浅谈大港油田配电变压器故障的原因及防范措施

摘 要 本文就大港油田配电变压器容易出现的绕组故障、铁心故障、套管故障、无励磁分接开关故障等10种故障类型及原因进行分析，并提出具体防范措施和注意事项。

关键词 配电变压器 故障 防范措施

中图分类号：TM421 文献标识码：A

电力系统中，配电变压器是配电网中的主要设备，一旦发生故障，将影响工业生产和人民的正常生活，给企业带来经济损失。总结和分析了油田电网改造以来配电变压器故障的类型和原因，并提出了一些具体的防范措施。

1故障类型及原因分析

1.1绕组故障

1.1.1匝间短路

由于油田部分低压线路维护不到位，经常发生超铭牌容量运行或变压器出口短路故障。短路使变压器的电流超过额定电流几十倍，由于绕组温度迅速升高，导致绝缘老化；同时绕组由于受到较大电磁力的作用，产生振动与变形，而损坏匝间绝缘；另外，厂家在制造过程中，绕组内层浸漆不透，干燥不彻底，绕组引线接头焊接不良等绝缘不完整导致匝间、层间短路。

1.1.2相间短路

变压器主绝缘老化，绝缘降低；变压器油击穿电压偏低；或由其它故障扩大引起相间短路。如绕组有匝间短路或接地故障时，由于电弧及熔化了的铜（铝）粒子四散飞溅，使事故蔓延扩大，发展为相间短路。

1.1.3绕组接地

大气过电压或操作过电压的作用使绕组受短路电流的冲击发生变形，主绝缘老化破裂、折断，造成绕组接地。

1.1.4绕组和引线接地

大部分是由于绕组和引线内部焊接不良，过热而熔断或匝间短路而烧断，以及短路应力造成的绕组折断，导致绕组和引线接地。

1.1.5绕组绝缘受潮

绕组绝缘受潮主要因为绝缘油质差、绝缘老化或油面降低所致，主要有以下几种原因：

（1）配电变压器在未投入前，处于潮湿场所或多雨地区，潮气侵入使绝缘受潮。

（2）在储存、运输及运行过程中维护不当，水分、杂质或其他油污混入变压器油中，使绝缘强度大幅度降低。

（3）由于油面降低，使绝缘油与空气接触面增大，加速了空气中水分进入油内的速度，使绝缘强度降低，当绝缘强度降低到一定值时发生短路。

1.2铁心故障

1.2.1铁心多点接地

铁心和夹件等金属构件处于电场中，如铁心不可靠接地，将产生悬浮电位，引起绝缘放电。因此铁心应一点接地，从而使铁心与大地之间的寄生电容被短接，使铁心处于零电位。但变压器铁心不能有两点或多点接地。否则接地点间就会形成闭合回路，造成环流，有时可高达数十安，该电流会引起局部过热，造成铁心局部过热而损坏绕组绝缘。

（1）铁心与夹件支板是否相碰。下夹件支板因距铁心柱或铁轭的机械距离不够，变压器在运行过程中受到冲击，使铁心或夹件产生位移后相碰，造成铁心多点接地。

（2）硅钢片是否有波浪凸起。上、下铁轭表面硅钢片因波浪凸起，在夹件油道两垫条之间与穿心螺杆的钢座套或夹件相碰，引起铁心多点接地。

（3）上、下夹件与铁心之间、铁心柱与拉板之间有无异物。

（4）夹件与油箱壁是否相碰。夹件与油箱壁相碰是由于夹件本身太长或铁心定位装置松动后，当器身受冲击力或发生位移时形成的。

（5）下铁轭与箱底是否桥接短路。由于变压器铁轭心底部垫脚绝缘受损，或因油泥等金属杂质沉积于箱底，造成铁心下铁轭与油箱底部相连，形成多点接地。

（6）铁心与夹件之间的绝缘受潮（低于10MR）或多处损伤，导致铁心与夹板有多点出现低电阻接地。

1.2.2铁心硅钢片短路

虽然硅钢片之间涂有绝缘漆，但其绝缘电阻小，只能隔断涡流而不能阻止高压感应电流。当硅钢片表面上的绝缘漆因运行年久，绝缘自然老化或损伤后，将产生很大的涡流损耗。铁心局部发热，使温升升高，甚至于，造成变压器事故。因此，对配电变压器应进行吊芯检查，发现问题时，应及时处理。

1.3套管故障

套管闪络放电也是变压器常见的异常现象。造成此种异常现象的原因有以下几种：

（1）胶珠、胶垫老化龟裂引起渗油，套管表面积垢严重，在遇上雨雪潮湿天气时造成污闪，使变压器高压侧单相接地或相间短路。

（2）变压器箱盖上有异物，如大风将树枝吹落在箱盖上，引起套管放电或相间短路。

（3）变压器套管因外力冲撞、机械应力和热应力而破损，也是引起闪络的因素。

1.4无励磁分接开关故障

1.4.1分接开关绝缘受潮

如果变压器出现严重渗漏油，将造成引出线和分接开关长期在空气中，致使分接开关绝缘受潮性能下降，发生内部闪络、短路击穿而烧坏变压器。

1.4.2油温过高

变压器的分接开关处于高温的变压器油中。当分接开关触头出现碳膜和油垢，引起触头发热后，使弹簧压力降低、零件变形、导电部位接触不良及接触电阻增大，从而引起电弧短路烧坏变压器。

1.4.3本身缺陷

分接开关的质量差、结构不合理、压力不够及接触不可靠等问题，引起动、静触头本身不完全接触，错位的动、静触头使两抽头之间的绝缘距离缩小，发生相间短路或对地放电。强大的短路电流很快就把带有抽头的绕组烧坏。

1.5呼吸器引起故障

50KVA以上变压器储油柜一般都装有呼吸器。呼吸器罩体时透明的玻璃简体，内装有吸潮剂。封堵呼吸器的小方铁板在投入运行时要及时拆除，否则会使呼吸器孔堵死，运行后热量散发不出去，使贴心和绕组的热量越来越高，绝缘性能下降，导致变压器烧毁。

1.6低压侧短路故障

当变压器低压侧发生接地、相间短路等故障时，在低压侧产生高于额定电流几倍甚至几十倍的短路电流，而高压侧必然要产生很大的电流来抵消低压侧短路电流。此电流在绕组内部将产生很大的机械应力，可能致使绕组变形。同时高、低压绕组温度急剧升高，若保护选择不当，可导致变压器烧毁。

1.7过电压引起故障

运行经验表明，电力系统中的故障至少有60%是单相接地故障。当单相接地电流很小时，电弧容易熄灭，不再重燃；当接地电流较大时（6KV～10KV电网的对地电容电流超过30A），电弧能够稳定燃烧。一般情况下，在故障点可能出现电弧“熄灭―重燃”的间歇现象，使电网中电感、电容回路的电磁振荡，系统中性点发生偏移，产生间歇电弧接地过电压。过电压的幅值可达到相电压的3.5倍，对配电设备的绝缘构成了较大的威胁，与铁磁谐振过电压导致的结果一样。

1.8熔体配置不当引起故障

配电变压器高压侧通常采用熔断器保护，主要用来保护变压器的绕组、出现套管和内部短路故障。若熔体电流配置过小，则在正常运行状况下极易熔断，造成对用户供电的中断；若熔体电流配置过大，将起不到保护的作用。在油田配电变压器上，经常采用铜线或绿线代替熔丝，使变压器得不到有效地保护。

1.9严重漏油引起故障

（1）变压器油渗漏严重，连续从破损处不断外溢，导致见不到油位计油位，此时应立即将变压器停止运行，进行补漏和加油。

（2）变压器油的油面过低，套管引线和分接开关暴露于空气中，使绝缘水平降低，引起击穿放电。

1.10人为原因故障

（1）由于变压器的高、低压侧引出均为铜螺杆，而架空线路一般采用铝导线（未采用铜铝过渡线夹或接线板），导致铜铝界面在外界因素的影响下发生电离现象，铜铝之间形成氧化膜，接触电阻增大，使引线处铜螺杆、螺母及引线烧坏。

（2）在检修或安装过程中，紧固或松动变压器引线螺母时，导电螺杆跟着转动，导致变压器内部高压侧绕组引线断线或低压侧引出的软铜片相碰造成相间短路。

（3）并联运行的配电变压器在检修、试验或更换电缆后未进行核相，随意接线导致相序接错，使变压器投入运行后产生很大的环流，烧毁变压器。

（4）由于照明负载大多数采用单相供电，管理不到位，造成配电变压器长期三相负载不平衡运行，致使某相绕组绝缘老化而烧毁变压器。

2防范措施

2.1投运前检查测试

（1）储油柜上的油位计是否完好，油位是否清晰且在与环境温度相符的油位线上。

（2）外壳、顶盖、套管、油位计和放油阀等处是否密封良好，有无渗油现象。

（3）防爆管（安全气道）的防爆膜是否完好，呼吸器的吸潮剂是否失效。

（4）变压器的外壳、低压侧中性点、避雷器的接地是否牢固可靠，是否有接地装置测试记录，接地电阻是否符合要求（接地电阻不大于4R）。

（5）变压器高、低压引线的连接是否松弛，是否有电力电缆测试记录，绝缘是否良好，相色是否正确。

（6）变压器的绝缘电阻和直流电阻，应符合GB50150―2006《电器装置安装工程电气设备交接试验标准》的有关规定。

（7）高、低压熔断器是否齐备，熔丝大小是否合适。高、低压侧熔体配置标准为：

容量在100KVA以上的变压器高压侧要配置（1.5～2.0）倍额定电流的熔丝。

容量在100KVA以下的变压器高压侧要配置（2.0～3.0）倍额定电流的熔丝。

变压器低压侧熔断体应按1.1倍额定电流选择。

（8）检查是否有变压器出厂试验合格证、技术说明书及测试记录、避雷器出厂试验合格证及测试记录（技术说明书作为运行维护的依据）。

（9）检查变压器铭牌及其它标志是否悬挂完好。

（10）变压器停运满一个月者，在恢复送电前应测量绝缘电阻，合格后方可投入运行。搁置或停运六个月以上的变压器，投运前应做绝缘电阻和绝缘油耐压试验。

若以上检查全部合格，则先将变压器空投（不带负载），检查电磁声有无异常，测量低压侧电压是否平衡，如平衡说明变压器变化正常，无匝间短路，变压器可以带负载正常运行。

2.2运行维护注意事项

（1）三相负载不平衡不应大于15%，若在最大负载期间测得的中性线电流超过额定电流的25%时，应及时将三相负载进行调整。

（2）应定期检查变压器的油温、油色、油位、有无渗漏、呼吸器内的干燥剂颜色有无变化等，发现缺陷及时消缺，避免分接开关和绕组在空气中受潮。

（3）定期清理配电变压器上的污垢及进行防锈处理，检查套管有无裂纹、损伤和闪络等痕迹；分接开关指示位置是否正确；接地是否良好，有无断股、脱焊、断裂现象。

（4）在装、拆配电变压器引出线时，严格按照检修工艺操作，避免引出线内部断裂；合理选择导线的接线方式，如采用铜铝过渡线夹或接线板时，在接触面上涂导电膏，以增大接触面积呼导电能力。

（5）定期检查变压器运行时的声音是否正常，变压器高、低压侧引线额定载流量与变压器额定容量是否相符，各个电气连接点有无锈蚀、过热和烧损现象。

（6）油浸式自冷变压器上层油温不宜经常超过85℃，最高不得超过95℃，不得长期超铭牌容量运行。但在日负载系数小于1（日平均负载与最大负载之比）、上层油温不超过允许值得情况下，可以按正常超铭牌容量运行的规定运行，总超铭牌容量运行值不应超过变压器额定容量的30%（室内变压器为20%）。

（7）在配电变压器高、低压侧装设经书氧化锌避雷器，并将避雷器接地引下线、变压器外壳、低压侧中性点分别接地。在每年雷雨季节来临之前，做好预防性试验，及时更换不合格的避雷器，减少因雷击、谐振产生过电压损坏变压器，推广使用新型防雷节能变压器。

（8）对配网线路杆塔接地进行改造，使接地电阻不大于10R，终端杆接地电阻不大于4R，防止或减少配电变压器烧毁事故。

（9）对于6KV配电变压器，低压侧电压在-10%～+7%范围内，一般不允许调节无励磁分接开关。确需调节时，要由修试技术人员调整。并测量前后两次直流电阻值，做好记录，比较三相直流电阻是否平衡及三相直流电阻调整前后的变化，在确定调整无误后，方可投入运行。

（10）配电变压器补油时，应与变压器箱体内的油型号一致。不同型号的油基原则上不能混用。

（11）对于严重超铭牌容量运行的配电变压器，应做到及时调整或更换，防止变压器发生故障而烧毁。