压器,内部故障,故障类型

参考文献

[1]武琨, 张粉萍.浅析变压器内部故障产生气体与故障类型的关系[J].城市建设理论研究, 2012, 26 (26) :112~113.

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[3]张南建.一起通过油色谱分析成功发现的110kV变压器内部故障[J].四川冶金, 2012, 34 (4) :51~54.

[4]焦尚彬, 黄璜, 赵黎明, 张青.基于双曲S变换的变压器励磁涌流和内部故障识别新方法, 2011, 39 (16) :114~117.

变压器故障分析与诊断技术 篇9

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

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

变压器铁芯多点接地故障分析 篇10

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

电力变压器绝缘故障的分析与诊断 篇11

【关键词】电力变压器；绝缘故障；故障诊断

0.引言

经济的不断发展，各行各业对于电能的需求量越来越大，对于电力系统设备安全性能和稳定性能是重大的考验。电力变压器是电力系统的核心设备，是电力系统运行的重要保证，在电能输出量增大的同时，必须保证变压器的电压等级和容量随之有一定程度的增大，才能保证变压器设备正常运行。绝缘故障是电力变压器运行中常见的故障之一，变压器由于长时间高速运转，没有定期维护，很容易出现设备内部零件老化，降低设备的绝缘性能，导致故障的出现。

1.电力变压器工作原理

电力变压器作为一种静态电力设备，主要是利用一次侧和二次侧电磁感应，将某一数值交流电压转化成频率相同、数值不同的交流电压。其主要功能是进行电能传输。额定容量是其主要特征值。电力变压器不仅能够提升电压、输送电能，而且还能够降低电压，使得电压能够满足用户实际要求。

2.变压器故障诊断概述

电能需求量的不断增大，输电电压逐渐增大，电力变压器的电压等级和容量有了一定程度的提高，因此，电压器设备运行过程的安全性和稳定性成了热议的话题。实现电力变压器运行过程的稳定，必须加强对设备故障的分析和研究，提高对事故的分析能力和解决、预防能力。变压器的绝缘故障发生较为频繁，很多重大的电力事故也是由于变压器的绝缘物质性能降低，达不到运行标准，而造成严重的经济损失，影响了电力系统的正常运行。

3.电力变压器故障诊断的意义

我国的电力系统电能的输出量日益增大，所承担的任务越来越重，必须加紧实现电网的自动化和智能化控制，提高对故障诊断和预防的能力，降低电力系统的运行风险。经济技术的不断发展，为电力行业提供了良好的技术支持和资金保障，近些年，各种新型的电力设备相继投入使用，提高了电力系统的运行安全，但同时，设备发生故障的频率和次数也较多，必须重视对设备的实时监测，尤其是设备绝缘性能的诊断。

众所周知，电力变压器是电力系统重要的设备之一，如果电力变压器出现故障，很容易造成电力系统的瘫痪，影响电力系统的正常供电，对各行各业造成严重的经济影响，并且，也增加了电力系统的维修成本和负担。另外，我国很多电网中的变压器已经超过了使用年限，零件老化，绝缘性能已经不能满足高速运转的电力设备，为电力系统的运行埋下了安全隐患。因此，及时对电力变压器的绝缘性能进行分析和诊断，对国民经济的发展具有重要的意义。

4.电力变压器绝缘故障产生的原因

研究表明，电力变压器绝缘故障产生的原因主要包括以下几个方面：①设备设计不科学，忽略了变压器绝缘性能的重要性，绝缘纸较薄，油道设计过窄，绝缘油的流动受到阻碍，在实际运行中，难以适应高负荷的电网速度，从而降低了零件的使用寿命，提高了发生故障的机率；②缺乏对电力变压器日常的维护工作，电力系统运行过程对于电力变压器内部设备环境的清洁度要求较高，如果设备内部存在细微的金属杂质，都会引起设备的运行安全，造成设备瘫痪，甚至是影响整个线路的安全。③电力变压器的各相之间需要具有足够的绝缘裕度， 否则很容易造成相间短路，此时，如果将绝缘隔板加入到各相间，短路故障将引起相间电场强度的改变，最终导致隔板产生树状放电；④在变压器内部绝缘部件的制造过程中，缺乏对导电质的隔离，如果变压器零配件发生导电质污染情况，很容易使设备内部产生放电现象，从而降低绝缘效果，影响电网运行；⑤油道设置不科学，如果设备内部的油道设置过宽会导致绝缘油流速过快，导致绝缘油带电现象，如果油道设置过窄，会阻碍绝缘油的流动性，降低绝缘性能；同时，如果绝缘油出现污染严重的现象，也会降低其绝缘性能，影响电力变压器的正常运行；⑥油箱密封不牢固，很容易导致变压器内部进水，严重影响各个零件的正常运行，降低变压器的绝缘性能，严重还会引起设备损毁，影响线路运行；⑦电力变压器的运行负荷较大，绝缘油在长期运行过程中，温度过高，如果忽略定期对绝缘油的更换工作，很容易导致绝缘油老化，降低绝缘性能。

5.电力变压器绝缘故障诊断技术

5.1绝缘油硫腐蚀的故障诊断

绝缘油硫腐蚀是引起变压器故障的重要原因之一，由于变压器长期处于高速运行的状态，产生的温度较高，尤其是大容量、电压等级较高的变压器，线圈密封部位和铜线与绝缘纸相交的部位最容易受到硫腐蚀的侵害，降低设备的绝缘性能，引起设备故障。通过分析研究得出，绝缘油硫腐蚀故障的产生与变压器运行时的温度分布情况有直接的联系，被硫腐蚀过的部分会产生硫化亚铜，这种物质具有较强的导电性，并且在高温条件下较为稳定，很大程度上降低了变压器的绝缘性能，造成安全隐患。

5.2绝缘油中溶解气体诊断

在电网运行中，电力变压器很容易受到外界环境的影响，尤其是氧气和水分，这些因素都会在很大程度上影响变压器的绝缘性能，大大降低了变压器设备的安全性和稳定性。并且，经过长时间的运行，变压器的绝缘油和绝缘纸会出现严重的老化现象，并且在故障发生时，会产生大量的一氧化碳和二氧化碳等气体，与绝缘油相互作用，影响绝缘质量和绝缘效果。因此，必须加强对绝缘油的性能分析，提高绝缘油的绝缘质量，降低故障发生的机率，保证电力系统稳定安全的运行。

5.3人工智能在线变压器故障诊断

通过对电力变压器油中溶解气体的分析，对电力变压器内部故障的类型和问题进行分析和诊断，能够较大程度上降低变压器故障的出现。但是对于绝缘油中的溶解气体很难进行实时监控，并且变压器内绝缘故障产生的因素较多，较为复杂，必须有丰富经验的电力工作人员通过研究和诊断才能够排除故障。但是，这样既浪费了大量的人力物力，同时又降低了工作效率，影响电力系统的正常运行，对国民经济的发展也及其不利，因此，国内外的学者开发研究出了技术先进的人工智能诊断技术，实现了实时在线监测。人工智能技术，顾名思义，它能够模仿人类的思维方式，能够从电力变压器绝缘油中溶解的气体数据分析规律，找出故障，并解决各种故障之间的复杂关系，并且，人工智能诊断技术能够通过外界环境的不断变化进行判断并作出适当的调整，降低了电力系统人员的工作量，提高了工作效率，通过近几年的发展和实践应用，神经网络诊断、专家诊断、模糊数学诊断等方法已经较为完善，并且广泛应用在电力行业，为电力行业的健康发展和安全运行提供了良好的技术支持和安全保障。

6.总结

人们的日常生活和各个生产领域对于电能的需求量日益增大，对其依赖程度也越来越高，必须保证电力系统的安全运行，为国民经济的发展提供能源支持。电力变压器是电力系统中重要的设备，必须加强对电力变压器故障的诊断，利用人工智能技术提高变压器故障诊断的科学性，并且重视日常的维护和巡检工作，保证变压器内部绝缘性能达到设备运行标准，提高电力系统的运行质量。 [科]

【参考文献】

[1]王有元，廖瑞金，孙才新.变压器油中溶解气体浓度灰色预测模型的改进[J].高电压技术，20 12，29 （4）：24-26.

[2]朱广伟.微机继电保护在企业供电系统中的应用及发展趋势[J].辽宁科技学院学报，2013 （03）：11-12.

主变压器热故障的分析处理 篇12

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]