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篇1：电力变压器分析论文
电力变压器分析论文
关键词：变压器色谱分析故障判别方法
摘要：电力变压器故障检测主要有电气量检测和化学检测方法。化学检测主要是通过变压器油中特征气体的含量、产气速率和三比值法进行分析判断，它对变压器的潜伏性故障及故障发展程度的早期发现具有有效性。实际应用过程中，为了更准确的诊断变压器的内部故障，色谱分析应根据设备历史运行状况、特征气体的含量等采用不同的分析模型确定设备运行是否属于正常或存在潜伏性故障以及故障类别。
0.引言
变压器故障诊断中应综合各种有效的检测手段和方法，对得到的各种检测结果要进行综合分析和评判，根据DL/T596—电力设备预防性试验规程规定的试验项目及试验顺序，通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法，在不停电的情况下，对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效。经验证明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关，它们之间存在不同的数学对应关系。
Abstract：
Therearetwomainmethodsforfaultdetectionofpowertransformer,electricaldetectionandchemicaldetection.Chemicaldetectionismainlyproductionrateandtheratioofthreetoanalysisandjudge,throughthetransformeroilcontentofgas.Itiseffectivetofindtransformerlatentfaultandfaultdegreeinearlystage.Inthecourseofpracticalapplication,inordertodiagnosistheinternaltransformerfailuremoreaccurately,Chromatographicanalysisshouldbeinaccordancewiththeequipmentpreviousrunningconditions,characteristicsofthegascontentandusingdifferentanalysismodeltodeterminewhethertheoperationofequipmentisnormalorequipmentexistlatentfaultandfaultcategory.
Keywords：TransformerChromatographicAnalysisTheDefect-judgementMethod
1.电力变压器的内部故障主要有过热性、放电性及绝缘受潮等类型
1.1过热性故障是由于设备的绝缘性能恶化、油等绝缘材料裂化分解。又分为裸金属过热和固体绝缘过热两类。裸金属过热与固体绝缘过热的区别是以CO和CO2的含量为准，前者含量较低，后者含量较高。
1.2放电性故障是设备内部产生电效应（即放电）导致设备的绝缘性能恶化。又可按产生电效应的强弱分为高能放电（电弧放电）、低能量放电（火花放电）和局部放电三种[1]。
1.2.1发生电弧放电时，产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体。这种故障在设备中存在时间较短，预兆又不明显，因此一般色谱法较难预测。
1.2.2火花放电，是一种间歇性的放电故障。常见于套管引线对电位未固定的套管导电管，均压圈等的放电;引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起的放电;分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体，但由于故障能量较低，一般总烃含量不高。
1.2.3局部放电主要发生在互感器和套管上。由于设备受潮，制造工艺差或维护不当，都会造成局部放电。产生气体主要是氢气，其次是甲烷。当放电能量较高时，也会产生少量的乙炔气体。
1.3变压器绝缘受潮时，其特征气体H2含量较高，而其它气体成分增加不明显。
值得注意的是，芳烃含量问题。因为它具有很好的“抗析气”性能。不同牌号油含芳烃量不同，在电场作用下产生的气体量不同。芳烃含量少的油“抗析气”性能较差，故在电场作用下易产生氢和甲烷，严重时还会生成蜡状物质；而芳烃含量较多的绝缘油“抗析气”性能较好，产生的氢气和甲烷就少些，因此，具体判断时要考虑这一因素的影响。
2.色谱分析诊断的基本程序
2.1首先看特征气体的含量。若H2、C2H2、总烃有一项大于规程规定的注意值的20%，应先根据特征气体含量作大致判断，主要的对应关系是：①若有乙炔，应怀疑电弧或火花放电；②氢气很大，应怀疑有进水受潮的可能；③总烃中烷烃和烯烃过量而炔烃很小或无，则是过热的特征。
2.2计算产生速率，评估故障发展的快慢。
2.3通过分析的气体组分含量，进行三比值计算，确定故障类别。
2.4核对设备的运行历史，并且通过其它试验进行综合判断。
3.油中主要气体含量达到注意值时故障分析方法
在判断设备内有无故障时，首先将气体分析结果中的几项主要指标，（H2，∑CH，C2H2）与色谱分析导则规定的注意值（表1）进行比较。
3.1当任一项含量超过注意值时都应引起注意。但是这些注意值不是划分设备有无故障的唯一标准，因此，不能拿“标准”死套。如有的设备因某种原因使气体含量较高，超过注意值，也不能断言判定有故障，因为可能不是本体故障所致，而是外来干扰引起的基数较高，这时应与历史数据比较，如果没有历史数据，则需要确定一个适当的检测周期进行追踪分析。又如有些气体含量虽低于注意值，但含量增长迅速时，也应追踪分析。就是说：不要以为气体含量一超过注意值就判断为故障，甚至采取内部检查修理或限制负荷等措施，是不经济的，而最终判断有无故障，是把分析结果绝对值超过规定的注意值，（注意非故障性原因产生的故障气体的影响，以免误判），且产气速率又超过10%的注意值时，才判断为存在故障。
3.2注意值不是变压器停运的限制，要根据具体情况进行判断，如果不是电路（包括绝缘）问题，可以缓停运检查。
3.3若油中含有氢和烃类气体，但不超过注意值，且气体成份含量一直比较稳定，没有发展趋势，则认为变压器运行正常。
3.4表1中注意值是根据对国内19个省市6000多台次变压器的`统计而制定的，其中统计超过注意值的变压器台数占总台数的比例为5%左右。
3.5注意油中CO、CO2含量及比值。变压器在运行中固体绝缘老化会产生CO和CO2。同时，油中CO和CO2的含量既同变压器运行年限有关，也与设备结构、运行负荷和温度等因素有关，因此目前导则还不能规定统一的注意值。只是粗略的认为，开放式的变压器中，CO的含量小于300l/L，CO2/CO比值在7左右时，属于正常范围；而密封变压器中的CO2/CO比值一般低于7时也属于正常值。
3.6应用举例
3.6.1济源供电公司220KV虎岭变电站3#主变，1978年生产，1980年投运至今已运行28年，接近设备的寿命期。从开始的油色谱报告分析中就存在多种气体含量超标现象，对上述数据跟踪分析,有不同程度乙炔、乙烯、总烃超过注意值，考虑变压器运行年限、内部绝缘老化，结合外部电气检测数据，认为该变压器可继续运行，加强跟踪，缩短试验周期。目前此变压器仍在线运行。
3.6.220xx年4月15日,35KV黄河变电站1#主变预试时发现氢气含量明显增长。变压器型号为：SL7-5000KVA/35，8月投运，具体色谱数据如下：
分析结果:色谱分析显示氢气含量虽未超过注意值,但增长较快,为原数值的12倍,其它特征气体无明显变化,说明变压器油中有水份在电场作用下电解释放出氢气，同时对油进行电气耐压试验，击穿电压为28KV，微水测定为80ppm，进一步验证油中有水份存在。经仔细检查发现防暴筒密封玻璃有裂纹，内有大量水锈，外部水份通过此裂纹进入变压器内部。经处理后变压器油中氢气含量恢复正常。
4.故障产气速率判断法方法
4.1实践证明，故障的发展过程是一个渐进的过程,仅由对油中溶解的气体含量分析结果的绝对值很难确定故障的存在和严重程度。因此，为了及时发现虽未达到气体含量的注意值，但却有较快的增长速率的低能量潜伏性故障，还必须考虑故障部位的产气速率。根据GB/T7252—《变压器油中溶解气体分析判断导则》中推荐通过产气速率大小作为判断故障的危害程度，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）具有重要的意义。当相对产气速率（每运行月某种气体含量增加值占原有起始值的百分数的平均值），总烃的产气速率大于10%时应引起注意，变压器内部可能有故障存在，如大于40l/L/月可能存在严重故障。但是,对总烃起始含量很低的变压器不易采用此判据[2]。
4.2根据总烃含量、产气速率判断故障的方法
4.2.1总烃的绝对值小于注意值，总烃产气速率小于注意值，则变压器正常；
4.2.2总烃大于注意值，但不超过注意值的3倍，总烃产气速率小于注意值，则变压器有故障，但发展缓慢，可继续运行并注意观察。
4.2.3总烃大于注意值，但不超过注意值的3倍，总烃产气速率为注意值的1～2倍，则变压器有故障，应缩短试验周期，密切注意故障发展；
4.2.4总烃大于注意值的3倍，总烃产气速率大于注意值的3倍，则设备有严重故障，发展迅速，应立即采取必要的措施，有条件时可进行吊罩检修[2]。
分析结果:从7月～8月份跟踪试验数据认为,特征气体含量属正常范围,产气速率较小,考虑是新投运变压器,继续跟踪运行；9月份后发现乙烯、乙炔、总烃含量超过注意值，同时产气速率超过15%，乙炔、氢气增长较快。结合投运时电气交接试验情况，此变采用ABB油气套管，且变压器出厂时虽做局部放电试验，但油气套管未进工厂是在现场组装的。由于变压器套管直接与GIS设备连接，交接时无法进行主变局放试验。通过特征气体产生率、三比值法判断内部可能有火花放电存在，怀疑高压引线与套管连接处可能存在缺陷。经常规电气试验未发现异常，放油后检查发现，套管未端屏蔽罩固定螺丝三个中有一个较松动，但无明显放电痕迹，紧固后对油进行脱气处理，主变试运至今色谱分析正常。
5.根据三比值法分析判断方法
所谓的IEC三比值法实际上是罗杰斯比值法的一种改进方法。通过计算，C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6的值，将选用的5种特征气体构成三对比值，对应不同的编码，分别对应经统计得出的不同故障类型。应用三比值法应当注意的问题：
5.1对油中各种气体含量正常的变压器，其比值没有意义。
5.2只有油中气体各成份含量足够高（通常超过注意值），气体成分浓度应不小于分析方法灵敏度极限值的10倍[3]，且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一步用三比值法分析其故障性质。如果不论变压器是否存在故障，一律使用三比值法，就有可能将正常的变压误判断为故障变压器，造成不必要的经济损失[3]。
5.3应用举例
分析结果：变压器差动、瓦斯继电器同时动作，甲烷、乙烯、乙炔、氢气、总烃含量均超过注意值数倍，可直接采用三比值法判断故障类型。查编码为102，属高能放电故障，可能会出现工频续流放电、绕组之间或绕组对地之间的绝缘油发生电弧击穿、调压开关切断电源等；结合外部电气试验测得B相高压绕组直流电阻不平衡率达25%，初步判断为B相绕组有严重电弧故障。吊罩检查发现B相高压绕组中性点处出现严重匝间短路，并有电弧放电痕迹，主变本体损坏严重。
6.结束语
变压器油中气体含量色谱分析方法能有效诊断变压器内部潜伏性故障的早期存在。具体应用中要根据故障或缺陷的不同发展阶段,采用不同的分析方法,结合设备的实际运行状况及外部电气试验数据,充分发挥油化学检测的灵敏性,正确评判设备状况或制定针对性的检修策略，提高变压器的运行可靠性。
参考文献：
1、谭志龙等编，电力用油（气）技术问答，中国电力出版社[M]，：89
2、王晓莺等编著，变压器故障与监测，机械工业出版社[M]，.3：51
3、董其国编著，电力变压器故障与诊断，中国电力出版社[M]，：43
篇2：电力变压器故障诊断办法研讨论文
1概述
电力变压器对于电力系统而言非常的重要，它在整个电力系统中发挥着十分重要的作用，同时也是输变电系统中最为关键的一个环节。通过电力变压器，最主要就是实现电压变换、电能分配和传输。所以说要想使得电力系统能够安全地运行，必须首先要保证电力变压器的正常运行，同时，电力变压器的正常运行也是提供更加可靠、优质和经济的电能的重要保证，电力变压器的健康状况和运行状况都将对整个电力系统的安全产生重大的影响。因为一旦电力变压器出现故障，不仅会影响到电力系统的输电能力，甚至还可能会造成电力系统的大规模瘫痪以及人身事故，进而给电力系统和居民都带来严重的损失。所以说提高变压器运行维护和技术管理水平是非常有必要的，同时减少电力变压器故障的发生也是电力系统迫切需要解决的一个重要问题。随着电力变压器的现代化，对变压器的故障诊断和检修都提出了更高的要求，电力变压器运行的高可靠性和检修的经济性已经成为了电力系统降低运行成本的一个关键。所以说建立起一种更好的电力变压器维护方式是十分必要的。
2电力变压器故障类型及其原因
2.1电力变压器中的磁路故障以及原因
电力变压器中的磁路故障是一种常见的故障，之所以会产生这种故障，主要是由以下几个方面的原因所造成的`。第一，有可能是因为穿心螺栓的绝缘管存在着过短或者破损和移位的情况，如果绝缘管过短或者出现破损和移位的情况，铁芯硅钢片中就会出现部分短路的问题，进而产生部分涡流的现象。如果有两个或者两个以上的穿心螺栓出现了这种现象，就会形成短路匝，从而会使得整个主磁道过热，严重时甚至还会使得整个铁芯都被烧毁。同时，如果主磁道过热的话，相关的绝缘体也可能会被烧坏，使得临近的组匝出现短路的问题。第二，铁芯硅钢片中间的绝缘体之所会出现老化或者损坏的情况，往往都是因为时间过长和受到各种客观因素的影响。在这种情况下，十分容易形成循环涡流，而且该循环涡流还会造成绝缘体过热，从而使得其它部件的安全也受到一定程度的威胁。第三，如果铁芯上的铁轭和铁心柱在进行对接的过程中，出现了对接不到位的问题，也会引起涡流并出现过热的现象。
2.2电力变压器中绝缘系统故障和变压器漏油故障的形成原因
除了磁路故障之外，电力变压器常见的故障还有绝缘系统故障和漏油故障，之所以会出现绝缘系统故障，很大一部分原因就是因为绝缘受潮，其次，还有可能是因为在变压器运行的过程中，所承载的负荷过强，而且在高负荷的情况下，还没有采取相关的措施对其进行有效的维护，所以就会使得绝缘油出现老化的情况，并且依附在线匝上，使得线匝受到严重的影响，从而导致绝缘系统故障的出现。如果在对整体电力变压器的绝缘结构进行设计的时候，没有充分的考虑存在相间绝缘裕度不足的情况，也容易造成绝缘故障。除此之外，电力变压器如果在生产的过程中其表面被污染了或者存在气泡，这样表面在放电时就会因为污染介质的影响而使得绝缘件无效，还有因为游离气体的存在而使得介质过热，从而进一步导致绝缘故障。另外，之所以会产生变压器漏油故障，主要原因就是对变压器的密封结构设计存在缺陷，进而造成渗漏的情况。此外，如果在生产的过程中，技术人员的焊接不够到位，也会造成渗漏油的情况。
篇3：电力变压器故障诊断办法研讨论文
3.1人工智能技术诊断
随着当前人工智能理论的出现和不断的发展，人工智能理论越来越多的被应用在了电力变压器的故障诊断之中，为电力变压器的故障诊断技术开辟了一条新的途径。通过人工智能的理论和方法，可以有效的将电力维护人员关于电力变压器故障诊断的一些经验和知识加以系统化，从而建立起电力变压器故障诊断和检修的知识库，通过这样不断的积累，可以使得电力变压器故障诊断与检修知识库得到不断的完善和丰富，有效的为工作人员进行电力变压器故障检修提供一些可靠的参考。当前应用得较多的人工智能技术有专家系统、神经网络和遗传算法等，但是由于技术方面的限制，每一种人工智能技术多多少少都还存在着一些不足，所以需要将各种人工智能技术结合起来使用，从而有效的弥足各自的不足，比如说可以将人工神经网络与专家系统进行有效的结合，这样可以有效的提高故障判断的正确率。随着当前传感技术和信息处理技术的不断发展，人工智能技术在电力变压器的故障诊断中将有着更加成熟的应用。
3.2推理技术诊断
一般而言，要进行良好的电力变压器故障诊断，必须要对电力变压器的结构有一个全面的认识，而且还要对电力变压器的设计、制造工艺都有一定程度的了解，这样可以有效的丰富生产运行及现场的诊断，同时，对于电力变压器的维修也起到了重要的作用。所以说电力变压器的故障诊断工作是一个综合性非常强的工作，当前主要是依据推理方法来获得相应的故障信息的，对于电力变压器的推理技术诊断大致包括以下几种。第一是简单阀值比较法，通过这种方法可以避免电力变压器故障判断标准的过于绝对化的情况；第二种是复杂模式识别，通过复杂模式识别可以测得一些复杂的具有内在联系的数据，进而有效的帮助电力变压器的故障诊断；第三种是综合故障诊断方法，综合诊断方法利用了人工神经网络和证据理论等多种方法，可以实现故障诊断的多级决策。
4结束语
电力变压器对于电力系统的正常运行有着非常重要的作用，所以务必要对电力变压器的故障诊断工作引起足够的重视，采取各种方式对电力变压器故障进行有效的诊断，从而保证电力系统的安全和正常运行。
参考文献
[1]丁华伟，朱利玲.电力变压器故障诊断监视系统设计[J].煤矿机械，，33（5）：258-260.
[2]李超群.电力变压器故障诊断及检修[J].科技展望，（16）：83.
[3]刘良.油浸式电力变压器故障诊断的研究分析[J].山东工业技术，（16）：148.
[4]周玉秋.电力变压器故障诊断方法研究[J].黑龙江科技信息，2014（29）：100.
篇4：大型电力变压器的安装要点分析
电力变压器作为电网各级变电站中的主设备,担负着将不同电压等级的电气设备连结在一起,组成复杂的电网或大的电力系统,所以,电力变压器是电力系统中的重要设备,其可靠运行对于电网的安全稳定至关重要，由于电力变压器的安装质量直接关系着设备投入运行后的可靠性,特别是大型电力变压器,相比普通小型变压器有着电压高、吨位重、组装复杂、附件易损坏、涉及工种多和安装周期长等特点,而成为电气设备安装中的难点,一直为大家所重视和研究。笔者结合近十几年淮安地区一系列220kV变电站中主变压器安装工作经历,通过整体安装方案要点的介绍和过程需关注的重点把握环节,与大家进行交流和借鉴。
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
大型电力变压器作为变电站中的主要设备,由于其复杂的安装工艺和较长的施工周期,使得任何返工和返修都会带来极大的消极被动。因此必须有着严密的措施 (技术、组织、安全措施)作为保障。与此同时,安装人员还需掌握有关的技术知识,如电力变压器的主要结构和制造工艺;使用的主要材料(特别是绝缘材料)的性能;起吊物件的基本方法;绝缘受潮、防潮和进行干燥的理论和具体措施;绝缘油的性能和过滤处理方法;各种附件的性能及组装工艺等等,为全面优质、高效、经济、安全地完成大型电力变压器安装创造有利条件。
篇5：电力变压器的应用与维护论文
电力变压器的应用与维护论文
[摘要]在电力变压器的应用和维护两方面阐述一些粗浅的见解，以供参考。
[关键词]电力变压器；应用；维护
前言
我们之所以要探讨配电变压器的应用和维护，是人们在生产生活过程中，必须要使用不同电压和电流的电气设备和仪器装置。供电企业的根本目的，在于安全高效地满足人们日益增长的电力需求。这种需求不只是数量，还要求高质量、高效益、保安全和低成本――必须在满足生产生活所需不同电压的同时节能降耗。所以电力变压器的应用和维护之根本问题在于安全高效。现将在电力变压器的应用和维护两方面阐述一些粗浅的见解，以供参考。
1配电变压器的应用
配电变压器应用是在确保变压器安全运行和满足对用户供电质量和可靠性的基础上，充分利用变电站的设备条件，择优选取变压器的运行方式，降低变压器本身的能量损耗，提高其电源侧的功率因数，实现降损节能的目标，亦既实现经济运行。供电负荷与变压器容量和台数的确定，关系到变压器经济运行的方式；实施变压器经济运行与变电站内变压器的台数、容量和变压器自身性能和损耗参数密切相关，是建立在确保安全可靠供电前提下的一项综合经济技术活动，贯穿电力变压器从设计选型、运行检修到退役的整个过程；在变电站建设、扩建和变压器增容时就要考虑其相关的因素和条件；实施变压器经济运行，就变压器和变电站设备本身一般应具备和满足以下条件，在变压器设计和选型时应充分给予考虑。
1.1新建变电站分期建设，考虑负荷的增长，首期只有一台变压器时，要结合最终规模确定变压器的容量，变压器的负载率应贴近最佳经济运行区域，一般在75％以下为最佳，若短期内不进行扩建，变压器不宜满负荷运行。
1.2并列运行的多台变压器应满足并联条件，即联结组别与相位关系相同；电压和变压比相同，允许偏差相同，调压范围内的每级电压相同；防止二次绕组之间因存在电动势差，产生循环电流，影响容量输出和烧坏变压器。短路阻抗相同，控制在10％的允许偏差范围内；容量比在0.5-2之间；保证负荷分配均匀，防止短路阻抗和容量小的变压器过载，而容量大和短路阻抗大的变压器欠载，短路阻抗的大小必须满足系统短路电流的要求，否则应采取限制措施。
1.3选用电力变压器的技术参数，应以变压器整体的可靠性为基础，综合考虑技术参数的先进性和合理性，兼顾对系统安全的影响，充分考虑变压器自身固有的综合损耗，在负载损耗基本相同时，尽量选用空载损耗小的变压器，负载损牦满足国标《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》。
1.4电力变压器在负载区域运行时，其绕组、线夹、引线、绝缘油及绝缘部件的温度不宜过高，在变压器负载导则规定的温度限值内，避免高温度下运行，绝缘老化加快而缩短变压器的寿命和引发损坏事故。也要防止变压器高温度运行，引起变压器自身损耗过大，影响输出效率，造成不必要的电能浪费。
1.5在装有备用变压器的变电站，要选择综合功率损耗(应该把变压器的冷却功率计算在内)小的变压器投入运行，要按负载的变化规律，合理选择最佳组合方式，要通过调整负载，提高负荷率，提高功率因数，使变压器在经济运行区的优选段内工作。
1.6变压器经济运行必须建立在安全可靠供电的前提条件下，备用变压器应有可靠的自动投入装置相配套，保证在相临变压器故障时自动投入运行，确保不中断正常供电。
1.7安排变压器并列运行方式，要对联络开关的额定折断容量进行核算，防止系统短路故障时因开关遮断容量不足而损坏设备，影响故障点的自动隔离；分列运行的母线联络开关备用电源自投动作时，应能自动断开接人母线侧的其它电源的开关。
2电力变压器的维护――变压器运行中常见故障分析及处理措施
2.1绕组的`主绝缘和匝间绝缘故障。变压器绕组的主绝缘和匝间绝缘是容易发生故障的部位。主要原因是：由于长期过负荷运行、或散热条件差、或使用年限长，使变压器绕组绝缘老化脆裂，抗电强
度大大降低；变压器多次受到短路冲击，使绕组受力变形，隐藏着绝缘缺陷，一旦遇有电压波动就有可能将绝缘击穿；变压器油中进水使绝缘强度大大降低而不能承受允许的电压，造成绝缘击穿；在高压绕组加强段处或低压绕组部位，由于绝缘膨胀，使油道阻塞，影响了散热，使绕组绝缘由于过热而老化，发生击穿短路；由于防雷设施不完善，在大气过电压作用下，发生绝缘击穿。
2.2变压器套管故障。主要是套管闪络和爆炸，变压器高压侧一般使用电容套管，由于套管瓷质不良或者有沙眼和裂纹，套管密封不严，有漏油现象；套管积垢太多等都有可能造成闪络和爆炸。
2.3铁心绝缘故障。变压器铁芯由硅钢片叠装而成，硅钢片之间有绝缘漆膜。由于硅钢片紧固不好，使漆膜破坏产生涡流而发生局部过热。同理，夹紧铁心的穿心螺丝、压铁等部件，若绝缘损坏也会发生过热现象。此外，若变压器内残留有铁屑或焊渣，使铁芯两点或多点接地，都会造成铁芯故障。
2.4分接开关故障。变压器分接开关是变压器常见故障之一。由于开关长时间靠压力接触，会出现弹簧压力不足，使开关连接部分的有效接触面积减小，以及接触部分镀银层磨损脱落，引起分接开关在运行中发热损坏。分接开关接触不良，经受不住短路电流的冲击而造成分接开关烧坏而发生故障；在有载调压的变压器，分接开关的油箱与变压器油箱一般是互不相通的。若分接开关油箱发生严重缺油，则分接开关在切换中会发生短路故障，使分接开关烧坏。
2.5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。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理办法：第一，轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。第二，瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部产生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投备用变，然后进行外部检查。检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形；最后检查气体的可燃性。
2.6变压器自动跳闸的处理。当变压器各侧断路器自动跳闸后，首先将跳闸断路器的控制开关操作至跳闸后的位置，并迅速投入备用变压器，调整运行方式和负荷分配，维持运行系统和设备处于正常状态。再检查保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障(穿越性故障)或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投入送电。如属差动、重瓦斯、速断等主保护动作，应对该保护范围内的设备进行全部检查。在未查清原因前，禁止将变压器投入运行。
2.7变压器着火也是一种危险事故。由于变压器套管的破损或闪络，使油在油枕油压的作用下流出，并在变压器顶盖上燃烧；变压器内部发生故障，使油燃烧并使外壳破裂等。因变压器有许多可燃物质，不及时处理可能引起爆炸或使火灾扩大。发生这类事故时，变压器保护应动作使断路器断开。若因故断路器未断开，应手动立即断开断路器，拉开可能通向变压器电源的隔离开关，并迅速投入备用变，恢复供电，停止冷却设备的运行，进行灭火。变压器灭火时，最好用泡沫式灭火器或者干粉灭火器，必要时可用沙子灭火。
2.8变压器日常的维护工作。变压器日常的维护工作包括：第一，检查套管和磁裙的清洁程度并及时清理，保持磁套管及绝缘子的清洁，防止发生闪络。第二，冷却装置运行时，应检查冷却器进、出油管的蝶阀在开启位置；散热器进风通畅，人口干净无杂物；检查潜油泵转向正确，运行中无异音及明显振动；风扇运转正常；冷却器控制箱内分路电源自动开关闭合良好，无振动及异常声音；冷却器无渗漏油现象。第三，保证电气连接的紧固可靠。第四，定期检查分接开关，并检查触头的紧固、灼伤、疤痕、转动灵活性及接触的定位。第五，每3年应对变压器的线圈、套管以及避雷器进行检测。第六，每年检查避雷器接地的可靠性，避雷器接地必须可靠，而引线应尽可能短。旱季应检测接地电阻，其值不应超过5ω。第七，更换呼吸器的干燥剂和油浴用油。第八，定期试验消防设施。
篇6：变压器套管故障分析的论文参考
关于变压器套管故障分析的论文参考
论文关键词：电容；故障；检修
论文摘要：变压器是一种用来改变电压和电流的电器设备。在电力系统中,变压器的地位是十分重要的,不仅所需数量多,而且要求性能好,运行安全可靠。变压器主要由由铁心、绕组、器身绝缘、油箱和套管等组部件构成。变压器绕组的引线是依靠套管引出箱外的,套管起到对油箱的绝缘、固定和将电流输送到箱外的作用,它需适应外界各类环境条件,并要有一定的机械强度,是变压器中一个主要部件。套管需有不同的电压和电流等级,外绝缘大多是瓷套。套管有纯瓷套管、充油套管、充气套管、电容式套管等不同形式。而电容式套管是以电容芯子为主绝缘的套管,有胶纸电容式和油纸电容式套管两种，本文对油纸电容式套管的故障分析和检修维护等谈谈自己的一些看法。
1对套管的`故障进行分析，归纳出以下主要原因：
套管表面脏污吸收水分后，会使绝缘电阻降低，其后果是容易发生闪络，造成跳闸。同时，闪络也会损坏套管表面。脏污吸收水分后，导电性提高，不仅引起表面闪络，还可能因泄漏电流增加，使绝缘套管发热并造成瓷质损坏，甚至击穿；套管胶垫密封失效，油纸电容式套管顶部密封不良，可能导致进水使绝缘击穿，下部密封不良使套管渗油，导致油面下降。套管密封失效的原因主要有两个方面：一是由于检修人员经验不足，螺栓紧固力不够；二是由于超周期运行或是胶垫存在质量问题、胶垫老化等；套管本身结构不合理，且存在缺陷。比如，有的220kV主变套管，由于引线与引线头焊接采用锡焊，220千伏A相套管导压管为铝管，导线头为铜制，防雨相为铝制，这种铜铝连接造成接触电阻增大，使连接处容易发热烧结,导致发生事故；套管局部渗漏油,绝缘油不合格,套管进水造成轻度受潮；套管中部法兰筒上接地小套管松动断线；接地小套管故障，使套管束屏产生悬浮电位，发生局部放电；套管油标管脏污，看不清油位，在每年预试取油样后形成亏油。
在套管大修中，抽真空不彻底，使屏间残存空气，运行后在高电场作用下，发生局部放电，甚至导致绝缘层击穿，造成事故。
2根据以上的故障分析，可以从针对主要缺陷方面制定以下一些处理措施；
针对套管油样不合格、含乙炔气等缺陷。采取的措施是：对套管要进行严格检验，各种试验合格后方可投入运行，避免人为因素引起故障。
针对套管密封不良，有进水或渗漏油现象。采取的措施是：通过更换质量好胶垫保持密封，拧紧紧固螺栓，使套管无渗漏。
针对套管本身结构不合理而引起头部过热等缺陷。具体措施可采用变铜铝过渡为银铜接触，从而减小氧化作用。
在拆、接、引过程中，要注意检查各部位是否联结良好，接触面应打磨后涂上导电膏，减小其接触电阻。从而杜绝其过热现象。
3通过以上对油纸电容式套管故障分析及一些处理措施，大致可以发现形成缺陷有两个途径：第一是套管本身设计存在薄弱环节；第二是人为因素，是安装、检修人员在作业中造成的。在分析套管常见故障主要原因后，我认为套管在运输、安装、检修维护等方面应注意以下问题:
在起吊﹑卧放﹑运输过程中,套管起吊速度应缓慢，避免碰撞其它物体；直立起吊安装时，应使用法兰盘上的吊耳，并用麻绳绑扎套管上部，以防倾倒；注意不可起吊套管瓷裙，以防钢丝绳与瓷套相碰损坏；竖起套管时，应避免任何部位落地；套管卧放及运输时，应放在专用的箱内。安装法兰处应有两个支撑点，上端无瓷裙部位设支撑点，尾部也要设支撑点，并用软物将支撑点垫好。套管在箱中应固定，以免运输中窜动损伤。
在套管大修的装配中应特别注意以下几点:防止受潮。装配中除要有清洁干燥的条件以外，最好能在40-50℃温度下进行组装。因为电容芯子温度高出环境温度温度10-15℃时能减少受潮的影响，所以最好在组装前将套管的零部件和电容芯子加热到70-80℃，保持3-4h，以便排除表面潮气，尽可能在温度尚未降低时装配完；套管顶部的密封。套管顶部的密封可分为套管本身的密封和穿缆引线的密封。现在大多数变电站的主变压器的储油柜顶装有弹性波纹板，它与压紧弹簧共同对由温度变化起调节作用。在组装弹性波纹板时，导管上的正、反压紧螺母之间的密封环与储油柜上的密封垫一定要配合妥当，防止波纹板拉裂，以达到密封的效果。套管引线是穿缆式结构，如果顶部接线板、导电头之间密封不严密，雨水会沿套管顶部接线板、导电头及电缆线顺导管渗入变压器内部。水分进入变压器引线根部，将会导致受潮击穿，造成停电。为避免这种情况，必须用螺栓压紧，保证密封；中部法兰的小套管。电容屏的最外层屏蔽极板即接地电屏，用一根1.5mm2的软绞线，套上塑料管引到接地小套管的导电杆上，此套管叫测量端子，装配时要注意小套管的密封和引出软线的绝缘。检修时，应将套管水平卧倒，末屏小套管朝上，卸开小套管即可检查末屏引线等情况，还可以作相应的修理。在套管运行和作耐压试验时，其外部接地罩应良好接地；均压球调整应适当。均压球在中心导管尾部，沿导管轴向可以上下拧动，以便能与主体引线装配配合。均压球必须拧紧，否则会发生均压球与套管间放电。均压球除了遮挡住底部、螺母、放油塞等金属件外，还要满足电气强度的要求，即调整均压球的位置，可以缩小套管尾部到油箱壁的绝缘距离及绕组的爬电距离，改善辐向和轴向的电位分布。如调整不当，球面会产生滑闪放电，造成介质击穿，对套管的电气性能危害很大；油样阀、放油塞的质量要好，不得有锈迹；胶垫的质量应良好；真空注油时，应首先建立真空，检查套管各部分密封情况，然后保持残压在133.3Pa以下，按规定时间注油。注油后破坏真空时，套管油位稍有下降，若有缺油现象需及时加油。考虑到取油样，应略多注一些油。
套管做试验特别是测量介损时要注意其其放置的位置，因为套管的电容小，当位置不同时，因高压电极和测量电极对未完全接地的构架、物体、墙壁和地面的杂散阻抗的影响，会对套管的实测结果有很大影响。不同的位置，这些影响又不相同，所以往往出现分散性很大的测量结果。因此，测量介损和其它试验时，应把套管垂直垂直放置在妥善接地的套管架地进行，不要把套管水平放置或用绝缘索吊起来在任意角度进行测量，以保证测量数据的准确。
检修维护人员应注意以下问题：试验人员拆接末屏小套管引线时，应防止导杆转动或拧断接地引线，试验后应恢复原状。根据我的工作经验，试验结束后可用万用表来测量末屏是否接地，这是检查末屏接地拆除后是否已经恢复的一种比较可靠的办法；取油样人员工作结后，应拧紧采样阀；拆接引线人员，上下套管时应注意防止套管破损；检修人员应观察套管油位并及时补油。
另外，检修维护人员应熟悉套管的技术要求。首先要熟悉套管的技术性能，如套管出厂时的主要试验项目有介损测量、局部放电测量、工频耐压试验、密封性试验、以及外观和尺寸检测等。其次要熟悉套管的使用条件，如套管安装的周围环境温度为-40～+40℃，在变压器上的安装角度与其垂直轴线之间不超过30°等。检修维护人员还应当做到：利用一切停电的机会认真检查套管，及时消缺，排除隐患；严把质量关，所购检修维护材料均经有关方面验收认可；不断提高自己的专业技术水平，确保检修质量。
篇7：高短路阻抗变压器分析论文
高短路阻抗变压器分析论文
摘要：提出了配电网中性点新型接地方式为：当发生瞬时性单相接地故障时，利用自动跟踪的消弧线圈实现快速补偿；当发生非瞬时性单相接地故障时，能正确选出故障线路并跳闸。提出了高短路阻抗变压器式可控电抗器的基本结构和原理，用该原理研制成功的高短路阻抗变压器式自动快速消弧系统，具有伏安特性线性度优良、响应速度快、电流由零到最大都能无级连续调节、补偿效果好、对系统适应性强等优点，是实现新型接地方式比较理想的设备。
关键词：配电网消弧线圈可控电抗器晶闸管短路阻抗
1新型接地方式
配电网中性点接地方式的选择与电力系统安全可靠运行密切相关，是城网和农网建设中必须关注的重要问题。但长期以来并未得到满意的解决。随着电网的不断发展，电容电流小于一定值而允许中性点不接地的电网已越来越少，绝大多数配电网的中性点都采用低阻接地或消弧线圈接地方式。
低阻接地虽然避免了系统的过电压问题，但跳闸率过高，不能适应对供电可靠性越来越高的要求，尤其是在架空线路与电缆混合的配电网中此问题更为突出。同时，单相接地时巨大的接地电流将使地电位升高，严重时会超过安全值，可能对通信线路、低压电器和人身安全造成不利影响，这是该方式的先天缺陷。随着电力配电系统与电信网共处系统的日益增加，用户使用的敏感元件（电脑、电子控制、电力电子等）日益增多，以及国际标准对低压设备耐压要求的降低，低阻接地方式这一不可克服的缺陷越来越不能被社会容忍。尤其在电缆使用量逐渐增多、电网迅速扩大，使电容电流大增的情况下，用电阻将单相接地故障电流限制到远小于两相短路电流而同时又要满足过电压要求的做法已非常困难，即采用低阻接地方式已非常不经济。因此，低阻接地方式不仅不适合于以架空线路为主的农网，也将越来越不适合于以电缆为主、容量不断扩大的城网。
自动跟踪消弧线圈接地方式避免了巨大的接地故障电流带来的一系列问题，又能使瞬时性接地故障自动消除而不影响供电［1，2］。但是由于《规程》中规定线路单相接地时允许带故障运行2h，对系统的绝缘水平要求较高，因而使某些进口设备（尤其是电缆）受到威胁。同时故障电流持续时间长不仅对人身安全很不利，而且易使非瞬时性接地故障扩大成相间短路（尤其是电缆）。随着电缆逐渐代替架空线路，单相接地时不分瞬时性和非瞬时性故障都不跳闸的传统消弧线圈接地方式已不再适合。
配电网中性点新型接地方式为：当发生瞬时性单相接地故障时，利用自动跟踪的消弧线圈实现快速补偿，使故障电流小于一定值而自动灭弧，从而使系统继续正常运行而不停止供电；当发生非瞬时性单相接地故障时，能正确选出故障线路并跳闸，不影响其他非故障线路的正常运行；同时保证单相接地故障持续时间小于10s，使系统的绝缘水平可与低阻接地时的相同［3］。这种接地方式兼具了低阻接地和消弧线圈接地的优点，又摆脱了各自的缺点，是一种较为理想的新型接地方式。
该接地方式的实现，不仅须配备可靠、准确、响应快的小电流接地选线装置和相应的跳闸装置，还必须有高质量的自动跟踪补偿装置。主要要求是：消弧线圈伏安特性线性度好，响应快，能在大范围内连续调节，补偿效果好等。现有的各类自动跟踪补偿消弧线圈，包括调匝式［4］、调气隙式［5］、直流偏磁式［6］、磁阀式［7］、调电容式［8］及其它类型［9，10］，都具有某些缺点而不能同时满足上述要求。这也是目前消弧线圈的应用受到局限的原因。本文所述由高短路阻抗变压器式电抗器组成的新型自动快速消弧系统可以满足上述要求，使上述接地方式实现成为可能。
2自动快速消弧系统的主要构成
该系统主要由高短路阻抗变压器式消弧线圈和控制器组成，同时采用小电流接地选线装置作为配套设备。
2．1高短路阻抗变压器式消弧线圈
该消弧线圈是一种新型的变压器式可控电抗器，其一、二次绕组间的短路阻抗很大（达100％或更大），二次绕组用晶闸管短路。通过调节晶闸管的导通角来调节二次绕组中的短路电流，从而实现电抗值的可控调节。其原理结构见图1。
整套装置中设置特殊的滤波电路，用以吸收晶闸管通断时产生的谐波，使电抗器输出工频电流。当给定晶闸管的触发角α时，工作线圈输出的基波电流为：
式中Iom为额定电压下晶闸管全导通时流经工作线圈的电流有效值。
该消弧线圈不需要调节匝数，铁芯不需要有气隙，不需要复杂的直流回路和任何机械传动装置，因而结构十分简单，与普通的变压器相同。由于电抗值的调节是通过调节晶闸管来实现的，该消弧线圈具有极快的响应速度，并可实现由零到额定电流的无级连续调节。
此外该消弧线圈的独特优点是作为补偿用的电感不是激磁阻抗而是利用变压器的短路阻抗，因而可保证在全电压范围内都具有良好的伏安特性，实测结果如图2所示。这一优点对可控消弧线圈非常重要，因为单相接地情况下中性点电压随接地阻抗变化，高阻接地时中性点电压较低，而最高可升到1．1倍相电压。若消弧线圈的伏安特性为非线性，则消弧线圈输出的补偿电流将成为中性点电压的非线性函数，因此利用消弧线圈在额定电压下对应的电流来外推或内推其它电压下的电流将会导致残流较大，再考虑到零序电容测量的不准确性，有可能使接地残流仍旧超过规定的允许值；对于分级式消弧线圈（如调匝式、调容式等），还存在级差电流，情况有可能更糟。
2．2新型控制器
控制器是系统的核心，担负着实时跟踪测量系统电容电流并及时向系统投入或退出补偿电流、对接地故障线路实现跳闸等任务。
该控制器在测量过程中采用“试探法”，用两次测量的方法来保证系统电容电流测量的准确性。测量时系统远离谐振区，因此即使不采用阻尼电阻，中性点电压也不会上升至危险区域；硬件、软件采用多重滤波和自动量程跟踪技术，可消除谐波干扰和保证全量程的测量精度；软件设计中对系统中可能出现的多种现象（例如多次重复接地故障等）都有恰当的对策，尤其是在抗干扰方面采用了多重技术，除常规的“看门狗”外，还设计了超时检测技术，即使在死机状态下“看门狗”也能正常工作，保证整个系统在设定的时间内恢复正常，由于人为的误操作而退出运行时，装置能在设定的时间内自动转入运行状态。补偿方式可为欠补、过补、全补，由于装置响应很快，因此不需要预调谐，也就避免了因串联谐振可能带来的危险过电压；同时还设置了跳闸接口，可对发生接地故障的线路实现跳闸；具有信息传输接口，可将相应的信息由无人值班的变电站传送到远方的`调度站。控制系统人机界面友好，采用液晶显示，全汉化操作，正常测量时实时显示系统接地次数，中性点电压、电流，时间和系统的运行状态。
该控制器还具有优良的抗电磁干扰性能，在有干扰的环境下仍能长期正常工作。
2．3配套设备――小电流接地选线装置
该装置通过向系统注入一固定频率的信号，利用安装在变电站的探测器探测接地线路传回的电磁波的原理选出接地故障线路，科学合理，可靠性高，响应速度快。
3自动快速消弧系统的主要性能及特点
该系统的工业样机已完成10．5kV电压下的全面系统模拟和现场试验，并已在某变电站运行。模拟试验接线如图3所示。试验内容包括10kV单相金属性接地、弧光接地和高阻接地等典型故障，模拟系统电容电流取值从零到额定值，实测的典型波形见图4。试验数据统计表明，残流均小于6A，大多数情况下残流都小于3A。该系统的主要优点是：
（1）响应时间短接地故障发生（或解除）后5ms内即可投入（或退出）补偿电流，故障电流在60ms内即可降到很小的残流值。图4（b）为典型的动作过程。
（2）在非接地故障情况下可工作于远离谐振点的区域，因而不必担心产生串联谐振过电压的问题，不必设置阻尼电阻，既提高了安全可靠性又简化了设备。
（3）补偿状态可以随意变化因为输出电流是真正无级连续可调的，所以欠补、过补或全补状态下都可以实现。
（4）对配电网的适应性强每10s跟踪1次配电系统变化的同时不会对系统造成不良影响。调节范围可由零调到额定值的优点使它适应于变电站不同发展时期对消弧线圈容量的不同需要。240次接地故障和相应信息的记录容量可以清楚地了解故障状态，仅用一台控制器就能实现多台系统并联运行，降低了成本。同时，该系统还具有正确选出接地故障线路并实现跳闸的功能。
4结论
利用可控消弧线圈补偿电容电流使瞬时性单相接地故障得以自动消除、又对非瞬时性单相接地故障实现选线跳闸的接地方式是配电网中性点比较好的接地方式，采用由高短路阻抗变压器式可控电抗器组成的快速自动消弧系统具有伏安特性线性度优良、响应快、电流由零到额定值都能无级连续调节、补偿效果好、对系统适应性强等优点，是实现新型接地方式较为理想的设备。
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篇8：变压器抗短路能力分析论文
关于变压器抗短路能力分析论文
关于变压器抗短路能力分析论文
[论文关键词]电力变压器短路策略
[论文摘要]电力变压器是传输、分配电能的枢纽，是电力网的核心元件，其可靠运行不仅关系到广大用户的电能质量，也关系到整个系统的安全程度。电力变压器的可靠性由其健康状况决定，不仅取决于设计制造、结构材料，也与检修维护密切相关。就电力系统中变压器抗短路能力的提高的问题进行探讨。
一、电力变压器概述
电子电力变压器主要是采用电力电子技术实现的，其基本原理为在原方将工频信号通过电力电子电路转化为高频信号，即升频，然后通过中间高频隔离变压器耦合到副方，再还原成工频信号，即降频。通过采用适当的控制方案来控制电力电子装置的工作，从而将一种频率、电压、波形的电能变换为另一种频率、电压、波形的电能。由于中间隔离变压器的体积取决于铁芯材质的饱和磁通密度以及铁芯和绕组的最大允许温升，而饱和磁通密度与工作频率成反比，这样提高其工作频率就可提高铁芯的利用率，从而减小变压器的体积并提高其整体效率。
二、提高电力变压器抗短路能力的措施
变压器的安全、经济、可靠运行与出力，取决于本身的制造质量和运行环境以及检修质量。本章试图回答在变压器运行维护过程中，有效预防变压器突发性故障的措施。
电网经常由于雷击、继电保护误动或拒动等造成短路，短路电流的强大冲击可能使变压器受损，所以应从各方面努力提高变压器的耐受短路能力。变压器短路冲击事故的统计结果表明，制造原因引起的占80%左右，而运行、维护原因引起的仅占10%左右。有关设计、制造方面的措施在第二章已有论述，本章着重就运行维护过程中应采取的措施加以说明。运行维护过程中，一方面应尽量减少短路故障，从而减少变压器所受冲击的次数；另一方面应及时测试变压器绕组的形变，防患于未然。
（一）规范设计，重视线圈制造的轴向压紧工艺。制造厂家在设计时，除要考虑变压器降低损耗，提高绝缘水平外，还要考虑到提高变压器的机械强度和抗短路故障能力。在制造工艺方面，由于很多变压器都采用了绝缘压板，且高低压线圈共用一个压板，这种结构要求要有很高的制造工艺水平，应对垫块进行密化处理，在线圈加工好后还要对单个线圈进行恒压干燥,并测量出线圈压缩后的高度；同一压板的各个线圈经过上述工艺处理后，再调整到同一高度，并在总装时用油压装置对线圈施加规定的压力，最终达到设计和工艺要求的高度。在总装配中，除了要注意高压线圈的压紧情况外，还要特别注意低压线圈压紧情况的控制。
（二）对变压器进行短路试验，以防患于未然。大型变压器的运行可靠性，首先取决于其结构和制造工艺水平，其次是在运行过程中对设备进行各种试验，及时掌握设备的工况。要了解变压器的机械稳定性，可通过承受短路试验，针对其薄弱环节加以改进，以确保对变压器结构强度设计时做到心中有数。
（三）使用可靠的继电保护与自动重合闸系统。系统中的短路事故是人们竭力避免而又不能绝对避免的事故，特别是10KV线路因误操作、小动物进入、外力以及用户责任等原因导致短路事故的可能性极大。因此对于已投入运行的变压器，首先应配备可靠的供保护系统使用的直流电源，并保证保护动作的正确性。结合目前运行中变压器杭外部短路强度较差的情况，对于系统短路跳闸后的自动重合或强行投运，应看到其不利的因素，否则有时会加剧变压器的损坏程度，甚至失去重新修复的可能。目前已有些运行部门根据短路故障是否能瞬时自动消除的概率，对近区架空线（如2km以内）或电缆线路取消使用重合问，或者适当延长合间间隔时间以减少因重合闸不成而带来的危害，并且应尽量对短路跳闸的变压器进行试验检查。
（四）积极开展变压器绕组的变形测试诊断。通常变压器在遭受短路故障电流冲击后，绕组将发生局部变形，即使没有立即损坏，也有可能留下严重的故障隐患。首先，绝缘距离将发生改变，固体绝缘受到损伤，导致局部放电发生。当遇到雷电过电压作用时便有可能发生匝间、饼间击穿，导致突发性绝缘事故，甚至在正常运行电压下，因局部放电的长期作用也可能引发绝缘击穿事故。
因此，积极开展变压器绕组变形的诊断工作，及时发现有问题的变压器，并有计划地进行吊罩验证和检修，不但可节省大量的人力、物力，对防止变压器事故的发生也有极其重要的作用。
传递函数H（jw）(即频率响应特性)的零、极点分布情况与二端口网络内的元件及连接方式等密切相关。大量试验研究结果表明，变压器绕组通常在10KZ~1MHZ的频率范围内具有较多的谐振点。当频率低于10KHZ时，绕组的电感起主要作用，谐振点通常较少，对分布电容的变化较不敏感；当频率超过1MHZ时，绕组的电感又被分布电容所旁路，谐振点也会相应减少，对电感的变化较不敏感，而且随着频率的提高，测试回路(引线)的杂散电容也会对测试结果造成明显影响。
由于变压器绕组变形测试仪价格昂贵，且对人员的素质要求高，在生产运行中不易普遍开展。因此，在实际工作中，依据变压器绕组电容变化量来判断绕组是否变形的.方法，可以作为频率响应法的有益补充。尤其在频率响应法不具备条件的情况下，可以通过横向、纵向对比积累的实测电容量，及时掌握变压器绕组的工作状态，以便降低事故发生的概率，确保电网安全稳定的运行。
（五）加强现场施工和运行维护中的检查，使用可靠的短路保护系统。现场进行变压器的安装时，必须严格按照厂家说明和规范要求进行施工，严把质量关，对发现的隐患必须采取相应措施加以消除。运行维护人员应加强变压器的检查和维护保修管理工作，以保证变压器处于良好的运行状况，并采取相应措施，降低出口和近区短路故障的几率。为尽量避免系统的短路故障，对于己投运的变压器，首先配备可靠的供保护系统使用的直流系统，以保证保护动作的正确性；其次，应尽量对因短路跳闸的变压器进行试验检查，可用频率响应法测试技术测量变压器受到短路跳闸冲击后的状况，根据测试结果有目的地进行吊罩检查，这样就可有效地避免重大事故的发生。
变压器能否承受各种短路电流主要取决于变压器结构设计和制造工艺，且与运行管理、运行条件及施工工艺水平等方面有很大的关系，变压器短路事故对电网系统的运行危害极大，为避免事故的发生，应从多方面采取有效的控制措施，以保证变压器及电网系统的安全稳定运行。
参考文献：
[1]谢毓城主编，电力变压器手册[M].北京:机械工业出版社..
[2]刘传彝，电路变压器设计计算方法与实践[M].沈阳:辽宁科学技术出版社..
[3]刘健、毕鹏翔、董海鹏，复杂配电网简化分析与优化[M].北京:中国电力出版社.2002.
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[5]蒋德福等，高电压试验技术问题[M].武汉:湖北省电力试验研究所.1991.
篇9：变压器油溶解分析的论文
变压器油溶解分析的论文
摘要：变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，因此，对变压器产生气体进行适当分析即能检测出故障
关键词：变压器油中溶解气体故障判断
随着变压器运行时间的延长，变压器可能产生初期故障，油中某些可燃性气体则是内部故障的先兆，这些可燃气体可降低变压器油的闪点，从而引起早期故障。
变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，因此，对变压器产生气体进行适当分析即能检测出故障。
1、变压器油中的气体类别
气相色谱法正是对变压器油中可燃性气体进行分析的最切实可行的方法，该方法包括从油中脱气和测量两个过程。矿物油是由大约2871种液态碳氢化合物组成的，通常只鉴别绝缘油中的氢气(H2)、氧气(O2)、氮气(N2)、甲烷(CH4)、一氧化碳(CO)、乙烷(C2H6)、二氧化碳(CO2)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)9种气体，将这些气体从油中脱出并经分析，证明它们的存在及含量，即可反映出产生这些气体的故障类型和严重程度。油在正常老化过程产生的气体主要是一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)，油绝缘中存在局部放电时(如油中气泡击穿)，油裂解产生的气体主要是氢气(H2)和甲烷(CH4)。在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷(CH4)，随故障温度的升高，乙烯(C2H2)和乙烷(C2H6)逐渐成为主要物征气体；当温度高于1000℃时(如在电弧弧道温度300℃以上)，油裂解产生的气体中含有较多的乙炔(C2H2)，如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)。
2、如何判断电气设备的故障性质
运用五种特征气体的三对比值判断电气设备的故障性质：
(1)C2H2/C2H4≤0.10.1＜CH4/H2＜1
C2H4/C2H6＜1时，属变压器已正常老化。
(2)C2H2/C2H4≤0.1CH4/H2＜0.1
0.1＜C2H4/C2H6＜1时，属低能量密度的局部放电，是含气空腔中的放电，这种空腔是由于不完全浸渍、气体饱和或高湿度等原因造成的。
(3)0.1＜C2H2/C2H4＜1CH4/H2＜0.1
0.1＜C2H4/C2H6＜1时，属高能量密度的局部放电(除含气空腔的放电)，导致固体绝缘的放电痕迹。
(4)1＜C2H2/C2H4＜30.1＜CH4/H2＜1
C2H4/C2H6＞3时，有工频续流的放电、线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间油的电弧击穿。
(5)C2H2/C2H4≈30.1＜CH4/H2＜1
C2H4/C2H6≈3时，属低能量的放电，随着火花放电强度的增长，特征气体的比值逐渐增加到3，故障可能是悬浮电位体的连续火花放电或固体材料之间油的击穿。
(6)C2H2/C2H4≤0.10.1＜CH4/H2＜1
1＜C2H4/C2H6＜3时，属低于150℃的`热故障，气体主要来自固体绝缘材料的分解，通常是包有绝缘层的导线过热。
(7)C2H2/C2H4≤0.11＜CH4/H2＜3
C2H4/C2H6＜1时，属300℃以下的低温热故障。
(8)C2H2/C2H4≤0.11＜CH4/H2＜3
1＜C2H4/C2H6＜3时，属300～700℃的中温热故障。
(9)C2H2/C2H4≤0.11＜CH4/H2＜3
C2H4/C2H6＞3时，属高于700℃的高温热故障。
造成(7)、(8)、(9)的主要原因是由于磁通集中引起的铁芯局部过热，在实际中出现没有包括的比值组合，可能是过热和放电同时存在或有载调压变压器的切换开关油室渗漏。
3、发生内部故障时的处理
(1)取油样观察，有无悬浮颗粒，有无芳香气味等外观检查和油中溶解气体的色谱分析。
(2)考察故障的发展趋势，也就是故障点(如果存在的话)的产气速率是与故障消耗能量大小，故障部位，故障点的温度等情况有关。
(3)当认为变压器内部存在故障时，可用三比值法对故障的类型作出判断。
(4)在气体继电器内部出现气体的情况下，应将继电器内气样的分析结果与油中取出气体的分析结果作比较。
篇10：浅谈电力变压器常见故障及诊断技术的工学论文
浅谈电力变压器常见故障及诊断技术的工学论文
论文关键词：电力变压器；故障；诊断
论文摘要：文章介绍了电力变压器的常见缺陷和故障，并分析了这些故障对变压器的危害，并对消除故障的方法进行了归纳总结，此外还分析了变压器常用的在线监测技术，具有一定的工程实用价值。
1引言
在电能的传输和配送过程中，电力变压器是能量转换、传输的核心，是国民经济各行各业和千家万户能量来源的必经之路，是电网中最重要和最关键的设备。电力设备的安全运行是避免电网重大事故的第一道防御系统，而电力变压器是这道防御系统中最关键的设备。变压器的严重事故不但会导致自身的损坏，还会中断电力供应，给社会造成巨大的经济损失。
2常见故障及其诊断措施
2.1变压器渗油
变压器渗漏油不仅会给电力企业带来较大的经济损失、环境污染，还会影响变压器的安全运行，可能造成不必要的停运甚至变压器的损毁事故，给电力客户带来生产上的损失和生活上的不便。因此，有必要解决变压器渗漏油问题。
油箱焊缝渗油。对于平面接缝处渗油可直接进行焊接，对于拐角及加强筋连接处渗油则往往渗漏点查找不准，或补焊后由于内应力的原因再次渗漏。对于这样的渗点可加用铁板进行补焊，两面连接处，可将铁板裁成纺锤状进行补焊；三面连接处可根据实际位置将铁板裁成三角形进行补焊；该法也适用于套管电流互感器二次引线盒拐角焊缝渗漏焊接。
高压套管升高座或进人孔法兰渗油。这些部位主要是由于胶垫安装不合适，运行中可对法兰进行施胶密封。封堵前用堵漏胶将法兰之间缝隙堵好，待堵漏胶完全固化后，退出一个法兰紧固螺丝，将施胶枪嘴拧入该螺丝孔，然后用高压将密封胶注入法兰间隙，直至各法兰螺丝帽有胶挤出为止。
低压侧套管渗漏。其原因是受母线拉伸和低压侧引线引出偏短，胶珠压在螺纹上。受母线拉伸时，可按规定对母线用伸缩节连接；如引线偏短，可重新调整引线引出长度；对调整引线有困难的，可在安装胶珠的各密封面加密封胶；为增大压紧力可将瓷质压帽换成铜质压帽。
防爆管渗油。防爆管是变压器内部发生故障导致变压器内部压力过大，避免变压器油箱破裂的安全措施。但防爆管的玻璃膜在变压器运行中由于振动容易破裂，又无法及时更换玻璃，潮气因此进入油箱，使绝缘油受潮，绝缘水平降低，危及设备的安全。为此，把防爆管拆除，改装压力释放阀即可。
2.2铁心多点接地
变压器铁心有且只能有一点接地，出现两点及以上的接地，为多点接地。变压器铁心多点接地运行将导致铁心出现故障，危及变压器的安全运行，应及时进行处理。
直流电流冲击法。拆除变压器铁心接地线，在变压器铁心与油箱之间加直流电压进行短时大电流冲击，冲击3～5次，常能烧掉铁心的多余接地点，起到很好的消除铁心多点接地的效果。
开箱检查。对安装后未将箱盖上定位销翻转或除去造成多点接地的，应将定位销翻转过来或除掉。
夹件垫脚与铁轭间的绝缘纸板脱落或破损者，应按绝缘规范要求，更换一定厚度的新纸板。
因夹件肢板距铁心太近，使翘起的叠片与其相碰，则应调整夹件肢板和扳直翘起的叠片，使两者间距离符合绝缘间隙标准。
清除油中的金属异物、金属颗粒及杂质，清除油箱各部的油泥，有条件则对变压器油进行真空干燥处理，清除水分。
2.3接头过热
载流接头是变压器本身及其联系电网的重要组成部分，接头连接不好，将引起发热甚至烧断，严重影响变压器的正常运行和电网的安全供电。因此，接头过热问题一定要及时解决。
铜铝连接。变压器的引出端头都是铜制的，在屋外和潮湿的`场所中，不能将铝导体用螺栓与铜端头连接。当铜与铝的接触面间渗入含有溶解盐的水分，即电解液时，在电耦的作用下，会产生电解反应，铝被强烈电腐蚀。结果，触头很快遭到破坏，以致发热甚至可能造成重大事故。为了预防这种现象，在上述装置中需要将铝导体与铜导体连接时，采用一头为铝，另一头为铜的特殊过渡触头。
普通连接。普通连接在变压器上是相当多的，它们都是过热的重点部位，对平面接头，对接面加工成平面，清除平面上的杂质，最好均匀地涂上导电膏，确保连接良好。
油浸电容式套管过热。处理的办法可以用定位套固定方式的发热套管，先拆开将军帽，若将军帽、引线接头丝扣有烧损，应用牙攻进行修理，确保丝扣配合良好，然后在定位套和将军帽之间垫一个和定位套截面大小一致、厚度适宜的薄垫片，重新安装将军帽，使将军帽在拧紧情况下，正好可以固定在套管顶部法兰上。
引线接头和将军帽丝扣公差配合应良好，否则应予以更换，以确保在拧紧的情况下，丝扣之间有足够的压力，减小接触电阻。
3变压器在线监测技术
变压器在线监测的目的，就是通过对变压器特征信号的采集和分析，判别出变压器的状态，以期检测出变压器的初期故障，并监测故障状态的发展趋势。目前，电力变压器的在线监测是国际上研究最多的对象之一，提出了很多不同的方法。 油中溶解性气体分析技术。由于变压器内部不同的故障会产生不同的气体，因此通过分析油中气体的成分、含量、产气率和相对百分比，就可达到对变压器绝缘诊断的目的。几种典型的油中溶解气体，如H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2，常被用作分析的特征气体。在检测出各气体成分及含量后，用特征气体法或比值法等方法判断变压器的内部故障。
局部放电在线监测技术。变压器在内部出现故障或运行条件恶劣时，会由于局部场强过高而产生局部放电（PD）。PD水平及其增长速率的明显变化，能够指示变压器内部正在发生的变化或反映绝缘中由于某些缺陷状态而产生的固体绝缘的空洞、金属粒子和气泡等。
振动分析法。振动分析法就是一种广泛用于监测这种变压器故障的有效方法。通过对变压器振动信号的监测和分析，从而达到对变压器状态监测的目的。
红外测温技术。红外热像技术是利用红外探测器接受被测目标的红外辐射信号，经放大处理，转换成标准视频信号，然后通过电视屏或监视器显示红外热像图。当变压器引线接触不良、过负荷运行等情况时都会引起导电回路局部过热，铁芯多点接地也会引起铁芯过热。
频率响应分析法。频率响应分析法是一种用于判断变压器绕组或引线结构是否偏移的有效方法。绕组机械位移会产生细微的电感或电容的改变，而频率响应法正是通过测量这种细微的改变来达到监测变压器绕组状态的目的。
绕组温度指示。绕组温度指示器就是用于监测变压器绕组的温度，给出越限报警，并在需要时启动保护跳闸。目前已开发出一种用于大型变压器绕组温度监测的新技术，即将一条光纤嵌入变压器绕组以便直接测量绕组的实时温度，从而改进变压器的预测建模技术，并达到实时监测变压器绕组温度状态的目的。
其他状态监测方法。低压脉冲响应测试（LowVoltageImpulseResponse，LVIR）也是一种有效的变压器状态监测测方法，并且已经是一种用于确定变压器是否能通过短路试验的公认方法。此外，绕组间的漏感测试、油的相对湿度测试、绝缘电阻测试等也是变压器状态监测的常用方法。
结语
进入21世纪电力行业将有更大的发展，电力变压器的故障诊断与状态检修作为我国电力系统实现体制转变、提高电力设备的科学管理水平的有力措施，是今后在电力生产中努力和发展的方向。
参考文献
[1]中华人民共和国能源部.进网作业电工培训教材[M].沈阳,辽宁科学技术出版社,1993.
[2]王有元,廖瑞金,孙才新等.变压器油中溶解气体浓度灰色预测模型的改进[J].高电压技术,3,29(4):24-26.
篇11：电力工程施工技术分析论文
电力工程施工技术分析论文
1电力工程施工技术和管理中存在的具有代表性的问题
1.1电力工程施工的体系不健全
在电力工程施工中，都是临时组建的电力工程施工项目部门和管理部门，导致电力工程管理出现整体素质不足、流动性大、合同意识不强、专业技能缺乏，只从经济利益出发，不能对施工、管理、成本、质量等目标加以强化，造成施工过程失控、管理缺位、成本上升、质量不佳等问题，难以发挥体系性作用，给电力工程施工带来影响，不同程度地制约着电力工程建设、管理和长远的发展。
1.2电力工程施工技术应用不规范
电力工程施工技术应用的不规范是当前施工中常见问题，不仅导致电力工程施工顺序和步骤的混乱，也造成电力工程施工技术的不严谨和不完整，给电力工程施工带来技术、管理上的漏洞，甚至会在各部门和各项目之间产生技术上的分歧，制约电力工程施工设计的技术与质量目标。
2强化电力工程施工技术和管理的思考与对策
2.1提高电力工程施工、技术和管理人员的专业素质
电力工程施工、技术和管理人员是处于整个电力工程施工过程的主体地位，其专业能力、职业素养直接影响电力工程施工的'整体水平和施工效率，并决定着电力工程施工的质量。要结合电力工程施工的实际，站在推进电力工程建设的角度，提升电力工程施工人员的专业素质。对电力工程施工人员进行技术培训，使其掌握电力工程施工的核心和要点；通过对先进电力工程施工技术的掌握，为电力工程施工做出技术上的保证；对电力工程施工管理人员进行管理学、电力工程技术和施工管控的培训，使其成长为电力工程施工管理的高素质人才，总之，通过施工技术人员的专业成长和素质提升，为电力工程施工做好保障。
2.2规范电力工程施工技术应用和管理流程
电力工程施工技术应用要贯穿于电力工程建设的整个过程，从工程立项到工程施工，从工程招投标到电力工程的实施，都应该将电力工程施工技术列为重点，通过不断设计和科学调整，提升电力工程施工技术系统。此外，要建立相关的管理流程和体系，以施工技术应用为平台，重点对电力工程施工过程中的技术资料、关键过程、机械设备、材料器材、档案信息加以全面管理，落实电力工程施工管理责任，以流程控制和体系强化，为电力工程施工铺平管理体系、行为和方式的道路。
2.3提高电力工程施工技术的管理效率
当前，电力工程施工正向信息化过渡的关键时期，在电力工程施工中充分应用已经普及的计算机、网络技术，使电力工程施工技术得到充分运用、有效实施、科学管理的保障，做到对电力工程施工质量、效率、过程和效益的保证。要以电力工程施工技术的实施为平台，建立起完整而科学的控制模式，深入到电力工程施工技术运用的层面，以电力工程施工费用控制，电力工程施工质量控制，电力工程施工进度控制为重点，帮助电力工程施工企业建立起技术运用的平台，提升电力工程施工管理的效率，实现对电力工程施工目标的支撑作用和功能。
2.4健全电力工程施工的责任制度体系
责任制度体系是电力工程施工建设与管理的重要内容，是施工技术全面实施和具体运用的重要基础。进行电力工程施工技术运用和管理工作要以责任制度为平台，以此建立施工标准、管理制度和强制规范，全面对电力工程施工的具体措施、日常行为和管理细节进行强化和规范，构建适于电力工程施工队伍的制度体系、企业文化，做到在提升电力工程施工质量的同时，控制电力工程施工的进程与成本，从根本上做到对电力工程施工各类目标的有力支持。
3结语
在社会建设和经济水平迅猛发展的今天，电力能源的供求正受到社会和公众的关注，完整的电力工程施工技术运用，高质量的电力工程施工质量成为人们共同追求的目标。受到传统和现实、技术和管理方面的影响，电力工程施工在技术运用和管理方面还有许多难题，造成对电力工程施工的进程、质量的制约。新时期，应该规范电力工程施工的技术与工艺，提升电力工程施工的效率和质量，做到对电力工程施工技术和管理的全方位强化与实施，在为电力工程施工提供基本体系和保证的同时，为推动电力工程建设和国民经济的可持续发展夯实技术与管理基础。
篇12：电力安装工程预算分析论文
目前，总结我国电力安装工程预算现状，主要呈现在以下几个方面。首先，建设部门与项目部在签订施工合同时，相关施工条款的约束较为含糊，缺乏对利益双方相关责任和义务的约束力，很多施工中的细节没有统一标准，导致许多预算指标偏离市场。其次，建设公司与项目部签订合同后，由于没有细节的合同条款约束，导致对工程实际施工过程中所需要的相关施工设备，以及施工备品备件管理不善，造成资源浪费。签订合同后，进行的成本预测与实际工作中用量偏差较大，预算时未能依据实际的市场行情进行，未能及时依据施工项目的工程数量，及实际工程量进行较好的修正、校对工作。成本预测结果与实际偏差较大，导致工程预测出的总投入与实际投入之间出入较大。预算失误直接导致的后果就是在材料和人工上的安排不合理，人员上主要是配置较差，技术水平有待提高，施工中的规章制度执行力较差。最后，从全局出发来看，施工规划不够全面，未能全面进行较好的合理规划安排，各个项目内容在施工中的结合不到位。
3提高电力安装工程预算控制的对策
3.1全面严格在电力安装工程中落实成本责任制
将成本管理落实到相关责任人中去，实现目标成本责任制，归类成本要素，细化分类管理，逐渐分解到各个分区甚至各个作业队，在细节中进行细化管理。在实践中全面落实各个阶段的施工内容，只有在实践中才能真正感受到个人的工作使命感，逐步形成全体参与的、全方位的、全盘的细化过程项目成本管理，将责任真正的'落实到每个员工个人身上，明确相关责任人，坚持做到分工分责管理。
3.2全面实施电力建设和安装工程控制措施和成本核算
期间应注意以下几个方面问题。将项目经理责任制与工程的预算制度相联系，确立项目在施工中的地位，保证工程项目的重要地位，施工中要确保工程质量，还要进行严格的成本预算管理，预算管理的依据是按施工要求进行。施工中外界的社会环境同样重要，只有创造良好的外部环境，才能有效促进电力建设项目取得长远的经济收益。积极进行电力施工工程项目的成本管理，加强项目成本核算预算管理，要让工程预算具备一定的独立性和自主性。
3.3强化电力建设安装工程材料预算
电力安装工程的材料成本控制是关键，是一切预算控制的根基，全方位的预算管理最应重视的是对材料的预算管理。当工程经过招标中标后，首先应对该工程进行预算编制，组织技术人员、施工人员对预算进行编制，经过严格的市场调查及公司的工程审批后，工程项目预算要严格按照预算计划实施，依据预算量进行施工管理，坚持以预算量为施工依据。项目部对操作进行监控，特别是对材料的采购，采购部要严格依据预算材料部门的计划实施材料采购，采购时要严格依据各个项目部编制的采购计划，并严格在资金预算控制的标准内实施采购。如果其间发生变更，及时办理相关的工程材料使用证明，配备工程使用证明材料，才能进行材料的领用，严格规范审批制度，限定好使用范围，不得私人擅自使用，这样就可避免预算超支。
3.4建立电力建设安装工程成本控制动态考核机制
电力安装工程的成本核算、预算控制，难免在实践中会出现一些问题，没有严格按照相关责任制度进行分工，没有对相关成本进行透明化，没有系统地完善相关管理细节。因此，在预算制定完成后，要严格落实好相关负责人，有关责任人要在管理的基础上进行资源整合，在施工过程中进行经济分析，在主要大项成本管理的基础上，包括人工费、材料费用、机械费等，进行费用整合管理，积极分析并对数据进行细致研究，对于不同的施工项目进行实施考核，采取一定奖惩措施，通过该制度对相关责任人进行薪酬管理，确保该奖惩制度顺利实施。
4结语
科学合理的工程预算能促进企业的健康发展，促进企业盈利能力的提高，同时随着企业竞争实力的增强，在电力安装工程的预算中，合理有效的工程预算可促进安装施工企业工程顺利完成，合理控制企业的成本。
篇13：电力通信网建设分析论文
关于电力通信网建设分析论文
摘要：浅谈临海市区电力通信网建设
关键词：变电所设备电力通信
1市区电力综合通信网的全面解决方案
随着经济发展对电力的需求，电力行业迫切需要实现调度和管理的现代化，当前正在组建的电力通信网做到了集中资金、统一规划，建设一种高起点的、宽带的、综合的通信平台，能完成以下业务的综合接入、高速可靠传输和统一管理：
*行政／调度话音业务
*实时数据(调度自动化数据、用户抄表数据等)业务
*计算机管理信息业务
*图像监控业务
*继电保护业务
(1)通信方式的选取。
在电力系统网络中常用的通信方式有光纤通信、电力线载波、音频电缆、扩频微波和无线电数传电台等多种传输方式。
“综合信息网”通信方式的选取必须具有高可靠性、经济性、寻址量大、双向通信、容易操作与维护等特点。
从国内外电网通信建设的趋势来看，基本都在向光纤通信发展，而且目前的光缆在技术和性能上已经非常稳定，采用光纤传输在技术上已经成熟，是建立大容量、高质量、高速的电力信息网的最佳选择。结合本局实际情况，选取了光纤通信方式，并使光缆尽可能沿着10kV线路同杆架设，以减少工程投资。
(2)网络拓扑结构及系统配置。
根据临海市区在地理位置分布、远动厂所数量、城市配电网自动化发展的需要，以及主要信息流量呈星状的特点，结合杆路分布等具体情况。在市区范围内采用以临海供电局为中心，简单的`环状加射线拓扑结构。该结构满足网络可靠性前提下，网络建设费用最低。网络拓扑结构图见图1。
根据这一网络拓扑结构，目前可以把花街变、灵江山变、巾山变、祟和门变与本局主站联成光纤主环。花园变作为此35kV终端变，且距离较远，采用在灵江山变通过光支路接人方式，由于本局与台州局通信业务较多，且水洋变、红光变落在台州局光纤网上，以通过光支路方式与台州局主站联接最为经济、简单。环上各接点采用155MSDH分插复用设备(ADM)与台州局连接。花园变通过155光分支路连接。
光传输设备配置为：临海局为STM—4(622M)光平台，巾山、祟和门、花街、灵江山、水洋、配置STM—1ADM设备，花园、红光配置STM—1TM设备；可以选用与台州局所用的设备为同一厂家产品，彼此之间的通信联系采用光支路对接即可完成。
网络保护：临海局、巾山、祟和门、花街，组成自愈环通道保护方式，最大传输容量业务合计63个2M。另外，临海局对水洋和花街对灵江山这几个地方均可采用光支路完成。
(3)组网方案。
网络应适应调度及行政电话、自动化信息、电力信息传输的需求，业务包括语音、数据、图像等。其传输速率范围十分宽广，从几Kb／S到几百Mb／S。随着电力体制改革的深入，业务量呈指数增加，而数据业务量则以更高的速度增长，电力通信专网所传输的IP协议会占越来越大的比例，IPoverATM、IPoverSDH、IPoverWDM等技术的出现为目前和未来信息网奠定了坚实的基础。根据目前IP技术发展及应用情况，结合本局在未来几年的实际应用，市区光纤通信网采用武汉邮电科学研究暨烽火通信科技股份有限公司研制生产的IBA5综合宽带接入设备。这是一种具有IPoverSDH功能的SDH设备。是一种在SDH传输制式下实现宽带接入和窄带接入真正综合的设备。它具有很高的性能价格优势，完全能够满足县级电网各种业务增长的要求。
(4)各站点到临海局的各种业务接口与数量：
各类远动可视电工业图调度计
站名信息网
电话通道话会议像监控算机网
台州局19门17路2M2M
巾山变14门2路2M2M100M100M
祟和门14门2路2M2M100M100M
花街变14门2路2M2M100M100M
灵江山14门2路2M2M100M100M
花园变14门2路2M2M100M100M
水洋变14门2路2M2M100M100M
红光变14门2路2M2M100M100M
(5)变电所设备组合模型。
(6)网管系统。
本网管系统采用基于WINDOWS操作平台的SEMS2．0网元管理系统，硬件为PC机，内置数据库，实时多任务操作系统，提供全中文图形界面；具有故障管理、性能管理、配置管理、安全管理、综合管理、网管系统自身管理等几大管理功能。还能够实现远程异地监控，可以及时帮助用户解决实际应用中出现的问题等特点。
2结束语
建成后的通信网所承载的信息将包括语音、低速数据、计算机网络通信、可视图文、可视会议、图像监控、INTERNER业务等多种通信业务类型；将承担电力系统的生产调度电话、行政管理电话和实时远方自动化信息的传输；同时还将成为以计算机网络为基础的信息资源网的承载网络，以便建立自动化办公室系统以及自动化的电力生产、调度、管理系统，满足信息交换、信息共享、信息开发和信息重组的要求。
篇14：有载调压变压器故障诊断分析论文
有载调压变压器故障诊断分析论文
摘要：有载调压是变压器在带负荷运行时能通过转换分接头挡位而改变电压的一种调压方式，有载调压变压器在电网规划中具有至关重要的作用，若综合分析其特性会在电网运用中起到极大促进作用。
关键词：有载调压变压器；机械故障；电网规划
引言
随着经济的快速发展，我国的电网事业也得到了巨大的发展。有载调压变压器在电力系统中的应用，不仅可以起到稳定负荷中心电压的作用，而且还可以增加电网调度的灵活性。但是，由于有载调压器调压次数的增多与相关工作人员的不当操作，将致使有载调压变压器分接开关容易出现故障，所以，做好有载调压变压器分接开关故障的诊断分析实属势在必行。
1有载调压变压器分接开关
1．1有载调压变压器分接开关运行的原理
有载调压的基本原理就是在变压器的绕组中引出若干分销抽头，通过有载调压分接开关，在保证不切断负荷电流的情况下，由一个分接头切换到另一分接头，以达到改变绕组的有效匝数，即改变变压器变比的目的。有载调压变压器操作时，必须在一次分接变换完成后，方可进行第二次分接变换操作，同时应观察电压和电流等变化情况。因此在其运行当中需要两个前提：一是要在分接和不断变换的工作运行中必须确保负荷电流的永续性；二是在这个环节的工作运行中要确保各个分接之间都不能发生短路的情况。所以，有载调压变压器分接开关在运行的过程中必须要在某一瞬间同时连接两个分接，以此来保障负载电流的连续性，同时两个分接应串入限制性的电流中，以防有载调压变压器发生短路的问题［1］。
1．2有载调压变压器分接开关的结构及操作原理
有载调压变压器分接开关主要由有过渡阻抗的切换开关与没有转换器的分接选择器组成，有载调压变压器工作的原理主要是依靠变压器在带电运行的情况下，相关工作人员采用电动或手动的方式转换接头位置，转换绕组匝数来进行分级调压的一种方式。有载调压变压器分接开关主要由以下几个部分组成：第一，切换开关，切换开关主要的作用是承担变压器中负载电流的运行，切换开关可以根据预先设定好的程序使其可以自主的进行快速的运转［2］。第二，选择开关，有载调压变压器分接开关的选择可以依照分接开关运行的次序来进行选择，选择开关在运行的过程中不负责负荷电流的切换工作，所以，选择开关在于切换开关配合工作的过程中，分为单数运作与双数运作。无论是哪一种运作方式，选择开关与切换开关的运行都是分布进行的。第三，范围选择开关，范围选择开关存在的意义在于增加变压器调压的范围，使得相关的工作人员可以有选择性地选择正反调压与粗细调压的开关运行方式。第四，电动机构，电动机构是有载调压变压器分接开关进行各项运作工作的基本动力源，其可以进行手动操作进行调压工作，也可以远程进行操控进行变压器的调压工作［3］。
2做好有载调压变压器分接开关故障诊断工作的相关要求
相关工作人员在做好有载调压变压器分接开关故障诊断工作的过程中，应满足以下故障修复要求：第一，开关故障修复的经济性要求，在有载调压变压器分接开关故障诊断工作的过程中，电网正处于一个非正常方式运行的状态，而有载调压变压器分接开关线路的断电将会致使地区电量的损失，所以为避免此种损失，应缩短有载调压变压器分接开关故障诊断工作的时间。第二，开关故障修复的社会性要求，在有载调压变压器分接开关故障诊断工作的过程中，其不仅会对自身运行过程中的电量损耗较大，而且还会造成发电单位供电负荷的减少，极易会造成电网容量中电量的不足，在此过程中还会经常性地出现停电现象，唯有缩短有载调压变压器分接开关故障诊断工作的时间才会将对社会生产活动的影响降至最低。第三，开关故障修复的安全性要求，一些新型电气设备系统在刚刚接入使用过程中对有载调压变压器的安全性、稳定性要求相对较高，而有载调压变压器分接开关故障诊断工作的过程由于会进行暂时性的停电，所以，为保障新型电气设备系统的正常、有序使用，应尽量缩短有载调压变压器分接开关故障诊断工作的时间，使得保障在停电的时间段里新型电气设备系统的储备电量够用［4］。
3有载调压变压器分接开关的运行故障
3．1开关滑挡故障
开关滑挡故障是有载调压变压器分接开关在运行当中最为常见的一种故障，开关滑挡故障是指有载调压变压器的分接开关在发出一个调压指令后，开关在接收指令的同时又进行了其他未进行制定的指令操作，使得有载调压的变压器连续转动了几个分接后被迫停止操作。有载调压变压器的开关滑挡对有载调压变压器的运行有极大的危害，其会使得电压升高，以至于造成电流浪费，情况严重者还有可能造成有载调压变压器的损害。同时，有载调压变压器开关的滑挡故障还有可能使得有载调压变压器因为切换的开关过多而使得变压器电阻热量的积累，当热量积累到一定的程度，容易引发故障。当有载调压变压器发生开关滑挡故障时，相关的工作人员应及时按下“紧急分闸”按钮或断开变压器的电源，避免开关滑挡所引起的其他设备的运行。同时，相关工作人员处理完开关滑挡工作后，应及时做好各项信息记录工作，将问题备案，以此来预防开关滑挡问题的再次出现［5］。
3．2开关切换故障
有载调压变压器的开关切换故障主要是由开关的不切换、开关切换过慢和开关切换中途失败等因素造成的，由开关切换故障导致的有载调压变压器分接开关故障将极易产生严重的变压器事故，轻则烧毁有载调压变压器的电阻，情况严重者将直接烧毁有载调压变压器分接开关的触头系统，所以，重视有载调压变压器分解开关的开关切换故障是极其重要的。引起有载调压变压器分接开关切换故障的原因有很多种，有载调压变压器的机器故障、有载调压变压器的.设备老化、有载调压主弹簧的疲劳与脱落等，有载调压变压器分接开关在运行的过程中如果出现开关的切换故障将极易造成变压器电阻丝的过热，使得电阻丝由于受到过大的热量而致使其熔化，造成有载调压变压器绝缘体的损坏，由此引发变压器事故［6］。为避免有载调压变压器的开关切换故障，相关的工作人员应使用操作手柄进行开关切换的调压工作，以免出现开关的不切换，开关切换过慢和开关切换中途失败等问题。
3．3开关工作失调故障
有载调压变压器的分接开关有其不同的类型与作用，有载调压变压器的分接开关的工作顺序是先运行选择开关，其次运行切换开关，如果切换开关与选择开关运行的顺序出错将极易造成有载调压变压器在无负载电流的情况产生事故。引发有载调压变压器分接开关发生工作失调故障的原因主要有有载调压变压器切换开关的拨臂与拐臂的错位、有载调压变压器分接开关的机械设备故障、有载调压变压器分接开关的入槽困难与有载调压变压器分接开关的松动等。为了避免有载调压变压器开关工作失调故障，相关的工作人员可应用电动或手动的方式将切换开关与选择开关运行的顺序出错的问题进行及时修正，并将其调整到原位，使得有载调压变压器可以科学、合理、有序地运行。
3．4开关的密封渗漏故障
有载调压变压器分接开关的密封工作如果不到位，将极易导致开关的密封渗漏事故，有载调压变压器的油箱内含有大量的可燃性气体与液体，如果有载调压变压器油箱的开关密封有问题，将极易造成开关密封的漏油事故。开关密封的渗漏故障不仅会影响其色谱分析的结果，而且极为容易引发相关的安全事故，所以，开关的密封渗漏故障的危害极大，重视有载调压变压器分接开关的密封渗漏故障是极其重要的。为了避免有载调压变压器开关的密封渗漏工作，其具体的做法主要有以下两点：第一，相关的工作人员一旦有发现变压器的油箱发生渗漏事故时，就应先停止有载调压变压器分接开关的分接与变换，并调整好变压器油箱的油位，使其恢复正常水平；第二，相关的工作人员在对变压器的油箱进行换油工作时，将污油排出后，应采用绝缘油对变压器的油箱进行清洗［7］。
4结语
总而言之，加强对有载调压变压器分接开关故障诊断分析有至关重要的作用，所以，在有载调压变压器分接开关故障诊断分析的过程中，相关的工作人员应做好有载调压变压器分接开关故障诊断分析前后的各项工作，唯有这样才能确保有载调压变压器分接开关的运行质量。同时，在有载调压变压器分接开关故障诊断分析的过程中，相关的工作人员还要针对一些在故障诊断分析过程中出现的问题进行及时解决与处理，以此来保障有载调压变压器分接开关故障诊断分析各项工作的质量。
参考文献
［1］孙柯琪．有载调压变压器分接开关故障诊断分析［J］．工作研究，2017（18）：23－25．
［2］杨海梅．浅析有载调压变压器分接开关故障诊断分析［J］．中华居民旬刊，2017（12）：35－36．
［3］王春香，胡广宇．对有载调压变压器分接开关故障诊断分析的探究［J］．科技创新运用家，2017（89）：17－18．
［4］刘树超．有载调压变压器分接开关故障诊断分析［J］．城市建设理论研究，2017（30）：28－29．
［5］朱迅毅．浅析有载调压变压器分接开关故障诊断分析［J］．电子创新，2017（12）：26－27．
［6］刘彦军，陈丰．有载调压变压器分接开关故障诊断分析［J］．电网建设，2017（18）：14－15．
［7］刘树超．有载调压变压器分接开关故障诊断分析的探析［J］．城市建设理论研究，2017（32）：18－19．
篇15：电力变压器固体绝缘故障的诊断方法论文
电力变压器固体绝缘故障的诊断方法论文
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着升高。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的显着性选择两种检验水平:以α=1%作为变量是否显着相关的标准,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,认为变量间是显着相关的;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:总烃和产气速率的变化规律与(a)相同,只是a<0.即总烃Ci增高到一定程度后,在该值附近波动而不再发生显着变化。多与逐渐减弱的或暂时性的故障形式相对应,如在系统短路情况下的绕组过热及系统过电压情况下发生的局部放电等。
(c)一次型:即线性增长模型,是一种与稳定存在的故障点相对应的产气形式。总烃的变化规律为Ci=k.t+j,产气速率为固定的常数k,通常只有当故障产气率k或总烃Ci大于注意值时才认为故障严重。
本文对59例过热性故障和69例放电性故障变压器总烃含量的增长模式与故障严重程度的对应关系进行了统计,结果如表2所示。
4、实例分析
故障产气的增长模型为正二次型,在较短的时间里产气速率呈明显的增长趋势,是一种发展迅速的故障,反映出故障功率及故障所涉及的面积在不断变大。
1985年3月14日进行吊芯检查发现,高压线圈与低压线圈间围屏有7层存在不同程度的烧伤、穿孔、爬电等明显的树枝状放电痕迹,属围屏放电故障,与分析结果相符。
5、结 论
a.电力变压器油中溶解气体的产生总有其内在的原因,根据故障的主要特征气体与CO的伴生增长情况,即可判断故障点是否涉及固体绝缘。这种方法基本上不受累积效应的影响,不存在注意值的限制,可以随时分析溶解气体的变化规律,及时发现可能存在的潜伏性故障。
b.对运行中的电力变压器,其故障的产气过程并不都是线性增长的,存在着其它的增长模式。统计结果表明:总烃含量如果呈正二次型增长,则大多为严重的破坏性故障;而当故障产气线性增长时,则故障点相对稳定;若总烃呈负二次型增长,多为暂时性故障,一般危害不大。
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