大型电力变压器的油箱

大型电力变压器的油箱（精选7篇）

大型电力变压器的油箱 篇1

1、电力变压器安装的基本内容就是把变压器制造厂发运时从油箱上拆卸下来的附件按要求重新组装起来。对于大型电力变压器,受运输条件的限制,散热器、油枕、套管、套管升高座、防爆管(现改为压力释放阀引下管)、净油器等附件,往往都是拆下来分别包装运输,因此造成安装工作量大且复杂。

1.2首先大型电力变压器底座及本体就位前,应在油枕瓦斯继电器一侧相对应的基座表面垫起10-20毫米,以使油枕侧具有1-1.5%的升高坡度(现时期,因厂家已在油箱顶面和连接油枕瓦斯的管道上采取了措施使得该项工作不需要开展)。就位后一般应使高压B相与水平高压母线B相对正,箱体横向中心应对正与上方门型架横梁。

1.2.1附件组装前,应检查其是否完好无损,对运输中发生的轻微缺陷要加以修整。其次是要清扫附件的表面和内部,除去赃污和杂物。为保证附件组装后不发生渗漏现象,对散热器、油枕胶囊等附件还要进行严密性检查。

1.2.2总装配全部结束后的注油工作必须先对本体连同所有附近进行抽真空,以检查有无漏渗现象(泄漏率≤13pa/30min)。真空度维持 133pa以下,持续抽真空时间应大于器身露空和解消时间。注油时速度应控制在100L/min。油气密封试验采用从储油柜上加气压0.035Mpa,维持24小时无渗漏。在静放48小时后还需开展各部件的放气塞排气工作。

1.3安装工作并不仅仅是附件的再组装,由于拆卸附件运输的结果,相应地带来了另外一些必要的工作;

1.3.1、绝缘油的检测、过滤。由于附件的拆除和运输条件的限制,绝缘油都是专门运输送达现场。因此要注意及时对送至现场的绝缘油进行取样化验和分析,已确定各项性能指标是否达标,为下一步油处理方案提供判别依据(耐压值大于等于45kV/2.5mm,含水量小于等于30ppm)。大型电力变压器所用的绝缘油数量往往几十到百吨,因此过滤处理是一项繁重的工作。需要精心组织和安排。

1.3.2、油箱密封性能的检查(冲氮运输方式下检查氮气压力表的泄漏率),测量箱底剩油的绝缘性能和含水量。

1.3.3、器身及铁芯的检查(铁芯绝缘电阻的测量)是为了证实铁芯、线卷和引线部分在运输过程中有无机械的损伤。大型电力变压器长途运输过程中会受到来自各方面力的冲击和震动,有必要进行芯部的检查。目前主要是根据随同变压器运输的三维撞击记录仪的记录情况来判断是否有必要开展实施(一般控制在行进方向3g以下,其它方向2g)。如进行芯部检查,大型变压器需将上节油箱吊出。因此要提前准备好起吊设备和工具,同时更要做好防止芯部绝缘受潮和受污染的措施(吊罩应在晴天无风沙的情况下进行,环境相对湿度不得高于75%)。

2、安装过程中需要防范的两个重点:即人身的安全和设备的安全。

2.1人身安全的主要问题是:

2.1.1防止人身触电，

大型电力变压器安装时,使用的电气机具较多。低压动力配电箱的出线布置和容量的选择都应当符合相关安全规定和使用要求。开关的漏电触保装置必不可少,电动工具的规范使用应有章可循。安装工作中的试验交叉配合更应以明确的相互呼唱作为保障,杜绝使用绝缘老化、破皮损伤的导线敷设临时电源。

2.1.2防止物体打击和摔跌。大型电力变压器的油箱高度普遍高达4米以上。指挥协调人员、安装附件人员经常攀登上下进行工作,由于箱顶工作面积有限,且高低不平,遇有油迹和雨水更易发生侧滑摔跌,因此必须采取适当的防滑措施。在附件吊装转移过程中,指挥人员明确的位置和口令形式,是避免发生物体打击装配人员的重要保障。

2.2设备安全的主要问题是:

2.2.1发生火灾。绝缘油、滤油纸都是可燃或易燃的材料。而干燥烘箱、滤油的加热装置都是发生火灾的重要危险源,必须引且高度重视。加热设备工作中要始终落实专人看护。

2.2.2杂物落进油箱内。多数发生在检查器身和安装箱顶附件的时候。落入的物件通常是小的部件如螺帽、螺杆垫片和螺丝刀、扳手等小工具。发生的原因主要是工作中粗心大意。此外发生过安装人员衣袋内的物件滑出掉入油箱内的事例。对于落进箱体内的金属部件必须设法取出,甚至不惜进行放油吊罩检查。

2.2.3附件损坏。在吊装附件进行组装的过程中,由于绑扎绳索不恰当,或者附件与油箱等其它发生碰撞,都容易造成损坏,尤其是瓷套管和瓦斯继电器、油位表计等易损附件。采取正确的安装措施和组装顺序可以有效避免这种事故。一般要求组装电力变压器附件的顺序是:先里后外、先远后近、先大后小、先下后上、先金属附件后瓷质部件。

3.安装大型电力变压器的质量要求,虽然可以针对每一项具体工作列出很多明细,但基本点不外以下:

3.1在安装过程中,保持变压器的芯部绝缘和其它绝缘部件不受潮湿,同时正确判断和处理绝缘方面的问题;

3.2各个附件与油箱的连接部位密封良好,无渗漏油现象。

3.3各导电部位的联接应可靠,接触良好。

以上三点中,绝缘和密封方面最易发生问题。因此坚持标准化作业和严格装配工艺应贯穿于安装工作始终。

4.电气试验:变压器的电气试验分为两个方面

4.1组装前附件的电气试验。主要包括:高压升高座中的套管流变(变比、绝缘、极性)、冷却装置中的油泵及电机(电阻、绝缘)、铁芯绝缘检查以及绝缘油的耐压等。

4.2安装后的整体电气试验即设备投运前的交接试验,具体包括:(1)测量绕组连同套管的直流电阻;(2)检查所有分接头的变比;(3)检查变压器的三相结线组别;(4)测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数;(5)绕组连同套管的介质损失正切(%)的测试和交流耐压试验;(6)测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻;(7)绝缘油测试

5.结束语

大型电力变压器的油箱 篇2

一、我国电力变压器检修与运行维护技术的发展

大型电力变压器长期运行在高压之下, 时刻面对过负荷、短路电流、绝缘老化等因素的影响, 根据运行经验, 大型变压器在运行前10年故障率最高, 对变压器进行及时的检修和维护, 有利于变压器故障率, 提高变压器寿命。

我国电力变压器的检修方式经历了事故检修———定期检修———状态检修三个阶段, 随着检修技术的发展而不断成熟。1995年, 我国颁布的《电力变压器检修工艺导则》规定:“新投运的变压器在投运后的5年内必须大修一次, 以后每隔10年大修一次”。

传统的电力变压器检修以停电检修和定期检修为主, 然而, 随着我国电网规模的不断发展, 传统的检修模式逐渐体现出一定的局限性。目前, 我国很多大型电力变压器承担着重要负荷, 难以长时间停运, 一旦停电可能带来巨大的损失。在此背景下, 状态检修作为一种科学有效的检修方式开始实行, 2009年, 国家电网公司在网内开始全面推广输变电设备的状态检修, 状态检修已经成为电网未来发展的主流趋势。

二、大型电力变压器检修与运行维护技术

(一) 大型电力变压器的状态检修技术。

状态检修主要是通过对变压器状态进行监测来实现的, 可以有效弥补事故检修和定期检修的不足之处, 这对大型电力变压器来说尤其重要, 一方面有利于变压器运行过程中及时发现故障, 并制定相应的维修策略, 另一方面能够在线监测变压器状态, 减少停电次数, 不影响大型电力变压器的运行, 保障了重要负荷的供电。

1. 变压器的状态评估。

变压器的状态评估是进行状态检修的基础, 对变压器的状态评估主要包括以下项目:变压器各局部放电量、变压器油中溶解气体色谱分析、变压器油含水量分析、变压器绕组和套管、变压器铁芯绝缘电阻、变压器温度、机械强度等。通过对上述参数的在线监测和预防性试验, 得出的数据与基准参数相比较, 进行变压器状态的判断。

2. 变压器的在线监测。

在线监测是变压器状态检修的前提, 也是对常规试验手段的补充, 在线监测实现了提取状态参数的同时又不影响大型变压器的实际运行, 以局部放电量的在线监测为例, 目前变压器主要采用DGA的方式进行监控, 利用安装在相应位置的传感器来获取信号, 经过抗干扰、滤波、放电信号分离等信号处理环节后, 经过特征值提取和放电图谱, 进行信号分析。

3. 变压器故障诊断。

变压器的故障诊断是状态检修的核心内容, 依据在线监测的数据, 对故障进行诊断和分析, 据统计, 目前变压器故障约有35%来自OLTC, 30%来自主油箱, 15%来自套管, 5%来自冷却系统。常见变压器主故障树图如图1所示。

传统的故障诊断方法以特征气体判别法为主, 利用H2、CH4、C2H2、C2H4、CO、CO2等特征气体来进行变压器故障诊断, 随着计算机技术的发展, 变压器智能故障诊断日益推广, 通过模拟人类思维, 根据获取的诊断信息, 进行常规故障的智能化判断。

(二) 大型电力变压器的运行维护技术。

大型电力变压器的铁芯、线圈、风扇、油泵等核心器件处于不断的运动中, 在高电压、过负荷、短路电流、绝缘老化等因素影响下, 不断发生着损耗和老化, 因此, 有必要及时对变压器进行运行维护, 提升大型变压器的运行寿命。变压器的日常运行维护工作主要有:

1. 处理变压器的油气渗漏。

油气是大型变压器运行的主要系统成分, 油气渗漏可能导致变压器污损受潮和绝缘降低, 导致击穿放电和变压器故障, 尤其是气体渗漏比变压器油渗漏具有更强的隐蔽性。所以, 对变压器的“油侧渗漏”和“气侧渗漏”要及时维护, 进行擦拭或扫除。

2. 呼吸器的维护。

大型变压器的呼吸器也是维护工作关注的重点部位, 现代大型变压器一般采用储油柜进行密封, 通过呼吸器与大气交换, 一旦呼吸器出现故障, 将引起变压器压力异常, 引发事故。所以, 应及时更换呼吸器中的吸湿剂, 并经常清洗油杯。

此外, 对变压器的日常维护还包括及时清扫套管、瓷裙处, 定期检查变压器的消防设施、清扫储油柜污浊等, 确保变压器运行在良好的状态, 避免因人为的疏漏导致变压器出现故障。

三、结语

变压器的检修和运行维护技术是一门涉及范围极广的综合性技术, 随着我国建设坚强智能电网战略的推进, 大型电力变压器在我国电网系统中的应用日渐增多, 计算机信息技术的发展也给检修和运行维护带来了新的机遇, 大型电力变压器的检修和运行维护技术不断向着智能化、自动化的方向发展, 前景十分广阔。

参考文献

[1] .李华轩.遂溪供电局电力变压器状态检修的研究[D].华南理工大学, 2012

[2] .张春旭.烟台供电公司状态检修项目管理的研究[D].华北电力大学, 2010

[3] .任泽民, 刘思奎.一台大型故障电力变压器的运行维护管理实例[J].四川水力发电, 2008

[4] .汪玉峰.浙江电网变压器专业化状态检修研究[D].浙江大学, 2011

[5] .李建辉.电力变压器状态检修问题研究[D].华北电力大学, 2010

[6] .黄茜茜.110kV变压器状态检修及常见故障分析[J].机电信息, 2011

[7] .吉亚民.大型变压器状态评估及故障诊断技术研究[D].华北电力大学, 2012

大型电力变压器的油箱 篇3

关键词：大型电力变压器；状态检修；运行维护

中图分类号：TM41 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）20-0103-02

我国电力工业近年来发展迅速，也带动了智能电网的建设进程，作为能量转换和传输的重要部件，变压器的使用日益增加，更多的大型变压器被投入到电力系统中，承担着十分重要的电网运行任务。电网的规模越来越大，因此，电网的网架结构也较以前更为复杂，这样一来，对电气设备运行的可靠性也有了更高的要求，确保大型电力变压器的正常运行，对于电网的安全性至关重要。

1 我国电力变压器检修与运行维护技术的发展

大型电力变压器的运转时刻处于高压之下，绝缘老化、过负荷以及短路电流是影响其正常运行的主要因素，根据长期实践表明，运行前十年是大型变压器故障高发期，因此，及时检修和维护变压器，不仅能够有效降低故障率，也能够提升其使用寿命。

我国电力变压器的检修技术不断发展，其检修方式经历了三个重要阶段，即事故、定期以及状态等检修阶段。1995年，我国正式实施了《电力变压器检修工艺导则》，对变压器的检修做出了明确规定，要求新投入的变压器五年之内须大修一次，之后的大修为每十年一次。

停电、定期等检修是电力变压器的传统检修方式，由于我国不断扩大的电网规模，这种方式显然已经不适应新形势的发展。当前，我国电网负荷主要由许多大型的电力变压器承担，如果采取停电检修的方式，其造成的损失不可弥补。而科学合理的状态检修方式，可以有效避免该情形的发生，因此，国家电网公司于2009年在全国范围内正式实行输变电设备的状态检修，这标志着我国电网的发展日臻成熟。

2 大型电力变压器检修的状态检修技术

2.1 状态检修方式的优越性分析

所谓状态检修，是指在线监控电力变压器的实时运行状态，在监测设备的运行健康情况基础上，根据以往的监测、可靠性等数据，从而做出检修的项目和周期的决定，这样一来，固定的检修周期就被实际运行状态所取代。状态检修对比定期检修，具有以下优势：

2.1.1 以可靠性和预防性为中心

由于有效掌控了设备运行的实时状态，因此状态检修预防事故的能力进一步加强，能够做到该修必修，节约了大量的人力和物力，缩减了停电检修时间，避免了由此带来的经济损失，提高了电网的效益。

2.1.2 降低了因检修引发其它故障的可能性

状态检修不仅增强了事故预见能力，也有效降低了停电检修造成的损失，同时，也避免了因停电检修导致的其它故障的发生，提高了变压器的运行寿命，也有利于经济运行水平的提升。

2.2 电力变压器状态检修的策略

状态检修的策略主要有以下几个方面：

①对设备状态的评估，如在线实时监测设备，根据设备的技术数据、建造资料以及历史巡查情况等，评估设备的运行状态，这些措施是状态检修前的必备功课。

②根据在线监测的情况，对故障进行分析和判断，从而诊断电力变压器的故障类型。

③在状态监测的基础上，根据故障类型制定相应的维修策略和检修措施。

2.3 状态检修的状态评估

在变压器中，气和油是两个最为重要的状态监测系统，变压器中的所有故障，在气和油系统中都有所体现。因此，在线监测油气量是变压器在线监测技术的重点。

变压器不同故障类型产生的气体，见表1。

2.3.1 对油中溶解气体的在线检测

变压器的绝缘老化程度，可从变压器油的老化情况中判断，在线监测变压器绝缘油里溶解出的低分子气体，并进行相应的分类和定量分析，能够对变压器的绝缘老化情况做出正确的判断。

分析油中溶解气体和设备内部故障时，通常采用色谱分析的方法，首先判断是否发生故障，主要以分析H2和烃类等特征气体的比较值，或者根据气速率等进行判断，进而采用特征气体法或者比值的方法，通过单项气体超标法，再结合碳氧化合物的含量，从而判断故障类别。当前，三比值法是经常使用的比值方法。

2.3.2 变压器电气量的在线监测

对于变压器的状态检修来说，电气量在线监测是除油气量在线监测之外的补充方式。当前，在状态检修过程中，对局部放电和绕组变形的在线监测是使用率较高的方式，在一定程度上弥补了常规检测的某些局限。在线监测不仅能够及时获得状态参数，同时，也不影响大型变压器的正常运转。

当前，DGA是监控变压器运行的主要方式，局部放电在线监测通过安置于设备内部的传感器获得信号，经过一系列的信号处理，如抗干扰以及放电信号分离等，进而提取特征值和放电图谱，在此基础上分析所获得的信号。

绕组变形在线监测主要是根据监测绕组是否发生变形来判断变压器故障，原因在于绕组是采用电磁感应原理变压器的关键部件，也是经常出现故障的部位，其故障率约占变压器总故障的60%～70%，当绕组出现故障时，由于受到短路电流和扭矩的巨大冲击，造成绕组发生严重变形，如断线、位移以及发生匝间短路等，目前，检测绕组变形通常采用短路电抗、低压脉冲以及频率响应等方法。

另外，在线监测变压器的电气量还包括在线监测套管介质损耗，以判断变压器套管位置是否发生故障，如放电、绝缘破坏以及是否受潮等，当前，此类在线监测技术与其他检测技术相比还有待完善，因此实际运用较少。

2.3.3 其它状态评估方法

为提高评估变压器运行状态的准确率，避免由于在线监测系统发生故障而造成状态评估数据出现异常，还应结合历史数据，以及带电检测（红外测温）和缺陷评价等方式评估变压器的运行状态。

所谓带点红外测温，是指在带电的状态下，利用红外技术对设备的温度进行测量，若得到的温度异常，则表明设备发生故障。此外，还可通过热像遥视监控系统，配以可见光摄像机，利用计算机网络进行监测，该方法不仅便于携带，而且更加直观和准确，因而应用广泛。

2.3.4 变压器的故障诊断

在状态检修中，判断变压器故障是其主要的内容，根据在线监测获得的数据资料，分析和诊断故障，经调查表明，变压器的故障主要出现在OLTC、主油箱、自套管以及自冷却系统，分别占到35%、30%、15%和5%。

特征气体判别法是传统故障诊断的主要方法，其通过CO、CO2、H2、CH4、C2H4以及C2H2等特征气体对变压器的故障进行诊断。计算机技术的广泛应用，推动了变压器智能故障诊断的发展，其利用模拟人类的思维，在已有诊断信息的基础上，对常规故障进行智能化的判定。

3 大型电力变压器的运行维护技术

油泵、铁芯、风扇以及线圈是大型变压器的关键部件，由于其时刻处于运动状态，加之过负荷、绝缘老化、高压电以及短路电流等因素的影响，这些部件不断老化，且有损耗，因此为延长大型变压器的使用寿命，必须及时对其进行必要的运行维护，主要维护项目有以下几方面。

3.1 处理变压器的油气渗漏

大型变压器的运行，主要依靠油气系统，因而油气如果发生渗漏，极可能造成变压器受潮，不仅导致设备污损，绝缘性能降低，甚至击穿放电，致使变压器发生故障，特别是相比变压器油渗漏，气体渗漏更加隐蔽。

因此，必须及时维护变压器的“气侧渗漏”以及“油侧渗漏”，经常采取擦拭或清扫措施。

3.2 呼吸器的维护

在大型变压器的维护过程中，呼吸器的维护不容忽视，当前，储油柜是现代大型变压器主要的密封方式，其通常利用呼吸器与外界进行气体交换，呼吸器如果发生故障，那么将造成变压器压力异常，从而导致事故的发生。因此，应实时监测呼吸器里的吸湿剂，并及时更换，保持油杯的清洁。

另外，在变压器的日常维护过程中，还应注意套管、瓷裙等位置以及储油柜的清洁，保持变压器消防设施能够正常使用，保证变压器时刻处于良好的运行状态，防止人为因素造成变压器发生故障。

4 结 语

检修和维护变压器的正常运转，涉及方方面面，是一项综合性的技术。我国智能电网战略的实施，使得越来越多的大型变压器投入电网运行，加之计算机网路技术的普及，推动了大型变压器的检修和维护技术的大步前进，自动化、智能化已成为未来的发展主流，前景一片光明。

参考文献：

[1] 李华轩.遂溪供电局电力变压器状态检修的研究[D].广州：华南理工大学，2012.

[2] 张春旭.烟台供电公司状态检修项目管理的研究[D].北京：华北电力大学，2010.

[3] 任泽民，刘思奎.一台大型故障电力变压器的运行维护管理实例[J].四川水力发电，2008，（27）.

[4] 汪玉峰.浙江电网变压器专业化状态检修研究[D].浙江：浙江大学，2011.

电力更换变压器申请 篇4

公司领导：

在xx镇xx村位于xx南侧东有4户居民，用电一直是从距该处约1.5Km小王庄80Kva配变供电，并且其中一户用10平方旧线二相搭接用电的，而且另外三户还是表内表由于线路长，线径细，电压低，几户居民经常到所里找，而且还有二户申请三相电搞电焊修理，结果在勘察时因无三相电源而被打不完整归档。根据此情况我所在xxx年项目计划中申报予以整改，但是没有批复。

我xxxx根据实际情况，计划把xxx号文xxx年农村电网专项维修项目中更换下来的sp50-80KVa变压器上一台使用，望领导予以派员勘察，给予办理为盼。

Xxx

电力变压器故障类型及处理方法 篇5

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。

电力运行中变压器故障及保护探究 篇6

【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

大型电力变压器的油箱 篇7

关键词：变压器,局部放电,超声波检测,宽带电流互感器

1 引言

大型电力变压器是电力系统的核心设备,其运行状态的好坏直接影响着电网的安全可靠运行,在电网设备全寿命周期管理中,及时了解设备的运行情况是至关重要的。

局部放电是衡量变压器绝缘系统结构可靠性的重要指标。局部放电监测的目的是证明变压器内部有没有破坏性的放电源出现,仅用油气变化指标是不能全面评估运行状态下高压电气设备可靠性的。局部放电监测对故障的快速反应能力和对故障位置及性质的评估,与油气监测相比具有明显的优势,近年来越来越受到运行部门的重视。

本文介绍了一种大型电力变压器局部放电在线监测系统的研制方法。总结几十年局部放电测量和变压器现场故障处理经验,采用最新声、光、电传感器、信号处理器、计算机等技术手段和算法实现的新一代高性能数字化局部放电在线监测装置。该系统已在多家发电厂、变电站挂网运行,并成功监测出多起高压电气设备各类内部放电故障,已被公认为是国内领先的局部放电在线监测装置。

2 系统组成及原理

该系统由超声波传感器、宽频带电流互感器、干扰信号接收模块、监测主机、光纤、高频电缆以及局部放电监测软件组成。系统示意图如图1。

(1)超声波传感器:吸附在油箱箱壁,可在变压器运行状态下,随时进行安装。

(2)宽频带电流互感器:安装在变压器铁心接地线的适当位置,由专用固定架固定。

(3)干扰信号接收模块:根据现场情况确定安装干扰信号接收模块的位置,将前端传感器接收到的信号传输到现场监测单元,实现独立完成放电信号采集、信号调理、A/D转换、干扰处理、数据处理、数据保存、放电量显示、超标报警等一系列的工作。

(4)监测主机:通过同轴电缆与高频传感器相连接,将前端传感器接收到的信号传输到现场监测单元,完成放电信号采集、信号调理、A/D转换、干扰处理、数据处理、数据保存、放电量显示、超标报警等一系列的工作。利用天线门控抗干扰、数字与模拟混合滤波、放电信号的智能识别等抗干扰处理,提取有效的内部局放信号,建立故障特征数据库,对变压器局部放电故障进行判别。

(5)局部放电监测软件:具有在线局放数据记录、趋势图形显示、图形分析、超限报警、放电波形的实时显示、波形分析、各种统计分析等功能。

3 模拟信号预处理电路的结构设计

变压器局部放电超声波传感器的工作频率范围应大于80kHz[1],其输出信号一般比较微弱,而且还带有大量干扰信号,它们甚至会淹没局部放电产生的超声波信号,因此必须对其进行预处理后才能送入高速数据采集电路进行模数转换。根据变压器局部放电产生的超声波信号特征,设计了用于调节采集输入信号幅度和抑制干扰信号的模拟信号预处理电路,它主要由放大电路和带通滤波电路组成。

由于变压器内部结构和介质的复杂性,超声波在其内部的传播途径很复杂,存在较强的声衰减,从而超声波传感器的输出信号十分微弱,有时会低至毫伏数量级;并且实施局部放电超声波信号检测时,现场的噪声和干扰非常强,如机械振动噪声、变压器铁心的磁致伸缩噪声及电磁波干扰等,它们甚至会淹没局部放电产生的超声波信号,必须对其进行预处理后才能送入高速数据采集电路进行模数转换。因此本系统设计了由两部分组成的模拟信号预处理电路:一是放大电路将传感器输出信号调节到A/D转换输入信号的要求范围内;另一部分是滤波电路,通过限制信号的频带范围来抑制干扰信号。模拟信号预处理电路结构如图2所示。

4 放大电路的设计

(1)第一级放大电路

第一级放大电路为固定增益放大电路,采用的运放为AD公司专用高精度仪器运放AD620,它是由三个精密运放集成的差分专用仪器运放,具有低偏移、高增益(信号可直接放大到1000倍)、高共模比的特点,特别适用于放大传感器信号。如图3所示。

(2)第二级放大电路

第二级放大电路是由单位增益带宽为50MHz的AD826和数字电位器AD5160组成的一个程控放大电路,电路如图4所示。

(3)第三级放大电路

第二级放大电路增益虽然可调,但在实际调试中发现在输入信号的频率较高时,放大电路的实际放大倍数和理论放大倍数之间有一定的偏差,这主要是因为运放的增益带宽积有限。为此,本系统第三级放大电路由AD826和一个精密可调电位器组成,电路如图5所示。通过该精密可调电位器可对第三级放大增益进行微调,以减少偏差。

5 滤波器的设计

在变压器的现场局部放电检测中,存在机械振动噪声(≤2kHz)、铁芯磁致伸缩噪声(频带在50～70kHz,频谱峰值约在65kHz)、电晕产生的电脉冲(频率大概在18MHz)干扰以及强烈的电磁辐射干扰,而超声波传感器的金属外壳只能屏蔽部分电磁波,其输出信号中的干扰信号可能将变压器局部放电产生的超声波信号淹没,因而必须在信号进入A/D转换之前对信号进行模拟滤波,使信号的能量主要集中在变压器局部放电超声波信号的最佳检测频带80～300kHz内。

当上截止频率与下截止频率之比等于或超过2时,则可以认为该带通滤波器是宽带型的,于是滤波器的指标可以划分为单独的低通和高通技术条件,然后通过级联有源高通和低通滤波器可以构成相应带宽的带通滤波器,这种方法设计的滤波器具有通带内幅频特性曲线较平坦的优点。根据上述宽带滤波器定义,本系统的滤波器属于宽带型带通滤波器,因此其电路由四阶高通滤波器和二阶低通滤波器级联而成。由于AD826不仅带宽较高,并且其具有速度快、低电压和电流偏移、高增益稳定性等特性,适用于数据采集系统中的滤波电路,所以本滤波器的运放仍使用AD826,滤波电路如图6所示,本系统滤波电路由两个二阶单位增益负反馈高通滤波器和一个二阶单位增益负反馈低通滤波器组成。

6 现场监测单元

现场监测单元以ARM为核心,加上A/D芯片、电源电路、通信接口、液晶显示,构成一个能独立完成放电信号采集、信号调理、A/D转换、干扰处理、数据处理、数据保存、放电量显示、趋势图形显示、超标报警等一系列的工作的智能单元。

7 后台监测计算机

根据现场监测单元送来的信号建立故障监测数据库,分别显示各现场监测单元监测到的局放变化趋势、超标报警等信息,并且以多种方式实现远程传输数据,达到异地监测的目的。

8 局部放电监测软件

局部放电监测软件采用visual studio2010作为开发工具,适用SQL Server数据库,监测软件具有对局部放电信号的在线数据采集、处理及存贮、局部放电的图谱显示及诊断、报警、历史数据查询等功能。

9 应用实例

某500kV变压器内部磁屏蔽缺陷引起的故障,三组在线监测数据的相关性表征了其故障特点和性质。由各趋势图分析可见,铁心接地线上的局放信号小且平稳。超声信号与铁心接地线上局部放电信号没有相关性。超声信号与变压器负荷电流曲线变化趋势明显相关。再通过超声与油气数据相关分析,大的超声信号出现后,延时一段时间,油气开始上升。油气监测数据与局部放电监测数据存在积分和延时相关性。通过以上分析确定,变压器内部存在辐射度较低的接触性电流间歇性放电,且同时伴随有震动。可确定是由油箱磁屏蔽松动引起的电流型放电。经吊罩检查证实以上分析的结论是正确的。

10 结论

变压器局部放电的监测对判断变压器的运行状态至关重要,目前对变压器局部放电的研究是世界各国的热门话题,检测方法和手段也有所不同,尤其是在数据的数学模型构建上,到目前为止,在学术界还没有统一的标准,这给局部放电的监测和变压器运行状态的判断带来了很大困难,寄望于将来通过大量的试验建立统一的数学模型和判据。

参考文献