油浸式電力變壓器過熱故障的診斷與處理

摘要：電力變壓器是電力系統的重要電氣元件，其健康狀況直接關系到電力系統的安全穩定運行，及時發現變壓器內部早期故障（潛伏性故障）意義重大。利用油中溶解氣體組分含量色譜分析，同時結合局部放電測試、介質損耗測試、直流電阻測試、絕緣電阻測試等電氣試驗手段可對變壓器內部故障做出正確診斷。對于不同的變壓器內部故障，應采取不同的臨時運行維護措施和檢修方法。文章結合某110kV變電站內#3主變內部過熱故障實例，闡述了油中溶解氣體組分含量色譜分析、電氣試驗等技術手段在變壓器故障診斷中的具體應用，為變壓器的運行維護工作提供有益借鑒。

關鍵詞：電力變壓器；油中溶解氣體組分含量色譜分析；電氣試驗；故障診斷；潛伏性故障

中圖分類號：TM407 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2012）28-0110-03

電力變壓器是電力系統的重要電氣元件，起轉換和分配電能的作用，其健康狀況直接關系到電力系統的安全穩定運行。目前電力系統普遍應用油浸式電力變壓器，其絕緣介質主要由絕緣紙（板）和絕緣油組成。由于制造、安裝和運行等環節可能存在不當因素，可能導致變壓器在運行時內部產生故障甚至發展為事故，因此及時發現變壓器內部早期故障（潛伏性故障）意義重大。利用油中溶解氣體組分含量色譜分析（俗稱油色譜試驗）來發現變壓器內部早期故障是公認的有效方法，同時結合局部放電測試、介質損耗測試、直流電阻測試、絕緣電阻測試等電氣試驗手段可相對準確地診斷出變壓器內部故障的有無、性質和部位。

變壓器內部故障從現象分類，大致可分為過熱和放電兩類；若以故障部位分類，大致分為磁路故障、繞組故障、絕緣故障、分接開關故障和套管故障五類。對于不同的內部故障，應采取不同的臨時運行維護措施和檢修方法。本文結合實例，探討油浸式電力變壓器過熱故障的診斷與處理方法。

1 故障診斷與初步處理

某110kV變電站#3主變是由某變壓器廠制造，型號為SZ10-50000/110，2004年12月出廠，2005年06月投運。

1.1 油中溶解氣體組分含量分析

1.1.1 初次試驗異常后分析與處理。2007年11月02日，在預防性試驗中發現該主變油中溶解氣體組分含量異常，總烴含量超過注意值，歷次試驗數據如表1所示：

由2007年11月02日試驗數據可見，氫、一氧化碳、二氧化碳含量正常，總烴超注意值且甲烷和乙烯占總烴主要成分。利用2007年01月16日和2007年11月02日的試驗數據計算總烴的絕對產氣速率和相對產氣速率分別為10.3mL/d和38.2%/月。

診斷認為該變電站#3主變內部存在油過熱故障且故障處于發展初期。

處理措施：該主變可以繼續運行；盡快安裝在線色譜監測裝置，以實時監控油中各氣體組分含量變化趨勢；在線色譜監測裝置安裝前，縮短離線色譜試驗周期，并根據試驗結果隨時調整色譜追蹤試驗周期。

2008年05月，安裝了在線色譜監測裝置，并將總烴含量報警值設定為300μl/L。

1.1.2 氣體含量增長過快時分析與處理。2008年09月08日上午9：00，在線色譜監測裝置顯示總烴含量呈明顯上升趨勢（如圖1），且超過設定的報警值。隨即取樣進行分析，結果發現：該臺主變總烴高達465.2μl/L，同時含0.2μl/L的乙炔，為排除誤測可能，后多次取樣分析，數據變化不大，各氣體組分含量特征與2007年11月02日相同，具體試驗數據如表2所示：

利用2007年11月02日和2008年09月08日的離線色譜試驗數據計算總烴的產氣速率可得，絕對產氣速率為13.1mL/d，相對產氣速率為10.9%/月，均超過相應的注意值12mL/d和10%/月。運用三比值法對2008年09月08日離線色譜試驗數據進行了計算，得編碼組合為0、2、2，如表3所示：

由此可以確診：該站#3主變內部發生高溫過熱故障，熱點溫度可能大于700℃。

處理措施：盡快停運該主變，做進一步的檢查；在停運前控制主變負荷，并通過在線色譜監測裝置監視油中溶解氣體組分含量變化。

由于該主變供電區域內有重要用戶，短期內無法立即停運，為防止故障進一步擴大，將主變負荷控制在70%以下，同時將在線色譜檢測周期調整為4小時一次，結果發現總烴趨于穩定（如圖2）。

1.2 電氣試驗

為查找故障部位，對該主變先后進行了多項帶電測試和停電試驗。

2008年09月08日，進行了紅外測溫，未見異常，排除了套管外部接頭發熱的可能。2008年09月19日，進行了鐵芯、夾件對地電流測試，未見異常，由此可排除鐵芯和夾件存在缺陷而導致過熱。同日，對主變油箱外壁進行熱成像檢測，未見異常。2008年09月20日，將主變停運，進行繞組直流電阻試驗和繞組頻率響應試驗。繞組頻率響應試驗未見異常，可排除繞組絕緣磨損或受損斷股的可能。繞組直流電阻試驗結果發現異常（試驗數據見表4），低壓繞組直流電阻三相不平衡率超標。

綜合上述試驗結果，診斷認為引起過熱故障的原因可能為：高壓套管內的引線絕緣破損、引線與套管的銅管內壁構成短路、低壓引線接觸不良、高壓復合導線內存在虛焊等，重點懷疑低壓引線連接或焊接部位存在缺陷。

基于以上診斷結論，建議停運該主變并進行解體檢查。2008年09月22日，在變電站內對主變進行了部分解體，檢查套管引線，未見異常。

2 廠內解體檢查

2008年12月24日主變返廠后，進行了以下試驗：電壓比測量和聯結組標號檢定、空載試驗、負載試驗（含50%額定電流下三相負載試驗、100%額定電流下單相負載試驗）、局部放電、絕緣電阻、直流電阻試驗。低壓直流電阻不平衡率為2.75%，超過標準要求，其他試驗未見異常。

2009年01月19日，對該主變進行了吊芯檢查，發現變低A相繞組末端（多股扁銅線）與銅排聯接處有發黑的現象，包裹在外的絕緣紙部分碳化，破開絕緣紙后發現該處存在虛焊（詳見圖3、圖4），將A相繞組尾端絕緣紙完全剝開后發現，發熱所影響的范圍有限，以故障點為中心，兩側各延伸了約200mm，對靠近繞組引線根部的絕緣紙進行外觀檢查，未見異常。

分析認為由于在變壓器制造時焊接人員操作失誤造成變低A相繞組末端（多股扁銅線）與銅排聯接處存在虛焊，導致變壓器在運行至超過70%額定負荷時引起局部過熱，進而導致熱點處的絕緣油異常分解和絕緣紙加速老化，絕緣油分解造成總烴含量較高、增長較快，由于絕緣紙異常受熱面積有限，故油中一氧化碳和二氧化碳含量不高。同時，虛焊缺陷導致繞組直流電阻測試結果出現異常。

將虛焊處拆開、打磨，重新焊接，然后進行繞組干燥、器身干燥、裝配、真空注油、熱油循環、試壓靜置、出廠試驗等工序，重新安裝投入運行，至今狀況良好。

3 結語

結合某110kV變電站#3主變過熱故障診斷及處理經過，可歸納出以下結論和經驗：

（1）油中溶解氣體組分含量色譜分析能夠及時發現油浸式電力變壓器內部早期故障，而且可以帶電試驗，不影響供電可靠性，其優勢明顯，但是其不足在于無法確定故障部位，在實踐中可先利用油中溶解氣體組分含量色譜分析確認故障存在，然后利用電氣試驗等技術手段查找故障部位。

（2）在線色譜檢測周期可縮短至4小時一次甚至更短，這有助于試驗人員及時掌握油中溶解氣體組分含量變化趨勢，及時做出正確診斷與處理，因此在線色譜是離線色譜的有益補充和延伸。

（3）引線虛焊或接觸不良而導致的過熱故障主要后果是使絕緣油受熱分解，其對固體絕緣影響有限，通過控制主變負荷可以有效地遏制故障的進一步擴大。

（4）對于存在過熱故障而又無法立即停運的變壓器，可以在采用在線色譜實行高頻度檢測的條件下讓變壓器暫時繼續運行，從而減少用戶的損失。

參考文獻

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[3] 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則（DL/T 722-2000）[S].北京：中國電力出版社，2001.

作者簡介：李思（1986-），女，深圳供電局有限公司助理工程師，工學碩士，研究方向：輸變電化學監督；胡紅紅（1970-），女，深圳供電局有限公司高級工程師，工學碩士，研究方向：發電廠和輸變電化學監督；羅紅濤（1974-），男，深圳供電局有限公司助理工程師，技師，研究方向：輸變電化學監督。

（責任編輯：周 瓊）