一起±800 kV換流變壓器油中溶解氣體異常原因分析

陳巳陽，王來源，周秀

(國網(wǎng)寧夏電力有限公司檢修公司，寧夏 銀川 750011)

0 引 言

油中溶解氣體分析是電力充油設(shè)備內(nèi)部故障診斷的重要手段。傳統(tǒng)的油中溶解氣體故障分析主要是通過特征氣體閾值、產(chǎn)氣速率來判斷故障及嚴(yán)重程度。通過特征氣體法、三比值來確定故障類型[1]，缺少主設(shè)備運行工況變化趨勢的相關(guān)性分析。根據(jù)某±800 kV換流變壓器(以下簡稱換流變)油中溶解氣體總烴數(shù)據(jù)變化情況，結(jié)合該換流變同時期運行工況，開展油中溶解氣體數(shù)據(jù)變化趨勢與運行工況變化趨勢正相關(guān)性多維度分析，縮小內(nèi)部故障范圍，確定該換流變內(nèi)部故障。

1 油中溶解氣體數(shù)據(jù)分析

某±800 kV換流站內(nèi)共有24臺在運換流變壓器，2016年投入運行，設(shè)備型號為ZZDFPZ-412300/765-400，額定容量為412.3 MVA，額定電壓為441.7/101.0 kV。2019年6月，極Ⅱ低端Y/Y-A相換流變總烴開始出現(xiàn)增長趨勢，超過注意值150 μL/L后持續(xù)增長。針對該現(xiàn)象，對該換流變油中溶解氣體含量進行跟蹤分析。

表1為極Ⅱ低端Y/Y-A相換流變近兩年油中溶解氣體離線分析數(shù)值。根據(jù)表1繪制發(fā)展趨勢，如圖1所示。從圖1中可以看出，自2019年1月，該換流變總烴、甲烷、乙烯濃度開始逐步增長，且增長速率較快。

對極Ⅱ低端Y/Y-A相換流變總烴含量以2019年5月13日和2020年8月23日數(shù)據(jù)進行相對產(chǎn)氣速率與絕對產(chǎn)氣速率計算：

相對產(chǎn)氣速率：Γr(%)=17%

絕對產(chǎn)氣速率：Γa=87.26(mL/d)

該換流變的總烴相對產(chǎn)氣速率超過10%，絕對產(chǎn)氣速率超過12 mL/d，換流變內(nèi)部存在產(chǎn)生氣體較快的故障[2]。

以2020年8月23日離線數(shù)據(jù)進行三比值法計算確定故障類型。

C2H2/C2H4=0.006

CH4/H2=8.35

C2H4/C2H6=6.13

對應(yīng)的三比值編碼為022，該換流變故障類型為高于700 ℃的高溫過熱缺陷[3]。出現(xiàn)這種故障的主要原因為油道堵塞[4]、分接開關(guān)導(dǎo)電回路接觸不良、多股導(dǎo)線間短路、懸浮電位接觸不良、油泵滾動磨損、漏磁回路渦流、鐵心短路、鐵心多點接地。

以2020年8月23日離線數(shù)據(jù)進行CO2/CO比值計算，CO2/CO=2.6<3，初步判斷該換流變內(nèi)部過熱故障涉及固體絕緣。

2 油中溶解氣體數(shù)據(jù)變化與運行工況變化分析

2.1 分接開關(guān)動作次數(shù)分析

將2019年1月至2020年8月極Ⅱ低端YY-A相換流變分接開關(guān)[5]動作次數(shù)與甲烷、乙烯、總烴含量進行對比，根據(jù)圖2可以看出分接開關(guān)動作次數(shù)變化趨勢與特征氣體變化相關(guān)性不大。

圖2 特征氣體與分接開關(guān)動作次數(shù)趨勢

根據(jù)極Ⅱ低端Y/Y-A相換流變油中溶解氣體數(shù)據(jù)增長趨勢與換流變分接開關(guān)動作次數(shù)相關(guān)性分析，可排除分接開關(guān)導(dǎo)電回路接觸不良引起內(nèi)部過熱。

2021年該換流變返廠解體，有載分接開關(guān)檢查結(jié)果如圖3、圖4所示，有載分接開關(guān)動靜觸頭連接線未松動、分接開關(guān)鉗位電阻與開關(guān)相連的分接引線緊固無松動現(xiàn)象。

圖3 分接開關(guān)觸頭局部

圖4 分接開關(guān)鉗位電阻與開關(guān)連接處局部

2.2 鐵心、夾件電流相關(guān)性分析

當(dāng)變壓器內(nèi)部鐵心或夾件多點接地時，油中溶解氣體分析結(jié)果中CO2和CO含量持續(xù)保持在正常范圍內(nèi)，但烴類成分含量處于較高水平[6]。根據(jù)2019年至今的鐵心、夾件電流與甲烷、乙烯、總烴體積濃度進行對比，發(fā)現(xiàn)鐵心接地電流在0.04～0.6 A之間浮動，夾件電流在1.5～2.3 A之間浮動變化，根據(jù)圖5、圖6，鐵心、夾件接地電流變化趨勢與換流變特征氣體濃度變化無明顯相關(guān)性，同時油中溶解氣體數(shù)據(jù)顯示該換流變自投運后CO2和CO含量呈現(xiàn)增長趨勢。可判斷該換流變內(nèi)部過熱故障不是由鐵心或夾件多點接地引起。

圖5 甲烷、乙烯、總烴與鐵芯接地電流發(fā)展趨勢

圖6 甲烷、乙烯、總烴與夾件接地電流發(fā)展趨勢

2.3 負(fù)荷、溫度變化相關(guān)性分析

將2019年1月至2020年8月負(fù)荷、油溫變化與甲烷、乙烯、總烴進行對比。根據(jù)圖7判斷油溫變化趨勢和油中溶解氣體數(shù)據(jù)變化無明顯相關(guān)性，可判斷出換流變內(nèi)不存在因油路堵塞引起過熱故障。該換流變在運行過程中潛油泵持續(xù)運轉(zhuǎn)，并且按照設(shè)備維護要求按周期切換冷卻器運行方式，分析切換前后的油中溶解氣體數(shù)據(jù)，與冷卻器切換沒有明顯相關(guān)性。從2020年1月9日之后的數(shù)據(jù)曲線判斷，潛油泵不存在引起油中溶解氣體數(shù)據(jù)增高的油泵磨損[7]情況。

圖7 甲烷、乙烯、總烴與油溫發(fā)展趨勢

從圖8可知油中溶解氣體數(shù)據(jù)增長趨勢與負(fù)荷總體增長趨勢有正相關(guān)性，負(fù)荷不發(fā)生增長時油中溶解氣體數(shù)據(jù)相對平穩(wěn)；負(fù)荷電流增大過程中，存在引起換流變內(nèi)部過熱故障的因素。結(jié)合上述分析，可確定該換流變過熱故障原因為以下3種原因當(dāng)中的一種或組合：多股導(dǎo)線間短路，懸浮電位接觸不良，漏磁回路渦流。結(jié)合該換流變絕緣電阻，線圈直流電阻，局放帶電檢測[8]、頻譜分析和鐵心接地電流未檢測到異常，換流變內(nèi)部絕緣系統(tǒng)運行狀態(tài)良好，內(nèi)部不存在放電性缺陷。漏磁回路渦流所引起的油中溶解氣體數(shù)據(jù)異常在1.1倍額定電流時會增大[9]，結(jié)合油中溶解氣體數(shù)據(jù)變化趨勢與負(fù)荷電流變化趨勢的正相關(guān)性綜合判斷，該換流變內(nèi)部存在漏磁通在金屬附件上產(chǎn)生渦流引起的高溫過熱，導(dǎo)致油中溶解氣體數(shù)據(jù)異常。

圖8 甲烷、乙烯、總烴與負(fù)荷發(fā)展趨勢

該換流變返廠進行解體，檢查線圈內(nèi)外部未發(fā)現(xiàn)異?，F(xiàn)象，如圖9所示。進一步拆除線圈后發(fā)現(xiàn)鐵心柱旁鐵軛上撐板壓塊角部有過熱痕跡，如圖10所示，同時該撐板連接面有過熱痕跡，撐板對側(cè)一根拉板的螺桿有過熱痕跡，螺紋局部灼損，與之對應(yīng)撐板內(nèi)孔也有灼傷痕跡。綜合判斷鐵心上存在兩處故障點：一處為主柱間上、下軛窗外拉帶；另一處為柱I旁軛上撐板。如圖11所示故障點現(xiàn)象均屬高溫過熱，與運行中甲烷、乙烯、乙炔等特征氣體增長數(shù)據(jù)相吻合。

圖9 換流變線圈內(nèi)外表面

圖10 鐵軛上撐板壓塊角部有過熱痕跡

圖11 鐵心拉帶、撐板過熱

經(jīng)過解體檢查確定鐵心外繞組在負(fù)荷增大過程中，漏磁通變化使得鐵心柱旁鐵軛上撐板壓塊及連接面產(chǎn)生渦流，引起鐵心柱旁鐵軛上撐板壓塊及連接面過熱是導(dǎo)致油中溶解氣體數(shù)據(jù)異常的直接原因。

針對該換流變出現(xiàn)的問題,將位于強磁場中的兩主柱間窗外拉帶連接的導(dǎo)通結(jié)構(gòu)改為絕緣材料，可杜絕漏磁通在金屬表面形成渦流；同時可在墊塊上進行開槽處理，增加散熱效率，改善拉帶散熱條件，避免因散熱不良導(dǎo)致熱量聚集形成高溫點。

3 結(jié) 論

針對換流變油中溶解氣體數(shù)據(jù)異常情況，經(jīng)三比值分析判斷為高于700 ℃的高溫過熱缺陷，結(jié)合引起設(shè)備高溫過熱的八種異常情況，提出與設(shè)備運行工況綜合分析的方法。通過分析油中溶解氣體數(shù)據(jù)的變化趨勢與設(shè)備同期運行工況的相關(guān)性，縮小過熱故障范圍，最終確定高溫過熱缺陷具體原因。通過后續(xù)設(shè)備解體檢查結(jié)果對照，證明該分析方法對于高溫引起的油中溶解氣體數(shù)據(jù)異常分析有效。