变压器内部绝缘故障

变压器内部绝缘故障（共8篇）

变压器内部绝缘故障 篇1

0 引言

电力变压器作为电力系统中的重要组成部分, 其安全稳定的工作是保障电力系统安全运行的基础。随着运行时间的增加, 有机固体绝缘材料和绝缘油会因为电压以及温度的作用逐渐的分解化合从而产生微量气体溶解于油中。当变压器内部发生故障如局部放电或匝间短路时, 油中溶解气体含量则会发生剧烈变化。这是由于变绝缘油或有机固体绝缘材料被放电部位产生的电弧分解而产生大量气体, 当产生的气体无法完全溶解于油中时成游离为气态形成气泡散布在变压器油箱内部。

经过长期的变压器运行维护实践和大量的故障调查分析, 我们发现变压器如果存在潜在故障或者在故障形成的初步阶段时, 变压器油中溶解的各种气体就会反映出早期征兆。油中溶解气体分析 (Dissolved Gas Analysis, 简称DGA) 正是为检测这些故障特征气体组分及含量, 以便于分析判断变压器运行状况和故障隐患。

1 油中溶解气体的成分及来源

1.1 变压器油的分解

变压器绝缘油是矿物油的一种, 主要成分为含有碳碳双键或三键的不饱和烃和其他碳氢化合物。变压器内部放电故障或发热故障中会使一些油分子中某些碳氢键或碳碳键断裂, 从而产生微量的活泼氢原子和碳氢化合物自由基, 这些游离的氢原子和自由基又通过化学反应再次化合, 最终可以形成H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等烃类气体化合物。

1.2 有机固体绝缘材料的分解

有机固体绝缘材料如绝缘纸、木质绝缘件则含有大量的碳氧双键, 其热稳定性比碳氢键要弱, 在热环境下裂解并新化合生成水同时又生成大量CO、CO2, 绝缘油也会被氧化导致油质劣化。

1.3 其他来源

另外在某些情况下也会导致油中溶解气体含量变化, 如变压器呼吸器损坏或采用非真空注油方式使绝缘油与空气接触, 油中溶解气体中氧气和氮气含量可能增高, 又如变压器有载调压开关行进切换动作也会产生某些与变压器本体内部低能量放电故障相似的烃类气体化合物。

2 故障特征气体种类和与其关联的故障类型

不同的故障类型及程度导致变压器油所产生的气体成分及含量不同, 因此这些气体又被称为故障特征气体。根据中华人民共和国国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252-2001规定, 定义一氧化碳 (CO) 、二氧化碳 (CO2) 、氢气 (H2) 、甲烷 (CH4) 、乙烷 (C2H6) 、乙烯 (C2H4) 、乙炔 (C2H2) 这7种气体为判别充油变压器设备的内部故障的特征气体。

大量实践研究发现, 不同的故障类型与故障特征气体是有关联的。根据取样试品中溶解气体组分不同, 并结合其他判断依据可以初步判断出故障程度, 如下表所示。

3 油中气体组分含量的判别

试品经过脱气处理后, 脱出气体注如色谱分析仪中进行组分和含量分析, 然后将各特征气体的含量结果与“导则”中变压器油中溶解气体含量的注意值进行对比。新安装变压器的油中各气体组分含量均在注意值以内应认为正常, 运行一定年限的变压器还应检测设备中气体增长率。因为这些设备油中溶解气体组分含量的基数较大, 仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的性质及程度有一个直观的判断。设备油中产气速率这个指标正是对故障的发展趋势进行分析。所谓产气速率是指故障点导致的特征气体产气速率, 产气速率的大小与故障的性质、程度以及能量密度等情况有直接关系。

绝对产气速率可以用来计算一段期间内平均每天设备产生某气体的含量, 其公式如下:

上式中, γa为绝对产气速率, 单位为mL/日;Ci1/Ci2为上次/本次取样测得气体浓度, 单位为µL/L;Δt表示两次取样时间间隔时间;G和ρ则分别表示设备的总油重和油的密度。产气速率在很大程度上取决于于故障类型和老化程度。如果发现经过测量计算的绝对产气速率超过“导则”中变压器绝对产气速率的注意值的标准且含量有增长趋势时, 应加强监测。

4 故障的判断及三比值法

利用DGA的分析结果进行故障类型诊断一般常用三比值法。其基本原理是用五种特征气体的三对比值, 根据比值不同, 分别以0、1、2三个编码表示。五种特征气体的三个比值分别是:C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6三项。根据其比值数, 依次查出上列三个比值对应的编码然后查询“导则”中对应的故障类型列表, 找出表中所列对应的故障类型并结合其他检验分析结果综合诊断并得出结论。

我们应当注意, 运用三比值法只有在样品经过油中气体组分判别后, 经过对比气体各组数据超过“导则”中规定的注意值或者通过其他依据判断有故障时, 比值有效, 否则比值无意义。最后应考虑到由于DGA的分析结果是基于被试样品的取样情况, 存在取样和实验误差, 因此在进行分析诊断时应考虑误差影响。

5 基于DGA技术的展望

近几年, 随着人工智能 (Artificial Intelligence, 简称AI) 理论的出现和DGA在线监测技术的发展, 在变压器故障诊断上的应用越来越广泛。它标志着人工智能设备可以替代诊断分析人员, 通过在线检测系统实时不间断的对变压器运行进行监控。AI技术与变压器在线监测技术的结合将成为变压器基于DGA故障诊断发展的新方向。

参考文献

[1]朱德恒, 严璋.电气设备状态检测与故障诊断技术[M].北京:中国电力出版社, 2009.

[2]王美荣, 付丽君.应用油中溶解气体分析法判断变压器故障[J].电力安全技术, 2007, 8 (1) :10-12.

[3]王永强, 律方成, 李和明.基于贝叶斯网络和DGA的变压器故障诊断[J].高电压技术, 2004, 30 (5) :12-13.

[4]孟涛, 陈强, 刘飞, 廖源, 杨彬.利用变压器油中溶解气体分析技术进行故障诊断的研究[J].电工电器, 2011, 1 (1) :1-4.

变压器内部绝缘故障 篇2

[关键词]干式变压器；绝缘；垫块

一、故障描述

2号线变电巡视人员在对后海停车场混合变电所进行日常巡视检查时，发现3#动力变压器存在有规律性异常声音，即立刻上报值班室、主管工程师和设备包保工程师。技术组抢修人员赶到现场后立即对变压器声音进行初步辨认，发现除了变压器铁磁共振的“嗡嗡”声外，还在C相下端伴有均匀比较尖锐的“噬噬”声。在无法判断声音来自零件松动或绕组表面放电的情况下，立即派专人值守，密切观察设备运行情况；同时安排作业计划，当晚运营结束后对该变压器进行隐患检查。经过检查处理，更换变压器c相绕组下方绝缘垫块后异常声响消失。

二、故障原因查找

（一）變电巡视人员发现后海停车场3#动力变压器有异常声响，并上报技术组。经技术组人员到现场查判别，确认变压器在运行时存在叫尖锐的“滋滋”声，立即决定停电检查。晚上关灯检查发现c相绕组下部垫块与铁芯下铁轭夹件间有明显放电点。

（二）变压器B相绕组下放绝缘垫块有破损。可能会造成绕组表面的爬电在此处行成尖锐放电。但在关灯检查是没有发现此处有异常。针对熄灯后发现放电点位置仔细检查，没有发现明显放电痕迹。针对放电点除尘并用酒精擦拭。对上述检查问题进行相应处理后，再次送电放电点依然存在。经检查和综合分析，故障可能是绝缘垫块引起。绝缘电阻测试结果均正常。

（三）变电技术人员判断，变压器c相绕组下部发现放电点位置的垫块表面有轻微发白现象，疑似为放电痕迹，其他检查发现问题均可排除。随后检修人员对该垫块表面进行打磨，清洁处理。送电后熄灯观察放电点消失，“嗞嗞”声非常微弱。

三、故障原因分析

（一）判断为地面站空气潮湿，导致绝缘垫块受潮从而引起放电现象。本次检查处理后虽然明显放电点已经消失，但仍有轻微的“噬噬”声，计划对该垫块进行更换。

（二）对变压器C相绕组下方绝缘垫块进行更换。更换后试送电，变压器无放电现象，运行声音正常，设备运行正常。

（三）对变压器C相绕组边缘进行打磨，并对绕组边缘及绝缘垫块涂抹变压器绕组绝缘漆。

（四）主要因素是：变压器绕组绝缘垫块表面受潮绝缘性能下降，导致与绕组间有放电现象。次要因素是：此台变压器放电点为靠近变压器外壳散热网栅的C相绕组，此位置受运行环境影响较大，是潮湿空气及灰尘易侵袭位置。后海停车场是地面站点，跟随所设备房没有空调系统且通风设备没有强制启动，导致室内空气湿度较大，加速了垫块绝缘性能下降。

四、结束语

（一）设备房环境改善：沿海地区，在潮湿区域可以适当增加室内除湿设备和空调系统，防止由于空气湿度较大、空气中的氯离子对干式变压器绝缘的影响。变压器器绕组绝缘漆粉刷后，表面呈胶状颗粒面，虽然增加了绝缘强度，但易吸附灰尘。建议在绝缘薄弱处粉刷即可。

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,故障诊断

一、电力变压器故障诊断的意义

近年来, 我国的电力系统电压等级不断升高, 实现大电网和电网自动化是现阶段的主要任务, 每年经过改造或者是新建的变电站多达一千多座, 电力工业的迅猛发展致使越来越多的电气设备投入使用, 为了保证电力系统的安全稳定, 需要加强各项状态的监测, 对电气设备绝缘的诊断也不容忽视。发电机单机容量的不断增大, 电力变压器在电压等级上也相应的不断增大, 这给其可靠性提出了更严格的要求, 众所周知, 电力变压器在各种电气设备中是重要的组成部分, 实践表明, 电力变压器出现事故也最多, 严重影响了系统安全, 一旦电力变压器不正常运行, 就会造成电网的停电, 同时, 在修复上较其它电力设备更加困难。另外, 在当下, 我国很多变电站的电力变压器已经运行到了报废年限, 考虑到经济的因素, 它们依然被投入运行, 承担着输变电压的任务, 这些濒临报废的电力变压器在绝缘性能上大不如从前, 承受各种故障的能力也明显下降。由此可知, 对这些电力变压器进行必要的故障诊断具有十分重要的意义。

二、电力变压器绝缘故障产生的原因

将多年的运行经验进行总结, 发现电力变压器绝缘故障产生的原因主要有以下方面:1) 有一些电力变压器在设计时, 采用的是薄绝缘, 油道较小, 它们的工作寿命很短, 将其投入电力系统运行的时间不宜过长, 很快就会出现故障;

2) 电力变压器要求其内部具有较高的清洁度, 运行中发现, 即使是在里面参杂有极少量的金属杂质, 都会影响到爬电距离, 在运行的过程中形成局部放电, 造成不良后果;

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) 绝缘成型件在制造的过程中, 如果其表面或者是内部受到了导电质的污染, 在投入运行时, 其内部会发生局部放电现象, 从而造成绝缘件的表面放电, 使得绝缘作用失去效果;

5) 在设计电力变压器的过程中, 油道的设计是十分关键的, 如果设计不合理导致绝缘油的流速太快, 会引起流油带电的现象;

6) 投入运行的变压器在运行中经常会引起绝缘油的污染, 大大降低了其绝缘强度, 从而降低了整体的绝缘性能;

7) 变压器的邮箱通常设计为局部密封, 一旦这种密封失效, 导致水分进入到变压器的内部, 将严重影响变压器的绝缘强度, 甚至会引起铁芯构件的击穿;

8) 长时间的投入运行, 绝缘油会出现老化现象, 绝缘油的温度长时间处于过高状态, 会加速油泥的形成。

三、电力变压器绝缘故障诊断技术

(一) 绝缘油硫腐蚀的故障诊断

近年来, 有很多记载案件表明, 变压器的故障是由于油硫腐蚀引起的, 在长时间投入运行后, 变压器的线圈材料会受到硫腐蚀的作用, 这一问题也逐渐引起了相关研究人员的注意, 该故障表现出的特征有:在高压、大容量的变压器上出现的较为频繁, 同时, 它常出现在高压绕组上, 在裸铜线与绝缘纸接触的部位表现得最为明显, 据此, 可以分析得到, 这一腐蚀现象与变压器运行时温度的分布有密切关系;受到腐蚀的高压绕组上会出现浅灰色或蓝紫色的物质, 经过化学验证, 该物质为硫化亚铜, 导电, 大大降低了绝缘强度。

(二) 绝缘油中溶解气体诊断

电力变压器在运行过程中, 会受到空气中氧气和水分渗入的影响, 这些因素会引起绝缘材料的性能下降。在老化作用下, 变压器中的绝缘油和绝缘纸在物理和化学性能上都会发生很大变化, 故障时, 变压器内部的烃类物质通过键断裂的形式产生大量的一氧化碳、二氧化碳等物质, 随着故障的持续, 这些气体会形成大量气泡, 不断溶解于油中, 因此, 对油质进行分析, 能够判断出变压器绝缘老化以及故障的程度。相关研究表明, 通过对变压器中绝缘油溶解气体的气相色谱分析, 可以分析出变压器存在的潜在故障。

(三) 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, 可以判断出故障类型, 从而准确诊断出变压器的故障是目前行之有效的方法, 但这些溶解气体的形成过程复杂, 加上产生故障的因素往往不是单一的, 而是多种因素相互耦合而存在, 这就需要工作人员具有丰富的工作经验, 需要花费大量的时间和精力, 为了解决这一瓶颈, 国内外开始研发各种在线监测系统, 由此出现了各种人工智能诊断技术。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, 同时, 它能够随着环境的变化自动调整判断依据, 大大减少了工作人员的工作量。人工智能诊断技术一经出现, 就得到了人们的广泛关注, 目前形成的方法主要有:神经网络、模糊数学、专家诊断等, 其中, 神经网络模型在电力变压器绝缘故障诊断中的应用被认为是最有前景的一种方法。

四、结语

本文首先指出了电力变压器故障诊断的重要意义, 针对其绝缘老化的各种现状, 提出了相应的诊断技术, 我们应该意识到, 在实际运行中, 电力变压器的内部故障往往不是由某单一因素引起的, 而是一个复杂的过程, 因此, 试图用单一的数学模型来对电力变压器的老化过程进行描述是不合理的, 有必要进行多特征参数的分析, 在横向和纵向上开展研究。同时, 应该结合运用多种手段, 提高故障的识别效率和正确率。总之, 电力变压器的绝缘故障诊断依然是值得人们研究的课题, 需要人们投入更多的精力, 不断研究出新的诊断方法, 为电力系统的稳定运行提供保证。

参考文献

[1]冯运.电力变压器油纸绝缘老化特性及机理研究.重庆大学硕士学位论文.重庆:电气工程学院, 2007.

[2]贾辉, 李大伟, 杨明洙.油浸电力变压器受潮故障分析与处理.中国电力.

变压器内部绝缘故障 篇4

为了使设备的外形尺寸保持在可以接受的水平, 现代变压器的设计采用了更为紧凑的绝缘方式, 在运行中其内部各组件间的绝缘所需承受的热和电应力水平显著升高。当变压器内部故障涉及固体绝缘时, 无论故障的性质如何, 通常认为是相当严重的。如能确定变压器发生异常或故障时是否涉及固体绝缘, 也就初步确定了故障的部位, 对设备检修工作很有帮助。

1 影响变压器绝缘故障的主要因素

影响变压器绝缘性能的主要因素有:温度、湿度、油保护方式和过电压影响等。

1.1 温度的影响。

电力变压器为油、纸绝缘, 在不同温度下油、纸中含水量有着不同的平衡关系曲线。一般情况下, 温度升高, 纸内水分要向泊中析出;反之, 则纸要吸收油中水分。因此, 当温度较高时, 变压器内绝缘油的微水含量较大;反之, 微水含量就小。

温度不同时, 使纤维素解环、断链并伴随气体产生的程度有所不同。在一定温度下, CO和CO2的产生速度恒定, 即油中CO和CO2气体含量随时间呈线性关系。在温度不断升高时, CO和CO2的产生速率往往呈指数规律增大。因此, 油中CO和CO2的含量与绝缘纸热老化有着直接的关系, 并可将含量变化作为密封变压器中纸层有无异常的判据之一。变压器的寿命取决于绝缘的老化程度, 而绝缘的老化又取决于运行的温度。如油浸变压器在额定负载下, 绕组平均温升为65℃, 最热点温升为78℃, 若平均环境温度为20C, 则最热点温度为98℃;在这个温度下, 变压器可运行20-30年, 若变压器超载运行, 温度升高, 促使寿命缩短。国际电工委员会 (1EC) 认为A级绝缘的变压器在80~140C温度范围内, 温度每增加6℃, 变压器绝缘有效寿命降低的速度就会增加一倍, 这就是6℃法则, 说明对热的限制已比过去认可的8℃法则更为严格。

1.2 湿度的影响。

水分的存在将加速纸纤维素降解。因此, CO和叫的产生与纤维素材料的含水量也有关。当湿度一定时, 含水量越高, 分解出的CO2越多。反之, 含水量越低, 分解出的CO就越多。绝缘油中的微量水分是影响绝缘特性的重要因素之一。绝缘油中微量水分的存在, 对绝缘介质的电气性能与理化性能都有极大的危害, 水分可导致绝缘油的火花放电电压降低, 介质损耗因数tg8增大, 促进绝缘油老化, 绝缘性能劣化。而设备受潮, 不仅导致电力设备的运行可靠性和寿命降低, 更可能导致设备损坏甚至危及人身安全。

1.3 油保护方式的影响。

变压器油中氧的作用会加速绝缘分解反应, 而含氧量与油保护方式有关。另外, 油保护方式不同, 使CO和CO2在油中分解和扩散状况不同。如CO的溶解小, 使开放式变压器CO易扩散至油面空间, 因此, 开放式变压器一般情况CO的体积分数不大于300x10-6。密封式变压器, 由于油面与空气绝缘, 使CO和CO2不易挥发, 所以其含量较高。

1.4 过电压的影响。

1.4.1 暂态过电压的影响。

三相变压器正常运行产生的相、地间电压是相间电压的58%, 但发生单相故障时主绝缘的电压对中性点接地系统将增加30%, 对中性点不接地系统将增加73%, 因而可能损伤绝缘。

1.4.2 雷电过电压的影响。

雷电过电压由于波头陡, 引起纵绝缘 (匝问、并间、绝缘) 上电压分布很不均匀, 可能在绝缘上留下放电痕迹, 从而使固体绝缘受到破坏。

1.4.3 操作过电压的影响。

由于操作过电压的波头相当平缓, 所以电压分布近似线性, 操作过电压波由一个绕组转移到另一个绕组上时, 约与这两个绕组间的匝数成正比, 从而容易造成主绝缘或相间绝缘的劣化和损坏。

1.4.5 短路电动力的影响。

出口短路时的电动力可能会使变压器绕组变形、引线移位, 从而改变了原有的绝缘距离, 使绝缘发热, 加速老化或受到损伤造成放电、拉弧及短路故障。

2 变压器绝缘故障的分析方法

2.1 判断固体绝缘故障的常规方法

CO、CO2是纤维材料的老化产物, 一般在非故障情况下也有大量积累, 往往很难判断经分析所得的CO、CO2含量是因纤维材料正常老化产生的, 还是故障的分解产物。

月岗淑郎研究了使用变压器单位纸重分解并溶于油中的碳的氧化物总量, 即 (CO+CO2) m L/g (纸) 来诊断固体绝缘故障。但是, 已投运的变压器的绝缘结构、选用材料和油纸比例随电压等级、容量、型号及生产工艺的不同而差别很大, 不可能逐一计算每台变压器中绝缘纸的合计质量, 该方法因实际操作困难, 难以应用;并且, 考虑全部纸重在分析整体老化时是比较合理的, 如故障点仅涉及固体绝缘很小的一部分时, 使用这种方法也很难比单独考虑CO、CO2含量更有效。

以CO/CO2的比值作为判据, 来确定故障与固体绝缘间的关系。CO/CO2>0.33或<0.09时表示可能有纤维绝缘分解故障, 在实践中这种方法也有相当大的局限性。

2.2 固体绝缘故障的动态分析方法

新的预防性试验规程规定, 运行中330kV及以上等级变压器每隔3个月进行一次油中溶解气体分析, 但目前很多电业局为保证这些重要设备的安全, 有的已将该时间间隔缩短为1个月。也有部分电业局已开展了油色谱在线监测的尝试, 这为实现故障的连续追踪, 提供了良好的技术基础。

电力变压器内部涉及固体绝缘的故障包括:围屏放电、匝间短路、过负荷或冷却不良引起的绕组过热、绝缘浸渍不良等引起的局部放电等。无论是电性故障或过热故障, 当故障点涉及固体绝缘时, 在故障点释放能量的作用下, 油纸绝缘将发生裂解, 释放出CO和CO2。但它们的产生不是孤立的, 必然因绝缘油的分解产生各种低分子烃和氢气, 并能通过分析各特征气体与CO和CO2间的伴生增长情况, 来判断故障原因。

判断故障的各特征气体与CO和CO2含量间是否是伴随增长的, 需要一个定量的标准。本文通过对变压器连续色谱监测的结果进行相关性分析, 来获得对这一标准的统计性描述。这样可以克服溶解气体累积效应的影响, 消除测量的随机误差干扰。

从变压器运行可靠性的重要性和变压器与油色谱在线监测装置的价格比来看, 采用在线监测装置在技术经济上都有显著的优势, 既提高了变电站运行的管理水平, 又可为从预防性维修体系过渡到预知性维修体系奠定基础。因此, 变压器油中溶解气体在线监测及故障诊断技术的研究具有重要的现实意义和实用价值。

摘要：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。据统计, 因各种类型的绝缘故障形成的事故约占全部变压器事故的85%以上。对正常运行及注意进行维修管理的变压器, 其绝缘材料具有很长的使用寿命。掌握电力变压器的绝缘性能及合理的运行维护, 直接影响到变压器的安全运行、使用寿命和供电可靠性, 电力变压器是电力系统中重要而关键的主设备, 作为变压器的运行维护人员和管理者必须了解和掌握电力变压器的绝缘结构、材料性能、工艺质量、维护方法及科学的诊断技术, 并进行优化合理的运行管理, 才能保证电力变压器的使用效率、寿命和供电可靠性。

变压器内部绝缘故障 篇5

一、油浸式电力变压器绝缘受潮故障分析

电力变压器安装过程中, 在进行相关部件的检查时, 其机器部件暴露在空气中而发生受潮现象, 注油之前对于真空处理不合格, 致使绝缘中水分出现集中问题。在机械设备制造时, 其历时周期较为短促, 绝缘材料出厂时并未进行充分干燥处理, 导致绝缘纸和纸板纤维素吸附的水分在设备运行过程中逐渐析出, 知识变压器低压绕组绝缘强度降低、直流泄露电流猛然增大, 进而出现绝缘受潮故障。在进行机械安装时, 密封状况不佳, 致使变压器在投入运行后出现较多的处理渗漏点, 瓦斯继电器探针阀芯出现渗油现象, 若不进行停电措施则无法完成检修处理, 这将会造成停电损失。若变压器油位计发生内漏问题以及低压套管渗油时间较长则将会促使变压器在运行过程中经由呼吸作用, 而发生水分入侵现象, 造成变压器绕组内部水分增加, 进而导致绕组绝缘受潮, 影响电力变压器的正常运转。

变压器在系统运行过程中, 需承受各种电压作用, 其绝缘性能的强弱将会直接影响变压器自身性能, 并影响着电力系统的安全运行, 变压器绝缘主要有外绝缘和内绝缘两种, 绝缘材料作为变压器重要的材料之一, 其性能、质量等都将直接影响变压器运行的可靠性和使用寿命。对于新投入运行的变压器油中的氢气、一氧化碳、二氧化碳等体积较大的气体, 应在制造过程中经由干燥工艺或电气和温升试验对气体所蕴含的水分予以吸附处理, 但是不锈钢吸附的氢气则在真空处理环节不能完全消除, 导致在设备运行时, 残存气体重新释放在油中, 最终造成油浸式电力变压器出现绝缘受潮故障。

变压器自身或者其附件与空气接触部位若发生渗漏, 则将会使水分侵入变压器油中, 变压器低压侧中, 橡胶密封垫的厚度若不足, 将会在套管内部形成空腔, 进而水分、潮气等将会沿着变压器的相关导电杆进入变压器内部。

二、油浸式电力变压器绝缘受潮故障处理策略

(一) 处理变压器油的策略

当检查出油浸式电力变压器出现绝缘受潮故障, 可将变压器本体油位降到箱顶下的300mm左右, 并适时关闭瓦斯继电器油箱侧阀门和所有散热器阀门, 采用热油循环处理的方法对变压器绝缘故障进行处理。在进行油处理时可将滤油机的压力表有效控制在0.3MPa, 并将真空压力表调为0.09MPa, 出口油温可将其设定在75℃, 并进行热油循环操作。在本体油温升到60℃左右时, 将开始计时, 在热油循环操作保持了36h后, 将从设备顶部进行脱气2.5h。在静止24h之后, 可测试变压器低压绕组的绝缘电阻、吸收比、泄露电流等, 致使其相关数据达到合格。

(二) 处理渗漏点

在进行油浸式电力变压器绝缘受潮故障的分析、处理过程中, 发现存在渗漏点, 则可根据相应的方法予以处理。将所有的电力变压器油排到油罐之后, 变压器高压侧德尔孔门渗漏点进行补焊处理, 并及时更换在变压器运行过程中损坏相关的密封垫。并及时拧紧导电杆, 压紧螺母, 致使密封垫能够固定在导电杆上。进而对变压器油内部存在的氢气采取加热过滤处理和真空脱气处理, 以便能够尽可能的消除氢气成分, 在变压器自身与附件采取真空脱水脱气处理之后, 再进行热油循环处理, 通过加热干燥而彻底抽取变压器油中的氢气、一氧化碳、二氧化碳等成分;当真空注油之后, 油色谱显示正常及电器试验等达到合格之后则完成处理操作。

(三) 其他处理方式

油浸式变压器绝缘受潮作为引发绝缘故障的重要影响因素之一, 有效防止绝缘受潮工作需安装部门、运行管理部门以及检修维护部门严谨工作态度, 严格遵循相关操作流程, 降低变压器渗漏缺陷的发生率。增强预防式试验管理力度, 根据变压器设备运行时间和运行状况, 明确预防周期, 及时对预防结果认真分析, 当所搜集的数据值超过正常标准时, 需注意其变化状况, 若情况严重则采取相应的处理方法, 以便对变压器的正常运行进行有效控制。再日常活动中需提高对变压器运行的监视力度, 及时对变压器顶层油温、套管端部的温度以及气体继电器等部位密切监测, 能够及时发行变压器故障或者存在的缺陷。安装、检修变压器的过程中, 需严格控制变压器在空气中的暴露程度, 予以严格的真空干燥操作和正确的真空注油操作, 以便能够彻底清除绝缘件所吸附的水分。

结语

综上所述, 变压器漏油和吸潮现象可同时存在, 但是吸潮现象则较为抽象, 而不可捉摸, 当绝缘受潮发生后则造成绝缘强度降低, 故而机械设备的密封性需严格把关。对变压器绝缘受潮故障的检测需采用不同的方法, 全面地判断变压器的绝缘现状, 对故障进行合理、有针对性的处理将保障变压器的安全、可靠运行, 进而保障整个电力系统的稳定性。

摘要：油浸式电力变压器的绝缘主要通过绝缘材料而实现, 是变压器正常作业的基本条件;此外, 变压器的使用寿命与绝缘材料的寿命息息相关, 分析和处理油浸式变压器绝缘受潮故障将能保障变压器具有较长的使用周期和供电安全。油浸式电力变压器从设计制造到投入运用, 将会经过很多环节, 出厂运输至现场安装作为众多环节中的重要部分;若是其中方式出现差错, 将会产生电力变压器绝缘系统受潮故障, 致使绝缘材料的绝缘性能下降, 导致变压器等电力设备运行过程中存在不稳定以及潜在风险。水分含量较大时将会造成匝绝缘平均击穿强度降低, 引起绝缘事故, 而变压器作为电网的主要设备, 若发生绝缘受潮故障, 将可能造成重大的设备事故和停电损失。

关键词：油浸式电力变压器,绝缘受潮,故障分析,处理

参考文献

[1]孙保磊, 冶海平.电力变压器绝缘故障的分析与诊断[J].科技创新与应用, 2014 (06) :147.

[2]刘峰.浅析油浸式电力变压器的故障与预防[J].民营科技, 2014 (06) :41.

[3]房小花.简谈油浸式变压器的绝缘故障[J].能源研究与管理, 2014 (03) :93-95.

变压器内部绝缘故障 篇6

洛阳供电公司110kV某变电站2号变压器系某国产厂家生产, 型号为SFZ7-31500/110, 额定容量为31500KVA, 额定变比110±1.25%/10.5, 额定电流比165.3/1732, 油重为13.3T, 油牌号为25号, 出厂日期1985年。

该变压器1989年11月投运, 在1999年12月发现总烃超注意值, 随后跟踪分析总烃处于增长趋势, 此变压器于2001年9月进行大修脱气处理;大修后跟踪分析发现乙炔和总烃均有增长, 且总烃超注意值, 三比值判断为中温过热故障, 在2006年11月对变压器进行吊罩检修, 大修后跟踪分析结果正常;2007年6月至2009年7月色谱跟踪分析见表一。

1 故障分析与诊断

1.1 故障初期分析

该主变在2008年例行试验发现异常前, 已经出现两次油色谱分析数据异常并处理。在2008年7月再次出现结果异常, 应考虑设备内部故障可能未完全排除。在同年11月停电后, 进行了例行的高压试验, 高压试验数据符合要求, 故对变压器油进行了脱气处理。而运行后, 油色谱分析再次出现总烃升高并超过注意值情况, 故对其加强色谱跟踪分析。色谱分析结果见表一。

含量单位:μL/L

从跟踪测试数据来看, 该主变08年11月检修后虽然结果正常, 但随着投运时间的延长, 色谱跟踪分析发现, 总烃、乙炔、氢气均有增长, 且主变总烃超过注意值, 我们进行了相关分析。

1.2 故障的诊断

1.2.1 特征气体分析

从色谱分析数据中可以看出, 甲烷、乙烯做为主要特征气体, 两者之和占到总烃的80%以上, 且乙烯高于甲烷, 乙炔含量较小, 不超过总烃的2%, 可判断变压器内部存在过热性故障。

按照每一种气体在某一个特定温度下, 有一个最大产气速率, 随着温度的上升, 各气体组分最大产气速率出现的顺序:甲烷 (150℃~300℃) 、乙烷 (300℃~500℃) 、乙烯 (500℃~700℃) 、乙炔 (800℃以上) , 可判断设备内部存在高于500℃~700℃的中温过热故障。

1.2.2 故障产气速率分析

由于2008年11月8日变压器检修后, 油已进行过真空脱气处理, 但考虑到器身固体绝缘材料和其吸附的残油中存在一定的故障气体, 为避免错误判断为故障还未排除或怀疑有新的故障, 故采用2009年3月19日和2009年5月18日数据计算。

(1) 总烃相对产气速率:

(2) 总烃绝对产气速率:

(DL/T722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定总烃绝对产气速率注意值不大于12 m L/d, 总烃的相对产气速率注意值不大于10%/月。)

可见, 气体上升速度很快, 且总烃的绝对产气速率和相对产气速率均超过注意值, 说明变压器内部存在异常。

1.2.3 用判断故障性质的三比值法来分析

上述三比值范围编码为 (0, 2, 1) , 由此推测, 故障性质属于“300℃~700℃之间的中温过热故障”。

用经验公式对热点温度估算

其估算温度与三比值分析相符, 此方法也印证了特征气体分析的结果, 由此判断变压器内存在300℃~700℃之间的中温过热故障。

2 故障部位的估计

由于变压器油中气体分析技术最大的不足之处就是不能判断故障部位, 对于热性故障可结合运行检修情况及直流电阻测定、变压比试验、单相空载试验等来进行综合判断。综合试验结果, 运行中监测数据、带电检查结果及主变负荷情况, 得出以下几条分析意见:

一是由于色谱分析数据中CO、CO2数据正常, 确定固体绝缘不存在问题, 空载与运行下故障特征气体浓度仍不断增加与电流关系不大。因此判断故障点在磁路中 (磁路故障无非有两种: (1) 铁芯多点接地; (2) 铁芯内部短路即内部环流) 。

二是运行中铁芯及夹件接地电流均小于0.1A, 可排除铁芯及夹件多点接地故障。

三是排除主变本体检修过程中动焊造成运行中出现乙炔的情况。

故认为故障发生在磁路的可能性更高, 判断可能为铁芯内部环流故障。

3 故障的确切定位及处理

为确定故障部位, 我们在2009年6月, 将2号主变停电进行吊罩检查。停电后对变压器进行了高压试验常规试验直流电阻、绝缘电阻、介损和电容量等项目, 试验结果无异常。对铁芯进行了铁芯绝缘及铁芯和铁芯紧固件外观检查, 发现接地引线由于外力因素被压接在铁芯硅钢片之上造成铁芯硅钢片片间短接形成涡流, 造成局部过热故障。处理后, 设备现已正常运行, 经过三个月的色谱跟踪分析, 各项指标均恢复正常。

4 结束语

在实际应用中, 大部分故障是潜伏性的。因此, 在确定设备存在故障后, 要根据故障的危险性、设备的重要性及负荷要求等情况, 合理处理故障。实践证明, 利用色谱法进行绝缘油中的溶解气体含量分析, 对于早期预报与判断故障性质、部位、严重程度以及采取处理措施都具有重要作用。

摘要：本文探讨了利用绝缘油中的溶解气体色谱分析判断设备内部是否存在潜伏性故障, 并进一步判断故障的性质、部位及发展情况, 结合设备运行和检修情况, 再根据电气试验及绝缘油试验结果综合判断变压器等充油电气设备内部故障的技术应用。

关键词：绝缘油,色谱分析,过热故障

参考文献

[1]DL/T722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》2000年.

变压器内部绝缘故障 篇7

1 影响变压器绝缘故障的主要因素

1.1 突发短路

短路是变压器出现绝缘故障比较常见的一种原因,当变压器的外部出口处发生短路现象时,电动力出现在铁心、绕组、引线、套管上的压力要比正常情况下大很多,如果变压器的承受力不够充分,就会出现变压器绕组的变形现象,或者引线移位的现象,在这种情况下,本身的绝缘距离也会出现相应的变化,绝缘的发热现象也会出现,同时,会加快变压器的老化速度,放电、拉弧以及短路故障的出现是必然的。

1.2 温度的影响

油纸绝缘是电力变压器中的主要结构,而在变压器中,纸是主要的绝缘材质。如果温度不同,含水量在油和纸中都存在着不同的关系。通常情况下,温度不断升高,纸中本身含有的水分会逐渐在油的作用下被析出,因此,在高温度的情况下,变压器的含水量在油中较多,相反则没有足够的含水量[1]。

变压器在运行的过程中,最容易出现老化的现象。例如,当油浸变压器规定一定负载的时候,绕组的平均温度会达到65℃,当温度达到极点的时候,会有78℃的高温出现,如果环境温度平均达到20℃,温度的最高值将达到98℃;在这样的温度前提下,变压器运行20~30 a是完全有可能的,如果变压器的运行一直都处于超载的状态,其温度必然会升高,那么寿命一定不会很长。

国际电工委员会对A级绝缘变压器的温度规定,不应超过80℃~1 400℃的范围,每当温度增加6℃,变压器绝缘的寿命就会出现一定的降低,6℃法则就是通过这样的验证得到的,这样一来,热的限制范围要比之前的8℃法则更加严格。

1.3 湿度的影响

纤维素会在水分的影响下出现降解的现象。因此,CO和CO2的产生也在很大程度上取决于纤维材料的含水量。当湿度达到一定程度,含水量就会越高,这样的话,CO2就会获得更多地分解。相反的话,含水量不是很高,CO就会获得更多地分解。

绝缘油中如果没有很多的水分,绝缘介质的电气特性和理化性也有可能受到严重影响和损害,因为绝缘油会因为一定水分的存在,使火花放电电压逐渐降低,随之增加的却是介质损耗因数,在这种情况下,绝缘油的老化速度就会加快,绝缘性能也会受到严重的影响。但是设备一旦出现湿潮的现象,不仅电力设备在运行过程中得不到任何保障,对于设备和人身的损害也会尤为严重的。从而导致电力设备运行的可靠性和寿命降低,以及设备损坏甚至危及人身的安全。

1.4 过电压的影响

暂时性过电压、雷电过电压、操作过电压和快速瞬变过电压都属于变压器承受的过电压类型,这些过电压所产生的作用已经远远超出它自身可以承受的强度,这时绝缘击穿的现象就会出现。当变压器出现暂时过电压的时候,主要体现在铁心的绕组会出现局部发热现象,匝间绝缘就会受到损伤或者严重的危害。波头陡是雷电过电压的主要体现,因此,纵绝缘上的电压分布就会出现不均匀的现象,放电的痕迹很有可能出现在绝缘上,这时会对固体绝缘造成严重的危害。而针对操作过电压的波头相对前者来讲稳定性较强,因此,电压的分布以线形为主,操作过电压波由一个绕组向另一个绕组进行转移的时候,所得出的匝数大概与这两个绕组间的匝数成正比,在这种情况下,会对主绝缘造成严重的损伤和危害[2]。

2 故障的分解诊断及处理

为了可以使故障的查找更为准确,工作人员针对绕组介质损耗的程度进行了深入地分析和测试,最终得出的绕组介质损耗测试结果,见表1。

从表1得知,高压、中亚和低压绕组介质损耗值与电容量具有一定的稳定性,最终表现出的水平也在正常范围内,所以,主变压器高压、中压和低压绕组整体还没有受到潮气的危害。然后在针对1min直流泄露电流测试结果相比较2006年相关数据,对比结果见表2。

根据此表可以发现,高-中低地泄露电流从2006年到2010年呈增长趋势,相比较之前的数据,所显示出来的变化较为明显,在这种情况下,与《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》中所规定的细则相对照,就会发现高压绕组应该存在一定的故障,而中-高低地和低-高中地泄露电流相比较2006年相关的数据结果基本无任何变化。

为了可以把其中所出现的故障和问题的类型确定下来,这就需要针对不同电压等级的高-中低地的泄露电流情况进行分析和对照,最终得出的数据见表3。

图1所体现出来的是在电压等级不同的情况下,高-中低地泄露电流曲线的显示,这个曲线在0~20 V的电压中,可以拟合成一条直线,y=4.668x-4.346,但是伴随着不断上升的电压,泄露电流也在不断增长,当电压处于30 k V~40 k V的范围内,泄露电流分别达到了145μA和235μA,在同样的电压条件下,拟合直线的泄露电流会达到135μA和182μA,在这种情况下,我们可以从图中发现在拟合直线的上方都是泄露电流值最终达到的范围[3]。

为了可以使最终得出的结果更为准确,将存在于其中缺陷的具体位置准确地找出来,这就需要分解高压绕组,对其各个部分进行诊断,即分解法所体现出来的诊断方式,例如110 k V主变压器高压绕组上所连接的部件有很多,在这种情况下,需要将变压器分解,针对每个部分进行检验,YN是高压侧绕组的连接方式,电气连接原理见图2。从图2中可以发现,三相主绕组首端都是由A,B,C三相套管运用引线进行连接的,在主绕组末端和分接开关的极性选择器相互连接,当极性选择器连接分接绕组之后,将切换开关连接,在输出端子处将其汇集,最终通过引线连接零相套管。通过对图3的分析和研究可以发现,高压侧绕组通过分接开关进行了相应的分解,大致分为A相套管以及A主绕组、B相套管以及B相主绕组、C相套管以及C相主绕组、零相套管以及引线、分接开关5个部分。假设其中的哪一个部分出现绝缘集中缺陷,高压绕组对地绝缘电阻都会呈下降趋势,运用分解法,首先诊断高压侧A,B,C以及O相套管,最终所得出的数据见表4。在3中,将2006年和2010年两次试验数据进行的对比可以发现,A,B,C以及O相套管的主介损、电容量基本都比较稳定,没有太大的变化,0.7%是介损值的平均值,而电容量和之前的测量值相比较,仍保持基本不变,±5%是其初值之间所产生的差数值,见表4。

3 结束语

绝缘电阻试验和直流泄露电流试验在绝缘故障判断中发挥着尤为重要的作用,而通过系列电流曲线也可以将出现在变压器中的绝缘故障类型及时确定下来。在变压器故障诊断中,分解法的应用可以发挥最有效的效果,对于出现于其中的故障和故障类型都能给予准确地分析和判断,检修效率在这种情况下就会得到很大地提升。根据文中变压器绝缘故障从出现到发现,最终到找到故障的具体发生部位,都需要运用分解法对其进行分解之后,对各个部分进行检查和诊断,准确地判断出故障的类型和发生点,在电力设备故障诊断中,发挥着极其重要的作用。油务人员在对高压进行试验以前,就将分接开关的油进行更换,这样的做法在诊断故障的过程中会带来严重的影响,而当真正出现故障后,油样分析就不会得出有效的结果,这是在变压器绝缘故障诊断工作中应该引起重视的。

参考文献

[1]付汉江,周涛,刘欢.用气相色谱分析法诊断电抗器故障[J].电力设备,2005(6):44.

[2]杜文霞,句希源,吕锋.基于模糊聚类算法的变压器故障诊断研究[J].变压器,2009(8):23.

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.

[2]邓茂军, 吴起, 陈亮, 李宝伟, 席颖颖.基于电子式互感器的电炉变压器差动保护研究[J].电力系统保护与控制, 2011, 39 (9) :114~116.

[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.