电力变压器实验报告（通用11篇）
电力是国民经济中的重要基础性产业,现如今,没有电世界将会变得一无所有,任何家庭、产业、国家离开了电都无法正常生活,正常运转,因为用的人多,发电站可能不能及时产出足够的电,如果停电,后果将不堪设想,而电力变压器在这中间就发挥了十分重要的作用。
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)设备。电力变压器是输变电设备检修的重点,电力变压器在电网运行中起关键性作用,但电力变压器经常会发生故障,一旦发生故障可能就会发生大面积的停电事故,我们只能进行检修,但我们又不具备实时状态检修的条件,其检修策略的先行性基本上代表一个企业、地区的输变电设备检修的发展状况。因此,电力变压器要进行多次实验,多次检修,才能为我们创造一个更加安全的生活环境。
2 电力变压器实验的重要性
电力变压器在使用过程中如果不经常进行检修,一旦发生故障就可能会发生大面积的停电,因此,各级电网公司非常重视电力变压器的检修工作,而在检修时我们就要进行电力变压器的实验,在电力行业中,定期检修的弊端日益呈现,等待以后检修技术成熟后再进行检修也显然是不能成立的,因为问题的累计时间越长越难解决,会带来更大的安全隐患,另一方面,实施状态检修前必然有一个逐次推进的准备过程,只能是一步步推进,所以要不断地探索不断地尝试不断地实验,综上所述,电力变压器的实验十分重要,我们只有不断地进行电力变压器的实验、检修,才能防止电力变压器发生故障,而电力变压器的实验是一个复杂的实验,所以,我们不仅要了解掌握实验的基础知识还需要用细心、耐心以及谨慎的态度进行实验,总之,电力变压器的实验在电力中是十分重要的。
3 电力变压器的检修及其重要性
3.1 电力变压器的诊断性检修流程
以10kv及以上的电压等级的电力变压器为例,电力变压器的诊断性检修是对检修周期的变压器由技术人员通过检修人孔进行变压器整体检修,若变压器没有大问题,可根据诊断情况选用提前准备好的检修方案,然后再对其进行紧固、清洗、处理缺陷处理油等一般检修,但如果变压器存在问题,再进行吊罩大修或返厂大修。值得注意的是,在检修过程中,空气湿度一般会很大,这是不可避免的,我们只要解决定期检修带来的检修损伤,、检修过剩、工作量大等问题,尽量减少减少检修的创伤面即可。另外,提高检修效率也是我们应当重视的,因为企业的变电检修人员受企业劳动定员的限制,检修人员不可能大量增加,为了保证变压器安全稳定的运行,我们只能提高检修效率才行。
3.2 诊断检修的主要环节
在检修电力变压器之前我们应当收集分析设备信息并编制信息收集清单,不仅如此,我们还要收集电力变压器的相关信息且收集的信息要全面、准确,在原始数据、实际情况的基础上,参照相关的规程,信息收集完后我们应该对特别重要的值得注意的地方在检修中明确标识,我们可以对变压器的状况做一个初步分析判断,信息的收集由检修部门负责。根据相关的检查结果,我们可以由《电力变压器检修导则》、《电力变压器诊断性检修作业指导书》判断变压器的诊断结果,根据检查结果,由变压器技术人员现场决定检修方案,对变压器的绕组、铁芯、能触及的范围一起报总工批准,在检查时,对检查的内容应由专家组先制定,并记录检查结果,打开检修人孔和顶部部分检修孔进行换气,准备防爆照明灯、雨衣、扳手等工作专用器具,确保换气效果,如果通风时间够长的话,检修人员可以依次进入变压器本体内进行检查,主要检查的地方应包括主绝缘、调压开关、铁芯等,在检查时我们应提前充分做好准备,以保证我们是在安全的环境下工作的,注意安全保证我们的生命财产安全才是我们应当放在首要位置的任务,在检查时,我们应主要检查绕组和有载分接开关进行检测。专家组先行制定的检查内容可以用检查表的形式,检察人员逐项检查。需要我们注意的是,我们应检查项目表围屏检查表检查部位检查重点检查内容可以用检查表的形式检查外观是否清洁、无破损、变形、绑扎是否紧是否完整,还要注意电隔板是否完整,牢固围屏长垫块是否有爬电痕迹,各垫块是否有移动、松动的现象。最后,我们需要了解、询问专家组对检修结果的检修意见,再解决下一步我们所需要完成事情,若变压器没有大问题,就只对变压器进行紧固、清洗、处理缺陷、处理油等一般检修,如果变压器存在大问题,还需另行制定详细方案,变压器需进行返厂大修,如果变压器问题十分严重,我们需要再进行吊罩、吊芯大修才能解决问题。
3.3 诊断性检修的优点
电力变压器在日常生活中可能不是我们能直接接触到的,但我们又每天都在使用它,所以电力变压器在生活中是我们人类所必需的,占有十分重要的地位,电力变压器一旦发生故障后果不堪设想,所以我们经常对它进行诊断可以延长它的使用寿命,防止故障发生,技术人员对其经常检测、诊断,可以及时了解电力变压器的故障原因,这样,对设备损伤小,避免了大拆、大卸、大组装对设备的损伤。因为诊断性检修不吊罩,可以直接判断变压器的健康状况,由检查结果确定检修的必要性,必要时,我们应在大检修之前进行一个检查环节,为检修方案提供了充分证据不吊罩就可以不用拆除部分附件这样克服了状态检修检测技术不成熟的问题,更重要的是其能减少电力变压器本体暴露在空气中的时间,减少电力变压器与大气中的水蒸气直接接触带来的不良后果,可防止电力变压器受潮的可能性,使电力变压器在安全稳定的状态下运行,所以,电力变压器的诊断性检修是必要的也是重要的环节。
4 结束语
随着社会经济的快速发展,人类的生活离不开电,电力的正常运输离不开电力变压器,而电力变压器的正常运转离不开电力变压器的实验和诊断性检修,所以,总的来说,电力变压器的实验在人类社会中占有十分重要的地位,只有多次进行电力变压器的实验和检修,才能让电力变压器在安全稳定的状态下工作,才能为人类创造出更多的财富。
摘要：现如今,电力是国民经济的重要基础性产业,电力变压器是一种静止的电力设备,它一旦发生故障就可能发生大面积的停电事故,所以要不断地进行实验,不断地加强检修工作,以确保电力变压器是在正常安全的情况下工作的,文章主要探讨了电力变压器实验重点研究及它的检修流程,提出了电力变压器状态检修的主要环节,以推进状态检修工作的开展和进行。
关键词：电力,电力变压器,实验,检修
参考文献
[1]刘有为,李光范,等.电气设备状态维修导则.
关键词：变压器 故障 解决方法
中图分类号：TM41 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）11（c）-0081-01
电力变压器具有很多优点，如安装方便、价格比较便宜、保护设置简便易行，还可以根据不同用户需要的容量不同而设置等等。在实际的运行过程中，由于其内部结构复杂、电场及热场不均等诸多因素，变压器故障也时有发生，我们需要较好了解它的故障类型及原因，有效避免变压器事故发生。
1 变压器故障类型
根据变压器结构来分，可以将变压器故障划分为短路故障、绕组故障、铁芯故障和绝缘故障四种故障类型[1]。
1.1 短路故障
在变压器的三种短路故障中，发生概率最高的是变压器出口短路故障。如果变压器出口短路故障突然发生，相当额定值的数十倍的短路电流会同时通过高、低压绕组，产生的热量会使变压器严重发热。如果变压器热稳定性不足、承受短路电流的能力差，会损坏变压器绝缘材料，造成变压器击穿及损毁事故的发生。
1.2 绕组故障
变压器的绕组是由带绝缘层的绕组导线按一定排列规律和绕向，经绕制、整形、浸烘、套装而成。因外界因素影响，变压器受到短路冲击时，若短路电流较小，继电保护能正确动作，此时绕组变形将是轻微的。如果短路电流很大，而继电保护延时动作或者拒动，绕组变形将会非常严重，绕组绝缘会开始损伤，老化和劣化，甚至可能造成绕组损坏，发生短路、断路和变形等故障，引起变压器内出现局部放电、过热、电弧放电等现象。即便是对于较轻微的变形，如果不及时进行检修，在经历多次的短路冲击后，长期的累积效应也会使变压器损坏[2]。
1.3 绝缘故障
变压器正常运行的根本是绝缘系统，变压器的使用寿命与绝缘材料的寿命直接相关。实践证明，大多变压器的损坏和故障都源于绝缘系统的损坏。据统计，变压器全部事故的85%都是绝缘事故。影响变压器绝缘性能的主要因素包括温度、湿度、油保护方式、过电压等等。进一步看，变压器整体温度的高低和变压器內绝缘油的微水含量成正比；湿度过大，水分过多，会导致绝缘油的火花放电电压降低，介质损耗因数增大，加速绝缘油老化。
1.4 铁芯故障
传递和交换电磁能量的主要部件就是变压器的铁芯，变压器的正常运行要求铁芯质量好且单点接地。当铁芯出现多点接地的问题时，会使铁芯中产生祸流，增加铁耗，引起铁芯局部过热，遇到这种情况，要及时进行处理，如果处理不及时，变压器油将会劣化分解，产生可燃性气体，引起气体继电器动作，造成停电事故。
2 变压器故障分析
2.1 短路故障
变压器出口短路发生概率最高，其故障原因与结构设计、原材料的质量、制造工艺水平、日常运行工况等因数有关，但最为关键的是电磁线的选用，原因分析如下：（1）绕组绕制较松，换位处理不当，比较单薄，造成电磁线悬空。从事故损坏位置来看，变形多见换位处，尤其是换位导线的换位处。（2）变压器的漏磁场很难做到均匀分布，基本上铁轭部分相对集中，该区域的电磁线实际受到机械力也较大。换位导线在换位处因为爬坡可能改变力的传递方向，从而产生扭矩。基于垫块弹性模量的因数，轴向垫块不等距分布因素，会使交变漏磁场所产生的交变力延时共振，导致处在铁心轭部、换位处、有调压分接的对应部位的线饼首先变形[3]。（3）此外，绕组的预紧力控制不当造成普通换位导线的导线间相互错位、采用软导线导致抗短路能力差等也是短路故障的重要原因。
2.2 绕组故障
主要表现为匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等[4]。产生这些故障的原因总结起来大致如下：（1）制造工艺欠佳，压制不够紧，机械强度难以经受短路冲击，导致绕组变形绝缘损坏；（2）变压器绕组受潮，引起绝缘膨胀，堵塞油道，致使局部过热；（3）绝缘油混入水分，引起油质劣化；或者与空气的接触面积过大，造成油的酸价过高，绝缘水平下降；或者油面过低，部分绕组较长时间露在空气中，未能及时处理；（4）在制造过程中，亦或者是日常检修时，局部绝缘受到不同程度的损害，遗留下缺陷；（5）在运行中过程中散热不良，变压器长期过载，或者绕组内有杂物落入，使温度过高引起绝缘老化。
2.3 绝缘故障
（1）设计不合理，比如绝缘材料较薄、油道过窄，导致变压器投入不久就会产生故障。（2）变压器各相之间绝缘裕度不够，容易产生相间短路的故障。（3）变压器表面和变压器线圈之上有金属杂质覆盖，导致变压器运行过程中产生局部放电。（4）绝缘成型件在制造过程中受到污染，导致局部放电，降低了绝缘件的绝缘效果。（5）油箱的密封效果不好，水分进入变压器内部，造成变压器的局部绝缘强度降低，导致线圈对油箱的击穿。（6）变压器长时间超负荷运行，导致变压器油老化。
2.4 铁芯故障
最为常见的原因是铁芯柱的穿心螺杆或者铁轮的夹紧螺杆的绝缘受到损坏，其后果可能造成穿心螺杆与铁芯迭片两点连接，出现环流从而引起局部发热，最坏引起铁芯的局部熔毁。也有可能造成铁芯迭片的局部短路，继而产生涡流过热，将引起迭片间绝缘层损坏，导致变压器空载损耗增大，绝缘油劣化。
3 结语
变压器作为电力系统中最重要的设备，是全站设备运行的中心枢纽，一旦发生故障，要求运行人员能根据变压器的异常，及时迅速地分析出电力变压器故障的原因，并作出正确的检修，从而有效避免重大事故的发生。
参考文献
[1]刘静.变压器的故障分析及处理[J].西北职教，2008（12）：48.
[2]毛润年，杨勇.变压器的运行维护和事故处理[J].恩施职业技术学院学报，2006（4）：73-74.
[3]杨天军.变压器故障原因分析[J].黑龙江科技信息，2009（14）：30.
实验名称：单相桥式全控整流电路仿真 实验时间：2018.5.11 班级：自动化2班 姓名：
学号 1.实验目的
利用SIMULINK仿真平台绘制仿真电路，通过设置模型参数，来观测仿真结果。通过改变晶闸管的控制角，可以调节输出直流电压和电流的大小。
2.仿真模型及参数设置
Scope1-+Current MeasurementScope2mInMeanmAC Voltage Source12kk+v-ThyristorggaaThyristor1Mean ValueScope4Voltage MeasurementLinear Transformer+Series RLC Branch1v-Voltage Measurement1Scopemkm0Constantalpha_degABThyristor2gagkThyristor3aBCCApulsesScope30Constant1BlockSynchronized6-Pulse GeneratorTerminator
交流电压源AC，电压为220V,频率为50Hz，初始相位为0°
变压器参数一次电压为220V（有效值）。二次电压为100V（有效值）晶闸管VT1~4直接使用模型默认参数 负载RLC选择RL。R为0.5，L为10e-3 脉冲发生器同步频率为50Hz，脉冲的宽度为10°
3.仿真过程及结果分析 4.4.总结
关键词：变压器色谱分析故障判别方法
摘要：电力变压器故障检测主要有电气量检测和化学检测方法。化学检测主要是通过变压器油中特征气体的含量、产气速率和三比值法进行分析判断，它对变压器的潜伏性故障及故障发展程度的早期发现具有有效性。实际应用过程中，为了更准确的诊断变压器的内部故障，色谱分析应根据设备历史运行状况、特征气体的含量等采用不同的分析模型确定设备运行是否属于正常或存在潜伏性故障以及故障类别。
0.引言
变压器故障诊断中应综合各种有效的检测手段和方法，对得到的各种检测结果要进行综合分析和评判，根据DL/T596—电力设备预防性试验规程规定的试验项目及试验顺序，通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法，在不停电的情况下，对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效。经验证明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关，它们之间存在不同的数学对应关系。
Abstract：
Therearetwomainmethodsforfaultdetectionofpowertransformer,electricaldetectionandchemicaldetection.Chemicaldetectionismainlyproductionrateandtheratioofthreetoanalysisandjudge,throughthetransformeroilcontentofgas.Itiseffectivetofindtransformerlatentfaultandfaultdegreeinearlystage.Inthecourseofpracticalapplication,inordertodiagnosistheinternaltransformerfailuremoreaccurately,Chromatographicanalysisshouldbeinaccordancewiththeequipmentpreviousrunningconditions,characteristicsofthegascontentandusingdifferentanalysismodeltodeterminewhethertheoperationofequipmentisnormalorequipmentexistlatentfaultandfaultcategory.
Keywords：TransformerChromatographicAnalysisTheDefect-judgementMethod
1.电力变压器的内部故障主要有过热性、放电性及绝缘受潮等类型
1.1过热性故障是由于设备的绝缘性能恶化、油等绝缘材料裂化分解。又分为裸金属过热和固体绝缘过热两类。裸金属过热与固体绝缘过热的区别是以CO和CO2的含量为准，前者含量较低，后者含量较高。
1.2放电性故障是设备内部产生电效应(即放电)导致设备的绝缘性能恶化。又可按产生电效应的强弱分为高能放电(电弧放电)、低能量放电(火花放电)和局部放电三种[1]。
1.2.1发生电弧放电时，产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体。这种故障在设备中存在时间较短，预兆又不明显，因此一般色谱法较难预测。
1.2.2火花放电，是一种间歇性的放电故障。常见于套管引线对电位未固定的套管导电管，均压圈等的放电;引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起的放电;分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体，但由于故障能量较低，一般总烃含量不高。
1.2.3局部放电主要发生在互感器和套管上。由于设备受潮，制造工艺差或维护不当，都会造成局部放电。产生气体主要是氢气，其次是甲烷。当放电能量较高时，也会产生少量的乙炔气体。
1.3变压器绝缘受潮时，其特征气体H2含量较高，而其它气体成分增加不明显。
值得注意的是，芳烃含量问题。因为它具有很好的“抗析气”性能。不同牌号油含芳烃量不同，在电场作用下产生的气体量不同。芳烃含量少的油“抗析气”性能较差，故在电场作用下易产生氢和甲烷，严重时还会生成蜡状物质;而芳烃含量较多的绝缘油“抗析气”性能较好，产生的氢气和甲烷就少些，因此，具体判断时要考虑这一因素的影响。
2.色谱分析诊断的基本程序
2.1首先看特征气体的含量。若H2、C2H2、总烃有一项大于规程规定的注意值的20%，应先根据特征气体含量作大致判断，主要的对应关系是：①若有乙炔，应怀疑电弧或火花放电;②氢气很大，应怀疑有进水受潮的可能;③总烃中烷烃和烯烃过量而炔烃很小或无，则是过热的特征。
2.2计算产生速率，评估故障发展的快慢。
2.3通过分析的气体组分含量，进行三比值计算，确定故障类别。
2.4核对设备的运行历史，并且通过其它试验进行综合判断。
3.油中主要气体含量达到注意值时故障分析方法
在判断设备内有无故障时，首先将气体分析结果中的几项主要指标，(H2，∑CH，C2H2)与色谱分析导则规定的注意值(表1)进行比较。
3.1当任一项含量超过注意值时都应引起注意。但是这些注意值不是划分设备有无故障的唯一标准，因此，不能拿“标准”死套。如有的设备因某种原因使气体含量较高，超过注意值，也不能断言判定有故障，因为可能不是本体故障所致，而是外来干扰引起的基数较高，这时应与历史数据比较，如果没有历史数据，则需要确定一个适当的检测周期进行追踪分析。又如有些气体含量虽低于注意值，但含量增长迅速时，也应追踪分析。就是说：不要以为气体含量一超过注意值就判断为故障，甚至采取内部检查修理或限制负荷等措施，是不经济的，而最终判断有无故障，是把分析结果绝对值超过规定的注意值，(注意非故障性原因产生的故障气体的影响，以免误判)，且产气速率又超过10%的注意值时，才判断为存在故障。
3.2注意值不是变压器停运的限制，要根据具体情况进行判断，如果不是电路(包括绝缘)问题，可以缓停运检查。
3.3若油中含有氢和烃类气体，但不超过注意值，且气体成份含量一直比较稳定，没有发展趋势，则认为变压器运行正常。
3.4表1中注意值是根据对国内19个省市6000多台次变压器的`统计而制定的，其中统计超过注意值的变压器台数占总台数的比例为5%左右。
3.5注意油中CO、CO2含量及比值。变压器在运行中固体绝缘老化会产生CO和CO2。同时，油中CO和CO2的含量既同变压器运行年限有关，也与设备结构、运行负荷和温度等因素有关，因此目前导则还不能规定统一的注意值。只是粗略的认为，开放式的变压器中，CO的含量小于300l/L，CO2/CO比值在7左右时，属于正常范围;而密封变压器中的CO2/CO比值一般低于7时也属于正常值。
3.6应用举例
3.6.1济源供电公司220KV虎岭变电站3#主变，1978年生产，1980年投运至今已运行28年，接近设备的寿命期。从开始的油色谱报告分析中就存在多种气体含量超标现象，对上述数据跟踪分析,有不同程度乙炔、乙烯、总烃超过注意值，考虑变压器运行年限、内部绝缘老化，结合外部电气检测数据，认为该变压器可继续运行，加强跟踪，缩短试验周期。目前此变压器仍在线运行。
3.6.220xx年4月15日,35KV黄河变电站1#主变预试时发现氢气含量明显增长。变压器型号为：SL7-5000KVA/35，8月投运，具体色谱数据如下：
分析结果:色谱分析显示氢气含量虽未超过注意值,但增长较快,为原数值的12倍,其它特征气体无明显变化,说明变压器油中有水份在电场作用下电解释放出氢气，同时对油进行电气耐压试验，击穿电压为28KV，微水测定为80ppm，进一步验证油中有水份存在。经仔细检查发现防暴筒密封玻璃有裂纹，内有大量水锈，外部水份通过此裂纹进入变压器内部。经处理后变压器油中氢气含量恢复正常。
4.故障产气速率判断法方法
4.1实践证明，故障的发展过程是一个渐进的过程,仅由对油中溶解的气体含量分析结果的绝对值很难确定故障的存在和严重程度。因此，为了及时发现虽未达到气体含量的注意值，但却有较快的增长速率的低能量潜伏性故障，还必须考虑故障部位的产气速率。根据GB/T7252—《变压器油中溶解气体分析判断导则》中推荐通过产气速率大小作为判断故障的危害程度，对分析故障性质和发展程度(包括故障源的功率、温度和面积等)具有重要的意义。当相对产气速率(每运行月某种气体含量增加值占原有起始值的百分数的平均值)，总烃的产气速率大于10%时应引起注意，变压器内部可能有故障存在，如大于40l/L/月可能存在严重故障。但是,对总烃起始含量很低的变压器不易采用此判据[2]。
4.2根据总烃含量、产气速率判断故障的方法
4.2.1总烃的绝对值小于注意值，总烃产气速率小于注意值，则变压器正常;
4.2.2总烃大于注意值，但不超过注意值的3倍，总烃产气速率小于注意值，则变压器有故障，但发展缓慢，可继续运行并注意观察。
4.2.3总烃大于注意值，但不超过注意值的3倍，总烃产气速率为注意值的1～2倍，则变压器有故障，应缩短试验周期，密切注意故障发展;
4.2.4总烃大于注意值的3倍，总烃产气速率大于注意值的3倍，则设备有严重故障，发展迅速，应立即采取必要的措施，有条件时可进行吊罩检修[2]。
分析结果:从7月～8月份跟踪试验数据认为,特征气体含量属正常范围,产气速率较小,考虑是新投运变压器,继续跟踪运行;9月份后发现乙烯、乙炔、总烃含量超过注意值，同时产气速率超过15%，乙炔、氢气增长较快。结合投运时电气交接试验情况，此变采用ABB油气套管，且变压器出厂时虽做局部放电试验，但油气套管未进工厂是在现场组装的。由于变压器套管直接与GIS设备连接，交接时无法进行主变局放试验。通过特征气体产生率、三比值法判断内部可能有火花放电存在，怀疑高压引线与套管连接处可能存在缺陷。经常规电气试验未发现异常，放油后检查发现，套管未端屏蔽罩固定螺丝三个中有一个较松动，但无明显放电痕迹，紧固后对油进行脱气处理，主变试运至今色谱分析正常。
5.根据三比值法分析判断方法
所谓的IEC三比值法实际上是罗杰斯比值法的一种改进方法。通过计算，C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6的值，将选用的5种特征气体构成三对比值，对应不同的编码，分别对应经统计得出的不同故障类型。应用三比值法应当注意的问题：
5.1对油中各种气体含量正常的变压器，其比值没有意义。
5.2只有油中气体各成份含量足够高(通常超过注意值)，气体成分浓度应不小于分析方法灵敏度极限值的10倍[3]，且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一步用三比值法分析其故障性质。如果不论变压器是否存在故障，一律使用三比值法，就有可能将正常的变压误判断为故障变压器，造成不必要的经济损失[3]。
5.3应用举例
分析结果：变压器差动、瓦斯继电器同时动作，甲烷、乙烯、乙炔、氢气、总烃含量均超过注意值数倍，可直接采用三比值法判断故障类型。查编码为102，属高能放电故障，可能会出现工频续流放电、绕组之间或绕组对地之间的绝缘油发生电弧击穿、调压开关切断电源等;结合外部电气试验测得B相高压绕组直流电阻不平衡率达25%，初步判断为B相绕组有严重电弧故障。吊罩检查发现B相高压绕组中性点处出现严重匝间短路，并有电弧放电痕迹，主变本体损坏严重。
6.结束语
变压器油中气体含量色谱分析方法能有效诊断变压器内部潜伏性故障的早期存在。具体应用中要根据故障或缺陷的不同发展阶段,采用不同的分析方法,结合设备的实际运行状况及外部电气试验数据,充分发挥油化学检测的灵敏性,正确评判设备状况或制定针对性的检修策略，提高变压器的运行可靠性。
参考文献：
1、谭志龙等编，电力用油(气)技术问答，中国电力出版社[M]，：89
2、王晓莺等编著，变压器故障与监测，机械工业出版社[M]，.3：51
智研数据研究中心网讯：
内容提要：在2012-2020这段时间内，我国变压器市场将在国内电网建设及改造的直接影响之下，步一个较高速的发展期，还将持续增大。
近年来，我国电力需求增长迅速，电网的高速建设和投资拉动了输变电设备的市场需求。庞大的电力建设资金给变压器行业带来了机遇和挑战，促使变压器行业得到了快速发展。
中国变压器行业竞争激烈，外资跨国公司抢占了很大市场份额，国内变压器制造企业数量也在快速增长。中低端变压器市场竞争激烈，具备220KV变压器生产能力的企业有20余家，具备110KV变压器产品生产能力的企业有100余家。而生产500KV等级以上变压器企业通过技术和产能构筑了很高的进入壁垒，市场格局趋于稳定。
2011年，全国变压器的产量达14.3亿千伏安，同比增长6.86%.2011年，中国变压器制造行业规模以上企业有1461家；实现销售额2901.40亿元，实现利润总额166.08亿元，资产规模为2638.40亿元，产品销售利润为339.72亿元。
【摘要】变压器是电力系统运行中电压等级的转换装置，在变电站中的运行时间相对较长，对变压器的可靠性要求也最高。通过分析10KV变电运行中，变压器的常见故障类型及危害，并提出了故障维护的措施。
【关键词】变压器；故障；电力系统；检修
港口电力供电系统中变压器的可靠性运行对于电网的安全、稳定运行至关重要。作为变电站核心组成部分的10KV的变压器，是我们故障诊断、故障分析的重要对象。及时诊断分析故障类型并加以及时处理是确保系统可靠性运行的重要保障。1、10kV变压器常见故障分析
变压器是变换交流电压、电流和阻抗的器件。一般来说，我们将变压器的故障划分为两大类，即：内部故障和外部故障。顾名思义，内部故障发生的范围是变压器内部，例如常见的绕组线圈匝间短路、变压器绕组间短路故障都属于内部故障。外部故障发生的范围在变压器的外部，绝缘管破裂等故障就属于外部故障。变压器的结构和原理如图1所示。
1.1绝缘系统故障损坏
绝缘系统故障损坏指的是绝缘故障引起的一些硬件设备损坏，这是变压器设备运行过程中最常见的故障类型之一，这类故障占了变压器事故比例的相当大的一部分，应该引起我们足够的重视。应对这类故障，我们必须要经常性地展开科学分析检测，以此来达到确保变压器稳定运行的目的。在这里，本文将先占用部分篇幅探讨下引发绝缘故障的主要原因：第一，温度因素。港口电力供电系统10KV变压器中，一般会选取成本较低的油纸来实现绝缘效果，而温度与绝缘效果是息息相关的。随着设备温度的升高，会出现大量的气体，绝缘油纸的绝缘效果也会受到影响（绝缘效果变差），进而引起设备故障。由此可见，温度因素是通过影响绝缘效果进而影响变压器设备稳定性的重要因素之一；第二，湿度因素。绝缘体自身会含有一定量的水分，当港口电力供电系统10KV变压器处于运行状态时，水分会挥发到周边的工作环境中，进而导致环境的湿度增加。在湿润的环境下，绝缘体性能会受到极大的影响，老化变形的速度也会有所加快。
1.2变压器铁芯故障
变压器铁芯柱的穿心螺杆或者是夹紧螺杆的绝缘损坏都可能导致铁芯故障的发生。当港口电力供电系统中10KV的变压器的铁芯出现故障时，就可能导致螺杆和贴片的短路现象，螺杆和铁片在短路状态下会产生环流生成大量的热，随着温度的升高可能会导致碟片绝缘介质融化进而损坏。变压器运行出现故障时，如果经过排查已经确定是铁芯故障，那么必须第一时间将故障排除，以免带来更大的损失。
1.3变压器瓦斯保护故障
瓦斯保护故障也是常见的变压器故障类型。重瓦斯保护出现的概率比较小，一般只有在变压器内部发生严重故障，变压器油在短时间内分解释放大量气体才可能发生。轻瓦斯故障相对较为普遍，变压器内部进水或者保护回路故障或者内部元件不稳固等等都会使得轻瓦斯保护出现报警信号。
2、港口电力供电系统中变压器故障的保护措施分析
2.1保证导线接触良好
线圈之间的连接点、内部接头接触不良的情况下，容易导致高压、低压侧套管的接点以及分解开关等多处支点接触不良，容易产生大量的热量损坏绝缘层，导致线路断路或者断路。这种情况容易导致高温电弧的产生，进而导致绝缘油的分解，大量气体随之产生，变压器内部压力在短时期内急速增加。如果不能及时有效控制，可能会酿成爆炸事故。
2.2做好变压器的短路保护
港口电力供电系统的变压器负载或者线圈发生短路时，会产生巨大电流，保护系统如果在短路保护工作方面有所欠缺的话，就容易烧毁变压器。因此，做好变压器的短路保护，确保接地良好也是我们重要的工作方向。如果是保护接零的10KV变压器，变压器低压侧中性点要直接接地，在三相负载不平衡的情况下，零线上会有电流产生。如果有过大的电流通过而且电阻阻值较大的情况下，接地点就会产生高温，容易起火造成周边可燃易燃物质的燃烧。
2.3防止变压器超温现象的发生
在变压器运行尤其是长时间运行的状态下，必须安排专业人员随时关注监视监视温度的变化。变压器超温次数过于频繁的情况下，线圈导线绝缘体的耐久性也会受到严重的影响，绝缘体寿命也将大幅度的缩短。因此，我们一定要注意做好通风和冷却，尤其是注意变压器运行过程中温度控制，以延长变压器使用寿命。
2.4确保变压器绝缘油质量
在选去绝缘油时，一定要注意参考供应商的资质和产品的性能，决不能选取存在杂质过多或水分含量过多等质量问题的绝缘油，这些质量问题均有可能降低绝缘强度。绝缘强度不足时就容易导致短路、电弧甚至引发火灾。因此，我们要做好变压器的日常维护工作，定期检测绝缘油的质量，以便能够第一时间地发现和更换不合格的绝缘油，降低故障发生率。
2.5防止变压器过载运行，保证接地良好
变压器运行要在规定的载荷状态下，如果超过载荷运行就容易发生事故，导致线圈发热，绝缘性能下降，绝缘层寿命缩短，还容易导致一些短路故障的发生。10vk变压器如果保护接零时，要将变压器低压侧中性点直接接地。如果三项负载不平衡，零线上可能产生电流。接触的电阻阻值过大或者通过的电流量较大的情况下，都可能引起接地点的高温，进而引发火灾造成财产损失。
3、结束语
变压器是港口电力供电系统中最重要的变电设备之一，研究变压器故障类型和保护方案对于促进电网安全运行意义重大。但是变压器内部结构很复杂，再加上对电能的需求也并非一成不变的，在变压器运行过程中，还是会不断涌现出新的问题和异常现象，发生故障的原因也很多样。固守传统的检修方法举步不前，是不能解决不断涌现的新问题的，也不能确保设备的可靠运行，这就需要依靠我们不断的摸索总结，在实践中遇到的问题加以整理分析讨论，集思广益共同促进电网的安全运行。
参考文献
a、线圈绝缘老化， b、油质不佳，油量过少。 c、铁芯绝缘老化损坏。d、检修不慎，破坏绝缘。
(2)接触不良。产生局部过热，破坏线圈绝缘发生短路或断路，产生高温、电弧使绝缘油迅速分解，产生大量气体(80%是氢气)，压力骤增 。原因有：螺栓松动(变压器常在冲击负载下运行，产生的震动会造成接点松动)、焊接不牢、分接开关触头损坏三种。
(3)雷击过电压，
雷击产生的过电压击穿变压器的绝缘，烧毁变压器，引起火灾。
(4)负载短路。负载发生短路，变压器承受巨大的短路电流，如果保护系统失灵或整定值调整过大，有可能烧毁变压器。安装短路保护装置，且熔体的选择必须合乎要求。当变压器内部短路时高压侧应能迅速熔断，当变压器各引出回路发生短路或严重过载时低压侧能被熔断。
(5)变压器过热
变压器过热，轻则影响使用寿命(如变压器在正常工作温度90℃下运行寿命为;若温度升至105℃，则寿命为7年;温度升到120℃，寿命仅为2年)，重则发生喷油燃烧或爆炸。引起变压器过热的原因有：接触不良，接触电阻大;长期严重过负荷运行，使线圈发热;电压过高，铁损增大(当电压增高10%时，铁损将增加30%～50%);环境温度过高，通风不良;
1变压器容量在120MVA及以上时，宜设固定水喷雾灭火装置，缺水地区的变电所及一般变电所宜用固定的1211、二氧化碳或排油充氮灭火装置，
新建、扩建或改建的单机容量为200MW及以上的发电厂，其主变压器和厂用高压变压器均应装设固定水喷雾灭火装置。
水喷雾灭火装置应定期进行试验，使装置处于良好状态。
2油量为2500kg及以上的室外变压器之间，如无防火墙，则防火距离不应小于下列规定：
35kV及以下5m
63kV6m
110kV8m
220～500kV10m
油量在2500kg及以上的变压器与油量在600kg及以上的充油电气设备之间，其防火距离不应小于5m。
3若防火距离不能满足第2条的规定时，应设置防火隔墙。防火隔墙应符合以下要求：
(1)防火隔墙高度宜高于变压器油枕顶端0.3m，宽度大于储油坑两侧各0.6m。防火隔墙高度与宽度，应考虑变压器火灾时对周围建筑物损坏的影响。
(2)防火隔墙与变压器散热器外缘之间必须有不少于1m的散热空间，
(3)防火隔墙应达到国家一级耐火等级。
4室外单台油量在1000kg以上的变压器及其他油浸式电气设备，应设置储油坑及排油设施;室内单台设备总油量在100kg以上的变压器及其他油浸式电气设备，应在距散热器或外壳1m周围砌防火堤(堰)，以防止油品外溢。
储油坑容积应按容纳100%设备油量或20%设备油量确定。当按20%设备油量设置储油坑，坑底应设有排油管，将事故油排入事故储油坑内。排油管内径不应小于100mm，事故时应能迅速将油排出。管口应加装铁栅滤网。
储油坑内应设有净距不大于40mm的栅格，栅格上部铺设卵石，其厚度不小于250mm，卵石粒径应为50～80mm。
当设置总事故油坑时，其容积应按最大一台充油电气设备的全部油量确定。当装设固定水喷雾灭火装置时，总事故油坑的容积还应考虑水喷雾水量而留有一定裕度。
应定期检查和清理储油坑卵石层，以不被淤泥、灰渣及积土所堵塞。
5变压器防爆筒的出口端应向下，并防止产生阻力，防爆膜宜采用脆性材料。
6室内的油浸变压器，宜设置事故排烟或消烟设施。火灾时，送风系统应停用。
室内(或洞内)变压器的顶部，不宜敷设电缆。
7高层建筑内的电力变压器、消弧线圈等设备，应布置在专用的房间内，外墙开门处上方应设置防火挑檐，挑檐的宽度不应小于1m，而长度为门的宽度两侧各加0.5mm。
8室外变电站和有隔离油源设施的室内油浸设备失火时，可用水灭火，无放油管路时，则不应用水灭火。
发电机变压器组中间无断路器，若失火，在发电机未停止惰走时，严禁人员靠近变压器灭火。
XXXX供电公司：
我公司XXXXX位于XXXXX号，用电户名为XXXXX，用电客户编号为XXXXXX,公司配电房现有2台变压器：
1号变压器：容量XXXXXKVA，重庆亚东亚，干式变压器，出厂序号2007653（生产日期2007年12月）。
2号变压器：容量XXXXKVA，重庆亚东亚，干式变压器，出厂序号20100519（生产日期2010年7月），型号SCB10-630/10。由于我公司主要客户XXX公司生产调整，我公司生产任务大幅减少，一些设备停开，用电量会在将来几个月大幅减少。故申请暂时停用我公司的XX号变压器。申请暂停时段是2011年11月1日至2011年12月31日。根据情况我公司会在2011年12月下旬再次申请明年的暂停时段。
经办人：XXXX（电话：XXXXXXX）
附件
1、经办人身份证复印件；
2、XXX年X月XX日《XXX供电局售电专用销货清单》；
XXXXX 有限公司
函
郴电国际郴州分公司: 贵公司在统一合众市场公共厕所边上安装了一台公共变压器。该项目的商场部分已打造为郴州市最顶级的家具卖场——郴州市万原家居购物广场。其公共厕所已不符合时代且不能满足现实的需求，我公司拟对公厕区域进行改造，现已进入施工阶段，为避免造成施工事故及该区域以后的使用安全，请贵公司一周内将该公共变压器搬走。
请贵公司领导批准！为谢！
郴州市侨能达实业发展公司
2011年9月7日
关于万原家居购物广场电费问题的
函
郴电国际郴州分公司：
我商场在郴州市委、市政府的大力支持下于今年4月份正式开业，做为郴州市重点招商引资项目，都是来自全国各地的顶级家具经销商加盟。各商户老板经常出差，我公司在收取租金及电费时很难收全，为此我公司已垫付30余万的电费。
贵公司经常拉闸停电，我公司从未收到关于停电的书面通知及电话通知。造成我公司的财产损失及严重影响我商场的声誉，并使商场的消防系统及监控系统瘫痪形成一大安全隐患。导致商场的商户闹情绪，不利于郴州的招商引资、和谐稳定的发展。
我商场还处于初创业期，商场的管理还未形成固定的制度，请贵公司给予10万元电费的缓缴。
请贵公司领导批准！为感！
郴州市万元家居购物广场
为提高我工程管理部员工现场操作技能，更好的进行项目现场施工管理，也为了增加对设备的了解，在部门领导的积极争取与安排下，本周一、周二我部门组织赴变压器公司、隔离公司及高压开关公司进行了实习培训。培训主要内容为制造公司售后服务人员讲解设备到达现场后的安装流程及注意事项。以下为我对培训内容的总结，向各位领导同事汇报如下： 1.变压器安装流程及注意细节 1.1 验收检查
1.1.1清点大件及包装箱数是否准确。
1.1.2待业主代表、设备厂家服务人员到齐后开箱，然后对照装箱单检查清点组件和附件，查明数量和规格是否相符，并作详细记录。1.1.3进行外观检查：（1）检查油箱密封是否良好；（2）套管的瓷裙是否完好，有无渗漏油现象；（3）充气运输的变压器，油箱内应为正压，其压力为0.01～0.03MPa。
1.1.4 检查运输过程中冲撞情况检查，打印冲撞记录仪，读取最大冲撞数据，看是否在可接受范围之内。1.2 基础检查
根据施工图复核其尺寸、标高、水平度等技术数据。1.3变压器本体就位
变压器本体就为工作一般为运输承包商负责。用起重机吊起或用千斤顶顶起本体，着力点应作用于规定的吊攀或支撑座，用枕木或特质钢架作防落支撑，以防本体意外跌落，整个就位过程应控制速度不超过2m/min,就位位置准确。1.4 变压器附件的安装
变压器附件安装顺序为：先铁后瓷 1.4.1 散热片安装 首先检查散热片是否漏气，然后拆除散热片、散热片蝶阀盖板，清洁法兰及密封垫，连接散热片与主油箱之间的油管，并安装散热片。散热片吊装过程中应缓慢进行，防止碰坏片散。对接法兰时应检查确保蝶阀密封垫位于密封槽内，对接完毕后开始紧固蝶阀螺栓，先紧固蝶阀与本体连接处螺栓，再紧固蝶阀与散热片连接处螺栓，紧固时应对角紧固。在散热片安装过程中，应关闭散热片至变压器本体之间的蝶阀，直到变压器开始抽真空注油时，方可打开上述阀门。
1.4.2 风机安装
风机一般分为侧挂式、悬挂式、底吹式。首先检查风机外观无误，然后吊装风机按由下到上的顺序进行吊装安装。在安装时一定要保证接线盒朝下，以免在下雨后接线盒进水，注意风机安装美观一致；同时应注意风机接线，保证风机旋转方向正确。1.4.3储油柜及相关联管的安装
安装本体储油柜：首先对储油柜外观及压力进行检查。将油枕支撑安装在变压器油箱本体上。油枕吊装时，应通过油枕顶部的吊环进行，吊装过程中，应用辅助绳索对油枕进行引导，以免油枕在吊装过程中发生碰撞。连接油枕至呼吸器的管路，并安装呼吸器。安装时先将联管法兰盖板拆除，用干净的白布或棉纱对密封垫与密封槽进行擦拭后再进行连接，连接时保证密封垫一直保持在密封槽内，在紧固时切记：对角紧固，呼吸器安装前，应将其内部装入硅胶，硅胶应干燥，同时将呼吸器底部的玻璃罩内注以变压器绝缘油，绝缘油的高度应在高低油位线之间。1.4.4“T”型管的安装
用干净的白布或棉纱对密封垫与密封槽进行擦拭，擦拭干净后开始进行安装，在固定“T”型管下部与主体连接螺栓时，不要死紧固，需留有余量，稍微可以晃动，但保证密封垫一直在密封槽内，方便下一步安装主联管与本体气体继电器所需。1.4.5高压升高座的安装
变压器升高座安装前应完成其内部电流互感器的试验工作。检查电流互感器二次回路应无开路，互感器出线端子板绝缘应良好，密封良好，无渗漏油现象发生。升高座安装时对A、B、C相进行正确的区分。升高座安装时安装面必须平行接触，采用平衡调节装置调整。1.4.6 主联管安装
打开主联管所有法兰，用干净的白布或棉纱对密封垫与密封槽进行擦拭，打开变压器上部与主联管对接的所有密封盖板，拆除后用干净的白布或棉纱对密封垫与密封槽进行擦拭，完毕后将主联管吊至变压器上部开始对接法兰，对接时注意先对接与主体连接的法兰，在对接所有法兰时需注意密封垫一定要保证在密封槽内，对接完毕后，高压升高座与本体连接处螺栓、“T”型管与本体连接螺栓、所有主联管法兰统一紧固，紧固时切记：对角紧固。1.4.7 气体继电器安装
应注意拆除气体继电器内部挡板处棉绳以及气体继电器管道上箭头方向：箭头必须指向储油柜。1.4.8 套管安装
套管在开箱过程中，应特别注意不得对套管造成任何损伤。安装前首先对套管进行检查，套管应无任何损伤、裂纹及渗油现象。同时将套管表面、法兰颈部及均压球内壁清擦干净。套管安装前应首先完成相应的电气试验，且试验合格。套管吊装应采用专用软吊带。套管接近变压器安装位置后，缓慢移动吊钩，将套管移至安装位置的上方，慢慢降低套管的高度，同时应注意避免套管与油箱发生任何碰撞。将套管降到安装位置，并紧固螺栓。1.4.9温控器的安装。
安装前检查其外观是否有异常现象。将温控器底板与变压器本体的温控器底板对接，拆除变压器上部温控管塞子，将密封垫拆除套在温控器温控探头后插入温控管，再往温控管内注油，注油至温控管丝扣处，将探头紧固在温控管上。1.4.10压力突发继电器
将速动油压继电器从包装箱内拿出来，检查外观是否有破损，将变压器本体蝶阀盖板拆除，用干净的白布或棉纱对密封面进行擦拭，完毕后开始安装，保证放气塞朝上。1.5 变压器的二次接线
参照的技术文件中二次接线图纸进行接线，接线时注意电缆绝缘皮的清理，以防止接线后线路不通。1.6抽真空注油 1.6.1抽真空
在抽真空时，必须将在真空下不能承受机械强度的附件，如油枕、安全气道、气体继电器等与油箱隔离；对允许抽同样真空度的部件，如有载调压开关油室、冷却器等应同时抽真空。抽真空在最初一小时内，使残压达到50kPa，若无异常情况，继续提高真空度直至残压为0.13kPa，并保持6h以上，开始真空注油。1.6.2真空注油
注油最好从下往上注，以减少变压器油中气泡含量。每小时注入的油量应当小于5m3，注满油的时间应大于3h（油面至少注到上铁轭上面）。注满油后保持残压0.5kPa真空度4h以上，然后再解除真空。1.6.3静放及放气。
停止注油后静置24h，然后打开套管、冷却（散热）器、联管、升高座等上部的放气塞进行排气，待油溢出时关闭塞子。然后用储油柜上的注放油管向储油柜补油，直到储油柜排气管有油溢出时关闭排气管。放气顺序：由低到高。包括：散热片、有载开关大盘、无载开关大盘、有载开关抽油管接头、低压套管、中压套管、高压套管、气体继电器（本体、有载调压）。1.7 进行现场试验 现场安装后一般常规试验有绝缘试验、变比试验、局部放电试验及绕组变形试验、耐压试验等，可以根据客户要求及现场条件进行各项试验。2.断路器安装流程
断路器的安装流程：断路器的地脚螺栓提前预埋→安装前检查→横梁就位→地脚螺栓定固→打开盖板，开箱吊装ABC三相→管路连接→拉杆连接→仪表、控制回路连接→气管连接→充SF6气体→密封性检验→实验。
2.1横梁与断路器本体A、B、C三相对应（背对背关系）；吊装时，注意轻拿轻放，速度缓慢；整个过程吊钩顺起立方向走动，端部有缆绳保险，侧向有保护措施。注意吊绳的绑扎位置必须按设备技术要求，以免不合理受力损坏设备。
2.2气管连接时应由两人默契配合，同时连接气管。气管连接好之后，开始进行充气，正式充气前应先放气10S左右时间，用来清除气管中残存水分及空气。
2.3 此阶段后，开始缓慢充气，从A相充SF6气体，C相显示压力，冲到0.50Mpa即达到额定压力，实际操作中一般充到0.52Mpa,以延长断路器使用时间。断路器灭弧室气压一般报警气压为0.45Mpa，闭锁电压为0.40Mpa。3.GIS的安装: 到达现场后安装前的检查和试验→查看地基抄平→以母线筒中心为中心找中心线→连接母线筒→连接分支→安装瓷套→换吸湿器→抽真空→静放24小时→再抽真空2-3小时→注气→包扎检漏24小时→二次接线→接环网电源→检查开关连锁→常规实验（电阻，微水，传动，机械特性，开断速度）→耐压试验。
3.1 GIS安装对环境要求严格，对灰尘、湿度应严格控制。户内安装时应洁净地面，封死门窗；户外安装时应用篷布搭建临时遮蔽物，并应在无风沙、无雨雪、空气相对湿度小于70%的条件下进行，并根据产品要求严格采取防尘、防潮措施。
3.2 GIS元件拼装前，应用无毛纸、吸尘器将导电杆、内壁、对接面清理干净，安装前，方可将元件的运输封端盖打开，应用塑料薄膜将开口处覆盖严密，以尽量减少灰尘、水气的侵入。
3.3 法兰对接前应先对法兰面、密封槽及密封圈进行检查，法兰面及密封槽应光洁、无损伤。密封面、密封圈应用无毛纸蘸无水酒精擦拭干净，密封圈放入密封槽内，确认规格正确，然后在一侧均匀地涂密封剂，并薄薄的均匀涂到气室外侧法兰上，涂完密封剂应立即接口或盖封板，并注意不得使密封剂流入密封圈内侧。
3.4抽真空国家规定为133pa，一般实际操作中抽至20-50pa；抽真空后持续保压时间不低于24h，保压结束后其内部压力不得高于133Pa；保压结束后应再次抽真空至50 Pa，将内部元件扩散出的水份排出后方可进行充气操作。
【电力变压器实验报告】推荐阅读：
电力变压器安装教案06-04
大型电力变压器的油箱09-08
电力电子实验报告答案07-08
电力电子技术实验报告10-05
电力系统分析潮流实验报告10-03
变压器市场调研报告06-26
学校关于安装变压器的申请报告09-26
电力电子实验指导书10-06
变压器转让协议07-12
变压器选型问题09-07
