变压器绝缘范文

变压器绝缘范文（精选11篇）

变压器绝缘 第1篇

工厂内之电力设备, 主要包括电力变压器、高压断路器、电力电容器、避雷器及马达等, 相关设备之绝缘材料的绝缘缺陷或逐渐劣化, 将是影响此等设备正常运转的主要因素之一, 绝缘缺陷通常可分为集中性缺陷及分布性缺陷。所谓集中性缺陷, 是指缺陷集中于绝缘材料的某一局部, 具有快速发展造成绝缘严重劣化的潜力;分布性缺陷较常由于受潮或长期过热所引起, 它是一种较普遍性的劣化, 一般劣化进展较为缓慢。为了确保设备稳定运转, 实施设备绝缘预防性试验是有其必要。以目前来说, 各种电力设备在出厂测试方面, 都已各有相当成熟之测试技术及合格与否之判定标准。就以目前国内69kV以上之电力变压器来说, 几乎全是国内生产, 维修可以得到充分的支持。依据相关法令规定所需定期维护检查或试验项目, 亦是委托国内顾问公司执行, 但部分工厂维护人员, 因人力、物力或专业技术之因素, 电力设备委外测试报告收到后, 对于测试报告只注意顾问公司给予的判定结果是否合格, 而不详查测试数据的意义、判定的标准或原厂的建议等等, 在确保设备的稳定运转及寿命方面, 将有机会出现潜在危机的机会, 因此厂内维护人员对所使用之设备的维护需求或测试技术的适用性, 如使用测试设备的选择、维护周期的订定、测试判定标准等的了解将更有其必要性。

1 变压器绝缘技术之预防性试验主要项目

电力设备预防性试验是实时发现电力设备绝缘缺陷的有效方法, 已为大家所认同, 一般预防性试验的主要项目如表1所示, 表中包含了破坏性及非破坏性试验, 一般以采用后者为主。非破坏性试验又称绝缘性试验, 是指在较低的电压下, 或是其他不会损伤绝缘的办法来测量绝缘的各种特性, 从而判断内部绝缘有无缺陷。常见的试验项目有绝缘电阻测量、介质电力因子测定、油中气体分析及直流泄漏电流测量等。尤其使用高阻计之绝缘电阻量测是绝缘试验中最简便的方法, 依量测时间作区别可读取绝缘电阻、吸收比及极化指数3种数据。

1.1 绝缘电阻 (IR)

为量测后计时1min之高阻计读值。一般将此值换算至某同一温度并和过去量测值相比较, 供了解量测值变化之趋势, 也可以作为诊断设备绝缘是否整体和贯通性受潮, 对局部性绝缘缺陷较不灵敏。

1.2 吸收比 (AR)

采用1min和30s (或15s) 时之绝缘电阻读数的比值。此值比单纯采用1分钟时之绝缘电阻值更好于判断绝缘是否受潮, 一般AR若大于1.25可被认为干燥绝缘:当绝缘受潮或污染时, AR值将接近于1。

1.3 极化指数 (PI)

采用10min和1min时之绝缘电阻读数的比值, 当绝缘受潮或污染时, PI值将接近于1;干燥时PI大于1, 可以很好的用来判断绝缘受潮, 尤其如旋转电机、电缆或干式变压器等。

注:☉正常试验项目;Ⅹ不进行试验项目;▲大修时进行;◇必要时。

2 电力变压器绝缘技术之预防性试验分析

归纳汇整IEEE std 62、日本汽力发电厂的定期点检实施基准、日本电力公司火力电厂发电机组点检准则、国内变压器制造厂之电力变压器之保养与检查及电力设备预防性试验规程等, 针对电力变压器之预防试验, 含定期或必要时之试验、检查项目如表2, 这些项目之试验周期有的相差甚多, 可能是1年、3年、5年或更换线圈时等等, 而且不同厂家之要求亦有差异, 因此建议于设备请购前先行了解未来所需之预防性保养所需投入经费、人力, 列为请购规范内容要求参考。

3 结论

由于变压器内部绝缘结构复杂, 电场、热场分布不均匀, 因而故障率相对较高, 因此需定期进行预防保养, 一般每1年~2年进行大修一次停电试验, 不同电压等级、不同容量其试验项目将有所不同, 而绝缘试验则是一重要且简单的项目, 其中又以油中气体分析可在运转中取样较为方便。由变压器绝缘油所含气体进行分析之工作, 因牵涉专门技术与经验, 一般都由受委托之检测单位直接将结果告诉变压器使用之厂家, 依据最近走访变压器使用之厂家经验, 如何由各气体之含量来判断变压器可能之故障, 厂内的工程师们信息较少, 鉴于此, 特别收集相关数据加以整理, 期望对变压器之使用厂家有所帮助。

参考文献

[1]张俊文.变压器绝缘技术分析[J].华商, 2007 (Z3) .

[2]雷淑丽.变压器绝缘结构中的树枝状放电研究[J].科技创新导报, 2009 (5) .

变压器绝缘材料 第2篇

变压器绝缘材料

4.2不燃油或高燃点油 早在1929年英国斯旺(Swan)公司就开发了阿斯卡雷尔(Askarel)不燃油,其主要成分是聚氯联苯(PCB),如三氯联苯、六氯联苯.PCB有很高的化学稳定性和电气强度,但PCB有毒.自1970年以来,美国、日本和欧洲各国均明令禁止使用和销售这种油,并对PCB变压器进行无害化处理,且对不燃油和高燃点油提出了一定的要求:

作 者：王树森 作者单位：刊 名：变压器 ISTIC PKU英文刊名：TRANSFORMER年，卷(期)：42(4)分类号：关键词：

电力变压器绝缘故障的分析与诊断 第3篇

【关键词】电力变压器；绝缘故障；故障诊断

0.引言

经济的不断发展，各行各业对于电能的需求量越来越大，对于电力系统设备安全性能和稳定性能是重大的考验。电力变压器是电力系统的核心设备，是电力系统运行的重要保证，在电能输出量增大的同时，必须保证变压器的电压等级和容量随之有一定程度的增大，才能保证变压器设备正常运行。绝缘故障是电力变压器运行中常见的故障之一，变压器由于长时间高速运转，没有定期维护，很容易出现设备内部零件老化，降低设备的绝缘性能，导致故障的出现。

1.电力变压器工作原理

电力变压器作为一种静态电力设备，主要是利用一次侧和二次侧电磁感应，将某一数值交流电压转化成频率相同、数值不同的交流电压。其主要功能是进行电能传输。额定容量是其主要特征值。电力变压器不仅能够提升电压、输送电能，而且还能够降低电压，使得电压能够满足用户实际要求。

2.变压器故障诊断概述

电能需求量的不断增大，输电电压逐渐增大，电力变压器的电压等级和容量有了一定程度的提高，因此，电压器设备运行过程的安全性和稳定性成了热议的话题。实现电力变压器运行过程的稳定，必须加强对设备故障的分析和研究，提高对事故的分析能力和解决、预防能力。变压器的绝缘故障发生较为频繁，很多重大的电力事故也是由于变压器的绝缘物质性能降低，达不到运行标准，而造成严重的经济损失，影响了电力系统的正常运行。

3.电力变压器故障诊断的意义

我国的电力系统电能的输出量日益增大，所承担的任务越来越重，必须加紧实现电网的自动化和智能化控制，提高对故障诊断和预防的能力，降低电力系统的运行风险。经济技术的不断发展，为电力行业提供了良好的技术支持和资金保障，近些年，各种新型的电力设备相继投入使用，提高了电力系统的运行安全，但同时，设备发生故障的频率和次数也较多，必须重视对设备的实时监测，尤其是设备绝缘性能的诊断。

众所周知，电力变压器是电力系统重要的设备之一，如果电力变压器出现故障，很容易造成电力系统的瘫痪，影响电力系统的正常供电，对各行各业造成严重的经济影响，并且，也增加了电力系统的维修成本和负担。另外，我国很多电网中的变压器已经超过了使用年限，零件老化，绝缘性能已经不能满足高速运转的电力设备，为电力系统的运行埋下了安全隐患。因此，及时对电力变压器的绝缘性能进行分析和诊断，对国民经济的发展具有重要的意义。

4.电力变压器绝缘故障产生的原因

研究表明，电力变压器绝缘故障产生的原因主要包括以下几个方面：①设备设计不科学，忽略了变压器绝缘性能的重要性，绝缘纸较薄，油道设计过窄，绝缘油的流动受到阻碍，在实际运行中，难以适应高负荷的电网速度，从而降低了零件的使用寿命，提高了发生故障的机率；②缺乏对电力变压器日常的维护工作，电力系统运行过程对于电力变压器内部设备环境的清洁度要求较高，如果设备内部存在细微的金属杂质，都会引起设备的运行安全，造成设备瘫痪，甚至是影响整个线路的安全。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在变压器内部绝缘部件的制造过程中，缺乏对导电质的隔离，如果变压器零配件发生导电质污染情况，很容易使设备内部产生放电现象，从而降低绝缘效果，影响电网运行；⑤油道设置不科学，如果设备内部的油道设置过宽会导致绝缘油流速过快，导致绝缘油带电现象，如果油道设置过窄，会阻碍绝缘油的流动性，降低绝缘性能；同时，如果绝缘油出现污染严重的现象，也会降低其绝缘性能，影响电力变压器的正常运行；⑥油箱密封不牢固，很容易导致变压器内部进水，严重影响各个零件的正常运行，降低变压器的绝缘性能，严重还会引起设备损毁，影响线路运行；⑦电力变压器的运行负荷较大，绝缘油在长期运行过程中，温度过高，如果忽略定期对绝缘油的更换工作，很容易导致绝缘油老化，降低绝缘性能。

5.电力变压器绝缘故障诊断技术

5.1绝缘油硫腐蚀的故障诊断

绝缘油硫腐蚀是引起变压器故障的重要原因之一，由于变压器长期处于高速运行的状态，产生的温度较高，尤其是大容量、电压等级较高的变压器，线圈密封部位和铜线与绝缘纸相交的部位最容易受到硫腐蚀的侵害，降低设备的绝缘性能，引起设备故障。通过分析研究得出，绝缘油硫腐蚀故障的产生与变压器运行时的温度分布情况有直接的联系，被硫腐蚀过的部分会产生硫化亚铜，这种物质具有较强的导电性，并且在高温条件下较为稳定，很大程度上降低了变压器的绝缘性能，造成安全隐患。

5.2绝缘油中溶解气体诊断

在电网运行中，电力变压器很容易受到外界环境的影响，尤其是氧气和水分，这些因素都会在很大程度上影响变压器的绝缘性能，大大降低了变压器设备的安全性和稳定性。并且，经过长时间的运行，变压器的绝缘油和绝缘纸会出现严重的老化现象，并且在故障发生时，会产生大量的一氧化碳和二氧化碳等气体，与绝缘油相互作用，影响绝缘质量和绝缘效果。因此，必须加强对绝缘油的性能分析，提高绝缘油的绝缘质量，降低故障发生的机率，保证电力系统稳定安全的运行。

5.3人工智能在线变压器故障诊断

通过对电力变压器油中溶解气体的分析，对电力变压器内部故障的类型和问题进行分析和诊断，能够较大程度上降低变压器故障的出现。但是对于绝缘油中的溶解气体很难进行实时监控，并且变压器内绝缘故障产生的因素较多，较为复杂，必须有丰富经验的电力工作人员通过研究和诊断才能够排除故障。但是，这样既浪费了大量的人力物力，同时又降低了工作效率，影响电力系统的正常运行，对国民经济的发展也及其不利，因此，国内外的学者开发研究出了技术先进的人工智能诊断技术，实现了实时在线监测。人工智能技术，顾名思义，它能够模仿人类的思维方式，能够从电力变压器绝缘油中溶解的气体数据分析规律，找出故障，并解决各种故障之间的复杂关系，并且，人工智能诊断技术能够通过外界环境的不断变化进行判断并作出适当的调整，降低了电力系统人员的工作量，提高了工作效率，通过近几年的发展和实践应用，神经网络诊断、专家诊断、模糊数学诊断等方法已经较为完善，并且广泛应用在电力行业，为电力行业的健康发展和安全运行提供了良好的技术支持和安全保障。

6.总结

人们的日常生活和各个生产领域对于电能的需求量日益增大，对其依赖程度也越来越高，必须保证电力系统的安全运行，为国民经济的发展提供能源支持。电力变压器是电力系统中重要的设备，必须加强对电力变压器故障的诊断，利用人工智能技术提高变压器故障诊断的科学性，并且重视日常的维护和巡检工作，保证变压器内部绝缘性能达到设备运行标准，提高电力系统的运行质量。 [科]

【参考文献】

[1]王有元，廖瑞金，孙才新.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，20 12，29 （4）：24-26.

[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.

变压器绝缘故障浅析 第4篇

众所周至, 绝缘材料与线圈用的铜、铁心用硅钢片一并是变压器中最重要的材料, 尤其是变压器绝缘的性质直接影响变压器运行的可靠性和使用年限。绝缘材料又称电介质, 是电阻率高、导电能力低的物质, 用于隔离带电或不同电位的导体, 使电流按一定的方向流通, 在变压器中, 绝缘材料还起着散热、冷却、支撑、固定、灭弧、改善电位梯度、防潮和保护导体等作用。绝缘材料的使用效率直接影响到变压器的成本。绝缘主要使用层压纸板和层压木, 其制造过程是由纸、布及木质单板做底材, 浸涂不同的胶粘剂, 经热或卷制成层状结构。层压制品的性能取决与底材和胶粘剂的性能及其工艺。

电力变压器的绝缘可分为内绝缘和外绝缘。外绝缘是指油箱外面套管相互间的空气绝缘, 套管导电部分对储油柜、冷却装置及其它接地部分的空气绝缘。内绝缘是指绕组间的绝缘:包括主绝缘、纵绝缘及引线的绝缘。电力变压器的主绝缘是指同一铁心柱中各绕组间的绝缘、相间绝缘、绕组与油箱、绕组与铁心间绝缘、绕组与铁轭间的绝缘。无论哪种类型的变压器, 其主绝缘结构都是十分重要的, 它既影响到运行的可靠性, 也是决定产品成本及其技术先进性等的主要因素。合理地设计变压器主纵绝缘结构对变压器安全可靠运行起着重大作用, 对降低变压器重量和成本也有重要意义。

2 变压器绝缘故障的分析

变压器绝缘故障的根本原因有三个:温度、湿度、过电压。

2.1 温度

变压器为油、纸绝缘结构, 在不同的温度下油与水有着不同的平衡关系, 一般的情况下, 随着温度的不断升高, 纸中的水分会向油中转移, 相反, 油中的水分向纸析出。所以, 温度升高变压器油中的水分会比较大, 温度低时, 油中水含量较少。对于绝缘材料来说, 经过研究, 温度不同时, 会改变纤维素的分解并产生CO与CO2等有机气体, 随着温度的升高, 气体的产生呈现为指数规律变化。油中的气体含量与绝缘的老化有着直接关系, 所以可以将测量气体变化来判断变压器是否出现异常。IEC (国际电工委员会) 认定A级绝缘变压器在80—140 温度变化内, 每提高6 度, 变压器的寿命会降低一半, 这就是著名的6 度定则。

2.2 湿度

变压器中湿度的增加可以加速绝缘中纤维素的降解, 所以湿度越高, 分解出的有机气体越多。而油中的水分, 对油的电气性能和理化性能都有着极坏的影响。对某些变压器, 特别是中小型变压器由于呼吸作用, 使水分和潮气进入变压器油中. 这样会大大降低油的耐电强度, 从而可能引起线圈对油箱或铁芯构件的击穿. 变压器长时间过载可引起变压器油的老化, 油温过高会加速油泥、水分及酸的生成.

2.3 过电压

当作用在绝缘上的电场强度超出了绝缘能承受的最大场强就会发生绝缘故障。本文中涉及的场强主要为作用电场强度 ( 简称作用场强) 和耐受电场强度 ( 简称耐受场强) 两种。其中作用场强可分三大类, 雷电冲击作用场强 (LI) 、操作冲击作用场强 (SI) 和工频作用场强 (AC) 。这三种类型作用场强因绝缘成分不同, 各自的耐受场强也不同。 而绝缘发生故障的原因按作用场强和耐受场强的抗衡关系可分为2种情况:

⑴作用场强过高。例如110k V和220k V降压变压器的第三绕组 (10k V或35k V绕组) 在雷击时出现作用场强高于变压器本身的正常耐受场强, 引起雷击损坏的绝缘故障。雷电过电压, 由于波头较陡, 会引起线圈匝间电压分布不均, 可能会在绝缘上产生局部放电, 从而损伤绝缘。

⑵绝缘性质改变引起的耐受场强下降。例如变压器生产过程中绝缘损坏, 或者是各种情况下绝缘受潮, 对油纸绝缘中的水分, 操作冲击比雷电冲击敏感。而且由于操作过电压的波头比较平滑, 电压的分布曲线会近似为线性, 产生的过电压波在两个绕组间转移时, 与两个线圈之间的匝数基本成正比, 这样容易对主绝缘或相间的绝缘产生损坏。

3 变压器制造过程中的防御措施

根据前文的分析, 我们可以得出, 如何去减少变压器绝缘故障的发生在于两个方面, 一是严格的限制自由水的含量, 二是减少自由水局部集积现象的出现。所以, 变压器制造过程中我们可以从以下三点内容, 在绝缘故障发生前进行防御。

(1) 在设计阶段, 进行变压器绝缘结构图纸设计中, 要保证工作场强的均匀分布, 并且在绝缘用料总量一定的境况下尽可能的降低场强。列如, 在设计过程中, 匝间工作场强一般不大于2k V/mm。

(2) 变压器制造中的真空干燥阶段, 一般采用煤油气相干燥, 固体绝缘中的含水分含量应小于0.5%, 基本上不含自由水。

(3) 变压器制造中的真空注油阶段, 由于变压器油中含水量相对较多, 注油时可能与油接触的任体绝缘, 都会吸附一定的水分, 所以在注油后, 应采用各种工艺清除这些自由水。在注油前要检查油中水分含量, 在一般情况下, 含水量必须小于10mg/L.

4 结论

本文对变压器绝缘损坏的因素进行分析, 系统的阐述了变压器绝缘的损坏的发生过程和预防措施。变压器是电力电网中主要设备之一, 延长绝缘的使用寿命, 减少由于绝缘损坏引起的质量问题, 直接关系到变压器的成本和在电网中运行的费用。因此, 在变压器运行中应加强维护工作, 如对变压器油的定期分析、限制变压器的过热等, 从而延缓变压器的使用寿命. 虽然变压器绝缘的老化和损坏是一个不可避免的过程, 但尽可能降低故障的发生, 将成为今后研究的主要方向。

摘要：变压器是一种静止的电器, 它利用电磁感应作用将一种电压、电流的交流电能, 转换成同频率的另一种电压, 电流的电能。变压器是电力系统中的重要电气设备。本文, 对变压器的绝缘结构进行了介绍, 并对影响绝缘的因素进行了分析及提出预防措

关键词：耐受电压,变压器绝缘,防御措施

参考文献

[1]路长柏.电力变压器理论与计算[J].辽宁科学技术出版社, 2007.

变压器绝缘 第5篇

a.常态绝缘电阻

变压器输入线路的带电部件与输出圈及外壳之间绝缘电阻应不小于20MΩ，

b.常态介电强度

变压器输入线路的带电部件与外壳之间应能承受V，整定电流为100mA，历时1min的耐压试验，

而不发生击穿或闪烁现象。

c.感应介电强度

变压器输出端呈开路状态时，在输入端施加近似正弦波的频率为50Hz的330V历时1min的感应试验。

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：

[1] 王炯，单锋.在线油色谱检测技术在变压器运行中的应用[J].水电站机电技术，2012，（4）.

[2] 郭辉.变压器运行中对在线油色谱检测技术的应用[J].中国电业（技术版），2013，（6）.

[3] 倪晋兵，黄延庆，徐国八，等.主变压器绝缘油色谱异常原因研究[J].华东电力，2013，（9）.

[4] 梁文焰，黄蔚.主变压器油色谱在线监测技术应用研究[J].广西电力， 2010，（1）.

变压器内部绝缘故障的分析 第7篇

变压器内部绝缘故障的分析电力变压器运行中发生的故障率是评价变压器运行的重要指标!在各电压等级上运行的为数众多的油浸式电力变压器或因技术、制造工艺水平、制造质量, 或因运行时间较长等等诸多原因, 引起变压器在运行中出现内部绝缘故障的情况时有发生。近年来, 对变压器可靠性要求已经有了很大变化, 除要求可靠性和寿命长之外, 还有适应环境要求, 尽可能的符合环保的要求, 以及节能、提高效率等。变压器在运行中发生的重大故障, 几乎绝大部分都是由于绝缘缺陷、热或变压器出口处短路电动力等原因所引起的。

变压器内部绝缘故障类型大体上可分为绝缘中的故障和线圈中的故障两类。下面对这两类故障加以简要的分析:

1 绝缘中的故障

在变压器绝缘结构中, 通常是把不同的介电系数的绝缘相串联, 如线圈间采用油隔板绝缘结构, 由于变压器油与绝缘纸板的介电系数不同, 当对其施加电压时, 则其中的场强按介电系数成反比分配, 因此, 线圈间除应以等电场强度原则分配和调整油隙之外, 并应合理地确定隔板的厚度, 从而使场强控制在许用值之内。否则, 可因局部放电而导致绝缘损坏。对某些变压器, 特别是中小型变压器由于呼吸作用使水分和潮气进入变压器油中。这样就大大降低了油的耐电强度, 从而可能引起线圈对油箱或铁芯构件的击穿。变压器长时间过载可引起变压器油的老化, 油温过高会加速油泥、水分及酸的生成。导线的圆角小或绝缘结构中有“油楔”时, 则该部位的电场强度高。由此可能产生局部放电。绝缘纸板卷制的绝缘筒、绝缘成型件等绝缘件, 在制造过程中, 有时因其表面存有污秽, 导致沿面放电, 从而使绝缘材料失效。绝缘件吸附气体常可导致气体电离, 介质产生过热, 甚至引起绝缘击穿。一次线圈与二次线圈间放置静电屏时, 由于焊接和绝缘不当而引起事故, 如静电屏边缘处的电场集中, 因而使绝缘局部负担过重。所以, 虽然从高压线圈到地屏只有一点击穿也常会导致该铁芯柱上的线圈损坏。当变压器相间绝缘距离没有足够的裕度, 则可能产生相间短路。此种短路故障有可能由于相间加入绝缘隔板而改变了变压器内部的电场分布, 从而引起油隙及隔板的场强过高。如果采用木制的线圈引线支架及导线夹未经充分干燥及浸油, 则水分的存在将产生桥络而导致分接引线的击穿。随变压器运行时间的增长, 油箱内的油面可能下降。若不能保证油面处于规定位置, 则变压器可能因冷却油的循环受到限制而产生过热。对于管式油箱变压器, 当油面降至冷却油管上管口之下时, 就更容易发生这种情况。变压器油中悬浮的导电粒子, 由于它们在具有电位差的裸导体之间形成小桥而引起暂时的击穿, 如油中终端引线之间及终端引线对油箱或铁芯结构的闪络等。

2 线圈中的故障

变压器线圈是变压器的重要组成部分, 或形象地称为变压器的心脏, 也是变压器运行中发生故障较多的部分。变压器的故障主要是绝缘强度、机械强度和热的原因造成的。根据统计结果表明, 线圈匝间短路事故占变压器事故率的70%~80%。因此, 分析线圈中的故障具有重要的意义。变压器线圈在绕制、加压干燥、套装等工艺过程中, 由于导线质量、换位、弯折引出线, 焊头等处理不当, 常会造成线圈短路故障。当线圈绕制导线的圆角半径较小, 则在变压器负荷运行时产生振动。导线的陡棱可能逐渐切断绝缘而导致相邻线匝短路, 此种现象多发生于变压器的高压线圈中。在变压器干燥处理过程中, 由于过分缩短了处理时间, 如变压器线圈的绝缘电阻仍较低时, 施加正常电压或试验电压后, 则由于水蒸汽的存在, 匝间绝缘可能被击穿。对于独立线圈, 尤其是高压连续式线圈, 它们的幅向尺寸与轴向尺寸的比值过大, 因此, 在线圈的内側将产生过热点, 使导线绝缘脆化, 引起匝间短路。若幅向油道尺寸过小, 则这种危险性就更大。对于纠结式线圈, 由于匝间、段间单位差较大, 纠结线需要进行焊接, 故焊点较多, 这些均可能造成绝缘弱点和过热的原因。在低压线圈采用螺旋式多根并联导线中, 并联导线常采用矩形且窄边垂直于漏磁通, 而宽边与漏磁通平行, 若其比值不合理, 则导线中将流经较大的涡流;对多根并联线匝, 虽然同匝各股导线相邻处电位相同, 若忽视股间绝缘, 由于内外层每根导线电压不同, 若股间绝缘破坏将引起循环电流, 这样在线圈中可产生过热点。在线圈绕制过程中, 进行导线换位, 从而使每根导线在漏磁场中处于相同的位置, 否则, 由于每根并联导线承担的负载不均, 因而某些导线产生过热, 加速绝缘老化, 造成变压器线圈匝间短路。

电力变压器绝缘故障的分析 第8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.

变压器绝缘老化对寿命的影响 第9篇

多年来国内外陆续研究出了高性能液相色谱检测 (HPLC) 、绝缘材料聚合度 (DP) 的检测、介质损耗因数的检测等几个具有代表性的在线监测方法, 通过相应的检测手段来判断变压器的具体运行情况, 来做出合理、得出准确的结论, 既不使还能够安全运行的变压器退出运行, 避免造成经济上的损失, 也能够使有故障的变压器得到合理的解决, 避免造成重大安全事故, 给国家和社会带来不必要的危害。

1 绝缘材料老化的几种分析方法

通常说的油浸式变压器绝缘老化是指变压器油老化和固体绝缘材料老化。可以通过真空滤油、更换新油的方法来解决变压器油老化问题, 固体绝缘老化就很那检测和处理, 所以影响变压器寿命的主要因素是固体绝缘的老化程度。变压器固体绝缘由纤维材料 (包括纸板、层压木等固体绝缘材料) 构成, 现在随着科技的发展, 能够进行在线变压器的内部监测, 可以根据在线监测结果, 分析得出变压器的绝缘老化程度。现在比较常用的有以下三个监测方法:一是高性能液相色谱分析 (HPLC) 用于分析固体绝缘的老化;二是绝缘纸聚合度 (DP) 检测固体绝缘的分解成分;三是对介质损耗因数tanδ的分析, 可分析出固体绝缘的老化程度和是否有裂解的可能。通过上面三种在线监测手段, 极大地提高了变压器绝缘材料老化判断的准确度, 对变压器运行状态及寿命能够给出合理正确的结论, 得到了广大用户的广泛认可, 现在已经越来越多的应用在电网及电厂等项目中。

1.1 高性能液相色谱分析 (HPLC)

高性能液相色谱分析技术主要是检测变压器油中溶解的糠醛 (C5H5O2) 含量 (Furan) , 根据糠醛含量的多少来判断变压器固体绝缘的老化状态程度, 它是目前国际上最有效、应有范围较广的变压器绝缘老化在线检测手段之一。

由于糠醛是绝缘材料在热老化过程中分解产生的特殊产物, 所以它的含量多少成为判断变压器绝缘材料老化程度的有力依据, 从目前来看它的应用范围很广。根据试验证明, 如果变压器油中糠醛含量达到0.5 mg/L时, 变压器的整体绝缘老化程度处于正常水平;当变压器油中糠醛含量达到1~2 mg/L时, 说明变压器的绝缘材料现象严重老化现象, 变压器需要停止运行, 进行检修或其他处理;当变压器油中糠醛含量达到或超过4 mg/L时, 说明本台变压器已经报废, 应立即退出运行, 继续运行会发生各种事故, 造成不必要的损失。

1.2 绝缘纸聚合度 (DP) 的检测

对变压器绝缘材料聚合度的检测是绝缘材料老化程度最有效、准确、可靠的手段之一, 具体的方法是:先对变压器绝缘材料进行取样, 将绝缘材料中的残油、异物及其它填充剂清理干净, 然后进行粉碎、消化, 将其溶解在乙酸乙脂溶剂中, 利用乌别洛得粘度计测定纸溶液的粘度, 根据检测结果求得绝缘材料的聚合度。

由于变压器绝缘材料聚合度与绝缘老化时间成反比, 老化程度越大聚合度越低, 绝缘材料的韧性和强度也随之降低。所以, 变压器绝缘材料老化程度的检测标准一般认为:当平均聚合度下降到500时, 认为变压器整体绝缘老化程度处于正常水平;当平均聚合度下降到250时, 认为变压器绝缘材料老化程度十分严重, 需要进行变压器的检修, 更换部分或者全部绝缘材料;当平均聚合度下降到150时, 说明绝缘材料的机械强度几乎为零, 整台变压器已经达到报废的程度, 需要更换变压器。对变压器来说, 绝缘材料的取样部位不同, 其检测聚合度的数值也不同, 正是由于聚合度有一定的分散性, 所以要求取样时要在变压器上、下部多个点分别取样, 以获得平均聚合度, 或者要求在具有代表性部位进行取样, 取样数要统一, 以具有对比性、同比性, 保证测量结果能够更接近实际, 能够得出一个接近的结论, 减少误判。

1.3 介质损耗因数的分析

变压器在线检测介质损耗因数是目前使用较多、对判断绝缘老化状况非常有效的手段之一。目前来看国内一般使用在工作电压下测量绝缘材料的介质损耗因数值, 采用电桥法, 以配套的标准电容分压器。

因为介质损耗因数的试验灵敏度很高, 通过测量介质损耗因数值, 可以反映出绝缘材料的老化程度问题, 可以通过试验数值来判别绝缘材料的老化程度状况, 根据试验证明介质损耗因数值是判断变压器绝缘材料老化的主要手段之一, 但要特别强调的是最好与变压器历年的介质损耗因数值相比较, 并与处于相同运行条件下同类型变压器相比较, 然后根据以往经验来判断变压器绝缘材料老化的程度, 这样经过对比后分析得出的结论能够更真实一些, 否则根据某一次试验结果分析的结论, 没有可比性、同比性, 不一定准确, 根据以往试验得出一般参照3次以上的试验结果, 综合对比得出的结果更准确。

2 变压器的寿命评估

目前国内没有一套正规的检测手段, 能够检测出运行时间为20年以上的大型电力变压器的运行寿命, 一直以来, 大部分厂家和研究人员都是采用根据变压器绝缘材料的“绝缘寿命”来预测评估变压器的运行寿命。然而实际上, “绝缘寿命”显然不等于变压器的“铭牌寿命”, 对于变压器寿命的预测评估, 一般同时采用多种检测手段, 根据大量试验数据和相关运行信息, 再由相关专家进行综合评估, 最后得出变压器的剩余使用寿命。

先进的变压器寿命预测评估是需要建立在可靠性的基础上, 这种方法不是要求预测变压器发生故障的具体时间, 而是判断变压器发生故障可能性的增加, 以及变压器可靠性的降低, 当变压器可靠性下降到一定值时, 就认为变压器必须停止运行, 立即进行检修或更换, 坚决不允许带病运行。所以检测变压器绝缘材料的老化程度, 就是变压器可靠性的检测, 根据试验结果来预测、推算变压器剩余使用寿命, 实际上它是一种概率统计的应用技术, 同时也是一种被证明很有价值的应有技术, 通过它使技术人员和操作人员对运行20年以上变压器的管理作出更准确的判断, 减少因为误判而造成重大事故和经济损失。

3 结语

由于变压器在电力系统中的重要性, 建议对于长期运行的变压器, 每隔5年要进行一次检修、10年进行一次大修, 对于负载大、任务重的变压器, 要及时研究在线检测结果, 出现异常后要及时汇报, 避免出现重大的变压器事故。可见对变压器绝缘老化的在线监测是很有必要的, 保证变压器的安全运行对于电力系统有着重要的意义。

参考文献

[1]macALpine J M K, 张海潮.糠醛浓度与判断变压器绝缘纸寿命的现场测量[J].高电压技术, 2001 (6) .

[2]朱德恒.高电压绝缘[M].北京:清华大学出版社, 1992.

[3]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, 1998.

变压器的绝缘结构与作用电压 第10篇

油浸变压器的绝缘通常分为在油箱内部的内绝缘及在空气中的外绝缘。内绝缘又分为主绝缘和纵绝缘等。主绝缘指线圈 (引线) 对地、同相或异相线圈 (或引线) 之间的绝缘, 其绝缘性能由工频耐压与冲击耐压来考核;纵绝缘主要是指同一线圈各点之间或其相应引线之间的绝缘, 其绝缘性能由感应耐压与冲击耐压来考核。

油浸变压器的主、纵绝缘主要是由介电常数很高的油浸纸和介电常数低的变压器油组合而成的。在这种绝缘方式下, 油部分的场强较高, 高到一定程度就会产生局部放电, 有时会产生击穿, 因此, 基本的做法是在高电场部位设有油隙, 或靠油隙的纵分割, 来提高单位油隙的击穿强度。变压器主绝缘一般都是靠多层绝缘筒隙分割油隙, 来提高击穿场强的。而在线圈表面, 由于凸凹部分会产生电场集中现象, 油隙分割的效果被抵消了, 因此, 对于类似处的油隙必须有其他油隙区别对待。

2油纸组合绝缘结构的特点

2.1覆盖。覆盖是指使用固体绝缘材料 (如电缆纸、皱纹纸等) 紧贴与电极表面, 从而有效阻碍导电杂质或极性杂质在电极表后形成“小桥”, 显著提高工频击穿电压, 引入覆盖不会改变油中的电场分布及电场强度。

2.2绝缘层。与覆盖相比较, 绝缘层的厚度较厚 (可达几十毫米) , 其作用不仅能够阻碍杂质“小桥”的形成, 而且还能承担一定比例的电压。因绝缘层改变了油纸间隙的电场分布, 所以对工频和冲击击穿强度的提高有显著的效果。变压器内部使用绝缘层的场合较多, 例如, 引线、静电板等的外绝缘通常包以几毫米厚的电缆纸或皱纹纸作为绝缘层。如绝缘层为6mm, 油间隙为10mm, 击穿电压比裸电极提高200%。绝缘层对于均匀电场与极不均匀电场的作用是不同的, 在极不均匀电场中, 在对应电场集中的那一个电极加以绝缘层, 则油中的电场强度降低, 从而提高了油间隙的击穿电压。而对均匀电场则相反、因电场强度与介电常数成反比, 绝缘层使油间隙的电场强度提高, 从而降低了油间隙的击穿电压。

2.3隔板。隔板在变压器中使用的也比较多, 一般是使用15—6mm的绝缘纸板 (尺寸较大) 放置于两个电极之间的油间隙中, 提高不均匀电场的击穿电压。变压器绕组之间的纸筒、绕组外的围屏、绕组端部的角环等都属于这种结构隔板的作用使原来较大的油间隙分为若干个较小的油间隙, 因而提高了油间隙电场均匀程度。在变压器中常采用这种多重隔板结构。在极不均匀电场中, 隔板的作用效果与隔板放置的位置有关。

在均匀电场与稍不均匀电场中, 隔板的作用主要是阻碍“小桥”的形成, 对提高击穿电压的作用较小。隔板放置最有效的距离为距曲率半径较小的电极25%的地方, 可使平均击穿电压提高不超过25%, 但对最低击穿电压提高达到了35%—50%。在冲击电压下, 隔板对均匀场强的作用不显著, 对极不均匀电场, 隔板位于曲率半径较小的电极处时作用较好。

3变压器绝缘性能要求

3.1电气性能要求。变压器在运行过程中要经受三种典型过电压的作用, 即工频电压升高、外部过电压 (雷电过电压) 和内部过电压 (操作过电压、谐振过电压等) 。这三种电压对变压器内绝缘的影响较大。因此, 变压器绝练强度必须能够承受各种电压的作用, 才能保证正常运行。对不同电压等级的变压器, 相应的国家标准规定了各项试验的试验电压、试验方法和试验结果判定方法, 通过实践证明, 相关国家标准所规定的试验要求基本能满足变压器可靠运行的需要。

工频电压试验主要考验变压器主绝缘的电气强度, 冲击耐压试验主要考核主、纵绝缘的电气强度;对于110kv及以下电压等级的产品, 冲击耐压试验为型式试验, 220 kv及以上电压等级的产品, 冲击耐压试验为例行试验。对于330kv及以上电压等级的产品.还要进行操作冲击试验。

雷电冲击试验包括雷电全波冲击试验和雷电截波冲击试验;雷电全波冲击试验由波头时间、波尾时间 (半峰值时间) 、峰值电压来表示。波头时间代表电压上升的陡度, 主要考核匝间、层间的绝缘性能。波头超陡, 沿线圈的电压分布越不均匀;波尾时间越长, 则线圈对地绝缘所受的作用力越大;截波试验对纵绝缘的考验比全波试验更为严格。

变压器的直流电阻测量、绝缘电阻测量、介质损耗测量、油性能试验及局部放电测量等对判断变压器绝缘故障同样具有重要作用。

3.2抗短路的性能要求。变压器在运行中, 不可避免的要承受电网短路所引起的过电流冲击。因此, 变压器必须具备能够承受短路的动、热稳定的能力变压器在遭受团外部故障短路时, 流过绕组、引线的短路电流远远超过其额定电流 (大型变压器为8—10倍, 小型变压器为20—25倍) , 因电动力与短路电流的二次方成正比、漏磁密度是正常运行的数倍、绕组、铁心、引线及油箱等均承受很大的电动力引起的机械力的作用。

在短路期间, 绕组的机械振动与导线的热膨胀是同时发生的, 因此变压器绝缘应能够承受短路电流的热效应。标准规定的热稳定持续时间为2s, 绕组温升按照绝热过程来考虑的, 即不考虑热从绕组传递到周围油中并假定全部热量被储存在绕组中。从我国电力部门的运行资料中可以看出, 无论国内生产的变压器, 还是国外进口的变压器, 由于短路的作用造成变压器绝缘破坏的实例是很多的。

3.3热性能要求。油浸式变压器绝缘耐热等级为A级, 线圈的平均温升为65℃, 最高平均温度为105℃ (空气冷却) 、90℃ (水冷却) 。热点温度为118℃。因此为了保证变压器安全运行, 要求变压器必须具有良好的散热条件。

3.4其他性能要求。其他性能要求包括了绝缘的老化及杂质的影响等。变压器绝缘介质为油及其他绝缘材料, 油的老化和受潮及含有气油、杂质等均能使绝缘耐电强度下降。变压器在出厂前油的含水量很低, 但在运行过程中由于密封不良或渗漏等原因, 油的含水量会很高, 引起绝缘事故。经统计, 变压器绝缘事故的发生与“水”的侵害关系较大。

3.5作用电压在变压路绕组上的电压分布。不同的电压类型对变压器绝缘的作用是不同的, 了解不同电压对变压器内绝缘的作用程度及绕组上的电压分布状况是比较重要的。

在上述5种作用电压中, 从幅值上来说, 持续工频电压是最低的。持续工频电压的幅值变化范围是有限制的, 波形要求是一个近似的正弦波, 两个半波相等。持续工频电压作用下的电压按绕组的匝数来分布, 线圈各部分电压按线性分布, 梯度也为均匀分布的平均梯度。

按照电力系统运行要求, 系统电压变化范围是有限制的, 因此, 正常远行时变压器作用电压是能够得到保证的, 但如果变压器内部场强发生畸变, 例如, 悬浮导体的影响, 造成油隙击穿, 引起局部放电, 则可能会引起绝缘事故。

摘要：文中主要分析了变压器的绝缘结构及作用电压。

关键词：变压器,绝缘结构,作用电压

参考文献

[1]李盛涛, 张拓.黄奇峰.变压器油纸绝缘结构的击穿电压与频率和时间的关系[J].变压器, 2009 (4) .

变压器主绝缘老化分析及防范措施 第11篇

1 变压器主绝缘老化机理

1.1 电老化

电老化是指在外加高电压或强电场作用下发生的老化, 实质是绝缘内部或表面发生局部放电所引起的一系列物理、化学效应, 它是固体绝缘材料在强电场下老化的最基本形式。由于固体绝缘材料没有自恢复功能, 所以电老化对固体绝缘材料的破坏具有累积效应, 最终必然导致击穿。

局部放电一直被认为是聚合物绝缘老化的最主要原因。变压器主绝缘绕组匝间绝缘产生局部放电要有2个条件:第一, 绕组相邻匝间的电压超过起始放电电压;第二, 相邻匝间存在气隙、气泡等缺陷。在变压器的生产过程中, 尽管采用了较先进的浸渍工艺, 如真空压力浸渍 (VPI) 等, 但仍不能完全避免在电磁线绝缘交界处产生气泡或气隙。因为气体的介电常数小, 在交流电场中, 电场强度与介电常数成反比, 所以气泡中的电场强度要比周围介质中高得多, 而气体击穿场强比液体或固体又低得多, 因而很容易在气泡中首先出现放电。局部放电逐步发展就会在聚合物中形成裂纹或电树枝, 最终导致绝缘击穿。

1.2 热老化

由于电介质的导热系数低, 在具备足够的热量后, 便可使大分子链发生化学变化, 从而导致某些化学结构被破坏, 甚至能增加高分子电介质的导电性, 最后使其完全丧失绝缘性能。

变压器主绝缘会因温度升高受热而发生复杂的物理和化学变化 (如挥发、裂解、起层、龟裂等) , 导致主绝缘材料变质和老化, 这种由于温度升高而发生的绝缘老化称为热老化。温度越高, 绝缘老化得越快, 其寿命越短。一方面如果温度超过绝缘材料的最高容许使用温度, 短时间内就会发生明显的劣化;即使温度比容许使用温度低, 但作用时间长, 绝缘性能也会发生不可逆的变化。另一方面它不仅会造成起始电压降低, 局部放电, 还会大大加速其他老化过程, 如臭氧氧化的反应速率。

1.3 其他情况下的老化

电老化和热老化是变压器主绝缘老化的2个最主要方面, 除此之外, 主绝缘老化还受绝缘材料的影响。

(1) 纤维脆裂。当过度受热使水分从纤维材料中脱离, 就会加速纤维材料脆化。由于纸材脆化剥落, 在机械振动、电动应力、操作波等冲击力的影响下就可能产生绝缘故障而形成电气事故。

(2) 纤维材料机械强度下降。纤维材料的机械强度随受热时间的延长而下降, 当变压器发热造成绝缘材料水分再次排出时, 绝缘电阻的数值可能会变高, 但其机械强度将会大大下降, 绝缘纸材将不能抵御短路电流或冲击负荷等机械力的影响。

(3) 纤维材料本身的收缩。纤维材料在脆化后收缩会使夹紧力降低, 可能造成收缩移动, 使变压器绕组在电磁振动或冲击电压下移位摩擦而损伤绝缘。

2 变压器主绝缘老化诊断

目前应用最广泛的电力变压器是油浸变压器和干式树脂变压器2种。油浸变压器中, 主要的绝缘材料是绝缘油及固体绝缘材料绝缘纸、纸板和木块等。

2.1 固体纸绝缘老化诊断

固体纸绝缘是油浸变压器绝缘的主要部分之一, 包括绝缘纸、绝缘板、绝缘垫、绝缘卷、绝缘绑扎带等, 其主要成分是纤维素, 化学表达式为 (C2H10O6) n, 式中n为聚合度。一般新纸的聚合度为1 000左右, 当下降至250左右时, 其机械强度已下降了一半以上, 极度老化致使寿命终止的聚合度为150～200。绝缘纸老化后, 其聚合度和抗张强度将逐渐降低, 并生成水、CO、CO2, 其次还有糠醛。生成的CO、CO2溶解于绝缘油中, 可抽取油样进行监测分析, 能够判断绝缘纸的老化程度。

固体纸绝缘老化的诊断指标主要有以下3种:

2.1.1 油中的CO、CO2

水可以被绝缘纸再吸收并对分解起作用, 故即使测量绝缘油中的水分, 也不能作为绝缘纸的老化指标。而CO2在绝缘油中比较稳定, 其含量会随绝缘纸的老化而增加, 故可以从CO2的含量来判断绝缘纸的老化程度。另外, CO氧化成CO2会加速老化。

(1) 根据对数百台220 k V及以上隔膜式密封变压器投运后CO含量增长情况的分析, 大致可以得出以下一些规律:1) 随着变压器运行时间增加, CO含量虽有波动, 但总的来说是增加的趋势;2) 自变压器投入运行后, CO含量开始增加速度快, 而后逐渐减缓, 正常情况下不应发生陡增;3) 不同变压器 (如生产厂家不同、年代不同) 投运初期CO含量差别很大。据此, 提出以下经验公式, 不满足时要引起注意。

式中, Cn为运行n年的变压器CO年平均含量;n为运行年数。

(2) 根据某地区近150台220 k V及以上隔膜式密封变压器油中CO2气体的分析结果, 得出以下经验公式, 不满足时要引起注意。

式中, Cn为运行n年的变压器CO2年平均含量;n为运行年数。

2.1.2 纸绝缘的聚合度

新变压器纸绝缘的聚合度大多在1 000左右。试验表明, 纸的抗张强度等随聚合度下降而逐渐下降。聚合度降到250时, 抗张强度出现突降, 说明纸深度老化;聚合度约为150时, 绝缘纸完全丧失机械强度。建议当变压器中采集的纸或纸板样品聚合度降低到250时, 对该变压器的纸绝缘老化予以注意。如果从气体分析中已发现存在局部过热的可能, 则部分绝缘有可能已碳化, 机械强度会受到影响, 此时糠醛含量也应较高, 则不宜再继续运行;或鉴于对设备的可靠性要求较高, 且有条件更换时, 也可考虑退出运行。当纸或纸板样品的聚合度降低到近150时, 应当考虑令该变压器退出运行。具体判据如表1所示。

2.1.3 油中糠醛

变压器油中糖醛含量应随运行时间的增加而增加, 但除了制造上的固有差异外, 不同变压器还因运行中环境温度、负载率等的不同, 在相同运行时间内所含糠醛的分散性有所区别;而变压器油纸比例不同测试结果均用单位体积油中糠醛的毫克量表示, 这就会使相同老化状况的不同设备测试结果出现不同。此外, 变压器油处理也是影响糠醛含量的重要因素。所以, 变压器运行时间同糠醛含量的对数之间表现为一个线性区域。

2.2 液体油绝缘老化诊断

2.2.1 早期劣化阶段

油中生成的过氧化物与绝缘纤维材料反应生成氧化纤维素, 使绝缘纤维机械强度变差, 造成劣化和绝缘收缩。生成的酸类是一种黏液状的脂肪酸, 尽管腐蚀性没有矿物酸那么强, 但其增长速率及对有机绝缘材料的影响是很大的。

2.2.2 后期劣化阶段

当酸侵蚀铜、铁、绝缘漆等材料时, 反应生成油泥, 是一种黏稠而类似沥青的聚合型导电物质, 它能适度溶解于油中, 在电场的作用下生成速度很快, 粘附在绝缘材料或变压器箱壳边缘, 沉积在油管及冷却器散热片等处, 使变压器工作温度升高, 耐电强度下降。

3 防止变压器过快老化的措施

3.1 纸绝缘部件经干燥处理

纸绝缘部件一般要经过干燥或真空干燥处理和浸油或绝缘漆后才能使用。浸漆的目的是使纤维保持润湿, 保证其有较高的绝缘和化学稳定性及较高的机械强度。同时, 可减少纸对水分的吸收, 阻止材料氧化, 还可填充空隙, 以减少可能影响绝缘性能、造成局部放电和电击穿的气泡。但也有人认为浸漆后再浸油可能会使部分漆慢慢溶入油内, 影响绝缘性能, 对这类油漆的应用应充分予以注意。

3.2 防止油质污染、劣化

污染是指油中混入水分和杂质, 这些不是油氧化的产物, 会使绝缘性能下降, 击穿电场强度降低, 介质损失角增大。

劣化是油氧化后的结果, 当然这种氧化并不仅指纯净油中烃类的氧化, 而是包括存在于油中的杂质加速氧化的过程, 特别是铜、铁、铝等金属粉屑。

3.3 控制变压器主绝缘环境湿度

绝缘油中的微量水分是影响绝缘特性的重要因素之一。绝缘油中微量水分的存在, 对绝缘介质的电气性能与理化性能都有极大的危害, 水分可导致绝缘油的火花放电电压降低, 介质损耗因数增大, 促使绝缘油老化、绝缘性能劣化。而设备受潮时, 不仅会导致电力设备运行可靠性和寿命降低, 更可能导致设备损坏甚至危及人身安全。

绝缘油受潮容易处理, 而线圈绝缘受潮的处理难度却很大, 处理方案通常有2种:一是将变压器拉回检修车间, 利用真空箱不带油进行干燥, 或在专用的干燥室内不抽真空干燥;另一种是在现场进行干燥, 目前常用的现场干燥方法是利用变压器外壳进行真空干燥或不抽真空的热风干燥。

参考文献

[1]月冈淑郎, 李沛然.变压器的老化程度诊断和剩余寿命诊断[J].设备管理与维修, 2000 (6)

[2]杨启平, 薛五德.变压器绝缘老化诊断技术[J].上海电力学院学报, 2003, 19 (4)