一起35kV主變絕緣故障原因淺析

摘 要：通過對35kV大山鋪變電站1號主變故障的多角度和全方位的分析，找到了主變故障的可能原因，提出了若干防范措施，為復(fù)雜情況主變故障的分析提出了一種參考，也提醒電力系統(tǒng)運行單位必須重視變電站防雷工作，做到多角度和全方位的加強(qiáng)防雷手段。

關(guān)鍵詞：35kV；主變絕緣故障；防雷

中圖分類號：TM41 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：B

一、事故經(jīng)過及變電站基本情況：

2011年6月21日凌晨，自貢市區(qū)雷陣雨天氣，6月21日凌晨3時24分9秒，35kV大山鋪站1號主變差動保護(hù)及本體重瓦斯保護(hù)動作，主變高低壓兩側(cè)開關(guān)跳閘。

大山鋪變電站投運于1996年，35kV主接線為線路-變壓器組接線方式、10kV主接線為單母線，35kV進(jìn)線（燕凌線支線）T接于35kV燕凌線#11-#12桿之間，共有4條10kV出線。故障主變是四川某變壓器廠2008年12月生產(chǎn)的SZ9-35/6300型有載調(diào)壓變壓器，接線組別為YN.d11、絕緣水平為LI200AC85/LI75AC35，于2009年4月加入系統(tǒng)運行。

二、主變檢查、試驗及保護(hù)裝置檢查情況：

6月21日上午，檢修人員對故障主變進(jìn)行了檢查、試驗，具體情況如下：

1 主變本體檢查情況

檢查主變油枕、散熱器、油箱及套管等部件，未發(fā)現(xiàn)有雷擊放電痕跡，主變油位正常，主變本體瓦斯繼電器內(nèi)有50%左右的氣體、吊出有載開關(guān)檢查未發(fā)現(xiàn)異常，初步判定主變內(nèi)部有短路故障，并對主變進(jìn)行了電氣試驗和絕緣油色譜試驗。

2 主變故障前后油色譜數(shù)據(jù)變化情況：

主變故障后油色譜試驗數(shù)據(jù)及歷次油色譜試驗數(shù)據(jù)見表1。

從主變投運以來歷次油色譜試驗數(shù)據(jù)和故障后的診斷性試驗數(shù)據(jù)可以看出，主變故障后絕緣油中幾種特征氣體含量均有明顯變化，其中：H2含量突然由7.0μL/L增加到了230.6μL/L，CH4含量由 14.9μL/L增加到92.0μL/L，C2H4由8.4μL/L增加到212.8μL/L，C2H2含量由0增加到了425.5μL/L、C2H6有少量的增加，總烴由25.5μL/L增加到了745.2μL/L。

主變故障后油色譜試驗數(shù)據(jù)三比值如下：

C2H2/ C2H4=425.5/212.8=2.0<3 →編碼取值：1

CH4/H2=92/230.6=0.398 ≥0.1<1→編碼取值：0

C2H4/ C2H6=212.8/14.9=14 ≥3 →編碼取值：2

通過三比值法計算得出主變故障后油色譜三比值編碼為102，根據(jù)三比值編碼判斷為主變內(nèi)部有高能量電弧放電故障。

3 主變故障前后高壓試驗數(shù)據(jù)變化情況：

主變故障后的高壓試驗數(shù)據(jù)與交接試驗數(shù)據(jù)的對比情況見表2～表4

（1）絕緣電阻試驗（見表2）。

（2）介損測試（見表3）。

（3）主變繞組直流電阻測試（見表4）。

從主變故障后的試驗數(shù)據(jù)與交接試驗數(shù)據(jù)的比較結(jié)果來看，變壓器高低壓繞組介損值及電容值基本無變化，變壓器主絕緣電阻數(shù)據(jù)大幅度降低，高壓繞組A、C相直流電阻和低壓繞組三相直流電阻基本上沒有發(fā)生變化，但高壓繞組B相直流電阻數(shù)據(jù)明顯變大，繞組各檔直流電阻不平衡率在43.3%到50.5%之間變化。三相高壓繞組各檔直流電阻變化趨勢一致，呈遞減規(guī)律變化，基本可排除調(diào)壓要組故障的可能性。

4 保護(hù)裝置動作情況

從主變保護(hù)裝置中調(diào)出的主變故障時繼電保護(hù)報文數(shù)據(jù)顯示，2011年6月21日3時24分9秒，主變本體輕瓦斯、本體重瓦斯和差動速斷等保護(hù)裝置均啟動并出口，其中：差動速斷保護(hù)裝置動作電流（IbIc）為73.12A、比率差動保護(hù)裝置動作電流（IbIc）為126.65A。

綜合主變本體檢查情況和高壓、油務(wù)試驗數(shù)據(jù)以及主變保護(hù)裝置動作情況等幾方面的檢查、試驗結(jié)果，基本可認(rèn)定主變高壓線圈主繞組B相和C相發(fā)生了匝間短路或B、C相繞組之間發(fā)生了相間短路故障。

5 主變本體吊芯檢查情況。

（1）現(xiàn)場吊芯檢查情況

現(xiàn)場吊出主變器身檢查時發(fā)現(xiàn)高壓側(cè)線圈B、C兩相首端線餅之間有放電痕跡，B相線圈燒損比較嚴(yán)重，其首端第一和第二線餅匝間有短路現(xiàn)象，繞組上端壓環(huán)（紙質(zhì)層壓環(huán)）嚴(yán)重變形、第一個線餅的1根扁銅線已燒斷，C相線圈只有首端第一線餅最外面的線匝上有電弧燒損痕跡，無匝間短路現(xiàn)象，線餅上的燒損點應(yīng)該是燒斷的B相線匝彈至C相引起相間短路故障造成的，變壓器鐵芯上夾件無燒損痕跡，鐵芯上夾件和B、C相線圈絕緣壓環(huán)上有少量銅質(zhì)熔化物。現(xiàn)場吊芯情況見圖1～圖2。

（2）主變本體解體檢查情況

6月24日在自貢某變壓器廠對故障主變進(jìn)行了解體檢查，其結(jié)果如下：

變壓器高壓線圈A相完好，無損傷，高壓線圈B相第一和第二線餅之間有短路現(xiàn)象，線圈絕緣壓環(huán)和第一至第六線餅最外面的線匝絕緣紙有電弧傷損痕跡，燒損程度由上至下呈遞減趨勢，線圈其他部位無短路現(xiàn)象，B相第一線餅上部墊塊處的線匝絕緣紙上有機(jī)械損傷痕跡，可能是壓緊線圈時造成的（見圖3）。高壓線圈C相第一線餅最外面的線匝上有短路現(xiàn)象，線圈絕緣壓環(huán)和第一至第三線餅最外面的線匝絕緣紙有電弧傷損痕跡，燒損程度由上至下呈遞減趨勢，線圈其他部位無短路現(xiàn)象（見圖4）。變壓器三相高壓繞組線餅間的絕緣墊塊松動，線圈上部的墊塊全部松動（見圖5），變壓器三相低壓線圈在電動力的作用下已經(jīng)嚴(yán)重變形（見圖6）。

三、防雷設(shè)施檢查情況

1 變電站防雷設(shè)施檢查

大山鋪變電站共裝設(shè)有2根獨立避雷針，站內(nèi)設(shè)備及構(gòu)架均處于避雷針保護(hù)范圍內(nèi)。35kV進(jìn)線處（主變高壓側(cè)）裝設(shè)有1組HY5W-51/134W氧化鋅避雷器，與主變的電氣距離約25米，10kV母線裝設(shè)有1組HY5W-12.7/45氧化鋅避雷器，與主變的電氣距離約28米。主變高低壓側(cè)繞組與避雷器之間的絕緣配合系數(shù)分別為KC=200/134=1.49和KC=75/45=1.67，由此可見，主變高低壓側(cè)避雷器的參數(shù)選擇、變壓器與避雷器之間的絕緣配合系數(shù)和主變與其高低壓側(cè)避雷器之間的電氣距離均符合《交流電氣裝置的過電壓保護(hù)和絕緣配合》電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求。變電站4條10kV出線#1桿處均裝設(shè)有1組配電型氧化鋅避雷器，但主變35kV中性點未裝設(shè)避雷器。

對全站設(shè)備接地引下線、避雷針接地引下線進(jìn)行開挖檢查，未發(fā)現(xiàn)接地引下線有嚴(yán)重銹蝕或銹斷缺陷， 35kV避雷器試驗數(shù)據(jù)無異常，變電站主地網(wǎng)接地電阻和#1、#2避雷針接地電阻測試值分別為1.128Ω、2.984Ω和2.00Ω，滿足規(guī)程和設(shè)計要求。

2 線路防雷設(shè)施檢查

35kV燕凌線除在#6、#17、#26、#41桿裝有防雷接閃器和#6、#49、#57、#64桿裝有線路避雷器外，其#1-#17桿還裝有架空地線，架空地線長度為3.899km。燕凌線支線長度0.269km，T接于燕凌線#11-#12桿之間，支線全線裝有架空地線，燕凌線支線自大山鋪站終端桿處至燕凌線#1桿（燕子山站）處架空地線長度共計2.56km，線路架空地線的長度符合《交流電氣裝置的過電壓保護(hù)和絕緣配合》電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求。

對35kV燕凌線#1-#20桿接地網(wǎng)和燕凌線支線#1-#3桿接地網(wǎng)進(jìn)行開挖檢查和接地電阻測試，未發(fā)現(xiàn)桿塔接地引下線有嚴(yán)重銹蝕或銹斷缺陷，23基桿塔地網(wǎng)接地電阻測試在1.4～7.5Ω之間，滿足規(guī)程要求。

3 主變故障當(dāng)日雷電活動情況

根據(jù)雷電定位系統(tǒng)的記錄，6月21日全天在35kV燕凌線及燕凌線支線沿線路路徑1km范圍內(nèi)的雷電活動集中在00：15至00：55之間，沿燕凌線路徑1km范圍內(nèi)和燕凌線支線路徑1km范圍內(nèi)分別落雷25次和9次，全天其余時間內(nèi)沒有雷電活動。雷電活動使變電站內(nèi)35kV避雷器A、B相各動作2次，C相避雷器動作4次，10kV母線避雷器沒有動作，10kV出線斷路器無跳閘情況，對站內(nèi)設(shè)備及構(gòu)架進(jìn)行檢查，沒有發(fā)現(xiàn)雷擊痕跡，由此可見，主變故障當(dāng)日，有多次較強(qiáng)雷電波入侵了變電站對主變造成了較強(qiáng)的過電壓沖擊。

四、主變故障原因分析

從前述主變故障點在高壓B相繞組首端第一和第二線餅上這一點來看，故障部位符合雷電入侵使主變絕緣損壞的特征，表明該主變的故障與當(dāng)日的雷電活動有關(guān)，而從雷電定位系統(tǒng)記錄的雷電活動結(jié)束時間和繼電保護(hù)報文記錄的主變故障跳閘時間相差2.5小時左右這一點來看，可推斷主變高壓線圈首端匝絕緣在雷電活動中并沒有直接擊穿，而是遭受了嚴(yán)重?fù)p傷，之后在工頻電壓的持續(xù)作用下使線圈絕緣徹底損壞，并首先發(fā)生高壓繞組B相第一、第二線餅匝間短路故障，燒斷的B相繞組線匝彈至C相繞組，又引發(fā)B、C兩相相間短路故障。

根據(jù)主變故障后對變電站35kV線路和站內(nèi)防雷設(shè)施選型配置、防雷設(shè)施及接地網(wǎng)的檢查、試驗結(jié)果、避雷器動作記錄和站內(nèi)其它設(shè)備及導(dǎo)線、設(shè)備構(gòu)架上無雷擊痕跡等幾方面的情況來看，可以排除主變是因遭受直擊雷、地網(wǎng)不合格、防雷設(shè)施不完善、防雷設(shè)施失效等原因使主變失去過電壓保護(hù)而損壞的可能性。另外，主變故障后我們曾電話詢問制造廠生產(chǎn)負(fù)責(zé)人變壓器出廠試驗項目內(nèi)容，對方明確回答沒有進(jìn)行雷電沖擊試驗，因此，變壓器是否能承受200kV的雷電沖擊耐壓不得而知，即變壓器與避雷器之間的絕緣配合系數(shù)的實際值是否達(dá)到了標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的KC=1.4無法驗證。

綜上所述，大山鋪站主變故障原因可能有以下兩方面原因：

1 變壓器本身存在質(zhì)量問題：

由于35kV變壓器雷電沖擊試驗項目是型式試驗項目而非出廠試驗項目，而目前廠家用于型式試驗的產(chǎn)品并不是從制造廠批量生產(chǎn)的產(chǎn)品中隨機(jī)抽取的，多為制造廠專為試驗制造的產(chǎn)品，在生產(chǎn)的各個環(huán)節(jié)上把關(guān)比較嚴(yán)格，且用于型式試驗的產(chǎn)品往往就是1臺或2臺，而產(chǎn)品批量生產(chǎn)時，產(chǎn)品質(zhì)量受原材料選廠的不同、產(chǎn)品制造工藝控制、生產(chǎn)人員的技術(shù)水平、責(zé)任心等因素的影響較大，產(chǎn)品在質(zhì)量上總存在一定的差異，因此，型式試驗結(jié)果不能作為批量生產(chǎn)的所有產(chǎn)品的性能是否達(dá)到設(shè)計指標(biāo)的依據(jù)，加上故障主變出廠是沒有經(jīng)過雷電沖擊耐壓試驗，所以，不排除該主變本身存在質(zhì)量問題的可能性。

2 入侵雷電波過電壓幅值超過了變壓器的絕緣水平承受能力。

由于避雷器的殘壓是指避雷器在標(biāo)準(zhǔn)雷電波作用下，流經(jīng)避雷器的電流為標(biāo)稱放電電流時避雷器兩端之間的電位差，但是，當(dāng)避雷器在陡波的作用下或流經(jīng)避雷器的電流大于其標(biāo)稱放電電流時，避雷器上的實際殘壓將比其標(biāo)稱殘壓有所增高，加之故障主變35kV中性點未裝設(shè)避雷器，雷電波傳至主變中性點處將發(fā)生反射，因此，也不排除主變是在陡波雷電沿線路三相同時入侵主變，由于入侵波和反射波的疊加值超出了變壓器的絕緣額定雷電沖擊耐受電壓而損壞的可能性。

五、防范措施

針對35kV大山鋪變電站主變絕緣故障的可能原因，擬采取以下措施預(yù)防類似故障的發(fā)生：

1 在35kV燕凌支線終端桿上加裝1組電站型氧化鋅避雷器，以限制入侵變電站的雷電波的陡度和雷電流幅值。

2 在主變35kV中性點加裝1只氧化鋅避雷器，為侵入變壓器的雷電波提供泄壓通道，防止雷電波在中性點處發(fā)生反射，避免入侵波和反射波在變壓器內(nèi)部疊加。

3 在主變低壓側(cè)母線橋上加裝1組氧化鋅避雷器，將主變低壓側(cè)過電壓和高 低壓繞組之間的傳遞過電壓限制的更低。

參考消息

[1]DL/T620 交流電氣裝置的過電壓保護(hù)和絕緣配合標(biāo)準(zhǔn)[Z].

[2]張緯鈸，高玉明.電力系統(tǒng)過電壓與絕緣配合[Z].