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摘要：大型变压器故障是比较常见的。本文结合案例，对常见故障进行了分析，为现场技术人员提供了参考依据，从而提高处理故障的能力，使电网可靠运行提供了保障。
关键词：变压器，故障分析，处理
中图分类号：TM4 文献标识码： A
1、大型变压器故障概述
油浸电力变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障，其主要类型有：各相绕组之间发生的相间短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障，其主要类型有：绝缘套管闪络或破碎而发生的接地<通过外壳)短路，引出线之间发生相间故障等而引起变压器内部故障或绕组变形等。变压器的内部故障从性质上一般又分为热故障和电故障两大类。
2、变压器故障检测
变压器故障的检测技术是准确诊断故障的主要手段，根据DL／T596—1996电力设备预防性试验规程规定的试验项目及试验顺序，主要包括油中气体的色谱分析、直流电阻检测、绝缘电阻及吸收比、极化指数检测、绝缘介质损失角正切检测、油质检测、局部放电检测及绝缘耐压试验等。在变压器故障诊断中应综合各种有效的检测手段和方法，对得到的各种检测结果要进行综合分析和评判。
2.1氢气H2变化。变压器在高、中温过热时，H2一般占氢烃总量的27％以下，而且随温度升高，H2的绝对含量有所增长，但其所占比例却相对下降。变压器无论是热故障还是电故障，最终都将导致绝缘介质裂解产生各种特征气体。由于碳氢键之间的键能低，生成热小，在绝缘的分解过程中，一般总是先生成H2，因此H2是各种故障特征气体的主要组成成分之一。变压器内部进水受潮是一种内部潜伏性故障，其特征气体H2含量很高。
2.2乙炔C2H2变化。C2H2的产生与放电性故障有关，当变压器内部发生电弧放电时，C2H2一般占总烃的20％--70％，H2占氢烃总量的30％～90％，并且在绝大多数情况下，C2H4＼含量高于CH4。当C2H2含量占主要成分且超标时，则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。如果其他成分没超标，而C2H2超标且增长速率较快，则可能是设备内部存在高能量放电故障。
2.3甲烷CH4和乙烯C2H4变化。在过热性故障中，当只有热源处的绝缘油分解时，特征气体CH4和C2H4两者之和一般可占总烃的80％以上，且随着故障点温度的升高，C2H4所占比例也增加。
2.4一氧化碳CO和二氧化碳CO2变化。无论何种放电形式，除了产生氢烃类气体外，与过热故障一样，只要有固体绝缘介入，都会产生CO和CO2。但从总体上来说，过热性故障的产气速率比放电性故障慢。
3、变压器常见故障分析处理
3.1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: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Ⅰ線圈,中间是低压线圈,最里面是高压Ⅱ线圈,高压Ⅰ和高压Ⅱ串联成高压绕组。高压Ⅰ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Ⅰ线圈顶部,因各部分线圈的串并联关系,导致直流电阻的变化较小,线圈连接如图所示。
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。
3.2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
(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。
3.3 过热故障
（1）电流回路的过热
最常见的过热故障是无载分接开关动、静触头接触不良，静触柱引线焊接不良，线圈出线与套管连接不良，穿缆式套管线鼻子焊接不良，穿缆式裸引线与套管导杆内壁接触过热，多股并绕线圈出线处焊接不良等。对于电流回路的过热故障，大多可通过油色谱统包绝缘膨胀，堵塞油道的过热，目前尚无特别有效的诊断方法。固体绝缘过热较严重时，可用油的糠醛分析诊断。怀疑绕组股间短路引起过热时，还可以增加单相低电压短路试验，通过比较各相损耗的差异，进行综合诊断。
(2)磁回路的过热
最常见的磁回路过热是铁心的“多点接地”。此外，铁心的局部短路和全星形接线变压器的过热也时有发生且比较难以发现和处理。
3.4 受潮故障
导致变压器绝缘受潮的主要原因是水渗漏入变压器（如油箱顶部和套管将军帽密封不严，水冷却器铜管破裂，储油柜凝结水回流和旧式防爆筒进入潮气等原因），也有因制造或检修时未干燥好，或绝缘暴露空气中的时间过长，变压器抽真空时由于真空泵冷却水漏入泵内吸入变压器内等原因。此外，变压器潜油泵渗漏，漏入空气，也对变压器绝缘造成危害。
3.5 绕组变形故障
由于外部短路引起变压器绕组变形的故障日益增多。变压器导线的抗弯能力差，再加上线圈与铁心之间不易塞紧，因此变压器内线圈在受到向内的幅向力作用时最容易发生变形。
3.6 套管故障
电容型套管的故障除常见的本体渗漏和将军帽密封不严外，还有外绝缘闪络、内绝缘损坏和端部引线过热等。
3.7 冷却系统渗漏故障
水冷却器因铜管材质或工艺不良，使水漏入变压器中，多次引起变压器事故。风冷却器的油泵渗漏，渗入空气，造成变压器轻瓦斯动作的情况，也时有发生。如某120MVA、220kv变压器轻瓦斯保护频繁动作，油和瓦斯气的色谱分析显示无明显的异常，只是瓦斯气中氢气含量较高。
3.8 储油柜胶囊呼吸不畅的故障
变压器的储油柜内的油位，随油温高低而上下波动，油面上的胶囊必须呼吸畅通。胶囊呼吸不畅，引起变压器内部压力上升，导致压力释放装置动作和喷油的故障时有发生。胶囊呼吸不畅的主要原因有，储油柜内残存空气，胶囊底部将其呼吸孔堵塞，呼吸器堵塞。变压器安装后期调整储油柜油位的方法不当，可能使储油柜进入空气。
结语： 综上， 通过对变压器常见故障的分析，为现场技术人员提供了参考依据，从而提高处理故障的能力，使电网可靠运行提供了保障。
参考文献：
1． 罗庚南;干式变压器及其绝缘结构[J];绝缘材料通讯;1997年03期
2． 吕俊霞;;干式变压器的运行维护技术[J];洁净与空调技术;2010年03期
3． 高骏;电力变压器故障诊断与状态综合评价研究[D];华中科技大学;2011年
关键词：变压器，故障分析，处理
中图分类号：TM4 文献标识码： A
1、大型变压器故障概述
油浸电力变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障，其主要类型有：各相绕组之间发生的相间短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障，其主要类型有：绝缘套管闪络或破碎而发生的接地<通过外壳)短路，引出线之间发生相间故障等而引起变压器内部故障或绕组变形等。变压器的内部故障从性质上一般又分为热故障和电故障两大类。
2、变压器故障检测
变压器故障的检测技术是准确诊断故障的主要手段，根据DL／T596—1996电力设备预防性试验规程规定的试验项目及试验顺序，主要包括油中气体的色谱分析、直流电阻检测、绝缘电阻及吸收比、极化指数检测、绝缘介质损失角正切检测、油质检测、局部放电检测及绝缘耐压试验等。在变压器故障诊断中应综合各种有效的检测手段和方法，对得到的各种检测结果要进行综合分析和评判。
2.1氢气H2变化。变压器在高、中温过热时，H2一般占氢烃总量的27％以下，而且随温度升高，H2的绝对含量有所增长，但其所占比例却相对下降。变压器无论是热故障还是电故障，最终都将导致绝缘介质裂解产生各种特征气体。由于碳氢键之间的键能低，生成热小，在绝缘的分解过程中，一般总是先生成H2，因此H2是各种故障特征气体的主要组成成分之一。变压器内部进水受潮是一种内部潜伏性故障，其特征气体H2含量很高。
2.2乙炔C2H2变化。C2H2的产生与放电性故障有关，当变压器内部发生电弧放电时，C2H2一般占总烃的20％--70％，H2占氢烃总量的30％～90％，并且在绝大多数情况下，C2H4＼含量高于CH4。当C2H2含量占主要成分且超标时，则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。如果其他成分没超标，而C2H2超标且增长速率较快，则可能是设备内部存在高能量放电故障。
2.3甲烷CH4和乙烯C2H4变化。在过热性故障中，当只有热源处的绝缘油分解时，特征气体CH4和C2H4两者之和一般可占总烃的80％以上，且随着故障点温度的升高，C2H4所占比例也增加。
2.4一氧化碳CO和二氧化碳CO2变化。无论何种放电形式，除了产生氢烃类气体外，与过热故障一样，只要有固体绝缘介入，都会产生CO和CO2。但从总体上来说，过热性故障的产气速率比放电性故障慢。
3、变压器常见故障分析处理
3.1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: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Ⅰ線圈,中间是低压线圈,最里面是高压Ⅱ线圈,高压Ⅰ和高压Ⅱ串联成高压绕组。高压Ⅰ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Ⅰ线圈顶部,因各部分线圈的串并联关系,导致直流电阻的变化较小,线圈连接如图所示。
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。
3.2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
(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。
3.3 过热故障
（1）电流回路的过热
最常见的过热故障是无载分接开关动、静触头接触不良，静触柱引线焊接不良，线圈出线与套管连接不良，穿缆式套管线鼻子焊接不良，穿缆式裸引线与套管导杆内壁接触过热，多股并绕线圈出线处焊接不良等。对于电流回路的过热故障，大多可通过油色谱统包绝缘膨胀，堵塞油道的过热，目前尚无特别有效的诊断方法。固体绝缘过热较严重时，可用油的糠醛分析诊断。怀疑绕组股间短路引起过热时，还可以增加单相低电压短路试验，通过比较各相损耗的差异，进行综合诊断。
(2)磁回路的过热
最常见的磁回路过热是铁心的“多点接地”。此外，铁心的局部短路和全星形接线变压器的过热也时有发生且比较难以发现和处理。
3.4 受潮故障
导致变压器绝缘受潮的主要原因是水渗漏入变压器（如油箱顶部和套管将军帽密封不严，水冷却器铜管破裂，储油柜凝结水回流和旧式防爆筒进入潮气等原因），也有因制造或检修时未干燥好，或绝缘暴露空气中的时间过长，变压器抽真空时由于真空泵冷却水漏入泵内吸入变压器内等原因。此外，变压器潜油泵渗漏，漏入空气，也对变压器绝缘造成危害。
3.5 绕组变形故障
由于外部短路引起变压器绕组变形的故障日益增多。变压器导线的抗弯能力差，再加上线圈与铁心之间不易塞紧，因此变压器内线圈在受到向内的幅向力作用时最容易发生变形。
3.6 套管故障
电容型套管的故障除常见的本体渗漏和将军帽密封不严外，还有外绝缘闪络、内绝缘损坏和端部引线过热等。
3.7 冷却系统渗漏故障
水冷却器因铜管材质或工艺不良，使水漏入变压器中，多次引起变压器事故。风冷却器的油泵渗漏，渗入空气，造成变压器轻瓦斯动作的情况，也时有发生。如某120MVA、220kv变压器轻瓦斯保护频繁动作，油和瓦斯气的色谱分析显示无明显的异常，只是瓦斯气中氢气含量较高。
3.8 储油柜胶囊呼吸不畅的故障
变压器的储油柜内的油位，随油温高低而上下波动，油面上的胶囊必须呼吸畅通。胶囊呼吸不畅，引起变压器内部压力上升，导致压力释放装置动作和喷油的故障时有发生。胶囊呼吸不畅的主要原因有，储油柜内残存空气，胶囊底部将其呼吸孔堵塞，呼吸器堵塞。变压器安装后期调整储油柜油位的方法不当，可能使储油柜进入空气。
结语： 综上， 通过对变压器常见故障的分析，为现场技术人员提供了参考依据，从而提高处理故障的能力，使电网可靠运行提供了保障。
参考文献：
1． 罗庚南;干式变压器及其绝缘结构[J];绝缘材料通讯;1997年03期
2． 吕俊霞;;干式变压器的运行维护技术[J];洁净与空调技术;2010年03期
3． 高骏;电力变压器故障诊断与状态综合评价研究[D];华中科技大学;2011年