电力变压器故障分析及对策

电力变压器故障分析及对策

吴少华郑循潘小鹏畅珽

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国网山西省电力公司运城供电公司山西运城044000

摘要：变压器在运行过程中，总会出现一些故障，那么，首先我们应该要先了解故障发生的原因，然后再想办法如何解决这些故障问题。以下将说明下变压器产生的一些故障问题及其解决方法。

关键字:变压器故障；处理方法；案例分析

一、电力变压器故障现象描述及处理方法

变压器故障时：

应先掌握掌握下列情况，才能够正确地处理变压器故障：(1)变压器上层油温，温升与电压情况；(2)系统运行方式，负荷状态，负荷种类；(3)事故发生时天气情况；(4)变压器周围有无检修及其他工作；(5)系统有无操作；(6)运行人员有无操作；(7)何种保护动作，事故现象情况等。

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，引出线之间发生相问故障等或引起变压器内部故障或绕组变形等。

(一)瓦斯保护故障

瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：

1.轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。

2.瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投人备用变压器，然后进行外部检查，检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形。最后检查气体的可燃性。变压器自动跳闸时，应查明保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障(穿越性故障)或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投人送电。

(二)铁芯故障

铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的。其后果可能使穿心螺杆与铁芯叠片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁；也可能造成铁芯叠片局部短路，产生涡流过热，引起叠片问绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可摘自:工变电器。

(三)绕组故障

主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：(1)在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷；(2)在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化；(3)制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏；(4)绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热；(5)绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。

(四)套管故障

常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有：

1.密封不良，绝缘受潮劣比。

2.呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。

3.分接开关故障常见的有表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电，主要原因有：(1)螺丝松动；(2)荷调整装置不良和调整不当；(3)头绝缘板绝缘不良；(4)接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足；(5)酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。

除此之外，变压器着火也是一种危险事故，因变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。

二、电力变压器故障案例分析

(一)故障及处理过程

某110kV变电站1#主变压器型号为SZ9-31500/110，5月19日某日供电公司检修工区试验油务班根椐工作计划安排，对该1#主变压器本体进行周期性色谱分析，发现氢气含量超过标准值(实测值325.72,标准值为150)，其余气体均符合规程要求。为此，试验人员对该1#主变进行跟踪测量，5月19日下午试验人员复取油样进行色谱分析，从分析数据看，氢气含量有明显升高，并有乙炔含量(0.18)。为了确保试验结果的准确性，当日将油样送往淮安供电公司再次进行色谱分析，结果同样是氢气超标，乙炔含量为(0.9)。供电公司迅速与制造厂取得联系，经双方技术人员分析讨论，初步判断为#1主变压器有载分接开关油串入本体，不影响主变压器运行，同时继续加强监测。

5月22日、24日再次对1#主变压器本体进行取油样色谱分析，结果氢气、乙炔仍在继续上升，5月27日再次取油样送往地区公司复测。复测结论：编码110电弧放电、氢气产气量超出150。

5月28日，及时对110kV变压器10kV负荷进行了调整，将1#主变压器停运。首先检查是否存在本体与有载分接开关串油，检修人员先从有载分接开关注油孔放油，直至有载开关油枕放不出油，有载开关油位表指示仍没有变化，分析可能是有载分接开关油位表损坏，接着对有载开关分接头做了直流电阻试验，结查试验数值正常。为此检修人员又将有载开关吊出，放尽有载开关油桶内的油，过一段时间后，检查桶内无油渗出，排除了本体与有载分接开关串油的可能，并更换了有载开关油位计。

5月29日，供电公司和制造厂相关技术负责人，就1#主变压器色谱分析异常重新确定了处理方案，决定对1#主变压器进行放油，打开主变压器本体人孔，进入本体内部进行检查。5月30日，经对本体放油后，检修人员打开人孔，进入本体内，经检查发现，有载调压3档B相分接头与本体连接处有明显放电现象，并有焦味，同时发现该螺丝有松动，连接处不平滑。其它内部检查均正常。现场对3档分接头用砂纸打磨，除去放电痕迹，拧紧螺丝，并对其它螺丝进行检查、紧固，对主变本体油进行滤油脱气处理。

6月1日对主变本体直流电阻(高、低压)、泄漏电流、介质损(含套管)、有载开关等试验，数值正常，同日下午恢复运行。投运前对本体进行色谱取样作为原始值，并在投运后四天内色谱跟踪监视，无数值变化后又适当延长周期，一个月内无变化后恢复了正常周期。

（二）故障分析及启示

从对110kV1#主变压器本体内检查发现，有载调压3档B相分接头处有明显放电现象，并有放电气味。主要原因是该处螺丝松动且接触面不太平滑，接触电阻增大，引起放电，导致主变本体绝缘油中氢气含量超标并有乙炔气体。

此次发生的异常，主要原因为主变压器本体3档与有载开关连接处螺丝松动及平面不光滑所致，而其它相螺丝检查都不松动，因此出厂时未拧紧可能性很大，由于出厂未紧固，运行中有载调压操作时振动，导致该处螺丝进一步松动，最终导致放电。从这次故障可以看出，与历史数据的比较也是非常重要。

三、结束语

从近年来连续出现主变内部故障来看，由于对大型设备采取集中招投标政策，部分大型变压器制造厂中标的设备数量远超过其实际生产能力，在供货期相对较紧的情况下，放松了产品制造质量的要求，导致产品出厂就存在缺陷，在设备运行过程逐步暴露出来。因此设备运行单位在设备制造过程中，要加强对变压器的监造工作，同时加强相关专业人才的培训，在制造过程中能够全过程参与监造与验收。状态监测发现设备故障对设备管理提出了更高的要求，要有长期的设备运行、检修和试验资料的积累，主变压器本体油色谱分析固然重要，但数据分析不能仅局限于与规程比较。