一起220kV变压器油色谱异常原因分析

一起220kV变压器油色谱异常原因分析
摘要：本文就一起220kV变压器在运行中油色谱异常状况进行分析，提出各种可能导致异常的各种原因。

为确定故障原因，进行了吊罩检查，发现油色谱异常是由磁屏蔽与箱体接触不良引起，并提出改进措施意见，具有一定的工程参考价值。

关键词：变压器、绝缘油、色谱分析
1 引言
变压器内的绝缘油与固体绝缘等有机材料在热和电的作用下会缓慢产生少量的低分子烃类气体、CO和CO2 等气体。

变压器内部出现故障时，某些特殊组分气体含量剧增，产生的气体大部分溶于油中，对油中气体进行色谱分析有利于发现变压器内部的早期故障。

油中气体的组成和含量与故障的类型及严重程度有密切的关系。

因此准确掌握油中各种溶解气体的来源和分析方法，可以尽早发现变压器内部存在的潜伏性故障，并随时掌握故障的发展情况，及时采取处理措施。

2 异常发现
某220kV＃1主变型号为SFS10-180000/220，额定容量为180000kV A，额定电压为220kV，接线方式YN,ynO,d11，制造厂为常州变压器厂，出厂日期2008年2月，投入运行是2008年6月2日，油重47吨。

#1主变投运1个月内油色谱分析数据显示总烃持续升高，1个月后检查发现出现乙炔成分，随后跟踪检查油色谱分析试验数据显示乙炔含量保持稳定，总烃呈缓慢上升趋势但增量不大。

在2013年2月的例行油色谱分析试验发现总烃增长趋势明显加大，已经超过标准规定注意值。

该情况立即引起相关部门重视，并加强油色谱跟踪。

为了查找变压器故障原因，2013年3月4～6日安排潮乡变#1主变C级检修，3月11～13日又对#2主变进行了C级检修。

通常，#1主变正常运行时#1主变负荷在50000～70000kV A，在3月11～13日#2主变停电检修期间由#1主变承担变电所全部负荷约100000kV A左右，待#2主变恢复运行后#1主变有保持原有供电负荷。

3月12日油色谱分析显示数据基本稳定，但在3月27日油色谱分析发现总烃及乙炔含量都有较大幅度增长。

跟踪分析数据见表1。

表1 溶解气体检测结果μL/L
试验日期H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 C 1+C2 CO CO2
2008.6.02 10.34 2.6 0.51 2.81 0 5.9 22.08 148.52
2008.7.18 39.78 29.80 9.25 32.49 0.10 71.54 83.81 524.15 2009.03.31 40.97 36.36 10.29 35.00 0.10 81.75 141.94 884.35 2009.08.19 46.84 39.38 10.24 44.49 0.11 94.22 119.8 899.95
2011.11.25 42.32 40.47 11.59 45.51 0.11 96.68 139.9 905.71
2013.02.17 45.16 78.83 38.32 87.15 0.10 204.40 152.76
1009.17
2013.03.28 90.21 135.59 47.21 160.30 3.32 346.42 165.34 969.98
3 异常原因分析
3.1 应用产气速率分析
3.1.1根据公式（1）计算潮乡变#1主变从2013年2月17日至2013年3月28日的总烃绝对产气速率：
=（346.42-204.4）/40×(47/0.85)=196.3 mL/d （1）
式中：为绝对产气速率，mL/d；
为第二次取样测得变压器油中某气体浓度，μL/L；
为第一次取样测得变压器油中某气体浓度，μL/L；
Δt二次取样时间间隔中的实际运行时间，d；
设备的总油量，t；
油的密度，t/
3.1.2 根据公式（2）计算潮乡变#1主变从2013年2月17日至2013年3月28日的总烃相对产气速率：
=(346.42-204.4)/204.4×1/1.33×100%=52.24 %/月（2）
根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定：隔膜式变压器总烃绝对产气速率大于l2 mL/d和相对产气速率大于10%/月时，认为设备内部存在异常，而分析数据看自2013年2月17日至3月28日总烃绝对产气速率196.3 mL/d，相对产气速率为52.24%/月，分别是《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定的“注意值”的16.3倍和5.2倍。

所以，认为内部故障存在且仍持续发展。

3.2 应用三比值法分析
针对2013年3月28日的试验数据进行三比值法比对：
C2H2/ C2H4 =3.32/160.3=0.02，0.023
通过对上述数据进行三比值分析，可以确认比值范围编码都是022，根据编码确定为超过700℃的过热性故障。

同样分析2008年数据得到比值编码也为022，其主要成分没变，故障性质及范围未发生变化。

3.3 对一氧化碳和二氧化碳的判断
从2013年2月27日开始发现总烃含量超标后持续跟踪的数据分析：气体中一氧化碳和二氧化碳含量没有增长并保持相对稳定；二氧化碳和一氧化碳的比值为5.86，该值大于3。

综合得出，本次故障可能未涉及固体绝缘材料。

3.4 相关检测及分析
3.4.1 在发现潮乡变#1主变总烃含量超标后，利用红外线成像仪对本体及各部位附件等处进行测温，未发现异常情况。

3.4.2 测得变压器的铁芯接地电流仅为几个毫安，远低于标准要求值0.1安培（注意值），铁芯接地电流未见异常。

3.4.3 对变压器进行了介质损耗功率因数、绝缘电阻吸收比和极化指数、直流电阻、和泄露电流测试、低电压短路阻抗、变形试验、铁芯对地绝缘电阻、夹件对地绝缘电阻、铁芯与夹件间绝缘电阻等项目，检查均未发现异常。

综合油化试验、电气试验及红外线测温等检测结果来看，变压器内部存在超过700℃的过热部位，自故障形成后其性质及范围未发生变化，对故障原因的判断主要存在于以下几个方面：①悬浮物在油流作用下造成铁芯多点接地；②穿芯螺栓、穿芯螺母、紧固螺栓等部件局部过热；③夹件拉板固定螺栓、压钉等
绝缘破裂夹件局部短路环流；④磁屏蔽绝缘破损或接触不良悬浮电位放电。

另外，电气回路存在故障的可能性较小，但也不可完全排除。

4 返厂吊罩检查
该变压器属现场免维护型，需返厂处理后吊罩检查。

将油箱切开后，吊罩检查发现：磁屏蔽内侧与油箱接触面上有明显放电痕迹，其中高压A相第二块和中压Bm相第一块磁屏蔽放电痕迹尤为明显（如图一），其余也有多处磁屏蔽内侧出现发黑积炭的过热现象；油箱内壁表面做工粗糙不平整；各侧接线排及螺丝等无发热、变色现象；高压侧分接开关动静触头接触良好，无过热现象；分接引线与分接开关静触头的焊接良好，无过热现象；铁芯接地线外包绝缘层无损伤及过热现象，兆欧表检查铁芯对地绝缘电阻良好，无放电声；夹件与拉板的螺钉无松；绑扎带绝缘电阻均正常；围屏及扎带无破损；各侧引线支架绝缘电阻各相间及地良好，无过热痕迹。

图一箱壁高压A相的放电痕迹
图二箱壁中压Bm相的放电痕迹
检查还发现磁屏蔽内侧与油箱没有绝缘层，它们之间直接相接触，并利用接触面形成接地。

这种设计结构对变压器制造工艺、安装技术和运行条件提出了更高要求，它要求磁屏蔽整块板面内侧与箱体必须紧密接触。

诸如，箱体表面坑洼不平整、安装压角片不牢固、运输运行振动松动、抽真空时箱体变形等原因都会使得磁屏蔽与箱体表面接触不良，从而产出局部间隙性放电，导致油色谱总烃和乙炔含量异常情况的出现。

5 结论与建议
综上所述，潮乡变#1变压器油色谱异常总烃超标的原因是磁屏蔽与箱体表面接触不良局部产生间歇性放电引起的。

该变压器箱体磁屏蔽的结构设计过于简单，而且存在不完善之处，为了防止类似故障的发生，建议在磁屏蔽与箱体间加装绝缘层，并且引接单独接地线与箱体相连，从而提高磁屏蔽的接地可靠性，防止类似情况发生。

参考文献
[1]DL／T 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则.
[2]操敦奎.变压器油中气体分析诊断与故障检查.北京：中国电力出版社，
2005.。