500 kV 變壓器現場局部放電異常分析

伊 鋒 ，梁 健 ，許 偉 ，高志新 ，馬國慶

（1.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003；2.國網智能科技股份有限公司，山東 濟南 250101）

0 引言

大型變壓器作為變電站的核心設備之一，為保證其在長期工作電壓下能夠安全可靠運行，根據國家相關技術標準要求，在投運前須考核其在運輸和現場組裝后的絕緣性能，變壓器在現場組裝完成后須進行繞組連同套管的感應電壓試驗帶局部放電試驗，局部放電試驗是考核變壓器絕緣狀況的重要手段［1-2］。近年來，隨著變壓器整體質量不斷提升，現場局部放電量考核也越來越嚴格。從工程實際出發，以500 kV變壓器現場試驗時局部放電量超標分析與處理過程為例，給出了局部放電試驗異常的定性、定位流程，分析現場局部放電產生的原因并給出了處理措施，為500 kV變壓器現場局部放電處理提供一定的借鑒。

1 試驗背景及方法介紹

1.1 試驗背景

山東某500 kV變電站是新建智能變電站，本期規劃安裝一組1 000 MVA組變壓器。其主要技術參數包括：設備型號為ODFS-334000／500；額定容量為334／334／100 MVA；額定電壓為±2×2.5%）／36 kV；聯結組標號為 Ia0i0。

1.2 試驗方法

試驗按照國家相關技術標準要求進行。為有效降低試驗裝置成本及工作難度，現場試驗時一般采用對稱加壓的方式［3-4］，對稱加壓如圖1所示。圖1中，L為補償電抗器，C為電容分壓器，PD為局部放電儀，C1、C2為耦合電容 （套管電容），ZK1、ZK2為檢測阻抗，a、x為低壓繞組首末端，A為高壓端，Am為中壓端，A0為中性點。

圖1 對稱加壓接線方式

2 局部放電缺陷情況

變壓器現場局部放電測試于2019年7月份開始，試驗數據如表1所示，其中Ur為額定電壓。

表1 局部放電試驗數據

由表1可知，B相主變高壓側和中壓側放電量均達到800 pC，不滿足國網公司相關技術要求，局部放電試驗不合格［5-7］。

發現故障后對現場進行排查：

1）重新對該變壓器A相進行局部放電試驗，試驗合格，排除試驗設備的干擾；

2）重新對B相試驗接線、二次端子及變壓器周圍試驗環境重新進行檢查確認未發異常情況；

3）在B相進行試驗時，使用紫外成像儀對試驗回路和被試變壓器進行監測，同時使用超聲檢測儀進行輔助檢測，未見異常。

通過排查，可基本排除外部干擾造成局部放電超標的可能。

3 缺陷判定過程

3.1 試驗過程

再次對變壓器充分放氣，常規雙邊加壓進行試驗，試驗前進行傳遞比校準，如表2所示。

表2 雙邊加壓試驗前傳遞比校準

當低壓側電壓升至19 kV時出現放電信號，放電現象、放電波形與之前試驗相吻合。電壓升高至測量電壓下，時間持續60 min，放電波形與放電量未發生變化，放電量高壓、中壓均為 800 pC，低壓2 400 pC，不符合傳遞比規律，局部放電位置不在高壓或者中壓繞組。在此過程中，使用局部放電超聲定位測試儀，在高壓和中壓升高座位置未測得局部放電信號，在低壓升高座處測得局部放電信號，如圖2所示。

3.2 定位過程

改變試驗接線，改雙邊加壓為單邊加壓，低壓首端加壓，尾端接地。試驗接線如圖3所示。

圖2 局部放電定位儀測得低壓信號

圖3 首端加壓接線

試驗前，進行傳遞比校準，如表3所示。

表3 單邊加壓試驗前傳遞比校準

當低壓側電壓升至14 kV左右時出現局部放電信號，電壓升高至20 kV過程中，放電信號波形隨電壓變化，最終穩定，高壓、中壓側放電量800 pC，低壓側放電量2 400 pC。局部放電定位測試儀在高壓、中壓首端，未測得局部放電信號，在低壓升高座處測得局部放電信號如圖4所示。

圖4 局部放電定位儀測得低壓信號

改變試驗接線方式，單邊加壓，低壓首端接地，尾端加壓。試驗接線如圖5所示。

圖5 尾端加壓接線

低壓側電壓升至20 kV左右時未出現放電信號，電壓升高至25 kV過程中，未出現放電信號，局部放電超聲定位測試儀未測得局部放電信號。

4 原因分析、處理措施及試驗驗證

4.1 原因分析

低壓側局部放電量2 400 pC，高、中壓側局部放電量800 pC，不符合傳遞比要求；低壓放電波形與高、中壓相似，應屬同一放電源，且局部放電定位點在低壓附近，局部放電故障點應在低壓繞組處，高壓和中壓側局部放電屬于傳遞信號。

改變加壓方式過程中，局部放電的起始電壓與低壓a端的對地電位有關，判定局部放電故障點發生在低壓繞組a端首端位置。

現場局部放電波形如圖6所示，其與典型油紙絕緣放電特征不符，與金屬懸浮放電特征較為類似，初步判定局部放電故障為低壓繞組a端附近的金屬懸浮放電。

圖6 低壓放電波形

低壓引線結構如圖7所示。低壓引線結構較簡單，電壓較低，分析造成低壓金屬懸浮放電的原因為引線表面可能存在金屬異物或金屬顆粒以及引線距油箱壁距離不合適等。這與發貨拆除和現場組裝等過程中工藝處理不良有關。

圖7 低壓引線結構

工藝問題主要是由以下方面原因導致：

1）根據設計要求，低壓引線包含4根銅絞線，如圖8所示。每根銅絞線需要冷壓一個接線端子，端子拆裝過程有產生金屬碎屑的可能性。

2）引線拆裝過程，冷壓位置容易受傷。

3）組裝時，引線與周圍油箱壁距離不符合設計要求。

4）受現場環境限制，潔凈程度不達標，操作中存在污染低壓引線絕緣的可能性。

圖8 低壓引線內部結構

4.2 處理措施

變壓器解體后按以下步驟進行檢測與處理：檢查低壓側潔凈度；檢查低壓引線與周圍油箱的距離，調整引線與油箱壁的距離；檢查引線冷壓位置；低壓引線首層絕緣層臟污，去除6層絕緣后重新包扎。

4.3 試驗驗證

處理完成后，再次進行局部放電試驗，高壓局部放電量小于40 pC，中壓局部放電量小于80 pC，滿足試驗要求，驗證了故障點定位的準確性和處理方式的合理性。

5 結語

以現場500 kV變壓器交接試驗時局部放超標的分析判斷與處理過程為例，介紹了變壓器現場局部放電判定方法。

當出現局部放電信號時，首先用紫外成像儀和超聲檢測儀進行輔助檢測，以判斷局部放電信號是否來自外部干擾；可應用局部放電定位測試儀判斷大體方位；通過波形傳遞比判斷出現位置；采用傳遞比與局部放電定位測試儀判斷方位后，通過改變加壓方式來判定局部放電具體方位；在初步判斷放電位置后，將變壓器放油處理，開蓋后確認缺陷位置，再次進行局部放電試驗，驗證現場判定準確性。