摘要：通过监测变压器油中气体的含量、组分、产气速率等，可有效掌握变压器内部故障原因、故障位置及故障发展趋势。结合变压器的运行原理及油中色谱数据，采用变压器常规试验、变压器空载运行试验、变负荷试验等手段对某220kV变电站#2主变油色谱超标原因进行分析，分析结果与变压器解体检查结果基本一致。
关键字：变压器；色谱油温；故障分析与处理
一、引 言
变压器是变电站站内最为主要的设备之一，特别是对于大容量的变压器而言，其容量越大、造价越高。其故障则会造成设备的损坏以及影响电网安全。目前我国电网的主干网络仍然是以220kV变电站网络为主，其运行方式为环网运行，220kV变压器主要承担的任务则是为地区电网提供电源支撑和提供下网的变电通道。如果变压器发生故障则会对一个地区造成严重的停电风险事件。因此检测变压器的故障，对其存在的潜在故障进行诊断则显得尤为必要。
变压器内部的构造较为复杂，为了降温的需要主要采用浸油的方式进行降温处理。如果变压器内部发生故障，导致其温度上升则会使得对应的油温上升，其色谱检测结果也会发生对应的变化。因此一旦出现主变油色谱超标则可以初步判定变压器内部存在故障，此时对其色谱检测结果进行分析和诊断，则可以判断设备是否需要停电检修以及诊断故障的初步原因。为此，分析油中溶解气体的组份和含量是监视充油主变压器安全运行的最有效的措施之一,能够发现和判断变压器内部存在的潜伏性故障,并为针对性处理指明方向。本文则是针对这一研究内容结合具体实例展开论述，期望通过本文的研究为基于主变油色谱的变压器故障检测和诊断提供参考依据。
2事件描述
某220kV变电站#2 主变为双绕组三相五柱式铁芯结构，带无载调压开关，低、高压绕组额定电压分别为15． 75k V、550k V，容量为 300MVA，自 1995 年投产以来，该主变运行及色谱检查均正常。其站内结构如下图1所示：
2012 年 12 月 28 日，500k V 系统220kVA线路发生 2 次接地故障; 2016 年 1月 15 日，#2主变检修前油色谱试验发现总烃大于 600μL/L; 2016 年 1月 30日，对#2 主变采取带电试运行方式检查，发现#2 主变总烃一直呈上升趋势，在 2016 年 3 月 11 日达到 136μL/L，总烃产气速率最大时达到每天 10μL/L。于是对主变停运，但经多次排油内检均未发现明显故障点。由于汛期较早，#2 主变不具备返厂检修条件，经讨论后决定带电试运行观察，期间总烃含量出现 3 次突变。第3 次突变后，为了保证安全，投轻瓦斯保护跳闸，2016 年5月 12日 1 时 50 分轻瓦斯动作，主变停运。气体分析结果证实为变压器内部故障，表明#2 主变内部出现剧烈故障，A 相绕组直流电阻增大，可能有断股，不宜继续运行，于是对变压器转停运并返厂检修。下图为#2变压器现场拍摄照片
3初步诊断分析
#2 主变内部故障可能由漏磁损耗、局部放电、电弧放电、铁心涡流等原因引起，而不同原因引起的故障释放的能量不同，由此产生的温度也不同，油色谱中各类气体分解的温度也存在差异。因此，分析油色谱中各类气体的含量对#2 主变内部故障诊断意义重大，目前最常见的方法是三比值法。利用油色谱预测变压器的潜伏性故障，是通过定性、定量分析溶于变压器油中的气体来实现的。大量的运行经验和试验研究表明，运行中的油浸变压器，其变压器油和有机绝缘材料在热和电的作用下，会逐渐老化、分解产生少量的各类低分子烃类及 CO2、CO 等气体，当存在潜伏性过热或放电故障时，会加快这些气体的产生速率，分解出的气体形成气泡在油中经对流、扩散不断溶解在油中。研究证明，故障气体的组合和含量与故障类型及故障性质密切相关。试运行初期，通过对色谱数据进行三比值法分析发现C2H
4/ C2H6＞ 3， 表明应存在高温过热故障， 而 C2H2＜0． 1μL / L，不大可能存在电弧或火光放电情况。电路故障一般是大电流，温度较高，C2H4是主导特征气体; 而磁路故障电流较小，温度稍低，且 C2H4/ C2H6＜ 6。 综合分析#2 主变存在电路故障的可能性较大，同时由于 CO 或CO2上升不明显，因此引线故障可能性不大( 引线有绝缘层，高温会分解产生 CO 和 CO2) 。试运行后期 C2H4/ C2H6比值减小，说明电路故障逐步向磁路故障发展恶化。
3试验分析
常规试验包括变压器高、低压绕组直流电阻试验，高、低压绕组介质损耗、绝缘电阻、吸收比、泄漏电流、极化指数试验，变压器空载损耗试验，绕组变形试验( 绕组频率响应) ，单相局部放电试验等。空载损耗试验测得#2 主变的空载损耗为 160． 81k W，而变压器铭牌数据上空载损耗为 159． 21k W，可知#2 主变空载损耗与出厂时相差不大，未发生突变，证明变压器铁损未显著增大，在一定程度上排除油中色谱超标是由铁心涡流引起变压器铁心局部过热造成的。对#2 主变进行单相局部放电试验，从低压绕组加电压，自 0 逐渐升高，直至高压绕组到达1.3倍额定电压为止。
试验测得#2 主变高压绕组在 1.3倍额定电压下其A 相局部放电为 2 300p C，B、C 相为 300p C，可知 A 相局部放电超标，说明 A 相存在一定问题，可能是引起油中色谱异常的主因，同时也不能排除 A 相高压套管存在问题。对#2 主变进行绕组变形试验，在高压绕组套管末屏接地处注入标准波形，从低压绕组引线接口处接收响应波形，发现 A、B、C 相与出厂时的响应波形相比均未发生明显畸变，证明主变高、低压绕组未发生明显变形，且内部未出现明显的断股、匝间短路、接地等故障。
4带电实验分析
根据变压器的运行原理可知，变压器内部故障主要由以下原因引起。
( 1) 主磁路故障。从变压器的运行原理上看，由于#2 主变为三相双绕组油浸式变压器， 在正常带负荷运行情况下，励磁磁通由低压绕组电流产生，而高压绕组电流起去磁作用，主磁通( 励磁磁通) 不随低压绕组电流的增加而增大，主磁通仅随变压器电压变化。变压器运行负荷增加时主磁通基本保持不变，若变压器内部故障由主磁通回路引起，则其产气率基本保持不变，并由此可知变压器空载运行时的总烃产气率与负载运行条件下的总烃产气率基本一致。
( 2) 漏磁场故障。变压器内部漏磁是高、低压绕组电流产生且没有交链主磁回路的磁通，漏磁通的磁路并不完全固定，且与变压器高/低压绕组电流、铁芯夹件等关系密切，由漏磁引起的变压器内部故障随低压绕组电流的增加而增大。当变压器运行负荷增加时，由于漏磁通持续增加，若变压器内部故障由漏磁通回路引起，则其产气率持续增大，并由此可得出变压器空载运行时的总烃产气率与负载运行条件下的总烃产气率完全不同，空载时产气率低，负载时产气率高。
( 3) 电路故障。电路故障包括高低压绕组、接头、分接开关、焊点等位置发生故障，表现为绕组开裂/开焊、接头松动、匝间短路、相间短路等。从录波图看，变压器电流并无异常突变，由此可排除短路故障。接头松动故障经内检已可排除，但绕组部分开裂、断股、开焊等问题不能排除，这是由于绕组没有完全断裂，变压器直流电阻测试难以反映这些问题。但若通入较大的负荷电流，这些故障点由于电阻较大，可能产生过热点，从而分解油中气体。#2 主变总烃发展与负荷有一定联系，油中色谱的产气率总体而言与负荷成正比。而变压器在空载运行条件下总烃数据变化不大，说明#2 主变故障与主磁通回路的关联性不强，可能为电路或漏磁故障。
5主变解体检查情况
2016 年 7 月 2 日， 对 #2 主变进行吊罩器身解体检查，发现以下故障点。
(1) 从铁芯解体检查情况看，旁轭端面、轭片与芯柱离缝位均存在多处局部过热痕迹。
(2) 靠 A 相侧旁轭最上部的一根碳钢材质拉带对旁轭夹件放电，并将拉带熔断。
(3) 变压器器身整体清洁度差，大量杂质沉淀在下节油箱底部和线圈端绝缘角环内，带来了很大的质量隐患。
(4) A相低压线圈电阻偏大，三相不平衡率达2．46%，远超标准规定。
(5) A相低压线圈在第96饼位置从外向内熔断8根线，其中绝缘层炭化的根数已向内深度扩展。
(6)高、低压匝间绝缘及器身其它绝缘件呈现老化痕迹，解体过程中发现其机械性能已大幅度降低。
6故障分析
结合三比值故障类型和检查异常情况，判断#2 主变故障主要体现在涡流引起铜过热、铁芯漏磁、线圈局部短路、层间绝缘不良几方面，即磁路和电路异常共同导致油色谱的跳跃性变化。
从铁芯检查情况看，离缝位置片料损伤严重，说明铁芯制造工艺存在诸多不完善，给产品留下了先天性缺陷，是铁芯过热的原因之一。同时，从铁芯主级及旁轭过热情况看，设计时主磁通选取值不能满足产品长期满负荷运行的要求，但铁芯过热问题不是总烃突变的主因。从电路故障原因分析，A 相低压线圈被熔断的部分可能存在接头，且该接头有缺陷，长期运行时该点长期过热，特别是线路发生故障时，短路引起的电动力迅速增加，内绕组在径向受到往内收紧的圆周压力，外绕组在径向受到往外拉伸的圆周张力。内绕组由于是低压侧，通入电流较大，绕组受力与电流成正比，因此内绕组受力最大，而内绕组外线匝半径最大，其受力在内绕组中最大。
综上，变压器内绕组的外线匝是抵抗短路冲击最薄弱的环节。在 500k V 220kVA线路的 2 次短路故障中，#2 主变 A 相低压侧内绕组由于本身存在强度缺陷，其在短路冲击中受到压力，焊点部分开裂，导致剩余连接部分过热，随温度升高缺陷点逐渐恶化并反复多次出现，最终该点熔断; 熔短后伴随放电并随即扩展到相邻工作线，而油中大量杂质加剧了故障恶化。这与高压 A 相局部放电大并反复处理未果的情况相吻合
7结语
通过某220kV变电站#2 主变的总烃异常数据分析，可得出以下结论。( 1) 大型油浸式变压器运行年限接近 20 年，其内部铁芯、线圈和夹件等零部件运行状况逐步恶化，应加强在线监测手段，逐年实施大修计划。主变油色谱在线监测装置的测量结果与离线测试结论基本一致，因而有必要安装在线色谱分析装置，以确保主变的安全稳定运行，防止发生突发性事故。(2) 油色谱分析三比值法准确度较高，利用该方法获取变压器内部故障状态可行且较为有效。(3) 变压器内部故障引发的任何一次总烃突变 ( 或C2H2突变、H2突变) 均应引起重视。在总烃突变过程中，采用气体增量三比值法进行分析更为有效及准确。(4) 重要的高压试验( 如局部放电试验、空载损耗试验等) 对故障定位较为准确，大电流短路试验对辨识变压器内部故障意义重大。
参考文献
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[4]徐英，李朝勋.论智能变电站的二次设备调试与检修[J].科技资讯
论文作者:邹沉
论文发表刊物:《科技中国》2017年11期
论文发表时间:2018/5/2
标签：变压器论文; 绕组论文; 故障论文; 色谱论文; 低压论文; 电流论文; 气体论文; 《科技中国》2017年11期论文;