一起220kV主变压器绝缘油化验结果异常原因分析及处理73

摘要：某电厂220kV#1主变在2015年03月16日定期绝缘油色谱化验后，发现绝缘油中总烃超标，且有C2H2产生。经过近8个月检查、油色谱化验数据分析及跟踪，确认是由于变压器内部接触不良，导致过热，致使绝缘油劣化分解产生烃类气体。经过对变压器吊罩全面检查，发现变压器高压侧B相无载分接开关动、静触头间存在接触不良情况。文章通过综合分析，阐述了该异常检查、分析、综合处理过程，结合检查处理效果，总结相关经验，为解决同类问题提供借鉴，同时也防止高负荷或“保电”期间机组“非停”事故发生。

关键词：无载分接开关动静触头；接触不良；总烃超标；原因分析 1、引言

某燃煤电厂220kV#1主变在2015年03月16日（机组进入迎峰度夏“保电”期）定期绝缘油色谱化验结果不合格（总烃超标，且含有C2H2），连续多天取油样化验总烃军超标，C2H2等烃类气体含量无大变化。通过红外测量、油泵运行状态跟踪、化验数据分析等，判断油化验异常是由于变压器内部无载分接开关动静触头接触不良导致过热分解劣化绝缘油造成。在电力系统中变压器出现绝缘油异常问题情况很多，文章通过检查跟踪、数据分析判断、故障处理，对同类异常情况提供分析、判断的经验，能有效避免由于误判断造成重要时段变压器停运产生的经济损失乃至停电事故。 2、设备概述

某燃煤电厂220kV#1主变型号：SFP10-420000/220，2009年06月30日投运。该变压器从投运至2015年03月16日，定期检修、电气预防性试验及绝缘油化验结果均符合 “DL-T 596-1996 电力设备预防性试验规程”要求。 3、绝缘油化验结果异常

2015年03月16日，#1主变定期进行绝缘油取样化验（第1取样口取样），结果不合格，总烃含量873.55uL/L（规程[1]要求≯150 uL/L），C2H2含0.91（此前该数值为0）。当天于#1主变第2取样口取样化验，化验结果与第一次无大差异。

4、停运前检查、分析及预防措施 4.1、对变压器进行检查

4.1.1通过每天使用红外成像仪分别对#1主变潜油泵、高压套管、变压器本体进行红外测温，并与此前相同设备红外成像仪进行比较。检查未发现局部过热现象，且最高温度均未大于70℃。如下图

图1 潜油泵红外测温图 图2 套管红外成像图 图3 变压器本体红外成像图

4.1.2、对#1主变潜油泵运行状态进行跟踪，测量潜油泵运行电流，并记录。检查未发现潜油泵存在过载运行情况，亦未发现潜油泵运行产生异音现象。

4.1.3、对#1主变高压侧中性点零序电流和#1主变铁芯接地电流测量，并做好记录。检查未发现零序电流异常变化情况。

4.1.4、对#1主变三相无载调压分接头定位销进行检查（勿手动），观察定位销确认无松动情况。

4.1.5、配合化学化验人员每天对#1主变进行取样化验，同时，将化验外送海口电科院进行化验比较。化验结果数据基本一致。

4.1.6、安排继电保护人员每天观察并跟踪#1发变组故障录波器波形变化情况。 4.2、对变压器化验数据跟踪

经过每天对#1主变取油样化验，并对化验数据近半个月的跟踪，发现#1变压器总烃及C2H2含量数据平稳，未出现异常升高现象。 4.3、超声波检测

使用超声波仪器对#1主变箱内部进行局部放电试验，未发现异常。 4.4、异常情况变化采取措施

发现#1主变绝缘油化验结果出现异常升高，特别是C2H2含量超过3uL/L，总烃有明显应升高趋势，应增加绝缘油取样化验频率。

如果变压器轻瓦斯保护动作后，应及时对变压器瓦斯继电器气体取样进行分析。

若出现下列情况，立即降低#1机组负荷，申请停机检修。同时提前做好变压器检修检查的准备工作。

（1）当变压器油中溶解气体产气速率大于3%时[2]。

（2）每相邻两次测量值乙炔含量增长超过1uL/L时，应立即申请限压负荷或厂内转移负荷。 4.5、综合分析

4.3.1、通过连续1个月各项检查跟踪，综合分析绝缘油化验结果异常，排除潜油泵轴承运行过热可能，排除变压器高压套管引出线与将军帽内连接接触不良过热可能。排除#1主变低压侧引出线连接不良可能。

4.3.2、通过#1主变绝缘油化验统计，并利用三比值法进行分析，判断#1主变变压器内无绝缘件老化现象。从2015年03月16日绝缘油化验总烃超标，至2015年12月14日#1主变停运，CO2/CO比值均小于7，如图4

图4 三比值法趋势图

4.3.3、通过连续1个月对#1主变绝缘油化验结果，初步分析判断改异常现象非变压器内部放电造成。

结合初步分析结果，结合#1主变运行情况（由于电网缺口较大，机组无法停运），为了保证#1主变的安全稳定运行，经过电气专业组讨论决定将取油样化验频率延长至没3天一次，并确定若连续1个月绝缘油化验总烃及C2H2含量数仍然平稳，将取油样化验频率延长至没每周一次；连续3个月化验数据总烃及C2H2含量数仍然平稳，将取油样频率延长至没半个月1次（防止#1主变内绝缘油不必要的取样造成油位偏低），直至设备停运检修，隐患被排除为止。 5、#1主变停运、隐患排查及处理 5.1、#1主变停运检查

根据上述检查判断，隐患在#1主变内部，必须进行吊罩处理。主要检查以下几个方面：

5.1.1、检查#1主变箱内高、低压引线、接线处是否存在接触不良（低压套管引线连接部位有无异常，紧固螺杆和蝶形弹簧垫有无异常）；

5.1.2、检查#1主变箱内无载分接开关的动静触头接触点是否存在接触不良情况（调压开关传动杆端部拨叉有无放电痕迹；动静触头接触点有无过热或烧伤痕迹）；

5.1.3、检查#1主变铁芯存在多点接地情况（检查铁芯拉板螺栓以及螺栓垫圈处有否过热点尤其是主柱低压侧下部的螺栓和垫圈，检查时可以将此处的螺栓和垫圈拆下来检查，必要时使用小镜子反光照射看螺栓垫圈有无异常）；

5.1.4、检查#1主变铁芯片间是否存在尖角短路，产生涡流；

5.1.5、检查#1主变套管内部引线在下部与套管之间有过热点（检查套管内的穿缆绝缘（布带包扎）有无散脱和过热痕迹）；

5.1.6、检查#1主变箱内铁芯垫脚与下节油箱有过热现象；

5.1.7、检查#1主变箱内是否存在磁屏蔽绝缘破损现象（检查磁屏蔽绝缘）； 经过全面检查，发现#1主变B相无载分接开关第3动触子有放电烧伤现象。（如图5）其他检查项均正常。

图5 #1主变B相无载分接开关动、静触头过热点 5.2、#1主变B相无载分接开关更换

5.2.1、对#1主变B相无载分接开关检查，试验[3]

核对试验报告并进行各档位接触电阻测量，运行档位4挡接触电阻如下： AO：134.8微欧；BO：134.9微欧；CO：135.0微欧 不平衡率为：0.15％（75℃）；开关各档位接触电阻均与出厂试验报告一致。检查分接开关备件动静触头表面无毛刺及氧化现象。检查验收合格。 5.2.2、B相无载分接开关进行更换

#1主变上节油箱吊罩后，断开变压器B相无载分接开关引线，仔细检查分接开关引线有无损伤，检查完毕后，将B相无载分接开关拆下。分接开关引线断开时，须做好防护措施，防止碎铜沫飞溅进入变压器绕组内，分接开关引线断线完毕，使用白布蘸酒精将引线外部清揩干净、用面粉团把铜屑清理干净。清理完毕后安装B相新分接开关本体，重新连接分接开关引接线，铜接头压接过程中做好防护，防止变压器绝缘部件受损。分接开关引线压接完毕，按照保变图纸要求对分接开关引线进行包扎。以上工序完成后，使用面团清理分接开关周围下夹件及油箱底部位置的铜屑，并用白布蘸无水酒精清揩，确保变压器内部清洁。 5.2.3、内部检查，吊罩回装，试验，验收

根据厂部批准“#1主变B相无载分接开关更换方案”及“#1主变吊罩检修方案”要求 进行回装，并根据上述方案分别进行电气预防性试验，及#1变压器绕组变形试验、局部放电试验，合格后验收。 6、结语

本次变压器绝缘油化验结果异常情况在电力系统中较为普遍，然容易出现误判断，导致变压器在“迎峰度夏保电”等关键时段由于误判断造成巨大经济损失，甚至造成停运事故。通过本次故障分析及处理，能减少误判发生。对电力系统变压器类似故障的分析、判断及处理提供了宝贵的经验。 参考文献：

[1]DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》

[2]GB/T 7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 [3]GB 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》