電力變壓器故障分析與診斷
作者：佚名
2010-06-02 08:49
來源：不詳
第一章 變壓器故障
油浸電力變壓器的故障常被分為內部故障和外部故障兩種。內部故障為變壓器油箱內發生的各種故障，其主要類型有：各相繞組之間發生的相問短路、繞組的線匝之間發生的匝問短路、繞組或引出線通過外殼發生的接地故障等。外部故障為變壓器油箱外部絕緣套管及其引出線上發生的各種故障，其主要類型有：絕緣套管閃絡或破碎而發生的接地
由於變壓器故障涉及麵較廣，具體類型的劃分方式較多，如從回路劃分主要有電路故障、磁路故障和油路故障。若從變壓器的主體結構劃分，可分為繞組故障、鐵心故障、油質故障和附件故障。同時習慣上對變壓器故障的類型一般是根據常見的故障易發區位劃分，如絕緣故障、鐵心故障、分接開關故障等。而對變壓器本身影響最嚴重、目前發生機率最高的又是變壓器出口短路故障，同時還存在變壓器滲漏故障、油流帶電故障、保護誤動故障等等。所有這些不同類型的故障，有的可能反映的是熱故障，有的可能反映的是電故障，有的可能既反映過熱故障同時又存在放電故障，而變壓器滲漏故障在一般情況下可能不存在熱或電故障的特征。
因此，很難以某一範疇規範劃分變壓器故障的類型，本書采用了比較普遍和常見的變壓器短路故障、放電故障、絕緣故障、鐵心故障、分接開關故障、滲漏油氣故障、油流帶電故障、保護誤動故障等八個方麵，按各自故障的成因、影響、判斷方法及應采取的相應技術措施等，分別進行描述。
第一節 短路故障
變壓器短路故障主要指變壓器出口短路，以及內部引線或繞組間對地短路、及相與相之間發生的短路而導致的故障。
變壓器正常運行中由於受出口短路故障的影響，遭受損壞的情況較為嚴重。據有關資料統計，近年來，一些地區110kV及以上電壓等級的變壓器遭受短路故障電流衝擊直接導致損壞的02manbetx.com ，約占全部02manbetx.com 的50％以上，與前幾年統計相比呈大幅度上升的趨勢。這類故障的案例很多，特別是變壓器低壓出口短路時形成的故障一般要更換繞組，嚴重時可能要更換全部繞組，從而造成十分嚴重的後果和損失，因此，尤應引起足夠的重視。
出口短路對變壓器的影響，主要包括以下兩個方麵。
1．短路電流引起絕緣過熱故障
變壓器突發短路時，其高、低壓繞組可能同時通過為額定值數十倍的短路電流，它將產生很大的熱量，使變壓器嚴重發熱。當變壓器承受短路電流的能力不夠，熱穩定性差，會使變壓器絕緣材料嚴重受損，而形成變壓器擊穿及損毀02manbetx.com 。
變壓器發生出口短路時，短路電流的絕對值表達式為
變壓器的出口短路主要包括：三相短路、兩相短路、單相接地短路和兩相接地短路等幾種類型。據資料統計表明，在中性點接地係統中，單相接地短路約占全部短路故障的65％，兩相短路約占10％～15％，兩相接地短路約占15％一20％，三相短路約占5％，其中以三相短路時的短路電流值最大，國標GBl094•5--85中就是以三相短路電流為依據的。
忽略係統阻抗對短路電流的影響，則三相短路表達式為
式中 ／5；’I三相短路電流；
U－變壓器接人係統的額定電壓
Zt－變壓器短路阻抗；
IN－變壓器額定電流；
UN－變壓器短路電壓百分數。
對220kV三繞組變壓罪而言，高壓對中、低壓的短路阻抗一般在10％一30％之間，中壓對低壓的短路阻抗一般在10％以下，因此變壓器發生短路故障時，強大的短路電流致使變壓器絕緣材料受熱損壞。
2．短路電動力引起繞組變形故障
變壓器受短路衝擊時，如果短路電流小，繼電保護正確動作，繞組變形將是輕微的；如果短路電流大，繼電保護延時動作甚至拒動，變形將會很嚴重，甚至造成繞組損壞。對於輕微的變形，如果不及時檢修，恢複墊塊位置，緊固繞組的壓釘及鐵軛的拉板、拉杆，加強引線的夾緊力，在多次短路衝擊後，由於累積效應也會使變壓器損壞。因此診斷繞組變形程度、製訂合理的變壓器檢修周期是提高變壓器抗短路能力的一項重要措施。
繞組受力狀態如圖1—1、圖1—2所示。由於繞組中漏磁中。的存在，載流導線在漏磁作用下受到電動力的作用，特別是在繞組突然短路時，電動力最嚴重。漏磁通常可分解為縱軸分量月和橫軸分量月，。縱軸磁場月使繞組產生輻向力，而橫軸磁場月•使繞組受軸向力。軸向力使整個繞組受到張力P1，在導線中產生拉伸應力。而內繞組受到壓縮力P2，導線受到擠壓應力。
軸向力的產生分為兩部分，一部分是由於繞組端部漏磁彎曲部分的輻向分量與載流導體作用而產生。它使內、外繞組都受壓力：由於繞組端部磁場B’最大因而壓力也最大，但中部幾乎為零，繞組的另一端力的方向改變。軸向力的另一部分是由於內外安匝不平衡所產生的輻向漏磁與載流導體作用而產生，該力使內繞組受壓，外繞組受拉；安匝不平衡越大，該軸向力也越大。
因此，變壓器繞組在出口短路時，將承受很大的軸向和輻向電動力。軸向電動力使繞組向中間壓縮，這種由電動力產生的機械應力，可能影響繞組匝間絕緣，對繞組的匝間絕緣造成損傷；而輻向電動力使繞組向外擴張，可能失去穩定性，造成相間絕緣損壞。電動力過大，嚴重時可能造成繞組扭曲變形或導線斷裂。
對於由變壓器出口短路電動力造成的影響，判斷主變壓器繞組是否變形，過去隻采取吊罩檢查的方法，目前一些單位采用繞組變形測試儀進行03manbetx 判斷，取得了一些現場經驗，如有些地區選用TDT—1型變壓器繞組變形測試儀進行現場測試檢查，通過對主變壓器的高、中、低壓三相的九個繞組分別施加l0kHz至lkHz高頻脈衝，由計算機記錄脈衝波形曲線並儲存。通過彩色噴墨打印，將波形繪製出圖，顯示正常波形與故障後波形變化的對比和03manbetx ，試驗人員根據該儀器特有的頻率和波形，能比較科學地準確判斷主變壓器繞組變形情況。
對於變壓器的熱穩定及動穩定，在給定的條件下，仍以設計計算值為檢驗的依據，但計算值與實際值究竟有無誤差，尚缺少研究與03manbetx ，一般情況下是以設計值大於變壓器實際承受能力為準的。目前逐步開展的變壓器突發短路試驗，將為檢驗設計、工藝水平提供重要的依據。變壓器低壓側發生短路時，所承受的短路電流最大，而低壓繞組的結構一般采用圓筒式或螺旋式多股導線並繞，為了提高繞組的動穩定能力，繞組內多采用絕緣紙筒支撐，但有些廠家僅考慮變壓器的散熱能力，對於其動穩定，則隻要計算值能夠滿足要求，便將支撐取消，於是當變壓器遭受出口短路時，由於動穩定能力不足，而使繞組變形甚至損壞。
3．繞組變形的特點
通過檢查發生故障或02manbetx.com 的變壓器進行和事後03manbetx ，發現電力變壓器繞組變形是誘發多種故障和事故的直接原因。一旦變壓器繞組已嚴重變形而未被診斷出來仍繼續運行，則極有可能導致事故的發生，輕者造成停電，重者將可能燒毀變壓器。致使繞組變形的原因，主要是繞組機械結構強度不足、繞製工藝粗糙、承受正常容許的短路電流衝擊能力和外部機械衝擊能力差。因此變壓器繞組變形主要是受到內部電動力和外部機械力的影響，而電動力的影響最為突出，如變壓器出口短路形成的短路衝擊電流及產生的電動力將使繞組扭曲、變形甚至崩潰。
(1)受電動力影響的變形。
1)高壓繞組處於外層，受軸向拉伸應力和輻向擴張應力，使繞組端部壓釘鬆動、墊塊飛出，嚴重時，鐵軛夾件、拉板、緊固鋼帶都會彎曲變形，繞組鬆弛後使其高度增加。
2)中、低壓繞組的位置處於內柱或中間時，常受到軸向和輻向壓縮力的影響，使繞組端部緊固壓釘鬆動，墊塊位移；匝間墊塊位移，撐條傾斜，線餅在輻向上呈多邊形扭曲。若變形較輕，如35kv線餅外圓無變形，而內圓周有扭曲，在輻向上向內突出，在繞組內襯是軟紙筒時這種變形特別明顯。如果變壓器受短路衝擊時，繼電保護延時動作超過2s，變形更加嚴重，線餅會有較大麵積的內凹、上翹現象。測量整個繞組時往往高度降低，如果變壓器繼續投運，變壓器箱體振動將明顯增大。
3)繞組分接區、糾接區線餅變形。這是由於分接區和糾接區(一般在繞組首端)安匝不平衡，產生橫向漏磁場，使短路時線餅受到的電動力痹積常區要大得多，所以易產生變形和損壞。特別是分接區線餅，受到有載分接開關造成的分接段短路故障時，繞組會變形成波浪狀，而影響絕緣和油道的通暢。
4)繞組引線位移扭曲。這是變壓器出口短路故障後常發生的情況，由於受電動力的影響，破壞了繞組引線布置的絕緣距離。如引線離箱壁距離太近，會造成放電，引線間距離太近，因摩擦而使絕緣受損，會形成潛伏性故障，並可能發展成短路事故。
(2)受機械力影響的變形。
變壓器繞組整體位移變形。這種變形主要是在運輸途中，受到運輸車輛的急刹車或運輸船舶撞擊晃動所致。據有關報道，變壓器器身受到大於3g(g為重力加速度)重力加速的衝擊，將可能使線圈整體在輻向上向一個方向明顯位移。
4．技術改進和降低短路事故的措施
基於上述，為防止繞組變形，提高機械強度，降低短路事故率，些製造廠家和電力用戶提出並采取了如下技術改進措施及減少短路事故的措施。
(1)技術改進措施。
1)電磁計算方麵。在保證性能指標、溫升限值的前提下，綜合考慮短路時的動態過程。從保證繞組穩定性出發，合理選擇撐條數、導線寬厚比及導線許用應力的控製值，在進行安匝平衡排列時根據額定分接和各級限分接情況整體優化，盡量減小不平衡安匝。考慮到作用在內繞組上的軸向內力約為外繞組的兩倍，因此盡可能使作用在內繞組上的軸向外力方向與軸向力的方向相反。
2)繞組結構方麵。繞組是產生電動力又直接承受電動力的結構部件，要保證繞組在短路時的穩定性，就要針對其受力情況，使繞組在各個方向有牢固的支撐。具體做法如在內繞組內側設置硬絕緣筒，繞組外側設置外撐條，並保證外撐條可靠地壓在線段上。對單螺旋低壓繞組首末端均端平一匝以減少端部漏磁場畸變。對等效軸向電流大的低壓和調壓繞組，針對其相應的電動力，采取特殊措施固定繞組出頭，並在出頭位置和換位處采用適形的墊塊，以保證繞組穩定性。
3)器身結構方麵。器身絕緣是電動力傳遞的中介，要保證在電動力作用下，各方向均有牢固的支撐和減小相關部件受力時的壓強。在設計時采用整體相套裝結構，內繞組硬絕緣筒與鐵心柱間用撐板撐緊．以保證內繞組上承受的壓應力均勻傳遞到鐵心柱上；合理布置壓釘位置和選擇壓釘數量，並設計副壓板，以減小壓釘作用到絕緣壓板上的壓強和壓板的剪切應力。
4)鐵心結構方麵。軸向電動力最終作用在鐵心框架結構上。如果鐵心固定框架出現局部結構失穩和變形，將導致繞組失穩而變形損壞。因此，設計鐵心各部分結構件時，強度要留有充分的裕度，各部件間盡量采用無間隙配合和互鎖結構，使變壓器器身成為—個堅固的整體。
5)工藝控製和工藝手段。對一些關鍵工序，如墊塊預處理、繞組繞製、繞組壓裝、相套裝、器身裝配時預壓力控製等方麵，進行嚴格的工藝控製，以保證設計要求。
按上述措施構思設計生產的一台31．5MVA、ll0kV雙繞組有載調壓電力變壓器，在國家變壓器質檢中心強電流試驗室一次通過短路試驗，試驗前後最大的電抗差僅0．3％，取得了顯著的效果。
(2)減少短路事故的措施。
1)優化選型要求。選型應選用能順利通過短路試驗的變壓器並合理確定變壓器的容量，合理選擇變壓器的短路阻抗。
2)優化運行條件。要提高電力線路的絕緣水平，特別是提高變壓器出線一定距離的絕緣水平，同時提高線路安全走廊和安全距離要求的標準，降低近區故障影響和危害，包括重視電纜的安裝檢修質量(因電纜頭爆炸大多相當於母線短路)；對重要變電站的中、低壓母線，考慮全封閉，以防小動物侵害；提高對開關質量的要求，防止發生拒分等。
3)優化運行方式。確定運行方式要核算短路電流，並限製短路電流的危害。如采取裝備用電源自投裝置後開環運行，以減少短路時的電流和簡化保護配置；對故障率高的非重要出線，可考慮退出重合閘保護；提高速切保護性能，壓縮保護時間；220kV及以上電壓等級的變壓器盡量不直接帶l0kV的地區電力負荷等。
4)提高運行管理水平。首先要防止誤操作造成的短路衝擊；要加強變壓器的適時監測和檢修，及時發現變壓器的變形強度，保證變壓器的安全運行。
第二節 放電故障
根據放電的能量密度的大小，變壓器的放電故障常分為局部放電、火花放電和高能量放電三種類型。
一、放電故障對變壓器絕緣的影響
放電對絕緣有兩種破壞作用：一種是由於放電質點直接轟擊絕緣，使局部絕緣受到破壞並逐步擴大，使絕緣擊穿。另一種是放電產生的熱、臭氧、氧化氮等活性氣體的化學作用，使局部絕緣受到腐蝕，介質損耗增大，最後導致熱擊穿。
(1)絕緣材料電老化是放電故障的主要形式。
1)局部放電引起絕緣材料中化學鍵的分離、裂解和分子結構的破壞。
2)放電點熱效應引起絕緣的熱裂解或促進氧化裂解，增大了介質的電導和損耗產生惡性循環，加速老化過程。
3)放電過程生成的臭氧、氮氧化物遇到水分生成硝酸化學反應腐蝕絕緣體，導致絕緣性能劣化。
4)放電過程的高能輻射，使絕緣材料變脆。
5)放電時產生的高壓氣體引起絕緣體開裂，並形成新的放電點，
(2)固體絕緣的電老化。固體絕緣的電老化的形成和發展是樹枝狀，在電場集中處產生放電，引發樹枝狀放電痕跡，並逐步發展導致絕緣擊穿。
(3)液體浸漬絕緣的電老化。如局部放電一般先發生在固體或油內的小氣泡中，而放電過程又使油分解產生氣體並被油部分吸收，如產氣速率高，氣泡將擴大、增多，使放電增強，同時放電產生的X—蠟沉積在固體絕緣上使散熱困難、放電增強、出現過熱，促使固體絕緣損壞。
二、放電故障的類型與特征
1．變壓器局部放電故障
在電壓的作用下，絕緣結構內部的氣隙、油膜或導體的邊緣發生非貫穿性的放電現稱為局部放電。
局部放電剛開始時是一種低能量的放電，變壓器內部出現這種放電時，情況比較複雜，根據絕緣介質的不同，可將局部放電分為氣泡局部放電和油中局部放電；根據絕緣部位來分，有固體絕緣中空穴、電極尖端、油角間隙、油與絕緣紙板中的油隙和油中沿固體絕緣表麵等處的局部放電。
(1)局部放電的原因。
1)當油中存在氣泡或固體絕緣材料中存在空穴或空腔，由於氣體的介電常數小，在交流電壓下所承受的場強高，但其耐壓強度卻低於油和紙絕緣材料，在氣隙中容易首先引起放電。
2)外界環境條件的影響。如油處理不徹底下降使油中析出氣泡等，都會引起放電。
3)由尋：製造質量不良。如某些部位有尖角高而出現放電。帶進氣泡、雜物和水分，或因外界氣溫漆瘤等，它們承受的電場強度較
4)金屬部件或導電體之間接觸不良而引起的放電。局部放電的能量密度雖不大，但若進一步發展將會形成放電的惡性循環，最終導致設備的擊穿或損壞，而引起嚴重的事故。
(2)放電產生氣體的特征。放電產生的氣體，由於放電能量不同而有所不同。如放電能量密度在10-9C以下時，一般總烴不高，主要成分是氫氣，其次是甲烷，氫氣占氫烴總量的曰80％一90％；當放電能量密度為10 8～10 7’C時，則氫氣相應降低，而出現乙炔，但乙炔這時在總烴中所占的比例常不到2％，這是局部放電區別於其他放電現象的主要標誌。
隨著變壓器故障診斷技術的發展，人們越來越認識到，局部放電是變壓器諸多有機絕緣材料故障和事故的根源，因而該技術得到了迅速發展，出現了多種測量方法和試驗裝置，亦有離線測量的。
(3)測量局部放電的方法。
1)電測法。利用示波器、局部放電儀或無線電幹擾儀，查找放電的波形或無線電幹擾程度。電測法的靈敏度較高，測到的是視在放電量，分辨率可達幾皮庫。
2)超聲測法。利用檢測放電中出現的超聲波，並將聲波變換為電信號，錄在磁帶上進行分析。超聲測法的靈敏度較低，大約幾千皮庫，它的優點是抗幹擾性能好，且可“定位”。有的利用電信號和聲信號的傳遞時間差異，可以估計探測點到放電點的距離。
3)化學測法。檢測溶解油內各種氣體的含量及增減變化規律。此法在運行監測上十分適用，簡稱“色譜分析”。化學測法對局部過熱或電弧放電很靈敏，但對局部放電靈敏度不高。而且重要的是觀察其趨勢，例如幾天測一次，就可發現油中含氣的組成、比例以及數量的變化，從而判定有無局部放電或局部過熱。
2．變壓器火花放電故障
發生火花放電時放電能量密度大於10—6C的數量級。
(1)懸浮電位引起火花放電。高壓電力設備中某金屬部件，由於結構上原因，或運輸過程和運行中造成接觸不良而斷開，處於高壓與低壓電極間並按其阻抗形成分壓，而在這一金屬部件上產生的對地電位稱為懸浮電位。具有懸浮電位的物體附近的場強較集中，往往會逐漸燒壞周圍固體介質或使之炭化，也會使絕緣油在懸浮電位作用下分解出大量特征氣體，從而使絕緣油色譜分析結果超標。懸浮放電可能發生於變壓器內處於高電位的金屬部件，如調壓繞組，當有載分接開關轉換極性時的短暫電位懸浮；套管均壓球和無載分接開關撥釵等電位懸浮。處於地電位的部件，如矽鋼片磁屏蔽和各種緊固用金屬螺栓等，與地的連接鬆動脫落，導致懸浮電位放電。變壓器高壓套管端部接觸不良，也會形成懸浮電位而引起火花放電。
(2)油中雜質引起火花放電。變壓器發生火花放電故障的主要原因是油中雜質的影響。雜質由水分、纖維質(主要是受潮的纖維)等構成。水的介電常數e約為變壓器油的40倍，在電場中，雜質首先極化，被吸引向電場強度最強的地方，即電極附近，並按電力線方向排列。於是在電極附近形成了雜質“小橋”，如圖1—3所示。如果極間距離大、雜質少，隻能形成斷續“小橋”，如圖1—3(a)所示。“小橋”的導電率和介電常數都比變壓器油大，從電磁場原理得知，由於“小橋”的存在，會畸變油中的電場。因為纖維的介電常數大，使纖維端部油中的電場加強，於是放電首先從這部分油中開始發生和發展，油在高場強下遊離而分解出氣體，使氣泡增大，遊離又增強。而後逐漸發展，使整個油間隙在氣體通道中發生火花放電，所以，火花放電可能在較低的電壓下發生。
如果極間距離不大，雜質又足夠多，則“小橋”可能連通兩個電極，如圖1—3(b)，這時，由於“小橋”的電導較大，沿“小橋”流過很大電流(電流大小視電源容量而定)，使“小橋”強烈發熱”， “小橋”中的水分和附近的油沸騰汽化，造成一個氣體通道——“氣泡橋”而發生火花放電。如果纖維不受潮，則因“小橋”的電導很小，對於油的火花放電電壓的影響也較小；反之，則影響較大。因此雜質引起變壓器油發生火花放電，與“小橋”的加熱過程相聯係。當衝擊電壓作用或電場極不均勻時，雜質不易形成“小橋”，它的作用隻限於畸變電場，其火花放電過程，主要決定於外加電壓的大小。
(3)火花放電的影響。一般來說，火花放電不致很快引起絕緣擊穿，主要反映在油色普分析異常、局部放電量增加或輕瓦斯動作，比較容易被發現和處理，但對其發展程度應引起足夠的認識和注意。
3．變壓器電弧放電故障
電弧放電是高能量放電，常以繞組匝層間絕緣擊穿為多見，其次為引線斷裂或對地閃絡和分接開關飛弧等故障。
(1)電弧放電的影響。電弧放電故障由於放電能量密度大，產氣急劇，常以電子崩形e衝擊電介質，使絕緣紙穿孔、燒焦或炭化，使金屬材料變形或熔化燒毀，嚴重時會造成I備燒損，甚至發生爆炸事故，這種事故一般事先難以預測，也無明顯預兆，常以突發的形式暴露出來。
(2)電弧放電的氣體特征。出現電弧放電故障後，氣體繼電器中的H2和C2H2等組分常高達幾千UL/L，變壓器油亦炭化而變黑。油中特征氣體的主要成分是H2和C2H2，其次C2H6和CH4。當放電故障涉及到固體絕緣時，除了上述氣體外，還會產生CO和CO2。
綜上所述，三種放電的形式既有區別又有一定的聯係，區別是指放電能級和產氣組分，聯係是指局部放電是其他兩種放電的前兆，而後者又是前者發展後的一種必然結果。由於變壓器內出現的故障，常處於逐步發展的狀態，同時大多不是單一類型的故障，往往是—種類型伴隨著另一種類型，或幾種類型同時出現，因此，更需要認真分析，具體對待。
第三節 絕緣故障
目前應用最廣泛的電力變壓器是油浸變壓器和幹式樹脂變壓器兩種，電力變壓器的絕緣即是變壓器絕緣材料組成的絕緣係統，它是變壓器正常工作和運行的基本條件，變壓器的使用壽命是由絕緣材料(即油紙或樹脂等)的壽命所決定的。實踐證明，大多變壓器的損壞和故障都是因絕緣係統的損壞而造成。據統計，因各種類型的絕緣故障形成的事故約占全部變壓器事故的85％以上。對正常運行及注意進行維修管理的變壓器，其絕緣材料具有很長的使用壽命。國外根據理論計算及實驗研究表明，當小型油浸配電變壓器的實際溫度持續在95℃時，理論壽命將可達400年。設計和現場運行的經驗說明，維護得好的變壓器，實際壽命能達到50～70年：而按製造廠的設計要求和技術指標，一般把變壓器的預期壽命定為20一40年。因此，保護變壓器的正常運行和加強對絕緣係統的合理維護，很大程度上可以保證變壓器具有相對較長的使用壽命，而預防性和預知性維護是提高變壓器使用壽命和提高供電可靠性的關鍵。
油浸變壓器中，主要的絕緣材料是絕緣油及固體絕緣材料絕緣紙、紙板和木塊等c所謂變壓器絕緣的老化，就是這些材料受環境因素的影響發生分解，降低或喪失了絕緣強度。
1．固體紙絕緣故障
固體紙絕緣是油浸變壓器絕緣的主要部分之一，包括：絕緣紙、絕緣板、絕緣墊、絕緣卷、絕緣綁紮帶等，其主要成分是纖維素，化學表達式為(C6H10O6)n，式中n為聚合度。一般新紙的聚合度為1300左右，當下降至250左右，其機械強度已下降了一半以上，極度老化致使壽命終止的聚合度為150～200。絕緣紙老化後，其聚合度和抗張強度將逐漸降低，並生成水、CO、CO2，其次還有糠醛(呋喃甲醛)。這些老化產物大都對電氣設備有害，會使絕緣紙的擊穿電壓和體積電阻率降低、介損增大、抗拉強度下降，甚致腐蝕設備中的金屬材料。固體絕緣具有不可逆轉的老化特性，其機械和電氣強度的老化降低都是不能恢複的。變壓器的壽命主要取決於絕緣材料的壽命，因此油浸變壓器固體絕緣材料，應既具有良好的電絕緣性能和機械特性，而且長年累月的運行後，其性能下降較慢，即老化特性好。
(1)紙纖維材料的性能。絕緣紙纖維材料是油浸變壓器中最主要的絕緣組件材料，紙纖維是植物的基本固體組織成分，組成物質分子的原子中有帶正電的原子核和圍繞原子核運行的帶負電的電子，與金屬導體不同的是絕緣材料中幾乎沒有自由電子，絕緣體中極小的電導電流主要來自離子電導。纖維素由碳、氫和氧組成，這樣由於纖維素分子結構中存在氫氧根，便存在形成水的潛在可能，使紙纖維有含水的特性。此外，這些氫氧根可認為是被各種極性分子(如酸和水)包圍著的中心，它們以氫鍵相結合，使得纖維易受破壞：同時纖維中往往含有一定比例(約7％左右)的雜質，這些雜質中包括一定量的水分，因纖維呈膠體性質，使這些水分尚不能完全除去。這樣也就影響了紙纖維的性能。
極性的纖維不但易於吸潮（水分使強極性介質），而且當紙纖維吸水時，使氫氧根之間的相互作用力變弱，在纖維結構不穩定的條件下機械強度急劇變壞，因此，紙絕緣部件一般要經過幹燥或真空子燥處理和浸油或絕緣漆後才能使用，浸漆的目的是使纖維保持潤濕．保證其有較高的絕緣和化學穩定性及具有較高的機械強度。同時，紙被漆密封後，可減少紙對水分的吸收，阻止材料氧化，還町填充空隙，以減小可能影響絕緣性能、造成局部放電和電擊穿的氣泡。但也有的認為浸漆後再浸油，可能有些漆會慢慢溶人油內，影響油的性能，對這類油漆的應用應充分子以注意。
當然，不同成分纖維材料的性質及相同成分纖維材料的不同品質，其影響大小及性能也不同，如棉花中纖維成分最高，大麻中纖維最結實，某些進口絕緣紙板由於其處理加工好，使性能明顯優於國產某些材質的紙板等。變壓器大多絕緣材料都是用各種型式的紙(如紙帶、紙板、紙的壓力成型件等)作絕緣的。因此在變壓器製造和檢修中選擇好纖原料的絕緣紙材料是非常重要的。纖維紙的特殊優點是實用性強、價格低、使用加工方便，在溫度不高時成型和處理簡單靈活，且重量輕，強度適中，易吸收浸漬材料(如絕緣漆、變壓器油等)。
(2)紙絕緣材料的機械強度。油浸變壓器選擇紙絕緣材料最重要的因素除紙的纖維成分、密度、滲透性和均勻性以外，還包括機械強度的要求，包括耐張強度、衝壓強度、撕裂強度和堅韌性：
1)耐張強度：要求紙纖維受到拉伸負荷時，具有能耐受而不被拉斷的最大應力
2)衝壓強度：要求紙纖維具有耐受壓力而不被折斷的能力的量度。
3)撕裂強度：要求紙纖維發生撕裂所需的力符合相應標準。
4)堅韌性：是紙折疊或紙板彎曲時的強度能滿足相應要求。
判斷固體絕緣性能可以設法取樣測量紙或紙板的聚合度，或利用高效液相色譜分析技測量油中糠醛含量，以便於分析變壓器內部存在故障時，是否涉及固體絕緣或是否存在引起線圈絕緣局部老化的低溫過熱，或判斷固體絕緣的老化程度。對紙纖維絕緣材料在運行及維護中，應注意控製變壓器額定負荷，要求運行環境空氣流通、散熱條件好，防止變壓器溫升超標和箱體缺油。還要防止油質汙染、劣化等造成纖維的加速老化，而損害變壓器的絕緣性能、使用壽命和安全運行。
(3)紙纖維材料的劣化。主要包括三個方麵：
1)纖維脆裂。當過度受熱使水分從纖維材料中脫離，更會加速纖維材料脆化。由於紙材脆化剝落，在機械振動、電動應力、操作波等衝擊力的影響下可能產生絕緣故障而形成電氣事故。
2)纖維材料機械強度下降。纖維材料的機械強度隨受熱時間的延長而下降，當變壓器發熱造成絕緣材料水分再次排出時，絕緣電阻的數值可能會變高，但其機械強度將會大大下降，絕緣紙材將不能抵禦短路電流或衝擊負荷等機械力的影響。
3)纖維材料本身的收縮。纖維材料在脆化後收縮，使夾緊力降低，可能造成收縮移動，使變壓器繞組在電磁振動或衝擊電壓下移位摩擦而損傷絕緣。
2．液體油絕緣故障
液體絕緣的油浸變壓器是1887年由美國科學家湯姆遜發明的，1892年被美國通用電氣公司等推廣應用於電力變壓器，這裏所指的液體絕緣即是變壓器油絕緣。油浸變壓器的特點：①大大提高了電氣絕緣強度，縮短了絕緣距離，減小了設備的體積；②大大提高了變壓器的有效熱傳遞和散熱效果，提高了導線中允許的電流密度，減輕了設備重量，它是將運行變壓器器身的熱量通過變壓器油的熱循環，傳遞到變壓器外殼和散熱器進行散熱，從而提高了有效的冷卻降溫水平；③由於油浸密封而降低了變壓器內部某些零部件和組件的氧化程度，延長了使用壽命。
(1)變壓器油的性能。運行中的變壓器油除必須具有穩定優良的絕緣性能和導熱性能
以外，需具有的性質標準如表1—1所示。
其中絕緣強度tg8、粘度、凝點和酸價等是絕緣油的主要性質指標。
從石油中提煉製取的絕緣油是各種烴、樹脂、酸和其他雜質的混合物，其性質不都是穩定的，在溫度、電場及光合作用等影響下會不斷地氧化。正常情況下絕緣油的氧化過程進行得很緩慢，如果維護得當甚至使用20年還可保持應有的質量而不老化，但混入油中的金屬、雜質、氣體等會加速氧化的發展，使油質變壞，顏色變深，透明度渾濁，所含水分、酸價、灰分增加等，使油的性質劣化。
(2)變壓器油劣化的原因。
變壓器油質變壞，按輕重程度可分為汙染和劣化兩個階段。
汙染是油中混入水分和雜質，這些不是油氧化的產物，汙染油的絕緣性能會變壞，擊穿電場強度降低，介質損失角增大。
劣化是油氧化後的結果，當然這種氧化並不僅指純淨油中烴類的氧化，而是存在於油中雜質將加速氧化過程，特別是銅、鐵、鋁金屬粉屑等。
氧來源於變壓器內的空氣，即使在全密封的變壓器內部仍有容積為0．25％左右的氧存在，氧的溶解度較高，因此在油中溶解的氣體中占有較高的比率。
變壓器油氧化時，作為催化劑的水分及加速劑的熱量，使變壓器油生成油泥，其影響主要表現在：在電場的作用下沉澱物粒子大；雜質沉澱集中在電場最強的區域，對變壓器的絕緣形成導電的“橋”；沉澱物並不均勻而是形成分離的細長條，同時可能按電力線方向排列，這樣無疑妨礙了散熱，加速了絕緣材料老化，並導致絕緣電阻降低和絕緣水平下降。
(3)變壓器油劣化的過程。
油在劣化過程中主要階段的生成物有過氧化物、酸類、醇類、酮類和油泥。
早期劣化階段。油中生成的過氧化物與絕緣纖維材料反應生成氧化纖維素，使絕緣纖維機械強度變差，造成脆化和絕緣收縮。生成的酸類是一種粘液狀的脂肪酸，盡管腐蝕性沒有礦物酸那麼強，但其增長速率及對有機絕緣材料的影響是很大的。
後期劣化階段。是生成油泥，當酸侵蝕銅、鐵、絕緣漆等材料時，反應生成油泥，是一種粘稠而類似瀝青的聚合型導電物質，它能適度溶解於油中，在電場的作用下生成速度很快，粘附在絕緣材料或變壓器箱殼邊緣，沉積在油管及冷卻器散熱片等處，使變壓器工作溫度升高，耐電強度下降。
油的氧化過程是由兩個主要反應條件構成的，其一是變壓器中酸價過高，油呈酸性。其二是溶於油中的氧化物轉變成不溶於油的化合物，從而逐步使變壓器油質劣化。
(4)變壓器油質分析、判斷利維護處理。
1)絕緣油變質。包括它的物理和化學性能都發生變化，從而使其電性能變壞。通過測試絕緣油的酸值、界麵張力、汕泥析出、水溶性酸值等項目，可判斷是否屬於該類缺陷，，對絕緣油進行再生處理，可能消除油變質的產物，但處理過程中也可能去掉了天然抗氧劑。
2)絕緣油進水受潮，由於水是強極性物質。在電場的作用下易電離分解，而增加了絕緣油的電導電流，因此，微量的水分可使絕緣油介質損耗顯著增加。通過測試絕緣油的微水，叮判斷是否屬於該類缺陷。對絕緣油進行壓力式真空濾油，一般能消除水分。
3)絕緣油感染微生物細菌。例如在主變壓器安裝或吊芯時，附在絕緣件表麵的昆蟲和安裝人員殘留的閂：漬等都有可能攜帶細菌，從而感染了絕緣油：或者絕緣油本身已感染微生物。主變壓器—•般運行在40—80℃的環境下，非常有利於這些微生物的生長、繁殖。由於微生物及其排泄物中的礦物質、蛋白質的絕緣性能遠遠低於絕緣油，從而使得絕緣油介損升高。這種缺陷采用現場循環處理的方法很難處理好，因為無論如何處理，始終有一部分微生物殘留在絕緣固體上。處理後，短期內主變壓器絕緣會有所恢複，但由於主變壓器運行環境非常有利於微生物的生長、繁殖，這些殘留微生物還會逐年生長繁殖，從而使某些主變壓器絕緣逐年下降；
4)含有極性物質的醇酸樹脂絕緣漆溶解在油中。在電場的作用下，極性物質會發生偶極鬆弛極化，在交流極化過程中要消耗能量，所以使油的介質損耗上升。雖然絕緣漆在出廠前經過固化處理，但仍可能存在處理不徹底的情況。主變壓器運行一段時間後，處理不徹底的絕緣漆逐漸溶解在油中，使之絕緣性能逐漸下降。該類缺陷發生的時間與絕緣漆處理的徹底程度有關，通過一兩次吸附處理可取得一定的效果。
5)油中隻混有水分和雜質。這種汙染情況並不改變油的基本性質。對於水分可用幹燥的辦法加以排除；對於雜質可用過濾的辦法加以清除；油中的空氣可通過抽真空的辦法加以排除。
6)兩種及兩種以上不同來源的絕緣汕混合使用。油的性質應符合相關規定；油的比重相同、凝固溫度相同、粘度相同、閃點相近；且混合後油的安定度也符合要求。對於混油後劣化的油，由於油質已變，產生了酸性物質和油泥，閩此需用油再生的化學方法將劣化產物分離出來，才能恢複其性質。
3．幹式樹脂變壓器的絕緣與特性
幹式變壓器(這裏指環氧樹脂絕緣的變壓器) 主要使用在具有較高防火要求的場所。如高層建築、機場、油庫等。
(1)樹脂絕緣的類型。環氧樹指絕緣的變壓器根據製造工藝特點可分為環氧石英砂混合料真空澆注型、環氧無堿玻璃纖維補強真空壓差澆注型和無堿玻璃纖維繞包浸漬型三種。
1)環氧石英砂混合料真空澆注絕緣。這類變壓器是以石英砂為環氧樹脂的填充料，將經絕緣漆浸漬處理繞包好的線圈，放人線圈澆注模內，在真空條件下再用環氧樹脂與石英砂的混合料滴灌澆注。由於澆注工藝難以滿足質量要求，如殘存的氣泡、混合料的局部不均勻及可能導致局部熱應力開裂等，這樣絕緣的變壓器不宜用於濕熱環境和負荷變化較大的區域。
2)環氧無堿玻璃纖維補強真空壓差澆注絕緣。環氧無堿玻璃纖維補強是用無堿玻璃短纖維玻璃氈為繞組層間絕緣的外層繞包絕緣。其最外層的絕緣繞包厚度一般為1～3m的薄絕緣，經環氧樹脂澆注料配比進行混合，並在高真空下除去氣泡澆注，由於繞包絕緣的厚度較薄，當浸漬不良時易形成局部放電點，因此要求澆注料的混合要完全，真空除氣泡要徹底，並掌握好澆注料的低粘度和澆注速度，以保證澆注過程中對線包浸漬的高質量。
3)無堿玻璃纖維繞包浸漬絕緣。無堿玻璃纖維繞包浸漬的變壓器是在繞製變壓器線圈的同時，完成線圈層間絕緣處理和線圈浸漬的，它不需要上述兩種方式浸漬過程中的繞組成型模具，但要求樹脂粘度小，在線圈繞製和浸漬的過程中樹脂不應殘留微小氣泡。
(2)樹脂變壓器的絕緣特點及維護。
樹脂變壓器的絕緣水平與油浸變壓器相差並不顯著，關鍵在於樹脂變壓器溫升和局部放電這兩項指標上。
1)樹脂變壓器的平均溫升水平比油浸變壓器高，因此，相應要求絕緣材料耐熱的等級更高，但由於變壓器的平均溫升並不反映繞組中最熱點部位的溫度，當絕緣材料的耐熱等級僅按平均溫升選擇，或選配不當，或樹脂變壓器長期過負荷運行，就會影響變壓器的使用壽命。由於變壓器測量的溫升往往不能反映變壓器最熱點部位的溫度，因此，有條件時最好能在變壓器最大負荷運行下，用紅外測溫儀檢查樹脂變壓器的最熱點部位，並有針對性地調整風扇冷卻設備的方向和角度，控製變壓器局部溫升，保證變壓器的安全運行。
2)樹脂變壓器局部放電量的大小與變壓器的電場分布、樹脂混合均勻度及是否殘存氣泡或樹脂開裂等因素有關，局部放電量的大小影響樹脂變壓器的性能、質量及使用壽命。因此，對樹脂變壓器進行局部放電量的測量、驗收，是對其工藝、質量的綜合考核，在對樹脂變壓器交接驗收及大修後應進行局部放電的測量試驗，並根據局部放電是否變化，來評價其質量和性能的穩定性。
隨著幹式變壓器越來越廣泛的應用，在選擇變壓器的同時，應對其工藝結構、絕緣設計、絕緣配置了解清楚，選擇生產工藝及質量保證體係完善、生產管理嚴格，技術性能可靠的產品，確保變壓器的產品質量和耐熱壽命，才能提高變壓器的安全運行和供電可靠性。
4．影響變壓器絕緣故障的主要因素
影響變壓器絕緣性能的主要因素有：溫度、濕度、油保護方式和過電壓影響等。
(1)溫度的影響。電力變壓器為油、紙絕緣，在不同溫度下油、紙中含水量有著不同的平衡關係曲線。一般情況下，溫度升高，紙內水分要向泊中析出；反之，則紙要吸收油中水分。因此，當溫度較高時，變壓器內絕緣油的微水含量較大；反之，微水含量就小。
溫度不同時，使纖維素解環、斷鏈並伴隨氣體產生的程度有所不同。在一定溫度下，CO和CO2的產生速度恒定，即油中CO和C02氣體含量隨時間呈線性關係。在溫度不斷升高時，CO和CO2的產生速率往往呈指數規律增大。因此，油中CO和CO2的含量與絕緣紙熱老化有著直接的關係，並可將含量變化作為密封變壓器中紙層有無異常的判據之一。
變壓器的壽命取決於絕緣的老化程度，而絕緣的老化又取決於運行的溫度。如油浸變壓器在額定負載下，繞組平均溫升為65℃，最熱點溫升為78℃，若平均環境溫度為20C，則最熱點溫度為98℃；在這個溫度下，變壓器可運行20—30年，若變壓器超載運行，溫度升高，促使壽命縮短。
國際電工委員會(1EC)認為A級絕緣的變壓器在80～140C溫度範圍內，溫度每增加6℃，變壓器絕緣有效壽命降低的速度就會增加一倍，這就是6℃法則，說明對熱的限製已比過去認可的8℃法則更為嚴格。
(2)濕度的影響。水分的存在將加速紙纖維素降解。因此，CO和叫的產生與纖維素材料的含水量也有關。當濕度一定時，含水量越高，分解出的CO2越多。反之，含水量越低，分解出的CO就越多。
絕緣油中的微量水分是影響絕緣特性的重要因素之一。絕緣油中微量水分的存在，對絕緣介質的電氣性能與理化性能都有極大的危害，水分可導致絕緣油的火花放電電壓降低，介質損耗因數tg8增大，促進絕緣油老化，絕緣性能劣化。而設備受潮，不僅導致電力設備的運行可靠性和壽命降低，更可能導致設備損壞甚至危及人身安全。
圖1—4水分對油火花放電電壓的影響 圖1—5水分對油介質損耗因數tg8的影響
(3)油保護方式的影響。變壓器油中氧的作用會加速絕緣分解反應，而含氧量與油保護方式有關。另外，池保護方式不同，使CO和CO2在油中解和擴散狀況不同。如CO的溶解小，使開放式變壓器CO易擴散至油麵空間，因此，開放式變壓器一般情況CO的體積分數不大於300x10-6。密封式變壓器，由於油麵與空氣絕緣，使CO和CO2不易揮發，所以其含量較高。
(4)過電壓的影響。
1)暫態過電壓的影響。三相變壓器正常運行產生的相、地間電壓是相間電壓的58％，但發生單相故障時主絕緣的電壓對中性點接地係統將增加30％，對中性點不接地係統將增加73％，因而可能損傷絕緣。
2)雷電過電壓的影響。雷電過電壓由於波頭陡，引起縱絕緣(匝問、並間、絕緣)上電壓分布很不均勻，可能在絕緣上留下放電痕跡，從而使固體絕緣受到破壞。
3)操作過電壓的影響。由於操作過電壓的波頭相當平緩，所以電壓分布近似線性，操作過電壓波由一個繞組轉移到另一個繞組上時，約與這兩個繞組間的匝數成正比，從而容易造成主絕緣或相間絕緣的劣化和損壞。
(5)短路電動力的影響。出口短路時的電動力可能會使變壓器繞組變形、引線移位，從而改變了原有的絕緣距離，使絕緣發熱，加速老化或受到損傷造成放電、拉弧及短路故障。
綜上所述，掌握電力變壓器的絕緣性能及合理的運行維護，直接影響到變壓器的安全運行、使用壽命和供電可靠性，電力變壓器是電力係統中重要而關鍵的主設備，作為變壓器的運行維護人員和管理者必須了解和掌握電力變壓器的絕緣結構、材料性能、工藝質量、維護方法及科學的診斷技術，並進行優化合理的運行管理，才能保證電力變壓器的使用效率、壽命和供電可靠性。
第二章 變壓器故障檢測
變壓器故障的檢測技術是準確診斷故障的主要手段，根據DL／T596—1996電力設備預防性試驗01manbetx 規定的試驗項目及試驗順序，主要包括油中氣體的色譜分析、直流電阻檢測、絕緣電阻及吸收比、極化指數檢測、絕緣介質損失角正切檢測、油質檢測、局部放電檢測及絕緣耐壓試驗等。
在變壓器故障診斷中應綜合各種有效的檢測手段和方法，對得到的各種檢測結果要進行綜合分析和評判。因為不可能具有一種包羅萬象的檢測方法，也不可能存在一種麵麵俱到的檢測儀器，隻有通過各種有效的途徑和利用各種有效的技術手段，包括離線檢測的方法、在線檢測的方法；包括電氣檢測、化學檢測、甚至超聲波檢測、紅外成像檢測等等，隻要是有效的，在可能條件下都應該進行相互補充、驗證和綜合分析判斷，才能取得較好的故障診斷效果。
第一節 變壓器故障的油中氣體色譜檢測
目前，在變壓器故障診斷中，單靠電氣試驗方法往往很難發現某些局部故障和發熱缺陷，而通過變壓器油中氣體的色譜分析這種化學檢測的方法，對發現變壓器內部的某些潛伏性故障及其發展程度的早期診斷非常靈敏而有效，這已為大量故障診斷的實踐所證明。
油色譜分析的原理是基於任何一種特定的烴類氣體的產生速率隨溫度而變化，在特定溫度下，往往有某一種氣體的產氣率會出現最大值；隨著溫度升高，產氣率最大的氣體依次為CH4、C2H6、C2H4、C2H2。這也證明在故障溫度與溶解氣體含量之間存在著對應的關係。而局部過熱、電暈和電弧是導致油浸紙絕緣中產生故障特征氣體的主要原因。
變壓器在正常運行狀態下，由於油和固體絕緣會逐漸老化、變質，並分解出極少量的氣體(主要包括氫H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等多種氣體)。當變壓器內部發生過熱性故障、放電性故障或內部絕緣受潮時，這些氣體的含量會迅速增加。
這些氣體大部分溶解在絕緣油中，少部分上升至絕緣油的表麵，並進入氣體繼電器。經驗證明，油中氣體的各種成分含量的多少和故障的性質及程度直接有關。因此在設備運行過程中，定期測量溶解於油中的氣體成分和含量，對於及早發現充油電力設備內部存在的潛伏性故障有非常重要的意義和現實的成效，在1997年頒布執行的電力設備預防性試驗01manbetx 中，已將變壓器油的氣體色譜分析放到了首要的位置，並通過近些年的普遍推廣應用和經驗積累取得了顯著的成效。
電力變壓器的內部故障主要有過熱性故障、放電性故障及絕緣受潮等多種類型。據有關資料介紹，在對359台故障變壓器的統計表明：過熱性故障占63％；高能量放電故障占18．1％；過熱兼高能量放電故障占10％；火花放電故障占7％；受潮或局部放電故障占1．9％。而在過熱性故障中，分接開關接觸不良占50％；鐵心多點接地和局部短路或漏磁環流約占33％；導線過熱和接頭不良或緊固件鬆動引起過熱約占14．4％；其餘2．1％為其他故障，如矽膠進入本體引起的局部油道堵塞，致使局部散熱不良而造成的過熱性故障。而電弧放電以繞組匝、層間絕緣擊穿為主，其次為引線斷裂或對地閃絡和分接開關飛弧等故障。火花放電常見於套管引線對電位末固定的套管導電管、均壓圈等的放電；引線局部接觸不良或鐵心接地片接觸不良而引起的放電；分接開關撥叉或金屬螺絲電位懸浮而引起的放電等。
針對上述故障，根據色譜分析數據進行變壓器內部故障診斷時，應包括：
(1)分析氣體產生的原因及變化。
(2)判定有無故障及故障的類型。如過熱、電弧放電、火花放電和局部放電等。
(3)判斷故障的狀況。如熱點溫度、故障回路嚴重程度以及發展趨勢等。
(4)提出相應的處理措施。如能否繼續運行，以及運行期間的技術安全措施和監視手或是否需要吊心檢修等。若需加強監視，則應縮短下次試驗的周期。
特征氣體產生的原因
在一般情況下，變壓器油中是含有溶解氣體的，新油含有的氣體最大值約為CO—100uL／L，CO2—35 uL／L，H2—15 uL／L，CH4—2．5 uL／L。運行油中有少量的CO和烴類氣體。但是，當變壓器有內部故障時油中溶解氣體的含量就大不相同了。變壓器內部故障時產生的氣體及其產生的原因如表2—3所示。
表2—3 特征氣體產生的原因
氣 體
產生的原因
氣 體
產生的原因
H2
電暈放電、油和固體絕緣熱分解、水分
CH4
油和固體絕緣熱分解、放電
CO
固體絕緣受熱及熱分解
C2H6
固體絕緣熱分解、放電
CO2
固體絕緣受熱及熱分解
C2H4
高溫熱點下油和固體絕緣熱分解、放電
烴類氣體
C2H2
強弧光放電、油和固體絕緣熱分解
油中各種氣體成分可以從變壓器中取油樣經脫氣後用氣相色譜分析儀分析得出。根據這些氣體的含量、特征、成分比值(如三比值)和產氣速率等方法判斷變壓器內部故障。
但在實際應用中不能僅根據油中氣體含量簡單作為劃分設備有無故障的唯一標準，而應結合各種可能的因素進行綜合判斷。因此，電力設備預防性試驗01manbetx DL／T596—1996專門列出油中溶氣含量的注意值，這些注意值是根據對國內19個省市6000多台次變壓器的實地統計而製定的，如表2—4所示。
表2—4 01manbetx 中對油中溶解氣體含量的注意值及統計依據
設 備
氣體組分
注意值uL／L
6000台•次中超過注意值的比例
變壓器和電抗器
總 烴
乙 炔
氫 氣
150
5
150
5.6%
5.7%3.6%
* (500KV變壓器為1)規程要求，對運行設備的油中H2與烴類氣體含量(體積分數)超過表2—4數值時應引起主意。
第二節 特征氣體變化與變壓器內部故障的關係
1．根據氣體含量變化分析判斷
(1)氫氣H2變化。變壓器在高、中溫過熱時，H2一般占氫烴總量的27％以下，而且隨溫度升高，H2的絕對含量有所增長，但其所占比例卻相對下降。變壓器無論是熱故障還是電故障，最終都將導致絕緣介質裂解產生各種特征氣體。由於碳氫鍵之間的鍵能低，生成熱小，在絕緣的分解過程中，一般總是先生成H2，因此H2是各種故障特征氣體的主要組成成分之一。變壓器內部進水受潮是一種內部潛伏性故障，其特征氣體H2含量很高。客觀上如果色譜分析發現H2含量超標，而其他成分並沒有增加時，可大致先判斷為設備含有水分，為進一步判別，可加做微水分析。導致水分分解出H2有兩種可能：一是水分和鐵產生化學反應；二是在高電場作用下水本身分子分解。設備受潮時固體絕緣材料含水量比油中含水量要大100多倍，而H2含量高，大多是由於油、紙絕緣內含有氣體和水分，所以在現場處理設備受潮時，僅靠采用真空濾油法不能持久地降低設備中的含水量，原因在於真空濾油對於設備整體的水分影響不大。
另外，還有一種誤判斷的情況，如某變壓器廠的產品一階段曾連續十幾台變壓器油色譜中H2高達1000t2L／L以上。而取相同油樣分送三處外單位測試，H2含量卻均正常。於是對標氣進行分析，氫氣峰高竟達216mm，而正常情況僅13mm左右。以上分析說明是氣相色譜儀發生異常，經檢查與分離柱有關，因分離柱長期使用，特別是用振蕩脫氣法脫氣吸附了油，當吸附達到一定程度，便在一定條件下釋放出來，使分析發生誤差，經更換分離柱後恢複正常。
(2)乙炔C2H2變化。C2H2的產生與放電性故障有關，當變壓器內部發生電弧放電時，C2H2一般占總烴的20％--70％，H2占氫烴總量的30％～90％，並且在絕大多數情況下，C2H4＼含量高於CH4。當C2H2含量占主要成分且超標時，則很可能是設備繞組短路或分接開關切換產生弧光放電所致。如果其他成分沒超標，而C2H2超標且增長速率較快，則可能是設備內部存在高能量放電故障。
(3)甲烷CH4和乙烯C2H4變化。在過熱性故障中，當隻有熱源處的絕緣油分解時，特征氣體CH4和C2H4兩者之和一般可占總烴的80％以上，且隨著故障點溫度的升高，C2H4所占比例也增加。
另外，丁腈橡膠材料在變壓器油中將可能產生大量的CH4，丁青在變壓器油中產生甲烷的本質是橡膠將本身所含的CH4釋放到油中，而不是將油催化裂介為CH4。硫化丁腈橡膠在油中釋放CH4的主要成分是硫化劑，其次是增塑劑、硬脂酸等含甲基的物質，而釋放量取決於硫化條件。
(4)一氧化碳CO和二氧化碳CO2變化。無論何種放電形式，除了產生氫烴類氣體外，與過熱故障一樣，隻要有固體絕緣介入，都會產生CO和CO2。但從總體上來說，過熱性故障的產氣速率比放電性故障慢。
在《電力設備預防性試驗規程》DL／T596—1996中對CO、CO2的含量沒有作出具體要求。《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》中也隻對CO含量正常值提出了參考意見。
具體內容是：開放式變壓器CO含量的正常值一般應在300F．L／L以下，若總烴含量超過150uL／L，CO含量超過300 uL／L，則設備有可能存在固體絕緣過熱性故障；若CO含量雖超過300 uL／L，但總烴含量在正常範圍，可認為正常。密封式變壓器，溶於油中的CO含量一般均高於開放式變壓器，其正常值約800 uL／L，但在突發性絕緣擊穿故障中，CO、CO2含量不一定高，因此其含量變化常被人們忽視。
由於CO、CO2氣體含量的變化反映了設備內部絕緣材料老化或故障，而固體絕緣材料決定了充油設備的壽命。因此必須重視絕緣油中CD、CO2含量的變化。
1)絕緣老化時產生的CO、CO2；正常運行中的設備內部絕緣油和固體絕緣材料由於受到電場、熱度、濕度及氧的作用，隨運行時間而發生速度緩慢的老化現象，除產生一些怍氣態的劣化產物外，還會產生少量的氧、低分子烴類氣體和碳的氧化物等，其中碳的氧比物CO、CO2含量最高。
油中CO、CO2含量與設備運行年限有關例如CO的產氣速率，國外有人提出與運行年限關係的經驗公式為：
式中 Y——運行年限(年)。
上述與變壓器運行年限有關的經驗公式，適用於一般密封式變壓器。CO2含量變化的見律性不強，除與運行年限有關外，還與變壓器結構、絕緣材料性質、運行負荷以及油保戶方式等有密切關係。
變壓器正常運行下產生的CO、CO2含量隨設備的運行年限的增加而上升，這種變化自勢較緩慢，說明變壓器內固體絕緣材料逐漸老化，隨著老化程度的加劇，一方麵絕緣材的強度不斷降低，有被擊穿的可能；另——方麵絕緣材料老化產生沉積物，降低絕緣油的性能，易造成局部過熱或其它故障。這說明設備內部絕緣材料老化發展到一定程度有可能產生劇烈變化，容易形成設備故障或損壞事故。因此在進行色譜分析判斷設備狀況時，CO、CO2作為固體絕緣材料有關的特征氣體，當其含量上升到——定程度或其含量變化幅度較大時，都應引起警惕，盡早將絕緣老化嚴重的設備退出運行，以防發生擊穿短路事故。
2)故障過熱時產生的CD、CO2。固體絕緣材料在高能量電弧放電時產生較多的CO、CO2。由於電弧放電的能量密度高，在電應力作用下會產生高速電子流，固體絕緣材料遭到這些電子轟擊後，將受到嚴重破壞，同時，產生的大量氣體一方麵會進一步降低絕緣，另一方麵還含有較多的可燃氣體，因此若不及時處理，嚴重時有可能造成設備的重大損壞或爆炸事故。
當設備內部發生各種過熱性故障時，由於局部溫度較高，可導致熱點附近的絕緣物發生熱分解而析出氣體，變壓器內油浸絕緣紙開始熱解時產生的主要氣體是CO2，隨溫度的升高，產生的CO含量也增多，使CO與CO2比值升高，至800'C時，比值可高達2．5。局部過熱危害不如放電故障那樣嚴重，但從發展的後果分析，熱點可加速絕緣物的老化、分解，產生各種氣體，低溫熱點發展成為高溫熱點，附近的絕緣物被破壞，導致故障擴大。
充油設備中固體絕緣受熱分解時，變壓器油中所溶解的CO、CO2濃度就會偏高。試驗證明．在電弧作用下，純油中CO占總量的0--1％，002占0-3％；紙板和油中CO占總量的13％一24％，002占1％一2％；酚醛樹脂和油中CO占總量的24％一35％，CO2占0一2％。230-60012局部過熱時，絕緣油中產生的氣體CO2含量很低，為0．017一0.028mg/g，CO不能明顯測到。局部放電、火花放電同時作用下，純油中CO不能明顯測到。CO2約占5％左右；紙和油中CO約占總量的2％，CO2約占7.1％；油和纖維中CO約占總量的10．5％，CO2約占9．5％。
因此，CO、CO2的產生與設備內部固體絕緣材料的老化或故障有明顯的關係，反映了設備的絕緣狀況。在色譜分析中，應關注CO、CO2的含量變化情況，同時結合烴類氣體和H2，含量變化進行全麵分析。
（5）氣體成分變化。由於在實際情況下，往往是多種故障類型並存，多種氣體成分同時變化。且各種特征氣體所占的比例難以確定。如當變壓器內部發生火花放電，有時總烴含量不高；但C2H2在總烴中所占的比例可達25％一90％，C2H2含量約占總烴的20％以下，H，占氫烴總量的30％以上。當發生局部放電時，一般總烴不高，其主要成分是H2，其次是CH4，與總烴之比大於90％。當放電能量密度增高時也出現C2H2，但它在總烴中所占的比例一般不超過2％。
當C2H2含量較大時，往往表現為絕緣介質內部存在嚴重的局部放電故障，同時常伴有電弧燒傷與過熱，因此會出現C2H2含量明顯增大，且占總烴較大比例的情況。
應注意，不能忽視H2和CH4增長的同時，接著又出現C2H2，即使未達到注意值也應給予高度重視。因為這可能存在著由低能放電發展成高能放電的危險。
過熱涉及固體絕緣時，除了產生上述氣體之外，還會產生大量的CO和CO2。當電氣設備內部存在接觸不良時，如分接開關接觸不良、連接部分鬆動、絕緣不良，特征氣體會明顯增加。超過正常值時，一般占總烴含氣量的80％以上，隨著運行時間的增加，C2H4所占比例也增加。
受潮與局部放電的特征氣體有時比較相似，也可能兩種異常現象同時存在，目前僅從油中氣體分析結果還很難加以區分，而應輔助以局部放電測量和油中微水分析等來判斷。
第三節 繞組直流電阻檢測
變壓器繞組直流電阻的檢測是一項很重要的試驗項目，DL／T596--1996預試規程的試驗次序排在變壓器試驗項目的第二位。規程規定它是變壓器大修時、無載開關調級後、變壓器出口短路後和1～3年1次等必試項目。在變壓器的所有試驗項目中是一項較為方便而有效的考核繞組縱絕緣和電流回路連接狀的試驗，它能夠反映繞組匝間短路、繞組斷股、分接開關接觸狀態以及導線電阻的差異和接頭接觸不良等缺陷故障，也是判斷各相繞組直流電阻是否平衡、調壓開關檔位是否正確的有效手段。長期以來，繞組直流電阻的測量一直被認為是考查變壓器縱絕緣的主要手段之一，有時甚至是判斷電流回路連接狀況的唯一辦法。從1985年原水電部製訂的《電氣設備預防性試驗規程》，到1996年電力部製訂的《電力設備預防性試驗規程》，該項內容沒有變化，也說明這一判斷標準符合實際情況的要求。
1．DL／T 596--1996預試規程的試驗周期和要求
(1)試驗周期。變壓器繞組直流電阻正常情況下1～3年檢測一次。但有如下情況必須檢測：
1)對無勵磁調壓變壓器變換分接位置後必須進行檢測(對使用的分接鎖定後檢測)
2)有載調壓變壓器在分接開關檢修後必須對所有分接進行檢測。
3)變壓器大修後必須進行檢測。
4)必要時進行檢測。如變壓器經出口短路後必須進行檢測。
(2)試驗要求。
1)變壓器容量在1．6MVA及以上，繞組直流電阻相互間差別不應大於2％；無中性點引出的繞組線間差別不應大於三相平均值的1％。
R1、R2——分別為溫度t1、t2時的電阻值；
T——常數，其中銅導線為235，鋁導線為225。
2．減少測量時間提高檢測準確度的措施
變壓器繞組是由分布電感、電阻及電容組成的複雜電路。測直流電阻是在繞組的被試端子間通以直流，待瞬變過程結束、電流達到穩定後，記錄電阻值及繞組溫度。隨著變壓器容量的增大，特別是五柱鐵心和低壓繞組為三角形連接的大型變壓器，如果仍如中小型變壓器那樣，用幾伏電壓的小容量電池作為測量電源，則電流達到穩定的時間長達數小時至十多小時，這不僅太費時間，而且不能保證測量準確度。測直流電阻的關鍵問題是將自感效應降低到最小程度。為解決這個問題分為以下兩種方法。
(1)助磁法。助磁法是迫使鐵心磁通迅速趨於飽和，從而降低自感效應歸納起來可縮短時間常
1)用大容量蓄電池或穩流源通大電流測量。
2)把高、低壓繞組串聯起來通電流測量，采用同相位和同極性的高壓繞組助磁。由於高壓繞組的匝數遠比低壓的多，借助於高壓繞組的安匝數，用較小的電流就可使鐵心飽和。
3)采用恒壓恒流源法的直阻測量儀。使用時可把高、低壓繞組串聯起來，應用雙通道對高、低壓繞組同時測量，較好地解決了三相五柱式大容量變壓器直流電阻測試的困難。一般測試一台360MVA，500kV或220kV變壓器繞組直流電阻月需30～40min，測量接線如圖2－4所示。
(2)消磁法。消磁法與助磁法相反，力求使通過鐵心的磁通為零。使用的方法有兩種。
1)零序阻抗法。該方法僅適用於三柱鐵心YN連接的變壓器。它是將三相繞組並聯起來同時通電，由於磁通需經氣隙閉合，磁路的磁陽大大增加，繞組的電感隨之減小，為此使測量電阻的時間縮短。
2)磁通勢抵消法。試驗時除在被測繞組通電流外，還在非被測繞組中通電流，使兩者產生在磁通勢大小相等、方向相反而互相抵消，保持鐵心中磁通趨近於零，將繞組的電感降到最低限度，達到縮短測量時間的目的。它比僅用恒流法縮短充電時間10倍以上。其測量接線如圖2— 5所示
3.直流電阻檢測與故障診斷實例
(1)繞組斷股故障的診斷，某變壓器低壓側lOkV線間直流電阻不平衡率為2．17％，超過部頒標準值1％的一倍還多。發現缺陷後，先後對各引線與導線電杆連接點進行緊固處理，又對其進行幾次跟蹤試驗，但缺陷仍存在。
1)色譜分析。色譜分析結果該主變壓器C2H2超標，從0．2上升至7．23／tL／I•，說明存在放電性故障。但從該主變壓器的檢修記錄中得知，在發現該變壓器QH：變化前曾補焊過2次，而且未進行脫氣處理：其它氣體的含量基本正常，用三比值法分析，不存在過熱故障，且曆年預試數據反映除直流電阻不平衡率超標外，其他項目均正常。
2)直流電阻超標分析。經換算確定C相電阻值較大，懷疑是否由於斷股引起，經與製造廠了解該繞組股數為24股，據此計算若斷一股造成的誤差與實際測量誤差一致，判斷故障為C相繞組內部有斷股問題。經吊罩檢查，打開繞組三角接線的端子，用萬用表測量，驗證廠C相有一股開斷。
(2)有載調壓切換開關故障的診斷。某變壓器llOkV側直流電阻不平衡，其中C相直流電阻和各個分接之間電阻值相差較大。A、B相的每個分接之間直流電阻相差約為10～11．7u歐，而C相每個分接之間直流電阻相差為4．9—6．4 u歐和14．1～16．4 u歐，初步判斷C相回路不正常。通過其直流電阻數據CO(C端到中性點O端)的直流回路進行分析，確定繞組本身缺陷的可能性小，有載調壓裝置的極性開關和選擇開關缺陷的可能性也極小，所以，缺陷可能在切換開關上。經對切換開關吊蓋檢查發現，有一個固定切換開關的一個極性到選擇開關的固定螺絲擰斷，致使零點的接觸電阻增大，而出現直流電阻規律性不正常的現象。
(3)無載調壓開關故障的診斷。在對某電力修造廠改造的變壓器交接驗收試驗時，發現其中壓繞組Am、馬n、Cm三相無載磁分接開關的直流電阻數據混亂、無規律，分接位置與所測直流電阻的數值不對應。
經吊罩檢查，發現三相開關位置與指示位置不符，且沒有空檔位置，經重新調整組裝後恢複正常。
(4)繞組引線連接不良故障的診斷。某SFSLBl31500A10型變壓器，預防性試驗時發現35kV側運行Ⅲ分接頭直流電阻不平衡率超標。
測試結果如表2—15所示
測試時間
直流電組（歐）
最大不平衡率（％）
Aom
Bom
Com
預 示
0.116
0.103
0.103
12.1
複試（轉動分接開關後）
0.1167
0.1038
0.1039
11.9
該變壓器35kv側直流電阻不平衡率遠大於2％，懷疑分接開關有問題，所以轉動分接開關後複測，其不平衡率仍然很大，又分別測其他幾個分接位置的直流電阻，其不平衡率都在11％以上，而且規律都是A相直流電阻偏大，好似在A相繞組中已串入一個電阻，這一電阻的產生可能出現在A相繞組的首端或套管的引線連接處，是否為連接不良造成。經分析確認後，停電打開A相套管下部的手孔門檢查，發現引線與套管連接鬆動(螺絲連接)，主要由於安裝時未裝緊，且無墊圈而引起，經緊固後恢複正常。
通過上述案例可見，變壓器繞組直流電阻的測量能發現回路中某些重大缺陷，判斷的靈敏度和準確性亦較高，但現場測試中應遵循如下相關要求，才能得到準確的診斷效果。
1)通過對變壓器直流電阻進行測量分析時，其電感較大，一定要充電到位，將自感效應降低到最小程度，待儀表指針基本穩定後讀取電阻值，提高一次回路直流電阻測量的正確性和準確性。
2)測量的數據要進行橫向和縱向的比較，對溫度、濕度、測量儀器、測量方法、測量過程和測量設備進行分析。
3)分析數據時，要綜合考慮相關的因素和判據，不能單搬規程的標準數值，而要根據規程的思路、現場的具體情況，具體分析設備測量數據的發展和變化過程。
4)要結合設備的具體結構，分析設備內部的具體情況，根據不同情況進行直流電阻的測量，以得到正確判斷結論。
5)重視綜合方法的分析判斷與驗證。如有些案例中通過繞組分接頭電壓比試驗，能夠有效驗證分接相關的檔位，而且還能檢驗出變壓器繞組的連接組別是否正確。同時對於匝間短路等故障也能靈敏地反映出來，實際上電壓比試驗，也是一種常規的帶有檢驗和驗證性質的試驗手段。進行綜合分析可進一步提高故障診斷的可靠性。
第四節 絕緣電阻及吸收比、極化指數檢測
絕緣電阻試驗是對變壓器主絕緣性能的試驗，主要診斷變壓器由於機械、電場、溫度、化學等作用及潮濕汙穢等影響程度，能靈敏反映變壓器絕緣整體受潮、整體劣化和絕緣貫穿性缺陷，是變壓器能否投運的主要參考判據之一。
1． 絕緣電阻的試驗原理
變壓器的絕緣電阻對雙繞組結構而言是表征變壓器高壓對低壓及地、低壓對高壓及地、高壓和低壓對地等絕緣在直流電壓作用下的特性。它與上述絕緣結構在直流電壓作用下所產生的充電電流、吸收電流和泄漏電流有關。變壓器的絕緣結構及產這三種電流的等效電路
如圖2—6所示。
圖2—6 絕緣介質的等效電路
U-一外施直流電壓；C1一等值幾何電容；C、R一表征不均勻程度和髒汙等的等值電容、電阻；Rl一絕緣電阻；iC1－電電流；iCR一吸收電流；iRi一泄漏電流；i一總電流
(1)充電電流是當直流電壓加到被試晶上時，對絕緣結構的幾何電容進行充電形成的電流，其值決定於兩極之間的幾何尺寸和結構形式，並隨施加電壓的時間衰減很快。當去掉直流電壓時相反的放電電流。電路中便會產生與充電電流極性
(2)吸收電流是當直流電壓加到被試品上時，絕緣介質的原子核與電子負荷的中心產生偏移，或偶極於緩慢轉動並調整其排列方向等而產生的電流，此電流隨施加電壓的時間衰減較慢。
(3)泄漏電流是當直流電壓加到被試品上時，絕緣內部或表麵移動的帶電粒子、離子和自由電子形成的電流，此電流與施加電壓的時間無關，而隻決定於施加的直流電壓的大小。總電流為上述三種電流的合成電流。幾種電流的時間特性曲線如圖2—7所示。
圖2—7直流電壓作用下絕緣介質中的等值電流
i－總電流； i1－吸收電流；i2充電電流；i3泄漏電流
變壓器的絕緣電阻是表征同一直流電壓下，不同加壓時間所呈現的絕緣特性變化。絕緣電阻的變化決定於電流i的變化，它直接與施加直流電壓的時間有關，一般均統一規定絕緣電阻的測定時間為一分鍾。因為，對於中小型變壓器，絕緣電阻值一分鍾即可基本穩定；對於大型變壓器則需要較長時間才能穩定。產品不同，絕緣電阻隨時間的變化曲線也不同，但曲線形狀大致相同，如圖2—8所示。
圖2—8絕緣電阻與時間曲線
2．絕緣電阻的試驗類型
電力變壓器絕緣電阻試驗，過去采用測量絕緣電阻的R60。(一分鍾的絕緣電阻值)，同時對大中型變壓器測量吸收比值(R60／R15)。這對判斷繞組絕緣是否受潮起到過一定作用。但近幾年來，隨著大容量電力變壓器的廣泛使用，且其幹燥工藝有所改進，出現絕緣電阻絕對值較大時，往往吸收比偏小的結果，造成判斷困難。吸取國外經驗，采用極化指數戶、／，即10rain(600s)與1rain(60s)的比值(R600／R60)。有助於解決正確判斷所遇到的問題。
為了比較不同溫度廠的絕緣電阻值。GB／6451—86國家標準規定了不同溫度，下測量的絕緣電阻值R60換算到標準溫度2叭：時的換算公式。
當t>20℃時
當t
表2－16 測絕緣電阻值時換算係數表
溫度差
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
換算係數
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
7.5
9.2
11.2
注 中間溫度差值的換算係數可用插值法求取。
DL／T 596—1996規程規定吸收比(10—30℃範圍)不低於1．3或極化指數不低於1．5，且對吸收比和極化指數不進行溫度換算。在判斷時，新的預試規程規定吸收比或極化指數中任——項，達到上述相應的要求都作為符合標準。國外按極化指數判斷變壓器絕緣狀況的參考標準如表2—17所示
狀態
極化指數
良好
>2
較好
1.25－2
一般
1.1－1.25
不良
1－1.1
危險
3．絕緣電阻的試驗方法
(1)測量部位。
1)對於雙繞組變壓器，應分別測量高壓繞組對低壓繞組及地；低壓繞組對高壓繞組及地；高、低繞組對地，共三次測量。
2)對於三繞組變壓器，應分別測量高壓繞組對中、低壓繞組及地；中／k繞組對高、低壓繞組及地；低壓繞組對高、中壓繞組及地；高、中壓繞組對低壓繞組及地；高、低壓繞組對中壓繞組及地；十、低壓繞組對高壓繞組及地；高、中、低壓繞組對地，共七次測量。確定測量部位是因為測量變壓器絕緣電阻時，無論繞組對外殼還是繞組間的分布電容均被充電，當按不同順序測量高壓繞組和低壓繞組絕緣電阻時，繞組間的電容重新充電過程不同而影響測量結果，因此為消除測量方法上造成的誤差，在不同測量接線時測量絕緣電阻必須有一定的／頃序，且一經確定，每次試驗均應按確定的順序進行，便於對測量結果進行合理的比較。
(2)操作方法。
1)檢查兆歐表或絕緣測定器本身及測量線的絕緣是否良好。檢查方法是將兆歐表或絕緣測定器的接地端子與地線相連，測量端子與測量線一端相連，測量線另一端懸空，接通絕緣測定器的輸出開關(或搖動兆歐表至額定轉速)，絕緣電阻的讀數接近無窮大，瞬時短接的絕緣電阻的讀數為零。
2)將被試變壓器高、中、低各繞組的所有端子分別用導線短接，測量前對被測量繞組對地和其餘繞組進行放電。
3)接通絕緣測定器的輸出開關(或搖動兆歐表至額定轉速)，將測量繞組絕緣電阻的回路迅速接通，同時記錄接通的時間。
4)當時間達到15s時，立即讀取絕緣R15電阻值，60s時再讀取R60值。如需要測量極化指數時，則應繼續延長試驗時間至10min，並應每隔一分鍾讀取一個值，同時準確作好記錄。
5)到達結束時間，從變壓器繞組上取下測量線，並將測量線與地線相連進行放電。
6)改變接線，分別完成上述程序對各繞組絕緣電阻的測量。
(3)注意事項。
1)繞組絕緣電阻的測量應采用2500V或5000V兆歐表。
2)測量前被測繞組應充分放電。
3)測量溫度以頂層油溫為準，並注意盡量使每次測量的溫度相近，並最好在油溫低於50C時測量。
4)絕緣電阻試驗時要同時記錄儀表讀數、試驗時間、上層油溫，決不能隨意估計這三個數據。
5)按要求進行統一溫度換算。電力設備預防性試驗規程DL／T596--1996規定，電力變壓器的絕緣電阻值R60換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無明顯變化。換算公式為
式中 R1、R2--分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值。
4．絕緣電阻的測試分析
(1)與測試時間的關係。對不同容量、不同電壓等級的變壓器的絕緣電阻隨加壓時間變化的趨勢也有些不同，一般是60s之內隨加壓時間上升很快，60s到120s上升也較快，120s之後上升速度逐漸減慢。從絕對值來看，產品容量越大的電壓等級愈高，尤其是220kV及以上電壓等級的產品，60s之前的絕緣電阻值越小、60s之後達到穩定的時間越長，一般約要8rain以後才能基本穩定。這是由於在測量絕緣電阻時，兆歐表施加直流電壓，在試品複合介質的交界麵上會逐漸聚集電荷，這個過程的現象稱為吸收現象，或稱界麵極化現象。通常吸收電荷的整個過程需經很長時間才能達到穩定。吸收比(R60／R15)反映測量剛開始時的數據，不能或來不及反映介質的全部吸收過程。而極化指數／~600／R60)時間較長，在更大程度上反映了介質吸收過程，因此極化指數在判斷大型設備絕緣受潮問題上比吸收比更為準確。由此可見，220kV及以上電壓等級的變壓器應該測量極化指數。
(2)與測試溫度的關係。當變壓器的溫度不超過30℃時，吸收比隨溫度的上升而增大，約30℃時吸收比達到最大極限值，超過30C時吸收比則從最大極限值開始下降。但220kV、500kV產品的吸收比和極化指數達到最大極限值的溫度則為40℃以上。
(3)與變壓器油中含水量的關係。變壓器油中含水量對絕緣電阻的影響比較顯著，反映在含水量增大，絕緣電阻減小、絕緣電阻吸收比降低，因此變壓器油的品質是影響變壓器絕緣係統絕緣電阻高低的重要因素之一。
(4)與變壓器容量和電壓等級的關係。在變壓器容量相同的情況下，絕緣電阻常隨電壓等級的升高而升高，這是因為電壓等級越高，絕緣距離越大的緣故。在變壓器電壓等級相同的情況下，絕緣電阻值常隨容量的增大而降低，這是因為容量越大，等效電容的極板麵積也增大，在電阻係數不變的情況下，絕緣電阻必然降低。
吸收比或極化指數能夠有效反映絕緣受潮，是對變壓器診斷受潮故障的重要手段。相對來講，單純依靠絕緣電阻絕對值的大小，對繞組絕緣作出判斷，其靈敏度、有效性比較低。這一方麵是因為測量時試驗電壓太低難以暴露缺陷；另一方麵也是因為絕緣電阻值與繞組絕緣的結構尺寸、絕緣材料的品種、繞組溫度等有關。但是，對於鐵心、夾件、穿心螺栓等部件，測量絕緣電阻往往能反映故障。主要是因為這些部件的絕緣結構比較簡單，絕緣介質單一。
5．絕緣電阻檢測與診斷實例
(1)變壓器充油循環後測絕緣電阻大幅下降。某2500kVA、l10kV變壓器充油循環後測絕緣電阻比循環前大幅降低，以低一高中地為例，充油循環前隻R15=5000M歐、R60＝10000M歐,、R60／R15＝2、tg8％＝0．25。充油循環後7．5h測量，R15＝250M歐、R60=300M歐、R60／Ri5＝1．2、tg8％＝1．15。充油循環後34h測量，R15＝7000M歐、R60＝10000M歐、R60／R15＝1．43。
造成上述原因可能是充油循環後油中產生的氣泡對絕緣電阻的影響，因此要待油中氣泡充分逸出，再測絕緣電阻才能真實反映變壓器的絕緣狀況，通常，對8000kVA及以上變壓器需靜置20h以上，小型配電變壓器也要靜置5h以上才能進行絕緣試驗。
(2)油中含水量對變壓器絕緣電阻的影響。某變壓器絕緣電阻R60為750M歐，吸收比為1．12，油中含水量的微水分析超標，與二年前相近溫度條件下R60>2500而R60／R15>1，5相比變化很大。經油處理，微水正常，絕緣電阻R60為2500M歐，吸收比為1．47。但運行一年後，預試又發現反複，絕緣電阻R60為800M歐、吸收比為1．16。再次進行微水檢測發現超標。再次進行油過濾絕緣電阻又恢複正常。
分析認為油中含水量是對變壓器絕緣電阻影響的主要因素，油中微水經油處理合格後，絕緣電阻亦正常，所以運行一階段，油中微水又超標，應解釋為紙絕緣材料中的水分並未全部烘幹排除，並緩慢向油中析出而影響油的含水量，同時影響變壓器的絕緣電阻值。
（3）吸收比和極化比指數隨溫度變化無規率可循。
第三章 變壓器故障典型案例
第一節 短路故障案例
一、老廠主變壓器多次過流重合動作繞組變形
(1)案例。我廠老廠＃7機31.5MVA、110kV變壓器(SFSZ 8—31500/110)發生短路事故，重瓦斯保護動作，跳開主變壓器三側開關。返廠吊罩檢查，發現C相高壓繞組失團，C相中壓繞組嚴重變形，並擠破囚扳造成中、低壓繞組短路；C相低壓繞組被燒斷二股；B相低壓、中壓繞組嚴重變形；所有繞組匝間散布很多細小銅珠、銅末；上部鐵芯、變壓器底座有鏽跡。
事故發生的當天有雷雨。事故發生前，曾多次發生10kV、35kV側線路單相接地。13點40分35kV側過流動作，重合成功；18點44分35kV側再次過流動作，重合閘動作，同時主變壓器重瓦斯保護跳主變壓器三側開關。經查35kV距變電站不遠處B、C相間有放電燒損痕跡。
(2)原因分析。根據國家標準GBl094．5—曰5規定110kV電力變壓器的短路表觀容量為800MVA，應能承受最大非對稱短路電流係數約為2．55。該變壓器編製的運行方式下：
電網最大運行方式110kV三相出口短路的短路容量為1844MVA；
35kV三相出口短路為365MVA；
10kV三相出口短路為225．5MVA；
事故發生時，實際短路容量尚小於上述數值。據此計算變壓器應能承受此次短路衝擊。事故當時損壞的變壓器正與另一台31500／110變壓器並列運行，經受同樣短路衝擊而另一台變壓器卻未損壞。因此事故分析認為導致變壓器B、C相繞組在電動力作用下嚴重變形並燒毀，由於該變壓器存在以下問題：
1)變壓器繞組鬆散。高壓繞組輻向用手可搖動5mm左右。從理論分析可知，短路電流產生的電動力可分為輻向力和軸向力。外側高壓繞組受的輻向電磁力，從內層至外層三線性遞減，最內層受的輻向電磁力最大，兩倍於繞組所受的平均圓周力。當繞組卷緊芝內層導線受力後將一部分力轉移到外層，結果造成內層導線應力趨向減小，而外層導絞受力增大，內應力關係使導線上的作用力趨於均衡。內側中壓繞組受力方向相反，但均§七用的原理和要求一致。繞組如果鬆散，就起不到均衡作用，從而降低了變壓器的抗短路充擊的能力。
外側高壓繞組所受的輻向電動力是使繞組導線沿徑向向外脹大，受到的是拉張力，表觀為向外撐開；內側中壓繞組所受的輻向電動力是使繞組導線沿徑向向內壓縮，受到的是壓力，表現為向內擠壓。這與該變壓器的B、C相高、中壓繞組在事故中的結果一致。
2)經吊罩檢查發現該變壓器撐條不齊且有移位、墊塊有鬆動位移。這樣大大降低了內側中壓繞組承受輻向力和軸向力的能力，使繞組穩定性降低。從事故中的C相中壓繞組輻向失穩向內彎曲的情況，可以考慮適當增加撐條數目，以減小導線所受輻向彎曲應力。
3)絕緣結構的強度不高。由於該變壓器中、低壓繞組采用的是圍板結構，而圍板本身較軟，經真空於燥收縮後，高、中、低繞組之間呈空鬆的格局，為了提高承受短路的能力，宜在內側繞組選用硬紙筒絕緣結構。
(3)措施。這是一起典型的因變壓器動穩定性能差而造成的變壓器繞組損壞事故，應吸取的教訓和相應措施包括：
1)在設計上應進一步尋求更合理的機械強度動態計算方式；適當放寬設計安全裕度；內繞組的內襯，采用硬紙筒絕緣結構；合理安排分接位置，盡量減小安匝不平衡。
2)製造工藝上可從加強輻向和軸向強度兩方麵進行，措施主要有：采用女式繞線機繞製繞組，采用先進自動拉緊裝置卷緊繞組；牢固撐緊繞組與鐵心之間的定位，采用整產套裝方式；采用墊塊預密化處理、繞組恒壓幹燥方式；繞組整體保證高度一致和結構完整；強化繞組端部絕緣；保證鐵軛及夾件緊固。
3)要加強對大中型變壓器的質量監製管理，在訂貨協議中應強調對中、小容量的變壓器在型式試驗中作突發短路試驗，大型變壓器要作縮小模型試驗，提高變壓器的抗短路能力，同時加強變電站10kV及35kV係統維護，減少變壓器遭受出口短路衝擊機率。
第二節 過熱故障案例
一、新廠＃3機變壓器絕緣受潮過熱
(1)案例。我廠＃3機200MVA、220kV主變壓器(SFP7—240000／220)在周期性油色譜分析中發現氫氣、乙炔含量有增大趨勢。經跟蹤監測，氫氣含量為30．1uL幾，而乙炔含量為5．2uL/L，已超過正常注意值。兩天後停電檢修，檢修前氫氣含量達43．6uL/L，乙炔含量達10．9uL/L，色譜變化情況如表3—13所示，絕緣介質損耗tgs％變化如表3—14所示。
表3－13 色譜試驗數據 UL/L
氫氣
乙炔
甲烷
乙烷
乙烯
總
一氧化碳
二氧化碳
前五天
30.1
5.2
17.1
2.2
5.5
30
596
1186
前兩天
49.9
10.2
23.6
2.8
6.2
42.8
654
1393
檢修前
43.6
10.9
20.1
3.2
7.2
41.4
668
1424
檢修後
0
0.17
1.2
0.1
0.11
1.58
26
62
測試繞組
正常時
色譜異常時
檢修後
高壓
1.5
中壓
1.75
低壓
1.7
停電檢修放油後的重點檢查項目是：繞組壓板、壓釘有無鬆動，位置是否正常；鐵芯夾件是否碰主變壓器油箱頂部或油位計座套；有無金屬件懸浮高電位放電；臨近高電場的接地體有無高電位放電；引線和油箱升高座外殼距離是否符合要求，焊接是否良好㈠由箱內壁的磁屏蔽絕緣有無過熱；申壓側分接開關接觸是否良好。
檢查中發現：==嚶拖瀋係拇牌簾偉寰刀囁櫫崖洌?=郆相引線靠近升高座處白布帶脫落且絕緣有輕微破損；B相分接開關操作杆與分接開關連接處有許多炭黑。
(2)原因分析。規程規定220kV變壓器20℃時tg8％不得大於0．8，且一般要求相對 變化量不得大於30％，根據表3—14數據反映變壓器絕緣受潮.
按照GB7252--87《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》推薦的三比值法：C2H2／C2H4=10，5／7=1．5；編碼為1;CH4／H2=21／32．6；0．644；編碼為0；C2H4/C2H6=7／3=2．33；編碼為1。組合編碼為1，0，1，對應的故障性質為主變壓器內部有絕緣過熱或低能放電現象。
氫氣、乙炔含量高的可能原因：
1)主絕緣慢性受潮。主絕緣受潮後，絕緣材料含有氣泡，在高電壓強電場作用下將引起電暈而發生局部放電，從而產生Hz；在高電場強度作用下，水和鐵的化學反應也能產生大量的H2，使在在總烴含量中所占比重大。主絕緣受潮後，不但電導損耗增大，同時還會產生夾層極化，因而介質損耗大大增加。
2)磁屏蔽絕緣脫落後的影響。正常時，高、中壓繞組的漏磁通主要有三條路徑：一是經高、中壓繞組一磁屏蔽板閉合；二是經高、中壓繞組一油箱一高、中壓繞組閉合；三是經高、中壓繞組一油箱一磁屏蔽板一高、中壓繞組閉合，並在箱殼和磁屏蔽板中感應電勢。磁屏蔽板的絕緣脫落後，將使磁屏蔽一點或多點接地，從而形成感應電流閉合回路導致發熱，如果絕緣脫落後，磁屏蔽板和箱殼的接觸不好，還有可能形成間隙放電或火花放電。
3)B相引線的白布帶脫落和絕緣有碰傷痕跡，可能發生對套管升高座放電。
4)==郆相分接開關與操動杆接觸不良，可能會產生懸浮電位放電.變壓器運行時出現內部故障的原因往往不是單一的，在存在熱點的同時，有可能還存在著局部放電，而且熱點故障在不斷地發展成局部放電，由此又加劇了高溫過熱，形成惡性循環。
(3)處理。對B相引線絕緣加固，加強磁屏蔽絕緣，檢修調整分接開關，同時對主變壓器本體主絕緣加熱抽真空幹燥。具體措施是用覆帶式加熱器在主變壓器底部加熱，主變壓器頂部及側麵用矽酸鋁保溫材料保溫，主變壓器四周用尼龍布拉成圍屏，以保證主變壓器底部不通風，以達到進一步保溫的目的。加熱器加熱時，使主變壓器外壁溫度保持在60℃～70℃：左右，加熱72h後，采用負壓抽真空(抽真空時加熱不中斷)，抽真空後，繼續加熱24h，再抽真空，這樣反複3--4次以後，再做介質損耗試驗，試驗結果合格。同時，進油時對油中氣體經真空脫氣，色譜分析正常，各項試驗數據全部合格，變壓器投入後運行正常。
第四章 變壓器故障綜合處理
第一節 變壓器故障的綜合判斷方法
根據變壓器運行現場的實際狀態，在發生以下情況變化時，需對變壓器進行故障診斷。
(1)正常停電狀態下進行的交接、檢修驗收或預防性試驗中一項或幾項指標超過標準。
(2)運行中出現異常而被迫停電進行檢修和試驗。
(3)運行中出現其他異常(如出口短路)或發生事故造成停電，但尚未解體(吊心或吊罩)。
當出現上述任何一種情況時，往往要迅速進行有關試驗，以確定有無故障、故障的性質、可能位置、大概範圍、嚴重程度、發展趨勢及影響波及範圍等。
對變壓器故障的綜合判斷，還必須結合變壓器的運行情況、曆史數據、故障特征，通過采取針對性的色譜分析及電氣檢測手段等各種有效的方法和途徑，科學而有序地對故障進行綜合分析判斷。
一、綜合判斷的針對性檢測方法
對大中型變壓器故障的判斷采用如下檢測方法。
(1)油色譜分析判斷有異常：
1)檢測變壓器繞組的直流電阻。
2)檢測變壓器鐵心的絕緣電阻和鐵心接地電流。
3)檢測變壓器的空載損耗和空載電流。
4)在運行中進行油色譜和局部放電跟蹤監測。
5)檢查變壓器潛油泵及相關附件運行中的狀態。用紅外測溫儀器在運行中檢測變壓器油箱表麵溫度分布及套管端部接頭溫度。
6)進行變壓器絕緣特性試驗，如絕緣電阻、吸收比、極化指數、介質損耗、泄漏電流等試驗。
7)絕緣油的擊穿電壓、油介質損耗、油中含水量、油中含氣量(500kv級時)等檢
8)變壓器運行或停電後的局部放電檢測。
9)絕緣油中糠醛含量及絕緣紙材聚合度檢測。
10)交流耐壓試驗檢測。
(2)氣體繼電器動作報警後：應進行油色譜分析和氣體繼電器中的氣體分析，必要時可按圖4—1所示的綜合判斷程序進行。
1)油色譜分析。
2)變壓器繞組直流電阻檢測。
3)短路阻抗試驗。
4)繞組的頻率響應試驗。
5)空載電流和空載損耗試驗。
(4)判斷變壓器絕緣受潮要進行的試驗：
1)絕緣特性試驗。如絕緣電阻、吸收比、極化指數、介質損耗、泄漏電流等。
2)變壓器油的擊穿電壓、油介質損耗、含水量、含氣量(500kV級時)試驗。
3)絕緣紙的含水量檢測。
(5)判斷絕緣老化進行的試驗：
1)油色譜分析。特別是油中一氧化碳和二氧化碳的含量及其變化。
2)變壓器油酸值檢測。
3)變壓器油中糠醛含量檢測。
4)油中含水量檢測。
5)絕緣紙或紙板的聚合度檢測。
(6)變壓器振動及噪聲異常時的檢測：
1)振動檢測。
2)噪聲檢測。
3)油色譜分析。
4)變壓器阻抗電壓測量。
(7)對中小型變壓器檢測判斷常采用的方法：
1)檢測直流電阻。用電橋測量每相高、低壓繞組的直流電阻，觀察其相間阻值是否平衡，是否與製造廠出廠數據相符；若不能測相電阻，可測線電阻，從繞組的直流電阻值即可判斷繞組是否完整，有無短路和斷路情況，以及分接開關的接觸電阻是否正常。若切換分接開關後直流電阻變化較大，說明問題出在分接開關觸點上，而不在繞組本身。上述測試還能檢查套管導杆與引線、引線與繞組之間連接是否良好。
2)檢測絕緣電阻。用兆歐表測量各繞組間、繞組對地之間的絕緣電阻值和吸收比，根據測得的數值，可以判斷各側繞組的絕緣有無受潮，彼此之間以及對地有無擊穿與閃絡的可能。
3)檢測介質損耗因數tzJ。測量繞組間和繞組對地的介質損耗因數tzJ，根據測試結果，判斷各側繞組絕緣是否受潮、是否有整體劣化等。
4)取絕緣油樣作簡化試驗。用閃點儀測量絕緣油的閃點是否降低，絕緣油有無炭粒、紙屑，並注意油樣有無焦臭味，同時可測油中的氣體含量，用上述方法判斷故障的種類、性質。
5)空載試驗。對變壓器進行空載試驗，測量三相空載電流和空載損耗值，以此判斷變壓器的鐵心矽鋼片間有無故障，磁路有無短路，以及繞組短路故障等現象。
第二節 綜合分析判斷的基本原則
(1)與設備結構聯係。熟悉和掌握變壓器的內部結構和狀態是變壓器故障診斷的關鍵，如變壓器內部的絕緣配合、引線走向、絕緣狀況、油質情況等。又如變壓器的冷卻方式是風冷還是強迫油循環冷卻方式等，再如變壓器運行的曆史、檢修記錄等等，這些內容都是診斷故障時重要的參考依據。
(2)與外部條件相結合。診斷變壓器故障的同時，一定要了解變壓器外部條件是否構成影響，如是否發生過出口短路；電網中的諧波或過電壓情況是否構成影響；負荷率如何；負荷變動幅度如何等等。
(3)與規程標準相對照。與規程規定的標準進行對照，假如發生超標情況必須查明原因，找出超標的根源，並進行認真的處理和解決。
(4)與曆次數據相比較。僅以是否超標準為依據進行故障判斷，往往不夠準確，需要考慮與本身曆次數據進行比較才能了解潛伏性故障的起因和發展情況，例如，試驗結果盡管數值偏大，但一直比較穩定，應該認為仍屬正常；但試驗結果雖未超標而與上次相比卻增加很多，就需要認真分析，查明原因。
(5)與同類設備相比較(橫向比較)。—同容量或相同運行狀態的變壓器是否有異常因的影響還是內在的變化。台變壓器發現異常，而同一地點的另一台相這樣結合分析有利於準確判斷故障現象是外
(6)與自身不同部位相比較(縱向比較)。對變壓器本身的不同部位進行檢查比較。如變壓器油箱箱體溫度分布是否變化均勻，局部溫度是否有突變。又如用紅外成像儀檢查變壓器套管或油枕溫度，以確定是否存在缺油故障等。再如測繞組絕緣電阻時，分析高對中、低、地，中對高、低、地與低對高、中、地是否存在明顯差異，測繞組電阻、測套管C及tg8時，三相間有無異常不同，這些也有利於對故障部位的準確判斷。
第三節 故障分析判斷的程序
1．故障判斷的步驟
1)判斷變壓器是否存在故障，是隱性故障還是顯性故障。
2)判斷屬於什麼性質的故障，是電性故障還是熱性故障，是固體絕緣故障還是油性
3)判斷變壓器故障的狀況，如熱點溫度、故障功率、嚴重程度、發展趨勢以及油中氣體的飽和程度和達到飽和而導致繼電器動作所需的時間等。
4)提出相應的反事故措施，如能否繼續運行，繼續運行期間的安全技術措施和監視手段或是否需要內部檢查修理等。
2．有無異常的判斷
從變壓器故障診斷的一般步驟可見，根據色譜分析的數據著手診斷變壓器故障時，首先是要判定設備是否存在異常情況，常用的方法有：
1)將分析結果的幾項主要指標(總烴、乙炔、氫氣含量)與DL／T596—1996規程中的注意值作比較。如果有一項或幾項主要指標超過注意值時，說明設備存在異常情況，要引起注意。但規程推薦的注意值是指導性的，它不是劃分設備是否異常的唯一判據，不應當作強製性標準執行；而應進行跟蹤分析，加強監視，注意觀察其產生速率的變化。有的設備即使特征氣體低於注意值，但增長速度很高，也應追蹤分析，查明原因；有的設備因某種原因使氣體含量超過注意值，也不能立即判定有故障，而應查閱原始資料，若無資料，則應考慮在一定時間內進行追蹤分析；當增長率低於產氣速率注意值，仍可認為是正常的。
在判斷設備是否存在故障時，不能隻根據一次結果來判定，而應經過多次分析以後，將分析結果的絕對值與導則的注意值作比較，將產氣速率與產氣速率的參考值作比較，當兩者都超過時，才判定為故障。
2)了解設備的結構、安裝、運行及檢修等情況，徹底了解氣體真實來源，以免造成誤判斷。一般遇到非故障性質的原因情況及誤判的可能參見表4—2。另外，為了減少可能引起的誤判斷，必須按DL／T596—1996的規定：新設備及大修後在投運前，應作一次分析；在投運後的一段時間後，應作多次分析。因為故障設備檢修後，絕緣材料殘油中往往殘存著故障氣體，這些氣體在設備重新投運的初期，還會逐步溶於油中，因此在追蹤分析的初期，常發現油中氣體有明顯增長的趨勢，隻有通過多次檢測，才能確定檢修後投運的設備是否消除了故障。
表4—2 造成油色譜誤判斷的非故障原因
非 故 障原 因
對油中氣體組分變化的影響
誤判的可能
屑於設備結構上的原固
(1)有載調壓器滅弧室油向本體滲漏
(2)使用有不穩定的絕緣材料，造成早期熱分解(如使用劄030醇酸絕緣漆)
(3)使用有活性的金屬材料，促進抽的分解(如使用奧氏體不鏽鋼)
使本體油的乙炔增加
產生CO與H2等，增加它們在油中的濃度
增加油中H2含量
放電故障
固體絕緣發熱或受潮
油中有水分
屬於安裝、運行、維護上的原因
(1)設備安裝前，充CO2安裝注油時，未排盡餘氣
(2) 充氮保護時，使用不合格的氮氣
(3)油與絕緣物中有空氣泡(如安裝投運前，油未脫氣及真空注油，運行中係統不嚴
密而進氣等)
(4)檢修中帶油補焊
(5)油處理中，油加熱器不合格，使油過熱分解
(6)充用含可燃烴類氣體的油，或原有過
故障，油未脫氣或脫氣不完全
增加油中CO2含量
氮氣含H2、CO等雜氣
由於氣泡性放電產生H2和C2H2
增加乙炔含量
增加乙炔等含量
油溶解度大的可燃烴氣體含量高
固體絕緣發熱
發熱受潮
放電故障
放電故障
放電故障
發熱、放電
非故障原因
對油中氣體組分變化的影響
誤判的可能
屬於附屬設備或其他原因
(1)潛油泵、油流繼電器接點電火花或電
機缺陷
(2)設備環境空氣中CO和烴含量高
增加乙炔等可燃氣體
增加油中CO和烴含量
放電故障
固體絕緣發熱
3)注意油中CO、C島含量及比值。變壓器在運行中固體絕緣老化會產生CO和CO2。同時，油中CO和CO2的含量既同變壓器運行年限有關，也與設備結構、運行負荷和油溫等因素有關，因此目前導則還不能規定統一的注意值。隻是粗略的認為，在開放式的變壓器中，CO含量小於300uL／L，CO2／CO比值在7左右時，屬於正常範圍；而薄膜密封變壓器中CO2／CO比值一般低於7時也屬於正常值。
3．故障嚴重性判斷
當確定設備存在潛伏性故障時，就要對故障嚴重性作出正確的判斷。判斷設備故障的嚴重程度，除了根據分析結果的絕對值外，必須根據產氣速率來考慮故障的發展趨勢，因為計算故障的產氣速率可確定設備內部有無故障，又可估計故障嚴重程度。
導則推薦變壓器和電抗器總烴產氣速率的注意值：開放式變壓器為0．25ml／h，密閉式變壓器0．5mI／h。如以相對產氣速率來判斷設備內部狀況，則總烴的相對產氣速率大於10％／月就應引起注意，如大於40uL／L／月可能存在嚴重故障。在實際工作中，常將氣體濃度的絕對值與產氣速率相結合來診斷故障的嚴重程度，例如當絕緣值超過導則規定注意值的5倍，且產氣速率超過導則規定注意值的2倍時，可以判斷為嚴重故障。
當有意識地用產氣速率考察設備的故障程度時，必須在考察期間變壓器不要停運而盡量保持負荷的穩定性，考察的時間以1～3個月為宜。如果在考察期間，對油進行脫氣處理或在較短的運行期間及油中含氣量很低時進行產氣速率的考察，會帶來較大的誤差。
4．故障類型的判斷
設備存在異常情況時，應對其故障類型作出判斷，主要有特征氣體法和IEC三比值法；但在用IEC三比值法應注意的有關問題有
(1)采用三比值法來判斷故障的性質時必須符合的條件。
1)色譜分析的氣體成分濃度應不少於分析方法靈敏度極根值的10倍。
2)應排除非故障原因引入的數值幹擾。
3)在一定的時間間隔內(1～3個月)產氣速率超過10％／月。
(2)注意三比值表以外的比值的應用，如122、121、222等組合形式在表中找不到相應的比值組合，對這類情況要進行對應分析和分解處理。如有的認為122組合可以分解為102+020，即說明故障是高能放電兼過熱。另外，在追蹤監視中，要認真分析含氣成分變化規律，找出故障類型的變化、發展過程，例如三比值組合方式由102—122，則可判斷故障是先過熱，後發展為電弧放電兼過熱。當然，分析比值的組合方式時，還要結合設備的曆史狀況、運行檢修和電氣試驗等資料，最後作出正確的結論。
(3)注意對低溫過熱涉及固體絕緣老化的正確判斷。因為絕緣紙在150'C以下熱裂解時，除了主要產生CO2外，還會產生一定量的CO、乙烯和甲烷，此時，成分的三比值會出現001、002甚至021、022等的組合，這樣就可能造成誤判斷。在這種情況下，必須首先考慮各氣體成分的產氣速率，如果CO2始終占主要成分，並且產氣速率一直比其他氣體高，則對001--002及021--022等組合，應認為是固體絕緣老化或低溫過熱。
(4)注意設備的結構與運行情況。三比值法引用的色譜數據是針對典型的故障設備，而不涉及故障設備的各種具體情況，如設備的保護方式、運行情況等。如開放式的變壓器，應考慮到氣體的逸散損失，特別是甲烷和氫氣的損失率，因此引用三比值時，應對甲烷、H2比值作些修正。另外，引用三比值是根據各成分氣體超過注意值，特別是產氣速率，有理由判斷可能存在故障時才應用三比值進一步判斷其故障性質，所以用三比值監視設備的故障性質應在故障不斷產氣過程中進行，如果設備停運，故障產氣停止，油中各成分能會逐漸散失，成分的比值也會發生變化，因此，不宜應用三比值法。
(5)目前對尚沒有列入三比值法的某些組合的判斷正在研究之中。例如121或122對應於某些過熱與放電同時存在的情況，202或212對於裝有載調壓開關的變壓器應考慮開關油箱的油可能滲漏到本體油中的情況。
四、綜合分析診斷的要求
(1)綜合分析判斷故障時一般要注意的幾個方麵：
1)將試驗結果的幾項主要指標(總烴、乙炔、氫)與DL／T596--1996規程列出的 注意值作比較。
2)對CO和Cq變化要進行具體分析比較。
3)油中溶解氣體含量超過DL／T596--1996規程所列任一項數值時應引起注意，但注意值不是認定設備是否正常的唯一判據。必須同時注意產氣速率，當產氣速率也達到注意值時，應作綜合分析並查明原因。有的新投入運行的或重新注油的設備，短期內各種氣體含量迅速增加，但尚未超過給定的數值，也可判斷為內部異常狀況；有的設備因某種原因使氣體含量基值較高，超過給定的注意值，但增長率低於前述產氣速率的注意值，仍可認為是正常設備。
4)當認為設備內部存在故障時，可用三比值法對故障類型作出分析。
5)在氣體繼電器內出現氣體情況下，應將繼電器內氣樣的分析結果，按前述方法與油中取出氣體的分析結果作比較。
6)根據上述結果與其他檢查性試驗相結合，測量繞組直流電阻、空載特性試驗、絕緣試驗、局部放電試驗和測量微量水分等，並結合該設備的結構、運行、檢修等情況，綜合分析判斷故障的性質及部位，並根據故障特征，可相應采取紅外檢測、超聲波檢測和其它帶電檢測等技術手段加以綜合診斷。並針對具體情況采取不同的措施，如縮短試驗周期、加強監視、限製負荷、近期安排內部檢查、立即停電檢查等。
(2)綜合分析診斷應注意的問題。
1)由於變壓器內部故障的形式和發展是比較複雜的，往往與多種因素有關，這就特別需要進行全麵分析。首先要根據曆史情況和設備特點以及環境等因素，確定所分析的氣體究竟是來自外部還是內部。所謂外部的原因，包括冷卻係統潛油泵故障、油箱帶油補焊、油流繼電器接點火花，注入油本身未脫淨氣等。如果排除了外部的可能，在分析內部故障時，也要進行綜合分析。例如，絕緣預防性試驗結果和檢修的曆史檔案、設備當時的運行情況，包括溫升、過負荷、過勵磁、過電壓等，及設備的結構特點，製造廠同類產品有無故障先例、設計和工藝有無缺陷等。
2)根據油中氣體分析結果，對設備進行診斷時，還應從安全和經濟兩方麵考慮，對於某些過熱故障，一般不應盲目地建議吊罩、吊心，進行內部檢查修理，而應首先考慮這種故障是否可以采取其他措施，如改善冷卻條件、限製負荷等來予以緩和或控製其發展，何況有些過熱性故障即使吊罩、吊心也難以找到故障源。對於這一類設備，應采用臨時對策來限製故障的發展，隻要油中溶解氣體未達到飽和，即使不吊罩、吊心修理，仍有可能安全運行一段時間，以便觀察其發展情況，再考慮進一步的處理方案。這樣的處理方法，既能避免熱性損壞，又能避免人力、物力的浪費。
3)關於油的脫氣處理的必要性，要分幾種情況區別對待：當油中溶解氣體接近飽和時，應進行油脫氣處理，避免氣體繼電器動作或油中析出氣泡發生局部放電；當油中含氣量較高而不便於監視產氣速率時，也可考慮脫氣處理後，從起始值進行監測。但需要明確的是，油的脫氣並不是處理故障的手段，少量的可燃性氣體在油中並不危及安全運行，因此，在監視故障的過程中，過分頻繁的脫氣處理是不必要的。
4)在分析故障的同時，應廣泛采用新的測試技術，例如電氣或超聲波法的局部放電的測量和定位、紅外成像技術檢測、油及固體絕緣材料中的微量水分測定，以及油中金屬微粒的測定等，以利於尋找故障的線索，分析故障原因，並進行準確診斷。
第五章 變壓器事故處理
第一節 變壓器自行跳閘後的處理
為了變壓器的安全運行及操作，變壓器高、中、低壓各側都裝有斷路器，同時還裝設了必要的繼電保護裝置。當變壓器的斷路器自動跳閘後，運行人員應立即清楚、準確地向值班調度員報告情況；不應慌亂、匆忙或未經慎重考慮即行處理。待情況清晰後，要迅速詳細向調度員彙報事故發生的時間及現象、跳閘斷路器的名稱、編號、繼電保護和自動裝置的動作情況及表針擺動、頻率、電壓、潮流的變化等。並在值班調度員的指揮下沉著、迅速、準確地進行處理。
(1)為加速處理事故，限製事故的發展，消除事故的根源，並解除對人身和設備安全的威脅，應進行下列操作：
1)將直接對人員生命有威脅的設備停電；
2)將已損壞的設備隔離；
3)運行中的設備有受損傷的威脅時，應停用或隔離
4)站用電氣設備事故恢複電源；
5)電壓互感器保險熔斷或二次開關掉閘時，將有關保護停用；
6)現場規程中明確規定的操作，可無須等待值班調度員命令，變電站當值運行人員可自行處理，但事後必須立即向值班調度員彙報。
(2)改變運行方式使供電恢複正常，並查明變壓器自動跳閘的原因。
1)如有備用變壓器，應立即將其投入，以恢複向用戶供電，然後再查明故障變壓器的跳閘原因。
2)如無備用變壓器，則隻有盡快根據掉牌指示，查明何種保護動作。
在查明變壓器跳閘原因的同時，應檢查有無明顯的異常現象，如有無外部短路、線路故障、過負荷、明顯的火光、怪聲、噴油等。如確實證明變壓器兩側斷路器跳閘不是由於內部故障引起，而是由於過負荷、外部短路、或保護裝置二次回路誤動造成，則變壓器可不經外部檢查重新投入運行。
如果不能確定變壓器跳閘是由於上述外部原因造成的，則必須對變壓器進行內部檢查。主要應進行絕緣電阻、直流電阻的檢查。經檢查判斷變壓器無內部故障時，應將瓦斯保護投入到跳閘位置，將變壓器重新合閘、整個過程，應慎重行事。
如經絕緣電阻、直流電阻檢查判斷變壓器有內部故障，則需對變壓器進行吊芯檢查。
二、變壓器氣體保護動作後的處理
變壓器運行中如發生局部發熱，在很多情況下，沒有表現為電氣方麵的異常，而首先表現出的是油氣分解的異常，即油在局部高溫作用下分解為氣體，逐漸集聚在變壓器頂蓋上端及瓦斯繼電器內。區別氣體產；生的速度和產氣量的大小，實際上是區別過熱故障的大小。
(1)輕瓦斯動作後的處理。輕瓦斯動作發出信號後，首先應停止音響信號，並檢查瓦斯繼電器內氣體的多少，判明原因。
1)非變壓器故障原因。如：空氣侵入變壓器內(濾油後)；油位降低到氣體繼電器以下(浮子式氣體繼電器)或油位急劇降低(擋板式氣體繼電器)；瓦斯保護二次回路故障(如氣體繼電器接線盒進水、端子排或二次電纜短路等)。如確定為外部原因引起的動作，則恢複信號後，變壓器可繼續運行。
2)主變壓器故障原因。如果不能確定是由於外部原因引起瓦斯信號動作，同時又未發現其他異常，則應將瓦斯保護投入跳閘回路，同時加強對變壓器的監護，認真觀察其發展變化。
(2)重瓦斯保護動作後的處理：運行中的變壓器發生瓦斯保護動作跳閘，或者瓦斯信號和瓦斯跳閘同時動作，則首先考慮該變壓器有內部故障的可能。對這種變壓器的處理應十分謹慎。
故障變壓器內產生的氣體是由於變壓器內不同部位判明瓦斯繼電器內氣體的性質、氣體集聚的數量及速度程度是至關重要的。不同的過熱形式造成的。因此，對判斷變壓器故障的性質及嚴重程度是至關重要的。
1)集聚的氣體是五色無臭且不可燃的，則瓦斯動作的原因是因油中分離出來的空氣引起的，此時可判定為屬於非變壓器故障原因，變壓器可繼續運行；，
2)氣體是可燃的，則有極大可能是變壓器內部故障所致。對這類變壓器，在未經檢查並試驗合格前，不允許投入運行：
變壓器瓦斯保護動作是一種內部事故的前兆，或本身就是一次內部事故。因此，對這類變壓器的強送、試送、監督運行，都應特別小心，事故原因未查明前不得強送。
三、變壓器差動保護動作後的處理
差動保護是為了保證變壓器的安全可靠的運行，即當變壓器本身發生電氣方麵的故障(如層間、匝間短路)時盡快地將其退出運行，從而減少事故情況下變壓器損壞的程度。規程規定，對容量較大的變壓器，如並列運行的6300kVA及以上、單獨運行的10000kVA及以上的變壓器，要設置差動保護裝置。與瓦斯保護相同之處是這兩種保護動作都比較靈敏、迅速，都是保護變壓器本身的主要保護。與瓦斯保護不同之處在於瓦斯保護主要是反映變壓器內部過熱引起油氣分離的故障，而差動保護則是反映變壓器內部(差動保護範圍內)電氣方麵的故障。差動保護動作，則變壓器兩側(三繞組變壓器則是三側)的斷路器同時跳閘。
(1)運行中的變壓器，如果差動保護動作引起斷路器跳閘，運行人員應采取如下措
1)首先拉開變壓器各側閘刀，對變壓器本體進行認真檢查，如油溫、油色、防爆玻璃、瓷套管等，確定是否有明顯異常。
2)對變壓器差動保護區範圍的所有一次設備進行檢查，即變壓器高壓側及低壓側斷路器之間的所有設備、引線、鋁母線等，以便發現在差動保護區內有無異常。
3)對變壓器差動保護回路進行檢查，看有無短路、擊穿以及有人誤碰等情況。
4)對變壓器進行外部測量，以判斷變壓器內部有無故障。測量項目主要是搖測絕緣電阻。
(2)差動保護動作後的處理。
1)經過上述步驟檢查後，如確實判斷差動保護是由於外部原因，如保護誤碰、穿越性故障引起誤動作等，則該變壓器可在重瓦斯保護投跳閘位置情況下試投。
2)如不能判斷為外部原因時，則應對變壓器進行更進一步的測量分析，如測量直流電阻、進行油的簡化分析、或油的色譜分析等，以確定故障性質及差動保護動作的原因。
3)如果發現有內部故障的特征，則須進行吊芯檢查。
4)當重瓦斯保護與差動保護同時動作開關跳閘，應立即向調度員彙報，不得強送。
5)對差動保護回路進行檢查，防止誤動引起跳閘的可能。
除上述變壓器兩種保護外還有定時限過電流保護、零序保護等。
當主變壓器由於定時限過電流保護動作跳閘時，首先應解除音響，然後詳細檢查有無越級跳閘的可能，即檢查各出線開關保護裝置的動作情況，各信號繼電器有無掉牌，各操作機構有無卡死等現象。如查明是因某一出線故障引起的越級跳閘，則應拉開出線開關，將變壓器投入運行，並恢複向其餘各線路送電；如果查不出是否越級跳閘，則應將所有出線開關全部拉開，並檢查主變壓器其他側母線及本體有無異常情況，若查不出明顯的故障，則變壓器可以空載試投送一次，運行正常後再逐路恢複送電。當在送某一路出線開關時，又出現越級跳主變壓器開關，則應將其停用，恢複主變壓器和其餘出線的供電。若檢查中發現某側母線有明顯故障征象，而主變壓器本體無明顯故障，則可切除故障母線後再試合閘送電，若檢查時發現主變壓器本體有明顯的故障征兆時，不允許合閘送電；應彙報上級聽候處理。當零序保護動作時，一般是係統發生單相接地故障而引起的，事故發生後，立即彙報調度聽候處理。
第四節變壓器著火事故處理
變壓器著火，應首先斷開電源，停用冷卻器，迅速使用滅火裝置。若油溢在變壓器頂蓋上麵著火，則應打開下部油門放油至適當油位；若是變壓器內部故障而引起著火，則不能放油，以防變壓器發生嚴重爆炸的可能。一旦變壓器故障導致著火事故，後果將十分嚴重，因此要高度警惕，作好各種情況下的事故預想，提高應付緊急狀態和突發事故下解決問題的應變技能，將事故的影響降低到最小的範圍。
1．變壓器油著火的條件和特性
絕緣油是石油分餾時的產物，主要成分是烷族和環烷族碳氫化合物。用於電氣設備的絕緣油的閃點不得低於135℃，所以正常使用時不存在自燃及火燒的危險性。因此，如果電氣故障發生在油浸部位，因電弧在油中不接觸空氣，不會立即成為火焰，電弧能量完全為油所吸收，一部分熱量使油溫升高，一部分熱量使油分子分解，產生乙炔、乙烯等可燃性氣體，此氣體亦吸收電弧能量而體積膨脹，因受外殼所限製，使壓力升高。但是當電弧點燃時間長，壓力超過了外殼所能承受的極限強度就可能產生爆炸。這些高溫氣體衝到空氣中，一遇氧氣即成明火而發生燃燒。
2．防範要求
(1)變壓器著火事故大部分是由本體電氣故障引起，作好變壓器的清掃維修和定期試驗是十分重要的措施。如發現缺陷應及時處理，使絕緣經常處於良好狀態，不致產生可將絕緣油點燃起火的電弧。
（2)變壓器各側開關應定期校驗，動作應靈活可靠；變壓器配置的各類保護應定期檢查，保持完好。這樣，即使變壓器發生故障，也能正確動作，切斷電源，縮短電弧燃燒時間。主變壓器的重瓦斯保護和差動保護，在變壓器內部發生放電故障時，能迅速使開關跳閘，因而能將電弧燃燒時間限製得最短，使在油溫還不太高時，就將電弧熄滅。
(3)定期對變壓器油作氣相色譜分析，發現乙炔或氫烴含量超過標準時應分析原因，甚至進行吊心檢查找出問題所在。在重瓦斯動作跳閘後不能盲目強送，以免事故擴大發生爆炸和大火。
(4)變壓器周圍應有可靠的滅火裝置。
3．變壓器防火保護的幾種滅火係統
(1)水噴霧滅火係統。利用水噴霧滅火是將著火的變壓器從外部噴水降溫而實現熄滅火焰。 水噴霧滅火係統的構成主要有儲水池、水泵、閥門水管道、噴水頭及火焰探測器和控製器等。
這種滅火方法在實際應用中存在如下幾個問題：
1)噴頭易發生堵塞，長期不用時突然使用，水管鐵鏽衝至噴頭可能會發生堵塞響滅火功能。
2)管道必須沿變壓器排列，檢修變壓器時，必須先拆管道，因此很不方便。
3)必須在變壓器附近設置儲水池，且水要定期更換，否則時間太長水要變質發臭，造成汙染。
4)除上述外還需要大功率水泵，因此，成本高，維護工作量大。
(2)鹵代烷滅火係統。鹵代烷滅火的原理是返催化，即將原進行的化學反應中止而熄滅火焰。采用鹵代烷方式滅火，隻有在變壓器油外溢著火時才有效，且這種滅火介質噴出後，會破壞大氣中的臭氧層，因此從環保的角度出發，這種滅火方式終將可能被淘汰。
(3)氮氣攪拌滅火係統。氮氣攪拌滅火係統結構簡單、動作可靠、方便易行、不汙染環境、滅火效果顯著，且造價低，維護方便。以下介紹的DDM油浸變壓器充氮滅火器裝置是目前比較先進可靠的一種變壓器滅火設備。 DDM油浸電力變壓器充氮滅火裝置主要用於發電廠，變壓站容量在10MVA以上的大容量電力變壓器的滅火消防：
係統滅火工作原理。
當變壓器發生火災時，由火災探測器和瓦斯繼電器動作信號起動滅火裝置，該裝置同時接收到啟動投運的兩組信號後，首先快速將排油閥立即打開，將油箱中油降低於頂蓋下方25cm左右，緩介變壓器本體內壓力防止爆炸，同時控流閥關閉，將油枕與本體隔離，防止“火上澆油”。
經排油閥打開數紗後，氮氣從變壓器底部充入本體，使變壓器油上下充分攪拌，迫使油溫降至燃點以下，實現迅速滅火，充氮時間可持續10min以上，以使變壓器充分冷卻，阻止重燃。係統結構及滅火流程原理如圖5—24所示。
4反事故措施
1)變壓器加油應采用真空注油，以排除氣泡。油質應化驗合格，並作好記錄。
2)變壓器投入運行後，重瓦斯保護應接入跳閘回路，並應采取措施防止誤動作。當發現輕瓦斯告警信號時，要及時取油樣判明氣體性質，並檢查原因及時排除故障。
3)對變壓器滲漏油的故障要及時加以處理。
4)防爆裝置應按要求安裝在正確的位置，防爆板應采用適當厚度的層壓板或玻璃纖維布板等脆性材料。
5)加強管理和建立正常的巡視檢查製度。
6)重視安全教育，進行事故預想，提高安全意識。
關鍵詞：變壓器故障電力
油浸電力變壓器的故障常被分為內部故障和外部故障兩種。內部故障為變壓器油箱內發生的各種故障，其主要類型有：各相繞組之間發生的相問短路、繞組的線匝之間發生的匝問短路、繞組或引出線通過外殼發生的接地故障等。外部故障為變壓器油箱外部絕緣套管及其引出線上發生的各種故障，其主要類型有：絕緣套管閃絡或破碎而發生的接地
由於變壓器故障涉及麵較廣，具體類型的劃分方式較多，如從回路劃分主要有電路故障、磁路故障和油路故障。若從變壓器的主體結構劃分，可分為繞組故障、鐵心故障、油質故障和附件故障。同時習慣上對變壓器故障的類型一般是根據常見的故障易發區位劃分，如絕緣故障、鐵心故障、分接開關故障等。而對變壓器本身影響最嚴重、目前發生機率最高的又是變壓器出口短路故障，同時還存在變壓器滲漏故障、油流帶電故障、保護誤動故障等等。所有這些不同類型的故障，有的可能反映的是熱故障，有的可能反映的是電故障，有的可能既反映過熱故障同時又存在放電故障，而變壓器滲漏故障在一般情況下可能不存在熱或電故障的特征。
因此，很難以某一範疇規範劃分變壓器故障的類型，本書采用了比較普遍和常見的變壓器短路故障、放電故障、絕緣故障、鐵心故障、分接開關故障、滲漏油氣故障、油流帶電故障、保護誤動故障等八個方麵，按各自故障的成因、影響、判斷方法及應采取的相應技術措施等，分別進行描述。
第一節 短路故障
變壓器短路故障主要指變壓器出口短路，以及內部引線或繞組間對地短路、及相與相之間發生的短路而導致的故障。
變壓器正常運行中由於受出口短路故障的影響，遭受損壞的情況較為嚴重。據有關資料統計，近年來，一些地區110kV及以上電壓等級的變壓器遭受短路故障電流衝擊直接導致損壞的02manbetx.com ，約占全部02manbetx.com 的50％以上，與前幾年統計相比呈大幅度上升的趨勢。這類故障的案例很多，特別是變壓器低壓出口短路時形成的故障一般要更換繞組，嚴重時可能要更換全部繞組，從而造成十分嚴重的後果和損失，因此，尤應引起足夠的重視。
出口短路對變壓器的影響，主要包括以下兩個方麵。
1．短路電流引起絕緣過熱故障
變壓器突發短路時，其高、低壓繞組可能同時通過為額定值數十倍的短路電流，它將產生很大的熱量，使變壓器嚴重發熱。當變壓器承受短路電流的能力不夠，熱穩定性差，會使變壓器絕緣材料嚴重受損，而形成變壓器擊穿及損毀02manbetx.com 。
變壓器發生出口短路時，短路電流的絕對值表達式為
變壓器的出口短路主要包括：三相短路、兩相短路、單相接地短路和兩相接地短路等幾種類型。據資料統計表明，在中性點接地係統中，單相接地短路約占全部短路故障的65％，兩相短路約占10％～15％，兩相接地短路約占15％一20％，三相短路約占5％，其中以三相短路時的短路電流值最大，國標GBl094•5--85中就是以三相短路電流為依據的。
忽略係統阻抗對短路電流的影響，則三相短路表達式為
式中 ／5；’I三相短路電流；
U－變壓器接人係統的額定電壓
Zt－變壓器短路阻抗；
IN－變壓器額定電流；
UN－變壓器短路電壓百分數。
對220kV三繞組變壓罪而言，高壓對中、低壓的短路阻抗一般在10％一30％之間，中壓對低壓的短路阻抗一般在10％以下，因此變壓器發生短路故障時，強大的短路電流致使變壓器絕緣材料受熱損壞。
2．短路電動力引起繞組變形故障
變壓器受短路衝擊時，如果短路電流小，繼電保護正確動作，繞組變形將是輕微的；如果短路電流大，繼電保護延時動作甚至拒動，變形將會很嚴重，甚至造成繞組損壞。對於輕微的變形，如果不及時檢修，恢複墊塊位置，緊固繞組的壓釘及鐵軛的拉板、拉杆，加強引線的夾緊力，在多次短路衝擊後，由於累積效應也會使變壓器損壞。因此診斷繞組變形程度、製訂合理的變壓器檢修周期是提高變壓器抗短路能力的一項重要措施。
繞組受力狀態如圖1—1、圖1—2所示。由於繞組中漏磁中。的存在，載流導線在漏磁作用下受到電動力的作用，特別是在繞組突然短路時，電動力最嚴重。漏磁通常可分解為縱軸分量月和橫軸分量月，。縱軸磁場月使繞組產生輻向力，而橫軸磁場月•使繞組受軸向力。軸向力使整個繞組受到張力P1，在導線中產生拉伸應力。而內繞組受到壓縮力P2，導線受到擠壓應力。
軸向力的產生分為兩部分，一部分是由於繞組端部漏磁彎曲部分的輻向分量與載流導體作用而產生。它使內、外繞組都受壓力：由於繞組端部磁場B’最大因而壓力也最大，但中部幾乎為零，繞組的另一端力的方向改變。軸向力的另一部分是由於內外安匝不平衡所產生的輻向漏磁與載流導體作用而產生，該力使內繞組受壓，外繞組受拉；安匝不平衡越大，該軸向力也越大。
因此，變壓器繞組在出口短路時，將承受很大的軸向和輻向電動力。軸向電動力使繞組向中間壓縮，這種由電動力產生的機械應力，可能影響繞組匝間絕緣，對繞組的匝間絕緣造成損傷；而輻向電動力使繞組向外擴張，可能失去穩定性，造成相間絕緣損壞。電動力過大，嚴重時可能造成繞組扭曲變形或導線斷裂。
對於由變壓器出口短路電動力造成的影響，判斷主變壓器繞組是否變形，過去隻采取吊罩檢查的方法，目前一些單位采用繞組變形測試儀進行03manbetx 判斷，取得了一些現場經驗，如有些地區選用TDT—1型變壓器繞組變形測試儀進行現場測試檢查，通過對主變壓器的高、中、低壓三相的九個繞組分別施加l0kHz至lkHz高頻脈衝，由計算機記錄脈衝波形曲線並儲存。通過彩色噴墨打印，將波形繪製出圖，顯示正常波形與故障後波形變化的對比和03manbetx ，試驗人員根據該儀器特有的頻率和波形，能比較科學地準確判斷主變壓器繞組變形情況。
對於變壓器的熱穩定及動穩定，在給定的條件下，仍以設計計算值為檢驗的依據，但計算值與實際值究竟有無誤差，尚缺少研究與03manbetx ，一般情況下是以設計值大於變壓器實際承受能力為準的。目前逐步開展的變壓器突發短路試驗，將為檢驗設計、工藝水平提供重要的依據。變壓器低壓側發生短路時，所承受的短路電流最大，而低壓繞組的結構一般采用圓筒式或螺旋式多股導線並繞，為了提高繞組的動穩定能力，繞組內多采用絕緣紙筒支撐，但有些廠家僅考慮變壓器的散熱能力，對於其動穩定，則隻要計算值能夠滿足要求，便將支撐取消，於是當變壓器遭受出口短路時，由於動穩定能力不足，而使繞組變形甚至損壞。
3．繞組變形的特點
通過檢查發生故障或02manbetx.com 的變壓器進行和事後03manbetx ，發現電力變壓器繞組變形是誘發多種故障和事故的直接原因。一旦變壓器繞組已嚴重變形而未被診斷出來仍繼續運行，則極有可能導致事故的發生，輕者造成停電，重者將可能燒毀變壓器。致使繞組變形的原因，主要是繞組機械結構強度不足、繞製工藝粗糙、承受正常容許的短路電流衝擊能力和外部機械衝擊能力差。因此變壓器繞組變形主要是受到內部電動力和外部機械力的影響，而電動力的影響最為突出，如變壓器出口短路形成的短路衝擊電流及產生的電動力將使繞組扭曲、變形甚至崩潰。
(1)受電動力影響的變形。
1)高壓繞組處於外層，受軸向拉伸應力和輻向擴張應力，使繞組端部壓釘鬆動、墊塊飛出，嚴重時，鐵軛夾件、拉板、緊固鋼帶都會彎曲變形，繞組鬆弛後使其高度增加。
2)中、低壓繞組的位置處於內柱或中間時，常受到軸向和輻向壓縮力的影響，使繞組端部緊固壓釘鬆動，墊塊位移；匝間墊塊位移，撐條傾斜，線餅在輻向上呈多邊形扭曲。若變形較輕，如35kv線餅外圓無變形，而內圓周有扭曲，在輻向上向內突出，在繞組內襯是軟紙筒時這種變形特別明顯。如果變壓器受短路衝擊時，繼電保護延時動作超過2s，變形更加嚴重，線餅會有較大麵積的內凹、上翹現象。測量整個繞組時往往高度降低，如果變壓器繼續投運，變壓器箱體振動將明顯增大。
3)繞組分接區、糾接區線餅變形。這是由於分接區和糾接區(一般在繞組首端)安匝不平衡，產生橫向漏磁場，使短路時線餅受到的電動力痹積常區要大得多，所以易產生變形和損壞。特別是分接區線餅，受到有載分接開關造成的分接段短路故障時，繞組會變形成波浪狀，而影響絕緣和油道的通暢。
4)繞組引線位移扭曲。這是變壓器出口短路故障後常發生的情況，由於受電動力的影響，破壞了繞組引線布置的絕緣距離。如引線離箱壁距離太近，會造成放電，引線間距離太近，因摩擦而使絕緣受損，會形成潛伏性故障，並可能發展成短路事故。
(2)受機械力影響的變形。
變壓器繞組整體位移變形。這種變形主要是在運輸途中，受到運輸車輛的急刹車或運輸船舶撞擊晃動所致。據有關報道，變壓器器身受到大於3g(g為重力加速度)重力加速的衝擊，將可能使線圈整體在輻向上向一個方向明顯位移。
4．技術改進和降低短路事故的措施
基於上述，為防止繞組變形，提高機械強度，降低短路事故率，些製造廠家和電力用戶提出並采取了如下技術改進措施及減少短路事故的措施。
(1)技術改進措施。
1)電磁計算方麵。在保證性能指標、溫升限值的前提下，綜合考慮短路時的動態過程。從保證繞組穩定性出發，合理選擇撐條數、導線寬厚比及導線許用應力的控製值，在進行安匝平衡排列時根據額定分接和各級限分接情況整體優化，盡量減小不平衡安匝。考慮到作用在內繞組上的軸向內力約為外繞組的兩倍，因此盡可能使作用在內繞組上的軸向外力方向與軸向力的方向相反。
2)繞組結構方麵。繞組是產生電動力又直接承受電動力的結構部件，要保證繞組在短路時的穩定性，就要針對其受力情況，使繞組在各個方向有牢固的支撐。具體做法如在內繞組內側設置硬絕緣筒，繞組外側設置外撐條，並保證外撐條可靠地壓在線段上。對單螺旋低壓繞組首末端均端平一匝以減少端部漏磁場畸變。對等效軸向電流大的低壓和調壓繞組，針對其相應的電動力，采取特殊措施固定繞組出頭，並在出頭位置和換位處采用適形的墊塊，以保證繞組穩定性。
3)器身結構方麵。器身絕緣是電動力傳遞的中介，要保證在電動力作用下，各方向均有牢固的支撐和減小相關部件受力時的壓強。在設計時采用整體相套裝結構，內繞組硬絕緣筒與鐵心柱間用撐板撐緊．以保證內繞組上承受的壓應力均勻傳遞到鐵心柱上；合理布置壓釘位置和選擇壓釘數量，並設計副壓板，以減小壓釘作用到絕緣壓板上的壓強和壓板的剪切應力。
4)鐵心結構方麵。軸向電動力最終作用在鐵心框架結構上。如果鐵心固定框架出現局部結構失穩和變形，將導致繞組失穩而變形損壞。因此，設計鐵心各部分結構件時，強度要留有充分的裕度，各部件間盡量采用無間隙配合和互鎖結構，使變壓器器身成為—個堅固的整體。
5)工藝控製和工藝手段。對一些關鍵工序，如墊塊預處理、繞組繞製、繞組壓裝、相套裝、器身裝配時預壓力控製等方麵，進行嚴格的工藝控製，以保證設計要求。
按上述措施構思設計生產的一台31．5MVA、ll0kV雙繞組有載調壓電力變壓器，在國家變壓器質檢中心強電流試驗室一次通過短路試驗，試驗前後最大的電抗差僅0．3％，取得了顯著的效果。
(2)減少短路事故的措施。
1)優化選型要求。選型應選用能順利通過短路試驗的變壓器並合理確定變壓器的容量，合理選擇變壓器的短路阻抗。
2)優化運行條件。要提高電力線路的絕緣水平，特別是提高變壓器出線一定距離的絕緣水平，同時提高線路安全走廊和安全距離要求的標準，降低近區故障影響和危害，包括重視電纜的安裝檢修質量(因電纜頭爆炸大多相當於母線短路)；對重要變電站的中、低壓母線，考慮全封閉，以防小動物侵害；提高對開關質量的要求，防止發生拒分等。
3)優化運行方式。確定運行方式要核算短路電流，並限製短路電流的危害。如采取裝備用電源自投裝置後開環運行，以減少短路時的電流和簡化保護配置；對故障率高的非重要出線，可考慮退出重合閘保護；提高速切保護性能，壓縮保護時間；220kV及以上電壓等級的變壓器盡量不直接帶l0kV的地區電力負荷等。
4)提高運行管理水平。首先要防止誤操作造成的短路衝擊；要加強變壓器的適時監測和檢修，及時發現變壓器的變形強度，保證變壓器的安全運行。
第二節 放電故障
根據放電的能量密度的大小，變壓器的放電故障常分為局部放電、火花放電和高能量放電三種類型。
一、放電故障對變壓器絕緣的影響
放電對絕緣有兩種破壞作用：一種是由於放電質點直接轟擊絕緣，使局部絕緣受到破壞並逐步擴大，使絕緣擊穿。另一種是放電產生的熱、臭氧、氧化氮等活性氣體的化學作用，使局部絕緣受到腐蝕，介質損耗增大，最後導致熱擊穿。
(1)絕緣材料電老化是放電故障的主要形式。
1)局部放電引起絕緣材料中化學鍵的分離、裂解和分子結構的破壞。
2)放電點熱效應引起絕緣的熱裂解或促進氧化裂解，增大了介質的電導和損耗產生惡性循環，加速老化過程。
3)放電過程生成的臭氧、氮氧化物遇到水分生成硝酸化學反應腐蝕絕緣體，導致絕緣性能劣化。
4)放電過程的高能輻射，使絕緣材料變脆。
5)放電時產生的高壓氣體引起絕緣體開裂，並形成新的放電點，
(2)固體絕緣的電老化。固體絕緣的電老化的形成和發展是樹枝狀，在電場集中處產生放電，引發樹枝狀放電痕跡，並逐步發展導致絕緣擊穿。
(3)液體浸漬絕緣的電老化。如局部放電一般先發生在固體或油內的小氣泡中，而放電過程又使油分解產生氣體並被油部分吸收，如產氣速率高，氣泡將擴大、增多，使放電增強，同時放電產生的X—蠟沉積在固體絕緣上使散熱困難、放電增強、出現過熱，促使固體絕緣損壞。
二、放電故障的類型與特征
1．變壓器局部放電故障
在電壓的作用下，絕緣結構內部的氣隙、油膜或導體的邊緣發生非貫穿性的放電現稱為局部放電。
局部放電剛開始時是一種低能量的放電，變壓器內部出現這種放電時，情況比較複雜，根據絕緣介質的不同，可將局部放電分為氣泡局部放電和油中局部放電；根據絕緣部位來分，有固體絕緣中空穴、電極尖端、油角間隙、油與絕緣紙板中的油隙和油中沿固體絕緣表麵等處的局部放電。
(1)局部放電的原因。
1)當油中存在氣泡或固體絕緣材料中存在空穴或空腔，由於氣體的介電常數小，在交流電壓下所承受的場強高，但其耐壓強度卻低於油和紙絕緣材料，在氣隙中容易首先引起放電。
2)外界環境條件的影響。如油處理不徹底下降使油中析出氣泡等，都會引起放電。
3)由尋：製造質量不良。如某些部位有尖角高而出現放電。帶進氣泡、雜物和水分，或因外界氣溫漆瘤等，它們承受的電場強度較
4)金屬部件或導電體之間接觸不良而引起的放電。局部放電的能量密度雖不大，但若進一步發展將會形成放電的惡性循環，最終導致設備的擊穿或損壞，而引起嚴重的事故。
(2)放電產生氣體的特征。放電產生的氣體，由於放電能量不同而有所不同。如放電能量密度在10-9C以下時，一般總烴不高，主要成分是氫氣，其次是甲烷，氫氣占氫烴總量的曰80％一90％；當放電能量密度為10 8～10 7’C時，則氫氣相應降低，而出現乙炔，但乙炔這時在總烴中所占的比例常不到2％，這是局部放電區別於其他放電現象的主要標誌。
隨著變壓器故障診斷技術的發展，人們越來越認識到，局部放電是變壓器諸多有機絕緣材料故障和事故的根源，因而該技術得到了迅速發展，出現了多種測量方法和試驗裝置，亦有離線測量的。
(3)測量局部放電的方法。
1)電測法。利用示波器、局部放電儀或無線電幹擾儀，查找放電的波形或無線電幹擾程度。電測法的靈敏度較高，測到的是視在放電量，分辨率可達幾皮庫。
2)超聲測法。利用檢測放電中出現的超聲波，並將聲波變換為電信號，錄在磁帶上進行分析。超聲測法的靈敏度較低，大約幾千皮庫，它的優點是抗幹擾性能好，且可“定位”。有的利用電信號和聲信號的傳遞時間差異，可以估計探測點到放電點的距離。
3)化學測法。檢測溶解油內各種氣體的含量及增減變化規律。此法在運行監測上十分適用，簡稱“色譜分析”。化學測法對局部過熱或電弧放電很靈敏，但對局部放電靈敏度不高。而且重要的是觀察其趨勢，例如幾天測一次，就可發現油中含氣的組成、比例以及數量的變化，從而判定有無局部放電或局部過熱。
2．變壓器火花放電故障
發生火花放電時放電能量密度大於10—6C的數量級。
(1)懸浮電位引起火花放電。高壓電力設備中某金屬部件，由於結構上原因，或運輸過程和運行中造成接觸不良而斷開，處於高壓與低壓電極間並按其阻抗形成分壓，而在這一金屬部件上產生的對地電位稱為懸浮電位。具有懸浮電位的物體附近的場強較集中，往往會逐漸燒壞周圍固體介質或使之炭化，也會使絕緣油在懸浮電位作用下分解出大量特征氣體，從而使絕緣油色譜分析結果超標。懸浮放電可能發生於變壓器內處於高電位的金屬部件，如調壓繞組，當有載分接開關轉換極性時的短暫電位懸浮；套管均壓球和無載分接開關撥釵等電位懸浮。處於地電位的部件，如矽鋼片磁屏蔽和各種緊固用金屬螺栓等，與地的連接鬆動脫落，導致懸浮電位放電。變壓器高壓套管端部接觸不良，也會形成懸浮電位而引起火花放電。
(2)油中雜質引起火花放電。變壓器發生火花放電故障的主要原因是油中雜質的影響。雜質由水分、纖維質(主要是受潮的纖維)等構成。水的介電常數e約為變壓器油的40倍，在電場中，雜質首先極化，被吸引向電場強度最強的地方，即電極附近，並按電力線方向排列。於是在電極附近形成了雜質“小橋”，如圖1—3所示。如果極間距離大、雜質少，隻能形成斷續“小橋”，如圖1—3(a)所示。“小橋”的導電率和介電常數都比變壓器油大，從電磁場原理得知，由於“小橋”的存在，會畸變油中的電場。因為纖維的介電常數大，使纖維端部油中的電場加強，於是放電首先從這部分油中開始發生和發展，油在高場強下遊離而分解出氣體，使氣泡增大，遊離又增強。而後逐漸發展，使整個油間隙在氣體通道中發生火花放電，所以，火花放電可能在較低的電壓下發生。
如果極間距離不大，雜質又足夠多，則“小橋”可能連通兩個電極，如圖1—3(b)，這時，由於“小橋”的電導較大，沿“小橋”流過很大電流(電流大小視電源容量而定)，使“小橋”強烈發熱”， “小橋”中的水分和附近的油沸騰汽化，造成一個氣體通道——“氣泡橋”而發生火花放電。如果纖維不受潮，則因“小橋”的電導很小，對於油的火花放電電壓的影響也較小；反之，則影響較大。因此雜質引起變壓器油發生火花放電，與“小橋”的加熱過程相聯係。當衝擊電壓作用或電場極不均勻時，雜質不易形成“小橋”，它的作用隻限於畸變電場，其火花放電過程，主要決定於外加電壓的大小。
(3)火花放電的影響。一般來說，火花放電不致很快引起絕緣擊穿，主要反映在油色普分析異常、局部放電量增加或輕瓦斯動作，比較容易被發現和處理，但對其發展程度應引起足夠的認識和注意。
3．變壓器電弧放電故障
電弧放電是高能量放電，常以繞組匝層間絕緣擊穿為多見，其次為引線斷裂或對地閃絡和分接開關飛弧等故障。
(1)電弧放電的影響。電弧放電故障由於放電能量密度大，產氣急劇，常以電子崩形e衝擊電介質，使絕緣紙穿孔、燒焦或炭化，使金屬材料變形或熔化燒毀，嚴重時會造成I備燒損，甚至發生爆炸事故，這種事故一般事先難以預測，也無明顯預兆，常以突發的形式暴露出來。
(2)電弧放電的氣體特征。出現電弧放電故障後，氣體繼電器中的H2和C2H2等組分常高達幾千UL/L，變壓器油亦炭化而變黑。油中特征氣體的主要成分是H2和C2H2，其次C2H6和CH4。當放電故障涉及到固體絕緣時，除了上述氣體外，還會產生CO和CO2。
綜上所述，三種放電的形式既有區別又有一定的聯係，區別是指放電能級和產氣組分，聯係是指局部放電是其他兩種放電的前兆，而後者又是前者發展後的一種必然結果。由於變壓器內出現的故障，常處於逐步發展的狀態，同時大多不是單一類型的故障，往往是—種類型伴隨著另一種類型，或幾種類型同時出現，因此，更需要認真分析，具體對待。
第三節 絕緣故障
目前應用最廣泛的電力變壓器是油浸變壓器和幹式樹脂變壓器兩種，電力變壓器的絕緣即是變壓器絕緣材料組成的絕緣係統，它是變壓器正常工作和運行的基本條件，變壓器的使用壽命是由絕緣材料(即油紙或樹脂等)的壽命所決定的。實踐證明，大多變壓器的損壞和故障都是因絕緣係統的損壞而造成。據統計，因各種類型的絕緣故障形成的事故約占全部變壓器事故的85％以上。對正常運行及注意進行維修管理的變壓器，其絕緣材料具有很長的使用壽命。國外根據理論計算及實驗研究表明，當小型油浸配電變壓器的實際溫度持續在95℃時，理論壽命將可達400年。設計和現場運行的經驗說明，維護得好的變壓器，實際壽命能達到50～70年：而按製造廠的設計要求和技術指標，一般把變壓器的預期壽命定為20一40年。因此，保護變壓器的正常運行和加強對絕緣係統的合理維護，很大程度上可以保證變壓器具有相對較長的使用壽命，而預防性和預知性維護是提高變壓器使用壽命和提高供電可靠性的關鍵。
油浸變壓器中，主要的絕緣材料是絕緣油及固體絕緣材料絕緣紙、紙板和木塊等c所謂變壓器絕緣的老化，就是這些材料受環境因素的影響發生分解，降低或喪失了絕緣強度。
1．固體紙絕緣故障
固體紙絕緣是油浸變壓器絕緣的主要部分之一，包括：絕緣紙、絕緣板、絕緣墊、絕緣卷、絕緣綁紮帶等，其主要成分是纖維素，化學表達式為(C6H10O6)n，式中n為聚合度。一般新紙的聚合度為1300左右，當下降至250左右，其機械強度已下降了一半以上，極度老化致使壽命終止的聚合度為150～200。絕緣紙老化後，其聚合度和抗張強度將逐漸降低，並生成水、CO、CO2，其次還有糠醛(呋喃甲醛)。這些老化產物大都對電氣設備有害，會使絕緣紙的擊穿電壓和體積電阻率降低、介損增大、抗拉強度下降，甚致腐蝕設備中的金屬材料。固體絕緣具有不可逆轉的老化特性，其機械和電氣強度的老化降低都是不能恢複的。變壓器的壽命主要取決於絕緣材料的壽命，因此油浸變壓器固體絕緣材料，應既具有良好的電絕緣性能和機械特性，而且長年累月的運行後，其性能下降較慢，即老化特性好。
(1)紙纖維材料的性能。絕緣紙纖維材料是油浸變壓器中最主要的絕緣組件材料，紙纖維是植物的基本固體組織成分，組成物質分子的原子中有帶正電的原子核和圍繞原子核運行的帶負電的電子，與金屬導體不同的是絕緣材料中幾乎沒有自由電子，絕緣體中極小的電導電流主要來自離子電導。纖維素由碳、氫和氧組成，這樣由於纖維素分子結構中存在氫氧根，便存在形成水的潛在可能，使紙纖維有含水的特性。此外，這些氫氧根可認為是被各種極性分子(如酸和水)包圍著的中心，它們以氫鍵相結合，使得纖維易受破壞：同時纖維中往往含有一定比例(約7％左右)的雜質，這些雜質中包括一定量的水分，因纖維呈膠體性質，使這些水分尚不能完全除去。這樣也就影響了紙纖維的性能。
極性的纖維不但易於吸潮（水分使強極性介質），而且當紙纖維吸水時，使氫氧根之間的相互作用力變弱，在纖維結構不穩定的條件下機械強度急劇變壞，因此，紙絕緣部件一般要經過幹燥或真空子燥處理和浸油或絕緣漆後才能使用，浸漆的目的是使纖維保持潤濕．保證其有較高的絕緣和化學穩定性及具有較高的機械強度。同時，紙被漆密封後，可減少紙對水分的吸收，阻止材料氧化，還町填充空隙，以減小可能影響絕緣性能、造成局部放電和電擊穿的氣泡。但也有的認為浸漆後再浸油，可能有些漆會慢慢溶人油內，影響油的性能，對這類油漆的應用應充分子以注意。
當然，不同成分纖維材料的性質及相同成分纖維材料的不同品質，其影響大小及性能也不同，如棉花中纖維成分最高，大麻中纖維最結實，某些進口絕緣紙板由於其處理加工好，使性能明顯優於國產某些材質的紙板等。變壓器大多絕緣材料都是用各種型式的紙(如紙帶、紙板、紙的壓力成型件等)作絕緣的。因此在變壓器製造和檢修中選擇好纖原料的絕緣紙材料是非常重要的。纖維紙的特殊優點是實用性強、價格低、使用加工方便，在溫度不高時成型和處理簡單靈活，且重量輕，強度適中，易吸收浸漬材料(如絕緣漆、變壓器油等)。
(2)紙絕緣材料的機械強度。油浸變壓器選擇紙絕緣材料最重要的因素除紙的纖維成分、密度、滲透性和均勻性以外，還包括機械強度的要求，包括耐張強度、衝壓強度、撕裂強度和堅韌性：
1)耐張強度：要求紙纖維受到拉伸負荷時，具有能耐受而不被拉斷的最大應力
2)衝壓強度：要求紙纖維具有耐受壓力而不被折斷的能力的量度。
3)撕裂強度：要求紙纖維發生撕裂所需的力符合相應標準。
4)堅韌性：是紙折疊或紙板彎曲時的強度能滿足相應要求。
判斷固體絕緣性能可以設法取樣測量紙或紙板的聚合度，或利用高效液相色譜分析技測量油中糠醛含量，以便於分析變壓器內部存在故障時，是否涉及固體絕緣或是否存在引起線圈絕緣局部老化的低溫過熱，或判斷固體絕緣的老化程度。對紙纖維絕緣材料在運行及維護中，應注意控製變壓器額定負荷，要求運行環境空氣流通、散熱條件好，防止變壓器溫升超標和箱體缺油。還要防止油質汙染、劣化等造成纖維的加速老化，而損害變壓器的絕緣性能、使用壽命和安全運行。
(3)紙纖維材料的劣化。主要包括三個方麵：
1)纖維脆裂。當過度受熱使水分從纖維材料中脫離，更會加速纖維材料脆化。由於紙材脆化剝落，在機械振動、電動應力、操作波等衝擊力的影響下可能產生絕緣故障而形成電氣事故。
2)纖維材料機械強度下降。纖維材料的機械強度隨受熱時間的延長而下降，當變壓器發熱造成絕緣材料水分再次排出時，絕緣電阻的數值可能會變高，但其機械強度將會大大下降，絕緣紙材將不能抵禦短路電流或衝擊負荷等機械力的影響。
3)纖維材料本身的收縮。纖維材料在脆化後收縮，使夾緊力降低，可能造成收縮移動，使變壓器繞組在電磁振動或衝擊電壓下移位摩擦而損傷絕緣。
2．液體油絕緣故障
液體絕緣的油浸變壓器是1887年由美國科學家湯姆遜發明的，1892年被美國通用電氣公司等推廣應用於電力變壓器，這裏所指的液體絕緣即是變壓器油絕緣。油浸變壓器的特點：①大大提高了電氣絕緣強度，縮短了絕緣距離，減小了設備的體積；②大大提高了變壓器的有效熱傳遞和散熱效果，提高了導線中允許的電流密度，減輕了設備重量，它是將運行變壓器器身的熱量通過變壓器油的熱循環，傳遞到變壓器外殼和散熱器進行散熱，從而提高了有效的冷卻降溫水平；③由於油浸密封而降低了變壓器內部某些零部件和組件的氧化程度，延長了使用壽命。
(1)變壓器油的性能。運行中的變壓器油除必須具有穩定優良的絕緣性能和導熱性能
以外，需具有的性質標準如表1—1所示。
其中絕緣強度tg8、粘度、凝點和酸價等是絕緣油的主要性質指標。
從石油中提煉製取的絕緣油是各種烴、樹脂、酸和其他雜質的混合物，其性質不都是穩定的，在溫度、電場及光合作用等影響下會不斷地氧化。正常情況下絕緣油的氧化過程進行得很緩慢，如果維護得當甚至使用20年還可保持應有的質量而不老化，但混入油中的金屬、雜質、氣體等會加速氧化的發展，使油質變壞，顏色變深，透明度渾濁，所含水分、酸價、灰分增加等，使油的性質劣化。
(2)變壓器油劣化的原因。
變壓器油質變壞，按輕重程度可分為汙染和劣化兩個階段。
汙染是油中混入水分和雜質，這些不是油氧化的產物，汙染油的絕緣性能會變壞，擊穿電場強度降低，介質損失角增大。
劣化是油氧化後的結果，當然這種氧化並不僅指純淨油中烴類的氧化，而是存在於油中雜質將加速氧化過程，特別是銅、鐵、鋁金屬粉屑等。
氧來源於變壓器內的空氣，即使在全密封的變壓器內部仍有容積為0．25％左右的氧存在，氧的溶解度較高，因此在油中溶解的氣體中占有較高的比率。
變壓器油氧化時，作為催化劑的水分及加速劑的熱量，使變壓器油生成油泥，其影響主要表現在：在電場的作用下沉澱物粒子大；雜質沉澱集中在電場最強的區域，對變壓器的絕緣形成導電的“橋”；沉澱物並不均勻而是形成分離的細長條，同時可能按電力線方向排列，這樣無疑妨礙了散熱，加速了絕緣材料老化，並導致絕緣電阻降低和絕緣水平下降。
(3)變壓器油劣化的過程。
油在劣化過程中主要階段的生成物有過氧化物、酸類、醇類、酮類和油泥。
早期劣化階段。油中生成的過氧化物與絕緣纖維材料反應生成氧化纖維素，使絕緣纖維機械強度變差，造成脆化和絕緣收縮。生成的酸類是一種粘液狀的脂肪酸，盡管腐蝕性沒有礦物酸那麼強，但其增長速率及對有機絕緣材料的影響是很大的。
後期劣化階段。是生成油泥，當酸侵蝕銅、鐵、絕緣漆等材料時，反應生成油泥，是一種粘稠而類似瀝青的聚合型導電物質，它能適度溶解於油中，在電場的作用下生成速度很快，粘附在絕緣材料或變壓器箱殼邊緣，沉積在油管及冷卻器散熱片等處，使變壓器工作溫度升高，耐電強度下降。
油的氧化過程是由兩個主要反應條件構成的，其一是變壓器中酸價過高，油呈酸性。其二是溶於油中的氧化物轉變成不溶於油的化合物，從而逐步使變壓器油質劣化。
(4)變壓器油質分析、判斷利維護處理。
1)絕緣油變質。包括它的物理和化學性能都發生變化，從而使其電性能變壞。通過測試絕緣油的酸值、界麵張力、汕泥析出、水溶性酸值等項目，可判斷是否屬於該類缺陷，，對絕緣油進行再生處理，可能消除油變質的產物，但處理過程中也可能去掉了天然抗氧劑。
2)絕緣油進水受潮，由於水是強極性物質。在電場的作用下易電離分解，而增加了絕緣油的電導電流，因此，微量的水分可使絕緣油介質損耗顯著增加。通過測試絕緣油的微水，叮判斷是否屬於該類缺陷。對絕緣油進行壓力式真空濾油，一般能消除水分。
3)絕緣油感染微生物細菌。例如在主變壓器安裝或吊芯時，附在絕緣件表麵的昆蟲和安裝人員殘留的閂：漬等都有可能攜帶細菌，從而感染了絕緣油：或者絕緣油本身已感染微生物。主變壓器—•般運行在40—80℃的環境下，非常有利於這些微生物的生長、繁殖。由於微生物及其排泄物中的礦物質、蛋白質的絕緣性能遠遠低於絕緣油，從而使得絕緣油介損升高。這種缺陷采用現場循環處理的方法很難處理好，因為無論如何處理，始終有一部分微生物殘留在絕緣固體上。處理後，短期內主變壓器絕緣會有所恢複，但由於主變壓器運行環境非常有利於微生物的生長、繁殖，這些殘留微生物還會逐年生長繁殖，從而使某些主變壓器絕緣逐年下降；
4)含有極性物質的醇酸樹脂絕緣漆溶解在油中。在電場的作用下，極性物質會發生偶極鬆弛極化，在交流極化過程中要消耗能量，所以使油的介質損耗上升。雖然絕緣漆在出廠前經過固化處理，但仍可能存在處理不徹底的情況。主變壓器運行一段時間後，處理不徹底的絕緣漆逐漸溶解在油中，使之絕緣性能逐漸下降。該類缺陷發生的時間與絕緣漆處理的徹底程度有關，通過一兩次吸附處理可取得一定的效果。
5)油中隻混有水分和雜質。這種汙染情況並不改變油的基本性質。對於水分可用幹燥的辦法加以排除；對於雜質可用過濾的辦法加以清除；油中的空氣可通過抽真空的辦法加以排除。
6)兩種及兩種以上不同來源的絕緣汕混合使用。油的性質應符合相關規定；油的比重相同、凝固溫度相同、粘度相同、閃點相近；且混合後油的安定度也符合要求。對於混油後劣化的油，由於油質已變，產生了酸性物質和油泥，閩此需用油再生的化學方法將劣化產物分離出來，才能恢複其性質。
3．幹式樹脂變壓器的絕緣與特性
幹式變壓器(這裏指環氧樹脂絕緣的變壓器) 主要使用在具有較高防火要求的場所。如高層建築、機場、油庫等。
(1)樹脂絕緣的類型。環氧樹指絕緣的變壓器根據製造工藝特點可分為環氧石英砂混合料真空澆注型、環氧無堿玻璃纖維補強真空壓差澆注型和無堿玻璃纖維繞包浸漬型三種。
1)環氧石英砂混合料真空澆注絕緣。這類變壓器是以石英砂為環氧樹脂的填充料，將經絕緣漆浸漬處理繞包好的線圈，放人線圈澆注模內，在真空條件下再用環氧樹脂與石英砂的混合料滴灌澆注。由於澆注工藝難以滿足質量要求，如殘存的氣泡、混合料的局部不均勻及可能導致局部熱應力開裂等，這樣絕緣的變壓器不宜用於濕熱環境和負荷變化較大的區域。
2)環氧無堿玻璃纖維補強真空壓差澆注絕緣。環氧無堿玻璃纖維補強是用無堿玻璃短纖維玻璃氈為繞組層間絕緣的外層繞包絕緣。其最外層的絕緣繞包厚度一般為1～3m的薄絕緣，經環氧樹脂澆注料配比進行混合，並在高真空下除去氣泡澆注，由於繞包絕緣的厚度較薄，當浸漬不良時易形成局部放電點，因此要求澆注料的混合要完全，真空除氣泡要徹底，並掌握好澆注料的低粘度和澆注速度，以保證澆注過程中對線包浸漬的高質量。
3)無堿玻璃纖維繞包浸漬絕緣。無堿玻璃纖維繞包浸漬的變壓器是在繞製變壓器線圈的同時，完成線圈層間絕緣處理和線圈浸漬的，它不需要上述兩種方式浸漬過程中的繞組成型模具，但要求樹脂粘度小，在線圈繞製和浸漬的過程中樹脂不應殘留微小氣泡。
(2)樹脂變壓器的絕緣特點及維護。
樹脂變壓器的絕緣水平與油浸變壓器相差並不顯著，關鍵在於樹脂變壓器溫升和局部放電這兩項指標上。
1)樹脂變壓器的平均溫升水平比油浸變壓器高，因此，相應要求絕緣材料耐熱的等級更高，但由於變壓器的平均溫升並不反映繞組中最熱點部位的溫度，當絕緣材料的耐熱等級僅按平均溫升選擇，或選配不當，或樹脂變壓器長期過負荷運行，就會影響變壓器的使用壽命。由於變壓器測量的溫升往往不能反映變壓器最熱點部位的溫度，因此，有條件時最好能在變壓器最大負荷運行下，用紅外測溫儀檢查樹脂變壓器的最熱點部位，並有針對性地調整風扇冷卻設備的方向和角度，控製變壓器局部溫升，保證變壓器的安全運行。
2)樹脂變壓器局部放電量的大小與變壓器的電場分布、樹脂混合均勻度及是否殘存氣泡或樹脂開裂等因素有關，局部放電量的大小影響樹脂變壓器的性能、質量及使用壽命。因此，對樹脂變壓器進行局部放電量的測量、驗收，是對其工藝、質量的綜合考核，在對樹脂變壓器交接驗收及大修後應進行局部放電的測量試驗，並根據局部放電是否變化，來評價其質量和性能的穩定性。
隨著幹式變壓器越來越廣泛的應用，在選擇變壓器的同時，應對其工藝結構、絕緣設計、絕緣配置了解清楚，選擇生產工藝及質量保證體係完善、生產管理嚴格，技術性能可靠的產品，確保變壓器的產品質量和耐熱壽命，才能提高變壓器的安全運行和供電可靠性。
4．影響變壓器絕緣故障的主要因素
影響變壓器絕緣性能的主要因素有：溫度、濕度、油保護方式和過電壓影響等。
(1)溫度的影響。電力變壓器為油、紙絕緣，在不同溫度下油、紙中含水量有著不同的平衡關係曲線。一般情況下，溫度升高，紙內水分要向泊中析出；反之，則紙要吸收油中水分。因此，當溫度較高時，變壓器內絕緣油的微水含量較大；反之，微水含量就小。
溫度不同時，使纖維素解環、斷鏈並伴隨氣體產生的程度有所不同。在一定溫度下，CO和CO2的產生速度恒定，即油中CO和C02氣體含量隨時間呈線性關係。在溫度不斷升高時，CO和CO2的產生速率往往呈指數規律增大。因此，油中CO和CO2的含量與絕緣紙熱老化有著直接的關係，並可將含量變化作為密封變壓器中紙層有無異常的判據之一。
變壓器的壽命取決於絕緣的老化程度，而絕緣的老化又取決於運行的溫度。如油浸變壓器在額定負載下，繞組平均溫升為65℃，最熱點溫升為78℃，若平均環境溫度為20C，則最熱點溫度為98℃；在這個溫度下，變壓器可運行20—30年，若變壓器超載運行，溫度升高，促使壽命縮短。
國際電工委員會(1EC)認為A級絕緣的變壓器在80～140C溫度範圍內，溫度每增加6℃，變壓器絕緣有效壽命降低的速度就會增加一倍，這就是6℃法則，說明對熱的限製已比過去認可的8℃法則更為嚴格。
(2)濕度的影響。水分的存在將加速紙纖維素降解。因此，CO和叫的產生與纖維素材料的含水量也有關。當濕度一定時，含水量越高，分解出的CO2越多。反之，含水量越低，分解出的CO就越多。
絕緣油中的微量水分是影響絕緣特性的重要因素之一。絕緣油中微量水分的存在，對絕緣介質的電氣性能與理化性能都有極大的危害，水分可導致絕緣油的火花放電電壓降低，介質損耗因數tg8增大，促進絕緣油老化，絕緣性能劣化。而設備受潮，不僅導致電力設備的運行可靠性和壽命降低，更可能導致設備損壞甚至危及人身安全。
圖1—4水分對油火花放電電壓的影響 圖1—5水分對油介質損耗因數tg8的影響
(3)油保護方式的影響。變壓器油中氧的作用會加速絕緣分解反應，而含氧量與油保護方式有關。另外，池保護方式不同，使CO和CO2在油中解和擴散狀況不同。如CO的溶解小，使開放式變壓器CO易擴散至油麵空間，因此，開放式變壓器一般情況CO的體積分數不大於300x10-6。密封式變壓器，由於油麵與空氣絕緣，使CO和CO2不易揮發，所以其含量較高。
(4)過電壓的影響。
1)暫態過電壓的影響。三相變壓器正常運行產生的相、地間電壓是相間電壓的58％，但發生單相故障時主絕緣的電壓對中性點接地係統將增加30％，對中性點不接地係統將增加73％，因而可能損傷絕緣。
2)雷電過電壓的影響。雷電過電壓由於波頭陡，引起縱絕緣(匝問、並間、絕緣)上電壓分布很不均勻，可能在絕緣上留下放電痕跡，從而使固體絕緣受到破壞。
3)操作過電壓的影響。由於操作過電壓的波頭相當平緩，所以電壓分布近似線性，操作過電壓波由一個繞組轉移到另一個繞組上時，約與這兩個繞組間的匝數成正比，從而容易造成主絕緣或相間絕緣的劣化和損壞。
(5)短路電動力的影響。出口短路時的電動力可能會使變壓器繞組變形、引線移位，從而改變了原有的絕緣距離，使絕緣發熱，加速老化或受到損傷造成放電、拉弧及短路故障。
綜上所述，掌握電力變壓器的絕緣性能及合理的運行維護，直接影響到變壓器的安全運行、使用壽命和供電可靠性，電力變壓器是電力係統中重要而關鍵的主設備，作為變壓器的運行維護人員和管理者必須了解和掌握電力變壓器的絕緣結構、材料性能、工藝質量、維護方法及科學的診斷技術，並進行優化合理的運行管理，才能保證電力變壓器的使用效率、壽命和供電可靠性。
第二章 變壓器故障檢測
變壓器故障的檢測技術是準確診斷故障的主要手段，根據DL／T596—1996電力設備預防性試驗01manbetx 規定的試驗項目及試驗順序，主要包括油中氣體的色譜分析、直流電阻檢測、絕緣電阻及吸收比、極化指數檢測、絕緣介質損失角正切檢測、油質檢測、局部放電檢測及絕緣耐壓試驗等。
在變壓器故障診斷中應綜合各種有效的檢測手段和方法，對得到的各種檢測結果要進行綜合分析和評判。因為不可能具有一種包羅萬象的檢測方法，也不可能存在一種麵麵俱到的檢測儀器，隻有通過各種有效的途徑和利用各種有效的技術手段，包括離線檢測的方法、在線檢測的方法；包括電氣檢測、化學檢測、甚至超聲波檢測、紅外成像檢測等等，隻要是有效的，在可能條件下都應該進行相互補充、驗證和綜合分析判斷，才能取得較好的故障診斷效果。
第一節 變壓器故障的油中氣體色譜檢測
目前，在變壓器故障診斷中，單靠電氣試驗方法往往很難發現某些局部故障和發熱缺陷，而通過變壓器油中氣體的色譜分析這種化學檢測的方法，對發現變壓器內部的某些潛伏性故障及其發展程度的早期診斷非常靈敏而有效，這已為大量故障診斷的實踐所證明。
油色譜分析的原理是基於任何一種特定的烴類氣體的產生速率隨溫度而變化，在特定溫度下，往往有某一種氣體的產氣率會出現最大值；隨著溫度升高，產氣率最大的氣體依次為CH4、C2H6、C2H4、C2H2。這也證明在故障溫度與溶解氣體含量之間存在著對應的關係。而局部過熱、電暈和電弧是導致油浸紙絕緣中產生故障特征氣體的主要原因。
變壓器在正常運行狀態下，由於油和固體絕緣會逐漸老化、變質，並分解出極少量的氣體(主要包括氫H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等多種氣體)。當變壓器內部發生過熱性故障、放電性故障或內部絕緣受潮時，這些氣體的含量會迅速增加。
這些氣體大部分溶解在絕緣油中，少部分上升至絕緣油的表麵，並進入氣體繼電器。經驗證明，油中氣體的各種成分含量的多少和故障的性質及程度直接有關。因此在設備運行過程中，定期測量溶解於油中的氣體成分和含量，對於及早發現充油電力設備內部存在的潛伏性故障有非常重要的意義和現實的成效，在1997年頒布執行的電力設備預防性試驗01manbetx 中，已將變壓器油的氣體色譜分析放到了首要的位置，並通過近些年的普遍推廣應用和經驗積累取得了顯著的成效。
電力變壓器的內部故障主要有過熱性故障、放電性故障及絕緣受潮等多種類型。據有關資料介紹，在對359台故障變壓器的統計表明：過熱性故障占63％；高能量放電故障占18．1％；過熱兼高能量放電故障占10％；火花放電故障占7％；受潮或局部放電故障占1．9％。而在過熱性故障中，分接開關接觸不良占50％；鐵心多點接地和局部短路或漏磁環流約占33％；導線過熱和接頭不良或緊固件鬆動引起過熱約占14．4％；其餘2．1％為其他故障，如矽膠進入本體引起的局部油道堵塞，致使局部散熱不良而造成的過熱性故障。而電弧放電以繞組匝、層間絕緣擊穿為主，其次為引線斷裂或對地閃絡和分接開關飛弧等故障。火花放電常見於套管引線對電位末固定的套管導電管、均壓圈等的放電；引線局部接觸不良或鐵心接地片接觸不良而引起的放電；分接開關撥叉或金屬螺絲電位懸浮而引起的放電等。
針對上述故障，根據色譜分析數據進行變壓器內部故障診斷時，應包括：
(1)分析氣體產生的原因及變化。
(2)判定有無故障及故障的類型。如過熱、電弧放電、火花放電和局部放電等。
(3)判斷故障的狀況。如熱點溫度、故障回路嚴重程度以及發展趨勢等。
(4)提出相應的處理措施。如能否繼續運行，以及運行期間的技術安全措施和監視手或是否需要吊心檢修等。若需加強監視，則應縮短下次試驗的周期。
特征氣體產生的原因
在一般情況下，變壓器油中是含有溶解氣體的，新油含有的氣體最大值約為CO—100uL／L，CO2—35 uL／L，H2—15 uL／L，CH4—2．5 uL／L。運行油中有少量的CO和烴類氣體。但是，當變壓器有內部故障時油中溶解氣體的含量就大不相同了。變壓器內部故障時產生的氣體及其產生的原因如表2—3所示。
表2—3 特征氣體產生的原因
氣 體
產生的原因
氣 體
產生的原因
H2
電暈放電、油和固體絕緣熱分解、水分
CH4
油和固體絕緣熱分解、放電
CO
固體絕緣受熱及熱分解
C2H6
固體絕緣熱分解、放電
CO2
固體絕緣受熱及熱分解
C2H4
高溫熱點下油和固體絕緣熱分解、放電
烴類氣體
C2H2
強弧光放電、油和固體絕緣熱分解
油中各種氣體成分可以從變壓器中取油樣經脫氣後用氣相色譜分析儀分析得出。根據這些氣體的含量、特征、成分比值(如三比值)和產氣速率等方法判斷變壓器內部故障。
但在實際應用中不能僅根據油中氣體含量簡單作為劃分設備有無故障的唯一標準，而應結合各種可能的因素進行綜合判斷。因此，電力設備預防性試驗01manbetx DL／T596—1996專門列出油中溶氣含量的注意值，這些注意值是根據對國內19個省市6000多台次變壓器的實地統計而製定的，如表2—4所示。
表2—4 01manbetx 中對油中溶解氣體含量的注意值及統計依據
設 備
氣體組分
注意值uL／L
6000台•次中超過注意值的比例
變壓器和電抗器
總 烴
乙 炔
氫 氣
150
5
150
5.6%
5.7%3.6%
* (500KV變壓器為1)規程要求，對運行設備的油中H2與烴類氣體含量(體積分數)超過表2—4數值時應引起主意。
第二節 特征氣體變化與變壓器內部故障的關係
1．根據氣體含量變化分析判斷
(1)氫氣H2變化。變壓器在高、中溫過熱時，H2一般占氫烴總量的27％以下，而且隨溫度升高，H2的絕對含量有所增長，但其所占比例卻相對下降。變壓器無論是熱故障還是電故障，最終都將導致絕緣介質裂解產生各種特征氣體。由於碳氫鍵之間的鍵能低，生成熱小，在絕緣的分解過程中，一般總是先生成H2，因此H2是各種故障特征氣體的主要組成成分之一。變壓器內部進水受潮是一種內部潛伏性故障，其特征氣體H2含量很高。客觀上如果色譜分析發現H2含量超標，而其他成分並沒有增加時，可大致先判斷為設備含有水分，為進一步判別，可加做微水分析。導致水分分解出H2有兩種可能：一是水分和鐵產生化學反應；二是在高電場作用下水本身分子分解。設備受潮時固體絕緣材料含水量比油中含水量要大100多倍，而H2含量高，大多是由於油、紙絕緣內含有氣體和水分，所以在現場處理設備受潮時，僅靠采用真空濾油法不能持久地降低設備中的含水量，原因在於真空濾油對於設備整體的水分影響不大。
另外，還有一種誤判斷的情況，如某變壓器廠的產品一階段曾連續十幾台變壓器油色譜中H2高達1000t2L／L以上。而取相同油樣分送三處外單位測試，H2含量卻均正常。於是對標氣進行分析，氫氣峰高竟達216mm，而正常情況僅13mm左右。以上分析說明是氣相色譜儀發生異常，經檢查與分離柱有關，因分離柱長期使用，特別是用振蕩脫氣法脫氣吸附了油，當吸附達到一定程度，便在一定條件下釋放出來，使分析發生誤差，經更換分離柱後恢複正常。
(2)乙炔C2H2變化。C2H2的產生與放電性故障有關，當變壓器內部發生電弧放電時，C2H2一般占總烴的20％--70％，H2占氫烴總量的30％～90％，並且在絕大多數情況下，C2H4＼含量高於CH4。當C2H2含量占主要成分且超標時，則很可能是設備繞組短路或分接開關切換產生弧光放電所致。如果其他成分沒超標，而C2H2超標且增長速率較快，則可能是設備內部存在高能量放電故障。
(3)甲烷CH4和乙烯C2H4變化。在過熱性故障中，當隻有熱源處的絕緣油分解時，特征氣體CH4和C2H4兩者之和一般可占總烴的80％以上，且隨著故障點溫度的升高，C2H4所占比例也增加。
另外，丁腈橡膠材料在變壓器油中將可能產生大量的CH4，丁青在變壓器油中產生甲烷的本質是橡膠將本身所含的CH4釋放到油中，而不是將油催化裂介為CH4。硫化丁腈橡膠在油中釋放CH4的主要成分是硫化劑，其次是增塑劑、硬脂酸等含甲基的物質，而釋放量取決於硫化條件。
(4)一氧化碳CO和二氧化碳CO2變化。無論何種放電形式，除了產生氫烴類氣體外，與過熱故障一樣，隻要有固體絕緣介入，都會產生CO和CO2。但從總體上來說，過熱性故障的產氣速率比放電性故障慢。
在《電力設備預防性試驗規程》DL／T596—1996中對CO、CO2的含量沒有作出具體要求。《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》中也隻對CO含量正常值提出了參考意見。
具體內容是：開放式變壓器CO含量的正常值一般應在300F．L／L以下，若總烴含量超過150uL／L，CO含量超過300 uL／L，則設備有可能存在固體絕緣過熱性故障；若CO含量雖超過300 uL／L，但總烴含量在正常範圍，可認為正常。密封式變壓器，溶於油中的CO含量一般均高於開放式變壓器，其正常值約800 uL／L，但在突發性絕緣擊穿故障中，CO、CO2含量不一定高，因此其含量變化常被人們忽視。
由於CO、CO2氣體含量的變化反映了設備內部絕緣材料老化或故障，而固體絕緣材料決定了充油設備的壽命。因此必須重視絕緣油中CD、CO2含量的變化。
1)絕緣老化時產生的CO、CO2；正常運行中的設備內部絕緣油和固體絕緣材料由於受到電場、熱度、濕度及氧的作用，隨運行時間而發生速度緩慢的老化現象，除產生一些怍氣態的劣化產物外，還會產生少量的氧、低分子烴類氣體和碳的氧化物等，其中碳的氧比物CO、CO2含量最高。
油中CO、CO2含量與設備運行年限有關例如CO的產氣速率，國外有人提出與運行年限關係的經驗公式為：
式中 Y——運行年限(年)。
上述與變壓器運行年限有關的經驗公式，適用於一般密封式變壓器。CO2含量變化的見律性不強，除與運行年限有關外，還與變壓器結構、絕緣材料性質、運行負荷以及油保戶方式等有密切關係。
變壓器正常運行下產生的CO、CO2含量隨設備的運行年限的增加而上升，這種變化自勢較緩慢，說明變壓器內固體絕緣材料逐漸老化，隨著老化程度的加劇，一方麵絕緣材的強度不斷降低，有被擊穿的可能；另——方麵絕緣材料老化產生沉積物，降低絕緣油的性能，易造成局部過熱或其它故障。這說明設備內部絕緣材料老化發展到一定程度有可能產生劇烈變化，容易形成設備故障或損壞事故。因此在進行色譜分析判斷設備狀況時，CO、CO2作為固體絕緣材料有關的特征氣體，當其含量上升到——定程度或其含量變化幅度較大時，都應引起警惕，盡早將絕緣老化嚴重的設備退出運行，以防發生擊穿短路事故。
2)故障過熱時產生的CD、CO2。固體絕緣材料在高能量電弧放電時產生較多的CO、CO2。由於電弧放電的能量密度高，在電應力作用下會產生高速電子流，固體絕緣材料遭到這些電子轟擊後，將受到嚴重破壞，同時，產生的大量氣體一方麵會進一步降低絕緣，另一方麵還含有較多的可燃氣體，因此若不及時處理，嚴重時有可能造成設備的重大損壞或爆炸事故。
當設備內部發生各種過熱性故障時，由於局部溫度較高，可導致熱點附近的絕緣物發生熱分解而析出氣體，變壓器內油浸絕緣紙開始熱解時產生的主要氣體是CO2，隨溫度的升高，產生的CO含量也增多，使CO與CO2比值升高，至800'C時，比值可高達2．5。局部過熱危害不如放電故障那樣嚴重，但從發展的後果分析，熱點可加速絕緣物的老化、分解，產生各種氣體，低溫熱點發展成為高溫熱點，附近的絕緣物被破壞，導致故障擴大。
充油設備中固體絕緣受熱分解時，變壓器油中所溶解的CO、CO2濃度就會偏高。試驗證明．在電弧作用下，純油中CO占總量的0--1％，002占0-3％；紙板和油中CO占總量的13％一24％，002占1％一2％；酚醛樹脂和油中CO占總量的24％一35％，CO2占0一2％。230-60012局部過熱時，絕緣油中產生的氣體CO2含量很低，為0．017一0.028mg/g，CO不能明顯測到。局部放電、火花放電同時作用下，純油中CO不能明顯測到。CO2約占5％左右；紙和油中CO約占總量的2％，CO2約占7.1％；油和纖維中CO約占總量的10．5％，CO2約占9．5％。
因此，CO、CO2的產生與設備內部固體絕緣材料的老化或故障有明顯的關係，反映了設備的絕緣狀況。在色譜分析中，應關注CO、CO2的含量變化情況，同時結合烴類氣體和H2，含量變化進行全麵分析。
（5）氣體成分變化。由於在實際情況下，往往是多種故障類型並存，多種氣體成分同時變化。且各種特征氣體所占的比例難以確定。如當變壓器內部發生火花放電，有時總烴含量不高；但C2H2在總烴中所占的比例可達25％一90％，C2H2含量約占總烴的20％以下，H，占氫烴總量的30％以上。當發生局部放電時，一般總烴不高，其主要成分是H2，其次是CH4，與總烴之比大於90％。當放電能量密度增高時也出現C2H2，但它在總烴中所占的比例一般不超過2％。
當C2H2含量較大時，往往表現為絕緣介質內部存在嚴重的局部放電故障，同時常伴有電弧燒傷與過熱，因此會出現C2H2含量明顯增大，且占總烴較大比例的情況。
應注意，不能忽視H2和CH4增長的同時，接著又出現C2H2，即使未達到注意值也應給予高度重視。因為這可能存在著由低能放電發展成高能放電的危險。
過熱涉及固體絕緣時，除了產生上述氣體之外，還會產生大量的CO和CO2。當電氣設備內部存在接觸不良時，如分接開關接觸不良、連接部分鬆動、絕緣不良，特征氣體會明顯增加。超過正常值時，一般占總烴含氣量的80％以上，隨著運行時間的增加，C2H4所占比例也增加。
受潮與局部放電的特征氣體有時比較相似，也可能兩種異常現象同時存在，目前僅從油中氣體分析結果還很難加以區分，而應輔助以局部放電測量和油中微水分析等來判斷。
第三節 繞組直流電阻檢測
變壓器繞組直流電阻的檢測是一項很重要的試驗項目，DL／T596--1996預試規程的試驗次序排在變壓器試驗項目的第二位。規程規定它是變壓器大修時、無載開關調級後、變壓器出口短路後和1～3年1次等必試項目。在變壓器的所有試驗項目中是一項較為方便而有效的考核繞組縱絕緣和電流回路連接狀的試驗，它能夠反映繞組匝間短路、繞組斷股、分接開關接觸狀態以及導線電阻的差異和接頭接觸不良等缺陷故障，也是判斷各相繞組直流電阻是否平衡、調壓開關檔位是否正確的有效手段。長期以來，繞組直流電阻的測量一直被認為是考查變壓器縱絕緣的主要手段之一，有時甚至是判斷電流回路連接狀況的唯一辦法。從1985年原水電部製訂的《電氣設備預防性試驗規程》，到1996年電力部製訂的《電力設備預防性試驗規程》，該項內容沒有變化，也說明這一判斷標準符合實際情況的要求。
1．DL／T 596--1996預試規程的試驗周期和要求
(1)試驗周期。變壓器繞組直流電阻正常情況下1～3年檢測一次。但有如下情況必須檢測：
1)對無勵磁調壓變壓器變換分接位置後必須進行檢測(對使用的分接鎖定後檢測)
2)有載調壓變壓器在分接開關檢修後必須對所有分接進行檢測。
3)變壓器大修後必須進行檢測。
4)必要時進行檢測。如變壓器經出口短路後必須進行檢測。
(2)試驗要求。
1)變壓器容量在1．6MVA及以上，繞組直流電阻相互間差別不應大於2％；無中性點引出的繞組線間差別不應大於三相平均值的1％。
R1、R2——分別為溫度t1、t2時的電阻值；
T——常數，其中銅導線為235，鋁導線為225。
2．減少測量時間提高檢測準確度的措施
變壓器繞組是由分布電感、電阻及電容組成的複雜電路。測直流電阻是在繞組的被試端子間通以直流，待瞬變過程結束、電流達到穩定後，記錄電阻值及繞組溫度。隨著變壓器容量的增大，特別是五柱鐵心和低壓繞組為三角形連接的大型變壓器，如果仍如中小型變壓器那樣，用幾伏電壓的小容量電池作為測量電源，則電流達到穩定的時間長達數小時至十多小時，這不僅太費時間，而且不能保證測量準確度。測直流電阻的關鍵問題是將自感效應降低到最小程度。為解決這個問題分為以下兩種方法。
(1)助磁法。助磁法是迫使鐵心磁通迅速趨於飽和，從而降低自感效應歸納起來可縮短時間常
1)用大容量蓄電池或穩流源通大電流測量。
2)把高、低壓繞組串聯起來通電流測量，采用同相位和同極性的高壓繞組助磁。由於高壓繞組的匝數遠比低壓的多，借助於高壓繞組的安匝數，用較小的電流就可使鐵心飽和。
3)采用恒壓恒流源法的直阻測量儀。使用時可把高、低壓繞組串聯起來，應用雙通道對高、低壓繞組同時測量，較好地解決了三相五柱式大容量變壓器直流電阻測試的困難。一般測試一台360MVA，500kV或220kV變壓器繞組直流電阻月需30～40min，測量接線如圖2－4所示。
(2)消磁法。消磁法與助磁法相反，力求使通過鐵心的磁通為零。使用的方法有兩種。
1)零序阻抗法。該方法僅適用於三柱鐵心YN連接的變壓器。它是將三相繞組並聯起來同時通電，由於磁通需經氣隙閉合，磁路的磁陽大大增加，繞組的電感隨之減小，為此使測量電阻的時間縮短。
2)磁通勢抵消法。試驗時除在被測繞組通電流外，還在非被測繞組中通電流，使兩者產生在磁通勢大小相等、方向相反而互相抵消，保持鐵心中磁通趨近於零，將繞組的電感降到最低限度，達到縮短測量時間的目的。它比僅用恒流法縮短充電時間10倍以上。其測量接線如圖2— 5所示
3.直流電阻檢測與故障診斷實例
(1)繞組斷股故障的診斷，某變壓器低壓側lOkV線間直流電阻不平衡率為2．17％，超過部頒標準值1％的一倍還多。發現缺陷後，先後對各引線與導線電杆連接點進行緊固處理，又對其進行幾次跟蹤試驗，但缺陷仍存在。
1)色譜分析。色譜分析結果該主變壓器C2H2超標，從0．2上升至7．23／tL／I•，說明存在放電性故障。但從該主變壓器的檢修記錄中得知，在發現該變壓器QH：變化前曾補焊過2次，而且未進行脫氣處理：其它氣體的含量基本正常，用三比值法分析，不存在過熱故障，且曆年預試數據反映除直流電阻不平衡率超標外，其他項目均正常。
2)直流電阻超標分析。經換算確定C相電阻值較大，懷疑是否由於斷股引起，經與製造廠了解該繞組股數為24股，據此計算若斷一股造成的誤差與實際測量誤差一致，判斷故障為C相繞組內部有斷股問題。經吊罩檢查，打開繞組三角接線的端子，用萬用表測量，驗證廠C相有一股開斷。
(2)有載調壓切換開關故障的診斷。某變壓器llOkV側直流電阻不平衡，其中C相直流電阻和各個分接之間電阻值相差較大。A、B相的每個分接之間直流電阻相差約為10～11．7u歐，而C相每個分接之間直流電阻相差為4．9—6．4 u歐和14．1～16．4 u歐，初步判斷C相回路不正常。通過其直流電阻數據CO(C端到中性點O端)的直流回路進行分析，確定繞組本身缺陷的可能性小，有載調壓裝置的極性開關和選擇開關缺陷的可能性也極小，所以，缺陷可能在切換開關上。經對切換開關吊蓋檢查發現，有一個固定切換開關的一個極性到選擇開關的固定螺絲擰斷，致使零點的接觸電阻增大，而出現直流電阻規律性不正常的現象。
(3)無載調壓開關故障的診斷。在對某電力修造廠改造的變壓器交接驗收試驗時，發現其中壓繞組Am、馬n、Cm三相無載磁分接開關的直流電阻數據混亂、無規律，分接位置與所測直流電阻的數值不對應。
經吊罩檢查，發現三相開關位置與指示位置不符，且沒有空檔位置，經重新調整組裝後恢複正常。
(4)繞組引線連接不良故障的診斷。某SFSLBl31500A10型變壓器，預防性試驗時發現35kV側運行Ⅲ分接頭直流電阻不平衡率超標。
測試結果如表2—15所示
測試時間
直流電組（歐）
最大不平衡率（％）
Aom
Bom
Com
預 示
0.116
0.103
0.103
12.1
複試（轉動分接開關後）
0.1167
0.1038
0.1039
11.9
該變壓器35kv側直流電阻不平衡率遠大於2％，懷疑分接開關有問題，所以轉動分接開關後複測，其不平衡率仍然很大，又分別測其他幾個分接位置的直流電阻，其不平衡率都在11％以上，而且規律都是A相直流電阻偏大，好似在A相繞組中已串入一個電阻，這一電阻的產生可能出現在A相繞組的首端或套管的引線連接處，是否為連接不良造成。經分析確認後，停電打開A相套管下部的手孔門檢查，發現引線與套管連接鬆動(螺絲連接)，主要由於安裝時未裝緊，且無墊圈而引起，經緊固後恢複正常。
通過上述案例可見，變壓器繞組直流電阻的測量能發現回路中某些重大缺陷，判斷的靈敏度和準確性亦較高，但現場測試中應遵循如下相關要求，才能得到準確的診斷效果。
1)通過對變壓器直流電阻進行測量分析時，其電感較大，一定要充電到位，將自感效應降低到最小程度，待儀表指針基本穩定後讀取電阻值，提高一次回路直流電阻測量的正確性和準確性。
2)測量的數據要進行橫向和縱向的比較，對溫度、濕度、測量儀器、測量方法、測量過程和測量設備進行分析。
3)分析數據時，要綜合考慮相關的因素和判據，不能單搬規程的標準數值，而要根據規程的思路、現場的具體情況，具體分析設備測量數據的發展和變化過程。
4)要結合設備的具體結構，分析設備內部的具體情況，根據不同情況進行直流電阻的測量，以得到正確判斷結論。
5)重視綜合方法的分析判斷與驗證。如有些案例中通過繞組分接頭電壓比試驗，能夠有效驗證分接相關的檔位，而且還能檢驗出變壓器繞組的連接組別是否正確。同時對於匝間短路等故障也能靈敏地反映出來，實際上電壓比試驗，也是一種常規的帶有檢驗和驗證性質的試驗手段。進行綜合分析可進一步提高故障診斷的可靠性。
第四節 絕緣電阻及吸收比、極化指數檢測
絕緣電阻試驗是對變壓器主絕緣性能的試驗，主要診斷變壓器由於機械、電場、溫度、化學等作用及潮濕汙穢等影響程度，能靈敏反映變壓器絕緣整體受潮、整體劣化和絕緣貫穿性缺陷，是變壓器能否投運的主要參考判據之一。
1． 絕緣電阻的試驗原理
變壓器的絕緣電阻對雙繞組結構而言是表征變壓器高壓對低壓及地、低壓對高壓及地、高壓和低壓對地等絕緣在直流電壓作用下的特性。它與上述絕緣結構在直流電壓作用下所產生的充電電流、吸收電流和泄漏電流有關。變壓器的絕緣結構及產這三種電流的等效電路
如圖2—6所示。
圖2—6 絕緣介質的等效電路
U-一外施直流電壓；C1一等值幾何電容；C、R一表征不均勻程度和髒汙等的等值電容、電阻；Rl一絕緣電阻；iC1－電電流；iCR一吸收電流；iRi一泄漏電流；i一總電流
(1)充電電流是當直流電壓加到被試晶上時，對絕緣結構的幾何電容進行充電形成的電流，其值決定於兩極之間的幾何尺寸和結構形式，並隨施加電壓的時間衰減很快。當去掉直流電壓時相反的放電電流。電路中便會產生與充電電流極性
(2)吸收電流是當直流電壓加到被試品上時，絕緣介質的原子核與電子負荷的中心產生偏移，或偶極於緩慢轉動並調整其排列方向等而產生的電流，此電流隨施加電壓的時間衰減較慢。
(3)泄漏電流是當直流電壓加到被試品上時，絕緣內部或表麵移動的帶電粒子、離子和自由電子形成的電流，此電流與施加電壓的時間無關，而隻決定於施加的直流電壓的大小。總電流為上述三種電流的合成電流。幾種電流的時間特性曲線如圖2—7所示。
圖2—7直流電壓作用下絕緣介質中的等值電流i－總電流； i1－吸收電流；i2充電電流；i3泄漏電流
變壓器的絕緣電阻是表征同一直流電壓下，不同加壓時間所呈現的絕緣特性變化。絕緣電阻的變化決定於電流i的變化，它直接與施加直流電壓的時間有關，一般均統一規定絕緣電阻的測定時間為一分鍾。因為，對於中小型變壓器，絕緣電阻值一分鍾即可基本穩定；對於大型變壓器則需要較長時間才能穩定。產品不同，絕緣電阻隨時間的變化曲線也不同，但曲線形狀大致相同，如圖2—8所示。
圖2—8絕緣電阻與時間曲線
2．絕緣電阻的試驗類型
電力變壓器絕緣電阻試驗，過去采用測量絕緣電阻的R60。(一分鍾的絕緣電阻值)，同時對大中型變壓器測量吸收比值(R60／R15)。這對判斷繞組絕緣是否受潮起到過一定作用。但近幾年來，隨著大容量電力變壓器的廣泛使用，且其幹燥工藝有所改進，出現絕緣電阻絕對值較大時，往往吸收比偏小的結果，造成判斷困難。吸取國外經驗，采用極化指數戶、／，即10rain(600s)與1rain(60s)的比值(R600／R60)。有助於解決正確判斷所遇到的問題。
為了比較不同溫度廠的絕緣電阻值。GB／6451—86國家標準規定了不同溫度，下測量的絕緣電阻值R60換算到標準溫度2叭：時的換算公式。
當t>20℃時
當t
表2－16 測絕緣電阻值時換算係數表
溫度差
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
換算係數
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
7.5
9.2
11.2
注 中間溫度差值的換算係數可用插值法求取。
DL／T 596—1996規程規定吸收比(10—30℃範圍)不低於1．3或極化指數不低於1．5，且對吸收比和極化指數不進行溫度換算。在判斷時，新的預試規程規定吸收比或極化指數中任——項，達到上述相應的要求都作為符合標準。國外按極化指數判斷變壓器絕緣狀況的參考標準如表2—17所示
狀態
極化指數
良好
>2
較好
1.25－2
一般
1.1－1.25
不良
1－1.1
危險
3．絕緣電阻的試驗方法
(1)測量部位。
1)對於雙繞組變壓器，應分別測量高壓繞組對低壓繞組及地；低壓繞組對高壓繞組及地；高、低繞組對地，共三次測量。
2)對於三繞組變壓器，應分別測量高壓繞組對中、低壓繞組及地；中／k繞組對高、低壓繞組及地；低壓繞組對高、中壓繞組及地；高、中壓繞組對低壓繞組及地；高、低壓繞組對中壓繞組及地；十、低壓繞組對高壓繞組及地；高、中、低壓繞組對地，共七次測量。確定測量部位是因為測量變壓器絕緣電阻時，無論繞組對外殼還是繞組間的分布電容均被充電，當按不同順序測量高壓繞組和低壓繞組絕緣電阻時，繞組間的電容重新充電過程不同而影響測量結果，因此為消除測量方法上造成的誤差，在不同測量接線時測量絕緣電阻必須有一定的／頃序，且一經確定，每次試驗均應按確定的順序進行，便於對測量結果進行合理的比較。
(2)操作方法。
1)檢查兆歐表或絕緣測定器本身及測量線的絕緣是否良好。檢查方法是將兆歐表或絕緣測定器的接地端子與地線相連，測量端子與測量線一端相連，測量線另一端懸空，接通絕緣測定器的輸出開關(或搖動兆歐表至額定轉速)，絕緣電阻的讀數接近無窮大，瞬時短接的絕緣電阻的讀數為零。
2)將被試變壓器高、中、低各繞組的所有端子分別用導線短接，測量前對被測量繞組對地和其餘繞組進行放電。
3)接通絕緣測定器的輸出開關(或搖動兆歐表至額定轉速)，將測量繞組絕緣電阻的回路迅速接通，同時記錄接通的時間。
4)當時間達到15s時，立即讀取絕緣R15電阻值，60s時再讀取R60值。如需要測量極化指數時，則應繼續延長試驗時間至10min，並應每隔一分鍾讀取一個值，同時準確作好記錄。
5)到達結束時間，從變壓器繞組上取下測量線，並將測量線與地線相連進行放電。
6)改變接線，分別完成上述程序對各繞組絕緣電阻的測量。
(3)注意事項。
1)繞組絕緣電阻的測量應采用2500V或5000V兆歐表。
2)測量前被測繞組應充分放電。
3)測量溫度以頂層油溫為準，並注意盡量使每次測量的溫度相近，並最好在油溫低於50C時測量。
4)絕緣電阻試驗時要同時記錄儀表讀數、試驗時間、上層油溫，決不能隨意估計這三個數據。
5)按要求進行統一溫度換算。電力設備預防性試驗規程DL／T596--1996規定，電力變壓器的絕緣電阻值R60換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無明顯變化。換算公式為
式中 R1、R2--分別為溫度t1、t2時的絕緣電阻值。
4．絕緣電阻的測試分析
(1)與測試時間的關係。對不同容量、不同電壓等級的變壓器的絕緣電阻隨加壓時間變化的趨勢也有些不同，一般是60s之內隨加壓時間上升很快，60s到120s上升也較快，120s之後上升速度逐漸減慢。從絕對值來看，產品容量越大的電壓等級愈高，尤其是220kV及以上電壓等級的產品，60s之前的絕緣電阻值越小、60s之後達到穩定的時間越長，一般約要8rain以後才能基本穩定。這是由於在測量絕緣電阻時，兆歐表施加直流電壓，在試品複合介質的交界麵上會逐漸聚集電荷，這個過程的現象稱為吸收現象，或稱界麵極化現象。通常吸收電荷的整個過程需經很長時間才能達到穩定。吸收比(R60／R15)反映測量剛開始時的數據，不能或來不及反映介質的全部吸收過程。而極化指數／~600／R60)時間較長，在更大程度上反映了介質吸收過程，因此極化指數在判斷大型設備絕緣受潮問題上比吸收比更為準確。由此可見，220kV及以上電壓等級的變壓器應該測量極化指數。
(2)與測試溫度的關係。當變壓器的溫度不超過30℃時，吸收比隨溫度的上升而增大，約30℃時吸收比達到最大極限值，超過30C時吸收比則從最大極限值開始下降。但220kV、500kV產品的吸收比和極化指數達到最大極限值的溫度則為40℃以上。
(3)與變壓器油中含水量的關係。變壓器油中含水量對絕緣電阻的影響比較顯著，反映在含水量增大，絕緣電阻減小、絕緣電阻吸收比降低，因此變壓器油的品質是影響變壓器絕緣係統絕緣電阻高低的重要因素之一。
(4)與變壓器容量和電壓等級的關係。在變壓器容量相同的情況下，絕緣電阻常隨電壓等級的升高而升高，這是因為電壓等級越高，絕緣距離越大的緣故。在變壓器電壓等級相同的情況下，絕緣電阻值常隨容量的增大而降低，這是因為容量越大，等效電容的極板麵積也增大，在電阻係數不變的情況下，絕緣電阻必然降低。
吸收比或極化指數能夠有效反映絕緣受潮，是對變壓器診斷受潮故障的重要手段。相對來講，單純依靠絕緣電阻絕對值的大小，對繞組絕緣作出判斷，其靈敏度、有效性比較低。這一方麵是因為測量時試驗電壓太低難以暴露缺陷；另一方麵也是因為絕緣電阻值與繞組絕緣的結構尺寸、絕緣材料的品種、繞組溫度等有關。但是，對於鐵心、夾件、穿心螺栓等部件，測量絕緣電阻往往能反映故障。主要是因為這些部件的絕緣結構比較簡單，絕緣介質單一。
5．絕緣電阻檢測與診斷實例
(1)變壓器充油循環後測絕緣電阻大幅下降。某2500kVA、l10kV變壓器充油循環後測絕緣電阻比循環前大幅降低，以低一高中地為例，充油循環前隻R15=5000M歐、R60＝10000M歐,、R60／R15＝2、tg8％＝0．25。充油循環後7．5h測量，R15＝250M歐、R60=300M歐、R60／Ri5＝1．2、tg8％＝1．15。充油循環後34h測量，R15＝7000M歐、R60＝10000M歐、R60／R15＝1．43。
造成上述原因可能是充油循環後油中產生的氣泡對絕緣電阻的影響，因此要待油中氣泡充分逸出，再測絕緣電阻才能真實反映變壓器的絕緣狀況，通常，對8000kVA及以上變壓器需靜置20h以上，小型配電變壓器也要靜置5h以上才能進行絕緣試驗。
(2)油中含水量對變壓器絕緣電阻的影響。某變壓器絕緣電阻R60為750M歐，吸收比為1．12，油中含水量的微水分析超標，與二年前相近溫度條件下R60>2500而R60／R15>1，5相比變化很大。經油處理，微水正常，絕緣電阻R60為2500M歐，吸收比為1．47。但運行一年後，預試又發現反複，絕緣電阻R60為800M歐、吸收比為1．16。再次進行微水檢測發現超標。再次進行油過濾絕緣電阻又恢複正常。
分析認為油中含水量是對變壓器絕緣電阻影響的主要因素，油中微水經油處理合格後，絕緣電阻亦正常，所以運行一階段，油中微水又超標，應解釋為紙絕緣材料中的水分並未全部烘幹排除，並緩慢向油中析出而影響油的含水量，同時影響變壓器的絕緣電阻值。
（3）吸收比和極化比指數隨溫度變化無規率可循。
第三章 變壓器故障典型案例
第一節 短路故障案例
一、老廠主變壓器多次過流重合動作繞組變形
(1)案例。我廠老廠＃7機31.5MVA、110kV變壓器(SFSZ 8—31500/110)發生短路事故，重瓦斯保護動作，跳開主變壓器三側開關。返廠吊罩檢查，發現C相高壓繞組失團，C相中壓繞組嚴重變形，並擠破囚扳造成中、低壓繞組短路；C相低壓繞組被燒斷二股；B相低壓、中壓繞組嚴重變形；所有繞組匝間散布很多細小銅珠、銅末；上部鐵芯、變壓器底座有鏽跡。
事故發生的當天有雷雨。事故發生前，曾多次發生10kV、35kV側線路單相接地。13點40分35kV側過流動作，重合成功；18點44分35kV側再次過流動作，重合閘動作，同時主變壓器重瓦斯保護跳主變壓器三側開關。經查35kV距變電站不遠處B、C相間有放電燒損痕跡。
(2)原因分析。根據國家標準GBl094．5—曰5規定110kV電力變壓器的短路表觀容量為800MVA，應能承受最大非對稱短路電流係數約為2．55。該變壓器編製的運行方式下：
電網最大運行方式110kV三相出口短路的短路容量為1844MVA；
35kV三相出口短路為365MVA；
10kV三相出口短路為225．5MVA；
事故發生時，實際短路容量尚小於上述數值。據此計算變壓器應能承受此次短路衝擊。事故當時損壞的變壓器正與另一台31500／110變壓器並列運行，經受同樣短路衝擊而另一台變壓器卻未損壞。因此事故分析認為導致變壓器B、C相繞組在電動力作用下嚴重變形並燒毀，由於該變壓器存在以下問題：
1)變壓器繞組鬆散。高壓繞組輻向用手可搖動5mm左右。從理論分析可知，短路電流產生的電動力可分為輻向力和軸向力。外側高壓繞組受的輻向電磁力，從內層至外層三線性遞減，最內層受的輻向電磁力最大，兩倍於繞組所受的平均圓周力。當繞組卷緊芝內層導線受力後將一部分力轉移到外層，結果造成內層導線應力趨向減小，而外層導絞受力增大，內應力關係使導線上的作用力趨於均衡。內側中壓繞組受力方向相反，但均§七用的原理和要求一致。繞組如果鬆散，就起不到均衡作用，從而降低了變壓器的抗短路充擊的能力。
外側高壓繞組所受的輻向電動力是使繞組導線沿徑向向外脹大，受到的是拉張力，表觀為向外撐開；內側中壓繞組所受的輻向電動力是使繞組導線沿徑向向內壓縮，受到的是壓力，表現為向內擠壓。這與該變壓器的B、C相高、中壓繞組在事故中的結果一致。
2)經吊罩檢查發現該變壓器撐條不齊且有移位、墊塊有鬆動位移。這樣大大降低了內側中壓繞組承受輻向力和軸向力的能力，使繞組穩定性降低。從事故中的C相中壓繞組輻向失穩向內彎曲的情況，可以考慮適當增加撐條數目，以減小導線所受輻向彎曲應力。
3)絕緣結構的強度不高。由於該變壓器中、低壓繞組采用的是圍板結構，而圍板本身較軟，經真空於燥收縮後，高、中、低繞組之間呈空鬆的格局，為了提高承受短路的能力，宜在內側繞組選用硬紙筒絕緣結構。
(3)措施。這是一起典型的因變壓器動穩定性能差而造成的變壓器繞組損壞事故，應吸取的教訓和相應措施包括：
1)在設計上應進一步尋求更合理的機械強度動態計算方式；適當放寬設計安全裕度；內繞組的內襯，采用硬紙筒絕緣結構；合理安排分接位置，盡量減小安匝不平衡。
2)製造工藝上可從加強輻向和軸向強度兩方麵進行，措施主要有：采用女式繞線機繞製繞組，采用先進自動拉緊裝置卷緊繞組；牢固撐緊繞組與鐵心之間的定位，采用整產套裝方式；采用墊塊預密化處理、繞組恒壓幹燥方式；繞組整體保證高度一致和結構完整；強化繞組端部絕緣；保證鐵軛及夾件緊固。
3)要加強對大中型變壓器的質量監製管理，在訂貨協議中應強調對中、小容量的變壓器在型式試驗中作突發短路試驗，大型變壓器要作縮小模型試驗，提高變壓器的抗短路能力，同時加強變電站10kV及35kV係統維護，減少變壓器遭受出口短路衝擊機率。
第二節 過熱故障案例
一、新廠＃3機變壓器絕緣受潮過熱
(1)案例。我廠＃3機200MVA、220kV主變壓器(SFP7—240000／220)在周期性油色譜分析中發現氫氣、乙炔含量有增大趨勢。經跟蹤監測，氫氣含量為30．1uL幾，而乙炔含量為5．2uL/L，已超過正常注意值。兩天後停電檢修，檢修前氫氣含量達43．6uL/L，乙炔含量達10．9uL/L，色譜變化情況如表3—13所示，絕緣介質損耗tgs％變化如表3—14所示。
表3－13 色譜試驗數據 UL/L
氫氣
乙炔
甲烷
乙烷
乙烯
總
一氧化碳
二氧化碳
前五天
30.1
5.2
17.1
2.2
5.5
30
596
1186
前兩天
49.9
10.2
23.6
2.8
6.2
42.8
654
1393
檢修前
43.6
10.9
20.1
3.2
7.2
41.4
668
1424
檢修後
0
0.17
1.2
0.1
0.11
1.58
26
62
測試繞組
正常時
色譜異常時
檢修後
高壓
1.5
中壓
1.75
低壓
1.7
停電檢修放油後的重點檢查項目是：繞組壓板、壓釘有無鬆動，位置是否正常；鐵芯夾件是否碰主變壓器油箱頂部或油位計座套；有無金屬件懸浮高電位放電；臨近高電場的接地體有無高電位放電；引線和油箱升高座外殼距離是否符合要求，焊接是否良好㈠由箱內壁的磁屏蔽絕緣有無過熱；申壓側分接開關接觸是否良好。
檢查中發現：==嚶拖瀋係拇牌簾偉寰刀囁櫫崖洌?=郆相引線靠近升高座處白布帶脫落且絕緣有輕微破損；B相分接開關操作杆與分接開關連接處有許多炭黑。
(2)原因分析。規程規定220kV變壓器20℃時tg8％不得大於0．8，且一般要求相對 變化量不得大於30％，根據表3—14數據反映變壓器絕緣受潮.
按照GB7252--87《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》推薦的三比值法：C2H2／C2H4=10，5／7=1．5；編碼為1;CH4／H2=21／32．6；0．644；編碼為0；C2H4/C2H6=7／3=2．33；編碼為1。組合編碼為1，0，1，對應的故障性質為主變壓器內部有絕緣過熱或低能放電現象。
氫氣、乙炔含量高的可能原因：
1)主絕緣慢性受潮。主絕緣受潮後，絕緣材料含有氣泡，在高電壓強電場作用下將引起電暈而發生局部放電，從而產生Hz；在高電場強度作用下，水和鐵的化學反應也能產生大量的H2，使在在總烴含量中所占比重大。主絕緣受潮後，不但電導損耗增大，同時還會產生夾層極化，因而介質損耗大大增加。
2)磁屏蔽絕緣脫落後的影響。正常時，高、中壓繞組的漏磁通主要有三條路徑：一是經高、中壓繞組一磁屏蔽板閉合；二是經高、中壓繞組一油箱一高、中壓繞組閉合；三是經高、中壓繞組一油箱一磁屏蔽板一高、中壓繞組閉合，並在箱殼和磁屏蔽板中感應電勢。磁屏蔽板的絕緣脫落後，將使磁屏蔽一點或多點接地，從而形成感應電流閉合回路導致發熱，如果絕緣脫落後，磁屏蔽板和箱殼的接觸不好，還有可能形成間隙放電或火花放電。
3)B相引線的白布帶脫落和絕緣有碰傷痕跡，可能發生對套管升高座放電。
4)==郆相分接開關與操動杆接觸不良，可能會產生懸浮電位放電.變壓器運行時出現內部故障的原因往往不是單一的，在存在熱點的同時，有可能還存在著局部放電，而且熱點故障在不斷地發展成局部放電，由此又加劇了高溫過熱，形成惡性循環。
(3)處理。對B相引線絕緣加固，加強磁屏蔽絕緣，檢修調整分接開關，同時對主變壓器本體主絕緣加熱抽真空幹燥。具體措施是用覆帶式加熱器在主變壓器底部加熱，主變壓器頂部及側麵用矽酸鋁保溫材料保溫，主變壓器四周用尼龍布拉成圍屏，以保證主變壓器底部不通風，以達到進一步保溫的目的。加熱器加熱時，使主變壓器外壁溫度保持在60℃～70℃：左右，加熱72h後，采用負壓抽真空(抽真空時加熱不中斷)，抽真空後，繼續加熱24h，再抽真空，這樣反複3--4次以後，再做介質損耗試驗，試驗結果合格。同時，進油時對油中氣體經真空脫氣，色譜分析正常，各項試驗數據全部合格，變壓器投入後運行正常。
第四章 變壓器故障綜合處理
第一節 變壓器故障的綜合判斷方法
根據變壓器運行現場的實際狀態，在發生以下情況變化時，需對變壓器進行故障診斷。
(1)正常停電狀態下進行的交接、檢修驗收或預防性試驗中一項或幾項指標超過標準。
(2)運行中出現異常而被迫停電進行檢修和試驗。
(3)運行中出現其他異常(如出口短路)或發生事故造成停電，但尚未解體(吊心或吊罩)。
當出現上述任何一種情況時，往往要迅速進行有關試驗，以確定有無故障、故障的性質、可能位置、大概範圍、嚴重程度、發展趨勢及影響波及範圍等。
對變壓器故障的綜合判斷，還必須結合變壓器的運行情況、曆史數據、故障特征，通過采取針對性的色譜分析及電氣檢測手段等各種有效的方法和途徑，科學而有序地對故障進行綜合分析判斷。
一、綜合判斷的針對性檢測方法
對大中型變壓器故障的判斷采用如下檢測方法。
(1)油色譜分析判斷有異常：
1)檢測變壓器繞組的直流電阻。
2)檢測變壓器鐵心的絕緣電阻和鐵心接地電流。
3)檢測變壓器的空載損耗和空載電流。
4)在運行中進行油色譜和局部放電跟蹤監測。
5)檢查變壓器潛油泵及相關附件運行中的狀態。用紅外測溫儀器在運行中檢測變壓器油箱表麵溫度分布及套管端部接頭溫度。
6)進行變壓器絕緣特性試驗，如絕緣電阻、吸收比、極化指數、介質損耗、泄漏電流等試驗。
7)絕緣油的擊穿電壓、油介質損耗、油中含水量、油中含氣量(500kv級時)等檢
8)變壓器運行或停電後的局部放電檢測。
9)絕緣油中糠醛含量及絕緣紙材聚合度檢測。
10)交流耐壓試驗檢測。
(2)氣體繼電器動作報警後：應進行油色譜分析和氣體繼電器中的氣體分析，必要時可按圖4—1所示的綜合判斷程序進行。
1)油色譜分析。
2)變壓器繞組直流電阻檢測。
3)短路阻抗試驗。
4)繞組的頻率響應試驗。
5)空載電流和空載損耗試驗。
(4)判斷變壓器絕緣受潮要進行的試驗：
1)絕緣特性試驗。如絕緣電阻、吸收比、極化指數、介質損耗、泄漏電流等。
2)變壓器油的擊穿電壓、油介質損耗、含水量、含氣量(500kV級時)試驗。
3)絕緣紙的含水量檢測。
(5)判斷絕緣老化進行的試驗：
1)油色譜分析。特別是油中一氧化碳和二氧化碳的含量及其變化。
2)變壓器油酸值檢測。
3)變壓器油中糠醛含量檢測。
4)油中含水量檢測。
5)絕緣紙或紙板的聚合度檢測。
(6)變壓器振動及噪聲異常時的檢測：
1)振動檢測。
2)噪聲檢測。
3)油色譜分析。
4)變壓器阻抗電壓測量。
(7)對中小型變壓器檢測判斷常采用的方法：
1)檢測直流電阻。用電橋測量每相高、低壓繞組的直流電阻，觀察其相間阻值是否平衡，是否與製造廠出廠數據相符；若不能測相電阻，可測線電阻，從繞組的直流電阻值即可判斷繞組是否完整，有無短路和斷路情況，以及分接開關的接觸電阻是否正常。若切換分接開關後直流電阻變化較大，說明問題出在分接開關觸點上，而不在繞組本身。上述測試還能檢查套管導杆與引線、引線與繞組之間連接是否良好。
2)檢測絕緣電阻。用兆歐表測量各繞組間、繞組對地之間的絕緣電阻值和吸收比，根據測得的數值，可以判斷各側繞組的絕緣有無受潮，彼此之間以及對地有無擊穿與閃絡的可能。
3)檢測介質損耗因數tzJ。測量繞組間和繞組對地的介質損耗因數tzJ，根據測試結果，判斷各側繞組絕緣是否受潮、是否有整體劣化等。
4)取絕緣油樣作簡化試驗。用閃點儀測量絕緣油的閃點是否降低，絕緣油有無炭粒、紙屑，並注意油樣有無焦臭味，同時可測油中的氣體含量，用上述方法判斷故障的種類、性質。
5)空載試驗。對變壓器進行空載試驗，測量三相空載電流和空載損耗值，以此判斷變壓器的鐵心矽鋼片間有無故障，磁路有無短路，以及繞組短路故障等現象。
第二節 綜合分析判斷的基本原則
(1)與設備結構聯係。熟悉和掌握變壓器的內部結構和狀態是變壓器故障診斷的關鍵，如變壓器內部的絕緣配合、引線走向、絕緣狀況、油質情況等。又如變壓器的冷卻方式是風冷還是強迫油循環冷卻方式等，再如變壓器運行的曆史、檢修記錄等等，這些內容都是診斷故障時重要的參考依據。
(2)與外部條件相結合。診斷變壓器故障的同時，一定要了解變壓器外部條件是否構成影響，如是否發生過出口短路；電網中的諧波或過電壓情況是否構成影響；負荷率如何；負荷變動幅度如何等等。
(3)與規程標準相對照。與規程規定的標準進行對照，假如發生超標情況必須查明原因，找出超標的根源，並進行認真的處理和解決。
(4)與曆次數據相比較。僅以是否超標準為依據進行故障判斷，往往不夠準確，需要考慮與本身曆次數據進行比較才能了解潛伏性故障的起因和發展情況，例如，試驗結果盡管數值偏大，但一直比較穩定，應該認為仍屬正常；但試驗結果雖未超標而與上次相比卻增加很多，就需要認真分析，查明原因。
(5)與同類設備相比較(橫向比較)。—同容量或相同運行狀態的變壓器是否有異常因的影響還是內在的變化。台變壓器發現異常，而同一地點的另一台相這樣結合分析有利於準確判斷故障現象是外
(6)與自身不同部位相比較(縱向比較)。對變壓器本身的不同部位進行檢查比較。如變壓器油箱箱體溫度分布是否變化均勻，局部溫度是否有突變。又如用紅外成像儀檢查變壓器套管或油枕溫度，以確定是否存在缺油故障等。再如測繞組絕緣電阻時，分析高對中、低、地，中對高、低、地與低對高、中、地是否存在明顯差異，測繞組電阻、測套管C及tg8時，三相間有無異常不同，這些也有利於對故障部位的準確判斷。
第三節 故障分析判斷的程序
1．故障判斷的步驟
1)判斷變壓器是否存在故障，是隱性故障還是顯性故障。
2)判斷屬於什麼性質的故障，是電性故障還是熱性故障，是固體絕緣故障還是油性
3)判斷變壓器故障的狀況，如熱點溫度、故障功率、嚴重程度、發展趨勢以及油中氣體的飽和程度和達到飽和而導致繼電器動作所需的時間等。
4)提出相應的反事故措施，如能否繼續運行，繼續運行期間的安全技術措施和監視手段或是否需要內部檢查修理等。
2．有無異常的判斷
從變壓器故障診斷的一般步驟可見，根據色譜分析的數據著手診斷變壓器故障時，首先是要判定設備是否存在異常情況，常用的方法有：
1)將分析結果的幾項主要指標(總烴、乙炔、氫氣含量)與DL／T596—1996規程中的注意值作比較。如果有一項或幾項主要指標超過注意值時，說明設備存在異常情況，要引起注意。但規程推薦的注意值是指導性的，它不是劃分設備是否異常的唯一判據，不應當作強製性標準執行；而應進行跟蹤分析，加強監視，注意觀察其產生速率的變化。有的設備即使特征氣體低於注意值，但增長速度很高，也應追蹤分析，查明原因；有的設備因某種原因使氣體含量超過注意值，也不能立即判定有故障，而應查閱原始資料，若無資料，則應考慮在一定時間內進行追蹤分析；當增長率低於產氣速率注意值，仍可認為是正常的。
在判斷設備是否存在故障時，不能隻根據一次結果來判定，而應經過多次分析以後，將分析結果的絕對值與導則的注意值作比較，將產氣速率與產氣速率的參考值作比較，當兩者都超過時，才判定為故障。
2)了解設備的結構、安裝、運行及檢修等情況，徹底了解氣體真實來源，以免造成誤判斷。一般遇到非故障性質的原因情況及誤判的可能參見表4—2。另外，為了減少可能引起的誤判斷，必須按DL／T596—1996的規定：新設備及大修後在投運前，應作一次分析；在投運後的一段時間後，應作多次分析。因為故障設備檢修後，絕緣材料殘油中往往殘存著故障氣體，這些氣體在設備重新投運的初期，還會逐步溶於油中，因此在追蹤分析的初期，常發現油中氣體有明顯增長的趨勢，隻有通過多次檢測，才能確定檢修後投運的設備是否消除了故障。
表4—2 造成油色譜誤判斷的非故障原因
非 故 障原 因
對油中氣體組分變化的影響
誤判的可能
屑於設備結構上的原固
(1)有載調壓器滅弧室油向本體滲漏
(2)使用有不穩定的絕緣材料，造成早期熱分解(如使用劄030醇酸絕緣漆)
(3)使用有活性的金屬材料，促進抽的分解(如使用奧氏體不鏽鋼)
使本體油的乙炔增加
產生CO與H2等，增加它們在油中的濃度
增加油中H2含量
放電故障
固體絕緣發熱或受潮
油中有水分
屬於安裝、運行、維護上的原因
(1)設備安裝前，充CO2安裝注油時，未排盡餘氣
(2) 充氮保護時，使用不合格的氮氣
(3)油與絕緣物中有空氣泡(如安裝投運前，油未脫氣及真空注油，運行中係統不嚴
密而進氣等)
(4)檢修中帶油補焊
(5)油處理中，油加熱器不合格，使油過熱分解
(6)充用含可燃烴類氣體的油，或原有過
故障，油未脫氣或脫氣不完全
增加油中CO2含量
氮氣含H2、CO等雜氣
由於氣泡性放電產生H2和C2H2
增加乙炔含量
增加乙炔等含量
油溶解度大的可燃烴氣體含量高
固體絕緣發熱
發熱受潮
放電故障
放電故障
放電故障
發熱、放電
非故障原因
對油中氣體組分變化的影響
誤判的可能
屬於附屬設備或其他原因
(1)潛油泵、油流繼電器接點電火花或電
機缺陷
(2)設備環境空氣中CO和烴含量高
增加乙炔等可燃氣體
增加油中CO和烴含量
放電故障
固體絕緣發熱
3)注意油中CO、C島含量及比值。變壓器在運行中固體絕緣老化會產生CO和CO2。同時，油中CO和CO2的含量既同變壓器運行年限有關，也與設備結構、運行負荷和油溫等因素有關，因此目前導則還不能規定統一的注意值。隻是粗略的認為，在開放式的變壓器中，CO含量小於300uL／L，CO2／CO比值在7左右時，屬於正常範圍；而薄膜密封變壓器中CO2／CO比值一般低於7時也屬於正常值。
3．故障嚴重性判斷
當確定設備存在潛伏性故障時，就要對故障嚴重性作出正確的判斷。判斷設備故障的嚴重程度，除了根據分析結果的絕對值外，必須根據產氣速率來考慮故障的發展趨勢，因為計算故障的產氣速率可確定設備內部有無故障，又可估計故障嚴重程度。
導則推薦變壓器和電抗器總烴產氣速率的注意值：開放式變壓器為0．25ml／h，密閉式變壓器0．5mI／h。如以相對產氣速率來判斷設備內部狀況，則總烴的相對產氣速率大於10％／月就應引起注意，如大於40uL／L／月可能存在嚴重故障。在實際工作中，常將氣體濃度的絕對值與產氣速率相結合來診斷故障的嚴重程度，例如當絕緣值超過導則規定注意值的5倍，且產氣速率超過導則規定注意值的2倍時，可以判斷為嚴重故障。
當有意識地用產氣速率考察設備的故障程度時，必須在考察期間變壓器不要停運而盡量保持負荷的穩定性，考察的時間以1～3個月為宜。如果在考察期間，對油進行脫氣處理或在較短的運行期間及油中含氣量很低時進行產氣速率的考察，會帶來較大的誤差。
4．故障類型的判斷
設備存在異常情況時，應對其故障類型作出判斷，主要有特征氣體法和IEC三比值法；但在用IEC三比值法應注意的有關問題有
(1)采用三比值法來判斷故障的性質時必須符合的條件。
1)色譜分析的氣體成分濃度應不少於分析方法靈敏度極根值的10倍。
2)應排除非故障原因引入的數值幹擾。
3)在一定的時間間隔內(1～3個月)產氣速率超過10％／月。
(2)注意三比值表以外的比值的應用，如122、121、222等組合形式在表中找不到相應的比值組合，對這類情況要進行對應分析和分解處理。如有的認為122組合可以分解為102+020，即說明故障是高能放電兼過熱。另外，在追蹤監視中，要認真分析含氣成分變化規律，找出故障類型的變化、發展過程，例如三比值組合方式由102—122，則可判斷故障是先過熱，後發展為電弧放電兼過熱。當然，分析比值的組合方式時，還要結合設備的曆史狀況、運行檢修和電氣試驗等資料，最後作出正確的結論。
(3)注意對低溫過熱涉及固體絕緣老化的正確判斷。因為絕緣紙在150'C以下熱裂解時，除了主要產生CO2外，還會產生一定量的CO、乙烯和甲烷，此時，成分的三比值會出現001、002甚至021、022等的組合，這樣就可能造成誤判斷。在這種情況下，必須首先考慮各氣體成分的產氣速率，如果CO2始終占主要成分，並且產氣速率一直比其他氣體高，則對001--002及021--022等組合，應認為是固體絕緣老化或低溫過熱。
(4)注意設備的結構與運行情況。三比值法引用的色譜數據是針對典型的故障設備，而不涉及故障設備的各種具體情況，如設備的保護方式、運行情況等。如開放式的變壓器，應考慮到氣體的逸散損失，特別是甲烷和氫氣的損失率，因此引用三比值時，應對甲烷、H2比值作些修正。另外，引用三比值是根據各成分氣體超過注意值，特別是產氣速率，有理由判斷可能存在故障時才應用三比值進一步判斷其故障性質，所以用三比值監視設備的故障性質應在故障不斷產氣過程中進行，如果設備停運，故障產氣停止，油中各成分能會逐漸散失，成分的比值也會發生變化，因此，不宜應用三比值法。
(5)目前對尚沒有列入三比值法的某些組合的判斷正在研究之中。例如121或122對應於某些過熱與放電同時存在的情況，202或212對於裝有載調壓開關的變壓器應考慮開關油箱的油可能滲漏到本體油中的情況。
四、綜合分析診斷的要求
(1)綜合分析判斷故障時一般要注意的幾個方麵：
1)將試驗結果的幾項主要指標(總烴、乙炔、氫)與DL／T596--1996規程列出的 注意值作比較。
2)對CO和Cq變化要進行具體分析比較。
3)油中溶解氣體含量超過DL／T596--1996規程所列任一項數值時應引起注意，但注意值不是認定設備是否正常的唯一判據。必須同時注意產氣速率，當產氣速率也達到注意值時，應作綜合分析並查明原因。有的新投入運行的或重新注油的設備，短期內各種氣體含量迅速增加，但尚未超過給定的數值，也可判斷為內部異常狀況；有的設備因某種原因使氣體含量基值較高，超過給定的注意值，但增長率低於前述產氣速率的注意值，仍可認為是正常設備。
4)當認為設備內部存在故障時，可用三比值法對故障類型作出分析。
5)在氣體繼電器內出現氣體情況下，應將繼電器內氣樣的分析結果，按前述方法與油中取出氣體的分析結果作比較。
6)根據上述結果與其他檢查性試驗相結合，測量繞組直流電阻、空載特性試驗、絕緣試驗、局部放電試驗和測量微量水分等，並結合該設備的結構、運行、檢修等情況，綜合分析判斷故障的性質及部位，並根據故障特征，可相應采取紅外檢測、超聲波檢測和其它帶電檢測等技術手段加以綜合診斷。並針對具體情況采取不同的措施，如縮短試驗周期、加強監視、限製負荷、近期安排內部檢查、立即停電檢查等。
(2)綜合分析診斷應注意的問題。
1)由於變壓器內部故障的形式和發展是比較複雜的，往往與多種因素有關，這就特別需要進行全麵分析。首先要根據曆史情況和設備特點以及環境等因素，確定所分析的氣體究竟是來自外部還是內部。所謂外部的原因，包括冷卻係統潛油泵故障、油箱帶油補焊、油流繼電器接點火花，注入油本身未脫淨氣等。如果排除了外部的可能，在分析內部故障時，也要進行綜合分析。例如，絕緣預防性試驗結果和檢修的曆史檔案、設備當時的運行情況，包括溫升、過負荷、過勵磁、過電壓等，及設備的結構特點，製造廠同類產品有無故障先例、設計和工藝有無缺陷等。
2)根據油中氣體分析結果，對設備進行診斷時，還應從安全和經濟兩方麵考慮，對於某些過熱故障，一般不應盲目地建議吊罩、吊心，進行內部檢查修理，而應首先考慮這種故障是否可以采取其他措施，如改善冷卻條件、限製負荷等來予以緩和或控製其發展，何況有些過熱性故障即使吊罩、吊心也難以找到故障源。對於這一類設備，應采用臨時對策來限製故障的發展，隻要油中溶解氣體未達到飽和，即使不吊罩、吊心修理，仍有可能安全運行一段時間，以便觀察其發展情況，再考慮進一步的處理方案。這樣的處理方法，既能避免熱性損壞，又能避免人力、物力的浪費。
3)關於油的脫氣處理的必要性，要分幾種情況區別對待：當油中溶解氣體接近飽和時，應進行油脫氣處理，避免氣體繼電器動作或油中析出氣泡發生局部放電；當油中含氣量較高而不便於監視產氣速率時，也可考慮脫氣處理後，從起始值進行監測。但需要明確的是，油的脫氣並不是處理故障的手段，少量的可燃性氣體在油中並不危及安全運行，因此，在監視故障的過程中，過分頻繁的脫氣處理是不必要的。
4)在分析故障的同時，應廣泛采用新的測試技術，例如電氣或超聲波法的局部放電的測量和定位、紅外成像技術檢測、油及固體絕緣材料中的微量水分測定，以及油中金屬微粒的測定等，以利於尋找故障的線索，分析故障原因，並進行準確診斷。
第五章 變壓器事故處理
第一節 變壓器自行跳閘後的處理
為了變壓器的安全運行及操作，變壓器高、中、低壓各側都裝有斷路器，同時還裝設了必要的繼電保護裝置。當變壓器的斷路器自動跳閘後，運行人員應立即清楚、準確地向值班調度員報告情況；不應慌亂、匆忙或未經慎重考慮即行處理。待情況清晰後，要迅速詳細向調度員彙報事故發生的時間及現象、跳閘斷路器的名稱、編號、繼電保護和自動裝置的動作情況及表針擺動、頻率、電壓、潮流的變化等。並在值班調度員的指揮下沉著、迅速、準確地進行處理。
(1)為加速處理事故，限製事故的發展，消除事故的根源，並解除對人身和設備安全的威脅，應進行下列操作：
1)將直接對人員生命有威脅的設備停電；
2)將已損壞的設備隔離；
3)運行中的設備有受損傷的威脅時，應停用或隔離
4)站用電氣設備事故恢複電源；
5)電壓互感器保險熔斷或二次開關掉閘時，將有關保護停用；
6)現場規程中明確規定的操作，可無須等待值班調度員命令，變電站當值運行人員可自行處理，但事後必須立即向值班調度員彙報。
(2)改變運行方式使供電恢複正常，並查明變壓器自動跳閘的原因。
1)如有備用變壓器，應立即將其投入，以恢複向用戶供電，然後再查明故障變壓器的跳閘原因。
2)如無備用變壓器，則隻有盡快根據掉牌指示，查明何種保護動作。
在查明變壓器跳閘原因的同時，應檢查有無明顯的異常現象，如有無外部短路、線路故障、過負荷、明顯的火光、怪聲、噴油等。如確實證明變壓器兩側斷路器跳閘不是由於內部故障引起，而是由於過負荷、外部短路、或保護裝置二次回路誤動造成，則變壓器可不經外部檢查重新投入運行。
如果不能確定變壓器跳閘是由於上述外部原因造成的，則必須對變壓器進行內部檢查。主要應進行絕緣電阻、直流電阻的檢查。經檢查判斷變壓器無內部故障時，應將瓦斯保護投入到跳閘位置，將變壓器重新合閘、整個過程，應慎重行事。
如經絕緣電阻、直流電阻檢查判斷變壓器有內部故障，則需對變壓器進行吊芯檢查。
二、變壓器氣體保護動作後的處理
變壓器運行中如發生局部發熱，在很多情況下，沒有表現為電氣方麵的異常，而首先表現出的是油氣分解的異常，即油在局部高溫作用下分解為氣體，逐漸集聚在變壓器頂蓋上端及瓦斯繼電器內。區別氣體產；生的速度和產氣量的大小，實際上是區別過熱故障的大小。
(1)輕瓦斯動作後的處理。輕瓦斯動作發出信號後，首先應停止音響信號，並檢查瓦斯繼電器內氣體的多少，判明原因。
1)非變壓器故障原因。如：空氣侵入變壓器內(濾油後)；油位降低到氣體繼電器以下(浮子式氣體繼電器)或油位急劇降低(擋板式氣體繼電器)；瓦斯保護二次回路故障(如氣體繼電器接線盒進水、端子排或二次電纜短路等)。如確定為外部原因引起的動作，則恢複信號後，變壓器可繼續運行。
2)主變壓器故障原因。如果不能確定是由於外部原因引起瓦斯信號動作，同時又未發現其他異常，則應將瓦斯保護投入跳閘回路，同時加強對變壓器的監護，認真觀察其發展變化。
(2)重瓦斯保護動作後的處理：運行中的變壓器發生瓦斯保護動作跳閘，或者瓦斯信號和瓦斯跳閘同時動作，則首先考慮該變壓器有內部故障的可能。對這種變壓器的處理應十分謹慎。
故障變壓器內產生的氣體是由於變壓器內不同部位判明瓦斯繼電器內氣體的性質、氣體集聚的數量及速度程度是至關重要的。不同的過熱形式造成的。因此，對判斷變壓器故障的性質及嚴重程度是至關重要的。
1)集聚的氣體是五色無臭且不可燃的，則瓦斯動作的原因是因油中分離出來的空氣引起的，此時可判定為屬於非變壓器故障原因，變壓器可繼續運行；，
2)氣體是可燃的，則有極大可能是變壓器內部故障所致。對這類變壓器，在未經檢查並試驗合格前，不允許投入運行：
變壓器瓦斯保護動作是一種內部事故的前兆，或本身就是一次內部事故。因此，對這類變壓器的強送、試送、監督運行，都應特別小心，事故原因未查明前不得強送。
三、變壓器差動保護動作後的處理
差動保護是為了保證變壓器的安全可靠的運行，即當變壓器本身發生電氣方麵的故障(如層間、匝間短路)時盡快地將其退出運行，從而減少事故情況下變壓器損壞的程度。規程規定，對容量較大的變壓器，如並列運行的6300kVA及以上、單獨運行的10000kVA及以上的變壓器，要設置差動保護裝置。與瓦斯保護相同之處是這兩種保護動作都比較靈敏、迅速，都是保護變壓器本身的主要保護。與瓦斯保護不同之處在於瓦斯保護主要是反映變壓器內部過熱引起油氣分離的故障，而差動保護則是反映變壓器內部(差動保護範圍內)電氣方麵的故障。差動保護動作，則變壓器兩側(三繞組變壓器則是三側)的斷路器同時跳閘。
(1)運行中的變壓器，如果差動保護動作引起斷路器跳閘，運行人員應采取如下措
1)首先拉開變壓器各側閘刀，對變壓器本體進行認真檢查，如油溫、油色、防爆玻璃、瓷套管等，確定是否有明顯異常。
2)對變壓器差動保護區範圍的所有一次設備進行檢查，即變壓器高壓側及低壓側斷路器之間的所有設備、引線、鋁母線等，以便發現在差動保護區內有無異常。
3)對變壓器差動保護回路進行檢查，看有無短路、擊穿以及有人誤碰等情況。
4)對變壓器進行外部測量，以判斷變壓器內部有無故障。測量項目主要是搖測絕緣電阻。
(2)差動保護動作後的處理。
1)經過上述步驟檢查後，如確實判斷差動保護是由於外部原因，如保護誤碰、穿越性故障引起誤動作等，則該變壓器可在重瓦斯保護投跳閘位置情況下試投。
2)如不能判斷為外部原因時，則應對變壓器進行更進一步的測量分析，如測量直流電阻、進行油的簡化分析、或油的色譜分析等，以確定故障性質及差動保護動作的原因。
3)如果發現有內部故障的特征，則須進行吊芯檢查。
4)當重瓦斯保護與差動保護同時動作開關跳閘，應立即向調度員彙報，不得強送。
5)對差動保護回路進行檢查，防止誤動引起跳閘的可能。
除上述變壓器兩種保護外還有定時限過電流保護、零序保護等。
當主變壓器由於定時限過電流保護動作跳閘時，首先應解除音響，然後詳細檢查有無越級跳閘的可能，即檢查各出線開關保護裝置的動作情況，各信號繼電器有無掉牌，各操作機構有無卡死等現象。如查明是因某一出線故障引起的越級跳閘，則應拉開出線開關，將變壓器投入運行，並恢複向其餘各線路送電；如果查不出是否越級跳閘，則應將所有出線開關全部拉開，並檢查主變壓器其他側母線及本體有無異常情況，若查不出明顯的故障，則變壓器可以空載試投送一次，運行正常後再逐路恢複送電。當在送某一路出線開關時，又出現越級跳主變壓器開關，則應將其停用，恢複主變壓器和其餘出線的供電。若檢查中發現某側母線有明顯故障征象，而主變壓器本體無明顯故障，則可切除故障母線後再試合閘送電，若檢查時發現主變壓器本體有明顯的故障征兆時，不允許合閘送電；應彙報上級聽候處理。當零序保護動作時，一般是係統發生單相接地故障而引起的，事故發生後，立即彙報調度聽候處理。
第四節變壓器著火事故處理
變壓器著火，應首先斷開電源，停用冷卻器，迅速使用滅火裝置。若油溢在變壓器頂蓋上麵著火，則應打開下部油門放油至適當油位；若是變壓器內部故障而引起著火，則不能放油，以防變壓器發生嚴重爆炸的可能。一旦變壓器故障導致著火事故，後果將十分嚴重，因此要高度警惕，作好各種情況下的事故預想，提高應付緊急狀態和突發事故下解決問題的應變技能，將事故的影響降低到最小的範圍。
1．變壓器油著火的條件和特性
絕緣油是石油分餾時的產物，主要成分是烷族和環烷族碳氫化合物。用於電氣設備的絕緣油的閃點不得低於135℃，所以正常使用時不存在自燃及火燒的危險性。因此，如果電氣故障發生在油浸部位，因電弧在油中不接觸空氣，不會立即成為火焰，電弧能量完全為油所吸收，一部分熱量使油溫升高，一部分熱量使油分子分解，產生乙炔、乙烯等可燃性氣體，此氣體亦吸收電弧能量而體積膨脹，因受外殼所限製，使壓力升高。但是當電弧點燃時間長，壓力超過了外殼所能承受的極限強度就可能產生爆炸。這些高溫氣體衝到空氣中，一遇氧氣即成明火而發生燃燒。
2．防範要求
(1)變壓器著火事故大部分是由本體電氣故障引起，作好變壓器的清掃維修和定期試驗是十分重要的措施。如發現缺陷應及時處理，使絕緣經常處於良好狀態，不致產生可將絕緣油點燃起火的電弧。
（2)變壓器各側開關應定期校驗，動作應靈活可靠；變壓器配置的各類保護應定期檢查，保持完好。這樣，即使變壓器發生故障，也能正確動作，切斷電源，縮短電弧燃燒時間。主變壓器的重瓦斯保護和差動保護，在變壓器內部發生放電故障時，能迅速使開關跳閘，因而能將電弧燃燒時間限製得最短，使在油溫還不太高時，就將電弧熄滅。
(3)定期對變壓器油作氣相色譜分析，發現乙炔或氫烴含量超過標準時應分析原因，甚至進行吊心檢查找出問題所在。在重瓦斯動作跳閘後不能盲目強送，以免事故擴大發生爆炸和大火。
(4)變壓器周圍應有可靠的滅火裝置。
3．變壓器防火保護的幾種滅火係統
(1)水噴霧滅火係統。利用水噴霧滅火是將著火的變壓器從外部噴水降溫而實現熄滅火焰。 水噴霧滅火係統的構成主要有儲水池、水泵、閥門水管道、噴水頭及火焰探測器和控製器等。
這種滅火方法在實際應用中存在如下幾個問題：
1)噴頭易發生堵塞，長期不用時突然使用，水管鐵鏽衝至噴頭可能會發生堵塞響滅火功能。
2)管道必須沿變壓器排列，檢修變壓器時，必須先拆管道，因此很不方便。
3)必須在變壓器附近設置儲水池，且水要定期更換，否則時間太長水要變質發臭，造成汙染。
4)除上述外還需要大功率水泵，因此，成本高，維護工作量大。
(2)鹵代烷滅火係統。鹵代烷滅火的原理是返催化，即將原進行的化學反應中止而熄滅火焰。采用鹵代烷方式滅火，隻有在變壓器油外溢著火時才有效，且這種滅火介質噴出後，會破壞大氣中的臭氧層，因此從環保的角度出發，這種滅火方式終將可能被淘汰。
(3)氮氣攪拌滅火係統。氮氣攪拌滅火係統結構簡單、動作可靠、方便易行、不汙染環境、滅火效果顯著，且造價低，維護方便。以下介紹的DDM油浸變壓器充氮滅火器裝置是目前比較先進可靠的一種變壓器滅火設備。 DDM油浸電力變壓器充氮滅火裝置主要用於發電廠，變壓站容量在10MVA以上的大容量電力變壓器的滅火消防：
係統滅火工作原理。
當變壓器發生火災時，由火災探測器和瓦斯繼電器動作信號起動滅火裝置，該裝置同時接收到啟動投運的兩組信號後，首先快速將排油閥立即打開，將油箱中油降低於頂蓋下方25cm左右，緩介變壓器本體內壓力防止爆炸，同時控流閥關閉，將油枕與本體隔離，防止“火上澆油”。
經排油閥打開數紗後，氮氣從變壓器底部充入本體，使變壓器油上下充分攪拌，迫使油溫降至燃點以下，實現迅速滅火，充氮時間可持續10min以上，以使變壓器充分冷卻，阻止重燃。係統結構及滅火流程原理如圖5—24所示。
4反事故措施
1)變壓器加油應采用真空注油，以排除氣泡。油質應化驗合格，並作好記錄。
2)變壓器投入運行後，重瓦斯保護應接入跳閘回路，並應采取措施防止誤動作。當發現輕瓦斯告警信號時，要及時取油樣判明氣體性質，並檢查原因及時排除故障。
3)對變壓器滲漏油的故障要及時加以處理。
4)防爆裝置應按要求安裝在正確的位置，防爆板應采用適當厚度的層壓板或玻璃纖維布板等脆性材料。
5)加強管理和建立正常的巡視檢查製度。
6)重視安全教育，進行事故預想，提高安全意識。
關鍵詞：變壓器故障電力
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