110kV某变电站1号变压器故障原因分析
摘要:对某变电站1号变压器故障前后的状态进行描述,并对试验数据进行了分析,从而找出导致故障的根本原因,提出相应的预防措施。
关键词:变压器故障试验数据原因分析
1 事故简要经过及处理情况
2009年10月2日20时59分,110kV某变电站＃1主变差动保护、本体重瓦斯动作出口跳＃1主变三侧开关,造成35kV母线、10kVⅠ母失压,站用电消失。1#主变保护测控屏上发“本体重瓦斯”、“本体轻瓦斯”、“差动保护动作”、“PT回路异常”信号。
将#1主变转检修状态后,经初步检查#1主变差动保护区设备无异常,本体瓦斯继电器内部存在大量可燃气体,为此初步判断本次事故为主变本体内部故障引起,保护动作正确。随即安排全面试验及油化验,油、气采样化验分析结果是总烃、氢气、乙炔等重要指标全部严重超标,进一步判明主变本体内部有故障,安排次日对该主变进行全面电气试验。
2 主变基本情况及故障前的试验情况分析
(1)#1主变基本情况:型号:SS7-40000/110,出厂日期:1989年7月,1990年投入运行,强油循环冷却方式,制造厂家:保定天威股份有限
公司。2005年对该主变进行改造性大修,将强油循环冷却方式改为自然冷却方式,同时对油枕进行改造。
该主变上次预防性试验时间是2007年4月16日,油化验时间是2009年5月12日,事故发生时均在规程规定周期内。
(2)故障前的试验情况:从该主变2007年4月16日预防性试验报告分析,没有发现异常情况;从2007至2009年这三年油化验报告分析,反映油是否受潮的重要项目(闪点、水分、击穿电压等)均在合格范围内,反映变压器内部主绝缘情况的总烃、氢气、乙炔等重要数值没有异常或突变,且均在合格范围内,只有二氧化碳气体逐年有所增长,此项数值在规程中没有强制性规定,根据油、气化验导则总烃、氢气、乙炔三项重要指标未超标时,不予以进行三比值对比分析,伴随着固体绝缘明显老化在油中存在的一氧化碳、氢气等气体均没有增长,故油化验分析为固体绝缘属正常老化,不影响设备安全运行。2007至2009年部分油化验(试验)数据如表1。
3 对#1主变事故后电气试验、油气化验报告分析
(1)电气试验:根据2009年10月3日电气试验报告分析,变压器中、低压侧各项指标没有发现异常情况,铁芯对地绝缘没有明显降低,但高压侧绕组直流电阻不平衡率最高达64%,严重超过规程规定2%,其原因是高压侧C绕组直流电阻比其它两相明显增大,与2007年预防性试
验报告对比变化较大。进行变压器变比试验时,中压对低压侧正常,高压对中压侧、高压对低压侧无法测试,因此判定高压侧C绕组有匝间短路现象,低压侧绕组直流电阻不平衡率达1.39%,超过规程规定1%。如表2。
绕组直流电阻测试:实测电阻(电阻单位:mΩ;温度单位:℃)。
(2)油气化验。
根据2009年10月3日油气化验报告分析(见表3),总烃、氢气、乙炔等重要数值严重超标,并经三比值对比分析,初步分析判断变压器本体存在低能放电、固体绝缘之间油击穿的情况。
4 吊罩检查情况
由于事故前试验、化验报告没有发现绝缘异常征兆,为了进一步查清故障原因,决定马上联系制造厂家派技术人员到现场对主变进行吊罩检查。
2009年10月7日上午对该#1主变进行吊罩检查,发现在变压器瓦斯继电器连通管内有水流出,连通管底部有明显锈迹,器身内部铁厄上有明显水迹,高压侧绕组绝缘纸表面有水分,器身大盖靠近瓦斯继电器连通管处内壁挂有水珠,C相高压绕组匝间绝缘击穿,高压线圈中部辐向变形,线圈匝间纸绝缘鼓泡,判定线圈绝缘进水受潮造成匝间绝缘
击穿。
初步分析,水应从主油枕内流入瓦斯继电器连通管,主油枕可能有渗漏点。随后对油枕进行解体检查,发现油枕内的气囊底部有大量水迹及锈迹,油枕侧面大盖箱壁处和大盖底部有大量锈迹,气囊、外部连通管及连通管接口无漏点。经仔细查找,最后发现是大盖密封圈在装配时,由于装配质量问题,密封圈压在枕壁突出沿边上,造成密封不良,而此部位恰好在变压器正常油面高度上方,没有渗漏油,故平时无法及时发现。
5 事故原因分析
根据事故前、事故后该主变的油、气采样化验结果和电气试验结果分析、比较,结合主变吊罩检查和油枕进行解体检查情况,本次事故原因是由于厂家在2005年9月进行该主变改造性大修对主油枕改造时,在油枕侧面大盖密封圈安装中存在安装质量问题,造成主油枕密封不严向内渗水、高压侧C相绕组匝间纸绝缘受潮而发生绕组匝间绝缘击穿短路。
6 暴露问题
(1)大修、改造工程验收中存在漏洞,对一些平时无法监控又不易
发现的安装质量问题没有把好关。在2005年9月厂家对#1主变进行改造性大修中,对#1主变的油枕做了相应改动,同时也更换了油枕的密封胶圈,可是在压接密封胶圈时因工艺问题,造成密封胶圈封闭不到位。2005年10月该主变改造完工验收时,因受限于现场条件,没有对油枕进行拆盖检查,未能及时发现该事故隐患,导致此次事故的发生。
(2)大修、改造工程的现场验收标准不够规范,有待进一步细化和表格化。
7 整改及防范措施
(1)加强设备安装、改造、大修工程验收环节的管理,特别是上述工作过程中隐蔽部分的验收,确保设备安全运行。
(2)规范设备安装、改造、大修工程的现场验收标准,组织相关专业技术人员编写设备安装、改造、大修工程现场验收标准,尽可能细化和表格化,确保无漏项、不留下事故隐患。
(3)总结本次事故经验教训,举一反三,强化技术监督职能,加强对试验结果的分析管理。特别是在恶劣的气象条件下,可缩短周期对一些设备进行个别项目的补充性试验和追踪检查,及时发现设备隐含的缺陷、隐患,为设备把好脉,防止突发性事故的发生。针对近期连续多雨潮湿天气,对各变电站主变(特别是运行年限较长者)的本体绝缘油
全面抽样进行油化验工作,及时掌握各变压器中反映绝缘油品质的各类气体含量的变化情况,避免类似事故发生。
(4)加强主设备的状态评价工作,根据评价结果和现场实际情况,必要时应缩短试验周期。且对试验结果虽在合格范围,但经比较有变化的结果、数值,要认真加以分析和定期追踪比对,找出变化规律,及时发现设备的安全隐患。
(5)对变压器等大型主设备加快推广实施安全在线监测,实时监视设备的运行情况,及时采集故障前兆信息和判断设备可能会发生的故障,提前采取措施,避免设备事故的发生。
参考文献
[1] 陈化刚.电力设备预防性试验方法及诊断技术[M].中国水利水电出版社,2009.
