典型变压器故障分析与在线监测毕业论文(编辑修改稿)

典型变压器故障分析与在线监测毕业论文(编辑修改稿)内容摘要：

引起闪络 放电。 此外由于变 压器油中杂质影响，杂质在强电场中被极化形成“小桥”，改变了介质电场分布，绝缘油因受 游离、氧化、气隙泡增大，如果逐渐发展下去，会在气隙通道中发生闪络放电。 闪络 放电一般不会很快引起绝缘击穿，而可以通过油的色谱分析，局部放电量检测或轻瓦斯动作等监视、发现它。 （４）变压器渗漏油故障，这种现象是变压器最常见的异常现象之一。 其大多数是由于制造过程中形成的缺陷或者由于材质不良而引起的，此外因安装、检修时质量问题及环境、负载等因素影响， 也 会造成变压器的渗漏问题。 A、变压器的焊点多、焊道长，焊接的工艺、技术及材料直接影响 焊接质量。 B、密封材料质量低劣、老化是变压器连接部位渗漏的主要原因。 变压器油箱本体以及套管、冷却系统等连接处均采用橡胶密封件连接，这些橡胶密封件长期处于高温（大于环境温度）、挤压、油浸和局部暴露的条件下，容易老化、变质、龟裂、塑性变形，以至失效，这也是造成密封处渗漏的主要原因。 而材质低劣，安装检修工艺不良（如密封圈接触不平整，挤压不均匀等）是变压器早期出现油渗的主要原因。 C、变压器的导电铜杆、导电铜板及安装座的铜焊处时常会发生渗漏，因铜焊的脆性较大，在安装或运行中可能发生裂缝而渗漏。 （５）变压器进水受潮 的故障。 变压器由于进水受潮而引发绝缘事故占绝缘事故的10%～ 20%。 进水原因有：套管顶部连接帽密封不良，水分沿引线进入绕组绝缘内，引起击穿事故。 呼吸器的干燥剂失效 ； 污爆管密封不严或潜水泵渗漏 ；油枕隔膜或胶串破损等情况，外界的潮气会通过这些途径进入变压器， 使绝缘受潮。 此外还有检修过程中，器 第 7 页 共 37 页 身暴露空气中时间过长，空气中温度过大造成绝缘受潮。 （６）变压器绝缘故障。 变压器的寿命主要取决于变压器使用的绝缘材料的寿命，实践证明大多数变压器的损坏和故障大都是因绝缘系统损坏而造成的，据统计变压器绝缘故障形成事故约占全部 变压器事故的 85%以上。 一般变压器的预期寿命 20～ 40 年，但由于实际运行的负载较额定值为低，温升的累积较设计值低，因而变压器的实际寿命的预期的要长许多，现场运行经验表明，维护得好的变压器实际寿命可达 50～ 70年。 绝缘性能劣化包括纤维脆裂，即受热过度，使水分从纤维材料中脱离，或长期受热，纤维中的水分被进一步排出，其结果使纤维材料脆化，纤维材料的机械强度下降。 纤维材料在脆化后收缩，使绝缘垫块失去夹紧作用。 变压器的性能下降主要有污染和劣化两个方面。 油污染是变压器油混入水分和杂质，使其绝缘性能大为降低。 其原因主 要有安装、检修过程中，一些杂质混入油中；另一方面运行中密封不良，（如通过油枕、呼吸进入潮气，使油中含水量过高）。 油的劣化则是油的氧化过程的结果，早期劣化主要是油中生成的氧化物与绝缘纤维材料反应生成氧化纤维素，使绝缘强度变差。 而后期劣化则主要是酸浸蚀铜铁、绝缘漆等。 反应油泥，它是一种聚合性导电物质，能适度溶解于油中。 在强电场作用下，油泥的反应生成速度加快，粘附于绝缘材料或变压器箱壳边缘，影响变压器的散热，又加速了绝缘材料老化。 影响变压器绝缘的主要因素还有温度、湿度、过电压、氧化等。 首先是温度的影响：国际电工委 员会（ IEC）认为 A 级绝缘的变压器在80～ 140℃的温度范围内，温度每增加 6℃ ,变压器绝缘有效寿命的降低速度就会增加一倍。 其次是湿度的影响：水分将加速纸纤维素老化，降低强度，而油中微量水分会导致绝缘油产生火花放电。 放电电压降低，介质损耗因素增大，进一步加速油的老化和劣化，水分是影响油的绝缘特性的重要因素之一。 再次是绝缘油的氧化影响：空气中氧的渗入作用会加速绝缘油的分解反应。 呼吸器、油枕中油与空气的隔离方式及其隔离的完好性都会影响空气中氧与绝缘油的接触和溶解。 密封（隔离）性能破坏了，会增加油中溶解的氧，油的劣 化就是油的氧化过程的结果，导致了油泥形成和绝缘纤维的脆化收缩。 然后是过电压的影响：雷击过电压，由于波头陡度会引起绕组的纵绝缘上电压分布不均，可能引起放电，使固定绝缘材料受到破坏。 暂态过电压、操作过电压也都可能造成相间主绝缘的损伤。 最后是短路电动力的影响：出口短路产生很大的电动力，使变压器的绕组变形、引线移位，从而使绝缘严重损坏，加速绝缘的老化，严重者绕组发热、绝缘损坏、拉弧、产生短路而烧坏绕组。 第 8 页 共 37 页 （７）变压器铁芯故障。 造成铁芯故障原因有制造安装和检修过程中疏忽。 将异物、杂物掉入油箱；铁心夹件、尺寸不对；铁 心绝缘脱落；运输中定位钉未翻动或拆除；绝缘油泥污垢堵塞铁心散热通道；下夹件与铁轭的木垫及绝缘损坏受潮等等。 （８）变压器分接开关故障。 变压器的分接开关故障占有一定比例，约占全部故障的 5%～ 10%，故障停运时间占整个非计划停运时间不到 5%。 无载分接开关的常反映在开关弹簧压力不足，滚轮压力不足，压力不均，接触不良，接触面过小，接触电阻增大，烧伤，引线连接不良，此外分接开关相互绝缘距离不够等等。 第 9 页 共 37 页 3 变压器油中溶解气体的检测与诊断 变压器油中气体产生的原因 通常变 压器选用油纸或油和纸板组成的绝缘结构。 当变压器内部发生热故障、放电性故障或者油、纸老化 时，会产生多种气体。 这些气体会溶解于油中，不同类型的气体及其比值 可以反映不同类型的故障。 所以对油中溶解气体的监测和分析是变压器绝缘诊断的重要内容。 变压器油中气体组分 变压器油主要由碳氢化合物组成，包括烷烃、环烷烃、芳香烃、烯烃等。 根据研究分析，变压器发生故障时分解出的气体主要有： （ 1） 300℃～ 800℃时，热分解产生的气体主要是低分子烷烃（如甲烷、乙烷）和低分子烯烃（如乙烯和丙烯），也含有氢气。 （ 2） 当绝缘油暴露于电弧中时，分解气体大部分是氢气和乙炔，并有一定量的甲烷和乙烯。 （ 3）发生局部放电时，绝缘油分解的气体主要是氢气、烷和乙炔，发生火花放电时，则有较多的乙炔。 变压器不同状态下油中气体的含量 正常运行的变压器油中，溶解气体主要是氧气和氮气。 在开放式变压器中，油中气体总含量约为油体积的 10%，其中氧气为 20%～ 30%，氮气为 70%～ 80%。 由于某些非故障原因，例如制造和试验过程中产生的少量气体溶于油中或为材料吸附后在运行中释放出来，正常的劣化产生少量的气体等，也能使投运前和正常运行的 变压器油中含有一定量的故障特征气体。 新变压器在投运前和 72 小时试运行期间，进行油中气体分析是很重要的。 要求气体浓度不超过表 3－ 1 中（ 1）项规定的值。 变压器运行半年内，烃类气体无明显增长，但氢气和碳的氧化物增长较快。 这是由于制造过程中残留气体的影响。 如变压器油中气体浓度超过表 3－ 1中（ 2）项规定的值，就被确认为内部有故障。 运行一年的正常变压器油中，烃类气体仍几乎无明显增长，但 CO2 增长较明显。 运行时间较长的正常变压器随运行时间的增加，油中可检测出一定量的 CO、 CO H CH C2H C2H6 和 第 10 页 共 37 页 C3H8 ,但通常油中是不含 C2H2的。 表 31 新变压器投运前后油中气体的极限浓度（ LL/ ） 投放时间 H2 C1 C2 C1+C2 总烃 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 （ 1）投放前或 72 小时试运行期内 50 10 5 10 20 200 1500 (2) 运行半年内 100 15 5 10 25 （ 3）运行较长时间 150 60 40 70 10 150 表 32 变压器、套管油中溶解气体含量的注意值（ LL/ ） 设备 气体组分 含量 330kv 及以上 220kv 及以下 变压器 总烃 150 150 乙炔 1 5 氢 150 150 套管 甲烷 100 100 乙炔 1 2 氢 500 500 注： ①表 32 是国家标准 GB725220xx 规定的变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量的注意值，注意值不是划分设备有无故障的唯一标准，当气体达到注意值 时，应进行追踪分析并查明原因。 ②对于新投入的变压器，油中一般不应含有乙炔，其他组分含量也应该很低。 第 11 页 共 37 页 变压器内部故障类型与油中气体含量关系 变压器内部故障模式如前所述，可归为机械故障、热故障和电故障三种类型，主要以后两种为主，并且机械故障常以热故障和电故障的形式表现出来。 过热性故障 过热性故障是由于热应力所造成的绝缘加速劣化，具有中等水平的能量密度。 统计表明，过热性故障的原因中，由于分接开关接触不良而引起的占 50%，铁心多点接地和局部短路或漏磁环流引起的占 33%，导线过热和 接头不良或紧固件松动引起的占 %，局部油道堵塞造成局部散热不良引起的约占 %。 当热应力只引起热源处绝缘油分解时，所产生的特征气体主要是 CH C2H4，它们的部和占总烃的 80%，且 CH4所占比例随着故障点温度的升高而增加。 过热故障一般不产生 C2H2，只在严重过热时才产生微量 C2H2其最大含量也不超过总烃的 6%。 当涉及固体材料时，则还会产生大量 CO、 CO2。 电气部分 故障 电气部分 故障是由 于高电应力作用而造成绝缘劣化，按能量密度不同可分为电弧放电、闪络 放电、局部放电几种故障类型。 （ 1）电弧放电 以线圈的匝、层间击穿为多见，其次是引线断裂或对地闪络，或分接开关飞弧等故障模式。 其特点是产气急剧、量大。 尤其是线圈的匝、层间绝缘故障，因无先兆现象，一般难以预测，最终以突发性事故暴露。 （ 2）闪络 放电 通常发生在以下情况：引线或套管储油柜对电位未固定的套和导电管放电，引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起放电，分接开关拨叉电位悬浮而引起放电等。 火花放电的特征气体也以 C2H H2为主，因故障能量小，一般总烃含量不高。 （ 3）局部放电 随放电能量密度不同而不同。 一般总烃不高，主要 成分是 H2，其次是 CH4。 无论哪种放电，只要有固体绝缘介入时，就都会产生 CO 和 CO2。 第 12 页 共 37 页 受潮 当变压器内部进水受潮时，油中水分和含湿气的杂质容易形成“小桥”，导致局部放电而产生 H2。 水分在电场作用下的电解以及水与铁的化学反应均可产生大量 H2。 故受潮设备中， H2在氢烃总量中占比例更高。 3． 5 油气分析与故障诊断 正常运行时，充油电气设备 内部的绝缘油和有机绝缘材料 ,在热和电的作用下，逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类气体及一氧化碳、二氧化碳等气体。 在热和电故障情况下，也会产生这些气体。 这两种来源的气体在技术上不能分离，在数值上也没有严格的界限，而且与负荷、温度、油中的含水量、油的保护系统和循环系统，以及取样和测试的许多可变因素有关。 因此在判断设备是否存在故障及其故障的严重程度时，要根据设备运行的历史状况和设备的结构特点及外部环境等因素进行综合判断。 有时设备内并不存在故障，而由于其它原因 ,在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。 此外，还应注意油冷却系统附属设备（如潜油泵 )的故障产生的气体也会进人到变压器本体的油中。 故障类型的判断 (1)三比值法 在热 动力学和实践的基础上，推荐改良的三比值法 (五种气体的三对比值 )作为判断充油电气设备故障类型的主要方法。