发表时间：2017-07-04T10:41:31.963Z 来源：《电力设备》2017年第7期 作者： 陈国青
[导读] 本文以一起110kV变电站主变压器跳闸事故为例，简要介绍了故障运行环境，通过对故障后的实验数据分析并结合吊罩检查情况，判断出故障原因，并提出有效的整改措施。
（广东汕头澄海供电局 广东汕头 515000）
摘要:变电站的主变压器是整个变电站的核心，主变的安全运行与否直接决定一个变电站能否正常工作。因此有必要对主变故障做出及时准确的判断和处理，以保证变电站的安全运行。本文以一起110kV变电站主变压器跳闸事故为例，简要介绍了故障运行环境，通过对故障后的实验数据分析并结合吊罩检查情况，判断出故障原因，并提出有效的整改措施。 关键词:110kV变电站；主变设备；故障分析； 整改措施 引言
变电站作为整个电力系统中电能转换和传输的中转站，具有不可替代的地位。其中变电站的主变压器是整个变电站的核心，一旦主变压器出现故障，不仅将会严重影响电力系统的正常输电，而且也会引发大规模停电事故，严重影响电网的安全稳定运行。因此对变电站的主变故障需要及时诊断并且处理好，避免故障影响范围扩大，从而才能保证城市电网的稳定性，保证居民的生活质量。 1 主变设备基本信息及故障时运行环境及动作情况
某变电站#1主变型号为SFSZ9－31500/110，于2008年10月25日投运，出厂编号为00B10375。主变套管型号BRDLW－110/630，出厂日期为2007年8月1日。当时天气连续降雨，雨量37mm，东北风3－4级，气温19℃。当天110kV系统由110kV苏程线供电，110kV华程线热备用，110kV母线作单母不分段运行，110kV备自投在投入状态；#1主变挂110kV1M母线运行带10kV 1M母线负荷，负荷为3.9MW，；#2主变挂110kV2M母线运行带10kV 2M母线负荷，负荷为2.5MW，10kV1、2母联500开关处于热备用状态，#1、#2主变分列运行，10kV备自投在投入状态。16：45 #1主变差动保护、重瓦斯保护动作跳闸分开#1主变变高101开关，变低501开关，10kV母联备自投保护动作合上10kV1、2母联500开关，10kV 1M母线负荷转由#2主变供电，#1主变在热备用状态，无负荷损失。当值运行人员到站后根据后台保护动作记录及将现场设备检查情汇报当值调度员，初步判断为#1主变内部出现短路故障，随根据当值调度员命令迅速将故障设备隔离。 2 试验情况
2.1 实验数据处理
主变跳闸后，试验人员分别对该变压器进行了绝缘电阻、介质损耗试验、直流电阻试验、绝缘油试验、绕组变形试验，并对试验数据进行分析。通过对测试数据进行分析，发现变压器的绝缘电阻、介质损耗、绕组变形试验无异常。但是变压器直流电阻试验、绝缘油试验
数据异常，具体如表1、表2、表3所示。
2.2 试验结果分析
根据以上高压和绝缘油测试结果，可以看出，该变压器的整体绝缘系统在故障前后是处于良好状态；故障后通过直流电阻测试数据，高压侧A相测试显示为断开状态，B，C两相未见异常，其它两侧测试结果也未见异常，在现场通过用万用表测量通断，B，C相对中性点之间均通，A相对中性点为断。根据绝缘油色谱数据，三比值特征代码为102，根据三比值法编码规则属高能量放电。即存在线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间的电弧击穿。通过以上分析和测试结果可以判断，该变压器A相绕组有断线故障，而且在断开部位有电弧产生。 3 吊罩检查情况
2015年4月28日，对＃1主变进行现场吊罩检查。吊罩后发现，10kV B相绕组的高压引出线在距端部1.24m处有放电烧伤痕迹，局部导线已被烧熔断股（约三分之一截面）（见图1），在油箱对应位置的内壁有放电烧灼痕迹（见图2），说明B相中压引线曾对箱壳放电。
对#1主变进行了吊罩检查发现有以下现象。
(1)A相的压板处有大片碳黑痕迹和有明显水痕，对残油进行了分析，测得油中含水量达2000mg/kg以上； (2)高压侧A相底部有明显的脏迹和水印，并发现一个(O型)垫圈，低压侧中部发现一个垫块；
(3)A相引线、静电屏和相邻匝间绕组有明显放电痕迹，A相绕组端部烧黑和烧断的白布带，用手触摸可以明显感觉A相引出线在故障点处基本处于完全断开状态；
(4)变压器储油箱(油枕)的胶囊内部存有油迹，经打开变压器储油箱(油枕)检查发现胶囊内部存有大量变压器油，可以判定此胶囊已经破损，变压器油与大气之间已贯通。之后对将军帽的四条紧固螺丝进行检查，发现无松动。同时对变压器高压侧三相套管顶部密封处的尺
寸进行测量，测得结果如表4所示。
从测量结果可以看出，A相从平台至橡胶顶高度较B，C相均低0.3mm以上，即A相O型胶圈的可压缩量较小。产生的原因可能有:三只胶圈原始尺寸一致性较差；A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，导致密封性能降低。对A相套管进行了气压密封试验，没有发现套管存在明显渗漏迹象。对A相套管进行了40min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110kVA相引线的油浸绝缘纸进行了含水量测试，结果，A相油浸绝缘纸存在明显的受潮现象。 4 故障诊断
变压器故障诊断，即根据变压器的运行状态或异常现象作出分析判断。目前，对变压器故障诊断主要采取的方法有： 4.1 变压器故障诊断方法
（1）预防性电气试验，即作为一种预防措施，为发现变压器隐患而进行的检查、试验或监测，主要检查及试验的项目有油中溶解气体色谱分析、绕组直流电阻、绕组绝缘电阻与吸收比、绕组与套管tgδ、绝缘油试验等30余项；
（2）特征气体法，即利用变压器油中特征气体CN4、C2H6、C2H4、C2H2、H2、CO、CO2的类型和含量来判断故障类型；
（3）特征气体比值法，它是利用关键的特征气体组分之间的比值来判断故障，目前有IEC三比值法、四比值法、改良三比值法、日本电协研法及无编码比值法等；
（4）人工智能法，它是利用计算机技术、人工智能技术及变压器故障诊断领域的专家知识，通过模拟人类思维以灵活的诊断策略判断变压器运行状态、故障类型，并作出检修决策，目前人工智能法有模糊诊断法、神经网络法、免疫算法、遗传算法、专家系统法等。故障诊断分为定期诊断和连续监控两种类型。定期诊断主要是功能性诊断，在变压器新装或检修后进行的诊断，预防性电气试验就是一种定期诊断方法。连续监控主要是在线监测，是运行诊断的主要方法。 4.2故障录波图及分析
通过对故障录波图、保护装置动作信息、现场试验和吊罩检查等情况综合分析，该主变引线在设计及绝缘包绕工艺方面存在缺陷，表现在引线过长、外包绝缘纸纸质较脆，在出厂、运输或安装调试过程中导线弯折造成外包绝缘断裂，绝缘强度降低。
通过对比试验报告、故障录波图分析、现场故障点查找、吊罩检查等情况的综合分析表明，本次变压器故障主要是由于变压器内部进水，导致变压器绕组匝间或层间绝缘强度下降，加上线路多次重合闸的冲击，在绝缘降低到一定程度后发生了击穿损坏。从变压器内水迹遗留的位置及A相高压油浸绝缘纸含水量测定分析，进水原因有两种:变压器A相套管进水；变压器储油柜胶囊破损，在呼吸作用下进水。其中以A相套管进水可能性比较大。
5 处理措施
故障处理是在故障诊断的基础上采取减轻或消除故障的措施。如果是过负荷引起，应通过降低负荷来解决；如果是环境温度过高（如超过40℃），应采取降低负荷和加强散热进行解决；如果是漏油导致油位下降，应补油到油位；散热设备问题，如冷却管结垢，则应消除积垢；如果是内部过热故障，则须抽取油样进行检测和诊断。
现场对该主变主要采取的处理措施包括更换B相引线、采用皱纹纸重新包绕低压侧引线外绝缘、引线绝缘外层包绕白布带增加韧性、套管附近采用硬绝缘纸包绕进一步加强绝缘。现场进行主变局部放电、感应耐压、低电压阻抗等试验项目均合格。
(1)变压器套管顶部高于变压器油枕油面，此处发生渗漏目前还没有有效手段进行检测。我公司将结合变压器停电检修机会，对该同批主变高压套管将军帽密封外沿和四条紧固螺丝处，用玻璃胶进行封堵，采取重复密封的手段防止主变进水。
(2)在本体胶囊破裂时，难以通过压力式油位计的假油位发现(本体胶囊破裂未造成假油位)。在今后的工作中对主变油枕集污盒利用停电机会进行放油检查，如有水分存在，则对胶囊进行检查。如没有发现问题，对每台主变油枕胶囊按照设备停电预试周期，每3年进行一次破损检查。 6 结语
总而言之，变电站主变故障会给电网带来巨大的隐患，并且造成重大损失以及不可估量的后果。因此运行人员在日常对于主变压器的检测和监测过程中需要严格小心，并要不断提高业务能力，加强责任心，从根本上杜绝事故发生；同时也要掌握和分析主变压器常见的故障及其主要原因，以便及时发现、诊断故障，并且及时处理，避免故障造成的危害，保证变电站运行的稳定性。 参考文献
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[3]叶玉云,李毅鹏.一起110kV主变故障分析处理及改进措施[J].自动化应用.2015(5):108-109
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