一起110 kV变压器高温过热故障综合分析及诊断

赵世钦 周健 张健

(都匀供电局 贵州都匀 558000)

0 引言

变压器是电力系统的重要设备之一，它的健康状况直接关系电网的安全稳定运行，因此在运行中需要对变压器进行状态监测并准确判断设备的健康情况，目前对变压器的检测包括停电试验和带电试验，而带电试验中变压器油样的溶解气体分析因不停电、准确发现变压器内部潜伏性故障而广受青睐，但其局限性为单一方法成功率达不到100%、故障部位的定位存在瓶颈[1]。本文正是通过一起110 kV变压器高温过热故障的综合分析介绍变压器故障诊断相关方法同时，探索溶解气体分析法在故障定位中的运用。

1 故障简述

110 kV某变电站1号主变压器2010年8月生产，型号BRDLW-126/630-3，油重19.47 t，厂家为特变衡阳变压器有限公司，2010年10月投运。2014年3月色谱试验总烃由2013年3月14.4 μL/L突增到268.4 μL/L，此后长期跟踪期间一直平稳保持在200±30 μL/L，内部故障发展缓慢至停滞状态。2017年11月总烃数据再次发生突变，突破230 μL/L区间上限达到269.73 μL/L，此后跟踪显示总烃持续增长，色谱数据显示设备内部发生异常，内部故障有再次启动和发展嫌疑。

2 色谱试验分析及诊断

2.1 前期故障分析

2014年3月至2017年11月，该主变发生第一次总烃数据突变并保持平稳，期间部分跟踪数据如表1所示。

表1 110 kV某变电站1号主变色谱试验气体组分含量 μL/L

通过表1看出，2014-03-14对2013-03-06数据突变中，绝对增长率为15.1 mL/d,大于12 mL/d，总烃大于150 μL/L，均超过注意值要求，可确认设备内部存在故障。根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》(DL/T 722—2014)[1]中特征气体法判断，甲烷及乙烯占总烃90.6%，含有少量乙炔，一氧化碳及二氧化碳含量较低且无增长，显示设备内部存在裸金属高温过热特征。

运用改良三比值法判断，特征组分含量比值如下：

n(C2H2)/n(C2H4)=0.01；n(CH4)/n(H2)=0.54；n(C2H4)/n(C2H6)=6.66。

对应的三比值范围编码为：0 0 2 ，根据标准DL/T 722—2014判断该编码故障类型为“高于700 ℃高温过热”，因此综上，设备内部存在裸金属高温过热故障。但2014-03-14突变后跟踪数据显示数据无明显增长，显示故障已经趋缓至平稳状态。

2.2 突变后故障分析

2017年11月，色谱试验数据第二次突变并保持持续增长，显示内部再次有故障产生，跟踪数据如表2所示。

表2 110 kV某变电站1号主变突变后色谱试验气体组分含量 μL/L(绝对增长量除外)

通过表2可知，突变后绝对增长率均大于12 mL/d，超过注意值要求，设备内部存在故障且持续发展。根据DL/T 722—2014中特征气体法判断(以2017-12-26为例) ，甲烷及乙烯占总烃90.8%，含有少量乙炔，一氧化碳及二氧化碳含量较低且无增长，显示设备内部存在裸金属过热特征。运用改良三比值法判断，特征组分含量比值如下：

n(C2H2)/n(C2H4)=0.003；n(CH4)/n(H2)=1.1；n(C2H4)/n(C2H6)=5.77。

对应的三比值范围编码为：0 2 2 ，根据标准DL/T 722—2014判断该编码故障类型为“高于700 ℃的高温过热”。

根据2017-12-26数据换算故障点温度：

T=322log(C2H4/C2H6)+525=322log(213.03/36.93)+525=770 ℃。

因此综合上述分析，第二次数据突变显示设备内部存在770 ℃的裸金属高温过热故障。

3 故障部位探索分析

3.1 变压器局部高温过热故障的部位分析

从变压器整体结构划分，内部局部高温过热主要分为电路故障和磁路故障，电路故障主要体现在引线接头接触不良、绕组股间短路、分接接头接触不良、引线绝缘破损靠搭套管外壳等，特征是产气速率快，受电流影响大，溶解气体中含有乙炔；磁路故障主要体现在因铁芯、夹件、压板、拉板等内部金属构件自身受损翻卷短接、金属或类金属杂质异物连接短路、压钉松动位移或绝缘破损等故障引发局部高温过热。此种故障从绝缘系统角度可分为三种，一是铁芯多点接地(铁芯对夹件、油箱、压板及拉板等的绝缘受损引发多点接地);二是铁芯内部片间短路(铁芯内部片间因金属异物短路或内部绝缘损坏引发环流);三是夹件、压板、拉板相互间等因紧固压钉松动位移、绝缘破损或异物短接引发电气闭合，产生短路环流引发高温过热，磁路故障另一个原因是设计或制造缺陷造成运行中漏磁引发环流过热，磁路故障特征为一般产气能量较电路故障小，无或少量乙炔，故障发展一般有间隙性[2-3]。

3.2 溶解气体分析对故障部位探索

按表2色谱试验时间，调取该月1号主变电流曲线如图1所示，按表2色谱试验数据，依据总烃安伏法的曲线比较法进行比较，如图2所示。

图1 1号主变2017年12月电流曲线

图2 1号主变总烃变化曲线

由图1及图2可知，当月当电流持续减小时，总烃呈持续增长趋势，上升较快。通过表2及图1对比，12月20日至26日区间，电流呈急速下降之时，总烃绝对增长率为102.8 mL/d，为注意值12 mL/d的8.5倍，呈急速上涨趋势，虽然因该变电站在进行装置改造无法调出电压曲线，也可通过电流和总烃变化趋势完全相反判断，故障发生在磁路故障上。

根据2017-12-26数据采用四比值法进行分析：

n(CH4)/n(H2)=1.1；n(C2H6)/n(C2H4)=0.23;n(C2H4)/n(C2H6)=5.77；n(C2H2)/n(C2H4)=0.01。

按德国四比值法判断为“铁件或油箱出现不平衡电流”；按罗杰斯四比值法判断比值取值“1 0 2 0”，判断为“铁芯和箱壳环流、接头过热”，按我国修正的四比值法取比值“1 0 1 0”，判断为“循环电流及(或)连接点过热”；综合三种方法判断故障部位及原因为“铁芯、铁件或油箱出现的循环电流、连接点过热”，为磁路故障。

综上可知故障部位在磁路上，极可能为铁芯、铁件或油箱出现的循环电流、连接点过热，排除了电路故障过热的可能。

3.3 电气试验检查情况

高压试验人员2017-12-22停电开展高压试验检查，分别开展绝缘电阻、绕组直流电阻、介质损耗因素、铁芯绝缘电阻、铁芯对夹件绝缘电阻及夹件对地绝缘电阻测试，所有试验数据均合格，在运行过程中测量铁芯接地电流均0.04 A，小于0.1 A。高压试验检查设备内部无异常，无铁芯多点接地、引线接头接触不良及夹件接地等现象发生。

3.4 故障部位分析及检修策略建议

综合3.2及3.3分析，故障部位在磁路上，且排除铁芯多点接地故障可能，又因该变压器投运4年后才发生异常，初步可排除因制造或设计缺陷造成的漏磁，因此依据3.1磁路故障的三种部位分析，故障可缩小为铁芯内部片间短路，或是夹件、压板、拉板相互间因紧固压钉松动位移、绝缘破损或金属异物短接引发电气闭合，闭合回路内部产生短路环流引发高温过热，该类型故障对变压器的损坏不呈急速破坏性，且大多故障的发展有间隙性，因此可以不必立刻对该变压器进行停电检修，但必须加强跟踪分析，可在适当时机停电进行检查。

4 吊罩检修状况及故障原因分析

2017年4月对该变压器进行吊罩检查，发现内部夹件压钉松动，有高温故障留下的黑色痕迹，具体情况如图3及图4所示。

吊罩发现，在变压器上铁轭的夹件固定压钉松动，压钉部位有高温炭黑留下的故障痕迹，经对松动的压钉进行清洗及紧固之后，该变压器投入运行，跟踪色谱数据显示无异常，故障已经消除。

图3 上铁轭松动的夹件压钉

图4 高温过热的压钉螺杆

松动的压钉主要是用于上铁轭两块压板和夹板的固定，夹件间存在绝缘漆绝缘，并通过紧固的压钉相互连接成等电位，当压钉松动时，不良接触引发电位差，通过压钉—压板—夹板—另一侧压钉而形成电气闭合，产生短路电流，引发高温过热，具体如图5模拟所示。

图5 压钉松动形成的短路电流模拟

5 结论

变压器油溶解气体分析方法能在带电的状态下准确反映设备的运行工况，分析判断变压器内部是否存在过热、放电等潜伏性故障，并依据故障性质、故障状况及发展趋势制定检修策略，但单一溶解气体分析法无法做到准确率100%，且对设备故障的定位存在一定难度，因此必须通过特征气体法、三比值法等多种方法进行定位，通过电气试验、总烃安伏法、四比值法等辅助进行电路或磁路的定位，全面综合分析，才能提供更加准确的判断结果。