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[摘 要]变压器由铁芯、瓦斯继电器、油箱、分接开关、输出线圈及输入线圈等构成，能减小交流电传输损耗，扩大电能传输范围及改善电能传输质量。绝缘老化及介质劣化、引线绝缘缺陷等内部故障可导致气味、油位、声音及油温等异常或零序保护、后备保护、速断保护、纵差保护及瓦斯保护等失效，引起过励磁、过电压、过负荷及造成设备损坏，如烧坏绕组、铁芯等，甚至可引起油箱爆炸，增加供配电管理费用。本文分析了变压器内部绝缘故障问题，旨在确保变压器能够有效转化交流电压及传输电能。
[关键词]绝缘；内部；故障；变压器
中图分类号：G623.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）15-0109-01
变电设备负荷种类多，内部出现的绝缘故障是电网故障的重要起因，危及电网运行安全，可导致供电中断、电气设备爆炸或火灾。内部绝缘材料的时效老化劣化或绝缘材质损伤、绝缘材料表面污秽受潮或积尘、维修不到位与年久失修、自身存在制造缺陷及安装缺陷等容易诱发绝缘故障，绝缘故障发生、发展过程复杂，通常表现为绝缘介质沿面放电、局部放电、导体相间短路或对地短路等。应分析故障机理、评估故障状态、确诊故障部位及严重程度，及时停机维修与切除变压器的内部故障，从源头上消除电网事故，减小绝缘故障对相邻设備运行、变电运维人员人身安全、电网暂态稳定产生的不良影响。
1.绝缘故障分析
1.1 绝缘纸、绝缘油故障
绝缘纸过度受热时，可脱离部分水分，导致绝缘纸的脆化速度加快，变压器运行时产生的冲击力，如操作波、冲击电压、电动应力、机械或电磁振动等可导致脆化、收缩移动的绝缘纸发生剥落问题，致使内部线圈之间发生移位摩擦，进而损伤绝缘，引发绝缘故障。随着绝缘纸的受热时间不断延长，其机械强度可不断降低，难以耐受冲击负荷或短路电流，容易遭到破坏，由此损伤内部绝缘性能与引发绝缘故障[1]。此外，绝缘绑扎、绝缘卷、绝缘垫、绝缘板等固体绝缘材料发生老化分解现象时可产生CO2、CO、水等其他杂质，老化产物可腐蚀内部金属材料，降低绝缘材料自身的抗拉轻度、电阻率及增大介损，引起绝缘故障。绝缘油（变压器油）被污染、氧化劣化、油质变坏时可降低耐电性能、绝缘强度、导热性能，引起绝缘故障。绝缘油中混入杂质、气体、金属、绝缘漆或受潮、感染细菌等微生物时，灰分、酸价与水分将会增加，电场击穿强度、绝缘性能降低，同时可增加介质的损失角。光合作用、电场及温度等可造成绝缘油不断氧化，绝缘油发生氧化时可形成油泥等杂质，油泥生成速度快，可粘附于箱壳边缘或绝缘材料、散热片、油管表面，导致耐电强度降低与诱发绝缘故障。杂质还会集中沉淀在强电场区域，形成细长条，沉淀物不但会加速绝缘老化、妨碍散热，还会产生导电桥作用，迅速降低绝缘电阻[2]。对于绝缘纸、绝缘油引起的绝缘故障，处理时只需明确故障点及更换绝缘纸、绝缘油即可。
1.2 匝间、股间故障
变压器工作频率、功率升高与集肤效应可增加能量损耗及增大匝间绝缘故障风险，匝间故障发生时无明显升温表现，无瓦斯保护动作，故障点产气速率无较大变化，一般可利用气相色谱试验法分析匝间是否发生绝缘故障。绕组接头接触不良时，可导致接头局部发热，温度过高的接头可损坏局部绝缘，导致匝间不同交层之间的绝缘介质失效，引起绝缘故障及层间短路。变压器的超负荷运行时间较长时，绕组温度可明显升高，造成绝缘介质被烧焦或脱落，脱落的介质可导致设备内部形成环流与局部过热，从而导致绕组匝间短路、绝缘故障。绝缘油水分含量增大、绕组匝间浸漆不透可造成绝缘受潮，引起匝间故障，导致绝缘击穿或绝缘放电。变压器内部存在质量不达标的缺陷导线，如弯曲变形、表面粗糙、粗细不均、杂质多的导线等，容易造成固体绝缘介质上的导线产生局部高强度电场，同时降低绝缘强度，引起局部放电，致使匝间绝缘被烧坏，引起绝缘故障[3]。变压器的绕组中含有扁导线、圆导线、换位导线及组合导线，并联多股导线可组成换位导线或组合导线，股间电位差较低，每股导线之间的股间绝缘厚度一般为0.45mm左右，容易发生绝缘破坏及股间短路故障，严重时可发展成匝间短路、段间短路甚至是绕组烧毁等内部故障。可采用色谱法分析匝间及股间故障，判断依据为CH4/H2≥0.5、C2H2/C2H4<0.1、C2H2/C2H6≥3及CH4/H2=1～3，或通过开展高压变比试验、高压直流电阻测试、耐压试验诊断匝间、股间故障，耐压试验测试电路见图1。
1.3 分接开关、铁芯故障
分接开关属于机械性操作、切换装置，与调压绕组连接，其绝缘间距并联了纯固体间距、固体与油间距、纯油间距，导致分接开关出现绝缘故障的原因包括绝缘配合失当、过电压。绝缘配合失当是指分接开关本身能够耐受的场强与绝缘间距作用场强配合失误，耐受场强由电压负荷决定，负荷高则场强高，耐受场强高于作用场强是保障分接开关正常运行的基础，耐受场强低于作用场强可造成绝缘意外破坏、绝缘故障，引起绝缘闪络击穿及放电故障。过电压可导致主绝缘不接地或接地系统电压增加30%、73%，或在绝缘介质上遗留放电痕迹，严重损伤及破坏绝缘。铁芯铁盒绝缘、垫铁绝缘、夹件绝缘损坏或受潮可造成铁芯高阻接地，引起绝缘故障；油箱内存在金属异物、硅钢片与钢座套短接、夹件与铁芯连接可导致硅钢片短路及绝缘故障[4]。诊断分接开關及铁芯出现的绝缘故障时多采用色谱分析或电气测试技术，利用电气测试技术可了解绝缘强度与绝缘特性，包括泄露电流、介质损耗、极化指数、吸收比指数、绝缘电阻等。为减少绝缘故障，可安装过电压保护装置，如避雷器、R-C阻容、R-L保护设备等，控制好分接开关的绝缘等级，预防铁芯发生多点接地问题。
2.案例分析
某变电站使用了SFF1--63000/20型变压器，电压变比（20±2×2.5%）/6.3，空载损耗23.582kW，负载损耗159.31kW，短路阻抗10.24%，额定电压110kV/10.5kV。投产时间为2012年5月，单相容量为250MVA，三相分体，2016年12月该变压器异常跳闸，故障相存在多个局部过热点，故障电流为52.1kA。对变压器的内部进行检查后证实高压引线未出现明显放电、变形或位移痕迹，绕组线匝被烧断，绝缘损坏、导线露铜，发现匝间短路。色谱数据：总烃763.4uL/L，C2H2 431.3uL/L，C2H6 15.3uL/L，C2H4 218.5uL/L，CH4 97.4uL/L，CO2 4139.2uL/L，CO 852.5uL/L，H2 231.4uL/L。C2H4/C2H6编码取值为2，CH4/H2编码取值为0，C2H2/C2H4编码取值为1。诊断变压器内部匝间存在绝缘故障，故障原因为绕组线圈导线表面粗糙、存在毛刺，同时出现了绝缘受潮问题，绝缘介质强度降低，绝缘介质被毛刺刺破后形成局部热点与环流，发生绝缘故障。介质损耗率：低压侧0.531%，中压侧0.468%，高压侧0.449%；吸收比：低压侧1.5，中压侧1.7，高压侧2.0，更换缺陷导线、关闭部分散热器及油箱阀门、利用热油进行循环处理后排除故障，泄露电流、吸收比、绝缘电阻测定值达到合格标准。
3. 结语
综上，不断升高的电压等级与电网容量对变压器的运行安全提出了更高要求，应分析与减少内部故障，尤其是绝缘故障，改善内部绝缘性能。为减少绝缘故障、绝缘缺陷、闪络、爬电，强化绝缘性能与设备工作状况，预防绝缘击穿，确保绝缘构件可以起到保护作用与限压作用，需重点检查绝缘构件，及时处理内部发热现象。注意加强新投运变压器的带电检测与巡视工作，加强技术参数维护，做好电容量、介损在线监测工作，及早诊断内部绝缘缺陷故障隐患，应用避雷器预防内过电压，提供与国家标准相符的内部运行环境。
参考文献
[1] 司马文霞，孙魄韬，吴婧瑜，等.多次雷电冲击电压作用下变压器油浸绝缘纸板累积效应特性[J].高电压技术，2016，42（2）：589-597.
[2] 郭栋，熊文真，徐建新，等.基于变精度粗糙集与量子贝叶斯网络的变压器故障诊断研究[J].计算机应用与软件，2017，34（2）：93-99.
[3] 刘亚南，范立新，徐钢，等. 基于非负矩阵分解与改进极端学习机的变压器油中溶解气体浓度预测模型[J].高压电器，2016，52（1）：162-169.
[4] 王青于，杨熙，彭宗仁，等.应用三维电磁–热–流耦合场分析法计算换流变压器干式套管的温度场分布[J].中国电机工程学报，2016，36（22）：6269-6275.
[关键词]绝缘；内部；故障；变压器
中图分类号：G623.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）15-0109-01
变电设备负荷种类多，内部出现的绝缘故障是电网故障的重要起因，危及电网运行安全，可导致供电中断、电气设备爆炸或火灾。内部绝缘材料的时效老化劣化或绝缘材质损伤、绝缘材料表面污秽受潮或积尘、维修不到位与年久失修、自身存在制造缺陷及安装缺陷等容易诱发绝缘故障，绝缘故障发生、发展过程复杂，通常表现为绝缘介质沿面放电、局部放电、导体相间短路或对地短路等。应分析故障机理、评估故障状态、确诊故障部位及严重程度，及时停机维修与切除变压器的内部故障，从源头上消除电网事故，减小绝缘故障对相邻设備运行、变电运维人员人身安全、电网暂态稳定产生的不良影响。
1.绝缘故障分析
1.1 绝缘纸、绝缘油故障
绝缘纸过度受热时，可脱离部分水分，导致绝缘纸的脆化速度加快，变压器运行时产生的冲击力，如操作波、冲击电压、电动应力、机械或电磁振动等可导致脆化、收缩移动的绝缘纸发生剥落问题，致使内部线圈之间发生移位摩擦，进而损伤绝缘，引发绝缘故障。随着绝缘纸的受热时间不断延长，其机械强度可不断降低，难以耐受冲击负荷或短路电流，容易遭到破坏，由此损伤内部绝缘性能与引发绝缘故障[1]。此外，绝缘绑扎、绝缘卷、绝缘垫、绝缘板等固体绝缘材料发生老化分解现象时可产生CO2、CO、水等其他杂质，老化产物可腐蚀内部金属材料，降低绝缘材料自身的抗拉轻度、电阻率及增大介损，引起绝缘故障。绝缘油（变压器油）被污染、氧化劣化、油质变坏时可降低耐电性能、绝缘强度、导热性能，引起绝缘故障。绝缘油中混入杂质、气体、金属、绝缘漆或受潮、感染细菌等微生物时，灰分、酸价与水分将会增加，电场击穿强度、绝缘性能降低，同时可增加介质的损失角。光合作用、电场及温度等可造成绝缘油不断氧化，绝缘油发生氧化时可形成油泥等杂质，油泥生成速度快，可粘附于箱壳边缘或绝缘材料、散热片、油管表面，导致耐电强度降低与诱发绝缘故障。杂质还会集中沉淀在强电场区域，形成细长条，沉淀物不但会加速绝缘老化、妨碍散热，还会产生导电桥作用，迅速降低绝缘电阻[2]。对于绝缘纸、绝缘油引起的绝缘故障，处理时只需明确故障点及更换绝缘纸、绝缘油即可。
1.2 匝间、股间故障
变压器工作频率、功率升高与集肤效应可增加能量损耗及增大匝间绝缘故障风险，匝间故障发生时无明显升温表现，无瓦斯保护动作，故障点产气速率无较大变化，一般可利用气相色谱试验法分析匝间是否发生绝缘故障。绕组接头接触不良时，可导致接头局部发热，温度过高的接头可损坏局部绝缘，导致匝间不同交层之间的绝缘介质失效，引起绝缘故障及层间短路。变压器的超负荷运行时间较长时，绕组温度可明显升高，造成绝缘介质被烧焦或脱落，脱落的介质可导致设备内部形成环流与局部过热，从而导致绕组匝间短路、绝缘故障。绝缘油水分含量增大、绕组匝间浸漆不透可造成绝缘受潮，引起匝间故障，导致绝缘击穿或绝缘放电。变压器内部存在质量不达标的缺陷导线，如弯曲变形、表面粗糙、粗细不均、杂质多的导线等，容易造成固体绝缘介质上的导线产生局部高强度电场，同时降低绝缘强度，引起局部放电，致使匝间绝缘被烧坏，引起绝缘故障[3]。变压器的绕组中含有扁导线、圆导线、换位导线及组合导线，并联多股导线可组成换位导线或组合导线，股间电位差较低，每股导线之间的股间绝缘厚度一般为0.45mm左右，容易发生绝缘破坏及股间短路故障，严重时可发展成匝间短路、段间短路甚至是绕组烧毁等内部故障。可采用色谱法分析匝间及股间故障，判断依据为CH4/H2≥0.5、C2H2/C2H4<0.1、C2H2/C2H6≥3及CH4/H2=1～3，或通过开展高压变比试验、高压直流电阻测试、耐压试验诊断匝间、股间故障，耐压试验测试电路见图1。
1.3 分接开关、铁芯故障
分接开关属于机械性操作、切换装置，与调压绕组连接，其绝缘间距并联了纯固体间距、固体与油间距、纯油间距，导致分接开关出现绝缘故障的原因包括绝缘配合失当、过电压。绝缘配合失当是指分接开关本身能够耐受的场强与绝缘间距作用场强配合失误，耐受场强由电压负荷决定，负荷高则场强高，耐受场强高于作用场强是保障分接开关正常运行的基础，耐受场强低于作用场强可造成绝缘意外破坏、绝缘故障，引起绝缘闪络击穿及放电故障。过电压可导致主绝缘不接地或接地系统电压增加30%、73%，或在绝缘介质上遗留放电痕迹，严重损伤及破坏绝缘。铁芯铁盒绝缘、垫铁绝缘、夹件绝缘损坏或受潮可造成铁芯高阻接地，引起绝缘故障；油箱内存在金属异物、硅钢片与钢座套短接、夹件与铁芯连接可导致硅钢片短路及绝缘故障[4]。诊断分接开關及铁芯出现的绝缘故障时多采用色谱分析或电气测试技术，利用电气测试技术可了解绝缘强度与绝缘特性，包括泄露电流、介质损耗、极化指数、吸收比指数、绝缘电阻等。为减少绝缘故障，可安装过电压保护装置，如避雷器、R-C阻容、R-L保护设备等，控制好分接开关的绝缘等级，预防铁芯发生多点接地问题。
2.案例分析
某变电站使用了SFF1--63000/20型变压器，电压变比（20±2×2.5%）/6.3，空载损耗23.582kW，负载损耗159.31kW，短路阻抗10.24%，额定电压110kV/10.5kV。投产时间为2012年5月，单相容量为250MVA，三相分体，2016年12月该变压器异常跳闸，故障相存在多个局部过热点，故障电流为52.1kA。对变压器的内部进行检查后证实高压引线未出现明显放电、变形或位移痕迹，绕组线匝被烧断，绝缘损坏、导线露铜，发现匝间短路。色谱数据：总烃763.4uL/L，C2H2 431.3uL/L，C2H6 15.3uL/L，C2H4 218.5uL/L，CH4 97.4uL/L，CO2 4139.2uL/L，CO 852.5uL/L，H2 231.4uL/L。C2H4/C2H6编码取值为2，CH4/H2编码取值为0，C2H2/C2H4编码取值为1。诊断变压器内部匝间存在绝缘故障，故障原因为绕组线圈导线表面粗糙、存在毛刺，同时出现了绝缘受潮问题，绝缘介质强度降低，绝缘介质被毛刺刺破后形成局部热点与环流，发生绝缘故障。介质损耗率：低压侧0.531%，中压侧0.468%，高压侧0.449%；吸收比：低压侧1.5，中压侧1.7，高压侧2.0，更换缺陷导线、关闭部分散热器及油箱阀门、利用热油进行循环处理后排除故障，泄露电流、吸收比、绝缘电阻测定值达到合格标准。
3. 结语
综上，不断升高的电压等级与电网容量对变压器的运行安全提出了更高要求，应分析与减少内部故障，尤其是绝缘故障，改善内部绝缘性能。为减少绝缘故障、绝缘缺陷、闪络、爬电，强化绝缘性能与设备工作状况，预防绝缘击穿，确保绝缘构件可以起到保护作用与限压作用，需重点检查绝缘构件，及时处理内部发热现象。注意加强新投运变压器的带电检测与巡视工作，加强技术参数维护，做好电容量、介损在线监测工作，及早诊断内部绝缘缺陷故障隐患，应用避雷器预防内过电压，提供与国家标准相符的内部运行环境。
参考文献
[1] 司马文霞，孙魄韬，吴婧瑜，等.多次雷电冲击电压作用下变压器油浸绝缘纸板累积效应特性[J].高电压技术，2016，42（2）：589-597.
[2] 郭栋，熊文真，徐建新，等.基于变精度粗糙集与量子贝叶斯网络的变压器故障诊断研究[J].计算机应用与软件，2017，34（2）：93-99.
[3] 刘亚南，范立新，徐钢，等. 基于非负矩阵分解与改进极端学习机的变压器油中溶解气体浓度预测模型[J].高压电器，2016，52（1）：162-169.
[4] 王青于，杨熙，彭宗仁，等.应用三维电磁–热–流耦合场分析法计算换流变压器干式套管的温度场分布[J].中国电机工程学报，2016，36（22）：6269-6275.