一起某110 kV變電站主變壓器跳閘故障分析

陳舒捷+孫鵬

摘 要 本文介紹某110 kV變電站發(fā)生主變差動保護動作，致使三側跳閘的故障情況，通過分析主變保護動作信息及故障錄波圖，結合事故現(xiàn)場檢查結果，判斷跳閘是因為變壓器本體進入水分，導致變壓器內部繞組間絕緣強度降低，導致絕緣擊穿并引發(fā)短路跳閘。

關鍵詞 絕緣強度;短路;跳閘

中圖分類號：TM407 文獻標識碼：A 文章編號：1671-7597（2014）22-0164-01

1 故障設備簡況

當日白天天氣陰，間有中雨。該變電站共有主變1臺，當時負荷9.6 MW，其中居民、工業(yè)負荷7MW，農業(yè)負荷2.6 MW，主變的差動保護動作后，三側開關跳閘，故障損失負荷9.6 MW。

2 現(xiàn)場檢查及處理情況

設備跳閘后，試驗及檢修班組對現(xiàn)場設備進行檢查，對低壓側進行直流耐壓試驗，結果合格，說明放電故障點不位于

10 kV側，對套管爬群外觀檢查同樣沒有發(fā)現(xiàn)放電痕跡。配電變壓器臺上裝設的用于保護計量的CT一、二次繞組均擊穿，有明顯對地放電點。而A相主變本體的故障點，推斷在主變本體內部。

通過與220 kV變電站故障錄波器反映與該主變相連的

110 kV線路A相故障電流680 A，B相故障電流280 A，C相故障電流345 A。故障時負荷9.6 MW。通過查看故障錄波圖，主變低壓側為A、C相相間短路故障。

1）主變繞組直阻測試。通過主變繞組直阻試驗，低壓側直阻數(shù)值符合規(guī)程要求;110 kV側不平衡系數(shù)的分接處測量數(shù)值超標;在各分接的級差電阻值比較中，A相明顯比B、C相大;在第8、9分接處直阻值符合規(guī)程要求，排除高壓側主繞組故障的可能性。

2）絕緣油氣相色譜分析。主變保護動作跳閘后，對絕緣油進行色譜分析：氫氣318.5ppm（規(guī)程要求低于150ppm）、乙炔57.9ppm（應低于5ppm），總烴136.1ppm（應低于150ppm），氫氣和乙炔含量均超標。判斷為主變內部發(fā)生工頻續(xù)流放電，產生大量熱量，將絕緣油分解，繞組間或繞組與夾件或外殼的油存在電弧擊穿。

3 吊罩檢查

為了找到內部放電位置，進行故障原因分析，將故障主變返廠，做進一步的吊罩檢查，其中A相內部調壓繞組放電受損嚴重，餅間擊穿處如圖1所示，多處分接的繞組線圈完全燒斷，調壓繞組線匝及引線明顯扭曲變形（圖2）。

通過對變壓器高壓側三相套管的檢查發(fā)現(xiàn)，A相套管將軍帽與法蘭盤連接處明顯較B、C兩相銹蝕嚴重，對A相套管進行了噴淋和密封試驗，沒有發(fā)現(xiàn)明顯滲漏跡象。

4 故障原因分析

通過現(xiàn)場試驗、故障錄波圖分析、返廠吊罩綜合分析表明，變壓器跳閘起因于本體進水，導致變壓器內部繞組匝間和餅間絕緣強度下降，導致絕緣擊穿形成短路。進水位置為套管頂部，設備結構設計制造不合理，密封不嚴，因為套管導電管內部經常在正壓與負壓之間切換，其呼吸效應主變從將軍帽進水。

圖1 調壓繞組燒穿點

圖2 調壓繞組引線變形

5 暴露出的問題

變壓器配套使用的110 kV套管無法檢測其密封狀態(tài)。過去套管頂部將軍帽松動會看到滲油，隨著變壓器工藝的改進，使高壓套管頂部油面高于變壓器油枕，套管在運行中密封破壞導致進入雨水時，由于水分短時間內難以蒸發(fā)，即使進行絕緣油含水量測試也不易發(fā)現(xiàn)。

6 反事故措施

1）變壓器套管頂部高于變壓器油枕油面，此處發(fā)生滲漏目前還沒有有效手段進行檢測。要結合設備停電預試的機會，對高壓側套管的將軍帽外沿和四條緊固螺絲處用玻璃膠進行封堵，防止從套管頂部進水。

2）變壓器損壞則是由于變壓器進水后絕緣受潮引起的，主要原因是套管密封的破壞。在今后的變壓器驗收和檢修工作中，應明確選用指定廠家有效期內的膠圈，安裝和檢修時嚴格按照工藝要求控制壓縮量。

參考文獻

[1]孫偉紅，郭碧翔，黃欣.一起變壓器故障分析[J].農村電氣化，2012.endprint

摘 要 本文介紹某110 kV變電站發(fā)生主變差動保護動作，致使三側跳閘的故障情況，通過分析主變保護動作信息及故障錄波圖，結合事故現(xiàn)場檢查結果，判斷跳閘是因為變壓器本體進入水分，導致變壓器內部繞組間絕緣強度降低，導致絕緣擊穿并引發(fā)短路跳閘。

關鍵詞 絕緣強度;短路;跳閘

中圖分類號：TM407 文獻標識碼：A 文章編號：1671-7597（2014）22-0164-01

1 故障設備簡況

當日白天天氣陰，間有中雨。該變電站共有主變1臺，當時負荷9.6 MW，其中居民、工業(yè)負荷7MW，農業(yè)負荷2.6 MW，主變的差動保護動作后，三側開關跳閘，故障損失負荷9.6 MW。

2 現(xiàn)場檢查及處理情況

設備跳閘后，試驗及檢修班組對現(xiàn)場設備進行檢查，對低壓側進行直流耐壓試驗，結果合格，說明放電故障點不位于

10 kV側，對套管爬群外觀檢查同樣沒有發(fā)現(xiàn)放電痕跡。配電變壓器臺上裝設的用于保護計量的CT一、二次繞組均擊穿，有明顯對地放電點。而A相主變本體的故障點，推斷在主變本體內部。

通過與220 kV變電站故障錄波器反映與該主變相連的

110 kV線路A相故障電流680 A，B相故障電流280 A，C相故障電流345 A。故障時負荷9.6 MW。通過查看故障錄波圖，主變低壓側為A、C相相間短路故障。

1）主變繞組直阻測試。通過主變繞組直阻試驗，低壓側直阻數(shù)值符合規(guī)程要求;110 kV側不平衡系數(shù)的分接處測量數(shù)值超標;在各分接的級差電阻值比較中，A相明顯比B、C相大;在第8、9分接處直阻值符合規(guī)程要求，排除高壓側主繞組故障的可能性。

2）絕緣油氣相色譜分析。主變保護動作跳閘后，對絕緣油進行色譜分析：氫氣318.5ppm（規(guī)程要求低于150ppm）、乙炔57.9ppm（應低于5ppm），總烴136.1ppm（應低于150ppm），氫氣和乙炔含量均超標。判斷為主變內部發(fā)生工頻續(xù)流放電，產生大量熱量，將絕緣油分解，繞組間或繞組與夾件或外殼的油存在電弧擊穿。

3 吊罩檢查

為了找到內部放電位置，進行故障原因分析，將故障主變返廠，做進一步的吊罩檢查，其中A相內部調壓繞組放電受損嚴重，餅間擊穿處如圖1所示，多處分接的繞組線圈完全燒斷，調壓繞組線匝及引線明顯扭曲變形（圖2）。

通過對變壓器高壓側三相套管的檢查發(fā)現(xiàn)，A相套管將軍帽與法蘭盤連接處明顯較B、C兩相銹蝕嚴重，對A相套管進行了噴淋和密封試驗，沒有發(fā)現(xiàn)明顯滲漏跡象。

4 故障原因分析

通過現(xiàn)場試驗、故障錄波圖分析、返廠吊罩綜合分析表明，變壓器跳閘起因于本體進水，導致變壓器內部繞組匝間和餅間絕緣強度下降，導致絕緣擊穿形成短路。進水位置為套管頂部，設備結構設計制造不合理，密封不嚴，因為套管導電管內部經常在正壓與負壓之間切換，其呼吸效應主變從將軍帽進水。

圖1 調壓繞組燒穿點

圖2 調壓繞組引線變形

5 暴露出的問題

變壓器配套使用的110 kV套管無法檢測其密封狀態(tài)。過去套管頂部將軍帽松動會看到滲油，隨著變壓器工藝的改進，使高壓套管頂部油面高于變壓器油枕，套管在運行中密封破壞導致進入雨水時，由于水分短時間內難以蒸發(fā)，即使進行絕緣油含水量測試也不易發(fā)現(xiàn)。

6 反事故措施

1）變壓器套管頂部高于變壓器油枕油面，此處發(fā)生滲漏目前還沒有有效手段進行檢測。要結合設備停電預試的機會，對高壓側套管的將軍帽外沿和四條緊固螺絲處用玻璃膠進行封堵，防止從套管頂部進水。

2）變壓器損壞則是由于變壓器進水后絕緣受潮引起的，主要原因是套管密封的破壞。在今后的變壓器驗收和檢修工作中，應明確選用指定廠家有效期內的膠圈，安裝和檢修時嚴格按照工藝要求控制壓縮量。

參考文獻

[1]孫偉紅，郭碧翔，黃欣.一起變壓器故障分析[J].農村電氣化，2012.endprint

摘 要 本文介紹某110 kV變電站發(fā)生主變差動保護動作，致使三側跳閘的故障情況，通過分析主變保護動作信息及故障錄波圖，結合事故現(xiàn)場檢查結果，判斷跳閘是因為變壓器本體進入水分，導致變壓器內部繞組間絕緣強度降低，導致絕緣擊穿并引發(fā)短路跳閘。

關鍵詞 絕緣強度;短路;跳閘

中圖分類號：TM407 文獻標識碼：A 文章編號：1671-7597（2014）22-0164-01

1 故障設備簡況

當日白天天氣陰，間有中雨。該變電站共有主變1臺，當時負荷9.6 MW，其中居民、工業(yè)負荷7MW，農業(yè)負荷2.6 MW，主變的差動保護動作后，三側開關跳閘，故障損失負荷9.6 MW。

2 現(xiàn)場檢查及處理情況

設備跳閘后，試驗及檢修班組對現(xiàn)場設備進行檢查，對低壓側進行直流耐壓試驗，結果合格，說明放電故障點不位于

10 kV側，對套管爬群外觀檢查同樣沒有發(fā)現(xiàn)放電痕跡。配電變壓器臺上裝設的用于保護計量的CT一、二次繞組均擊穿，有明顯對地放電點。而A相主變本體的故障點，推斷在主變本體內部。

通過與220 kV變電站故障錄波器反映與該主變相連的

110 kV線路A相故障電流680 A，B相故障電流280 A，C相故障電流345 A。故障時負荷9.6 MW。通過查看故障錄波圖，主變低壓側為A、C相相間短路故障。

1）主變繞組直阻測試。通過主變繞組直阻試驗，低壓側直阻數(shù)值符合規(guī)程要求;110 kV側不平衡系數(shù)的分接處測量數(shù)值超標;在各分接的級差電阻值比較中，A相明顯比B、C相大;在第8、9分接處直阻值符合規(guī)程要求，排除高壓側主繞組故障的可能性。

2）絕緣油氣相色譜分析。主變保護動作跳閘后，對絕緣油進行色譜分析：氫氣318.5ppm（規(guī)程要求低于150ppm）、乙炔57.9ppm（應低于5ppm），總烴136.1ppm（應低于150ppm），氫氣和乙炔含量均超標。判斷為主變內部發(fā)生工頻續(xù)流放電，產生大量熱量，將絕緣油分解，繞組間或繞組與夾件或外殼的油存在電弧擊穿。

3 吊罩檢查

為了找到內部放電位置，進行故障原因分析，將故障主變返廠，做進一步的吊罩檢查，其中A相內部調壓繞組放電受損嚴重，餅間擊穿處如圖1所示，多處分接的繞組線圈完全燒斷，調壓繞組線匝及引線明顯扭曲變形（圖2）。

通過對變壓器高壓側三相套管的檢查發(fā)現(xiàn)，A相套管將軍帽與法蘭盤連接處明顯較B、C兩相銹蝕嚴重，對A相套管進行了噴淋和密封試驗，沒有發(fā)現(xiàn)明顯滲漏跡象。

4 故障原因分析

通過現(xiàn)場試驗、故障錄波圖分析、返廠吊罩綜合分析表明，變壓器跳閘起因于本體進水，導致變壓器內部繞組匝間和餅間絕緣強度下降，導致絕緣擊穿形成短路。進水位置為套管頂部，設備結構設計制造不合理，密封不嚴，因為套管導電管內部經常在正壓與負壓之間切換，其呼吸效應主變從將軍帽進水。

圖1 調壓繞組燒穿點

圖2 調壓繞組引線變形

5 暴露出的問題

變壓器配套使用的110 kV套管無法檢測其密封狀態(tài)。過去套管頂部將軍帽松動會看到滲油，隨著變壓器工藝的改進，使高壓套管頂部油面高于變壓器油枕，套管在運行中密封破壞導致進入雨水時，由于水分短時間內難以蒸發(fā)，即使進行絕緣油含水量測試也不易發(fā)現(xiàn)。

6 反事故措施

1）變壓器套管頂部高于變壓器油枕油面，此處發(fā)生滲漏目前還沒有有效手段進行檢測。要結合設備停電預試的機會，對高壓側套管的將軍帽外沿和四條緊固螺絲處用玻璃膠進行封堵，防止從套管頂部進水。

2）變壓器損壞則是由于變壓器進水后絕緣受潮引起的，主要原因是套管密封的破壞。在今后的變壓器驗收和檢修工作中，應明確選用指定廠家有效期內的膠圈，安裝和檢修時嚴格按照工藝要求控制壓縮量。

參考文獻

[1]孫偉紅，郭碧翔，黃欣.一起變壓器故障分析[J].農村電氣化，2012.endprint