中试控股技术博⼠为您解答：变压器的故障类型很多，可能由于设计、制造、⼯艺、运输、安装、原材料等⽅⾯的缺陷，在运⾏中产⽣局部放电、局部过热等问题，从⽽导致贯通性击穿、匝间短路、绝缘损坏、烧损爆炸等严重事故。因此，应加强对变压器的⽇常维护，完善常规的预防性试验试验⼿段，提⾼对各种故障的及时检测和预报能⼒。 电⼒变压器是供配电系统中⼴泛使⽤的重要且昂贵的⾼压电器设备，在运⾏中变压器⼀旦发⽣损坏性故障，则将直接影响电⽹的供电，除修复费⽤⼤外，还会造成更⼤的直接经济损失。因此选⽤⾼质量的变压器，提⾼运⾏维护⽔平，使⽤有效的故障诊断技术，具有⼗分重要的实际价值。
⼀、变压器故障种类及分析
1.导电回路过热故障
主要有引线接触不良(包括将军帽接线装置过热)、线圈导线接头焊接质量差以及虚焊、过负荷运⾏等都会引起导电回路局部过热。
2.绝缘⽔平下降
主要有变压器进⽔受潮(包括将军帽密封不良进⽔)、变压器油油质不良(如介损偏⼤、有微⽣物、含⽔量⾼等)，变压器内部局部过热也会造成绝缘损坏以及绝缘材料的热解。变压器所⽤的电⽓材料包括绝缘材料、导体(⾦属)材料两⼤类。变压器的绝缘材料主要是绝缘油和纸，故障下产⽣的⽓体也主要来源于油和纸的热裂解。绝缘油是由烷烃、环烷烃、芳⾹烃等碳氢化合物组成的混合物。绝缘纸的成分是纤维素，主要是由糖或多糖类构成的⾼分⼦碳⽔化合物。绝缘油热分解时，因分⼦链的断裂反应产⽣低分⼦烃类⽓体。中试控股绝缘油⼤约在300℃左右就开始热分解，但如果延长加热时间或存在某些催化剂时，则在150～200℃也会产⽣热分解。绝缘纸热分解时，因分⼦链反应将产⽣⼆氧化碳、⼀氧化碳及少量低分⼦烃类⽓体。绝缘纸的热解温度也是300℃左右，但如果长时间加热，在120～150℃也会裂解⽽产⽣碳酸⽓。其他绝缘物的热分解物⼤体和绝缘油相似，但各有特点。⾦属材料在绝缘物的热分解过程中会起到催化作⽤，当有⽔分存在时，还会产⽣氢⽓。
3.产⽓故障
常见的产⽓故障有过热和放电两种类型。放电故障可分为局部放电和其他形式的放电故障两种类型。过热故障的主要原因有：①导体故障；②磁路故障；③接点或连接不良。
热点温度的⾼低、产⽓组分的相对浓度特征有所不同，热点与局部放电、电弧放电时的产⽓组分浓度
特征也不相同，详见表1－1。
4.调压开关故障
调压开关主触头没有到位，调压开关抽头引线松动，调压开关触头烧⽑，调压开关触头接触压⼒不够；还有有载调压开关中的切换开关接触不良，切换开关触头烧⽑，过渡电阻断线、调压时滑档等；另外还有渗油，即切换开关中油渗到本体中引起本体油⾊谱异常等。
在运输过程中不注意或没有采取安全措施使绕组发⽣移位。由于抗短路能⼒差，当发⽣出⼝短路时，变压器绕组发⽣变形或散架，严重时造成变压器烧毁。
6.变压器渗油缺陷(包括冷却器渗油)
7.电容套管故障
主要是进⽔受潮、油介损不好或整体介损不好，制造质量⽐较差内部存在着严重的局部放电(运⾏中油⾊谱异常)，运⾏中末屏接地不良等造成套管绝缘不良或绝缘损坏事故发⽣等。
以上变压器的常见故障有多种测试和监测⼿段，中试控股这些⼿段有的能够测试出部分故障，有的可以综合判断运⾏状态及故障点、故障原因。
⼆、变压器故障分析与诊断⽅法
变压器故障分析和诊断的⽅法很多，主要有直观检查⽅法、电⽓预防性试验⽅法、油中溶解⽓体分析法(DGA)、专家系统及⼈⼯神经⽹络法、智能型系统法⼏种。
1.直观检查⽅法
对于运⾏中的变压器，通过⽇常的巡检对发⽣下列异常现象，可直观地诊断出⼀些⽐较明显的故障性质。
(1)温度过⾼或声⾳异常
其原因可能是过负荷运⾏、环境温度超过40℃、冷却系统故障、漏油引起油量不⾜等。
(2)振动、响声异常及有放电声
其原因可能是电压过⾼或频率波动，紧固件松动，铁芯紧固不良，分接开关动作机构异常，偏磁现象
等，外部接地不良或未接地的⾦属部分出现静放电，瓷件、套管表⾯粘附污秽引起局部⽕花、电晕等。
(3)⽓味异常或⼲燥剂变⾊
其原因可能是套管接线端⼦不良或接触⾯氧化使触头过热产⽣异味和变⾊，漏磁通、涡流使油箱局部过热，风扇、潜油泵过热烧毁产⽣的异味，过负荷造成温升过⾼，外部电晕、闪络产⽣的臭氧味，⼲燥剂受潮变⾊等等。
(4)油位计指⽰⼤⼤低于正常位置
其原因可能是阀门、密封圈部位焊接不好或密封不良漏油，油位计损坏漏油，以及内部故障引起喷油。
(5)⽡斯继电器的⽓室内有⽓体或⽡斯动作
其原因可能是内部局部放电，铁芯不正常，导电部分过热。
(6)防爆装置的防爆膜破裂、外伤及有放电痕迹
其原因可能如⽡斯、差动等继电器动作，⼀般为内部故障。
(7)瓷件、瓷套管表⾯出现龟裂、外伤和放电痕迹
其原因可能是过电压或机械⼒引起。
⼏乎所有的故障⼀开始都是经直观检查发现的，它是发现故障的最开始和必经的步骤。但要进⼀步分析原因，必须利⽤有效的检测⼿段来诊断。
2.电⽓预防性试验⽅法
电⽓预防性试验是变压器故障最主要的诊断⽅法，其有效性对诊断结果的准确性有着确定性影响，通过各种有效的试验，获取可靠、准确的试验结果是正确诊断变压器故障的基本前提。
根据DL/T596-1996的规定，电⼒变压器试验项⽬共有32项。
根据DL/T596-1996的规定，电⼒变压器试验项⽬共有32项。
试验项⽬次序基本上是按照项⽬的重要性排列的。在总共32个试验项⽬中，有些是在变压器解体后才能进⾏的，有些是与其它项⽬同时进⾏或附带进⾏的，有些是变压器投运前或投运后的例⾏检查、试验项⽬，有些项⽬在特殊情况下进⾏，⽽交流耐压试验是⼀种破坏性试验，对试验设备的要求很⾼，现场条件⼀般很难满⾜，所以是变压器绝缘⽔平的⼀种考核项⽬。
(1)绝缘试验和油务试验
绕组直流电阻的测量是考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验，它能够反映绕组匝间短路、绕组断股、分接开关以及导线接头接触不良等故障；实际上也是判断各相绕组电压⽐是否平衡、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查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办法。该试验的判断标准“三相绕组直流电阻不平衡系数不⼤于1%或不⼤于2 %”(适⽤于不同联结组别和不同容量)是恰当的。
通过绕组分接头电压⽐试验，能够检验分接开关档位、变压器联结组别是否正确，对于匝间短路等故障也能灵敏地反映，但对于绕组变形故障则⽆能为⼒。可以这样认为，电压⽐试验是⼀种常规的带有检验和验证性质的试验。
吸收⽐或极化指数能够反映绝缘受潮，⾄今仍然是诊断受潮故障的有效⼿段。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、有效性⽐较低。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结构尺⼨、绝缘材料的品种、绕组温度等有关。有资料表明，同⼀电压等级、同样容量、同⼀规格的变压器，其绝缘电阻值有时会相差⽐较⼤，这并不能说明这些变压器绝缘⽔平有差距，⽽往往是因为变压器绝缘结构的设计、绝缘材料选⽤的不同所致。但是，对于铁芯、夹件、穿⼼螺栓等部件，测量绝缘电阻往往能反映故障、说明
问题。这主要是因为这些部件的绝缘结构⽐较简单、绝缘介质单⼀，正常情况下基本上不承受电压，绝缘更多的是起“隔爆”作⽤，⽽不象绕组绝缘要承受⾼电压。
介质损耗因数tanδ和泄漏电流试验的有效性，正随着变压器电压等级的提⾼、容量和体积的增⼤⽽下降。单纯靠tanδ和泄漏电流来正确判断绕组绝缘状况的可能性也很⼩。这主要是因为这两项试验存在先天不⾜，即试验电压太低，绝缘缺陷难以得到充分暴露。对于10kV、35kV、110kV电压等级的变压器，10kV和40kV的试验电压下获得的数据有说服⼒；设想⼀台500kV的变压器，正常情况下绕组承受的相对地电压已经达到了500/kV(约90kV)，⽽10kV或40kV的试验电压⼜能使多少缺陷或故障得以“曝光”呢？从原理来讲，tanδ不是很有价值的。
对于电容性设备，如电容型套管、电容式电压互感器、耦合器电容器等，测量tanδ和电容量Cx仍然是故障诊断的有效⼿段。不仅如此，tanδ和电容量Cx已经从离线测量发展到了在线监测阶段。
绝缘油试验、油中含⽔量、油中含⽓量以及油中糠醛含量测量都属于油务试验或油化验的范畴。油化验在变压器故障诊断中有较⼤价值，⽐如：糠醛含量的⼤⼩能够反映绝缘的⽼化程度；绝缘油的耐压试验能说明油质的好坏等等。⽽作为⼀种故障诊断⽅法，油务试验似乎没有得到应有的重视。造成这种状况的原因之⼀是油化验的结果有⼀定分散性，这种分散性来源于取样、送检、化验全过程。其实，油中溶解⽓体分析也有类似的问题。
(2)局部放电测量和绕组变形检测
局部放电(PD)是变压器诸多故障和事故的根源，因⽽PD测量也越来越受到重视。近⼏年，PD测量技术得到了迅速发展，出现了多种测量⽅法和试验装置，有离线测量的，有在线监测的，有基于超声波原理的，还有利⽤红外线进⾏PD 测量的。只是在基于PD测量结果进⾏故障诊断⽅⾯，还缺少较成熟的经验和全⾯的、合适的判定标准，这还有待于在今后的实践中逐步积累和建⽴。可以预测，PD测量将会成为电⼒变压器状态监测和故障诊断极为有利的⽅法。
绕组变形是许多故障和事故的直接原因。⼀旦变压器绕组已严重变形⽽未被诊断出来，仍继续投⼊运⾏，则极有可能导致事故的发⽣，轻者造成停电，严重者烧毁绕组和线圈。导致绕组变形的原因主要有：①绕组绝缘和机械结构强度先天不⾜，绕制⼯艺粗糙，承受正常容许的短路电流冲击能⼒差；②变压器出⼝短路，出⼝短路形成的巨⼤的短路冲击电流产⽣的电动⼒使绕组扭曲、变形。变压器绕组变形检测正成为⼀个研究热点，同时也是⼀项必须突破的故障诊断技术。根据资料介绍，可以采⽤频谱法等来检测变压器绕组变形，但⽬前还没有形成相应的判断标准和规范。
在现有的条件下，对变压器绕组严重变形故障的诊断可以通过变压器空载试验、短路试验及阻抗测量实现。当绕组发⽣变形时，变压器内部的磁路结构发⽣变化，空载电流及损耗、短路损耗及阻抗会发⽣⼀定的变化，通过横向相间⽐较、纵向历史数据⽐较，有可能判断。
3.油中溶解⽓体分析法
试验发现：任何⼀种特定的烃类⽓体的产⽣速率随温度变化，在特定的温度下，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。故障温度与溶解⽓体含量之间存在着对应关系。过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中故障特征⽓体产⽣的主要原因，这些故障特征⽓体主要有：H2、CO、
CO2、CH4、C2H2、C2H6、C2H4、O2和N2。
分接开关接触不良，铁芯多点接地和局部短路，导线过电流发热和接头不良等变压器内部裸⾦属过热引起油裂解的特征⽓体，主要是CH4、C2H4，其次是C2H6。
线圈匝、层间绝缘击穿，引线断裂或对地闪烙和分接开关飞弧等电弧放电、⽕花放电等变压器内部放电性故障产⽣的特征⽓体是C2H2，正常变压器油中不含有这种⽓体组分。
变压器内部发⽣各种性质的故障都要产⽣H2，当H2含量偏⾼时，可能是变压器中进⽔。
绝缘纸等固体材料分解产⽣的主要⽓体是CO和CO2。变压器发⽣低温过热性故障，因温度不⾼，往往油的分解不剧烈，因此烃类⽓体的含量并不⾼。⽽CO、CO2含量变化较⼤，故⽽⽤CO和CO2的含量判断变压器固体绝缘⽼化状况。
以油中特征⽓体为依据的判断设备故障的⽅法有多种。1970年道奈堡提出了区分热性故障和电性故障的C2H2/C2H4与CH4/H2的两⽐值法；1974年⼤卫斯提出了氢氧碳化素三⾓图判断法；同年杜威提出了以CH4、C2H4、C2H2三组分的相对含量为基础的三⾓图法，⼜称PEM法；1977年罗杰斯提出了三⽐值法；1979年⽇本提出了电协研法；我国提出了改进电协研法等。
油中溶解⽓体分析⽅法是充油电⽓设备内部故障早期诊断的有效⽅法，这不仅为IEEE所认可，⽽且被实践所证实。对于电⽓设备中充油量最⼤的电⼒变压器，油中溶解⽓体分析⾃然是⾮常有效的故障诊断⽅法。
(1)特征⽓体判别法
特征⽓体可反映内部故障点引起的油、纸绝缘的热分解本质，⽓体特征随着故障类型、故障能量及其涉及的绝缘材料不同⽽不同，故障点产⽣烃类⽓体与故障源的能量密度之间有密切的关系，见表1－2。
按《变压器油中溶解⽓体分析和判断导则》(GB7252–87)中，运⾏中变压器油中溶解⽓体含量超过下列任何⼀项值时应引起注意：①总烃＞150ppm；②H2＞150ppm；③C2H2 ＞5ppm，表明设备处于⾮正常状态下运⾏。
氢氧发生器
特征⽓体判断法对故障性质有较强的针对性，⽐较直观⽅便，缺点是没有明确量的概念。要对故障性质作进⼀步的探讨，估计故障源的温度范围等，还必须出故障产⽓体组分的相对⽐值与故障点温度或电应⼒的依赖关系及其变化规律，即组分⽐值法。⽬前常⽤的是IEC三⽐值法。
(2)IEC三⽐值法
三⽐值法是IEC推荐的⼀种⽅法，它实际上是罗杰斯⽐值法的⼀种改进。该⽅法是通过计算C2H2/C2H4、CH4/H2、
C2H4/C2H6三种⽐值，根据已知的编码规则和分类⽅法，查表确定故障性质。但是该⽅法在应⽤中存在以下⼏个问题：
①只有根据各组分含量的注意值或产⽓速率的注意值有理由判断可能存在故障时，才能进⼀步⽤三⽐值法判断故障性质。换⾔之，当油中特征⽓体含量或产⽓速率未达到注意值时，不宜应⽤三⽐值法进⾏判断；
②在实际诊断过程中，有时会出现编码缺损的情况，即根据编码规则和分类⽅法得到的编码超出了已知的编码列表，因⽽⽆法确定故障性质；
③当多种故障同时发⽣时，三⽐值法难以区分。
针对特征⽓体法中的语义表达、三⽐值法中的编码缺损等问题，已经有⼈在这⽅⾯做了不少⼯作。其中，有代表性的处理⽅法是采⽤模糊数学⽅法，并且已取得⼀定效果。
此外，随着DGOA⽅法的深⼊应⽤，⼈们发现，变压器油中的溶解⽓体CO和CO2能够反映⼀定的故障，⼀些⽓体的产⽓速率也能反映故障的发展情况，并且部分⽐较成熟的内容已经被列⼊相关的规程和导则中。
注：a.着⽕花放电强度的增长，特征⽓体的⽐值有如下趋势：C2H2/C2H4从0.1～3增加到3以上，C2H4/C2H6从0.1～3增加到3以上；
b.要来⾃固体绝缘的分解，这说明了C2H4/C2H6⽐值的变化；
c.⽓体浓度的不断增加来反映，CH4/H2的值通常为1，实际值⼤于或⼩于1，这与很多因素有关，如油保护系统的⽅式、实际的温度⽔平和油的质量等；
d.H2含量的增加表明热点温度可能⾼于1000℃；
e.H2和C2H4的含量均未达到应引起注意的数值。
尽管油中溶解⽓体分析⽅法在变压器故障诊断中暴露出来⼀些缺陷和不⾜，但是这些不⾜和缺陷正在逐步解决和克服，其中的内容不断得到修补和扩充。
如何进⼀步发挥DGA诊断⽅法的优势，及时、快速地分析诊断出绝缘早期故障，已成为⾼压电⽓设备故障诊断研究的⼀个热点。DGA⽅法是⽬前诊断与温度有关的故障的最重要的⽅法。同时，DGA⽅法已经实现了在线监测。
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