摘要：变压器是电力主体设备，随着系统容量和电网规模的扩大，变压器故障给电网安全经济运行带来的影响越来越大，为确保其稳定运行，加强绝缘监督，可将事故消灭在萌芽状态，而对变压器故障做出正确判断分析和处理，显的至关重要。本文就龙羊峡2号主变铁芯拉板过热导致铁芯拉板与铁芯之间绝缘局部过热碳化，绝缘丧失后铁芯多点接地故障做出原因分析及处理方法的描述，便于做相关参考。
关键词：变压器；绝缘；铁芯；试验
1.设备概况
龙羊峡水电站位于黄河上游青海海南藏族自治区共和县境内，距省会西宁市140km，是以调峰、调频、发电为主的水利枢纽工程，其大坝、电压等级、单机容量等均能代表我国八十年代生产制造水平。龙羊峡水电站2号主变压器是西安变压器有限责任公司（原西安变压器电炉总厂）设计生产，型号为SSP-360000/330。该变压器为国内330kV电压等级初期产品，1986年10月出厂，1987年12月投入运行。2号主变2003年8月发现铁芯多点接地，采用串电阻限电流带故障方式临时运行，同时加密油色谱分析及铁芯接地电流测试。2004年5月预试时发现该缺陷己自动消失，转入正常运行。2005年10月起龙羊峡水库来水充足，该变压器处于大负荷运行状态。这期间，当2号主变长时间处于较低负荷运行时，油中溶解气体组份含量相对稳定；而长时间处于偏高负荷运行时，主变绝缘油中溶解气体组份含量增长较快，主变呈内部裸金属低温过热异常。2007年1月主变预试时铁芯多点接地再次出现。
2.对变压器正常运行的影响
电力变压器正常运行时铁芯必须一点接地，这是因为运行中绕组周围存在电场，而铁芯、夹件等金属构件处在电场之中，且场强各异，若铁芯不可靠接地，则产生充放电现象，损坏固体和油绝缘。如果铁芯多点接地，则形成闭合回路，这样在正常接地的引线上产生环流，会造成铁芯局部短路过热，严重时造成铁芯烧损，酿成须更换铁芯硅钢片的重大故障，另一方面过热使油产生大量气体导致瓦斯保护动作。
3.故障原因分析
2005年10月-2006年10月龙羊峡水电站2号主变在长周期大负荷运行后，绝缘油中氢气、乙炔、总烃含量均已超过了《电力设备预防性试验规程》及《变压器溶解气体分析和判断导则》所规定的注意值，且呈快速增长趋势，停机后对主变检查发现铁芯多点接地，西变公司技术人员现场吊罩检查确定是铁芯拉板过热导致铁芯拉板与铁芯之间绝缘局部过热碳化，绝缘丧失后铁芯多点接地。由于该变压器是二十年前设计制造的，铁芯拉板结构不甚合理，拉板上下端开槽未开通，心柱表面两级铁芯片上下端开槽也未开通，当绕组的横向漏磁通进入铁芯拉板和铁芯片后，形成涡流造成铁芯局部过热所致。为消除2号主变潜在的故障隐患，须返厂检修。
4.分解检查情况
4.1高、低压绕组
4.1.1主变高、低压绕组外观检查绝缘无明显变色，无过热痕迹，未发现明显局部露铜或磨损情况；
4.1.2用手按压绕组绝缘无裂纹及变形现象；
4.1.3引出线绝缘无过热痕迹，绝缘无变色，包扎的白布带无过热痕迹，有弹性；
4.1.4线饼之间的垫片未发现松动和位移现象。
4.2铁芯分解
4.2.1旁轭整体轻微变形；
4.2.2外观检查未发现锈迹；
4.2.3主柱一、二级铁芯在夹件开槽部位对应处发现多处过热烧伤痕迹；
4.2.4其余铁芯片色泽正常，未发现局部变形及过热现象；
4.2.5铁芯油道圆钢无明显过热痕迹；
4.2.6铁芯穿芯口未发现受力变形情况；
4.2.7铁芯底脚绝缘色泽正常，无过热痕迹、无锈迹；
4.2.8主柱铁芯夹件开槽处均有明显过热痕迹；
4.2.9主柱铁芯夹件开槽部位绝缘多处已严重炭化，这是引起主变铁芯多点接地的原因。
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5.处理方法
5.1铁芯
5.1.1更换夹件油道（绝缘）；
5.1.2更换全部穿芯螺杆；
5.1.3更换全部穿芯螺杆绝缘管；
5.1.4更换全部垫脚绝缘及增加垫块；
5.1.5改造铁芯夹件为开槽；
5.1.6改造主柱一、二级铁芯为开槽（四片并排），铁芯开槽部位夹等长的绝缘条；
5.1.7更换铁芯夹件绝缘；
5.1.8改造铁芯油道，由原来的圆钢条改为绝缘纸条（改造中增加了一层油道）；；
5.1.9重叠全部铁芯，除一、二级外其余硅钢片全部为原变压器的；
5.1.10更换铁芯接地片及引线；
5.1.11更换所有铁芯绝缘件、绑带、铁芯表面的撑板及撑棒；
5.1.12更换上、下铁轭绝缘；
5.1.13夹件重新上漆，铁芯柱及下铁轭表面涂HH胶；
5.1.14更换主柱及旁轭铁芯拉板。
5.2绕组器身
5.2.1修补破损的绝缘；
5.2.2引线绝缘重新包扎，对低压引线增加绝缘每边1mm；
5.2.3更换低压线圈与铁芯之间的绝缘；
5.2.4更换低压线圈与高压线圈之间的绝缘；
5.2.5更换相间绝缘隔板；
5.2.6更换围屏；
5.2.7根据线圈绝缘试验结果判断是否需要重新绕制。
5.3储油柜
5.3.1改造为Φ1400*4000抽真空储油柜；
5.3.2增加Φ32注放油、放气联管，包括连接法兰、衬垫、紧固螺栓；
5.3.3更换主集气管，包括连接法兰、衬垫、紧固螺栓；
5.3.4更换气体继电器，型号为QJ1G—80。
5.4分接开关
5.4.1全面检查并更换外绝缘桶。
5.5油箱
5.5.1去除低压侧箱壁的铝屏蔽，更换为铜屏蔽，低压侧箱盖增加铜屏蔽；
5.5.2更换所有密封垫；
5.5.3重新喷漆；
5.5.4增加油中气体在线仪接口，并用盖板封堵；
5.5.5对油箱低压套管升高座附近的油箱盖及其加强筋进行无磁性测量；
5.5.6改造压力释放阀，增加升高座及喷油导向装置，导油管引下；
5.5.7对运输油箱重新喷漆及改造。
5.6总装
5.6.1绑扎铁芯立柱无纬带，每相绑扎12道；
5.6.2铁芯主柱包围屏绝缘三大层，每层用垫条隔开；
5.6.3清扫检查三相线圈，处理低压线圈破损绝缘约15处；
5.6.4低压线圈与高压线圈之间包围屏绝缘五大层，每层用垫条隔开；
5.6.5高压线圈外侧包围屏绝缘两大层，层间用垫条隔开；
5.6.6两侧旁轭半包围屏绝缘纸板一层；
5.6.7立柱之间均加绝缘隔板两层；
5.6.8原器身的压圈和垫板保留，清理干净后使用；
5.6.9重新包扎引线绝缘。
6.主变出厂试验
6.1高、低压绕组直流电阻；
6.2高、低压绕组电压比及组别；
6.3高、低压绕组介损及电容量；
6.4高、低压绕组及铁芯绝缘电阻；
6.5空载试验；
6.6操作冲击试验；
6.7雷电冲击试验；
6.8交流耐压试验；
6.9感应耐压试验；
6.10耐压后的局放试验。
2007年12月至2008年5月，2号主变完成了返厂检修、出厂试验、现场回装、交接试验、开机试验，并于5月22日投入运行。以上各项工作符合《龙羊峡水电站2号变压器返厂技术改造技术条件书》、《2主变检修回装方案》、《2号主变返厂大修后交接试验方案》等有关规程、标准的要求。主变投运后的升负荷、固定负荷、调整负荷试验的加密、跟踪及周期色谱分析结果正常；跟踪测试铁芯接地电流、外壳接地电流、中性点接地电流数据正常；红外测温各部位温度正常；日常巡回检查未发现异常。
参考文献
[1]保定天威保变电气股份有限公司.编著《变压器试验技术》 2000年3月.
作者简介
熊增泉（1976-），男，工程师，从事电气设备试验工作。
朱发兰（1976-），女，高级工程师，从事水电站继电保护工作。
论文作者:熊增泉1,朱发兰2
论文发表刊物:《电力设备》2019年第15期
论文发表时间:2019/12/9
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