变压器内部绝缘故障的分析方法

变压器内部绝缘故障的分析方法

电力变压器运行中发生的故障率是评价变压器运行的重要指标！

在各电压等级上运行的为数众多的油浸式电力变压器或因技术、制造工艺水平、制造质量，或因运行时间较长等等诸多原因，引起变压器在运行中出现内部绝缘故障的情况时有发生。对变压器制造厂家来说，理应提供长期可靠运行的产品。近年来，对变压器可靠性要求已经有了很大变化，除要求可靠性和寿命长之外，还有适应环境要求，尽可能的符合环保的要求，以及节能、提高效率等。

变压器在运行中发生的重大故障，根据统计结果表明，几乎绝大部分都是由于绝缘缺陷、热或变压器出口处短路电动力等原因所引起的。变压器内部绝缘故障类型大体上可分为：绝缘中的故障和线圈中的故障两类。下面对这两类故障加以简要的分析：

绝缘中的故障

在变压器绝缘结构中，通常是把不同的介电系数的绝缘相串联，如线圈间采用油——隔板绝缘结构，由于变压器油与绝缘纸板的介电系数不同，当对其施加电压时，则其中的场强按介电系数成反比分配，因此，线圈间除应以等电场强度原则分配和调整油隙之外，并应合理地确定隔板的厚度，从而使场强控制在许用值之内。否则，可因局部放电而导致绝缘损坏。

对某些变压器，特别是中小型变压器由于呼吸作用使水分和潮气进入变压器油中。这样就大大降低了油的耐电强度，从而可能引起线圈对油箱或铁芯构件的击穿。

变压器长时间过载可引起变压器油的老化，油温过高会加速油泥、水分及酸的生成。

导线的圆角小或绝缘结构中有“油楔”时，则该部位的电场强度高。由此可能产生局部放电。

绝缘纸板卷制的绝缘筒、绝缘成型件等绝缘件，在制造过程中，有时因其表面存有污秽，导致沿面放电，从而使绝缘材料失效。绝缘件吸附气体常可导致气体电离，介质产生过热，甚至引起绝缘击穿。

一次线圈与二次线圈间放置静电屏时，由于焊接和绝缘不当而引起事故，如静电屏边缘处的电场集中，因而使绝缘局部负担过重。所以，虽然从高压线圈到地屏只有一点击穿也常会导致该铁芯柱上的线圈损坏。

由于制造工艺上的粗心大意，在线圈表面及器身上可能遗留下金属屑末及污秽物等，这对沿面放电将产生很大影响。

当变压器相间绝缘距离没有足够的裕度，则可能产生相间短路。此种短路故障有可能由于相间加入绝缘隔板而改变了变压器内部的电场分布，从而引起油隙及隔板的场强过高。

如果采用木制的线圈引线支架及导线夹未经充分干燥及浸油，则水分的存在将产生桥络而导致分接引线的击穿。

随变压器运行时间的增长，油箱内的油面可能下降。若不能保证油面处于规定位置，则变压器可能因冷却油的循环受到限制而产生过热。对于管式油箱变压器，当油面降至冷却油管上管口之下时，就更容易发生这种情况。

变压器油中悬浮的导电粒子，由于它们在具有电位差的裸导体之间形成小桥而引起暂时的击穿，如油中终端引线之间及终端引线对油箱或铁芯结构的闪络等。

应该指出，变压器绝缘中的局部放电多生于高压引线处，几乎不发生于匝间或饼间，但局部放电量的大小与变压器绝缘寿命间可以认为无明确对应关系，而且局部放电的分散性也较大，测量准确度不高，这样追求更高的准确度也无实际意义。

在变压器绝缘结构上、工艺上采取措施，降低局部放电量，对于改善绝缘寿命是有意义的。

线圈中的故障

变压器线圈是变压器的重要组成部分，或形象地称为变压器的心脏，也是变压器运行中发生故障较多的部分。变压器的故障主要是绝缘强度、机械强度和热的原因造成的。根据统计结果表明，线圈匝间短路事故占变压器事故率的70%~80%。因此，分析线圈中的故障具有重要的意义。

变压器线圈在绕制、加压干燥、套装等工艺过程中，由于导线质量、换位、弯折引出线，焊头等处理不当，常会造成线圈短路故障。

当线圈绕制导线的圆角半径较小，则在变压器负荷运行时产生振动。或当变压器因短路以及变压器投入网络而遭受重复的电磁力冲击时，导线的陡棱可能逐渐切断绝缘而导致相邻线匝短路，此种现象多发生

于变压器的高压线圈中。

当变压器线圈受到严重的外部短路，特别是发生三相短路情况时，在短路电流瞬时峰值作用下，即使不立即发生绝缘击穿，也可能因线圈的残余变形而造成严重的故障隐患。当线圈遭受短路电流冲击次数越多，承受短路电流峰值概率就越多，越有可能导致线圈变形，出现恶性循环，导致线圈位移及其压紧装置的损坏。当然线圈某一线段的一匝或多匝导线可能发生错位，由此可能造成匝间短路。线匝产生错位后并不一定就发生击穿现象。但变压器在负载运行期间，由于电磁力的作用而产生振动，因此，当变压器反复遭受严重的电磁力冲击时，相邻错位线匝的绝缘由于摩擦可能导致击穿现象。

对于扁导线包扎绝缘纸可能达不到要求的紧度，因此产生隆起现象，导线绝缘越厚越明显，使导线形状发生变化。实际上有可能呈圆形。这样在绕制线圈过程中判断导线是否弯曲造成一定困难。但这种弯曲有时要引起匝间短路，在线圈的某些位置，相邻导线是端面靠端面。此时，当这样一些线匝绝缘受到摩擦，就可能引起击穿。导线的圆角半径较小，这种现象越严重。

目前，大型电力变压器中常设有可调节的线圈压紧装置，供变压器运行中绝缘产生收缩及时调节对线圈的压力。线圈的压紧程度应该由制造厂在器身绝缘装配时细心地加以调整，以便对线圈施加合理的压力，当然，控制各线圈的高度相同是基本条件。否则某些导线可能产生错位，因此就可能发生匝间短路。

如果线圈绝缘中渗入水分，那么迟早要发生匝间短路，尤其是线圈浸渍处理不当，由此而产生的击穿将会重新发生并更加危险。

在变压器干燥处理过程中，由于过分缩短了处理时间，如变压器线圈的绝缘电阻仍较低时，施加正常电压或试验电压后，则由于水蒸汽的存在，匝尖绝缘可能被击穿。

如果变压器在不同程度上遭受迅速的负载波动，则线圈导线的膨胀和收缩将使匝间绝缘上所承受的机械作用力交替地增大和减小。大多数绝缘的机械强度均随机械压力的增加而降低，所以当变压器遭受电或磁的冲击时，其线圈极易发生损伤。

对于独立线圈，尤其是高压连续式线圈，它们的幅向尺寸与轴向尺寸的比值过大，因此，在线圈的内側将产生过热点，使导线绝缘脆化，引起匝间短路。若幅向油道尺寸过小，则这种危险性就更大。

对于纠结式线圈，由于匝间、段间单位差较大，纠结线需要进行焊接，故焊点较多，这些均可能造成绝缘弱点和过热的原因。

在低压线圈采用螺旋式多根并联导线中，并联导线常采用矩形且窄边垂直于漏磁通，而宽边与漏磁通平行，若其比值不合理，则导线中将流经较大的涡流；对多根并联线匝，虽然同匝各股导线相邻处电位相同，若忽视股间绝缘，由于内外层每根导线电压不同，若股间绝缘破坏将引起循环电流，这样在线圈中可产生过热点。在线圈绕制过程中，进行导线换位，从而使每根导线在漏磁场中处于相同的位置，否则，由于每根并联导线承担的负载不均，因而某些导线产生过热，加速绝缘老化，造成变压器线圈匝间短路。

如果变压器线圈接头焊接质量不佳，则当变压器在负载时，可能由此使线圈产生过热，导致变压器油的局部炭化。接头处产生的热量可传导到线圈的一段导线上，并可使导线绝缘局部炭化，最终导致匝间短路。这样的接头迟早要断开而造成线圈断路。

当变压器发生外部短路时，由于电磁不平衡，可能引起线圈导线严重错位。因为一次及二次线圈为同心式，所以它们的安匝可能不平衡，因此除产生幅向力外，还产生作用于线圈上的轴向力。特别是对于低阻抗的变压器，该轴向力常引起端部线段变形，当线圈具有分接头时，要想在每一分接下维持安匝平衡是有困难的，因此有时安匝不平衡是不可避免的。

匝间短路、线圈对地短路可能由以下原因引起的：

当雷电波侵入变压器时，线圈端部线段的梯队电压增大。由于在变压器与线路之间的过渡点处冲击阻抗有变化，因此产生电压和电流波的反射，结果在变压器线圈中引起高电压，使靠近线路端的若干线段受害最重。由于在线圈的其它部分可能继续产生高电压，所以亦可能发生击穿。

由冲击波引起的过电压可能在以下各点增强：如开口分接处；线圈中冲击阻抗产生变化的任意点，例如加强绝缘导线的末端；串联线圈的联线及中性点。为了尽可能地避免匝间短路，对以上区域应加强绝缘。

当把变压器的二次线圈开路，一次线圈切除，变压器的励磁电流，随着是铁芯中磁通趋于迅速消失。但有时确实衰减很快，其衰减速率与周期变化率相比要大得多，结果有时在变压器中产生高压升高。

已经证明，迅速冷却遮断电弧会增强这种效应，尤其是在最后的半周更是如此。

严重的过载可在变压器中引起高温，造成线圈绝缘变脆，同时可能产生导线绝缘脱落因而导致匝间短路。变压器油中产生的油泥将沉积在箱底、线圈及铁芯构件上。沉积物对变压器线圈及铁芯产生覆盖作用，影响散热，而且使过热越来越严重。

由以上分析可知，变压器发生的故障大部分是与制造质量有关，当然有的也和运行维护相联系，其中主要是匝间短路和过热以及短路电动力等原因造成的。因此，在变压器运行中应加强维护工作，如对变压器油的定期分析、限制变压器的过热等，从而延缓变压器的使用寿命。

通过变压器油中溶解气体分析判断变压器内部故障

在各电压等级上运行的为数众多的油浸式电力变压器或因技术、制造工艺水平、制造质量，或因运行时间较长等等诸多原因，引起变压器在运行状态下，变压器内部所充的绝缘油中溶解了极微量的气体，这是在正常状态下的，也是不可避免的，它的含量用ppm即百万分比浓度表示。但当绝缘油中溶解的气体急剧升高或者更确切的说是某种（某几种）特定的气体含量急剧升高时，那就预示变压器的内部存在较严重的故障了。如果故障很严重，产生气体就变得速度非常快、量非常大，直接反映在用于保护变压器的气体（瓦斯）继电器上，气杯和挡板在产生的气体的浮力和油流冲击作用下动作，从而带动继电器接点动作。

由于变压器在电力系统中是非常关键的元器件，应用相当广泛，而由于多方面原因造成变压器的的故障频发也是并不少见的，尤其是对于一些老旧变压器和一些虽然较新，但由于存在设计和制造上面的原因存在先天不足及缺陷的，很容易在运行中出现这样和那样的故障，给系统的稳定运行造成很大的威胁。所以，如果有一种在变压器运行中，就能随时监视变压器内部的健康状况的方法，就能有效的及时发现而避免变压器在运行中，由于内部的隐性故障造成设备损坏和破坏系统运行的稳定性。从近几十年的运行检修经验总结看，对运行中的变压器（油浸式）的常规油务化验监督，特别是对变压器内部所充的绝缘油定期进行的气相色谱分析监督就是一种很方便、简单、准确、有效的方法，一直被广泛采用，且为首推的故障监督和判断方法。如果有条件将变压器停电，进行常规的电气和绝缘试验，对故障的判断也是很有帮助的；有必要还可以进行特殊的专门试验（如变压器的局部放电试验），将会更加准确。几种方法结合共同判断，将在很大程度上提高准确性。在实际工作中深入研究和广泛采用此方法具有相当大的现实意义。

一．绝缘油化验监视的主要气体成分有：H2、CO、CO2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等7种。

二．总烃注意值：150ppm，乙炔注意值：5ppm

三．1.正常运行的老化过程产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳。

2.在油绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。

3.在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷。

4.随着故障温度的升高，乙烯和乙烷逐渐成为主要特征。

5.在温度高于1000℃时，例如在电弧弧道温度（3000℃以上）的作用下，油裂解产生的气体中含有较多的乙炔，如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。

四．不同故障类型产生的气体组分：

表2

五．常见故障类型：过热故障的原因可能是分接开关接触不良，引线接头焊接不良及螺栓松动等；铁芯过热故障常发生于多点接地等。

六．判断故障性质目前普遍推荐采用三比值法（即五种特征气体的三对比值）作为判断变压器等充油电气设备故障性质的主要方法。五种特征气体为：乙炔、乙烯、甲烷、氢、乙烷；三对比值为：乙炔/乙烯、

甲烷/ 氢、乙烯/乙烷

判断故障性质目前普遍推荐采用三比值法（即五种特征气体的三对比值）作为判断变压器等充油电气设备故障性质的主要方法。三对比值以不同的编码表示。三比值法的编码规则和判断方法分别如表3和表4所示：

注：

①随着火花放电强度的增长，特征气体的比值有如下增长的趋势：乙炔/乙烯比值从0.1—3增加到3以上；乙烯/乙烷比值从0.1—3增加到3以上。

②在这一情况中，气体主要来自固体绝缘的分解，这说明了乙烯/乙烷比值的变化。

③这种故障情况通常由于气体浓度不断增加来反映，甲烷/氢的值通常大约为1，实际值大于或小于1与很多因素有关。如油保护系统的方式，实际的温度水平和油的质量等。

④乙炔含量的增加表明热点温度可能高于1000℃。

⑤乙炔和乙烯的含量均未达到应引起注意的数值。

在实际中可能出现没有包括在上表中的比值组合，对于某些组合的判断正在进一步的研究中。例如：121或122对应于某些过热与放电同时存在的情况；202或201对于有载调压变压器，应考虑切换开关油室的油可能向变压器的本体油箱渗漏的情况。

其中编码的取值范围：

乙炔/乙烯比值

≤0.1取值为：0

0.1—1取值为：1

1—3 取值为：1

>3 取值为：2

甲烷/ 氢比值

≤0.1取值为：1

0.1—1取值为：0

1—3 取值为：2

>3 取值为：2

乙烯/乙烷比值

≤0.1取值为：0

0.1—1取值为：0

1—3 取值为：1

>3 取值为：2

乙炔/乙烯=1—3.编码为1，甲烷/ 氢=1—3.编码为2，乙烯/乙烷=1—3.编码为1

七．利用变压器中溶解的气体作气相色谱分析变压器内部隐性故障的具体步骤如下：

将试验结果的几项主要指标（总烃、甲烷、乙炔、氢）与表2列出的注意值作比较，同时注意产气速率与表3列出的注意值作比较，短期内各种气体含量迅速增加，但尚未超过表3中的数值，也可判断为内部有异常状况，有的变压器因某种原因使气体含量基值较高，超过表2的注意值，但增长速率低于表3产气速率的注意值，仍可认为是正常变压器。

对一氧化碳和二氧化碳的指标，按前述原则进行判断。

当认为变压器内部存在故障时，可用三比值法对故障的类型作出判断。

在气体继电器内出现气体的情况下，应将继电器内气样的分析结果与油中析出气体的分析结果作比较，共同参考，进行结合分析和判断。

根据上述结果以及其它检查性试验（如测量绕组直流电阻、空载特性试验、绝缘试验、局部放电试验和测量微量水分等）的结果，并结合该变压器的结构、运行和检修等情况，综合分析判断故障的性质和部位，根据具体情况对变压器采取不同的处理措施（如缩短试验周期，加强监视、限制负载，近期安排内部检查，立即停止运行等）。

在实际中的应用：

辽宁发电厂#12/13主变压器B相，从1997年下半年的常规绝缘油的气相色谱分析就发现总烃在随着时间的推移逐渐上涨，并且有乙炔出现，到1997年12月乙炔含量已超标，已达5.5 ppm，且氢、乙炔和总烃含量指标均有较明显的上升趋势。

根据以上化验值按照三比值法进行分析结果如下：

经综合分析判断有金属间的放电，造成油隙击穿（类似尖端放电）。又因为考虑到该变压器比较老旧，总烃的上涨也应与铁芯老化，存在整体的普遍性过热等因素有关。后经1998年2月初的彻底解体吊芯检查发现故障为无载调压式分接开关有明显的烧伤痕迹；4个穿芯螺栓对铁夹件绝缘不好；铁芯整体普遍老化现象明显，矽钢片间涂刷的绝缘漆可嗅见很大的焦糊气味，铁芯有局部或整体过热迹象。除铁芯老化无法彻底处理，只将铁芯与铁夹件在油箱中一点短接（通过试验确定）后，再通过一个专用套管引出油箱后接地，以减少环流损耗发热外，另两项故障均处理掉。后来在1998年中又利用气相色谱分析法对#8/9主变压器及#10/11主变压器内部存在的故障进行了准确的分析和判断，消除了设备内部存在的缺陷。