500 kV主变压器总烃含量异常增高分析及处理

姜德政，熊 舟，叶华松，任 波，周 平

(中国长江电力股份有限公司三峡水力发电厂，湖北 宜昌 443133)

电力变压器是发电厂的重要设备之一，电力变压器一旦发生故障将对整个电力网络的正常供电产生巨大的影响。为确保其安全可靠运行，及时发现运行中的变压器早期故障极为重要。国内外电力变压器的长期运行实践证明利用油中溶解气体分析方法检测变压器内部故障是十分有效的方法[1]。2016年某电站500 kV主变压器(以下简称)绝缘油总烃含量开始异常增长，发现主变压器内部存在过热故障，通过综合判断分析后及时对故障进行了处理，避免了缺陷事故扩大。

1 概 述

某电站500 kV号主变压器型号为SSP-840MVA/500 kV，三相一体，强迫油循环水冷，连接组别YNd11，2008年4月制造，2008年11月投运。2016年该变压器总烃含量异常增长。

2 变压器故障实例数据分析

2.1 变压器总烃含量分析

2017-01-09日，检测发现1台变压器油中总烃含量离线试验值177 ppm，计算相对产气速率正常，绝对产气速率远远超出《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[2]中规定：运行中的变压器总烃含量不宜超过150 ul/l，总烃绝对产气速率小于12 mL/d，相对产气速率小于10%。变压器总烃含量和总烃绝对产气率已超出标准值。测量数据见表1。

表1 测量数据表

2.2 其他数据分析

1)该变压器自投运以来未发生重大设备缺陷，电气试验结果正常，包括绕组直流电阻(含分接开关各档位)、绕组绝缘电阻、绕组及套管介损及电容量、绕组变形试验项目[3]，相关电气试验数据都满足标准要求。

2)变压器运行期间绕组温度、油温、铁心夹件接地电流、本体红外测温、潜油泵启泵电流正常。

3)变压器空载试验[4]。断开变压器低压侧与封闭母线软连接，采用变压器倒挂方式进行变压器空载试验，空载试验过程中进行变压器油样化验，试验数据见表2。

表2 试验数据表

该变压器空载运行时绝缘油总烃含量无明显变化，可以判断变压器总烃增长与变压器磁路及铁芯无关。

4)故障部位及类型的初步判断。从特征气体含量分析，C2H2含量为0、H2含量稳定，由此可判断故障类型为非放电性质，结合五种气体(CH4、C2H4、C2H6、C2H2、H2)的三对比值(C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6)的编码组合来进行故障类型判断的方法[5]。取多次油化结果进行分析，其C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6的编码组合为：0 2 2。

综合上述数据分析，判断变压器内部存在非磁路过热故障。

3 变压器故障处理

3.1 变压器现场进人检查

现场对变压器排油后进人检查，对变压器内部电磁屏蔽、铁心及其拉杆、上下夹件、分接开关、套管与引线及铜排连接等可视部位进行了检查，未发现明显异常点。

3.2 变压器返厂检修

变压器返厂维修后，工厂进行温升试验时，变压器油中气体总烃含量仍然异常增长。

对变压器进行吊罩检查，检查变压器低压线圈引出线时(该变压器器每相低压线圈引出线有10根CTC引线，上下端各5根，每根CTC导线间包扎纸绝缘，单根CTC股间导线为漆包线绝缘)，发现低压a相线圈下端CTC引线直流电阻存在异常，测量结果见表3。

表3 测量结果表 mΩ

从不平衡率数据分析，低压a相线圈下端第4根CTC引线直流电阻值较平均值高1.65%。

打开低压线圈内纸筒检查CTC引线，发现第4根CTC引线外部绝缘包纸变色，剥开绝缘包纸发现引线一股导线断裂，断裂长度约1 cm，导体发黑，存在过热迹象(见图1、图2)。

图1 变色导线照片

图2 发黑部位照片

故障位置导线为自粘连导线，铜线已固化，变压器正常运行时此处漏磁通密度较高，如采用高频填料焊修复，焊接时其高温会破坏周围股间绝缘，涡流发热产生热点风险较高。对a相低压线圈重新绕制后，变压器出厂试验结果正常，故障处理完成。

4 结 语

本次故障案例表明利用油中溶解气体分析技术检测变压器内部潜伏性早期故障是十分有效的，在变压器总烃、甲烷、乙烷等特征气体出现异常增长时，要高度重视变压器油中气体总烃的绝对产气速率，在相对产气速率正常但绝对产气速率远远超标时，要结合变压器运行情况、电气试验数据等综合判断故障类型，必要时进行变压器内部检查，及时消除变压器内部潜伏性故障，避免故障扩大造成重大设备事故。