油浸电力变压器的故障常被分为内部故障与外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障，其主要类型有：各相绕组之间发生的相问短路、绕组的线匝之间发生的匝问短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障，其主要类型有：绝缘套管闪络或破碎而发生的接地
由于变压器故障涉及面较广，具体类型的划分方式较多，如从回路划分主要有电路故障、磁路故障与油路故障。假设从变压器的主体构造划分，可分为绕组故障、铁心故障、油质故障与附件故障。同时习惯上对变压器故障的类型一般是根据常见的故障易发区位划分，如绝缘故障、铁心故障、分接开关故障等。而对变压器本身影响最严重、目前发生机率最高的又是变压器出口短路故障，同时还存在变压器渗漏故障、油流带电故障、保护误动故障等等。所有这些不同类型的故障，有的可能反映的是热故障，有的可能反映的是电故障，有的可能既反映过热故障同时又存在放电故障，而变压器渗漏故障在一般情况下可能不存在热或电故障的特征。
因此，很难以某一范畴标准划分变压器故障的类型，本书采用了比拟普遍与常见的变压器短路故障、放电故障、绝缘故障、铁心故障、分接开关故障、渗漏油气故障、油流带电故障、保护误动故障等八个方面，按各自故障的成因、影响、判断方法及应采取
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的相应技术措施等，分别进展描述。 第一节 短路故障
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。
变压器正常运行中由于受出口短路故障的影响，遭受损坏的情况较为严重。据有关资料统计，近年来，一些地区110kV及以上电压等级的变压器遭受短路故障电流冲击直接导致损坏的事故，约占全部事故的50％以上，与前几年统计相比呈大幅度上升的趋势。这类故障的案例很多，特别是变压器低压出口短路时形成的故障一般要更换绕组，严重时可能要更换全部绕组，从而造成十分严重的后果与损失，因此，尤应引起足够的重视。 出口短路对变压器的影响，主要包括以下两个方面。 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。
变压器发生出口短路时，短路电流的绝对值表达式为
变压器的出口短路主要包括：三相短路、两相短路、单相接地短路与两相接地短路等几种类型。据资料统计说明，在中性点接地系统中，单相接地短路约占全部短路故障的65％，两相短路约占10％～15％，两相接地短路约占15％一20％，三相短路约占
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5％，其中以三相短路时的短路电流值最大，国标GBl094•5--85中就是以三相短路电流为依据的。
忽略系统阻抗对短路电流的影响，那么三相短路表达式为 式中 ／5；’I三相短路电流； U－变压器接人系统的额定电压 Zt－变压器短路阻抗； IN－变压器额定电流；
UN－变压器短路电压百分数。
对220kV三绕组变压罪而言，高压对中、低压的短路阻抗一般在10％一30％之间，中压对低压的短路阻抗一般在10％以下，因此变压器发生短路故障时，强大的短路电流致使变压器绝缘材料受热损坏。
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，在屡次短路冲击后，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。
绕组受力状态如图1—1、图1—2所示。由于绕组中漏磁中。的存在，载流导线在漏磁作用下受到电动力的作用，特别是在绕组
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突然短路时，电动力最严重。漏磁通常可分解为纵轴分量月与横轴分量月，。纵轴磁场月使绕组产生辐向力，而横轴磁场月•使绕组受轴向力。轴向力使整个绕组受到张力P1，在导线中产生拉伸应力。而内绕组受到压缩力P2，导线受到挤压应力。
轴向力的产生分为两局部，一局部是由于绕组端部漏磁弯曲局部的辐向分量与载流导体作用而产生。它使内、外绕组都受压力：由于绕组端部磁场B’最大因而压力也最大，但中部几乎为零，绕组的另一端力的方向改变。轴向力的另一局部是由于内外安匝不平衡所产生的辐向漏磁与载流导体作用而产生，该力使内绕组受压，外绕组受拉；安匝不平衡越大，该轴向力也越大。 因此，变压器绕组在出口短路时，将承受很大的轴向与辐向电动力。轴向电动力使绕组向中间压缩，这种由电动力产生的机械应力，可能影响绕组匝间绝缘，对绕组的匝间绝缘造成损伤；而辐向电动力使绕组向外扩张，可能失去稳定性，造成相间绝缘损坏。电动力过大，严重时可能造成绕组扭曲变形或导线断裂。 对于由变压器出口短路电动力造成的影响，判断主变压器绕组是否变形，过去只采取吊罩检查的方法，目前一些单位采用绕组变形测试仪进展分析判断，取得了一些现场经历，如有些地区选用TDT—1型变压器绕组变形测试仪进展现场测试检查，通过对主变压器的高、中、低压三相的九个绕组分别施加l0kHz至lkHz高频脉冲，由计算机记录脉冲波形曲线并储存。通过彩色喷墨打印，将波形绘制出图，显示正常波形与故障后波形变化的比照与
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分析，试验人员根据该仪器特有的频率与波形，能比拟科学地准确判断主变压器绕组变形情况。
对于变压器的热稳定及动稳定，在给定的条件下，仍以设计计算值为检验的依据，但计算值与实际值终究有无误差，尚缺少研究与分析，一般情况下是以设计值大于变压器实际承受能力为准的。目前逐步开展的变压器突发短路试验，将为检验设计、工艺水平提供重要的依据。变压器低压侧发生短路时，所承受的短路电流最大，而低压绕组的构造一般采用圆筒式或螺旋式多股导线并绕，为了提高绕组的动稳定能力，绕组内多采用绝缘纸筒支撑，但有些厂家仅考虑变压器的散热能力，对于其动稳定，那么只要计算值能够满足要求，便将支撑取消，于是当变压器遭受出口短路时，由于动稳定能力缺乏，而使绕组变形甚至损坏。 3．绕组变形的特点
通过检查发生故障或事故的变压器进展与事后分析，发现电力变压器绕组变形是诱发多种故障与事故的直接原因。一旦变压器绕组已严重变形而未被诊断出来仍继续运行，那么极有可能导致事故的发生，轻者造成停电，重者将可能烧毁变压器。致使绕组变形的原因，主要是绕组机械构造强度缺乏、绕制工艺粗糙、承受正常容许的短路电流冲击能力与外部机械冲击能力差。因此变压器绕组变形主要是受到内部电动力与外部机械力的影响，而电动力的影响最为突出，如变压器出口短路形成的短路冲击电流及产生的电动力将使绕组扭曲、变形甚至崩溃。
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(1)受电动力影响的变形。
1)高压绕组处于外层，受轴向拉伸应力与辐向扩张应力，使绕组端部压钉松动、垫块飞出，严重时，铁轭夹件、拉板、紧固钢带都会弯曲变形，绕组松弛后使其高度增加。
2)中、低压绕组的位置处于内柱或中间时，常受到轴向与辐向压缩力的影响，使绕组端部紧固压钉松动，垫块位移；匝间垫块位移，撑条倾斜，线饼在辐向上呈多边形扭曲。假设变形较轻，如35kv线饼外圆无变形，而内圆周有扭曲，在辐向上向内突出，在绕组内衬是软纸筒时这种变形特别明显。如果变压器受短路冲击时，继电保护延时动作超过2s，变形更加严重，线饼会有较大面积的内凹、上翘现象。测量整个绕组时往往高度降低，如果变压器继续投运，变压器箱体振动将明显增大。
3)绕组分接区、纠接区线饼变形。这是由于分接区与纠接区(一般在绕组首端)安匝不平衡，产生横向漏磁场，使短路时线饼受到的电动力痹积常区要大得多，所以易产生变形与损坏。特别是分接区线饼，受到有载分接开关造成的分接段短路故障时，绕组会变形成波浪状，而影响绝缘与油道的通畅。
4)绕组引线位移扭曲。这是变压器出口短路故障后常发生的情况，由于受电动力的影响，破坏了绕组引线布置的绝缘距离。如引线离箱壁距离太近，会造成放电，引线间距离太近，因摩擦而使绝缘受损，会形成潜伏性故障，并可能开展成短路事故。 (2)受机械力影响的变形。
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变压器绕组整体位移变形。这种变形主要是在运输途中，受到运输车辆的急刹车或运输船舶撞击晃动所致。据有关报道，变压器器身受到大于3g(g为重力加速度)重力加速的冲击，将可能使线圈整体在辐向上向一个方向明显位移。 4．技术改良与降低短路事故的措施
基于上述，为防止绕组变形，提高机械强度，降低短路事故率，些制造厂家与电力用户提出并采取了如下技术改良措施及减少短路事故的措施。 (1)技术改良措施。
1)电磁计算方面。在保证性能指标、温升限值的前提下，综合考虑短路时的动态过程。从保证绕组稳定性出发，合理选择撑条数、导线宽厚比及导线许用应力的控制值，在进展安匝平衡排列时根据额定分接与各级限分接情况整体优化，尽量减小不平衡安匝。考虑到作用在内绕组上的轴向内力约为外绕组的两倍，因此尽可能使作用在内绕组上的轴向外力方向与轴向力的方向相反。
2)绕组构造方面。绕组是产生电动力又直接承受电动力的构造部件，要保证绕组在短路时的稳定性，就要针对其受力情况，使绕组在各个方向有结实的支撑。具体做法如在内绕组内侧设置硬绝缘筒，绕组外侧设置外撑条，并保证外撑条可靠地压在线段上。对单螺旋低压绕组首末端均端平一匝以减少端部漏磁场畸变。对等效轴向电流大的低压与调压绕组，针对其相应的电动力，采取
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特殊措施固定绕组出头，并在出头位置与换位处采用适形的垫块，以保证绕组稳定性。
3)器身构造方面。器身绝缘是电动力传递的中介，要保证在电动力作用下，各方向均有结实的支撑与减小相关部件受力时的压强。在设计时采用整体相套装构造，内绕组硬绝缘筒与铁心柱间用撑板撑紧．以保证内绕组上承受的压应力均匀传递到铁心柱上；合理布置压钉位置与选择压钉数量，并设计副压板，以减小压钉作用到绝缘压板上的压强与压板的剪切应力。
4)铁心构造方面。轴向电动力最终作用在铁心框架构造上。如果铁心固定框架出现局部构造失稳与变形，将导致绕组失稳而变形损坏。因此，设计铁心各局部构造件时，强度要留有充分的裕度，各部件间尽量采用无间隙配合与互锁构造，使变压器器身成为—个巩固的整体。
5)工艺控制与工艺手段。对一些关键工序，如垫块预处理、绕组绕制、绕组压装、相套装、器身装配时预压力控制等方面，进展严格的工艺控制，以保证设计要求。
按上述措施构思设计生产的一台31．5MVA、ll0kV双绕组有载调压电力变压器，在国家变压器质检中心强电流试验室一次通过短路试验，试验前后最大的电抗差仅0．3％，取得了显著的效果。 (2)减少短路事故的措施。
1)优化选型要求。选型应选用能顺利通过短路试验的变压器并合理确定变压器的容量，合理选择变压器的短路阻抗。
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2)优化运行条件。要提高电力线路的绝缘水平，特别是提高变压器出线一定距离的绝缘水平，同时提高线路平安走廊与平安距离要求的标准，降低近区故障影响与危害，包括重视电缆的安装检修质量(因电缆头爆炸大多相当于母线短路)；对重要变电站的中、低压母线，考虑全封闭，以防小动物侵害；提高对开关质量的要求，防止发生拒分等。
3)优化运行方式。确定运行方式要核算短路电流，并限制短路电流的危害。如采取装备用电源自投装置后开环运行，以减少短路时的电流与简化保护配置；对故障率高的非重要出线，可考虑退出重合闸保护；提高速切保护性能，压缩保护时间；220kV及以上电压等级的变压器尽量不直接带l0kV的地区电力负荷等。 4)提高运行管理水平。首先要防止误操作造成的短路冲击；要加强变压器的适时监测与检修，及时发现变压器的变形强度，保证变压器的平安运行。 第二节 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、火花放电与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。
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(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别离、裂解与分子构造的破坏。
2)放电点热效应引起绝缘的热裂解或促进氧化裂解，增大了介质的电导与损耗产生恶性循环，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响腐蚀绝缘体，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与开展是树枝状，在电场集中处产生放电，引发树枝状放电痕迹，并逐步开展导致绝缘击穿。
(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局部吸收，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，绝缘构造内部的气隙、油膜或导体的边缘发生非贯穿性的放电现称为局部放电。
局部放电刚开场时是一种低能量的放电，变压器内部出现这
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种放电时，情况比拟复杂，根据绝缘介质的不同，可将局部放电分为气泡局部放电与油中局部放电；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与油中沿固体绝缘外表等处的局部放电。 (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与纸绝缘材料，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、杂物与水分，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，但假设进一步开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，氢气占氢烃总量的曰80％一90％；当放电能量密度为10 8～10 7’C时，那么氢气相应降低，而出现乙炔，但乙炔这时在总烃中所占的比例常不到2％，这是局部放电区别于其他放电现象的主要标志。
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随着变压器故障诊断技术的开展，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与事故的根源，因而该技术得到了迅速开展，出现了多种测量方法与试验装置，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。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，录在磁带上进展分析。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〞。有的利用电信号与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，由于构造上原因，或运输过程与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
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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；套管均压球与无载分接开关拨钗等电位悬浮。处于地电位的部件，如硅钢片磁屏蔽与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〞的导电率与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，于是放电首先从这局部油中开场发生与开展，油在高场强下游离而分解出气体，使气泡增大，游离又增强。而后逐渐开展，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。
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如果极间距离不大，杂质又足够多，那么“小桥〞可能连通两个电极，如图1—3(b)，这时，由于“小桥〞的电导较大，沿“小桥〞流过很大电流(电流大小视电源容量而定)，使“小桥〞强烈发热〞， “小桥〞中的水分与附近的油沸腾汽化，造成一个气体通道——“气泡桥〞而发生火花放电。如果纤维不受潮，那么因“小桥〞的电导很小，对于油的火花放电电压的影响也较小；反之，那么影响较大。因此杂质引起变压器油发生火花放电，与“小桥〞的加热过程相联系。当冲击电压作用或电场极不均匀时，杂质不易形成“小桥〞，它的作用只限于畸变电场，其火花放电过程，主要决定于外加电压的大小。
(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，比拟容易被发现与处理，但对其开展程度应引起足够的认识与注意。
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与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。
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(2)电弧放电的气体特征。出现电弧放电故障后，气体继电器中的H2与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与C2H2，其次C2H6与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与CO2。
综上所述，三种放电的形式既有区别又有一定的联系，区别是指放电能级与产气组分，联系是指局部放电是其他两种放电的前兆，而后者又是前者开展后的一种必然结果。由于变压器内出现的故障，常处于逐步开展的状态，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。 第三节 绝缘故障
目前应用最广泛的电力变压器是油浸变压器与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与运行的根本条件，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，大多变压器的损坏与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展维修管理的变压器，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说明，当小型油浸配电变压器的实际温度持续在95℃时，理论寿命将可达400年。设计与现场运行的经历说明，维护得好的变压器，实际寿命
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能到达50～70年：而按制造厂的设计要求与技术指标，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与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，而预防性与预知性维护是提高变压器使用寿命与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、纸板与木块等c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局部之一，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(C6H10O6)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，其聚合度与抗张强度将逐渐降低，并生成水、CO、CO2，其次还有糠醛(呋喃甲醛)。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与体积电阻率降低、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，其机械与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与机械特性，而且常年累月的运行后，其性能下降较慢，即老化特性好。
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(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，纸纤维是植物的根本固体组织成分，组成物质分子的原子中有带正电的原子核与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、氢与氧组成，这样由于纤维素分子构造中存在氢氧根，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(如酸与水)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，在纤维构造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枯燥或真空子燥处理与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与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、造成局部放电与电击穿的气泡。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一样成分纤维材料的不同
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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。因此在变压器制造与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，在温度不高时成型与处理简单灵活，且重量轻，强度适中，易吸收浸渍材料(如绝缘漆、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分、密度、渗透性与均匀性以外，还包括机械强度的要求，包括耐张强度、冲压强度、撕裂强度与坚韧性：
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
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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与箱体缺油。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、使用寿命与平安运行。
(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创造的，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与散热效果，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
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通过变压器油的热循环，传递到变压器外壳与散热器进展散热，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与组件的氧化程度，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与导热性能
以外，需具有的性质标准如表1—1所示。
如果极间距离不大，杂质又足够多，那么“小桥〞可能连通两个电极，如图1—3(b)，这时，由于“小桥〞的电导较大，沿“小桥〞流过很大电流(电流大小视电源容量而定)，使“小桥〞强烈发热〞， “小桥〞中的水分与附近的油沸腾汽化，造成一个气体通道——“气泡桥〞而发生火花放电。如果纤维不受潮，那么因“小桥〞的电导很小，对于油的火花放电电压的影响也较小；反之，那么影响较大。因此杂质引起变压器油发生火花放电，与“小桥〞的加热过程相联系。当冲击电压作用或电场极不均匀时，杂质不易形成“小桥〞，它的作用只限于畸变电场，其火花放电过程，主要决定于外加电压的大小。
(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，比拟容易被发现与处理，但对其开展程度应引起足够的认识与注意。
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，
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其次为引线断裂或对地闪络与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)电弧放电的气体特征。出现电弧放电故障后，气体继电器中的H2与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与C2H2，其次C2H6与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与CO2。
综上所述，三种放电的形式既有区别又有一定的联系，区别是指放电能级与产气组分，联系是指局部放电是其他两种放电的前兆，而后者又是前者开展后的一种必然结果。由于变压器内出现的故障，常处于逐步开展的状态，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。 第三节 绝缘故障
目前应用最广泛的电力变压器是油浸变压器与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与运行的根本条件，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
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多变压器的损坏与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展维修管理的变压器，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说明，当小型油浸配电变压器的实际温度持续在95℃时，理论寿命将可达400年。设计与现场运行的经历说明，维护得好的变压器，实际寿命能到达50～70年：而按制造厂的设计要求与技术指标，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与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，而预防性与预知性维护是提高变压器使用寿命与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、纸板与木块等c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局部之一，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(C6H10O6)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，其聚合度与抗张强度将逐渐降低，并生成水、CO、CO2，其次还有糠醛(呋喃甲醛)。这些老化产物大都对电气设备有害，
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会使绝缘纸的击穿电压与体积电阻率降低、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，其机械与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与机械特性，而且常年累月的运行后，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，纸纤维是植物的根本固体组织成分，组成物质分子的原子中有带正电的原子核与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、氢与氧组成，这样由于纤维素分子构造中存在氢氧根，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(如酸与水)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，在纤维构造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枯燥或真空子燥处理与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与化学稳定性及具有较高的
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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、造成局部放电与电击穿的气泡。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一样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。因此在变压器制造与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，在温度不高时成型与处理简单灵活，且重量轻，强度适中，易吸收浸渍材料(如绝缘漆、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分、密度、渗透性与均匀性以外，还包括机械强度的要求，包括耐张强度、冲压强度、撕裂强度与坚韧性：
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。
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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与箱体缺油。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、使用寿命与平安运行。
(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
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液体绝缘的油浸变压器是1887年由美国科学家汤姆逊创造的，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与散热效果，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，传递到变压器外壳与散热器进展散热，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与组件的氧化程度，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与导热性能
以外，需具有的性质标准如表1—1所示。
其中绝缘强度tg8、粘度、凝点与酸价等是绝缘油的主要性质指标。
从石油中提炼制取的绝缘油是各种烃、树脂、酸与其他杂质的混合物，其性质不都是稳定的，在温度、电场及光合作用等影响下会不断地氧化。正常情况下绝缘油的氧化过程进展得很缓慢，如果维护得当甚至使用20年还可保持应有的质量而不老化，但混入油中的金属、杂质、气体等会加速氧化的开展，使油质变坏，颜色变深，透明度浑浊，所含水分、酸价、灰分增加等，使油的性质劣化。
(2)变压器油劣化的原因。
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变压器油质变坏，按轻重程度可分为污染与劣化两个阶段。 污染是油中混入水分与杂质，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洁油中烃类的氧化，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别离的细长条，同时可能按电力线方向排列，这样无疑阻碍了散热，加速了绝缘材料老化，并导致绝缘电阻降低与绝缘水平下降。 (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、酮类与油泥。
早期劣化阶段。油中生成的过氧化物与绝缘纤维材料反响生成氧化纤维素，使绝缘纤维机械强度变差，造成脆化与绝缘收缩。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。
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后期劣化阶段。是生成油泥，当酸侵蚀铜、铁、绝缘漆等材料时，反响生成油泥，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响条件构成的，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。包括它的物理与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、水溶性酸值等工程，可判断是否属于该类缺陷，，对绝缘油进展再生处理，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。对绝缘油进展压力式真空滤油，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，附在绝缘件外表的昆虫与安装人员残留的闩：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
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压器—•般运行在40—80℃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，始终有一局部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)油中只混有水分与杂质。这种污染情况并不改变油的根本性质。对于水分可用枯燥的方法加以排除；对于杂质可用过滤的方法加以去除；油中的空气可通过抽真空的方法加以排除。 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；油的比重一样、凝固温度一样、粘度一样、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，产生了酸性物质与油泥，闽此需用油再生的化学
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方法将劣化产物别离出来，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与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与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展混合，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与浇注速度，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与线
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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，在线圈绕制与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与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与角度，控制变压器局部温升，保证变压器的平安运行。
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，对树脂变压器进展局部放电量的测量、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展局部放电的测量试验，并根据局部放电是否变化，来评价其质量与性能的稳定性。
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随着干式变压器越来越广泛的应用，在选择变压器的同时，应对其工艺构造、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与耐热寿命，才能提高变压器的平安运行与供电可靠性。
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、油保护方式与过电压影响等。
(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，那么纸要吸收油中水分。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与CO2的产生速度恒定，即油中CO与C02气体含量随时间呈线性关系。在温度不断升高时，CO与CO2的产生速率往往呈指数规律增大。因此，油中CO与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℃，最热点温升为78℃，假设平均环境温度为20C，那么最热
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点温度为98℃；在这个温度下，变压器可运行20—30年，假设变压器超载运行，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6℃，变压器绝缘有效寿命降低的速度就会增加一倍，这就是6℃法那么，说明对热的限制已比过去认可的8℃法那么更为严格。
(2)湿度的影响。水分的存在将加速纸纤维素降解。因此，CO与叫的产生与纤维素材料的含水量也有关。当湿度一定时，含水量越高，分解出的CO2越多。反之，含水量越低，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与寿命降低，更可能导致设备损坏甚至危及人身平安。
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响，而含氧量与油保护方式有关。另外，池保护方式不同，使CO与CO2在油中解与扩散状况不同。如CO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
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CO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CO与CO2不易挥发，所以其含量较高。 (4)过电压的影响。
1)暂态过电压的影响。三相变压器正常运行产生的相、地间电压是相间电压的58％，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30％，对中性点不接地系统将增加73％，因而可能损伤绝缘。
2)雷电过电压的影响。雷电过电压由于波头陡，引起纵绝缘(匝问、并间、绝缘)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与损坏。
(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平安运行、使用寿命与供电可靠性，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与管理者必须了解与掌握电力变压器的绝缘构造、材料性能、工艺质量、维护方法及科学的诊断技术，并进展优化合理的
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运行管理，才能保证电力变压器的使用效率、寿命与供电可靠性。 第二章 变压器故障检测
变压器故障的检测技术是准确诊断故障的主要手段，根据DL／T596—1996电力设备预防性试验规程规定的试验工程及试验顺序，主要包括油中气体的色谱分析、直流电阻检测、绝缘电阻及吸收比、极化指数检测、绝缘介质损失角正切检测、油质检测、局部放电检测及绝缘耐压试验等。
在变压器故障诊断中应综合各种有效的检测手段与方法，对得到的各种检测结果要进展综合分析与评判。因为不可能具有一种包罗万象的检测方法，也不可能存在一种面面俱到的检测仪器，只有通过各种有效的途径与利用各种有效的技术手段，包括离线检测的方法、在线检测的方法；包括电气检测、化学检测、甚至超声波检测、红外成像检测等等，只要是有效的，在可能条件下都应该进展相互补充、验证与综合分析判断，才能取得较好的故障诊断效果。
第一节 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与发热缺陷，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开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
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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、电晕与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，由于油与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。
这些气体大局部溶解在绝缘油中，少局部上升至绝缘油的外表，并进入气体继电器。经历证明，油中气体的各种成分含量的多少与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与含量，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与现实的成效，在1997年公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与经历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说明：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
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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％；铁心多点接地与局部短路或漏磁环流约占33％；导线过热与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，其次为引线断裂或对地闪络与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展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、火花放电与局部放电等。
(3)判断故障的状况。如热点温度、故障回路严重程度以及开展趋势等。
(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平安措施与监视手或是否需要吊心检修等。假设需加强监视，那么应缩短下次试验的周期。 特征气体产生的原因
在一般情况下，变压器油中是含有溶解气体的，新油含有的气体最大值约为CO—100uL／L，CO2—35 uL／L，H2—15 uL／L，CH4
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—2．5 uL／L。运行油中有少量的CO与烃类气体。但是，当变压器有内部故障时油中溶解气体的含量就大不一样了。变压器内部故障时产生的气体及其产生的原因如表2—3所示。 表2—3 特征气体产生的原因 气 体 产生的原因 气 体
产生的原因 H2
电晕放电、油与固体绝缘热分解、水分 CH4
油与固体绝缘热分解、放电 CO
固体绝缘受热及热分解 C2H6
固体绝缘热分解、放电 CO2
固体绝缘受热及热分解 C2H4
高温热点下油与固体绝缘热分解、放电 烃类气体 C2H2
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强弧光放电、油与固体绝缘热分解
油中各种气体成分可以从变压器中取油样经脱气后用气相色谱分析仪分析得出。根据这些气体的含量、特征、成分比值(如三比值)与产气速率等方法判断变压器内部故障。
但在实际应用中不能仅根据油中气体含量简单作为划分设备有无故障的唯一标准，而应结合各种可能的因素进展综合判断。因此，电力设备预防性试验规程DL／T596—1996专门列出油中溶气含量的注意值，这些注意值是根据对国内19个省市6000多台次变压器的实地统计而制定的，如表2—4所示。
表2—4 规程中对油中溶解气体含量的注意值及统计依据 设 备 气体组分 注意值uL／L
6000台•次中超过注意值的比例 变压器与电抗器 总 烃 乙 炔 氢 气 150 5 150 5.6%
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5.7%3.6%
* (500KV变压器为1)规程要求，对运行设备的油中H2与烃类气体含量(体积分数)超过表2—4数值时应引起主意。 第二节 特征气体变化与变压器内部故障的关系 1．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：一是水分与铁产生化学反响；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、纸绝缘内含有气体与水分，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。而取一样油
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样分送三处外单位测试，H2含量却均正常。于是对标气进展分析，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，经检查与别离柱有关，因别离柱长期使用，特别是用振荡脱气法脱气吸附了油，当吸附到达一定程度，便在一定条件下释放出来，使分析发生误差，经更换别离柱后恢复正常。
(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，那么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，那么可能是设备内部存在高能量放电故障。
(3)甲烷CH4与乙烯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与C2H4两者之与一般可占总烃的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与二氧化碳CO2变化。无论何种放电形式，
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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与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。
在电力设备预防性试验规程DL／T596—1996中对CO、CO2的含量没有作出具体要求。变压器油中溶解气体分析与判断导那么中也只对CO含量正常值提出了参考意见。
具体内容是：开放式变压器CO含量的正常值一般应在300F．L／L以下，假设总烃含量超过150uL／L，CO含量超过300 uL／L，那么设备有可能存在固体绝缘过热性故障；假设CO含量虽超过300 uL／L，但总烃含量在正常范围，可认为正常。密封式变压器，溶于油中的CO含量一般均高于开放式变压器，其正常值约800 uL／L，但在突发性绝缘击穿故障中，CO、CO2含量不一定高，因此其含量变化常被人们无视。
由于CO、CO2气体含量的变化反映了设备内部绝缘材料老化或故障，而固体绝缘材料决定了充油设备的寿命。因此必须重视绝缘油中CD、CO2含量的变化。
1)绝缘老化时产生的CO、CO2；正常运行中的设备内部绝缘油与固体绝缘材料由于受到电场、热度、湿度及氧的作用，随运行时间而发生速度缓慢的老化现象，除产生一些怍气态的劣化产物外，还会产生少量的氧、低分子烃类气体与碳的氧化物等，其中碳的氧比物CO、CO2含量最高。
油中CO、CO2含量与设备运行年限有关例如CO的产气速率，
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国外有人提出与运行年限关系的经历公式为： 式中 Y——运行年限(年)。
上述与变压器运行年限有关的经历公式，适用于一般密封式变压器。CO2含量变化的见律性不强，除与运行年限有关外，还与变压器构造、绝缘材料性质、运行负荷以及油保户方式等有密切关系。
变压器正常运行下产生的CO、CO2含量随设备的运行年限的增加而上升，这种变化自势较缓慢，说明变压器内固体绝缘材料逐渐老化，随着老化程度的加剧，一方面绝缘材的强度不断降低，有被击穿的可能；另——方面绝缘材料老化产生沉积物，降低绝缘油的性能，易造成局部过热或其它故障。这说明设备内部绝缘材料老化开展到一定程度有可能产生剧烈变化，容易形成设备故障或损坏事故。因此在进展色谱分析判断设备状况时，CO、CO2作为固体绝缘材料有关的特征气体，当其含量上升到——定程度或其含量变化幅度较大时，都应引起警觉，尽早将绝缘老化严重的设备退出运行，以防发生击穿短路事故。
2)故障过热时产生的CD、CO2。固体绝缘材料在高能量电弧放电时产生较多的CO、CO2。由于电弧放电的能量密度高，在电应力作用下会产生高速电子流，固体绝缘材料遭到这些电子轰击后，将受到严重破坏，同时，产生的大量气体一方面会进一步降低绝缘，另一方面还含有较多的可燃气体，因此假设不及时处理，严重时有可能造成设备的重大损坏或爆炸事故。
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当设备内部发生各种过热性故障时，由于局部温度较高，可导致热点附近的绝缘物发生热分解而析出气体，变压器内油浸绝缘纸开场热解时产生的主要气体是CO2，随温度的升高，产生的CO含量也增多，使CO与CO2比值升高，至800'C时，比值可高达2．5。局部过热危害不如放电故障那样严重，但从开展的后果分析，热点可加速绝缘物的老化、分解，产生各种气体，低温热点开展成为高温热点，附近的绝缘物被破坏，导致故障扩大。 充油设备中固体绝缘受热分解时，变压器油中所溶解的CO、CO2浓度就会偏高。试验证明．在电弧作用下，纯油中CO占总量的0--1％，002占0-3％；纸板与油中CO占总量的13％一24％，002占1％一2％；酚醛树脂与油中CO占总量的24％一35％，CO2占0一2％。230-60012局部过热时，绝缘油中产生的气体CO2含量很低，为0．017一0.028mg/g，CO不能明显测到。局部放电、火花放电同时作用下，纯油中CO不能明显测到。CO2约占5％左右；纸与油中CO约占总量的2％，CO2约占7.1％；油与纤维中CO约占总量的10．5％，CO2约占9．5％。
因此，CO、CO2的产生与设备内部固体绝缘材料的老化或故障有明显的关系，反映了设备的绝缘状况。在色谱分析中，应关注CO、CO2的含量变化情况，同时结合烃类气体与H2，含量变化进展全面分析。
〔5〕气体成分变化。由于在实际情况下，往往是多种故障类型并存，多种气体成分同时变化。且各种特征气体所占的比例难以
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确定。如当变压器内部发生火花放电，有时总烃含量不高；但C2H2在总烃中所占的比例可达25％一90％，C2H2含量约占总烃的20％以下，H，占氢烃总量的30％以上。当发生局部放电时，一般总烃不高，其主要成分是H2，其次是CH4，与总烃之比大于90％。当放电能量密度增高时也出现C2H2，但它在总烃中所占的比例一般不超过2％。
当C2H2含量较大时，往往表现为绝缘介质内部存在严重的局部放电故障，同时常伴有电弧烧伤与过热，因此会出现C2H2含量明显增大，且占总烃较大比例的情况。
应注意，不能无视H2与CH4增长的同时，接着又出现C2H2，即使未到达注意值也应给予高度重视。因为这可能存在着由低能放电开展成高能放电的危险。
过热涉及固体绝缘时，除了产生上述气体之外，还会产生大量的CO与CO2。当电气设备内部存在接触不良时，如分接开关接触不良、连接局部松动、绝缘不良，特征气体会明显增加。超过正常值时，一般占总烃含气量的80％以上，随着运行时间的增加，C2H4所占比例也增加。
受潮与局部放电的特征气体有时比拟相似，也可能两种异常现象同时存在，目前仅从油中气体分析结果还很难加以区分，而应辅助以局部放电测量与油中微水分析等来判断。 第三节 绕组直流电阻检测
变压器绕组直流电阻的检测是一项很重要的试验工程，DL／
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T596--1996预试规程的试验次序排在变压器试验工程的第二位。规程规定它是变压器大修时、无载开关调级后、变压器出口短路后与1～3年1次等必试工程。在变压器的所有试验工程中是一项较为方便而有效的考核绕组纵绝缘与电流回路连接状的试验，它能够反映绕组匝间短路、绕组断股、分接开关接触状态以及导线电阻的差异与接头接触不良等缺陷故障，也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确的有效手段。长期以来，绕组直流电阻的测量一直被认为是考察变压器纵绝缘的主要手段之一，有时甚至是判断电流回路连接状况的唯一方法。从1985年原水电部制订的电气设备预防性试验规程，到1996年电力部制订的电力设备预防性试验规程，该项内容没有变化，也说明这一判断标准符合实际情况的要求。
1．DL／T 596--1996预试规程的试验周期与要求
(1)试验周期。变压器绕组直流电阻正常情况下1～3年检测一次。但有如下情况必须检测：
1)对无励磁调压变压器变换分接位置后必须进展检测(对使用的分接锁定后检测)
2)有载调压变压器在分接开关检修后必须对所有分接进展检测。
3)变压器大修后必须进展检测。
4)必要时进展检测。如变压器经出口短路后必须进展检测。 (2)试验要求。
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1)变压器容量在1．6MVA及以上，绕组直流电阻相互间差异不应大于2％；无中性点引出的绕组线间差异不应大于三相平均值的1％。
R1、R2——分别为温度t1、t2时的电阻值； T——常数，其中铜导线为235，铝导线为225。 2．减少测量时间提高检测准确度的措施
变压器绕组是由分布电感、电阻及电容组成的复杂电路。测直流电阻是在绕组的被试端子间通以直流，待瞬变过程完毕、电流到达稳定后，记录电阻值及绕组温度。随着变压器容量的增大，特别是五柱铁心与低压绕组为三角形连接的大型变压器，如果仍如中小型变压器那样，用几伏电压的小容量电池作为测量电源，那么电流到达稳定的时间长达数小时至十多小时，这不仅太费时间，而且不能保证测量准确度。测直流电阻的关键问题是将自感效应降低到最小程度。为解决这个问题分为以下两种方法。 (1)助磁法。助磁法是迫使铁心磁通迅速趋于饱与，从而降低自感效应归纳起来可缩短时间常
1)用大容量蓄电池或稳流源通大电流测量。
2)把高、低压绕组串联起来通电流测量，采用同相位与同极性的高压绕组助磁。由于高压绕组的匝数远比低压的多，借助于高压绕组的安匝数，用较小的电流就可使铁心饱与。
3)采用恒压恒流源法的直阻测量仪。使用时可把高、低压绕组串联起来，应用双通道对高、低压绕组同时测量，较好地解决了三
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相五柱式大容量变压器直流电阻测试的困难。一般测试一台360MVA，500kV或220kV变压器绕组直流电阻月需30～40min，测量接线如图2－4所示。
(2)消磁法。消磁法与助磁法相反，力求使通过铁心的磁通为零。使用的方法有两种。
1)零序阻抗法。该方法仅适用于三柱铁心YN连接的变压器。它是将三相绕组并联起来同时通电，由于磁通需经气隙闭合，磁路的磁阳大大增加，绕组的电感随之减小，为此使测量电阻的时间缩短。
2)磁通势抵消法。试验时除在被测绕组通电流外，还在非被测绕组中通电流，使两者产生在磁通势大小相等、方向相反而互相抵消，保持铁心中磁通趋近于零，将绕组的电感降到最低限度，到达缩短测量时间的目的。它比仅用恒流法缩短充电时间10倍以上。其测量接线如图2— 5所示 .直流电阻检测与故障诊断实例
(1)绕组断股故障的诊断，某变压器低压侧lOkV线间直流电阻不平衡率为2．17％，超过部颁标准值1％的一倍还多。发现缺陷后，先后对各引线与导线电杆连接点进展紧固处理，又对其进展几次跟踪试验，但缺陷仍存在。
1)色谱分析。色谱分析结果该主变压器C2H2超标，从0．2上升至7．23／tL／I•，说明存在放电性故障。但从该主变压器的检修记录中得知，在发现该变压器QH：变化前曾补焊过2次，
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而且未进展脱气处理：其它气体的含量根本正常，用三比值法分析，不存在过热故障，且历年预试数据反映除直流电阻不平衡率超标外，其他工程均正常。
2)直流电阻超标分析。经换算确定C相电阻值较大，疑心是否由于断股引起，经与制造厂了解该绕组股数为24股，据此计算假设断一股造成的误差与实际测量误差一致，判断故障为C相绕组内部有断股问题。经吊罩检查，翻开绕组三角接线的端子，用万用表测量，验证厂C相有一股开断。
(2)有载调压切换开关故障的诊断。某变压器llOkV侧直流电阻不平衡，其中C相直流电阻与各个分接之间电阻值相差较大。A、B相的每个分接之间直流电阻相差约为10～11．7u欧，而C相每个分接之间直流电阻相差为4．9—6．4 u欧与14．1～16．4 u欧，初步判断C相回路不正常。通过其直流电阻数据CO(C端到中性点O端)的直流回路进展分析，确定绕组本身缺陷的可能性小，有载调压装置的极性开关与选择开关缺陷的可能性也极小，所以，缺陷可能在切换开关上。经对切换开关吊盖检查发现，有一个固定切换开关的一个极性到选择开关的固定螺丝拧断，致使零点的接触电阻增大，而出现直流电阻规律性不正常的现象。 (3)无载调压开关故障的诊断。在对某电力修造厂改造的变压器交接验收试验时，发现其中压绕组Am、马n、Cm三相无载磁分接开关的直流电阻数据混乱、无规律，分接位置与所测直流电阻的数值不对应。
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经吊罩检查，发现三相开关位置与指示位置不符，且没有空档位置，经重新调整组装后恢复正常。
(4)绕组引线连接不良故障的诊断。某SFSLBl31500A10型变压器，预防性试验时发现35kV侧运行Ⅲ分接头直流电阻不平衡率超标。
测试结果如表2—15所示 测试时间
直流电组〔欧〕 最大不平衡率〔％〕 Aom Bom Com 预 示
复试〔转动分接开关后〕
该变压器35kv侧直流电阻不平衡率远大于2％，疑心分接开关有问题，所以转动分接开关后复测，其不平衡率仍然很大，又分别测其他几个分接位置的直流电阻，其不平衡率都在11％以上，而且规律都是A相直流电阻偏大，好似在A相绕组中已串入一个电阻，这一电阻的产生可能出现在A相绕组的首端或套管的引线连接处，是否为连接不良造成。经分析确认后，停电翻开A相套管下部的手孔门检查，发现引线与套管连接松动(螺丝连接)，主要由于安装时未装紧，且无垫圈而引起，经紧固后恢复
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正常。
通过上述案例可见，变压器绕组直流电阻的测量能发现回路中某些重大缺陷，判断的灵敏度与准确性亦较高，但现场测试中应遵循如下相关要求，才能得到准确的诊断效果。
1)通过对变压器直流电阻进展测量分析时，其电感较大，一定要充电到位，将自感效应降低到最小程度，待仪表指针根本稳定后读取电阻值，提高一次回路直流电阻测量的正确性与准确性。
2)测量的数据要进展横向与纵向的比拟，对温度、湿度、测量仪器、测量方法、测量过程与测量设备进展分析。
3)分析数据时，要综合考虑相关的因素与判据，不能单搬规程的标准数值，而要根据规程的思路、现场的具体情况，具体分析设备测量数据的开展与变化过程。
4)要结合设备的具体构造，分析设备内部的具体情况，根据不同情况进展直流电阻的测量，以得到正确判断结论。
5)重视综合方法的分析判断与验证。如有些案例中通过绕组分接头电压比试验，能够有效验证分接相关的档位，而且还能检验出变压器绕组的连接组别是否正确。同时对于匝间短路等故障也能灵敏地反映出来，实际上电压比试验，也是一种常规的带有检验与验证性质的试验手段。进展综合分析可进一步提高故障诊断的可靠性。
第四节 绝缘电阻及吸收比、极化指数检测
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绝缘电阻试验是对变压器主绝缘性能的试验，主要诊断变压器由于机械、电场、温度、化学等作用及潮湿污秽等影响程度，能灵敏反映变压器绝缘整体受潮、整体劣化与绝缘贯穿性缺陷，是变压器能否投运的主要参考判据之一。 1． 绝缘电阻的试验原理
变压器的绝缘电阻对双绕组构造而言是表征变压器高压对低压及地、低压对高压及地、高压与低压对地等绝缘在直流电压作用下的特性。它与上述绝缘构造在直流电压作用下所产生的充电电流、吸收电流与泄漏电流有关。变压器的绝缘构造及产这三种电流的等效电路 如图2—6所示。
变压器的绝缘电阻是表征同一直流电压下，不同加压时间所呈现的绝缘特性变化。绝缘电阻的变化决定于电流i的变化，它直接与施加直流电压的时间有关，一般均统一规定绝缘电阻的测定时间为一分钟。因为，对于中小型变压器，绝缘电阻值一分钟即可根本稳定；对于大型变压器那么需要较长时间才能稳定。产品不同，绝缘电阻随时间的变化曲线也不同，但曲线形状大致一样，如图2—8所示。
2．绝缘电阻的试验类型
电力变压器绝缘电阻试验，过去采用测量绝缘电阻的R60。(一分钟的绝缘电阻值)，同时对大中型变压器测量吸收比值(R60／R15)。这对判断绕组绝缘是否受潮起到过一定作用。但近几年来，
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随着大容量电力变压器的广泛使用，且其枯燥工艺有所改良，出现绝缘电阻绝对值较大时，往往吸收比偏小的结果，造成判断困难。吸取国外经历，采用极化指数户、／，即10rain(600s)与1rain(60s)的比值(R600／R60)。有助于解决正确判断所遇到的问题。
为了比拟不同温度厂的绝缘电阻值。GB／6451—86国家标准规定了不同温度，下测量的绝缘电阻值R60换算到标准温度2叭：时的换算公式。 当t>20℃时
表2－16 测绝缘电阻值时换算系数表 温度差 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55
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60
换算系数
注 中间温度差值的换算系数可用插值法求取。
DL／T 596—1996规程规定吸收比(10—30℃范围)不低于1．3或极化指数不低于1．5，且对吸收比与极化指数不进展温度换算。在判断时，新的预试规程规定吸收比或极化指数中任——项，到达上述相应的要求都作为符合标准。国外按极化指数判断变压器绝缘状况的参考标准如表2—17所示 状态 极化指数 良好 >2 较好 1.25－2 一般 不良 危险
3．绝缘电阻的试验方法 (1)测量部位。
1)对于双绕组变压器，应分别测量高压绕组对低压绕组及地；低压绕组对高压绕组及地；高、低绕组对地，共三次测量。 2)对于三绕组变压器，应分别测量高压绕组对中、低压绕组
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及地；中／k绕组对高、低压绕组及地；低压绕组对高、中压绕组及地；高、中压绕组对低压绕组及地；高、低压绕组对中压绕组及地；十、低压绕组对高压绕组及地；高、中、低压绕组对地，共七次测量。确定测量部位是因为测量变压器绝缘电阻时，无论绕组对外壳还是绕组间的分布电容均被充电，当按不同顺序测量高压绕组与低压绕组绝缘电阻时，绕组间的电容重新充电过程不同而影响测量结果，因此为消除测量方法上造成的误差，在不同测量接线时测量绝缘电阻必须有一定的／顷序，且一经确定，每次试验均应按确定的顺序进展，便于对测量结果进展合理的比拟。
(2)操作方法。
1)检查兆欧表或绝缘测定器本身及测量线的绝缘是否良好。检查方法是将兆欧表或绝缘测定器的接地端子与地线相连，测量端子与测量线一端相连，测量线另一端悬空，接通绝缘测定器的输出开关(或摇动兆欧表至额定转速)，绝缘电阻的读数接近无穷大，瞬时短接的绝缘电阻的读数为零。
2)将被试变压器高、中、低各绕组的所有端子分别用导线短接，测量前对被测量绕组对地与其余绕组进展放电。
3)接通绝缘测定器的输出开关(或摇动兆欧表至额定转速)，将测量绕组绝缘电阻的回路迅速接通，同时记录接通的时间。 4)当时间到达15s时，立即读取绝缘R15电阻值，60s时再读取R60值。如需要测量极化指数时，那么应继续延长试验时间
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至10min，并应每隔一分钟读取一个值，同时准确作好记录。 5)到达完毕时间，从变压器绕组上取下测量线，并将测量线与地线相连进展放电。
6)改变接线，分别完成上述程序对各绕组绝缘电阻的测量。 (3)考前须知。
1)绕组绝缘电阻的测量应采用2500V或5000V兆欧表。 2)测量前被测绕组应充分放电。
3)测量温度以顶层油温为准，并注意尽量使每次测量的温度相近，并最好在油温低于50C时测量。
4)绝缘电阻试验时要同时记录仪表读数、试验时间、上层油温，决不能随意估计这三个数据。
5)按要求进展统一温度换算。电力设备预防性试验规程DL／T596--1996规定，电力变压器的绝缘电阻值R60换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化。换算公式为 式中 R1、R2--分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。 4．绝缘电阻的测试分析
(1)与测试时间的关系。对不同容量、不同电压等级的变压器的绝缘电阻随加压时间变化的趋势也有些不同，一般是60s之内随加压时间上升很快，60s到120s上升也较快，120s之后上升速度逐渐减慢。从绝对值来看，产品容量越大的电压等级愈高，尤其是220kV及以上电压等级的产品，60s之前的绝缘电阻值越小、60s之后到达稳定的时间越长，一般约要8rain以后才能根本稳
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定。这是由于在测量绝缘电阻时，兆欧表施加直流电压，在试品复合介质的交界面上会逐渐聚集电荷，这个过程的现象称为吸收现象，或称界面极化现象。通常吸收电荷的整个过程需经很长时间才能到达稳定。吸收比(R60／R15)反映测量刚开场时的数据，不能或来不及反映介质的全部吸收过程。而极化指数／~600／R60)时间较长，在更大程度上反映了介质吸收过程，因此极化指数在判断大型设备绝缘受潮问题上比吸收比更为准确。由此可见，220kV及以上电压等级的变压器应该测量极化指数。 (2)与测试温度的关系。当变压器的温度不超过30℃时，吸收比随温度的上升而增大，约30℃时吸收比到达最大极限值，超过30C时吸收比那么从最大极限值开场下降。但220kV、500kV产品的吸收比与极化指数到达最大极限值的温度那么为40℃以上。 (3)与变压器油中含水量的关系。变压器油中含水量对绝缘电阻的影响比拟显著，反映在含水量增大，绝缘电阻减小、绝缘电阻吸收比降低，因此变压器油的品质是影响变压器绝缘系统绝缘电阻上下的重要因素之一。
(4)与变压器容量与电压等级的关系。在变压器容量一样的情况下，绝缘电阻常随电压等级的升高而升高，这是因为电压等级越高，绝缘距离越大的缘故。在变压器电压等级一样的情况下，绝缘电阻值常随容量的增大而降低，这是因为容量越大，等效电容的极板面积也增大，在电阻系数不变的情况下，绝缘电阻必然降低。
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吸收比或极化指数能够有效反映绝缘受潮，是对变压器诊断受潮故障的重要手段。相对来讲，单纯依靠绝缘电阻绝对值的大小，对绕组绝缘作出判断，其灵敏度、有效性比拟低。这一方面是因为测量时试验电压太低难以暴露缺陷；另一方面也是因为绝缘电阻值与绕组绝缘的构造尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度等有关。但是，对于铁心、夹件、穿心螺栓等部件，测量绝缘电阻往往能反映故障。主要是因为这些部件的绝缘构造比拟简单，绝缘介质单一。
5．绝缘电阻检测与诊断实例
(1)变压器充油循环后测绝缘电阻大幅下降。某2500kVA、l10kV变压器充油循环后测绝缘电阻比循环前大幅降低，以低一高中地为例，充油循环前只R15=5000M欧、R60＝10000M欧,、R60／R15＝2、tg8％＝0．25。充油循环后7．5h测量，R15＝250M欧、R60=300M欧、R60／Ri5＝1．2、tg8％＝1．15。充油循环后34h测量，R15＝7000M欧、R60＝10000M欧、R60／R15＝1．43。 造成上述原因可能是充油循环后油中产生的气泡对绝缘电阻的影响，因此要待油中气泡充分逸出，再测绝缘电阻才能真实反映变压器的绝缘状况，通常，对8000kVA及以上变压器需静置20h以上，小型配电变压器也要静置5h以上才能进展绝缘试验。 (2)油中含水量对变压器绝缘电阻的影响。某变压器绝缘电阻R60为750M欧，吸收比为1．12，油中含水量的微水分析超标，与二年前相近温度条件下R60>2500而R60／R15>1，5相比变化很
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大。经油处理，微水正常，绝缘电阻R60为2500M欧，吸收比为1．47。但运行一年后，预试又发现反复，绝缘电阻R60为800M欧、吸收比为1．16。再次进展微水检测发现超标。再次进展油过滤绝缘电阻又恢复正常。
分析认为油中含水量是对变压器绝缘电阻影响的主要因素，油中微水经油处理合格后，绝缘电阻亦正常，所以运行一阶段，油中微水又超标，应解释为纸绝缘材料中的水分并未全部烘干排除，并缓慢向油中析出而影响油的含水量，同时影响变压器的绝缘电阻值。
〔3〕吸收比与极化比指数随温度变化无规率可循。 第三章 变压器故障典型案例 第一节 短路故障案例
一、老厂主变压器屡次过流重合动作绕组变形
(1)案例。我厂老厂＃7机31.5MVA、110kV变压器(SFSZ 8—31500/110)发生短路事故，重瓦斯保护动作，跳开主变压器三侧开关。返厂吊罩检查，发现C相高压绕组失团，C相中压绕组严重变形，并挤破囚扳造成中、低压绕组短路；C相低压绕组被烧断二股；B相低压、中压绕组严重变形；所有绕组匝间散布很多细小铜珠、铜末；上部铁芯、变压器底座有锈迹。
事故发生的当天有雷雨。事故发生前，曾屡次发生10kV、35kV侧线路单相接地。13点40分35kV侧过流动作，重合成功；18点44分35kV侧再次过流动作，重合闸动作，同时主变压器
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重瓦斯保护跳主变压器三侧开关。经查35kV距变电站不远处B、C相间有放电烧损痕迹。
(2)原因分析。根据国家标准GBl094．5—曰5规定110kV电力变压器的短路表观容量为800MVA，应能承受最大非对称短路电流系数约为2．55。该变压器编制的运行方式下：
电网最大运行方式110kV三相出口短路的短路容量为1844MVA； 35kV三相出口短路为365MVA； 10kV三相出口短路为225．5MVA；
事故发生时，实际短路容量尚小于上述数值。据此计算变压器应能承受此次短路冲击。事故当时损坏的变压器正与另一台31500／110变压器并列运行，经受同样短路冲击而另一台变压器却未损坏。因此事故分析认为导致变压器B、C相绕组在电动力作用下严重变形并烧毁，由于该变压器存在以下问题：
1)变压器绕组松散。高压绕组辐向用手可摇动5mm左右。从理论分析可知，短路电流产生的电动力可分为辐向力与轴向力。外侧高压绕组受的辐向电磁力，从内层至外层三线性递减，最内层受的辐向电磁力最大，两倍于绕组所受的平均圆周力。当绕组卷紧芝内层导线受力后将一局部力转移到外层，结果造成内层导线应力趋向减小，而外层导绞受力增大，内应力关系使导线上的作用力趋于均衡。内侧中压绕组受力方向相反，但均§七用的原理与要求一致。绕组如果松散，就起不到均衡作用，从而降低了变压器的抗短路充击的能力。
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外侧高压绕组所受的辐向电动力是使绕组导线沿径向向外胀大，受到的是拉张力，表观为向外撑开；内侧中压绕组所受的辐向电动力是使绕组导线沿径向向内压缩，受到的是压力，表现为向内挤压。这与该变压器的B、C相高、中压绕组在事故中的结果一致。
2)经吊罩检查发现该变压器撑条不齐且有移位、垫块有松动位移。这样大大降低了内侧中压绕组承受辐向力与轴向力的能力，使绕组稳定性降低。从事故中的C相中压绕组辐向失稳向内弯曲的情况，可以考虑适当增加撑条数目，以减小导线所受辐向弯曲应力。
3)绝缘构造的强度不高。由于该变压器中、低压绕组采用的是围板构造，而围板本身较软，经真空于燥收缩后，高、中、低绕组之间呈空松的格局，为了提高承受短路的能力，宜在内侧绕组选用硬纸筒绝缘构造。
(3)措施。这是一起典型的因变压器动稳定性能差而造成的变压器绕组损坏事故，应吸取的教训与相应措施包括：
1)在设计上应进一步寻求更合理的机械强度动态计算方式；适当放宽设计平安裕度；内绕组的内衬，采用硬纸筒绝缘构造；合理安排分接位置，尽量减小安匝不平衡。
2)制造工艺上可从加强辐向与轴向强度两方面进展，措施主要有：采用女式绕线机绕制绕组，采用先进自动拉紧装置卷紧绕组；结实撑紧绕组与铁心之间的定位，采用整产套装方式；采用垫块
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预密化处理、绕组恒压枯燥方式；绕组整体保证高度一致与构造完整；强化绕组端部绝缘；保证铁轭及夹件紧固。
3)要加强对大中型变压器的质量监制管理，在订货协议中应强调对中、小容量的变压器在型式试验中作突发短路试验，大型变压器要作缩小模型试验，提高变压器的抗短路能力，同时加强变电站10kV及35kV系统维护，减少变压器遭受出口短路冲击机率。 第二节 过热故障案例
一、新厂＃3机变压器绝缘受潮过热
(1)案例。我厂＃3机200MVA、220kV主变压器(SFP7—240000／220)在周期性油色谱分析中发现氢气、乙炔含量有增大趋势。经跟踪监测，氢气含量为30．1uL几，而乙炔含量为5．2uL/L，已超过正常注意值。两天后停电检修，检修前氢气含量达43．6uL/L，乙炔含量达10．9uL/L，色谱变化情况如表3—13所示，绝缘介质损耗tgs％变化如表3—14所示。 表3－13 色谱试验数据 UL/L 氢气 乙炔 甲烷 乙烷 乙烯 总
一氧化碳
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二氧化碳 前五天 30 596 1186 前两天 654 1393 检修前 668 1424 检修后 0 26 62
测试绕组 正常时 色谱异常时检修后 高压 中压 低压
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停电检修放油后的重点检查工程是：绕组压板、压钉有无松动，位置是否正常；铁芯夹件是否碰主变压器油箱顶部或油位计座套；有无金属件悬浮高电位放电；临近高电场的接地体有无高电位放电；引线与油箱升高座外壳距离是否符合要求，焊接是否良好㈠由箱内壁的磁屏蔽绝缘有无过热；申压侧分接开关接触是否良好。
检查中发现：==嘤拖渖系拇牌帘伟寰
刀嗫橥崖洌=郆相引线靠
近升高座处白布带脱落且绝缘有轻微破损；B相分接开关操作杆与分接开关连接处有许多炭黑。
(2)原因分析。规程规定220kV变压器20℃时tg8％不得大于0．8，且一般要求相对 变化量不得大于30％，根据表3—14数据反映变压器绝缘受潮.
按照GB7252--87变压器油中溶解气体分析与判断导那么推荐的三比值法：C2H2／C2H4=10，5／7=1．5；编码为1;CH4／H2=21／32．6；0．644；编码为0；C2H4/C2H6=7／3=2．33；编码为1。组合编码为1，0，1，对应的故障性质为主变压器内部有绝缘过热或低能放电现象。
氢气、乙炔含量高的可能原因：
1)主绝缘慢性受潮。主绝缘受潮后，绝缘材料含有气泡，在高电压强电场作用下将引起电晕而发生局部放电，从而产生Hz；在高电场强度作用下，水与铁的化学反响也能产生大量的H2，使在在总烃含量中所占比重大。主绝缘受潮后，不但电导损耗增大，
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同时还会产生夹层极化，因而介质损耗大大增加。
2)磁屏蔽绝缘脱落后的影响。正常时，高、中压绕组的漏磁通主要有三条路径：一是经高、中压绕组一磁屏蔽板闭合；二是经高、中压绕组一油箱一高、中压绕组闭合；三是经高、中压绕组一油箱一磁屏蔽板一高、中压绕组闭合，并在箱壳与磁屏蔽板中感应电势。磁屏蔽板的绝缘脱落后，将使磁屏蔽一点或多点接地，从而形成感应电流闭合回路导致发热，如果绝缘脱落后，磁屏蔽板与箱壳的接触不好，还有可能形成间隙放电或火花放电。 3)B相引线的白布带脱落与绝缘有碰伤痕迹，可能发生对套管升高座放电。
4)==郆相分接开关与操动杆接触不良，可能会产生悬浮电位放电.变压器运行时出现内部故障的原因往往不是单一的，在存在热点的同时，有可能还存在着局部放电，而且热点故障在不断地开展成局部放电，由此又加剧了高温过热，形成恶性循环。
(3)处理。对B相引线绝缘加固，加强磁屏蔽绝缘，检修调整分接开关，同时对主变压器本体主绝缘加热抽真空枯燥。具体措施是用覆带式加热器在主变压器底部加热，主变压器顶部及侧面用硅酸铝保温材料保温，主变压器四周用尼龙布拉成围屏，以保证主变压器底部不通风，以到达进一步保温的目的。加热器加热时，使主变压器外壁温度保持在60℃～70℃：左右，加热72h后，采用负压抽真空(抽真空时加热不中断)，抽真空后，继续加热24h，再抽真空，这样反复3--4次以后，再做介质损耗试验，
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试验结果合格。同时，进油时对油中气体经真空脱气，色谱分析正常，各项试验数据全部合格，变压器投入后运行正常。 第四章 变压器故障综合处理
第一节 变压器故障的综合判断方法
根据变压器运行现场的实际状态，在发生以下情况变化时，需对变压器进展故障诊断。
(1)正常停电状态下进展的交接、检修验收或预防性试验中一项或几项指标超过标准。
(2)运行中出现异常而被迫停电进展检修与试验。
(3)运行中出现其他异常(如出口短路)或发生事故造成停电，但尚未解体(吊心或吊罩)。
当出现上述任何一种情况时，往往要迅速进展有关试验，以确定有无故障、故障的性质、可能位置、大概范围、严重程度、开展趋势及影响涉及范围等。
对变压器故障的综合判断，还必须结合变压器的运行情况、历史数据、故障特征，通过采取针对性的色谱分析及电气检测手段等各种有效的方法与途径，科学而有序地对故障进展综合分析判断。
一、综合判断的针对性检测方法
对大中型变压器故障的判断采用如下检测方法。 (1)油色谱分析判断有异常： 1)检测变压器绕组的直流电阻。
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2)检测变压器铁心的绝缘电阻与铁心接地电流。 3)检测变压器的空载损耗与空载电流。
4)在运行中进展油色谱与局部放电跟踪监测。
5)检查变压器潜油泵及相关附件运行中的状态。用红外测温仪器在运行中检测变压器油箱外表温度分布及套管端部接头温度。 6)进展变压器绝缘特性试验，如绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗、泄漏电流等试验。
7)绝缘油的击穿电压、油介质损耗、油中含水量、油中含气量(500kv级时)等检
8)变压器运行或停电后的局部放电检测。 9)绝缘油中糠醛含量及绝缘纸材聚合度检测。 10)交流耐压试验检测。
(2)气体继电器动作报警后：应进展油色谱分析与气体继电器中的气体分析，必要时可按图4—1所示的综合判断程序进展。 )油色谱分析。
2)变压器绕组直流电阻检测。 3)短路阻抗试验。
4)绕组的频率响应试验。 5)空载电流与空载损耗试验。
(4)判断变压器绝缘受潮要进展的试验：
1)绝缘特性试验。如绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗、泄漏电流等。
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2)变压器油的击穿电压、油介质损耗、含水量、含气量(500kV级时)试验。
3)绝缘纸的含水量检测。 (5)判断绝缘老化进展的试验：
1)油色谱分析。特别是油中一氧化碳与二氧化碳的含量及其变化。
2)变压器油酸值检测。
3)变压器油中糠醛含量检测。 4)油中含水量检测。
5)绝缘纸或纸板的聚合度检测。 (6)变压器振动及噪声异常时的检测： 1)振动检测。 2)噪声检测。 3)油色谱分析。
4)变压器阻抗电压测量。
(7)对中小型变压器检测判断常采用的方法：
1)检测直流电阻。用电桥测量每相高、低压绕组的直流电阻，观察其相间阻值是否平衡，是否与制造厂出厂数据相符；假设不能测相电阻，可测线电阻，从绕组的直流电阻值即可判断绕组是否完整，有无短路与断路情况，以及分接开关的接触电阻是否正常。假设切换分接开关后直流电阻变化较大，说明问题出在分接开关触点上，而不在绕组本身。上述测试还能检查套管导杆与引
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线、引线与绕组之间连接是否良好。
2)检测绝缘电阻。用兆欧表测量各绕组间、绕组对地之间的绝缘电阻值与吸收比，根据测得的数值，可以判断各侧绕组的绝缘有无受潮，彼此之间以及对地有无击穿与闪络的可能。 3)检测介质损耗因数tzJ。测量绕组间与绕组对地的介质损耗因数tzJ，根据测试结果，判断各侧绕组绝缘是否受潮、是否有整体劣化等。
4)取绝缘油样作简化试验。用闪点仪测量绝缘油的闪点是否降低，绝缘油有无炭粒、纸屑，并注意油样有无焦臭味，同时可测油中的气体含量，用上述方法判断故障的种类、性质。 5)空载试验。对变压器进展空载试验，测量三相空载电流与空载损耗值，以此判断变压器的铁心硅钢片间有无故障，磁路有无短路，以及绕组短路故障等现象。 第二节 综合分析判断的根本原那么
(1)与设备构造联系。熟悉与掌握变压器的内部构造与状态是变压器故障诊断的关键，如变压器内部的绝缘配合、引线走向、绝缘状况、油质情况等。又如变压器的冷却方式是风冷还是强迫油循环冷却方式等，再如变压器运行的历史、检修记录等等，这些内容都是诊断故障时重要的参考依据。
(2)与外部条件相结合。诊断变压器故障的同时，一定要了解变压器外部条件是否构成影响，如是否发生过出口短路；电网中的谐波或过电压情况是否构成影响；负荷率如何；负荷变动幅
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度如何等等。
(3)与规程标准相对照。与规程规定的标准进展对照，假设发生超标情况必须查明原因，找出超标的根源，并进展认真的处理与解决。
(4)与历次数据相比拟。仅以是否超标准为依据进展故障判断，往往不够准确，需要考虑与本身历次数据进展比拟才能了解潜伏性故障的起因与开展情况，例如，试验结果尽管数值偏大，但一直比拟稳定，应该认为仍属正常；但试验结果虽未超标而与上次相比却增加很多，就需要认真分析，查明原因。
(5)与同类设备相比拟(横向比拟)。—同容量或一样运行状态的变压器是否有异常因的影响还是内在的变化。台变压器发现异常，而同一地点的另一台相这样结合分析有利于准确判断故障现象是外
(6)与自身不同部位相比拟(纵向比拟)。对变压器本身的不同部位进展检查比拟。如变压器油箱箱体温度分布是否变化均匀，局部温度是否有突变。又如用红外成像仪检查变压器套管或油枕温度，以确定是否存在缺油故障等。再如测绕组绝缘电阻时，分析高对中、低、地，中对高、低、地与低对高、中、地是否存在明显差异，测绕组电阻、测套管C及tg8时，三相间有无异常不同，这些也有利于对故障部位的准确判断。 第三节 故障分析判断的程序 1．故障判断的步骤
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1)判断变压器是否存在故障，是隐性故障还是显性故障。 2)判断属于什么性质的故障，是电性故障还是热性故障，是固体绝缘故障还是油性
3)判断变压器故障的状况，如热点温度、故障功率、严重程度、开展趋势以及油中气体的饱与程度与到达饱与而导致继电器动作所需的时间等。
4)提出相应的反事故措施，如能否继续运行，继续运行期间的平安技术措施与监视手段或是否需要内部检查修理等。 2．有无异常的判断
从变压器故障诊断的一般步骤可见，根据色谱分析的数据着手诊断变压器故障时，首先是要判定设备是否存在异常情况，常用的方法有：
1)将分析结果的几项主要指标(总烃、乙炔、氢气含量)与DL／T596—1996规程中的注意值作比拟。如果有一项或几项主要指标超过注意值时，说明设备存在异常情况，要引起注意。但规程推荐的注意值是指导性的，它不是划分设备是否异常的唯一判据，不应当作强制性标准执行；而应进展跟踪分析，加强监视，注意观察其产生速率的变化。有的设备即使特征气体低于注意值，但增长速度很高，也应追踪分析，查明原因；有的设备因某种原因使气体含量超过注意值，也不能立即判定有故障，而应查阅原始资料，假设无资料，那么应考虑在一定时间内进展追踪分析；当增长率低于产气速率注意值，仍可认为是正常的。
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在判断设备是否存在故障时，不能只根据一次结果来判定，而应经过屡次分析以后，将分析结果的绝对值与导那么的注意值作比拟，将产气速率与产气速率的参考值作比拟，当两者都超过时，才判定为故障。
2)了解设备的构造、安装、运行及检修等情况，彻底了解气体真实来源，以免造成误判断。一般遇到非故障性质的原因情况及误判的可能参见表4—2。另外，为了减少可能引起的误判断，必须按DL／T596—1996的规定：新设备及大修后在投运前，应作一次分析；在投运后的一段时间后，应作屡次分析。因为故障设备检修后，绝缘材料残油中往往残存着故障气体，这些气体在设备重新投运的初期，还会逐步溶于油中，因此在追踪分析的初期，常发现油中气体有明显增长的趋势，只有通过屡次检测，才能确定检修后投运的设备是否消除了故障。 表4—2 造成油色谱误判断的非故障原因 非 故 障原 因
对油中气体组分变化的影响 误判的可能
屑于设备构造上的原固
(1)有载调压器灭弧室油向本体渗漏
(2)使用有不稳定的绝缘材料，造成早期热分解(如使用札030醇酸绝缘漆)
(3)使用有活性的金属材料，促进抽的分解(如使用奥氏体不锈
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钢)
使本体油的乙炔增加
产生CO与H2等，增加它们在油中的浓度 增加油中H2含量 放电故障
固体绝缘发热或受潮 油中有水分
属于安装、运行、维护上的原因
(1)设备安装前，充CO2安装注油时，未排尽余气 (2) 充氮保护时，使用不合格的氮气
(3)油与绝缘物中有空气泡(如安装投运前，油未脱气及真空注油，运行中系统不严 密而进气等)
(4)检修中带油补焊
(5)油处理中，油加热器不合格，使油过热分解 (6)充用含可燃烃类气体的油，或原有过 故障，油未脱气或脱气不完全 增加油中CO2含量 氮气含H2、CO等杂气
由于气泡性放电产生H2与C2H2 增加乙炔含量 增加乙炔等含量
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油溶解度大的可燃烃气体含量高 固体绝缘发热 发热受潮 放电故障 放电故障 放电故障 发热、放电 非故障原因
对油中气体组分变化的影响 误判的可能
属于附属设备或其他原因
(1)潜油泵、油流继电器接点电火花或电 机缺陷
(2)设备环境空气中CO与烃含量高 增加乙炔等可燃气体 增加油中CO与烃含量 放电故障 固体绝缘发热
3)注意油中CO、C岛含量及比值。变压器在运行中固体绝缘老化会产生CO与CO2。同时，油中CO与CO2的含量既同变压器运行年限有关，也与设备构造、运行负荷与油温等因素有关，因此目前导那么还不能规定统一的注意值。只是粗略的认为，在开
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放式的变压器中，CO含量小于300uL／L，CO2／CO比值在7左右时，属于正常范围；而薄膜密封变压器中CO2／CO比值一般低于7时也属于正常值。 3．故障严重性判断
当确定设备存在潜伏性故障时，就要对故障严重性作出正确的判断。判断设备故障的严重程度，除了根据分析结果的绝对值外，必须根据产气速率来考虑故障的开展趋势，因为计算故障的产气速率可确定设备内部有无故障，又可估计故障严重程度。 导那么推荐变压器与电抗器总烃产气速率的注意值：开放式变压器为0．25ml／h，密闭式变压器0．5mI／h。如以相对产气速率来判断设备内部状况，那么总烃的相对产气速率大于10％／月就应引起注意，如大于40uL／L／月可能存在严重故障。在实际工作中，常将气体浓度的绝对值与产气速率相结合来诊断故障的严重程度，例如当绝缘值超过导那么规定注意值的5倍，且产气速率超过导那么规定注意值的2倍时，可以判断为严重故障。
当有意识地用产气速率考察设备的故障程度时，必须在考察期间变压器不要停运而尽量保持负荷的稳定性，考察的时间以1～3个月为宜。如果在考察期间，对油进展脱气处理或在较短的运行期间及油中含气量很低时进展产气速率的考察，会带来较大的误差。
4．故障类型的判断
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设备存在异常情况时，应对其故障类型作出判断，主要有特征气体法与IEC三比值法；但在用IEC三比值法应注意的有关问题有
(1)采用三比值法来判断故障的性质时必须符合的条件。 1)色谱分析的气体成分浓度应不少于分析方法灵敏度极根值的10倍。
2)应排除非故障原因引入的数值干扰。
3)在一定的时间间隔内(1～3个月)产气速率超过10％／月。
(2)注意三比值表以外的比值的应用，如122、121、222等组合形式在表中找不到相应的比值组合，对这类情况要进展对应分析与分解处理。如有的认为122组合可以分解为102+020，即说明故障是高能放电兼过热。另外，在追踪监视中，要认真分析含气成分变化规律，找出故障类型的变化、开展过程，例如三比值组合方式由102—122，那么可判断故障是先过热，后开展为电弧放电兼过热。当然，分析比值的组合方式时，还要结合设备的历史状况、运行检修与电气试验等资料，最后作出正确的结论。 (3)注意对低温过热涉及固体绝缘老化的正确判断。因为绝缘纸在150'C以下热裂解时，除了主要产生CO2外，还会产生一定量的CO、乙烯与甲烷，此时，成分的三比值会出现001、002甚至021、022等的组合，这样就可能造成误判断。在这种情况下，必须首先考虑各气体成分的产气速率，如果CO2始终占主要
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成分，并且产气速率一直比其他气体高，那么对001--002及021--022等组合，应认为是固体绝缘老化或低温过热。
(4)注意设备的构造与运行情况。三比值法引用的色谱数据是针对典型的故障设备，而不涉及故障设备的各种具体情况，如设备的保护方式、运行情况等。如开放式的变压器，应考虑到气体的逸散损失，特别是甲烷与氢气的损失率，因此引用三比值时，应对甲烷、H2比值作些修正。另外，引用三比值是根据各成分气体超过注意值，特别是产气速率，有理由判断可能存在故障时才应用三比值进一步判断其故障性质，所以用三比值监视设备的故障性质应在故障不断产气过程中进展，如果设备停运，故障产气停顿，油中各成分能会逐渐散失，成分的比值也会发生变化，因此，不宜应用三比值法。
(5)目前对尚没有列入三比值法的某些组合的判断正在研究之中。例如121或122对应于某些过热与放电同时存在的情况，202或212对于装有载调压开关的变压器应考虑开关油箱的油可能渗漏到本体油中的情况。 四、综合分析诊断的要求
(1)综合分析判断故障时一般要注意的几个方面：
1)将试验结果的几项主要指标(总烃、乙炔、氢)与DL／T596--1996规程列出的 注意值作比拟。 2)对CO与Cq变化要进展具体分析比拟。
3)油中溶解气体含量超过DL／T596--1996规程所列任一项
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数值时应引起注意，但注意值不是认定设备是否正常的唯一判据。必须同时注意产气速率，当产气速率也到达注意值时，应作综合分析并查明原因。有的新投入运行的或重新注油的设备，短期内各种气体含量迅速增加，但尚未超过给定的数值，也可判断为内部异常状况；有的设备因某种原因使气体含量基值较高，超过给定的注意值，但增长率低于前述产气速率的注意值，仍可认为是正常设备。
4)当认为设备内部存在故障时，可用三比值法对故障类型作出分析。
5)在气体继电器内出现气体情况下，应将继电器内气样的分析结果，按前述方法与油中取出气体的分析结果作比拟。 6)根据上述结果与其他检查性试验相结合，测量绕组直流电阻、空载特性试验、绝缘试验、局部放电试验与测量微量水分等，并结合该设备的构造、运行、检修等情况，综合分析判断故障的性质及部位，并根据故障特征，可相应采取红外检测、超声波检测与其它带电检测等技术手段加以综合诊断。并针对具体情况采取不同的措施，如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查、立即停电检查等。 (2)综合分析诊断应注意的问题。
1)由于变压器内部故障的形式与开展是比拟复杂的，往往与多种因素有关，这就特别需要进展全面分析。首先要根据历史情况与设备特点以及环境等因素，确定所分析的气体终究是来自外部还
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是内部。所谓外部的原因，包括冷却系统潜油泵故障、油箱带油补焊、油流继电器接点火花，注入油本身未脱净气等。如果排除了外部的可能，在分析内部故障时，也要进展综合分析。例如，绝缘预防性试验结果与检修的历史档案、设备当时的运行情况，包括温升、过负荷、过励磁、过电压等，及设备的构造特点，制造厂同类产品有无故障先例、设计与工艺有无缺陷等。
2)根据油中气体分析结果，对设备进展诊断时，还应从平安与经济两方面考虑，对于某些过热故障，一般不应盲目地建议吊罩、吊心，进展内部检查修理，而应首先考虑这种故障是否可以采取其他措施，如改善冷却条件、限制负荷等来予以缓与或控制其开展，何况有些过热性故障即使吊罩、吊心也难以找到故障源。对于这一类设备，应采用临时对策来限制故障的开展，只要油中溶解气体未到达饱与，即使不吊罩、吊心修理，仍有可能平安运行一段时间，以便观察其开展情况，再考虑进一步的处理方案。这样的处理方法，既能防止热性损坏，又能防止人力、物力的浪费。 3)关于油的脱气处理的必要性，要分几种情况区别对待：当油中溶解气体接近饱与时，应进展油脱气处理，防止气体继电器动作或油中析出气泡发生局部放电；当油中含气量较高而不便于监视产气速率时，也可考虑脱气处理后，从起始值进展监测。但需要明确的是，油的脱气并不是处理故障的手段，少量的可燃性气体在油中并不危及平安运行，因此，在监视故障的过程中，过分频繁的脱气处理是不必要的。
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4)在分析故障的同时，应广泛采用新的测试技术，例如电气或超声波法的局部放电的测量与定位、红外成像技术检测、油及固体绝缘材料中的微量水分测定，以及油中金属微粒的测定等，以利于寻找故障的线索，分析故障原因，并进展准确诊断。 第五章 变压器事故处理
第一节 变压器自行跳闸后的处理
为了变压器的平安运行及操作，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、继电保护与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、准确地进展处理。
(1)为加速处理事故，限制事故的开展，消除事故的根源，并解除对人身与设备平安的威胁，应进展以下操作： 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；
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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，那么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，那么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，那么必须对变压器进展内部检查。主要应进展绝缘电阻、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，那么需对变压器进展吊芯检查。
二、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
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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；生的速度与产气量的大小，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，首先应停顿音响信号，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，那么恢复信号后，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，那么应将瓦斯保护投入跳闸回路，同时加强对变压器的监护，认真观察其开展变化。
(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，或者瓦斯信号与瓦斯跳闸同时动作，那么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慎重。 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，那么瓦斯动作的原因是因
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油中别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，那么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、监视运行，都应特别小心，事故原因未查明前不得强送。 三、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平安可靠的运行，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10000kVA及以上的变压器，要设置差动保护装置。与瓦斯保护一样之处是这两种保护动作都比拟灵敏、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别离的故障，而差动保护那么是反映变压器内部(差动保护范围内)电气方面的故障。差动保护动作，那么变压器两侧(三绕组变压器那么是三侧)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，对变压器本体进展认真检查，如油温、油色、防爆玻璃、瓷套管等，确定是否有明显异常。
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2)对变压器差动保护区范围的所有一次设备进展检查，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展检查，看有无短路、击穿以及有人误碰等情况。
4)对变压器进展外部测量，以判断变压器内部有无故障。测量工程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，那么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，那么应对变压器进展更进一步的测量分析，如测量直流电阻、进展油的简化分析、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，那么须进展吊芯检查。
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)对差动保护回路进展检查，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
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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，那么应拉开出线开关，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，那么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，假设查不出明显的故障，那么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，那么应将其停用，恢复主变压器与其余出线的供电。假设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，那么可切除故障母线后再试合闸送电，假设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。 第四节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。假设油溢在变压器顶盖上面着火，那么应翻开下部油门放油至适当油位；假设是变压器内部故障而引起着火，那么不能放油，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，因此要高度警觉，作好各种情况下的事故预想，提高应付紧急状态与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与特性
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绝缘油是石油分馏时的产物，主要成分是烷族与环烷族碳氢化合物。用于电气设备的绝缘油的闪点不得低于135℃，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，一局部热量使油温升高，一局部热量使油分子分解，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)变压器着火事故大局部是由本体电气故障引起，作好变压器的清扫维修与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与差动保护，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，甚至进展吊心检查找出问题所在。在重
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瓦斯动作跳闸后不能盲目强送，以免事故扩大发生爆炸与大火。 (4)变压器周围应有可靠的灭火装置。 3．变压器防火保护的几种灭火系统
(1)水喷雾灭火系统。利用水喷雾灭火是将着火的变压器从外部喷水降温而实现熄灭火焰。 水喷雾灭火系统的构成主要有储水池、水泵、阀门水管道、喷水头及火焰探测器与控制器等。 这种灭火方法在实际应用中存在如下几个问题：
1)喷头易发生堵塞，长期不用时突然使用，水管铁锈冲至喷头可能会发生堵塞响灭火功能。
2)管道必须沿变压器排列，检修变压器时，必须先拆管道，因此很不方便。
3)必须在变压器附近设置储水池，且水要定期更换，否那么时间太长水要变质发臭，造成污染。
4)除上述外还需要大功率水泵，因此，本钱高，维护工作量大。 (2)卤代烷灭火系统。卤代烷灭火的原理是返催化，即将原进展的化学反响中止而熄灭火焰。采用卤代烷方式灭火，只有在变压器油外溢着火时才有效，且这种灭火介质喷出后，会破坏大气中的臭氧层，因此从环保的角度出发，这种灭火方式终将可能被淘汰。
(3)氮气搅拌灭火系统。氮气搅拌灭火系统构造简单、动作可靠、方便易行、不污染环境、灭火效果显著，且造价低，维护方便。以下介绍的DDM油浸变压器充氮灭火器装置是目前比拟先进可
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靠的一种变压器灭火设备。 DDM油浸电力变压器充氮灭火装置主要用于发电厂，变压站容量在10MVA以上的大容量电力变压器的灭火消防：
系统灭火工作原理。
当变压器发生火灾时，由火灾探测器与瓦斯继电器动作信号起动灭火装置，该装置同时接收到启动投运的两组信号后，首先快速将排油阀立即翻开，将油箱中油降低于顶盖下方25cm左右，缓介变压器本体内压力防止爆炸，同时控流阀关闭，将油枕与本体隔离，防止“火上浇油〞。
经排油阀翻开数纱后，氮气从变压器底部充入本体，使变压器油上下充分搅拌，迫使油温降至燃点以下，实现迅速灭火，充氮时间可持续10min以上，以使变压器充分冷却，阻止重燃。系统构造及灭火流程原理如图5—24所示。 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。
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5)加强管理与建立正常的巡视检查制度。
6)重视平安教育，进展事故预想，提高平安意识。
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