周振阳
河北蔚州能源综合开发有限公司 河北张家口 075700
摘要：对于大型电力变压器，目前几乎是用油来绝缘和散热，通过油色谱分析变压器绝缘油中溶解气体的组分含量，反映出变压器绝缘老化或故障的程度。变压器局部放电试验是检测变压器绝缘内部存在的放电影响绝缘老化或裂化情况的重要手段。局部放电试验是变压器交接试验时能够达到额定电压的试验，配合变压器油色谱分析，能够发现变压器存在的内部问题。某电厂通过两项试验，发现变压器重大缺陷，避免发生重大事故。
关键词：启备变；局部放电试验；油色谱分析
1设备概况
某电厂启备变为户外、三相铜绕组、油浸风冷、分裂绕组、有载调压变压器，型号：SFFZ-63000/500、额定容量：63/35-35MVA、额定电压：(500±8×1.25%）/6.3-6.3kV、额定电流：69.3/3207.5-3207.5A、接线组别：YNyn0-yn0+d1、冷却方式：ONAN/ONAF（70/100%）。
2问题发生经过及处理
该电厂为新建电厂，启备变安装完成后交接试验全部合格。启备变投运前，因放置时间达到半年，取变压器油样进行化验，发现油中乙炔含量超标，达到3.2μL/L，规程要求小于1μL/L。启备变投运前油化验结果见下表。
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（1）外部检查情况
由于启备变安装完成后从未投运，对变压器器身进行了检查，未发现电焊和切割痕迹，可以排除电焊和切割的高温导致变压器油中产生乙炔气体。在放置过程中发现启备变油枕油位低，通过油枕注油口对启备变进行了补油工作，对补油的油罐取油样化验，结果合格，排除补油带入变压器乙炔气体。从变压器有载调压开关回油管采样化验，结果合格，排除变压器试验时有载调压分接开关处放电产生乙炔后串入变压器器身。由于变压器未发现外部侵入乙炔的途径，怀疑变压器油中乙炔气体是做局部放电试验时产生。
（2）局部放电试验方法
使用TWPD-2B 局部放电检测系统，使用变频电源、励磁变、补偿电抗器，被试品高、低压分别接测量，低压励磁，高压分接位置运行9b额定分接。励磁变变比采用10kV/400V，并联6个电抗器1.15H，施加频率116Hz左右。施加电压前进行脉冲波校正，校正脉冲为500pC。
接通电源并增加至1.1Um/√3电压，保续5分钟，再增加至1.3Um/√3电压，保持5分钟，再增加至1.5Um/√3电压，保持60秒钟，然后立即降低到1.3Um√3/电压，保持5分钟。降至1.1Um/√3电压，保续5分钟。
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（3）第一次局部放电试验过程
启备变进行现场局放试验，分接位置选取9分接。首先进行A相局放试验，局放顺利通过，随后进行B相局放试验，局放顺利通过。之后进行C相局放试验，试验电压达到7.8kV时，听到变压器有异响，电压突然跌落。随后排查外部干扰，进行C相局放试验第二次升压，电压升到1.5Um降至1.3Um后持续20分钟后，听到变压器有异响，电压再次跌落。异响声来源于高压升高座位置。最后，进行C相局放试验第三次升压，起始电压不到1kV便听到变压器有放电声，局放量满屏，试验终止。化验油中乙炔含量为18.9μL/L。
（4）第一次内部检查及处理情况
打开高压升高座上部人孔检查，发现高压三相出线装置屏蔽管等电位线联接错误，出线引出的等电位线应与屏蔽管连接，实际与均压球连接，屏蔽管处于悬浮状态。拆C相升高座检查发现相线与线圈出头连接位置绝缘击穿点。对B相和A相进行了检查，发现这两相也存在相线绝缘击穿，A相相对严重。对其它部位绝缘进行了检查，未发现问题。判断造成局放试验后油中出现乙炔和放电现场的原因为出线装置屏蔽管等电位线联接错误造成的悬浮放电。对击穿位置的绝缘进行了恢复，相线和线圈出头联接端子附近用金属化皱纹纸进行了屏蔽。对等电位线重新进行了连接。
（5）第二次局部放电试验过程
局部放电试验前，现场对启备变进行了变比、直阻、绝缘、介质损耗、低电压阻抗、直流泄露试验，试验合格。
首先进行C相局放试验，在低压升至0.8Um（4.6kV）时，高压局放量500pC左右，升至1.1Um（6.3kV）后局放量增至1000pC左右，由于现场无法排除此局放是变压器内部局放还是外部干扰，决定换B相进行局放试验，低压升压至0.91Um（5.2kV）时高压B相局放量280pC，升至1.3Um（7.4kV）局放量维持不变，升至1.5Um（8.58kV）维持30秒局放量依然维持不变，降电压至1.3Um（7.4kV）30分钟后变压器内部有一声较大异响，加压系统自动跳闸。最后进行A相局放试验，局放合格，冲1.5Um（8.58kV）后降1.3Um（7.4kV）一小时内局放量80-100pC。
次日再次进行C相局放试验，低压升压至1.5Um（8.58kV）高压出现1000pC左右局放量，降至1.3Um（7.4kV）5分钟局放熄灭，30分钟再次出现1000pC放电量，33分钟熄灭直到60分钟没有再出现放电，C相停电后再次升压，1.5Um（8.58kV）高压出现1000pC左右放电量，降至1.3Um（7.4kV）局放量不变，维持8分钟不熄灭，试验结束。进行B相局放试验，升至1.5Um（8.58kV）高压出现200pC左右局放量，在此电压下保持到20分钟时变压器内部出现较大异响，加压设备全部自动跳闸，试验停止。
启备变B相放生两次放电后，分别取变压器升高座和器身油样做色谱分析，两次化验结果均为B相升高座油样中乙炔含量比器身乙炔含量高。局放试验后油色谱分析，本体内乙炔含量0.12μL/L，高压B相升高座内乙炔含量0.45μL/L。
（6）第二次内部检查及处理情况
依次打开B、A、C相高压升高座上部人孔检查，发现B相升高座筒壁位置发现两处放电点，第二次局部放电试验时发生两次击穿和异响导致。C相升高座筒壁发现一处放电点，C相均压球发现一处疑似放电点，应是第一次局部放电试验时发生两次击穿和异响导致，第一次内部检查处理C相高压引线绝缘时，对升高座筒壁进行了清理，另一放电点可能已被抹去痕迹。拆除B相高压引线检查，未发现异常情况。判断发生击穿并伴随异响的原因为高压引线与套管连接处的均压球对升高座筒壁放电，C相局放量大的原因为出线装置拆除检查时造成的绝缘件表面污染。决定高压套管均压球返厂处理，表面打磨处理后包覆3mm纸桨，C相高压出线装置返厂处理，重新包扎屏蔽管外的皱纹纸绝缘层，并进行干燥和真空浸油处理后返现场安装。
处理后完成后进行局部放电试验，A、B、C试验均合格。变压器投运后运行正常，取油样化验合格。
3原因分析
（1）启备变油化验不合格后，第一次做局部放电试验后产生大量乙炔气体的原因是高压引线与屏蔽管之间的等电位线未连接。铜屏蔽管悬浮，局部放电试验时高压引线对铜屏蔽管放电并击穿绝缘。局部放电试验电气接线为非测试相并联后与测试相串联，试验时，测试相低电压时高压引线与铜屏蔽管放电，达到试验电压时高压引线与铜屏蔽管发生粘连，电位相等后不放电，故检测不到放电信号。非测试相电压为测试相一半，高压引线与铜屏蔽管持续放电，产生大量气体。接上高压引线与屏蔽管之间的等电位线解决油中产生大量气体问题。
（2）做启备变局部放电试验中发生击穿并伴随器身异响的原因为均压球未做绝缘覆盖，均压球与升高座筒壁发生大油隙非极性击穿。该击穿现象与电压高低无直接关系，绝缘油中有小的极性物质，在电场的作用下，经过一定时间累积形成“小桥”，即有可能发生击穿，击穿后绝缘可恢复。在均压球周围的升高座筒壁上发现放电点，油色谱分析升高座油样气体量，能够验证均压球与升高座筒壁发生大油隙非极性击穿。均压球做绝缘覆盖后解决变压器升高座发生击穿并伴随器身异响的问题。
（3）启备变C相第二次局部放电试验中，局放量偏大是因为在第一次变压器处理时C相出线装置拆除检查时，造成的绝缘件表面污染。更换C相出线装置绝缘件，清理高压引线绝缘，解决C相局放量偏大问题。
4结语
对于大型电力变压器，目前几乎是用油来绝缘和散热，变压器油与油中的固体有机绝缘材料（纸和纸板等）在运行电压下因电、热、氧化和局部电弧等多种因素作用会逐渐变质，裂解成低分子气体，变压器内部存在的潜伏性过热或放电故障又会加快产气的速率。随着故障的缓慢发展，裂解出来的气体形成泡在油中经过对流、扩散作用，就会不断地溶解在油中。通过油色谱分析变压器绝缘油中溶解气体的组分含量，反映出变压器绝缘老化或故障的程度。因此，定期取变压器样进行油色谱分析是发现充油电气设备内部潜伏性故障非常有效的一种手段。变压器局部放电试验是检测变压器绝缘内部存在的放电影响绝缘老化或裂化情况的重要手段。局部放电试验是变压器交接试验时能够达到额定电压的试验，配合变压器油色谱分析，能够发现变压器存在的内部问题。