油浸式变压器铁芯多点接地故障诊断与处理

福文

(黄河万家寨水利枢纽有限公司万家寨水电站，山西 忻州 036412)

水电站技术

油浸式变压器铁芯多点接地故障诊断与处理

任仲伟王旭王福文

(黄河万家寨水利枢纽有限公司万家寨水电站，山西 忻州 036412)

万家寨水电站2号主变压器运行至2015年，在进行第一季度、第二季度油中溶解气体色谱分析时，发现变压器内部存在高温过热故障，对铁芯进行绝缘电阻测量，阻值为0Ω。本文通过对万家寨水电站220kV大型油浸式变压器铁芯多点接地故障的处理，阐述了如何运用变压器油中溶解气体色谱分析、电气性能试验等方法，进行故障诊断和识别，并介绍设备故障的处理方法，供参考。

变压器；铁芯多点接地；故障处理

万家寨水电站2号主变压器，型号为SSP10-225000/220，容量225000kVA，额定电压242×(1±2.5%)/15.75kV,额定电流537/8248A,冷却方式为强油水冷，采用无载调压方式，由西安变压器厂制造，于1999年7月投运。其中2011年4月2号主变压器高压侧SF6气体绝缘开关B相发生接地故障，随后按照《电力设备预防性试验规程》(DL/T 596—2005)要求进行了一系列常规和专项试验，试验数据满足规程要求。

该变压器运行至2015年，在进行第一季度、第二季度油中溶解气体色谱分析时发现变压器内部存在高温过热故障 ，随后对铁芯进行绝缘电阻测量，阻值为0Ω。

1 故障分析

绝缘油要求具有良好的绝缘性、热传导性和抗氧化安定性才能保证变压器安全、稳定运行，因此，定期取样进行化验，了解油质在运行中的状态，才能实时掌握变压器运行工况和健康水平。通过水分测试，击穿电压、介质损耗因数、闪点等常规试验可量化检验出绝缘油的劣化程度，通过油中溶解气体色谱分析可判断出绝缘油劣化的原因，从而达到对器身内部各类故障进行预测、诊断并跟踪其发展趋势，防止恶性事故发生的目的。油中溶解气体色谱分析在变压器故障预知、故障诊断方面具有明显的作用。万家寨水电站2号主变压器加装了变压器油色谱在线监测系统，从原来的定期检测改进为实时状态监测。

1.1 油中溶解气体色谱分析

油中溶解气体色谱分析方法主要有特征气体组分法、产气速率法以及更为有效、精确的比值法，其循序渐进、相互影响。绝缘油色谱分析报告见表1、表2。

表1 2015年第一季度油色谱分析报告

表2 2015年第二季度油色谱分析报告

1.1.1 特征气体组分法

变压器内部故障主要分为过热故障和放电故障两种，利用特征气体组分法可对故障类型进行初判。变压器不同故障情况与特征气体的对应情况见表3。

表3 变压器油溶解气体组分与故障判断

变压器内部的绝缘材料主要为油、纸及纸板。绝缘油长期在电和热的作用下，逐渐劣化分解。试验表明：随着故障部位温度的不断升高，绝缘油裂解产生的特征烃类气体次序为：CH4、C2H6、C2H4、C2H2。当发热温度低于300℃时，绝缘油内部产生H2和低分子烃类气体，其中主要特征气体为CH4和C2H6。当过热温度在300～700℃时，C2H6气体易分解成C2H4和H2，且两种气体同时产生。此时主要特征气体为C2H4和CH4，次要气体组分为C2H6和H2。当热过温度高于700℃时，器身内部常伴随放电异常，C2H2逐渐成为主要特征气体，故障点温度越高，越容易生成C2H2气体，但其含量一般不大于C2H6的10%。此外，热故障还会产生大量的CO和CO2气体，两种气体长期积累，含量较多。

绝缘纸及纸板主要成分为纤维素，其裂解的有效温度高于105℃，完全裂解和碳化的有效温度高于300℃。纤维素热分解的气体组分主要为CO和CO2，同时温度与CO/CO2比值成正比。

由表1、表2可以看出，C2H2气体含量最少，C2H6和H2气体含量次之，CH4和C2H4气体含量大体相同，CO和CO2气体长期累积，含量最高。主要气体成分为CO、CO2、CH4、C2H4，次要气体成分为H2、C2H6，结合表3可初步判断变压器内部存在绝缘油老化以及油、纸严重过热故障，局部过热温度在300℃以上。

1.1.2 产气速率分析法

产气速率分为绝对产气速率和相对产气速率两种。绝对产气速率，即每运行日产生某种气体的平均值(注意值及计算值见表4)。相对产气速率，即每运行月某种气体含量增加占原有值的百分数的平均值。产气速率分析法能更直观地反映出故障的发展趋势和发展速度，当达到或超过注意值时，说明变压器内部故障发展较快，可提前帮助专业人员作出判断，防止故障迅速扩大无法控制。

表4 产气速率注意值和计算值

油中绝缘介质老化会产生气体，但速率是非常缓慢的。通常过热故障和放电故障的产气速率不同，过热故障相对较慢。过热故障与放电故障的特征气体增长速率也不相同，过热故障中 C2H4和CH4增长较快，放电故障中C2H2增长较快。分析表1、表2可知，C2H4增长了74%，CH4增长了32%，而C2H2本身含量就很低，较前次取样增长了16%，H2增长了17%。由表1、表2和表4可知，总烃的绝对产气速率未超过注意值，但C2H4和CH4增长仍较快，同时总烃的相对产气速率为11.08%，超过规程要求的10%。依据产气速率分析，可判断出近期变压器内部的过热故障发展较快。

1.1.3 三比值判断法

现今推广使用的主要是改良后的三比值法，数据统计故障判断准确率在80%以上。绝缘油内特征气体组分含量以及相对产气速率超过注意值，利用三比值法可更为准确地判断故障部位。按照表2计算得出K1：C2H2/C2H4=0.01为编码0；K2：CH4/H2=2.66为编码2；K3：C2H4/C2H6=3.43为编码2，参照表5进一步得出变压器故障类型为高温过热，具体故障有可能是分接开关接触不良、层间绝缘不良、铁芯多点接地引线夹件螺丝松动或接头焊接不良局部短路等(见表5)。

表5 故障性质判断

1.2 电气性能试验

针对上述故障实例，需进行针对性的电气性能试验。分接开关主要安装于高压绕组部位，接触不良时会导致绕组变比和直流电阻发生变化，对试验数据进行横比和纵比，可发现其是否存在异常。然后分析绕组可能存在的问题，即匝间短路、层间绝缘不良泄漏电流增大、局部涡流过热或接头处过热等，匝间短路会导致绕组直流电阻与变比值发生变化，绝缘不良、局部过热会导致泄漏电流和介质损耗增大。最后分析铁芯、夹件以及局部磁通形成回路过热的问题，铁芯、夹件都仅允许一点接地，可通过绝缘电阻试验进行验证。部分变压器钟罩与基础、钟罩与封闭母线、套管等存在漏磁现象，可导致局部过热，现场用红外测温仪进行整体测试，未发现局部过热点。表6中变压器铁芯绝缘电阻值为0Ω，可证实铁芯存在多点金属性接地故障，随后安排变压器停运进行器身内部检查处理。

表6 电气性能试验

2 故障处理

2.1 故障部位确定

对主变压器排油，专业人员进入人孔，用工业内窥镜进行各部位检查。重点检查铁芯和夹件肢板的接触情况，矽钢片是否有波浪鼓起，矽钢片是否有窜出，上下夹件与铁芯、铁芯柱与拉板、下铁轭与器身底部有无异物桥接短路等。在进行铁芯上铁轭夹件肢板部位排查时，发现有多处矽钢片窜出，部分已接触导通(见图1～图3)。

图1 铁芯上铁轭矽钢片窜出

图2 铁芯多点接地故障部位

图3 铁芯多点接地故障部位放大图

2.2 故障处理过程

现场使用吊钩、钢丝绳等对夹件进行悬挂保护，接着缓慢松开上夹件紧固螺栓，但不能完全脱开。然后用千斤顶将两侧夹件肢板横向撑开，用专用工具对上铁轭部位窜出的矽钢片进行复位整理，平整后沿内侧纵向垫入绝缘纸板，最后紧固夹件螺栓。同时对其余部位的铁芯和夹件肢板进行了垫板加固处理。处理过程见图4、图5。

图4 铁芯上夹件横向撑开

图5 上夹件铁芯矽钢片复位

2.3 故障处理效果

主变压器回罩、抽真空、注油静置后，电气性能试验和油色谱试验数据均满足规程要求，设备至今运行正常。

3 结 语

运行经验表明：铁芯接地故障已成为变压器频发性故障之一，它在变压器总事故中可占到30%～50%，列第三位，应引起足够重视。对于大型油浸式变压器内部存在的潜伏性故障，油中气体色谱分析方法具有比较高的灵敏度，能较早地发现并进行故障定位，结合各类检查和电气性能试验进行综合分析，可对故障部位作出准确判断，此次处理经验可供存在类似问题的电力企业参考。

[1] GB/T 573—2010 电力变压器检修导则[S].北京:中国电力出版社,2010.

[2] GB/T 14542—2005 运行变压器油维护管理导则[S].北京:中国标准出版社,2005.

[3] DL/T 417—2006 电力设备局部放电现场测量导则[S].北京:中国电力出版社,2006.

[4] GB 1094.3—2003 电力变压器 第3部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙[S].北京:中国质检出版社,2003.

DiagnosisandSolutionofIronCoreMultipointEarthingFaultsofOil-immersedTransformer

REN Zhongwei, WANG Xu, WANG Fuwen

(YellowRiverWanjiazhaiWaterMulti-purposeDamProjectCo.,Ltd.WanjiazhaiHydropowerStation,Xinzhou036412,China)

Wanjiazhai Hydropower Station 2# main transformer is operated till 2015. It is discovered that high temperature overheating faults are available in the transformer during gas dissolved in oil chromatographic analysis in the first quarter and the second quarter. The iron core insulation resistance is measured, and the resistance value is 0 Ω. In the paper, how to utilize transformer gas dissolved in oil chromatographic analysis, electric performance test and other methods for fault diagnosis and recognition is described through solving iron core multi-point earthing faults of Wanjiazhai Hydropower Station 220kV large oil-immersed transformer, and the equipment fault solutions are introduced as reference for you.

transformer; iron-core multi-point earthing; fault solution

10.16617/j.cnki.11-5543/TK.2017.011.007

TV73

B

1673-8241(2017)011-0024-05