论文部分内容阅读
[摘要]主变压器绝缘受潮是威胁其安全稳定运行的重大设备隐患,文章就一起220kV主变压器绝缘受潮故障进行了分析判断,介绍了现场采用真空热油喷淋干燥处理的方法、工艺要求及注意事项。
[关键词]主变压器 绝缘受潮 现场干燥
1 概述
主变压器设备大多运行在露天环境中,鉴于变压器的运行特点和环境因素的影响,变压器比较易于受潮,特别是运行质量差的主变压器更易于受潮。变压器的绝缘材料都具有一定的亲水性,受潮的绝缘材料介质损耗会显著增加,促使绝缘材料加速发热老化以至损坏,从而丧失绝缘性能而击穿。因此对受潮的变压器必须采取切实可行的措施迅速恢复其绝缘水平,才能保证变压器的安全稳定运行。本文结合一台220kV变压器受潮故障分析处理实例,就如何根据试验数据判断变压器的受潮情况,选择适宜、有效的现场干燥处理方法,进行了介绍,供类似情况参考。
2 故障情况
某变电站主变压器型号为OSFPS7-120000/220,1994年4月出厂,1995年1月投运,2002年8月3日运行中绕组故障烧毁,返厂修复,更换A相4只线圈和B、C相的35kV 2只线圈,更换全部绝缘件、碟阀、密封件和变压器油,8月31日重新投入运行,2003年10月预试发现主变本体介损超标(规程规定220kV主变压器20度时的tg 6值不大于0.6%),跟踪发现变压器本体介损值逐年呈升高趋势,试验数据。
绝缘油介损达到2.8%(规程规定220kV主变压器绝缘油运行中tg 6值90度时不大于2%),其他绝缘试验数据正常,色谱试验数据合格。该变压器在蝶阀、油流继电器等处存在多处渗漏油缺陷。
3 故障分析与判断
通过测量tg 6可以有效地发现设备普遍受潮、绝缘油或固体有机绝缘材料的普遍老化等绝缘缺陷。绝缘介质在电压作用下都有能量损耗,绝缘介质在交流电压作用下的介质损耗有两种:一是由电导引起的电导损耗,二是由极化引起的极化损耗。介质中如无损耗,则流过的电流是纯无功电容电流,并超前电压向量90度。如介质中有损耗则电流存在有功分量,其大小可代表介质损耗的大小。这时,总电流与电容电流之间有-6角,该角正切值等于有功电流与无功电流的比,tg 6越大,有功电流越大,说明介质损耗越大。如果损耗较大,会使介质温度不断上升,促使材料发热老化以至损坏,从而丧失绝缘性能而击穿。因此电气设备必须合理控制其介质损失角正切值tg 6。对于现场运行的变压器受潮故障,选择适宜、有效的干燥处理方法,对恢复变压器的绝缘水平,保证变压器的安全可靠运行,有着重要的经济和社会意义。
通常变压器绕组绝缘介损基本上反映纸的绝缘状况,油浸纸的介损与其含水量有固定的关系,在不同温度下,反映的介损值不同见表2。
对于运行中的220kV变压器,纸的含水量应控制在3%~3.5%以下,与此对应的绕组绝缘介损应在0.2%~0.3%左右(20~40℃下)。现行规程并没有将绕组绝缘的介质损耗因数tg 6值规定的如此小,是考虑到现场测试的各种误差。
对介质损失角试验结果的判断方法,除应与有关标准和规程中的规定值比较外,还应与历次试验结果进行分析比较,结合其他绝缘试验结果,进行全面的综合分析,以判断设备的绝缘状况。在排除了测试仪器失准和套管外表面脏污的情况下,通过测试发现套管试验数据正常,绝缘吸收比和极化指数也符合规程要求。从介损试验数据的变化趋势可以判定该变压器运行中受潮。
导致变压器绝缘受潮的主要原因是水渗漏入变压器,排除油箱顶部和套管将军帽密封不严等因素,可能是制造时干燥不彻底或安装暴露空气时间过长等原因。从该变压器的运行情况看,除了在蝶阀、油流继电器等处存在渗漏油缺陷外,油箱顶部和套管将军帽均密封良好,因此可以排除这些部位进水受潮。
考虑到该变压器由于绕组烧毁故障抢修工期较紧,不能排除制造时存在干燥不彻底或安装时暴露空气时间过长等原因。经过进一步的检查发现,变压器油枕胶囊破裂,导致油和空气直接接触,分析认为这应是变压器受潮的主要原因。尽管从介损数据看,该变压器受潮情况并不是太严重,但由于受潮过程比较长,考虑到变压器本体绝缘材料的亲水性,因此决定必须尽快对该变压器进行干燥处理。
4 现场干燥处理方案的确定
由于该站为单台主变压器运行,且变压器受潮情况并不是太严重,因此决定采用现场干燥处理的方法。变压器现场干燥处理的方法很多,如热油循环干燥法、热风干燥法、箱壳涡流加热干燥法、零序电流加热干燥法、真空热油喷淋干燥法等。由于现场对变压器恢复运行要求迫切,为提高干燥效果和效率,决定采用热油循环和真空热油喷淋相结合的方法干燥,即采用加热功率足够大的真空滤油机,先进行变压器体内循环处理变压器油,待油处理合格后,使用少量(约3t)合格的变压器油,在变压器本体上部抽真空,借用变压器本体上部连通管向本体喷油,从本体放油阀出油,通过真空滤油机实现热油循环。这样既可以净化处理变压器油,又可以干燥变压器本体。
5 现场干燥处理的过程和工艺要求
(1)热油循环即常规的热油循环方法。(这里不再赘述),使油的含水量、色谱、含气量、击穿电压和高温介损满足规程要求即可。
(2)对变压器本体进行干燥时,首先启动真空泵,使真空度均匀地提高到104Pa,然后启动循环油泵。变压器油开始循环后,再启动加热器(防止油不循环而烧坏加热器),使热油在变压器本体内循环。真空泵持续运行,使变压器本体内部保持全真空。其主要目的是在加热过程中,降低水的沸点,加快水分子的运动速度,使本体内的潮气易于膨胀,便于蒸发并随时通过真空泵排出,防止绝缘件中置换出的水分二次侵入和表面凝露。
(3)在干燥过程中,要随时监视变压器油的温度,使其保持在100℃左右,但不得超过105℃,防止温度过高,引起变压器油的裂化和内部绝缘材料的加速老化,影响变压器的使用寿命;温度也不可过低,否则沉积在绝缘件中的水分子运动速度会降低,使其不易汽化蒸发而影响干燥效果。温度的控制通过投切分组加热器来实现。
(4)真空热油干燥不但效率高、效果好,而且不会因绝缘件收缩而引起各部紧固件松动,因而不需吊罩检查,可直接进行变压器真空注油。该过程总共用了96h。
(5)该变压器真空注油后,静N48h,进行例行试验,全部合格。油介质损耗下降到0.3%,变压器整体介质损下降到0.51%(20度)。
(6)此方法虽然简便易行,干燥效率高、效果好,但要求箱体要能承受较高的真空度。
(7)防止油温过高是此方法要重点注意的事项。在处理过程中,一定要加强值班,严格监视油温;要注意保证油泵可靠运转,一旦停运,要立即断开加热器电源;油泵运转后才允许投入加热器,反之,切除加热器后,才可以停止油泵运转。
(8)用于干燥的变压器油不一定裂化,但由于在100℃高温时间较长,会有一定程度的老化,性能势必下降,因此不宜将其继续用于高电压、大容量的设备上。
6 结束语
主变压器作为电网主设备,其安全运行尤为重要,因此要特别加强其运行维护、测试和故障处理,防止发生重、特大设备事故和电网事故。由于变压器的运行特点容易受潮,且绝缘材料的亲水性较好,一旦受潮,析出难度大,所以在运行和检修过程中要注意防止变压器受潮。当发生内部绝缘受潮后,要根据现场条件选择合适的干燥方法。真空热油喷淋干燥法特别适用于大型变压器,干燥效果优于其他干燥方法。现场工作人员了解真空热油喷淋干燥的基本原理,熟悉干燥的过程和注意事项,严格按工艺要求检查试验,是保证和检验干燥效果、提高效率的重要前提条件。
[关键词]主变压器 绝缘受潮 现场干燥
1 概述
主变压器设备大多运行在露天环境中,鉴于变压器的运行特点和环境因素的影响,变压器比较易于受潮,特别是运行质量差的主变压器更易于受潮。变压器的绝缘材料都具有一定的亲水性,受潮的绝缘材料介质损耗会显著增加,促使绝缘材料加速发热老化以至损坏,从而丧失绝缘性能而击穿。因此对受潮的变压器必须采取切实可行的措施迅速恢复其绝缘水平,才能保证变压器的安全稳定运行。本文结合一台220kV变压器受潮故障分析处理实例,就如何根据试验数据判断变压器的受潮情况,选择适宜、有效的现场干燥处理方法,进行了介绍,供类似情况参考。
2 故障情况
某变电站主变压器型号为OSFPS7-120000/220,1994年4月出厂,1995年1月投运,2002年8月3日运行中绕组故障烧毁,返厂修复,更换A相4只线圈和B、C相的35kV 2只线圈,更换全部绝缘件、碟阀、密封件和变压器油,8月31日重新投入运行,2003年10月预试发现主变本体介损超标(规程规定220kV主变压器20度时的tg 6值不大于0.6%),跟踪发现变压器本体介损值逐年呈升高趋势,试验数据。
绝缘油介损达到2.8%(规程规定220kV主变压器绝缘油运行中tg 6值90度时不大于2%),其他绝缘试验数据正常,色谱试验数据合格。该变压器在蝶阀、油流继电器等处存在多处渗漏油缺陷。
3 故障分析与判断
通过测量tg 6可以有效地发现设备普遍受潮、绝缘油或固体有机绝缘材料的普遍老化等绝缘缺陷。绝缘介质在电压作用下都有能量损耗,绝缘介质在交流电压作用下的介质损耗有两种:一是由电导引起的电导损耗,二是由极化引起的极化损耗。介质中如无损耗,则流过的电流是纯无功电容电流,并超前电压向量90度。如介质中有损耗则电流存在有功分量,其大小可代表介质损耗的大小。这时,总电流与电容电流之间有-6角,该角正切值等于有功电流与无功电流的比,tg 6越大,有功电流越大,说明介质损耗越大。如果损耗较大,会使介质温度不断上升,促使材料发热老化以至损坏,从而丧失绝缘性能而击穿。因此电气设备必须合理控制其介质损失角正切值tg 6。对于现场运行的变压器受潮故障,选择适宜、有效的干燥处理方法,对恢复变压器的绝缘水平,保证变压器的安全可靠运行,有着重要的经济和社会意义。
通常变压器绕组绝缘介损基本上反映纸的绝缘状况,油浸纸的介损与其含水量有固定的关系,在不同温度下,反映的介损值不同见表2。
对于运行中的220kV变压器,纸的含水量应控制在3%~3.5%以下,与此对应的绕组绝缘介损应在0.2%~0.3%左右(20~40℃下)。现行规程并没有将绕组绝缘的介质损耗因数tg 6值规定的如此小,是考虑到现场测试的各种误差。
对介质损失角试验结果的判断方法,除应与有关标准和规程中的规定值比较外,还应与历次试验结果进行分析比较,结合其他绝缘试验结果,进行全面的综合分析,以判断设备的绝缘状况。在排除了测试仪器失准和套管外表面脏污的情况下,通过测试发现套管试验数据正常,绝缘吸收比和极化指数也符合规程要求。从介损试验数据的变化趋势可以判定该变压器运行中受潮。
导致变压器绝缘受潮的主要原因是水渗漏入变压器,排除油箱顶部和套管将军帽密封不严等因素,可能是制造时干燥不彻底或安装暴露空气时间过长等原因。从该变压器的运行情况看,除了在蝶阀、油流继电器等处存在渗漏油缺陷外,油箱顶部和套管将军帽均密封良好,因此可以排除这些部位进水受潮。
考虑到该变压器由于绕组烧毁故障抢修工期较紧,不能排除制造时存在干燥不彻底或安装时暴露空气时间过长等原因。经过进一步的检查发现,变压器油枕胶囊破裂,导致油和空气直接接触,分析认为这应是变压器受潮的主要原因。尽管从介损数据看,该变压器受潮情况并不是太严重,但由于受潮过程比较长,考虑到变压器本体绝缘材料的亲水性,因此决定必须尽快对该变压器进行干燥处理。
4 现场干燥处理方案的确定
由于该站为单台主变压器运行,且变压器受潮情况并不是太严重,因此决定采用现场干燥处理的方法。变压器现场干燥处理的方法很多,如热油循环干燥法、热风干燥法、箱壳涡流加热干燥法、零序电流加热干燥法、真空热油喷淋干燥法等。由于现场对变压器恢复运行要求迫切,为提高干燥效果和效率,决定采用热油循环和真空热油喷淋相结合的方法干燥,即采用加热功率足够大的真空滤油机,先进行变压器体内循环处理变压器油,待油处理合格后,使用少量(约3t)合格的变压器油,在变压器本体上部抽真空,借用变压器本体上部连通管向本体喷油,从本体放油阀出油,通过真空滤油机实现热油循环。这样既可以净化处理变压器油,又可以干燥变压器本体。
5 现场干燥处理的过程和工艺要求
(1)热油循环即常规的热油循环方法。(这里不再赘述),使油的含水量、色谱、含气量、击穿电压和高温介损满足规程要求即可。
(2)对变压器本体进行干燥时,首先启动真空泵,使真空度均匀地提高到104Pa,然后启动循环油泵。变压器油开始循环后,再启动加热器(防止油不循环而烧坏加热器),使热油在变压器本体内循环。真空泵持续运行,使变压器本体内部保持全真空。其主要目的是在加热过程中,降低水的沸点,加快水分子的运动速度,使本体内的潮气易于膨胀,便于蒸发并随时通过真空泵排出,防止绝缘件中置换出的水分二次侵入和表面凝露。
(3)在干燥过程中,要随时监视变压器油的温度,使其保持在100℃左右,但不得超过105℃,防止温度过高,引起变压器油的裂化和内部绝缘材料的加速老化,影响变压器的使用寿命;温度也不可过低,否则沉积在绝缘件中的水分子运动速度会降低,使其不易汽化蒸发而影响干燥效果。温度的控制通过投切分组加热器来实现。
(4)真空热油干燥不但效率高、效果好,而且不会因绝缘件收缩而引起各部紧固件松动,因而不需吊罩检查,可直接进行变压器真空注油。该过程总共用了96h。
(5)该变压器真空注油后,静N48h,进行例行试验,全部合格。油介质损耗下降到0.3%,变压器整体介质损下降到0.51%(20度)。
(6)此方法虽然简便易行,干燥效率高、效果好,但要求箱体要能承受较高的真空度。
(7)防止油温过高是此方法要重点注意的事项。在处理过程中,一定要加强值班,严格监视油温;要注意保证油泵可靠运转,一旦停运,要立即断开加热器电源;油泵运转后才允许投入加热器,反之,切除加热器后,才可以停止油泵运转。
(8)用于干燥的变压器油不一定裂化,但由于在100℃高温时间较长,会有一定程度的老化,性能势必下降,因此不宜将其继续用于高电压、大容量的设备上。
6 结束语
主变压器作为电网主设备,其安全运行尤为重要,因此要特别加强其运行维护、测试和故障处理,防止发生重、特大设备事故和电网事故。由于变压器的运行特点容易受潮,且绝缘材料的亲水性较好,一旦受潮,析出难度大,所以在运行和检修过程中要注意防止变压器受潮。当发生内部绝缘受潮后,要根据现场条件选择合适的干燥方法。真空热油喷淋干燥法特别适用于大型变压器,干燥效果优于其他干燥方法。现场工作人员了解真空热油喷淋干燥的基本原理,熟悉干燥的过程和注意事项,严格按工艺要求检查试验,是保证和检验干燥效果、提高效率的重要前提条件。