一起110kV主变变低套管发热缺陷的分析--中国期刊网

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一起110kV主变变低套管发热缺陷的分析

发表时间：2021/4/28 来源：《电力设备》2020年第33期作者：梁志斌

[导读] 摘要：本文针对一起110kV主变变低套管典型红外缺陷案例，通过直流电阻测试测试详细分析了其发热原因，最终确定缺陷原因为导电杆与绕组连接不良，为我局后续套管缺陷处理工作提供了借鉴经验。

        （广东电网有限责任公司佛山供电局广东佛山 528000）
        摘要：本文针对一起110kV主变变低套管典型红外缺陷案例，通过直流电阻测试测试详细分析了其发热原因，最终确定缺陷原因为导电杆与绕组连接不良，为我局后续套管缺陷处理工作提供了借鉴经验。
        关键词：变压器、套管、发热、直流电阻
        1 缺陷情况
        2015年 8月11日，佛山供电局高压试验班在110kV某变电站开展保供电红外特巡中发现，#1主变压器变低套管A相异常发热，红外图谱如图1所示，表面温度为68.4℃，B、C相温度为50℃，温差为18.3℃，负荷电流1385A，温差为18.3℃，整个套管发热均匀，且不存在明显的局部发热，接线板处温度与其它正常相接线板处相同，根据DL/T664-2008《带电设备红外诊断应用规范》电流致热型设备缺陷诊断判据，套管柱头热点温度高于55℃，判断为严重缺陷。

        图1 #1主变压器变低套管红外图谱
        2 变压器套管介绍
        变压器套管是将变压器内部高、低压引线引到油箱外部的绝缘套管，不但作为引线对地绝缘，而且担负着固定引线的作用，变压器套管是变压器载流元件之一。变压器套管在结构上是由接线板、瓷件、导电杆和筹铝合金法兰组成，主绝缘主要由瓷套和油隙构成，其结构如图2所示。变压器运行中长期通过负载电流，当变压器外部发生短路时通过短路电流，因此，变压器套管必须具有规定的电气强度和足够的机械强度，同时应具有良好的热稳定性，并能承受短路时的瞬间过热。

        图2 主变压器套管结构
        3 停电试验
        为确定发热缺陷的产生原因，我局于2015年08月13日对该110kV变压器进行了停电试验，试验项目包括：绝缘油色谱、绝缘电阻、绕组连同套管介损、绕组直流电阻。绝缘油色谱由化学实验班负责，测试结果无异常，证明油品未发生劣化。以下重点对绝缘电阻、绕组连同套管介损、绕组连同套管介损三个高压试验项目进行分析。
        3.1 绝缘电阻测试
        当试品绝缘受潮、脏污或有贯穿性缺陷时，介质内的离子增加，因而加压后电导电流大大增加，绝缘电阻大大降低，绝缘电阻值即可灵敏地反映出这些绝缘缺陷，达到初步了解试品绝缘状态的目的，但由于试品绝缘电阻值不仅决定于试品的受潮程度及表面受污等情况，而且还与其尺寸、材料、制造工艺、容量等许多复杂因素有关，因此，对于绝缘电阻的数值没有统一的具体规定。另外，同一被试物绝缘电阻的数值受外界因素影响很大，如温度、湿度等，因此，单从一次测量结果难于判断绝缘状态，必须在相近条件下对历次测量结果加以比较，才能进行判断。测试结果如表1所示。
        表1 绝缘电阻测试结果

        3.2 绕组连同套管介损测试
        电压作用下电介质中产生的一切损耗称为介质损耗或介质损失。如果介质损耗很大，会使电介质温度升高，促使材料发生老化，如果介质温度不断上升，甚至会把电介质融化、烧焦，丧失绝缘能力，导致热击穿，因此，电介质损耗的大小是衡量绝缘介质电性能的一项重要指标。然而不同设备由于运行电压、结构尺寸等不同，不能通过介质损耗的大小来衡量对比设备好坏。因此引入了介质损耗因数tgδ（又称介质损失角正切值）的概念。测量介质损耗因数tgδ判断电气设备的绝缘状况是一种传统的、十分有效的方法。它能反映出绝缘的一系列缺陷，如绝缘受潮，油或浸渍物脏污或劣化变质，绝缘中有气隙发生放电等。这时流过绝缘的电流中有功分量增大了，tgδ也加大，因此能较灵敏地反映出设备绝缘情况，发现设备缺陷。测试结果如表2所示。
        表2 绕组连同套管的介损及电容量测试结果

        3.3 直流电阻测试
        变压器绕组直流电阻测试是变压器出厂及预防性试验的主要项目之一，通过该项试验可以：检查绕组焊接质量；检查分接开关各个位置接触是否良好；检查绕组或引出线有无折断处；检查并联支路的正确性，是否存在由几根并联导线绕制成的绕组发生一处或多处断线的情况；检查层、匝间有无短路的现象等。所以变压器绕组直流电阻测量既是简单常规的试验项目，但又是耗时、准确度要求高的项目，它是确保变压器生产质量、检修质量和安全运行的一个重要手段。测试结果如表3所示。
        表3 直流电阻测试结果

        变低绕组直流电阻的不平衡度超出了《规程》中关于1600kVA以上的变压器，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%的要求。与上次试验数据（使用仪器相同并且折算到同一温度下）相比：ab 6.759μΩ ；bc 6.735μΩ；ca 6.768μΩ，变化分别为4.5%、0.62%、4.8%；与出厂数据（折算到同一温度下）相比：ab 6.741；bc 6.749μΩ；ca 6.760μΩ变化分别为4.8、4.1%、4.9%，超出《规程》所要求的与以前相同部位测试值比较其变化不应大于2%的要求。
        造成变压器变低A相套管发热的原因有两种可能，一种是套管自身出现绝缘劣化问题引起发热，第二种则是套管的首端或套管的引线连接处连接不良，引起接头发热，然后通过热传导传递到套管表面。通过表1、表2测试结果并结合油色谱测试可以排除了第一可能，也就是说发热是有引线连接处连接不良引起。根据表3结果可以看出，ab和 ca均较bc偏大4%左右，与历史数据相比也有显著增长，由此可以判定A相套管内部引线接触不良，这与A相套管发热的现象吻合。
        从将军帽与套管导杆相连处查起，寻找缺陷部位，在检修专业人员的帮助下卸下套管顶部的将军帽，第二次对变压器变低绕组进行第二次直流电阻测试。测试结果如表4所示。
        表4 直流电阻测试结果

        拆除将军帽后的试验结果仍然超出《规程》要求，且数据较第一次测量相比，无明显变化，从近两次直流电阻测试结果推断，缺陷部位可能出现在A相绕组的引线与套管导杆连接处。检修专业人员将变压器内绝缘油油位放低后，打开A相套管下部的手孔门检查，发现引线与套管连接松动（螺丝连接），检修专业人员清除氧化层，锁紧紧固螺丝后将连接处拧紧后，对绕组直流电阻进行第三次测试。测试结果如表5所示。
        表5 直流电阻测试结果

测量结果表明，变压器变低A相套管的整体发热现象，由A相套管导杆与绕组引线连接处紧固螺丝松动引起，检修专业人员处理，再测后不平衡度符合要求，为了保证完全恢复接线后，测量结果仍在正常范围，将油位放满，并恢复将军头与套管的连接，进行处理后的测试。测试结果如表6所示。
表6 直流电阻测试结果

        4 投运后跟踪复测
        待设备恢复运行状态后6小时，对变压器变低侧套管进行红外测温，发现A相套管整体温度已恢复正常，与另外两相温差相差不超过2℃，测试均在合格范围，红外图谱如图3所示。在设备投运后的一个月，即2016年09月10日再次对该变压器变低套管进行测温，套管本体温度分布均匀，三相温度在51℃左右，试验合格。

        图3 投运6小时后#1主变压器变低套管红外图谱
        5 结论与建议
        通过红外测温发现变压器变低A相套管发热缺陷，通过绕组及套管绝缘电阻测试、绕组连同套管介损测试排除了套管绝缘缺陷可能，通过等多次直流电阻测试缩小故障范围，最终找到缺陷所在并成功处理。对于变压器套管运维提出如下建议：
        1）提高安装与检修质量，严格检查各连接部位是否连接良好
        2）在运行中，可利用红外热像仪或化学专业的色谱分析结果综合判断，及时检出不良部位，及早处理。
        参考文献：
        [1]陈化钢.电力设备预防性试验实用技术问答．北京：中国电力出版社，2009.
        [2]国家电网公司生产技术部．电网设备状态监测技术应用典型案例. 北京：中国电力出版社，2012．