基于色谱技术的500kV变压器内部放电故障分析及处理

魏栋+++李贞+++李斐

摘 要：文章通过油色谱试验技术发现某500kV变压器初次投运后的异常情况，通过累计一个月的色谱试验数据分析判定变压器发生了内部放电故障，结合超声波定位、局部放电等电气试验进行故障分析与定位，结合解体检查制定处理措施消除内部绝缘强度不够造成的运行期间放电故障。

关键词：变压器；内部放电；油色谱技术；乙炔；铁芯夹件

固体绝缘是保障变压器安全运行的重要因素之一，固体绝缘包括的内部绝缘件、纸绝缘等，固体绝缘缺陷最直接反应在色谱试验中乙炔数值的不断增加，该类缺陷可能造成变压器损坏甚至烧损的事故。

1 油色谱检测数据分析

某变电站500kV变压器，设备型号：ODFS13-250000/50，总油量70t，2011年10月生产，2012年8月29日投运。主变新投运后，按照国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》规定，分别在的第1、4、10、30天对变压器做油中溶解气体分析试验。8月30日的各项试验数据均正常。分析9月2日的试验数据发现，在三相本体油中都出现少于1μL/L乙炔。持续进行油化专业监测跟踪，到9月16日的绝缘油色谱试验发现三相本体中的乙炔量已为：A相：0.62μL/L；B相：0.15μL/L；C相：0.20μL/L，在投运半个月时间中乙炔数值显稳步增长趋势，该色谱变化趋势如图1、2、3所示。

图1 A相特征气体趋势图

图2 B相特征气体趋势

图3 C相特征气体趋势

从以上三图中得出以下结论：特征气体在A相有着显著的同步增长趋势，在B相趋势相对平缓，在C相中增长趋势更缓慢。通过改良三比值法计算编码为2/0/2-低能放电。进行变压器耐压试验，三相试验数据分别为：A相60.2kV，B相63.4kV，C相65.1kV；油中含水量试验数据分别为：A相4.3ppm，B相5.1ppm，C相6.4ppm均符合变压器油规程要求。结合变压器内部油量与以往绝缘油内部故障检查，该变压器内部应有绝缘间隙不足造成的悬浮放电情况。

2012年9月6日-15日，对主变进行了带电测试，测试结果如下：9月6日首先测试变压器铁芯接地电流，发现铁芯外引接地排卡取有电流泄漏：A相11.1mA，B相11.1mA，C相13.5mA（均小于规程规定值100mA）。9月12日又做该试验发现：A相11.0mA，B相11.1mA，C相11.5mA。其次，进行红外精确测温，未发现异常发热。通过超声波和脉冲电流联合检测发现在变压器油箱壁上用局部放电超声探测器发现其内部存在局部放电超声波信号并对放电位置定位，在变压器铁芯和夹件接地线上用宽频带电流互感器发现有脉冲电流信号。分析测试数据发现：用电测法发现A相在铁芯及夹件处都有放电信号，其值约为150×104PC左右。对A相用超声法定位，找到放电位置主要集中在高度约为250-600mm的低压线圈下部油枕侧夹件区域。图形如下：

图4 A相超声定位图形

图5 A相超声定位结构示意图

结合色谱试验数据分析，A相乙炔值稳定增长表明内部悬浮放电位置距离取样口位置（取样位置位于变压器底部宽侧距离铁芯夹件位置较远）有较大的距离，如距离较近由于气体在绝缘油中即时溶解度与内部温度影响，色谱数据中乙炔会呈现不规律变化，推断悬浮放电位置应为铁芯夹件处，与电气试验定位点基本吻合。

对B、C相的测试，只发现了电信号，没有放电点。而在A相中同时发现电信号和可疑声信号，铁芯与夹件位置出现相位相反、局放量相近的现象，表明放电发生在A相铁芯与夹件间。再考虑油化学试验数据，同样也能推断出悬浮电位可能导致该主变内部出现连续的火花放电。综合分析定位结果和变压器结构，初步推测在“铁心-夹件”之间的夹件磁屏蔽位置出现放电。接着9月12日在现场对A相变压器再次进行了“改变铁心电位状态下变压器局放与超声检测”进一步确认放电位置。结果发现当铁芯对地电压为223V时，变压器超声信号强度上升5-10dB，不断改变铁心接地状态，以上情况重复出现。这说明了放电位置就在“铁心-夹件间”。

2 故障原因分析

该组变压器在出厂前进行局部放电、感应耐压等交接试验，以及电气试验前后的色谱分析均无异常，而在投运后出现乙炔，可能是投运后主变在系统电压下发生持续低能放电，引起油中出现乙炔且呈缓慢增长态势。

结合此变压器内部结构分析，放电位置应在铁芯与夹件距离最短的间隙处（间距仅8mm），具体如图6-图7所示。

3 吊罩检查及处理措施

外观检查：变压器内部器身绝缘漆覆盖全面均匀，内部纸绝缘系统无明显变色发黑迹象，但底部绝缘油中有少量绝缘纸碎片，器身没有明显位移、窜动、变形迹象。内部磁分路检查中发现上部磁分路与夹件安装面处存在积炭痕迹，拆下下部磁分路发现有放电痕迹存在下部磁分路端部与铁芯处、下磁分路与下夹件处。检查磁分路厚度为14.3mm低于设计的20mm。根据厂内吊罩检查情况分析认为该缺陷产生的原因为磁分路与铁芯间距较小且无可靠绝缘保证措施，导致漏磁较大时磁分路与铁芯间发生放电。采取的措施：（1）增大磁分路与铁芯间的距离，采用变更磁分路长度的措施增大磁分路与夹件的间隙。（2）加强磁分路与铁芯间的绝缘，在磁分路表面采用绝缘纸板进行覆盖。采取上述措施后投运的主变至今各项色谱试验数据正常，设备运行稳定。

4 结束语

油色谱试验中乙炔对绝缘件内部放电尤为敏感，利用色谱技术能有效发现设备异常情况、监测及试验设定设备放电缺陷、吊罩检查并最终找到故障位置，避免了更严重的缺陷发生。该案例的分析表明油色谱试验的成熟与应用，对于掌握主变压器状态信息，及时发现变压器的故障隐患和设备运行安全至关重要。

参考文献

[1]谭志龙，等.电力用油（气）技术问答[M].中国电力出版社，2006：89.

[2]王晓莺，等. 变压器故障于监测[M].机械工业出版社，2004.3：51.

[3]董其国.电力变压器故障与诊断[M].中国电力出版社，2000：43.

作者简介：魏栋（1984，4-），男，河北平山人，本科学历，助理工程师，机电实用技术方向，现工作于河北省电力公司检修分公司。endprint

摘 要：文章通过油色谱试验技术发现某500kV变压器初次投运后的异常情况，通过累计一个月的色谱试验数据分析判定变压器发生了内部放电故障，结合超声波定位、局部放电等电气试验进行故障分析与定位，结合解体检查制定处理措施消除内部绝缘强度不够造成的运行期间放电故障。

关键词：变压器；内部放电；油色谱技术；乙炔；铁芯夹件

固体绝缘是保障变压器安全运行的重要因素之一，固体绝缘包括的内部绝缘件、纸绝缘等，固体绝缘缺陷最直接反应在色谱试验中乙炔数值的不断增加，该类缺陷可能造成变压器损坏甚至烧损的事故。

1 油色谱检测数据分析

某变电站500kV变压器，设备型号：ODFS13-250000/50，总油量70t，2011年10月生产，2012年8月29日投运。主变新投运后，按照国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》规定，分别在的第1、4、10、30天对变压器做油中溶解气体分析试验。8月30日的各项试验数据均正常。分析9月2日的试验数据发现，在三相本体油中都出现少于1μL/L乙炔。持续进行油化专业监测跟踪，到9月16日的绝缘油色谱试验发现三相本体中的乙炔量已为：A相：0.62μL/L；B相：0.15μL/L；C相：0.20μL/L，在投运半个月时间中乙炔数值显稳步增长趋势，该色谱变化趋势如图1、2、3所示。

图1 A相特征气体趋势图

图2 B相特征气体趋势

图3 C相特征气体趋势

从以上三图中得出以下结论：特征气体在A相有着显著的同步增长趋势，在B相趋势相对平缓，在C相中增长趋势更缓慢。通过改良三比值法计算编码为2/0/2-低能放电。进行变压器耐压试验，三相试验数据分别为：A相60.2kV，B相63.4kV，C相65.1kV；油中含水量试验数据分别为：A相4.3ppm，B相5.1ppm，C相6.4ppm均符合变压器油规程要求。结合变压器内部油量与以往绝缘油内部故障检查，该变压器内部应有绝缘间隙不足造成的悬浮放电情况。

2012年9月6日-15日，对主变进行了带电测试，测试结果如下：9月6日首先测试变压器铁芯接地电流，发现铁芯外引接地排卡取有电流泄漏：A相11.1mA，B相11.1mA，C相13.5mA（均小于规程规定值100mA）。9月12日又做该试验发现：A相11.0mA，B相11.1mA，C相11.5mA。其次，进行红外精确测温，未发现异常发热。通过超声波和脉冲电流联合检测发现在变压器油箱壁上用局部放电超声探测器发现其内部存在局部放电超声波信号并对放电位置定位，在变压器铁芯和夹件接地线上用宽频带电流互感器发现有脉冲电流信号。分析测试数据发现：用电测法发现A相在铁芯及夹件处都有放电信号，其值约为150×104PC左右。对A相用超声法定位，找到放电位置主要集中在高度约为250-600mm的低压线圈下部油枕侧夹件区域。图形如下：

图4 A相超声定位图形

图5 A相超声定位结构示意图

结合色谱试验数据分析，A相乙炔值稳定增长表明内部悬浮放电位置距离取样口位置（取样位置位于变压器底部宽侧距离铁芯夹件位置较远）有较大的距离，如距离较近由于气体在绝缘油中即时溶解度与内部温度影响，色谱数据中乙炔会呈现不规律变化，推断悬浮放电位置应为铁芯夹件处，与电气试验定位点基本吻合。

对B、C相的测试，只发现了电信号，没有放电点。而在A相中同时发现电信号和可疑声信号，铁芯与夹件位置出现相位相反、局放量相近的现象，表明放电发生在A相铁芯与夹件间。再考虑油化学试验数据，同样也能推断出悬浮电位可能导致该主变内部出现连续的火花放电。综合分析定位结果和变压器结构，初步推测在“铁心-夹件”之间的夹件磁屏蔽位置出现放电。接着9月12日在现场对A相变压器再次进行了“改变铁心电位状态下变压器局放与超声检测”进一步确认放电位置。结果发现当铁芯对地电压为223V时，变压器超声信号强度上升5-10dB，不断改变铁心接地状态，以上情况重复出现。这说明了放电位置就在“铁心-夹件间”。

2 故障原因分析

该组变压器在出厂前进行局部放电、感应耐压等交接试验，以及电气试验前后的色谱分析均无异常，而在投运后出现乙炔，可能是投运后主变在系统电压下发生持续低能放电，引起油中出现乙炔且呈缓慢增长态势。

结合此变压器内部结构分析，放电位置应在铁芯与夹件距离最短的间隙处（间距仅8mm），具体如图6-图7所示。

3 吊罩检查及处理措施

外观检查：变压器内部器身绝缘漆覆盖全面均匀，内部纸绝缘系统无明显变色发黑迹象，但底部绝缘油中有少量绝缘纸碎片，器身没有明显位移、窜动、变形迹象。内部磁分路检查中发现上部磁分路与夹件安装面处存在积炭痕迹，拆下下部磁分路发现有放电痕迹存在下部磁分路端部与铁芯处、下磁分路与下夹件处。检查磁分路厚度为14.3mm低于设计的20mm。根据厂内吊罩检查情况分析认为该缺陷产生的原因为磁分路与铁芯间距较小且无可靠绝缘保证措施，导致漏磁较大时磁分路与铁芯间发生放电。采取的措施：（1）增大磁分路与铁芯间的距离，采用变更磁分路长度的措施增大磁分路与夹件的间隙。（2）加强磁分路与铁芯间的绝缘，在磁分路表面采用绝缘纸板进行覆盖。采取上述措施后投运的主变至今各项色谱试验数据正常，设备运行稳定。

4 结束语

油色谱试验中乙炔对绝缘件内部放电尤为敏感，利用色谱技术能有效发现设备异常情况、监测及试验设定设备放电缺陷、吊罩检查并最终找到故障位置，避免了更严重的缺陷发生。该案例的分析表明油色谱试验的成熟与应用，对于掌握主变压器状态信息，及时发现变压器的故障隐患和设备运行安全至关重要。

参考文献

[1]谭志龙，等.电力用油（气）技术问答[M].中国电力出版社，2006：89.

[2]王晓莺，等. 变压器故障于监测[M].机械工业出版社，2004.3：51.

[3]董其国.电力变压器故障与诊断[M].中国电力出版社，2000：43.

作者简介：魏栋（1984，4-），男，河北平山人，本科学历，助理工程师，机电实用技术方向，现工作于河北省电力公司检修分公司。endprint

摘 要：文章通过油色谱试验技术发现某500kV变压器初次投运后的异常情况，通过累计一个月的色谱试验数据分析判定变压器发生了内部放电故障，结合超声波定位、局部放电等电气试验进行故障分析与定位，结合解体检查制定处理措施消除内部绝缘强度不够造成的运行期间放电故障。

关键词：变压器；内部放电；油色谱技术；乙炔；铁芯夹件

固体绝缘是保障变压器安全运行的重要因素之一，固体绝缘包括的内部绝缘件、纸绝缘等，固体绝缘缺陷最直接反应在色谱试验中乙炔数值的不断增加，该类缺陷可能造成变压器损坏甚至烧损的事故。

1 油色谱检测数据分析

某变电站500kV变压器，设备型号：ODFS13-250000/50，总油量70t，2011年10月生产，2012年8月29日投运。主变新投运后，按照国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》规定，分别在的第1、4、10、30天对变压器做油中溶解气体分析试验。8月30日的各项试验数据均正常。分析9月2日的试验数据发现，在三相本体油中都出现少于1μL/L乙炔。持续进行油化专业监测跟踪，到9月16日的绝缘油色谱试验发现三相本体中的乙炔量已为：A相：0.62μL/L；B相：0.15μL/L；C相：0.20μL/L，在投运半个月时间中乙炔数值显稳步增长趋势，该色谱变化趋势如图1、2、3所示。

图1 A相特征气体趋势图

图2 B相特征气体趋势

图3 C相特征气体趋势

从以上三图中得出以下结论：特征气体在A相有着显著的同步增长趋势，在B相趋势相对平缓，在C相中增长趋势更缓慢。通过改良三比值法计算编码为2/0/2-低能放电。进行变压器耐压试验，三相试验数据分别为：A相60.2kV，B相63.4kV，C相65.1kV；油中含水量试验数据分别为：A相4.3ppm，B相5.1ppm，C相6.4ppm均符合变压器油规程要求。结合变压器内部油量与以往绝缘油内部故障检查，该变压器内部应有绝缘间隙不足造成的悬浮放电情况。

2012年9月6日-15日，对主变进行了带电测试，测试结果如下：9月6日首先测试变压器铁芯接地电流，发现铁芯外引接地排卡取有电流泄漏：A相11.1mA，B相11.1mA，C相13.5mA（均小于规程规定值100mA）。9月12日又做该试验发现：A相11.0mA，B相11.1mA，C相11.5mA。其次，进行红外精确测温，未发现异常发热。通过超声波和脉冲电流联合检测发现在变压器油箱壁上用局部放电超声探测器发现其内部存在局部放电超声波信号并对放电位置定位，在变压器铁芯和夹件接地线上用宽频带电流互感器发现有脉冲电流信号。分析测试数据发现：用电测法发现A相在铁芯及夹件处都有放电信号，其值约为150×104PC左右。对A相用超声法定位，找到放电位置主要集中在高度约为250-600mm的低压线圈下部油枕侧夹件区域。图形如下：

图4 A相超声定位图形

图5 A相超声定位结构示意图

结合色谱试验数据分析，A相乙炔值稳定增长表明内部悬浮放电位置距离取样口位置（取样位置位于变压器底部宽侧距离铁芯夹件位置较远）有较大的距离，如距离较近由于气体在绝缘油中即时溶解度与内部温度影响，色谱数据中乙炔会呈现不规律变化，推断悬浮放电位置应为铁芯夹件处，与电气试验定位点基本吻合。

对B、C相的测试，只发现了电信号，没有放电点。而在A相中同时发现电信号和可疑声信号，铁芯与夹件位置出现相位相反、局放量相近的现象，表明放电发生在A相铁芯与夹件间。再考虑油化学试验数据，同样也能推断出悬浮电位可能导致该主变内部出现连续的火花放电。综合分析定位结果和变压器结构，初步推测在“铁心-夹件”之间的夹件磁屏蔽位置出现放电。接着9月12日在现场对A相变压器再次进行了“改变铁心电位状态下变压器局放与超声检测”进一步确认放电位置。结果发现当铁芯对地电压为223V时，变压器超声信号强度上升5-10dB，不断改变铁心接地状态，以上情况重复出现。这说明了放电位置就在“铁心-夹件间”。

2 故障原因分析

该组变压器在出厂前进行局部放电、感应耐压等交接试验，以及电气试验前后的色谱分析均无异常，而在投运后出现乙炔，可能是投运后主变在系统电压下发生持续低能放电，引起油中出现乙炔且呈缓慢增长态势。

结合此变压器内部结构分析，放电位置应在铁芯与夹件距离最短的间隙处（间距仅8mm），具体如图6-图7所示。

3 吊罩检查及处理措施

外观检查：变压器内部器身绝缘漆覆盖全面均匀，内部纸绝缘系统无明显变色发黑迹象，但底部绝缘油中有少量绝缘纸碎片，器身没有明显位移、窜动、变形迹象。内部磁分路检查中发现上部磁分路与夹件安装面处存在积炭痕迹，拆下下部磁分路发现有放电痕迹存在下部磁分路端部与铁芯处、下磁分路与下夹件处。检查磁分路厚度为14.3mm低于设计的20mm。根据厂内吊罩检查情况分析认为该缺陷产生的原因为磁分路与铁芯间距较小且无可靠绝缘保证措施，导致漏磁较大时磁分路与铁芯间发生放电。采取的措施：（1）增大磁分路与铁芯间的距离，采用变更磁分路长度的措施增大磁分路与夹件的间隙。（2）加强磁分路与铁芯间的绝缘，在磁分路表面采用绝缘纸板进行覆盖。采取上述措施后投运的主变至今各项色谱试验数据正常，设备运行稳定。

4 结束语

油色谱试验中乙炔对绝缘件内部放电尤为敏感，利用色谱技术能有效发现设备异常情况、监测及试验设定设备放电缺陷、吊罩检查并最终找到故障位置，避免了更严重的缺陷发生。该案例的分析表明油色谱试验的成熟与应用，对于掌握主变压器状态信息，及时发现变压器的故障隐患和设备运行安全至关重要。

参考文献

[1]谭志龙，等.电力用油（气）技术问答[M].中国电力出版社，2006：89.

[2]王晓莺，等. 变压器故障于监测[M].机械工业出版社，2004.3：51.

[3]董其国.电力变压器故障与诊断[M].中国电力出版社，2000：43.

作者简介：魏栋（1984，4-），男，河北平山人，本科学历，助理工程师，机电实用技术方向，现工作于河北省电力公司检修分公司。endprint