某500kV变压器故障后的安全运行管控

何洁芳

（广东电网公司清远供电局，广东清远 511500）

1 概述

变压器是电网系统中重要的元件，其运行工况直接关系到电网的稳定。合理对变压器运行状态评估，当出现某些故障征兆时候进行诊断，采取保护措施进行安全运行管控，避免突发事件的发生。

2 变压器运行状态分析

预防性试验、在线监测、运行维护记录等资料是设备运行状态评估的来源。预防性试验是设备运行维护阶段开展评价工作的重要环节，是发现运行中变压器是否存在潜伏性故障的重要保障。

预试应该重视试验数据的现场分析，试验结果应与该设备历次试验结果、与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后作出判断[2]。

举例：某站500 kV变压器，三台单相自耦无励磁调压电力变压器组成，2008 年4 月生产，于2008 年6 月30 日投运。在质保期间，B 相变压器在油中溶解气体色谱分析预防性试验周期（3 个月/次）检测乙炔含量异常。

设备铭牌：产品型号：ODFS10-250 000 kVA/500 kV；额定电压：525/√3/242/√3±2X2.5%/34.5 kV；额定容量：250/250/80 MVA；连接组别：YNa0，d11；冷却方式：ONAN/ONAF。

该500 kV 变压器B 相变压器油中气体色谱分析数据如表1所示。

表1 某500 kV变压器B相变压器油中气体色谱分析数据

从表1 中5 月20 日 与3月11日数据比对，色谱分析试验数据异常，乙炔数值超标准值。

应用改良三比值法对特征气体含量诊断分析得出故障编码202，结论是电弧放电故障，该缺陷属于内部间歇性、低电位、低能量的火花放电，有可能是由于磁屏蔽或铁芯夹件等部位接触不良引起，也不排除铁芯油道的级间短路的可能[1]。

表2 滤油处理后化验室数据

变压器油色谱数据是分析变压器绝缘情况的有力手段，对于变压器油纸绝缘来说，变压器油的闪点为140 ℃左右，变压器纸在高于105℃就开始裂解，高于300 ℃就完全裂解或碳化。两种绝缘物质决定了变压器属于A 级耐热等级绝缘。乙炔是在800 ℃～1 200 ℃才能生成，一旦发现变压器油中出现乙炔，尤其是超出注意值范围的乙炔应高度重视。大量的乙炔是在电弧通道中生成的。放电区域存在高温过热，放电区域的绝缘材料（油和纸）将会严重老化甚至碳化，导致变压器主绝缘和纵绝缘快速降低。绕组铜导体熔点为1 100 ℃左右，若变压器内部产生了乙炔，有可能产生了铜融化现象，可能直接导致变压器绕组匝间短路，引发严重的变压器损坏事件。

3 设备运行维护阶段状态评价

放电故障诊断方法：油色谱、绕组直流电阻、变比、低电压空载和短路试验、油的全面试验（带电度、含气量和含水量等）、运行中局部放电超声波测量、现场局部放电试验。

电弧放电首先判断是否涉及固体绝缘，该主变自投运后至故障前，变压器各项试验均按照规程开展，目前运行记录无异常现象。5月28日对主变B 相进行运行电压下的在线局部放电超声波检测装置检测无明显的局部放电特征。6 月18日组织入油箱检查和真空滤油处理。滤油处理后化验室数据如表2所示。

滤油后乙炔数据在短期回复处理前的数值。一氧化碳和二氧化碳没有较大变化。

7 月30 日试验室油色谱分析发现乙炔含量升高达到9.42 μL/L，而同期在线色谱结果乙炔仍为零。经检查发现在线色谱色谱柱受污染要进行更换。根据DL/Z 249-2012 变压器油中溶解气体在线监测装置选用导则第5.3.1节，最小监测周期应不大于2 h，该主变由于C2H2 数据曾经突变，把在线色谱检测周期设置为1 h，但在实际使用中容易导致容易造成色谱柱污染，影响后期数据的准确测量，这种周期适合紧急时期短期可行。5 月31日改为每4小时进行一次取样测量。

符合GB/T 17623-1998 关于油样再现性的规定两个试验室测定值之差的相对偏差：在油中溶解气体浓度小于或等于10 μL/L 时，小于30%。8月2日色谱乙炔浓度为7.2 μL/L，与7月31日晚取样送到电科院测试结果7.62 μL/L基本一致，离线试验周期设为10天/次[1]，在线数据如表3所示。

表3 油色谱分析在线数据

4 运行中设备基于问题的风险评估

评价该500 kV变电站主变要承载西电东送下送负荷供地区部分负荷，若因故障造成停运，将导致四回及以上直流同时换相失败，若单相开关拒动，将导致电网失去稳定，系统振荡中心在断面失步解列装置动作解列后，电网低频低压减载动作切除负荷占省级电网负荷的约40%，构成特别重大事故。按照变电重要等级划分，列为特级重要变电设备。

5 基于问题风险的运维应急准备

（1）提高地区电网安全稳定运行和处置电网突发停电事故的能力，调度中心编制500 kV主变“N-1”故障事故应急处置预案，编排电网运行方式，做好500 kV变电站负荷转移和紧急停电错峰工作准备，及时发布风险，加强与上级调度部门的沟通和联系。

（2）生产设备管理部针对性地编制主变事故现场应急处置方案，组织运行单位和变电站现场推演设备事故应急演练。

若故障扩大需要退出运行检修，启动应急预案，联系厂家、上级单位、物流中心组织抢修工作。

（3）运行部门要细致掌握电网运行方式的变化、重要设备运行情况、监督巡视维护、试验检验结果、缺陷处理情况变化。

（4）变电站应对该设备进行重点巡视。

1）特殊运行维护期间，根据负荷和天气变化加强运行管理，提高巡视质量，做好巡视数据的收集分析。巡视时要特别注意设备负荷电流、有无热气流现象、油温及绕组温度是否正常、主变本体有无异常响声等迹象，根据负荷情况增加测温，加强巡视及维护在线油色谱监测装置。若有异常情况应及时汇报。

2）密切关注主变隔直装置动作情况，在装置动作频繁即直流电流较大（隔直装置定值为5 A）时，检查主变噪声变化、有无异常声响。

3）熟悉主变紧急停运的操作程序，若主变出现发热严重或异常声响严重等需要紧急停运时，应及时向调度汇报。

6 处理结果

该主变继续运行至2010 年6 月8 日，因乙炔含量仍呈小幅增长趋势，超过规程注意值，安排停电返厂修理。检查发现变压器层压纸板阶梯在上胶压制或加工成型的过程中，有金属碎件沾附，导致悬浮放电。

7 结束语

变压器运行状态要采集多维度信息开展评估，扩大研发变压器在线监测技术范畴，寻找新的适合在线处理的故障征兆与判断依据，对加强变压器状态变化趋势的预测十分重要，使设备状态检修逐步向以可靠性为中心的检修方向发展，满足变压器安全、质量、经济的运行要求[2]。

［1］徐康健，孟玉婵.变压器油中溶解气体的色谱分析实用技术［M］.北京：中国质检出版社，2011.

［2］陈家斌.电力生产安全技术及管理［M］.北京：中国水利电力出版社，2003.