一起110kV主变有载分接开关渗油故障的诊断和处理

运 行维护一起 110变有载分接开关渗油故障的诊断和处理张 莹（上海宝钢工业检测公司，上海 201900）摘要 ：分析了一起主变本体及高压套管乙炔含量的异常情况 ，并对故障进行了处理 。关键词 ：变压器 ；色谱分析 ；有载分接开关中图分类号 ：献标识码 ：B 文章编号 ：10018425（2010）06006204 01900, he of V is 言变压器油中溶解气体色谱分析技术 （目前电力行业诊断油浸变压器故障的有效方法之一 。由于其具有不需要停电 、判断故障准确率高的特点 ，电力预防性试验将其排在首要位置 ， 在电力系统中得到广泛运用 。 但是在运用 断变压器故障时 ，往往需要根据实际设备运行情况进行分析诊断 ，特别是对于大型变压器的运行状态的监测 。 因为变压器有载分接开关制造工艺不良 、 密封老化及检修维护不当等原因 ，可造成分接开关油室渗油 ，导致变压器本体绝缘油受到污染 ， 引起对变压器本体运行状态的误判断 。 笔者通过对某分厂主变的色谱分析和诊断 ， 对绝缘油中乙炔含量异常增长的情况进行了综合分析 ， 最终正确地诊断出变压器有载开关渗漏故障并检修处理 。2 问题发现宝钢某分厂主变投运于 1988 年 ， 电压等级为11050容量为 140主油箱油重41t，内设四个有载分接开关 （110个 ，35个 ）， 该主变是整个分厂生产电力供应的重要设备 。在 2002 年 10 月 8 日的绝缘油溶解气体色谱周期检测中 ， 发现该变压器本体及高压套管油室绝缘油中色谱分析结果如表 1 所示 。从色谱分析结果来看 ，该变压器本体油的 已达到 ，而 110各相套管油室内均有不同含量的 从理论上分析 ，运行中变压器油中 00才会产生 ，其故障特征有如下几种可能 。（1）变压器内部发生长期过热故障或放电性故障 ，产生 （2）变压器带油补焊 ，造成 （3）有载开关中的油渗漏 ，造成本体绝缘油中一般来说 ，放电性故障除了出现 但是从上述色谱结果分析 ， 另表 1 色谱数据表 （ ） 取样点 O 套管 套管 套管 4 7 卷 第 6 期2010 年 6 ：一起 110 期外从 110管的故障几率来讲 ，套管经常出现的是放电性故障 ，在产生 2。 但三相套管油中 而且该设备从未进行带油补焊操作 ，可以排除前两种可能 。据 7252有载开关漏油后本体油中的 22， 且 0L/L 以上时才能确认为是有载开关漏油 ，故显然也不符合这个判断标准 。 在不能准确判断故障的情况下 ， 决定对该变压器进行实施色谱跟踪 ， 监视油中故障气体的发展趋势情况 ，再来诊断该变压器故障情况和故障性质 。3 状态跟踪从 2003 年起 ，对该变压器进行了三次绝缘油色谱跟踪检测 。 在近一年时间里 ，本体油中 ， 高压各项套管油室中 色谱分析数据及 和图 1 所示 。通过一年跟踪 ，油中 而且其他气体组分也基本保持稳定状态 。 考虑到该变压器对于现场生产运行的重要性 ，2003 年11 月 25 日进行真空脱气滤油处理 。 滤油处理后 ，继续对该变压器进行色谱跟踪试验 ，经过历次数据的比较可以发现 ，本体及套管中的 但其他气体组分无增长 。 色谱分析数据及 和图 2 所示 。4 故障分析笔者根据多次的色谱分析跟踪数据 ， 对变压器油中 （1）从图 1 和图 2 可以发现变压器本体和三相高压套管呈同趋势规律上升 ， 两次跟踪趋势图的向上斜率基本一致 。（2）从图 1 和图 2 可以看到 ， 是由 A 相 B 相 C 相 本体由低往高排列 。（3）变压器本体中 而其他烃类气体含量很低 ，特别是 由此表明本体没有放电性故障和局部过热的特征 。（4） 从 油裂解出 1 000的温度才能产生 ，而从历次分析数据来看 ，其他烃类气体含量均较小 。 按常理推断 ，在设备存在故障时 ，温度不可能直接达到近 1 000的高温 ，这也不符合故障温度场的变化规律 。（5）从 110相高压套管来讲 ，套管经常出现的是放电性故障 ， 在产生2，但三个高压套管油室中 （6）本体和套管同时出现 从概率上来说出现本体和三只套管同时发生放电性故障的几率几乎为零 ， 从套管的 2发展速率趋于一致 ，这种巧合也不会发生 。据上述的技术分析 ， 初步判断是安装在变压器本体内有载开关渗油所致 。它们之间存在一定的规律 ， 即油中 本体 C 相套管 B 相套管 大小排列 。在套管的色谱分析数据上可以看出靠近储油柜的一侧 ， 即 C 相套管的而离储油柜最远的本体C 相套管B 相套管A 003003003003003L ） 2 色谱数据表 （ ） 取样日期 取样点 O 32 1 4722003套管11 63第 47 卷A 相套管的 该主变内部有四个有载开关 ，当有载开关油室发生密封不良导致渗油后 ，则会使 后经本体温度变化和呼吸而污染储油柜 ， 最后通过储油柜污染了110压三相套管 ， 这和目前的分析也是十分吻合的 。一般来说 ，在有载开关油室内部因拉弧放电的情况下 ，2含量大多少 ， 因 22更快速地渗漏扩散出有载开关的油室 ，只有少量 5 故障论证通过对现场变压器结构观察后 ，发现该变压器的储油柜内部一分为二 ， 大储油柜对本体及三个套管进行供油 、 小储油柜对分接开关油室供油 。 所以 ， 只要对本体储油柜取样分析油中如果 110相套管中的就能证明诊断结论 。为了进一步论证推理的结论 ，于2004 年 5 月 28 日分别对本体及 110110相套管油室中的油进行了取样分析 ，以进一步确立和论证故障的结果 。色谱分析数据如表 4 所示 。表 4 的数据可以表明 ，油中的 按照本体 储油柜 C 相套管 B 相套管 A 相套管的顺序排列 ，完全符合当初的推断 ，由此证明变压器内部的有载开关确实存在渗油情况 ，它的污染链就是 ：有载开关室 本体 套管储油柜 A、B、C 相套管通过对储油柜的取样分析 ， 已经很明确地证明该台主变的故障结论是 ：有载开关存在慢性渗油而导致本体及套管中 而变压器本体内部没有放电性故障存在 。6 检修结果为了确保现场生产供电系统的正常运行 ，2004 年 11 月在生产停修之际 ，实施主变四个有载开关的吊芯检查 。 吊芯结果为 ：110载开关和 35载开关存在不同程度的渗漏情况 。 110有载开关因胶木筒与引出线的引线部位法兰间密封不良而渗油 ，351 号 、2 号 、3 号开关的底部的连动轴密封不良 ，切换开关绝缘支架两处裂纹等现象 。35 1 003001004004L套管B 相套管A 相套管图 2 ） 2 本体及储油柜色谱数据表 of 样点 O 体 油柜 相套管 相套管 相套管 表 3 色谱数据表 （ ） 取样日期 取样点 O 0 0 0 0 0 64张 莹：一起 110 期24 小时后的渗漏对比如图 3 所示 。由于开关密封件没有备件更换以及考虑检修周期 ，决定在 2007 年 10 月该分厂年修时实施修理 ，故在此前采取如下措施 。（1）保证各有载开关室注油时的油位稍低于本体油位 ，形成本体对开关室的正压以减缓渗漏 。（2）尽量减少有载切换开关的使用频率和次数 。（3）每月一次对该变的本体及套管实施取样色谱分析 ，密切跟踪 2007 年 10 月该分厂年修之际 ， 对该主变压器分接开关进行修理 ， 分接开关的制造商做好全部有载分接开关的密封件 。 分别对 110 35的四个有载开关进行检查 ， 经检查四个有载开关油箱的筒体的引出线接头和底部的连轴轴头部分存在不同程度渗油 ， 特别是 35 1 号开关的油室渗油情况尤为突出 ，有载开关的密封件存在老化情况 ，因此导致渗油情况比较严重 。经过公司专家确认后 ，把主变的有载开关的密封件全部更换 。 设备复原后在静压一天后查看各油室不存在渗漏 。 最后经滤油和试验 ，油品各项指标达到合格后投入正常的运行 。7 结束语笔者通过对有载分接开关故障的分析 、 诊断过程以及结论的论证 ，最终获得正确的诊断结果 ，从中可以得到以下几点启示 。（1）本次故障虽不至于造成变压器停役 ，但对其安全运行带来一定隐患 ， 如任其发展将造成本体和套管油品的污染 ， 干扰对变压器正常运行状态的判断 ，导致故障误判 。（2）大型变压器油中溶解气体一旦出现 应该引起运行维护人员的高度重视 ，不应该盲目判断得出结论 ，需要严密跟踪分析原因 、准确判断故障性质和部位 ，防止变压器故障的进一步扩大 。（3）绝缘油溶解气体分析技术是监测变压器内部潜伏性故障有效的手段之一 ， 但在运用时应该根据设备运行情况 、结构特点进行综合的分析和判断 ，掌握并熟练运用这项技术 ， 需要广大运行维护技术人员的不断实践和总结 。参考文献 ：1 张德明 M中国电力出版社 ，2006.2 7252变压器油中溶解气体分析和判断导则S.3 甄 利 J2002，39（9）：渗漏情况油室完全擦拭干净图 3 35of in 2009张 莹 （1974-），男 ，上海人 ，上海宝钢工业检测公司工程师 ，从事变压器的故障诊断工作 。（上接第 61 页 ） 5所以该例产品开关应当加电位电阻 。高压角接产品开关恢复电压计算略 。5 结束语有载开关的恢复电压在订开关时可以委托开关厂代为计算 ，并确定是否需要用电位电阻 。