电力变压器有载调压开关油中含水量超标处理案例分析

2018-11-19黄身银熊冰川赵勇超

通信电源技术 2018年10期

关键词：油样调压耐压

黄身银，黄明，熊冰川，赵勇超

（福建宁德核电有限公司，福建宁德 352000）

0 引言

MR公司生产的有载调压开关在电力系统中得到了广泛应用，日常主要监控有载分接开关油的耐压值和含水量指标（R型：含水量＜40 ppm、耐压值＞30 kV/2.5 mm）等。含水量和耐压值超标，则需选择合适的窗口进行处理。

某电厂的厂用变压器（68 MVA，24 kV/6.6 kV）配置R型（RIII 1200Y、开放式油枕）有载调压开关。运行期间发现，调压开关油中含水量超标，经历了闭锁调压、换新油、在线滤油及吊芯处理过程。

1 案例背景

在机组移交商运后，进行首次预防性油样化验时发现，油样结果不合格（含水量：50.5 ppm、耐压值24.7 kV）。有载分接开关油室的油样色谱分析数据显示，没有内部过热及放电特征气体C2H4、C2H2。与投运时的油样数据比对，仅含水量和耐压值发生变化。经综合分析后，定位含水量超标可能原因为呼吸器回路密封不严。在变压器运行期间采取密封处理油管路，闭锁调压功能，持续跟踪并择机处理的方式。

2 水分超标处理经过

2.1 首次检修更换新油

在机组首次大修期间，技术人员对调压开关注放油管路、呼吸器管路查漏，结果密封良好；对调压开关进行5次排空换新油的处理，测量油样数据合格后送电，送电前油样含水量10.5 ppm、耐压值73.2kV。

在送电后第10天取样，分析发现油中含水量有了较大增长，油样数据为：含水量31.1ppm、耐压值54.2kV。考虑到机组在运行期间一直没有调压的需求和在线滤油作业的风险，现场采取闭锁调压功能、持续跟踪油样的措施，等待停电窗口继续处理。首次检修后，主要的跟踪水分和耐压值数据如表1所示。

表1 首次大修前后含水量、耐压值

2.2 在线滤油处理

在第2次机组大修期间，再次检查调压开关油相关回路的正压、负压密封有无异常，还采取油室排油、橡胶管伸入切换开关底部抽油、油室抽真空除水分、热油循环和辅助在线滤油的处理方案，同时更换呼吸器硅胶为5 kg，处理后油样数据合格。经送电后第13天，油样化验的结果再次显示油中含水量增长，处理前后主要的水分和耐压值数据如表2所示。

表2 第二次大修前后含水量、耐压值

经综合评估，认定水分的增长趋势已基本稳定，运行期间可采取在线滤油装置（专用工具）实施在线滤油处理。结合滤油机的除湿效果、油中含水量饱和度、油中水分析出时间、运行中变压器油温等多种因素，按照每两周进行一次8 h在线滤油的方式开展工作。持续两个多月的滤油工作后，油样跟踪主要数据如表3所示。

表3 在线滤油后含水量值

2.3 吊芯检修

基于含水量超标的根本原因不明，无法评估长时间水分超标对调压开关的影响。为保证设备的可靠，电厂决定在第3次检修时对调压开关吊芯检查。

经吊芯检查发现，厂用变压器三相分接开关油室中A相、B相油室底部边缘压圈不锈铁材质构件出现较为严重的浮锈，如图1所示，而C相则仅有局部轻微的锈迹。经整体除锈、更换新油及真空处理后，变压器正常送电，油中水分超标问题得到解决。

图1 切换开关油室上锈迹位置

3 油中含水量超标原因分析

案例中，因过程数据不全，油中含水量超标原因未能有确切依据，通过历史情况进行可能性分析。

原因1：运输、安装过程可能进水并处理，导致构件锈蚀并残留水分。

MR厂家介绍，根据同类缺陷经验，反馈其锈蚀程度可能为进水造成，为最后注油前进水。因为注油后受潮引起沉淀底部的水分含量不会出现大面积锈蚀，且三相可能是相同的锈蚀程度，不会产生现状较大差别的现象。受潮引起的含水量增加，油置换处理后不会出现较大的含水量增长。所以，运输、安装过程可能进水，造成油中含水量超标的可能性很高。

原因2：运行期间调压开关呼吸器回路及调压开关外部油管路密封不良。

安装投运时油样数据合格，油管路一直未发现渗油。首次发现后进行各法兰面密封，通过呼吸器受潮不足，导致不锈铁材料生锈。C相与A、B相锈蚀程度差别非常大，所以造成油中含水量超标原因可能性很低。