变压器故障和缺陷统计

11.3　变压器故障和缺陷统计

2004年度通过变压器的运行监测、检修和实验等，使不少设备所在的故障和缺陷得以发现和消除，避免了设备事故的发生。据各网省电力公司不完全统计，2004年度发现公司系统110kV及以上电压等级变压器实验数据超标188台次，各类故障和缺陷370台次，合计558台次，占在运变压器总台数的4.2%。

在实验数据超标的188台次变压器中，以占实验数据超标总台次60.1%的油色谱分析超标为主，其次是直流电阻、介质损耗因数（以下简称为介损）和局部放电量超标，分别占实验数据超标总台次的23.4%、7.4%和4.8%；而各类故障和缺陷中，以占各类故障和缺陷总台次20.8%的套管故障居首位。其次是分接开关、渗漏油、铁芯、线圈、绝缘油以及主绝缘与引线等故障和缺陷，分别占各类故障和缺陷总台次的20.0%、14.3%、12.2%、5.1%、4.6%和3.3%。

由上不难看出，利用油中气体色谱分析，直流电阻测量、介损测量和局部放电量可以有效地反映变压器内部故障。

例如北京500kV房山变电站4号B、D相主变压器（型号为ODFPSZ－250000/500），系西安变压器厂1984年7月产品，1985年12月6日投运。曾经在2003年1月24日进行定期油中气体色谱分析时，发现B相油中突然出现乙炔1.7μL/L。检查发现该台主变压器强油风冷系统1号风冷控制箱热偶跳开，分析油中乙炔是由于潜油泵内部轴承损坏，使定子与转子摩擦加大而产生放电造成，经更换潜油泵后，乙炔缓慢下降。这次D相（备用组）油中气体色谱分析存在微量乙炔，且铁芯与夹件绝缘电阻较低，绕组介损值偏大。大修发现乙炔产生是由于高压线圈端部上压板和上夹件之间的碟形弹簧压钉松动，存在悬浮放电所致。对铁芯与夹件绝缘电阻较低，在注油后采用电容放电法烧掉铁芯毛刺解决。又如江苏武南变电站3号主变压器A相，从2003年6月开始油中气体色谱分析出现微量乙炔，且有微量增长；B相从2004年1月开始也出现微量乙炔，并逐渐增长到1.44μL/L。变压器其他电气试验均正常。分析认为这是由于三峡龙政变电站直流出现单极大地回线运行时，地中电流将通过武南主变压器中性点进入主变压器本体，产生直流偏磁，再加上主变压器磁屏蔽工艺不良，而造成振动、松脱，引起悬浮放电，于是在油中产生乙炔。再如湖南南岳电业局洞庭变电站1号主变压器是衡阳变压器厂的产品，型号为SFZ7－31500/110。试验发现中压侧直流电阻差14%，经检查C相分接开关烧坏，现已吊罩处理合格，避免了事故的发生。

由上可见，加强绝缘监督的重要性，不仅可以发现变压器内绝缘缺陷，而且可及时对变压器故障部位进行处理，以清除变压器的重大事故隐患。

套管、分接开关、渗漏油和铁芯等故障和缺陷，在一定程度上反映了制造质量和运行维护与检修的水平。套管故障在2004年度位于各类故障和缺陷之首，其次是分接开关故障。

套管故障主要是介损、色谱超标以及渗漏油等。例如华东天荒坪抽水蓄能电站已多次发现主变压器500kV套管介损异常增大的情况。2004年6月对介损值超过0.7%的2号主变压器A相套管进行解体检查发现，套管内部电容层间存在明显电击穿痕迹，进一步对套管进行切片检查，发现套管介质浸渍不够均匀，介质内存在气隙。正是由于套管制造工艺存在这些问题，致使套管电容量、介损逐步异常增大。对此，要引起注意。

此外，套管接头过热问题在套管故障中也占较大比例。其主要原因，一是变压器引线铜棒螺纹与套管接线线夹内螺纹公差偏大，接触不良；二是接线板与套管接线线夹接触不良，造成过热。例如山东济南供电公司220kV党家庄变电站1号主变压器，用红外测温发现其110 kV侧C相套管接线线夹发热异常，及时地将主变压器停运，进行了清扫、消缺处理。

分接开关故障主要是分接开关接触不良和切换箱渗漏等。例如陕西延安供电局吴旗变电站1号主变压器（型号为SFSZ7－16000/110），在2004年9月7日进行色谱分析发现乙炔已达到15.35μL/L，用三比值法判断为高能量放电，经跟踪分析，乙炔数值比较稳定，没有增长趋势。停电后试验发现有载分接开关小油箱向变压器本体有微气渗漏。除此，分接开关，特别是国产分接开关还存在电动机构连动、跳档和卡涩、断轴等故障，这类故障在华中电网内共发现14台次。其中，湖北黄石供电公司发现4台次，重庆市电力公司发现2台次，江西省电力公司发现1台次，河南省电力公司发现4台次和湖南省电力公司3台次有载分接开关的这些类型的缺陷，严重影响了变压器正常运行和供电电压水平。

渗漏油问题，这些年由于各单位重视，加强运行维护，变压器渗漏油问题得到了一些解决。但是一些运行时间较长的变压器渗漏油现象依然突出。渗漏油部位大多集中在大盖及套管密封处，且大多是由密封圈故障引起。2004年华中电网共报告此类问题21台次。其中，湖北省电力公司11台次，湖南省电力公司1台次，重庆市电力公司4台次，江西省电力公司5台次。为此，渗漏油治理力度仍需进一步加强。

铁芯故障，特别是铁芯多点接地故障，也是2004年度出现较多的变压器故障之一。此类故障仅华中电网内共发现9台次。例如江西新余电厂2号主变压器（保定变压器厂产品，型号为SFPS9－240000/220），在结合机组大修试验中发现，在松开钟罩上部铁芯接地连接片后，测量铁芯对地绝缘电阻值仅为300kΩ，经用电容烧穿法对铁芯进行放电，消除多点接地现象，铁芯对地绝缘电阻增至3GΩ。

铁芯多点接地故障虽然绝大多数可采取电容冲击法暂时消除，但变压器内仍存在金属异物，进行一段时间后，又可能再次形成多点接地。所以，对铁芯、夹件通过小套管引出接地的变压器，有条件时宜将接地引线放至适当位置，以便在运行中检测接地电流大小；同时，在安装、大修吊罩或进入变压器本体检查时要杜绝遗留异物在变压器内，防止不必要的问题产生。另外，铁芯多点接地、绝缘电阻下降在220kV及以下电压等级变压器上反映得较多，应引起各运行单位的重视，如表11－10所示。

表11－10　110kV及以上变压器故障和缺陷情况统计表

（续表）

（续表）

注：表中各部位故障和缺陷分类中的“其他”是指所列故障和缺陷项，例如：套管喷油、绝缘缺陷等故障均列入套管“其他”一栏内；极性转换器的连接螺丝松动或烧熔等故障均归入分接开关“其他”一栏内。

防止和减少变压器事故与障碍的措施：

加强变压器设备的入网管理。加强基建、技术改造工程中设计、设备选型、安装等环节监督管理，把好设备入网关。

加强变压器入厂监造工作。规范监造程序和工作内容，提高监造质量；入厂监造人员既要有较高的专业技术素质，又要有较强的工作责任心，能够全面掌握设备的总体情况，及时提出改进意见，确保产品的出厂质量。

做好变压器的评估管理和技术改造工作。定期统计、分析、评估变压器运行状况，特别是对一些薄绝缘、铝线圈且投入运行时间超过20年的老旧变压器，应加强监视，若发现绕组严重变形、绝缘严重受损等缺陷，应安排更换；对抗短路能力严重不足的变压器，结合老旧设备改造，进行部分线圈甚至整个变压器更新改造；对色谱异常的在运变压器应加强色谱跟踪，并尽快查实和清除故障，以确保设备运行安全。

加强变压器的运行管理工作。对新投入的110kV及以上电压等级变压器和发生出口或近区短路的变压器应进行现场绕组变形测量，并结合变压器油色谱分析和其他常规检查试验及相关检查进行综合分析，对判明线圈有严重变形的变压器，应尽快吊罩检查和检修处理。防止因变压器线圈变形累积造成的绝缘事故。禁止变压器出口或近区短路后，未经线圈变形试验及其他检查试验就盲目将其投入运行。

新安装110kV及以上电压等级变压器或运行中变压器油色谱异常、怀疑变压器存在放电性故障时，应进行现场局部放电试验，并要求施加于变压器匝间的主绝缘的试验电压为1.5倍设备最高电压，以免因施加电压过高而造成缺陷的扩大化。

对在运的壳式变压器，应加强变压器油的管理。定期监测变压器油的体积电阻率（应大于1×10¹³Ω·cm）、带电度（应小于500pC/mL）和停电起动油泵状态下的变压器线圈泄漏电流（应小于±3.5μA，以防止变压器油老化（或油流带电））危及变压器绝缘。

运行中的变压器如出现过热、杂音及严重渗漏油等异常时，应安排停运检修。防止变压器组、部件故障。同时，要防止继电保护装置和非电量保护装置的误动或拒动，确保变压器安全可靠运行。