淺談一起500kV主變乙炔超標原因分析及處理

刁繼云

摘要：本文中作者針對一臺500kV主變，通過油氣分析，發現其油樣中乙炔在兩個月內出現急劇增加的趨勢，并在進一步詳細檢查中，及時發現了嚴重放電擊穿缺陷，從而避免了有可能發生的更為重大的事故損失。在此基礎上，將相關檢查結果與故障機理分析相結合，揭示出該大型主變在制造工藝、材料質量、安裝工藝等方面存在的重大缺失，并提出了相關建議。

關鍵詞：變壓器;乙炔;超標;分析;處理

引言

近年來，因套管故障導致變壓器停電的事故頻發，部分事故甚至導致變壓器本體受損。變壓器套管是將變壓器繞組的高壓線引至油箱外部的出線裝置，其主絕緣承受主設備的全電壓，載流導體承受主設備的全電流。550kV及以上變壓器高壓側套管通常是油紙電容型，由接線端子、儲油柜、上瓷套、下瓷套、電容芯子、導電桿、絕緣油、法蘭、接地套管、電壓抽頭和均壓球等組成。變壓器套管屬于電容型絕緣結構，通過對其電氣特征參量和非電氣特征參量的監測，可發現處在早期發展階段的缺陷。其中介質損耗因數能夠反映套管內部絕緣材料受潮或劣化、絕緣臟污，介損與電壓關系曲線亦可反映內部是否發生放電，套管電容量的變化量能夠反映和判斷內部電容屏的擊穿數量。介損-電壓關系曲線出現異常的原因是多方面的，包括油污染、受潮、放電等，只要是隨著電壓增高，引起有功損耗異常增加的情況，介損-電壓關系曲線都會有所反應。

1問題概述

2020年01月18日，某500kV變電站維護人員在進行電流互感器預防性試驗時，發現該電流互感器絕緣油中乙炔含量達到1.62μL/L，超過《電力設備預防性試驗規程》（DL/T596—1996）及《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》（DL/T722—2014）中關于500kV電流互感器油中溶解氣體色譜分析乙炔含量低于1μL/L的標準。測量該電流互感器介損值及電容、油位、油溫發現與其他基本一致，繼續觀察運行。該電流互感器為2015年生產的型號為LVB-500的倒立式電流互感器，額定電壓為550kV。

2缺陷檢查情況

首先，進行了變壓器直流電阻、絕緣電阻試驗、主變壓器電容量和介質損耗試驗、變壓器直流泄漏電流試驗、電壓比試驗項目、短路阻抗試驗、繞組頻率響應分析試驗、局部放電試驗，初步判斷在中壓側均壓球附近可能存在放電點。

除此之外，對套管油樣檢測的結果表明：色譜數據顯示存在乙炔。與此同時，油氣分析統計數據亦表明：在從2018年12月初至2019年2月末這段時間內，油樣中乙炔含量呈現急劇升高的態勢?；谏鲜銮闆r，決定對該500kV變壓器內部實施進一步檢查。

3原因分析

通過對500kV主變壓器空載、負載運行工況下的跟蹤、檢測，油中乙炔產生的原因分析如下：

（1）變壓器帶負荷運行第1天油色譜出現油中乙炔含量為1.25μL/L，變壓器轉為空載監測時，未發現油中乙炔增加的趨勢，隨著變壓器繼續帶負荷運行，油中乙炔含量為2.8μL/L，有所增長，根據三比值法初步判斷為裸金屬高溫過熱低能量放電。

（2）由于變壓器運行前通過長時間局部放電試驗，局放量均合格，空載運行時油中乙炔含量也未見增長，可以排除電位懸浮即電弧放電;油色譜報告中一氧化碳、二氧化碳數據基本平穩也可以排除主絕緣過熱放電。

（3）油色譜報告中氫氣、甲烷、乙烯在總烴中占有較大比率，并且在變壓器負荷狀態下變化量較大，油中乙炔的生成一般也是因為油溫過熱（800℃～1200℃），說明故障點存在與金屬連接部位因接觸不良造成的過熱。

4缺陷的現場處理

4.1進入人孔檢查情況

3月11日10時15分打開人孔進入內部檢查，發現其中壓220kVB相套管下部均壓球松動。該均壓球由三顆螺栓固定在端部。其后，檢查其他套管均壓球均無松動異常情況。對主變無勵磁開關、高壓側套管均壓球、器身、引線等部位進行檢查，亦未見異常。對器身上所有緊固件全部重新進行檢查、緊固后，該主變于3月11日16時30分密封人孔。

隨后，該主變經抽真空、熱油循環、靜止、常規試驗合格后，于2019年3月28日，再次開展長時感應帶局部放電測量試驗，在對B相進行試驗，低壓繞組加壓至10kV（0.3倍額定電壓），B相仍有600pC～700pC放電的信號，在本體底部取油進行油色譜檢測，乙炔含量達到14μL/L，證明內部缺陷放電明顯。于3月31日，開展了長時感應耐壓帶局部放電、超聲、超高頻測試試驗，仍然確認B相存在較為明顯的放電信號。又于4月1日，在本體底部取油進行油色譜檢測，乙炔含量達到100μL/L，證明內部放電缺陷在不斷加劇，但變壓器油的耐壓值檢測結果顯示其耐壓值并未呈現明顯的下降趨勢，遂決定停止試驗，準備吊罩檢查。

4.2變壓器內部處理

通過對變壓器油中乙炔產生的原因分析，制定了詳細合理的處理方法：

（1）對變壓器本體進行排油，共計排油60m3，同時開展濾油工作，并對變壓器本體充入合格干燥空氣（露點>-50℃），做好密閉空間作業氧氣含量的測量及防護服的穿戴。

（2）檢查鐵芯接地引線部位、高低壓側引線部位、分接開關部位、線圈及圍屏等部位，均未發現發熱痕跡。

（3）檢查變壓器B相低壓側套管與本體軟引線接頭有輕微的發熱痕跡，拆除檢查并確認。

5返廠解體檢查

現場將套管從變壓器本體吊離，對穿纜引線進行檢查，未發現異常。為查明該變壓器C相套管介損異常原因，該相套管進行了返廠檢查試驗，包括密封性能試驗、絕緣油試驗、電氣試驗。返廠檢查發現，該套管外觀無缺損，末屏部位無放電痕跡、無滲漏油等異?，F象。套管取油樣時，其內部尚處于微正壓狀態。套管油化驗結果表明油中含水量為12μL/L，符合運行要求。因此，排除由于套管密封不良而導致外部水氣或潮氣進入套管內部的可能。廠內絕緣油色譜試驗數據如表5所示，數據與現場取樣測試的絕緣油色譜數據差別不大。同套管出廠時油色譜數據相比，返廠套管甲烷、氫氣、總烴增長明顯。

廠內進行高電壓介損試驗測試，153kV下介損因數為0.977%，252kV下介損因數為1.529%，其介損因數值隨試驗電壓增加而增大;153kV及252kV下套管電容量均為343pF。

結語

本文在對一臺500kV主變進行油氣分析的基礎上，結合其他試驗檢測手段，及時發現了其內部放電重大缺陷，進而揭示了其制造工藝、材料質量、安裝工藝等方面存在的重大缺失。由此可見：油氣分析雖然只是一種較為成熟的常規檢測方法，但卻能夠較為可靠地診斷出油浸式變壓器內部的健康狀況，并為進一步的檢修試驗，指明正確的工作方向。在此基礎上，綜合運用其他相關檢查監測手段，能夠較為準確有效地鎖定變壓器內部故障病灶，從而為變壓器的運行安全穩定性的持續提升，提供科學適用的技術技能保障。

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