大型电力变压器过热性故障诊断与处理.docx

大型电力变压器过热性故障诊断与处理1概述福建水口水电厂安装有7台240MVASFP9-240000/220型242±2×2.5/13.8kV主变压器，联结组别为YN.d11，无激磁调压，强迫油循环风冷却ODAF。其中，6号主变原2号主变自1994年2月投运以来，曾经历过两次出口短路：1994年3月3日，高压侧出口A相接地和同年5月14日高压侧出口三相短路。主变运行缺乏3个月，油色谱分析总烃含量超过留意值150ppm，而且增长速度较快。主变油中溶解气体色谱分析数据见表1。表1主变投运初期油色谱分析数据ppmTab.1StatisticaldataofelectricityconsumptionpercapitainNortheastChinaregionin1995取样日期H2COCO2CH4C2H6C2H4C2H2C1C2运行时间94-02-04痕451901.6痕0.602.272小时94-03-07141405306.6261.4034.01个月94-05-11732901200110.041190.00340.03个月b2故障分析/b机变为单元接线，机组容量222.2MVA，故主变为非满负载运行。变压器运行油温一般在50左右。5月14日发生主变出口短路，短路电流倍数为2.9，持续时间约0.15s，远小于变压器允许的短路电流及其持续时间。对油中气体进展分析发现总烃含量较高，C2H25ppm，为一般过热性故障；按“三比值法分析：C2H2/C2H40，CH4/H21.5，C2H4/C2H64.6，0，2，2编码，为高于700高温范围的热故障；CO2/CO1200/2904.1高于3而低于11，一般可排除绝缘故障，而从其后的糠醛含量测试，也可断定固体绝缘材料未发生整体老化或者部分劣化；产气速率：主变投运1个月时，其绝对产气速率ra1.5ml/h，相对产气速率rr1350/月；投运3个月，ra7.4ml/h，rr450%/月。应该讲，绝对产气速率更能直接反映故障点的情况。主变出口短路后、恢复运行前的3次油色谱分析数据见表2。表2主变出口短路后油色谱分析数据ppmTab.2RegionalROVTUE取样日期H2COCO2CH4C2H6C2H4C2H2C1C2raml/h94-05-16773101200120442100.83707.494-05-20953601200130552201.240010.394-05-22763401300140642301.143026.6从表2可以看出：主变事故前后的产气速率根本不变，事故对油中气体含量的变化无直接影响；油中气体扩散比拟慢，事故一周后总烃含量还在增长，故障部位应当是油循环不良之处。由以上分析可以判定主变内部存在过热性故障，但故障部位和严重程度尚不明晰。变压器内部过热性故障的诊断是一项复杂的工作。故障类型与故障部位有亲密关系，不同的故障点反映出的故障类型不一样。故障判定的影响因素有设备构造的影响、辅助设备故障的影响，还有其它因素的影响。变压器的冷却系统不容无视，尤其是潜油泵故障对油中气体有很大的影响。采取的对策仍然以油色谱分析为主，相应缩短检测周期，辅以必要的电气试验，并及时安排冷却器的潜油泵检查，以免受外围故障干扰，造成误判定。先通过电气试验来判别变压器线圈和铁芯故障与否。试验结论为主变绝缘电阻和直流电阻均正常。为监视主变内部故障的变化，又进展了油中溶解气体、水份、糠醛和金属含量等4个工程的检测。结果是：油中含水量为7.0ppm，与投产前相比无明显变化；油中糠醛含量投运前、后均为0.002mg/l；油中金属含量如表3所示。表3油中金属含量测试结果单位：g/gTab.3StatisticaldataofROVTUEofprimary,secondaryandtertiaryindustries样品铁铜铝试验日期5.300.461.270.4394-06-016.140.571.400.6094-06-16主变5月23日恢复运行的两个月中，取样24次共进展了56个样品的测试包括主变下部放油阀、气体继电器和潜油泵出口等处油样。历次气体分析典型数据见表4。表4主变恢复运行后油色谱分析典型数据ppmTab.4StatisticaldataofROVTUEof5materialproductiondepartmentsinNortheastChinaregionin1995取样日期H2COCO2CH4C2H6C2H4C2H2C1C2ra/ml/h94-05-26893631475145572601.246066.494-06-021154101600180603401.958095.994-06-061204001500180673551.860529.594-06-101254251700200663701.963566.494-06-221303901700200723901.36602.894-06-301354701850230834201.473541.894-07-111355101550250824151.075018.4从表4可看出，油中总烃含量超过留意值，且以CH4和C2H4为主，但CO和CO2含量不高，按“特征气体法、“三比值法和“三角谱图法，判明内部存在裸金属部分过热故障。基于油中C2H2含量很小，估计热门的温度不高于700。根据油中气体用“三比值法对CO和CO2及C2H2的变化情况进展了统计分析，结果说明故障性质和能量都未发生变化。以后的跟踪监测结果也说明，主变内部故障仍在继续开展，但速率渐趋平缓。主变投运以来，负荷变化不大，油中气体的变化可能与冷却器的运行方式即潜油泵的投入与否有关。主变运行近两个月，产气速率ra13ml/h，rr65%/月。该主变2B与先期投运的1号主变1B型号完全一样，负荷也相差无几，1号主变和2号主变的24h油温变化如表5所示。表51号和2号主变24h油温变化Tab.5StatisticaldataofROVTUEof9typicalindustriesinNortheastChinaregionin1995时间/h0246810121416182022平均1B/50494746525353545454545351.42B/50494847535454585858565553.1负荷/MVA207208206211214214214219219217213210213日期：1994-06-07；气温：35/27从表5中可以看出，2号主变平均油温比1号主变高12，气温高时差异较大，达4。可见，2号主变冷却器效率偏低。经观察，疑心其油泵流量未到达额定值135m3/h。而且，2号冷却器潜油泵出口油流声音也不大正常。测量冷却器油泵电流时发现,2号潜油泵工作电流偏大，而且起动电流下降较慢，即起动经过比拟长。3号油泵那么启动电流较大。根据以上观察，结合电气试验和色谱数据分析，可判定2号冷却器潜油泵存在故障的可能性极大。b3潜油泵解体检查及故障分析/b冷却器潜油泵型号为4B2.135-4.5/3V。与主变一同方案停运，更换了2号、3号潜油泵，继而进展潜油泵解体检查及故障分析。解体检查发现2号潜油泵电机转轴靠铁芯的两端严重过热，烧黑发蓝；非叶轮端轴承E307内圈胀裂。根据转轴过热的程度，估计温度在500600；而从转轴热涨，导致轴承胀裂的温度差约150，推算其热门温度也在500以上。这与油中气体色谱分析的温度根本一致。3号潜油泵电机转轴也存在程度稍轻一些的过热现象。故障原因：外观检查，电机转子铸铝质量欠佳，导条与端环整体性较差；转子过热系转子断笼条引起。由于转子断条，电机起动转矩降低，故带负载起动的经过就比拟长；电机满载运转时转速降低，致使油泵流量减小；电机振动引起油泵运行噪音增大。这些与运行观察分析的结果是吻合的。更换2号、3号潜油泵之后，主变又运行3个月，进展了24次50个油样的气体分析。油中总烃含量从820ppm增长至1100ppm，其产气速率ra4.3ml/h，rr10/月。其中主要是CH4和C2H4，C2H2根本不变，油中糠醛少，铁和铜的含量略有增加，铝的含量无明显变化。显而易见，主变内部仍存在部分过热故障点。基于当时油中气体含量比拟高，结合主变小修，对变压器油进展真空脱气处理。主变投运后，总烃含量仍逐有增长。变压器线圈变形试验结果说明，三相线圈频率响应特性一致性较好，互相间的差值较小。结论：线圈未发生明显变形。为缩小故障可疑范围，主变冷却器以1号，4号、2号，3号、1号，3号和2号，4号分组运行。经进一步考察试验，发现1号、4号潜油泵也存在故障。结合主变汛前检修，更换了1号、4号潜油泵。解体检查结果：1号潜油泵电机转轴非叶轮端靠铁芯处严重过热，烧黑发蓝；而4号泵电机转轴两端靠铁芯处都有过热现象。综上分析以为，主变的4台潜油泵均存在不同程度的电机转子过热，其中尤以2号泵为甚。从主变故障产生气体C1C2的总量来看，排除潜油泵故障的减量抵消不了同时存在的另一故障点的增量，讲明该故障点还有所开展。b4变压器吊罩检查处理/b排除主变的潜油泵故障后，留意到低压线圈三相直流电阻不平衡，并已超过留意值。可能存在A相低压线圈引线接触不良，或者是引线与铜排焊接质量问题，也可能存在铁芯部分短路故障。主变吊罩后检查、试验，未发现A相低压线圈引线及焊接处的过热迹象，而且铁芯各部位绝缘良好，但发现A相低压线圈引线铜排距油箱只有70mm设计值应为100mm；靠近A相低压线圈下部引线处的3块油箱磁屏蔽板有过热变色现象，其绝缘胶烤焦、开裂、起层，下节油箱低压侧有3处黑色碎屑沉淀，数目还比拟多。沉积物经红外光谱分析ICP法，主要成份是碳氢饱和烃、二氧化硅及其它金属氧化物。测试结果如表6所示。表6沉积物红外光谱分析结果样品号铜铁铝烧失量/%A01822202001443315B07422592001561950根据变压器漏磁计算，屏蔽内最大轴向磁通密度为0.43246T有效值，屏蔽内未到达饱和。现场分析以为，由于油箱磁屏蔽与载流铜排间距偏小及磁屏蔽固定位置的绝缘不良，因此形成封闭回路，导致过热故障。红外成像测温说明，主变低压侧A相线圈下部的温度比上部高10左右。用手触摸箱壁也有明显感觉。而且，温度较高的位置正好是A相低压线圈下部引出线接头处，而接头经测试和吊罩观察未发现开焊过热迹象。经分析，以为低压侧A相引出线与铜排的焊接头距油箱磁屏蔽只有30mm，比原设计小10mm。该处通过的相电流约5800A，由于间隔较小，通过磁屏蔽硅钢片的漏磁通量增大，因此有可能引起硅钢片过饱和而发热；假设硅钢片多点接地，那么也会因出现较大的环流而过热。下节油箱上沉积的碎屑，用磁铁有少许能被吸起，讲明含有磁性金属颗粒，只有磁屏蔽硅钢片外表的漆过热脱落才可能有这种现象。至5月中旬，主变已运行1年多，十分是3月份以来，根本上满负荷运行主变运行初期因库水位低而小负荷运行，局部磁屏蔽长时间过热导致外表漆炭化脱落，可能造成硅钢片间绝缘破坏而增大损耗。为此全部更换了油箱磁屏蔽为板式构造，并处理了A相低压载流铜排与油箱间隔，使之到达设计尺寸，同时力求从根本上解决漏磁过热问题。经以上处理，主变投运后的色谱分析情况见表7。故障气体分析说明：主变过热性故障仍在进一步开展，但与主磁通无关空载运行总烃不增长。表7磁屏蔽过热处理后油色谱分析数据ppm取样日期H2COCO2CH4C2H6C2H4C2H2C1C2运行条件96-12-226.44.1130127.224043空载96-12-2638.010.013010047.01700320负载150MW96-12-30480.016.0200490540.013004.82440负载200MWb5低压线圈故障诊断与处理/b为了确诊主变的热故障部位，需重点查清A相低压线圈电阻偏大的原因。历次主变低压线圈直流电阻测量值见表8，三次吊罩线圈相间直流电阻测量值见表9。表8主变低压线圈直流电阻测量值测试日期A-BB-CC-A相对误差/%92-07-301202119212061.1795-05-191182117912001.7795-06-051211120612221.3296-10-131225122212522.4396-10-201192117312012.3696-12-111139113011612.71表9主变低压线圈相间直流电阻测量值测试日期AxByCz相对误差/%95-06-031778173517193.3896-10-181912184018244.7396-12-131905181118115.10由表中可以看出，主变低压线圈三相不平衡系数逐渐增大。第三次吊罩检查，磁屏蔽及各裸露的导电部位未见过热门，而直接测量A相低压线圈的相电阻，其偏向已增至5.10%，这足以讲明A相低压线圈内部导电回路存在故障点。将A相低压线圈三螺旋122根并绕导线中的一半61根焊开一头，测量每根导线的直流电阻，结果发现有5根测量值偏小，详见表10，并且每两根导线的并联值都大于单根导线阻值0.22，见表11。表10局部单导线直流电阻测量结果编号1920262735阻值0.17760.11570.15370.14060.1216表11故障导线股间并联电阻测量结果并联导线19-2019-2619-3526-2726-3527-35阻值0.27260.31920.29400.24060.26150.2497其中，5根导线阻值偏小，讲明这5根导线线间绝缘损坏后，循环电流引起故障点的过热，已造成导线过热烧熔，截面变小，甚至严重的已烧断。线圈内部股间存在并联短路，从整体电阻偏大来看，线圈内部还存在股线开断现象。检查更换下来的A相低压线圈发现，下数第18匝并联导线中有7根已烧损，有的截面烧熔大局部，有的导线抽出后即断掉。断股导线经返厂化验和烧断后的残渣分析，说明导线本身材质有问题，即导线内含有杂质。实际上，故障可能是由于导线中间端头焊接处纸包绝缘不好或者短路冲击造成损伤引起。6故障原因分析变压器线圈在绕制、枯燥、组装等工序中，由于导线材质缺陷、绝缘包扎不好、焊头处理不当、绕制压装工艺控制不严或者套装操纵失当等原因，常会造成变压器线圈绝缘损坏而引发短路故障。尤其变压器经历外部短路时所产生的机械振动力，可能会造成线圈变形或者诱发线圈故障。A相低压线圈内5根导线间的短路属于“同位线间短路。由于轴向漏磁通沿线圈幅向是变化的，并绕导线不同位置所交链的漏磁通大小不同，因此并联导线间就存在电位差。当同位导线线间发生短路时，将有循环电流流经短路点引起发热。另外，漏磁通的大小与变压器所带的负荷也有关，变压器负载越大，过热越严重，故障气体增加的也越多，这与主变色谱分析的结果是吻合的。线圈股间绝缘故障也证实了初步分析中所提出的“故障部位应当是油循环不良之处的看法。应当指出，本台主变先天存在的缺陷在油色谱分析中虽有发觉，但因测量线圈直流电阻的偏向并不大而被无视，致使更难诊断线圈内部的渐变故障。经过近3年时间的运行后，才逐渐开展到导线被烧熔，最后使线圈的直流电阻有明显的偏向。b7完毕语/b由于该主变故障不是单一的，而是多重的、开展的，且潜伏的主要故障点比拟隐蔽，加上故障性质的特殊性，因此综合分析和判定的难度很大。经过近3年的大量工作，进展色谱跟踪分析约500次，做了电气及非电气各种方法的测试、综合诊断，在消除潜油泵转子过热、铁芯极间绝缘不良，以及油箱磁屏蔽过热故障之后，才逐渐查明A相低压线圈股间既有短路、又有断路的罕见故障。现场进展了更换低压线圈，包括现场热油喷淋真空枯燥处理和全面的考核试验，困扰三年之久的主变内部埋伏性热故障才终于铲除。理论证实，利用气相色谱法分析油中溶解气体检测充油电气设备内部埋伏性故障，是一种特别有效的手段。当油中故障特征气体分析结果说明可能存在内部故障时，再配合电气试验及其它工程，进展综合分析。综合分析是一门学问。应深化理解设备包括其辅助设备，全面把握安装、运行、检修情况，以及设计、制造等有关资料；结合电气、化学试验结果进展综合判定，即进展全经过的系统分析。这样，不仅有助于故障类型的判定，也有助于对故障部位做出正确的估计。0