一起110 kV变压器重瓦斯保护动作事故分析及处理

蒋晓燕

（甘肃电投九甸峡水电开发有限责任公司，甘肃 临洮 730500）

一起110 kV变压器重瓦斯保护动作事故分析及处理

蒋晓燕

（甘肃电投九甸峡水电开发有限责任公司，甘肃 临洮 730500）

瓦斯保护作为变压器的主保护,能有效反映变压器的内部故障。以一起110 kV变压器重瓦斯保护动作事故为例,介绍事故发生经过,采用试验、检测、检查等方法进行综合分析判断,查明事故原因,提出处理方案和改进措施,避免同类事故在现场再次发生。

变压器；套管；重瓦斯；事故

1 概述

某水电厂2台10 MW的水轮发电机组采用扩大单元接线，主变是型号为SF11-25000/121无载调压变压器，接线组别为：YNd11。主变高压侧和出线开关采用GIS设备，为110 kV单出线。电站于2014年3月投产。

2 故障经过

2015年10月12日电站2台机组均停机，变压器空载运行。下午天气转阴，伴有雷电。17:07:24，电站上位机监控报文“主变保护动作”、“主变压器高压侧开关跳闸”、“主变压器低压侧开关跳闸”；主变保护装置报文：“本体重瓦斯动作”、“本体轻瓦斯告警”、“压力释放动作”。值班人员现场检查，发现变压器顶部喷油、地面有油污，变压器高压侧避雷器C相动作一次。

3 检查试验及分析

3.1 变压器本体检查及试验

经检查，发现变压器高压侧A、B相套管压力表显示正常，C相套管压力表显示为满偏，测试变压器绝缘电阻，结果见表1变压器绝缘电阻测试记录。变压器的高、低压侧直流电阻测试合格。

表1 变压器绝缘电阻测试记录

3.2 绝缘油检验

为进一步分析查找故障点，对变压器油进行简化分析发现，其击穿电压为30.6 kV，不满足规范中≥35 kV的要求；同时，对变压器本体及三相套管的绝缘油进行色谱分析（表2）。

3.3 故障点分析确定及处理

由于变压器高压绕组对地的绝缘电阻为0，而高压绕组对低压绕组和铁心夹件绝缘电阻合格，且高、低压绕组的直阻及低压绕组的绝缘电阻等其他试验数据合格，可判断故障点在高压绕组的引线及套管位置；通过进一步对比分析表2中的数据，基本能确定故障点在高压侧C相套管及引线位置。

根据以上试验结果，经过初步分析判断后，在厂家的指导下，打开C相套管进人孔进行检查，发现C相套管连接套筒对升高座有放电痕迹。为进一步确定故障范围，将变压器C相GIS三通分解后拆出C相套管（见下页图1），发现套管连接套筒与瓷件之间的密封已破裂挤出，且该位置有明显的放电痕迹。

根据DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》中相关要求对变压器本体进行相关试验，确定变压器本体无故障后，更换套管，将C相GIS三通回装，完成抽真空注油、热油循环、静置48 h等一些列工序后，重新进行SF6气体微水测试、油中溶解气体色谱分析、绝缘电阻、直流电阻、绕组连同套管的介质损耗等试验，并通过了高压侧中性点对地对低压绕组76 kV 60 s的交流耐压试验。检修后的变压器进行了零起升压试验正常和冲击试验后，投运正常。变压器运行72 h后，取油样进行色谱分析，数据合格。

表2 故障后变压器及三相套管油中气体组分含量

图1

4 套管绝缘击穿的原因分析及防范措施

由于变压器高压侧采用油-FS6油纸电容式套管与GIS直接相连，套管更换费时、费力、费钱，为了避免同类故障再次发生，进一步分析C相套管绝缘击穿的原因并采取防范措施。

4.1 变压器高压侧避雷器动作情况及接地电阻检查测试

由于故障发生时为雷电天气，对变压器高压侧避雷器及接地电阻进行检查测试。具体情况如下：

（1）从变压器高压侧一次接线图（图2）看出，变压器、GIS设备、110 kV电缆及出线均装有避雷器，满足相关设计规范要求。经检查，发现变压器高压侧避雷器C相动作一次；GIS开关外侧靠近电缆侧的避雷器未动作。由于GIS内部避雷器安装投运后受安全距离影响，在现场无法进行预试检查，故未进行检查试验。

（2）由于出线0号杆上的避雷器没有放电计数器，对其进行试验检查，发现C、B相避雷器不合格。

（3）110 kV电缆护层保护接地箱中过电压保护器烧损严重（图3）。

图2

图3

（4）110 kV电缆护层回流线在0号杆塔附近被截断。

（5）由于该电站处于多岩石山地地区，土壤电阻率较高，对电站的土壤电阻率和接地电阻进行复测，结果如下：接地电阻约为0.77 Ω，土壤电阻率约为3 000 Ω·m，部分地区超过了5 000 Ω·m。

4.2 C相套管绝缘击穿的原因分析

根据以上检查结果可以得出：雷电发生时，由于0号出线杆塔的避雷器故障，使得雷电过电压行波通过110 kV C相线路沿电缆进入GIS设备，在变压器高压侧C相避雷器动作对地放电。正常情况下，该避雷器动作时的残压小于260 kV，而套管的雷电冲击耐受电压为550 kV（全波），避雷器动作时的残压不足以引起套管绝缘击穿。因此，分析套管绝缘击穿的原因是套管自身缺陷使得绝缘强度降低，同时避雷器动作时接地电阻偏大使其在动作时残压较高，在避雷器击穿瞬间最靠近避雷器的变压器高压侧套管不能承受该电压，从而导致套管绝缘击穿。

此外，110 kV电缆护层保护接地箱中过电压保护器烧损便可证明110 kV电缆承受了过电压。由于电缆护层回流线被截断，导致在电缆过电压瞬间，护层感应电压较高而将过电压保护器烧损。

4.3 防范措施

为避免同类故障再次发生，提出了以下防范措施：

（1）110 kV0号出线杆塔更换合格的避雷器，并加装放电计数器，以方便运行和维护人员记录避雷器动作次数。

（2）针对安装在全封闭金属电气内部避雷器不能进行预防性试验的问题，进一步探讨能否采用在线测试的试验方法。

（3）按照设计要求，恢复110 kV电缆护层回流接线，使其两端可靠连接。

（4）油-FS6油纸电容式套管有一压力报警装置，可输出压力过高或过低信号。将该信号接至电站计算机监控系统，以便值班人员及时发现套管故障。

5 结束语

GIS设备占地面积小、元件密封不受环境干扰、运行费用低，从而在近年来广泛使用，但依然存在故障停电范围广、修复时间长、查找故障困难的缺陷。此次事故是一起较典型的主变与GIS的连接套管故障导致变压器重瓦斯保护动作后故障查找分析及处理的事例，有很好的借鉴作用。同时，通过此次事故分析，反映出电站主辅设备的采购和安装质量，以及防雷保护及接地网设计，直接影响到电站设备的安全运行，电站应该高度重视。

[1]DL/T596-1996电力设备预防性试验规程[S].

[2]毕 杰.110 kV变压器高压套管事故分析[J].变压器，2002（03）.

TM407

B

1672-5387（2017）01-0052-03

10.13599/j.cnki.11-5130.2017.01.016

2016-07-14

蒋晓燕（1974-），女，工程师，从事水电厂电气设备检修与维护工作。