油色谱分析技术发现110 kV变压器引线断股

刘艳芳，路志威，靳海军

（国网山西省电力公司阳泉供电公司，山西 阳泉 045000）

油色谱分析技术发现110 kV变压器引线断股

刘艳芳，路志威，靳海军

（国网山西省电力公司阳泉供电公司，山西 阳泉 045000）

电力变压器内绝缘主要为绝缘油和有机绝缘材料组成，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类及CO、CO2等气体，当存在潜伏性故障或放电时，就会加快这些气体的产生速率，故障气体的组成和含量与故障类型和故障严重程度密切关联。因此分析溶解于油中的气体，就能尽早发现变压器内部存在的的潜伏性故障，并进行跟踪，保证主变压器可靠运行。

油中溶解气体分析；产气速率；潜伏故障

1 案例经过

国网阳泉供电公司某变电站110 kV 2号主变（型式SFSZ7-31500/110，太原变压器厂出品，编号为870225） 于1988年投运，2010年12月17日，试验人员按照周期对110 kV及以上变压器油中溶解气体分析时，发现泊里站2号主变总烃超过注意值。随后进行了跟踪试验。

2010年12月17日采样时，2号主变负荷为6.8MW（主变容量为31.5MVA），变压器属于轻载运行，环境温度3℃，主变高压分接开关在2分头运行。色谱数据如表1所示。

综合考虑某站2号主变运行超过20年，属于老旧变压器，而且CO、CO2值较高，进行了油糠醛试验，试验合格，排除油老化的可能。2011年3月16日，春检前再次进行色谱跟踪试验，数据无明显变化。从色谱试验数据分析：总烃含量为199.31μL/L，超过注意值150μL/L。其中C2H4在烃类气体中占主要成分，应用特征气体法判断为过热性故障。三比值法编码为002，判断结论为高温过热。与历史色谱数据纵向对比，烃类气体的相对产气速率为7.28%，小于规程规定的10%，故障发展趋势缓慢。

2 检测分析方法

2.1 色谱分析法（判断充油设备故障性质）

从色谱试验数据分析：总烃含量为199.31 μL/L，超过注意值150μL/L。其中C2H4在烃类气体中占主要成分，应用特征气体法判断为过热性故障。三比值法判断结论为高温过热。与历史色谱数据纵向对比，烃类气体的相对产气速率为7.28%，小于规程规定的10%，故障发展趋势缓慢。主变存在不涉及固体绝缘的内部过热故障。

2.2 故障诊断

2.2.1 高压带电检测数据判断

2011年3月16日，对该变压器进行带电铁芯接地电流测试：铁芯接地电流为18mA，与往年比较无明显变化。排除变压器多点接地的可能,初步判断该变压器磁路无异常。

表1 油色谱试验数据μL/L

2.2.2 运行分析

为进一步查找原因，判断缺陷部位。3月16日，进行了转移负荷监视油色谱动态分析。

方式一：不改变分接，高中运行，低压空载。主变运行3天，每天进行油色谱跟踪。油色谱仍持续增长，通过3月16—18日油色谱监测发现特征气体与之前增长速率基本相同。说明故障部位与低压10 kV侧导电回路相关性小。

方式二：不改变分接，高低运行，中压空载，运行3天。期间每天监测油色谱数据，3月19—21日油色谱仍持续增长，速率与之前基本相同。说明故障部位与中压35 kV侧导电回路相关性小。

方式三：主变高压侧热备用，中低运行3天（3月22日—24日），油色谱基本稳定（没有增长趋势），说明缺陷与中压、低压关联度小，缺陷很可能在高压侧。

同时检查变压器潜油泵及相关附件运行时的状态，未发现异常,因此判断特征气体是由变压器高压110 kV侧导电回路的缺陷引起。

2.2.3 故障处理过程

2011年4月7日停电检查处理，吊罩前进行了高压试验项目：绝缘电阻试验、介损试验，试验结果正常。直流电阻 （Ⅱ分头） Ao758 mΩ，Bo745mΩ，Co744mΩ（20℃），三相不平衡系数为1.87%。发现A相直流电阻值偏大，但不超三相不平衡系数2%。

4月7日—10日对某站2号主变进行吊罩检查，现场检查主变绕组及绝缘外观，检查良好，发现主变高压侧A相引线接头处有少数断股现象。

检修人员对引线断股处进行了重新焊接，并对变压器油进行真空脱气处理，送电后按照例行试验要求，进行了1、4、10天的色谱跟踪试验，总烃含量明显降低。色谱数据如表2。

大修后带电测试铁芯电流为：20mA。大修后高压侧直流电阻（Ⅱ分头） 为：Ao749 mΩ，Bo744mΩ，Co745mΩ（20℃），三相不平衡系数0.64%。

表2 大修后色谱数据μL/L

2.3 结论

2009年10月16日总烃数据值正常，2010年12月17日例行试验时总烃值上升，乙烯（C2H4）值上升，总烃含量为161.8μL/L超过注意值150μL/L。其中C2H4在烃类气体中占主要成分。查阅近一年的设备运行记录、检修记录，2009年10月14日主变停电进行高压套管更换工作，总烃数据异常发生的时间、异常情况的表征与此次吊罩检查的结果相吻合，怀疑当时进行高压套管更换时，施工拉扯引线过度造成轻微断股未能及时发现，运行中导线受伤部分的绝缘在电晕和电流的作用下，A相引线接头轻微断股处毛刺尖端放电累积效应形成热击穿，造成油色谱总烃升高，符合特征气体法判断以及三比值法判断。另外直流电阻A相直流电阻值偏大，与实际解体位置相符。

3 经验体会

油色谱分析对发现油浸变压器潜伏性故障是非常重要的，当通过油色谱分析发现变压器油中溶解气体异常时，不仅要与规程比较，而且要与历次检测数据进行纵向对比，对故障类型判断准确，同时应结合高压试验数据、设备内部结构以及同型号设备在其他省份运行情况，包括家族性缺陷。观察变化趋势，综合其他手段所得数据，进行综合分析诊断，得出正确结论。

110 kV Transformer Leading W ire Breakage Detected by Oil Chromatography Analysis Technology

LIU Yanfang，LU Zhiwei，JIN Haijun
（State Grid Yangquan Power Supply Company of SEPC，Yangquan，Shanxi 045000,China）

Power transformer insulation device is primarily composed of insulating oil and organic insulatingmaterials.Due to the effectofheatand electricity,the insulation is gradually aging and decomposing,while generating a smallamountof various low-molecular hydrocarbon and gases,such as CO and CO2.When there is a case of potential failure or discharge,the gas production rate will be accelerated.The composition and contentof faulty gas have close relationshipswith type and severity of fault.Therefore,analysising the dissolved gas in oil can detect the potential faultexisting in transformer interior asearly aspossible,also tracking can ensure the operation reliability ofmain transformer.

analysisofdissolved gas in oil；gas production rate；potential fault

TM41

A

1671-0320（2015）02-0037-03

2014-12-13，

2015-02-23

刘艳芳（1974），女，山西阳泉人，2002年毕业于太原理工大学电力系统及自动化专业，技师，工程师，从事电力设备电气试验工作；

路志威（1977），男，山西阳泉人，1999年毕业于太原理工大学企业管理工程专业，技师，助理工程师，从事电力设备通讯试验工作；

靳海军（1969），男，山西阳泉人，1995年毕业于华北工学院应用电子专业，高级工程师，高级技师，山西省电力公司电力技术院专家，从事电力设备电气试验工作。