1、變壓器的故障診斷與檢修策略（一） 萬 達1，王建明2，吳益明1 (1.江蘇省電力科學研究院，江蘇 南京 210036； 2.江蘇省電力公司，江蘇 南京 210024) 摘 要：大型電力變壓器和高壓電抗器是輸變電系統的重要設備，對其故障進行及時和正確的診斷，并給予檢修，關系到整個電網的安全運行，十分重要。在概述設備性能和結構的基礎上，重點對常見故障、狀態評估、故障診斷以及檢修策略進行試驗研究，提出相關意見和全過程管理的技術規范，并希望在今后的故障診斷和實施檢修的實踐中不斷得到補充和完善。 關鍵詞：變壓器；電抗器；故障診斷；狀態評估；檢修策略 中圖分類號：TM41 文獻標識碼：B 文章編號：100

2、9-0665(2003)05-00010-07 Faults Diagnosis and Maintenance Strategy of Power Transformer() WAN Da1，WANG Jian-ming2，WU Yi-ming1 (1.Jiangsu Provincial Electric power Research Institute，Nanjing 210036，China； 2.Jiangsu Provincial Electric Power Company，Nanjing 210024，China) Abstract：Large power transforme

3、r and high voltage reactor are important equipments in power system，so the correct and intime diagnosis of their faults and operation maintenance are very important.After property and construction of above apparatus been described，the faults often happened，state evaluation diagnosis and maintenance

4、strategy are researched，some opinion and management specification are suggested，which should be supplemented and refined during following practice. Key words：transformer；reactor；fault diagnosis；state evaluation；maintenance strategy 設備故障的調查研究，包括全國部分地區1995-2001年的故障統計資料和各種多發的故障實例，為故障診斷提供了實踐知識。 設備的狀態評估是

5、制定設備檢修（更換）策略的依據，它是較復雜的系統工程。既要按照設備巡視檢測、定期檢測和帶電（在線）檢測的結果進行故障診斷，還要結合設備的技術先進性，包括考慮群體表現（如同類或同型設備的故障經驗等）和運行條件（如承受長時間工作電壓水平、負荷、內外過電壓、外部短路、氣象及污染等）進行設備全面的狀態評估。設備全面的狀態評估的結論應包括設備目前有無故障、以后可能發生什么樣的故障和使用壽命的預期等。 變壓器故障診斷是變壓器狀態評估的一個部分，故障診斷除按前述的巡視檢測、定期檢測和在線檢測直接判斷外，還應進行綜合診斷。在故障的綜合診斷中，一種是按照變壓器在運行中最容易和最有效的油色譜分析為主的潛伏性故障診

6、斷，以及變壓器繼電保護動作后的故障診斷分析；另一種是以各種可能的故障為目標的故障診斷。 設備檢修的完整意思應包含檢查與修理兩個方面的內容。設備狀態評估包含設備性能的檢測和故障診斷，這僅有檢查的內容。在設備狀態評估的基礎上，制定檢查與修理的周期和內容。設備的檢修方式主要有故障檢修、定期檢修和狀態檢修。現階段，電網公司的電氣設備檢修宜實行定期檢修為主、定期檢修與狀態檢修相結合、逐步向狀態檢修過渡的檢修模式。具體的檢修策略：堅持定期巡視檢查和定期檢測，積極開展新的檢測內容，不斷提高設備的狀態評估水平；適當延長“大修”周期，區別變壓器本體與附件的特點，制定具體的定期檢修周期；穩步推進變壓器和電抗器的狀

7、態檢修；加強設備的全過程技術管理，提高設備制造和運行水平。1 變壓器和電抗器的結構及性能概述 1.1 變壓器和電抗器的性能概述 電氣性能 變壓器和電抗器在長期運行中，它們的絕緣必須可靠地承受大氣過電壓、操作過電壓、暫態過電壓和長期工作電壓。 大氣過電壓是自然界的雷電引起的。雷電波由架空線侵入變電所后，在避雷器上產生的殘壓將作用到變壓器上。大氣過電壓一般持續數十微秒，有時該電壓還引起設備外絕緣的放電（閃絡），形成僅幾微秒即被迅速截斷波形（截波）的過電壓，對變壓器絕緣也形成威脅。 操作過電壓是電力系統正常操作（如空載變壓器或空載線路的投切等）過程中出現的過電壓，持續時間數十微秒至數百微秒。 暫態過

8、電壓是電力系統突然失去負荷或短路接地、電弧接地、鐵磁諧振等現象出現的過電壓，時間較長，1 s至數百秒，或更長。 變壓器耐受長時間工作電壓的能力隨其電壓等級的提高而顯得十分突出，如500 kV變壓器的故障多數都發生在正常工作電壓下。為了耐受長時間工作電壓，要求變壓器內部絕緣無局部放電，對變壓器的設計、制造、安裝和維護都提出了越來越高的要求。 針對上述各種可能出現的電壓，變壓器在出廠時，必須進行各種測試，包括耐壓試驗：如工頻和感應耐壓；雷電和操作沖擊耐壓；長時間的局部放電試驗等。設備在現場安裝后，有些試驗項目也應進行，如超高壓變壓器的局部放電試驗等。絕緣油是變壓器的主要絕緣介質之一，其理化和電氣性

9、能也應符合相應的要求。 機械性能 變壓器運行中，電力系統發生短路時，大的短路電流將穿越變壓器繞組，短路電流與繞組的漏磁通相互作用，產生很大的電磁力，如圖1所示。按左手定則（左手伸開，磁場正方向從掌心正面穿過，四指的指向為電流正方向，拇指的指向即為電動力的方向），軸向漏磁通與繞組中的電流產生徑向力Fr1和Fr2；端部徑向漏磁通則產生軸向力Fa1和Fa2。變壓器各部件應能承受這些機械力的作用。變壓器經受外部短路時，內線圈受壓力，容易失穩，這是變壓器機械強度最薄弱的環節。變壓器內線圈抗短路強度的內容見附件1。巨大的短路電流發熱，既可能直接損傷變壓器導線的固體絕緣，也可能降低導線的機械強度，導致熱和電

10、動力的破壞。電抗器不流過電力系統的短路電流，但其固有漏磁通導致的機械振動，也是產生局部過熱的原因之一。 此外，變壓器和電抗器在運輸過程中會受到不可避免的振動和沖撞，因而也要求各部件具有一定的機械強度。 圖1 外部短路時變壓器繞組的受力 耐熱性能 變壓器紙絕緣的耐熱性能是表明變壓器可持續安全運行的重要性能之一。紙絕緣屬A級絕緣，能維持其正常壽命（2030年）的溫度為9598。絕緣在溫度、水分、電場、機械振動和氧氣等因素的聯合作用下，性能逐漸劣化（老化）。通常，老化了的紙絕緣的電氣強度下降不大，主要是其機械強度明顯降低。破損了的紙絕緣，導致其電氣強度的徹底喪失，這就是紙絕緣老化的最終結果。正常壽命

11、是絕緣材料的經濟使用壽命，是指在這個期間使用，其具有合理的安全和經濟性。以繞組絕緣的最熱點作為絕緣控制壽命的關鍵點，考慮繞組絕緣的最熱點與其平均溫度的差值為1013，環境（即冷卻介質）年平均溫度為20，則繞組允許的平均溫升為65（951020）或(981320)。由此可知，國家標準規定的繞組允許平均溫升為65，這并不是指某天或某一個短時間的溫升，而是指數年或數十年的平均值。A級絕緣的正常壽命按6度法則加速或延緩壽命喪失。溫度每升高6，壽命喪失增加一倍；溫度每下降6，壽命喪失減半。例如，設95的相對壽命喪失為1，則956101的相對壽命喪失為2；95689的相對壽命喪失為1/2。 氧氣和水分的存

12、在，大大加快了紙絕緣的老化速度。因此，保持變壓器的密封，防止空氣和水分的進入，不僅對保證絕緣的電氣性能，對保證耐熱性能，使絕緣“延年益壽”也有十分重要的作用。同樣，變壓器油的劣化也與氧氣和水分有十分重要的關系。1.2 變壓器和電抗器的結構概述 變壓器的主絕緣結構 變壓器主絕緣包括繞組對地、繞組之間和相間絕緣等。如圖2示例為1臺220 kV雙繞組變壓器的主絕緣結構。主絕緣的基本結構型式為油-紙屏障，如圖2中，高壓繞組與低壓繞組之間有84 mm的絕緣距離，除5道紙屏障外，其余均充滿變壓器油。紙屏障主要起均勻電場的作用，也有阻擋帶電粒子運動的效果。高壓繞組兩端的靜電環與相鄰繞組等電位，既有均勻電場的

13、作用，也降低繞組端部的沖擊電壓分布，對提高繞組端部的絕緣強度有重要作用。繞組兩端對地的絕緣也是油紙屏障結構，繞組兩端的絕緣角環起均勻端部電場和阻擋帶電粒子運動的作用。1高壓繞組引線；2壓釘；3接地片；4壓板； 5端圈；6靜電環；7絕緣紙筒；8圍屏； 9端圈；10角環；11角環；12酚醛紙筒； 13墊塊；14鐵軛墊塊；15端圈； 16低壓繞組絕緣紙筒；17木撐條 圖2 220 kV雙繞組變壓器的主絕緣結構 變壓器的縱絕緣 變壓器繞組餅間和匝間絕緣屬于縱絕緣。雷電沖擊過電壓持續時間短暫，它是一種高頻、高幅值電壓波，其作用于繞組時，按繞組餅間和對地電容進行電壓分布，如圖3所示。因繞組對地（或對低壓繞

14、組）電容的存在，繞組首端流過較大的雷電沖擊電流，形成較高的雷電沖擊電壓分布。這種雷電沖擊電壓分布的不均勻性，對繞組匝層間絕緣的配置十分不利。圖3 雷電沖擊電壓（電流）在繞組上的分布 例如，為了取得繞組首端餅間較高的絕緣強度，可加大該區域的幾何間距。但幾何間距的加大，導致線餅間電容量的下降，反而使對地（或對低壓）電容電流的影響擴大，增加了電壓分布的不均勻性。由此看來，增加餅間電容量是減少電壓分布不均勻性的關鍵措施。糾結式繞組或插入電容式繞組就是不改變餅間的幾何距離，通過特殊的繞制方式，增加餅間等值電容，取得減少電壓分布不均勻的效果。如圖4（d）所示，該糾結式繞組的第1匝與第9匝相鄰，匝間電壓提高

15、8倍，也就是匝間存儲的電容能量提高64倍，使餅間的等值電容量大幅度提高。圖4（e）所示插入電容式繞組也是類似的原理，通過屏蔽線匝，提高餅間的等值電容。目前，這兩類繞組已廣泛應用于500 kV和220 kV變壓器的高、中壓線圈中，它們在沖擊電壓下有良好的性能。但這兩類繞組帶來的相鄰匝間工作電壓的上升問題，應予以足夠重視。導線的毛刺、絕緣包扎不均勻以及干燥處理不當等因素，都可能導致匝間絕緣在工作電壓下擊穿，使變壓器發生惡性事故。 圖4 變壓器繞組 圖4（a）是圓筒式線圈，多用于小變壓器或大容量變壓器的調壓繞組；圖4（b）是螺旋式線圈，多用于大容量變壓器的低壓繞組；圖4（c）是連續式線圈，多用于變壓

16、器的中壓繞組。 變壓器鐵心絕緣 變壓器在正常運行中，鐵心具有一定的電位，它來自兩方面的原因，一是相鄰繞組對鐵心的電容電流（三相變壓器則是三相不平衡的電容電流），該電流不大，鐵心通過良好的接地，即可將該電流引起的電位降至零；另一種電位是鐵心硅鋼片間，因主磁通產生的感應電勢。如圖5所示，圖5（a）為鐵心斷面電位示意，主磁通穿過斷面，在斷面的上下開口處（硅鋼片間有絕緣，斷面的上下開口處，相當于圍繞主磁通導線的兩個開口）各產生50匝電壓的電位。圖5（b）是1臺三相三柱變壓器鐵心的實測數據，由于三相磁通在鐵心的各柱分布不同，鐵心窗口內的電位V 2高于鐵心外沿的電位V1。該變壓器容量63 MVA，GY高壓

17、繞組額定電壓220 kV，線圈每匝電壓u106 V，V128u，V272u。圖5（c）是1臺三相五柱變壓器鐵心的實測數據，由于旁柱磁通小于主柱磁通，相應的窗口內的電位也較小。該變壓器容量240 MVA，高壓繞組額定電壓220 kV，線圈每匝電壓u267V，V122.5u，V256u，V345u。通過以上分析和實測可知，由于鐵心主磁通高壓產生的電壓雖然不高，但能量較大（主磁通感應），加之鐵心硅鋼片間總電阻較?。ù笮妥儔浩麒F心兩側的電阻小于1），如果發生多點接地，短路電流會燒壞鐵心，造成鐵心越來越嚴重的熔壞，這是難以修復的。因此，鐵心除一點接地外，要保證與周圍金屬接地部件有足夠的絕緣。如圖6所示，

18、鐵心與油箱底部、上下夾件以及穿心螺絲等，都應有絕緣。圖5 變壓器鐵心的電位 帶抽能的500 kV電抗器 高壓并聯電抗器用于500 kV輸變電系統，它的功能是補償輸電線路的容性無功和抑制潛供電流，提高重合閘的成功率。有時，在遠距離輸電中，途中的開關站需要可靠的站用電，在高壓并聯電抗器中設小容量的抽能繞組是合理的解決方法。作為高壓電抗器本身，如鐵心和500 kV主繞組等，不論帶抽能繞組與否，都是相同的。以下對帶抽能繞組高壓電抗器的結構、接線形式、抽能系統電壓控制、繼電保護配置以及防誤操作系統等進行簡單介紹。圖6 變壓器鐵心絕緣 （1）并聯電抗器 并聯高壓電抗器為單相式，525/ /5.85 kV，

19、冷卻方式為油浸自冷。并聯電抗器的鐵心是一個單相鐵心結構，中柱由若干硅鋼片制成的餅狀鐵心和間隙組成，2個邊柱類似普通變壓器的硅鋼片鐵心。電抗器的主繞組（一次）和抽能繞組均繞在中柱。磁通經中柱通過2個邊柱形成回路，中柱的瓷質間隙以確保電抗器線性的伏安特性。中柱的餅狀鐵心由條狀硅鋼片按輻射形疊成，如圖7所示。輻射形組成的條狀硅鋼片與磁力線方向基本一致，硅鋼片里的附加損耗很小。過去，中柱的餅狀鐵心硅鋼片疊法與普通變壓器的鐵心疊法相同，如圖8所示，磁力線與硅鋼片垂直，產生較大的附加損耗。圖7 硅鋼片輻射形疊成的餅狀鐵心 圖8 硅鋼片普通疊法的餅狀鐵心 電抗器的500 kV 主繞組為糾結式，500 kV出

20、線由繞組的底部引出，其絕緣結構類似普通的500 kV變壓器。抽能（輔助）繞組位于主繞組的頂部，如圖9所示。圖9 電抗器主繞組及其分接抽頭和抽能繞組 為便于控制抽能繞組的輸出電壓，在主繞組的上方設有帶分接抽頭的調壓繞組。因為，電抗器的磁通分布較復雜，如電抗器中柱鐵心間隙對電抗器伏安特性線性度起決定作用，但也使電抗器主繞組產生的磁通不會全部鉸鏈整個主繞組和整個中柱鐵心，有一部分磁通只鉸鏈部分主繞組和部分中柱鐵心，并經邊柱鐵心閉合。這樣的磁通復雜分布，給抽能繞組的輸出電壓帶來一定的不確定性。為了確保抽能繞組與主繞組間的規定變比，除抽能繞組本身具有分接抽頭外，在主繞組的最上部設有一調壓繞組，它具有4個

21、出頭，即N1、N2、N3和N4。調壓繞組的匝數雖少，但由于緊貼抽能繞組，改變調壓繞組分接出頭的連接方式，可較靈敏地調節抽能繞組的輸出電壓，而對主繞組的電流改變卻很微小。即便采取了上述抽能繞和主繞組的調壓分接抽頭，抽能繞組的輸出仍會有一定的誤差，該電壓的誤差范圍為 45。正因為主繞組的調壓繞組及其緊貼的抽能繞組均有分接抽頭，將其設在線圈上部，便于改動連接的操作。因此，電抗器主繞組的500 kV 出頭從其底部引出就順理成章了。 此外，為了減小500 kV線路發生單相接地故障時的潛供電流（主要是由于高電壓長線路的分布電容所致），提高單相重合閘的成功率，該工程采用了并聯電抗器中性點經電抗器接地方式，以

22、補償電容電流的影響，根據線路類型（是否同桿雙回線）和長度不同，三堡站和東明站分別配備容量為540 kVA和900 kVA各2臺中性點電抗器。中性點電抗器采用油浸空心電感式，它具有較強的短時過載能力。 （2）抽能系統簡介 抽能系統框圖如圖10所示。每相抽能繞組引出至掛于電抗器本體的抽能端子箱，箱內有避雷器（LA）、隔離開關、高速熔斷器(FUSE)和電流互感器(CT)等設備。三相電抗器的抽能繞組按星形接線引出，經三相6 kV電纜接至抽能中間變壓器小室。該小室有6 kV真空開關、中間變壓器、電壓互感器、400 V出線開關和相關繼電保護等設備。圖10 電抗器抽能系統框圖 避雷器： 每相抽能繞組引出的2

23、個端子均安裝氧化鋅避雷器。正常情況下，6 kV系統都處于避雷器的保護范圍之內，即使6 kV系統斷開檢修，而并聯高壓電抗器仍處于運行時，其6 kV抽能繞組仍與該避雷器相連，并且具有耐受來自500 kV側各種過電壓的能力。 6 kV隔離開關（刀閘）： 每相安裝了2把刀閘DS-L和DS-N，其作用是當并聯電抗器處于運行狀態，而6 kV系統的設備因故需停用(如熔斷器熔斷更換熔絲或6 kV電纜試驗等)，此時只需拉開這2把刀閘，即可工作。另外，為了設備運行安全及檢修方便，在本體端子箱內DS-L與DS-N之間還加裝了絕緣隔板及檢修時用的活動絕緣隔板，防止抽能繞組2根引出線之間短路。 高速熔斷器： 用于保護6

24、 kV真空開關之前的各元件和電纜線路、故障時快速熔斷，保護抽能繞組。 站用中間變壓器： 每組電抗器配置1臺580 kVA有載調壓干式變壓器，變比為(64)2.5/0.4 kV。 6 kV電壓互感器： 采用小車式操作，干式結構，變比為6.60.110.11/3kV，作用是檢測6 kV電壓，提供接地刀閘的電氣閉鎖和繼電保護用二次電壓。 真空開關： 選用小車操作的真空開關，額定電壓為7.2 kV，額定電流為400 A，額定開斷電流為8 kA。低壓側空氣開關，額定電壓為400 V，額定電流為1 200 A，額定開斷電流為50 kA。 接地刀閘(ES)： 用于更換電壓互感器熔絲或檢查電壓互感器的安全接地

25、，與電壓互感器的小車有機械閉鎖，與真空開關以及抽能端子箱的門鎖間也有閉鎖功能。 抽能系統的繼電保護：6 kV系統的主保護依靠本體端子箱內的高速熔斷器，而電抗器本體的繼電保護對其6 kV輔助繞組的靈敏度又不夠，這樣當熔絲萬一不能熔斷或6 kV電流互感器與熔斷器之間發生短路故障時，將會失去保護。為此，在站用變壓器有載調壓控制屏上增加1套6 kV側復合電壓閉鎖過電流保護。這套保護的復合電壓由三相低電壓及零序過電壓并聯啟動，過電流由反時限電流繼電器來實現，其中零序過電壓和反時限過電流由綜合保護裝置MPC-60來提供，三相低電壓由單獨的相間低電壓繼電器來完成。過電流保護動作后，瞬時跳6 kV真空開關，延

26、時后再經復合電壓閉鎖跳電抗器500 kV側線路開關及遠方跳閘。此外，由于站用變壓器采用的是/Y 0接線方式，為了克服低壓400 V側出口發生單相接地故障時高壓側電流保護靈敏度不夠的缺陷，又增加了站用變壓器400 V中性點零過電流保護，0.3 s跳400 V側空氣開關，0.8 s跳6 kV側真空開關。 防誤操作裝置：由于6 kV抽能系統運行的安全與否直接影響到高壓電抗器乃至整條輸送通道的安全和可靠運行，所以6 kV系統的防誤操作就顯得尤為重要，該系統中既有機械閉鎖，也有電氣閉鎖，現分述如下。 a. 6 kV真空開關與主地刀(ES)之間既有機械閉鎖，又有電氣閉鎖，在機械上只有拉開ES后，才能操作真

27、空開關，反過來，只有真空開關拉開后，才能合上ES。同時在電氣上考慮，只有在6 kV無電壓、真空開關斷開和3把DS-L刀閘全部拉開(三個條件)同時滿足時，才能合上ES。 b.關于電抗器本體抽能端子箱中的2把刀閘DS-L和DS-N，它們不容易實現機械閉鎖，但又都不應帶負荷拉合站用變壓器。閉鎖的辦法是采用在本體端子箱的門上設計電磁鎖，只有當6 kV真空開關和主地刀全部拉開后，才能打開端子箱的門，避免這2把刀閘帶負荷操作。同時，也保證了抽能端子箱本身的安全，因為該端子箱內的設備應視為500 kV電抗器的一部分，不允許隨意操作和觸摸。 c.6 kV電壓互感器小車與其自身的接地刀閘之間采用機械聯鎖，當電壓

28、互感器小車拉出后，互感器高壓側的地刀則會自動合上，以利于運行人員更換熔絲或檢修人員檢查電壓互感器的安全。需操作合上小車時，互感器側地刀會首先斷開。1.2.5 35 kV干式電抗器 500 kV變電站主變壓器低壓側多采用35 kV并聯電抗器，它起調節系統無功的作用。選用干式并聯電抗器可避免變壓器低壓側發生相間短路（因電抗器為單相型結構）。干式電抗器為戶外型設備，其絕緣采用阻燃固體絕緣材料（環氧玻璃絲帶），不使用絕緣油。 干式并聯電抗器為空心型結構，一般根據容量設計成多層繞組并聯型式?，F以加拿大TRENCH公司生產的34.5 kV、容量15 MVA的單相干式并聯電抗器為例介紹其結構。該型干式并聯電

29、抗器線圈為連續螺旋式結構，為減小質量，且滿足通流要求，一般由鋁線繞制，為滿足容量及散熱要求，加拿大TRENCH公司將其設計成如下形式（見圖11）。圖11 干式電抗器結構 (1) 導流部分： 整體采用干式空心結構，線圈共分9層，匝間均用高參數絕緣材料，中心孔徑D=2 780 mm，高H=1 800 mm（不包括支持絕緣子的高度）。每個筒形繞組由多股導線（89根直徑5 mm的鋁線）并聯繞成連續螺旋。為均衡各層電流分布，電抗器的各層繞組下部幾匝為電抗器電感調節部分，用以調節其電感。線圈的各層導線之間沒有連接點，所有引出線都焊接在星狀接線板上。各層繞組剖面圖見圖12。(2) 絕緣部分： 由于散熱條件限

30、制，根據設計計算，該型電抗器運行時最高溫度可達150 ，根據絕緣材料耐熱等級，電抗器的股絕緣和匝絕緣（每根鋁線）均（涂敷）包繞聚酰亞胺薄膜和諾梅克斯（Nomex）紙，其中諾梅克斯紙的耐熱溫度為H級絕緣，根據材料的耐熱等級規定，H級材料可耐受180的高溫。絕緣材料耐熱分級見表1。圖12 電抗器層繞組剖面 電抗器包封絕緣由浸透環氧樹脂的玻璃纖維包繞后固化而成，以提高電抗器的整體機械強度，包封絕緣外面涂敷 RTV1546絕緣涂料，防止絕緣老化和紫外線侵蝕。 （3）電抗器支撐： 線圈中性點對地絕緣，下部通過絕緣支持瓷瓶對地絕緣，瓷瓶爬距為940 mm，沖擊耐壓水平200 kV（峰值）。 表1 絕緣材料

31、耐熱分級 耐熱分級 極限溫度() 耐熱分級 極限溫度() Y 90 F 155 A 105 H 180 E 120 C 180 B 130 （4）電抗器支撐結構：線圈內部采用高強度合金制成的星狀接線板支撐，共有8個支撐臂（各制造廠根據產品結構設計，對支撐臂數量的選擇不盡相同，如西安揚子選取12個支撐臂），分成上下2部分。該支撐臂還用作電抗器各層繞組的匯流，由于電抗器自身的質量較大，為均勻分散安裝及起吊時電抗器自身質量對繞組的影響。電抗器上下端部分別布置了高度為150200 mm的假包絕緣，假包絕緣由環氧玻璃纖維繞制而成。整個電抗器置于35 kV支柱絕緣子上，絕緣支柱位于支撐底座上，支撐底座由8

32、根玻璃纖維支撐柱組成（后改為混凝土制的支撐底座）。2 變壓器故障實例 2.1 變壓器故障統計 1995-2001年全國部分地區110、220、330和500 kV電壓等級變壓器的故障統計如表2所示。表2 1995-2001年變壓器故障臺數統計 變壓器故障部位 變壓器電壓等級/kV 110 220 330500 合計 線 圈 166 84 20 270 主絕緣或引線 19 8 4 31 分接開關 20 10 2 32 套 管 15 9 10 34 其 他 6 4 2 12 變壓器故障臺數/臺 226 115 38 379 統計的變壓器在役臺數/臺 55 821 20 733 3 829 80 3

33、83 變壓器故障臺率(故障臺數/在役臺數)/% 0.41 0.55 0.99 0.47 對1995-2001年共7年期間的變壓器故障原因統計如表3所示。由表2和表3分析：(1) 隨著變壓器電壓等級的提高，故障臺率明顯升高，330500 kV變壓器故障臺率是110 kV的兩倍以上； (2) 變壓器線圈故障占故障總數的71.2，線圈故障對變壓器危害很大。其中，因變壓器抗短路能力不夠的線圈故障占線圈故障的58.1，應更加注意。表3 1995-2001年變壓器故障原因統計 故 障 原 因 變壓器故障期間 1995-1999年 2000年 2001年 合計 線圈抗短路強度不夠 125 11 21 157

34、 線圈絕緣、引線設計 46 10 18 74 或工藝不良 制造 套 管 18 1 5 24 分接開關 20 4 7 31 其 他 7 7 小 計 216 26 51 293 進 水 15 2 17 運行 安裝/檢修或維護不當 14 3 17 小 計 29 5 34 雷 電 27 3 6 36 過電壓或污閃 4 1 5 其他 絕緣老化 2 2 其 他 6 3 9 小 計 39 6 7 52 統計的變壓器在役臺數/臺 51 321 14 539 14 523 80 383 故障總臺數/臺 284 32 63 379 變壓器故障臺率(故障臺數/在役臺數)/% 0.55 0.22 0.43 0.47

35、2.2 設備常見故障和實例 擊穿故障 變壓器絕緣擊穿是故障的最嚴重形式，變壓器有關保護，如輕重瓦斯、差動保護、壓力釋放裝置都可能動作跳閘，嚴重時變壓器油箱爆裂起火，對電網的安全運行威脅最大。常見的擊穿部位有線圈靜電屏出線、內線圈的引出線、線圈絕緣角環、線圈匝層間和相間等絕緣薄弱處都可能發生擊穿。 例1：某120 MVA、220 kV變壓器，運行中突然輕重瓦斯保護和差動保護動作跳閘，噴油，油色譜分析是電弧放電并涉及固體絕緣特征。 油色譜(10-6，以下同)： 總烴219；乙炔103；一氧化碳836；二氧化碳5 724。 瓦斯氣色譜： 總烴1 1877；乙炔280；一氧化碳；二氧化碳8 102。

36、高壓繞組直流電阻不平衡，A相比B、C相大12左右，初步判斷A相高壓繞組匝層間短路，部分線匝已熔斷。吊罩發現，A相高壓I線圈，從上往下數第5段線匝已熔斷。高壓繞組匝絕緣厚度為1.35 mm，屬于薄絕緣，導線上有毛刺，長時間運行后，匝絕緣損壞擊穿。繞組導線熔斷后，直流電阻僅上升12，其原因是由繞組結構決定的：該變壓器的繞組為高低高結構，即最外面是高壓線圈，中間是低壓線圈，最里面是高壓線圈，高壓和高壓串聯成高壓繞組。高壓線圈上下并聯，且在其尾部有調壓分接繞組。線匝熔斷點在高壓線圈頂部，因各部分線圈的串并聯關系，導致直流電阻的變化較小，線圈連接如圖13所示。圖13 高低高繞組結構匝間短路熔斷后的直流電

37、阻變化 由該例看出，變壓器絕緣擊穿并伴隨線圈直流電阻明顯增大，顯示存在線匝熔斷；線匝熔斷的部位，決定直流電阻的變化大小。 例2：某120 MVA變壓器，高壓繞組220 kV，低壓繞組110 kV，均為星形接線。有一個三角形接線的穩定繞組，僅A相一點接地。雷雨中，輕重瓦斯和差動保護動作跳閘并噴油，色譜分析呈電弧放電并涉及固體絕緣特征。 油色譜： 總烴557；乙炔171；一氧化碳190；二氧化碳984。 瓦斯氣色譜： 總烴79 785；乙炔26 627；一氧化碳45 240；二氧化碳7 272。 進行高低壓繞組直流電阻、絕緣電阻和介損等試驗均未發現異常。為此，進行低壓空載、短路和變比試驗，結果見表

38、4。表4 低壓空載及短路試驗結果 項 目 電壓/V 電流/A 損耗/W 低壓ab加電co短路 120 5.15 236.0 空載試驗 低壓ac加電bo短路 120 0.06 6.8 低壓bc加電ao短路 120 5.10 236.0 低壓短路AO加電 120 2.80 22.0 低壓短路BO加電 120 2.84 23.0 短路試驗 低壓短路CO加電 120 2.80 23.0 高壓短路ao加電 120 13.60 148.0 高壓短路bo加電 120 26.40 880.0 高壓短路co加電 120 13.80 154.0 變比試驗： 高壓AO加電140 V，低壓ao測得 74.7 V；低壓

39、ao加電75 V，高壓AO測得 139.4 V；高壓BO加電140 V，低壓bo測得25 V；低壓bo加電75.2 V，高壓BO測得139.4 V；高壓CO加電140 V，低壓co測得75 V；低壓co加電75.5 V，高壓CO測得140.3 V。 從空載試驗分析，凡涉及B相時，空載電流和損耗均較大，說明B柱繞組或鐵心有問題。從短路試驗分析，低壓bo加電，高壓短路時，電流和損耗明顯較大，說明B相繞組有問題(因為短路試驗時，鐵心磁通幾乎為零，主要反映繞組問題)。從變比試驗分析，B柱繞組的變比異常，高壓BO加電，低壓bo測得電壓僅為正常值的1/3；但低壓bo加電，高壓BO測得的電壓基本正常。這時只

40、可能是B相低壓繞組內側的穩定繞組存在短路，穩定繞組短路線匝的去磁作用，大大減少了低壓bo繞組交鏈的磁通(當高壓BO加電時)，其感應電壓比正常值低很多。當低壓bo加電時，B相穩定繞組的短路線匝雖然也消耗大量功率，但只要試驗電源容量足夠，使低壓bo繞組建立一定的電壓，其外側的高壓BO繞組就能按照變比感應出正常的電壓。從變壓器等值電路也可進行分析，如圖14所示。 圖14 變壓器繞組布置及穩定繞組短路時變壓器等值電路 如等值電路所示，當穩定繞組短路時，高壓加電為1，低壓電壓為0.33；電壓加電為1，高壓電壓為1.1，與上述變比試驗結果基本一致。 該變壓器拆開檢查，證實了B相穩定繞組的短路。事故過程為：

41、變電所110 kV線路B相遭受的雷電波，進入變壓器其傳遞過電壓將B相穩定繞組對地擊穿，形成了B相穩定繞組的短路(穩定繞組A端，即B相的末端已固定接地)。該穩定繞組的工頻1 min耐壓水平僅21 kV，承受不了上述傳遞過電壓。該變壓器在工廠進行低壓110 kV繞組的雷電沖擊耐壓時，定繞組兩端均經過低阻抗接地，未經受傳遞過電壓的考核。對于運行中僅A端接地，B和C端懸空的三角形接線的穩定繞組，在工廠應在其運行的接地方式下，即A端接地，B和C端懸空時，進行其他繞組的雷電沖擊耐壓試驗，以考核其承受傳遞過電壓的能力。 例3：某75 MVA、220 kV變壓器，在雷雨中輕重瓦斯和差動保護動作跳閘、噴油、油色

42、譜分析呈放電特征，進行繞組直流電阻、變比、絕緣電阻和介損等試驗均未發現異常。拆開35 kV套管的手孔時，發現35 kV裸銅排拐角處對油箱壁有放電痕跡。進一步吊罩檢查，未發現其他故障點。該放電處的油間隙距離為85 mm，在雷電沖擊下擊穿，有些偶然性?？赡茉撎幷捎胁涣茧s質，導致了油間隙擊穿。這次放電故障，雖然沒有對變壓器絕緣構成永久性損傷，但因電弧放電，在變壓器油中引起大量游離碳和可燃性氣體是十分有害的，需予以過濾和脫出。 例4：某360 MVA、500 kV三相變壓器，投運2個月后，油中色譜出現少量乙炔(1.3)。之后，乙炔增長緩慢，但在1年半后突然噴油跳閘。解體發現，A相內側的220 kV調壓線圈出線處對鐵心發生擊穿，屬制造不良。 例5：某370 MVA、500 kV三相變壓器，投運幾天后出現少量乙炔(0.9)。對變壓器高壓套管及其引線進行解體檢查，發現A和B相高壓套管均壓球至高壓線圈出線的主絕緣的屏蔽引線對高壓套管的銅管放電。該變壓器重新投入運行2天后，噴油跳閘，發生了嚴重事故。事故部位為B相高壓繞組首端對低壓繞組中部換位處絕緣擊穿，原因是制造過程中絕緣損壞或絕緣材料本身有缺陷。例6：某360 MVA、515 kV三相變壓器，投運1年后油中出現少量乙炔(0.1)，以后的1年中乙炔含量比