主变绝缘油总烃超标研究和处理

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1、主变绝缘油总炷超标研究和处理摘要：介绍了大化电厂4号主变运行中因高压绕组分接开关接触不良引起的变压器油总炷超标的故障分析判断及处理过程，就主变内部潜伏性故障的性质及故障部位的分析手断及与判断方法做相应总结，提出了主变内部故障分析的有效方法。关键词：变压器油；总痊超标；分析处理中图分类号：TM411文献标识码：A文章编号：1006-4311(2013)16-0028-030引言当油浸式变压器在出现内部潜伏性故障时，变压器油随着故障点温度的升高，依次裂解生成烷坯、烯痊、烘炷,通过对变压器油中溶解气体的色谱的分析可以为故障的查找提供帮助，以便尽

2、早地发现设备的故障。大化电厂现安装有5台油浸式主变压器，分别作为5台水轮发电机组出口的升压变压器，将机组出口母线电压15.75kV变升压到220kV后接入系统。单台发电机组容量为114MW,每台主变容量是120000kVA,1号-4号主变均为保定电力变压器厂生产，5号主变为湖南衡阳电力变压器厂生产。其中4号主变型号为SFPB-120000/220,冷却方式为强迫油循环风冷，调压方式为无载调压分接开关，型号是DW-220/500,储油柜为胶囊式。1980年7月出厂，1983年5月投入运行。其部分电气参数如表1、表2。1问题的发现、分析及处理

3、过程1.1查阅4号主变的检修记录、缺陷记录、以及绝缘油色谱检测和电气预防性试验的原始记录发现，4号主变压器自投入运行以来一直运行良好，每年进行一次年度小修，所查到的绝缘油检测相关记录均未发现异常，到1999年3月进行了一次大修，当时大修的主要目的为了对其冷却器进行更换改造，将原高转速潜油泵更换为低转速潜油泵。1.22002年3月4号主变年度检修，对主变本体绝缘油取样进行油色谱试验，发现总绘值突然高达1032uL/L,远远高于DL/T722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中规定的注意值——150UL/L,对色谱数据按三比值法判

4、断，三比值编码为022。故障性质：高于700°C高温的发热故障故障。同时电气预防性试验中，测量高压绕组的直流电阻发现B相直流电阻比A、B两相偏大，偏差达到14.08%,远超过于DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》所规定的：1.6MVA以上变压器，各绕组电阻的差别，不应大于三相平均值的2%。电气预防性试验的数据表明，B相高压绕组可能存在故障，后经反复转动分接开关，再调整至原来的III档，重新进行绕组直流电阻测量，数据符合电气预防性试验的标准要求。在随后几个月的两次跟踪分析中，总痊增长不大，三比值编码仍是022不变。主变绝缘油色

5、谱详细数据见表3O1.22003年4月4号主变年度检修时，油色谱试验发现总炷值又陡增至1540UL/L,比值编码仍然为022,变压器高压侧绕组直流电阻的第一次测量数据超标：B相直流电阻比A、B两相偏大,偏差达到4.51%01.34号主变检修前缺陷处理记录：在2003年4月检修前4号主变出现过一次低压侧B相套管冒烟的记录，是由于主变低压侧B相套管外部引流接头接触不良引起发热，造成胶垫老化而漏油，漏出的绝缘油流到发热的部件上，产生现冒烟的现象。因为低压侧电流较大，满负荷时电流达到4400A,当时认为此外部故障发热情况较为严重，热的传导作用会对

6、主变本内的绝缘油色谱产生影响。当时的电气预防性试验原始数据（参见表4）。1.42003年4月12日所测得数据表明，B相高压绕组在上年度的检修中，经转动分接开关调档后，直流电阻虽然合格，但经过一年的运行后，直流电阻又超过偏差的允许范围。由此可以判断，低压套管接头外部接触不良，大电流引起发热也是造成色谱异常的主要原因，但不是唯一原因。高压绕组电流虽然小，满负荷时才286A,但由于上一年度的检修中B相高压绕组的分接开关是经过转动、调整后试验数据才合格，可能存在潜在的不可靠性，运行中也有可能出现发热情况，而且2003年4月12日检修的绕组直流电阻

7、的初次测量数据也证明了这一点。由此可以得知4号主变已有两处温度异常升高，导致色谱数据异常。但由于受停电时间、天气因素的影响，而且在2003年4月14日对B相高压绕组分接开关经过重新换档归位后所测得数据也已达到标准要求。决定暂时只进行换油处理，并要求进行后进行跟踪取样分析。1.6在接下来的运行中变压器油跟踪取样分析中，发现总坯值还在增长，总密的相对产气率也高于导则规定的10%,对色谱数据按三比值法进行分析判断，三比值编码都是022不变。说明发热故障尚未完全消除。综合油色谱试验数据、电气预防性试验的高压绕组直流电阻数据和之前的处理情况，可以确

8、定就是B相高压绕组分接开关存在接触不良而发热的故障，决定缩短检测周期，加强监视，同时联系生产厂家提供技术支持。1.72004年10月15停电进行专门对B相分接开关进行调档处理，发现其分接开关锁