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摘要:针对一起运行中的110kV变压器存在异常现象,联合运用高频局放、超声波局放、红外线成像等带电检测技术,对110kV变压器进行联合诊断分析,精准定位异常点,为设备的检修提供技术支撑,有效缩短检修时间。
关键词:带电检测;变压器;诊断
电力变压器是电力系统中较昂贵和重要的设备,利用电磁感应原理,起着改变电压、电流,传递电能的作用,变压器的健康运行直接影响输配电网安全和供电可靠性。通过红外热成像、带电局部放电等一系列检测技术应用,对变压器健康状态进行联合分析、诊断,为变压器状态评估提供数据支撑。
1异常现象
对某110kV变电站某台变压器进行红外热成像检测,发现主变110kV侧C相高压套管末屏有异常温度。从红外热成像图中可以看出C相110kV高压套管末屏处温度为41.3℃,相间比较比A、B相110kV高压套管末屏同一部位温度高出4.3℃的温差,温度不正常。
2带电检测情况
2.1带电高频局部放电检测
在该变压器铁芯、夹件接地引线和主变附近的接地引线处均能测量到高频局放信号。局放量在一个周期内出现2个信号脉冲,脉冲正、负半周对称,局放脉冲幅值大,远远超过仪器的最大量程(60dB),局放图形比较符合悬浮放电典型图谱特征,初步判断变压器存在较强的局部放电、能量释放。
2.2超声波局放检测
为定位放电位置,结合红外成像情况,对该变压器A、B、C三相110kV套管进行超声波局部放电检测,A、B两相试验数据正常,在C相110kV高压套管下方的升高座中部处检测,如图3所示,超声局部放电异常,测量数据如表1所示,典型的悬浮放电典型图谱特征,变压器C相110kV升高座周围存在局部放电。为进一步精准定位局部放电源的具体位置,开展声电联合定位,将3路超声波传感器、1路高频传感器接入示波器,用示波器声电联合定位,高频传感器钳在该变压器铁芯的接地引线上,3路超声波传感器纵向分布在C相升高座上,如图4所示。利用高频传感器脉冲触发信号,观察3路超声波信号到达示波器的先后顺序,初定局部放电来源的大致方位,经计算超声波信号与高频信号到达示波器的时间差,估算局部放电源距离超声波传感器距离,器声电联合定位如图5所示,黄线为高频信号,红线、紫线、绿线对应图4的3个超声波传感器。声电联合定位图谱可看出,红线略微领先紫线、绿线到达示波器,且峰值均大于紫线、绿线,局部放电源离红色超声波传感器最近,红线与黄线到达示波器的时差Δt为136μs,取其声波在铸铁中传播速度v为4400m/s,运用L=vΔt估算局部放电源距离红色超声波传感器的传播路径L为0.598m,现场测量在变压器C相110kV套管末屏附近。依据红外热成像检测、高频局部放电检测、超声波局部放电检测和声电联合定位的试验数据和结果,综判变压器110kVC相高压套管末屏接地不良,产生悬浮放电。
3停电检查
3.1现场检查
将该台变压器停电检修,打开C相110kV高压套管末屏盖帽检查,发现了末屏导电杆和接地金属铜套表面有明显铜绿,末屏盖帽内有大量的金属碎屑,铝质外壳与末屏盖帽内均有明显的烧蚀放电痕迹。
3.2试验数据
现场对高压套管进行介质损耗、绝缘电阻试验,末屏接地铜套对地电阻为2MΩ。套管油样油色谱分析,试验数据如表2所示,未发现异常。
4原因分析
变压器套管末屏的接地方式为内置连接型式,结构如图7所示。结构设计上不合理,由于密封件橡胶老化,导致雨水、潮气进入末屏内部,使得接地铜套与铝外壳盖帽的内接触面逐渐氧化,产生铜绿氧化层,接地铜套与铝外壳的电阻值逐渐变大,最后电阻值达到2MΩ,导致末屏接地不良,从图6可看出末屏接地铝盖帽有明显的放电痕迹,带电运行导致悬浮放电,引起末屏温度升高,高于A、B相;从表2中可看出C相高压套管油色谱正常,且主绝缘电阻及介质损耗试验数据合格,说明高压套管主绝缘状况良好。综上所述,可以判别红外成像及所有带电局部放电检测数据异常,均系高压套管末屏接地不良导致变压器带电运行末屏悬浮放电所致。随后对末屏进行更换处理,试验合格后变压器投入运行,对其重新进行高频局部放电、超声波局部放电、红外热成像等项目复查,试验数据正常,说明该缺陷已消除。
5结束语
对运行变压器出现异常时,可以尝试红外成像、局部放电、超声波定位等多种带电检测技术应用,对变压器状态联合诊断评估,大大缩短检修时间,减少停电次数和时间,也为设备状态检修提供很好的数据支撑和借鉴经验。
参考文献
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作者:王学锦 蔡建辉 黄继来 王超戎 单位:国网浙江省电力有限公司温州供电公司