变压器故障分析与预防（精选10篇）
变压器故障分析与预防 第1篇
在过去的10年中, 在造成故障的起因中, 绝缘老化列在第一位。由于绝缘老化的因素, 变压器的平均寿命仅有17.8年, 大大低于预期为35年~40年的寿命。在1983年, 发生故障时变压器的平均寿命为20年。
故障原因分析:
1) 变压器在正常运行条件下, 绝缘材料在长期的机械力、热力、电力、氧化作用下, 就会失去弹性, 变得脆弱, 颜色枯焦黑。在这个时候, 过度振动绝缘老化的绝缘层, 就会造成机械损坏, 短路电力等方面问题, 容易产生缠绕匝间短路故障, 引起变压器供电中断, 绕组焚烧和其他严重事故;2) 就目前情况而言, 变压器的绝缘和冷却方式大多使用油浸式, 绝缘油的老化的问题不能被忽略。变压器在运行时, 油与空气接触, 并逐渐吸收空气中的水分, 绝缘油和冷却油也可能吸收溶解了大量的空气, 油经常在较高的工作温度下与空气中的氧气接触, 会产生各种酸性氧化物, 不仅增加了油的介质损耗, 使油变质, 也增加了铜、铝、铁和绝缘材料的耐腐蚀性。绝缘油的老化, 容易产生故障隐患, 影响变压器的安全运行。
措施:1) 为防止因绝缘老化而造成变压器意外事故, 最大限度延长变压器的使用寿命, 提高设备投资的有效性, 变压器工作温度必须进行严格控制。目前, 方法是使用温度计来监测变压器顶层油温控。当天气炎热, 变压器会经常超载, 这时要加强监测, 密切关注上层油温的上升, 掌握变压器负载的变化, 在长期高负荷运转状态下, 避免变压器过热。此外, 确保变压器的散热风扇、循环水泵始终处于良好的运行状态。如果条件允许, 还利用红外热成像技术, 对运行多年的超载变压器, 进行红外诊断, 以保持变压器运行温度变化的分布, 发现变压器异常或热衰竭。减少各类事故造成绝缘老化;2) 对变压器绝缘油和冷却油油质恶化的预防, 主要是通过对变压器介质损耗进行检测, 利用气相色谱法分析变压器潜伏性故障。气相色谱法具有灵敏度高、不需将设备停运等优点, 可作为监测充油设备运行的重要手段。
2 套管短路故障
套管损坏, 裂缝, 闪漏油等原因, 造成短路。分析:外力对套管造成损伤、因为套管密封不严, 绝缘潮湿退化都会导致套管短路故障, 套结垢严重, 或套管操作过程中人为投掷金属物体, 也会造成短路。解决和预防措施:外部检查瓷套管是否损坏, 是否出现裂缝和结垢;利用摇表检查绝缘电阻的瓷套管, 是否满足要求。对发生外部短路变压器绕组进行测量, 可能会发出更严重的绕组变形进行覆盖检查, 以防止变压器的积累变成短路而发生事故。检查套管裂纹等故障的早期发现, 早期治疗。受损较严重的地区, 安装套管外套, 避免人为投掷杂物造成短路。受潮的套管应及早进行干燥处理, 破损的套管应更换新套管, 加封气密性好、弹性强的器件, 经试验检测合格后方可投入使用。投运前应对变压器各高低桩头进行复检, 将各接触点的螺丝旋紧, 以防接触不良, 同时, 还应做好变压器绝缘油位的监视, 严禁无油或少由运行。
3 分接开关故障
分接开关位置不准接或者接触不良, 会导致接触表面熔化和灼伤而产生放电。分析:开关的局部过热, 或烧毁都会导致分接开关故障。开关的结构和装配缺陷, 如弹簧压力不够, 接触不可靠、短路、接触过热、过电压击穿, 异物或接触变压器内的污垢也可能引起分接开关故障。解决和预防措施:用摇表检查绝缘电阻, 如果检测有故障则电阻值会很大;比对出厂值或上次调查记录, 如果不同, 表明触摸头故障。输出电压, 电流不稳定或变压器分接开关过热, 应尽快安排维修人员进行检查和测试。至于测量绝缘电阻时没有发生施加交流电压时所出现的有烟气产生的现象, 是因为, 测量绝缘电阻时对绝缘施加的电压为直流2 500V。高于交流1 000V, 但在直流和交流电压作用下, 绝缘上的电压分布是完全不同的, 直流下按电阻分布, 交流下按电容呈反比分布。施加的直流电压虽然比较高, 不会引起接地通路的明显发热:而加交流时电压分布却刚好相反, 即使交流电压比较低, 也足以使铁锈明显发热。
4 铁芯故障
现象和原因进行分析:声音不正常、油变质、温度升高, 变压器内部的问题, 有轻微的噼啪声。分析:铁芯迭片绝缘的损坏;导电材料的核心表面的损坏, 并会导致铁芯损坏。此外, 铁芯中缺片;铁芯油道内或夹件下面松动;铁芯的紧固零件松动, 会产生不正常的声音。在制造或检修过程中的装配质量并不好, 如接地夹子不完全到位, 接地不良。解决和预防措施:测量铁心到地面的绝缘电阻是否符合规定, 然后挂出来, 做一次外观检查, 也可用直流电压的方法来测量绝缘电阻。此外, 做负载测试, 测量空载损耗是否过大。操作人员从变压器运行声音尽快找到一个类似的问题, 检查测试, 防止形成接地短路事故。
5 结论
变压器的运行、维修、检测、日常维护过程中, 我们不应该错过任何细节, 并尽可能发现和消除缺陷。并进行记录和分析, 总结各类变压器故障及其处理方法, 不断总结经验, 提高水平, 以确保变压器的修理和维护, 变压器长期, 安全, 高效, 稳定运行。
参考文献
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变压器故障分析与预防 第2篇
【关键词】变压器；故障分析；预防措施
电力变压器是电力系统中的关键设备之一，它承担着电压变换、电能分配和传输功能，是输变电系统中最为关键的环节，变压器的正常运行是电力系统安全、可靠、优质、经济运行的重要保证，因此努力提高变压器运行维护和技术管理水平，降低变压器故障的发生几率，是电力系统迫切需要解决的课题，通过常规巡视及时发现问题，并采取相应措施来防止事故发生，确保变压器正常运行。根据本人的学习和运行工作经验，对变压器故障的分析处理及预防措施有了一定的了解，现谈一些浅显的认识。
1.异常运行分析
变压器在发生事故之前都会有异常情况出现，因为变压器内部故障是由轻微发展为严重的。值班人员应随时对变压器的运行状况进行监视和检查。通过对变压器运行时的声音、震动、气味、变色、温度及外部状况等现象的变化，来判断有无异常，分析异常运行的原因、部位及程度，以便采取相应措施，变压器运行中的异常一般有以下几种情况：
1.1声音异常
变压器正常运行时声音应为连续均匀的“嗡嗡”声，如果产生不均匀或其他响声都属于不正常现象。
（1）内部有较高且沉着的“嗡嗡”声。则可能是过负荷运行，可根据变压器负荷情况鉴定并加强监视。
（2）内部有短时“哇哇”声。则可能时电网中发生过电压，可根据有无接地信号，表计有无摆动来判定。
（3）内部有尖细的“哼哼”声。则可能是系统中有铁磁谐振、有一相断线或单项接地故障，可根据当时有无接地信号和表计指示来判断。
（4）变压器有放电声。则可能是套管或内部有放电现象，应对变压器作进一步检测或停用。
（5）变压器有水沸声。则为变压器内部短路故障或接触不良，应立即停用检查。
1.2油温异常
（1）变压器的绝缘耐热等级为A级时，线圈绝缘极限温度为105度，根据国际电工委员会的推荐，保证绝缘不过早老化，温度应控制在85度以下。若发现在同等条件下温度不断上升则认为变压器内部出现异常。
（2）导致温度异常的原因有：散热器堵塞引起温度异常、冷却器异常引起温度异常、内部故障引起温度异常等多种原因。应根据情况进行检查处理。
1.3油位异常
变压器油位变化应该在标记范围之间，如有较大波动则认为不正常。常见的油位异常有：
（1）假油位，如果温度正常而油位不正常，则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有油标管堵塞、呼吸器堵塞、防暴管通气孔堵塞等。
（2）油位下降，原因有变压器严重漏油、检修后缺油、油枕中油过少温度过低等
1.4变压器外表异常
1.4.1防暴管防爆膜破裂引起水和潮气进入变压器内，导致油乳化及变压器绝缘强度降低，原因有
（1）防爆膜材质与玻璃选择处理不当。
（2）防暴膜及法兰加工不精，安装工艺不符合要求。
（3）受外力或自然灾害袭击。
（4）变压器发生内部短路故障。
1.4.2套管闪络放电会造成发热导致老化，绝缘受损甚至引起爆炸，常见原因有
（1）套管表面过脏或不光滑。
（2）高压套管制造不良，未屏蔽接地，焊接不良，形成绝缘损坏。
1.4.3渗漏油是变压器常见的缺陷，渗漏油常见的部位及原因有
（1）阀门系统，蝶阀胶材质安装不良，放油阀精度不高，螺纹处渗漏。
（2）胶垫接线桩头，高压套管基座流出线桩头胶垫不密封、无弹性，小瓷瓶破裂渗漏油。
1.4.4颜色、气味异常
变压器内部故障及各部件过热都将引起一系列的颜色、气味的变化。
（1）线头或线卡处过热，接触面氧化，引起变色和异味。
（2）套管、瓷瓶污损产生电晕和闪烙，风扇、油泵烧毁等都会产生臭味。
2.重大事故预防措施
2.1预防变压器绝缘击穿事故
2.1.1防止水分及空气进入变压器
（1）变压器在运输和存放时必须密封。
（2）变压器本体及冷却系统各连接部位的密封性，是防潮进潮的关键，必须在制造时搞好。
（3）水冷却系统和潜油泵在安装前应按照制造厂的安装使用说明书进行检漏试验，必要时解体检修。
（4）呼吸器的油封应注意加油和维护，切实保障畅通，干躁剂应保持干躁。
2.1.2防止绝缘受伤
（1）变压器在吊检时应防止绝缘受伤，在安装变压器套管时应注意不要使引线扭结或过分用力吊拉使应先根部或线圈绝缘受损。
（2）进行变压器内部检查时，应拧紧各种螺丝，防止在运行中发生变形和损坏。
（3）安装和检修中需要更换绝缘部件时，必须采用试验合格的材料和部件，并经干燥处理。
2.1.3防止线圈温度过高，绝缘劣化或烧坏
（1）合理控制运行中的顶层油温升，特别时对强油循环的变压器，各种温度计要定期校验保证可靠。
（2）强油循环的变压器冷却系统故障时，允许的负荷和时间应按厂家的规定执行。
（3）强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源，应安装有自动切换装置，并定期进行切换试验。
（4）定期进行试验，保证油的合格。
2.1.4防止过电压击穿事故
（1）中性点有效接地系统的中性点不接地运行的变压器，在投运和停运以及事故跳闸过程中应防止出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。当单独对变压器充电时，其中性点必须接地。
（2）最好采用氧化锌避雷器保护。
2.1.5防止保护装置误动和拒动
（1）变压器的保护装置必须完善可靠。严禁将无保护的变压器投入运行。如工作需要将保护短时间停用时，应有相应的措施，事后应立即恢复。
（2）瓦斯保护应安装调整正确，定期检验，消除各种误动因素。
（3）跳闸电源必须可靠。当变压器发生出口或近区短路时，应保证正确跳闸，以防短路时间过长损坏。
（4）变压器自动跳闸时，应查明保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障（穿越性故障）或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投入送电。如差动保护动作，应对该保护范围内的设备进行全部检查。
2.2预防铁芯多点接地和短路故障
（1）在吊检时应测试铁芯绝缘，如有多点接地应查明原因并消除故障。
（2）安装时注意检查钟罩顶部与铁件上夹件的间隙，如有碰触应及时消除。
（3）穿芯螺杆应接触良好，并注意检查两端的金属套座，防止套座过长触及铁芯造成短路。
2.3预防套管闪烙及爆炸事故
（1）定期对套管进行清扫，保持清洁，预防闪污和大雨时闪烙
（2）当发现套管中缺油应查找原因并进行补油，对有渗漏油的套管应及时处理。
（3）运行或检修中应注意检查引出线端子的发热情况，防止因接触不良或引线开焊过热引起套管爆炸。
2.4预防引线事故
（1）在安装和大修时，应注意检查引线、木支架、螺栓等部件是否有变形、损伤、松脱。注意裸露引线上的毛刺及尖角，防止在运行中发生放电击穿。
（2）各引线头应焊接良好，对套管及分接开关的引线接头如发现缺陷要及时处理。
2.5预防分接开关事故
（1）变压器安装投入运行前及无载分接开关改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻，合格后方能投入运行。
（2）对有载调压开关应按厂家说明书在安装及运行中定期对操动机构、切换开关及过渡电阻和选择开关等进行选择和调度。
2.6防止变压器油劣化
（1）加强油务管理监督工作，定期对变压器油进行试验，保证油合格。
（2）装有薄膜密封的大容量变压器，注油应严格按厂家说明书规定的工艺要求进行，防止出现假油位和进入空气。
2.7防止变压器火灾事故
（1）加强变压器的防火工作，防止运行中发生爆炸喷油，引起变压器着火。运行中应有事故预想，变压器周围应有消防措施。
（2）进行变压器干躁时，做好防火安全措施，并防止加热系统故障和线圈过热烧毁变压器。
（3）变压器放油后进行电气试验时，严防通电时打火或通电时发热，引燃油纸等绝缘物。
配电变压器故障分析及维护预防 第3篇
1 配电变压器的应用
配电电力变压器是一种静止的电气设备, 是用来将某一数值的交流电压 (电流) 变成频率相同的另一种或几种数值不同的电压 (电流) 的设备。配电网是电力工程建设的重点对象, 配电系统关系着电能分配及供应的效率, 影响了企业、个人用户的日常用电水平。变压器是配电网调控电压值的核心装置, 根据用电设备的规定要求调整电压, 避免了高压荷载烧坏设备造成的损失。伴随着电力科研工作的逐步开展, 智能配电变压器应用范围越来越广, 如图1, 新型变电装置提高了配电系统的稳定性。
2 变压器烧毁故障的处理
配电变压器使用期间常会发生烧坏故障, 内部连接线路及外围装置遭到损坏, 干扰了整个配电系统的调控效率。造成变压器烧毁故障主要是由于承当荷载超标, 电力系统分配给变压器的电荷载超出其标准范围, 引起了线路烧毁事故。解决烧毁故障的措施:
1) 安装方面。安装是变压器融入配电网的主要步骤, 将其设置在配电系统恰当的位置可提高其安全性能, 防止外界因素对变压器破坏产生的故障。配电变压器的安装即要满足用户电压的要求, 且尽量避免将配电变压器安装在荒山野岭, 易遭雷电袭击又远离居民区的地方。作业人员要按照配电网规划图纸安装, 使变压器在控制系统下发挥作用。
2) 指标方面。严格防范烧毁事故发生, 还应注重变压器指标的选择。合理选择配电变压器的容量也十分重要, 既不能造成配电变压器过负荷烧坏, 也不能造成大马拉小车式的浪费。应根据用户负荷情况, 统计容量, 合理选择配电变压器容量。如:一台100k V·A的配电变压器, 功率因数为0.85时, 它能带85k W负荷, 这些指标都是要注意的。
3) 监测方面。烧毁故障发生前, 变压器各项指标都会瞬间性地增大, 通过察觉这一现象可及时阻止烧毁故障的发生。如:设计在线监测系统, 如图2, 智能感应变压器各项指标的变化情况, 当电压、电流值大于标准范围, 则极有可能是烧毁故障引起。另外, 可设置智能化的电子感应仪器, 通过监测变压器内温高低识别故障的发生。
3 配电变压器故障维护的措施
变压器是配电系统尤为关键的调控装置, 其性能状态决定着系统供输电的运行水平。意外烧毁是变压器的一种多发故障, 技术人员既要对故障实施必要的处理方案, 还要制定切合实际的维护方案。笔者认为, 要对配电变压器执行以下维护方案:一是系统改造, 对供配电系统调控模式优化升级, 既要使用计算机平台作为控制中心, 也要积极应用数字处理技术识别电力信号, 掌握变压器工作的最新动态;二是结构调整, 配电变压器内外部结构均要升级改造, 以保障装置变压功能的正常发挥。重视这些维护措施, 可显著降低变压器烧坏故障的发生率, 营造安全稳定的变电作业环境。
4 结论
总之, 分析配电变压器故障是为了更好的调控系统, 向用户提供优质的用电服务, 带动了整个行业的可持续发展。应加强变压器装置的故障处理与综合维护, 创造更加稳定的电力作业条件。
参考文献
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电力变压器绝缘故障的分析与诊断 第4篇
【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】
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内燃机车增压器常见故障分析及预防 第5篇
1 增压器常见故障
郑州机务段配属各类型内燃机车136台, 2007年共发生吊修增压器32件, 其中轴承烧损18件、异物进入8件、增压器体裂2件, 其他原因4件, 这些吊修大部分属于常见故障。进入2008年后, 头两个月增压器故障呈上升趋势, 发生了14件, 其中增压器轴承烧损6件, 异物进入5件。这种情况引起了段领导的高度重视, 责成有关部门调查研究找出解决问题的办法。
2 故障原因分析
从上述统计情况来看, 增压器故障主要是由轴承烧损和异物进入造成的, 所占的比例达到了80%以上, 成为常见病和多发病。通过解体破损的增压器发现, 轴承烧损后大部分已经变形固死和变色, 各种尺寸无法测量, 所留的痕迹也不好分析。相对而言, 异物进入较易发现, 主要是来自排气支管内的衬套和气阀掉块。通过对增压器解体、清洗、测量、组装直到最后的上车、启机检查, 每一个环节都认真分析, 发现存在以下几方面的问题:
(1) 增压器滑油滤芯更换不及时。按工艺要求每次小修都要对滤芯进行更换, 但有时检修人员检查不彻底对该换的滤芯没及时更换使滑油过脏, 就有可能拉伤增压器轴承。
(2) 柴油机停机时滑油泵断开过快, 滑油没有压力, 而此时增压器仍在惰转, 也有可能拉伤轴承。
(3) 增压器清洗组装检查测量把关不严。检查发现增压器检修场地较脏, 增压器测量和组装时验收人员把关不严, 有可能出现轴承间隙过大或过小, 从而使增压器轴承烧损。
(4) 对增压器滑油管路检查不彻底, 只看滑油压力表, 而忽视了检查滑油管路是否畅通, 增压器是不是得到了滑油。2008年2月, DF11238机车在一个月内出现2次增压器轴承烧损, 第2次临修后更换增压器, 上水阻试验检查各种数据都正常, 但进行到一半时增压器冒黑烟轴承烧死。当时分析认为是增压器轴承间隙过大造成的, 所以对增压器组装进行盯控, 接连又换了两次增压器都是轴承烧死。这时才开始怀疑管路问题, 经检查发现与增压器连接的油管端部已经堵死, 已无法对轴承润滑, 更换油管后一切正常。
(5) 波纹管内衬套破损。其原因有:波纹管内衬套装反被燃气吹坏、波纹卡箍螺丝松动造成密封垫不紧、波纹管使用时间过长更换不及时等。
3 预防措施
(1) 增压器滑油滤芯每次小修都要更换, 验收人员应严格把关。
(2) 改进柴油机停机电路, 设计停机延时控制盒, 使启动滑油泵开关断开后滑油泵仍能转动2 min, 以保证增压器惰转时轴承还有一定的油压, 防止拉伤轴承。柴油机停机电路改进后的接线如图1所示, 停机延时电路如图2所示。
停机延时电路由继电器、电位器、单结晶体管和电容等组成。当燃油泵开关合上时接触器线圈RBC得电, 继电器J2吸合, 其常闭触点断开计时电路 (不工作) 。柴油机停机时要把燃油泵按键开关4K断开, 燃油泵接触器线圈失电, 继电器J2停止工作, 它的常闭触点合上, 这时计时电路得电开始工作, 同时电源经继电器J1的常闭触头, 使滑油泵接触器QBC线圈得电开始打滑油。单结晶体管是作为开关管使用的, 在通常情况下处于阻断状态, 随着电容C的充电, 单结晶体管e极和b1极之间的电压在某一时刻突然导通, 这时继电器J1得电, 它的常开触点闭合, 进行自锁, 而它的两个常闭触点一个断开使QBC失电停止打滑油, 一个断开计时电路。单结晶体管e极和b1极之间从不导通到导通的时间是2 min, 如果时间发生变化可以调整电位器的位置, 直到所需时间符合要求为止。下次启机合上燃油泵按键开关4K后RBC得电, J2重新工作, 其常闭触头失电, 停机延时电路停止工作, 直到下一循环开始。
(3) 配件验收人员要对增压器组装、测量过程进行严格监控, 做到台台检查, 保证增压器轴承间隙符合要求, 同时清洁场地, 严防灰尘杂物落入增压器内。
(4) 机车每次小辅修时除检查增压器滑油压力外, 还要检查确认管路是否畅通。
(5) 检修人员在机车小辅修时要认真检查废气道, 看是否有异物;同时还要把废气管螺丝紧固一遍, 对破损的波纹管内衬套坚决更换。
4 效果
这些措施于2008年4月开始实施, 当月效果明显, 增压器故障率为零。至2009年4月, 共发生增压器故障12件, 与以往相比大为减少, 起到了预防作用。
摘要：分析了增压器常见多发故障的原因, 提出了预防措施。
变压器故障分析与预防 第6篇
大型变压器在到达施工现场时的安装主要包括,本体就位,散热片密封试验,附件安装(套管式电流互感器的安装、高压套管的安装等等),真空注油及热油循环,整体密封试验、高压侧中性点安装、二次电缆敷设及安装等。近年来,大型变压器的安装是一项复杂的系统工程,涉及的工艺和技术较多,安装过程中任何一个小失误都可能影响到日后的安全运行[1]。而真空注油及热油循环的过程费时、费力,往往容易被操作工忽视,本文着重就795MVA(220k V)的大型油浸式变压器的真空注油及热油循环这一环节进行分析讨论,分析这个环节对变压器内部放电故障预防的重要性。
1 真空注油、补油
1)打开各组件、附件(不包括波纹管式储油柜)与本体之间所有的阀门,关闭所有放气阀;抽真空时,严密监视并记录油箱的变形情况,其最大变形量不得超过油箱壁厚的两倍。真空滤油机有防止突然停止或因误操作而引起真空泵油倒灌的措施。2)抽真空之前排除氮气,对整个变压器抽真空,真空度要求小于133 Pa(帕斯卡),且该真空度维持8小时以上,方可进行注油。3)注入变压器的绝缘油性能符合GB-50150规定要求。注油过程中,所有外露的可接地部件及变压器外壳和滤油设备都应可靠接地。4)注油速度在2~5Ton/h之间,注油温度保持在50℃左右(45℃~55℃)。5)注油高度最低要浸过全部绕组和铁轭绝缘件,大约需要注入240吨变压器绝缘油,因此注油时间要50个小时以上。6)拆除注油管将注油口密封,此时还要继续抽真空,并在规定真空度下维持8小时以上。
2 热油循环
为去除绝缘油的含气量和排除安装过程中器身绝缘表面吸收的潮气,注油完毕后还必须进行热油循环。热油循环的过程如下:1)关闭冷却装置与本体之间的阀门,然后接通热油循环系统的管路,通过真空滤油机进行热油循环,使热油从油箱顶盖上端的Φ80蝶阀进入油箱,从油箱底部的Φ80蝶阀流回真空滤油机。2)在循环过程中,真空滤油机脱气室内的真空度维持小于50 Pa,滤油机加热脱水缸中的温度维持在在65℃左右(60℃~70℃范围内)。3)热油循环的时间要同时满足:a)不小于48小时;b)不小于三倍变压器的总重量/通过滤油机每小时的油量。4)循环结束静置24小时后取油样化验要求符合规定要求。
3 大型油浸式变压器的安装难点
实践表明,大型油浸式变压器的安装难点是恢复变压器的绝缘,集中体现在规范处理变压器的绝缘油上[1]。因为在变压器的安装过程中对绝缘油处理不好,就会增加绝缘油中的气体、水分、杂质和纤维等,它们会影响绝缘油的电气性能[2,3,4]。油浸式变压器在运行期间的内部故障又分为热故障和电故障[2]。电故障通常就是指变压器内部在高电场强度作用下,造成绝缘性能下降或裂化的故障,而这类故障以局部放电引起的居多[2]。而引起局部放电的原因主要包括:1)受外界环境条件影响,如真空度控制不合适,绝缘油处理不净,当变压器绝缘油中存在气泡或者空穴,由于气体的介电常数小于绝缘油,其耐压强度远远低于绝缘油,这样在气隙中就容易引起局部放电。2)绝缘油中水分、纤维等杂质也是造成局部放电的主要原因。由于水的介电常数大于绝缘油,在电场作用下,水分等杂质首先被极化,被吸引到电场最强的地方,容易造成局部放电的击穿[2,3,4],导致绝缘油的耐电强度降低。水分的存在还会与绝缘油中的氧化物杂质形成稳定的络合物,会使绝缘油的介电损耗增加[2,3,4]。3)金属部件或电极之间的接触不良而引起的局部放电,也将会形成恶性循环,最终导致设备的击穿或损坏。显然,这些局部放电的原因与变压器安装过程的严格把控有重大关系。因此,在安装过程中既要注意变压器器身的清洁处理,又要保证变压器绝缘油的清洁处理。
4 大型油浸式变压器器身的清洁处理
1)一般变压器是充氮运输,在到达施工现场后,变压器器身不应该先破氮,而应该打开本体连接冷却器的盖板,待密封塔和真空蝶阀的锈迹和油垢等杂质全部清理干净后,方能组装冷却器。在这个过程中,施工人员要特别注意对变压器本体的氮气压力表进行监视,如果发现氮气压力下降要立即补充氮气。
2)大型油浸式变压器都是在户外安装,施工现场很难选择无风、无雨、无雪的晴朗天气,因此,为了确保变压器器身的洁净度,可以采用如下方法:零部件的内检和安装尽量在晴朗风小的白天进行,安装到傍晚就结束。每次收工前都要密封油箱上的手孔、人孔和未装零部件的法兰孔。夜晚停工时,真空泵要连续开动(开动时间应超过白天变压器器身在大气中暴露的时间),尽可能地排除器身在白天工作时所吸附的潮气。
3)注油排氮。对绝缘油的性能进行测试,确保各项指标均合格后,将绝缘油从变压器邮箱的下部注入,迫使氮气从邮箱的顶部的放气口排出,注入油量的最低高度要浸过全部绕组和铁轭绝缘件,注油结束后,拆除注油管将注油口密封。
4)热油循环。如果变压器的吊芯检查发生在相对湿度和大气温差大的天气,可以采用热油循环法。使用热油循环法时,空气露点由施工现场的温度和相对湿度来确定,然后将变压器器身的温度慢慢上升到55℃左右(确保器身的温度同时高于空气露点温度和周围环境温度),避免绝缘表面受潮。
5)抽真空脱水脱气。由于大型油浸式变压器的安装是在室外进行,从内检到全部元件的安装完毕往往需要几十个小时,因此所有和变压器绝缘油接触的零部件,都需要和器身一起进行真空处理,以消除其表面吸附的水分和气体,只有这样才能保证变压器的正常运行。一般要求真空度小于133Pa以上保持24小时以上。
5 大型油浸式变压器绝缘油的清洁处理
前文所述,影响绝缘油电气性能的杂质主要是水分、气体和纤维等。目前是通过真空滤油机过滤的方式来对绝缘油进行处理。作为变压器的安装人员,需要深入了解真空滤油机的工作特性,才能更好的完成真空注油和热油循环过程,保证变压器的顺利、可靠地工作。真空滤油机是通过油泵将绝缘油送入油机系统,然后经加热器加热后送入过滤器,绝缘油经过过滤器净化后进入脱气罐,在一定的真空度和一定温度的条件下,绝缘油中含有的微量水分将会被气化,最后绝缘油经过高精度的过滤器除去杂质后得以排出。在对绝缘油进行过滤时,滤油机的温度要控制在60℃左右,操作时间一般应超过24小时[5]。采用滤油机过滤时,影响绝缘油洁净度的主要因素是滤油机的质量,如果使用质量较差的滤油机,过滤环节中还可能导致绝缘油的分解而引入新的杂质,因此务必要选用质量过关的滤油机才能保证绝缘油的洁净度。因此,在大型油浸式变压器的安装过程中,严格检查真空滤油机的质量是保证变压器安装质量的前提。
6 结语
大型油浸式变压器在高电压的电站中有着广泛的应用,其安装水平的高低已经成为企业技术能力和发展潜力的重要标志,对安装工程的施工人员提出了更高的要求。为了保证油浸式变压器可靠的运行,延长变压器的使用寿命,在大型油浸式变压器的安装中,绝缘油的清洁和器身的清洁是主要的难点,而绝缘油的清洁往往是容易被忽视。本文结合笔者的工作经验,着重对绝缘油的清洁和可能存在的电气隐患进行了讨论,希望能给同行提供有益的借鉴。
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浅谈电力变压器故障与故障诊断分析 第7篇
1变压器的结构和分类
1.1变压器的结构
变压器的结构由本体设备和附属设备两大部分构成。本体设备部分主要有变压器器身、变压器油、油箱组成。其中油箱的作用是容纳变压器器身和变压器油;变压器油的作用是用于器身冷却、防腐和绝缘;变压器器身由线圈、铁芯及其夹紧装置构成。附属设备部分包括高压套管、低压套管、油枕、分接开关、呼吸器、防爆管、散热器、净油器、气体继电器、温度计等。也可简单归纳为变压器冷却系统、变压器本体保护装置、变压器油系统、变压器测试仪表装置等。
1.2变压器的分类
变压器按冷却和绝缘介质的不同可分为三类:一是油浸式电力变压器, 采用矿物油作为冷却和绝缘介质;二是气体绝缘电力变压器, 采用人工合成的气体作为冷却和绝缘介质;三是干式电力变压器, 采用空气作为冷却和绝缘介质。
2电力变压器的故障分类和规律
现如今, 油浸式电力变压器仍是主流变压器的电气设备, 所以我们着重分析此类变压器的故障和异常。在电力设备的制造及安装中, 把握好质量关, 就可以增加电气设备的可靠性, 降低故障发生率, 在使用过程中做好预防监测可通过检修手段对电力变压器进行故障的消除并做好维护保养的义务。大型油浸式电力变压器发生故障由于涉及面广, 复杂多样, 很难判断故障发生的类型及性质, 所以我们要尽量熟悉一些常见故障的类型及分类。
2.1电力变压器故障分类
按照变压器结构分类可分为本体设备故障和附属设备故障, 其中本体设备一般故障可分为绕组故障、铁芯故障、油质故障;按回路可分为电路故障、磁路故障、油路故障;按高发生率可分为铁芯故障、分接开关故障、绕组故障、绝缘故障等;变压器故障还可以分为内部故障和外部故障, 其中变压器内部故障按形成的原因和发展的过程, 可分为由电气回路缺陷构成的突发性故障和由铁芯、开关、并联导线绝缘损伤等局部过热构成的缓慢发展的潜伏性故障两大类。
2.2电力变压器故障规律
在电力变压器使用过程中, 我们通过长期的故障收集数据的对比, 发现了故障率与时间的线性规律。在设备使用的前三年, 开始的故障率较高, 但故障率随着时间的增加而迅速下降, 原因是由于设计缺陷和制造缺陷引起的, 例如设计不合理, 使用材料不合格, 装配不当, 焊接不良, 质量检验不认真等造成的。我们把这个时期称之为电力变压器的早期故障期;早期故障期过后, 一直到电力变压器的正常使用年限末期前, 我们称之为电力变压器的偶然故障期, 也可称之为有用寿命期, 此期间发生的故障基本都是由于偶然因素引发的, 具有随机性, 偶然因素包括技术参数突然超过极限值, 工艺缺陷、材料弱点在偶然因素的激发下, 维护不良、操作失误, 运行环境的突变等因素, 此期间刚开始故障率就低并且随时间变化不大且稳定;在正常使用年限末期, 故障率随时间的增加而增大, 这是由于变压器内部的物理变化、化学变化或生物变化所引起的磨损、疲劳、腐蚀、老化、极化、损耗、阻抗增大、振动位移等原因所造成的损耗故障, 我们称之为电力变压器的耗损故障期。
3电力变压器的故障诊断分析
电力变压器的故障诊断分析是指在变压器发生故障的时候, 根据数据的变化和以往的经验辅助以技术手段来研究判断变压器的所处状态。技术手段是指发生故障前电力变压器本身未消除的缺陷随着时间的变化对其进行跟踪诊断和分析其发展走向的技术。如果对电力变压器的故障诊断分析正确及接近, 我们就可以制定最经济实效的维修方案。
3.1电力变压器故障诊断的传统检测技术
传统检测技术包括变压器油中溶解气体分析、直流电阻检测、极化指数检测、油质检测等等。其中油中溶解气体分析 (DGA) 在电力变压器的早期故障期是应用最多的也是最重要的。DGA在全世界也是公认的, 使用最广泛的一项故障诊断检测技术。DGA通过分析变压器油中溶解气体来对电力变压器的故障进行判断, 国内外的电力研究者使用了三种判断方法来对变压器油色谱绝缘故障进行判断, 这三种方法是特征气体法、模糊诊断法、比例法 (TCG) 。DGA也使用了两种方法来判断故障, 是特征气体法和IEC推荐的三比值法。这些方法是一些经验的总结, 具有针对性, 不能解决所有的故障诊断。IEC推荐的三比值法还有可能诊断失败, 因为其编码不全, 在多重故障下, 故障气体比值编码没有相对应的比值组合。
3.2电力变压器的故障诊断的新检测技术
3.2.1电力变压器的红外测温技术
红外测温技术是一种非接触性的无损检测故障诊断分析技术, 对运行的电力变压器来说, 可以对其进行大面积的扫描来确定温度分布, 也可以对局部定点测温, 对在0.1~0.5℃的小范围温差可以准确清晰的分辨出其变化, 并且对带电设备具有足够的安全距离, 还不会受到高电压强电场的干扰, 对电力变压器的正常运行也无干扰, 具有安全性、经济性和可靠性的各项优点, 应广泛推广此技术应用。此技术衍生出来常用诊断方法有:温度判断法、相对温差法、同类比较法、历史数据分析法。
3.2.2电力变压器绕组变形检测技术
变压器绕组受外力冲击或者电力冲击引起局部变形和整体位移, 其内部的电感、电容等参数的分布就会有一些变化, 利用频率响应分析法就可以分析是否变形。正常没变形时, 三相频谱特性相关性好, 曲线基本重合, 一旦发生变形, 事故前后的三相频谱特性相关性变差, 曲线偏离原坐标, 出现新的频响曲线, 对比这两条线就可以分析评估整体变形情况。需要注意的是, 近年来频频发生电力变压器近区 (或出口) 短路故障, 对变压器绕组造成电力冲击, 所以此新技术应使广大电力工作者知悉。
4结语
变压器故障的检测技术是电力变压器故障诊断分析的主要手段。故障诊断中故障性质诊断由于方法很多在实际应用中得到推广, 故障诊断中故障部位诊断还处于探索期, 没有什么具体的方法, 如果故障部位诊断也有探索成功得到方法, 那对于故障的排除具有非凡的意义。在故障发生后, 能第一时间分析出故障性质, 判断出故障部位, 就能快速排除变压器故障, 对于电力系统的可靠性及稳定性的提高帮助非常大。电力变压器作为电力系统的重要设备, 希望广大电力研究者能进一步提高关于电力变压器的故障诊断技术, 使故障诊断技术成为电力工作者的坚强后盾, 使电网能更好的为人民服务。
摘要：在电力系统中电力变压器属于核心电气设备, 在运行中也不可避免的遇到各种大小故障, 文章围绕电力变压器浅谈了一下故障与诊断分析的问题, 使电力工作者多运用新方法, 新技术, 新手段去解决当下遇到的新问题。
关键词：变压器,故障,诊断分析,检测技术
参考文献
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预防变压器各类故障的措施 第8篇
在正常负载下, 变压器绝缘材料使用期限一般在20年左右。当绝缘枯焦、变黑失去原有的弹性而变得脆弱, 只要绕组稍受振动或绕组间略有相对摩擦, 已老化的绝缘就容易损坏, 造成匝间或层间短路。所以应严格监测变压器的负荷和油温, 就地平衡三相负荷, 不允许超规定过负荷运行, 以免加速绝缘老化, 缩短变压器的使用寿命。
2 绝缘油劣化
绝缘油有很好的电气绝缘性能和合适的粘度。它能增加绕组相间、层间以及绕组与铁心、外壳之间的绝缘强度, 使运行中的变压器绕组、铁心得到冷却。另外, 绝缘油能使变压器主绝缘保持原有的化学和物理性能, 保护金属不受腐蚀。油质的劣化会导致变压器发生故障。因此, 要加强对变压器油的维护和监视。主要包括3个方面:一是严格按规定按期取样和做简化试验, 发现不合格立即处理;二是监视变压器的负荷和上层油温有无异常;三是减少油与空气接触的机会, 防止水分渗入。
3 过电压
过电压一般分外过电压和内过电压。外过电压主要由雷击引起, 主要预防措施是安装避雷器;内过电压是当电力系统中的参数发生变化时, 电磁振荡等引起的, 预防措施是及时消缺。
4 套管损坏
励磁变压器故障原因分析与防范措施 第9篇
【关键词】励磁变压器；故障分析；防范措施
由于励磁变压器的安全运行关乎着机组的整体稳定性，与发电厂中稳定发电有直接的关系，应当维持其正常运转保证发电厂的经济效益，但是在实际运转中，由于一些因素导致励磁变发生故障出现机组跳闸现象。因此应当对励磁变故障种类加以总结，积极分析其原因，并提出相關防范对策从而减少其故障频率。
一、励磁变压器在发电厂中的重要作用
励磁变压器可控制发电机端的电流，在发电机出口装设电压互感器，然后其达到采样、调节、跟给励磁装置电源的作用，可为发电机的励磁系统提供三相交流励磁电源。励磁变压器是保证发电机励磁系统安全运行的重要工具，励磁系统一般通过可控硅将三相的电源转化为发电机转子所需要的直流电源，然后形成发电机的励磁磁场，最后通过励磁系统调节可控硅触发角。由于发电机出口处的电压通常较高，而励磁系统的额定电压较低，因此通过励磁变压器可降低电压，调节电机端电压符合实际生产需求。励磁变压的安全运行是保证发电机组稳定发电和满负荷发电的前提，也是励磁系统可靠运行的关键，其重要性显而易见[1]。
二、励磁变压器常见的故障种类分析
（一）CT故障
CT是指电流互感器，电流互感器发生故障是励磁变压器出现的故障种类之一，由于励磁变压器的高压旁的CT的内部存在一些问题或者缺憾，会引发爆炸接连引起励磁变压器高压两侧的两相短路，进一步会引发三相短路导致机组自动保护进行跳闸。三相中破损保障的一相CT变形严重并且脱落；临近的CT受到影响外部会部分破损；在CT至变压器的各相之间的引线也会受到波及变形或者熔断；励磁变压器的外壳在爆炸中会出现烧黑的恒基，由于其材质为环氧树脂一般无明显变形情况，在低压处损害程度相对较轻；但是在高压处爆炸会引发其侧封目严重变形，并破坏其周边设施，例如天花板、窗户等。据相关数据显示在2011年湖南某发电厂发生过由于励磁变压器侧的CT爆炸事故，在2012年国际某电厂的2号机组也发生了由于励磁变压力侧的CT爆炸引发的短路事故，经检查为该相的某根线的绝缘体发生损坏而引起的[1]。
（二）测温点故障
测温点的温度测量元件位置的不妥当放置，也会导致事故的发生，情况一：将温度测量原件放在高压线圈旁，会造成高压线圈和温度测定之间放点，进而导致发电机定子接地进行保护发生跳闸；情况二：励磁变压器的温度探头脱落会导致高压绕组对地放电，进而出现机组跳闸现象。在2011年某热电厂由于情况一发生跳闸事故，2012年国际某电厂1号机组也因此发生跳闸[2]。
（三）进水受潮接地故障
励磁系统机组中由于胶球清洗系统中的胶球收球室的顶部观察孔受到损坏，会导致循环水由破损处喷到励磁变压器的上部，再通过励磁变的通风孔或者其他缝隙处进入到变压器内部，会导致励磁变内高压侧的引线在水的作用下发生贯通接地，进而会出现机组跳闸情况。
（四）接头发热故障
由于高压引线长期在高压作用下会发热，一定其接头处或者其端部在高压中发生熔化出现熔断的现象，或导致CT结构内侧出现明显的放电情况，若其他两相变压器高压侧引线熔化会对冷却风扇有明显放电现象，进而导致风扇损毁，自动保护机组出现跳闸。
（五）线圈内部发生短路故障
高压线圈内部匝间短路故障，会导致线圈风道内壁烧损，磁力变压器无明显的事故痕迹和烟雾，会在两相线圈的中部低压引出线铜板处发现烟熏发黑的情况，并会发现有熔化的铜渣，进而导致保护跳闸动作发生停机[2]。
（六）其他混合型绝缘故障
励磁变压侧CT爆炸，在临侧相处保护用CT从上而下中间部位裂开明显缝隙；在穿心套管至高压侧的CT处的导线会出现明显放电情况，导致穿心套管爆裂；进而引发保护用CT与测量用CT之间的用以连接的被烧断。在进行修复处理时，由于电压过高，会发现励磁变的高压线圈上下层间由于过热出现熔化的同理，进而导致绝缘体受损导致匝间短路引发故障停机。
三、励磁变故障原因及暴露问题的分析
（一）CT故障原因分析
引起CT发生故障的原因通常有三个，一是由于CT内部引线材质不够优良，不符合标准或者焊接时工艺操作不够完善，导致在运行时，引线过热运行发生故障；二是由于CT局部的绝缘性能不佳，在制造时不够细致，导致出现气泡进而造成内部饶组之间发生放电；三是由于励磁变压器侧的CT的重量较重，高达120kg左右，且为壁挂式安装，导致CT四个安装孔长期受力发生振动导致绝缘受损。
（二）测温点故障原因分析
测温点故障的直接原因便是测量原件的位置放置错误，进而造成了高压线圈和温度测量点之间放点，在安装使用时，多数的励磁变厂家没有明确规定温度测点的安装位置，导致安装时将该位置错误的安放到了高压线圈旁侧，最终降低了高压线圈的绝缘能力，导致高压线圈和温度测点在放电作用下被击穿。
（三）进水受潮原因分析
励磁变进水的原因是由于胶球清洗系统在运行过程中出现异常程序，进而导致观察室的玻璃强度降低直至破裂，再循环水的作用下，经过励磁变的上方，通过励磁变的通风孔或者其他位置机内到变压器的内部，出现进水接地事故。
（四）接头发热原因分析
接头发热或者接头松动的原因，是由于在检修过程中安装以及检修工作未执行到位，未及时发现接头受损或由于体积振动发生了接头的松动导致运行时过热。
（五）励磁变线圈内部发生短路故障原因分析
励磁变的高压线圈内部发生短路故障分析，一是由于高压线圈本身质量问题，导线的匝绝缘不符合实际运城标准，其厚度不够存在皮损等；二是由于在实际安装的过程中过于粗暴，不断进行敲打导致匝绝缘破损；三是由于没有加强对高压线圈的处理，例如在换位处应当采取加强措施否则会造成换位处的剪刀口在线圈压紧过程中出现匝绝缘破损、或者匝绝缘厚度不够等。四是高压线圈在实际运行中由于长期的高负荷，导致线圈温度持续较高，绝缘老化、开裂进而发生了短路。
（六）其他混合型绝缘故障原因分析
当CT内部组件的接头接触不良，便会导致高温后CT一次线圈由于过热发生短路，再加上受热不均匀发生膨胀出现了CT保证内部故障。再加上线圈匝间短路，其为CT爆炸事故后期的连锁故障，在不及时发现随后的线圈匝间短路故障时便导致了混合型绝缘故障出现。
四、励磁变事故发生的具体防范措施
在wcng公司的专业会议中，聚集多方专业人士针对励磁变事故发生原因以及具体方法措施进行了深刻的分析，并且执行修订了相关的制度和章程，从而加强对工作的管理工作，减少事故发生的次数，并在事故发生后要提升检修的效率。
（一）加强绝缘监督与预防试验
依据对励磁变事故种类和原因的分析，发现大多数励磁变的損害和事故发生是由于绝缘的损害，据可靠数据分析，该原因在励磁变事故中的比例为85%，因此应当加强对设备的绝缘的监督管理以及试验从而减少励磁变事故发生的频率。在绝缘监督时应当重点关注发电区的周边的设备，不仅仅是励磁变，还应当包括CT、PT等，预防发电机出口接地故障。可定期展开预防性试验，对线圈和CT进行检修并记录具体的电流变化情况[3]。
（二）严格按规定执行，不断提高检修质量
只有到位的检修才能预防事故的发生，因此要安排完善的检修规范，可依次推行推进点检、运行、检修维护大专业管理模式。首先安排好相关设备以及系统的检修的次数以及检修的内容，针对易发生问题的设备和重点的系统要重点防护；其次应当按照相关的规定和国家的标准，不断的提升单位的技术规范，予以修订和改善进而提高检修的技术含量；此外应当有效的监视励磁变的绕组温度和铁芯温度，避免由于温度过高而发生的机组跳闸现象，还应当保证各导电线的连接部位紧密牢固[3]。
（三）进行问题排查并进行相应整改
针对事故问题，要逐一排查原因提升其稳定性能，例如CT故障可改变其悬挂模式，采取托架等；针对励磁变线圈接头松动情况，要进行回装将其重新固定；在励磁变进水情况下要采取防护措施，例如加装防水隔断避免由于变压器内部进水发生的跳闸现象；此外还应加强冷却风扇管理，将冷却风扇改到励磁变壳体外部后方便检修，单独配置1个继电器来启动风机，保证风冷控制箱不直接启动风机，避免电流大烧坏风冷控制箱控制板，提高设备可靠性。
结语
综上所述，应当针对励磁变事故发生的原因逐一排查进行整改，在检修时要严格按规定执行提高其质量，并加强绝缘监督与预防试验，从而减少励磁变故障发生的频率，保证励磁系统的安全稳定性。
参考文献
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变压器内部故障判断与分析 第10篇
1铁芯多点接地判断
铁芯多点接地会使变压器油温升高加快, 轻瓦斯动作。但是, 变压器瓦斯继电器动作原因很多, 怎样从诸多故障现象中确定是铁芯故障:
1.1有接地引出的变压器易在接地体上用电流表测量, 正常时引`出线上电流为零。如出现多点接地时, 接地体上有数值不等的电流。
1.2从变压器油中色谱分析判断
1.3通过空载损耗试验判断
当试验所得数据与设计计算值出厂值, 同类型产品或大修前数据有明显差异时应对变压器进行分相实验:由ab相与bc相磁路相对称, 因此ab相损耗与bc相损耗相等, 偏差一般不大于3%, 由于ac相磁路比ab或bc相磁路长, 故ac相损耗比ab相或bc相大, 电压为63KV的变压器一般为30---40%, 而220KV级变压器为40---50%。如所测结果超过上面数值, 则应考虑到铁芯有缺陷存在。
2铁芯多点的判断
对有铁芯多点接地故障的变压器, 在吊芯后要请有经验的人进行对位检查。看箱体连接部件与铁芯有无靠碰, 上下铁轭及心柱间有金属异物, 器身各部螺丝及垫片有无松动、缺少和脱落并坚持查明下落。测试穿芯锣丝绝缘, 如绝缘为零值或数值极低, 要重新垫绝缘套垫, 试验铁芯底脚垫块对铁芯的绝缘, 如发现垫块绝缘为零或绝缘极低, 证明垫块受潮造成的铁芯接地, 应重新垫合格品。
但铁芯多点接地, 特别是间歇式 (即虚联状态的) 接地故障点很难确定, 可以使用以下两种方式判断:
2.1直流法
将铁芯接地片打开, 在硅钢片两侧通6V直流电, 然后用直流电压表测量各级硅钢片间的电压, 如果电压在某点等于零或反向, 则该级为故障点
2.2交流法
将铁芯接地片打开, 在绕组低压侧接入交流电压220V—380V, 此时铁芯就有磁通存在。用毫安表测试铁芯电流, 无故障铁芯应有电流存在, 当电流在某点指示为零时, 则该级为接地点。
3铁芯接地不良判断
铁芯接地不良在试验中比较容易发现:
3.1吸收比反映不灵, 由于线圈壳间串人了铁芯对外壳间绝缘介质, 使绝缘升高, 由于这之间存在少量电容, 使吸收比下降。
3.2随着电压升高介质损失tgδ增高。因为此时实际值是铁芯对地绝缘介质。
3.3.在加电压后随电压升高到某一定值时会有“啪啪”放电声。而且只限于某一电压值, 低于或高于这一电压时放电声音都不会出现。
3.4放电声一般在下部。这是因为铁芯与线圈间存在较大电容, 而铁芯下夹件电容很小, 而容抗很大。因此承受大部分试验电压。由于铁芯与下夹件间绝缘低, 故电压升高时, 在这里会产生游离, 发展到滑闪放电。
4变压器油色谱分析判断
在正常情况下, 充油电气设备内绝缘油及有机绝缘材料, 在热和电的作用下, 会逐渐产生少量低分子烃类和二氧化碳和一氧化碳等气体, 这些气体大部分溶于油中。当有局部过热、放电等故障时, 气体产生速度加快, 分解气体形成气泡在油里对流、扩散, 而不断溶于油中。因此分析油中气体组成浓度, 参照色谱特征来判断, 并可掌握故障情况。
对判断故障时有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢气、一氧化碳、二氧化碳, 在正常运行中主要气体是一氧化碳和二氧化碳, 局部放电时, 油裂解产生气体主要是氢气和甲烷, 放电电荷在103PC以下时产生氢气最多, 甲烷次之。放电电荷升高到104—105PC时氢气和甲烷反而下降, 而出现乙炔。因此可按乙炔量的多少来判断放电强弱。当变压器内部存在高于运行温度时产生的气体主要是甲烷。随着温度升高, 乙烯和乙烷逐渐成为主要气体。温度高于700℃时有少量乙炔, 温度高于1000℃会有较多乙炔产生, 如果故障涉及固体绝缘会产生较多CO和CO2。
不同的故障类型产生的气体组分也不同 (表一)
从表中可以看出:在放电性故障中氢气和乙炔为主要产气成分, 而在过热性故障中甲烷和乙烯为主要产气成分。
当运行变压器内部油中气体含量超过表二时必须加以注意
油中溶解气体含量注意值 (表二)
当过热性故障涉及到固体绝缘 (主要是纸和纸板) 时会引起CO和CO2含量明显增长, 固体绝缘的正常老化也会产生这种情况, 二种情况下CO的含量无严格界限。CO2的规律更不明显, 因此在考察此两种气体含量时应结合变压器的特点、运行温度、负荷大小和运行历史等情况加以分析。
开放式变压器CO含量一般小于300ppm, 如果总烃含量超出正常范围, 而CO含量超过300ppm应考虑有涉及固体过热的可能性。若CO含量超过300ppm, 但总烃含量在正常范围, 一般可认为正常。
当变压器内部存在高于运行温度局部过热时, 产生气体主要是甲烷, 过热温度升高, 乙烯、乙烷逐渐增加。放电性故障中氢气和乙炔为主要气体成分, 而过热性故障中甲烷和乙烯为主要产气体成分。在黑山供电局二次变电所中曾发现运行变压器油样中氢气、乙烷、乙烯含量突然明显升高, 而且乙烯比乙炔变化大, 说明内部有局部过热现象。经检查及返厂大修确实内部发生过热。当过热故障涉及到固体绝缘时会引起一氧化碳和二氧化碳含量增加。
变压器内部故障气体特征 (表三)
在油的色谱分析中各组气体含量超过注意值, 产气率也超过注意值。初步判断可能存在过热性故障, 经过对变压器油样分析。总烃含量已超过注意值, 产气率也已超过注意值, 初步判断变压器内部存在局部过热性故障。为进一步分析判断故障的严重程度和故障点部位, 为检修提供更详细、可靠的依据。就必须掌握造成过热性故障原因, 除铁芯多点接地或接地不良外, 在导电回路、分接开关接触不良、引线接头焊接不良或漏磁、主磁通部件上涡流等引起过热。
分析溶于油中气体组成极其浓度, 可以对变压器内部故障类别极其严重程度做出早期诊断。正确分析、诊断可以遏制事故扩大减少不必要的损失。
参考文献
[1]《电力变压器检修工艺》.能源部东北电管局.90.4
[2]《变电设备检修规程 (》试行) .水利电力部.85.1
