2018一起110KV变压器油色谱异常分析处理
摘要：通过一起主变大修实例，介绍一种油色谱异常为特征的故障查找处理方法，处理结果达到预期目的。http://
关键词：变压器；主变大修；色谱分析；
1引言
变压器是电力系统的重要元件之一，其运行可靠性直接关系到电力系统的安全和稳定。变压器油中溶解气体能够反映变压器内部绝缘老化情况和内部故障情况。油浸式变压器油色谱检测，是判断变压器是否存在放电、发热的重要方式。根据检测结果可以有效的跟踪掌握主变故障发展情况，确保主变可靠运行，正常情况下可以通过油所产生的故障特征气体、三比值法等方式来初步判断主变存在何种类型的故障，并可结合电气试验进一步明确故障位置。
2缺陷情况及分析
2.1 基本情况
110kV马坑变#1主变采用南京变压器立业电力变压器厂的SSZ10-50000/110， 于2007年10月投运，未发生近区短路，历次红外测温未发现过热现象。投运前及投运后将近两年内油色谱检测均正常，在2009年8月27日开始检测发现少量乙炔，其后跟踪测试未发现其他明显变化，直至2010年6月29日检测发现总烃超标，随后几周复测总烃超标无明显增长历次油色谱分析如表1。
表1 大修前历次油色谱分析 Ul/L
试验日期 H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 总烃 CO CO2
2007.09.29 0 0.7 0 0.5 0 1.2 0 147
2008.12.23 67 5.2 0.8 1.5 0 7.5 423 1034
2009.08.27 80 9.1 2.1 7 0.74 19 826 1160
2010.06.29 132 149 32 167 2.8 351 585 1208
2010.07.19 143 163 34 183 3.2 383 677 1403
同年7月19日停电检查分析不存在有载调压开关油渗入本体的情况。为进一步判断主变缺陷性质，同年8月2日停电在油温38℃的情况下进行电气试验未发现绕组变形、110kV中性点套管介质损耗有增加（后万用表测量其导电杆与导电杆固定引线销电阻偏大，但加高电压后导通），其未超过规程规定试验；在油温46 ℃，环境温度为35℃的情况下进行试验，发现35kV中压绕组B相直流电阻较首检和交接数据有增加，直流电阻不平衡系数未超过规程规定，试验数据如表2。
表2中低压绕组初测数据
中
压
绕
组 Am-O（3档） 50.37 低
压
绕
组 a-b 4.452
Bm-O（3档） 51.34 b-c 4.486
Cm-O（3档） 50.40 c-a 4.457
ΔR% 1.91 ΔR% 0.76
首检ΔR% 0.06 首检ΔR% 0.75
其后，再次对35KV中压绕组1-4档进行试验，复测数据不平衡系数均超过2%。结果如表3所示。
表3 中低压绕组复测数据
中
压
绕
组 档位 1 2 3 4 首检3档，T油＝36 ℃
AmO 53.90 52.07 49.90 52.03 49.82
BmO 55.18 53.42 51.13 53.44 49.85
CmO 54.34 52.55 49.91 52.50 49.83
ΔR% 2.35 2.56 2.44 2.68 0.06
2.2主变缺陷主要原因分析
1）用油中溶解气体故障诊断的三比值法分析，比值范围编码组合为（0,2,2），初步判断存在过热性故障。中压侧绕组直流电阻不平衡系数曾超过2%（B相各档位比A、C两相对应档位均大），初步判断中压侧B相开关引线或开关触头接触不良，可能引起过热性放电，但后期检测总烃未有明显增长，故发热缺陷未有发展趋势，分析可能存在的发热点因高温放电后粘连发热终止或开关触头因多次操作后接触不良消失发热没有继续发展。
2）用油中溶解气体特征气体分析法（不同故障产生特征气体成分情况如表4），还存在悬浮放电的可能。
表4 变压器不同故障产生特征气体成分情况表
序号 故障类型 主要气体成分 次要气体成分
1 油过热 CH4 、C2H4 H2、C2H6
2 油纸过热 CH4 、C2H4 、CO 、CO2 H2、C2H6
3 油纸中局部放 H2 、CH4 、CO C2H6、C2H2 、CO2
4 油中火花放电 C2H2 、H2
5 油中电弧 C2H2 、H2 CH4 、C2H4 、C2H6
6 油纸中电弧 H2 、C2H2 、CO、CO2 CH4 、C2H4 、C2H6
3吊罩大修缺陷查找及处理方案制定
在修前试验的基础上，首先重点测试中压侧绕组直流电阻：第一步：对中压侧绕组直流电阻各档位测量一遍，第二步，对无载开关进行5个循环的分接变换后，再测量各档位直流电阻；对两次测试的数据及历史数据进行比对分析，找出故障点，对故障点进行处理： 检查触头弹簧对不合格的进行更换，检查触头表面烧损情况进行打磨或更换，用0.02mm塞尺检查触头接触是否良好，要求触头接触紧密无间隙；检查开关引线各连接部位有无松动烧损情况，对烧损的进行处理，确保各连接部位紧固并清洗干净。
其次，检查高压套管头部的紧固及接触情况，测试高压套管介损，分两次进行，套管表面清洁前、后各进行一次，对试验数据进行比对分析，检查是否存在接触不良现象，对接触不良部位进行处理，确保紧固及接触良好。用万用表对铁芯夹件所有紧固螺栓进行测量，是否存在接触不良现象，若接触不良进行处理，确保紧固。
最后，对油中乙炔清除及总烃进行降低处理。
①使用真空滤油机对本体油进行热油循环及过滤处理，直至油试验合格；
②主变本体抽真空，真空度维持100-150Pa，保持10-12小时；
③进行真空注油，注油后再进行热油循环，将变压器油及线圈、铁芯内部的C2H2等清除，确保油试验合格。
4吊罩大修情况
吊罩前对中压侧绕组直流电阻进行重点测试发现直流电阻正常，测试数据如表5所示：
表5吊罩前对中压侧绕组直流电阻测试
中
压
绕
组 档位 1 2 3 4 5
AmO 52.84 51.01 48.91 51.06 52.84
BmO 53.28 51.46 49.16 51.53 53.30
CmO 53.47 51.65 49.07 51.70 53.45
ΔR% 1.18 1.25 0.51 1.24 1.15
吊罩首先发现主变中压侧B相导电杆与引线片接触不良，有局部过热痕迹（已热熔粘连，故修前直流电阻测试正常、总烃未有明显增长），并伴有轻微放电痕迹，现场采集的照片如图1所示，遂更换B相导电杆；其次发现低压侧铁芯上夹件与上支撑件紧固螺丝存在接触不良，发现螺丝松动，在电磁场中产生悬浮电压，悬浮电压引起油中火花放电，现场采集的照片如图2所示。
图1 主变中压侧B相导电杆现场照片图2 铁芯夹件所有紧固螺栓现场照片
油中乙炔、总烃按上述方案处理后，变压器电气各试验数据正常，变压器油质试验、油色谱检测均合格，油色谱检测数据如图8所示。
表8大修后油色谱分析 Ul/L
试验日期 H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 总烃 CO CO2
2011.09.26 1 0.5 0 0.4 0 0.9 3.2 97
5结论
从本次变压器缺陷及处理情况分析，产生的直接原因是新变压器投运时未按要求进行安装检查，未能及时发现设备接触不良，造成投产后发热、放电的现象。
在运行中变压器应严格按照规程要求定期对变压器油进行油色谱分析，及时发现并掌握变压器油色谱的变化，并对测试数据与相关规程比对，及时消除变压器中的隐患，保障了电网的安全可靠运行。本文所采用的方法对同类型的主变大修有一定的借鉴和参考意义。
参考文献
董其国．电力变压器故障与诊断.北京:中国电力出版社,2000
长柏．电力变压器绝缘技术．哈尔滨:哈尔滨工业大学出版社,1997
.北京：电力出版社，2005.
Q/FJG10029.2-2004福建省电力设备交接和预防性试验规程 .
杜洋. 用气相色谱法判断变压器故障的简易方法.高电压技术,1995,21(4): 61-63
GB/T7252-2001，变压器油中溶解气体分析和判断导则 .
作者简介：郑文增（1977-），男，福建永泰人，福建电力有限公司输变电设备检修分公司工程师，长期从事变电运行、检修。
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。
页:
[1]