基于三比值法的典型變壓器故障案例分析

林倍民

基于三比值法的典型變壓器故障案例分析

林倍民

（廣西柳州市桂柳水電有限公司，廣西 柳州 545200）

預(yù)防變壓器故障是重要技術(shù)難題，特別是預(yù)防變壓器重瓦斯故障。變壓器內(nèi)部故障可以通過分析變壓器油中溶解氣體組分來判斷。本文利用三比值法分析一臺(tái)110kV變壓器故障，判斷故障原因并提出相應(yīng)對(duì)策，避免了故障擴(kuò)大化；分析一臺(tái)220kV變壓器重瓦斯故障原因，揭示了絕緣設(shè)計(jì)裕度不足及大修不徹底留下的安全隱患。本文分析過程可為油浸式變壓器故障診斷提供參考。

三比值法；變壓器；重瓦斯；故障；油色譜分析

0 引言

變壓器運(yùn)行多年后，受高溫高濕環(huán)境及電磁振動(dòng)影響，一些缺陷逐漸表現(xiàn)出來，外部表象有密封墊老化滲油、呼吸器硅膠受潮變色、將軍帽接頭過熱、冷卻系統(tǒng)故障等，內(nèi)部缺陷主要有介質(zhì)損耗超標(biāo)、繞組直流電阻不平衡率偏大、分接開關(guān)觸點(diǎn)接觸電阻偏大、油色譜分析指標(biāo)超標(biāo)、輕瓦斯報(bào)警等，缺陷進(jìn)一步擴(kuò)大就可能發(fā)生差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作、重瓦斯保護(hù)動(dòng)作跳閘等嚴(yán)重后果。本文選擇兩臺(tái)變壓器進(jìn)行分析：一臺(tái)為某水電站已運(yùn)行18年的110kV油浸式變壓器，根據(jù)歷年油色譜檢測(cè)數(shù)據(jù)分析變壓器健康狀況，2016年該變壓器總烴含量超標(biāo)，利用三比值法分析判斷變壓器內(nèi)部存在缺陷，2017年進(jìn)行吊罩大修，發(fā)現(xiàn)無載分接開關(guān)觸點(diǎn)燒灼過熱，對(duì)其進(jìn)行更換；另一臺(tái)為某水電站已運(yùn)行15年的220kV油浸式變壓器，該變壓器在2017年進(jìn)行了常規(guī)性大修，檢修單位吊罩后，經(jīng)檢查外圍未發(fā)現(xiàn)重要缺陷，但由于未對(duì)檢修前的變壓器油樣檢驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析，未拆除圍屏及高壓調(diào)壓線圈進(jìn)行檢查，因而未發(fā)現(xiàn)高壓繞組存在重要缺陷，導(dǎo)致2020年初發(fā)生重瓦斯動(dòng)作跳閘停運(yùn)事故，致使變壓器返廠大修，對(duì)高壓繞組進(jìn)行更換處理后，由于其絕緣設(shè)計(jì)存在缺陷、低壓繞組絕緣性能同樣下降，試驗(yàn)結(jié)果不滿足相關(guān)試驗(yàn)規(guī)范要求。

變壓器油中溶解氣體的含量受設(shè)備運(yùn)行時(shí)長(zhǎng)、負(fù)荷情況、絕緣紙受潮情況、油耐壓強(qiáng)度、溫濕度、故障缺陷等因素影響，氣體數(shù)據(jù)曲線呈現(xiàn)出一定的不規(guī)則性，對(duì)故障診斷有較大干擾，需要結(jié)合其他預(yù)防性試驗(yàn)項(xiàng)目進(jìn)行分析[1]。

1 三比值法基本原理

三比值法是國(guó)際電工委員會(huì)于1978年總結(jié)出的一種變壓器故障類型判別方法，將變壓器油、絕緣材料及其他材料分解產(chǎn)生的五種氣體（氫氣H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2）的三對(duì)比值以不同的編碼表示，每種編碼對(duì)應(yīng)不同的故障類別。參照《Mineral oil-filled electrical equipment in service-guidance on the interpretation of dissolved and free gases analysis》[2]，編碼規(guī)則見表1，故障類型判斷方法見表2。

表1 編碼規(guī)則

表2 故障類型判斷方法

三比值法應(yīng)用于油浸式變壓器油色譜分析，計(jì)算簡(jiǎn)單，分析方便，但也存在不足，比如邊界設(shè)定模糊、故障分類模糊[3]等。

2 某水電站110kV變壓器油色譜分析與缺陷處理

2.1 油擊穿電壓試驗(yàn)及油中水分含量分析

某水電站110kV變壓器型號(hào)為SFP10—75000/110，出廠日期為1998年3月。選取2008年、2014年、2016年的油擊穿試驗(yàn)值進(jìn)行比較，擊穿電壓及水分平均值見表3。

根據(jù)《電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》[4]，合格標(biāo)準(zhǔn)為：110kV油擊穿電壓≥35kV，油中水分含量≤35mg/L。從表3可知，油中水分含量隨運(yùn)行時(shí)間增加而增大，但遠(yuǎn)小于標(biāo)準(zhǔn)值35mg/L，無異?，F(xiàn)象；擊穿電壓隨運(yùn)行時(shí)間增加而降低，接近標(biāo)準(zhǔn)值下限。經(jīng)分析，擊穿電壓降低是由于油中水分含量變大，可通過大修過濾油進(jìn)行處理。

表3 擊穿電壓及水分平均值

2.2 油色譜分析

2008年、2014年、2016年、2017年的油色譜檢測(cè)數(shù)據(jù)見表4。

表4 歷年油色譜檢測(cè)數(shù)據(jù)

隨著油及固體絕緣材料（絕緣紙、絕緣紙板）的老化，一氧化碳和二氧化碳呈現(xiàn)有規(guī)律地增長(zhǎng)。一般地，二氧化碳含量與一氧化碳含量比值大于7時(shí)，可認(rèn)為是固體絕緣材料正常老化；當(dāng)比值小于3時(shí)，可懷疑出現(xiàn)固體絕緣故障。由表4中2016年的數(shù)據(jù)可知，二氧化碳含量與一氧化碳含量的比值約為11，初步判斷固體絕緣材料是正常老化過程。

根據(jù)《電力變壓器運(yùn)行規(guī)程》[5]，對(duì)于強(qiáng)迫油循環(huán)風(fēng)冷變壓器，頂層油溫不宜超過85℃。該變壓器有兩臺(tái)油泵運(yùn)行失效，變壓器上層溫度為65℃左右，比同變電站其他110kV變壓器高10℃左右，但未達(dá)到75℃，基本排除是因兩臺(tái)油泵運(yùn)行失效導(dǎo)致本次總烴超標(biāo)。

從表4數(shù)據(jù)分析，2008—2016年，除乙炔外，其他氣體成分隨變壓器運(yùn)行時(shí)間增加而增加，特別是2016年的數(shù)據(jù)較2014年的數(shù)據(jù)變化較大，總烴體積分?jǐn)?shù)達(dá)到616.1mL/L，已遠(yuǎn)大于注意值150mL/L。根據(jù)《Mineral oil-filled electrical equipment in service-guidance on the interpretation of dissolved and free gases analysis》[2]，三比值法編碼為022，表示設(shè)備可能存在高溫過熱故障，過熱故障主要原因有分接開關(guān)接觸不良、引線夾件螺釘松動(dòng)或接頭焊接不良、渦流引起銅過熱、鐵心漏磁、局部短路、層間絕緣不良、鐵心多點(diǎn)接地等。2017年，變壓器吊罩大修前的油樣檢驗(yàn)發(fā)現(xiàn)有乙炔氣體，其體積分?jǐn)?shù)達(dá)到47.2mL/L，證明變壓器內(nèi)部已出現(xiàn)放電現(xiàn)象。

檢測(cè)報(bào)告中，鐵心及夾件絕緣電阻為21GW，可以排除鐵心多點(diǎn)接地故障；鐵心泡浸于絕緣油中，且油水分含量較小，鐵心不容易銹蝕，基本排除渦流引起銅過熱、鐵心漏磁故障。因此，造成該變壓器過熱故障的原因可能是分接開關(guān)接觸不良、層間絕緣不良等。

2.3 變壓器故障處理

根據(jù)《電力變壓器檢修導(dǎo)則》[6]的規(guī)定，油浸變壓器每隔10年大修一次，該變壓器上次大修時(shí)間為2008年，本次大修安排在2017年，接近10年。經(jīng)過吊罩檢查，發(fā)現(xiàn)無載分接開關(guān)B相尾端導(dǎo)電環(huán)與中性點(diǎn)之間的觸點(diǎn)已燒灼。無載分接開關(guān)觸點(diǎn)燒蝕情況如圖1所示。

圖1 無載分接開關(guān)觸點(diǎn)燒灼情況

觸點(diǎn)上部已燒熔，下部有燒灼痕跡，觸點(diǎn)已無法修復(fù)；導(dǎo)電環(huán)上、下接觸處有蜂窩狀燒灼痕跡，經(jīng)過砂紙打磨后，恢復(fù)效果不佳；考慮到其他觸點(diǎn)也可能存在疲勞、握緊力不夠的情況，對(duì)整套無載分接開關(guān)進(jìn)行更換處理。

可以預(yù)見，若不及時(shí)大修處理分接開關(guān)缺陷，則運(yùn)行電流會(huì)將觸點(diǎn)燒熔，導(dǎo)致B相尾端導(dǎo)電環(huán)與中性點(diǎn)之間燃起電弧，最終致使變壓器繞組遭受惡性破壞。本次故障處理利用三比值法準(zhǔn)確判斷出該變壓器內(nèi)部存在過熱、放電現(xiàn)象，及時(shí)進(jìn)行吊罩大修，最終避免了故障擴(kuò)大化。

3 某水電站220kV變壓器重瓦斯動(dòng)作跳閘事故分析

3.1 油色譜分析

某水電站220kV變壓器型號(hào)為SFP10—50000/220，出廠日期為2005年8月。2020年初，該變壓器發(fā)生差動(dòng)保護(hù)及重瓦斯保護(hù)動(dòng)作跳閘的非停事故。

經(jīng)調(diào)查，2016年預(yù)防性試驗(yàn)、2017年大修前油色譜檢測(cè)數(shù)據(jù)見表5。

表5 油色譜檢測(cè)數(shù)據(jù)

表5的檢測(cè)數(shù)據(jù)顯示，2017年氫氣體積分?jǐn)?shù)達(dá)到1 281.8mL/L，不滿足規(guī)程中不大于150mL/L的要求，總烴體積分?jǐn)?shù)接近規(guī)程要求的上限值150mL/L，有微量乙炔氣體且有增加趨勢(shì)，結(jié)合其他氣體成分，采用三比值法進(jìn)行計(jì)算，氣體比值編碼組合為012，提示變壓器可能存在如下故障：分接開關(guān)接觸不良、引線夾件螺釘松動(dòng)或接頭焊接不良、渦流引起銅過熱、鐵心漏磁、局部短路、層間絕緣不良、鐵心多點(diǎn)接地等。參照國(guó)家能源局2014版《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》，氣體比值編碼012的故障表述為：分接開關(guān)接觸不良、引線連接不良、導(dǎo)線接頭焊接不良，股間短路引起過熱、鐵心多點(diǎn)接地、矽鋼片間局部短路等[7]。參考文獻(xiàn)[8]的單個(gè)氣體特征判斷方法為：C2H4/C2H6＞3時(shí)，代表可能存在超低溫過熱、低溫過熱、中溫過熱、高溫過熱、局部放電[8]。由于火花放電和電弧放電產(chǎn)生的特征氣體中主要包含C2H2氣體[9]，該變壓器含有少量C2H2，表面內(nèi)部可能存在輕微放電現(xiàn)象，但由于C2H2體積分?jǐn)?shù)沒有超過1.12mL/L，也有可能是油受潮或受到污染導(dǎo)致[10]。

除了氣體組分異常外，其他常規(guī)試驗(yàn)項(xiàng)目修前和修后均合格。

該變壓器在2017年底進(jìn)行了吊罩大修，檢修單位并未對(duì)修前油樣檢驗(yàn)結(jié)果加以分析，僅進(jìn)行了濾油處理，雖然通過真空熱油循環(huán)降低變壓器含水量是降低氫氣含量的有效方法[11]，但是實(shí)際上變壓器已存在一定的內(nèi)部缺陷。常規(guī)性大修中，吊罩后，經(jīng)檢查外圍未發(fā)現(xiàn)重要缺陷，但由于未預(yù)料到變壓器存在重要缺陷，因此未進(jìn)一步拆除圍屏及高壓調(diào)壓線圈進(jìn)行檢查，因而未發(fā)現(xiàn)高壓繞組的嚴(yán)重缺陷。

2020年初變壓器發(fā)生重瓦斯動(dòng)作事故后返廠解體，發(fā)現(xiàn)：三相高壓繞組積累的碳化物較多，排油后繞組底部沉積有較多金屬粉末（分析是潛油泵軸承磨損所致），三相高壓線圈局部線圈絕緣包扎層有松動(dòng)現(xiàn)象，高壓側(cè)C相引線附近繞組局部熔斷，如圖2所示；高壓側(cè)三相成型角環(huán)有放電痕跡，如圖3所示。

圖2 高壓側(cè)C相匝間短路熔斷

圖3 高壓側(cè)三相成型角環(huán)放電痕跡

高壓側(cè)C相引線附近繞組由于絕緣包扎帶松動(dòng)或絕緣電腐蝕老化，碳化物或金屬粉末不斷積累在線圈絕緣層，層間長(zhǎng)期局部放電，最終導(dǎo)致層間短路熔斷，從而發(fā)生差動(dòng)保護(hù)和重瓦斯保護(hù)動(dòng)作跳閘停運(yùn)事故。

3.2 原出廠局部放電試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

3.3 安全防范措施

對(duì)變壓器油中溶解氣體進(jìn)行取樣檢測(cè)分析是目前變壓器內(nèi)部故障診斷最主要的方法[12]。根據(jù)以上典型案例分析，提出以下建議：

1）變壓器內(nèi)部結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)應(yīng)預(yù)留足夠的絕緣耐壓裕度。

2）出廠驗(yàn)收時(shí)應(yīng)按現(xiàn)行規(guī)范高標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行三相局部放電量對(duì)比，如偏差不平衡率超過50%，需分析原因。

3）大修時(shí)需注意分析各氣體含量歷年的變化，采用三比值法進(jìn)行分析，不能僅通過簡(jiǎn)單的濾油追求油質(zhì)合格而忽略了內(nèi)部真實(shí)的缺陷。

4）按規(guī)程要求定期取油樣進(jìn)行油色譜檢測(cè)，分析變壓器的健康狀況，及時(shí)發(fā)現(xiàn)可能存在的缺陷，及時(shí)進(jìn)行檢修處理，防患于未然。

5）對(duì)裝有氣體在線監(jiān)測(cè)設(shè)備的變壓器，可以利用黏菌算法（slime mold algorithm, SMA）-變分模態(tài)分解（variational mode decomposition, VMD）-門控循環(huán)單元（gate recurrent unit, GRU）模型進(jìn)行分析，提高變壓器油中溶解氣體含量預(yù)測(cè)精度，便于故障診斷[13]。

6）對(duì)強(qiáng)迫油循環(huán)冷卻變壓器，油泵軸承磨損產(chǎn)生的金屬顆粒會(huì)使變壓器存在極大的安全風(fēng)險(xiǎn)，除了使局部放電量變大外，含金屬顆粒雜質(zhì)的變壓器油可能會(huì)形成放電通路，對(duì)變壓器油絕緣耐受性能產(chǎn)生不利影響[14]。需注意油泵運(yùn)行狀況監(jiān)測(cè)及檢修維護(hù)，必要時(shí)在年度預(yù)防性試驗(yàn)時(shí)增加局部放電量檢測(cè)項(xiàng)目，結(jié)合油中溶解氣體分析變壓器健康狀況。

4 結(jié)論

本文分析的兩個(gè)典型故障案例中，采用三比值法能準(zhǔn)確判斷出變壓器存在高溫過熱故障，但無法精確判斷故障部位，需結(jié)合氫氣、乙炔、總烴等單個(gè)特征氣體及其他預(yù)防性試驗(yàn)項(xiàng)目進(jìn)行分析，利用排除法縮小故障范圍。同時(shí)，本文還論證了預(yù)留變壓器耐壓設(shè)計(jì)裕度、分析局部放電量、比較特征氣體變化及有效監(jiān)督檢修關(guān)鍵點(diǎn)的重要性，根據(jù)變壓器故障診斷結(jié)果提前制定檢修計(jì)劃，避免故障擴(kuò)大化，有利于延長(zhǎng)設(shè)備使用壽命。

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Analysis of typical transformer fault cases based on three ratio method

LIN Beimin

(Guangxi Liuzhou Guiliu Hydropower Co., Ltd, Liuzhou, Guangxi 545200)

Preventing transformer failures is an important technical challenge, especially to prevent heavy gas faults in transformers. Internal faults in transformers can be determined by analyzing the dissolved gas components in transformer oil. This paper uses the three ratio method to analyze the fault of a 110kV transformer, accurately determines the cause of the malfunction and proposes relevant counter measures, avoiding fault escalation. The cause of a heavy gas fault in a 220kV transformer is analyzed, and the safety hazards left by insufficient insulation design margin and incomplete major repairs are revealed. It can be used as a reference case for fault diagnosis of oil immersed transformers.

three ratio method; transformer; heavy gas; fault; oil chromatographic analysis

2023-09-04

2023-09-21

林倍民（1981—），男，廣西陸川人，本科，高級(jí)工程師，主要從事電力試驗(yàn)及水力發(fā)電技術(shù)研究工作。