66 kV变电站变压器油色谱异常缺陷诊断

魏晓明,宫文涛,李红卫,李守学

(1．长春供电公司,长春 130021;2．吉林省电力有限公司,长春 130021;3．吉林省电力有限公司电力科学研究院,长春 30021)

变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解,产生的气体大部分溶于油中。当变压器内部发生潜伏性故障时,油、纸会因受热分解而产生烃类气体,绝缘油在不同的故障下产生不同成分、不同含量的烃类气体。采用气相色谱分析法分析变压器油中溶解气体,能尽早地发现充油电气设备内部存在的潜伏性故障。

某66 kV变电站2号变压器型号为 SZ9-31500/66,2006年4月投入运行。自 2010年 6月以来,该变压器油中乙炔组分体积比最高达到4．66μL/L,接近DL/T 722— 2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定不大于 5μL/L的要求,其他组分无异常变化,初步判断设备内部存在火花放电缺陷。按照1个月检测周期连续监测无明显变化,分析认为设备异常,尚处于可控状态,做好色谱连续监测即可;一旦发现数据再次突然变化时应立即采取措施,防止事故发生。2012年10月 10日,对 2号变压器进行油色谱跟踪分析时发现,乙炔组分突然增加,经复试发现乙炔组分继续增长,体积比达到12．20μL/L,诊断认为该设备内部存在的火花放电缺陷快速发展,容易发展到大能量的电弧放电,继续运行十分危险,需停运设备并有必要安排变压器局部放电试验,辅助进行故障诊断。

1 试验数据分析及故障初步诊断

1．1 油色谱数据分析

2010年 6月,发现 2号变压器油色谱数据异常,存在较明显乙炔组分,氢气含量非常低,其他组分无明显异常,初步判断为设备内部存在火花放电缺陷,鉴于复测后乙炔组分无明显异常增长,采取缩短色谱检测周期的方法监视设备运行,坚持监测周期不超过 1个月,保证该设备异常状态可控、在控。

2012年 10月 10日,2号变压器色谱检测,发现乙炔组分再次增加,达到 11．96μL/L(DL/T 722—2000要求不大于 5μL/L);每月相对产气速率达到204%(DL/T 722— 2000要求不大于 10%),说明设备内部缺陷快速向严重故障发展。历次主要油色谱数据见表1。

分析表中色谱数据,认为2号变压器自2010年6月以来,一直存在火花放电缺陷,油中溶解气体乙炔为总烃的主要成分,氢气含量较低,与乙炔含量处于同一数量级,并且火花放电故障部位未发生在主要的导电回路内。同时,2号变压器内部的火花放电缺陷发展大致经历了 2个主要阶段,2012年 9月 11日以前,为火花放电发展平稳期,设备内部缺陷持续存在,但未突变发展或消除,设备状态可控,缩短色谱监测周期即可;9月11日以后,火花放电完成量变到质变的积累,火花放电缺陷表现出突变发展,进入火花放电恶化期,如不及时发现并采取措施,火花放电将逐渐发展为高能量电弧放电,直接危及设备安全,严重时设备发生烧毁。

表1 2号变压器历次主要油色谱数据 μL/L

为了进一步查找火花放电故障部位,验证色谱分析诊断结论,建议设备立即停运,进行变压器局部放电试验检查。

1．2 局部放电试验

2012年10月15日,对2号变压器进行了局部放电及感应耐压试验,发现一次绕组V相局部放电量达到5000 pC,设备内部存在严重的局部放电缺陷。局部放电试验数据见表2,其中U、V、W相放电起始电压30 kV;放电熄灭电压23 kV。

表2 2号变压器局部放电试验数据

通过局部放电试验,发现虽然最大局部放电量在 5000 pC,但是变压器尚能承受住 1．7 Um/kV相对地电压(即 71 kV)的试验电压,说明放电缺陷部位不在导电回路内,设备主绝缘、纵绝缘尚能经受住考核。

1．3 故障初步诊断

色谱数据中,气体组分的特征及局部放电试验数据都证实设备内部存在火花放电缺陷,且本设备故障部位未发生在主要导电回路中,建议重点检查一次绕组V相相关部位。推测可能在由引线对电位未固定的部件之间发生连续火花放电,分接抽头引线和油隙闪络,不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电,如绕组绝缘垫块松动产生悬浮电位放电或接地螺丝松动放电等。上述分析为设备返厂解体检查提供了有价值的建议和意见。

2 设备返厂解体情况

2012年 10月下旬,2号变压器运输到变压器厂的装配厂房内进行设备解体。

2．1 吊心检查

对2号变压器进行吊心检查,此次吊心检查的项目是高、低、调压引线,铁心绝缘及夹紧情况,有载分接开关状态,器身外观状态等。检查过程中发现U、V相之间铁心一处拉带断裂,器身每相的上部绝缘端圈的垫块都有部分脱落,尤其V相线圈变形最为严重,铁心绑扎带开裂、压钉外移,与局部放电检测V相局部放电量最大相吻合。上述情况主要是因为设备内部线圈、铁心在电动力的作用下产生的。

2．2 拆解检查

对变压器进行了彻底拆解,将高、低、调压绕组及其绝缘全部从铁心上拔出,进行多项重点检查,发现设备存在诸多严重问题。

a．低压绕组 U、V相上端 2～ 3匝线发生向上的轴向位移 10～ 100 mm,无法恢复。

b．U、V、W3个二次低压绕组撑条发生严重倾斜。

c．U、V、W3个一次高压绕组撑条严重倾斜,个别线段已出现辐向失稳,无法恢复。

d．所有绕组使用的内径绝缘筒材质为胶质材料,在过电压冲击下极易发生放电,且高、低压绝缘筒有不同程度的开裂。

e．铁心外径侧围有聚酯薄膜,易产生爬电。

f．三相铁心柱外表面有大面积锈蚀。

g．高低压撑条脱离绕组垫块及线段。

h．绝缘端圈、角环多处断裂。

i．铁心片尖多处发生弯折,易发生片间短路。

对设备解体检查,虽然没有找到明显火花放电部位及放电痕迹,但却发现了变压器绕组、铁心等主要部件已经存在严重缺陷,尤其V相绕组,这些缺陷已无法修复,强行修复后已无法保障变压器承受短路和过电压的能力,只能更换主要部件。

3 原因分析

3．1 局部放电量不合格的原因

变压器局部放电测量为检查变压器内部由于场强集中或者其他原因造成的电场畸变或局部场强过高而引起油中或绝缘中放电的有效手段。在2号变压器局部放电测量时,高压侧三相绕组局部放电量不合格,尤其V相绕组局部放电量最大,远高于 U、W相绕组的局部放电量。解体检查发现垫块松动、脱落、线圈变形、绝缘筒开裂等情况,都造成了局部场强集中、电场畸变,最终导致局部放电量不合格,其中V相绕组线圈变形最为严重,压钉外移、铁心绑扎带开裂的情况,因此该相绕组局部放电量最大。

3．2 未找到明显火花放电部位及痕迹的原因

2号变压器经过吊心检查与器身拆解,均未发现明显的火花放电部位和痕迹,国内外经常出现这种状况,原因在于此类故障多发生在导电回路外局部电场强度集中的部位,因其作用在绝缘油隙,导致的是绝缘油的分解,所以经常没有放电痕迹可循,除非放电间隙非常短,放电持续时间长,才有可能在相应部件上遗留放电痕迹。

对于2号变压器,造成火花放电的原因有：绝缘垫块脱落说明运行时存在严重的绝缘垫块松动,会导致垫块的悬浮电位产生,极可能产生火花放电,是该设备故障原因和故障部位查找怀疑的重点;另外,高、低压绝缘筒已有不同程度的开裂会造成绝缘筒上面分布许多油隙,也容易因悬浮电位存在发生火花放电。上述情况均可能造成放电性故障发生,但放电痕迹不容易被找到。

3．3 器身拆解发现诸多缺陷原因

器身拆解发现了诸多严重缺陷,分析认为该设备多次经受短路冲击和过电压时,造成设备内部产生很大电动力,导致绝缘垫块松动脱落、拉带断裂等情况出现。调查显示仅 2012年 4月至 7月间该变压器就遭受到11次各种原因的出口短路冲击,说明该设备运行条件及环境的恶劣。

2号变压器投运4年后,设备内部开始存在一定量的乙炔组分,随着火花放电缺陷的不断持续,到变压器绝缘承受极限时量变达到质变,缺陷突然恶化快速向大能量电弧放电发展,如不及时停运最终将导致设备的严重烧损;另外,铁心柱大面积锈蚀,不排除设备运行中密封不良导致进水受潮。

4 结论及建议

2号变压器油色谱跟踪分析,乙炔组分突然增加,诊断认为该设备内部存在的火花放电缺陷快速发展。

变压器经受多次短路冲击或过电压后,存在绝缘垫块松动,撑条移位,线匝位移、压钉突起等情况,直接导致了局部放电试验不合格,尤其以 V相绕组最为严重。设备缺陷为绝缘垫块松动部位,松动垫块在强电场作用下,会存在悬浮电位,不同的悬浮电位间会导致火花放电缺陷的发生。虽然明显的火花放电部位和放电痕迹未找到,但发现设备内部存在多处严重缺陷,该设备主要部件应进行更换。

建议充油设备色谱异常缺陷初期可以通过缩短色谱检测周期和相关试验来判断故障发展变化程度,确认为缺陷处于发展平稳阶段,可以通过缩短色谱检测周期进行有效监控,避免不必要检修。当发生特征气体组分异常突变后,应立即采取措施,进行相关试验或检查,否则继续运行易发生烧损。变压器发生出口短路后,应及时安排色谱测试,一旦发现油色谱出现异常应及时采取措施,尤其出现乙炔组分时,尽快安排停电进行有关项目的检查。对经常发生出口短路的变压器设备进行统计,有条件时进行抗短路能力评估,必要时进行局部放电试验检查,发现问题及时处理。