电力变压器常见故障分析及试验x
时间：2020-10-15 12:38:51 来源：勤学考试网 本文已影响 人 
电力变压器常见故障分析及试验
电力变压器是电力系统中最关键的设备之一，它承担着电压变换、电能分配和传 输。因此，变压器的正常运行是对电力系统安全、 可靠、优质、经济运行的重要保证， 必须最大限度地防止和减少变压器故障和事故的发生。由于变压器长期运行，故障和 事故总不可能完全避免，且引发故障和事故又出于多方面的原因。如外力的破坏和影 响，不可抗拒的自然灾害，安装、检修、维护中存在的问题和制造过程中遗留的设备 缺陷等事故隐患，特别是电力变压器长期运行后造成绝缘老化、材质劣化及预期寿命 的影响，已成为发生故障的主要因素。从而危及电力系统的安全运行。
1变压器分类
我国电力变压器产品可按容量大小分为大型变压器（容量大于或等于8000kVA）和 中小型变压器（容量小于或等于6300kVA）;也可按电压等级分为6kV、10kV、35kV、6 0kV、110kV、220kV、330kV和500kV等。作为电压变换设备，变压器被广泛应用于输 电和配电领域，特别是6KV 10kV和35kV电压等级的变压器，在油田生产、商业、 居民配电系统中被普遍使用，且数量巨大。
2变压器的原理
变压器的基本原理是电磁感应原理，现以单相双绕组变压器为例说明其基本工 作原理（如图）：
次 侧
次 侧
当一次侧绕组上加上电压 U1时，流过电流11,在铁芯中就产生交变磁通? 1,这些 磁通称为主磁通，在它作用下，两侧绕组分别出感应电势 E1, E2,感应电势公式为：
E=4.44fN ? m
式中：E—感应电势有效值
f —频率
N —匝数
? m—主磁通最大值
由于一次绕组与二次绕组匝数不同，感应电势 E1和E2大小也不同，电压 U1和
U2大小也就不同。
3变压器常见故障
变压器故障通常是伴随着电弧和放电以及剧烈燃烧而发生， 随后电力设备即发生短
路或其他故障，轻则可能仅仅是机器停转，照明完全熄灭， 严重时会发生重大火灾乃至 造成人身伤亡事故。
因此如何确保变压器的安全运行受到了世界各国的广泛关注。
美国 HSB公司收集了有关变压器故障10年来的资料并进行分析的结果表明，尽管老化趋势 及使用不同，故障的基本原因仍然相同：多种因素都可能影响到绝缘材料的预期寿命， 负责电气设备操作的人员应给予细致地考虑。这些因素包括：误用、振动 , 过高的操作 温度、雷电或涌流、过负荷、对控制设备的维护 不够、清洁不良、对闲置设备的维护 不够、不恰当的润滑以及误操作等。
3．1 使用寿命短
按照变压器设计人员的说法，在“理想状况下”变压器的使用寿命可达30?40年， 很明显的是在实际中并非如此。电力系统在 1 975年的统计研究中发现，故障变压器的
平均寿命为 9.4 年。在 1985年，变压器平均寿命为 14.9 年。在油田电力系统中变压器 的使用寿命应当给予特别地关注。
3．2 线路涌流 线路涌流（或称线路干扰）在导致变压器故障的所有因素中被列为首位。这一类中 包括线路故障、 闪络以及其他输配方面的异常现象。
这类起因在变压器故障中占有显著 比例的事实表明必须在冲击保护或对已有冲击保护充分性的试验方面给与更多的关注。
3．3 工艺制造不良 在电力系统常年的施工中仅发现，很小比例的故障归咎于工艺或制造方面的缺陷。
例如出线端松动或无支撑、垫块松动、焊接不良、铁心绝缘不良、抗短路强度不足以及 油箱中留有异物。
3．4 绝缘老化
电力系统在过去的 10 年中在造成故障的起因中， 绝缘老化列在第二位。
由于绝缘老 化的因素，变压器的平均寿命仅有 17.8 年，大大低于预期为 35?40年的寿命！在 198 3 年，发生故障时变压器的平均寿命为 20 年。
3．5 过载 是由过负荷导致的故障，指那些长期于超过铭牌功率工作状态下的变压器。过负荷经 常会发生在发电厂或用电部门持续缓慢提升负荷的情况下。最终造成变压器超负荷运 行，过高的温度导致了绝缘的过早老化。当变压器的绝缘材料老化后，绝缘强度降低。
因此，外部故障的冲击力就可能导致绝缘破损，进而发生故障。
3．6 受潮 受潮这一类别包括由洪水、管道渗漏、顶盖渗漏、水分沿套管或配件侵入油箱以及 绝缘油中存在水分。
3．7 维护不良
保养不够是导致变压器故障的重要因素。
油泄漏、污垢淤积以及腐蚀。
3．8 连接问题
其中一个问题就是不同性质金属之间不当的配合， 这种现象近几年来有所减少。
另一 个问题就是螺栓连接间的紧固不恰当。
3.9 分接开关故障
常见的故障是表面熔化与灼伤， 相间触头放电或各接头放电。
4 变压器运行常见故障判断
4 ．1 变压器运行声音的故障判断 变压器在正常运行时，会发出连续均匀的“嗡嗡”声。如果产生的声音不均匀或有其 他特殊的响声，就应视为变压器运行不正常， 并可根据声音的不同查找出故障， 进行及
时处理。主要有以下几方面故障： 电网发生过电压。
电网发生单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖锐。出现这 种情况时， 可结合电压表计的指示进行综合判断。
变压器过载运行。负荷变化大，又因谐波作用，变压器内瞬间发生“哇哇”声或“咯 咯”的间歇声，监视测量仪表指针发生摆动，且音调高、音量大 。
变压器内部夹件或螺丝松动。声音比平常大且有明显的杂音，但电流、 电压又无明显异 常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺丝松动，导致硅钢片振动增大。
变压器局部放电。若变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时，有“吱吱”的 放电声；若变压器的变压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在，可听到“嘶嘶”声； 若变压器内部局部放电或电接不良，则会发出“吱吱”或“噼啪”声，而这种声音会随 离故障的远近而变化， 这时应对变压器马上进行停用检测。
应立即停用变压器绕组发生短路。声音中夹杂着水沸腾声，且温度急剧变化，油位升高，则应 判断为变压器绕组发生短路故障，严重时会有巨大轰鸣声，随后可能起火。
变压器进行检查。
应立即停用
4．2 气味和变压器油颜色异常
导致绝缘油防爆管防爆膜破裂： 防爆管防爆膜破裂会引起水和潮气进入变压器内， 乳化及变压器的绝缘强度降低， 应对绝缘油进行绝缘试验。
导致绝缘油
冷却风扇、 油泵烧毁会发出烧焦气味。
4．3 变压器油温异常 在正常条件下，油温比平时高出 10 摄氏度以上或负载不变而温度不断上升（在冷 却装置运行正常的情况下），则可判断为变压器内部出现异常。主要原因为：
内部故障引起温度异常。
如绕组匝间或层间短路、线圈对围屏放电、内部引线接头 发热、铁芯多点接地使涡流增大过热等因素引起变压器温度异常。发生这些情况时， 将伴随着瓦斯或差动保护动作。故障严重时， 还有可能使防爆管或压力释放阀喷油， 时应立即将变压器停用检修。
冷却系统运行不正常所引起的温度异常。
冷却系统运行不正常或发生故障， 如油泵 停运、风扇损坏、散热器管道积垢、冷却效果不佳、散热器阀门没有打开、温度计指示 失灵等诸多因素引起温度升高，应对冷却器系统进行维护和冲洗，以提高其冷却效果。
4．4 变压器油位异常 变压器在运行过程中油位异常和渗漏油现象比较普遍，应不定期地进行巡视和检 查，其中主要表现有以下两方面。
1、假油位：油标管堵塞；油枕吸管器堵塞；防爆管 道气孔堵塞。
2、油面低：变压器严重漏油；工作人员因工作需要放油后未能及时补充； 气温过低且油量不足， 或是油枕容量偏小未能满足运行的需求。
5 变压器试验
每次大修都应该对变压器进行必要的试验， 以确保变压器的安全运行。
5 ．1 测量绕组连同套管的直流电阻 用变压器直流电阻速测仪分别测量变压器高压侧各分接头位置的直流电阻和低压 侧的直流电阻，选择相应的档位，在每个分接头位置测量直流电阻，测完一个绕组后， 应按下电阻测试仪的放电按扭对绕组充分放电后， 再进行下一分接头位置的测量； 测量 的过程中变压器外壳和未试绕组应可靠接地。
通过直阻测量， 可以检查引线的焊接或连接质量， 绕组有无匝间短路或开路以及分 接开关的接触是否良好等情况。
在有载调压变压器中， 特别是调压频繁、负荷电流较大的变压器，在频繁的调动中
会造成触头之间的机械磨损、电腐蚀和触头污染，电流的热效应会使弹簧的弹性变弱， 从而使动、静触头之间的接触压力下降。接触压力减小，会使触头之间的接触电阻增大， 从而导致触头之间的发热量增大，由于发热又加速触头表面的氧化腐蚀和机械变形， 形
成恶性循环，如不及时处理，往往会使变压器发生损坏事故。
在无载调压变压器中，分接开关接触不良，也会使其触头表面腐蚀、氧化，或触头 之间的接触压力下降使接触电阻增大， 而形成变压器的过热性故障。
5. 2绝缘油耐压
由于有载开关切换器在正常运行中切换电压时产生电弧， 切换器内的油中有很多碳
素，使油的绝缘性有所降低，但是如果油中的所含的水份较低 ，在正常的检修周期内还
是可以满足对绝缘的要求，如果由于某种原因使油或有载开关中的固体绝缘物受潮时， 油中的碳素与水分结合使调换器中的绝缘性能急剧下降， 在电压的作用下会发生放电性
故障，使有载开关严重损坏。因此，为防止有载开关中油绝缘受潮降低，定期检查和定 期更换合格的变压器油是我们检修工作的重要内容。 在检修与换油时更要严格把关，预
防事故发生。
绝缘油的试验采用绝缘油耐压试验台， 其接线应严格按照说明书的要求 进行。取油时，用干净的抹布擦净放油阀，油杯应用变压器油冲涮干净，打开放油阀取 出油样，进行绝缘强度试验。试验前静置 10-15min ;连续5次击穿电压平均值应大于
国标规定（下表）,油杯两电极间的距离为2.5mm,每次试验后应静置5min再进行下次试 验，试验时设备应可靠接地。
序 号
变压器等级
绝缘强度
1
15KV以下
不低于25KV
2
20-35KV
不低于35KV
3
60-220KV
不低于40KV
4
330KV
不低于50KV
5.3测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比
用2500V数字兆欧表分别测量变压器高压侧绕组连同套管对低压侧和地的绝缘电 阻，分别读取15秒、60秒时的绝缘电阻值，吸收比值应大于 1.3。测量时，兆欧表的 接地线与地相连，相线与测试端相连， 注意相线和地线不能绞接，不得碰触大地和变压
器的外壳。测量顺序为：高压--低压及地--低压--高压及地；若测量时温度与出厂试验 时温度相差较大，必须按规定进行换算。测量时未试绕组及变压器的外壳应可靠接地， 测量完毕必须将绕组对地充分放电，绝缘电阻温度换算系数见下表。
绝缘电阻的温度变换公式:
Ro=AR
Ro -- 20 C时的电阻值
RT ---- t温度时的电阻值
温差K
15
20
25
30
35
换算系数A
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5. 4绕组连同套管的交流耐压试验
用交流耐压试验设备进行耐压试验，试验时升压应缓慢均匀上升至试验电压的 75% 再以每秒2%勺速率上升至100滋验电压，保持1min后再降回零电压，将电源断开。
试 验时变压器及设备外壳应可靠接地.
交流耐压试验耐压值如下：
额定电压(KV)
3
6
10
15
20
35
63
110
220
330
500
工频耐压
(KV)
出厂
18
23
30
40
50
80
140
185
395
510
680
交接
16
21
27
36
45
72
126
180
356
459
610
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/
交流耐压试验接线图
5.5氧化锌避雷器试验
用2500V兆欧表测绝缘电阻，测得值应符合厂家规定；若无规定时，其值应在10000M Q以上；用2500V兆欧表测绝缘底盘的绝缘电阻，测得值应在 1000 MQ以上：测1mA
用1000V兆欧表跨接动作计数器两端，慢慢转动兆直流泄漏电流时的运行电压和ImAft流泄漏电流时运行电压的
用1000V兆欧表跨接动作计数器两端，慢慢转动兆
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/
泄漏电流试验接线图
5.6变压器油色谱分析
每年定期 1~2
每年定期 1~2次对变压器油取样，进行色谱 对保证设备的安全稳定运行，具有重非常重要
并且价格盎贵，特别是高电压等级、大容量 重绕线圈或重造 因此加强日常维护将有助于延长变压器获的 变压器日常维护应注意以下几点：6变压器日常维护建议
并且价格盎贵，特别是高电压等级、大容量 重绕线圈或重造 因此加强日常维护将有助于延长变压器获的 变压器日常维护应注意以下几点：
由于变压器在电力系统中的重要作用， 的的主变压器。一旦发生故障，不仅修理费用以及停电期的花费巨大， 一台大型的电力变压器更需要很长的时间。
确保负荷在变压器的额定值之内，在油浸变压器中需要仔细地监视油温和油使用寿命。
确保负荷在变压器的额定值之内，在油浸变压器中需要仔细地监视油温和油
6. 位。
确保变压器不受雷击及外部损坏。对油的检验，变压器油的绝缘强度随着其中水分的增加而下降，油中万分之 一的水分就可使其介电强度降低近一半。除小型变压器外所有变压器的油样应经常做油 击穿试验，进行油中故障气体的分析，应用变压器油故障气体在线监测仪， 连续测定随6
确保变压器不受雷击及外部损坏。
对油的检验，变压器油的绝缘强度随着其中水分的增加而下降，油中万分之 一的水分就可使其介电强度降低近一半。除小型变压器外所有变压器的油样应经常做油 击穿试验，进行油中故障气体的分析，应用变压器油故障气体在线监测仪， 连续测定随
6.
着变压器中故障的发展而溶解于油中气体的含量， 通过对气体类别及含量的分析则可确 定故障的类型。
每年应做绝缘油的物理性能试验以确定其绝缘性能， 发现问题及时用真 空滤油机进行滤油 。
6．4 保持瓷套管及绝缘子的清洁 。
6． 5 在油冷却系统中，检查散热器有无渗漏、生锈、污垢淤积以机械损伤。
6．6 检查电气连接是否紧固可靠。
6． 7 定期检查分接开关。并检查触头的紧固、转动灵活性及接触的定位。
6．8 每次检修应对变压器线圈、套管以及避雷器进行绝缘强度的检测。
6．9 每次检修应对变压器线圈连同套管进行直流电阻测试。
7 结束语
电力变压器是电能转换的心脏， 是保证电力系统和油田生产正常运行的关键， 变压 器虽配有过流、速断、差动等多重保护，但由于内部结构复杂、电场及热场不均及其他 等诸多因素，事故率仍然很高，而变压器的日常检查、 维护和试验则是关系变压器能否 正常运行的关键工序。
加强变压器的管理，是电力输送更加安全可靠的关键。
参考文献
2004电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB50150-91
2004
中华人民共和国电力行业标准电力变压器运行规程，北京：电力工业出版社，
