變壓器油色譜異常原因分析及處理

向娟

（國網(wǎng)湖南省電力公司湘西供電分公司 湖南湘西 416000）

變壓器油色譜異常原因分析及處理

向娟

（國網(wǎng)湖南省電力公司湘西供電分公司 湖南湘西 416000）

應用氣相色譜分析技術可對充油電力設備的內部故障進行及時、準確的診斷。對溶解于油中的氣體展開科學的分析，及時找出設備內部存在的潛伏性故障，并跟蹤、監(jiān)視故障的發(fā)展情況。本文將對變壓器油色譜異常的原因進行分析處理措施。

變壓器；油色譜；異常；原因分析；處理

1 引言

在變壓器日常運行過程中，油中溶解氣體氣相色譜分析是檢測變壓器的缺陷隱患，確保變壓器安全運行的重要手段。若變壓器的油色譜出現(xiàn)異常，需要排除外部的所有因素，確定異常的原因，從而采取有效的處理措施。

2 主變絕緣油氣相色譜分析

為了保證變壓器的穩(wěn)定運行，需要對其開展變壓器油氣相色譜分析，本文將以某變電站主變壓器為例，研究冬季主變絕緣油的狀態(tài)。在冬季迎峰安全大檢查時，開展色譜分析過程中發(fā)現(xiàn)主變油樣總烴含量為299.6μL/L，超過注意值150μL/L。先后經(jīng)過15次的油樣色譜跟蹤分析發(fā)現(xiàn)，總烴含量一直呈上升趨勢。總烴含量達到800.56μL/L，與當年1月份的含量相比，增長了許多，且產(chǎn)氣速率遠遠超過了注意值。由于故障氣體的主要成分是甲烷和乙烯，根據(jù)其產(chǎn)氣特性，結合三比值法分析，最后確定該故障為高于700℃的過熱故障。

3 變壓器油色譜異常原因分析方法

3.1 三比值法

三比值法是對充油電氣設備內部故障的性質、類別進行準確判斷的主要方法之一，主要設備有油浸式電抗器、變壓器等。具體而言，通過計算幾種低分子氣體的含量值，包括 CH4、C2H6、C2H4、C2H2、H2等，從而將3對比值用不同的編碼表示出來，根據(jù)三比值判據(jù)，就能判斷故障的類型。

3.2 特征氣體法

如果總烴的主要成分為CH4、C2H4和C2H6，且C2H4的含量始終較高，CH4的含量與C2H4接近，CH4和C2H4含量之和在總烴含量中的比例超過80%，那么就可判定該故障為中等溫度的熱故障。如果H2含量超標（150μL/L），但在氫烴總量中的比例低于27%，隨著溫度的不斷升高，雖然H2的絕對含量增加，但所占的比例有所下降，那么就可判定該故障為高溫過熱故障。如果早期、中期幾乎沒有產(chǎn)生C2H2，即便之后有少量C2H2出現(xiàn)，但其含量在總烴含量中所占的比例沒有超過6%，則可判定該故障為嚴重過熱故障。

3.3 總烴產(chǎn)氣速率判定法

當油中總烴含量超過正常值（150μL/L）時，應考慮采用總烴產(chǎn)氣速率判定法判斷有無故障。絕對產(chǎn)氣速率γ的計算式為：

式中：γ-絕對產(chǎn)氣率，mL/h；Ci1-第一次氣體取樣測得的體積分數(shù)，μL/L；Gi2-第二次氣體取樣測得的體積分數(shù)，μL/L；△t-2次取樣時間間隔中設備的運行時間，h；G-油重，t；ρ-油密度，t/m3。

通常情況下，當充油電氣設備的總烴產(chǎn)氣速率超過1mL/h時，就可判定設備內部存在故障。如果設備總烴的產(chǎn)氣速率及其含量都比正常值要小，那么就可以判定充油電氣設備內部并沒有發(fā)生故障；如果設備總烴的產(chǎn)氣速率比正常值小，但其含量比正常值大，只是沒超過3倍，那么就可以判定充油電氣設備內部已經(jīng)出現(xiàn)了發(fā)展速度相對緩慢的故障，能維持設備的運行；如果設備總烴的產(chǎn)氣速率是正常值的1～2倍，但其含量大于正常值卻沒有超過正常值的3倍，那么就可以判定充油電氣設備內部發(fā)生了故障，需縮短檢驗周期，同時密切監(jiān)視故障的變化情況；如果設備總烴的產(chǎn)氣速率及其含量都比正常值的3倍還大，那么就可以判定充油電氣設備內部已經(jīng)出現(xiàn)了嚴重的故障，且故障發(fā)展速度快，需即刻采取有效措施進行處理。

4 變壓器油色譜異常原因分析

4.1 常規(guī)試驗、內檢以及吊檢情況

對變壓器進行常規(guī)試驗、內檢以及吊檢，通常需要注意以下內容：①對主變壓器的絕緣、介損、直阻和泄漏電流進行試驗，結果無異常，其鐵芯夾件對于地絕緣電阻值為600MΩ，鐵芯和夾件間的絕緣電阻值為1000MΩ。②進行主變壓器身的內檢，除了油箱磁屏蔽絕緣值為零外，不存在可疑點。通常查證是因為磁屏蔽接地處絕緣墊發(fā)生脫落，但不會因此而形成環(huán)流，和總烴超標無關。③做好吊罩的檢查，檢查的可見部位不存在過熱跡相，打開鐵芯極間的短接片后進行檢測，絕緣電阻值為1000MΩ，地屏、夾件磁屏蔽的絕緣值則超過1000MΩ；高壓側有載分接開關的動、靜觸頭，其表面光滑，不存在過熱放電的痕跡，接觸良好；高、低壓側的引線絕緣表面不存在放電、過熱變色的痕跡，線圈的絕緣色為黃色，可見絕緣狀態(tài)良好。針對以上情況，磁回路以及主絕緣發(fā)生故障的可能性較低。為獲得更多數(shù)據(jù)，需要進行進一步的定位分析，防止盲目的解體檢修導致不必要的經(jīng)濟損失，因此進行局部放電、空載損耗試驗以及短路損耗試驗等檢測。

4.2 局部放電、空載損耗試驗以及短路損耗試驗結果分析

對變壓器進行以上檢查后，實施主變繞組的連帶套管局部放電試驗（1.3倍額定電壓下），三相局部放線量（PC）分別為：102、101、97，與歷史數(shù)據(jù)不存在差異。繼而進行單相空載、單相負載試驗，發(fā)現(xiàn)該主變壓器的鐵芯為三相五柱式，不能根據(jù)以上數(shù)據(jù)計算出三相損耗值。通過三相數(shù)據(jù)大小關系、以及外施電壓的線性程度關系進行分析，可看出試驗數(shù)據(jù)與變壓器空載損耗的規(guī)律相符，可基本判斷鐵芯的狀況良好、無異常。進行約30%負荷電流負載損耗試驗，通過換算，75℃的總負載損耗和廠家出廠的試驗數(shù)據(jù)838.1kW十分接近，不存在有異常。

4.3 變壓器的空載運行下油色譜變化情況

經(jīng)過上述試驗，檢測與吊罩檢查均未發(fā)現(xiàn)問題，所以采用220kV系統(tǒng)電壓實施#3主變空載工況的檢查，在主變空載的運行下對油色譜變化進行跟蹤分析，得出如下結論：①#3主變油中的特征氣體含量增加，和#4冷卻器投運存在明顯的關系；②人工取樣和在線監(jiān)測的數(shù)據(jù)部分時段一致，部分時段不一致，加上東側人工取樣值先達到新增長值，而后西側在線監(jiān)測才達到相應值，也就是產(chǎn)氣源處于人工取樣東側，而#4冷卻器位置也在東側，結合①中的因果關系，可判斷#3主變壓器的油色譜異常現(xiàn)相主要由#4冷卻器而導致的。

4.4 檢查分析冷卻器潛油泵

盡管開始便對冷卻器潛油泵進行的檢查，不存在異常溫升以及振動問題，但數(shù)據(jù)表明#4冷卻器的潛油泵可能存在造成油色譜異常的問題。對冷卻器的運行電流進行，#4冷卻器的A相電流為16A，與其他的各組相比約大1A；分部件的檢測結果為#4冷卻器潛油泵A、B、C相電流，與其他冷卻器的潛油泵各相電流均偏大1A；對電機定子線間的直流電阻進行進一步的檢測，發(fā)現(xiàn)AB、CB線間的直阻為6.2Ω比正常大4.5Ω。通過分析，#4潛油泵電機的定子線圈A相線圈可能存在匝間短路且燒斷部分線股的缺陷，在運行的過程中被燒損的線股在電流啟動的沖擊下出現(xiàn)局部短路，導致運行的電流偏大、局部發(fā)生異常溫升，使得絕緣油因過熱而分解，主變油色譜數(shù)據(jù)產(chǎn)生異常。#4冷卻器潛油泵屬于泵機合一結構，型號為盤式電機潛油泵RK38-150-b型，對其進行解體檢查，發(fā)現(xiàn)定子線圈A相的端口處存在燒損。

5 處理措施分析

對#4潛油泵進行更換之后，#3主變壓器的油色譜數(shù)據(jù)日益穩(wěn)定，總烴值約為150mg/L。此后，機組處于60～100%的負荷率下正常運行，主變的運行狀況正常，對變壓器油進行人工取樣，其分析結果和在線監(jiān)測的結果基本一致。盡管檢查分析了潛油泵，但無法在第一時間內進行正確的判斷，主要原因在于錯誤的將潛油泵電機當作普通電機。普通電機能夠通過表體的溫度、聲音以及振動等判斷是否存在故障異常，但是因變壓器的潛油泵電機浸在流動的油中，局部短路過熱而導致發(fā)熱崩潰的時間較長，進行表觀特征檢查很難發(fā)現(xiàn)異常，唯有通過三相電流以及定子直阻檢測分析方可確定其是否存在異常情況。了解潛油泵電機的定子直流電阻后，運行中還需要定期的檢測三相電流，此外還可考慮將潛油泵的運行電流歸納到重要輔助設備的監(jiān)測中。進行變壓器油色譜異常現(xiàn)相分析處理的過程中，要先通過試驗確定變壓器的內部是否存在問題，唯有排除外部因素并確證異常來源于變壓器的內部后，才能夠采用相關判斷以查處異常。此外，需要定期的檢測、分析潛油泵的運行電流，從而保證潛油的安全運行，及時的發(fā)現(xiàn)潛在隱患并采取有效、可靠的措施。

6 結束語

綜上所述，雖然氣相色譜分析法是判斷充油電力設備運行是否正常的一種重要方法，但它具有一定的局限性。在應用這一方法時，需要綜合設備的運行狀況、內部結構和外部因素等進行判斷，并與其他方法的檢測結果進行比較，這樣才能得出更加準確的結論。

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1004-7344（2016）07-0080-02

2016-2-20