电气设备常用基本文字符号 设备、装置和 元器件种类 举 例 基本文字符号 IEC
中文名称 英文名称 单字母 双字母 组 件 部 件 分离元件放大器 Amplifier
using discrete A = Components 激光器 Laser 调节器 Regulator
本表其他地方未提及的组件、部件 电桥 Bridge AB 晶体管放大器 Transistor
amplifier AD = 集成电路放大器 Integrated circuit amplifier AJ = 磁放大器
Magnetic amplifier AM = 电子管放大器 Valve amplifier AV = 印制电路板
Printed circuit board AP = 抽屉柜 Drawer AT = 支架盘 Rack AR = 非电量到
电量变换 器或电量 到非电量 变换器 热电传感器 Ther moelectric sensor B =
热电池 Thermo–cell 光电池 Photoelectric cell 测功计 Dynamometer
晶体换能器 Crystal transducer 送话器 Microphone 拾音器 Pick up 扬声器
Louds peaker 耳机 Earphone 自整角机 Synchro 旋转变压器 Resolver
模拟和多级数字 变换器或传感器 (用作指示和测量) Analogue and
multiple-step digital Transducers or sensors (as used indicating
measuring purposes) 压力变换器 Pressure transducer BP = 位置变换器
Position transducer BQ = 旋转变换器 (测速发电机) Rotation
transducer(tacho generator) BR = 温度变换器 Temperature transducer BT =
速度变换器 Velocity transducer BV = 电 容器 电容器 Capacitor C =
关键词:电气设备符号常用

图片 1图片 22.1
电缆管加工2.1.1 作业方法2.1.1.1
选择内表面光滑、无铁屑、毛刺,外表面无穿孔、裂纹、显著的凹凸不平及严重锈蚀,管壁厚度符合要求的金属管作为电缆管;2.1.1.2
选择与管子配套的模具,设置好弯管机的限位,管子的弯曲半径符合所穿电缆弯曲半径的规定;管子的弯扁程度不大于其外径的10%;2.1.2
质量检验2.1.2.1
检验依据:设计图纸;GB50168-92《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的第3.0.1条至第3.0.3条。2.1.2.2
检验方法及器具:
管子的弯曲度:用样板检查;管子的椭圆度:用尺检查;管子的表面:观察检查。2.2
电缆管的埋设2.2.1 作业方法2.2.1.1 把电缆管运到现场,堆放整齐;2.2.1.2
按要求确定电缆管的起止点,露出地面的管子排列整齐,整根电缆管需避开孔洞及设备基础而绕道时,弯头不超过3个,直角弯不超过2个,管子固定牢固,并与地网可靠连接,管口作临时封堵;
2.2.1.3
需对接的管子,管口要对齐,套接的短套管或带螺纹的管接头的长度,大于电缆管外径的2.2倍,套管两端密封严实;2.2.1.4
明敷的电缆管支撑点间距离,当设计无要求时,不超过3米;当塑料管的长度超过30米时要加装伸缩节。2.2.2
质量检验2.2.2.1
检验依据:设计图纸;GB50168-92《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的第3.0.4条至第3.0.9条。2.2.2.2
检验方法及器具:
管子的排列、封堵、接地点及弯头数:观察;管口的位置:对照图纸,用尺检查;管子的固定:扳动检查。
2.3 电缆支架的配制2.3.1 作业方法2.3.1.1
选平直无扭曲的钢材,下料误差小于5mm,切口的毛刺、卷边锉平磨光;2.3.1.2
电缆支架制作时,横平竖直,焊接牢固。各横撑间的垂直净距与设计偏差小于5mm;电缆支架成批制作时,可采用模具进行。2.3.1.3
按设计要求进行防腐处理。2.3.2 质量检验2.3.2.1
检验依据:设计图纸;GB50168-92《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的第4.0.1条至第4.0.2条。2.3.2.2
检验方法及器具:
电缆支架立柱和支臂的垂直度:用角尺检查;电缆支架各横撑间的垂直净距:用尺检查;电缆支架的焊接牢固程度:扳动检查。
2.4 电缆架安装 2.4.1 作业方法 2.4.1.1 电缆支架的安装 1)
水平安装时,根据现场实际情况,先安装两端的支架,再通过拉线或激光调整、安装中间的支架,以保证电缆支架的同层横撑在同一水平面上,高低偏差小于5mm,左右偏差小于10mm;
2)
斜坡或建筑物上安装时,可先安装某一直线段两端的支架,再通过拉线或激光调整、安装其中间的支架,使同层横撑保持在同一条线上,过渡平缓,没有突变;
3)
垂直安装时,通过吊线坠或激光调整、安装支架,其垂直偏差小于其长度的2/1000;4)
电缆支架最上层及最下层至沟底、楼板或沟底、地面的距离符合要求; 2.4.1.2
电缆桥架(包括梯架、托盘,下同)的安装1)
到货验收:电缆桥架运到现场后,对照合同,检查其规格型号、数量、制造、防腐等情况是否符合要求,做好记录;若不立即安装,要分类存放在干燥通风的地方;
2)
安装立柱:按设计要求的尺寸,先安装好直线段两端的立柱,再安装中间每根立柱。有预埋件的可直接将立柱焊接固定在预埋件上,没有预埋件的用膨胀螺栓固定立柱。3)
安装支臂:先调整好整体的直线度,再调整体的水平度,使其符合要求,然后拧紧螺栓;4)
安装梯架:安装梯架时,在两个梯架之间先连接上连接板,螺栓暂不拧紧,待其水平度、垂直度及直线度调整好后再拧紧螺栓,螺栓的螺母放在梯架的外侧,以防划伤电缆;压板要压紧;5)
将电焊弧烧伤及碰伤等处要进行补充防腐处理;2.4.1.3
电缆架全长按要求接地。2.4.2 质量检验2.4.2.1
检验依据:设计图纸;GB50168-92《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的第4.0.3条至第4.0.9条。2.4.2.2
检验方法及器具:
电缆架水平度:用水平尺检查;电缆架垂直度:用线坠和尺检查;电缆架直线度:拉线检查;电缆架各横撑间的垂直净距:用尺检查;
电缆架的焊接牢固程度:扳动检查;电缆架的接地:用试灯检查。2.5
电缆敷设2.5.1 作业方法2.5.1.1 电缆敷设前的准备工作1)
整理电缆管,成列电缆管高低一致;电缆架无变形、生锈现象;电缆通道中的照明、通风、排水等符合要求;清扫电缆通道,整个通道完整、通畅;
2)
准备好电缆标志牌,其规格统一,上面注明电缆编号或规格型号、起止点,字迹清楚耐久;准备好电缆放线架;3)
落实敷设电缆所需的人员,熟悉电缆走向; 4)
查找、核实所需的电缆,合理安排电缆,以避免或减少中间接头。2.5.1.2
敷设电缆1)电缆敷设前进行技术交底,说明电缆走向、分层、排列及其它注意事项;2)作业人员就位,电缆的首、尾、转弯处有熟练的专业人员在场;3)电缆从盘的上部拉出,不得有扭曲打折现象,电缆最大牵引强度符合要求;4)电缆架上的电缆敷设
电缆排列不同电压等级、不同用途的电缆按要求排列。高低压电力电缆,强电、弱电控制电缆,通讯电缆等按顺序分层放置,一般情况下是由上而下放置;但对于35KV及其以上的高压电缆引入盘柜而弯曲半径不能满足要求时,可以由下而上放置;控制电缆在普通支吊架上不超过1层,桥架上不超过3层;交流三芯电力电缆在普通支吊架上不超过1层,桥架上不超过2层;交流单芯电力电缆要布置在同侧支架上,当按紧贴的正三角形排列时,每隔1m用绑带扎牢;电缆与热力管道、热力设备之间的净距,平行时不小于1m,交叉时不小于0.5m,当受条件限制时,要采取隔热保护
措施;
电缆固定对水平敷设的电缆,其首末两端、中间接头两端、转弯等处要加以固定;对垂直或超过45度倾斜敷设的电缆在每个支架上、桥架上每隔2m处要加以固定;电缆其余各支持点的距离符合要求;对交流单芯电缆固定夹具,不许构成闭合磁路;
5) 管道内的电缆敷设
电缆敷设前,先将露出地面的管子按要求的高度截长补短,且使之不影响设备的装卸;并列的管子,管口高度一致,管口内圆的尖角毛刺,用锉处理平滑;然后用铁丝或钢丝绑上棉纱、破布在管内来回拖动,以清除管内异物或积水。
电缆穿管敷设时,可采用无腐蚀性的润滑剂或用铁丝、钢丝绑电缆头牵引,其电缆所受张力不得超过规定的要求。穿入管内电缆的数量符合设计要求;交流单芯电缆不允许单独穿入钢管内。
电缆穿管敷设完后,管口要封堵严实。 6) 直埋电缆的敷设
沿直埋电缆的敷设的路径的检查,不得有剧烈的起伏点,不应有尖锐的突出硬质杂物,沟道底部铺设100mm以上厚度的沙层或软土。沟道深度符合要求,使电缆表面距地面的距离不小于0.7m,穿越农田时不小于1m;
对可能使电缆受到机械性损伤、化学作用、地下电流、振动、热影响、腐植物质、虫鼠等危害的地方要加以保护。
敷设电缆时,电缆之间,电缆与其它管道、道路、建筑物之间平行和交叉时的最小净距符合要求;
敷设电缆后,在其上部再铺以大于100mm厚的软土或沙层,并加盖保护板,覆盖宽度超过电缆两侧各50mm;
直埋电缆回填前要经验收合格,回填土分层夯实;
直埋电缆的直线段每隔50~100m处、电缆连接头处、转弯处、建筑物处等要设明显的方位标志或标桩。7)
水底电缆的敷设 两岸设立导标,潜水调查,选择最佳途径;
电缆的水底部分尽量选择整根电缆,否则采用软接头连接;
若用船敷设时,应按电缆的长度、重量、外径、水流、地势等选择船只,并配有所需的仪器,选择水小、风小的时候敷设,挑选水性好且懂专业的人员在水上作业,并配齐救生圈、救生衣及其它救生设施,敷设过程中,控制船行速度,电缆所受张力、弯曲半径、入水角度(入水角度一般为30
o~60o);电缆要平放水底,不得悬空,有条件时要埋入水底0.5m以下;水底电缆引入岸上的部分要采取穿管或加盖板等保护措施,其保护范围为上端高于最高洪水位,下端为最底水位时船只搁浅及撑篙达不到之处,且予以固定。
水底电缆敷设完毕,按要求作全面检查,测量电缆的确切位置,在两岸设置标志牌。8)
整根电缆到位后,随即从首端开始沿途整理至末端,整理过程中,注意电缆的弯曲半径要符合规范要求;竖井进出口、地板下等处的电缆尽量避免交叉、堆积;排列整齐,两端留足余量,加以固定;9)
塑料绝缘电缆切断后要加防潮封端;油浸纸绝缘电力电缆切断后,将端头立即铅封;10)
装设标志牌;2.5.2 质量检验2.5.2.1
检验依据:设计图纸;GB50168-92《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的第5.1.1条至第5.6.3条。2.5.2.2
检验方法及器具:
电缆走向、排列、起止点:对照设计图纸检查;电缆弯曲半径、固定、挂标志牌:观察检查;电缆机械敷设牵引强度:用张力计检查。△2.6
电缆的终端头和中间接头的制作2.6.1 作业方法2.6.1.1
电缆终端头的制作1)控制电缆终端头的制作 场地清洁干燥;准备好工具、材料;
整理并固定好电缆,按适当的尺寸剥开切断电缆外护层、铠带、内护层、填充物、屏蔽层;检查电缆绝缘;
在铠带、屏蔽层上引出接地线; 用绝缘带包缠电缆头;
固定电缆头;将引出的接地线接地;整理好电缆牌;
对线查芯,分线到位,套白头; 按图纸要求将电缆芯线与端子连接;
回收工具、材料,清扫现场。2)光纤电缆终端头的制作:由专业技术人员用专用设备制作。3)
低压电力电缆终端头的制作 清扫场地;准备好工具、材料;
整理并固定好电缆,剥开切断电缆外护层、铠带、内护层、填充物及芯线绝缘层;检查电缆绝缘;
选与芯线同规格的线鼻子,用相应的模具压接;在铠带上引出接地线,若电缆截面为120mm2及以下时其接地线截面为16
mm2,若电缆截面为150mm2及以上时其接地线截面为25 mm2;
用绝缘带包缠电缆头,然后套上相色带;
固定电缆头;将引出的接地线接地,若电缆通过零序电流互感器时,电缆金属护层和接地线应对地绝缘,电缆接地点在互感器以下时,接地线直接接地;接地线在互感器以上时,接地线要穿过互感器接地。挂好电缆牌;
电缆头与接线柱连接;回收工具、材料,清扫现场。4)高压电力电缆终端头的制作:按电缆终端头生产厂家的说明书进行制作。2.6.1.2
电缆中间接头的制作1) 控制电缆中间接头的制作:
场地清洁干燥;准备好工具、材料;以各芯线的接头位置能错开为原则来确定剥开电缆的长度,然后依次剥除电缆的外护层、铠装、内护层、填充物、屏蔽层;再分别检查两段电缆的绝缘;
用砂纸去除芯线的氧化层,焊接头,不得有虚焊;
在铠带、屏蔽层上连接接地线,若是焊接,注意不得伤及绝缘;
用绝缘带包缠电缆接头;
固定电缆;挂上电缆牌;回收工具、材料,清扫现场。2)
光纤电缆中间接头的制作由专业技术人员用专用设备制作。3)
低压电力电缆中间接头的制作:
场地清洁干燥;准备好工具、材料;以各芯线的接头位置能错开为原则来确定剥开电缆的长度,然后依次剥除电缆的外护层、铠装、内护层、填充物、芯线绝缘层;再分别检查两段电缆的绝缘;
压接中间接头套管; 在铠带上连接接地线,
,若电缆截面为120mm2及以下时其接地线截面为为16
mm2,若电缆截面为150mm2及以上时其接地线截面为25 mm2;
用绝缘带包缠电缆接头;
固定电缆;挂上电缆牌;回收工具、材料,清扫现场。4)高压电力电缆中间接头的制作:按电缆中间接头厂家说明书进行制作。2.6.2
质量检验2.6.2.1
检验依据:设计图纸;GB50168-92《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的第6.1.1条至第6.2.14条及GB50169-92《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》的有关条款。2.6.2.2
检验方法及器具:
电缆头制作成形:观察、触摸检查;电缆连接正确性及紧度:对照设计图纸检查、扳动检查;△
2.7 电气试验 2.7.1
试验内容测量绝缘电阻直流耐压试验及泄漏电流测量检查电缆线路的相位充油电缆的绝缘油试验2.7.2
质量检验:电缆的试验为质量停止点,质量检验人员会同监理或业主对此进行检验;2.7.2.1
检验依据:设计
图纸;GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》第十七章的第17.0.1条至第17.0.5条。2.7.2.2
检验方法及器具:
电力电缆的绝缘电阻、充油电缆的绝缘油试验、直流耐压试验及泄漏电流测量:查看记录;电缆线路的相位:现场查看;若不符合要求,重新制作电缆终端或接头、重新检查试验。2.8
电缆的防火处理2.8.1
作业方法(依照设计要求酌情增减):电缆敷设完并整理好后,根据设计要求进行防火处理。2.8.1.1
桥架上采用的阻火隔板或阻火槽及防火盖板,要与桥架配套;2.8.1.2
电缆管穿完电缆后,管口要封堵;2.8.1.3
盘柜恢复底板、侧板,电缆出入的孔洞要封堵严实;2.8.1.4
易受外部影响的电缆竖井、廊道、电缆沟、电缆隧道等的两端、中间,用防火材料设置阻火墙;2.8.1.5
电缆接头两端、阻火墙壁的两侧,涂抹防火涂料;2.8.1.6
电缆出入密集处要分层涂抹防火涂料,并装设报警灭火装置。2.8.2
质量检验2.8.2.1
检验依据:设计图纸;GB50168-92《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的第7.0.1条至第7.0.7条。2.8.2.2
检验方法及器具:
电缆防火点的设置:对照设计图纸检查;防火点施工方法:对照设计及防火材料生产厂家的要求检查;2.9
带电试运行2.9.1 试运行2.9.1.1 试运行过程中,作好记录;2.9.1.2
发现异常情况立即停电并及时向运行负责人报告。2.9.2 质量检验2.16.2.1
检验依据:设计图纸;厂家资料;2.16.2.2
检验方法及器具:试运行情况:查看记录。2.17 移交2.17.1
处理试运行中发现的缺陷,清扫整理现场;2.17.2
拟出设备、资料移交清单;2.17.3
会同业主、监理等按照合同和规范的要求进行检查移交。3
附表:《35KV及以下电缆线路安装单元工程质量评定表》,根据工程实际情况予以取舍增减,报监理审批后实施。水利水电工程35KV及以下电缆线路安装单元工程质量评定表图片 3图片 4图片 5关键词:指导书电缆作业

第一章 变压器故障
油浸电力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,其主要类型有:各相绕组之间发生的相问短路、绕组的线匝之间发生的匝问短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。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,其主要类型有:绝缘套管闪络或破碎而发生的接地由于变压器故障涉及面较广,具体类型的划分方式较多,如从回路划分主要有电路故障、磁路故障和油路故障。若从变压器的主体结构划分,可分为绕组故障、铁心故障、油质故障和附件故障。同时习惯上对变压器故障的类型一般是根据常见的故障易发区位划分,如绝缘故障、铁心故障、分接开关故障等。而对变压器本身影响最严重、目前发生机率最高的又是变压器出口短路故障,同时还存在变压器渗漏故障、油流带电故障、保护误动故障等等。所有这些不同类型的故障,有的可能反映的是热故障,有的可能反映的是电故障,有的可能既反映过热故障同时又存在放电故障,而变压器渗漏故障在一般情况下可能不存在热或电故障的特征。因此,很难以某一范畴规范划分变压器故障的类型,本书采用了比较普遍和常见的变压器短路故障、放电故障、绝缘故障、铁心故障、分接开关故障、渗漏油气故障、油流带电故障、保护误动故障等八个方面,按各自故障的成因、影响、判断方法及应采取的相应技术措施等,分别进行描述。第一节
短路故障变压器短路故障主要指变压器出口短路,以及内部引线或绕组间对地短路、及相与相之间发生的短路而导致的故障。变压器正常运行中由于受出口短路故障的影响,遭受损坏的情况较为严重。据有关资料统计,近年来,一些地区110kV及以上电压等级的变压器遭受短路故障电流冲击直接导致损坏的事故,约占全部事故的50%以上,与前几年统计相比呈大幅度上升的趋势。这类故障的案例很多,特别是变压器低压出口短路时形成的故障一般要更换绕组,严重时可能要更换全部绕组,从而造成十分严重的后果和损失,因此,尤应引起足够的重视。出口短路对变压器的影响,主要包括以下两个方面。1.短路电流引起绝缘过热故障变压器突发短路时,其高、低压绕组可能同时通过为额定值数十倍的短路电流,它将产生很大的热量,使变压器严重发热。当变压器承受短路电流的能力不够,热稳定性差,会使变压器绝缘材料严重受损,而形成变压器击穿及损毁事故。变压器发生出口短路时,短路电流的绝对值表达式为图片 6变压器的出口短路主要包括:三相短路、两相短路、单相接地短路和两相接地短路等几种类型。据资料统计表明,在中性点接地系统中,单相接地短路约占全部短路故障的65%,两相短路约占10%~15%,两相接地短路约占15%一20%,三相短路约占5%,其中以三相短路时的短路电流值最大,国标GBl094•5–85中就是以三相短路电流为依据的。忽略系统阻抗对短路电流的影响,则三相短路表达式为图片 7式中
/5;’I三相短路电流;U-变压器接人系统的额定电压
Zt-变压器短路阻抗;IN-变压器额定电流;UN-变压器短路电压百分数。对220kV三绕组变压罪而言,高压对中、低压的短路阻抗一般在10%一30%之间,中压对低压的短路阻抗一般在10%以下,因此变压器发生短路故障时,强大的短路电流致使变压器绝缘材料受热损坏。2.短路电动力引起绕组变形故障变压器受短路冲击时,如果短路电流小,继电保护正确动作,绕组变形将是轻微的;如果短路电流大,继电保护延时动作甚至拒动,变形将会很严重,甚至造成绕组损坏。对于轻微的变形,如果不及时检修,恢复垫块位置,紧固绕组的压钉及铁轭的拉板、拉杆,加强引线的夹紧力,在多次短路冲击后,由于累积效应也会使变压器损坏。因此诊断绕组变形程度、制订合理的变压器检修周期是提高变压器抗短路能力的一项重要措施。绕组受力状态如图1—1、图1—2所示。由于绕组中漏磁中。的存在,载流导线在漏磁作用下受到电动力的作用,特别是在绕组突然短路时,电动力最严重。漏磁通常可分解为纵轴分量月和横轴分量月,。纵轴磁场月使绕组产生辐向力,而横轴磁场月•使绕组受轴向力。轴向力使整个绕组受到张力P1,在导线中产生拉伸应力。而内绕组受到压缩力P2,导线受到挤压应力。图片 8轴向力的产生分为两部分,一部分是由于绕组端部漏磁弯曲部分的辐向分量与载流导体作用而产生。它使内、外绕组都受压力:由于绕组端部磁场B’最大因而压力也最大,但中部几乎为零,绕组的另一端力的方向改变。轴向力的另一部分是由于内外安匝不平衡所产生的辐向漏磁与载流导体作用而产生,该力使内绕组受压,外绕组受拉;安匝不平衡越大,该轴向力也越大。因此,变压器绕组在出口短路时,将承受很大的轴向和辐向电动力。轴向电动力使绕组向中间压缩,这种由电动力产生的机械应力,可能影响绕组匝间绝缘,对绕组的匝间绝缘造成损伤;而辐向电动力使绕组向外扩张,可能失去稳定性,造成相间绝缘损坏。电动力过大,严重时可能造成绕组扭曲变形或导线断裂。对于由变压器出口短路电动力造成的影响,判断主变压器绕组是否变形,过去只采取吊罩检查的方法,目前一些单位采用绕组变形测试仪进行分析判断,取得了一些现场经验,如有些地区选用TDT—1型变压器绕组变形测试仪进行现场测试检查,通过对主变压器的高、中、低压三相的九个绕组分别施加l0kHz至lkHz高频脉冲,由计算机记录脉冲波形曲线并储存。通过彩色喷墨打印,将波形绘制出图,显示正常波形与故障后波形变化的对比和分析,试验人员根据该仪器特有的频率和波形,能比较科学地准确判断主变压器绕组变形情况。对于变压器的热稳定及动稳定,在给定的条件下,仍以设计计算值为检验的依据,但计算值与实际值究竟有无误差,尚缺少研究与分析,一般情况下是以设计值大于变压器实际承受能力为准的。目前逐步开展的变压器突发短路试验,将为检验设计、工艺水平提供重要的依据。变压器低压侧发生短路时,所承受的短路电流最大,而低压绕组的结构一般采用圆筒式或螺旋式多股导线并绕,为了提高绕组的动稳定能力,绕组内多采用绝缘纸筒支撑,但有些厂家仅考虑
变压器的散热能力,对于其动稳定,则只要计算值能够满足要求,便将支撑取消,于是当变压器遭受出口短路时,由于动稳定能力不足,而使绕组变形甚至损坏。3.绕组变形的特点通过检查发生故障或事故的变压器进行和事后分析,发现电力变压器绕组变形是诱发多种故障和事故的直接原因。一旦变压器绕组已严重变形而未被诊断出来仍继续运行,则极有可能导致事故的发生,轻者造成停电,重者将可能烧毁变压器。致使绕组变形的原因,主要是绕组机械结构强度不足、绕制工艺粗糙、承受正常容许的短路电流冲击能力和外部机械冲击能力差。因此变压器绕组变形主要是受到内部电动力和外部机械力的影响,而电动力的影响最为突出,如变压器出口短路形成的短路冲击电流及产生的电动力将使绕组扭曲、变形甚至崩溃。受电动力影响的变形。1)高压绕组处于外层,受轴向拉伸应力和辐向扩张应力,使绕组端部压钉松动、垫块飞出,严重时,铁轭夹件、拉板、紧固钢带都会弯曲变形,绕组松弛后使其高度增加。2)中、低压绕组的位置处于内柱或中间时,常受到轴向和辐向压缩力的影响,使绕组端部紧固压钉松动,垫块位移;匝间垫块位移,撑条倾斜,线饼在辐向上呈多边形扭曲。若变形较轻,如35kv线饼外圆无变形,而内圆周有扭曲,在辐向上向内突出,在绕组内衬是软纸筒时这种变形特别明显。如果变压器受短路冲击时,继电保护延时动作超过2s,变形更加严重,线饼会有较大面积的内凹、上翘现象。测量整个绕组时往往高度降低,如果变压器继续投运,变压器箱体振动将明显增大。3)绕组分接区、纠接区线饼变形。这是由于分接区和纠接区(一般在绕组首端)安匝不平衡,产生横向漏磁场,使短路时线饼受到的电动力痹积常区要大得多,所以易产生变形和损坏。特别是分接区线饼,受到有载分接开关造成的分接段短路故障时,绕组会变形成波浪状,而影响绝缘和油道的通畅。4)绕组引线位移扭曲。这是变压器出口短路故障后常发生的情况,由于受电动力的影响,破坏了绕组引线布置的绝缘距离。如引线离箱壁距离太近,会造成放电,引线间距离太近,因摩擦而使绝缘受损,会形成潜伏性故障,并可能发展成短路事故。受机械力影响的变形。变压器绕组整体位移变形。这种变形主要是在运输途中,受到运输车辆的急刹车或运输船舶撞击晃动所致。据有关报道,变压器器身受到大于3g(g为重力加速度)重力加速的冲击,将可能使线圈整体在辐向上向一个方向明显位移。4.技术改进和降低短路事故的措施基于上述,为防止绕组变形,提高机械强度,降低短路事故率,些制造厂家和电力用户提出并采取了如下技术改进措施及减少短路
事故的措施。技术改进措施。
1)电磁计算方面。在保证性能指标、温升限值的前提下,综合考虑短路时的动态过程。从保证绕组稳定性出发,合理选择撑条数、导线宽厚比及导线许用应力的控制值,在进行安匝平衡排列时根据额定分接和各级限分接情况整体优化,尽量减小不平衡安匝。考虑到作用在内绕组上的轴向内力约为外绕组的两倍,因此尽可能使作用在内绕组上的轴向外力方向与轴向力的方向相反。2)绕组结构方面。绕组是产生电动力又直接承受电动力的结构部件,要保证绕组在短路时的稳定性,就要针对其受力情况,使绕组在各个方向有牢固的支撑。具体做法如在内绕组内侧设置硬绝缘筒,绕组外侧设置外撑条,并保证外撑条可靠地压在线段上。对单螺旋低压绕组首末端均端平一匝以减少端部漏磁场畸变。对等效轴向电流大的低压和调压绕组,针对其相应的电动力,采取特殊措施固定绕组出头,并在出头位置和换位处采用适形的垫块,以保证绕组稳定性。3)器身结构方面。器身绝缘是电动力传递的中介,要保证在电动力作用下,各方向均有牢固的支撑和减小相关部件受力时的压强。在设计时采用整体相套装结构,内绕组硬绝缘筒与铁心柱间用撑板撑紧.以保证内绕组上承受的压应力均匀传递到铁心柱上;合理布置压钉位置和选择压钉数量,并设计副压板,以减小压钉作用到绝缘压板上的压强和压板的剪切应力。4)铁心结构方面。轴向电动力最终作用在铁心框架结构上。如果铁心固定框架出现局部结构失稳和变形,将导致绕组失稳而变形损坏。因此,设计铁心各部分结构件时,强度要留有充分的裕度,各部件间尽量采用无间隙配合和互锁结构,使变压器器身成为—个坚固的整体。5)工艺控制和工艺手段。对一些关键工序,如垫块预处理、绕组绕制、绕组压装、相套装、器身装配时预压力控制等方面,进行严格的工艺控制,以保证设计要求。按上述措施构思设计生产的一台31.5MVA、ll0kV双绕组有载调压电力变压器,在国家变压器质检中心强电流试验室一次通过短路试验,试验前后最大的电抗差仅0.3%,取得了显著的效果。减少短路事故的措施。1)优化选型要求。选型应选用能顺利通过短路试验的变压器并合理确定变压器的容量,合理选择变压器的短路阻抗。2)优化运行条件。要提高电力线路的绝缘水平,特别是提高变压器出线一定距离的绝缘水平,同时提高线路安全走廊和安全距离要求的标准,降低近区故障影响和危害,包括重视电缆的安装检修质量(因电缆头爆炸大多相当于母线短路);对重要变电站的中、低压母线,考虑全封闭,以防小动物侵害;提高对开关质量的要求,防止发生拒分等。3)优化运行方式。确定运行方式要核算短路电流,并限制短路电流的危害。如采取装备用电源自投装置后开环运行,以减少短路时的电流和简化保护配置;对故障率高的非重要出线,可考虑退出重合闸保护;提高速切保护性能,压缩保护时间;220kV及以上电压等级的变压器尽量不直接带l0kV的地区电力负荷等。
4)提高运行管理水平。首先要防止误操作造成的短路冲击;要加强变压器的适时监测和检修,及时发现变压器的变形强度,保证变压器的安全运行。第二节
放电故障根据放电的能
量密度的大小,变压器的放电故障常分为局部放电、火花放电和高能量放电三种类型。一、放电故障对变压器绝缘的影响
放电对绝缘有两种破坏作用:一种是由于放电质点直接轰击绝缘,使局部绝缘受到破坏并逐步扩大,使绝缘击穿。另一种是放电产生的热、臭氧、氧化氮等活性气体的化学作用,使局部绝缘受到腐蚀,介质损耗增大,最后导致热击穿。绝缘材料电老化是放电故障的主要形式。1)局部放电引起绝缘材料中化学键的分离、裂解和分子结构的破坏。2)放电点热效应引起绝缘的热裂解或促进氧化裂解,增大了介质的电导和损耗产生恶性循环,加速老化过程。3)放电过程生成的臭氧、氮氧化物遇到水分生成硝酸化学反应腐蚀绝缘体,导致绝缘性能劣化。4)放电过程的高能辐射,使绝缘材料变脆。5)放电时产生的高压气体引起绝缘体开裂,并形成新的放电点,固体绝缘的电老化。固体绝缘的电老化的形成和发展是树枝状,在电场集中处产生放电,引发树枝状放电痕迹,并逐步发展导致绝缘击穿。液体浸渍绝缘的电老化。如局部放电一般先发生在固体或油内的小气泡中,而放电过程又使油分解产生气体并被油部分吸收,如产气速率高,气泡将扩大、增多,使放电增强,同时放电产生的X—蜡沉积在固体绝缘上使散热困难、放电增强、出现过热,促使固体绝缘损坏。二、放电故障的类型与特征1.变压器局部放电故障
在电压的作用下,绝缘结构内部的气隙、油膜或导体的边缘发生非贯穿性的放电现称为局部放电。
局部放电刚开始时是一种低能量的放电,变压器内部出现这种放电时,情况比较复杂,根据绝缘介质的不同,可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部放电;根据绝缘部位来分,有固体绝缘中空穴、电极尖端、油角间隙、油与绝缘纸板中的油隙和油中沿固体绝缘表面等处的局部放电。局部放电的原因。1)当油中存在气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔,由于气体的介电常数小,在交流电压下所承受的场强高,但其耐压强度却低于油和纸绝缘材料,在气隙中容易首先引起放电。2)外界环境条件的影响。如油处理不彻底下降使油中析出气泡等,都会引起放电。3)由寻:制造质量不良。如某些部位有尖角高而出现放电。带进气泡、杂物和水分,或因外界气温漆瘤等,它们承受的电场强度较4)金属部件或导电体之间接触不良而引起的放电。局部放电的能量密度虽不大,但若进一步发展将会形成放电的恶性循环,最终导致设备的击穿或损坏,而引起严重的事故。放电产生气体的特征。放电产生的气体,由于放电能量不同而有所不同。如放电能量密度在10-9C以下时,一般总烃不高,主要成分是氢气,其次是甲烷,氢气占氢烃总量的曰80%一90%;当放电能量密度为10
8~10
7’C时,则氢气相应降低,而出现乙炔,但乙炔这时在总烃中所占的比例常不到2%,这是局部放电区别于其他放电现象的主要标志。
随着变压器故障诊断技术的发展,人们越来越认识到,局部放电是变压器诸多有机绝缘材料故障和事故的根源,因而该技术得到了迅速发展,出现了多种测量方法和试验装置,亦有离线测量的。测量局部放电的方法。1)电测法。利用示波器、局部放电仪或无线电干扰仪,查找放电的波形或无线电干扰程度。电测法的灵敏度较高,测到的是视在放电量,分辨率可达几皮库。2)超声测法。利用检测放电中出现的超声波,并将声波变换为电信号,录在磁带上进行分析。超声测法的灵敏度较低,大约几千皮库,它的优点是抗干扰性能好,且可“定位”。有的利用电信号和声信号的传递时间差异,可以估计探测点到放电点的距离。3)化学测法。检测溶解油内各种气体的含量及增减变化规律。此法在运行监测上十分适用,简称“色谱
分析”。化学测法对局部过热或电弧放电很灵敏,但对局部放电灵敏度不高。而且重要的是观察其趋势,例如几天测一次,就可发现油中含气的组成、比例以及数量的变化,从而判定有无局部放电或局部过热。2.变压器火花放电故障发生火花放电时放电能量密度大于10—6C的数量级。悬浮电位引起火花放电。高压电力设备中某金属部件,由于结构上原因,或运输过程和运行中造成接触不良而断开,处于高压与低压电极间并按其阻抗形成分压,而在这一金属部件上产生的对地电位称为悬浮电位。具有悬浮电位的物体附近的场强较集中,往往会逐渐烧坏周围固体介质或使之炭化,也会使绝缘油在悬浮电位作用下分解出大量特征气体,从而使绝缘油色谱分析结果超标。悬浮放电可能发生于变压器内处于高电位的金属部件,如调压绕组,当有载分接开关转换极性时的短暂电位悬浮;套管均压球和无载分接开关拨钗等电位悬浮。处于地电位的部件,如硅钢片磁屏蔽和各种紧固用金属螺栓等,与地的连接松动脱落,导致悬浮电位放电。变压器高压套管端部接触不良,也会形成悬浮电位而引起火花放电。油中杂质引起火花放电。变压器发生火花放电故障的主要原因是油中杂质的影响。杂质由水分、纤维质(主要是受潮的纤维)等构成。水的介电常数e约为变压器油的40倍,在电场中,杂质首先极化,被吸引向电场强度最强的地方,即电极附近,并按电力线方向排列。于是在电极附近形成了杂质“小桥”,如图1—3所示。如果极间距离大、杂质少,只能形成断续“小桥”,如图1—3所示。“小桥”的导电率和介电常数都比变压器油大,从电磁场原理得知,由于“小桥”的存在,会畸变油中的电场。因为纤维的介电常数大,使纤维端部油中的电场加强,于是放电首先从这部分油中开始发生和发展,油在高场强下游离而分解出气体,使气泡增大,游离又增强。而后逐渐发展,使整个油间隙在气体通道中发生火花放电,所以,火花放电可能在较低的电压下发生。图片 9
如果极间距离不大,杂质又足够多,则“小桥”可能连通两个电极,如图1—3,这时,由于“小桥”的电导较大,沿“小桥”流过很大电流(电流大小视电源容量而定),使“小桥”强烈发热”,
“小桥”中的水分和附近的油沸腾汽化,造成一个气体通道——“气泡桥”而发生火花放电。如果纤维不受潮,则因“小桥”的电导很小,对于油的火花放电电压的影响也较小;反之,则影响较大。因此杂质引起变压器油发生火花放电,与“小桥”的加热过程相联系。当冲击电压作用或电场极不均匀时,杂质不易形成“小桥”,它的作用只限于畸变电场,其火花放电过程,主要决定于外加电压的大小。
火花放电的影响。一般来说,火花放电不致很快引起绝缘击穿,主要反映在油色普分析异常、局部放电量增加或轻瓦斯动作,比较容易被发现和处理,但对其发展程度应引起足够的认识和注意。
3.变压器电弧放电故障
电弧放电是高能量放电,常以绕组匝层间绝缘击穿为多见,其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障。
电弧放电的影响。电弧放电故障由于放电能量密度大,产气急剧,常以电子崩形e冲击电介质,使绝缘纸穿孔、烧焦或炭化,使金属材料变形或熔化烧毁,严重时会造成I备烧损,甚至发生爆炸
事故,这种事故一般事先难以预测,也无明显预兆,常以突发的形式暴露出来。
电弧放电的气体特征。出现电弧放电故障后,气体继电器中的H2和C2H2等组分常高达几千UL/L,变压器油亦炭化而变黑。油中特征气体的主要成分是H2和C2H2,其次C2H6和CH4。当放电故障涉及到固体绝缘时,除了上述气体外,还会产生CO和CO2。
综上所述,三种放电的形式既有区别又有一定的联系,区别是指放电能级和产气组分,联系是指局部放电是其他两种放电的前兆,而后者又是前者发展后的一种必然结果。由于变压器内出现的故障,常处于逐步发展的状态,同时大多不是单一类型的故障,往往是—种类型伴随着另一种类型,或几种类型同时出现,因此,更需要认真分析,具体对待。第三节
绝缘故障
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两种,电力变压器的绝缘即是变压器绝缘材料组成的绝缘系统,它是变压器正常工作和运行的基本条件,变压器的使用寿命是由绝缘材料(即油纸或树脂等)的寿命所决定的。实践证明,大多变压器的损坏和故障都是因绝缘系统的损坏而造成。据统计,因各种类型的绝缘故障形成的事故约占全部变压器事故的85%以上。对正常运行及注意进行维修管理的变压器,其绝缘材料具有很长的使用寿命。国外根据理论计算及实验研究表明,当小型油浸配电变压器的实际温度持续在95℃时,理论寿命将可达400年。设计和现场运行的经验说明,维护得好的变压器,实际寿命能达到50~70年:而按制造厂的设计要求和技术指标,一般把变压器的预期寿命定为20一40年。因此,保护变压器的正常运行和加强对绝缘系统的合理维护,很大程度上可以保证变压器具有相对较长的使用寿命,而预防性和预知性维护是提高变压器使用寿命和提高供电可靠性的关键。
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c所谓变压器绝缘的老化,就是这些材料受环境因素的影响发生分解,降低或丧失了绝缘强度。1.固体纸绝缘故障
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(C6H10O6)n,式中n为聚合度。一般新纸的聚合度为1300左右,当下降至250左右,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(呋喃甲醛)。这些老化产物大都对电气设备有害,会使绝缘纸的击穿电压和体积电阻率降低、介损增大、抗拉强度下降,甚致腐蚀设备中的金属材料。固体绝缘具有不可逆转的老化特性,其机械和电气强度的老化降低都是不能恢复的。变压器的寿命主要取决于绝缘材料的寿命,因此油浸变压器固体绝缘材料,应既具有良好的电绝缘性能和机械特性,而且长年累月的运行后,其性能下降较慢,即老化特性好。纸纤维材料的性能。绝缘纸纤维材料是油浸变压器中最主要的绝缘组件材料,纸纤维是植物的基本固体组织成分,组成物质分子的原子中有带正电的原子核和围绕原子核运行的带负电的电子,与金属导体不同的是绝缘材料中几乎没有自由电子,绝缘体中极小的电导电流主要来自离子电导。纤维素由碳、氢和氧组成,这样由于纤维素分子结构中存在氢氧根,便存在形成水的潜在可能,使纸纤维有含水的特性。此外,这些氢氧根可认为是被各种极性分子(如酸和水)包围着的中心,它们以氢键相结合,使得纤维易
受破坏:同时纤维中往往含有一定比例(约7%左右)的杂质,这些杂质中包括一定量的水分,因纤维呈胶体性质,使这些水分尚不能完全除去。这样也就影响了纸纤维的性能。
极性的纤维不但易于吸潮(水分使强极性介质),而且当纸纤维吸水时,使氢氧根之间的相互作用力变弱,在纤维结构不稳定的条件下机械强度急剧变坏,因此,纸绝缘部件一般要经过干燥或真空子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具有较高的机械强度。同时,纸被漆密封后,可减少纸对水分的吸收,阻止材料氧化,还町填充空隙,以减小可能影响绝缘性能、造成局部放电和电击穿的气泡。但也有的认为浸漆后再浸油,可能有些漆会慢慢溶人油内,影响油的性能,对这类油漆的应用应充分子以注意。
当然,不同成分纤维材料的性质及相同成分纤维材料的不同品质,其影响大小及性能也不同,如棉花中纤维成分最高,大麻中纤维最结实,某些进口绝缘纸板由于其处理加工好,使性能明显优于国产某些材质的纸板等。变压器大多绝缘材料都是用各种型式的纸(如纸带、纸板、纸的压力成型件等)作绝缘的。因此在变压器制造和检修中选择好纤原料的绝缘纸材料是非常重要的。纤维纸的特殊优点是实用性强、价格低、使用加工方便,在温度不高时成型和处理简单灵活,且重量轻,强度适中,易吸收浸渍材料(如绝缘漆、变压器油等)。
纸绝缘材料的机械强度。油浸变压器选择纸绝缘材料最重要的因素除纸的纤维成分、密度、渗透性和均匀性以外,还包括机械强度的要求,包括耐张强度、冲压强度、撕裂强度和坚韧性:
1)耐张强度:要求纸纤维受到拉伸负荷时,具有能耐受而不被拉断的最大应力2)冲压强度:要求纸纤维具有耐受压力而不被折断的能力的量度。3)撕裂强度:要求纸纤维发生撕裂所需的力符合相应标准。4)坚韧性:是纸折叠或纸板弯曲时的强度能满足相应要求。
判断固体绝缘性能可以设法取样测量纸或纸板的聚合度,或利用高效液相色谱分析技测量油中糠醛含量,以便于分析变压器内部存在故障时,是否涉及固体绝缘或是否存在引起线圈绝缘局部老化的低温过热,或判断固体绝缘的老化程度。对纸纤维绝缘材料在运行及维护中,应注意控制变压器额定负荷,要求运行环境空气流通、散热条件好,防止变压器温升超标和箱体缺油。还要防止油质污染、劣化等造成纤维的加速老化,而损害变压器的绝缘性能、使用寿命和安全运行。纸纤维材料的劣化。主要包括三个方面:1)纤维脆裂。当过度受热使水分从纤维材料中脱离,更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,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.液体油绝缘故障
液体绝缘的油浸变压器是1887年由美国科学家汤姆逊发明的,1892年被美国通用电气公司等推广应用于电力变压器,这里所指的液体绝缘即是变压器油绝缘。油浸变压器的特点:①大大提高了电气绝缘强度,缩短了绝缘距离,减小了设备的体积;②大大提高了变压器的有效热传递和散热效果,提高了导线中允许的电流密度,减轻
了设备重量,它是将运行变压器器身的热量通过变压器油的热循环,传递到变压器外壳和散热器进行散热,从而提高了有效的冷却降温水平;③由于油浸密封而降低了变压器内部某些零部件和组件的氧化程度,延长了使用寿命。
变压器油的性能。运行中的变压器油除必须具有稳定优良的绝缘性能和导热性能
以外,需具有的性质标准如表1—1所示。图片 10
其中绝缘强度tg8、粘度、凝点和酸价等是绝缘油的主要性质指标。
从石油中提炼制取的绝缘油是各种烃、树脂、酸和其他杂质的混合物,其性质不都是稳定的,在温度、电场及光合作用等影响下会不断地氧化。正常情况下绝缘油的氧化过程进行得很缓慢,如果维护得当甚至使用20年还可保持应有的质量而不老化,但混入油中的金属、杂质、气体等会加速氧化的发展,使油质变坏,颜色变深,透明度浑浊,所含水分、酸价、灰分增加等,使油的性质劣化。变压器油劣化的原因。
变压器油质变坏,按轻重程度可分为污染和劣化两个阶段。
污染是油中混入水分和杂质,这些不是油氧化的产物,污染油的绝缘性能会变坏,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,而是存在于油中杂质将加速氧化过程,特别是铜、铁、铝金属粉屑等。
氧来源于变压器内的空气,即使在全密封的变压器内部仍有容积为0.25%左右的氧存在,氧的溶解度较高,因此在油中溶解的气体中占有较高的比率。
变压器油氧化时,作为催化剂的水分及加速剂的热量,使变压器油生成油泥,其影响主要表现在:在电场的作用下沉淀物粒子大;杂质沉淀集中在电场最强的区域,对变压器的绝缘形成导电的“桥”;沉淀物并不均匀而是形成分离的细长条,同时可能按电力线方向排列,这样无疑妨碍了散热,加速了绝缘材料老化,并导致绝缘电阻降低和绝缘水平下降。变压器油劣化的过程。
油在劣化过程中主要阶段的生成物有过氧化物、酸类、醇类、酮类和油泥。
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,造成脆化和绝缘收缩。生成的酸类是一种粘液状的脂肪酸,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。
后期劣化阶段。是生成油泥,当酸侵蚀铜、铁、绝缘漆等材料时,反应生成油泥,是一种粘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。
油的氧化过程是由两个主要反应条件构成的,其一是变压器中酸价过高,油呈酸性。其二是溶于油中的氧化物转变成不溶于油的化合物,从而逐步使变压器油质劣化。变压器油质分析、判断利维护处理。
1)绝缘油变质。包括它的物理和化学性能都发生变化,从而使其电性能变坏。通过测试绝缘油的酸值、界面张力、汕泥析出、水溶性酸值等项目,可判断是否属于该类缺陷,,对绝缘油进行再生处理,可能消除油变质的产物,但处理过程中也可能去掉了天然抗氧剂。
2)绝缘油进水受潮,由于水是强极性物质。在电场的作用下易电离分解,而增加了绝缘油的电导电流,因此,微量的水分可使绝缘油介质损耗显著增加。通过测试绝缘油的微水,叮判断是否属于该类缺陷。对绝缘油进行压力式真空滤油,一般能消除水分。
3)绝缘油感染微生物细菌。例如在主变压器安装或吊芯时,附在绝缘件表面的昆虫和安装人员残留的闩:渍等都有可能携带细菌,从而感染了绝缘油:或者绝缘油本身已感染微生物。主变压器—•般运行在40—80℃的环境下,非常有利于这些微生物的生长、繁殖。由于微生物及其排泄物中的矿物质、蛋白质的绝缘性能远远低于绝缘油,从而使
得绝缘油介损升高。这种缺陷采用现场循环处理的方法很难处理好,因为无论如何处理,始终有一部分微生物残留在绝缘固体上。处理后,短期内主变压器绝缘会有所恢复,但由于主变压器运行环境非常有利于微生物的生长、繁殖,这些残留微生物还会逐年生长繁殖,从而使某些主变压器绝缘逐年下降;
4)含有极性物质的醇酸树脂绝缘漆溶解在油中。在电场的作用下,极性物质会发生偶极松弛极化,在交流极化过程中要消耗能量,所以使油的介质损耗上升。虽然绝缘漆在出厂前经过固化处理,但仍可能存在处理不彻底的情况。主变压器运行一段时间后,处理不彻底的绝缘漆逐渐溶解在油中,使之绝缘性能逐渐下降。该类缺陷发生的时间与绝缘漆处理的彻底程度有关,通过一两次吸附处理可取得一定的效果。
5)油中只混有水分和杂质。这种污染情况并不改变油的基本性质。对于水分可用干燥的办法加以排除;对于杂质可用过滤的办法加以清除;油中的空气可通过抽真空的办法加以排除。
6)两种及两种以上不同来源的绝缘汕混合使用。油的性质应符合相关规定;油的比重相同、凝固温度相同、粘度相同、闪点相近;且混合后油的安定度也符合要求。对于混油后劣化的油,由于油质已变,产生了酸性物质和油泥,闽此需用油再生的化学方法将劣化产物分离出来,才能恢复其性质。3.干式树脂变压器的绝缘与特性
干式变压器(这里指环氧树脂绝缘的变压器)
主要使用在具有较高防火要求的场所。如高层建筑、机场、油库等。
树脂绝缘的类型。环氧树指绝缘的变压器根据制造工艺特点可分为环氧石英砂混合料真空浇注型、环氧无碱玻璃纤维补强真空压差浇注型和无碱玻璃纤维绕包浸渍型三种。
1)环氧石英砂混合料真空浇注绝缘。这类变压器是以石英砂为环氧树脂的填充料,将经绝缘漆浸渍处理绕包好的线圈,放人线圈浇注模内,在真空条件下再用环氧树脂与石英砂的混合料滴灌浇注。由于浇注工艺难以满足质量要求,如残存的气泡、混合料的局部不均匀及可能导致局部热应力开裂等,这样绝缘的变压器不宜用于湿热环境和负荷变化较大的区域。
2)环氧无碱玻璃纤维补强真空压差浇注绝缘。环氧无碱玻璃纤维补强是用无碱玻璃短纤维玻璃毡为绕组层间绝缘的外层绕包绝缘。其最外层的绝缘绕包厚度一般为1~3m的薄绝缘,经环氧树脂浇注料配比进行混合,并在高真空下除去气泡浇注,由于绕包绝缘的厚度较薄,当浸渍不良时易形成局部放电点,因此要求浇注料的混合要完全,真空除气泡要彻底,并掌握好浇注料的低粘度和浇注速度,以保证浇注过程中对线包浸渍的高质量。
3)无碱玻璃纤维绕包浸渍绝缘。无碱玻璃纤维绕包浸渍的变压器是在绕制变压器线圈的同时,完成线圈层间绝缘处理和线圈浸渍的,它不需要上述两种方式浸渍过程中的绕组成型模具,但要求树脂粘度小,在线圈绕制和浸渍的过程中树脂不应残留微小气泡。
树脂变压器的绝缘特点及维护。
树脂变压器的绝缘水平与油浸变压器相差并不显著,关键在于树脂变压器温升和局部放电这两项指标上。
1)树脂变压器的平均温升水平比油浸变压器高,因此,相应要求绝缘材料耐热的等级更高,但由于变压器的平均温升并不反映绕组中最热点部位的温度,当绝缘材料的耐热等级仅按平均温升选择,或选配不当,或树脂变压器长期过负荷运行,就会影响变压器的使用寿命。由于变压器测量的温升往往不能反映变压器最热点部位的温度,因此,有条件时最好能在变压器最大负荷运行下,用红外测温仪检查树脂变压器的最热点部位,并有针对性地调整风扇冷却设备的方向和角度,控制变压器局部温升,保证变压器的安全运行。
2)树脂变压器局部放电量的大小与变压器的电场分布、树脂混合均匀度及是否残存气泡或树脂开裂等因素有关,局部放电量的大小影响树脂变压器的性能、质量及使用寿命。因此,对树脂变压器进行局部放电量的测量、验收,是对其工艺、质量的综合考核,在对树脂变压器交接验收及大修后应进行局部放电的测量试验,并根据局部放电是否变化,来评价其质量和性能的稳定性。
随着干式变压器越来越广泛的应用,在选择变压器的同时,应对其工艺结构、绝缘设计、绝缘配置了解清楚,选择生产工艺及质量保证体系完善、生产
管理严格,技术性能可靠的产品,确保变压器的产品质量和耐热寿命,才能提高变压器的安全运行和供电可靠性。4.影响变压器绝缘故障的主要因素
影响变压器绝缘性能的主要因素有:温度、湿度、油保护方式和过电压影响等。
温度的影响。电力变压器为油、纸绝缘,在不同温度下油、纸中含水量有着不同的平衡关系曲线。一般情况下,温度升高,纸内水分要向泊中析出;反之,则纸要吸收油中水分。因此,当温度较高时,变压器内绝缘油的微水含量较大;反之,微水含量就小。
温度不同时,使纤维素解环、断链并伴随气体产生的程度有所不同。在一定温度下,CO和CO2的产生速度恒定,即油中CO和C02气体含量随时间呈线性关系。在温度不断升高时,CO和CO2的产生速率往往呈指数规律增大。因此,油中CO和CO2的含量与绝缘纸热老化有着直接的关系,并可将含量变化作为密封变压器中纸层有无异常的判据之一。
变压器的寿命取决于绝缘的老化程度,而绝缘的老化又取决于运行的温度。如油浸变压器在额定负载下,绕组平均温升为65℃,最热点温升为78℃,若平均环境温度为20C,则最热点温度为98℃;在这个温度下,变压器可运行20—30年,若变压器超载运行,温度升高,促使寿命缩短。
国际电工委员会(1EC)认为A级绝缘的变压器在80~140C温度范围内,温度每增加6℃,变压器绝缘有效寿命降低的速度就会增加一倍,这就是6℃法则,说明对热的限制已比过去认可的8℃法则更为严格。
湿度的影响。水分的存在将加速纸纤维素降解。因此,CO和叫的产生与纤维素材料的含水量也有关。当湿度一定时,含水量越高,分解出的CO2越多。反之,含水量越低,分解出的CO就越多。
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tg8增大,促进绝缘油老化,绝缘性能劣化。而设备受潮,不仅导致电力设备的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。图片 11图1—4水分对油火花放电电压的影响
图1—5水分对油介质损耗因数tg8的影响
油保护方式的影响。变压器油中氧的作用会加速绝缘分解反应,而含氧量与油保护方式有关。另外,池保护方式不同,使CO和CO2在油中解和扩散状况不同。如CO的溶解小,使开放式变压器CO易扩散至油面空间,因此,开放式变压器一般情况CO的体积分数不大于300×10-6。密封式变压器,由于油面与空气绝缘,使CO和CO2不易挥发,所以其含量较高。图片 12过电压的影响。
1)暂态过电压的影响。三相变压器正常运行产生的相、地间电压是相间电压的58%,但发生单相故障时主绝缘的电压对中性点接地系统将增加30%,对中性点不接地系统将增加73%,因而可能损伤绝缘。
2)雷电过电压的影响。雷电过电压由于波头陡,引起纵绝缘(匝问、并间、绝缘)上电压分布很不均匀,可能在绝缘上留下放电痕迹,从而使固体绝缘受到破坏。
3)操作过电压的影响。由于操作过电压的波头相当平缓,所以电压分布近似线性,操作过电压波由一个绕组转移到另一个绕组上时,约与这两个绕组间的匝数成正比,从而容易造成主绝缘或相间绝缘的劣化和损坏。
短路电动力的影响。出口短路时的电动力可能会使变压器绕组变形、引线移位,从而改变了原有的绝缘距离,使绝缘发热,加速老化或受到损伤造成放电、拉弧及短路故障。
综上所述,掌