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摘 要：本文介绍了锦屏水电站变压器的结构以及关键组部件，对变压器日常巡检和维护提出建议，并对常见的变压器故障进行了分析。
关键词：变压器；运行；维护
在绿色能源发展中，清洁能源的主要方式——水力发电得到了快速发展，发电机变压器作为水力发电、输电的关键设备之一，也在不断向高电压、大容量发展。特变电工沈阳变压器集团有限公司为雅砻江锦屏水电站提供了19台（含1台备用相）DSP-234000/500产品，现已投运多年。对变压器进行运行中的日常检查、维护是保证电力变压器安全运行的重要措施，通过对变压器运行情况的监测可以及时有效地发现问题，避免异常情况的扩大。本文对变压器运行期间的维护、检查做简要介绍，提出对常见故障的分析。
1 变压器技术参数和结构
1.1 基本参数
产品型号：DSP-234000/500
额定容量：234000 kVA
额定电压和分接范围：（550/√3-2×2.5%）/20 kV
联接组标号：I，I0
冷却方式：ODWF
额定频率：50 Hz
短路阻抗：15%
空载损耗：90 kW
负载损耗：440 kW
噪声：≤75 dB（2m）
油顶温升：≤55 K
油箱热点温升：≤73 K
1.2 运行环境
最高气温：40 ℃
最低气温：0 ℃
24h相对湿度的平均值：≤95%
地震基本烈度：VII度
海拔高度：1646.9 m
1.3 产品结构
铁心：变压器采用单相四柱结构，两柱套线圈、两柱为旁轭，铁心采用拉带夹紧结构，铁心、夹件分别引出接地。
线圈：两柱高压线圈串联、两柱低压线圈并联；高压线圈采用中部进线，内屏连续式结构，使用换位导线；低压线圈采用自粘性换位导线；
油箱：采用钟罩式、箱沿焊死结构，油箱设置两处人孔，每个低压升高座设置手孔；
1.4 关键组部件
高压套管：油/sf6气环氧树脂浸纸电容式套管，RTKG 550-1800/2000，ABB制造；
中性点套管：油/空气油纸电容式套管，ETA-40.5/ 1250-3，抚顺传奇制造；
低压套管：油/空气环氧树脂浸纸大电流电容式套管，RTXF?_36-200/26000，ABB制造；
水冷却器：DW-315-V-W，保定多田制造；
开关：DUI1000-123-06030ME，德国MR制造；
油色谱在线监测：MGA2000-6H，宁波理工制造
油面温度计：0TI3450112TD111，AKM制造
绕组温度计：WTI3450112TD111，AKM制造
压力释放阀：208-60U，QUALITROL制造
2 变压器的日常巡检和维护
变压器运行期间进行的巡视检查是保障变压器安全可靠运行的基础性工作和重要措施。通过状态检查可以为变压器正常运行提供可靠的技术和理论依据，同时也是正确诊断、正确处理变压器故障的可靠依据。
对变压器巡视检查除记录表计数值和外观检查外，还应注意以下几点。
2.1 变压器的声音
变压器正常运行时，一般有清晰、均匀的嗡嗡声，是铁芯在交变磁通作用下因振动而发出的声音。当变压器的负荷变动或运行出现异常以及发生事故时，将产生异常声音：（1）当变压器负荷增大，其声音也将增大，并变得低沉；但无杂音。（2）当变压器系统短路或接地，因通过大量短路电流，使用时变压器发出很大的噪声。（3）由于铁磁谐振，使变压器发出粗细不匀的噪声。（4）当变压器内部出现异常时，变压器会发出强烈的噪声，甚至因接触不良、绝缘击穿，发出放电声。
2.2 变压器的温度
对变压器油顶层温度的检查需要将油面温度控制器和水银温度计数值相结合，同时需要注意环境温度、变压器负荷以及油面高度等变化情况。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，如冷却装置的各部温度有明显变化，可能是油循环管路中有堵塞；油温突然增高，冷却装置又正常，可判断变压器内部是否有故障。
2.3 变压器的油位和吸湿器
利用储油柜上的油位表来观测储油柜内的油面高度，油面高度应与对应曲线相一致，如油面过低，应检查变压器各密封处是否漏油，是否因环境温度或负荷减少导致的温度降低而造成的；如油面过高，应检查冷却装置的投入情况，以及负荷是否增大，以判断是否有内部故障。为排除油位表和胶囊故障可以利用红外温度扫描仪确定储油柜中的油面高度与油位表指示相对比。检查储油柜的同时应检查吸湿器的硅胶颜色和呼吸情况：（1）吸湿器的玻璃管应无破损；（2）底罩内的绝缘油应达到油面线，正常的油色应当是透明且微带黄色，呼吸均匀；（3）变色硅胶在干燥状态下呈钴蓝色，当吸收潮气后则变为浅红色，说明硅胶已失去吸湿功能，必须予以更换。
2.4 变压器的冷却器
变压器为强迫油循环结构，使用水冷器。所以，巡检时应注意检查油、水、温度、压力、流量是否符合规定，潜油泵电动机运行必须正常。水冷器中油压应比水压高1～1.5个大气压，对冷却用水也应定期检测，水内不得有杂质及对铜、铁有害的化学腐蚀成分，水量充足并流量稳定，水压控制在冷却器铭牌要求的最高许用水压数值以下。出水中不应有油，若有油，则说明冷油器有漏油现象。
2.5 氣体继电器
在变压器的日常巡视中，应注意检查气体继电器（集气盒）内有无气体；为确保气体继电器的可靠性，应定期进行信号回路、跳闸回路的可靠性检查以及设定情况的确认。 2.6 因变压器处在地下厂房内，环境潮湿
巡视时应注意检查零部件是否锈蚀、变形或损坏，油箱、铁芯和夹件等接地及保护设备是否良好，以及配套的通风孔、照明灯是否完好。
2.7 巡检应确定巡检路线、巡检步骤，并对应制定完善的巡检记录表格，避免漏检
巡检时做好记录存档并注意与前期测量情况进行比较，同一组不同相间进行比较，不能仅以不超过标准为考核依据，应同时与以往所记录的数据进行比较，注意偏差及变化情况。
3 运行中的常见故障
变压器运行中出现的常见故障是绕组、套管和电压分接开关故障，而铁芯、油箱及其他附件故障较少。下面将常见几种主要故障分述如下。
3.1 绕组故障
绕组故障主要有匝间短路、绕组间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：
（1）变压器出口多次短路，使绕组受力变形，从而使匝间绝缘受到损害。
（2）在运行中因长期超负荷、散热不良或运行年久，从而导致温度高、绝缘老化造成匝间短路。
（3）水分进入变压器内，破坏原有的绝缘结构。严重者导致绝缘击穿。
一旦发生绝缘损伤，甚至绝缘击穿，就会造成绕组短路或接地故障。轻微匝间短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧过流保护也会动作。油中特征气体也会增加，绕组的直流电阻也将变化。
3.2 套管故障
常见套管故障现象是引线连接板过热、套管外套炸裂和漏油。主要原因有：
（1）密封不良，因进水而使绝缘受潮损坏；
（2）套管引线接点发红或严重过热；
（3）套管的电容芯子制造不良，内部放电；
（4）套管积垢严重，造成闪络。
3.3 分接开关故障
常见分接开关故障是触头表面熔化与灼伤，各接头间放电。主要原因有：
（1）连接螺丝松动；
（2）开关内绝缘板绝缘不良；
（3）开关接头焊锡不满，接触不良，触头弹簧压力不足；
（4）油中酸价过高，导致分接开关触头接触面被腐蚀。
3.4 铁芯故障
铁芯故障大部分都体现为过热，变压器油分解劣化。主要原因有：
（1）铁芯内结构件的绝缘结构破损造成两点连接，出现环流引起局部过热；
（2）铁芯硅钢片间因毛刺或异物引起局部片间短路，产生涡流过热，有时因过热引起迭片间绝缘层损坏，进一步扩大过热面积。
3.5 二次保护设备的报警或动作处理
变压器已经装设有气体继电器、压力释放阀、突发压力继电器、温度计、油位表和油色谱在线监测等二次保护设备，当上述部件发出报警或动作信号时，应首先排除部件本身、二次回路是否存在问题。如为正确报警，则需要排查清楚报警原因，并排除故障：
（1）气体继电器是变压器主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有低能量放电和过热等轻微故障；变压器中出现一定量值气体，需要立即进行油样分析，检查气体继电器中气体的可燃性（如为可燃气体必须立即停运），并检查变压器是否存在异常现象，严密注视变压器运行情况。重瓦斯保护动作跳闸时，变压器内部可能发生严重故障，引起油分解出大量气体，此时必须先将变压器退出运行，同时对变压器进行全面检查，未查明故障性质和原因前，不准试送电。
（2）压力释放阀是变压器主保护，作用于跳闸。当压力释放阀发出跳闸信号时，必须先将变压器退出运行，同时对变压器进行全面检查，注意检查气体继电器中气体量值和气体成分，判断是否为变压器内部故障；检查油箱等外部情况，判断是否存在连带损伤；检查吸湿器呼吸是否正常，判断是否因油路堵塞、呼吸不畅造成变压器内部压力升高。未查明故障性质和原因前，不准试送电。
（3）油色谱在线监测是应用较为广泛的变压器在线监测装置，在变压器投运初期应连续对比油色谱在线监测装置与人工取样的测量结果，注意总结两者的差异；运行期间注意关注油色谱在线监测装置测量结果的变化情况，如油色谱在线监测发出报警应立即人工取样以判断事故情况。
一旦变压器出现事故，为正确处理事故，应及时收集、掌握如下情况：
（1）系统运行方式，变压器负荷情况；
（2）系统有无操作、系统或变压器附近有无故障；
（3）变压器周围有无检修及其他工作；
（4）变压器各保护装置的动作情况，相应地记录数值；
（5）变压器最近一次停电检修时间、检修内容等情况；
（6）变压器油色谱、直流电阻、变比、绝缘电阻、铁芯和夹件接地情况。
4 变压器维护的智能化提升
目前，锦屏二级水电站主变压器已经加装有了气体继电器、压力释放阀、突发压力继电器、温度计、油位表和油色谱在线监测等二次保护设备。随着监测保护技术的发展，对变压器监测保护的手段也越来越丰富。目前，技术比较成熟、已经开始应用的新型保护监测设备有：
（1）铁芯、夹件接地电流监测装置，可以实时测量接地电流值，具有就地读数和后台实时监测功能，并可根据设置实现限流电阻的自动投切、故障信息的记录。
（2）局部放电在线监测系统，对变压器局部放电水平进行实时在线监测，可利用超高频、超声波等检测方式监测变压器内部局部放电量值，并配合定位。
（3）SF6气体密度及微水在线监测系统，用于监视密封容积器中SF6气体密度，输出气体密度信号，供监控使用。
（4）免维护吸湿器，利用内置到吸湿器中的湿度传感器连续测量空气湿度，当湿度超过预设值时，启动内部加热器将硅胶重新烘干，无须定期更换干燥剂。
（5）带远传输出的油位计，利用传感器将机械式的指示转化成标准电流信号，供监控使用。
（6）绕组光纤测温装置，将传感器预埋在绕组中。传感器直接接触绕组导线，传感器通过光纤连接至采集器，实时显示监测温度，具有数据分析、数据记录、趋势追踪、报警信号灯的功能。
（7）储油柜胶囊泄露监测装置，利用检测装置实时监测胶囊内部渗漏情况，并传出信号供监控使用。
（8）套管介损及等效电容监测，实时周期性地利用高性能的电流传感器测量套管的介损、等效电容或泄露电流等参数，以此判断、预测套管绝缘的状况。
可以根据需要加装在变压器上，通过丰富变压器的监测手段，既能减少日常工作人员运行检查的工作量，又能及时有效地发现问题，为将来的维护、维修提供基础数据。
參考文献
[1]朱英浩.新编变压器实用技术问答[M].沈阳：辽宁科学技术出版社，1999.
[2]谢毓城.电力变压器手册[M].北京：机械工业出版社，2003.
关键词：变压器；运行；维护
在绿色能源发展中，清洁能源的主要方式——水力发电得到了快速发展，发电机变压器作为水力发电、输电的关键设备之一，也在不断向高电压、大容量发展。特变电工沈阳变压器集团有限公司为雅砻江锦屏水电站提供了19台（含1台备用相）DSP-234000/500产品，现已投运多年。对变压器进行运行中的日常检查、维护是保证电力变压器安全运行的重要措施，通过对变压器运行情况的监测可以及时有效地发现问题，避免异常情况的扩大。本文对变压器运行期间的维护、检查做简要介绍，提出对常见故障的分析。
1 变压器技术参数和结构
1.1 基本参数
产品型号：DSP-234000/500
额定容量：234000 kVA
额定电压和分接范围：（550/√3-2×2.5%）/20 kV
联接组标号：I，I0
冷却方式：ODWF
额定频率：50 Hz
短路阻抗：15%
空载损耗：90 kW
负载损耗：440 kW
噪声：≤75 dB（2m）
油顶温升：≤55 K
油箱热点温升：≤73 K
1.2 运行环境
最高气温：40 ℃
最低气温：0 ℃
24h相对湿度的平均值：≤95%
地震基本烈度：VII度
海拔高度：1646.9 m
1.3 产品结构
铁心：变压器采用单相四柱结构，两柱套线圈、两柱为旁轭，铁心采用拉带夹紧结构，铁心、夹件分别引出接地。
线圈：两柱高压线圈串联、两柱低压线圈并联；高压线圈采用中部进线，内屏连续式结构，使用换位导线；低压线圈采用自粘性换位导线；
油箱：采用钟罩式、箱沿焊死结构，油箱设置两处人孔，每个低压升高座设置手孔；
1.4 关键组部件
高压套管：油/sf6气环氧树脂浸纸电容式套管，RTKG 550-1800/2000，ABB制造；
中性点套管：油/空气油纸电容式套管，ETA-40.5/ 1250-3，抚顺传奇制造；
低压套管：油/空气环氧树脂浸纸大电流电容式套管，RTXF?_36-200/26000，ABB制造；
水冷却器：DW-315-V-W，保定多田制造；
开关：DUI1000-123-06030ME，德国MR制造；
油色谱在线监测：MGA2000-6H，宁波理工制造
油面温度计：0TI3450112TD111，AKM制造
绕组温度计：WTI3450112TD111，AKM制造
压力释放阀：208-60U，QUALITROL制造
2 变压器的日常巡检和维护
变压器运行期间进行的巡视检查是保障变压器安全可靠运行的基础性工作和重要措施。通过状态检查可以为变压器正常运行提供可靠的技术和理论依据，同时也是正确诊断、正确处理变压器故障的可靠依据。
对变压器巡视检查除记录表计数值和外观检查外，还应注意以下几点。
2.1 变压器的声音
变压器正常运行时，一般有清晰、均匀的嗡嗡声，是铁芯在交变磁通作用下因振动而发出的声音。当变压器的负荷变动或运行出现异常以及发生事故时，将产生异常声音：（1）当变压器负荷增大，其声音也将增大，并变得低沉；但无杂音。（2）当变压器系统短路或接地，因通过大量短路电流，使用时变压器发出很大的噪声。（3）由于铁磁谐振，使变压器发出粗细不匀的噪声。（4）当变压器内部出现异常时，变压器会发出强烈的噪声，甚至因接触不良、绝缘击穿，发出放电声。
2.2 变压器的温度
对变压器油顶层温度的检查需要将油面温度控制器和水银温度计数值相结合，同时需要注意环境温度、变压器负荷以及油面高度等变化情况。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，如冷却装置的各部温度有明显变化，可能是油循环管路中有堵塞；油温突然增高，冷却装置又正常，可判断变压器内部是否有故障。
2.3 变压器的油位和吸湿器
利用储油柜上的油位表来观测储油柜内的油面高度，油面高度应与对应曲线相一致，如油面过低，应检查变压器各密封处是否漏油，是否因环境温度或负荷减少导致的温度降低而造成的；如油面过高，应检查冷却装置的投入情况，以及负荷是否增大，以判断是否有内部故障。为排除油位表和胶囊故障可以利用红外温度扫描仪确定储油柜中的油面高度与油位表指示相对比。检查储油柜的同时应检查吸湿器的硅胶颜色和呼吸情况：（1）吸湿器的玻璃管应无破损；（2）底罩内的绝缘油应达到油面线，正常的油色应当是透明且微带黄色，呼吸均匀；（3）变色硅胶在干燥状态下呈钴蓝色，当吸收潮气后则变为浅红色，说明硅胶已失去吸湿功能，必须予以更换。
2.4 变压器的冷却器
变压器为强迫油循环结构，使用水冷器。所以，巡检时应注意检查油、水、温度、压力、流量是否符合规定，潜油泵电动机运行必须正常。水冷器中油压应比水压高1～1.5个大气压，对冷却用水也应定期检测，水内不得有杂质及对铜、铁有害的化学腐蚀成分，水量充足并流量稳定，水压控制在冷却器铭牌要求的最高许用水压数值以下。出水中不应有油，若有油，则说明冷油器有漏油现象。
2.5 氣体继电器
在变压器的日常巡视中，应注意检查气体继电器（集气盒）内有无气体；为确保气体继电器的可靠性，应定期进行信号回路、跳闸回路的可靠性检查以及设定情况的确认。 2.6 因变压器处在地下厂房内，环境潮湿
巡视时应注意检查零部件是否锈蚀、变形或损坏，油箱、铁芯和夹件等接地及保护设备是否良好，以及配套的通风孔、照明灯是否完好。
2.7 巡检应确定巡检路线、巡检步骤，并对应制定完善的巡检记录表格，避免漏检
巡检时做好记录存档并注意与前期测量情况进行比较，同一组不同相间进行比较，不能仅以不超过标准为考核依据，应同时与以往所记录的数据进行比较，注意偏差及变化情况。
3 运行中的常见故障
变压器运行中出现的常见故障是绕组、套管和电压分接开关故障，而铁芯、油箱及其他附件故障较少。下面将常见几种主要故障分述如下。
3.1 绕组故障
绕组故障主要有匝间短路、绕组间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：
（1）变压器出口多次短路，使绕组受力变形，从而使匝间绝缘受到损害。
（2）在运行中因长期超负荷、散热不良或运行年久，从而导致温度高、绝缘老化造成匝间短路。
（3）水分进入变压器内，破坏原有的绝缘结构。严重者导致绝缘击穿。
一旦发生绝缘损伤，甚至绝缘击穿，就会造成绕组短路或接地故障。轻微匝间短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧过流保护也会动作。油中特征气体也会增加，绕组的直流电阻也将变化。
3.2 套管故障
常见套管故障现象是引线连接板过热、套管外套炸裂和漏油。主要原因有：
（1）密封不良，因进水而使绝缘受潮损坏；
（2）套管引线接点发红或严重过热；
（3）套管的电容芯子制造不良，内部放电；
（4）套管积垢严重，造成闪络。
3.3 分接开关故障
常见分接开关故障是触头表面熔化与灼伤，各接头间放电。主要原因有：
（1）连接螺丝松动；
（2）开关内绝缘板绝缘不良；
（3）开关接头焊锡不满，接触不良，触头弹簧压力不足；
（4）油中酸价过高，导致分接开关触头接触面被腐蚀。
3.4 铁芯故障
铁芯故障大部分都体现为过热，变压器油分解劣化。主要原因有：
（1）铁芯内结构件的绝缘结构破损造成两点连接，出现环流引起局部过热；
（2）铁芯硅钢片间因毛刺或异物引起局部片间短路，产生涡流过热，有时因过热引起迭片间绝缘层损坏，进一步扩大过热面积。
3.5 二次保护设备的报警或动作处理
变压器已经装设有气体继电器、压力释放阀、突发压力继电器、温度计、油位表和油色谱在线监测等二次保护设备，当上述部件发出报警或动作信号时，应首先排除部件本身、二次回路是否存在问题。如为正确报警，则需要排查清楚报警原因，并排除故障：
（1）气体继电器是变压器主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有低能量放电和过热等轻微故障；变压器中出现一定量值气体，需要立即进行油样分析，检查气体继电器中气体的可燃性（如为可燃气体必须立即停运），并检查变压器是否存在异常现象，严密注视变压器运行情况。重瓦斯保护动作跳闸时，变压器内部可能发生严重故障，引起油分解出大量气体，此时必须先将变压器退出运行，同时对变压器进行全面检查，未查明故障性质和原因前，不准试送电。
（2）压力释放阀是变压器主保护，作用于跳闸。当压力释放阀发出跳闸信号时，必须先将变压器退出运行，同时对变压器进行全面检查，注意检查气体继电器中气体量值和气体成分，判断是否为变压器内部故障；检查油箱等外部情况，判断是否存在连带损伤；检查吸湿器呼吸是否正常，判断是否因油路堵塞、呼吸不畅造成变压器内部压力升高。未查明故障性质和原因前，不准试送电。
（3）油色谱在线监测是应用较为广泛的变压器在线监测装置，在变压器投运初期应连续对比油色谱在线监测装置与人工取样的测量结果，注意总结两者的差异；运行期间注意关注油色谱在线监测装置测量结果的变化情况，如油色谱在线监测发出报警应立即人工取样以判断事故情况。
一旦变压器出现事故，为正确处理事故，应及时收集、掌握如下情况：
（1）系统运行方式，变压器负荷情况；
（2）系统有无操作、系统或变压器附近有无故障；
（3）变压器周围有无检修及其他工作；
（4）变压器各保护装置的动作情况，相应地记录数值；
（5）变压器最近一次停电检修时间、检修内容等情况；
（6）变压器油色谱、直流电阻、变比、绝缘电阻、铁芯和夹件接地情况。
4 变压器维护的智能化提升
目前，锦屏二级水电站主变压器已经加装有了气体继电器、压力释放阀、突发压力继电器、温度计、油位表和油色谱在线监测等二次保护设备。随着监测保护技术的发展，对变压器监测保护的手段也越来越丰富。目前，技术比较成熟、已经开始应用的新型保护监测设备有：
（1）铁芯、夹件接地电流监测装置，可以实时测量接地电流值，具有就地读数和后台实时监测功能，并可根据设置实现限流电阻的自动投切、故障信息的记录。
（2）局部放电在线监测系统，对变压器局部放电水平进行实时在线监测，可利用超高频、超声波等检测方式监测变压器内部局部放电量值，并配合定位。
（3）SF6气体密度及微水在线监测系统，用于监视密封容积器中SF6气体密度，输出气体密度信号，供监控使用。
（4）免维护吸湿器，利用内置到吸湿器中的湿度传感器连续测量空气湿度，当湿度超过预设值时，启动内部加热器将硅胶重新烘干，无须定期更换干燥剂。
（5）带远传输出的油位计，利用传感器将机械式的指示转化成标准电流信号，供监控使用。
（6）绕组光纤测温装置，将传感器预埋在绕组中。传感器直接接触绕组导线，传感器通过光纤连接至采集器，实时显示监测温度，具有数据分析、数据记录、趋势追踪、报警信号灯的功能。
（7）储油柜胶囊泄露监测装置，利用检测装置实时监测胶囊内部渗漏情况，并传出信号供监控使用。
（8）套管介损及等效电容监测，实时周期性地利用高性能的电流传感器测量套管的介损、等效电容或泄露电流等参数，以此判断、预测套管绝缘的状况。
可以根据需要加装在变压器上，通过丰富变压器的监测手段，既能减少日常工作人员运行检查的工作量，又能及时有效地发现问题，为将来的维护、维修提供基础数据。
參考文献
[1]朱英浩.新编变压器实用技术问答[M].沈阳：辽宁科学技术出版社，1999.
[2]谢毓城.电力变压器手册[M].北京：机械工业出版社，2003.