变压器油色谱数据异常的分析与处理

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1、变压器油色谱数据异常的分析与处理　　1　故障概况　　　　1999年4月3日晚9时30分，金竹山电厂3号主变的瓦斯继电器发信号，系轻瓦斯动作。对变压器油取样进行气体色谱分析，发现其中氢气、乙炔、总烃含量均超过标准，变压器于4月4日下午退出运行。　　根据3号主变色谱试验数据（表1），用日本月冈等人推导的经验公式估算故障点的发热温度为T＝322×1g（C2H4／C2H6）＋525＝727℃。　　乙炔绝对产气速度ra＝（C2－C1／ΔT）×G／d）＝（61－51）／6×37／0．9＝68．5ml／h＞0．5ml／h　　根据IEC三比值法：　

2、　C2H2／C2H4＝61／86＝0．71，比值编码为1；　　CH4／H2＝46／150＝0．31，比值编码为0；　　C2H4／C2H6＝86／19＝4．53，比值编码为2。　　　　根据以上计算，初步分析判断变压器内部存在高能量的放电。　　2　变压器故障诊断　　2．1　直流电阻测量。测量变压器的直流电阻，发现其高、中压侧直流电阻相差均较小，和历史数据比较也没有异常，但测量低压侧直流电阻时，发现相间差增大，且变化规律与历年数据有差异，近几年变压器低压侧直流电阻数据统计见表2。　　　　　　　根据低压侧直流电阻试验数据的变化，初步认为变压

3、器低压侧可能存在高能放电。同时为排除辅助设备异常，于4月4日对变压器进行常规试验检查后，又投入所有的潜油泵，让其运行12h，观察变压器油色谱的变化。4月5日上午再次对变压器油取样进行了油色谱分析，试验数据见表1第3项。由数据表明，各种气体数据没有增长，可以排除潜油泵过热引起的色谱增加。　　2．2　电气局部放电试验。测量结果：高压侧A，B相各为300PC，高压侧C相、中压侧A，B，C相均为200PC。试验数据表明：局放试验的放电量并不大，与1989年变压器倾斜后所做的局部放电试验的放电量比较相近。没有发现变压器内部存在高能量放电迹象。

4、试验前后的油色谱数据以及绕组变形试验均正常。但由于电气局放试验只能反映出变压器内部的主绝缘、匝间绝缘的电压放电，而对低压绕组中由于绕组的开焊等电流放电反映不太灵敏。由于低压绕组相差增大，且有规律变化，因此怀疑低压绕组存在开焊现象。　　2．3　考虑到作吊罩检查不能准确发现低压绕组的故障点，而且还要花费大量的人力物力，因此，为了准确查找变压器的内部故障点，对3号主变进行了超声波局放定位试验。试验时，变压器由联络变运行方式改为由3号发电机带3号主变进行零起升压直至带满负荷，在变压器本体上做262点超声探测，试验情况如下：　　a．发电机带4

5、0MV·A负荷时，主变低压侧B相套管首端距箱顶300～400mm处有一时隐时现的放电源，放电量在1000PC左右。带到120MV·A负荷时，发展为一连续的放电，放电量没有增加，对其空间定位在1～1．4m深处，估计在铁芯上运行1d后，放电信号消失，至试验结束未再出现。　　b．变压器箱体高压侧C相加强筋处有一400mm×900mm的长条放电源，放电量不大于600PC。带120MV·A负荷后，放电信号消失。　　c．变压器旁轭铁芯叠片较松，A相侧较C相要更松一些。　　d．测试到第3d，发现变压器A相侧进油阀门处有异常响声，估计油路系统有负压

6、，有微量空气进入。　　e．3号主变带负荷后，整体局放超声探测整个小于300PC，未发现变压器内部有高能量放电迹象。　　3　故障原因分析　　　　通过以上试验分析，变压器内部并没有产生高乙炔含量气体的故障特征，那么如此高的气体从何处而来。由于该变压器在1998年9月做了油色谱，1999年4月3日前再没有做过，在1999年2月调分接开关后也没有进行油色谱试验，因此不好分析油中气体产生的具体时间和速率。但通过各种试验分析和变压器在近段时间的运行状况，可以判断变压器油色谱数据异常的原因如下：　　a．3月18日，110kV出线512线路发生近距

7、离短路，短路点距离我厂4．33km，短路电流达6kA，线路开关切合短路电流2次，开关油变黑。故障时厂110kV母线电压降到3～4kV，3号发电机强励动作，3号主变低压侧承受约3倍额定电流的励磁电流。变压器在过励磁状态下，一方面由于过励磁震动，可能使油中溶解气体逸出，另一方面由于铁芯过饱和，励磁电流激增或漏磁增加而产生短时过热。同时低压绕组在大电流电动力冲击作用下，引起直流电阻值变化。　　b．从4月2日3时到4月3日20时30分，3号发电机的负荷一直在120MV·A左右，20时30分至4日2时负荷降到100MV·A左右，21时30分左

8、右轻瓦斯动作。估计变压器长期带有较大的负荷发热，造成油中气体含量增加。　　c．变压器油路存在负压，使得气泡通过油路进入变压器箱体，在靠近A相高压侧围屏处，因电场强度高，易产生气泡放电。　　d．变压器铁芯由于叠片较松，使得变压器铁芯因接