变压器故障的分析判断方法及实例分析

1、引言
变压器作为电力系统最主要的供电设备，其可靠运行程度直接关系到电力系统电网的安全运行。随着电网的发展和运行电压的提高，高压电气试验方法和油中溶解气体气相色谱分析技术也不断改进。根据变压器内部析出的气体可以分析出变压器的潜伏性故障，特别是对过热性、电弧性和绝缘破坏性故障，不管故障发生在变压器什么部位，都能很好的反映出来。通过针对设备进行的高压电气试验，对变压器的故障进行诊断和预测，是实现变压器状态维修的一项非常有意义的工作。由于试验方法简单、速度快、准确性高，在电力系统已普遍得到重视和使用，为及时发现和判断变压器等充油电气设备故障，确保其安全经济运行做出了贡献。
2、判断变压器故障的高压试验方法
2.1测量绝缘电阻和吸收比。测量电气设备的绝缘电阻，是检查其绝缘状态最简便的辅助方法，在现场普遍用兆欧表测量绝缘电阻。因为总电流随时间衰减，经过一定时间后，才趋于电导电流的数值，所以通常要求在加压1分钟（或10分钟）后，读取兆欧表指示的值，才能代表真实的绝缘电阻值。一般将60秒和15秒时绝缘电阻的比值R60/R15,通称为吸收比。比值不应小于1.3.
2.2直流泄漏电流。直流泄漏电流的测量能较灵敏地反映瓷质绝缘的裂纹、夹层绝缘的内部受潮及局部松散断裂、绝缘油老化、绝缘的岩面碳化等。一般是由自偶调压器、试验变压器、高压二极管和测量表计组成半波整流线路或倍压半波整流电路。


2.3变压器绕组的直流电阻测量。测量变压器绕组直流电阻的目的是：检查绕组接头的焊接质量和绕组有无匝间短路；电压分接开关的各个位置接触是否良好及分接开关实际位置与指示位置是否相符；引出线有无断裂；多股导线并绕的绕组是否有断股等情况。使用变压器绕组直流电阻测试仪进行测量，测量应在各分接头的所有位置上进行。1.6MVA以上变压器，各相绕组相互间的差别不大于2%；无中性点引出的绕组，线间差别不大于1%，且换算到相电阻，相间互差不大于±2%；1.6MVA及以下变压器，各相绕组相互间的差别不大于4%；无中性点引出的绕组，线间差别不大于2%，且换算到相电阻，相间互差不大于±4%。
2.4变压器变压比的测量。测量变比的目的：检查变压器绕组匝数比的正确性；检查分接开关的状况；变压器发生故障后，常用测量变比来检查变压器是否存在匝间短路；判断变压器是否可以并列运行。在变压器的一侧施加电压，并用电压表在原、副绕组两侧测量电压，两侧线电压之比即为所测变比。
检查所有分接头的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且符合电压比的规律；电压等级在220KV及以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为±0.5%；电压等级在35KV以下，电压比小于3的变压器电压比允许偏差为±1%；其他所有变压器额定分接下电压比允许偏差为±0.5%。
2.5变压器中绝缘油试验。对绝缘油中溶解气体的气相色谱分析，可以分析绝缘油中所溶解的气体的组分和浓度含量，可以判断变压器内部可能存在的潜伏性故障。通过气相色谱仪来分述溶解气体的气相色谱，除了色谱柱和鉴定器两个关键部件外，还有一些其它器件。其整体是由气流系统、电气系统以及调节测量控制系统组成。
电压等级在110KV及以上的变压器，应在变压器注油前、注油静置后、耐压和局部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。试验应按现行国家标准进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2与烃类气体含量 （ЦL/L）任一项不宜超过下列数值：
总烃：20，H2：,10，C2H2：0
3、利用色谱分析法结合电气试验对变压器故障分析运用实例
以下介绍我局束城35 KV变压器故障实例1:
3.1 事故概述：05年6月26日14时20分，雷雨天气。河间市电力局束城35KV变电站2#主变312、512开关跳闸，调度端及就地发出变压器本体重瓦斯动作信号，同时主变高压侧C相避雷器的计数器显示动作一次。检修试验人员随即到达现场进行检测。
3.2试验结果判断
高压试验人员到达现场后进行了以下试验：
（1）、主变绕组绝缘电阻及吸收比试验合格。
（2）、主变绕组的直流电阻试验，经过对照历年试验结果和有关规程，试验数据尚在合格范围内。
（3）、主变变比试验发现明显异常：主变第1、2、3分节变比误差超出规程标准，其它分节正常。试验结果见表1。


（4）、当天我们取油样进行气相色谱试验。试验结果见表2。


计算气体比值，结果见表3。


《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T 722—2000）中故障类型判断方法（“三比值”法）见表4


故障初步分析如下：气体三比值编码为1、0、2，根据表4，显示变压器内部存在电弧放电类型的故障；再结合变比试验结果可推断故障点应该在C相高压绕组部位，很可能发生绕组匝间或层间放电。于是决定将这台变压器返厂进行吊芯检查。
3.3、缺陷处理
按照缺陷分析的部位进行了现场吊芯检查，结果证实了以上判断。束城变电站2#主变高压侧C相的调压线圈松动，线圈匝间放电。原因是这台1988年投入运行的变压器，在1995年经改造后调压线圈局部没有压紧，运行时的自震动使线圈绝缘层长时间反复摩擦，其绝缘性能逐步劣化，在雷电过电压、负荷等因素的作用下，造成绝缘薄弱点的击穿放电。经更换局部绕组，加强绝缘，对线圈进行紧固并真空脱气处理，最后经变比、绕组直流电阻和色谱分析等试验合格后，变压器恢复运行。
实例2:2005年1月我局北石槽35KV变电站2#主变增容，高压试验和色谱试验均合格，第二天投运试送中本体重瓦斯动作跳闸，停下来后取色谱油样进行分析结果如下：
三比值编码102，故障类型为电弧放电。经厂家吊芯检查后发现有载分接开关接线螺栓过长，是造成局部放电的主要原因。故障穿越电流及内部过电压放电造成油体积急剧膨胀和油流涌动，使瓦斯继电器内油流达到重瓦斯定值，引发重瓦斯继电器动作出口。
4、结束语
从变压器故障的产生和发现的时间分析，造成这两次故障的直接原因是由于35kV变压器的绝缘、构件设计及工艺不当。通过这次试验我们体会到变压器等设备运行中发生故障后，尽可能准确、快速判明故障性质，并据此采取正确的处置措施，这是确保设备安全经济运行的基本要求。从本文这两个案例来看，利用气相色谱试验与其它高压试验配合分析变压器等设备内部故障是比较可靠的方法。综合运用各种试验手段来判断设备故障。上个案例首先是变压器的绕组变比试验发现异常，再进一步进行色谱分析试验，二者相结合，才使我们较准确地判断了故障部位和性质。
要加强对运行年限较长的设备、特别是经过大修改造设备的跟踪监测，必要时可适当调整其试验周期，并建立设备分析档案卡片，随时监控运行设备的健康状态。