电站主变压器匝间短路原因分析

2018-08-09 08:58王金根
科技资讯 2018年8期
关键词:电站

王金根

摘 要:分析了匝间短路故障检测的现状,阐述了电站主变压器匝间短路故障的影响因素,并结合实例探讨了电站主变压器匝间短路故障分析及处理,通过气油色谱分析以及差动保护波形分析,能够有效地确定故障类型以及故障点位置,为主变压器匝间短路分析提供可靠的依据。

关键词:电站 主变压器 匝间短路

中图分类号:TM406 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2018)03(b)-0037-02

电站变压器装置出现故障一般包含有绕组故障、套管故障、铁芯故障等故障类型。在变压器装置的各种故障之中,绕组故障属于一种相对严重的故障,其又包含有匝间短路故障、层间短路故障、相间短路故障、接地故障以及断路故障等。在电站主变压器发生的各种故障之中,匝间短路故障是最为主要的故障。在主变压器发生匝间故障时,由于很多情况下较为轻微,相对难被发掘,同时主变压器设备依旧可以运行。不过,要是未能及时地将匝间故障加以排出,在故障不断发展的过程中,将逐渐变得严重,最终会导致出现较为严重的事故。现阶段,针对主变压器匝间故障问题分析依旧未能形成较为有效且系统的理论,所以,应当进一步深入分析电站主变压器发生匝间故障的具体原因,才能制定有效的防治措施,确保电站主变压器能够正常运行,为电站安全、稳定运行提供可靠的保障。

1 匝间短路故障

电站主变压器故障诊断工作非常复杂,要经过不同监测手段进行检测以后再对得到的数据加以系统分析,这样才可以获得更加精准的判断。现阶段,针对电站主变压器的故障分析方法依旧不够健全,故障的精准定位更是很难做到。在变压器装置之中,绕组是非常重要的一个组成部件,同时也是极为复杂的部件,而且还极易发生故障。若是变压器设备发生短路故障,大部分情况都会出现绕组变形的问题,在长期的作用之下,因为受到累积效应的作用,极易导致绕组发生扭曲从而使得绕组外部的绝缘层遭到破坏。而当绕组的绝缘出现破坏以后,便易出现匝间短路问题,在发生匝间短路故障之后,短路匝线间的电流要较正常情况下电流高出很多,而这种情况下形成的点动力将进一步地使绕组发生变形,从而出现恶性循环,有时也会因此而引发相间短路问题。另外,由于电站主变压器的运行时间相对较长,绝缘层不断老化、环境湿度过大、以及外界振动等均可能会导致匝间短路问题的出现。以往对于电站主变压器进行保护多是利用继电保护测量参数实现的,即便是一些情况下发生了匝间短路问题,在变压器绕组出口方向上所流经电流也不会发生太大变化,依旧处在正常的整定值范围中。所以,通常使用的继电保护方法很难有效针对匝间短路故障做出反应。并且,变压器进行出厂、交接以经济预防试验的过程中,基本上也很难发现匝间故障问题。因此,如果要进一步检测出变压器装置存在的匝间故障问题,最大限度地避免安全事故出现,有必要针对匝间短路进行全面分析。

2 电站主变压器匝间短路故障的影响因素

2.1 过负荷及突发短路

电站主变压器发生绝缘老化问题,很多情况下是受到了环境温度、湿度以及油里存在劣化物质的影响,而环境温度过高则是导致绕组外层绝缘材料出现损害最主要的原因。当电站主变压器装置存在过负荷问题,就会导致绕组存在的电流相对大,较额定电流高出很多,便会导致绕组元件产生大量热能,使得绕组的温度急剧升高,从而引发绝缘材料的损坏问题,导致绝缘层的绝缘性能变差。若是系统出现事故,确保供电连续性是最为重要的工作,因此,当出现事故情况下,变压器一般会处在超负荷运行状态,此时对于绕组绝缘材料将造成更大的损害。

2.2 绕组绝缘受潮

(1)由于绝缘油之中包含有一定量水分,将严重影响到绝缘材料强度以及电气性能,由于水分的存在,会使火花放电电压偏低,也会使得绝缘油出现老化,导致绝缘性能有所降低。

(2)变压器装置生产时,绕组不同匝之间未能充分浸润绝缘漆,或者是在烘干的过程中未能完全烘干,便极易导致匝间短路问题的出现。

2.3 过电压影响

电站主变压器运行过程中,当遭受雷击或者处于暂态情况下易发生过电压问题,而此时的电压要较绝缘耐受电压高出而很多,要是过电压的时间较长,绝缘层便会出现被击

穿的问题。雷击所引起的过电压问题,由于电压非常高,会导致变压器装置中电压的分布不平衡,有时还会在绝缘材料上形成放电痕迹,从而使得绕组绝缘材料遭到破坏。暂态所引起的过电压问题,会使得铁心附近绕组绝缘出现过热问题,也易使绝缘材料被损坏。

3 天塘山风电变压器匝间短路故障分析及处理

2017年7月5日6时18分,天塘山风电场主变故障,差动保护、重瓦斯、轻瓦斯同时动作,保护动作跳开主变高侧510断路器、主变低压侧410断路器,风电场全部风机脱网停运,厂用电备自投动作将厂用电切换至10kV备用电源。此主变投运后,正常停送电共3次,冰冻断线故障保护动作跳高压侧510断路共4次,雷擊引起单相接地保护动作跳高压侧510断路共4次,系统故障保护动作跳高压侧510断路共1次。

3.1 检查试验以及分析

在该事故出现之后,针对主变压器以及相关线路开展了下列检查工作。

(1)针对主变压器设备和主变高侧510断路器、主变低压侧410断路器加以全面的检测,在变压器的差动范围之中没有发现流变、引线以及断路器等故障问题。在本体瓦斯继电器装置之中存在气体。通过吸收比、绕组变形以及直流电阻等方法针主变压器开展多种测试,所得数据表现正常。

(2)对主变压器装置本体瓦斯进行气相以及油色谱分析,所得数据如表1所示。

依照上述测试结果可知,当主变压器发生故障之后,所对应特征气体含量呈现急剧增加的趋势,一些甚至超出了注意值,也说明在本体内部存在一定的故障。利用瓦斯平衡判断方法能够得出,能够反映故障具体状态的特征组分瓦斯气油理论数值要较油样之中的含量高出很多,其中H2以及C2H2的含量相对较高,证明了在变压器装置中出现了电弧放电故障。另外,由于CH4以及C2H4含量增多,尤其是CO瓦斯气油之中的溶解度理论数值要较油之中实际测量数值高出很多,但是CO2的含量却没有出现显著变化,也证明了电弧放电影响到了固体绝缘。

(3)继电保护和二次回路检测。瓦斯保护器件出现轻瓦斯动作以及差动保护动作。而后对瓦斯保护器件进行测试,得出保护器件的动作正常,相应触电也呈现良好装填,将误动作的可能排出。对电流以及电压回路进行测试与检查,都没有发现有异常存在。而从主变压器差动保护动作报告之中得出,发生的故障属于电流差动动作跳闸。再结合故障的波形能够得出,A相以及B相存在电流突变量,故障电流大小是0.8Ie,A相与B相差动电流一致,而相位却恰恰相反,表现出了相间短路的一些特征,不过,出现的故障电流相对不大,因此排出相间短路故障问题,发生故障的相应当为A相或者是B相。

3.2 故障的处理

针对故障分析的结果,决定采取吊芯检测的方法,将主变压器设备外部钟罩使用起重设备吊起,看到在A相绕组之中引线首端位置存在一定的发黑问题。将相应屏围拆掉之后看到A相绕组之中13饼和14饼之间以及匝间存在一定的放电痕迹。但是,在A相绕组的匝间以及饼间未发生粘连问题,也为发生断股问题。然后又对B相绕组以及C相绕组加以检测,均没有发现故障的存在。

在对出现损坏的部分绕组进行更换处理之后,然后对主变压器装置在此系统加以检测,所得各项数据均符合要求,现在主变压器各项运行指标均表现良好。

4 结语

此次所发生的匝间短路故障并未导致饼间以及匝间发生粘连问题或者断股问题,在彻底将故障排除以后,匝间的绝缘效果也得到恢复。绝缘材料可以承受变压器正常运行过程中的电压,不过,由于郴州天塘山环境区域雷暴气候以及设备运行过程低压侧设备短路故障,可能给变压器线圈绝缘造成累积性损伤,导致线圈绝缘劣化,便会导致绕组出现过电压问题。另外,110kV侧曾发生短路冲击导致线圈变形,在线圈变形处,线圈表面绝缘出现破损,在破坏处形成局部放电,局部放电进一步造成绝缘裂化,最终导致在变形处发生饼间短路放电。而在对故障进行判断时,通过气油色谱分析以及差动保护波形分析,能够有效地确定故障类型以及故障点位置,为主变压器匝间短路分析提供可靠的依据。

参考文獻

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[2] 李卓昕,彭敏放,黄清秀,等.行波反射法在变压器绕组匝间短路故障定位中的应用[J].电力系统保护与控制,2016,44(21):84-89.

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