变压器油中溶解气体检测及设备典型缺陷案例分析_在线真题试卷与模拟练习_变压器油中溶解气体检测及设备典型缺陷案例分析_考试宝

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某高电压等级变压器型号为OSFPS-JT-1000000（自耦三相风冷强迫油循环三绕组铜线无励磁调压、额定容量为1,000,000kVA），2013年1月投运。缺陷情况简述：2019年2月27日，对主变进行取油检测，油中溶解气体油色谱分析发现油中乙炔含量超标，达到6.74μL/L。28日重复取油样检测，乙炔含量为6.87μL/L，相对前一天已有增长趋势。通过对比分析油色谱离线检测数据和在线监测数据，虽然油色谱在线监测数据显示的乙炔绝对值与离线色谱检测数据存在差异，但反映的数据趋势是一致的。检查及试验情况：1）油色谱检测数据及特征分析：变压器油中乙炔、氢气增长明显，总烃也存在增长，三比值编码为101，结合特征气体法初步分析，判断为高能放电。油色谱检测数据如下（单位：μL/L）：2018年12月5日，H₂8.82、CO188.59、CO₂466.61、CH₄7.73、C₂H₆0.24、C₂H₄0.52、C₂H₂0、总烃3.49；2019年2月7日，H₂39.70、CO300.34、CO₂503.3、CH₄2.22、C₂H₆4.01、C₂H₄1.52、C₂H₂6.74、总烃19.51；2019年2月28日，H₂39.39、CO277.73、CO₂477.93、CH₄7.29、C₂H₆4.15、C₂H₄1.58、C₂H₂6.87、总烃20.54；2019年3月3日，H₂37.06、CO263.41、CO₂441.54、CH₄7.08、C₂H₆4.010、C₂H₄1.577、C₂H₂6.35、总烃19.22；2019年3月5日（局放试验13h后），H₂76.93、CO254.01、CO₂391.03、CH₄13.41、C₂H₆10.12、C₂H₄2.303、C₂H₂28.17、总烃53.76；2019年3月6日（局放试验24h后），H₂72.23、CO277.34、CO₂405.51、CH₄33.98、C₂H₆34.15、C₂H₄2.40、C₂H₂118.51、总烃200.00；2019年3月24日（放油后7），H₂0、CO0.81、CO₂0、CH₄0.57、C₂H₆0.03、C₂H₄0.46、C₂H₂0.15、总烃1.27；2019年3月29日（局放试验17h后），H₂75.43、CO9.48、CO₂77.03、CH₄11.76、C₂H₆12.61、C₂H₄1.43、C₂H₂38.21、总烃64.01；2019年3月29日（局放试验24h后），H₂82.45、CO13.21、CO₂32.73、CH₄14.06、C₂H₆15.33、C₂H₄3.17、C₂H₂46.75、总烃79.31。3月5日凌晨（局放试验后），在本体底部取油进行油色谱检测，乙炔含量增长到28.17μL/L，证明局放试验过程加剧了内部放电。3月6日，油色谱检测显示本体油中乙炔含量已达118.51μL/L，为特征气体逐步扩散导致的油样乙炔量增加。2）其他试验情况：3月4日，采用低压两端加压的感应耐压方式，对B相进行局放试验。施加电压与局放量对应表如下：低压施加电压15kV时，B相260、Bm1300，持续时间40min；22kV时，B相2100、Bm11000，持续时间30min；35kV时，B相200000、Bm250000，持续时间10min。3月5日，加压时对主变进行铁心高频电流、超高频及超声检测。在B相中压侧升高座下部检测到超声波局放异常信号；铁心接地电流检测到高频电流信号，B相中压套管法兰处检测到超高频信号，但A相中压套管未检测到超高频信号。分别对A、C相进行试验均未发生放电；将中压A、C相分别接地，中性点悬空，低压升压至10kV（B相中压为0.4倍额定电压），B相中压出现放电，证明放电源于中压绕组端部。3）现场检查情况：3月9~10日，对主变进行排油并同步对本体充干燥空气。3月11日，技术人员进入变压器内部进行检查，内检中发现1号主变中压220kV B相套管下部均压球松动，有顺时针90°的旋转范围，压紧均压球的弹簧受力没有达到紧固要求。【缺少答案，请补充】

3月9~10日，对主变进行排油并同步对本体充干燥空气。3月11日，技术人员进入变压器内部进行检查，内检中发现1号主变中压220kV B相套管下部均压球松动，有顺时针90°的旋转范围，压紧均压球的弹簧受力没有达到紧固要求。中压B相套管处理前后对比如下图所示。 A、C相套管均压球无松动异常情况。对主变有载分接开关、高压侧套管均压球、低压均压球、器身、引线等部位进行检查，无异常。 3月28日，更换套管并对1号主变内检处理后，进行长时感应带局放试验，试验采用标准的低压双端加压的感应耐压方式。低压施加电压与放电量关系见下表。分别对A、C相采用标准加压方式进行局放试验，A、C相均未出现异常放电信号。对主变进行了局放试验后，在本体底部取油进行油色谱检测，乙炔含量达到14μL/L，证明内部仍存在放电缺陷。 3月31日，开展长时感应耐压带局放试验以及超声、特高频局放试验。4月1日，在本体底部取油进行油色谱检测，乙炔含量达到100μL/L，证明内部放电缺陷在不断加剧。综合脉冲电流、超声、超高频检测手段以及中性点支撑加压方式，判断故障点在B相，排除调压绕组、高压和中压绕组端部及引线位置。通过试验数据分析，内部有放电产生的大面积爬电。现场对该变压器进行了拆解，并对B相绕组进行了吊罩更换。变压器B相靠近高压绕组上部尾端引线出头处、靠近中压引线出头处、B相高压对中压围屏处发现明显炭黑。利用内窥镜检查B相绕组内部，发现靠近高压尾端第7层和第15层线圈绝缘外部有明显放电痕迹。 2019年6月5日，对故障的B相绕组开展了厂内解体检查，检查情况如所示。解体后发现，高压绕组内径侧第一层硬绝缘筒被烧穿[见图(a)、(b)]，对应线圈内侧下半部第23、24饼（第42挡）内撑条有烧蚀痕迹（面对高压侧引线向左偏6挡）[见图(c)]，且解开内撑条后发现线圈的铜材质由于放电导致外露[见图(d)]。该部位为高压绕组内段到连续段的过渡位置，且处于强油导向进油口上方。【缺少答案，请补充】

根据硬绝缘筒解剖情况，部分纸板内部存在爬电现象，但对应位置的外部没有爬电现象，绝缘纸板内部存在疑似X-蜡析出物或缺陷。在变压器初期运行中，缺陷不至于引起绝缘放电；但在变压器长期运行过程中，绝缘纸发生老化，绝缘纸承受主绝缘，缺陷在长期电场作用下扩大，到达一定程度后，缺陷发生局放直至产生电弧，变压器油纸绝缘在电弧放电情况下发生裂解，产生乙炔等放电产物，导致变压器乙炔气体超标。随着放电程度的不断加剧，绝缘筒缺陷放电逐步发展至绝缘筒外部导致绝缘筒击穿，并在线圈纵绝缘方向发展，导致绝缘筒在纵绝缘方向被电弧灼伤，这是放电原因的哪种可能性？

放电位置位于强油导向进油口的上方，油流系统带来的金属杂质在油流循环系统中被带入线圈本体与高、中压侧绝缘第一层绝缘筒之间，运行中油流系统的导流作用使杂质处于不稳定的状态，在电场作用下放电，产出乙炔等放电特征物，导致乙炔超标。在局放试验过程中，油流系统停止工作，杂质处于相对固定位置，在电场作用下杂质对绝缘筒放电，并发展至绝缘筒内部导致击穿，并在线圈纵绝缘方向发展，导致绝缘筒电弧灼伤，这是放电原因的哪种可能性？

在线监测数据中乙炔突增应引起重视，及时进行取样并进行离线色谱分析确认，这是小结及建议中的第几点？

分相开展局放试验的同时进行油色谱跟踪有助于定位故障，这是小结及建议中的第几点？

对现场正在修复的变压器油路系统的清洁度应进行严格控制，确保油路系统无杂质，这是小结及建议中的第几点？

若解体发现X-蜡，建议增加双光电子显微镜进行元素测试（采用放大倍数100～200，特征证明无定形），辅助分析故障情况，这是小结及建议中的第几点？

在线监测数据中乙炔增应引起重视，及时进行取样并进行离线色谱分析确认；

分相开展局放试验的同时进行油色谱跟踪有助于定位故障；

解体检查发现放电点位于上部端圈靠近中性点出线位置，放电通道在压圈；绝缘纸板第二层，初步判断放电原因为上压圈绝缘材料中的杂质或气泡等缺陷形成了空腔。高抗在运行过程中，由于受到强电场作用，在空腔部位产生放电，随着运行时间的加长，故障逐步扩大。当内部压力积累到一定程度，将绝缘纸板撑破释放到油中，出现高抗轻瓦斯动作及油色谱分析乙炔严重超标的故障。定性此次故障原因为高抗内部绝缘材料的制造工艺不良。对该高抗进行返厂解体修复，同时调运其他变电站关键技术参数相同的备用高抗进行更换，2012年2月8日更换工作完成。【缺少答案，请补充】

某220kV变电站1号主变型号为SFPSZ10 - 180000/220，1997年12生产，1999年8月投运，冷却方式为强迫油循环风冷。2003年3月开始1号主变的总烃含量随着负荷的增长又开始呈上升趋势，并超过注意值，4月23日总烃达到了330μL/L，乙炔达到2.1μL/L，综合判断设备本体内部存在高温过热性质故障且可能涉及固体绝缘。经返厂解体发现，该主变C相低压绕组内侧有两处S弯换位处绝缘炭化、导线表面烧损，同时还发现C相低压铁心筒下缘有炭化物。从2003年3月开始，1号主变的总烃含量随着负荷的增长呈上升趋势。2003年4月13日，油中总烃达220μL/L，超过运行注意值（不大于150μL/L）。2003年7月24日，油中总烃最高达890μL/L，产气速率高达87%/月。通过产生的特征气体看，甲烷和乙烯占主要成分，氢气和乙炔也较高；同时，6月5日的油中一氧化碳和二氧化碳数据也存在持续增长现象，表明设备内部存在过热故障且可能涉及固体绝缘。利用三比值法进行分析，其特征气体的编码为022，属于高温过热故障，综合判断设备本体内部存在高温过热故障且可能涉及固体绝缘。主变油色谱离线检测数据如下表所示（包含试验日期、H₂、CO、CO₂、CH₄、C₂H₄、C₂H₂、总烃等数据）。 (缺图)【缺少答案，请补充】

从设备吊心和解体检查的情况看，该设备的缺陷有哪些特点？

如何辅助判断缺陷的绝缘受损情况？

判断故障部位时，应注意什么？

（四）220kV变电站1号主变铁心异物导致的中温过热故障：某220kV变电站1号主变型号为SFPSZ9-150000/220，2001年4月投运；2015年3月18日变压器油色谱测试总烃为369.7μL/L，3月19日测试为384μL/L，超过相关规程规定值；停电进行例行试验，发现铁心接地电阻为0；用电容器冲击后，用500V绝缘电阻表测试铁心接地电阻为50MΩ。【缺少答案，请补充】

某220kV变电站1号主变型号为SFPSZ9-150000/220，2001年4月投运。2015年3月18日变压器油色谱测试总烃为369.7μL/L，3月19日测试为384μL/L，超过相关规程规定值；停电进行例行试验，发现铁心接地电阻为0；用电容器冲击后，用500V绝缘电阻表测试铁心接地电阻为50MΩ。特征气体的主要组分是乙烯、甲烷、乙烷，通过三比值法（编码为021）及特征气体法初步分析，判断为中温过热。2015年9月24日，1号主变返厂大修，返厂解体检查后发现，该变压器绕组器身表面存在大量金属颗粒，且铁心有明显发热迹象，同时发现该主变冷却母管的温度管与油流继电器磨损严重。根据现场测试结果，判定变压器存在铁心多点接地的情况，综合判断此次铁心多点接地的主要原因为主变冷却母管的温度管与油流继电器型号不符，在运行过程中发生磨损现象，产生大量金属颗粒，金属颗粒随变压器油循环时附着在铁心表面，引发相间和接地短路。【缺少答案，请补充】

某高电压等级变压器B相冷却方式为（）。

该变压器绝缘油为（）号油。

该变压器高压套管采用（）型套管。

变压器B相主要增长组分为（）和（）。

通过三比值法（编码为010）及特征气体法初步分析，判断为（）故障。

结合ΔCH₄/ΔH₂=0.024<0.05，初步分析为（）局放。

请简述受潮局放的色谱特征及本案例的判断依据。

请说明本案例中变压器B相受潮的原因。

请简述本案例中受潮进水量的计算及处理后的剩余水分情况。

请简述本案例中变压器B相的后续处理措施及效果。

请简述本案例中的经验教训及建议。

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