变压器气体继电器故障分析与改进措施

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变压器气体继电器故障分析与改进措施（共8篇）

篇1：变压器气体继电器故障分析与改进措施

变压器气体继电器故障分析与改进措施

2008-10-14

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1概况

气体继电器是大型电力变压器最重要的非电量保护装置。实践证明，装有气体继电器的变压器，在变压器本体发生放电性或由其他因素引起的绝缘油快速分解故障时，反映最灵敏的往往是气体继电器。它的正确动作能大大减少变压器故障后的损失。目前，QJ系列的气体继电器主要有QJ-

25、QJ-50、QJ-80等几种或其改进型产品，它们的结构基本相同。在JB/T9647-1999《气体继电器》中，规定了此类产品的型号、技术要求等。在一些显示器变压器上也有采用，如速动油压继电器、皮托(PITOT)继电器、BR-1型继电器或MK-10型继电器等。但到目前为止，尚没有出现一种可以完全取代气体继电器的大型电力变压器的非电量保

护装置。

当变压器内部出现轻微故障时，因油分解产生的气体逐渐积聚到气体继电器上部，达到一定量时，使上开口杯下降到某一限定位置，其上的磁铁使干簧接点吸合，发出轻瓦斯保护动作，发出信号。当变压器内部发生严重故障时，绝缘油被迅速并大量分解，使油箱内压力急剧升高，出现油的浪涌现象，气体继电器连接油管内产生油流达到继电器启动定值时，油流冲击挡板，当挡板旋转到某一限定位置时，其上的磁铁使干簧接点吸合，使生瓦斯保护动作、开关跳闸、切除故

障。

气体继电器的动作有正确动作和误动作之分。文章就气体继电器因使用不当或制造缺陷原因，产生非正常动作的情况加以统计分析，并提出一些改进措施，为正确使用变压器瓦斯保护装置提供参考。

2辽宁电网发生的主事故实例

2.1使用维护不当引起重瓦斯保护动作

2.1.1呼吸系统不畅

(1)1991年1月12日，太平哨电厂2号主变压器正常运行中(SFPL-120000/220型)，重瓦斯保护动作跳闸。当时有功功率为80MW、无功功率为20MVAR，上层油温为66℃。因环境温度低，已经吸潮的吸湿器硅胶结块，引起呼吸不畅，在机组负荷增加、油温升高时，造成呼吸器跑油，热油将硅胶结块融化，压力突然释放，造成重瓦斯保护动作跳闸。1990年2月25日，太平哨电厂1号主变压器(SFPS-120000/220型)发生过同样事故。

(2)1992年1月1日，白山电厂红石变电站2号主变压器正常运行中(SFP-120000/220型)，轻、生瓦斯保护动作，两侧开关跳闸，呼吸器喷油。当时正值调峰，机组满负荷运行的时间，上层油温达69.4℃，环境温度为-10.5℃。变压器运行时冷却风扇未投入，加之负荷较大，变压器温度快速上升，导致发生事故。经分析发生事故的原因与上例基本相同。

2.1.2本体端子箱密封不严

(1)1992年3月10日，两锦局凌河一次变电站1号主变压器(SFP-63000/220型)重瓦斯保护动作，开关跳闸。经检查发现，事故时工作人员正在用洗衣粉水对油箱进行清洗。未对器身上的端子箱采取可靠的遮挡措施，雾状水珠进入端子箱，知接跳闸回路接点，造成重瓦斯保护动作跳闸。

(2)1993年6月29日，两锦局锦州一次变电站1号主变压器(DF-40000/220型)发生由于C相变压器二次保护端子箱密封不良、受潮，未落实重瓦斯跳闸线与相邻正电源分开布置的反事故措施，造成相邻的跳闸线与正电源短接，导致发生重瓦斯保护动作跳闸事故。沈阳电厂主变压器发生了同样原因的重瓦斯保护动作跳

闸事故。

2.1.3气体继电器引出电缆或二次回路不良

(1)1997年1月12日，铁岭局中固二次变电站1号主变压器(SFL1-8000/60)有载调压开关重瓦斯保护动作，主变压器停运。经检查为有载调压开关重瓦斯保护电缆绝缘损坏，造成跳闸接点短接，保护动作。

(2)1991年铁岭局平顶堡二次变电站、朝阳局木头城子二次变电站主变压器，因主控保护屏到变压器端子箱之间的电缆绝缘降低，以到绝缘击穿，造成重瓦斯保

护动作跳闸。

(3)1994年3月7日，赤峰局土城二次变电站主变压器发生因二次回路接地，造成跳闸回路接通，重瓦斯保护动作、开关跳闸事故。

2.1.4气体继电器安装不良

1998年6月19日，赤峰局元宝山一次变电站1号主变压器(SFPZ-120000/220型)有载调压重瓦斯保护动作，10条66KV线路及母线全停。事故原因是：安装有载调压气体继电器时，法兰压住继电器跳闸端子引线，造成引线绝缘损坏，接点短接，有载调压重瓦斯保护动作跳闸。

2.2制造缺陷引起的重瓦斯保护动作

2.2.1气体继电器干簧接点玻璃管破碎

(1)2005年9月2日，大连开发区供电局220KV中华路变电站1号主变压器调压开关重瓦斯保护动作，三侧开关跳闸，主变压器停电。经检查发现，调压开关气体继电器干簧管断裂、破碎，有放电短路痕迹，初步判定为干筑管破碎后，瞬间接通引起跳闸。1998年9月25日和2004年1月22日，该变压器曾发生了2次

同样原因的事故。

(2)2002年1月27日，大连供电公司革镇堡一次变电站2号主变压器(SFPSZ-120000/220型)有载调压重瓦斯保护(气体继电器型号为QJ4G-25型)动作跳闸。跳闸原因是串联在重瓦斯保护回路中的气体继电器中的干簧接点玻璃管破碎，簧片搭接，跳闸回路接通，导致开关动作跳闸。

2.2.2气体继电器接线盒密封不良

(1)1992年5月22日，大连一次变电站一组主变压器重瓦斯保护动作，三侧断路器跳闸，全站停电。经检查是由于气体继电器接线端子盒防水不良，进水受潮，跳闸接点短接，造成重瓦斯保护动作跳闸。

(2)1991年5月26日，本溪局崔东二次变电站2号主变压器、1996年5月1日铁岭局乱石山二次电路站1号主变压器、1995年4月22日阜新66电厂KVT1T变压器、1998年7月22日鞍山局太平二次变电站1号主变压器等都发生了主变压器或有载调压气体继电器接线端子盒密封不严，进水后短接瓦斯保护接点，造

成保护动作跳闸。

2.3轻瓦斯保护频繁动作

2.3.1制造缺陷引起轻瓦斯保护动作

1992年4月8日，通辽电厂2号主变压器运行中轻瓦斯保护动作，经检查为气体继电器轻瓦斯油杯转轴脱落，造成轻瓦斯保护接点接通，发出信号。

2.3.2油位降低引起轻瓦斯保护动作

(1)1992年1月24日，通辽电厂4号主变压器、1991年赤峰局元宝山二次变电站、乌丹二次变电站主变压器都出现了因漏油或温度降低、油位严重下降，导致轻瓦斯保护动作的情况。

(2)1993年鞍山局海城一次变电站2号主变压器(SFPS-63000/220型)、1993清河电厂7号主变电站变压器(SFP3-26000/220型)、1994年沈阳高台山一次变电站1号主变压器等都发生了轻瓦斯保护频繁动作，其原因都是由于冷却器油门、胶垫老化龟裂漏油，油位下降，轻瓦斯保护动作。

(3)2001年1月10日，丹东局蛤蟆塘二次变电站1号主变压器轻瓦斯保护动作。原因是变压器油箱上盖插测温元件孔的胶圈损坏，进水后将测温元件插管冻裂，造成储油柜油大量漏泄，轻瓦斯保护动作。

2.3.3空气侵入引起轻瓦斯保护动作

1992年朝阳电厂1号主变压器、1993年白山电厂红石电站2号主变压器(SFPSZ4-63000/220型)、1993年赤峰局元宝山一次变电站2号主变压器(SFPZL3-63000/220型)、1994年沈阳劝工一次变电站1号主变压器(SFPS3-80000/220)、2001年本溪一次变电站5号主变压器、铁岭开原一次变电站2号主变压器都发生瓦斯保护频繁动作，其原因都是由于冷却系统负压区有密封不良情况，造成空气侵入，轻瓦斯保护动作，发出信号。

2.3.3残存空气引起轻瓦斯保护动作

1993年沈阳局孙家一次变电站1号主变压器(SFPSL3-63000/220型)、1993年丹东局岫岩一次变电站主变(SFP-63000/220型)、1994年赤峰局元宝山一次变电站2号主变压器(SFPZL3-63000/220型)、1994年抚顺局河北一次变电站主变压器(SFPS7-180000/220型)都发生了轻瓦斯保护频繁动作。经检查，故障原因是：更换冷却器后，排气不彻底或更换硅胶后浸油、排气不充分，残存空气逐渐

析出，造成轻瓦斯保护频繁动作。

3气体继电器非正常动作情况分析

(1)气体继电器非正常动作情况分为重瓦斯保护动作跳闸和轻瓦斯保护动作，发出2类信号。由于前都动作于跳闸，往往影响和损失都大，是我们特别应

该注意和预防的。

(2)从由运行维护不当引起重瓦斯保护动作的统计看：对设备的反事故技术措施落实得好的，此类事故发生的就少，反之，不能严格执行各级制定的反事故技术措施的，这类事故发生的就比较集中。此类故障的主要表现形态是：①由于呼吸系统不畅，引起重瓦斯保护动作。②由于本体端子箱密封不良，进水引起重瓦斯动作。③由于继电器引出电缆短路或绝缘不良，引起重瓦斯保护动作。第一类表现形态都发生在冬季，且为水电机组、环境湿度大，变压器负荷变化大，并伴随着呼吸器跑油。第二类故障纯属维护不到位，在雨季到来之前应该落实的反事故措施不能认真落实。有的单位对多年强调的正电源与跳闸线在端子排上要隔开的要求也没有落实。对电缆和二次线加强绝缘监视，定期试验十分必要，特别要提高安装质量，防止因安装不当而给运行带来隐患。

(3)由于制造缺陷引起的重瓦斯保护动作主要表现为气体继电器干簧接点玻璃管碎裂和继电器接线盒密封不良2种形态。前者都发生在有载调压开关的气体继电器上，且在同一台变压器上，1998年、2004年和2005年发生了3次事故，是否与该处振动幅值较大有关，需要进一步分析，但主要还是应该提高继电器的制造质量。气体继电器接线盒密封不良问题，在各类继电器上都有发生，说明改进接线盒的密封状况势在必行，也可对改变接线盒的安装方向进行探讨，以减少进水短路的几率。有的单位采用加装防雨罩的措施，可以有效的减少此类事故的发生，但最根本的还是要确保接线盒密封万无一失。

(4)轻瓦斯保护频繁动作，如果不能及时、正确判断，对于发展较快的故障可能造成漏判，酿成大祸。由于气体继电器浮筒转轴脱落，造成轻瓦斯保护频繁动作，是制造过程中应该特别注意改进的。在油位降低的情况下，轻瓦斯发出信号，使运行人员及时采取措施，防止漏油的继续发展，说明轻瓦斯保护设置的重要意义。变压器或冷却系统存在负压区进气或排气不彻底，导致轻瓦斯保护频繁动作的隐患，这种情况容易使人们麻痹，此时，若有其他故障发生，容易产生漏判，所以，此时应尽快处理漏气或排队残留气体。

4改进措施

(1)速动油压继电器在变压器本体发生严重故障时，达到或超过整定的压力值时，压力升速越快，其动作越灵敏，对保护变压器可以起到一定作用。但到目前为止，变压器生产厂家还没有以此装置取代气体继电器。对高电压、大容量的重要变压器，加装此类装置可以大大提高保护的可靠性。

(2)对于有载调压开关的气体继电器设置，应遵循国家标准和行业标准的有关规定：保护装置应反映压力或油流冲击的情况，如采用气体继电器代替油流控制继电器，该继电器应该具有油流冲击动作功能，不必保留轻瓦斯保护功能，这样，可以减少轻瓦斯动作后的大量工作，又可以对有载调压开关实施可靠的保护。

(3)在经过多次事故教训和经过认真调研、分析，经过对几个生产厂家的技术改进进行评议后，辽宁省电力有限公司于2004年8月在《关于变压器有载分接开关气体继电器选型的通知》文件中，对QJ4G-25型气体继电器的改进，作了明确要求：①继电器的支架调试为70-90mm；②采用双接点串联结构，干簧管接点引线距离不小于4mm；③不采用轻瓦斯开口杯装置，并取消相应接点；④干簧管应采用双螺丝固定在支架上，并在固定环内加装缓冲层；⑤采用质量好的、接点镀银的干簧管；⑥推荐采用引线焊接点热塑包封结构。对其他尚未采取改进措施的有载调压开关用气体继电器暂不宜选用。

(4)对有载调压开关重瓦斯保护是否投跳闸，应根据实际情况而定。如气体继电器未做改进，发生误动的频次较多，也可以暂投信号。对有载调压开关用气体继电器采用改进后新结构的产品，变压器有载调压开关的瓦斯保护可以投跳

闸。

(5)对于220KV有以上的变压器，必须采用双接点的气体继电器；对于66KV及以下的变压器，逐步采用双接点的气体继电器；对于有载调压开关用的气体继

电器，一律取消轻瓦斯回路。

篇2：变压器气体继电器故障分析与改进措施

摘要：在整个电力系统之中，要实现对其整体结构的有效保护，往往都会使用继电保护装置。该装置关系着整个系统运行的安全性，与此同时还可以有效防范各类故障。从当前的发展情况来看，电力系统规模日渐扩大，这就给电力设备以及电力负荷都带来了极大的压力，从而给继电保护装置提出了一定要求。对此，这就必须在日常运行过程中加大继电保护监管，根据存在的问题优化处理措施，从而保证系统运行安全和效率。

关键词：电力系统；继电保护故障；处理措施

一、继电保护的常见故障分析

1.1开关设备的故障

继电保护开关设备故障，主要是继电保护装置和电力系统之间的不配套所致，这就要求，在继电保护设备选用过程中，应该确定电力系统的工作强度，进而选择与工作负荷相匹配的继电保护设备。可是随着经济的迅速发展，许多地区的电力系统都大大增加了用电负荷，继电保护设备并没有由于工作强度的增加而进行对应的处理，最终导致故障发生。在工作中，由于继电保护设备有超负荷运转、老化以及开关设备负荷密集的情况发生，从而使开关设备不能适应继电保护工作的需求，进而对继电保护设备的精准度产生影响。当继电保护设备对电力系统不能进行准确检测时，就会对电力系统的正常工作产生影响。

1.2电流互感饱和问题

不断加大继电保护设备终端负荷，会在电力系统运行过程中有短路情况发生，使电力系统中的电流负荷加大，导致一系列状况发生。比如，在短路过程中所产生的电流经常超出电流互感器额定电流上百倍，可是由于电流互感器的误差和短路电流的倍数之间呈现正比关系，继电保护设备对短路故障发出的指令会由于电流过大而导致灵敏度下降的情况。

1.3继电保护设备的问题

在继电保护故障中经常有设备故障的问题发生。继电保护设备的工作原理和理论都很成熟，在工作中故障检测办法大致一样，其不同主要表现在不同电力系统中工作负荷不同，对继电保护设备的要求也会不同。所以在对继电保护设备进行安装时，要与电力系统工作负荷相结合选择适当的设施。可是在实际工作中，经常有设备不达标的情况，从而使整个继电保护设备不能正常运行，对继电保护系统的工作效果造成影响。

二、电力系统继电保护处理措施

2.1常用电力系统继电保护故障排查措施

现阶段在电力系统中继电保护装置故障排除措施主要包括电位测量、负荷检查、直接观测、故障排查等方面。其中故障排除法主要是通过对电力系统继电保护装置内部故障位置与非故障位置的对比分析，结合电位测量措施对故障位置进行全面勘测。如在倒闸操作控制回路、断路器辅助节点及其串联节点故障排除时，可利用万用表电阻挡分区排除措施，根据万用表保护屏预警信号的出现情况确定具体的故障方式位置；而直接观察法要求线路巡查工作人员对整体继电保护装置进行全面核查，通过对继电器内部零件运行情况及接线头运行情况进行综合分析，确定线路故障位置，并采取适当的继电保护装置内部零件更换措施。必要情况下可结合其他设备进行测量判定工作，如针对高频通信异常情况，可根据滤波设备上桩头运行数据，结合滤波设备测量下桩头的措施，确定相应的电缆线路故障位置。

电位测量法主要通过二次回路各节点直流电压、电流检测的方式确定相应的继电保护故障发生方位，同时在实际应用中电位测量法还可以对开关控制回路导致的继电保护装置故障进行有效的分析，如开关回路断线、保护开关拒合、位置指示装置不明等；在电力系统继电保护故障排除过程中若出现交流回路故障，可利用负荷检测法进行处理，其主要通过合理的装置电气量选择，在参考电压或者参考电流一定的基础上确定相应的参考节点，可选择控制开关对侧或者本侧断路器潮流之和作为参考节点，通过对二次电流电压回路及其相位等电气量参数的控制，可获得相应的故障发生数据。

2.2电力系统继电保护故障分析系统

故障分析系统在电力系统继电保护装置故障处理方面具有重要作用，其主要通过对继电保护故障的仿真分析，确定相关继电保护装置数据信息，从而进行相关继电保护装置设备参数的设置。在电力系统继电保护故障分析系统运行过程中，其可根据实际设备运行情况，如保护动作跳闸等，进行具体数据参数的显示，然后通过仿真数据与实际运行数据的对比分析，确定相关的继电保护故障处理方案。在实际运行过程中，电力系统继电保护故障处理系统可根据相应的故障发生情况进行仿真数据模拟，便于各种保护动作的合理配置。在继电保护装置硬件设计过程中需要依据电网硬件平台进行网络层拓扑架构的设置，依照相应的电力系统运行特点逐步开展继电保护装置故障信息的采集、分析、处理，便于整体继电保护系统智能一体化效用的有效发挥。

2.3电力系统继电日常保护措施

在电力系统继电保护装置实际运行中，会受到多种因素的影响，而对电力系统继电保护装置进行适当的维护措施对于继电保护装置使用性能的提升非常必要。首先相关电力系统运行维护人员可结合继电保护装置运行情况，制定继电保护装置清洁工作规范，确定相关的继电保护装置清洁位置及标准，并控制其他电气设备与继电保护设备维持一定的距离，降低短路对继电保护装置的影响；其次在电气保护装置运行的相关阶段，电力系统继电保护装置工作人员可组织内部人员进行定期故障核查，利用电位测量、负荷检测等方法进行全面分析，及时发现继电维护设备运行故障，及时采取控制措施，并对继电保护装置检测维护工作进行记录管理，保证整体继电保护体系的完整。

2.4微机故障处理技术

微机保护装置的设置主要通过电子电路的合理配置对内部机电保护装置故障进行有效处理。在微机故障处理技术实际运行中经常会发生电场强磁场干扰的情况，因此在微机保护技术实际运行中需配合相关抗干扰措施同步运行。微机故障处理技术主要通过容错设计实现继电保护装置自我维护管理，通过冗余的设备在线运行可保证整体装置的持续运行，有效避免常规继电保护装置设计导致的装置运行障碍。在进行具体参数设置过程中，可采取定值设定、参数优化更新的方法进行权限设置，便于继电保护措施的有效实施。在我国电力系统的继电保护设备故障处理过程中，为了保证微机故障处理技术的有效实施可采取继电保护装置接地模式。促使整体装置外部与地面具有一定的接触面积，提高整体设备运行过程中微机设备的抗干扰能力，结合电磁干扰防护装置的应用，可对继电保护装置连接电缆进行屏蔽防护层的加设，保证整体微机故障处理装置的稳定运行。

三、结语

综上所述，致使电力系统继电保护装置产生故障的因素有很多，但不管是哪一种方面的原因，都将阻碍着我国电力行业的可持续发。所以为了将故障有效的处理解决掉，我们还应当提高各级工作人员的安全意识，并运用参照法、处理法、对比法、置换法、分段法对故障进行检测，并制定可行的故障处理对策，进而实现电力系统可持续发展的目标，且为人们生活提供有力的保障，最重要的是能够确保机组的可靠性与安全性。

参考文献：

篇3：换流变压器故障分析及改进措施

换流变压器是高压直流输电的核心装备, 这是由于其处在交流电与直流电互相变换的核心位置以及在设备制造技术方面的复杂性和设备费用的昂贵等所决定的。另外换流变压器的可靠性及可用性对于整个系统来说也是很关键的, 直流输电系统中大部分的故障都发生换流变压器中[1]。因此研究高压直流输电系统中换流变压器的故障及相关解决方案具有重大意义。

1 换流变压器中故障的主要来源

在目前大部分高压直流输电工程中换流变压器一般采用单相三绕组变压器, 但是对于大容量直流输电工程则采用单相双绕组变压器。换流变压器一次侧绕组通过中性点接地, 二次绕组通过不同的联结组来达到30度的相位差, 这样就可以实现12脉冲晶闸管换流器的换相, 图1为其原理图。

一般情况下, 高压直流输电采用12脉冲晶闸管换流器是用来消除五次谐波和7次谐波。对于三相双绕组变压器型式而言每个6脉动换流器交流电流中的6 (2k-1) ±1次的谐波, 在两个换流变压器之间环流, 而不进入交流电网, 12脉动换流器的交流电网中将不含这些谐波, 因此也能有效地改善交流侧的谐波性能。对于采用一组三绕组换流变压器的12脉动换流器, 其变压器网侧绕组织也不含6 (2k-1) ±1次的谐波, 但是阀侧绕组中则有 (2k-1) ±1次谐波流过[2]。

因此, 无论哪种变压器的连接型式, 换流变压器的二次绕组中都有大量的五次谐波和七次谐波流过, 二次侧绕组应该设计为能够抵制这些谐波的影响。CIGRE高压直流输电系统分析报告指出[3], 在过去的几年中出现了22次故障, 其中发生在二次侧绕组的故障就有14次。在印度, 几乎所有的故障都发生在换流变压器的二次侧绕组。此类故障已被归因于腐蚀性油形成的硫化铜沉淀物, 因为在换相过程中瞬变电压会上升, 导致温度升高。也就是说重复电压瞬变引起得局部放电是最终导致换流变压器发生故障的主要原因[4]。文献[5]中指出谐波漏磁通引起的换流变压器温度问题也会导致其故障的发生。格兰特和麦克德米德在文献[6]中指出, 换流变压器绝缘退化是由于其几十年的正常运行的热老化引起的。

2 建模与分析

2.1 仿真实例

本文以正在建设的糯扎渡至鹤山800 k V高压直流输电工程为研究对象, 分析二次侧绕组谐波及其对换流变压器的影响。利用电磁暂态仿真软件EMTDC/PSCAD搭建其系统仿真模型。该工程全长约1451 km, 是中国第二条800 k V高压直流输电线路, 额定输送容量5000 MW, 额定电压±800 k V, 满载时直流电流为3.125 A, 工程采用的换流变压器类型为单相双绕组变压器, 接线型式为Y0/Y及Y0/△两种, 本文则分别采用三相双绕组和三相三绕组的变压器型式来对换流变压器一次侧和二次侧的电流、电压波形及谐波分量进行模拟。

2.2 仿真结果与分析

仿真模型采用三相双绕组变压器型式时, 测得整流端换流变压器一次侧二次侧电流及二次侧电压波形如图3所示。当采用三相三绕组变压器型式时, 其波形如图4所示。图5则为两种不同换流变压器型下换流变压器一次侧电流、二次侧电流及二次侧电压的频谱对比图, 其中左图为换流变压器三相双绕组型式下的频谱, 右图为三相三绕组型式下对应的频谱。

由仿真结果可以得出如下结论。

(1) 对于三相双绕组变压器型式而言, 其一次侧、二次侧电流中都含有5、7侧谐波, 但12脉动换流器的交流电网中将不含这些谐波, 因此也能有效地改善交流侧的谐波性能。对于采用一组三绕组换流变压器的12脉动换流器, 其变压器网侧绕组织也不含5、7次的谐波, 但是阀侧绕组中则有5、7次谐波流过。可见无论采用哪种换流变压器型式, 其二次侧都会有5、7次谐波电流流过。

(2) 对换流变压器二次侧绕组的电压和电流进行分析, 结果表明, 当整流器触发角为13°时, 电压和电流的总谐波失真 (THD) 大于20%, 可知二次侧绕组有非常重的谐波负载。由于这些高次谐波的存在, 二次侧绕组的绝缘问题就变得很严重了。

(3) 从二次侧绕组的电压波形可以观察到电压的变化率 (dv/dt) 约为1.5 k V/�s。这些瞬变电压经常出现在换流变压器的二次侧绕组中, 并且随着触发角的增加而增加, 会进一步降低换流变压器的二次侧绕组的绝缘性能。因此, 当设计换流变压器时, 应该考虑到二次侧绕组这些谐波问题并且分段绝缘技术应当落实到位。然而, 从电压波形我们还可以看出二次侧绕组承受的应力也是非常大的, 这导致了局部放电现象。因此, 换流变压器的故障最终将不可避免。

3 相关改进措施

由于换流变压器具有足够大的短路阻抗, 当电流换相时变压器二次侧绕组中将会出现电压瞬变, 对换流变压器造成不利影响。通过以下方式来实现降低瞬变电压。

(1) 减少换相重叠角:在换流器的直流侧引入电容, 可减少换相重叠角[7], 如图5所示。该电容不仅能够防止直流母线电压下降而且能够降低电源电感的影响而减少换相重叠角。因此, 换相过程变快时, 换相过程中的电压瞬变也被遏制。当对此装置进行系统模拟时, 电压峰值会降低。换向过程中最大的电压峰值由原来的200 k V降为150 k V, 电压THD值也从原来的20%减少到17%, 只有5次谐波电流在换流变压器的二次侧绕组中存在较多。R-C电路中电容值是由连接到每6脉冲晶闸管的换流变压器的电抗值决定的。电阻的阻值则通过重复的计算机模拟得到。

(2) 在换流变压器的二次侧绕组加滤波器:目前, 对直流输电系统所产生的谐波进行抑制的实用方法是采用滤波装置, 在换流器的交流侧, 滤波装置大都并联在换流变压器交流侧的母线上。换流变压器阀侧变流装置对变压器形成谐波源, 而滤波器接在网侧的交流系统母线上, 这样, 谐波功率和无功功率都要通过变压器的原副边绕组传送到交流电网和网侧的电力滤波装置, 不仅要占用变压器的绕组容量, 还要增加绕组的额外铜损和铁损, 增加电磁干扰和绝缘困难, 并导致机械振动和噪声。所以如果有一个的方法能够在换流变压器的二次侧添加滤波器, 那么它将会减少二次侧绕组的谐波并且一次侧滤波器的成本也可降低。

(3) 在换流变压器的二次侧绕组中引入RC缓冲器:当励磁电压的频率与绕组部分的固有频率相等时, 变压器绕组中会产生过电压[8]。在这种情况下, 过电压在绕组内部建立的高振幅谐振会破坏变压器内部绝缘。为了避免这些问题, 可以从二次绕组终端引入RC缓冲器然后接地, 或采用RC缓冲器直接与二次绕组并联。Soyal[9]指出, 低于避雷器的保护级别的高频瞬态电压会产生严重的内部电压应力, 可能导致绕组部分介质击穿。RC缓冲器可以抑制这些操作过电压。然而, 没有直接的方法来决定R和C的值, 必须通过反复的计算机模拟, 模拟过程中保持损耗在最低限度。

4 结语

因此, 分析换流变压器二次侧的应力, 可以归纳如下:电压中的谐波和二次侧绕组的电流都会引起应力。这主要是5次和7次谐波。由变压器阻抗大所引起的换向重叠, 会导致电压的变化率大。这些副作用可以通过以下技术使之最小化: (1) 在直流环节连接一个电容, (2) 在二次侧连接无源滤波器, (3) 在相绕组和绕组接地端子之间连接RC缓冲器。在这三种解决方案中, 直流环节的电容器和无源滤波器的组合似乎要得到最好的结果。然而, 由于在PSCAD/EMTDC软件的限制, 变压器绕组瞬态建模可能不能准确地进行。为了获得准确的二次侧滤波器和RC缓冲器上的应力减少的结果, 准确的变压器绕组瞬态模型是非常必要的。

摘要：换流变压器是高压直流输电系统中的重要设备, 其故障问题已经成为世界各地电力行业所关注的主要问题之一。本文从12脉动整流器的原理出发, 分析了换流变压器故障的主要来源即换流变压器的故障主要发生在其二次绕组, 而一次侧则基本不受影响。然后以正在建设的糯扎渡至鹤山800 kV高压直流输电工程为研究对象, 在EMTDC/PSCAD环境中进行建模和分析, 仿真验证了二次侧绕组发生故障的主要原因并且针对这个问题提出了三种改进措施。

关键词：换流变压器,二次绕组,EMTDC/PSCAD,改进措施

参考文献

[1]韩民晓, 文俊, 徐永海.高压直流输电原理与运行[M].北京:机械工业出版社, 2009.

[2]赵婉君.高压直流输电工程技术[M].北京:中国电力出版社, 2004:1-43.

[3]BASTOS G M, Brandao J C, SANTELLI J, etal.HVDC Converter Transformer Performance on ITAIPU System[C]//CIGRE Paris Symp, Paris, France:[s.n.], 2006.

[4]MCDERMID W, GLODJO A, BROMLEY J C.Analysis of Winding Failures in HVDC Converter Transformers[C]//in Proc.Electrical Insulation Electrical Manufacturing Coil Winding Conf.[s.l.], 1999 (10) :653657.

[5]ALAN J, FORREST C, ALLARD B.Thermal Problems Caused by Harmonic Frequency Leakage Fluxes in Threephase, Three-winding Converter Transformers[J].Power Delivery, IEEE Transactions on.2004, 19 (1) :208-213.

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[7]CHENGYONG Z, HAIBO C, GENGYIN L.A Novel HVDC Transmission System with Parallel Large Capacitor Connected in the DCSide of the Rectifier and Its Technical Feasibility[C]//in Proc.IEEE/Power Eng.Soc.Transmission Distribution Conf.Dalian, China:[s.n.], 2005:1-5.

[8]HEINZIG P, KNORRW, PLOETNER C, etal.Longtime Experiences of ZnO Varistor Application in Power Transformers and OLTC’s[C].in CIGRE Paris Symp.[s.l.], 2006.

篇4：变压器气体继电器故障分析与改进措施

关键词：继电保护；开关电源；故障；改进对策

一、继电保护用电源开关的工作原理

这种开关主要是由半导体功率器构成的，其在运作过程中就是将电源形态转化为了另外一个形态，利用闭合电力控制方法，提高对于电路中电流的稳定输出，同时确保各结构的安全，因此被成为开关电源。在开关电源实际工作过程中，当高压电流进入到给装置内，首先通过滤波器对电流进行过滤，然后利用整流电路将高压交流电转换为高压直流电，并同时间这种直流电转化为脉动直流电。其次，将转化的电流传导如变压器内，降低电流的电压，使其转变为低压直流电，进而保证电流在输送过程中能够更加安全和稳定。

二、继电保护用开关电源的故障分类

（一）电源的输送波动导致的开关停止工作。在电网的实际运行过程中，当向外部线路输送的电流量瞬时过大时，就可能会引发继电保护的开关电源出现瞬时故障，其开关电源停止工作。这种故障一般能够简单排除，只要保证将输送电压恢复增长，然后手动对电源进行断电和连接的处理，就可以保证继电保护用开关电源的正常运行。一般情况下，这种故障出现的情况有3种，其中当输入的电流突然中断了100-200毫秒的时间，然后电流输送恢复正常，同时输送的电压没有任何异常状况，则继电保护用开关电源发生故障无法工作；其次，如果运行过程中输入的电压无故中断250毫秒左右，之后恢复正常输送，则会导致正负24伏和5伏的主回路出现影响，主回路消失，导致继电保护用开关电源无法进行正确识别，因而无法做出保护措施；另外，当电流和电压的输送过程中断时间小于70毫秒，并且两个主回路的输出电压保持正常，但是由于电路中未出现欠压保护动作，因而继电保护用开关电源对这种事故无法进行识别，出现故障。

（二）启动电流过大引发过载。在我国电网的运行过程中，各输电线路内的电压一般保持在220伏特，额定的输入电流量也不得超过130毫安，其产生的功率一般小于20瓦。在实际工作过程中，如果输入的电流发生增大情况，则继电保护用开关电源就会对供电状态进行警告，并稳定输入电流。在研究后发现，如果电网在启动或运行过程中瞬间出现输入电流量达到200毫安时，其稳定电流量就可以达到600毫安，就会产生较大的瞬间电流，而继电保护用开关电源的安全输出电流量为500毫安，使得开关电源在瞬间运行的过程中处于过载的环境中，对开关电源起到了一定的损伤，因而发生了故障。而这也是部分电网在设计和建造过程中的漏洞所在，其对于电网启动中瞬间电流的控制装置安装不足，导致了事故的发生。

三、继电保护用开关电源事故的处理措施

（一）对输送波动的处理措施。为了解决输送过程中电源波动造成的开关电源停止工作的事故，首先就必须要在继电保护用开关电源上加装一个电压检测装置，并同时在开关电源的延时电容上加装电子开关设备。这些装置都是为了能够更好地减弱开关电源在接受电压波动输送时产生的影响，只要输入的电压出现波动或小于一定的数值，电容上的电子开关变回闭合，使得延时电路能够有效复位。同时，如果输入输电线路内的电压发生升高的情况，则被电子开关保护的电源就会重新开始延时，这样就使得电源在重启后所产生的假信号被成功屏蔽，避免了开关电源的误判，同时也避免了故障的发生。

（二）对过载事故的处理措施。开关电源的过载事故主要是由于输电线路在启动过程中所产生的瞬间电流过大，导致开关电源发生过载，损坏了电源的功能，因而发生无法正常工作的情况，对于这种事故的解决措施可以从启动瞬间的电流和电压特性入手。在电网输送过程中，电力输送的功率是已定的，无法对其进行改变，因此，想要降低过大输入电流对开关电源造成的损伤，就必须要相对将输出电压适当增加，这样就可以在保证功率的基础上减小启动时的瞬间输入电流，从根本上保护开关电源的稳定工作。一般情况下，在实际工作中都会将开关电源的启动电压提高到130-140伏，这样就能够有效将启动时的稳定电流减小到300毫安，而开关电源的允许通过电流量为500毫安，就不会产生过载故障。

结语：电网在运行过程中，对于电力输送装置的保护工作是非常重要的，而继电保护装置就是其中之一，其开关电源是否会能够稳定工作关系着电流输送的稳定性和安全性。因此，在对继电保护用开关电源进行安装和设计过程中，需要对每一个环节进行详细考虑，同时根据可能出现的事故种类，设计相应的解决方案。

参考文献：

[1] 徐涛，吴迎霞，张红超，等.继电保护用开关电源的故障分析及改进[J].电力系统保护与控制，2010，38（10）.

篇5：变压器气体继电器故障分析与改进措施

开关电源和普通电源相比,其高效率、安全性、可靠性、抗干扰性都比较明显,还具有体积小、重量轻的优势,在恶劣天气下依旧能够可靠运行。虽然继电保护用开关电源优势突出,但受各种因素的影响,无法避免故障的发生。为了更好地发挥继电保护用开关电源的优势,针对故障危害,提出了有效的改进措施,以提升继电保护系统安全可靠性。

1 工作原理

继电保护用开关电源系统的开关支配是由功率器件控制的,在一种电源向另一种形态转变的过程中,闭环控制处于输出状态,并自带保护模块。继电保护用开关电源系统的工作原理如图1所示,高压交流电经过滤波器滤波、全桥电路整流,转换成高压直流电;通过开关电路将直流电转化成脉动直流,再送给高频变压器降压;最后,经过低压滤波器进行滤波、整流,得到系统所需的直流电。

2 常见故障分析

2.1 电源波动引起的故障

电源波动所导致的故障主要表现在电压的输入和输出过程中。输入电压产生瞬时故障而恢复正常后,继电保护的开关会停止工作,而输出电压却一直无反应,也不能自动断电,只能通过手动断电和上电后才能恢复正常状态。对于电压输入和输出的一系列变化,能通过继电保护试验仪进行控制和记录,以及对输入电压中断的时间进行控制。继电保护用开关电源故障主要是开关电源的正常启动逻辑和输出电压保护逻辑混乱造成的。开关电源的逻辑混乱会导致故障发生,为了解决这些故障,需要对逻辑顺序进行更改。电源欠压保护中,误动作的出现主要是由输入电压快速通断所造成的,延时电路没有按时复位,导致误动作发生,在这种状态下,维修人员往往会忽视电压的变化,导致通电状态下假欠压信号无法得到及时屏蔽。

2.2 启动电流过大引起的故障

电网在启动或运行的过程中,瞬间输入电流若达到200m A,其稳态电流会达到600m A,而受一定条件的限制,电源模块的供电电源输出电流仅为500m A,因此,开关电源会在瞬间处于过载状态,造成损伤,出现过载报警。

输电线路运行时,不仅需要开关电源在工作状态下具备一定的功率,还需要在输出回路的启动中具备一定的功率,但在实际的设计中,这些因素往往没有被充分考虑,因此,电源启动过程中会出现电压较低、功率猛增的情况,促使开关电源启动瞬态电流激增,冲击供电电源,造成供电电源损害事故。

3 改进措施

3.1 电源波动的改进措施

针对电源波动所导致的开关电源停止工作的问题,可在继电保护用开关电源上加装一个电压检测装置,并在开关电源的延时电容上加装一个电子开关设备,这样,电容上的电子开关就能变回闭合状态,保证延时电路有效复位。

3.2 启动电流过大的改进措施

启动电流过大主要由输电线路的启动过程中开关电源过载事故引起的,它会导致电源功能遭到损害而无法正常工作,因此,在改进的过程中,应适当提高输出电压,减小启动瞬间输入电流,保证开关电源的稳定性。一般情况下,开关电源在实际工作中的启动电压会提升到130~140V,有效保证了开关电源启动稳定电流能够减小到300m V,而开关电源的允许通过电流为500m A,避免过载故障的发生。

4 结语

针对继电保护用开关电源中所存在的故障,应利用先进的电子技术,采取改进措施,保证电力系统的稳定性和安全性。

摘要：介绍继电保护用开关电源的工作原理,重点阐述故障表现形式,提出改进措施。

关键词：继电保护,开关电源,故障改进

参考文献

[1]李坚.继电保护用开关电源的故障分析及改进[J].科技传播,2013,07(24):75-76

[2]韦嘉,苏林.开关电源的故障分析及处理措施[J].中国新技术新产品,2012,12(07):130-131

[3]周波.继电保护用开关电源故障分析及改进策略研究[J].电子制作,2013,17(12):255-256

[4]苏文哲.继电保护用开关电源的故障分析及改进[J].科技传播,2012,10(22):152-154

篇6：机床电器的故障分析与解决措施

【关键词】机床电器；低压电器；控制电器

机床的电器控制对于现代机床的发展有着非常重要的作用。从广义上说，现代机床电器控制的重要标志是：自动调节技术、电子技术、检测技术、计算技术、综合控制技术在机床中的应用。虽然目前机床使用各种不同的动力设备，如液压装置、气压装置及电气设备等，但其中电气设备使用各种不同的动力设备。即使使用液压或气压装置作动力，也离不开电气控制，电器自动控制装置的配置情况正是机床自动化水平的重要标志。

1.控制电器常见故障及维修

各种控制电器经长期使用或动作过于频繁，都会产生故障。电器元件损坏后的修理是必要的，但更为重要的是坚持平时的维护，将故障消灭在萌芽状态。

1）触点的故障和维修

触点系统是接触器、继电器、主令电器等电器设备的主要部件。由于它担负着接通与分断电流的任务，所以是电器中比较容易损坏的部件。

（1）触点过热

触点通过电流会发热，其发热程度与触点的接触电阻有关。动、静触点间的接触电阻越大，触点发热越厉害，有时会将动、静触点熔焊在一起。造成触点发热的原因主要有以下几个方面：

①触点压力不足

接触器长期使用，使触点压力弹簧变形，变软而失去弹性，造成触点压力不足，当触点长期磨损后变薄，也可造成压力不足。这就造成接触不良，接触电阻过大，引起触点过热。应首先调整触点上的弹簧压力，用以增大触点间的接触压力，若调整后仍达不到要求，则应更换或触点。

②触点表面氧化或积垢，也会使触点接触电阻增大，触点过热。特别是铜触点，其氧化物不导电，使接触电阻大为增加，需用小刀轻轻将氧化层括去，触点上若有积垢，可用汽油清洗。

③触点表面被电弧灼伤烧毛，也可使触点接触电阻增大，使触点过热。此时，可用小刀或小锉刀整修毛面，不宜修的过光或过多。绝不允许用砂布或砂纸修整。此外，由于用电设备或线路产生过电流故障，也会引起触点过热。此时，应找出过流原因并排除故障，以免触点过热。

（2）触点磨损

触点的磨损有两种：一种是电磨损，由触点间电弧或电火花的高温使触点金属气化和蒸发所造成的；另一种是机械磨损，由于触点闭合时的撞击。

（3）触点熔焊

动、静触点被熔化后焊在一起断不开，称触点熔焊。当触点闭合时，由于撞击和产生振动，在动、静触点间的小间隙中产生电弧，电弧温度很高，可使触点表面被灼伤或烧熔，熔化的金属使动、静触点焊在一起。若不及时排除，会造成人身和设备事故。触点熔焊后，只有更换触点。

产生触点熔焊的原因大都是触点弹簧损坏所致。或因触点容量过小，或因线路过载，触点电流太大，都可使触点熔焊。

2）电磁系统的故障和维修

不少电器是由电磁机构操作实现。它的一般故障有：

（1）衔铁噪音大

电磁系统在正常工作时发出轻微的嗡嗡声，这是正常的。若声音过大，就说明电磁系统有故障，产生衔铁噪音大的原因有以下几方面。

①极大的可能性是短路环损坏，此时应照原样原规格更换。

②衔铁与铁芯的接触面接触不良或衔铁歪斜，产生振动并发出噪音。

对于铁芯接触处有杂质，可拆下清洗。磁极端面变形或磨损，可进行修整。

③机械方面原因。如触点弹簧压力过大，或活动部分被卡，都会产生较强的振动和噪音。

（2）线圈的故障及维修

线圈的主要故障是由于电流过大以致过热甚至烧毁。发生线圈电流过大的原因有以下几方面。

①线圈匝间短路

由于线圈绝缘损坏，或机械碰撞损伤，形成匝间短路，在这部分线圈中会产生很大的短路电流，温度剧增，使故障扩大，以致使线圈烧毁。

②衔铁、铁芯间闭合时有间隙

当衔铁在打开位置时，线圈阻抗最小，通过电流最大；当衔铁在吸合过程中，使衔铁与铁芯间的间隙在减小，使线圈阻抗逐渐增大；当衔铁完全吸合时，使线圈阻抗最大，线圈电流最小；如果衔铁与铁芯间接触不紧或不能完全闭合时，线圈电流比衔铁完全吸合时线圈电流要大，将使线圈过热以致烧毁。线圈烧毁，可以更换同样规格的线圈。也可按线圈外标志的规格重绕。

③衔铁吸不上

当线圈接通电源后，衔铁不能被铁芯吸合时，应立即切断电源，以免烧毁线圈。衔铁吸不上，可从下面几个方面去检查：线圈引出线是否脱落，线圈是否烧毁，活动部分有无卡阻，有无电源电压或电源电压是否太低等。衔铁无振动和噪音，则是引出线脱落、线圈烧毁、无电压。

2.常用电器的故障及维修

1）交流接触器的故障及维修

（1）触点断相：由于某相触点接触不好，造成电动机缺相工作。电动机有时虽能转动，但发出嗡嗡声，此时应立即切断电动机电源，检修。当熔断器熔断也可能造成以上情况，检修时应注意。

（2）相间短路：由于电弧短路（或称弧光短路）、绝缘击穿或线路误动作引起接触器相间短路。因此，应定期检查接触器各部件工作情况，接线处是否松动，触点处绝缘是否良好，胶木是否有异色和异味，灭弧罩是否完好，控制电路是否正确等。

2）热继电器的故障及维修

（1）热元件烧断：应先切断电源，排除短路故障，更换合适的热元件或合适的热继电器。无论更换热元件或热继电器后，都需重新调整整定值。

（2）热继电器误动作：应调换适合于上述工作性质的热继电器，并合理调整整定值。调整时只能调整旋钮及螺钉，绝不允许弯折双金属片。

总之，由于数控技术的发展和计算机的应用，电力拖动自动控制又发展到一个新的水平，即向着生产过程自动化的方向迈进。应用计算机可以不断地处理复杂生产过程中的大量数据，计算出最佳参数，然后通过自动控制设备及时调整各部分生产机械，使之保持最合理的运行状态，实现整个生产过程的自动化。

参考文献

[1]于文强 张丽萍 机械制造基础[M] 北京：清华大学出版社 2010年7月

[2]陶彦春 机床电器的故障分析诊断方法[J] 黑龙江冶金 2009年第03期

[3]赵洪兵 浅谈机床电器维修[J] 科技创新导报 2009年第09期

（作者单位：1黑龙江省东京城林机械厂

篇7：变压器气体继电器故障分析与改进措施

笔者公司动力1#站4#变压器扩建工程, 在完成安装后, 经过交接试验、传动试验和微机保护等调试之后, 按计划顺利进行5次受电冲击, 然后转入空载运行考核。经过近9个小时连续运行, 第二天凌晨, 变压器重瓦斯保护系统出现报警并跳闸, 主变两侧开关断开, 从变压器处传来一声巨响。事后, 检查人员发现中性点瓷套管产生位移20 mm, 套管内部绝缘油喷出, 高压侧A、B相瓷套管各产生位移15 mm, 显然, 变压器内部有大量气体析出并产生突发压力。

2 试验、分析和判断

4#主变型号SFZ9-31500/110, 联结组标号YN, d11, 冷却方式是ONAN/ONAF。

2.1 绕组试验

2.1.1 直流电阻测量

测量绕组直流电阻能有效地检测绕组导线焊接质量及分接开关动触头和静触头之间的导电性能, 测量时变压器分接头开关位置在“7”档, 试验数据见表1所示, 测量结果显示, 三相直流电阻的不平衡率均在规范规定的偏差范围内, 三相绕组没有形成断路, 同相线圈层间、匝间无短路现象。

2.1.2 绝缘电阻测量 (2 500 V)

采用ZC11D-10型2 500 V绝缘电阻摇表, 测量数据见表2, 测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比, R60s和R15s相差大, 且吸收比大于1.3, 初步判断变压器整体绝缘良好。铁芯绝缘电阻值为2ΜΩ, 与交接试验值 (1 000ΜΩ) 相比, 差别显著[1]。

注:铁芯对地绝缘电阻交接试验值为1 000ΜΩ

2.1.3 低电压阻抗测量

用低电流进行试验, 记录数据见表3, 计算绕组阻抗不平衡系数为1.36%, 小于标准规定值2%, 初步说明绕组未发生变形。

2.1.4 低电压空载试验

试验数据见表4, Iab接近Ibc, Ica>Iab, 这与磁路的结构基本上吻合, 因为三铁芯柱的变压器ab相和bc相的磁路是完全对称的, ac相的磁路要比ab相或bc相的磁路长。空载试验数据相对合理, 铁心无局部缺陷, 绕组没有存在匝间短路的情况。

2.1.5 绕组频率响应特性

事故后的频率响应特性曲线 (高压侧图谱和低压侧图谱) 与良好状态时的频率响应特性曲线相比较, 事故前后的曲线基本一致, 绕组未发生变形。如图1所示。

通过以上对绕组物理特性的试验, 初步可以看出, 变压器内部绕组没有断线、没有匝间短路, 绕组绝缘良好、没有变形, 突出的问题只是铁芯对地绝缘电阻明显下降。

2.2 本体绝缘油试验

变压器本体绝缘油采用25#油, 测量的主要参数如表5所示。可以看出, 油的强度试验、介质损耗和含水量试验结果, 都在规范允许范围内, 变压器整体绝缘良好。

2.2.1 色谱分析结果的几项主要指标与注意值比较

油中溶解气体的增加主要来自绝缘油和固体绝缘材料的正常老化和内部故障, 故障的性质对变压器内部析出的气体组分有一定的影响, 并有一定的量的对应关系, 一般先与几种气体组分的注意值作比较, 500 k V以下电力变压器注意值如表6所示[3], 实测值总烃含量已经超过3倍注意值。

2.2.2 分析CO和CO2的指标

CO和CO2是绝缘油正常老化的产物, 也是固体绝缘物分解的特征气体。IEC导则等国际资料推荐以CO/CO2比值作为判断依据, 该比值大于0.33或小于0.09时, 表示可能有纤维绝缘分解的故障[4], 本次油试验中, CO/CO2=0.37, 因新装变压器刚投运, CO和CO2含量超过交接试验数据, 表示有纤维绝缘分解故障。

2.2.3 特征气体

特征气体可反映故障点引起的周围油、纸绝缘的分解本质。故障后, 特征气体含量中总烃高 (831.25μL/L) , C2H2的含量 (419.89μL/L) 构成总烃的主要成分, H2含量 (664.27μL/L) 高, 为主导型。H2含量超标, 绝大多数原因为设备进水受潮所致;而C2H2为总烃主要成分, 多数故障的性质为电弧放电 (大电流) [4]。如表7所示。

注●表示主要成分○表示次要成分

2.2.4 IEC三比值

根据试验数据, 计算三比值, 如表8所示, 三比值编码为“102”。

根据典型的判断故障性质的三比值法[3], 见表9, 说明有高能量的放电, 根据IEC的有关数据统计, 这种高能量放电故障的实际情况, 大多数是引线短路, 绕组匝间短路烧伤绝缘材料。

2.2.5 抽芯结果

根据以上对变压器物理和化学性能的试验和分析, 对这次变压器内部故障判断:

(1) 相间或匝间高能量电弧放电, 并未造成断开;

(2) 铁芯和外壳之间存在半导电体异物。

经抽芯检查, 发现变压器的低压绕组 (△接) a相和b相在底部引线交叉处发生短路放电, 交叉处3 mm厚纸质高密度隔板和5 mm厚的加强绝缘板被电弧烧黑, 部分漂浮于油中, 交叉处导线被电弧烧损, 导线表面凹陷不平, 导线熔化后部分金属铜颗粒滴落在箱底。短路处绝缘隔板和绝缘纸失去绝缘性能, 在其正下方的箱底处有少量晃动的水珠, 该位置正上方是低压侧升高座。

分析认为事故原因是油箱进水, 水分集中在a相和b相引线交叉处附近, 使绝缘纸绝缘性能慢慢降低而导致短路;水分使铁芯和外壳之间的绝缘强度降低。

如图2所示, 处理的方法是把烧伤部位切断, 用套管压接, 然后进行绝缘包扎处理, 干燥, 将经过过滤脱气后的合格的变压器油真空冲注, 并按交接试验标准进行试验[2]。

3 结论

(1) 变压器油中溶解的气体色谱分析在变压器内部故障综合分析中起着重要作用。它能较准确地判断出故障的性质, 有较强的针对性, 是目前所有电气试验项目所无法替代的。

(2) 变压器投运必须严格执行施工规范的要求。根据《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 (GB50150-2006) 的规定[2], 大型变压器应在冲击合闸前及额定电压下空载运行24h后, 各进行一次变压器主体绝缘油的油中溶解气体色谱分析, 两次分析结果应无明显变化。

(3) 本次故障的变压器, 根据《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 (GB50150-2006) 所完成的一系列试验全部合格, 不能及时反映油进水受潮情况, 建议在有条件的情况下, 投运前做一次感应耐压试验, 进一步考核产品的纵绝缘。

参考文献

[1]DL/T596-1996.电气设备预防性试验规程[S].

[2]GB50150-2006.电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S].

[3]GB/T7252-2001.变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

篇8：变压器气体继电器故障分析与改进措施

【关键词】变压器；继电保护；配置；问题

电力变压器是电力网络中的重要组成部分，它在提高变压器工作可靠性、保证电力系统安全方面有着重要的意义。但是在实际运行中，变压器经常会因为各种自然因素、内在因素的影响而发生故障，这些故障涉及到变压器各个组成部分，包含有内在故障和外在故障两种，从而威胁到电力系统的供电可靠性和安全性。因此，在目前工作中，我们根据变压器容量大小以及变压器工作特点来有针对性的选择继电保护装置十分必要，这也是保证变压器科学运行的重要方法。

1.电力变压器继电保护装置的重要性分析

近年来，在我国的电力系统当中，因为变压器故障而引发的供电事故以及安全问题时有发生，给社会经济发展造成严重的损失，更是威胁到居民的生命财产安全，甚至是引发不良的社会损失。这些事故的产生提醒我们，在电力系统工作中必须要做好变压器保护工作，这对于保证电网运行稳定和安全有着至关重要的意义。

1.1继电保护概念

继电保护是目前电力系统中继电保护工作的研究最为突出，它是研究电力系统故障以及危害的基础上，以探测其对策反事故控制为主要的工作方式，它在应用的过程中是以触电的继电器来保护电力系统以及元件，从而避免电力设施与电力元件的故障损害。为此在工作中被广泛的称之为继电保护器。在继电保护工作中，其主要的任务在于当电力系统发生故障或者异常的时候，我们可以在最短时间以及区域内将这些故障加以控制，从而使得这些故障及时有效的消除，避免了对周边其他设施所造成的危害和影响。

1.2工作原理

继电保护装置在应用的过程中必须要提前设置好合理的分区以及保护元件，确保这些元件处于正常运行状态。同时在工作中是处于正常运行状态还是发生了故障，是保护区内故障还是区外故障的功能。保护装置要实现这一功能，需要根据电力系统发生故障前后电气物理量变化的特征为基础来构成。

2.电力变压器继电保护配置分析

近年来，随着社会经济的飞速发展和人民生活水平的提高，人们在生活当中对于用电稳定性、可靠性也提出了新要求。变压器作为保障电力系统安全、稳定运行的关键，它在整个电力系统中的影响越来越大。因此，在目前的工作中加强其继电保护管理装置配置十分关键，提高电力系统运行效率、按照技术规程操作已成为人们关心的重点课题。在目前的配电装置选择上，主要的配置原则为：

（1）针对变压器内部的各种短路及油面下降应装设瓦斯保护，其中轻瓦斯瞬时动作于信号，重瓦斯瞬时动作于断开各侧断路器。

（2）应装设反应变压器绕组和引出线的多相短路及绕组匝间短路的纵联差动保护或电流速断保护作为主保护，瞬时动作于断开各侧断路器。

（3）对由外部相间短路引起的变压器过电流，根据变压器容量和运行情况的不同以及对变压器灵敏度的要求不同，可采用过电流保护、复合电压起动的过电 流保护、负序电流和单相式低电压起动的过电流保护或阻抗保护作为后备保护， 带时限动作于跳闸。

3.电力变压器继电保护故障和应对策略分析

变压器作为电力系统中最为关键的问题，它在发生故障之后能够及时的将这些故障问题处理掉，避免威胁到其他设备。在目前的电力系统中，为了保证变压器运行安全，防止事故的进一步扩大，确保电力系统运行的稳定与安全，继电保护故障的预防和处理就显得十分的必要。在目前的工作中，常见的继电保护故障问题主要有以下几种：

3.1相间故障的后备保护存在问题及解决方法

近年来，在变压器系统中，绝大多数的中、低变压器母线故障的发生都是因为断路器在短路的时候未曾有效的中断或者是拒动而引起的。同时在高压电力保护当中，因为没有足够灵敏度的断路器，从而使得整个故障问题较为严重。在目前的工作中，这些问题的出现主要原因如下：

3.1.1电压闭锁元件灵敏度不足

在变压器工作的过程中，当电流保护达不到预计的灵敏度要求的时候，经常在工作的过程中都是采用复合式电流保护装置来进行控制，这种方法主要应用在低压变压器中。高、中压侧电压很高，不足以启动低电压元件。解决高、中压侧电压元件灵敏度不足的方法一般采用三侧电压闭锁并联的方式，低压侧可只采用本侧电压。这种方式要注意电流灵敏度提高后，在低压侧故障切除时可能会因自启动电流过大而造成误动。

3.1.2电流元件的灵敏度不足

对于220kV大容量主变而言，由于低压侧加装了限流电抗器，使低压母线的短路电流大幅度下降，遂造成高压侧过流保护的电流元件对低压母线的短路故障灵敏度不足。如果两台变压器中压侧并联运行，则灵敏度就更差。所以，运行方式的合理安排、保护的合理配置对系统安全稳定运行，防止大面积停电均有非常重要的意义。

3.2主变保护的直流配置

当10kV母线故障发生在10kV断路器柜内时，弧光窜入直流系统造成整个直流操作电源消失，引起变压器损坏的事故在全国已发生多起，前述的某变电站即是一例。为保证2套双重化保护的完全独立，以防弧光窜入直流系统引起全站直流停电，变电站要有两段直流母线，两套保护分别由一段母线供电。

3.3主变差动保护用电流互感器的位置

当旁路断路器带主变断路器运行时，有的做法是将差动保护用电流互感器切换至套管电流互感器，这使得差动的保护范围缩小，当套管至旁路断路器间发生短路故障时差动保护不会动作。由于旁路断路器电流互感器与主变套管电流互感器间在电气一次布置上还有一段较长的距离，不排除在这段距离内发生故障的可能性，所以旁代时应将差动保护用电流互感器切换至旁路电流互感器。

4.结束语

以上仅对运行中变压器保护存在的若干问题进行分析并提出了补救措施。对于新建、扩建、改造的变压器，应选用新型的微机保护，以满足所有运行设备都必须由两套交、直流输入和输出回路相互独立，并分别控制不同断路器的继电保护装置进行保护这一基本要求，以保证电网的安全稳定运行。 [科]

【参考文献】

[1]刘静华.浅谈变压器保护的选择[J].中国电力教育，2011（21）.