煤矿主变压器故障诊断方法的分析

2021-02-06赵纲

煤 2021年1期

赵纲

(潞安配售电有限公司，山西襄垣 046204)

1 变压器故障诊断的意义

主变压器是煤矿地面110 kV、35 kV及井下10 kV、6 kV电力系统中重要的组成部分，虽然不需要移动且工作振动十分微小，但因不按照国家标准规范安装或调试工作不完善，故障时有发生。由于会造成煤矿地面生产现场大规模停电，对整个综采工作具有威胁性，直接影响到井下人员的安全，因此应用相应的故障诊断方法反映出主变运行状态，减少故障率的发生，对整个煤矿的安全生产工作具有十分重要的意义。

2 变压器的故障类型

2.1 油温过高，油位异常

当煤矿提升机、刮板输送机、掘进机等大功率设备同时工作时，油温有可能会随着主变内部铜损增大而攀升；散热风扇损坏，冷却装置异常，选址离煤矿储煤仓、洗煤厂较近，导致主变安装现场环境恶劣，使油液中混入污物，会破坏配合表面的精度和粗糙度，造成油温升高。

油位异常主要指的是油位过高或过低。油枕胶囊堵塞、轻度渗油、大量渗油都会导致油位异常。

2.2 运行声音异常

正常运行时，主变发出的声音是周期性的“嗡嗡”振动声，如果发出间歇性、锤击、刮大风等声音，说明组件发生了故障。分接开关故障、外表面漏电、铁芯螺栓松动、匝间短路等都会造成声音异常。

2.3 套管故障

套管故障主要由表面损坏发生闪络现象、呼吸干燥器匹配不对、胶垫密封不良漏油、瓷质损坏等引起，由于煤矿环境潮湿，最常见的是水分渗透致使套管内部受潮发生闪络漏电，大大降低绝缘性能，加速受潮及老化，甚至会引起爆炸事故。

2.4 内部故障

第一种由于井下生产条件受限制，低压供电系统有时会发生短路现象，这时主变的高、低压绕组会同时产生高于平时电流几十倍至几百倍的短路电流，致使绕组瞬间变形造成短路故障。第二种是由于井下通风的特殊性，带负荷长时间运行会导致引线断裂或匝间、层间出现击穿等放电故障，导致纸绝缘层的老化，内部会产生大量的烃量气体。

3 故障诊断方法

3.1 直接观察法

主变在运行中大多数故障都是缓慢发生的，一些症状会提前出现。煤矿运行人员可以通过直接观测方法(如听力和视力、无线测温仪)作用于主变器件处：如听见发出类似于水沸腾的声音可判定内部绕组问题，目视油标管内指针位置可以发现油温是否过高，查看主变本体放油阀门渗油可判定橡胶密封是否龟裂等用于诊断，寻找故障点位置并及时采取适当措施消除故障[1]。

3.2 电气试验分析法

电气试验分析的主要技术指标是测试电介质损耗，可以有效地检测出变压器绝缘体的缺陷部位。在交变电压的影响下，等效电路及相量见图1。R为通过绝缘体的电阻，Cx是通过绝缘体本身的电容。

图1 电气试验等效电路及相量图

通过主变的绝缘体主要由电介质组成，电导率损失和电介质极化损失称为电介质损失，介质损耗与tanδ成正比。圆柱容量的变化可能反映出圆柱电容罩之间是否有油短缺或局部放电，这是评估圆柱绝缘性良好的重要参数之一。例如，当电容收缩时表明外保护壳中没有油；当电容增大时表明电容输入之间的隔热层破裂。

局部放电指的是电击只发生在绝缘体的一部分，这通常不会导致绝缘体的损伤，但会导致电介质的部分损伤，可以诊断主变的绝缘系统结构是否良好。

1) 发生在介质中的气隙放电。图2显示了相应的放电模式，观察起始电压和熄灭电压及所加电压的发展趋势，波形的一个特征是放电脉冲以正峰值和负峰值重叠，两侧的频率和对称脉冲振幅基本上是相同的，但有时由于气泡的不同位置而不对称[2]。在第一次放电之后，放电量随着电压的增加而增加，比对数值可以诊断绕组是否存在匝间击穿、变形等问题。

图2 发生在介质中的气隙放电图谱

2) 发生在油中的气隙放电。这种放电是由于空气进入油中或在油空隙之间发生的排放所致，图3显示了相应的放电图谱。固体绝缘纸介质中的气泡放电的形状特性基本相同，但是这种放电的放电值将随着电压的升高而继续增加，应用此方法可以诊断固体纸绝缘是否劣化。

图3 发生在油中的气隙放电图谱

3) 尖端放电。在强电场作用下，当金属部分有倒钩或末端太锋利时就会有可能发生电晕放电，图4显示了相应的放电图谱[3]。波形是由两组对称脉冲组成的，在正峰和负峰位置上的振幅不同，这两个脉冲的启动电压也不一样，低启动电压对应大脉冲，高启动电压对应小脉冲，放电容量随着电压的增加而增加，而后者的放电容量不会随着电压的变化而变化。此方法可以对内部固体绝缘性能、分接头状况、套管及引线接触状况良好等进行诊断。

图4 尖端放电图谱

3.4 油性色谱分析法

油中溶解气体的色谱分析称为油性色谱分析，在诊断充满油的主变故障时特别有效，最大的优势是绝缘油出现劣化后，运行的同时还能检测出早期故障，对过热和放电故障特别敏感。

油性色谱分析方法原理如下:新油填充的变压器设备中原始气体为71%的 N2和28% 的O2，通常称之为空气。当内部绝缘油和绝缘纸的成分发生老化时，绝缘油中会出现少量的H2、CH4、C2H2等烃量气体,放电过热或出现内部故障时,其浓度将超过标准值，随着时间的推移,微量气体浓度大大增加[4]。由于绝缘材料不同，分解过程中产生的气体成分和浓度也不同，分析这些气体的浓度和时间推移来判断其性质及故障位置，适用于变压器本体、互感器、分接头开关、油开关等油性填充设备。

分析过程如下:首先绝缘油被分解为石油和天然气，然后将单独的气体引入气相色谱仪，然后根据不同气体的亲和力分离、量化[5]。随着时间的推移，特性气体的组成、溶度和生长速度可以用来预先确定故障是否存在。如果存在故障，就可以基本确定内部故障性质及故障位置，见表1，方法虽然很简单，但结果很直观。

表1 气体与故障性质的相互对应关系

在热动力学和实践的基础上，煤矿主变油色谱分析推荐使用改良后的三比值法，比传统的三比值方法诊断更有效。其原理是根据主变内部、固体绝缘纸在故障下裂解的气体与温度之间相互的依赖关系，从5种气体中选择两种溶解度和扩散系数相近的气体组成三对比值，以不同的编码表示。实践表明，工作人员可通过矿区变电站主控室内的油色谱在线分析装置检查数值及误差，根据表2和表3中的代码所对应的编码规则和故障类型来进行故障诊断。