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篇1：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2：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3：变压器油的作用
作用
1、变压器中的油在运行时主要起散热冷却作用；
2、对绕组等起绝缘和绝缘保养作用（保持良好绝缘状态）；
3、变压器油在高压引线处和分接开关接触点起消弧作用，防止电晕和电弧放电的产生；
4、变压器油被广泛用作液压安全阀内的液封。
组成性状
变压器油是天然石油中经过蒸馏、精炼而获得的.一种矿物油，是石油中的润滑油馏份经酸碱精制处理得到纯净稳定、粘度小、绝缘性好、冷却性好的液体天然碳氢化合物的混合物。俗称方棚油，浅黄色透明液体，相对密度0.895。凝固点-45℃，比热容约为0.5（卡/克*度）主要由三种烃类组成，主要成分为环烷烃（约占80%），其它的为芳香烃和烷烃。在我国，变压器油有石蜡基油、环烷基油。石蜡基油产于大庆，环烷基油产于新疆克拉玛依。
篇4： 变压器油的作用
1、绝缘作用：变压器油具有比空气高得多的绝缘强度。绝缘材料浸在油中，不仅仅可提高绝缘强度，而且还可免受潮气的侵蚀。
2、散热作用：变压器油的比热大，常用作冷却剂。变压器运行时产生的热量使靠近铁芯和绕组的油受热膨胀上升，透过油的上下对流，热量透过散热器散出，保证变压器正常运行。
3、消弧作用：在油断路器和变压器的有载调压开关上，触头切换时会产生电弧。由于变压器油导热性能好，且在电弧的高温作用下能分触了超多气体，产生较大压力，从而提高了介质的灭弧性能，使电弧很快熄灭。
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篇5： 变压器油的作用
变压器油，是指用于变压器、电抗器、互感器、套管、油开关等充油电气设备中，起绝缘、冷却和灭弧作用的一类绝缘油品。由于历史沿袭，我们仍沿用变压器油这一名称代替国际上常用的矿物绝缘油或变压器绝缘油这个术语。
电气设备(变压器、电抗器、互感器、充油套管、油开关等)所充入的变压器油运行的可靠性，在很大程度上依靠于变压器油的某些基本特性，而这些特性将影响着其功能的正常发挥。一般来讲，变压器油具有下述三大功能：
(1)绝缘功能：在电气设备中，变压器油可将不一样电位(势)的.带电部分隔离开来，使其不致于构成短路，因为空气的介电常数为1。0，而变压器油的介电常数为2。25。也就是说，油的绝缘强度要比空气的大得多。假设，变压器油的线圈暴露在空气中，则运行时很快就会被击穿。如果变压器线圈之间充满了变压器油，则增加了绝缘强度，就不会被击穿，并且随着油的质量提高，设备的安全系数就越大，所以变压器油的可靠绝缘性能，是其主要功能之一。
(2)散热冷却作用：变压器在带电运行过程中，由于线圈有电流透过，因电阻引起功率损耗，这部分损耗称为“铜耗”，电流透过铁芯时，由于铁芯磁通发生作用，引起功率损耗，这部分损耗称为“铁芯损耗”，这两部分损耗均以发热的形式表现出来。如果不将线圈内的这种热量散发出去，它必然会使线圈和铁芯内积蓄的热量越积越多而使铁芯内部温度升高，从而会损坏线圈外部包覆的固体绝缘，以致烧毁线圈。若是使用变压器油，那么线圈内部产生的这部分热量，先是被油吸收，然后透过油的循环而使热量散发出来，从而可保证设备的安全运行。吸收了热量的变压器油其冷却方式有自然循环冷却、自然风冷、强迫油循环风冷和强迫油循环水冷等方式。一般大容量的变压器大部分采用强油循环的冷却方式，所以散热冷却作用是变压器油的第二大功能。
(3)灭弧作用：在开关设备中，变压器油主要起灭弧作用。当油浸开关在切断电力负荷时，其固定触头和滑动触头之间会产生电弧，此时的电弧温度很高，并且随开断电流的大小而不一样，如果不将弧柱的热量带走，使触头冷却，那么在初始电弧发生之后，还会有连续的电弧产生，从而很容易使设备烧毁。同时还会引起过电压的产生而使设备损坏。当油浸开关在最初开断而受到电弧作用时，由于高温会使油发生剧烈的热分解，而产生约70%的氢气，同时由于氢的导热系数较大(为41)，此时氢气就能够吸收超多的热，并且将热量传导至油中，而直接将触头冷却，从而到达了灭弧的目的，所以变压器油的灭弧作用是其第三大功能。
变压器油除以上所述的三大功能之外，还具有如下两种功能：
(1)由于能充填在绝缘材料的空隙中，所以能够起到保护铁芯和线圈组件的作用。
(2)由于油充填在绝缘材料的空隙之中，因此可将易于氧化的纤维素和其它材料所吸收的氧含量减少到最低限度。也就是说，油会使混入设备中的氧首先起氧化作用，从而延缓了氧对绝缘材料的侵蚀。
概括起来说，变压器油在变压器、电抗器、互感器中主要起绝缘和散热冷却作用，但若在上述设备中有电弧发生时，也起灭弧作用。在充油套管中主要起绝缘作用，在油开关中，起灭弧和绝缘作用。
篇6：论文：浅谈变压器
论文：浅谈变压器
摘要:
变压器在发生事故之前，通常都会有异常情况，因为变压器内部故障是由轻微发展为严重的。变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障；外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障。文章主要分析变压器运行的检查维护及故障处理的方法，可供广大同行技术参考。
关键词:
变压器；运行维护；故障：分析；处理
一、变压器运行中的检查维护
变压器在发生事故之前，一般都会有异常情况，因为变压器内部故障是由轻微发展为严重的'。值班人员应随时对变压器的运行状况进行监视和检查。通过对变压器运行时的声音、震动、气味、变色、温度及外部状况等现象的变化，来判断有无异常，分析异常运行的原因、部位及程度，以便采取相应措施。
(1)检查变压器上层油温是否超过允许范围。
(2)检查油质，应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。
(3)应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。
(4)变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。
(5)天气有变化时，应重点进行特殊检查。
二、变压器运行中出现的不正常现象的分析
(一)声音异常
1.变压器正常运行时声音应为连续均匀的“嗡嗡”声，如果产生不均匀或其他响声都属于不正常现象。
2.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鉴定并加强监视。
3.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。
4.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测或停用。
5.变压器有水沸声，则为变压器内部短路故障或接触不良，这时应立即停用检查。
6.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。
7.其他可能出现“叮当”声或“嘤嘤”声，则可能是个别零件松动，可以根据情况处理。
(二)油温异常
1.变压器的绝缘耐热等级为A级时，线圈绝缘极限温度为105℃，根据国际电工委员会的推荐，保证绝缘不过早老化，温度应控制在85℃以下。若发现在同等条件下温度不断上升，则认为变压器内部出现异常，内部故障等多种原因，这时应根据情况进行检查处理。
2.导致温度异常的原因有：散热器堵塞、冷却器异常、内部故障等多种原因。这时应根据情况进行检查处理。
(三)油位异常
变压器油位变化应该在标记范围之间，如有较大波动则认为不正常。常见的油位异常有：
1.假油位，如果温度正常而油位不正常，则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有呼吸器堵塞、防暴管通气孔堵塞等。
2.油位下降，原因有变压器严重漏油、油枕中油过少、检修后缺油、温度过低等。
篇7：变压器油泄漏应急预案
二、演练地点：脱碳
三、演练目的：
1、在事故发生后，能迅速有效地控制和处理事故，尽量减少事故对人、环境和财产的影响。
2、通过演练，使参演人员掌握应急救援运行程序和方法，提高车间员工协调和有效处理突发事故的应急处置和疏散能力。
四、演练前准备工作
1、演练前准备如下抢救和救护物质，并对器材的完好性进行检查。
（1）防护器材：氧气呼吸器4台；集束式空呼器一台。
（2）消防器材：消防水带4盘，消防水枪2只；
（3）警戒隔离带；通迅工具以及各岗位电话和参演人员手机为主。
2、维修工准备好蒸汽管（配钢管用阀门连接，钢管出口闷住，阀门法兰不上垫子，从法兰处大量冒蒸汽），模拟泄漏。
3、资料组：车间办组成，负责演练的拍照工作。（照相机一部）；
4、对参演人员进行演练内容及安全事项的培训，特别提示参演人员，此为模拟演练，在处置岗位或系统阀门、联系信号等设施，只能作比画模拟动作，防止发生事故；
5、参演人员要劳保着装。
五、演练科目：2#变压吸附出现重大泄漏。
六、演练程序：
依据《尿素车间重大事故应急救援预案》程序进行演练，同时重点突出以下几个方面：
（一）报警、接警，发布警报，救援队伍到达、发布救援命令，展开事故处置和救援
1、报警、接警，发布警报
当班脱碳操作工发现2#变压吸附出现重大泄漏后，迅速向当班调度报告；调度接到通知后要立即向及车间主任李嗣源报告，车间主任接到报告后，立即赶往事故现场。并向车间指挥部成员发布警报，并要求指挥部成员和专业救护队速到事故救援指挥部。（1#造粒塔前，设有标志牌。）
2、救援队伍到达事故救援指挥部报到
救护队到达事故救援指挥部后集合，由队长向总指挥李嗣源主任报告：
⑴工艺控制组：王连贵
职责：负责在紧急状态下的现场抢险作业，及时控制危险源（切断气源）。该组人员应具有较高的专业技术水平，应配备专业的防护和急救器材。根据危险化学品的性质准备好专用的防护用品、用具及专用工具等。
⑵警戒疏散组：吕志勇
职责：
①担负现场治安，设立警戒，通知并指挥疏散。
②确保通迅的畅通,担负各队之间的联络和对外联系通信任务。
⑶消防抢修组：马庆义
职责：负责现场灭火、设备容器的冷却、喷水隔爆、现场抢修堵漏等。
⑷供应协调组：当班维修
职责：负责抢险抢救物质、工器具的供应、运输伤员任务。
⑸环保洗消组：韩亮
职责：负责事故现场及有害物质扩散区域的洗消、封堵地沟及应急泵抽排工作
⑹通讯协调组：当班调度
职责：做好工艺控制、综合协调、事故报警，情况通报及事故处置工作。
3、发布救援命令，展开事故处置和救援
总指挥李嗣源发布如下救援命令：
1）命令脱碳人员查明泄漏部位、原因，进行工艺处置查明泄漏原因、部位，向李嗣源主任汇报（脱碳班长负责）
2）命令消-防-队：出水稀释，降低外泄气浓度。消-防-队接到命令后，队员二人一组，从2个方位（氨罐东及脱碳水池南消防栓处）进行水带连接、铺设，二组使用水枪，对泄漏点进行稀释（在毒区消防人
员要戴好氧呼）。
3）2#变压吸附紧急停车
接到指令后及时联系相关岗位，当班班长、操作工戴好氧气呼吸器，关闭系统进出口阀门，关闭送1#合成氨的解吸气。
4）命令抢险队进行堵漏：马庆义带维修人员戴好集束式空呼器对漏点进行封堵。成功后，马庆义向李嗣源汇报，消除了泄漏。
5）环保
封堵下水道，启动事故应急泵把“事故状态下污水”排入事故应急池。
（二）李嗣源主任宣布：
1、解除警报
2、演练结束
（三）演练总结
参加演练的各专业队及参演人员，由各专业队负责集合列队，由总指挥对本次演练进行讲评、总结。
要求：
1、各救援队负责人按要求集中队员，准备好演练所需器材、物质，提前做好演练的培训和练兵工作。
2、参演各单位要组织员工学习《尿素车间事故应急救援预案》和本次《2#变压吸附泄漏事故应急救援演练》的内容，积极参与演练。
3、在演练中，参演各级人员要严肃、认真，服从命令，积极配合，协同作战，出色完成演练任务。
篇8：变压器油泄漏应急预案
1.目的
控制变压器油泄漏，减少事故中变压器油损耗，确保无环境污染和设备安全运行。
2.适用范围
本应急预案适用于有变压器油的生产埸所、各变电站内、仓库对变压器油控制。
3.职责
3.1生技部负责组织、协调与应急预案相关的工作,各生产单位或部门,要制订紧急情况安全管理制度，监督相关规程、制度、措施的实施。
3.2各生产单位发现因设备缺陷造成变压器油泄漏时，应及时汇报，紧急情况下要作好应急的'安全措施；
3.3检修单位负责紧急情况的临时检修、事故性抢修工作。
4.应急预案
4.1运行人员、工作人员在巡视设备中，发现变压器油发生泄漏时，要及时汇报调度和通知电力检修（工程）公司或超高压公司相关班、组进行抢修，并加强对变压器油箱的油位监视；
4.2如果油位下降快，应立即向调度汇报，申请退出变压器，并设好围栏、悬挂标示牌，疏散现场财物；并向主管生产的副局长、生产技术部和本单位领导汇报。
4.3.一旦发生变压器油泄漏，不得有明火靠近，且严格按《消防管理制度》执行。
4.4.检修单位应指定专人负责抢修现场指挥，运行单位积极配合。
4.5.检修单位的现场指挥,要指定人员准备好抢修的工具、器具等。
4.6.运行人员应加强对设备的监督及巡视。
4.7.做好安全措施后，检修单位及时组织抢修人员进行查漏、堵漏；在抢修过程中，应具备下列措施：
4.7.1.抢修前，要确认事故泄漏油池是否能蓄油，如情况异常应采取相应措施，严防事故油外漏而造成环境污染；
4.7.2.抢修过程中严格按《电业工作安全规程》执行。
4.8.抢修结束后，应清理泄漏现场，尽快恢复送电，并交待运行维护的注意事项。
4.9.如因变压器油泄漏，已造成环境污染时，应由生产技术部制订补救措施方案，生产单位依据方案执行。
5.相关文件
《电业安全工作规程》
6.相关记录
检修记录
缺陷通知单
篇9：发电厂变压器油故障的处理方法论文
发电厂变压器油故障的处理方法论文
摘要:本文通过对发电厂变压器油枕油位计的作用和工作原理分析,结合日常维护工作遇到的问题,针对变压器油枕的结构、正常运行状态等,对处理油位计故障后的处理方法以及防止在正常运行情况下油位计指示异常、保证大型变压器安全运行提出了具体的应对措施。
关键词:油位计 注油 指示
一、简介
对于大型发电厂和220kV及其以上变电站,主变压器是主要一次设备,主要由铁芯、绕组、油箱、储油柜、绝缘套管、冷却器、呼吸器等组成。一旦变压器出现异常或故障需要变压器停运时供电量急速下降,将对的电网和电厂的用户造成非常大的影响,而变压器油位合适是保证变压器安全稳定运行的重要指标,油枕油位计就是在变压器正常运行时提供内部油位显示的唯一设备,一旦油位计故障变压器油位将失去监视。
变压器油位计与油枕、胶囊、呼吸器、油杯配合实现变压器内部油位的监视。在变压器正常运行时于油温变化而热胀冷缩时,呼吸器、油位计、胶囊会出现如下相应的变化:
“呼气”:油温升高,油的体积增大,变压器油枕中胶囊的空气被压缩,压力增大,为了维持变压器内的压力平衡,胶囊内的`部分空气将通过变压器呼吸器排入大气,这时呼吸器的集油杯内将出现气泡,有时会很剧烈,同时油位计指示升高。
“吸气”:油温降低,油的体积减小,变压器油枕中胶囊内空气被扩容,压力减小,为了维持变压器内的压力平衡,胶囊内的压力将通过呼吸器吸入空气来平衡,这时呼吸器的玻璃筒内将出现气泡,有时也会很剧烈,同时油位计指示降低。
二、现象
3月4日上午10:20,1号机组主变压器处于正常运行状态,电压、油温等各项参数没有明显变化,DCS发变压器油位低报警,就地检查变压器油枕油位计指示为零,检查检查变压器本体和周围油迹,变压器本体声音正常,冷却风扇、潜油泵运行正常。
三、分析
通过对变压器运行状况分析,判断油位计突然到零主要原因和分析如下:
3.1油位计故障
变压器油位由浮球、档杆、传动机构、表计组成,如果出现浮球进油、传动机构故障、表计故障,会造成油位计突然到零的情况
3.2 变压器油枕内的胶囊不能够正常的在油枕内膨胀和收缩,胶囊被压扁到不能再油面上浮起而直接落下压住油位计造成指示为零,胶囊直接落下的原因为呼吸器出现堵塞和变压器油路结合面不严,具体分析如下:
春季的昼夜温差、负荷变化大,油温随气温变化较明显。夜晚,油温降低时变压器油的体积缩小,如果其呼吸器堵塞,油枕无法从外界“吸气”,则会导致变压器内部形成负压。有了负压的作用,加上长期运行的变压器如果各套管与罩体连接处、各散热器进出口与罩体连接处以及各阀门等出现微小渗漏点就会可能漏入空气。到次日中午,油温升高时变压器油的体积增大,吸入的空气气泡移动、聚集、上升最终至油枕途中,如此过程一直到油枕内部的胶囊不压缩不能在油面浮起时,胶囊落下。
四、处理方法
4.1作业前的条件和准备
4.1.1技术准备
4.1.1.1备品备件、施工材料、设备齐全,检验完毕并合格。
1)45#变压器油5吨,并经过化验水分≤15mg/L、耐压合格≥50KV/2.5mm,水溶性酸PH值≥5.4、酸值≤0.03mgKOH/g、闪点≥140度、介质损耗≤0.5并做好标识。
2)储油罐内油经过化验水分、耐压合格,并进行油罐检查,确保油罐良好,使用45#变压器油对油罐进行清洗,正常后将45#油注入油罐并进行滤油。
3)对主变油进行取样与新油进行混油试验(采用1:1比例混合),并合格。
4)氮气40瓶,相关充氮气减压阀、充氮阀门一套。
5)油位计备件准备外观检查正常,手动活动机构正常,表计指示正常。
6)准备好滤油机一台,将滤油机与油罐进行滤油清洗,并化验油质、水分、耐压合格,然后将油罐及滤油机内清洗油全部排到备用油桶中。
4.1.1.2作业前已对参加该项作业的相关工作人员进行施工技术交底,交底与被交底人员进行了双方签字。
4.1.1.3 作业现场的环境条件,以及其它相关的技术准备工作。
1)变压器油位计缺陷处理工作应保持空气湿度在75%以下进行。如工作中遇天气降雨则做好变压器本体密封(恢复所有密封部位),防止潮气进入油枕。
2)作业人员正确佩戴好安全帽,以免落物伤人。
3)作业人员要保持作业场地清洁,防止油污污染地面。
4)作业场地应做到“工完料净场地清”。
4.2作业人员配置
施工工作各类作业人员的工种、数量、资格,应根据项目的作业内容、工作量大小、工期、作业难度的条件进行相应的配置。油化验工作需要化验室积极配合。
4.3作业工具
4.4作业程序、方法
4.4.1施工程序
4.4.2对油枕退油处理。
4.4.3拆除油位计并更换。
4.4.4对油枕注油。
4.4.5对油枕胶囊加压,做油密试验。
4.5施工工艺流程
4.5.1对油枕退油处理
4.5.1.1打开油枕顶部放气塞和2B抽真空阀,放掉2B管道内残油,关闭放气塞。
4.5.1.2用油管将滤油机和油枕底部放油阀连接起来,打开旁通阀,对油枕及胶囊加压0.015Mpa(保证在退油过程中压力维持在0.01-0.015Mpa,防止胶囊破损),使用滤油机退完油枕内绝缘油。将油枕变压器油注入油桶。注意防止过多放油导致变压器本体进入空气。
4.5.2检查拆除油位计并更换
4.5.2.1打开三通阀门,对油枕、胶囊内的氮气进行释放,观察三通阀压力表指示为零;退油后打开油位计上部人孔进行通风30分钟,检查油位计、胶囊有无异常,检查时注意防止人员吸入过多氮气窒息。
4.5.2.2拆除油位计远传信号电缆并做好记号,拆开本体油位计法兰,取出油位计,更换新的油位计,调整零位并紧固,测量远传信号对应后接线。
安装油位计,人孔板时将胶涂在密封槽上,装好密封垫,上紧螺栓。
4.5.3对油枕注油
4.5.3.1注油前对油罐油进行化验,并经过化验水分≤25mg/L、耐压合格≥50KV、水溶性酸PH值≥3.2、酸值≤0.1mgKOH/g、介质损耗≤2、闪点≥140度、油色谱分析合格,方可进行注油。
4.5.3.2更换好油位计后,从油枕底部放油阀向油枕内注油,注油过程中打开油枕顶部放气塞、三通阀门1B旁通阀放气。
4.5.3.3注油至25%,关闭1B旁通阀,根据注油温度及注油曲线表,注油至指定油位(根据油温及现在实际油位约50%)。
4.5.3.4注油至指定油位时,对胶囊加压,保持在0.015Mpa,通过顶部放气塞对油枕内排气直至有油冒出。关闭放气塞,注油结束。
4.5.3.5对油枕胶囊加压,做油密试验
1)对胶囊加压至0.03Mpa,保持24H。
2)24H后,检查变压器有无渗漏油情况。
4.5.4 静止48小时,观察油位与温度曲线是否相符可选择放油达到注油曲线表标准值。通过1B阀门取油样化验,确定化验水分≤25mg/L、耐压合格≥50KV、水溶性酸PH值≥3.2、酸值≤0.1mgKOH/g、介质损耗≤2、闪点≥140度合格、油质色谱分析,工作结束。
五、对策研究
结合变压器油枕油位计在正常运行过程中突然指示变为零的原因,制定处理和防范措施如下:
5.1对变压器油枕进行退油,更换变压器油枕油位计,恢复正常指示。
5.2对变压器油路各个密封面进行检查,特别是在高负荷期间,认真检查变压器有无渗油现象,同时对变压器油枕上的各个阀门的密封情况进行排查,确保阀门没有内漏情况。
5.3通过对呼吸器的气路管道对变压器油枕胶囊内充入高纯氮气,同时打开油枕顶部放气阀门进行放气,重复几次直到油枕内部的空气排完和油位计恢复正常指示。
5.4变压器日常运行过程中,加强变压器油枕呼吸器的点检,一定要重视呼吸器的运行情况的检查,防止堵塞、及时更换硅胶;同时加强呼吸器底部储油盒变压器油位的监视,确保在最高和最低之间。
参考文献
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[3] 董其国.电力变压器故障与诊断[J] .北京:中国电力出版社,.
作者简介:俎永强,男,河南许昌,大学本科,工程师,7月毕业于郑州电力高等专科学校发电机厂及其电力系统专业,同月入许昌龙岗发电有限责任公司工作至今。工作期间,一直从事电气方面的技术工作,在电气方面具有扎实的理论基础和丰富的实践经验,曾参与河南电网电力系统稳定器(PSS)试验研究项目,该项目获河南省电力公司科技进步二等奖
篇10：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11：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12：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。
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篇13：变压器油的现场注油施工
油浸变压器安装过程中充油操作是非常关键的环节，通常包括以下处理环节:(1)桶装变压器油处理前检查;(2)储油罐内进行循环滤油;(3)初次真空注油 (只注到刚好没过铁芯);(4)变压器完全安装后的再次真空注油(注油到环境温度对应的油位—最终油位);(5)变压器内热油循环处理.其中由于变压器电压等级和容量不同或充油运输、充氮运输，处理过程会稍有差别，比较典型的是500KV充氮运输的大型变压器现场安装工作，
现场变压器油处理施工前要做好准备工作，包括:文件准备包括厂家技术文件和施工图已到达现场，变压器油处理工作程序或作业指导书编制完成，用于施工过程的质量计划已编写、审核完毕;施工设备材料准备包括干燥设备、滤油设备和验油仪器等专用工器具齐全，性能可靠，油务工作的机具重点包括真空泵、真空滤油机、油罐、油桶、真空表、温度计、取样油瓶和注射器等，另外根据变压器油管路情况加工制作的连接部件制作完成，现场试验的仪器工具准备齐全，效验合格，并在有效期内，还有温度计、绝缘油试验台(一般外委)等;安全设施齐全并且干粉灭火器等消防器材准备充分，人员培训包括施工人员经培训考核合格并熟悉施工图纸、技术资料和施工现场情况，施工前作业人员已完成进行质量、安全、环保、技术措施交底，
变压器油运至现场有桶装和大型罐装两种，通常为桶装，对于桶装储存要求油桶不得直接接触地面储存，下面应垫以木板等物隔离，同时要有适当遮盖，防雨防晒。油桶若长期存放，需桶面朝下垂直放置或平放，保持出油口在油位之下，这样可对密封保持一个正压力，阻止呼吸作用对油的污染。油储存过程中经常检查是否有泄露的锈蚀现象。油处理前开盖目测检查桶装油，合格的倒入油处理罐内循环处理，不和格的单独存放。严禁把废油随意堆放，或与合格油混放。不同牌号的绝缘油应明显标识，分别储存，一般不许混用;不同牌号绝缘油需要混用时，须做混油试验。油处理前必须进行品质检查，即对所有储存油罐都要取样检查，须达到以下要求:
90℃下的介损角tgδ≤30.5%
介质强度 ≥3KV
检查合格后进行储油罐内循环滤油，油循环处理结束后正式注油前，在滤油机入口处取样进行检验，指标为:
90℃下的介损角tgδ≤0.5%
介质强度 ≥60KV
含水量 ≤10ppm
含气量 ≤1%
直径≥0.5μm的颗粒含量 ≤5000/100ml
篇14：变压器油泄漏的应急预案
变压器油泄漏的应急预案
1 目的
控制变压器油泄漏，减少事故中变压器油损耗，确保无环境污染和设备安全运行。
2 适用范围
本应急预案适用于有变压器油的生产埸所、各变电站内、仓库对变压器油控制。
3 职责
3.1生技部负责组织、协调与应急预案相关的工作,各生产单位或部门,要制订紧急情况安全管理制度，监督相关规程、制度、措施的实施。
3.2各生产单位发现因设备缺陷造成变压器油泄漏时，应及时汇报，紧急情况下要作好应急的安全措施；
3.3检修单位负责紧急情况的临时检修、事故性抢修工作。
4 应急预案
4.1运行人员、工作人员在巡视设备中，发现变压器油发生泄漏时，要及时汇报调度和通知电力检修（工程）公司或超高压公司相关班、组进行抢修，并加强对变压器油箱的油位监视；
4.2如果油位下降快，应立即向调度汇报，申请退出变压器，并设好围栏、悬挂标示牌，疏散现场财物；并向主管生产的`副局长、生产技术部和本单位领导汇报。
4.3 一旦发生变压器油泄漏，不得有明火靠近，且严格按《消防管理制度》执行。
4.4 检修单位应指定专人负责抢修现场指挥，运行单位积极配合。
4.5 检修单位的现场指挥,要指定人员准备好抢修的工具、器具等。
4.6 运行人员应加强对设备的监督及巡视。
4.7 做好安全措施后，检修单位及时组织抢修人员进行查漏、堵漏；在抢修过程中，应具备下列措施：
4.7.1 抢修前，要确认事故泄漏油池是否能蓄油，如情况异常应采取相应措施，严防事故油外漏而造成环境污染；
4.7.2 抢修过程中严格按《电业工作安全规程》执行。
4.8 抢修结束后，应清理泄漏现场，尽快恢复送电，并交待运行维护的注意事项。
4.9 如因变压器油泄漏，已造成环境污染时，应由生产技术部制订补救措施方案，生产单位依据方案执行。
5 相关文件
《电业安全工作规程》
6 相关记录
检修记录
篇15：对油浸式变压器故障诊断的研究论文
对油浸式变压器故障诊断的研究论文
对油浸式变压器故障诊断的研究
摘要：变压器是电力系统中的中的重要设备，它的正常运行对电力系统起着至关重要的作用。针对变压器的故障诊断方法，主要有传统比值法以及各种智能诊断方法。针对传统比值法和各种智能诊断方法编码不全，编码与故障类型对应关系太过绝对等缺点。本文将支持向量机、遗传算法和粗糙集相结合，应用到变压器故障诊断中。经过实例证明，该方法切实可行，诊断结果证明了本方法的有效性。
关键词：变压器 故障诊断 粗糙集 支持向量机 遗传算法
变压器是电力系统中分布最广泛、造价高昂、结构复杂的电气设备之一，担负着电能传送和电压转换的重任，它的安全运行直接影响了整个电力系统的安全性和稳定性。随着电力网络的负荷加重，变压器发生故障的概率越来越高。另一个方面由于变压器结构复杂，发生问题时判断故障及检修故障也很复杂。因此研究变压器的故障，对变压器早期出现的故障进行诊断研究，提高整个电力系统供电的可靠性，有着十分重要的作用。目前最有效的手段是对油中溶解气体的分析。对油中气体分析的判断变压器故障类型的方法，由以往常用的三比值法逐渐过渡到智能诊断方法。本文首先对基于油中溶解气体分析变压器故障类型的方法进行了研究，分析了传统比值法的优缺点，进而提出了利用遗传算法对支持向量机进行参数寻优，探索了一种新的智能变压器故障诊断方法。
1 变压器故障诊断现状研究
对油浸式变压器来说，现状都是用油作为散热和绝缘材料，在运行中，油与中间的固体有机材料因故障会逐渐老化和分解，同时油中会产生少量的各种气体。因为不同故障，产生的气体比例、含量不同，所以就可以利用对油中气体的分析，来判断故障类型。利用这种方法对油中溶解气体进行实时监测，就可以及时发现故障信息，避免灾难性隐患的出现。这种方法，能在变压器带电工作时进行监测，不受电磁干扰的影响。基于油中溶解气体分析的变压器故障诊断有一些传统方法，最常见的是三比值法。传统方法对故障诊断有一定效果，但也有一些问题，比如编码的设定、编码范围边界的`区分太过绝对、编码与故障类型的对应太刻板，反而不利于故障诊断。随着人工智能的发展，对变压器故障诊断的研究也进入了智能诊断阶段。对于智能诊断方法来说，需要大量的样本信息来保证模型的建立。但是变压器因为自身的复杂性，以及现场采集手段单一而导致变压器试验样本信息不完备、试验样本少，导致了智能判断不能进行完善的判断。鉴于此，我单位在故障诊断中适当应用了智能算法，以确保故障诊断准确无误。
2 常用变压器故障诊断方法
2.1 基于粗糙集的变压器故障样本的处理
以油中溶解气体的分析作为基础，利用支持向量机算法建立一个模型。该模型的输入是油中溶解气体，输出是变压器故障类型。利用粗糙集的方法对变压器故障样本进行处理和分析，为了对输入特征进行优化，应该以约简后的故障样本作为新样本用于模型诊断。首先利用基于粗糙集理论的工具Rosetta对搜集到的故障数据样本进行处理。其次，经处理的数据可通过等频率离散法进行离散化。最后，应用Genetic algorithm算法约简离散后的原始决策表来优化原始决策表的条件属性，做好数据预处理，为诊断变压器故障创造条件。
2.2 基于遗传支持向量机在变压器故障诊断中的应用
在小样本的情况下，传统的变压器智能诊断方法效果还不理想。但现行测试手段尚有不完善之处，无法获取更多的样本用于变压器的智能故障诊断。鉴于此，我们将支持向量机算法引入变压器故障诊断中。另一方面，鉴于支持向量机的参数寻优具体依赖于网格搜索、经验选择等。这些方法有准确率不高、训练时间过长等缺点。针对此，为提高诊断模型的正确判断率，又在支持向量机参数寻优中引入了遗传算法。
2.3 基于粗糙集和遗传支持向量机的变压器故障诊断模型实现及结果对比分析
利用建立的基于粗糙集和遗传支持向量机的模型，对获取的300个变压器原始故障样本，在条件属性中加入了16个气体比值，决策属性采用六种常见的变压器故障类型，通过连续气体比值等频离散化后，构建原始决策表，规格为300*17。另一方面，针对原始决策表，应用Genetic algorithm属性约简算法对其进行属性约简和规则合并。同时为了证明所选方法的优越性，将基于粗糙集和遗传支持向量机的变压器故障诊断模型和传统的智能判断方法进行对比，经过多次实验、分析比较，得到了随着本文算法的加入，对故障的分类和判断的准确率得到了大幅提高。
3 结语
利用基于粗糙集和遗传支持向量机的变压器故障诊断模型对变压器进行故障诊断，能使故障分类准确率得到大幅提高。在同样的输入条件下，诊断结果要优于传统三比值法及智能判断方法。通过对8组经过有关部门提取的数据进行判断，能达到100%的正确判断率。不过虽然基于粗糙集和遗传支持向量机的变压器故障诊断模型能够得到较为理想的诊断效果，但是还有一些方面需要探讨，比如现在只是讨论了对单一故障类型的判断，如果多种类型故障同时出现，还没有进行研究。我相信，随着科学技术的不断发展，对油浸式变压器的故障诊断方法一定会得到进一步的应用。
