变压器内部绝缘故障的分析

变压器内部绝缘故障的分析（12篇）

1.变压器内部绝缘故障的分析 篇一

分析电力变压器绝缘老化及其诊断技术的应用

1、变压器绝缘老化的危害及重要性

目前，我国电网中，有较多的大型变压器运行年限已接近或超期，出于成本等因素的考虑，这些变压器仍在继续超期运行，因而所面临的一个共同问题是，随着绝缘老化程度的加深，绝缘机械强度下降，将导致变压器抵抗短路大电流冲击的能力大大降低，从而降低变压器的运行可靠性。绝缘老化，使变压器逐渐丧失原有的机械性能和绝缘性能，运行中产生的电磁振动和电动力，也容易使变压器损坏；绝缘强度降低易产生局部放电、绝缘的工频及冲击击穿强度降低，造成变压器的击穿损坏。据有关维修部门对各种变压器绝缘故障的剖析和统计研究得知，影响变压器运行状态和寿命的失效故障现象90％以上属于绝缘老化问题，在这种形势下，科学的运行监督能提高变压器安全运行水平，提前发现缺陷，对延长变压器运行寿命周期，提高经济运行效益有十分重要的意义。因此，必须重视变压器绝缘老化问题。

2、绝缘老化机理

2．1、绝缘老化：

电力变压器大多使用A级绝缘。绝缘材料有一定的机械强度和电气强度，机械强度是指绝缘承受机械荷载(张力、压力、弯曲等)的本领；电气强度(或称绝缘强度)是指绝缘抵抗电击穿的本领。变压器在长期运行中，由于受到大气条件和其他物理化学作用的影响，其绝缘材料的机械和电气强度逐渐衰退的现象，称为绝缘老化。当绝缘完全失去弹性，即机械强度完全丧失时，只要没有机械损伤，仍有相当高的电气强度。但失去弹性的绝缘，已变得干燥、易脆裂，容易因振动和电动力的作用而损坏。因此，绝缘老化程度不能只按电气强度来判断，必须考虑机械强度的降低程度，而且主要由机 械强度的降低程度来确定。2．

2、等值老化原则：

变压器运行时，如果维持绕组热点温度为98。C，可以获得正常预期寿命。但是，实际上绕组热点温度受到气温θ0和负荷K波动的影响，变动范围大，即绕组热点温度是一个随时间变化的量θht,为此，在一定时间间隔T内，如果部分时间内绕组热点温度低于98℃，而另一部分时间内允许绕组热点温度高于98℃，只要变压器在高于98℃时多损耗的寿命得到低于98℃时少损耗的寿命的完全补偿，则变压器的预期寿命可以和维持绕组热点温度为98℃时等值，此即等值老化原则。换言之，等值老化原则就是：使变压器在一定时间间隔T内，绝缘老化或损耗的寿命与维持绕组热点温度为98℃时等值。根据老化率概念，当θht随时间变化时： VT0ephtdtTe98p1TToep(ht98)dt

显然，如果V>1，变压器的老化大于正常老化，预期寿命缩短；如果V<1，变压器的老化小于正常老化，变压器的负荷能力未得到充分利用。因此，在一定时间间隔内，维持变压器的老化率V接近于1，是制订变压器负荷能力的主要依据。

3、影响变压器绝缘老化的因素

影响电力变压器绝缘老化的因素很多，主要有磁场、电场以及自然力等三个方面。3．

1、磁场的影响：

变压器的磁场分为主磁通的磁场和漏磁通的磁场，主磁通的磁场主要用来传递电能，漏磁通的磁场比较复杂，主要产生如下三个效应： 1)、损耗效应：

变压器各绕组的导体处于漏磁场中，将在导体中产生涡流，并由此引起涡流损耗。涡流损耗的大小主要取决于导体的几何尺寸和漏磁场的大小与分布，垂直于漏磁场方向的各层导体中的涡流损耗是不同的。漏磁通在绕组及铁芯中感应涡流，不能传递能量，只能产生压降和热量，使变压器温度升高。平均意义上说，漏磁场不大，但是由于变压器介质分布不均匀，而且在实际运行中的变压器经常受到外界因素的影响，使其漏磁场分布不均匀，这是导致变压器局部过热的原因之一。此外，漏磁场在变压器的金属结构附件中产生杂散损耗。在绕组轴向的漏磁通可以在绕组压板、压钉和铁轭以及夹件中感应出涡流，引起损耗。变压器内部引线的电磁场会在其附近的金属件中引起涡流损耗。所有这些损耗即铁损都可能引起变压器绝缘的老化或损坏，成为运行故障的根源。变压器的漏磁场强度都随变压器容量的变化而变化，容量越大，漏磁场强度就越大。单台额定容量为150 MVA以下的变压器的漏磁强度与额定容量的关系可用公式(1)计算：

HIN常数4p l容量在150 MVA以上时，可用公式(2)计算：

HIN常数4p l其中P是变压器的容量，N为绕组匝数，J为绕组电流，Z为漏磁场的有效长度。可见，变压器的容量不同，漏磁场强度就不同，造成的损耗也不同。2)、机械力效应：

大型变压器在线圈漏磁场作用下，将在绕组导线上产生电磁力及动态机械力，这两个力的作用将会使变压器的绕组及其紧固件发生形变或位移，容易造成变压器的绝缘破坏，产生局部放电。3)、热效应：

变压器运行时，绕组、铁芯以及其它构件中产生的损耗几乎全部转化为热能。这些热能使变压器的温度升高达到一定温度时就会造成变压器的绝缘破坏。变压器的极限温度主要取决于绕组绝缘材料的耐热性能。油浸式变压器绕组间的绝缘材料，一般采用电缆纸或其他纸质材料，属A级绝缘，耐热温度为105℃。干式变压器常采用玻璃纤维绝缘材料，属B级绝缘，耐热温度为130℃。如果绝缘材料的温度超过其极限温度(亦即变压器的极限温度)，则变压器的寿命便会急剧缩短，甚至会烧毁。在变压器的运行中，其绕组的中部偏上部位有一个最热区，所以变压器的上层油温高于中下层。试验表明，油浸式绕组最热点年平均温度若不大于98℃，变压器的运行年限可为20～25 年，绕组最热点的温度一般比平均温度高13℃，所以绕组在额定负载下的年平均温度定为85℃，变压器油的平均温度大于98℃以后，绝缘性能就会显著恶化。

3．2、电场的影响

电场作用对变压器的绝缘有着较大的影响。电场分布不均匀容易造成变压器的绝缘击穿，发生局部放电，这是变压器损坏的主要原因之一。例如变压器出口突然发生三相短路，大电流产生的电动力将引发变压器绝缘移位，线圈变形，电场分布不均匀，最终导致变压器的绝缘损坏，使变压器的寿命缩短。

引起变压器电场不均匀的原因主要有：

1)、工频过电压引起变压器主绝缘电场分布不均匀造成局部放电。

2)、雷电冲击过电压引起的纵绝缘电场强度过大造成纵绝缘的破坏。

3)、操作波过电压和特快速瞬时过电压引起的纵绝缘击穿。3．

3、外界自然力的影响

热力、化学力、风、雨、雪、冰雹以及地震等自然力和自然灾害对变压器的寿命都有着较大的影响。这些因素往往是不可预测的，对变压器的影响也是偶然的，没有规律的，如地震发生的时间、强度以及对变压器等设备的作用都是不确定的，地震可以使浮放的变压器发生移位、扭转、掉台等，造成变压器顶端高低压绝缘瓷套管被破坏。对于固定良好的变压器，可造成变压器顶部绝缘瓷套管根部裂损或断裂，这就需要从变压器自身及其安装的角度进行研究，加强其防震能力。对其它外力的影响也需要在不断认识规律、积累经验的基础上进行研究并加以防范。

4、变压器绝缘老化的预防：

变压器绝缘老化的预防主要是从两个方面入手。4.1、一方面主要是防止或减少不良的外界因素的影响，作好变压器的日常维护，保证变压器正常运行，同时，在使用上，每一个环节都按规范进行，减少人为故障，据统计，变压器运行维护不良造成的事故约占变压器故障总数的一半。要解决维护不良问题：

1)、要保证变压器不要过负荷运行，运行温度不能超过绝缘材料允许的最高温度。

2)、要防止变压器出口发生突发性短路，尤其要防止外界偶然因素和环境因素造成的突发性短路。

3)、加强变压器的在线诊断，对其故障进行提前预测，如经常进行局部放电测量、油温及线圈温度测量，绝缘油的色谱分析，油中微水分析，对特征气体、游离气体以及总烃的检测。检测可按国家标准分别在投运前、投运时、运行中和特殊情况下进行。

4)、改进避雷措施和散热方式等。

4.2、另一方面主要是从变压器的开发、研究以及设计人手，在结构上保证变压器设计的精确和完善。主要方法有： 1)、在绕组端部施加端圈、角环等改善变压器内部电场的分布。

2)、采用饼式纠结式绕组。3)、采用内屏蔽插入电容。4)、采用优质的绝缘材料。

5)、对变压器的设计采用三维模型进行精确的数值计算，优化变压器的绝缘裕度。

这些方法都可以减少绝缘老化故障发生的可能性。这需要从物理的、化学的过程进行分析，深入研究其内在规律，掌握老化故障的原因及故障与产品的使用条件之间的内在联系，从根本上预防老化故障的发生或降低故障的发生率。老化故障的预防还可以通过在实验室进行试验的方法进行电气分析和检测，并通过搜集分析各项电气试验的数据，如对绕组的直流电阻、变比、空载电流、空载损耗、局部放电、铁芯的绝缘电阻以及接地电流等项目的分析综合，找出参数的变化，及时作出故障的事先判断。总之，变压器的绝缘老化故障是变压器的主要故障之一，直接影响变压器的寿命，必须从多方面人手，及早的给予预防，才能延长变压器的实际寿命，减少电力系统的经济损失。

5、电力变压器绝缘老化的现场诊断技术

现场诊断是确定变压器绝缘强度的手段。现场诊断和趋势分析的结合是最重要的检测手段，能及时检测变压器的过热、局部放电、电介质劣化、线圈位移等。有下列检测项目： a、局部放电测量。

当变压器有异常或油色谱中出现C2H2时，应对变压器进行现场局部放电测量。超声波局放仪能对发生局部放电部位进行 定位。

b、油温及线圈温度的定期测量。

能发现变压器是否过载或局部过热，从而进行更细致的诊断。c、油的色谱分析。

变压器绝缘老化主要有变压器油和纤维素绝缘材料两方面的老化。变压器油老化主要是氧化反应，铜为催化剂。油中的氧在水分、温度作用下使老化加速，生成醇、醛、酮等氧化物及酸性化合物，最终析出油泥。油氧化反应形成少量的CO和C02，随着运行中气体的积累，CO和CO2将成为油中气体的主要成分。随着运行年数的增加，绝缘材料老化，使CO和C02的含量逐渐增加。由于CO2较容易溶解于油中，而CO在油中的溶解度小、易逸散，因此CO2/CO一般是随着运行年限的增加而逐渐变大。当CO2／CO大于7时，认为绝缘可能老化，也可能是大面积低温过热故障引起的非正常老化,据此初步判断有绝缘老化的可能性。d、油中糠醛含量测量。

变压器油中的糠醛含量随运行时间的增加而增加，但不同变压器除了制造上的固有差异外，还因运行中环境温度、负载率等不同，造成在相同运行时间内糠醛含量的分散性；另外变压器油纸比例不同，测试结果用单位体积油中糠醛的毫克量表示，使相同老化状况的不同设备的测试结果出现不同；变压器油处理也是影响糠醛含量的重要因素。变压器油中按 糠醛含量数据进行比较，可判断变压器存在绝缘老化。e、测量绝缘纸的聚合度。

测量变压器绝缘纸的聚合度(指绝缘纸分子包含纤维素分子的数目)是确定变压器老化程度的一种比较可靠的手段。纸聚合度的大小直接反映了纸的老化程度，新的油侵纸(板)的聚合度值约为1000，当受到温度、水分、氧化等作用后，纤维素降解(是指绝缘材料裂解产生杂质，使绝缘老化)，大分子发生断裂，使纤维素长度缩短，也即D-葡萄糖的单体个数减少至数百，而纸的聚合度正是代表了纤维素分子中D-葡萄糖的单体个数。根据资料介绍和国内老旧变压器的测试情 况，认为聚合度下降到250左右时，绝缘纸的机械强度就已经下降到50％以上。运行中的变压器绝缘纸的机械强度，由于对试样尺寸要求较高，不如测聚合度取样容易。实际上，变压器绝缘纸老化的后果除致使其电气强度有所下降外，更主要的是机械强度的丧失，在机械力的冲击下，就可能造成损坏而导致电气击穿等严重后果。因此，当聚合度值下降至250后，并不意味着会立即发生绝缘事故，所以《规程》提出，当聚合度小于250时，应引起注意。但从提高设备 运行可靠性角度考虑，应避免短路冲击、严重的震荡等因素，同时应着手安排备品，便于将绝缘已严重老化的变压器能较早地退出运行。应当指出，虽然聚合度是最能表征绝缘老化的指标，是非常准确、可靠、有效的判据。但是，这项试验要求变压器停运、吊罩以取得纸样，这对正在运行的变压器无法进行这项测试，这种应用受到较大的限制。综上所述，变压器运行后，经过长期的热效应积累，绕组绝缘受热膨胀，致使原本统包绝缘窄油道变得更窄，冷却油流速慢，不能充分带走绕组的热量。绕组绝缘纸受热后逐渐老化，析出各种有机气体和糠醛，经论证，变压器存在非正常绝缘老化现象。变压器油中溶解气体分析对监测变压器各种故障有着重要的作用；同时，油中糠醛含量及绝缘纸聚合度测试是对变压器老化诊断的重要手段。1996年到2007年，每年对变压器进行油中气体含量的测试和糠醛试验，有效地监视了变压器运行状态和主绝缘老化程度。在色谱试验和糠醛试验跟踪十年后，为保证电力设备的顺利进行，该变压器退出运行，更换了一台新变压器，从而彻底消除了设备隐患，确保了电网发供电的安全生产。

6、总结：

变压器的绝缘故障是变压器的主要故障之一，直接影响变压器的寿命，必须从多方面人手，及早的给予预防，才能延长变压器的实际寿命，减少电力系统的经济损失。

2.变压器内部绝缘故障的分析 篇二

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。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。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。

1 影响变压器绝缘故障的主要因素

影响变压器绝缘性能的主要因素有:温度、湿度、油保护方式和过电压影响等。

1.1 温度的影响。

电力变压器为油、纸绝缘, 在不同温度下油、纸中含水量有着不同的平衡关系曲线。一般情况下, 温度升高, 纸内水分要向泊中析出;反之, 则纸要吸收油中水分。因此, 当温度较高时, 变压器内绝缘油的微水含量较大;反之, 微水含量就小。

温度不同时, 使纤维素解环、断链并伴随气体产生的程度有所不同。在一定温度下, CO和CO2的产生速度恒定, 即油中CO和CO2气体含量随时间呈线性关系。在温度不断升高时, CO和CO2的产生速率往往呈指数规律增大。因此, 油中CO和CO2的含量与绝缘纸热老化有着直接的关系, 并可将含量变化作为密封变压器中纸层有无异常的判据之一。变压器的寿命取决于绝缘的老化程度, 而绝缘的老化又取决于运行的温度。如油浸变压器在额定负载下, 绕组平均温升为65℃, 最热点温升为78℃, 若平均环境温度为20C, 则最热点温度为98℃;在这个温度下, 变压器可运行20-30年, 若变压器超载运行, 温度升高, 促使寿命缩短。国际电工委员会 (1EC) 认为A级绝缘的变压器在80~140C温度范围内, 温度每增加6℃, 变压器绝缘有效寿命降低的速度就会增加一倍, 这就是6℃法则, 说明对热的限制已比过去认可的8℃法则更为严格。

1.2 湿度的影响。

水分的存在将加速纸纤维素降解。因此, CO和叫的产生与纤维素材料的含水量也有关。当湿度一定时, 含水量越高, 分解出的CO2越多。反之, 含水量越低, 分解出的CO就越多。绝缘油中的微量水分是影响绝缘特性的重要因素之一。绝缘油中微量水分的存在, 对绝缘介质的电气性能与理化性能都有极大的危害, 水分可导致绝缘油的火花放电电压降低, 介质损耗因数tg8增大, 促进绝缘油老化, 绝缘性能劣化。而设备受潮, 不仅导致电力设备的运行可靠性和寿命降低, 更可能导致设备损坏甚至危及人身安全。

1.3 油保护方式的影响。

变压器油中氧的作用会加速绝缘分解反应, 而含氧量与油保护方式有关。另外, 油保护方式不同, 使CO和CO2在油中分解和扩散状况不同。如CO的溶解小, 使开放式变压器CO易扩散至油面空间, 因此, 开放式变压器一般情况CO的体积分数不大于300x10-6。密封式变压器, 由于油面与空气绝缘, 使CO和CO2不易挥发, 所以其含量较高。

1.4 过电压的影响。

1.4.1 暂态过电压的影响。

三相变压器正常运行产生的相、地间电压是相间电压的58%, 但发生单相故障时主绝缘的电压对中性点接地系统将增加30%, 对中性点不接地系统将增加73%, 因而可能损伤绝缘。

1.4.2 雷电过电压的影响。

雷电过电压由于波头陡, 引起纵绝缘 (匝问、并间、绝缘) 上电压分布很不均匀, 可能在绝缘上留下放电痕迹, 从而使固体绝缘受到破坏。

1.4.3 操作过电压的影响。

由于操作过电压的波头相当平缓, 所以电压分布近似线性, 操作过电压波由一个绕组转移到另一个绕组上时, 约与这两个绕组间的匝数成正比, 从而容易造成主绝缘或相间绝缘的劣化和损坏。

1.4.5 短路电动力的影响。

出口短路时的电动力可能会使变压器绕组变形、引线移位, 从而改变了原有的绝缘距离, 使绝缘发热, 加速老化或受到损伤造成放电、拉弧及短路故障。

2 变压器绝缘故障的分析方法

2.1 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) m L/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。

以CO/CO2的比值作为判据, 来确定故障与固体绝缘间的关系。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。

2.2 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。

从变压器运行可靠性的重要性和变压器与油色谱在线监测装置的价格比来看, 采用在线监测装置在技术经济上都有显著的优势, 既提高了变电站运行的管理水平, 又可为从预防性维修体系过渡到预知性维修体系奠定基础。因此, 变压器油中溶解气体在线监测及故障诊断技术的研究具有重要的现实意义和实用价值。

摘要：实践证明, 大多变压器的损坏和故障都是因绝缘系统的损坏而造成。据统计, 因各种类型的绝缘故障形成的事故约占全部变压器事故的85%以上。对正常运行及注意进行维修管理的变压器, 其绝缘材料具有很长的使用寿命。掌握电力变压器的绝缘性能及合理的运行维护, 直接影响到变压器的安全运行、使用寿命和供电可靠性, 电力变压器是电力系统中重要而关键的主设备, 作为变压器的运行维护人员和管理者必须了解和掌握电力变压器的绝缘结构、材料性能、工艺质量、维护方法及科学的诊断技术, 并进行优化合理的运行管理, 才能保证电力变压器的使用效率、寿命和供电可靠性。

3.变压器内部绝缘故障的分析 篇三

［关键词］ 半密封变压器抗绝缘故障受潮事故隐患维护

1 概述

变压器绝缘系统是变压器，尤其是超高压变压器的重要组成部分之一，变压器的各项技术指标无一不与绝缘系统相关联，而在变压器运行中由于绝缘受潮引发的故障，一般为结构设计不合理或选用的组配件存在缺陷留下的事故隐患，在运行维护中及大修中没有及时消除而引发故障。依据华东电网2000～2001年底的统计数据，110kV以上变压器设备故障中绝缘故障比率为69.3％，而直接因进水受潮引发事故的占15.6％，。基于以上缺陷，摆在我们运行和检修人员面前的一道难题是如何按变压器绝缘性能必须满足GB1094标准规定的电、机、热三方面的性能要求，来可靠保证变压器在电力系统中长期稳定的的工作。本文通过对一台绝缘受潮变压器引发的故障进行分析论证，根据多年来对变压器尤其半密封运行维护及检修细节中发现的绝缘受潮问题进行整理、分类，分析原因，给出了维护和改造建议。并总结了大修改造过程中的消除事故隐患的方法及现场安全施工工艺措施，供同行参考并进行更深入的探讨与分析。

2 一台绝缘受潮变压器的故障原因及分析

2．1故障情况

2006年10月10日8时27分某站一台SFS－31500／110主变在停用三个月后恢复送电过程中非电量保护的重瓦斯动作主变跳掉，现场检查发现防爆桶玻璃未损坏，但主变的变压器油通过吸湿器喷出，经过试验发现故障后高压侧直阻不平衡A相增大50％，B、C两相无变化。高压A相的介损比B、C两相增大50％的变化。总之，经试验高压侧A相有故障，现场拆高压套管时发现A相套管的端子密封垫已经老化，已起不到密封作用，存在向油箱渗水的隐患，吊罩检查发现A相高压线圈中部出线右侧撑条靠近B相侧有2匝匝间短路将铜线烧损50％左右，在下节油箱距离高压线圈最外侧150mm左右处有直径约50mm的积碳点，短路的2匝线圈一周全部变形(见图1)。外观检查看B、C两相没有发现异常。试验数据见表1、2。

2．1试验结果的分析判断及原因分析

(1)用气体特征法判断故障类型

从表1的试验数据反映的情况来分析，根据“三比值法”计算结果为“1、0、2”，变压器内部存在高能量放电故障，CO₂大于1042ppm为4596.4故障部位可能在带薄绝缘的部位上，说明固体绝缘存在较严重的过热性故障，但从乙烯的含量超过28％来看，含量增长较大，故障部位可能在绕组上，从乙炔的产气量156ppm来分析，放电点应为绝缘较薄处，并且瞬间击穿，而对地未击穿。

(2)从变压器的绝缘数据分析

从表1可知含水量为126ppm，从表2可知，故障前后各绕组的R15和R60的绝对值变化不大，吸收比也都接近合格，表明绝缘故障对地没有击穿，但运行单位没有对较长时间搁置的半密封有足够的认识，没有考虑绝缘的绝对值仅有出厂标准的50％左右，单凭吸收比合格就投入变压器，是因为绝缘受潮没有引起足够的重视形成的故障。

(3)过电压放电造成绝缘故障

在送电合闸时如遇外施电压一相过零点(电角度)，则该相励磁涌流的峰值达到最大值，使铁心磁通高度饱和产生很大的漏磁通，因此在油箱及结构件上不同部位产生不同的电位差，因绝缘受潮使绝对值达不到的设计值的要求，形成过电压击穿。本次故障中下节油箱的500mm积碳证明了过电压放电的故障。

(4)从线圈结构进行分析

从线圈的结构来看本次故障的点在靠近高压出现右下撑条的换位处，既是绝缘的最薄弱处，也存在高压套管有漏水迹象，老结构变压器的纸包线为拼接缝，在换位时拼接处可能存在工艺缝，如果2匝间赶上包纸拼接缝这样一来就少了0.25mm甚至0.5mm的绝缘，加之合闸送电时励磁涌流振动垫块进一步伤害匝绝缘为本次放电性故障。

(5)从变压器半密封结构分析

由于该变压器为半密封结构(如作为油保护装置的储油柜和大气直接相通)。变压器又长时间的停运，温升低时因绝缘油的膨缩向油箱内进空气，形成高压绕组表面及结构件(如撑条、垫块等)受潮形成小桥爬电、绝缘油的耐压水平降低，预试的有些项目合格但达不到出厂值的要求。

3运行中变压器进水受潮导致故障的分析

水是变压器绝缘系统的天敌，作为电力运行检修部门制定的变压器防事故措施中都规定要防止水分及空气进入变压器，控制绝缘系统中的含水量。这是因为，油一纸绝缘系统吸潮会使绝缘材料降解老化、绝缘电阻降低、泄露电流增大、介质损耗增加、局部放电的起始电压下降，导致变压器运行寿命缩短直至引发事故。

针对本次绝缘受潮的故障半密封变压器，对受潮的原因进行分析，进行结构上归类整理。

3．1故障及其他变压器储油柜存在的结构缺陷

3．1．1通过玻璃管油位计形成的进水受潮

半密封无囊或胶囊式储油柜玻璃管油位计中的油与变压器本体油相连通，这种储油柜没有加装防油老化装置，玻璃管油位计中的油长期受阳光照射油氧化变劣；其中油面通过吸湿器、另一侧通过安全气道(防爆筒)而和大气接触，尤其是老结构的玻璃管吸湿器，起不到干燥空气和过滤空气中粉尘的作用，水份在温升低时从玻璃管油位计上部的呼吸口进入变压器内部。

胶囊式储油柜还存在有的单位将防爆桶改为压力释放阀后，玻璃管油位计只加装了防雨罩保护，造成变压器的油通过玻璃管油位计直接和大气相通水份直接进入变压器。

带小胶囊玻璃管油位计的是直接和大气相通的，为外油式储油柜胶囊内部通过吸湿器与大气相通，在胶囊下端单独装一个油压袋，设计时考虑油压袋中的油仅供玻璃管油位计使用，虽然玻璃管油位计中的油老化了但不污染储油柜中的油。但在安装时小胶囊和管式油位计通过φ10的橡胶软管连接，结构原因安装非常不方便，有些干脆就没连接，造成变压器的油通过玻璃管油位计直接和大气相通。

3．1．2通过隔膜式储油柜的柜沿形成的进水受潮

4.变压器内部绝缘故障的分析 篇四

一、教学目的

为了保障管辖区域内的箱式变电站（以下简称箱变）能够正常的运行，提高供电可靠性，提升维修人员对箱变的巡查和故障判断能力，特编定本教案。

二、教学重点难点

1.提高维修人员对箱变故障的排除能力。2.拓宽其他专业维修工的知识面。

三、课时安排

本课时2小时

四、编订人及教案编订完成时间

编订人所在部门：设备部 编订人职位：设备部经理 编订人姓名：XXX 教案编订完成时间：20XX年XX月XX日

五、培训对象

设备部全体维修人员

六、正文

（一）箱变的结构

箱变结构因其制造厂商的不同在细节的结构设计上会略有不同，大致可分为：高压室、低压室和变压器。

1、高压室内配备装臵有：

（1）压力释放阀：压力释放阀用于释放变压器内部高压。当内部压力高于正常运行压力时，压力释放阀动作，释放出过高的压力。（2）压力表：压力表显示的为变压器内部空气压力，为巡查人员巡查内容。（3）注油孔：用于添加变压器油，在注油孔的螺栓上设有充气阀，用于箱体密封检验。

（4）油位计：指示内部变压器油面水平高度。为巡查人员巡查内容。（5）油温表：指示变压器油的温度。为巡查人员巡查内容

（6）壁挂：用于安装单、双通接头等附件，以便检修时安装电缆头，避雷器。

（7）接地端子：用于预装式变电站箱体接地。（8）放油阀：用于放出过多变压器油或油品取样。２、低压室配备装臵有：

（1）功率补偿系统：补偿负载是感性时所产生的无功功率，主要有自动控制电路和补偿电容。

（2）负载开关：用于控制连接负载的连接，分为总开关和分开关。（3）电压指示表：指示变压器二次测的线电压与相电压。（4）电流指示表：用于指示所接负载的电流强度。

（5）功率表：分为总表和分表。总表为三相电能表，所计量的为负载总功率；分表为单相电能表，所计量为线与线之间功率。（6）互感器：分为电压互感器和电流互感器。用于改变变压器与仪表连接时的电量。

3、变压器的结构：

（1）铁心：铁心是变压器磁路的主体，铁心分为铁心柱和铁轭，铁心柱上套装绕组，铁轭的作用是使磁路闭合。为减少铁心内的磁滞损耗和涡流损耗，提高铁心导磁能力，铁心采用含硅量约为5%，厚度为0.35mm或0.5mm，两面涂绝缘漆或氧化处理的硅钢片叠装而成。（2）线圈绕组：绕组是变压器的电路部分，用绝缘铜线或铝线绕制而成。绕组的作用是电流的载体，产生磁通和感应电动势。绕组可分为高压绕组和低压绕组。（3）附件：电力变压器的附件有油箱、油枕、分接开关、安全气道、绝缘套管等。其作用是保证变压器的安全和可靠运行。①油箱：

即油浸式变压器的外壳，用于散热，保护器身（变压器的器身放在油箱内），箱中有用来绝缘的变压器油。②储油柜（油枕）：

装在油箱上，使油箱内部与外界隔绝。③安全气道（防爆管）：

装在油箱顶盖上，保护设备，防止出现故障时损坏油箱。当变压器发生故障而产生大量气体时，油箱内的压强增大，气体和油将冲破防爆膜向外喷出，避免油箱爆裂。

（二）变压器的原理

电力变压器是变换交流电压、电流的器件，当初级线圈中通有交流电流时，铁芯（或磁芯）中便产生交流磁通，使次级线圈中感应出电压（或电流）。变压器由铁芯（或磁芯）和线圈组成，线圈有两个或两个以上的绕组，其中接电源的绕组叫初级线圈，其余的绕组叫次级线圈。

（三）箱变的基本操作

箱变的基本操作主要有变压器的投入与断开，低压室负载的投入与断开，和低压室无功功率补偿系统的投入与断开。

（1）变压器的投入与断开：操作时操作人员须戴好高压绝缘手套，穿绝缘靴，保证有足够的操作距离，将开关位臵限位牌调整到预定位臵，用操作杆顺时针转动开关，直至预定位臵即可（旋转开关时注意操作杆要与开关垂直，以免拧坏绝缘操作杆）。

（2）低压负载侧与功率补偿系统的操作一般操作人员直接操作即可。

（四）箱变的故障判断、分析

1、箱变的故障常被分为内部故障和外部故障两种。

（1）内部故障为变压器油箱内发生的各种故障，其主要类型有：相绕组之间发生的相问短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。

（2）外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障，其主要类型有：绝缘套管闪络或破碎而发生的接地<通过外壳)短路，引出线之间发生相问故障等而引起变压器内部故障或绕组变形等。

2、变压器的内部故障从性质上一般又分为热故障和电故障两大类。

（1）热故障通常为变压器内部局部过热、温度升高。根据其严重程度，热性故障常被分为轻度过热(一般低于150℃)、低温过热(150—300℃)、中温过热(300～700℃)、高温过热(一般高于700℃)四种故障隋况。

（2）电故障通常指变压器内部在高电场强度的作用下，造成绝缘性能下降或劣化的故障。根据放电的能量密度不同，电故障又分为局部放电、火花放电和高能电弧放电三种故障类型。

（五）注意事项

1、在对箱变进行操作中，要严格执行两票三制度，并且要专业人员进行监护，不得一人独自操作。

2、严禁在阴雨大风天气进行一切操作。

3绝缘防护用具使用前要仔细检查用具的完好程度，不得使用质量不合格或已经损害的护具。

4、操作人员不得带病、酒后及带情绪进行操作。

5、操作人员须持证上岗，证件包括：特种作业操作证（电工），电工进网作业许可证（高压），职业资格证（维修电工初级以上）。

6、坚持安全第一，预防为主的原则。

七、培训总结

5.变压器内部绝缘故障的分析 篇五

摘要：变压器正常、安全的运行，可以促进电网安全稳定、高效的运行。但变压器在运行过程中容易受到某些因素的影响，致使其出现故障，相应的电网运行受到一定程度的影响，致使电能输送稳定性、科学性受到严重影响。所以，强化10KV变压器状态检修，有效的处理变压器故障问题，才能够促进变压器良好运行，为实现电网长期安全稳定高效的运行创造条件。基于此点，本文将对10KV变压器状态检修及故障进行分析和探讨。

关键词：10KV变压器；状态检修；故障

引言

在我国经济水平不断提高的当下，用电需求不断增加。此种情况下，电网运行的安全性受到一定程度的威胁。主要是电网中所应用的设备长期强大负荷作用下容易出现故障，致使其应用性降低，相应的电网运行效果受到严重影响。就以变压器来说，变压器在运行过程中经常受大负荷、气候环境等因素的影响，容易出现故障。但对10KV变压器进行状态维修则可以在很大程度上避免故障的出现，为促使变压器长期高效运行做铺垫。主要是10KV变压器状态运行可以根据其运行的实时状态，预测设备可能出现的问题及隐患，从而对设备进行有效的检修，提高设备的安全性、稳定性，促使变压器高效运行。

一、10KV变电器状态检修

（一）状态检修技术

状态检修技术主要是通过对设备进行状态监测及故障诊断，从而掌握设备运行实时状态，进而确定设备维护检修共组的内容和时间，制定维修方案及维修方式。综合多种新技术而形成的状态检修技术可以对设备急性状态监测、故障诊断以及故障检修。可以说，状态检修技术具有较强的应用性。

（二）实施10KV变压器状态检修的意义

在我国用户对电量需求越来越大的当下，我国电网运行的安全性受到威胁。究其原因，主要是电网供电量增加，加剧了电网运行时间、输电负荷，这容易造成电网中设备故障。这其中就包括10KV变压器。10KV变压器在长期运行过程中，容易受到某些因素的影响，致使变压器磨损、老化、陈旧等情况发生，如此将加剧变压器故障，致使变压器运行效果不佳。但10KV变压器状态检修的实施，则可以对变压器进行实时监测，掌握变压器真实的运行状态，再以此为依据来对预测变压器可能出现的故障或问题，从而制定行之有效的检修方案，对变压器展开科学、合理、规范、有效的检修工作，能够做好变压器检修，避免变压器故障，逐步延长变压器检修周期、逐步降低变压器检修成本、延长变压器使用寿命、提高电能输送的科学性和稳定性。可见，10KV变压器状态检修是一举多得的有效措施，对于提高我国电网长期安全稳定高效运行起到非常重要的作用。

二、10KV变电器常见故障分析

综合以往10KV变压器运行实际情况，可以确定变压器容易出现的故障有：

（一）绝缘类故障

10KV变压器运行过程中因绝缘类故障而引起的设备损坏情况时常出现，这使得变压器运行效果不佳。所以，加强绝缘类故障分析是非常必要的。而导致变压器运行中出现绝缘类故障的主要因素是：

（1）温度因素

之所以说，温度会导致变压器运行过程中出现绝缘故障。主要是一直以来我国变压器设备绝缘都采用油纸来实现。但是油纸在应用的过程中容易受到温度影响，而降低其绝缘性。也就是在温度较高的情况下，油纸上的绝缘油会散发大量气体，致使油纸的绝缘性降低。而当温度较低的情况下，油纸则不会受到影响。但在夏季阳光暴晒下或变压器超负荷运行的情况下，容易造成变压器内部温度过高，相应的绝缘油纸的绝缘性降低，就很可能导致变压器运行中出现绝缘故障。

（2）湿度因素

事实上，绝缘材料内部含有微量的水分。在10KV变压器运行的过程中，若温度增加，会导致绝缘材料内水分蒸发，致使变压器运行环境潮湿度加大。在此种环境中，绝缘体容易受潮而降低其应用性，很可能导致绝缘故障发生。另外，绝缘材料内水分蒸发，也容易促使绝缘材料过分干燥，这会加剧绝缘材料老化变形。

（3）绝缘油问题

因绝缘油而导致变压器运行中出现绝缘故障，主要是绝缘油质量不达标。绝缘油质量不达标，那么，绝缘油中将含有较多水分或杂质。利用此种绝缘油来强化变压器的绝缘性，变压器的绝缘性不会很高。变压器在具体运行的过程中，一旦受某些因素的影响，其绝缘性将会大大降低。如此，变压器很可能出现绝缘故障，致使线路短路等情况发生。

（二）接地故障

因为我国用户用电需求不断增加，这使得电网需要运输更多的电能。此种情况下，容易造成变压器长期时间处于过载运行状态，相应的变压器中的一些部件就会加剧老化，如线圈、线路等。一旦线圈或其他部位老化，变压器的绝缘性能将会降低，进而出现短路或接地故障等情况发生。其中，接地故障是比较频繁发生的。因为变压器采用接地保护的方式来保护整个电路运行。但在变压器长期过载运行的情况下，三相负荷容易出现不平衡，相应的零线上会产生电流，当电流值超标，就会引发变压器接地故障情况发生。

三、10KV变电器状态检修的有效应用

针对当前10KV变压器运行中容易出现故障的情况，应当采用状态检修技术对变压器进行实时监测，制定行之有效的检修计划，有计划的、有针对性的、有序的检修变压器，从而有效的处理变压器潜在故障，为提高10KV变压器运行效果创造条件。

针对绝缘类故障，应当是利用状态检修计划对变压器进行实时监测，明确变压器运行状态时的温度、周围环境湿度以及绝缘油应用情况。参照所得到的监测结果，对变压器运行状态下温度、环境湿度、绝缘油质量进行分析和思考，确定变压器内部温度是否过高、周围环境是否比较潮湿、绝缘油质量不达标。如若其中一项或多项不符合标准，需要根据标准要求，采用适合的检修方法来对变压器进行检修，从而保证变压器运行时内部温度适中、周围环境良好、绝缘油质量达标，相应的变压器运行时绝缘故障发生的可能性将大大降低，为变压器长期高效运行创造条件。

针对接地故障，同样需要利用状态检修技术来处理。因为10KV变压器状态检修技术的有效应用可以对变压器进行实时监控，掌握变压器运行状态，一旦变压器过载运行状态过长，状态检修将会做出反应，对变压器进行适当的调整，控制变压器的运行，从而避免变压器过载运行时间长，致使线圈发热，引发变压器接地故障。

结束语

变压器作为电网中重要组成部分之一，其是否处于正常的安全的运行状态，在一定程度上决定电网运行是否安全、稳定、高效。事实上，变压器运行中非常容易受到这样或那样因素的影响，致使变压器运行效果不佳。但实施变压器状态检修技术，则可以有效的控制变压器，使变压器长时间保持正常的运行状态，为安全、稳定、科学的输送电能创造条件。所以，加强10KV变压器状态检修技术应用是非常有意义的。

参考文献：

6.变压器内部绝缘故障的分析 篇六

直埋电力电缆绝缘电阻降低导致电缆线路故障的现象经常发生，也是电缆用户与电缆制造厂发生质量事故纠纷最多的项目。需要从电缆材料、电缆制造和电缆施工的角度，对电缆绝缘电阻下降的原因进行全面的解释，包括电缆材料、电缆制造、使用环境、自然条以及敷设施工等方面。主要有以下几点：

一、电缆绝缘受潮

1、电缆原材料受潮

电缆绝缘和护层所用的原材料，主要是塑料类和橡胶类材料，并由此改性衍生出许多种具有特殊功能的材料。材料制造厂在制造材料时，经过配合剂混合、混炼、造粒、冷却和烘干等过程，以及在材料运输、储存期间，往往会发生程度不等的受潮，使材料含有程度不等的潮气。因此，电缆制造厂在把材料挤包在电缆导体上之前，都要把材料进行烘干处理，挤出机组上都配有材料烘干装置，使挤出的绝缘层和护层内不会发生气泡和砂眼、表面不会起泡等缺陷。这是电缆制造厂的硬性工艺规定，否则电缆成品通不过出厂耐电压试验。

2、电缆制造过程受潮

在绝缘挤包过程中，绝缘层被刮伤，造成绝缘层破洞或脱胶，绝缘线芯在冷却水槽中进水，导致绝缘电阻下降。或者在挤包护层时，发生护层被损伤而进水，使绝缘层受潮，绝缘电阻下降。当制造多芯电缆时，即使绝缘层挤包完好无损，但在绝缘线芯绞合成缆时，以及在挤包护层时也可能发生损坏而进水受潮，于是成品电缆通不过出厂耐电压试验。

3、电缆施工过程受潮

在直埋电缆施工过程中，如果电缆沟开挖、电缆埋设作业、电缆中间接头和终端接头制作不规范等，都很有可能损伤电缆护层和绝缘层。如果土壤潮湿或者电缆沟积水，一定会发生电缆进水。绝缘受潮后，使电缆绝缘表面电阻降低而表面泄漏电流增加，绝缘电阻下降，还会引起导体与绝缘层之间的电场畸变。绝缘内电场分布不均匀，会引发绝缘内部游离放电，甚至引起电缆击穿。售后服务实践证明，有95%以上的直埋电缆绝缘电阻下降事故是由施工不当引起的。

二、电缆使用环境

1、环境温度

根据介质物理学理论和工程实践，绝缘材料的电阻随温度升高而呈指数式下降，而电导则随温度降低而按指数式增大。温度升高导致绝缘电阻下降。这是由于绝缘温度升高时，材料内的分子热运动增强，使导电离子的产生和迁移数量都随之增大。电缆通电运行后，在电压的作用下，由导电离子运动所形成的传导电流增大，绝缘层温度升高，势必造成绝缘电阻下降。

实验证明，电缆绝缘材料在70℃时的绝缘电阻值只有20℃时的10％。也就是说，电缆在导体工作温度70℃时的绝缘电阻，只有在导体工作温度20℃时绝缘电阻测量值的10%。如果

供电线路发生过负荷，电缆导体温度超过70℃，绝缘电阻下降会更严重。

电缆的敷设环境温度对绝缘电阻也有很大影响。在不同气候带地区（热带、亚热带、温带和寒带）测量的直埋电力电缆的绝缘电阻是不同的。在中国，虽然电缆产品标准中都规定了导体允许的长期工作温度，以确保电缆的绝缘水平，但在南方亚热带和热带地区，直埋敷设电力电缆的绝缘电阻下降数值，比在北方温带和寒带地区下降数值大得多。这就是地区气候条件不同对电工产品性能要求的重要差异。

2、环境湿度

众所周知，电缆在制造和敷设运行过程中进水受潮，是危及电缆电气性能和使用寿命的主要因素。不论电缆制造厂还是用户，都对此非常重视。

实践经验证明，造成电缆进水受潮的主要原因如下。

1）材料纯度

如果电缆绝缘料中混入杂质，特别是金属杂质，甚至所使用的不同颜色的颜料，都会直接影响绝缘的电气性能，使绝缘电阻下降。其原因，一是绝缘层内非金属杂质在电缆受潮时，会吸收水分，形成众多的导电点；二是绝缘层内的金属杂质直接就是导电点。在导体运行温度和外部环境温度联合作用下，这些导电点在绝缘层内形成导电通道，导致绝缘电阻减小和泄露电流增大，进而导致绝缘被击穿。

2）材料受潮

如果电缆绝缘材料已受潮，在挤包在导体上之前又没有烘干，将会出现绝缘层内有大量气孔、挤出表面不光滑以及机械强度降低、甚至开裂等质量缺陷。因此，电缆厂家在挤出电缆绝缘层时，都要进行材料烘干。挤出低烟无卤料时，更要注意烘干。这些已是电缆厂家的基本工艺常识。

3、线路过负荷

实验证明，在供电线路不发生过负荷，电绝缘介质处于工作电场强度比较低的情况下，介质材料内的导电离子迁移率与电场强度大小成正比，即介质内的导电离子迁移率随电场强度的增强而增大。当电场强度比较高时，介质内的导电离子迁移率随电场强度的增强而增大的趋势，逐渐由线性关系变为指数关系。介质内的导电离子迁移率增大到一定程度时，绝缘电阻突然大幅度降低，进而发�“离子雪崩”，使绝缘层发生瞬间击穿。当电缆长期超负荷运行时，通常会发生这种故障。电缆制造厂在产品出厂前，都要按产品标准进行成品耐电压试验。电缆用户应根据线路额定电压，正确选择电缆型号，尽量避免电缆线路长期超负荷运行。

三、自然条件

1、白蚁损伤

白蚁是地下电力电缆的大敌，特别是东南亚和我国南方湿热地区，经常发生白蚁侵蚀电缆塑料护层的事故。白蚁遇到电缆时，除了啃咬之外，还会分泌出蚁酸，严重腐蚀电缆绝缘和护层，导致电缆绝缘性能下降甚至短路。因此，在电缆使用部门制定的敷设规程中，都有关于电缆线路防蚁措施的明文规定。

电缆的防蚁性能试验方法有三种，即国家标准GB2951.38和机械行业标准JB/T10696.9-2011规定的击倒法、群体发和蚁巢法防蚁试验。以往多年来，采用最多的是群体法。但经过多年来电缆蚁害防治经验教训，击倒法和群体法试验，并不能真实地反映电缆在不同环境中的防蚁性能。于是，广东电网公司从2009年起的电力电缆招标中，规定防蚁电缆必须通过蚁巢法试验，电缆试样的被蛀蚀状况必须要达到I级水平。

2、鼠类损伤

鼠类对地下电缆的损害主要是啃咬造成的机械损伤，当电缆护层材料的硬度低于老鼠门齿的硬度时，电缆就很有可能被老鼠啃咬。世界上还没有统一的电缆防鼠试验标准，但各国都有自己制定的试验方法。我国JB/T10696.10-2011规定了大鼠啃咬试验方法。另外，由山东华能线缆有限公司牵头制定的国家标准《防鼠和防蚁电线电缆通则》，已于2016年3月19日召开了编制工作启动会，不久我国即可拥有正式的防鼠防蚁电缆产品标准。

3、霉菌损伤

早在上个世纪50年代末，有些国家就已经规定湿热带地区使用的电器产品应具有防霉性能。我国针对出口到这些地区的电线电缆，制定了相关的湿热带用电线电缆防霉性标准。在我国南方部分地区，由于各年份中气候的湿热程度、延续时间不同、地域以及电线电缆使用环境的差异，直埋电缆霉害程度也不等。

根据有关微生物霉菌繁殖研究报告，霉菌生长的主要条件是温度和湿度。适合霉菌生长的一般温度是15℃～35℃，而最适宜的温度是25℃～30℃，当温度低于0℃或高于40℃时，霉菌实际上停止生长。适合霉菌生长的相对湿度为80%～90%，而当相对湿度超过95%时，是霉菌生长最为旺盛的条件。因此环境温度为30℃±2℃和相对湿度大于95%时，最适合于霉菌大量繁殖。海南岛的湿热气候正好适合于霉菌大量繁殖生长。

如果电缆表面大量生长霉菌，对电缆的性能有较大影响，会引起：电缆表面变色、起麻点、腐烂；绝缘电阻、体积电阻率、介电强度下降，引起漏电，甚至绝缘击穿；绝缘和护套材料分子发生化学降解，材料机械性能明显降低，丧失其保护作用；潮气水分进入电缆内部，引起严重的电气性能故障等。

4、雷电影响

在雷暴发生时，如果线路上使用的避雷器等品质不良或接地保护不妥，落雷会击中避雷器，使线路负荷突然增大产生过电压，导致电缆中产生过电压冲击浪涌，造成电缆绝缘击穿。在我国南方包括海南岛雷雨频繁的地区，电缆线路遭受雷击事故屡见不鲜。

四、化学腐蚀

1、敷设环境化学腐蚀

如果电缆沟内的积水或直埋土壤中含有腐蚀性成分，例如硫酸或硝酸等，电缆表面长期与这些腐蚀性物质接触，会发生严重的化学腐蚀。如果电缆护层被损坏，水分进入电缆后会左右纵向扩散。在某些地区的地下水质和土壤严重受化学污染的情况下，如果电缆路径选择不当，电缆沟构筑不良，回填物腐蚀性太大，都会使电缆绝缘和护套有机材料的分子发生化学降解而导致电缆被腐蚀现象，使电缆绝缘电阻下降，甚至丧失绝缘电阻。

2、酸雨化学腐蚀

对电缆危害严重的化学腐蚀因素，除了敷设环境的水质和土壤状况以外，还有现代酸雨的严重影响。

所谓酸雨，是由于大量燃烧化石燃料（煤炭、石油、天然气）或生物物质燃料，将酸性化合物(如二氧化硫,、二氧化碳和二氧化氮，主要是二氧化硫)排放至空气中，造成降雨中含硫酸、硝酸等酸性物质的现象。酸雨的主要成分是二氧化硫。一般认为，如果雨水的PH值小于5.6，可被认为是酸雨。形成酸雨的主要原因是工厂二氧化硫排放过量造成的。现在，世界上正在实施的“节能减碳”和“节能减排”，其目的主要是减少硫化物和碳化物的排放量，以保护清洁的大气环境。

我国已有20多个省市发生酸雨灾害，主要分布在长江以南地区。酸雨不但对农作物、森林、草原、鱼类等造成非常严重的灭绝性危害，而且对金属物品的腐蚀也相当严重，对电线电缆、铁路轨道、船舶车辆、输电线路、桥梁、房屋、机电设备等均会造成严重损害。

四川大学学报曾发表一份研究报告《酸雨作用下酸性土壤酸化过程中铜的腐蚀行为》。实验证明，酸雨会增大铜的腐蚀速率。铜的受腐蚀表面主要是氧化亚铜（Cu2O）和氧化铜（CuO）。

酸雨对直埋电缆的危害途径是：空气中的二氧化硫与雨水反应生成亚硫酸，亚硫酸被氧化成硫酸：

SO2+H2O=H2SO3

2H2SO3+O2=2H2SO4

含有硫酸的雨水，在高气温环境中，从电缆护层破损点或电缆接头处进入电缆，对绝缘层、护层和铜导体都会发生腐蚀作用。硫酸腐蚀电缆护层和绝缘层，使其分子结构发生降解而损坏，使绝缘电阻严重下降，甚至失去绝缘和保护作用。硫酸与铜反应生成蓝色的硫酸铜（CUSO4）结晶体，遇水成为蓝色硫酸铜溶液。

CU+2H2SO4=CUSO4+SO2↑+2H2O

前几年，土壤腐蚀性大、酸雨重灾区的重庆市某供电部门，就在电缆端部发现了蓝色液体和绝缘层损坏的现象。如果电缆外皮损坏严重，特别是在高温、高湿、强日光的季节，如果发生酸雨，或者土壤中的硫酸含量较大，电缆进水很多，这种蓝色硫酸铜溶液会迅速沿着电缆长度上扩散，直到从电缆破损处和电缆端部溢出。硫酸铜溶液可以导电，渗入绝缘层内后，更曾强了绝缘层的导电性，进而使绝缘层的电阻急剧下降，失去绝缘作用，发生电缆短路事故。

五、机械损伤

多年来的电缆产品售后服务经验证明，在用户投诉的电缆机械事故案例中，有95%以上是由电缆安装敷设不当或线路维护不善引起的。某供电部门曾经总结出以下几个方面。

1)安装损伤：安装时违反操作规程；施工人员技术不熟练；制作电缆中间接头和终端接头时不遵守施工工艺；电缆沟不符合要求；任意野蛮牵拉；电缆弯曲半径太小等等。这些都会导致发生电缆机械损伤。

2)外力损伤：在电缆敷设路径上或附近，有其他工程施工作业，而造成电缆损伤，此现象屡见不鲜。

3)车辆损伤：若电缆埋设深度不够，敷设后电缆沟覆盖保护不良，在车辆频繁行驶振动情况下，电缆频繁遭受很大压力和振动，导致电缆结构变形和损伤。

4)自然损伤：由气候过于湿热、气温过高、湿度过大、台风、地震等自然现象引起的电缆损伤，即所谓的不可抗拒力损伤。

发生机械损伤对电缆的使用寿命影响很大，尤其是在热带亚热带地区。在这些地区“高温、高湿、强光”的季节里，直埋电缆在非常苛刻的环境中工作，每时每刻都处于湿热环境中，就像在经受“湿热老化试验”。如果直埋电缆护层破损，水分潮气进入电缆，会引起绝缘电阻急剧下降。即使损伤不很严重，敷设后通电检验正常，但时间久了，也会有水分潮气进入电缆，使绝缘电阻下降。这一过程，根据敷设环境、自然条件和破坏程度不同，一般为2～12个月，就很可能发生运行故障。

7.变压器内部绝缘故障的分析 篇七

1 变压器的作用

所谓的变压器, 主要是指利用电感原理来使义流电压发生改变的装置, 它主要是由初级电圈、铁芯所组成。如图1所示。

在供电系统中, 变压器主是用于变换电压、变换电流、变换阻抗能力、隔离电压、稳定电压等, 保证供电设备的正常运行。

供电系统运行中, 变压器主要是起着绝缘及散热的作用。在供电系统正常运行中, 变压器对设备运行中所产生的热量具有很好的疏通功能, 能保证供电设备不会因内部过热而产生故障问题或是设备的损坏问题。另外, 变压器在改变供电电压的同时, 对功率有改变是不会有任何影响的, 因此, 当电压发生改变时, 电流也会随之发生改变, 使电阻发生变化, 因此, 在供电系统中, 变压器主要是起到了绝缘的作用。

除此之外, 在电路振荡中, 变压器除了可以阻容, 还可以进行自身的电路耦合振荡, 因此, 变电器还具有选频回路谐振作用。

2 引起变压器内部过热的原因

变压器是保证供电设备正常运行的基础, 对设备运行中产生的热量具有很好的疏散功能。因此, 一但变压器内部过热, 势必会给供电设备的正常运作带来巨大的影响。就目前来看, 诸多供电系统运行中, 由于变压器内部过热而产生的故障是十分普遍的。那么, 想要解决这一问题, 首先要对引起变压器内部过热的原因进行分析。

2.1 分接开关故障引起的变压器内部过热

对于分接开关引起的变压器内部过热故障约占整体故障的50%左右, 这种情况主要发生在变压器频繁调压以及电流负荷量较大的变压器中。由于频繁调压而使接触开关之间的接头磨损现象十分严重, 而使电流经过时所产生的热量会使变压器接头开关弹性能力下降, 从而导致两接头之间的压力下降, 这种现象往往会使两接头之间的电阻压力增加, 从而导致接触电阻之间的发热量增大, 而发热源又加大了两接头之间的线路表面氧化现象, 从而形成了一种恶性循环, 使变压器内部因过热而发生损坏。

例如:某电厂20MVA有载变压器, 由于工厂负责人员对变压器分接开关的接触问题没有做到足够的重视, 使供电设备运行中电阻接触压力不断增大, 从而使两接头之间的金属零件因温度过热而烧化, 而在操作人员进行变压器调压时, 使变压器中间起弧而引起短路现象, 甚至引起了变压器起火爆炸, 造成了变压器损坏的同时对企业的正常经营带来阻力。

2.2 引线接口故障引起的变压器内部过热

引线接头问题所引起的变压器内部过热也是一个十分常见的因素。这类问题主要是发生在变压器低绕阻与变压器套管相连接的位置上。因这种接口为固定式接口, 因此, 出现故障的主要原因是由于设备检修人员在检修结束后对接口处的螺丝稳固性没有做好检查, 使变压器在强大的电流运行下接触面位置发生氧化, 从而形成了较大的电阻, 再由强大的接触电阻逐渐使变压器内部产生发热现象, 从而导致变压器的严重损坏

2.3 铁芯故障引起的变压器内部发热

在变压器运行过程中, 由铁芯所引起的变压器内部发热情况也是十分普遍的。一般情况下, 只允许铁芯一点接地连接。但目前有些变压器运行中, 常常会出现多点接地现, 从而形成了一种多点电位感应状态, 使变压器内部形成一种一流运行模式, 从而使变压器内部不断发热, 最终导致变压器烧毁。

3 变压器内部发热的预防措施

变压器正常运作是保证供电系统正常工作的前提。因此, 电力系统及相关部门针对引起变压器内部发热的原因做出了几点预防措施, 具体如下:

3.1 分接开关故障的预防措施

针对由分接开关而引起的变压器内部过热故障, 主要对分接开关进行切换4000次及最少运行3个月的油镄谱分析, 并且每年要对变压器分接开关做定期的电阻直流检测, 如果发现异常情况, 要对分接开关进行及时的抽离检查, 以保证变压器的安全。另外, 对于无励磁调压变压器来说, 要在设备投入运行前对绕阻直流电压进行检测, 检测合格后方可投入运营。同时, 对经常出现大幅度调压以及电压负荷过大的变压器要进行随时的检测及试验, 必要时对变压器做油色谱分析, 以确保变压器在运行过程中的安全性。

3.2 引线接口故障的预防措施

针对由引线接口引起的变压器发热现象, 首先对大型的变压器安装及检修后要对直流电阻进行检测, 并对此类变压器做油色谱分析处理。另外, 对于变压器在运行状态下来讲, 主要是利用红外线测温仪器对运行中的变压器温度进行检测, 一但发现异常情况时, 要及时对变压器做油色谱分析处理, 必要时对直流电阻进行检测, 做停电处理。

3.3 铁芯故障的预防措施

针对因铁芯故障引起的变压器内部发热问题, 首先要利用电击法对变压器进行放电处理, 同时, 采用低压交流冲击法对变压器实行电量的疏散处理。另外, 还可以在铁芯外部与地面连接处增加一个电阻, 以减低铁芯接地电流对变压器的损坏。除此之外, 如果当故障点无法及时处理时, 要将故障点与铁芯的正常接地点移至同一位置上, 以降低电流循环给变压器带来的危害。

4 结语

综上所述, 保证变压器运作安全是供电设备正常工用的必要条件。因此, 在变压器检修中, 要针对故障所在进行定点维修, 才能保证变压器的运行安全, 也才能保证电力系统的运营安全。

参考文献

[1]李峥.电力变压器过热故障综合诊断技术研究[D].河海大学, 2005.

[2]刘勇辉.变压器过热性故障的判断[J].变压器, 2000, 37 (3) :43.

8.变压器内部绝缘故障的分析 篇八

关键词：变压器 励磁涌流 内部故障电流 小波变换 故障识别

中图分类号：TM773 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）07（a）-0038-01

Research of Magnetizing Inrush Current and Internal Fault Current Identification Basedon Wavelet Transform in Transformer Protection

Wang Junjun1 Cao longhan2 Jiang kun1

（1.Chongqing University of Posts and Telecommunications，Chongqing，400065，China；

2. Chongqing Communication Institute of Key laboratory of control engineering， Chongqing，400035，China）

Abstract：In differential protection of transformer， the accurate identification of magnetizing inrush current is a guarantee of reliable action， which also is difficult point in the protection of transformer. This paper proposes a new accurate and reliable method of transformer magnetizing inrush current and internal fault current based on wavelet transform. We get the oscillograms of magnetizing inrush current and internal fault current by Matlab/Simulink modeling simulation， in which we make use of the db2 4-scale wavelet transform and treat the 4th dimension of two initial peak values as the identify basis of magnetizing inrush current and internal fault current in high frequency components. Experiments show that this criterion can effectively recognize the magnetizing inrush current and internal fault current in differential protection of transformer.

Key Words：Transformer；Inrush Current；Internal fault current；Wavelet Transforms；Fault Identification

变压器保护关键在于对励磁涌流和内部短路电流的快速识别。与内部短路电流相比较，励磁涌流有较大的二次谐波分量，传统的判别方法是通过比较二次谐波的大小[1-2]。但是，随着变压器技术的不断进步，在发生励磁涌流时，其中所包含的二次谐波的分量值也越来越小，使谐波分量的检测变得更加困难，这些均显示出二次谐波判别的一些局限性。

1 励磁涌流

变压器在正常运行情况下，铁芯工作在未饱和状态，相对磁导率很大，绕组的励磁电感也很大，因而励磁电流很小，一般不会超过额定电流的2%～5%。当变压器空载合闸或外部故障切除后电压恢复时，容易引起铁芯饱和，铁芯相对磁导率接近于1，绕组的电感值降低，从而绕组中会出现数值很大的励磁电流，即励磁涌流。当变压器空载合闸时，由于其铁芯饱和的非线性磁特性，从而可能产生与短路电流可比拟的励磁涌流。

2 仿真模型及结果分析

该文用MATLAB来建立励磁涌流和内部故障电流的仿真模型，进而得出仿真波形。

2.1 励磁涌流的波形分析

改变电源的合闸初相角以及变压器的剩磁Φr，可以得到不同情况下的励磁涌流波形图。

2.2 内部故障电流的仿真建模及结果分析

变压器内部故障电流与励磁涌流有明显区别：

（1）励磁涌流存在周期性的间断现象，而内部故障电流是连续的，不存在间断现象。

（2）励磁涌流偏于时间轴的一侧，而内部故障电流波形并不偏于时间轴的一侧，而是随着时间的推移逐渐关于时间轴对称。

（3）内部故障电流的直流分量不像励磁涌流的那样，它比励磁涌流中的直流分量衰减的快。

3 基于小波变换的变压器励磁涌流识别

3.1 励磁涌流和内部故障电流的小波分解

该文选择db2小波函数对，时的励磁涌流和内部故障电流波形进行四尺度小波分解。（由于篇幅有限，本文只选取和的结果进行分析）

3.2 基于小波变换的变压器励磁涌流和内部故障电流识别方法

励磁涌流和内部故障电流经小波变换后的结果突出反映了信号波形的畸变特征。

（1）由于励磁涌流波形的畸变程度较大，所以在畸变点处的小波系数也较大，而故障电流畸变程度较小，相应的小波变换系数也较小。

（2）励磁涌流的小波变换结果每个周波都有畸变，呈现一定的周期性，而故障电流小波变换结果就在故障发生短时间内有较大的畸变，之后波形平缓，几乎没有突变。

我们采用Yl与Y2的比值Y1/Y2作为识别励磁涌流与内部故障电流的依据，具体识别方法为：（1）当Yl/Y2<1时，判断为励磁涌流；（2）当Yl/Y2>l时，判断为内部故障电流。

4 结语

通过仿真实验证明了该判据简单直接，准确性高，且能够在故障发生后1/4周期内快速地将励磁涌流与故障电流区分开来。该方法符合电力系统继电保护所提倡的速动性、灵敏性、选择性和可靠性要求。

参考文献

[1]袁宇波，李鹏，黄浩声.变压器差动保护误动原因分析及对策综述[J].江苏电机工程，2013，32（6）：8-14.

[2]吕珍，岳蔚，刘沛.变压器差动保护二次谐波制动判据的仿真研究[J].继电器，2003，31（6）：69-72.

9.电力变压器的放电故障分析 篇九

【关键词】变压器；电力系统；放电故障

变压器在电力系统中扮演着非常重要、不可取代的角色，一旦变压器因故停止运行，有可能造成电力系统中电网的解列。其中放电故障已严重影响电力变压器正常运行，甚至缩短电力变压器的寿命，此下文就电力变压器放电的各种故障进行分析。

何为放电， 放电，就是使带电的物体不带电。 放电并不是消灭了电荷，而是引起了电荷的转移，正负电荷抵消，使物体不显电性。

1.放电故障对变压器绝缘的影响

放电对绝缘有两种破坏作用：一种是由于放电质点直接轰击绝缘，使局部绝缘受到破坏并逐步扩大，使绝缘击穿。另一种是放电产生的热、臭氧、氧化氮等活性气体的化学作用，使局部绝缘受到腐蚀，介质损耗增大，最后导致热击穿。

1.1绝缘材料电老化是放电故障的主要形式

（1）局部放电引起绝缘材料中化学键的分离、裂解和分子结构的破坏。

（2）放电点热效应引起绝缘的热裂解或促进氧化裂解，增大了介质的电导和损耗产生恶性循环，加速老化过程。

（3）放电过程生成的臭氧、氮氧化物遇到水分生成硝酸化学反应腐蚀绝缘体，导致绝缘性能劣化。

（4）放电过程的高能辐射，使绝缘材料变脆。

（5）放电时产生的高压气体引起绝缘体开裂，并形成新的放电点。

1.2固体绝缘的电老化

固体绝缘的电老化的形成和发展是树枝状，在电场集中处产生放电，引发树枝状放电痕迹，并逐步发展导致绝缘击穿。

1.3液体浸渍绝缘的电老化

而放电过程又使油分解产生气体并被油部分吸收，如产气速率高，气泡将扩大、增多，使放电增强，同时放电产生的X—蜡沉积在固体绝缘上使散热困难、放电增强、出现过热，促使固体绝缘损坏。

2.放电故障的类型

（1）局部放电：是指油和固体绝缘中的气泡和尖端，因耐压强度低，电场集中发生的局部放电。局部放电故障产气特征是氢成分最多（占氢烃总量的85%以上），其次是甲烷产生局部放电的几种典型结构及因素：引线：变压器绝缘结构中，引线布置是很多的。引线与引线之间的电场分布是极不均匀的。两根半径相同的引线互相平行和垂直时其最大电场强度均出现在两根引线表面处。相同条件下（忽略外包绝缘层）两根引线相互垂直比平等布置的最大电场强度高出10%左右，高压绕组首端引出线对箱壁以及对其外部的调压绕组，也是电场集中易产生局部放电的区域。端部绝缘机构：超高压电力变压器端部绝缘结构中通常在绕组端部防治静电环，一方面改善绕组冲击电压分布，另一方面作为屏蔽均匀端部电场。但静电环与端圈间形成的楔形油隙（亦称油楔）为电场集中区域。"油楔"与最大电场强度与绕组主绝缘距离，端部绝缘距离，静电环曲率半径及绝缘厚度有关。变压器中突出的金属电极表面，如油箱内壁的焊接缝及附着在其上的焊渣，引线焊接时留下的尖角毛刺。铁心柱边角基铁心片剪切时形成的毛刺等。均会造成电场集中，是场强成倍增加，（不论电极是带电还是接地）。对在制造过程中形成的尖角毛刺进行磨光处理。杂质：在变压器绝缘结构中与低压板相比油的介点常数最低。在复合绝缘结构中，油所承受的电场较高，而三种绝缘材料中油的击穿场强是最低的，这决定了变压器绝缘中最薄部分是油隙，油中含有杂质如金属和非金属颗粒、含水量、含气量等，会使油中电场发生畸变。上述因素都会造成局部放电。

（2）低能量放电一般是火花放电，是一种间歇性的放电故障，在变压器、互感器、套管中均有发生。不同电位的导体与导体、绝缘体与绝缘体之间以及不固定电位的悬浮体，在电场极不均匀或畸变以及感应电位下，都可能引起火花放电。其故障气体主要是乙烯和氢。由于其故障能量较小，总烃一般不会高。

（3）高能量放电（电弧放电）在变压器、套管、互感器内均有发生。引起电弧放电故障原因通常是线圈匝层间绝缘击穿，过电压引起内部闪络，引线断裂引起的闪弧，分接开关飞弧和电容屏击穿等。这种故障气体产生剧烈、高能量放电故障气体主要是乙炔和氢，其次是乙烯和甲烷；若涉及固体绝缘，CO的含量也较高产气量大，故障气体往往来不及溶解于油而聚集到气体继电器引起瓦斯动作。

3.总结

10.变压器内部绝缘故障的分析 篇十

关键词：变压器,故障,诊断,处理

变压器是电力系统的重要设备之一, 更是电网系统的核心元件, 它的故障会对电网的可靠性和系统的正常运行产生严重影响。因此, 开展变压器故障早期诊断, 对保证变压器长期安全可靠运行, 减少不必要的停用, 防止设备烧损事故, 避免重大经济损失具有极为特殊的意义。

我国电力系统使用的主变压器多为油浸式变压器, 其内部变压器油和固体绝缘材料由于受电场、热、湿度、氧等因素的影响, 会逐渐老化、分解, 产生少量的氢、低分子烃类气体、一氧化碳和二氧化碳等气体, 且大部分溶解在油中。当变压器内部存在潜伏性故障或故障加剧时, 油中溶解气体数量会相应增加。显然, 故障气体的组成、含量和产气速率是诊断变压器故障存在、发展以及故障性质的重要依据, 通过检测变压器油的色谱情况, 对早期诊断变压器的内部故障和故障性质 (包括故障类型、故障严重程度及发展趋势等) , 提出针对性防范措施, 实现安全生产至关重要。

1.变压器内部故障类型及其油中气体特性

变压器的内部故障一般可分为两类:即过热故障和放电故障, 过热故障按温度高低, 可区分为低温过热, 中温过热与高温过热三种情况;放电故障又可依据能量密度的不同, 可分为高能量放电、低能量放电和局部放电三种类型。至于机械性故障及内部进水受潮等, 将最终发展为电性故障而表现出来。

过热故障是由于有热应力所造成的绝缘加速劣化。如果热应力只引起热源外绝缘油的分解, 所产生的特殊气体主要是甲烷和乙烯, 二者之和一般占总烃的80%以上, 而且随着故障点的温度升高, 乙烯所占比例将增加, 严重过热会产生微量乙炔。当过热涉及固体绝缘材料时, 除产生上述物质外, 还产生大量的一氧化碳和二氧化碳, 若无CO、CO2, 就可能属裸金属局部过热性故障。

放电故障是在高电应力作用下所造成的绝缘劣化。高能量放电故障, 又称电弧放电故障, 这种故障产气量大、气体产生剧烈, 运用测定油中溶解气体的方法不易对其进行预诊断, 往往是在出现故障 (如:变压器轻瓦斯动作) 后, 我们才可根据油中气体、瓦斯成分的分析, 对变压器故障的性质和严重程度进行诊断。高能量放电故障气体主要是乙炔和氢, 其次是乙烯和甲烷;若涉及固体绝缘, CO的含量也较高;低能量放电故障一般是电火花放电, 其故障气体主要是乙烯和氢。由于其故障能量较小, 总烃一般不会高;局部放电故障产气特征是氢成分最多 (占氢烃总量的85%以上) , 其次是甲烷, 局部放电的后果是绝缘老化, 如任其发展, 会引起绝缘损坏, 甚至造成事故。

2.变压器内部故障诊断方法

2.1.测定故障特征气体含量 (分析数据) 并与油中溶解气体含量的注意值进行比较。若气体浓度达到注意值 (总烃、氢注意值均为150p pm, 乙炔的注意值为5 p p m) , 就应引起注意, 加强跟踪分析, 查明原因。

2.2.虽然注意值在反映故障的概率上有一定的可参考性, 但由于受到油中气体含量、变压器容量、运行方式、运行年限等相关因素的影响, 仅仅根据注意值的分析结果还难以正确诊断变压器故障的严重性, 绝不能作为划分设备有无故障的唯一标准。在此基础上, 还应充分考虑产气速率等方面的影响, 对所诊断的变压器和查对的特征气体应有所侧重、有所区别。只有这样, 我们才可根据分析进一步确定变压器有无故障, 并对故障的性质作出初步的估计。

2.3.产气速率与故障能量大小、故障部位以及故障点温度等情况直接相关。通过测定故障气体产气速率, 便可对变压器内部状况做进一步的诊断。

2.4.为弄清气体产生的真正原因, 避免非故障原因所带来的误判断, 在变压器故障诊断时, 我们还应全面了解所诊断变压器的结构、制造、安装和运行、检修以及辅助设备等诸多方面的情况, 结合色谱分析数据进行综合分析, 以便正确诊断变压器有无故障。

3.变压器内部故障早期诊断及分析处理实例

本文通过绥中县农电局沙河变SZ9-10000/66型2#主变内部故障诊断过程及现场吊罩检修实例, 来详细解析变压器内部故障诊断及分析处理方法。

66KV沙河变电所#2主变在2008年10月6日的油务取样色谱分析报告中反映出该主变本体存在故障。该主变于2005年10月25日投入运行, 投运当日空载运行24小时, 而后停运, 2008年11月15日至08年4月11日带负荷运行, 之后又一直处于冷备用状态, 2008年10月6日的油务取样色谱分析报告反映出问题后绥中县农电局又对该主变油样进行了复检, 检测结果仍然不合格, 由于该主变停运时间较长, 因此随后又采取空载运行一周, 并跟踪检测油样的方案, 未发现总烃有发展趋势, 具体数据如表1。

发现2008年10月6日定检的油务取样色谱分析报告不合格后, 绥中县农电局在2008年度秋检, 即10月28日对该主变进行了全面试验, 包括直流电阻、直流泄漏电流、介质损耗、绝缘电阻测量等试验。高压试验其成绩如下。

(a) 绝缘电阻及吸收比使用仪表:MODEL3121电子式兆欧表油温度:20℃

(b) 直流泄漏电流使用设备:AST直流高压发生器油温度:20℃

(c) 介质损失使用设备:AL-600介质损耗测试仪油温度:20℃

(d) 线圈直流电阻使用仪器:GCKZ-2直流电阻快速测试仪油温度:20℃

沙河2#主变2008年10月6日的本体油样色谱分析结果不合格, 但随后的高压试验成绩合格, 本体油样复检及跟踪检测结果也不合格, 且总烃没有明显增加, 从表2还可以看出沙河2#主变铁芯绝缘电阻2006、2007年、2008年测试结果也均合格。

3.1.根据变压器内部故障类型及其诊断方法, 首先查询了该主变的历史运行情况及负荷情况。

沙河#2主变从投入运行至今, 带负荷运行了半年, 总计1 8 3天。查阅历史运行记录, 该主变运行期间未发生过过负荷, 也从未发生过保护拒动, 未出现过主变二次短路造成差动保护动作情况 (10KV侧最大短路电流8679A, 其短路电流小于主变额定电流25倍) 。假设是短路穿越性故障造成总烃升高, 将说明导电部位因大电流通过而产生高温, 导电部分过热将会引起固体绝缘老化产生碳的氧化物, 即CO和CO2。比对2007年该主变合格的本体油色谱分析数据和2008年10月6日不合格的本体油色谱分析数据, 一氧化碳和二氧化碳含量没有明显增加, 依此排除了过负荷或短路穿越性故障造成本体油色谱分析数据不合格的可能性。其次对该主变的历史修试记录进行分析, 是否因主变补油造成油污染, 然而查阅历史记录沙河#2主变自投运至今未发生过本体缺油现象, 也未向主变本体注过变压器油。因此排除了主变补油时注入不合格变压器油造成主变本体变压器油被污染。

3.2.分析主变是否存在内部油污染问题

由于安装等不确定因素, 有载开关油室的密封圈密封不良, 可能导致油室中的油向变压器本体渗漏。变压器的有载开关在调压操作过程中, 会产生乙炔等裂解气体, 有载开关频繁操作, 油中气体含量高很正常。由于有载开关的油样标准是以耐压为主要指标, 因此在以往的油务定检中没有进行气相色谱检验项目, 也没有相应的参考成绩, 无法比对。

为了证实有无有载开关油室的油向主变本体渗漏, 我们在2008年11月5日分别采集了2#主变本体油样和有载开关油样, 对其进行气相色谱分析, 结果如表3。

根据液体的流动性特点, 我们认为如果出现流动, 其特征气体比值应该相近。针对油样中比较明显的特征气体甲烷、氢气、乙炔和乙烯, 我们采用比值比对法进行计算比较。有载开关2008年11月5日的油样气相色谱分析报告中Qa1=CH4/H2≈2.83, Qb1=C2H2/C2H4≈6.97;主变本体2008年11月5日的油样气相色谱分析报告中Qa2=CH4/H2≈3.41, Qb2=C2H2/C2H4≈0.01。有载开关的两组特征气体的比例值与本体两组特征气体的比例值:Qa1≠Qb1, Qa2≠Qb2 (偏差比较大) 。因此判断有载开关油室中的油没有向变压器本体渗漏。

依据以上分析诊断结果, 排除了外部因素造成色谱分析不合格的可能性, 判定主变本体存在内部故障, 从表1:沙河2#主变本体油色谱分析数据对比表中反映数据看, 特殊气体主要成分是甲烷和乙烯, 且比对2007年该主变合格的本体油色谱分析数据, 一氧化碳和二氧化碳含量没有明显增加, 初步判定该主变本体存在内部裸金属局部过热性故障。

3.3.主变本体内部故障点推断。

3.3.1.绝缘损伤造成匝间、层间或相间放电。

变压器在匝间、层间以及不同相间的跨接线都是固体绝缘物, 当因绝缘缺陷或过电压造成绝缘击穿, 会在高温下使总烃增加, 产生乙炔等绝缘油的裂解气体, 同时因固体绝缘物击穿产生碳的氧化物, 以及固体绝缘所含绝缘胶质物质的特征衍生物, 即乙烯等有机物, 在该主变本体油样分析报告中, 碳的氧化物含量不高, 且同以前油样分析报告比较, 没有明显增加。因此不能判定为变压器内部存在相间、层间或匝间绝缘击穿。

3.3.2.裸体导电部分过热或放电

由于主变内部特征气体的含量没有过量的氧化物, 因此怀疑导致总烃增高有两个部位, 一是铁芯, 二是金属导电部分, 由于特征气体总烃中乙烯含量较高, 且有一定量的乙炔, 因此认为是因金属过热引起。

4.应用三比值法对主变内部故障做进一步诊断

4.1.三比值法的编码规则和判断方法详见表4和表5。

4.2.应用三比值法注意事项:a、表2中每一种故障对应于一组比值, 对多种故障的联合作用, 可能找不到相对应的比值组合;b、在实际工作中也可能出现没有包括在表2中的比值组合, 对于某些组合的判断目前尚需进一步研究、分析。例如:121或122对应于某些过热与放电同时存在的情况;202或201对于有载调压变压器, 还应考虑切换开关油室有可能向变压器本体油箱渗漏的情况。

查阅沙河2#主变2008年10月6日和11月5日连续两次的本体油样气相色谱分析, 应用三比值法, 判据均为022, 满足表2中第8项, 根据GB/T7552-1987《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中判断故障性质的三比值法, 022表示该变压器内部已经存在高于700℃高温范围的热故障。这种故障的位置很可能是在铁心接地部位或夹件接地部位, 并很有可能是一种悬浮搭接的流动物。也有一种可能是由于电磁振动, 使变压器器身上的一此结构裸金属联接件松动, 导致接触不良, 产生环流, 引起局部温度升高乃至高温过热, 使变压器油局部油分子加速化学分解直至裂变分解, 形成上述各种超标特征气体。

5.吊罩结论

沙河变电所#2主变于2008年11月15日吊罩, 吊罩后检查发现铁芯上轭铁接地极的软铜带造成跨越铁芯三级短路, 产生接地极与铁芯级片短接原因是:接地铜带过长, 弯曲的铜带与铁芯悬浮连接。检查该钢带有烧损痕迹, 铁芯接触点有熔池, 并且在熔池周围有放电产生的变压器油的塔形聚合物, 约有2.5mm高。

运后空载运行了48小时, 随即退出运行, 在2007年10月至2008年4月份该主变连续运行6个月, 在运行6个月期间该变压器接地极两点短路产生作用, 分析认为变压器的接地极铜带最初与铁芯放电点的距离应该小于0.5mm或者与铁芯直接接触, 即产生铁芯局部过热 (小热点) , 热点温度应该在几百℃。随放电的发展, 放电产生的聚合物慢慢将接地极铜带支起, 拉大了铜带与铁芯的的距离, 形成铜带与铁芯的间歇性高能量电弧放电, 由于放电容量小, 因此相对产气率低。

放电机理分析:该变压器在变电所投

表5判断故障的三比值法

参考文献

[1]电力设备预防性试验规程.中国电力出版社 (DL/T596-1996)

[2]变压器油中溶解气体分析和判断导则. (GB/T7252-2001)

[3]王晓莺等编著.变压器故障与监测.机械工业出版社[M].2004.3:51

[4]董其国编著.电力变压器故障与诊断.中国电力出版社[M].2000:43

11.变压器内部绝缘故障的分析 篇十一

常见的变压器内部过热缺陷主要分为连接或接触不良和磁路故障两种, 其中连接或接触不良故障表现在截流导线和接头不良引起过热故障, 如分接开关动静触头接触不良、引线接头虚焊、线圈股间短路、引线过长;包扎绝缘损伤引起导线相接触产生环流发热;超负荷运行、绝缘材料膨胀、油道堵塞引起散热不良等;磁路故障表现在铁芯多点接地造成循环电流发热;铁芯片间短路、铁芯与穿心螺钉短路造成涡流发热;漏磁引起的油箱、铁芯夹件、压环等局部过热等。

以上故障会使变压器内部绝缘件老化分解或烧损金属部件。如果变压器内部过热缺陷不能得到及时发现, 随着故障的发展会造成设备损坏。实践表明分析变压器油中溶解气体, 可尽早发现潜在的变压器内部过热缺陷。本文中介绍了一起110千伏变压器内部过热案列的分析诊断过程。

1油色谱跟踪分析

某供电企业110千伏变压器, 型号SSZ10-63000/110, 浙江某变压器厂生产, 2004年11月出厂, 2005年1月投运。投运后对该主变进行油绝缘色谱定检时, 发现总烃含量增长较快且伴有有少量乙炔产生。停电进行了电气试验未发现异常, 又进行多次油色谱追踪分析, 油中总烃含量持续增长, 截至2013年底总烃增长至1200.96μL/L, 乙炔含量为2.12μL/L。 (表1)

2故障的诊断及确定

2.1过热故障分类

故障类型与油的分解产物之间存在着特定关系。过热故障产生的主要气体组分为甲烷和乙烯 (如故障涉及到固体绝缘材料还将产生一氧化碳和二氧化碳) , 次要气体组分是氢气、乙烷;甲烷和乙烯之和常占总烃的80%以上。故障温度较低时, 甲烷比例将增大, 同时氢气含量增速较快, 严重过热还会出现少量乙炔。由此可归纳出过热故障的主要特征:

(1) 总烃含量或其产气速率较高;

(2) 总烃主要由甲烷和乙烯构成;

(3) 乙炔含量较小或为零;

(4) 高温过热氢气含量较高或增长较快;

过热故障按其故障温度可分为低温过热 (低于300℃) 、中温过热 (300-700℃) 和高温过热 (高于700℃) 。

2.2故障分析

对油中溶解气体测定结果的故障分析一般可按照以下步骤分析判断:

2.2.1规程标准

规程标准中给出的110千伏变压器油中气体含量注意值是:总烃150μL/L, 乙炔5μL/L, 氢气150μL/L。从表1可以看出, 该变压器油中总烃、乙炔和氢气含量超过规定标准值。

2.2.2特征气体的产气速率

设:2013-3-28测试总烃值为C2=221.29μL/L;

2012-3-20测试总烃值为C1=84.73μL/L;

t=12个月;

说明变压器确存在异常。

2.2.3三比值法判断

使用2013-6-26的试验数据进行计算:氢气=22.77μL/L;甲烷=86.56μL/L;乙烯=138.12μL/L;乙烷=25.54μL/L;乙炔=0.38μL/L;

所以:乙炔/乙烯=0.003<0.1, 则编码为:0

甲烷/氢气=3.80>3, 则编码为:2

乙烯/乙烷=5.41>3, 则编码为:2

经编码判断022的故障类型为高于700℃的高温过热。

2.2.4二氧化碳/一氧化碳法计算判断

判断过热故障是否涉及固体绝缘材料, 可进行二氧化碳与一氧化碳的比值计算, 数值采用2013-6-26数据:

二氧化碳=937.43μL/L;一氧化碳=146.89μL/L;

二氧化碳/一氧化碳=6.38≈7;

判断设备过热点未涉及到固体绝缘材料, 但过热致使绝缘油老化、受热分解。

2.2.5油色谱结合负荷综合分析

变压器长期过负荷运行也会导致导电回路发热, 变压器油受热分解等严重问题。若内部存在连接或接触不良故障, 则运行缺陷发展速度与负荷大小成正比关系, 电流越大, 变压器油分解气体产气速率越快。结合2013年度负荷曲线分析认为油色谱增量和曲线没有关联, 可排除电流致热型故障。 (图1、图2)

2.2.6结合电气试验综合分析

当变压器内部存在过热故障时, 变压器导电回路与非导电回路的故障两者温度接近, 油中产生的故障气体组分的特征两者较相似;利用含量比较法、产气速率法和三比值法等方法只能判断变压器的故障程度或发热点的温度范围, 而无法判断故障具体位置, 确认故障的具体部位应进行针对性的停电电气试验。

试验表明变压器绕组直流电阻、介损、铁芯接地电流、本体及附件红外测温均无异常。可排除分接开关动静触头接触不良、引线接头虚焊、线圈股间短路、引线过长;包扎绝缘损伤引起导线相接触产生环流发热;超负荷运行、绝缘材料膨胀、油道堵塞引起散热不良等可能性, 也可排除铁芯片间短路、铁芯与穿心螺钉短路造成涡流发热。未排除漏磁引起的油箱、铁芯夹件、压环等局部过热等故障。

2.3故障的确定

初步分析认为该变压器过热缺陷不涉及固体绝缘, 不涉及导电回路, 属于疑似磁路且大于700℃高温故障。为避免缺陷长期潜伏造成变压器事故的发生, 将该变压器返厂后进行了吊罩检查发现铁心夹件上梁低压侧2、4根侧面有烧伤痕迹, 对应油箱大盖处有烧伤痕迹。变压器厂家答复该型变压器属于早期产品, 箱盖与上梁跳高过近, 发热部位因磁场不均匀引起的漏磁, 导致局部过热。 (图3、图4)

3结论

(1) 电力变压器内部过热潜伏性故障的及早发现, 可以避免设备损坏, 提高供用电可靠性, 更好的服务于用户生产生活和社会经济发展。

(2) 绝缘油色谱分析犹如对人体血检一样重要, 可以诊断出变压器过热缺陷的属性, 也适用于电力系统用油浸式电抗器, 对从事电气运维检修人员分析判断类似故障判断有一定的借鉴作用。

(3) 变压器内部磁场局部分布不均匀也会导致变压器局部过热, 对变压器设计、监造工作提出更高更新的要求。

漏磁引起的变压器内部过热故障不多见, 仅凭单项试验不能做到十拿九稳, 准确率不到50%。需通过海量的变压器运行工况、历年检测数据相辅相成方能有效分析判断, 准确率可达到90%以上。可为以后类似此种事故发生的分析提供借鉴意义。

摘要：电力变压器是电力系统的重要组成部分, 主要作用是将电能电压升高降低便于传输和使用, 电力变压器内部过热会造成设备损坏, 甚者酿成大面积停电事故, 影响用户正常的生产生活, 及时发现变压器内部潜伏性过热缺陷对变压器安全健康运行来讲显得尤为重要。变压器内部过热时会使绝缘材料受热分解出特征气体, 实践表明通过绝缘油色谱分析结合停电试验、负荷变化趋势等可以有效判断变压器潜伏性过热故障属性。本文围绕绝缘油色谱分析介绍了一起110千伏变压器漏磁引起的局部过热故障分析判断过程。

关键词：变压器,油色谱异常,漏磁场,过热

参考文献

[1]GB/T7252-2001, 变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[2]Q/GDW 168-2008, 输变电设备状态检修试验规程[S].

[3]操敦奎, 变压器油中气体分析诊断与故障检查[M].北京.中国电力出版社, 2006.

12.变压器内部绝缘故障的分析 篇十二

关键词：变压器,绝缘事故,原因分析

1 绝缘事故概述

1.1 变压器的绝缘事故的分类

变压器的绝缘事故一般分为以下4类:

1) 绕组绝缘事故。指主绝缘、匝绝缘、段间绝缘、引线绝缘以及端绝缘等放电、烧损引起的绝缘事故。

2) 套管绝缘事故。指套管内部绝缘放电引起绝缘损坏, 甚至瓷套爆炸。还包括套管外绝缘的沿面放电和空气间隙击穿。

3) 分接开关绝缘事故。主要是指由于切换开关油室内油的绝缘强度严重下降, 在切换分接时不能灭弧, 引起有载分接开关烧毁。另外还有无励磁分接开关和有载分接开关裸露的导体之间放电, 引起相间、相对地或级间短路的事故。

4) 铁心绝缘事故。一是指铁心的硅钢片对地绝缘损坏, 引起铁心多点接地。二是指铁心的框架连接点间的绝缘损坏, 产生环流引起局部过热故障。

上述4类事故中, 绕组绝缘事故的危害最大。

1.2 变压器绝缘事故的根本原因

为分析变压器绝缘事故的根本原因, 把作用在绝缘上的电场强度分为作用电场强度 (简称作用场强) 和耐受电场强度 (简称耐受场强) 。作用场强又可分为雷电冲击作用场强、操作冲击作用场强和工频作用场强。这3种类型作用场强绝缘成分不同, 各自的耐受场强也不同。但其共同点是当作用场强大于耐受场强时, 就会发生绝缘事故。按作用场强和耐受场强的抗衡关系可分为3种形势:1) 作用场强过高。例如, 110kV降压变压器的第三绕组 (10kV或35kV绕组) 在雷击时出现作用场强高于变压器本身的正常耐受场强, 引起雷击损坏的绝缘事故。此类事故每年都有发生。2) 作用场强过高加上耐受场强下降。例如变器在操作时绝缘损坏, 解体检查发现绝缘有受潮现象。对油纸绝缘中的水分, 操作冲击比雷电冲击敏感, 所以此类事故相对较少。3) 耐受场强下降。例如, 变压器正常运行中耐受场强下降, 导致在正常工作电压下突然发生绝缘事故。这类绝缘事故频繁出现, 占总的绕组绝缘事故的比率已超过90%。

1.3 正常工作电压下绝缘事故的方式

正常工作电压下出现的绝缘事故有2种方式:1) 一种称作突发式事故, 其特点是按现行的预防性规程进行的预防性试验合格, 其他在线的监测也未发现事故的预兆。但在正常运行条件下, 变压器内部突发绝缘击穿事故, 继电保护动作跳闸。由于故障能量有大有小, 或继电保护动作的时间有快有慢, 因此变压器损坏的严重程度大不相同。2) 另一种称作垂危式故障。这种事故的特点是预防性试验的绝缘性能试验合格, 但从油中溶解气体的色谱分析中发现乙炔。经分析确认与在绝缘部分存在放电有关。于是停电进行测量局部放电量的试验。试验结果表明放电状况异常, 甚至在试验中就发生贯穿性击穿。将局放试验和其他试验结果进行综合分析, 可以作出正确诊断, 解体后可以找到绝缘发生不可逆损坏的故障点。

1.4 正常工作电压下的绝缘事故实例

国内外变压器都存在各种绝缘事故。在此列举10个有结论的代表性事例。

①沿绝缘纸板树枝状放电, 引起的主绝缘事故;②沿角环夹层放电, 引起的主绝缘事故;③沿撑条爬电, 引起的纵绝缘事故;④沿垫块表面爬电, 引起段间绝缘事故;⑤垫块与导线间的油角放电, 引起匝绝缘事故;⑥沿铜排导线支架爬电, 引起的相间短路事故;⑦匝绝缘直接击穿, 引起匝绝缘或段间绝缘事故;⑧绕组出线纸包绝缘击穿, 引起出线绝缘事故;⑨分接引线纸包绝缘击穿, 引起分接引线绝缘事故;⑩套管的下瓷套沿面放电, 引起瓷套崩裂事故。

仅就以上列举的事例可以看出, 变压器的每种绝缘结构都曾经发生过绝缘事故, 而且其中大多数是在正常工作电压下发生。

2 正常工作电压下的绝缘事故的原因分析

2.1 正常工作电压下发生绝缘事故时的绝缘实际耐受强度

变压器的绝缘配合使用惯用法。绝缘耐受场强与其实际承受场强的比值称为配合系数, 或简称裕度。变压器在正常状态下绝缘的设计裕度是足够大的, 例如匝绝缘在工作电压下的裕度大于10, 但事故时却再无裕度可言。例如: 220kV变压器使用1.95mm匝绝缘, 正常状态下的平均工频击穿电压为60kV, 正常工作电压下加在匝绝缘上的电压小于4kV。但在正常工作电压下却频繁发生匝绝缘击穿事故。总之变压器在正常工作电压下发生绝缘事故, 并非设计裕度不足, 而是因为绝缘的耐受强度异乎寻常的降低。这在分析绝缘事故时, 必须首先予以关注。

2.2 正常工作电压下绝缘事故的几种原因

2.2.1 制造缺陷

绝缘事故的制造缺陷说, 又分“尖角手刺”说、“金属异物”说、“颗粒含量”说以及“绝缘缺陷”说等。所有这些说法集中到一点是对放电机理有共识, 即认为先发生局部放电, 然后在正常工作电压下引起绝缘击穿事故。早先的旧变压器, 确实有过上述种种原因引起正常工作电压下的绝缘事故。但就大型电力变压器而言, 这类变压器已运行20多年, 有问题早应暴露, 如果至今尚未暴露, 说明实际上已不再存在这类缺陷。经验表明, 局放试验对发现上述种种缺陷是特别有效的。因此对于出厂时局放试验合格的变压器, 尤其是安装或检修后还进行过局放试验的变压器, 一般不会存在正常工作电压下引起绝缘事故的制造缺陷。

2.2.2 绝缘老化

我国曾经有几台变压器, 由于油道堵塞, 匝绝缘局部过热, 引起在正常工作电压下的匝绝缘事故。实际上这是局部过热事故。油中气体色谱分析对这类事故是能鉴定的。

值得注意的事实是我国的大型电力变压器都是全密封结构, 运行年代不长, 部分长年轻载, 因此一般不存在绝缘老化的问题。如果由于绝缘老化引起绝缘事故, 应有明显的老化象征。对因绝缘事故解体检修的多台变压器, 曾针对老化程度进行检查, 都没有从老化现象中找到事故证据。绝缘老化现象是具体和明显的, 有证据才能成立, 否则应排除其可能性。

2.2.3 油流带电

对于强油循环的大型电力变压器, 在油泵开动的情况下测量绕组的电位和泄放电流时, 绕组电位高的可达几千伏, 泄放电流大的超过微安级。说明油流和固体绝缘摩擦必然要产生静电, 只是量的多少而已, 称作油流起电。但油流起电不等于“油流带电” (通常所说的油流带电, 实际指的是油流起电后引起油中放电。以下改称油流放电) 。油流放电时在油中产生间歇性的电火花, 局部放电测量仪可以收到信号, 甚至耳朵可以听到声响。持续的油流放电将引起油中出现C2H2, 此时应视为一种故障。需要说明的是由油流起电发展到油流放电是有条件的, 一方面是要有足够的电量, 另一方面是要形成放电的通道。个别变压器在运行中发生油流放电, 少开冷却器或将内部静电清理后就不再放电了。油流放电一般发生在绕组下部, 该处电位较低, 而且一旦发生放电, 易于发觉和处理。所以至今虽有多起油流放电的事例, 但并没有引起过绝缘事故。如果认为某次工作电压下突发的绝缘事故是油流放电引起的, 可以对事故变压器 (事故后油未流失) 或同类型变压进行试验验证。如果事前未发现油流放电现象, 事后又未经试验验证, 则不宜判定事故原因。

2.2.4 广义受潮

广义受潮说认为运行中变压器内部的水分是运动的, 不停地迁移和集积, 在高电场区域集积一定水分之后, 便在正常工作电压下迸发绝缘事故。

笔者认为, 应该把注意力放在研究广义受潮上, 因此以下将着重对此进行讨论。

2.3 水分对油绝缘的危害性

2.3.1 变压器内水分的动态特性

变压器内部的水分有两种存在状态, 一种是受束缚的, 一种是自由的。溶解于油中的水分可以随油流动而运动, 称之为自由水。物理性吸附于固体绝缘和金属表面的水分, 可以溶解到油中成为自由水, 称之为准自由水。纸绝缘中准自由水含量以百分率计, 而油中自由水以百万分率计, 准自由水的含量比自由水要大。例如, 设纸绝缘与油的比例为1比10, 当纸绝缘中准自由水为0.5%时, 油中自由水为10mg/L, 准自由水比自由水就要多50倍。

油中自由水的含量随温度的升高而增加, 纸中准自由水的含量则随温度的升高而下降。变压器在运行中纸绝缘和油中的水分不停地进行交换。

变压器在运行中油在不停地循环, 变压器内的电场和温度场是不均匀的。在高电场处和低温处容易集积水分。因此随着变压器运行时间的延伸, 水分在绝缘上的分布越来越不均匀, 以致形成水分的局部集积。

水分局部集积的程度首先与含水量有关, 对于既定的含水量, 则取决于水分的吸引力和扩散力的较量。温度对水分的集积有驱散作用, 而电场强度、纸纤维的极性对水分有显著的吸引力。所以, 对于自由水和准自由水含量高的变压器, 水分可能在高电场区域局部集积到足以引起绝缘事故的程度。

2.3.2 关于受潮的形态与放电的发展过程

通常见到侵入变压器内部的水分才认为是受潮, 这是狭义的受潮概念。从广义受潮的要领出发, 变压器实际受潮形态可分为二类。

1) 显性受潮。

显性受潮是指通常所说的“变压器受潮”。即看到油箱底部或器身上有积水, 并且能发现水分入侵的原因或途径。

显性受潮进入变压器的水量一般都比较多, 如果直接沉淀在油箱底部, 暂时对绝缘并无危害。但当水分淋到器身上, 部分绝缘被浸泡透, 则必然导致绝缘击穿。这种情况下的绝缘击穿机理属于热击穿, 即在局部绝缘中流过传导电流, 焦尔热使纸绝缘炭化后发展成贯穿性放电。因而不仅绝缘烧坏, 而且导体可能发生熔化。

2) 隐性受潮。

隐性受潮是指事故前并未发生水分入侵, 只是原有水分悄悄地在绝缘上局部集积。水分集积到足以产生局部放电时, 先开始局部放电。局部放电产生气体, 使放电进一步发展。但气体的产生和扩散是一个动态过程。当产气量大于扩散量, 局部放电持续进行, 很快发展成贯穿性击穿。如果产气量小于扩散量, 则局部放电暂时停歇, 待水分再次集积, 或选择其他途径再次发生局部放电。其间歇的时间因放电部位的状况不同而差别很大, 有的甚至可以停歇几年。沿纸板的枝状放电是这种放电形态的典型。对于局部放电发展空间有限的场合, 例如匝间绝缘下部与垫块间的油角中集积水分, 一旦发生局部放电, 将很快导致匝绝缘或段间 (饼间) 绝缘击穿, 形成突发性绝缘事故。前者使用适当的在线检测技术, 有可能发觉和防御突发事故。但对于后者, 必须采取积极的防御措施, 防止自由水的局部集积。

3 防御措施

防止变压器在正常工作电压下的绝缘事故, 一是要限制自由水和准自由水的含量, 二是限制自由水的局部集积。从制造、安装、检修和运行4个环节都应采取相应措施。

3.1 制造措施

1) 变压器的内绝缘结构设计时, 力求工作场强均匀分布, 而且尽可能的低。例如, 匝间工作场强不宜大于2kV/mm。

2) 变压器真空干燥 (最好采用煤油气相干燥) 后, 固体绝缘中的含水量应小于0.5%, 即达到基本上不含自由水的程度。

3) 严格进行真空注油。注油时变压器内可能与油接触的任何部分吸附的水分都应被清除。注入油的含水量必须小于10mg/L。

3.2 安装措施

变压器在安装过程中, 不可能不接触大气, 因此绝缘体和金属表面都会吸附大气中的水分。为了使变压器内部的水分恢复到出厂时的水平, 变压器安装后必须严格进行真空干燥和真空注油。要点如下:

1) 用于抽真空的真空系统 (包括真空泵、管道、阀门和表计) 的极限真空度必须小于10Pa。

2) 所有将与油接触的绝缘体和金属表面 (包括片式散热器) 或其他固体表面 (例如下瓷套) 均要在抽真空的范围之内。

3) 在抽真空的过程中, 应随时检查和处理渗漏。当真空度达到实际可能的最高水平 (对最高水平的最低要求不应小于133Pa) 后, 必须在真空泵继续运行的条件下保持此真空度 (简称动态保持) 。

4) 真空的动态保持时间应不少于水分渗入时间。渗入时间是指开始与大气接触到与大气隔绝的全过程时间。此过程包括打开封板, 进行排油或排氮气 (或干燥空气) 时直接进入大气的时间, 还包括在油箱内封存大气的时间。

必须强调指出, 器身在大气中暴露后, 不用抽真空的办法清除表面吸附水分, 就注油或打入氮气 (或干燥空气) , 不仅不能起到清除水分的作用, 反而会将表面水分往深层赶, 为常温下进行真空脱水增加了困难。

5) 在动态保持真空度的条件下, 用真空滤油机注入合格的油。油中含水量应小于10mg/L。

必须指出, 如果注入油的含水量较高, 利用热油循环的办法来降低油中水分, 其结果是大部分的水分已被纸绝缘吸收, 增加了纸绝缘的含水量, 不能从根本上消除水分。

3.3 检修措施

当发现变压器内的水分比刚投运时有明显增多时, 应看作特别重要的状态指标, 必须作为状态检修的主要目的。

检修时用真空干燥和真空注油的办法来清除水分, 其要点与安装时的相同。但由于新变压器只是表面吸附水分, 而运行中变压器的水分可能渗透到深层。因此真空的动态保持时间应不少于水分的渗出时间。水分渗出时间是指绝缘深层的水分渗透到表面所需的时间。由于变压器运行时间越久, 水分的含量就越多, 而且向内渗透越深, 因此水分渗透出时间也就越长。具体到某一台变压器水分的渗出时间为多长, 事先是不好确定的。只能依靠真空干燥过程中真空度的变化过程来判断, 或者依靠真空注油后的绝缘性能试验结果来分析。例如, 真空度迟迟达不到极限值, 说明水分在缓慢渗出。又如真空注油后的绕组绝缘电阻和tgδ还不如检修以前, 说明真空干燥的时间未超过水分的渗出时间, 需要重新真空干燥和真空注油。经验表明, 像这种“煮了夹生板”的情况, 经真空注油以后, 绝缘性能水平便可优于检修前水平。

3.4 运行维护措施

运行中的变压器 (包括电容型油纸绝缘套管) 应保持严密的封闭, 避免大气中的水分和气体渗透入内。不论是油—气渗漏或气—气渗漏, 都有一个互相渗透的过程。应把渗漏问题看作是影响绝缘安全性的重要因素, 一旦发现, 应尽快消除。

变压器运行中的在线检测和停电后的预防性试验, 对预防发生正常工作电压下绝缘事故的重要性是不言而喻的。但如何才能起到更有效的预防作用, 是目前状态检修和在线监测面临的一个新课题。

4 结论

正常工作电压下突发的绝缘事故, 其主要原因是绝缘中水分有异乎寻常的破坏作用。应从各个环节采取措施, 进行积极防御。

参考文献

[1]高压电气设备试验方法[M]. (第2版) .北京:中国电力出版社.

[2]国家技术监督局, 中华人民共和国建设局.GB 50150-91, 电气设备交接试验标准[S].