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变压器绕组介损与泄漏电流的灵敏度的问题!

2018-08-06 10:08:45 德州信平电子有限公司 阅读

电气试验教材上有这么个说法,对大型变压器而言,由于其是并联多支路,测量绕组介损时,绕组介损值是在所有并联支路的最大值与最小值之间,因此个别支路存在问题时,绕组介损难以反映,而泄漏电流则要灵敏的多。

将这个问题,我请教了变压器行业一位专家,他给我解释了这一原因。大型变压器往往绝缘电阻很高,特别新的变压器,绝缘电阻都在50G甚至100G欧姆以上,这就意味着,变压器在进行泄漏电流测量时,在试验电压下(500kV绕组试验电压60kV)器身的泄漏电流都很小,通常小于1μA,甚至更低。在这种情况下进行测量时,由于电压超过20kV后空气就开始起电晕,测得的往往都是空气中电晕数值,且这一电晕非常难以完全屏蔽掉。一般测试时,高压绕组在60kV电压下泄漏电流都在10μA甚至20μA以上,空气湿度大时更高。故在这一情况下,绕组绝缘下降了10倍,即泄漏电流增加10倍,总体泄漏电流往往也就增加几μA,在较大的背景基础上增加这几微安的数值,就显得不是很明显了,特别是绕组泄漏判断标准是20℃时小于50μA。因此,绕组泄漏电流虽然从原理上来说灵敏度很高,但在实际中由于极难把电晕都屏蔽掉,故受电晕电流影响导致其实际效果大打折扣。


一台220kV变压器大修后进行电气试验,发现其绝缘电阻偏低,1分钟时1000MΩ,绕组介损偏大,中压对高压、低压等达到了2%,而泄漏电流一直未超过标准,约30~40μA。初期怀疑受潮,但经过多次热油循环(额外进行了2天),效果不明显。请电科院专家协助分析,我也一同见证了整个过程。

到现场后,我们首先了解变压器状况和大修过程。修前未进行试验(这一点不大好),但上次例行试验数据正常。大修过程中有几天天气潮湿,为了防止受潮,一直在提真空的状态下保护器身。但是,老旧变压器密封难以保证,天气潮湿时应充微正压氮气来保持器身干燥。依靠抽真空的方法,一旦把潮气抽进来,那么绕组绝缘材料吸湿性特别强,很容易使器身绝缘受潮,而纸板受潮后,热油循环难以把纸板中水分带出,必须依靠返厂在气相干燥炉中干燥才能干燥彻底。因此,该变压器绕组绝缘低与介损数值偏大应为纸板受潮引起。

试验人员又反应一个情况,就是把油放掉后,绝缘反而高了,我考虑了下,认为放电油后,绕组对地绝缘中存在了很多气隙,纸板中水分极少扩散到气隙中,绝缘高;充油后,油把绝缘的气隙填充起来,这时纸板中的水分会有一部分扩散到表面的油膜中,故使其绝缘降低。原因仍是绝缘材料中水分所致。


现场进行了几次试验,按我们要求又测了中压绕组对高压(正接线)、中压绕组对地(反接线,屏蔽高、低压线圈)、中压绕组对低压(正接线),从数据看,最大的在中压绕组对地绝缘上数值最大,也就是说中压线圈对地的绝缘材料受潮。

同时,我们也了解了,这台变压器为老结构变压器,中压线圈在最外层,高压线圈在中间,低压线圈最里面。中压线圈在最外,抽真空抽进潮气进来时,自然最容易受潮,这也与实际现象相符。

最后,我们测试了中压三个线圈的纸板含水量(FDS和PDC试验),通过试验结果可以看到,中压线圈纸板含水量远高于高、低压线圈,确定中压线圈受潮。

最终该变压器确定返厂干燥处理,干燥处理后复测,各项指标正常,变压器顺利投运。

通过这一案例,有力证明了绕组介损和绝缘电阻对反映变压器纸板严重受潮灵敏度还是很高的,而泄漏电流在这种情况下,数值仍未超过规程要求,处于合格范围内。

目前状态检修规程已将泄漏电流列为诊断试验项目,绕组介损作为例行试验项目,相信大家都对此有了认识。

当然,严格说泄漏并不是不行,只是现场达到这个条件太难,比如说我们将全部短接线、高压测试线均换成带屏蔽的高压线,并在加压绕组的各个套管端部罩上均压帽,并将所有屏蔽线与均压帽相连,使得整个试验回路全屏蔽起来,还是可以准确测量泄漏电流,只是接线变得特别繁琐,甚至得用吊车,得不偿失。且即便如此,在100G以上绝缘的变压器绕组,由于微安表灵敏度限制,仍难以发现初期绝缘的降低。

其实通过这次试验,也充分了解了绕组纸板受潮的特征,认识了我们公司有些运行中氢气异常升高的变压器,应为安装过程中未保护到位,导致纸板受潮了.

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