和兆偉，徐 璐，任慶帥

（國(guó)網(wǎng)山東省電力公司超高壓公司，山東 濟(jì)南 250118）

0 引言

變壓器是電力系統(tǒng)的重要設(shè)備，如果發(fā)生故障將對(duì)電力生產(chǎn)造成重大損失［1］。變壓器的可靠運(yùn)行，在很大程度上取決于變壓器油的可靠性［2］。變壓器油中溶解氣體分析技術(shù)基于油中溶解氣體類(lèi)型與內(nèi)部故障的對(duì)應(yīng)關(guān)系，采用色譜儀分析溶解于油中的氣體，根據(jù)氣體的組分和各種氣體的含量判斷變壓器有無(wú)故障，診斷其故障類(lèi)型、大概部位、嚴(yán)重程度和發(fā)展趨勢(shì)，能夠及時(shí)發(fā)現(xiàn)變壓器內(nèi)部早期故障及潛在缺陷［3］，保證電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

本文介紹了一起500 kV單相油浸式變壓器油中H2超標(biāo)案例，對(duì)其進(jìn)行常規(guī)診斷性試驗(yàn)、局部放電試驗(yàn)、頻域介電譜測(cè)試，發(fā)現(xiàn)其內(nèi)部絕緣紙受潮導(dǎo)致低能量放電。實(shí)踐證明，只有采用多種方法進(jìn)行綜合判斷才能真正了解變壓器內(nèi)部異常的原因。

1 油色譜超標(biāo)變壓器簡(jiǎn)介

某500 kV變電站的主變壓器為單相油浸式變壓器。近兩年來(lái)C相變壓器油色譜數(shù)據(jù)中H2含量持續(xù)超標(biāo)，從發(fā)現(xiàn)超標(biāo)開(kāi)始次月，油色譜離線試驗(yàn)周期縮減為一個(gè)月。近一年來(lái)該變壓器油色譜H2含量離線數(shù)據(jù)如圖1所示，油色譜H2含量在線監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)如圖2所示，由圖可見(jiàn)，H2含量離線和在線監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)均呈增長(zhǎng)趨勢(shì)。

圖1 近一年來(lái)變壓器油色譜H2含量離線數(shù)據(jù)

圖2 近一年來(lái)變壓器油色譜H2含量在線監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)

該變壓器型號(hào)為ODFS-250000/500，于2013年5月制造完成，于2013 年6 月20 日投運(yùn)。在停電處理之前，H2含量離線數(shù)據(jù)已超過(guò)400μL/L。

2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)過(guò)程

該變壓器停電后，首先對(duì)其進(jìn)行常規(guī)試驗(yàn)，包括套管介質(zhì)損耗、套管末屏絕緣電阻、繞組介質(zhì)損耗、繞組絕緣電阻、繞組直流電阻、鐵芯及夾件絕緣電阻等測(cè)試，試驗(yàn)數(shù)據(jù)均合格。

為查明H2含量異常的原因，現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)人員對(duì)變壓器進(jìn)行局部放電試驗(yàn)。當(dāng)電壓升至1.5 倍的相電壓時(shí)［4］，高壓、中壓局部放電量分別為60 pC、450 pC。5 分種后局部放電量突然急劇增大，高壓、中壓局部放電量分別達(dá)到1000 pC、9000 pC，且中性點(diǎn)套管及高壓套管下方內(nèi)部有明顯的放電聲。隨著時(shí)間延長(zhǎng)，局部放電量增長(zhǎng)明顯，高壓、中壓局部放電量分別達(dá)到2 000 pC、20 000 pC，且放電起始電壓明顯降低。

除了對(duì)變壓器進(jìn)行局部放電試驗(yàn)外，現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)人員還使用PowerPD-TP500A 局部放電檢測(cè)儀及G1500 局部放電檢測(cè)儀對(duì)該變壓器進(jìn)行了局部放電檢測(cè)。采用PowerPD-TP500A進(jìn)行局部放電檢測(cè)時(shí)，在中性點(diǎn)套管及高壓套管下部箱壁處檢測(cè)出間歇性超聲波局部放電信號(hào)，其中中性點(diǎn)處幅值最大，中壓套管和低壓套管下部箱壁處未檢測(cè)到超聲異常信號(hào)。采用G1500 進(jìn)行局部放電檢測(cè)時(shí)，根據(jù)檢測(cè)到的高頻電流可知在鐵芯夾件接地處及變壓器外殼接地處均有明顯的高頻異常信號(hào)，且有周期相關(guān)性，其中外殼接地處的高頻異常信號(hào)幅值最大，外殼接地處信號(hào)與鐵芯夾件接地處信號(hào)極性相反，排除周?chē)獠扛蓴_信號(hào)，確認(rèn)變壓器內(nèi)部存在異常放電。

3 故障原因分析

局部放電試驗(yàn)前后變壓器油色譜數(shù)據(jù)如表1 所示。局部放電試驗(yàn)前，油中H2含量超標(biāo)，且CO2/CO的比值大于3，初步判斷變壓器內(nèi)部固體絕緣材料受潮或含有氣泡。局部放電試驗(yàn)后，油中C2H2含量嚴(yán)重超標(biāo)，H2和總烴含量增長(zhǎng)明顯，CO 也有一定增加，初步判斷故障類(lèi)型為油紙絕緣中局部放電或油中火花放電［5］。

表1 局部放電試驗(yàn)前后變壓器油色譜數(shù)據(jù) 單位：μL/L

依據(jù)三比值法，現(xiàn)場(chǎng)局部放電試驗(yàn)前編碼為010，即高濕度、高含氣量引起的油中低能量密度局部放電。現(xiàn)場(chǎng)局部放電試驗(yàn)后編碼為102，判斷為不同電位間連接不良或電位懸浮造成的火花放電、絕緣紙（板）表面爬電、木質(zhì)絕緣塊、絕緣構(gòu)件膠合處及繞組墊塊的沿面放電等低能量放電。

4 變壓器內(nèi)部檢查情況

為確定實(shí)際放電位置，現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)人員對(duì)變壓器內(nèi)部進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)調(diào)壓繞組外絕緣圍屏靠近高壓繞組中性點(diǎn)引線側(cè)有明顯的爬電痕跡。

為明確變壓器內(nèi)部其他各部件的狀態(tài)，技術(shù)人員重點(diǎn)對(duì)各電壓等級(jí)繞組（尤其是中性點(diǎn)部位）、調(diào)壓開(kāi)關(guān)的引線及其接頭、均壓球，鐵芯及夾件、器身底部墊腳絕緣、磁屏蔽等部位進(jìn)行檢查，其中繞組底部、繞組引線、調(diào)壓開(kāi)關(guān)、鐵芯的檢查情況如圖3 所示。檢查發(fā)現(xiàn)各電壓等級(jí)繞組及其至各套管連接位置的引線表面絕緣良好，未發(fā)現(xiàn)明顯的放電痕跡，各接線板、均壓球支撐件緊固良好。調(diào)壓開(kāi)關(guān)引線絕緣良好，螺栓緊固，檢查結(jié)果正常。鐵芯表面硅鋼片無(wú)發(fā)黑、損壞等異?，F(xiàn)象，螺栓緊固。器身底部墊腳絕緣無(wú)破損或移位，磁屏蔽表面無(wú)異常，接地良好。

圖3 部件檢查情況

通過(guò)內(nèi)部檢查，可判斷變壓器內(nèi)部除放電點(diǎn)外其余各處絕緣良好，連接螺栓無(wú)松動(dòng)，放電未影響到變壓器內(nèi)部其他部件。為保證變壓器未來(lái)安全穩(wěn)定運(yùn)行，決定將其返廠維修。

對(duì)該變壓器放電發(fā)生處的絕緣紙取樣，并在其他兩相變壓器相同位置處取樣，以便對(duì)比。對(duì)絕緣紙樣本進(jìn)行頻域介電譜試驗(yàn)［6］，得到三相絕緣紙含水量分別為A 相0.4%、B 相0.3%、C 相0.6%，C 相絕緣紙含水量偏高，這也驗(yàn)證了上述試驗(yàn)分析及內(nèi)部檢查結(jié)果的準(zhǔn)確性。

5 結(jié)語(yǔ)

應(yīng)用變壓器油中溶解氣體分析技術(shù)判斷變壓器故障類(lèi)型，不但要考慮規(guī)程給定的注意值，還要有設(shè)備原始數(shù)據(jù)的積累，關(guān)注發(fā)展趨勢(shì)，才能進(jìn)一步根據(jù)產(chǎn)氣速率來(lái)判斷設(shè)備內(nèi)部故障的發(fā)展速度和趨勢(shì)。變壓器油色譜在線監(jiān)測(cè)裝置可每日對(duì)變壓器油進(jìn)行檢測(cè)并將檢測(cè)結(jié)果上傳，可作為離線數(shù)據(jù)的重要補(bǔ)充，以更好地反映數(shù)據(jù)的發(fā)展趨勢(shì)。

由于油中各氣體來(lái)源復(fù)雜，不能通過(guò)單一的氣體組分含量確定變壓器內(nèi)部狀態(tài)，還應(yīng)采用超聲波帶電檢測(cè)、高頻電流帶電檢測(cè)、停電絕緣特性試驗(yàn)、帶局部放電試驗(yàn)的長(zhǎng)時(shí)感應(yīng)耐壓試驗(yàn)、繞組直流電阻及吊罩檢查等多種手段，才能準(zhǔn)確定位故障或缺陷的位置。