變壓器故障檢測技術

1、畢業(yè)設計題目：變壓器故障檢測技術-典型故障分析系別：電氣系專業(yè)：班級：姓名：學號：指導老師：變壓器故障檢測技術-典型故障分析摘要電力變壓器故障檢測主要有電氣量檢測和化學檢測方法?；瘜W檢測主要是通 過變壓器油中特征氣體的含量、產氣速率和三比值法進行分析判斷，它對變壓器 的潛伏性故障及故障發(fā)展程度的早期發(fā)現(xiàn)具有有效性。 具體應用中要根據故障或 缺陷的不同發(fā)展階段，采用不同的分析方法，結合設備的實際運行狀況及外部電 氣試驗數(shù)據，充分發(fā)揮油化學檢測的靈敏性，正確評判設備狀況或制定針對性的 檢修策略。實際應用過程中，為了更準確的診斷變壓器的內部故障， 色譜分析應 根據設備歷史運行狀況、特征氣體的含量等采

2、用不同的分析模型確定設備運行是 否屬于正?；虼嬖跐摲怨收弦约肮收项悇e。電力變壓器是一種改變交流電壓大小靜止的電力設備，是電力系統(tǒng)中核心設 備之一，在電能的傳輸和配送過程中，電力變壓器是能量轉換、傳輸?shù)暮诵?，?國民經濟各行各業(yè)和千家萬戶能量來源的必經之路。 如果變壓器發(fā)生故障，將影 響電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行電力系統(tǒng)中很重要的設備，一旦發(fā)生事故，將造成很 大的經濟損失。分析各種電力變壓器事故，找出原因，總結出處理事故的辦法， 把事故損失控制在最小范圍內，盡量減少對系統(tǒng)的損害。由于每臺變壓器負荷大小、冷卻條件及季節(jié)不同，運行中不僅要以上層油溫 允許值為依據，還應根據以往運行經驗及在上述情況下與上

3、次的油溫比較。如油溫突然增高，則應檢查冷卻裝置是否正常，油循環(huán)是否破壞等，來判斷變壓器內 部是否有故障。變壓器的安全運行管理工作是我們日常工作的重點，通過對變壓器的異常運 行情況、常見故障分析的經驗總結，將有利于及時、準確判斷故障原因、性質， 及時采取有效措施，確保設備的安全運行變壓器是輸配電系統(tǒng)中極其重要的電器 設備，根據運行維護管理規(guī)定變壓器必須定期進行檢查，以便及時了解和掌握變壓器的運行情況，及時采取有效措施，力爭把故障消除在萌芽狀態(tài)之中， 從而保 障變壓器的安全運行。現(xiàn)根據對變壓器的運行、維護管理經驗。目錄摘要1電力變壓器的內部故障類型 11.1過熱性故障11.2放電性故障11.3變壓

4、器絕緣受潮12色譜分析診斷的基本程序 22.1變壓器故障的油中氣體色譜檢測 22.2特征氣體的含量 32.3根據氣體含量變化分析判斷 33油中主要氣體含量故障分析方法 53.1變壓器的注意值 53.2不超過注意值 53.3應用舉例64故障產氣速率判斷法 84.1不超過注意值 84.2根據產氣速率判斷故障的方法85根據三比值法分析判斷法 105.1三比值判斷法105.2應用舉：“106在線監(jiān)測技術116.1油中溶解性氣體分析及檢測 116.2局部放電在線檢測技術 116.3繞組溫度在線檢測技術117結束語13參考文獻14致謝151電力變壓器的內部故障類型1.1過熱性故障是由于設備的絕緣性能惡化、

5、油等絕緣材料裂化分解。又分為裸金屬過熱和固 體絕緣過熱兩類。裸金屬過熱與固體絕緣過熱的區(qū)別是以 CO和C02的含量為準， 前者含量較低，后者含量較高。1.2 放電性故障是設備內部產生電效應（即放電）導致設備的絕緣性能惡化。又可按產生電效 應的強弱分為高能放電（電弧放電）、低能量放電（火花放電）和局部放電三種。1.2.1 發(fā)生電弧放電時發(fā)生電弧放電時產生氣體主要為乙炔和氫氣，其次是甲烷和乙烯氣體。這種故 障在設備中存在時間較短，預兆又不明顯，因此一般色譜法較難預測。1.2.2 火花放電是一種間歇性的放電故障。常見于套管引線對電位未固定的套管導電管， 均壓 圈等的放電；引線局部接觸不良或鐵心接地片

6、接觸不良而引起的放電；分接開關撥叉或金屬螺絲電位懸浮而引起的放電等。 產生氣體主要為乙炔和氫氣，其次是 甲烷和乙烯氣體，但由于故障能量較低，一般總烴含量不高。1.2.3 局部放電主要發(fā)生在互感器和套管上。由于設備受潮，制造工藝差或維護不當，都會造 成局部放電。產生氣體主要是氫氣，其次是甲烷。當放電能量較高時，也會產生 少量的乙炔氣體。1.3 變壓器絕緣受潮變壓器絕緣受潮時，其特征氣體 H2含量較高，而其它氣體成分增加不明 顯。 值得注意的是，芳烴含量問題。因為它具有很好的“抗析氣”性能。不同 牌號油含芳烴量不同，在電場作用下產生的氣體量不同。 芳烴含量少的油“抗析 氣”性能較差，故在電場作用下

7、易產生氫和甲烷，嚴重時還會生成蠟狀物質；而 芳烴含量較多的絕緣油“抗析氣”性能較好，產生的氫氣和甲烷就少些，因此， 具體判斷時要考慮這一因素的影響2色譜分析診斷的基本程序2.1 變壓器故障的油中氣體色譜檢測目前，在變壓器故障診斷中，單靠電氣試驗方法往往很難發(fā)現(xiàn)某些局部故障和發(fā)熱缺陷，而通過變壓器油中氣體的色譜分析這種化學檢測的方法，對發(fā)現(xiàn)變壓器內部的某些潛伏性故障及其發(fā)展程度的早期診斷非常靈敏而有效，這已為大量故障診斷的實踐所證明。油色譜分析的原理是基于任何一種特定的烴類氣體的產生速率隨溫度而變化，在特定溫度下，往往有某一種氣體的產氣率會出現(xiàn)最大值；隨著溫度升高，產氣率最大的氣體依次為CH4

8、C2H6 C2H4 C2H2這也證明在故障溫度與溶解氣體 含量之間存在著對應的關系。而局部過熱、電暈和電弧是導致油浸紙絕緣中產生 故障特征氣體的主要原因。變壓器在正常運行狀態(tài)下，由于油和固體絕緣會逐漸老化、 變質，并分解出極 少量的氣體（主要包括氫H2、甲烷CH4乙烷C2H6乙烯C2H4乙炔C2H2 一 氧化碳CO二氧化碳CO2等多種氣體）。當變壓器內部發(fā)生過熱性故障、放電性 故障或內部絕緣受潮時，這些氣體的含量會迅速增加。這些氣體大部分溶解在絕緣油中，少部分上升至絕緣油的表面，并進入氣體繼 電器。經驗證明，油中氣體的各種成分含量的多少和故障的性質及程度直接有關。 因此在設備運行過程中，定期測

9、量溶解于油中的氣體成分和含量， 對于及早發(fā)現(xiàn) 充油電力設備內部存在的潛伏性故障有非常重要的意義和現(xiàn)實的成效，在1997年頒布執(zhí)行的電力設備預防性試驗規(guī)程中，已將變壓器油的氣體色譜分析放到了 首要的位置，并通過近些年的普遍推廣應用和經驗積累取得了顯著的成效。電力變壓器的內部故障主要有過熱性故障、放電性故障及絕緣受潮等多種類型。據有關資料介紹，在對359臺故障變壓器的統(tǒng)計表明：過熱性故障占 63%; 高能量放電故障占18.1%;過熱兼高能量放電故障占10%;火花放電故障占7%; 受潮或局部放電故障占1. 9%。而在過熱性故障中，分接開關接觸不良占50%; 鐵心多點接地和局部短路或漏磁環(huán)流約占 33

10、% ;導線過熱和接頭不良或緊固件 松動引起過熱約占14. 4% ;其余2. 1%為其他故障，如硅膠進入本體引起的局 部油道堵塞，致使局部散熱不良而造成的過熱性故障。 而電弧放電以繞組匝、層 間絕緣擊穿為主，3其次為引線斷裂或對地閃絡和分接開關飛弧等故障?；鸹ǚ烹姵Ｒ娪谔坠芤€對電位末固定的套管導電管、均壓圈等的放電；引線局部接觸不良或鐵心接地片接觸不良而引起的放電；分接開關撥叉或金屬螺絲電位懸浮而引起的放電等。針對上述故障，根據色譜分析數(shù)據進行變壓器內部故障診斷時，應包括：(1) 分析氣體產生的原因及變化。 判定有無故障及故障的類型。如過熱、電弧放電、火花放電和局部放電 等。(3) 判斷故障的

11、狀況。如熱點溫度、故障回路嚴重程度以及發(fā)展趨勢等。(4) 提出相應的處理措施。如能否繼續(xù)運行，以及運行期間的技術安全措施和 監(jiān)視手或是否需要吊心檢修等。若需加強監(jiān)視，則應縮短下次試驗的周期。2.2 特征氣體的含量首先看特征氣體的含量。若 H2、C2H2總烴有一項大于規(guī)程規(guī)定的注意值的 20%應先根據特征氣體含量作大致判斷，主要的對應關系是：若有乙炔，應懷 疑電弧或火花放電；氫氣很大，應懷疑有進水受潮的可能；總烴中烷烴和烯烴過 量而炔烴很小或無，則是過熱的特征。計算產生速率，評估故障發(fā)展的快慢。通過分析的氣體組分含量，進行三比值計算，確定故障類別。核對設備的運行歷史，并且通過其它試驗進行綜合判斷

12、。2.3 根據氣體含量變化分析判斷(1) 氫氣H2變化變壓器在高、中溫過熱時，H2 般占氫烴總量的27%以下，而且隨溫度升高， H2的絕對含量有所增長，但其所占比例卻相對下降。變壓器無論是熱故障還是 電故障，最終都將導致絕緣介質裂解產生各種特征氣體。由于碳氫鍵之間的鍵能低，生成熱小，在絕緣的分解過程中，一般總是先生成H2,因此H2是各種故障特征氣體的主要組成成分之一。變壓器內部進水受潮是一種內部潛伏性故障，其特征氣體H2含量很高?？陀^上如果色譜分析發(fā)現(xiàn)H2含量超標，而其他成分并沒有增加時，可大致先判斷為 設備含有水分，為進一步判別，可加做微水分析。導致水分分解出H2有兩種可能：一是水分和鐵產生

13、化學反應；二是在高電場作用下水本身分子分解。 設備受 潮時固體絕緣材料含水量比油中含水量要大 100多倍，而H2含量高，大多是由 于油、紙絕緣內含有氣體和水分，所以在現(xiàn)場處理設備受潮時，僅靠采用真空濾 油法不能持久地降低設備中的含水量，原因在于真空濾油對于設備整體的水分影 響不大。另外，還有一種誤判斷的情況，如某變壓器廠的產品一階段曾連續(xù)十幾臺變壓 器油色譜中H2高達1000t2L/L以上。而取相同油樣分送三處外單位測試，H2含量卻均正常。于是對標氣進行分析，氫氣峰高竟達216mm而正常情況僅13mm 左右。以上分析說明是氣相色譜儀發(fā)生異常，經檢查與分離柱有關，因分離柱長期使用，特別是用振蕩脫

14、氣法脫氣吸附了油， 當吸附達到一定程度，便在一定條 件下釋放出來，使分析發(fā)生誤差，經更換分離柱后恢復正常。(2) 乙炔C2H2變化。C2H2的產生與放電性故障有關，當變壓器內部發(fā)生電弧放電時，C2H2一般占總烴的20% -70 %, H2占氫烴總量的30%90%,并且在絕大多數(shù)情況下，C2H4 含量高于CH4當C2H2含量占主要成分且超標時，則很可能是設備繞組短路 或分接開關切換產生弧光放電所致。如果其他成分沒超標，而C2H2超標且增長速率較快，則可能是設備內部存在高能量放電故障。(3) 甲烷CH4和乙烯C2H4變化。在過熱性故障中，當只有熱源處的絕緣油分解時，特征氣體CH4和C2H4兩者之和

15、一般可占總烴的80%以上，且隨著故障點溫度的升高，C2H4所占比例也增加。另外，丁腈橡膠材料在變壓器油中將可能產生大量的CH4 丁青在變壓器油中產生甲烷的本質是橡膠將本身所含的 CH4釋放到油中，而不是將油催化裂 介為CH4硫化丁腈橡膠在油中釋放 CH4的主要成分是硫化劑，其次是增塑劑、 硬脂酸等含甲基的物質，而釋放量取決于硫化條件。(4) 一氧化碳CO和二氧化碳CO2變化。無論何種放電形式，除了產生氫烴類氣體外，與過熱故障一樣，只要有固體絕 緣介入，都會產生CO和 CO2但從總體上來說，過熱性故障的產氣速率比放電 性故障慢。3油中主要氣體含量故障分析方法在判斷設備內有無故障時，首先將氣體分析

16、結果中的幾項主要指標，(H2,CH，C2H2與色譜分析導則規(guī)定的注意值(如表 1所示)進行比較。表1正常變壓器油中氣，烴類氣體含量的注意值氣體組分總煙含量(10-6)1501 604070I 51503.1 變壓器的注意值當任一項含量超過注意值時都應引起注意。但是這些注意值不是劃分設備有無 故障的唯一標準，因此，不能拿“標準”死套。如有的設備因某種原因使氣體含量較高，超過注意值，也不能斷言判定有故障，因為可能不是本體故障所致，而 是外來干擾引起的基數(shù)較高，這時應與歷史數(shù)據比較，如果沒有歷史數(shù)據，則需 要確定一個適當?shù)臋z測周期進行追蹤分析。 又如有些氣體含量雖低于注意值，但 含量增長迅速時，也應

17、追蹤分析。就是說：不要以為氣體含量一超過注意值就判 斷為故障，甚至采取內部檢查修理或限制負荷等措施， 是不經濟的，而最終判斷 有無故障，是把分析結果絕對值超過規(guī)定的注意值，（注意非故障性原因產生的故障氣體的影響，以免誤判），且產氣速率又超過 10%勺注意值時，才判斷為存 在故障。注意值不是變壓器停運的限制，要根據具體情況進行判斷，如果不是電路（包 括絕緣）問題，可以緩停運檢查。3.2不超過注意值若油中含有氫和烴類氣體，但不超過注意值，且氣體成份含量一直比較穩(wěn)定， 沒有發(fā)展趨勢，則認為變壓器運行正常。表1中注意值是根據對國內19個省市6000多臺次變壓器的統(tǒng)計而制定的，其中統(tǒng)計超過注意值的變壓器

18、臺數(shù)占總 臺數(shù)的比例為5%左右。注意油中CO CO2含量及比值。變壓器在運行中固體絕緣老化會產生CO和CO2同時，油中CO和CO2的含量既同變壓器運行年限 有關，也與設備結構、運行負荷和溫度等因素有關，因此目前導則還不能規(guī)定統(tǒng) 一的注意值。只是粗略的認為，開放式的變壓器中，CO的含量小于300卩l(xiāng)/L，CO2/CC比值在7左右時，屬于正常范圍；而密封變壓器中的 CO2/CC比值一般低 于7時也屬于正常值。3.3 應用舉例濟源供電公司220Kv虎嶺變電站3#主變，1978年生產，1980年投運至今已運 行28年，接近設備的壽命期。從2004年開始的油色譜報告分析中就存在多種氣 體含量超標現(xiàn)象，具

19、體數(shù)據見表2表2 虎嶺變2#主變油色譜分析報告成曲甲垸乙烯乙烷乙塊C0總烽日期23, 096S. 915.615. 3123. 9gL 9S40001032004.5. 438. 94111+88.947. 2128. 77907. 75910166. 92005.6, 8含量23. U90. 087.225 5623. 297Q5. 550431312006.氐 ISml/128. 1164. 56 45 0125,76S0. 749S01292007,3. 2025. 2375, 807.126. 319.5702.94321142007.11.518. 7681. 066.245. 63

20、14. 76716. 75600111. 72008. 3.10對上述數(shù)據跟蹤分析，有不同程度乙炔、乙烯、總烴超過注意值，考慮變壓器 運行年限、內部絕緣老化，結合外部電氣檢測數(shù)據，認為該變壓器可繼續(xù)運行， 加強跟蹤，縮短試驗周期。目前此變壓器仍在線運行。2003年4月15日,35Kv黃河變電站1#主變預試時發(fā)現(xiàn)氫氣含量明顯增長。 變壓器型號為：SL7-5000KVA/35, 2001年8月投運，具體色譜數(shù)據見表 3：表3 虎嶺變1#主變油色譜分析報告氣體成份甲烷乙烯乙烷乙烘StcoCCb總魅日期含量1. 890. 756. 821.939. 28562659. 82002. 5. 5ml/1&

21、#163; 261.民7. 333” 98123. 56692h615. 222003.4. 15分析結果:色譜分析顯示氫氣含量雖未超過注意值，但增長較快，為原數(shù)值的12倍,其它特 征氣體無明顯變化，說明變壓器油中有水份在電場作用下電解釋放出氫氣，同時 對油進行電氣耐壓試驗，擊穿電壓為28Kv，微水測定為80ppm進一步驗證油中 有水份存在。經仔細檢查發(fā)現(xiàn)防暴筒密封玻璃有裂紋，內有大量水銹，外部水份通過此裂紋進入變壓器內部。經處理后變壓器油中氫氣含量恢復正常4故障產氣速率判斷法4.1 不超過注意值實踐證明，故障的發(fā)展過程是一個漸進的過程，僅由對油中溶解的氣體含量分 析結果的絕對值很難確定故障的

22、存在和嚴重程度。因此，為了及時發(fā)現(xiàn)雖未達到氣體含量的注意值，但卻有較快的增長速率的低能量潛伏性故障，還必須考慮故障部位的產氣速率。根據 GB/T7252- 2001變壓器油中溶解氣體分析判斷導則 中推薦通過產氣速率大小作為判斷故障的危害程度，對分析故障性質和發(fā)展程度（包括故障源的功率、溫度和面積等）具有重要的意義。當相對產氣速率（每運 行月某種氣體含量增加值占原有起始值的百分數(shù)的平均值），總烴的產氣速率大于10%寸應引起注意，變壓器內部可能有故障存在，如大于40卩I/L/月可能存在嚴重故障。但是，對總烴起始含量很低的變壓器不易采用此判據。4.2 根據產氣速率判斷故障的方法總烴的絕對值小于注意值

23、，總烴產氣速率小于注意值，則變壓器正常； 總烴大 于注意值，但不超過注意值的3倍，總烴產氣速率小于注意值，則變壓器有故障， 但發(fā)展緩慢，可繼續(xù)運行并注意觀察。總烴大于注意值，但不超過注意值的3倍，總烴產氣速率為注意值的12倍, 則變壓器有故障，應縮短試驗周期，密切注意故障發(fā)展；總烴大于注意值的3倍，總烴產氣速率大于注意值的3倍，則設備有嚴重故障，發(fā)展迅速，應立即 采取必要的措施，有條件時可進行吊罩檢修。4.2.1 應用舉例2006年6月2日，濟源供電公司110Kv星光變1#主變投運，投運時油色譜分 析報告見表4:表41#主變投運時油色譜分析報告氣津成份甲烷乙烯乙烷乙塊氫cocot含量ral/1

24、0*160+13007. 3710, S9327.520. 29投運后1個月，2006.7.21號開始跟蹤,具體所測數(shù)據如下氣體成飴甲烷乙烯乙疑乙塊00COte日期含量ml/119, 6948, 18丄S30, 9938.585501742006, 7/2116, 54飽,52 930,8531,879292和2006, 7,2429. 770.3邑59L 12641736661082006. 8. 1828. 1164. 56. 41. 1152.71705721002006. 8. 2833, 9S0, 17, 891.2178和跳1232006, 9. 540119126.9107258

25、1900177.72006L 9. 13分析結果：從7月8月份跟蹤試驗數(shù)據認為，特征氣體含量屬正常范圍，產氣速率較小，考 慮是新投運變壓器，繼續(xù)跟蹤運行；9月份后發(fā)現(xiàn)乙烯、乙炔、總烴含量超過注 意值，同時產氣速率超過15%乙炔、氫氣增長較快。結合投運時電氣交接試驗情況，此變采用ABB油氣套管，且變壓器出廠時雖做 局部放電試驗，但油氣套管未進工廠是在現(xiàn)場組裝的。由于變壓器套管直接與GIS設備連接，交接時無法進行主變局放試驗。通過特 征氣體產生率、三比值法判斷內部可能有火花放電存在， 懷疑高壓引線與套管連 接處可能存在缺陷。經常規(guī)電氣試驗未發(fā)現(xiàn)異常，放油后檢查發(fā)現(xiàn)，套管未端屏 蔽罩固定螺絲三個中有

26、一個較松動， 但無明顯放電痕跡，緊固后對油進行脫氣處 理，主變試運至今色譜分析正常。5根據三比值法分析判斷法所謂的IEC三比值法實際上是羅杰斯比值法的一種改進方法。通過計算，C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6勺值，將選用的5種特征氣體構成三對比值, 對應不同的編碼，分別對應經統(tǒng)計得出的不同故障類型。應用三比值法應當注意的問題：對油中各種氣體含量正常的變壓器，其比值沒有意義。只有油中氣體各成份含量足夠高（通常超過注意值），氣體成分濃度應不小于 分析方法靈敏度極限值的10倍，且經綜合分析確定變壓器內部存在故障后，才 能進一步用三比值法分析其故障性質。如果不論變壓器是否存在故障，一

27、律使用 三比值法，就有可能將正常的變壓誤判斷為故障變壓器，造成不必要的經濟損 失。5.2 應用舉例2006年4月30號，110KV濟源變2#主變差動、瓦斯動作跳閘，油色譜分析報 告見表5:表52#主變瓦斯動作跳閘油色譜分析報告氣體成份甲烷乙烯乙烷乙烘氫C0COt總痊日期含量117.44117.1514.7896. 68612644.07269734& 054.30ml /I66.52165. 8525,2971, 16110.55612. 785318.9328.22丘9分析結果:變壓器差動、瓦斯繼電器同時動作，甲烷、乙烯、乙炔、氫氣、總烴含量均超 過注意值數(shù)倍，可直接采用三比值法判斷

28、故障類型。查編碼為102,屬高能放電故障，可能會出現(xiàn)工頻續(xù)流放電、繞組之間或繞組 對地之間的絕緣油發(fā)生電弧擊穿、 調壓開關切斷電源等；結合外部電氣試驗測得 B相高壓繞組直流電阻不平衡率達 25%初步判斷為B相繞組有嚴重電弧故障。吊罩檢查發(fā)現(xiàn)B相高壓繞組中性點處出現(xiàn)嚴重匝間短路， 并有電弧放電痕跡, 主變本體損壞嚴重。6在線監(jiān)測技術6.1油中溶解性氣體分析及檢測由于變壓器 3 內部不同的故障會產生不同的氣體 ，因此通過分析油 中氣體的成分、含量、產氣率和相對百分比 ，可以達到對變壓器絕緣情況進 行診斷的目的。女口 H2,CO,CH4,C2H6,C2H4和 C2H2常被作為分析的特征氣 體。在檢測

29、出氣體及成分后，用特征氣體法或比值法判斷變壓器的內部故障。利用氣相色譜法 （DGA）檢測絕緣油中溶解氣體的含量（見圖1）,以此來判斷充油電力設備內部故障的類型及其嚴重程度。這種方法在技術上非常成 熟，已經成功地預防了很多變壓器發(fā)生嚴重事故。絕緣油在熱和電的作用下,能分解出 H2,CO,CO2以及多種小分子烴類氣體，充油電力設備內部故障的類型及其嚴重程度與這些氣體組分及產氣速 率有著密切的關系。6.2 局部放電在線檢測技術變壓器在內部出現(xiàn)故障或運行條件惡劣時會因局部場強過高而產生局部放 電。放電水平及其增長率的明顯變化，能夠指示變壓器內部正在發(fā)生的變化。但是變壓器正常運行時，由于受到電網的影響

30、，其內部的局部放電不易被檢測出來，需要在其內部安裝傳感器進行檢測。傳感器的安裝。裝置的原理是利用變壓器繞組在特定頻率范圍內等值電路的特 點，導出變壓器繞組內部產生局部放電時首末端電壓（或電流）比值與放電點位置的關系，據此定出故障點位置。變壓器局部放電在線測量定位時，需要采集每一繞組的首端及末端信號并 進行放大、濾波及數(shù)據處理。采用多路模擬開關接入接口電路，利用單片機進行控制和數(shù)據處理，可依次對每個變壓器的每個繞組進行測量及定位。6.3 繞組溫度在線檢測技術繞組溫度檢測主要用于監(jiān)測變壓器繞組的溫度，給出越限報警，并在需要時啟動保護跳閘。繞組溫度檢測系統(tǒng)主要由寬帶光源、耦合器、測溫探頭、分析儀等組

31、成。由寬帶光源發(fā)出的光束經耦合器后沿光纖進入測溫探頭。測溫探頭主要包括感溫元 件光纖溫度傳感器和配件。光纖溫度傳感器是物理量的變換元件，它實現(xiàn)溫度的改變到光信息的變化。光纖溫度傳感器的輸出光信號經耦合器后進入 分析儀，并由分析儀解調出變化的光信息，即可得到變化的溫度數(shù)值。變壓器滲漏油不僅會給電力企業(yè)帶來較大的經濟損失、環(huán)境污染，還會影 響變壓器的安全運行，可能造成不必要的停運甚至變壓器的損毀事故，給電力客 戶帶來生產上的損失和生活上的不便。因此，有必要解決變壓器滲漏油問 題。油箱焊縫滲油。對于平面接縫處滲油可直接進行焊接， 對于拐角及加強筋 連接處滲油則往往滲漏點查找不準， 或補焊后由于內應力

32、的原因再次滲漏。 對于 這樣的滲點可加用鐵板進行補焊，兩面連接處，可將鐵板裁成紡錘狀進行補焊； 三面連接處可根據實際位置將鐵板裁成三角形進行補焊；該法也適用于套管電流 互感器二次引線盒拐角焊縫滲漏焊接。高壓套管升高座或進人孔法蘭滲油。這些部位主要是由于膠墊安裝不合 適，運行中可對法蘭進行施膠密封。 封堵前用堵漏膠將法蘭之間縫隙堵好， 待堵 漏膠完全固化后，退出一個法蘭緊固螺絲，將施膠槍嘴擰入該螺絲孔，然后用高 壓將密封膠注入法蘭間隙，直至各法蘭螺絲帽有膠擠出為止。低壓側套管滲漏。其原因是受母線拉伸和低壓側引線引出偏短， 膠珠壓在螺紋 上。受母線拉伸時，可按規(guī)定對母線用伸縮節(jié)連接；如引線偏短，可

33、重新調整引 線引出長度；對調整引線有困難的，可在安裝膠珠的各密封面加密封膠； 為增大 壓緊力可將瓷質壓帽換成銅質壓帽。防爆管滲油。防爆管是變壓器內部發(fā)生故障導致變壓器內部壓力過大，避免變壓器油箱破裂的安全措施。但防爆管的玻璃膜在變壓器運行中由于振上述情況下與上次的油溫比較。3檢查油質，應為透明、微帶黃色，說明油質較好。油面應符合周圍溫度的標 準線。4. 變壓器的聲音應正常。正常運行時一般有均勻的嗡嗡電磁聲，如聲音有所改 變，應細心檢查。5. 檢查油枕油面。油面均應正常，無滲漏現(xiàn)象，高低壓套管應清潔，無裂紋，無 破損及放電燒傷痕跡，螺絲是否緊固。一、二次引線不應過緊或過松，接頭接觸 良好，呼吸器

34、應暢通，硅膠吸潮不應達到飽和，無變色，變壓器外殼和零線接地 應良好。三.事故分析1繞組故障主要有匝間短路、繞組接地、相間短路、斷線及接頭開焊等。產生這些故障的原 因有以下幾點： 在制造或檢修時，局部絕緣受到損害，遺留下缺陷； 在運行中因散熱不良或長期過載，繞組內有雜物落入，使溫度過高絕 緣老化； 制造工藝不良，壓制不緊，機械強度不能經受短路沖擊，使繞組 變形絕緣損壞； 繞組受潮，絕緣膨脹堵塞油道，引起局部過熱絕緣油內混入水分而劣化，或與空氣接觸面積過大，使油的酸價過高絕緣水平下降或 油面太低，部分繞組露在空氣中未能及時處理。由于上述種種原因，在運行中一經發(fā)生絕緣擊穿，就會造成繞組的短路或接地故

35、障。匝間短路時的故 障現(xiàn)象使變壓器過熱油溫增高，電源側電流略有增大，各相直流電阻不平衡，有 時油中有吱吱聲和咕嘟咕嘟的冒泡聲。輕微的匝間短路可以引起瓦斯保護動作； 嚴重時差動保護或電源側的過流保護也會動作。 發(fā)現(xiàn)匝間短路應及時處理，因為 繞組匝間短路常常會引起更為嚴重的單相接地或相間短路等故障。2 套管故障這種故障常見的是炸毀、閃落和漏油，其原因有： 密封不良，絕緣受潮劣比，或有漏油現(xiàn)象； 呼吸器配置不當或者吸入水分未及時處理； 變壓器高壓側（110kV及以上）一般使用電容套管，由于瓷質不良故而有沙 眼或裂紋； 電容芯子制造上有缺陷，內部有游離放電； 套管積垢嚴重。3鐵芯故障 硅鋼片間絕緣損壞

36、，引起鐵芯局部過熱而熔化； 夾緊鐵芯的穿心螺栓絕緣損壞，使鐵芯硅鋼片與穿心螺栓形成短 路； 殘留焊渣形成鐵芯兩點接地； 變壓器油箱的頂部及中部，油箱上部套管法蘭、桶皮及套管之間。 內部鐵芯、繞組夾件等因局部漏磁而發(fā)熱，引起絕緣損壞。運行中變壓器發(fā)生故障后，如判明是繞組或鐵芯故障應吊芯檢查。首先測量各相繞組的直流電阻并進行比較， 如差別較大，則為繞組故障。然后進行鐵 芯外觀檢查，再用直流電壓、電流表法測量片間絕緣電阻。如損壞不大，在損 壞處涂漆即可。4 瓦斯保護故障瓦斯保護是變壓器的主保護，輕瓦斯作用于信號，重瓦斯作用于跳閘。下面分 析瓦斯保護動作的原因及處理方法： 瓦斯保護動作的原因可能是因濾

37、油、 加油和冷卻系統(tǒng)不嚴密，致使 空氣 進入變壓器； 因溫度下降和漏油致使油位緩慢降低；或是因變壓器故障而產生少 量氣 體； 由于發(fā)生穿越性短路故障而引起； 由于保護裝置的二次回路故障所引起。輕瓦斯保護動作后發(fā)出信號。其原因是：變壓器內部有輕微故障；變壓器內部存在空氣；二次回路故障 等。運行人員應立即檢查，如未發(fā)現(xiàn)異?，F(xiàn)象，應進行氣體取樣分析。瓦 斯保護動作跳閘時，可能變壓器內部發(fā)生嚴重故障，引起油分解出大量氣 體，也可能二次回路故障等。出現(xiàn)瓦斯保護動作跳閘，應先投入備用變壓 器，然后進行外部檢查。檢查油枕防爆門，各焊接縫是否裂開，變壓器外 殼是否變形；最后檢查氣體的可燃性。5 變壓器自動跳閘

38、的處理當運行中的變壓器自動跳閘時，運行人員應迅速作出如下處理： 當變壓器各側斷路器自動跳閘后，將跳閘斷路器的控制開關操作至 跳 閘后的位置，并迅速投入備用變壓器，調整運行方式和負荷分配，維持運 行系統(tǒng)及其設備處于正常狀態(tài)； 檢查掉牌屬何種保護動作及動作是否正確； 了解系統(tǒng)有無故障及故障性質； 若屬以下情況并經領導同意，可不經檢查試送電：人為誤碰保護使 斷 路器跳閘；保護明顯誤動作跳閘；變壓器僅低壓過流或限時過流保護動作， 同時跳閘變壓器下一級設備故障而其保護卻未動作，且故障已切除，但試 送電只允許一次； 如屬差動、重瓦斯或電流速斷等主保護動作，故障時有沖擊現(xiàn)象， 則需對變壓器及其系統(tǒng)進行詳細檢

39、查，停電并測量絕緣。在未查清原因之前，禁止將變壓器投入運行。必須指出，不管系統(tǒng)有無備用電源，也絕對 不準強送變壓器。6變壓器著火變壓器著火也是一種危險事故，因變壓器有許多可燃物質，處理不及時 可能發(fā)生爆炸或使火災擴大。變壓器著火的主要原因是：1. 套管的破損和閃落，油在油枕的壓力下流出并在頂蓋上燃燒；2. 變壓器內部故障使外殼或散熱器破裂，使燃燒著的變壓器油溢出。 變壓器著火，應迅速作出如下處理：1. 開變壓器各側斷路器，切斷各側電源，并迅速投入備用變壓器，恢復供電；2. 停止冷卻裝置運行；3. 主變壓器及高廠變著火時，應先解列發(fā)電機；4. 若油在變壓器頂蓋上燃燒時，應打開下部事故放油門放油至

40、適當位置。 若變壓 器內部著火時，則不能放油，以防變壓器發(fā)生爆炸；5. 迅速用滅火裝置滅火。如用干式滅火器或泡沫滅火器滅火。 必要時通知消防隊 滅火。發(fā)生這類事故時，變壓器保護應動作使斷路器斷開。若因故障斷路器未斷 開，應用手動來立即斷開斷路器，拉開可能通向變壓器電源的隔離開關。7.分接開關故障。常見的故障是表面 熔化與灼 傷，相間 觸頭放電或 各接頭 放電。主要 原因 有：(1) 連接螺絲松動；(2) 帶負荷調整裝置不良和調整不當；(3) 分接頭絕緣板絕緣不良；(4) 接頭焊錫不滿，接觸不良，制造工藝不好，彈簧壓力不足；(5) 油的酸價過高，使分接開關接觸面被腐蝕。由于主變事故一般不是單一的

41、，而是多重的、發(fā)展的，且潛在的主要故障點比較 隱蔽，加上故障性質的特殊性。因而我們?yōu)榱舜_保變壓器及電網的安全穩(wěn)定運行， 正確處理事故，應隨時掌握下列情況： 統(tǒng)運行方式，負荷狀態(tài)，負荷種類 變壓器上層油溫，溫升與電壓情況； 事故發(fā)生時天氣情況； 變壓器周圍有無檢修及其他工作； 運行人員有無操作； 系統(tǒng)有無操作； 何種保護動作，事故現(xiàn)象情況等。加強對變壓器運行的巡監(jiān)，做好常規(guī)的維護工作，及時地消除設備的缺陷，定期 進行檢修和預防性試驗，盡量避免變壓器事故的發(fā)生，減小事故對電網及電器設 備的損害。四.典型案例北疆某電廠主變壓器運行中出現(xiàn)的故障原因進行7分析研究，從而總結出在今后的運行、檢修過程中要做

42、到的一些預防措施及注意事項。電廠簡介電廠裝有四臺水輪發(fā)電機組，型號為 HLFN70-LJ-160,單機容量為8MW，電氣 主接線為擴大單元接線方式，兩條 110 K V線路，兩條I 0KV直配線，兩臺 主變壓器，主變壓器容量是20000KVA額定電壓121( ±2X 2.5 %) / 10.5KV，額 定電流是100，45A/ 1099.71A，調壓方式：無載調壓。故障的原因及處理1) 故障現(xiàn)象由于主變壓器運行已幾年時間，需外部清掃。聯(lián)系值班調度將1號主變正常停電后，由值班人員對主變外部進行常規(guī)檢查和清掃。工作完成后由 110K V高壓側斷路器對1號主變充電，在高壓側斷路器合閘的同時

43、，電廠 中控室信號屏光子牌出現(xiàn)了“ 10KV單相接地”信號，過了幾分鐘后又出現(xiàn) 了“ 1號主變輕瓦斯動作”的信號，值班人員立即檢查了10KVI段母線電壓，結果B相相電壓為零，A、C兩相相電壓正常，而110KV母線各相電 壓也均正常。運行人員又對主變本體進行檢查，發(fā)現(xiàn)變壓器勵磁分接開關 處有像水沸騰時發(fā)出的異常聲響，值班人員立刻停運了該變壓器并匯報領 導。2) 處理經過檢修人員首先對瓦斯繼電器內的氣體進行了分析，此氣體為淡黃色且可燃，這說明變壓器內部肯定有故障，隨后對主變的分接開關進行檢查發(fā)現(xiàn)，分接開關的位置出現(xiàn)變動，前一次調整的位置在 +1檔，而實際位置卻在+1檔和+2檔 之間。然后對主變進行

44、了絕緣電阻、直流電阻和絕緣油的耐壓、色譜分析試驗， 通過對比，有兩項試驗結果不合格，一是分接開關在+1檔位的接觸電阻測試不出，二是對變壓器的絕緣油進行色譜分析后，絕緣油中的乙炔 (C2, H2)、氫 氣(H2)、總烴含量均超過了規(guī)定值，根據電力設備預防性試驗規(guī)程規(guī)定： C2H2>5 PPm H, >150 PPm總烴>150 PPm時應引起注意。檢修人員將變 壓器內的油放空后，進入變壓器內對分接開關進行檢查后發(fā)現(xiàn)，分接開關+1檔的兩個觸頭表面有放電和少許燒傷的痕跡，對表面進行打磨處理，上好定位銷后重新測試接觸電阻，+1檔的接觸電阻為：AO=1.229 BO=1.227 CO=

45、1228測 試溫度為14C )，直流電阻符合規(guī)程要求。將絕緣油注入變壓器，用真空濾油 機對絕緣油進行了自循環(huán)過濾，重新作了絕緣油色譜分析試驗，此時油中乙炔、 氫氣、總烴值符合標準。將變壓器投運后，一切正常。過濾前后絕緣油中的氣 體含量見下表：3) 原因總結此次事故發(fā)生是由于分接開關位置變位的原因，是在前一次分按開關檔位調整 后，對分接開關起限位鎖定的螺栓沒有固定到位， 值班人員在對變壓器進行外 部清掃時接觸到分接開關調整檔位的圓盤， 圓盤受力轉動后，帶動分接開關轉 動，故而造成分接開關的檔位發(fā)生了變化。重新送電后由于分接開關的接頭接 觸不良，所以兩個觸頭表面產生局部放電以至引起絕緣油中的乙炔、

46、氫氣、總烴含量超標。預防措施 通過此次事故，我們認為對于無載調壓變壓器的分接開關在今后 的運行中應注意以下幾點：在對分接開關進行切換前、后都必須測量其直流電阻。使用過的分接開關接觸 部分可能有一些局部熔傷，長期未用的分接頭表面則可能存在氧化或觸頭不 潔、鍍層剝落、彈力不夠、焊接脫落等現(xiàn)象，從而造成分接頭的接觸不良，接 觸電阻增大。這就將造成其局部過熱，并危及變壓器的安全運行，乃至造成變 壓器燒毀事故；還有可能引起絕緣油迅速劣化，從而被迫停運。因此，變壓器 在切換分接開關前、后都必須測量直流電阻，且三相電阻值相差不得超過 2%。無載調壓分接開關應在停電狀態(tài)下進行切換， 切換時應多轉動幾次手柄，對

47、其 觸頭表面的油污進行清除。切換必須到位，到位后要固定好定位銷，防止松動 變位。(3)主變往往在大修后容易發(fā)生分接開關接觸不良的故障，穿越性故障后也可 導致燒傷接觸面。在運行過程中，特別要注意輕瓦斯動作情況，如果瓦斯頻繁 動作說明有可能存在此故障，取油樣化驗，可得出絕緣油的閃點迅速下降同時也可通過油的色譜分析來判斷。 最后，可將變壓器停運，測量三相分接頭的 直流電阻來確定分接開關接觸情況，當分接開關接觸不良導致斷相時，從指針表中就可判斷。通過此次事故的發(fā)生，我們認為供電變壓器在平時的運行過程中，應加強巡 視檢查力度，在進行維護和檢修過程中，應嚴格遵守相關的規(guī)程、規(guī)章，確保 變壓器安全、經濟、高

48、效運行。電力變壓器'> 變壓器故障分析與診斷(三)第一節(jié)短路故障案例一、老廠主變壓器'> 變壓器多次過流重合動作繞組變形 案例。我廠老廠# 7機31.5MVA 110kV變壓器(SFSZ8- 31500/110)發(fā)生 短路事故，重瓦斯保護動作，跳開主變壓器三側開關。返廠吊罩檢查，發(fā)現(xiàn)C相高壓繞組失團，C相中壓繞組嚴重變形，并擠破囚扳造成中、低壓繞組短路； C相低壓繞組被燒斷二股；B相低壓、中壓繞組嚴重變形；所有繞組匝間散布 很多細小銅珠、銅末；上部鐵芯、變壓器底座有銹跡。事故發(fā)生確當天有雷雨。事故發(fā)生前，曾多次發(fā)生10kV、35kV側線路單相接地。13點40分35k

49、V側過活動作，重合成功；18點44分35kV側再次過活 動作，重合閘動作，同時主變壓器重瓦斯保護跳主變壓器三側開關。經查35kV距變電站不遠處B、C相間有放電燒損痕跡。(2) 原因分析。根據國家標準 GBI094. 5日 5規(guī)定110kV電力變壓器的短路表觀容量為800MVA應能承受最大非對稱短路電流系數(shù)約為 2. 55。該變壓 器編制的運行方式下：電網最大運行方式110kV三相出口短路的短路容量為1844MVA 35kV三相出口短路為 365MVA 10kV三相出口短路為 225. 5MVA 事故發(fā)生時，實際短路容量尚小于上述數(shù)值。據此計算變壓器應能承受此次短 路沖擊。事故當時損壞的變壓器正

50、與另一臺31500/110變壓器并列運行，經受同樣短路沖擊而另一臺變壓器卻未損壞。因此事故分析以為導致變壓器B、C相繞組在電動力作用下嚴重變形并燒毀，由于該變壓器存在以下題目：1) 變壓器繞組疏松。高壓繞組輻向用手可搖動 5mm左右。從理論分析可知， 短路電流產生的電動力可分為輻向力和軸向力。外側高壓繞組受的輻向電磁力，從內層至外層三線性遞減，最內層受的輻向電磁力最大，兩倍于繞組所受 的均勻圓周力。當繞組卷緊芝內層導線受力后將一部分力轉移到外層，結果造成內層導線應力趨向減小，而外層導絞受力增大，內應力關系使導線上的作用 力趨于均衡。內側中壓繞組受力方向相反，但均§七用的原理和要求一致

51、。繞組假如疏松， 就起不到均衡作用，從而降低了變壓器的抗短路充擊的能力。外側高壓繞組所受的輻向電動力是使繞組導線沿徑向向外脹大，受到的是拉張力，表觀為向外撐開；內側中壓繞組所受的輻向電動力是使繞組導線沿徑 向向內壓縮，受到的是壓力，表現(xiàn)為向內擠壓。這與該變壓器的B C相高、中壓繞組在事故中的結果一致。2) 經吊罩檢查發(fā)現(xiàn)該變壓器撐條不齊且有移位、墊塊有松動位移。這樣大大降低了內側中壓繞組承受輻向力和軸向力的能力，使繞組穩(wěn)定性降低。從事故中的C相中壓繞組輻向失穩(wěn)向內彎曲的情況，可以考慮適當增加撐條數(shù)目， 以減小導線所受輻向彎曲應力。3) 盡緣結構的強度不高。由于該變壓器中、低壓繞組采用的是圍板結

52、構， 而圍板本身較軟，經真空于燥收縮后，高、中、低繞組之間呈空松的格式，為 了進步承受短路的能力，宜在內側繞組選用硬紙筒盡緣結構。(3) 措施。這是一起典型的因變壓器動穩(wěn)定性能差而造成的變壓器繞組損壞 事故，應吸取的教訓和相應措施包括：1) 在設計上應進一步尋求更公道的機械強度動態(tài)計算方式；適當放寬設計 安全裕度；內繞組的內襯，采用硬紙筒盡緣結構；公道安排分接位置，盡量減 小安匝不平衡。2) 制造工藝上可從加強輻向和軸向強度兩方面進行，措檀越要有：采用女 式繞線機繞制繞組，采用先進自動拉緊裝置卷緊繞組； 牢固撐緊繞組與鐵心之 間的定位，采用整產套裝方式；采用墊塊預密化處理、繞組恒壓干燥方式；繞

53、 組整體保證高度一致和結構完整；強化繞組端部盡緣；保證鐵軛及夾件緊固。3) 要加強對大中型變壓器的質量監(jiān)制治理， 在訂貨協(xié)議中應夸大對中、小容 量的變壓器在型式試驗中作突發(fā)短路試驗，大型變壓器要作縮小模型試驗，進 步變壓器的抗短路能力，同時加強變電站10kV及35kV系統(tǒng)維護，減少變壓器 遭受出口短路沖擊機率。第二節(jié)過熱故障案例一、新廠# 3機變壓器盡緣受潮過熱 案例。我廠# 3機200MVA 220kV主變壓器(SFP7240000/220)在周期 性油色譜分析中發(fā)現(xiàn)氫氣、乙炔含量有增大趨勢。經跟蹤監(jiān)測，氫氣含量為 30. 1uL幾，而乙炔含量為5. 2uL/L，已超過正常留意值。兩天后停電

54、檢驗， 檢驗前氫氣含量達43. 6uL/L，乙炔含量達10. 9uL/L，色譜變化情況如表3 13所示，盡緣介質損耗tgs %變化如表314所示。表3- 13色譜試驗數(shù)據UL/L 停電檢驗放油后的重點檢查項目是：繞組壓板、壓釘有無松動，位置是否正常；鐵芯夾件是否碰主變壓器油箱頂部或油位計座套；有無金屬件懸浮高電位放電；鄰近高電場的接地體有無高電位放電；引線和油箱升高座外殼間隔是否符合要求， 焊接是否良好由箱內壁的磁屏蔽盡緣有無過熱；申壓側分接開關接觸是否良好。檢查中發(fā)現(xiàn)：中壓側油箱上的磁屏蔽板盡緣多塊脫落；中壓側B相引線靠近升高座處白布帶脫落且盡緣有 稍微破損；B相分接開關操縱桿與分接開關連接

55、處有很多炭黑。(2)原因分析。規(guī)程規(guī)定220kV變壓器20C時tg8 %不得大于0. 8,且一般要求相對變化量不得大于30%，根據表314數(shù)據反映變壓器盡緣受潮.按照GB7252-87變壓器油中溶解氣體分析和判定導則推薦的三比值法：C2H2/C2H4=10 5/7=1. 5;編碼為 1;CH4/H2=21/32. 6； 0. 644;編碼為 0； C2H4/C2H6=7 /3=2. 33；編碼為1。組合編碼為1, 0, 1,對應的故障性質為主變壓器內部 有盡緣過熱或低能放電現(xiàn)象。氫氣、乙炔含量高的可能原因：1) 主盡緣慢性受潮。主盡緣受潮后，盡緣材料含有氣泡，在高電壓強電場作用下將引起電暈而發(fā)生局部放電，從而產生Hz;在高電場強度作用下，水和鐵的化學反應也能產生大量的H2,使在在總烴含量中所占比重大。主盡緣受潮后，不但電導損耗增大，同時還會產生夾層極化，因而介質損耗大大增加。2) 磁屏蔽盡緣脫落后的影響。正常時，高、中壓繞組的漏磁通主要有三條路 徑：一是經