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(shè)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(cè)額定電壓分別為121 kV、10.5 kV，接線組別為Ynd11，高壓側(cè)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(dǎo)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(dǎo)管外包繞鋁箔作為極板、油浸電纜紙作為極間介質(zhì)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(dǎo)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(cè)斷路器跳閘。

現(xiàn)場外觀檢查發(fā)現(xiàn)高壓側(cè)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(jié)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(yù)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(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》(DL/T 596)標準“66～110 kV油紙電容型套管應(yīng)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(cè)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(wù)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(dǎo)桿與套管固定法蘭盤有對應(yīng)放電痕跡，套管油紙絕緣(下瓷套內(nèi)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(nèi)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(dǎo)致密封件移位等原因，致使套管內(nèi)部受潮，造成高壓側(cè)C相套管受損。

(2)故障發(fā)展過程：套管下部油紙因受潮導(dǎo)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(dǎo)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(nèi)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(dǎo)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(dǎo)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(cè)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(fù)，清理變壓器內(nèi)部雜質(zhì)，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(cè)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(diào)整采用高壓側(cè)(Y形側(cè))電流互感器外轉(zhuǎn)角方式，即將高壓側(cè)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(cè)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(cè)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(cè)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(cè)提供的短路電流相量見圖6，發(fā)電機側(cè)提供的短路電流相量見圖7 。

圖6 系統(tǒng)側(cè)提供的短路電流相量

圖7 發(fā)電機側(cè)提供的短路電流相量

如圖6所示，當變壓器高壓側(cè)C相發(fā)生接地故障時，系統(tǒng)側(cè)提供給高壓側(cè)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(nèi)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(jié) 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(dǎo)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(yù)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(nèi)部吸潮的概率。