变压器铁芯与夹件导通故障的诊断与处理

1铁芯和夹件接地的作用

1.1 防止悬浮电位和放电现象

在变压器运行过程中,铁芯及其金属构件因受强电场作用易产生悬浮电位。若不接地,铁芯和夹件之间可能因电位差产生放电现象。当两点间电位差足以击穿其间绝缘时,将产生火花放电,进而可能引发更严重的电气故障。通过将铁芯和夹件分别接地,可避免它们与油箱等其他部件处于相同电位,从而防止因电位差引起的放电现象^[1]。

1.2 防止涡流和过热情况

变压器铁芯由硅钢片组成,硅钢片之间是绝缘的,旨在防止产生较大涡流。若铁芯多点接地,将导致涡流增大,进而引起铁芯局部过热,严重时可能导致接地片烧断,铁芯产生悬浮电位。因此,铁芯必须单点接地,但若出现两点或多点接地,接地点将形成闭合回路,造成环流,引发局部过热,导致绝缘油分解,绝缘性能下降,严重时甚至会烧坏铁芯硅钢片,引发主变重大事故。

1.3 方便维护和检测

将铁芯和夹件分开接地,有助于在维护和检测过程中更容易地发现问题,如用钳形电流表测量铁芯和夹件的接地电流大小,还可以通过测量其各自的接地电阻来迅速查找问题。

2铁芯和夹件接地导通的原因分析

由于变压器设计、制造及安装不当等原因,铁芯多点接地现象时有发生,但铁芯与夹件接地导通的事例并不多见。造成铁芯、夹件接地导通的原因很多,归纳起来主要有以下几点:

1)变压器设计及制造工艺不良,造成绝缘距离过小或绝缘结构发生位移。

(1)材料选择不合理:如果变压器的材料(如绝 缘材料、导体材料等)不符合标准或性能要求,可能导致绝缘性能下降。

(2)设计不合理:设计过程中可能存在结构或设计缺陷。例如,变压器的绕组布局不合理、绝缘层设计不足或过厚,都会影响铁芯对地绝缘的效果。

(3)制造工艺不完善:变压器制造过程中缺乏严格的质量控制,导致材料表面存在裂纹、气孔或其他缺陷,从而影响绝缘性能。

2)变压器装配及安装不到位,致使金属杂物滞留或掉入箱内,导致铁芯与夹件多点接地。

(1)夹件固定不牢:如果变压器的夹件(用于固 定绕组)没有牢固地固定在铁芯上,可能会导致绕组与外壳发生多点接触或松动,进而影响绝缘性能。

(2)金属杂物滞留:运输和搬运过程中可能有金属杂物(如螺钉、螺丝等)嵌入到变压器内部,特别是在夹件和绕组之间,可能导致局部短路或接地。

(3)安装精度不足:如果在安装过程中没有严格按照设计要求对变压器进行调整,可能会导致铁芯与外壳之间的间隙过大或过小。

3)运输、安装时变压器倾斜和冲撞振动,使变压器局部或整体发生机械位移,以致绝缘距离不够和绝缘损坏。

(1)搬运不当:在运输过程中,如果变压器被错误地放置或倾斜,可能导致内部结构受力不均,进而影响绝缘性能。

(2)搬运工具使用不当:如果搬运工具设计不合理(如没有固定夹具),可能无法有效固定变压器的位置,导致运输过程中出现晃动或倾倒。

(3)安装震动问题:搬运完成后,在安装过程中震动过大而对变压器的结构造成损害。

4)绝缘受潮。

(1)环境湿度过高:如果变压器处于高湿度或潮湿的环境中,可能导致绝缘材料吸收水分而发生软化或老化。

(2)空气污染:变压器内部可能受到外部污染物(如硫化物、氯化物等)的影响,进而腐蚀绝缘材料。

(3)材料储存不当:如果绝缘材料在存储过程中没有进行干燥处理,可能会导致水分渗透到变压器的内部结构中^[2]。

3 故障案例分析

铜湾电站为湖南省境内沅水干流梯级开发的第五级。坝址位于中方县铜湾镇上游0.5 km处,距怀化市50 km,下接清水塘水电站库尾,上与安江水电站尾水衔接,是一个以发电为主,兼顾航运等综合利用的水电工程,电站装机容量180 MW。

现以铜湾电站#1主变为例介绍如何分析、判断和处理铁芯和夹件导通故障。

故障现象:铜湾电站1#主变压器为特变电工生产的SSP10—100000/220型变压器,于2007年12月投产使用。2013年,由预防性试验数据发现主变铁芯与夹件的接地电流存在超标的隐患。试验数据显示:1#主变铁芯和夹件的接地电流为6.4 A,远远超出主变产品出厂文件中接地电流不应超过0.1 A的要求。根据直流电阻和绝缘电阻的试验项目检查,铁芯和夹件本身对地绝缘均合格,但铁芯和夹件间存在直接导通点,导通电阻始终稳定在6.6Ω左右。经咨询生产厂家相关技术人员,初步分析为变压器铁芯与夹件之间存在金属性导通点,从而导致铁芯与夹件在变压器内部形成并联后接地,引起回路接地电流增大的故障现象。该故障对变压器本身的运行不会产生不良影响,但因为接地回路电流过大,可能引起铁芯和夹件连接的部位长期发热而对其绝缘产生不良影响,且不能排除变压器组装时内部遗落异物而导致铁芯和夹件发生金属性连接的可能[2]。

4 故障处理措施

针对铁芯与夹件导通故障,业内通常采用以下几种方法进行排查处理:

1)排油进入内部检查:检查人员进入变压器内部,但变压器内部空间狭小,故障点不容易查找。

2)吊钟罩检查:吊开钟罩对变压器内部可能发生多点接地的部位进行重点检查,但此法检修时间长,影响机组的备用,调度机构也会进行考核;而且施工难度系数大,受天气影响较大。当主变器身暴露在空气中时,要求空气湿度一般不应大于75%,若在空气相对湿度大于75%的情况下作业时间过长,可能导致器身受潮,而器身受潮现场只能通过热油循环进行干燥。因此,该方法一般最后才采用。

3)电容放电冲击法:当变压器铁芯或夹件是由器身内部焊渣等导致的不稳定接地时,则可用该法。电容放电冲击法是利用电容器存储的能量瞬间释放来产生强大电流,将焊渣等毛刺烧掉,以消除故障。随着冲击次数的增加,耐压值会逐渐升高。但如果多点接地为稳定接地的情况,则随着冲击次数的增加,耐压值会逐步降低。采用此方法时,一定要慎重,如果操作不当,会造成故障扩大,严重时甚至会损坏内部绝缘。

4)串接限流电阻:在接地回路中串接限流电阻以限制接地电流。该方法可以不用停运变压器,但须注意一点,在装限流电阻时,需采用接地线将铁芯和夹件可靠接地,防止形成悬浮电压^[3]。

5现场故障情况处理

为排除变压器隐患,经铜湾电站、生产厂家与检修公司相关技术人员商议,决定于2013年12月主变检修时对1#主变进行排油检查,并制定了相关施工方案,邀请生产厂家的技术人员到现场指导检修工作。

5.1 处理过程

2013年12月20日,在生产厂家技术人员的现场指导下,检修公司检修人员在排油后从变压器低压侧进人孔进入变压器内部,对变压器铁芯和夹件的相关固定部位、变压器内部空间的相关部位、夹件螺栓、铁芯和夹件的接地引出线等进行了仔细检查,但因变压器内部空间所限,只能从外观上对各部位进行检查,检查中未能发现明显的导通点,但基本上可以排除变压器内部遗落异物引起铁芯和夹件产生金属连接的可能。在检查手段有限的情况下,为防止引起故障扩大化,电站生技部领导和厂家代表商议决定暂不做内部深入检查。

5.2 处理方案

为消除主变铁芯与夹件接地电流超标的隐患,综合考虑,决定先临时采取增加限流电阻的方式抑制该回路接地电流,减少内部连接点的发热量,从而保证设备的正常运行。如故障仍不能消除,或者情况恶化,再采取吊钟罩检查的方案。

串接限流电阻的方案:在铁芯接地引出线和夹件接地引出线靠近地网的位置,跨接一个100 Ω、额定电流5 A的限流电阻(考虑后期可根据实际情况调节电阻值,同时也考虑故障点消除后能快速恢复到正常的运行方式,根据实际情况,现场加装一个阻值为200 Ω的滑动电阻),从而将铁芯和夹件的接地电流抑制到0.5 A左右,将铁芯和夹件连接点的发热量控制在可以承受的范围内,而不至于对绝缘产生不良影响。施工图如图1所示。

测量1#主变铁芯和夹件的接地电流为6.4 A,导通电阻始终稳定在6.6 Ω左右,根据以上测量数据计算出铁芯和夹件之间的电压为:U=IR=6.4×6.6=42.24V,串接一个100Ω电阻后,理论上电流值为:I=U/R=42.24÷100=0.4224A。可以达到降低环流电流的目的。

5.3 处理结果

方案实施后,效果明显,实测铁芯和夹件电流下降至0.34 A左右,对1#主变油取样进行油色谱分析,数据正常,无异常情况。

查询1#主变铁芯、夹件历史接地电流数据和改造后接地电流数据并进行对比,如表1所示。

同时,从在线监测系统监测的实时铁芯电流数据来看,1#主变铁芯电流值平稳,如图2所示。

铜湾电站1#主变铁芯与夹件导通故障,采用串接电阻的方法进行处理后,铁芯与夹件电流降至安全范围以内,运行数据平稳,消除了事故隐患。在2015年的1#主变C级检修中,由试验数据发现变压器铁芯和夹件之间的金属性导通点已不存在,铁芯和夹件之间绝缘数据都达到了出厂值。经分析,可能是内部油流导致导通点松脱,从而使导通故障消除。同时,对1#主变取油样进行色谱分析,数据也无异常。经领导同意,恢复1#主变铁芯和夹件分别接地的正常运行方式。

6 结束语

变压器铁芯与夹件导通接地故障原因有很多,实际情况复杂多变,处理时也很棘手。但只要了解变压器结构特点,根据预防性试验数据及其反映出的故障现象,进行科学的分析判断,一些接地故障还是可以找到并消除的。同时,有条件的单位应投入对变压器在线监测方面的技改,如油色谱在线监测、铁芯和夹件实时电流监测,实现对故障的提前预警,真正做到故障早期诊断,根据故障数据及故障特征及时采取针对性措施,将故障损失控制在最低范围。

[参考文献]

[1]特变电工.变压器出厂文件说明书[Z],2007.

[2] 电力设备预防性试验规程:DL/T 596—2021[S].

[3] 曾竣波.一起变压器铁芯夹件接地电流过大的分析及处理[J].电工电气,2018(9):73-74.

《机电信息》2025年第11期第5篇