油浸式电力变压器故障

　　油浸式电力变压器是电力系统的核心设备，其故障不仅会导致设备停运，还可能引发大面积停电甚至火灾、爆炸等严重事故。深入了解其故障类型、成因、诊断方法及处理措施，对保障电力系统稳定运行至关重要。以下从故障分类、典型故障分析、诊断技术、预防与处理四个维度展开详细说明：

　　一、油浸式电力变压器故障分类

　　根据故障发生的部位和性质，可将故障分为以下几类，不同类型故障的危害程度和处理优先级差异显著：

　　二、典型故障深度分析(成因+危害)

　　1. 绕组故障：最危险的电气故障

　　绕组是变压器实现“变压”的核心部件，由铜线绕制并包裹绝缘纸，故障多由绝缘损坏引发，具体成因包括：

　　绝缘老化：长期运行中，变压器油氧化、高温(超过80℃)加速绝缘纸脆化，导致绝缘强度下降;

　　过电压冲击：雷击、操作过电压(如开关合闸)使绕组绝缘被击穿，引发匝间/相间短路;

　　散热不良：冷却系统故障导致绕组温度过高，绝缘层碳化失效;

　　制造缺陷：绕制时铜线排列不整齐、绝缘纸破损，运行中逐渐发展为故障。

　　危害：短路电流会瞬间产生高温(可达1000℃以上)，烧毁绕组并分解变压器油，产生大量可燃气体(如乙炔)，若未及时切断电源，可能引发油箱爆炸。

　　2. 铁芯故障：易被忽视的“隐性故障”

　　铁芯由硅钢片叠压而成，依靠绝缘漆隔离以减少“涡流损耗”，故障主要集中在接地和绝缘问题：

　　铁芯多点接地：铁芯本应“单点接地”(释放静电)，若因金属异物(如焊渣)、绝缘漆脱落导致多点接地，会形成涡流回路，引发局部过热;

　　铁芯绝缘损坏：硅钢片间绝缘漆老化、受潮，导致片间短路，涡流损耗增大，铁芯温度升高(局部可达150℃以上);

　　铁芯穿心螺杆松动：夹紧力不足导致硅钢片振动，绝缘垫磨损，进一步加剧绝缘损坏。

　　危害：长期过热会使铁芯生锈、绝缘漆碳化，同时加速变压器油劣化，形成“油铁芯”恶性循环，最终可能诱发绕组绝缘故障。

　　3. 油中溶解气体异常：故障的“早期信号”

　　变压器油不仅是绝缘介质，还是散热介质，正常情况下油中仅含微量气体(如空气溶解的氧气、氮气);当内部发生故障时，故障点的高温会使油和绝缘材料分解，产生特征气体，不同故障对应气体种类不同(见下表)：

　　危害：若未及时监测，特征气体持续积累会降低油的绝缘强度，当气体浓度达到爆炸极限(如氢气含量>4%、乙炔>2.5%)，遇电弧或高温会引发爆炸。

　　4. 分接开关故障：调压功能相关的高频故障

　　分接开关用于调节变压器输出电压，分为“有载分接开关”(带负荷调压)和“无载分接开关”(停电调压)，故障多因触头接触问题：

　　触头烧蚀：有载分接开关切换时，触头间产生电弧，长期使用导致触头氧化、磨损，接触电阻增大;

　　切换卡涩：润滑油干涸、机械杂质堵塞，导致切换时触头无法到位，形成“虚接”;

　　绝缘损坏：分接开关绝缘筒受潮、老化，引发对地短路。

　　危害：接触不良会导致局部过热，烧毁触头并产生气体，严重时会使分接开关爆炸，失去调压能力，影响电网电压稳定。

　　三、故障诊断核心技术(从“早期预警”到“精准定位”)

　　变压器故障诊断需结合在线监测和离线试验，实现“早发现、早判断、早处理”：

　　1. 油中溶解气体分析(DGA)：故障“早期预警器”

　　原理：通过气相色谱仪检测油中特征气体的组分和含量，结合“三比值法”(IEC 60599标准)判断故障类型;

　　应用场景：定期离线取样分析(110kV及以上变压器每3个月1次)，或在线监测系统(实时监测气体浓度变化);

　　优势：能在故障未“爆发”前(如局部过热、轻微放电)发出预警，是最核心的诊断手段。

　　2. 电气试验：验证绝缘与电气性能

　　绝缘电阻试验：用兆欧表测量绕组对地、相间的绝缘电阻，判断绝缘是否受潮、老化(绝缘电阻值应符合规程，且吸收比>1.3);

　　直流电阻试验：测量绕组直流电阻，判断绕组是否短路、分接开关接触是否良好(同相绕组电阻偏差应<2%);

　　介损试验(tanδ)：测量油和绝缘材料的介质损耗角正切值，反映绝缘受潮、老化程度(tanδ值随温度升高应平稳，无突变)。

　　3. 油质试验：评估油的性能状态

　　外观与透明度：正常油为淡黄色透明液体，若浑浊、变黑，说明油中含杂质或老化;

　　酸值与击穿电压：酸值>0.1mgKOH/g时油已劣化，击穿电压<30kV(110kV变压器)时绝缘强度不足;

　　水分含量：油中水分>30ppm时，会显著降低绝缘强度，易引发击穿故障。

　　4. 其他辅助诊断手段

　　红外测温：通过红外热像仪检测变压器表面温度(如套管、分接开关)，局部热点温度超过环境温度20℃以上需警惕;

　　振动与噪声监测：正常运行噪声均匀，若噪声突然增大或伴随异常振动，可能是铁芯松动、绕组变形;

　　局部放电监测：通过传感器检测内部局部放电信号，判断是否存在绝缘缺陷(如气泡、杂质)。

　　四、故障预防与处理措施

　　1. 日常预防：降低故障发生率

　　定期维护：

　　每36个月检查油位、油色，清理散热器灰尘，确保冷却系统正常;

　　每年进行1次油质试验和DGA分析，每23年进行1次电气试验;

　　有载分接开关每半年切换1次，防止触头氧化，并补充合格润滑油。

　　运行监控：

　　实时监测油温(顶层油温不超过85℃)、负荷电流(不超过额定电流)，避免过负荷运行;

　　安装防雷装置(如避雷器)，防止雷击过电压损坏绝缘;

　　定期检查油箱密封面，防止渗漏导致油位下降和受潮。

　　2. 故障处理：分级响应，避免扩大

　　轻微故障(如油质轻度劣化、DGA气体微量超标)：

　　停运后进行“真空滤油”，去除油中水分、杂质和部分气体;

　　补充合格变压器油，确保油位正常;

　　重新进行油质试验和DGA分析，合格后方可投运。

　　中度故障(如铁芯多点接地、分接开关接触不良)：

　　停电后吊芯检查，清除铁芯异物、修复绝缘漆，或更换分接开关触头;

　　对铁芯进行“单点接地”改造，确保接地电阻<10Ω;

　　处理后进行电气试验和局部放电试验，验证绝缘性能。

　　严重故障(如绕组短路、油箱渗漏爆炸)：

　　立即切断电源，启用灭火装置(如二氧化碳、干粉灭火器，禁止用水直接灭火);

　　报废损坏的绕组、铁芯，更换全部变压器油和绝缘部件;

　　重新绕制绕组时需严格控制工艺，确保绝缘厚度和绕制精度，投运前进行全面试验。

　　总结

　　油浸式电力变压器故障的核心诱因是绝缘老化、过热、受潮，故障发展具有“从隐性到显性、从局部到整体”的特点。通过“定期监测(DGA、油质、电气试验)+ 日常维护 + 分级处理”，可有效降低故障发生率，避免事故扩大。对于运行年限超过15年的老旧变压器，建议适当提高监测频率，必要时进行“状态评估”，提前规划更换，保障电力系统安全稳定运行。