案例 |干式變壓器常見故障大匯總及案例分析

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文章來源:北京創聯匯通電氣 ????? 發布時間： 2020-12-14 08:08:23

導讀：電力干式變壓器常見故障的分析與處理干式變壓器是靠電磁感應原理工作的，改變電壓、聯絡電網、傳輸和分配電能；電力干式變壓器是變電站核心設備，結構復雜，運行環境惡劣，發

電力干式變壓器常見故障的分析與處理

干式變壓器是靠電磁感應原理工作的，改變電壓、聯絡電網、傳輸和分配電能；電力干式變壓器是變電站核心設備，結構復雜，運行環境惡劣，發生故障和事故對電網和供電可靠性影響大，需要針對具體情況立即采取措施；干式變壓器故障的分析判別牽扯的學科領域多，既要有電工、高電壓、絕緣材料、化學分析等基礎知識，還要熟悉自動化、熱學等；干式變壓器的故障種類多，表現形式千差萬別，需要熟悉結構原理、熟悉現場運行條件、熟悉每臺設備特點等，具體問題，具體分析。

較好章：大型干式變壓器顯性故障的特征與現場處理

顯性故障：是指故障的特征和表現形式比較直觀明顯的故障，在此，結合現場實際，對大型干式變壓器顯性故障的原因和特征進行了敘述和分析，介紹了現場常見的處理辦法，也是一些比較簡單的辦法。

一、外觀異常和故障類型：

干式變壓器在運行過程中發生異常和故障時，往往伴隨相應外觀特征，通過這些簡單的外部現象，可以發現一些缺陷并對異常和故障進行定性分析,提出進一步分析或處理的方案。而且可以對一些比較復雜的故障確定檢修和試驗方案.以下從幾個方面進行分析和處理：

1、防爆筒或壓力釋放閥薄膜破損。

當干式變壓器呼吸不暢，進入干式變壓器油枕隔膜上方的空氣，在溫度升高時，急劇膨脹，壓力增加，若引起薄膜破損還會伴有大量的干式變壓器油噴出；主要有以下原因和措施：

1）呼吸器因硅膠多或油封注油多、管路異物而堵塞。硅膠應占呼吸器的2/3，油封中有1/3的油即可，可用充入氮氣的辦法對管路檢查

2）(油枕)安裝檢修時緊固薄膜的螺栓過緊或油枕法蘭不平，(壓力釋放閥)外力損傷或人員誤碰。更換損壞的薄膜或油枕.

3）干式變壓器內部發生短路故障，產生大量氣體。一般伴隨瓦斯繼電器動作;可先從瓦斯繼電器中取氣樣，若點火能夠燃燒，需取油樣色譜分析和進行電氣檢查，確定故障性質，故障原因未查明，消除缺陷前干式變壓器不能投運。

4)彈性元件膨脹器內部卡澀.更換或由制造廠處理.

5)隔膜結構的油枕在檢修或安裝時注油方法不當，未按規定將油枕上部的氣體排凈。停電將干式變壓器油注滿油枕，再將干式變壓器油放至合適的油位高度。

6）膠囊結構的油枕因油位低等原因，膠囊堵塞油枕與干式變壓器本體的管路聯結口。在管路聯結口處裝一支架，防止膠囊直接堵塞聯結口。

2、套管閃絡放電。

套管閃絡放電會使其本身發熱、老化，引發干式變壓器出口短路事故；低壓套管尤其嚴重;其主要原因和措施有：

1）表面臟污，在陰雨潮濕天氣下，因臟污的導電性能提高而放電。需對干式變壓器停電清掃套管，并涂RTV長效涂料以提高其防污閃性能。

2）安裝檢修或制造時即有缺陷。試驗時介質損失角等絕緣指標超標或瓷件不完整，需更換套管。

3）設計時外爬電距離選用的小，干式變壓器又處在污穢等級高的地區運行。更換為爬電距離大的套管或硅橡膠外絕緣的套管或采取加硅橡膠增爬裙等防污閃措施。

4）系統出現內部過電壓和大氣過電壓。

對套管及干式變壓器進行試驗和檢查，全部合格后方可投入運行。

5）套管表面附有雜物短接部分瓷裙。

帶電用絕緣桿挑出即可。

6）雨雪天氣或覆冰，干式變壓器套管較容易出現覆冰.

停止運行。

3、滲漏油

幾乎是每臺干式變壓器都存在的問題，凡是密封點，甚至鐵板也因沙眼而滲漏油。滲漏油一般不會導致干式變壓器立即停運，但一旦漏油得不到及時處理，將嚴重危及干式變壓器的安全運行。由于干式變壓器密封部位多且形式各種各樣，所以滲漏油的象征也千差萬別。

主要有以下原因和措施：

1）密封膠墊老化和龜裂，一般是膠墊質量不良或超期未更換造成。需結合檢修及時更換。

2）密封點緊固不到位，無油部位還會加速膠墊的老化，空氣進入干式變壓器本體。隨時發現隨時校緊。

3）閥門制造質量不良，關閉不嚴。放油更換閥門。

4）沙眼或焊接質量不良。可帶油焊接，但必須做好防火措施，對鐵板沙眼也可在表面覆焊一定面積的鐵板來處理。對干式變壓器箱體的滲漏油除吊開鐘罩外,不能無油焊接.

5）油泵的滲漏油。部分部位因負壓在其運轉時不滲漏油，一旦停止就會滲漏，此種情況往往會將空氣帶入干式變壓器，引起瓦斯發信甚至動作掉閘。查找比較困難，須逐臺油泵停下檢查判別和處理。

6）膠墊受力過大變形，密封結構不合理，制造安裝工藝不良等，也會導致滲漏油。需針對具體原因處理。

二、顏色的變化和氣味異常

干式變壓器的許多故障往往伴隨發熱現象，引起發熱部位的顏色、溫度變化或發出特殊氣味。

1、外部線夾聯結部位過熱。

由干式變壓器套管引出線夾本身或與聯結引線的緊固螺栓螺絲松動、接觸面氧化或面積不夠引起，表現為過熱點顏色變暗失去光澤，測溫會發現其溫度超過70度，示溫臘片變色，表面刷漆發黑等，此種缺陷的預防可結合停電試驗測量含線夾在內的干式變壓器繞組直流電阻，有懷疑時可單先測量線夾本身的接觸電阻（一般不超過500uΩ）．處理時結合具體情況開夾打磨接觸面和緊固．必要時核對線夾的載流量.

２、呼吸器的硅膠受潮。

呼吸器的硅膠一般為變色硅膠，其作用是吸附進入到干式變壓器油枕中的潮氣，正常情況下為淺蘭色，若變為粉紅色即為失效，靠正常的呼吸一般一年就需更換一次硅膠；硅膠變色過快的原因和措施：

1）硅膠筒密封不嚴，如膠墊老化、螺絲松動、玻璃罩有裂紋；需更換膠墊、校緊螺絲和更換玻璃罩。

2）硅膠筒下部的的油封無油或油位低，油封內進水，使空氣未經過油過濾而直接進入呼吸器。加入適量的干式變壓器油即可。

3）天氣陰雨濕度大或硅膠筒內進水也能加快硅膠變色。

同樣，若硅膠變色過緩，說明呼吸不正常，需對管路進行檢查處理。

3、干式變壓器輕瓦斯動作、瓦斯繼電器油室內集有氣體。

正常情況下干式變壓器瓦斯繼電器油室內充滿干式變壓器油，一旦輕瓦斯動作，應立即檢查和取油樣色譜分析，確認是否內部故障情況。

若氣體無色無味且不可燃，說明為空氣；造成的原因和措施：

1）安裝或檢修后新注油或濾油將氣體帶入干式變壓器油箱，靜置期間未反復放氣或放氣不徹底，干式變壓器一經投運，溫度升高，氣體膨脹而逸出，進入瓦斯繼電器；為此應嚴格干式變壓器注油程序并反復放氣。

2）油泵密封不良，將氣體帶入干式變壓器本體，應逐一對油泵檢查加以排除。

若氣體含有異味，說明干式變壓器存在內部故障，應立即停止運行檢查和試驗，一般表現為：

1）微黃色且不可燃，內部絕緣支架等木質材料過熱或燒損；

2）黑色、灰色且可燃，裸金屬過熱或絕緣閃絡使干式變壓器油分解；

3）白色且不易燃燒，可能是絕緣擊穿或紙絕緣燒損。以上現象，氣樣和油樣色譜分析，特征氣體都會超標，應結合電氣試驗和特征氣體含量，依據試驗規程和色譜導則，進行綜合分析，查明原因，再進行處理。

冷卻管路設置不合理,潛油泵的原因還會引起重瓦斯動作.以前的老干式變壓器比較多見.

三、聲音和溫度故障

1、聲音異常。

干式變壓器正常運行時在交流電磁場的作用下，會發出連續均勻、輕微的“嗡嗡”聲，若聲音不均勻或有特殊聲音，即視為不正常。主要原因有：

1）系統出現過電壓；

2）干式變壓器過負荷運行；以上皆需按干式變壓器的銘牌參數確定。

3）內部夾件或壓緊鐵心的螺絲、拉帶松動，鐵心的硅鋼片震動增大，有明顯的雜音；需吊罩處理；

4）分節開關接觸不良或不接地的金屬件靜電放電、外絕緣電暈放電；伴有“劈啪”的放電聲。

5）銘牌、標示牌、風扇電機等外附件因固定不牢也會發出異音。針對具體情況進行處理。

2、溫度異常

干式變壓器的許多故障往往會伴隨溫度的變化，規程規定干式變壓器上層油溫不得超過95℃，溫升不得超過55℃；引起干式變壓器溫度異常的主要原因和措施有：

1）鐵心多點接地、裸金屬過熱等干式變壓器內部故障。需甄別處理。

2）新安裝或大修后，散熱器法門未打開，不能正常循環散熱。檢查油泵運轉和流速表的動作情況，開啟未打開的法門。

3）呼吸器堵塞或嚴重滲漏油影響散熱。

4）干式變壓器結構不合理，因漏磁引起箱殼局部過熱，有時會達到上百度。可在具體部位加裝隔磁材料。

5）冷卻裝置運行不正常，影響散熱。

四、干式變壓器的顯性故障，還有諸如：

油位不在溫度曲線范圍內，負荷異常，附件異常等等；

顯性故障的辨別是經過干式變壓器外觀現象的檢查和分析判斷，對干式變壓器存在問題定性評價，確定是否可以繼續運行，退出運行應進行的檢查和試驗項目。

由于同一顯性故障促成的原因千差萬別，需要熟悉具體每臺干式變壓器安裝和檢修運行的歷史資料，了解其結構特點、運行規律；需要具有豐富現場經驗知識，具體設備，具體分析。

干式變壓器顯性故障的特征判別和處理，是干式變壓器運行檢修管理的基本技能。

另外，從顯形的概念上講，干式變壓器吊罩后外觀檢查發現的一些異常也應該在此列范疇。如：一臺110KV干式變壓器吊罩我們曾發現和處理了以下問題：

1、有載開關切換部分過渡電阻聯結觸頭燒壞；內部的干式變壓器油異常變黑，游離碳多。

2、固定線包和鐵心的絕緣墊快多處松動，部分脫落；

3、固定切換開關油室發蘭的螺栓松動，致使油室傾斜。

4、干式變壓器本體固定螺栓松動，整體橫向位移3厘米，固定板變形，處理后位移減少至1.５厘米。

５、線圈外層的尼龍綁扎帶松動（收縮比）。

第二章：干式變壓器鐵心接地故障特征與防范處理

目前運行的干式變壓器，由于制造工藝質量，運輸、安裝和運行維護等原因，在干式變壓器運行過程中，鐵心接地故障往往時有發生，且在干式變壓器各類故障中占相當的比例，而鐵心多點接地故障點往往發生在視角不易發現之處，發生原因和表現的特征各式各樣，給現場處理和查找帶來一定的難度；下面將介紹對干式變壓器鐵心接地的要求，多點接地表現特征，現場處理辦法及預防措施；結合多年來發生、判斷和處理鐵心接地故障的幾起實例，對鐵心接地原因和現場處理過程進行敘述、分析和論證。

一、干式變壓器鐵心接地點的要求

干式變壓器的鐵心只能有一個接地點，做為正常的工作接地，來限制鐵心的電位和流過的電流；若不接地和出現兩點及以上的接地，都將導致鐵心出現故障，影響干式變壓器的安全運行；

一是干式變壓器在運行過程中，其帶電的繞組和油箱之間存在電場，鐵心和夾件等金屬構件處于該電場之中，由于電容分布不均勻，場強各異，若鐵心沒有可靠接地，則存在對地懸浮電位，產生鐵心對地或線圈的充放電現象，破壞固體絕緣和油的絕緣強度；若鐵心一點接地，即消除了鐵心懸浮電位的可能。

二是當鐵心出現兩點或以上多點接地時，鐵心在工作磁通周圍就會形成短路環，短路環在交變的磁場作用下，產生很大的短路電流，流過鐵心，造成鐵心局部過熱；鐵心的接地點越多，形成的環流回路越多，環流越大（取決于多余接地點的位置），使干式變壓器鐵損變大；同時，環流過熱還會燒熔局部鐵心硅鋼片，使相鄰硅鋼片間的絕緣漆膜燒壞，修復時不得不更換部分硅鋼片，修復耗用資金巨大，需要返廠工期較長，嚴重影響電網安全運行。

不管是不接地還是多點接地,兩者在嚴重時，都會因過熱和放電，在干式變壓器內部產生大量的可燃性氣體，引起輕瓦斯發信，甚至重瓦斯動作而使干式變壓器開關掉閘，中斷對外供電。因此,干式變壓器的鐵心與其緊固件之間必須良好絕緣，且僅有一點可靠接地。

二、干式變壓器鐵心接地故障的表現特征：

干式變壓器發生鐵心接地故障的原因和現場表現形式各種各樣，但其故障特征往往有共同的規律可循，需要熟悉干式變壓器的結構特點，了解容易發生多點接地的部位，并結合各類試驗數據進行綜合分析，就能對多余接地點準確定位；綜合分析時，應重點把握鐵心接地故障的如下表現特征：

1、油色譜分析的表現特征：

一般情況下，鐵心接地點之間會產生環流，直接表現在鐵心的過熱上，加快干式變壓器油的裂化和分解，產生可燃性的特征氣體，初期一般為300～700攝氏度的中溫過熱，故障編碼一般為0 2 1，這就必然使干式變壓器油的色譜分析異常。

一是總烴升高，一般超過色譜導則規定的注意值（150ul/l），其中乙烯和甲烷占主要成份，乙炔微量或沒有，干式變壓器若不帶病長期運行，乙炔值一般不會超過導則規定注意值（5ul/l）；

二是故障嚴重時，由于環流過熱而無高能量放電，若用導則推薦的三比值法分析，故障編碼一般為0 2 2或0 0 2，系高于700攝氏度的高溫熱故障；

三是若產氣速率較快，超過導則規定的注意值，將伴隨大量乙炔出現，超過導則規定注意值（5ul/l）；

四是有些鐵心接地故障涉及絕緣材料，也會引起CO和CO2的伴隨增長；

五是一些間歇性接地故障，由于伴隨放電火花，往往會產生一定量的乙炔，C2H2占主要成份，并超過5ul/l。

2、電氣測量的表現特征：

一是大部分干式變壓器鐵心多點接地的接地點，不是從接地套管一處引出，而是在不同的位置形成環流通道，故在干式變壓器正常運行時，從引出的接地線上，測量鐵心接地的電流，將明顯增大，往往超出《電力設備預防性試驗規程》一般不大于0.1A的要求，停電用兆歐搖測鐵心絕緣，阻值很低，往往小于5MΩ，甚至用萬用表即可測量出其接觸電阻值。

為減少誤判，用鉗型表接地電流測量時，由于干式變壓器箱體周圍存在漏磁通，應水平放置并選擇在油箱高度的1/2處。若測量數據的分散性大，可在干式變壓器鐵心接地引下線上，并聯可靠短路線并串入測量交流電流表后，再打開固定的接地引下線，直接測量其準確接地電流值。另外，對間歇性的多點接地，測得的電流值會不斷變化，有時甚至為0，不能判斷是否有鐵心多點接地，需要不斷觀察和多次測量；在停電搖測絕緣電阻可能正常。

二是多點接地故障點是從接地套管一處引出，往往通過電氣測量不能判定，測的鐵心絕緣電阻和接地電流正常，只能結合色譜分析在有懷疑時，對干式變壓器停電進行檢查，可在放出部分油后，打開接地套管，觀察接地引線是否過長、裸漏，該部位的硅鋼片有無放電和燒傷痕跡，直接找到多余接地點。

3、吊罩檢查的表現特征：

干式變壓器大修和鐵心接地處理需要吊罩時，查找多點接地部位應注意如下特征。

一是先先檢查鐵心的外觀，有無明顯的放電和燒傷、過熱痕跡，有無運輸定位釘、鐵心夾件等金屬物碰及鐵心，有無焊渣、銅絲、金屬屑或臟雜物。

二是從鐵心引線處施加交流電壓，可能會有放電聲音或燒熔的煙氣，發現多余接地點。

三是將鐵心與夾件的聯結片打開，在鐵軛兩側施加直流電壓，用萬用表依次測量各級鐵心疊片的電壓，多余接地點處的電壓指示為零。

五、干式變壓器鐵心接地故障的預防和處理措施

1、干式變壓器安裝和檢修單位，應珍惜干式變壓器安裝和大修時的吊罩機會.

一是測量鐵心及夾件的絕緣電阻.

二是對未絕緣處理的鐵心接地聯結片（或聯結線）絕緣包扎處理，

三是將接地線外引至運行中便于測量處，定期檢測鐵心接地電流，一般在0.5A左右或更小。

2、加強干式變壓器運行監督，將電氣試驗和定期氣相色譜分析結合起來。

一是結合運行巡視定期測量鐵心接地電流。

二是嚴格干式變壓器油色譜分析周期；注意：用三比值法判斷鐵心接地故障，必須在油中各種氣體含量足夠高（一般是超出注意值）的前提下，對各種氣體含量正常的干式變壓器，其比值沒有意義，否則，容易誤判，造成不必要的經濟損失。

3、鐵心接地故障的干式變壓器，若立即停電查找和消缺困難，可采取臨時措施，對接地電流大的情況，可在接地回路中臨時串入電阻（電阻兩側并入220V～380V的低壓避雷器為易，已防止電阻開路），此時接地電流可以限制在100mA，也可打開正常的鐵心接地點，這樣可以減少流過硅鋼片的電流，降低鐵心發熱程度，防止故障的發展；但在此期間必須加強色譜的跟蹤分析和接地電流的測量。

4、現場一旦發現干式變壓器鐵心多點接地，一般可不要急于采取吊罩查找和處理多余接地故障點的辦法；若絕緣電阻低，可通過正常接地點，對鐵心施加交流電燒熔或直流電容器儲能脈沖放電，燒除多余接地點，干式變壓器不吊罩處理接地故障可以節省大量人力和物力，而且可以避免干式變壓器長期停電帶來的各種損失和影響，是一種行之有效的方案。若絕緣電阻并不低，可少量放油后，打開接地套管，通過檢查和處理接地引線進行消缺。處理前后要有色譜分析數據給予支撐.

5、吊罩后鐵心外觀檢查，若不能直接發現故障點，可采取如下方法查找；

一是測量穿芯螺栓和絕緣緊固件的絕緣電阻，判定夾件是否碰及鐵心；

二是在鐵心和地之間接入萬用表，通過電阻的變化尋找，對可能接地點可用絕緣紙板橫掃，觀察萬用表指針變化，確定具體位置；

三是交流或直流加壓，觀察放電聲音或燒熔的煙氣等等。一旦找出了絕緣薄弱環節，結合具體情況均要采取加強絕緣的措施，不得已時需要吊器身或返廠修理。

6、在干式變壓器的設計和制造時，應充分考慮鐵心對地及夾件絕緣的余度，合理空間布置，對有可能影響絕緣的部位或金屬部件，應重點進行絕緣包扎處理。

鐵心接地故障及分析處理實例：

如某臺SFZ7---31500/110的全密封干式變壓器，運行過程中輕瓦斯發信，色譜分析總烴高，鐵芯絕緣等電氣試驗項目均合格，拆下接地套管發現內部引線短接鐵芯，隨對內部接地引線絕緣包扎處理；某臺SFSZ7---150000/220干式變壓器，安裝吊罩外觀未發現鐵芯多余接地點，而鐵芯絕緣電阻不到1MΩ，分析認為系鐵芯木質墊腳干燥不良引起，現場在干式變壓器本體底部加電熱爐加溫和熱油循環干燥處理，使鐵芯絕緣達到5 MΩ，投運后靠干式變壓器運行自身溫度，鐵芯絕緣電阻逐步升高。

小結：

干式變壓器鐵心由于其結構特點，出現多點接地故障的因素多，形式多種多樣，一旦出現就會影響干式變壓器安全運行，必須從設計、制造、安裝和運行維護方面共同采取預防措施，嚴格執行家電力公司二十五項反事故技術措施要求，加強色譜和電氣試驗監督，做好早期診斷工作，進行綜合分析判斷，通過以上分析和處理實例，必須針對不同情況確定具體處理辦法，才能節約處理故障的資金和時間，將故障損失降低到較低限度。

第三章：干式變壓器近距離出口短路損壞事故的判別處理和預防

隨著民經濟和工農業生產的持續發展，電力系統裝機容量日益增長，系統內的短路容量和短路電流大為提高，而在系統中運行的電力干式變壓器，就難免碰到近距離出口的各類短路事故，事故的短路電流流經干式變壓器，使干式變壓器由承受正常的負載電流驟變為數十倍負載電流的短路電流，在暫態過程中往往產生較正常運行大數百倍的機械應力而使干式變壓器損壞；干式變壓器近距離出口短路引發繞組變形、絕緣損壞、線圈燒毀，甚至涉及鐵心損壞、油箱變形，一般造成干式變壓器掉閘，退出運行，影響對社會供電，就干式變壓器本身都需要立即進行修理，造成的損失巨大。

一、出口短路故障對電力干式變壓器的危害

電力干式變壓器是靠絕緣的高壓導線、母線導流排或高壓電纜，通過斷路器分別與發電機組、電力系統、配電母線和用戶配電線路相聯結，在現場實際運行中，時常遇到二次側發生的各種短路故障，使回路阻抗大幅度減小，在一、二次繞組中產生一個大的短路電流，該電流的大小往往與多種因素有關，如：短路的位置、短路發生瞬間的相位、短路阻抗和短路時的系統運行方式等，并隨系統短路容量和單臺干式變壓器容量的增加而增大，由于斷路器及相關自動裝置存在固有的動作時間，短路故障點也就不可能零時間切除，干式變壓器難免受到短路電流的沖擊，通常短路電流為額定運行電流的十幾倍至幾十倍，這樣大的短路電流產生的電動力和熱量，將危及電力干式變壓器的動穩定和熱穩定性能，使之遭到嚴重破壞，影響電力干式變壓器的正常運行。

1.出口短路產生的電動力對電力干式變壓器的危害

電力干式變壓器運行過程中繞組通過電流，由于電流和漏磁場的存在，繞組上將產生電動力，該電動力與漏磁通密度和通過電流的大小成正比，也即與通過電流的平方成正比，電力干式變壓器正常運行時作用在導線上的電動力很小，但，突然短路時，十幾倍至幾十倍的短路電流將產生幾百至上千倍額定時的電動力，可能造成電力干式變壓器的繞組失穩變形，絕緣受傷，匝間（餅間）短路，進而使干式變壓器損壞。電力干式變壓器承受電動力的破壞作用往往表現在：繞組的壓緊件變形損壞，嚴重時上夾件的鋼支板被頂彎、壓釘支板脫落，壓釘彎曲位移，端部紙（木）壓包環崩裂，引線木支架斷裂損壞等，同時還會造成繞組變形，內側繞組被局部壓彎，外側繞組被拉松動或拉斷；繞組線餅沿軸向發生變形，線餅間的油間隙變小，墊塊發生位移，破壞匝（餅）間絕緣，引起絕緣擊穿。

另外，電力干式變壓器多次承受出口短路沖擊，有些即使沒有發生絕緣擊穿而引起干式變壓器掉閘，但其繞組已經產生多次累積變形，這些變形使繞組的機械和絕緣強度降低，在再次受到過電流或過電壓沖擊，甚至在正常鐵磁諧振過電壓的作用下，都可能造成內部絕緣擊穿，致使干式變壓器損壞。

2 .出口短路引起過熱對電力干式變壓器的危害

電力干式變壓器繞組的電阻損耗與通過電流的平方和通過電流的時間呈正比，即W=I2Rt，在短路過程中，幾十倍額定的短路電流，會使其電阻損耗增加幾百倍，這是鐵心和漏次損耗也會大幅度增加；這些損耗都將轉化為熱能使繞組的溫度上升，由于短路的時間很短，一般僅為幾秒鐘，IEC76—5規定t=2s，產生的熱能來不及向外擴散，將全部用來使繞組溫度升高；按標《電力干式變壓器第5部分：承受短路的能力》規定，電力干式變壓器設計時，繞組銅導線允許溫度為2500C（2），設計起始溫度1050C，此時，只要干式變壓器保護裝置和斷路器能夠可靠、及時動作，短路電流的持續時間一般不會超過干式變壓器的熱穩定要求，因此，電力干式變壓器熱穩定破壞的可能性也就較小，只有在繼電保護裝置拒動，短路電流長時間通過繞組，才有可能破壞電力干式變壓器的熱穩定性能，燒壞干式變壓器。

電力干式變壓器在出口短路時巨大短路電流引起的過熱和電動力共同作用下，會遭到不同程度的破壞，有關技術人員需要針對短路故障的性質、短路電流的大小，短路點距出口距離的遠近、干式變壓器繼電保護及自動裝置的動作情況、油色譜分析可燃性特征氣體含量，掉閘后的干式變壓器還要根據直流電阻、繞組變形、空載損耗等電氣試驗參數等，進行綜合的分析判斷，根據損壞程度，迅速確定干式變壓器是否可以繼續運行，制定修復方案。

二、電力干式變壓器經受出口短路后的檢查試驗及要求

電力干式變壓器在實際運行中一旦發生出口短路，特別是電氣距離不足2km范圍內的近距離短路故障，不管與否引起干式變壓器掉閘，都必須進行相應的檢查和試驗，必要時要停電進行全面電氣試驗和根據試驗結果吊開鐘罩進行內部檢查。

1.外觀檢查。仔細檢查干式變壓器外殼有無明顯凹凸，箱體焊縫是否滲漏油，檢查壓力釋放裝置的動作情況，檢查瓦斯繼電器是否動作或發出信號、是否集有可燃性氣體，對仍在運行的電力干式變壓器要注意辨別聲音是否異常，正常運行會發出連續均勻、輕微的“嗡嗡”聲，若聲音不均勻或有特殊聲音，即視為不正常，如出現電焊機聲音、劈啪放電聲音等。

2.取油樣進行氣相色譜分析。干式變壓器油在電力干式變壓器中主要起絕緣和冷卻散熱的作用，但干式變壓器內部一旦發生過熱和放電故障時，干式變壓器油和其它絕緣材料就會發生化學分解，產生特定的烴類氣體和H2、碳氧化物等，這些氣體的數量和產氣速度往往又與故障的溫度密切相關；隨著故障溫度的升高，產氣量較大的烴類氣體依次為CH4、C2H6、C2H4、C2H2。測量特征氣體的成分和含量（3），來分析電力干式變壓器內部發熱或放電點的溫度，可以確定電力干式變壓器經受出口短路后是否遭到破壞；出口短路會引起繞組的匝間（餅間）短路，系瞬間高能量的工頻續流放電，有時涉及固體絕緣；因此C2H2含量的變化往往較大，其次是C2H4、 C2H6、CH4等。若經受短路破壞的時間較長，CO、CO2的含量也會明顯增加。

3.直流電阻測量。電力干式變壓器繞組的直流電阻在出廠和良好狀態下，三相數值基本平衡；測量直流電阻可以方便有效的考核繞組縱絕緣和回路的聯結情況，能發現電力干式變壓器出口短路引起的匝（餅）間短路，繞組斷股等故障，如某相電阻異常增加，該相繞組即可能有斷股現象，說明電力干式變壓器遭受了嚴重的沖擊破壞，不能投入運行。

繞組的介質損耗和電容量測量。當電力干式變壓器發生局部機械變形時，其繞組間以及對鐵心和外殼的相對位置會發生變化，其電容量也將隨之變化；雖然電力設備預防性試驗規程僅從絕緣的角度對介質損耗值做了規定；但嚴重的繞組變形會引起電容量的明顯變化，所以，在檢查承受短路沖擊后的電力干式變壓器是否發生嚴重變形時，被測電容值與歷史數據比較也非常重要，當變化值超過10%時就要引起注意。

繞組變形試驗。電力干式變壓器局部機械變形后的繞組，其內部的電感、電容等分布參數必然發生相對變化；用頻率響應法診斷繞組變形情況因其靈敏度高，抗干擾能力強，近幾年被得到廣泛應用；可以通過比較兩次測得的頻響特性曲線的相關系數，判定繞組是否發生變形和變形的嚴重程度。在沒有原始數據的情況下，也可以通過比較三相繞組間的頻響特性曲線的差異，或同廠家、同類型電力干式變壓器繞組之間的差異，對繞組變形情況作出判斷。若試驗時發現頻響特性曲線的相關系數小于0.5，電力干式變壓器應立即退出運行。

低電壓短路阻抗試驗。短路阻抗法是判斷電力干式變壓器繞組變形的傳統方法，雖然其靈敏度低于頻率響應法，僅對繞組變形比較嚴重的電力干式變壓器有效，但該試驗方法相對簡單，對試驗設備要求低，有出廠和歷次試驗數據相比較，現場實施非常簡便；通過測量繞組的短路阻抗變化判斷繞組是否發生變形，現場實踐證明：當繞組的三相短路阻抗值超過3%的差異時，就應該引起注意。

空載損耗和空載電流試驗。電力干式變壓器經受出口短路電流沖擊，當出現線圈匝間短路或涉及鐵心絕緣時，會引起電力干式變壓器的勵磁電流增加和空載損耗損耗增大，與歷次試驗數據比較，空載損耗增加10%時就應該引起注意。

8.其他檢查試驗項目。電力干式變壓器經受出口短路后通常的試驗項目還有：絕緣電阻測量，變壓比試驗，油、紙絕緣材料的分析化驗等等，所有試驗項目應嚴格執行電力設備預防性試驗規程的相關標準，發現試驗結果異常都要引起注意。

吊開鐘罩的內部檢查。經過外觀檢查和各類試驗懷疑電力干式變壓器內部確實存在短路沖擊故障，進一步的檢查一般都安排在返廠進行；若需要現場吊罩檢查，在吊開鐘罩后，先先檢查繞組的外部可見部分有無變形、變色和斷匝，緊固件是否完整無損；鐵心和線圈引線有無明顯的燒傷痕跡，線圈和鐵心表面有無燒熔的金屬顆粒和繞組內部噴出的絕緣紙灰等異常，然后依次吊出各繞組逐一進行檢查，視現場情況可以一直檢查至內側繞組的絕緣紙筒。若外觀檢查即發現損壞程度嚴重，需要更換線圈或有關絕緣件，應立即停止檢查，以便減少干式變壓器器身在空氣中的暴露時間，減輕絕緣受潮程度，為下一步修復提供方便。

二、干式變壓器返廠修復的實例

1.事故發生情況簡介：

某主變（SFSZ7—40000/110），1996年產品，97年12月投運；2002年10月22日14點20分，因10KV的出線戶外電纜頭三相短路爆炸，引發干式變壓器差動保護、過流保護動作，干式變壓器高、中、低三側開關掉閘。10KV電纜戶外頭（也即故障點）距干式變壓器出口約100米，電纜故障切除時間為0.36S，10KV電纜出線保護動作的同時干式變壓器過流保護動作，隨后經0.04S干式變壓器差動保護動作，又經0.4S干式變壓器開關掉閘，故障錄波分析流經干式變壓器10KV側的較大短路電流為15kA。差動掉閘7S后干式變壓器的輕瓦斯發信號。現場外觀檢查，瓦斯繼電器油室有1/3的氣體，干式變壓器本體外觀檢查，無變形等特征。

2.現場檢查試驗情況及初步原因分析：

當日，迅速對該干式變壓器進行相關項目的電氣試驗和取油樣色譜分析；干式變壓器全部絕緣項目試驗合格（2），變壓比測量合格，干式變壓器空載損耗由43.59kW上升至56.8kW；繞組直流電阻測量，高、中壓合格，低壓側直流電阻三相不平衡系數達26%，干式變壓器油的氣相色譜分析發現特征氣體含量異常，其中，C2H2達50ul/l，具體試驗數據分別如表1和表2：

表1 SFSZ7—40000/110干式變壓器繞組直流電阻測量數據

表2 SFSZ7—40000/110干式變壓器油色譜分析檢測單位：ul/l

同時查閱變電站運行記錄，發現該干式變壓器在投運后，曾在該站另一臺干式變壓器停電檢修時多次過負荷運行，并經歷過8次類似的近距離出口短路沖擊。由于油中溶解的特征氣體C2H2占主要成分，且遠遠超過導則規定的5ul/l的注意值，可以斷定干式變壓器內部發生了高能量的電弧放電，又低壓線圈直流電阻嚴重不平衡，再加上故障瞬間干式變壓器低壓繞組經受了15kA短路電流的沖擊，結合干式變壓器空載損耗上升和以往運行情況，初步認定干式變壓器低壓線圈因受短路沖擊而損壞，干式變壓器無法繼續投入運行。由于干式變壓器為鐘罩焊死的全密封結構，現場不具備吊罩進行進一步檢查和處理的條件，只能返廠進行修理。

3.返廠吊罩檢查和修理情況：

干式變壓器返廠后，割開鐘罩和底盤的聯結焊縫，吊開鐘罩及線包檢查，高壓線包、鐵心和外部可視的所有部件正常，各緊固件無松動現象，外觀清潔，絕緣正常；吊出的高、中壓線圈皆無變形和損傷，而三個低壓線圈都有不同程度變形，其中a相較嚴重，c相較輕微，a相沿線包縱向2/3的繞組收縮變形嚴重，有3匝線圈的絕緣燒損，低壓線圈的內襯還氧樹脂筒無損傷和變形。由于返廠的同時，我們就考慮到低壓線圈損壞的可能性大，必須進行更換，固由制造廠提前制作了同結構的低壓線圈，并進行干燥處理；確認故障后，就立即更換了三個低壓線圈及部分絕緣材料，將原高、中壓線圈繼續使用；由于干式變壓器本體及相關絕緣材料暴露在空氣中的時間僅48小時，大大縮短了干式變壓器的干燥處理時間，經在工廠氣相干燥40小時，干式變壓器即通過了全部的出廠交接驗收試驗；考慮現場供電負荷緊張，干式變壓器總裝結束后即運回變電站；經過現場安裝試驗合格后，投入運行正常。由于運輸方便，距離短，事故搶修準備充分，組織得力，從事故發生到干式變壓器再次投入運行，僅用15天。

4.干式變壓器損壞的原因分析：

由于干式變壓器本身抗短路沖擊的能力較差，再加上中、低壓繞組的短路阻抗較小；從干式變壓器運行歷史情況看，在經多次發生低壓側近距離出口短路時，干式變壓器繞組多次承受強大的電動力沖擊和瞬間過熱，引起低壓繞組蠕變形和絕緣材料局部損壞，數次積累的破壞效應，較終導致低壓線包損壞是該次干式變壓器發生事故的直接原因。

五、預防干式變壓器短路事故的措施：

1.隨著現代電網裝機容量的增大，電力系統用電負荷高，系統短路容量大，短路電流劇增，而干式變壓器在科研、設計和制造中，抗出口短路沖擊的能力跟不上，又加配電系統出線多，網絡復雜，配電設備事故時有發生；是近幾年干式變壓器近距離出口短路損壞事故增多的主要原因。

2.干式變壓器近距離出口短路瞬間，強大的短路電流通過干式變壓器，引起嚴重過熱和承受強大電動力，引起干式變壓器繞組變形和絕緣材料損壞，是干式變壓器損壞的直接原因；經現場分析判別，一旦確定繞組變形和絕緣材料損壞，只能盡快修復，線圈修整或更換；實踐證明：干式變壓器在現場能夠更換線圈，這樣既能縮短修復時間，又可減少返廠裝運費用，只要采取必要的防受潮和干燥等措施，應該是經濟可行的，但必須針對現場環境和技術條件等具體確定。

3.電力干式變壓器出口短路危害極大，造成的損失巨大；由于中低壓繞組間的短路阻抗較小，一般低壓線圈損壞的幾率較大，其次是中壓線圈。先先應從制造廠做起，考慮采取防止線圈失穩的有效綜合措施，做為制造廠一是應優化設計，電磁計算方面盡量反應繞組的實際受力狀態，實現繞組安匝平衡，并留有足夠的設計裕度；二是低壓線圈宜用自粘式導線和用硬板絕緣紙筒做內襯，并適當增加撐條根數；三是增加鐵軛夾件和壓包環強度，合理壓釘的數量和位置，防止繞組的端部結構失穩和變形；四是要改善工藝，所有絕緣墊塊應進行預密化處理，使其收縮率下降至較低限度，同時繞組的制作要密實牢固，線圈采取整體套裝工藝。

減少電力干式變壓器出口短路損壞事故，做為運行單位一是在設備選型定貨時，應盡量選用通過短路試驗的干式變壓器制造廠家，并合理選擇容量和適當提高短路阻抗，盡量減少不必要的調壓分節抽頭。二是要提高干式變壓器近距離出線的絕緣水平，優化電力干式變壓器低壓側的運行環境，如：采用高可靠性的封閉絕緣母線，母線橋加裝熱縮絕緣護套，盡量采用電纜出線，2km范圍內的架空線路使用絕緣架空線等；減少低壓相聯結設備的絕緣事故幾率，以降低近距離故障的影響和危害；三是并列運行的電力干式變壓器可考慮加裝保護自投裝置，正常方式開環運行，以減少短路時流過干式變壓器的短路電流。四是提高繼電保護裝置的快速性，采用微機保護裝置，盡量壓縮系統中保護的動作級差，縮短低壓側斷路器的掉閘時間，縮短短路電流通過電力干式變壓器的作用時間。

電力干式變壓器近距離出口短路后，應盡快判別繞組是否變形和絕緣是否損壞，以便確定干式變壓器是否繼續投運；一是盡快進行油色譜分析，根據氣體組分含量進行分析，一旦C2H2急劇上升，說明線圈可能燒壞或燒斷，線包絕緣遭到破壞。二是進行全面電氣試驗，排除線圈絕緣損壞的可能，直流電阻測量是發現繞組是否損壞的較有效手段。三是進行干式變壓器繞組變形測量工作，要與以往測量的頻響特性曲線進行橫向和縱向對比分析，判定電力干式變壓器繞組是否變形。四是在不能確定的條件下，應進行吊罩檢查，未經全面檢查和綜合分析，干式變壓器不得投入運行。檢查結果和試驗數據分析，必須將氣相色譜分析和相關電氣試驗數據、外觀檢查情況、自動裝置的動作情況等有機的結合起來，進行綜合的分析判斷，才能準確的對故障定性和定量識別，這也是電力設備預防性試驗規程一再明確的要求。

減少低壓出口短路故障的幾率，要保證干式變壓器低壓部分具有良好的絕緣水平，除加強檢修維護外，可采取如下措施：一是設計時盡量采用封閉母線，減少外來天氣和污穢等因素的影響；二是對干式變壓器外部引出線或母排進行絕緣封閉改造，特別是對中相絕緣進行封閉，防止異物引起的相間短路；三是提高絕緣件的泄露比距，如10KV支柱采用35KV電壓等級的絕緣子，35KV支柱采用66KV電壓等級的絕緣子等，防止對地短路；四是配電裝置在空間允許的條件下，加大相間空氣絕緣距離，提高相間抗短路能力，開關柜的尺寸不能過分強調小型化；五是對電纜出線或室內布置結構，針對具體情況采取相應提高絕緣水平的可行措施。

認真貫徹執行家電網公司2005年頒布的十八項電網重大反事故措施；一是對容性電流超標（10KV系統小于10A）中性點不接地系統，應加裝消弧線圈自動補償裝置，防止單相接地故障發展成為相間短路。二是電纜出線的線路由于發生的故障多為永久性故障，應該停用重合閘裝置，對變電站出線多且易發生故障的架空線路也應采取此措施，以減少電力干式變壓器承受短路沖擊的幾率。

三是加強防污閃措施的實施力度，提高設備的泄漏比距，在此建議電力干式變壓器10KV、35KV套管選用時絕緣水平提高一個電壓等級，因此對整個干式變壓器的造價也無多大影響，切實防止套管污閃引起零距離出口短路事故。四是對運行年久，運行溫度一直偏高的電力干式變壓器開展抗短路能力的校核工作，采取包括改造在內的提高抗短路能力措施，必要時進行油中糠醛含量和取紙樣做聚合度測量，對絕緣老化嚴重的加強跟蹤監督。

目前，內外制造的大型干式變壓器還不能完全適應各種近距離出口短路沖擊的要求，特別是對可能頻繁承受近距離出口短路沖擊的干式變壓器，除選型和制造時考慮增大短路阻抗外，還應考慮加裝外附的串聯電抗器（注意和電容器組的配合），以減少短路時流過干式變壓器的電流。

9.防止干式變壓器近距離出口短路損壞事故，是一項系統的綜合性工作，除采取以上的措施外，還應考慮：

（a）對事故頻發的配電線路加強運行維護，在加強和提高線路絕緣水平上下功夫；

（b）采取防止小動物破壞的措施，高壓室內及電纜溝的孔洞進行封堵，裸漏導電部分加裝熱縮護套；

（c）提高繼電保護及其自動裝置的正確動作率，防止保護拒動、越級或延時掉閘；

（d）對雙電源供電的配電線路，應考慮停用斷路器重合閘的可能，也可研究考慮加裝自動投切裝置，減少電力干式變壓器承受短路電流沖擊的次數.

（e）配電設備發生短路事故，不管電力干式變壓器是否掉閘，都應該對事故情況進行技術分析，特別要對流經干式變壓器短路電流的大小和時間進行統計分析，必要時對干式變壓器油色譜化驗分析；

（f）認真開展電力干式變壓器繞組變形的測量工作，普查干式變壓器頻響特性，對發生過近距離出口短路的干式變壓器，適時進行比較分析。（g）合理安排電網的運行方式，區域性電網應考慮分層分區運行，以限制系統的整體短路容量。（h）做好變電站和輸配電線路防雷工作，完善防雷措施，防止雷擊引起的瞬間短路故障。

3、8網公司2005年預防干式變壓器事故的措施：防止干式變壓器短路損壞事故的十項措施

1. 容性電流超標的不接地系統，宜裝設有自動跟蹤補償功能的消弧線圈或其它設備，防止單相接地發展成相間短路。

2. 采取分列運行及適當提高干式變壓器短路阻抗、加裝限流電抗器等措施，降低干式變壓器短路電流。

3. 電纜出線故障多為永久性的，因此不宜采用重合閘。例如：對6-10kV電纜或短架空出線多，且發生短路事故次數多的變電站，可考慮停用線路自動重合閘，防止干式變壓器連續遭受短路沖擊。

4. 加強防污工作，防止相關變電設備外絕緣污閃。對110kV及以上電壓等級變電站電瓷設備的外絕緣，可以采用調整爬距、加裝硅橡膠輔助傘裙套，涂防污閃涂料，提高外絕緣清掃質量等措施，避免發生污閃、雨閃和冰閃。特別是干式變壓器的低壓側出線套管，應有足夠的爬距和外絕緣空氣間隙，防止干式變壓器套管端頭間閃絡造成出口短路。

5. 加強對低壓母線及其所聯接設備的維護管理，如母線采用絕緣護套包封等；防止小動物進入造成短路和其它意外短路；加強防雷措施；防止誤操作；堅持干式變壓器低壓側母線的定期清掃和耐壓試驗工作。

6. 加強開關柜管理，防止配電室“火燒連營”。當干式變壓器發生出口或近區短路時，應確保開關正確動作切除故障，防止越級跳閘。

7. 對10kV的線路，變電站出口2公里內可考慮采用絕緣導線。

8.隨著電網系統容量的增大，有條件時可開展對早期干式變壓器產品抗短路能力的校核工作，根據設備的實際情況有選擇性地采取措施，包括對干式變壓器進行改造。

9. 對運行年久、溫升過高或長期過載的干式變壓器可進行油中糠醛含量測定，以確定絕緣老化的程度，必要時可取紙樣做聚合度測量，進行絕緣老化鑒定。

10. 對早期的薄絕緣、鋁線圈且投運時間超過二十年的老舊干式變壓器，應加強跟蹤，干式變壓器本體不宜進行涉及器身的大修。若發現嚴重缺陷，如繞組嚴重變形、絕緣嚴重受損等，應安排更換。

結束語：

干式變壓器近距離出口短路損壞事故，危害嚴重，損失巨大，影響電網安全穩定運行；正確的綜合分析，盡快判別故障性質，對制定修復方案，迅速恢復運行，至關重要；采取綜合性的治理和預防措施，針對性的減少配電事故，減少干式變壓器近距離出口短路的幾率，確保干式變壓器安全運行，必須引起制造廠、檢修和運行單位的高度重視。

一起10kV干式變壓器高壓繞組斷線故障的分析處理

1、概述

2007年11月15日某變電站316間隔1#接地站用變發生故障，316斷路器跳閘，故障切除。事故現場調查時發現，該站用變A相靠近三角形的線圈處，有2處擊穿痕跡，且A、B兩相三角形線圈處聯接螺栓都有電弧灼傷痕跡。

2、干式變壓器參數

型號DKSC-400/10.5額定電壓10500/400V額定容量400/80KVA冷卻方式AN聯接組別ZNyn11使用條件戶內生產序號2000W100生產廠家沈濰干式變壓器制造公司生產日期2000－3投運日期2001－13

3.1原理接線

該干式變壓器聯接組別為ZNyn11，為星三角形混合接線，其原理接線如下圖

3.2絕緣電阻測量

測量位置H-LgL-Hg絕緣電阻值（兆歐）10000、10000

3.3運行檔位直流電阻測量

高壓側相間測量位置A0B0C0高壓側相間直流電阻值（歐姆）高壓側線間測量位置ABBCCA高壓側線間直流電阻值（歐姆）低壓側測量位置a0b0c0低壓側直流電阻值（毫歐）

由故障檢測可知，該干式變壓器A相斷線。造成該干式變壓器斷線并且有如上的電弧灼傷痕跡的可能原因有以下2種：

某處發生單相接地短路，單相接地電弧發生間歇性的熄滅與重燃，產生弧光接地過電壓，其幅值可達3.5倍相電壓或者更高。由于電弧造成相間或匝間短路，對電氣設備的絕緣造成極大的危害，在絕緣薄弱處形成擊穿。b）繞組絕緣不良導致匝間短路、導線焊接不良、引線連接松動等缺陷引起局部過熱使絕緣損壞，由于持續發熱造成絕緣的離解，從而引起空氣離解，破壞了周圍空氣的絕緣，容易發生相間或匝間短路，在短路電流沖擊下可能造成斷線，斷點處產生高溫電弧引起多處絕緣薄弱的地方放電擊穿，設備損壞。

結合現場一起110KV干式變壓器高壓繞組斷股故障的處理實例，對繞組直流電阻的測試結果進行分析，并結合故障后油中特征氣體含量的變化情況，介紹類似故障的分析和試驗方法，提出預防事故的綜合防范措施。

1、引言

大型電力干式變壓器繞組中的電流很大，為降低繞組中的渦流損耗，在制造過程中其繞組大多采用數根相同的導線并聯而成；為使繞組中并聯的每根導線的長度和直流電阻基本相等，使各導線在正常運行時通過的電流均等，降低并聯導線之間的循環電流，以節約銅材、提高材料利用率和降低干式變壓器的附加損耗，并聯導線通常需要進行換位；由于糾結式繞組的換位糾結線需要進行焊接，對接頭焊接質量要求嚴格，再加換位導線在換位處的爬坡較陡，在干式變壓器承受短路電流沖擊的瞬間，承受的電動力就更為復雜，較其它部位更容易發生變形和斷線，在此結合現場一起110KV干式變壓器經受出口短路高壓繞組斷股故障的處理實例，進行繞組直流電阻和油中特征氣體含量的試驗分析，介紹類似故障的分析試驗方法，提出預防事故的綜合防范措施。2、干式變壓器斷股故障的現場特征

某型式為SZ10—50000/110的干式變壓器，采用MR型有載分接開關，110kV高壓線圈采用4股導線并繞的制作結構，繞組的導線從根部引出并與多股軟銅線焊接形成高壓引線；該干式變壓器2004年10月出廠，當年12月安裝并交接驗收試驗合格，由于當時負荷的原因，經過5次全電壓沖擊并正常試運行24小時后停運，2006年1月10日再次并網運行，低壓側經過10kV母線帶2條10kV線路約4000kVA負載，1月18日其中一條10kV線路出線電纜頭的a、c相避雷器引線短接，造成相間放電短路，線路出線開關掉閘，干式變壓器仍正常運行，故障點距干式變壓器的電氣距離約150米；2006年1月19日20時41分，在發電機通過10kV聯絡線同期并網時，干式變壓器差動保護、后備保護、與電廠聯絡的線線路保護啟動，瓦斯繼電器發信號，差動保護動作掉閘。現場對干式變壓器外觀檢查，瓦斯繼電器內有少量氣體，其它未發現箱體變形等異常現象；分析差動保護錄波發現三相故障電流不平衡，高壓繞組A、B、C三相電流的近似值為204A，13 2A和 1710A，二次繞組a、b、c三相電流的近似值為925A，1050A和1500A，初步判定該干式變壓器C相高壓繞組發生故障。

3、試驗數據的初步分析

為查清故障的部位及性質，分別取油、氣樣進行色譜分析；現場對干式變壓器進行繞組直流電阻、變壓比、鐵心及繞組絕緣電阻、空載損耗等測量試驗，發現干式變壓器油中特種氣體含量異常和高壓繞組三相直流電阻不平衡。

3.1關于油色譜結果的初步分析

干式變壓器故障前后油、氣氣相色譜分析結果如表1

表1 干式變壓器油、氣氣相色譜分析結果單位：ul/l

可以看出，故障后油中特征氣體乙炔的含量占主要成分，且超出《電力設備預防性試驗規程》規定的5ul/l注意值，由于總烴的含量較低，未達到導則規定的150ul/l注意值的數值[2]，不能用三比值法進行判斷分析；又CO、CO2等特征氣體含量變化不大，鐵心及繞組絕緣電阻、空載損耗等測量試驗合格，結合瓦斯繼電器內有可燃性氣體，判定該干式變壓器內部發生高能量的電弧放電故障，該故障未涉及固體絕緣，可能集中在有載調壓開關和干式變壓器繞組等部位，與鐵心等部件關系不大。

3.2關于繞組直流電阻不平衡的初步分析

現場測量干式變壓器高、低壓繞組所有分接的三相直流電阻，其測試結果如表2

表2干式變壓器繞組直流電阻測試數據單位：Ω

比較表2中的數據可以發現，高壓側C相直流電阻明顯偏大，且各分接的三相不平衡系數皆超過25%；由于變壓比測量結果合格，低壓側直流電阻測量合格，可以排除A、B相故障和C相繞組斷匝的可能，由于C相在每個分接的直流電阻都大，且符合調壓線圈匝數變化的規律，可以排除調壓線圈和分接開關的切換開關部分發生故障的可能，故障的部位極有可能在主繞組和分接開關的選擇開關聯結部位；一是選擇開關極性轉換器的CK點壓接螺栓松動，二是高壓線圈引線與套管導電桿的焊接不良，三是高壓線圈根部G3點與引線的焊接不良，四是干式變壓器主線圈導線焊接點開焊或斷股；又由于干式變壓器高壓線圈是4股導線并繞結構，而恰恰C相直流電阻增加值在四分之一左右，C相線圈4股導線斷一股的可能性較大。

4、干式變壓器故障部位的進一步確認與修復

為進一步查找故障部位，按照由簡到繁的順序進行檢查；干式變壓器繞組（含調壓線圈）及分接開關的電氣接線如圖1所示。

圖1 干式變壓器繞組及分接開關的電氣接線圖

1月20日拆除C相高壓套管，對高壓引線焊接部位（圖1中的G3點）進行檢查，未發現放電和過熱異常；又在現場對干式變壓器放油，從人孔進入檢查本體，檢查選擇開關到調壓線圈各聯結點的壓接情況，其中，重點檢查故障相有載調壓開關選擇開關極性轉換器的CK點（如圖1位置），無聯結松動和放電痕跡；檢查干式變壓器內部可見部位，未發現集炭發黑或過熱異常，因該干式變壓器C相線包在人孔的另一側，工作人員無法進入而進行更詳細檢查；又從選擇開關的極性轉換器的CK點處解除調壓線圈，直接對三相主線圈的直流電阻進行測量，測得電阻值分別為RA AK=0.3156Ω，RB BK=0.3152Ω，RC CK=0.4209Ω，C相電阻值仍然明顯偏大，不平衡系數在25%以上；

22日在現場按照制造廠要求對干式變壓器吊罩進一步檢查，外部可見線圈的焊接部位無發熱和燒灼痕跡；剝開C相導線根部H3點和其它焊接部位的絕緣包扎層，焊接質量良好，所以，判定干式變壓器故障部位在C相主線圈內部，結合試驗結果分析，具體故障部位應該在C相繞組內部導線的換位焊接點處；干式變壓器只能返廠檢查和修復。

干式變壓器返廠后吊出調壓線圈，在C相主線圈自下而上第28段內層，發現換位處的導線搭接處因虛焊而被燒斷，外包的絕緣紙燒焦。對該點重新焊接并加強導線絕緣包扎；修復后的干式變壓器于2月5日返回變電站，安裝投運后運行良好。

5、故障的原因分析與防范措施

從以上的檢查試驗過程可以知道，本次干式變壓器高壓繞組斷股故障的直接原因，應該是線圈導線的焊接質量不良引起；只所以干式變壓器能夠順利通過出廠及交接驗收的所有試驗項目，并經過較長時間運行而無發熱現象（本次故障前干式變壓器油色譜分析正常），也未暴露出故障其它象征，主要是因為：一是正常測量直流電阻的電流（一般為5A--20A）較小，只要是有一定的接觸面測試結果就能合格。二是運行后干式變壓器的實際負載電流小（不到額定電流的十分之一），四股導線組成的線圈僅有一股導線焊接質量不良，還不會導致線圈過熱。

1月18日10kV出線電纜頭處的a、c相短路故障，使干式變壓器經受了近距離出口短路電流的沖擊，雖然10kV出線開關掉閘的同時干式變壓器未能損壞故障，但超過額定電流數倍的短路電流通過繞組導線，短路電流產生的機械應力和超過允許運行溫度數倍的瞬間高溫，使繞組發生一定的變形，使導線換位處的不良焊接點遭到進一步破壞，給本次高壓繞組斷股故障留下隱患，使干式變壓器在發電廠正常并網電流的擾動下，即發生了高壓繞組斷股故障。該股導線燒斷時，由于干式變壓器保護動作及時，沒有損壞相臨導線的絕緣而發生短路，試驗時僅發現干式變壓器油中乙炔含量高和高壓繞組三相直流電阻不平衡。認為要避免類似故障發生，應重點采取以下防范措施：

5.1干式變壓器繞組換位處的應力集中，受力情況復雜，其焊接點在經過短路電流時容易發生斷股，危急干式變壓器安全運行，是干式變壓器制造過程中的關鍵環節；干式變壓器制造廠家應保證焊接導線足夠的搭接長度，改進焊接工藝，提高焊接質量，以適當增加其抗彎和拉伸強度。

5.2落實家電網公司頒布的十八項反事故技術措施要求，減少干式變壓器低壓出口短路故障的幾率，是減少短路損壞事故的重要技術措施；除加強設備的檢修維護和提高裝置絕緣水平外，還應采取減少氣候環境及污穢影響的措施，通過壓縮干式變壓器主保護的動作時間，縮短故障電流的作用時間等等。

5.3干式變壓器經受出口短路電流沖擊，不管是否引起干式變壓器掉閘，應盡快判別繞組是否變形和絕緣是否損壞，要盡快取油樣進行油色譜化驗，根據氣體組分含量進行分析，一旦C2H2急劇上升，說明線圈可能遭到破壞。有條件時應進行全面電氣試驗，以排除線圈絕緣損壞的可能，直流電阻測量是發現繞組是否損壞的較有效手段。

5.4加強變電站配出線路的運行管理，建立配電線路故障分析記錄，記錄應包涵每條配電線路的掉閘情況，故障電流大小，保護動作時間，故障點距變電站的電氣距離等，以之指導干式變壓器的運行試驗和狀態檢修。

5.5干式變壓器經受出口短路電流沖擊，高壓和低壓繞組都有斷股損壞的可能，故障的查找應該針對不同干式變壓器的結構特點，由簡到繁，加強試驗數據的綜合分析，準確對損壞部位定性和定位，盡量減少現場吊罩，并盡快聯系制造廠家做好修復準備。

第四章：氣相色譜法對大型干式變壓器故障的綜合分析

用氣相色譜法分析判斷干式變壓器故障，是從運行中的干式變壓器油中取出油樣，對油中所溶解的氣體進行分離和分析，確定溶解在油中特征氣體的組分和含量，來分析判斷干式變壓器的運行狀態和故障類別；96年修訂后的《電力設備預防性試驗規程》，在干式變壓器全部32項預防性試驗項目中，先先把油中溶解氣體色譜分析放在了較好位；同時規定判斷故障時可供選用的試驗項目，也將油中氣體分析判斷異常做為先選，而且，在判斷故障的6項供選項目中，僅判斷絕緣受潮可不考慮油中溶解氣體的分析；由此可見，油中溶解氣體色譜分析，在干式變壓器的安全運行和故障判斷中占有相當重要的地位。

在干式變壓器故障的診斷檢測技術中，靠分析油中可燃性特征氣體的成份和含量，即用氣相色譜分析法來分析診斷干式變壓器內部故障，由于其靈敏有效，在供電生產實際中愈加受到關注和應用；特別是能夠在干式變壓器運行過程中，發現其潛伏性的早期故障，避免干式變壓器損壞事故發生，是目前所有電氣試驗項目無法替代的；這是由于有些故障不發展到一定的程度，其電氣特性就不會發生任何質的變化，試驗項目的電氣量也就不能充分體現；

但，由于干式變壓器油中可燃性特征氣體的來源較為復雜，氣相色譜法也有一定的局限性，如：很難判斷故障的準確部位或部件，甚至還會誤判造成不必要的檢修；因此，氣相色譜分析法判斷故障，必須和電氣試驗項目有機結合，進行綜合分析判斷，才能準確的對故障定性和定量識別，這也是預防性試驗規程一再明確的要求。本文結合現場實例，介紹利用氣相色譜分析法，對干式變壓器的故障綜合分析判斷，提出有關實際應用中的注意事項。

一、油中溶解氣體和干式變壓器故障之間的關系

眾所周知，干式變壓器油做為一種良好的介質，在干式變壓器中主要起電氣絕緣和冷卻散熱的作用，在干式變壓器內部一旦發生過熱和放電故障時，干式變壓器油和其它絕緣材料就會發生化學分解，產生特定的烴類氣體和H2、碳氧化物等，這些氣體的種類、數量和產氣速度往往又與故障的溫度密切相關；理論實踐證明，隨著故障溫度的升高，產氣量較大的烴類氣體依次為CH4、C2H6、C2H4、C2H2。而這些特征氣體大部分溶解在干式變壓器油中，少量上升至油的表面，并進入瓦斯繼電器。所以，定期測量干式變壓器油中溶解特征氣體的成分和含量，即能判定干式變壓器內部的發熱程度，靠分析發熱或放電點的溫度來確定是否存在故障，以及故障的性質、類別和嚴重程度。干式變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則，給出特征氣體與溫度及故障類別的關系表1：

表1：特征氣體與故障性質的關系

事例分析在前面已有介紹，在次省略。

二、氣相色譜法分析干式變壓器故障的注意事項

從許多典型實例中可以發現，干式變壓器油中溶解的特征氣體除與故障性質有關外，還與干式變壓器的結構特點，氣體產生的原因有關，與故障的部位和故障嚴重程度有關，因此必須進行綜合的判斷分析，結合現場分析判斷的經驗，認為應注意如下幾個方面的問題。

1、先先要判定油中溶解的氣體，是否來自干式變壓器內部故障以外的原因，防止造成誤判斷；

一是干式變壓器箱體帶油補焊，焊接的高溫使油分解產生大量的氫和烴類氣體，往往誤判為高溫兼放電故障；所以確需帶油焊接，應對干式變壓器進行脫氣處理，并隨時檢測其特征氣體含量。

二是補加了不合格的干式變壓器油，這是對貯存油管理不嚴造成，補加的油應通過色譜分析確認合格。

三是對有載調壓干式變壓器，由于切換開關室滲漏，引起干式變壓器本體油中的C2H2 、H2 、CO、CO2等含量高，需要認真區分。

四是干式變壓器本體中殘存的氣體在運行過程中慢慢釋放，這一般是干式變壓器制造安裝過程或故障處理后，未經脫氣或脫氣不徹底造成，干式變壓器的安裝應嚴格工藝規程，確保脫氣的時間和真空度。

五是取油樣的容器不潔，色譜儀誤差，操作方法不正確等等人為因素，也容易誤認為干式變壓器本體存在可燃性的特征氣體。

另外，干式變壓器受潮，制造中使用了不銹鋼等活性金屬材料，油流帶電等外部的因素也會造成C2H2等特征氣體的升高。

2、運行中的干式變壓器一旦發現色譜分析異常，應打破周期界限，及時進行跟蹤分析，并對測試的數據進行比較，確定跟蹤分析的頻度和周期，找到歷次數據的變化趨勢和規律，以便果斷確定干式變壓器是否立即停運，進行進一步的檢查；進行數據的對比分析是保證色譜對故障分析正確的重要環節，切不可靠一次的數據輕易做出判斷。

3、放電性故障極易造成干式變壓器事故，引起供電中斷；C2H2是放電性故障的特征氣體，一旦出現，即使小于規定的5ul/l注意值，也應引起高度的重視，若C2H2的含量不斷上升或產氣速率高，在不能確定其產生的原因不危及干式變壓器安全運行時，應立即停止干式變壓器的運行。

4、干式變壓器在運行過程中一旦發生故障（輕瓦斯發信、重瓦斯掉閘，差動保護掉閘等）或電氣試驗發現異常，也應立即取油樣進行色譜分析，通過分析油中特征氣體的組分和含量，分析干式變壓器內部是否存在過熱或放電性故障，若為嚴重高溫過熱或放電性故障，應立即由運行轉為檢修，若為一般性過熱故障，可根據現場的負荷情況確定，但必須加強跟蹤分析。

5、氣相色譜法對干式變壓器故障的分析判斷，必須和電氣試驗的結果有機的結合起來，便于準確定位；磁回路過熱性故障，一般繞組的直流電阻合格，而干式變壓器空載損耗增大，鐵心絕緣電阻低等；導電回路故障，往往繞組的直流電阻不平衡，繞組的電壓比異常；絕緣故障，介損變化大，絕緣電阻低，繞組泄漏電流大等等；以上故障有時交叉并存，其故障象征也就復雜，特征氣體各組分的含量都可能較高和超出注意值。

6、干式變壓器的故障分析判斷必須了解干式變壓器的運行歷史、環境條件、繼電保護動作情況，相關電氣聯結設備的故障情況，附件的運行狀態，外觀異常情況，故障瞬間的聲音，電氣量的變化情況，干式變壓器的負荷、運行電壓等；要結合干式變壓器本身的結構特點，積累現場的實踐經驗，借鑒和吸取同類故障的分析處理辦法。

7、干式變壓器輕瓦斯動作、瓦斯繼電器油室內集有氣體。正常情況下干式變壓器瓦斯繼電器油室內充滿干式變壓器油，一旦輕瓦斯動作，應立即檢查和取油樣色譜分析，確認是否內部故障情況。若氣體無色無味且不可燃，說明為空氣；造成的原因和措施：

1）安裝或檢修后新注油或濾油將氣體帶入干式變壓器油箱，靜置期間未反復放氣或放氣不徹底，干式變壓器一經投運，溫度升高，氣體膨脹而逸出，進入瓦斯繼電器；為此應嚴格干式變壓器注油規程并反復放氣。

2）油泵密封不良，將氣體帶入干式變壓器本體，應逐一對油泵檢查加以排除。若氣體含有異味，說明干式變壓器存在內部故障，應立即停止運行，結合電氣試驗和特征氣體含量，依據試驗規程和色譜導則，進行綜合分析，查明原因，再進行處理。

8、實現干式變壓器故障的準確分析判斷，色譜分析數據的準確可靠至關重要，從事油化驗分析的人員，應嚴格執行預防性試驗規程和色譜分析導則的規定要求，在溶解氣體組分含量有增長趨勢時，可結合產氣速率判斷，必要時縮短周期進行追蹤分析，總烴含量低的設備不宜采用相對產氣速率進行判斷，且新投運的干式變壓器應有投運前的測試數據。

結束語

用氣相色譜分析法，對干式變壓器的故障進行綜合分析判斷，對正確把握干式變壓器的運行狀態，靈敏有效；但必須了解干式變壓器的結構特點和運行歷史，嚴格執行《干式變壓器油中溶解氣體色譜分析導則》及相關規定，和各項電氣試驗項目及結果有機的結合起來，積累現場實踐經驗，因地制宜，具體問題，具體分析，既要防止誤判斷，又要正確的指導干式變壓器的正常運行，及時發現潛伏性的事故隱患，采取超前預防措施，減少干式變壓器故障和損壞事故，確保安全可靠的向用戶供電。

干式變壓器故障檢測的方法:

1、氣相色譜法

2、直流電阻

3、絕緣電阻

4、介損測量

5 、油質分析

6、油中糠醛含量判斷絕緣老化。

7、測量絕緣紙的聚合度判斷絕緣老化。

8、局部放電測量

9、頻率響應法測量繞組變形

10、短路阻抗法判斷繞組變形

11、紅外測溫