謝云飛， 宋淑紅， 郭建宏

（國(guó)網(wǎng)山西電力公司長(zhǎng)治供電公司，山西 長(zhǎng)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(yàn)是診斷變壓器絕緣狀況的重要依據(jù)。本文針對(duì)一起110 kV變壓器運(yùn)行中的故障，通過(guò)電氣試驗(yàn)，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(zhǎng)治電網(wǎng)某110 kV 變電站1 號(hào)主變壓器為1998 年2 月太原變壓器廠生產(chǎn)的型號(hào)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(yùn)行。2015 年2 月22 日5 時(shí)44 分21 秒，該主變雙套WBZ-500H 保護(hù)差動(dòng)動(dòng)作，同時(shí)非電量保護(hù)本體輕瓦斯動(dòng)作。30 ms 差動(dòng)出口跳開(kāi)1號(hào)主變101、501 開(kāi)關(guān)（中壓側(cè)301 斷路器在熱備狀態(tài)），切除故障。具體為動(dòng)作相C 最大差流值Idmax=1.67 A，差動(dòng)制動(dòng)電流值Is=1.67 A。隨后，對(duì)1 號(hào)主變進(jìn)行了電氣診斷性試驗(yàn)和油色譜試驗(yàn)。

2 試驗(yàn)分析

2.1 電氣試驗(yàn)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(kāi)關(guān)切換試驗(yàn)數(shù)據(jù)均正常，而異常數(shù)據(jù)包括繞組直流電阻試驗(yàn)、變比試驗(yàn)和短路阻抗試驗(yàn)數(shù)據(jù)。

繞組直流電阻試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表1 所示，110 kV側(cè)三相直流電阻互差超標(biāo)，超過(guò)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(cè)直流電阻數(shù)據(jù)如表2 所示，此時(shí)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(wú)明顯變化，高壓側(cè)C 相直流電阻在7 個(gè)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(dǎo)線接觸不良、導(dǎo)線和繞組焊接不良、分接開(kāi)關(guān)接觸不良、繞組斷股和斷線等。為防止分接開(kāi)關(guān)接觸不良，試驗(yàn)人員在試驗(yàn)時(shí)將有載分接開(kāi)關(guān)所有分接位置進(jìn)行了4～5 個(gè)循環(huán)，另外C 相電阻7 個(gè)分接位置電阻均有增大，所有分接開(kāi)關(guān)位置接觸不良的原因較小。歷次試驗(yàn)數(shù)據(jù)中三相直流電阻均正常，套管油枕連接板和導(dǎo)線接觸不良以及導(dǎo)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(yàn)數(shù)據(jù)如表3 所示。

表1 直流電阻試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表2 2011 年直流電阻試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表3 變比測(cè)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(yuǎn)超變壓器變比誤差規(guī)程規(guī)定值1%。同樣驗(yàn)證了C 相繞組存在缺陷，但無(wú)法判斷A、B 相繞組的絕緣和連接情況。為進(jìn)一步分析各相繞組狀況，通過(guò)單相（匝數(shù)比） 變比測(cè)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(jiàn)表4。

表4 單相變比測(cè)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(lái)說(shuō)，變比增大的可能性較小?？赡苁抢@組斷股、斷線導(dǎo)致試驗(yàn)電壓大部分加于斷點(diǎn)部分，而繞組的其余層和匝電壓降較小，導(dǎo)致二次感應(yīng)電壓較小，變比測(cè)試數(shù)據(jù)出現(xiàn)偏大現(xiàn)象。

而短路阻抗試驗(yàn)高壓對(duì)低壓額定分接的短路阻抗已經(jīng)明顯超過(guò)2%的規(guī)程值，且中壓對(duì)低壓阻抗數(shù)據(jù)無(wú)明顯異常，低壓側(cè)繞組直流電阻正常。因此，短路阻抗超標(biāo)說(shuō)明高壓側(cè)阻抗存在問(wèn)題。

2.2 氣相色譜分析

2 月22 日該主變故障后，立即對(duì)油樣進(jìn)行氣相色譜分析，故障后油樣色譜數(shù)據(jù)及故障前一個(gè)月油樣例行試驗(yàn)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(zhǎng)，而油中含水量無(wú)異常變化，存在較多的乙炔和一氧化碳說(shuō)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(wú)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(xiàng)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(kuò)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(zhǎng)，故障部位應(yīng)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(dāng)天天氣良好，各條線路均無(wú)操作。該變壓器為鋁線圈老舊變壓器，運(yùn)行時(shí)間長(zhǎng)，曾受過(guò)2 次短路沖擊。但本次試驗(yàn)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(yán)，雨水進(jìn)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(huì)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(jìn)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(yán)漏水的位置，再次驗(yàn)證了本次事故的起因。

4 結(jié)束語(yǔ)

本文詳述了通過(guò)電氣試驗(yàn)分析判斷變壓器故障并定性定位的一個(gè)實(shí)例，對(duì)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(fù)責(zé)變壓器絕緣油在熱脹冷縮時(shí)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(shí)不僅要對(duì)本體和絕緣油進(jìn)行檢查，還應(yīng)對(duì)油枕、有載分接開(kāi)關(guān)等進(jìn)行全面檢修；對(duì)老舊變壓器等電氣設(shè)備應(yīng)適當(dāng)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。