主变压器箱体涡流发热分析及处理

电力变压器是电网主要设备之一，其安全稳定对整个电网的安全起到非常重要的作用。目前主变压器箱体涡流发热的缺陷时有发生，分析讨论主变压器箱体涡流发热故障具有重要意义。

1 主变压器运行情况

1.1 主变压器参数

110 kV雨润变电站1号主变系新疆特变公司1999年6月产品，型号为 SFSZ9-31500/110GY，联结组别为YNYND11;110 kV套管系南京电瓷总厂1998年产品，型号为BRDLW-110/630;有载开关系长征电器一厂产品，型号为ZY1-Ⅲ500/60B±8。

1.2 主变压器运行情况分析

1.2.1 色谱分析

该主变经安装、调试验收合格后，于2000年12月29日投入运行，至2003年底运行一直正常，期间电气试验及定期油化色谱分析均未发现异常。2004年5月19日油化色谱分析，变压器油中溶解气体组分单氢含量超标，数值为398 μL/L，标准≤150μL/L，其余组分未见超标和异常。2004年7月初进行脱气处理后氢含量为4.2 μL/L，运行至2004年10月26日单氢含量增至177.58μL/L，2005年6月1日达268μL/L。历次色谱分析数据见表1。

1.2.2 电气分析

在发现氢含量超标后期，该主变本体油箱上、下节之间电流幅值达156 A左右(型号不同的两块表测试)。在变压器本体周围不同区域人为加装四处连接片，进行核实，具体连接点测试结果见表2和示意图如图1所示。

表1 雨润变1号主变历次色谱分析数据 μL/L

表2 主变本体油箱上、下节之间加装连接片后的测试结果

图1 主变本体油箱上、下节之间加装连接片后的示意图

说明:

1)各引线电流幅值与主变负荷成正比。在主变高负荷时，各引线紧固螺栓均存在不同程度的发热现象;

2)该主变底盘与主接地网有2处接地点，2处测试电流为2.4 A;

3)主变铁心接地电流为30 mA;

4)测试过程中主变三侧电压、电流幅值均衡，无差别。

2 发热原因分析

基于上述运行情况，结合电气试验、油化验分析报告及主变运行工况，经专业技术人员分析，认为该主变油中溶解气体单纯氢含量超标可能系外部进水受潮所至，根据主变箱体部件及整体渗漏油情况，初步认定为压力释放器、35 kV无载开关顶部轴封或10 kV升高座渗漏油点引起。对于该主变本体油箱上、下节之间连接片电流较大的异常现象，经分析初步认为，该主变漏磁较大所致，可能系主变某侧绕组引线绝缘支架松动致使引线与主变箱体距离较近，或铁心未夹紧致使片间存在间隙使漏磁增大引起。

3 吊罩检查及处理情况

3.1 吊罩检查情况

2005年6月16日对该主变进行吊罩检查，发现主变存在进水现象，系由主变铁心引线套管处进水，在铁心接地套管引出线根部铁扼截面处出现直径达400 mm的局部严重锈蚀区域，同时发现上、下铁扼片间存在间隙，铁心接地套管处渗漏油图片和吊罩后铁轭截面处的严重锈蚀图片如图2和图3所示。

图2 铁心接套管处渗漏油图片

3.2 吊罩处理情况

对上铁扼锈蚀部位进行清理，铁心接地套管密封胶垫及铁心接地套管更换，对上夹件紧固螺栓进行紧固，下夹件铁扼与其箱体间隙间楔入2块厚度约10 mm的绝缘垫块(现场对下夹件紧固拉板紧固螺栓进行紧固受到极大限制，只能采取这种措施)进行铁扼片间的紧固。变压器注油后，对变压器油采用真空过滤机过滤处理、静放、试验合格后运行至今。

3.3 主变压器投运后运行情况

因现场条件不具备，在整个大修过程中未对心柱及铁轭片间尚存的水分进行彻底处理(包括已渗入到固体绝缘纤维中的水分)，自大修处理后投运至今，其油中溶解气体单氢含量又增至300μL/L左右，其余气体组分未见明显异常。2006年8月29日停电进行检测，检测数据及出厂试验数据见表3，大修后油色谱数据见表4。

图3 吊罩后铁轭截面处锈蚀图片

表3 停电检测及出厂项目和数据 环境温度(雨后)18℃ 油温 34℃

续表

表4 雨润1号主变大修后色谱数据 μL/L

4 结论

基于上述电气检测数据及大修后油色谱分析数据的分析比对，专业技术人员分析认为，该主变目前无异常，可以诊断主变存在整体轻微受潮现象，其油中溶解气体组分单纯氢增长和超标是由于运行期间铁心套管处进水受潮，潮气滞留于铁心片间以及渗入到固体绝缘纤维中未能彻底清除，在运行过程中逐步析出所致。CO2呈现增长应与近几个月的环境温度以及主变负荷有关系，在7、8月期间，主变负荷均在12～15 MVA，且出现2次主变通风装置自启动现象(当时主变温度为57℃)，以前未出现自启动现象。这主要是由于铁心片间尚存水分对片间绝缘膜的影响而产生较大涡流。