110kV变电站主变故障的诊断与处理分析

陈伯儒

（广东电网有限责任公司江门台山供电局，广东 台山 529200）

经过多年的探索与发展，我国电力系统供电服务水平已经获得了显著提升，供电安全度也获得极大提高，然而，同世界水平相比依然存在差距，这就意味着我国电力系统依然面临艰巨的电力系统维护任务，要掌握变电站故障的检测方法，掌握先进的故障处理技术，从而支持变电站主变故障的诊断与处理，打造高水平的变电站。

1 110kV变电站主变故障的类型与原因

变压器故障通常有一二类之分，其中一类故障通常出现在变压器工作过程中，需要经过停电检修进而消灭故障，二类故障则出现在计划检修过程中，实验过程中发现的故障。正是因为一类故障发生在变压器工作过程中，因此，应该重点围绕变压器，从其设计、装配以及运行等各个角度入手来分析故障产生的原因，对应提出解决性对策，对于二类故障则应该重点做好预防、维护监督等工作，有效防范故障的扩大化。

通常变压器的故障类型十分丰富，例如：过热引起的故障、声音、短路等故障，而且不同的变压器部位可能潜藏着不同的故障问题，例如：油箱故障、绕组故障等等，这 些变电站故障都会影响其安全运行，从而造成供电线路电力供应中断，用户断电等问题。

导致变电站主变故障的原因是多方面的，因为变压器本身结构就较为复杂，这就使得其故障产生的原因也较难判断，只有掌握了科学的流程、先进高端的技术才能科学断定故障种类与产生故障的原因，进而正确排除故障。

例如：过热故障，引发故障的大体原因就是发热、散热不佳。然而导致发热异常的原因却较为复杂，可能是电流过大也可能是电阻的原因，其中电流异常则通常源自环流、涡流问题，散热不良则通常由于油道不畅通、或者冷却设备的风道被堵住等问题所导致的。通常过热问题一般出现在铁芯、油箱、绕组等环节，同时系统或设备的长时间高负荷运行也可能引发过热问题，而且过热故障的出现也经常伴随着短路或绝缘故障，所以这两类故障也很难做出正确区分。这两类故障之间是密切相关的，如果温度过高、系统装置过热可能就会影响系统的绝缘水平，从而出现绝缘击穿、放电等问题，进而引发系统短路问题，短路问题反过来又会导致变压器过热问题，从以上分析可以看出主变故障的判断、分析存在多方面的困难和挑战。

2 主变故障诊断与处理

所谓变电站主变故障诊断，主要是参照变压器运行情况、非正常现象等进行分析、理解与诊断。现阶段，科学的诊断策略包括：第一，预防性电气试验，围绕变压器隐患问题展开预防性实验，通过测试、检查与监测等流程，具体测试的项目包括：油中溶解气体的色谱分析、绕组直流电阻大小、绝缘油试验等多个项目。第二，特征气体法。通过检测变电站油内部各类气体，例如：氢气、二氧化碳、一氧化碳、甲烷等的成分、含量等等来分析故障特征。第三，特征气体比值法。通过分析一些关键气体成分间的比值，从而断定故障，现阶段已经采用IEC三比值法，无编码比值等等。第四，人工智能法。依托于信息技术、智能化技术等来判断分析变压器故障。

随着人工智能技术的发展，当前的变压器故障诊断越来越倾向于依赖人类的思维，从而达到对变压器故障的人工化、智能化诊断，当前已经形成了以下方法：遗传算法、免疫算法、神经网络法等等。

故障诊断包括定期诊断、接连监控两大方面，前者主要为功能性诊断，变压器经过检修再实施诊断，其中最典型的技术为：预防性电气检测；后者则体现为在线监测。

3 基于实例的主编故障的诊断与处理

3.1 主变故障实例

本区域某月连降大雨、且风力强劲，当日110kV线路零序I段保护动作跳闸，重合成功，之后又同第一次一样，接连跳闸，重合五次。直到两小时后，又出现两次跳闸，无法成功进行重合闸操作。第二天，#1主变差动保护动作跳闸。

表1

3.2 试验检查

（1）高压试验。经现场测试得出：无论是绕组还是套管，他们的绝缘指数、介质耗费等都处于正常标准，所得出的数据属于正常值，然而，当测试变压器绕组直流电阻情况时，所测的A相绕组呈现出“断线”现象，对应B/C相绕组却未有异常，依然处于常规状态，同时，直流电阻的级差阻值同样处于平稳状态。

总的来看，只有110kV侧A相绕组出现了异常变化，其频响特性曲线的波谷明显下降，远远偏离B/C相曲线，B相和C相曲线则如出一辙，如下表。其他相绕组曲线也依然如旧，处于常规状态。经过测试分析得出：110kV侧A相绕组出现了以下问题：匝间短路故障，也可能是饼间短路故障。

绝缘油试验。伴随着高压实验的进行，也开始了绝缘油试验，分析了变压器油色谱，所得出的数据中显示出：由内所含有的两类气体极大地超越了标准范围，其中C2H2乙炔的指标应该为0ppm，然而，检测值却上升至94.9ppm，特征气体中烃气含量也严重超越150ppm这一极限值。其他的气体，例如：氢气、二氧化碳等则都处于正常指标范围，但也稍有增加。

（3）变压器吊罩的检查。经检查得出：110kV侧A相绕组依然存在异常，特别是其压板的地方出现了一大块碳黑，而且压板表层也出现了水痕迹，仔细查看还能发现一些脏痕迹、水痕迹等等。将A相绕组端口绝缘纸撕去后，就会看到其引出线、相邻匝间绕组等都出现了放电迹象，而且其中的铜导线外露，明显被熔断。

检查三相套管顶端的吊罩的密闭度，从其内部零部件的大小、型号入手，进行检测，得出了一组数据，最终得出同B/C相平台到橡胶顶高度不同，A相的高度很显然超出了规定范围。

3.3 故障分析

经细致分析得出：变压器的绝缘数据处于正常范围，变压器的绝缘水平一直处于合格水平。从直流电阻测试能够看出：A相绕组测试结果为断线，其他相则都无事，再参照变形图谱以及绝缘油色谱等等进行综合分析得出：出现了线匝、线饼对地电弧击穿故障问题。再结合后面的设备分解测量、检查得出：引发主变故障的根本原因为：变压器套管将军帽出现了松动，无法密封，使得水体趁机而入，水体渗向套管，并集聚于变压器绕组和引出线相接的地方，使得此处丧失了绝缘功能，而且因为之前做出多次合闸动作，期间出现了高频过电压，从而使得A相绕组出现了故障问题。而且检查中发现A相绕组，自平台到橡胶顶的高度也比B/C相都低出0.3mm，这就意味着其胶圈不具备充足的伸缩度，遇到阴雨天气，套管里外压力不等，从而使得水体趁机而入，渗入套管，从而影响其绝缘度，引发故障。

4 故障处理措施分析

4.1 切断电源，集中检查主变高压套管的密封水平，将玻璃胶封住吊帽的外缘，以及螺丝所在处，以此来控制进水。

4.2 日后集中查看变压器油的色谱，明确数据的走势和特征，对应形成科学的检修方法。

4.3 做好变压器绕组变形检测，测试数据记录存档，为后期的检测提供依据。

结语

经过多年的探索与发展，我国电力系统供电服务水平已经获得了显著提升，供电安全度也获得极大提高，然而，同世界水平相比依然存在差距，这就意味着我国电力系统依然面临艰巨的电力系统维护任务，要掌握变电站故障的检测方法，掌握先进的故障处理技术，从而支持变电站主变故障的诊断与处理，打造高水平的变电站。

[1]许永建.变压器故障诊断技术研究[D].南京：南京理工大学，2010.

[2]马西林，王光辉，李靖.110kV 变电站主变故障分析[J].河北工程技术高等专科学校学报，2010（02）：32-35.

[3]邢如远，徐彦利.碎石桩复合地基载荷试验P～S 曲线“阶梯”现象的探讨[J].岩土工程界，2007，10（09）：54-56.