基于故障模型的大型变压器故障综合诊断方法与应用

韩志远，王广健，张晓静，周艳，付克俭

(1.内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司，呼和浩特 010206； 2.北京中天兰清环境科技有限公司，北京 100010)

0 引言

大型变压器是现代发供电企业最重要的设备之一，变压器一旦发生故障轻者影响发电厂、变电站的安全稳定运行，重者则会造成重大的设备损坏，或造成不可挽回的损失。因此，判断变压器内部是否存在潜伏性故障和故障发展趋势尤为重要。而油中溶解气体分析数据不仅提供了变压器运行的正常信息，而且间接反映了引起变压器故障的原因[1]，变压器油中溶解的气体成分、含量及其变化是变压器运行状态评价和变压器故障诊断技术的主要依据，是监测变压器内部潜伏性故障及故障发展变化的重要依据。国际电工委员会(IEC)规定的三比值法是目前广泛用于变压器故障诊断的一种简单有效方法。该方法非常实用且故障诊断准确率较高，但由于变压器故障本身分类就存在一定的模糊性，每一组特征气体三比值编码与变压器故障类型之间对应也具有不确定性，三比值并没有全部包括和反映变压器内部故障的各种状态，因此需要结合其他判断方式形成故障稳定的对应关系，从而更全面清楚地反映变压器故障。另外，因为判断变压器故障发展趋势的主要依据是油中溶解特征气体的产气速率及其变化，据此及变压器运行和故障实际经验总结了变压器故障诊断模型。运用三比值法和故障诊断模型综合分析，基本可以判断变压器故障及其发展趋势。某发电厂#5机组主变压器(以下简称主变)C相故障判断实例证明其可靠性较高。

1 三比值和故障模型综合分析变压器故障原理

在判断变压器是否存在故障以及故障的严重程度时，不仅要判断这些油中溶解气体含量和产气速率的注意值，同时应根据气体含量的绝对值、增长速率以及变压器的运行情况、类型结构、运行环境等因素进行综合分析并判断。

1.1 变压器油中特征气体

变压器在运行正常时，其本身的绝缘油及固体绝缘材料在电或热作用下，会逐渐老化并受热发生分解，此过程会缓慢地产生并释放出少量的氢和低分子烃类气体，即反映变压器内部发生变化的特征气体，如CH4，C2H6，C2H4，C2H2等；另外，变压器绝缘油受氧化还会生成少量的CO和CO2。最重要的是，当变压器内部存在潜伏性的局部过热或放电故障时，在此状态下绝缘油和固体绝缘材料的分解速度会显著增强。不同的故障类型产生的气体则不相同，而且变压器故障程度不同时油中产生气体的成分和气体含量也不相同，这也是特征气体成分、含量及其变化可以作为判断其故障性质和严重程度主要依据的原因。

1.2 三比值原理及变压器故障判断

国内外专家通过大量的变压器故障研究认为，变压器故障判断不仅要依据油中特征气体的含量，更重要的是依据特征气体的相对含量。有关研究表明[2]，故障温度点升高时油中特征气体会按照CH4→C2H6→C2H4→C2H2的顺序转变，根据包括H2在内的上述气体的互相依存关系，选取2种溶解度以及扩散系数相接近的气体组成的三对比值，即根据C2H2/C2H4，CH4/H2，C2H4/C2H6给予不同的编码值，按照三比值不同的结果对应的故障类型可以判断变压器故障[3]。三比值原理故障类型判断方法见表1。

表1 三比值判断故障类型方法

表2 变压器故障诊断模型

1.3 特征气体的产气速率

仅根据特征气体分析结果的绝对值对故障的严重性做出判断往往是不准确的，在关注产气绝对值的同时必须关注故障点的产气速率，因为产气速率才能反映变压器内部故障的发展趋势。产气速率与故障消耗能量多少、故障发生部位、故障点的温度等密切相关。变压器故障一般会以低能量的潜伏性故障开始，随着故障的发展，故障点可能慢慢会由低能量故障变成高能量故障，此时产气速率会有明显变化，绝对产气速率计算公式为

式中：γa为绝对产气速率， mL/d；Ci2为第2次取样测得油中某气体浓度，μL/L；Ci1为第1次取样测得油中某气体浓度，μL/L；Δt为两次取样时间间隔中的实际运行时间，d；m为设备总油量，t；ρ为油的密度，t/m3。

1.4 故障诊断模型判断变压器故障

变压器在实际运行中发生故障时，故障现象和特征气体(含量和产气速率)之间存在某种对应关系，依据这种特定关系总结并建立了故障模型[4]，可作为判断依据之一，变压器故障诊断模型见表2。

1.5 变压器故障时处理模式

对于已判断出有潜伏性故障的变压器，应按不同的故障类型参照如下方法进行处理。

(1)变压器内部存在高能放电故障时，需要立即将变压器停运并安排检修，因为高能量故障产气量大，产气剧烈，需要尽快协调调度安排停运进行检查处理。特殊原因不能停运检查时，也必须缩短变压器油色谱分析周期(如每周1次直至每天1次)，连续跟踪分析以便监测变压器故障发展趋势，做好随时采取必要措施的准备，以免造成变压器进一步损坏。

(2)变压器内部存在低能量放电故障时，要根据变压器故障的发展情况，再按照机组及电网的负荷情况确定变压器停运检修时间，如果电网调度和机组运行情况允许即可安排停运检修。

表4 #5机组主变C相油色谱分析结果 μL/L

(3)变压器内部存在过热性质故障时，应依据变压器电压等级、故障的严重程度，以及故障发展变化和油中气体的饱和程度具体确定停运检修时间。对于变压器电压等级在500 kV及以上的，只要总烃含量达到注意值的2倍，条件允许就可以停运进行内部检查。这是因为，500 kV及以上电压等级的变压器内部电场强度非常高，发生故障时气体含量大，产气剧烈，油中也可能产生自由气泡，有被击穿的可能性，因此决不能以溶解气体是否达到饱和来确定检修时间。

2 实例应用

2.1 机组及主变规范

该厂#5 600 MW燃煤机组锅炉为东方锅炉厂制造的亚临界、自然循环、前后墙对冲燃烧、全钢构架∏型汽包炉；汽轮机为东方汽轮机厂制造的直接空冷凝汽式汽轮机；发电机为三相隐极式同步交流发电机。主变分为A，B，C三相，技术规范见表3。

表3 主变技术规范

2.2 #5机组主变C相故障过程

#5机组主变于2005年9月投运，变压器油色谱按DL/T 722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[5]要求每季度进行1次检测，均未见异常，直到2015年6月变压器运行中常规色谱分析时发现主变C相有微量乙炔0.2 μL/L，并且乙炔的绝对产气速率3.5 mL/d超过注意值(乙炔绝对产气速率注意值为0.2 mL/d)。变压器油色谱跟踪分析3个月后检测结果表明，乙炔并未发现明显上升，但为了掌握变压器油中乙炔含量的变化情况，色谱检测周期由3个月1次缩短为每月1次，但8月油色谱检测时发现油中特征气体氢气、乙炔、总烃又异常升高——8月7日色谱分析结果显示氢气、乙炔、总烃分别为221.0，2.9，760.0 μL/L，均超过注意值(注意值为150.0，1.0，150.0 μL/L)。#5机组主变C相色谱分析数据见表4。

由表4中分析结果可以看出：(1)C2H2超标大约是注意值的3倍；(2)氢含量超过注意值且增长速率特别快；(3)总烃含量超过注意值5倍也上涨特别快。首先按照DL/T 722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[5]中的三比值计算方法，即C2H2/C2H4，CH4/H2，C2H4/C2H6的比值可计算出三比值编码为022，三比值计算结果见表5。

表5 #5机组主变C相色谱数据三比值计算结果 μL/L

根据表1可以判断该故障类型为高温过热(高于700 ℃)，参照表2变压器故障诊断模型，其满足第4项即故障发展迅速，应立即采取必要的措施，最好进行内部检查。因此，结合油中溶解气体的特征三比值编码和故障模型综合分析研判，基本可以确定变压器有严重故障，在这种情况下即使油中气体仍没有达到饱和，也应该对变压器进行停运检修，以免继续运行对变压器造成损坏或酿成更大事故，于是立即申请停运该变压器并进行内部检查和处理。

根据表4中2015年8月7日和7月9日色谱分析结果计算的总烃绝对产气速率

916.0(mL/d) ，

因此，总烃的绝对产气速率远远大于注意值(总烃产气速率注意值为12 mL/d)，根据产气速率对照表2的故障模型可以判断变压器内部存在故障。若不及时采取相应的处理措施，可能会发展成较严重的高能量故障。

表6 #5机组主变C相重新投运后色谱分析结果 μL/L

综合以上各种条件和参考依据，确定#5机组主变C相内部可能存在比较严重的故障， 2015年8月20日向电网调度申请停运#5机组并安排吊罩检修#5机组主变C相。

2.3 #5机组主变C相故障检查结果及处理

2.3.1#5机组主变C相故障检查

2015年8月20日，#5机组停运后立即安排进行#5机组主变C相吊外罩检查，通过检查发现放电点为变压器本体南侧沿东至西第9到11个螺丝之间，低压南侧大箱沿密封垫挡铁也有明显放电点，放电点长度约100 mm，检查铁芯垫脚、压板、拉带、低压引线等螺栓无松动和放电痕迹，铁心外表无异常。检查高低压绕组、中性点、铁芯接地引线无异常，无载分接开关无异常。#5机组主变C相吊罩时检查图片如图1和图2所示。

图1 #5机组主变C相上箱沿放电点

图2 #5机组主变C相下箱沿放电点

2.3.2#5机组主变C相故障处理

在#5机组主变C相距东侧箱沿1 030 mm处，对放电点进行了打磨处理，打磨深度约2 mm。处理掉表面油漆并将固定变压器下夹件与侧梁的固定螺帽更换为不锈钢螺帽，至此已将变压器内部存在的故障处理完毕，处理后的变压器放电点如图3和图4所示。

图3 处理后的 #5机组主变C相上箱沿放电点

图4 处理后的 #5机组主变C相下箱沿放电点

2.3.3#5机组主变C相故障实际原因与运行数据分析[6]

经#5机组主变C相吊罩检查发现，变压器下夹件与侧梁的固定螺帽有12只(共16只)存在不同程度的过热痕迹，原因为：(1)下夹件与侧梁的螺帽并合处有油漆导致螺帽处接触不良，而#5机组主变C相漏磁较大，因此下夹件和侧梁构成的回路有较大电流流过，致使螺帽接触处局部发热，形成较高温度；(2)变压器低压侧设计不合理，距离主变下箱沿较近造成强磁场也造成变压器大沿箱过热。

8月26日，#5机组主变C相在真空状态下注油并进行了热油循环。8月27—30日，变压器进行静电释放，随后完成电气二次保护线接引以及保护传动和变压器相关试验。滤油油质合格后，9月15日安排了#5机组启动。目前，该变压器运行稳定油色谱按正常周期监侧且色谱数据正常稳定，#5机组主变C相检修完毕重新投运后色谱分析结果见表6。

续表

3 结论与建议

(1)采用变压器油色谱特征气体故障模型，并结合三比值法基本可以确定变压器故障。通过实例验证了本文所提出方法，准确判断了#5机组主变C相的严重故障，及时停运避免了变压器更加严重的故障或损坏。

(2)变压器内部如果存在高能放电性故障时，需要立即将变压器停运并检查，不能耽搁以免造成变压器损坏。

(3)对于500 kV及以上电压等级的变压器，只要总烃含量绝对值达到注意值的2倍，如果总烃还继续上涨即需要停运检修；如果总烃含量保持稳定或小幅升高，可以继续运行但要缩短油色谱的检测周期，以便掌握变压器的故障发展趋势，然后再根据具体情况综合研判变压器是否能够继续运行。

(4)建议在类似#5机组主变C相故障时，提前在大箱沿每隔一个螺栓加装一条导电连片以加强导电能力，平时要加强变压器的红外测温和油色谱分析，并将低压侧磁屏蔽加宽防止形成强磁场，可以避免类似故障。