220kV400MVA变压器总烃及乙炔超标分析处理
变压器油中总烃含量超标分析与处理
变压器油中总烃含量超标分析与处理发布时间：2021-12-31T08:00:15.280Z 来源：《电力设备》2021年第11期作者：周景艺[导读] 采用两机一变的出线形式，两台发电机组于2010年5月正式并网发电。
（国家能源集团贵州电力有限公司红枫水力发电厂贵州清镇 551400）摘要：该文主要针对变压器油中总烃含量超标这一现象，对造成该现象的原因进行了阐述与分析，通过采取相应的处理措施，对比处理后取得的效果，供今后类似故障处理参考。
关键词：主变压器、总烃、超注意值、主变大修、分析处理1.概述岩寨水电站位于贵州省台江县境内清水江一级支流巴拉河上，电站装机容量为25MW，共装有两台12.5MW混流式机组，设计多年平均发电量为1.0亿kW.h，采用两机一变的出线形式，两台发电机组于2010年5月正式并网发电。
岩寨电站主变压器型号为S10-31500/110为110kV三相双绕组铜芯油浸式无励磁调压升压变压器，额定容量31.5MV A，额定电压（121±2×2.5%）/10.5kV，变压器为户外使用高压侧经油套管与110kV母线连接，低压侧经油套管通过10.5kV母线接至发电机。
2.故障情况主变压器自2010年投运以来已经连续运行9年，该台主变于2014年经油色谱测试发现总烃值达到216.51uL/L，至2019年4月总烃值已达到408.65 uL/L，早已超GB/T 7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》所规定的总烃含量150uL/L的注意值。
3.变压器油中总烃含量超标情况原因分析岩寨电站主变2014-2019年，选取每年两次同一时间段取样结果分析，油中溶解气体检验数据如下（判断标准GB/T 7252-2001）。
气体含量单位:μL/L（表1）通过数据观察，2014年9月，主变绝缘油色谱数据显示，总烃含量216μL/L，已超过规程规定的注意值150μL/L，且至2019年逐年呈上升趋势，根据此情况展开分析。
一起220kV变压器乙炔超标故障排查与分析
一起220kV变压器乙炔超标故障排查与分析发布时间：2021-03-16T12:37:25.700Z 来源：《中国电业》2020年30期作者：陈波[导读] 针对一起变压器油乙炔超标的案例，经变压器进行解体检查分析排除故障陈波广东能建电力设备厂有限公司广东广州 510285摘要：针对一起变压器油乙炔超标的案例，经变压器进行解体检查分析排除故障。
通过解体检查过程发现问题的分析排查，分析确认了中压线圈股间短路故障是造成乙炔超标原因，提出了相应的处理办法。
关键词：油中溶解气体分析；乙炔超标; 中压线圈股间短路1、变压器油色谱异常的过程某站主变SFSZ9-150000/2200)，主变于2008年10月完成冷却系统由强油改风冷改造，改造后运行初期无检出有乙炔，2009年9月开始检出绝缘油含有微量乙炔，至2011年3月检测到油中乙炔含量日增长量较快，最大含量为5.13μl/l，其他气体含量正常，且量值很小。
主变停运入厂检查大修，查找及排除故障。
2 试验分析2.1变压器油色谱试验数据变化过程见表1.2.2 修前电气试验分析吊罩前对主变排油时，通过真空滤油机排油和真空脱气处理，温升试验和空载运行8小时试验未见异常,温升试验前后油化验结果无明显变化。
另外，各分接的直流电阻和电压比、绕组连同套管绝缘电阻和吸收比、铁心对地绝缘电阻、空载电流和空载损耗、局放试验、绕组变形，各项试验均未见异常。
3根据油色谱分析进行故障判断1）按照GB7252《变压器油中溶解气体分析和判断导则》推荐的三比值法：C2H2/C2H4 =5.13/30.4=0.168 ，编码为1； CH4/H2 = 38.2/20.1=1.90; 编码为2；C2H4/C2H6 =30.4/18.6=1.63 ; 编码为1。
组合编码为1,2,1，对应的故障性质为低能量放电兼过热。
2）油中的CO及CO2 含量未发生明显变化，初步判断发热部位为不同电位之间的油中放电兼过热，或悬浮电位之间的放电。
一起220kV主变油中乙炔超标分析与处理
一起220kV主变油中乙炔超标分析与处理摘要：电力变压器是电力系统中的重要设备之一，套管作为变压器附件之一起着重要的作用，如套管出现问题将直接影响变压器的稳定运行，严重时可造成变压器毁灭性事故。
文中详细分析了变压器由于套管出现问题导致油中乙炔超标，并列出处理过程和数据。
关键词：变压器乙炔超标局放超标套管引言变压器油中色谱是检验变压器是否存在内部故障的最成熟和重要的检测手段，某电厂220kv主变油中乙炔含量超标，在常规试验合格情况下进行局部放电试验，局放超标，之后对其更换低压套管后，试验合格。
成功排除了故障，为主变正常运行提供了保障。
一、概述某电厂主变是保定变压器厂生产的sfp9-388000/220变压器接线方式yn，d11，冷却方式采用强迫油循环风冷。
变压器出厂时期1994年2月。
#1主变于2010年10月进行增容改造，容量由360mva增容至388mva，，修后试验项目按集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》（q/cdt 107 001-2005）进行，修后试验合格。
2011年6月7日，在定期色谱分析时，发现#1主变绝缘油中含有乙炔成分，含量为0.79?l/l（注意值5?l/l）。
2012年4月27日，#1主变停运前，乙炔含量1.6?l/l。
二、#1主变检查及处理情况4月28日晚上#1机停机检修，#1主变吊罩检修工作开始。
（一）内检情况5月3日下午15：48分，#1主变开始吊罩，15：30分开始进行内检，18：38分内检结束。
内检检查人员由电气专业人员、厂家技术人员、检修单位三方组成内检小组，进行变压器内部检查：检查发现b相高压套管下部与变压器高压侧引线接头处等位线锡焊有局部剥落，但未发现有放电或过热等情况，已用锡焊条重新焊接好。
对#1主变无载分接开关位置进行检查，分接开关处于3分接处，检查分接开关未完全到位，但对设备运行无影响。
清扫油箱内部，清除积存在油箱底部的油污、杂质，未发现有铁屑，绝缘损坏或过热残留物。
220kV变压器乙炔含量异常的分析与处理
220kV变压器乙炔含量异常的分析与处理摘要：变压器故障可能会导致一定范围内的居民基本的供电需求不能够被满足，对社会稳定性造成一定的负面影响，而乙炔气体含量异常问题则会在很大程度上引起变压器故障，因此需要技术人员针对该情况及时采取相应的措施。
本文主要以220kV变压器为例，针对其内部乙炔气体含量异常的情况从一次处理、二次处理以及三次处理等方面进行详细的阐述，希望这些意见和建议能够为我国电力行业未来发展提供新思路和新方向。
关键词：220kV变压器；乙炔含量异常；分析与处理引言随着我国社会经济的不断发展，人们对于电能供应的需求也越来越大，为了能够进一步提高供电企业所使用变压器的安全稳定性，减少变压器在使用过程中可能会出现的乙炔气体含量异常等情况，技术人员还需要对其进行数据分析和处理。
接下来，笔者就“220kV的变压器在使用过程中乙炔含量出现异常情况的分析和处理”等内容进行一系列的探究及讨论，希望能够为一些技术人员在遇到乙炔含量异常等相关情况时能够有所帮助。
一、项目概述某站220kV的变压器在2015年7月投入正常使用，在2016年7月测得其内部乙炔含量为3.36uL/L，然后乙炔含量呈缓慢增长的趋势一致在持续上升，直到2017年3月超过了设计标准值，在2017年10月，技术人员对该变压器内的乙炔含量进行第一次检测，未发现故障，在2018年3月进行第二次乙炔含量检测，依然未发现故障，同年6月，技术人员对其进行第三次乙炔含量检测，虽然有大量杂质，但仍然未出现放电或者发热等情况。
二、首次检测分析与处理技术人员利用超声波仪器对该变压器内部的耐压性能和放电性能进行检测，并且将该变压器内部乙炔含量数据检测结果进行分析，检测结果表示超声波的检测范围只能够停留在高压线圈的外围以及变压器壳体的内部，若该变压器的低压线圈出现运行故障则不能够被超声波仪器检测到[1]。
除此之外，技术人员还可以通过油色谱数据来对变压器内部乙炔含量进行数据分析，由于该变压器内部所含有的乙炔气体在经过滤油之后，后从高浓度向低浓度进行扩散，这将会对技术人员所测得的油色谱数据结果造成一定程度上的误差，因此技术人员可以在测量值较大的情况下以两次油色谱测量结果的差值为理论依据，再通过三比值法进行乙炔含量的判断，这样可以有效地提高乙炔含量测算结果的精确性，减少220kV变压器发生运行故障的概率。
220kV变压器油色谱超标原因分析及处理措施马志强
220kV变压器油色谱超标原因分析及处理措施马志强摘要：分析过量的氢的原因,总烃和乙炔在220千伏备用电压,并介绍了测试过程来处理异常的变压器、以及卸油检查、治疗变形金刚罩检查和缺陷,为处理类似问题提供参考变压器的操作。
关键词：启备变压器；绝缘油色谱分析；缺陷处理一、变压器油色谱超标原因分析油色谱试验结果三比值编码是202，根据三比值结果判断设备内部存在低能量放电。
特征组分气体乙炔含量严重超出注意值，总烃中乙炔和乙烯体积分数增长较为明显，氢气体积分数也有增长，但明显小于乙炔增长速率，综合分析，怀疑启备变内部可能存在火花放电。
判断导则比值C2H2/H2＞2认为是有载向本体油箱渗漏造成，此次试验C2H2/H2是0.70，不满足该判据。
鉴于其他特征气体增长相比乙炔不显著，C2H2/H2异常增长，且有载开关油室气体含量和切换次数和产生污染的方式（通过油或气）有关，C2H2/H2也不一定大于2，因此判断为有载开关渗漏可能性较大。
CO、CO2体积分数变化很小，分析认为启备变内部缺陷没有涉及固体绝缘，即故障点没有位于绕组绝缘内部。
启备变本体内部乙烯含量并不太高，基本排除电回路内部过热可能。
综上所述，启备变有载分接开关在切换过程中会产生火花放电，有载开关油室向本体渗漏可能性较大，造成2号启备变本体色谱出现异常。
二、变压器检查情况1、带电检测2号启备变历年带电测试未发现异常，11月22日对2号启备变进行了带电测试，高频局部放电未发现异常放电信号特征图谱，红外热像检测未发现明显过热点，铁心接地电流测试结果在1.5mA左右，远小于100mA的标准注意值，排除铁心多点接地可能。
2、停电试验及检查情况11月25日对有载开关进行了吊检，现场检查未发现接触不良及过渡电阻异常情况，将有载开关油室油全部放出，利用启备变本体与有载开关油室的压差进行检查，未发现启备变本体油向有载渗漏情况，将启备变本体油枕上方施加0.03MPa压力，未发现有载开关油室有渗漏情况，因此排除了有载开关油室渗漏导致启备变本体乙炔含量严重超标的可能。
一台220kV主变压器总烃超标故障的分析与处理
一台220kV主变压器总烃超标故障的分析与处理发表时间：2018-06-11T11:53:32.233Z 来源：《电力设备》2018年第3期作者：梁刚[导读] 摘要：本文介绍了一起220kV主变压器因铁芯绝缘油道跨越连接片连接不良、铁芯夹螺杆与垫圈接触不良引起局部过热，导致变压器油总烃超标的故障。
（广东电网有限责任公司佛山供电局广东佛山 528000）摘要：本文介绍了一起220kV主变压器因铁芯绝缘油道跨越连接片连接不良、铁芯夹螺杆与垫圈接触不良引起局部过热，导致变压器油总烃超标的故障。
通过三比值法确定主变内部故障的性质及故障部位，现场吊罩处理引起总烃超标的缺陷。
总结了大型变压器缺陷现场检查、分析判断的方法。
关键词:主变压器；总烃超标；局部过热；三比值法 0引言220kV主变压器的容量一般比较大，并且要求工作的可靠性高，一旦出现故障就会造成重大的损失。
油箱内的主变压器油主要起到绝缘、散热、灭弧的作用，当主变压器在内部出现潜伏性故障时，变压器油随着故障点温度的升高，依次裂解生成烷烃、烯烃、炔烃及其它气体，对变压器油中溶解气体的色谱的分析及采用三比值法可以提前发现隐患故障及定位故障点。
1故障提出1.1故障情况220kV某变电站#2主变压器额定容量为180/180/90MV A，型号为SFPSZ7-180000/220。
在2013年5月的油色谱预试中，发现油样中的总烃含量达到180.33μL/L，超过南方电网网预试规程设定的150μL/L注意值。
在随后3次跟踪油试验的测试结果显示，该主变油样的总烃含量依旧超过注意值。
最后一次的试验中，总烃含量已达251.1μL/L。
表1 主变压器油色谱跟踪试验值(μL/L)1.2故障检查与诊断1.2.1油色谱试验分析对上述主变压器油四次油色谱试验值采用三比值法计算得出“0 2 2”编码。
此编码表面主变内部存在局部高温过热情况，热点温度高于700℃。
依据油色谱的结果，通过分析对比，认为问题产生的原因有以下几种可能。
浅谈220kV变压器油样检测乙炔超标的分析与处理
浅谈 220kV变压器油样检测乙炔超标的分析与处理【摘要】：变压器在电力系统中承载着电能传输和配送的重要作用，变压器内部低能放电导致绝缘油析出乙炔等气体，影响变压器的正常运行，对电网构成威胁。
本文详细分析了变压器乙炔超标的原因，同时提出了发现乙炔超标后变压器运行中的注意事项及处理方法，从而保障变压器的安全稳定运行。
【关键词】变压器、乙炔、气体色谱分析、局部放电一、引言某风电场采用型号SZ11-100000/220kV有载调压变压器，变压器联接方式YN,d11，冷却方式为自然冷却。
针对该变压器短时运行后，通过油色谱分析发现乙炔含量超出标准要求，乙炔产生的速率明显提高，通过研究分析初步判断为变压器操作过电压产生低能放电析出乙炔等气体，造成变压器绝缘油逐渐恶化，通过变压器热油循环等方式解决以上问题。
二、故障情况概况某风场于2020年12月12日对1#220kV变压器进行倒送电，变压器经过5次冲击试验后运行正常，未发现声音、外观等明显异常。
根据规程规定12月13日对变压器进取油样行送检分析，发现油色谱异常，乙炔含量为5.8μL/L，超过了DL/T722《变压器油中溶解气体分析和判断导则》要求的乙炔注意值5μL/L，依据标准要求“若气体含量超过注意值但长期稳定，可在超过注意值的情况下运行”。
随后对变压器油进行间隔取样及安装在线局放监测仪对主变在线监测，12月14日至18日持续对变压器油样进行油色谱试验分析。
三、油色谱分析及乙炔超标原因分析（一）油色谱分析表1气相色谱取样送检数据表（单位μL/L）数据说明：以上变压器油样为投运前、投运后分别对油样进行送检，为保证数据的准确性，委托不同的检测单位进行对比分析。
表2：油色谱在线监测数据（单位μL/L）数据说明：截至目前，在线油色谱装置共采集数据16次，12月18日至12月21日乙炔含量范围为9.8-10.71μL/L，数值在误差范围内，基本稳定。
综上数据分析，按照《DLT 722-2014 变压器油中溶解气体分析和判断导则》中的“三比值法”进行计算编码为201或212，初步判断数据特征符合电火花放电故障特征。
一起220 kV 主变变压器油总烃超标的分析与处理
Science and Technology &Innovation ┃科技与创新·123·2018年第03期文章编号：2095－6835（2018）03－0123－03一起220kV 主变变压器油总烃超标的分析与处理邢涛1，杜宁宁2，赵晓波3（1.华电国际电力股份有限公司山东公司，山东济南250014；2.华电国际电力股份有限公司技术服务中心，山东济南250014；3.烟台汽车制造厂，山东莱阳265200）摘要：针对某电厂220kV 主变变压器绝缘油总烃超标进行分析，结合铁芯接地电流监测、电气预防性试验确定故障原因，采取措施消除故障。
关键词：主变变压器；色谱分析；总烃；铁芯接地中图分类号：TM407文献标识码：ADOI ：10.15913/ki.kjycx.2018.03.123变压器油是由烷烃、环烷烃和芳香烃等组成的结构复杂的液态烃类混合物。
当变压器内发生局部过热、放电等故障时，油中的烷烃、环烷烃和芳香烃等烃类混合物发生分解。
不同能量的过热、放电故障产生特征气体并伴有其他气体产生，根据产生的特征气体可以判断变压器内部发生的具体故障类型，不需要吊罩检查就可以初步分析故障，并采取处理措施。
发电厂通常将变压器油色谱分析作为监测变压器运行状态的一项定期工作开展。
本文结合一起220kV 主变变压器油总烃超标的案例进行变压器故障分析和处理，对提高变压器安全运行具有借鉴意义。
1事件经过某发电厂220k V 2号主变变压器原型号为SFP10-370000/220，1996年投运。
高压侧额定电压242±2×2.5%kV ，低压侧额定电压20kV ，油重33.9t 。
主变变压器自投运以来，运行状况良好，在变压器周期电气预防性试验及油样气相色谱分析中各项指标均合格。
2号主变变压器于2015年配合发电机增容改造，更换5组冷却器和潜油泵，修后进行油样化验、油耐压试验及电气试验，结果合格，增容后型号为SFP10-388000/220。
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第34卷 第10期2006年10月华东电力East China Electric PowerVol.34 No.10Oct. 2006220kV400M VA变压器总烃及乙炔超标分析处理倪 彪,朱青国(浙江东南发电股份公司,浙江杭州 310006)摘 要:叙述了对台州发电厂8号220k V、400MVA主变油总烃及乙炔超标现象的分析,详细介绍了放油检查、吊罩检查和缺陷处理的情况。
运用排除法查找故障原因,分析为过热所致,另外工艺螺钉也发现问题,认为排除法可以为今后老旧主变运行中类似问题的处理提供借鉴。
关键词:主变压器;绝缘油色谱分析;缺陷处理作者简介:倪 彪(19632),男,高级工程师,硕士,从事电气工程研究。
中图分类号:T M855 文献标识码:B 文章编号:100129529(2006)1020085203Ana lysis and trea t m en t of over2st andard am oun t of overa ll hydrocarbonand acetylene for220kV400M VA tran sfor m ersN I B iao,ZHU Q ing2guo(Zhejiang S outheast Electric Power Co.,L td.,Hangzhou310006,China)Abstract:The general situati on of the over2standard overall hydr ocarbon and acetylene of the220k V400MVA trans2f or mer in Taizhoiu Power Plant is analyzed,and the treat m ent p r ocess of oil draining,cover lifting,checking,andfault handling are p resented in detail.The exclusi on method was adop ted t o find out the fault causes,which p r ovides reference treat m ent for si m ilar p r oble m s of transfor mer operati on.Key words:main transf or mer;oil chr omat ographic analysis;fault treat m ent 浙江东南发电股份公司台州发电厂8号主变型号:SFP82400000/220,额定容量400MVA,冷却方式为强迫油循环风冷,保定变器厂制造,于1997年9月投运。
2003年3月31日8号主变预试时,测得高压侧C相套管介损超标,和套管油色谱、微水试验,发现C相套管乙炔含量为139.5μL/L,大大超过正常注意值,立刻着手套管更换,新套管更换前后高试、化学试验结果均合格,主变放油前后本体介损、泄漏电流、油耐压等试验结果均合格, 2003年4月7日更换高压侧C相套管后8号主变油色谱测试合格,总烃为2.3μL/L。
但在2003年6月27日8号主变油色谱异常,总烃达170.6μL/L,超过注意值150μL/L,引起厂部及相关部门重视,由于当时浙江缺电严重又是迎峰度夏期间,机组不可能仃运,只好进行色谱跟踪分析。
1 初步检查及分析1.1 初步检查(1)在2003年6月27日夜间利用红外线成像仪对主变高压套管、高低压侧升高座及冷却器潜油泵等处进行测温,未发现异常情况。
(2)通知运行部门尽量降低8号机组无功功率,观察其对主变总烃的影响,同时每小时对主变的顶层油温、线圈温度、环境温度以及机组有功、无功出力进行记录。
(3)主变铁芯接地引线在变压器顶部,用钳形电流表测量铁芯接地电流时干扰较大,读数不稳定,2003年7月2日,脱开主变铁芯接地线,串接一块mA表在其接回路中,测得铁芯接地电流为5mA正常。
(4)运行中1号油流继电器指示不稳定, 2003年7月2日更换1号潜油泵,启动后油泵及油流继电器工作正常。
(5)为确认潜油泵是否正常,自7月2日开始同时运行的5组潜油泵分别停运,保持4组运行,总烃上升趋势不变,潜油泵无问题。
1.2 检查结果分析通过逐步排除法和一个多月对色谱跟踪数据的气体组成成分计算分析,故障性质未发生变化,86(总960)华东电力2006,34(10)初步判断为过热性300℃～700℃故障,过热具体部位尚无法确定。
同时与浙江省中试所及制造厂天威保变电气有限公司保持联系,及时进行数据信息沟通,经分析认为:(1)8号主变油中总烃超过注意值的原因,是变压器内由漏磁场引起的环流,而且首要考虑排除高压套管穿缆碰铜管,因为同类变压器有先例。
(2)环流引起的烃类气体,产气现象有迟后性和间歇性的特点,变压器在连续运行中,烃类气体仍可能增加,但不会引起突发性的事故。
在运行中跟踪分析待原因进一步明朗化,并有停机检修机会时再行处理。
(3)间歇性产气是漏磁回路故障的明显特征。
这种故障的进一步发展可能产生乙炔。
此时金属出现局部熔蚀的迹象,产气量反而可能回落,甚至相对稳定。
(4)总烃逾1000μL/L,乙炔逾10μL/L,而主变照常运行的经验已有多例。
因此建议8号主变继续跟踪分析,监视运行。
待有停机机会时,再商定处理方案因为过热性故障很难查找。
2 放油检查及分析处理8号主变油总烃超标,通过上述初步检查和分析认为主要是由于主变的过热性缺陷引发,于是趁机组小修对主变进行放油检查处理,以消除主变的过热性缺陷。
(1)主变放油检查及处理2003年11月1日,停机前主变油总烃达283μL/L,主变停役后进行放油前电气试验(包括油介损),试验结束后放空变压器油,放油的同时充入氮气,并派专人值班监视氮气压力。
第2天,吊出高压侧3只套管,将3根高压引线拆除,检查引线时发现引线有散股现象。
其中C相引线屏蔽套上出口处,引线与屏蔽铜套有接触,且有2根铜线卡断,其中1根铜线局部变色比较明显,但整根引线无放电痕迹,外包的白布带只有一层且未缠紧,铜线裸露较多。
此外引线与线圈引出处连接部分接触良好,高压套管检查无异常。
对于处理前有疑问的低压侧引线连接处发热情况,仔细地进行了检查,低压侧套管与低压连线接触面未见异常。
进入本体检查,分接开关B、C 两相触头接触无异常(A相无法到达)其它可见部位均无异常。
拆开低压侧△接线,测量低压侧引线夹相间绝缘电阻及介质损耗,试验合格。
检查处理完毕后装复高压套管,恢复低压侧接线,变压器本体开始抽真空,真空度一直维持在100Pa以下,极限真空度在20Pa左右,保持24h 后真空注油。
注油前对变压器油进行了油耐压、色谱微水、油介损等试验,各项试验合格后注入本体。
11月5日做注油后电气试验,试验合格。
注油后静置48h主变投入运行。
(2)主变投运后油色谱情况8号主变复役后的,取样分析基本上每2天一次,总烃数据一直处于上升趋势中,11月21日后的总烃增长较快且近阶段有加速迹象。
处理后的41天时间里绝对产气速率为4.6mL/h,放油处理前的127天内绝对产气速率为1.5mL/h。
说明处理后产气速率远高于处理前,估计与残气释放有关。
用三比值法判断:从11月26日开始,三比值编码为:022,系高于700℃高温过热故障。
处理前编码基本介于021和022。
变压器油微水含量投运前为5.9mg/L,12月2日为5.9mg/L。
结合色谱中氢气含量,放油前后本体绝缘电阻及介损测试结果,可以排除设备进水受潮的可能性。
通过三比值编码法可以初步判断主变属过热性故障,与处理前故障性质一致。
三比值计算和电气试验及现场引出接线接头处的检查,可以排除分接开关、导电回路螺丝连接等部位接触不良的可能性,倾向于磁路存在问题。
同时铁芯绝缘电阻值较高,也可以排除铁芯稳定性多点接地的可能。
从目前看主变CO2与CO增长速度远小于总烃及其各组分,H2、C2H6含量相对不高,目前过热情况尚未涉及到固体绝缘。
(3)换油后总烃上升过快原因分析通过前一阶段色谱跟踪,对色谱数据进行分析比较,过热性缺陷在本次处理中未得到消除,说明缺陷继续存在,而已处理的穿缆碰铜管可能并非问题的关键所在。
如果故障点未消除,故障点与残留气体共同作用,总烃上升过快是难免的。
长期的运行情况和经过这次消缺检修,更可以相信故障点不在绕组和导电回路中,而更可能在铁心构件存在局部过热,而且产气的动态有间歇性。
因此采取如下措施:该变压器可照常运行,不必采取限负载措施;色谱跟踪分析周期延长为倪 彪,等 220k V400MVA变压器总烃及乙炔超标分析处理87(总961)7～10天1次;待故障进一步暴露,在有大修机会时,吊罩处理。
3 吊罩检查处理及分析由于2003年下半年以来用电紧张,该主变一直在总烃超标情况下运行,但在2004年9月后出现油色谱中乙炔含量达7.9μL/L,引起了高度重视,分析会议认为:通过色谱数据可以判断目前变压器内部暂无放电故障,没有必要马上停机,下阶段应加强运行监护,油色谱、微水还需继续跟踪。
8号机组于2005年1月6日中班停机中修,停机前总烃为141.6μL/L。
1月7日吊罩前试验,试验与上次数据相近,结果合格。
1月8日拆油管,9日吊出高压侧套管后检查穿缆外包白布套无异常,无铜缆外露现象,无碰铜管的现象及烧伤痕迹,各连接点无发热变色等现象。
1月11日吊罩后检查发现:高压侧C相上下铁轭拉板工艺螺钉、高压侧旁轭拉板上部工艺螺钉(A相侧)、低压侧旁轭拉板下工艺螺钉(上四牙有缺损)均有部分变色为红褐色,其本色应为黑色,分析为过热所致。
全部工艺螺钉拆下后,将铁轭夹板与其接触面上浅蓝色油漆刮掉,将其中11只螺钉更换为铜螺钉。
高压侧A相数第一条磁屏蔽绝缘电阻为0.03MΩ,拆下后发现其纸垫一处被焊疤磨破,现场加纸垫后绝缘电阻用1000 V兆欧表测量在1000MΩ以上,其余磁屏蔽用500V的兆欧表检查均正常,磁屏蔽条之间无发黑积炭的过热现象。
本体油箱内壁及内部油管、夹件表面有黑色污渍,分析为铁芯上黑色绝缘漆脱落所致。
低压侧接线排及螺丝等无发热、变色现象;高压侧C相分接开关转动机构生锈,现场加油后转动略有卡涩;高压侧分接开关动静触头接触良好,无过热现象;分接引线与分接开关静触头的焊接良好,无过热现象;铁芯接地线外包绝缘层无损伤及过热现象,用5000V的兆欧表检查铁芯对地绝缘电阻为7000MΩ,无放电声;夹件与拉板的螺钉无松动;拉带绝缘电阻均正常;围屏及扎带无破损;低压引线支架绝缘电阻各相间及地均为30000MΩ。
罩扣回后,抽真空至30Pa,保持9h后,氮气破真空。