摘要：电力系统中变压器是重要设备之一，为发电厂与用电客户间的关键纽带，有利于电力系统安全、稳定的运行。但变压器故障频繁，在影响使用寿命的同时，也造成了一定的经济损失。为此，必须注重变压器状态检修与故障诊断。本文就电力变压器状态检修及故障诊断方法进行探究，首先阐述了变压器常见故障类型，其次对状态检修与故障诊断方法进行总结，然后结合实例进行分析，旨在为变压器的检修、维护提供参考。

关键词：变压器;状态检修;故障诊断

中图分类号：TM41

[Abstract] Transformer is one of the important equipment in power system， which is the key link between power plant and customers， and is conducive to the safe and stable operation of power system.However， the frequent faults of transformer not only affect the service life， but also cause certain economic losses. Therefore， we must pay attention to condition based maintenance and fault diagnosis of transformer. In this paper， the power transformer condition based maintenance and fault diagnosis methods are explored. Firstly， the common fault types of transformer are described. Secondly， the condition based maintenance and fault diagnosis methods are summarized， and then combined with the analysis of examples， in order to provide reference for the maintenance of transformer.

[Key words] Transformer; Condition based maintenance; Fault diagnosis

随着我国电网建设任务的广泛开展，人们的生产生活对电力供应提出了更高的要求。电力变压器作为电力系统重要组成部分，其运行状态是影响系统稳定供电的关键因素。据以往调查数据可知，电力事故中因电气设备引发的事故比例为50 %，为此，需注重变压器的日常检修，准确判断故障类型及成因，及时排除，缩小故障影响范围，促进电网的正常运行。

一、电力变压器常见故障

1.过热性故障

线路过热是电力变压器常见故障，多是因电力线路的电流异常造成电路过热，引发故障，如涡流和环流;电路回路中电阻过大或不能及时散热，则会造成电路迅速升温;因电磁线温度提升使得电磁线的抗拉强度与抗弯能力下降，削弱了绕组的抗短路性能。

2.绝缘故障

绝缘故障成因如下：第一，变压器绝缘油中有水，造成管内严重受潮，而套管端部的接口未密封严实，水进入储油柜或防爆管，导致引线、绕组与围屏等位置发生绝缘事故;第二，未对变压器中的杂物等进行清理，金属物件与绝缘层接触造成绝缘破损严重，更有甚者造成绝缘击穿破坏;第三，多数电力变压器均安装在露天环境中，若变压器的绝缘结构层厚度小、抗雷击能力弱，当变压器遭受雷击时则会因接地短路引发绝缘事故，或变压器的绝缘层损坏严重或设计指标不符合要求，在雷击后绝缘性能下降，变压器运行安全不能得到保障。

3.短路损坏故障

变压器外部遭受多次短路冲击，其中的线圈会出现变形，更有甚者会出现击穿绝缘现象，而一次短路损坏或长期短路损坏均会引发变压器运行故障。

二、电力变压器状态检修及故障诊断方法

1.状态检修

（1）在线检测

各类型的电力变压器均有其规定的电压适用范围，频谱宽也需根据电流情况进行设置。为保证电力变压器性能稳定，需对变压器的油位、电流进行动态在线监测;应用色相频谱分析与油箱频谱分析技术对设备性能参数进行检测;综合应用红外技术及非接触测量技术跟踪记录变压器的温度及色谱信息，为设备检修与维护工作的开展提供依据;当变压器处于运行状态时，需认真观察声音、振动等情况，以准确判断变压器性能水平。

（2）状态检测

所谓状态检测是指对运行状态下变压器的工作状态进行检测，检测内容主要如下：变压器的温度、冷却设备温度、二次设备运行状态、油箱工作状态等技术参数。当电力变压器进入工作状态后需做好隔离与封闭处理，为此需注意状态检测方法的合理应用。在实际检测时，需注意不得有水或气体进入变压器内部，对变压器内部的绝缘性与导电性造成负面影响，不利于电力变压器的安全操作和稳定运行。

（3）停电维修

停电维修应用频率较低，主要分为以下三个情况：①正常状态下电力变压器的停电检修，需安排专人进行预防性试验，针对变压器的绝缘体、主要电能设备实施防污、防锈等防护措施，严格控制灰尘、水分及油污等因素对于变压器运行的不利影响;②特殊状态下电力变压器的停电检修，在特殊时期需根据变压器的检修特征提前编制预案，在短时间内对变压器发生故障的位置进行分析与判断，为设备的维护与保养奠定基础，依此提升检修效率，缩短停电时长;③电力变压器定期大修，若变压器长期在湿度过高或雷暴雨等恶劣天气下运行，则必须定期对系统、设备进行大修，配合电力变压器企业的工作，准确掌握变压器维护与检修关键节点。

2.故障诊断

变压器内部构造复杂、故障类型较多，为此需参照以往运行过程中常见的故障类型进行判断，判断方法主要有电气预防试验法、直观检查法与油中溶解气体分析法。

一是电气预防试验法，是在变压器投入运行之前，检修人员通过电气试验确定设备绝缘状态，便于在故障发展初期就可及时发现和处理。电气预防性试验按照试验作用与要求分为绝缘试验、特性试验两类。二是直观检查法，对于运行状态下的变压器进行性能检测，可在日常巡视检查过程发现设备运行的异常状态，根据故障的主要特征予以判断。三是油中溶解气体分析法，基于油中溶解气体和故障类型间的关系判断故障类型。该方法实施时，多是应用变压器介质损耗检测法，基于气相色谱法对变压器故障进行分析。该方法无需设备停运，检测灵敏度与准确度较高，适用于潜伏性故障类型的判定。例如，根据一氧化碳、乙炔、烃、氢的含量进行检测，若检测结果显示烃、氢含量上升，二氧化碳、一氧化碳不变，则可判定为裸金属故障;烃、氢、二氧化碳、一氧化碳含量均上升，则判定为过热性故障。

三、实例分析

某厂220kV降压站监控系统在某年12月12日、13日连续两日早晨发“2#主变本体轻瓦斯”遥信变位报警。变压器型号为保定天威SZ11-150000/220kV，连接组别为yNyn0+d，户外安装，自然冷却。该变压器于2018年7月大修投运后运行正常，油定期检测各指标均正常。

1.故障情况

当年12月12日8时10分，主变轻瓦斯报警后，从集气盒处排气，但未有气体排出，仅少量油滴出。登上变压器顶部，从瓦斯继电器处排气后，对瓦斯继电器内空腔补满油，报警信号复归。检查集气盒与瓦斯继电器之间的软铜管无异物堵塞;变压器油枕油位偏低，为0.8;变压器声音、温度、负荷均无异常;各阀门均在正常工作状态，没有误开或误关情况;呼吸器、压力释放阀无喷油、冒油现象;取油样色谱分析合格，加强监护，继续运行。

当年12月13日7时13分，主变轻瓦斯再次报警。登上变压器，从瓦斯继电器处排气，使用餐巾纸擦拭排气口周围灰尘时，发现放在排气口的餐巾纸瞬间被吸入排气口内的异常现象，倒吸气持续1min，随后人为关闭排气口。排气口打开期间瓦斯继电器观察窗内油面反复波动，而排气口关闭期间又恢复平静，但始终没有上升趋势。为防止发生非计划停电，安排停变压器转入检修状态。

2.原因分析

导致轻瓦斯动作的原因主要有：变压器内部匝间短路、局部发热等轻微故障造成油分解产生气体;长期漏油或渗油导致油位低于瓦斯继电器浮筒;瓦斯继电器本体或二次回路故障误发信号;连接处不严密造成空气进入变压器。

针对以上原因进行现场分析排查。正常状态下，瓦斯继电器观察窗内应充满油，报警时2#主变本体瓦斯继电器的观察窗显示气量为400mL（轻瓦斯保护定值为300mL），说明瓦斯继电器正确发出报警，由此排除瓦斯继电器误动作的可能性。2#主变报警时仅有轻瓦斯信号，无其他电量保护类告警信息，且现场检查变压器无其他异常现象，主变本体及各附件无渗漏油痕迹，由此排除渗油导致油位过低报警的可能性。对2#主变取油样进行油中溶解气体色谱分析，各气体组分均未超标（标准值：H2不大于150μL/L，C2H2不大于5μL/L，总烃不大于150μL/L）。变压器油水分、介质损耗、油耐压均合格，基本排除了变压器内部电气故障、过热故障的可能性。

查看1#、2#两台主变近3天的油温、油位数据，相同的环境温度和负荷下，两台主变油温相近，仅差2～3℃，但油位相差悬殊，尤其夜间2#主变油位降至0.8，接近油枕的最大补偿量。对照变压器的油温和油位标准曲线（如图1所示）可看出，1#主变的运行曲线接近标准线，而2#主变的运行曲线严重偏离标准线。

查取12月上半月的气温发现，12月11日至12日环境气温骤降10℃，白天最高温度为-2℃，夜间最低温度为-12℃。12月11日与12月12日的5时～9时，1#主变油枕的油位为4，而2#主变油枕的油位为0.8，接近油枕油位下限。轻瓦斯报警后，从瓦斯继电器处排气，未有气体从油箱内部排出，却存在向内倒吸气现象，判定当时2#主变的油枕储油量不足以补偿主变油箱的冷缩量，在油箱内部上层形成了真空负压区。

综上分析得出，2#主变本体轻瓦斯动作是由于冬季夜间气温骤降，主变油箱内油冷缩，油枕储油量不足，在油箱上层瓦斯继电器安装部位形成了真空负压区，油面低于瓦斯继电器定值后发出了告警。该变压器油枕采用外油式波纹管结构（如图2所示），油枕用以补偿变压器油因温度变化而膨胀收缩产生的容积变化，对维护变压器的正常运行起着重要的保护作用。2#主变报警时油位显示0.8，已接近油枕油位计下限，误差较大，油枕油位计已无法准确反映真实的储油量。

据调查，当年7月中旬该主变检修完投用时的油位记录为4。按照当时的主变油温50℃，油枕油位应加注至7左右。由于当地7月正处于夏季高温期，检修人员因工作疏忽而未按补偿标准加注油枕油量，致使该主变投运后油枕油位一直处于偏低状态，进入冬季，夜间气温骤降时，油枕缺油补偿不足便引起了瓦斯继电器报警。

油枕的补偿量是根据变压器的总油重及使用地区的最高、最低环境温度来计算的。即：

V=mf/g

式中，V为油枕的补偿容积，L;m为变压器总油重，kg;f为变压器油体积补偿参数;g为变压器油的密度，0.9kg/L。

f=a（Δt+t）

式中，a为变压器油体积膨胀系数，0.000733;Δt为变压器使用地区最高和最低环境温差值;t为变压器平均温升。

该故障主变的总油重铭牌值为41400kg，当地最高、最低温度分别为35、-29℃。经计算，油枕的补偿容积V为3877.6L。

3.故障处理

确定故障原因后，将负荷切换至正常运行的变压器，故障变压器停电退出运行，对该变压器进行补油。变压器补油流程如下：（1）在油枕注油管上接上油管，关闭油枕集气室的排气、排油阀门，打开油枕顶上排气口和进油阀门，用真空滤油机向油枕补油;（2）向油枕注油时要防止排气口被胶囊阻挡，若被阻挡，则可用非金属圆头棍从排气口的孔中插入轻拔胶囊;（3）当排气口溢出油时，说明油枕中的空气已排净，当即将排气口旋紧并关闭进油阀停止补油;（4）打开集气室的排气阀门，升高座、瓦斯继电器等处的排气口，将残余气体放尽;（5）打开放油阀放去油枕中多余的油，使油表指示油位与当时实际油温下所要求的油位相符。补油时应注意以下事项：新补入的油应在试验合格后才能使用;补油后要检查瓦斯继电器内有无气体，若有则及时排出，24H后没有问题，才能将重瓦斯保护重新投入跳闸位置;禁止从变压器下部截门处补油，防止变压器底部污秽物进入变压器内。

四、结语

综上所述，变压器作为电力系统的中枢设施，其运行的可靠性、安全性等关系着系统整体。但因变压器运行环境复杂多变，部分故障类型难以发现。为此，必须了解变压器的内部构造，对以往故障数据和检修内容进行总结分析，基于状态检修实现故障类型、成因的准确判断，以加快检修效率，提高设备利用率，从而为电力系统稳定运行提供保障。

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