500kV变压器绝缘下降原因分析与处理

500kV变压器绝缘下降原因分析与处理

钟岚濮星海

(国网江苏省电力有限公司检修分公司江苏南京211100)

摘要：随着电网的规模化建设，对电力设备的整体水平提出更高的要求。本文对500kV变压器绝缘下降原因分析与处理进研究。

关键词：500kV变压器；绝缘下降；原因与处理

随着电网的逐步发展，电力设备数量与日俱增，电力设备能否安全可靠地以最佳状态运行，对于提高电力企业生产能力和竞争力，确保能够安全地生产，进而改善整个企业的经济效益，以及整个国家的经济实力，都起着举足轻重的作用。在整个电力系统中，变压器是最关键的设备之一，其工作时的状态会直接影响到整个系统的运行水平。所以，要能及时地、准确地检测出变压器故障和异常状态以及潜在问题，这才能保证采取相应的措施来排除故障，因而变压器的故障诊断技术是值得关注的研究领域。

1变压器性能与结构

1.1变压器性能

在变压器的长期运行中，绝缘必须可靠地承受长期工作电压、大气过电压、操作过电压和暂态过电压。针对上述各种可能出现的电压，变压器在出厂时，必须进行各种测试，包括耐压试验：如工频和感应耐压；雷电和操作冲击耐压；局部放电试验等。有些试验项目，应在现场安装后进行，如超高压变压器的局部放电试验等。绝缘油是变压器的重要绝缘介质之一，其理化和电气性能应符合相应要求。变压器运行中，如果系统发生短路，大的短路电流将穿越变压器绕组，短路电流与绕组的漏磁通相互作用，会产生很大的电磁力，严重时会导致变压器发生绕组变形故障。压器纸绝缘的耐热性能，是维系变压器可持续安全运行的重要条件之一。纸绝缘属A级绝缘，能维持其正常寿命的温度为95℃~98℃。绝缘纸在温度、水分、电场、机械振动和氧气等因素的联合作用下，性能逐渐劣化。通常，老化了的纸绝缘，其电气强度下降不大，主要是机械强度明显降低。氧气和水分的存在，大大加速纸绝缘的老化速度。因此，保持变压器的密封，防止空气和水分进入，既保证了绝缘的电气性能，又能保证绝缘的耐热性。

1.2变压器结构

变压器组成部件包括器身（铁心、绕组、绝缘和引线）、变压器油、油箱和冷却装置、调压装置、保护装置（吸湿器、压力释放装置、气体继电器、储油柜及测温装置等）和出线套管等。

2500kV变压器绝缘下降原因分析

2.1绝缘油试验

在主变本体下部取油口（靠高压侧）取油进行试验。经分析，油中乙炔及总烃含量超标：故障后３ｈ，乙炔含量为２００μＬ／Ｌ，总烃含量３４９μＬ／Ｌ；故障后２４ｈ，乙炔含量为５６．９μＬ／Ｌ，总烃含量１１５．４μＬ／Ｌ，微水含量正常。油色谱数据三比值法分析特征值为１０２，判断故障类型为电弧放电。

2.2主变本体检查

为了进一步验证Ａ相主变存在故障，将主变放油后打开高压侧箱壁人孔，发现油箱底部有碳化物，主柱器身最外层纸筒下部两道绝缘夹箍脱落，绝缘螺杆、螺母断裂并落入油箱底部，对主变其余部件、部位进行了检查，除上述异常外，其余均正常，无破损、放电、烧灼等情况出现。

2.3电气试验

现场对＃２主变进行了电气诊断性试验，项目主要有绕组连同套管的直流电阻测量、绕组连同套管的绝缘电阻测量、吸收比或极化指数的测量、铁心和夹件对地绝缘电阻测量、绕组连同套管的介损和电容量测量、频率响应法绕组变形测试。以上试验中，除绕组连同套管的直流电阻测试结果异常外，其它试验结果合格。绕组直流电阻测试结果显示Ａ－Ａｍ直流电阻初值差超标，较出厂高９．５％，而Ａｍ－Ｘ，ａ－ｘ偏差均在正常范围内，于是初步判断Ａ相高压绕组（串联绕组）损坏。

2.4返厂解体检查

主变返厂解体检查，吊罩后拆除高压引线及引线均压管，发现引线外包绝缘纸局部变色，绝缘纸的韧性有变化，确定高压引线外包绝缘受潮。依次拆除高压线圈器身围屏，从外到内，第１道围屏表面无异常，第２道围屏在高压出线位置的左下方位置上有少许的碳化物污染，第３道围屏在高压出线左下方位置处有围屏破损及碳化物污染。拆除全部围屏后发现高压线圈７、８档间第１１饼和１２饼的外层线匝绝缘破损（线饼号为从下往上计数），烧灼现象严重。圈淋油烘干后进行检查，发现高压线圈７、８档间第１１饼和第１２饼的外层三匝绕组均存在不同程度的损伤，均为第２匝（从外往内）烧损最为严重，根据绕组烧损情况，判断故障的起始点应为第１１饼和第１２饼的第２匝线圈，故障性质为饼间绝缘击穿。检查中压、低压线圈，未发现异常。

2.5变压器残油及绝缘纸检测结果

取主变箱底疑似水状的透明液体和绝缘油的混合物进行化验，测得油中含水量为１２００ｍｇ／Ｌ，可判断透明液体是水。正常情况下，规程要求变压器绝缘材料的含水率在１％以内。主变解体后，取高压绕组引线、中压绕组引线、故障部位附近绝缘垫块等部位的绝缘材料进行绝缘含水率测试，结果显示高压绕组引线绝缘纸含水率为３．９％，中压绕组引线绝缘纸含水率为２．５％，故障部位附近绝缘垫块含水率为５．４％。含水率测试结果说明主变本体各部位的绝缘材料均不同程度受潮。

3500kV变压器绝缘下降处理

3.1处理建议

５００ｋＶ变电站＃２主变Ａ相故障的原因是高压套管存在制造和设计缺陷，头部导电密封头密封失效进水。雨水进入套管头部后，通过穿杆内腔进入主变本体，并沿高压引线及引线均压管流到高压线圈，导致高压绕组饼间绝缘击穿故障。为了保证电网安全和防止同类故障再次发生，提出以下建议。（１）该＃２主变Ａ相主变修复过程中应更换全部可能受到本次故障污染的组部件和绝缘件，并严格按照新变压器出厂试验条件开展试验，确保主变不存在安全质量隐患。（２）故障主变解体后的绝缘材料含水率测试结果显示该变压器内部绝缘材料均有不同程度的受潮，制造厂应采取安全可靠的技术手段对留用的中、低和调压绕组及相关绝缘件进行干燥处理，保证产品质量。（３）该＃２主变Ｂ、Ｃ相套管现场进行密封检查后发现套管头部进入了部分空气。为了保证主变的安全稳定运行，建议采用重新真空注油或其它方式进行排气，并进行密封性试验。（４）为了避免同类型故障的发生，要求变压器及套管厂家对采用同型套管的该５００ｋＶ变电站主变套管进行专项检查，确保变压器套管等组件满足使用要求。

3.2加强巡视检查

运行值班人员应定期对变压器及附属设备进行全面检查，每天至少一次。检查过程中，要通过“听、看、嗅、摸、测”等手段，仔细检查。检查储油柜及油色、油位。储油柜各部位应无渗油、漏油现象。正常的变压器油色应是透明微带黄色，如呈红棕色，可能是变压器油变质或油位计本身脏污造成的。各引线接头应无变色、无过热发红现象，接头接触处的试温蜡片应无熔化现象。用快速红外线测温仪测试，接头接触处的温度不得超过70℃。检查变压器铁芯接地线和外壳接地线。用钳形电流表测量铁芯接地线的电流值，应不大于0.5A。检查绝缘套管有无沿表面放电闪络，引线接头发热部位在小雨中或落雪后应无水蒸气上升或雪花落上即快速融化现象。导电部分应无冰柱。若有水蒸气上升或落雪立即融化，应用红外线测温仪进一步测量接头实际温度。若导电部分有冰柱应及时清除。

4结论

通过变压器在线监测数据来监测变压器内部潜伏性故障，了解故障发生的原因，掌握故障的发展趋势和严重程度，主要包括判断有无故障、故障类型、故障的严重程度并提出相应的处理意见。并且需要根据多种技术手段对变压器故障进行综合诊断。某些非故障原因也会使变压器存在故障特性，因此判断设备内部有无故障时，应特别注意防止这些非故障因素产生干扰判断结果。最后要分原因进行处理。

参考文献:

[1]王世阁．电力变压器组部件故障分析与改进［Ｍ］．北京：中国电力出版社，２０１０．

[2]董其国．电力变压器故障与诊断[M]．北京：中国电力出版社，2000.

[3]徐刚．浅谈变电设备接头发热的原因及其防范［Ｊ］．湖州师范学院学报，２０１０，１１（６）：１１－１２．