110kV变电站主变内部故障分析

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1、J电力安全技术第13卷(2011年第8期)110kV变电站主变内部故障分析孙剑，习德强(襄樊供电公司，湖北，襄樊441002)[摘要]介绍了变压器内部故障的分类，以某110kV变电站主变故障为例，通过进行油击穿电压试验、简化试验和色谱分析，找出了变压器故障部位，并分析了故障的原因。[关键词]变压器；内部故障；阻性分析变压器内部故障从故障性质上划分可分为过热响应，表明继电器中存在着大量的绝缘油裂解气体。故障和放电故障两大类。过热故障通常为变压器内因此，分别对该主变的绝缘油进行油击穿电压试验、部局部过热造

2、成温度升高，根据其严重程度可分为简化试验和色谱分析，以确定变压器油质隋况和故轻度过热(低于150℃)、低温过热(15O～300℃)、障部位。中温过热(300～700℃)、高温过热(大于700℃o2．1绝缘油击穿电压试验根据放电能量的不同，放电故障可分为局部放电、对该变压器本体和分接开关室的绝缘油分别进火花放电和高能放电3种故障类型。此外，若从主行油击穿电压试验，试验数据如表l所示(分别测体结构上划分，可分为绕组故障、铁芯故障、油质量6组，且每次间隔5mtn)。故障和附件故障；若从区域上划分，可分为绝缘

3、表1油击穿电压试验中击穿电压测量值kV故障、铁芯故障、分接开关故障等。针对某110kV取样部位第1次第2次第3次第4次第5次第6次平均变电站主变所发生的一次故障，通过一系列化学试本体5O5O5l5O5O5l50．5验确定了变压器故障部位和故障原因。分接开关室33353032343332．81故障概述电力设备预防性试验规程))中规定，l10kV设备绝缘油击穿电压应不小于35kV。由表1中的某变电站2号主变为衡阳变压器厂制造的数据可知，变压器本体绝缘油击穿电压平均值为sFSZ10--16000／110型变

4、压器，容量为16000kVA。50．5kV，在合格范围内；而分接开关室绝缘油击自1995年5月投入运行以来，每年进行一次预防穿电压平均值为32．8kV，小于规程要求的标准，性试验和维护，每年进行一次油中溶解气体色谱并且每次测量出的击穿电压值也均在规程要求的标分析。截至2009年，变压器各项电气试验均合格，准之下。因此，可初步判断变压器的有载分接开关色谱分析也未发现该主变内部有异常。室可能是故障部位。2010-03-30，由于电网工况需要，该变电站2．2分接开关室绝缘油简化试验由1号主变转2号主变运行。

5、在2号主变投运后，对分接开关室的绝缘油进行简化试验，各项检运行人员听到2号主变内部有“咕噜、咕噜”的冒验结果和相应的质量指标如表2所示。一泡声，紧跟着听到像水煮沸的声音，随后轻瓦斯继将表2中的绝缘油各试验项目的检验结果与电器发信号，重瓦斯继电器动作，2号主变跳闸。相应的简化质量指标对比后，可发现分接开关室绝缘油只有闪点明显低于质量指标规定的注意值1402故障化学试验分析℃，因此判断是绝缘油存在问题。2．3绝缘油色谱分析根据上述故障现象，轻、重瓦斯继电器均发生对分解开关室绝缘油中溶解气体进行分析，其一一

6、第13卷(2011年第8期)电力安全技术J色谱分析结果如表3所示。况下1-8档的直流电阻值应与17一l0档的直流电阻值基本对称。但是，从表4可知，运行档位第6表2油简化试验各项数据档的直流电阻值数据偏大，平均值与第12档相差0．678W，误差超过30．28％。与交接试验数据对比后，发现该档数据与交接试验数据的偏差也远远大于规程中规定的±2％的范围。表4高压侧直流电阻测量数据(第1次测量)组分浓度，L／LH2376．09CO962．69CO25951．37CH495．25C2H6l6．26C2H4167

7、．63C2H2832．05总烃1l11．19根据表3给出的数据可知，该l10kV变压器绝缘油中溶解的总烃超出了((电力设备预防性试验规程规定的范围(≤150gL／L)，C：H2的含量达到832．05gL／L，也远远超出了规程规定的范围(≤5／L)，并且占总烃成分的74．88％。按照随后，为了核对数据准确性，又按照N—l故障性质特征气体判断法：当溶解的CH：构成总的档位顺序进行再次测量核对。此次测量(见表5)烃的主要成分，并且H含量也高时，则可以认定第6档位却与交接试验数据接近。由于前两次数据变压器存在

8、高能放电故障；按照IEC三比值算法：存在不一致性，第3次按照l—N的档位顺序进C2H2／c2H4，CH4／H2，C2H4／C2H6三对比值的编行了测量，数据与第2次测量时相同。码结果为(2，0，2)，表明变压器内部存在高能放由于油色谱分析结果已表明有载分接开关有电故障，且故障可能为引线短路、绕组匝间短路烧明显异常，且第1次测量直流电阻时第6档数据不伤绝缘或分接开关被电弧烧伤所引起的。合格，所以虽然经过试验并没有发现故障点，还是决定将主变有载分接开关调至运