充油電氣設備內(nèi)部故障類型主要有機械、熱和電三種!而機械性故障又常以熱或電的故障形式表現(xiàn)出來。由于設備內(nèi)部熱故障和電故障均會導致油色譜發(fā)生變化!因此絕緣油色譜分析是監(jiān)測設備內(nèi)部運行狀況的重要手段。通過對充油電氣設備絕緣油進行色譜試驗!根據(jù)各組份氣體的含量、變化趨勢可初步判斷設備故障類型!為及時發(fā)現(xiàn)設備異常、防止故障擴大奠定基礎)

1、事件情況

    35kV草灘變電站#2 主變在2017年4月13日發(fā)生輕微瓦斯告警信號!運檢人員當即取絕緣油樣進行色譜試驗! 發(fā)現(xiàn)H₂、C₂H₂總烴嚴重超標，而該主變在2017年3月24日的色譜試驗結果顯示正常。兩次油色譜試驗結果對比見表1。

    為進一步診斷設備故障情況，在2017年4月17日對該主變進行電氣實驗。

    試驗結果顯示繞組絕緣電阻、介質(zhì)損耗因素、直流電阻均正常，但鐵芯對地絕緣電阻僅為13kΩ（規(guī)程要求不小于100MΩ）。隨即將該主變返廠進行吊芯檢查，結果發(fā)現(xiàn)鐵芯下夾件墊腳與鐵軛間的絕緣紙板破損，更換后鐵芯對地絕緣恢復正常。

2、原因分析

    變壓器正常工作時,磁致伸縮、硅鋼片接縫處和疊片 間的漏磁引起鐵芯振動,固定不銹鋼板與鐵芯絕緣紙板的 螺桿存在安裝或設計缺陷,導致絕緣紙板損壞,引起鐵芯 對地絕緣降低構成多點接地。當鐵芯多點接地形成環(huán)流 時,鐵芯芯片間的絕緣電阻及鐵芯自身的電阻會導致鐵芯 過熱及絕緣油分解析出氣體,造成輕瓦斯告警動作。

    變壓器帶電運行時,繞組周圍存在著交變的磁場,受 電磁感應的作用,高壓繞組與低壓繞組間、低壓繞組與鐵 芯間、鐵芯與外殼間都存在寄生電容。帶電繞組通過寄生 電容的耦合作用使鐵芯對地產(chǎn)生懸浮電位,由于鐵芯及其 它金屬構件與繞組的距離不同,因此懸浮電位也不同,當 兩點間的電位差達到能擊穿其間的絕緣時,便產(chǎn)生局部放 電,在兩點電位相同時則停止放電隨后繼續(xù)聚集電荷產(chǎn)生電位差再放電。局部放電的持續(xù)可導致兩電極間貫 穿性地形成電弧放電!使變壓器油分解產(chǎn)生相應氣體。

3、鐵芯接地性質(zhì)與油色譜的關系

    變壓器鐵芯多點接地故障按接地性質(zhì)可分為穩(wěn)定接地(也稱為死接地)和不穩(wěn)定接地。

    穩(wěn)定接地指接地點接地牢靠,接地電阻穩(wěn)定無變化,多由變壓器內(nèi)部絕緣缺陷或廠家設計安裝不當造成,如鐵芯穿芯螺栓、壓環(huán)壓釘?shù)慕^緣破壞等。在這種情況下,由于環(huán)流回路穩(wěn)定,因此鐵芯局部過熱及輕瓦斯保護頻繁動作,嚴重時鐵芯局部會被燒損,釀成更換鐵芯硅鋼片的重大故障。這種情況下,C₂H₂含量低甚至不出現(xiàn),C₂H4和CH₄所占比重較大,總烴含量超過注意值(150μL/L)。

    不穩(wěn)定接地指接地點接地不牢靠,接地電阻變化較大,多由異物在電磁力作用下形成導電小橋造成,如變壓器油泥、金屬粉末、墊腳絕緣紙受潮等。在這種情況下,鐵芯上環(huán)流回路不牢固,會形成懸浮電位造成局部放電,而隨著局部放電時間的增長,絕緣物的分子結構被破壞,絕緣性能持續(xù)降低,形成電弧放電,此時C₂H₂和H₂占主要部分,其次是C₂H4和CH₄。

4、鐵芯接地故障的檢測方法

    (1)精確紅外熱像檢測。由Q=I²Rt可知,發(fā)熱量會隨著電流呈指數(shù)增長,多點接地后流經(jīng)鐵芯的電流顯著增大,故變壓器溫度會發(fā)生明顯變化,通過精確紅外熱像檢測便能發(fā)現(xiàn)異常。
    (2)絕緣油色譜檢測。正常運行變壓器絕緣油色譜相關標準明確規(guī)定總烴需小于150μL/L,而鐵芯多點穩(wěn)定接地及不穩(wěn)定接地均會產(chǎn)生氣體,總烴會出現(xiàn)明顯增長并超過注意值。

    (3)鐵芯接地電流測試。變壓器正常運行時,流經(jīng)鐵芯接地扁鐵的電流很小,規(guī)程要求不超過100mA,實際檢測中50MVA變壓器的鐵芯接地電流往往不超過1mA,而多點接地形成回路后該電流將達到安培級,有明顯的大幅增長。《輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程》規(guī)定,鐵芯接地電
流無異常時,可不進行鐵芯絕緣電阻測試。
    (4)鐵芯絕緣電阻檢測。鐵芯發(fā)生多點接地后,鐵芯絕緣電阻會明顯下降,故除了需注意絕緣電阻的大小外還要特別注意其變化趨勢。同時,規(guī)程明確指出當油中溶解氣體分析異常時,若要進行估值診斷,則應進行本項目的檢查。
    (5)部分小容量變壓器因鐵芯未經(jīng)套管引至油箱外部接地,而在內(nèi)部直接與殼體連接,常規(guī)情況下將無法開展鐵芯接地電流測試及鐵芯絕緣電阻檢測工作,因此精確紅外測溫及絕緣油色譜分析將成為主要檢測手段。

5、總結

    主變絕緣油色譜分析能較準確地發(fā)現(xiàn)變壓器內(nèi)部的早期缺陷,且無需停電,故《輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程》將其列為例行試驗項目之一,《國家電網(wǎng)公司十八項電網(wǎng)重大反事故措施》也明確規(guī)定每年在進入夏季和冬季用電高峰前應分別進行油色譜在線監(jiān)測裝置與離線檢測數(shù)據(jù)的比對分析工作。實際情況也表明,變壓器發(fā)生故障后,絕緣油色譜必然會出現(xiàn)明顯變化,通過對氣體組份的分析可判斷故障類型,足見絕緣油色譜檢測工作的重要性。