110 kV變壓器油色譜異常故障的分析

王 楠，王軍亮，肖建超，歐干新，劉靜斐

(1.國網天津市電力公司電力科學研究院，天津 300384；2.國家電網公司，北京 100031；3.國網天津薊縣供電公司，天津 301900；4.國網北京市電力公司，北京 100031)

0 引言

在變壓器組件中，無勵磁分接開關因其結構簡單且運行后不再進行其他操作，經常容易在檢修與試驗階段被忽視，造成其因電氣和機械連接缺陷而引起主變故障。油色譜試驗是發現無勵磁分接開關故障的重要參考手段。

油中氣體組分與故障的類型及其嚴重程度密切相關。漏磁和接觸不良造成的局部過熱、電場強度過高導致的局部放電、短路電流沖擊造成的固體絕緣損傷分解、線圈匝間短路電弧放電、密封不嚴導致的受潮等均可能引起主變油色譜中總烴、C2H2、H2等關鍵指標異常。因此，利用油色譜分析絕緣油中溶解的氣體，可及時判斷變壓器內部是否存在隱性故障。但油色譜分析很難判斷故障的準確位置，甚至還會因誤判而造成不必要的檢修，因此應結合變壓器的結構和運行工況，利用電氣試驗手段進行綜合診斷。

1 變壓器的基本參數及結構

變壓器的基本參數如表1所示。

高、中壓繞組均采用中性點正反調的調壓方式，其中高壓有7個分接，中壓有3個分接。高壓為有載調壓方式(動作2 938次)，運行在3分接，接線圖如圖1所示；中壓為無勵磁調壓方式，運行在2分接，接線圖如圖2所示。

表1 變壓器的基本參數

圖1 高壓繞組調壓方式

圖2 中壓繞組調壓方式

2 變壓器油色譜異常情況與處理

2012年11月，發現變壓器總烴含量增長明顯，并含有微量C2H2；2013年2月總烴含量達到165.82 μL/L，超過注意值；2013年4月總烴含量緩慢下降且接近注意值；2013年7月總烴含量再次增長，達到236.6 μL/L。之后，縮短油色譜試驗周期，至診斷性試驗前，總烴含量一直在240 μL/L上下波動，基本處于穩定狀態；變壓器平均負荷在30 %～45 %之間，鐵芯電流穩定在0.4 mA左右，紅外測溫未發現明顯過熱點。

2013年9月，變壓器按計劃停電，對其進行診斷性試驗分析，以確定變壓器總烴含量超標并含微量C2H2的根本原因，消除設備缺陷，并判斷繞組絕緣狀態和變形情況。

3 油色譜試驗分析

依據DL/T 722—2000《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》，對變壓器最近2次的試驗結果進行具體分析。

(1) 各氣體組分的絕對產氣速率為：

γa(H2)=5.26 mL/d＜10 mL/d(注意值)；

γa(總烴)=91.62 mL/d＞12 mL/d(注意值)；

γa(C2H2)=0.06 mL/d＜0.2 mL/d(注意值)；

γa(CO)=383 mL/d＞100 mL/d(注意值)；

γa(CO2)=1 578 mL/d＞200 mL/d(注意值)。

由以上計算結果可以看出，總烴、CO和CO2的產氣速率均大大超過規程中規定的注意值。

(2) 總烴的相對產氣速率為：

γ(總烴)=62.78 %。

(3) 采用三比值法綜合分析判斷，則C2H2/C2H4=0.002，CH4/H2=3.32，C2H4/C2H6=6.04。

三比值編碼為022，結合其他故障判斷方法(如導則法、改良電協法等)，初步判斷為高于700 ℃的嚴重高溫過熱故障。

結合C2H4、CO、CO2等含量增長比較明顯，且伴有少量H2、C2H2產生的情況，尤其是總烴含量增長比較明顯，總烴的相對產氣速率達到了62.78 %等情況，判斷設備存在懸浮電位接觸不良、導電回路接觸不良現象或者結構件或電、磁屏蔽等形成短路環的情況。

4 電氣試驗診斷分析

該變壓器運行已超過12年，且未進行過大修，變壓器整體絕緣水平不明；2012年其10 kV母線曾發生長時三相短路故障，故障電流大約為4 600 A，持續時間為1.5 s，變壓器繞組狀態不定；總烴含量超標，存在高溫過熱現象，電流通路整體接觸情況不清。因此，可采用診斷性試驗項目與常規例行試驗項目相結合的方式，判斷繞組狀態、絕緣水平、接觸情況。其中，診斷性試驗項目包括：電壓比、繞組變形(頻響法和電抗法)；常規例行試驗項目包括：絕緣電阻、直流電阻、介質損耗。

4.1 診斷性試驗分析

4.1.1 電壓比

電壓比是檢查各繞組匝數是否符合要求的主要手段，其結果是判斷是否存在匝間短路的主要依據。

對變壓器運行分接(高壓3分接，中壓2分接)的電壓比進行了測試，最大電壓比偏差為0.27 %，小于規程中0.5 %的要求，試驗數據合格。

4.1.2 繞組變形

測試繞組變形的方法包括頻響法和電抗法。

頻響法的繞組頻響特性試驗通過掃頻信號測試變壓器等效電路中單位長度分布的電感和電容的變化，有效反映繞組變形的程度。

對變壓器進行繞組頻響特性試驗，通過橫向比對，表明高、中、低三相繞組擬合度較高；根據DL/T 911—2004《電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法》可知，相關系數反映繞組處于正常狀態；與2001-05-22的交接試驗結果進行縱向比對，曲線一致性較高，亦顯示繞組無明顯變形情況。

電抗法是通過測量繞組的短路阻抗等集中電氣參數的變化來判斷變壓器繞組是否發生變形的方法，亦是反映繞組電感量變化(斷股或匝間短路)的重要手段。

根據DL/T 1093—2008《電力變壓器繞組變形的電抗法檢測判斷導則》的規定，容量為31.5 MVA的110 kV變壓器三相電抗互差不大于2.5 %。

對變壓器進行電抗法繞組變形測試，測試結果(見表2)表明，高壓對中壓三相電抗互差為0.32 %，高壓對低壓為1.01 %，中壓對低壓為1.4 %，均滿足規程要求，試驗數據合格。

表2 電抗法測試結果

4.2 常規例行試驗分析

4.2.1 絕緣電阻

絕緣電阻是測定線圈主絕緣和判斷鐵芯和夾件是否存在多點接地情況的重要手段。

對變壓器進行繞組和鐵芯絕緣電阻測試，3側繞組絕緣電阻均大于10 000 MΩ，鐵芯絕緣電阻大于100 MΩ，試驗數據合格。

4.2.2 直流電阻

直流電阻是反映繞組電流通路整體接觸情況的重要指標，不但可以反映繞組匝間短路，而且可以反映繞組引線接頭及分接開關的連接狀態。對變壓器進行直流電阻測試，試驗結果如表3所示。

表3 直流電阻測試結果 Ω

高壓繞組運行分接(3分接)直流電阻三相不平衡率為0.53 %，與2001-05-22的交接試驗結果進行縱向比對，與初值的最大偏差為1.2 %。低壓繞組三相(線電阻)不平衡率為1.1 %，與2001-05-22的交接試驗結果進行縱向比對，與初值的最大偏差為1.7 %。高、低壓繞組測試結果均滿足規程不大于2 %的要求，試驗數據合格。

中壓繞組運行分接(2分接)直流電阻三相不平衡率為49.8 %；C相比其他兩相增大了1.6倍，遠遠超過規程的要求，試驗數據不合格。與2001-05-22的交接試驗結果進行縱向比對，A相與初值的最大偏差為2.003 %，亦不滿足規程要求；B相與初值的最大偏差為1.94 %，接近邊界值。

根據試驗結果，初步懷疑中壓C相直流電阻偏大的原因為無勵磁分接開關接觸不良，如因長期運行，分接開關觸頭氧化、產生油膜等，使接觸電阻變大；或因分接開關內部機構(彈簧等)損壞，造成接觸不良，電阻變大。

為分析中壓C相直流電阻偏大的具體原因，并嘗試解決該缺陷，打開中壓無勵磁分接開關操作機構的定位銷，通過反復調節分接開關，以消除觸頭氧化、油膜等影響。操作后，對中壓各分接進行直流電阻測試，試驗結果(見表4)表明，C相直阻值恢復正常，額定分接三相不平衡率為0.86 %；與2001-05-22的交接試驗結果進行縱向比對，與初值的最大偏差為1.14 %。

表4 中壓直流電阻復測結果 Ω

4.2.3 介損與電容量

繞組介損是判斷變壓器繞組間絕緣狀態是否良好的重要參數之一，可以反映出變壓器主絕緣的一系列缺陷，如絕緣劣化或氣隙放電等。繞組電容與繞組尺寸、相對位置、絕緣介質相關，繞組的等值電容量直接反映出了各繞組間、繞組對鐵芯、繞組對箱體及地的相對位置和繞組的自身結構等，是判斷繞組狀態和絕緣情況的重要手段。

對變壓器進行介損試驗，試驗結果(見表5)表明：介質損耗因數滿足規程要求(220 kV及以下≤0.8 %)，試驗數據合格。將電容量與2001-05-22的交接試驗結果進行縱向比對，高壓對中壓、低壓及地電容量變化為1.92 %；中壓對高壓、低壓及地電容量變化為1.72 %；低壓對高壓、中壓及地電容量變化為0.65 %，均滿足規程小于5 %的要求，試驗數據合格。

5 缺陷原因分析

(1) 造成變壓器總烴含量超標，并產生微量C2H2的根本原因為35 kV側無勵磁分接開關C相接觸電阻變大。其原因可能是變壓器長期運行且未進行其他操作，造成觸頭氧化或產生油膜。

(2) 該變壓器自2011年11月以來，負荷明顯呈下降趨勢，平均負荷率在30 %左右，35 kV側所帶負荷則更低。由于負荷電流相對較小，雖然中壓C相接觸電阻變大，但不會產生明顯過熱現象，因此產生近期總烴含量基本穩定的現象。

(3) 變壓器繞組絕緣狀態良好，繞組未發生明顯變形。

表5 介質損耗試驗結果

6 措施與建議

(1) 在1個月內，每周抽取1次油樣進行油色譜檢測。如總烴含量無明顯變化，則恢復油色譜正常測試周期；如總烴含量呈增長態勢，則可能是無勵磁分接開關內部機構存在缺陷(如彈簧機構故障等)，應盡快安排更換變壓器，進行工廠化檢修，重點檢查無勵磁分接開關。

(2) 如變壓器負荷水平變化(平均負載率超過50 %)，特別是中壓側負荷明顯增長時，應加強變壓器中壓側的紅外測溫工作。

(3) 對中壓側無勵磁分接開關的變壓器進行例行試驗時，根據實際情況對無勵磁分接開關進行操作，并分別測量各分接的直流電阻，以防止觸頭氧化和油膜造成接觸電阻變大。同時要注意做好分接開關試驗后的恢復工作，鎖好額定分接位置定位銷。

(4) 盡量避免變壓器出口短路，如變壓器出口短路電流超過額定電流的5～6倍，持續時間超過1～2 s，或經受多次短路電流沖擊，應及時安排停電，進行繞組變形診斷分析。

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