浅谈碗米坡水电厂2#主变压器乙炔含量超标分析与处理.docx
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浅谈碗米坡水电厂2#主变压器乙炔含量超标分析与处理
浅谈碗米坡水电厂2#主变压器乙炔含量超标
原因分析及处理
周巧宁、胡刚
摘要：
本文介绍了碗米坡水电厂2＃主变乙炔超标产生的原因、分析、处理方法及过程。
为类似的变压器故障处理提供可借鉴的经验。
关键词：
变压器均压球乙炔含量绝缘油
一、设备概况
碗米坡电厂主变压器由沈阳变压器厂生产，型号为SSP9-100000/220
名称
参数
额定容量（MVA）
100
额定电压（KV）
高压Ⅰ254.10Ⅱ248.05Ⅲ242Ⅳ235.95Ⅴ229.90
低压13.8中性点110
额定电流（A）
高压Ⅰ227.2Ⅱ232.8Ⅲ238.5Ⅳ244.7Ⅴ251.13
空载损耗（KW）
56.8
阻抗电压
14%
空载电流
0.9%
接线组别
YnD11
中性点接线方式
经隔离开关不定接地
绝缘等级
F
冷却方式
强迫油循环水冷却
二、主变存在的现象
2#主变自2004年投运以来，运行情况良好。
2010年7月12日对2＃主变油样进行季度例行色谱分析时，发现绝缘油乙炔含量从2010年4月30日试验时的1.23μL/L增长至84.03μL/L（注意值为5μL/L），总烃含量从35.11μL/L增至183.76μL/L（注意值150μL/L），均超注意值，其它气体含量也有不同程
度增长。
三、原因分析
2005年3#主变曾出现乙炔等气体含量超标的情况，对3#主变进行开盖检查，发现3#主变高压侧C相均压球脱落，后对C相均压球进行更换；
通过各项数据的分析，技术人员初步认定2#主变气体含量超标，可能为均压球脱落瞬间，均压球与高压引线间产生高能放电，导致主变绝缘油分解，从而产生大量气体。
因此决定对2＃主变内部进行一次彻底检查。
四、主变内部检查流程图
主变软连接拆除
6小时
变压器试验
6小时
变压器排油
8小时
变压器内部检查及故障处理
12小时
绝缘油脱气处理
32小时
关闭人孔门
2小时
变压器本体抽真空
18小时
变压器静置
48小时
检修后试验
6小时
变压器真空注油
18小时
脚手架拆除、恢复软连接
4小时
变压器补油
5小时
带主变零启升压试验
4小时
变压器热油循环
72小时
4.1、2#主变压器内部检查前试验：
（1）试验项目：
a、绕组及套管末屏绝缘电阻，吸收比，极化系数试验；
b、绕组直流电阻测试；
c、绕组及套管介损与电容量测试；
d、绕组（低压侧）直流耐压及泄漏电流测试；
e、铁芯及夹件绝缘电阻；
g、绝缘油色谱分析及简化试验；
h、主变空载试验（视情况再定是否进行）。
（2）、试验具备条件：
a、应将主变高、低压侧连接线解开，主变检修清扫完毕；b、主变油温不得高于50℃；
4.2主变压器排油及脱气
（1）、碗米坡水电厂主变压器中绝缘油约为40吨，按照标准计算排油时间应控制在6小时以上。
（2）、排油前应打开储油柜顶部的放气塞，并取下主变压器的空气呼吸器。
（3）、排油的过程中注意观察主变油位变化，及时打开排气孔补气；
（4）、应采用高精度真空滤油机进行排油，在排油的过程中可兼顾到绝缘油脱气。
排净主变内部绝缘油后还应对绝缘油进行热油循环脱气处理，油温控制在65℃±5℃，并在注油前取油样进行绝缘油常规试验和油色谱分析。
4.3、主变压器开盖及内部检查条件：
检查工作应在天气晴朗、无尘，相对湿度在75%以下的环境中进行。
器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：
a、空气相对湿度≤65%时不超过16h（向油箱中吹入干燥空气时）或不超过12h（吊检或不吹入干燥空气时）；
b、空气相对湿度≤75%时不超过12h（向油箱中吹入干燥空气时）或不超过10h（吊检或不吹入干燥空气时）；
检查人员穿专用的检修工作服和鞋（最好选用防尘服），戴清洁手套进入主变压器器身内部进行检查。
进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，并且检查时间不宜过长，防止工作人员窒息。
4.4主变压器内部缺陷处理
在对主变内部进行检查时，发现2#主变压器高压侧A相均压球脱落。
（1）碗米坡水电厂主变压器均压球现状
目前电厂主变压器高压套管的均压球固定方式为：
均压球通过与套管上的连接端盖以螺纹配合方式固定在高压套管引线外侧，底部用一个锁定片固定在高压套管连接端盖上，以防止均压球从高压套管连接端盖上脱落，并且锁定片只是用螺栓固定在高压套管连接端盖上，并没有通过螺栓固定均压球。
由于高压套管引线外侧的螺纹向上没有止口，使得均压球只是单边锁定。
如果均压球受电场力等原因发生振动，将使均压球产生向上的运动，将直接导致均压球底部的锁定片松动，从而使得均压球位置发生改变甚至脱落。
现有结构如图1、图2：
图1 高压套管连接端盖图
图2 均压球与高压套管连接端盖固定仰视图
（2）、均压球固定方式改良工艺说明
目前要使均压球不致在外力作用下移位或松动，必须将其与高压套管固定，不致使其旋转，同时必须对固定锁锭片的螺丝进行锁定，使其不致松动。
改进方式为：
由原单螺栓加厚垫压紧方式改为双六方头螺杆加锁定连片的方式，并在一个均压环上使用两组对称锁定，如图3。
图3 均压球与高压套管连接端盖改进
锁定详图解释：
上图红线为双螺杆锁定连片，黑线六方头螺栓锁定包角位置。
固定用螺杆为不锈钢，连接片为3mm厚紫铜，螺杆锁定片为1mm厚紫铜。
4.5主变压器抽真空
抽真空条件：
（1）、打开各附件、组件连通本体的所有阀门，使储油柜和瓦斯继电器以外的所有附件（包括冷却器）连同本体抽真空。
（2）、抽真空应在无雨和无雾，湿度不大于75%的天气进行；抽真空前先对真空泵的管路进行泄漏检测，无泄漏后以均匀的速度抽真空。
（3）、真空残压达到133Pa及以下时且抽真空保持8小时后停止抽真空，记录半小时或1小时之内的真空度下跌数据（每2分钟测一次），将所录取的数值在真空泄漏表格上绘成曲线，再按该曲线的斜率趋势画一直线（即曲线上、下各点的平均值的直线），直线与t=0的垂线交点，认为是绝缘件含水量反映出的水蒸气压力，根据此压力与器身温度由Piper曲线查得绝缘含水量。
一般规定每小时漏泄率不得大于30Pa/h。
若在抽真空过程中，真空度上升缓慢或泄漏率大于34pa/h，说明有泄漏情况，应检查有关管路和变压器上各组件安装部位的密封处，若发现渗漏要及时处理，检查渗漏位置的参考方法如下：
a、详细倾听联结处是否有吱吱进气声音，有声音处即渗漏部位。
b、将蚊香点燃，使其烟沿安装的可疑部位移动，检查上部时用板状物将烟挡住使之不离开检查部位。
当发现烟被吸向里倾斜时，此位置即渗漏处（用此方法时请注意防水、防火）。
4.6主变压器注油条件
（1）、真空泄漏率小于30Pa/h打开2Y82阀，启动真空滤油机向变压器油箱内注油（一般抽空时间=1/3～1/2暴露空气时间）；
（2）、绝缘油色谱分析及简化试验数据合格；
（3）、注油温度宜略高于器身温度，注油速度约（3～5）t/h。
注油后置油面应距油箱顶盖约200mm处，即绝缘油应淹没铁心。
注油后需继续抽真空，并保持4小时。
4.7主变压器补油
真空注油达到要求后，应取下瓦斯继电器油箱侧法兰上的封板，并打开主导气管瓦斯继电器两端的阀门，确认储油柜内胶囊与大气相通，打开储油柜的放气塞，继续对主变压器注油。
补油时要将油流速控制在2000L/h～2500L/h为宜，补油位置应参考主变本体上油温与油面曲线对照曲线图。
再从空气呼吸器的管路处对储油柜胶囊补充氮气，直至储油柜顶部的放气塞有油溢出为止。
4.8、2#主变压器热油循环和静置
如果绝缘油暴露时间比较长，或注油后油样耐压、含水等指标不合格，则应进行热油循环。
油从变压器放油阀经真空滤油机将油加热到55～65℃，极短时间可加热到65～70℃。
每4h开启一组冷却器（打开冷却器上下阀门和开启潜油泵）运行10min，进行热油循环。
热循环时，油箱中油温度维持在（60～70）℃，循环时间要同时不少于下述两条规定：
a）72h
b）3倍变压器总油量／通过滤油机的每小时油量（h）
取油样样化验，应达到如下标准，否则仍应继续热油循环直到满足标准为止：
耐压：
≥50kV（标准油杯试验）；
含水量：
≤15ppm；
含气量：
≤1.5％；
tgδ（90℃）：
≤0.5％。
其它性能符合有关标准。
主变绝缘油静置后绝缘油试验结果
设备名称
碗米坡电厂2#主变
试验原因
投运前试验
采样日期
2010.8.11
试验日期
2010.8.11
执行标准GB/T运行中变压器油质
项目
标准值
测量值
是否合格
外状
透明、无杂质或悬浮
透明
合格
PH值
≥4.2
5.5
合格
酸值mgKOH/g
≤0.1
0.012
合格
闭口闪点（℃）
≥135
148
合格
水分mg/kg
≤15
9
合格
界面张力（25℃）mN/m
≥19
44
合格
介损tgδ（90℃）
≤0.010
0.00058
合格
击穿电压KV
≥40
62
合格
体积电阻率（90℃）Ω.m
≥6x10的10次方
1.8x10∧12
合格
4.9、2#主变压器检查完毕后试验
完成变压器静置后对变压器进行如下试验：
1、绝缘油常规试验和油色谱分析。
2、绕组直流电阻（现运行分接头位置）。
3、绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数。
4、铁芯及夹件绝缘电阻。
5、绕组连同套管的泄漏电流。
6、绕组连同套管的tgδ。
7、局放试验。
（中试院负责）
在电场作用下，变压器绝缘系统中绝缘性能薄弱的地方会被激发而出现局部放电现象，所以变压器局部放电测量成了变压器试验的重要项目。
测量变压器局部放电水平，是评定变压器绝缘性能的有效方法，也是考核变压器能否在工作电压下长期安全运行的检验方法。
局部放电电气检测的基本原理是在一定的电压下测定试品绝缘结构中局部放电所产生的高频电流脉冲。
现场试验一般在下面3种情况下，需要进行局部放电试验：
a.新安装投运时。
b.返厂修理或现场大修后。
c.运行中必要时。
4.10变压器运行前的检查内容包括：
（1）变压器油枕及冷却器阀门均应打开，再次排放空气，使其完全充满变压器油，检查应无渗漏。
进行各升高座的放气，气体继电器内应无残余气体。
（2）套管整洁，油位正常，接地良好。
（3）分接开关置于运行要求的档位。
（4）变压器引出线接线良好。
（5）事故排油管畅通，变压器油池内石子铺设完好。
（6）二次接线正确，保护按整定值整定好。
（7）变压器全部的电气试验应完成。
（8）变压器上应无遗留物。
（9）检查冷却系统，试运行正常。
应启动全部油泵（并测量油泵的负载电流），进行较长时间的循环后，多次排除残余气体。
（10）吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；
（11）温度计指示正确，整定值符合要求。
五、主变零启升压试验
2#发电机带主变压器做零启升压试验。
试验合格后，变压器投入运行。
六、2#主变压器运行后的监测
2#主变压器投入运行后，按照新投运变压器的要求进行绝缘油色谱分析试验。
若试验数据合格，则改为每季度进行一次绝缘油色谱分析试验。
近期绝缘油色谱分析跟踪数据
日期
H2
CO
CO2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
ΣRH
结论
20100814
0.3
6
112
0.2
0
0
0.68
0.88
合格
20100815
1.18
6
246
1.19
0
0
0.6
1.79
合格
20100818
0.9
17
344
0.76
0
0.27
1.58
2.61
合格
20100819
0.98
17
393
0.81
0
0.73
1.77
3.31
合格
20100820
0.98
13
408
0.89
0
0.72
2.09
3.7
合格
20100821
0.97
21
439
0.89
0.84
0.66
2.13
4.52
合格
20100822
0.88
23
474
0.85
0
0.21
2.32
3.38
合格
20100823
1.04
21
539
0.88
0.39
0.21
2.58
4.06
合格
20100824
1.1
19
610
0.97
0
0.42
2.85
4.24
合格
20100825
1.23
23
627
1.16
0.37
0.25
3.2
4.98
合格
结束语：
绝缘油色谱分析数据是碗米坡2＃主变查找问题的关键。
通过对2＃主变压器均压环固定部位的改造，成功避免均压环在外力因素下脱落，为主变压器安全运行创造良好条件，为类似的变压器故障处理提供可借鉴的经验。
参考文献：
《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（GB/T7252-2001）、《电力变压器检修导则》DL/T573—95
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