一起110 kV 變壓器繞組絕緣故障的診斷與分析

謝云飛， 宋淑紅， 郭建宏

（國網(wǎng)山西電力公司長治供電公司，山西 長治 046011）

0 引言

變壓器是變電站最重要的電氣設(shè)備之一，它提供了可靠且有效的電壓變換方法。變壓器的故障多為絕緣引起的[1-3]。變壓器的電氣試驗是診斷變壓器絕緣狀況的重要依據(jù)。本文針對一起110 kV變壓器運行中的故障，通過電氣試驗，探討發(fā)生故障的原因，為類似情況提供借鑒。

1 故障概況

長治電網(wǎng)某110 kV 變電站1 號主變壓器為1998 年2 月太原變壓器廠生產(chǎn)的型號為SFSZL7-20000/110 的變壓器，額定電壓為110 000/38 500/10 500 V，接線組別為YN，yn0，d11，1998 年6月投入運行。2015 年2 月22 日5 時44 分21 秒，該主變雙套WBZ-500H 保護差動動作，同時非電量保護本體輕瓦斯動作。30 ms 差動出口跳開1號主變101、501 開關(guān)（中壓側(cè)301 斷路器在熱備狀態(tài)），切除故障。具體為動作相C 最大差流值Idmax=1.67 A，差動制動電流值Is=1.67 A。隨后，對1 號主變進行了電氣診斷性試驗和油色譜試驗。

2 試驗分析

2.1 電氣試驗數(shù)據(jù)分析

繞組絕緣電阻、繞組介損及電容量、套管介損及電容量、繞組變形、有載分接開關(guān)切換試驗數(shù)據(jù)均正常，而異常數(shù)據(jù)包括繞組直流電阻試驗、變比試驗和短路阻抗試驗數(shù)據(jù)。

繞組直流電阻試驗數(shù)據(jù)如表1 所示，110 kV側(cè)三相直流電阻互差超標，超過了變壓器直流電阻相間互差規(guī)程規(guī)定值2%，上層油溫為12 ℃。

2011 年3 月21 日所測直流電阻數(shù)據(jù)如表2 所示，此時上層油溫為12 ℃。

從表1、表2 可以看出，上層油溫一致，高壓側(cè)A、B 相直流電阻無明顯變化，高壓側(cè)C 相直流電阻在7 個分接位置都有明顯增大。繞組直流電阻增大的原因通常有套管油枕連接板和導線接觸不良、導線和繞組焊接不良、分接開關(guān)接觸不良、繞組斷股和斷線等。為防止分接開關(guān)接觸不良，試驗人員在試驗時將有載分接開關(guān)所有分接位置進行了4～5 個循環(huán)，另外C 相電阻7 個分接位置電阻均有增大，所有分接開關(guān)位置接觸不良的原因較小。歷次試驗數(shù)據(jù)中三相直流電阻均正常，套管油枕連接板和導線接觸不良以及導線和繞組接觸不良、虛焊、脫焊等原因的可能性也較小，C 相繞組斷股、斷線的可能性較大。變比試驗數(shù)據(jù)如表3 所示。

表1 直流電阻試驗數(shù)據(jù)

表2 2011 年直流電阻試驗數(shù)據(jù)

表3 變比測試值

變比數(shù)據(jù)中，只有AB/AmBm變比在正常范圍內(nèi)，BC/BmCm、CA/CmAm的變比均較大，已遠超變壓器變比誤差規(guī)程規(guī)定值1%。同樣驗證了C 相繞組存在缺陷，但無法判斷A、B 相繞組的絕緣和連接情況。為進一步分析各相繞組狀況，通過單相（匝數(shù)比） 變比測試，變壓器的高、中繞組均為YO 接線，相（匝數(shù)比） 電壓比和變比為同一數(shù)值，詳情見表4。

表4 單相變比測試數(shù)據(jù)

由表4 可以看出，A、B 相為正常，C 相變比數(shù)據(jù)增大。一般來說，變比增大的可能性較小?？赡苁抢@組斷股、斷線導致試驗電壓大部分加于斷點部分，而繞組的其余層和匝電壓降較小，導致二次感應電壓較小，變比測試數(shù)據(jù)出現(xiàn)偏大現(xiàn)象。

而短路阻抗試驗高壓對低壓額定分接的短路阻抗已經(jīng)明顯超過2%的規(guī)程值，且中壓對低壓阻抗數(shù)據(jù)無明顯異常，低壓側(cè)繞組直流電阻正常。因此，短路阻抗超標說明高壓側(cè)阻抗存在問題。

2.2 氣相色譜分析

2 月22 日該主變故障后，立即對油樣進行氣相色譜分析，故障后油樣色譜數(shù)據(jù)及故障前一個月油樣例行試驗數(shù)據(jù)如表5 所示。

由表5 可知，與1 月7 日下部油樣相比，故障后的油樣尤其是上部油樣色譜數(shù)據(jù)，故障特征氣體除乙烷外均有明顯增長，而油中含水量無異常變化，存在較多的乙炔和一氧化碳說明變壓器內(nèi)部可能存在固體放電性故障，再利用三比值法可判斷為低能放電故障。下部油樣故障后除氫氣和乙炔含量有較高增大外，其他均無太大變化，和上部油樣及瓦斯口數(shù)據(jù)比較，下部油樣的各項數(shù)據(jù)明顯低于上部油樣故障氣體數(shù)據(jù)，可能為故障后氣體擴散所致。在上部油樣及瓦斯口氣體中故障特征氣體明顯增長，故障部位應位于變壓器中上部。

表5 油樣氣相色譜數(shù)據(jù) μL/L

2.3 故障分析

綜上所述，變壓器的故障部位最可能位于高壓側(cè)繞組C 相中上部，故障原因可能為高壓繞組C 相斷線、斷股，高壓繞組油紙絕緣遭到破壞。

3 原因分析

故障當天天氣良好，各條線路均無操作。該變壓器為鋁線圈老舊變壓器，運行時間長，曾受過2 次短路沖擊。但本次試驗未發(fā)現(xiàn)繞組變形。吊罩后發(fā)現(xiàn)，在高壓側(cè)繞組C 相首端附近，最外側(cè)幾匝繞組油紙絕緣已遭到破壞。這是由于位于高壓C 相附近油枕密封膠墊老化、熱脹冷縮等原因造成密封不嚴，雨水進入油枕后慢慢滲入變壓器內(nèi)部，在C 相外側(cè)繞組間形成含水量較高的通道，由于最大電位梯度總是位于高壓側(cè)附近位置，該處就會形成局部放電，隨著繞組紙絕緣的受潮和局放的發(fā)展，繞組匝間絕緣被破壞，最后形成匝間短路，進而放電燒損繞組形成多層斷股。C相繞組放電的位置正好為油枕密封不嚴漏水的位置，再次驗證了本次事故的起因。

4 結(jié)束語

本文詳述了通過電氣試驗分析判斷變壓器故障并定性定位的一個實例，對變壓器故障分析有一定的借鑒意義；變壓器油枕是變壓器的重要組成部分，負責變壓器絕緣油在熱脹冷縮時的油面調(diào)節(jié)，油枕的密封性良好是防止變壓器絕緣油老化、劣化的重要保證，保證油枕密封性是防止變壓器絕緣事故的重要措施之一；變壓器大檢修時不僅要對本體和絕緣油進行檢查，還應對油枕、有載分接開關(guān)等進行全面檢修；對老舊變壓器等電氣設(shè)備應適當縮短大檢修的周期，這是防止老舊電氣設(shè)備事故的重要措施之一。