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电力变压器在线油色谱装置运维检修模式探讨及建议

2024-01-12 206 上传者：管理员

摘要：电力变压器在线油色谱装置运行的可靠性直接影响到变压器的安全可靠运行，通过对温州供电公司三起在线油色谱装置在运维过程中出现的故障及原因分析，对目前在线油色谱装置运维过程中应注意的问题，以及运维检修和应急处理对策给出建议和探讨，相关结论可以运用到其他设备的在线监测装置。

关键词：
变压器
在线油色谱
故障分析
油色谱在线监测装置
运维检修
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电力变压器是电力系统中最重要的设备之一，其稳定运行直接影响整个电力系统的安全性和可靠性。油中溶解气体分析技术（Dissolved Gas Analysis,DGA）是目前国内外公认的发现变压器潜伏性故障的有效手段，尤其对于发展过程较长的过热性故障。随着智能化变电站的发展，油色谱在线监测装置在电力系统中得到了越来越广泛的应用。截止2022年12月温州供电公司共安装变压器油色谱在线监测装置350套/台。

在其运维过程中由于受设备材质、安装工艺等影响，在线监测装置可能无法正常运行，严重时会威胁到主变压器的安全稳定运行。如何对油色谱在线监测装置进行日常维护以保证甚至延长其正常使用寿命，是电力行业部门关注的一个新问题。本文以温州供电公司变压器油色谱在线监测装置在运行中出现的故障进行技术分析，以探讨其日常运维检修中的相关策略并给出建议。

1、安装工艺造成的相关故障

2022年温州公司某110kV变电站1#主变本体油位异常告警，运维人员现场检查发现主变本体油位指示为零，主变本体主导油管蝶阀存在渗漏油现象，由于主变本体缺油主变紧急拉停，检修人员抵达现场进行漏油点消缺及主变本体补油处理，并未发现其它明显渗漏点。检修人员按照当时油温（35℃）将主变本体油位按主变油位指示曲线加至5格，并在充分排气后复役。投运后运维人员在巡视主变时发现主变油位指示下降为3.5格（当时主变油温44℃）。由于主变油位异常下降，检修人员现场检查并对主变本体油位进行红外成像测试，发现主变本体油位确有明显下降迹象，红外成像测试见图1。

图1 红外油位成像图

经过仔细检查，检修人员发现主变在线监测设备的油管破损有严重漏油现象，现场关闭相关阀门并更换破损油管消除漏油现象。

本次主变漏油点主要为主变在线监测设备油管，将在线监测设备油管拔出后，试压发现油管一处漏油严重，油管多处表面存在灼伤痕迹，现场灼伤点及漏油点与油管外部钢管焊接部位基本一致（如图2所示），这是由于在油管套入护套钢管后进行钢管焊接作业，未有效地对钢管内部油管采取保护措施，导致油管破损，这是施工过程中流程不当引起的故障。由于破损点处于隐蔽部位难以发现，故而导致设备漏油并在日常巡视中未能发现该漏油点。

图2 钢管外部表面灼伤痕迹

根据故障情况，本次设备漏油主要由于在线监测设备安装过程中未能按流程施工，在钢管敷设焊接及油管铺设二者工序上顺序颠倒导致钢管焊接过程中灼伤油管导致漏油事件发生。建议在以后施工过程中加强施工工艺的监督与管理，并在技术保障上增加油管试压检漏的工艺环节以避免类似事件的发生。同时建议厂家加强现场施工技术及施工工艺的把关。

2、油管道材质造成的相关故障

2022年运维人员发现110kV某变电站1#主变（其额定容量为50000kVA）本体油温计越上限，1#主变在线油色谱装置漏油，红外测温显示本体油温约为98℃，1#主变负荷仅1.7万千瓦，通过初步判断立即要求调度台拉停1#主变。

检修人员现场检查发现1#主变在线油色谱装置导油管接头处漏油，随即将该装置与主变本体的连接阀门关闭，该批设备为温州公司最早装设的主变在线监测设备，于2008年投运。通过红外成像检测1#主变本体油温最高处为102℃，散热器外壳温度约为45℃，本体储油柜油温约为46℃。主变本体和散热器连接之间的各个阀门处于打开状态，且开闭无明显卡涩现象，本体储油柜呼吸通道通畅。主变本体气体继电器中有气体存在，本体储油柜中已无变压器油，而本体储油柜油位计指示为5格位置，与实际油位不对应。对主变进行短路阻抗、直流电阻、绕组绝缘、油色谱试验结果均正常，且主变本体和有载瓦斯气体成分检测无异常。

由于1#主变在线油色谱装置的导油管为透明塑料材质如图3所示，经过长时间运行后，材质老化导致接头处断裂，使得主变本体中的油通过该管路持续泄漏，主变本体油位下降至主变上总导油管以下，本体中的绝缘油无法与散热器之间形成有效的冷却循环回路，主变本体热量无法散发出去，温度持续异常升高，造成该起故障。且在线油色谱装置位于主变油坑边沿，取样连接油管埋在卵石下面，较为隐蔽，漏油后难以及时被发现。且主变本体储油柜油位计内部连杆断裂，油位计指针卡涩，一直显示在5格位置，造成主变油位正常的误判。

图3 1#主变在线油色谱装置漏油状况图

根据此次故障是由于1#主变在线油色谱油管与主变连接部分的软塑料管老化断裂漏油导致，此装置采用软塑料管并管路盘在油色谱装置底部，油管裸露在机箱内的为金属铜管，软管处的渗漏油存在难以发现隐患，结构不合理。立即对该类在线装置进行排查，并将主变本体至在线油色谱装置的塑料连接管更换为铜质管。

3、悬浮电位造成的相关故障

2022年温州公司某220kV变电站2#主变发“本体轻瓦动作”信号，运维人员随即现场检查，发现变压器储油柜内已无油位，本体气体继电器内油面下降，外观检查并无明显漏点。但对变压器在线油色谱柜进行检查时，发现在线油色谱柜基础中积存大量变压器油，确认漏油点为在线油色谱装置输油管处。

现场检查，发现油色谱柜底部不锈钢油管存在两处漏点，均有明显的电弧烧灼痕迹。一处为底部不锈钢油管穿过镀锌管转弯处，另一处为不锈钢油管与主变油色谱柜底部壳体接触处。并在镀锌管、主变油色谱柜底部均找到了相对应的烧灼痕迹。

不锈钢油管从主变本体取油阀引出，接至在线油色谱柜。不锈钢油管外套两段镀锌钢管敷设于主变油坑内。具体安装示意图如图4所示。

图4 不锈钢油管及外套镀锌钢管安装示意图

对#2主变外壳接地点、中性点接地点、铁心接地点以及平衡线圈接地点以及色谱柜的接地导通性能进行了测试。除油色谱装置柜体对地导通电阻为32mΩ外，其余均为11mΩ左右，整体接地导通性能良好。

当系统发生接地短路故障，变压器中性点电位升高，接地网电流引入点地电位抬高（抬升电压U=变压器入地短路电流×接地电阻）。与变压器外壳连接的不锈钢油管、与其他构架接地相连的油色谱柜电位，随着地网电位抬升。

由于外套镀锌管未采取接地措施，处于悬浮地电位如图5所示。导致不锈钢油管对镀锌钢管放电，形成一个漏油点。放电后，不锈钢油管放电点处电位被拉至地电位，不锈钢油管继续对油色谱柜外壳放电，形成另一个漏油点（由于管线不是很长，所以设置为一点接地）。

图5 悬浮电位放电造成油管存在漏油点

4、电力变压器在线监测设备日常检修维护建议探讨

在线监测设备为所内在运设备，结合《国家电网公司变电评价通用管理规定》及浙江省电力公司《关于印发变电设备在线监测巡视规范（试行）的通知（浙电运检字[2013]55号）》等文件要求，运维单位在日常巡视中应加强对在线监测设备的日常巡检力度，关注变压器油位状况、漏油缺陷巡视，并将变压器油色谱柜列为变压器漏油重点巡视内容，排除日常巡视盲区，加强运维人员对所内在线监测设备布置及装置的熟悉程度，促进现场在线监测设备的日常运行维护的正常化。

同时，根据《国家电网公司变电验收、检修通用管理规定》要重点验收在线监测装置的施工工艺，避免留下隐患；检修人员在对在线监测设备维护工作中也要考虑增加设备油路等关键部位的维护及检查力度，确保在线监测设备正常运行及一次设备安全运行。开展油色谱不锈钢油管敷设状况排查，对镀锌管应采用25mm2软铜接地；使用两段以上镀锌管，应使用软铜线连接。新安装油色谱不锈钢油管应全部使用黑色泡沫保护套包裹，避免与镀锌管等接触。

变压器运行过程中的油管破裂导致的油泄漏属影响变压器运行的重大隐患，现场如发现本体大量变压器油泄漏应及时关闭相关管路的阀门，运维人员在日常巡视工作中加强该方面的应急处置能力。

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文章来源:林鹏,张森,陈根等.电力变压器在线油色谱装置运维检修模式探讨及建议[J].变压器,2024,61(01):58-61.