大连电厂#3主变检修总结报告.docx
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大连电厂#3主变检修总结报告
华能大连电厂
#3主变检修总结报告
2008年10月27日
批准
复核
会签
初审
编写
魏强
2008年10月27日
华能大连电厂#3主变检修总结报告
变压器概述：
华能大连电厂#3主变的变压器型式为强油、强风、户外、三相双绕组升压变压器，型号：
TCA64，额定容量：
418MVA（变压器温升55℃）、445MVA（变压器温升60℃），额定电压：
220/20KV，高压侧绝缘等级：
950KV，高压侧中性点绝缘等级：
450KV，低压侧绝缘等级：
150KV，制造商：
ABB集团瑞典大型变压器厂。
变压器油型号：
NYTRO10X（添加抗氧化剂）。
#3主变1997年出厂，1998年10月12日16时22分第一次并网，11月18日7时38分通过168试运，投入运行。
1998年8月22日，#3主变冲击试验时，发生220KVB相接地，故障点在#3主变刀闸与2203开关上口之间，当时通过外观检查和常规电气试验未发现#3主变异常。
一、#3主变历年来发生过的主要缺陷及处理情况介绍
1．1第一次
#3主变在线连续监视变压器油溶解气体监视器显示，#3主变变压器油的总烃量从2002年10月份开始突然升高。
10月28日，人工取样化验得出相同的结果。
2003年3月18日达到148PPM，接近150PPM的注意值，2003年4月16日取样分析时是160PPM，超过150PPM的注意值，直到2004年3月份，#3机中修前一直维持在高位。
其变化趋势如下图所示：
图1、华能大连电厂#3主变变压器油总烃量变化趋势图
2004年4月，#3机组检修期间，测量#3主变低压侧绕组的直流电阻，三相互差为：
10.96%，不合格（标准为三相互差不超过2%）。
根据此试验结果可以判定低压回路中有局部松动现象。
通过检查发现低压侧绕组与低压套管的连接端子松动，并有局部发热迹象。
重新连接后试验合格，恢复运行。
1．2第二次
#3主变变压器油的总烃量在2005年11月23日取样分析时，是64.5PPM，比较正常。
按《规程》半年后，于2006年7月7日取样分析时，是248.7PPM，超过150PPM的注意值，从此，总烃量数值持续上升，直到2006年10月18日，机组检修前的最后一次取样，最大数值504.1PPM。
表1、华能大连电厂#3主变变压器油总烃量分析表
取样时间
负荷
（MW）
氢H2
（µl/L）
甲烷CH4
（µl/L）
乙烷C2H6
（µl/L）
乙烯C2H4
（µl/L）
乙炔C2H2
（µl/L）
烃总和∑CH
（µl/L）
一氧化碳CO
（µl/L）
二氧化碳CO2
（µl/L）
2005.11.23（9：
30）
300
3.6
26.8
17.1
20.6
0
64.5
144.9
2224.0
2006．7．7
（14：
00）
350
6.2
69.6
53.8
125.3
0
248.7
105.1
2304.7
2006.7.17
（8：
30）
350
52.3
195.1
70.6
209.8
0
475.5
497.7
3404.4
2006.7.28
8：
20
350
56.2
174.4
70.0
192.3
0
436.7
480.4
3105.4
2006/8/24
8;20（晴）
350
50.1
181.3
53.6
210.4
0
445.3
557.3
3343.0
2006/9/19
15;30（晴）
350
35.7
208.3
79.1
216.7
0
504.1
401.9
3481.3
2006/10/18
15;30
350
35.2
202.4
70.2
210.5
0
483.1
496.0
3546.0
2006年10月28日~11月15日，在重庆ABB变压器有限公司派出的专家指导下，#3主变压器放油，进入变压器内部进行全面检查，检查和处理情况的如下：
A.2006年10月31日，晴天，环境温度18℃，相对湿度50－60％。
下午进入主体内部，首先，检查高压侧的所有引线连接部位的紧固件和上下铁轭内外拉板螺杆的紧固情况；并检查有无过热和碳化痕迹；同时检查无载分接开关上所有分接联线的紧固件是否出现松动和过热碳化痕迹，经检查上述情况均良好，也无异常情况出现。
B.2006年11月1日，晴天，环境温度8－18℃，相对湿度55－65％。
上午进入箱体内部，首先，检查低压侧所有裸露部分的低压引线铜排的紧固件和上下铁扼内外拉板螺杆的紧固情况；以及有无过热和碳化痕迹；而裸露部分低压引线铜排的紧固件和上下铁轭内外拉板螺杆的紧固情况良好，也无过热和碳化痕迹。
下午进入主体内部，检查低压侧a-b和b－c之间的低压引线铜排上包扎的3mm绝缘皱纹纸外层有发黄现象，剥开内层的绝缘皱纹纸有炭化和变脆情况，在铜排的连接处的螺栓周遍碳化痕迹非常明显，其原因系低压引线铜排表面过热严重造成，经分析认为：
a．低压侧a-b和b-c之间为漏磁通集中区域，易引起这一区域之内的低压引线铜排损耗过高，产生较高的发热情况；
b．低压引线铜排包的绝缘皱纹纸过厚（最厚达3mm），不利于低压引线铜排的散热；
c．冷却器由于渗油在翅管上积灰、积垢太厚影响冷却器的散热效果（此次，华能大连电厂已对冷却器进行了改造，它对冷却器的冷却功率会有保证。
通过此次的处理和对冷却器的改造，应有较好的效果）。
针对以上所发现的问题，现场专家及时地向重庆ABB变压器有限公司有关领导进行了汇报，并决定按以下要求进行一些处理（也得到瑞典ABB的认可）：
◆剥掉过热低压引线铜排上包扎的绝缘皱纹纸；
◆清洁和处理掉过热低压引线铜排表面上的炭化层；
◆由于低压侧电压低（20kV）绝缘要求不高,因此，在绝缘距离满足设计要求的情况下不再包或少包绝缘皱纹纸；
◆低压引线铜排按上述要求处理结束后，恢复低压引线铜排上的紧固件连接，然后将变压器内部清洁处理干净；
◆按ABB有关工艺要求，对主体内部进行全真空处理和全真空注油及热油循环和静放处理，并对该排气的部位进行排气处理，在恢复运行前同样应对该排气的部位再次进行放气。
C．2006年11月2日，晴天，环境温度6－15℃，相对湿度40－55％。
全天进入主体内部继续将低压侧a-b和b-c之间的低压引线铜排上包扎的3mm绝缘皱纹纸剥掉。
D．2006年11月3日,晴天有雾,环境温度5－18℃,相对湿度88－85％。
全天进入主体内部继续将低压侧a-b和b-c之间的低压引线铜排上包扎的3mm绝缘皱纹纸剥掉,并将低压引线铜排上的碳化物去掉，最后做主体内部清洁和检查有无遗留物（包括：
工具和废废弃物等）。
16：
20结束内部的处理工作。
作铁心对夹件和油箱的绝缘电阻试验（实测：
铁心对夹件和油箱的绝缘电阻均大于10000兆欧，无多点接地情况）和高低压直流电阻试验；
E．按ABB有关工艺要求，对主体内部进行全真空处理、全真空注油、热油循环和静放处理，并对该排气的部位进行排气处理，在恢复运行前同样应对该排气的部位再次进行排气。
2006年11月15日变压器投入运行。
二、#3主变压器本次检修前的状况
#3主变变压器油的总烃量在2007年4月17日取样分析时，是143.8PPM，接近150PPM的注意值。
于2007年5月9日取样分析时，是159.1PPM，超过150PPM的注意值，从此，总烃量数值持续上升，直到2008年8月21日，机组检修前的最后一次取样，最大数值2146.8PPM。
期间历次取样分析值如表2：
表2、华能大连电厂#3主变变压器油总烃量分析表
取样时间
负荷
（MW）
氢H2
（µl/L）
甲烷CH4
（µl/L）
乙烷C2H6
（µl/L）
乙烯C2H4
（µl/L）
乙炔C2H2
（µl/L）
烃总和∑CH
（µl/L）
一氧化碳CO
（µl/L）
二氧化碳CO2
（µl/L）
2007/4/17
6.6
58.1
31.7
54.0
0.0
143.8
51.7
926.3
2007/5/9
4.6
63.4
34.0
61.7
0.0
159.1
46.0
818.0
2007/5/15
3.69
65.8
38.0
67.1
0.0
170.9
32.2
706.0
2007/5/30
8.7
75.6
46.2
85.0
0.0
206.8
53.4
1189.3
2007/6/18
8.4
78.2
50.2
88.7
0.0
217.1
29.8
1040.5
2007/7/19
12.8
96.2
57.8
98.5
0.0
252.5
49.8
1303.8
2007/8/14
8.7
98.1
55.9
108.3
0.0
262.3
57.7
1543.6
2007/9/13
13.4
108.5
62.4
116.8
0.0
287.7
79.6
1506.8
2007/10/16
32.4
174.0
85.9
149.2
0.0
409.1
102.7
1652.7
2007/11/7
30.9
187.6
92.5
163.6
0.0
443.7
94.8
1637.0
2007/12/25
20.8
203.6
109.2
193.0
0.0
505.8
66.4
1768.9
2008/01/03
24.3
200.7
112.4
199.6
0.0
512.7
52.9
1722.4
2008/01/16
21.4
205.6
117.3
209.2
0.0
532.1
68.2
1739.4
2008/01/30
17.6
207.8
119.3
215.1
0.0
542.5
63.4
1789.3
2008/02/22
19.2
208.2
121.2
217.3
0.0
546.7
72.5
1806.2
2008/02/27
21.1
210.4
125.8
220.3
0.0
556.5
94.7
1703.8
2008/03/03
19.3
208.5
127.3
223.0
0.0
558.8
85.6
1805.5
2008/03/13
17.7
208.7
129.4
224.2
0.0
562.3
79.3
1741.2
2008/03/21
27.7
216.8
132.0
230.7
0.0
579.5
179.4
1609.6
2008/04/3
25.0
221.3
138.5
235.2
0.0
595.4
106.2
1508.7
2008/04/22
21.8
235.2
156.9
254.6
0.0
646.7
92.3
1426.5
2008/05/04
23.4
238.9
158.2
260.2
0.0
657.3
88.0
1494.1
2008/05/21
22.3
280.7
174.5
324.8
0.0
780.0
131.1
1593.8
2008/5/28
22.0
248.8
169.8
270.2
0.0
688.0
116.5
1538.9
2008/6/11
15.3
281.7
210.3
355.9
0.0
847.9
69.4
1409.6
2008/06/26
18.2
288.7
223.4
372.8
0.0
884.9
60.8
1506.2
2008/07/03
19.0
292.3
227.6
380.6
0.0
900.5
63.8
1522.7
2008/07/10
20.5
316.7
231.0
400.5
0.0
948.2
86.3
1659.3
2008/07/17
13.2
315.9
226.0
386.2
0.0
928.1
65.6
1622.6
2008/07/25
30.8
330.4
242.8
435.9
0.0
1010.1
92.4
1743.2
2008/8/19
87.8
794.6
301.7
446.0
0.0
1542.3
178.7
1605.1
2008/08/21
100.9
1081.2
397.9
667.7
0.0
2146.8
169.8
1769.1
表3、华能大连电厂#3主变电缆箱变压器油总烃量分析表
位置
负荷（MW）
氢H2（µl/L）
甲烷CH4（µl/L）
乙烷C2H6（µl/L）
乙烯C2H4（µl/L）
乙炔C2H2（µl/L）
烃总和∑CH（µl/L）
一氧化碳CO（µl/L）
二氧化碳CO2（µl/L）
套管A相
35.8
255.5
115.6
211.4
0.0
582.5
77.9
1067.9
套管B相
16.6
270.0
116.7
217.2
0.0
603.9
79.9
1024.7
套管C相
14.3
308
124.2
237.5
13.2
682.9
93.2
1086.5
主变滤油
0.2
2.1
4.4
4.3
0.0
10.8
0.6
163.9
表4、华能大连电厂#3主变主油箱电缆箱变压器油试验数据表
电阻率
耐压KV
介损
水份mg/kg
主油箱
5.45×1011
61.1KV
0.139％
17.59
套管A相电缆箱
3.16×1011
60.3
0.176％
15.59
套管B相电缆箱
5.09×1011
61.2
0.133％
23.22
套管C相电缆箱
4.81×1011
62.4
0.159％
16.39
三、检修过程及处理建议
1、检查过程
2008年8月29日，#3机组大修。
#3主变排油前做铁芯绝缘试验、变压器油耐压试验、变压器低压绕组直流电阻测量和变压器高压绕组直流电阻测量，试验结果均正常。
9月3日，#3主变排油。
9月4日~9月5日，为了彻底解决3主变变压器油中总烃量持续升高这一困扰电气专业几年的技术难题，请辽宁电科院的变压器专家和重庆ABB变压器有限公司工程师进入变压器内部进行全面检查，查找#3主变变压器油中总烃量持续升高的原因，具体检查的情况如下：
A、2008年9月4日，多云，环境温度20~26℃，相对湿度50－80％。
电科院的变压器专家进入箱体内部。
检查高压侧的所有引线连接部位的紧固件，确认所有紧固件无松动，无过热和碳化痕迹。
检查低压侧所有裸露部分的低压引线铜排的紧固件，确认所有紧固件无松动，发现部分缠绕波纹纸的低压引线铜排仍有局部发黑碳化现象，怀疑其发黑的原因仍似低压引线铜排表面过热造成，但本次未做处理（前次是剥掉波纹纸）。
检查高压侧上下铁轭内外拉板螺栓的紧固情况，上夹件25个，下夹件25个，确认所有拉板螺栓无松动；检查高压侧上下铁芯夹件的绝缘垫块，确认无过热和碳化痕迹，但有1个绝缘垫块可以转动。
检查低压侧上下铁轭内外拉板螺栓的紧固情况，上夹件25个，下夹件25个，确认所有拉板螺栓无松动；检查低压侧上下铁芯夹件的绝缘垫块，确认无过热和碳化痕迹，但有2个绝缘垫块可以转动。
检查铁芯芯柱夹紧螺栓的紧固情况，共计44个，确认所有夹紧螺栓无松动；检查夹紧拉板的绝缘垫块，确认无过热和碳化痕迹。
检查主垫脚螺栓的紧固情况，确认所有螺栓无松动；检查主垫脚的绝缘垫块，确认无过热和碳化痕迹。
打开铁芯和夹件的接地导线，检查接地线无异常，测量铁芯对夹件、铁芯对箱体、夹件对箱体、芯柱对地坪的绝缘电阻，测量各个紧固螺栓对铁芯及对箱体的绝缘电阻，均正常。
外观检查铁芯油道，油道通透无异物；未找到油道级间接地线，无法打开连接点测油道层间绝缘。
全面检查无载分接开关，各个接点、各段引线全部检查，未见异常。
对各相绕组及线圈出头的外包绝缘进行外观检查，未见异常，但感觉在C相绕组周围有焦煳味道。
B、2008年9月5日，多云转阴，环境温度20~25℃，相对湿度60－90％。
电科院的变压器专家进入箱体内部继续检查。
进一步检查铁芯，重点排查下铁扼，在铁芯层间未发现金属碎屑和铁磁性杂物；但在箱底有一些金属碎屑和铁磁性杂物。
进一步检查高低压侧各绕组及其引出线，发现C相低压绕组线圈出头线在集中缠绕瓦楞纸之处的下部有明显变色过热的迹象，用手触及后手上有明显焦煳味道，怀疑C相绕组或线圈出头线存在过热点。
用1000V兆欧表，测疑似过热点的绝缘电阻，接近无穷大。
仔细检查A、B相，不存在此现象。
C、2008年9月9日，重庆ABB变压器有限公司工程师进入箱体内部检查。
对围屏之外的所有结构件排查一遍，未发现异常。
确认高压引线及调压线对箱壁的安全距离无问题。
检查后认为C相低压绕组线圈出头线部位绝缘无问题，不存在过热现象。
认为低压汇流铜排腐蚀严重（铜排上遍布蚀坑，有的深达2mm以上），产生的大量硫化铜（我厂所用尼纳斯变压器油中含硫量较高）对绝缘有影响，大颗粒的硫化铜还容易造成屏间短路。
建议剥掉低压汇流铜排上沉积硫化铜较多的绝缘纸。
D、2008年9月10日，重庆ABB变压器有限公司工程师继续进入箱体内部检查，对目测所及的电回路连接点全部排查一遍。
打开高压引线均压环，重点检查均压线的连接螺栓是否松动，确认是好的。
进入含有乙炔的C相接线箱全面检查，发现均压帽紧固螺栓松动，均压帽和连接导线均压杆之间有间隙，有放电的痕迹，认为是产生乙炔的主要原因，但能量较小，不会对主油箱产生影响。
其它未发现异常。
经过电科院的变压器专家和重庆ABB变压器有限公司工程师的两次全面检查，在目力所及范围内未发现明显发热点，对于处在围屏内部的芯柱和线圈无法进行外观检查，两方专家都建议做局放试验来确定围屏内是否有故障。
2利用变压器油色谱分析报告判断#3主变压器故障情况
2.1变压器油和固体绝缘材料产生的气体
变压器油和固体绝缘材料在电或热的作用下分解产生的各种气体中，对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢、一氧化碳、二氧化碳。
正常运行的老化过程产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳。
在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。
在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷。
随着故障温度的升高，乙烯和乙烷逐渐成为主要特征。
在温度高于1000℃时，例如在电弧弧道温度（3000℃以上）的作用下，油裂解产生的气体中含有较多的乙炔。
在#3主变的所有分析中都没有乙炔检出，说明#3主变不存在高于1000℃的故障。
2.2变压器油中溶解气体的注意值
2.2.1运行中的变压器
表3变压器油中溶解气体含量的注意值
设备
气体组分
含量ppm
变压器
总烃
乙炔
氢
150
5
150
运行中变压器内部油中气体含量超过表3所列数值时，应引起注意。
以2008年8月21日取样分析为例，总烃含量2146.8ppm，氢气含量100.9ppm，乙炔含量0.0ppm。
只有总烃含量一项超过了150.0ppm的注意值。
仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性做出正确判断的，必须考察故障的发展趋势，也就是故障点（如果存在的话）的产气速率。
产气速率是与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况直接有关的。
计算绝对产气速率和相对产气速率并与注意值比较：
a.变压器总烃产气速率的注意值如表4所示。
表4产气速率的注意值（mL/d）
设备型式
开放式
隔膜式
总烃
6
12
乙炔
0.1
0.2
氢气
5
10
一氧化碳
50
100
二氧化碳
100
200
以2008年8月19日和2008年8月21日两次取样分析为例计算出的绝对产气速率约为：
363.36mL/d
#3主变在此时间段内的绝对产气速率远大于12mL/d的注意值。
b.相对产气速率可以用来判断充油电气设备内部状况，总烃的相对产气速率大于10%时应引起注意。
以2008年8月19日和2008年8月21日两次取样分析为例计算相对产气速率为：
392%/月
#3主变在此时间段内的相对产气速率远大于10%的注意值。
从产气速率快速增大的趋势来判断，故障点正快速扩大。
2.3根据一氧化碳含量进行判断
对开放式变压器一氧化碳含量一般在300ppm以下。
如总烃含量超出正常范围，而一氧化碳含量超过300ppm，应考虑有涉及到固体绝缘过热的可能性。
若一氧化碳含量虽然超过300ppm，但总烃含量在正常范围，一般可认为是正常的；对某些有双饼式线圈带附加外包绝缘的变压器，当一氧化碳含量超过300ppm时，即使总烃含量正常，也可能有固体绝缘过热故障。
以2008年8月21日取样分析为例，#3主变油色谱分析中一氧化碳含量为169.8ppm，总烃含量2146.8ppm。
总烃含量超出正常范围，一氧化碳含量不超过300ppm，依据上述的判据，判断#3主变内部固体绝缘材料过热的可能性较小。
2.4用三比值法判断故障的性质
在变压器油分析判断导则中推荐采用三比值法（五种特征气体的三对比值）作为判断变压器或电抗器等充油电气设备故障性质的主要方法。
三对比值以不同的编码表示。
三比值法的编码规则和判断方法分别见表5和表6。
表5三比值法的编码规则
特征气体的比值
比值范围编码
说明
＜0.1
0
1
0
例如：
时，编码为1；
0.1～1
1
0
0
时，编码为2；
1～3
1
2
1
时，编码为1
＞3
2
2
2
表6判断故障性质的三比值法
序号
故障性质
比值范围编码
典型例子
1
150～300℃低温范围的过热故障
0
2
0
分解开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁芯漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁芯多点接地等。
2
300～700℃中等温度范围的热故障
0
2
1
3
高于700℃高温范围的热故障
0
2
2
以2008年8月21日取样分析为例，计算#3主变油中特征气体的比值，并应用三比值法进行故障判断：
C2H2/C2H4=0/1081.2=0由表-4知此比值编码为0
CH4/H2=1081.2/100.9≈10.7由表-4知此比值编码为2
C2H4/C2H6=667.7/397.9≈1.68由表-4知此比值编码为1
根据表-6判断#3主变存在300~700℃中等温度范围的热故障。
3．综合结论
综合上面的
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