永磁同步发电机匝间短路故障对绕组绝缘温升特性的影响

何玉灵 李勇 张文 白怡凡 徐明星 王晓龙

摘 要：

为优化对高压套管进行油中溶解气体分析时的取样质量，提升分析结果的代表性和准确性，提出一种对高压套管中的绝缘油施加强制对流的方法，通过向绝缘油施加速度场促进油中溶解气体的传质过程，进而改善油中溶解气体分析的取样质量。从仿真计算和实验验证2个方面对绝缘油中溶解乙炔气体传质过程进行研究。首先分析无强制对流情况下气体的传质过程，并测量气体从故障源到取样口的时间；然后分析在强制对流情况下气体的传质过程并测量了传质时间，在此基础上讨论气体传质时间缩短的原因；最后探究不同强制对流动作周期对传质过程影响的程度。研究成果能够为高压套管在线监测装置的研发提供参考。

关键词：高压套管；油中溶解气体分析；乙炔；传质；强制对流

DOI：10.15938/j.emc.2024.04.004

中图分类号：TM930.1

文献标志码：A

文章编号：1007-449X（2024）04-0031-10

收稿日期： 2023-04-27

基金项目：中国科学院青年创新促进会项目（2021135）；中国科学院电工研究所科研基金（E155440201）

作者简介：陈图南（1993—），男，博士研究生，研究方向为电力设备故障诊断与应用光学交叉；

李 康（1985—），男，博士，副研究员，研究方向为电力设备故障诊断与应用光学交叉；

邱宗甲（1983—），男，博士，助理工程师，研究方向为电力设备故障诊断与应用光学交叉；

韩 冬（1975—），女，博士，副研究员，研究方向为电力设备故障诊断与应用光学交叉;

张国强（1964—），男，博士，研究员，博士生导师，研究方向为电力设备故障诊断与应用光学交叉。

通信作者：张国强

Influence of compulsory convection on acetylene gas mass transfer process in insulation oil

CHEN Tunan1，2， LI Kang1， QIU Zongjia1， HAN Dong1，2， ZHANG Guoqiang1，2

（1.Institute of Electrical Engineering， Chinese Academy of Sciences， Beijing 100190， China;

2.University of Chinese Academy of Sciences， Beijing 100049， China）

Abstract：

In order to optimize the sampling procedure of dissolved gas analysis （DGA）， and to improve the universality and accuracy of DGA results， a compulsory convection method was proposed to accelerate the mass transfer process of decomposition gas dissolved in insulating oil. Firstly， the mass transfer process without compulsory convection was studied. And the time gas travels from failure source to sampling port was measured. Secondly， the mass transfer process with compulsory convection was studied and corresponding travel time was measured. Plus， the difference between those two travel times was discussed. Thirdly， the difference was studied among the mass transfer processes of different compulsory convection motion periods. The research findings may serve as a reference for the development of online monitoring equipment for bushing.

Keywords：high voltage bushing; dissolved gas analysis; acetylene; mass transfer; compulsory convection

0 引 言

高壓套管是电力变压器的重要组成部分，在高压套管的实际加工、安装过程中，设计不当、加工精度不高、接触不良均会导致高压套管产生缺陷。此外部件的老化、环境的影响也会致使高压套管产生缺陷。上述缺陷使得高压套管在运行过程中会产生过热、放电、受潮等故障，进而影响高压套管的绝缘性能。高压套管发生故障不仅会导致套管自身损坏，还有可能波及变压器本身，更进一步地造成高压输电系统中断，使社会蒙受巨大的经济损失。高压套管故障是造成变压器非计划停运的主要原因之一，具有故障突发率高、故障影响时间长的特点［1］。随着电力系统的发展与电网规模的扩张，高压套管在电力系统中的重要性愈发凸显，对高压套管的绝缘状态检测逐渐成为电力系统运行领域中备受关注的一个热点问题。准确评估高压套管的绝缘状态、及时采取适当的运行维护策略，对电力系统的安全稳定运行具有重要意义，值得深入进行研究。

油中溶解气体分析（dissolved gas analysis，DGA）是对采用绝缘油为绝缘介质的高压套管绝缘状态进行检测最常见方法。现有文献表明，绝缘油故障时会产生一系列分解气体［2］，一般认为H2、CO、CH4、C2H2、C2H4、C2H6这6种气体是绝缘油典型故障分解气体。其中，当绝缘油中发生局部放电时，会产生少量C2H2气体。随着放电程度的加深，故障进行到火花放电以及电弧放电时，C2H2含量会逐渐上升，并成为主要故障分解气体成分［3］。因此，C2H2本身的含量通常也会被认为是判断变压器故障的重要指标之一［4］。

取样是进行DGA的前提，现有研究表明C2H2在绝缘油中的扩散系数约为10-10 m2/s量级［5］。若故障分解气体仅依靠自由扩散到达取样口处通常需要数小时。所以需要借助其他手段促进油中溶解气体的传质过程，加速油中溶解气体的均匀分布，进而缩短在线监测装置的响应时间，提升DGA的取样质量。通常而言，油浸式变压器主设备中各部分的温差较大，具有较大横截面的油流通道，且部分变压器配备有强迫油循环冷却系统。因此，变压器中的绝缘油往往具有较强的流动性［6-7］。当变压器内部发生故障时，故障分解气体能够随流动的绝缘油扩散至变压器内各处，结合一台变压器往往具备多个取样口，故对变压器进行DGA时，取得的油样具有很强的代表性。

相较于油浸式变压器主设备，油浸式套管的体量较小，绝缘油横截面积小。因此，油浸式套管中绝缘油通常处于流动性较弱的状态。此外，油浸式套管往往只有一个取样口，限制了取样位置，这进一步降低了取得的油样的代表性。当故障发生时，故障分解气体并不会均匀分布在绝缘油中，而是会集中在故障区域，并以缓慢的速度向四周扩散，导致取样口取得的油样中溶解气体的含量往往与发生故障的位置处油中溶解气体含量相差较大。因此，在对油浸式套管进行DGA时取样质量往往偏低，这极大地降低了油浸式套管在线监测装置的实用价值。综上，采用外部手段促进高压套管内油中溶解气体的均匀分布能够促使取样口处的绝缘油与其他各处的绝缘油状态趋于一致，从而有效改善DGA中的取样质量，提高在线监测装置性能，具备重大的实际意义。

本文中提出一种对高压套管中的绝缘油施加強制对流以改善DGA取样质量的方法，并论证该方法的可行性及有效性。首先对强制对流引起高压套管内部绝缘油产生流动可能导致的后果进行分析，并计算不影响高压套管本身性能前提下的强制对流流率限制；然后对油中溶解气体在高压套管中的传质过程进行研究，并通过仿真计算强制对流对该传质过程的影响；最后建立高压套管模型及实验平台，结合气相色谱仪，通过分析取样口处油中溶解气体的浓度，就强制对流对油中溶解气体传质过程的影响进行实验验证。本文研究成果能够为应用于高压套管的在线监测装置取样提供参考。

此外，依据实际参数建立电机三维温度场求解模型的基础上，为简化分析，需做如下假设：1）定子铁心、各级绝缘、绕组、槽楔之间能紧密贴合；2）定子绕组的集肤效应忽略不计；3）忽略温度变化对发电机材料属性的影响。

2 有限元仿真

2.1 仿真设置

本文以河北省电力机械装备健康维护与失效预防重点实验室LR-5型永磁同步发电机作为分析对象，发电机的基本参数如表1所示。

基于表1参数建立永磁同步发电机仿真模型如图4所示。将A相绕组分为健康绕组和故障绕组两部分来模拟匝间短路故障，调整两部分绕组的匝数控制故障程度。此外，匝间短路故障需要耦合对应的故障控制外电路，如图5所示。为保障实验机组安全运行，设置接触电阻为2 Ω。本文仿真和实验包括4种工况，如表2所示。

基于Ansys workbench平台进行发电机磁-热-固耦合计算，首先在电磁场模块中计算发电机匝间短路故障前后的铁心损耗、绕组铜耗和永磁体涡流损耗，然后将上述损耗作为热源导入瞬态热分析模块，为发电机设置恰当的散热系数即可进行温度场仿真计算，最后将机壳、定子、绕组、绝缘和槽楔的温度分布作为热载荷导入结构场，在机壳底部螺栓孔施加固定约束进行力学响应计算。磁-热-固模块之间的耦合关系如图6所示。

2.2 电磁场结果分析

发电机不同工况下的气隙磁密空间分布如图7所示。可以看出发生匝间短路故障时，受绕组有效匝数减少和故障绕组脉振磁场的双重影响，气隙磁密幅值降低，故障绕组位置处降幅较为显著，磁密整体呈现为“压缩”状态，随着故障程度加剧，“压缩”幅度增加，如图7所示。

与发电机正常运行工况不同的是，发生匝间短路故障时，发电机的部分绕组将成为故障绕组，随着短路故障加剧，故障回路中附加环流的幅值增加，故障绕组电流的幅值也随之递增，如图8所示。

发电机短路故障前后各类损耗如表3所示。随着短路故障加剧，铁心损耗与永磁体损耗表现为减少趋势，这是由于短路故障后磁密幅值有所减小。然而，随着短路故障加剧，发电机绕组铜耗显著增加，原因是短路故障绕组内部存在附加环流if，此外，由于绕组铜耗在各类损耗中占据主导位置，短路故障后总损耗仍然表现为增加趋势。上述结论与前文的理论分析结果趋势一致。

2.3 温度场结果分析

将电磁场中计算得到的各类损耗作为电机热源导入温度场模块，与实验保持一致，设置环境参考为温度为22 ℃，运行时长为100分钟，并施加前文所述的边界参数，即可得到发电机的温度分布。

正常工况下发电机的各类损耗分布较为均匀，温度场的分布差异主要受机壳形状影响，机壳左右对称，发电机左右两侧的散热条件相同，温度也呈现对称分布如图9所示。不同的是，机壳底部的支座和散热翅能辅助散热，机壳顶部受接线盒影响，散热条件较差，因此正常工况下发电机上下两部分的温度存在差异。受此影响，定子铁心、绕组、等效绝缘及槽楔的温度最大值位于靠近接线盒位置，温度最小值则靠近底部位置，如图9（b）～图9（d）所示。此外，由于本文未考虑占比较小的机械损耗，发电机转轴仅受永磁体和转子铁心传导的热量影响，所以发电机温度最小值位于转轴末端，如图9（a）所示。

绕组铜耗在发电机热源中占主导地位，绕组部分的温度也相对较高，考虑到绕组绝缘属于发电机中的高温部件和易损伤部件，本文针对不同短路程度下的绕组绝缘温度进行详细分析，具体温度分布如图10所示。正常情况下，发电机热载荷沿周向分布较为均匀，由于接线盒位置绕组绝缘的散热条件相对较差，所以绕组绝缘温度最大值位于靠近接线盒的绕组端部，如图10（a）所示。发生匝间短路故障后，故障绕组受内部附加环流的影响损耗增加，与周围的正常绕组相比，形成了一个局部热点，随着短路程度加剧，绕组绝缘温度整体将会增加，故障绕组绝缘的温度增幅最为明显。如图10（b）～图10（d）所示，相比于正常工况下绕组绝缘温度最大值，短路2%工况下增加了约6.87 ℃，短路4%工况下增加了约14.62 ℃，短路6%工况下增加了约22.61 ℃。

此外，从图10中可以看出绕组绝缘温度最大值位于绝缘端部，这是因为本文分析的永磁发电机采用自然空冷方式，直线段绕组绝缘可以利用热传导将热量经定子铁心传递至机壳，再利用机壳与空气间的热对流实现有效散热，所以直线段绕组绝缘散热条件相对较好。不同的是，绕组绝缘端部仅依靠伸出部分绕组与空气间的热对流实现散热，且绕组端部经绑扎、浸漆等工艺處理后，与空气的有效接触面积较小，散热条件相对较差，因此，对于同一根绕组绝缘，其端部的温度高于直线段部分。

2.4 绕组绝缘力学响应结果分析

绕组绝缘在内外非均匀分布热载荷作用下的力学响应如图11～图14和表4所示，包括绕组绝缘的变形、应变、应力。四种工况下，绕组绝缘的温度峰值位于端部，类似的是，绕组绝缘的力学响应峰值也在此端部位置，如图11～图14所示。具体来说，绝缘的最大变形、应变、应力位置均处于绝缘的鼻端位置。不同的是，绝缘的最大变形位置位于鼻端外侧表面，如图11（a）、图12（a）、图13（a）、图14（a）所示，而最大应变和应力位置位于鼻端内侧表面，如图11（b）、图11（c）、图12（b）、图12（c）、图13（b）、图13（c）、图14（b）、图14（c）所示。绕组绝缘的变形、应变、应力峰值均随着短路程度的增加而增加，如表4所示。

绕组鼻端处绝缘在发电机长期运行过程中易因高温而受损。针对绝缘受热损伤的薄弱位置，可在永磁同步发电机设计制造时改进冷却散热结构，或在鼻端绝缘局部涂覆耐热涂层，从而在不影响绕组散热的前提下提高绝缘的性能和可靠性。

3 实验验证

3.1 实验设置

永磁发电机匝间短路故障模拟实验平台，如图15所示，发电机的转子部分被轴承座固定在基座上，定子部分经机壳固定在底板上，发电机与驱动电机通过联轴器连接。发电机A相绕组中引出若干短路抽头至接线盒，短接对应的短路抽头，即可实现A相绕组匝间短路程度分别为2%（A1-A2）、4%（A1-A3）、6%（A1-A4）的故障模拟，如图16所示。为保护实验机组，与仿真相同设置接触电阻为2 Ω，如图15所示。此外，实验与仿真有相同的工况设置，如表2所示。

实验中使用K型热电偶温度传感器测量绕组绝缘温度，其测量温度范围为-20～250 ℃，分辨率为0.01 ℃，结构为扁线，厚度为1.15 mm，热电偶布置如图17所示。LR-5永磁同步发电机共有45个槽，以故障绕组为起始位置，每隔两个绕组布置一组热电偶温度传感器，共15组传感器，如图17所示。每组有两个传感器，分别位于绕组绝缘的端部位置（命名为A1～A15）和直线段位置（命名为B1～B15）。

3.2 实验结果分析

实验下的绕组故障电流如图18所示，故障绕组电流随着短路程度的增加而增加，这与仿真结果图18所示的故障绕组电流有相同的变化趋势。

本文在实验中测量了各工况下发电机运行100 min时绕组绝缘的温度值，包括端部和直线段两个位置。为验证温度场仿真结果的准确性，取传感器所在位置的仿真温度值与实验温度值进行对比，如图19、图20和表5所示。可以看出，发生匝间短路故障时，1～15组传感器中第1组传感器（测量故障绕组）所测温度值出现激增，并且越靠近第1组传感器，温升幅度越大。对于同一组传感器，端部位置传感器的温升幅度也大于直线段位置传感器。总的来说，沿着绕组周向方向，离故障绕组越近，绕组绝缘的温升幅度越大，沿着绕组轴向方向，绕组绝缘端部位置的温升幅度高于直线段位置。此外，不同工况下故障绕组端部绝缘和直线段绝缘的温度值如表5所示，可以看出，仿真温度值和实验温度值吻合较好，具有一致的变化规律，并且误差在可允许范围内。

4 结 论

本文对永磁同步发电机匝间短路故障下的绕组绝缘温升特性进行了理论分析、有限元仿真和实验验证，主要结论如下：

1）相比正常工况，匝间短路故障下气隙磁通密度的幅值有所下降，具体表现为“压缩”状态。匝间短路故障会导致铁心损耗和永磁体损耗降低，然而绕组铜耗会显著增加。

2）随着故障程度的加剧，绕组绝缘温度将明显增加。发电机正常运行时，最高温度位于靠近接线盒位置绕组的绝缘端部，发电机发生匝间短路故障后，最高温度位于故障绕组的绝缘端部。

3）在外部磁热源和内部电热源的作用下，绕组绝缘的鼻端位置为易受热破坏的危险位置点。

本文研究得到的结论为永磁同步发电机绕组绝缘热损伤和绝缘保护提供了重要参考，同时为绕组绝缘关键薄弱位置的逆向设计优化和制造工艺改进提供了新思路。

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（编辑：刘素菊）