一起非洲中部国家35kV电力变压器故障分析与处理

刘岗楼

(玉门油田分公司水电厂，甘肃 酒泉 735200)

电力变压器作为一种能量的转化设备，它在电压的转变以及电流的运输过程中有着不可取代的地位，在电力系统中有着最核心的地位。变压器套管是将变压器内部的高压线引到油箱外部的出线装置，不但起着引线对地的绝缘作用，而且还起着固定引线的作用，它需要适应外界各类环境条件，并要有一定的机械强度，是变压器的重要组件之一。套管有纯瓷套管、充油套管、充气套管、电容式套管等不同形式。变压器高压侧一般使用电容套管，由于瓷质不良，故而有沙眼或裂纹；电容芯子制造上有缺陷，内部有游离放电；套管密封不好，有漏油现象；套管积垢严重等，都可能发生闪络和爆炸。

1 变压器套管故障

中国石油在非洲中部某国家的油田开发项目，建有1座由美国SOLAR公司3台TAURUS 70型燃气发电机组发电的自备发电站，该孤岛发电站承担着整个油田生产及生活的供电任务。因油田开发需要，该发电站2015年进行了扩容改造建设，主要包括：新增1台TAURUS 70型燃气发电机组和更换2台11KV/33KV。其中，2台11KV/33KV主变容量较以前容量扩大1倍，新变压器型号为SZ11—12500/34.5，高压侧套管型号为BLFW-40.5/400，变压器其它主要参数如表1。

表1

1.1 故障概况

2015年8月，2台11KV/33KV 新变压器运达发电站现场，12月完成2号主变更换施工工作。完成变压器相关电气测试项目，如绕组连同套管的直流电阻；铁芯的绝缘电阻；绕组连同套管的直流泄漏电流；变压器电压比测量；绕组连同套管的交流耐压试验；高压电缆绝缘测试和交流耐压试验等均正常。受当地条件限制，变压器油的测试项目在国内已经完成，现场无法测试。在具备变压器投运条件后，开始2号主变冲击测试和72小时运行测试工作，检查2号主变各项参数正常，未见异常现象，主变投入运行。

在2号主变运行1周后，巡检发现变压器夜间有微弱的“吱吱”声，声音时有时无，声源位置难以判断，未见放电点，而白天异响消失。变压器运行期间，油温57.1℃，本体温度56.4℃，油位正常，高低压侧套管红外测温无发热、放电等现象，各项参数均正常。因故障现象不明显，决定由发电站人员继续加强对2号主变的巡检。持续观察1个月后，异响较为明显并持续存在，既有放电的“吱吱”声，又有点像电流在空间内通过的声响，并且白天也出现了相同现象。

技术人员检查发现故障现象为：变压器本体声音正常；站在低压套管侧，听不见异响；贴近高压套管侧，异响较为明显，尤其高压套管B相附近。

1.2 故障检查及处理

通过2号主变异响的各种故障现象，初步认为可以从以下几方面查找故障原因。

（1）异响声音来源自变压器高压套管内部，且B相可能性较高，需拆除检查确认。

（2）拆除3个高压套管检查外观，再次做套管的相关试验，排除套管本身质量问题引起的异响现象。

（3）因异响故障发生时，有电流在套管内部空间通过的现象，需要拆除套管，检查套管内是否存在聚集气体的可能。

（4）对变压器套管油做色谱分析，排除变压器套管内部存在放电性缺陷，主要原因是套管油在放电中，裂解产生故障气体的可能性。

考虑到发电站所处国家工业基础不发达的实际状况，现场变压器油色谱分析化验可行性较为困难。将故障现象描述发回中国国内变压器生产厂家，厂家技术人员认为套管本身质量不应存在问题，声响应该是电流流过的声音。为避免故障异响继续加重，对变压器造成大的损害，发电站技术人员决定尽快、彻底的查出问题。因此，根据现场条件，经现场技术人员对故障多次分析讨论，决定首先对高压套管做放气检查和处理，排除最易实现的且可能性较高的套管内存在气体引起异响的原因，完成后再次投运变压器测试有无异响故障。

变压器停运、隔离后，对高压套管做放气处理，在B相高压套管放气时，有变压器油被带压气体明显带出的现象，其它两相高压套管无此现象。通过这一现象，基本可以确定故障异响是B相高压套管内存在气体导致。随后，恢复套管连接，投运2号变压器测试运行，故障异响消除，目前，2号变压器已连续运行2年，再未出现套管异响现象。

1.3 故障原因分析

分析认为，故障原因主要有以下两点。

（1）抽真空不彻底，变压器注油后B相未放气或放气不彻底，使套管内残存空气。2号变压器投入运行后，在高电场作用下，发生局部放电，导致高压套管内部故障异响。如果继续加重，可能会致使套管炸毁。

（2）套管零部件受潮，增加了套管内介质水分，在变压器运行发热后水分气化，产生内部异响。发电站建设地点属非洲热带雨林气候，2号变压器运输到现场及施工时间，正是当地5～10月份的雨季期间，空气湿度较大，套管零部件组装时未作烘干处理。同样的1号变压器，在12月雨季结束后施工，虽然1号主变套管内零部件也未作烘干处理，但其施工期间，当地空气干燥并室外温度长期保持最高在40℃左右，施工环境较好，因此1号变压器未出现此类现象。

2 防范措施

（1）施工人员应熟悉套管的技术要求及施工要求，在吊装、运输、装配过程中按照要求完成。套管安装的过程中应保证安全性、质量性，应进行有效的安装控制。施工人员要熟悉套管的技术性能，如套管出厂时的主要试验项目，如介损测量、局部放电测量、工频耐压试验、密封性试验以及外观和尺寸检测等。变压器套管在安装过程中，要严格按照工艺要求操作，对变压器的稳定运行有着重要的作用。变压器装配完、注满油后，打开套管上的放气阀放气并彻底。

（2）套管装配中应特别注意防止受潮。装配中除要有清洁、干燥的条件以外，最好能在40～50℃温度下进行组装。因为电容芯子温度高出环境温度10～15℃时能减少受潮的影响，所以最好在组装前将套管的零部件和电容芯子加热到70～80℃，保持3～4h，以便排除表面潮气，尽可能在温度尚未降低时装配完。

（3）在一些没有高科技分析手段和技术支持的现场，加强技术人员有效利用现场有限的条件，准确判断故障的能力。运行人员要善于发现问题，避免设备带病运行，严格控制设备风险最小化。

3 结语

此次，非洲中部某国家的35kV电力变压器高压侧套管故障及时发现和处理的案例，提醒大家在变压器套管的安装、使用过程中，根据套管故障的不同现象及现场的有限条件，技术人员对发现的异常现象，做到早发现、早处理，避免故障扩大化尤为重要。

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