瓦斯保护可以保护变压器的何种故障Word文档下载推荐.docx
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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：
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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10kV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。
γ0.01、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：
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2008-9-2620:
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：
Ya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
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。
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110kV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110kV变压器10kV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110kV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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