大型电力变压器典型故障案例分析与处理

大型电力变压器典型故障案例分析与处理变压器担负着电能转换和传输的重要作用，是电力系统中最重要的设备之一。因此，变压器的正常运行是对电力系统安全、可靠运行的重要保证，必须最大限度地防止和减少变压器故障和事故的发生。引发变压器事故和故障的原因是多方面的，如外力的破坏和影响，不可抗拒的自然灾害，安装、检修、维护中存在的问题和制造过程中遗留的设备缺陷等。为吸取历史经验和教训，提高广大变压器运行、检修、试验人员的技术水平和分析、解决问题的能力，编者将自己近年来所分析处理的各种大型变压器典型故障案例进行了汇编。从短路故障、本体故障、铁心故障、分接开关故障、套管故障、附件及其他故障六个方面选编了数十例典型案例，详细介绍了不同案例的故障现象、分析及处理过程。希望这些具体实例的分析，能在实际工作中给广大电力专业工作者提供大型电力变压器典型故障案例分析与处理前言第一章变压器的基本原理与结构简述第二章变压器故障分类概述第一节变压器短路故障 5第二节变压器本体故障 6第三节变压器铁心故障 9第四节变压器分接开关故障 9第五节变压器套管故障 第三章变压器短路故障案例分析11第一节典型案例分析 16 21 24 27第二节变压器短路防范措施 第三节变压器绕组变形测试综述 第四章本体故障案例分析46第一节放电故障 46 46■案例二裸金属悬浮放电 49 53 第二节过热故障 60■案例一线圈铜线焊接不良过热 60■案例二低压绕组股间短路 63■案例三线圈金属压环过热 第三节线圈故障 69■案例一雷击过电压烧损线圈 69■案例二主变压器平衡线圈变形 71■案例三绕组绝缘受潮 77第五章铁心故障案例分析80■案例一铁心和夹件间短路 80■案例二铁心和夹件存在杂质短路 82■案例三铁心松动位移 ■案例四铁心油道间短路 86■案例五铁心引出线过长短接铁心硅钢片 89■案例六铁心下部存在异物 91■案例一有载分接开关接线错误 93■案例二有载分接开关切换开关动静触头接触不良 ■案例三无载分接开关动触头接线松动 101■案例四有载分接开关选择开关故障 ■案例五有载分接开关绝缘杆绝缘缺陷 ■案例六切换开关过渡电阻断线 108第七章套管故障案例分析111■案例一套管导电头悬浮放电 ■案例二套管导电头内螺纹锈蚀 ■案例三套管末屏故障 ■案例四套管末屏引出线断线 ■案例五换流变压器套管进水受潮 125第八章附件及其他故障案例分析128■案例一分接开关和油泵双重故障 ■案例二磁屏蔽短路过热 ■案例三气体继电器误动 ■案例四油箱电焊造成色谱异常 ■案例五油枕呼吸器堵塞 ■案例六潜油泵故障 ■案例七充氮灭火装置故障 参考文献 变压器的基本原理与结构简述电力变压器是根据电磁感应原理制造出来的电气设备，主要由铁心、绕组、绝缘、外壳和必要的组件等组成。由于电压等级、设备容量存在差异，电力变压器的铁心、绕组、绝缘、外壳和组件的结构形式是存在个性化差变压器通过铁心内磁通随时间的变化，在不同匝数的绕组内感应出不同的电压。变压器的基本工作原理如图1-1所示。设铁心内正弦变化的磁通Φ=Φsinwt,根据电磁感应原理，绕组每匝中的在正弦交流电压下，通常电压以有效值表示，于是每匝电压为由于铁磁材料具有高的磁导率，目前在变压器制造企业，生产电力变压器图1-1变压器基本工作原理图时均使用各种不同牌号的晶粒取向磁性硅钢片作为铁心材料，以降低空载损耗。二、绕组绕组是变压器变换电压的基本部件，由于不同绕组的每匝电压不同，因此，需要使绕组有不同的匝数，以获得不同的电压。变压器工作时，绕组中通过电流，在绕组导体中产生电阻损耗，会引起发热和变压器效率的降低。为此绕组使用电导率高的金属制造，常用的导体是铜和铝，对于电力变压器来讲，目前绕组的结构与绕组的容量有关，因此，绕组中通过的电流随额定电压的不2大型电力变压器典型故障案例分析与处理油浸式变压器油箱是保证器身浸入在油中的容器，为保证变压器长期运行，油箱不能漏油，也不允许外界的空气、水分进入油箱内。变压器油箱作为变压器油的容器，要保证变压器器身的绝缘强度和规定的寿命，要保持油不渗漏，并有一定的机械强度。此外，变压器的各种工作和保护用的附件也都安装在变压器油箱上。变压器油箱上装有变压器用的套管、测量和保护元件、运输用的结构件等。四、主要组件1.套管将变压器绕组的引线引出与电网可靠相连接的组件，变压器一般采用油浸纸绝缘电容式套管，也有少部分采用的是干式套管或采用与GIS连接的油气绝通过油流循环将变压器内部热量散出的设备，变压器冷却方式一般分为油浸自冷(ONAN)、油浸风冷(ONAF)、强迫油循环风冷(OFAF)和强迫导向储油柜是一种变压器油保护装置，在变压器油体积随温度变化时，防止油和空气直接接触，降低油受潮和氧化程度，其容积一般为变压器油总容积的10%左右。变压器一般常用的有胶囊式储油柜、隔膜式储油柜和金属波纹式储五、结构分类从结构上看，心式变压器的绕组是圆筒形的，铁面，变压器的高压绕组和低压绕组是同心排列的，器身(铁心连同绕组)是垂直布置的，绕组可以是圆筒式、螺旋式、连续式、层式、纠结构形式，取决于绕组的电压和电流。但铁心的心柱都是多级近似圆柱形截面，3图1-2心式变压器结构图1—铁心；2、3—铁心拉板；4—上夹件；5—油箱屏蔽；6—绕组压钉；7—绕组连接片；8—下夹件；9—绝缘筒；10—低压绕组；11—垫块；12—高压绕组；13—夹件螺栓壳式变压器的绕组是扁平矩形的，高压和低压绕组的线饼是垂直布置、交错排列的，铁心水平布置。壳式变压器结构如图1-3所示。在结构上，壳式变压器和心式变压器主要有以下不同点：壳式变压器的绕组被铁心包围，而心式变压器的绕组包围铁心。壳式变压器的铁心是水平放置的，铁心柱的截面形状是矩形的，铁心片的宽度只有一种，便于铁心片的剪切；而心式变压器的铁心是垂直放置的，铁心柱的截面是近似圆形的，因此，铁心柱的铁心片不得不分成很多级，硅钢片的剪切工作量大。壳式变压器的绕组是矩形的，单饼或双饼绕制，然后将高压和低压线饼组装成相绕组，一个相绕组中不同电压的绕组是交错排列的；心式变压器的绕组均是圆筒形的，一般是一次绕制一个线圈，一相的高压和低压绕组是同心布置的。壳式变压器绕组的线饼数较少，每饼匝数较多，线饼的面积较大，饼间电容大，对地电容小。壳式变压器绕组有大的串联电容，冲击分布比较均匀。壳式变压器绕组在轴向由铁心和油箱撑住，幅向每个线饼的导线由胶粘结在一起，承受短路电动力的能目前，我国和国外绝大多数变压器厂均生产心式变压器，只有很少的变压4处理71图1-3壳式变压器结构图1—铁心夹件；2—油箱屏蔽；3—上部木楔；4—低压绕组；5—高压绕组；6—上节油箱；7—楔形屏蔽；8—上部垫块；9一下部垫块；10一下节油箱；11—支撑梁；12—下部木楔5变压器故障分类概述电力变压器的故障通常划分为内部故障和外部故障。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障，主要类型有线圈故障、铁心故障、分接开关故障、绝缘油故障等。外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及部分附件上发生的各种故障，主要类型有绝缘套管故障、冷却系统故障、保护变压器故障有多种分类方法，如从性质上分主要分为过热性故障和放电性故障两大类。过热性故障按其严重程度可分为轻度过热(一般低于150℃)、低温过热(150～300℃)、中温过热(300～700℃)和高温过热(一般高于700℃)四种故障情况；放电性故障根据放电的能量密度不同可分为局部放电、火花放电和高能电弧放电三种故障类型。变压器故障如从回路划分主要分为电路故障、磁路故障、油路故障和附件故障，而目前发生几率较高、对变压器本身影响最严重的则是变压器出口短路故障。本书中将变压器故障按短路故障、本体故障、铁心故障、分接开关故障、套管故障、附件及其他故障六个方面进行分类，按各自故障的现象、分析判断方法和故障处理措施等分别进行描述。根据运行经验，变压器外部短路故障是对变压器安全运行威胁最大的一类故障。近年来，大型电力变压器在改进绕组结构设计和完善制造工艺等方面采取了大量的措施，变压器承受短路的能力已经有了较大的提高。但随着电力系统容量的日益增大，系统短路容量亦随之增大，变压器因外部短路造成变压器绕组变形甚至损坏，依然是变压器运行过程中的多发性故障。当变压器绕组内流过短路电流时，变压器绕组中的电流与漏磁场相互作用，在绕组的各导线上产生电磁力，其大小由漏磁场的磁通密度与电流的乘积所决定。由于电流增大时漏磁场也成正比地增强，因此电磁力与电流的平方成正比。当变压器在额定负载下运行时，作用在绕组上的电磁力很小；但当电力系统发生短路故障时，变压器绕组内流过的最大短路电流就有可能达到其额定电流的6大型电力变压器典型故障案例分析与处理几倍甚至几十倍，由于电磁力与电流的平方成正比，所以短路时变压器绕组所受的最大电磁力有可能激增到额定负载运行时的几十甚至几百倍，有可能造成变压器发生短路故障时，如果变压器绕组未流过短路电流(例如降压变压器高压侧出现短路),则变压器绕组就不会受到短路电动力的冲击。在变压器绕组流过短路电流情况下，短路电流又主要受短路位置处系统短路容量大小、短路阻抗大小的影响，如果系统短路容量小、短路阻抗较大，则变压器绕组中通过的短路电流和受到的短路电动力就不大，变压器所受影响较小。如果变压器绕组流过较大的短路电流时继电保护装置能快速、正确动作切除故障，就可以将变压器绕组遭受的影响降至最低程度。如果变压器绕组流过的短路电流较大，而继电保护装置又动作缓慢甚至拒动，则变压器绕组所受的影响将是严重的，变压器绕组将承受巨大的轴向和径向电动力的作用，如果变压器绕组某部位机械强度不够，严重情况下会直接造成变压器烧损，有时则会造成绕组的扭曲、鼓包或移位等变形现象，此时绕组机械性能已经下降，一旦变压器再次遭受雷第二节变压器本体故障变压器本体故障主要包含放电性故障和过热性故障两大类。放电性故障，根据其放电的能量密度的大小，通常分为局部放电故障、火花放电故障和高能量放电故障三种类型。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。过热性故障通常可以分为电路过热故障、磁路过热故障以及附件过热故障。常规的过热性故障发展较为缓慢，一般可以通过色谱分一、放电性故障局部放电故障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。局部放电根据绝缘介质的不同，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。发生局部放电时，由于放电能量不同其产生的故障气体会有所不同。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80%~90%;当放电能量密度继续增加时，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通常不到2%。这是局部放电区别于其他放电现象的主要发生火花放电故障时放电能量密度一般大于10-⁶C的数量级。有可能因悬浮电位或油中杂质引发火花放电。变压器中某些金属部件有时会产生悬浮电位，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异常。悬浮电位引发的火花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；如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产生的电位悬浮，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，导致悬浮电位从而引发火花放电。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。变压器发生火花放电故障的另一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。一般来说，火花放电不致很快引起绝缘击穿，主要反映在油色谱分析异常、局部放电量增加或轻瓦斯保护动作，比较容易被发现和处理，但对其发展程度应引起足够的变压器电弧放电是高能量放电，常导致绕组匝层间绝缘击穿为多见，其次为造成引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障。电弧放电故障由于放电能量密度大，产气急剧，能使绝缘纸穿孔、烧焦或炭化，使金属材料变形或熔化烧毁，严重时会造成设备烧损，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。出现电弧放电故障后，气体继电器中的H₂和C₂H₂等组分常高达几千μL/L,变压器油亦被炭化而变黑。油中特征气体的主要成分是H₂和C₂H₂,其次C₂H₆和CH₄。当放电故障涉及固体绝缘时，除了产生上述气体外，还会产生CO和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8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，往往是一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。二、过热性故障变压器的过热性故障通常有磁路过热、电路过热和附件过热。过热性故障一般有一个逐步发展的过程，通常不会立即引发变压器的绝缘事故。在变压器运行时，其表面的过热性故障，如套管端部、油箱表面等部位的过热性故障往往能利用红外测温的手段及时发现，而其内部的过热性故障，如铁心过热、绕变压器常见的磁路过热故障主要有铁心片间短路、铁心和夹件短路、铁心多点接地、磁屏蔽短路等，常见的电路过热故障主要有绕组和分接开关或套管引线等电气接头接触不良、绕组内部焊接不良、绕组股间短路、分接开关动静触头接触不良等，常见的附件过热故障主要有套管端部接触不良、潜油泵烧变压器的过热性故障，按其严重程度可分为轻度过热(一般低于150℃)、低温过热(150～300℃)、中温过热(300～700℃)和高温过热(一般高于 中乙烯和甲烷所占比重较大，乙炔含量较低或没有变化；色谱三比值通常为式进行估算通常认为，当变压器出现电路过热故障时，其故障点温度往往较高，其色谱通常有以下特征：总烃含量超过注意值(150μL/L),其中乙烯和甲烷所占比重较大；C₂H₄/C₂H₆的比值通常可以到达6以上，即利用经验公式估算的故障点温度较高；色谱中伴随有C₂H₂含量的小幅增加；色谱组分含量增长速度和变压器带负载运行电流的大小有一定关系，负载电流大时色谱组分含量增长快而通常认为，当变压器出现磁路过热故障时，其故障点温度相对电路过热故障时的温度稍低，其色谱通常有以下特征：总烃含量超过注意值(150μL/L),其中乙烯和甲烷所占比重较大；C₂H₄/C₂H₆的比值通常在3～6之间，即利用经验公式估算的故障点温度相对较低；色谱中C₂H₂含量一般不会发生变化；色谱组分含量增长速度基本保持稳定，即使变压器空载运行也第二章变压器故障分类概述第三节变压器铁心故障电力变压器正常运行时，铁心必须有一点可靠接地。若没有接地，则铁心对地会有悬浮电位，有可能造成铁心对地断续性击穿放电。铁心一点接地后消除了铁心悬浮电位的可能。但当铁心出现两点以上接地时，铁心间的不均匀电位就会在接地点之间形成环流，并造成铁心多点接地发热的故障。变压器的铁心接地故障会造成铁心局部过热，严重时，过热产生的气体会造成轻瓦斯保护动作，甚至会造成重瓦斯保护动作而跳闸的事故。烧熔的局部铁心形成铁心片间的短路故障，使变压器铁损变大，严重影响变压器的性能和正常工作，以至于必须更换铁心硅钢片加以修复。大型电力变压器铁心故障主要是铁心片间短路、铁心多点接地、铁心和夹件间短路、铁心间发生铁心接地故障的变压器油色谱通常有以下特征：总烃含量超过注意值(150μL/L),其中乙烯和甲烷所占比重较大，乙炔含量较低或没有变化；色谱三比值通常为“0、2、2”或“0、2、1”,呈现高温过热或中温过热的特征。发生铁心多点接地的变压器接地电流将明显增大，可以利用钳形电流表测量铁心接地引下线的接地电流来及早发现。通常变压器铁心接地电流很小，仅为mA级，当存在多点接地情况时，该电流值往往会达到数安或数十安。对变压器铁心不稳定的多点接地，如杂质或油污造成的多点接地故障，由于其发热点温度低，接地电流小，其色谱三比值往往为“0、2、1”呈现中温过热的特征。此时可以在变压器外部利用电容冲击法对故障进行处理，往往能收到较好的变压器的分接开关分为有载分接开关和无载分接开关两大类。无载分接开关的故障通常有动静触头接触不良、触头锈蚀、引出线焊接不良、开关弹簧压力不足、分接档位接错等。对无载分接开关的故障，通常可以通过直流电阻测有载分接开关的故障通常有触头接触不良或烧损、小油箱渗漏油、传动轴扭断、触头锈蚀、引出线焊接不良、分接档位接错、过渡电阻烧断或脱落等。对有载分接开关的故障，除可用直流电阻测试、色谱分析等方法发现外，有载分接开关动作特性测试也是早期发现故障的一个有效手段。有载分接开关是在带负载的情况下变换分接位置的，所以它必须满足两个基本条件：在变换分接过程中，要保证负荷电流的连续，也就是不能开路；在变换分接过程中，要保证分接间不能短路。因此，在有载分接开关切换分接的过程中必然要在某一瞬间同时桥接两个分接以保证负荷电流的连续性；而在桥接的两个分接间，必须串入电阻以限制循环电流，保证不发生分接间短路。这样，有载分接开关就可以由一个分接过渡到下一个分接。实现这一功能的电路称为过渡电路，对应的机构为切换开关。切换开关根据过渡电阻数可分为单电阻、双电阻和四电阻等类型，其中常见的是双电阻的切换开关。有载分接开关切换档位时，先由分接选择器选中要变换到的档位，然后由切换开关迅速动作，实现由当前档位向目标档位的切换。测试有载分接开关的切换波形，就是检测由切换开关的动作原理可知，切换开关在切换过程中，串入回路的电阻值在随时间有规律地改变，将这一变化以图形记录下来，并与标准波形进行比较，就可以判断出切换开关的动作是否正确，进而判断有载分接开关是否存在电动第五节变压器套管故障套管是变压器的重要部件之一，其主要作用是将变压器内部的高、低压引线引至油箱外部，以便和外部设备进行连接，同时还是载流元件之一，运行中大型电力变压器典型故障案例分析与处理变压器短路故障案例分析案例一电厂升压变压器低压侧短路一、故障现象描述投运时间：1989年6月2.故障现象该主变压器为200MW发电机组配套的升压变压器，运行以来未发现大的异常。2008年11月2日17时52分，北225断路器跳闸，LMK断路器跳闸，发电机与系统解列。主要出光字牌如下：发电机失磁、失步保护、发变组纵差、主变压器TA断线、主变压器轻瓦斯信号、主变压器重瓦斯信号。(1)现场进行初步检查，发现该主变压器低压侧引接线处冒烟起火，组织将火扑灭。对主变压器、高压厂用变压器进行停电解除备用，停下所有冷却风(2)对主变压器进行外部检查，发现主变压器低压侧连接发电机的封闭母线B、C相已烧断(见图3-1),主变压器低压侧套管有不同程度的碎裂，高压套管法兰处可以见到明显位移(见图3-2),主变压器油箱有明显变形，油箱多大型电力变压器典型故障案例分析图3-1烧断的发电机封闭母线图3-2有位移的高压套管(1)11月3日，对主变压器进行了内部检查，发现主变压器低压侧引出线明显有位移变形，低压侧C相绕组下部引出线弯曲变形并与油箱壁接触，油箱壁上有大面积的放电烧蚀痕迹(见图3-3);低压侧B相绕组下部引出线有多股铜导线烧断，导线附近的油箱壁和导油管有不同程度的放电烧蚀痕迹(见图3-4);低压侧固定引出线绝缘支架的螺栓多处折断，造成绝缘支架倾斜图3-3低压C相绕组下部引出线和油箱短路放电(2)从保护装置记录的故障现象看(见图3-5),事故发生瞬间发电机B相电流未发生明显突变，而A、C相电流幅值近似相等，相位相差近180°,C相第三章变压器短路故障案例分析电流最大值达到22.12A(TA二次侧电流),根据发电机出口TA的变比12000/5换算的一次电流最大值达到53088A;约30ms后，发电机B相电流也突然增大(波形图3-6中，通道02、05、08分别是发电机A、B、C相电流)。图3-5发电机端电流幅值、相位数据图3-6发电机三相电流波形图(3)事故发生后，主变压器高压侧三相电流发生突变，A相电流和B、C相电流相位相反，幅值约为B、C两相电流幅值之和，如图3-7所示。(1)故障发生瞬间，出现了发电机出口A、C两相相间短路故障，约30ms(2)A、C两相相间短路直接原因是短路接地引起的。短路点有两处，第一大型电力变压器典型故障案例分析图3-7主变压器高压侧电流电压波形图处是发电机出口C相封闭母线对地击穿短路(图3-8中位置1),第二处是变压器设备内部低压B相绕组下部引出线位置(该引出线连接至A相首端)对油箱放电击穿短路(图3-8中位置2)。两个短路点形成短路回路，相当于发电机出口位置的A、C两相相间短路接地，如图3-8所示。图3-8发电机、主变压器低压侧短路点位置示意图(3)短路瞬间，发电机对短路回路提供一个短路电流，该短路电流流经发电机A、C两相及两个短路点间回路，造成发电机A、C图3-8发电机、主变压器低压侧短路点位置示意图(4)短路瞬间，220kV侧电力系统对短路回路提供另一个短路电流，该短路电流流经变压器内部，造成变压器高、低压绕组受到较大的短路电动力的冲击，引发变压器绕组和引出线位置的薄弱环节出现位移和变形，致使变压器低压侧B相绕组下部引出线位置导线断股。主变压器短路阻抗为13.1%,在主变压器短路阻抗和系统短路阻抗共同的限制作用下，变压器绕组中出现了5～6倍额定电流大小的短路电流。低压侧A、C两相短路时，经△-Y变换后，高压侧三相电流幅值也正好是IA=21g=21c(见图3-7波形)。(5)短路后，发电机和电网系统提供的短路电流均流经两个对地短路点间(6)变压器内部对油箱短路点引发电弧放电，瞬间产生大量故障气体，造成变压器油箱内部压力急剧膨胀，变压器油箱压力释放阀来不及动作释放压力，使变压器油箱在内部强大压力下发生鼓胀变形。(7)本次事故真正的起因有两个：一是发电机出口封闭母线内部支柱绝缘瓷柱表面脏污或受潮，造成沿绝缘瓷柱表面放电。二是变压器绕组曾受到过短路冲击，线圈及引出线的紧固强度下降，绕组机械强度下降，对油箱距离的改变造成绝缘距离不够。发电机系统为小电流接地系统，单相接地不能形成短路回路，不足以引起巨大的短路电流。因此，本次事故必须是两个短路点的薄弱环节均发生故障才形成了短路回路，引发巨大的短路电流。(1)由于变压器内部受到大的短路电流和短路电动力的冲击，变压器高压绕组受到外张式机械作用力，变形可能性较小，低压绕组受到内压式机械作用力，很可能已出现变形(因低压绕组存在断股和接地现象，已无法进行现场绕组变形检测),加上变压器低压B相绕组断股需重新焊接，变压器油箱需要重新整形，最终主变压器返厂进行了更换低压绕组、油箱整形、更换低压套管、更(2)由于发电机设备也遭受了短路冲击，故对发电机进行相关检查和电气试验，特别对发电机端部引线固定等机械强度相对薄弱的位置进行重点检查。(3)对发电机出口烧坏的封闭母线进行更换处理，更换后进行了电气绝缘试验。(4)为防止对主变压器接地系统造成损伤，对主变压器接地母排和主地网连接处进行开挖检查，防止主变压器接地不良(5)更换主变压器二次保护控制电缆及风冷控制装置。(1)对发电机封闭母线结合停电检修时间进行清扫并进行电气绝缘试验。(2)鉴于目前变压器绕组变形检测方法存在不足，只能检测位移和变形，而对线圈、引出线等的固定紧固程度无法有效判断，对于线圈固定松动、引出线位置变化等造成的机械强度下降的潜在缺陷难以发现，建议今后当变压器设备发生出口短路或近区短路后，根据流经变压器绕组的短路电流大小和短路时间长短，除需进行常规检测外，必要时应进行放油进油箱检查或吊罩检查。手段之一，建议变压器大、小修结束重新投入运行后，应按新变压器标准进行投入运行后第1、4、10、30天的油色谱分析，以利于检查设备检修效果和及早发现设备投运后出现的新问题。同时建议对主变压器设备加装变压器绝缘油色谱在线监测装置，以利于实时对变压器绝缘状案例二变压器低压侧遭雷击引起相间短路投运时间：1992年8月2001年6月，该变压器在运行中突然重瓦斯保护动作，三侧断路器跳闸。查看事故现场和故障录波图后，分析原因是该站35kV侧母线遭雷击，35kV断路器的支持绝缘子被击穿，引起母线侧B、C两相沿断路器屏面短路接地，而后发展为三相短路接地，致使主变压器遭受了出(1)做色谱分析三比值为1、0、2(高能放电),乙炔值为25.4μL/L,CO、CO₂含量也突增至数千μL/L,见表3-1,因色谱原始数据各组分均较小，故判(2)做直流电阻试验发现低压侧数据异常，ao为23.2mΩ,bo为23mΩ,co为25.5mΩ,低压C相绕组的数据偏大10.9%。随后，对低压C相绕组进行了分段测量，排除了引出线等的影响后，测得绕组本身首尾两端直流电阻就达25.2mΩ,基本可以确定低压C相绕组存在问题。经查厂家资料，该变压器低压绕组为14股并绕，结合直流电阻的偏差和数值进行计算，分析低压C相绕组可能断了一股。取A、B相绕组直流电阻平均值23.1mΩ为14股并绕的正常数值进行计算，断一股后13股并绕的绕组直流电阻数值为23.1×14÷13=24.9(mΩ),和25.2mΩ数值很接近。(3)做变比试验，数值正常。(4)做绕组变形测试，根据低压侧三相绕组变形测试频谱图分析(见图3-9)(该变压器变形测试没有历史数据可以参考),可以看出三相绕组差异较大，频谱图一致性很差，判断该变压器低压绕组存在较严重的变形。选取计算频率图3-9低压侧三相绕组变形测试频响图(5)高压、中压绕组的所有试验均无异常，问题集中出现在低压绕根据试验分析得出的结论，迅速安排吊罩检查和联系变压器生产厂家进行现场更换低压绕组的准备工作。吊罩后，检查发现低压三相绕组都存在较严重的变形(见图3-10～图3-12),低压C相绕组中部有一股已烧断(见图3-10),现象与分析判断基本一致。中部断一股大型电力变压器典型故障案例分析图3-1135kVB相绕组变形情况处理图3-1235kVA相绕组变形情况(1)将三个35kV低压绕组更换为采用自粘性换位铜导线绕制的线圈，提高线圈的抗短路能力。(2)撑条、垫块、高密度电缆纸等绝缘部件采用进口材料，线圈绕制时撑条比更换前的线圈撑条增加一倍，以提高抗短路能力。(3)更换绕组后，变压器本体在现场采用热油喷淋干燥的方法进行绝缘的(4)进行全面的现场试验，包括感应耐压、局部放电等高电压试验和绕组变形试验。试验全部合格后，正常投入运行。案例三变电站主变压器出口短路联结组别：YN,yn0,d11电压比：220±8×1.25%/121/10.5kV投运时间：1997年12月2.故障现象2002年9月17日16时，在进行该主变压器低压侧站用变压器有载调压装置档位切换时，调压装置发生短路，短路弧光引发主变压器低压侧甲隔离开关短路，造成该主变压器故障：主变压器压力释放阀动作，主变压器高、中压套管对主变压器油枕均有不同程度的放电，三侧高压套管均有不同程度的烧损，第三章变压器短路故障案例分析10kV母线变形，站用变压器损坏。二、分析判断对该主变压器进行绝缘油色谱分析，并对变压器做了直流电阻、绝缘电阻(1)从色谱分析数据看(见表3-2),变压器油中有大量的乙炔、氢气等日期甲烷乙烯乙烷乙炔0中部一(2)进行直流电阻测试，变压器低压侧直流电阻ab为8.767mΩ、bc为4.464mΩ、ca为4.381mΩ。从测量结果并查看以往直流电阻数据进行分析，考虑到该变压器联结组别为YN,yn0,d11,低压侧为三角形接线方式，因此判断B相绕组可能有断开点，但具体位置无法确定；中压侧直流电阻AO为287.1mΩ、BO为121.9mΩ、CO为122.4mΩ,从测量结果分析，中压A相绕组(3)铁心绝缘电阻值为0MΩ,可能有以下原因：变压器内部故障产生金属物造成铁心与变压器箱体之间构成金属接地；变压器器身在电动力的作用下产生偏移，造成器身同箱体之间直接接触。(4)变压器低压绕组绝缘电阻偏低(21MΩ),变压器低压绕组绝缘可能已中压绕组进行变形测试，发现三相图谱一致性很差(见图3-13);变压器中、随后，对保护动作情况也进行了分析，具体分析如下：18时47分20秒，站用变压器有载调压装置在调档过程中发生两相短路故障，故障发生0.238s,102甲隔离开关闪络，故障电流增大，弧光引发站用变压器保护用TA(装在102断路器与102甲隔离开关之间)的二次线烧坏，站用变大型电力变压器典型故障案例大型电力变压器典型故障案例分析图3-13中压绕组频响图压器的保护不会动作。虽然此时故障点已发展至该主变压器差动保护范围内，但由于保护装置设计原理缺陷，差动保护拒动。经过1.5s,该主变压器10kV侧过流保护动作，跳开102断路器。由于该主变压器高中压侧套管和10kV母线桥弧光放电，3.56s时故障电流迅速增长，4.18s时，瓦斯保护动作，跳开112、222断路器。(1)A相高压绕组上层层压板断裂，110kV出线侧A相绕组上部有铜屑；绝缘垫块损坏。(2)B相高压绕组上层层压板略有上翘，B相低压侧上层层压板上翘约2cm,110kV出线侧B相绕组上部铜屑较多。(3)从内部看，低压B相绝缘子碎裂。(4)箱体底部积炭较多，套管尾部积炭较多。从检查结果分析，变压器在本次事故中受损较为严重。为了尽快将变压器进行修复，最后确定变压器在现场不进行调罩检查，直接返厂修理。(1)调压绕组拔出，从外观看，没有发现明显变形。(3)中压A相绕组轴向变形，上部匝间有短路和断股(见图3-14);中压B相绕组略有变形，径向有偏移；中压C相绕组基本无问题。(4)低压绕组损坏十分严重。低压A相绕组轴向变形严重，无法从铁心上拔下，最后将其剪断，才将其拔下；低压B相绕组轴向变形严重，中、低部电磁线有多股烧断；低压C相绕组径向变形严重，绕组下部垫片损坏、断裂。根据检查情况，制定了修复方案：用电压比、调压方式相同的11S-03型变压器电磁线代替原变压器(11S-05型)电磁线，要求保证高-中、高-低阻抗电压满足变压器并列运行条件，到现场后中-低压不并列运行。在制造厂内变压器经严格工艺检修处理并通过全部出厂试验后，运回现场，再经安装、抽真空注油、常规试验、局放试验后，变压器顺利投运。同时，对该主变压器低压侧加装了限流电抗器，以限制变压器低压压器差动保护拒动，瓦斯保护动作，跳开222、112断路器。本次事故的直接原因为站“二十五项反措”要求：220kV及以上主保护双套配置，而该主变压器保护为单套配置，且属已淘汰的集成电路保护；主变压器差动保护装置本身存在缺陷导致拒动，造成事故扩大。案例四变电站主变压器低压侧线路连续短路联结组别：YN,d11投运时间：2002年2月2.故障现象2002年2月9日该主变压器投入运行，运行正常，2003年11月5日停电进行预防性试验，结果正常。2004年2月20日，雾加小雨，08时50分，该主变压器35kV侧断路器距离保护I段动作断路器跳闸，重合成功；09时22分，35甲烷乙烷乙烯乙炔一从色谱分析数据表明(见表3-3),三比值为1、0、2,故障性质为电弧表3-4。12345根据色谱分析数据和电气试验数据，并查阅变压器出厂资料，分析判断(1)中压C相绕组与其他两相绕组在每个分接位置对应档位的直流电阻差值基本相同，均为8mΩ,并且A、B、C三相相邻分接直阻相差基本相同，为2mΩ,(2)中压C相绕组很可能发生了断股现象。因为中压侧分接开关为单相中部调压型，在第5档时不带调压线圈，可以认为只有主绕组，其直阻值为59mΩ(取A、B相平均值),主绕组为7股铜线并绕，则每一股阻值为59×7=413(mΩ),若断一股，则为6股并绕，并绕后阻值为413/6=68.8(mΩ)。与现有(3)变压器在连续遭受外部短路冲击后，很可能先发生匝间短路，待电流烧断其中一匝的一股后，匝间短路不复存在，所以在停电后变比试验数据正常。(4)因色谱数据中CO和CO₂数值较大，发生断股故障的位置很可能在绕组内部，固体绝缘已烧损。同时，从色谱试验数据看，下部油样的总烃数值明显大于中部油样的总烃数值。因此，断股的位置很可能(5)由于故障位置不是在引线的端部位置，而是在内层的中压绕组的中下检查发现的故障情况如下：拔除绕组前明显可见C相绕组上部的绝缘纸板上有大量的炭黑；调压线圈和高压绕组无异常；中压绕组故障明显，A、B相中压绕组均有明显变形，C相中压绕组尾端最下部一饼(共7股)烧断一股(与事先判断相符),另五股有烧熔但未烧断，绕组内侧靠近下部也有烧熔现象，C相下部有烧熔铜颗粒；低压A、B相受中压变形的挤压有轻微变形。图3-15为C相中压最下部一饼线圈烧断一股，图3-16为C相中压最下部一饼绕组另有五股有烧熔但未烧断，绕组拔出后厂家人员触碰后彻底断开的图3-16C相中压最下部一饼线圈五股有烧熔处理情况：更换中压三相绕组，并采用机械强度较大的半硬铜线取代原先的普通电磁线，由原先的7股并绕变成6股并绕；更换低压三相绕组；更换全部从35kV线路侧的故障录波图上看，第一次35kV断路器距离保护I段动作跳闸时，故障持续时间共计8个周波，前5个周波是B、C相间短路，随后3个周波发展成为三相短路；在断路器重合成功后约30min,第二次断路器距离保护I段动作跳闸，此次是B、C相短路，持续时间8个周波。故障点距变压器中压侧出口约500m,故障电流最大值4800A。遭受外部短路冲击后，C相中压绕组下部发生了上下饼间短路放电，烧熔和烧断线圈(见图3-17);A、B相中压绕组受短路冲击而变形(见图3-18)。图3-17C相中压绕组内侧也有多处烧熔图3-18有明显变形的A相中压绕组该变压器高、中压绕组间短路阻抗为10.5%,按设计要求热稳定能力应能耐受约9.5倍额定电流大小的短路电流2s(600×9=5400A),应能承受的动稳定短路电流更大。但实际短路电流小于5400A,持续时间也很短，仅几十毫秒。如果说C相中压绕组损坏可以归结为连续遭受短路冲击的累积效应而发生绕组变形和放电损坏，但A相只短路了一次就发生了绕组变形，只能说明该变压器抗短路冲击能力差(该变压器历史运行情况良好，未发生外部短路及过载)。案例五变电站主变压器匝间短路该主变压器1992年投运以来一直正常。该变压器先是于2003年8月26日投运后，8月30日因35kV的避雷线坠落至10kV母线上，又造成10kV侧出口短路(中压侧当时空载),停电后进行常规试验和现场对该变压器进行电气常规试验未发现异常，对保护装置检查也未见异常，对差动保护范围内的110kV电流互感器进行电气试验和检查，结果也未发现异常。但从对跳闸前后进行的油色谱分析看(历次色谱数据见表3-5),色谱中明显出现了乙炔成分，10月19日为2.69μL/L,可能故障后取样时气体未完全扩散。至10月20日，乙炔数值为5.58μL/L,同时其他气体组分也都有相应的增长，总烃值不高，在现场进行的常规电气试验也未发现问题。有人认为差动保护可能是误动，变压器内部无故障。但经分析判断差动保护动作和色谱中新出现乙炔气体是对应的，即变压器内部一定存在故障。色谱数据三比值为1、0、2,说明变压器内存在放电性故障。因此，决定对该变压器进行现场零起升试验性质下部下部下部下部下部00000现场试验情况如下：(1)按试验接线图(见图3-19)接好线(以试验C相为例)。图3-19试验接线图BP—变频电源装置BPD-300型；P.D—局部放电测试仪DST型；T—被试变压器；D—阻容分压器(2)不接被试变压器，对试验电源回路进行空试，测量电源噪声，升电压至被试变压器低压侧预定试验电压14.9kV,无异常现象；降电压至零，断开电源开关。在该电压下，保持10min,测得的局部放电量为2700pC;降低电压至零，断开(4)更换试验接线，对B相进行试验。当变频柜输入电流由升压前的10A升至25A时，测量电压用的分压器读数无变化；降低电压至零，断开电源开关。(5)更换试验接线，对C相进行试验，合闸升电压至94.5kV(高压侧)。在该电压下，保持10min,测得的局部放电量为3600pC;降低电压至零，断开(6)更换试验接线，重新对B相进行试验。情况如前，合闸升压后分压器(7)根据试验现象，判断该变压器内部存在不完全接触的匝间短路故障。的局部放电试验时，缺陷就暴露出来了。现场放油后从人孔进入检查及随后吊罩检查均未发现明显故障点，于是决定返厂进行进一步检查。在厂内将高、中、低压绕组分别拔出，检查发现中压三相绕组向同一方向有偏移，并存在不同程度的变形；低压B相绕组有匝间短路烧蚀情况，部分绝缘纸有破损(不排除部分绝缘是在拔绕组的过程中新近损坏的可能);高压绕组正常。决定在厂内更换中压、低压绕组并进行出厂试验，合格后运回。在厂内拍摄的照片如图3-20、图3-21所示。图3-20变形的三相中压绕组图3-21低压B相绕组故障位置案例六变电站低压电缆出线短路2.故障现象该主变压器于1986年6月投入运行，运行以来正常。2002年7月16日晚，主变压器10kV母线所供用户电缆出线发生短路故障，致使该变压器轻、重瓦斯(1)取变压器瓦斯气体、本体上下部油进行色谱分析，分析结果均为电弧放电，详细数据见表3-6。试验时间甲烷乙烯乙烷乙炔本体油从表3-6中可以看出：该主变压器在正常运行时，其油中的乙炔、总烃、器本体上部油中乙炔含量高达1824μL/L,总烃为6399μL/L,氢气含量(2)进行高压试验，测试变压器的绝缘电阻、介质损耗、直流泄漏电流、(4)进行了绕组变形试验，结果表明高、低压绕组频谱特性对称性很好，从数据分析看，虽然高压试验数据合格，但通过油色谱分析说明变压器内部有明显放电现象。为了更确切地查找故障点，决定对变压器放油检查，但从手孔处观察没有发现明显故障点。随后对变压器进行吊罩检查，发现：B相绕组上压环与上夹件之间的连接片移位，B相上压环与上夹件制位钉之间的绝缘穿透，并有严重放电现象(见图3-22);B相压碗严重烧损，压碗上部和底部烧损情况如图3-23、图3-24所示；铁心北侧的上穿钉与铁心之间的绝缘电阻为零；有一些绝缘木支架断裂，线圈的绝缘垫块有少量脱落；变压器油箱底部和绕组外绝缘板间散落有铁屑、小钢珠。同时，通过检查发现，尽管线圈的绝缘垫块有一些移位(上下不在同一条垂直线上),但变压器高、低压绕组没有明显变形。变压器吊罩检查结果与试验结果分析基本吻合，证明对于变压器故障点的初步判断是正确的。图3-22B相连接片移位、上连接片与压钉间的绝缘击穿吊罩后，对主变压器进行了修复处理，更换了断裂的绝缘支架、B相绕组上压环与上夹件之间的绝缘纸板，然后回装，并进行真空注油。真空注油后，对该变压器进行了常规试验，试验项目全部合真空注油并静置24h后，测量变压器低压绕组的绝缘，此时发现绝缘电阻降为图3-23B相压碗上部烧损情况图3-24B相8个压碗熔化损坏0MΩ(24h前低压绕组绝缘为4500MΩ,高压绕组绝缘为15000MΩ),同时，测铁心引下线打开，分别测量，结果铁心的绝缘为300MΩ,低压绕组的绝缘为变压器故障、修复注油后均进行了绝缘试验，最高电压增加到10kV(做介质损耗时),低压绕组未发现问题，为什么注油24h后会出现上述情况呢?可能有以下几个方面的原因：(1)油在静置24h,油中的游离碳和铁屑可能会慢慢沉积到某一位置(如铁心与低压绕组之间的某一缝隙中),形成通路，使绝缘下降。但这种可能性几乎没有。因为如果是游离碳、碎铁屑沉积，一般应沉积在变压器箱底底部，那么,首先应该发生铁心多点接地故障，而目前铁心的绝缘还有300MΩ。同时，大型电力变压器典型故障案例分析与处理铁心与低压绕组之间有多层绝缘纸板，相互短路的异物，常规绝缘试验(加10kV电压)当时即可发现，而不可能等放置24h后绝(3)在低压铜排与上夹件之间更换了一个绝缘木支架，新更换的绝缘木支架有可能干燥不彻底，表面干燥但内部仍有一定水分，放置24h后水分从内部渗出，成为游离水，导致低压绕组与上夹件之间绝缘下降。因上夹件与铁心相连，所以低压绕组与铁心绝缘较低。经过分析认为这现场再次放油吊罩，检查变压器箱体底部没有发现铁屑；将铁心与上夹件之间的连接片打开，上夹件对铁心的绝缘电阻为1000MΩ,低压绕组对上夹件的绝缘电阻为0,固定低压铜排的新换绝缘木支架本身的绝缘电阻为0,并且在检测该绝缘木支架时发现冒白烟，同时伴有放电声。详细测量情况见表3-7。绝缘电阻值(MΩ)00//同时，我们测量了其他新换的绝缘木支架，绝缘均较低(小于200MΩ),而原有支架的绝缘均在10000MΩ以上。将新更换的绝缘木支架全部拆掉后，测量低压绕组的绝缘，结果正常。这充分说明新更换的绝缘木支架湿度太大，不合格。随后我们加工了环氧树脂绝缘支架，将变压器恢复，并进行了热油循环。变压器绝缘良好，低压绕组交流耐压试验合格。变压器投入运行后，一切正常。现场运行中，防止变电站变压器短路最直接和最有效的措施就是对变压器低压母线排加装绝缘热缩材料，减少变压器出口短路几率，改善变压器的运行条件。由于变压器抗短路能力的影响因素较多，因此还应该从变压器选型、制第三章_变压器短路故障案例分析(1)变压器选型订货时，应要求变压器制造厂提供参数相同或相近的同类型变压器通过突发短路的试验报告，以及变压器热稳定性能的计算报告，以便(2)主变压器低压绕组应要求采用自粘性换位导线，高压绕组宜采用半硬铜导线，同时，应采用硬绝缘筒绕制线圈、加密线圈的内外撑条等措施提高变(3)制造厂应采取措施保证大型变压器线圈的轴向装并烘燥后，采用压敏纸等方法检测各线圈圆周和轴向的压紧状况。330~500kV变压器和大容量220kV变压器宜设置单独的调压线圈，做到结构对称、(4)按规定周期进行继电保护装置的检查和校验，以保证变压器出现短路故障时保护装置能及时可靠正确动作。(5)由于电缆出线故障性质多为永久性的，因此不宜采用重合闸。例如：对6～10kV电缆或短架空出线多，且发生短路事故次数多的(2次以上)变电站，可考虑临时停用线路自动重合闸，防止变压器连续遭受短路冲击。(6)加强主变压器低压侧开关柜管理，严格按反措要求选择和使用质量可(7)采取变压器分列运行及适当提高变压器短路(8)变压器出厂时宜进行绕组变形试验，包括频响试验(相间频响特性应具有良好的一致性)及低电压阻抗试验，作为变压器的基本数据建档。在交接、大修和出口短路时应开展此项工作，并与原始数据比较，并结合油色谱分析和其他常规检查试验项目进行综合分析。对判明绕组有严重变形并逐渐加重的变压器，应尽快吊罩检查和检修处理，防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。禁止在变压器出口短路后，未经绕组变形试验及其他检查试验就盲目将其投入运行。一、变压器绕组变形测试概述用常规的变压器试验方法，如测量直流电阻、变比等来诊断变压器绕组是否发生变形是困难的。只有当绕组变形的情况严重到了已发生断股、断线或匝大型电力变压器典型故障案例分析与处理间短路等程度时，这些常规方法才能有效检测出来。同时，对变压器进行现场吊罩检查时，除了需要花费大量的人力、物力、财力外，也只能检查到绕组围屏或最外层绕组，无法对内侧的绕组进行检查，而最可能发生变形的恰恰是内侧的低压绕组。受检测方法的限制，以往的试验标准，如1991年的交接标准GB50150—1991《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》和1996年的预试标准DL596—1996《电力设备预防性试验标准》中对变压器绕组变形测试都没有作出相应的要求和规定，在变压器绕组变形测试上存在欠缺。随着电力部门对变压器绕组变形测试重要性的不断认识，以及对绕组变形测试方法的不断研究和测试经验的不断积累，至1999年前后，变压器绕组变形测试技术已基本成熟。从2000年开始，在陆续制定的各种反措中，开始要求对变压器进行绕组变形测试。如《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》(国电发[2000]589号文)第15.2.5条款、第15.6条款和《预防110kV~500kV变压器(电抗器)事故措施》(国电发输电输[2002]158号文)第7.8条款中都明确要求：“对110kV及以上电压等级的变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录；变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运；对判明绕组有严重变形并逐渐加重的变压器，应尽快吊罩检查和检修处理，防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。”在新修订和颁布实施的GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》中，也明确把变压器绕组变形测试规定为交接试验项目之一。由此可见，进行变压器绕组变形测试，可以提早发现存在变形缺陷的变压器设备，可以保障设备具有良好的动稳定性能，防止变压器设备烧损事故的发生，保证系统安全可靠运行。二、变压器绕组变形测试的原理和方法目前，变压器绕组变形测试主要有基于两种原理的三种不同测试方法。一种原理是频谱分析原理，另一种原理是短路阻抗测试原理。频谱分析原理又可以分为扫频测试方法(常称为频率响应法)和低电压脉冲测试方法。短路阻抗变压器绕组可以等效为一个由电阻、电感和电容等分布参数组成的无源线性双端口网络。假设绕组单位长度的分布电感、纵向电容和对地电容分别为L、F和C,在高频情况下忽略绕组的电阻影响(绕组的电阻值非常小),利用网络分析技术，可以得出绕组的等值网络(见图3-25),其内部特性可通过传递函频率(f)的信号，测量首端的输入激励信号和末端的图3-25变压器绕组的等效网络图将经过测量并计算出的一系列频率响应值各点用平滑曲线连起来，就得到当变压器没有受到外部冲击时，变压器绕组的结构尺寸是基本不变的，由结构尺寸决定的分布电感和分布电容也是不变的，它们组成的网络也是固定的，其频率响应特性曲线是固定的。根据电工原理，当一个线性网络的参数发生变化时，其频率响应也将发生变化。如果变压器绕组发生变形，其内部结构尺寸必然发生变化，从而引起分布电感和分布电容的变化，并导致其等效网络传递函数H(jw)的零点和极点发生变化，表现为频率响应特性曲线发生变化。通常情况下，变压器某一电压等级的三相绕组间的尺寸结构很接近，其频率响应特性曲线一致性较好，因而可以通过测量、绘制变压器各个绕组的频率响应特性曲线，对检测结果进行不同时期某一相绕组频率响应特性曲线间的比较(纵向比较)或者同时期三相绕组间频率响应特性曲线的比较(横向比较),并计算出幅频响应特性曲线的互差系数(相关系数),实现对变压器绕组变形情况的判断。频谱分析原理的实现有两种方法，其区别在于测试频率段内不同频率的获得方式。一种是频率响应分析法，利用频谱仪通过扫频方式产生一系列固定步长间隔的频率信号，对每一个频率下的信号进行测试、记录，计算频率响应数值并绘制频率响应特性曲线；另一种是低电压脉冲分析法，通过测试仪器产生处理频率响应分析法的测试接线如图3-26所示。计计算机输入端输出端输入端输出端双通道检测单元图3-26频率响应法测试接线图(以测量高压C相绕组为例)频谱分析测试频率段通常选择在1kHz～1MHz范围内，当检测频率低于1kHz时，绕组的电感起主要作用，对分布电容的变化不太敏感；当频率超过1MHz时，绕组的电感被分布电容所旁路，对电感的变化不太敏感。同时，随着测试频率的不断提高，测试回路引线的杂散电容也会对测试结果产生明显的影响。因此，测试频率通常选择在1kHz～1MHz范围内。在这样一个频段范围内，绕组内部的分布电感和分布电容会随频率变化而表现出不同的感抗和容抗，其对应的频率响应特性曲线也具有较多的谐振峰值点，因而能够灵敏的反映出绕根据频率响应特性曲线中谐振峰位置和幅值的变化情况以及利用计算机分析计算得出的互差系数进行综合分析，可以判断变压器绕组是否发生了变形。互差系数越小或频响特性曲线差别越小，说明变压器绕组状况良好，未发生变形；互差系数越大或频响特性曲线差别越大，特别是谐振点数目或位置差别很大时，变压器绕组很可能发生了变形。当频响特性曲线低频段(1～100kHz)的谐振峰发生明显变化时，通常预示着绕组的电感发生了变化或发生了整体变形现象。在该频段，绕组的对地电容及饼间电容所表现的容抗较大，而感抗较小，一旦绕组的电感发生了变化，会导致频响特性曲线在低频段的谐振峰左右移动。当频响特性曲线中频段(100～600kHz)的谐振峰发生明显变化时，通常预示着绕组发生了扭曲或鼓包等局部变形现象。这时，绕组的分布电感和分布电容均发挥作用，其频响特性曲线具有较多的谐振峰，各个谐振峰频率的变化情况就可以反映出绕组分布电感和分布电容的变化情况。当频响特性曲线高频段(大于600kHz)的谐振峰发生明显变化时，通常预示着绕组的对地电容发生改变。此时，绕组的感抗增大，基本被饼间分布电容所旁路，谐振峰的变化基本以分变压器某一绕组端子之间的等效串联阻抗就是该绕组的短路阻抗。短路阻抗的电抗分量一般可以认为就是变压器绕组的漏电抗，绕组的漏电抗又包含横向漏电抗和纵向漏电抗两部分。这两部分电抗值均是由变压器绕组的几何尺寸所决定的。因此，变压器绕组发生变形后，其几何尺寸的变化必然引起漏电抗的变化，从而短路阻抗也发生变化。由于变压器短路阻抗值近似等于短路电抗值，故可以通过测量变压器短路阻抗值与其出厂时短路阻抗原始值的对比变化情况来判定变压器绕组是否存在变形及变形程度。在GB1094.5—2008《电力变压器第5部分：承受短路的能力》中，不仅规定了变压器短路试验的方法，还提出了变压器在短路试验前后电抗值变化量若超过2%就要对变压器进行解体检查的具体规定，也就是说当变压器短路后电抗值变化超过2%,就认为变压器绕组发生了变形。因此，用低电压短路阻抗法判断变压器是否存在变形有明确量化判断原则，低电压脉冲分析法的优点是测试灵敏度高、测试速度快。其主要缺点是：现场测试时抗电磁干扰能力较差；脉冲信号源不稳定，测试重复性较差；测试时对变压器各处故障反映的灵敏度不同，对首端故障反映不灵敏。因此，低电频率响应分析法在现场要比低压脉冲分析法易于实施，能灵敏的反映和检测绕组变形故障，可在变压器不吊罩情况下检测出相当于短路阻抗变化0.2%或者轴向尺寸变化0.3%的绕组变形。其测试时使用扫频技术，输出幅值和频率已知的正弦波信号，便于利用数字处理技术消除干扰信号的影响，测得的图谱较稳定，测试重复性相对较好，受试验接线、外界干扰的影响相对较小。因此，低电压短路阻抗分析法有量化的判断标准，简单明确。但由于测试时对测试使用的电压互感器和电流互感器有特殊要求，并且对测试仪表的精度要求相当高，要求其测试重复性最大偏差应小于0.2%。因此，受现场测试仪器精度和重复性的限制，这一方法以往在现场应用较少。相对于短路阻抗分析法，频响图谱包含的绕组特征信息要更加丰富，对绕大型电力变压器典型故障案例分析与处理组变形的反映也更灵敏，应用频率响应分析法可准确检测出变压器绕组是否存在整体和局部变形，确定变形相别，推断变形程度和部位；但它和低压脉冲法类似，不能形成简明的、可量化的判据，对现场测试人员的专业水平要求较高，尤其是当前绝大部分变压器没有历史试验数据，无法进行纵向比较，只能进行横向比较，如何在横向比较时根据测得的三相频响特性曲线来判定绕组状态有一定困难。而短路阻抗法由于有简明、量化的判据，每台变压器出厂时也都有短路阻抗的原始测试值可供比较，并且对测试人员的专业水平要求不高，因而三、变压器绕组变形测试技术发展情况国内最早是在1991年率先由华北电力科学研究院开始从事变压器绕组变形测试的研究工作。当时的研究采用的是频率响应分析法，经过两年多的摸索和积累，该研究工作于1993年通过了原电力部的科技成果鉴定。此后，该测试技术开始逐渐应用于现场并在全国推广。从1995年开始，广东、江苏、安徽、河南、云南、山东等各省也先后开展了基于频谱分析原理的变压器绕组变形测试工作。在2001年以后，由于测试仪器生产技术的不断改进，满足现场测试精度和重复性要求的低电压短路阻抗测试仪研制成功并逐步在全国范围内推广应用。由于低电压阻抗测试法具有测试简单、判据量化的优势，目前在国内许多地区2.绕组变形测试技术现场发现问题举例从图3-27中可以看出，在低频和中频段，三相间频响特性曲线相差较大，同时谐振峰数目和位置也相差较大。用均方根差值法计算出的互差系数也较大，分别为6.24、4.82和7.21。根据该测试分析结果，得出了该变压器低压绕组存在明显变形的结论。图3-28是后来在现场拍摄的该主变压器吊检时变形的低压线圈照片。对于这样严重变形的变压器绕组，不难想象其机械强度和抗短路能力一定会大打折扣，在运行中一旦再次遭受短路冲击，变压器很可能就会发生烧损2002年前后，国内一些技术人员在对变压器绕组变形测试技术不断认识和不断总结经验的基础上，又提出了一种判断变压器绕组变形的简易的方法——第三章变压器短路故障案例分析选眼计算到猿画城操作图3-27某220kV主变压器低压绕组频率响应特性曲线图A相B相C相图3-28变形的低压线圈现场照片常规电容量测试法。绕组介质损耗试验是变压器的常规预试项目，在测量绕组介质损耗时会同时测出某一电压等级的绕组对其他电压等级绕组及其对地间的电容量，可以根据绕组电容量的变化来判断变压器绕组是否变形。众所周知，变压器出厂后，其各绕组的电容量基本上是一定的。只要变压器没有受过短路冲击，即使在有温度、湿度影响的情况下，其电容量变化也很小。当变压器遭受短路冲击后，若各电压等级的绕组没有变形或变形轻微，其电容变化量也较小；若某电压等级的绕组变形严重，则其对其他电压等级的绕组及其对地间的电容量变化就会较大。所以根据变压器各绕组的电容量变化情况，能够在一定大型电力变压器典型故障案例分析与处理程度上反映出该变压器绕组是否存在变形。但这种简易方法测试灵敏度相对较低，主要表现为：测量的是工频状态下集中参数的电容量数值，对局部分布参数的变化反映不够灵敏；测量的绕组是某一电压等级的三相绕组的整体电容量，不像频率响应法那样是对单相绕组逐一测量，只能粗略判断某一电压等级绕组是否变形，无法判断具体是哪一相绕组存在变形。尽管这种测试方法存在上述不足，也受到测试灵敏度的限制，但借助其测试结果还是可以对频率响应法的例如：某供电公司一台220kV主变压器(型号SFPSZ7-120000/220)曾因雷击线路使变压器遭受出口短路冲击。遭受冲击后，在进行介损测试时，发现低压绕组电容变化量为21.9%。怀疑变压器低压绕组发生了变形，立即补充进行了频率响应分析法变形测试，结果也分析判断该变压器低压绕组存在较严重变形。测试结果中绕组电容量的变化情况和绕组变形测试频率响应特性曲线如表3-8和图3-29所示。交接时电容量(pF)短路后电容量(pF)电容变化量(%)中压绕组圈的工作。更换线圈时检查发现低压绕组确实发生了严重变形，如图3-30B相C相图3-30220kV主变压器低压线圈三相变形情况从这个例子可以看出，用两种测试分析方法可以互为印证，提高分析判断的准确性。因此，在实际工作中，尤其是在频率响应法不具备测试时间和测试条件的情况下，根据常规试验中绕组电容量变化情况来判断绕组是否变形，可以作为频率响应分析法的一个有益补充。变压器某电压等级绕组的电容量变化越大，则变形越严重；如果电容量的变化超过10%,则绕组有可能已经存在变形，应进一步进行绕组变形测试以作出更明确的判断，从而及时掌握变压器绕组的真实状态，制定相应的技术措施，降低事故发生的几率，确保电网安全稳定的运行。随着频率响应分析法测试技术的成熟和普及，相关的测试标准DL/T911—2004《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》于2004年颁布实施。该标准对频率响应分析法的测试技术进行了详细的规定。四、变压器绕组变形测试中存在的问题用频谱分析原理进行绕组变形测试对测试仪器和测试人员技术水平都有很高的要求。由于测试电压低、测试频率高、测试信号弱、各种影响因素多，加上该测试方法没有量化的判断标准，在测试人员对变压器结构和内部接线情况不很了解的情况下，容易发生测试不正确、对测试结果误判断等情况。特别是在没有变压器原始频谱响应特性曲线时，应排除由检测条件及检测方式变化所带来的影响。目前现场在用频谱分析法进行绕组变形测试中主要存(1)测试设备影响。在频率响应分析法进行绕组变形测试中，为解决测试信号传播过程中的折反射问题，要为测试用的同轴电缆线配备50Ω的匹配电阻。由于生产绕组变形测试设备的厂家繁多，特别是2004年以前测试标准尚未出台，对测试设备没有统一规定和要求，不同生产厂家的仪器就出现了差异：有的测试仪器选择的是匹配电阻和测试同轴电缆线串联方式，有的测试仪器选用的是匹配电阻和测试同轴电缆线并联方式。因此，当变压器的绕组变形测试工作由不同单位承担时，就容易出现用不同仪器进行测试的情况。如变压器出厂时测试、现场交接测试和运行后预试中测试就会存在上述问题。当对这些测试结果进行纵向比较的分析判断时，就容易出现测试设备自身差异产生的测试偏差，并由此造成判断上的不准确。如图3-31所示，黑线1和灰线2是对同一台变压器用不同仪器设备进行测试的结果，黑线1为选用50Ω匹配电阻串联方式的仪器的测试结果，灰线2为选用50Ω匹配电阻并联方式的仪器的测试结果，图3-31不同仪器对同一台变压器进行测试的结果对此图(2)计算方法的影响。在对频谱分析法测量的结果进行曲线间的互差系数(相关系数)计算时，各仪器生产厂家的计算方法也存在着差异。如有的设备采用的是均方根差值法，其计算结果数值越小、越接近零，说明曲线间越一致，反之计算结果数值越大，说明曲线间相差越大。有的设备相关系数的计算结果则是越接近1说明曲线间一致性越好，而计算结果数值越小、越接近零则曲线相差越大。还有的设备互差系数的计算公式更加复杂，更加不易掌握。从对目前频谱分析原理的设备统计看，其相关系数的计算至少有三种以上的方法，而且差异较大。对同样的测试数据结果，用不同计算方法得出的相关系数往往相差很大。因此，对频谱分析的测试结果，不能简单的套用相关系数计算结果武(3)变压器结构影响。变压器结构也是影响变压器绕组变形结果分析判断的一个重要因素，而变压器结构情况往往容易被测试人员忽略并导致错误结论。当没有变压器原始数据，只能依靠测试结果进行横向对比分析时，这一影响因素就显得尤为重要了。如双分裂变压器由于其内部结构不同，在不能真正了解图3-32和图3-33是两台不同的分裂变压器一组低压绕组的频谱图，对#1分裂变压器和#2分裂变压器的测试数据进行横向比较时可以看出，#1分裂变压器低压绕组频谱图三相间一致性较好，可以认为没有发生变形；而#2分裂变压器低压绕组频谱图三相间一致性较差，容易得出#2变压器绕组可能有变形的错误结论。而实际上，#1分裂变压器为轴向分裂的变压器，相间一致性可能较好；而#2分裂变压器为幅向分裂的变压器，其低压引出线排列杂乱，引线的影响会造成变形测试对称性差。图3-32#1分裂变压器低压1绕组三相频谱图图3-33#2分裂变压器低压1绕组三相频谱图(4)测试人员影响。由于变压器频率响应测试方法对测试人员技术水平要大型电力变压器典型故障案例分析求较高，如果测试人员在测试时接线不规范、测试时关键参数记录不全则可能对今后测试对比产生不良影响，在进行纵向对比分析时出现偏差。图3-34是同一台变压器同一相绕组在两次不同时间的测试曲线，黑线1为2002年预试中的测试结果，灰线2为2004年低压出口短路后的测试结果。可以看出，两次测试结果纵向对比时曲线在中频段相差较大，但经随后的分析和检查，发现该变压器其他绕组在2002年和2004年的纵向对比中也都存在较大偏差，而2002年测试结果的横向对比情况以及2004年测试结果的横向对比情况均良好，因此，认为纵向对比时的差异是两次测试时不同人员接线的差