变压器油色谱异常原因分析及处理

2016-08-08向娟

大科技 2016年7期

关键词：总烃产气冷却器

向娟

（国网湖南省电力公司湘西供电分公司湖南湘西 416000）

变压器油色谱异常原因分析及处理

向娟

（国网湖南省电力公司湘西供电分公司湖南湘西 416000）

应用气相色谱分析技术可对充油电力设备的内部故障进行及时、准确的诊断。对溶解于油中的气体展开科学的分析，及时找出设备内部存在的潜伏性故障，并跟踪、监视故障的发展情况。本文将对变压器油色谱异常的原因进行分析处理措施。

变压器；油色谱；异常；原因分析；处理

1 引言

在变压器日常运行过程中，油中溶解气体气相色谱分析是检测变压器的缺陷隐患，确保变压器安全运行的重要手段。若变压器的油色谱出现异常，需要排除外部的所有因素，确定异常的原因，从而采取有效的处理措施。

2 主变绝缘油气相色谱分析

为了保证变压器的稳定运行，需要对其开展变压器油气相色谱分析，本文将以某变电站主变压器为例，研究冬季主变绝缘油的状态。在冬季迎峰安全大检查时，开展色谱分析过程中发现主变油样总烃含量为299.6μL/L，超过注意值150μL/L。先后经过15次的油样色谱跟踪分析发现，总烃含量一直呈上升趋势。总烃含量达到800.56μL/L，与当年1月份的含量相比，增长了许多，且产气速率远远超过了注意值。由于故障气体的主要成分是甲烷和乙烯，根据其产气特性，结合三比值法分析，最后确定该故障为高于700℃的过热故障。

3 变压器油色谱异常原因分析方法

3.1 三比值法

三比值法是对充油电气设备内部故障的性质、类别进行准确判断的主要方法之一，主要设备有油浸式电抗器、变压器等。具体而言，通过计算几种低分子气体的含量值，包括 CH4、C2H6、C2H4、C2H2、H2等，从而将3对比值用不同的编码表示出来，根据三比值判据，就能判断故障的类型。

3.2 特征气体法

如果总烃的主要成分为CH4、C2H4和C2H6，且C2H4的含量始终较高，CH4的含量与C2H4接近，CH4和C2H4含量之和在总烃含量中的比例超过80%，那么就可判定该故障为中等温度的热故障。如果H2含量超标（150μL/L），但在氢烃总量中的比例低于27%，随着温度的不断升高，虽然H2的绝对含量增加，但所占的比例有所下降，那么就可判定该故障为高温过热故障。如果早期、中期几乎没有产生C2H2，即便之后有少量C2H2出现，但其含量在总烃含量中所占的比例没有超过6%，则可判定该故障为严重过热故障。

3.3 总烃产气速率判定法

当油中总烃含量超过正常值（150μL/L）时，应考虑采用总烃产气速率判定法判断有无故障。绝对产气速率γ的计算式为：

式中：γ-绝对产气率，mL/h；Ci1-第一次气体取样测得的体积分数，μL/L；Gi2-第二次气体取样测得的体积分数，μL/L；△t-2次取样时间间隔中设备的运行时间，h；G-油重，t；ρ-油密度，t/m3。

通常情况下，当充油电气设备的总烃产气速率超过1mL/h时，就可判定设备内部存在故障。如果设备总烃的产气速率及其含量都比正常值要小，那么就可以判定充油电气设备内部并没有发生故障；如果设备总烃的产气速率比正常值小，但其含量比正常值大，只是没超过3倍，那么就可以判定充油电气设备内部已经出现了发展速度相对缓慢的故障，能维持设备的运行；如果设备总烃的产气速率是正常值的1～2倍，但其含量大于正常值却没有超过正常值的3倍，那么就可以判定充油电气设备内部发生了故障，需缩短检验周期，同时密切监视故障的变化情况；如果设备总烃的产气速率及其含量都比正常值的3倍还大，那么就可以判定充油电气设备内部已经出现了严重的故障，且故障发展速度快，需即刻采取有效措施进行处理。

4 变压器油色谱异常原因分析

4.1 常规试验、内检以及吊检情况

对变压器进行常规试验、内检以及吊检，通常需要注意以下内容：①对主变压器的绝缘、介损、直阻和泄漏电流进行试验，结果无异常，其铁芯夹件对于地绝缘电阻值为600MΩ，铁芯和夹件间的绝缘电阻值为1000MΩ。②进行主变压器身的内检，除了油箱磁屏蔽绝缘值为零外，不存在可疑点。通常查证是因为磁屏蔽接地处绝缘垫发生脱落，但不会因此而形成环流，和总烃超标无关。③做好吊罩的检查，检查的可见部位不存在过热迹相，打开铁芯极间的短接片后进行检测，绝缘电阻值为1000MΩ，地屏、夹件磁屏蔽的绝缘值则超过1000MΩ；高压侧有载分接开关的动、静触头，其表面光滑，不存在过热放电的痕迹，接触良好；高、低压侧的引线绝缘表面不存在放电、过热变色的痕迹，线圈的绝缘色为黄色，可见绝缘状态良好。针对以上情况，磁回路以及主绝缘发生故障的可能性较低。为获得更多数据，需要进行进一步的定位分析，防止盲目的解体检修导致不必要的经济损失，因此进行局部放电、空载损耗试验以及短路损耗试验等检测。

4.2 局部放电、空载损耗试验以及短路损耗试验结果分析

对变压器进行以上检查后，实施主变绕组的连带套管局部放电试验（1.3倍额定电压下），三相局部放线量（PC）分别为：102、101、97，与历史数据不存在差异。继而进行单相空载、单相负载试验，发现该主变压器的铁芯为三相五柱式，不能根据以上数据计算出三相损耗值。通过三相数据大小关系、以及外施电压的线性程度关系进行分析，可看出试验数据与变压器空载损耗的规律相符，可基本判断铁芯的状况良好、无异常。进行约30%负荷电流负载损耗试验，通过换算，75℃的总负载损耗和厂家出厂的试验数据838.1kW十分接近，不存在有异常。

4.3 变压器的空载运行下油色谱变化情况

经过上述试验，检测与吊罩检查均未发现问题，所以采用220kV系统电压实施#3主变空载工况的检查，在主变空载的运行下对油色谱变化进行跟踪分析，得出如下结论：①#3主变油中的特征气体含量增加，和#4冷却器投运存在明显的关系；②人工取样和在线监测的数据部分时段一致，部分时段不一致，加上东侧人工取样值先达到新增长值，而后西侧在线监测才达到相应值，也就是产气源处于人工取样东侧，而#4冷却器位置也在东侧，结合①中的因果关系，可判断#3主变压器的油色谱异常现相主要由#4冷却器而导致的。

4.4 检查分析冷却器潜油泵

尽管开始便对冷却器潜油泵进行的检查，不存在异常温升以及振动问题，但数据表明#4冷却器的潜油泵可能存在造成油色谱异常的问题。对冷却器的运行电流进行，#4冷却器的A相电流为16A，与其他的各组相比约大1A；分部件的检测结果为#4冷却器潜油泵A、B、C相电流，与其他冷却器的潜油泵各相电流均偏大1A；对电机定子线间的直流电阻进行进一步的检测，发现AB、CB线间的直阻为6.2Ω比正常大4.5Ω。通过分析，#4潜油泵电机的定子线圈A相线圈可能存在匝间短路且烧断部分线股的缺陷，在运行的过程中被烧损的线股在电流启动的冲击下出现局部短路，导致运行的电流偏大、局部发生异常温升，使得绝缘油因过热而分解，主变油色谱数据产生异常。#4冷却器潜油泵属于泵机合一结构，型号为盘式电机潜油泵RK38-150-b型，对其进行解体检查，发现定子线圈A相的端口处存在烧损。

5 处理措施分析

对#4潜油泵进行更换之后，#3主变压器的油色谱数据日益稳定，总烃值约为150mg/L。此后，机组处于60～100%的负荷率下正常运行，主变的运行状况正常，对变压器油进行人工取样，其分析结果和在线监测的结果基本一致。尽管检查分析了潜油泵，但无法在第一时间内进行正确的判断，主要原因在于错误的将潜油泵电机当作普通电机。普通电机能够通过表体的温度、声音以及振动等判断是否存在故障异常，但是因变压器的潜油泵电机浸在流动的油中，局部短路过热而导致发热崩溃的时间较长，进行表观特征检查很难发现异常，唯有通过三相电流以及定子直阻检测分析方可确定其是否存在异常情况。了解潜油泵电机的定子直流电阻后，运行中还需要定期的检测三相电流，此外还可考虑将潜油泵的运行电流归纳到重要辅助设备的监测中。进行变压器油色谱异常现相分析处理的过程中，要先通过试验确定变压器的内部是否存在问题，唯有排除外部因素并确证异常来源于变压器的内部后，才能够采用相关判断以查处异常。此外，需要定期的检测、分析潜油泵的运行电流，从而保证潜油的安全运行，及时的发现潜在隐患并采取有效、可靠的措施。