摘要：500kV变压器故障反映出该变压器低压绕组抗短路能力的不足，从而表明变压器的设计水平，对变压器本身运行的安全稳定性有着举足轻重的影响。应该提高变压器设计水平，确保变压器能够耐受出口短路，这有助于提高变电站设备乃至电网运行的安全性与稳定性。
关键词：500kV；电压等级；电力变压器；故障诊断；调查分析
1.运行中的变压器产气机理
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 CH 4 、C 2 H 6 、C 2 H 4 、C 2 H 2 。油在起氧化反应时会生成少量 CO 和 CO 2 ，然而 CO 和 CO 2能长期积累而成数量较多的特征气体。一般在 800～1200 ℃时有 C 2 H 2生成。
1.2固体绝缘材料的分解和产气机理
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 CO 2 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。绝缘纸的纤维素受高温、水分、氧气的作用会发生裂解反应，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：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；是否存在线圈绝缘局部老化的低温过热现象；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 故障主变压器运行状况
主变压器发生故障时天气状况良好、系统运行正常 ,无任何操作。经调查该主变压器在运输、安装及运行中曾经发生过以下非正常状况: 运输过程中曾受到过非正常外力冲击;发生过一起因断路器故障导致的系统 500 kV线路对地短路故障;发生过一次试验变压器泡沫喷淋灭火装置时导致的变压器低压侧短路故障。
3.故障诊断与分析
3.1故障变压器现场检查
按照制定的详细检查方案 ,首先对变压器进行排油 ,排空后打开人孔盖 ,由专业人员进入变压器内部进行详细检查。初步检查发现变压器油箱底部分布细小黑色颗粒物质 ,确认为故障产生的炭黑;油箱底部的小块黑色物质为碳化烧损的小绝缘纸块;故障部位附近的油箱底部有一大块烧损导线绝缘纸;低压线圈下部在非线圈出头一侧 (变压器高压侧 ) ,从线圈端部绝缘三档垫块之间向内部看 ,可见明显故障发黑区域 ;变压器底部区发现有疑似水珠的小泡 ,疑似水珠的上方对应变压器故障的位置。
3.2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 CO 2 )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 150 μL/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。
3.3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。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆但该方法有直观、简捷的特点，对特征较典型的故障不易出现误判。
3.4排油内检
电气试验结束后，对#1主变c相进行排油内检，发现线圈及引线外观良好，压板无移位，垫块无松脱。去掉调压开关后对中压绕组进行直流电阻测试，测试结果与带调压开关相比无明显变化，表明该变压器高压引线和分接开关接头无故障，进一步判断#1主变c相公共绕组内部发生了故障。
3.5电气试验
对故障变压器进行绕组连同套管的绝缘电阻测量、吸收比和极化指数测量、绕组连同套管的介质损耗和电容量测量、绕组直流电阻测量、绕组间短路阻抗测量等。通过试验发现＃１主变Ｃ相绕组直流电阻异常，由于故障变压器为自耦变压器，因此假定变压器绕组的直流电阻与其匝数成正比，通过计算推断串联绕组是否也发生故障。
4.故障原因分析
故障变压器抗短路能力差主要表现在以下几个方面。
线圈未采用高强度半硬铜和自粘性换位导线，未采用整体套装和恒压干燥工艺，无内衬硬纸筒。
由于当时国内无大型成套计算软件，因此设计变压器抗短路强度时漏磁分布、绕组轴向和幅向受力及导线应力计算结果与实际变压器受力情况存在较大差异。
未采用撑条加倍、垫块加密等提高变压器抗短路能力的措施，导致轴向和幅向抗短路能力不足。分析故障变压器的设计水平、制造工艺、制造材料等，发现该变压器受限于当时的工艺和设计验证水平，抗短路能力差。
该变压器返厂解体检查后，发现的确是由于变压器抗短路能力不足，在发生近区短路故障时，强大的短路故障电流造成中压绕组损坏。变压器高压侧采用ＧＩＳ出线方式，高压开关切合过程中的开关断口拉弧有高频电压分量，其中以高温满负荷工况状态下的变压器网侧开关投切影响较大，在某些特定的高频谐振电压的反复作用下，线圈中产生较高的电位梯度，造成线圈绝缘的“累积性损伤”。而并联运行的发电机变压器因其运行方式使得变压器对地电容增大，可能对变压器所受“累积性损伤”起到了“损伤几率加大”的作用。
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。
6.结束语：
为了减少该类事故的发生，厂家需要提高设计、制造水平，同时运行单位也要加强短路冲击监控，跟踪监视变压器受短路冲击情况，注意跟踪油色谱分析，有条件时可进行带电局放测试，及时发现缺陷或障碍，以防止事故发生。在运维方面除了以上要求外，对于仍在运的抗短路能力先天不良的老旧变压器，根据厂家抗短路能力设计值以及500KV主变遭受短路冲击情况，当短路穿越电流Id<=0.5I（I为变压器设计能承受的短路电流值）时不需检查；当 0.5I<Id<=0.7I时注意跟踪油色谱分析，油色谱异常时进行复查分析原因，有条件时可进行带电局放测试，变压器停电时测量阻抗电压或进行绕组变形试验，确定变压器是否受损；当Id>0.7I时进行油色谱分析，若油色谱出现异常则应尽量安排停电，进行相关试验，检查变压器状态。
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论文作者:贺庆
论文发表刊物:《电力设备》2017年第20期
论文发表时间:2017/11/15
标签：变压器论文; 故障论文; 绕组论文; 气体论文; 线圈论文; 糠醛论文; 含量论文; 《电力设备》2017年第20期论文;