110kV變電站主變故障分析與處理

摘要：10kV某站三臺主變油色譜項目進行預(yù)防性試驗時發(fā)現(xiàn)主變油總烴超標，通過檢查分析了其故障原因，及時現(xiàn)場處理，保障了供電安全。

關(guān)鍵詞：變壓器;總烴超標;處理

1.110kV變電站#3主變故障情況

2010年3月12日，我局試驗中心在對110kV某站三臺主變進行年度預(yù)試時發(fā)現(xiàn)#3主變油總烴高達1309.0 ul/l，嚴重超標。通過對試驗數(shù)據(jù)進行分析，我們初步判斷#3主變存在過熱故障，而且屬于熱點只影響到絕緣油的分解而不涉及固體絕緣的過熱性故障。為進一步加強分析判斷，試驗中心對#3主變停電進行了電氣試驗檢查。通過對線圈直流電阻測試結(jié)果分析，可以判斷故障部位在該臺主變B相繞組內(nèi)。為找到準確的故障部位，檢修專業(yè)對該臺變壓器進行了吊罩檢查處理。吊罩檢查發(fā)現(xiàn)：#3主變高壓側(cè)B相引線多股燒斷。這和初步判斷的故障類型和部位完全一致。

2.#3主變故障分析

2.1 故障經(jīng)過

2009年3月12日，試驗中心在對110kV某站三臺主變油色譜項目進行預(yù)防性試驗時發(fā)現(xiàn)：#3主變油總烴嚴重超標（注意值150μL/L），是前一年同期數(shù)值的17倍。間隔一天、間隔四天后分別進行了追蹤試驗，發(fā)覺總烴略有增長趨勢。試驗結(jié)果詳見下表一。

表一：110kV#3主變絕緣油色譜試驗報告"""""""""""""""""""" 單位：μL/L

序號

試驗日期

氫

甲烷

乙烷

乙烯

乙炔

一氧化碳

二氧化碳

總烴

1

2009.03.16

86

564.5

139.0

621.1

/

938

7427

1324.6

2

2009.03.13

85

562.0

136.2

615.2

/

994

7222

1313.4

3

2009.03.12

82

564.0

136.3

608.7

/

893

7303

1309.0

4

2008.03.14

5

43.0

10.6

23.1

/

1012

6687

76.7

5

2007.04.12

9

31.3

7.5

12.5

/

1030

7067

51.3

從以上試驗數(shù)據(jù)可以看出，總烴的主要氣體組成是甲烷和乙烯，占總烴的90%以上，屬于典型的過熱故障;由于乙烯占的比例較大，但尚未產(chǎn)生乙炔，所以熱點的溫度介于500—800℃之間;鑒于一氧化碳和二氧化碳并無明顯的增長趨勢，所以可以推斷屬于熱點只影響到絕緣油的分解而不涉及固體絕緣的過熱性故障。通過三比值法計算得編碼組合為：0、2、2，這進一步印證了#3主變內(nèi)部發(fā)生了高溫過熱故障，熱點溫度可能大于700℃。

2.2 故障分析

為進一步加強分析判斷，3月19日試驗中心對#3主變停電進行了電氣試驗檢查，結(jié)果發(fā)現(xiàn)變高側(cè)B相線圈直流電阻所有檔位與其他兩相相比，皆偏大且超過規(guī)程要求值，介于3.85%-4.82%之間（規(guī)程要求在2%以內(nèi)）（試驗結(jié)果詳見下表二）。由此判斷故障部位在主變B相繞組內(nèi)。為找到故障部位，必須對該臺主變進行吊罩檢查處理。

表二、110kV#3主變變高側(cè)線圈直流電阻測試報告

試驗日期：2009.3.19""" 數(shù)據(jù)單位：mΩ

分接位置

A -- O

B – O

C -- O

相間差

1

385.7

401.4

386

4.01

2

376

391.5

376.7

4.06

3

366.8

382.1

367.2

4.11

4

357.5

372.9

357.9

4.25

5

348

363.6

348.7

4.41

6

338.9

354.3

348.7

4.41

7

329.5

345

330.2

4.63

8

320.2

335.8

321

4.79

9

309.8

324.6

309.6

4.77

10

320.1

335.8

320.7

4.82

11

329.4

345

330

4.66

12

338.8

354.3

339.9

4.50

13

348.3

363.8

348.8

4.38

14

357.9

373.1

358.1

4.19

15

367.2

382.3

367.5

4.06

16

376.5

391.8

376.8

4.00

17

386.6

401.7

387.3

3.85

2.3吊罩檢查情況

4月13日，吊罩檢查時發(fā)現(xiàn)：#3主變高壓側(cè)B相高壓引線由線圈壓板向上300毫米處95平方銅絞線有5股導(dǎo)線完全斷裂并發(fā)黑，此處上下各30毫米處絕緣碳化。另外，對主變鐵芯、繞組和分接開關(guān)進行全面檢查，無異常。

從現(xiàn)場來看：B相高壓引線用白布帶包扎的根部與套管金屬內(nèi)壁菱角接觸磨損，導(dǎo)致引線金屬導(dǎo)體與套管金屬內(nèi)壁接觸形成分流電流，接觸處電阻較大導(dǎo)致局部嚴重發(fā)熱，以至引線多股燒斷。

該站#3主變已正常運行了10多年，歷年的色譜試驗數(shù)據(jù)未見異常。數(shù)據(jù)異常發(fā)生的時段介于2008年3月至2009年3月之間，也就是說故障是逐步緩慢發(fā)展到一定程度才產(chǎn)生突變的。我們判斷故障產(chǎn)生的原因主要出在制造工藝上，概括為以下兩點：1、套管內(nèi)的金屬銅管端部的菱角在高壓引線穿引過程中容易刮損引線絕緣。2、高壓引線稍短，以至安裝后引線拉伸過緊。在長期的運行中，引線的白布帶絕緣介質(zhì)與瓷套管內(nèi)銅管的菱角長期接觸磨損并在電磁震動中產(chǎn)生逐步的機械磨損，最后導(dǎo)致引線金屬層與套管內(nèi)的金屬管接觸引起電流分流發(fā)熱斷股。

3 現(xiàn)場處理及反措

現(xiàn)場處理：將導(dǎo)線斷裂處剪斷，用鋼絲刷去除氧化皮，使用￠25*￠18*100的紫銅圓冷擠壓方法將導(dǎo)線壓接成一體，然后采用干燥后的進口絕緣鄒紋紙重新包扎絕緣，外包白紗布帶半疊一層。處理后，測量繞組直阻符合要求。于2009年4月13日投入運行，至今運行正常。

反措：在進行主變套管安裝前，認真檢查穿纜引線絕緣是否良好，安裝套管時一定要將引線拉直，確保引線錐度進入套管，完后再進行其他安裝。

4總結(jié)

如果這起變壓器內(nèi)部故障沒有在預(yù)試時被及時發(fā)現(xiàn)，任其發(fā)展下去，可能將B相套管引線燒斷，并且在引線燒斷的瞬間將產(chǎn)生強烈的電弧和氣壓，最終導(dǎo)致B相套管爆炸，甚至燒毀變壓器，造成電網(wǎng)事故，后果極為嚴重。除此之外，事故過后原因的判定也會相當困難。由于我局嚴格按照了電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程的要求進行預(yù)試從而在第一時間內(nèi)發(fā)現(xiàn)了設(shè)備缺陷，同時本著嚴謹?shù)膽B(tài)度采取科學(xué)的分析方法和正確的處理措施從而有效地避免了一起設(shè)備重大事故，這充分體現(xiàn)了電力設(shè)備預(yù)防性試驗工作對電網(wǎng)安全運行的重要性;但是從另一方面也引發(fā)了我們的一些思考：

這臺主變的故障發(fā)展速度相對較緩慢，在年度預(yù)試周期內(nèi)尚未釀成一起事故，這是值得慶幸的。由此看來，僅靠電力設(shè)備的預(yù)防性試驗并不能及時發(fā)現(xiàn)此類故障，從而杜絕此類事故的發(fā)生。

目前，廣東電網(wǎng)公司在積極推進狀態(tài)檢修，它的實施涉及諸多管理體制和技術(shù)問題。我們根據(jù)先進的狀態(tài)監(jiān)測和診斷技術(shù)提供的設(shè)備狀態(tài)信息，判斷設(shè)備的異常，預(yù)知設(shè)備的故障，在故障發(fā)生前進行檢修。但狀態(tài)檢修的核心內(nèi)容在于對檢測數(shù)據(jù)進行分析和應(yīng)用，由于狀態(tài)數(shù)據(jù)比較復(fù)雜，往往需要借助計算機軟件才能完成，甚至需要專家系統(tǒng)進行分析，從目前現(xiàn)狀來看，要全面開展此工作也不太實際。所以，狀態(tài)檢修不是我們唯一的檢修方式，我們應(yīng)根據(jù)設(shè)備的重要性、可控性和可維修性，需結(jié)合故障檢修、定期檢修、主動檢修一起，形成綜合的檢修方式，確保電網(wǎng)安全。

參考文獻：

[1]孫堅明.電力用油（氣）[Z].西安：國家電力公司熱工研究院，2000.

[2]Q/CSG1 0007—2004電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程 中國電力出版社，2004.