某主变跳闸事故分析与处理

某主变跳闸事故分析与处理

摘    要：本文通过对一起主变出口短路跳闸事故，引起变压器油中色谱数据异常，介绍了如何结合油中溶解气体检测、电气试验数据等判断、分析事故原因的过程和处理方法。

关 键 词： 总烃  电弧放电 空载电流 

1 事故概述

某35千伏主变压器型号为SZ10-10000/35kV，接线组别为YNd11，额定容量为10000千伏安，额定电压为kV。该变压器2003年11月生产，2013年8月该主变差动保护动作跳闸。次日电气试验人员对主变进行了诊断性试验及油色谱分析，初步判断线圈存在故障点，返厂解体后发现A相高压线圈中部有放电痕迹。

2 故障的分析判断过程

2.1油中溶解气体分析

该主变差动保护动作跳闸后，现场对该主变压器外观进行检查，无明显异常，受到雷雨天气影响，不具备开展现场电气诊断性试验条件，仅对该主变进行本体油色谱分析，该变压器油中溶解气体分析数据见表1。

    表1 某主变压器油中溶解气体含量    单位：μL/L

气体成分	氢 H2	甲烷 CH4	乙烷 C2H6	乙烯 C2H4	乙炔 C2H2	总烃 ∑C	一氧化碳 CO	二氧化碳 CO2
故障前	11.6	2.6	0.4	0.3	0	3.3	21.6	270.6
故障后	778.9	86.9	1.4	31.5	161.4	281.2	294.9	975.4
注意值	150	-	-	-	5	150	-	-

由表1可以看出，其总烃、乙炔及氢的含量均远远超出注意值，计算其绝对产气速率，总烃15.6（注意值12），乙炔9.0（注意值0.2），氢43.0（注意值10），均超过注意值。（总油量重4.69，油密度0.，两次取样时间间隔为94天。）

通过分析，三比值编码为（2，0，2），故障性质为“电弧放电”，典型的故障实例有：线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、引线对其他接地体放电等。由于此次故障中，一氧化碳、二氧化碳含量也明显增加，且△CO2/△CO<3，说明故障涉及固体绝缘材料，所以以上故障实例中可能性较大为：线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络。

2.2电气试验分析

次日对该主变压器进行电气试验，试验项目为绝缘性能试验、单相低电压空载试验和直流电阻试验项目，数据如下所示。

表2 绝缘电阻试验数据

测量位置	高压对低压及地(MΩ)	低压对高压及地(MΩ)
R15’	3500	3000
R60’	5250	5030
吸收比	1.5	1.68

表3 介质损耗试验数据

测量位置	高压绕组对其他及地		低压绕组对其他及地
	电容量（pf）	介损tg（%）	电容量（pf）	介损tg（%）
故障前	70590	0.242	10600	0.238
故障后	71090	1.331	100	0.979

由表2可看出，绝缘电阻试验结果正常，说明变压器的主绝缘未出现绝缘损坏，初步怀疑变压器的纵绝缘可能存在故障。由表3中说明电容量未发生较大变化，但因受天气影响（试验时湿度高达93%）介质损耗值相差较大。进行相对比较，“高压绕组对其他及地”介损值增加了5.5倍，“低压绕组对其他及地”介损值增加了4.1倍，前者比后者多增加了34.1%，初步怀疑高压侧存在故障。

表4 低电压单相空载、短路试验数据

	加压	短接	电压 (V)	电流 (A)	功率 (W)	短路阻抗（Ω）
空载	ab	bc	200.1	2.096	1.68
	ca	ab	200.3	2.136	256.51
	bc	ca	400.4	0.083	16.10
短路	A0	abc	44.51	5.008	17.65	8.
	B0	abc	44.46	5.012	18.34	8.87
	C0	abc	44.92	5.012	18.35	8.96

由表4可看出：空载试验中，ab、ac加压时，空载电流异常偏大，而bc加压时的空载电流正常。说明只要有a相绕组串入便会异常增大。低电压短路试验中，短路阻抗误差仅为1.04%，满足标准要求的2%，排除了绕组的变形和位移故障。

空载试验异常的可能原因有两种：一是加压的低电压绕组a相的匝间、层间有部分短路现象，导致空载电流出现异常变大；二是对应的高压绕组A相存在匝间短路，空载试验时相当于在低压侧进行短路试验，使得电流增大，功率增加。

所以用直流电阻试验进一步确认故障位置。

表5 直流电阻试验数据

高压	A0（Ω）	B0（Ω）	C0（Ω）	△Z
档位4（故障后）	0.2683	0.274.6	0.2749	2.42%
档位4（历史数据）	0.2746	0.2742	0.2745	0.15%
	ab	bc	ca	----
故障后	0.03473	0.03470	0.03478	0.46%

由上表可知，高压绕组直流电阻相间不平衡度超过规程要求的2%，主要原因是高压A相绕组的直流电阻与历史值相比明显偏小。

综合以上试验数据，判断该变压器高压侧A相绕组存在故障点，发生匝间短路。由于试验已经明显判断出主变的故障情况，现场无法修理，必须返厂大修。

3 吊罩检查、原因分析及处理

返厂后，对该变压器进行吊罩检查。外观检查未见明显故障点；对绕组进行解体后，发现A相高压线圈中部有放电痕迹，现场图片如下：

  

图1 该主变高压侧A相中部故障点

   

图2铭牌上所示的高压绕组接线示意图

电力变压器调压的接线方式按调压绕组的位置不同分为三类：一是中性点调压，调压绕组的位置在绕组的末端；二是中部调压，调压绕组的位置在变压器绕组的中部；三是端部调压，调压绕组的位置在变压器各相绕组的端部。中性点调压，对开关的绝缘水平要求低一些；中部调压，安匝平衡好一些；端部调压方式现在很少使用。

根据铭牌上显示，该变压器采用的是中性点反向调压方式，高压线圈整体分为两部分，上部分为主线圈，下部分为调压线圈，如图2所示。

该调压方式的变压器在绕组整体的中部位置（如图中红色标注区域）主线圈与调压线圈匝间电位差大，绝缘存在薄弱环节。这一缺陷使得该变压器在较大电流的冲击下，高压绕组的中部位置绝缘击穿，发生匝间短路放电，最终引发跳闸事故。

考虑到该变压器线圈的绝缘缺陷，接下来打算更换该变压器的高压侧线圈，对该线圈进行重绕，待改造完成后作为备品使用。

4 总结

1.变压器绝缘油气相色谱分析后，应立即对组分数据进行计算分析，并对照规程给出可能的故障实例做参考；

2.对该种调压方式的变压器进行排查，发现隐患及时处理。

3.应严格按照十反措中的规定，开展变压器抗短路能力的校核工作，根据设备的实际情况有选择性地采取加装中性点小电抗、限流电抗器等措施，对不满足要求的变压器进行改造或更换。