让胡路变电站220 kV 1号变压器故障分析与处理

蔡 南

(国网黑龙江省电力有限公司大庆供电公司，黑龙江 大庆 163458)

0 引 言

国网让胡路变电站220 kV 1号变压器(以下简称1号变)自投入运行后油中溶解气体持续增长，1号变型号为SFPSZ9-180000/220，序号为 200708，接线组别为YNyn0yn0d11，冷却方式为强油风冷，油重为51.4 t，出厂日期为2001年6月，投运日期为2001年11月1日。

脱气处理的主要目的是减小油中溶解气体体积分数，油中溶解气体体积分数过高会导致分散性大，不便于监测监督；分组停运潜油泵的目的是对由潜油泵等附件故障引起的变压器油中溶解气体体积分数增大的外部因素进行排查。2006年6月18日，对1号变进行了大修，吊罩大修过程中未查到故障点(同时对绝缘油进行脱气)。大修后1号变油中溶解气体体积分数继续缓慢增长，故障点未消除。从2013年5月27日对1号变进行再次脱气后到2018年6月5日，油中溶解气体总烃体积分数从77.1 μL/L增长到1 579.3 μL/L，色谱跟踪达500次左右，决定将1号变返厂进行工厂化检修。

1 第一阶段故障分析查找

2002年5月24日至2013年5月27日，对1号变先后进行了4次脱气、1次大修、1次有载分接开关换油处理、1次分组停运潜油泵，详见表1，表中C1+C2代表溶解气体总烃体积分数。

表1 1号变压器故障查找处理前后油中溶解气体总烃

2001年7月29日1号变交接时油中溶解气体总烃体积分数为0.9 μL/L，2001年11月7日体积分数为547.5 μL/L，交接到投运期间气体体积分数增加原因不详。2001年11月7日到2002年4月25日，油中溶解气体总烃体积分数从547.5 μL/L增长到718.5 μL/L，对1号变进行了第1次脱气，数据详见表2。

表2 2001—2006变压器油中溶解气体体积分数

1.1 故障类型分析判断

采用特征气体法来判断变压器是否存在故障，2002年4月25日 1号变油中溶解气体中各种气体体积分数如下所述：氢气(H2)为162.8 μL/L、一氧化碳(CO)为96.4 μL/L 、二氧化碳(CO2)为291.7 μL/L、甲烷(CH4)为320.9 μL/L、乙烷(C2H6)为62.2 μL/L、乙烯(C2H4)为335.4 μL/L、乙炔(C2H2)为0 μL/L。总烃体积分数为718.5 μL/L，大于注意值150 μL/L，可判断1号变存在故障。 特征气体主要组分为CH4、C2H4次要组分为H2、C2H6。

通过三比值编码判断变压器故障类型，根据2002年4月25日1号变油中溶解气体的总烃体积分数计算出三比值，其编码为022，如表3所示。

表3 三比值编码

根据DL/T 722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[1]判断，特征气体主要组分为CH4、C2H4，次要组分为H2、C2H6；从《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中的故障类型判断方法查出三比值编码为022的故障是700 ℃高温过热性故障。根据以上分析可判断故障类型为过热性故障，与1号变色谱在线监测的数据分析结果相一致[2]。

1.2 故障发展趋势

根据2001年11月23日与2002年4月25日的变压器油中溶解气体的绝对和相对产气速率结果可以判断出变压器故障发展趋势(数据见表2)。

总烃的绝对产气速率为

ra=(Ci2-Ci1)/Δt×(m/ρ)=(718.5-633.3)/(30×5.0) ×(51.4/0.87)≈33.56 mL/日

总烃的相对产气速率为

rr=(Ci2-Ci1)/(Ci1Δt′)=(718.5-633.3) /(633.3×5.0) ×100%≈2.7% mL/月

式中：ra为绝对产气速率，mL/日；Ci1、Ci2为第1、2次取样测得油中某气体体积分数，μL/L；Δt为2次取样时间间隔中的实际运行时间，日；rr为相对产气速率，mL/月；Δt′为2次取样时间间隔中的实际运行时间，月；m为设备总油量，t；ρ为油的密度，取0.87 t/m3。

从计算结果可见，总烃的绝对产气速率为33.56 mL/日，大于注意值12 mL/日；总烃的相对产气速率为2.7%mL/月，小于注意值10%mL/月。结果表明 1号变存在潜伏性故障，且故障在持续发展。

1.3 故障点查找

1号变的绕组直流电阻不平衡度在正常范围内，运行时铁芯接地电流数值稳定在60～70 mA，其他高压各项试验数据均合格。5年多的色谱跟踪数据表明，变压器油中溶解气体体积分数的增长与取样部位、主变运行温度、负荷、季节等相关性不大。2006年6月决定对1号变进行大修，吊罩查找故障点，大修时邀请生产厂家总工、省公司生产部及电科院专家到现场共同分析检查故障点。吊罩后仔细检查了线圈、铁芯、穿缆引线、垫木、夹件，没有绝缘损坏及过热痕迹；可见油道等部位没有发现油垢、油泥；油箱底部沉有少量硅胶碎末和一些微小杂质，均未查找到故障点。大修过程中线圈、油道两侧有铁芯过热现象，对铁芯下部、油箱底部进行了冲洗，扣罩回油后对绝缘油进行脱气处理，化验、高压试验合格后将1号变投入运行。

2 第二阶段故障点查找及处理

2.1 排查潜油泵附件故障

在2011年12月28日至2012年5月3日冬季变压器温升低的时间段，将1号至5号潜油泵分别停运以进行变压器油中溶解气体体积分数跟踪试验。初期采用2台不同的色谱机进行试验(新代表新色谱机试验、旧代表旧色谱机试验)，根据故障点查找程序由附件向主件的经验，来排查引起变压器油中溶解气体体积分数增长的外部因素是否是潜油泵故障[3]。表4为分组停运潜油泵时变压器油中溶解气体体积分数，从表4可以看出，停运不同潜油泵时油中溶解气体体积分数增长趋势没有大的变化。

2.2 工厂化检修

在2006年6月大修后，于2011年9月27日、2013年5月27日进行了第3次、第4次脱气，截至2018年6月5日，变压器油中溶解气体体积分数为1579.3μL/L(数据见表5)，绝对产气速率由33.56mL/日增大至50mL/日，相对产气速率由2.7%mL/月增大至9.3%mL/月。三比值编码为021，表明故障点发展在加快，由大于700℃高温过热转为300～700℃中温过热，过热面积增大。1号变运行已达17年，故障点还未找到，决定将其返厂进行工厂化检修。

表4 分组停运潜油泵后变压器油中溶解气体体积分数

表5 2013—2018变压器油中溶解气体体积分数

从表5可以看出，变压器油中溶解气体体积分数不随负荷变化而明显变化，C2H2为0，而且C2H4/ C2H6= 571.0/355.4≈1.6，比值较小，在6以下，因此磁路故障可能性较大[4]。依据测量的铁芯接地电流值正常，可排除铁芯多点接地故障，但是不能排除铁芯片间短路故障。初步判断变压器故障点可能出现的几个部位，拟在变压器吊罩后进行以下8个项目的逐项排查：

1)有载分接开关端子有无松动或过热痕迹；

2)引线等金属螺丝的接地情况；

3)铁芯接地引出线是否过长或有无接触上铁轭；

4)每组油箱磁屏蔽的接地情况及磁屏蔽是否有片间短路；

5)引线与套管底部有无过热痕迹；

6)油箱内部是否有过热痕迹；

7)铁芯片间绝缘及油道间绝缘检查；

8)铁芯下部垫脚的检查。

2.3 故障排查及处理

现场检查结果表明，第1-6项检查项目合格，并无异常情况，而在检查第7项时发现铁芯油道间绝缘异常。打开铁芯3个油道在上铁轭的级间短路片，面向旁轭最左侧油道，测量油道两侧的绝缘电阻，发现阻值为2.5 Ω，其他油道阻值均在1 000 kΩ以上。初步判断油道内存在异物是造成运行中油道两侧的铁芯片间短路的原因，通过电阻值的对比，初步判断短路点靠近B、C相侧。由于故障位置无法直接观察到，采取器身挑包操作，挑包后对铁芯油道进行吹风操作，效果不明显，试验人员采用电容冲击法对变压器油道间进行冲击[5]，经过多次冲击后，铁芯油道两侧级间电阻上升到1 000 kΩ以上。

在检查第8项时，发现在铁芯下部垫脚处过热变色情况，如图1所示，也符合油道两侧局部过热现象。由于变压器铁芯垫脚较矮，杂质、积水等异物容易在变压器箱体底部沉积，导致变压器铁芯线圈散热不好造成局部过热。在这次检修过程中，对绝缘件进行了更换，对垫脚底部进行了打磨、加高，保证垫脚与下节油箱可靠接触，增加了箱体底部油道空间。

图1 铁芯下部垫脚处过热变色

3 结 语

针对让胡路变电站220 kV 1号变压器油中溶解气体持续增长问题,通过分析计算判断变压器存在过热性故障。经工厂化检修确认变压器故障是由两方面导致的，一是油道内存在异物造成的铁芯油道两侧相邻硅钢片的片间短路过热，二是变压器铁芯垫脚较矮导致的油流不畅过热。对上述故障进行相应修复处理后，变压器各项试验数据符合出厂条件，满足变压器安全运行工艺要求。