变压器铁芯过热性故障的处理与分析.doc

一台220kV大型变压器铁芯过热性故障的处理与分析唐 军（大唐湘潭发电有限责任公司 411102）【摘 要】 本文介绍了一台220kV大型变压器发生的由铁芯油道间绝缘损坏引起级间短路的过热性故障发现及处理过程，并对由此引发的变压器油色谱总烃增长速率过快和含量超标问题的处理过程进行了简单介绍，并对起因进行了分析和总结。【关键词】 总烃 过热性故障 铁芯 油道 级间短路一、 基本情况：我公司#2主变压器，型号为：SFP10370000/220，容量：370000kVA，额定电压：24222.5%/20kV，额定电流：883/10681A，冷却方式：强油风冷，变压器油牌号：#25，油重：37500kg，采用无载调压方式，国内某变压器厂制造。#2主变于1998年8月投运。一直运行到2006年未发现危及安全运行的重大缺陷，历年的各项预防性试验均在合格范围内。二、 变压器油色谱异常情况：#2主变从1998年投入运行后到2006年，油色谱分析显示总烃增长较缓，但自2007年3月起，油色谱化验发现总烃已超过150l/l的注意值，根据这一异常情况我们缩短了色谱检测周期，进一步跟踪色谱增长情况，经一段时间观察发现总烃增长速率大幅度增加（见表一）。表一： 气体含量日期222422264总烃200702.0811.48205440046.68024.8458.05129.57 2007031314.83182937557.88027.8568.34154.07200703.1914.96202037960.56030.9468.56160.06200704.0315.62235234565.66033.8570.38169.89200704.1623.3304850592.59044.2599.68236.52200704.1922.69301245798.42049.3101.61249.33200704.2325.053161471104.76052.67107.61265.04200704.2621.113171451106.9055.56107.29269.75200705.1419.643105438110.39061.03109.13280.5200706.1121.463562459121.15062.95116.41300.51结合表一所示数据我们对变压器油色谱异常情况进行如下分析：1、根据变压器油中溶解气体分析和判断导则（DL/T 722-2000）中推荐的三比值法进行判断，比值编码为“0、2、1”，大致可判断故障性质为300700中等温度范围的热故障，其典型缺陷部位为：“分接开关接触不良，引起夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁芯漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁芯多点接地等”。2、检测变压器运行时铁芯接地电流为8mA，属于正常范围，说明变压器铁芯没有多点接地。3、用绝对产气速率来分析判断。取一个时段按上式进行计算，得出总烃绝对产气速率高达116.88ml天，已大大超过了12ml天的警戒标准。4、根据有关有关经验公式推算故障点温度：T=322lg(22/26)+525=6205、主要特征气体分析：气体含量中22一直为0，烃类气体增长较快的是24和4，该两类气体约占总烃含量的80%左右，因此分析判断故障属于裸金属过热。6、对比近几年变压器预防性试验数据，绝缘试验均合格，没有发现问题，绕组直流电阻在规程规定的范围内，红外成像检测未发现变压器箱体和套管接头等无过热现象，初步判断故障点不在导电回路。综合上述分析情况，可初步判断变压器发生中温过热故障，故障点部位可能在磁回路以及金属构件部分。虽然计算的故障点温度不是太高，且没有电弧性放电的特征气体22,故障看似发展较缓慢，不会短期对变压器构成大的威胁，但它会引起可燃气体缓慢增长，并且干扰我们对变压器状态的正确判断，若任其发展，到某种程度变压器金属构件温度急剧上升，会严重威胁到变压器的安全运行和使用寿命。因此决定缩短色谱取样周期进行跟踪，并且寻求机会进行吊罩检查处理。三、第一次大修过程检查处理情况2008年4月9日总烃达到了322l/l。5月份进行了投运以来的首次吊罩大修。在大修前制定了故障查找方案准备进行针对性检查。检查部位为铁芯级间、磁屏蔽、钢拉带、压板、引线绝缘情况；检查无载调压开关拨叉、轮毂，查看是否存在过热、放电痕迹；检查相间隔板和围屏应无破损、变色、变形、发热和树枝状放电痕迹。吊罩过程中经过仔细检查，发现一台潜油泵电机定转子有磨擦现象，变压器铁芯有一处片间短路，分别都进行了处理，其他部分未发现有大的缺陷。大修后于6月15日投运，投运后变压器色谱分析表明总烃仍继续增长，产气速率超标，至8月6日左右已经超过150l/l的注意值，且继续增长（见表二）。通过#2主变吊罩前后的油色谱数据分析，利用三比值法判断变压器故障性质未变，内部仍存在300到700中温过热现象，2与的比值接近11，变压器可能存在固体绝缘老化的现象。表二： 气体含量日期222422264总烃200806.141.48255.87.853.2501.433.177.85200806.171.7336.713.26.5702.775.5614.9200806.242.46346209.6305.97.8623.4200807.1411.0892272.733.65012.8429.0175.5200807.2211.03943.667.536.43014.7934.3985.6200807.2814.35112080.649.25020.5843.8114200808.0520.97103494.764.41023.2359.061472008.08.1222.36119810673.66029.2264.24167200808.2628.22129811199.13034.4778.59212对于大修后色谱所反映的问题，我们与省电力试验研究院专家进行了深入分析研究，并进行了相关的一些试验判断工作。为排除冷却器潜油泵的影响，分别对5组冷却器进行了定期轮换，最后确认5组冷却器均无异常。对绝缘油进行了颗粒度和糠醛试验，试验数据如下：糠醛试验，0.014mg/l；颗粒度，NAS6级，为合格范围，排除了潜油泵的扫膛以及变压器外壳的磨损产生的金属颗粒（转化成油泥）通过绝缘油的流动沉积在铁芯及绕组周围，引起铁芯或绕组绝缘下降所带来的影响因素。排除这些因素后推断变压器最大可能的故障点为因铁芯油道间的绝缘问题引起局部短路产生的过热，#2主变吊罩检查的过程中曾发现，变压器铁芯引出接地的极间连接线采用的是并联焊接方式（见图一所示），因吊罩时时间紧迫无法短期在现场解开各铁芯极间连接线，也就无法检查各级间的绝缘电阻。图一：为更及时掌握变压器实时的色谱数据，安装了一套油色谱在线监测仪器，经一段时间的运行观察，手工取样化验所得数据与在线监测仪器所测相差不大，因此在线监测仪器对监测变压器可信度和准确性都比较高。根据大修后的情况我们仍采取缩短色谱检测周期，密切跟踪色谱变化趋势，至2009年7月6日总烃最高达到了641l/l，经过小修对变压器油脱气后继续跟踪，仍呈现上述类似现象。四、第二次吊罩处理情况2010年公司#2发电机组进行通流改造，发电机和变压器均进行增容改造，利用这一机会，我们确定再次对#2主变进行吊罩检查处理，争取彻底解决这一困扰多年的设备安全问题。吊罩前确立了处理方案，此次吊罩检查主要是以检查磁回路问题为重点，为方便以后对变压器铁芯级间绝缘检查试验，拟将变压器铁芯级间接地插接片引出线的焊接结构改为螺栓连接结构等。6月11日变压器吊罩工作展开，缺陷的处理按照事先制定的技术方案进行。解开铁芯接地片，用500V兆欧表测量铁芯绝缘，发现变压器靠A相旁轭底部铁芯对夹件放电（见图二所示），在放电处与夹件之间加塞一块绝缘板处理后合格；然后解开铁芯油道间接地连接线，测量油道间绝缘均为0，变压器铁芯三个油道全部级间短接，由于现场不具备铁芯解体检修条件，无法对级间绝缘损坏处进行彻底处理，因此决定采取将接地片插在铁芯油道的边缘（原接地片插在每级铁芯的中间位置）的方法进行了处理（见图三所示）。这样处理完成后，经对变压器进行电气试验合格后于2010年8月7日投入连续运行，投运后继续监测油色谱情况，从2010年8月7日至2011年8月7日一年时间总烃（如图四所示）从10l/l增长到25l/l左右，增长趋势平缓，经计算总烃产气速率约2 ml天，大大低于12ml天的警戒标准，达到合格标准，说明此次检查找到了故障源头，现场处理是比较成功的。图二 图三： 图四：五、铁芯故障及处理的分析大型变压器铁芯因为截面大且比较厚，为了满足散热要求，采用的方法是在铁芯中设置油通，增大铁芯的散热面积，通过循环油流把铁芯中的热量带出。油道结构是由铁芯分级叠成，两级之间用绝缘垫块隔离，各级之间便形成了油道，油道一般的宽度约为6mm，铁芯被隔开若干组，切断了电容接地的路径，为求电位的尽可能均匀，要把各个被隔开的接地片串联起来，当铁芯厚度很大时，可由中央部分接地，以使电位更加均匀。如图一所示，#2主变正是采用此种结构，铁芯沿纵向开了三个油道，将铁芯分成四段，原来的接地片是从铁芯的中部引出后连接起来通过套管引出与接地体相接一点接地。所谓铁芯级间短路，即油道两侧的硅钢片被短接，如油道两侧的硅钢片翘起、油道中遗留有金属异物等，当油道中发生短路故障时，短路点和铁芯级间接地连接导体中将流过短路故障电流，短路电流大小随短路点的两侧铁芯的接触情况的变化而变化，严重时短路电流可达到几百安培级，消耗的功率也将达到几千瓦到十几千瓦。短路点与两侧铁芯经连接导体构成的电气闭合回路交链的磁通越多，故障点流过的电流就越大，#2主变铁芯接地是从中部引出，距离油道距离较远，因此铁芯级间两者之间的电位差比较大，产生的环流相对较大，所以表现为故障点温度高，油中气体分解速率也就快。其表现的特征：首先是铁芯接地电流无异常；其次，故障发生在铁芯内部，基本表现为故障处油的局部过热，特征气体表现为24和4明显增加，约占总烃含量的80%以上，且随着故障点温度的升高，24所占比例也增加；2与的比值也会增大，体现固体绝缘过热老化的迹象。由于现场无法进行铁芯散片处理，要消除故障点的影响只有采用减少环流的办法，对流过故障点电流加以控制，来降低故障点温度。现场采取将接地片由原来插在每级铁芯的中间位置改为插在铁芯油道的边缘（相隔油道位置较近）的方式，这种方式下铁芯级间接地片与油道短路点构成的电气闭合回路所交链的磁通小得多，因此环流比较小，在这种情况下特征气体产气速率大大减缓，反映在色谱跟踪情况良好。六、结束语：1、变压器发生铁芯内部局部短路基本表现为故障处油的局部过热，因此特征气体表现为24和4明显增加，约占总烃含量的80%以上，且随着故障点温度的升高，24所占比例也增加。2、铁芯油道发生短路故障建议吊罩进行处理。若现场无法消除故障点，可采用改变铁芯级间接地连接方式的方法。3、