500 kV变压器低压侧绕组损坏故障分析

刘章进，杨　超

（湖南五凌电力工程有限公司，湖南 长沙 410004）

500 kV变压器低压侧绕组损坏故障分析

刘章进，杨超

（湖南五凌电力工程有限公司，湖南 长沙 410004）

摘要：电力变压器故障检测主要有电气检测和化学检测两种方法。化学检测主要是通过变压器油中特征气体的含量、产气速率和三比值法进行分析判断，它能有效地发现变压器的潜伏性故障及故障发展程度。实际应用过程中，为了更准确的诊断变压器的内部故障，色谱分析应根据设备历史运行状况、特征气体的含量等采用不同的分析模型确定设备是否存在潜伏性故障以及故障类别。变压器故障可能有一种或几种故障同时存在，也可能从一种故障发展演变到另一种故障。本文结合电气检测和化学检测两种方法，讲述了电路故障和磁路故障同时存在的案例。

关键词：变压器；色谱分析；三比值法；奥斯特瓦尔德系数

0　引言

变压器故障诊断中应综合各种有效的检测手段和方法，对得到的各种检测结果要进行综合分析和评判。通过变压器油中气体含量分析，在不停电的情况下，对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效。实践证明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关，它们之间存在不同的对应关系。在判断故障类型分析过程还应考虑故障的发展和演变，历史检修处理情况等，本文研究了两种不同的故障类型同时存在，共同产生的故障气体溶解到油中对故障分析判断的影响。

1　故障情况

1.1某电厂2号主变铭牌参数

表1

1.2故障过程描述

2012年12月28日，500 kV系统五民线发生两次B相接地故障。2013年1月14日，2号主变油色谱分析发现C1+C2和C2H2（C1+C2：596.7μL/L、C2H2： 1.4μL/L）都超过了注意值。

2013年1月21日，排油打开主变人孔门检查,未找到故障点，2013年 1月 25日投运（C1+C2：4.3μL/L）。

2013年 3月 28日，C1+C2发生突变（C1+C2：476.9μL/L；C2H2：3.4μL/L）。

2013年3月29日，更换1号、4号、5号冷却器油泵；进入变压器内检，发现了3个存疑点进行处理（低压侧A相两根并联软引线接触不牢固；高压侧A相均压球位置不正；分接开关6号接线端子联接螺栓松动）。

2013年3月31日，召开专题分析会议，2号主变投入试运行检查。试运行后C1+C2仍呈上升趋势。

2013年5月11日，2号主变油色谱分析发现C1+C2和C2H2发生突变（C1+C2：4 576.9μL/L、C2H2：16.3μL/L）。

2013年5月12日02∶00，2号主变轻瓦斯动作，油色谱分析发现C1+C2和C2H2突变（C1+C2：5 182.7μL/L、C2H2：42.7μL/L）。

2013年5月14日，结合现场内检及历史处理数据召开现场专项分析会，并处理好内检发现的高、低压侧油箱磁屏蔽多点接地问题，处理完成后注油，恢复后做短路试验，在短路试验过程中当电流加到50%左右额定负荷对应电流时轻瓦斯动作。

2013年6月25日，借用特变电工衡阳变压器厂产变压器临时替代运行。

2013年9月23日，新订购一台特变电工衡阳变压器厂产变压器正式投入运行，原2号主变返厂维修后转备用。

2　故障类型判断及故障点部位估计

2.1试验验证

电压等级 500 kV及以上 C1+C2注意值是150μL/L，C2H2注意值是1μL/L，表2中C1+C2和C2H2明显超过注意值。

2013年1月17日泄漏电流试验（表3）、绕组绝缘电阻和吸收比或极化指数试验（表4）、介损试验（表5）、绕组直流电阻试验（表6）未见异常。

表2　两次色谱数据

表3　泄漏电流数据

表4　绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数数据

表5　介质损耗数据

表6　绕组直流电阻数据

2.2故障发展趋势

根据2013年1月14日到2013年1月15日试验数据计算C1+C2产气速率是否超过注意值。计算如下：

（1）相对产气速率=[（699.6－596.7）/596.7/0.03× 100%=575%/月＞10%/月

（2）绝对产气速率=（699.6－596.7）/1×58/0.85=7 028mL/d＞12mL/d

GB/T 7252-2001《变压器油中溶解气体分析判断导则》[5]规定相对产气速率注意值不大于10%/月，绝对产气速率不大于12mL/d。

可见，气体上升速度很快，且相对产气速率和绝对产气速率分别远远大于10%/月和12mL/d，可认为设备重大异常。

2013年5月12日02∶00 2号主变轻瓦斯动作,2号机组停机。根据表7数据，2013年5月11日08∶00和2013年5月12日03∶00 H2、C1+C2和C2H2都发生了突变，并且增速越来越快。以两次突变的数据为例，使有三比值法[5]判断故障类型，故障编码为022，故障类型为高温过热。

根据C1+C2的绝对产气速率，判断故障发展趋势：

5月9日绝对产气速率=（3627.7－3495.0）/2× 58/0.85=4525mL/d＞12m L/d

5月11日绝对产气速率=（4576.9－3627.7）/2×58/0.85=32384mL/d＞12mL/d

5月12日绝对产气速率=（5182.7－4576.9）/1×58/0.85=41336mL/d＞12mL/d

三次的绝对产气速率快速增长，表明故障日趋严重。

表7　2013年5月8日和2013年5月12日的色谱数据

2.3故障类型判断

表2的特征气体中，C2H4、H2、CH4和C2H6为主要成份，次要成份为H2和C2H6，还有少量的C2H2。按照国标DL/T722-2000故障判断方法可以初步认定变压器内部存在过热故障，有少量的C2H2产生可判断温度很高。故障类型用三比值法计算再由编码规则确定故障编码，故障编码为022，故障类型为高温过热。

表2中数据使用二比值法判断[1]，C2H2/C2H4＝1.4/369.8=0.0037＜0.1，可以判断为过热故障。再根据C2H4/C2H6的比值来判断故障程度，C2H4/C2H6=369.8/ 64.9=5.69＞3，故障为高温过热。

使用两种方法判断所得出的结果都为高温过热故障，变压器油裂解的产物与温度有关，温度不同产生的特征气体也不同；如果已知故障情况下油中产生的有关气体的浓度，可以估算出故障源的温度。高温过热的热点温度经验公式如下[2]：

2.4奥斯特瓦尔德系数

奥斯特瓦尔德系数定义为[4]：

当气、液两相达到平衡时,对某特定气体来说，油中溶解气体原始浓度与平衡气相浓度存在以下关系：2 6

已知某温度下的奥斯特瓦尔德系数,通过气相色谱测定平衡条件下的气相组分浓度,根据上式计算得出此温度下的油中溶解浓度。

根据表8中2013年5月12日瓦斯气分析数据，考虑到轻瓦斯动作，可能有新的故障发生，新故障产生的气体和原故障产生的气体同时溶解在变压器油中，这样就干扰了对新故障类型的判断。我们用瓦斯继电器内的气体浓度换算到油中浓度得出的数据用三比值法判断故障类型，这样就能比较准确判断哪种故障类型占主导作用。

换算后数据，使用三比值法判断故障类型，故障编码为102，故障类型为电弧放电。如果使用油中气体含量数据（表8），故障编码为022，故障类型为高温过热。两次故障类型截然不同，可以肯定的是现在是高温过热故障和电弧放电故障共同作用，电弧放电故障占主导作用。电弧放电产气速度快，产气量大，尤其是线圈匝间和层间短路故障。因这种故障发展速度快，往往故障产生的气体来不及溶解到油中就进入到气体继电器，引起瓦斯继电器动作。

表8　奥斯特瓦尔德系数（50℃）

3　故障点部位判定

3.1色谱试验数据判定故障部位

根据表2、表7数据，经计算判断属高温过热潜伏性故障，三比值法和C1+C2产气速率判断变压器故障发展恶化了。三比值的最大不足之处是不能准确判定故障部位，一般可以根据导电回路和磁路产气特征的某些差别来推断故障是导电回路还是磁路部分。如：故障点在导电回路时，通常有C2H2，且含量较高，C2H4/C2H6的比值也较高，C2H4的产气速率往往高于CH4的产气速率。对于磁路故障一般没有C2H2，或者很少，而且C2H4/C2H6的比值也较小，多数情况下该比值为6以下。由表2中色谱分析结果（C2H4/C2H6=325.1/56.5=5.7，C2H2=1.4）来看可以肯定是磁路故障，再用表3中3月6日数据（C2H4/C2H6=38.6/13.0=2.9，C2H2=0.0）和5月7日数据（C2H4/C2H6=1851.1/402.0=4.6，C2H2=9.89）验证了是磁路故障，由CO和CO2含量较少可判断故障不涉及到固体绝缘。而磁路又可能是铁芯漏磁、片间短路、铁芯多点接地等。

根据表8中数据判断为高温过热故障和电弧放电故障共同作用，电弧放电故障占主导作用。可能的故障点线圈匝间、层间短路、相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其他接地体放电等。返厂检修发现故障点在铁芯和A相低压线圈。

3.2直流电阻试验判定故障部位

从表9中数据来看，低压绕组的直流电阻线间差值由1.2%变化到2.4%，那表明低压线圈可能存在问题。当直流电阻线间差超过2.4%时，将线电阻换算成相电阻[3]。

表9　直流电阻试验数据

线电阻换算成相电阻电阻以便找出故障发生在哪一相。根据此台主变的绕组结线方式，将线阻换算成相阻计算。

表10　线电阻换算成相电阻

比较表10中数据发现，a相相电阻变化率超过规程要求的1倍。由此可以判断低压绕组a相线圈存在问题，实际返厂检查A相低压线圈在第96饼位置从外向内熔断8根线，其中绝缘层炭化的根数已向内深度扩展。

3.3局部放电试验

2013年5月21日试验数据（A相：2 300 pc，B相：300 pc，C相：300 pc），A相局部放电量远大于注意值300 pc，可判断A相存在故障，实际返厂检查表明A相低压线圈在第96饼位置从外向内熔断8根线，高压A相局放由低压传递出去，局放故障点在低压线圈。

4　返厂内部检查及处理情况

4.1器身检查情况

检查高、低压侧线圈组表面，发现绝缘完好无损，无异常情况。

4.2铁芯拔片检查

铁芯拔片过程中发现，铁芯尖角有部分受损及明显过热痕迹：拔片后发现，铁芯有明显过热痕迹，离近缝隙位置最为严重，过热严重部位均分布在芯柱和旁轭主磁通位置。

4.3线圈检查

（1）检查A相线圈高压、中压线圈，在撕开该围屏后发现其线圈有上有显著高温碳化、融化痕迹。

（2）A相低压线圈在第96饼位置从外向内熔断8根线，其中绝缘层炭化的根数已向内深度扩展，见图1。

4.4解体故障检查分析

结合有代表性的三比值故障类型和检查异常情况，初步判断产品故障主要体现在涡流引起铜过热、铁芯漏磁、线圈局部短路、层间绝缘不良几个方面，即磁路和电路异常共同导致油色谱的跳跃性变化：

（1）从铁芯检查情况看，离近缝位置片料损伤严重，说明制造时期铁芯制造工艺存在诸多不完善，给产品留下了先天性缺陷是铁芯过热的原因之一。同时从铁芯主级及旁轭过热情况看，设计时主磁通选取值不能满足产品长期满负荷运行的要求。

图1　熔断的线圈

（2）电路故障原因分析：被熔断的某一根线中可能存在接头，且该接头存在缺陷，长期运行时该点存在长期过热，随温度升高缺陷点逐渐恶化并反复多次出现，最终该点熔断。熔断后伴随放电并随即扩展到相邻工作线，而油中大量杂质加剧了故障恶化。这与高压A相局放大并反复处理未果和低压电阻偏大的情况相吻合（高压A相局放由低压传递出去，其局放故障点在低压线圈）。

5　结束语

主变压器故障对企业的安全生产和经济效益都是致命的威胁，通过对油色谱分析，能发现早期潜伏性故障。但变压器故障是不断发展变化的，本例讲述了两种故障共存时的分析处理，为同类型故障分析处理提供了参考。随着科学技术发展和人们研究的不断深入，化学和电气检测方法在变压器故障处理中的应用会越来越广泛。

参考文献：

[1]操敦奎，许维宗，阮国方.变压器运行维护与故障分析处理[M].北京：中国电力出版社，2009.

[2]操敦奎.变压器油色谱分析与故障诊断[M].北京：中国电力出版社，2011.

[3]国家电网公司运维检修部.变压器类设备典型故障案例汇编[M].北京：中国电力出版社，2012

[4]中国国家标准化管理委员会.GB/T 7595-2008运行中变压器油质量[S].北京：中国标准出版社，2009.

[5]中国国家标准化管理委员会.GB/T 7252-2001变压器油中溶解气体分析判断导则[S].北京：中国标准出版社，2002.

中图分类号：TM41

文献标识码：B

文章编号：1672-5387（2015）08-0049-04

DOI：10.13599/j.cnki.11-5130.2015.08.014

收稿日期：2015-05-04

作者简介：刘章进（1981-），男，工程师，从事水电厂油品试验及分析工作。