一起在线监测发现500kV变压器缺陷的分析及处理

杨 超

（贵阳供电局，贵阳 550002）

1 缺陷的发现

某500kV变电站1号主变压器为ABB意大利安莎尔多公司1990年生产，由三台单相自耦变压器组成，单相容量为167MVA。为加强对1号主变的运行监控，2007年4月在1号主变上安装了油色谱在线监测装置，实现对1号主变油中溶解气体发展情况的实时监控。

从2012年11月开始，油色谱在线监测装置显示1号主变B相总烃含量呈明显上升趋势。2012年11月22日，1号主变B相总烃含量在线监测值达到了165.40μL/L，已经超出了注意值150μL/L，并且发出了“总烃含量超标”的告警。随后总烃含量监测值继续增长，2012年11月26日总烃含量高达190.00μL/L，这表明设备故障有恶化趋势。表1为1号主变B相历年油色谱在线监测情况。

表1 1号主变B相历年油色谱在线监测数据（单位：mL/L）

2 缺陷的初步分析

根据《变压器油中溶解气体分析判断导则》改良三比值法（见表2），计算2012年11月26日数据并确定编码如下：

1）乙炔与乙烯的体积分数比=1.77/93.39=0.019，编码0。

2）甲烷与氢气的体积分数比=76.95/25.33=3.038，编码2。

乙烯与乙烷的体积分数比=93.39/17.89=5.220，编码2。

表2 改良三比值法编码规则

根据编三比值法编码与故障类型的对比分析，初步判断1号主变内部有高温过热性故障（高于700℃），变压器内部可能存在分接开关接触不良、引线夹件螺丝松动或接头焊接不良、涡流引起铜过热、铁心漏磁、局部短路、层间绝缘不良及铁心多点接地等故障。

此500kV变电站在贵州电网500kV环网的中心，处于“西电东送”的枢纽地位，因此1号主变的运行状态至关重要，一旦出事直接影响电网安全运行，后果不堪设想。为了排除因为装置测量误差造成的误判断，2012年11月21日对1号主变三相进行了离线绝缘油色谱分析，测得总烃含量分别为A 相 36.71μL/L、B相 124.69μL/L、C 相 49.64μL/L，所得结果与在线监测数据基本吻合；11月26日再次对试验数据存在异常的B相变压器进行了跟踪，测得总烃含量为152.84μL/L，离线数据也已经超出了注意值。1号主变B相色谱在线监测和离线油化试验，都发现其油中总烃含量超标，而且增长明显，变压器内部很有可能存在高温过热性故障。

鉴于1号主变带有重要负载无法立即停运，同时正处于迎峰度冬期间（温度和负载均为全年最高），为防止故障点进一步扩大，采取了以下应对措施。

1）严格控制1号主变的负载，每天对变压器本体及三侧套管进行红外测温工作。

2）任何时候均要求投入1号主变所有冷却器，冷却器有异常时及时报缺陷处理。

3）为了实时掌握油色谱试验情况，将1号主变油在线监测装置试验周期改为每天三次，同时开启油色谱试验结果手机短信通知功能。

4）一旦变压器油中总烃含量或者乙炔含量得不到控制，应立即停电进行处理。

由于缺陷发现及时，控制措施落实到位，在迎峰度冬期间，1号主变B相油色谱总烃数值稳定在250μL/L左右，乙炔含量没有明显变化。

3 停电检查情况

为消除1号主变潜在的安全运行风险，2013年8月14日将变压器停电进行了电气检查试验。从电气试验的情况来看，变压器绕组绝缘试验、铁心对地绝缘电阻试验、套管介损试验均合格，但是直流电阻试验存在异常。

在变压器油温为34℃时，试验人员首先测量了1号主变三台变压器高压绕组的直流电阻值，数据如下：高压绕组A相506.0mΩ、B相514.7mΩ、C相495.2mΩ，不平衡系数为3.86%；然后对中压绕组进行了测试，测得直阻值为A相133.7mΩ、B相142.9mΩ、C相123.9mΩ，不平衡系数为14.23%。1号主变绕组直流电阻测试情况见表3（直流电阻值已换算至20℃）。

表3 1号主变绕组直流电阻测试数据（20℃）

500kV 1号主变为单相自耦变，其中压绕组抽头从高压绕组中间引出，结构上可大致分为三个部分，高压绕组、中压绕组以及高中压之间绕组，如图1所示。考虑到变压器绕组结构组成，为了找出绕组直阻值异常所在，接下来又测试了高中压之间绕组，测得值阻值为A相372.5mΩ、B相371.8mΩ、C相371.5mΩ，不平衡系数为0.27%。

图1 1号主变绕组结构示意图

通过试验数据可以发现，高中压之间绕组直阻三相相差不大，问题不在这一部分；高压绕组和中压绕组直阻三相最大差值基本相等，直阻超标应该就是两个绕组公共部分即中压绕组这一部分存在某种缺陷引起的。而且将本次中压绕组直阻测量值与2011年5月3日预试时的测量值进行比较，总烃超标的B相变化最大，A相和B相绕组的直流电阻变化率均超出了规程规定，见表4。

表4 1号主变中压绕组直流电阻变化情况（20℃）

4 缺陷处理情况

变压器直流电阻超标，可能存在如下缺陷：①绕组连接不紧或焊接质量不良；②分接开关内部故障；③绕组或引出线断股；④绕组层、匝间短路。结合现场实际和以上可能的原因进行综合分析，最后确定造成直流电阻超标的最大可能性应是分接开关接触不良。

1号主变采用的是中压侧无载分接开关进行调压，工作人员于是使用了反复对中压侧档位循环调档的方法，使可能存在接触不良的触点接触良好。运行中变压器无载分接开关换挡手柄要求灵活、无卡涩，而在转动1号主变分接开关换挡手柄时，发现手柄由于年久未动，已经出现严重卡涩，转动相当困难，如图2所示。

三台变压器调档完毕回到运行档位4档后，工作人员再次对中压绕组的直阻进行了测量，测得34℃下三相电阻值分别为A相124.9mΩ、B相125.5mΩ、C相123.9mΩ，不平衡系数为1.28%，符合规程规定的标准；与上一次预试数据相比，直流电阻变化率也在合格范围内。

图2 1号主变无励磁分接开关

表5 缺陷处理后1号主变中压绕组直流电阻变化情况（20℃）

贵阳变1号主变中压侧直流电阻超标，从检查试验过程来看，应该是由于变压器无励磁分接开关接触不良所致。该变压器无励磁分接开关长期未调档，而且长时间浸泡在的变压器油中，可能在触头上出现氧化膜及油污，使接触电阻增大，从而导致绕组直流电阻的超标。

变压器分接开关接触不良，会引起触头发热，油中总烃含量增大。那么1号主变总烃超标是否由分接开关接触不良引起的呢？接下来看一下1号主变B相直流电阻与总烃含量对应的变化规律。从表6中可以明显看到随着直流电阻的增大，总烃也在增大；而在分接开关处理后直流电阻减小的第二天，即2013年8月15日对运行中的变压器取油样化验，B相总烃下降到了136.90μL/L，在预规合格范围内。由此可以推断，1号主变分接开关接触不良对变压器油中总烃含量有一定的影响。

表6 1号主变B相直流电阻与总烃含量的对比

但是这还不能说明1号主变B相总烃超标完全是由于无励磁分接开关接触不良、触头发热所致。因为直流电阻试验的周期较长，变压器总烃增长过程中的三次直阻试验数据不能证明分接开关接触不良是总烃短期内迅速增长的惟一原因。分接开关缺陷与总烃的相关性以及缺陷是否处理彻底，这些都需要后续试验数据来观察分析。

5 结论

随着电力技术的不断发展，在线监测技术在电网中的应用越来越普遍，这种新技术帮助专业人员及时发现设备故障隐患的作用已经开始显现。但是在线监测技术还有待发展完善，目前主要是作为传统试验的有力补充。文中1号主变重大缺陷的发现及处理是一起在线监测技术发挥其作用的典型案例，在线监测数据发现设备异常后，通过高压化学试验成熟的技术手段层层检验、对已掌握数据细致分析，从而准确找出设备故障点和故障原因，将一起可能发展为重大设备甚至电网事故的故障隐患解决在初期，保证了电网、设备的安全稳定运行。

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