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一起110KV变压器“轻瓦斯”频繁报警的故障处理

一起 110KV 变压器“轻瓦斯”频繁报警的故障处理
张海云

【摘要】:高电压试验是监督电气设备健康状态的重要技术手段, 它可以了解掌握设备的绝缘状况,检查电气设备有无绝缘缺陷或 其它缺陷,以便在故障发展的初期就能准确及时地发现并处理,是 判断设备能否安全运行的重要依据。 【关键词】:变压器 故障 处理 1 概况 某水电站#1 主变为油浸式变压器,型号 SF10-63000/110,额 定容量 63000KVA,接线组别 YNd11,额定电压 121±2×2.5%/10.5 KV。主变压器高压侧套管采用玻璃纤维浸环氧树脂电容型套管, 为油气套管,额定电流 1600A。设备于 2010 年 11 月投运。 2011 年 7 月 11 日#1 主变监控轻瓦斯发信号,7 月 13 日开始每 隔 2 小时报 1 次轻瓦斯信号,7 月 14 日取油样、气样,化验结果见 表 1、表 2。
表 1 #1 变压器油样简化分析结果
项目 7.14 油 样 采样 位置 中部 绕组温 油温 负荷 (KW) 22000 闭口闪 水分 击穿电 压(KV) 54.2 度 (℃) (℃) 51 46 点(℃) (mg/L) 148 17.2 结论 合格

表 2 #1 变压器油样气样色谱分析结果
项目 (ul/L) 7.14 油 样 7.14 气 样 O2 CO CO2 H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 总烃 结论 CO>CO2,建 议:根据检测 周期进行跟踪 可能受潮或油 中有气泡

15429

1823

791

20

9.2

0

0

0

9.2

82307

3281

1088

345

16.8

0

0

0

16.8

根据油样、气样化验结果,初步判断主变压器油受潮。7 月 18 日,开始对运行中的变压器进行不间断真空滤油, 轻瓦斯发信号 次数明显降低,7 月 21 日轻瓦斯未报警,7 月 23 日滤油结束。7 月 27 日取油样,化验结果见表 3、表 4。
表 3 #1 变压器油样简化分析结果
项目 7.27 油 样 项目 (ul/L) 7.27 油 样 采样 位置 中部 绕组温 油温 负荷 (KW) 20500 闭口闪 水分 击穿电 压(KV) 59.9 度 (℃) (℃) 54 46 点(℃) (mg/L) 158 16.6 结论 合格

表 4 #1 变压器油样色谱分析结果
O2 11674 CO 150 CO2 310 H2 0.9 CH4 0.5 C2H6 0 C2H4 0 C2H2 0 总烃 0.5 结论 正常,无故障

7 月 29 日, 主变监控轻瓦斯发信号,经确认, #1 该信号非误报, 随后几天,轻瓦斯频繁报警,最多的时候 1 个运行倒班(7 小时) 报 19 次,维护人员采取瓦斯继电器处排气等临时措施。 2 分析判断 根据#1 主变压器真空滤油后仍发生轻瓦斯频繁报警现象,说明主 变缺陷不只是变压器油受潮。为查明导致主变本体进气受潮的缺 陷,拟对变压器本体及套管进行高电压试验。 2.1 停电后,主变连同旧套管的试验 8 月 11 日,环境温度 31℃,环境湿度 22%,绕组温度 43℃, 油温 40℃。 对主变连同旧套管做如下试验项目: 测量绝缘电阻; 1) 2) 测量直流电阻; 3)测量 tgδ 及电容量;4) 测量直流泄漏电流。 绝缘电阻、直流电阻符合规范要求;主变连同套管 tgδ 及电容

量值见 5;三个套管测量端子对地的 tgδ 及电容量值见表 6;主变 连同套管直流泄漏电流值见表 7。
表 5 主变连同套管 tgδ 及电容量
项目 高压侧---地 低压侧---地 编号 2704(A) 2703(B) 2707(C) 试验电压 10 KV 10 KV 试验电压 2.5 KV 2.5 KV 2.5 KV tgδ 13869 PF 27578 PF tgδ 945 PF 932 PF 947 PF 试验电压 10 KV 22 μ A 1 μ A 20 KV 240 μ A / 30 KV / / 40 KV / / 电容量 0.66% 0.39% 电容量 0.48% 0.49% 0.87%

表 6 三个套管在主变压器上测量端子对地的 tgδ 及电容量

表 7 主变连同套管直流泄漏电流
项目 高压侧---地 低压侧---地

GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》中 规定,绕组额定电压为 66~330 KV 的变压器直流试验电压加 40KV, 在高压端读取泄漏电流值, 绕组温度在 40℃时泄漏电流值不宜超 过 111μ A,当发现泄漏电流值在 20 KV 已超过标准注意值, 为使设 备不受更大程度的破坏,停止升压。 2.2 主变压器上拆除的套管试验 为进一步查明原因,对主变压器上拆除的套管做如下试验项 目:1)测量绝缘电阻;2) 测量主绝缘及电容型套管末屏对地的 tgδ 及电容量;3)测量直流泄漏电流。 1) 主绝缘的绝缘电阻、 套管末屏对地的绝缘电阻均为 100GΩ , 符合规范要求。 2)分别对套管主绝缘及套管末屏对地的 tgδ 及电容量进行了

测量,三个套管与出厂试验值、新套管的试验数值很接近。 3)套管直流泄漏电流值见表 8。
表 8 套管直流泄漏电流
编号 10 KV 2704(A) 2703(B) 2707(C) 0 μ A 23 μ A 23 μ A 20 KV 0μ A 46 μ A 46 μ A 试验电压 30 KV 3μ A 69 μ A 69 μ A 40 KV 9 μ A 92 μ A 92 μ A

在交接试验和预试标准中高压套管无测量直流泄漏电流这一 项试验项目,为查明设备故障原因,与厂家沟通后,加做本项试 验。从上表数据中可看出,套管 2703(B)、2707(C)绝缘水平下 降。 经分析判断,缺陷不在#1 主变压器本体上,而在变压器高压侧 套管上,决定更换高压套管。 3 更换高压套管 3.1 备用套管的试验 8 月 12 日,环境温度 26℃,环境湿度 27%,根据现场试验设备 对主变压器备用高压套管做如下交接试验项目: 测量绝缘电阻; 1) 2) 测量主绝缘及电容型套管末屏对地的 tgδ 及电容量;3)测量 直流泄漏电流。 1) 主绝缘的绝缘电阻、 套管末屏对地的绝缘电阻均为 100GΩ , 符合规范要求。 2)在油压前后,分别对套管主绝缘及套管末屏对地的进行了 测量,数值很接近,表 9 中试验值为油压后的数值。

表 9 备用高压套管 tgδ 及电容量试验结果
套管编号 项目 电压 3735 tgδ 电容量 电压 3736 tgδ 电容量 电压 3737 tgδ 电容量 出厂试验值 主绝缘对地 10 KV 0.31 % 476 PF 10 KV 0.32 % 454 PF 10 KV 0.34 % 451 PF 末屏对地 2.5 KV 2.48 % 474 PF 2.5 KV 3.8 % 514 PF 2.5 KV 4.45 % 508 PF 交接试验值 主绝缘对地 10 KV 0.39 % 483 PF 10 KV 0.41 % 455 PF 10 KV 0.54 % 460 PF 末屏对地 2.5 KV 1.56 % 453 PF 2.5 KV 2.56 % 487 PF 2.5 KV 1.06 % 478 PF

3)三个套管在直流电压 40KV 下的直流泄漏电流均为零。 3.2 GIS 连接管道拆除,更换套管后连同主变的试验 绝缘电阻、直流电阻、tgδ 及电容量、 泄漏电流符合规范要求。 泄漏电流值见表 10。
表 10 主变连同套管直流泄漏电流
项目 10 KV 高压侧---地 低压侧---地 0 μ A 0 μ A 20 KV 2 μ A / 试验电压 30 KV 13μ A / 40 KV 36μ A /

更换套管后,主变压器连同套管的泄漏电流明显下降。 3.3 GIS 所拆管道回装、抽真空,主变充油静止后连同套管的试验 8 月 17 日,环境温度 21℃,环境湿度 61%,绕组温度 19℃, 油温 20℃。绝缘电阻、直流电阻、tgδ 及电容量、泄漏电流符合 规范要求。泄漏电流值见表 11。
表 11 主变连同套管直流泄漏电流
项目 高压侧---地 低压侧---地 试验电压 10 KV 0 μ A 1 μ A 20 KV 1 μ A / 30 KV 2 μ A / 40 KV 3 μ A /

3.4 试验完毕,对#1 主变零起升压试验,检查设备正常后带负 荷,归调。投运后对#1 主变取色谱、简化油样,化验结果符合规范 要求。 4 结束语 截至 11 月, #1 主变轻瓦斯信号再未报警,说明此次缺陷处理工 作是成功的。变压器轻瓦斯信号确实动作, 说明变压器内部有故 障,会给变压器运行带来威胁。通过本次故障处理,介损试验不易 反映出套管的绝缘、密封缺陷,耐电强度试验对套管的绝缘、密封 缺陷检查有一定的指导意义。建议对主变压器高压套管的交接试 验除了常规项目外,加做直流泄漏电流这一项目,这对于发现、分 析及确认套管绝缘缺陷有很大的帮助。 为了加强主变压器连同电容型套管的反事故措施, 对相关标 准中超过参考值或未作规定的项目,应根据设备的历史状况进行 状态分析,并与制造厂家取得联系,查明缺陷。作为试验人员,应 积极想办法,用科学的试验方法查找出电气设备的故障部位,以便 消除缺陷, 保证电气设备的安全、可靠运行。


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