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运行中变压器状态监测技术的探讨 |
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| 运行中变压器状态监测技术的探讨 |
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作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-26 14:26:47  |
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(3) 如果进行绕组泄漏电流测量，也应测量10 min时的泄漏电流值。并计算出绝缘电阻，以R′ 600表示,R′ 600接近于R600是正常的。在R600和R′ 600的测量正确性均可信的前提下，R′ 600明显小于R600应视为绝缘受潮的一种信息。
5 油中水分含量测量
油中水分含量测量是指测量变压器运行时溶解或非溶解状态存在于油中的水分。这部分水分能随油的运动而活动，以下简称自由水。测量自由水的方法有库仑法（GB
7600）和气相色谱法（GB 7601）2种，一般使用库仑法，但也可使用气相色谱法。水分含量的表示方法，以前使用体积百分率，单位为μL/L。现在使用质量体积浓度，单位为mg/L。运行中变压器的油中水分有以下特性或状况：
(1) 变压器运行过程中油中水分与纸绝缘中水分不停地进行交换。油的吸水能力随温度的升降而增减，而纸绝缘的吸水能力与油相反。因此油中水分含量随温度变化的波动程度，不仅与纸绝缘中总的含水量多少有关，而且与水分在纸绝缘中分布的状态有关。如变压器不存在大气入侵的渗漏，水分总量没有增加，而在相同的油温下测出油中的水分含量增加，就说明水分在纸绝缘中的分布表面化或不均匀化。
(2) 水是极性分子，电场对水分有吸引作用。变压器内电场分布是不均匀的，绝缘电场强度高的部位容易集积水分。变压器运行时间越长，集积的水分越多。当局部绝缘上的水分集积到一定程度时，便可能在正常运行电压下引起绝缘事故。
(3) 油中蒸发出的水分子上升到储油柜中，将使储油柜内的油中水分含量增加。另外，当储油柜上部发生渗漏时，可能呼吸进大量水分，导致绕组烧损事故。监测储油柜油中水分可有效地避免这种事故。
(4) 同型号变压器的运行情况大致相同，但油中含水量的测量结果差别很大。据抽样对比测量，现场实测值偏小的居多。其中一个原因是变压器冷却后才取样，而且往往不注明取样时的油温。
考虑到上述实际状况，为了更充分发挥油中水分含量检测的作用，提出以下建议：①油中水分的测量方法应统一，并规定统一的校验方法。②务必记录采样时的顶层油温。尽量在顶层油温高于50
℃时采样，并以此作为考核依据。③油中水分含量分为5级。1级 ＜10 mg/L；2级 10～15 mg/L；3级 16～20
mg/L；4级 21～25 mg/L；5级 ＞30 mg/L。④控制油中水分含量对保证变压器的安全运行至关重要。水分的限值不应简单按电压等级控制。如2台600
MW发电机的主变压器，1台额定电压为220 kV，另1台为500 kV，局部放电量的要求都为小于100 pC，而油中水分含量限值分别为25 mg/L和15
mg/L。准确的做法都应争取高等级。
6 铁心绝缘电阻测量
铁心绝缘电阻测量是对有外引接地线的铁心使用2 500 V绝缘电阻表测量其对地的绝缘电阻。
测量铁心绝缘电阻的目的是检查铁心是否多点接地。铁心多点接地的后果是铁心部位发生局部过热，使油分解，甚至烧损硅钢片。经验表明，监控铁心是否多点接地，更有效而方便的办法是在线测量铁心的入地电流。如果入地电流小于100
mA，可以肯定不存在铁心多点接地。仅依靠铁心绝缘电阻是不充分的，原因是有的铁心多点接地是在变压器运行中间歇出现的。
铁心绝缘裸露在器身的四周，特别容易吸附水分和集积铁磁杂质，所以容易引起铁心多点接地。利用它的这一弱点，加上铁心绝缘电阻容易测准，历次测量结果有可比性，正好为监控污染创造了有利条件。而且对于连接GIS或电缆出线的绕组，可以利用测量铁心绝缘电阻来代替测量绕组的绝缘电阻和tg
δ。
基于以上看法，提出以下建议：①测量铁心的R15和R60，并计算出吸收比。②测量铁心的R15和R60时，测量线直接接到接地引线套管上，并保持套管的表面干燥和清洁。③前后2次测量结果有明显差别时，应分析判断是铁心绝缘受潮，还是被固体杂质污染。导电金属污染的吸收比比受潮的吸收比更小。
7 绕组直流电阻测量
7.1 含义
绕组直流电阻测量方法是在绕组两端施加直流电压，同时测量流过绕组的直流电流，根据欧姆定律确定电阻值。单位为欧姆（Ω）或毫欧（mΩ）。
由于绕组有电感，加直流电压后电流达到稳定有一个过程。变压器容量越大，趋向稳定的时间越长。现在通用的绕组直流电阻测试仪（简称直阻仪）使用稳压稳流电源，输出较大的直流电流。迫使铁心饱和，消除电感效应，以加快电流的稳定，达到准确测量直流电阻值的目的。直阻仪给测量绕组的直流电阻带来方便，但如果使用不当，也会带来麻烦。例如250
MVA/500 kV单相变压器高压绕组的额定励磁电流约为1 A，使用20 A直阻仪测量其直流电阻，铁心极度饱和。空载合闸时励磁涌流特别大，引起器身剧烈振动，油流涌动，导致重瓦斯误动跳闸。
7.2 正确测量分析
测量运行中变压器直流电阻的目的，是为了检查被测绕组的工作电流回路的导通状态是否发生变化。主要是检查电气接头或分接开关触头的电气接触性能是否变坏。历来通用的判断准则，是与原值（出厂值）进行比较。规定实测结果与原值偏差不超过2%即认为正常。在上世纪70年代以前，也是遵循与原值比较的原则，但后来日益偏离本意。先是把2%引用到三相直流电阻不平衡率上，至今甚至把三相直流电阻不平衡率不超过1%作为订货的指标。在这种不合理的要求下，当受到线材和引线布置限制时，不得不采用畸变了的引线方式来满足要求，其结果是产生副作用。如引起三相绕组的传递阻抗存差异，对判断绕组变形增加了困难。
工作电流回路导通状态变坏的结果是产生局部过热故障。油中气体的色谱分析对发现局部过热比直流电阻更灵敏，而且色谱分析可以在线进行，可见色谱分析足以替代测量直流电流。特别是与封闭母线或GIS连接的绕组，每次测量直流电阻时，不仅有很大的拆卸与回装的工作量，而且对于有角形连接的绕组，测准直流电阻的困难很大，往往造成误判。对于这类绕组应该率先把气相色谱分析作为监控绕组导通状态的主要手段，而把直流电阻测量作为辅助手段，在出现过热故障时，帮助寻找过热故障点。
为了确定绕组的导通状态，仅凭三相不平衡是不充分的。如原值排序RA＞RB＞RC，而当排序变为RA＞RC＞RB时，三相不平衡率减小，不是导通状态变好，而是C相存在缺陷。
有载分接开关触头的接触电阻限值为250 mΩ。现有的绕组电阻测量技术水平可以准确测量各分级间直流电阻的差值（简称级差）。正常情况下一般级差的偏差不超过±100
μΩ。当多数级差的偏差在这个范围内，一方面证明测量方法正确，另一方可以查出接触不良的分级。此时可以采用多次切换的方法，改善接触不良的分接，达到级差的偏差小于250
mΩ。但对于楔形无励磁分接开关，由于动、静触头是线接触，进行切换反而可能使接触变坏。没有变换分接必要时，以不切换为好。
基于以上的看法，提出以下的建议：①充分发挥色谱分析的代替作用，节省直流电阻测量。②测量带有载分接开关的绕组直流电阻时，应测准级差。但对于带楔形无励磁开关的绕组，只测运行分接的直流电阻。③判断绕组的导通状态，应以原值比较法为主，其中包括三相直流电阻值的数序排列。三相直流电阻不平衡率不应规定限值。
8 油的击穿电压试验
8.1 含义
油的击穿电压试验是将油样置入标准试油杯中，匀速升高交流电压，当电压达到某一数位时，极间出现电弧，此时的电压值叫做油的击穿电压，单位为kV。按惯例每杯油重复击穿6次，取算术平均值作为试验结果。
8.2 关注最小击穿电压
理想纯净的油单位体积的击穿电压值概率呈正态分布，但运行中变压器油单位体积的击穿概率已不再是正态分布。因为油中的杂质只可能使击穿电压降低，而不可能升高。当油中存在受潮的纤维等易击穿因子时，可以起“点火作用”，使油的击穿电压大大降低，出现最小击穿电压。所谓体积效应其实质是因为小体积油中含杂质的可能性比大体积油要小，所以小体积油的绝缘强度比大体积油的绝缘强度要高。变压器油有绝缘、冷却、保护和信息4大功能，其中绝缘功能是第一位的。击穿电压是变压器油绝缘性能的主要指标。如果最小击穿电压低于应能耐受的电压，就要出现绝缘事故。由此可见，对于运行中的变压器，需要关注可能出现的最小击穿电压。
现行标准按电压等级规定击穿电压的要求，如220 kV变压器运行中油的击穿电压≥35 kV，500 kV变压器为≥50 kV。然而，为了保证220
kV变压器的局部放电量水平和500 kV变压器的水平（目前均要求≤100 pC）相同，500 kV变压器内的最高电场强度并不比200 kV的高。再有，220
kV变压器的重要性也不一定比500 kV变压器低。由此可见，按电压等级规定击穿电压要求不合理。
关于油的试验在大修后必须进行，除此以外没有明确的要求。对于击穿电压试验这种既重要又可在线进行的项目，不能因为它古老和简单而轻视，而应充分发挥这个传统试验项目独有的作用。
附带说明一下：有载分接开关的切换开关油室爆炸是一项重大事故。事故的主要原因是其中油的击穿电压太低，不能保证分接切换过程中的正常灭弧。
8.3 几点建议
基于以上看法，提出下列建议：① 油击穿电压试验应采用符合标准规定的标准油杯，并按标准规定的操作方法进行试验。② 运行中变压器油的电气试验应把注意力放在击穿电压试验上，而不要偏重于tg
δ测量。击穿电压试验每年至少试验一次。试验报告不应只列举平均击穿电压，而应记载每个击穿电压数据。如果6个击穿电压数值的分散性较大，应再取油样复试，以便预测可能出现的最小击穿电压。③
为提高运行中变压器的可靠性，并促进油务管理的加强。建议击穿电压分下列5级进行考核：1级 击穿电压≥70 kV；2级 击穿电压≥60
kV；3级 击穿电压≥50 kV；4级 击穿电压≥40 kV；5级 击穿电压≥30 kV。
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全电压空载合闸试验
全电压空载合闸试验是指新变压器（包括全部更换绕组的大修后变压器）投运时的试验项目，规定在额定电压下空载合闸5次；大修后的变压器投运时空载合闸3次。
空载合闸过程要产生过电流（励磁涌流）和过电压（操作过电压），一方面是检验继电保护是否会误动，另一方面对暴露绕组绝缘的弱点也有一定作用，因此成为日益受到重视的一个试验项目。
作为试验项目，应得到检测数据。空载合闸时应有继电保护装置投入，有异常情况会有所反映。以往除此以外没有检测仪器。现在有了故障录波器，利用故障录波器记录下每次空载合闸时的电压和电流的瞬变过程，这不仅对分析处理空载合闸时出现的异常情况有用，而且有助于了解力致变态的发展趋势。因为空载合闸时器身振动很剧烈，机械振动的衰减时间比电的暂态过程衰减时间要长得多，可能对形变有积累效应。
基于以上看法，建议如下：①不仅是空载合闸时，而且每次正常投切变压器时都应启动故障录波器记录。如果原有的录波器不能自动投入，应设法人工启动。②开发非电量测量仪器，把空载合闸时变压器旁观察人员的感觉用科学的方法记录下来，包括记录偶然出现的上、下节油箱之间的放电。
10 形变检验
10.1 意义
形变是指静态或动态机械力作用在变压器各组成部分（简称元件）上，引起元件产生可逆的（弹性变形）或不可逆的（塑性变形）形状变化。如绕组的塑性变形、硅钢片的磁致伸缩、油箱的振动，以及紧固件的松动等等。
各种形变有其相应的不良后果。如绕组永久变形将引起变压器损坏事故。硅钢片磁致伸缩将产生噪声或异常噪声。油箱的振动迫使附近空气振动，将噪声向四处扩散，并且可能导致或加剧油箱的渗漏。至于紧固件的松动，更会导致恶性循环。如螺栓连接的电气接头松动会引起接头过热、烧损；铁心构件松动不仅使噪声增加，而且可能产生局部过热事故。
10.2 几种检测方法
对于上述种种形变的检验，目前比较成功的是对绕组变形开展了绕组变形试验。这类试验的原理是基于把绕组看作由分布电感（O）和分布电容（Cs、Cg）组成的无源线性双端网络，在一端依次加上1
kHz~1 MHz的正弦电压Ui，另一端记录频率响应曲线Uo（简称频响，所以变形试验又名频向试验）。频响Uo是Ui、L、Cs、Cg的函数，当Ui一定时，频响只与L、Cs、Cg有关。绕组发生变形时，L、Cs、Cg相应变化，因此将前后2次试验的频响进行纵向比较，或将同一次试验的三相频响进行横向比较，便可获得绕组变形的信息。但由于频响对L、Cs、Cg变化并不十分敏感，而外来干扰对频响测试结果可能产生影响，因此只有当绕组严重变形，甚至已经发生事故后，才能作出明确的结论。
对于振动，仅有作为特殊试验的声级测定，目前主要着眼于环境保护，未顾及系统扰动或直流偏磁引起的异常噪声。利用在线测振来监测绕组变形和器身松动更有待创新。
综上所述，形变涉及许多方面，任一方面存在问题都可能引起麻烦，乃至引发事故。然而形变检验缺乏有效方法，在线检测更是空白,应引起关注，积极开发检验技术。
11 结束语
目前，对运行中变压器电致变态和热致变态的监测技术是比较成熟的，当前仍需要解放思想，细化分析，以提高其有效性。但对运行中变压器力致变态的监测尚缺乏及时而有效的方法，应引起关注，积极开发在线检测方法。
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