变压器故障检测技术典型故障分析.docx

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变压器故障检测技术典型故障分析

毕 业 设 计

题目：

变压器故障检测技术--典型故障分析

系别：

电气系

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指导老师：

变压器故障检测技术--典型故障分析

摘 要

电力变压器故障检测主要有电气量检测和化学检测方法。

化学检测主要是通过变压器油中特征气体的含量、产气速率和三比值法进行分析判断，它对变压器的潜伏性故障及故障发展程度的早期发现具有有效性。

具体应用中要根据故障或缺陷的不同发展阶段,采用不同的分析方法,结合设备的实际运行状况及外部电气试验数据,充分发挥油化学检测的灵敏性,正确评判设备状况或制定针对性的检修策略。

实际应用过程中，为了更准确的诊断变压器的内部故障，色谱分析应根据设备历史运行状况、特征气体的含量等采用不同的分析模型确定设备运行是否属于正常或存在潜伏性故障以及故障类别。

电力变压器是一种改变交流电压大小静止的电力设备，是电力系统中核心设备之一，在电能的传输和配送过程中，电力变压器是能量转换、传输的核心，是国民经济各行各业和千家万户能量来源的必经之路。

如果变压器发生故障，将影响电力系统的安全稳定运行电力系统中很重要的设备，一旦发生事故，将造成很大的经济损失。

分析各种电力变压器事故，找出原因，总结出处理事故的办法，把事故损失控制在最小范围内，尽量减少对系统的损害。

由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中不仅要以上层油温允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。

如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。

变压器的安全运行管理工作是我们日常工作的重点，通过对变压器的异常运行情况、常见故障分析的经验总结，将有利于及时、准确判断故障原因、性质，及时采取有效措施，确保设备的安全运行变压器是输配电系统中极其重要的电器设备，根据运行维护管理规定变压器必须定期进行检查，以便及时了解和掌握变压器的运行情况，及时采取有效措施，力争把故障消除在萌芽状态之中，从而保障变压器的安全运行。

现根据对变压器的运行、维护管理经验。

关键词：

变压器  故障  检测  色谱分析

摘要

1电力变压器的内部故障类型........................................1

1.1过热性故障..........................................................................1

1.2 放电性故障..........................................................................1

1.3 变压器绝缘受潮...................................................................1

2色谱分析诊断的基本程序............................................2

2.1变压器故障的油中气体色谱检测.............................................2

2.2特征气体的含量....................................................................3

2.3根据气体含量变化分析判断....................................................3

3油中主要气体含量故障分析方法 ..................................5

3.1变压器的注意值.....................................................................5

3.2不超过注意值.........................................................................5

3.3 应用举例...............................................................................6

4故障产气速率判断法....................................................8

4.1不超过注意值.........................................................................8

4.2 根据产气速率判断故障的方法...................................................8

5根据三比值法分析判断法 ............................................10

5.1 三比值判断法........................................................................10

5.2 应用举…………………………………………………………………………….…10

6在线监测技术 .....................................................11

6.1 油中溶解性气体分析及检测......................................11

6.2局部放电在线检测技术..........................................11

6.3绕组温度在线检测技术..........................................11

7结束语............................................................13

参考文献............................................................14

致谢..............................................................15

1电力变压器的内部故障类型

1.1过热性故障 

是由于设备的绝缘性能恶化、油等绝缘材料裂化分解。

又分为裸金属过热和固体绝缘过热两类。

裸金属过热与固体绝缘过热的区别是以CO和CO2的含量为准，前者含量较低，后者含量较高。

1.2 放电性故障 

是设备内部产生电效应（即放电）导致设备的绝缘性能恶化。

又可按产生电效应的强弱分为高能放电（电弧放电）、低能量放电（火花放电）和局部放电三种。

1.2.1 发生电弧放电时 

发生电弧放电时产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体。

这种故障在设备中存在时间较短，预兆又不明显，因此一般色谱法较难预测。

1.2.2 火花放电 

是一种间歇性的放电故障。

常见于套管引线对电位未固定的套管导电管，均压圈等的放电;引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起的放电;分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。

产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体，但由于故障能量较低，一般总烃含量不高。

1.2.3 局部放电 

主要发生在互感器和套管上。

由于设备受潮，制造工艺差或维护不当，都会造成局部放电。

产生气体主要是氢气，其次是甲烷。

当放电能量较高时，也会产生少量的乙炔气体。

1.3 变压器绝缘受潮 

变压器绝缘受潮时，其特征气体H2含量较高，而其它气体成分增加不明显。

 值得注意的是，芳烃含量问题。

因为它具有很好的“抗析气”性能。

不同牌号油含芳烃量不同，在电场作用下产生的气体量不同。

芳烃含量少的油“抗析气”性能较差，故在电场作用下易产生氢和甲烷，严重时还会生成蜡状物质；而芳烃含量较多的绝缘油“抗析气”性能较好，产生的氢气和甲烷就少些，因此，具体判断时要考虑这一因素的影响

2色谱分析诊断的基本程序

2.1 变压器故障的油中气体色谱检测 

目前，在变压器故障诊断中，单靠电气试验方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷，而通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法，对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效，这已为大量故障诊断的实践所证明。

油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化，在特定温度下，往往有某一种气体的产气率会出现最大值；随着温度升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。

这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系。

而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。

变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体（主要包括氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等多种气体）。

当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体的含量会迅速增加。

这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝缘油的表面，并进入气体继电器。

经验证明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关。

因此在设备运行过程中，定期测量溶解于油中的气体成分和含量，对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义和现实的成效，在1997年颁布执行的电力设备预防性试验规程中，已将变压器油的气体色谱分析放到了首要的位置，并通过近些年的普遍推广应用和经验积累取得了显著的成效。

电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。

据有关资料介绍，在对359台故障变压器的统计表明：

过热性故障占63％；高能量放电故障占18．1％；过热兼高能量放电故障占10％；火花放电故障占7％；受潮或局部放电故障占1．9％。

而在过热性故障中，分接开关接触不良占50％；铁心多点接地和局部短路或漏磁环流约占33％；导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热约占14．4％；其余2．1％为其他故障，如硅胶进入本体引起的局部油道堵塞，致使局部散热不良而造成的过热性故障。

而电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主，  

3其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障。

火花放电常见于套管引线对电位末固定的套管导电管、均压圈等的放电；引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起的放电；分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。

针对上述故障，根据色谱分析数据进行变压器内部故障诊断时，应包括：

（1）分析气体产生的原因及变化。

（2）判定有无故障及故障的类型。

如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。

（3）判断故障的状况。

如热点温度、故障回路严重程度以及发展趋势等。

（4）提出相应的处理措施。

如能否继续运行，以及运行期间的技术安全措施和监视手或是否需要吊心检修等。

若需加强监视，则应缩短下次试验的周期。

2.2 特征气体的含量 

首先看特征气体的含量。

若H2、C2H2、总烃有一项大于规程规定的注意值的20%，应先根据特征气体含量作大致判断，主要的对应关系是：

若有乙炔，应怀疑电弧或火花放电；氢气很大，应怀疑有进水受潮的可能；总烃中烷烃和烯烃过量而炔烃很小或无，则是过热的特征。

计算产生速率，评估故障发展的快慢。

通过分析的气体组分含量，进行三比值计算，确定故障类别。

核对设备的运行历史，并且通过其它试验进行综合判断。

2.3 根据气体含量变化分析判断 

（1） 氢气H2变化。

变压器在高、中温过热时，H2一般占氢烃总量的27％以下，而且随温度升高，H2的绝对含量有所增长，但其所占比例却相对下降。

变压器无论是热故障还是电故障，最终都将导致绝缘介质裂解产生各种特征气体。

由于碳氢键之间的键能低，生成热小，在绝缘的分解过程中，一般总是先生成H2，因此H2是各种故障特征气体的主要组成成分之一。

变压器内部进水受潮是一种内部潜伏性故障，其特征气体H2含量很高。

客观上如果色谱分析发现H2含量超标，而其他成分并没有增加时，可大致先判断为设备含有水分，为进一步判别，可加做微水分析。

导致水分分解出H2有两种可能：

一是水分和铁产生化学反应；二是在高电场作用下水本身分子分解。

设备受潮时固体绝缘材料含水量比油中含水量要大100多倍，而H2含量高，大多是由于油、纸绝缘内含有气体和水分，所以在现场处理设备受潮时，仅靠采用真空滤油法不能持久地降低设备中的含水量，原因在于真空滤油对于设备整体的水分影响不大。

另外，还有一种误判断的情况，如某变压器厂的产品一阶段曾连续十几台变压器油色谱中H2高达1000t2L／L以上。

而取相同油样分送三处外单位测试，H2含量却均正常。

于是对标气进行分析，氢气峰高竟达216mm，而正常情况仅13mm左右。

以上分析说明是气相色谱仪发生异常，经检查与分离柱有关，因分离柱长期使用，特别是用振荡脱气法脱气吸附了油，当吸附达到一定程度，便在一定条件下释放出来，使分析发生误差，经更换分离柱后恢复正常。

（2） 乙炔C2H2变化。

C2H2的产生与放电性故障有关，当变压器内部发生电弧放电时，C2H2一般占总烃的20％--70％，H2占氢烃总量的30％～90％，并且在绝大多数情况下，C2H4＼含量高于CH4。

当C2H2含量占主要成分且超标时，则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。

如果其他成分没超标，而C2H2超标且增长速率较快，则可能是设备内部存在高能量放电故障。

（3） 甲烷CH4和乙烯C2H4变化。

在过热性故障中，当只有热源处的绝缘油分解时，特征气体CH4和C2H4两者之和一般可占总烃的80％以上，且随着故障点温度的升高，C2H4所占比例也增加。

 另外，丁腈橡胶材料在变压器油中将可能产生大量的CH4，丁青在变压器油中产生甲烷的本质是橡胶将本身所含的CH4释放到油中，而不是将油催化裂介为CH4。

硫化丁腈橡胶在油中释放CH4的主要成分是硫化剂，其次是增塑剂、硬脂酸等含甲基的物质，而释放量取决于硫化条件。

（4） 一氧化碳CO和二氧化碳CO2变化。

无论何种放电形式，除了产生氢烃类气体外，与过热故障一样，只要有固体绝缘介入，都会产生CO和CO2。

但从总体上来说，过热性故障的产气速率比放电性故障慢。

3 油中主要气体含量故障分析方法 

在判断设备内有无故障时，首先将气体分析结果中的几项主要指标，（H2，CH，C2H2）与色谱分析导则规定的注意值（如表1所示）进行比较。

表1    正常变压器油中气，烃类气体含量的注意值 

3.1 变压器的注意值 

当任一项含量超过注意值时都应引起注意。

但是这些注意值不是划分设备有无故障的唯一标准，因此，不能拿“标准”死套。

如有的设备因某种原因使气体含量较高，超过注意值，也不能断言判定有故障，因为可能不是本体故障所致，而是外来干扰引起的基数较高，这时应与历史数据比较，如果没有历史数据，则需要确定一个适当的检测周期进行追踪分析。

又如有些气体含量虽低于注意值，但含量增长迅速时，也应追踪分析。

就是说：

不要以为气体含量一超过注意值就判断为故障，甚至采取内部检查修理或限制负荷等措施，是不经济的，而最终判断有无故障，是把分析结果绝对值超过规定的注意值，（注意非故障性原因产生的故障气体的影响，以免误判），且产气速率又超过10%的注意值时，才判断为存在故障。

注意值不是变压器停运的限制，要根据具体情况进行判断，如果不是电路（包括绝缘）问题，可以缓停运检查。

3.2不超过注意值 

若油中含有氢和烃类气体，但不超过注意值，且气体成份含量一直比较稳定，没有发展趋势，则认为变压器运行正常。

 表1中注意值是根据对国内19个省市6000多台次变压器的统计而制定的，其中统计超过注意值的变压器台数占总台数的比例为5%左右。

 注意油中CO、CO2 含量及比值。

变压器在运行中固体绝缘老化会产生CO和CO2。

同时，油中CO和CO2的含量既同变压器运行年限有关，也与设备结构、运行负荷和温度等因素有关，因此目前导则还不能规定统一的注意值。

只是粗略的认为，开放式的变压器中，CO的含量小于300µl/L，CO2/CO比值在7左右时，属于正常范围；而密封变压器中的CO2/CO比值一般低于7时也属于正常值。

3.3 应用举例 

济源供电公司220Kv虎岭变电站3#主变，1978年生产，1980年投运至今已运行28年，接近设备的寿命期。

从2004年开始的油色谱报告分析中就存在多种气体含量超标现象，

具体数据见表2表2  虎岭变2#主变油色谱分析报告

对上述数据跟踪分析,有不同程度乙炔、乙烯、总烃超过注意值，考虑变压器运行年限、内部绝缘老化，结合外部电气检测数据，认为该变压器可继续运行，加强跟踪，缩短试验周期。

目前此变压器仍在线运行。

2003年4月15日,35Kv黄河变电站1#主变预试时发现氢气含量明显增长。

变压器型号为：

SL7-5000KvA/35，2001年8月投运，具体色谱数据见表3：

表3  虎岭变1#主变油色谱分析报告

分析结果:

色谱分析显示氢气含量虽未超过注意值,但增长较快,为原数值的12倍,其它特征气体无明显变化,说明变压器油中有水份在电场作用下电解释放出氢气，同时对油进行电气耐压试验，击穿电压为28Kv，微水测定为80ppm，进一步验证油中有水份存在。

经仔细检查发现防暴筒密封玻璃有裂纹，内有大量水锈，外部水份通过此裂纹进入变压器内部。

经处理后变压器油中氢气含量恢复正常。

4 故障产气速率判断法

4.1 不超过注意值 

实践证明，故障的发展过程是一个渐进的过程,仅由对油中溶解的气体含量分析结果的绝对值很难确定故障的存在和严重程度。

因此，为了及时发现虽未达到气体含量的注意值，但却有较快的增长速率的低能量潜伏性故障，还必须考虑故障部位的产气速率。

根据GB/T7252—2001《变压器油中溶解气体分析判断导则》中推荐通过产气速率大小作为判断故障的危害程度，对分析故障性质和发展程度（包括故障源的功率、温度和面积等）具有重要的意义。

当相对产气速率（每运行月某种气体含量增加值占原有起始值的百分数的平均值），总烃的产气速率大于10%时应引起注意，变压器内部可能有故障存在，如大于40µl/L/月可能存在严重故障。

但是,对总烃起始含量很低的变压器不易采用此判据。

4.2 根据产气速率判断故障的方法 

总烃的绝对值小于注意值，总烃产气速率小于注意值，则变压器正常； 总烃大于注意值，但不超过注意值的3倍，总烃产气速率小于注意值，则变压器有故障，但发展缓慢，可继续运行并注意观察。

总烃大于注意值，但不超过注意值的3倍，总烃产气速率为注意值的1～2倍，则变压器有故障，应缩短试验周期，密切注意故障发展； 总烃大于注意值的3倍，总烃产气速率大于注意值的3倍，则设备有严重故障，发展迅速，应立即采取必要的措施，有条件时可进行吊罩检修。

4.2.1 应用举例 

2006年6月2日，济源供电公司110Kv星光变1#主变投运，投运时油色谱分析报告见表4:

表4  1#主变投运时油色谱分析报告

 投运后1个月，2006.7.21号开始跟踪,具体所测数据如下:

分析结果:

从7月～8月份跟踪试验数据认为,特征气体含量属正常范围,产气速率较小,考虑是新投运变压器,继续跟踪运行；9月份后发现乙烯、乙炔、总烃含量超过注意值，同时产气速率超过15%，乙炔、氢气增长较快。

结合投运时电气交接试验情况，此变采用ABB油气套管，且变压器出厂时虽做局部放电试验，但油气套管未进工厂是在现场组装的。

由于变压器套管直接与GIS设备连接，交接时无法进行主变局放试验。

通过特征气体产生率、三比值法判断内部可能有火花放电存在，怀疑高压引线与套管连接处可能存在缺陷。

经常规电气试验未发现异常，放油后检查发现，套管未端屏蔽罩固定螺丝三个中有一个较松动，但无明显放电痕迹，紧固后对油进行脱气处理，主变试运至今色谱分析正常。

5 根据三比值法分析判断法

5.1 三比值判断法 

所谓的IEC三比值法实际上是罗杰斯比值法的一种改进方法。

通过计算，C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6的值，将选用的5种特征气体构成三对比值，对应不同的编码，分别对应经统计得出的不同故障类型。

应用三比值法应当注意的问题：

 对油中各种气体含量正常的变压器，其比值没有意义。

只有油中气体各成份含量足够高（通常超过注意值），气体成分浓度应不小于分析方法灵敏度极限值的10倍，且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一步用三比值法分析其故障性质。

如果不论变压器是否存在故障，一律使用三比值法，就有可能将正常的变压误判断为故障变压器，造成不必要的经济损失。

5.2 应用举例 

2006年4月30号，110Kv济源变2#主变差动、瓦斯动作跳闸，油色谱分析报告见表5：

表5  2#主变瓦斯动作跳闸油色谱分析报告

分析结果：

变压器差动、瓦斯继电器同时动作，甲烷、乙烯、乙炔、氢气、总烃含量均超过注意值数倍，可直接采用三比值法判断故障类型。

查编码为102，属高能放电故障，可能会出现工频续流放电、绕组之间或绕组对地之间的绝缘油发生电弧击穿、调压开关切断电源等；结合外部电气试验测得B相高压绕组直流电阻不平衡率达25%，初步判断为B相绕组有严重电弧故障。

吊罩检查发现B相高压绕组中性点处出现严重匝间短路，并有电弧放电痕迹，主变本体损坏严重。

6 在线监测技术

6.1 油中溶解性气体分析及检测  

由于变压器 [3] 内部不同的故障会产生不同的气体 , 因此通过分析油中气体的成分、含量、产气率和相对百分比 , 可以达到对变压器绝缘情况进行诊断的目的。

如 H2,CO,CH4,C2H6,C2H4 和 C2H2 常被作为分析的特征气体。

在检测出气体及成分后 , 用特征气体法或比值法判断变压器的内部故障。

利用气相色谱法 （DGA） 检测绝缘油中溶解气体的含量 （ 见图 1）, 以此来判断充油电力设备内部故障的类型及其严重程度。

这种方法在技术上非常成熟 , 已经成功地预防了很多变压器发生严重事故。

绝缘油在热和电的作用下 , 能分解出 H2,CO,CO2以及多种小分子烃类气体 , 充油电力设备内部故障的类型及其严重程度与这些气体组分及产气速率有着密切的关系。

6.2 局部放电在线检测技术  

变压器在内部出现故障或运行条件恶劣时会因局部场强过高而产生局部放电。

放电水平及其增长率的明显变化 , 能够指示变压器内部正在发生的变化。

但是变压器正常运行时 , 由于受到电网的影响 , 其内部的局部放电不易被检测出来 , 需要在其内部安装传感器进行检测。

传感器的安装。

装置的原理是利用变压器绕组在特定频率范围内等值电路的特点 , 导出变压器绕组内部产生局部放电时首末端电压 （ 或电流 ） 比值与放电点位置的关系 , 据此定出故障点位置。

变压器局部放电在线测量定位时 , 需要采集每一绕组的首端及末端信号并进行放大、滤波及数据处理。

采用多路模拟开关接入接口电路 , 利用单片机进行控制和数据处理 , 可依次对每个变压器的每个绕组进行测量及定位。

6.3 绕组温度在线检测技术  

绕组温度检测主要用于监测变压器绕组的温度 , 给出越限报警 , 并在需要时启动保护跳闸。

绕组温度检测系统主要由宽带光源、耦合器、测温探头、分析仪等组成。

  由宽带光源发出的光束经耦合器后沿光纤进入测温探头。

测温探头主要包