讓胡路變電站220 kV 1號變壓器故障分析與處理

蔡 南

(國網黑龍江省電力有限公司大慶供電公司，黑龍江 大慶 163458)

0 引 言

國網讓胡路變電站220 kV 1號變壓器(以下簡稱1號變)自投入運行后油中溶解氣體持續增長，1號變型號為SFPSZ9-180000/220，序號為 200708，接線組別為YNyn0yn0d11，冷卻方式為強油風冷，油重為51.4 t，出廠日期為2001年6月，投運日期為2001年11月1日。

脫氣處理的主要目的是減小油中溶解氣體體積分數，油中溶解氣體體積分數過高會導致分散性大，不便于監測監督；分組停運潛油泵的目的是對由潛油泵等附件故障引起的變壓器油中溶解氣體體積分數增大的外部因素進行排查。2006年6月18日，對1號變進行了大修，吊罩大修過程中未查到故障點(同時對絕緣油進行脫氣)。大修后1號變油中溶解氣體體積分數繼續緩慢增長，故障點未消除。從2013年5月27日對1號變進行再次脫氣后到2018年6月5日，油中溶解氣體總烴體積分數從77.1 μL/L增長到1 579.3 μL/L，色譜跟蹤達500次左右，決定將1號變返廠進行工廠化檢修。

1 第一階段故障分析查找

2002年5月24日至2013年5月27日，對1號變先后進行了4次脫氣、1次大修、1次有載分接開關換油處理、1次分組停運潛油泵，詳見表1，表中C1+C2代表溶解氣體總烴體積分數。

表1 1號變壓器故障查找處理前后油中溶解氣體總烴

2001年7月29日1號變交接時油中溶解氣體總烴體積分數為0.9 μL/L，2001年11月7日體積分數為547.5 μL/L，交接到投運期間氣體體積分數增加原因不詳。2001年11月7日到2002年4月25日，油中溶解氣體總烴體積分數從547.5 μL/L增長到718.5 μL/L，對1號變進行了第1次脫氣，數據詳見表2。

表2 2001—2006變壓器油中溶解氣體體積分數

1.1 故障類型分析判斷

采用特征氣體法來判斷變壓器是否存在故障，2002年4月25日 1號變油中溶解氣體中各種氣體體積分數如下所述：氫氣(H2)為162.8 μL/L、一氧化碳(CO)為96.4 μL/L 、二氧化碳(CO2)為291.7 μL/L、甲烷(CH4)為320.9 μL/L、乙烷(C2H6)為62.2 μL/L、乙烯(C2H4)為335.4 μL/L、乙炔(C2H2)為0 μL/L。總烴體積分數為718.5 μL/L，大于注意值150 μL/L，可判斷1號變存在故障。 特征氣體主要組分為CH4、C2H4次要組分為H2、C2H6。

通過三比值編碼判斷變壓器故障類型，根據2002年4月25日1號變油中溶解氣體的總烴體積分數計算出三比值，其編碼為022，如表3所示。

表3 三比值編碼

根據DL/T 722—2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》[1]判斷，特征氣體主要組分為CH4、C2H4，次要組分為H2、C2H6；從《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》中的故障類型判斷方法查出三比值編碼為022的故障是700 ℃高溫過熱性故障。根據以上分析可判斷故障類型為過熱性故障，與1號變色譜在線監測的數據分析結果相一致[2]。

1.2 故障發展趨勢

根據2001年11月23日與2002年4月25日的變壓器油中溶解氣體的絕對和相對產氣速率結果可以判斷出變壓器故障發展趨勢(數據見表2)。

總烴的絕對產氣速率為

ra=(Ci2-Ci1)/Δt×(m/ρ)=(718.5-633.3)/(30×5.0) ×(51.4/0.87)≈33.56 mL/日

總烴的相對產氣速率為

rr=(Ci2-Ci1)/(Ci1Δt′)=(718.5-633.3) /(633.3×5.0) ×100%≈2.7% mL/月

式中：ra為絕對產氣速率，mL/日；Ci1、Ci2為第1、2次取樣測得油中某氣體體積分數，μL/L；Δt為2次取樣時間間隔中的實際運行時間，日；rr為相對產氣速率，mL/月；Δt′為2次取樣時間間隔中的實際運行時間，月；m為設備總油量，t；ρ為油的密度，取0.87 t/m3。

從計算結果可見，總烴的絕對產氣速率為33.56 mL/日，大于注意值12 mL/日；總烴的相對產氣速率為2.7%mL/月，小于注意值10%mL/月。結果表明 1號變存在潛伏性故障，且故障在持續發展。

1.3 故障點查找

1號變的繞組直流電阻不平衡度在正常范圍內，運行時鐵芯接地電流數值穩定在60～70 mA，其他高壓各項試驗數據均合格。5年多的色譜跟蹤數據表明，變壓器油中溶解氣體體積分數的增長與取樣部位、主變運行溫度、負荷、季節等相關性不大。2006年6月決定對1號變進行大修，吊罩查找故障點，大修時邀請生產廠家總工、省公司生產部及電科院專家到現場共同分析檢查故障點。吊罩后仔細檢查了線圈、鐵芯、穿纜引線、墊木、夾件，沒有絕緣損壞及過熱痕跡；可見油道等部位沒有發現油垢、油泥；油箱底部沉有少量硅膠碎末和一些微小雜質，均未查找到故障點。大修過程中線圈、油道兩側有鐵芯過熱現象，對鐵芯下部、油箱底部進行了沖洗，扣罩回油后對絕緣油進行脫氣處理，化驗、高壓試驗合格后將1號變投入運行。

2 第二階段故障點查找及處理

2.1 排查潛油泵附件故障

在2011年12月28日至2012年5月3日冬季變壓器溫升低的時間段，將1號至5號潛油泵分別停運以進行變壓器油中溶解氣體體積分數跟蹤試驗。初期采用2臺不同的色譜機進行試驗(新代表新色譜機試驗、舊代表舊色譜機試驗)，根據故障點查找程序由附件向主件的經驗，來排查引起變壓器油中溶解氣體體積分數增長的外部因素是否是潛油泵故障[3]。表4為分組停運潛油泵時變壓器油中溶解氣體體積分數，從表4可以看出，停運不同潛油泵時油中溶解氣體體積分數增長趨勢沒有大的變化。

2.2 工廠化檢修

在2006年6月大修后，于2011年9月27日、2013年5月27日進行了第3次、第4次脫氣，截至2018年6月5日，變壓器油中溶解氣體體積分數為1579.3μL/L(數據見表5)，絕對產氣速率由33.56mL/日增大至50mL/日，相對產氣速率由2.7%mL/月增大至9.3%mL/月。三比值編碼為021，表明故障點發展在加快，由大于700℃高溫過熱轉為300～700℃中溫過熱，過熱面積增大。1號變運行已達17年，故障點還未找到，決定將其返廠進行工廠化檢修。

表4 分組停運潛油泵后變壓器油中溶解氣體體積分數

表5 2013—2018變壓器油中溶解氣體體積分數

從表5可以看出，變壓器油中溶解氣體體積分數不隨負荷變化而明顯變化，C2H2為0，而且C2H4/ C2H6= 571.0/355.4≈1.6，比值較小，在6以下，因此磁路故障可能性較大[4]。依據測量的鐵芯接地電流值正常，可排除鐵芯多點接地故障，但是不能排除鐵芯片間短路故障。初步判斷變壓器故障點可能出現的幾個部位，擬在變壓器吊罩后進行以下8個項目的逐項排查：

1)有載分接開關端子有無松動或過熱痕跡；

2)引線等金屬螺絲的接地情況；

3)鐵芯接地引出線是否過長或有無接觸上鐵軛；

4)每組油箱磁屏蔽的接地情況及磁屏蔽是否有片間短路；

5)引線與套管底部有無過熱痕跡；

6)油箱內部是否有過熱痕跡；

7)鐵芯片間絕緣及油道間絕緣檢查；

8)鐵芯下部墊腳的檢查。

2.3 故障排查及處理

現場檢查結果表明，第1-6項檢查項目合格，并無異常情況，而在檢查第7項時發現鐵芯油道間絕緣異常。打開鐵芯3個油道在上鐵軛的級間短路片，面向旁軛最左側油道，測量油道兩側的絕緣電阻，發現阻值為2.5 Ω，其他油道阻值均在1 000 kΩ以上。初步判斷油道內存在異物是造成運行中油道兩側的鐵芯片間短路的原因，通過電阻值的對比，初步判斷短路點靠近B、C相側。由于故障位置無法直接觀察到，采取器身挑包操作，挑包后對鐵芯油道進行吹風操作，效果不明顯，試驗人員采用電容沖擊法對變壓器油道間進行沖擊[5]，經過多次沖擊后，鐵芯油道兩側級間電阻上升到1 000 kΩ以上。

在檢查第8項時，發現在鐵芯下部墊腳處過熱變色情況，如圖1所示，也符合油道兩側局部過熱現象。由于變壓器鐵芯墊腳較矮，雜質、積水等異物容易在變壓器箱體底部沉積，導致變壓器鐵芯線圈散熱不好造成局部過熱。在這次檢修過程中，對絕緣件進行了更換，對墊腳底部進行了打磨、加高，保證墊腳與下節油箱可靠接觸，增加了箱體底部油道空間。

圖1 鐵芯下部墊腳處過熱變色

3 結 語

針對讓胡路變電站220 kV 1號變壓器油中溶解氣體持續增長問題,通過分析計算判斷變壓器存在過熱性故障。經工廠化檢修確認變壓器故障是由兩方面導致的，一是油道內存在異物造成的鐵芯油道兩側相鄰硅鋼片的片間短路過熱，二是變壓器鐵芯墊腳較矮導致的油流不暢過熱。對上述故障進行相應修復處理后，變壓器各項試驗數據符合出廠條件，滿足變壓器安全運行工藝要求。