发电厂变压器事故预想概要

变压器短路故障主要指变压器出口短路，以及内部引线或绕组间对地短路、及相与 相之间发生的短路而导致的故障。

1 ．短路电流引起绝缘过热故障

变压器突发短路时，其高、低压绕组可能同时通过为额定值数十倍的短路电流，它 将产生很大的热量，使变压器严重发热。当变压器承受短路电流的能力不够，热稳定性 差，会使变压器绝缘材料严重受损，而形成变压器击穿及损毁事故。 2 ．短路电动力引起绕组变形故障

变压器受短路冲击时，如果短路电流小，继电保护正确动作，绕组变形将是轻微的； 如果短路电流大，继电保护延时动作甚至拒动，变形将会很严重，甚至造成绕组损坏。 对于轻微的变形，如果不及时检修，恢复垫块位置，紧固绕组的压钉及铁轭的拉板、拉 杆，加强引线的夹紧力，在多次短路冲击后，由于累积效应也会使变压器损坏。因此诊 断绕组变形程度、制订合理的变压器检修周期是提高变压器抗短路能力的一项重要措 施。

放电故障

根据放电的能量密度的大小，变压器的放电故障常分为局部放电、火花放电和高能 量放电三种类型。

一、放电故障对变压器绝缘的影响

放电对绝缘有两种破坏作用：一种是由于放电质点直接轰击绝缘，使局部绝缘受到 破坏并逐步扩大，使绝缘击穿。另一种是放电产生的热、臭氧、氧化氮等活性气体的化 学作用，使局部绝缘受到腐蚀，介质损耗增大，最后导致热击穿。

(1) 绝缘材料电老化是放电故障的主要形式。

1) 局部放电引起绝缘材料中化学键的分离、裂解和分子结构的破坏。

2) 放电点热效应引起绝缘的热裂解或促进氧化裂解，增大了介质的电导和损耗产生 恶性循环，加速老化过程。

3) 放电过程生成的臭氧、氮氧化物遇到水分生成硝酸化学反应腐蚀绝缘体，导致绝 缘性能劣化。

4) 放电过程的高能辐射，使绝缘材料变脆。

5) 放电时产生的高压气体引起绝缘体开裂，并形成新的放电点，

(2) 固体绝缘的电老化。 固体绝缘的电老化的形成和发展是树枝状， 在电场集中处产 生放电，引发树枝状放电痕迹，并逐步发展导致绝缘击穿。

(3) 液体浸渍绝缘的电老化。 如局部放电一般先发生在固体或油内的小气泡中， 而放 电过程又使油分解产生气体并被油部分吸收，如产气速率高，气泡将扩大、增多，使放 电增强，同时放电产生的 X —蜡沉积在固体绝缘上使散热困难、放电增强、出现过热， 促使固体绝缘损坏。 二、放电故障的类型与特征 1 ．变压器局部放电故障

在电压的作用下， 绝缘结构内部的气隙、 油膜或导体的边缘发生非贯穿性的放电现 称为局部放电。

局部放电刚开始时是一种低能量的放电， 变压器内部出现这种放电时， 情况比较复 杂，根据绝缘介质的不同，可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部放电；根据绝缘 部位来分，有固体绝缘中空穴、电极尖端、油角间隙、油与绝缘纸板中的油隙和油中沿 固体绝缘表面等处的局部放电。

(1) 局部放电的原因。

1) 当油中存在气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔，由于气体的介电常数小，在 交流电压下所承受的场强高， 但其耐压强度却低于油和纸绝缘材料，在气隙中容易首先 引起放电。

2) 外界环境条件的影响。如油处理不彻底下降使油中析出气泡等，都会引起放电。 3) 由寻：制造质量不良。如某些部位有尖角高而出现放电。带进气泡、杂物和水分， 或因外界气温漆瘤等，它们承受的电场强度较

4) 金属部件或导电体之间接触不良而引起的放电。局部放电的能量密度虽不大，但 若进一步发展将会形成放电的恶性循环，最终导致设备的击穿或损坏， 而引起严重的事 故。

(2) 放电产生气体的特征。 放电产生的气体， 由于放电能量不同而有所不同。如放电 能量密度在 10-9C 以下时，一般总烃不高，主要成分是氢气，其次是甲烷，氢气占氢烃 总量的日80 %— 90 %;当放电能量密度为 10 -8〜10 -7C时，则氢气相应降低，而 出现乙炔，但乙炔这时在总烃中所占的比例常不到 现象的主要标志。

随着变压器故障诊断技术的发展， 人们越来越认识到，局部放电是变压器诸多有机 绝缘材料故障和事故的根源， 因而该技术得到了迅速发展，出现了多种测量方法和试验 装置，亦有离线测量的。

(3) 测量局部放电的方法

1) 电测法。利用示波器、局部放电仪或无线电干扰仪，查找放电的波形或无线电干 扰程度。

2 ％，这是局部放电区别于其他放电

电测法的灵敏度较高，测到的是视在放电量，分辨率可达几皮库。

2) 超声测法。利用检测放电中出现的超声波，并将声波变换为电信号，录在磁带上 进行分析。超声测法的灵敏度较低， 大约几千皮库， 它的优点是抗干扰性能好， 且可“定 位”。有的利用电信号和声信号的传递时间差异，可以估计探测点到放电点的距离。

3) 化学测法。检测溶解油内各种气体的含量及增减变化规律。此法在运行监测上十 分适用，简称 “色谱分析 ”。化学测法对局部过热或电弧放电很灵敏，但对局部放电灵敏 度不高。而且重要的是观察其趋势，例如几天测一次，就可发现油中含气的组成、比例 以及数量的变化，从而判定有无局部放电或局部过热。

2 ．变压器火花放电故障

发生火花放电时放电能量密度大于 10 —6C 的数量级。

(1) 悬浮电位引起火花放电。 高压电力设备中某金属部件，由于结构上原因，或运输 过程和运行中造成接触不良而断开，处于高压与低压电极间并按其阻抗形成分压， 而在 这一金属部件上产生的对地电位称为悬浮电位。具有悬浮电位的物体附近的场强较集 中，往往会逐渐烧坏周围固体介质或使之炭化，也会使绝缘油在悬浮电位作用下分解出 大量特征气体， 从而使绝缘油色谱分析结果超标。 悬浮放电可能发生于变压器内处于高 电位的金属部件，如调压绕组，当有载分接开关转换极性时的短暂电位悬浮；套管均压 球和无载分接开关拨钗等电位悬浮。处于地电位的部件， 如硅钢片磁屏蔽和各种紧固用 金属螺栓等， 与地的连接松动脱落， 导致悬浮电位放电。 变压器高压套管端部接触不良， 也会形成悬浮电位而引起火花放电。

(2) 油中杂质引起火花放电。变压器发生火花放电故障的主要原因是油中杂质的影 响。杂质由水分、纤维质 (主要是受潮的纤维 )等构成。水的介电常数 e 约为变压器油的 40 倍，在电场中，杂质首先极化，被吸引向电场强度最强的地方，即电极附近，并按 电力线方向排列。于是在电极附近形成了杂质 “小桥 ”，如图 1—3 所示。如果极间距离 大、杂质少，只能形成断续 “小桥 ”，如图 1 —3(a) 所示。 “小桥”的导电率和介电常数都 比变压器油大，从电磁场原理得知，由于 “小桥 ”的存在，会畸变油中的电场。因为纤维 的介电常数大， 使纤维端部油中的电场加强， 于是放电首先从这部分油中开始发生和发 展，油在高场强下游离而分解出气体，使气泡增大，游离又增强。而后逐渐发展，使整 个油间隙在气体通道中发生火花放电，所以，火花放电可能在较低的电压下发生。

(3) 火花放电的影响。一般来说，火花放电不致很快引起绝缘击穿，主要反映在油 色普分析异常、局部放电量增加或轻瓦斯动作，比较容易被发现和处理，但对其发展程 度应引起足够的认识和注意。

3．变压器电弧放电故障

电弧放电是高能量放电， 常以绕组匝层间绝缘击穿为多见， 其次为引线断裂或对地 闪络和分接开关飞弧等故障。

（1）

电弧放电的影响。电弧放电故障由于放电能量密度大，产气急剧，常以电子崩 形 e

冲击电介质，使绝缘纸穿孔、烧焦或炭化，使金属材料变形或熔化烧毁，严重时会 造成 I 备烧损，甚至发生爆炸事故，这种事故一般事先难以预测，也无明显预兆，常以 突发的形式暴露出来。

（2）

征。出现电弧放电故障后，气体继电器中的

电弧放电的气体特H2 和 C2H2 等组

分常高达几千 UL/L ，变压器油亦炭化而变黑。 油中特征气体的主要成分是 H2 和 C2 H2， 其次C2H6和CH4。当放电故障涉及到固体绝缘时，除了上述气体外，还会产生 CO 2 。

综上所述， 三种放电的形式既有区别又有一定的联系，区别是指放电能级和产气组 分，联系是指局部放电是其他两种放电的前兆， 而后者又是前者发展后的一种必然结果。 由于变压器内出现的故障，常处于逐步发展的状态，同时大多不是单一类型的故障，往 往是 —种类型伴随着另一种类型，或几种类型同时出现，因此，更需要认真分析，具体 对待

CO和

绝缘故障

目前应用最广泛的电力变压器是油浸变压器和干式树脂变压器两种，

电力变压器的

绝缘即是变压器绝缘材料组成的绝缘系统，它是变压器正常工作和运行的基本条件，变 压器的使用寿命是由绝缘材料 （ 即油纸或树脂等 ） 的寿命所决定的。实践证明，大多变压 器的损坏和故障都是因绝缘系统的损坏而造成。据统计， 因各种类型的绝缘故障形成的 事故约占全部变压器事故的 85 ％以上。对正常运行及注意进行维修管理的变压器，其 绝缘材料具有很长的使用寿命。 国外根据理论计算及实验研究表明，当小型油浸配电变 压器的实际温度持续在 95 C时，理论寿命将可达400年。设计和现场运行的经验说明， 维护得好的变压器，实际寿命能达到 年：而按制造厂的设计要求和技术指标，

一般把变压器的预期寿命定为 20 一 40 年。因此，保护变压器的正常运行和加强对绝 缘系统的合理维护， 很大程度上可以保证变压器具有相对较长的使用寿命， 而预防性和 预知性维护是提高变压器使用寿命和提高供电可靠性的关键。

油浸变压器中，主要的绝缘材料是绝缘油及固体绝缘材料绝缘纸、纸板和木块等

c 50〜70

所谓变压器绝缘的老化， 就是这些材料受环境因素的影响发生分解，降低或丧失了绝缘 强度。 1 ．固体纸绝缘故障

固体纸绝缘是油浸变压器绝缘的主要部分之一，包括：绝缘纸、绝缘板、绝缘垫、 绝缘卷、绝缘绑扎带等，其主要成分是纤维素，化学表达式为

（C6Hi0O6）n，式中n为

聚合度。一般新纸的聚合度为 1300 左右，当下降至 250 左右，其机械强度已下降了 一半以上，极度老化致使寿命终止的聚合度为 150 〜200。绝缘纸老化后，其聚合度和 抗张强度将逐渐降低，并生成水、

CO、CO2，其次还有糠醛（咲喃甲醛）。这些老化产 物大

都对电气设备有害，会使绝缘纸的击穿电压和体积电阻率降低、介损增大、抗拉强 度下降，甚致腐蚀设备中的金属材料。固体绝缘具有不可逆转的老化特性，其机械和电

气强度的老化降低都是不能恢复的。变压器的寿命主要取决于绝缘材料的寿命，因此油 浸变压器固体绝缘材料， 应既具有良好的电绝缘性能和机械特性，而且长年累月的运行 后，其性能下降较慢，即老化特性好。

（1） 纸纤维材料的性能。 绝缘纸纤维材料是油浸变压器中最主要的绝缘组件材料， 纸 纤维是植物的基本固体组织成分， 组成物质分子的原子中有带正电的原子核和围绕原子 核运行的带负电的电子， 与金属导体不同的是绝缘材料中几乎没有自由电子，绝缘体中 极小的电导电流主要来

自离子电导。纤维素由碳、氢和氧组成，这样由于纤维素分子结 构中存在氢氧根，便存在形成水的潜在可能，使纸纤维有含水的特性。此外，这些氢氧 根可认为是被各种极性分子 （如酸和水 ） 包围着的中心，它们以氢键相结合，使得纤维易 受破坏：同时纤维中往往含有一定比例 （约 7％左右 ）的杂质，这些杂质中包括一定量的 水分，因纤维呈胶体性质， 使这些水分尚不能完全除去。 这样也就影响了纸纤维的性能。

极性的纤维不但易于吸潮（水分使强极性介质），而且当纸纤维吸水时，使氢氧根 之间的相互作用力变弱，在纤维结构不稳定的条件下机械强度急剧变坏，因此，纸绝缘 部件一般要经过干燥或真空子燥处理和浸油或绝缘漆后才能使用， 浸漆的目的是使纤维 保持润湿．保证其有较高的绝缘和化学稳定性及具有较高的机械强度。同时，纸被漆密 封后，可减少纸对水分的吸收，阻止材料氧化，还町填充空隙，以减小可能影响绝缘性 能、造成局部放电和电击穿的气泡。但也有的认为浸漆后再浸油，可能有些漆会慢慢溶 人油内，影响油的性能，对这类油漆的应用应充分子以注意。

当然， 不同成分纤维材料的性质及相同成分纤维材料的不同品质，

其影响大小及性

能也不同，如棉花中纤维成分最高，大麻中纤维最结实，某些进口绝缘纸板由于其处理 加工好， 使性能明显优于国产某些材质的纸板等。 变压器大多绝缘材料都是用各种型式 的纸 （如纸带、纸板、纸的压力成型件等 ）作绝缘的。因此在变压器制造和检修中选择好 纤原料的绝缘纸材料是非常重要的。纤维纸的特殊优点是实用性强、价格低、使用加工 方便，在温度不高时成型和处理简单灵活，且重量轻，强度适中，易吸收浸渍材料 绝缘漆、变压器油等 ） 。

（2）

纸绝缘材料的机械强度。油浸变压器选择纸绝缘材料最重要的因素除纸的纤维 成

（ 如

分、 密度、渗透性和均匀性以外， 还包括机械强度的要求， 包括耐张强度、 冲压强度、 撕裂强度和坚韧性：

1） 耐张强度：要求纸纤维受到拉伸负荷时，具有能耐受而不被拉断的最大应力 2） 冲压强度：要求纸纤维具有耐受压力而不被折断的能力的量度。 3） 撕裂强度：要求纸纤维发生撕裂所需的力符合相应标准。 4） 坚韧性：是纸折叠或纸板弯曲时的强度能满足相应要求。

判断固体绝缘性能可以设法取样测量纸或纸板的聚合度， 或利用高效液相色谱分析 技测量油中糠醛含量， 以便于分析变压器内部存在故障时，是否涉及固体绝缘或是否存

在引起线圈绝缘局部老化的低温过热， 或判断固体绝缘的老化程度。对纸纤维绝缘材料 在运行及维护中，应注意控制变压器额定负荷，要求运行环境空气流通、散热条件好， 防止变压器温升超标和箱体缺油。还要防止油质污染、劣化等造成纤维的加速老化，而 损害变压器的绝缘性能、使用寿命和安全运行。

(3) 纸纤维材料的劣化。主要包括三个方面：

1) 纤维脆裂。当过度受热使水分从纤维材料中脱离，更会加速纤维材料脆化。由于 纸材脆化剥落，在机械振动、电动应力、操作波等冲击力的影响下可能产生绝缘故障而 形成电气事故。

2) 纤维材料机械强度下降。纤维材料的机械强度随受热时间的延长而下降，当变压 器发热造成绝缘材料水分再次排出时， 绝缘电阻的数值可能会变高，但其机械强度将会 大大下降，绝缘纸材将不能抵御短路电流或冲击负荷等机械力的影响。

3) 纤维材料本身的收缩。纤维材料在脆化后收缩，使夹紧力降低，可能造成收缩移 动，使变压器绕组在电磁振动或冲击电压下移位摩擦而损伤绝缘。 2 ．液体油绝缘故障

液体绝缘的油浸变压器是 1887 年由美国科学家汤姆逊发明的， 1892 年被美国通 用电气公司等推广应用于电力变压器， 这里所指的液体绝缘即是变压器油绝缘。油浸变 压器的特点：①大大提高了电气绝缘强度，缩短了绝缘距离，减小了设备的体积；②大 大提高了变压器的有效热传递和散热效果，提高了导线中允许的电流密度， 减轻了设备 重量， 它是将运行变压器器身的热量通过变压器油的热循环，传递到变压器外壳和散热 器进行散热，从而提高了有效的冷却降温水平；③由于油浸密封而降低了变压器内部某 些零部件和组件的氧化程度，延长了使用寿命。

(1) 变压器油的性能。 运行中的变压器油除必须具有稳定优良的绝缘性能和导热性 能 (2) 变压器油劣化的原因。

变压器油质变坏，按轻重程度可分为污染和劣化两个阶段。

污染是油中混入水分和杂质，这些不是油氧化的产物，污染油的绝缘性能会变坏， 击穿电场强度降低，介质损失角增大。

劣化是油氧化后的结果， 当然这种氧化并不仅指纯净油中烃类的氧化， 而是存在于 油中杂质将加速氧化过程，特别是铜、铁、铝金属粉屑等。

氧来源于变压器内的空气， 即使在全密封的变压器内部仍有容积为 0．25 ％左右的 氧存在，氧的溶解度较高，因此在油中溶解的气体中占有较高的比率。

变压器油氧化时，作为催化剂的水分及加速剂的热量，使变压器油生成油泥，其影 响主要表现在：在电场的作用下沉淀物粒子大；杂质沉淀集中在电场最强的区域，对变

压器的绝缘形成导电的 “桥 ”；沉淀物并不均匀而是形成分离的细长条，同时可能按电力 线方向排列，这样无疑妨碍了散热，加速了绝缘材料老化，并导致绝缘电阻降低和绝缘 水平下降。 (3) 变压器油劣化的过程。

油在劣化过程中主要阶段的生成物有过氧化物、酸类、醇类、酮类和油泥。

早期劣化阶段。 油中生成的过氧化物与绝缘纤维材料反应生成氧化纤维素，使绝缘 纤维机械强度变差，造成脆化和绝缘收缩。生成的酸类是一种粘液状的脂肪酸，尽管腐 蚀性没有矿物酸那么强，但其增长速率及对有机绝缘材料的影响是很大的。

后期劣化阶段。是生成油泥，当酸侵蚀铜、铁、绝缘漆等材料时，反应生成油泥， 是一种粘稠而类似沥青的聚合型导电物质，它能适度溶解于油中，在电场的作用下生成 速度很快，粘附在

绝缘材料或变压器箱壳边缘，沉积在油管及冷却器散热片等处，使变 压器工作温度升高，耐电强度下降。

油的氧化过程是由两个主要反应条件构成的， 其一是变压器中酸价过高， 油呈酸性 其二是溶于油中的氧化物转变成不溶于油的化合物，从而逐步使变压器油质劣化。 (4) 变压器油质分析、判断利维护处理。

1) 绝缘油变质。包括它的物理和化学性能都发生变化，从而使其电性能变坏。通 过测试绝缘油的酸值、界面张力、汕泥析出、水溶性酸值等项目，可判断是否属于该类 缺陷，，对绝缘油进行再生处理，可能消除油变质的产物，但处理过程中也可能去掉了 天然抗氧剂。

2) 绝缘油进水受潮，由于水是强极性物质。在电场的作用下易电离分解，而增加 了绝缘油的电导电流，因此，微量的水分可使绝缘油介质损耗显著增加。通过测试绝缘 油的微水， 叮判断是否属于该类缺陷。 对绝缘油进行压力式真空滤油， 一般能消除水分。

3) 绝缘油感染微生物细菌。例如在主变压器安装或吊芯时，附在绝缘件表面的昆 虫和安装人员残留的闩：渍等都有可能携带细菌，从而感染了绝缘油：或者绝缘油本身 已感染微生物。主变压器一般运行在40 — 80 C的环境下，非常有利于这些微生物的生 长、繁殖。由于微生物及其排泄物中的矿物质、蛋白质的绝缘性能远远低于绝缘油，从 而使得绝缘油介损升高。 这种缺陷采用现场循环处理的方法很难处理好，因为无论如何 处理，始终有一部分微生物残留在绝缘固体上。处理后，短期内主变压器绝缘会有所恢 复，但由于主变压器运行环境非常有利于微生物的生长、繁殖，这些残留微生物还会逐 年生长繁殖，从而使某些主变压器绝缘逐年下降；

4) 含有极性物质的醇酸树脂绝缘漆溶解在油中。在电场的作用下，极性物质会发 生偶极松弛极化，在交流极化过程中要消耗能量，所以使油的介质损耗上升。虽然绝缘 漆在出厂前经过固化处理， 但仍可能存在处理不彻底的情况。 主变压器运行一段时间后， 处理不彻底的绝缘漆逐渐溶解在油中， 使之绝缘性能逐渐下降。 该类缺陷发生的时间与 绝缘漆处理的彻底程度有关，通过一两次吸附处理可取得一定的效果。

5) 油中只混有水分和杂质。这种污染情况并不改变油的基本性质。对于水分可用 干燥的办法加以排除； 对于杂质可用过滤的办法加以清除；油中的空气可通过抽真空的 办法加以排除。

6) 两种及两种以上不同来源的绝缘汕混合使用。油的性质应符合相关规定；油的 比重相同、凝固温度相同、粘度相同、闪点相近；且混合后油的安定度也符合要求。对 于混油后劣化的油，由于油质已变，产生了酸性物质和油泥，闽此需用油再生的化学方 法将劣化产物分离出来，才能恢复其性质。

3 ．干式树脂变压器的绝缘与特性

干式变压器 ( 这里指环氧树脂绝缘的变压器 ) 主要使用在具有较高防火要求的场 所。如高层建筑、机场、油库等。

(1) 树脂绝缘的类型。 环氧树指绝缘的变压器根据制造工艺特点可分为环氧石英砂 混合料真空浇注型、 环氧无碱玻璃纤维补强真空压差浇注型和无碱玻璃纤维绕包浸渍型 三种。

1) 环氧石英砂混合料真空浇注绝缘。这类变压器是以石英砂为环氧树脂的填充料， 将经绝

缘漆浸渍处理绕包好的线圈，放人线圈浇注模内， 在真空条件下再用环氧树脂与 石英砂的混合料滴灌浇注。由于浇注工艺难以满足质量要求，如残存的气泡、混合料的 局部不均匀及可能导致局部热应力开裂等， 这样绝缘的变压器不宜用于湿热环境和负荷 变化较大的区域。

2) 环氧无碱玻璃纤维补强真空压差浇注绝缘。环氧无碱玻璃纤维补强是用无碱玻 璃短纤维玻璃毡为绕组层间绝缘的外层绕包绝缘。 其最外层的绝缘绕包厚度一般为 1 3m 的薄绝缘，经环氧树脂浇注料配比进行混合，并在高真空下除去气泡浇注，由于绕 包绝缘的厚度较薄，当浸渍不良时易形成局部放电点，因此要求浇注料的混合要完全， 真空除气泡要彻底， 并掌握好浇注料的低粘度和浇注速度，以保证浇注过程中对线包浸 渍的高质量。

3) 无碱玻璃纤维绕包浸渍绝缘。无碱玻璃纤维绕包浸渍的变压器是在绕制变压器 线圈的同时， 完成线圈层间绝缘处理和线圈浸渍的，它不需要上述两种方式浸渍过程中 的绕组成型模具， 但要求树脂粘度小， 在线圈绕制和浸渍的过程中树脂不应残留微小气 泡。

(2) 树脂变压器的绝缘特点及维护。

树脂变压器的绝缘水平与油浸变压器相差并不显著，关键在于树脂变压器温升和 局部放电这两项指标上。

1) 树脂变压器的平均温升水平比油浸变压器高，因此，相应要求绝缘材料耐热的 等级更高， 但由于变压器的平均温升并不反映绕组中最热点部位的温度，当绝缘材料的 耐热等级仅按平均温升选择，或选配不当，或树脂变压器长期过负荷运行，就会影响变 压器的使用寿命。 由于变压器测量的温升往往不能反映变压器最热点部位的温度， 因此，

有条件时最好能在变压器最大负荷运行下，用红外测温仪检查树脂变压器的最热点部 位，并有针对性地调整风扇冷却设备的方向和角度，控制变压器局部温升，保证变压器 的安全运行。

2) 树脂变压器局部放电量的大小与变压器的电场分布、树脂混合均匀度及是否残 存气泡或树脂开裂等因素有关， 局部放电量的大小影响树脂变压器的性能、 质量及使用 寿命。因此，对树脂变压器进行局部放电量的测量、验收，是对其工艺、质量的综合考 核，在对树脂变压器交接验收及大修后应进行局部放电的测量试验，并根据局部放电是 否变化，来评价其质量和性能的稳定性。

随着干式变压器越来越广泛的应用，在选择变压器的同时，应对其工艺结构、绝缘 设计、绝缘配置了解清楚，选择生产工艺及质量保证体系完善、生产管理严格，技术性 能可靠的产品， 确保变压器的产品质量和耐热寿命，才能提高变压器的安全运行和供电 可靠性。 4 ．影响变压器绝缘故障的主要因素

影响变压器绝缘性能的主要因素有：温度、湿度、油保护方式和过电压影响等。

(1) 温度的影响。电力变压器为油、纸绝缘，在不同温度下油、纸中含水量有着不 同的平衡关系曲线。一般情况下，温度升高，纸内水分要向泊中析出；反之，则纸要吸 收油中水分。因此，当温度较高时，变压器内绝缘油的微水含量较大；反之，微水含量 就小。

温度不同时， 使纤维素解环、 断链并伴随气体产生的程度有所不同。 在一定温度下， CO和CO2的产生速度恒定，即油中CO和CO2气体含量随时间呈线性关系。 在温度不 断升高时，CO和CO2的产生速率往往呈指数规律增大。因此，油中

CO和CO2的含

量与绝缘纸热老化有着直接的关系， 并可将含量变化作为密封变压器中纸层有无异常的 判据之一。

变压器的寿命取决于绝缘的老化程度，而绝缘的老化又取决于运行的温度。如油浸 变压器在额定负载下，绕组平均温升为

65 C,最热点温升为78 C,若平均环境温度为

20 —30年，若变压器超

20C，则最热点温度为98 C；在这个温度下，变压器可运行 载运行，温度升高，促使寿命缩短。

国际电工委员会(1EC)认为A级绝缘的变压器在80〜140C温度范围内，温度每 增加6C,变压器绝缘有效寿命降低的速度就会增加一倍，这就是 6C法则，说明对热 的限制已比过去认可的 8C法则更为严格。

(2) 湿度的影响。水分的存在将加速纸纤维素降解。因此， 素材CO 和叫的产生与纤维 料的含水量也有关。当湿度一定时，含水量越高，分解出的 水量越低，CO2越多。反之，含 分解出的 CO 就越多

绝缘油中的微量水分是影响绝缘特性的重要因素之一。绝缘油中微量水分的存在， 对绝缘介质的电气性能与理化性能都有极大的危害， 水分可导致绝缘油的火花放电电压

降低，介质损耗因数tg8增大，促进绝缘油老化，绝缘性能劣化。而设备受潮，不仅导 致电力设

备的运行可靠性和寿命降低，更可能导致设备损坏甚至危及人身安全。

图1 — 4水分对油火花放电电压的影响 图1 — 5水分对油介质损耗因数tg8的影响

（3）油保护方式的影响。变压器油中氧的作用会加速绝缘分解反应，而含氧量与油 保护方式有关。另外，池保护方式不同，使CO和C02在油中解和扩散状况不同。如 C O的溶解小，使开放式变压器 CO易扩散至油面空间，因此，开放式变压器一般情况 O的体积分数不大于300x10 -6。密封式变压器，由于油面与空气绝缘，使

-1 380C

CO和CO2

曲 0 UU2 V

出。眄

4

-til u ux

a

K

不易挥发，所以其含量较高。

含水量（％）

图1 — 6水分对油浸纸击穿电压的影响

⑷过电压的影响。

1）

过电压的影响。三相变压器正常运行产生的相、地间电压是相间电压的 8%，但发生单相故障时主绝缘的电压对中性点接地系统将增加 系统将增加73 %，因而可能损伤绝缘。 2）

电压由于波头陡，引起纵绝缘

雷电过电压的影响。雷电过（匝问、并间、绝缘）

暂态5

30 %,对中性点不接地

上电压分布很不均匀，可能在绝缘上留下放电痕迹，从而使固体绝缘受到破坏。

3) 操作过电压的影响。由于操作过电压的波头相当平缓，所以电压分布近似线性， 操作过电压波由一个绕组转移到另一个绕组上时， 约与这两个绕组间的匝数成正比，从 而容易造成主绝缘或相间绝缘的劣化和损坏。

(5) 短路电动力的影响。 出口短路时的电动力可能会使变压器绕组变形、 引线移位， 从而改变了原有的绝缘距离，使绝缘发热，加速老化或受到损伤造成放电、拉弧及短路 故障。

综上所述， 掌握电力变压器的绝缘性能及合理的运行维护， 直接影响到变压器的安 全运行、使用寿命和供电可靠性，电力变压器是电力系统中重要而关键的主设备，作为 变压器的运行维护人员和管理者必须了解和掌握电力变压器的绝缘结构、材料性能、工 艺质量、维护方法及科学的诊断技术，并进行优化合理的运行管理，才能保证电力变压 器的使用效率、寿命和供电可靠性。

变压器事故处理 变压器自行跳闸后的处理

为了变压器的安全运行及操作，变压器高、中、低压各侧都装有断路器，同时还装 设了必要的继电保护装置。当变压器的断路器自动跳闸后，运行人员应立即清楚、准确 地向值班调度员报告情况；不应慌乱、匆忙或未经慎重考虑即行处理。待情况清晰后， 要迅速详细向调度员汇报事故发生的时间及现象、跳闸断路器的名称、编号、继电保护 和自动装置的动作情况及表针摆动、频率、电压、潮流的变化等。并在值班调度员的指 挥下沉着、迅速、准确地进行处理。 (1) 为加速处理事故，限制事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备安全 的威胁，应进行下列操作：

1) 将直接对人员生命有威胁的设备停电； 2) 将已损坏的设备隔离；

3) 运行中的设备有受损伤的威胁时，应停用或隔离 4) 站用电气设备事故恢复电源；

5) 电压互感器保险熔断或二次开关掉闸时，将有关保护停用；

6) 现场规程中明确规定的操作， 可无须等待值班调度员命令， 变电站当值运行人员 可自行处理，但事后必须立即向值班调度员汇报。

(2) 改变运行方式使供电恢复正常，并查明变压器自动跳闸的原因。

1) 如有备用变压器，应立即将其投入，以恢复向用户供电，然后再查明故障变压器 的跳闸原因。

2） 如无备用变压器，则只有尽快根据掉牌指示，查明何种保护动作

在查明变压器跳闸原因的同时，应检查有无明显的异常现象，如有无外部短路、线 路故障、过负荷、明显的火光、怪声、喷油等。如确实证明变压器两侧断路器跳闸不是 由于内部故障引起，而是由于过负荷、外部短路、或保护装置二次回路误动造成，则变 压器可不经外部检查重新投入运行。

如果不能确定变压器跳闸是由于上述外部原因造成的，则必须对变压器进行内部检 查。主要应进行绝缘电阻、直流电阻的检查。经检查判断变压器无内部故障时，应将瓦 斯保护投入到跳闸位置，将变压器重新合闸、整个过程，应慎重行事。

如经绝缘电阻、 直流电阻检查判断变压器有内部故障， 则需对变压器进行吊芯检查

变压器气体保护动作后的处理

变压器运行中如发生局部发热，在很多情况下，没有表现为电气方面的异常，而首 先表现出的是油气分解的异常， 即油在局部高温作用下分解为气体，逐渐集聚在变压器 顶盖上端及瓦斯继电器内。区别气体产；生的速度和产气量的大小，实际上是区别过热 故障的大小。

（1） 轻瓦斯动作后的处理。 轻瓦斯动作发出信号后，首先应停止音响信号，并检查瓦 斯继电器内气体的多少，判明原因。

1）非变压器故障原因。如：空气侵入变压器内 （滤油后 ） ；油位降低到气体继电器以 下（ 浮子式气体继电器 ）或油位急剧降低 （挡板式气体继电器 ）；瓦斯保护二次回路故障 （如气体继电器接线盒进水、 端子排或二次电缆短路等 ） 。如确定为外部原因引起的动作， 则恢复信号后，变压器可继续运行。

2） 主变压器故障原因。如果不能确定是由于外部原因引起瓦斯信号动作，同时又未 发现其他异常，则应将瓦斯保护投入跳闸回路，同时加强对变压器的监护，认真观察其 发展变化。

（2） 重瓦斯保护动作后的处理： 运行中的变压器发生瓦斯保护动作跳闸， 或者瓦斯信 号和瓦斯跳闸同时动作， 则首先考虑该变压器有内部故障的可能。对这种变压器的处理 应十分谨慎。

故障变压器内产生的气体是由于变压器内不同部位判明瓦斯继电器内气体的性质、 气体集聚的数量及速度程度是至关重要的。不同的过热形式造成的。因此，对判断变压 器故障的性质及严重程度是至关重要的。

1） 集聚的气体是五色无臭且不可燃的，则瓦斯动作的原因是因油中分离出来的空气 引起的，此时可判定为属于非变压器故障原因，变压器可继续运行；，

2） 气体是可燃的，则有极大可能是变压器内部故障所致。对这类变压器，在未经检 查并试验合格前，不允许投入运行：

变压器瓦斯保护动作是一种内部事故的前兆，或本身就是一次内部事故。因此，对 这类变压器的强送、试送、监督运行，都应特别小心，事故原因未查明前不得强送。

变压器差动保护动作后的处理

差动保护是为了保证变压器的安全可靠的运行， 即当变压器本身发生电气方面的故 障( 如层间、匝间短路 ) 时尽快地将其退出运行， 从而减少事故情况下变压器损坏的程度。 规程规定，对容量较大的变压器，如并列运行的 6300kVA 及以上、单独运行的 1000 0kVA 及以上的变压器，要设置差动保护装置。与瓦斯保护相同之处是这两种保护动作 都比较灵敏、迅速，都是保护变压器本身的主要保护。与瓦斯保护不同之处在于瓦斯保 护主要是反映变压器内部过热引起油气分离的故障，而差动保护则是反映变压器内部 ( 差动保护范围内 ) 电气方面的故障。差动保护动作，则变压器两侧 ( 三绕组变压器则是 三侧 )的断路器同时跳闸。

(1) 运行中的变压器，如果差动保护动作引起断路器跳闸，运行人员应采取如下措

1) 首先拉开变压器各侧闸刀，对变压器本体进行认真检查，如油温、油色、防爆玻璃、 瓷套管等，确定是否有明显异常。

2) 对变压器差动保护区范围的所有一次设备进行检查， 即变压器高压侧及低压侧断路器 之间的所有设备、引线、铝母线等，以便发现在差动保护区内有无异常。

3) 对变压器差动保护回路进行检查，看有无短路、击穿以及有人误碰等情况。

4) 对变压器进行外部测量， 以判断变压器内部有无故障。 测量项目主要是摇测绝缘电阻。 (2) 差动保护动作后的处理。

1) 经过上述步骤检查后，如确实判断差动保护是由于外部原因，如保护误碰、穿越性故 障引起误动作等，则该变压器可在重瓦斯保护投跳闸位置情况下试投。

2) 如不能判断为外部原因时， 则应对变压器进行更进一步的测量分析， 如测量直流电阻、 进行油的简化分析、或油的色谱分析等，以确定故障性质及差动保护动作的原因。 3) 如果发现有内部故障的特征，则须进行吊芯检查。

4) 当重瓦斯保护与差动保护同时动作开关跳闸，应立即向调度员汇报，不得强送。 5) 对差动保护回路进行检查，防止误动引起跳闸的可能。

除上述变压器两种保护外还有定时限过电流保护、零序保护等。

当主变压器由于定时限过电流保护动作跳闸时， 首先应解除音响， 然后详细检查有 无越级跳闸的可能，即检查各出线开关保护装置的动作情况，各信号继电器有无掉牌， 各操作机构有无卡死等现象。 如查明是因某一出线故障引起的越级跳闸，则应拉开出线 开关，将变压器投入运行，并恢复向其余各线路送电；如果查不出是否越级跳闸，则应

将所有出线开关全部拉开， 并检查主变压器其他侧母线及本体有无异常情况，若查不出 明显的故障，则变压器可以空载试投送一次，运行正常后再逐路恢复送电。当在送某一 路出线开关时，又出现越级跳主变压器开关，则应将其停用，恢复主变压器和其余出线 的供电。若检查中发现某侧母线有明显故障征象，而主变压器本体无明显故障，则可切 除故障母线后再试合闸送电， 若检查时发现主变压器本体有明显的故障征兆时，不允许 合闸送电；应汇报上级听候处理。当零序

保护动作时，一般是系统发生单相接地故障而 引起的，事故发生后，立即汇报调度听候处理。

变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理 现象：发生滑档时，档位指示不断连续变化，

35KV 及 10KV 电压表不停地摆动变化。

（1）应立即按下 “紧急分闸 ”按钮，断开调压电动机的电源。 （2）使用操作手柄进行手摇调压操作，调到调度要求的档位。

（3）手动调压后，应仔细倾听调压装置内部有无异音，若有异常声音，应立即向调度 及分局有关部门汇报，看是否立即将主变停电检修。

（4） 若手调后正常，应将有载调压电动操作机构的故障情况向有关部门汇报，并要求 派人检修。

（5） 将处理情况做好记录。

有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理

（1） 操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯亮， 分接开关档位指示也不变化。 属电动机空转，而操作机构未动作。

处理：此情况多发生在检修工作后，检修人员忘记把水平蜗轮上的连接套装上，使电动 机空转。或因频繁调压操作，导致传动部分连接插销脱落，将连接套或插销装好即可继 续操作。 （2）操作时，变压器输出电压不变化， 调压指示灯不亮，分接开关的档位指示也不变 化情况属于无操作电源或控制回路不通

处理：a、检查调压操作保险是否熔断或接触不良，如有问题处理后可继续调压操作。 b、 无上述问题，应再次操作，观察接触器动作与否，

区分故障。

c、 若接触器动作，电动机不转，可能是接触器接触不良、卡涩，也可能是电动机问题， 测量电动机接线端子上的电压若不正常，属接触器的问题， 此情况应上报有关部门派人处理。

（3）操作时，变压器输出电压不变化，调压指示灯亮，分接开关的档位指示已变化， 说明操作机构已动作， 可能属快速机构问题，选择开关已动作，但是切换开关未动作。 此时应切记！千万不可再次按下调压按钮， 否则，选择开关会因拉弧而烧坏。 处理：应迅速手动用手柄操作，将机构先恢复到原来的档位上，并将情况汇报调度和分 局有关部门， 按照调度和主管领导的命令执行。 同时应仔细倾听调压装置内部有无异音， 若有异常，应将故障变压器退出运行进行检修。若无异常，应由专业人员取油样做色谱 分析 。

反之，属电动机有问题，

变压器后备保护动作的处理

（1） 根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围 保护动作信号。

（2） 断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。 （3）断开分路上有保护动作、信号的线路开关。 （4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。 （5）检查失压母线连接的设备有无异常。

（6）如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主 变运行。 （7）将检查结果报告调度，并做好记录。

,检查各分路有 无

变压器着火事故处理

变压器着火，应首先断开电源，停用冷却器，迅速使用灭火装置。若油溢在变压器 顶盖上面着火，则应打开下部油门放油至适当油位；若是变压器内部故障而引起着火， 则不能放油，以防变压器发生严重爆炸的可能。一旦变压器故障导致着火事故，后果将 十分严重，因此要高度警惕，作好各种情况下的事故预想，提高应付紧急状态和突发事 故下解决问题的应变技能，将事故的影响降低到最小的范围。 1 ．变压器油着火的条件和特性

绝缘油是石油分馏时的产物， 主要成分是烷族和环烷族碳氢化合物。用于电气设备 的绝缘油的闪点不得低于 135 C,所以正常使用时不存在自燃及火烧的危险性。因此， 如果电气故障发生在油浸部位，因电弧在油中不接触空气，不会立即成为火焰，电弧能 量完全为油所吸收，一部分热量使油温升高，一部分热量使油分子分解，产生乙炔、乙 烯等可燃性气体，此气体亦吸收电弧能量而体积膨胀，因受外壳所限制，使压力升高。 但是当电弧点燃时间长， 压力超过了外壳所能承受的极限强度就可能产生爆炸。这些高 温气体冲到空气中，一遇氧气即成明火而发生燃烧。 2 ．防范要求

（1）

变压器着火事故大部分是由本体电气故障引起，作好变压器的清扫维修和定期 试

验是十分重要的措施。如发现缺陷应及时处理，使绝缘经常处于良好状态，不致产生 可将绝缘油点燃起火的电弧。

（2）

变压器各侧开关应定期校验，动作应灵活可靠；变压器配置的各类保护应定期 检

查，保持完好。这样，即使变压器发生故障，也能正确动作，切断电源，缩短电弧燃 烧时间。主变压器的重瓦斯保护和差动保护，在变压器内部发生放电故障时，能迅速使 开关跳闸，因而能将电弧燃烧时间限制得最短，使在油温还不太高时，就将电弧熄灭。

（3） 定期对变压器油作气相色谱分析， 发现乙炔或氢烃含量超过标准时应分析原因， 甚至进行吊心检查找出问题所在。在重瓦斯动作跳闸后不能盲目强送， 生爆炸和大火。

（4） 4 反事故措施

1) 变压器加油应采用真空注油，以排除气泡。油质应化验合格，并作好记录。

2) 变压器投入运行后，重瓦斯保护应接入跳闸回路，并应采取措施防止误动作。当发 现轻瓦斯告警信号时，要及时取油样判明气体性质，并检查原因及时排除故障。 3) 对变压器渗漏油的故障要及时加以处理。

4) 防爆装置应按要求安装在正确的位置， 防爆板应采用适当厚度的层压板或玻璃纤维 布板等脆性材料。

变压器周围应有可靠的灭火装置。

以免事故扩大发

5) 加强管理和建立正常的巡视检查制度。

6) 重视安全教育，进行事故预想，提高安全意识。