一起110kV变压器故障分析

一起110kV变压器故障分析

杨东1黄登海2

（华能澜沧江新能源有限公司云南省昆明市650214）

摘要：本文通过对变压器油中气相色谱跟踪测试分析，并结合高压试验、现场吊罩检查等手段，综合分析了变压器油中含气量异常的原因，准确判断出故障部位。通过分析造成本次缺陷的原因，提出了一些具体的防范解决措施，为防止和减少变压器故障的发生，同时也为以后分析主变油中含气量异常等原因积累一定经验。

关键词：变压器异常气体介质损耗因素

Analysisofa110kVTransformerFault

YANGDongHUANGDenghai

Huanenglancangrivernewenergyco.,LTD，Puer650214，China

Abstract：Inthispaper,thegaschromatographictrackingtestanalysisoftransformeroil,combinedwithhigh-pressuretest,on-sitehangingcoverinspectionandothermeans,acomprehensiveanalysisoftheabnormalgascontentinthetransformeroil,toaccuratelydeterminethefaultlocation.Byanalyzingthecausesofthisdefect,somespecificpreventivemeasureswereproposed.Inordertopreventandreducetheoccurrenceoftransformerfailure,italsoaccumulatescertainexperienceforanalyzingthegascontentabnormalityinthemaintransformeroil.

Keywords：TransformerAbnormalgasMesonlossfactor

1．前言

牛栏沟电站装设2台12.4MW的灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量为24.8MW。电站设置两台三相油浸式主变，型号均为SF13-16000/110，额定电压比为121±2×2.5%/6.3YN,d11,冷却方式为油浸风冷，中性点接地方式为经隔离开关接地，2号主变于2013年10月投产，1号主变于2013年11月投产。

2．故障描述

2014年12月按计划对其开展检修并进行预防性试验，试验工作完毕后对其进行充电操作，操作过程中，2号主变保护柜轻瓦斯动作且上位机报警，首先立即对2号主变现地进行检查，发现2号主变外观良好，呼吸器有少量气体排出，B相有油流声（气体滚动上浮的声音），随即对1、2号主变油样送检，送检结果发现2号主变油中溶解气体超标，具体数据见2号主变油样检测记录。

3．故障分析

3.1油样数据对比

2号主变油样检测记录

2016年5月，邀请主变厂家对2号主变现场吊罩检查，并进行滤油处理，通过吊罩后发现2号主变本体绝缘筒、绝缘夹件、绕组绝缘上有碳化物附着且量偏大。吊罩后着重对本体内分接头开关动触头、静触头及分接引线、高低压套管及线圈引线等部位进行检查，未发现明显异常，由于现场吊罩处理的局限性，无法进一步对线圈内部检查处理。现场对能触及到的部位附着的积碳进行清理后随后复装，经滤油及耐压等相关试验合格，但发现绕组介质损耗因素超标，未发现其它异常现象。现场吊罩后绕组及分接头开关如下图一、图二。

2017年1月，组织相关单位专家对2号主变油中含气量异常及介质损耗因素超标等问题进行专题分析讨论，各单位专家均认为2号变压器可能存在局部放电，随着运行时间延长，可能使绝缘进一步降低，变压器耐受过电压能力下降等危险。一致认为油中氢气及乙炔超标的原因可能由于分接开关接触不良导致放电造成的，滤油后氢气及乙炔持续出现及超标可能由微量局部放电或固体绝缘材料析出造成的。介质损耗因素严重超标的可能原因是绝缘材料吸附较多的碳化物引起的。主变带电运行存在极大的隐患，建议将2号主变返厂处理。

图一：吊罩后绕组外观情况图二：吊罩后分接头开关状态

3.2介损数据对比

2号变压器绕组历次介损值对比（试验标准：20℃是tgδ%不大于0.8%）

4.返厂解体检查分析

4.1返厂处理过程

由于主变介质损耗因数及含气量严重超标。2017年5月，决定对2号主变返厂解体彻底处理，解体后发现大量碳化物不仅存在于器身围屏表面。其内部油道，线圈，高低压层间绝缘纸板，上下端部绝缘纸板，铁芯表面，均附着有大量碳颗粒，并且大部分已浸入绝缘纸板中，且无法清理。（下图一，图二，图三）

图一：绕组绝缘碳化物图二：绝缘件碳化物

附着及吸收现象附着及吸收现象

图三：铁芯表面碳化物附着及吸收现象

通过解体，对无载分接开关拆解检查时发现其中一相分接开关一分接静触头内侧有放电痕迹（下图一、图二）。

图一：分接头开关放电痕迹图二：分接头开关对比

4.2.原因分析

由于吊罩时较难观察出是分解开关接触不良原因，隐蔽性较强。分接头开关触头接触不良，分接开关位于（下图一、图二）此位置，下方动静触头之间已经完全接触，但由于不是正确接触位置压紧力不够，接触不紧密，分接开关存在电弧放电，绝缘油大量分解，产生氢气、乙炔及大量碳化物，滤油后再次投入运行后，固体绝缘材料中吸收的氢气及乙炔慢慢析出，导致绝缘油中氢气及乙炔含量逐步增长，随着多次滤油，绝缘油中氢气及乙炔含量逐渐降低。上方动静触头间存间隙未接触，在运行电压下必然要产生电弧放电。分接开关电弧放电导致油裂解产生大量的碳化物，由于运行中电场的影响，碳化物逐步吸附到固体绝缘材料中，导致绕组介质损耗因素严重超标。

图一：分接头开关放电位置图二：动静触头之间的放电位置

由于变压器分接头开关触头接触不良，分接头开关存在长时间放电，本体存在大量碳化物，碳颗粒物的大量存在，导致绝缘材料性能下降，泄漏电流增加，绝缘介质沿面爬电和绝缘介质内部局部放电增加。

变压器正常运行时，开关触头因烧蚀造成的接触不良，器身附着的大量碳颗粒物必然会引起电场内局部放电的增加。局部放电通过离子反应促使最弱的C-H键断裂，大部分氢离子将重新化合成氢气。2016年5月至12月份的油中含气量分析报告，氢气含量逐步增加最高达到1494.48μL/L，总烃含量未超过注意值，其中甲烷的含量不断上升，乙炔含量则逐步下降。9月13日到12月8日5次油中含气量分析报告中，甲烷占总烃比重，由49%逐步上升到60%，符合局部放电的特征气体特点。

主变返厂处理并现场安装后，各项电气试验均合格，并对外施耐压前后各取一次油样进行油色谱分析，检测结果基本一致。但按运行油标准，其中乙炔油超过注意值，在外施耐压试验整个过程中未发现放电现象，故判定油样中乙炔不可能是外施耐压是产生的，主要由于主变返厂时三相高低压线圈及分接头开关等附件，未更换铁芯、套管及油枕等，这些附件复装后，吸附在这些附件上的乙炔等气体还会在析出到新的变压器油中。出厂前整个主变在试验过程中，并不助于气体的析出、扩散，故出厂时的油样检测复核未运行油的标准，出厂后随浸泡时间的增加，运输过程的颠簸及震荡加速了整个析出、扩散的过程，因此现场安装后发现有少量乙炔气体产生，后经过连续两次进行检测观察，乙炔气体趋于稳定状态，检测结果见上表。

5.结论

通过分析本文中2号主变油色谱含气量异常及绕组介质损耗因素严重超标最终原因是由于分接开关接触不良引起的，分接开关接触不良导致电弧放电，产生大量碳化物吸附在固体绝缘材料中，多次滤油后绕组介质损耗因素依然严重超标，导致必须返厂更换固体绝缘材料。在日常运行中应加强运行管理，通常由于变压器开关质量差、调档不到位导致分接开关接触不良易引起变压器色谱异常故障，因此在操作变压器分接开关中必须要注意分合是否到位。

参考文献

[1]变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T722-2014

[2]变压器有载分接开关现场试验导则DL_T265-2012

[3]电力变压器试验导则JBT501-2006

[4]变压器油中气体分析诊断与故障检查[M].北京，中国电力出版社，2005.

[5]电力设备预防性试验规程DL_T596-1996

【作者简介1】杨东（1972年生），男，云南昆明人，本科，工程师，1992年参加工作，华能澜沧江新能源有限公司工作，从事发变电设备运行及检修、安全监察管理工作。

【作者简介2】黄登海（1983年生），男，云南昆明人，本科，工程师，2008年参加工作，华能澜沧江新能源有限公司工作，从事水电厂水轮机调速系统、运行管理、安全管理及电气二次等管理工作。