劉常碧

(深圳機場集團動力分公司調(diào)度指揮中心，深圳寶安518128)

某廠2#主變是保定天威保變廠生產(chǎn)的S11-63000/110變壓器，具體參數(shù)如表1所示，投運年份為2011年6月，至事故發(fā)生時共運行28個月.

表1 某廠2#變壓器的具體參數(shù)

1 事件簡要經(jīng)過

某日，2#機組負荷47 MW，2#發(fā)變組保護屏出現(xiàn)“主變差動保護動作”“主變重瓦斯動作”“主變輕瓦斯動作”等保護動作信號相應(yīng)保護動作，2#機組與系統(tǒng)解列，主開關(guān)1102跳閘，滅磁開關(guān)跳閘，廠用電切換成功.2#機組發(fā)變組保護為雙配置，當時A、B柜保護均發(fā)出“BC相差動保護動作”信號，非電量保護C柜發(fā)出“主變重瓦斯動作”和“主變輕瓦斯動作”信號，從機組錄波圖看，主變差動動作45 ms后主開關(guān)1102跳閘，約809 ms發(fā)重瓦斯動作，約2 096 ms發(fā)輕瓦斯動作，從錄波圖看出是BC相故障導(dǎo)致保護動作切機，保護動作正確.

2 事件原因分析

2.1 各參數(shù)試驗分析

乙炔由零增長到 165.4 μL/L、總烴由 5.65 μL/L增長到331.2 μL/L，乙炔和總烴超標.根據(jù)《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則GB/T 7252-2001》中對乙炔和總烴產(chǎn)生的故障判斷如表2分析所示.

表2 乙炔和總烴產(chǎn)生的故障分析

根據(jù)分析說明油中有電弧產(chǎn)生.《JBT501-2006電力變壓器試驗導(dǎo)則》規(guī)定，大型電力變壓器線圈直流電阻測量是變壓器的一項重要試驗，是分析判斷變壓器內(nèi)部導(dǎo)線連接、匝間絕緣情況的常用方法.在后續(xù)測定高壓線圈直阻時發(fā)現(xiàn)此值達54.3%已嚴重違反了標準規(guī)定值不超過2%的要求，說明繞組接頭不良，有匝間短路;測定高壓側(cè)介損時發(fā)現(xiàn)高壓側(cè)繞組tgδ=0.845，介損超出技術(shù)標準(≤0.8)要求，與該變壓器出廠報告相差較大.變壓器油介質(zhì)損耗因數(shù)tgδ值是判斷變壓器油絕緣狀態(tài)的重要參數(shù)之一，當絕緣有缺陷時，油介質(zhì)損耗因數(shù)tgδ值就有變化.例如變壓器油進水受潮、局部放電等缺陷，都會使油介質(zhì)損耗因數(shù)tgδ值發(fā)生變化，使變壓器油的絕緣性能降低.因此現(xiàn)場進行變壓器油介損試驗時，要求tgδ值不應(yīng)有明顯的增加和下降，即要求tgδ值在歷次試驗中不應(yīng)有明顯的變化.從測定數(shù)據(jù)可知，變壓器內(nèi)部受潮嚴重;主變低壓側(cè)吸收比K=1.05，偏離技術(shù)標準(≥1.3).從電氣試驗測定的變壓器的絕緣吸收比可知，它等于60 s內(nèi)所測量的絕緣電阻值與15 s內(nèi)所測的絕緣電阻值之比，用吸收比可以進行一步判斷絕緣是否潮濕、污穢或有局部缺陷.試驗導(dǎo)則規(guī)定，在10～30℃時，35～60 kV繞組不低于1.2，110～330 kV繞組不低于1.3.由參數(shù)可以得出此變壓器內(nèi)部受潮，發(fā)生了電弧放電，并發(fā)生了匝間短路故障.

2.2 變壓器繞組變形試驗

根據(jù)變壓器試驗規(guī)定，采用頻率響應(yīng)法測量繞組特征如圖1所示.

圖1 主變繞組變形數(shù)據(jù)

高壓繞組C相的第一個大波谷向右發(fā)生嚴重的偏移，第一個大波峰也向右發(fā)生偏移，波峰與波谷的峰值也有變化，同時低壓繞組也相應(yīng)地發(fā)生了變化.說明C相高壓側(cè)繞組發(fā)生嚴重的變形，其低壓側(cè)C相也發(fā)生了變形.

2.3 主變壓器解體檢查

從試驗數(shù)據(jù)來看，變壓器內(nèi)部存在C相匝間短路故障，決定對主變解體檢查.從主變解體檢查發(fā)現(xiàn)如下情況.

1)油枕積水嚴重.在拆卸與油枕連接的注油管時有大量的水冒出，油枕解體后發(fā)現(xiàn)油枕底部已積滿了含有雜質(zhì)的水，如圖2、圖3所示.

圖2 油枕低部積水現(xiàn)象

圖3 積水處在瓦斯繼電器

檢查抽真空管與油枕相連接的法蘭處，發(fā)現(xiàn)密封橡膠墊發(fā)生了嚴重變形，如圖4、圖5所示.

圖4 抽真空管的法蘭拆卸后狀態(tài)

圖5 橡膠墊已發(fā)生嚴重變形

2)吊罩檢查.從圖6來看，發(fā)現(xiàn)C相繞組圍屏處燒黑，從圖7來看檢查發(fā)現(xiàn)變壓器本體與油枕相連的油管正好位于C相繞組高壓側(cè)，即發(fā)生故障的位置.從圖8來看，C相繞組底部靠最外側(cè)的高壓線圈發(fā)生了匝間短路后出現(xiàn)了斷股現(xiàn)象;從圖9來看，變壓器底部有積水現(xiàn)象.

圖6 打開C相繞組圍屏后狀態(tài)

圖7 本體與油枕相連的油管位置

圖8 線圈出現(xiàn)斷股現(xiàn)象

圖9 變壓器底部積水現(xiàn)象

3 事件原因分析

3.1 直接原因

由于2#主變壓器抽真空管與油枕相連接的法蘭處橡膠墊出現(xiàn)變形，導(dǎo)致密封不良，主變安裝在室外，安裝地處多雨水的地理帶，空氣中的水分及下雨時的雨水被吸入變壓器油枕里面并慢慢地在里面存積.當水達到一定量后，便經(jīng)油管吸入變壓器本體，由于水進入變壓器本體的位置正好位于C相繞組的高壓側(cè)，日積月累，此處帶水的變壓器油絕緣低于正常值.當達到一定程度后便發(fā)生了C相匝相匝間短路，并將導(dǎo)線燒斷出現(xiàn)斷股現(xiàn)象.這是2#號主變壓器突發(fā)故障的直接原因.

3.2 主要原因

1)電建公司設(shè)備安裝質(zhì)量差導(dǎo)致主變抽真空管與油枕相連接的法蘭處的橡膠墊出現(xiàn)變形，從而出現(xiàn)漏水進變壓器的重大缺陷.

2)工程管理人員及監(jiān)理、廠家指導(dǎo)人員對該變壓器安裝工藝把關(guān)不嚴，對油枕相連接的法蘭處的橡膠墊變形缺陷未能及時發(fā)現(xiàn)，從而埋下了安全隱患.

3.3 重要原因

1)電建公司工程安裝人員安裝技能和工藝水平差，設(shè)備安裝的質(zhì)量意識薄弱，責任心不強，沒有按照設(shè)備安裝技術(shù)規(guī)定進行安裝，存在安裝缺陷.

2)工程管理人員、監(jiān)理公司及廠家現(xiàn)場指導(dǎo)人員沒能嚴格按照設(shè)備安裝質(zhì)量監(jiān)督管理規(guī)定進行安裝質(zhì)量監(jiān)督，沒能發(fā)現(xiàn)設(shè)備安裝存在的問題.

3)變壓器生產(chǎn)廠家對密封墊圈進水沒有引起重視，在設(shè)計上沒有進行防滲漏設(shè)計.

4)設(shè)備部日常維護巡查不認真，未能及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備存在的問題.

4 事件暴露的問題

1)此次事件充分暴露安裝工藝不規(guī)范引發(fā)主變內(nèi)部匝間短故障帶來的重大損失，是典型的施工質(zhì)量問題引發(fā)的重大設(shè)備損壞事故.

2)變壓器生產(chǎn)廠家理應(yīng)全程指導(dǎo)安裝，對質(zhì)量全程嚴格把關(guān).但對密封墊片安裝時損壞沒有發(fā)覺，屬工程管理人員、監(jiān)理人員現(xiàn)場監(jiān)督不到位.

3)設(shè)備維護人員日常維護巡查不認真，不能及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備安全隱患.

5 防止事件重復(fù)發(fā)生的措施

1)利用變壓器停運機會，對此型號的變壓器進行全面檢查，及時消除隱患.

2)加強對變壓器油色譜試驗及分析，嚴密監(jiān)控在運變壓器油質(zhì)變化，出現(xiàn)問題早發(fā)現(xiàn)早處理.

3)加強設(shè)備日常維護管理，加強對設(shè)備的巡查，及時發(fā)現(xiàn)和處理設(shè)備存在的缺陷.

4)加強對設(shè)備維修技術(shù)的培訓(xùn)，熟悉和掌握設(shè)備的結(jié)構(gòu)、原理和維護等技能.

5)對變壓器主變抽真空管與油枕相連接的法蘭處橡膠墊的密封優(yōu)化設(shè)計，設(shè)計為多重防滲漏結(jié)構(gòu)，這樣可以從源頭解決因為密封不嚴導(dǎo)致進水的問題.

［1］羅 菲.110 kV變壓器匝間短路故障電氣試驗［J］，黑龍江科技信息，2011(22):32.

［2］劉長明.某220kV主變壓器介損超標原因分析及處理［J］.高電壓技術(shù)，2007(3):178-179.

［3］程汪利，張 東，朱德亮，等.110 kV主變壓器絕緣油介損超標的分析及處理［J］.安徽電力，2010，27(3):12-14.