某110kV变电站主变压器套管炸裂原因及预防措施分析

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摘要：变压器的高压套管作为高压绕组引出线的支持及绝缘体，是变压器的重要部件。在某110kv变电站发生了一起主变套管炸裂故障，其主要原因为套管内部由裂纹进而放电造成的。文章对此进行了分析，并提出了防范措施。

关键词：主变压器；变电站；套管炸裂；高压绕组；电力故障 文献标识码：A

中图分类号：TM216 文章编号：1009-2374（2017）08-0183-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2017.08.089

变压器的高压套管作为高压绕组引出线的支持及绝缘体，是变压器的重要部件。若变压器高压套管及其引线设计不合理或者在安装、检修时未严格按照工艺要求进行，就可能遗留隐患，严重影响变压器的安全运行。在实际运行过程中由于套管本身质量问题，内部出现裂纹，进而发生放电的情况较少发生，但在一些投运时间长、套管制作可能有缺陷的变压器上却更容易发生。本次故障变压器为江苏华鹏生产的SFSZ9-50000/110型油浸式变压器，生产日期为2000年11月，其高压侧套管为南京电瓷厂2000年生产。

1 故障发生及现场勘察

故障发生时，无不良天气状况及短路接地情况。值班人员听到一声闷响，同时主变保护动作，跳开三侧断路器。查看保护动作记录显示发生故障时主变差动保护、差动速断保护、重瓦斯保护先后正常动作，迅速切断本体故障。现场查看，发现故障主变压力释放阀已动作，顶部喷油，110kV侧套管升高座与套管法兰处有渗出油迹，110kV侧A相套管将军帽处有渗出油迹，但外表无明显放电痕迹。

2 检查试验情况

故障发生后检修试验人员及时对主变进行了电气试验、油样化学试验以及主变本体吊罩检查。

2.1 电气试验结果分析

故障发生后试验人员对故障主变进行了高、低压侧直流电阻测试，结果在正常范围内；三侧绝缘电阻测试合格；变压器绕组变形试验也无异常。

通过以上测试项目表明，套管爆炸产生原因可以基本排除本体内绕组间及绕组对地放电，初步判断为套管内部原因。

2.2 油样化学试验结果分析

调取故障前套管及本体油样试验结果。

从故障前两次套管微水数据中可以看出，套管微水已经发生较大变化，超出10但小于35，虽然还未到预警值，但根据经验来看，微水值应进行跟踪。但限于设备老旧，没有在线介损监测设备，对于之后故障的发生并没有起到警示作用。

2.3 主变吊罩检查

拆除套管时发现A相套管下瓷套完全炸裂、脱落，在其底部铝制均压扣碗上有一处明显放电痕迹（图1）；吊罩检查时在本体下部发现大量瓷片碎块，木质夹件有部分破损；检查导线引出接头没有放电及过热痕迹，但其绝缘油纸有部分破裂；在主变钟罩与套管连接处有对应的放电点。

仔细检查、拼接炸裂的瓷套碎片发现，在瓷套内侧存在一条贯通上下的积碳裂痕，且裂痕上积碳不易擦拭，初步判断为出厂缺陷（图2）。

通过以上试验、检查认定造成本次故障的主要原因是瓷套本身有浅裂痕，易于附着杂质；次要原因是套管取油口处密封不严，造成套管内“微水”逐年增大。两者相互作用最终导致故障的发生。

3 处理方法

故障发生后，检修人员对变压器本体内散落的瓷片进行清理；对三侧套管、压力释放阀、各密封圈、损坏的夹件等进行更换；更换全部绝缘油，并进行一段时间热油循环，直到变压器油各项指标合格。

4 预防措施

（1）严格按照规程规定对变压器进行定期检查、试验，尤其对于接近临界值或两次数据变化较大的情况引起警惕；（2）对于运行年限较长的，如超过10年的部件在检修、试验时格外关注。对于检修人员不易更换的部件可以联系厂家进行“专家会诊”，保证变压器健康运行状态；（3）改善变压器各项监测手段，通过在线油色谱分析仪、在线套管介损监测装置等仪器及时发现故障l生前的敏感信息，将故障控制在萌芽之中。

参考文献

[1] 甘团杰.套管引线绝缘缺陷导致的变压器局部过热故

障分析[J].变压器，2003，40（7）.

[2] 电力设备预防性规程（DL/T 596-1996）[S].1996.

作者简介：李铠（1982-），男，山西武乡人，长治供电公司工程师，研究方向：变电设备一次检修。