电力变压器绝缘故障分析方法.docx
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电力变压器绝缘故障分析方法
电力变压器绝缘故障分析方法
电力变压器绝缘故障分析方法
电力变压器绝缘故障分析
为了提高变压器故障诊断的水平，需要对变压器故障有一个系统的认识，这不仅有助于预防自然发生的故障，同时也有利于阻止人们可能引发故障的过失行为。
1变压器故障的原因
引起变压器故障的主要原因可归结为以下几个方面[65]：
（1）.制造工艺存在缺陷：
如设计不合理、材料质量低劣及加工不精细等。
（2）.缺乏良好的管理及维护：
如检修后干燥处理不充分，安装不细心，反常的过渡过程或持续的操作，以及由于检测能力有限导致某些故障未能及时发现而继续发展，或故障设备修复不彻底等。
（3）.绝缘老化：
变压器在正常运行中，由于长期受到热、电、机械应力以及环境因素的影响，会发生一些不可逆的变化过程，使绝缘老化，通常这一过程非常缓慢。
但当设备发生某些异常情况时，则会加速绝缘老化过程，迅速形成故障。
（4）.恶劣的环境和苛刻的运行条件，以及长期超过技术规定所允许的范围运行，往往是直接导致故障的起因。
不同运行条件导致的各种故障如表2-1所示。
表2-1运行条件引起的变压器故障
运行条件
条件特性
原因
引起的故障
负载条件
工作过程
特性
经常过载
绕组过热、绝缘老化、分接烧损。
停运时间过长
绝缘受潮。
操作过电压或雷电过电压
主绝缘、纵绝缘损伤或击穿。
系统近区短路
绕组变形、绕组及分接开关过热烧蚀。
环境条件
工作现场
特点
高温
过热、绝缘老化。
低温
外绝缘及橡胶垫圈劣化。
有害气体
结构件、外绝缘腐蚀。
地理、气象
特点
高湿度
绝缘受潮、击穿。
海拔>1000m
允许温升降低。
污染情况
污秽、粉尘
套管表面绝缘电阻降低，漏电流增加。
2变压器典型故障及演变
2.1电力变压器绝缘故障树
变压器从结构上看包括铁芯、一、二次绕组、引出端子和冷却系统，有时还带有辅助的外部冷却器及分接变换装置。
原则上讲，所有这些组、部件都有可能发生故障，但其发生的概率差异很大，为了保证分析的有效性，我们将研究的范围限制在较为常见的故障类型上。
变压器故障分析是其可靠性设计、制造、试验与运行的基础。
借助于故障树（FaultTree）形式，可以将变压器故障直观地逐级划分为基本故障类型。
这不仅有利于对故障进行细致的分析，而且对于我们认清导致故障的原因，改进设计和制造工艺都是非常有帮助的。
本章参考江荣汉等对大型电力变压器故障进行的机辅分析结果[66]，建立了电力变压器故障树。
将威胁大型变压器安全运行需尽快安排检修的情况作为顶故障。
导致顶故障发生的中间级故障是按变压器主要组件故障划分的，变压器主故障树结构如图2-1所示。
图2-1大型电力变压器主故障树
进一步根据故障间的因果关系，可以分别找出导致中间级故障的更基本的故障原因，因而形成一系列故障子树如图2-2所示。
a.绕组故障树
b.铁芯故障子树
c.主绝缘故障子树d.引线故障子树
e.分接故障子树
f.套管故障子树
图2-2.电力变压器各主要组件故障子树结构图
据统计[3]，1990~1994年全国共发生110kV及以上等级变压器事故292台，事故容量23866.1MVA，以容量计的年平均事故率达1.09%。
变压器事故按发生部位统计的情况如表2-2所示。
表2-2.全国变压器事故部位分类表
损坏部位
电压等级
绕组
主绝缘及引线
调压开关
套管
铁芯
其他
小计
110kV
台数
102
16
35
16
2
6
177
%
57.6
9.0
19.8
9.0
1.1
3.5
100
220kV
台数
46
11
15
12
1
7
92
%
50.0
12.0
16.3
13.0
1.1
7.6
100
330kV
台数
4
2
1
1
1
9
%
44.5
22.2
11.1
11.1
11.1
100
500kV
台数
5
4
4
1
14
%
35.7
28.6
28.6
2.1
100
合计
台数
157
33
51
33
3
15
292
%
53.8
11.3
17.5
11.3
1.0
5.1
100
由表2-2可以看到，绕组、主绝缘和引线等绝缘系统，是变压器事故发生的主要部位，各电压等级的纵绝缘和主绝缘事故平均占总事故的65.0%；分接开关事故平均占总事故的17.5%；500kV套管事故率较高，占500kV变压器事故的28.6%；铁芯故障在现场比较常见，但一般多属慢性故障，运行中较易发现，因而引发的事故率较低，仅占1%。
从表2-2中还可以发现，不明原因引起的事故也占有相当大的比例，这从侧面反映出变压器故障诊断是一项极为复杂、艰难的工作，有时即使在吊芯之后对发生事故的原因仍难以确定。
2.2不同历史时期变压器的主要事故原因
变压器事故与生产工艺和运行环境密切相关，由于不同历史时期设计的变压器结构特点的不同，所以引发变压器事故的主要故障类型也在逐渐变化，国产大型变压器在不同历史时期主要的事故原因如下[67]：
（1）.七十年代因变压器电压等级提高，高压绕组结构由连续式改为纠结式，相邻匝间的工作场强由原来的200~300V/mm升高到2000~3000V/mm，开始时的设计仍采用薄绝缘结构，致使在正常运行条件下匝间短路事故屡有发生。
1978年原机电部规定将220kV等级变压器的匝绝缘由0.95~1.35mm提高到1.95mm，从而使匝间短路事故大幅度降低。
（2）.八十年代初由于变压器套管的“将军帽”密封结构不合理，沿穿缆引线进水，使引线应力锥受潮，进而波及到首端线段绝缘，造成击穿事故的情况发生较多。
仅1980~1989年间东北电管局直属厂局就有6次绕组事故是由该原因引起的，占总事故率的23%。
其后，制造厂改进了“将军帽”的结构，基本杜绝了这类事故的发生。
（3）.八十年代后期，长垫块引起的围屏放电事故逐渐增加。
1984~1989年间东北电管局围屏放电事故占总事故率的30.8%，同时期全国其他局也相继报道了类似事故多起。
围屏放电不仅使高压侧相间绝缘受到严重损坏，而且由于这种故障发生后会产生相间或相对地电弧放电，极易引起火灾，危害很大。
经调查发现，造成这类事故的主要原因，一是结构设计不合理，局部场强过高；二是绝缘纸板受潮，沿面放电电压降低。
（4）.89年以来因油流带电引发的变压器事故率逐渐升高，据1996年资料统计[68]，在国产500kV电力变压器事故中有58.3%与油流静电有关。
事故统计表明，油流荷电量与变压器的结构特点有关，由于问题的复杂性很难把它作为一种单一因素来判断事故的原因。
根据目前的普遍认识，降低油流速度是避免油流静电的有效措施之一。
（5）.近年来，对系统短路冲击强度随系统容量的增大而不断增加，甚至达到设备难以承受的程度，变压器抗短路能力不足已成为突出问题。
1994年全国110kV及以上等级变压器因系统短路引起的损坏事故达21台，2471MVA，占当年事故总台数的37%，占事故总容量的45%。
有的新变压器经外部短路1~2次即遭损毁，其中以双绕组变压器的低压绕组和三绕组变压器的的中压绕组损坏尤甚。
以上统计数字还不包括在变压器检修过程中发现和消除的缺陷。
从这里可以看出变压器事故的多样性，一个矛盾解决后，原来的次要矛盾就会上升为主要矛盾；而且不同厂家的产品在不同的运行条件下，事故的原因也会有所差异。
鉴于这些情况，要求相应的故障诊断方法也须不断地改进和完善。
3常规的DGA诊断方法
当变压器内部存在某种故障时，故障源附近的绝缘材料在电或热的作用下将会发生劣化分解。
变压器中主要绝缘材料的劣化分解过程如图2-3所示。
图2-3.绝缘劣化分解过程
油浸变压器绝缘材料热分解产生的可燃性和非可燃性气体包括O2、N2、H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2、C3H6、C3H8和i-C4H10等多达20余种。
目前国内外各种分析方法所选用的特征气体的种类很不统一，通常认为选用的种类过多是不经济的。
IEC和我国《导则》均推荐以H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2等7种气体作为基本分析对象。
3.1油中溶解气体含量的“注意值”
电力部1996年公布的《电力设备预防性试验规程》DL/T596-1996中，规定的油中溶解气体色谱分析试验项目细则如表2-3所示[69]，是我国电力系统中对变压器进行色谱诊断的主要依据。
表2-3.电力变压器油中溶解气体分析试验项目细则
试验周期
要求
说明
1）投运初期，220kV及以上等级所有变压器、容量120MVA以上的发电厂主变在投运后4、10、30天各进行一次。
2）运行中，330kV及以上变压器为3个月；220kV变压器为6个月；120MVA及以上的发电厂主变为6个月；其余8MVA及以上变压器为1年。
1）运行设备的油中H2与总烃气体含量超过下列任何一项值时应引起注意：
总烃含量>150ppm（体积分数）
H2含量>150ppm
C2H2含量>5ppm（500kV等级变压器为1ppm）
2）总烃产气速率大于0.25ml/h（开放式）或0.5ml/h（密封式）,或相对产气速率大于10%/月,则认为设备存在异常。
如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可超过注意值较大的情况下继续运行。
总烃包括：
CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体。
溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析。
新投运的变压器应有投运前的色谱试验数据。
该细则仅给出了判断变压器是否存在异常的“注意值”。
由于每台变压器的电压等级、容量、防止油老化的方式各不相同，并有着不同的运行经历，所以作为判断异常的标准也宜有所差别。
因此如何根据某一具体变压器DGA结果作出确切的判断仍是一个尚待解决的问题。
3.2IEC三比值法
人们基于热劣化和放电劣化的模拟试验，以及实际故障变压器的内部检查结果，提出以特征气体间相对含量为基础判断油浸设备故障类型的方法，《变压器油中溶解气体分析和判断导则》推荐IEC三比值法作为判断故障类型的主要方法[70]。
IEC三比值法的编码规则和判断方法如表2-4所示。
表2-4.IEC三比值表
三比值法的编码规则
特征气体的比值
比值范围编码
编码说明
<0.1
0
1
0
如
=1～3时，编码为1
0.1～1
1
0
0
1～3
1
2
1
>3
2
2
2
故障类型判断
序号
故障性质
编码
典型例子
0
无故障
0
0
0
正常老化
1
低能量密度局部放电
0
1
0
绝缘材料气隙未完全浸渍，存在气泡，含气空腔或高湿度作用。
2
高能量密度局部放电
1
1
0
原因同上，但程度已导致固体绝缘产生放电痕迹或穿孔。
3
低能放电
1~2
0
1~2
不良接点间或悬浮电位体的连续火花放电，固体材料间的油击穿。
4
高能放电
1
0
2
存在工频续流，相间、匝间或绕组对地电弧击穿，有载分接开关切断电流等。
5
<150℃低温过热故障
0
0
1
一般为过负荷或油道堵塞造成的绕组或铁芯过热。
6
150~300℃低温过热故障
0
2
0
磁环流引起的铁芯局部过热；漏磁集中；涡流引起的铜过热；接头或接触不良；铁芯多点接地。
7
300~700℃中温过热故障
0
2
1
8
>700℃高温过热故障
0
2
2
※表中引用的仅是典型值，在实际应用中可能存在没有包括在表中的比值组合。
《导则》规定，在应用IEC三比值法时应注意，只有根据各特征气体组份的注意值和产气速率有理由确定设备可能存在故障时，才能进一步用三比值法进行故障性质的判断。
对气体含量正常的变压器，比值没有意义。
这种编码方式完全是从油中溶解气体产生的物理机制出发，到目前为止，这种方法只宜作为定性的现象分析，要由此详细地确定故障的状态还是非常困难的。
电力变压器绝缘故障的识别方法
IEC三比值法中故障类型的设定主要基于故障点的物理特性，具有与故障机理对应明确、规则简明的优点，但这种方法所能够反映的故障内容非常有限，只能指出故障点的征兆（如过热或放电），因而对进一步故障定位及维修策略的制定缺乏指导性。
这就如同医生看病，至少能应给出病人可能患有某种疾病的初步“拟诊”，以便由此来合理解释该病人已出现的那些症状，才能为进一步的治疗提供依据，而不应仅局限于给出对这些症状的描述。
实际上DGA分析所能反映的故障内容是非常丰富的，文献[87,88]的研究结果表明，由于不同类型的故障发生的部位和机理不同，所产生的气体组分也会有所差异，如围屏放电与悬浮电位引起的火花放电这两类故障虽然都表现出间歇放电特征，但由于悬浮放电一般只发生在油中，而围屏放电是在纸绝缘表面发展的，因此二者的DGA结果就表现出较大的差别。
所以进一步根据DGA分析的结果对故障进行更细致的判断从理论上说是可能的。
本章根据对变压器常见故障的原因及危害程度的分析，构造了变压器故障诊断决策树，其判定级别自上而下，决策树的每一叶都对应着一种具体的故障模式。
并在此基础上提出了一种基于决策树的组合神经网络系统，可以有效地利用已经掌握的有关变压器故障的先验知识，采用分级判别的方法，使对故障的诊断逐步得到细化，最终得出引发故障的具体原因。
克服了以往单神经网络模型在结构复杂性和学习难于收敛等方面的不足，这种决策树分类网络具有较高的诊断准确率和实用价值。
1从维修的角度对变压器故障进行分类
对设备故障进行合理分类，是故障诊断的基础。
在国内外现有文献及电力部门有关的统计资料中，对变压器故障类型的划分很不一致。
由§2.2.1中建立的故障树可以看到，变压器的故障多数是由直接原因、间接原因和扩展性原因综合引起的。
所以对变压器故障类型进行不同的划分，从各自的角度出发都有其合理性，但关键在于如何划分能够更加有利于变压器的故障诊断，使得在整个故障诊断过程中，既能充分考虑现有的测试项目和分析水平，又能够根据试验结果和有关参数，得出尽可能明确的、有助于排除故障和进行事故处理的诊断结果。
综合国内电力系统中相关的统计资料[3,68,89,90,91]，按照故障部位的预测尽可能明确、故障性质或机理的分析尽可能接近实际情况，以便有利于诊断后及时采取有效处理措施的原则，本文将变压器常见的早期故障类型归纳为13种，这些故障的发生部位、对设备的危害性及油中溶解气体的色谱特征主要有以下特点：
（1）.F1：
围屏放电
●发生部位—多发生在长垫块尖角处，例如于高压线圈首端、相间支撑垫块等区域。
围屏对地常有大面积树枝状放电痕迹。
●危害性—导致主绝缘击穿事故，引起火灾，危害极大。
●色谱特征—一般在事故发生前很短时间内，氢、乙炔、一氧化碳增长很快。
有时故障发展极为迅速，特别是沿绝缘夹层内部放电，在DGA分析结果反映尚不明显时，就可能产生突发性事故。
（2）.F2：
匝间短路
●发生部位—绕组匝间绝缘破损，如线圈导线有毛刺、边缘突出或施工中使匝绝缘损伤；纵绝缘绝缘裕度过小；或由于变压器出口短路事故造成的绕组变形。
●危害性—匝间短路进一步发展，严重者将导致相对地或相间短路，发生绕组烧毁事故。
●色谱特征—往往表现为较明显的放电特征，且因涉及到匝绝缘损坏，所以一氧化碳增长较快。
（3）.F3：
绕组、引线对地放电或闪络
●发生部位—通常发生在高、中压绕组出线端或到套管的引线部分。
●危害性—引起突发性击穿事故，导致设备退出运行。
●色谱特征—产气迅速，产气量大。
故障特征气体主要是乙炔和氢气，其次是乙烯和甲烷，乙炔一般占总烃的20～70%，氢气占氢烃总量的30～90%，并在多数情况下乙烯含量高于甲烷。
（4）.F4：
悬浮放电
●发生部位—如套管均压球接触不良对引线放电，铁芯、磁屏蔽或金属夹件等接地不良引起电位悬浮而出现对地放电，及分接拨叉放电等。
●危害性—只要故障点稳定不继续发展，通常不对变压器运行造成明显危害。
●色谱特征—一般总烃含量不高，特征气体中乙炔和氢气为主，通常乙烯含量较低。
（5）.F5：
油流带电
●发生部位—强迫油循环油冷却变压器中，由于油流的循环，使变压器油和纸绝缘件的界面上积累电荷，形成附加直流电场。
通常发生在导油管进口附近的绝缘纸板等处。
●危害性—直接在固体绝缘件沿面引起静电放电或影响变压器内部电场分布而引起各类电性事故。
●色谱特征—甲烷、乙炔有较明显的升高。
（6）.F6：
有载分接开关箱漏油
●损坏部位—造成绝缘油污染。
●危害性—严格的说，不属于变压器本体故障情况，对变压器本体一般无直接影响。
但会造成误判断，导致设备不必要的停运。
●色谱特征—表现为较强的电弧放电特征，三比值编码多为201或202，一般不会引起碳氧化物含量的增加。
（7）.F7：
局部放电
●损坏部位—常发生在固体绝缘气隙或油中气泡内。
●危害性—引起固体绝缘的电老化或引起油裂解而使溶解气体含量升高，导致瓦斯继电器保护动作。
●色谱特征—故障特征气体主要成分是氢气，其次是甲烷。
通常氢占氢烃总量的90%以上，甲烷占总烃的90%以上。
局部放电能量较高时也会出现乙炔，但一般不超过总烃的2%。
（8）.F8：
进水受潮
●发生部位—木制的线夹及引线支架等未经充分干燥及浸漆；由于变压器的呼吸作用使水分进入绝缘油而使绝缘整体受潮；套管密封不良，引起引线外包绝缘等受潮；安全气道进水等。
●危害性—导致油纸绝缘电气强度降低，是引起围屏放电、匝间短路等电性事故的一个主要原因。
●色谱特征—氢气含量占主要成分，与局放的特征气体基本相同，因此目前仅从色谱分析结果还很难将两者加以区分，应参考绝缘电阻、吸收比等电气试验结果，必要时还应配合局放和微水测量。
（9）.F9：
分接开关故障
●发生部位—动静触头接触不良或烧损严重，使高压线圈分接区严重烧损，及分接区形成较大范围的短路。
●危害性—当变压器负载运行时，不良接触处将迅速发热，产生的热量可传导到绕组的初始导线段上，将可能局部炭化导线绝缘，最终导致匝间短路或接头断开从而造成绕组断路，引起变压器线圈烧毁事故。
●色谱特征—通常表现为裸金属过热，乙烯及甲烷较高；有时会伴有电弧放电特征。
（10）.F10：
引线故障
●发生部位—引线与绕组接头或端子间焊接不良；穿缆引线绝缘受损而与导管接触等。
●危害性—会引起引线断股，造成引线断路；或引起绝缘纸老化，导致绕组或引线对地击穿事故。
●色谱特征—通常表现为高、中温过热，且一氧化碳含量较高。
（11）.F11：
低压线圈绝缘过热
●发生部位—换位导线统包绝缘膨胀使油道堵塞，冷却效果下降，且呈恶性循环；严重的持续过载可在整台变压器中引起高温，造成各类绝缘变脆、老化而形成油泥，对绕组产生覆盖作用，导致散热不良；线圈幅向尺寸、轴向尺寸的比值过大，线圈的内侧产生过热点；漏磁场导致每根导线负载不均，产生过热等。
油道过窄，油循环系统裕度过低等，都将加重以上各种过热现象。
●危害性—使纸绝缘呈深红色或黑色，变为焦、酥、碎，长期劣化将导致匝间短路，造成纵绝缘击穿事故。
●色谱特征—通常热点温度不是很高，一般油中一氧化碳和二氧化碳以及糠醛含量很高，糠醛含量常在2mg/l以上。
（12）.F12：
铁芯多点接地或局部短路
●发生部位—安装时接地隔屏将部分铁芯短路，使隔屏及纸板烧成洞；铁芯下铁轭通过金属杂物与夹件或箱壳接触，环流将铁芯局部烧伤；铁芯片间绝缘损伤造成局部短路过热烧伤等等。
通常热点面积较大。
●危害性—由于铁芯故障使铁损增大，随其发展将引起绝缘油颜色逐渐变暗、闪点降低，而随着油的老化加快，绝缘性能下降；由于故障点温度很快的上升可能造成故障范围内的铁芯过热、熔化，甚至熔焊在一起。
这是很危险的，有可能引发火灾或爆炸事故。
●色谱特征—总烃超标，其中甲烷、乙烯含量大，占主要成分的比例视过热程度不同而不同。
乙炔含量一般仅占总烃的1%左右，最大不超过6%。
一般表现为裸金属过热，有时也会反映出火花放电的特征。
（13）.F13：
磁屏蔽故障
●发生部位—磁屏蔽的硅钢片在与箱壳接触不良处发生放电或烧伤，有时可听到间歇性放电响声；变压器钟罩螺丝发热，高者可达160℃；箱沿及靠近大电流引出线的箱壳局部发热；内部结构件漏磁过热等。
●危害性—该种故障一般对变压器危害性不是很大。
●色谱特征—乙烯最高，其次为甲烷、乙烷、乙炔等，组合编码大多为021，属于300～700℃中等温度过热故障。
以上故障的发展速度和对设备的危害程度是不同的，在运行中对它们的容忍程度也有较大差别。
一般说来，放电性故障较过热性故障危险，而即使同样表现出具有过热特征，分接故障的危险程度也较漏磁引起的局部过热严重的多。
所以如能在故障发展的初期，通过诊断分析对故障类型有一个较明确的了解，这对维修计划的合理安排是非常有帮助的。
2电力变压器绝缘故障的识别方法
2.1变压器故障诊断决策树
在实际的故障诊断中，对于如此众多和复杂的故障类型想直接构造一个如第三章介绍的判别网络或类似三比值法那样统一的判别规则是非常困难的。
为了实现有效的分类，对故障采用逐级划分的方法，将有助于故障的分析。
决策树是一种具有树状结构的判别网络，其中各节点代表具体的分类规则，对某一对象的分类是从决策树的根节点出发，找出该对象相应的属性与规则进行比较，选择符合要求的分支，直至对象移至决策树的叶节点为止。
决策树为确定故障类别的序贯分析法提供了清晰的陈述。
从故障点所表现的物理特性分，变压器故障主要有过热性故障和放电性故障。
另外由于局部放电和受潮时的DGA分析结果与其它故障类型相比有着比较明显的特征，所以将它们作为氢气主导型故障单独划分出来。
（1）.热性故障：
根据故障发生的具体部位，又可分为电回路过热和磁回路过热两种情况。
如分接开关接触不良、绕组冷却不良及引线接头不良或紧固松动等引起的过热属电路过热；而铁芯多点接地、局部磁路短路和漏磁环流等属磁回路局部过热。
（2）.电性故障：
围屏放电、匝间短路及绕组、引线闪络等故障涉及固体绝缘，它们与悬浮放电、油流带电及有载分接箱漏油等与固体绝缘无关的故障相比，对变压器运行具有更大的危害性。
（3）.氢气主导型故障：
局部放电和受潮故障的特征气体主要成分是氢气，其次是甲烷。
这两种故障中通常氢占氢烃总量的90%以上，所以比较容易与其他故障形式区分开来。
根据以上分析，本文构造了一种基于色谱分析的电力变压器故障诊断决策树，其结构如图4-1所示。
图4-1.电力变压器故障决策树
决策树的判定级别是自上而下的：
初始节点仅需判断变压器是否存在异常；而决策树的每一叶（即终止节点）都对应着一种具体的故障模式和正常老化项。
这不仅可以充分地利用对变压器故障的先验知识，同时由于每一个判别规则都被充分地简化，从而使分类效
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