220kV变压器异常发热原因分析及处理措施

220kV变压器异常发热原因分析及处理措施

施炳亮

东莞供电局广东东莞523000

摘要：220kV变压器绝缘油气象相色谱中乙烯、乙烷、一氧化碳、二氧化碳逐步增长增加，分析认为是由于内部异常发热引起的，并采用相关方法对发热点进行了检查，分析了该220kV变压器异常发热的原因，结合实际情况提出了相应的处理措施。

关键词：变压器；发热；原因；处理措施

0引言

变压器是供电系统中的重要组成部分，其正常运行确保对供电系统供电的质量及安全、稳定运行具有十分重要的意义。但是在变压器运行过程中，由于各种因素的影响，常常会导致变压器负载增大，造成变压器异常发热现象的发生，增加变压器故障率，缩短了变压器的寿命，增加变压器运行维护成本。鉴于此，笔者结合某220kV变压器异常发热实例，对其原因进行了分析，并提出了合理的处理措施。

1220kV变压器异常发热情况介绍

主变压器长期轻载运行到2005年，负荷一直小于30000kW。2005年负荷开始增加，2006年负荷最多高峰时能达到70000kW，从此绝缘油气象相色谱中乙烯、乙烷、一氧化碳、二氧化碳逐步增长增加，变压器油色谱分析结果认为负荷增大时，变压器油中产生过热特征气体，怀疑内部存在异常发热缺陷。

2220kV变压器油色谱试验数据异常

从该变压器绝缘油几年来色谱试验数据入手，分析变压器异常发热的起始时间段。

2.1绝缘油色谱试验数据分析

2003年6月—2006年7月220kV变压器油色谱试验数据见表1。

表1220kV变压器油色谱试验记录情况μL/L

从色谱数据可以看出：2003年到2006年3a时间内，2005年以前该变压器油色谱数据基本正常，从2005年开始，变压器油中C2H4、CO、CO2增长显著。C2H2、H2无增长。

绝缘油在500～800℃左右时分解的烃类气体主要成分为乙烯C2H4。由于绝缘油中烃类气体主要成分为乙烯，所以说，过热点温度应为600～800℃。乙炔C2H2为绝缘油在800℃以上时分解的产物，由于绝缘油特征气体中几乎无C2H2，所以过热点温度应低于800℃。变压器内部固体绝缘在高温局部过热的情况下，将会分解产生CO和CO2。

2.2变压器油色谱数据3比值法分析

表2为根据表1中2006年7月1日试验数据的3比值结果。

表2根据表1中2006年7月1日试验数据的3比值结果

从3比值数据看，该主变压器存在700℃左右的高温过热。

可能存在的情况：有涡流引起局部过热；铁芯漏磁，局部短路；层间绝缘不良；绕组过细，电阻偏大或焊接不良电阻异常致热。

由于高压直流电阻试验三相平衡，所以分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动可排除。

3查找发热点

3.1红外热像图谱测试没有发现主变异常发热

红外热像图谱测试主变压器外观无异常，分析主变压器发热在内部。该主变压器系强油循环风冷大型变压器，变压器变铁芯或绕组内部发热时，红外热像图谱测试难以发现。

3.2现场吊罩检查未发现异常

现场吊罩会同变压器生产厂家检查未发现异常。现场不具备大型变压器解体检查条件，故未解体检查。

3.3变压器异常发热与其负荷有关

改变运行方式，从2006年7月15日开始，主变压器110kV侧负荷转移到其他变电站，该主变压器临时不带110kV负荷，35kV侧一如平常只带20000～30000kVA负荷，直至7月22日。

从表3可以看出，2006年7月1日至7月22日由变压器油色谱数据发展趋势，7月1日至7月14日增长明显，而从7月14日至7月22日数据几乎未增长，在7月14日至7月22日这一段时间内，110kV侧未带负荷，无负荷电流，其他运行工况不变。由此分析认为，过热故障应存在于110kV绕组侧。而110kV侧绝缘试验正常。分析该变压器110kV侧可能有发热缺陷，如电阻发热异常，油道不畅，散热不良等缺陷，在变压器带小负载时，因电流小，发热少，发热散热容易平衡，故异常发热不显现。

表3220kV变压器油色谱试验记录μL/L

4变压器发热异常的根本原因分析

对该变压器关键参数与GB/T6451—2008《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》进行了对照研究，发现负载损耗、空载损耗均超过国家标准，分析出了该变压器发热异常的根本原因。

该主变压器型号SFPS7-120000/220，其铭牌空载损耗为94kW，负载损耗为451.8kW。铭牌负载损耗超过GB/T6451—2008《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》该型号变压器标准288kW的约163.8kW。多出标准的163.8kW多余损耗发热加剧了变压器内部温升，加剧了变压器油和内部绝缘材料的老化、劣化分解。

该主变压器真实的负载损耗实际比铭牌标示的负载损耗451.8kW还大，有做假之嫌。论证如下：该主变压器75℃时：高压侧（220kV绕组侧）直流电阻为0.75766Ω，中压侧（110kV绕组侧）直流电阻为0.179451Ω，高压侧额定电流为314.92A，中压侧额定电流为602.45A，故高中压侧的75℃时电阻损耗为PR=3R1I21N+3R2I22N=420.8kW，其中PR为换算到75℃时的变压器高中压两侧绕组电阻损耗；R1、R2分别为换算到75℃时高压侧、中压侧绕组直流电阻值；I1N、I2N变压器高压侧、中压侧绕组额定电流。变压器75℃时额定电阻损耗加上附加损耗为额定负载损耗。而大型油浸变压器附加损耗数值上接近于空载损耗（通过对多台大型油浸变压器统计分析，附加损耗与空载损耗差值不超过5%）。所以近似计算出的负载损耗可用损耗可用PJ=PR+P0±5%P0计算，其中P0为铭牌的空载损耗94kW。计算负载损耗达到510～520kW，计算出的负载损耗远大于铭牌负载损耗451.8kW达到58～68kW左右。

该主变压器负载损耗超标。该主变压器型号SFPS7-120000/220，其铭牌空载损耗为94kW，铭牌空载损耗超过GB/T6451—2008《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》该型号变压器标准56kW约38kW。

由于该主变压器投入运行以来到2004年负载一直很小，负载一直不足30000kW。所以，主变压器容量设计不足未体现出来，从2005年开始，该主变压器负载逐步增大，所以发热异常显现。

5采取的处理措施

（1）该变压器只允许轻载运行，负荷不允许超过60000kVA。

（2）增容扩建1台120000kVA或以上变压器，分担该主变压器负荷。

（3）有条件时更换主变压器，因主变压器不符合国标要求，属高能耗变压器，经过多年运行，变压器内部绝缘材料已严重老化、劣化。抗短路能力不足，容易故障损坏。

（4）严格变压器工艺监造，增加变压器出厂温升试验，杜绝不合格变压器进入输变电网。

（5）严格变压器出厂试验，严格防止空载、负载损耗超标的电力变压器进入电网。

从2006年7月23号开始转移走部分110kV侧负荷，2007年5月30号，新增150000kVA的2号主变压器投产，大部分承担了1号主变压器负荷，故减少了1号主变压器内部的发热。2007年5月30号以后1号该主变压器持续只带20000kW左右负荷，变压器油气象色谱数据未明显增长，2015年3月该主变压器退役，变电站更换增容了新的主变压器。

6结语

综上所述，变压器出现异常发热的现象不仅会导致变压器材料老化速度加快，缩短变压器的使用寿命，增加变压器故障发生的概率，而且严重影响到了供电系统供电的质量和安全。因此，要对变压器出现异常发热现象的原因进行分析，严格排查变压器异常发热点，并采取有效的处理措施对变压器的异常发热进行处理，从而保障变压器的安全稳定运行。

参考文献：

[1]徐经纬，孙静.220kV变电站主变压器跳闸事故原因分析及处理措施[J].内蒙古电力技术.2015（06）

[2]李卓，张晏铭.220kV变电站主变压器冲击合闸异常分析[J].河北电力技术.2016（S1）