朱俊德
特变电工股份有限公司 新疆昌吉 831100
摘要：本文针对一起500ｋＶ输变电工程启动调试过程中变压器跳闸故障，阐述了故障后变压器试验与解体过程，并结合检查进行理论与仿真分析，提出相应防范措施。
关键词：跳闸；变压器；套管
引言
在电网容量不断加大的趋势下，变压器的故障将会对电力系统和用户造成重大的危害及影响。根据运行经验，变压器短路故障是对变压器安全运行威胁最大的一类故障。近年来，随着电力系统容量的日益增大，系统短路容量随之增大，因短路造成变压器绕组变形甚至损坏已成为主变压器运行中的多发性故障。
1事故经过
2016年6月22日，某500ｋＶ变电站＃2主变进行第一次冲击合闸试验，带电约3ｓ后，主变Ａ相分相差动保护动作跳闸，本体轻瓦斯发出报警信号。现场检查发现，主变Ａ相本体瓦斯继电器内有气体聚集，本体油色谱分析乙炔含量为200μＬ／Ｌ，总烃含量349μＬ／Ｌ；Ｂ、Ｃ相无异常。于是初步判断Ａ相主变内部发生电弧放电性故障。
2现场检查及初步分析
2.1保护及故障录波信息
当日15时30分33秒，合上5011开关，对＃2主变进行空载冲击合闸并网；3ｓ后，＃2主变Ａ套保护分相差动动作，Ｂ套保护启动未动作；4ｓ后，＃2主变Ａ相本体轻瓦斯保护动作发出信号。冲击合闸过程中，＃2主变Ａ、Ｂ、Ｃ相的最大励磁涌流分别是502、1136、658Ａ，励磁涌流幅值较小；合闸后约3550ｍｓ，主变Ａ相出现差流，内部发生故障，10ｍｓ后主变分相差动保护启动，2７ｍｓ后分相差动保护动作出口，７0ｍｓ后主变跳闸。跳闸后，现场及时组织进行主变的相关试验工作，试验项目包括绝缘油试验和电气诊断性试验。
2.2绝缘油试验
在主变本体下部取油口（靠高压侧）取油进行试验。经分析，油中乙炔及总烃含量超标：故障后3h，乙炔含量为200μＬ／Ｌ，总烃含量349μＬ／Ｌ；故障后24ｈ，乙炔含量为56．9μＬ／Ｌ，总烃含量115．4μＬ／Ｌ，微水含量正常。油色谱数据三比值法分析特征值为102，判断故障类型为电弧放电。
2.3电气试验
现场对＃2主变进行了电气诊断性试验，项目主要有绕组连同套管的直流电阻测量、绕组连同套管的绝缘电阻测量、吸收比或极化指数的测量、铁心和夹件对地绝缘电阻测量、绕组连同套管的介损和电容量测量、频率响应法绕组变形测试。以上试验中，除绕组连同套管的直流电阻测试结果异常外，其它试验结果合格。绕组直流电阻测试结果显示Ａ－Ａｍ直流电阻初值差超标，较出厂高9．5％，而Ａｍ－Ｘ，ａ－ｘ偏差均在正常范围内，于是初步判断Ａ相高压绕组（串联绕组）损坏。
2.4主变本体检查
为了进一步验证Ａ相主变存在故障，将主变放油后打开高压侧箱壁人孔，发现油箱底部有碳化物，主柱器身最外层纸筒下部两道绝缘夹箍脱落，绝缘螺杆、螺母断裂并落入油箱底部.进入主变箱体后，发现高压套管下端的纸板及箱底分别出现少量碳化物及疑似水状的透明液体；整个器身周围只有此处有碳化物的痕迹.对主变其余部件、部位进行了检查，除上述异常外，其余均正常，无破损、放电、烧灼等情况出现。
2.5高压套管检查
在将高压套管从本体上拆除过程中，发现套管端部导电连接头处有水渗出。套管拆吊完毕后，对导电密封头进行检查，发现其密封头在圆周方向上间隙不均匀。为了进一步确认其状况，对导电密封头进行了拆除，拆除前确认端部接线头的紧固螺栓是撬紧状态。拆除密封板后，发现导电密封头下部仍有少量的残留水迹，密封圈高出槽口约1ｍｍ.
3返厂解体检查
3.1高压套管返厂解体
该500ｋＶ套管结构为穿杆式套管，套管中心导杆全程只有顶部一处密封，且导杆所在空间与主变本体空间连通，因此主变本体注满油后，导杆所在空间充满变压器油。将Ａ相高压套管返厂检查后，发现导电密封头密封面压痕不均匀，局部密封失效，内部铜件有氧化的痕迹，证明该部位有水进入.
3.2主变本体返厂解体检查
主变返厂解体检查，吊罩后拆除高压引线及引线均压管，发现引线外包绝缘纸局部变色，绝缘纸的韧性有变化，确定高压引线外包绝缘受潮。依次拆除高压线圈器身围屏，从外到内，第1道围屏表面无异常，第2道围屏在高压出线位置的左下方位置上有少许的碳化物污染，第3道围屏在高压出线左下方位置处有围屏破损及碳化物污染。拆除全部围屏后发现高压线圈７、8档间第11饼和12饼的外层线匝绝缘破损（线饼号为从下往上计数），烧灼现象严重.
3.3变压器残油及绝缘纸检测结果
取主变箱底疑似水状的透明液体和绝缘油的混合物进行化验，测得油中含水量为1200ｍｇ／Ｌ，可判断透明液体是水。正常情况下，规程要求变压器绝缘材料的含水率在1％以内。主变解体后，取高压绕组引线、中压绕组引线、故障部位附近绝缘垫块等部位的绝缘材料进行绝缘含水率测试，结果显示高压绕组引线绝缘纸含水率为3．9％，中压绕组引线绝缘纸含水率为2．5％，故障部位附近绝缘垫块含水率为5．4％。含水率测试结果说明主变本体各部位的绝缘材料均不同程度受潮。
4套管设计结构及运行工况分析
4.1套管头部结构
该套管采用的是穿杆载流结构，穿杆内腔与主变本体油室连通，与外部通过头部导电密封头实现密封隔离，其外形及顶部接线结构如图8所示。正常运行情况下，虽然套管高度高于油枕，但由于变压器采用真空注油，因此穿杆腔体内部还是会充满变压器油。套管顶部通过将军帽与载流导管相连，将军帽的下端插入中空的载流导管内并通过表带触指连接，上端为接线端子与金具相连；将军帽与套管间通过法兰盖板和螺栓连接并将密封圈压紧后实现密封功能。
4.2套管运行分析状况
按照设计规范要求，出厂设计受力点在套管接线柱承受水平方向受力限值为2500Ｎ，此外还具有了2．７5倍的裕度，设备出厂对整只套管接线柱中点处进行1ｍｉｎ的７000Ｎ水平受力试验并通过。双分裂导线经羊角形金具Ｔ接至套管接线柱，通过羊角顶部施加拉力时，以接线柱根部为支点，接线柱受力在杠杆作用下将成倍增加。羊角形金具端部受力按照设计图纸提供的Ａ、Ｂ、Ｃ三相套管顶部横向水平力分别为2235、2064和1586Ｎ进行计算。采用有限元法对套管顶部接线柱受力进行了仿真分析，所示。接线端子根部所承受的横向水平力分别为13066、12066和9７50Ｎ，分别为羊角形金具端部受力的6．14倍、5．89倍和5．85倍，超过2500Ｎ和考虑裕度后68７5Ｎ的横向水平方向受力限值。由此可知，在该力作用下紫铜材料的接线柱及盖板发生变形，头部导电密封头密封失效。
图高压套管顶部接线柱受力仿真图
4.3套管存在隐患
由于套管载流导管内腔直接与变压器油相通，因此抽真空注油后套管载流导管内部油位将高于油枕油位，套管载流导管内高出油枕的油位差将在套管顶部形成负压区。该型号套管设计时，顶部将军帽盖板下仅装有一个轴向密封圈且盖板厚度较薄，而其它套管公司在类似接线端子处采用了3道径向密封圈。当将军帽接线柱超裕度受力后接线柱及盖板歪斜变形，易使套管头部盖板密封功能失效；在套管顶部负压的作用下，空气及水分沿盖板缝隙吸入套管导流杆并沿导流杆内部流入变压器内部，经载流导管和引线结构后随油路循环进入绕组绝缘。
结语
综上所述，本次500ｋＶ变电站＃2主变Ａ相故障的原因是高压套管存在制造和设计缺陷，头部导电密封头密封失效进水。雨水进入套管头部后，通过穿杆内腔进入主变本体，并沿高压引线及引线均压管流到高压线圈，导致高压绕组饼间绝缘击穿故障。
参考文献：
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［2］王宾，黄磊，曹润彬，等．智能变电站126kV智能终端设计与测试方案研究［J］．电力系统保护与控制，2014，42（1）：119－125．
论文作者:朱俊德
论文发表刊物:《防护工程》2018年第9期
论文发表时间:2018/9/7
标签：套管论文; 绕组论文; 高压论文; 变压器论文; 接线柱论文; 本体论文; 引线论文; 《防护工程》2018年第9期论文;