智能电网：变压器故障诊断和典型案例分析

4瓦斯保护故障

瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：

① 瓦斯保护动作的原因可能是因滤油、加油和冷却系统不严密，致使空气进入变压器;

② 因温度下降和漏油致使油位缓慢降低;或是因变压器故障而产生少量气体;

③ 由于发生穿越性短路故障而引起;

④由于保护装置的二次回路故障所引起。

轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障;变压器内部存在空气;二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器，然后进行外部检查。检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形;最后检查气体的可燃性。

5变压器自动跳闸的处理

当运行中的变压器自动跳闸时，运行人员应迅速作出如下处理：

① 当变压器各侧断路器自动跳闸后，将跳闸断路器的控制开关操作至跳闸后的位置，并迅速投入备用变压器，调整运行方式和负荷分配，维持运行系统及其设备处于正常状态;

② 检查掉牌属何种保护动作及动作是否正确;

③ 了解系统有无故障及故障性质;

④ 若属以下情况并经领导同意，可不经检查试送电：人为误碰保护使断路器跳闸;保护明显误动作跳闸;变压器仅低压过流或限时过流保护动作，同时跳闸变压器下一级设备故障而其保护却未动作，且故障已切除，但试送电只允许一次;

⑤ 如属差动、重瓦斯或电流速断等主保护动作，故障时有冲击现象，则需对变压器及其系统进行详细检查，停电并测量绝缘。在未查清原因之前，禁止将变压器投入运行。必须指出，不管系统有无备用电源，也绝对不准强送变压器。

6变压器着火

变压器着火也是一种危险事故，因变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。

变压器着火的主要原因是：

① 套管的破损和闪落，油在油枕的压力下流出并在顶盖上燃烧;

②变压器内部故障使外壳或散热器破裂，使燃烧着的变压器油溢出。

变压器着火，应迅速作出如下处理：

①断开变压器各侧断路器，切断各侧电源，并迅速投入备用变压器，恢复供电;

②停止冷却装置运行;

③主变压器及高厂变着火时，应先解列发电机;

④若油在变压器顶盖上燃烧时，应打开下部事故放油门放油至适当位置。若变压器内部着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸;

⑤迅速用灭火装置灭火。如用干式灭火器或泡沫灭火器灭火。必要时通知消防队灭火。发生这类事故时，变压器保护应动作使断路器断开。若因故障断路器未断开，应用手动来立即断开断路器，拉开可能通向变压器电源的隔离开关。

7. 分接开关故障。

常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有：

(1)连接螺丝松动;

(2)带负荷调整装置不良和调整不当;

(3)分接头绝缘板绝缘不良;

(4)接头焊锡不满，接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足;

(5)油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。

由于主变事故一般不是单一的，而是多重的、发展的，且潜在的主要故障点比较隐蔽，加上故障性质的特殊性。因而我们为了确保变压器及电网的安全稳定运行，正确处理事故，应随时掌握下列情况：

①系统运行方式，负荷状态，负荷种类

②变压器上层油温，温升与电压情况;

③事故发生时天气情况;

④变压器周围有无检修及其他工作;

⑤运行人员有无操作;

⑥系统有无操作;

⑦何种保护动作，事故现象情况等。加强对变压器运行的巡监，做好常规的维护工作，及时地消除设备的缺陷，定期进行检修和预防性试验，尽量避免变压器事故的发生，减小事故对电网及电器设备的损害。

四.典型案例

北疆某电厂主变压器运行中出现的故障原因进行7分析研究，从而总结出在今后的运行、检修过程中要做到的一些预防措施及注意事项。

电厂简介

电厂装有四台水轮发电机组，型号为HLFN70-LJ-160，单机容量为8MW，电气主接线为扩大单元接线方式，两条110 K V线路，两条l 0KV直配线，两台主变压器，主变压器容量是20000KVA，额定电压121(±2×2.5%)/10.5KV，额定电流是100，45A/1099.71A，调压方式：无载调压。

故障的原因及处理

1)故障现象

由于主变压器运行已几年时间，需外部清扫。联系值班调度将1号主变正常停电后，由值班人员对主变外部进行常规检查和清扫。工作完成后由110KV高压侧断路器对1号主变充电，在高压侧断路器合闸的同时，电厂中控室信号屏光子牌出现了“10KV单相接地”信号，过了几分钟后又出现了“1号主变轻瓦斯动作”的信号，值班人员立即检查了10KVI段母线电压，结果B相相电压为零，A、C两相相电压正常，而110KV母线各相电压也均正常。运行人员又对主变本体进行检查，发现变压器励磁分接开关处有像水沸腾时发出的异常声响，值班人员立刻停运了该变压器并汇报领导。

2)处理经过

检修人员首先对瓦斯继电器内的气体进行了分析，此气体为淡黄色且可燃，这说明变压器内部肯定有故障，随后对主变的分接开关进行检查发现，分接开关的位置出现变动，前一次调整的位置在+1档，而实际位置却在+1档和+2档之间。然后对主变进行了绝缘电阻、直流电阻和绝缘油的耐压、色谱分析试验，通过对比，有两项试验结果不合格，一是分接开关在+1档位的接触电阻测试不出，二是对变压器的绝缘油进行色谱分析后，绝缘油中的乙炔(C2，H2)、氢气(H2)、总烃含量均超过了规定值，根据《电力设备预防性试验规程》规定：C2H2>5 PPm、H，>150 PPm、总烃>150 PPm时应引起注意。检修人员将变压器内的油放空后，进入变压器内对分接开关进行检查后发现，分接开关+1档的两个触头表面有放电和少许烧伤的痕迹，对表面进行打磨处理，上好定位销后重新测试接触电阻，+1档的接触电阻为：AO=1.229、BO=1.227、CO=1228(测试温度为14℃)，直流电阻符合规程要求。将绝缘油注入变压器，用真空滤油机对绝缘油进行了自循环过滤，重新作了绝缘油色谱分析试验，此时油中乙炔、氢气、总烃值符合标准。将变压器投运后，一切正常。过滤前后绝缘油中的气体含量见下表：

3)原因总结

此次事故发生是由于分接开关位置变位的原因，是在前一次分按开关档位调整后，对分接开关起限位锁定的螺栓没有固定到位，值班人员在对变压器进行外部清扫时接触到分接开关调整档位的圆盘，圆盘受力转动后，带动分接开关转动，故而造成分接开关的档位发生了变化。重新送电后由于分接开关的接头接触不良，所以两个触头表面产生局部放电以至引起绝缘油中的乙炔、氢气、总烃含量超标。

预防措施

通过此次事故，我们认为对于无载调压变压器的分接开关在今后的运行中应注意以下几点：

(1)在对分接开关进行切换前、后都必须测量其直流电阻。使用过的分接开关接触部分可能有一些局部熔伤，长期未用的分接头表面则可能存在氧化或触头不洁、镀层剥落、弹力不够、焊接脱落等现象，从而造成分接头的接触不良，接触电阻增大。这就将造成其局部过热，并危及变压器的安全运行，乃至造成变压器烧毁事故;还有可能引起绝缘油迅速劣化，从而被迫停运。因此，变压器在切换分接开关前、后都必须测量直流电阻，且三相电阻值相差不得超过2%。

(2)无载调压分接开关应在停电状态下进行切换，切换时应多转动几次手柄，对其触头表面的油污进行清除。切换必须到位，到位后要固定好定位销，防止松动变位。

(3)主变往往在大修后容易发生分接开关接触不良的故障，穿越性故障后也可导致烧伤接触面。在运行过程中，特别要注意轻瓦斯动作情况，如果瓦斯频繁动作说明有可能存在此故障，取油样化验，可得出绝缘油的闪点迅速下降}同时也可通过油的色谱分析来判断。最后，可将变压器停运，测量三相分接头的直流电阻来确定分接开关接触情况，当分接开关接触不良导致断相时，从指针表中就可判断。

通过此次事故的发生，我们认为供电变压器在平时的运行过程中，应加强巡视检查力度，在进行维护和检修过程中，应严格遵守相关的规程、规章，确保变压器安全、经济、高效运行。