110 kV变压器油色谱异常故障的分析

王 楠，王军亮，肖建超，欧干新，刘静斐

(1.国网天津市电力公司电力科学研究院，天津 300384；2.国家电网公司，北京 100031；3.国网天津蓟县供电公司，天津 301900；4.国网北京市电力公司，北京 100031)

0 引言

在变压器组件中，无励磁分接开关因其结构简单且运行后不再进行其他操作，经常容易在检修与试验阶段被忽视，造成其因电气和机械连接缺陷而引起主变故障。油色谱试验是发现无励磁分接开关故障的重要参考手段。

油中气体组分与故障的类型及其严重程度密切相关。漏磁和接触不良造成的局部过热、电场强度过高导致的局部放电、短路电流冲击造成的固体绝缘损伤分解、线圈匝间短路电弧放电、密封不严导致的受潮等均可能引起主变油色谱中总烃、C2H2、H2等关键指标异常。因此，利用油色谱分析绝缘油中溶解的气体，可及时判断变压器内部是否存在隐性故障。但油色谱分析很难判断故障的准确位置，甚至还会因误判而造成不必要的检修，因此应结合变压器的结构和运行工况，利用电气试验手段进行综合诊断。

1 变压器的基本参数及结构

变压器的基本参数如表1所示。

高、中压绕组均采用中性点正反调的调压方式，其中高压有7个分接，中压有3个分接。高压为有载调压方式(动作2 938次)，运行在3分接，接线图如图1所示；中压为无励磁调压方式，运行在2分接，接线图如图2所示。

表1 变压器的基本参数

图1 高压绕组调压方式

图2 中压绕组调压方式

2 变压器油色谱异常情况与处理

2012年11月，发现变压器总烃含量增长明显，并含有微量C2H2；2013年2月总烃含量达到165.82 µL/L，超过注意值；2013年4月总烃含量缓慢下降且接近注意值；2013年7月总烃含量再次增长，达到236.6 µL/L。之后，缩短油色谱试验周期，至诊断性试验前，总烃含量一直在240 µL/L上下波动，基本处于稳定状态；变压器平均负荷在30 %～45 %之间，铁芯电流稳定在0.4 mA左右，红外测温未发现明显过热点。

2013年9月，变压器按计划停电，对其进行诊断性试验分析，以确定变压器总烃含量超标并含微量C2H2的根本原因，消除设备缺陷，并判断绕组绝缘状态和变形情况。

3 油色谱试验分析

依据DL/T 722—2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，对变压器最近2次的试验结果进行具体分析。

(1) 各气体组分的绝对产气速率为：

γa(H2)=5.26 mL/d＜10 mL/d(注意值)；

γa(总烃)=91.62 mL/d＞12 mL/d(注意值)；

γa(C2H2)=0.06 mL/d＜0.2 mL/d(注意值)；

γa(CO)=383 mL/d＞100 mL/d(注意值)；

γa(CO2)=1 578 mL/d＞200 mL/d(注意值)。

由以上计算结果可以看出，总烃、CO和CO2的产气速率均大大超过规程中规定的注意值。

(2) 总烃的相对产气速率为：

γ(总烃)=62.78 %。

(3) 采用三比值法综合分析判断，则C2H2/C2H4=0.002，CH4/H2=3.32，C2H4/C2H6=6.04。

三比值编码为022，结合其他故障判断方法(如导则法、改良电协法等)，初步判断为高于700 ℃的严重高温过热故障。

结合C2H4、CO、CO2等含量增长比较明显，且伴有少量H2、C2H2产生的情况，尤其是总烃含量增长比较明显，总烃的相对产气速率达到了62.78 %等情况，判断设备存在悬浮电位接触不良、导电回路接触不良现象或者结构件或电、磁屏蔽等形成短路环的情况。

4 电气试验诊断分析

该变压器运行已超过12年，且未进行过大修，变压器整体绝缘水平不明；2012年其10 kV母线曾发生长时三相短路故障，故障电流大约为4 600 A，持续时间为1.5 s，变压器绕组状态不定；总烃含量超标，存在高温过热现象，电流通路整体接触情况不清。因此，可采用诊断性试验项目与常规例行试验项目相结合的方式，判断绕组状态、绝缘水平、接触情况。其中，诊断性试验项目包括：电压比、绕组变形(频响法和电抗法)；常规例行试验项目包括：绝缘电阻、直流电阻、介质损耗。

4.1 诊断性试验分析

4.1.1 电压比

电压比是检查各绕组匝数是否符合要求的主要手段，其结果是判断是否存在匝间短路的主要依据。

对变压器运行分接(高压3分接，中压2分接)的电压比进行了测试，最大电压比偏差为0.27 %，小于规程中0.5 %的要求，试验数据合格。

4.1.2 绕组变形

测试绕组变形的方法包括频响法和电抗法。

频响法的绕组频响特性试验通过扫频信号测试变压器等效电路中单位长度分布的电感和电容的变化，有效反映绕组变形的程度。

对变压器进行绕组频响特性试验，通过横向比对，表明高、中、低三相绕组拟合度较高；根据DL/T 911—2004《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》可知，相关系数反映绕组处于正常状态；与2001-05-22的交接试验结果进行纵向比对，曲线一致性较高，亦显示绕组无明显变形情况。

电抗法是通过测量绕组的短路阻抗等集中电气参数的变化来判断变压器绕组是否发生变形的方法，亦是反映绕组电感量变化(断股或匝间短路)的重要手段。

根据DL/T 1093—2008《电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则》的规定，容量为31.5 MVA的110 kV变压器三相电抗互差不大于2.5 %。

对变压器进行电抗法绕组变形测试，测试结果(见表2)表明，高压对中压三相电抗互差为0.32 %，高压对低压为1.01 %，中压对低压为1.4 %，均满足规程要求，试验数据合格。

表2 电抗法测试结果

4.2 常规例行试验分析

4.2.1 绝缘电阻

绝缘电阻是测定线圈主绝缘和判断铁芯和夹件是否存在多点接地情况的重要手段。

对变压器进行绕组和铁芯绝缘电阻测试，3侧绕组绝缘电阻均大于10 000 MΩ，铁芯绝缘电阻大于100 MΩ，试验数据合格。

4.2.2 直流电阻

直流电阻是反映绕组电流通路整体接触情况的重要指标，不但可以反映绕组匝间短路，而且可以反映绕组引线接头及分接开关的连接状态。对变压器进行直流电阻测试，试验结果如表3所示。

表3 直流电阻测试结果 Ω

高压绕组运行分接(3分接)直流电阻三相不平衡率为0.53 %，与2001-05-22的交接试验结果进行纵向比对，与初值的最大偏差为1.2 %。低压绕组三相(线电阻)不平衡率为1.1 %，与2001-05-22的交接试验结果进行纵向比对，与初值的最大偏差为1.7 %。高、低压绕组测试结果均满足规程不大于2 %的要求，试验数据合格。

中压绕组运行分接(2分接)直流电阻三相不平衡率为49.8 %；C相比其他两相增大了1.6倍，远远超过规程的要求，试验数据不合格。与2001-05-22的交接试验结果进行纵向比对，A相与初值的最大偏差为2.003 %，亦不满足规程要求；B相与初值的最大偏差为1.94 %，接近边界值。

根据试验结果，初步怀疑中压C相直流电阻偏大的原因为无励磁分接开关接触不良，如因长期运行，分接开关触头氧化、产生油膜等，使接触电阻变大；或因分接开关内部机构(弹簧等)损坏，造成接触不良，电阻变大。

为分析中压C相直流电阻偏大的具体原因，并尝试解决该缺陷，打开中压无励磁分接开关操作机构的定位销，通过反复调节分接开关，以消除触头氧化、油膜等影响。操作后，对中压各分接进行直流电阻测试，试验结果(见表4)表明，C相直阻值恢复正常，额定分接三相不平衡率为0.86 %；与2001-05-22的交接试验结果进行纵向比对，与初值的最大偏差为1.14 %。

表4 中压直流电阻复测结果 Ω

4.2.3 介损与电容量

绕组介损是判断变压器绕组间绝缘状态是否良好的重要参数之一，可以反映出变压器主绝缘的一系列缺陷，如绝缘劣化或气隙放电等。绕组电容与绕组尺寸、相对位置、绝缘介质相关，绕组的等值电容量直接反映出了各绕组间、绕组对铁芯、绕组对箱体及地的相对位置和绕组的自身结构等，是判断绕组状态和绝缘情况的重要手段。

对变压器进行介损试验，试验结果(见表5)表明：介质损耗因数满足规程要求(220 kV及以下≤0.8 %)，试验数据合格。将电容量与2001-05-22的交接试验结果进行纵向比对，高压对中压、低压及地电容量变化为1.92 %；中压对高压、低压及地电容量变化为1.72 %；低压对高压、中压及地电容量变化为0.65 %，均满足规程小于5 %的要求，试验数据合格。

5 缺陷原因分析

(1) 造成变压器总烃含量超标，并产生微量C2H2的根本原因为35 kV侧无励磁分接开关C相接触电阻变大。其原因可能是变压器长期运行且未进行其他操作，造成触头氧化或产生油膜。

(2) 该变压器自2011年11月以来，负荷明显呈下降趋势，平均负荷率在30 %左右，35 kV侧所带负荷则更低。由于负荷电流相对较小，虽然中压C相接触电阻变大，但不会产生明显过热现象，因此产生近期总烃含量基本稳定的现象。

(3) 变压器绕组绝缘状态良好，绕组未发生明显变形。

表5 介质损耗试验结果

6 措施与建议

(1) 在1个月内，每周抽取1次油样进行油色谱检测。如总烃含量无明显变化，则恢复油色谱正常测试周期；如总烃含量呈增长态势，则可能是无励磁分接开关内部机构存在缺陷(如弹簧机构故障等)，应尽快安排更换变压器，进行工厂化检修，重点检查无励磁分接开关。

(2) 如变压器负荷水平变化(平均负载率超过50 %)，特别是中压侧负荷明显增长时，应加强变压器中压侧的红外测温工作。

(3) 对中压侧无励磁分接开关的变压器进行例行试验时，根据实际情况对无励磁分接开关进行操作，并分别测量各分接的直流电阻，以防止触头氧化和油膜造成接触电阻变大。同时要注意做好分接开关试验后的恢复工作，锁好额定分接位置定位销。

(4) 尽量避免变压器出口短路，如变压器出口短路电流超过额定电流的5～6倍，持续时间超过1～2 s，或经受多次短路电流冲击，应及时安排停电，进行绕组变形诊断分析。

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