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油浸式电力变压器过热故障诊断与处理 　　摘要：电力变压器是电力系统的重要电气元件，其健康状况直接关系到电力系统的安全稳定运行，及时发现变压器内部早期故障（潜伏性故障）意义重大。利用油中溶解气体组分含量色谱分析，同时结合局部放电测试、介质损耗测试、直流电阻测试、绝缘电阻测试等电气试验手段可对变压器内部故障做出正确诊断。对于不同的变压器内部故障，应采取不同的临时运行维护措施和检修方法。文章结合某110kV变电站内#3主变内部过热故障实例，阐述了油中溶解气体组分含量色谱分析、电气试验等技术手段在变压器故障诊断中的具体应用，为变压器的运行维护工作提供有益借鉴。 　　关键词：电力变压器；油中溶解气体组分含量色谱分析；电气试验；故障诊断；潜伏性故障 　　中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）28-0110-03 　　电力变压器是电力系统的重要电???元件，起转换和分配电能的作用，其健康状况直接关系到电力系统的安全稳定运行。目前电力系统普遍应用油浸式电力变压器，其绝缘介质主要由绝缘纸（板）和绝缘油组成。由于制造、安装和运行等环节可能存在不当因素，可能导致变压器在运行时内部产生故障甚至发展为事故，因此及时发现变压器内部早期故障（潜伏性故障）意义重大。利用油中溶解气体组分含量色谱分析（俗称油色谱试验）来发现变压器内部早期故障是公认的有效方法，同时结合局部放电测试、介质损耗测试、直流电阻测试、绝缘电阻测试等电气试验手段可相对准确地诊断出变压器内部故障的有无、性质和部位。 　　变压器内部故障从现象分类，大致可分为过热和放电两类；若以故障部位分类，大致分为磁路故障、绕组故障、绝缘故障、分接开关故障和套管故障五类。对于不同的内部故障，应采取不同的临时运行维护措施和检修方法。本文结合实例，探讨油浸式电力变压器过热故障的诊断与处理方法。 　　1 故障诊断与初步处理 　　某110kV变电站#3主变是由某变压器厂制造，型号为SZ10-50000/110，2004年12月出厂，2005年06月投运。 　　1.1 油中溶解气体组分含量分析 　　1.1.1 初次试验异常后分析与处理。2007年11月02日，在预防性试验中发现该主变油中溶解气体组分含量异常，总烃含量超过注意值，历次试验数据如表1所示： 　　由2007年11月02日试验数据可见，氢、一氧化碳、二氧化碳含量正常，总烃超注意值且甲烷和乙烯占总烃主要成分。利用2007年01月16日和2007年11月02日的试验数据计算总烃的绝对产气速率和相对产气速率分别为10.3mL/d和38.2%/月。 　　诊断认为该变电站#3主变内部存在油过热故障且故障处于发展初期。 　　处理措施：该主变可以继续运行；尽快安装在线色谱监测装置，以实时监控油中各气体组分含量变化趋势；在线色谱监测装置安装前，缩短离线色谱试验周期，并根据试验结果随时调整色谱追踪试验周期。 　　2008年05月，安装了在线色谱监测装置，并将总烃含量报警值设定为300?l/L。 　　1.1.2 气体含量增长过快时分析与处理。2008年09月08日上午9：00，在线色谱监测装置显示总烃含量呈明显上升趋势（如图1），且超过设定的报警值。随即取样进行分析，结果发现：该台主变总烃高达465.2?l/L，同时含0.2?l/L的乙炔，为排除误测可能，后多次取样分析，数据变化不大，各气体组分含量特征与2007年11月02日相同，具体试验数据如表2所示： 　　利用2007年11月02日和2008年09月08日的离线色谱试验数据计算总烃的产气速率可得，绝对产气速率为13.1mL/d，相对产气速率为10.9%/月，均超过相应的注意值12mL/d和10%/月。运用三比值法对2008年09月08日离线色谱试验数据进行了计算，得编码组合为0、2、2，如表3所示： 　　由此可以确诊：该站#3主变内部发生高温过热故障，热点温度可能大于700℃。 　　处理措施：尽快停运该主变，做进一步的检查；在停运前控制主变负荷，并通过在线色谱监测装置监视油中溶解气体组分含量变化。 　　由于该主变供电区域内有重要用户，短期内无法立即停运，为防止故障进一步扩大，将主变负荷控制在70%以下，同时将在线色谱检测周期调整为4小时一次，结果发现总烃趋于稳定（如图2）。 　　1.2 电气试验 　　为查找故障部位，对该主变先后进行了多项带电测试和停电试验。 　　2008年09月08日，进行了红外测温，未见异常，排除了套管外部接头发热的可能。2008年09月19日，进行了铁芯、夹件对地电流测试，未见异常，由此可排除铁芯和夹件存在缺陷而导致过热。同日，对主变油箱外壁进行热成像检测，未见异常。2008年09月20日，将主变停运，进行绕组直流电阻试验和绕组频率响应试验。绕组频率响应试验