李波 胡依林 李糾 陳生學

（1、昭通學院，云南昭通 657000 2、宜賓學院，四川宜賓 644007 3、云南電網(wǎng)有限責任公司昭通供電局，云南昭通 657000）

1 研究背景與意義

站用變壓器在變電站中不僅供應著日常生活生產(chǎn)用電，同時也為SF6 開關、保護屏、主變有載調(diào)壓裝置等重要設備提供操作所需電源，因此對其安全運維監(jiān)控對變電站有著重要作用。某地供電所一年內(nèi)同一型號的35kV 站用變壓器多次發(fā)生內(nèi)部故障。以此猜測該型35kV 站用變壓器存在家族性缺陷，本文將從此入手，利用高壓試驗的數(shù)據(jù)分析，判斷變壓器缺陷類型和部位，再結合返廠解體的結果來驗證上述猜想。

2 變壓器高壓試驗的理論基礎

變壓器的內(nèi)部組成復雜, 造成其內(nèi)部缺陷的原因及其缺陷位置的判定,給運維檢修部門帶來了很大的難題。變壓器高壓試驗就是為快速準確辨識判斷變壓器缺陷故障位置，提出了相應的處理措施。運用高壓試檢檢測變壓器故障的常用技術有：①絕緣電阻測試試驗；②介質(zhì)損耗試驗；③直流電阻測試試驗等。

絕緣電阻測試試驗可以針對變壓器整體的絕緣情況進行評估，能夠有效檢查出絕緣體異物，絕緣油劣化，絕緣層受潮污、熱老化、擊穿等問題，為現(xiàn)場運檢提供輔助。

介質(zhì)損耗試驗主要示判斷交流電作用下，產(chǎn)生的熱量使得絕緣層老化，引起氣設備介質(zhì)損耗因數(shù)過大的預防性試驗。介質(zhì)損耗試驗其試驗原理如圖1 所示。

圖1 介質(zhì)損耗試驗原理圖

直流電阻的測量是變壓器試驗中一個重要的試驗項目，對保證變壓器安全運行起到了重要作用?？梢詸z查出諸如變壓器接頭松動，分接開關接觸不良、檔位錯誤等許多缺陷。直流電阻測試試驗等效電路圖及參數(shù)變化如圖2 所示。

圖2 直流電阻的測量試驗等效電路圖

3 某型35kV 站用變壓器家族案例分析

3.1 35kV 站用變壓器故障案例1

3.1.1 故障概述

云南某站用變發(fā)生熔斷器炸裂故障，事發(fā)時該站用變處于運行狀態(tài)。當?shù)毓╇娋中拊囁鶎I(yè)技術人員對變壓器進行了高壓試驗，試驗數(shù)據(jù)如下：

①絕緣電阻測試（MΩ）。（表1）

表1 案例1 35kV 站用變絕緣電阻測試

2 直流電阻測試（MΩ）。（表2）

表2 案例1 35kV 站用變高壓側絕緣電阻測試

3 直流電阻測試（mΩ）。（表3）

表3 案例1 35kV 站用變低壓側絕緣電阻測試

由于高壓側直流電阻無法測試，后改用2500V 絕緣兆歐表分別對AB、BC、CA 相進行測試，得到較大的測試值，初步判斷為AB、BC、CA 之間都有繞組斷線情況。

3.1.2 故障原因分析

通過檢查開關柜內(nèi)部，可看到當時事發(fā)時的三相熔斷器炸裂的殘余碎片，及燒蝕的痕跡（BC 相較為嚴重）。新更換的保險絲的型號為40.5kV/5A/31.5kVA，與原先的保險絲型號相同。經(jīng)過檢查35kV1 號站用變高壓電纜、10kV1 號和35kV2 兩臺站用變的低壓側電纜及所帶的負荷均正常。結合現(xiàn)場檢查和試驗數(shù)據(jù)判斷，本次故障懷疑變壓器內(nèi)部繞組故障的可能性較大。

3.2 35kV 站用變壓器故障案例2

3.2.1 故障概述

某35kV1 型站用變?nèi)蹟嗥魅蹟啵數(shù)毓╇娋中拊囁鶎I(yè)技術人員對該35kV1 號站用變進行高壓試驗，試驗數(shù)據(jù)如下：

①高壓繞組直流電阻測試(Ω)(運行檔3 檔)

油溫：12℃ 環(huán) 境溫度：12℃相對濕度：63%。（表4）

表4 案例2 35kV 站用變高壓側絕緣電阻測試

②低壓繞組直流電阻測試(mΩ)。（表5）

表5 案例1 35kV 站用變低壓側絕緣電阻測試

③繞組絕緣電阻、吸收比測試

根據(jù)電力設備預防性試驗規(guī)程》Q/CSG1206007-2017中相關要求：高壓側C相直阻偏差遠超過規(guī)程要求的2%，將高壓側實測值換算為相電阻后更能說明問題：

實測值：RA=48.5Ω RB=49.2Ω RC=101.95Ω

歷史值：RA=48.1Ω RB=48.0Ω RC=47.7Ω

C 相偏差△=200+%

判斷C 相繞組有損壞，且絕緣也達不到規(guī)程要求的絕緣電阻值，判斷變壓器內(nèi)部繞組已損壞，結合油樣品試驗可進一步判斷。

3.2.2 故障原因分析

結合該變電站35kV1 號站用變的解體情況，故障位置位于C 相繞組下端位置，可見明顯的大面積匝間絕緣破壞和繞組斷股的現(xiàn)象，且該故障點破環(huán)了約5 層層間絕緣，層間絕緣紙嚴重破損，繞組導體斷股熔化，有明顯的金屬熔化顆粒和絕緣紙?zhí)炕圹E，該故障位置為該故障站用變的主要故障點。

3.3 35kV 站用變壓器故障案例3

3.3.1 故障概述

35kV2 號新站用變報A 相缺相運行，運行人員隨即對其檢查，發(fā)現(xiàn)A 相熔斷器熔絲熔斷，隨即運行人員更換熔絲，當再次投A 相的過程中產(chǎn)生拉弧現(xiàn)象，熔斷器熔絲再次熔斷，低壓側斷路器跳閘。次日，當?shù)毓╇娋中拊囁鶎I(yè)技術人員對該站用變進行了高壓試驗，試驗數(shù)據(jù)如下：

表6 案例1 繞組絕緣電阻、吸收比測試

①高壓繞組直流電阻測試(Ω)(運行檔3 檔)

油溫：16 ℃環(huán)境溫度：16℃ 相對濕度：73%（表7）

表7 案例2 35kV 站用變高壓側絕緣電阻測試

②低壓繞組直流電阻測試(mΩ)

油溫：16 ℃環(huán)境溫度：16℃ 相對濕度：73%（表8）

表8 案例1 35kV 站用變低壓側絕緣電阻測試

③繞組絕緣電阻、吸收比測試

油溫：16 ℃環(huán)境溫度：16℃相對濕度：72%（表9）

表9 案例1 35kV 站用變低壓側絕緣電阻測試

根據(jù)試驗數(shù)據(jù)知直流電阻測量結果應符合要求：高壓側A 相直阻偏差遠超過規(guī)程要求的2%，將高壓側實測值換算為相電阻后更能說明問題：

實測值：RA=62.38Ω RB=39.91Ω RC=39.71Ω

歷史值：RA=38.77Ω RB=38.83Ω RC=38.80Ω

3.3.2 故障原因分析

A 相偏差△=60.9%，且高壓側絕緣也達不到規(guī)程要求的絕緣電阻值，判斷變壓器內(nèi)部繞組已損壞，A 相有斷股，結合油樣品試驗可進一步判斷。

根據(jù)實際繞組解體情況，放電擊穿位置位于A 相繞組靠下端的部位，放電區(qū)域呈現(xiàn)明顯的越靠近內(nèi)層放電燒熔區(qū)域越大,繞組斷股數(shù)越多的現(xiàn)象。而故障區(qū)域，可見明顯的匝間絕緣破壞以及繞組斷股的現(xiàn)象，整體而言，該故障點破環(huán)了約6 至7 層層間絕緣，層間絕緣紙呈現(xiàn)破損炭化痕跡。經(jīng)了解，層間絕緣紙絕緣裕度遠較匝間絕緣高，且結合故障區(qū)域與故障現(xiàn)象，可以認為首先是匝間的絕緣破壞而導致的內(nèi)部放電，進而導致層間絕緣擊穿。

4 該型35kV 站用變壓器家族缺陷分析

上述站用變故障的共性點有：

4.1 均為某變壓器有限責任公司出廠的S11 型變壓器，值得注意的是，該變壓器廠早年間S9 型產(chǎn)品并未出現(xiàn)如此頻發(fā)的故障。

4.2 故障均為熔斷器熔斷或爆炸。

4.3 高壓繞組斷股進而引起的匝間絕緣擊穿。

5 運維措施探討與建議

當?shù)卦撃旯舶l(fā)生了多起35kV 站用變類似故障。均為該變壓器廠的S11 型產(chǎn)品，存在批次性缺陷的可能。綜上所述，運維建議如下:

5.1 結合以上三個案例可發(fā)現(xiàn):故障站用變投運時間較短，故障直接原因均為繞組內(nèi)部放電故障，且故障位置相近，均出現(xiàn)在高壓繞組下端位置處。值得注意的是，生產(chǎn)該型變壓器的變壓器廠早年間S9 型產(chǎn)品并未出現(xiàn)如此多發(fā)的故障，根據(jù)反映，S11 型在設計上較S9 型主要變化為繞組用漆包線線徑有所減小，屬于同廠家同型號同批次在較短時間內(nèi)相對密集的出現(xiàn)故障的情況，初步認為該型號站用變可能存在批次性家族缺陷，建議制造廠家對該型號批次的站用變產(chǎn)品進行整改。

5.2 鑒于該型變壓器已多次出現(xiàn)站用變故障，建議適當縮短站用變的色譜分析的頻度(每季度一次或半年一次)，加強數(shù)據(jù)分析，并根據(jù)色譜分析的情況適當延長分析的周期或采取其他措施。

5.3 建議重點關注該型站用變的試驗以及運維工作，尤其是投運時間較短的站用變，密切關注異常情況，必要時適當縮短高壓試驗周期，加強數(shù)據(jù)分析與經(jīng)驗積累，并根據(jù)試驗數(shù)據(jù)結合油色譜試驗有針對性的開展預控措施。

6 結論

本論文通過數(shù)個試驗典型案例的分析結果證實了我們對高壓試驗的某型35kV 站用變壓器存在家族性缺陷的猜想，并針對該缺陷提出了運維措施。本文的研究提供了高壓試驗分析對變壓器缺陷故障判定的可行性方案，可據(jù)此對變電站電壓器進行預防性運維措施，在根據(jù)實際情況進行判斷，保障變電站站用變的安全運行。