Ｘｉｔｏｎｇ １ １ ０ ｋＶ电力变压器内部故障诊断方法及处理方法 曾庆跃 （广东电网公司中山供电局，广东中山５２８４００） 摘要：通过对ｌ台ｌ１０ ｋｖ变压器存在特征气体的原因分析，提出油色谱分析应结合电气试验判断故障性质，并确定故障部位。 关键词：过热性故障；溶解气体；色谱分析：新改良ＩＥＣ比值；故障诊断 ｌ１０ ｋＶ变电所在我国输配电网络中占据非常重要的位置，保 （２）乙炔Ｃ Ｈ２变化。１１０ ｋＶ变压器内部因线圈匝、层间绝缘击 火花放电等 证１ １０ ｋＶ变电所供电可靠性对整个供电网络显得尤为重要。本文 穿，引线断裂或对地闪烙和分接开关飞弧等电弧放电、将综述１１０ｋＶ电力变压器内部故障的常见类型，探讨利用油色谱 分析判别内部故障原因及部位，并用一个实例说明油色谱分析和 电气试验的并用。 １ １１０ ｋＶ电力变压器内部常见故障 １ １０ ｋＶ电力变压器内部故障主要有过热性故障、放电性故障 及绝缘受潮等多种类型。 １．１过热性故障 过热性故障占变压器故障的比例较大，危害严重。这是因为存 在于固体绝缘的热点会引起绝缘劣化与热解，对绝缘危害较大，热 点常会从低温逐步发展为高温，甚至会迅速发展为电弧性热点而 造成设备损坏。一些裸金属热点也常会烧坏铁心、螺栓等部件，严 重时会造成设备永久性损坏。 １．２放电性故障 放电性故障则以电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主，其次 为引线断裂或对闪络和分接开关飞弧等故障。火花放电常见于套 管引线对电位末固定套管导电管、均压圈等放电；引线局部接触不 良或铁心接片接触不良而引起放电；分接开关拨叉或金属螺丝电 位悬浮而引起放电等。 ２溶解油气体色谱分析方法 １９９７年正式修订实施的ＤＵＴ５９６－－１９９６《电力设备预防性试 验规程》中，把色谱分析列为电力变压器的首位试验项目。变压器 油中气体色谱分析这种化学检测方法，对发现变压器内部某些潜 伏性故障及其发展程度早期诊断非常灵敏而有效，这已为大量故 障诊断实践所证明。 ２．１ 气体色谱分析方法概述 油中溶解气体分析（ＤＧＡ）方法源于Ｈａｉｓｔｅａｄ的试验发现。任 何一种特定的烃类气体的产生速率随温度变化，在特定温度下，有 某种气体的产气率会出现最大值。正常运行的变压器油中溶解气 体的组成主要是氧气和氮气，但是，当变压器内部发生过热性故 障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些油中故障特征气体的含量 会迅速增加。因此定期测量溶解于油中气体成分和含量，就可及早 发现充油电力设备内部潜伏性故障。如果结合必要的电气试验等 方面情况，还可能判断发生故障的部件及位置。 ２．２变压器油中气体的特征 变压器内部故障不同，各种故障产生的气体既有相同也有不 同。一般认为对于判断变压器故障有特定意义的主要气体有：氢 气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氧气、氮气等气 体，总烃是指甲烷、乙烷、乙烯、乙炔４种气体的总量。 （１）氢气Ｈ 变化。变压器正常工作发热时，Ｈ：一般占氢烃总量 ２７％以下，随温度升高，Ｈ 绝对含量有所增长，但其所占比例却相 对下降。但当变压器内部进水受潮时，特征气体Ｈ 含量很高。因此 如客观上色谱分析发现Ｈ 含量超标，而其他成分并没有增加时， 可大致先判断为设备含有水分。 １２６ 放电性故障，会产生大量ｃ 。当ｃ２Ｈ 含量占主要成分且超标时， 则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。其 他成分没超标，而Ｃ２Ｈ 超标且增长速率较快，则可能是设备内部 存高能量放电故障。 （３）甲烷ＣＨ，和乙烯ｃ 王｛４变化。当变压器内部发生过热性故 障时，由于热源处绝缘油分解，不涉及固体绝缘的裸金属过热性故 障特征气体Ｃ｝｛４和Ｃ２ＩＬ两者之和一般可占总烃８０％以上。此时可 判断变压器内在局部过热或局部放电。 （４）一氧化碳ＣＯ和二氧化碳ＣＯ 变化。变压器主要的绝缘材 料是绝缘油、绝缘纸和板等，在运行中将逐渐老化。绝缘油分解产 生的主要气体是氢、烃类气体，而绝缘纸等固体材料分解产生的主 要气体是ＣＯ和ＣＯ 。变压器发生低温过热性故障，因温度不高，往 往油的分解不剧烈，因此烃类气体的含量并不高。而ＣＯ、ＣＯ 含量 变化较大，故而用ＣＯ和ＣＯ 的含量判断变压器固体绝缘老化状况。 ２．３新改良ＩＥＣ比值｛三比值）判断法 按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（ＧＢ７２５２－－２００１） 运行中２２０ ｋＶ及以下变压器油中溶解气体含量超过下列任一项 值时应引起注意：（１）总烃含量＞１５０×１０ ；（２）Ｈ２含量＞１５０× １０ ；（３）Ｃ２Ｈ２含量＞５×１０ 。表明设备处于非正常状态下运行。目 前较为通用的是改良的三比值法。改良三比值法是用不同的编码 表示三对比值。编码规则如表１所示。 表１ 改良ＩＥＣ比值（三比值）判断法编码规则 ３油色谱分析试验与电气试验相互参照判断 ３．１ 故障诊断方法 对于ｌ １０ ｋＶ油浸式变压器，变压器油气相色谱试验能很好地 反映变压器的潜伏性故障，是判断大型变压器内部故障性质的重 要方法。实践证明，在很多情况下，当ｌ１０ｋＶ变压器内部故障还处 在早期阶段时，一些常规的电气、物理、化学试验未必能发现故障 的特征，而油中气体分析比较灵敏，但不能否定其他电气试验的作 用。现实中，为了准确判明内部故障性质，确定变压器的运行状况， 往往选择与油中气体分析结果有直接关系的电气试验项耳进行对 照验证，对直流电阻、绝缘电阻、三相空载电流和空载损耗值进行 测量，或绝缘油简化试验。对１１０ｋＶ以下的中、小型变压器，主要 采取常规电气试验诊断故障，如有必要，再结合油中气体色谱分析 对变压器进行综合判断，可以很准确地判明故障性质。 ３．２故障诊断实例 ２００８年３月１５日，笔者对某ｌ１０ｋＶ （下转第１３１页） Ｄｉａ ×－ｔ０ｎｇ ｌ （３）复合绝缘子力度要加大使用。我国复合绝缘子的劣化性 样雷击引起的大多数单相接地故障可以自动消除，使线路绝缘不 能、机械性能和电气性能满足运行对其要求，其综合性能处于国际 发生闪络，防止建弧，从而也就不会跳闸，提高了耐雷水平。为了更 先进水平。实践 明，复合绝缘子是遏制我闰电网发生大面积污闪 好地发挥这种作用，输电的铁塔和钢筋混凝土杆宜接地，接地电阻 的有效措施，尤其是对解决ＩＩＩ、Ⅳ级污区的污闪问题起到至关重要 不受限制，但多雷区不宜超过３０ Ｑ。 （４）输电线路中个别的跨越大区域输电线路，落雷机会会增 的作用。结合我国国情，无论是已建还是新建线路和变电站，应加 大力度使用复合绝缘子。 注意以下问题： 多。可采用瓷横担等冲击闪络电压较高的绝缘子或增加绝缘子的 （５）除了在防雷技术上多加研究外，在实际中输电线路的管理 从而降低雷击跳闸率。 （４）重视绝缘子选型。仅从污秽绝缘考虑，绝缘子选型应同时 片数来抑制工频电弧的建立，清理线路旁的树枝，检查防雷 １）采用大爬电距离绝缘子；２）采用爬电距离有效利用率高的 和检修也要加强，如增加巡视力度，绝缘子；３）采用积污特性和自洁性能优良的绝缘子；４）在同一结构 设备的接地等等，消除安全隐患，以防一些不必要的因素造成雷击 高度工况下，优先采用单片污耐压值高的绝缘子；５）采用劣化率低 跳闸停电。其次，加强输电线路防雷工作，要从防止雷击永久性故 的绝缘子。 障和降低雷击跳闸率入手，对以前频繁遭受雷击的输电线路，通过 （５）清扫在防污闪工作中的地位。通常我国运行输变电设备的 加强线路自身绝缘，在加强技术方面改造的同时要注意实际线路 污秽绝缘设计是建立在清扫周期的原则上。所以对已运行的输变 的管理和检修，如清理线路周围的缘、加装线路避雷器、加强杆塔 电设备不能够取消清扫周期。对于不具备“用盐密指导清扫”条件 接地电阻监测等措施，以降低雷电天气对输电线路造成的危害。 的线路均应坚持“一年一清扫”。 ２．２线路防雷保护措施 ３结语 总的来说，在进行输送电线路设计时要全面考虑，综合分析每 一（１）线路绝缘相对很弱，装避雷线的效果不大，一般不在全线 架设避雷线。但当雷直击于变电站附近的导线时，沿导线传入变电 站的侵入波可能会危及到变电站内设备的绝缘。所以农村输电线， 必须在靠近变电站的一段进线（１～２ ｍ）上加装避雷线，以减少绕 击和反击的概率。为了提高避雷线对导线的屏蔽效果，减小绕击 条线路的具体情况，通过安全、经济、质量的比较，选取有针对性 的线路状态检修模式和保护措施，以达到提高供电安全可靠的目 的。尹 率，避雷线对外侧导线的保护角应小一些，一般采用２０。～３Ｏ。。 （２）由于线路绝缘具有自恢复性能，大多数雷击造成的绝缘闪 络在线路跳闸后能够自行消除，因此安装自动重合闸装置对降低 农村输电线路的雷击事故率具有较好的效果，这样就尽量减少了 雷击跳闸后线路停电的概率。据统计，３５ ｋＶ及以下线路重合闸成 功率约为５０％￣８０％。 ２００９（７） 【参考文献】 ［１］王洁，路永玲．农村输电线路的防雷保护．企业技术开发・下半月， ［２］王友富．输变电设备状态检修的管理与实践．安徽电气工程职业技 术学院学报，２００５ （３）电网一般采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式。这 收稿日期：２０１０—０３—２２ （上接第１２６页） 变电所新投产的１台ＳＦ９－－１６０００／１１０型变压器，进行试运行电气 漏，断定特征气体来源于变压器有载调压开关油箱的渗漏。针对上 检测跟踪试验时，发现ｃ２Ｈ 超标，Ｈ 明显增长。试样分析结果如表 述缺陷对本体油箱油进行脱气处理后，运行正常。２所示。 表２某ＳＦ９—１６０００１１１０型１１Ｏ ｋＶ变压器油试样分析结果（ Ｌ／Ｌ） ４结语 综上所述，对１ｌ０ ｋＶ变压器内部故障进行综合诊断方法时， 在优先运用油气体分析的同时，由于油中溶解气体的产生有时与 运行和检修情况有关，如冷却系统油泵故障、油箱带油补焊、油流 继电器接点火花、注入油本身未脱净气体等原因，还应综合运用 电气试验、化学试验、运行检修情况及外部检查等进行综合分析， 才能更为准确地判断故障类型及故障部位，防止盲目停运。尹 【参考文献】 ［１］周少金．变压器故障的统计分析及预防方法［Ｊ］．工业安全与环保， ２００５（８） （１）故障判定：从数据中看，总烃不是很高，在很长时间内并没 有超过１５０Ｘ ｌ０ 札／Ｌ的国家标准。主要问题是存在特征气体 Ｈ 和Ｃ２Ｈ２，三比值（Ｃ２Ｈ：／Ｃ Ｈ４、Ｃｌ－ｈ／Ｈ 、Ｃ２Ｉ－ｈ／Ｃ２Ｈ６）分析编码为 ［２］闰志军，岑云峰．浅谈变压器故障的分析．内蒙古石油，２００５（８） ［３］江伟．变压器故障分析及防护措施［Ｊ］．安防科技，２００６（１） ［４］杜中杰，张燕，何宏群．浅谈如何应用溶解气体分析法诊断变压器 故障．变压器，２００２（３） ２０１，初步怀疑变压器内部存在低能量火花放电故障。 （２）故障部位估计及检查处理：经过多次追踪分析发现，Ｈ 和 ｃ２｝｛ 含量有较大变化，考虑到有载调压开关在档位切换时会产生 大量的｝｛２和Ｃ：Ｈ ，持续增加的含量可能与有载开关的切换次数有 关。后经停电做电气检查试验（直流电阻、泄漏电流、铁心对地绝缘 等）无异常，排除了变压器本身存在潜伏性故障的可能，判断为有 载调压开关油箱向主油箱渗漏的可能性较大。后来对有载开关进 ［５］杨振勇．《变压器油中溶解气体分析和判断导则》判断变压器故障 的探讨［Ｊ］．变压器，２００８（１Ｏ） 行检查和处理，发现油箱内壁有ｌ抽头引线与变压器本体密封渗 收稿日期：２０１０—０３—０４ 机电信息２０１０年第ｌ２期总第２５８期１３１