脱硫变压器总烃异常的分析及处理

王志鑫，时东伟，张 超，毛庆波，刘世富

（华电电力科学研究院有限公司，山东 济南 250000）

0 引言

电力变压器作为电厂的主设备，内部绕组引线连接位置松动或接触面变形，造成接触不良的问题会偶尔发生。出现此类缺陷时，通常表现为油中烃类气体含量明显上升，但单纯通过油中溶解气体分析技术无法确认故障位置和类型。可结合变压器试验技术来综合判断故障原因，从而为故障处理提供明确思路。油中溶解气体分析技术和变压器试验技术在发现变压器潜伏性故障、判断故障类型方面极其有效。

1 故障描述

某电厂1 号脱硫变压器于2006 年投产运行，型号为SF9-6300／13.8，调压方式为无励磁调压。2019年1 月，该电厂对1 号脱硫变压器定期油色谱分析发现油中总烃体积分数为195.44 μL／L，超过注意值150 μL／L，其他气体指标均有上升趋势，随后对1 号脱硫变压器进行油色谱跟踪检测，油色谱跟踪数据见表1。

由表1 可知，1 月总烃体积分数已超过注意值150 μL／L，2 月总烃体积分数趋势增长明显，主要是CH4和C2H4气体体积分数明显上涨，初步判断CH4和C2H4气体体积分数上涨的原因为变压器内部存在过热缺陷。

表1 1 号脱硫变压器油色谱跟踪数据 μL／L

2 故障原因分析

发现脱硫变压器总烃异常后，采用三比值等方法对色谱检测结果进行分析，判定设备内部有无故障，并对故障种类和程度进行初步诊断；采用停电试验方法对故障原因进行判断。

2.1 与特征气体注意值比较

通过运行中变压器油中溶解气体含量是否超过注意值，来判断变压器是否有故障。DL／T 722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 中规定，运行中变压器（220 kV 及以下）油中溶解气体含量的注意值分别是［1］：总 烃150 μL／L，乙炔5 μL／L，氢气150 μL／L。2019 年1 月9 日以后油色谱试验结果均显示变压器油色谱中总烃体积分数绝对值超标。

2.2 油色谱跟踪数据分析

根据DL／T 722—2014 改良三比值法，计算表1中油色谱跟踪数据，以1 月9 日油色谱数据为例：C2H2与C2H4的体积分数比为0.02，编码0；CH4与H2的体积分数比为2.59，编码2；C2H4与C2H6的体积分数比为6.34，编码2。经计算，7 日油色谱三比值编码均为（0，2，2），属于高温过热故障。

1 号脱硫变压器运行期间红外测温图谱显示变压器本体及附件无局部过热点，铁芯夹件接地电流检测数据无异常，可排除漏磁、铁芯多点接地的故障可能；并且1 号脱硫变压器为无励磁调压，运行中并未进行分接切换，可初步排除分接开关接触不良造成总烃超标。分析造成油中总烃超标的可能原因为引线接触不良、导线接头焊接不良或匝间短路造成的过热。

2.3 判断总烃超标原因

为判断造成1 号脱硫变压器油中总烃超标原因，避免隐患扩大，对1 号脱硫变压器停运并进行常规试验。试验发现，低压侧绕组直流电阻不平衡率为2.70%。为保证数据可靠，更换直流电阻测试仪进行复测，低压侧绕组直流电阻不平衡率为6.86%，2 次试验结果均不合格，且低压侧直流电阻试验数据与出厂试验数据相比变大，且变化大于2%，超过DL／T 596—1996《电力设备预防性试验规程》的要求［2］。对1 号脱硫变压器进行介损试验，低压侧绕组tan δ 值与出厂值的数值比较，变化大于30%，超过预试规程标准要求。为保证数据准确性，测量前对低压套管表面进行反复清洁并用风筒对套管表面进行烘干，从而排除因套管表面泄漏电流过大造成低压绕组介损值偏大的影响［3］。

1 号脱硫变压器为无励磁调压，且高压侧直流电阻同出厂试验数据相比无较大变化，证明总烃超标原因不是分接开关接触不良和高压引线接触不良。结合低压绕组直流电阻不平衡率超标、且低压侧绕组tan δ 值与出厂值的数值比较变化大于30%，判断故障原因为低压引线连接位置存在接触性异常或低压绕组存在匝间变形［4］。

3 故障处理

由于现场不具备检查条件，且低压绕组在线包最内层无法观测，将1 号脱硫变压器返厂进行吊芯、拔包全面解体、检查。检查发现：变压器器身外观无明显缺陷点及碳化点；对变压器进行器身解体及拔包（吊出高低压线圈）后，检查发现变压器低压B 相绕组引线与套管连接铜排处有过热烧蚀，如图1 所示；低压B 相绕组出现绕组轴向变形，如图2 所示。

该变压器低压出线结构为铜磷焊接铜排结构，因铜的线膨胀系数较大，焊接过程中的热胀冷缩现象特别明显［5］，因此连接铜排表面存在焊后变形的可能性。变压器低压出线与套管连接方式为螺纹口直接压接，多年运行后，低压B 相绕组引线与套管接线铜排连接处因变形原因造成接触不良，导致该连接位置局部过热，进而造成变压器油色谱数据异常。另因该变压器低压B 相绕组已存在匝间变形，为了使变压器在检修后能够达到安全运行的状态，决定对三相低压绕组进行更换，更换联接引线，同时对变压器器身进行重新装配。

图1 低压B 相绕组引线与套管连接铜排过热烧蚀

图2 低压B 相绕组 轴向变形

5 月19 日，1 号脱硫变压器大修完送电投运。按照DL／T 722—2014 的要求，5 月20 日，进行投运后的第1 次绝缘油取样化验，油色谱分析报告显示各指标均正常，之后第4 天、第10 天和第30 天的油色谱分析指标均正常，转入定期检测阶段。1 号脱硫变压器修前存在的C2H2、总烃等指标异常问题解决。

4 结语

本次脱硫变压器油中总烃含量异常案例分析处理证明，油中溶解气体分析技术和变压器试验技术结合应用，能准确判断变压器绕组引线连接异常类故障。通过油中溶解气体分析技术初步分析内部可能存在的故障类型，通过变压器试验技术对故障位置进行准确定位。

建议定期对电厂内变压器设备进行油色谱化验，发现气体组分异常时及时通过油中溶解气体分析技术对变压器内部存在的故障隐患进行初步判断；必要时果断停机，通过变压器试验技术判断故障原因，避免出现重大设备损坏事故。