某變電站2號主變油中溶解氣體缺陷及處理分析

（國網四川省電力公司自貢供電公司，四川 自貢 641000）

某變電站2號主變油中溶解氣體缺陷及處理分析

鄭 鎮

（國網四川省電力公司自貢供電公司，四川 自貢 641000）

變壓器異常現象往往是從變壓器外表暴露出來的，如聽到異常聲音、聞到異常氣味等，而本文主要從變電站2號主變油中溶解氣體分析異常來判斷。

變電站；2號主變油；溶解氣體

根據變壓器油中溶解氣體的含量變化，并在主變故障診斷專家系統中輸入表征故障現象，能夠對變電站的異常狀況進行初步判斷。

一﹑缺陷發現經過

2013年04月28日，檢修人員對××化工研究院35kV變電站電氣設備進行檢修，檢修中對該站2號主變本體絕緣油進行溶解氣體分析，發現本次試驗數據與歷史數據比較存在異常，當即決定再次取樣，驗證試驗數據的準確性，并與上次（2011年4月25日）試驗結果比較油中烴類氣體含量有大幅度增長，初步判斷變壓器內部存在故障。兩次試驗數據對比情況見表1。

二﹑試驗結果分析與故障處理

1油中溶解氣體數據分析

通過表1中的試驗數據可以看出：與2011年04月25日所做油中溶解氣體試驗數據相比，2013年04月28日所做的2號主變油樣油中溶解氣體試驗結果中，除乙炔以外其他烴類氣體含量均出現大幅度增長，油中總烴和氫含量分別到達了2433.4μL/L 和208.0μL/L，均超過規程規定的注意值（總烴和氫的注意值為150μL/L）。計算表明：（1）總烴相對產氣率γ為52.3%，大于規程規定的注意值10%；（2）CO2/CO=5.6且與上次數據相比，CO2和CO未出現明顯增長，基本排除了故障涉及固體絕緣材料的情況；（3）特征氣體三比值編碼為022，判斷2號主變內部存在高溫（大于700℃）過熱故障，且根據日本月岡等人推導的經驗公式T=322lg（C2H4/C2H6）+525=720.74，發熱點溫度達到720℃。

綜合以上情況，初步判斷過熱故障發生在變壓器內部的裸金屬部分，變壓器內部可能存在分接開關動靜觸頭接觸不良，調壓線圈引線與分接開關接線端子連接螺栓松動，繞組引線與套管在主變內部的接線端子連接處螺絲松動等可能性。

表1 35kV××站2號主變油中溶解氣體分析試驗數據對比

表2 35kV××站2號主變大修濾油后本體油中溶解氣體試驗數據

在判斷主變內部存在過熱故障后，經變壓器廠人員吊罩檢查，確認該變壓器內部過熱故障是調壓線圈引線與分接開關接線端子連接螺栓松動所致。主變大修濾油后，我公司取油樣進行油中溶解氣體試驗得到數據如表2所示。

通過表2中油中溶解氣體試驗數據可以看出：主變大修濾油后油中乙炔和總烴含量不滿足交接試驗規程的要求（變壓器大修后的絕緣油實驗數據應滿足交接試驗標準）。

三﹑主變絕緣油油中溶解氣體跟蹤分析

2013年10月04日，2號主變準備投運，投運之后共進行了三次油中溶解氣體跟蹤試驗分析，通過對2號主變本體絕緣油的色譜跟蹤試驗可以看出：（1）持續的真空濾油效果明顯；（2）投運后變壓器本體絕緣油的各組分含量增長相對穩定，介于主變大修后未曾更換變壓器油且總烴含量較高，可以判斷主變運行正常，但需繼續加強定期監測。該缺陷是由2號主變油中溶解氣體分析數據異常發現的，從試驗數據異常推斷出主變存在高溫過熱故障。

結語

投運后的跟蹤取樣結果表明：該變壓器運行正常，故障得到了圓滿處理。變壓器油中溶解氣體分析被實踐證明是發現變壓器故障的有力手段，按規程規定定期進行油中溶解氣體分析試驗是必要的，也是變壓器安全運行的可靠保證。

[1]鄭亞君． 變壓器油中溶解氣體在線監測技術在110kV福民變電站3號主變故障監測中的應用[J]． 陜西電力,2012（04）．

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