一起某110 kV变电站主变压器跳闸故障分析

一起某110 kV变电站主变压器跳闸故障分析

作者：陈舒捷 孙鹏

来源：《硅谷》2014年第22期

摘 要 本文介绍某110 kV变电站发生主变差动保护动作，致使三侧跳闸的故障情况，通过分析主变保护动作信息及故障录波图，结合事故现场检查结果，判断跳闸是因为变压器本体进入水分，导致变压器内部绕组间绝缘强度降低，导致绝缘击穿并引发短路跳闸。 关键词 绝缘强度;短路;跳闸

中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）22-0164-01 1 故障设备简况

当日白天天气阴，间有中雨。该变电站共有主变1台，当时负荷9.6 MW，其中居民、工业负荷7MW，农业负荷2.6 MW，主变的差动保护动作后，三侧开关跳闸，故障损失负荷9.6 MW。

2 现场检查及处理情况

设备跳闸后，试验及检修班组对现场设备进行检查，对低压侧进行直流耐压试验，结果合格，说明放电故障点不位于

10 kV侧，对套管爬群外观检查同样没有发现放电痕迹。配电变压器台上装设的用于保护计量的CT一、二次绕组均击穿，有明显对地放电点。而A相主变本体的故障点，推断在主变本体内部。

通过与220 kV变电站故障录波器反映与该主变相连的

110 kV线路A相故障电流680 A，B相故障电流280 A，C相故障电流345 A。故障时负荷9.6 MW。通过查看故障录波图，主变低压侧为A、C相相间短路故障。

1）主变绕组直阻测试。通过主变绕组直阻试验，低压侧直阻数值符合规程要求;110 kV侧不平衡系数的分接处测量数值超标;在各分接的级差电阻值比较中，A相明显比B、C相大;在第8、9分接处直阻值符合规程要求，排除高压侧主绕组故障的可能性。

2）绝缘油气相色谱分析。主变保护动作跳闸后，对绝缘油进行色谱分析：氢气318.5ppm（规程要求低于150ppm）、乙炔57.9ppm（应低于5ppm），总烃136.1ppm（应低于

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150ppm），氢气和乙炔含量均超标。判断为主变内部发生工频续流放电，产生大量热量，将绝缘油分解，绕组间或绕组与夹件或外壳的油存在电弧击穿。 3 吊罩检查

为了找到内部放电位置，进行故障原因分析，将故障主变返厂，做进一步的吊罩检查，其中A相内部调压绕组放电受损严重，饼间击穿处如图1所示，多处分接的绕组线圈完全烧断，调压绕组线匝及引线明显扭曲变形（图2）。

通过对变压器高压侧三相套管的检查发现，A相套管将军帽与法兰盘连接处明显较B、C两相锈蚀严重，对A相套管进行了喷淋和密封试验，没有发现明显渗漏迹象。 4 故障原因分析

通过现场试验、故障录波图分析、返厂吊罩综合分析表明，变压器跳闸起因于本体进水，导致变压器内部绕组匝间和饼间绝缘强度下降，导致绝缘击穿形成短路。进水位置为套管顶部，设备结构设计制造不合理，密封不严，因为套管导电管内部经常在正压与负压之间切换，其呼吸效应主变从将军帽进水。 图1 调压绕组烧穿点 图2 调压绕组引线变形 5 暴露出的问题

变压器配套使用的110 kV套管无法检测其密封状态。过去套管顶部将军帽松动会看到渗油，随着变压器工艺的改进，使高压套管顶部油面高于变压器油枕，套管在运行中密封破坏导致进入雨水时，由于水分短时间内难以蒸发，即使进行绝缘油含水量测试也不易发现。 6 反事故措施

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。要结合设备停电预试的机会，对高压侧套管的将军帽外沿和四条紧固螺丝处用玻璃胶进行封堵，防止从套管顶部进水。

2）变压器损坏则是由于变压器进水后绝缘受潮引起的，主要原因是套管密封的破坏。在今后的变压器验收和检修工作中，应明确选用指定厂家有效期内的胶圈，安装和检修时严格按照工艺要求控制压缩量。 参考文献

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[1]孙伟红，郭碧翔，黄欣.一起变压器故障分析[J].农村电气化，2012.