肖旺東，胡海寧

(國網(wǎng)湖南省電力有限公司長沙供電分公司，湖南 長沙410015)

0 引言

主變壓器是變電站變換電壓等級，轉(zhuǎn)換電能的核心設(shè)備[1]。在正常運行下，帶電繞組以及引線與油箱間構(gòu)成不均勻電場，鐵芯與夾件處于該電場中。繞組之間、繞組與鐵芯夾件之間、繞組與油箱之間存在寄生電容，帶電繞組通過寄生電容的耦合作用使鐵芯與夾件對地產(chǎn)生一定的電位[2]，所以主變壓器的鐵芯與夾件通常需要分別單點接地，且運行時的接地電流為毫安級[3]。若變壓器內(nèi)部鐵芯或夾件存在多點接地，則有可能在運行時鐵芯或夾件接地電流過大[4]。主變壓器多點接地將引起環(huán)流，導致鐵芯夾件過熱，引起主變壓器油分解，影響變壓器油絕緣性能，嚴重時導致絕緣油氣化引起瓦斯保護動作甚至鐵芯夾件燒毀，嚴重危及主變壓器安全運行[5]。

1 故障簡介

2020年7月28日，在110 kV某變電站進行度夏帶電檢測，發(fā)現(xiàn)2號主變壓器夾件接地電流嚴重超標，鐵芯接地電流正常。對主變壓器取油樣進行油色譜分析并開展帶電檢測，油色譜分析結(jié)果均正常，且?guī)щ姍z測未發(fā)現(xiàn)明顯局放信號。協(xié)調(diào)變壓器廠出具解決方案，同時對該主變壓器進行每月一次的油色譜及鐵芯夾件接地電流跟蹤檢測。

2020年10月22日對停電的2號主變壓器進行故障處理。主變壓器停電后，對鐵芯與夾件進行絕緣電阻測量，鐵芯絕緣電阻正常，夾件絕緣電阻為0。將主變壓器本體油箱排油后進行鉆芯檢查，發(fā)現(xiàn)主變壓器內(nèi)部夾件調(diào)壓開關(guān)托盤構(gòu)架緊固螺栓松動，調(diào)壓開關(guān)托盤傾斜，觸碰至地電位的調(diào)壓開關(guān)頂部外殼，導致變壓器夾件整體接地，絕緣電阻為0。故障處理完畢后，恢復調(diào)壓開關(guān)托盤與調(diào)壓開關(guān)外殼縫隙約2 cm，后復測夾件絕緣電阻，測量結(jié)果合格，至此故障處理完畢。

110 kV某變電站2號主變壓器于2019年5月投運，銘牌參數(shù)見表1。

表1 某變電站2號主變壓器銘牌

2 故障發(fā)現(xiàn)與處理過程

2.1 帶電檢測發(fā)現(xiàn)問題

2020年7月28日上午，對主變壓器進行鐵芯、夾件接地電流測試，發(fā)現(xiàn)某變電站2號主變壓器夾件接地電流為11·31 A，不滿足《國家電網(wǎng)公司變電檢測管理規(guī)定 第6分冊 鐵芯接地電流檢測細則》中“其他變壓器:≤100 mA(注意值)”的要求[6]，此時2號主變壓器油溫經(jīng)紅外測溫為39·5℃，油溫正常，詳細數(shù)據(jù)見表2。測試結(jié)果表明主變壓器內(nèi)部夾件可能存在多點接地。

表2 鐵芯夾件接地電流測試結(jié)果

2020年7月28日下午，對該主變壓器絕緣油進行油色譜油化測試。各氣體成分含量正常，主變壓器內(nèi)部絕緣油正常；變壓器內(nèi)部絕緣油暫無過熱，放電，擊穿等現(xiàn)象[7]。油色譜檢測數(shù)據(jù)見表3。

表3 2號主變壓器近兩年油色譜檢測結(jié)果μL/L

為綜合判斷變壓器內(nèi)部故障類型，2020年7月29日上午，對該主變壓器開展綜合帶電檢測且檢測數(shù)據(jù)合格。結(jié)合高頻電流局放、特高頻局放、超聲波局放等[8]多種方法的檢測數(shù)據(jù)與油色譜油化測試結(jié)果分析，故障原因應(yīng)是主變壓器夾件在內(nèi)部存在多點接地。后續(xù)應(yīng)停電并聯(lián)系變壓器廠安排進行主變壓器內(nèi)部故障檢查與處理。

2.2 停電檢查以及處理故障

2020年10月10日，變壓器廠出具該主變壓器夾件電流故障處理施工方案，詳細施工流程如下:

第一步，停電后對鐵芯、夾件絕緣電阻進行測試，對變壓器外觀進行檢查。

第二步，將變壓器本體油箱排油一部分，將夾件小套管拆除，并檢查夾件小套管與變壓器本體連接處是否存在導致夾件多點接地的故障，若未檢查出故障則進行下一步。

第三步，將變壓器本體油箱絕緣油排空，進行鉆芯檢查，若發(fā)現(xiàn)變壓器內(nèi)部多點接地故障點則進行相應(yīng)的處理并進行第四步，若未檢查到多點接地故障點則對主變壓器進行返廠。

第四步，故障處理完畢后，為變壓器重新投運做相應(yīng)的檢查與試驗。

2020年10月21日，主變壓器停電后，變壓器廠根據(jù)施工流程開展故障檢查。10月22日對主變壓器進行鐵芯、夾件絕緣電阻測試以及外部檢查。解開鐵芯夾件的接地后，對其進行絕緣電阻測量。其中鐵芯絕緣電阻為44·8 GΩ，絕緣電阻合格[9]。夾件絕緣電阻為0，說明變壓器內(nèi)部夾件存在多點接地故障。電阻測試結(jié)果見表4。

表4 2號主變壓器鐵芯夾件絕緣電阻測試

仔細檢查變壓器外觀，無明顯異常后執(zhí)行檢查第二步。10月22日中午對變壓器本體油箱放油一部分，拆除夾件小套管進行檢查，經(jīng)檢查未發(fā)現(xiàn)夾件小套管內(nèi)部有明顯接地故障，且外觀、連接等良好。后執(zhí)行第三步，將變壓器本體油箱絕緣油排空。變壓器排油后，持續(xù)注入約1 h的干燥空氣，待檢測變壓器油箱內(nèi)部含氧量正常(約20%)等各項保證安全措施落實到位以后[10]，對變壓器進行鉆芯檢查。

多輪檢查變壓器內(nèi)部，發(fā)現(xiàn)固定調(diào)壓開關(guān)托盤構(gòu)架的支撐螺栓松動，導致調(diào)壓開關(guān)托盤構(gòu)架與調(diào)壓開關(guān)上部外殼相碰，故障示意如圖1所示，且調(diào)壓開關(guān)外殼與變壓器外殼直接相連，導致變壓器夾件整體接地，造成變壓器運行中夾件接地電流嚴重超標。未緊固螺栓如圖2所示，變壓器內(nèi)部夾件接地故障如圖3所示。

圖1 變壓器內(nèi)部夾件接地故障示意圖

圖2 松動螺栓

圖3 調(diào)壓開關(guān)托盤接地相碰部分

現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)此多點接地故障點后，對傾斜的調(diào)壓開關(guān)托盤構(gòu)架扶正，并按照相關(guān)技術(shù)文件[11]要求保持調(diào)壓開關(guān)托盤構(gòu)架與調(diào)壓開關(guān)上部外殼有足夠的縫隙(約2 cm)，如圖4所示，且對松動的螺栓進行緊固。同時檢查變壓器內(nèi)部其他所有螺栓均已可靠緊固。之后再次對夾件絕緣電阻進行測量，絕緣電阻值約為73·3 GΩ，絕緣電阻合格，主變壓器內(nèi)部多點接地故障處理完畢。

圖4 故障處理后的托盤構(gòu)架

3 原因分析與處理建議

3.1 故障原因分析

此調(diào)壓開關(guān)托盤在安裝之初存在相應(yīng)的安裝工藝問題，固定托盤的螺栓未能有效緊固，經(jīng)變壓器多次沖擊合閘，以及度夏時期重載運行發(fā)生振動[12]，導致固定托盤的螺栓松動，進而使托盤傾斜，最終斜靠在調(diào)壓開關(guān)頂部地電位的外殼部分，造成變壓器夾件整體接地，引起運行下的夾件接地電流嚴重超標。

3.2 處理建議

1)加強變壓器安裝工藝的管控。對新建變電站的變壓器，適時安排檢修人員對變壓器內(nèi)部安裝過程進行旁站見證，對變壓器廠安裝工藝提出更高要求。要求出現(xiàn)此類型故障的變壓器廠按照相關(guān)規(guī)定進行質(zhì)保。

2)建議變壓器廠對變壓器托盤構(gòu)架進行結(jié)構(gòu)優(yōu)化或升級改造。若此構(gòu)架對運行主變壓器無影響，僅在檢修時方便吊芯，本著減少電網(wǎng)設(shè)備風險的原則，建議對此托盤構(gòu)架進行優(yōu)化升級，改良其結(jié)構(gòu)與連接方式[13]，避免此類型故障的發(fā)生。

3)對該變壓器廠已在電網(wǎng)中投運的同類型同電壓等級主變壓器進行跟蹤檢查，縮短鐵芯夾件接地電流帶電檢測的周期，適時安排帶電檢測，預(yù)防同類型故障再發(fā)生。

4 結(jié)論

變壓器油箱內(nèi)部調(diào)壓開關(guān)托盤構(gòu)架的作用是在調(diào)壓開關(guān)吊芯檢查時，作為“托盤”將調(diào)壓開關(guān)平穩(wěn)固定，方便調(diào)壓開關(guān)引線的拆除與安裝[14]。調(diào)壓開關(guān)托盤不同廠家的設(shè)計方案不盡相同。例如此變壓器廠采用“托盤式”結(jié)構(gòu)，其他變壓器廠采用底部“板凳式”結(jié)構(gòu)，不同結(jié)構(gòu)的優(yōu)劣各不相同[15]。除此之外，此“托盤”不會對運行中的主變壓器造成任何影響。

案例表明，主變壓器運行下的夾件接地電流過大一般是由于變壓器內(nèi)部存在多點接地。而多點接地則受安裝工藝不到位、沖擊合閘振動與重載運行振動等多方面因素影響，造成其內(nèi)部某構(gòu)件松動并與夾件直接相碰。判斷故障類型時，應(yīng)通過油色譜試驗、帶電檢測，結(jié)合停電絕緣電阻測試等手段進行綜合判斷和分析，必要時還需鉆芯檢查并處理故障。