综合利用油化、电气试验数据进行变压器故障诊断

综合利用油化、电气试验数据

进行变压器故障诊断

　　1、引言

某330kV变电站1号主变压器是三相自耦壳式变压器，容量为360MVA。该变压器2006年投运，投运前试验项目齐全、合格。投运后每月定期进行的油化试验均合格。2007年3月31日进行预防性试验，各项试验指标均合格。2007年6月25日1号主变因内部故障造成重瓦斯保护动作。故障后通过对油化色谱及电气试验数据的分析确定了故障的部位和原因。

2、故障情况

该变电站1号主变压器自2006年6月投运后，未出现超铭牌容量运行，也没有发生过出口短路。但在2007年6月25日8∶22∶22，1号主变本体轻瓦斯动作发出信号，8∶22∶38重瓦斯动作，主变三侧开关跳闸，其他保护未动作，故障录波未启动，现场检查本体气体继电器内有少量气体。故障时1号、2号主变并联，共带340 000kW负载。

3、故障诊断

由于轻重瓦斯相继动作，本体气体继电器内有少量气体，初步判断为变压器内部存在故障，并非保护误动。差动保护等其他变压器保护未动作，故障录波未启动，排除了变压器内部存在相间或单相短路和严重的匝间短路的可能。为进一步诊断，事故后对1号主变进行油色谱分析和电气试验，数据如表1所示。

在色谱数据分析中看出，故障前油化数据未见异常，故障后本体及瓦斯油三比值编码均为102，初步判断变压器内部存在局部高温过热及电弧放电。

低压绕组电阻值三相平衡，高压绕组首末端电阻值三相平衡，中压绕组B相电阻明显偏大。因该变压器为自耦变压器，如果中压绕组有内部短路，则高压绕组直流电阻会不平衡，而高压绕组的直流电阻正常，由此初步断定绕组内部无短路。而高压套管-中压套管之间电阻值三相不平衡，B相约为A相、C相的2倍;中压套管-零相套管之间电阻值三相不平衡，B相约为A相、C相的5倍。从试验数据可以看出，凡是和Bm有关的直流电阻值均异常，B相电阻值明显偏大，初步分析判断为110kV B相绕组首端引出线至套管线夹间的故障。故障原因可能为以下几种：

(1)110kV B相绕组首端引出线与引线焊接处接触不良。

(2)110kV B相引线与套管连接处接触不良。

(3)110kV B相套管内部载流杆与连接头之间接触不良。

(4)连接头与将军帽间接触不良。

4、故障点确定

为确定故障点，放油后进入变压器内部进行检查。检查结果为：110kV B相绕组首端引出线与引线焊接良好;110kV B相引线及有载调压分接开关引线与套管连接处接触良好;发现110kV B相套管导电管底部与载流杆端部发生放电，铜末掉入变压器本体内部，在套管下的B相器身压板上面、绕组表面、分接引线及引线支架上有大量铜粒、铜末及杂质。随后，将110kV B相套管拆下检查，起吊时发现套管内载流杆顶端已经与连接头脱离，连接头与套管将军帽烧粘在一起。载流杆上下两端均有放电，载流杆顶端烧熔，顶端约2cm长度烧熔最为严重，螺纹烧熔，但往下紧挨着的螺纹完好。将110kV B相套管返厂解体检查，发现载流杆顶端旋入套管顶部连接头的深度不够(仅旋入1cm多)，导致运行过程中发热烧熔，瞬间脱落拉弧，引发本次主变跳闸故障。引发主变故障的原因为套管装配质量不过关。由于变压器器身内部空间狭小，特别是调压绕组线饼内部可能也有铜渣，B相调压开关需要重新清理，分接引线绝缘需要重新包扎，在现场不具备彻底清除条件，清理工作十分困难。为保证变压器修理质量，将变压器返厂吊罩彻底处理。

　　5、故障原因分析

110kV B相套管结构为导杆式，导电部分由连接头、载流杆组成。由于载流杆顶端螺纹旋入套管顶部连接头仅十几毫米(正常旋入长度为50mm)，接触面积不够，运行中接触部位长期过热。随着时间推移，产生恶性循环，在拉力作用下，连接处螺纹逐渐变形。2007年6月24日，气温急速升高(最高温度达37℃)，负载突增，更加重了此点的过热。2007年6月25日早上8点，高峰负载时，在大电流冲击下，螺纹烧脱，载流杆脱落，在载流杆与套管导电管间产生电位差，由于导电杆端部的电场分布相对不均匀，所以在导电杆两端均对套管导电管产生电弧放电，最终导致重瓦斯跳闸，引发主变故障。未能提前发现故障的原因一方面是因套管头部散热较快，在负载较小时，温升并不明显，测温中若不注意横向对比，容易忽视;另一方面是套管顶部为死油区，且周围油量很小，过热引起的分解气体扩散到本体后不足以引起本体油样的显著变化。

　　6、结论

本次故障由套管安装质量引起，如果套管制造厂加强产品出厂检验、变压器制造厂及现场安装人员具有高度责任心，均可发现该缺陷。本次故障前的油化、电气试验、红外测温都按期

进行，试验数据正常，均未能提前发现异常。说明安装时的工艺、质量至关重要，安装时的一时疏忽所埋下的隐患在运行中往往难以发现。油化色谱分析和电气试验是预防变压器事故和进行变压器故障诊断的重要手段。在实际应用中要将两者进行有机地结合、灵活应用。

针对该主变故障所暴露出的问题，应吸取以下几点教训：

(1)对于大型变压器，应加强赴厂监造和验收的力度，按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，制造厂外购组件要加强进厂检验，确保质量。

(2)加强设备的红外测温工作，提高对测温数据的分析能力。负载突增后应对重点设备进行红外测温。

(3)加强对运行中变压器的监视、油色谱分析及红外温测工作，应定期开展套管油的色谱分析工作。

参考文献：

[1]DL/T722-2000，变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[2]GBJ148-1990，电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范[S].