电力变压器继电保护研究
摘 要：为减少电力系统长时间断电，防止出现电力事故以保障电力设备安全平稳运行，工程上常采用继电保护这一方法来对电路进行维护。在实践中，若继电保护装置的运行产生了问题，这有可能导致重大电力事故的发生。故总体看来，继电保护装置能够有效对继电保护功能进行实现。对继电保护装置进行优化和改进，具有较高的实际应用价值。
关键词：继电保护;整定计算;电力系统
1 绪论
1.1 电力系统继电保护的基本概念
继电保护在工程上的主要概述是：针对产生威胁的异常工况进行监测，针对其对策进行研究探讨以规避事故发生的自动化举措可以归类于电力系统继电保护设计活动。
1.2 继电保护装置要求
继电器需要满足下列几个基本要求：速动性、灵敏性、可靠性和选择性。
选择性：故障产生于供电系统中时，线路自我产生的故障或发生故障的设备产生反馈效应，对应的保护器或断路器发生拒动状况，相邻线路或设备应当承担起故障切除的责任。
速动性：继电保护装置在发生故障时必须在第一时间切断故障部位，缩短用户和设备在不稳定电压中运行的时间长度，尽最大可能缩减设备损坏的可能性以提升系统并列运行的稳定程度，控制障碍影响范围，提升备用设备及备用电源等上述备用设备自动投入运行的效果。为发挥相间速断保护与零序顺时段保护的作用，一般从缩减断路器切断电通路的时间与控制继电器固有的动作时间出发，以实现速动性的提升。断路器与保护装置的动作时间之和是切断电路整体故障的最短时间。
灵敏性：电路保护装置的及时响应会产生相应的反应，响应速率间隔越小，对异常工况或可能的故障反馈越精准迅速，越方便电路维护者们及时进行相应反馈，此种能力被称为灵敏性。
可靠性：在继电保护装置的电路保护范围中，若有故障发生，继电保护装置必须及时响应，在电路未发生故障时继电保护装置不应该被误触发产生动作。保护装置自身的质量和运行维护水平关系到误动率和拒动率。这两个数值体现了电路整体的运行维护水平，也反映了整个保护装置本身的质量问题。继电保护装置的可靠性取决于构成其的硬件和软件，其应当包括必要的报警、闭锁和自动监测措施。
以上这些要求，是实际工作中，对继电保护装置进行组装设置，以及后期的维护和运用，产生一定的评测作用。在实际的操作过程中，必须要辩证统一上述的数据，以期在电路维护当中获得更好的效果。
上述四个参数之间，互相联系，相互制约，有时甚至存在矛盾。故在实际的操作过程中，必须要辩证统一上述的数据，以期在电路维护当中获得更好的效果。
1.3 继电保护的组成及基本原理
整套继电保护装置通常由测量元件、逻辑环节和执行输出三部分组成。针对产生威胁的异常工况进行监测，针对其对策进行研究探讨以规避事故发生的自动化举措可以归类于电力系统继电保护设计活动。
2 有关继电保护的理论知识
2.1 变压器的故障类型
2.1.1 变压器故障
变压器的故障根据故障点所存在的位置不同，可以分为油箱外部故障和油箱内部故障。
2.1.2 变压器异常运行状态
变压器异常运行状态包括下列几种：过电流的外部相间保护，变压器温控失灵，导致冷却系统发生故障进而导致变器压力过高，变压器产生漏电，额定电压长期过载导致负荷增大，等等。
2.2 保护变压器配置
在变压器运行过程中，变压器会有一些过载能力，瞬时的和长时间的。由于负荷波动，过载运行很正常，但应尽量避免变压器长时间超负荷运行，如果过载，高温，超压情况不严重，这个过程造成的损害也是慢性的。会减少变压器寿命，损坏绝缘;磁饱和，铜铁损耗，电机损耗，负载损耗增大;谐波增加，甚至引起系统谐振，还会影响保护设备动作。
3 电力变压器继电保护设计
3.1 系统故障分析
在设计中，电力系统包含基本的设备，例如不接地的直接线路和不基于中性点的电源适配器。线路的主要故障是单相接地、两相接地和三相接地。
3.2 调整主变继电保护装置
根据故障和非正常运行情况，有必要对各种故障进行适當的基本保护，使其免受非正常运行、可靠性、刚性和灵敏度的影响，提高系统的安全性。辅助保护如下：瓦斯保护（防止内部变压器故障和低油位）、纵向差动保护（防止相间变压器线圈、套管和电线短路）、过电流保护（反馈适配器中的差分错误）、过载保护（过载导致过载）。
3.3 继电保护设计概述
选择工作电流，保护装置的保护范围由工作电流的大小控制;该模式采用限时保护，防止快速制动。通过合理延时操作叠加保护装置，保证了程序的选择性。过流保护和反射时间保护。本设计与快速制动保护装置共用两套电流互感器，采用不完整的两相和两相连接，作为具有过载时限的快速制动电流后备保护使用。为了解决超出当前快速制动保护范围的问题，安全范围是整个生产线和底线的一部分。
4 结论与展望
发展继电保护技术，令电路在继电保护装置的保护下，能够完善安全运行，带来的不仅是社会发展的动力，更带来了国民发展的效益继电保护装置和安全自动化必须满足可靠性、安全性、灵敏度和速度要求。不仅要突出设计的重点，更要做到面面俱到，在电流环路中产生环流错误导致电路的正常运行受到干扰时，切断故障区域与电路的联系，控制电力系统故障的波及范围，最大限度缩减损失，用这种方法来保证电力系统的整体稳定性，确保电力系统安全经济运行。
参考文献：
[1]苟海山.电力变压器继电保护研究[J].科技风，2019（06）：174.
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[3]王鹏.500kV变电站变压器运行及继电保护措施深入探讨[J].通讯世界，2018（07）：215-216.
作者：范永奎 轩明利 梁青
【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
[1]袁小亮.10kV电力变压器维护检修相关问题探讨[J].科园月刊，2011，(10)：99-100.
[2]董杰.10kV变压器检修与维护研究[J].技术探讨，2012，6(238)：141-142.
坪坝区小龙坎正街至风天路主干道环境综合改造工程外墙电线、电缆及变压器等线缆保护措施方案
一、工程简介
沙坪坝区小龙坎正街至风天路主干道环境综合改造工程位于沙坪坝区，包括小龙坎正街至天星桥转盘、天星桥转盘至西南医院、天星桥转盘至风天路，全长4.4公里。工作内容包括外墙面、阳台、门窗、遮雨蓬、空调外机、沿街底层门面、防盗网及护拦、线网、屋顶、围墙整治。
由于多数为老旧的居民住房，电线、电缆等线网满布于墙面，没有统一的走向，在施工时有效保护是施工的一个重点。外墙施工时需对其进行统一保护，待外墙施工完后在对其电线、电缆进行统一整理。
在外脚手架搭设施工中，有局部的建筑物与高压线的距离较近，在脚手架搭设过程中或在脚手架上操作的过程中的安全存在较大的隐患。电力公司在巡查中发现架体在搭设中与高压线相邻太近，不能保证安全距离，存在严重安全隐患后，要求在施工中需采取相应的安全保证措施，否则要求停止该处脚手架搭设。项目部经过现场实际查勘，凡是高压电线与建筑物的距离在3米以内的，拟采取对脚手架搭设方案进行局部调整，已保证安全施工。
另外在居民楼旁边有变压器及电杆时，也应对其变压器等设施进行先保护后搭设脚手架施工。故在变压器四周设置防护棚，保证施工和用电安全。
二、外墙电线、电缆保护具体措施
(一)、准备工作
(1)脚手架搭设好后，派专业电工沿外墙检查裸露在外墙上的电线、电缆走向，弄清楚电线种类、性质、是否带电，与业主间的关系等。摸清楚电线的基本情况。
(2)必要时联系电力及宽带等相关部门对其进行交底，以便情况了解的更清楚。
(3)统计出需要进行保护电线的工程量，提出保护材料的计划。
(二)、具体实施措施
(1)派专业人员对裸露在外墙面的电线进行清理、分类。
(2)采用PVC塑料管对其电线进行穿管对其电线进行保护，由于电线不能从一端穿入，采用先把PVC塑料管剖开，再把电线放进去。电线不能全部堵满套管，只能放入套管一半的电线。
(3)电线穿好套管后，在脚手架上对其套管进行固定。
(4)如在该处电线位置的外墙上需动用焊机等动火作业，在下部的电线套管表面缠裹防火棉，并派专职安全员进行巡视，避免发生火灾等事故。
(5)待外墙施工完毕后，对其外墙电线进行改造，达到漂亮、整洁外观。
三、高压电线及电杆保护措施
1、外墙脚手架搭设在距高压电线最近位置或电杆上部横杆距架体前后约3米处距墙边间距调整，架体靠墙体间距调整为70-80mm;
2、下部防护棚脚手架按要求搭设，上层外墙脚手架在该转角处落搭设脚手架距墙距离根据实际情况作调整。
2、脚手架搭设过程前，安全员针对该处进行特别安全交底，在施工过程中，安全员必须现场巡视;在电线或电杆距脚手架没有安全距离的情况下操作，先要与电力部门取得联系，在断电的情况下进行脚手架搭设及防护，待防护好后再通电。
3、脚手架搭设好后，在立杆与高压线位置采取全封闭，保证后续工作在操作时工具、材料等与高压电线及电杆接触。外脚手架外立面用九夹板封闭上部2米，下部1米，宽3米。防止人员操作时触碰到电线。
4、在九夹板封闭好后表面用绝缘板再覆盖一道。
四、变压器及电杆保护措施
1、先测量出脚手架外边缘与该变压器及电杆的距离，确定保护范围。
2、在变压器四周搭设脚手架防护棚，立杆与变压器的间距为80CM,顶棚离高压电缆2m(双层防护，底层防护与其最高点垂直距离不得小于1m)，立杆与立杆间距为1.2-1.5m。
3、在变压器上部及四周采用绝缘板封闭，顶部在绝缘板的上部用竹跳及九夹板铺防护层。
五、安全措施
1、对其操作人员进行安全技术交底，让工人在思想上引起重视。
2、检查线路应为持证上岗的专业人员，在检查线路时工人要戴好安全帽、拴好安全绳，带好绝缘手套，穿好绝缘靴。
3、在穿管时，如发现电线有损伤、接头有松动等问题，需先进行处理，再穿管。
4、在电线保护管的上方进行焊接等工作时，一定要避免火花溅落到电线保护管上，确保用火安全。
5、搭设和拆除防护架必须由符合“特种作业人员安全技术考核规定”的架子工进行，操作人员必须持证上岗。操作时必须配戴安全帽、安全带、穿防滑鞋。
6、在脚手架搭设时，操作人员进入现场必须遵守安全生产纪律，必须带好安全帽及安全带，并扣好安全扣。
7、搭设时应有临时支撑，防止初立的立杆倾倒伤人。
8、在搭至近高压线时，须特别注意每传递的竹竿不得与高压线相碰，操作人员必须互相提醒，互相关心。
9、在搭设时，必须有专业的安全员全程巡视监控作业人员操作的各环节的安全动态情况，发现有不合安全规范的地方，尤其是在距高压线很近时必须全程监控。
10、在作业前，安全员应向班组操作人员作详细的交底并严格按照方案搭设技术要求进行。
11、搭设前应搭设警戒线，并指派专人看护，防止人员进入警戒区。
12、在采取以上措施时，均先征得电力部门同意后，方可实施。
附图一：电线保护构造图 附图二：高压电线保护措施图 附图三：变压器及电杆保护措施图
1前言
我国共有2400个县级农村电网及280个城市电网，配电变压器数量达数百万台，加之我国土地辽阔，且雷暴日偏多，如南方某些地区年雷暴日高达100～130日，配电变压器受雷电波侵害较为严重，这不仅给供电企业带来极大的经济损失，而且严重影响供电可靠性。为此，为了防止雷电波对配电变压器的侵害，保证配电变压器安全运
行，有必要对配电变压器防雷保护措施逐一分析，从而有选择性的采取适当的防雷保护措施。
2配电变压器防雷保护措施好范文版权所有
(1)在配电变压器高压侧装设避雷器。根据sdj7-79《电力设备过电压保护设计技术规程》规定："配电变压器的高压侧一般应采用避雷器保护，避雷器的接地线和变压器低压侧的中性点以及变压器的金属外壳三点应连接在一起接地。"这也是部颁dl/t620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》推荐的防雷措施。
然而，大量研究和运行经验均表明，仅在高压侧采用避雷器保护时，在雷电波作用下仍有损坏现象。一般地区年损坏率为1，在多雷区可达5左右，个别100雷暴日的雷电活动特殊强烈地区，年损坏率高达50左右。究其主要原因，乃是雷电波侵入配电变压器高压侧绕组所引起的正、逆变换过电压造成的。正、逆变换过电压产生的机理如下：
①逆变换过电压。即当3～10kv侧侵入雷电波，引起避雷器动作时，在接地电阻上流过大量的冲击电流，产生压降，这个压降作用在低压绕组的中性点上，使中性点电位升高，当低压线路比较长时，低压线路相当于波阻抗接地。因此，在中性点电位作用下，低压绕组流过较大的冲击电流，三相绕组中流过的冲击电流方向相同、大小相等，它们产生的磁通在高压绕组中按变压器匝数比感应出数值极高的脉冲电势。三相脉冲电势方向相同、大小相等。由于高压绕组接成星形，且中性点不接地，因此在高压绕组中，虽有脉冲电势，但无冲击电流。冲击电流只在低压绕组中流通，高压绕组中没有对应的冲击电流来平衡。因此，低压绕组中的冲击电流全部成为激磁电流，产生很大的零序磁通，使高压侧感应很高的电势。由于高压绕组出线端电位受避雷器残压固定，这个感应电势就沿着绕组分布，在中性点幅值最大。因此，中性点绝缘容易击穿。同时，层间和匝间的电位梯度也相应增大，可能在其他部位发生层间和匝间绝缘击穿。这种过电压首先是由高压进波引起的，再由低压电磁感应至高压绕组，通常称之为逆变换。
②正变换过电压。所谓正变换过电压，即当雷电波由低压线路侵入时，配电变压器低压绕组就有冲击电流通过，这个冲击电流同样按匝数比在高压绕组上产生感应电动势，使高压侧中性点电位大大提高，它们层间和匝间的梯度电压也相应增加。这种由于低压进波在高压侧产生感应过电压的过程，称为正变换。试验表明，当低压进波为10kv，接地电阻为5ω时，高压绕组上的层间梯度电压有的超过配电变压器的层间绝缘全波冲击强度一倍以上，这种情况，变压器层间绝缘肯定要击穿。
(2)在配电变压器低压侧加装普通阀型避雷器或金属氧化物避雷器。这种保护方式的接线为：变压器高、低避雷器的接地线、低压侧中性点及变压器金属外壳四点连接在一起接地(或称三点共一体)。
运行经验和试验研究表明，对绝缘良好的配电变压器，仅在高压侧装设避雷器时，仍有发生由于正、逆变换过电压造成的雷害事故。这是因为高压侧装设的避雷器对于正变换或逆变换过电压都是无能为力的。正、逆变换过电压作用下的层间梯度，与变压器的匝数成正比，与绕组的分布有关，绕组的首端、中部和末端均有可能破坏，但以末端较危险。低压侧加装避雷器可以将正、逆变换过电压限制在一定范围之内。
(3)高、低压侧接地分开的保护方式。这种保护方式的接线为高压侧避雷器单独接地，低压侧不装避雷器，低压侧中性点及变压器金属外壳连接在一起，并与高压侧接地分开接地。
研究表明，这种保护方式利用大地对雷电波的衰减作用可基本上消除逆变换过电压，而对正变换过电压，计算表明，低压侧接地电阻从10ω降至2.5ω时，高压侧的正变换过电压可降低约40。若对低压侧接地体进行适当的处理，就可以消除正变换过电压。
该保护方式简单、经济，但对低压侧接地电阻要求较高，有一定的推广价值。
配电变压器防雷保护措施多种多样，除以上列举的以外，还有在配电变压器铁心上加装平衡绕组抑制正逆变换过电压;在配电变压器内部安装金属氧化物避雷器等等。
3配电变压器防雷保护措施应用
通过以上分析，可以看出，各种防雷保护措施各有其特点，各地应根据雷暴日雷电活动强度来合理选择适当的防雷保护措施。好范文版权所有
(1)在平原等少雷区，配电变压器年损坏率较低，可只采用配电变压器高压侧装设避雷器的方式。
(2)在一般雷电日地区，推荐采
变压器的ONAN冷却方式为内部油自然对流冷却方式，即通常所说的油浸自冷式。
变压器的冷却方式是由冷却介质和循环方式决定的;由于油浸变压器还分为油箱内部冷却方式和油箱外部冷却方式，因此油浸变压器的冷却方式是由四个字母代号表示的。
第一个字母：与绕组接触的冷却介质。
O--------矿物油或燃点大于300℃的绝缘液体;
K--------燃点大于300℃的绝缘液体;
L--------燃点不可测出的绝缘液体;
第二个字母：内部冷却介质的循环方式。
N--------流经冷却设备和绕组内部的油流是自然的热对流循环;F--------冷却设备中的油流是强迫循环，流经绕组内部的油流是热对流循环;
D--------冷却设备中的油流是强迫循环，至少在主要绕组内的油流是强迫导向循环;
第三个字母：外部冷却介质。
A--------空气;
W--------水;
第四个字母：外部冷却介质的循环方式。
N--------自然对流;
F--------强迫循环(风扇、泵等)。
电力变压器常用的冷却方式一般分为三种：油浸自冷式、油浸风冷式、强迫油循环。
油浸自冷式就是以油的自然对流作用将热量带到油箱壁和散热管，然后依靠空气的对流传导将热量散发，它没有特制的冷却设备。
而油浸风冷式是在油浸自冷式的基础上，在油箱壁或散热管上加装风扇，利用吹风机帮助冷却。加装风冷后可使变压器的容量增加30%～35%。
强迫油循环冷却方式，又分强油风冷和强油水冷两种。它是把变压器中的油，利用油泵打入油冷却器后再复回油箱。油冷却器做成容易散热的特殊形状，利用风扇吹风或循环水作冷却介质，把热量带走。这种方式若把油的循环速度比自然对流时提高3倍，则变压器可增加容量30%
人类对雷电采取防护措施，最早可追溯到12世纪。中国湖南现存的岳阳慈氏塔(约在1100年重建)，自塔顶有6条铁链沿6个角下垂至地面上一定高度，可用来防止雷击损坏。有的古塔还将此类铁链沉入水井，实现良好接地。本文简要从雷电的形成，雷电对电力系统的破坏方面出发，简述了几种常用的避雷措施的应用以及避雷设施安装使用的必要性。 关键词雷电危害;途径;防范措施;防线;微电子;接地;屏蔽 目录
前言„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„2 雷电的形成以及对电力系统的危害„„„„„„„„„„„„„„„„2 普遍采用的防雷措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3 微电子器件防雷措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„6 接地与屏蔽的应用„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„7 综合性防雷措施„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8 结论„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9 致谢„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„9 前言
随着科技的发展，电力已成为最重要的资源之一，如何保证电力的供应对于国民经济发展和人民生活水平的提高都有非常重要的意义。雷电是一种雄伟壮观而又有点令人生畏的自然现象，它的危害体现在雷电的热效应、机械效应、过电压效应以及电磁效应，当它对大地产生放电时，便会造成巨大的破坏。我国是一个多自然灾害的国家，跟地理位置有着不可分割的关系，其中最为严重的是广东省以南的地区，惠州、深圳、东莞一带的雷电自然灾害已经达到世界之最，这些地方是由于大气层位置比较低所造成。因此，对输电线路加强防雷措施，不但可以减少由于雷电击中输电线路而引起的跳闸次数，还可以有效保护变电站内电气设备的安全运行，是维持电力系统持续、可靠供电的重要环节。
一、 雷电的形成以及对电力系统的危害 云层与地之间的雷击放电，由一次或若干次单独的闪电组成，每次闪电都携带若干幅值很高、持续时间很短的电流。一个典型的雷电放电将包括二次或三次的闪电，每次闪电之间大约相隔二十分之一秒的时间。大多数闪电电流在10，000至100，000安培的范围之间降落，其持续时间一般小于100微秒。供电系统内部由于大容量设备和变频设备等的使用，带来日益严重的内部浪涌问题。我们将其归结为瞬态过电压( TVS)的影响。任何用电设备都存在供电电源电压的允许范围。有时即便是很窄的过电压冲击也会造成设备的电源或全部损坏。瞬态过电压(TVS)破坏作用就是这样。在我国的东莞夏季五月至八月之间，由于雷电对输电线路的破坏所带来的一系列相关的经济亏损就接近当季的GDP比例亏损度的百分之六，达到上千万的经济损失。由于我国的的输电线路分布广泛，而且大多数地处旷野，很容遭到雷击。当雷电击中电力线路时，雷电流需经过电力线路泄入大地。即使雷电没有击中电力线路，当雷击发生后，导线上感应的异号电荷失去束缚，向导线两则流动，这些电流通过线路侵入变电站或袭击电气设备，在设备上形成过电压。当过电压高于设备的额定雷电冲击耐受电压时，设备就会损坏。
雷击对地闪电可能以两种途径作用在供电系统上：
1.直接雷击：雷电放电直接击中电力系统的部件，注入很大的脉冲电流。发生的概率相对较低。
2. 间接雷击：雷电放电击中设备附近的大地，在电力线上感应中等程度的电流和电压。
内部浪涌发生的原因同供电系统内部的设备启停和供电网络运行的故障有关： 供电系统内 1 部由于大功率设备的启停、线路故障、投切动作和变频设备的运行等原因，都会带来内部浪涌，给用电设备带来不利影响。特别是计算机、通讯等微电子设备带来致命的冲击。即便是没有造成永久的设备损坏，但系统运行的异常和停顿都会带来很严重的后果。直接雷击是最严重的事件，尤其是如果雷击击中靠近用户进线口架空输电线。在发生这些事件时，架空输电线电压将上升到几十万伏特，通常引起绝缘闪络。雷电电流在电力线上传输的距离为一公里或更远，在雷击点附近的峰值电流可达100kA或以上。在用户进线口处低压线路的电流每相可达到5kA到10kA。在雷电活动频繁的区域，电力设施每年有好几次遭受雷电直击事件引起严重雷电电流。间接雷击和内部浪涌发生的概率较高，绝大部分的用电设备损坏与其有关。所以电源防浪涌的重点是对这部分浪涌能量的吸收和抑制，浪涌引起的瞬态过电压(TVS)保护，最好采用分级保护的方式来完成。从供电系统的入口(比如大厦的总配电房)开始逐步进行浪涌能量的吸收，对瞬态过电压进行分阶段抑制。
二、普遍采用的防雷措施
首先，应该建立必要的三道防线 2.1第一道防线、应是连接在供电系统入口进线各相和大地之间的大容量电源防浪涌保护器。一般要求该级电源保护器具备100KA/相以上的最大冲击容量，要求的限制电压应小于1500V。我们称为CLASSI 级电源防浪涌保护器。 这些电源防浪涌保护器是专为承受雷电和感应雷击的大电流和高能量浪涌能量吸收而设计的，可将大量的浪涌电流分流到大地。它们仅提供限制电压(冲击电流流过SPD时，线路上出现的最大电压称为限制电压)为中等级别的保护，因为CLASS I 级的保护器主要是对大浪涌电流的吸收。 仅靠它们是不能完全保护供电系统内部的敏感用电设备。
2.2第二道防线、应该是安装在向重要或敏感用电设备供电的分路配电设备处的电源防浪涌保护器。这些SPD对于通过供电入口浪涌放电器的剩余浪涌能量进行更完善的吸收，对于瞬态过电压具有极好的抑制作用。该处使用的电源防浪涌保护器要求的最大冲击容量为45KA/相以上，要求的限制电压应小于1200V。我们称为CLASS II 级电源防浪涌保护器。(参见UL1449-C2的有关条款)。 2.3最后的防线、 可在用电设备内部电源部分使用一个内置式的电源防浪涌保护器，以达到完全消除微小瞬态的瞬态过电压的目的。该处使用的电源防浪涌保护器要求的最大冲击容量为20KA/相或更低一些，要求的限制电压应小于1000V。对于一些特别重要或特别敏感的电子设备，具备第三级的保护是必要的。同时也可以保护用电设备免受系统内部产生的瞬态过电压影响。
其次，雷电是常见的大气层中强电磁干扰源，为了更好地防御雷击电磁脉冲，在建立必要的三道防线的同时，还应采取有效的等电位、屏蔽及过压保护等措施。
2.4大楼中机房位置的选择，由雷电流的“集肤效应”可知，雷电流几乎全部集中在外墙，而室内的磁场强度在电流流经的柱子附近最大，所以计算机房应放在建筑物的中间位置，而且还要避开大楼外侧作为引下线的柱子。机房内布置设备时，也应与外墙立柱保持一定的距离。建筑物可采用直击雷防护装置。它由接闪部分、引下线和接地装置组成,有避雷针、避雷带、避雷网和避雷线等类型。沿屋脊、屋檐敷设的金属导体(避雷带)或网格状导体(避雷网)，或高出屋面竖立的金属棒以及金属屋面和金属构件等，统称为接闪装置或接闪器。连接接闪装置与接地装置的金属导体称为防雷引下线(简称引下线)。为将接闪器雷电流扩散到大地中而埋设在土壤中的金属导体(接地极)和连接线总称为接地装置。利用建筑物屋顶的金属构件和建筑物内部的钢筋组成一个整体的大网笼称为笼式避雷网。它具有良好的分流、均压和屏蔽作用，是保护性能最好的防雷方式。
2.5等电位连接技术，使用连接导线或过电压(浪涌)保护器将防雷装置和建筑物的金属装置、外来导线、电气装置等连接起来，以实现均压等电位。
2 防雷器又称等电位连接器、过电压保护器、浪涌抑制器、突波吸收器、防雷保安器等，用于电源线防护的防雷器称为电源防雷器。鉴于目前的雷电致损特点，雷电防护尤其在防雷整改中，基于防雷器防护方案是最简单、经济的雷电防护解决方案。防雷器的主要作用是瞬态现象时将其两端的电位保持一致或限制在一个范围内，转移有源导体上多余能量，将多余能量向地下泄放，是实现均压等电位连接的重要组成部分。防雷器在功能上可分为防直击雷的防雷器和防感应雷的防雷器。可防直击雷的防雷器通常用于可能被直击雷击中的线路保护，按人、物和信息系统对雷电及雷电电磁脉冲的感受强度不同把环境分成几个区域：LPZOA区，本区内的各物体都可能遭到直接雷击，因此各特体都可能导走全部雷电流，本区内电磁场没有衰减。LPZOB区，本区内的各物体不可能遭到直接雷击，但本区电磁场没有衰减。LPZ1区，本区内的各物体不可能遭到直接雷击，流往各导体的电流比LPZOB区进一步减少，电磁场衰减和效果取决于整体的屏蔽措施。后续的防雷区(LPZ2区等)如果需要进一步减小所导引的电流和电磁场，就应引入后续防雷区，应按照需要保护的系统所要求的环境区选择且续防雷区的要求条件。保护区序号越高，预期的干扰能量和干扰电压越低。如LPZOA区与LPZ1区交界处的保护。用10/35μs电流波形测试与表示其通流能力。防感应雷的防雷器通常用于不可能被直击雷击中的线路保护，如LPZOB区与LPX1区、LPZ1区交界处的保护。用8/20μs电流波形测试与表示其通流能力响应时间，防雷器对瞬态现象起控制作用所需的时间，与波形性质有关。残压，防雷器对瞬态现象的电压限制能力，与雷电流幅值及波形性质有关。
2.6屏蔽措施，利用建筑物的金属构架、门窗、地板等均相互焊(连)在一起;形成一个“法拉第笼”，并与地网形成良好的电气连接。屏蔽管线入户一般要求采用地下电缆，其金属护层要在两端做良好接地。
发电厂和变电所广泛使用独立避雷针。变电架构上的避雷针(110千伏及以上电压变电所)和烟囱、水塔上的避雷针可防护直击雷。大中型变电所常需安装8～10支高30米左右的避雷针群。装于发电厂烟囱上的避雷针可用来保护发电厂,其高度可达120米。这样，直击雷防护的可靠性可达安全运行1000～1300年的耐雷指标(MTBF)。有些变电所是用避雷线来保护。为防护由输电线传入的雷电侵入波，可采用阀型避雷器或氧化锌避雷器。对其保护性能及通流能量等要求甚高，还需严格作到全伏秒特性与被保护的变压器等相配合, 避雷器的尺寸亦甚庞大，如500千伏变电所的避雷器高达5米以上。
110、220千伏变电所对侵入波的防护，其平均无故障时间MTBF运行值分别可达80年和200年,330～500千伏级的目标值均为300～500年。继电保护和控制回路多用电缆的金属屏蔽层,并在两端接地,或将绝缘电线、塑料电缆穿入铁管，将两端接地，以防护感应雷和侵入波。对发电机的雷电侵入波防护,则采用旋转电机专用避雷器,并配以由50～100米长的金属屏蔽电缆(电缆埋入地中且在两端和中间设置多点接地)和电缆首端的避雷器及其前方的避雷针或避雷线保护段(作为第一道防线)组成进线保护段。这一保护系统能确保发电机的MTBF达100～300年。若采用防雷线圈(不用电缆)和避雷器的保护方式，MTBF超过600年。输电线路用避雷线保护。110千伏、220千伏、330～500千伏线路分别可达到平均事故 0.2次、0.17次和0.1次/百公里年。为使避雷针、避雷线的布置处于屏蔽雷闪的最佳位置和获得较好的计算方法，并将保护失效率──绕击率(即每1000次雷击,绕过保护装置而击于被保护物上的次数)限制到最低限度,自1925～1926年美国人Peek在实验室用“人工雷”首次对避雷针模型进行试验以来，一直在进行研究。中国在避雷针设计、计算上较为先进,实际绕击率已达到0.5%。
2.7雷电过电压的保护，当雷电击中电网或电网附近雷击时，都能在线路上产生雷电过电压。雷电过电压沿着线路传播进入机房内，造成计算机及相关设备损坏。电源系统应多级保护，逐级泄流，使残压限制在2倍U额定电压值。雷电的瞬变电磁场，可在信号线路及其回路上感应产生过电压，损坏相应的接口电路。因此实际安装时，要求保护装置靠近被保 3 护设备，保护元件两端采用双绞线;使得耦合回路的总面积减少，减弱磁场耦合效应。
三、微电子器件防雷措施
微电子器件中 TTL 数字电路的抗冲击能力最弱，10V 、 30ns 脉宽的冲击电压可使 TTL 电路损坏：雷电流产生的磁场达 0.07×10 - 4T 时可使微电子器件误动，无电磁异蔽时即使雷电流通道远在 1km 处，也可能使微电子设备误动。为使微电子器件遇雷击时不致损坏，有效的办法是选用新型保护器件 ——TVS 管。
3.1 TVS 管即瞬态电压抑制器。当其两极受到反向瞬态高能量冲击时，它能以 10 - 12s 量级的速度，将两级间的高阻抗变为低阻抗，吸收高达数千瓦的浪涌功率，使两极间的电压箝位于一个预定值 ( 一般小于 2 倍额定工作电压 ) ，有效的保护电子电路中的精密元器件免受各种浪涌脉冲的破坏。TVS 管的伏安特性如图所示。
TVS管和稳压管一样，是反向应用的。其中VR称为最大转折电压，是反向击穿之前的临界电压。VB是击穿电压，其对应的反向电流IT一般取值为1 mA。VC是最大箝位电压，当TVS管中流过的峰值电流为IPP的大电流时，管子两端电压就不再上升了。因此TVS管能够始终把被保护的器件或设备的端口电压限制在VB～VC的有效区内。与稳压管不同的是，IPP的数值可达数百安培，而箝位响应时间仅为1×10-12s。TVS的最大允许脉冲功率为PM=VCIPP，且在给定最大钳位电压下，功耗PM越大，其浪涌电流的承受能力越大。这就是 TVS 管抑制出现的浪涌脉冲功率，保护电子元件的过程。
3.2 TVS 管的显著特点为：响应速度快 (10 - 12s 级 ) 、瞬时吸收功率大 ( 数千瓦 ) 、漏电流小 (10 - 9A 级 ) 、击穿电压偏差小 (±5 % UBR 与 ±10 % UBR 两种 ) 、箝位电压较易控制 ( 箝位电压 Uc 与击穿电压 UBR 之比为 1.2 ～ 1.4) 、体积小等。它对保护装置免遭静电、雷电、操作过电压、断路器电弧重燃等各种电磁波干扰十分有效，可有效地抑制共模、差模干扰，比如感应雷击一般都是通过感应进入的，两根输电线会同时感应到，就是共模干扰。如果雷击直接打到了其中一根输电线上，这根线的干扰会比另一根强很多，而且波形也不一样，这就是差模干扰，而TVS 管正是微电子设备过电压保护的首选器件之一。
四、接地与屏蔽的应用
4.1 接地
良好的接地是防雷中至关重要的一环。接地电阻值越小过电压值越低。因此，在经济合理的前提下应尽可能降低接地电阻。通信调度综合楼的通信站应与一楼内的动力装置共用接地网并尽可能与防雷接地网直接相连。通信机房内应敷设均压带并围绕机房敷设环行接地 4 母线。
在电力调度通信综合楼内，需另设接地网的特殊设备，其接地网与大楼主地网之间可通过击穿保险器或放电器连接，以保证正常时隔离，雷击时均衡电位。 接地的其他方面均应严格按有关规程办理。各国为研究超高压、特高压输电的长间隙和绝缘子串的雷电冲击特性、变电设备的冲击特性,先后制出高达3600千伏、4800千伏、6000千伏、甚至10000千伏的冲击电压发生器,用以进行大量的试验研究工作。 4.2 屏蔽
为减少雷电电磁干扰，通信机房及通信调度综合楼的建筑钢筋、金属地板均应相互焊接，形成等电位法拉第宠。设备对屏蔽有较高要求时，机房六面应敷设金属屏蔽网，将屏蔽网与机房内环行接地母线均匀多点相连。
架空电力线由站内终端杆引下后应更换为屏蔽电缆;室外通信电缆应采用屏蔽电缆，屏蔽层两端要接地;对于既有铠带又有屏蔽层的电缆应将铠带及屏蔽层同时接地，而在另一端只将屏蔽层接地。电缆进入室内前水平埋地 10m 以上，埋地深度应大于 0.6m ;非屏蔽电缆应穿镀锌铁管并水平埋地 10m 以上，铁管两端应良好接地。若在室外人口端将电力线与铁管间加接压敏电阻，防雷效果会更好。
五、综合性防雷措施
为避免雷害，对电力调度自动化系统，应采取 “ 整体防御、综合治理、多重保护 ” 的方针。除采用上述保护与接地措施外，配电变压器高低压侧均应装接金属氧化物避雷器，并三点联合接地。程控交换机室外进出线、 Modem 等应装过电压保护器;当 RTU 等装置离显示屏较远时应装信号线过电压保护器。灵活综合的应用各类防雷措施是有效保护输电线路免遭雷击破坏，保证正常供电的最有效手段之一。
六. 问题探讨
国内外防雷专家关于“消雷技术”之争，已成为防雷领域最大争论的焦点。因为“消雷技术”是一发展中的防雷技术，是对传统的防雷理论的创新，就其理论仍有待于进一步的去研究、完善和探讨。“消雷技术”在我国的防雷学术界从理论研究和实验，都作了大量的工作，并于70年代末分别在西昌卫星发射场和武汉水利电力学院两地进行了实验工作，并取得了大量的实验数据，在其试验总结报告中对“消雷器”作出定性的结论。因雷电是一自然现象，而引雷防雷和“消雷”防雷都必须遵循雷电规律，顺应客观规律，实事求实的去研究和完善防雷技术，因规范对“消雷器”不规范的宣传。 减少雷电灾害,这不仅是我国高科技中的难题,也是世界性的难题.美国正试用飞机在积雨中大量播撒融化银晶体或金属箔丝促使云中放电,消除云中强电场.还试用尾部拖有铜丝发射升空的小火箭作人工引雷实验.日本正在设计实施激光引雷实验.利用强大功率的激光光束射向雷云,在空中形成高温等离子体,为闪电提供给定的放电通道,由此引导雷电电流泄人保持区之外的大地。
因引雷防雷技术在实际应用中，存在诸多不足，故在改善和完善传统的防雷技术是势在必行，创新发展防雷技术，以满足现代科技对防雷保护提出的更高要求。古人在防雷理论及应用虽与现代科学对防雷保护的认识有所不同，但其自然消雷系统均达到良好的防雷效果，都需要我们去研究，采用现代的科技手段，去研究古人的防雷理论，是很有现实意义的。因防雷理论涉及到地磁场、空间电场、空间气流场，地理，地质、气象等多学科的综合科学。研究我国多发雷击区的分布及季节、气候的关系。从中去理解雷电发生于自然而消除于自然中的科学内涵，科学的引导探索自然规律。故防雷技术的理论仍需在实践中进一步的去完善，而“消雷技术”的理论和实用性更有待进一步的去探索。
七、 结论
随着科技发展，生产和生活用电量越来越大，电已经成为最重要的资源之一，如何保证电力的供应对于国民经济发展和人民生活水平的提高都有非常重要的意义。雷击事故是电力 5 供应部门最重要的灾害之一，据浙江省电力工业局文件公布:1993年浙江全省发生的96次输电线路事故中,由雷电引起的事故79起, 占总数的82.3%.1995年8月5日14时15分,一场雷击造成台湾北部20年来最大的停电事故, 仅停电补偿费就在1000万台币以上。
在电力输送过程中，如何防雷显得十分重要，防雷击术的研究已经取得了很大的发展，线路防雷的保护措施会越来越多。在实际中，输电线路的防雷保护是一个系统工程，需要因地制宜，根据不同区域的地形地貌和气候特点，合理地选择防雷保护措施。严格按防雷接地规程办事，应用新技术新装置，采取综合性的防雷措施是确保电力系统及电力调度自动化系统极大减少雷害的重要手段。良好的接地与屏蔽并安装过电压保护器后可使被保护装置的耐雷水平提高 10 倍以上。 尊敬的指导老师：
由于水平有限，本人在这方面写作尚属首次，其中不足之处难免，恳请老师严厉指正，我将虚心接受，并对老师的指导及帮助从心底里表示诚挚的谢意，谢谢老师，同时对老师孜孜不倦的教诲表示崇高的敬意。辛苦您了，老师!!! 6
瓦斯保护可以保护变压器的内部故障有：1.变压器内部的多相短路，2.匝间短路，绕组与铁芯或与外壳短路，3.铁芯故障，4.油面下降或严重漏油，5.分接开关接触不良或导线焊接不
良牢固。
配电变压器故障原因及对策
摘要：针对配电变压器故障率高的现象，着重分析了配电变压器故障的几种类型及主要原因，提出了一些具体的防范措施，为防止和减少配电变压器故障提供借鉴。
关键词：配电变压器;故障;绝缘
在电力系统中，配电变压器占据着非常重要的地位，一旦故障，将直接或间接地给工农业生产和人民的正常生活带来损失。本文总结和分析了我公司自第一批电网改造以来配电变压器故障的类型和原因，并提出一些预防措施，供今后在配电变压器的运行管理中参考。
1 故障原因分析
1.1 绕组故障
1.1.1 变压器电流激增
由于部分农村低压线路维护不到位，经常发生过负荷和短路，发生短路时变压器的电流超过额定电流几倍甚至几十倍，线圈温度迅速升高，导致绝缘老化，同时绕组受到较大电磁力矩作用，发生移位或变形，绝缘材料形成碎片状脱落，使线体裸露而造成匝间短路。
1.1.2 绕组绝缘受潮
绕组绝缘受潮主要因为绝缘油质不佳或油面降低导致，主要有以下几种原因：
•配电变压器在未投入前，处于潮湿场所或多雨地区，湿度过高，潮汽侵入使绝缘受
潮。
•在储存、运输、运行过程中维护不当，水分、杂质或其他油污混入变压器油中，使
绝缘强度大幅降低。
•制造过程中，绕组内层浸漆不透，干燥不彻底，绕组引线接头焊接不良等绝缘不完整导致匝间、层间短路。在达到或接近使用年限时，绝缘自然枯焦变黑，绝缘特性下降，是
老旧变压器故障的主要原因。
•某些年久失修的老变压器，因各种原因致使油面降低，绝缘油与空气大面积、长时间接触，空气中水分大量进入绝缘油，降低绝缘强度。
1.2 无载分接开关故障
1.2.1 分接开关裸露受潮
由于将军帽、套管、分接开关、端盖、油阀等处渗漏油，使分接开关长期裸露在空气中，又因为配电变压器的油标指示设在油枕中部，变压器在运行中产生的碳化物受热后又产生油焦等物质，容易将油标呼吸孔堵塞，少量的变压器油留在油标内，在负荷、环境温度变化时，油标管内的油位不变化，所以不容易被及时发现。裸露在空气中的分接开关绝缘受潮一段时
间后性能下降，导致放电短路。
1.2.2 高温过热
正常运行中的变压器分接开关，长期浸在高于常温的油中，会引起分接开关触头出现碳膜和油垢，引起触头发热，触头发热后又使弹簧压力降低或出现零件变形等情况，又加剧了触头
发热，从而引起电弧短路，烧坏变压器。
1.2.3 本身缺陷
分接开关的质量差，存在结构不合理、压力不够、接触不可靠、外部字轮位置与内部实际位置不完全一致等问题，引起动、静触头不完全接触，错位的动、静触头使两抽头之间的绝缘
距离变小，引发相间短路或对地放电。
1.2.4 人为原因
有的电工对无载调压开关的原理不清楚，经常调压不正确或不到位，导致动、静触头部分接
触或错位。
1.3 铁芯故障
1.3.1 铁芯多点接地
•铁芯夹板穿心螺栓套管损坏后与铁芯接触，形成多点接地，造成铁芯局部过热而损
坏线圈绝缘。
•铁芯与夹板之间有金属异物或金属粉末，在电磁力的作用下形成“金属桥”，引起
多点接地。
•铁芯与夹板之间的绝缘受潮或多处损伤，导致铁芯与夹板有多点出现低电阻接地。
1.3.2 铁芯硅钢片短路
虽然硅钢片之间涂有绝缘漆，但其绝缘电阻小，只能隔断涡流，当硅钢片表面上的绝缘漆因运行年久，绝缘自然老化或损伤后，将产生很大的涡流损耗，铁芯局部发热，造成变压器绕
组绝缘击穿短路而烧毁。
1.4 套管闪络
•套管闪络放电也是变压器常见异常之一。造成此种异常的原因有：
•胶珠老化渗油后，将空气中的导电尘埃吸附在套管表面，在大雾或小雨时造成污闪，
使变压器高压侧单相接地或相间短路;
•变压器箱盖上落异物，如大风将树枝吹落在箱盖上，引起套管放电或相间短路;
•变压器套管因外力冲撞或机械应力、热应力而破损也是引起闪络的因素。
1.5 二次侧短路
当变压器发生二次侧短路、接地等故障时，二次侧将产生高于额定电流20～30倍的短路电流，变压器一次侧必然要产生很大的电流来抵消二次侧短路电流的消磁作用，大电流在线圈内部产生很大的机械应力，致使线圈压缩，绝缘衬垫、垫板松动，铁芯夹板螺丝松弛，高压
线圈畸变或崩裂，导致变压器发生故障。
1.6 过电压引发的故障
1.6.1 雷击过电压
农村配电变压器的高低压线路大多采用架空线路，在山区、林地、平原受雷击的几率较高，线路遭雷击时，在变压器绕组上产生高于额定电压几十倍以上的冲击电压，若安装在配电变压器高低压出线的避雷器不能起到有效的保护作用或本身存在某些隐患，如避雷器没有同期投入运行、避雷器接地不良或接地电阻超标等，则配电变压器遭雷击损坏将难以避免。
1.6.2 系统发生铁磁谐振
在10 kV配电系统中，小型变压器、电焊机、调速机较多，使系统的等值电感和电容有可能相等或接近，导致系统出现谐振。谐振时，除变压器电流激增熔断器熔断外，还将产生过电
压，引起变压器套管发生闪络或爆炸。
1.7 熔体选择不当
电力变压器固体绝缘故障的诊断方法
引言
为了使设备的外形尺寸保持在可以接受的水平，现代变压器的设计采用了更为紧凑的绝缘方式，在运行中其内部各组件间的绝缘所需承受的热和电应力水平显著升高。110kV及以上等级的大型电力变压器主要采用油纸绝缘结构，主要的绝缘材料是绝缘油和绝缘纸、纸板。
当变压器内部故障涉及固体绝缘时，无论故障的性质如何，通常认为是相当严重的。因为一旦固体材料的绝缘性能受到破坏，很可能进一步发展成主绝缘或纵绝缘的击穿事故。所以纤维材料劣化引起的影响在故障诊断中格外受到重视。而且，如能确定变压器发生异常或故障时是否涉及固体绝缘，也就初步确定了故障的部位，对设备检修工作很有帮助。
本文通过研究在故障涉及固体绝缘时，其它特征气体组分与CO、CO2间的伴生增长情况，提出了一种动态分析变压器绝缘故障的方法。并着手建立故障气体的增长模式，为预测故障的发展提供了新的判据。
1、判断固体绝缘故障的常规方法
CO、CO2是纤维材料的老化产物，一般在非故障情况下也有大量积累，往往很难判断经分析所得的CO、CO2含量是因纤维材料正常老化产生的，还是故障的分解产物。
月岗淑郎[1]研究了使用变压器单位纸重分解并溶于油中的碳的氧化物总量，即(CO+CO2)mL/g(纸)来诊断固体绝缘故障。但是，已投运的变压器的绝缘结构、选用材料和油纸比例随电压等级、容量、型号及生产工艺的不同而差别很大，不可能逐一计算每台变压器中绝缘纸的合计质量，该方法因实际操作困难，难以应用;并且，考虑全部纸重在分析整体老化时是比较合理的，如故障点仅涉及固体绝缘很小的一部分时，使用这种方法也很难比单独考虑CO、CO2含量更有效。 IEC599[2]推荐以CO/CO2的比值作为判据，来确定故障与固体绝缘间的关系。认为CO/CO2>0.33或<0.09时表示可能有纤维绝缘分解故障，在实践中这种方法也有相当大的局限性[3]。本文对59例过热性故障和69例放电性故障进行了统计。结果表明，应用CO/CO2比例的方法正判率仅为49.2%，这种方法对悬浮放电故障的识别正确率较高，可达74.5%;但对围屏放电的正判率仅为23.1%.
2、固体绝缘故障的动态分析方法
新的预防性试验规程规定，运行中330kV及以上等级变压器每隔3个月进行一次油中溶解气体分析，但目前很多电业局为保证这些重要设备的安全，有的已将该时间间隔缩短为1个月。也有部分电业局已开展了油色谱在线监测的尝试，这为实现故障的连续追踪，提供了良好的技术基础。
电力变压器内部涉及固体绝缘的故障包括：围屏放电、匝间短路、过负荷或冷却不良引起的绕组过热、绝缘浸渍不良等引起的局部放电等。无论是电性故障或过热故障，当故障点涉及固体绝缘时，在故障点释放能量的作用下，油纸绝缘将发生裂解，释放出CO和CO2.但它们的产生不是孤立的，必然因绝缘油的分解产生各种低分子烃和氢气，并能通过分析各特征气体与CO和CO2间的伴生增长情况，来判断故障原因。
判断故障的各特征气体与CO和CO2含量间是否是伴随增长的，需要一个定量的标准。本文通过对变压器连续色谱监测的结果进行相关性分析，来获得对这一标准的统计性描述。这样可以克服溶解气体累积效应的影响，消除测量的随机误差干扰。
本文采用Pearson积矩相关来衡量变量间的关联程度，被测变量序列对(xi，yi)，i=1，„，相关系数γ的显著性选择两种检验水平：以α=1%作为变量是否显著相关的标准，而以α=5%作为变量间是否具有相关性的标准。即：当相关系数γ>γ0.01时，认为变量间是显著相关的;γ<γ0.05时，二者没有明确的关联。γ0.0
1、γ0.05的取值与抽样个数N有关，可通过查相关系数检验表获得。 由于CO为纤维素劣化的中间产物，更能反映故障的发展过程，故通过对故障的主要特征气体与CO的连续监测值进行相关性分析可进一步判断故障是否涉及固体绝缘。当通过其它分析方法确定设备内部存在放电性故障时，可以CO与H2的相关程度作为判断电性故障是否与固体绝缘有关的标准;而过热性故障则以CO与CH4的相关性作为判断标准。通过对59例过热性故障和69例放电性故障实例的分析。
这种方法在一定程度上可以反映故障的严重程度，在过热性故障的情况下，如果CO不仅与CH4有较强的相关性，还与C2H4相关，表明故障点的温度较高;而在发生放电性故障时，如果CO与H2和C2H2都有较强的相关性，说明故障的性质可能是火花放电或电弧放电。
3 故障的发展趋势
确认故障类型后，如能进一步了解故障的发展趋势，将有助于维修计划的合理安排。而产气速率作为判断充油设备中产气性故障危害程度的重要参数，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)都很有价值[4]。
通过回归分析，可将这3种典型模式归纳为：
(a)正二次型：总烃随时间的变化规律大致为Ci=a.t2+b.t+c(a>0)，即产气速率γ=a.t+b不断增大，与时间成正比。这常与突发性故障相对应，故障功率及所涉及的面积不断变大，这种故障增长模式往往非常危险。
(b)负二次型：总烃和产
电力变压器的匝间短路故障分析
作者：佚名 文章来源：不详 点击数：
42 更新时间：2008-9-26 20:21:53
摘 要：在电力系统中电力变压器匝间短路是最常见故障之一，通过对变压器匝间短路计算分析来合理整定变压器差动保护的定值，以避免因变压器内部故障严重烧毁，提高变压器安全运行水平、本文的目的就在于分析变压器匝间故障的计算方法，探讨整定值的合理性。
主题词：变压器;匝间短路;故障分析;整定计算
0 引言
电力变压器主要内部故障形式为匝间短路，历年来，匝间短路故障一般占变压器内部故障的50%以上。因此，分析匝间短路故障，采用灵敏而可靠的保护方式是提高变压器安全运行水平的重要手段之一。但是，我厂部分变压器保护仍采用BCH-
1、BCH-2电磁型差动保护，其动作电流大于变压器的额定电流，致使变压器在发生内部故障时烧损严重。作者依此提出电力变压器匝间故障的计算方法，来探讨整定值的合理性，从而提高变压器差动保护的灵敏性。
1 匝间短路的分析和计算方法
通过以上分析说明：Y a接线变压器绕组匝间短路时，常用的差动保护接线有两相继电器流过相间的故障电流，其最小值一般为(0.4-1)倍变压器额定电流。变压器瓦斯保护可以在一定程度上保护匝间短路，但其动作速度慢。为了迅速切除匝间短路，减少变压器的烧损程度，对于不带负荷调压的变压器，整定差动保护的动作电流小于或等于0.3倍变压器额定电流是必要的、合理的。对于带负荷调压的变压器，可根据躲过区外故障的要求，适当增大整定值。
2 分析结论
(1)变压器相间匝间短路看作自耦变压器低压侧单相接地后，可以简化分析及计算。
(2)为可靠地保护匝间短路，变压器保护应将电磁型更换为微机或集成电路型保护装置。使其变压器差动保护的动作电流应不大于0.3倍额定电流值。
主变压器内部故障的处理实例
摘要：通过状态监测，发现主变压器内部故障，并进行及时处理的实例，提出了电气设备检修，从以时间为基础的定期维修逐渐向以状态为基础的检修的实践，其关键在于对电气设备
的状态监测。
关键词：主变压器;状态监测;状态检修
中国类分号：TM41 文献标志码：B 文章编号：
1003-0867(2007)04-0021-01 监测主变压器绝缘油中微量气体是监测变压器设备状态的主要手段，通过对主变压器绝缘油中微量气体，特别是氢气、甲烷、乙炔和总烃含量的变化趋势的分析比较，可直接反映变压器内部故障的类型和严重程度，因此也是主变压器状态监测的主要手段。
1 通过状态监测发现主变内部故障的实例
江苏省涟水县供电公司某110 kV变电所1#主变压器型号为SZ9-31500/110， 2001年04月30日投入运行。2005年5月12日，涟水县供电公司检修工区试验油务班根椐工作计划安排，对该1#主变压器本体进行周期性色谱分析，发现氢气含量超过标准值(实测值325.72,标准值为150)，其余气体均符合规程要求。为此，试验人员对引北变1#主变进行跟踪测量，5月19日下午试验人员复取油样进行色谱分析，从分析数据看，氢气含量有明显升高，并有乙炔含量(0.18)。为了确保试验结果的准确性，当日将油样送往淮安供电公司再次进行色谱分析，结果同样是氢气超标，乙炔含量为(0.9)。涟水县供电公司迅速与制造厂取得联系，经双方技术人员分析讨论，初步判断为#1主变压器有载分接开关油串入本体，不影响
主变压器运行，同时继续加强监测。
5月22日、24日涟水公司再次对1#主变压器本体进行取油样色谱分析，结果氢气、乙炔仍在继续上升，5月27日再次取油样送往地区公司复测。复测结论：编码110电弧放电、氢
气产气量超出150。
5月28日，及时对110 kV变压器10 kV负荷进行了调整，将1#主变压器停运。首先检查是否存在本体与有载分接开关串油，检修人员先从有载分接开关注油孔放油，直至有载开关油枕放不出油，有载开关油位表指示仍没有变化，分析可能是有载分接开关油位表损坏，接着对有载开关分接头做了直流电阻试验，结查试验数值正常。为此检修人员又将有载开关吊出，放尽有载开关油桶内的油，过一段时间后，检查桶内无油渗出，排除了本体与有载分接开关
串油的可能，并更换了有载开关油位计。
5月29日，供电公司和制造厂相关技术负责人，就1#主变压器色谱分析异常重新确定了处理方案，决定对1#主变压器进行放油，打开主变压器本体人孔，进入本体内部进行检查。5月30日，经对本体放油后，检修人员打开人孔，进入本体内，经检查发现，有载调压3档B相分接头与本体连接处有明显放电现象，并有焦味，同时发现该螺丝有松动，连接处不平滑。其它内部检查均正常。现场对3档分接头用砂纸打磨，除去放电痕迹，拧紧螺丝，并对其它螺丝进行检查、紧固，对主变本体油进行滤油脱气处理。
6月1日对主变本体直流电阻(高、低压)、泄漏电流、介质损(含套管)、有载开关等试验，数值正常，同日下午恢复运行。投运前对本体进行色谱取样作为原始值，并在投运后四天内色谱跟踪监视，无数值变化后又适当延长周期，一个月内无变化后恢复了正常周期。
2 故障分析及启示
从对110 kV引北变1#主变压器本体内检查发现，有载调压3档B相分接头处有明显放电现象，并有放电气味。主要原因是该处螺丝松动且接触面不太平滑，接触电阻增大，引起放电，导致主变本体绝缘油中氢气含量超标并有乙炔气体。
此次发生的异常，主要原因为主变压器本体3档与有载开关连接处螺丝松动及平面不光滑所致，而其它相螺丝检查都不松动，因此出厂时未拧紧可能性很大，由于出厂未紧固，运行中有载调压操作时振动，导致该处螺丝进一步松动，最终导致放电。
从近年来连续出现主变内部故障来看，由于对大型设备采取集中招投标政策，部分大型变压器制造厂中标的设备数量远超过其实际生产能力，在供货期相对较紧的情况下，放松了产品制造质量的要求，导致产品出厂就存在缺陷，在设备运行过程逐步暴露出来。因此设备运行单位在设备制造过程中，要加强对变压器的监造工作，同时加强相关专业人才的培训，在制
造过程中能够全过程参与监造与验收。
状态监测发现设备故障对设备管理提出了更高的要求，要有长期的设备运行、检修和试验资料的积累，主变压器本体油色谱分析固然重要，但数据分析不能仅局限于与规程比较。从这次故障可以看出，与历史数据的比较也是非常重要。
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