1、变压器的故障诊断与检修策略（一） 万 达 1，王建明 2，吴益明 1 (1.江苏省电力科学研究院，江苏 南京 210036； 2.江苏省电力公司，江苏 南京 210024) 摘 要：大型电力变压器和高压电抗器是输变电系统的重要设备，对其故障进行及时和正确的诊断，并给予检修，关系到整个电网的安全运行，十分重要。在概述设备性能和结构的基础上，重点对常见故障、状态评估、故障诊断以及检修策略进行试验研究，提出相关意见和全过程管理的技术规范，并希望在今后的故障诊断和实施检修的实践中不断得到补充和完善。 关键词：变压器；电抗器；故障诊断；状态评估；检修策略 中图分类号：TM41 文献标识码：B 文章编号：
2、1009-0665(2003)05-00010-07 Faults Diagnosis and Maintenance Strategy of Power Transformer() WAN Da1，WANG Jian-ming 2，WU Yi-ming 1 (1.Jiangsu Provincial Electric power Research Institute，Nanjing 210036，China； 2.Jiangsu Provincial Electric Power Company，Nanjing 210024，China) Abstract：Large power trans
3、former 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 mainten
4、ance 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 设备故障的调查研究，包括全国部分地区 1995-2001 年的故障统计资料和各种多发的故障实例，为故障诊断提供了实践知识。设备
5、的状态评估是制定设备检修（更换）策略的依据，它是较复杂的系统工程。既要按照设备巡视检测、定期检测和带电（在线）检测的结果进行故障诊断，还要结合设备的技术先进性，包括考虑群体表现（如同类或同型设备的故障经验等）和运行条件（如承受长时间工作电压水平、负荷、内外过电压、外部短路、气象及污染等）进行设备全面的状态评估。设备全面的状态评估的结论应包括设备目前有无故障、以后可能发生什么样的故障和使用寿命的预期等。变压器故障诊断是变压器状态评估的一个部分，故障诊断除按前述的巡视检测、定期检测和在线检测直接判断外，还应进行综合诊断。在故障的综合诊断中，一种是按照变压器在运行中最容易和最有效的油色谱分析为主的潜
6、伏性故障诊断，以及变压器继电保护动作后的故障诊断分析；另一种是以各种可能的故障为目标的故障诊断。设备检修的完整意思应包含检查与修理两个方面的内容。设备状态评估包含设备性能的检测和故障诊断，这仅有检查的内容。在设备状态评估的基础上，制定检查与修理的周期和内容。设备的检修方式主要有故障检修、定期检修和状态检修。现阶段，电网公司的电气设备检修宜实行定期检修为主、定期检修与状态检修相结合、逐步向状态检修过渡的检修模式。具体的检修策略：坚持定期巡视检查和定期检测，积极开展新的检测内容，不断提高设备的状态评估水平；适当延长“大修”周期，区别变压器本体与附件的特点，制定具体的定期检修周期；稳步推进变压器和电
7、抗器的状态检修；加强设备的全过程技术管理，提高设备制造和运行水平。1 变压器和电抗器的结构及性能概述 1.1 变压器和电抗器的性能概述 1.1.1 电气性能变压器和电抗器在长期运行中，它们的绝缘必须可靠地承受大气过电压、操作过电压、暂态过电压和长期工作电压。大气过电压是自然界的雷电引起的。雷电波由架空线侵入变电所后，在避雷器上产生的残压将作用到变压器上。大气过电压一般持续数十微秒，有时该电压还引起设备外绝缘的放电（闪络），形成仅几微秒即被迅速截断波形（截波）的过电压，对变压器绝缘也形成威胁。操作过电压是电力系统正常操作（如空载变压器或空载线路的投切等）过程中出现的过电压，持续时间数十微秒至数百
8、微秒。暂态过电压是电力系统突然失去负荷或短路接地、电弧接地、铁磁谐振等现象出现的过电压，时间较长，1 s 至数百秒，或更长。变压器耐受长时间工作电压的能力随其电压等级的提高而显得十分突出，如 500 kV 变压器的故障多数都发生在正常工作电压下。为了耐受长时间工作电压，要求变压器内部绝缘无局部放电，对变压器的设计、制造、安装和维护都提出了越来越高的要求。针 对 上 述 各 种 可 能 出 现 的 电 压 ， 变 压 器 在 出 厂 时 ， 必 须 进 行 各 种 测 试 ， 包 括耐 压 试 验 ： 如 工 频 和 感 应 耐 压 ； 雷 电 和 操 作 冲 击 耐 压 ； 长 时 间 的 局
9、 部 放 电 试 验 等 。设 备 在 现 场 安 装 后 ， 有 些 试 验 项 目 也 应 进 行 ， 如 超 高 压 变 压 器 的 局 部 放 电 试 验 等 。绝 缘 油 是 变 压 器 的 主 要 绝 缘 介 质 之 一 ， 其 理 化 和 电 气 性 能 也 应 符 合 相 应 的 要 求 。 1.1.2 机械性能变压器运行中，电力系统发生短路时，大的短路电流将穿越变压器绕组，短路电流与绕组的漏磁通相互作用，产生很大的电磁力，如图 1 所示。按左手定则（左手伸开，磁场正方向从掌心正面穿过，四指的指向为电流正方向，拇指的指向即为电动力的方向），轴向漏磁通与绕组中的电流产生径向力 F
10、r1和Fr2；端部径向漏磁通则产生轴向力 Fa1和 Fa2。变压器各部件应能承受这些机械力的作用。变压器经受外部短路时，内线圈受压力，容易失稳，这是变压器机械强度最薄弱的环节。变压器内线圈抗短路强度的内容见附件 1。巨大的短路电流发热，既可能直接损伤变压器导线的固体绝缘，也可能降低导线的机械强度，导致热和电动力的破坏。电 抗 器 不 流 过 电 力 系 统 的 短 路 电 流 ， 但 其 固 有 漏 磁 通 导 致 的 机 械 振 动 ， 也 是产 生 局 部 过 热 的 原 因 之 一 。 此外，变压器和电抗器在运输过程中会受到不可避免的振动和冲撞，因而也要求各部件具有一定的机械强度。 图
11、1 外部短路时变压器绕组的受力 1.1.3 耐热性能变压器纸绝缘的耐热性能是表明变压器可持续安全运行的重要性能之一。纸绝缘属 A 级绝缘，能维持其正常寿命（2030 年）的温度为 9598。绝缘在温度、水分、电场、机械振动和氧气等因素的联合作用下，性能逐渐劣化（老化）。通常，老化了的纸绝缘的电气强度下降不大，主要是其机械强度明显降低。破损了的纸绝缘，导致其电气强度的彻底丧失，这就是纸绝缘老化的最终结果。正常寿命是绝缘材料的经济使用寿命，是指在这个期间使用，其具有合理的安全和经济性。以绕组绝缘的最热点作为绝缘控制寿命的关键点，考虑绕组绝缘的最热点与其平均温度的差值为 1013，环境（即冷却介质）
12、年平均温度为 20，则绕组允许的平均温升为 65（951020）或(981320)。由此可知，国家标准规定的绕组允许平均温升为 65，这并不是指某天或某一个短时间的温升，而是指数年或数十年的平均值。A 级绝缘的正常寿命按 6 度法则加速或延缓寿命丧失。温度每升高 6，寿命丧失增加一倍；温度每下降 6，寿命丧失减半。例如，设 95的相对寿命丧失为 1，则956101的相对寿命丧失为 2；95689的相对寿命丧失为 1/2。氧气和水分的存在，大大加快了纸绝缘的老化速度。因此，保持变压器的密封，防止空气和水分的进入，不仅对保证绝缘的电气性能，对保证耐热性能，使绝缘“延年益寿”也有十分重要的作用。同样
13、，变压器油的劣化也与氧气和水分有十分重要的关系。1.2 变压器和电抗器的结构概述 1.2.1 变压器的主绝缘结构变压器主绝缘包括绕组对地、绕组之间和相间绝缘等。如图 2 示例为 1 台220 kV 双绕组变压器的主绝缘结构。主绝缘的基本结构型式为油-纸屏障，如图2 中，高压绕组与低压绕组之间有 84 mm 的绝缘距离，除 5 道纸屏障外，其余均充满变压器油。纸屏障主要起均匀电场的作用，也有阻挡带电粒子运动的效果。高压绕组两端的静电环与相邻绕组等电位，既有均匀电场的作用，也降低绕组端部的冲击电压分布，对提高绕组端部的绝缘强度有重要作用。绕组两端对地的绝缘也是油 纸屏障结构，绕组两端的绝缘角环起均
14、匀端部电场和阻挡带电粒子运动的作用。1高压绕组引线；2压钉；3接地片；4压板； 5端圈；6静电环；7绝缘纸筒；8围屏； 9端圈；10角环；11角环；12酚醛纸筒； 13垫块；14铁轭垫块；15端圈； 16低压绕组绝缘纸筒；17木撑条 图 2 220 kV 双绕组变压器的主绝缘结构 1.2.2 变压器的纵绝缘变压器绕组饼间和匝间绝缘属于纵绝缘。雷电冲击过电压持续时间短暂，它是一种高频、高幅值电压波，其作用于绕组时，按绕组饼间和对地电容进行电压分布，如图 3 所示。因绕组对地（或对低压绕组）电容的存在，绕组首端流过较大的雷电冲击电流，形成较高的雷电冲击电压分布。这种雷电冲击电压分布的不均匀性，对绕
15、组匝层间绝缘的配置十分不利。图 3 雷电冲击电压（电流）在绕组上的分布 例如，为了取得绕组首端饼间较高的绝缘强度，可加大该区域的几何间距。但几何间距的加大，导致线饼间电容量的下降，反而使对地（或对低压）电容电流的影响扩大，增加了电压分布的不均匀性。由此看来，增加饼间电容量是减少电压分布不均匀性的关键措施。纠结式绕组或插入电容式绕组就是不改变饼间的几何距离，通过特殊的绕制方式，增加饼间等值电容，取得减少电压分布不均匀的效果。如图 4（d）所示，该纠结式绕组的第 1 匝与第 9 匝相邻，匝间电压提高 8 倍，也就是匝间存储的电容能量提高 64 倍，使饼间的等值电容量大幅度提高。图 4（e）所示插入
16、电容式绕组也是类似的原理，通过屏蔽线匝，提高饼间的等值电容。目前，这两类绕组已广泛应用于 500 kV 和 220 kV 变 压 器的 高 、 中 压 线 圈 中 ， 它 们 在 冲 击 电 压 下 有 良 好 的 性 能 。 但 这 两 类 绕 组 带 来 的 相 邻匝 间 工 作 电 压 的 上 升 问 题 ， 应 予 以 足 够 重 视 。 导 线 的 毛 刺 、 绝 缘 包 扎 不 均 匀 以 及干 燥 处 理 不 当 等 因 素 ， 都 可 能 导 致 匝 间 绝 缘 在 工 作 电 压 下 击 穿 ， 使 变 压 器 发 生 恶性 事 故 。 图 4 变压器绕组 图 4（a）是圆筒
17、式线圈，多用于小变压器或大容量变压器的调压绕组；图4（b）是螺旋式线圈，多用于大容量变压器的低压绕组；图 4（c）是连续式线圈，多用于变压器的中压绕组。1.2.3 变压器铁心绝缘变压器在正常运行中，铁心具有一定的电位，它来自两方面的原因，一是相邻绕组对铁心的电容电流（三相变压器则是三相不平衡的电容电流），该电流不大，铁心通过良好的接地，即可将该电流引起的电位降至零；另一种电位是铁心硅钢片间，因主磁通产生的感应电势。如图 5 所示，图 5（a）为铁心断面电位示意，主磁通穿过断面，在断面的上下开口处（硅钢片间有绝缘，断面的上下开口处，相当于围绕主磁通导线的两个开口）各产生 50匝电压的电位。图 5
18、（b）是 1 台三相三柱变压器铁心的实测数据，由于三相磁通在铁心的各柱分布不同，铁心窗口内的电位 V 2 高于铁心外沿的电位 V1。该变压器容量 63 MVA，GY 高压绕组额定电压 220 kV，线圈每匝电压 u106 V， V128 u， V272 u。图 5（c）是 1 台三相五柱变压器铁心的实测数据，由于旁柱磁通小于主柱磁通，相应的窗口内的电位也较小。该变压器容量 240 MVA，高压绕组额定电压 220 kV，线圈每匝电压 u267 V， V122.5 u， V256 u， V345 u。通过以上分析和实测可知，由于铁心主磁通高压产生的电压虽然不高，但能量较大（主磁通感应），加之铁心
19、硅钢片间总电阻较小（大型变压器铁心两侧的电阻小于 1），如果发生多点接地，短路电流会烧坏铁心，造成铁心越来越严重的熔坏，这是难以修复的。因此，铁心除一点接地外，要保证与周围金属接地部件有足够的绝缘。如图 6 所示，铁心与油箱底部、上下夹件以及穿心螺丝等，都应有绝缘。图 5 变压器铁心的电位 1.2.4 带抽能的 500 kV 电抗器高压并联电抗器用于 500 kV 输变电系统，它的功能是补偿输电线路的容性无功和抑制潜供电流，提高重合闸的成功率。有时，在远距离输电中，途中的开关站需要可靠的站用电，在高压并联电抗器中设小容量的抽能绕组是合理的解决方法。作为高压电抗器本身，如铁心和 500 kV 主
20、绕组等，不论带抽能绕组与否，都是相同的。以下对带抽能绕组高压电抗器的结构、接线形式、抽能系统电压控制、继电保护配置以及防误操作系统等进行简单介绍。图 6 变压器铁心绝缘 （1）并联电抗器并联高压电抗器为单相式，525/ /5.85 kV，冷却方式为油浸自冷。并联电抗器的铁心是一个单相铁心结构，中柱由若干硅钢片制成的饼状铁心和间隙组成，2 个边柱类似普通变压器的硅钢片铁心。电抗器的主绕组（一次）和抽能绕组均绕在中柱。磁通经中柱通过 2 个边柱形成回路，中柱的瓷质间隙以确保电抗器线性的伏安特性。中柱的饼状铁心由条状硅钢片按辐射形叠成，如图 7 所示。辐射形组成的条状硅钢片与磁力线方向基本一致，硅钢
21、片里的附加损耗很小。过去，中柱的饼状铁心硅钢片叠法与普通变压器的铁心叠法相同，如图 8 所示，磁力线与硅钢片垂直，产生较大的附加损耗。图 7 硅钢片辐射形叠成的饼状铁心 图 8 硅钢片普通叠法的饼状铁心 电抗器的 500 kV 主绕组为纠结式，500 kV 出线由绕组的底部引出，其绝缘结构类似普通的 500 kV 变压器。抽能（辅助）绕组位于主绕组的顶部，如图9 所示。图 9 电抗器主绕组及其分接抽头和抽能绕组 为便于控制抽能绕组的输出电压，在主绕组的上方设有带分接抽头的调压绕组。因为，电抗器的磁通分布较复杂，如电抗器中柱铁心间隙对电抗器伏安特性线性度起决定作用，但也使电抗器主绕组产生的磁通不
22、会全部铰链整个主绕组和整个中柱铁心，有一部分磁通只铰链部分主绕组和部分中柱铁心，并经边柱铁心闭合。这样的磁通复杂分布，给抽能绕组的输出电压带来一定的不确定性。为了确保抽能绕组与主绕组间的规定变比，除抽能绕组本身具有分接抽头外，在主绕组的最上部设有一调压绕组，它具有 4 个出头，即 N1、N 2、N 3和N4。调压绕组的匝数虽少，但由于紧贴抽能绕组，改变调压绕组分接出头的连接方式，可较灵敏地调节抽能绕组的输出电压，而对主绕组的电流改变却很微小。即便采取了上述抽能绕和主绕组的调压分接抽头，抽能绕组的输出仍会有一定的误差，该电压的误差范围为 45。正因为主绕组的调压绕组及其紧贴的抽能绕组均有分接抽头
23、，将其设在线圈上部，便于改动连接的操作。因此，电抗器主绕组的 500 kV 出头从其底部引出就顺理成章了。此外，为了减小 500 kV 线路发生单相接地故障时的潜供电流（主要是由于高电压长线路的分布电容所致），提高单相重合闸的成功率，该工程采用了并联电抗器中性点经电抗器接地方式，以补偿电容电流的影响，根据线路类型（是否同杆双回线）和长度不同，三堡站和东明站分别配备容量为 540 kVA 和900 kVA 各 2 台中性点电抗器。中性点电抗器采用油浸空心电感式，它具有较强的短时过载能力。（2）抽能系统简介抽能系统框图如图 10 所示。每相抽能绕组引出至挂于电抗器本体的抽能端子箱，箱内有避雷器（L
24、A）、隔离开关、高速熔断器(FUSE)和电流互感器(CT)等设备。三相电抗器的抽能绕组按星形接线引出，经三相 6 kV 电缆接至抽能中间变压器小室。该小室有 6 kV 真空开关、中间变压器、电压互感器、400 V 出线开关和相关继电保护等设备。图 10 电抗器抽能系统框图 避雷器： 每相抽能绕组引出的 2 个端子均安装氧化锌避雷器。正常情况下，6 kV 系统都处于避雷器的保护范围之内，即使 6 kV 系统断开检修，而并联高压电抗器仍处于运行时，其 6 kV 抽能绕组仍与该避雷器相连，并且具有耐受来自 500 kV 侧各种过电压的能力。 6 kV 隔离开关（刀闸）： 每相安装了 2 把刀闸 DS
25、-L 和 DS-N，其作用是当并联电抗器处于运行状态，而 6 kV 系统的设备因故需停用(如熔断器熔断更换熔丝或 6 kV 电缆试验等)，此时只需拉开这 2 把刀闸，即可工作。另外，为了设备运行安全及检修方便，在本体端子箱内 DS-L 与 DS-N 之间还加装了绝缘隔板及检修时用的活动绝缘隔板，防止抽能绕组 2 根引出线之间短路。 高 速 熔 断 器 ： 用 于 保 护 6 kV 真 空 开 关 之 前 的 各 元 件 和 电 缆 线 路 、 故 障 时快 速 熔 断 ， 保 护 抽 能 绕 组 。 站 用 中 间 变 压 器 ： 每 组 电 抗 器 配 置 1 台 580 kVA 有 载 调
26、 压 干 式 变 压 器 ，变 比 为 (64)2.5 /0.4 kV。 6 kV 电 压 互 感 器 ： 采 用 小 车 式 操 作 ， 干 式 结 构 ， 变 比 为6.6 0.11 0.11/3kV， 作 用 是 检 测 6 kV 电 压 ， 提 供 接 地 刀 闸 的 电 气 闭 锁 和 继 电保 护 用 二 次 电 压 。 真空开关： 选用小车操作的真空开关，额定电压为 7.2 kV，额定电流为 400 A，额定开断电流为 8 kA。低压侧空气开关，额定电压为 400 V，额定电流为 1 200 A，额定开断电流为 50 kA。 接地刀闸(ES)： 用于更换电压互感器熔丝或检查电压互
27、感器的安全接地，与电压互感器的小车有机械闭锁，与真空开关以及抽能端子箱的门锁间也有闭锁功能。 抽能系统的继电保护：6 kV 系统的主保护依靠本体端子箱内的高速熔断器，而电抗器本体的继电保护对其 6 kV 辅助绕组的灵敏度又不够，这样当熔丝万一不能熔断或 6 kV 电流互感器与熔断器之间发生短路故障时，将会失去保护。为此，在站用变压器有载调压控制屏上增加 1 套 6 kV 侧复合电压闭锁过电流保护。这套保护的复合电压由三相低电压及零序过电压并联启动，过电流由反时限电流继电器来实现，其中零序过电压和反时限过电流由综合保护装置 MPC-60来提供，三相低电压由单独的相间低电压继电器来完成。过电流保护
28、动作后，瞬时跳 6 kV 真空开关，延时后再经复合电压闭锁跳电抗器 500 kV 侧线路开关及远方跳闸。此外，由于站用变压器采用的是/Y 0 接线方式，为了克服低压400 V 侧出口发生单相接地故障时高压侧电流保护灵敏度不够的缺陷，又增加了站用变压器 400 V 中性点零过电流保护，0.3 s 跳 400 V 侧空气开关，0.8 s 跳6 kV 侧真空开关。 防误操作装置：由于 6 kV 抽能系统运行的安全与否直接影响到高压电抗器乃至整条输送通道的安全和可靠运行，所以 6 kV 系统的防误操作就显得尤为重要，该系统中既有机械闭锁，也有电气闭锁，现分述如下。a. 6 kV 真空开关与主地刀(ES
29、)之间既有机械闭锁，又有电气闭锁，在机械上只有拉开 ES 后，才能操作真空开关，反过来，只有真空开关拉开后，才能合上 ES。同时在电气上考虑，只有在 6 kV 无电压、真空开关断开和 3 把 DS-L 刀闸全部拉开(三个条件)同时满足时，才能合上 ES。b.关于电抗器本体抽能端子箱中的 2 把刀闸 DS-L 和 DS-N，它们不容易实现机械闭锁，但又都不应带负荷拉合站用变压器。闭锁的办法是采用在本体端子箱的门上设计电磁锁，只有当 6 kV 真空开关和主地刀全部拉开后，才能打开端子箱的门，避免这 2 把刀闸带负荷操作。同时，也保证了抽能端子箱本身的安全，因为该端子箱内的设备应视为 500 kV
30、电抗器的一部分，不允许随意操作和触摸。c.6 kV 电压互感器小车与其自身的接地刀闸之间采用机械联锁，当电压互感器小车拉出后，互感器高压侧的地刀则会自动合上，以利于运行人员更换熔丝或检修人员检查电压互感器的安全。需操作合上小车时，互感器侧地刀会首先断开。1.2.5 35 kV 干式电抗器500 kV 变 电 站 主 变 压 器 低 压 侧 多 采 用 35 kV 并 联 电 抗 器 ， 它 起 调 节 系 统 无 功的 作 用 。 选 用 干 式 并 联 电 抗 器 可 避 免 变 压 器 低 压 侧 发 生 相 间 短 路 （ 因 电 抗 器 为 单相 型 结 构 ） 。 干 式 电 抗 器
31、 为 户 外 型 设 备 ， 其 绝 缘 采 用 阻 燃 固 体 绝 缘 材 料 （ 环 氧 玻璃 丝 带 ） ， 不 使 用 绝 缘 油 。 干式并联电抗器为空心型结构，一般根据容量设计成多层绕组并联型式。现以加拿大 TRENCH 公司生产的 34.5 kV、容量 15 MVA 的单相干式并联电抗器为例介绍其结构。该型干式并联电抗器线圈为连续螺旋式结构，为减小质量，且满足通流要求，一般由铝线绕制，为满足容量及散热要求，加拿大 TRENCH 公司将其设计成如下形式（见图 11）。图 11 干式电抗器结构 (1) 导流部分： 整体采用干式空心结构，线圈共分 9 层，匝间均用高参数绝缘材料，中心孔
32、径 D=2 780 mm，高 H=1 800 mm（不包括支持绝缘子的高度）。每个筒形绕组由多股导线（89 根直径 5 mm 的铝线）并联绕成连续螺旋。为均衡各层电流分布，电抗器的各层绕组下部几匝为电抗器电感调节部分，用以调节其电感。线圈的各层导线之间没有连接点，所有引出线都焊接在星状接线板上。各层绕组剖面图见图 12。(2) 绝缘部分： 由于散热条件限制，根据设计计算，该型电抗器运行时最高温度可达 150 ，根据绝缘材料耐热等级，电抗器的股绝缘和匝绝缘（每根铝线）均（涂敷）包绕聚酰亚胺薄膜和诺梅克斯（Nomex）纸，其中诺梅克斯纸的耐热温度为 H 级绝缘，根据材料的耐热等级规定，H 级材料可
33、耐受 180的高温。绝缘材料耐热分级见表 1。图 12 电抗器层绕组剖面 电抗器包封绝缘由浸透环氧树脂的玻璃纤维包绕后固化而成，以提高电抗器的整体机械强度，包封绝缘外面涂敷 RTV1546 绝缘涂料，防止绝缘老化和紫外线侵蚀。（3）电抗器支撑： 线圈中性点对地绝缘，下部通过绝缘支持瓷瓶对地绝缘，瓷瓶爬距为 940 mm，冲击耐压水平 200 kV（峰值）。表 1 绝缘材料耐热分级 耐热分级 极限温度() 耐热分级 极限温度() Y 90 F 155 A 105 H 180 E 120 C 180 B 130 （4）电抗器支撑结构：线圈内部采用高强度合金制成的星状接线板支撑，共有 8 个支撑臂（
34、各制造厂根据产品结构设计，对支撑臂数量的选择不尽相同，如西安扬子选取 12 个支撑臂），分成上下 2 部分。该支撑臂还用作电抗器各层绕组的汇流，由于电抗器自身的质量较大，为均匀分散安装及起吊时电抗器自身质量对绕组的影响。电抗器上下端部分别布置了高度为 150200 mm 的假包绝缘，假包绝缘由环氧玻璃纤维绕制而成。整个电抗器置于 35 kV 支柱绝缘子上，绝缘支柱位于支撑底座上，支撑底座由 8 根玻璃纤维支撑柱组成（后改为混凝土制的支撑底座）。2 变压器故障实例 2.1 变压器故障统计 1995-2001 年全国部分地区 110、220、330 和 500 kV 电压等级变压器的故障统计如表
35、2 所示。表 2 1995-2001 年变压器故障台数统计 变压器故障部位 变压器电压等级/kV 110 220 330500 合计 线 圈 166 84 20 270 主绝缘或引线 19 8 4 31 分接开关 20 10 2 32 套 管 15 9 10 34 其 他 6 4 2 12 变压器故障台数/台 226 115 38 379 统计的变压器在役台数/台 55 821 20 733 3 829 80 383 变压器故障台率(故障台数/在役台数)/% 0.41 0.55 0.99 0.47 对 1995-2001 年共 7 年期间的变压器故障原因统计如表 3 所示。由表 2 和表 3
36、分析：(1) 随 着 变 压 器 电 压 等 级 的 提 高 ， 故 障 台 率 明 显 升 高 ， 330 500 kV 变 压 器 故障 台 率 是 110 kV 的 两 倍 以 上 ； (2) 变压器线圈故障占故障总数的 71.2，线圈故障对变压器危害很大。其中，因变压器抗短路能力不够的线圈故障占线圈故障的 58.1，应更加注意。表 3 1995-2001 年变压器故障原因统计 故 障 原 因 变压器故障期间 1995-1999 年 2000 年 2001 年 合计 线圈抗短路强度不够 125 11 21 157 线圈绝缘、引线设计 46 10 18 74 或工艺不良 制造 套 管 18
37、 1 5 24 分接开关 20 4 7 31 其 他 7 7 小 计 216 26 51 293 进 水 15 2 17 运行 安装/检修或维护不当 14 3 17 小 计 29 5 34 雷 电 27 3 6 36 过电压或污闪 4 1 5 其他 绝缘老化 2 2 其 他 6 3 9 小 计 39 6 7 52 统计的变压器在役台数/台 51 321 14 539 14 523 80 383 故障总台数/台 284 32 63 379 变压器故障台率(故障台数/在役台数)/% 0.55 0.22 0.43 0.47 2.2 设备常见故障和实例 2.2.1 击穿故障变压器绝缘击穿是故障的最严重
38、形式，变压器有关保护，如轻重瓦斯、差动保护、压力释放装置都可能动作跳闸，严重时变压器油箱爆裂起火，对电网的安全运行威胁最大。常见的击穿部位有线圈静电屏出线、内线圈的引出线、线圈绝缘角环、线圈匝层间和相间等绝缘薄弱处都可能发生击穿。例 1：某 120 MVA、220 kV 变压器，运行中突然轻重瓦斯保护和差动保护动作跳闸，喷油，油色谱分析是电弧放电并涉及固体绝缘特征。油色谱(10 -6，以下同)：总 烃 219； 乙 炔 103； 一 氧 化 碳 836； 二 氧 化 碳 5 724。 瓦斯气色谱：总烃 1 1877；乙炔 280；一氧化碳；二氧化碳 8 102。高压绕组直流电阻不平衡，A 相比
39、 B、C 相大 12左右，初步判断 A 相高压绕组匝层间短路，部分线匝已熔断。吊罩发现，A 相高压 I 线圈，从上往下数第5 段线匝已熔断。高压绕组匝绝缘厚度为 1.35 mm，属于薄绝缘，导线上有毛刺，长时间运行后，匝绝缘损坏击穿。绕组导线熔断后，直流电阻仅上升 12，其原因是由绕组结构决定的：该变压器的绕组为高低高结构，即最外面是高压线圈，中间是低压线圈，最里面是高压线圈，高压和高压串联成高压绕组。高压线圈上下并联，且在其尾部有调压分接绕组。线匝熔断点在高压线圈顶部，因各部分线圈的串并联关系，导致直流电阻的变化较小，线圈连接如图 13 所示。图 13 高低高绕组结构匝间短路熔断后的直流电阻
40、变化 由该例看出，变压器绝缘击穿并伴随线圈直流电阻明显增大，显示存在线匝熔断；线匝熔断的部位，决定直流电阻的变化大小。例 2：某 120 MVA 变压器，高压绕组 220 kV，低压绕组 110 kV，均为星形接线。有一个三角形接线的稳定绕组，仅 A 相一点接地。雷雨中，轻重瓦斯和差动保护动作跳闸并喷油，色谱分析呈电弧放电并涉及固体绝缘特征。油色谱：总 烃 557； 乙 炔 171； 一 氧 化 碳 190； 二 氧 化 碳 984。 瓦斯气色谱：总烃 79 785；乙炔 26 627；一氧化碳 45 240；二氧化碳 7 272。进行高低压绕组直流电阻、绝缘电阻和介损等试验均未发现异常。为此
41、，进行低压空载、短路和变比试验，结果见表 4。表 4 低压空载及短路试验结果 项 目 电压/V 电流/A 损耗/W 低压 ab 加电 co 短路 120 5.15 236.0 空载试验 低压 ac 加电 bo 短路 120 0.06 6.8 低压 bc 加电 ao 短路 120 5.10 236.0 低压短路 AO 加电 120 2.80 22.0 低压短路 BO 加电 120 2.84 23.0 短路试验 低压短路 CO 加电 120 2.80 23.0 高压短路 ao 加电 120 13.60 148.0 高压短路 bo 加电 120 26.40 880.0 高压短路 co 加电 120
42、13.80 154.0 变比试验：高压 AO 加电 140 V，低压 ao 测得 74.7 V；低压 ao 加电 75 V，高压 AO 测得 139.4 V；高压 BO 加电 140 V，低压 bo 测得 25 V；低压 bo 加电 75.2 V，高压 BO 测得 139.4 V；高压 CO 加电 140 V，低压 co 测得 75 V；低压 co 加电75.5 V，高压 CO 测得 140.3 V。从空载试验分析，凡涉及 B 相时，空载电流和损耗 均 较 大 ， 说 明 B 柱 绕 组 或铁 心 有 问 题 。 从 短 路 试 验 分 析 ， 低 压 bo 加 电 ， 高 压 短 路 时 ，
43、 电 流 和 损 耗 明 显 较 大 ，说 明 B 相 绕 组 有 问 题 (因 为 短 路 试 验 时 ， 铁 心 磁 通 几 乎 为 零 ， 主 要 反 映 绕 组 问 题 )。从 变 比 试 验 分 析 ， B 柱 绕 组 的 变 比 异 常 ， 高 压 BO 加 电 ， 低 压 bo 测 得 电 压 仅 为 正 常值 的 1/3； 但 低 压 bo 加 电 ， 高 压 BO 测 得 的 电 压 基 本 正 常 。 这 时 只 可 能 是 B 相 低 压绕 组 内 侧 的 稳 定 绕 组 存 在 短 路 ， 稳 定 绕 组 短 路 线 匝 的 去 磁 作 用 ， 大 大 减 少 了 低
44、压bo 绕 组 交 链 的 磁 通 (当 高 压 BO 加 电 时 )， 其 感 应 电 压 比 正 常 值 低 很 多 。 当 低 压 bo加 电 时 ， B 相 稳 定 绕 组 的 短 路 线 匝 虽 然 也 消 耗 大 量 功 率 ， 但 只 要 试 验 电 源 容 量 足够 ， 使 低 压 bo 绕 组 建 立 一 定 的 电 压 ， 其 外 侧 的 高 压 BO 绕 组 就 能 按 照 变 比 感 应 出正 常 的 电 压 。 从变压器等值电路也可进行分析，如图 14 所示。 图 14 变压器绕组布置及稳定绕组短路时变压器等值电路 如等值电路所示，当稳定绕组短路时，高压加电为 1，低
45、压电压为 0.33；电压加电为 1，高压电压为 1.1，与上述变比试验结果基本一致。该变压器拆开检查，证实了 B 相稳定绕组的短路。事故过程为：变电所 110 kV 线路 B 相遭受的雷电波，进入变压器其传递过电压将 B 相稳定绕组对地击穿，形成了 B 相稳定绕组的短路(稳定绕组 A 端，即 B 相的末端已固定接地)。该稳定绕组的工频 1 min 耐压水平仅 21 kV，承受不了上述传递过电压。该变压器在工厂进行低压 110 kV 绕组的雷电冲击耐压时，定绕组两端均经过低阻抗接地，未经受传递过电压的考核。对于运行中仅 A 端接地，B 和 C 端悬空的三角形接线的稳定绕组，在工厂应在其运行的接地
46、方式下，即 A 端接地，B 和 C 端悬空时，进行其他绕组的雷电冲击耐压试验，以考核其承受传递过电压的能力。例 3：某 75 MVA、220 kV 变压器，在雷雨中轻重瓦斯和差动保护动作跳闸、喷油、油色谱分析呈放电特征，进行绕组直流电阻、变比、绝缘电阻和介损等试验均未发现异常。拆开 35 kV 套管的手孔时，发现 35 kV 裸铜排拐角处对油箱壁有放电痕迹。进一步吊罩检查，未发现其他故障点。该放电处的油间隙距离为 85 mm，在雷电冲击下击穿，有些偶然性。可能该处正巧有不良杂质，导致了油间隙击穿。这次放电故障，虽然没有对变压器绝缘构成永久性损伤，但因电弧放电，在变压器油中引起大量游离碳和可燃性
47、气体是十分有害的，需予以过滤和脱出。例 4：某 360 MVA、500 kV 三相变压器，投运 2 个月后，油中色谱出现少量乙炔(1.3)。之后，乙炔增长缓慢，但在 1 年半后突然喷油跳闸。解体发现，A相内侧的 220 kV 调压线圈出线处对铁心发生击穿，属制造不良。例 5：某 370 MVA、500 kV 三相变压器，投运几天后出现少量乙炔(0.9)。对变压器高压套管及其引线进行解体检查，发现 A 和 B 相高压套管均压球至高压线圈出线的主绝缘的屏蔽引线对高压套管的铜管放电。该变压器重新投入运行 2 天后，喷油跳闸，发生了严重事故。事故部位为 B 相高压绕组首端对低压绕组中部换位处绝缘击穿，原因是制造过程中绝缘损坏或绝缘材料本身有缺陷。例 6：某 360 MVA、515 kV 三相变压器，投运 1 年后油中出现少量乙炔(0.1)，以后的 1 年中乙炔含量比较稳定，但却在 2000 年 7 月发生严重事故。油色谱分析见表 5。从故障录波图看到，故障电流的发展有一个过程，电流从 1 200 A 过渡到10 000 A，再发展到 18 000 A，即故障开始于线圈的匝层间，然后发展成主绝缘的对地击穿。故障的 A 相解体检查表明，高压线圈及其外部的调压线圈有多处击穿熔断和
