110kV變壓器總烴超標(biāo)原因分析

林 毅 胡發(fā)明 顧凌春 張雄清

（舟山供電公司，浙江 舟山 316000）

某變電所110kV 1#主變，型號(hào)為SFSZ9-50000/110，出廠日期為2004年1年1日，投運(yùn)日期2004年4月28日，接線組別為YNyn0d11，容量比：50000/50000/25000kVA。

2012年3月23日，在對(duì)110kV #1主變例行油色譜取樣分析時(shí)發(fā)現(xiàn)油色譜各組分含量均異常增長(zhǎng)，總烴由9.79μL/L 增加到56.92μL/L 。2012年7月17日，總烴離線數(shù)據(jù)增加到143.47μL/L，接近注意值（150μL/L）。發(fā)現(xiàn)色譜異常后，為保證變壓器安全運(yùn)行，自2012年7月－2013年1月對(duì)1#主變每周進(jìn)行一次的主變油色譜跟蹤，總烴離線數(shù)據(jù)基本穩(wěn)定在150μL/L。為了確定1#主變內(nèi)部是否存在嚴(yán)重缺陷，在2013年3月3日起至3月15日，對(duì)1#主變各側(cè)實(shí)施帶大負(fù)荷試驗(yàn)。

1 大負(fù)荷試驗(yàn)

大負(fù)荷試驗(yàn)前，該變電年兩臺(tái)主變正常運(yùn)行方式為 1#、2#主變分列運(yùn)行。2012年夏季高峰 1#主變110kV側(cè)最大值負(fù)荷45MW，35kV側(cè)最大值負(fù)荷30MW，10kV側(cè)最大值負(fù)荷18MW。今年3月3日起至3月15日對(duì)1#主變各側(cè)帶大負(fù)荷試驗(yàn)，負(fù)荷數(shù)據(jù)如表1所示，油化數(shù)據(jù)由表2所示。

2 故障類型分析

三比值法是IEC推薦的一種方法，該方法是通過(guò)計(jì)算 C2H2／C2H4、CH4／H2、C2H4／C2H6三種比值，根據(jù)已知的編碼規(guī)則和分類方法，通過(guò)查表來(lái)確定故障性質(zhì)。根據(jù)2013年3月18日數(shù)據(jù)，按照《DL/T722-2000 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》中故障類型判斷方法，可以得出比值編碼范圍為（0,2,2）[1]，故障類型屬于700℃以上的高溫過(guò)熱故障。

根據(jù)日本月岡及大江等人的研究結(jié)果[2]，提出純油分解時(shí)三比值與溫度的關(guān)系，根據(jù)2013年3月18日數(shù)據(jù)可以大致計(jì)算出故障部位的溫度T，即

表1 1#主變負(fù)荷試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表2 1#主變大負(fù)荷試驗(yàn)油色譜數(shù)據(jù)

由上式可以得到故障點(diǎn)的溫度大致在 742℃。綜上所述1#主變內(nèi)部存在高溫過(guò)熱故障。

3 故障定位

1）1#主變自2004年4月投運(yùn)到2012年3月，油色譜數(shù)據(jù)一直正常，可以排除磁通集中引起鐵心的局部過(guò)熱。

2）1#主變鐵心和夾件的接地電流均小于 5mA,因此也可以排除鐵心多點(diǎn)接地造成的變壓器內(nèi)部過(guò)熱。

3）每年的定期和迎峰度夏前的測(cè)溫都沒(méi)有發(fā)現(xiàn)變壓器外殼溫度異常，因此可以排除鐵心和外殼產(chǎn)生渦流引起變壓器內(nèi)部過(guò)熱。

4）由表2我們可以看出，油中溶解氣體中含有少量的C2H2，說(shuō)明變壓器內(nèi)部除了過(guò)熱還有放電，因此基本可以排除鐵心局部短路故障。如果是鐵心局部短路，油中溶解氣體一般不會(huì)出現(xiàn)C2H2。

5）從表1和表2數(shù)據(jù)我們可以看出，總烴含量與負(fù)荷有明顯的關(guān)聯(lián)，3月11日和3月14日高壓側(cè)和中壓側(cè)大負(fù)荷試驗(yàn)后總烴含量明顯變大，C2H2也有所增加,可以判斷故障和電流大小有關(guān)，是電流致熱故障。由表1可知低壓側(cè)負(fù)荷與平時(shí)保持一致，因此總烴增加不可能是由于低壓側(cè)故障引起的，排除低壓側(cè)出現(xiàn)故障。鐵心局部短路故障與電壓高低有關(guān)，而與電流無(wú)法，試驗(yàn)數(shù)據(jù)表明該故障不可能是鐵心局部短路故障。

6）在停電的情況下做診斷性試驗(yàn)，鐵心夾件絕緣良好，繞組的介損、電容量和變比試驗(yàn)數(shù)據(jù)正常，高、低壓側(cè)的直流電阻三相平衡符合要求，而中壓側(cè)在運(yùn)行檔位5檔測(cè)得的直流電阻數(shù)據(jù)異常，對(duì)無(wú)載勵(lì)磁開(kāi)關(guān)進(jìn)行調(diào)檔操作后斷續(xù)測(cè)量，數(shù)據(jù)如表3所示，發(fā)現(xiàn)無(wú)載勵(lì)磁開(kāi)關(guān)調(diào)檔操作前A相直流電阻明顯大于其他相。

表3 中壓側(cè)直流電阻測(cè)試數(shù)據(jù)

國(guó)家電網(wǎng)輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修規(guī)程規(guī)定相間互差不大于 2%（警示值）[3]。1#主變中壓側(cè)無(wú)載勵(lì)磁開(kāi)關(guān)調(diào)檔操作前運(yùn)行檔位第 5檔相間誤差達(dá)到9.9%，嚴(yán)重超出標(biāo)準(zhǔn)，因此可以判斷中壓側(cè)回路存在接觸不良故障。無(wú)載勵(lì)磁開(kāi)關(guān)調(diào)檔操作后運(yùn)行檔位第5檔相間誤差1.36%，數(shù)據(jù)符合規(guī)定要求，這主要是由于操作后無(wú)載勵(lì)磁開(kāi)關(guān)觸頭接觸表面的氧化膜、碳化膜和油垢被清除，接觸電阻下降。綜上所述，我們可以確定故障位置在無(wú)載勵(lì)磁開(kāi)關(guān)靜觸頭上。

4 故障處理及原因分析

4.1 故障處理

2013年5月29日，在停電的情況下，檢修人員從人孔進(jìn)入變壓器，對(duì)變壓器故障進(jìn)行排除。檢修人員發(fā)現(xiàn)無(wú)載勵(lì)磁開(kāi)關(guān) A相靜觸頭因發(fā)熱變成黑色，且表面有放電痕跡，如圖1所示。從圖中我們可以知道變壓器故障類型和故障部位和之前分析的一致。我們采取更換無(wú)載勵(lì)磁開(kāi)關(guān) A相靜觸頭的處理方法，更換后中壓側(cè)的直流電阻數(shù)據(jù)表4所示，由表4可知中壓側(cè)直流電阻符合電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程要求。將 1#主變真空濾油、變壓器本體熱油循環(huán)后，并進(jìn)行相應(yīng)的修后試驗(yàn)，各項(xiàng)數(shù)據(jù)合格，并重新投入運(yùn)行。投運(yùn)后，色譜跟蹤情況如表5所示，由表5可知油色譜數(shù)據(jù)穩(wěn)定且符合要求，故障排除。

圖1 無(wú)載勵(lì)磁開(kāi)關(guān)A相靜觸頭

表4 檢修后中壓側(cè)直流電阻測(cè)試數(shù)據(jù)

表5 1#主變投運(yùn)后油色譜數(shù)據(jù)

4.2 原因分析

無(wú)載勵(lì)磁開(kāi)關(guān)A相靜觸頭過(guò)熱可能是由以下兩個(gè)原因引起：第一點(diǎn)是運(yùn)行中的變壓器無(wú)載分接開(kāi)關(guān)長(zhǎng)期浸在高溫的油中，且長(zhǎng)期處于高負(fù)荷狀態(tài)下運(yùn)行，油的老化可能引起分接開(kāi)關(guān)觸頭出現(xiàn)氧化膜、碳化膜和油垢，造成接觸電阻變大，接觸電阻變大又使觸頭發(fā)熱，如此反復(fù)最終導(dǎo)致變壓器內(nèi)部過(guò)熱故障；第二點(diǎn)是由于無(wú)載分接開(kāi)關(guān)A相觸頭本身接觸不良，在變壓器振動(dòng)和電動(dòng)力作用下，導(dǎo)致觸頭松動(dòng)，引起變壓器內(nèi)部過(guò)熱和放電故障。

5 結(jié)論

通過(guò)分析油中溶解氣體和電氣試驗(yàn)相結(jié)合，對(duì)故障進(jìn)行準(zhǔn)確定位并排除，消除了事故隱患，提高了供電可靠性。此次故障排除也是經(jīng)驗(yàn)積累的過(guò)程，它警示我們?cè)诮唤雍屠性囼?yàn)時(shí)，對(duì)無(wú)載分接開(kāi)關(guān)應(yīng)先進(jìn)行調(diào)檔操作，去除觸頭表面的氧化膜、碳化膜和油垢，再進(jìn)行中壓側(cè)直流電阻的測(cè)試，保證試驗(yàn)結(jié)果準(zhǔn)確性和設(shè)備運(yùn)行可靠性。

[1]中國(guó)電力科學(xué)研究院.DL/T 722—2000變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則[S].北京:中國(guó)電力出版社,2001.

[2]操敦奎.變壓器油中氣體分析診斷與故障檢查[M].北京:中國(guó)電力出版社,2005.

[3]Q/GDW 168-2008,輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗(yàn)規(guī)程[S].