油浸式电力变压器过热故障的诊断与处理
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油浸式电力变压器过热故障的诊断与处理
罗红涛(深圳供电局有限公司,广东深圳518000)摘要:电力变压器是电力系统的重要电气元件,其健康状况直接关系到电力系统的安全稳定运行,及时发现变压器内部早期故障(潜伏性故障)意义重大。利用油中溶解气体组分含量色谱分析并结合局部放电测试、介质损耗测试、直流电阻测试、绝缘电阻测试等电气试验手段可对变压器内部故障做出正确诊断。对于不同的变压器内部故障,应采取不同的运维措施和检修方法。文章结合某变电站#3主变压器内部过热故障诊断与处理实例,阐述了油中溶解气体组分含量色谱分析、电气试验等技术手段在变压器故障诊断中的具体应用,为变压器的运行维护工作提供有益借鉴。关键词:电力变压器;色谱分析;电气试验;故障诊断doi:10.3969/j.issn.1006-8554.2013.07.059
0引言目前,电力系统普遍应用油浸式电力变压器,其绝缘介质主要由绝缘纸(板)和绝缘油组成。由于制造、安装和运行等环节可能存在不当因素,从而导致变压器在运行时内部产生故障甚至发展为事故,因此,及时发现变压器内部早期故障(潜伏性故障)意义重大。利用油中溶解气体组分含量色谱分析(俗称油色谱试验)来发现变压器内部早期故障是公认的有效方法,同时结合直流电阻测试、绝缘电阻测试等电气试验手段可相对准确地诊断出变压器内部故障的有无、性质和部位,然后根据不同的内部故障,采取不同的运维措施和检修方法。1变压器内部故障类型与产气特征变压器内部故障从现象上分类,大致可分为过热和放电2类,若以故障部位分类,大致分为磁路故障、绕组故障、绝缘故障、分接开关故障和套管故障5类。1.1过热性故障过热又称热点,实际上就是局部过热。过热故障占变压器故障的比例大概在63%左右,危害不如放电故障急迫,更像是慢性病。当热点是裸金属过热时,CH4、C2H4占总烃的80%以上,当温度超过800时产生C2H2,但不占总烃主要成分。当过热故障涉及到固体绝缘时,CO和CO2含量也会明显增大。1.2电弧放电故障电弧放电又称高能放电,此类故障一般无先兆,难以预测。电弧放电的特征气体主要是H2、C2H2,其次是C2H4、CH4、C2H6。当涉及固体绝缘时,会产生较多的CO和CO2。1.3火花放电故障火花放电也称低能量放电,是一种间歇性放电故障。火花放电通常由悬浮电位引起或油中杂质引起。火花放电的特征气体主要是C2H2和H2,其次是CH4和C2H4。C2H2含量在总烃中约占25%~90%,H2含量约占氢烃总量的30%以上。1.4局部放电故障在电场作用下,绝缘结构内部的气隙、油膜或导体边缘发生非贯穿性放电现象,称为局部放电。局部放电一般发生在绝缘内部某些存在气泡、空隙、杂质或污秽的地方。局部放电的产气特征跟放电能量密度有关。当能量密度在10-9C以下时,一般总烃不高,主要成分是H2,其次是CH4,通常H2含量占氢烃总量的80%~90%,CH4含量占总烃的90%以上。当能量密度为10-8~10-7C时,也可出现C2H2,但在总烃中所占比例一般小于2%。2实例分析某变电站#3主变压器型号SFZ10-50000/110,1994年3月出厂,1994年12月投运。2007年3月12日预防性试验发现油中溶解气体含量异常,总烃严重超过注意值,是去年同期数据的17倍,氢气也有大量增长,是去年同期数据的16倍(试验数据见表1)。表1某变电站#3主变压器油色谱2007年3月12日数据(单位:ul/l)试验日期H2CH4C2H6C2H4C2H2C1+C2COCO22007-03-1282564136.3608.7未检出130989373032006-03-1454310.623.1未检出76.710126687注意值15051502.1诊断2.1.1有无故障判断该变压器历年色谱试验数据详见表2。从表2可以看出
,某变电站#3主变压器自1994年12月投入运行至2006年3月14日这11年期间,油中溶解气体含量在正常范围,气体组分主要以二氧化碳、一氧化碳为主,其次存在少量的氢气和烃类气体。据此认为变压器运行状况良好,绝缘介质处于正常的老化发展状态。某变电站#3主变压器自2006年3月14日至2007年3月12日近1年期间,油中溶解气体含量除乙炔、一氧化碳和二氧化碳外都有快速增长,甲烷和乙烯含量增长显著,氢气和乙烷也有较大增量。99技术与市场技术研发2013年第20卷第7期表2某变电站#3主变压器油色谱历年数据(单位:ul/l)试验日期H2CH4C2H6C2H4C2H2C1+C2COCO22007-03-1285579.6137.9632.601350.1104174682007-03-1282564.0136.3608.701309.089373032006-03-14543.010.623.1076.7101266872005-04-12931.37.512.5051.3103070672003-03-272236.35.46.4048.1115850372002-05-142425.04.95.9035.8126755022001-06-011419.14.33.4026.878933692000-03-092120.93.82.7027.473234131999-05-271525.17.13.5035.774235081998-09-244733.30.63.7057.681239751997-09-021320.31.61.9023.867024421996-07-29011.41.21.6014.257116571995-08-21
167.71.51.7010.35441841经过调查,确认该变压器在材料构成、安装和运行维护方面都很正常,由此可排除油中故障气体来自非内部故障因素的可能性。经过上述分析和调查,认为某变电站#3主变压器在2006年3月14日至2007年3月12日之间发生了内部故障,故障导致绝缘油发生分解,总烃产生显著增长。2.1.2特征气体法初步判断故障类型基于绝缘介质分子结构和热力动力学原理可知,不同的故障条件下涉及不同的绝缘介质时会有不同的产气特征[1]。经计算,2007年3月12日色谱试验数据中各组分在所考察气体总量中所占比例和相关比值详见表3。表3各组分气体比例和相关比值二氧化碳/气体总量76.18%一氧化碳/气体总量9.31%乙烯/气体总量6.35%甲烷/气体总量5.88%乙烷/气体总量1.42%氢气/气体总量0.86%乙炔/气体总量0.00%(甲烷+乙烯)/(总烃+氢气)84.29%(氢气+乙烷)/(总烃+氢气)15.71%(甲烷+乙烯)/总烃89.60%二氧化碳/一氧化碳8.18如前所述,由于一氧化碳和二氧化碳含量正常,所以在判断故障类型时,应将其排除在故障气体之外。由表3可知,乙烯和甲烷占故障产气的绝大部分,比值高达84.29%,氢气和乙烷占故障产气的次要部分,比值为15.71%。结合产气特征可以推断:某变电站#3主变压器内部发生了油过热故障。2.1.3三比值法判断故障类型在热力动力学和实践的基础上形成的三比值法是判断充油电器设备故障类型的主要方法。计算2007年3月12日色谱试验数据,得编码组合为:0、2、2(见表4),故障类型为高温过热故障,热点温度可能>700。表4某变电站#3主变压器故障气体比值和编码比值项比值大小编码取值C2H2/C2H400CH4/H26.9
2C2H4/C2H64.522.2处理根据诊断结论。建议停止运行,进行电气试验和全面检查。2007年3月19日,某变电站#3主变压器退出运行,进行电气试验,发现主变高压侧B相17挡直流电阻均严重偏大,与A、C比较相间平均值相差超过4%,超过规程[2]要求的2%,由此判断故障发生在主变B相绕组内。2007年4月13日,在吊罩检查中,发现主变高压侧B相引线用白布带包扎的根部与套管内部金属管菱角接触磨损,导致引线金属导体与套管内部金属管接触形成分流电流,接触处电阻较大导致局部严重发热,以至引线多股烧断。发现这次故障时,该变压器已正常运行了11年多,根据历年的电气试验数据来看没有发现异常,故障是逐步缓慢发展到一定程度才产生突变的。判断故障产生的原因主要在制造工艺上: 套管内金属铜管端部的菱角在高压引线穿引过程中容易刮损引线绝缘。!高压引线稍短,以至安装后引线拉伸过紧。在长期的运行中,引线的白布带绝缘介质与瓷套管内铜管的菱角长期接触并在电磁震动中产生逐步的机械磨损,最后导致引线金属层与套管内的金属管接触引起电流分流发热断股。变压器经过检修处理后已经投入运行,色谱试验数据正常,运行状况稳定。3结语结合某变电站#3主变压器过热故障诊断及处理经过,可归纳出以下结论和经验:1)油中溶解气体组分含量色谱分析能够及时发现油浸式电力变压器内部早期故障,而且可以带电试验,不影响供电可靠性,其优势明显,但是,其不足在于无法确定故障部位,在实践中可先利用油中溶解气体组分含量色谱分析确认故障存在,然后利用电气试验等技术手段查找故障部位。2)在利用色谱试验数据进行故障诊断时,应结合设备结构、电气试验数据、检修情况等因素进行综合分析,例如色谱试验数据判断为过热,可考虑绕组直流电阻、铁心绝缘电阻和接地电流、红外检测等试验项目。3)引线与套管连接不良导致的过热故障主要后果是使绝缘油受热分解,其对固体绝缘影响有限,通过控制主变负荷可以有效地遏制故障的进一步扩大。参考文献:[1]孙坚明.电力用油(气)[M].北京:中国电力出版社,1996.[2]Q/CSG10007-2004电力设备预防性试验规程[S].广州:中国南方电网有限责任公司,2004.
100技术研发TECHNOLOGYANDMARKETVol.20,No.7,2013
