王志鑫，時(shí)東偉，張 超，毛慶波，劉世富

（華電電力科學(xué)研究院有限公司，山東 濟(jì)南 250000）

0 引言

電力變壓器作為電廠的主設(shè)備，內(nèi)部繞組引線連接位置松動(dòng)或接觸面變形，造成接觸不良的問題會(huì)偶爾發(fā)生。出現(xiàn)此類缺陷時(shí)，通常表現(xiàn)為油中烴類氣體含量明顯上升，但單純通過油中溶解氣體分析技術(shù)無法確認(rèn)故障位置和類型?？山Y(jié)合變壓器試驗(yàn)技術(shù)來綜合判斷故障原因，從而為故障處理提供明確思路。油中溶解氣體分析技術(shù)和變壓器試驗(yàn)技術(shù)在發(fā)現(xiàn)變壓器潛伏性故障、判斷故障類型方面極其有效。

1 故障描述

某電廠1 號(hào)脫硫變壓器于2006 年投產(chǎn)運(yùn)行，型號(hào)為SF9-6300／13.8，調(diào)壓方式為無勵(lì)磁調(diào)壓。2019年1 月，該電廠對1 號(hào)脫硫變壓器定期油色譜分析發(fā)現(xiàn)油中總烴體積分?jǐn)?shù)為195.44 μL／L，超過注意值150 μL／L，其他氣體指標(biāo)均有上升趨勢，隨后對1 號(hào)脫硫變壓器進(jìn)行油色譜跟蹤檢測，油色譜跟蹤數(shù)據(jù)見表1。

由表1 可知，1 月總烴體積分?jǐn)?shù)已超過注意值150 μL／L，2 月總烴體積分?jǐn)?shù)趨勢增長明顯，主要是CH4和C2H4氣體體積分?jǐn)?shù)明顯上漲，初步判斷CH4和C2H4氣體體積分?jǐn)?shù)上漲的原因?yàn)樽儔浩鲀?nèi)部存在過熱缺陷。

表1 1 號(hào)脫硫變壓器油色譜跟蹤數(shù)據(jù) μL／L

2 故障原因分析

發(fā)現(xiàn)脫硫變壓器總烴異常后，采用三比值等方法對色譜檢測結(jié)果進(jìn)行分析，判定設(shè)備內(nèi)部有無故障，并對故障種類和程度進(jìn)行初步診斷；采用停電試驗(yàn)方法對故障原因進(jìn)行判斷。

2.1 與特征氣體注意值比較

通過運(yùn)行中變壓器油中溶解氣體含量是否超過注意值，來判斷變壓器是否有故障。DL／T 722—2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》 中規(guī)定，運(yùn)行中變壓器（220 kV 及以下）油中溶解氣體含量的注意值分別是［1］：總 烴150 μL／L，乙炔5 μL／L，氫氣150 μL／L。2019 年1 月9 日以后油色譜試驗(yàn)結(jié)果均顯示變壓器油色譜中總烴體積分?jǐn)?shù)絕對值超標(biāo)。

2.2 油色譜跟蹤數(shù)據(jù)分析

根據(jù)DL／T 722—2014 改良三比值法，計(jì)算表1中油色譜跟蹤數(shù)據(jù)，以1 月9 日油色譜數(shù)據(jù)為例：C2H2與C2H4的體積分?jǐn)?shù)比為0.02，編碼0；CH4與H2的體積分?jǐn)?shù)比為2.59，編碼2；C2H4與C2H6的體積分?jǐn)?shù)比為6.34，編碼2。經(jīng)計(jì)算，7 日油色譜三比值編碼均為（0，2，2），屬于高溫過熱故障。

1 號(hào)脫硫變壓器運(yùn)行期間紅外測溫圖譜顯示變壓器本體及附件無局部過熱點(diǎn)，鐵芯夾件接地電流檢測數(shù)據(jù)無異常，可排除漏磁、鐵芯多點(diǎn)接地的故障可能；并且1 號(hào)脫硫變壓器為無勵(lì)磁調(diào)壓，運(yùn)行中并未進(jìn)行分接切換，可初步排除分接開關(guān)接觸不良造成總烴超標(biāo)。分析造成油中總烴超標(biāo)的可能原因?yàn)橐€接觸不良、導(dǎo)線接頭焊接不良或匝間短路造成的過熱。

2.3 判斷總烴超標(biāo)原因

為判斷造成1 號(hào)脫硫變壓器油中總烴超標(biāo)原因，避免隱患擴(kuò)大，對1 號(hào)脫硫變壓器停運(yùn)并進(jìn)行常規(guī)試驗(yàn)。試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，低壓側(cè)繞組直流電阻不平衡率為2.70%。為保證數(shù)據(jù)可靠，更換直流電阻測試儀進(jìn)行復(fù)測，低壓側(cè)繞組直流電阻不平衡率為6.86%，2 次試驗(yàn)結(jié)果均不合格，且低壓側(cè)直流電阻試驗(yàn)數(shù)據(jù)與出廠試驗(yàn)數(shù)據(jù)相比變大，且變化大于2%，超過DL／T 596—1996《電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》的要求［2］。對1 號(hào)脫硫變壓器進(jìn)行介損試驗(yàn)，低壓側(cè)繞組tan δ 值與出廠值的數(shù)值比較，變化大于30%，超過預(yù)試規(guī)程標(biāo)準(zhǔn)要求。為保證數(shù)據(jù)準(zhǔn)確性，測量前對低壓套管表面進(jìn)行反復(fù)清潔并用風(fēng)筒對套管表面進(jìn)行烘干，從而排除因套管表面泄漏電流過大造成低壓繞組介損值偏大的影響［3］。

1 號(hào)脫硫變壓器為無勵(lì)磁調(diào)壓，且高壓側(cè)直流電阻同出廠試驗(yàn)數(shù)據(jù)相比無較大變化，證明總烴超標(biāo)原因不是分接開關(guān)接觸不良和高壓引線接觸不良。結(jié)合低壓繞組直流電阻不平衡率超標(biāo)、且低壓側(cè)繞組tan δ 值與出廠值的數(shù)值比較變化大于30%，判斷故障原因?yàn)榈蛪阂€連接位置存在接觸性異?；虻蛪豪@組存在匝間變形［4］。

3 故障處理

由于現(xiàn)場不具備檢查條件，且低壓繞組在線包最內(nèi)層無法觀測，將1 號(hào)脫硫變壓器返廠進(jìn)行吊芯、拔包全面解體、檢查。檢查發(fā)現(xiàn)：變壓器器身外觀無明顯缺陷點(diǎn)及碳化點(diǎn)；對變壓器進(jìn)行器身解體及拔包（吊出高低壓線圈）后，檢查發(fā)現(xiàn)變壓器低壓B 相繞組引線與套管連接銅排處有過熱燒蝕，如圖1 所示；低壓B 相繞組出現(xiàn)繞組軸向變形，如圖2 所示。

該變壓器低壓出線結(jié)構(gòu)為銅磷焊接銅排結(jié)構(gòu)，因銅的線膨脹系數(shù)較大，焊接過程中的熱脹冷縮現(xiàn)象特別明顯［5］，因此連接銅排表面存在焊后變形的可能性。變壓器低壓出線與套管連接方式為螺紋口直接壓接，多年運(yùn)行后，低壓B 相繞組引線與套管接線銅排連接處因變形原因造成接觸不良，導(dǎo)致該連接位置局部過熱，進(jìn)而造成變壓器油色譜數(shù)據(jù)異常。另因該變壓器低壓B 相繞組已存在匝間變形，為了使變壓器在檢修后能夠達(dá)到安全運(yùn)行的狀態(tài)，決定對三相低壓繞組進(jìn)行更換，更換聯(lián)接引線，同時(shí)對變壓器器身進(jìn)行重新裝配。

圖1 低壓B 相繞組引線與套管連接銅排過熱燒蝕

圖2 低壓B 相繞組 軸向變形

5 月19 日，1 號(hào)脫硫變壓器大修完送電投運(yùn)。按照DL／T 722—2014 的要求，5 月20 日，進(jìn)行投運(yùn)后的第1 次絕緣油取樣化驗(yàn)，油色譜分析報(bào)告顯示各指標(biāo)均正常，之后第4 天、第10 天和第30 天的油色譜分析指標(biāo)均正常，轉(zhuǎn)入定期檢測階段。1 號(hào)脫硫變壓器修前存在的C2H2、總烴等指標(biāo)異常問題解決。

4 結(jié)語

本次脫硫變壓器油中總烴含量異常案例分析處理證明，油中溶解氣體分析技術(shù)和變壓器試驗(yàn)技術(shù)結(jié)合應(yīng)用，能準(zhǔn)確判斷變壓器繞組引線連接異常類故障。通過油中溶解氣體分析技術(shù)初步分析內(nèi)部可能存在的故障類型，通過變壓器試驗(yàn)技術(shù)對故障位置進(jìn)行準(zhǔn)確定位。

建議定期對電廠內(nèi)變壓器設(shè)備進(jìn)行油色譜化驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)氣體組分異常時(shí)及時(shí)通過油中溶解氣體分析技術(shù)對變壓器內(nèi)部存在的故障隱患進(jìn)行初步判斷；必要時(shí)果斷停機(jī)，通過變壓器試驗(yàn)技術(shù)判斷故障原因，避免出現(xiàn)重大設(shè)備損壞事故。