淺談一起500kV主變乙炔超標(biāo)原因分析及處理

刁繼云

摘要：本文中作者針對一臺500kV主變，通過油氣分析，發(fā)現(xiàn)其油樣中乙炔在兩個月內(nèi)出現(xiàn)急劇增加的趨勢，并在進(jìn)一步詳細(xì)檢查中，及時發(fā)現(xiàn)了嚴(yán)重放電擊穿缺陷，從而避免了有可能發(fā)生的更為重大的事故損失。在此基礎(chǔ)上，將相關(guān)檢查結(jié)果與故障機(jī)理分析相結(jié)合，揭示出該大型主變在制造工藝、材料質(zhì)量、安裝工藝等方面存在的重大缺失，并提出了相關(guān)建議。

關(guān)鍵詞：變壓器;乙炔;超標(biāo);分析;處理

引言

近年來，因套管故障導(dǎo)致變壓器停電的事故頻發(fā)，部分事故甚至導(dǎo)致變壓器本體受損。變壓器套管是將變壓器繞組的高壓線引至油箱外部的出線裝置，其主絕緣承受主設(shè)備的全電壓，載流導(dǎo)體承受主設(shè)備的全電流。550kV及以上變壓器高壓側(cè)套管通常是油紙電容型，由接線端子、儲油柜、上瓷套、下瓷套、電容芯子、導(dǎo)電桿、絕緣油、法蘭、接地套管、電壓抽頭和均壓球等組成。變壓器套管屬于電容型絕緣結(jié)構(gòu)，通過對其電氣特征參量和非電氣特征參量的監(jiān)測，可發(fā)現(xiàn)處在早期發(fā)展階段的缺陷。其中介質(zhì)損耗因數(shù)能夠反映套管內(nèi)部絕緣材料受潮或劣化、絕緣臟污，介損與電壓關(guān)系曲線亦可反映內(nèi)部是否發(fā)生放電，套管電容量的變化量能夠反映和判斷內(nèi)部電容屏的擊穿數(shù)量。介損-電壓關(guān)系曲線出現(xiàn)異常的原因是多方面的，包括油污染、受潮、放電等，只要是隨著電壓增高，引起有功損耗異常增加的情況，介損-電壓關(guān)系曲線都會有所反應(yīng)。

1問題概述

2020年01月18日，某500kV變電站維護(hù)人員在進(jìn)行電流互感器預(yù)防性試驗(yàn)時，發(fā)現(xiàn)該電流互感器絕緣油中乙炔含量達(dá)到1.62μL/L，超過《電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》（DL/T596—1996）及《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》（DL/T722—2014）中關(guān)于500kV電流互感器油中溶解氣體色譜分析乙炔含量低于1μL/L的標(biāo)準(zhǔn)。測量該電流互感器介損值及電容、油位、油溫發(fā)現(xiàn)與其他基本一致，繼續(xù)觀察運(yùn)行。該電流互感器為2015年生產(chǎn)的型號為LVB-500的倒立式電流互感器，額定電壓為550kV。

2缺陷檢查情況

首先，進(jìn)行了變壓器直流電阻、絕緣電阻試驗(yàn)、主變壓器電容量和介質(zhì)損耗試驗(yàn)、變壓器直流泄漏電流試驗(yàn)、電壓比試驗(yàn)項(xiàng)目、短路阻抗試驗(yàn)、繞組頻率響應(yīng)分析試驗(yàn)、局部放電試驗(yàn)，初步判斷在中壓側(cè)均壓球附近可能存在放電點(diǎn)。

除此之外，對套管油樣檢測的結(jié)果表明：色譜數(shù)據(jù)顯示存在乙炔。與此同時，油氣分析統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)亦表明：在從2018年12月初至2019年2月末這段時間內(nèi)，油樣中乙炔含量呈現(xiàn)急劇升高的態(tài)勢?；谏鲜銮闆r，決定對該500kV變壓器內(nèi)部實(shí)施進(jìn)一步檢查。

3原因分析

通過對500kV主變壓器空載、負(fù)載運(yùn)行工況下的跟蹤、檢測，油中乙炔產(chǎn)生的原因分析如下：

（1）變壓器帶負(fù)荷運(yùn)行第1天油色譜出現(xiàn)油中乙炔含量為1.25μL/L，變壓器轉(zhuǎn)為空載監(jiān)測時，未發(fā)現(xiàn)油中乙炔增加的趨勢，隨著變壓器繼續(xù)帶負(fù)荷運(yùn)行，油中乙炔含量為2.8μL/L，有所增長，根據(jù)三比值法初步判斷為裸金屬高溫過熱低能量放電。

（2）由于變壓器運(yùn)行前通過長時間局部放電試驗(yàn)，局放量均合格，空載運(yùn)行時油中乙炔含量也未見增長，可以排除電位懸浮即電弧放電;油色譜報告中一氧化碳、二氧化碳數(shù)據(jù)基本平穩(wěn)也可以排除主絕緣過熱放電。

（3）油色譜報告中氫氣、甲烷、乙烯在總烴中占有較大比率，并且在變壓器負(fù)荷狀態(tài)下變化量較大，油中乙炔的生成一般也是因?yàn)橛蜏剡^熱（800℃～1200℃），說明故障點(diǎn)存在與金屬連接部位因接觸不良造成的過熱。

4缺陷的現(xiàn)場處理

4.1進(jìn)入人孔檢查情況

3月11日10時15分打開人孔進(jìn)入內(nèi)部檢查，發(fā)現(xiàn)其中壓220kVB相套管下部均壓球松動。該均壓球由三顆螺栓固定在端部。其后，檢查其他套管均壓球均無松動異常情況。對主變無勵磁開關(guān)、高壓側(cè)套管均壓球、器身、引線等部位進(jìn)行檢查，亦未見異常。對器身上所有緊固件全部重新進(jìn)行檢查、緊固后，該主變于3月11日16時30分密封人孔。

隨后，該主變經(jīng)抽真空、熱油循環(huán)、靜止、常規(guī)試驗(yàn)合格后，于2019年3月28日，再次開展長時感應(yīng)帶局部放電測量試驗(yàn)，在對B相進(jìn)行試驗(yàn)，低壓繞組加壓至10kV（0.3倍額定電壓），B相仍有600pC～700pC放電的信號，在本體底部取油進(jìn)行油色譜檢測，乙炔含量達(dá)到14μL/L，證明內(nèi)部缺陷放電明顯。于3月31日，開展了長時感應(yīng)耐壓帶局部放電、超聲、超高頻測試試驗(yàn)，仍然確認(rèn)B相存在較為明顯的放電信號。又于4月1日，在本體底部取油進(jìn)行油色譜檢測，乙炔含量達(dá)到100μL/L，證明內(nèi)部放電缺陷在不斷加劇，但變壓器油的耐壓值檢測結(jié)果顯示其耐壓值并未呈現(xiàn)明顯的下降趨勢，遂決定停止試驗(yàn)，準(zhǔn)備吊罩檢查。

4.2變壓器內(nèi)部處理

通過對變壓器油中乙炔產(chǎn)生的原因分析，制定了詳細(xì)合理的處理方法：

（1）對變壓器本體進(jìn)行排油，共計(jì)排油60m3，同時開展濾油工作，并對變壓器本體充入合格干燥空氣（露點(diǎn)>-50℃），做好密閉空間作業(yè)氧氣含量的測量及防護(hù)服的穿戴。

（2）檢查鐵芯接地引線部位、高低壓側(cè)引線部位、分接開關(guān)部位、線圈及圍屏等部位，均未發(fā)現(xiàn)發(fā)熱痕跡。

（3）檢查變壓器B相低壓側(cè)套管與本體軟引線接頭有輕微的發(fā)熱痕跡，拆除檢查并確認(rèn)。

5返廠解體檢查

現(xiàn)場將套管從變壓器本體吊離，對穿纜引線進(jìn)行檢查，未發(fā)現(xiàn)異常。為查明該變壓器C相套管介損異常原因，該相套管進(jìn)行了返廠檢查試驗(yàn)，包括密封性能試驗(yàn)、絕緣油試驗(yàn)、電氣試驗(yàn)。返廠檢查發(fā)現(xiàn)，該套管外觀無缺損，末屏部位無放電痕跡、無滲漏油等異?，F(xiàn)象。套管取油樣時，其內(nèi)部尚處于微正壓狀態(tài)。套管油化驗(yàn)結(jié)果表明油中含水量為12μL/L，符合運(yùn)行要求。因此，排除由于套管密封不良而導(dǎo)致外部水氣或潮氣進(jìn)入套管內(nèi)部的可能。廠內(nèi)絕緣油色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表5所示，數(shù)據(jù)與現(xiàn)場取樣測試的絕緣油色譜數(shù)據(jù)差別不大。同套管出廠時油色譜數(shù)據(jù)相比，返廠套管甲烷、氫氣、總烴增長明顯。

廠內(nèi)進(jìn)行高電壓介損試驗(yàn)測試，153kV下介損因數(shù)為0.977%，252kV下介損因數(shù)為1.529%，其介損因數(shù)值隨試驗(yàn)電壓增加而增大;153kV及252kV下套管電容量均為343pF。

結(jié)語

本文在對一臺500kV主變進(jìn)行油氣分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合其他試驗(yàn)檢測手段，及時發(fā)現(xiàn)了其內(nèi)部放電重大缺陷，進(jìn)而揭示了其制造工藝、材料質(zhì)量、安裝工藝等方面存在的重大缺失。由此可見：油氣分析雖然只是一種較為成熟的常規(guī)檢測方法，但卻能夠較為可靠地診斷出油浸式變壓器內(nèi)部的健康狀況，并為進(jìn)一步的檢修試驗(yàn)，指明正確的工作方向。在此基礎(chǔ)上，綜合運(yùn)用其他相關(guān)檢查監(jiān)測手段，能夠較為準(zhǔn)確有效地鎖定變壓器內(nèi)部故障病灶，從而為變壓器的運(yùn)行安全穩(wěn)定性的持續(xù)提升，提供科學(xué)適用的技術(shù)技能保障。

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