综合高压与油化试验的变压器典型缺陷判定方法研究及应用

李 波 胡依林 李 纠 王 慧 马殿旭

（1、昭通学院，云南 昭通 657000 2、宜宾学院，四川 宜宾 644007 3、云南电网有限责任公司昭通供电局，云南 昭通 657000）

电力变压器是发电厂和变电站的主要设备之一。变压器结构复杂，内部缺陷原因及缺陷位置判定一直是现场运检的难点。近几年来，国内外学者和工程技术人员对如何快速准确判断变压器故障类型和故障位置进行了进行了大量的研究并得到了一定成果。文献[1-2]对深入研究电力变压器高压试验中的各项问题和关键技术, 提出针对性解决措施；文献[3-4]阐述电力变压器通过高压试验进行故障诊断方法,包括绕组直流电阻测量、绝缘电阻测量与泄漏电流及交流耐压试验、局部放电测量等技术。文献[5]对短路冲击下的变压器箱体振动与冲击电流的耦合关系进行了探讨。文献[6]针对220 kV 启动备用电压器油氢气、总烃及乙炔超标现象进行原因分析。文献[7]对如何有效、准确地评估电力变压器当前运行状态, 追踪其状态劣化过程, 有效实现基于设备状态维修管理的重要条件。文献[8-9]通过电气高压试验和设备内绝缘油的色谱分析或简化分析。文献[10]对电气试验的技术要求、试验结果技术参数做了系统的规范。

根据上述分析可以看出，对变压器典型缺陷判定研究主要是从单一的高压试验结果或者油化试试验的方法等方面进行分析，将工程实践深化为方法论上的工作还有待进一步研究。因此本文在上述背景下本文理论与工程实践结合，提出综合高压与油化试验的变压器典型缺陷判定研究方法。主要从高压试验、油化试验的数据分析，判断出缺陷类型和部位；再根据变压器拆解的结果验证该方法的可行性；最后根据试验情况对变压器运检提出建议以提高现场缺陷判定能力。

1 变压器高压试验

变压器高压实验变压器高压试验有数十个试验类别，显然在工程现场缺陷定位的过程中无法将所有的高压试验均开展。本文根据长期的运维经验以及电气相关理论，结合缺陷定位的目的，主要开展绝缘电阻测试、高低压侧直流电阻测试、介质损耗测试、分接开关测试波形测试，再与变压器绝缘油相应油化试验结合，即可完成缺陷判断和定位。

1.1 绝缘电阻测试试验

测量绝缘电阻也是变压器试验中一个重要项目，对检查变压器整体的绝缘情况具有较高的灵敏度，能有效的检查出变压器导电部分影响绝缘的异物，绝缘局部或整体受潮和脏污，绝缘油严重劣化，绝缘击穿和严重热老化等缺陷，其原理图如图1。

图1 绝缘电阻测试原理图（以高压侧为例）

1.2 直流电阻测试试验

电力变压器绕组可以等效为一个电感值很大的电感L 和一个小阻值电阻R 的串联，各种测量方法都是以这一模型为基础。当有一个直流电压加在电力变压器绕组两端时，由于上述大电感的存在，使得绕组中流过的电流不能突变。其等效电路图和电流变化图如图2、3 所示。

图2 试验等效电路图

图3 电流随时间变化曲线

闭合开关S 后，被测绕组中的电流为

由式（1）可知，当t 时电路达到稳态，测量被测绕组两端的电压U 和流过被测绕组的电流I，由欧姆定律可得到绕组的直流电阻R。

1.3 介质损耗测试试验

测量介质损耗的目的是判断电气设备的绝缘状况。测量介质损耗因数在预防性试验中是不可缺少的项目。因为电气设备介质损耗因数太大，会使设备绝缘在交流电压作用下，许多能量以热的形式损耗，产生的热量将升高电气设备绝缘的温度，使绝缘老化，甚至造成绝缘热击穿。绝缘能力的下降直接反映为介质损耗因数的增大。所以，在出厂试验时要进行介质损耗的试验，运行中的电气设备亦要进行此种试验。

1.4 分接开关测试波形

上述传统的预防性试验主要只能测量变压器在分接切换完之后的设备状态参数，但是有载调压分接头调压过程中存在过渡过程，有载分接开关过渡过程中的机械特性的内容部缺陷存时有发生，上述传统方法却无法监视。而通过有载分接开关直流波形测试得到分接开关的切换时间、过渡波形、过渡电阻和三相同期等参数。

2 变压器绝缘油油化试验

变压器绝缘油油化试验亦有数十个试验类别，主要检验项目有外观、水溶性酸、酸值、闭口闪点、介质损耗因数、微量水分、绝缘强度、体积电阻率、油中溶解气体分析等。如果使用在超高压上的油还要做含气量试验。

本文根据长期的运维经验以及电气相关理论，结合缺陷定位的目的，主要开展油中溶解气体分析，与高压试验项目结合进行故障分析。

变压器绝缘油中溶解气体分析是指电力变压器在正常运行过程中受到热、电和机械方面力的作用下逐渐老化，产生某些可燃性气体，当变压器存在潜伏性故障时，其气体产生量和气体产生速率将逐渐明显，人们取变压器油样使用气相色谱方法获得油中溶解的特征气体浓度后，就可以对变压器的故障情况进行分析。

3 案例分析

某35kV 变电站35kV 主变发生重瓦斯保护动作跳闸，事故发时该变变压器处于运行状态，跳闸时当地属强雷雨天气。根据本文提出的综合高压与油化试验的变压器典型缺陷判定方法，修试人员对变压器开展相应高压试验和变压器油油化试验。

3.1 综合高压与油化试验的主变试验数据

试验数据如下：

3.1.1 绝缘电阻测试（MΩ）（表1）。

表1 绝缘电阻测试试验数据

3.1.2 高压侧直流电阻测试（MΩ）（表2）。

表2 高压侧直流电阻测试试验数据

3.1.3 低压侧直流电阻测试（mΩ）（表3）。

表3 低压侧直流电阻测试试验数据

3.1.4 介质损耗测试（表4）。

表4 介质损耗测试试验数据

3.1.5 油化实验。

油中溶解气体分析数据如表5 所示。

表5 油中溶解气体分析数据

3.2 故障分析

3.2.1 高压试验数据分析：根据文献[10]关于直流电阻试验数据的规定：①1600kVA 以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别（又称相间差）不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组直流电阻，线间差别不应大于三相平均值的1%。②1600kVA 及以下的变压器，相间差别一般不应大于三相平均值的4%，线间差别一般不应大于三相平均值的2%。③与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。。可判断直流电阻数据该变压器直流电阻数据均异常。

3.2.2 油色谱试验数据分析：根据文献[10]关于油中含气量的规定可看出该变压器油中各类气体含量超标，可根据“三比值”法判断出现此类情况的具体原因。

3.3 故障原因

根据文献[10]可知，低压侧直流电阻及绝缘电阻合格，高压侧星形接线方式，从表2 中测试结果看出，高压侧1-6 档各项绕组电阻相互间差别大于2%，且与历史数据相比变化率也大于2%，判断直流电阻不合格；从分接开关波形图中可看出分接开关波形正常，判断分接开关接触电阻，各触点均无问题，初步判断该变压器存在绕组断股情况。

又根据油化试验数据分析，该变压器油中总烃，乙炔均大于规程规定值，通过“三比值”发计算出编码为“1、0、0”，存在电弧放点，表明存在绕组层间、匝间短路，相间闪络或引线对外壳放电，分接开关飞弧等缺陷。

综合上述：综合高压与油化试验的变压器典型缺陷判定方法，该变压器因雷击过电压引起绕组层间或匝间短路后电弧放电，出现绕组出现断股造成直流电阻偏大。

3.4 故障具体位置

图4 压器绕组及分接开关连接方式

当分接开关处于不同档位时，所测绕组直流电阻如下：

1 档（A2-A3）=2+3+4+5+6+7+8+9;

2 档（A3-A4）=3+4+5+6+7+8+9;

3 档（A4-A5）=4+5+6+7+8+9;

4 档（A3-A4）=5+6+7+8+9;

5 档（A3-A4）=6+7+8+9;

6 档（A3-A4）=7+8+9;

7 档（A3-A4）=8+9;

故障点原因分析：

（1）由直流电阻测试数据中可以看出，该变压器7 个档位中只有7 档直流电阻数据无异常，说明A8-A9 之间的绕组无异常，故障点出现在A2-A7 之间的绕组；

（2）其余六个档位直流电阻均不正常，且六个档位和历史数据相比是有规律的增加的6 毫欧左右，说明故障点可能只出现在A2-A7 之间的某个绕组上；

（3）从上述档位计算中可看出，1-6 档直流电阻均有问题，故障点只可能出现在A7 与A9 之间的绕组。

3.5 变压器拆解结果验证

在更换35kV 屏桥边35kV2 号主变后，将该主变解体后发现该变压器绕组A 相发生相间短路出现断股，A 相绕组绝缘损坏，有明显灼烧痕迹。如图5 所示。

图5 中看出，该变压器发生匝间短路，高温将绕组绝缘损坏，绕组出现断股，且经现场分析，断股A7 与A9 之间的绕组，与上述试验数据反映出的结论吻合。

图5 变压器拆解图

4 结论

本文首先介绍了当前何快速准确判断变压器故障类型和故障位置取得的研究，提出了提出综合高压与油化试验的变压器典型缺陷判定研究方法，对该方法中需要开展的高压试验项目、变压器绝缘油油化试验项目进行了系统的阐述，通过具体变压器故障案例，采用本文提出的综合高压与油化试验数据，准确的判断出缺陷类型和部位；再根据变压器拆解的结果验证该方法的可行性。该缺陷判定方法具备一定的普适性，在相关工程人员在变压器缺陷判断的过程中具有一定的指导作用。