大型变压器油色谱异常原因分析及处理

2015-03-25周多军

电力科学与工程 2015年1期

周多军

(湛江电力有限公司，广东湛江524099)

0 引言

油中溶解气体气相色谱分析(DGA)是大型变压器的主要监测手段，其核心是根据DGA 数据诊断变压器有无何种隐患和故障，相应的判断标准和方法已有多种［1］，但相关资料统计分析［2，3］表明，迄今并没有一种百分之百准确、全面、详细到位的方法，在已查出问题的案例中，广泛应用的三比值判断法最高的诊断准确率约80%，而引入主成份分析(PCA)后的推导验证结果也只有92．5%［4］。这仅是在较大故障类属定性层面上的统计验证，具体到现场实际，在一个包含多种可能因素的故障类属结论下，查出具体故障部位往往呈现出相当大的难度和非规律性。如何有效地利用DGA 数据快速准确而又安全经济地查出变压器的隐患或异常现象的原因，除依据基本的判断导侧外，更重要是要有一个可操作性强的有关现场排查工作的流程与决策指导。本文以一起220 kV 变压器油中特征气体三比值编码为“022”的未涉及固体绝缘的高温过热异常的查处为例，分析了潜油泵故障特征和特征气体扩散规律，总结了有效判断异常产气源方位、缩小排查范围的策略方法，并提出了相关维护、监测建议。

1 异常变压器概况

某电力公司(以下简称公司)3 号主变型号为SFP9- 360000/220TH，额定电压242 ± 2 ×2．5% /20 kV，额定电流858．9 A/10 392 A，连接组别YN，d11，冷却方式为强迫油循环风冷(ODAF)，沈阳变压器厂1997 年产品，1999 年投运。该变历次检修检查及试验结果均良好，2012年8 月通过增加一组冷却器方式将容量由360 000 kVA 增为396 000 kVA。2013 年10 月18 日之前的定期油色谱分析皆正常，但2014 年1 月22 日的油色谱分析数据突然出现异常，如表1 所示。

表1 3 号主变油色谱数据变化情况 μL/L

根据表1 中数据，按《变压器油中气体分析和判断导则》DL/T 722-2000 的三比值法则［5］计算出故障类型编码为022，判断为700℃以上高温过热故障，进一步按罗杰斯四比值法则［6］判断为磁回路高温过热或循环电流故障(编码为1010)。由于CO2/CO ＞7，且此两种气体与以前相比没有明显增涨，故初步判断故障未涉及到固体绝缘。

查3 号机组2013 年10 月～2014 年1 月的负荷、3 号主变的电流及油温分别在160 MW～310 MW、400～750 A、40～56°C 之间，均正常。3 号主变的巡检记录、铁芯接地电流记录一直正常，冷却器无故障发生，潜油泵运行中的表体温度与振动情况均未见异常。

由于该公司的2 号主变曾有过类似油色谱异常事例，且发现后不到3 天其高压套管下部因穿缆线接头过热发生爆炸，此次异常不能排除同类情况发生，加之“四比值法”在判断磁回路过热及循环电流故障方面被普遍认为有较高准确率［2，7～9］，相关专家皆认为磁回路故障可能性最大，因此，在初步排查外部因素后，公司利用机组调峰时机于2014 年2 月23 日停电检查3 号主变。

2 油色谱异常原因检查与判断

2.1 常规检查情况

(1)3 号主变绝缘、直阻、绕组及套管介损、绕组泄漏电流、油介损及其成份分析等试验结果与以往对比无异常，铁芯及夹件对地绝缘皆在600 MΩ 左右，铁芯与夹件之间绝缘为1 000 MΩ。

(2)内检未发现可疑点，为了打开器身顶部铁芯油道间的短接片进行铁芯级间绝缘检测，对变压器进行了吊罩检查，情况如下:

a．铁芯上下轭外表面、铁芯接缝、夹件螺栓、旁轭、线圈端部、围屏的可见部分没有发现任何的过热痕迹。铁芯极间绝缘、地屏绝缘、夹件磁屏蔽绝缘均在1 000 MΩ以上。

b．三相无载分接开关动、静触头表面光滑无过热放电痕迹，接触到位。低压套管断磁焊缝正常。高压侧穿缆引线绝缘表面无放电过热痕迹，低压侧铜排引线接头及附近的手包绝缘无过热变色情况，接头的接触面接触电阻皆在4～5 μΩ，接触良好。

c．夹木、支架除低压侧b、c 两相有两块垫块松动(发现后即被紧固)外无其它离层、位移现象，油箱磁屏蔽无过热异常。

由于内检和吊罩检查未发现3 号主变总烃超标的原因，为了避免盲目返厂解体检修带来较大的经济损失，决定进行局放、空载与负载损耗试验，合格后，在空载状态下通过观察油色谱变化情况来判断异常产气源头，然后逐步带负载监视运行。

2.2 局放、空载与负载损耗测试结果

主变油处理后，常规预试合格后进行绕组连带套管的局放试验，在1．3 倍额定电压下A、B、C 三相局放量分别为(PC):102，101，97;与以前相比无明显变化。

单相空载损耗试验情况:由于该主变为三相五柱式，铁轭及旁轭中的磁通分布复杂，在三次单相空载试验时其磁通是变化的，因此无法由单相空载损耗数据准确计算出三相损耗［10］，但可从空载损耗的基本规律及损耗随试验电压的变化趋势进行比较。3 号主变实测空载损耗数据大小及三相间差异符合变压器的空载损耗规律，且各相损耗随电压的增涨趋势一致，因此可以认为铁芯无短路烧损缺陷。

单相负载损耗试验情况:在16℃下由单相负载损耗测试数据换算出的三相负载损耗为:877．96 kW，根据高、低压绕组直流电阻值，考虑温度系数后，由公式:P75=(Pt+(K2-1)Pr)/K［10］(注:P75为换算到℃下的总损耗，Pr为高、低压直流电阻损耗，16℃时温度系数K=1．235)，得75 ℃下的总损耗为835．6 kW，与厂家出厂试验数据838．1 kW 非常接近;实测阻抗电压三相较一致，平均值为13．86%，在考虑波形和测试误差影响后，也与原出厂值13．97%非常接近，试验结果正常。

2.3 利用系统电压空载运行工况下检查情况

在3 号主变空载运行下，通过新装的油色谱在线监测装置及人工取样分析进行了油色谱跟踪分析，并适时启动、切换强油循环冷却器检查相应的变化情况。数据见表2。

表2 3 号主变油处理后的色谱数据跟踪情况 μL/L

续表

对表2 中3 号主变油色谱数据的分析:

(1)冷却器启动后10 个小时总烃就增加了33 μL/L，从油质脱气处理经验看不大可能是器身残留回溶，因此极有可能是冷却器潜油泵的问题。

(2)开始2 号、5 号冷却器投入时，总烃稳定在35 μL/L 左右，切换至1 号、4 号冷却器后以及单独投入4 号冷却器时，在东侧的人工取样的总烃很快就增涨，而西侧的在线数据要经过数小时后才有相应的增涨。一旦再切换至2 号、5号冷却器，人工取样数据和在线监测数据在数小时后就又会趋于一致且稳定。造成同一时间段人工取样数据与在线监测数据不一致的原因是:强油导向循环迫使油流按照一定比例和导向进入预设的油路中［11］，当两侧对称启动冷却器时，变压器东西两侧的油会形成以B 相中心区域为分界的对称循环油流，相互间只能通过扰动、絮流方式扩散参透。假使其中一侧产生了某一数量气体，扩散到另一侧则需要较长时间(即使单台冷却器启动，两侧的油完全融合也需要一定时间)。

由此，可得到如下结论:4 号冷却器的投运与3 号主变总烃的增加有较明显的因果关系，且从气体浓度的扩散方向判断主变的异常产气源就在4 号冷却器所在的东侧。

3 油色谱异常的原因分析及防范措施

3.1 潜油泵异常导致油色谱异常的原因分析

对冷却器进一步的检测发现4 号冷却器电流较其它各组要大1 A 左右(约6%)，将风扇与潜油泵分开测量，发现这大出的1A 是4 号冷却器潜油泵电流偏大15%左右造成的。测4 号冷却器潜油泵电机线间直阻，三相不平衡，A 相偏大。相关数据见表3。

表3 冷却器潜油泵电流及其定子直流电阻μL/L

分析表3 数据，4 号潜油泵电机定子线圈A相的某组线圈曾发生非接地性质的股间短路并烧断线股。潜油泵停运时，断股造成静态直阻测量数据偏大;而一旦运行，被烧损的线股在启动电流冲击下接通形成局部短路(并映及B 相)，造成运行电流偏大，同时局部短路也造成相应的异常温升，导致变压器油过热分解，这就是本次3号主变油色谱数据异常的原因。

该型潜油泵为:RK38- 150- b 型，900 r，2 000 L/min，扬程4 m，2．2 kW，380 V/6．5 A，泵机合一结构，系日本多田1993 年产品。故障潜油泵拆解后证实了上述判断。潜油泵转子、轴承、叶片皆完好无损，定子铁芯表观良好，定子线圈对地绝缘仍有500 MΩ 以上，定子线圈A 相在一槽的内槽端口处被烧断两根股线，如图1 所示。对定子绕组进行空载单相通电试验，A 相电流相较B、C 相稍有偏大，当A 相电流加至其额定值6．5 A 时，开始冒出油烟味，不到1 分钟故障部位就升温到了近300 ℃。由于没有发现碰磨痕迹，也未发现其它明显的线圈绝缘老化的迹象，380 V电机可能产生的匝间过电压远远小于变压器潜油泵的匝间冲击试验电压(5 000 V)［12］，不太可能是过电压下发生绝缘损坏，因此最终怀疑是金属渣粒进入线匝缝隙逐渐损坏漆包线绝缘导致了线股烧损。

图1 潜油泵定子A 相线圈烧损图

3.2 潜油泵故障的特征及防范措施

在本次异常现象原因查证中，开始就注意到并实施了对潜油泵的检查，但没能正确判断出潜油泵电机定子故障，究其原因是对潜油泵的故障特征认识不清。虽然相关资料表明:在变压器冷却系统部件故障中潜油泵所占比例达到近20%［13］，在370 台次变压器各类故障异常中也有17 次是潜油泵引起［14］，比例达4．6%，但至今未有详细的有关潜油泵故障异常的特征分析，因此在变压器故障诊断领域，相应的检查、判断规范就有所欠缺。

普通电机通过听音、振动、测量表体温度以及继电保护动作情况，就能判断其有无故障异常以及有何故障异常。而变压器潜油泵有所不同，其故障症状有如下表现:

(1)潜油泵电机定子线圈局部股间或匝间短路可能维持较长的时间，因为线圈浸于流动的油中，短路产生的热量被不断地带走，热崩溃不会像普通电机那样很快出现，潜油泵仍能在较长的时间内“正常”地运转，这种情况只有通过三相电流检测或定子直阻检测(必要时进行空载测试)并进行三相比较才能明显发现异常。另外，定子对地绝缘即使在存在局部烧损的情况下也往往有较高数值，因此不能依据电力变压器检修导则中≥0．5 MΩ［15］的标准判断定子绝缘有无受损，而应比较历史数据的相对变化。

(2)内部的局部高温过热一般难以使泵壳表体出现明显的温升，原因同样是流动的油将热量不断地带走(如果没有油则局部高温会迅速传导扩散，本例及相关案例［16］都证明了这点)。但局部的高温却能不断地使与之接触的油发生热裂解，其中动静摩擦导致的油热裂解组份既有类似中低温裸金属过热者，更多出现的是碰磨打火放电产生以乙炔为主要组份的烃类气体现象(包括当转子碰及定子时产生局部环流、发生间隙性放电)［17］。而定子线圈股间或匝间短路导致的油热裂解后的特征气体组份在刚开始时属绕组短路性质，往往会有些许C2H2，但由于定子绕组的绝缘主要是一层漆膜，因此CO、CO2不会有明显的产生，之后则类似铁芯过热，总体上特征气体的组份构成类似磁回路高温过热。

(3)内部机械性动静摩擦会产生金属粉沫甚至碎粒(轴承破损时)，不仅会引起铁芯局部短路、接地进而导致过热，金属粉沫还会溶于油中引起油介损增大［18］、油耐压水平下降。因此，可通过油介损和油耐压的数据变化情况以及油成份测定(必要时可进行油中金属含量测定)间接排查是否存在严重的潜油泵磨损隐患。

(4)除了严重的轴承破损等故障可以通过声音发现外，相当部分的内部摩擦、放电缺陷难以通过常规的振动检查、声响监听来判断，但能通过超声波检测且有良好效果［17，19］。

(5)变压器本体的金属渣粒可能会导致潜油泵电机定子故障，一旦金属渣粒在油流冲动下进入定子线匝的某一缝隙，经一定时间后，在电磁、振动等因素作用下，金属渣粒将损坏线匝表面的绝缘漆，引起线圈股间或匝间短路，其后果便是本文案例的情况。

上述分析可见，潜油泵的故障有一定的隐蔽性，必须将感观检查与电气检测及油试验相结合，才能较全面、准确地判定。其中，定期检测、分析潜油泵运行电流是及时发现其可能存在的隐患的简便而有效的手段(可以考虑将潜油泵运行电流纳入重要辅助设备监测之中)。

3.3 更换潜油泵后主变油色谱情况

更换4 号潜油泵后，3 号主变在正常工况下油色谱数据趋于稳定，除CO、CO2有正常的增长外，其它组份包括总烃没有明显变化，人工取样分析结果与在线监测结果基本稳定一致。

4 结论

(1)大型主变油色谱异常查处应充分全面地融合试验数据和变压器本体及其各附件的征兆现象［20］，正确划分异常的内外范围、类别，评估危险等级，以保证设备及人身安全为前提，制定应对方案。其中，对未涉及固体绝缘的高温过热异常的排查应严格遵循由外到内、先简后繁的原则，并依据动静磨损过热、电压性致热、电流性致热三大关联因素分别制定排查方案，试验与检测先行，内检、吊罩检查、甚至解体检查应在前述检查检测、判断的基础上再决定是否依次进行，否则会无谓增加解决问题的成本，甚至无法解决问题。

(2)针对三比值编码为“022”的未涉及固体绝缘的高温过热异常，除检测铁芯接电流外，首先要在运行工况下检查潜油泵的运行工况，潜油泵的检查不能像常规电机检查那样主要依赖于听音、振动、测量表体温度来判断，而要准确测量潜油泵电机三相电流(如有异常则应进行电机三相直流电阻检测和空载测试)，并进行同组相间和各组间比较，只有如此，方能正确判断。对潜油泵出口有取样口的，可在该出口密封取样分析以判断是否存在因潜油泵引起油流过热，并可通过油介损测试以及油中金属含量分析间接判断是否存在潜油泵动静磨损隐患。一旦判断出某潜油泵确有问题应及时停用，以免扩大不良影响。

(3)在确认外部潜油泵等部件无异常的情况下，空载(或轻载)下的油色谱跟踪或空载损耗试验无疑是判断以铁芯为主的磁路有无过热的有效手段。在此基础上，在确认主绝缘无异常的前提下，运行工况下变负荷跟踪油色谱变化情况则是判断导电回路接头有无异常过热的有效而直接的方法。

(4)油色谱变化情况跟踪中，应注意在变压器不同方位取样分析比较，同一时刻不同位置的数据如有明显差异，则数据大的方位意味着异常产气源的方位，可据此缩小排查范围。

(5)应注意对冷却器投运时间的记录，有利于在油色谱数据异常情况下排查外部冷却器方面的因素。建议将强迫油循环大型变压器潜油泵运行电流纳入重要辅助设备监测之中，可以监测三相电流，也可以监测三相不平衡电流，不平衡电流的报警值在考虑潜油泵本身固有的不平衡性和系统电压三相不平衡率后设定在5%～10%。

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