500kV主变压器故障分析与防范措施张会旭

500kV主变压器故障分析与防范措施张会旭

张会旭陈沛丰

（国网天津市电力公司检修公司天津市300232）

摘要：随着我国电力系统的不断发展，使得500kV的变压器也变得越来越多，这也就给现阶段变压器的运行预维护工作带来了更高的要求。

关键词：500kV；变电站

引言

由于电力变压器的运行状况将直接影响到电力系统是否能持续安全稳定的运行工作。现阶段，通过定期取样，对变压器油中溶解气体进行色谱含量分析化验，能尽早地发现充油电气设备内部存在的故障，是监督与保障设备运行安全的一个关键手段，从而有针对性对变压器开展检修工作。

1变压器得以正常运行的条件

1.1温度升高有着一个限定的范围

变压器的温度以及周围各种介质温度的差值就是变压器温升值，而当变压器的内部出现散热不均匀这种情况时，就使得各个部件之间的温差变得过大，这也就直接影响到了整个变压器的绝缘强度。而且变压器温度的升高，也会导致其绕组的电阻也随之进一步增大，并导致其铜损现象变得更加严重。因此要想确保在整个变电站的正常运行，就需要对变压器中的各部件温升做出一个科学合理的限定。

1.2电压的变化应当在允许范围内

在变压站运行的过程中，其电力系统的负荷变化以及运行方式的改变经常会使得该设备出现一些异常状况，比如说电网的电压产生波动等等，这也就直接影响了变压器的一次绕组的电压值也出现波动。而在电压增大的情况下，其磁通密度也随之进一步增大，并直接导致了该变压器中的铁芯损耗增大，并使得设备出现过热现象。因此为了保证变压器以及相关的用户设备能够得以正常运行，就必须充分保证整个电压维持在一个安全稳定的状态，一般情况下其电压的允许变化范围在5%左右。

2变压器油的产气机理

2.1变压器油产气的理化过程

碳氢化合物的热解过程即为变压器油的产气过程，产气取决于具有不同化学键结构的碳氢化合物分子在高温下的稳定性，产生烃类气体的不饱和度随裂解能量密度(温度)的增大而增加。一般来说，故障点温度较低时，油分解的气体组成随着温度升高，出现最大产气率的气体依次是CH4、C2H6、C2H4、C2H2。油可起氧化反应时生成少量CO和CO2，然而CO和CO2能长期积累而成数量较多的特征气体。一般在800～1200℃时有C2H2生成。

2.2固体绝缘材料的分解和产气

一般情况下，构成固体绝缘材料的纤维素等聚合物完全裂解和碳化要高于300℃时，会生成较多的CO和CO2及较少的烃类气体和糠醛。研究表明，测定油中糠醛含量，可在一定程度作为固体绝缘的判断依据。由绝缘纸的纤维素受高温、水分、氧气的作用而发生裂解反应，从而形成多种小分子的化合物，在这些小分子的化合物中糠醛是绝缘纸因降解而产生的最主要的特征液体分子。测定油中的糠醛含量，可以采用气相色谱分析方法判断如下情况：

(1)若变压器内存在某些故障时可进一步判断是否涉及固体绝缘材料；

(2)是否存在线圈绝缘局部老化的低温过热现象；

(3)对运行多年的设备的绝缘材料老化程度做出判断。

另外，糠醛在油和绝缘纸材料中的量会随着温度的变化而出现转移，因此对测出糠醛含量较高的变压器应引起重视。

3故障诊断

利用气相色谱法对变压器油中的溶解气体进行分析，实质目的是为了诊断充油设备内部是否存在故障，判断其故障的性质，并预测故障的发展趋势。

3.1检测结果的分析方法

正常运行中，充油设备内部的绝缘油和固体绝缘材料受到外界的作用，运行年久的会发生缓慢的老化现象，除生成一些非气态的裂化产物外，还生成量少的H2、低分子的烃类气体和碳的氧化物，其中以碳的氧化物(CO和CO2)为主。GB/T7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》给出了运行设备油中溶解气体含量的注意值。运行较长时间的机组，乙炔的极限值应小于3μL/L，总烃的极限值小于150μL/L。产气速率验证的是在两次取样时间间隔中的气体含量的增长情况，基本上是与以前的油中气体含量的多少无关，而对反映设备故障是否存在、严重度及发展的趋势更加明显。当油中产生的特征气体含量较少时，则更适宜采用产气速率来判断设备有无故障。

3.2故障类型的判断方法

气体组分特征随着故障类型、故障能量及其涉及的绝缘材料的不同而不同。特征气体法是一种比较粗略的方法，不足之处是对主要气体组分和次要气体组分的界限有时较难区别，其次是对电弧放电与火花放电有时也较难区别。但该方法有直观、简捷的特点，对特征较典型的故障不易出现误判。

3.3主变压器的缺陷处理

3.3.1更换部件

主变储油柜原是玻璃管式油位计，现将原玻璃管式储油柜现场改造为全密封指针式储油柜，将原玻璃管油位指示改造为带高、低油位信号远传的全密封磁铁指针式油位表；储油柜改造检修时发现胶囊有破损渗漏，更换一新胶囊；主变现改为可视呼吸量的金属壳呼吸器；主变散热器冷却风扇电机更换成国产电机，检查处理本体、散热器处渗漏点，更换渗漏的密封胶垫，更换本体呼吸器变色硅胶；主变高压侧GIS拆卸检查做试验，将SF6气体回收，打开伸缩节拆开软连接做主变试验，更换吸潮剂；主变C1、C2低压套管末屏处及上部有轻微渗胶，法兰面有轻微渗油，做介损试验不合格。打开低压侧人孔门，解开低压侧软连接更换新套管，其余套管更换法兰密封胶垫。

3.3.2校验部件

主变瓦斯继电器拆除并进行校验，对油位表温度计、压力施放阀等保护装置进行校验；工作完毕后回装抽真空注回SF6气体；6个气室的密度继电器拆除校验。

4防范措施

从主变乙炔产生的原因及特征气体含量变化情况来看，乙炔含量均保持在0.3±0.03μL/L的范围内，变压器可继续运行，但仍需加强对变压器的监视。主变近两次检修进行的相关电气预防性试验未发现异常，主变油简化试验也未发现异常。充分利用红外摄像设备跟踪变压器外壳及油泵设备是否存在局部过热。加强对变压器铁芯接地电流、夹件接地电流的监视。主变可在下一次B级检修时进行局部放电试验，以进一步分析主变的健康状况。

结语

综上所述，如果电厂主变压器出现了故障问题，将会对电厂的正常运行造成严重的危害。因此，我们需要认真分析故障问题存在的原因，以便及时制定处理措施，防止设备发生损坏事故，最终确保变压器的正常工作，从而为电力系统的安全、稳定运行带来帮助。

参考文献：

[1]王清君．花都变电站油色谱在线监测装置应用研究[D]．广州：华南理工大学，2013．

[2]赵军．500kV变压器故障分析[D]．郑州：郑州大学，2016．

[3]徐康健．变压器油中氢含量高的故障判断[J]．电世界，2016(2)：12-13．