电力变压器的故障处理（精选12篇）
电力变压器的故障处理 第1篇
某电厂8号主变变压器是河北保定某变压器厂生产的SFP8-370000/220型户外式变压器, 容量370MVA, 电压220kV/20kV, 电流882.7/10381A, 阻抗电压14±7.5%, 接线组别Ynd11。绝缘等级A级, 总重257t, 油重38t。
2 故障现象及分析处理经过
某日, 8号发电机组负荷50MW, 无功19MVar, 厂用系统正常接线方式。8号主变220kV侧电流10A, 110k V侧电流210A, 有功功率40MW, 无功功率2MVar, 变压器上层油温48.8℃。
18∶15, 巡回检查人员对8号主变运行检查, 此刻8号主变油色、油位、声音正常, 温度计指示48℃。天气晴朗, 系统无冲击, 运行无操作, 无异常征兆及现象发生。
19∶25, 8号发电机变压器组出口开关、发电机励磁开关、主变开关跳闸, 厂用电6kV备用电源自投成功。检查8号机变保护盘保护动作情况发现8号主变重瓦斯保护4XJ (信号继电器) 动作、差动保护3XJ (信号继电器) 动作。发电机转子过电压信号光字亮, 220kV、110kV故障录波器动作, 主变跳闸, 8号机组与系统解列。
2.1 事故后现场检查原因分析
经外部检查主变外壳东侧加强筋有多处变形, 加强筋局部焊缝开裂, 释压阀处有少量喷油, 其他无明显异常。
2.2 吊罩检查情况
(1) 主变油箱底部有较多的胶木螺杆及烧焦的围屏、两条紧固用的酚醛树脂夹板、底部有可见的铜、铁屑。 (2) 主变W相3组围带全部断裂、主变20kV侧围屏被故障电流造成的高压油气震散, 局部绕组可见。 (3) 围屏上有一片面积约为298cm2的碎片, 该碎片与围屏相对面之间碳化最严重。 (4) 主变高压侧W相1、2饼之间发现匝间、层间绝缘烧损, 绕组金属部分外露有断股。 (5) W相在靠V相侧下部有面积为3930cm2的围屏碳化严重, 呈树枝状放电烧黑迹象。 (6) W相围屏最里层绝缘纸板表面烧黑一片, 且贴近线圈的一面具有着不太紧的一块纸皮也烧黑, 位置相符, 但靠近线圈的一面完好无损。 (7) W相线圈 (高压) 侧下部2~3匝间有放电烧伤痕迹, 中部线圈和烧损的绝缘纸板相应位置有烧伤。 (8) U、V相表面检查无异常。
3 故障原因分析
从故障录波图及当时情况和故障后检查情况认定为W相高压线圈接地故障。
3.1 直接原因
分析认为W相围屏最里层绝缘纸板 (共3层) 在制造安装时就存在缺陷, 内侧有一块约695401mm2的补丁块, 补丁块与内层围屏面 (可能有粘贴胶) , 经过长期运行, 粘贴胶老化、发热、碳化, 发展成该绝缘板树枝状贯穿 (俗称:通天彻地) 放电, 造成W相高压线圈短路。
3.2 间接原因
主变自1989年10月投入运行以来, 设备缺陷较多, 特别是在油样色谱分析中出现总烃含量超标问题后, 在加强对主变的油样缩短定期分析周期和运行检查力度, 同时联系安排主变停运检查, 并提出要求做局放试验、吊罩检查处理方案。由于资金、管理等问题, 影响了设备维护和安全运行, 造成设备的检修、技改、试验等方面存在许多遗留的问题与安全隐患。
4 防范措施
(1) 加强运行中的主变油色谱分析, 周期为半月1次。对存在气体含量超标 (特别是存在乙炔气体和总烃含量超标) 的设备, 安排进行局放和线圈变形试验, 试验后对存在内部放电和过热的设备尽快安排吊芯检查, 同时要求缩短油色谱分析周期 (一周1次, 严重的一天1次) , 并做好汇报工作。
(2) 严格按照《二十五项反措》要求, 在采取防范措施的基础上, 及时安排检修进行整改, 确保设备安全。同时, 随着科学技术的发展, 研究采用变压器在线检测装置, 及时发现和诊断变压器细微缺陷, 以便采取措施。
电力变压器故障类型及处理方法 第2篇
电力变压器故障类型及处理方法
变压器在运行中常见的故障是绕组、套管、和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。武汉鼎升电力有限责任公司对变压器的故障进行了分析研究。
一、变压器故障类型
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主要有在制造或检修时局部绝缘收到损害，遗留下缺陷；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；制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经手短路冲击，使绕组变形绝缘损坏；绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热；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介过高，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。
2、套管故障：这种故障常见的是炸毁、闪落和漏雨，器原因是密封不良，绝缘手插劣化；呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。
3、分接开关故障：常见的分接开关故障有接触不良引起发热烧坏，分接开关相接触头放电或各触头放电，引起上述故障的原因是连接螺丝松动，制造工艺不良，弹簧压力不足、触头表面脏污氧化使触头接触电阻增大，油的酸值过高、
大电流是发热烧坏，分接头绝缘受潮绝缘不良，在过电压时引起击穿分接开关故障严重会引起瓦斯、过流、差动保护动作。
4、铁芯故障：铁芯故障大部分铁芯叠片造成分原因是铁芯柱的穿心螺杆或者铁轮夹紧螺杆的绝缘损坏引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯叠片造成2点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁，也可能造成铁芯叠片局部短路，产生涡流过热，引起叠片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油恶化。
5、瓦斯保护故障：瓦斯保护是变压器的主保护。轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。轻瓦斯保护动作后发出信号，器原因是变压器内部有轻微故障（如存有空气、二期回路故障等）。瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分接出大量气体，也可能二次回路故障等。
6、变压器着火：这也是危险事故。变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或者使火宅扩大。变压器着火的主要原因是套管的破损和闪落，油在油枕的压力下流出并且在顶盖上燃烧、变压器内部故障使外壳或者散热器破裂，使燃烧着的变压器油溢出。
二、电力变压器故障处理
电力变压器是电力系统中最挂念的设备之一，它承担着电压变换，电能分配和传输，并提供电力服务。变压器的正常运行是对电力系统安全、可靠、优质、
必须最大限度地防止和减少变压器故障和事故的发生。武汉鼎升电力自动化有限责任公司对变压器的常见故障处理进行了研究总结，并重新研发了一款DCBX-S变压器绕组测试仪。
三、变压器自行跳闸后的处理
当变压器的断路器自动跳闸后，要详细记录事故发生的时间及现象、跳闸断路器的名称、编号、继电保护和自动装置的动作情况及表针摆动、频率、电压的变化等。
操作事项：将直接对人员生命有威胁的设备停电；将已损坏的设备隔离；运行中的设备有受损威胁时停用或隔离；在用电气设备恢复电源；电压互感器保险熔断或二次开关掉闸时，将有关保护停用；现场规程中明确规定的操作，变电站当值运行人员可自行处理，但事后必须立即向值班调度员汇报。
如有备用变压器立即将其投入，以恢复向用户供电，然后再查明故障变压器的跳闸原因；如无备用变压器则尽快根据掉牌指示查明保护动作的原因，同时检查有无部短路、线路故障、过负荷和火光、怪声、喷油等明显的异常现象。
如确实查明变压器两侧断路器跳闸不是由于内部故障引起，而是由于过负荷、外部短路或保护装置二次回路误动造成，则变压器可不经外部检查重新投入运行。如果不能确定变压器跳闸是由于上述外部原因造成的，则必须对变压器进行内部绝缘电阻、直流电阻的检查。经检查判断变压器无内部故障时，将瓦斯保护投入到跳闸位置，变压器重新合闸，整个过程慎重行事。如经绝缘电阻、直流电阻检查判断变压器有内部故障，则需对变压器进行吊芯检查。
四、变压器气体保护动作后的处理
变压器运行中如果局部发热，在很多情况下不会表现出电气方面的异常，而首先表现出的是油气分解的异常，即油在局部高温作用下分解为气体，逐渐集聚在变压器顶盖上端及瓦斯继电器内。区别气体产生的速度和产气量的大小，即是区别过热故障的大小。
1、轻瓦斯动作后的处理：轻瓦斯动作发出信号后，首先停止音箱信号，并检查瓦斯继电器内气体的多少。
2、重瓦斯保护动作后的处理：运行中的变压器发生瓦斯保护动作跳闸，或者瓦斯信号和瓦斯跳闸同时动作，则首先考虑该变压器有内部故障的可能，对这
故障变压器内产生的气体是由变压器内不同部位根据瓦斯继电器内气体性质、集聚数量级速度来判明的，判断变压器故障的性质及严重程度对变压器故障处理至关重要。若集聚的气体是无色无臭且不可燃的，则瓦斯动作原因是因油中分离出来的空气引起的，可判定属于非变压器故障原因，变压器可继续运行；若气体是可燃的，则极可能是变压器内部故障所致。对这类变压器，在未经检查并试验合格前不允许投入运行。变压器瓦斯保护动作是内部事故的前兆或本身就是1次内部事故，因此对这类变压器的强送、试送和监督运行都应特别小心，事故原因未查明前不得强送。
3、变压器差动保护动作后的处理：差动保护是为了保证变压器安全可靠的运行，即当变压器本身发生电气方面的层间、匝间短路故障时尽快将其退出，减少事故情况下变压器损坏的程度。规程规定，对容量较大的变压器，如并列运行6300KVA及以上、单独运行10000KVA及以上的变压器要设置差动保护装置。与瓦斯保护相同之处是这两种保护动作都比较灵敏、迅速，是变压器本身的主要保护。不同之处在于瓦斯保护主要是反映变压器内部过热引起油气分离的故障，差动保护则是反映变压器内部（差动保护范围内）电器方面的故障。差动保护动作，则变压器两侧（三绕组变压器则是三侧）的断路器同时跳闸。
4、其它保护动作后的处理：除上述变压器两种保护外还有定时限过电流保护、零序保护等。主变压器定时限过电流保护动作跳闸时首先应解除音响，然后详细检查有我越级跳闸的可能，即检查各出现开关保护装置的动作情况，各信号
各操作机构有无卡死等现象。如查明是因某一出线故障引起的超级跳闸，则拉开出线开关，将变压器投入运行，并恢复向其余各线路送电；如果查不出是否超级跳闸，则应将所有出线开关全部拉开，并检查主变压器其他侧母线及本体有无异常情况，若查不出明显的故障，则变压器可以空载试投送1此，运行正常后再逐路恢复送电。当在送某一路出线开关时又出线越级跳主变压器开关，则应将其停用，恢复主变压器和其余出线的供电。若检查中发现某侧母线有明显故障征象，而主变压器本体无明显故障，则可切除故障母线后再试合闸送电，若检查时发现主变压器本体有明显的故障征兆时不允许合闸送电，应汇报上级听候处理。零序保护动作一把是系统发生单相接地故障引起的，事故发生后立即汇报调度。
武汉鼎升电力研发中心研发的DCBX-S变压器绕组测试仪根据对变压器内部绕组特征参数的测量，采用完善的内部故障频率响应分析(FRA)方法，能对变压
变压器设计制造完成后，其线圈和内部结构就确定下来，因此对一台多绕组的变压器线圈而言，如果电压等级相同、绕制方法相同，则每个线圈对应参数(Ci、Li)就应该是确定的。因此每个线圈的频域特征响应也随之确定，对应的三相线圈之间其频率图谱具有一定可比性。
电力变压器的故障处理 第3篇
关键词：电力变压器；安装；故障；诊断处理
中图分类号：TM407 文献标识码：A文章编号：1007-9599 (2010) 16-0000-02
Talking about the Installation and Eliminating Fault Methods for Power Transformer
Wang Hailin
(Tongliao Power Bureau of Electric Power Limited Company of Eastern Inner Mongolia,Tongliao 028000,China)
Abstract:The article introduces the installation and the common defects and faults of power transformer,and analyzes the harmful effects of these faults to power transformer,meanwhilethe article summarizes the methods of eliminating faults.In addition,the author analyzes commonly used on-line monitoring techniques of the power transformer,which has certain practical value.
Keywords:Power transformer;Installation;Fault;Diagnosis processing
变压器在电力供电系统中占有重要的地位，电力系统通过区域变电站的升压变压器，实现远距离输电到工业区和城市网络，多个电站联合起来组成一个系统时也要依靠变压器，变压器在电力系统中是不可缺少的重要设备。在电能的传输和配送过程中，电力变压器是能量转换、传输的核心，是国民经济各行各业和千家万户能量来源的必经之路，是电网中最重要和最关键的设备。电力设备的安全运行是避免电网重大事故的第一道防御系统，而电力变压器是这道防御系统中最关键的设备。变压器的严重事故不但会导致自身的损坏，还会中断电力供应，给社会造成巨大的经济损失。
一、电力变压器概述
现代化工业企业广泛采用电力作为能源，而发电厂发出的电力往往需经远距离传输才能到达用电地区。在传输的功率恒定时，传输电压越高，则所需的电流越小，因为电压将正比于电流。线损正比于电流的平方，所以用较高的输电电压可以获得较低的线路压降和线路损耗，要制造电压很高的发电机，目前技术很困难，所以要用专门的设备将发电机端的电压升高以后再输送出去，这种专门的设备就是变压器。另一方面，在受电端又必须用降压变压器将高压降低到配电系统的电压，故要经过一系列配电变压器将高压降低到合适的值以供使用。在电力系统中，变压器的地位十分重要，不仅所需数量多，而且性能好，运行安全可靠。
变压器在运行中，由于各种原因将会导致变压器故障，变压器一旦发生故障，就会限制发电机的出力，减少和中断对部分用户的供电，延长变压器的维修时间，如果不能及时的发现事故并处理事故，将会对电网安全可靠供电造成很大的威胁，对国民经济造成重大的损失。
二、变压器的安装
（一）变压器安装前的准备及检查
1.安装前的准备。熟悉图纸资料，注意图纸和产品技术资料提出的具体施工要求，确定施工方法且进行技术交底；并准备搬运吊装和安装机具及测试器具。
2.变压器的安全性检查。变压器应有产品出厂合格证、随带的技术文件应齐全；应有出厂试验记录；型号规格应和设计相符；备件、附件应完好；干式变压器的局放试验PC值及噪声测试dB（A）值应符合设计及标准要求。
3.变压器外观检查。外表不应有机械损伤；油箱密封良好，带油运输的变压器，油枕油位应正常，无渗漏油现象；所有附件应齐全，瓷体无损伤等；变压器轮距离应与设计轮距相符。
4.变压器身的检查。变压器到达现场后应进行器身检查。但凡满足下列条件之一时，才可不进行器身检查：1.制造厂规定可不作器身检查者；2.容量为1000kVA及以下，运输中无异常情况；3.就地产品作短距离运输时，器身总质量符合要求，运输中无异常情况。
（二）变压器就位安装应注意的问题
1.变压器安装的位置，应符合设计图纸的要求；在推入室内时要注意高、低侧方向应与变压器室内的高低压电气设备的装设位置一致，否则变压器推入室内之后再旋转方向就比较困难了。
2.变压器基础导轨应水平，轨距与变压器轮距相吻合。装有气体继电器的变压器，应使其顶盖沿气体继电器气流方向有1%-1.5%的升高坡度（制造厂规定不需要安装坡度者除外）。防止气泡积聚在变压器油箱与顶盖间，只要在油枕侧的滚轮下用垫铁垫高即可。垫铁高度可由变压器前后轮中心距离乘以1%-1.5%求得。调整时使用千斤顶。
3.变压器就位符合要求后，将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定；不允许用电焊焊死在轨道上。
4.装接高、低压母线时，母线中心线应与套管中心线相符。母线与变压器套管连接，应用两把扳手，以防止套管中的连接螺栓跟着转动。特别注意不能使套管端部受到额外拉力。
5.变压器的外壳必须作良好接地。如果变压器的接线组别是Y/Yo，则还应将接地线与变压器低压侧的零线端子相连。变压器基础轨道亦应和接地干线连接。接地线的材料可用铜绞线（16mm2或25mm2）或镀锌扁纲（-40×4），其接触处应搪锡以免锈蚀，并连接牢固。
6.当需要在变压器顶部工作时，必须用梯子上下，不得攀拉变压器附件；变压器顶部应做好防护措施，严防工具材料跌落，损坏变压器附件。变压器油箱外表面如有油漆剥落，应进行喷漆或补刷。
7.变压器就位安装完毕后，再次进行外观检查；并用1kV兆欧表测量各绕组间及绕组与外壳间的绝缘电阻。
三、常见故障及其诊断措施
（一）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，使繞组变形绝缘损坏；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。
（二）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；5.套管积垢严重。
（三）铁芯故障
1.硅钢片间绝缘损坏，引起铁芯局部过热而熔化；2.夹紧铁芯的穿心螺栓绝缘损坏，使铁芯硅钢片与穿心螺栓形成短路；3.残留焊渣形成铁芯两点接地；4.变压器油箱的顶部及中部，油箱上部套管法兰、桶皮及套管之间。内部铁芯、绕组夹件等因局部漏磁而发热，引起绝缘损坏。
运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。
（四）瓦斯保护故障
瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：1.瓦斯保护动作的原因可能是因滤油、加油和冷却系统不严密，致使空气进入变压器；2.因温度下降和漏油致使油位缓慢降低；或是因变压器故障而产生少量气体；3.由于发生穿越性短路故障而引起；4.由于保护装置的二次回路故障所引起。
轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器，然后进行外部检查。检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形；最后检查气体的可燃性。
（五）变压器自动跳闸的处理
当运行中的变压器自动跳闸时，运行人员应迅速作出如下处理：1.当变压器各侧断路器自动跳闸后，将跳闸断路器的控制开关操作至跳闸后的位置，并迅速投入备用变压器，调整运行方式和负荷分配，维持运行系统及其设备处于正常状态；2.检查掉牌属何种保护动作及动作是否正确；3.了解系统有无故障及故障性质；4.若属以下情况并经领导同意，可不经检查试送电：人为误碰保护使断路器跳闸；保护明显误动作跳闸；变压器仅低压过流或限时过流保护动作，同时跳闸变压器下一级设备故障而其保护却未动作，且故障已切除，但试送电只允许一次；5.如属差动、重瓦斯或电流速断等主保护动作，故障时有冲击现象，则需对变压器及其系统进行详细检查，停电并测量绝缘。在未查清原因之前，禁止将变压器投入运行。必须指出，不管系统有无备用电源，也绝对不准强送变压器。
（六）变压器着火
变压器着火也是一种危险事故，因变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。
1.变压器着火的主要原因。（1）套管的破损和闪落，油在油枕的压力下流出并在顶盖上燃烧；（2）变压器内部故障使外壳或散热器破裂，使燃烧着的变压器油溢出。
2.变压器着火，应作如下处理。（1）断开变压器各侧断路器，切断各侧电源，并迅速投入备用变压器，恢复供电；（2）停止冷却装置运行；（3）主变压器及高厂变着火时，应先解列发电机；（4）若油在变压器顶盖上燃烧时，应打开下部事故放油门放油至适当位置。若变压器内部着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸；（5）迅速用灭火装置灭火。如用干式灭火器或泡沫灭火器灭火。必要时通知消防队灭火。发生这类事故时，变压器保护应动作使断路器断开。若因故障断路器未断开，应用手动来立即断开断路器，拉开可能通向变压器电源的隔离开关。
四、变压器在线监测技术
变压器在线监测的目的，就是通过对变压器特征信号的采集和分析，判别出变压器的状态，以期检测出变压器的初期故障，并监测故障状态的发展趋势。目前，电力变压器的在线监测是国际上研究最多的对象之一，提出了很多不同的方法。
油中溶解性气体分析技术。由于变压器内部不同的故障会产生不同的气体，因此通过分析油中气体的成分、含量、产气率和相对百分比，就可达到对变压器绝缘诊断的目的。几种典型的油中溶解气体，如H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2，常被用作分析的特征气体。在检测出各气体成分及含量后，用特征气体法或比值法等方法判断变压器的内部故障。
局部放电在线监测技术。变压器在内部出现故障或运行条件恶劣时，会由于局部场强过高而产生局部放电（PD）。PD水平及其增长速率的明显变化，能够指示变压器内部正在发生的变化或反映绝缘中由于某些缺陷状态而产生的固体绝缘的空洞、金属粒子和气泡等。
振动分析法。振动分析法就是一种广泛用于监测这种变压器故障的有效方法。通过对变压器振动信号的监测和分析，从而达到对变压器状态监测的目的。
红外测温技术。红外热像技术是利用红外探测器接受被测目标的红外辐射信号，经放大处理，转换成标准视频信号，然后通过电视屏或监视器显示红外热像图。当变压器引线接触不良、过负荷运行等情况时都会引起导电回路局部过热，铁芯多点接地也会引起铁芯过热。
频率响应分析法。频率响应分析法是一种用于判断变压器绕组或引线结构是否偏移的有效方法。绕组机械位移会产生细微的电感或电容的改变，而频率响应法正是通过测量这种细微的改变来达到监测变压器绕组状态的目的。
绕组温度指示。绕组温度指示器就是用于监测变压器绕组的温度，给出越限报警，并在需要时启动保护跳闸。目前已开发出一种用于大型变压器绕组温度监测的新技术，即将一条光纤嵌入变压器绕组以便直接测量绕组的实时温度，从而改进变压器的预测建模技术，并达到实时监测变压器绕组温度状态的目的。
其他状态监测方法。低压脉冲响应测试（LowVoltageImpulseResponse，LVIR）也是一种有效的变压器状态监测方法，并且已经是一种用于确定变压器是否能通過短路试验的公认方法。此外，绕组间的漏感测试、油的相对湿度测试、绝缘电阻测试等也是变压器状态监测的常用方法。
进入21世纪电力行业将有更大的发展，电力变压器的安装调试运行必须遵循施工顺序和操作方法，达到现行的国家标准和验收规范的规定，方可运行生产。变压器的故障诊断与状态检修作为我国电力系统实现体制转变、提高电力设备的科学管理水平的有力措施，是今后在电力生产中努力和发展的方向。
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,1993
[2]电力变压器手册.机械工业出版社,2003,01
[3]电能系统基础.机械工业出版社,2001,12
电力变压器的故障判断分析与处理 第4篇
1 故障特征判断及分析
1.1 通过声音判断
变压器运行正常时, 发出连续而且均匀的“嗡嗡”声, 一旦发出的声音并不均匀或者有其他杂音, 此时变压器应该不是正常运行, 可按照不同的声音查明故障所在并加以处理。主要分成如下几个方面的故障: (1) 变压器过负荷、过电压运行。此时声音会比原来大, 无杂音, 但也会由于负荷波动太大, 变压器的内部瞬间发出“哇哇”或者“咯咯”的间歇性声音, 此时指示仪表的指示同时动作, 而当中性点不接地系统中发生单相金属性接地产生铁磁饱和过电压时, 会发出“尖叫声”。 (2) 变压器内部零件松动。当变压器发出的声音非常大 (如“叮叮当当”、“呼呼”) 且杂音比较明显, 但是电流和电压没有明显的波动时, 极有可能是由于变压器内部的螺丝钉或者夹件及焊接出现松动, 造成内部硅钢片的振动加剧。 (3) 内部绝缘击穿。此时变压器内部会发出爆裂声, 且声响明显增大。 (4) 绕组匝间短路或分接开关接触不良引起局部过热。此时变压器声响中伴随“咕嘟”沸腾声。 (5) 变压器局部出现放电现象。如果变压器的套管存在脏污现象、外表的釉质掉落或者存在裂纹情况, 就会发出“嘶嘶”的声音;如果变压器的内部出现局部放电或者接触不良现象, 就会听到“吱吱”或者“噼啪”的声音, 而该类型的声音因故障点的距离远近而不同, 此时应当立即停止使用变压器并对其进行检测。
1.2 通过外观判断
外部故障多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, 其主要类型有:绝缘套管闪络或破碎而发生的接地, 有渗油及套管闪络两种现象。由于变压器本体内充满了油, 各连接部位处都有胶珠、胶垫防止油的渗漏。经过长时间运行, 变压器中的某些胶珠、胶垫老化龟裂而引起渗油, 从而导致绝缘受潮后性能下降, 放电短路, 烧毁变压器。套管闪络放电也是变压器常见的外表异常现象之一。空气中有导电性能的金属尘埃吸附在套管表面上, 尤其是变压器套管渗油, 在这种情况下, 会导致变压器套管吸附尘埃, 若遇上雨雪潮湿天气, 就可能会造成套管闪络放电。
1.3 通过颜色和气味判断
接线头的线卡处过热导致异常或由于套管接线端部紧固部位出现松动等问题, 造成接触面严重氧化, 使得接触面过热, 颜色变暗丧失光泽, 外表镀层也遭到损坏。由于过度吸潮、垫圈破损、油室渗入过量的水等因素都会导致吸湿剂的颜色产生变化。此外, 套管污损形成电晕、闪络会散发出臭氧的气味, 油泵烧坏会散发出烧焦的气味。
1.4 通过油温和油位判断
油温比平常要高很多或者负荷相同但是油温在冷却装置正常运转的状况下却进一步升高, 此时变压器的内部应该产生了故障, 比如绕组的匝间或者层间出现短路、线圈产生围屏放电、变压器的内部接线头出现发热、由于铁芯多点接地造成涡流增加过热等。变压器在日常的运行当中油位出现异常以及发生渗漏油现象非常普遍, 所以要时常检查。对于油标管发生堵塞、呼吸器发生堵塞或者安全气道通气孔发生堵塞等引起的假油位现象和油量太小引起的低油位现象, 都要采取相应的措施。
1.5 通过在线监测数据判断
上面四个通过变压器的声音、温度、油位、外观及其他现象对电力变压器故障的判断, 只能作为现场直观的初步判断, 因为变压器的内部故障不仅是单一方面的直观反映, 它涉及诸多因素, 有时甚至会出现假象。因此在判断故障时, 需结合油质分析、电气试验以及设备运行状况做出综合判断。
2 故障的处理
故障诊断处理的一般步骤为: (1) 判断变压器是否存在故障, 是隐性故障还是显性故障。 (2) 判断属于什么性质的故障, 是电性故障还是热性故障, 是固体绝缘故障还是油性故障。 (3) 判断变压器故障的状况, 如热点温度、故障功率、严重程度、发展趋势、油中气体的饱和程度和达到饱和而导致继电器动作所需的时间等。 (4) 提出相应的反事故措施, 如能否继续运行, 继续运行期间的安全技术措施和监视手段或是否需要内部检查修理等。
2.1 直观故障处理
1) 变压器内部异常声响。变压器发出异常声响应及时检查, 根据不同的声音判断变压器故障, 采取合理的处理方式。
2) 变压器温度。变压器运行时, 油温突然升高是变压器内部过热的表现。如油温突然升高是由过负荷引起的, 可适当减小负荷;如果是其他原因引起的, 则应停电检修。
3) 变压器油位。正常时, 变压器油位决定于油温的变化。在不正常情况下, 由于漏油、渗油等也会引起油位的变化。变压器油位过高, 将造成溢油;油位过低, 则可能造成气体继电器误动作, 还可能是变压器内部引线乃至线圈外露, 导致内部放电。
4) 变压器负荷及电流平衡度。定期检查变压器负荷, 变压器超负荷会造成发热, 温度过高会损坏绝缘, 烧毁变压器。如三相负荷电流严重失衡, 应及时采取措施调整。对于中性点接地存在问题的变压器, 三相电流不平衡会导致中性点漂移, 造成烧毁电气设备的故障。
2.2 加强日常管理
对于变电站变压器, 要选择规格合适且优质实惠的材料, 注意变压器的避雷、差动保护、接地保护, 加强油箱砂眼或焊缝处渗漏维护和胶袋密封油枕的维护。在日常的维护中, 注意对变压器环境的温度、湿度的控制以及周围环境卫生的保护, 保证变压器在一个相对安全健康的环境里面运行。
2.3 加强在线监测
电力变压器故障诊断办法研讨论文 第5篇
电力变压器对于电力系统而言非常的重要，它在整个电力系统中发挥着十分重要的作用，同时也是输变电系统中最为关键的一个环节。通过电力变压器，最主要就是实现电压变换、电能分配和传输。所以说要想使得电力系统能够安全地运行，必须首先要保证电力变压器的正常运行，同时，电力变压器的正常运行也是提供更加可靠、优质和经济的电能的重要保证，电力变压器的健康状况和运行状况都将对整个电力系统的安全产生重大的影响。因为一旦电力变压器出现故障，不仅会影响到电力系统的输电能力，甚至还可能会造成电力系统的大规模瘫痪以及人身事故，进而给电力系统和居民都带来严重的损失。所以说提高变压器运行维护和技术管理水平是非常有必要的，同时减少电力变压器故障的发生也是电力系统迫切需要解决的一个重要问题。随着电力变压器的现代化，对变压器的故障诊断和检修都提出了更高的要求，电力变压器运行的高可靠性和检修的经济性已经成为了电力系统降低运行成本的一个关键。所以说建立起一种更好的电力变压器维护方式是十分必要的。
2电力变压器故障类型及其原因
2.1电力变压器中的磁路故障以及原因
电力变压器中的磁路故障是一种常见的故障，之所以会产生这种故障，主要是由以下几个方面的原因所造成的`。第一，有可能是因为穿心螺栓的绝缘管存在着过短或者破损和移位的情况，如果绝缘管过短或者出现破损和移位的情况，铁芯硅钢片中就会出现部分短路的问题，进而产生部分涡流的现象。如果有两个或者两个以上的穿心螺栓出现了这种现象，就会形成短路匝，从而会使得整个主磁道过热，严重时甚至还会使得整个铁芯都被烧毁。同时，如果主磁道过热的话，相关的绝缘体也可能会被烧坏，使得临近的组匝出现短路的问题。第二，铁芯硅钢片中间的绝缘体之所会出现老化或者损坏的情况，往往都是因为时间过长和受到各种客观因素的影响。在这种情况下，十分容易形成循环涡流，而且该循环涡流还会造成绝缘体过热，从而使得其它部件的安全也受到一定程度的威胁。第三，如果铁芯上的铁轭和铁心柱在进行对接的过程中，出现了对接不到位的问题，也会引起涡流并出现过热的现象。
2.2电力变压器中绝缘系统故障和变压器漏油故障的形成原因
电力变压器的故障深析 第6篇
【关键词】电力变压器；故障；分析
1.短路故障
1.1变压器短路故障的主要特征
（1）轴向失稳：在副向漏磁成产的轴向电磁力作用下，导致变压器绕组轴向变形。
（2）辐向失稳：在轴向漏磁生产的辐向电磁力作用下，导致变压器绕组浮想变形。
（3）引线固定失稳：在引线间的电磁作用下，造成的引线振动，导致引线短路。
1.2变压器短路故障原因分析
（1）基于变压器静态理论设计而选用的电磁线，与实际运用时作用在电磁线上的应力差异较大。
（2）目前各厂家的计算程序都是建立在漏磁厂的均匀分布，线匝直径相同，等相位的力等理想化的模型基础上而编制的，而事实上变压器的漏磁场并非均匀分布，铁轭部分相对集中，该区域的电磁线所受的机械力也较大；换位导线的换位处由于爬坡会改变力的传递方向，而产生扭矩；由于垫块弹性模量的因数，轴向垫块不等距分布，会使交变漏磁场所生产的交变力延迟共振，这也是为什么处在铁心轭部，换位处，有调压分接的对应部位的线饼首先变形的根本原因。
（3）抗短路能力计算时没有考虑温度对电磁线的抗弯和抗拉强度的影响。安常温下设计的抗断路能力不能反映实际运行情况，随着电磁线的温度升高，其抗弯，抗拉强度及延伸率均下降。一般变压器运行时均有重合闸过程，因此如果短路点一时无法消失的话，将在非常短的时间（0.8s）紧接着承受第二次短路冲击，但由于受第一次短路电流冲击后绕组温度急剧增高，这时绕组的抗短路能力已大幅下降，这就是为什么变压器重合闸后发生短路事故居多的原因之一。
（4）采用普通换位导线，抗机械强度较差，在承受短路机械力时，易出现变形，散落，露铜现象。采用普通换位导线时，由于电流大，换位爬坡陡该部位会产生较大的扭矩，同时处在绕组两端的线饼，由于幅向和轴向漏磁场的共同作用，也会产生较大的扭矩，致使扭曲变形。
（5）采用软导线，也是造成变压器抗短路能力差的主要原因之一。由于早期对此认识不足，或绕线装备及工艺上的困难，制造厂均不愿使用半硬导线或设计时根本无这方面的要求，从发生故障的变压器来看均是软导线。
2.放电故障
根据放电能量密度的大小，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。
2.1变压器局部放电故障
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象称为局部放电。
2.2变压器火花放电故障
（1）悬浮电位引起火花放电。高压电力设备中某金属部件，由于结构上原因，或运输过程中造成接触不良而断开，处于高压与低压电极间并其阻抗形成分压，而在这一金属部件上产生的对地电位称为悬浮电位。具有悬浮电位的物体附近的场强较集中，往往会逐渐烧坏周围固体介质或使之炭化，也会使绝缘油在悬浮电位作用下分解出大量特征气体，从而使绝缘有色谱分析超标。
（2）油中杂质引起火花放电。变压器火花放电故障的主要原因是油中杂质的影响。杂质有水分、纤维质（主要是受潮的纤维）等机构。
（3）火花放电的影响。一般来说，火花放电不致很快引起绝缘击穿，主要反映在油色普分析异常、局部放电量增加或轻瓦斯动作，比较容易被发现和处理，但对其发展程度应引起足够的认识和注意。
2.3变压器电弧放电故障
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。
（1）电弧放电的影响。电弧放电故障由于放电能量密度大，产气急剧，常以电子崩形e冲击电介质，使绝缘纸穿孔、烧焦或炭化，使金属材料变形或融化烧毁，严重时会造成设备烧损，甚至发生爆炸事故，这种事故一般事先难以预测，也无明显预兆，常以突发形式暴露出来。
（2）电弧放电的气体特征。出现电弧放电故障后，气体继电器中的H2和C2H2等组分常高达几千UL/L，变压器油亦炭化而变黑。油中特征气体的主要成分是H2和C2H2，其次C2H6和CH4.当放电故障涉及到固体绝缘时，除了上述气体外，还会产生CO和CO2。
综上所述三种放电的形式既有区别又有一定的联系，区别是指放电能级和产气组分，联系是指局部放电是其他两种放电的前兆，而后者又是前者发展后的一种必然结果。由于变压器内出现的故障，常处于逐步发展的状态，同时大多不是单一类型的故障，往往是一种类型伴随着另一种类型，或几种类型同时出现，因此，更需要认真分析，具体对待。
3.绝缘故障
电力变压器目前应用最广泛的是油浸变压器和干式树脂变压器两种，电力变压器的绝缘是有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（即油纸或树脂等）的寿命所决定的。
3.1固体纸绝缘故障
固体纸绝缘是油浸变压器绝缘的主要部分之一，包括：绝缘纸、绝缘板、绝缘垫、绝缘卷、绝缘绑扎带等。变压器的寿命主要取决于绝缘材料的寿命。
（1）纸纤维材料的性能。绝缘质纸维材料是油浸变压器中最主要的绝缘组件材料，纸纤维是植物的基本固体组织成分，使纸纤维有含水的特性。怎样也影响了纸纤维的性能。纤维不但易于吸潮，而且当纸纤维吸水时，使纤维结构在不稳定的条件下机械强度急剧变坏。
（2）纸绝缘材料的机械强度。油浸变压器选择纸绝缘材料最重要的因素还包括机械强度的要求，包括耐张强度，冲压强度，撕裂强度和坚韧性。1）耐张强度，要求纸纤维受到拉伸负荷时，具有耐受而不被拉断的最大应力。2）冲压强度，要求纸纤维具有耐受压力而不被折断的能力的量度。3）撕裂强度，要求纸纤维发生撕裂所需的力符合相应标准。4）坚韧性，是指折折叠或纸板弯曲时的强度能满足相应要求。
3.2液体有绝缘故障
变压器绝缘油时各种烃，树脂、酸和其他杂质的混合物，其性质不都是稳定的，在温度、电场及光合作用等影响下会不断的氧化。正常情况下绝缘油的氧化过程进行得很缓慢，但混入油中的金属、杂质、气体等会加速氧化的发展，使油质变坏，颜色变深，透明度浑浊，所含水分，酸价、灰分增加等，使油的性质劣化。
变压器油质变坏按轻重程度可分为污染和劣化两个阶段。
污染的油中混入水分和杂质，这些不是油氧化的产物，污染油的绝缘性能会变坏，击穿电场强度降低，介质损失角增大。
劣化的油氧化后的结果，当然这种氧化并不仅指纯净油中烃类的氧化，而是存在于油中杂质将加速氧化过程，特别是铜、铁、铝金属粉屑等。
变压器油氧化时，作为催化剂的水分及加速计的热量，使变压器中的油生成油泥，其影响主要表现在：在电场的作用下沉淀物粒子大；杂志沉淀集中在电场最强的区域，对变压器的绝缘形成导电的“桥”；沉淀物并不均匀而是形成分离的细长条，同时可能按电力线方向排列，这样无妨碍了散热，加速了绝缘材料老化，并导致绝（下转第158页）（上接第142页）缘电阻降低和绝缘水平下降。
3.3干式树脂变压器的绝缘与特性
干式变压器（这里指环氧树脂绝缘的变压器）主要使用在具有较高防火要求的场所。如高层建筑、机场、油库等。
（1）树脂绝缘的类型。换氧树脂绝缘的变压器根据制造工艺特点可分为环氧石英砂混合料真空浇注型、环氧无碱玻璃纤维补强真空压差浇注型和无碱玻璃纤维维绕包浸渍型三种。
电力变压器的故障处理 第7篇
关键词：变压器,故障,异常,维护
变压器是电力系统的重要设备, 其状态好坏, 直接影响电网的安全进行。由于变压器在设计、制造、安装和进行维护等方面原因, 因此运行中的变压器可能会产生多种故障, 按变压器本体可分为内部故障和外部故障;按变压器结构分可分为铁心故障、绕组故障、油质故障等;按回路可分为磁路故障、电路故障;按故障部位可分为分接开关故障、绝缘故障、铁心故障、套管故障等。因此结合变压器故障特征进行针对性的分析检测, 及时排除故障, 提高变压器安全运行是极其重要的。
1 变压器故障特征
1.1 外观异常。
1.1.1压力释放阀有渗漏油。当油浸式变压器内部发生事故时, 油箱内的油被气化, 产生大量气体, 使油箱内压力急剧上升, 此压力如果不及时释放, 将致使油箱变形或爆裂, 安装压力释放阀可以用来避免变压器压力过高, 油箱产生变形或爆裂。压力释放阀有渗漏油的主要原因和处理方法有:油箱内压力偏高, 已超过压力释放阀的密封压力, 但尚未达到开启压力, 造成渗漏, 此时应该排除使压力升高的因素;阀内密封圈有老化失效现象, 此时应该更换失效的密封圈;密封面有异物, 此时应该及时清除异物。1.1.2套管表面放电。套管闪络放电会造成发热导致发热、老化, 绝缘受损甚至引起爆炸。套管污损引起异常;套管污损产生电晕、闪络会发生臭氧味, 冷却风扇, 油泵烧毁会发出烧焦气味。
1.2 声音异常。
变压器在正常运行时, 会发出连续均匀的“嗡嗡”声。如果产生的声音不均匀或有其他特殊的响声, 就应视为变压器运行不正常, 并可根据声音的不同查找出故障, 进行及时处理。主要有以下几方面故障:1.2.1电网发生过电压。电网发生单相接地或电磁共振时, 变压器声音比平常尖锐。出现这种情况时, 可结合电压表计的指示进行综合判断。1.2.2变压器过载运行。负荷变化大, 又因谐波作用, 变压器内瞬间发生“哇哇”声或“咯咯”的间歇声, 监视测量仪表指针发生摆动, 且音调高、音量大。1.2.3变压器夹件或螺丝钉松动。声音比平常大且有明显的杂音, 但电流、电压又无明显异常时, 则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺丝钉松动, 导致硅钢片振动增大。1.2.4变压器局部放电。若变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时, 有“吱吱”的放电声;若变压器的变压套管脏污, 表面釉质脱落或有裂纹存在, 可听到“嘶嘶”声;若变压器内部局部放电或电接不良, 则会发出“吱吱”或“噼啪”声, 而这种声音会随离故障的远近而变化, 这时, 应对变压器马上进行停用检测。1.2.5变压器绕组发生短路。声音中夹杂着水沸腾声, 且温度急剧变化, 油位升高, 则应判断为变压器绕组发生短路故障, 严重时会有巨大轰鸣声, 随后可能起火。这时, 应立即停用变压器进行检查。1.2.6变压器外壳闪络放电。当变压器绕组高压引起出线相互间或它们对外壳闪络放电时, 会出现此声。这时, 应对变压器进行停用检查。
1.3 颜色, 气味异常。
引线 (接线头) 、线卡处过热引起异常;套管接线端部紧固部分松动或引线头线鼻子滑牙等, 接触面发生氧化严重, 使接触过热, 颜色变暗失去光泽, 表面镀层也遭破坏。另外, 吸潮过度、垫圈损坏、进入油室的水量太多等原因会造成吸湿剂变色。
当气体继电器内有瓦斯气体时, 会造成瓦斯保护动作, 严重时会造成重瓦斯保护跳闸, 当发现气体继电器内有气体时, 因参照表1进行采样分析, 找出故障原因。
1.4 油温异常。
发现在正常条件下, 油温比平时高出10摄氏度以上或负载不变而温度不断上升 (在冷却装置运行正常的情况下) , 则可判断为变压器内部出现异常。主要为:1.4.1内部故障引起温度异常。其内部故障, 如绕组砸间或层间短路, 线圈对围屏放电、内部引线接头发热、铁芯多点接地使涡流增大过热, 零序不平衡电流等漏磁通过与铁件油箱形成回路而发热等因素引起变压器温度异常。发生这些情况时, 还将伴随着瓦斯或差动保护动作。故障严重时, 还有可能使防爆管或压力释放阀喷油, 这时应立即将变压器停用检修。1.4.2冷却器运行不正常所引起的温度异常。冷却器运行不正常或发生故障, 如潜油泵停运、风扇损坏、散热器管道积垢、冷却效果不佳、散热器阀门没有打开、温度计指示失灵等诸多因素引起温度升高, 应对冷却器系统进行维护和冲洗, 以提高其冷却效果。
1.5 油位异常。
变压器在运行过程中油位异常和渗漏油现象比较普遍, 应不定期地进行巡视和检查, 其中主要表现有以下两方面。1.5.1假油位:油标管堵塞;油枕吸管器堵塞;防爆管道气孔堵塞。1.5.2油面低:变压器严重漏油;工作人员因工作需要放油后未能及时补充;气温过低且油量不足, 或是油枕容量偏小未能满足运行的需求。
检修后的变压器, 油枕油位应在与油温相对应的高度。炎热天气, 要防止从呼吸器跑油。必要时, 进行排油;严寒季节, 油位下降, 要防止瓦斯继电器误动。变压器在轻载时, 水冷变压器可用控制冷却水的办法来保持油位, 风冷变压器可用控制冷却风机数量来保持油温。必要时, 进行加油。
2 变压器的维护
多种因素都可能影响到变压器安全运行的预期寿命, 所以负责变压器设备的人员应给予细致地考虑, 这些因素包括:误用、振动, 过高的操作频率、温度、雷电或涌流、过负荷、对控制设备的维护不够、清洁不良、不恰当的润滑以及误操作等。因此对变压器应该制订一个维护、检查和试验的计划, 这样不但将显著地减少变压器故障的发生, 而且可大量节约经费和时间。变压器的运行维护应注意以下几个方面:
2.1 安装及运行。
确保负荷在变压器的设计允许范围之内。在油冷变压器中需要仔细地监视顶层油温;变压器的安装地点应与其设计和建造的标准相适应。若置于户外, 确定该变压器适于户外运行;保护变压器不受雷击及外部损坏危险。
2.2 对油的检验。
变压器油的介电强度随着其中水分的增加而急剧下降。油中万分之一的水分就可使其介电强度降低近一半。除小型配电变压器外, 所有变压器的油样应经常作击穿试验, 以确保正确地检测水分并通过过滤将其去除。
应进行油中故障气体的分析。应用变压器油中8种故障气体在线监测仪, 连续测定随着变压器中故障的发展而溶解于油中气体的含量, 通过对气体类别及含量的分析则可确定故障的类型。每年都应作油的物理性能试验以确定其绝缘性能, 试验包括介质的击穿强度、酸度、界面张力等等。
2.3 经常维护。
保持瓷套管及绝缘子的清洁在油冷却系统中, 检查散热器有无渗漏、生锈、污垢淤积以及任何限制油自由流动的机械损伤;保证电气连接的紧固可靠;定期检查分接开关。并检验触头的紧固、灼伤、疤痕、转动灵活性及接触的定位每三年应对变压器线圈、套管以及避雷器进行介损的检测;每年检验避雷器接地的可靠性。接地必须可靠, 而引线应尽可能短。旱季应检测接地电阻, 其值不应超过5Ω;应考虑将在线检测系统用于最关键的变压器上。
3 结论
变压器是电网中的重要设备之一。虽配置有瓦斯、避雷器、差动、接地等多重保护, 但由于内部结构复杂、电场及热场不均等诸多因素, 事故率仍然很高。而且由于变压器故障并非某单一因素的反映, 而是涉及诸多因素, 有时甚至会出现假象。因此, 利用先进在线监测设备, 加强状态维护管理, 必要时必须进行变压器的特性试验及综合分析, 才能准确、可靠找出故障原因, 判明故障性质, 提出较完善的处理办法, 确保变压器的安全运行。
参考文献
[1]王越明, 王朋, 杨莹.变压器故障诊断与维修[M]北京:化学工业出版社, 2008.
[2]操敦奎, 许维宗, 阮国方.变压器运行维护与故障分析处理[M].北京:中国电力出版社, 2008.
电力变压器的故障处理 第8篇
1 造成铁心接地故障的主要原因
1) 安装程序出错。安装人员在安装变压器后未卸除或翻转用于固定运输变压器油箱顶盖的钉子。
2) 检修与制造过程出错。在变压器制造过程中, 铁心内支板距离心柱距离较近, 导致硅钢片产生翘凸与夹件支板产生碰触, 或者是铁心内轭螺杆衬套较长, 与铁轭硅钢片产生碰触。
3) 保护程序出错。垫于铁心夹件和铁轭间的纸板遗失, 导致变压器内硅钢片与夹件垫脚产生碰撞, 或变压器内纸板受潮导致接地短路。
4) 潜油泵轴承部位因运作造成磨损, 磨损后的金属粉末跌落聚集在变压器箱底, 在电磁力的影响下接通箱底、垫脚和铁轭, 形成导电通道。
5) 铁心碎片、焊条头或铜丝等金属异物进入油箱, 导致多点接地。
2 电力变压器铁心接地故障的检测方法
当变压器内铁心出现接地故障时, 可通过油色谱观察到以下特征。
1) 总烃含量大于标准值, 可见油色谱内C2H4与CH4含量较大, 而C2H2含量较低或为零。
2) 通过三比值发对变压器故障性质进行分析, 当故障点估算温度高于700摄氏度时, 可用下式1) 估算变压器内故障温度:
3) 总烃产气速率高于标准值, 可知C2H4产气速率持续显著增加。
4) CO值不变或变化较少, CH4与烯烃含量较高, 若色谱内可见C2H2, 则可知变压器出现间歇性接地故障。当电力变压器进行正常工作时, 铁心入地电流是其对接地铁心构架、油箱和地面的电容电流。
3 电力变压器铁心多点接地故障处理
3.1 临时应急处理
当运行时的电力变压器出现铁心接地故障时, 为保证变压器设备的功能性和安全性, 需立即停电处理和检查吊罩。针对系统不允许直接停役检查的变压器, 采取串接电阻的应急措施, 即将电阻串接在外引铁心接地回路上, 以达到限制铁心接地回路的目的, 避免环流造成故障的恶化。以某变电所为例, 该电力变压器在进行电气实验时测得该铁心绝缘电阻为3mΩ。由于系统用电的连续性, 因此不可进行停电吊罩处理。为保证电压器的安全性, 需进行串接电阻处理。首先用钳形电流表对铁心接地回路进行测量, 串接起电阻控制其环流在300m A内。在串接电阻后分析各个时段油色谱数据的检测结果, 具体数据见表1所示。在串接电阻后, 变压器内总烃含量出现短暂增加现象, 造成该现象的原因为故障点气体未得到及时扩散, 但随着时间变化, 电压器内总烃数逐渐下降。串接2小时后, 热点温度经公式估算为741摄氏度, 表明发热点温度逐渐下降, 故障得以有效控制。
3.2 吊罩检查
将钟罩移开, 盘查变压器内铁心可触及地面部位, 重点检查夹件和铁心接片后, 可通过以下步骤实现检查。
1) 检测穿心螺杆与铁心之间的绝缘性。
2) 对变压器内各个槽部和间隙进行检查, 观察是否有硅钢片、螺帽等金属废料。
3) 用铁心清理变压器铁心底部等肉眼观察不到的部位。
4) 冲吹处理各间隙之间, 冲吹剂可采用氦气或油。
变压器内杂物造成的接地故障一般为电焊时产生的焊瘤、油碳灰粒杂志, 导致流动性接地现象出现, 在清除杂志后变压器铁心接地故障可消失。
4 结论
变压器铁心接地故障容易造成轻瓦斯动作和局部过热, 严重时可导致铁心局部烧损, 使电力变压器不得不更换铁心硅钢片。目前, 我国电力变压器在运行过程中时常发生铁心接地故障, 对国家电网的安全运行造成不利影响, 制造厂、运行单位和检修单位需高度重视该现象, 做好提前预防工作。相关部门需严格按照国家电力标准, 执行电力试验和色谱监督工作, 综合判断故障特征, 势必最大化的降低故障损失, 维护电力变压器的正常运行。
参考文献
[1]葛小燕, 黄国强.一例220 k V主变压器油中溶解气体快速增长原因分析及处理措施[J].陕西电力, 2007.
电力变压器常见故障处理及预防措施 第9篇
电力变压器的安全运行受电、热、力三种因素的影响, 在运行过程中会产生不同的故障引发事故。许多有关变压器的标准和反事故措施都是针对这三种因素来制定的, 目的是为了提高变压器的安全运行水平。为此, 着重讨论研究电力变压器绝缘事故、短路事故和过热事故产生的原因及在实际使用中如何预防事故的发生。
1 绝缘事故
1.1 绝缘事故概述
变压器的绝缘系统有一个绝缘配合问题。合理的绝缘配合是绝缘的耐受电场强度 (以下简称场强) 大于其受到的作用场强, 并有一定的裕度。当绝缘配合受到破坏, 便形成绝缘事故。
1.2 作用场强失控引起的绝缘事故
a) 长期工作电压。长期工作电压失控的问题是不存在的, 但不等于作用场强不失控。因为在一定的电压下, 如果发生电场畸变, 作用场强就会发生变化, 引起电场畸变的原因有金属导体悬浮、导体上有尖角毛刺以及导电尘埃的积集等;b) 暂时过电压。工频电压升高或振过电压统称暂时过电压。工频电压升高带超过额定电压值的1.05倍时, 便发生铁心的过激磁。在过激磁的状况下, 一方面激磁电流的数值迅速增大;另一方面激磁电流的谐波分量迅速增多。过激磁的倍数越大, 则越严重。其后果是造成靠近铁心线圈的导体局部过热, 引起匝绝缘击穿;c) 操作过电压。电压等级为330 kV和500 kV的变压器对操作过电压采取了有效的保护措施, 所以至今未发现操作过电压下的损害事故。220 kV及以下变压器的操作过电压的作用场强有失控的可能性, 并足以引发事故;d) 雷电过电压。电力变压器的高压侧防雷保护比较健全, 一般是安全的。但有些变压器的中、低压侧的耐雷水平较低, 导致雷击损坏变压器的事故时有发生。
1.3 耐受场强下降引起的绝缘事故
耐受场强下降是指变压器在运行中由于受到污染而使绝缘处于不正常状态。引起污染的原因很复杂, 常见的有以下3种:a) 绝缘受潮。正常的油纸绝缘耐受场强很高, 在正常运行电压下, 匝绝缘是不可能发生击穿事故的。但实际情况是变压器绕组绝缘事故十之八九是由匝绝缘事故引起的, 其原因是油纸绝缘对水有极大的亲力, 其受潮后绝缘强度会剧烈下降;b) 金属异物。变压器器身上如残留金属导体, 由于产生局部放电或将绝缘磨损, 在发生过电压时或正常的工作电压下就有可能引起绝缘击穿损坏。但目前产品生产厂家和现场都开展了局部放电实验, 对检出金属异物是很有效的;c) 尘埃微粒。尘埃微粒包括导电性微粒、半导电性微粒、导磁性微粒、绝缘纤维及纸屑等。导磁性微粒 (如铁末) 在磁场作用下会沿磁力线排列, 排列后容易引起铁心多点接地故障。这种类型的故障, 可以用冲击电流法将其冲散。但变压器恢复运行后不久, 又可能再次发生接地。导电性、半导电性微粒 (铜末、铝末、碳末等) 在电场作用下会沿电力线排列, 使电场畸变, 因而引发放电事故或发生油流带电现象。
1.4 预防绝缘事故的措施
预防绝缘事故的根本措施, 从制造厂商来说, 是要保证设备制造的高质量;从运行来说, 是要保证运行环境纯净。一般来说, 电力变压器通过出厂和交接试验证明绝缘良好, 在运行中又得到良好的维护, 其绝缘一般是不会损坏的。相反, 如果变压器的密封性遭到损坏, 器身受到污染, 则制造质量再好的变压器也有可能损坏。因此, 保证变压器的绝缘安全, 关键在于保证它处于纯净的状态下。
2 短路事故
2.1 短路事故概述
短路事故是指由于电网发生短路, 在变压器内流过特大过电流, 因而引起变压器损坏的事故。短路事故是当前变压器的第二类大事故。短路事故的根本原因是由于作用于变压器的短路应力超过其相当的承受能力。短路应力分机械应力和热应力两种[1]。
2.2 短路事故分析
分析短路事故可以考虑以下几个方面:
a) 按实测或计算的短路电流进行短路应力的计算
变压器发生出口短路后, 应根据故障录波器的记录来确定短路电流。如果录波器未能取得实测记录, 则应根据实际短路点的阻抗计算可能通过变压器绕组的最大电流, 并按此计算短路机械应力和热应力 (如果自己计算有困难, 可委托制造厂计算) 。经验表明, 这可为分析短路事故提供最基本的依据, 对正确分析短路事故是必要的;
b) 观察绕组和其它构件的变形形态
变压器发生短路事故时, 一般内绕组的损坏比外绕组严重。这是因为在轴向力磁场的作用下, 内外绕组相互排斥, 内绕组受到挤压力, 而外绕组受到扩张力。一般外绕组的抗张强度比内绕组的抗压强度要好。
内绕组短路损坏后的变形, 其典型形状是原来的圆形轮廓变成齿轮形的轮廓。由于轴向磁场沿绕组高度的分布比较均匀, 绕组的变形往往从上端一直延伸到下端。外绕组的变形与内绕组相类似, 但没有内绕组明显;
变压器内部发生击穿事故时, 电流也会引起绕组变形;而且由于电弧的“电水锤效应”会使内外的变形杂乱无章。在分析短路事故时, 应对外部短路和内部短路加以区别;
c) 考虑短路持续时间
短路电流有一个瞬变过程, 其峰值一般按对称短路电流峰值的1.8倍计算。短路试验时, 抗短路能力差的变压器受短路电流非对称分量冲击后, 往往就发生损坏。但不能由此推论短路机械应力的破坏作用与短路电流的持续时间无关。事实表明, 短路持续时间长是造成短路事故的一个重要因素;
d) 短路应力的积累效应
短路应力的积累效应是指短路电流超过临界值, 引起了绕组的不可逆变形, 但还没有达到形成短路事故的程度。若以后再次短路时, 在原有的变形上进一步使变形加剧, 或引发短路事故。由于短路应力的积累效应与短路事故的形成有很大关系, 因此变压器在遭受外部短路后, 每次都应做详细记录, 必要时应进行分析, 并作出处理。在进行短路事故后的分析时, 应了解事故前曾发生过的外部短路事故, 并充分考虑积累效应的不良后果。
2.3 预防短路事故的措施
a) 设计变压器时, 应选取短路力最小而紧固力最好的方案;b) 对变压器生产进行规范化操作, 减少工艺操作上的分散性, 以提高耐受短路的能力;c) 大型电力变压器的承受短路能力应选择有代表性产品进行设计、工艺、材料和规范化操作的验证, 以达到改进产品质量和提高抗短路能力的目的;d) 实践经验表明, 对受到短路冲击后的变压器进行实事求是的调查分析, 对提高变压器承受短路的能力是很有帮助的;e) 提高继电保护装置的正确动作率, 保证在发生外部故障时及早切断故障点且不带故障点重合, 对预防短路事故是十分重要的;f) 对于发生过外部短路的变压器, 经计算分析或绕组变形测量认为有可能发生较严重的不可逆变形时, 应进行吊罩检查处理, 以防止变形积累演变成短路事故。
3 过热事故和障碍
3.1 过热事故概述
习惯上一般把由于过热、障碍和缺陷引起的事故统称为过热事故。在所有的停电事故中, 过热事件所占的比例最大, 其一般在预防性试验或油中含气量色谱分析时会被发现, 因此造成的损失较小。
变压器在运行中难免有电能损耗并转化成热能, 油浸电力变压器是依靠油的流动来散热的。变压器中任何一部位, 如果其发热量大于预期值 (发热失控) 或散热量小于预期值 (散热失控) , 则在高于标准规定的温升限值下才能达到发热和散热的平衡, 这就发生了过热事件。
发热失控型过热事件可分为电流型和电阻型。
a) 电流失控型过热事件
变压器中可能引起过热的电流有工作电流、环流和涡流, 当它们的数值超过预定值时即为失控。工作电流如果失控, 其本身已是故障状态, 过热只是一种派生的现象。
环流失控引起的过热事故相当多, 如低压绕组中的环流引起导体过热;铁芯多点接地引起铁芯局部过热;高压套管的出线电缆与穿缆铜管相碰产生的环流使电缆烧坏等。
涡流失控引起的过热事件如油箱上加的非导磁钢板错用成普通钢板, 引起油箱局部过热;绕组端部导线因涡流过热;铁心拉板端部或铁心的最外部没有开槽, 产生的涡流引起局部过热等;
b) 电阻失控型过热事件
电阻失控型过热事件是指由于导电回路局部的电阻增加而引起的过热事件;
c) 散热失控型过热事件
散热失控型过热事件是指单位面积的热负荷而言, 仍处在正常范围之内, 但由于散热条件失控引起的局部过热。
3.2 预防过热事件应采取的措施
a) 在设计和制造时采取措施, 保证制造质量, 防止出现过热的各种可能性;b) 变压器在出厂前, 坚持进行长时间的空载试验, 并在试验前后进行油中溶解气体的色谱分析, 以便发现和消除铁芯可能存在的过热缺陷;c) 对于新产品, 应进行温升试验, 并在试验前后进行色谱分析, 以便发现和消除绕组和构件等可能存在的过热缺陷;d) 变压器运行中应定期进行预防性试验和油的色谱分析, 及时发现过热点, 及时采取措施消除缺陷;e) 对强油循环的风冷却器, 应根据当地环境的污秽程度, 确定冲洗周期, 以保证冷却容量[2];f) 安装变压器时, 必须按规范操作。特别注意防止上节油箱与铁心上夹件碰触, 并注意防止套管穿缆的裸露部分与套管的穿缆铜管相接触。
4 结语
综上所述, 随着电力变压器在工农业生产和人们日常生活中的广泛应用, 人们对于电力变压器的安全性、可靠性的要求也越来越高, 因此, 对防止电力变压器发生故障的预防性措施的探讨就有着十分重要的意义和实际应用价值。当然提高电力变压器使用的安全性和可靠性的预防措施也并不仅仅局限于上述几点, 其诸多问题还需要电力变压器生产厂商、电力专业技术人员等在实践中不断地加以探索和总结, 从而使电力变压器的安全性、可靠性再上一个新的台阶。
参考文献
[1]李丹娜, 孙成普.电力变压器应用技术[M].北京:中国电力出版社, 2009:35-36.
电力变压器常见故障原因分析及处理 第10篇
电力是人们生活中必不可少的能源, 其在目前的社会生活中起到了无可替代的作用。但是由于发电厂一般距离用电区域较远, 在传输过程中必定要产生电力损耗, 从而浪费大量的电力, 所以就不得不考虑电力传输过程中的电力损耗。减少电力损耗, 就要提高电压, 此时就要使用专门的电力设备电力变压器, 它可以将电压升到一定数值后输送出去。电力变压器在能量传输和转换过程中起着重要作用, 是电网中最重要的电力设备。因此, 研究电力变压器的常见故障及诊断技术, 具有非常重要的现实意义。
1变压器油故障原因及处理
1.1变压器渗油
1.1.1变压器质量问题造成渗油
变压器渗油可能是因其制造过程中的问题所致。变压器在制造过程中可能因焊接、铸造质量不合格产生砂眼、气孔、虚焊、脱焊等现象, 从而导致渗油、漏油。解决这类问题就要在变压器生产时加强每个环节的检查验收工作, 争取从源头避免缺陷。对于已经生产出来有渗油问题的变压器可以采用如下方式处理: (1) 因铸造原因产生的砂眼、气孔和焊缝、焊点处出现虚焊、脱焊、裂纹等造成的变压器表面裂纹漏油, 如果漏油点比较小, 可以直接对漏油点进行焊接;漏油点较大时, 要先用石棉绳或者金属材料进行填充, 在漏点周围进行堆焊, 然后再采用小焊条大电流快速引弧补焊。 (2) 对于变压器拐角或者加强筋连接处的渗油或者第二次补焊后仍然渗油的, 可以用铁板在两面连接处将铁板裁成纺锤状再进行焊接。
1.1.2密封不严造成漏油
变压器漏油大多数情况下发生在密封垫处, 主要是因为组装变压器时使用密封垫耐油性能较差, 在变压器工作时, 变压器油温度升高, 密封垫在高温下老化程度加快造成漏油。因此, 在购买应用于变压器的密封垫时应选择耐高温、耐油性、抗老化能力强的密封垫, 比如氟橡胶和丁腈橡胶等。另外, 密封胶垫压紧面上有异物, 或者接触面粗糙、偏斜等都会造成漏油现象。对于这种情况, 在进行密封垫检修时, 如果发现压紧面有异物, 应该将异物取出再压紧。如果压紧面有粗糙或者偏斜, 应用工具打磨平整或者用速效堵漏密封胶将凹处填平, 也可以采用有密封槽或有限位圆钢、方钢结构的合适的质量合格的密封垫。
1.2变压器油温异常
变压器正常工作时, 上层变压器油的温度不得超过85 ℃。 一般油温异常都是由于上层油的温度超过了85 ℃。油温过高的原因有变压器内置冷却装置不正常运转、变压器内部紧固螺丝接头松动、内部电路发生短路放电生热、变压器超负荷运行等, 应针对油温过高的不同原因采取不同的办法。首先检查内部冷却装置是否正常工作, 检查变压器是否超负荷运行, 如果发现变压器超负荷运行, 应立即减轻变压器负担;如果变压器减压后上层油温依然很高, 就要离间切断电源线, 细致查找故障原因。
2变压器瓦斯保护故障原因及处理
变压器的瓦斯保护行为是变压器内部即将出现事故的一种前兆, 或者说变压器的瓦斯保护动作本身就是变压器内部的一种事故。变压器的主保护就是瓦斯保护, 瓦斯保护分为轻瓦斯保护和重瓦斯保护。发生轻瓦斯保护后发出信号, 发生重瓦斯保护后直接跳闸。变压器内部有轻微故障或者存有空气, 变压器二次回路故障等都可以引起瓦斯保护。出现瓦斯保护动作, 检修人员应立刻检查, 如果发现变压器内部有故障应立即排除, 如果没有发现异常情况, 就要马上收集瓦斯继电器中的气体, 对气体进行分析试验。如果收集的气体是无色无味的不可燃气体, 那么可以断定变压器内部进入了空气, 这时故障检修人员只要排除瓦斯继电器中的气体就行了。如果收集的气体可燃, 说明变压器内部已经发生故障, 应立即停止变压器的工作, 并由故障检修人员进行电气试验, 分析研究变压器内部故障并排除。
瓦斯动作主要是因为变压器内部发生严重故障, 变压器油分解产生了大量气体或者是内部发生二次回路故障等。发生重瓦斯保护动作跳闸后, 要先将备用变压器投入使用, 停止主变压器工作。对解除下来的变压器由故障检修人员进行故障检查。检查的内容主要有油枕防爆门是否完整、表面焊接缝是否裂开、变压器油位是否正常、变压器外壳是否发生变形、收集的内部气体是否可燃等。在对上述所有问题进行检修后, 找出故障, 并将其排除, 最后确保正常后即可投入使用。
3变压器短路故障原因及处理
变压器短路也是变压器的主要故障之一, 短路原因和类型主要有变压器出口短路、变压器内部引线短路、绕线组间对地或相间短路。最常见的短路是单相线圈的线匝之间、层间的短路。发生短路故障后, 如果短路电流很大, 那么单相线圈就会严重变形, 从而故障会越来越大。引起这种故障的主要原因是制作线圈绕组时, 导线表面存在毛刺或者尖棱, 也可能是导线绝缘扭伤或者接头焊接不良。此外, 变压器未经干燥处理, 投入使用时受潮也会引发短路故障。
变压器对地短路故障主要是因为变压器长期在超负荷状态下工作, 绝缘老化, 变压器油开始变质, 内部绝缘逐步损坏从而使局部放电逐步加大, 导致了热稳定失衡或者局部被电击击穿。
引起单相线圈匝间短路的原因有很多, 主要有:大气过电压或者操作过电压, 使单向线圈绕组匝间或相间绝缘部分被电击击穿发生短路;线圈间缠绕松散, 线匝间绝缘负载经历激烈变化时, 绝缘纸可能破损, 从而造成匝间短路;变压器内部油面太低或者内部散热受到限制, 导致线圈绕组温度过高损坏了线圈的绝缘皮从而造成整个线圈短路。防范匝间故障的主要办法:重视变压器线圈绕组的设计, 注意线圈制造的轴向压紧工艺;对线圈绕组进行短路试验。为了保护变压器不受短路危害, 最好在变压器内部设计可靠的短路保护系统, 发生短路时自动保护变压器不受损害, 差动保护和变压器的重瓦斯保护动作都能起到相应的作用。
4变压器自动跳闸故障及处理
当变压器各侧断路器自动跳闸后, 要抓紧时间将跳闸断路器的控制开关扳至跳闸后的位置, 然后在系统中迅速接入备用变压器, 并根据负载调整运作方式, 根据实际情况还可以调整负载, 通过备用变压器确保系统运行, 同时由故障检修人员在外部寻找故障原因。如果是由于工作人员操作失误所致, 而非内部故障, 则可以跳过检查环节, 直接送电;如果是因为重瓦斯保护动作或者差动保护, 就需要对变压器内部进行详细检查。
5结语
综上所述, 变压器故障种类较多, 并且变压器投入使用的时间、具体使用情况、工作环境不同, 故障情况也不同。变压器故障的排除要具体情况具体分析, 了解故障变压器的实际运行状态, 利用各种诊断检测技术, 及时发现并排除。同时对检修过程中的电网工作进行有效管理, 力求将因电力变压器故障引起的损失降到最小, 以此来保证电力变压器的使用效率和可靠性。
摘要：从电力变压器的常见故障出发, 分析了故障原因, 并提出了相应的诊断和处理方法。
关键词：电力变压器,故障,原因,处理
参考文献
[1]任树彬.浅谈变压器故障的分析处理及预防措施[J].科技致富向导, 2013 (12)
[2]李兴源, 魏巍, 王渝红, 等.坚强智能电网发展技术的研究[J].电力系统保护与控制, 2009 (17)
[3]Perfecto Marino, Francisco Poza, Manuel Ubeira, et al.电力变压器模型和数据采集一体化系统[J].电力电子, 2005 (2)
[4]王有元, 廖瑞金, 孙才新, 等.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, 2003 (4)
[5]张勇, 张艳丽, 冯泽涛.模糊神经网络在电力变压器故障诊断中的应用[J].科技信息:科学教研, 2007 (24)
电力变压器绝缘故障的分析与诊断 第11篇
【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.
电力变压器绝缘故障的分析 第12篇
电气设备的数量和种类随着电力系统的高速发展也越来越多, 对于国家经济的发展来说如何保障电力系统的运行安全十分重要。所以为了避免事故的发生, 就必须把早期的故障巡查到位, 这要求加强监测设备运行状态的力度。在电力系统中电气设备的绝缘状态是十分重要的, 是安全运行和生命安全的基础保障之一, 所以及时检测和诊断电气设备绝缘状态是电力工作人员的首要任务。随着生产过程的逐步现代化, 电力设备事故的预防和减少十分重要, 对于电力工业系统的发展也有很重要的意义。
2 变压器绝缘材料的化学组成
构成电力设备的主要有导电体、结构体、绝缘体以及导磁体的材料。而绝缘体材料基本上都是有机物质, 例如绝缘纸或者矿物油等有机的合成材料。绝缘矿物油主要是以天然石油为原料, 经过蒸馏和精炼等过程形成的。绝缘纸主要有芳纶、聚酰胺或者其他复合型材料等。
3 电力变压器绝缘故障的原因
在电力变压器的绝缘材料中主要会出现下面几种原因的故障: (1) 制造的变压器设计的油道较小或者采用的绝缘材料较薄, 造成使用寿命较短; (2) 变压器要求内部有很高的清洁度, 哪怕残留的金属杂质极少, 也会在很大程度上影响到爬电的距离, 造成局部放电现象延伸为表面漏电; (3) 变压器的相间绝缘在裕度上要足够大, 如果过小就会导致相间短路现象发生。然而在相间加入隔板进行绝缘的方法是不可取的, 一旦发生短路就会使相间的电场强度分布遭到破坏, 隔板或者油间隙的电场强度过高, 隔板材料就会形成树枝状放电现象; (4) 制造的绝缘成型件如果存在导电质的污染, 就会造成局部放电以至于绝缘件表面漏电, 绝缘便失去了效用; (5) 制造的变压器在油道的设计上不合理可能会产生较高的油流速度, 也会造成油流放电现象; (6) 制造的变压器中绝缘油受到污染会使整体的绝缘性能降低。
4 电力变压器绝缘故障诊断技术
4.1 绝缘油硫腐蚀故障诊断
变压器的线圈材料很容易受到硫的腐蚀, 因为国际上发生过很多重大的油流腐蚀故障案例, 所以电力工业的工程技术人员近年来十分重视这个问题。特别是高压变压器很容易出现油流腐蚀, 因为高压变压器的容量较大、油温过高、负荷较大, 其电压在500KW以上并且带有密封油枕。大部分的高压绕阻绝缘纸和裸铜线是直接接触的, 变压器运行中的温度因素有着很大的影响。我们针对深圳、华北、华东和福建等地区电网的变压器故障进行了剖析, 在500KW以及220KW变压器的绝缘纸和绕阻上发现有沉积的化合物, 有的是蓝紫色, 有的是浅灰色, 经过检验这种沉淀物为硫化亚铜。硫化亚铜的导电性很强, 在污染和渗透绝缘纸后, 就会使绝缘体的绝缘性能大幅度下降, 时间长了就会击穿变压器匝间的绝缘体并烧毁绝缘线圈。
4.2 绝缘油中溶解气体分析诊断
一般的变压器经过长时间的负载和运行, 会渗入一定的水分和氧气, 再加上电应力和热量的交叉作用, 就会大大的降低绝缘材料的性能。比如说绝缘纸的老化和绝缘油的分解问题, 绝缘油在其化学、电气和物理性能上都会大幅度下降, 无法满足变压器对绝缘油的质量要求。变压器的内部很多时候也会存在高温热点和电弧, 这时产生的大量热能就会破坏绝缘材料的烃类分子结构, 释放出CO、CO2等气体和低分子烃。如果放电性或者热类故障潜伏在变压器中, 一氧化碳和二氧化碳的产生则会越来越多。当产生的气体足够多并形成气泡时, 经过一定时间的扩散和对流作用, 就会在绝缘油中进行溶解。气体的产生根据电类或者热类故障的不同也会有不同的种类, 故障程度也影响着气体的释放量。所以说变压器的故障和老化程度可以根据气体在绝缘油中的溶解含量和组分来判断。
4.3 人工智能在变压器故障中诊断
对于变压器的故障可以采用人工智能方式来解决, 通过对人类思维的模仿对变压器中绝缘油的气体溶解数据进行分析, 变压器故障的产生和绝缘油中气体溶解量之间的关系是十分复杂的, 通过分析可以找到其中的规律并自动的对判断规则进行调整来适应环境的不断变化。人工智能技术对于分析绝缘油中气体溶解的分析十分有效, 可以很快的诊断出变压器的故障原因;人工智能技术的应用也可以及时的发现潜伏性故障, 有利于变压器的维护和运行安全。对于社会经济的发展来说, 通过人工智能技术保障电力系统的运行稳定是一项重点的研究方向, 现有的研究热点主要包括模糊数学、信息融合、神经网络、专家诊断等方式。
5 结语
在电力变压器中内部绝缘系统十分的复杂。绝缘材料所处的位置不同其所受的电应力就不一样, 就算是同样的位置因为时间不同所受的电应力也不一样, 所以绝缘材料老化程度的评估不能依靠单一特征的参数。变压器绝缘材料的老化过程同样也不能通过单一的模型来描述, 需要长期地开展和调查多个特征的参数并从纵向上进行比较才是合适的方式。因为电力系统的复杂性单一化的技术很难诊断出实际的故障, 需要开发出多种技术并加以融合来使故障诊断的正确率得到提升。总的来说, 在变压器绝缘材料故障问题的研究上还有很多地方是空白的, 需要不断的进行完善。
摘要：最近几年我国的各个经济领域在发展上都比较迅速, 特别是电力系统, 逐步迈向大电网、自动化、超高压和大容量的新时代。我国的电力工业随着越来越大的电力需求量也在迅速的发展, 在变电站的建设和改造上已经达到了每年1000个的数量。所以我们面临着的最大问题就是电力变压器的安全运行, 本文主要以电力变压器的绝缘材料为出发点, 在研究国内外变压器绝缘故障处理经验的基础上着重对绝缘材料老化的原理进行分析, 探索变压器出现故障和绝缘材料老化之间的关联。
关键词：绝缘故障,故障诊断,电力变压器
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[D].重庆:重庆大学, 2007.
[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.
