电力变压器绝缘（精选11篇）
电力变压器绝缘 第1篇
2月26日9时许, 吉林地区某66k V变电所2号主变一次主开关电流速断保护动作后跳闸, 自动重合闸失败, 10k V II段停电。运行人员现场检查10k V II段石联线出口避雷器, B相外绝缘部分对地贯穿性炭化开裂, A、C相外绝缘水迹并有覆冰现象, C避雷器上部伞裙有烧蚀痕迹配电工作人员巡查发现10k V石联线2号杆C相因道路施工影响发生接地。当日最高气温达到5℃。
10时40分该变电所10k V II段负荷由1号主变带出, 2号主变及10k V II段石联线转为停电检修。11时, 检修人员更换10k V石联线出口避雷器, 11时30分10k V石联线2号杆缺陷处理完毕, 12时30分, 10k V石联线恢复供电。
正常情况下, 避雷器是能够承受系统单相接地后的线电压, 试验人员现场分析认为10k V石联线出口B相避雷器内部进水受潮, 部分阀片变质劣化。当日10k V石联线2号杆C相金属性接地后, 导致系统A、B相升至系统线电压。10k V石联线出口B相氧化锌避雷器无法承受工频过电压放电。造成10k V石联线B、C相近区接地短路, 10 k V系统开关保护整定值偏大, 短路电流造成66k V2号主变一次主开关电流速断保护整定范围后, 动作后跳闸。
现场检查2号主变轻、重瓦斯保护未动作, 但现场检查发现气体继电器内气体集结。10k V系统的近区短路产生的电动力与冲击电流对变压器危害很大, 可能对66k V2号主变形成损伤, 有必要对66k V2号主变进行诊断试验。
变压器试验及初步结论
根据短路故障现象部分解释的不确定性, 有关工程技术人员制订了诊断试验方案, 进行气体色谱分析, 绕组绝缘、直流电阻、泄漏电流检查、主绝缘工频交流耐压测试。
气体色谱检测数据
绝缘电阻及吸收比
绝缘电阻及吸收比试验。
直流泄漏电流测试
直流电阻测试
一次侧测试分接位置为3分接 (运行分接) 。
工频交流耐压试验
变压器绕组绝缘电阻、泄漏电流测试及工频交流耐压试验证明变压器主绝缘良好。直流电阻测试未发现变压器绕组异常, 但检测气体继电器内气体组分异常 (见表1) , 采用三比值法判定变压器内部发生电弧放电。分析认为系统两相短路对变压器对绕组中绝缘股匝间绝缘破力较大, 可能导致绕组的移位变形等。为确保变压器运行安全, 补充进行空载试验及变比测试。
补充试验及结论
变比试验
变比试验与标准值、交接试验数值变化不大。
空载试验
空载试验均在二次侧进行, 单相法。
根据上述试验数据分析, 本台变压器绕组B (b) 相股间短路, 因变压器短路故障发生在二次侧, 二次绕组受损可能较大。
补充试验结论
在对上述的测试结果进行研究时, 我们发现变压器b相绕组股间绝缘损坏, 发生股间短路;变压器绕组应无断股现象。
试验结论确认依据
空载试验
长磁路损耗与短磁路损耗的比值为:P (c-ab) /P (b-ca) =0.675;P (c-ab) /P (a-bc) =0.653
在对以往的数据研究时, 我们发现采用传统的变压器的使用材料和生产工艺, 66k V20MVA变压器长短磁路空载损耗比值通常可以控制在1.45-1.50的范围内。而在对本台变压器进行空载试验时, 比值则分别为0.675和0.653, 这与正常数值是不相符的, 明显表征出故障, 结合P (c-ab) 为最小, 可认定变压器B (b) 相一次绕组是有股间短路的现象的。
由于为近区短路故障发生在变压器二次, 低压绕组二次b相股间短路可能性较大。
绕组直流电阻试验
经计算, 低压实测相直流电阻为:Ra=59.22 mΩ;Rb=59.06 mΩ;Rc=58.83 mΩ。
本台变压器低压侧2股并绕, 每股直流电阻应为118mΩ, 正常绕组2股应为59 mΩ。相电阻实测值与正常的2股电阻数值吻合。
变比试验
变比试验测得数据与标称变比基本一致误差很小, 可以排除存在匝间短路的可能性。
变压器返厂解体检查
返厂解体检查结论: (1) 变压器二次绕组b相端部放电使二次b相绕组发生金属性股间短路。 (2) 现场试验结论准确。
结语
当运行中的变压器或是新使用的变压器出现了瓦斯保护动作跳闸或是差动等问题时, 应及时地对其检查并准确发现变压器绕组中存在的缺陷, 建议采用空载试验的方法。合理设置继电保护整定值, 缩小故障波及范围, 避免和减少短路电流对变压器的冲击。
电力变压器绝缘 第2篇
电子电路变压器绝缘漆及绝缘处理工艺的探讨
面对铁路等行业对系统和产品的可靠性严格要求,主要探讨了绝缘漆的`主要技术要求、选用原则、绝缘处理的工艺过程及其对产品性能的重要影响.
作 者：陈建明 Chen Jianming 作者单位：上海铁路通信工厂,36,上海 刊 名：铁道通信信号 英文刊名：RAILWAY SIGNALLING & COMMUNICATION 年，卷(期)： 45(5) 分类号：U2 关键词：绝缘漆 绝缘处理 可靠性电力变压器绝缘 第3篇
摘要：目前我国的大部分城镇以及业供电系统中主要应用110KV变压器，在实际工作中为防止雷电过电压以及操作过电压对中性点绝缘造成破坏，工作人员在变电站设计中都要将过电压保护和二次继电保护相配合。本文就110KV分级绝缘变压器中性点绝缘配合问题进行了深入的分析探讨，以供同仁参考。
关键词：110KV分级绝缘变压器；性点绝缘；配合；探讨
目前我国的电力系统所使用的变压器的绝缘结构主要有全绝缘结构以及分级绝缘结两种。全绝缘结构中性点的绝缘水平大致与三相端部出线电压等级的绝缘水平相同，因此它主要应用于绝缘要求较高的小接地电流接地系统，在我国主要是35KV及以下电压的系统。除此之外就是分级绝缘结构，分级绝缘结构的中性点的绝缘水平较低，目前分级绝缘的变压器已经被广泛的应用于110KV及上电压等级电网电力系统，采用分级绝缘的变压器能够有效的减少内绝缘尺寸，大大的缩小整个变压器的尺寸，能够节约造价。
一、变压器中性点不接地运行时的过电压分析
对于中性点不接地运行的变压器，其中性点可能出现的过电压包括雷电过电压，操作过電压，暂时过电压，正常运行时的工频过电压等。因此，在中性点直接接地电网中110kV 变压器中性点不接地时可能出现的过电压形式主要有：雷电冲击波侵入变压器时造成变压器中性点电位升高的雷电过电压以及因110kV 接地系统故障形成局部不接地系统时的过电压。
在实际工作中，雷电过电压主要从输电线路人侵的雷电波，在变压器中性点上出现的最大过电压幅值取决于变压器的人口避雷器残压。如果110kV 系统单相接地时接地变压器侧断路器跳闸.不接地变压器侧断路器拒动，则系统形成局部不接地系统.此时的中性点过电压值更高，其值近视为相电压值.如果此非正常运行状态持续保留在局部不接地系统中，该变压器中性点的暂态过电压会对分级绝缘的变压器中性点的绝缘构成威胁，因此，应在变压器中性点加装间隙保护，防止变压器绝缘的损坏.
二、110kV分级绝缘变压器中性点绝缘过电
一般变压器中性点不接地时中性点绝缘水平为全绝缘，不需要安装避雷器，但在多雷区且单进线装有消弧线圈的变压器应在中性点加装避雷器，其额定电压与线端相同。一般变压器部份接地时中性点绝缘水平只达到线端水平的一半，中性点按其绝缘水平的不同，应安装相应保护水平的避雷器。在实际工作中，为留有裕度，可选取适当的裕度系数，此时耐受中性点出现的最大稳态电位，至少可在1000s 以上，具有足够的裕度.对于变压器l10kV 侧中性点：（126/√3）×1.1×1.1×0.6=52.8（kV，有效值）。
在实际的工作中，经过试验数据证明中性点部分接地时采用半绝缘的变压器运行基本上是安全的，仅在断路器出现非全相或严重不同期产生的铁磁谐振过电压可能危及中性点绝缘。不存在部分中性点不接地的变压器，自然不会出现弧立的不接地电网，因此防“失地”的继保装置可以省略。众所周知继保装置越简单，可靠性越高。一般应与变压器中性点绝缘水平相同。110kV变压器中性点绝缘水平为35kV级时，小电抗绝缘水平也为35kV级，由于有充足的裕度，可省去避雷器。
1、防止变压器绝缘损伤
测量电力变压器的绝缘电阻和吸收比或极化指数，对检查变压器整体的绝缘状况具有较高的灵敏度，能有效地检查出变压器绝缘整体受潮，部件表面受潮或脏污，以及贯穿性的缺陷。当绝缘贯穿于两极之间时，测量其绝缘电阻时才会有明显的变化。检修需要更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求，检验合格的材料和部件，并经干燥处理；此外在进行变压器运行检修时，要严禁蹬踩引线以及绝缘支架。
2、对于中性点避雷器保护的选择
一般来说，对母线侧避雷器选择较为轻松，一般按照厂家生产使用的电压等级选择不会有什么问题，但中性点选择却是有较大的难度，各地方存在较多性点避雷器不匹配的问题并给予纠正。在实际工作中，选用中性点保护采用分级绝缘的变压器。绕组中性点的绝缘水平比绕组首端的低。当变压器设计为中性点必须接地运行时，中性点绝缘水平比首端低得多。当变压器运行方式为中性点接地运行，也可在系统不失去接地情况下不接地运行，其中性点绝缘水平相对较高。
（1）单独用避雷器保护方式
110kV变压器中性点绝缘水平为60kV或38kV。60kV绝缘水平的中性点可用Y1W-73/200型避雷器，其直流1mA电压103kV相当于73kV工频峰值，中性点能承受1倍相电压的短时工频过电压；其1kA残压为200kV，雷电耐压水平可按U耐=1.1×（1.1U残+15）kV，现残压为200kV，那么设备绝缘为258kV就可满足要求。雷电耐受为300kV的绝缘使用225kV残压的避雷器也可满足绝缘配合。
对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压小于或等于185kV时，即属于标准分级绝缘结构的变压器。对于中性点不接地的分级绝缘变压器，当雷电波从线路侵入变压站到达变压器中性点以及系统单相接地、非全相运行，特别是伴随产生变压器励磁电感与线路对地电容谐振时，会产生较高的雷电过电压或工频稳态过电压，对分级绝缘变压器中性点构成威胁，甚至使变压器中性点绝缘损坏。
（2）混合绝缘技术
混合绝缘技术指一种在线圈高温部位采用N 芳香聚□胺纸和层压板，在变压器其他不太热的区域采用纤维素的技术。这种技术的开发使变压器性能大幅度提高，同时提高了可靠性和减少了维护工作量。110kV、220kV是供电网络的主要电压等级，由于电压很高，中性点一般采用直接接地方式，由于继电保护整定配置及防止通讯干扰等方面的要求，为了限制单相短路电流，其中有部分变压器采用中性点不接地方式。在这种运行方式下，由于雷击、单相接地短路故障等会造成中性点过电压，而且变压器大多是分级绝缘，因此过电压对中性点的绝缘造成很大威胁，必须对其设置保护装置防止事故发生。
结束语
变压器绝缘水平是能够承受住运行中各种过电压与长期最高工作电压作用的水平。本文通过对中性点过电压的种类以及高低和危害进行分析，将变压器中性点避雷器、间隙保护和二次继电保护结合起来作了合理配置和整定。目前在我国的电力系统中，大多都用非线性元件，即避雷器限制电力系统的过电压水平。变压器可有不同的试验电压。以绝缘水平是按绝缘配合决定的，用不同特性的避雷器保护变压器时，也会产生不同的效果。因此，在实际工作中，工作人员要结合实际情况合理的进行110KV分级绝缘变压器中性点绝缘的配合。
参考文献：
[1] 胡晶晶，曾丽，饶林.雷击造成主变压器中性点击穿的原因分析及建议[J].高压电器.2007（02）
[2] 王仕荣，李春平.变电站主变压器中性点的运行操作及其相关保护投退的分析[A].2011年云南电力技术论坛论文集（入选部分）[C].2011
电力变压器绝缘故障的分析 第4篇
电气设备的数量和种类随着电力系统的高速发展也越来越多, 对于国家经济的发展来说如何保障电力系统的运行安全十分重要。所以为了避免事故的发生, 就必须把早期的故障巡查到位, 这要求加强监测设备运行状态的力度。在电力系统中电气设备的绝缘状态是十分重要的, 是安全运行和生命安全的基础保障之一, 所以及时检测和诊断电气设备绝缘状态是电力工作人员的首要任务。随着生产过程的逐步现代化, 电力设备事故的预防和减少十分重要, 对于电力工业系统的发展也有很重要的意义。
2 变压器绝缘材料的化学组成
构成电力设备的主要有导电体、结构体、绝缘体以及导磁体的材料。而绝缘体材料基本上都是有机物质, 例如绝缘纸或者矿物油等有机的合成材料。绝缘矿物油主要是以天然石油为原料, 经过蒸馏和精炼等过程形成的。绝缘纸主要有芳纶、聚酰胺或者其他复合型材料等。
3 电力变压器绝缘故障的原因
在电力变压器的绝缘材料中主要会出现下面几种原因的故障: (1) 制造的变压器设计的油道较小或者采用的绝缘材料较薄, 造成使用寿命较短; (2) 变压器要求内部有很高的清洁度, 哪怕残留的金属杂质极少, 也会在很大程度上影响到爬电的距离, 造成局部放电现象延伸为表面漏电; (3) 变压器的相间绝缘在裕度上要足够大, 如果过小就会导致相间短路现象发生。然而在相间加入隔板进行绝缘的方法是不可取的, 一旦发生短路就会使相间的电场强度分布遭到破坏, 隔板或者油间隙的电场强度过高, 隔板材料就会形成树枝状放电现象; (4) 制造的绝缘成型件如果存在导电质的污染, 就会造成局部放电以至于绝缘件表面漏电, 绝缘便失去了效用; (5) 制造的变压器在油道的设计上不合理可能会产生较高的油流速度, 也会造成油流放电现象; (6) 制造的变压器中绝缘油受到污染会使整体的绝缘性能降低。
4 电力变压器绝缘故障诊断技术
4.1 绝缘油硫腐蚀故障诊断
变压器的线圈材料很容易受到硫的腐蚀, 因为国际上发生过很多重大的油流腐蚀故障案例, 所以电力工业的工程技术人员近年来十分重视这个问题。特别是高压变压器很容易出现油流腐蚀, 因为高压变压器的容量较大、油温过高、负荷较大, 其电压在500KW以上并且带有密封油枕。大部分的高压绕阻绝缘纸和裸铜线是直接接触的, 变压器运行中的温度因素有着很大的影响。我们针对深圳、华北、华东和福建等地区电网的变压器故障进行了剖析, 在500KW以及220KW变压器的绝缘纸和绕阻上发现有沉积的化合物, 有的是蓝紫色, 有的是浅灰色, 经过检验这种沉淀物为硫化亚铜。硫化亚铜的导电性很强, 在污染和渗透绝缘纸后, 就会使绝缘体的绝缘性能大幅度下降, 时间长了就会击穿变压器匝间的绝缘体并烧毁绝缘线圈。
4.2 绝缘油中溶解气体分析诊断
一般的变压器经过长时间的负载和运行, 会渗入一定的水分和氧气, 再加上电应力和热量的交叉作用, 就会大大的降低绝缘材料的性能。比如说绝缘纸的老化和绝缘油的分解问题, 绝缘油在其化学、电气和物理性能上都会大幅度下降, 无法满足变压器对绝缘油的质量要求。变压器的内部很多时候也会存在高温热点和电弧, 这时产生的大量热能就会破坏绝缘材料的烃类分子结构, 释放出CO、CO2等气体和低分子烃。如果放电性或者热类故障潜伏在变压器中, 一氧化碳和二氧化碳的产生则会越来越多。当产生的气体足够多并形成气泡时, 经过一定时间的扩散和对流作用, 就会在绝缘油中进行溶解。气体的产生根据电类或者热类故障的不同也会有不同的种类, 故障程度也影响着气体的释放量。所以说变压器的故障和老化程度可以根据气体在绝缘油中的溶解含量和组分来判断。
4.3 人工智能在变压器故障中诊断
对于变压器的故障可以采用人工智能方式来解决, 通过对人类思维的模仿对变压器中绝缘油的气体溶解数据进行分析, 变压器故障的产生和绝缘油中气体溶解量之间的关系是十分复杂的, 通过分析可以找到其中的规律并自动的对判断规则进行调整来适应环境的不断变化。人工智能技术对于分析绝缘油中气体溶解的分析十分有效, 可以很快的诊断出变压器的故障原因;人工智能技术的应用也可以及时的发现潜伏性故障, 有利于变压器的维护和运行安全。对于社会经济的发展来说, 通过人工智能技术保障电力系统的运行稳定是一项重点的研究方向, 现有的研究热点主要包括模糊数学、信息融合、神经网络、专家诊断等方式。
5 结语
在电力变压器中内部绝缘系统十分的复杂。绝缘材料所处的位置不同其所受的电应力就不一样, 就算是同样的位置因为时间不同所受的电应力也不一样, 所以绝缘材料老化程度的评估不能依靠单一特征的参数。变压器绝缘材料的老化过程同样也不能通过单一的模型来描述, 需要长期地开展和调查多个特征的参数并从纵向上进行比较才是合适的方式。因为电力系统的复杂性单一化的技术很难诊断出实际的故障, 需要开发出多种技术并加以融合来使故障诊断的正确率得到提升。总的来说, 在变压器绝缘材料故障问题的研究上还有很多地方是空白的, 需要不断的进行完善。
摘要：最近几年我国的各个经济领域在发展上都比较迅速, 特别是电力系统, 逐步迈向大电网、自动化、超高压和大容量的新时代。我国的电力工业随着越来越大的电力需求量也在迅速的发展, 在变电站的建设和改造上已经达到了每年1000个的数量。所以我们面临着的最大问题就是电力变压器的安全运行, 本文主要以电力变压器的绝缘材料为出发点, 在研究国内外变压器绝缘故障处理经验的基础上着重对绝缘材料老化的原理进行分析, 探索变压器出现故障和绝缘材料老化之间的关联。
关键词：绝缘故障,故障诊断,电力变压器
参考文献
[1]冯运.电力变压器油纸绝缘老化特性及机理研究[D].重庆:重庆大学, 2007.
[2]朱广伟.微机继电保护在企业供电系统中的应用及发展趋势[J].辽宁科技学院学报, 2013 (03) :11-12.
干式变压器绝缘材料选择参考 第5篇
杜邦可直接授权电机客户使用达致国内客户成本效益之素求，主要材料均已国产制造协助客户申请电机UL认证（通过杜邦指定的合作伙伴）远较客户自己申请电机UL认证，费用更省，需时更少众所周知，如果电机厂想要出口其产品到美国，那么他的电机必须先获得美国UL认证。而获得电机UL认证的最便捷的办法就是通过UL认可的绝缘系统来申请电机的认证：根据我们的经验，通过我们的绝缘系统来申请电机UL认证比起完全靠客户自己申请，费用要节省70%-80%，时间要节省50%以上。尽管如此，电机厂在申请的过程中还是会碰到许多些问题，以下是一些最典型的问题
1.1.绝缘系统上的所选用的都是进口材料，既增加了生产成本，同时采购也极不方便，怎么办？ 2.有些绝缘系统尽管有国产材料，但是往往只有一家，没有其它选择，怎么办？ 3.我们虽然需要 UL 认证，但不懂如何申请，怎么办？
为解决这些问题，杜邦中国集团有限公司先进纤维部推出了 600 伏特 F 级的电机绝缘系统20-D。这是一套以杜邦公司NOMEX®产品为基础的 UL 绝缘系统。与其它绝大多数绝缘系统(包括杜邦公司以往推出的系统)所不同的是： 20-D 系统的所有材料均已国产化，每种材料都有数家供货商可供选择，并且所选用的国产材料本身大多数都已获得美国 UL 认证。因此，电机客户可以非常便利地在国内采购符合 UL 规定的材料—既节省了费用，又节省了精力。
另外，本系统与其它系统相比最大优势的还在于：我们不但向客户推荐和免费授权系统，并且我们还通过推荐杜邦的合作伙伴—杭州泰达公司来帮助电机用户申请电机的 UL 认证。客户只需支付少量的费用，泰达公司就可以提供一整套的专业服务来帮助电机厂申认证(包括联系美国 UL 公司，帮助客户理解 UL 1004 文件，指导客户按 UL 的相关规定生产电机样品，安排电机送样，联系 UL 获得试验结果以及与之相关的英文文件的翻译工作)。这样，电机厂可以节省大量的时间和精力，同时也可以少走弯路，大大提高一次通过的成功率。
总之，通过杜邦的NOMEX®中国化绝缘系统 20-D 来申请电机 UL 系统，省时，省力，省费用。即使您对 UL 认证过程并不了解，您也可以轻松获取认证，为您的电机产品出口美国市场取得“通行证” 以杜邦™ NOMEX®为基础—通过 UL 认证的 600 伏电压以下 F 级(155 ℃)电机绝缘系统 20-D UL File No.E 57692 电磁线
MM-5 ； MW-35C ； MW-30.用最小厚度为 2mil 的NOMEX®纸绝缘，且 ? 包率至少为 50% 的导体
对地绝缘和相绝缘 杜邦™ NOMEX® Paper * Type 410 4mils Type 411 10mils Type 414
Type 418
4mils 5mils
* 最小厚度
复合材料含至少含 4mil Type416 或 Type464 ： 瑞安绝缘材料有限公司 产品名称： NMN X-X-X 杭州泰达实业有限公司 产品名称： NMN X-X-X
辅助片状绝缘
如上所列对地绝缘材料，其含NOMEX®纸的最小厚度同上所列: 瑞安绝缘材料有限公司 产品名称： NMN X-X-X 杭州泰达实业有限公司 产品名称： NMN X-X-X 绝缘漆
杜邦™ Herberts® 高性能涂料 产品名称： E8565 * 限制用于 MW35,MW30, MW73, MW74, MW76 漆包线
John C Dolph 公司
产品名称： CC-1105，CC-1105HTC
* 限制用于MW35，MW73，MW74漆包线 吴江市太湖绝缘材料厂
产品名称：ET-90（UL File No.E228349）
* 限制用于MW35，MW73，MW74漆包线
嘉兴市荣泰绝缘材料有限公司(嘉兴Rota-Ropa绝缘材料公司)产品名称： R-1140-M（UL File No.E227128）* 限制用于 MW30, MW35 漆包线 嘉兴清河绝缘材料有限公司
产品名称： 0840 聚酯无溶剂树脂（UL File No.E225309）* MW5，MW30，MW35 漆包线均可使用
绝缘粘带
3M 公司
产品名称： 92聚?亚胺薄膜粘带（用杜邦™ Kapton® 薄膜）杭州泰达实业有限公司
产品名称： AI-S10, AI-S20聚?亚胺薄膜压敏胶带
AE-S10, AE-S20聚酯薄膜压敏胶带
上海合成树脂研究所
产品名称： YmM聚?亚胺薄膜压敏胶带 上海金张绝缘材料公司
产品名称： 6251聚?亚胺薄膜压敏胶带
6240聚酯薄膜压敏胶带 上海前峰绝缘材料厂
产品名称： 6256 聚 ? 亚胺薄膜压敏胶带 引出线
江阳华明特种电缆股份有限公司
AWM 3321 XLPE绝缘电缆（UL File No.186948）
AWM 3530 硅橡胶绝缘电缆
无锡爱邦高聚物有限公司
产品名称： UL3289 辐照交联聚乙烯绝缘电机线圈引接线(UL File No.E186848)槽楔
上海绝缘材料厂
产品名称： 3240环氧酚醛玻璃布层压板（UL File No.E139310s）四川东方绝缘材料有限公司
产品名称： 3240 环氧酚醛玻璃布层压板 西安绝缘材料厂
产品名称： 346环氧酚醛玻璃纤准层压板 沈阳华美绝缘材料厂
产品名称： SH 3940 F级聚酯亚胺引拔材料
上海元龙玻璃钢有限公司
产品名称： 用于电机的玻璃纤维增强引拔槽楔
A型：FB-O邻苯不饱和聚酯树脂-无?无捻玻璃纤维增强引拔槽楔
B型：FB-I 间苯不饱和聚酯树脂-无?无捻玻璃纤维增强引拔槽楔
C型：FB-V 乙烯基树脂-无?无捻玻璃纤维增强引拔槽楔 套管
上海嘉昌电气绝缘品有限公司
产品名称： 玻璃纤维有机硅自熄套管No.SSG1,2,3.（UL File No.E204027）上海神电工贸有限公司
产品名称： SRG-514 玻璃纤维有机硅自熄套管（UL File No.E220807）AG-602F 级丙烯酸酯玻璃纤维漆管
绑扎带
上海耀华复合材料有限公司
产品名称： ET 71025 无玻璃纤维带 PT 72025 电气聚酯纤维编织带
上海海鹰绝缘玻璃纤维有限公司 产品名称： ET100 无玻璃纤维带
PGT 71220 无玻璃纤维和聚酯纤维交织带
出线板
美国英代而热固性复合材料深圳有限公司
产品名称： BMC-48-50 模压复合材料（UL File No.E3587R）
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电力变压器绝缘 第6篇
关键词：油色谱研究；变压器；绝缘状态；检测技术
中图分类号：TM855 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）26-0020-02
在当前的电网正常运行过程和变压器正常运行过程中，加强变压器绝缘状态检测变得越来越重要。只有加强状态检测，才能避免相关问题出现，避免工作人员人身健康受到威胁，保障变压器运行稳定性。要想有效落实变压器绝缘状态检测工作，就必须大力应用状态检测技术，及时掌握变压器运行情况和故障产生情况。变压器状态检测过程相对比较复杂，检测流程也比较多，检测难度比较大。因此必须应用良好的状态检测技术，及时识别变压器运行情况和相关故障。本研究主要介绍主要的检测技术，通过选择油色谱分析方法，完成状态检测工作，从根本上降低变压器事故产生率。
1 常见的变压器绝缘故障研究
1.1 短路故障研究
在变压器绝缘故障当中，短路故障是比较常见的，主要是指引线以及绕组短路问题，另外相和相之间也可能会出现该故障。当这种故障出现之后，会导致变压器受损。在出现短路电流之后，就会导致变压器过热，破坏变压器相关材料，进而出现变压器事故，对于变压器绕组设备来说，在短路状态下要承受电动力，最终出现绕组变形问题。另外，当引线位置不当，也会在放电之后出现绝缘受损问题和短路事故。
1.2 放电故障研究
在变压器运行过程中，只有保证绝缘放电强度充足，才能维持相关设备的正常运行和应用，如果放电太弱的话，就会导致变压器运行时间大大缩短。而当出现放电故障之后，就会大大降低变压器绝缘设备的性能。首先，当电粒子和变压器绝缘相冲击之后，就会导致绝缘结构出现异常，还会导致绝缘设备温度提升，最终出现绝缘碳化等相关问题。然后，当局部放电问题出现之后，就会产生相关化合物质，在和水分有效结合之后，就会出现硝酸物质，导致变压器绝缘侵蚀问题出现。最后，当变压器局部放电之后，就会使得削弱变压器绝缘的散热能力，导致放电问题更加严重，最终导致绝缘受损问题。
1.3 过热故障研究
当出现过热故障之后，就会导致变压器绝缘热解，最终再出现电弧性热点问题之后，导致变压器设备受损。另外还会影响电网的正常运行，在出现过热故障之后，就会导致停发电问题出现，导致人们无法正常用电。
1.4 绝缘油故障研究
变压器油在变压器运行当中是不可缺少的，只有保证油品质量，才能保证变压器和相关设备正常运行。在变压器老化之后，油也会随之变质，会出现一系列异常现象，导致放电增强，最终导致变压器绝缘损坏。
2 应用情况研究
2.1 在可燃性气体总量有效测量过程中的应用
如今，基于油色谱研究的变压器绝缘状态检测技术得到了实际应用，应用效果是比较显著的。在具体的应用过程中，主要采取了油色谱装置检测措施，对变压器设备绝缘状态进行了解。常见的可燃性气体主要有氢气、一氧化碳等，而通过应用基于油色谱研究的变压器绝缘状态检测技术，可以检测出这些气体的总量，但还无法确定到每个气体的准确含量，且该技术应用造价相当高。
2.2 在单一氢气组成情况中的应用
在变压器相关设备过热问题出现之后，就可能会产生氢气，另外当变压器局部放电之后，也可能会产生氢气。在基于油色谱研究的变压器绝缘状态检测技术应用基础上，已经发明了相关装置，在应用这些装置之后，可以了解相关信号输出情况，进而了解气体成分。这种装置结构不太复杂，可以应用在变压器故障最初检测过程中，为后期色谱深入研究奠定基础，但使用该装置无法辨别具体的故障产生种类。
2.3 在多种气体组成成分辨别中的应用
如今，在线色谱检测仪器已经被创新和完善出来，通过应用该仪器，可以准确辨别出多种气体，掌握气体当中的具体组成成分，如今测量气体量多大的仪器是TrueGas仪器。另外，澳大利亚发明的DRMCC仪器，还可以准确地掌握设备运行状态，可以有效收集到油中的多种物质数据，进而测量气体具体成分和具体浓度。
3 油色谱研究工作流程介绍
随着我国科学技术的不断发展，智能化的油色谱研究工作流程被设计出来，针对具体的工作流程来说有以下几个步骤：
①在PC发动指令之后，仪器就会自动进行检测，另外也可以采取手动按键措施，开展状态检测工作；②保证电磁阀2正常通电，使得气路当中充满载气，在气路系统当中充满空气之后，避免热导设备受损问题出现，在开机之前，还要保证载气输通完成，机器重启时间和载气输通时间呈现出正比例关系；③有效落实加热设备正常通电工作，相应的柱箱以及相关检测仪就会逐渐升温；④进行基线有效采集，观察研究基线平稳情况；⑤确定基线平稳之后，要对电磁阀1进行相应有效操作，保证其通电，在完成载气输通工作之后，使得油当中的相关融解气体通入到色谱柱中，随之进行相关数据收集和有效上传；⑥在实现载气有效推动的基础上，相关混合气体会实现分离，那些吸附力较小的气体就会被推出，在所有气体都分离结束之后，结束相关数据采样工作；⑦实现装置有效关闭，进行检测仪断电操作，在检测仪温度降低之后，进行载气关闭操作；⑧结束一次检测。
4 结 语
综上所述，基于油色谱研究的变压器绝缘状态检测技术应用效果显著，利用该技术可以提升变压器状态检测效率，保证变压器运行安全。另外，还必须加强对变压器检测人员的教育培训，实验人员必须按照相关规定和标准进行状态检测，要合理利用相关检测设备。要加强检测安全控制，提前做好应急措施，强化变电器试验人员的安全意识和风险意识。要从各个方面入手，提高变电器人员的检测水平，不仅要保证状态检测方案设计合理性，把电压和电流持续时间控制在标准范围之内，而且还要加大变压器维护力度。
参考文献：
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电力变压器绝缘故障的分析与诊断 第7篇
随着输电电压等级的不断提高, 变压器的容量和电压等级也相应升高, 对变压器可靠性的要求也更高。为了确保变压器的安全运行, 进行变压器的故障诊断异常重要。事实证明, 变压器的故障大多数是绝缘故障, 通过变压器的绝缘故障诊断, 能够及时准确地发现变压器中潜在性故障, 从而有效预防引起重大安全事故, 对电力系统的安全可靠运行具有十分重要的意义。
2 变压器绝缘材料的化学组成及故障产生的原因
变压器通常由结构材料、导电材料、绝缘材料和导磁材料组成, 不同类型的电力变压器其绝缘材料的组成也不同, 例如油浸式变压器的绝缘材料由绝缘纸和绝缘油构成。在变压器的运行过程中, 受到各种因素的影响 (例如环境、机械、电、热等) , 绝缘材料会逐渐劣化从而导致变压器故障, 实践证明, 变压器85%的故障因素都是由变压器绝缘系统引起的。
目前变压器中应用最广泛的是干式树脂变压器和油浸变压器, 绝缘材料的性能决定了变压器的使用寿命, 变压器绝缘系统产生故障的原因主要有以下几个方面:
1) 变压器设计不合理, 例如绝缘材料薄、油道窄, 这样就会导致变压器投入不久就会产生故障;
2) 变压器相间绝缘裕度不够, 容易产生相间短路故障;
3) 变压器内部的洁净度不高, 金属杂质覆盖在变压器表面和变压器线圈之上, 导致变压器运行过程中产生局部放电;
4) 绝缘管、绝缘筒和绝缘板凳绝缘成型件在制造过程中受到污染, 导致局部放电, 降低了绝缘件的绝缘效果;
5) 变压器油箱的密封效果不好, 当水分进入变压器内部时, 变压器的局部绝缘强度降低, 从而导致线圈对油箱的击穿;
6) 变压器长时间负荷运行导致变压器油老化。
无论是什么原因导致变压器过热故障、短路故障都会导致变压器发生事故, 正常的维修管理和故障诊断, 都会延长绝缘材料的使用寿命, 从而减少变压器的故障率。
3 油中溶解气体分析技术与故障诊断
3.1 油纸绝缘材料分解产气的机理
变压器绝缘材料的老化机理分为又可分为绝缘油的老化和绝缘纸的老化。变压器中的绝缘油受到电场、温度、湿度以及金属等因素的影响, 会发生碳化、氧化等反应, 从而产生低分子烃类气体, 这个过程称为绝缘油的劣化。在各种外界因素的影响下, 绝缘油的劣化是一个非常复杂的过程, 随着温度的升高劣化的速度也加快, 同时金属杂质、水分、氧气等对劣化过程也起到加速作用。
变压器绝缘纸的老化是在化学、机械、热、电等众多因素的共同作用下, 纤维素降解的过程, 在此过程中有水解、热降解、氧化降解等反应。其中绝缘材料中水分的含量对绝缘纸水解的速度影响最大, 同时一定的温度也起到催化剂的作用。
3.2 故障诊断
目前变压器故障诊断的常用方法是油中溶解气体分析技术, 该技术首先从取出变压器中的油作为样品, 然后分离中油样中的溶解性气体, 最后分析中溶解性气体的含量和成分。根据气体的含量和成分就可判断变压器是否存在故障和故障类型。
1) 故障类型与油中气体含量的关系
变压器的故障类型可分为热性故障和电性故障, 当变压器内部受潮时, 潜伏性故障如何不能及时排除将会发展成为电性故障。热性故障是指有效热应力引发的变压器故障, 热应力引发的绝缘油分解产生的气体82%以上都是CH4和C2H4, 其余气体是CO和CO2。
电性故障是指在高压应力的作用下变压器的绝缘材料劣化, 引发电弧放电、火花放电和低能量局部放电等。电弧放电的发展速度快, 该故障引发的油中气体特征是C2H2、H2、C2H4、CH4。火花放电的故障能量较小, 油中气体的主要含量是C2H2。变压器的局部放电主要由金属部件接触不良, 绝缘材料的某些部位存在尖角等引起, 局部放电的气体特征主要是烃含量较低。
2) 故障诊断步骤
利用油中溶解气体分析技术进行故障诊断, 主要是为了全面掌握故障的原因、故障的类型, 从而预测变压器的状态。因此变压器故障诊断步骤一般是从变压器中进行油样品的提取, 分析油样品中的气体特征, 判断变压器是否存在故障。如果根据分析判定变压器存在故障, 则需要进一步判断故障的类型, 了解故障的发展趋势, 提出有效的解决方案。如果存在故障的变压器还需要继续运行, 在运行期间则需要提供监视手段和安全措施, 必要时要进行变压器的内部检修、限制负荷等。
3) 故障诊断方法判断
目前对变压器的故障诊断可以依据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中的规定进行, 例如当变压器油样品中的H2高于150μL/L, C2H2超过5μL/L, 总烃气体含量超过150μL/L时就证明变压器存在故障隐患, 就要加强对变压器的故障跟踪分析。目前进行故障诊断的方法很多, 常用的有三比值分析法、特征气体组分析法。
(1) 三比值分析法。该方法的原理是变压器中的油在故障条件下分解产生的气体含量和温度之间存在紧密的依赖关系, 把气体分析分组、编码, 作为故障类型判断的依据;
(2) 特征气体组分析法。从前面的分析可以得知, 不同的故障类型产生的气体种类和含量不同, 因此通过油中气体的含量和不同组成就可以判断故障类型, 例如当存在固体绝缘故障时, CO的气体含量会明显增加。当变压器的绝缘材料受潮时, 氢气的气体含量就较高。
4 结论
由于变压器的内部绝缘是非常复杂的系统结构, 变压器在运行的过程中, 不同时间在相同部位受到的应力也会不同, 因此变压器绝缘材料的老化很难用单一特征进行描述, 在实际的故障诊断过程中, 单一的故障诊断技术也不能解决所有的故障诊断任务, 需要把各种不同的技术结合起来, 从而提高故障诊断的正确率。本文仅仅介绍了变压器故障诊断的步骤和故障诊断方法的判断, 对变压器的故障诊断研究还不完善, 大量的后续研究工作有待继续。
摘要：随着输电电压等级的不断提高, 变压器的容量和电压等级也相应升高, 对变压器可靠性的要求也更高。为了确保变压器的安全运行, 进行变压器的故障诊断异常重要。本文首先介绍了变压器绝缘材料的化学组成及故障产生的原因, 然后分析了油纸绝缘材料分解产气的机理, 最后阐述了变压器故障类型与油中气体含量的关系、故障诊断步骤和故障诊断方法判断。
关键词：电力变压器,绝缘故障,故障诊断
参考文献
[1]向斌, 廖瑞金, 杨丽君, 等.变压器矿物油中糠醛的稳定性研究[J].高电压技术, 2007, 33 (8) :85-87.
电力变压器绝缘故障的分析与诊断 第8篇
伴随着输电电压级别的持续提升, 变压设备的含量以及电压级别也随之有所提升, 对变压设备的安全稳定性要求也越来越高。为了保证变压设备能够安全稳定的工作, 对变压设备的事故判断就显得十分重要。实践表明, 变压设备的事故很多都是因为绝缘物质造成的, 经过变压设备的绝缘事故判断, 可以及时精准的清楚变压设备中潜在的危险, 进而避免重大事故的出现, 对电力体系的正常安全工作有着关键的作用。
2 电力变压器故障诊断的意义
最近几年, 国内的电力体系电压级别的持续提升, 现在最根本的工作就是完成电网以及电网智能化, 一年内进行改革亦或是开发建立新变电所差不多有一千多座, 电力工业的飞速前进带领着更多的电力电器的发展, 为了能够确保电力体系的正常工作, 要对每一个项目状态都要进行监督检测, 对于电器绝缘状态的判断也一定要多加注意。发电设备单机的能量越来越高, 电力变压设备在电压级别上也随之有所增加, 这对稳定性的要求也随之提升, 我们都清楚, 电力变压设备在各个类型的电器中都很关键的作用, 根据调查得知, 电力变压设备发生事故的次数也是最多, 对电力体系的正常安全运行有着影响, 假如电力变压设备不能够正常工作, 整个电网就瘫痪不能工作, 并且维修难度高。在国内许多的变电所中的电力变压设备已经到了要更换的年限, 但因为资金的原因, 还是在使用着应该更换掉的设备, 仍在继续作业, 这些差不多将近报废的设备, 其绝缘性也几乎起不到任何绝缘效果, 发生事故率的危险性极高。我们能够清楚, 对于这些电力变压设备开展必要的事故判断具有关键的作用。
3 电力变压器绝缘故障产生的原因
将多年的运行经验进行总结, 发现电力变压器绝缘故障产生的原因主要有以下方面: (1) 有一些电力变压器在设计时, 采用的是薄绝缘, 油道较小, 它们的工作寿命很短, 将其投入电力系统运行的时间不宜过长, 很快就会出现故障; (2) 电力变压器要求其内部具有较高的清洁度, 运行中发现, 即使是在里面参杂有极少量的金属杂质, 都会影响到爬电距离, 在运行的过程中形成局部放电, 造成不良后果; (3) 电力变压器的各相之间需要具有足够的绝缘裕度, 否则很容易造成相间短路, 此时, 如果将绝缘隔板加入到各相间, 短路故障将引起相间电场强度的改变, 最终导致隔板产生树状放电; (4) 绝缘成型件在制造的过程中, 如其表面或者是内部受到了导电质的污染, 在投入运行时, 其内部会发生局部放电现象, 从而造成绝缘件的表面放电, 使得绝缘作用失去效果; (5) 在设计电力变压器的过程中, 油道的设计是十分关键的, 如果设计不合理导致绝缘油的流速太快, 会引起流油带电的现象; (6) 投入运行的变压器在运行中经常会引起绝缘油的污染, 大大降低了其绝缘强度, 从而降低了整体的绝缘性能; (7) 变压器的邮箱通常设计为局部密封, 一旦这种密封失效, 导致水分进入到变压器的内部, 将严重影响变压器的绝缘强度, 甚至会引起铁芯构件的击穿; (8) 长时间的投入运行, 绝缘油会出现老化现象, 绝缘油的温度长时间处于过高状态, 会加速油泥的形成。
4 电力变压器绝缘故障诊断技术
4.1 绝缘油硫腐蚀的故障诊断
近年来, 根据相关资源得知, 变压设备的事故是因为油硫腐蚀造成的, 在长时间的工作后, 变压设备中的线圈会因为和硫接触出现被腐蚀的现象, 这个已经慢慢的引起有关工作者的注意, 这种事故主要表现的特点有:在电压高、容量大的变压设备上形成的次数较多, 并且, 还会在高压绕组中产生, 这种腐蚀与变压设备在工作中设备各个位置的温度有着紧密的关系;被硫腐蚀的高压绕组会有蓝紫色亦或者浅灰色的物质形成, 对其进行研究表明这些物质是硫化亚铜, 这种物质具有导电性, 在很大程度上对绝缘体的绝缘性产生了不良的影响。
4.2 绝缘油中溶解气体诊断
电力变压器在运行过程中, 会受到空气中氧气和水分渗入的影响, 这些因素会引起绝缘材料的性能下降。在老化作用下, 变压器中的绝缘油和绝缘纸在物理和化学性能上都会发生很大变化, 故障时, 变压器内部的烃类物质通过键断裂的形式产生大量的一氧化碳、二氧化碳等物质, 随着故障的持续, 这些气体会形成大量气泡, 不断溶解于油中, 因此, 对油质进行分析, 能够判断出变压器绝缘老化以及故障的严重程度。相关研究表明, 通过对变压器中绝缘油溶解气体的气相色谱分析, 可以分析出变压器存在的潜在故障。
4.3 人工智能在线变压器中的故障诊断
经过对电力变压设备油中融化气体的解析, 能够推断出事故的种类, 进而精确的判断出变压设备事故是现在最常见的一种, 不过溶解气体过程是很繁琐的, 并且形成事故的原因也并不是单一的一种, 是由很多的原因而产生的, 这就需要工作者要有很丰富的实践经验, 花费足够的时间以及精力, 去处理这一困难, 国际以及国内开始对设备的在线工作情况进行监督检测, 所以建立了很多人工智能化的判断措施。人工智能措施, 看名字就能够知道, 它是模拟人类的思考判断形势, 把电力变压设备的绝缘油溶解气体得到的数据进行解析, 找到问题所在, 同时处理每种事故之间繁琐的关系, 并且, 还可以随着环境的改变主动的调整诊断, 在很大程度上节省了人力。人工智能判断措施的研究开发, 获得了广大人们的关注, 其主要措施是:神经网络、专家判断、模糊数字等, 这里, 神经网络措施是现在电力变压设备绝缘事故检查判断使用中最被看好的一种措施。
5 结束语
文章主要说明了电力变压设备事故判断的主要方法, 对于其绝缘物质老化情况, 建议出了相关的具体措施, 我们应该清楚, 在实际操作工作中, 电力变压设备出现事故不仅仅是因为一种原因造成的, 而是一个很繁琐的程序, 所以, 要对多个数据进行解析, 在横向以及纵向上综合进行分析。并且, 要采用多种措施与方法, 提升事故的判断率以及精确率。总而言之, 电力变压设备的绝缘事故判断现在依旧是我们探索研究的学科, 要人们更加努力的去完成, 持续的探究开发出新的判断措施, 为电力体系的正常安全工作提供保障。
参考文献
[1]冯运.电力变压器油纸绝缘老化特性及机理研究[D].重庆:重庆大学, 2007.
[2]贾辉, 李大伟, 杨明洙.油浸电力变压器受潮故障分析与处理[J].中国电力.
电力变压器绝缘 第9篇
油浸式电力变压器绝缘采用油纸 (板) 绝缘结构形式, 其中固体绝缘大部分由纤维素构成。促使其最终损坏的主要因素包括维护工作差, 运行事故和超负载运行等。由纤维素构成的固体绝缘, 其造成变压器老化的原因, 通常可归结为热老化和电老化。
DGA分析主要用于判断油老化;HPLC分析用于判断纸纤维老化;介质损耗因数分析不仅用于判断纸纤维的老化, 而且还可以裂解信息。变压器绝缘在热老化过程中, 将产生CO和CO2等气体, 由于油和纸在热老化过程中都将分解产生CO和CO2, 因此, 仅靠DGA分析是不够的。
1.1 油中气体分析
变压器通过油中气体分析 (DGA) 定量测定的主要气体是H2, CH4, C2H6, C2H4, C2H2, CO, CO2.由DL/TIEC60599《变压器油中溶解气体的分析和判断导则》推荐的三比值法是建立在DGA数据基础上的, 可用来判断变压器内部故障的性质。当变压器故障涉及固体绝缘材料时, 就会产生CO和CO2, CO和CO2作为绝缘老化的特征气体, 其含量在一定程度上反映了变压器绝缘的状况。变压器绝缘老化状况的诊断仅仅依靠CO和CO2含量、产气速率、CO2或CO的比值来判断将带有很大的不确定性, 在老化分析中的偏差较大, 只能将其作为参考, 若作为判据则是不灵敏、不确切和不可靠的。
1.2 高性能液相色谱分析
应用高性能液相色谱分析 (HPLC) 技术确定变压器油中溶解的糠醛 (C5H4O2) 含量 (Furan) 是十分迫切和必要的。用糠醛含量来判断变压器老化状态, 是目前变压器老化最有效的在线检测手段之一。
由于糠醛作为绝缘纸在热老化过程中分解的特殊产物, 成为变压器老化的判据正被越来越广泛地应用, 因此, 一般认为油中糠醛含量达到0.5mg/L时, 变压器整体绝缘水平处于寿命中期;达到1~2mg/L时, 绝缘劣化严重;达到4mg/L时, 变压器绝缘寿命终止。
HPLC方法所面临的问题是:当对变压器换油或进行油处理后, 由于糠醛含量随油的更换而发生变化, 因此, 对溶解油中糠醛含量的分析已难以直接得到与聚合度的对应关系。但纸的拉伸强度是不随油的更换而改变的, 这就需要对各次测量的数据、换油情况作记录, 以便综合分析绝缘实际老化的程度。
1.3 绝缘纸聚合度的检定
变压器绝缘材料的聚合度 (DP) 是绝缘老化程度最准确、可靠、有效的判据。聚合度的测定在取样后, 须将纸中的油脂、金属离子及其他充添剂提抽干净, 然后粉碎、硝化, 使之溶解于乙酸乙酯溶剂中, 并利用乌别洛得粘度计测定纸溶液的粘度, 求得纸的聚合度 (DP) 。
聚合度的曲线表明, 新纸板聚合度一般为1200~1800。
变压器对绝缘纸老化寿命的判断标准大致定为:当平均聚合度下降到500时, 变压器整体绝缘处于寿命中期;当平均聚合度下降到250时, 可认为变压器绝缘寿命已终止;当聚合度下降到150时, 绝缘纸的机械强度几乎为零。变压器取纸样部位的不同, 将会导致聚合度数值的不同, 由于聚合度具有一定的分散性, 因此, 要求在多个部位上取纸样, 以求得平均聚合度;或者要求每次在代表性部位取纸样。取样数应该统一, 以强调其可比性和同比性。
2 绝缘老化诊断的人工神经网络法
由于引起变压器绝缘老化的原因相当复杂, 寿命估计不是要求预报变压器将发生绝缘故障的确切时间, 而是预报发生故障可能性的增加和工作可靠性的减少.当可靠性下降到一定值时, 变压器老化程度对应的寿命对于一定的应用来说实际上已经终止。用人工神经网络对运行中变压器老化程度的判断, 对剩余寿命的定量估计, 是建立在可靠性基础上的。
2.1 TFDANN的结构
变压器绝缘老化诊断的人工神经网络法 (TFDANN) 实质是用模拟人脑信息处理的功能.神经网络法是一种理想的模式分类器, 它具有自组织、自学习的能力, 能映射高度非线性的输入、输出关系。
来TFDANN输入特征矢量为7个, 分别对应特征气体H2, CH4, C2H2, C2H4, C2H6, CO2/CO的比值和糠醛含量C5H4O2.模块采用双隐层结构, 共设46个隐层节点, 上下层节点间充分连接, 同层、隔层间节点相互不连接.其输出特征矢量为1个, 输出值的范围为0~1。
输出值对应变压器绝缘老化的程度∶趋“0”则表示变压器绝缘状况良好;趋“0.5”则表示变压器绝缘老化处于寿命的中期;变压器绝缘老化寿命终止的可靠性, 取决于输出值趋近于“1”的程度。
2.2 TFDANN的工作特点
在TFDANN软件中, 输出矢量选取CO2/CO的比值, 是由于CO和CO2包含了与纤维素状态有关的信息, 而它们的比值在一定程度上能反映变压器内部绝缘的状况。选取糠醛含量作为特征矢量, 是考虑到在节点函数中它与变压器绝缘材料聚合度的对应关系和糠醛含量自身与变压器绝缘老化程度的对应关系。
结论是TFDANN软件经有限的数据训练后得到的样本测出的结果。结论表明TFDANN在变压器绝缘老化诊断中具有很高的准确性, 其结论与实际故障相吻合。
2.3 TFDANN的成功经验
人工神经网络可以用少而清晰的知识来表示一个非常复杂的系统, 可展现出可能连领域专家都不十分了解的复杂机制。在TFDANN开发过程中, 从神经网络众多类型中, 正确选用了反向传播 (BP) 网络, 吸收了国内外已开发的实用神经网络经验, 形成了本软件系统合理的模块结构, 能较好地处理变压器绝缘老化诊断中的一些模糊问题。TFDANN设计、开发, 包括输入、输出特征矢量的确定, 网络拓扑图、节点权值的定义.网络拓扑结构的选样、完善, 即通过样本的训练和预期精确度的比较, 使隐层和节点数目逐步确定。
3 结论
变压器绝缘老化诊断技术的研究是建立在DGA和HPLC等测试数据基础上的, 更进一步的研究是必须在发电厂、供电局、变电站等部门建立起联合的数据库, 用代码表示相关的信息。这些资源对诊断老化, 以及寿命评估的提供是极有价值的财富, 并促使诊断技术向数字化、智能化、网络化发展。应用计算机辅助诊断, 较长期的目标是建立和发展预测绝缘故障和剩余寿命的分析系统。
摘要：本文综述了电力变压器油纸绝缘老化的研究现状, 在变压器绝缘老化程度诊断和寿命评估方面应用的可行性和有效性。电力变压器最佳的经济效益越来越依赖于适当的老化状况监测、寿命评估和寿命延长技术。
关键词：变压器,绝缘老化,诊断技术
参考文献
[1]路长柏.电力变压器绝缘技术[M].哈尔滨:哈尔滨工业大学出版社.
电力变压器绝缘 第10篇
当外加电压在干式电力变压器绕组绝缘中产生的场强,足以使绝缘部分区域发生放电,但未达到发生贯穿性击穿的放电现象,称为局部放电。
在干式电力变压器绝缘、特别是树脂绝缘中总是或多或少、或大或小地存在气隙或气泡,这是由于绝缘材料存在某些缺陷,以及工艺不够完善而造成的,由于树脂绝缘介电系数比空气大得多,在电场作用下,电场强度与绝缘材料的介电系数成反比分配,因此气隙或气泡的场强升高。当达到一定值后,就会导致气隙或气泡发生局部放电,这种放电称为内部放电;发生于绝缘表面的局部放电,称为表面局部放电,它是树脂绝缘干变老化的主要因素。
当绕组绝缘发生局部放电时就会影响绝缘寿命。每次放电,高能量电子或加速电子的冲击,特别是长期局部放电作用都会引起多种形式的物理效应和化学变化,即带电质点撞击气泡壁上时,就可能打断绝缘的化学键而产生裂解,破坏绝缘的分子结构,造成绝缘劣化,加速绝缘损坏过程。
局部放电现象是变压器长期运行时绝缘出现局部性故障的先兆,局部放电完全可能过渡到全面的绝缘击穿。因此,对变压器进行局部放电试验,则有助于早期发现故障以确保变压器的安全可靠运行。下面就局部放电的产生及试验作进一步分析。
2 局部放电的产生
干式电力变压器在制造过程中,由于原材料中的弱点和制造技术上的缺陷,在绝缘结构中存在一些产生局部放电的发源地。一般认为在树脂绝缘干式变压器绕组的包封绝缘和层间绝缘中可能含有空隙(气泡),即比较易于发生局部放电。这主要由于:(1)空隙为充气体的空间,其介电常数较固体低,环氧树脂的介电常数为3.3,空气为1,因而其电场较高;(2)气体的开始放电场强较固体低。
当固体绝缘件中,出现小的空穴(空隙)后,如图1(a)所示,为了便于分析其发生局部放电的进程,用图1(b)所示的等值电路来表示。图1中Cg相当于空穴的电容(并联有火花间隙g,其放电电压取为Vg)。Cd、Co分别为与Cg相串联及并联的固体绝缘的等值电容。一般情况下Co>>Cg;在有空穴时,Cg>>Cd。
当电极间加上交流电压V时,根据电容分压的原理,加在Cg上的电压应为a(V),其中a为分压比,即a=Cd/(Cg+Cd),其波形如图2中的虚线所示。
当该电压达到起始电压Vg时,空穴即产生局部放电,间隙击穿,电压也随之降低,此后放电约持续10~20μs,当电压降到Vr后,放电熄灭,故Vr称为放电熄灭电压或残压。此时,相应的放电电荷Q及放电能量W为:
式中Ce为与间隙g并联的电容,即Ce=Cg+CdCo/(Cd+Co)
当放电暂时熄灭后,在交流电压作用下,空穴上又重新恢复到a V的外加电压,此后,当它达到Vg时,又再次引起放电,此后又再度熄灭。当外加电压V达到幅值后电压的瞬时值将逐渐减小,但当它达到反极性的放电电压Vg'后,又将引起反极性的局部放电,于是局部放电的过程将如此反复进行下去,其电压波形如图2中的实线所示。
当由于局放而使空穴中的气体击穿时,空穴的内表面将充当瞬时的阴极和阳极,一些电子撞击阳极时有足够的能量使绝缘表面的化学键破坏,同样,正离子冲击阴极可使表面温度增加而造成损坏,并产生局部的热不稳定性,还会形成通道与凹坑。另外,活性的放电生成物,还将在空气中形成O3或NO2,以致加速绝缘劣化,其最终结果是材料的缓慢腐蚀和由此引起的固体绝缘的厚度减小,并最终导致绝缘击穿。
3 局部放电测量
在树脂绝缘干式电力变压器内部绝缘结构中产生的局部放电时,会伴随产生电脉冲、超声波、电磁辐射和光,并引起局部发热等现象。由于信号的频谱非常宽,因而相应出现了电脉冲测量、超声波测量、光测量、红外线析测和介质损耗析测等方法。
在目前的局部放电检测中,采用较多的是脉冲电流法。该方法的基本原理是,绝缘中由于原材料、工艺上和其他原因产生局部放电时,试品两端产生一个瞬时电压变化ΔU,通过耦合电容C耦合于检测阻抗Zm上,回路即产生一个脉冲电流,检测阻抗产生的脉冲电压、经放大和显示处理,即可测定局部放电的基本量。
国家标准规定,所有的干式变压器出厂时均应进行局部放电测量,局部放电测量应在Um≥3.6kV的绕组上进行,局部放电水平的最大值为10pC,下面介绍局部放电测量的例行试验和特殊试验的测量线路和电压施加方式。
3.1 测量线路
局部放电实验用的基本测量线路见图3和图4。
1.低压绕组2.高压绕组3.测量仪器
1.低压绕组2.高压绕组,D或Y接3.测量仪器S.开关
图中C表示一台电压额定值合适的无局部放电的高压电容器(其电容值与校准发生器的电容Co相比应足够大)。该电容器与测量阻抗Zm串联,且与每个被试高压绕组端子相连接。
3.2 测量线路的校准
在绕组内部和测量线路中,均会出现放电脉冲的衰减现象。一般的校准方法是,将一台标准放电校准器所产生的模拟放电脉冲施加到变压器高压绕组端子上。为了方便,可使标准发生器的重复频率与变压器试验时所用电源频率的每半周中有一个脉冲相当。
3.3 电压施加方式
国家标准规定,局部放电测量是在所有绝缘试验项目完成后进行。根据变压器是单相还是三相结构,来决定其低压绕组由单相电源还是三相电源供电。试验电压波形应尽可能是正弦波,且试验频率应适当地比额定频率高些,以免试验期间励磁电流过大。
三相变压器的例行试验施加电压的方式如图5所示。
相间预加电压为1.8Ur(Ur为额定电压),加压时间为30s。然后不切断电源,将相间电压降至1.3Ur,保持3min,在此期间应进行局部放电测量。
对于拟接到中性点绝缘的电力系统或接到中性点是通过高阻抗接地的电力系统的三相变压器,由于它能在单相对地故障条件下继续运行,因此可能要对变压器进行特殊试验,施加电压方式如图6所示。
本试验是在一个线端接地时,先施加相间预加电压1.3Ur,加压时间为30s,然后不切断电源,将相间电压降至Ur,保持3min,在此期间应进行局部放电测量。此后,依次将另一个线端接地,重复进行本试验。
对于单相变压器,Ur应视实际情况,为相间电压或相对地电压。施加电压方式按三相变压器操作。
对于由三台单相变压器组成的三相变压器组,其试验要求应与三相变压器相同。
4 总结
总的来说,由于局放而引起的电腐蚀作用,对于以固体绝缘为主体的干式变压器影响尤为突出,为了避免局部放电而引起的绝缘击穿,变压器设计时,绕组的层间场强应该控制在允许范围内,另外,绕组采用真空浇注,尽可能使绕组内部不能有空穴,产品出厂时进行局部放电测量,局部放电量严格控制在10pC以下出厂。
参考文献
[1]尹克宁.变压器设计原理[M].北京:中国电力出版社,2003.
[2]路长柏.干式电力变压器理论与计算[M].沈阳:辽宁科学技术出版社,2003.
[3]王正官.变压器试验原理和方法[M].沈阳:沈阳变压器研究所,1993.
电力变压器绝缘 第11篇
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。
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著变化。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 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。