110 kV變壓器進水受潮跳閘故障分析

110 kV變壓器進水受潮跳閘故障分析

張衛東1，李衛東2

(1.國網河北省電力公司滄州供電分公司，河北滄州061000；2.國網河北省電力公司邯鄲供電分公司，河北邯鄲056002)

摘要：針對某110 kV變壓器發生的跳閘故障，采用頻率響應分析、油色譜分析、絕緣電阻檢測等手段進行原因分析，并通過吊罩解體檢查驗證，認為該故障的主要原因是套管頂部接線座松動、膠墊密封不良導致變壓器進水，造成變壓器內部短路，提出相應的改進措施及建議。

關鍵詞：變壓器；套管；密封不良；受潮；燒損

收稿日期：2014-12-29

作者簡介：張衛東(1966-)，男，高級工程師，主要從事電力系統電氣設備絕緣監督和電力設備檢修工作。

中圖分類號：TM411.2

文獻標志碼：B

文章編號：1001-9898(2015)01-0032-04

Abstract：For the trip of a 110 kV transformer failure occurred, Frequency Response Analysis Technology, Oil Chromatographic Analysis, Detection means such as insulation resistance, Cause analysis, By hanging out transformer core, Disintegration and check, Think the main reason for the failure is loose sleeve top Terminal Block, Sealing pad transformer caused by bad water, Cause an internal short circuit transformer, And proposed improvements corresponding preventive measures.

Failure Analysis on 110 kV Transformer Water Damp

Zhang Weidong1，Li Weidong2

(1.State Grid Electric Power Company in Hebei Province Cangzhou Power Supply Branch，Cangzhou 061000，China2.State Grid Electric Power Company in Hebei Province Handan Power Supply Branch，Handan 056002，China)

Key words：transformer;bushing; bad seal;damp;burning

1故障概況

2006年5月21日，某110 kV變電站1號主變壓器差動保護動作，主變壓器三側開關跳閘，主變壓器停運。該主變壓器型號為SFSZ9-31500/110，出廠時間2000年3月，投運時間2000年12月。主變壓器套管型號為BRDLW-110/630，出廠時間2000年2月。

2故障原因分析

2.1　天氣情況

2006年5月20-21日連續降雨，降雨量37 mm ，21日白天天氣陰，有中雨，氣溫19 ℃。根據故障錄波圖及主變壓器保護裝置分析，反映U相故障電流600 A，V、W相故障電流300 A，故障可能發生在繞組內部，而不是在外部引線部位。故障發生后對其進行高壓試驗[1]和主變壓器油色譜分析，以判明故障基本狀況。

2.2　變壓器油色譜數據及理化指標分析

故障前后1號主變壓器油色譜數據及油的其他理化數據對比見表1、表2。

表1故障前后1號主變壓器油色譜數據對比μL/L

試驗日期H2COCO2CH42005-6-13(本體油)11962275314.52006-5-21(本體油)313.5957.92481.941.72006-5-21(瓦斯氣)22547456475629104953.4試驗日期C2H4C2H6C2H2總烴2005-6-13(本體油)23.1無19.62006-5-21(本體油)25.15.453.9126.12006-5-21(瓦斯氣)1019.219511311104.59

表2故障前后1號主變壓器油理化指標對比

變壓器油理化指標水容性酸值酸值mgkoH/g閃點/℃機械雜質游離碳擊穿電壓/kV微量水/μL·L-12005-6-136.20.003無無552006-5-210.011156無無483

由表1、表2可知，此次故障之前，該主變壓器2005年06月13日的例行油色譜數據正常，故障發生后，乙炔、總烴及各種特征氣體的含量均有較大幅度增長，乙炔、氫氣、總烴含量分別達到了53.9 μL/L、313.5 μL/L、126.1 μL/L，按照三比值分析法，編碼組合為102，根據DL/T 722-2000《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》[2]，故障類型應屬高能量放電(即存在繞組、線餅、線匝之間或繞組對地之間的電弧擊穿)，說明故障時變壓器油中已有電弧產生，確認主變壓器本體內部發生了嚴重的放電故障。瓦斯游離氣體中CO、H2、CH4、C2H2均高，說明存在突發的匝、層間電弧放電造成的擊穿，不飽和氣體未能充分溶解就已釋放到瓦斯中。從變壓器油的理化數據微量水的出現，印證了變壓器故障時油浸紙水分在高能放電時析出溶入油中。為了進一步查找故障點及故障原因，結合變壓器油色譜分析結果，對該變壓器進行了相關絕緣測試。

2.3　絕緣電阻、繞組介質損耗因數及電容量測試

故障后，使用型號為3121的測試裝備，在5 kV測試電壓下進行絕緣電阻和吸收比測試，結果見表3。

表3絕緣電阻及吸收比測試結果

測試部位及項目絕緣電阻/MΩ15s60s吸收比高-中、低、地25000300001.2中-高、低、地18000250001.39低-高、中、地20000350001.75

由表2可知，故障后絕緣阻值數據無異常。

變壓器繞組介質損耗因數及電容量測試數據均符合《輸變電設備狀態檢修試驗規程》相關要求。

2.4　變壓器繞組變形

頻響法曲線采用相間分析表明，高、中、低壓繞組頻率響應曲線非常相似，存在差異非常少，頻率響應曲線見圖1。

(a) 高壓側

(b) 中壓側

(c) 低壓側

2.5　直流電阻測試

2006年5月21日(故障后)，上層油溫30 ℃，使用3 391 A測試裝備測試變壓器繞組直流電阻，結果見表4。

表4變壓器繞組直流電阻測試數據 mΩ

分接位置UOVOWOΔR/%110kV1729.7680.3682.77.082709.9670.3672.55.783689.0659.9662.24.344670.6649.9652.23.145658.3639.1641.72.926649.3629.2631.73.157629.4619.5621.31.588609.1609.3611.50.399596.8596.3598.00.2810621.0609.36111.911639.9619.56223.2512659.9630.1632.14.6513671.7640.46424.814681.7650.9652.64.6515701.3661.4663.25.916720.6671.6674.07.117733.2682.2684.27.2835kV分接位置:269.0669.3169.360.4310kV接線方式:Δuvvwwu8.0098.0028.0560.67

依據《河北省電力公司輸變電設備狀態檢修試驗規程(試行)》標準要求，各相繞組相互間的差別不大于2%(警示值)；無中性點引出的繞組，相間互差不大于±2%(警示值)。故障后，通過直流電阻測試數據可以看出，高壓側U相繞組測試顯示為異常狀態，級差電阻不規則，大部分在20 mΩ左右(正常在10 mΩ左右)，三相間互差最大達到7.28%，排除人為測試因素的影響后，說明U相繞組存在匝間、層間短路的可能， V、W兩相未見異常，其它兩側測試結果也未見異常。

綜合分析上述各項試驗的結果后，發現該變壓器的整體絕緣系統在故障前后是處于良好狀態；該變壓器高壓側U相繞組存在故障，判斷該變壓器在突發電路故障后，在導電回路即繞組部分可能出現電弧放電，導致繞組匝間、層間擊穿。

3吊罩檢查分析

現場對該變壓器進行吊置檢查發現，高壓側U相繞組的上部調壓繞組扭曲變形嚴重，綁扎帶受力膨斷，圍屏有撕裂痕跡，有放電現象，導線燒損，絕緣層破損，導線外露，繞組存在多處放電及短路點，第二餅和第三餅間擊穿(如圖2所示)，第2、3、4、7、8分接繞組線匝完全燒斷，5、6、9分接繞組部分燒斷。繞組有嚴重的電弧放電燒傷痕跡，電弧放電是導致主變壓器出現油色譜含量升高的直接原因，高溫的同時還使附近的絕緣紙和油碳化，產生黑色的碳化物隨油向上下兩側移動，并附著在繞組表面，形成了大塊黑色區域，其余引線無短路變形，解體檢查證明了測試及綜合診斷的分析結果。

為確定是否存在由套管向器身內部滲漏水的可能，現場對變壓器套管的密封性進行了檢查。在U相引出線正下方的變壓器底座平面上明顯有水匯聚成片，檢查其底部油槽也發現明顯水分。對變壓器高壓側三相套管檢查發現，U相套管O形膠圈已明顯變形，與其下端接觸的法蘭盤在連接部位發黑明顯，產生原因可能是由于水分浸漬，或是膠圈材質差發生了粘連，如圖3所示。

圖3　A相高壓套管上端帽

對將軍帽的四條緊固螺絲進行檢查，無松動。對變壓器高壓側三相套管頂部密封處的尺寸進行了測量，結果如表5所示。從測量結果可以看出，U相從平臺至橡膠頂高度較V、W相比均低0.4 mm，即U相O形膠圈的可壓縮量較小。對U相套管進行了40 min噴淋試驗，檢查發現膠圈頂部與將軍帽之間有水痕。對變壓器內110 kV U相引線的油浸絕緣紙進行了含水量測試，發現U相油浸絕緣紙存在明顯的受潮現象，這說明水是沿套管引線進入的。

表5高壓側套管頂部密封尺寸mm

相別UVW凸臺高度2.02.02.0橡膠槽深3.743.743.7平臺至橡膠頂高度3.13.53.5將軍帽外沿高度1.81.981.76

通過測試數據分析以及設備吊罩檢查，證明前面測試數據所反應情況與吊罩檢查結果基本吻合。本次變壓器故障主要是由于3只套管膠圈原始尺寸一致性較差；U相膠圈由于存放時間較長或材質問題，彈性差、塑性變形較重，導致高壓套管密封性能降低，當遇到大雨時，雨水通過這些滲漏點進入變壓器內部，水分通過高壓套管頂部流進變壓器內部，沿引線進入繞組絕緣內，久而久之，進入的水越聚越多就會引起變壓器內部絕緣受潮，嚴重時引起擊穿事故。在套管垂直對應的油箱底部見到的水漬也說明了這一點。調壓繞組采用兩端布置，結構不太合理，動穩定較差，在匝間短路電流的電動力下導致調壓繞組整體變形。

4改進措施及建議

a. 對同類型套管頂部的密封狀況進行嚴格檢查，對因密封不良出現滲漏油的變壓器零部件，應及時修理或更換，對同類型主變壓器高壓套管將軍帽密封外沿和四條緊固螺栓處，用玻璃膠進行封堵，采取重復密封的手段防止主變壓器進水，以免潮氣以及雨水從頂部滲入，同時加強運行巡視工作。

b. 對運行中密封性能較差的老式套管，應積極創造條件，盡早改造。改造后的套管也應定期檢查其密封性，以杜絕水分自套管端部進入器身。

c. 對同類型設備，加強絕緣油微量水測試，縮短試驗周期，密切監視油中微量水變化情況，發現異常及時采取措施。

d. 提高設備運行維護、檢修管理水平，加強輸變電設備驗收關及運行監督關[3]，結合狀態檢修工作開展設備評估，發現設備運行中存在的不足，及時消除隱患。

5結束語

通過對變壓器本體及套管進水受潮故障位置的分析定位、現場試驗、設備解體，發現故障的主要原因為膠墊密封不良、套管頂部接線座松動導致變壓器進水，造成變壓器內部放電。為避免事故的發生，應改善套管的密封性能，防止套管滲水漏油，從多方面采取有效措施，確保變壓器安全穩定運行。

參考文獻:

[1]陳天翔，王寅仲.電氣試驗[M].北京：中國電力出版社，2005.

[2]DL/T 722-2000，變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則[S].

[3]曹康，靳新建，毛志英，等.主變壓器本體及套管進水原因分析及防范措施[J].河北電力技術，2007，26(5)：53-54.

本文責任編輯：王洪娟