變壓器套管受潮放電引起的事故分析及預防措施

楊勝利, 謝建榮, 肖 瀟

(四川華能寶興河水電有限責任公司， 四川 雅安 625000)

0 前 言

某水電站為引水式電站，電站總裝機容量80 MW，裝設4臺單機容量為20 MW的混流式水輪發(fā)電機組；電氣主接線形式為兩臺發(fā)電機組連接一臺容量為50 MVA的雙繞組升壓變壓器組成擴大單元接線。升壓變壓器高低壓側額定電壓分別為121 kV、10.5 kV，接線組別為Ynd11，高壓側采用油紙電容式變壓器套管將變壓器高壓引線穿過變壓器的外殼，作為導電部分支持物和對地絕緣用。

油紙電容式套管由油枕、瓷套、電容芯子、連接法蘭和均壓球等組成，以在套管的中心導管外包繞鋁箔作為極板、油浸電纜紙作為極間介質組成的串聯(lián)同軸圓柱電容器(即電容芯子)為主絕緣，電容器的一端與套管的中心導管相連，另一端一般通過一個小套管引出直接接地。在電容芯子的作用下，使套管的徑向和軸向電場分布均勻。

1 事故概要

2015年9月2日4時45分，該水電站2B主變壓器B相、C相差流速斷和比率制動式縱差保護動作，2B主變壓器重瓦斯保護及輕瓦斯保護動作，2B主變高低壓側斷路器跳閘。

現(xiàn)場外觀檢查發(fā)現(xiàn)高壓側C相套管將軍帽頭部與套管上瓷套分離，上竄長度約300 mm，如圖1所示。主變壓器的壓力釋放閥未動作，本體未噴油。

圖1 事故后C相套管頭部上竄

2 事故原因分析及處理

2.1 套管年檢結果

該水電站2B主變壓器自1995年投運，已連續(xù)運行20年。2015年8月22日對該變壓器進行年檢預試，通過套管介損試驗測得其C相的介損為1.371%，超過《電力設備預防性試驗規(guī)程》(DL/T 596)標準“66～110 kV油紙電容型套管應不大于1%”的要求；通過油化試驗測得其C相套管的氫(H2)含量為2 723.11 uL/L，標準規(guī)定的注意值為500 uL/L；總烴(∑CnHn)含量為374.19 uL/L，標準規(guī)定的注意值為150 uL/L；乙炔(C2H2)含量為40.56 uL/L，遠超過標準規(guī)定的注意值5 uL/L。隨即對2B主變高壓側三相套管更換了合格的絕緣油。經(jīng)聯(lián)系變壓器生產(chǎn)廠家，原型號套管現(xiàn)不再生產(chǎn)，需定制，生產(chǎn)周期1個月以上。考慮到套管電容量正常，發(fā)電任務較重，暫時監(jiān)視投入運行，待套管采購后立即更換。

2015年8月30日2B主變投運，投運后對主變本體及三相套管進行了溫度監(jiān)測，未發(fā)現(xiàn)異常。9月 2日4時45分事故發(fā)生。

2.2 事故情況

9月6日吊出變壓器C相高壓套管，檢查發(fā)現(xiàn)C相高壓套管下瓷套爆裂，碎片散落在油箱底部，下瓷套銅導桿與套管固定法蘭盤有對應放電痕跡，套管油紙絕緣(下瓷套內部)存在明顯電弧燒灼損傷，損傷最嚴重部位在靠均壓環(huán)端，多層油紙絕緣有明顯的樹枝狀放電痕跡，部分油紙絕緣有碳化現(xiàn)象；外觀檢查變壓器器身主絕緣沒有可見損傷痕跡；9月8日吊罩檢查，發(fā)現(xiàn)C相套管引線移位，器身引線出線部位有3～4股電磁線輕微變形；套管引線靠近均壓球部位有燒灼痕跡。C相套管及變壓器損傷情況見圖2～4。

圖2 C相套管解體后下部絕緣

圖3 C相引線燒蝕部位

圖4 器身C相線圈引出部位

2.3 原因分析

(1)初步判斷，套管內絕緣存在缺陷(超時間運行老化所致)，套管密封件老化或“蘆山4·20地震”導致密封件移位等原因，致使套管內部受潮，造成高壓側C相套管受損。

(2)故障發(fā)展過程：套管下部油紙因受潮導致絕緣劣化，運行過程中發(fā)生局部放電，局部放電量較大，發(fā)展為樹枝放電，導致油紙絕緣部分碳化，放電同時油氣化產(chǎn)生氣體，油紙絕緣內產(chǎn)生游離碳顆粒，降低絕緣強度，達到臨界狀態(tài)后，套管導桿與法蘭盤之間油紙絕緣發(fā)生電弧擊穿，瞬間套管油氣化膨脹，導致套管下瓷套爆裂，將軍帽沖出。

2.4 事故處理

(1)根據(jù)對2B變壓器器身檢查情況，變壓器輕微受損，可維修。

(2)在水電站現(xiàn)場對變壓器進行大修，更換高壓側三相套管，對輕微變形的3～4股器身引線出線部位電磁線進行現(xiàn)場修復，清理變壓器內部雜質，過濾變壓器油。

(3)大修完成后按規(guī)程規(guī)定對變壓器整體進行耐壓和局部放電試驗，并按變壓器大修試驗要求完成其它試驗項目，變壓器投運后加強變壓器油樣分析。

(4)2015年9月21日，2B主變大修及各項試驗完成，數(shù)據(jù)合格，投運正常。后期油化試驗均正常。

3 變壓器保護動作分析

本次事故2B主變保護動作情況：2B主變壓器B相、C相差流速斷和比率制動式縱差保護動作，2B主變壓器重瓦斯保護及輕瓦斯保護動作。

本次事故為2B主變高壓側C相套管故障，屬單相接地故障。從故障分析，2B主變壓器C相差流速斷和比率制動式縱差保護動作、 2B主變壓器重瓦斯保護及輕瓦斯保護動作均屬正確動作。為什么B相差流速斷和比率制動式縱差保護會動作呢？

該水電站變壓器保護采用許繼電氣的WFB-100型變壓器保護裝置，其差動保護相位調整采用高壓側(Y形側)電流互感器外轉角方式，即將高壓側三相電流互感器二次繞組出線首尾連接成三角形接線方式后，再接入保護裝置，低壓側電流互感器二次繞組出線仍按星形接線方式接入保護裝置，接線方式如圖5所示。

由圖5可知，高壓側進入變壓器保護裝置的三相電流為：

圖5 主變差動保護電流回路接線示意

(1)

低壓側進入變壓器保護裝置的三相電流為各相二次電流的值。系統(tǒng)側提供的短路電流相量見圖6，發(fā)電機側提供的短路電流相量見圖7 。

圖6 系統(tǒng)側提供的短路電流相量

圖7 發(fā)電機側提供的短路電流相量

如圖6所示，當變壓器高壓側C相發(fā)生接地故障時，系統(tǒng)側提供給高壓側C相的故障電流ICs=Iks，A、B相均無故障電流，進入變壓器保護裝置的B、C相電流IB′=-ICS=-IKS、IC′=ICS=IKS，其大小相等、方向相反。

由于本次故障為變壓器差動保護區(qū)內故障，IB′與IbG方向相同、IC′與IcG方向相同，相加即為B、C相的差動電流，此時B、C相差動電流大小相等、方向相反，均超過了差流速斷和比率制動式縱差保護動作值，故B、C相差流速斷和比率制動式縱差保護均動作。

4 結 語

根據(jù)以上分析，對變壓器套管受潮放電引起的事故提出如下建議。

(1)根據(jù)《電力變壓器檢修導則》(DL/T 573-2010)7.1.1.5規(guī)定，根據(jù)變壓器實際運行情況，以10～12年為周期對變壓器進行大修。

(2)對在變壓器日常預防性試驗中發(fā)現(xiàn)的問題要高度重視，及時進行消缺處理。

(3)按照套管廠家規(guī)定對變壓器套管進行周期性油化驗，在套管絕緣電阻、電容及介損測試值未發(fā)現(xiàn)明顯變化時，盡量減少套管油化驗次數(shù)，以降低套管內部吸潮的概率。