一起在線監測發現500kV變壓器缺陷的分析及處理

楊 超

（貴陽供電局，貴陽 550002）

1 缺陷的發現

某500kV變電站1號主變壓器為ABB意大利安莎爾多公司1990年生產，由三臺單相自耦變壓器組成，單相容量為167MVA。為加強對1號主變的運行監控，2007年4月在1號主變上安裝了油色譜在線監測裝置，實現對1號主變油中溶解氣體發展情況的實時監控。

從2012年11月開始，油色譜在線監測裝置顯示1號主變B相總烴含量呈明顯上升趨勢。2012年11月22日，1號主變B相總烴含量在線監測值達到了165.40μL/L，已經超出了注意值150μL/L，并且發出了“總烴含量超標”的告警。隨后總烴含量監測值繼續增長，2012年11月26日總烴含量高達190.00μL/L，這表明設備故障有惡化趨勢。表1為1號主變B相歷年油色譜在線監測情況。

表1 1號主變B相歷年油色譜在線監測數據（單位：mL/L）

2 缺陷的初步分析

根據《變壓器油中溶解氣體分析判斷導則》改良三比值法（見表2），計算2012年11月26日數據并確定編碼如下：

1）乙炔與乙烯的體積分數比=1.77/93.39=0.019，編碼0。

2）甲烷與氫氣的體積分數比=76.95/25.33=3.038，編碼2。

乙烯與乙烷的體積分數比=93.39/17.89=5.220，編碼2。

表2 改良三比值法編碼規則

根據編三比值法編碼與故障類型的對比分析，初步判斷1號主變內部有高溫過熱性故障（高于700℃），變壓器內部可能存在分接開關接觸不良、引線夾件螺絲松動或接頭焊接不良、渦流引起銅過熱、鐵心漏磁、局部短路、層間絕緣不良及鐵心多點接地等故障。

此500kV變電站在貴州電網500kV環網的中心，處于“西電東送”的樞紐地位，因此1號主變的運行狀態至關重要，一旦出事直接影響電網安全運行，后果不堪設想。為了排除因為裝置測量誤差造成的誤判斷，2012年11月21日對1號主變三相進行了離線絕緣油色譜分析，測得總烴含量分別為A 相 36.71μL/L、B相 124.69μL/L、C 相 49.64μL/L，所得結果與在線監測數據基本吻合；11月26日再次對試驗數據存在異常的B相變壓器進行了跟蹤，測得總烴含量為152.84μL/L，離線數據也已經超出了注意值。1號主變B相色譜在線監測和離線油化試驗，都發現其油中總烴含量超標，而且增長明顯，變壓器內部很有可能存在高溫過熱性故障。

鑒于1號主變帶有重要負載無法立即停運，同時正處于迎峰度冬期間（溫度和負載均為全年最高），為防止故障點進一步擴大，采取了以下應對措施。

1）嚴格控制1號主變的負載，每天對變壓器本體及三側套管進行紅外測溫工作。

2）任何時候均要求投入1號主變所有冷卻器，冷卻器有異常時及時報缺陷處理。

3）為了實時掌握油色譜試驗情況，將1號主變油在線監測裝置試驗周期改為每天三次，同時開啟油色譜試驗結果手機短信通知功能。

4）一旦變壓器油中總烴含量或者乙炔含量得不到控制，應立即停電進行處理。

由于缺陷發現及時，控制措施落實到位，在迎峰度冬期間，1號主變B相油色譜總烴數值穩定在250μL/L左右，乙炔含量沒有明顯變化。

3 停電檢查情況

為消除1號主變潛在的安全運行風險，2013年8月14日將變壓器停電進行了電氣檢查試驗。從電氣試驗的情況來看，變壓器繞組絕緣試驗、鐵心對地絕緣電阻試驗、套管介損試驗均合格，但是直流電阻試驗存在異常。

在變壓器油溫為34℃時，試驗人員首先測量了1號主變三臺變壓器高壓繞組的直流電阻值，數據如下：高壓繞組A相506.0mΩ、B相514.7mΩ、C相495.2mΩ，不平衡系數為3.86%；然后對中壓繞組進行了測試，測得直阻值為A相133.7mΩ、B相142.9mΩ、C相123.9mΩ，不平衡系數為14.23%。1號主變繞組直流電阻測試情況見表3（直流電阻值已換算至20℃）。

表3 1號主變繞組直流電阻測試數據（20℃）

500kV 1號主變為單相自耦變，其中壓繞組抽頭從高壓繞組中間引出，結構上可大致分為三個部分，高壓繞組、中壓繞組以及高中壓之間繞組，如圖1所示。考慮到變壓器繞組結構組成，為了找出繞組直阻值異常所在，接下來又測試了高中壓之間繞組，測得值阻值為A相372.5mΩ、B相371.8mΩ、C相371.5mΩ，不平衡系數為0.27%。

圖1 1號主變繞組結構示意圖

通過試驗數據可以發現，高中壓之間繞組直阻三相相差不大，問題不在這一部分；高壓繞組和中壓繞組直阻三相最大差值基本相等，直阻超標應該就是兩個繞組公共部分即中壓繞組這一部分存在某種缺陷引起的。而且將本次中壓繞組直阻測量值與2011年5月3日預試時的測量值進行比較，總烴超標的B相變化最大，A相和B相繞組的直流電阻變化率均超出了規程規定，見表4。

表4 1號主變中壓繞組直流電阻變化情況（20℃）

4 缺陷處理情況

變壓器直流電阻超標，可能存在如下缺陷：①繞組連接不緊或焊接質量不良；②分接開關內部故障；③繞組或引出線斷股；④繞組層、匝間短路。結合現場實際和以上可能的原因進行綜合分析，最后確定造成直流電阻超標的最大可能性應是分接開關接觸不良。

1號主變采用的是中壓側無載分接開關進行調壓，工作人員于是使用了反復對中壓側檔位循環調檔的方法，使可能存在接觸不良的觸點接觸良好。運行中變壓器無載分接開關換擋手柄要求靈活、無卡澀，而在轉動1號主變分接開關換擋手柄時，發現手柄由于年久未動，已經出現嚴重卡澀，轉動相當困難，如圖2所示。

三臺變壓器調檔完畢回到運行檔位4檔后，工作人員再次對中壓繞組的直阻進行了測量，測得34℃下三相電阻值分別為A相124.9mΩ、B相125.5mΩ、C相123.9mΩ，不平衡系數為1.28%，符合規程規定的標準；與上一次預試數據相比，直流電阻變化率也在合格范圍內。

圖2 1號主變無勵磁分接開關

表5 缺陷處理后1號主變中壓繞組直流電阻變化情況（20℃）

貴陽變1號主變中壓側直流電阻超標，從檢查試驗過程來看，應該是由于變壓器無勵磁分接開關接觸不良所致。該變壓器無勵磁分接開關長期未調檔，而且長時間浸泡在的變壓器油中，可能在觸頭上出現氧化膜及油污，使接觸電阻增大，從而導致繞組直流電阻的超標。

變壓器分接開關接觸不良，會引起觸頭發熱，油中總烴含量增大。那么1號主變總烴超標是否由分接開關接觸不良引起的呢？接下來看一下1號主變B相直流電阻與總烴含量對應的變化規律。從表6中可以明顯看到隨著直流電阻的增大，總烴也在增大；而在分接開關處理后直流電阻減小的第二天，即2013年8月15日對運行中的變壓器取油樣化驗，B相總烴下降到了136.90μL/L，在預規合格范圍內。由此可以推斷，1號主變分接開關接觸不良對變壓器油中總烴含量有一定的影響。

表6 1號主變B相直流電阻與總烴含量的對比

但是這還不能說明1號主變B相總烴超標完全是由于無勵磁分接開關接觸不良、觸頭發熱所致。因為直流電阻試驗的周期較長，變壓器總烴增長過程中的三次直阻試驗數據不能證明分接開關接觸不良是總烴短期內迅速增長的惟一原因。分接開關缺陷與總烴的相關性以及缺陷是否處理徹底，這些都需要后續試驗數據來觀察分析。

5 結論

隨著電力技術的不斷發展，在線監測技術在電網中的應用越來越普遍，這種新技術幫助專業人員及時發現設備故障隱患的作用已經開始顯現。但是在線監測技術還有待發展完善，目前主要是作為傳統試驗的有力補充。文中1號主變重大缺陷的發現及處理是一起在線監測技術發揮其作用的典型案例，在線監測數據發現設備異常后，通過高壓化學試驗成熟的技術手段層層檢驗、對已掌握數據細致分析，從而準確找出設備故障點和故障原因，將一起可能發展為重大設備甚至電網事故的故障隱患解決在初期，保證了電網、設備的安全穩定運行。

[1]GB/T 7252—2001 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則[S].

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