变压器油,工业白油,抗磨液压油专业厂家—淄博勤润

油中溶解气体分析可在设备运行状况下进行，能够非常灵敏、有效的发现充油设备绝缘老化、受潮、过热、放电等早期缺陷，同时与荣性设备相对介质损耗因数及电容量比值的测试及红外测温等手段相结合，相辅相成互补长短，为电网安全稳定的运行提供经济可靠的全方位保障。
1 缺陷情况
2016年6月9日，油务人员根据设备周期对某220kV变电站内的油浸式电流互感器进行带电油中溶解气体分析时，发现220kV2202间隔U相TA的氢气、总烃含量超标并有乙炔出现。试验时天气状况为：多云，湿度42%，温度29度。故障设备信息为：型号LB1-220，出厂日期：1988年5月，投运日期：1988年7月28日。此前该设备无不良运行工况。设备外观检查无异常。
2 试验检查情况
工作人员发现该故障设备的油中溶解气体成分异常后，对其进行了相对截止损耗因数及电容量比值的测量，确定其存在缺陷。随后将该设备退运，工作人员对其进行了诊断性全压截止损耗测试末屏介质损耗测试及局部放电试验，最后对其进行解体检查。
2.1 油中溶解气体分析
油务人员对2202间隔U相电流互感器油色谱分析结果如表1所示。
根据《变压器油中溶解气体和判断导则》判断，该设备油色谱中总烃和氢气含量超过导则规定的100和150，并且出现了特征气体乙炔。计算所得总烃相对产气速率为36.96%，远超过规程中10%的注意值。由此可判断该电流互感器存在缺陷，根据表1数据计算可得三比值为110，由此判断故障类型为低能放电型。
2.2 相对截止损耗因数及电容量比值测试
高压试验人员以2217间隔为基准对2202间隔电流互感器进行了带电相对介质损耗及电容量比值测试，将测试结果与历年测试数据进行纵向对比分析，具体数据见表2。
由表2数据可得U相TA相对介质损耗增量为0.00132，电容量比值增量为1.49%，均小于规程要求的0.003的注意值，数据未见异常。
2.3 全压介质损耗试验
将该设备退运，并在现场进行了全压介质损耗试验，试验数据如表3所示。
测量电压由10kV升到145kV，介质损耗增量为0.06%，没有超过规程要求0.3%的要求，但是在145kV测试电压下的介质损耗已到达0.74%；逼近规程要求0.8%的注意值，电容量未见异常。由上表测试数据绘制出介质损耗与所加测试电压的关系曲线如图1所示。
由关系曲线图可以更直观的看出介质损耗与试验电压之间的关系，基本符合全压介质损耗特征曲线中介质受潮的情况：曲线起点较高，随着测试电压的增大介质损耗递增，在145kV达到最大值，之后又随着测试电压的下降而回落，在逐步升压过程中介质损耗的增大已经使其本身发热升温，因此降压过程中的介质损耗值略高于升压过程中的数值，形成开口环形状。根据全压介质损耗试验结果判断，怀疑缺陷是由设备内部受潮引起的。
2.4 末屏介质损耗试验
随后对该设备末屏进行了绝缘电阻及介质损耗的测量，试验结果详见表4.通过分析数据可知，末屏绝缘电阻值偏低，接近规程规定1000M欧的注意值，而该设备末屏介质损耗值超过标准要求注意值0.015的132.67%。初步判断绝缘过低及介质损耗严重超标可能是因为末屏受潮引起。
2.5 局部放电试验
为了进一步检验该设备的绝缘情况，将其运送回高压试验大厅后对其进行了局部放电试验。局放图谱如图2所示。
在1.2（174kV）测量电压下放电量达到了1000pC，远远超过规程要求的20pC，起始放电电压为69kV，熄灭电压为38kV，均低于正常运行电压（126kV），由此判断该设备存在局部放电缺陷。
2.6 解体检查
对2202间隔U相电流互感器进行了解体检查，解体过程中并未发现明水，但是在末屏引线处及电容屏第1、第2屏距道题顶端1/3处，发现了较多的X蜡，面积较大。
3 缺陷原因分析
根据试验数据分析和解体检查情况综合判断2202单元U相电流互感器缺陷原因：该电流互感器运行已超过28年，设备密封件老化尤其是末屏处密封不严导致潮气侵入，使绝缘介质性能劣化，在征程运行电压下，局部电容屏间电厂畸变，产生轻微的局部放电，造成绝缘薄弱点的变压器油劣化从而分解出X蜡并产生故障特征气体，而X蜡的产生又会进一步导致该处绝缘纸绝缘性能降低，使局部放电加剧和温度升高，形成恶性循环。
4 建议
为防止此类缺陷的在此发生，提示以下防范措施：对同厂家、同批次电流互感器以及运行20年及以上的220kV油浸式电流互感器结合相对介质损耗及电容量比值测量、红外测温以及带电油色谱等手段进行巡检排查，开展糠醛等参数测试，进一步积累运行数据。经统计目前保定供电公司尚有1996年12月31日前生产的220kV电流互感器28台，110kV电流互感器49台。对于这些油浸式电流互感器，要求结合停电检修机会进行全压介质损耗试验，用以验证设备工况。此外还需订制计划，加快运行20年以上的电流互感器更新换代速度。