变压器油,工业白油,抗磨液压油专业厂家—淄博勤润

一、概述
岩寨水电站位于贵州省台江县境内清水江一级支流巴拉河上，电站装机容量为 25MW，共装有两台12.5MW 混流式机组，设计多年平均发电量为 1.0 亿kW·h，采用两机一变的出线形式，两台发电机组于2010 年 5 月正式并网发电。
岩寨电站主变压器型号为 S10-31500/110 为110k V 三相双绕组铜芯油浸式无励磁调压升压变压器，额定容量 31.5M V A，额定电压（121±2×2.5%）/10.5k V，变压器为户外使用高压侧经油套管与110k V 母线连接，低压侧经油套管通过 10.5k V 母线接至发电机。
二、故障情况
主变压器自 2010 年投运以来至 2019 年已经连续运行 9 年，该台主变于 2014 年经油色谱测试发现总烃值达到 216.51u L/ L，至 2019 年 4 月总烃值已达到 408.65uL/L，早已超 GB/T 7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》所规定的总烃含量150uL/L 的注意值。
三、变压器油中总烃含量超标情况原因分析
岩寨电站主变 2014-2019 年，选取每年两次同一时间段取样结果分析，油中溶解气体检验数据如表 1 所示（判断标准 GB/T 7252-2001）。
通过数据观察，2014 年 9 月，主变绝缘油色谱数据显示，总烃含量 216μL/ L，已超过规程规定的注意值 150μL/ L，且至 2019 年逐年呈上升趋势，根据此情况展开分析。
油化试验结果中并无C2H2 气体成分，由此可以排除变压器内部存在局部放电或超高温的情况（＞ 1000℃）。
分析总烃体积分数增加趋势与机组负荷率，未发现它们间有明显关联，主变汛前汛后总烃含量上升或下降存在不规律性，表明总烃含量增加不随机组负荷而变化。
变压器运行期间选用合适量程的钳形电流表， 现场实测铁芯接地电流为近乎为 0，满足《防止电力生产事故的二十五项重点要求》规定小于 100m A 的要求，由此可判断铁芯并无因多点接地而造成发热的情况。
通过直流电阻测试，数据合格，相（线）间不平衡率合格，且同部位与原始数据进行比较变化率均小于 2%，满足 DL/ T596-1996 规范要求，由此可排除绕组匝间短路、接地等故障。
对主变各部位进行红外测温及红外热成像检测， 未发现明显局部过热现象，主变油温、油位定期检查也未发现其它异常。
绝缘油中 CO 与CO2 并无明显增加，说明固定绝缘未受到影响。
根据GB/ T7252-2001 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》第 10.2 条，在热动力学和实践的基础上，通过改良三比值法用五种气体的三对比值， 以不同的编码表示进行判断。如表 2 所示。
取 2018 年 9 月 26 日主变绝缘油色谱数据进行分析，C2H2 与 C2H4 的体积分数比为 0/22.33=0， 编码为 0 ；C H4 与 H2 的体积分数比为 155.92/4.69= 33.2， 编 码 为 2 ；C2H4 与 C2H6 的体积分数比为
22.33/225.64=0.09，编码为 0 ；
取 2019 年 4 月 19 日主变绝缘油色谱数据进行分析，C2H2 与 C2H4 的体积分数比为 0/21.98=0， 编码为 0 ；C H4 与 H2 的体积分数比为 147.59/3.92= 37.62， 编码为 2 ；C2H4 与 C2H6 的体积分数比为
21.98/238.81=0.09，编码为 0 ；
通过以上两次三比值法计算，编码均为（0、2、0），对照《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中故障类型判断表，属 150~300℃低温过热故障，总结上述分析排除局部放电、铁芯多点接地、绕组匝间短路、接地等情况，初步判断故障可能为分接开关接触不良、引线夹件螺丝松动或引线接头焊接不良或铁芯漏磁引起的过热。决定对该台变压器进行检查性大修，吊罩检查，对可能存在问题的各处进行检查判断。
四、故障处理
2019 年 10 月 17 日，经各项修前试验合格，主变排油后准备吊罩，吊罩前在拆除高压套管时，对各相高压侧引线及中性点引线用白布带系好，随套管起吊同时慢慢放入白布带，将引线放入变压器主体内部。全过程在保证起吊平稳，套管与引线间并无过多受力的情况下，此时发现高压侧C 相引线脱落于主体内，引出线与绕组完全脱落。脱落情况如图1图2 所示。
经分析判断造成此现象的原因分析为，一方面， 变压器制造工艺较差，据悉该变压器于 2010 年投运时，曾因冲击合闸试验而导致绕组出现过较严重的变形，后经返厂后修复，工艺的不精良导致内部引线接头过多 ；另一方面，该处脱落引线接头未能完全压接牢靠，采用铜管单面压接，压接面未能吃透， 接头存在虚接情况，在平常运行过程中处于尚未脱落的临界状态，导致此次套管拆除时，受到施工正常牵动而脱落。由此大致可判断为该处接头内部发热而引起的低温过热现象。
五、处理措施
①对其余引线存在类似的部位检查，打开其包裹的绝缘材料，利用接触电阻测试仪测量引线个各接头处两端回路电阻，测量结果均为 10u Ω 左右， 检测结果无异常 ；
②对高压C 相引线脱落处加工铜鼻子进行重新压接后测量该处接头两端回路电阻，对比其余接触良好的接头电阻值，测量结果相近 ；
③对所有打开检查的接头用屏蔽材料和绝缘 纸重新进行包扎，保证引线包扎牢固，无破损、拧弯现象，引出线与其固定支架紧固，恢复至如 图3 所示；
④其余部位的检查，保证所有螺栓紧固，铁芯无变形、变色、放电痕迹、无卷边翘角等现象，拆开接地线后铁芯对地、铁心与夹件、螺杆与夹件间的绝缘良好，分接开关转动灵活。
⑤主变回罩后进行真空滤油脱气处理，后经油色谱试验及各项电气试验数据均满足规程要求后恢复投运。
六、处理后的效果
对主变高压侧 C 相脱落引线进行重新处理后， 根据 DL/ T596-1996《电力设备预防性试验规程》要求进行各项预防性试验，各项试验数据符合规程要求。变压器经递升加压和5 次冲击合闸投运后，电压、电流及温度等参数均正常，主变运行正常。在绝缘油色谱跟踪分析 中，色谱总烃各成分含量没有明显增长并稳定于较低水平，表明该台主变压器绝缘油中总烃含量超标隐患已得到彻底解决。
七、结束语
本文针对变压器总烃含量超标，通过油色谱数据分析各类气体成分含量结合三比值法计算有效的判断了变压器过热类型，并对变压器开展了针对性的检查大修，对高压 C 相绕组引出线重新压接牢固并对其试验结果进行分析对比合格，成功解决了一起因引线搭接不良而造成的变压器低温过热事件，避免了变压器故障的扩大，确保了变压器能安全稳定的运行。