变压器故障分析与诊断技术

2012-10-19郑州新力电力有限公司杨武斌

河南科技 2012年16期

郑州新力电力有限公司杨武斌

变压器是电力企业中的重要设备，在电网中处于极为重要的地位，是保证电网安全、可靠、经济运行和人们生产生活用电的关键设备。由于变压器长期处于连续运行状态，变压器故障不可避免。进行变压器早期诊断，对保证变压器安全运行，防止变压器故障具有重要作用。

一、变压器的工作原理和组成

1.变压器工作原理。变压器是利用电磁感应原理来改变交流电压的装置，在电器设备和无线电路中，常用作升降电压、匹配阻抗，安全隔离等。

2.变压器的组成。主要包括初级线圈、次级线圈和铁芯（磁芯）等构件。

二、变压器故障运行特征

变压器的故障有内部故障和外部故障两种。变压器的内部故障从性质上一般可以分为热故障和电故障两大类。热故障为变压器内部因散热不畅形成的局部发热过度，从而降低或破坏绕组间绝缘，形成故障。电故障通常是变压器内部在高电压场强作用下，造成绝缘击穿放电的现象。

三、变压器故障类型

1.短路故障。变压器的短路故障主要指变压器高低压进出连接线，以及内部绕组间或绕组匝间及引线相间、匝间短路或对地短路而导致的故障。

2.放电故障。一是因绝缘能力降低或损坏，造成放电点直接轰击绝缘，使局部绝缘损害逐渐扩大，形成绝缘击穿。二是因为放电产生热能和化学作用，使局部绝缘加剧腐蚀破坏，介损增大，最后导致击穿。

3.绝缘故障。因绝缘老化，降低或丧失了绝缘强度，所造成的故障。造成变压器绝缘性能退化的主要影响因素有温度、水分、过电压等。

4.分接开关故障。无载分接开关的故障主要有电路故障、机械故障、结构组合不合理、绝缘故障等。有载分接开关本体常见的故障有触头烧损、触头脱落、滑挡、油箱渗油机运行挡位与显示挡位不对应、主轴扭断、电气和机械连接器失灵等。

5.变压器保护及误动故障。为保护变压器正常运行，一般都装设有相应的保护装置。如，为防止变压器本体内部故障产生的气体和绝缘油面降低而设置的瓦斯保护；为防止变压器绕组和引出线相间短路、大接地电流系统侧绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路而设置的差动保护或电流速断保护。变压器保护误动常在差动保护和气体保护上发生，而这两种保护都是主变压器的重要保护。

四、变压器故障实例分析

1.变压器短路故障分析。

（1）案例。某31.5 MV·A、110 kV变压器发生短路事故。检查发现C相高、中压绕组严重变形，造成中、低压绕组短路。事故发生前，曾多次发生10 kV、35 kV侧单相接地。35 kV侧过流动作，重全闸动作，同时主变压器重瓦斯保护跳主变压器三侧开关。经检查35 kV侧距变电站不远处B、C相间有放电烧损痕迹。

（2）原因分析。GB1094.5-85规定，110 kV电力变压器的短路表观容量为800 MV·A，应能承受的最大非对称短路电流系数为2.25。该变压器在电网最大运行方式下，110 kV三相出口短路容量为1 844 MV·A；35 kV三相出口短路为365MV·A；10 kV三相出口短路容量为225.5 MV·A。导致变压器B、C相绕组在电动力作用下严重变形并烧毁。

2.放电故障案例分析。

（1）案例。某260 MV·A、220 kV变压器，运行中发生了高压绕组相间围屏树枝状放电的击穿事故，事故前5天和前5个月的变压器油色谱分析见表1。

表1 260 MV·A、220 kV变压器油色谱分析μL/L

事故前5天的油色谱分析数据和前5个月的数据相比，总烃增加约110×10-6，一氧化碳增加了1倍。说明放电涉及固体绝缘，情况比较严重，5天后即发生击穿。

（2）原因分析与诊断。局部放电故障可以发生在变压器内外部任何电场集中或绝缘不良的部位，如高压绕组静电屏出线、高电压引线、相间围屏以及绕组匝间等处。局部放电测试包括电气法和超声波法，测试应尽量按标准规定的加电方法进行，应使变压器主绝缘和纵绝缘均承受较高的电压，使放电缺陷明显地暴露出来，超声波法可以帮助确定放电的位置。

3.油箱带油补焊后色谱分析异常

（1）案例。某31.5 MV·A、110 kV主变进行油箱渗漏油的带油补焊后，第二年色谱检查分析异常。根据特征气体的规律，利用IEC三比值法对变压器油色谱进行分析后发现，此次故障属放电兼过热性故障。该变氩气油色谱分析数据见表2。

表2 31.5 MV·A、110 kV变压器油色谱分析数据μL/L

（2）原因分析与措施。数据反映了变压器存在放电兼过热故障，因变压器渗油而带油补焊，补焊时的温度高达千度，油遇高温裂化分解产生大量特征气体，补焊后的一周色谱分析，其目的是查补焊后油中气体上升情况。运行一年后，因补焊产生的气体仍在油中，当时未进行脱气处理，加之该主变油枕为气囊式充氮保护，油中气体无法自行散发出去，故判断特征气体为补焊所致。

五、变压器故障检测技术

1.变压器油中气体色谱检测。变压器故障诊断中，仅靠电气试验方法往往难以发现变压器的一些局部缺陷和发热缺陷，可以采用色谱分析检测方法分析变压器中产生的气体，能够提前发现变压器内部的某些潜伏性故障，这对于早期诊断变压器的故障非常有效。

油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度的变化而变化的特点，在特定温度下，随着温度升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H2。因此，当变压器内部发生过热性、局部放电等故障时，这些气体的含量会迅速增加。

2.局部放电故障检测。被试变压器加试电压时，在铁芯不饱和的前提下，尽量减小试验电源频率，可以减小补偿电感的容量。对220 kV及以上变压器进行局部放电试验的施加电压及持续时间要求见表3。

表3 220 kV及以上变压器局部放电试验的施加电压及持续时间要求

局部放电试验是对电压很敏感的试验，只有当内部缺陷的场强达到起始放电场强时，才能观察到放电。采用工频试验电源是无法使绕组中感应出足够高的试验电压的，由于铁芯磁通密度饱和后，励磁电流及铁磁损耗都会急剧增加，因此提高电源频率是唯一可行的方法。在测量电力设备局部放电时，考虑到在实际运行过程中局放电往往是由于过电压激发的，试验标准中包括了一个短时间的比规定试验电压值高的预加电压过程。预加电压的目的是人为地产生一个过电压来模拟实际运行情况，以观察在规定条件下的局部放电水平。

3.有载分接开关检测。随着对供电电压质量要求的提高，有载调压变压器已得到了广泛应用。为保证有载调压变压器的可靠运行，而对有载分接开关进行检测，以保证有载分接开关的安全稳定运行。

（1）触头接触压力检测。分接选择器和粗选择器的触头接触压力检测，是在某一个工作位置下进行的测量。而切换开关则要求对每对触头逐个进行测量；首先应沿着触头压力的方向，用测力计缓慢地拉起触头。当欧姆表指针起始动作时，或者信号灯刚熄灭时或者塞尺刚好能自由出入时，测力计上指示的力即为触头的接触压力。

（2）转动力矩测量。测量转动力矩即测量驱动机构的最大旋转力矩。测量前，应将变压器油中的转动部分浸入变压器油内，先均匀涂上变压器油，再将测力始终垂直于手柄杆，正、反时针转动并使切换不停的动作，读出最大刻度的力即可。

（3）触头接触电阻检测。检测采用双臂电桥或电压降压，一般规定每个触的接触电阻值不大于500 μΩ。试验前，应预先转换数次；在空气中试验时，触头应涂上变压器油；用电压降压法时，测量回路的电流不可大于额定电流的30%，电压回路的导线直接接在被试触头上。

4.油质检测。变压器油的品质关系到变压器的正常运行，因此需对变压器油品质进行检测和判断；当变压器油出现问题时，应尽早采取措施，确保变压器的安全稳定运行。

（1）外观检测。对油的外观检验采取目测，国标GB2536-81要求将所取油样置于100 mL量筒内，在（20±5）℃下观察，呈透明、无悬浮和机械杂质为合格。纯净的变压器油应是淡黄而略带微蓝色，清澈、透明、无可见的悬浮物和机械杂质等异物。

（2）酸值与水溶性酸。一般新变压器油的pH值为6～7。运行中的变压器油的酸值按标准要求应 ≤0.1；水溶性酸pH值要求≥4.2。对于长期运行的变压器油，由于吸收了空气中的氧，并与之化合而生成各种有机酸和本酚类物质，这些物质会增加油的导电性，在高温运行条件下，这些物质也会侵蚀变压器内部的绝缘材料，使之老化，从而缩短变压器的使用寿命。

（3）闪点。在油中含有挥发性可燃物质时，会降低变压器油的闪点。由于变压器内部局部放电等故障会造成变压器过热，变压器油在高温下会裂解生成一些低分子碳氢化合物。预试规程中规定闪点要≥135℃。

（4）水分。变压器油会从空气吸收一定量的水分，这些水分的含量是影响变压器油绝缘性能的重要因素。预试规程规定，从变压器油中抽取油样时，油温应在40～60℃；对运行中变压器油，电压等级为66～110 kV的变压器油水分含量应≤35mg/L，而电压等级为220 kV的变压器油水分含量应≤25 mg/L。

（5）油击穿电压。油击穿电压值是判断油的净化程度的尺度。运行中的变压器，不同的电压等级对油击穿电压有不同的要求。预试规程规定，15 kV以下击穿电压应≥25 kV，15～3 kV击穿电压应≥30 kV，60～220 kV击穿电压应≥35 kV。进行油击穿试验时，油耐压仪器的电极形式以球型电极电压值为最高，球盖形次之，而平板形相对较低。

（6）变压器油介损值tgδ。tgδ值的大小可以灵敏地反映出油质劣化和受污染的程度。新油中tgδ值一般为0.01%～0.1%；但当油品在空气中氧化、过热或混入其他杂质时，油里面的带电的胶体物质和极性杂质会逐渐增多，tgδ值就会随之增大。因tgδ值随温度升高而增大，因此预试规程规定，测定变压器油tgδ值时，油温度应为90℃。对不同电压等级的tgδ要求也不相同，300 kV及以下的tgδ≥3×109Ωm

（7）油中含气量。油与空气接触时，空气会逐渐溶解于油中，并最终达到饱和状态。在25℃和1个标准大气压的条件下，油中可溶气体含量（体积分数）为10.8%，所以油中气体在一定条件下会超出饱和量而析出气泡。因气体可能聚集起来形成气泡，当温度和压力骤降时，形成的气泡将聚集在绝缘纸层内或表面，容易被拉成链而导致击穿。

5.绝缘老化检测。变压器固体绝缘由于纤维素老化后会生成CO、CO2以及糠醛等物质，因此可借助测量CO、CO2以及糠醛的含量和绝缘纸聚合度来诊断变压器绝缘老化的缺陷，通过产气速率等模式，判断绝缘老化的程度。

（1）利用液相色谱法测量油中糠酫的含量，判断绝缘的老化程度。绝缘纸的主要化学成分是纤维素，而纤维素的大分子是由D-葡萄糖基单体聚合而成，糠酫是绝缘纸中纤维素大分子解聚后形成的一种主要的氧环化合物，它可以溶解在变压器油中，因此可以通过测量油中糠酫的浓度来判断绝缘的老化程度。利用高效液相色谱分析技术测定油中糠酫含量，可判断长期运行的变压器设备的整体绝缘老化程度；可检验是否已存在引起绕组绝缘局部老化的低温过热现象；当已知变压器内部存在故障时，可判断是否涉及变压器的固体绝缘部分。变压器的运行年限不同，糠醛含量的要求也不同，具体见表4。

表4 不同运行年限的变压器对糠醛含量的要求

（2）测量绝缘纸的聚合度，判断绝缘的老化程度。测量变压器绝缘纸的聚合度也是一种确定变压器老化程度的可靠手段。绝缘纸聚合度值的大小能够反映出绝缘劣化的程度，新的油浸纸的聚全度值约为1 000，当受到氧化、水分、温度等作用后，纤维素降解，大分子发生断裂，纤维素长度缩短，D-葡萄糖单体的个数减少至数百，而纸的聚合度正是代表了纤维分子中D-葡萄糖单体的个数。

（3）利用气相色谱分析法测量CO和CO2的含量，判断绝缘的老化程度。通过分析检测CO和CO2的含量及产气速率的变化，可以对绝缘的老化倾向及其低温过热故障加以判断。由于环境温度对CO和CO2的含量影响较大，因此采用年均值更具有代表性，有助于找出CO和CO2含量与运行年数的关系。其经验公式为