一起110 kV變電站主變壓器絕緣故障分析

李 培，李 頡，郭良峰，艾 葉，郭祥雄

（1.國家電網(wǎng)有限公司技術(shù)學(xué)院分公司，山東 濟南 250002；2.國網(wǎng)滄州供電公司，河北 滄州 061099；3.國網(wǎng)武漢供電公司，湖北 武漢 430010）

0 引言

電力變壓器是電力系統(tǒng)中最重要的設(shè)備之一，在電力生產(chǎn)中起著舉足輕重的作用。理想狀態(tài)的電力變壓器是一個全密封的整體，外界的水分無法進入變壓器內(nèi)部。變壓器一旦進水受潮，極易造成變壓器事故的發(fā)生。外界水分進入變壓器內(nèi)部，需要滿足三個基本要素，即變壓器內(nèi)、外部存在壓力差；變壓器存在進水通道；出現(xiàn)下雨或空氣濕度較大等情況［1］。

本文對某110 kV變電站1號主變壓器絕緣故障進行分析，通過解體檢查確定事故原因，以提高變壓器故障的預(yù)防和處理能力。

1 變壓器常見故障類型

變壓器故障根據(jù)發(fā)生位置的不同，分為外部故障和內(nèi)部故障［2-3］。外部故障主要包括油箱故障和冷卻裝置及其他附件故障。冷卻裝置故障主要包括輸油泵故障、風(fēng)扇故障等，其他附件故障主要包括絕緣套筒故障、油位計故障和溫度計故障等。內(nèi)部故障主要包括繞組故障、鐵芯故障等。

變壓器故障根據(jù)性質(zhì)不同可分為放電故障、受潮故障和過熱故障。相關(guān)研究表明，過熱故障發(fā)生概率較大，有時油道堵塞會導(dǎo)致散熱不良，從而發(fā)生過熱故障。在放電故障中，火花放電故障發(fā)生的概率較大，其主要是引線接觸不良以及鐵芯接地不良所引發(fā)的放電現(xiàn)象。而受潮故障則大概率是油中水分含量過大或摻雜大量濕雜質(zhì)導(dǎo)致的局部放電故障。

2 故障情況及原因分析

2018 年5 月20 日至21 日，天氣情況為連續(xù)性降雨，降雨量約為37 mm，21 日白天天氣陰，有中雨，東北風(fēng)3?4 級，氣溫為19 ℃。5 月21 日16 時12 分，變電站1 號主變壓器差動保護動作，發(fā)出差動保護、輕瓦斯保護信號，主變壓器三側(cè)開關(guān)正確動作跳閘，主變壓器停運。

根據(jù)主變壓器保護的動作情況，試驗人員初步判斷主變壓器內(nèi)部發(fā)生了放電性故障。試驗人員進行了多項電氣試驗，同時查閱2017 年6 月24 日的試驗數(shù)據(jù)，進行數(shù)據(jù)對比分析，確定變壓器的故障程度，為進一步確定檢修策略提供依據(jù)。

3 試驗檢測及數(shù)據(jù)分析

為了判定變壓器內(nèi)部故障的原因，試驗人員進行了一系列試驗，包括頻響法繞組變形試驗、繞組連同套管的絕緣電阻試驗、直流電阻試驗、變壓器本體的介質(zhì)損耗試驗、套管的介質(zhì)損耗試驗、絕緣油的色譜分析、絕緣油的簡化試驗［4］。

3.1 繞組變形試驗

分別對變壓器的高壓繞組、中壓繞組和低壓繞組進行繞組變型測試。中壓繞組、低壓繞組在各頻段相關(guān)系數(shù)均較高。而在測得的高壓側(cè)繞組頻響曲線中，A 相繞組與B 相繞組、C 相繞組在低頻段和中頻段的相關(guān)系數(shù)偏小，這意味著A 相繞組存在故障的可能性較大。從中壓側(cè)和低壓側(cè)繞組的頻響曲線分析，變壓器中、低壓側(cè)繞組基本正常。

3.2 絕緣電阻試驗和介質(zhì)損耗試驗

對變壓器進行絕緣電阻測試和介質(zhì)損耗測試，故障前后測試數(shù)據(jù)如表1、表2所示。

表1 故障前后變壓器絕緣電阻測試數(shù)據(jù)

表2 故障前后變壓器介質(zhì)損耗測試數(shù)據(jù)

從絕緣電阻試驗和介質(zhì)損耗試驗的數(shù)據(jù)對比中可以看出，故障后的變壓器整體絕緣狀態(tài)良好，但是高壓繞組對中壓繞組、低壓繞組及外殼的介質(zhì)損耗顯著增大，說明高壓繞組有可能存在絕緣缺陷。由于變壓器體積龐大、內(nèi)部構(gòu)造復(fù)雜、測試回路中并聯(lián)支路多，絕緣電阻試驗和介質(zhì)損耗試驗不能有效發(fā)現(xiàn)設(shè)備內(nèi)部存在的局部缺陷，因此還需要做進一步的檢查。

3.3 直流電阻試驗

對變壓器的高壓繞組、中壓繞組、低壓繞組分別進行直流電阻測試，故障前后測試數(shù)據(jù)如表3、表4、表5 所示。故障發(fā)生后，三相繞組直流電阻不平衡系數(shù)無法計算，因此在表3中不再列出。

表3 故障前后變壓器高壓側(cè)直流電阻測試數(shù)據(jù)

表5 故障前后變壓器低壓側(cè)直流電阻測試數(shù)據(jù)

根據(jù)直流電阻試驗數(shù)據(jù)判斷主變壓器高壓側(cè)A相繞組存在斷線故障，可能由匝間短路繞組斷裂或套管引線與繞組焊接部位斷線導(dǎo)致。

3.4 絕緣油試驗

對變壓器絕緣油進行色譜試驗，故障前后測試數(shù)據(jù)如表6 所示。對變壓器絕緣油進行了一系列簡化試驗［5］，故障前后測試數(shù)據(jù)如表7所示。

表6 故障前后變壓器絕緣油測試數(shù)據(jù) 單位：μL/L

表7 故障前后變壓器絕緣油簡化試驗數(shù)據(jù)

從絕緣油的簡化試驗數(shù)據(jù)來看，絕緣油本身整體性能較好，微水含量增長值為2 mg/L，符合運行中絕緣油微水含量不大于35 mg/L 的標準。但是，絕緣油中溶解氣體的色譜數(shù)據(jù)顯示，絕緣油中的氫氣、甲烷、乙烷、乙炔等主要指標都發(fā)生了明顯增長，其中乙炔含量高達95.1 μL/L，說明存在放電性故障，三比值特征代碼為102，根據(jù)編碼規(guī)則判斷該現(xiàn)象屬于高能量放電［6］，在繞組、線餅、線匝之間或繞組對地之間可能存在電弧放電擊穿故障，考慮局部受潮導(dǎo)致的絕緣缺陷。

4 吊罩檢查及原因分析

5 月26 日上午，對1 號主變壓器進行吊罩檢查，A 相上壓板處有大片碳黑痕跡，如圖1 所示。A 相引線與靜電屏和相鄰匝間繞組有明顯放電痕跡，在A相繞組端部發(fā)現(xiàn)燒黑和燒斷的白布帶，用手觸摸可以明顯感覺到A 相引出線在故障點處基本處于完全斷開狀態(tài)，如圖2所示。

圖1 變壓器A相壓板

圖2 變壓器A相引線

對A相套管進行氣壓密封試驗，沒有發(fā)現(xiàn)套管存在明顯滲漏跡象。對A相套管進行持續(xù)40 min的噴淋試驗，檢查發(fā)現(xiàn)膠圈頂部與將軍帽之間有水痕。對變壓器內(nèi)110 kV的A相引線油浸絕緣紙進行含水量測試，結(jié)果顯示A 相引線油浸絕緣紙存在明顯的受潮現(xiàn)象。

通過對試驗報告、現(xiàn)場故障點查找、吊罩檢查等情況的綜合分析，本次變壓器故障主要是由于變壓器內(nèi)部進水，變壓器繞組匝間或?qū)娱g絕緣強度下降，經(jīng)過線路多次重合閘的沖擊，在絕緣強度降低到一定程度后發(fā)生了擊穿損壞。

2018 年5 月26 日上午，檢修人員對1 號主變壓器進行了吊罩檢查，確定故障點在A 相套管引線與繞組的連接處，A 相壓餅處有明顯水跡，絕緣白布帶已部分碳化，引線周圍起支撐作用的木質(zhì)絕緣上可見上下貫穿的放電痕跡。從故障點的情況判斷，故障原因是變壓器A 相套管頂部螺絲密封不嚴，經(jīng)過連續(xù)降雨后，雨水從套管頂部的縫隙滲入并沿引線向下擴散，導(dǎo)致引線絕緣受潮，發(fā)生放電現(xiàn)象。6 月2日，將變壓器返廠解體后發(fā)現(xiàn)高壓繞組引出線根部第1、2餅間及匝間發(fā)生短路，確認故障原因。

5 故障預(yù)防措施

根據(jù)110 kV 變電站1 號主變壓器的故障發(fā)生原因，積極采取應(yīng)對措施。針對同類、同電壓等級的變壓器，使用密封膠對套管的相關(guān)部位進行密封處理?，F(xiàn)場進行變壓器安裝時，必須嚴格按照廠家說明書和規(guī)范要求進行施工，嚴把質(zhì)量關(guān)，對發(fā)現(xiàn)的隱患必須采取相應(yīng)的措施加以消除。加強運行維護人員的變壓器巡視檢查和維護管理工作，以保證變壓器處于良好的運行狀況。加強主變壓器絕緣油化驗的監(jiān)督管理，重點跟蹤絕緣油色譜試驗數(shù)據(jù)的變化。

6 結(jié)語

電力變壓器作為大型電氣設(shè)備，體積大、部件多，試驗人員要持續(xù)開展精細化管理及維護工作，保證變壓器維持在正常工作狀態(tài)，降低缺陷率。運行維護時，工作人員應(yīng)當(dāng)認真執(zhí)行檢修工藝規(guī)范，及時發(fā)現(xiàn)缺陷并消除，積極采取預(yù)防措施，最大程度保證主變壓器的安全運行。