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变压器局部放电变压器是电力系统中不可缺少的设备，用于改变电压的大小，以实现电能的传输和分配。
然而，变压器在运行过程中可能会出现局部放电的问题。
局部放电是指在变压器内部的绝缘材料中发生的局部放电现象，它可能会导致设备故障和电力系统的不稳定性。
本文将讨论变压器局部放电的原因、检测方法以及预防措施。
一、局部放电的原因1. 绝缘材料缺陷：变压器的绝缘材料可能存在缺陷，如气泡、杂质和裂缝等。
这些缺陷会影响材料的绝缘性能，从而导致局部放电的发生。
2. 老化和磨损：长时间的运行和负荷变化会导致变压器内部的绝缘材料老化和磨损。
老化的绝缘材料会失去原有的绝缘性能，容易引发局部放电。
3. 过电压：电力系统中的过电压是变压器局部放电的主要原因之一。
过电压可能由外部因素，如雷击，或者内部因素，如开关操作而产生。
当电压超过材料的击穿电压时，局部放电就会发生。
二、局部放电的检测方法1. 电压法：通过测量变压器的局部放电产生的脉冲电压来进行检测。
这种方法需要使用高频电压脉冲发生装置和电磁传感器来采集变压器局部放电产生的脉冲信号。
通过分析脉冲信号的特征可以判断局部放电的程度和位置。
2. 频谱分析法：该方法通过对变压器的电流或电压信号进行频谱分析来检测局部放电。
局部放电会产生特定的频谱特征，通过对频谱图的分析可以确定局部放电的存在和程度。
3. 热像仪法：利用红外热像仪对变压器表面进行扫描，通过测量热量分布来检测局部放电。
局部放电会产生热量，导致变压器表面温度的异常升高。
热像仪可以实时监测变压器表面温度的变化，从而判断局部放电的情况。
三、局部放电的预防措施1. 绝缘材料的选择：选择具有良好绝缘性能的绝缘材料，减少绝缘材料的缺陷和老化现象。
2. 绝缘材料的维护：定期检查和维护变压器的绝缘材料，及时更换老化和磨损严重的部件，确保其良好的绝缘性能。
3. 过电压保护：安装过电压保护装置，及时检测和抑制过电压现象，保护变压器免受过电压的侵害。
干式变压器局部放电 NOMEX®绝缘材料一．局部放电产生的原因及其危害1、在变压器绝缘结构中，多少会有些局部的绝缘弱点，它在电场的作用下会首先发生放电，而不随即形成整个绝缘贯穿性击穿，这种导体间绝缘仅被局部桥接的电气放电现象简称为局部放电。
局部放电可能发生在导体周围，也可能发生在绝缘体的表面或内部，发生在表面的称为表面局部放电，发生在内部的称为内部局部放电。
以空气为基本散热和绝缘的干式变压器中，它的绝缘系统是由各种不同材料、不同几何形状和尺寸组成的复合绝缘，它们各自在外施电压作用下所承受电场强度是不同的，这种不均匀性是客观存在的。
于是在绝缘体内部或表面就会出现某些区域的电场强度高于平均电场强度，某些区域的电场强度低于平均场强，在高于平均电场强度的某些区域就会首先发生放电，而其它区域仍然保持绝缘的特性，这就形成了局部放电。
一般来说，产生较为严重放电的原因通常有下述几种：一是由于结构不合理，使电场分布极不均匀，形成局部电场过分集中，这就有可能使气隙或固体绝缘内部或表面发生放电。
二是由于制造和工艺处理不当，如金属部件带有尖角、毛刺或绝缘体中含有杂质，局部有缺陷，这些部位的电场发生畸变造成放电。
另外，变压器内部金属接地部件间或者导体间连接不良，也会产生局部放电。
在实际测试中，我们注意的部位往往集中在空气隙、绝缘件的缺陷和金属毛刺等方面。
2、局部放电发生在一个或几个很小的区域内（如绝缘内部气隙或气泡），放电的能量是很小的，所以它的存在并不影响电气设备的短时绝缘强度。
但是，如果一台变压器在运行电压下长期存在着局部放电现象，即使是微弱的放电，也会对变压器造成危害，它的破坏作用大致有两种：一是放电点长期对绝缘件轰击造成绝缘局部损坏，逐步扩大后，最终使绝缘击穿。
二是长期放电产生的臭氧、氧化氮等活性气体在热的作用下，使局部绝缘受到腐蚀，电导增加，最后导至热击穿。
电气绝缘的破坏或局部老化，多数是从局部放电开始的，它的危害性突出表现在使绝缘寿命迅速降低，最终影响安全运行。
变压器局部放电的原因分析其一，由于变压器中的绝缘体、金属体等常会带有一些尖角、毛刺，致使电荷在电场强度的作用下，会集中于尖角或毛刺的位置上，从而导致变压器局部放电；其二，变压器绝缘体中一般情况下都存在空气间隙，变压器油中也有微量气泡，通常气泡的介电系数要比绝缘体低很多，从而导致了绝缘体中气泡所承受的电场强度要远远高于和其相邻的绝缘材料，很容易达到被击穿的程度，使气泡先发生放电；其三，如果导电体相互之间电气连接不良也容易产生放电情况，该种情况在金属悬浮电位中最为严重。
局部放电的危害及主要放电形式2.1 局部放电的危害局部放电对绝缘设备的破坏要经过长期、缓慢的发展过程才能显现。
通常情况下局部放电是不会造成绝缘体穿透性击穿的，但是却有可能使机电介质的局部发生损坏。
如果局部放电存在的时间过长，在特定的情况下会导致绝缘装置的电气强度下降，对于高压电气设备来讲是一种隐患。
2.2 局部放电的表现形式局部放电的表现形式可分为三类：第一类是火花放电，属于脉冲型放电，主要包括似流注火花放电和汤逊型火花放电；第二类是辉光放电，属于非脉冲型放电；第三类为亚辉光放电，具有离散脉冲，但幅度比较微小，属于前两类的过渡形式。
3 变压器局部放电检测方法变压器局部放电的检测方法主要是以局部放电时所产生的各种现象为依据，产生局部放电的过程中经常会出现电脉冲、超声波、电磁辐射、气体生成物、光和热能等，根据上述的这些现象也相应的出现了多种检测方法，下面介绍几种目前比较常见的局部放电检测方法。
3.1 脉冲电流检测法这种方法是目前国内使用较为广泛的变压器局部放电检测方法，其主要是通过电流传感器检测变压器各接地线以及绕组中产生局部放电时引起的脉冲电流，并以此获得视在放电量。
电流传感器一般由罗氏线圈制成。
主要优点是检测灵敏度较高、抗电磁干扰能力强、脉冲分辨率高等；缺点是测试频率较低、信息量少。
3.2 化学检测法化学检测法又被称为气相色谱法。
变压器出现局部放电时，会导致绝缘材料被分解破坏，在这一过程中会出现新的生成物，通过对这些生成物的成分和浓度进行检测，能够有效的判断出局部放电的状态。
变压器局部放电是怎样产生的如何防止
局部放电主要是变压器、互感器以及其他一些高压电气设备在高电压的作用下，其内部绝缘发生的放电。
这种放电只存在于绝缘的局部位置，不会立即形成整个绝缘贯通性击穿或闪络，所以称为局部放电。
局部放电量很微弱，靠人的直觉感觉，如眼观耳听是察觉不到的，只有灵敏度很高的局部放电测量仪器才能把它检测到。
变压器内部绝缘在运行中长期处于工作电压的作用下，特别是随着电压等级的提高，绝缘承受的电场强度值很高，在绝缘薄弱处很容易产生局部放电，产生局部放电的原因是:电场过于集中于某点，或者说某点电场强度过大，如固体介质有气泡，杂质未除净;油中含水、含气、有悬浮微粒;不同的介质组合中，在界面处有严重电场畸变。
局部放电的痕迹在固体绝缘上常常只留下一个小斑，或者是树枝形烧痕。
在油中，则出现一些分解的小气泡。
局部放电时间虽短，能量也很小，但具有很大的危害性，它的长期存在对绝缘材料将产生较大的破坏作用，一是使邻近局部放电的绝缘材料，受到放电质点的直接轰击造成局部绝缘的损坏，二是由放电产生的热、臭氧、氧化氮等活性气体的化学作用，使局部绝缘受到腐蚀老化，电导增加，
较终导致热击穿。
运行中的变压器，内部绝缘的老化及破坏，多是从局部放电开始。
在线监测模式中干式变压器局部放电分析随着电力系统的不断发展和变革，干式变压器在电力系统中得到了广泛的应用。
干式变压器相比于油浸式变压器具有更加环保、安全、维护方便等优势，因此在现代电力系统中得到了越来越多的应用。
干式变压器在运行过程中仍然面临着许多问题，其中局部放电是干式变压器最为常见的故障之一。
对干式变压器的局部放电进行在线监测分析显得尤为重要。
干式变压器局部放电是指在变压器内部或外部存在的局部电磁场集中放电现象。
局部放电是变压器内部绝缘介质的局部击穿现象，其产生会导致绝缘材料的老化和变质，严重时甚至会引发变压器的局部短路故障。
对干式变压器的局部放电进行在线监测分析，可以及时发现和处理变压器的故障隐患，保障电力系统的安全稳定运行。
在进行干式变压器局部放电在线监测分析时，首先需要选择合适的监测设备和技术手段。
目前，常用的干式变压器局部放电监测设备有感应耦合式传感器、电容式传感器、紧缩式传感器等。
这些传感器能够实时监测变压器内部的电磁场变化，及时发现局部放电现象。
还可以利用超声波传感器、红外热像仪等设备检测变压器的声波和热量变化，从而判断局部放电的情况。
除了监测设备，还需结合数据采集系统和在线监测软件，对干式变压器的局部放电数据进行采集、传输和处理。
通过这些软硬件设备，可以将变压器内部的局部放电数据实时传输到监控中心，进行实时监测和分析。
监测中心可以采用数据融合与处理技术，对局部放电数据进行模式识别和特征提取，判断出变压器的故障症状和程度。
在进行干式变压器局部放电在线监测分析时，需要重点关注以下几个方面：1. 数据采集与传输：采集变压器局部放电数据并进行实时传输到监测中心，确保数据的及时性和准确性。
2. 数据处理与分析：通过监测软件对局部放电数据进行处理和分析，判断出变压器的故障状况。
3. 故障诊断与预警：根据监测数据对变压器的故障症状进行诊断和预警，及时采取相应的维护措施。
4. 综合评估与优化：对监测结果进行综合评估和分析，优化变压器的运行状态和维护计划，保障电力系统的安全、稳定运行。
局部放电电力变压器故障分析与诊断一、背景介绍电力变压器作为电力系统中的核心设备，由于其长期工作在恶劣的环境之中，因此极易发生故障。
而其中一种故障就是局部放电。
局部放电是变压器故障中比较常见的一种故障。
在变压器中，有大量绝缘材料包括固体绝缘和液体绝缘。
绝缘材料在使用过程中可能会因为一些原因而存在缺陷，这些缺陷在电场的作用下会形成电击穿区域，进而引起局部放电。
二、局部放电的危害局部放电的产生，会使变压器的局部绝缘受到破坏，进而发生漏电现象，增加电力设备在高压状态下的运行风险。
此外，局部放电还会导致绝缘油的气体生成，进一步损坏变压器的绝缘结构，增加变压器的能量损耗，缩短变压器的使用寿命，甚至造成变压器的火灾事故。
三、局部放电电力变压器故障的诊断方法局部放电电力变压器故障的诊断方法可以分为三种：直接诊断、图像诊断和声音诊断。
1、直接诊断：直接诊断是指通过直接观察变压器中的局部放电现象，来识别局部放电的位置和程度。
在处理变压器的过程中，这种方法是最直接、最精准、最有效的。
直接诊断既可以使用目测的方法，也可以使用特殊的仪器，比如放电量测仪、光纤传感器等。
2、图像诊断：图像诊断是指通过红外相机或显微镜等特殊工具，对变压器进行拍照和录像，进而观察是否出现了漏油、颜色异变等现象。
通过分析变压器的图片或者录像，可以判断变压器是否出现了局部放电故障。
3、声音诊断：声音诊断是指通过对变压器进行各种检测，比如听变压器的声音、摇变压器、使用超声波探测仪器等，发现变压器中可能存在的局部放电故障。
通过声音诊断可以判断变压器内部是否有异响、漏油或者其他异常。
四、局部放电电力变压器故障的处理方法变压器出现局部放电故障后，应立即停止运行，进入停机检修状态。
然后，根据故障的程度和实际情况，选择适当的处理方法，将变压器恢复到正常的工作状态。
1、短期处理：在发现局部放电故障后，可以进行一些短期处理，比如更换损坏的部件、清洁绝缘系统、修补绝缘处的裂缝等。
干式变压器局放原因分析1、干式变压器垫块松动原因分析这种情况一般都是现场安装工艺控制不到位所致，这种问题发生在干式变压器绕组上端部垫块情况居多。
根据我公司经验来看都是由于现场进行吊装时，吊装点一般是处于夹件上，绕组由于重力作用下沉，导致上垫块松动。
现场安装人员如果不能在干变安装完毕后进行检查紧固，就容易产生垫块松动导致的局放现场的产生。
2、干式变压器垫块局放的危害性垫块松动导致的放电信号能量一般不是很大，相对于绕组匝间或者段间产生的局放现象危害性较小。
一般这种情况产生的局放现象危害是长期电子或离子对绝缘材料的撞击破坏和化学裂解，在这过程当中加速绝缘材料的老化速度，并在垫块表面产生痕迹，并沿此路径产生爬电现象，经过一段较长时间的发展导致最终形成绕组端部对地闪络击穿。
3、干式变压器产生局放的类型及分析（1）电场集中的孤立金属电极尖端、边缘金属部件松动或者浇注绝缘材料中金属杂质导致的悬浮金属放电;夹件等金属部件尖角部位对线圈绝缘距离不够等。
（2）导体对绝缘体金属导线平整度不够例如有毛刺等现场但由于外部包绕绝缘材料无法观察导致的放电现象。
浇注材料的问题导致导线与浇注材料的开裂现象。
包绕绝缘薄膜的导线在绕制时产生的空隙部位产生的放电。
绕组的匝间放电、段间放电等。
（3）绝缘体对绝缘体这种现象多发生在高低压线圈之间，例如高低压线圈同轴度不好、高低压之间环氧筒的放电等。
（4）电极边缘电场集中处的局放气体击穿这种现象一般发生在35KV干变上较多，高压出现端部出现位置或者绝缘子引出位置设计场强裕度不够的情况下产生局部放电。
（5）绝缘表面爬电此种现象多发生在湿度较大的环境中，由于湿度大或其他物质污染导致表面绝缘强度降低，例如含有金属颗粒的灰尘等附着在表面时。
浅谈干式变压器局部放电试验故障分析及处理方案摘要：随着社会经济的发展，各种用电设备越来越多。
各行各业对电力的需求越来越大，优质的电能质量是保证社会安全稳定发展的基石。
电力变压器作为电网中重要的电力设备之一，在电网中起到变换电压的作用。
变压器的质量优劣直接影响电网的电能质量。
因此在生产制造环节严格把控变压器的质量，保证变压器安全稳定运行至关重要。
但是在生产过程中经常遇到变压器存在局放放电超标的问题。
众所周知，局部放电是指发生在电极之间但并未贯穿电极的放电，它是由于设备绝缘内部存在薄弱点或生产过程中造成的缺陷，在高电场强度作用下发生重复击穿和熄灭的现象。
它表现为绝缘内气体的击穿，小范围内固体或液体介质的局部击穿或金属表面的边缘及尖角部位场强集中引起的局部击穿放电。
关键词：变压器；试验；分析；处理方法引言下面以我公司生产过程中遇到的实例进行讲述，近期我公司发现9台变压器局部放电超标，并且此次放电类型与前期公司干变放电的类型不同。
整体放电量维持在40pc-100pc左右，为查找原因及缩小查找范围。
同时，排除是否高压线圈外部的原因导致的放电。
我们采取了以下试验方法：1.判断局部放电是来自主绝缘还是纵绝缘。
试验变压器8台其具体试验数值见附页，根据试验数据分析其存在共同的现象如下：1.进行变压器整体试验加压时，高、低压线圈之间电压达到10-13kV时没有放电产生。
电压达到17-20kV左右时出现此类型的放电，且瞬间出现放电时的放电量为300pc左右，电压达到30kV左右放电达到3000pc。
随电压的升高放电量放电增大缓慢增加。
当电压降至13kV时（正常局放检测电压）放电消失,此电压与变压器感应法做局放试验时检测局放电压相比较，该电压高于变压器的局放检测电压，此放电不是局放产生的原因，因此判定局部放电来自纵绝缘。
1.线圈使用感应法做局放试验时，低压电压达到360V-400V时出现放电（约合高压9 kV -10kV）时，放电量为40pc-80pc.随施加电压的升高放电量变化不明显，最大不超过150pc-200pc，且波形幅值不对称。
变压器局部放电试验的故障分析及处理摘要：现代社会的生产与生活已经离不开电力，变压器作为电力系统的常见设备，其主要作用是减少电力输送过程中的损耗并且维护整个电力系统的安全与稳定，引起其运行质量也直接关系到整个电力系统的安全、稳定运行，当前供电单位也越来越重视对变压器的管理。
通过变压器局部放电试验能够有效的测试其是否存在放电问题，还能够找出其运行中的薄弱环节，以便可以及时进行处理，对保障变压器的运行质量具有十分重要的意义。
但是就实践来说，变压器局部放电试验也受到多种因素的影响而存在故障问题，基于此，本文就变压器局部放电试验的故障分析及处理进行了分析，已能够为当前的变压器管理工作提供一定的参考。
关键词：变压器；局部放电试验；故障引言变压器作为电力输送设备中的一个重要元器件应用越来越广泛，变压器调节技术现已涉及到相关输电设备的正常运行、我国电力工业的发展等各方各面，因此保证变压器在正常工作中的稳定性、安全性也已经成为相关部门研究工作的重点。
因此必须要充分的认识到变压器局部放放电试验，并做好故障管理，以便可以充分发挥该试验的价值。
一、变压器局部放电问题概述（一）变压器局部放电的原理分析变压器局部放电是设备内部的绝缘部分被强大的电力击穿所导致的元件内部局部放电情况，其是电力输送设备中是一种正常的现象，但是在其他位置也有可能发生局部放电的情况，一旦局部放电位置比较多就会影响到整个变压器的正常运行，不仅会导致变压器能够迅速提高，还会影响变压器运行的稳定性。
因此变压器局部放电试验的开展势在必行。
（二）变压器局部放电原因分析研究结果表明变压器局部放电的产生基于多种原因，大致有以下几个方面：一是变压器出厂后在装卸、运输、安装等环节遗留或多或少的问题，造成启用设备前的局部放电试验数据超标。
二是因变压器质量相对较高，绕组与铁心只是通过很少螺栓固定于底座部位，使其装卸、运输等各个环节将会歪斜、碰撞等，对变压器内部绝缘体造机械破坏，导致局部放电发生。
干式变压器局部放电的原因和危害
1、产生局部放电的原因
干式变压器内部的电磁线、绝缘件要圆整化，不能有任何尖角和毛刺。
因为在高电场强度作用下，电荷容量集中到尖角的地方，从而引起放电。
环氧树脂浇注绝缘干式变压器在真空浇注时，如工艺控制不好也会造成内部有气泡而产生局部放电。
在设计时层间或匝的场强过高也会造成局放增大。
2、局部放电的危害
局部分那个点有多种放电类型。
其中一种是发生在绝缘表面的局部放电形式。
若能量较大，在绝缘体表面留下放电痕迹时，则影响试验变压器的寿命。
还有一种是放电强度较高，发生在气穴或尖角电极上，集中在少数几点的局部放电形式为腐蚀性放电。
此放电能深入到绝缘纸板的层间和深处，最终导致击穿。
局部放电是引起绝缘老化并导致击穿的主要原因。
短时间的放电不会造成整个通道的介质受损，而且放电的电解作用使绝缘加速氧化，并腐蚀绝缘，从而降低了试验变压器的寿命。
其损坏程度，取决于放电性能和放电作用下绝缘的破坏机理。
如干式变压器局放量严重超标其使用寿命一般在3~5年内出现内部绝缘老化而击穿烧毁。
所有我国对干式变压器局部放电量要严格要求控制。
干式变压器局部放电的原因和危害1、产生局部放电的原因干式变压器内部的电磁线、绝缘件要圆整化，不能有任何尖角和毛刺。
因为在高电场强度作用下，电荷容量集中到尖角的地方，从而引起放电。
环氧树脂浇注绝缘干式变压器在真空浇注时，如工艺控制不好也会造成内部有气泡而产生局部放电。
在设计时层间或匝的场强过高也会造成局放增大。
2、局部放电的危害局部分那个点有多种放电类型。
其中一种是发生在绝缘表面的局部放电形式。
若能量较大，在绝缘体表面留下放电痕迹时，则影响试验变压器的寿命。
还有一种是放电强度较高，发生在气穴或尖角电极上，集中在少数几点的局部放电形式为腐蚀性放电。
此放电能深入到绝缘纸板的层间和深处，最终导致击穿。
局部放电是引起绝缘老化并导致击穿的主要原因。
短时间的放电不会造成整个通道的介质受损，而且放电的电解作用使绝缘加速氧化，并腐蚀绝缘，从而降低了试验变压器的寿命。
其损坏程度，取决于放电性能和放电作用下绝缘的破坏机理。
如干式变压器局放量严重超标其使用寿命一般在3~5年内出现内部绝缘老化而击穿烧毁。
所有我国对干式变压器局部放电量要严格要求控制。
部分区域绝缘强度不够；空气湿度太大；安装时变压器绝缘有损坏；变压器闲置时间太长，绝缘含水量超标1、引线：变压器绝缘布局中，引线安置是许多的。
引线与引线之间的电场散布是极不均匀的。
两根半径一样的引线彼此平行和笔直时其最大电场强度均出现在两根引线外表处。
一样条件下(疏忽外包绝缘层)两根引线彼此笔直比对等安置的最大电场强度高出10%左右，高压绕组首端引出线对箱壁以及对其外部的调压绕组，也是电场会集易发作有些放电的区域。
2、端部绝缘组织：超高压电力变压器端部绝缘布局中通常在绕组端部防治静电环，一方面改进绕组冲击电压散布，另一方面作为屏蔽均匀端部电场。
但静电环与端圈间构成的楔形油隙(亦称油楔)为电场会集区域。
"油楔"与最大电场强度与绕组主绝缘间隔，端部绝缘间隔，静电环曲率半径及绝缘厚度有关。
3、变压器中杰出的金属电极外表，如油箱内壁的焊接缝及附着在其上的焊渣，引线焊接时留下的尖角毛刺。
铁心柱边角基铁心片剪切时构成的毛刺等。
均会构成电场会集，是场强成倍增加，(不管电极是带电仍是接地)。
对在制作过程中构成的尖角毛刺进行磨光处置。
4、杂质：在变压器绝缘布局中与低压板比较油的介点常数最低。
在复合绝缘布局中，油所接受的电场较高，而三种绝缘材料中油的击穿场强是最低的，这决议了变压器绝缘中最薄有些是油隙，油中含有杂质如金属和非金属颗粒、含水量、含气量等，会使油中电场发作畸变。
舰船用干式变压器环氧浇注工艺研究编制：审核：批准：镇江船舶电器有限责任公司2014年11月目录1.概述 (2)2.环氧树脂浇注工艺特点 (2)3.线圈绕制 (3)4.环氧树脂选取 (3)5.环氧树脂浇注工艺流程： (4)5.1线圈预烘 (4)5.2树脂预烘 (6)5.3配比调整 (6)5.4真空浇注 (7)5.5真空静置 (8)5.6固化 (8)5.7线圈脱模、整理 (9)5.8线圈外观处理要求 (9)6.变压器相关试验情况 (10)1. 概述环氧树脂浇注干式变压器由于具有安全、运行可靠、维护方便、体积小等特点，我公司生产的环氧树脂浇注干式变压器引进国外先进技术，科学的浇注工艺使树脂充分渗透到匝间、层间、段间。
如何防止浇注体开裂，控制浇注体内残余气泡的产生，把局放量降低到最小极限一直是国内外干式变压器制造厂的重大课题，是树脂浇注干式变压器的关键制造技术，我公司通过反复的生产实践及频繁的理化试验成功解决了这一尖端难题，产品技术性能指标完全符合国家GB/T10228-2008标准。
2. 环氧树脂浇注工艺特点环氧树脂浇注工艺属于模注成型技术，是干式变压器中浇注绕组较为成熟的一种工艺，世界许多国家都已广泛使用。
其主要特点是：2.1绕组被固定在金属模内，注入的环氧树脂混合料渗透至绕组各层间，将其固化成型使之与导线、绝缘材料牢固地结合成一体，固化成型后的绕组具有极高的机械强度。
2.2由于绕组和树脂混合料均在高真空状态下脱气，所以固化成型后，绕组的局部放电量（实测结果一般小于等于8pC）很低。
2.3在凝胶过程中，保持一定的压力，使补偿罐内的树脂流入模腔内，以补偿因树脂固化收缩引起的缺料，防止出现浇注缺陷。
2.4在固化过程中，采用阶梯固化工艺，使线圈的内应力降到最低，避免线圈浇注体开裂。
3. 线圈绕制3.1线圈采用铜箔绕制，在绕制中严格控制绕制张力，线圈内外及气道间增加玻璃纤维增强网格，整体浇注成型，大大提高了绕组的抗压强度。
3.2线圈采用铜线绕制，导线自身的刚性来达到“自保持”。
为确保绕组不出现径向失稳现象，以绕组自支持为基础采用双玻璃丝包扁铜线，提高导线的屈服强度，靠导线自身的强度来抵抗变形。
同时线圈内外面增加玻璃纤维增强网格，整体浇注成型，大大提高绕组抗拉的机械强度4. 环氧树脂选取浇注工艺中，可使用的环氧树脂品种较多，但由于干式变压器受技术条件和工艺条件的限制，除了在浇注过程中掌握好内应力外，还需对环氧树脂的膨胀系数、弹性系数和树脂自身强度，进行认真检测。
因此对环氧树脂的材料性能要求非常严格。
公司选用宏特环氧树脂，该树脂各项指标符合GB/T15022.2-2007，GB/T1410-2006，GB/T1036-2008。
(宏特环氧树脂检测报告见附近一）5. 环氧树脂浇注工艺流程： 线圈预烘树脂预烘配比调整真空浇注真空静置脱模，整理固化5.1 线圈预烘 a 、 检查干燥房内是否清洁,蒸汽管道有无泄漏,如有异常立即处理； b 、 将装好模具的线圈放入干燥房,注意相邻模具间保持一定距离,以便进行热交换.（线圈与烘壁距离≥300㎜，相邻线圈之间距离≥100㎜）；c、 预烘温度为105±5℃,时间≥8h 。
d 、 线圈整理逐一检查外模密封情况，锁紧螺杆和螺母，确保外模密封的可靠性，如有间隙用硅胶封堵。
然后检查溢流孔是否畅通,在保证溢流口畅通条件下，用橡皮塞堵上。
确认线圈外模各处密封良好后，线圈摆放位置应便于浇注时观察。
e、绑扎浇注管、抽真空、加热将合适长度的塑料软管，一端用弹簧夹紧固在罐内浇注接口上，另一端插入到浇注模内，出料管口高于线圈外模溢流孔10～15mm，保证出料口应无阻挡。
在模具上放置pt100热敏电阻探头对其温度进行监控。
关门启动加热器，对浇注罐及带模具的线圈进行加热，通过热循环气流使带模具的线圈逐渐升温到80±5℃℃后，维持罐内温度80±5℃开始抽真空，真空度＜100Pa，维持时间为80±20min。
5.2 树脂预烘a、树脂和固化剂带包装进烘房预热150±20min，温度70±5℃。
（足量）；b、把备好的树脂和固化剂倒进混料罐，开始搅拌抽真空并且加热；注：混料罐抽真空应该在浇注罐抽真空后2.5h进行（浇注罐真空正常情况下）混料罐搅拌抽真空进行1.5h左右，真空度在100～150Pa，温度在60±5℃。
5.3 配比调整通过调节备料罐上部的杠杆位置,调配树脂与固化剂的配比(重量比).比例为1：1。
注：要从观察孔中看浇注料在罐内完全没有气泡为合格。
树脂密度检测：用密度计测量常温状态下固化剂密度1.65～1.70 g/cm³树脂密度1.63～1.68g/cm³密度计5.4 真空浇注浇注罐内温度在70±5℃，真空度在100±15Pa时即可进行浇注。
启动浇注电磁阀，将脱气合格的浇注料，开启手动阀门对产品进行浇注。
开始时阀门开启不应太大，为整个阀门的1/3～1/2即可。
多只线圈同罐浇注时，同时将多只线圈浇注到75%左右后，再逐一浇注每只线圈，浇注高度略高于溢流孔即可。
*线圈进行浇注时要求边浇注边观察模具温度和浇注真空压力。
*为了防止树脂包抄形成空穴，浇注速度尽可放慢，确保浇注质量。
浇注时真空始终保持在100±15Pa,浇注时间控制在120min内混料罐浇注观察孔5.5 真空静置维持浇注真空30±5min后，解除真空。
解除浇注罐内压力，打开浇注罐门，拔去浇注料软管将浇注完成的线圈推进固化干燥房。
5.6 固化5.6.1进烘房推进固化干燥房，温度为80±5℃，相邻线圈之间，距离＞100㎜,线圈与烘壁距离＞300㎜，以便热交换。
5.6.2水平调整每只线圈需用水平仪测量线圈放置水平度，如有不平处用垫块垫平，使线圈端部液面平齐。
低压线圈温控探头黄腊管预留处按图样要求操作，如发生树脂溢入，要及时进行处理，防止树脂固化后，无法处理。
5.6.3线圈固化关上烘房门，开始加热，(凝结固化）保持烘房温度80±5℃，维持凝胶时间6h，每2h观察一次，观察过程中，发现有漏树脂现象，要及时补料；（初固化）升温至100±5℃，维持 3h，（完全固化）再次升温至130±5℃，维持时间为8h。
（凝胶时间6h和固化时8h均为线圈净保持温度时间不包括升温时间在内）5.6.4线圈出烘房线圈固化结束后，关掉烘房热循环，待烘房温度降至90±5℃左右，吊出线圈，放到脱模区，准备脱模。
5.7 线圈脱模、整理即时带热脱去线圈的模具（内、外模）。
检查线圈浇注质量，检查高压线圈出线螺母有无树脂渗透，如有用丝锥清除。
按图纸要求对线圈表面进行整理，用锉刀去除冒口、尖角。
若环境温度低于10℃，要把线圈吊至烘房内，随炉冷却。
（去除内应力）5.8 线圈外观处理要求a、线圈外表面尖角用锉刀或电动砂轮机锉平砂光，线圈内外表面无尖角、光滑平整，线圈内外表面无异物贴附，有聚脂薄膜的去净；b、线圈内表面浇注缺陷、凹凸不平处需要用树脂进行修补平整。
注：浇注好的线圈，每只线圈的高度偏差为0～2mm，以线圈完全冷却后测量为准。
外径偏差为0～3mm，同台线圈高度偏差＜3mm。
线圈外表面尖角6. 变压器相关试验情况我公司生产的100KVA和50KVA环氧浇注变压器已通过中国船舶工业电工电子设备环境与可靠性试验检验中心和上海电器设备检测所进行全套型式试验，相关试验内容有：低温工作试验、湿热试验、振动试验、颠震试验、冲击试验、倾斜摇摆试验、防水试验、电压调整率试验、温升试验、过载试验、空气噪声试验、短路试验。
通过以上试验，环氧浇注变压器未发生任何异常，本研究内容已较圆满完成。
型式试验报告见附件二。
30度冲击试验水平冲击试验。
