变压器本体及套管色谱异常分析及处理

姬海宏,李元斌

(华电电力科学研究院有限公司， 杭州 310030)

0 引 言

电力工业经过数年来的高速发展，电气设备种类和数量越来越多，随着运行时间的积累，设备故障情况复杂多变。变压器作为发电企业向外送电的关键设备，其内部故障未能早期发现及处理，特别是突发油中气体组分含量异常，通常易造成灾难性后果。套管是将变压器内部的高、低压引线引到油箱外部的出线装置，如变压器套管存在缺陷或发生故障，将直接危及变压器的安全运行及其发电或供电的可靠性[1-3]。

变压器油中气体组分含量分析技术(简称色谱分析技术)是建立在油中所含溶解气体类别与充油电气设备内部存在故障之间的对应关系的故障诊断方法，油色谱分析技术能灵敏地分析出充油电气设备存在的潜伏性故障，判断其发展趋势及危害程度。不同性质故障产生的气体组分和含量不同，同类性质的故障产生的气体量随故障的严重程度不同，油中气体组分含量在一定程度上能反映出变压器故障的性质，如绝缘老化或故障程度，即可作为变压器异常的特征量来诊断变压器的性质、严重程度，甚至故障部位[4-5]。

该文结合历年来系统内几个电厂的主变及套管色谱异常事件，从发现异常到故障处理整个过程，通过色谱故障分析法、电气试验及设备解体检查进行深入分析，为后续相关设备的安全运行提供借鉴。

1 几起变压器及套管色谱异常事件

1.1 事件1：主变套管变压器油中乙炔含量异常

2007年5月某电厂2号主变在投运后第一年的预防性试验时发现，220 kV B相套管变压器油中乙炔含量为1 300 μL/L,超标严重，相关色谱数据详见表1。该套管生产厂家为抚顺传奇套管有限公司，2005年出厂，出厂序号OT 606-01146。

B相套管在解体分析之前，对该套管做了介损、电容量、局放及油样测试。局放量在218 kV(出厂局放试验电压应为291 kV)时已达到30 pC，额定电压下的介损、局放试验均不合格。通过初步分析认为该套管存在内部电容屏击穿现象，返厂解体发现，在套管芯子距导管下端面400 mm处，有一烧焦的洞，从导电铜管起向外到约第22层铝箔(总共有53层铝箔)处，绝缘纸烧黑碳化最大处直径为15 mm，面积约2.0 cm2，其余部位未发现异常(见图1)。

图1 2号主变套管解体现场照片Fig.1 Site photo of bushing disassembly of No.2 main transformer

1.2 事件2：主变变压器油总烃异常

某厂220 kV 2号主变(型号为SFPSZ10-180000/220)系西安变压器有限公司的产品，2010年8月投入运行。2014年7月发现变压器油中总烃超标，并有少量乙炔，且总烃含量随负荷的增长而增加，色谱数据详见表2。实施限负荷运行，于2014年11月返厂检修。吊罩后进行变比、直流电阻、绝缘电阻测量均试验正常，经引线、铁芯以及相关表面部分检查没有发现能够引起色谱异常的原因，器身解体发现C相低压绕组内侧有2个S弯换位处绝缘炭化、导线表面烧损。此外，C相低压铁芯纸筒下沿附有炭化物。A、B相低压绕组及其他绕组未发现异常(见图2)。

图2 2号主变器身解体现场照片Fig.2 Site photo of body disassembly of No.2 main transformer

表2 2号主变色谱试验数据Table 2 Chromatographic test data of No.2 main transformer μL/L

1.3 事件3：主变跳闸故障

2018年9月6日下午，南方某厂出现强雷雨天气，13∶48 1号主变差动保护动作出中跳三侧开关，该主变系常州变压器厂生产的型号为SFSZ8-31500/110，2005年12月30日投入运行。事故发生后，对主变外观检查无异常，本体瓦斯继电器未见有明显的气体聚集。取主变油样进行色谱分析，发现油中含有乙炔(98.59×10-6),氢气、总烃等气体含量明显上升，初步判断为本体内部有电弧放电，色谱数据见表3。高压试验发现A相变比试验数据异常，绕组变形试验因无历史数据，仅从相间进行横向比较，发现高压绕组正常，中、低压曲线一致性较差，从而判断中、低绕组发生了变形，其他的试验项目测试结果正常。近5年来该主变因长期处于重、满载运行，而该厂地处小山头，且为雷区，投运13年来，35 kV、10 kV馈线近区短路事故时有发生(见图3)。

图3 1号主变器身解体现场照片Fig.3 Site photo of body disassembly of No.1 main transformer

表3 1号主变色谱试验数据Table 3 Chromatographic test data of No. 1 main variable μL/L

2 事故原因分析及措施

2.1 事件1分析及处理

常规电气试验(包括介损、电容量及绝缘电阻)对于发现套管内部放电性缺陷不灵敏，而油中溶解气体分析对于发现套管内部缺陷十分有效[6]。结合表1数据，根据DL/T 722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中规定，变压器套管变压器油中乙炔含量应小于2 μL/L，氢气含量应小于500 μL/L，总烃应小于150 μL/L。而该套管油色谱分析数据均超过该注意值，特征气体比值为C2H2/C2H4=2.55、CH4/H2=0.12、C2H4/C2H6=8.23，按照三比值编码为102，初步判断故障性质为电弧放电。

通过解体检查分析，该套管电容芯子在卷绕过程中带进异物，带电后该部位电场畸变，在运行电压的长期作用下，产生局部放电导致绝缘逐渐劣化，将绝缘纸逐层击穿，同时故障逐渐由异物处径向扩展，向内到达导电铜管。若此次预防性试验未能及时进行，故障点继续扩展，到达一定程度后将会发生贯穿性放电，引起套管爆炸，主变事故。针对上述分析排查结果采取相应措施：对于乙炔严重超标的B相套管，现场进行更换；对于其余4只油中含有0.2～0.5 μL/L乙炔的套管，通过分析判断认为这4只套管的乙炔含量为痕量级，不影响套管的使用。通过对这些套管加强跟踪，每半年应取油样进行色谱分析，如乙炔含量有增长的趋势，必须进行更换；其次，为防止同批套管发生故障损坏，系统内发电企业如有使用抚顺传奇套管有限公司(原名为抚顺雷诺尔套管有限公司)生产的套管，应进行一次油色谱检测，若气体含量异常，应及时与制造厂联系，确认故障原因，及时更换等处理。

2.2 事件2分析及处理

结合运行例行变压器油试验发现油色谱数据超标，从表2数据可知，该变压器油中总烃超注意值，且含有少量乙炔，按照三比值编码为120，初步判断故障性质为电弧放电兼过热，疑似设备内部相圈匝间、层间放电故障。通过解体检查结合色谱分析推断C相低压绕组在制造过程中，个别S弯换位处导线绝缘存在不易被发现的轻微破损，此缺陷在运行中逐渐恶化，最终导致并联导线线间短路。由此提出更换三相低压绕组，且导线采用半硬铜材料(σ0.2>120 N/mm2)，在S弯换位处加强绝缘保护措施，并采用新型绝缘材料，增加垫条，减小S弯换位“刀口”使其过渡平缓等有效措施。

2.3 事件3原因分析

主变雷击跳闸后，油中色谱数据异常，从表3数据可知，该变压器油中总烃超标，且乙炔含量较高，按照三比值编码为102，初步判断故障性质为电弧放电，疑似设备内部相圈匝间、层间放电故障。

通过设计图纸发现该三绕组变压器中压绕组设有调压开关时，其调压绕组不是独立的，而是与中压绕组放置在一起，调压开关引出线在中、低压绕组之间穿出后引到无载分接开关。该结构容易引起中压绕组在受到雷电冲击时电压分布不均衡，从而导致变压器雷击损坏。此外，该结构也容易引起安匝不平衡，导致抗短路能力不足。在投运后的13年期间，发生了多次中、低压侧的短路冲击，绕组不断发生变形，由于累积效应，中压绕组变形越来越严重，其后果是绕组匝间中部凸轮状变形，垫块脱落，导线松垮下垂，局部区域匝间的绝缘距离越来越小，甚至紧挨在一起，最后在雷击引起外部短路的冲击下，绝缘破损，匝间绝缘击穿放电，保护动作。因此，该事故的根本原因是变压器抗短路能力差，在频繁的短路冲击下发生了绕组变形，诱发因素是雷击引起的外部短路。

3 结 语

1)应重视油色谱分析对于变压器及套管前期故障预警作用，针对设备出厂存在的质量缺陷、设计缺陷及高负荷运行状况，加强油色谱分析检测非常重要。分析的几起事件是通过色谱数据异常发现设备缺陷或事故原因。

2)应重视主设备出厂监造，对生产过程的制造工艺、设计方案、出厂试验方案进行严格审查和监督，以免该设备质量带来安全隐患。任何工艺程序的放松都可能造成产品质量缺陷。