摘要：长期正常运行的变压器，绝缘油中气体含量发生突增时，要特别引起注意，因为这种现象可能是某些变压器内部故障的早期表现，及早准确查找并消除故障，对变压器正常稳定运行至关重要。绝缘油色谱分析是电力变压器故障诊断的基础，能够及早发现并大致判断变压器内部故障类型及严重程度，但仅仅依靠这一种方法很难准确定位故障点。通过集中各种试验项目的特点，可以实现对电力设备状态的互补分析、综合诊断，从而准确定位故障部位、评估故障情况、分析故障原因。以下结合一起运行中的变压器绝缘油中溶解气体含量突增的故障，介绍油色谱分析法与相关电气试验分析相结合的方法，来实现对变压器内部故障的排查、分析及判断，并提出了预防此类故障的建议。
关键词：变压器；油溶解气；故障诊断；状态评价
引言
文章就某220kV变电站主变压器2次油中溶解气体含量突增事件，通过对主变压器的全面状态诊断及分析，认为变压器安装过程中将军帽与槽之间的密封垫摆放位置偏移是导致变压器瞬间放电后油中溶解气体含量突增的主要原因，提出加强变压器密封垫安装管理工作，提高密封垫质量等处理措施。
1.故障概况
2014年至2015期间，某站2号主变压器本体发生2次油中溶解气体含量突增现象。该2号主变压器型号为SFPSZ10-180000/220，额定电压为（230±8×1.25%）/121/38.5kV，额定容量为180/180/60MVA，2006年7月出厂，2006年11月15日投运。第1次突增发生在2014年7月27日，该站2号主变压器在例行油色谱试验中发现C2H2含量突增到3.51μL/L（上次试验时间为5月26日，C2H2含量为0μL/L），随后当地供电公司以7天为周期连续进行油色谱检测，发现C2H2含量不断增长，8月14日之后C2H2含量开始稳定在6μL/L左右，11月24日为6.19μL/L，超过DL/T393—2010《输变电设备状态检修试验规程》规定的注意值5μL/L，其它气体含量基本保持稳定。
第2次突增发生在2015年3月19—20日变压器停电时，取样色谱分析C2H2组分含量为7.6μL/L，4月26日在线监测主机发现C2H2达27.8μL/L，同时调取在线监测历史数据，发现自2015年3月24日起除CO、CO2外的H2及烃类气体均发生突变，尤其C2H2和H2的增幅最大，随后各组分保持相对稳定。定（见图1）。
图1.氢气及烃类气体变化曲线：
2.试验分析及故障诊断
2.1油色谱试验和绝缘试验综合分析
利用三比值法分别分析两次油中气体含量发生突变达到稳定后的数据，经查表发现两次计算结果编码均为“101”，按照DL/T722—2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》判断为电弧放电。在故障期间对该变压器绝缘电阻、泄漏电流及介损进行试验检测，各数据均合格，证明该变压器无整体受潮及贯通性集中缺陷，主绝缘良好。根据油色谱试验结果和绝缘试验结果综合分析，变压器色谱超标为内部瞬时放电引起绝缘油分解所致。变压器内部发生间歇性放电活动，由于CO和CO2含量在整个过程中均无明显变化且相关绝缘试验数据均正常，说明故障与固体绝缘无关，油中C2H2超标的原因是该变压器受外部电压变化造成内部瞬时放电后，导致绝缘油分解，从而使油中溶解气体组份H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2均有所增长，其中C2H2含量增长率最大。可能导致油中C2H2超标的原因有如下几点：a.潜油泵故障放电导致本体油中气体含量突变。b.套管存在内漏使其含有乙炔的绝缘油流入本体。c.有载分接开关油室内大量乙炔渗入本体。d.有载分接开关的电位电阻连接不良造成放电。e.绕组中相邻的线饼间放电或引线焊接不良处放电。f.铁心存在多点接地。g.悬浮电位或油中杂质引起的火花放电使绝缘油分解。
2.2故障排查与分析
潜油泵出口位置取样进行油色谱分析，气体含量正常，排除了潜油泵故障导致主变压器本体气体含量突变的可能；2号主变压器有载开关进行吊检，结果一切正常，无渗漏现象，因此排除有载分接开关气体渗漏的可能；有载开关分接头各位置的直流电阻数值合格，排除了有载分接开关引线和触头接触不良的可能；绕组的直流电阻及各相差别最大值均达到DL/T393—2010《输变电设备状态检修试验规程》中合格指标，排除了绕组中相邻的线饼间放电和引线焊接不良的可能；频响法测试绕组变形试验中，频响曲线图谱均无异常，说明该变压器绕组良好，没有发生变形；通过铁芯接地电流在线监测对该变压器铁芯接地电流连续观测，最大没有超过1.2mA，说明设备铁芯及夹件没有多点接地的缺陷，无内部过热缺陷。对2号主变压器进行局部放电试验，发现u相放电量为300pC，而v相和w相均小于100pC，三相均未超过注意值，查阅交接报告可知，u、v、w三相放电量均小于100pC，而本次局放试验中，u相放电量相对大于v、w两相，且增长到了300pC，虽未超过注意值，但这微弱的变化仍能表明缺陷很有可能在主变压器u相上。综合以上分析，此放电应该属于低能量电弧放电，是一种间歇性放电故障，通常是由悬浮电位引起或由油中杂质引起，并且放电的部位在该主变压器u相发生的可能性最大。
2.3吊罩检查及故障原因分析
2015年6月26日对主变压器进行现场吊检检查，检查发现u相绕组最外层绝缘纸板上存在放电痕迹，且其靠近的一个调压绕阻引出线的引线夹上也存在放电痕迹，其正下方有一块长条状的橡胶条。经检查发现该长条橡胶条为套管法兰处与主变压器安装部位的密封垫的一部分[1]。分析原因认为在变压器安装过程中，该密封垫摆放位置偏移，从而造成套管安装过程中与主变压器接触时，由于剪切应力将该密封垫截下来了一部分。被截下来的这段长条状密封垫在油流和变压器本体振动的作用下，正好落到该木支架上，且一段朝向u相绝缘板。在变压器运行振动、电场力作用下，该橡胶条与u相外绝缘板不断靠近，进而发生了第一次放电，发生放电后，由于放电产生的作用力使得两者之间距离增大，绝缘恢复正常，随后又重复第１个过程，进而发生第２次放电。两次放电均产生大量的H2和其它烃类气体，尤其是C2H2。
结论：
简而言之，在油色谱分析的基础上，结合相关电气试验结果分析，对可能的故障部位逐项排查，从而缩小范围直至找出故障点。同时，变压器发生局部放电的影响因素有很多，并在局部放电量上有所体现。变压器u、v、w三相局部放电试验时，如果三相局部放电量均未超出注意值，但其中某相局部放电量超出其历史数据一定量时，也应引起注意，分析局部放电增大引起的原因。最后，引发该主变压器故障的根本原因在于安装过程中，将军帽与槽之间的密封垫摆放位置偏移，导致接合时截断了密封垫边缘。因此一方面要加强变压器安装过程中的管理工作，避免因安装过程的疏忽造成密封垫的损坏，另一方面要加强密封垫本身质量的检查，避免因本身质量问题给电力变压器带来安全隐患[2]。
参考文献：
[1]变压器油中溶解气体分析和判断导则[S]．DL/T722—2000：中国电力出版社，2018.
[2]输变电设备状态检修试验规程[S]．DL/T393—2010：中国电力出版社，2019.
论文作者:杨震
论文发表刊物:《基层建设》2019年第21期
论文发表时间:2019/10/16
标签：变压器论文; 故障论文; 气体论文; 含量论文; 色谱论文; 绕组论文; 密封垫论文; 《基层建设》2019年第21期论文;