主变绝缘油总烃超标原因分析与处理.pdf

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1、变电技术主变绝缘油总烃超标原因分析与处理吴兵，杨涛，杨峰雄，苏亮(五凌电力有限公司挂治水电厂，贵州锦屏556700)[摘要]针对主变绝缘油总烃含量超标情况，利用三比值法初步判断变压器内部存在低温过热故障，结合变压器检修，排查出主变内部低压侧引线连接处连接螺栓松动是导致低温过热故障的原因，最后通过更换不合适螺杆将问题解决。关键词变压器色谱分析三比值法低温过热1概述三比值法(见表1)，计算2008年12月23El主变绝缘油色谱分析数据并确定编码：H与CzH的体积分数比为五凌电力挂治水电厂为低水头河床式电站，具有

2、日调0／60．38===0，编码为0；CH4与H的体积分数比为节功能，平均年发电量为4．021亿kw·h，共装有3台单60．03／101．53—0．5913，编码为0；C2H4与H6的体积机容量为5万kW的轴流转桨式机组，其发电量经1回分数比为60．38／39．94—1．512，编码为1。计算2009年522OkV线路输出至湖南怀化靖州飞山变电站，并人湖南电月16日主变绝缘油色谱分析数据并确定编码：C2H：与网。3台机组在2007年8～9月相继投产发电。CzH的体积分数比为0／73．99=0，编码为0；CH

3、与H2挂治水电厂3台主变型号为SFP9-63000／220，额定容的体积分数比为71．5／101．28一o．706，编码为0；C2H量为63MVA，额定电压为(242士2×2．5)／lO．5kV，三与C2H的体积分数比为73．99／43．74—1．692，编码为相双卷强迫油循环风冷(OFAF)，半户内使用。变压器高1。2次三比值编码均为(0，0，1)，由此可判断#1主变压侧通过SF管线与220kVGIS相连；低压侧与1O．5kV内部存在低温过热故障(故障点温度低于15o~C)，而主变共箱母线连接。绝缘油总烃

4、含量持续上升并超注意值正是由该故障所致。表1改良三比值法编码规则2故障现象挂治水电厂#1主变2007年6月投运。跟踪分析主变绝缘油色谱数据，发现主变绝缘油中总烃含量自2007年12月起持续上升，到2008年12月时已达到160．35#L／L，超过规程规定注意值(150~L／L)。通过分析，排除变压器存在多点接地或局部放电现3故障分析象，推测低温过热故障可能由冷却器潜油泵电机轴或轴承发热造成，也可能由低压侧引线连接部位接触不良导致，2008年12月，#1主变绝缘油色谱数据显示，总烃建议更换变压器潜油泵或排油检

5、查低压侧引线，并真空滤含量呈上升趋势并超过规程规定注意值，溶解气体主要成油脱气处理主变绝缘油。分为CH、CO2、C2H、C0，次要成分为H、C2H。(1)分析总烃体积分数增加趋势与机组负荷率，未发现它4故障处理们间有明显关联，表明总烃含量增加不随机组负荷变化。(2)测试变压器铁芯接地电流，结果符合规定，排除2009年5月，在总烃达到189．23止／L后，用检验合变压器铁芯两点接地造成铁芯过热的可能。格的新潜油泵更换#1主变的4台潜油泵，并进行真空滤油(3)对主变潜油泵及主变各部位进行红外测温及红外脱气处理。

6、在更换潜油泵电机的过程中，检查更换下来的成像检测，未发现明显局部过热现象，主变油温、油位定潜油泵及其电机轴承，未发现明显异常。更换潜油泵后，期检查也未发现其它异常。对主变绝缘油取样进行油色谱分析和油化试验，色谱分析(4)油化试验结果显示#1主变C2H。含量为零，表明数据显示总烃值为6．24止／L，油化试验各项数据合格。主变内部不存在放电现象。更换主变潜油泵后，跟踪发现主变绝缘油中总烃含量仍(5)根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》改良一直呈上升趋势且H2逐步接近注意值。至2011年7月，总收稿日期：20

7、13—12—09作者简介：吴兵(1983一)，工程师，从事电力系统电气一次设备维护检修和继电保护系统应用研究工作；杨涛(1983一)，工程师，从事电站电气设备运维与管理工作；杨峰雄(1984一)，从事电站电气设备运维工作；苏亮(1984一)，从事电站电气设备运维工作。16{WWW．chinaet．netl中国电工网