一起220kv变压器差动速断保护动作事故的原因分析及处理

0引言

变压器是电力系统中实现电压变换和能量传输的核心设备,其可靠性直接关系到电网安全。差动保护作为变压器内部故障的主保护,其动作原因主要有:1)变压器本体及套管短路故障;2)电流互感器短路或开路;3)二次回路故障;4)变压器内部故障等[1]。统计表明,套管故障导致的差动保护动作占比较高,其中环氧浸纸电容式套管因绝缘劣化引发的故障尤为典型。某电厂M701F4型“一拖一”双轴热电联产燃气-蒸汽联合循环机组,燃气轮机主变压器为220 kv双绕组ABB变压器,连接组别为YNd11,型号为SFP-410000/230,额定电压为230±4×2.5%/16 kv;高压侧采用ETG-252/1250型环氧浸纸电容式油气套管,额定电压为252 kv,并安装在线监测系统。该装置主要通过传感器接收高频脉冲信号的形式反映高压侧套管的局部放电强度,监测变压器高压套管局部放电量参数来评估设备的绝缘状况,反映套管绝缘的健康状况,及时发现潜在缺陷,从而预防可能导致的电力事故,如套管爆炸等。

1 事故概况

1.1 系统运行状态

事故前机组总负荷406 MW(燃机287 MW+汽机119 MW)。220 kv系统双母线运行,1号、2号主变压器、8号启动备用变压器挂2M母线运行,6 kv厂用电由高压厂用变压器供电。高压侧套管配置局部放电在线监测系统,实时监测绝缘状态。

1.2 故障过程

2024-03-14T16:00,燃气轮机报GTGENERATOR PROTECTIONTRIP;燃发、汽发负荷到零;DCS报1号燃气轮机发变组保护C、D屏跳闸总信号。现场检查燃气轮机发变组保护C屏和D屏报“2024年3月14日16:00:13,1号燃气轮机主变压器差动速断保护动作,故障相为1号燃气轮机主变高压侧C相主变差动速断保护”,E屏报“16:00:16,1号燃气轮机主变轻瓦斯信号动作”。从图1故障录波波形图上看,高压侧C相电压掉到零电位,C相短路电流约12.5kA,跳闸故障类型为C相接地故障。18:00,变压器压力释放阀动作开始喷油。

2 故障诊断与分析

2.1初步检查

立即展开对变压器的初步检查,现场看气体继电器内部有气体且液面波动,变压器内部有扰动。变压器C相套管SF6压力下降至0.1 Mpa(额定0.68 Mpa),油枕油位达上限,变压器油箱压力释放阀先后动作2次。经拆开变压器本体高低压侧与外部的软连接,检测变压器本体没有异常;变比试验、高压侧直流电阻、低压侧直流电阻、单相阻抗、绕组变形试验均正常。末屏对高压侧绝缘电阻和末屏对地绝缘电阻均偏低,说明C相高压套管绝缘已经损伤,C相高压套管发生对地放电,瞬间大电流可能引起套管开裂,导致GIL(气体绝缘金属封闭输电线路)内部SF6气体通过裂纹或破损密封面进入油箱,引起变压器内部压力升高,油枕满油,压力释放阀动作。变压器油样送检结果油颗粒物达12975个/100 mL,严重超标,约为标准值的4.5倍,相关检测数据如表1所示。

2.2解体分析

2.2.1套管外观检查

高压侧C相套管气室泄压后打开气侧检修口,发现气室内有大量粉尘,套管气侧本体有裂纹。C相套管末屏拆除在线监测装置后发现有电弧烧灼痕迹,如图2所示。变压器本体降低油位后打开高压侧C相套管油侧检修口,发现套管下端变压器线圈端部绝缘压板有散落的黑色颗粒。将高压侧C相套管拆解吊出,气侧套管根部绝缘材料脱落且堆积大量粉尘,绝缘体有裂纹,如图3所示;GIL管内涂层有损坏发黑并有大量粉尘,如图4所示;油侧套管亦有绝缘材料脱落,如图5所示。变压器C相高压侧引线底部有黑色颗粒,如图6所示。

2.2.2套管内部解剖

套管解体前全貌如图7所示。对套管进行解剖,表面未见明显碰撞痕迹,电容屏层间未见明显受潮迹象。末屏套管内侧连接铜线烧蚀严重,并伴有明显积碳,如图8所示。套管拆卸下来可清晰看到套管气侧烧损严重,套管导杆有烧蚀放电的痕迹,同时伴有电容芯开裂。套管气侧的电容芯子有纵向裂痕,如图9所示。靠近末屏端子处的电容屏烧蚀严重,套管气侧法兰上有烧蚀缺口。

2.3在线监测装置

拆解套管在线监测适配器探头后发现适配器中连接导线破损,探头内部有明显电弧放电痕迹,如图10所示。

3 故障机理

综合现场检查和解体试验结果来看,事故的主要原因是导杆(高电位)向绝缘薄弱区域的末屏电容(低电位)放电。套管内部或外部的电弧放电会引起局部过热,导致绝缘材料分解或爆炸;而电压的不稳定或突然升高也会引起电场分布的畸变而导致绝缘层间击穿;变压器在运行过程中高压侧C相对地短路,C相油气套管在GIL管道侧发生了对地短路故障,绝缘击穿放电产生的应力使油气套管本体形成裂缝,绝缘层成块掉落。在线监测装置传感器原理图如图11所示。

所以,故障原因可能有两种:

1)套管制造过程中可能存在的工艺缺陷致使套管在运行过程中发生局部放电,逐渐破坏绝缘状态,进而发展到导电杆对缺陷部位爬电,最终引起对套管法兰放电形成金属性短路,末屏接线柱和在线监测传感器之间的接触点通过大电流,烧断了末屏端子和末屏层之间的连接导线。

2)在线监测装置接入套管后由于末屏接触不良,运行过程中产生悬浮电压。电场分布的畸变导致靠外侧的电容屏绝缘状态下降,引发了绝缘缺陷,最终使导杆对外层电容屏击穿。

4处理与施工方案

4.1处理方案

根据现场取油样化验结果数据看,油质除了颗粒度超标外,其他指标均合格;根据现场拆解, 目视变压器油质油色也正常,能看见少量大颗粒物;检测变压器本体没有异常,变比试验、高压侧直流电阻、低压侧直流电阻、单相阻抗、绕组变形试验均正常。总体看,本体中的油受到了污染,但不算特别严重,因此通过换油、清洗器身的方式进行处理。具体施工方案如下:

1)逐步放油至箱底,并吸干净箱底的残油。

2)清理引线支架和压板上发现的杂质。

3)箱体内,临时封堵器身上部的引线触头,并用新变压器油清洗器身上部,重点冲洗c相,再次清理箱底残油。

4)最后冲洗箱底,清除可能残存的粉尘颗粒。

5)采用新变压器油,真空注油,同时监测油中颗粒度等油指标。

6)变压器整体安装后,进行全套的现场试验,包括局放试验,以确认变压器绝缘未受到污染。

4.2整体施工计划

为能够尽快维修好变压器,应制定科学且高效的施工计划,尽可能缩短施工时间,从而减少停电时间,尽可能减少损失。同时考虑到一些非标设备的制造时间、现场施工环境和天气等因素影响施工进度,可参考以下时间制定施工计划,如表2所示。

5 预防建议

通过对上述一起事故案例的分析,基于相关运行规程及技术导则,提出以下建议:

1)环氧浸纸电容式套管在使用过程中可能会出现一些缺陷,这些缺陷可能会影响其绝缘性能和可靠性,从而对电力系统的安全稳定运行造成威胁,例如水分侵入、绝缘材料内部或表面由于电场集中而产生的局部放电、机械损伤、热应力、老化和劣化等。为了确保环氧浸纸电容式套管的安全和可靠运行,需要定期进行检测和维护。这包括使用各种在线监测技术,如局部放电检测、电气性能测试等,并定期开展物理检查和维护工作。通过这些措施,可以及时发现和处理潜在的缺陷,从而延长套管的使用寿命,保障电力系统的稳定运行。

2)避免在线监测装置失效运行,并定期查看、核对采集的数据,当在线监测装置所采集数据出现异常时,应及时对各装置的数据进行横向、纵向对比分析,有问题时应尽快停电检修处理;同时,应配置双通道局部放电监测(带宽3~30 MHz),并建立动态阈值报警机制:

式中:PDalarm为局部放电报警阈值(pc);PDba5eline为设备正常运行时的局部放电基准值(pc)。

逻辑说明: (1)持续型报警:当PD值连续30 min超过基准值的1.5倍时触发,提示可能存在渐进性绝缘劣化(如电容屏受潮、老化)。(2)瞬时型报警:当PD值瞬时(单次采样)超过基准值的2.0倍时触发,提示突发性放电风险(如绝缘击穿、机械损伤)。

3)建立电子化台账(包含制造数据、施工记录、试验记录、运维日志等资料)存档备查验证,质量异常时应提供设计说明或专业的分析报告。

4)关键部件(套管、气体继电器)建立“1十1备用模式”,确保关键部件出现问题时能够及时更换,减少停电时间及经济损失。

5)对同批次生产、运行的套管及在线监测装置进行隐患排查,加强同类型变压器的运行状态监测和预防性试验的执行力度。

6 结束语

综上分析可知环氧浸纸电容式套管在制造工艺与监测系统集成上典型的绝缘劣化缺陷,多维度的检测与机理分析表明,绝缘劣化是渐进过程,建议结合在线监测与定期检查建立分级预警管控机制。分析和处理本次故障可以为同类设备用户提供隐患排查和定期维护的启示,对电力变压器的安全和可靠

运行具有重要的参考价值。研究结果对提升高压套管可靠性具有重要的工程价值。

[参考文献]

[1] 陈晓峰.变压器保护动作跳闸的检查分析和处理[J].科学之友,2011(1):8—9.

《机电信息》2025年第17期第16篇