一起特高壓換流變壓器油中總烴超標問題的分析和處理

侯全兵，張金良，胡鵬飛，趙 拓，侯永濤

（1.山東電工電氣集團有限公司，山東 濟南 250001；2.山東電力設備有限公司，山東 濟南 250001）

0 引言

油中溶解氣體分析（dissolved gas analysis，DGA）是監測大型變壓器運行狀態的重要手段[1-2]。對油中溶解氣體的種類和含量進行分析，可以判斷變壓器有無隱患和故障，相應的判斷標準已有多種[3-4]，但相關資料統計分析表明，目前并沒有一種百分之百準確、全面、詳細的判斷標準。在現有的DGA 診斷案例中，廣泛應用的三比值判斷法的診斷準確率約為80%。這僅是在較大故障類屬定性層面上的統計，具體到現場實際，在一個包含多種可能因素的故障類屬結論下，確定具體的故障位置往往難度較大，而且具有非規律性[5-6]。要想有效利用DGA 數據快速準確而又安全經濟地查出變壓器隱患或異常原因，除依據基本的判斷標準外，更重要的是要有一個可操作性強的現場排查工作流程與實施意見。本文以一臺特高壓換流變壓器運行時油中氣體含量異常增長問題為例，分析油中各特征氣體的含量，對換流變壓器進行常規電氣試驗、長時空載試驗、過電流試驗、溫升試驗等試驗，提出了有效判斷異常產氣源方位、縮小排查范圍的方法，并給出了相應的維護、監測建議。

1 故障概況

某特高壓換流變壓器型號為ZZDFPZ-386400/500-330，容量為386.4 MVA，有31個分接檔位，冷卻方式為強迫油循環風冷。該換流變壓器投運5 年后油中總烴含量開始出現階段性增長。投運8 年后油中總烴含量突增，由375.18 μL/L 增長至515 μL/L，乙炔含量也略有增長，從0.22 μL/L增長至0.43 μL/L。隨后換流變壓器退出運行，返廠檢修。

2 修前檢查

換流變壓器返廠濾油后，先后進行了常規電氣試驗、8 h長時空載試驗和8 h 1.1倍過電流試驗、24 h長時空載試驗和24 h 1.1 倍過電流試驗等試驗。8 h長時空載試驗時油中總烴含量出現增長現象，試驗前上部為1.95 μL/L、下部為1.6 μL/L，試驗后上部為48.36 μL/L、下部為9.94 μL/L。

3 解體檢查

3.1 第一次解體檢查

對換流變壓器進行解體檢查。拆除上鐵軛的過程中，在上鐵軛下部紙板上發現13 個三角形硅鋼片。其中1 個三角形硅鋼片有燒蝕痕跡，上鐵軛下表面對應位置的硅鋼片燒蝕，與其接觸的紙板燒蝕，如圖1 所示。網、閥側柱間上部鋼拉帶屏蔽管絕緣紙發黑，上部肺葉磁屏蔽對應位置的鐵軛上有油泥，肺葉磁屏蔽變色，上鐵軛下部紙板變色。

圖1 三角形硅鋼片燒蝕情況

對修前試驗數據、解體檢查情況等進行綜合分析，判斷三角形硅鋼片使鐵芯硅鋼片間短接是變壓器油中產生特征氣體的原因。對上鐵軛硅鋼片逐片進行檢查，確保片間無殘存的三角形硅鋼片。從上鐵軛中有過熱痕跡的硅鋼片中抽取樣片，送至權威檢測機構檢測硅鋼片表面電阻和涂層附著性，檢測結果為滿足要求。更換損傷的硅鋼片，用新型結構的肺葉磁屏蔽替換原有的上部肺葉磁屏蔽。將上鐵軛下部紙板更換為具有耐高溫性能的紙板，重新包扎網、閥側柱間上部鋼拉帶屏蔽管絕緣。

3.2 第一次修后試驗

完成以上處理措施后，按照生產工藝將換流變壓器復裝，并進行修后試驗。在12 h 溫升試驗過程中，油中總烴含量出現持續增長現象。在48 h 溫升試驗過程中，總烴含量開始持續增長，32 h 后趨緩，最后8 h 未明顯增長。在12 h 長時空載試驗期間油中總烴含量未發生變化。

為進一步確定故障位置，在31、16、1 分接檔位處分別對換流變壓器進行溫升試驗。對3 個分接檔位均施加940 kW 的損耗，從31 分接檔位到1 分接檔位，閥側電流依次增大，網側電流依次減小。在31、16 分接檔位處進行試驗時，油中總烴含量出現增長現象，在1 分接檔位處進行試驗時，總烴含量增長趨勢不明顯。

3.3 診斷分析

對換流變壓器進行修前24 h 長時空載試驗時，油中特征氣體以甲烷（16.22 μL/L）和乙烯（27 μL/L）為主，且含有乙炔（2.46 μL/L），特征氣體含量具有典型高溫過熱故障的特點。解體檢查時在上鐵軛下部發現的三角形硅鋼片造成了變壓器高溫過熱。清理完三角形硅鋼片后，進行12 h長時空載試驗，油中總烴含量沒有增長，說明換流變壓器主磁路上的過熱性故障點已經消除。

對換流變壓器進行修后溫升試驗時，油中特征氣體以甲烷（19.40 μL/L）和乙烯（21.25 μL/L）為主，說明換流變壓器內部還存在另外的過熱性故障點。在31、16、1 分接檔位處對換流變壓器進行溫升試驗，開啟全部冷卻器，均施加940 kW 的損耗，在31、16、1 分接檔位處閥側施加的電流分別為1460 A、1570 A、1615 A。從31 分接檔位到16 分接檔位再到1 分接檔位，閥側電流變大，網側電流變小，在31 分接檔位處對換流變壓器進行溫升試驗時，油中總烴含量明顯增長，在1 分接檔位處對換流變壓器進行溫升試驗時，油中總烴含量增長不明顯，因此可基本確定閥側繞組沒有故障，重點懷疑網側繞組存在故障。斷開調壓繞組和調壓引線，在16 分接檔位處對換流變壓器進行溫升試驗，油中總烴含量仍出現增長現象，所以不能完全確定調壓繞組沒有故障。

通過換流變壓器修前試驗、內部檢查和修后試驗，可確定換流變壓器在修前即存在兩個過熱性故障點，主磁路上的過熱性故障點已經找到并處理完畢，另一個過熱性故障點很可能位于網側繞組、調壓繞組、下部肺葉磁屏蔽等處，因此還要對換流變壓器進行第二次解體檢查。

3.4 第二次解體檢查

在對換流變壓器進行第二次解體檢查的過程中，拆除閥側繞組上部抄手位置處的屏蔽鋁管時，發現靠近繞組的屏蔽鋁管上部出現過熱現象，如圖2所示。網側繞組拆除后，發現柱Ⅰ上部網側繞組出線最外層角環位置處有放電痕跡，柱Ⅱ上部網側繞組出線最外層角環和對應紙板圍屏位置處均有放電痕跡，如圖3 所示。柱Ⅱ網側繞組第3 餅和第4 餅之間的糾結線燒損，如圖4 所示。下部肺葉磁屏蔽存在過熱現象。

圖2 屏蔽鋁管過熱

圖3 網側繞組燒損位置

圖4 柱Ⅱ網側繞組糾結線燒損

對換流變壓器運行工況、故障現象、返廠后的各項試驗數據、解體檢查情況等進行綜合分析，確定柱Ⅱ網側繞組第3 餅和第4 餅之間的糾結線燒損是換流變壓器運行過程中總烴超標的主要原因。故障點位于繞組導線的焊接處，因此判斷糾結線焊點存在虛焊，造成局部過熱并進一步發展為股間短路，繞組導線股間形成較大的環流，環流產生的熱量將糾結線燒損，油中出現特征氣體。

由于屏蔽鋁管與紙筒接觸，接觸位置處油流不暢，內部熱量不能被油帶走，造成屏蔽鋁管上部絕緣件過熱變色。

柱Ⅰ上部網側繞組出線最外層角環以及柱Ⅱ上部網側繞組出線最外層角環和對應紙板圍屏位置處有放電痕跡。對放電絕緣件進行解體檢查，未發現絕緣缺陷，判斷該放電痕跡為異物放電燒蝕痕跡。下部肺葉磁屏蔽過熱，分析與肺葉磁屏蔽不能有效散熱有關。

4 處理措施

重新繞制網側繞組。優化網側繞組糾結換位處的結構，將同一檔位的換位焊接進行錯位處理。采用高強度耐熱紙包扎焊點絕緣，并適當加強對換位處絕緣的保護。縮小網側繞組外撐條與反角環之間配合的間隙，提高反角環與繞組的自由度，避免長期運行過程中繞組因振動磨損。

考慮到換流變壓器已經長時間、大負荷運行多年，生產和返修時繞組經過多次烘烤，加速了繞組絕緣的老化。為確保返修后換流變壓器長期可靠運行，對兩柱上的閥側繞組進行更換，并且改進閥側繞組出頭墊塊結構，確保油流通道足夠寬，加強柱間連線屏蔽管內引線的包扎與固定。

5 試驗和運維跟蹤

換流變壓器處理完成后順利通過出廠試驗。跟蹤監視重新投運后換流變壓器的油色譜數據，油中總烴等特征氣體含量均未超標。通過出廠試驗和運維跟蹤，說明換流變壓器油中總烴超標的原因分析正確，處理措施有效。

6 結論

1）積極開展油色譜試驗并進行預判，可有效避免換流變壓器故障的發生。為準確判斷換流變壓器故障的性質及故障點的位置，應對油中溶解氣體的種類、含量、其他電氣試驗數據以及換流變壓器的結構、運行、檢修等情況進行綜合分析，并根據具體情況采取有針對性的處理措施。

2）該案例中換流變壓器故障的原因有兩個，一是鐵芯疊積過程中未徹底清理三角形硅鋼片等異物，再一次說明換流變壓器生產制造環節對異物控制的重要性，在換流變壓器各生產工序中，除了保證換流變壓器的生產環境、生產設備、原材料等的清潔外，各關鍵環節的異物控制也應引起足夠的重視；二是換流變壓器繞組繞制過程中，人工操作不當導致糾結線焊點虛焊，下一步將對檢查焊接質量的有效方法進行研究，以避免類似問題重復發生。