由引线引起的电力变压器过热性故障分析（三）

由引线引起的电力变压器过热性故障分析（三）CONTENTS目录01引言：电力变压器过热性故障概述02引线相关过热性故障的机理分析03引线过热故障的定量计算与案例分析04引线过热故障的诊断方法CONTENTS目录05引线过热故障的处理与预防措施06案例分析：典型引线过热故障处理实例07总结与展望01引言：电力变压器过热性故障概述变压器过热故障的危害与影响

设备自身损坏风险过热会加速绝缘材料老化，导致绕组、铁芯等部件损坏，严重时可能引发线圈烧毁、内部短路，造成变压器永久性损坏，如铁芯多点接地故障可导致硅钢片短路过热，产生游离碳沉积。

电力系统稳定性威胁过热故障可能导致变压器停运，造成部分负荷损失，影响供电可靠性；同时可能引发系统电压波动和频率偏移，对整个电力系统的稳定运行构成威胁，甚至引发连锁故障。

安全隐患与经济损失高温过热可能引发火灾等安全事故，危及设备和人员安全。此外，故障处理、设备维修及停运期间的电量损失将带来显著经济成本，如某110kV主变过热故障导致负荷损失及后续检修费用增加。引线故障在过热性故障中的占比与特点引线故障的占比分析引线接口故障是变压器过热的重要原因之一，在变压器过热性故障中占有显著比例，常与分接开关故障、铁芯故障等共同构成主要过热诱因。故障部位的典型特征引线故障多发生在固定式绕组与套管连接处，由于接口为固定式，易因检修时未充分检查接口螺丝稳固性，在强大电流作用下导致接触面氧化，增大接触电阻引发过热。电流密度与发热特性当引线与铜管等部件异常接触时，故障引线的电流密度可显著增大，例如某实例中该根铜线的电流密度约达100A/mm²，加之接触电阻发热，极易导致接触点金属熔化甚至烧断。与其他过热故障的区别相较于分接开关故障（占过热故障约50%，多因频繁调压导致）和铁芯多点接地故障（由磁回路异常引起），引线故障主要源于导电回路接触不良，其过热程度与负荷电流大小直接相关，且常通过接触电阻增大和局部高温表现。本培训课件的目标与主要内容培训目标

帮助学员深入理解由引线引起的电力变压器过热性故障的机理、诊断方法及处理措施，提升故障分析与解决能力，确保变压器安全稳定运行。核心内容模块

内容涵盖引线故障导致过热的机理分析、故障诊断技术（如油色谱分析、红外测温等）、典型案例剖析以及具体的预防与处理策略。预期学习成果

学员能够准确识别引线相关过热故障的特征，熟练运用检测方法判断故障类型，并能制定有效的处理方案，减少故障对电力系统的影响。02引线相关过热性故障的机理分析引线过热的根本原因：接触电阻增大接触电阻的构成接触电阻主要包含收缩电阻和膜电阻。收缩电阻源于电流线在导电斑点处的收缩，导致有效导电截面减小；膜电阻则由接触面间导电薄膜的阻碍作用形成。接触电阻增大的影响因素接触压力不足（如F=0.5N、1.0N时接触电阻显著增大）、接触形式（点接触、面接触电阻差异）、表面氧化或油膜、积碳等均会导致接触电阻增大，通常在毫欧级范围。接触电阻与过热的关系接触电阻增大使电流通过时发热量显著增加，导致局部高温。例如，接触点电流密度可达约100A/mm²，加之接触电阻发热，易造成引线烧断或熔焊，引发过热性故障。接触电阻的构成：收缩电阻与膜电阻收缩电阻的形成机理当两金属表面接触时，实际导电仅通过少数凸出点，电流线在这些点处发生收缩，导致有效导电截面减小、电流路径增长，由此产生的附加电阻称为收缩电阻，是接触电阻的重要组成部分。膜电阻的影响因素金属表面通常存在氧化膜、油膜或积碳等绝缘薄膜，电流通过这些薄膜时会受到阻碍，形成膜电阻。其阻值受薄膜材料的面电阻率、接触压力及环境因素（如湿度、油污）影响，是构成接触电阻的另一关键分量。接触电阻的理论计算难点接触电阻需综合考虑收缩电阻与膜电阻，但其精确计算存在困难，主要因导电斑点个数、平均半径等参数难以确定。例如，引线与铜管的接触形式（点接触、面接触）及接触压力（0.5N、1.0N、5.0N）不同，接触电阻值可在毫欧级范围内变化。引线与铜管靠接的假设模型与电流分布

物理模型假设将引线假设为位于铜管中心的一条直线，流通电流I（单相变压器中性点电流等于相电流，假设电流均匀分布）。

A、B点电位差组成引线A点与铜管内壁B点靠接前，A与B点电位差uab由两部分组成：一是电流在引线上引起的电阻电压u；二是靠接点、铜管、引线、上端引线导电杆形成的闭合回路中由引线电流引起的交变磁通产生的感应电势e。

分流电流与环流计算当计及接触电阻时，由引线电阻电压引起的在铜管上的分流电流为If=24.8A，这时引线中的电流为Iyx=690.2A；由感应电势引起的环流电流为I=23.9A。

铜管最大电流计算铜管上流过的分流电流与在感应电势产生的环流相位互差90°，铜管上流过的最大电流值为Imax=33.4A。感应电势与环流对过热的影响闭合回路感应电势的产生机理引线电流通过闭合回路（引线、铜管、靠接点等）时产生交变磁通，根据电磁感应原理，会在回路中产生感应电势。例如，当引线电流幅值为1011A，磁通幅值达5.98×10-4Wb时，正弦波闭合回路感应电势有效值约为0.133V。环流的形成与定量计算在感应电势作用下，闭合回路会产生环流。如某案例中，不计接触电阻时，由感应电势引起的环流电流为233A；计及接触电阻时，环流电流为23.9A。铜管上流过的分流电流与环流相位互差90度，其最大电流值可达33.4A。环流对过热故障的促进作用环流与分流电流共同作用于接触点，导致局部发热加剧。尽管计及接触电阻时电流有所下降，但接触点在电流作用下仍可能因接触电阻发热产生静熔焊，同时环流产生的焦耳热进一步升高接触点温度，加速绝缘老化和故障发展。静熔焊与动熔焊现象分析

01静熔焊形成机理静熔焊由接触电阻发热导致，当两金属接触面存在氧化膜或杂质时，电流通过导电斑点产生收缩电阻，热量聚集使接触点金属熔化并焊接。接触电阻通常为毫欧级，在引线与铜管点接触或面接触形式下易发生。

02动熔焊形成条件动熔焊因接触点振动或电动斥力斥开产生电弧，高温电弧使金属熔化气化导致焊接。引线电流通过接触点时，电流线收缩产生电动斥力，但实际中引线与铜管接触压力较低时，电动斥力较小，动熔焊发生概率低于静熔焊。

03熔焊对过热故障的影响熔焊导致引线与铜管形成闭合回路，产生分流电流和环流（如实例中铜管最大电流达33.4A），加剧局部过热。同时，熔焊使接触点电阻异常，引发油中特征气体（如CH4、C2H4）增加，需结合油色谱分析判断故障类型。03引线过热故障的定量计算与案例分析引线电阻与铜管电阻的计算方法01引线电阻计算参数与公式引线材料通常为铜，室温时电导率为5.8×10西/米，计算需考虑横截面积（如325mm）、长度（如2970mm）及温度系数，75℃时电阻公式为Ryx=ρL/S，实例计算值为1.93×10Ω。02铜管电阻计算参数与公式套管内黄铜管室温电导率1.5×10西/米，横截面积（如643mm）、长度与引线一致，75℃时电阻公式Rtg=ρL/S，实例计算值为3.77×10Ω。03闭合回路总电阻（不计接触电阻）当引线与铜管形成闭合回路时，总电阻为两者电阻之和，即Rhl=Ryx+Rtg，实例计算值为5.7×10Ω，此时回路电阻极小，易引发环流。分流电流与环流的定量分析

计及接触电阻时的分流电流计算计及接触电阻时，由引线电阻电压引起的铜管分流电流If=24.8A，此时引线中电流Iyx=690.2A；铜管上流过的最大电流Imax=33.4A。

感应电势引起的环流计算由感应电势引起的环流电流I=23.9A（按感应电势不变计算），该环流与分流电流相位互差90°，共同作用于铜管形成复合电流。

闭合回路等效电路参数影响等效电路中，引线电阻（75℃时）Ryx=1.93×10-4Ω，铜管电阻Rtg=3.77×10-4Ω，不计接触电阻时闭合回路总电阻Rhl=5.7×10-4Ω，回路电阻值较小。

电流分布对过热的影响引线与铜管接触点电流密度可达约100A/mm²，结合接触电阻发热，易导致接触部位铜线烧断，加速绝缘劣化及过热故障发展。接触电阻的取值范围与影响因素

接触电阻的典型取值范围引线与铜管的接触电阻通常在毫欧级范围。在实际工况中，由于接触形式（点接触、面接触、线接触）和接触压力（如0.5N、1.0N、5.0N）的不同，接触电阻的具体数值会有所差异，但一般处于此量级。

接触压力对接触电阻的影响接触压力是影响接触电阻的关键因素之一。压力增大时，金属表面的实际接触面积增加，导电斑点数量增多，接触电阻随之减小；反之，压力不足会导致接触电阻增大，易引发局部过热。

接触形式对接触电阻的影响不同接触形式（点、线、面接触）下接触电阻差异显著。面接触因接触面积较大，接触电阻相对较小；点接触或线接触时，接触面积有限，电流线收缩效应明显，接触电阻通常高于面接触。

表面状况对接触电阻的影响金属表面的油膜、积碳、氧化层等会增大接触电阻。这些物质阻碍电流传导，导致有效导电截面减小，接触点发热加剧，尤其在变压器油环境中，油膜的存在可能使接触电阻进一步上升。实例分析：110KV主变引线过热故障计算

故障实例概况110KV1#主变（SF9-20000/110）投运2年后，油色谱测试发现氢和光烃增加，光烃达18.5ML/h，IEC三比值编码“022”，表明存在大于700度的高温过热。

引线与铜管参数设定引线（铜）横截面积325mm²，长度L=2970mm，75℃时电阻Ryx=1.93×10⁻⁴Ω；套管内黄铜管横截面积643mm²，75℃时电阻Rtg=3.77×10⁻⁴Ω。

等效电路与电流计算计及接触电阻时等效电路中，引线电阻电压uyx=0.138V，铜管分流电流If=24.8A，引线电流Iyx=690.2A；感应电势产生环流I=23.9A，铜管最大电流Imax=33.4A。

接触电阻与发热分析接触电阻主要由收缩电阻和膜电阻构成，本例中引线与铜管可能为点或面接触，接触电阻在毫欧级。尽管计及接触电阻时电流下降，但接触点在分流与环流作用下，因接触电阻发热易导致局部高温过热。04引线过热故障的诊断方法油中溶解气体色谱分析原理特征气体产生机理变压器绝缘油与固体绝缘材料在电或热作用下分解产生氢、低分子烃类气体（如CH4、C2H4）及碳的氧化物（CO、CO2）。过热性故障时，热点温度不同，气体成分比例各异，低温过热以CH4为主，500℃以上时C2H4、H2比例显著增加，严重过热（800℃）会产生少量乙炔（不超过乙烯量的10%）。故障类型判断依据裸金属过热性故障仅涉及绝缘油分解，CH4和C2H4之和占总烃80%以上；涉及固体绝缘的过热故障还会产生CO、CO2，且CO/CO2比值随温度升高而增大。通过分析油中溶解气体的成分、含量及变化趋势，可判断故障性质及严重程度。IEC三比值法应用采用C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6三个比值组合编码判断故障类型。例如编码“022”提示存在大于700度的高温过热，结合CH4/H2比值可进一步区分磁回路（CH4/H2=1-3）与导电回路（CH4/H2>3）过热故障，为故障定位提供依据。过热性故障的特征气体：CH4、C2H4与CO、CO2裸金属过热：CH4与C2H4为主要特征当过热故障仅涉及绝缘油分解而不涉及固体绝缘时，油中溶解气体以CH4（甲烷）和C2H4（乙烯）为特征，二者之和常占总烃的80%以上。故障点温度较低时甲烷比例大，温度升高（500度以上）乙烯、氢成分急剧增加，严重过热（800度）时会产生少量乙炔，但通常不超过乙烯量的10%。涉及固体绝缘过热：伴随CO与CO2产生若过热故障涉及固体绝缘材料，除产生CH4、C2H4等低分子烃类气体外，还会产生CO（一氧化碳）和CO2（二氧化碳）。随着温度升高，CO/CO2比值逐渐增大，可作为判断固体绝缘是否参与过热反应的重要依据。色谱分析在故障判断中的应用油中溶解气体色谱分析是检测变压器内部过热故障的有效方法。通过分析特征气体成分、含量及变化趋势，结合IEC三比值法等判断标准，可准确识别过热故障类型（如裸金属过热或涉及固体绝缘过热）及大致温度范围，为故障定位与处理提供依据。IEC三比值法在故障判断中的应用

IEC三比值法的基本原理IEC三比值法通过分析变压器油中溶解气体的三种特征气体比值（C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6），将其编码组合，从而判断故障类型及大致温度范围。

过热性故障的典型比值编码特征对于引线等引起的过热性故障，当热点温度大于700度时，IEC三比值编码常表现为“022”，此时油中溶解气体以CH4和C2H4为主要特征气体，二者之和常占总烃的80%以上。

结合电气试验与色谱数据综合判断在应用IEC三比值法时，需结合直流电阻测量、红外测温等电气试验结果，以及历年色谱数据变化趋势，避免因冷却系统故障、注油未脱气等外部因素干扰，准确判断引线过热故障。红外测温技术在引线过热检测中的应用

红外测温技术的原理与优势红外测温技术通过接收物体发出的红外辐射能量，转化为温度值，实现非接触式温度测量。其优势在于可实时、远距离监测引线接头等关键部位温度，避免对设备正常运行的干扰，尤其适用于高电压、大电流环境下的引线过热隐患排查。

引线过热的红外测温特征与判断标准引线接口故障导致接触电阻增大时，红外测温会显示局部热点，正常运行中引线接头温度应低于环境温度+60℃或与相邻部位温差不超过15℃。若发现热点温度异常升高，结合油色谱分析中CH4、C2H4等特征气体浓度变化，可判断是否存在引线过热故障。

红外测温在引线故障处理中的实践应用大型变压器运行中，采用红外测温仪定期对套管内引线、绕组出头等部位进行扫描，例如对110kV及以上变压器，建议每季度至少进行一次红外热像检测。当发现引线接头温度超过75℃时，应立即汇报调度，结合直流电阻测试和油色谱分析结果，评估故障严重程度并采取停运处理或负荷调整措施。电气试验：直流电阻与电压比测试直流电阻测试的目的与方法直流电阻测试用于检测变压器绕组、引线及分接开关的接触电阻是否正常。通过测量各相绕组的直流电阻，可判断引线连接是否紧固、接触是否良好，以及是否存在匝间短路等缺陷。测试通常采用双臂电桥或直流电阻测试仪进行。引线故障下的直流电阻特征当引线接口存在接触不良时，会导致直流电阻值增大或三相电阻不平衡度超标。例如，引线与套管连接处接触电阻增大，会使该相直流电阻显著高于其他相，或与历史数据相比有明显变化。电压比测试的意义与标准电压比测试用于验证变压器各绕组间的电压比是否符合设计要求，间接反映绕组匝数、分接开关位置及引线连接的正确性。测试时需在各分接位置进行，确保电压比误差在标准允许范围内，如±0.5%或±1%。结合测试结果定位引线故障若直流电阻测试发现某相电阻异常，且电压比测试结果对应分接位置的比值偏差较大，可能指示该相引线存在接触不良或连接错误。例如，引线接头松动导致电阻增大，同时可能伴随电压比异常，需结合油色谱分析等进一步确认。05引线过热故障的处理与预防措施油温异常升高的检查步骤

负载与冷却介质温度核对检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；若确认异常升高，做好详细记录并及时报告调度，采取措施降低温度。

温度测量装置有效性校验采用红外测温仪等手段核对温度测量装置，判断其是否故障，确保温度指示准确。

冷却系统及通风情况检查检查变压器冷却装置的运行情况或变压器室的通风情况，如确因冷却系统故障，应及时汇报调度，经同意后调整负载至允许运行温度下的相应容量，必要时考虑停电处理冷却装置。

油路及油位状况检查检查变压器有关蝶阀开闭位置是否正确，检查变压器油油位状况，确保油路通畅及油位正常。

内部故障确认与紧急处理在正常负载和冷却条件下，若变压器温度不正常并不断升高，经检查证明温度指示正确，确认是内部故障引起的温度异常，则立即汇报，停运变压器，尽快安排处理。冷却系统运行情况的检查与维护冷却装置运行状态检查检查散热器、风扇、油泵等冷却装置是否正常运行，有无异响、卡滞现象。确保冷却系统各部件工作状态良好，保障散热效果。变压器室通风情况检查检查变压器室的通风设备是否正常工作，通风口是否畅通，有无杂物堵塞。良好的通风环境有助于降低变压器运行环境温度，提升散热效率。冷却系统故障处理措施若确因冷却系统故障导致油温异常，应及时汇报调度，经调度人员同意后将变压器的负载调整至允许运行温度下的相应容量运行。在运行中无法修理时，应考虑停电处理冷却装置故障。引线接口故障的处理方法

01前期检查与判断当变压器油温超过报警温度时，通过比较安装在变压器上的几只不同温度计读数，充分考虑气温、负荷的因素，判断是否为变压器温升异常。

02负载与冷却介质温度核对检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；如果是异常升高，应做好详细的记录，并及时报告调度，采取措施降低温度。

03温度测量装置校验采用红外测温仪等手段核对温度测量装置，判断其是否故障，确保温度指示的准确性。

04冷却系统及通风检查检查变压器冷却装置的运行情况或变压器室的通风情况，如确因冷却系统故障，应及时汇报调度，经调度人员同意后将变压器的负载调整至允许运行温度下的相应容量运行。在运行中无法修理时，应考虑停电处理变压器冷却装置。

05内部故障确认与停运处理在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断升高，经检查证明温度指示正确，确认是变压器内部故障引起的温度异常，则立即汇报，停运变压器，尽快安排处理。大型变压器安装后的电阻与色谱测试

直流电阻测试的目的与方法大型变压器安装后进行直流电阻测试，旨在检测引线接口、分接开关等导电回路的接触是否良好，判断是否存在接触电阻过大的隐患。测试需在变压器各分接位置进行，确保三相电阻平衡且符合出厂标准。

油色谱分析的关键作用安装后油色谱分析通过检测绝缘油中溶解气体的成分与含量，可早期发现引线接头过热、局部放电等潜伏性故障。例如，特征气体中CH4和C2H4含量异常升高，可能指示引线接口接触不良导致的过热。

测试标准与合格判定依据测试结果需依据《电力变压器试验导则》等标准，直流电阻三相不平衡度应不大于2%（相间）或4%（线间）；油色谱分析中总烃、氢气等特征气体浓度需低于电力系统预防试验规程规定的注意值。运行中引线温度的在线监测措施

01红外测温技术的应用采用红外测温仪等手段核对温度测量装置，可对变压器引线接口等关键部位进行非接触式温度监测，及时发现局部过热现象，如发现热点温度异常升高，应结合油色谱分析判断故障性质。

02油色谱分析的辅助诊断通过油中溶解气体色谱分析，当引线过热时，油中特征气体以CH4和C2H4为主，严重过热时可能产生少量乙炔（通常不超过乙烯量的10%），结合三比值法等可判断过热故障类型及程度。

03直流电阻测试与状态评估大型变压器安装后及运行中，定期进行直流电阻测试，可检测引线接口接触电阻是否增大。若发现电阻异常，结合温度监测数据，能有效评估引线连接状态，预防过热故障发生。06案例分析：典型引线过热故障处理实例案例一：110kV变压器引线与铜管接触过热故障

故障现象与初步判断110KV1#主变（SF9-20000/110)投运2年后，油色谱分析发现氢和光烃增加，光烃达18.5ML/h，IEC三比值编码“022”表明存在大于700度的高温过热。

故障定位与机理分析经分析，引线与套管内黄铜管靠接，形成闭合回路。引线电流产生电阻电压（0.138V）与感应电势（0.133V），计及接触电阻时分流电流24.8A、环流23.9A，铜管最大电流33.4A，接触电阻发热导致局部高温过热。

故