（国网山西省电力公司技能培训中心 山西临汾 041000）
摘要：变压器是电力系统中最重要的设备之一，近年来其故障率呈现不断上升趋势，而由近区短路造成的变压器绕组变形或损坏是其中较常见的一种故障。究其原因，主要是部分变压器抗短路能力设计不足、制造工艺不良等，许多专家和学者也对此进行了大量的研究。
关键词：500kV；主变压器；故障分析；防范措施
1变压器油的产气机理
1.1变压器油产气的理化过程
碳氢化合物的热解过程即为变压器油的产气过程，产气取决于具有不同化学键结构的碳氢化合物分子在高温下的稳定性，产生烃类气体的不饱和度随裂解能量密度（温度）的增大而增加。一般来说，故障点温度较低时，油分解的气体组成随着温度升高，出现最大产气率的气体依次是CH4、C2H6、C2H4、C2H2。油可起氧化反应时生成少量CO和CO2，然而CO和CO2能长期积累而成数量较多的特征气体。一般在800～1200℃时有C2H2生成。
1.2固体绝缘材料的分解和产气
一般情况下，构成固体绝缘材料的纤维素等聚合物完全裂解和碳化要高于300℃时，会生成较多的CO和CO2及较少的烃类气体和糠醛。研究表明，测定油中糠醛含量，可在一定程度作为固体绝缘的判断依据。由绝缘纸的纤维素受高温、水分、氧气的作用而发生裂解反应，从而形成多种小分子的化合物，在这些小分子的化合物中糠醛是绝缘纸因降解而产生的最主要的特征液体分子。测定油中的糠醛含量，可以采用气相色谱分析方法判断如下情况：（1）若变压器内存在某些故障时可进一步判断是否涉及固体绝缘材料；（2）是否存在线圈绝缘局部老化的低温过热现象；（3）对运行多年的设备的绝缘材料老化程度做出判断。另外，糠醛在油和绝缘纸材料中的量会随着温度的变化而出现转移，因此对测出糠醛含量较高的变压器应引起重视。
2检测结果分析和故障诊断
2.1检测结果的分析方法
正常运行中，充油设备内部的绝缘油和固体绝缘材料受到外界的作用，运行年久的会发生缓慢的老化现象，除生成一些非气态的裂化产物外，还生成量少的H2、低分子的烃类气体和碳的氧化物，其中以碳的氧化物（CO和CO2）为主。GB/T7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》给出了运行设备油中溶解气体含量的注意值。运行较长时间的机组，乙炔的极限值应小于3μL/L，总烃的极限值小于150μL/L。产气速率验证的是在两次取样时间间隔中的气体含量的增长情况，基本上是与以前的油中气体含量的多少无关，而对反映设备故障是否存在、严重度及发展的趋势更加明显。当油中产生的特征气体含量较少时，则更适宜采用产气速率来判断设备有无故障。当总烃的相对产气速率大于10%时，应引起注意。
2.2故障类型的判断方法
气体组分特征随着故障类型、故障能量及其涉及的绝缘材料的不同而不同。特征气体法是一种比较粗略的方法，不足之处是对主要气体组分和次要气体组分的界限有时较难区别，其次是对电弧放电与火花放电有时也较难区别。但该方法有直观、简捷的特点，对特征较典型的故障不易出现误判。
3沙角C发电厂#2主变压器故障分析及防范措施
3.1沙角C发电厂#2主变压器的故障概况
#2主变绝缘油自2008年8月19日检出乙炔，且总烃含量开始有缓慢的增长，之后缩短了厂内检测周期及不定期同时取油样送广东电科院检验。此时，机组运行投运已超过8年，之后保持跟踪分析，#2主变乙炔含量仍呈缓慢增长趋势，直至2011年乙炔含量已达1.27μL/L，已超出500kV等级变压器绝缘油中乙炔含量监视的注意值1μL/L。同时测定主变油的糠醛含量，随着运行年限的增长，主变油糠醛的变化基本稳定，且并未出现超标的情况，均小于标准值0.4mg/L，表明变压器内部存在故障并未涉及固体绝缘。氢气含量等其它特征气体及总烃未表现出明显变化趋势。初步分析，#2主变绝缘油色谱检出乙炔的成因可能是绝缘油中悬浮性低能量局部放电产生乙炔，也可能是由于2001年#2主变高压套管故障时在固体绝缘材料中的绝缘油中残存的乙炔重新析出至器身绝缘油中所致。
3.2检测结果的分析
以表2中2011年6月14日乙炔测定值的绝对产气速率以及总烃测定值的绝对产气速率和相对产气速率分别与前几年的数据进行计算比较，结果见表3。从表中可知，在4年中的不同时段，乙炔的绝对产气速率呈下降趋势；而总烃的绝对产气速率几乎保持不变，相对产气速率则随着运行年限的增加呈上升而后下降的趋势。这说明该主变压器的乙炔以及总烃的绝对产气速度有下降的趋势，相对产气速率的下降是由于油中总烃基数在逐年增加而引起的。尽管这台变压器的总烃含量超过注意值，但乙炔和总烃的绝对产气速率均小于0.2mL/d、12mL/d的注意值，总烃的相对产气速率也远低于10%/月的注意值。据此，可以判定该变压器内部不存在故障。
3.3沙角C发电厂#2主变压器的检查工作
变压器排油完毕后，重点检查及修复铁心对夹件、夹件对地绝缘，对器身易产生过热、放电的部位进行检查、紧固、调整；内检中发现低压C相线圈压钉螺栓松动，有两块垫块掉落油箱底部，检查压钉螺栓和垫块未见异常，将垫块重新回装原位并做紧固处理；另外低压b相绝缘支撑架螺栓、低压b相线圈垫块、高压B、C相之间无载开关支架螺栓有松动的现象，已做紧固处理；在内检过程中检修人员还在a相低压线圈上部压板拣到一小块铝质金属块，检查完毕后还用面粉团清洁脏污的部位，清洁油箱内部油泥和异物，整个内检过程中对可能放电的部位进行检查未能发现放电点。主变检修后进行热油循环，循环静放后取油样检验合格，静放后做本体修后试验合格，未见异常；
3.4沙角C发电厂#2主变压器的缺陷处理
3.4.1更换部件
主变储油柜原是玻璃管式油位计，现将原玻璃管式储油柜现场改造为全密封指针式储油柜，将原玻璃管油位指示改造为带高、低油位信号远传的全密封磁铁指针式油位表；储油柜改造检修时发现胶囊有破损渗漏，更换一新胶囊；主变现改为可视呼吸量的金属壳呼吸器；主变散热器冷却风扇电机更换成国产电机，检查处理本体、散热器处渗漏点，更换渗漏的密封胶垫，更换本体呼吸器变色硅胶；主变高压侧GIS拆卸检查做试验，将SF6气体回收，打开伸缩节拆开软连接做主变试验，更换吸潮剂；主变C1、C2低压套管末屏处及上部有轻微渗胶，法兰面有轻微渗油，做介损试验不合格。打开低压侧人孔门，解开低压侧软连接更换新套管，其余套管更换法兰密封胶垫。
3.4.2校验部件
主变瓦斯继电器拆除并进行校验，对油位表温度计、压力施放阀等保护装置进行校验；工作完毕后回装抽真空注回SF6气体；6个气室的密度继电器拆除校验。
3.5防范措施
从#2主变乙炔产生的原因及特征气体含量变化情况来看，乙炔含量均保持在0.3±0.03μL/L的范围内，变压器可继续运行，但仍需加强对变压器的监视。#2主变近两次检修进行的相关电气预防性试验未发现异常，主变油简化试验也未发现异常。充分利用红外摄像设备跟踪变压器外壳及油泵设备是否存在局部过热。加强对变压器铁芯接地电流、夹件接地电流的监视。#2主变可在下一次B级检修时进行局部放电试验，以进一步分析#2主变的健康状况。
4结论
综上所述，如果电厂主变压器出现了故障问题，将会对电厂的正常运行造成严重的危害。因此，我们需要认真分析故障问题存在的原因，以便及时制定处理措施，防止设备发生损坏事故，最终确保变压器的正常工作，从而为电力系统的安全、稳定运行带来帮助。
参考文献：
[1]赵军.500kV变压器故障分析[D].郑州大学，2016.
[2]沙鑫.电厂500kV主变压器的故障分析与诊断[D].大连理工大学，2016.
[3]曲晓峰.某500kV主变压器直阻异常故障分析处理[J].电气技术，2016，02：136-138.
论文作者:王焕丽
论文发表刊物:《电力设备》2017年第12期
论文发表时间:2017/8/28
标签：变压器论文; 乙炔论文; 气体论文; 含量论文; 速率论文; 糠醛论文; 故障论文; 《电力设备》2017年第12期论文;