500 kV变压器绝缘材料综合检测与应用

霍亚俊，冯 霆，宇文龙

（国网晋中供电公司，山西 榆次 030600）

0 引言

电力变压器是电力系统中的一个重要设备，它的健康安全对电网的稳定影响起着十分重要的作用。目前，我国在电力变压器制造水平上有了长足的进步，但是近年来变压器故障频繁发生，给电力行业和社会造成重大损失。当变压器内部存在过热、放电等故障时，除了使绝缘材料分解产生气体外，还会伴有其他电气、物理和化学性能的变化。变压器油中溶解气体分析是分析诊断变压器内部故障最有效的手段之一，当通过油中溶解气体发现变压器可能有故障时，要结合其他试验手段包括高压试验、化学试验、材料分析等进行综合分析诊断[1-2]。

1 某变压器历年运行简介

某发电公司500 kV主变压器为单相变，单相额定容量为210 MVA，变压器为高低2个绕组，高压额定电压低压额定电压20 kV，该变压器1991年11月开始投入运行。

该变压器A相在2001年7月进行油中溶解气体分析，开始发现部分特征气体有较快增长趋势，乙炔达到1.7 ppm，乙烯含量没有增长，利用停电机会，进行了例行试验，主要包括直流电阻、介质损耗等，未发现异常。之后，一直跟踪分析该变压器油中溶解气体的增长情况。2001年至2012年7月，油中特征气体乙炔含量一直稳定在2～5 ppm之间，其他特征气体也未见有大幅度的增长趋势。2012年8月对该变压器进行油中溶解气体分析时发现乙炔含量增长快，达到15.8 ppm，历年来变压器油中溶解气体含量见表1。

2 变压器故障诊断分析

2.1 变压器油中溶解气体分析

a） 从变压器油中总烃月相对增长速率来看，由于在2012年8月份前后油中特征气体变化较明显，2012年6月到8月的油中特征气体增长较快，依据试验判断标准[3]，认为变压器可能存在异常，应通过其他检测手段判断异常部位。

表1 变压器历年油中溶解气体含量 ppm

b）根据导则推荐的三比值法[4]，计算编码为“200”，再结合特征气体，判断变压器内部发生低能量放电。依据历年油特征气体数据，由于特征气体不是连续增长，分析认为缺陷属于间歇性的低能量放电。2012年8月份之前乙炔、氢气、乙烯等特征气体含量比较稳定，变压器运行情况正常。之后取油通过检测发现总烃、乙炔、氢气等有明显地增长，诊断变压器可能发生了间歇性的放电故障。

2.2 高压试验诊断

通过对该变压器进行了包括绝缘电阻、直流电阻、绕组介质损耗、绕组变形、局部放电等诊断性试验[5-6]，结果，除了局部放电试验外，其他试验均未发现异常。变压器局部放电试验接线如图1所示[7]。

图1 变压器局部放电试验接线图

进行变压器感应耐压监测局部放电试验，从变压器的低压侧升压，高压侧感应，当高压侧试验电压升到时，局放量约450 pC，此时密切监视局放量，当高压侧继续升高至已检测到明显的局部放电信号，高压端放电量达2 000 pC。5 min后电压继续升到放电量已达到约5 600 pC，局部放电图谱表明变压器内部存在放电，同时进行了超声波定位，经过多次挪动超声传感器位置[8-11]，发现在高压出线端底部附近检测到明显的放电信号，如图2所示。

图2 变压器超声局放测试图谱

变压器油中不定期产生乙炔等特征气体，考虑到问题的严重性再加上升压站现场解体环境条件恶劣，决定返厂解体检查，根据高压试验情况重点检查变压器的高压引线连接处、均压球等高压出线装置附近的部位。

3 变压器解体检查

在变压器厂进行解体检查，除了高压出线装置内部外，其他部位未发现异常。高压出线装置内检时发现支撑均压管的2个垫块移位导致绝缘筒变形，如图3所示。在垫块散落对应的波纹盘有约长12 cm、宽5 cm的黑色痕迹。此外，波纹盘表面有较多的黑色条纹，绝缘支撑垫块未发现有明显的放电痕迹。

图3 高压出线装置内部情况

为进一步确定波纹盘上的黑迹成分，取样进行了成分检测。测试结果如表2所示。

表2 波纹盘上的绝缘纸样测试结果

测试结果分析如下。

a）聚合度被作为一种最能客观反应绝缘老化程度的特征量，新绝缘纸的平均聚合度为1 000，模拟试验表明[12]，当绝缘纸的聚合度降至300时，机械强度和电气性能已基本丧失。

b）样品的灰分含量较高，说明该绝缘材料已存在部分杂质。

c）从样品的水抽出物pH值看，绝缘油已经在局放电场作用下严重酸化。样品的水抽出物电导率数值反映了绝缘材料表面电泳过高，这也是绝缘材料易形成局部放电的一个因素。通过样品检测分析，波纹盘上的黑迹由于放电产生的，高压出线装置绝缘性能已严重下降。结合前面试验情况，重点怀疑乙炔等特征气体的增长是由高压出线装置引起。为进一步确认是否是由高压出线装置引起特征气体的增长，对高压出线装置进行更换，并进行感应耐压监测局部放电试验的比对分析。

4 处理后的变压器试验对比分析

变压器更换了新的高压出线装置后，在厂内进行了出厂试验，试验均合格。重点开展了变压器感应耐压试验监测局部放电试验。

出线装置更换前后（表中简称更换后） 的局部放电试验结果如表3所示。

表3 出线装置更换前后的局部放电试验情况

通过高压出线装置更换前后的变压器感应耐压监测局部放电试验的比对分析，确认高压出线装置是产生局部放电的原因，说明乙炔等特征气体是由高压出线装置所致。

已进行处理的变压器投运后3 a多，该变压器运行正常，油中未发现特征气体有增长趋势。

高压绝缘出线装置产生乙炔，是均压管内部垫块移位引起该区域绝缘长期电场畸变。据了解，该公司曾在2012年8月对开关进行了倒闸操作，引起操作过电压诱发了均压管对波纹盘的放电，导致波纹盘表面烧损，并在油中产生乙炔。当操作过电压消失后，放电也立即停止，乙炔含量趋于稳定，但由于出线装置部分区域电场长期畸变，进一步加速了绝缘件的老化。

5 结论

a）变压器绝缘材料故障诊断中，需要综合利用化学、材料、电气等试验进行诊断，这些方法相互验证相互补充。通过油中溶解气体初步发现变压器内部可能有故障，通过电气试验可以进一步验证并进行故障定位，变压器解体时进行绝缘材料分析，这些检测手段是变压器故障诊断、定位的基础。

b）超声波局部放电试验定位在国内外都进行了大量的研究，实际上当放电部分发生在变压器内部时超声波定位的确有一定困难，主要由于放电源产生的超声信号在油、绕组、纸板、铁芯等材料的传播途径复杂、衰减程度不一，造成故障部位准确定位难，所幸该变压器放电源发生在高压出线装置内部，超声信号传播路径相对简单，定位也相对容易。

c）变压器绝缘材料局部放电也会加速绝缘老化，目前国内外针对局部放电在线监测变压器的绝缘老化做了一些研究，实际上针对这种方法很多关键性问题需要研究，包括在线监测局部放电的噪声信号抑制，多个部位放电时的信号分离和识别等。因此采用局部放电监测对变压器进行绝缘老化诊断还应深入地研究局部放电的现场去噪技术、混合放电源的分离技术以及特征提取和诊断方法等。