色谱异常（通用4篇）
色谱异常 篇1
摘要：变压器投运前需对其绝缘油进行色谱分析,确定其氢气含量低于限值。在实际分析过程中,发现油中有杂质气体干扰了氢气的定量,导致氢气含量持续超标。通过对比分析,发现仪器无法分离杂峰和氢气,随即对仪器进行了改造,并对杂质气体进行推导、定性。保证了分析结果的准确,并为故障排查提供依据。
关键词：绝缘油,氢气,气相色谱,异常
0前言
在为变压器送电前,需将变压器油提前注入并静置,并监测其氢气含量的趋势,以确保变压器材料不会导致氢气含量的意外升高,对后续运行时的油中气体分析造成困扰。所以准确地测定投运前变压器油的氢气含量对判断变压器的质量好坏十分重要。
1 事件描述
2015年9月,山东某电厂500k V倒送电之前需要对主变A/B/C三相进行电气试验,试验前后均需对油中气体作气相色谱分析,以确定其氢气含量低于限值。该电厂根据行业标准和变压器厂家的设备规范将此限值定为10μL/L。但在实际取样分析后,其氢气含量为:
由于变压器放置时间较长,于2015年4月已经对A/B/C三相进行了真空滤油,当时测得三相的氢气含量均低于仪器检出限5μL/L。于是进行了取样确认,重新取样后测得的氢气含量为:
从而确定氢气含量超限。
变压器厂家对此结果有异议,要求将油样外送至山东某研究院进行测量。所以在2015年10月初对变压器进行了取样并外送分析。该究院的分析结果如下表:
数据表明A/B/C三相的氢气含量均低于限值10μL/L,推断该电厂所测得的氢气含量数据偏高,无法准确反映油中氢气真实含量。
2 原因分析
该电厂所采用的气相色谱仪为上海某公司生产的GC-900-SD气相色谱仪,该仪器依照国标GB/T 17623-1998进行配置,采用一次进样-双柱并联-三检测器的模式进行色谱分析,其分离氢气的柱子为碳分子筛TDX01柱,规格为:内径3mm,60~80目,柱长0.6m。且依据其历史数据来看,该仪器状况良好,质控、校正系数、保留时间、分离度都正常。当时的氢气峰谱图如下:
该电厂遂向该研究院咨询氢气峰的分离状况,该研究院告知其在氢气峰前面有一个杂峰,但不知道杂峰是何成分。
该研究院所采用的仪器为安捷伦7890A,其氢气分离柱为6英尺×1/8英寸60-80目5A分子筛柱。
该电厂的仪器分析中氢气峰前并无此杂峰,且碳分子筛柱的出峰顺序跟所分离气体分子的动力学直径直接相关,以下是常用气体分子直径列表:
依表可知,只有氦气分子的直径比氢气小,所以该电厂怀疑该杂峰为氦气峰。经反复试验并咨询仪器工程师得知,GC-900-SD气相色谱仪的TDX01柱由于目数太低且柱长不够,柱效较低,无法有效分离氦气峰和氢气峰,导致氦气峰和氢气峰重叠,使软件默认的氢气峰偏大,导致氢气含量偏高。
3 验证
为了能有效分离氦气峰和氢气峰,该电厂咨询了GC-900-SD气相色谱仪厂家,厂家表示他们有能分离氦气、氢气峰的柱子TDX02,也是碳分子筛柱,但目数更多,柱子更长,柱效更高,该电厂遂对TDX02柱进行了采购并安装。调整好仪器状态及软件设置后,对A/B/C三相进行了重新取样,并分析其氢气含量,结果如下:
结果均符合限值。此时的谱图如下:
如图2所示,在氢气峰之前,有明显的氦气气峰,而之前由于无法有效分离此峰,导致氢气结果偏高。
5 来源分析
依照该研究院的说法,这种杂峰并不常见,且一般大型变压器不会存在这种杂质,并肯定这氦气的来源绝对不会是变压器油。该电厂咨询了变压器和绝缘油厂家,均表示在整个过程中,无氦气气的引入,且在2015年4月份进行过滤油,即使有残余的氦气也应该已经被完全滤掉了。后来经过排查,发现为配合倒送电,主变三相于2015年8月份均投用了在线色谱仪,该在线色谱仪为美国Serveron(斯维特)变压器在线监测仪TM8系统,其所使用的载气即为氦气气,流程图为:
如图3所示,油侧油中气体经脱气装置(气体析取器)脱出后进入到气侧,被载气氦气带进色谱柱进行定量分析。在此过程中氦气与油的接触部分就是脱气装置。随后咨询了在线色谱仪厂家,氦气是否有可能通过脱气装置进入到变压器油中。厂家答复不可能有此逆向泄露,因为油侧压力比气侧压力大,且油侧气体是通过一个半透膜进入到气侧的,该半透膜只允许油侧向气侧的气体流动,不允许反向流动,无法解释油中为何会检出氦气,但厂家表示会关注此问题,并交由厂家技术中心进行模拟试验。
5 后续工作
现有两个遗留工作:(1)氦气的定量。采购含有氦气气的标准气体,对该绝缘油中的氦气进行定量分析,并持续跟踪其趋势;(2)确定氦气气源。继续排查氦气气的来源,在线气相色谱为重点排查对象。
6 结论
通过对比分析,发现了之前气相色谱仪分析氢气不准确的原因,并对仪器进行改造,使其能有效分离氦气和氢气。使得绝缘油的气相色谱分析数据更加准确、可靠,同时发现了油中含有杂质气体氦气,并初步查找了原因。为变压器的故障排查提供了坚实的依据。
参考文献
[1]GB/T 17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法[S]
[2]吴烈钧.气相色谱检测方法[M].化学工业出版社,2005,04.
[3]操敦奎.变压器油中气体分析诊断与故障检查[M].中国电力出版社,2002,10.
色谱异常 篇2
关键词：电流互感器,色谱分析,故障分析,预防措施
0 引言
引起放电故障的原因包括油纸绝缘浸渍不良、受潮、油中存在气泡、电场高度集中处局部放电和应接地而未接地金属部件悬浮电位放电等等, 然而局部放电刚开始时是一种低能量的放电, 变压器内部出现这种放电时, 情况比较复杂, 根据绝缘介质的不同, 可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部放电。
1 故障概述
2014年3月31日, 在对110k V增子坊变电站110k V玉增线194A相电流互感器 (该CT为油浸式户外型, 型号为LCWB9-110W3, 变比为600/5, 由保定天威互感器有限公司制造, 2010年7月27日投产使用) 进行春检作业时发现该相电流互感器金属膨胀器上盖被顶起, 产生严重变形, 试验专业对其进行了绝缘电阻和介质损耗测试, 合格;进一步进行油样化验, 色谱分析异常, 其中总烃含量为563.426μL/L、H2含量为18554.529μL/L, 远超过注意值150μL/L, 见表1。
单位: (μL/L)
2 故障分析
2.1 故障类型判断
在这台CT中, 含水量分析为14.2mg/kg (运行油的标准是≤35 mg/kg) , 因此可以认为该相互感器油中氢气含量偏高, 不可能是由于进水受潮而引起。从故障特征气体看:以H2为主, CH4次之, 是局部放电的产气特征, 通过图形法诊断, 以H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等5个组分依次排列作为横轴, 以各组分之浓度 (以浓度最高者为1) 为纵轴, 绘出气体图形, 呈L形, 也是局部放电类型。
因此, 可以断定该故障类型为局部放电。
2.2 故障原因分析
引起局部放电的原因有以下几种情况:
(1) 由于气体的介电常数小, 当油中存在气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔时, 在交流电压下所承受的场较高, 但其耐压强度却低于油和纸绝缘材料, 在气隙中容易首先引起放电。
(2) 制造质量不良。如绝缘不清洁, 绝缘包绕松散, 绝缘层间有皱折、空隙、少放电屏而造成均压效果不佳, 真空处理不彻底等。
(3) 过电压引起, 如雷击、重合闸瞬间过电压等。
(4) 金属部件或导体之间接触不良而引起的放电。局部放电的能量密度虽不大, 但若进一步发展将会形成放电的恶性循环, 最终导致设备的击穿或损坏, 从而引起严重的事故。
2.3 故障建议措施
(1) 对朔州地区各变电站所有该厂家出厂的互感器进行统计, 并对时间间隔较长的和气体产气速率有增长的进行带电取油跟踪。
(2) 对于这台设备, 基于正好有备件, 决定更换处理, 更换后, 对故障设备进行直流电阻、末屏绝缘电阻和局部放电试验, 查找故障原因及故障点。
3 故障处理
为了消除设备重大隐患, 避免事故的发生, 于4月2日对110k V玉增线194A相电流互感器进行了更换。更换后, 对该相电流互感器进行了直流电阻测试, 数据合格, 故排除了设备内部与导电杆连接不牢固或螺母松动的现象。解体中重点检查了:器身零屏引线与储油柜连接是否可靠;绝缘纸包扎情况、有无击穿点。发现了2个问题, 说明如下:
(1) 在解体过程中最外面一层的高压电缆纸破损。经过逐层仔细剥离后发现里边没有高压电缆纸破损这种情况, 所以判定该现象可能是由于在安装或拆下二次绕组时不慎划伤造成的。
(2) 在剥离高压电缆纸和铝箔纸时发现端屏铝箔小面积发污现象, 所以怀疑一次绕组内部有受潮的可能 (如图1示) 。
因此本次故障原因分析为:在设备安装时, 由于高压电缆纸和铝箔之间的干燥不到位, 在电场中首先极化, 形成“小桥”, 于是放电先从这部分开始发生和发展, 油在高场强下游离而分解出气体, 由于气体的介电常数小, 比油隙更易击穿, 产生放电, 使油隙继续产生气泡, 从而形成恶性循环, 使得运行中的设备不断产生气体, 进而将顶部的膨胀器顶起, 导致变形。
4 预防措施
4.1 目前, 对油浸式互感器等少油设备取样的方法和工具以及带电补油已有成套装置的情况下, 适当缩短油色谱分析周期是很有必要的, 对色谱分析结果异常的, 要及时跟综, 考察其增长趋势, 若数据增长较快, 应引起重视, 将事故消灭在萌芽状态。
4.2 设备制造厂在制造过程中要严把质量和工艺关, 在制造工艺中应有针对性的措施, 保证密封结构和密封材料良好;投产前, 使用单位要把好交接验收关, 必要时进行局部放电测量。
4.3 防止某些连接松动或金属带电位悬浮的情况, 加强现场维护管理。一次端子引线接头要接触良好, 有足够的接触面积, 以防止产生过热性故障;二次引出端子应有防转动措施, 防止外部操作造成内部引线扭断;同时L2端子与膨胀器外罩应注意作好等电位连接, 防止电位悬浮等。
参考文献
[1]李明星, 唐亮, 陈志勇, 岳国良.220kV电流互感器油色谱气体含量超标分析及防范措施[J].河北电力技术, 2008 (01) .
[2]朱大铭, 谢蓓敏, 潘虹.220kV电流互感器绝缘故障分析[J].吉林电力, 2005 (02) .
色谱异常 篇3
关键词：66kv主变压器,乙炔 (C2H2) 气体值超标,短路冲击
1 缺陷发展经过
2010年6月份以来, 某变电站2号主变油中乙炔组分含量最高达到4.66μL/L (2012年3月16日数据, 规程要求不大于5μL/L) , 其它组分无异常变化。设备内部存在火花放电缺陷, 按照1个月检测周期连续监测无明显变化。2012年10月10日, 试验人员对2号主变进行油色谱跟踪分析时发现, 乙炔组分突增, 超过规程注意值达到11.96μL/L, 较上次数据有明显增长, 相对产气速率达到204%/月 (规程要求不大于10%/月) , 诊断认为该设备内部存在的火花放电缺陷快速发展, 容易发展到大能量的电弧放电, 对设备停运检查。
2 设备基本资料
安装位置:某公司66kv变电站2号主变。
型式:SFZ9-31500/66。
接线组别:DYN11。
3 试验数据分析及故障诊断
3.1 色谱数据分析
公司色谱专业人员自2010年6月份开始, 一直对2号主变进行色谱异常监测, 坚持监测周期不超过1个月。2012年10月10日, 发现乙炔组分突增, 相对产气速率达到204%/月, 证明设备内部缺陷快速向严重故障发展。
分析色谱数据, 认为该设备一直存在火花放电缺陷, 油中溶解气体乙炔含量占总烃主要成分, 氢气含量较低与乙炔含量处于同一数量级, 并且火花放电故障部位未发生在主要的导电回路内。同时, 根据某电科院模拟试验结论, 认为2号主变设备内部存在的火花放电缺陷发展经历了两个主要阶段, 2012年9月11日以前, 为火花放电平稳期, 设备内部缺陷持续存在但未突变发展或消除, 设备状态可控, 采取缩短色谱监测周期即可;9月11日以后某个时间, 设备受到外因影响或火花放电完成量变到质变的积累, 火花放电缺陷表现为突变发展, 进入火花放电恶化期。
3.2 局部放电试验数据分析
2号主变油色谱数据乙炔含量异常突变发生后, 按照专家意见, 对其进行了局部放电试验。试验数据见表1。
3.3 故障诊断
通过主变局部放电试验、感应耐压, 发现虽然最大局放量在5000p C, 但是主变尚能承受住 (被试一次套管单相对地电压71.2kv) 的试验电压, 说明放电缺陷部位不在导电回路内, 设备主绝缘、纵绝缘尚能经受住考核。推测缺陷是由于悬浮电位等原因造成的火花放电。
4 设备解体情况
2012年10月24日, 该设备运输到某变压器公司装配厂房内进行设备解体。
4.1 吊芯检查情况
2012年10月24日, 对2号主变进行了首次吊芯检查。检查过程中发现A、B相之间铁芯一处拉带断裂, 器身每相的上部绝缘端圈的垫块都有多处脱落, 尤其B相线圈变形较为严重, 发生明显位移、小角度倾斜, 压钉外移、铁芯绑扎带开裂, 与局放检测B相局放量最大相吻合。
资料显示, 该变压器在2012年3月至7月之间就受到11次短路冲击, 变压器运行环境较差, 容易因出口短路, 引发设备故障。
4.2 器身拆解检查
2012年11月1日, 技术人员对器身进行了彻底拆解, 将高、低、调压绕组及其绝缘全部从铁芯上拔出, 重点检查以下项目:高压绕组及其匝绝缘;低压绕组及其匝绝缘;调压绕组及其匝绝缘;高-低压绕组间绝缘;高-调压绕组间绝缘围屏、油隙撑条、角环;低压-铁芯绕组间绝缘围屏、油隙撑条;所有器身绝缘;高压绕组稳定情况;低压绕组稳定情况;调压绕组稳定情况;铁芯内侧情况。
通过检查, 未发现任何部件有放电痕迹, 但在检查过程中却发现主变有下列主要缺陷:
(1) 低压绕组a、b相上端2-3匝线已发生向上的轴向位移10-100mm, 已无法恢复; (2) 三个低压绕组撑条向左倾斜; (3) 三个高压绕组撑条向右倾斜。个别线段已出现辐向失稳, 已无法恢复; (4) 所有绕组所使用的内径绝缘筒材质为胶质材料, 在过电压冲击下极易发生放电;且高、低压绝缘筒已有不同程度的开裂; (5) 铁芯外径侧围有聚酯薄膜, 易产生爬电; (6) 三相铁芯柱外表面已有大面积锈蚀; (7) 高低压撑条已脱离绕组垫块及线段。
综上, 虽然没有找到火花放电部位及放电痕迹, 但却发现了主变绕组、铁芯等主要部件已经存在严重缺陷, 尤其B相绕组, 这些缺陷已无法恢复只能对主变进行重新制造。
4.3 原因分析
4.3.1 局部放电量不合格的原因。
在2号主变局部放电测量时, 高压侧三相绕组局放量不合格, 尤其B相绕组局部放电量最大, 远高于A、C相绕组的局放量。解体检查发现的, 垫块松动、脱落、线圈变形、铁芯绑扎带开裂、绝缘筒开裂等情况都会导致局部场强集中、畸变导致局放量不合格, 其中B相绕组线圈变形最为严重, 压钉外移、铁芯绑扎带开裂的情况很好地解释了该相绕组局放量最大的原因。
4.3.2 未找到明显放电部位及痕迹的原因
(1) 导电回路上的较强火花间隙放电, 是出现明显放电痕迹的充分但不必要条件。没有明显放电痕迹, 说明火花放电没有发生在导电回路之中。按照火花放电模型模拟的情况来看, 推测油隙在1mm及以下的短间隙时, 才有可能在相应部件上遗留放电痕迹。 (2) 对于2号主变, 造成火花放电的原因有多种可能:绝缘垫块松动脱落导致垫块的悬浮电位产生;高、低压绝缘筒已有不同程度的开裂造成绝缘筒上面分布许多油隙, 容易产生悬浮电位, 发生火花放电等。
4.3.3 器身拆解发现诸多缺陷原因分析
(1) 器身拆解发现了诸多严重缺陷, 分析认为, 该设备多次经受短路冲击和过电压, 电动力导致绝缘垫块松动脱落, 拉带断裂等情况出现。 (2) 2006年投运四年后开始设备内部就存在一定量的乙炔组分, 证明火花放电的缺陷不断持续, 直到量变到质变或受到外界影响承受不住时, 缺陷突然恶化, 最终将导致设备的严重故障。
5 结束语
5.1 设备制造工艺不良。
铁芯外侧围有聚酯薄膜, 易产生爬电;变压器油为石蜡基;有载分接开关为老式的非智能机构;引线支架为硬杂木材料, 强度较低。
5.2 该设备经受多次短路冲击或过电压。
主变经受短路冲击或过电压造成绝缘垫块松动, 撑条移位, 线匝位移、压钉突起等情况, 直接导致了局部放电试验不合格。
6 措施及建议
6.1 增强色谱试验装备、加大人员的投入, 做好油色谱异常设备的技术监督工作, 在色谱出现异常时应适当缩短检测周期, 及时掌握异常设备缺陷发展状态。
6.2 变压器发生出口短路后, 应及时安排色谱测试, 一旦发现油色谱出现异常应及时采取措施。
6.3 对经常发生出口短路的主变设备进行统计, 有条件时进行抗短路能力评估, 必要时进行局部放电试验检查。
参考文献
色谱异常 篇4
某核电站#1机组装配有2台俄供TRDNS-63000/35-N1型高压厂用变压器 (以下简称高厂变) , 均为分裂式变压器, 其具体参数见表1。这2台高厂变于2003年10月投运, 运行情况一直良好, 但在2009年11月进行主变冲击合闸试验后, #1高厂变绝缘油色谱分析出现异常, 包含C2H2, 其含量为1.50μL/L;2010年4月切换厂用电负荷后, 变压器绝缘油色谱分析中再次出现C2H2, 其含量为0.61μL/L。
2 缺陷出现过程及初步原因分析
2.1 缺陷出现过程
2009年11月14日, 机组小修后, 对#1机组主变进行冲击合闸试验, 在#1高厂变本体油样色谱分析中首次发现C2H2, 其含量为1.50μL/L, 见表2。对该变压器进行排油检查, 可见部位未见异常, 经滤油处理并进行常规电气试验合格后再次投入运行。
μL/L
2010年4月5日, 机组大修后, 对#1机组进行切换厂用电负荷操作, #1高厂变本体油样色谱分析中再次出现C2H2, 其含量为0.61μL/L, 见表3。经常规电气试验检查合格后, #1高厂变再次投入运行。
μL/L
2.2 初步原因分析及运行指令
采用IEC三比值法对2次色谱异常数据进行分析, 故障编码均为 (0, 2, 2) , 初步判断这2次色谱异常缺陷均是高于700℃高温范围的热故障。由式 (1) 可估算出2次热点温度分别为865℃和831℃, 两者相差不大。根据德国四比值法, 2次缺陷判据结果均为“铁件或者油箱出现不平衡电流”;同时特征气体组分中按照C2H4→CH4→C2H6→C2H2顺序递减, 说明2次缺陷均是在铁芯、夹件、油箱及其连接等裸金属部位发生多点接地;有少量C2H2产生, 说明缺陷可能为低能量放电或间歇性多点接地故障。
由于2次色谱异常分别是在变压器受到冲击及切换厂用电负荷后出现, 结合上述分析, 判断缺陷为裸金属部位低能量放电或间歇性多点接地故障引起的局部过热, 且故障点均不在线圈及高场强部位, 因此短期内不会影响该变压器的正常运行。为此, 可通过在机组运行期间加强巡检力度, 增加取油样分析等辅助手段的监测频率, 来保障核电机组的安全稳定运行。
3 吊罩检查情况
虽然#1高厂变的各项特征气体数据均在注意值范围内, 但考虑到核电站的特殊性, 同时也为彻底消除该台变压器潜在隐患, 在2011年机组年度大修中更换下该台变压器并运至国内某变压器厂进行吊罩检查。吊罩前, 油箱内气体压力为0.006MPa, 露点温度为-58.1℃。吊罩后, 对变压器器身、铁芯、有载分接开关、变压器高低压侧、引线、油箱等分别进行了详细检查。
3.1 有载开关
(1) 有载开关油箱沿器身短轴方向侧, 开关油箱室与底座3个固定铆钉有渗油。
(2) 开关静触头C5、A5、B1松动, 其中A5松动较严重。
(3) 开关低压侧上、下部分联线 (W1、U1) 支撑固定板的3个螺栓中有1个松动, 可旋转3/4圈。
3.2 高压侧及引线
(1) 高压侧绕组外围绝缘正常, 绕组间绝缘纸板正常。
(2) B相分接线B2表面有一圆黑点, 打开后检查仅为最外层表面一层发黑, 第二层完好, 无异常。
(3) C相线圈下部支撑纸板筒的对接处有4个铜焊瘤, 最大为2mm×1mm。
(4) C相高压侧短轴方向压钉螺母松动。
3.3 低压侧
(1) 低压侧可见绝缘部件情况无异常。
(2) A相低压侧压板上表面有一炭黑圆点。
(3) 低压侧开关下部油箱底部有一长约10mm铜屑和一疑似硬质材料的异物。
3.4 铁芯上轭
铁芯上轭表面有4根直径约0.3mm带绝缘护套的导线, 其中3根导线首端插入铁芯上轭低压侧 (如图1所示) , 另1根首端悬空。这4根导线末端均沿夹件绝缘垫块间隙引出, 与2根芯柱的地屏接地线和一根首端焊接在夹件上的导线共同固定在夹件腹板上, 7根导线末端均悬空, 如图2所示。
3.5 铁芯接地及垫脚
(1) 解开铁芯与夹件之间接地连片, 测量铁芯与夹件间绝缘电阻, 低压侧为100MΩ, 高压侧为250MΩ。
(2) 解开高压侧下部夹件与油箱间接地片, 测得夹件与油箱之间绝缘电阻为零。
(3) 器身侧面上、下部夹件定位处均有黑色物质, A相侧较严重。
(4) 器身下部夹件垫脚与箱底多处有炭黑, 有疑似放电痕迹, A相侧定位垫脚较严重, 如图3所示。
3.6 油箱
(1) 上部油箱的内部衬有磁屏蔽, 检查无异常。
(2) 器身下部夹件垫脚发黑印记的位置, 对应的箱底位置也均有发黑印记, 同时在箱底发现有少量硅胶颗粒。
4 原因分析
4.1 变压器内部接地设计结构
通过实际观察及对设计图纸的研究, 确认#1高厂变的铁芯、夹件接地为共引接地方式, 即铁芯、芯柱拉板和拉螺杆分别与上夹件联接, 上夹件与下夹件之间通过垂直双头螺钉联接, 下夹件与箱底之间通过接地片联接, 同时夹件下部垫脚直接与箱底联接, 如图4所示。
4.2 色谱异常的原因分析
(1) 器身下部夹件垫脚与箱体之间放电。通过对该台变压器接地系统的分析可知, 垫脚和箱底漆膜的脱落及不平整性易导致它们之间产生缝隙。由于漏磁作用导致其电位不同, 当变压器受到冲击或负荷突然变化时, 主磁通饱和溢出, 漏磁激增, 在电位差达到能够击穿两者之间的绝缘油时, 便会产生间歇性放电, 从而造成变压器油中特征气体含量偏高。
(2) 夹件与器身定位处定位钉 (地电位) 之间绝缘不良。夹件与定位钉之间没有用绝缘板隔开, 从而造成夹件与定位钉之间局部放电或发热, 这从绝缘油的碳化痕迹也可以看出。在漆膜完好部位, 由于漏磁激增导致夹件与定位钉之间电位差足够大时, 夹件对定位钉放电, 中间漆膜被击穿, 造成该处间歇性接地。此外, 变压器运行过程的振动会造成漆膜磨穿, 夹件与部分定位钉直接导通, 在漏磁作用下, 夹件中形成环路电流。由于变压器本身容量不是很大, 夹件处的漏磁通及变化也相对较弱, 因此在变压器正常运行时, 虽然夹件已经形成多点接地, 但是环路电流仍相对较小, 其有功损耗导致的局部过热现象并不严重, 也不会造成油中特征气体组分显著变化。但是, 若变压器受到冲击或大负荷启动操作时, 在漏磁的影响下, 夹件中环路电流迅速增大, 故障部位发热现象将非常严重。
以上两个原因均导致了变压器油分解, 使特征气体组分升高。
(3) 有载调压开关油室3个铆钉有渗油痕迹, 当有载分接开关油室内油压大于本体油压时, 开关中的油渗入到变压器本体油中, 同时将开关油中的气体带入, 可能造成油中气体含量偏高。
根据变压器后期运行期间C2H2和其它特征气体组分没有出现持续升高趋势 (见表2、表3) 分析, 有载调压开关油室渗油未对变压器本体构成影响。通过测量铁芯与夹件之间绝缘电阻可知, 铁芯绝缘情况良好, 在运行中保持一点接地。但是, 根据夹件对箱体绝缘电阻测量结果, 以及多处发热和放电痕迹分析, 变压器的夹件及其垫脚接地系统不良, 即下部夹件垫脚对箱体间歇性放电和夹件与定位钉之间绝缘不良。在这两个因素的共同作用下, 导致了变压器受到冲击, 大负荷启动及操作后特征气体组分明显升高。
5 处理方案
5.1 铁芯、夹件接地系统改造
(1) 将铁芯与高压侧上夹件之间接地片断开, 在原位置加装1块绝缘板, 将接地片与绝缘板重新联接, 并在绝缘板外部螺孔与铁芯接地片联接位置引出1根接地线, 作为铁芯接地引线, 如图5所示。
(2) 取消高压侧下夹件与箱底之间的接地片, 在低压侧A相芯柱拉板与夹件联接位置引出1根接地线, 作为夹件接地引线, 如图6所示。
(3) 铁芯、夹件内部单独引出接地。在油箱上部开2个Φ100的孔, 焊接地套管用的法兰;在油箱顶部及侧壁上焊接用于固定铁芯、夹件外部接地引线的底板、接地座及接地标识牌, 安装接地套管。
(4) 铁芯、夹件外部单独引出接地。将铁芯、夹件外部接地引线一端与接地套管联接, 用支架固定在油箱顶部及侧壁底板上, 最后引至油箱下部的接地座处固定。
(5) 为避免下部夹件垫脚与箱体之间出现间歇性放电现象, 在垫脚与箱底之间衬垫5mm厚绝缘纸板以保证绝缘效果, 与垫脚共同落在箱底的定位钉上进行限位;其余绝缘纸板用布带与下夹件绑紧。
(6) 为将定位钉与垫脚进行绝缘, 在定位钉处缠上单边3mm的玻璃丝粘带, 并对垫脚开孔进行处理, 保证器身的可靠限位。
(7) 在变压器器身侧面夹件定位钉处放置绝缘垫块来保证定位钉与夹件可靠绝缘, 避免夹件出现多点接地及间歇性放电。
(8) 更换所有接地线, 并取消铁芯上部插入铁芯片内的4根联接线以保证系统的可靠接地。
5.2 其它缺陷处理措施
(1) 对有载调压开关进行检查处理和维护, 消除其存在的缺陷。
(2) 清除异物。
(3) 对变压器进行脱油干燥处理, 干燥前后对变压器内部紧固件进行全面检查和紧固, 更换必要的绝缘件及其它部件。
6 结束语
#1高厂变接地系统的结构设计和接地方式在原理上没有根本性错误, 但变压器装配工艺要求较高, 必须保证其底部可靠接地, 而这在安装及后期运行中因受各种因素的影响而很难做到。该变压器设计结构为我国中小型变压器早期接地设计方式, 现均已改为铁芯和夹件单独接地方式。本文通过对#1高厂变进行吊罩检查, 找出油色谱异常的主要原因是夹件及其垫脚接地系统不良, 改造后的铁芯、夹件接地系统稳定性得到了可靠加强。
摘要：针对核电站高压厂用变压器油色谱数据异常情况, 通过对变压器吊罩检查, 结合变压器设计结构, 指出夹件及其垫脚接地系统不良是造成该变压器油色谱数据异常的主要原因, 并给出了具体的改造方案。
关键词：变压器,铁芯,夹件,接地,色谱
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