摘要：针对一起运行中的110kV变压器存在异常现象，联合运用高频局放、超声波局放、红外线成像等带电检测技术，对110kV变压器进行联合诊断分析，精准定位异常点，为设备的检修提供技术支撑，有效缩短检修时间。
关键词：带电检测；变压器；诊断
电力变压器是电力系统中较昂贵和重要的设备，利用电磁感应原理，起着改变电压、电流，传递电能的作用，变压器的健康运行直接影响输配电网安全和供电可靠性。通过红外热成像、带电局部放电等一系列检测技术应用，对变压器健康状态进行联合分析、诊断，为变压器状态评估提供数据支撑。
1异常现象
对某110kV变电站某台变压器进行红外热成像检测，发现主变110kV侧C相高压套管末屏有异常温度。从红外热成像图中可以看出C相110kV高压套管末屏处温度为41.3℃，相间比较比A、B相110kV高压套管末屏同一部位温度高出4.3℃的温差，温度不正常。
2带电检测情况
2.1带电高频局部放电检测
在该变压器铁芯、夹件接地引线和主变附近的接地引线处均能测量到高频局放信号。局放量在一个周期内出现2个信号脉冲，脉冲正、负半周对称，局放脉冲幅值大，远远超过仪器的最大量程（60dB），局放图形比较符合悬浮放电典型图谱特征，初步判断变压器存在较强的局部放电、能量释放。
2.2超声波局放检测
为定位放电位置，结合红外成像情况，对该变压器A、B、C三相110kV套管进行超声波局部放电检测，A、B两相试验数据正常，在C相110kV高压套管下方的升高座中部处检测，如图3所示，超声局部放电异常，测量数据如表1所示，典型的悬浮放电典型图谱特征，变压器C相110kV升高座周围存在局部放电。为进一步精准定位局部放电源的具体位置，开展声电联合定位，将3路超声波传感器、1路高频传感器接入示波器，用示波器声电联合定位，高频传感器钳在该变压器铁芯的接地引线上，3路超声波传感器纵向分布在C相升高座上，如图4所示。利用高频传感器脉冲触发信号，观察3路超声波信号到达示波器的先后顺序，初定局部放电来源的大致方位，经计算超声波信号与高频信号到达示波器的时间差，估算局部放电源距离超声波传感器距离，器声电联合定位如图5所示，黄线为高频信号，红线、紫线、绿线对应图4的3个超声波传感器。声电联合定位图谱可看出，红线略微领先紫线、绿线到达示波器，且峰值均大于紫线、绿线，局部放电源离红色超声波传感器最近，红线与黄线到达示波器的时差Δt为136μs，取其声波在铸铁中传播速度v为4400m/s，运用L=vΔt估算局部放电源距离红色超声波传感器的传播路径L为0.598m，现场测量在变压器C相110kV套管末屏附近。依据红外热成像检测、高频局部放电检测、超声波局部放电检测和声电联合定位的试验数据和结果，综判变压器110kVC相高压套管末屏接地不良，产生悬浮放电。
3停电检查
3.1现场检查
将该台变压器停电检修，打开C相110kV高压套管末屏盖帽检查，发现了末屏导电杆和接地金属铜套表面有明显铜绿，末屏盖帽内有大量的金属碎屑，铝质外壳与末屏盖帽内均有明显的烧蚀放电痕迹。
3.2试验数据
现场对高压套管进行介质损耗、绝缘电阻试验，末屏接地铜套对地电阻为2MΩ。套管油样油色谱分析，试验数据如表2所示，未发现异常。
4原因分析
变压器套管末屏的接地方式为内置连接型式，结构如图7所示。结构设计上不合理，由于密封件橡胶老化，导致雨水、潮气进入末屏内部，使得接地铜套与铝外壳盖帽的内接触面逐渐氧化，产生铜绿氧化层，接地铜套与铝外壳的电阻值逐渐变大，最后电阻值达到2MΩ，导致末屏接地不良，从图6可看出末屏接地铝盖帽有明显的放电痕迹，带电运行导致悬浮放电，引起末屏温度升高，高于A、B相；从表2中可看出C相高压套管油色谱正常，且主绝缘电阻及介质损耗试验数据合格，说明高压套管主绝缘状况良好。综上所述，可以判别红外成像及所有带电局部放电检测数据异常，均系高压套管末屏接地不良导致变压器带电运行末屏悬浮放电所致。随后对末屏进行更换处理，试验合格后变压器投入运行，对其重新进行高频局部放电、超声波局部放电、红外热成像等项目复查，试验数据正常，说明该缺陷已消除。
5结束语
对运行变压器出现异常时，可以尝试红外成像、局部放电、超声波定位等多种带电检测技术应用，对变压器状态联合诊断评估，大大缩短检修时间，减少停电次数和时间，也为设备状态检修提供很好的数据支撑和借鉴经验。
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作者:王学锦 蔡建辉 黄继来 王超戎 单位:国网浙江省电力有限公司温州供电公司