一起110 kV变电站主变压器绝缘故障分析

李 培，李 颉，郭良峰，艾 叶，郭祥雄

（1.国家电网有限公司技术学院分公司，山东 济南 250002；2.国网沧州供电公司，河北 沧州 061099；3.国网武汉供电公司，湖北 武汉 430010）

0 引言

电力变压器是电力系统中最重要的设备之一，在电力生产中起着举足轻重的作用。理想状态的电力变压器是一个全密封的整体，外界的水分无法进入变压器内部。变压器一旦进水受潮，极易造成变压器事故的发生。外界水分进入变压器内部，需要满足三个基本要素，即变压器内、外部存在压力差；变压器存在进水通道；出现下雨或空气湿度较大等情况［1］。

本文对某110 kV变电站1号主变压器绝缘故障进行分析，通过解体检查确定事故原因，以提高变压器故障的预防和处理能力。

1 变压器常见故障类型

变压器故障根据发生位置的不同，分为外部故障和内部故障［2-3］。外部故障主要包括油箱故障和冷却装置及其他附件故障。冷却装置故障主要包括输油泵故障、风扇故障等，其他附件故障主要包括绝缘套筒故障、油位计故障和温度计故障等。内部故障主要包括绕组故障、铁芯故障等。

变压器故障根据性质不同可分为放电故障、受潮故障和过热故障。相关研究表明，过热故障发生概率较大，有时油道堵塞会导致散热不良，从而发生过热故障。在放电故障中，火花放电故障发生的概率较大，其主要是引线接触不良以及铁芯接地不良所引发的放电现象。而受潮故障则大概率是油中水分含量过大或掺杂大量湿杂质导致的局部放电故障。

2 故障情况及原因分析

2018 年5 月20 日至21 日，天气情况为连续性降雨，降雨量约为37 mm，21 日白天天气阴，有中雨，东北风3˜4 级，气温为19 ℃。5 月21 日16 时12 分，变电站1 号主变压器差动保护动作，发出差动保护、轻瓦斯保护信号，主变压器三侧开关正确动作跳闸，主变压器停运。

根据主变压器保护的动作情况，试验人员初步判断主变压器内部发生了放电性故障。试验人员进行了多项电气试验，同时查阅2017 年6 月24 日的试验数据，进行数据对比分析，确定变压器的故障程度，为进一步确定检修策略提供依据。

3 试验检测及数据分析

为了判定变压器内部故障的原因，试验人员进行了一系列试验，包括频响法绕组变形试验、绕组连同套管的绝缘电阻试验、直流电阻试验、变压器本体的介质损耗试验、套管的介质损耗试验、绝缘油的色谱分析、绝缘油的简化试验［4］。

3.1 绕组变形试验

分别对变压器的高压绕组、中压绕组和低压绕组进行绕组变型测试。中压绕组、低压绕组在各频段相关系数均较高。而在测得的高压侧绕组频响曲线中，A 相绕组与B 相绕组、C 相绕组在低频段和中频段的相关系数偏小，这意味着A 相绕组存在故障的可能性较大。从中压侧和低压侧绕组的频响曲线分析，变压器中、低压侧绕组基本正常。

3.2 绝缘电阻试验和介质损耗试验

对变压器进行绝缘电阻测试和介质损耗测试，故障前后测试数据如表1、表2所示。

表1 故障前后变压器绝缘电阻测试数据

表2 故障前后变压器介质损耗测试数据

从绝缘电阻试验和介质损耗试验的数据对比中可以看出，故障后的变压器整体绝缘状态良好，但是高压绕组对中压绕组、低压绕组及外壳的介质损耗显著增大，说明高压绕组有可能存在绝缘缺陷。由于变压器体积庞大、内部构造复杂、测试回路中并联支路多，绝缘电阻试验和介质损耗试验不能有效发现设备内部存在的局部缺陷，因此还需要做进一步的检查。

3.3 直流电阻试验

对变压器的高压绕组、中压绕组、低压绕组分别进行直流电阻测试，故障前后测试数据如表3、表4、表5 所示。故障发生后，三相绕组直流电阻不平衡系数无法计算，因此在表3中不再列出。

表3 故障前后变压器高压侧直流电阻测试数据

表5 故障前后变压器低压侧直流电阻测试数据

根据直流电阻试验数据判断主变压器高压侧A相绕组存在断线故障，可能由匝间短路绕组断裂或套管引线与绕组焊接部位断线导致。

3.4 绝缘油试验

对变压器绝缘油进行色谱试验，故障前后测试数据如表6 所示。对变压器绝缘油进行了一系列简化试验［5］，故障前后测试数据如表7所示。

表6 故障前后变压器绝缘油测试数据 单位：μL/L

表7 故障前后变压器绝缘油简化试验数据

从绝缘油的简化试验数据来看，绝缘油本身整体性能较好，微水含量增长值为2 mg/L，符合运行中绝缘油微水含量不大于35 mg/L 的标准。但是，绝缘油中溶解气体的色谱数据显示，绝缘油中的氢气、甲烷、乙烷、乙炔等主要指标都发生了明显增长，其中乙炔含量高达95.1 μL/L，说明存在放电性故障，三比值特征代码为102，根据编码规则判断该现象属于高能量放电［6］，在绕组、线饼、线匝之间或绕组对地之间可能存在电弧放电击穿故障，考虑局部受潮导致的绝缘缺陷。

4 吊罩检查及原因分析

5 月26 日上午，对1 号主变压器进行吊罩检查，A 相上压板处有大片碳黑痕迹，如图1 所示。A 相引线与静电屏和相邻匝间绕组有明显放电痕迹，在A相绕组端部发现烧黑和烧断的白布带，用手触摸可以明显感觉到A 相引出线在故障点处基本处于完全断开状态，如图2所示。

图1 变压器A相压板

图2 变压器A相引线

对A相套管进行气压密封试验，没有发现套管存在明显渗漏迹象。对A相套管进行持续40 min的喷淋试验，检查发现胶圈顶部与将军帽之间有水痕。对变压器内110 kV的A相引线油浸绝缘纸进行含水量测试，结果显示A 相引线油浸绝缘纸存在明显的受潮现象。

通过对试验报告、现场故障点查找、吊罩检查等情况的综合分析，本次变压器故障主要是由于变压器内部进水，变压器绕组匝间或层间绝缘强度下降，经过线路多次重合闸的冲击，在绝缘强度降低到一定程度后发生了击穿损坏。

2018 年5 月26 日上午，检修人员对1 号主变压器进行了吊罩检查，确定故障点在A 相套管引线与绕组的连接处，A 相压饼处有明显水迹，绝缘白布带已部分碳化，引线周围起支撑作用的木质绝缘上可见上下贯穿的放电痕迹。从故障点的情况判断，故障原因是变压器A 相套管顶部螺丝密封不严，经过连续降雨后，雨水从套管顶部的缝隙渗入并沿引线向下扩散，导致引线绝缘受潮，发生放电现象。6 月2日，将变压器返厂解体后发现高压绕组引出线根部第1、2饼间及匝间发生短路，确认故障原因。

5 故障预防措施

根据110 kV 变电站1 号主变压器的故障发生原因，积极采取应对措施。针对同类、同电压等级的变压器，使用密封胶对套管的相关部位进行密封处理。现场进行变压器安装时，必须严格按照厂家说明书和规范要求进行施工，严把质量关，对发现的隐患必须采取相应的措施加以消除。加强运行维护人员的变压器巡视检查和维护管理工作，以保证变压器处于良好的运行状况。加强主变压器绝缘油化验的监督管理，重点跟踪绝缘油色谱试验数据的变化。

6 结语

电力变压器作为大型电气设备，体积大、部件多，试验人员要持续开展精细化管理及维护工作，保证变压器维持在正常工作状态，降低缺陷率。运行维护时，工作人员应当认真执行检修工艺规范，及时发现缺陷并消除，积极采取预防措施，最大程度保证主变压器的安全运行。