110kV某变电站1号变压器故障原因分析与对策探讨

110kV某变电站1号变压器故障原因分析与对策探讨

作者：庄圣斌

来源：《科学与财富》2018年第33期

摘 要：变压器是变电站的主要设备，分为双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器，电压高低与绕组匝数成正比，电流则与绕组匝数成反比。根据作用的不同，又可分为升压变压器和降压变压器。电能的远距离输送，需要将电压升高，到用户附近再将电压降低，这一切都需要变电站来完成，而变压器是完成这一任务的关键。而变压器的稳定、安全、可靠运行显得极为重要，若变压器发生故障，应及时找出其故障原因，避免下次再次造成损失。在此，本文主要描述110kV某变电站1号变压器发生故障前后的状态，并分析试验数据，进而找出导致故障的根本原因，并提出相应的对策。

关键词：变压器；故障原因；原因分析；对策 1 事故简要经过及处理情况

2017年8月4日19时47分，本体重瓦斯动作出口跳#1主变三侧开关、110kV某变电站#1主变差动保护，最终使得10kVⅠ母与35kV母线失压，站用电也发生消失现象。在1#主变保护测控屏上显示“本体轻瓦斯”、“差动保护动作”、“PT回路异常”、“本体重瓦斯”的信号。 在把#1主变调转成检修状态后，进行#1主变的初步检查，发现#1主变差动保护区的器械设备没有发生异常，但发现有大量的可燃气体在本体瓦斯继电器的内部，可以对本次事故作出以下判定：主变本体内部故障引起。然后对主变本体内部进行全面检查与试验、进行油化验，经过采样油与气进行化验、分析，结果显示主变本体内部的氢气、乙炔、总烃等指标严重超标，进而判定为主变本体内部有故障，并安排人员第二日对该主变进行全面的电气试验[1]。 2 主变基本情况及故障前的试验情况分析 （1）#1主变基本情况

型号为：SS7-40000/110，出厂日期为：1995年6月，1996年投入使用与运行，运行模式为强油循环冷却方式，生产厂家是保定天威股份有限公司。该变压器的主变曾于2010年进行一次改造性大维修，该次维修主要改造了油枕，并把主变的运作模式改成了自然冷却方式。该主变最近一次油化验时间为2016年6月27日，最近一次预防性试验时间为2017年5月19日，发生过几次事故，但都在规程规定的周期内。 （2）故障前的试验情况

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该主变2017年5月19日的预防性试验报告的数据显示，不存在异常的情况；该主变2015年至2017年的油化验报告显示，包括水分、击穿电压与闪电等在内的反映油枕中的油是否受潮的重要项目的数值都在合格范围内，乙炔、氢气、总烃等反映变压器内部主绝缘情况的重要数值也都在合格范围内，没有出现突变或者异常情况，虽然二氧化碳气体的数值显示逐年渐增，但规程中没有对二氧化碳气体的数值作出强制性规定，故不在超标核算内。因为油化验与气化验中的乙炔、氢气、总烃三项重要指标都没有出现超标，根据总导则将不对该三比值进行对比分析，油中的氢气与一氧化碳等气体随着该主变的固体绝缘明显老化都没有发生量的增长，因此，油化验分析为该主变的固体绝缘老化属于正常的老化，对设备的正常安全运行不造成影响。

3 对#1主变事故后电气试验、油气化验报告分析 （1） 电气试验

该主变于2017年6月3日进行电气试验检测，检测报告显示，高压侧绕组的直流电阻远远超过规程所规定的2%，其平衡率高达63%，检查出结果是因为高压侧C绕组的直流电阻比其它两相明显增大，与2017年5月19日的预防性试验报告对比发生较大的改变。变压器的铁芯对地绝缘不出现明显降低的情况，其低、中压侧的各指标也不存在异常的情况，但进行变压器变比试验时，中压对低压侧正常，高压对中压侧、高压对低压侧无法测试，因此判定高压侧C绕组有匝间短路现象，低压侧绕组直流电阻不平衡率达1.42%，超过规程规定1%[2]。 （2） 油气化验。

2016年6月27日油气化验的报告数值显示，乙炔、氢气、总烃等重要数值出现严重超标，进行三比值对比分析后，得出的初步判定结果为：变压器本体存在低能放电、固体绝缘之间油击穿的情况。 4 吊罩检查情况

为了深入调查事故发生的原因，查清故障因素，通过联系生产厂家特派技术人员到现场对主器变进行吊罩检查。

2017年10月17日上午进行该#1主变的吊罩检查，发现有水从变压器的瓦斯继电器连通管内流出，有水珠挂在器身大盖附件的瓦斯继电器连通管的内壁上，连通管底部已经发生生锈现象，有明显的水迹存在器身内部的铁厄上；C相高压绕组匝间绝缘击穿，高压线圈中部辐向变形，线圈匝间纸绝缘鼓泡，判定线圈绝缘进水受潮造成匝间绝缘击穿[3]。经分析，初步判断为主油枕可能存在渗漏点。并对主油枕进行详细检查，发现有大量水迹与锈迹存在于油枕侧面的大盖箱与气囊的底部，最后得出是大盖密封圈的装配有质量问题，使枕壁出现突出沿边，造成密封不良进而发生渗漏。 5 事故原因分析

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对该主变在事故前后的电气试验结果分析、气与油采样化验结果分析、油枕详细检查与主变吊罩检查情况进行综合分析，得出的结果为：厂家在2010年对该主变的主油枕进行改造性大修时，安装油枕侧面大盖密封圈时存在质量问题，造成渗水使得高压侧C相绕组匝间纸绝缘受潮、绕组匝间绝缘击穿短路，进而发生事故。 6 对策

（1）在变电站的日常管理中，要加强对设备安装、大修工程、改造等验收环节的管理，尤其是类似于本次事故中比较隐蔽部分的验收工作，保障安装、大修或改造后的变电设备能够安全、可靠的运行。

（2）制定规范、严格的设备现场验收制度，尤其是进行变电设备安装、大修与改造工程的验收。可以组织变电设备专业技术人员进行设备安装、大修与改造工程验收标准的编写，要做到标准化、表格化、尽可能细化，确保没有遗漏、从源头上杜绝事故隐患[4]。

（3）针对本次事故进行开会研讨、做好经验教训总结，完善技术监督，举一反三，试验结果的分析进行强化管理。在恶劣的天气环境下，对个别重要项目尤其要缩短试验周期，进行补充性试验与追踪检查，为设备把好脉，及时发现并清除设备隐含的隐患与缺陷，从根源上预防突发事故。在连续多雨多雾等潮湿气象条件下，要对变电站的主变本体绝缘油进行全面抽样油化验工作，及时掌握各变压器中反映绝缘油品质的各类气体含量的变化情况，避免类似事故发生[5]。

（4）根据现场实际情况与常规设备检查结果，对设备试验的周期进行适度调整，有必要时可以缩短试验周期。强化主设备的状态评价工作。对还处于合格范围，但存在一定变化的试验数值与结果多加留意，认真比较、分析与定期追踪，进而找到数值与结果发生变化的规律，及时发现设备的安全隐患。

（5）实施并推广对变压器等大型主设备的在线安全监测，对设备的运行状态进行实时监控，及时采集并判断设备是否存在隐性故障，提前采取防范措施，避免设备事故的发生。 参考文献：

[1]李晋烽， 张登宇. 100 kV变电站主变油色谱异常原因分析及故障处理[J]. 山西电力， 2008（6）：37-38.

[2]毛文盛.110kV某变电站1号变压器故障原因分析[J].科技资讯，2011（08）：133-134. [3]徐小军. 110kV变压器抗短路能力典型案例分析与对策[J]. 硅谷， 2015（3）：253-254. [4]侯育皖. 110kV电力变压器接地故障分析与处理[J]. 沿海企业与科技， 2009（9）：119-120.

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[5]万涛， 周宝锋. 110kV亚工变电站1号主变潜伏性故障原因分析[J]. 城市建设理论研究：电子版， 2014（7）. 作者简介：

庄圣斌，出生年月：1979年4月，性别：男，民族：汉族，籍贯（精确到市）：江苏省无锡市，当前职务：无，当前职称：高级工程师，学历：硕士研究生，研究方向：变电检修.