江苏电网500kV变压器缺陷跟踪分析王建明万达2，陆志浩3，谢楠4刘苍松5（1.江苏省电力公司，江苏南京2100242.江苏省电力科学院，江苏南京210029 3.华东电网有限公司，上海2000024.常州供电公司，江苏常州213003；5.盐城供电公司，江苏盐城224002）陷的情况，分析了缺陷产生的原因，并提出了缺陷诊断方法以及消缺、防范措施。

　　至国华盘电计费终端至一期FAG（主）1计费备表h至一期FAG（备）1，220kV计费备表1备用电源盘一滨线计费主表内通信设备计费i张1 1，L计费信息采集装汁费信息采集装置-至华北网读高厂变计费差4号主变计费表-计费衷4号出口计费表3号出口计费表LnN1厂内电童计费终端；'来自国华盘电主FAG大唐盘电远方电量计费系统接线。3通信通道第1路数据送至华北总调，通信以调制解调器通过华北电网微波信道实现。可以手动和自动方式远程采集FAG存储的积分周期的数据（带时标），并将采集的原始二次电能值处理成一次电能值，终形成一次电能值的日、月报表。此部分仅是对带有时标的二次电能值进行必要的累加和倍率计算，不存在误差问题。第2路数据送至厂内电量计费终端，通信方式是以数据线直连方式实现为电厂生产运行提供准确实时数据支持。第3路数据送到国华盘电公司电量计费终端，通信方式是以数据线直连方式实现。同时，FAG预留1个外置MODEM传送数据到天津地调。

　　3.4电能计费系统主站大唐盘电电能计费系统主站从电量数据采集终端（FAG）直接获取数据，可读取远方电能表数据、负荷曲线，进行数据分析、预统计，而且可以提交符合电厂生产需要的日、月报表。不但能为厂内有关部门（如：计划、财务、生产管理等）提供快捷的经济核算信息，而且可与华北网调中心站核对远方电量计费数据，监视设备的运行状态，对避免和减少差错起着积极的作用，有效地增加了大唐盘电远方电量计费系统的可靠性。

　　力系统继电保护工作。

　　华东电力截止到2004年6月底，江苏电网共有22组（48台相）500kV变压器在运行。其中，早期投运的15台（相）变压器（已运行15余年）无一例外地存在油中气体色谱分析乙烷含量单一增大的现象，显示变压器内部某种绝缘的老化。2003年以来，后期投运的武南3号主变A、B相油中先后出现乙炔气体；盐城1号主变油中甲烷和乙燃气体含量增大，总烃超过“注意值”。

　　针对这3台（相）变压器色谱异常的情况，分析缺陷产生的原因，提出缺陷诊断方法以及消缺、防范措施。

　　1武南3号主变油中出现乙炔分析武南3号主变，系日本东芝公司产品，1998年投运，历次预防性试验结果正常。A相变压器于2001年10月油中出现微量乙炔，2003年6月起，随着变压器负荷上升至420MVA左右，乙炔也逐步上升，并稳定在0. 7ML/L；B相变压器于2004年1月油中出现乙炔气体以后逐渐上升，并稳定在1.4ML/L.这2台变压器的其他气体包括一氧化碳和二氧化碳等未明显增长，总烃均为10L/L左右。

　　续经受了强烈的直流偏磁的冲击，每相变压器的直流偏磁电流达4. 5A，变压器噪声也随之上升到90dB并有强烈振感。2004年6月末，对该变压器进行了局部放电的超声波检测，未发现明显异常。

　　制造厂介绍，同期生产的浙江兰亭变压器也出现过类似问题。变压器投运不久，油中出现乙炔气体，经超声波检测局部放电和放油进箱检查未发现异常。

　　变压器恢复运行后，油中乙炔气体时而微增，时而稳定，高达2.9ML/L后运至常州东芝变压器厂进行吊罩检查，发现油箱壁的硅钢片磁屏蔽与箱壁间有放电烧痕。

　　另外江苏常熟电厂一台360MVA主变也出现过油中乙炔气体单一增长，达5~6WVL，超声波检测的局部放电量与变压器负荷呈明显对应关系，负荷大，放电量高；负荷小，放电也减小。

　　吊罩检查发现，油箱磁屏蔽出现松动。在强磁场（即变压器大负荷）下，产生振动，与箱壁发生鉴于武南3号变压器A、B相的油色谱特征以及其他预防性试验结果正常，决定缩短油色谱分析的检测周期（1天1次）和装设油色谱的在线监测装置。A相为加拿大加创公司产品，B相为日本TMTD公司产品。经过2004年夏季用电高峰后，该变压器油中乙炔气体一直比较稳定。

　　该组变压器的A相和B相油中先后出现乙炔气体油色谱的表现特征相同，初步判定为油箱磁屏蔽放电，与其结构有关。变压器硅钢片磁屏蔽与油箱壁间无绝缘，因压紧工艺不良，硅钢片磁屏蔽与箱壁间存在间隙，在强磁场下可能发生放电，这是内因。

　　另外，由于武南变与政平换流站接地极的位置相距不远，当政平站采用单极大地回线方式输送较大功率的直流时，将有很大的直流分量通过接地极、直接接地的变压器中性点流入变压器本体。变压器的直流偏磁，使铁心急剧饱和，大量磁通通过油箱壁，引起箱壁磁场剧增，并产生强烈振动，既而发生磁屏蔽对箱体的放电，这是外因。

　　正是在内外因的共同作用下，引起磁屏蔽放电，造成变压器油中气体色谱分析出现乙炔。

　　由于硅钢片磁屏蔽与箱壁的间隙较小，如果放电使该间隙进一步缩小或短接，放电将削弱或停止，油中乙炔含量即趋于稳定，而如果由于外界因素使变压器振动加剧，则磁屏蔽与箱壁之间的间隙加大，又可能引起放电，油中乙炔含量增加。

　　应该说，这种硅钢片磁屏蔽放电的本身，不会对变压器的安全运行带来实质性的影响。但由于其产生乙炔气体可能掩盖变压器内部的其他放电现象，对正确检测变压器的故障十分不利，应予以消除。

　　对于武南变电所的直流偏磁，引起变压器剧烈振动带来的部件松动或损坏，应给予高度重视，并采取措施将直流偏磁降低。

　　2盐都1号主变油中总烃升高分析盐都1号500kV主变，容量750/750/240MVA，三相共体三相共体，系日本东芝公司产品，2002年8月投运。

　　投运1年后，油色谱分析正常，2003年9月预防性试验结果也正常。从2004年2月开始发现油中总烃含量上升较快，2004年6月1日总烃已达278.9卜17乙超过了注意值（150卜17，如表1所示。

　　根据“三比值”编码分析，变压器内部存在过缺缺陷，由020的低温过热发展到021的中温过热，进而到022的高温（超过700°）过热。在排除铁心存在多点接地缺陷的基础上，停电进行绕组直流电阻测试，并与制造厂专家共同研究、查找和处理缺陷。

　　表1 500kV盐都变压器油色谱分析结果取样日期氢气甲烷乙烷乙烯乙炔总烃三比值编码3日变压器停电，进行变压器各绕组，包括35kV低压侧绕组的直流电阻狈试，未发现异常。该变压器的负荷一直较小，通常在300MVA左右。35kV低压侧的负荷仅为感性无功。

　　35kV电抗器，2003年10月初开始，带4台35kV电抗器，总负荷为240MVar，即变压器低压侧处于全天24h满负荷状态。

　　该变压器是合同中同型变压器的后一台，按合同规定，在工厂未进行大电流的考核，仅靠绕组直流电阻试验难以发现该缺陷。

　　经与制造厂人员协商，决定该变压器重新投入运行，继续检测油色谱可燃性气体的发展情况。在重新投运的2个星期内（6月4日至6月17日）变压器低压侧未接任何无功负荷，油中总烃气体含量基本稳定，表1中的数据以说明问题。

　　侧接120MVar无功负荷，其余时间低压侧未接任何无功负荷。5月19日至6月1日的14d的时间，变压器低压侧负荷240MVar，油中总烃增加6月4日重新投运至7月8日的35d时间，变压器低压侧基本未接负荷，油中总烃增加仅约60FVL，产气速率仅为前者的1/7.即使排除测试误差，两者的差别也是十分明显的，这就说明油中总烃含量的增加与变压器低压侧的风荷有一定关系。

　　随着变压器运行时间的加长和低压侧负荷的增加，会对判别过热部位有所帮助，为彻底消除该过热缺陷创造有利条件。

　　由于在变压器出厂试验中，正常情况下温升试验只对同批次的台变压器进行，而其它变压器是没有大电流试验的，因此这些变压器的局部电流回路上可能存在的接触不良，将难以有效发现。

　　因此对不进行温升试验的变压器，在工厂试验中增加1.1倍额定电流持续4h的通流试验，并利用油色谱分析进行考核是必要的。

　　3结论油色谱分析对于发现变压器的潜伏性缺陷十分有效。

　　当发现油中某可燃性气体或总烃含量增长并超过“注意值”时，应采用“三比值”法初步判断缺陷的性质（放电或过热，是否涉及固体绝缘等），结合其他电气测试手段，例如铁心外引接地线电流、局部放电超声波测试等以及变压器运行负荷、温度和组附件的运行、检修情况（如渗漏油，油泵损坏等）与制造厂共同进行综合分析、判断，并提出可行的处理措施。

　　武南3号主变的放电缺陷可能是由硅钢片磁屏蔽放电引起，应继续油色谱检测。在合适的时候，对该缺陷予以彻底消除，并采取有效措施限制直流偏磁对变压器的影响。

　　盐都1号主变的过热缺陷可能发生在低压绕组。在进一步跟踪分析后，应进行彻底处理。

　　1倍额定电流持续4h的通流试验，并采用色谱分析进行考核，可以发现电流回路明显连接不良的缺陷，应将该试验列入大型变压器的订货技术合同。

　　目前使用的全组分油色谱在线监测装置，监测乙炔的灵敏度较高，比较有效，应继续监测。

　　同时，离线油色谱分析仍应继续发挥不可替代的作用。