750 kV联络变油总烃含量剧增原因分析

丁 苏，陈章山

(福建省送变电工程有限公司，福建 福州 350013)

0 概述

2016-01-08，某换流站交流场区域750 kV联络变2号变A相主体变轻瓦斯报警。稍后监测油样出现总烃含量异常情况，且乙炔(C2H2)含量持续显著增加。具体情况如表1所示。

表1 1月8日取样油色谱试验数据 μL/L

为了查找油中溶解气体含量持续增加的原因，从多个方面对该变压器进行了检查。通过对有载调压开关室内的油进行色谱分析，排除了有载调压开关室向本体渗油的可能。通过查询检修记录，排除了添补不合格绝缘油以及焊接导致气体增加等因素。按照DL/T 722—2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》推荐的三比值法，将表1和标准中三比值法对照表(见表2)对比，其比值编码为102。初步判定是电弧放电性故障引起变压器油的分解，而使乙炔气体含量急剧增长。

由理论分析可知，引起电弧放电的主要原因有：线圈匝间或层间短路、相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、套管尾部与引线连接板不紧间隙放电等。

表2 三比值法对照表

1 故障原因分析

鉴于放电故障类型多样，要准确判断还需要对联络变做一些电气试验，如直流电阻、绝缘电阻等试验。为防止联络变内部存在重大缺陷而使事故扩大，对联络变停运检查试验。首先进行常规绝缘试验，试验数据与以往数据对比无明显变化；然后测试绕组直流电阻，数据如表3所示。

表3 2号联络变A相直流电阻试验测量数据

结合现场最新试验数据，将A-Am和a-x现场试验数据折算到27．5 ℃时，与出厂试验数据基本相同；A-X和Am-X现场试验数据在油温较低的情况下实测值反而大于出厂试验值，在折算到27．5 ℃时更大于出厂试验值。初步判断可能是中性点引线接触不良(包括中性点套管的连接)，造成电阻偏差较大。

进行套管吊检。ABB套管型号为GOE-380-300-3150-0．6，编号为1ZSC902072-AAB。检查发现，套管下端部电气结合面已严重烧蚀，电气结合面至少有10 mm间隙，圆周间隙不均匀，套管电气结合面与拉杆的引线托盘均已严重烧蚀，如图1，2所示。

图1 套管下部结构

图2 套管下部抽出拉杆结构及烧蚀情况

结合对套管的试验和解体检查，分析引起故障的因素。

(1) 环境温度及套管温度变化因素。该型变压器套管采用拉杆式结构。2号联络变在2015年7月底安装完毕，并进行直流电阻测试，结果符合要求，当时的环境温度为40 ℃左右。之后空载运行至2016年1月初，当时正是环境温度变化较大阶段(环境温度降到-20 ℃以下)，热胀冷缩导致了结构结合面间隙扩大。

(2) 套管结构分析。通过对该套管的分步解体检查和对拉杆结构分析，发现此种结构存在拉杆膨胀量与铝合金管膨胀量不一致的情况，从而使其在自身温度变化较大时出现电气接触不可靠现象。

现有的拉杆式套管拉杆采用直径16 mm的不锈钢，该拉杆与套管内部的铝合金管相互作用后拉紧套管底部接触板，拉杆与铝合金管之间采用双层铝合金管补偿装置进行连接。从安装时的40 ℃到空载运行时的-20 ℃以下，温度变化超过60 ℃。对拉杆和铝合金管膨胀量进行计算如下。

拉杆膨胀量=拉杆长度(2 250 mm)×膨胀率(16．6×10-6)× 温差 (60 ℃)=2．24 mm。

铝合金管膨胀量=铝合金管长度(2 250 mm)×膨胀率(22×10-6)×温差(60 ℃)=2．97 mm。

可知，在上述实际温度变化后，铝合金管膨胀量比拉杆膨胀量大0．73 mm。与铝合金管串联作用的补偿装置中铝合金管的长度为700 mm左右，即使膨胀极少，也会造成现有情况下铝合金管膨胀量比拉杆膨胀量大0．73—1．25 mm。针对上述计算结果可知，现有的拉杆式套管在变压器较大环境温度变化下，会产生接触不良的问题。

2 故障处理措施

2.1 设计整改

ABB拉杆式套管在初期设计时，补偿装置与拉杆连接处有2个锥形弹簧垫圈，说明在设计时就已经考虑过膨胀量的问题。但现在该位置只有1个平垫圈，而没有锥形弹簧垫圈。鉴于存在膨胀配合不好的问题，为保证该产品拉杆式套管的长期可靠运行，建议在该位置现有平垫圈上部加放2个17 mm/39 mm/4 mm(内径/外径/高)锥形弹簧垫圈。

2.2 加强质量控制

此批联络变使用的拉杆式套管从ABB厂家(国外)发货到新变厂(国内厂家)时，所有拉杆已装配好，并在新变厂由ABB厂家服务人员对套管进行拉杆及底部接触端的调整。此类套管在现场进行引线连接和装配时，必需先将拉杆拆下与引线连接后，才能进一步装配套管。ABB套管厂家技术服务人员应对此拉杆式套管在拉杆拆卸和复装过程的关键控制点进行培训和过程把控，并由专检人员进行确认和记录。

3 结束语

变压器故障并非某单一因素造成的，而是涉及诸多因素。变压器油中气体分析对运行设备内部早期故障的诊断虽然有效，但无法以此准确确定故障的部位，对涉及具有同一气体特征的不同故障类型易发生误判。因此，在判断故障时，必须结合电气试验、油质分析以及设备运行、检修等情况进行综合分析，从而找出故障原因。变压器停电吊罩检修工作执行起来相当困难，工作量大，周期长，应谨慎开展。

该类事故尚未呈现出家族性缺陷的趋势，暂时认为本次事故为个例。但鉴于系统内此类产品数量较多，建议使用此类产品的单位加强监控，同时建议制造厂家严格生产工艺，严把产品质量关，以有效地防止类似故障的发生。

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