Page 113 - 电力与能源2024年第三期

杨柳青，等：一起 35 kV 主变电站跳闸故障原因分析 387

到箱盖下部。 头部朝向箱壁，加大对箱壁的绝缘距离（腾空约 4
（2）注油结束后安装油枕。通过油枕注油管 cm），最后对 B 相跨过的铜排加包绝缘。主变检
补油到 1/3 油枕高度。 修后出厂试验全部合格，投入运行至今无故障。
（3）静 置 24 h 后 开 展 试 验 。 静 置 期 间 放 气
4 故障原因分析
两次。

（4）试验。2023 年 6 月 2 日，油化试验（色谱、 2017 年变压器大修时更换箱壳，导致低压连
介损、击穿电压、微水）合格；绕组连同套管的绝缘 接铜皮与套管接线端子的安装孔不匹配，增加的
电阻、吸收比、铁心对地绝缘电阻合格；绕组电压 一段软铜皮较长，并且螺栓的尾部端头朝向箱壁，
比合格；高压所有分接的直流电阻、低压的直流电 长期运行在工作电压下，软铜皮在振动作用下发
生形变，加之螺栓端头与箱壁之间的绝缘距离不
阻合格；绕组介损及电容量合格；高压绕组施加
够，在高压场强作用下形成放电通道，绝缘强度
80% 的 1 min 工频耐压通过；低压绕组施加 80%
虽然下降，但未完全击穿时，发生 1 号主变 10 kV
的 1 min 工频耐压失败，施加电压第一次 20 kV 击
开关、35 kV 进线开关跳闸故障。由于放电时间
穿，第二次 8 kV 击穿。6 月 5 日，再次对低压绕组
较短，变压器油未发生明显劣化，油中溶解气体成
施 加 80% 的 1 min 工 频 耐 压 ，施 加 电 压 到 了 28
分分析、油耐压检查结果均合格，而绝缘电阻试
kV，维持 20 s，发生击穿。
验、介损试验电压较低，且作用时间较短，对变压
3.2 退油后进一步检查
器早期出现的内部绝缘故障考核不够。采用交流
6 月 8 日，退油后通过低压侧散热器管接头伸
耐压试验时，随着电压的升高，原故障缺陷区域电
入手机进行视频检查，发现低压侧 B 相软铜皮的
场强度增加，主变低压侧发生局部放电击穿，耐压
固定螺栓对箱壁放电，且放电痕迹明显，如图 2 所
试验不合格。
示。其他部位无异常。
5 结语

为避免此类主变内部故障引起的跳闸事件再
次发生，提出以下建议。
（1）生产厂家应持续优化变压器的生产工艺，

确保铜排与套管尾部接线端子的安装相匹配。
（2）加强设备验收水平，对设备大修中的关键
图 2 低压侧 B 相放电痕迹
工艺进行拍照或录像存档，为后期故障的发现和
通过观察放电位置，怀疑是由于变压器的连
排除提供可靠的依据。
接铜皮与套管接线端子安装孔不匹配，返厂大修
（3）为避免同类事故再次发生，排查相同类
时制造厂增加了一段软铜皮，导致连接铜皮过长，
型、同工况主变，结合停电检修计划进行诊断性试
软铜皮固定性、承受力差，运行中在电动力、机械
验，必要时退油处理，开展内窥镜检查。应及时处
力作用下易发生形变，而紧固螺栓的尾部朝向箱
理隐患，加强现场检修质量管控，确保检修质量
壁，当运行时震动靠近油箱壁时，对箱壁放电，从 可靠。
而导致 B 相发生单相接地故障并引起主变跳闸。 （4）定期进行例行试验和带电检测工作，及时

3.3 故障检修 发现主变缺陷隐患。对带电检测异常的变压器适
对低压引线套管处的接线片进行了整改，整 时安排检修处理，以避免造成不必要的经济损失。
改后套管接线板处仅保留了一段软接线片。箱沿
参考文献：
切割吊开后，对三相连接铜皮处进行整改，去除过
［1］ 刘海峰，赵建利，刘 婷，等 . 电气设备故障诊断技术与状
长铜皮，对连接处的孔位进行修改，使紧固螺栓的 态监测研究［J］ 科技创新导报，2015，12（25）：47-48.
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