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(dòng)保護(hù)動(dòng)作，致使三側(cè)跳閘的故障情況，通過分析主變保護(hù)動(dòng)作信息及故障錄波圖，結(jié)合事故現(xiàn)場檢查結(jié)果，判斷跳閘是因?yàn)樽儔浩鞅倔w進(jìn)入水分，導(dǎo)致變壓器內(nèi)部繞組間絕緣強(qiáng)度降低，導(dǎo)致絕緣擊穿并引發(fā)短路跳閘。

關(guān)鍵詞 絕緣強(qiáng)度;短路;跳閘

中圖分類號(hào)：TM407 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1671-7597（2014）22-0164-01

1 故障設(shè)備簡況

當(dāng)日白天天氣陰，間有中雨。該變電站共有主變1臺(tái)，當(dāng)時(shí)負(fù)荷9.6 MW，其中居民、工業(yè)負(fù)荷7MW，農(nóng)業(yè)負(fù)荷2.6 MW，主變的差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作后，三側(cè)開關(guān)跳閘，故障損失負(fù)荷9.6 MW。

2 現(xiàn)場檢查及處理情況

設(shè)備跳閘后，試驗(yàn)及檢修班組對現(xiàn)場設(shè)備進(jìn)行檢查，對低壓側(cè)進(jìn)行直流耐壓試驗(yàn)，結(jié)果合格，說明放電故障點(diǎn)不位于

10 kV側(cè)，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(tái)上裝設(shè)的用于保護(hù)計(jì)量的CT一、二次繞組均擊穿，有明顯對地放電點(diǎn)。而A相主變本體的故障點(diǎn)，推斷在主變本體內(nèi)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(shí)負(fù)荷9.6 MW。通過查看故障錄波圖，主變低壓側(cè)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(yàn)，低壓側(cè)直阻數(shù)值符合規(guī)程要求;110 kV側(cè)不平衡系數(shù)的分接處測量數(shù)值超標(biāo);在各分接的級(jí)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(cè)主繞組故障的可能性。

2）絕緣油氣相色譜分析。主變保護(hù)動(dòng)作跳閘后，對絕緣油進(jìn)行色譜分析：氫氣318.5ppm（規(guī)程要求低于150ppm）、乙炔57.9ppm（應(yīng)低于5ppm），總烴136.1ppm（應(yīng)低于150ppm），氫氣和乙炔含量均超標(biāo)。判斷為主變內(nèi)部發(fā)生工頻續(xù)流放電，產(chǎn)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(nèi)部放電位置，進(jìn)行故障原因分析，將故障主變返廠，做進(jìn)一步的吊罩檢查，其中A相內(nèi)部調(diào)壓繞組放電受損嚴(yán)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(diào)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(cè)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(yán)重，對A相套管進(jìn)行了噴淋和密封試驗(yàn)，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(yàn)、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(jìn)水，導(dǎo)致變壓器內(nèi)部繞組匝間和餅間絕緣強(qiáng)度下降，導(dǎo)致絕緣擊穿形成短路。進(jìn)水位置為套管頂部，設(shè)備結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)制造不合理，密封不嚴(yán)，因?yàn)樘坠軐?dǎo)電管內(nèi)部經(jīng)常在正壓與負(fù)壓之間切換，其呼吸效應(yīng)主變從將軍帽進(jìn)水。

圖1 調(diào)壓繞組燒穿點(diǎn)

圖2 調(diào)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(dòng)會(huì)看到滲油，隨著變壓器工藝的改進(jìn)，使高壓套管頂部油面高于變壓器油枕，套管在運(yùn)行中密封破壞導(dǎo)致進(jìn)入雨水時(shí)，由于水分短時(shí)間內(nèi)難以蒸發(fā)，即使進(jìn)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(jìn)行檢測。要結(jié)合設(shè)備停電預(yù)試的機(jī)會(huì)，對高壓側(cè)套管的將軍帽外沿和四條緊固螺絲處用玻璃膠進(jìn)行封堵，防止從套管頂部進(jìn)水。

2）變壓器損壞則是由于變壓器進(jìn)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(yàn)收和檢修工作中，應(yīng)明確選用指定廠家有效期內(nèi)的膠圈，安裝和檢修時(shí)嚴(yán)格按照工藝要求控制壓縮量。

參考文獻(xiàn)

[1]孫偉紅，郭碧翔，黃欣.一起變壓器故障分析[J].農(nóng)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(dòng)保護(hù)動(dòng)作，致使三側(cè)跳閘的故障情況，通過分析主變保護(hù)動(dòng)作信息及故障錄波圖，結(jié)合事故現(xiàn)場檢查結(jié)果，判斷跳閘是因?yàn)樽儔浩鞅倔w進(jìn)入水分，導(dǎo)致變壓器內(nèi)部繞組間絕緣強(qiáng)度降低，導(dǎo)致絕緣擊穿并引發(fā)短路跳閘。

關(guān)鍵詞 絕緣強(qiáng)度;短路;跳閘

中圖分類號(hào)：TM407 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1671-7597（2014）22-0164-01

1 故障設(shè)備簡況

當(dāng)日白天天氣陰，間有中雨。該變電站共有主變1臺(tái)，當(dāng)時(shí)負(fù)荷9.6 MW，其中居民、工業(yè)負(fù)荷7MW，農(nóng)業(yè)負(fù)荷2.6 MW，主變的差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作后，三側(cè)開關(guān)跳閘，故障損失負(fù)荷9.6 MW。

2 現(xiàn)場檢查及處理情況

設(shè)備跳閘后，試驗(yàn)及檢修班組對現(xiàn)場設(shè)備進(jìn)行檢查，對低壓側(cè)進(jìn)行直流耐壓試驗(yàn)，結(jié)果合格，說明放電故障點(diǎn)不位于

10 kV側(cè)，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(tái)上裝設(shè)的用于保護(hù)計(jì)量的CT一、二次繞組均擊穿，有明顯對地放電點(diǎn)。而A相主變本體的故障點(diǎn)，推斷在主變本體內(nèi)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(shí)負(fù)荷9.6 MW。通過查看故障錄波圖，主變低壓側(cè)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(yàn)，低壓側(cè)直阻數(shù)值符合規(guī)程要求;110 kV側(cè)不平衡系數(shù)的分接處測量數(shù)值超標(biāo);在各分接的級(jí)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(cè)主繞組故障的可能性。

2）絕緣油氣相色譜分析。主變保護(hù)動(dòng)作跳閘后，對絕緣油進(jìn)行色譜分析：氫氣318.5ppm（規(guī)程要求低于150ppm）、乙炔57.9ppm（應(yīng)低于5ppm），總烴136.1ppm（應(yīng)低于150ppm），氫氣和乙炔含量均超標(biāo)。判斷為主變內(nèi)部發(fā)生工頻續(xù)流放電，產(chǎn)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(nèi)部放電位置，進(jìn)行故障原因分析，將故障主變返廠，做進(jìn)一步的吊罩檢查，其中A相內(nèi)部調(diào)壓繞組放電受損嚴(yán)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(diào)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(cè)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(yán)重，對A相套管進(jìn)行了噴淋和密封試驗(yàn)，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(yàn)、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(jìn)水，導(dǎo)致變壓器內(nèi)部繞組匝間和餅間絕緣強(qiáng)度下降，導(dǎo)致絕緣擊穿形成短路。進(jìn)水位置為套管頂部，設(shè)備結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)制造不合理，密封不嚴(yán)，因?yàn)樘坠軐?dǎo)電管內(nèi)部經(jīng)常在正壓與負(fù)壓之間切換，其呼吸效應(yīng)主變從將軍帽進(jìn)水。

圖1 調(diào)壓繞組燒穿點(diǎn)

圖2 調(diào)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(dòng)會(huì)看到滲油，隨著變壓器工藝的改進(jìn)，使高壓套管頂部油面高于變壓器油枕，套管在運(yùn)行中密封破壞導(dǎo)致進(jìn)入雨水時(shí)，由于水分短時(shí)間內(nèi)難以蒸發(fā)，即使進(jìn)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(jìn)行檢測。要結(jié)合設(shè)備停電預(yù)試的機(jī)會(huì)，對高壓側(cè)套管的將軍帽外沿和四條緊固螺絲處用玻璃膠進(jìn)行封堵，防止從套管頂部進(jìn)水。

2）變壓器損壞則是由于變壓器進(jìn)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(yàn)收和檢修工作中，應(yīng)明確選用指定廠家有效期內(nèi)的膠圈，安裝和檢修時(shí)嚴(yán)格按照工藝要求控制壓縮量。

參考文獻(xiàn)

[1]孫偉紅，郭碧翔，黃欣.一起變壓器故障分析[J].農(nóng)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(dòng)保護(hù)動(dòng)作，致使三側(cè)跳閘的故障情況，通過分析主變保護(hù)動(dòng)作信息及故障錄波圖，結(jié)合事故現(xiàn)場檢查結(jié)果，判斷跳閘是因?yàn)樽儔浩鞅倔w進(jìn)入水分，導(dǎo)致變壓器內(nèi)部繞組間絕緣強(qiáng)度降低，導(dǎo)致絕緣擊穿并引發(fā)短路跳閘。

關(guān)鍵詞 絕緣強(qiáng)度;短路;跳閘

中圖分類號(hào)：TM407 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1671-7597（2014）22-0164-01

1 故障設(shè)備簡況

當(dāng)日白天天氣陰，間有中雨。該變電站共有主變1臺(tái)，當(dāng)時(shí)負(fù)荷9.6 MW，其中居民、工業(yè)負(fù)荷7MW，農(nóng)業(yè)負(fù)荷2.6 MW，主變的差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作后，三側(cè)開關(guān)跳閘，故障損失負(fù)荷9.6 MW。

2 現(xiàn)場檢查及處理情況

設(shè)備跳閘后，試驗(yàn)及檢修班組對現(xiàn)場設(shè)備進(jìn)行檢查，對低壓側(cè)進(jìn)行直流耐壓試驗(yàn)，結(jié)果合格，說明放電故障點(diǎn)不位于

10 kV側(cè)，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(tái)上裝設(shè)的用于保護(hù)計(jì)量的CT一、二次繞組均擊穿，有明顯對地放電點(diǎn)。而A相主變本體的故障點(diǎn)，推斷在主變本體內(nèi)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(shí)負(fù)荷9.6 MW。通過查看故障錄波圖，主變低壓側(cè)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(yàn)，低壓側(cè)直阻數(shù)值符合規(guī)程要求;110 kV側(cè)不平衡系數(shù)的分接處測量數(shù)值超標(biāo);在各分接的級(jí)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(cè)主繞組故障的可能性。

2）絕緣油氣相色譜分析。主變保護(hù)動(dòng)作跳閘后，對絕緣油進(jìn)行色譜分析：氫氣318.5ppm（規(guī)程要求低于150ppm）、乙炔57.9ppm（應(yīng)低于5ppm），總烴136.1ppm（應(yīng)低于150ppm），氫氣和乙炔含量均超標(biāo)。判斷為主變內(nèi)部發(fā)生工頻續(xù)流放電，產(chǎn)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(nèi)部放電位置，進(jìn)行故障原因分析，將故障主變返廠，做進(jìn)一步的吊罩檢查，其中A相內(nèi)部調(diào)壓繞組放電受損嚴(yán)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(diào)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(cè)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(yán)重，對A相套管進(jìn)行了噴淋和密封試驗(yàn)，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(yàn)、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(jìn)水，導(dǎo)致變壓器內(nèi)部繞組匝間和餅間絕緣強(qiáng)度下降，導(dǎo)致絕緣擊穿形成短路。進(jìn)水位置為套管頂部，設(shè)備結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)制造不合理，密封不嚴(yán)，因?yàn)樘坠軐?dǎo)電管內(nèi)部經(jīng)常在正壓與負(fù)壓之間切換，其呼吸效應(yīng)主變從將軍帽進(jìn)水。

圖1 調(diào)壓繞組燒穿點(diǎn)

圖2 調(diào)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(dòng)會(huì)看到滲油，隨著變壓器工藝的改進(jìn)，使高壓套管頂部油面高于變壓器油枕，套管在運(yùn)行中密封破壞導(dǎo)致進(jìn)入雨水時(shí)，由于水分短時(shí)間內(nèi)難以蒸發(fā)，即使進(jìn)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(jìn)行檢測。要結(jié)合設(shè)備停電預(yù)試的機(jī)會(huì)，對高壓側(cè)套管的將軍帽外沿和四條緊固螺絲處用玻璃膠進(jìn)行封堵，防止從套管頂部進(jìn)水。

2）變壓器損壞則是由于變壓器進(jìn)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(yàn)收和檢修工作中，應(yīng)明確選用指定廠家有效期內(nèi)的膠圈，安裝和檢修時(shí)嚴(yán)格按照工藝要求控制壓縮量。

參考文獻(xiàn)

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