油浸电力变压器的故障范文第1篇
1 电力变压器的常见故障分析
1.1 绝缘故障
电力变压器的内绝缘是由油、纸、纸板等绝缘材料组成的复合绝缘结构, 在电、热、机械等应力作用下会不断老化。尤其是, 当变压器使用期接近终点时, 它的绝缘材料会在空气和水的作用下加速老化, 对变压器运行的稳定性、安全性产生严重影响。此外, 由于外部环境影响, 如进水受潮、局部过热等原因也会造成绝缘材料的损坏。
1.2 变压器放电故障
根据放电能量密度的不同, 电力变压器的放电故障分为三种:局部放电、火花放电和高能量放电。其中, 局部放电是由放电部位的电场强度所决定的, 尤其是绝缘结构中电场分布不均, 局部区域电场过于集中。而油中存在气泡, 固体绝缘材料中留有空隙, 金属部件与导体存在不良接触等因素是造成局部电场过于集中的主要原因。虽然局部放电的能量密度不大, 但若是任由其发展将会造成放电的恶性循环, 终将导致绝缘材料被击穿, 引起严重事故;火花放电是由悬浮电位引起的放电现象。悬浮电位产生的主要原因是油中有水、纤维等杂质, 处于地电位的部件与地的连接出现松动脱落。由于火花放电在较低的电压下也可能发生, 所以火花放电的后果也是不容小觑的;高能量放电也叫电弧放电。它的放电密度大、产气急剧, 能造成绕组匝层绝缘突然被击穿, 引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等重大故障。这种放电具有无明显预兆, 难预测的特点, 一旦发生后果就不可想象。总之, 不论哪种放电现象都会影响电力系统的正常运行, 影响社会生活和经济生活的有序进行, 给生活和生产造成不必要甚至是不可挽回的损失。因此, 要严肃对待变压器的放电故障。
1.3 铁芯多点接地故障
变压器有且只能有一点接地, 出现两点及两点以上的接地即为多点接地。其中, 安装时大意使铁芯与外壳接触, 绝缘材料损坏, 遗留金属异物, 柱心与夹件相碰等都会导致多点接地。现实中, 铁芯的多点接地引起的事故很多, 造成的危害也是不可忽视的。一方面, 它会造成电力系统中局部过热、短路;另一方面, 它可能会造成电力变压器内部放电故障, 严重阻碍变压器的安全运行。因此, 对变压器的多点接地现象, 有关电路维护人员应该给予高度重视并及时处理。
1.4 放热故障和渗漏油故障
放热故障是变压器故障中最常见的一种, 它主要是由于导体出现异样, 磁路产生问题以及接触点连接不良等因素造成的。渗漏油故障主要分为油箱焊接缝漏油, 胶垫安装不合适引起的高压套管升高座或进人孔法兰渗油。
2 电力变压器的诊断方法
电力变压器的故障诊断方法有很多, 其中以直观检查法, 油中溶解气体分析法, 电气预防试验法及在线监测技术为主要检测方法。
2.1 直观检测法
这种诊断方法是最为简单的也是最为直观的一种方法。它要求技术人员通过对电力变压器相关知识的了解和掌握, 在日常的巡查过程中, 能警觉性的察觉变压器的异常现象并给予及时处理。
2.2 油中溶解气体分析法
变压器的油中存在着的气体类型与其自身出现的故障有着密不可分的一一对应的关系。所以, 通过测试变压器油中气体的类型可以行之有效的辨别出变压器内部存在的故障。例如:抽取油中气体进行气相色谱分析可以测出变压器是否处在多点接地的故障。
2.3 电气预防试验法
这种方法主要是通过各种准确的实验结果来有效地, 准确的检查出变压器存在的故障, 并予以采取及时有效的措施。例如: (1) 吊芯检测。它是通过将变压器的绕组吊出, 对其进行观察, 来判断其有无损伤。 (2) 测试绝缘电阻。绝缘材料老化会改变其电阻的大小, 通过测试绝缘电阻可以可靠地判断绝缘材料的老化程度。 (3) 吸收电流测试法。该法依据吸收电流会因绝缘材料的不断老化而增加, 通过给变压器加直流电压, 测量电流与时间的关系然后与变压器正常运行时的数据作比较来判断绝缘材料的老化程度。 (4) 采用交流电表直接测量接地线的电流检测多点接地的故障。
2.4 在线检测技术
随着社会的不断发展, 技术的不断进步, 社会对供电系统的稳定性、可靠性、安全性的要求也是越来越高, 随之而来的在线监测技术应运而生。自动化在线监测技术能够利用传感器采集信号, 将信息转入到前台计算机进行数据分析, 再根据以往收集到的数据进行比较, 实现对变压器综合的诊断, 及时的发现问题。这种技术的应用, 大大提高了电力系统变压器故障检测的效率, 降低了故障发生的频率。在线监测技术在电力系统的运用能使电力设备的使用更经济、更可靠。但是, 由于技术资金等各方面的问题, 这种技术的应用并不是很普及。
3 预防措施
要降低变压器的故障发生率, 做好预防措施是必不可少的, 因此要定期对其进行检查。由于变压器存在于特殊的内外环境中, 其出现这样或那样的故障是不可避免的。这就要求相关的技术人员对变压器进行定期的检查, 切不可大意疏忽, 要未雨绸缪, 防患于未然。
(1) 要保证变压器正常运行, 切不可让变压器超负荷运行, 防止变压器发生突发性短路, 这是预防变压器绝缘材料老化的有效措施。 (2) 要严格按照变压器的有关标准进行运行前的检测, 确保变压器在运行前的完好性。 (3) 要确保变压器的清洁性。定期检查变压器的油色、油量, 及油冷却系统中的散热器的完好性。
总而言之, 变压器在整个电力系统中有着重要的作用, 它的稳定性、可靠性和安全性直接关系到整个电力系统的正常运行。但是, 电力系统变压器的常见故障是较为复杂的, 存在难题较多, 而且这些故障往往会产生重大危险, 影响社会的正常运行, 危害公众的生命安全。因而, 要高度重视, 加强对电力变压器的常见故障的分析研究和诊断预防。
摘要：如今, 我国经济和科学技术都呈现飞速发展的趋势, 这对电力系统的稳定性、安全性和可靠性提出了更高的要求。由于生产和生活, 对电压有着不同的要求, 这就需要通过使用变压器来实现不同电压之间的转化。因而, 变压器在电力供应中起着举足轻重的作用。但是, 由于其组成结构复杂及部分外在因素, 其故障发生率仍然很高。对电力系统中变压器的常见故障进行分析, 研究并及时的采取防范措施能更好的预防和解决变压器的常见故障, 从而减少故障的发生频率和避免不必要的损失。本文将分析电力变压器的常见故障并提出一些有效的诊断方法和预防措施。
关键词：电力变压器,故障分析,诊断方法,预防措施
参考文献
[1] 刘明武.电力系统变压器常见故障分析与诊断技术[J].科技信息, 2010 (19) :352.
[2] 于龙, 宋洋, 刘迪.电力系统变压器常见故障及预防措施[J].黑龙江科技信息.
油浸电力变压器的故障范文第2篇
在变压器设备检修工作中, 为了保证变压器得到安全高效的运行, 就必须注重开展日常检修工作。在对变压器设备进行日常检修时, 应切实做好以下几点工作:
1.1对检修主体的责任进行明确, 针对变压器运行中的作用必须配备相应专业 (试验、一次设备、二次保护等) 的检修人员, 才能更好地确保设备检修工作得到高效的开展。而且在变压器检修中应针对不同运行环境制定不同的检修和运行维护方案, 才能确保变压器始终处于最佳的运行状态。
1.2在变压器运行中, 由于变压器是主要的电气设备设备, 它能否得到及时高效的检修和故障排除, 直接影响变压器绝缘性能的高低。因而在进行检修时, 就应对变压油油枕的密封性能、油枕内变压油的油位等是否处于正常状态、是否存在漏油的情况等进行检查, 且检查应对时间间隔进行合理的安排。而在此基础上就应加强对变压器套管外部清扫, 对变压器是否有渗漏油的情况进行检查, 对变压器的运行声音进行监听, 从而更好地对变压器是否有故障进行判定。而对于变压器的呼吸器, 则应始终确保状态完好, 若硅胶超过2/3颜色发生变化, 就应及时的将它更换, 并对变压器的防爆管是否完整, 每个引线接头是否完整, 引线连接线夹是否发热, 油温是否正常等进行检查。而在雷雨天气时, 主要应巡查变压器瓷套管的放电情况, 冬雪天气则应及时地巡查接头部位是否冰冻, 并进行相应的处理, 而在高温夏季则应做好常规的巡视测温工作等, 才能确保整个变压器得到安全高效的运行。
1.3在对变压器高、低压侧线夹进行检修时, 其常见的检修项目主要有设备是否过热、锈蚀、开裂、松动等, 从而更好地对检修工作进行不断的细化和全面总结。尤其是应确保高、低压侧线夹的表面光滑, 而且无裂痕和断股的情况, 且所有的螺栓压接的状态正常, 从而确保其安全高效的平稳运行供电。
2、安全检修措施
2.1切实做好验电工作, 注重接地线的装设
在进行验电工作时, 应在进出线的两端同时进行, 采用相应电压等级的验电器进行验电。而在接地线装设过程中, 为了确保接地安全, 至少有两人在场, 从接地端开始进行接地线的装设, 再与导体端连接, 确保接触良好的基础上, 对现场是否存在安全隐患进行检查, 才能确保整体设备安全高效的检修。
2.2加强故障的排除, 强化设备运行的安全性
(1) 针对主变压器引发的跳闸故障, 由于导致其出现的原因较多, 此时就需要对变压器一次侧和二次侧的设备进行详细的检查, 从而根据检查的结果对跳闸的原因进行确定, 进而针对性分析原因, 及时的将故障排除, 恢复供电。
(2) 针对瓦斯动作保护, 出现的原因主要是变压器内部或二次回路发生故障。检查内容包括压力释放阀动作情况, 喷油呼吸器喷油情况, 二次回路是否有短路接地故障等。
3油浸变压器现场检修作业
3.1准备工作
(1) 现场调查, 作业人员应在作业前对作业现场的作业环境进行认真、全面调查, 对现场变压器基础、引线、相邻带电部位等进行调查, 确定具备施工条件。准备变压器大修报告及相关技术资料 (变压器检验报告、变压器检修工艺导则等) 并掌握设备缺陷情况。
(2) 工器具、材料准备, 根据变压器检修的实际要求准备作业的常用工器具、仪器仪表、备品备件、消耗性材料等。
(3) 办理用火审批手续, 如需要电气焊等办理用火工作票的作业, 应在作业前按相关规定办理用火手续。
3.2作业人员要求
现场作业人员应身体健康、精神状态良好, 掌握工作任务、 流程, 临近带电部位, 及时纠正违章行为。熟悉变压器设备检修技能, 掌握现行的《电力安全工作规程》和工作现场的有关安全规定。
3.3危险点分析及相应安全措施
(1) 可能发生高处坠落及落物伤人, 相应安全措施为进入作业现场必须带安全帽, 高处作业系好安全带。拆接引线时, 要使用专用绝缘梯子。传递工器具、材料要使用传递绳, 严禁抛掷。
(2) 起重伤害, 相应安全措施为使用吊车时设专人指挥, 吊车大臂及吊物下严禁站人。装、拆设备时必须绑扎牢固, 吊物起吊后要系拉绳, 防止移动时碰伤其他物体。吊物应放置牢固, 有防倾倒措施。起重作业前吊车必须可靠接地。
3.4变压器本体及附件检修工艺及质量标准
(1) 外油箱检修标准:清除积存在箱面的油垢杂物, 油箱外部应洁净, 无锈蚀、漆膜完整。放出联箱 (集气盒) 和集油盒内油垢、杂物。检查钟罩或油箱法兰结合面是否平整, 有无渗漏, 法兰结合面应清洁平整、无渗漏。
(2) 散热器检修标准:表面油垢严重时可用金属洗净剂清洗, 然后用水冲净凉干, 清洗时防止进水。对渗漏点进行处理时, 应焊接牢固。清除油室内的油垢, 然后用合格的变压器油对内部进行冲洗, 保持内部清洁。
(3) 强油风冷却器检修标准:检查密封垫, 更换老化密封垫。应密封良好。冷却器管束间应该洁净, 无灰尘、草宵等杂物。
(4) 无励磁分接开关标准:检查开关外部件应完好、无渗漏。松开上方头部定位螺栓, 检查动触头转动灵活情况, 若转动不灵活, 应检查原因, 检查绕组分接位置与上部指示位置是否一致。
(5) 气体继电器检修标准:检查接点动作可靠, 绝缘良好。气体继电器联结管径与继电器管径相同, 其弯曲部分应大于90°。气体继电器传动试验时轻、重瓦斯保护动作正确。
(6) 风扇检修标准:对风扇进行注油 (宜用黄油) , 每个注口都应进行。检查二次引出线的接触是否良好, 接线正确, 接触应良好、接线正确。
4结语
综上所述, 加强对油浸变压器的安全维护及检修, 对于促进整个电力系统安全高效的运行维护具有十分重要的意义。 因而在对变压器进行日常检修工作的基础上, 还应采取针对性的定期检修, 才能更好地促进变压器的平稳供电, 同时提高变压器运行的经济性, 为电力服务水平的提升奠定基础。
摘要：变压器是一种静止的电气设备, 油浸变压器因造价低、易检修和维护, 在电力系统中得到广泛的应用。作为变压器的运行维护人员, 只有在变压器得运行过程中加强维护及检修, 才能不断强化变压器平稳供电的能力。因而本文正是基于这一问题, 分别从日常检修、定期安全检修、油浸变压器现场检修作业等三个方面, 主要就变压器的设备安全检修技术要点进行分析。
油浸电力变压器的故障范文第3篇
容量上，大容量的油变比干变多。
在综合建筑内(地下室、楼层中、楼顶等)和人员密集场所需使用干变。油变采用在独立的变电场所。
箱变内变压器一般采用箱变。户外临时用电一般采用油变。 在建设时根据空间来选择干变和油变，空间较大时可以选择油变，空间较为拥挤时选择干变。
区域气候比较潮湿闷热地区，易使用油变。如果使用干变的情况下，必须配有强制风冷设备。
1、外观
封装形式不同，干式变压器能直接看到铁芯和线圈，而油式变压器只能看到变压器的外壳;
2、引线形式不同
干式变压器大多使用硅橡胶套管，而油式变压器大部分使用瓷套管;
3、容量及电压不同
干式变压器一般适用于配电用，容量大都在1600KVA以下，电压在10KV以下，也有个别做到35KV电压等级的;而油式变压器却可以从小到大做到全部容量，电压等级也做到了所有电压;我国正在建设的特高压1000KV试验线路，采用的一定是油式变压器。
4、绝缘和散热不一样
干式变压器一般用树脂绝缘，靠自然风冷，大容量靠风机冷却，而油式变压器靠绝缘油进行绝缘，靠绝缘油在变压器内部的循环将线圈产生的热带到变压器的散热器(片)上进行散热。
5、适用场所
干式变压器大多应用在需要“防火、防爆”的场所，一般大型建筑、高层建筑上易采用;而油式变压器由于“出事”后可能有油喷出或泄漏，造成火灾，大多应用在室外，且有场地挖设“事故油池”的场所。
6、对负荷的承受能力不同
一般干式变压器应在额定容量下运行，而油式变压器过载能力比较好。
7、造价不一样
对同容量变压器来说，干式变压器的采购价格比油式变压器价格要高许多。
干式变压器型号一般开头为SC(环氧树脂浇注包封式)、SCR(非环氧树脂浇注固体绝缘包封式)、SG(敞开式)
干式变压器与变压器有什么区别?
“当然相同的是都是电力变压器，都会有作磁路的铁芯，作电路的绕组。而最大的区别是在“油式”与“干式”。也就是说两者的冷却介质不同，前者是以变压器油(当然还有其它油如β油)作为冷却及绝缘介质，后者是以空气或其它气体如SF6等作为冷却介质。油变是把由铁芯及绕组组成的器身置于一个盛满变压器油的油箱中。干变常把铁芯和绕组用环氧树脂浇注包封起来，也有一种现在用得多的是非包封式的，绕组用特殊的绝缘纸再浸渍专用绝缘漆等，起到防止绕组或铁芯受潮。(又因为两者因工艺、用途、结构方面的分类方法不同派生出不同的类别，所以我们从狭义的角度来说)
就产量和用量来说，目前干变电压等级只作到35kV,容量相对油变来说要小，约作到2500kVA.又由于干变制造工艺相对同电压等级同容量的油变来说要复杂，成本也高。所以目前从用量来说还是油变多。但因干变的环保性，阻燃、抗冲击等等优点，而常用于室内等高要求的供配电场所，如宾馆、办公楼、高层建筑等等。如果你只是变压器用户，了解这些应该够了”
各有各的优缺点，油变造价低、维护方便，但是可燃、可爆。干变由于具有良好的防火性，可安装在负荷中心区，以减少电压损失和电能损耗。但干变价格高，体积大，防潮防尘性差，而且噪音大。
油变琢渐退出,用干变,干变可以拆开运输放便,清洁,易维护,按装不需机座,没有渗油池.等优点
从外表上是比较好区分的;
油浸式变压器与干式变压器的最大区别就是有没有“油”，而由于油是液体，具有流动性，油浸式变压器就一定是有外壳的，外壳内部是变压器油，油中浸泡着变压器的线圈，从外面是看不到变压器的线圈的;而干式变压器没有油，就不用外壳了，能直接看到变压器的线圈;还有一个特性就是油浸式变压器上面有油枕，内部存放着变压器油，但现在新式油浸变压器也有不带油枕的变压器生产;
油浸式变压器为了散热方便，也就是为了内部绝缘油的流动散热方便，在外部设计了散热器，就象散热片一样，而干式变压器却没有这个散热器，散热靠变压器线圈下面的风机，该风机有点象家用空调的室内机;
油浸电力变压器的故障范文第4篇
目前国内外变压器的冷却方式主要有四种, 即自然油循环自冷散热、自然油循环风冷散热、强迫油循环风冷散热和强迫油循环水冷散热。自然油循环风冷散热方式是利用变压器绕组及铁心发热后, 本体内的油形成对流, 油流经散热器后, 由冷却风扇吹出的风将热量带走, 从而达到散热的目的, 这种冷却方式主要用于中小型变压器。强迫油循环风冷散热方式通过油泵的作用, 使变压器内的油被迫快速循环, 在油流经散热器时, 由冷却风扇吹出的风将热量带走, 这种冷却方式主要用于大中型变压器。强迫油循环风冷却器与自然油循环风冷却器的主要区别是采用潜油泵强迫油进行循环, 这样油流速度加快, 冷却效率得以提高。传统散热器的基本类型主要由以下几种。
1.1 片式散热器
由于油浸式变压器具有散热好、损耗低、容量大等特点, 目前电网上运行的电力变压器大部分仍为油浸式变压器, 而且80%以上是采用自然油循环的冷却方式。当油浸式变压器容量大于50kVA时, 就可考虑用管式或片式散热器作为变压器的热交换装置。片式散热器的变压器横向体积过于庞大, 运输及维修都很不方便。片式散热效率很低, 虽然在低容量变压器散热中得到广泛应用, 但难以解决大容量变压器的散热问题。
1.2 风冷却器
当油浸式电力变压器容量超过50MVA时, 就可考虑采用风冷却器。风冷却器通过油泵将变压器顶层高温油送入冷却器冷却管内, 将其产生的热量传给冷却管内壁和翅片, 再由管壁和翅片向空气放出热量。
采用大功率风冷却器不仅给变压器的制造安装、使用、维修带来方便, 而且也可减少渗漏油。风冷却器冷却效果和使用寿命将取决于采用的冷却元件, 国内一般采用管子作冷却元件。在天气寒冷地区和少水地区, 大、特型油浸式变压器用风冷却器最适合。对于常年气温较高热带地区, 要考虑风冷却器的额定冷却容量有所下降的问题。
1.3 水冷却器
当油浸电力变压器容量超过50MVA时, 除采用风冷却器进行热交换以外, 还可采用水冷却器作为大型变压器的热交换装置。空气的比热仅为水的1/4, 所以水冷却器比风冷却器冷却效果好;空气侧的传热系数比水冷却器传热系数低, 所以冷却容量基本相同的两种冷却器, 水冷却器要比风冷却器的体积小、重量轻、噪声低。目前国内水冷却器单台最大容量已达到315kW以上, 国外已达到500kW以上。国内水冷却器采用单管结构, 所以发生过多起因水冷却器中冷却铜管破裂使冷却水进入到变压器的油中的情况, 由于无法及时发现水已进入到变压器油中去, 往往使进水的变压器油绝缘性能大幅度下降, 从而造成运行中的变压器发生严重事故。
水冷却器具有冷却效率高、噪声低等优点, 双重管水冷却器提高了水冷却器的可靠性, 非常适用于有水源地区。国内生产的双重管水冷却器技术性能和结构已与国际水平相当。用于寒冷地区要考虑冷却水的冰冻问题。
1.4 散热冷却器
一般采用风冷却器或水冷却器作为大型、特大型油浸式变压器的热交换装置, 这两种冷却器冷却效率高。但由于油泵和风机不间断运行, 因此存在噪声大、辅机损耗率高、维护工作量大等缺点。为解决上述矛盾, 欧洲出现了一种被称为“散热冷却器”的新型冷却方式。散热冷却器是指其散热面以片式散热器为主, 同时配合风机和油泵进行冷却, 当变压器负荷率为50%左右时, 片式散热器处于油浸自冷状态自冷式运行;当变压器负荷率达7 5%左右时, 启动风机, 片式散热器处于油浸风冷状态风冷式运行;当变压器满负荷时, 启动油泵投入运行, 投入油泵强油风冷式运行。
2 新型散热技术在变压器散热中的应用
近年来出现新型散热技术以及应用研究, 如果能够使这些技术与变压器散热问题有效结合起来, 将极大地推动油浸式变压器散热问题的研究进程。
2.1 热管技术
美国的losAlamos国家实验室于1963年发明了一种高效传热元件——热管, 利用热传导原理和制冷介质的快速热传递性质, 通过热管将热物体内的热量迅速传到体外, 其导热能力超过了任何已知的金属导热能力。热管由管壳、管芯和工作液体组成的密闭系统, 管壳内抽成真空。工作液体可为甲醇、水、汞等物质;吸液芯材料可用金属丝网等多孔金属或玻璃纤维做成;管壳材料可选取铜、铝、不锈钢等材料。热管工作时, 分为蒸发段、绝热段和冷凝段三个部分。蒸发段置于温度较高的区域, 液体工质通过管壁吸收外界热源热量后, 沸腾蒸发为蒸汽, 由此造成的压差把蒸气从蒸发段驱送到冷凝段。在冷凝段, 蒸汽把热量传给温度较低的冷源, 蒸汽又在吸液芯内凝结成液体, 液体靠吸液芯的毛细抽吸力返回到蒸发端。工质如此周而复始, 连续循环, 就把热量不断从热源传到冷源。绝热段的作用是将冷、热端分开。
热管特点具有响应速度快、热传输量大、不需要主动元件本身不需要耗能、可变换热流等特点。将热管应用在箱式变压器中不但可以解决箱式变电站的散热问题, 也可保证其所要求的密闭性, 但在变压器中应用热管技术的报道还较少。
2.2 微槽群技术
微尺度传热技术是目前国际传热学学术研究领域中的前沿和热点, 基于微尺度传热技术所发展的一些新型冷却方式。由于利用了微尺度下的一些超常的强化传热机理, 能获得很好的散热效果。作为一种新兴的微通道相变换热技术, 毛细微槽群蒸发热沉依靠毛细力驱动液体流动, 易于在微槽内三相接触线区域促进扩展弯月面薄液膜的形成, 创造高强度的蒸发换热条件, 因而能够被用来实现极高换热系数和热流密度的换热过程。
2010年6月第15届广州国际照明展览会在中国进出口商品交易会, 中科院工程热物理研究所与深圳市泓亚光电子有限公司共同研发的微槽群复合相变冷却技术的LED工矿灯正式推出, 这标志着该所微槽群复合相变冷却技术正式进入产品市场。微槽群复合相变冷却技术系中国科学院工程热物理研究所承担国家高技术研究发展计划 (863计划) 项目的研究成果, 是一种用于高热流密度和大功率电力设备、微电子及光电子器件的具有国际领先水平的新一代冷却技术。
2.3 变压器散热装置效率实时监控技术
变压器散热装置效率实时监控、评估系统, 能实时记录多个变压器散热装置在各种条件下的工作状态 (温度、流量、功率等数据) , 并对记录的数据进行分析, 找出散热装置达到最佳的工作点, 同时可对不同的散热装置进行散热效率的比较。系统能为不同散热装置的性能差别提供直观、准确的数据支持, 为散热装置的设计、安装、参数调整提供依据。系统可对散热装置进行长时间在线监测并记录保存数据, 通过数据比较可方便地找出给定装置的最佳工作点, 不同装置的数据记录的比较可看出它们的散热效率的差异, 调整某一装置的结构参数 (工作液的量、流管的尺寸、散热面积、安装的相对位置及通风条件) , 对比其调整前后的数据记录可获得散热效率与这些参数的关系, 为散热装置的设计、参数结构调整和安装提供依据, 实现最佳的散热效率。
3 未来研究展望
随着城市化进程的推进, 变电站及其变压器容量不断增容扩建。为了改善环境隔离变压器噪声, 综合利用变压器散热技术, 达到自然循环、对流散热、隔噪静音、节能环保、占地少、运行安全的目的, 是变压器散热技术的发展趋势。
3.1 综合利用多种技术改进变压器散热
变压器散热技术的改进变压与器损耗的大小有密切关系, 功率大的变压器损耗大, 需要散热能力更为强大的散热技术与之配合, 随着电力系统精细化管理的深入采用损耗更小的非晶合金变压器可以有效降低变压器损耗, 无形中相当于改进了变压器散热能力。另外, 通过采用微槽群等新技术改进变压器散热能力也是未来的发展方向。对于传统散热片的技术改造, 如增加翅片, 改善流道等也是很多学者, 专家正在研究的课题。
3.2 散热效率与制造成本和运行成本的平衡
新技术在变压器及变压器散热片上的应用在降低运行成本的同时无疑会增大变压器的制造成本, 因此如何找到两者的平衡点, 保证运行成本降低带来的收益大于成本增加带来的损害, 对于变压器生产厂商, 变压器散热计划研究人员和变压器用户来讲, 是一个非常重要的需要进行具体可行性分析的问题。
3.3 不同工况条件下对散热方式的选择
不同的冷却介质, 不同的冷却方式, 变压器的冷却效果不同。变压器运行工况变化较大, 且不说热带, 亚热带等地域变化造成的环境温度变化。即使是在环境温度变化不大的温带, 负荷的变化就会使得变压器损耗发生变化, 进而对散热情况提出了不同要求。因此, 根据工况变化的频繁程度, 合理选择不同的散热方式, 对于降低运行成本是非常有效的。随着变电站自动化程度的提高, 这也是非常容易实现的。
摘要：油浸式变压器在电力系统中广泛应用, 其散热效率高低对变压器的工作性能和安全运行有重大影响。现有变压器的散热效率普遍较低, 变压器散热问题研究具有现实意义。本文综述了国内外油浸式变压器的散热技术和新型散热技术在变压器散热领域的应用, 并对该领域的未来研究趋势作了展望。
关键词：变压器,散热,综述
参考文献
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油浸电力变压器的故障范文第5篇
1、变压器运行的温度
变压器在运行中要产生铜损和铁损，这两部分损耗最后全部转变为热量，使变压器的温度升高。我国电力变压器大部分采用A级绝缘。在变压器运行时的热量传播过程中，各部分的温度差别很大，绕组的温度最高，其次是铁心的温度，再次是绝缘油的温度，而且上层的油温比下层的油温高。变压器运行中允许的温度是由上层的油温决定的。采用A级绝缘的变压器，在正常的运行中，当周围的温度为40℃时，规定变压器的上层油温最高不超过85℃为宜。
2、变压器运行的温升
变压器温度与周围介质温度的差值叫做变压器的温升。由于变压器的各部分的温度差别很大，这将影响变压器的绝缘。再有，当变压器的温度升高时，绕组的损耗将增加。所以，需要对变压器在额定负荷时对各部分的温升作出规定。对于采用A级绝缘的变压器，当周围的温度为40℃时，上层油的允许温升为55℃，绕组的允许温升为65℃。
3、变压器运行时的电压变化范围
在电力系统中，由于电网的电压波动，加在变压器绕组的电压也将是变动的。当电网的电压小于变压器所用的分接头额定电压时，对变压器没有什么损害;当电网的电压高于变压器的分接头的额定电压时，将会引起变压器绕组温度升高，变压器所消耗的无功功率增加，并且使副线圈的波形发生畸变。所以，一般以变压器的电源电压不超过分接头额定电压的5%为宜。
4、变压器并列运行的要求
将两台或两台以上的变压器的原绕组并联到公共电源上，副绕组也并联在一起向负载供电，这种方式叫做变压器的并列运行。在现在的电力系统中，随着系统的容量增大，变压器的并列运行是十分必要的。
电力变压器的并列运行要满足下列要求：
(1)各台变压器的变比应相等，其允许的差值应在+0.5%内。 (2)各台变压器的短路电压应相等，其允许的差值在+10%内。 (3)各台变压器的接线应相同。
二、电力变压器运行中的检查与维护
1、运行中的检查
为了保证变压器能安全可靠地运行，运行值班人员对运行中的变压器应作定期巡回检查，严格监视其运行数据。对于油浸式电力变压器在现场作定期巡回检查时，应检查以下项目。
(1)变压器的上层油温以及高、低绕组温度的现场表计指示与控制盘的表计或CRT显示应相同，考察各温度是否正常，是否接近或超过最高允许限额。
(2)变压器油枕上的油位是否正常，各油位表不应积污或破损，内部无结露。
(3)变压器油流量表指示是否正常，变压器油质颜色是否剧烈变深，本体各个部位不应有漏油、渗油现象。
(4)变压器的电磁噪声和以往比较应无异常变化。本体及附件不应振动，各部件温度正常。
(5)冷却系统的运转是否正常;对于强迫油循环风冷的变压器，是否有个别风扇停止运转;运转的风扇电动机有无过热的现象，有无异常声音和异常振动;油泵是否运行正常。
(6)变压器冷却器控制装置内各个开关是否在运行规定的位置上。 (7)变压器外壳接地，铁芯接地及各点接地装置是否完好。
(8)变压器箱盖上的绝缘件，例如套管、瓷瓶等，是否有破损、裂纹及放电的痕迹等不正常现象。充油套管的油位指示是否正常。
(9)变压器一次回路各接头接触是否良好，是否有发热现象。 (10)氢气监测装置指示有无异常。
(11)变压器消防水回路是否完好，压力是否正常。
(12)吸湿器的干燥剂是否失效，必须定期检查，进行更换和干燥处理。
2、变压器的维护
(1)工作人员应定期做好变压器绝缘油的色谱检查，并核对氢气监测装置的指示值，以便及时发现变压器中可能存在的异常情况。 (2)变压器正常运行时，每小时用计算机处理并输出打印一次主变、厂高变、启/备变的温度，厂变的温度在定期检查时记录一次。
(3)按“设备定期切换试验制度”的规定，每半个月一次，对主变、厂高变、启/备变的冷却器进行试验并切换运行。
(4)按“设备定期切换试验制度”的规定，每半个月一次，对主变、厂高变、启/备变的有载调压装置进行分接头升降遥控试验。
(5)按“设备定期切换试验制度”的规定，对主变、厂高变、启/备变进行检查。
三、变压器的故障及处理方法
1、变压器不正常的温升的处理
变压器在运行中，油温或线圈温度超过允许值时应查明原因，并采用措施使其降低其温度，同时须进行下列工作：
(1)检查变压器的负荷和冷却介质温度下应有的油温和线圈温度。 (2)检查变压器的CRT显示温度是否正常。
(3)检查冷却装置是否正常，备用冷却器是否投入，若未投入则应立即手动启动。
(4)调整出力、负荷和运行方式，使变压器温度不超过规定值。
经检查，如冷却装置及测温装置正常，调整出力、负荷和运行方式仍无效，变压器油温或线圈温度仍有升高趋势，或油温比正常时同样负荷和冷却温度高出10℃时，应立即向有关领导汇报，停止变压器运行。在处理过程中应通知有关检修人员到场参加处理。
2、变压器油位不正常的处理
变压器油位显著降低时应采取如下措施：
(1)如由于长期微量漏油引起，应加补充油并视泄露情况安排检修。 (2)若因油温过低而使油位大大降低时，应适当调整冷却装置运行方式。 (3)在加油过程中，应撤出重瓦斯保护，由”跳闸”改位投”信号”。待加油结束，恢复重瓦斯保护投”跳闸”。
3、变压器油流中断的处理 (1)检查油流指示器是否正常。
(2)检查冷却装置工作电源是否中断，备用电源是否自动投入，油泵是否停转。若冷却装置故障，须调整当时的运行方式，必要时按温升接带负荷，但不允许超过变压器铭牌规定的该冷却条件下的允许容量。
4、压力释放装置动作
(1)检查释压板破坏后是否大量喷油。
(2)检查变压器喷油是否着火，若着火按变压器着火处理。
(3)由于变压器内部故障引起压力释放装置动作时，须按事故进行处理。 (4)检查压力释放装置能否自动复置。
5、瓦斯继电器动作跳闸或发信号时的处理
(1)迅速对变压器外部进行检查，看有无设备损坏。 (2)有检修人员对变压器进行内部检查予以确认。 (3)检查瓦斯继电器有无因外力冲击而动作。
(4)检查瓦斯继电器内有无气体，并根据气体量、颜色和对气体色谱分析确定化学成分来判断。
(5)检查并记录氢气检测装置指示值。
(6)当瓦斯信号发出时，应查明原因，并取气体化验，决定能否继续运行。若正常运行中，瓦斯信号每次发出时间逐渐缩短，应汇报上级，同时值班人员作好跳闸准备。
(7)若属于瓦斯误动，应尽快将变压器投入运行。
6、变压器着火时的处理
首先应将其所有电源开关和闸刀拉开，停用冷却器。若变压器油在变压器顶盖上着火，应立即打开变压器事故放油阀，启动变压器喷水灭火装置，使油冷却而不易燃烧。若变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防止变压器发生爆炸。若变压器外壳炸裂并着火时，必须将变压器内所有的油都放到储油坑或储油槽中。
7、变压器冷却电源故障处理
首先检查备用电源能否投入，若不能迅速降低变压器负荷，使负荷下降到变压器铭牌所规定的自然冷却方式下的负荷，就必须严密监视变压器线圈温度，温度不能超限，并立即通知检修人员进行处理。
8、变压器运行中瓷套管发热和闪络放电的处理
(1)高低压瓷套管是变压器外部的主绝缘，它的绝缘电阻值由体积绝缘电阻和表面绝缘电阻两部分并联组成。因为瓷套管暴露在空气中，受到环境温度、湿度和尘土的影响，所以其表面电阻是一个变化值。当积尘严重时，污秽使瓷套管表面电阻下降，导致泄漏电流增大，使瓷套管表面发热，再使电阻下降。这样恶性循环，在电场的作用下由电晕到闪络导致击穿，造成事故。这种情况的处理办法是擦拭干净瓷套管表面污秽。
油浸电力变压器的故障范文第6篇
1 声音异常
变压器在正常运行时, 由于交变磁通的作用 (所谓交变磁通, 是指在正弦交流电作用下, 磁通也按照正弦曲线的关系而变化) , 以及铁芯是由许多薄的硅钢片叠加而成的特点, 变化的磁通会促使硅钢片发生震动而会发出连续均匀的“嗡嗡”声。这种响声在变压器运行时, 是很均匀而且是细微的, 这是正常现象。如果产生的声音不均匀或有其他特殊的响声, 应视为变压器异常, 并可根据声音的不同查找故障原因, 进行及时处理。主要有: (1) 内部有较高且沉着的“嗡嗡”声, 则可能是过负荷运行, 可根据变压器负荷情况并加强监视。 (2) 内部有短时“哇哇”声, 则可能是电网中发生过电压, 可根据有无接地信号, 表计有无摆动来判定。 (3) 变压器有放电声, 则可能是套管或内部有放电现象, 这时应对变压器作进一步检查。 (4) 变压器有水沸声, 则为变压器内部短路故障或接触不良, 这时应立即停电检查。 (5) 变压器有爆裂声, 则为变压器内部或表面绝缘击穿, 这时应立即停用进行检查。 (6) 其他可能出现“叮当”声等, 则可能是个别零件松动, 可以根据现场情况处理。
上述几种异常发生时, 运行人员应加强监视, 做好事故预想及时联系停电检查处理, 有备用变压器时即刻投入运行, 将故障变压器退出运行。同时引起变压器异常原因很多, 而且很复杂, 需要运行人员不断积累经验, 才能作出合乎实际的判断和正确的处理方法。
2 变压器油枕故障
油枕油位已满, 呼吸器出现变压器油向外喷流, 但瓦斯保护, 压力释放阀, 差动保护未动作, 经对变压器停运进行电气试验, 结果正常, 后将油枕的视察窗拆开检查, 未见有油, 可见油枕本身存在故障。
原因分析: (1) 该变压器油枕为胶囊式结构, 正常时, 拆开视察窗端盖, 通过窗玻璃可看见油, 当油温升高, 油箱内的油膨胀进入油枕, 迫使胶囊通过呼吸器向外排空气, 油位上升, 并通过油位计给出指示, 当油温下降, 油箱内的油收缩, 油枕内的油流回油箱, 胶囊向里吸空气, 油位下降, 在油枕里, 胶囊起到将空气与油隔离的作用, 防止绝缘油老化。 (2) 呼吸器向外喷油说明胶囊已破裂。从观察窗看不到绝缘油说明胶囊和油枕箱体间有空气。打开油枕侧盖, 抽出胶囊检查, 发现胶囊底部有裂口。
采取的主要措施:经更换胶囊后, 从油枕阀门向里注油, 注油时打开油枕排气口, 直到排气口冒油, 并从观察窗看到油时停止注油, 拧紧排气口螺钉, 再从阀门放油, 直到油位正常, 此时胶囊自动经呼吸器吸入干燥空气。
3 变压器油流带电故障
油流带电时, 局部放电信号强度相当于正常运行时变压器局部放电量的2~3个数量级, 在变压器铁芯接地小套管上也能检测到很强的放电信号, 且与变压器运行电压在相位上无确定关系。当开启变压器潜油泵时, 仍能检测到很强的放电信号, 停运潜油泵则放电信号消失。
采取的主要措施是: (1) 更换变压器的绝缘油, 通过改善油质, 消除或抑制变压器内油流带电的现象。 (2) 改善变压器运行环境, 针对该变压器在高温季节运行时, 油色谱分析气体含量偏高现象, 主要是变压器运行环境通风不畅, 对非油质不良引起的油流带电, 有的采用更换油泵, 改变油流速度的办法, 有的采用注入的少量添加剂等办法, 以改变形成油流带电的条件。
4 油位异常
运行中变压器温度的变化会使油体积变化。从而引起油位的上下位移。常见的油位异常: (1) 假油位, 如变压器温度变化正常, 而变压器油标管内的油位变化不正常或不变, 则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有:油标管堵塞;油枕呼吸器堵塞;防爆管通气孔堵塞;变压器油枕内存在有一定数量的空气。 (2) 油位过低。油面过低应视为异常。当低到一定限度时, 会造成轻瓦斯保护动作, 严重缺油时, 变压器内部绕组暴露, 会使其绝缘降低, 甚至造成因绝缘散热不良而引起损坏事故。处于备用的变压器如严重缺油, 也会吸潮而使其绝缘降低。造成变压器油面过低或严重缺油的原因有:变压器严重漏油;检修人员因工作需要多次放油后未做补充;气温过低且油量不足或油枕容积偏下, 不能满足运行要求。
5 绕组故障
主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有: (1) 在制造或检修时, 局部绝缘受到损害, 遗留下缺陷。 (2) 在运行中因散热不良或长期过载, 绕组内有杂物落入, 使温度过高绝缘老化。 (3) 制造工艺不良, 机械强度不能经受短路冲击, 使绕组变形绝缘损坏。 (4) 绕组受潮, 绝缘膨胀堵塞油道, 引起局部过热。 (5) 绝缘油内混入水分而劣化或与空气接触面积过大, 使油的酸碱过高绝缘水平下降或油面太低, 部分绕组露在空气中未能及时处理。由于上述原因, 在运行中一经发生绝缘击穿, 就会造成绕组的短路或接地故障。发现匝间短路应及时处理, 因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。
6 铁芯多点接地
(1) 采取临时串接限流电阻。发现变压器铁芯多点接地故障后, 需停电进行吊芯检查和处理。对于系统暂不允许停电检查的, 可采用在外引铁芯接地回路上串接电阻的临时措施, 以限制环流增加, 防止故障进一步恶化。在串接电阻前, 应分别测量铁芯接地回路的环流和开路电压, 然后计算应串电阻阻值。所串电阻不宜太大, 以保护铁芯基本处于地电位;也不宜太小, 以将环流限制在0.1A以下。同时还需注意所串电阻的热容量, 以防烧坏电阻造成铁芯开路。
(2) 吊芯检查。 (1) 测量各夹件或穿心螺杆对铁芯 (两分半式铁芯可将中间连片打开) 的绝缘以逐步缩小故障查找范围。 (2) 检查各间隙、槽部重点部位有无金属杂物。 (3) 清除铁芯或绝缘垫片上的铁锈或油泥, 对各间隙用油冲洗或氮气冲吹清理。 (4) 用榔头敲击振动夹件, 同时用摇表监测, 看绝缘是否发生变化, 查找并消除动态接地点。
通过以上几种对变压器的声音、油位、外观及其他现象的故障的初步、综合的归纳、分析, 由于变压器故障并非某单一因素的反映, 而是涉及诸多因素, 有时甚至会出现假象。因此, 必要时进行变压器的特性试验及综合分析, 才能准确、可靠找出故障原因, 判明故障性质, 提出较完善的处理办法, 确保变压器的安全运行。
摘要：文章介绍了变压器的常见故障及处理方法, 并对故障处理方法进行了归纳总结, 确保变压器的安全稳定运行有重要的意义。
关键词：变压器,故障,分析,处理
参考文献
[1] 廖自强, 余正海.变电运行事故分析及处理[M].北京:中国电力出版社, 2004.
[2] 电力变压器.GB 1094.1～1094.5～85[S].