摘要：电气人员通过对声音、振动、气味、变色、温度及其它现象的变化来判断变压器的运行状态，分析事故发生的原因、部位程度。根据所掌握的情况进行综合分析，结合各种检测的结果对变压器的运行状态作出准确的 判断。
关键词：变压器；异常；分析
1.案例
漳泽发电分公司110kV系统为双母带旁路接线，220kV系统为双母三分段，正常运行时102开关为110kV系统与220kV系统合环点。#2主变为三卷变压器，高压侧经202开关与220kV系统连接，中压侧经102开关与110kV系统连接，低压侧经802开关接与#2发电机出口连接。2004年11月23日,#2主变（#2发电机、高厂变在检修状态）经过大修，于4时57分投入运行。06：00主变差动、瓦斯保护动作，高、中压开关跳闸，造成220kV与110kV系统解环。
2.事故分析
经漳泽发电分公司、漳电检修分公司有关人员和保定变压器厂、山西电科院有关专家根据对故障现象及相关试验数据分析，结合故障前变压器检修的记录，基本排除了内外部过电压，垫块松动，绝缘老化，异物落入等因素引发故障，分析认为变压器油中进水是造成这次故障的直接原因。
经调查分析，变压器进水只有3种情况，一是真空泵的工作水，二是真空滤油机的冷却水，三是变压器吊罩检查时进的水。由于真空泵、真空滤油机均为空泠，不存在从设备带进水的可能性，只能是变压器吊罩检查时有可能进水。
故障后，对A相绕组进行拔包检查，发现A相高压侧绕组下部绝缘纸板上发现有散状分布的水珠，未发现异物。在北部下汇油联箱检查时，发现汇油箱底部有积存的冰和水。因此怀疑散热器北部汇油联箱检修时，因天气下雨，密封措施不力，造成散热器北部下汇油联箱内进水。由于检修正值冬季，进入北部下汇油箱内的水结成了冰，沉积在汇油箱的底部，潜油泵试运时，没有参与油的循环。在这种情况下，油质试验以及局放试验数据都无法真正反映变压器油中含水情况。变压器带负荷运行后，变压器本体温度开始回升，加之变压器的轻微震动，使熔化的碎冰块浮起，随着油的循环一方面不断进入绕组；另一方面#2主变高压绕组的结构为插花纠结式，绕组导线换位频繁，换位点电位差达到6350V，在电场作用下，熔化了的水珠（悬浮于油中的水珠）由于其介电系数大将自动向高电场的饼间游动，并在电场中作定向排列，顺电场方向构成“小桥”，小桥的电导和介电系数都比油大，因而使“小桥”及其周围的电场更为集中，降低了油的击穿强度，最后在一个多小时的电压作用时间下导致A相高压侧绕组左绕向第37、38饼间击穿。
3.加强变压器异常的直观判断
3.1声音
若异响比平常增大而均匀时，一种可能是电网发生过电压或铁磁共振时；另一种可能是变压器过负荷，负荷变化较大，因五次谐波作用发出“哇哇”声；异响较大而噪杂时，可能是变压器铁芯的问题，如仪表的指示正常，绝缘油颜色，温度与油位也无大的变化，应当停运变压器进行检查；异响中夹有放电的“吱吱”声时，可能是变压器身或套管发生表面局部放电，应清除套管表面的赃污。器身的问题则会听到变压器内部由于局部放电或电接触不良而发出的“吱吱”或“噼啪”声，有可能接地不良或未接地的金属部分静电放电。此时，要停运变压检查铁芯接地与各带电部位对地的距离是否符合要求；当异响中夹有爆裂声，既大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象，也应立即停止变压器的运行进行检修。
3.2 颜色
变压器内部故障及各部件过热将引起一系列的气味、颜色的变化。瓷套管端子的紧固部分松动，接触面过热氧化，引起变色；变压器漏磁磁场分布不均，引生涡流，会使油箱各部分局部过热引起油漆变色；冷却风扇、油泵烧毁会发出烧焦气味；吸湿计变色是吸潮、垫圈损坏、进入其油室的水分造成的。
3.3体表
变压器故障时都伴随着体表的变化。防爆膜龟裂、破损气体继电器、压力继电器、差动继电器动作时，是内部故障引起的；大气过电压，内部过电压等，会引起瓷件、瓷套表面龟裂，并有放电痕迹。
3.4渗漏油
变压器运行中渗漏油的现象，其中主要原因是油箱与零件连接处的密封不良，焊件或铸件存在缺陷。内部故障使油温升高，会引起油的体积膨胀，发生漏油，有时会发生喷油。
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3.5温度
变压器的很多故障都伴随有急剧的温升。运行中的变压器，应经常检查套管各个端子和母线或电缆的连接是否紧密，有无发热迹象；过负载、环境温度超过规定值，冷却器和输油泵出现故障，以及变压器内部故障等，会使温度超过运行标准规定的允许温度。即使温度在允许范围内，但从负荷率和环境温度来判断，也是不正常的。
以上依据对声音、振动、气味、变色、温度以及其它现象对变压器事故的判断，只能作为现场直观反应。因此，必须进行测量并做综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，判明事故性质，提出较完备的合理的处理方法。
4.变压器异常分析判断
4.1铁芯损坏：
变压器铁芯硅钢片间，绝缘损坏会增加铁芯中的涡流损耗。损耗的增加与硅钢片厚度的平方成正比。如果硅钢片片间绝缘损坏，同时会使油温升高和油质劣化加速。严重时，瓦斯继电器会动作，油的颜色也会变浑。此时，可对油进行色谱分析判断。
4.2铁芯接地片断裂
变压器在运行中，其内部金属部件会因感应产生悬浮电位，如果接地不良或接地片断开，就会产生断续的放电。当电压升高时，内部可能发生轻微噼啪声。严重时会使瓦斯继电器动作，油色谱分析结果为不合格，其原因可能是接地片没有插紧，对此可进行吊芯检查接地片，并更换之。
4.3绕组匝间短路
在短路的匝间内将有极大的短路电流，变压器的温度比正常运行时高；匝间短路时，一般气体继电器的气体呈灰白色或蓝色，跳闸回路动作；故障严重时，差动保护动作。发生绕组匝间短路时，空载电流与空载损耗会显著增加，因此，可测空载电流和空载损耗，并测绕组的直流阻和进行油的色谱分析来综合判断。
4.4绕组对接地部分短路
变压器油受潮后绝缘强度降低、油面下降；雷电大气过电压及操作过电压。事故时，一般都是瓦斯继电器动作、防爆管喷油，如果变压器中性点接地，则差动和直流保护也会动作，测量绕组的对地绝缘电阻即可发现是否存在绕组接地。
4.5绕组和引线断线
由于连接不良或短路应力使导线断裂；导线内部焊接不良，匝间短路使线匝烧断。断线处发生电弧，会引起绕组接地和相间短路，油分解促使气体继电器动作，处理时可进行吊芯检查，用电桥测量绕组直流电阻。判断故障相，重绕绕组。
4.6绕组相间短路
发生相间短路时，强大的短路电流将产生猛烈燃烧的电弧。此时瓦斯继电器、差动保护和过流保护都会动作，防爆管严重喷油油温剧增。测量绝缘电阻及测量绕组的直流电阻和变压比，即可判断出绕组的损坏情况。
4.7气体继电器
当气体继电器动作时，并不能证明是变压器内部有故障。但是当变压器内部发生故障时，情况便不一样了，此时，虽然气体继电器内也积聚气体，但并不是普通的空气，所以应把这些气体收集起来进行分析，判断出故障的性质，在一时不能做色谱分析的地区可以按如下方可鉴别：
4.7.1无色，不可燃的是空气。
4.7.2黄色、可燃的是木质故障产生的气体
4.7.3浅灰色、可燃并有臭味的是纸质故障产生的气体。
4.7.4灰黑色、易燃的是铁质故障使绝缘油分解产生的气体。
单是从气体的有无色、可燃与否来判断变压器故障的性质也不是十分准确可靠的，必须进行油的色谱分析，分析化学成分。此外，如果气体继电器的信号动作间隔时间逐次缩短，则说明故障正在发展，这时最好换投备用变压器。
参考文献：
[1]刘润来、郭连邦、贾诚 《电气设备运行》中国电力出版社 1997年5月第一版 2004年2月北京第八次印刷 P192页
[2]刘润来、郭林虎《电气设备运行》中国电力出版社 2004年12月第一版 2006年1月北京第二次印刷 P167页
论文作者:路彦飞
论文发表刊物:《电力设备》2019年第12期
论文发表时间:2019/10/28
标签：变压器论文; 绕组论文; 故障论文; 过电压论文; 继电器论文; 气体论文; 动作论文; 《电力设备》2019年第12期论文;