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时间:2018-10-27
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1、一起110KV变压器油色谱异常分析处理:通过一起主变大修实例,介绍一种油色谱异常为特征的故障查找处理方法,处理结果达到预期目的。 关键词:变压器;主变大修;色谱分析; 1引言 变压器是电力系统的重要元件之一,其运行可靠性直接关系到电力系统的安全和稳定[1]。变压器油中溶解气体能够反映变压器内部绝缘老化情况和内部故障情况[2]。油浸式变压器油色谱检测,是判断变压器是否存在放电、发热的重要方式。根据检测结果可以有效的跟踪掌握主变故障发展情况,确保主变可靠运行,正常情况下可以通过油所产生的故障特征气体、三比值法等方式来初步判断主变存在何种类型
2、的故障[3,4,5],并可结合电气试验进一步明确故障位置。 2缺陷情况及分析 2.1基本情况 110kV马坑变#1主变采用南京变压器立业电力变压器厂的SSZ10-50000/110,于2007年10月投运,未发生近区短路,历次红外测温未发现过热现象。投运前及投运后将近两年内油色谱检测均正常,在2009年8月27日开始检测发现少量乙炔,其后跟踪测试未发现其他明显变化,直至2010年6月29日检测发现总烃超标,随后几周复测总烃超标无明显增长历次油色谱分析如表1。 表1大修前历次油色谱分析Ul/L 试验日期H2CH4C2H6C2H4C2H
3、2总烃COCO2 2007.09.2900.700.501.20147 2008.12.23675.20.81.507.54231034 2009.08.27809.12.170.74198261160 2010.06.29132149321672.83515851208 2010.07.19143163341833.23836771403 同年7月19日停电检查分析不存在有载调压开关油渗入本体的情况。为进一步判断主变缺陷性质,同年8月2日停电在油温38℃的情况下进行电气试验未发现绕组变形、110kV中性点套管介质损耗有增加(后万
4、用表测量其导电杆与导电杆固定引线销电阻偏大,但加高电压后导通),其未超过规程规定试验;在油温46℃,环境温度为35℃的情况下进行试验,发现35kV中压绕组B相直流电阻较首检和交接数据有增加,直流电阻不平衡系数未超过规程规定,试验数据如表2。 表2中低压绕组初测数据 中 压 绕 组Am-O(3档)50.37低 压 绕 组a-b4.452 Bm-O(3档)51.34b-c4.486 Cm-O(3档)50.40c-a4.457 ΔR%1.91ΔR%0.76 首检ΔR%0.06首检ΔR%0.75 其后,再次对35KV中压绕组
5、1-4档进行试验,复测数据不平衡系数均超过2%。结果如表3所示。 表3中低压绕组复测数据 中 压 绕 组档位1234首检3档,T油=36℃ AmO53.9052.0749.9052.0349.82 BmO55.1853.4251.1353.4449.85 CmO54.3452.5549.9152.5049.83 ΔR%2.352.562.442.680.06 2.2主变缺陷主要原因分析 1)用油中溶解气体故障诊断的三比值法分析,比值范围编码组合为(0,2,2),初步判断存在过热性故障。中压侧绕组直流电阻不平衡系数曾超过2
6、%(B相各档位比A、C两相对应档位均大),初步判断中压侧B相开关引线或开关触头接触不良,可能引起过热性放电,但后期检测总烃未有明显增长,故发热缺陷未有发展趋势,分析可能存在的发热点因高温放电后粘连发热终止或开关触头因多次操作后接触不良消失发热没有继续发展。 2)用油中溶解气体特征气体分析法(不同故障产生特征气体成分情况如表4),还存在悬浮放电的可能。 表4变压器不同故障产生特征气体成分情况表 序号故障类型主要气体成分次要气体成分 1油过热CH4、C2H4H2、C2H6 2油纸过热CH4、C2H4、CO、CO2H2、C2H6 3油纸
7、中局部放H2、CH4、COC2H6、C2H2、CO2 4油中火花放电C2H2、H2 5油中电弧C2H2、H2CH4、C2H4、C2H6 6油纸中电弧H2、C2H2、CO、CO2CH4、C2H4、C2H6 3吊罩大修缺陷查找及处理方案制定 在修前试验的基础上,首先重点测试中压侧绕组直流电阻:第一步:对中压侧绕组直流电阻各档位测量一遍,第二步,对无载开关进行5个循环的分接变换后,再测量各档位直流电阻;对两次测试的数据及历史数据进行比对分析,找出故障点,对故障点进行处理:检查触头弹簧对不合格的进行更换,检查触头表面烧损情况进行打磨或更换,
8、用0.02mm塞尺检查触头接触是否良好,要求触头接触紧密无间隙;检查开关引线各连接部位有无松动烧损情况,对烧损的进行处理,确保各连接部位紧固并清洗干净。 其次,检
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