张云朋，胡海燕，刘全桢，肖 睿

(中国石化青岛安全工程研究院化学品安全控制国家重点实验室，山东青岛 266071)

1 变压器故障类型

变压器设备是企业供配电系统的重要组成部分，是保证企业供电可靠性的基础，其安全运行至关重要。变压器设备在长期运行过程中，受周围环境、负荷增加、运行维护因素等的影响，其绝缘性能、电气性能、机械强度会逐渐降低，同时也会产生各种故障。

变压器故障可分为外部故障和内部故障，外部故障是指变压器辅助设备出现的故障，内部故障是指变压器绕组或本体内部绝缘出现的故障。故障统计数据表明，变压器发生外部故障的频率远远超过发生内部故障的频率，且内部故障次数少于总体故障次数的1/10。但从运行实际来看，内部故障对变压器自身的危害程度远超过外部故障。例如，变压器发生内部故障时，其内部变压器油在短路电流和高温电弧的作用下会快速裂化，产生大量气体，而此时继电保护装置因故障未能及时动作切除故障，导致故障电流长期存在，使箱体内部压力持续增大，严重时高压油气会导致箱体爆炸，造成变压器本体严重损坏。因此，变压器内部故障的破坏性远超过外部故障。

统计资料表明，大多数变压器的早期潜在故障是随着运行时间而发展的，变压器的故障主要体现在主体、套管、绕组、铁芯和分接调压开关等，而过热及冲击电压更加速了老化的过程。在线监测变压器的运行状态可及时掌握变压器设备内部绝缘的真实情况，尽早地发现变压器内部存在的故障隐患，对变压器的安全运行有着非常重要的意义。

2 变压器常见故障因素分析

变压器常见的故障有：局部放电、变压器油微水浸入、变压器过热、冷却装置故障、油位异常等。

2.1 局部放电

局部放电现象主要是指高压电气设备绝缘在足够强度的电场作用下、局部范围内发生的放电现象。长期的局部放电作用会引起多种形式的物理和化学作用，导致变压器设备绝缘劣化。如绝缘介质外壁被局部放电产生的带电粒子撞击时，绝缘介质的化学键就可能断裂，分子结构被破坏，加速绝缘劣化过程，造成绝缘损坏。绝缘损坏严重时会造成变压器设备故障，影响电网正常运行。

对变压器设备而言，不同部位的绝缘遭到破坏后对变压器造成的后果是不同的，如变压器绕组间绝缘破坏后的后果远超过匝间绝缘。因此，不同部位的局部放电对变压器绝缘的破坏作用是不同的。准确定位局部放电发生的位置，并精确测定局部放电量的大小，进而评价其对绝缘的危害程度，对保障电力设备正常运行、优化产品设计等都具有重要的意义。

2.2 变压器油微水浸入

由于外界环境湿度的影响，变压器在制造、运输、贮存、使用过程中都会不可避免地由外界进入水分。另一方面，变压器油在自身氧化过程中也会产生水分。变压器中的水分主要以下列几种状态存在：①自由态的水，主要来自外部大量侵入的水分，以独立状态存在于油中，两者之间存在明显的分层界限；②以极小的微粒溶于油中，主要由空气中的水分溶于油中形成，这种状态的水会使油的击穿电压急剧降低，增加介质损耗；③乳化态的水，主要成因是油品提炼过程中纯度不足，或是变压器油因长期运行而老化，或是变压器油被其他乳化物污染。

油中微水对变压器油的不良影响主要有以下几点：①使油品的绝缘强度降低，微水含量超过100 mg/kg时，油品的绝缘强度将大幅度降至1 kV；②增加介质损耗，其中悬浮的乳化水会显著增加介质损耗；③促使绝缘纸中的纤维材质老化，降低绝缘纸的机械强度和聚合度，使绝缘纸的绝缘强度大大降低。实验表明，120 ℃时，绝缘纸中的水分每增加1倍，绝缘纸的机械强度下降50%，当温度升高时，油中的水增加，纤维中的水降低，温度降低则相反；④存在水分时有机酸的腐蚀能力增强，对金属部件的腐蚀更加严重。

综上所述，油中含水量与绝缘油和设备绝缘的绝缘强度关系密切，含水量越多，绝缘水平越低。因此，监测油中含水量十分必要。

2.3 变压器过热

过热会对变压器的正常运行造成严重危害，高温会降低绝缘材料的绝缘强度和机械强度，大多数变压器的绝缘故障是由过热引发的。IEC354《变压器运行负载导则》指出：变压器最热点温度达到140℃时，油中就会产生气泡，气泡会使绝缘强度降低并引发闪络，造成变压器损坏。

过热会使变压器的使用寿命大大降低，根据变压器运行的6 ℃法则，在80～140 ℃的温度范围内，温度每增加6 ℃，变压器绝缘有效使用寿命降低的速度会增加1倍。GB1094中也有规定，油浸变压器绕组平均温升限值65 K，顶部油温升是55 K，铁芯和油箱是80 K。

2.4 冷却装置故障

变压器绕组和铁芯是通过冷却装置散热的。变压器能否正常运行与冷却装置的正常与否存在重要关系。当冷却装置不能正常运行时，变压器的运行温度会迅速升高，严重损失变压器绝缘，降低其使用寿命。

由于固体和液体的传热速率不同，油温的上升速率低于绕组和铁芯温度的上升速率，表面上看油温的上升不是很高。但此时，铁芯和绕组的温度可能已经严重超标。当油泵故障时，这种情况更为常见。在油温上升过程中，绕组和铁芯温度将按一定规律持续上升。因此，当冷却装置因故障不能正常工作时，要综合观测油温及绕组、铁芯的温度，并要按照设备出厂说明和运行规程，合理确定变压器在冷却设备故障情况下的允许运行容量和时间，并根据变压器的其他运行状况，对变压器的运行工况进行综合评判。

冷却设备停运后进行故障判断时，应首先确定故障范围(是单个油泵风扇停转还是整组停转，是单相停转还是三相停转)，然后依照冷却设备控制回路图找出故障点并尽快修复，以尽可能减小冷却设备停运的负面影响。

2.5 油位异常

变压器油位异常主要包括两种情况，即变压器本体油位异常和有载调压开关油位异常。二者的油位可通过油位计观测。

2.5.1变压器油位过低原因分析

a)油温低，主要表现为：气温低、负载小的情况下，油温降低，体积减小，使油位降低到最低油面线，此时应及时补充油量。

b)漏油，主要表现为：油路或油箱存在漏点，外侧有油污。此种情况引起的油位过低应立即采取措施修补漏点，并及时加油。

2.5.2变压器油位过高原因分析

a)加油量过多，在气温高、负载大的情况下，油温升高，体积增大，油位上升。

b)冷却器装置故障。

c)变压器本身故障。

2.5.3变压器有载调压开关油位过高原因分析

a)油温过高，体积增大，油位上升。

b)有载调压切换开关的油箱密封失效(主要由电气接头过热等原因造成)，有载调压开关油箱内渗入变压器本体绝缘油，致使有载调压开关油位异常上升。

3 变压器在线监测技术

3.1 变压器油中溶解气体在线监测

目前，充油式变压器在企业内的应用较为广泛，这些充油电气设备多采用油纸绝缘材料。这种绝缘材料在热和电的作用下，会逐渐老化分解，产生少量的各种低分子烃类及CO2、CO气体。这些气体会在油中溶解，因此，变压器的绝缘状态与故障状况可通过油中溶解气体判断。

变压器油中溶解气体分析(Dissolved Gases Analysis, 即DGA)技术是依据油中溶解气体成分与变压器内部故障类型、性质、严重程度的对应关系，采用气相色谱仪分析溶解于油中的气体，根据气体的组分和各种气体的含量判断变压器内部有无异常情况，诊断其故障类型、部位、严重程度和发展趋势。该技术的优点是能发现电气试验不易发现的潜伏性故障，有利于对变压器进行早期和实时的故障诊断。并且不需要停电，不受外界环境的干扰，便于实现在线监测，促进变压器由定期维修方式向状态检修方式过渡。目前，气相色谱法应用较广泛、性价比较高，变压器油色谱在线监测系统如图1所示。

图1 变压器油色谱在线监测系统结构示意

工程应用中，主要采集测量油中溶解的氢气(H2)、甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)、一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)等特征气体。其中，CH4、C2H6、C2H4、C2H2称为总烃。油中溶解气体的成分和含量与绝缘故障的关系可以通过特征气体法、产气率判断法、三比值法以及其他各种辅助判断方法等进行判别。

3.2 变压器局部放电在线监测

变压器局部放电在线监测是利用电流脉冲和声波脉冲直接测量变压器局部放电的技术。与油中气体分析法相比，其优点是能瞬时地检测变压器内部的故障，如非脉冲型局部放电和脉冲型局部放电，该技术对二者均能进行在线监测。在非脉冲型局部放电向脉冲型局部放电发展期间绝缘会逐步老化，绝缘强度逐渐降低直至彻底失效，但在这期间并不会产生分解气体。因此，油中气体分析法不能反映变压器内部局部放电初始阶段的发展过程，而局部放电在线监测技术可对局部放电的整个发展过程进行记录。

变压器局部放电在线监测系统如图2所示，主要包括信号监测、信号处理、信号传输以及分析诊断等模块。该系统利用超声波和电脉冲综合检测方法，通过传感器实时监测局部放电信号和超声信号，可监测放电量、放电相位、放电次数等基本参数。

a)信号监测。信号监测模块包含两类传感器，即脉冲电流传感器和超声波传感器。脉冲电流传感器用于测量局部放电产生的脉冲电流信号以确定局部放电的大小，超声波传感器用于测量局部放电产生的声波信号以确定局部放电的位置，二者联合实现局部放电的检测和定位。

图2 变压器局部放电在线监测系统结构

b)信号处理。信号处理模块首先对传感器采集到的信号进行初步处理，以滤除干扰信号或对信号进行调幅，再对初步处理后的信号进行采集、A/D转换和记录，以便于信号的传输。

c)信号传输。由于数据处理单元多位于控制室内，远离现场，因此需配置专门的信号传输单元，以将采集到的信号传送至后续功能模块，这一传输过程通常要满足一定的通信协议。

d)分析诊断。分析诊断模块完成采集信号的处理和分析功能，以获取反映变压器工作状态的特征值，为故障诊断提供有效的信息和数据。

4 结论与建议

变压器设备是企业供电系统中至关重要的设备，其安全运行直接影响企业的供电安全。但变压器在运行过程中，不可避免地会出现局部放电、微水浸入、过热、冷却装置故障、油位异常等多种故障。对于这些故障，一方面要加强对设备的检查维护，及时处理设备的外在故障；另一方面要依托变压器在线监测技术，对变压器设备状态进行实时获取和分析，根据设备状态和分析诊断结果，合理安排检修时间，变“计划检修”为“状态检修”，以提高设备利用率，节约检修费用，保障企业的供电安全。