10kV变压器状态检修与故障的研究

赵海波

摘要：在变压器实际运行过程中，虽然变压器内部具有较为全面的安全防护设施，但是由于变压器内部组成构件复杂程度较高，再加上电网电能需求量的不断调整，致使变压器在实际运行中出现频率较高异常现象。因此，为保证10kV变压器稳定运行，对10kV变压器状态检修作业进行适当分析具有非常重要的意义。

关键词：10kV;变压器;状态检修;故障

一、电变压器检修的工艺要求及质量标准

1.1检修内容

（1）检查绕组外观，绕组表面是否清洁。绕组绝缘，油道有无阻塞现象，必要时可用软毛刷或绸布轻轻擦拭;检查引线及引线绝缘，引线接头的焊接，引线对各部位的绝缘距离，引线的固定情况是否符合要求。检查绝缘支架有无松动、损坏和位移;检查铁芯的上下夹件/方铁/绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹，用扳手逐个紧固个部位的紧固螺栓。

（2）检查铁芯接地片的连接及绝缘状况，测量铁芯与上下夹件和钢压板与铁芯间的绝缘电阻，清扫油箱内部，清除积存在油箱底部的油污杂质;检查油箱密封胶垫，接头是否良好，接头是否放在油箱的直检查油箱_上的焊点、焊缝中存在的沙眼等渗漏点进行补焊线部位。

（3）吸湿器安装应紧固，可固定在变压器油箱上，将吸湿器从变压器上卸下，倒出内部吸附剂，检查玻璃招应完好，并进行清扫。更换变色硅胶。吸湿器的连接口应垫入橡胶垫，在吸湿器油封罩中加入适量的变压器油，用合格的变压器油冲洗储油柜内部，清扫油位计，储油柜的油门要密封好，更换密封垫。有渗漏油的地方要进行补焊。外部进行清理，擦拭干净，必要时进行刷漆;气体继电器上有一箭头，标明指向储油柜的方向，不得装反。检查气体继电器的安装，检查气体继电器本体水平及联通管的升高坡度。

1.2工艺要求及质量标准

（1）绕组应清洁，表面无油垢，无变形，油道保持畅通，无油垢及其他杂物积存，外观整齐清洁，引线绝缘包扎应完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤情况。引线接头表面应平整、清洁，光滑无毛刺，并不得有其他杂质。

（2）绝缘支架应无破损、裂纹，变形及烧伤现象。铁芯只允许--点接地，接地片其外露部分应包扎绝缘，防止铁芯短路。铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘。刚压板与铁芯间要有明显的均匀间隙，绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹并有适当紧固度，钢压板不得构成闭合回路，同時应有一点接地。

（3）铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，边侧的硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各部表面应无油垢和杂质，片间无短路、搭接现象，接缝间隙符合要求绝缘电阻应大于1000MQ（2500V兆欧表），全面消除渗漏点，油箱内部洁净、无锈蚀、漆膜完整;胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱直线部位，搭接面平放，搭接面长度不小于胶垫宽度的2～3倍，胶垫压缩量为其厚度的1/3左右（胶棒压缩量为1/2左右）。

二、10kV变压器常见故障

2.1 10kV变压器外部故障

10kV变压器外部故障主要发生于10kV变压器表层。发生频率较高的10kV变压器外部故障主要有绝缘套管破裂等。

2.2 10kV变压器内部故障

10kV变压器内部故障主要包括绕组故障、变压器铁芯故障、变压器瓦斯保护故障等。其中绕组故障主要为绕组匝间短路、绕组出头接头开焊、绕组断线、绕组接地等故障。

三、10kV变压器状态检修措施

3.1 案例概述

某变电站一号主变压器在停电试验阶段发现10kV套管出现高温失灵情况。该变电站10kV主变压器型号为SZ6-6500/36±3*3.5%，连接组别为Z，d13，短路阻抗为6.85%。在更换套管之后，采用色谱跟踪法对绝缘油进行分析发现变压器油中总烃、氢气含量明显上升。

3.2 10kV变压器状态检修流程

首先，借鉴绝缘油色谱分析理论，变压器维修人员应对主变压器铁芯接地电流进行测量。测得铁芯接地电流为90.0mA，在正常值上限以下。在获得铁芯接地电流数据之后，组织开展停电试验。测得10kV直流电阻测试三相不平衡度为55%。

其次，综合采用色谱分析、红外测温等技术，对变压器油进行色谱分析，确定该10kV变压器中主要成分为乙烯。且后期10kV变压器内部温度远超正常数值。

再次，对10kV主变压器侧端调压开关、10kV主变压器出线连接点、导电杆连接点进行逐一测试。并在10kV主变压器油放出后，对10kV主变压器侧调压开关进行测量。发现10kV主变压器三相触头位置均出现不同程度的烧灼情况。

最后，通过对一号10kV主变压器铁芯接地直流电阻、绝缘电阻数值分析，可首先排除该10KV主变压器接地短路风险、环流风险。随后对直流电阻进行进一步测试，确定该10kV主变压器存在高温过热故障。即高温绕组接头接触不良。

通过对10kV主变压器故障位置进一步分析，确定该10kV主变压器故障位置为低压相接头连接位置。结合红外线测温图像分析结果，发现绕组接头位置为主要热力故障源头。即由于10kV主变压器绕组接头长时间处于箱体油浸内。再加上绝缘油良好的散热性及导电杆良好的热传导性，促使整体变压器热量向上部套管传递，最终致使整体套管出现高压套组故障。

在确定变压器故障原因及变压器故障部位之后，依据IEC标准、国际标准GB1094的相关规定，10kV主变压器维修人员可对变压器吊芯低压相进行解体整修。在10kV主变压器解体整修过程中，发现该10kV主变压器低压相绕组软连接位置、导电杆连接螺栓位置均出现不同程度的松动情况。且导电杆连接螺栓位置无备帽。随后在10kV主变压器低压相接头位置紧固处理后，测得三相直流电阻测试结果为58.98mΩ、55.96mΩ、52.10mΩ，低于标准值限度。同时考虑到10kV主变压器吊芯整修费用、设备运行要求，在整体套管位置主要采用了微创型修复模式，10kV主变压器恢复正常运行。

3.3 10kV变压器状态检修要点

一方面，基于10kV变压器电压适应范围广、电流适应频谱宽的特点，在实际10kV变压器状态检修过程中，10kV变压器状态检修人员可以10kV变压器油位、电流为检测要点，利用色谱频谱分析技术、油箱频谱分析技术，对10kV变压器各模块技术参数进行全方位在线监测。如在油气监测色谱法应用过程中，可对油中溶解的一氧化碳、二氧化碳、氢气、甲烷等气体进行检测。随后采用温水传感器对油中微水进行测量。结合专门进水、回油管路的应用，可以在变压器正常运行的情况下进行维护管理。

另一方面，在10kV变压器状态检测过程中，10kV变压器检测干扰信号为检测主要影响因素。因此，在10KV变压器状态检测过程中，相关检测人员可以利用局部放电检测技术，减弱变压器检测阶段产生的异常电流干扰信号。如利用自适应滤波技术可以对单一放电脉冲时域、时频、频域进行逐一分析。结合指纹图谱，自动识别声声多放电源定位及三维空间构型。

四、结束语

综上所述，相较于传统定期检修模式而言，10kV变压器状态维修可以全天候不间断开展监控维修作业，在保证每项检测工作稳定运行的同时，也可以降低人力资源及物资资源损耗。因此，在10kV变压器运行过程中，10kV变压器维修人员可依据具体10kV变压器故障因素，合理采用红外测温技术、铁芯接地测试技术、色谱分析技术等状态检测技术。结合对应检修方案的合理规划，可有效提高10kV变压器检修效率。

参考文献：

[1]李树梁.10kV变压器状态检修与故障分析[J].中国新技术新产品，2014（13）：62-63.

[2]侯志成.10kV变压器状态检修与故障分析[J].工程技术：文摘版，2016（14）：284.