110 kV变压器进水受潮跳闸故障分析

110 kV变压器进水受潮跳闸故障分析

张卫东1，李卫东2

(1.国网河北省电力公司沧州供电分公司，河北沧州061000；2.国网河北省电力公司邯郸供电分公司，河北邯郸056002)

摘要：针对某110 kV变压器发生的跳闸故障，采用频率响应分析、油色谱分析、绝缘电阻检测等手段进行原因分析，并通过吊罩解体检查验证，认为该故障的主要原因是套管顶部接线座松动、胶垫密封不良导致变压器进水，造成变压器内部短路，提出相应的改进措施及建议。

关键词：变压器；套管；密封不良；受潮；烧损

收稿日期：2014-12-29

作者简介：张卫东(1966-)，男，高级工程师，主要从事电力系统电气设备绝缘监督和电力设备检修工作。

中图分类号：TM411.2

文献标志码：B

文章编号：1001-9898(2015)01-0032-04

Abstract：For the trip of a 110 kV transformer failure occurred, Frequency Response Analysis Technology, Oil Chromatographic Analysis, Detection means such as insulation resistance, Cause analysis, By hanging out transformer core, Disintegration and check, Think the main reason for the failure is loose sleeve top Terminal Block, Sealing pad transformer caused by bad water, Cause an internal short circuit transformer, And proposed improvements corresponding preventive measures.

Failure Analysis on 110 kV Transformer Water Damp

Zhang Weidong1，Li Weidong2

(1.State Grid Electric Power Company in Hebei Province Cangzhou Power Supply Branch，Cangzhou 061000，China2.State Grid Electric Power Company in Hebei Province Handan Power Supply Branch，Handan 056002，China)

Key words：transformer;bushing; bad seal;damp;burning

1故障概况

2006年5月21日，某110 kV变电站1号主变压器差动保护动作，主变压器三侧开关跳闸，主变压器停运。该主变压器型号为SFSZ9-31500/110，出厂时间2000年3月，投运时间2000年12月。主变压器套管型号为BRDLW-110/630，出厂时间2000年2月。

2故障原因分析

2.1　天气情况

2006年5月20-21日连续降雨，降雨量37 mm ，21日白天天气阴，有中雨，气温19 ℃。根据故障录波图及主变压器保护装置分析，反映U相故障电流600 A，V、W相故障电流300 A，故障可能发生在绕组内部，而不是在外部引线部位。故障发生后对其进行高压试验[1]和主变压器油色谱分析，以判明故障基本状况。

2.2　变压器油色谱数据及理化指标分析

故障前后1号主变压器油色谱数据及油的其他理化数据对比见表1、表2。

表1故障前后1号主变压器油色谱数据对比μL/L

试验日期H2COCO2CH42005-6-13(本体油)11962275314.52006-5-21(本体油)313.5957.92481.941.72006-5-21(瓦斯气)22547456475629104953.4试验日期C2H4C2H6C2H2总烃2005-6-13(本体油)23.1无19.62006-5-21(本体油)25.15.453.9126.12006-5-21(瓦斯气)1019.219511311104.59

表2故障前后1号主变压器油理化指标对比

变压器油理化指标水容性酸值酸值mgkoH/g闪点/℃机械杂质游离碳击穿电压/kV微量水/μL·L-12005-6-136.20.003无无552006-5-210.011156无无483

由表1、表2可知，此次故障之前，该主变压器2005年06月13日的例行油色谱数据正常，故障发生后，乙炔、总烃及各种特征气体的含量均有较大幅度增长，乙炔、氢气、总烃含量分别达到了53.9 μL/L、313.5 μL/L、126.1 μL/L，按照三比值分析法，编码组合为102，根据DL/T 722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[2]，故障类型应属高能量放电(即存在绕组、线饼、线匝之间或绕组对地之间的电弧击穿)，说明故障时变压器油中已有电弧产生，确认主变压器本体内部发生了严重的放电故障。瓦斯游离气体中CO、H2、CH4、C2H2均高，说明存在突发的匝、层间电弧放电造成的击穿，不饱和气体未能充分溶解就已释放到瓦斯中。从变压器油的理化数据微量水的出现，印证了变压器故障时油浸纸水分在高能放电时析出溶入油中。为了进一步查找故障点及故障原因，结合变压器油色谱分析结果，对该变压器进行了相关绝缘测试。

2.3　绝缘电阻、绕组介质损耗因数及电容量测试

故障后，使用型号为3121的测试装备，在5 kV测试电压下进行绝缘电阻和吸收比测试，结果见表3。

表3绝缘电阻及吸收比测试结果

测试部位及项目绝缘电阻/MΩ15s60s吸收比高-中、低、地25000300001.2中-高、低、地18000250001.39低-高、中、地20000350001.75

由表2可知，故障后绝缘阻值数据无异常。

变压器绕组介质损耗因数及电容量测试数据均符合《输变电设备状态检修试验规程》相关要求。

2.4　变压器绕组变形

频响法曲线采用相间分析表明，高、中、低压绕组频率响应曲线非常相似，存在差异非常少，频率响应曲线见图1。

(a) 高压侧

(b) 中压侧

(c) 低压侧

2.5　直流电阻测试

2006年5月21日(故障后)，上层油温30 ℃，使用3 391 A测试装备测试变压器绕组直流电阻，结果见表4。

表4变压器绕组直流电阻测试数据 mΩ

分接位置UOVOWOΔR/%110kV1729.7680.3682.77.082709.9670.3672.55.783689.0659.9662.24.344670.6649.9652.23.145658.3639.1641.72.926649.3629.2631.73.157629.4619.5621.31.588609.1609.3611.50.399596.8596.3598.00.2810621.0609.36111.911639.9619.56223.2512659.9630.1632.14.6513671.7640.46424.814681.7650.9652.64.6515701.3661.4663.25.916720.6671.6674.07.117733.2682.2684.27.2835kV分接位置:269.0669.3169.360.4310kV接线方式:Δuvvwwu8.0098.0028.0560.67

依据《河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程(试行)》标准要求，各相绕组相互间的差别不大于2%(警示值)；无中性点引出的绕组，相间互差不大于±2%(警示值)。故障后，通过直流电阻测试数据可以看出，高压侧U相绕组测试显示为异常状态，级差电阻不规则，大部分在20 mΩ左右(正常在10 mΩ左右)，三相间互差最大达到7.28%，排除人为测试因素的影响后，说明U相绕组存在匝间、层间短路的可能， V、W两相未见异常，其它两侧测试结果也未见异常。

综合分析上述各项试验的结果后，发现该变压器的整体绝缘系统在故障前后是处于良好状态；该变压器高压侧U相绕组存在故障，判断该变压器在突发电路故障后，在导电回路即绕组部分可能出现电弧放电，导致绕组匝间、层间击穿。

3吊罩检查分析

现场对该变压器进行吊置检查发现，高压侧U相绕组的上部调压绕组扭曲变形严重，绑扎带受力膨断，围屏有撕裂痕迹，有放电现象，导线烧损，绝缘层破损，导线外露，绕组存在多处放电及短路点，第二饼和第三饼间击穿(如图2所示)，第2、3、4、7、8分接绕组线匝完全烧断，5、6、9分接绕组部分烧断。绕组有严重的电弧放电烧伤痕迹，电弧放电是导致主变压器出现油色谱含量升高的直接原因，高温的同时还使附近的绝缘纸和油碳化，产生黑色的碳化物随油向上下两侧移动，并附着在绕组表面，形成了大块黑色区域，其余引线无短路变形，解体检查证明了测试及综合诊断的分析结果。

为确定是否存在由套管向器身内部渗漏水的可能，现场对变压器套管的密封性进行了检查。在U相引出线正下方的变压器底座平面上明显有水汇聚成片，检查其底部油槽也发现明显水分。对变压器高压侧三相套管检查发现，U相套管O形胶圈已明显变形，与其下端接触的法兰盘在连接部位发黑明显，产生原因可能是由于水分浸渍，或是胶圈材质差发生了粘连，如图3所示。

图3　A相高压套管上端帽

对将军帽的四条紧固螺丝进行检查，无松动。对变压器高压侧三相套管顶部密封处的尺寸进行了测量，结果如表5所示。从测量结果可以看出，U相从平台至橡胶顶高度较V、W相比均低0.4 mm，即U相O形胶圈的可压缩量较小。对U相套管进行了40 min喷淋试验，检查发现胶圈顶部与将军帽之间有水痕。对变压器内110 kV U相引线的油浸绝缘纸进行了含水量测试，发现U相油浸绝缘纸存在明显的受潮现象，这说明水是沿套管引线进入的。

表5高压侧套管顶部密封尺寸mm

相别UVW凸台高度2.02.02.0橡胶槽深3.743.743.7平台至橡胶顶高度3.13.53.5将军帽外沿高度1.81.981.76

通过测试数据分析以及设备吊罩检查，证明前面测试数据所反应情况与吊罩检查结果基本吻合。本次变压器故障主要是由于3只套管胶圈原始尺寸一致性较差；U相胶圈由于存放时间较长或材质问题，弹性差、塑性变形较重，导致高压套管密封性能降低，当遇到大雨时，雨水通过这些渗漏点进入变压器内部，水分通过高压套管顶部流进变压器内部，沿引线进入绕组绝缘内，久而久之，进入的水越聚越多就会引起变压器内部绝缘受潮，严重时引起击穿事故。在套管垂直对应的油箱底部见到的水渍也说明了这一点。调压绕组采用两端布置，结构不太合理，动稳定较差，在匝间短路电流的电动力下导致调压绕组整体变形。

4改进措施及建议

a. 对同类型套管顶部的密封状况进行严格检查，对因密封不良出现渗漏油的变压器零部件，应及时修理或更换，对同类型主变压器高压套管将军帽密封外沿和四条紧固螺栓处，用玻璃胶进行封堵，采取重复密封的手段防止主变压器进水，以免潮气以及雨水从顶部渗入，同时加强运行巡视工作。

b. 对运行中密封性能较差的老式套管，应积极创造条件，尽早改造。改造后的套管也应定期检查其密封性，以杜绝水分自套管端部进入器身。

c. 对同类型设备，加强绝缘油微量水测试，缩短试验周期，密切监视油中微量水变化情况，发现异常及时采取措施。

d. 提高设备运行维护、检修管理水平，加强输变电设备验收关及运行监督关[3]，结合状态检修工作开展设备评估，发现设备运行中存在的不足，及时消除隐患。

5结束语

通过对变压器本体及套管进水受潮故障位置的分析定位、现场试验、设备解体，发现故障的主要原因为胶垫密封不良、套管顶部接线座松动导致变压器进水，造成变压器内部放电。为避免事故的发生，应改善套管的密封性能，防止套管渗水漏油，从多方面采取有效措施，确保变压器安全稳定运行。

参考文献:

[1]陈天翔，王寅仲.电气试验[M].北京：中国电力出版社，2005.

[2]DL/T 722-2000，变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[3]曹康，靳新建，毛志英，等.主变压器本体及套管进水原因分析及防范措施[J].河北电力技术，2007，26(5)：53-54.

本文责任编辑：王洪娟