变压器油,工业白油,抗磨液压油专业厂家—淄博勤润

1 事件情况
2021 年 6 月 24 日某供电公司变电检修中心试验二班按周期对 110kV1号主变压器开展取油样工作，对所取得主变压器本体及附属的真空有载分接开关油样分别进行油色谱试验及微水试验。通过检测，主变压器本体的油样合格，真空有载分接开关 (以下简称 “分接开关”) 油色谱数据异常。
从检测数据可以看出，110 kV 分接开关油中总烃含量为 CH₄、C₂H₄、C₂H₆及 C₂H₂之和，相加超出国家标准注意值；乙炔 (C₂H₂) 含量 268.72μL/L，超出国家标准注意值；氢气 (H₂) 含量 379.24μL/L，超出国家标准注意值 (150 μL/L)。为排除试验设备污染等外部因素影响，2021 年 6 月 25 日，试验二班再次对 110 kV 1 号主变压器附属的分接开关取油样进行复测，复测结果得出一致结论：总烃、C₂H₂、H₂含量均超过注意值。
考虑真空介质灭弧的分接开关油中存在总烃、C₂H₂、H₂含量超标的隐患，要求调控中心即日起禁止对 110kV1 号主变压器进行有载调压操作。
检修班组随即对分接开关展开现场勘察及尺寸测量工作，并紧急联系上海某设备制造有限公司准备相同型号的分接开关切换芯子作为备品，立即申请停电，开展 110 kV 1 号主变压器吊芯检修工作。
2 设备信息
110 kV 1 号主变压器设备型号为 SSZ10‑40000/110，出厂日期为 2013 年 1 月，投运日期为 2013 年 12 月。
110 kV 1 号主变压器分接开关设备编号为 SHZVⅢ400Y/72.5C‑10193W，2012 年 12 月生产，2013 年 12 月投运，安装在高压侧，共 19 个挡位 (含 3 个中间挡位)，每个挡位调节电压为 110 kV×1.25%，可调节范围为 (110±8×1.25%) kV，目前调挡次数为 13 118 次。
SHZV 型分接开关为油浸式真空灭弧分接开关，该类型分接开关采用真空灭弧室代替传统油中灭弧分接开关，具有非常显著的优点。
电流在真空灭弧室内开断，产生的电弧在真空灭弧室内熄灭，从灭弧介质上解决了油的炭化问题。因此，在任何使用条件下都无须加装在线净油装置，无须开展分接开关吊芯检修工作，降低了运行维护成本。
由于分接开关油室内的油没有炭化，不存在炭粒吸附在绝缘材料表面的问题，确保了分接开关具备可靠的绝缘性能，也不存在由于炭粒过多形成导电回路造成气体继电器误动作的情况。
分接开关的持续载流任务由专用机械主触头承担，真空灭弧室仅于切换操作的瞬态过程中短时承载，因此分接开关整体具有较强的过载耐受能力。
真空灭弧室安装牢固，不会发生误动作。
3 现场检查及处理情况
2021 年 7 月 16 日，检修人员开展 110 kV 1 号主变压器分接开关吊芯检修及试验工作。抽油后打开分接开关顶盖后可看到绝缘筒内部存油较黑，将分接开关吊出后可清晰看到分接开关表面存在大量炭粒。
经观察，各真空灭弧室外观良好，无破损，放电间隙尖端已明显变黑。用手指擦拭表面无法擦除表面黑点，证明该放电间隙表面是由于放电击穿导致的炭化。
用万用表对各过渡电阻进行直流电阻测试，结果均为 3.2 Ω，与铭牌上的出厂值相同。
对各真空灭弧室展开交流耐压试验，各真空灭弧室两端加 10 kV 交流电压，耐压时间为 1 min。
耐压试验结束后发现分接开关的 V 相单数挡位侧真空灭弧室耐压不足，加至 3 kV 时无法继续加压，可判定该真空灭弧室存在缺陷，为防止同批次真空灭弧室出现同类故障，现场人员对分接开关切换芯子进行整组更换。
分接开关切换芯子复装后，重新校验分接开关机构与切换芯子的连接，并检验极限挡位的机械闭锁匹配，测试主变压器高压侧各分接头直流电阻、分接开关特性试验等，汇报试验合格，主变压器重新投入运行。
4 原因分析
110 kV 投运变压器仅有 1 台，调挡操作较为频繁，大量的调挡操作需要真空灭弧室频繁介入切换，随着真空灭弧室使用时间的增长和开断次数的增多，其真空度逐步下降，下降到一定程度将会影响其开断能力和耐压水平。
设备本身存在固有缺陷，叠加市场竞争驱动下产品潜力被过度开发，共同导致其在非正常工况下的安全裕度偏低，设备整体使用寿命受到影响。
真空灭弧室对密封性要求较高，故在生产过程中真空灭弧室密封的薄弱点可能存在缺陷：①真空灭弧室的材质或制造工艺存在问题；②真空灭弧室本身存在微小漏点等质量缺陷；③真空灭弧室内波纹管的材质或制作装配工艺存在问题。随着开断次数的增加，瑕疵逐步扩展，进而影响真空灭弧室的密封性。
综合设备基本情况、现场情况及以上原因分析可以看出，由于真空灭弧室灭弧的特点，在油中不可能存在炭粒，而现场油中出现大量炭粒可以初步判定此次故障的直接原因是真空灭弧室密封性出现问题。V 相单数侧真空灭弧室破损原因判定为真空灭弧室产品在生产过程中存在一定的密封性瑕疵，大量的开断工作使得瑕疵逐步扩展，最终导致真空灭弧室密封失效。密封失效后，切换大电流时电弧无法在残余真空中熄灭，使绝缘油热分解产生大量游离炭粒，导致绝缘油的绝缘能力逐步下降。当油中炭粒累积一定量时，放电间隙中薄弱点之间散布的微小炭粒形成放电回路，从而击穿放电间隙，导致放电间隙表面炭化。
5 反事故措施
定期开展变压器油色谱试验及微水试验，对气体含量超过注意值的，应当立即开展故障分析，并展开相应的检修工作；对气体含量较高，但未超过注意值的，应当缩短取油样试验周期，做好跟踪记录工作。
加强对运行多年分接开关的状态巡检，做好油色谱试验及微水试验记录工作，并逐年展开对比，观察试验数据变化情况。
鉴于该分接开关真空灭弧室运行中突发故障，要求相关变电运行、检修、调度等部门制定相应的应急措施，以便试验人员在发生类似事故时能够快速准确地消除故障，防止事故扩大，减少经济损失。
要求分接开关厂家在出厂时对真空灭弧室展开相应的试验项目，并在产品合格证书内新增真空灭弧室的相应试验数据。