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[摘 要]本文通过总结电力变压器的绝缘事故分析，制定出防范措施，同时对变压器劣化趋势及潜伏性缺陷进行分析。
[关键词]变压器 绝缘事故 分析
中图分类号：TM 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）35-0325-01
绝缘事故：
电力变压器的安全稳定运行日益受到重视，大容量变压器进网运行，一旦造成变压器故障，不但影响正常生产而且带来很大的经济损失。在这种情况下掌握变压器绝缘受哪些因素影响会造成损坏，对变压器安全稳定运行有一定的好处，使变压器长期在受控状态下运行，对安全可靠运行具有一定现实意义。
1、绝缘事故的类型
变压器的绝缘事故一般分为以下4类：
1.1.绕组绝缘事故：指主绝缘、匝间绝缘、段间绝缘、引线绝缘以及端部绝缘等放电、烧损引起的绝缘事故。
1.2套管绝缘事故。指套管内部绝缘放电引起绝缘损坏，甚至瓷套爆炸。还包括套管外绝缘的沿面放电和空气间隙的击穿。
1.3分接开关绝缘事故。主要是指由于切换开关油室内油的绝缘强度严重下降，在切换分接时不能灭弧，引起有载分接开关烧毁。另外还有无励磁分接开关和有载分接开关裸露的导体之间放电，引起相间、相对地或级间短路的事故。
1.4铁芯绝缘事故。指铁芯的硅钢片对地绝缘损坏，引起铁心多点接地，另指铁芯的框架连接点间的绝缘损坏，产生环流引起局部过热故障。
2、变压器出现绝缘事故的两种形式
正常运行的变压器绝缘事故有两种形式，一种叫突发式事故，特点是：按现行的《预防性试验规程》进行的预防性试验合格，其他在线的监测也未发现事故的预兆。但在正常运行条件下，变压器内部突发绝缘击穿事故，继电保护动作跳闸。由于故障能量有大有小，或继电保护动作的时间有快有慢，变压器损坏的严重程度大不相同。
另一种叫垂危式故障，特点是：预防性试验的绝缘性能试验合格，但从油中溶解气体的色谱分析发现乙炔（C2H2）。经分析确认与在绝缘部分存在放电有关。于是停电进行局部放电量的测量试验（简称局放试验），试验结果表明放电状况异常，甚至在试验中就发生贯穿性击穿。如果将局放试验和其他试验结果进行综合分析，可以作出正确诊断。
3、绝缘事故的原因分析
3.1 绝缘事故原因分析
3.1.1制造缺陷。这类缺陷应该是先发生局部放电，然后在正常工作电压下引起绝缘击穿事故。早先的老旧变压器，确实有过上述种种原因引起正常工作电压下的绝缘事故。实际上现代变压器生产的工艺已能够保证已不再存在这类缺陷。我国220kV及以上电压等级的变压器出厂前都进行了局放试验，局放试验对发现上述缺陷是特别有效的。
3.1.2绝缘老化。变压器由于油道堵塞，匝绝缘局部过热，引起在正常工作电压下的匝绝缘事故，这类过热事故采用定期进行油中气体色谱分析能提前发现征兆。
电力变压器都是全密封结构，运行时间不长，一般不存在绝缘老化的问题。我厂#1、2号主变及#0厂高变均为60年代制造，为薄绝缘铝线圈变压器，运行时间超过35年。在2007年吊罩大修时对#1主变进行了铁芯多点接地的隐患处理，对内部主绝缘进行了检查，除发现分接开关接触不良外，未见绝缘有明显异常，且回装后进行电气试验一切正常。因此说明绝缘老化现象是尤其明显的特征的，不可轻易怀疑绝缘老化的问题存在。
3.1.3油流带电。对于强油循环的电力变压器，在油泵开动的情况下，测量绕组的电位时，绕组电位高的可达几千伏。说明油流和固体绝缘摩擦肯定要产生静电的，只是多少而已，这叫油流起电。但油流起电不等于“油流带电”。油流放电时在油中产生间歇性的电火花，局部放电测量仪可以收到信号，甚至耳朵可以听到声响。持续的油流放电将引起油中出现C2H2，此时应视为一种故障。我厂原1、2号主变及#0厂高变均存在此现象，色谱分析发现产生乙炔，数值在5ppm左右，但总烃不高。为此将所有的高速油泵（1400r/min），更换为900r/min以下的低速油泵，以避免因油流放电而产生乙炔，改造完成后经过滤油、试运行，乙炔值消失了。从油流带电发展到油流放电是有条件的。一方面是要有足够的电量，另一方面是要形成放电的通道。变压器出厂试验中，从未发现过油流放电。个别变压器在运行中发生过油流放电，少开冷却器或将内部清理后就不再放电了，由于油流放电一般发生在绕组下部，电位较低，一旦发生放电，易于发觉和处理，所以一般不会引起绝缘事故。
3.1.4受潮。运行中变压器内部的水分是运动的，不停地迁移和聚集，在高电场区域聚集一定水分之后，在正常工作电压下产生放电而损坏绝缘。
3.2 水分对油绝缘的危害性
3.2.1变压器内水分的动态特性。变压器内部的水分有两种存在状态，一种是受束缚的，一种是自由的。溶解于油中的水分可以随油流动而运动，称之为自由水。物理性吸附于固体绝缘和金属表面的水分，可以溶解到油中成为自由水，称之为准自由水。纸绝缘中准自由水含量以%计，而油中自由水以ppm计。准自由水的含量比自由水要大。假设纸绝缘与油的比例为1比10，当纸绝缘中准自由水为0.5%，油中自由水为10ppm，准自由水比自由水就要多50倍。
油中自由水的含量随温度的升高而增加，纸中准自由水的含量则随温度的升高而下降。变压器在运行中纸绝缘和油中的水分不停地在进行交换。
变压器在运行中油在不停地循环，变压器内的电场和温度场是不均匀的。在高电场处和低温处容易集积水分。因此随着变压器运行时间的增加，水分在绝缘上的分布越来越不均匀，以致形成水分的局部集积。
水分局部集積的程度首先与含水量有关，温度对水分的聚集有驱散作用，而电场强度、纸纤维的极性对水分有显著的吸引力。所以，对于自由水和准自由水含量高的变压器，水分可能在高电场区域局部集积到足以引起绝缘事故的程度。
3.2.2关于受潮的形态与放电的发展过程。通常在见到侵入变压器内部的水分才认为是受潮，这是狭义的受潮概念。从广义受潮的要领出发，变压器实际受潮形态，可分为两类：
①明显受潮：明显受潮是指通常所说的“变压器受潮”，即明显能看到油箱底部或器身上有积水，并且发现水分入侵的原因。
②隐性受潮：“隐性受潮”是指事故前并未发生水分入侵，只是原有水分悄悄地在绝缘上局部集积。水分集积到足以产生局部放电时，先开始局部放电。局部放电产生气体，使放电进一步发展。当产气量大于扩散量，局部放电持续进行，很快发展成贯穿性击穿。如果产气量小于扩散量，则局部放电暂时停歇，待水分再次集聚，或选择其他途径再次发生局部放电。其间歇的时间因放电部位的状况不同而差别很大，有的甚至可以停歇几年。沿纸板的枝状放电是这种放电形态的典型。对于局部放电发展空间有限的场合，例如匝间绝缘下部与垫块间的油角中集积水分，一旦发生局部放电，很快导致匝绝缘或段间（饼间）绝缘击穿，形成突发性绝缘事故。前者使用适当的线检测技术，有可能发觉和防御突发事故。但对于后者，必须采取积极的防御措施，防止自由水的局部集积。
4.防范
防止变压器在正常工作电压下的绝缘事故，从制造、安装、检修和运行4个环节都应采取相应措施。
4.1制造
变压器真空干燥后，固体绝缘中的含水量应小于0.5%，严格进行真空注油。注入油的含水量必须小于10ppm。
4.2安装
变压器在安装过程中，不可能不接触大气，因此绝缘体和金属表面都会吸附大气中的水分，为了使变压器内部的水分恢复到出厂时的水平，变压器安装后必须严格进行真空干燥和真空注油。
4.3检修
当发现变压器内的水分比刚投运时有明显增多时，应看作特别重要的状态指标，必须作为状态检修的主要目的。
[关键词]变压器 绝缘事故 分析
中图分类号：TM 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）35-0325-01
绝缘事故：
电力变压器的安全稳定运行日益受到重视，大容量变压器进网运行，一旦造成变压器故障，不但影响正常生产而且带来很大的经济损失。在这种情况下掌握变压器绝缘受哪些因素影响会造成损坏，对变压器安全稳定运行有一定的好处，使变压器长期在受控状态下运行，对安全可靠运行具有一定现实意义。
1、绝缘事故的类型
变压器的绝缘事故一般分为以下4类：
1.1.绕组绝缘事故：指主绝缘、匝间绝缘、段间绝缘、引线绝缘以及端部绝缘等放电、烧损引起的绝缘事故。
1.2套管绝缘事故。指套管内部绝缘放电引起绝缘损坏，甚至瓷套爆炸。还包括套管外绝缘的沿面放电和空气间隙的击穿。
1.3分接开关绝缘事故。主要是指由于切换开关油室内油的绝缘强度严重下降，在切换分接时不能灭弧，引起有载分接开关烧毁。另外还有无励磁分接开关和有载分接开关裸露的导体之间放电，引起相间、相对地或级间短路的事故。
1.4铁芯绝缘事故。指铁芯的硅钢片对地绝缘损坏，引起铁心多点接地，另指铁芯的框架连接点间的绝缘损坏，产生环流引起局部过热故障。
2、变压器出现绝缘事故的两种形式
正常运行的变压器绝缘事故有两种形式，一种叫突发式事故，特点是：按现行的《预防性试验规程》进行的预防性试验合格，其他在线的监测也未发现事故的预兆。但在正常运行条件下，变压器内部突发绝缘击穿事故，继电保护动作跳闸。由于故障能量有大有小，或继电保护动作的时间有快有慢，变压器损坏的严重程度大不相同。
另一种叫垂危式故障，特点是：预防性试验的绝缘性能试验合格，但从油中溶解气体的色谱分析发现乙炔（C2H2）。经分析确认与在绝缘部分存在放电有关。于是停电进行局部放电量的测量试验（简称局放试验），试验结果表明放电状况异常，甚至在试验中就发生贯穿性击穿。如果将局放试验和其他试验结果进行综合分析，可以作出正确诊断。
3、绝缘事故的原因分析
3.1 绝缘事故原因分析
3.1.1制造缺陷。这类缺陷应该是先发生局部放电，然后在正常工作电压下引起绝缘击穿事故。早先的老旧变压器，确实有过上述种种原因引起正常工作电压下的绝缘事故。实际上现代变压器生产的工艺已能够保证已不再存在这类缺陷。我国220kV及以上电压等级的变压器出厂前都进行了局放试验，局放试验对发现上述缺陷是特别有效的。
3.1.2绝缘老化。变压器由于油道堵塞，匝绝缘局部过热，引起在正常工作电压下的匝绝缘事故，这类过热事故采用定期进行油中气体色谱分析能提前发现征兆。
电力变压器都是全密封结构，运行时间不长，一般不存在绝缘老化的问题。我厂#1、2号主变及#0厂高变均为60年代制造，为薄绝缘铝线圈变压器，运行时间超过35年。在2007年吊罩大修时对#1主变进行了铁芯多点接地的隐患处理，对内部主绝缘进行了检查，除发现分接开关接触不良外，未见绝缘有明显异常，且回装后进行电气试验一切正常。因此说明绝缘老化现象是尤其明显的特征的，不可轻易怀疑绝缘老化的问题存在。
3.1.3油流带电。对于强油循环的电力变压器，在油泵开动的情况下，测量绕组的电位时，绕组电位高的可达几千伏。说明油流和固体绝缘摩擦肯定要产生静电的，只是多少而已，这叫油流起电。但油流起电不等于“油流带电”。油流放电时在油中产生间歇性的电火花，局部放电测量仪可以收到信号，甚至耳朵可以听到声响。持续的油流放电将引起油中出现C2H2，此时应视为一种故障。我厂原1、2号主变及#0厂高变均存在此现象，色谱分析发现产生乙炔，数值在5ppm左右，但总烃不高。为此将所有的高速油泵（1400r/min），更换为900r/min以下的低速油泵，以避免因油流放电而产生乙炔，改造完成后经过滤油、试运行，乙炔值消失了。从油流带电发展到油流放电是有条件的。一方面是要有足够的电量，另一方面是要形成放电的通道。变压器出厂试验中，从未发现过油流放电。个别变压器在运行中发生过油流放电，少开冷却器或将内部清理后就不再放电了，由于油流放电一般发生在绕组下部，电位较低，一旦发生放电，易于发觉和处理，所以一般不会引起绝缘事故。
3.1.4受潮。运行中变压器内部的水分是运动的，不停地迁移和聚集，在高电场区域聚集一定水分之后，在正常工作电压下产生放电而损坏绝缘。
3.2 水分对油绝缘的危害性
3.2.1变压器内水分的动态特性。变压器内部的水分有两种存在状态，一种是受束缚的，一种是自由的。溶解于油中的水分可以随油流动而运动，称之为自由水。物理性吸附于固体绝缘和金属表面的水分，可以溶解到油中成为自由水，称之为准自由水。纸绝缘中准自由水含量以%计，而油中自由水以ppm计。准自由水的含量比自由水要大。假设纸绝缘与油的比例为1比10，当纸绝缘中准自由水为0.5%，油中自由水为10ppm，准自由水比自由水就要多50倍。
油中自由水的含量随温度的升高而增加，纸中准自由水的含量则随温度的升高而下降。变压器在运行中纸绝缘和油中的水分不停地在进行交换。
变压器在运行中油在不停地循环，变压器内的电场和温度场是不均匀的。在高电场处和低温处容易集积水分。因此随着变压器运行时间的增加，水分在绝缘上的分布越来越不均匀，以致形成水分的局部集积。
水分局部集積的程度首先与含水量有关，温度对水分的聚集有驱散作用，而电场强度、纸纤维的极性对水分有显著的吸引力。所以，对于自由水和准自由水含量高的变压器，水分可能在高电场区域局部集积到足以引起绝缘事故的程度。
3.2.2关于受潮的形态与放电的发展过程。通常在见到侵入变压器内部的水分才认为是受潮，这是狭义的受潮概念。从广义受潮的要领出发，变压器实际受潮形态，可分为两类：
①明显受潮：明显受潮是指通常所说的“变压器受潮”，即明显能看到油箱底部或器身上有积水，并且发现水分入侵的原因。
②隐性受潮：“隐性受潮”是指事故前并未发生水分入侵，只是原有水分悄悄地在绝缘上局部集积。水分集积到足以产生局部放电时，先开始局部放电。局部放电产生气体，使放电进一步发展。当产气量大于扩散量，局部放电持续进行，很快发展成贯穿性击穿。如果产气量小于扩散量，则局部放电暂时停歇，待水分再次集聚，或选择其他途径再次发生局部放电。其间歇的时间因放电部位的状况不同而差别很大，有的甚至可以停歇几年。沿纸板的枝状放电是这种放电形态的典型。对于局部放电发展空间有限的场合，例如匝间绝缘下部与垫块间的油角中集积水分，一旦发生局部放电，很快导致匝绝缘或段间（饼间）绝缘击穿，形成突发性绝缘事故。前者使用适当的线检测技术，有可能发觉和防御突发事故。但对于后者，必须采取积极的防御措施，防止自由水的局部集积。
4.防范
防止变压器在正常工作电压下的绝缘事故，从制造、安装、检修和运行4个环节都应采取相应措施。
4.1制造
变压器真空干燥后，固体绝缘中的含水量应小于0.5%，严格进行真空注油。注入油的含水量必须小于10ppm。
4.2安装
变压器在安装过程中，不可能不接触大气，因此绝缘体和金属表面都会吸附大气中的水分，为了使变压器内部的水分恢复到出厂时的水平，变压器安装后必须严格进行真空干燥和真空注油。
4.3检修
当发现变压器内的水分比刚投运时有明显增多时，应看作特别重要的状态指标，必须作为状态检修的主要目的。