变压器套管受潮放电引起的事故分析及预防措施

杨胜利, 谢建荣, 肖 潇

(四川华能宝兴河水电有限责任公司， 四川 雅安 625000)

0 前 言

某水电站为引水式电站，电站总装机容量80 MW，装设4台单机容量为20 MW的混流式水轮发电机组；电气主接线形式为两台发电机组连接一台容量为50 MVA的双绕组升压变压器组成扩大单元接线。升压变压器高低压侧额定电压分别为121 kV、10.5 kV，接线组别为Ynd11，高压侧采用油纸电容式变压器套管将变压器高压引线穿过变压器的外壳，作为导电部分支持物和对地绝缘用。

油纸电容式套管由油枕、瓷套、电容芯子、连接法兰和均压球等组成，以在套管的中心导管外包绕铝箔作为极板、油浸电缆纸作为极间介质组成的串联同轴圆柱电容器(即电容芯子)为主绝缘，电容器的一端与套管的中心导管相连，另一端一般通过一个小套管引出直接接地。在电容芯子的作用下，使套管的径向和轴向电场分布均匀。

1 事故概要

2015年9月2日4时45分，该水电站2B主变压器B相、C相差流速断和比率制动式纵差保护动作，2B主变压器重瓦斯保护及轻瓦斯保护动作，2B主变高低压侧断路器跳闸。

现场外观检查发现高压侧C相套管将军帽头部与套管上瓷套分离，上窜长度约300 mm，如图1所示。主变压器的压力释放阀未动作，本体未喷油。

图1 事故后C相套管头部上窜

2 事故原因分析及处理

2.1 套管年检结果

该水电站2B主变压器自1995年投运，已连续运行20年。2015年8月22日对该变压器进行年检预试，通过套管介损试验测得其C相的介损为1.371%，超过《电力设备预防性试验规程》(DL/T 596)标准“66～110 kV油纸电容型套管应不大于1%”的要求；通过油化试验测得其C相套管的氢(H2)含量为2 723.11 uL/L，标准规定的注意值为500 uL/L；总烃(∑CnHn)含量为374.19 uL/L，标准规定的注意值为150 uL/L；乙炔(C2H2)含量为40.56 uL/L，远超过标准规定的注意值5 uL/L。随即对2B主变高压侧三相套管更换了合格的绝缘油。经联系变压器生产厂家，原型号套管现不再生产，需定制，生产周期1个月以上。考虑到套管电容量正常，发电任务较重，暂时监视投入运行，待套管采购后立即更换。

2015年8月30日2B主变投运，投运后对主变本体及三相套管进行了温度监测，未发现异常。9月 2日4时45分事故发生。

2.2 事故情况

9月6日吊出变压器C相高压套管，检查发现C相高压套管下瓷套爆裂，碎片散落在油箱底部，下瓷套铜导杆与套管固定法兰盘有对应放电痕迹，套管油纸绝缘(下瓷套内部)存在明显电弧烧灼损伤，损伤最严重部位在靠均压环端，多层油纸绝缘有明显的树枝状放电痕迹，部分油纸绝缘有碳化现象；外观检查变压器器身主绝缘没有可见损伤痕迹；9月8日吊罩检查，发现C相套管引线移位，器身引线出线部位有3～4股电磁线轻微变形；套管引线靠近均压球部位有烧灼痕迹。C相套管及变压器损伤情况见图2～4。

图2 C相套管解体后下部绝缘

图3 C相引线烧蚀部位

图4 器身C相线圈引出部位

2.3 原因分析

(1)初步判断，套管内绝缘存在缺陷(超时间运行老化所致)，套管密封件老化或“芦山4·20地震”导致密封件移位等原因，致使套管内部受潮，造成高压侧C相套管受损。

(2)故障发展过程：套管下部油纸因受潮导致绝缘劣化，运行过程中发生局部放电，局部放电量较大，发展为树枝放电，导致油纸绝缘部分碳化，放电同时油气化产生气体，油纸绝缘内产生游离碳颗粒，降低绝缘强度，达到临界状态后，套管导杆与法兰盘之间油纸绝缘发生电弧击穿，瞬间套管油气化膨胀，导致套管下瓷套爆裂，将军帽冲出。

2.4 事故处理

(1)根据对2B变压器器身检查情况，变压器轻微受损，可维修。

(2)在水电站现场对变压器进行大修，更换高压侧三相套管，对轻微变形的3～4股器身引线出线部位电磁线进行现场修复，清理变压器内部杂质，过滤变压器油。

(3)大修完成后按规程规定对变压器整体进行耐压和局部放电试验，并按变压器大修试验要求完成其它试验项目，变压器投运后加强变压器油样分析。

(4)2015年9月21日，2B主变大修及各项试验完成，数据合格，投运正常。后期油化试验均正常。

3 变压器保护动作分析

本次事故2B主变保护动作情况：2B主变压器B相、C相差流速断和比率制动式纵差保护动作，2B主变压器重瓦斯保护及轻瓦斯保护动作。

本次事故为2B主变高压侧C相套管故障，属单相接地故障。从故障分析，2B主变压器C相差流速断和比率制动式纵差保护动作、 2B主变压器重瓦斯保护及轻瓦斯保护动作均属正确动作。为什么B相差流速断和比率制动式纵差保护会动作呢？

该水电站变压器保护采用许继电气的WFB-100型变压器保护装置，其差动保护相位调整采用高压侧(Y形侧)电流互感器外转角方式，即将高压侧三相电流互感器二次绕组出线首尾连接成三角形接线方式后，再接入保护装置，低压侧电流互感器二次绕组出线仍按星形接线方式接入保护装置，接线方式如图5所示。

由图5可知，高压侧进入变压器保护装置的三相电流为：

图5 主变差动保护电流回路接线示意

(1)

低压侧进入变压器保护装置的三相电流为各相二次电流的值。系统侧提供的短路电流相量见图6，发电机侧提供的短路电流相量见图7 。

图6 系统侧提供的短路电流相量

图7 发电机侧提供的短路电流相量

如图6所示，当变压器高压侧C相发生接地故障时，系统侧提供给高压侧C相的故障电流ICs=Iks，A、B相均无故障电流，进入变压器保护装置的B、C相电流IB′=-ICS=-IKS、IC′=ICS=IKS，其大小相等、方向相反。

由于本次故障为变压器差动保护区内故障，IB′与IbG方向相同、IC′与IcG方向相同，相加即为B、C相的差动电流，此时B、C相差动电流大小相等、方向相反，均超过了差流速断和比率制动式纵差保护动作值，故B、C相差流速断和比率制动式纵差保护均动作。

4 结 语

根据以上分析，对变压器套管受潮放电引起的事故提出如下建议。

(1)根据《电力变压器检修导则》(DL/T 573-2010)7.1.1.5规定，根据变压器实际运行情况，以10～12年为周期对变压器进行大修。

(2)对在变压器日常预防性试验中发现的问题要高度重视，及时进行消缺处理。

(3)按照套管厂家规定对变压器套管进行周期性油化验，在套管绝缘电阻、电容及介损测试值未发现明显变化时，尽量减少套管油化验次数，以降低套管内部吸潮的概率。