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    一起變壓器絕緣電阻偏低事件分析及處理

    2021-01-07 14:37:12鄧曲波
    廣東科技 2020年12期
    關(guān)鍵詞:絕緣油油位電阻值

    文/鄧曲波

    0 引言

    變壓器絕緣種類按絕緣介質(zhì)分類主要有干式變壓器、油浸式變壓器及充氣式變壓器。在目前電網(wǎng)輸變電工程中,安裝和使用油浸變壓器為主。變壓器絕緣材料可能存在各種缺陷,在制造、運(yùn)輸、安裝過(guò)程中都有可能造成絕緣受損。國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)》(GB 50150-2016)中對(duì)變壓器繞組絕緣電阻的要求是:緣電阻值≥出廠試驗(yàn)值的70%,或≥10000MΩ(20℃);吸收比≥1.3(在20℃下,當(dāng)R60>3000MΩ 時(shí),吸收比可不作考核要求);極化指數(shù)≥1.5(在20℃下,當(dāng)R60>10000MΩ 時(shí),極化指數(shù)可不作考核要求)。

    1 案例情況

    2019年5月,廣東省某變電站一臺(tái)新安裝220kV 油浸式變壓器做例行交接試驗(yàn),該變壓器型號(hào)為SSZ11,容量為180MVA。試驗(yàn)過(guò)程中發(fā)現(xiàn)繞組絕緣電阻值與同一溫度下出廠值相比明顯偏低,不符合規(guī)程要求。試驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

    試驗(yàn)檢測(cè)方(廣州粵能電力科技開(kāi)發(fā)有限公司)建議使用酒精對(duì)變壓器套管進(jìn)行擦拭處理后,采取屏蔽法對(duì)變壓器絕緣電阻進(jìn)行復(fù)測(cè),檢測(cè)結(jié)果測(cè)量值無(wú)明顯變化,套管絕緣亦良好,排除了外部因素對(duì)絕緣電阻的影響。2019年6月,經(jīng)變壓器生產(chǎn)廠家、安裝單位及廣州粵能電力科技開(kāi)發(fā)有限公司討論,初步懷疑在安裝過(guò)程中變壓器絕緣油存在受潮現(xiàn)象或不同程度的污染,決定重新對(duì)變壓器抽真空處理后再進(jìn)行熱油循環(huán)。處理過(guò)程中,將變壓器抽真空至150Pa,維持24小時(shí),濾油機(jī)出口油溫保持60℃至70℃之間,熱循環(huán)72小時(shí),復(fù)測(cè)結(jié)果絕緣電阻值與第一次測(cè)量值無(wú)明顯變化。

    2 絕緣油數(shù)據(jù)分析

    絕緣油是變壓器的主要絕緣介質(zhì),要找到影響絕緣的根本原因需抓關(guān)鍵因素——絕緣油。本文對(duì)變壓器本體絕緣油、有載開(kāi)關(guān)絕緣油簡(jiǎn)化試驗(yàn)及油色譜的兩次化驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行了分析(見(jiàn)表2、表3)。

    可看出,變壓器本體油化驗(yàn)結(jié)果均未超過(guò)規(guī)程要求值,但水分和介損正切值有上升,體積電阻率略微下降。廠家另外找有資質(zhì)的機(jī)構(gòu)進(jìn)行油化驗(yàn),檢測(cè)結(jié)果與表3無(wú)明顯差別。初步判斷:絕緣油輕微受潮且真空注油熱循環(huán)不一定能改善絕緣油的電氣性能。

    表1 案例壓器絕緣電阻測(cè)試值 單位:MΩ

    表2 案例變壓器本體油及有載開(kāi)關(guān)油化驗(yàn)結(jié)果(一)

    表3 案例變壓器本體油及有載開(kāi)關(guān)油化驗(yàn)結(jié)果(二)

    3 處理過(guò)程

    3.1 處理方案

    經(jīng)多方討論后,為避免變壓器身受潮,決定對(duì)主變采用邊抽油邊充氮方式作如下處理:

    (1)根據(jù)油位高度分段做絕緣電阻試驗(yàn),為后期分析提供數(shù)據(jù)。分段檢測(cè)步驟如下:分別測(cè)量油位在鐵芯上軛上部、下部,線圈的上部、中部、下部,鐵芯下軛上部、下部處繞組的絕緣電阻并記錄。具體油位高度見(jiàn)圖1。

    圖1 案例主變壓器油位高度

    (2)將主變內(nèi)部的油抽空,并將放油口對(duì)側(cè)抬高50mm,將箱底殘油放盡(散熱器、匯流管內(nèi)油盡量放盡)。打開(kāi)人孔,用內(nèi)窺鏡對(duì)主變器身內(nèi)底部進(jìn)行檢查,查看主變內(nèi)部是否存在異物和沉淀物,之后對(duì)主變進(jìn)行高真空處理。

    (3)將抽出的油過(guò)濾后重新注入變壓器,完成后對(duì)箱底進(jìn)行加熱并進(jìn)行熱油循環(huán)(關(guān)閉主體與散熱器之間的閥門(mén))。該過(guò)程結(jié)束后,將主變內(nèi)的油抽到油罐中,對(duì)油罐中的油進(jìn)行去除異物過(guò)濾處理,直到油罐中油介損值滿足要求,同時(shí)對(duì)主變進(jìn)行抽真空處理。

    (4)對(duì)主變進(jìn)行真空注油并進(jìn)行熱油循環(huán)三天,靜放兩天。記錄五天內(nèi)每天的繞組及鐵芯、夾件絕緣電阻值。

    3.2 處理后數(shù)據(jù)分析

    在上述處理過(guò)程中,我們記錄了油位在鐵芯上軛上部、下部,線圈的上部、中部、下部,鐵芯下軛上部、下部位置的絕緣電阻,發(fā)現(xiàn)不同油位下絕緣電阻值差別不明顯,仍然是低于標(biāo)準(zhǔn)要求。變壓器箱底殘油放盡后,用內(nèi)窺鏡檢查內(nèi)部并無(wú)異物。在主變真空注油并熱油循環(huán)三天及靜置三天期間,主變絕緣電阻數(shù)據(jù)記錄見(jiàn)表4。

    從表4中可以看出,絕緣電阻阻值變化明顯,靜置三天后測(cè)量數(shù)據(jù)符合規(guī)程要求,結(jié)果合格。

    表4 絕緣油處理后案例變壓器絕緣電阻測(cè)試值結(jié)果 單位:MΩ

    4 原因分析

    4.1 繞組絕緣電阻數(shù)據(jù)異常原因分析

    造成變壓器繞組絕緣電阻偏低的原因主要有:(1)變壓器絕緣設(shè)計(jì)存在局部缺陷;(2)變壓器制造過(guò)程器身本體未烘干透徹,經(jīng)運(yùn)輸及安裝過(guò)程水分慢慢從內(nèi)部滲出流入絕緣油;(3)安裝過(guò)程中本體繞組內(nèi)部絕緣紙層受潮。

    變壓器在設(shè)計(jì)制造過(guò)程有監(jiān)理和見(jiàn)證單位嚴(yán)格把控,設(shè)計(jì)圖紙參數(shù)均符合相關(guān)規(guī)定,出廠時(shí)各項(xiàng)常規(guī)及型式試驗(yàn)結(jié)果均正常,不支持判斷變壓器絕緣設(shè)計(jì)存在問(wèn)題。變電站坐落在南方熱帶環(huán)境,且安裝過(guò)程經(jīng)歷上半年雨水濕熱天氣,安裝套管打開(kāi)孔蓋期間,繞組與外部空氣接觸時(shí)間長(zhǎng),不排除在安裝過(guò)程繞組內(nèi)部絕緣紙有一定程度的受潮可能。

    4.2 絕緣油數(shù)據(jù)異常原因分析

    對(duì)絕緣電阻有較大影響的絕緣油來(lái)說(shuō),絕緣油中水分含量及油介損正切值是主要參考因素。從多次油化驗(yàn)報(bào)告中看出油介損值并未超標(biāo),可見(jiàn)油介損值不是繞組絕緣電阻偏低的主要原因。

    油中水分含量主要來(lái)源于內(nèi)部絕緣件析出和外部水分滲入,出廠試驗(yàn)繞組絕緣電阻正常,說(shuō)明繞組出廠前器身烘干完全,絕緣件本身絕緣良好,排除出廠前內(nèi)部絕緣件水分超標(biāo)的原因。出廠后從運(yùn)輸?shù)浆F(xiàn)場(chǎng)安裝過(guò)程中,油中水分含量經(jīng)多次檢測(cè)數(shù)據(jù)均在規(guī)程要求之內(nèi),在上述處理后數(shù)據(jù)分析中也記錄了油位在不同位置時(shí)繞組的絕緣電阻,繞組在無(wú)油狀態(tài)下阻值無(wú)變化,不符合要求,說(shuō)明絕緣件本身絕緣不行,加上在熱油循環(huán)過(guò)程中低壓繞組絕緣電阻值持續(xù)呈上升趨勢(shì),而低壓繞組位于內(nèi)圈,在熱油循環(huán)下內(nèi)圈繞組水分析出后被流動(dòng)的油流帶出,阻值變化體現(xiàn)滯后于高、中壓繞組(外圈),這些數(shù)據(jù)表明水分是從絕緣件析出的。

    5 結(jié)論

    通過(guò)對(duì)案例變壓器進(jìn)行絕緣油階段性的處理后,繞組絕緣電阻恢復(fù)正常,變壓器絕緣油并不是導(dǎo)致繞組絕緣電阻偏低的主要原因,內(nèi)部絕緣紙層在受潮后在靜置條件下水分不易析出,一定時(shí)間的熱油循環(huán)可以改善變壓器繞組本體絕緣電阻。本文通過(guò)對(duì)安裝過(guò)程新變壓器的常規(guī)試驗(yàn)檢測(cè)進(jìn)行實(shí)例分析,希望能夠?yàn)閺V大變壓器用戶和試驗(yàn)人員提供參考借鑒。

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