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一台 110 kV 变压器油色谱数据异常分析及处理
2022-05-04 14:24:22  |   发布者: 国网山西省电力公司运城供电公司  |   点击: 9619

0、引言

      变压器油色谱分析法是通过分析变压器油中溶解气体成分,来判断变压器存在的潜伏性故障,特别是对过热性、电弧性和绝缘破坏性故障等,不管故障发生在变压器的什么部位,都能很好地反映出来。所以定期分析溶解于变压器油中的气体就能及早发现变压器内部的潜伏性故障,并随时掌握故障的发展情况。

 

1、故障的发现与分析

      某变压器(以下简称“主变”)型号:SFSZ8-16000/110,2002年11月出厂,投运后一直运行正常,所属变电站负荷不大,没发生过近区短路故障。2007、2012年分别对该主变进行例行试验,试验项目均合格。油色谱跟踪周期为半年一次,色谱数据均无异常。但2016年11月16日进行油色谱例行试验时发现该主变本体油色谱数据异常,氢气由6.5μL/L变为178.5μL/L(注意值为150μL/L),乙炔由3.3μL/L变为89.7μL/L(注意值5μL/L),17日经复试确认氢气、乙炔数据无误且又有增加,为排除主变渗漏同时也对主变有载油进行了分析,色谱数据见表1。

表 1 主变及其有载开关色谱分析数据

      对11月16日数据及5月21日计算其氢气产气率为14.9mL/d,大于注意值10mL/d,对11月16日色谱进行三比值分析,对应编码为212,依照GB/T7252—2001[2]变压器油中溶解气体分析和判断导则判断为电弧放电故障,对照16日主变及其有载色谱数据排除了有载渗漏的缺陷。18日停电前对铁芯接地电流检测其值为1.06mA,远小于注意值100mA,排除了铁芯存在故障的可能。又对主变进行了红外诊断检测,没有发现发热点。随即对主变进行了停电诊断试验,发现其高压侧绕组绝缘降低,吸收比K=R60/R15=4020/3810=1.05,小于标准1.3,见表2。

 

表 3 高压侧三相套管试验数据

      高压绕组三相套管介质损耗不同程度的增大,检测数据见表3,其中C相套管为1.006,增大204.8%,且超过介质损耗注意值(注意值为1%[4])。试验末屏绝缘良好,排除套管受潮可能,且加压时电压升到10kV听到靠近C相处有啪啪的放电声,分析为C相套管至引线处存在问题(A、B相套管介质损耗值增大,是因为高压绕组短接在一起检测,受C相套管影响增大,同时靠近C相有放电声,故而排除了A、B相套管缺陷),除此之外,其他如直流电阻、绕组变比、铁芯绝缘、有载分接开关过渡时间及过渡电阻等试验数据均合格,同时为排除主变受潮,还进行了油微水检测,检测数据为14.6μL/L,小于注意值375μL/L。

 

      20日,在做好充分准备后,将C相高压套管拆除,发现套管末端均压环脱落至高压引线上,均压环内有放电痕迹。由于均压环脱落导致套管末端电场发生畸变,电场分布不均,存在电压差从而引起电弧放电,使变压器油中氢气及乙炔迅速增大。分析为由于均压环没有上紧,在运输或运行过程由于振动,导致均压环逐步退丝脱落。故障套管如图1所示。

图 1 高压 C 相故障套管

2、故障的处理

      将均压环打磨清洗紧固在套管上并回装主变,又经反复滤油色谱分析数据合格后,12月2日对主变进行修复后试验,全部试验数据合格,高压绕组绝缘及套管介质损耗数据见表2、3。缺陷处理后于12月3日将主变投运,经色谱跟踪确认故障处理成功,滤油后色谱及跟踪数据见表4。

表 4 王茅 1 号主变滤油后及投运后色谱分析数据

      处理后其余特征气体趋于稳定,与故障前的色谱数据比对组分构成相当,乙炔值增大是因为绕组及铁芯内部残油中的乙炔逐步向外稀释,最终达到内外平衡所致。

 

3、结束语

      本文在基于油色谱分析的理论基础上,并结合停电试验数据对色谱异常数据进行了分析,准确地找出故障相并进行了处理,成功地消除了该主变的重大隐患。从本文可看出油色谱分析对于油浸式电力变压器的重要性,因此严格按试验周期对变压器进行色谱分析,及早发现变压器内部存在的潜伏性故障,对保障设备的安全可靠运行具有重大意义。


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