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《充油(气)电力设备故障分析与诊断》可为各地方配管电站、所配电生产运行维护人员实际操作提供学习和指导作用，提高其操作、控制和维护变压器及相关电气设备运行方面的实际能力和使用寿命。
目录
第1章 绪论
第2章 充油／充气电气设备及绝缘介质
2.1 绝缘油／充气的性质
2.1.1 变压器油的性质
2.1.2 变压器油的基本特性
2.2 SF6气体的性质
2.2.1 SF6的理化性能
2.2.2 SF6的电气性能
2.3 油浸式电气设备内部故障诊断机理
2.3.1 油浸式电气设备内部故障诊断（化学分析）
2.3.2 充油设备故障分析与诊断（电气分析）
2.4 SF6电气设备内部故障诊断机理
2.4.1 运行中SF6质量标准
2.4.2 SF6在电弧作用下分解
2.4.3 SF6电气设备内部故障诊断
2.5 充油／充气电气设备结构及原理
2.5.1 油浸式电气设备
2.5.2 SF6充气设备
第3章 电气设备故障及典型案例分析
3.1 油浸式变压器内部故障及典型实例分析
3.1.1 放电类故障
案例1220kV某变压器受短路冲击导致升高座引流线放电故障
案例2220kV某变压器中压侧短路导致中压绕组损坏故障
案例3220kV某变压器套管末屏接地悬浮放电故障
案例4110kV某变压器有载分接开关电弧放电故障
案例5110kV某变压器内部电弧放电故障
案例6110kV某变压器电弧放电故障
案例7220kV某变压器电弧放电故障
案例8110kV某变压器电弧放电故障
案例9110kV某变压器电弧放电故障
案例10110kV某变压器内部火花放电故障
案例11110kV某变压器内部引线对壳放电故障
案例12110kV某变压器内部电弧放电故障
3.1.2 过热类故障
案例1220kV某变压器底部铁芯夹件固定螺栓松动过热故障
案例2110kV某变压器高压侧套管与引线连接不良过热故障
案例3110kV某变压器分接开关接触不良过热故障
案例4110kV某变压器铁芯多点接地过热故障
案例5110kV某变压器铁芯多点接地过热故障
案例6220kV某变压器铁芯多点接地过热故障
3.1.3 复合类故障
案例1110kV某变压器内部放电和过热复合类故障
案例2220kV某变压器内部放电和过热复合类故障
案例3500kV某变压器内部放电和过热复合类故障
3.1.4 其他类故障
案例1500kV某变压器油中含气量异常
案例2110kV多台主变油中氢气含量异常
案例3110kV某变压器有载分接开关内漏
案例4500kV某变压器带油补焊油中乙炔含量异常
案例5220kV某变压器中性点套管介损超标
案例6110kV某变压器轻瓦斯频繁动作
3.2 油浸式互感器内部故障及典型实例分析
3.2.1 油浸式电流互感器故障及典型实例分析
案例1220kV某电流互感器内部局部放电故障
案例2220kV某线路侧电流互感器内部局部放电故障
案例3220kV某母联电流互感器内部局部放电故障
案例4220kV某电流互感器一次接触不良导致过热故障
3.3 SF6电气设备内部故障及典型实例分析
3.3.1 SF6电流互感器内部故障及典型实例分析
案例1500kV某变电站5041B相、5042A相电流互感器内部放电故障
案例2500kV某变电站504lA、C相、5042C相电流互感器内部放电故障
案例3 某500kV变电站502lC相电流互感器内部放电故I璋
3.3.2 SF6断路器内部故障及典型实例分析
案例1220kV某断路器内部放电故障
案例2110kV某断路器内部放电故障
案例3220kV某断路器内部潜伏性放电故障
3.3.3 GIS内部故障及典型实例分析
案例1220kV某GIS变电站内部放电故障
第4章 结语
参考文献
文摘
版权页：
插图：
本节小结
本节详细描述了6个变压器其他类故障案例，涵盖变压器轻瓦斯频繁动作、固体绝缘受潮的家族性缺陷、分接开关内漏、带油补焊、套管内部因销子绝缘缺陷等情况。
案例1中，变压器轻瓦斯反复频繁动作，排出瓦斯气后信号复归，推断可能有空气进入本体，含气量测试结合油绝缘强度试验证实了推测结果，找到了较为隐蔽的变压器上部与本体连接的散热器密封胶垫处漏油。
案例2中，多台南京立业的变压器氢气含量远超注意值，且持续增长，排除其他因素后，发现这些主变在现场停滞时间较长方投运，且未进行真空注油。贵州地处西南，湿度较大，固体绝缘受潮，在变压器运行一段时间后使得氢气含量持续增长。
案例3中，变压器本体油中仅乙炔组分超出注意值，其他组分均无异常，在与有载调压开关油中气体组分数据进行关联性分析后，确认了调压开关内漏。本案例提出的利用变压器本体和有载分接开关油中特征气体含量相关系数判断内漏方法是可行的，但还需更多案例进行验证。
案例4中，色谱发现变压器油中单一乙炔组分含量较高，结合其他组分含量作为参考，排除干扰因素后，查找主变检修时曾进行带油补焊，确认乙炔应为带油补焊造成，主变实际无故障。说明色谱数据分析不能单一看特征组分含量，还需结合主变状况正确判断。
案例5中，电气试验发现变压器中性点套管介损超标，其他数据均无异常，反复分析后发现该主变套管内部因销子绝缘缺陷导致测试时介损值超标。
案例6中，变压器轻瓦斯频繁动作，排除其他因素后，推断该变压器呼吸系统出现问题，引起油路呼吸不通畅，造成负压空腔使轻瓦斯保护动作，检查发现横式（也称“外油卧式”）金属波纹密封储油柜的出气管道顶部阀门处于关闭状态，打开阀门后，瓦斯恢复正常。其原因在于横式和纵式储油柜出气管的“关闭”与“开启”要求正好相反，由于运行人员对纵式储油柜的惯性操作导致轻瓦斯频繁动作。
《充油(气)电力设备故障分析与诊断》可为各地方配管电站、所配电生产运行维护人员实际操作提供学习和指导作用，提高其操作、控制和维护变压器及相关电气设备运行方面的实际能力和使用寿命。
目录
第1章 绪论
第2章 充油／充气电气设备及绝缘介质
2.1 绝缘油／充气的性质
2.1.1 变压器油的性质
2.1.2 变压器油的基本特性
2.2 SF6气体的性质
2.2.1 SF6的理化性能
2.2.2 SF6的电气性能
2.3 油浸式电气设备内部故障诊断机理
2.3.1 油浸式电气设备内部故障诊断（化学分析）
2.3.2 充油设备故障分析与诊断（电气分析）
2.4 SF6电气设备内部故障诊断机理
2.4.1 运行中SF6质量标准
2.4.2 SF6在电弧作用下分解
2.4.3 SF6电气设备内部故障诊断
2.5 充油／充气电气设备结构及原理
2.5.1 油浸式电气设备
2.5.2 SF6充气设备
第3章 电气设备故障及典型案例分析
3.1 油浸式变压器内部故障及典型实例分析
3.1.1 放电类故障
案例1220kV某变压器受短路冲击导致升高座引流线放电故障
案例2220kV某变压器中压侧短路导致中压绕组损坏故障
案例3220kV某变压器套管末屏接地悬浮放电故障
案例4110kV某变压器有载分接开关电弧放电故障
案例5110kV某变压器内部电弧放电故障
案例6110kV某变压器电弧放电故障
案例7220kV某变压器电弧放电故障
案例8110kV某变压器电弧放电故障
案例9110kV某变压器电弧放电故障
案例10110kV某变压器内部火花放电故障
案例11110kV某变压器内部引线对壳放电故障
案例12110kV某变压器内部电弧放电故障
3.1.2 过热类故障
案例1220kV某变压器底部铁芯夹件固定螺栓松动过热故障
案例2110kV某变压器高压侧套管与引线连接不良过热故障
案例3110kV某变压器分接开关接触不良过热故障
案例4110kV某变压器铁芯多点接地过热故障
案例5110kV某变压器铁芯多点接地过热故障
案例6220kV某变压器铁芯多点接地过热故障
3.1.3 复合类故障
案例1110kV某变压器内部放电和过热复合类故障
案例2220kV某变压器内部放电和过热复合类故障
案例3500kV某变压器内部放电和过热复合类故障
3.1.4 其他类故障
案例1500kV某变压器油中含气量异常
案例2110kV多台主变油中氢气含量异常
案例3110kV某变压器有载分接开关内漏
案例4500kV某变压器带油补焊油中乙炔含量异常
案例5220kV某变压器中性点套管介损超标
案例6110kV某变压器轻瓦斯频繁动作
3.2 油浸式互感器内部故障及典型实例分析
3.2.1 油浸式电流互感器故障及典型实例分析
案例1220kV某电流互感器内部局部放电故障
案例2220kV某线路侧电流互感器内部局部放电故障
案例3220kV某母联电流互感器内部局部放电故障
案例4220kV某电流互感器一次接触不良导致过热故障
3.3 SF6电气设备内部故障及典型实例分析
3.3.1 SF6电流互感器内部故障及典型实例分析
案例1500kV某变电站5041B相、5042A相电流互感器内部放电故障
案例2500kV某变电站504lA、C相、5042C相电流互感器内部放电故障
案例3 某500kV变电站502lC相电流互感器内部放电故I璋
3.3.2 SF6断路器内部故障及典型实例分析
案例1220kV某断路器内部放电故障
案例2110kV某断路器内部放电故障
案例3220kV某断路器内部潜伏性放电故障
3.3.3 GIS内部故障及典型实例分析
案例1220kV某GIS变电站内部放电故障
第4章 结语
参考文献
文摘
版权页：
插图：
本节小结
本节详细描述了6个变压器其他类故障案例，涵盖变压器轻瓦斯频繁动作、固体绝缘受潮的家族性缺陷、分接开关内漏、带油补焊、套管内部因销子绝缘缺陷等情况。
案例1中，变压器轻瓦斯反复频繁动作，排出瓦斯气后信号复归，推断可能有空气进入本体，含气量测试结合油绝缘强度试验证实了推测结果，找到了较为隐蔽的变压器上部与本体连接的散热器密封胶垫处漏油。
案例2中，多台南京立业的变压器氢气含量远超注意值，且持续增长，排除其他因素后，发现这些主变在现场停滞时间较长方投运，且未进行真空注油。贵州地处西南，湿度较大，固体绝缘受潮，在变压器运行一段时间后使得氢气含量持续增长。
案例3中，变压器本体油中仅乙炔组分超出注意值，其他组分均无异常，在与有载调压开关油中气体组分数据进行关联性分析后，确认了调压开关内漏。本案例提出的利用变压器本体和有载分接开关油中特征气体含量相关系数判断内漏方法是可行的，但还需更多案例进行验证。
案例4中，色谱发现变压器油中单一乙炔组分含量较高，结合其他组分含量作为参考，排除干扰因素后，查找主变检修时曾进行带油补焊，确认乙炔应为带油补焊造成，主变实际无故障。说明色谱数据分析不能单一看特征组分含量，还需结合主变状况正确判断。
案例5中，电气试验发现变压器中性点套管介损超标，其他数据均无异常，反复分析后发现该主变套管内部因销子绝缘缺陷导致测试时介损值超标。
案例6中，变压器轻瓦斯频繁动作，排除其他因素后，推断该变压器呼吸系统出现问题，引起油路呼吸不通畅，造成负压空腔使轻瓦斯保护动作，检查发现横式（也称“外油卧式”）金属波纹密封储油柜的出气管道顶部阀门处于关闭状态，打开阀门后，瓦斯恢复正常。其原因在于横式和纵式储油柜出气管的“关闭”与“开启”要求正好相反，由于运行人员对纵式储油柜的惯性操作导致轻瓦斯频繁动作。
| ISBN | 9787811268423 |
|---|---|
| 出版社 | 贵州大学出版社 |
| 作者 | 贵州电网有限责任公司 |
| 尺寸 | 16 |