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变压器绝缘故障的分析与判断论文
摘要：
变压器内部出现绝缘故障时，不管故障的性质如何，我们都要引起足够的重视。因为一旦绝缘材料的绝缘性能受到破坏，很可能进一步发展成为变压器的主绝缘或纵绝缘的击穿事故，导致变压器的损坏，威胁着电网的安全运行，所以对变压器的故障定位一定要准确，判断变压器发生异常或故障时，首先要通过变压器油中溶解的特征气体进行分析，判断故障是涉及变压器固体绝缘还是裸金属，这为我们在设备维护和检修工作中，提供了有力的理论依据和技术支持。
关键词：变压器；绝缘故障；故障分析；故障判断
随着变压器运行时间的延长，变压器可能产生早期故障，油中某些可燃性气体则是变压器内部故障的先兆，这些可燃气体可降低变压器油的闪点，从而引起初期故障。。
变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，因此，对变压器产生气体进行适当分析即能检测出故障。
一、变压器油中的气体类别。
气相色谱法是对变压器油中可燃性气体进行分析的最切实可行的方法，该方法包括从油中脱气和测量两个过程。矿物油是由大约2871种液态碳氢化合物组成的，通常只鉴别绝缘油中的氢气（Hz）、氧气（02）、氮气（N2）、甲烷（CH4）、一氧化碳（CO）、乙烷（C2H）、二氧化碳（CO：）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）9种气体，将这些气体从油中脱出并经分析，证明它们的存在及含量，便可反映出产生这些气体的故障类型和严重程度。
二、变压器产气故障的类型及特征。
变压器内部故障一般分为两大类：过热性故障和放电性故障。过热性故障又分为轻微过热（150℃）、低温过热（150—300℃）、中温过热（300—700℃）、高温过热（大于700℃）。对于变压器内部过热性故障，按其发生的部位，通常将其归纳为3类：
（一）接点与接触不良。如引线连接不好，分接开关接触不良，导线接头焊接有问题等。
（二）导体故障。如线圈不同电压比并列运行引起循环电流发热、导体超负荷过电流发热、导体绝缘膨胀堵塞油道而引起的散热不良等。
（三）磁路故障。如铁芯两点或多点接地、铁芯短路引起铁芯与穿芯螺丝短路、漏磁引起的夹件等局部过热。
过热故障产生的部位不同、能量不同，其产气特征也不相同。
l、裸金属过热性故障。
对于不涉及固体绝缘的裸金属过热性故障，其气体的来源是变压器油的高温裂解。变压器油裂解产生的气体，主要是低分子烃类，其中以甲烷、乙烯为主，一般二者之和占总烃的80%以上。当故障点温度较低时，甲烷占的比例大；随着热点温度的升高，乙烯、氢气组分含量急剧增加，比例增大；当发生严重过热，故障点达到800℃及以上时，也会产生少量的乙炔气体。
2、涉及固体绝缘材料的过热性故障。
变压器油在正常老化过程产生WJ气体主要是一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO：），当涉及该类过热性故障除了引起变压器油的裂解，产生低分子烃类气体外，由于固体绝缘材料的裂解，还产生较多的一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO：）气体，且随着温度的升高COJCO：的比值逐渐增大。
放电性故障主要分为高能量放电、低能量放电、局部放电三大类。
l、高能量放电也称电弧放电。
在变压器、套管内均会发生。引起电弧放电故障的原因，通常是线圈匝间绝缘击穿、过电压引起了内部闪络、引线断裂引起电弧、分接开关飞弧和电容屏击穿等。此类故障的产气特征主要是乙炔、氢气的含量较高，其次是乙烯和甲烷。由于故障能量大，总烃含量很高。若电弧放电涉及到固体绝缘时，则瓦斯气体和油的溶解气体中，除了乙炔气体含量较高外，一氧化碳的含量也很大。
2、低能量放电也称火花放电，它是一种间歇性放电故障。
铁芯钢片之间、铁芯接地不良造成的悬浮电位放电；分接开关拔叉悬浮放电；一次线圈支持螺帽松动，造成的线圈屏蔽铝箔悬浮电位放电等。此类故障的产气特征主要成分是乙炔、氢气，其次是甲烷和乙烯，但由于故障能量较低，其总烃含量不高。
3、局部放电是指液体和固体绝缘材料内部形成桥路的一种放电现象。
局部放电常发生在油浸纸绝缘或悬浮带电体的空间内。局部放电产气特征主要为氢气，其次是甲烷。当能量较高时，也会产生少量乙炔。无论哪种放电，只有涉及到固体绝缘材料，都会使油中的一氧化碳和二氧化碳气体含量明显增加。
三、如何判断电气设备的故障性质。
通过计算设备故障相对产气速率，如果相对产气速率远大于10%能J要求，说明设备有异常，同时结合五种特征气体的三比值法判断电气设备的故障性质：
（1）CzHz/C2I—L≤0.10.1C2I—L/C2H6<1时，属变压器已正常老化。
（2）0.1电），导致固体绝缘的放电痕迹。
（3）C2H7/C2H4≤O。lCHnL<0.1O.l≤C2I—L/CzH6放电，这种空腔是由于不完全浸渍、气体饱和或高湿度等原因造成的。
（4）lC2I—L/CLH6>3时，属电弧放电，有工频续流的放电、线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间油的电弧击穿。
（5）CzH2/CzH4——30.1C2H4/C2H6≈3时，属低能量的放电，随着火花放电强度的增长，特征气体的比值逐渐增加到3，故障可能是悬浮电位体的连续火花放电或固体材料之间油的击穿。
（6）0.1lC2H4/C2H6>0时。属电弧放电兼过热。
（7） C2H2/C2H4≥3CH4/H2≥1C2H4/C2H6>O时，属火花放电兼过热。
（8） CzHz/CzI—L≤0.1 0.11< C2H4/C2H6<3时，属低于150℃的热故障，气体主要来自固体绝缘材料的分解，通常是包有绝缘层的导线过热。
（9）C2HZ/C2H4≤O.1C2I—L/C2H6<1时，属300℃以下的低温热故障。
（lO）C2H2/C2I—L≤0.11< C2H4/C2H6<3时，属300～700℃的中温热故障。
（ll）CzH2/C2H4≤0.1C2FL/CzH6>3时，属高于700℃的高温热故障。
造成（9）、（10）、（11）的主要原因是由于磁通集中引起的铁芯局部过热，铁芯短路，由于涡流引起的铜过热，接头或接触不良以及铁芯和外壳的环流等原因造成的。
四、故障的发展趋势。
当故障类型确认后，必要时应进一步了解故障的发展趋势，提出合理的建议和处理方法，将有助于检修计划的合理安排。确定故障的发展趋势主要从以下几个方面着手：
（一）绝缘油，纸热解产生的气体种类和含量与故障的类型、故障源的温度有关，因此，可利用相关气体的组分浓度对故障点的温度进行估算。
①当故障源不涉及固体绝缘材料，可用C：I—L/C2H。的浓度比估算故障点温度T：3321g（C2H./C：H6）+525
②当故障源涉及固体绝缘材料，若CO/CO：的比值大于0。33，则存在固体绝缘的裂化现象，可用公式T=—11961g（C02/C0）+660。
（二）变压器内部存在故障时，可用C：H4/C 7H。的浓度比值计算的热点温度与三比值法判断的温度进行对比，用来检验判断的准确性。
（三）产气速率是判断充油设备中产气性故障危害程度的重要参数，通过产气速率的变化比较，对分析故障性质和发展程度具有重要的作用。
（四）在气体继电器内部出现气体的情况下，利用平衡判据法将继电器内气样的分析结果与油中取出气体的分析结果作比较，确定故障的发展趋势。
五、实例分析。
2006年5月26日，安徽省宣城供电公司方塘变电站1撑主变（25MVA/110），经运行人员反映，变压器运行温度过高，我们在一个月内，对变压器油中溶解气体组分含量进行了三次跟踪分析，发现总烃的产气速率很高，远大于10%/月的要求；通过三比值法的计算，计算结果为022，判断设备内部存在高于7000C的高温过热。并且C：H4是总烃的主要成分，并伴有很少的C：H：，因CO、CO：在故障前后有明显的增长，因此，可判定变压器高温过热并涉及到变压器的绝缘材料。高压试验室也对变压器的直流电阻进行了测试，发现高压三相电阻不平衡率有所增加，且大小排序也发生了微小变化。经变压器吊罩检查发现，变压器C相绕组高压侧第二饼白布带上有一个3mm大小的黑点，剖开白布带，发现绝缘板的垫条已经炭化，该匝导线也发现有焊接质量问题，引起过热。
六、结论。
变压器存在异常或故障时，利用变压器油中特征气体的分析，容易发现设备内部的潜伏性故障，当由于方法本身的技术特点，却也有自身的局限性。如无法确定故障的具体部位，对涉及同一气体特征的不同故障类型易于误判。所以必须结合电气试验、油质分析、设备运行及检修情况等进行综合判断，才能较准确地判断设备的故障部位、原因、严重程度和发展趋势，从而制定出合理的处理措施。
为了减少电力生产的损失，并不是设备一有异常就立即进行停电检修，如变压器低温、中温过热等故障，就不必停电可以继续运行，只需缩短分析期，跟踪故障的发展趋势，等故障发展到一定程度后在停电检修，否则会造成电力企业的经济损失，也会由于设备早期故障难以查找和发现；对高温过热或有电弧放电等恶劣性质的故障，则必须及时停电检修，否则容易出现由于设备故障酿成严重的安全事故。
参考文献：
[1]电力部热工研究院，电力用油（气），1996，06。
[2]电力用油与六氟化硫cMl。中国电力出版社，2007。
[3]变压器运行维护与故障分析处理[M]。中国电力出版社，2008
[4]电力工程化学运行与检修[M]。中国电力出版社，2001。
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