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        35 kV 變壓器繞組匝間短路故障分析及處理措施探討

        2024-01-02 07:43:42田小龍劉小琰
        農(nóng)村電氣化 2023年12期
        關(guān)鍵詞:電容量低電壓繞組

        劉 釗,田小龍,劉小琰

        (國網(wǎng)河北省電力有限公司保定供電分公司,河北 保定 071000)

        繞組變形是最常見的變壓器故障之一,通常由內(nèi)、外部原因共同引起。繞組變形故障的內(nèi)因主要指變壓器抗短路能力不足,由產(chǎn)品設(shè)計、工藝水平、材料質(zhì)量等決定。而外因主要是遭受短路電流沖擊以及運輸、安裝過程中的物理碰撞[1-3]。因此,為了防止主變發(fā)生因繞組變形引發(fā)的短路故障,應(yīng)從內(nèi)、外因共同著手。目前變壓器繞組變形的現(xiàn)場檢測方法主要有3 種:頻響法、低電壓短路阻抗法和電容量分解法。

        1 缺陷概述

        2021 年6 月24 日,35 kV 某變電站35 kV 2 號主變差動保護動作,相關(guān)專業(yè)人員立即組織開展搶修工作。工作人員到站后首先對故障主變本體取油樣,進行油中溶解氣體分析,隨后對2 號主變進行了全面檢查性試驗,故障設(shè)備主要銘牌參數(shù)如表1 所示。當(dāng)天天氣小雨轉(zhuǎn)陰,相對濕度65%,溫度23 ℃。

        2 油中溶解氣體數(shù)據(jù)分析

        試驗人員對從變電站內(nèi)取回的故障設(shè)備本體油樣進行油中溶解氣體分析,發(fā)現(xiàn)油化數(shù)據(jù)異常,具體如表2 所示。

        表2 故障變壓器本體油中溶解氣體數(shù)據(jù) μL/L

        由表2 可見,乙炔含量從4 月7 日的0 μL/L 激增至6 月24 日跳閘后的73.58 μL/L,超過標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的注意值5 μL/L??偀N含量551.27 μL/L 也超出規(guī)程規(guī)定150 μL/L 注意值,說明該設(shè)備存在缺陷[4]。與4 月7 日數(shù)據(jù)相比,總烴相對產(chǎn)氣速率約為7.54%/月,接近10%/月的注意值[5],說明該缺陷發(fā)展較迅速。進一步計算三比值編碼得到“120”,對應(yīng)“電弧放電兼過熱缺陷”,可能引起的原因有線圈匝間、層間放電;相間閃絡(luò);分接引線間油隙閃絡(luò),選擇開關(guān)拉?。灰€對箱殼或其他接地體放電。

        3 檢查性試驗結(jié)果及分析

        為了驗證油中溶解氣體分析結(jié)果,以及進一步分析缺陷,工作人員在現(xiàn)場開展停電檢查性試驗,包括繞組各分接直流電阻測試、低電壓短路阻抗測試、繞組絕緣電阻測試、繞組介質(zhì)損耗及電容量測試、鐵芯絕緣電阻試驗及有載分接開關(guān)試驗。

        3.1 繞組各分接直流電阻測試

        試驗人員首先對該主變進行了繞組全分接直流電阻試驗,該主變額定分接為4 分接,運行分接為4 分接,具體測試數(shù)據(jù)如表3、表4 所示。

        表3 故障變壓器高壓繞組全分接直流電阻試驗數(shù)據(jù)

        表4 故障變壓器低壓繞組直流電阻試驗數(shù)據(jù)

        由表3 可以看出高壓各繞組不平衡率在5.73%~10.44%之間,遠超規(guī)程規(guī)定2%的警示值[6],且無明顯變化規(guī)律。A 相直流電阻各分接較B、C 兩相明顯偏低,B、C 兩相各分接直阻測試值相近,懷疑A 相存在匝間或?qū)娱g短路。如表4 所示低壓側(cè)繞組直流電阻測試值滿足規(guī)程要求。

        3.2 低電壓短路阻抗試驗

        為了檢查該主變繞組變形情況,試驗人員隨后對該主變進行了低電壓短路阻抗試驗,具體數(shù)據(jù)如表5 所示。

        表5 故障變壓器低電壓短路阻抗試驗數(shù)據(jù)

        由表5 中數(shù)據(jù)可知,在額定分接處三相短路阻抗初值差為-2.83%,超過規(guī)程要求±2.00%的規(guī)定。在最大、額定及最小分接處三相阻抗電壓最大互差分別為14.16%、11.02% 及8.20%,均超過規(guī)程2.50%的規(guī)定[6]。簡言之,低電壓短路阻抗試驗數(shù)據(jù)橫、縱比均超過規(guī)程規(guī)定的注意值,說明繞組已經(jīng)存在一定程度的變形。

        3.3 高低壓繞組絕緣電阻測試

        為檢查該主變絕緣情況,同時為排除引線對箱殼或其他接地體放電的情況,試驗人員對該主變進行了高低壓繞組絕緣電阻試驗,具體數(shù)據(jù)如表6所示。

        表6 故障變壓器繞組絕緣電阻測試數(shù)據(jù)

        由表6 所示,絕緣電阻各項指標(biāo)均滿足規(guī)程要求[5]。絕緣電阻數(shù)據(jù)無異常說明該主變絕緣良好,不存在油中溶解氣體分析所懷疑的“相間閃絡(luò)”以及“引線對箱殼或其他接地體放電”的情況。

        3.4 高低壓繞組介質(zhì)損耗及電容量測試

        試驗人員隨后對該主變進行了高低壓繞組介質(zhì)損耗及電容量試驗,具體數(shù)據(jù)如表7 所示。

        表7 故障變壓器介質(zhì)損耗及電容量測試數(shù)據(jù)

        由表7 可見,介質(zhì)損耗滿足規(guī)程不大于0.015(注意值)的要求[6],說明該主變無整體受潮、老化等絕緣缺陷。但是由于電容量沒有歷史數(shù)據(jù)無法進行判斷,也無法通過電容量的改變判斷各繞組的變形情況。

        鐵芯絕緣電阻試驗及有載分接開關(guān)試驗均未見異常,可以排除油中溶解氣體分析所懷疑的分接開關(guān)及所屬部件故障引起的缺陷。綜合上述停電檢查性試驗項目結(jié)論,可以初步判斷這是由繞組變形引起的繞組匝間或?qū)娱g短路缺陷。

        4 解體檢查情況

        為了驗證油化試驗和停電檢查性試驗結(jié)果,工作人員將該臺變壓器退運并運回廠家進行吊罩及解體檢查。

        吊罩后檢查,發(fā)現(xiàn)器身整體較清潔,無明顯污損。如圖1 所示A 相高壓繞組底部存在明顯移位、變形,且底部繞組外裹絕緣層有燒灼痕跡,并發(fā)現(xiàn)多處金屬已經(jīng)裸露,周圍絕緣存在不同程度的過熱痕跡。B、C 相高低壓繞組未見異常。解體結(jié)果表明A 相高壓側(cè)繞組確實存在由繞組變形引起的過熱及匝、層間短路放電情況,與前期分析相吻合[7]。

        圖1 故障變壓器解體檢查高壓側(cè)A 相繞組情況

        5 缺陷原因分析

        綜合油中溶解氣體分析、停電檢查性試驗以及吊罩解體檢查結(jié)果分析可知,這是一起由于變壓器抗短路能力不足引起的繞組變形移位,匝間絕緣破損發(fā)生過熱最終導(dǎo)致放電的典型缺陷。該變壓器服役的10 年中遭受過多次短路電流沖擊,由于繞組變形具有累積性和不可逆性,雖然這些沖擊單次對變壓器繞組損害并不大,但效果累積起來就造成了不可逆轉(zhuǎn)的嚴重后果[7]。變壓器高壓側(cè)A 相繞組由于短路電流沖擊產(chǎn)生的電動力而發(fā)生變形、偏移,匝間相互擠壓,造成絕緣層逐步破損,進而導(dǎo)致接觸電阻增大,流過負載電流時發(fā)熱,進一步導(dǎo)致絕緣劣化,絕緣層出現(xiàn)過熱發(fā)黑的情況。匝間絕緣耐不住匝間壓差,最終導(dǎo)致匝間短路放電,變壓器差動保護動作,同時產(chǎn)生特征氣體,并且在直流電阻測試時顯出高壓側(cè)A 相繞組在各分接均低于B、C 相的現(xiàn)象[8]。

        6 檢修策略及建議

        加強35 kV 電壓等級主變壓器入廠質(zhì)檢,尤其關(guān)注抗短路能力測試。

        變壓器受近區(qū)短路沖擊后,無論是否跳閘,均應(yīng)進行油色譜測試。如需停電診斷,做好電容量、頻響、低電壓阻抗、直阻、變比、絕緣電阻等項目準(zhǔn)備,檢查項目參照同廠家同型號運行情況、短路電流大小及持續(xù)時間等。對于35 kV 抗短路能力不足的變壓器,應(yīng)采用頻響法和低電壓短路阻抗法、電容量分解法(高壓對低壓及地、低壓對高壓及地、高壓及低壓對地)對繞組進行變形測試。

        對變壓器低壓側(cè)抗短路能力不足的變壓器套管出線導(dǎo)體的絕緣化進行檢查,結(jié)合停電機會進行完善。

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