一例典型主变内部过热缺陷处理及分析

2018年高温高负荷期间,对某220 kV主变开展油色谱带电检测,发现油中微量乙炔、总烃含量较春检期间大幅增长。经跟踪检测发现总烃含量增速较快且超过注意值,根据经验〔1-5〕综合分析判断可能为高温大负荷诱发变压器内部潜在缺陷发展,通过压控负荷有效控制了缺陷发展。电网负荷降低后进行停电诊断,通过试验异常数据及分段排查,准确定位故障部位为主变分接开关位于油箱内部的选择开关外引线触头一螺栓松动部位,经对故障点处理及滤油处理后,主变各项指标恢复正常并投入运行。

1 缺陷跟踪及管控

2018年3月14日,春检期间对该主变油样进行绝缘油色谱检测,未发现异常。7月18日,对该主变进行绝缘油色谱检测,发现油中总烃为119.6μL/L,乙炔为0.4μL/L,比3月14日油中总烃含量有较大的增加,总烃相对产气速率达每月67%,并且油中出现微量乙炔。7月19日,再次取油样进行跟踪分析,试验结果显示油中确有微量乙炔且总烃含量有较快增长。7月20日,油中总烃含量为151.4μL/L,超过注意值。具体数据见表1。

表1 绝缘油色谱分析数据 μL/L

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对7月20日的试验数据用三比值法〔6-7〕进行分析,计算编码为022,初步判断该主变有存在高温过热缺陷 (高于700°C)。导致该缺陷的原因有分接开关接触不良、导线连接不良、导线接头焊接不良、股间短路引起过热、铁心多点接地、矽钢片间局部短路等。在综合分析该主变历史负荷、冲击短路等运行工况的基础上 (今年该主变负载率82%达历史新高),初步判断为高温负荷诱发主变内部潜伏性故障,及时发布技术监督预警单,要求加强主变带电检测及负荷监控。每天在同一取样部位连续跟踪油样,并对该主变进行专业特巡,开展红外测温、铁芯及夹件接地电流检测等工作。

跟踪期间发现主变油箱下部大盖螺栓有5—6处存在明显的涡流发热现象,加装短接铜排等方式处理后,螺栓发热现象得到明显改善。铁芯及夹件接地电流检测数据无异常,见表2。连续跟踪4天(负载率的80%),发现总烃含量显著增长且超过注意值,乙炔含量基本稳定 (未超注意值),相对产气速率均远大于每月10%(注意值)。油色谱数据见表3,除油色谱异常外,其余巡检、检测项目均未见异常。

表2 主变铁芯及夹件接地电流 mA

检测日期 铁芯电流 (A,B,C相)夹件电流 (A,B,C相)7月20日 1.33/1.84/1.82 2.80/2.60/3.70 7月21日 3.45/3.85/4.43 3.43/2.54/3.50 7月22日 3.40/3.62/3.40 3.39/3.55/3.23 7月23日 2.75/2.96/2.83 3.05/3.19/3.07

表3 绝缘油色谱分析数据

日期 含量/(μL·L-1)H2 CH 4 C2H 4 C2 H6 C2 H2 CO CO2总烃 负载率/%7月20日35 65.3 69.0 16.5 0.56 903 2 853 151.4 86 7月21日37 68.3 70.1 16.5 0.54 911 2 902 155.4 83.4 7月22日42 71.9 75.0 18.1 0.61 956 3 030 165.6 80.6 7月23日40 78.6 84.0 19.3 0.54 911 2 937 182.4 80.6

综合分析该主变带电检测跟踪数据及负荷情况后,认为高温大负荷导致缺陷快速发展,可能危及主变安全。在考虑迎峰度夏期间负荷情况及电网运行方式安全基础上,制定了针对该主变的负荷限制措施,计划通过转移负荷或调整运行方式限制该主变负荷,同时加强油色谱、红外测温等跟踪检测。

7月22日,压控负荷70%以下时,总烃含量增速明显减缓,7月28日,压控负荷继续降至60%以下,跟踪检测发现油色谱各成分含量趋于稳定,总烃含量及负荷跟踪检测情况如图1所示。根据跟踪结果,判断该主变故障得到基本控制,可在负荷控制的基础上,延长跟踪检测周期,待迎峰度夏负荷较轻时开展停电诊断及处理。因城区核心220 kV变电站处于改造期间,该主变承担了一部分核心城区负荷,本次管控有效保障了迎峰度夏期间主变安全运行及电网方式稳定。

图1 主变油色谱及负载率跟踪记录

2 停电检查及分析处理

2.1 停电诊断试验

10月16日,根据主变故障特征制定了主变停电诊断试验项目及检修方案,诊断试验包括低电压(400 V)空载试验、直流电阻试验、绕组变形试验、分接开关吊芯检查、局部放电试验等。停电试验发现该变压器高压侧C相直流电阻数据异常,高压侧C相各偶数档位数据较其他相高出20 mΩ以上,不平衡率最大达7.08%(警示值为2%),与历史数据相比也远大于2%,数据见表4。因直流电阻偏差具有典型的偶数档位偏大规律,初步怀疑有载分接开关偶数档与高压侧C相相连的公共回路节点存在接触不良。未发现另除直流电阻试验外的其他试验项目异常 (停电局放试验未开展)。

(2)还原力测定:取不同浓度的香水莲多糖溶液和维生素C溶液(0.1、0.3、0.5、0.7、0.9、1.1、2、4、6、8 mg/mL) 1 mL添加到2.5 mL磷酸缓冲液(pH 6.8)中,加入2.5 mL K3Fe(CN)6 (1%),在50 ℃水浴培养20 min,加入2.5 mL三氯乙酸(10%)混合以后4 000 r/min,离心15 min,取上清液2.5 mL于试管中,向其加入2.5 mL水和0.5 mL FeCl3 (0.1%),10 min后在700 nm测其吸光度。

表4 处理前高压侧直流电阻数据 (换算至75℃)

档位 直流电阻/mΩ A-O B-O C-O不平衡率/%1 412.89 413.13 412.65 0.12 2 406.14 407.58 430.50 5.87 3 401.07 401.31 401.19 0.06 4 394.07 395.76 420.85 6.64 5 389.01 389.13 389.01 0.03 6 381.65 383.70 409.39 7.08 7 377.19 377.19 377.55 0.10 8 369.95 371.64 393.47 6.22 9 363.32 363.32 384.30 5.67 10 371.28 370.19 393.71 6.22 11 378.39 375.98 378.27 0.64 12 383.58 383.34 408.31 6.37 13 390.46 387.92 390.58 0.68 14 395.52 395.88 422.18 6.59 15 402.40 399.98 402.52 0.63 16 407.34 407.95 432.31 6.00 17 412.29 411.93 414.22 0.56

2.2 分段检查及处理

该主变有载分接开关为某公司生产的UCG型有载开关,与偶数档公共回路有关的主要是切换开关部分和分接选择器部分,其中切换开关部分为独立的分接开关油箱,分接选择器部分位于本体油箱内部。图2为该公司UCG型分接开关结构及原理示意图,接触不良部位可能位于切换开关和选择开关内部C相偶数档公共回路节点或切换开关与选择开关C相偶数档连接线接头处,如图2中①—⑦标注部位。

对切换开关部分吊芯检查,开展单双选择器处接触电阻和过渡电阻测量,发现双数档回路接触电阻较单数档回路接触电阻稍大 (最大相差0.6 mΩ左右,与高压侧直阻偏差数量级不一致),过渡电阻合格。对单双选择器处触头进行了除锈清洁处理,处理后接触电阻测量合格。在切换开关复位后,对主变进行了直阻复测,试验结果和吊前无明显变化,进一步判断为主变油箱内部高压C相偶数档档位选择器处公共回路连接点存在接触不良,需进入箱体内部检查处理。

图2 分接开关结构

10月27日,从箱体检修口进入检查,对分接选择器触头检查,发现C相偶数触头回路外连接引线一处固定螺栓处有轻微烧灼痕迹且存在松动迹象,检查情况及故障部位如图3所示。处理前先进行了高压侧6档的直流电阻测量,数据显示C相直流电阻阻较A、B相大29 mΩ,三相不平衡率为7.64%,与17日诊断性试验结论一致。之后,对该固定螺栓进行了紧固处理并对烧灼处进行清洁处理,处理后高压侧6档C相直流电阻明显下降,三相不平衡率为0.28%,数据合格。随后对所有档位进行了直流电阻测量,数据合格,见表5。

在具体浇筑工作中，为了有效提升混凝土处理效果，主要是利用胶带将型钢表面的凹槽进行封堵处理，在后期浇筑时则要利用对称浇筑的机制完成基本工作，应用插入式振捣棒完成振捣管理，且在混凝土密实度优化提升振捣处理工序的合理性。

十几年的光景里，大丫结了几次婚，也离了几次婚。能推测出，她在一波波破碎而难过的日子里，是怎样一副形象。

按照标准滤油、注油、热油循环工艺处理后,对主变进行了修后试验,包括变压器所有常规试验及变压器绕组变形、短路阻抗、停电局部放电试验等,所有电气试验均合格。检修期间各阶段油色谱试验及投运后油色谱试验见表6。

5.2 大连市内四区商品住宅价格在空间布局上的集聚现象明显。中山区、西岗区和沙河口区的住宅价格高高聚集为主；甘井子区的住宅价格低低聚集为主；中山区北部和甘井子区的住宅价格高低聚集为主。

图3 检查情况及故障部

表5 处理后高压侧直流电阻数据 (换算至75℃)

档位 直流电阻/mΩ A-O B-O C-O 不平衡率/%1 411.20 411.56 411.80 0.15 2 404.07 405.04 405.40 0.33 3 398.52 399.49 399.61 0.27 4 392.00 392.84 393.21 0.31 5 386.56 387.41 387.29 0.22 6 379.80 381.01 381.01 0.32 7 374.37 375.45 375.45 0.29 8 367.72 369.05 369.42 0.46 9 361.32 361.20 361.08 0.07 10 368.45 368.81 368.57 0.10 11 374.49 374.73 374.25 0.13 12 380.65 380.77 380.77 0.03 13 386.56 386.68 386.20 0.12 14 392.60 392.84 392.72 0.06 15 398.64 398.64 398.28 0.09 16 404.68 404.68 404.68 0.00 17 410.35 410.48 410.11 0.09

表6 绝缘油色谱分析数据 μL/L

日期 H2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 CO CO2 总烃 结论10月25日(滤油前) 36 81.7 86.2 21.0 0.41 856 2 550 189.3异常10月27日(注油前) 2 1.4 1.8 1.0 0 28 145 4.2 正常10月30日(局放前) 1 1.2 1.6 0.9 0 27 138 3.7 正常10月31日(局放后) 2 1.3 1.6 0.5 0 32 134 3.4 正常11月01日(投运1天) 2 1.6 2.1 0.6 0 40 241 4.3 正常11月05日(投运4天) 3 2.5 2.9 0.8 0 47 495 6.2 正常11月9日(投运10天)2 2.6 2.9 0.9 0 42 444 6.4 正常

2.3 原因分析

该主变分接选择器为外连接引线方式,其分接选择器偶数档C相内部通过条式定触头支架进行引出,再通过螺丝、导线与切换开关进行连接。检查发现该部位触头与导线连接部位产生灼烧现象,且产生黑色碳化膜。灼烧原因则是因螺栓松动引起接触电阻过大,导致变压器在夏季高负荷大电流通过时,产生发热现象。而接触部位温度升高,变压器油分解产生烃类气体,导致局部高温使得油色谱结果异常。

3 结语

根据上述分析可知该主变内部过热是由于有载分接开关在变压器内部的选择开关C相偶数档公共回路螺栓松动使得接触电阻增加,在高温大电流工况下出现过热,导致油色谱异常。螺栓松动可能为安装、运输过程中遗留潜在隐患,运行后受振动等影响进一步发展而导致。

油色谱检测能有效发现充油设备内部潜伏性故障,应按照国家标准、行业标准等规定的周期开展充油类设备检测,当负荷发生较大变化或其他运行工况有较大变化时应增加色谱检测频次。油色谱发现异常数据时,即使未超过相关标准注意值,也应加强跟踪并缩短检测周期,防止缺陷快速发展危及设备及电网安全。

对于色谱异常结果,应根据相关设备油色谱判断标准进行初步诊断,并结合设备运行工况、负荷变化、其他带电检测数据等进行综合判断,采取针对性措施有效控制缺陷。

楚墨是一个人来的。推门，他看到收银台的后面坐着一个男人。男人约三十左右，头发却白了一半。男人坐在轮椅上，无所事事地转动着手里的魔方。

该变压器分接开关分接选择器定触头支架为传统条式支架结构,相比于圆筒式机械强度要差,随着变压器运行年限增加,加上特殊大负荷运行工况,使得机械强度差的缺点暴露,在设计选型阶段,对变压器有载分接开关选型应优先考虑圆筒式分接选择器。

参考文献

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