500kv主变油中总烃浓度异常升高诱因精准诊断及治理

0引言

变压器油中溶解气体分析(DissolvedGasAnalysis,DGA)作为诊断油浸式电力变压器潜伏性故障的核心技术,其有效性已得到工程实践的验证。依据热动力学原理,不同故障类型下绝缘材料裂解将产生特定组分的特征气体,这一现象构成了DGA技术诊断故障性质的理论基础[1]。其中总烃浓度(甲烷、乙烷、乙烯和乙炔的总和)的异常升高通常预示着设备内部存在过热性或放电性缺陷,是判断变压器健康状态的关键指标[2]。近年来频发的总烃异常案例显示,此类问题不仅可能引发非计划停运,极端情况下甚至会导致设备永久性损坏。统计数据表明,在超过DL/T722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定的总烃注意值(150μL/L)的故障案例中,约70%存在持续发展的风险,若不及时干预可能演变为灾难性事故。

当前总烃异常的诊断主要遵循“先内后外”的传统路径,即优先排查变压器本体故障。 研究焦点集中于绕组与铁芯缺陷的识别,如分接开关接触不良、铁芯多点接地、绕组股间短路等本体故障模式。 现有诊断体系存在显著盲区:当常规电气试验(直流电阻、变比、短路阻抗等)结果正常且红外测温/局部放电检测未发现异常时,故障定位常陷入停滞[3—4]。针对上述局限,本文针对某500 kv主变压器突发性总烃超标问题,首次提出“多参数协同诊断+冷却系统优先排查”策略,最终通过潜油泵电流偏差检测精准定位4号泵过热源;治理后总烃浓度降幅达76.8%。该案例突破了传统诊断框架,证实冷却系统故障可引发总烃异常。

1 设备概况与异常现象

某电厂主变压器由国内某制造商生产,型号为DFP—240000/500 kV,属于户外型、双绕组、强油风冷式单相油浸变压器。 变压器的技术参数如表1所示。该变压器于2012年9月出厂并投入运行。最近一次的预防性试验及检修工作完成于2017年3月,试验结果均符合相关规程要求。截至2024年4月9日的油色谱例行分析,其总烃含量仍处于正常范围。

然而,2024年6月25日进行的定期油色谱分析显示,总烃浓度突增至256.1μL/L。为确认此现象并排除试验误差,分别于7月13日、20日、23日进行三次重复取样,数据证实总烃呈加速上升趋势,如表2所示。最新检测数据(2024年7月23 日)显示总烃含量已达551.8μL/L,此数值已大大超过电力行业标准DL/T722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中规定的注意值150μL/L。综合上述数据表明,该变压器存在高温过热产气特征故障。

2总烃超标故障诊断分析

2.1产气动力学特征

依据GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》第9.3.2条,计算2024年4月19日(基准值C1=82.3μL/L)至6月25日 (C2=256.1μL/L)的产气速率:

绝对产气率计算:

式中:G为油质量,取值48.5 t;Δt为时间,取值68天;p为油密度,取值0.895 g/cm³。

计算可知,总烃值绝对产气率为138.5 mL/d,严重超出规程≤12 mL/d的限值要求。

相对产气率计算:

计算可知,总烃值相对产气率为93.2%/月,大大超出规程≤10%/月的限值要求,表明故障能量释放持续加剧。

2.2 故障气体组分特征

选取7月13 日三次取样数据如表3所示,乙烯(C2H4)达170.8μL/L,符合IEEEStdC57.104TM-2019中700℃以上热故障的典型产气特征(C2H4/C2H6>3,CH4/H2>1)。

2.3 三比值法故障定位

基于GB/T7252—2001第10.2条,选取7月13 日数据进行三比值编码计算(其中R1、R2、R3为标准化比值参数):

根据上述比值编码得到编码组合如表4所示。

依据三比值法的编码组合(0,2,2)所指示的温度范围超过700℃,可归类为高温故障,其主要成因通常与导电回路的异常状况有关。典型的缺陷部位包括:分接开关触头的接触电阻增加、引线夹件螺栓的松动导致接触面性能退化以及铁芯漏磁引起的涡流损耗[5]。

2.4 多参数排除分析

1)负荷、油温分析。

对该电厂主变压器在2024年6月至7月期间的运行负荷、顶层油温进行了监测数据分析。分析结果表明,该主变压器在研究期间的平均负荷为61.41 Mw,顶层油温平均值分布在30~50℃范围内,均低于设备额定值及相关运行规程规定的允许限值。

2)红外精准测温及局部放电分析。

基于对主变压器本体进行的红外热成像精准测温及局部放电检测结果的分析,未在变压器本体关键部位(如绕组、铁芯、套管、分接开关、引线及夹件

等)检测到显著的异常过热点或局部放电信号。此检测结果初步表明,由涡流导致的铜导体过热、铁芯漏磁、分接开关触头或引线夹件连接松动/焊接不良、绕组内部局部短路以及层间绝缘劣化等潜在内部故障的可能性较低。

3)主变压器铁芯及夹件接地电流分析。

依据DL/T393—2010《输变电设备状态检修试验规程》第5.1.2.10条款及Q/ND1050106—2018《输变电设备状态检修试验规程》第5.1.1条款的规定,油浸式电力变压器在运行状态下,其铁芯及夹件的接地电流应进行测量,当电流值超过100 mA时需引起关注(该值作为注意值)。该主变压器历年铁芯及夹件接地电流测试数据如表5所示。数据分析显示,所有历史测试点记录的铁芯接地电流及夹件接地电流均低于100 mA的规程注意值。

综合以上负荷/温升分析、红外与局放检测结果以及铁芯/夹件接地电流历史数据,可基本排除主变压器本体存在严重过热故障、局部放电故障以及铁芯多点接地故障的可能性。这些潜在故障类型的发生概率被评估为极低。

3 故障定位及治理

3.1 故障精准定位

依据国家标准GB/T 7252—2001,正常运行状态下,充油电气设备内部的绝缘油及有机绝缘材料在热与电效应作用下会逐渐老化分解,产生少量低分子烃类气体(如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等)及一氧化碳(CO)、二氧化碳(CO2)[6]。值得注意的是,设备内部存在热或电故障时同样会产生上述特征气体。然而,仅凭气体种类难以明确区分其来源是正常老化还是实际故障,且气体生成量并无严格的界限划分。其浓度受设备负荷、运行温度、油中含水量、油保护与循环系统状况,以及取样与测试环节等多种因素的综合影响。因此,在评估设备是否存在故障及其严重程度时,必须结合设备运行历史记录、结构特性以及外部环境条件进行全面分析。需特别指出,某些非故障因素(如油处理工艺、材料兼容性问题)也可能导致油中出现类似气体,存在误判风险。

鉴于该变压器采用强迫油循环风冷冷却方式,对主变压器所配置的4台潜油泵运行状态进行了专项分析。重点检测各潜油泵的运行电流及绕组电阻,测试数据如表6所示。

结果表明,1号、2号、3号潜油泵运行电流及电阻均在正常范围内,而4号潜油泵三相电流呈现异常(尤其C相电流显著偏低至5.21 A)。根据欧姆定律(I=U/R),在电源电压(U)稳定、负载等效电阻(R)基本不变的条件下,运行电流(I)减小表明该潜油泵运行过程中等效电阻增大,此现象通常指向电机内部存在过热故障点。此结论与采用三比值法分析溶解气体所得编码组合(0,2,2)所表征的故障类型——高温过热(温度高于700℃)高度吻合。

3.2 故障治理

综合主变压器负荷监测、温度变化分析、带电局部放电检测、红外热成像精准测温及油色谱分析结果,结合三比值法,即编码组合(0,2,2)诊断,确认4号潜油泵内部存在严重过热故障,解体验证结果如图1所示,该故障是导致变压器油中总烃含量超标的根本原因。

2024年7月27日完成故障潜油泵更换并对拆解部件进行物理检查,解体分析结果证实了过热故障的存在。后续油色谱跟踪监测数据如表7所示,总烃浓度呈稳定下降趋势,表明故障治理措施有效。

4 结束语

本文针对500 kv主变压器突发性总烃含量超标问题,首先通过测定绝对产气率并结合三比值法诊断编码,确认了高温故障的存在。随后,通过负荷监测和红外成像技术排除了变压器本体缺陷的可能性。进__步地,通过对潜油泵C相电流异常的分析,精确定位了4号泵内部的过热源。实施相应的治理措施后,总烃浓度显著下降,从638.6 μL/L降至147.9 μL/L,降幅达到76.8%。本案例首次验证了冷却系统故障存在与变压器本体过热相似的产气特征,这也为类似设备故障的诊断提供了可供借鉴的技术模式。

[参考文献]

[1]张建所,马国梅.变压器油中溶解气体异常分析[J].水电站机电技术,2024,47(8):119-121.

[2]沈琪,倪钱杭,章岸,等.变压器油色谱在线监测在缺陷发现中的案例分析[J].变压器,2024,61(3):72-75.

[3]和兆伟,徐璐,任庆帅.__起500kv变电站主变压器油色谱数据异常案例分析[J].山东电力高等专科学校学报,2023,26(5):22-24.

[4]王鑫,鲁永,胡润阁,等.__起500kv变压器内部故障分析与处理[J].变压器,2023,60(7):71-75.

[5]林倍民.基于三比值法的典型变压器故障案例分析[J].电气技术,2023,24(10):63-67.

[6]孙甜利,吴恩柏.变压器油中溶解气体现象分析与防治策略[J].电气时代,2023(10):88-92.

《机电信息》2025年第17期第4篇