变压器的故障诊断与检修策略

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1、变压器的故障诊断与检修策略（一） 万 达1，王建明2，吴益明1 (1.江苏省电力科学研究院，江苏 南京 210036； 2.江苏省电力公司，江苏 南京 210024) 摘 要：大型电力变压器和高压电抗器是输变电系统的重要设备，对其故障进行及时和正确的诊断，并给予检修，关系到整个电网的安全运行，十分重要。在概述设备性能和结构的基础上，重点对常见故障、状态评估、故障诊断以及检修策略进行试验研究，提出相关意见和全过程管理的技术规范，并希望在今后的故障诊断和实施检修的实践中不断得到补充和完善。 关键词：变压器；电抗器；故障诊断；状态评估；检修策略 中图分类号：TM41 文献标识码：B 文章编号：100

2、9-0665(2003)05-00010-07 Faults Diagnosis and Maintenance Strategy of Power Transformer() WAN Da1，WANG Jian-ming2，WU Yi-ming1 (1.Jiangsu Provincial Electric power Research Institute，Nanjing 210036，China； 2.Jiangsu Provincial Electric Power Company，Nanjing 210024，China) Abstract：Large power transforme

3、r and high voltage reactor are important equipments in power system，so the correct and intime diagnosis of their faults and operation maintenance are very important.After property and construction of above apparatus been described，the faults often happened，state evaluation diagnosis and maintenance

4、strategy are researched，some opinion and management specification are suggested，which should be supplemented and refined during following practice. Key words：transformer；reactor；fault diagnosis；state evaluation；maintenance strategy 设备故障的调查研究，包括全国部分地区1995-2001年的故障统计资料和各种多发的故障实例，为故障诊断提供了实践知识。 设备的状态评估是

5、制定设备检修（更换）策略的依据，它是较复杂的系统工程。既要按照设备巡视检测、定期检测和带电（在线）检测的结果进行故障诊断，还要结合设备的技术先进性，包括考虑群体表现（如同类或同型设备的故障经验等）和运行条件（如承受长时间工作电压水平、负荷、内外过电压、外部短路、气象及污染等）进行设备全面的状态评估。设备全面的状态评估的结论应包括设备目前有无故障、以后可能发生什么样的故障和使用寿命的预期等。 变压器故障诊断是变压器状态评估的一个部分，故障诊断除按前述的巡视检测、定期检测和在线检测直接判断外，还应进行综合诊断。在故障的综合诊断中，一种是按照变压器在运行中最容易和最有效的油色谱分析为主的潜伏性故障诊

6、断，以及变压器继电保护动作后的故障诊断分析；另一种是以各种可能的故障为目标的故障诊断。 设备检修的完整意思应包含检查与修理两个方面的内容。设备状态评估包含设备性能的检测和故障诊断，这仅有检查的内容。在设备状态评估的基础上，制定检查与修理的周期和内容。设备的检修方式主要有故障检修、定期检修和状态检修。现阶段，电网公司的电气设备检修宜实行定期检修为主、定期检修与状态检修相结合、逐步向状态检修过渡的检修模式。具体的检修策略：坚持定期巡视检查和定期检测，积极开展新的检测内容，不断提高设备的状态评估水平；适当延长“大修”周期，区别变压器本体与附件的特点，制定具体的定期检修周期；稳步推进变压器和电抗器的状

7、态检修；加强设备的全过程技术管理，提高设备制造和运行水平。1 变压器和电抗器的结构及性能概述 1.1 变压器和电抗器的性能概述 1.1.1 电气性能 变压器和电抗器在长期运行中，它们的绝缘必须可靠地承受大气过电压、操作过电压、暂态过电压和长期工作电压。 大气过电压是自然界的雷电引起的。雷电波由架空线侵入变电所后，在避雷器上产生的残压将作用到变压器上。大气过电压一般持续数十微秒，有时该电压还引起设备外绝缘的放电（闪络），形成仅几微秒即被迅速截断波形（截波）的过电压，对变压器绝缘也形成威胁。 操作过电压是电力系统正常操作（如空载变压器或空载线路的投切等）过程中出现的过电压，持续时间数十微秒至数百微

8、秒。 暂态过电压是电力系统突然失去负荷或短路接地、电弧接地、铁磁谐振等现象出现的过电压，时间较长，1 s至数百秒，或更长。 变压器耐受长时间工作电压的能力随其电压等级的提高而显得十分突出，如500 kV变压器的故障多数都发生在正常工作电压下。为了耐受长时间工作电压，要求变压器内部绝缘无局部放电，对变压器的设计、制造、安装和维护都提出了越来越高的要求。 针对上述各种可能出现的电压，变压器在出厂时，必须进行各种测试，包括耐压试验：如工频和感应耐压；雷电和操作冲击耐压；长时间的局部放电试验等。设备在现场安装后，有些试验项目也应进行，如超高压变压器的局部放电试验等。绝缘油是变压器的主要绝缘介质之一，其

9、理化和电气性能也应符合相应的要求。 1.1.2 机械性能 变压器运行中，电力系统发生短路时，大的短路电流将穿越变压器绕组，短路电流与绕组的漏磁通相互作用，产生很大的电磁力，如图1所示。按左手定则（左手伸开，磁场正方向从掌心正面穿过，四指的指向为电流正方向，拇指的指向即为电动力的方向），轴向漏磁通与绕组中的电流产生径向力Fr1和Fr2；端部径向漏磁通则产生轴向力Fa1和Fa2。变压器各部件应能承受这些机械力的作用。变压器经受外部短路时，内线圈受压力，容易失稳，这是变压器机械强度最薄弱的环节。变压器内线圈抗短路强度的内容见附件1。巨大的短路电流发热，既可能直接损伤变压器导线的固体绝缘，也可能降低导

10、线的机械强度，导致热和电动力的破坏。电抗器不流过电力系统的短路电流，但其固有漏磁通导致的机械振动，也是产生局部过热的原因之一。 此外，变压器和电抗器在运输过程中会受到不可避免的振动和冲撞，因而也要求各部件具有一定的机械强度。 图1 外部短路时变压器绕组的受力 1.1.3 耐热性能 变压器纸绝缘的耐热性能是表明变压器可持续安全运行的重要性能之一。纸绝缘属A级绝缘，能维持其正常寿命（2030年）的温度为9598。绝缘在温度、水分、电场、机械振动和氧气等因素的联合作用下，性能逐渐劣化（老化）。通常，老化了的纸绝缘的电气强度下降不大，主要是其机械强度明显降低。破损了的纸绝缘，导致其电气强度的彻底丧失，

11、这就是纸绝缘老化的最终结果。正常寿命是绝缘材料的经济使用寿命，是指在这个期间使用，其具有合理的安全和经济性。以绕组绝缘的最热点作为绝缘控制寿命的关键点，考虑绕组绝缘的最热点与其平均温度的差值为1013，环境（即冷却介质）年平均温度为20，则绕组允许的平均温升为65（951020）或(981320)。由此可知，国家标准规定的绕组允许平均温升为65，这并不是指某天或某一个短时间的温升，而是指数年或数十年的平均值。A级绝缘的正常寿命按6度法则加速或延缓寿命丧失。温度每升高6，寿命丧失增加一倍；温度每下降6，寿命丧失减半。例如，设95的相对寿命丧失为1，则956101的相对寿命丧失为2；95689的相

12、对寿命丧失为1/2。 氧气和水分的存在，大大加快了纸绝缘的老化速度。因此，保持变压器的密封，防止空气和水分的进入，不仅对保证绝缘的电气性能，对保证耐热性能，使绝缘“延年益寿”也有十分重要的作用。同样，变压器油的劣化也与氧气和水分有十分重要的关系。1.2 变压器和电抗器的结构概述 1.2.1 变压器的主绝缘结构 变压器主绝缘包括绕组对地、绕组之间和相间绝缘等。如图2示例为1台220 kV双绕组变压器的主绝缘结构。主绝缘的基本结构型式为油-纸屏障，如图2中，高压绕组与低压绕组之间有84 mm的绝缘距离，除5道纸屏障外，其余均充满变压器油。纸屏障主要起均匀电场的作用，也有阻挡带电粒子运动的效果。高压

13、绕组两端的静电环与相邻绕组等电位，既有均匀电场的作用，也降低绕组端部的冲击电压分布，对提高绕组端部的绝缘强度有重要作用。绕组两端对地的绝缘也是油纸屏障结构，绕组两端的绝缘角环起均匀端部电场和阻挡带电粒子运动的作用。1高压绕组引线；2压钉；3接地片；4压板； 5端圈；6静电环；7绝缘纸筒；8围屏； 9端圈；10角环；11角环；12酚醛纸筒； 13垫块；14铁轭垫块；15端圈； 16低压绕组绝缘纸筒；17木撑条 图2 220 kV双绕组变压器的主绝缘结构 1.2.2 变压器的纵绝缘 变压器绕组饼间和匝间绝缘属于纵绝缘。雷电冲击过电压持续时间短暂，它是一种高频、高幅值电压波，其作用于绕组时，按绕组饼

14、间和对地电容进行电压分布，如图3所示。因绕组对地（或对低压绕组）电容的存在，绕组首端流过较大的雷电冲击电流，形成较高的雷电冲击电压分布。这种雷电冲击电压分布的不均匀性，对绕组匝层间绝缘的配置十分不利。图3 雷电冲击电压（电流）在绕组上的分布 例如，为了取得绕组首端饼间较高的绝缘强度，可加大该区域的几何间距。但几何间距的加大，导致线饼间电容量的下降，反而使对地（或对低压）电容电流的影响扩大，增加了电压分布的不均匀性。由此看来，增加饼间电容量是减少电压分布不均匀性的关键措施。纠结式绕组或插入电容式绕组就是不改变饼间的几何距离，通过特殊的绕制方式，增加饼间等值电容，取得减少电压分布不均匀的效果。如图

15、4（d）所示，该纠结式绕组的第1匝与第9匝相邻，匝间电压提高8倍，也就是匝间存储的电容能量提高64倍，使饼间的等值电容量大幅度提高。图4（e）所示插入电容式绕组也是类似的原理，通过屏蔽线匝，提高饼间的等值电容。目前，这两类绕组已广泛应用于500 kV和220 kV变压器的高、中压线圈中，它们在冲击电压下有良好的性能。但这两类绕组带来的相邻匝间工作电压的上升问题，应予以足够重视。导线的毛刺、绝缘包扎不均匀以及干燥处理不当等因素，都可能导致匝间绝缘在工作电压下击穿，使变压器发生恶性事故。 图4 变压器绕组 图4（a）是圆筒式线圈，多用于小变压器或大容量变压器的调压绕组；图4（b）是螺旋式线圈，多用

16、于大容量变压器的低压绕组；图4（c）是连续式线圈，多用于变压器的中压绕组。1.2.3 变压器铁心绝缘 变压器在正常运行中，铁心具有一定的电位，它来自两方面的原因，一是相邻绕组对铁心的电容电流（三相变压器则是三相不平衡的电容电流），该电流不大，铁心通过良好的接地，即可将该电流引起的电位降至零；另一种电位是铁心硅钢片间，因主磁通产生的感应电势。如图5所示，图5（a）为铁心断面电位示意，主磁通穿过断面，在断面的上下开口处（硅钢片间有绝缘，断面的上下开口处，相当于围绕主磁通导线的两个开口）各产生50匝电压的电位。图5（b）是1台三相三柱变压器铁心的实测数据，由于三相磁通在铁心的各柱分布不同，铁心窗口内

17、的电位V 2高于铁心外沿的电位V1。该变压器容量63 MVA，GY高压绕组额定电压220 kV，线圈每匝电压u106 V，V128u，V272u。图5（c）是1台三相五柱变压器铁心的实测数据，由于旁柱磁通小于主柱磁通，相应的窗口内的电位也较小。该变压器容量240 MVA，高压绕组额定电压220 kV，线圈每匝电压u267V，V122.5u，V256u，V345u。通过以上分析和实测可知，由于铁心主磁通高压产生的电压虽然不高，但能量较大（主磁通感应），加之铁心硅钢片间总电阻较小（大型变压器铁心两侧的电阻小于1），如果发生多点接地，短路电流会烧坏铁心，造成铁心越来越严重的熔坏，这是难以修复的。因此

18、，铁心除一点接地外，要保证与周围金属接地部件有足够的绝缘。如图6所示，铁心与油箱底部、上下夹件以及穿心螺丝等，都应有绝缘。图5 变压器铁心的电位 1.2.4 带抽能的500 kV电抗器 高压并联电抗器用于500 kV输变电系统，它的功能是补偿输电线路的容性无功和抑制潜供电流，提高重合闸的成功率。有时，在远距离输电中，途中的开关站需要可靠的站用电，在高压并联电抗器中设小容量的抽能绕组是合理的解决方法。作为高压电抗器本身，如铁心和500 kV主绕组等，不论带抽能绕组与否，都是相同的。以下对带抽能绕组高压电抗器的结构、接线形式、抽能系统电压控制、继电保护配置以及防误操作系统等进行简单介绍。图6 变压

19、器铁心绝缘 （1）并联电抗器 并联高压电抗器为单相式，525/ /5.85 kV，冷却方式为油浸自冷。并联电抗器的铁心是一个单相铁心结构，中柱由若干硅钢片制成的饼状铁心和间隙组成，2个边柱类似普通变压器的硅钢片铁心。电抗器的主绕组（一次）和抽能绕组均绕在中柱。磁通经中柱通过2个边柱形成回路，中柱的瓷质间隙以确保电抗器线性的伏安特性。中柱的饼状铁心由条状硅钢片按辐射形叠成，如图7所示。辐射形组成的条状硅钢片与磁力线方向基本一致，硅钢片里的附加损耗很小。过去，中柱的饼状铁心硅钢片叠法与普通变压器的铁心叠法相同，如图8所示，磁力线与硅钢片垂直，产生较大的附加损耗。图7 硅钢片辐射形叠成的饼状铁心 图

20、8 硅钢片普通叠法的饼状铁心 电抗器的500 kV 主绕组为纠结式，500 kV出线由绕组的底部引出，其绝缘结构类似普通的500 kV变压器。抽能（辅助）绕组位于主绕组的顶部，如图9所示。图9 电抗器主绕组及其分接抽头和抽能绕组 为便于控制抽能绕组的输出电压，在主绕组的上方设有带分接抽头的调压绕组。因为，电抗器的磁通分布较复杂，如电抗器中柱铁心间隙对电抗器伏安特性线性度起决定作用，但也使电抗器主绕组产生的磁通不会全部铰链整个主绕组和整个中柱铁心，有一部分磁通只铰链部分主绕组和部分中柱铁心，并经边柱铁心闭合。这样的磁通复杂分布，给抽能绕组的输出电压带来一定的不确定性。为了确保抽能绕组与主绕组间的

21、规定变比，除抽能绕组本身具有分接抽头外，在主绕组的最上部设有一调压绕组，它具有4个出头，即N1、N2、N3和N4。调压绕组的匝数虽少，但由于紧贴抽能绕组，改变调压绕组分接出头的连接方式，可较灵敏地调节抽能绕组的输出电压，而对主绕组的电流改变却很微小。即便采取了上述抽能绕和主绕组的调压分接抽头，抽能绕组的输出仍会有一定的误差，该电压的误差范围为 45。正因为主绕组的调压绕组及其紧贴的抽能绕组均有分接抽头，将其设在线圈上部，便于改动连接的操作。因此，电抗器主绕组的500 kV 出头从其底部引出就顺理成章了。 此外，为了减小500 kV线路发生单相接地故障时的潜供电流（主要是由于高电压长线路的分布电

22、容所致），提高单相重合闸的成功率，该工程采用了并联电抗器中性点经电抗器接地方式，以补偿电容电流的影响，根据线路类型（是否同杆双回线）和长度不同，三堡站和东明站分别配备容量为540 kVA和900 kVA各2台中性点电抗器。中性点电抗器采用油浸空心电感式，它具有较强的短时过载能力。 （2）抽能系统简介 抽能系统框图如图10所示。每相抽能绕组引出至挂于电抗器本体的抽能端子箱，箱内有避雷器（LA）、隔离开关、高速熔断器(FUSE)和电流互感器(CT)等设备。三相电抗器的抽能绕组按星形接线引出，经三相6 kV电缆接至抽能中间变压器小室。该小室有6 kV真空开关、中间变压器、电压互感器、400 V出线开

23、关和相关继电保护等设备。图10 电抗器抽能系统框图 避雷器： 每相抽能绕组引出的2个端子均安装氧化锌避雷器。正常情况下，6 kV系统都处于避雷器的保护范围之内，即使6 kV系统断开检修，而并联高压电抗器仍处于运行时，其6 kV抽能绕组仍与该避雷器相连，并且具有耐受来自500 kV侧各种过电压的能力。 6 kV隔离开关（刀闸）： 每相安装了2把刀闸DS-L和DS-N，其作用是当并联电抗器处于运行状态，而6 kV系统的设备因故需停用(如熔断器熔断更换熔丝或6 kV电缆试验等)，此时只需拉开这2把刀闸，即可工作。另外，为了设备运行安全及检修方便，在本体端子箱内DS-L与DS-N之间还加装了绝缘隔板及

24、检修时用的活动绝缘隔板，防止抽能绕组2根引出线之间短路。 高速熔断器： 用于保护6 kV真空开关之前的各元件和电缆线路、故障时快速熔断，保护抽能绕组。 站用中间变压器： 每组电抗器配置1台580 kVA有载调压干式变压器，变比为(64)2.5/0.4 kV。 6 kV电压互感器： 采用小车式操作，干式结构，变比为6.60.110.11/3kV，作用是检测6 kV电压，提供接地刀闸的电气闭锁和继电保护用二次电压。 真空开关： 选用小车操作的真空开关，额定电压为7.2 kV，额定电流为400 A，额定开断电流为8 kA。低压侧空气开关，额定电压为400 V，额定电流为1 200 A，额定开断电流为

25、50 kA。 接地刀闸(ES)： 用于更换电压互感器熔丝或检查电压互感器的安全接地，与电压互感器的小车有机械闭锁，与真空开关以及抽能端子箱的门锁间也有闭锁功能。 抽能系统的继电保护：6 kV系统的主保护依靠本体端子箱内的高速熔断器，而电抗器本体的继电保护对其6 kV辅助绕组的灵敏度又不够，这样当熔丝万一不能熔断或6 kV电流互感器与熔断器之间发生短路故障时，将会失去保护。为此，在站用变压器有载调压控制屏上增加1套6 kV侧复合电压闭锁过电流保护。这套保护的复合电压由三相低电压及零序过电压并联启动，过电流由反时限电流继电器来实现，其中零序过电压和反时限过电流由综合保护装置MPC-60来提供，三相

26、低电压由单独的相间低电压继电器来完成。过电流保护动作后，瞬时跳6 kV真空开关，延时后再经复合电压闭锁跳电抗器500 kV侧线路开关及远方跳闸。此外，由于站用变压器采用的是/Y 0接线方式，为了克服低压400 V侧出口发生单相接地故障时高压侧电流保护灵敏度不够的缺陷，又增加了站用变压器400 V中性点零过电流保护，0.3 s跳400 V侧空气开关，0.8 s跳6 kV侧真空开关。 防误操作装置：由于6 kV抽能系统运行的安全与否直接影响到高压电抗器乃至整条输送通道的安全和可靠运行，所以6 kV系统的防误操作就显得尤为重要，该系统中既有机械闭锁，也有电气闭锁，现分述如下。 a. 6 kV真空开关

27、与主地刀(ES)之间既有机械闭锁，又有电气闭锁，在机械上只有拉开ES后，才能操作真空开关，反过来，只有真空开关拉开后，才能合上ES。同时在电气上考虑，只有在6 kV无电压、真空开关断开和3把DS-L刀闸全部拉开(三个条件)同时满足时，才能合上ES。 b.关于电抗器本体抽能端子箱中的2把刀闸DS-L和DS-N，它们不容易实现机械闭锁，但又都不应带负荷拉合站用变压器。闭锁的办法是采用在本体端子箱的门上设计电磁锁，只有当6 kV真空开关和主地刀全部拉开后，才能打开端子箱的门，避免这2把刀闸带负荷操作。同时，也保证了抽能端子箱本身的安全，因为该端子箱内的设备应视为500 kV电抗器的一部分，不允许随意

28、操作和触摸。 c.6 kV电压互感器小车与其自身的接地刀闸之间采用机械联锁，当电压互感器小车拉出后，互感器高压侧的地刀则会自动合上，以利于运行人员更换熔丝或检修人员检查电压互感器的安全。需操作合上小车时，互感器侧地刀会首先断开。1.2.5 35 kV干式电抗器 500 kV变电站主变压器低压侧多采用35 kV并联电抗器，它起调节系统无功的作用。选用干式并联电抗器可避免变压器低压侧发生相间短路（因电抗器为单相型结构）。干式电抗器为户外型设备，其绝缘采用阻燃固体绝缘材料（环氧玻璃丝带），不使用绝缘油。 干式并联电抗器为空心型结构，一般根据容量设计成多层绕组并联型式。现以加拿大TRENCH公司生产的

29、34.5 kV、容量15 MVA的单相干式并联电抗器为例介绍其结构。该型干式并联电抗器线圈为连续螺旋式结构，为减小质量，且满足通流要求，一般由铝线绕制，为满足容量及散热要求，加拿大TRENCH公司将其设计成如下形式（见图11）。图11 干式电抗器结构 (1) 导流部分： 整体采用干式空心结构，线圈共分9层，匝间均用高参数绝缘材料，中心孔径D=2 780 mm，高H=1 800 mm（不包括支持绝缘子的高度）。每个筒形绕组由多股导线（89根直径5 mm的铝线）并联绕成连续螺旋。为均衡各层电流分布，电抗器的各层绕组下部几匝为电抗器电感调节部分，用以调节其电感。线圈的各层导线之间没有连接点，所有引出

30、线都焊接在星状接线板上。各层绕组剖面图见图12。(2) 绝缘部分： 由于散热条件限制，根据设计计算，该型电抗器运行时最高温度可达150 ，根据绝缘材料耐热等级，电抗器的股绝缘和匝绝缘（每根铝线）均（涂敷）包绕聚酰亚胺薄膜和诺梅克斯（Nomex）纸，其中诺梅克斯纸的耐热温度为H级绝缘，根据材料的耐热等级规定，H级材料可耐受180的高温。绝缘材料耐热分级见表1。图12 电抗器层绕组剖面 电抗器包封绝缘由浸透环氧树脂的玻璃纤维包绕后固化而成，以提高电抗器的整体机械强度，包封绝缘外面涂敷 RTV1546绝缘涂料，防止绝缘老化和紫外线侵蚀。 （3）电抗器支撑： 线圈中性点对地绝缘，下部通过绝缘支持瓷瓶对

31、地绝缘，瓷瓶爬距为940 mm，冲击耐压水平200 kV（峰值）。 表1 绝缘材料耐热分级 耐热分级 极限温度() 耐热分级 极限温度() Y 90 F 155 A 105 H 180 E 120 C 180 B 130 （4）电抗器支撑结构：线圈内部采用高强度合金制成的星状接线板支撑，共有8个支撑臂（各制造厂根据产品结构设计，对支撑臂数量的选择不尽相同，如西安扬子选取12个支撑臂），分成上下2部分。该支撑臂还用作电抗器各层绕组的汇流，由于电抗器自身的质量较大，为均匀分散安装及起吊时电抗器自身质量对绕组的影响。电抗器上下端部分别布置了高度为150200 mm的假包绝缘，假包绝缘由环氧玻璃纤维绕

32、制而成。整个电抗器置于35 kV支柱绝缘子上，绝缘支柱位于支撑底座上，支撑底座由8根玻璃纤维支撑柱组成（后改为混凝土制的支撑底座）。2 变压器故障实例 2.1 变压器故障统计 1995-2001年全国部分地区110、220、330和500 kV电压等级变压器的故障统计如表2所示。表2 1995-2001年变压器故障台数统计 变压器故障部位 变压器电压等级/kV 110 220 330500 合计 线 圈 166 84 20 270 主绝缘或引线 19 8 4 31 分接开关 20 10 2 32 套 管 15 9 10 34 其 他 6 4 2 12 变压器故障台数/台 226 115 38

33、379 统计的变压器在役台数/台 55 821 20 733 3 829 80 383 变压器故障台率(故障台数/在役台数)/% 0.41 0.55 0.99 0.47 对1995-2001年共7年期间的变压器故障原因统计如表3所示。由表2和表3分析：(1) 随着变压器电压等级的提高，故障台率明显升高，330500 kV变压器故障台率是110 kV的两倍以上； (2) 变压器线圈故障占故障总数的71.2，线圈故障对变压器危害很大。其中，因变压器抗短路能力不够的线圈故障占线圈故障的58.1，应更加注意。表3 1995-2001年变压器故障原因统计 故 障 原 因 变压器故障期间 1995-199

34、9年 2000年 2001年 合计 线圈抗短路强度不够 125 11 21 157 线圈绝缘、引线设计 46 10 18 74 或工艺不良 制造 套 管 18 1 5 24 分接开关 20 4 7 31 其 他 7 7 小 计 216 26 51 293 进 水 15 2 17 运行 安装/检修或维护不当 14 3 17 小 计 29 5 34 雷 电 27 3 6 36 过电压或污闪 4 1 5 其他 绝缘老化 2 2 其 他 6 3 9 小 计 39 6 7 52 统计的变压器在役台数/台 51 321 14 539 14 523 80 383 故障总台数/台 284 32 63 379

35、变压器故障台率(故障台数/在役台数)/% 0.55 0.22 0.43 0.47 2.2 设备常见故障和实例 2.2.1 击穿故障 变压器绝缘击穿是故障的最严重形式，变压器有关保护，如轻重瓦斯、差动保护、压力释放装置都可能动作跳闸，严重时变压器油箱爆裂起火，对电网的安全运行威胁最大。常见的击穿部位有线圈静电屏出线、内线圈的引出线、线圈绝缘角环、线圈匝层间和相间等绝缘薄弱处都可能发生击穿。 例1：某120 MVA、220 kV变压器，运行中突然轻重瓦斯保护和差动保护动作跳闸，喷油，油色谱分析是电弧放电并涉及固体绝缘特征。 油色谱(10-6，以下同)： 总烃219；乙炔103；一氧化碳836；二氧

36、化碳5 724。 瓦斯气色谱： 总烃1 1877；乙炔280；一氧化碳；二氧化碳8 102。 高压绕组直流电阻不平衡，A相比B、C相大12左右，初步判断A相高压绕组匝层间短路，部分线匝已熔断。吊罩发现，A相高压I线圈，从上往下数第5段线匝已熔断。高压绕组匝绝缘厚度为1.35 mm，属于薄绝缘，导线上有毛刺，长时间运行后，匝绝缘损坏击穿。绕组导线熔断后，直流电阻仅上升12，其原因是由绕组结构决定的：该变压器的绕组为高低高结构，即最外面是高压线圈，中间是低压线圈，最里面是高压线圈，高压和高压串联成高压绕组。高压线圈上下并联，且在其尾部有调压分接绕组。线匝熔断点在高压线圈顶部，因各部分线圈的串并联关

37、系，导致直流电阻的变化较小，线圈连接如图13所示。图13 高低高绕组结构匝间短路熔断后的直流电阻变化 由该例看出，变压器绝缘击穿并伴随线圈直流电阻明显增大，显示存在线匝熔断；线匝熔断的部位，决定直流电阻的变化大小。 例2：某120 MVA变压器，高压绕组220 kV，低压绕组110 kV，均为星形接线。有一个三角形接线的稳定绕组，仅A相一点接地。雷雨中，轻重瓦斯和差动保护动作跳闸并喷油，色谱分析呈电弧放电并涉及固体绝缘特征。 油色谱： 总烃557；乙炔171；一氧化碳190；二氧化碳984。 瓦斯气色谱： 总烃79 785；乙炔26 627；一氧化碳45 240；二氧化碳7 272。 进行高低

38、压绕组直流电阻、绝缘电阻和介损等试验均未发现异常。为此，进行低压空载、短路和变比试验，结果见表4。表4 低压空载及短路试验结果 项 目 电压/V 电流/A 损耗/W 低压ab加电co短路 120 5.15 236.0 空载试验 低压ac加电bo短路 120 0.06 6.8 低压bc加电ao短路 120 5.10 236.0 低压短路AO加电 120 2.80 22.0 低压短路BO加电 120 2.84 23.0 短路试验 低压短路CO加电 120 2.80 23.0 高压短路ao加电 120 13.60 148.0 高压短路bo加电 120 26.40 880.0 高压短路co加电 120

39、 13.80 154.0 变比试验： 高压AO加电140 V，低压ao测得 74.7 V；低压ao加电75 V，高压AO测得 139.4 V；高压BO加电140 V，低压bo测得25 V；低压bo加电75.2 V，高压BO测得139.4 V；高压CO加电140 V，低压co测得75 V；低压co加电75.5 V，高压CO测得140.3 V。 从空载试验分析，凡涉及B相时，空载电流和损耗均较大，说明B柱绕组或铁心有问题。从短路试验分析，低压bo加电，高压短路时，电流和损耗明显较大，说明B相绕组有问题(因为短路试验时，铁心磁通几乎为零，主要反映绕组问题)。从变比试验分析，B柱绕组的变比异常，高压B

40、O加电，低压bo测得电压仅为正常值的1/3；但低压bo加电，高压BO测得的电压基本正常。这时只可能是B相低压绕组内侧的稳定绕组存在短路，稳定绕组短路线匝的去磁作用，大大减少了低压bo绕组交链的磁通(当高压BO加电时)，其感应电压比正常值低很多。当低压bo加电时，B相稳定绕组的短路线匝虽然也消耗大量功率，但只要试验电源容量足够，使低压bo绕组建立一定的电压，其外侧的高压BO绕组就能按照变比感应出正常的电压。从变压器等值电路也可进行分析，如图14所示。 图14 变压器绕组布置及稳定绕组短路时变压器等值电路 如等值电路所示，当稳定绕组短路时，高压加电为1，低压电压为0.33；电压加电为1，高压电压为

41、1.1，与上述变比试验结果基本一致。 该变压器拆开检查，证实了B相稳定绕组的短路。事故过程为：变电所110 kV线路B相遭受的雷电波，进入变压器其传递过电压将B相稳定绕组对地击穿，形成了B相稳定绕组的短路(稳定绕组A端，即B相的末端已固定接地)。该稳定绕组的工频1 min耐压水平仅21 kV，承受不了上述传递过电压。该变压器在工厂进行低压110 kV绕组的雷电冲击耐压时，定绕组两端均经过低阻抗接地，未经受传递过电压的考核。对于运行中仅A端接地，B和C端悬空的三角形接线的稳定绕组，在工厂应在其运行的接地方式下，即A端接地，B和C端悬空时，进行其他绕组的雷电冲击耐压试验，以考核其承受传递过电压的能

42、力。 例3：某75 MVA、220 kV变压器，在雷雨中轻重瓦斯和差动保护动作跳闸、喷油、油色谱分析呈放电特征，进行绕组直流电阻、变比、绝缘电阻和介损等试验均未发现异常。拆开35 kV套管的手孔时，发现35 kV裸铜排拐角处对油箱壁有放电痕迹。进一步吊罩检查，未发现其他故障点。该放电处的油间隙距离为85 mm，在雷电冲击下击穿，有些偶然性。可能该处正巧有不良杂质，导致了油间隙击穿。这次放电故障，虽然没有对变压器绝缘构成永久性损伤，但因电弧放电，在变压器油中引起大量游离碳和可燃性气体是十分有害的，需予以过滤和脱出。 例4：某360 MVA、500 kV三相变压器，投运2个月后，油中色谱出现少量乙

43、炔(1.3)。之后，乙炔增长缓慢，但在1年半后突然喷油跳闸。解体发现，A相内侧的220 kV调压线圈出线处对铁心发生击穿，属制造不良。 例5：某370 MVA、500 kV三相变压器，投运几天后出现少量乙炔(0.9)。对变压器高压套管及其引线进行解体检查，发现A和B相高压套管均压球至高压线圈出线的主绝缘的屏蔽引线对高压套管的铜管放电。该变压器重新投入运行2天后，喷油跳闸，发生了严重事故。事故部位为B相高压绕组首端对低压绕组中部换位处绝缘击穿，原因是制造过程中绝缘损坏或绝缘材料本身有缺陷。例6：某360 MVA、515 kV三相变压器，投运1年后油中出现少量乙炔(0.1)，以后的1年中乙炔含量比

44、较稳定，但却在2000年7月发生严重事故。油色谱分析见表5。从故障录波图看到，故障电流的发展有一个过程，电流从1 200 A过渡到10 000 A，再发展到18 000 A，即故障开始于线圈的匝层间，然后发展成主绝缘的对地击穿。故障的A相解体检查表明，高压线圈及其外部的调压线圈有多处击穿熔断和变形，并挤压低压线圈导致低压线圈变形。表5 油色谱分析结果(10-6) 时间 氢 总烃 乙炔 一氧化碳 二氧化碳 1998-07-23 0 3 0 56 290 1999-05-19 15 17 0.1 140 439 2000-03-03 10 29 0.09 133 340 2000-05-10 10

45、 35 0.12 151 503 2000-07-05 1 594 5 747 1 295 503 447 故障原因有两种可能，或两者联合作用： (1)冷却系统残留的焊渣和焊药； (2)高压线圈采用全纠结、普通纠结和连续式的混合结构，在不同型式绕组过渡的部位，绕制工艺比较复杂，并存在电位分布突变问题，容易发生放电。这次A相线圈熔断最严重部位恰好在全纠结和半纠结过渡处。 例7：某250 MVA、500 kV单相变压器，在同一变电所有两台均发生类似事故，即220 kV中压绕组出线与其调压绕组连线间发生对地击穿。 例8：某250 MVA、500 kV单相变压器，投运7年后，突然发生事故。检查发现，2

46、20 kV套管下部炸碎，属于中压220 kV套管绝缘击穿。 例9：某40 MVA、110 kV变压器(Yo/接线)，重瓦斯保护动作跳闸，油中乙炔 558，明显的放电故障。 低压绕组 B 相直流电阻增大73.7，从高压侧施加低低压进行单相空载试验。 AO或CO加电250 V，励磁电流5 Ma；BO加电10 V，电流超过100 mA。 吊芯检查，证实是低压B相绕组匝间短路。2.2.2 放电故障 (1) 电位悬浮放电故障 电位悬浮放电故障可能发生于变压器内任何连接松动的金属部件。处于高电位的部件，如调压绕组当有载调压开关转换极性时短暂电位悬浮(如果无束缚电阻)；套管均压球(包括等电位屏蔽环)和无载分

47、接开关的金属拨叉等。处于地电位的部件，如硅钢片和油箱磁屏蔽、铁心屏蔽和各种紧固用金属螺栓等。一般来说，电位悬浮放电不至于很快引起绝缘击穿，主要引起油色谱分析异常和局部放电量的增加，且较容易发现和处理。 例1：某150 MVA、220 kV变压器，轻瓦斯保护动作，油色谱分析呈放电特征。总烃84，乙炔51，一氧化碳285，二氧化碳2 035。排油进入油箱检查，发现220 kVC相套管均压球严重松动(均压球松动，且有绝缘部件支托)，产生大量游离碳。 例2：某31.5 MVA、110 kV变压器油色谱分析异常。总烃14.4，乙炔3.8，一氧化碳253，二氧化碳403。吊罩发现，无载分接开关的铁制紧固螺栓未接地，电位悬浮放电。 (2) 局部放电故障 局部放电故障，可能发生在任何电场集中或绝缘材质不良的部位，如高压引线、高压绕组静电屏出线、相间围屏以及绕组匝间等。超高压变压器，因强迫油循环的油流速度过高，在纸绝缘上逐步积累电荷，加剧了电场的集中，形成“油流放电”。这种“油流放电”多发生在变压器绝缘的下部，如铁心铁轭绝缘表面。固体绝缘上的较严重放电局部放电，会留下痕迹(爬电痕迹)，使电场进一步集中，促使放电发展，并最终导致击穿。关于变压器“油流放电”，详见附件5。