浅评电力变压器的预防性试验

1、浅评电力变压器的预防性试验张占1陈家强1娄东升2张亮3佘磊3(1.江苏省骆运水利工程管理处宿迁223800;2.江苏省沭阳县水务局宿迁223600;3.江苏省宿迁市水务勘测设计研究有限公司宿迁223800摘要:通过对电力变压器预防性试验,如绝缘、直流电阻测量、介质损耗因数、局部放电试验、线圈变形、油中溶解气体分析、油中含水量测量等,探讨电力变压器预防性试验的检测方法。关键词:电力变压器预防性试验分析0前言电力变压器是电力系统电网安全性运行的重要设备,是输变电系统的心脏。它的安全运行具有极其重要意义,预防性试验是保证其安全运行的重要措施,对变压器故障诊断具有确定性影响,通过各种试验项目,获取准确

2、可靠的试验结果是正确诊断变压器故障的基本前提。根据DL/T5961996电力设备预防性试验规程规定的试验项目及试验顺序,主要包括油中溶解气体分析、绕组直流电阻的测量、绕组绝缘电阻的测量、介质损耗因数tg检测、交流耐压试验、线圈变形检测、局部放电测量等。1油中溶解气体分析目前,在变压器故障诊断中,单靠电气试验方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷,而通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法,对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效,这已为大量故障诊断的实践所证明。油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化,在特定温度下,往往有某一种气体的

3、产气率会出现最大值;随着温度升高,产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系。而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。变压器在正常运行状态下,由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质,并分解出极少量的气体(主要包括氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等多种气体。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时,这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中,少部分上升至绝缘油的表面,并进入气体继电器。经验证明,油中气体的各种成分含量的多少

4、和故障的性质及程度直接有关,不同故障或不同能量密度其产生气体的特征是不同的,一般故障性质与其特征气体特点见表1。因此在设备运行过程中,定期测量溶解于油中的气体成分和含量,对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义和现实的成效,在1997年颁布执行的电力设备预防性试验规程中,已将变压器油的气体色谱分析放到了首要的位置,并通过近些年的普遍推广应用和经验积累取得了显著的成效。电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍,在对故障变压器的统计表明:过热性故障占63%;高能量放电故障占18.1%;过热兼高能量放电故障占10%;火花放电故障占7%;

5、受潮或局部放电故障占1.9%。而在过热性故障中,分接开关接触不良占50%;铁心多点接地和局部短路或漏磁环流约作者简介:陈加强(1976,男,从事大型泵站的运行管理、维护检修工作;变电所各种高、低压电气设备的高压预防性试验工作;娄东升(1976,男,从事水利规划设计以及建设管理工作;张亮(1980,男,从事水利规划设计工作;佘磊(1986,男,从事水利规划设计工作。14占33%;导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热约占14.4%;其余2.1%为其他故障,如硅胶进入本体引起的局部油道堵塞,致使局部散热不良而造成的过热性故障。而电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主,其次为引线断裂或对地闪络和分接开关

6、飞弧等故障。火花放电常见于套管引线对电位末固定的套管导电管、均压圈等的放电;引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起的放电;分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。表1故障性质与特征气体的特点变压器油中溶解气体分析和判断导则(DL/ T7222000中规定了变压器油中氢和烃类气体的注意值,当运行中变压器内部气体组成成分如氢或乙炔、总烃等超过规定中任一项数值时,均应引起注意,查明气体产生原因,及时跟踪分析,同时考察产气速率,根据设备运行历史状况和设备特点及外部环境等因素进行综合判断,如负荷、温度、油中含水量、油的保护系统和循环系统、油中绝缘纸类别等。经验证明:对变压器故障部位的准确判断,

7、有赖于对其内部结构和运行状态的全面掌握,并结合历年色谱数据和其它预防性试验(直阻、绝缘、变比、泄漏、空载等进行比较。值得注意的是,由于故障产气与正常运行产生的非故障气体在技术上不可分离,在某些情况下有些气体可能不是设备故障造成,如油中含水可与铁作用生成氢气,过热时铁心层间油膜裂解也可生成氢,新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而运行后又缓慢释放,另外,某些操作也可生成故障气体,如有载调压变压器中切换开关油向变压器主油箱渗漏或选择开关在某个位置动作时悬浮电位放电的影响,设备油箱带油补焊,原注入油含有某些气体成份大修后滤油不彻底留有残气等。2绕组直流电阻的测量它是一项方便而有效的考察绕组绝

8、缘和电流回路连接状况的试验,能反映绕组焊接质量、绕组匝间短路、绕组断股或引出线折断、分接开关及导线接头接触不良等故障,实际上它也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档是否正确的有效手段。长期以来,绕组直流电阻测量一直被认为是考察变压器绝缘的主要手段之一,有时甚至是判断电流回路连接状况的唯一办法。如在对某变压器低压侧10KV线间电流直阻作试验时,发现不平衡率为2.17%,超过部颁标准值1%的一倍还多,色谱分析不存在过热故障,且每年预试数据反映直流电阻不平衡率超标外,其他项目均正常,经分析换算后确定C相电阻值较大,判断C相绕组内有断股问题,经吊罩检查后,验证C相确实有一股开断,避免了故障的进一

9、步扩大。通过上述例子,可见变压器直流电阻的测量对发现回路中某些重大缺陷起到了重大的作用。3绕组绝缘电阻的测量绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比或极化指数,对检查变压器整体的绝缘状况具有较高灵敏度,它能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷,如各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的半贯通性或金属性短路等。相对来讲,单纯依靠绝缘电阻绝对值大小对绕组绝缘作判断,其灵敏度、有效性较低。一方面是由于测量时试验电压太低,难以暴露缺陷,另一方面也因为绝缘电阻值与绕组绝缘结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度等有关,但对于铁心夹件、穿心螺栓等部件,测量绝缘电

10、阻往往能较灵敏地反映故障,这是因为这些部件绝缘结构较简单,绝缘介质单一,正常情况下基本不承受电压,绝缘更多的是起隔离作用,而不像绕组绝缘要承受高电压,比如我们预试中曾多次通过绝缘摇表发现变压器铁芯一点或多点接地的情况,也曾通过绝缘电阻的测量发现变压器套管瓷件破裂、有裂纹现象。4测量介质损耗因数tg序号故障性质特征气体的特点1一般过热性故障总烃较高,C2H2<5ppm2严重过热性故障总烃高,C2H2>5ppm,CH4占总烃的主要成分,H2含量较高3局部放电总烃不高,H2>100ppm,CH4占总烃中的主要成分4火花放电总烃不高,C2H2>10ppm,H2较高5电弧放电总烃

11、高,C2H2高,并构成总烃中主要成分,H2含量高15它主要用来检查变压器整体受潮油质劣化、绕组上附着油泥及严重的局部缺陷。介损测量常受表面泄露和外界条件(如干扰电场和大气条件的影响,因而要采取措施减少和消除影响。现场我们一般测量的是连同套管一起的tg,但为了提高测量的准确性和检出缺陷的灵敏度,有时也进行分解试验,以判别缺陷所在位置。如我站修试人员在对某变压器做预试时,发现一相套管介损超标,且绝缘不合格,读数较低,经分析后可能是由受潮引起,后拔出检查发现套管末端底部有水份,套管已整体受潮,经烘干处理后再做试验,各项指标均符合要求。测量泄漏电流作用和测量绝缘电阻相似,只是其灵敏度较高,能有效发现有

12、些其他试验项目所不能发现的变压器局部缺陷。泄漏电流值与变压器的绝缘结构、温度等因素有关,在电力设备预防性试验规程中不作规定,只在判断时强调比较,与历年数据相比,与同类型变压器数据相比,与经验数据相比等。介质损耗因数tg和泄漏电流试验的有效性正随着变压器电压等级的提高、容量和体积的增大而下降,因此单纯靠tg和泄漏电流来正确判断绕组绝缘状况的可能性也较小,这主要也是因为两项试验的试验电压太低,绝缘缺陷难以充分暴露。对于电容性设备,实践证明如电容性套管、电容式电压互感器、耦合电容器等,测量tg和电容量Cx仍是故障诊断的有效手段。5交流耐压试验它是鉴定绝缘强度等有效的方法,特别是对考核主绝缘的局部缺陷

13、,如绕组主绝缘受潮、开裂或在运输过程中引起的绕组松动、引线距离不够以及绕组绝缘上附着污物等。交流耐压试验虽对发现绝缘缺陷有效,但受试验条件限制,要进行35kV及8000kVA以上变压器耐压试验,由于电容电流较大,要求高电压试验变压器的额定电流须在l00mA 以上,目前这样的高电压试验变压器及调压器尚不够普遍,如果能创造条件对高电压、大容量电力变压器进行交流耐压试验,对保证变压器安全运行是有很大意义的。6线圈变形检测变压器绕组变形是指在电动力和机械力的作用下,绕组的尺寸或形状发生不可逆的变化,包括轴向和径向尺寸的变化、器身转移、绕组扭曲、鼓包和匝间短路等。绕组变形是电力系统安全运行的一大隐患,一

14、旦绕组变形而未被诊断继续投入运行则极可能导致事故,严重时烧毁线圈。造成变压器绕组变形的主要原因有:(1短路故障电流冲击,电动力使绕组容易破坏或变形。电动力的产生是绕组中的短路冲击电流与漏磁场相互作用的结果,在运行中,由于辐向和轴向电动力同时作用,可能使整个绕组发生扭转。(2在运输或安装中受到意外冲撞、颠簸和振动等。如某供电部门在对110kV、31500kVA主变压器运输途中,遭受强烈撞击。事后在对该变压器交接吊罩检查时,发现油箱下部固定器身的4个螺栓全部开焊裂断,上部对器身定位的4个定位钉全部松动,并在定位板上划出小槽。器身向油枕方向纵向位移11mm,横向位移23mm,绕组对端圈错位,最大达3

15、0mm,可看到器身已经完全没有固定装置而处于自由状态,并经过长途运输及多次编组,器身在油箱中摇晃,必然造成变压器损坏。(3保护系统有死区,动作失灵,导致变压器承受稳定短路电流作用时间长,造成绕组变形。如某SFS一315000/110型主变压器,因10kV系统故障导致直流消失,由于手动操作跳闸,变压器因受长时间短路作用而损坏。粗略统计结果表明,在遭受外部短路时,因不能及时跳闸而发生损坏的变压器约占短路损坏事故的30%。(4绕组承受短路能力不够。某DFPSF一250000/500型电力变压器,由于互感器事故导致35kV侧发生三相短路后,使其引线支架多处断裂,绕组严重变形,实际上事故时的短路电流只有

16、105kA,低于变压器应承受的水平,而且保护动作也正常,但变压器绕组却损坏了,只能说明是变压器绕组承受短路电流冲击能力不够。7局部放电测量变压器故障的原因之一是介质击穿,其原因主要是局部放电,它导致绝缘恶化乃至击穿。随着变压器故障诊断技术的发展,人们逐步认识到局部放电是变压器诸多故障和事故的根源,因而局部放电的测试越来越受到重视,近年来我国110kV以上电力变压器事故中有一半以上属正常运行电压下发生匝间短路等原因,也是局部放电所致,因此把局16部放电测量作为变压器安装和大修的必试项目之一,这对于变压器状态监测和故障诊断将十分有效。随着变压器故障诊断技术的发展,人们越来越认识到,局部放电是变压器

17、诸多有机绝缘材料故障和事故的根源,因而该技术得到了迅速发展,出现了多种测量方法和试验装置。测量局部放电的方法主要有以下三种:(1电测法:利用示波器、局部放电仪或无线电干扰仪,查找放电的波形或无线电干扰程度。电测法的灵敏度较高,测到的是视在放电量,分辨率可达几皮库(PC。(2超声测法:利用检测放电中出现的超声波,并将声波变换为电信号,录在磁带上进行分析。超声测法的灵敏度较低,大约几千皮库,它的优点是抗干扰性能好,且可“定位”。有的利用电信号和声信号的传递时间差异,可以估计探测点到放电点的距离。(3化学测试法:检测溶解油内各种气体的含量及增减变化规律。此法在运行监测上十分适用,简称“色谱分析”。化

18、学测法对局部过热或电弧放电很灵敏,但对局部放电灵敏度不高。而且重要的是观察其趋势,例如几天测一次,就可发现油中气体的组成、比例以及数量的变化,从而判定有无局部放电或局部过热。在变压器检修或故障诊断中,预防性试验结果依旧是不可缺少的诊断参量,但是每个预防性试验项目不能孤立的去看待,应将几个项目试验结果有机结合起来综合分析,这将有效提高判断的准确性。相信随着科学技术的不断发展以及试验方法的不断完善,电力变压器预防性试验对于提高供电可靠性、准确了解设备状态以及对变压器故障分析和判断将会变得更加有效了。问:用于整定计算的哪些一次设备参数必须采用实测值?答:下列参数用于整定计算时必须使用实测值:(1三相三柱式变压器的零序阻抗。(266kV及以上架空线路和电缆线路的阻抗。(3平行线之间的零序互感阻抗。(4双回线路的同名相间和零序的差电流系数。(5其他对继电保护影响较大的有关参数。问:如何用试验法求四端网络的特性阻抗?答:(1求出二次侧开路时的输入阻抗Z12。(2求出二次侧短路时的输入阻抗Z10。(3取上述两项阻抗的几何平方根值,即Zc=(Z12·Z10姨。Zc即所求的特性阻抗。问:LFP-900系列保护的调试注意事项是什么?答:(1尽量少拔插装置插件,不触摸插件电路。(2使用的电烙铁、示波器必须与屏柜可靠接地。(3试验前应检查屏柜及装置在运输过程中是否有明显的损伤或螺丝松