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一起110kV主变套管故障分析及对策 　　摘要：文章通过对某110kV变电站主变套管故障的分析计算，找出故障原因，并对其原因进行分析，最后提出处理措施及建议。 　　关键词：主变套管；变压器；保护动作；110kV变电站 　　中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）04-0139-03 　　 　　某110kV变电站#1主变本体内部发生B短路，一次最大故障电流有效值约为10494A，#1主变本体压力释放动作喷油，差动速断动作，本体轻、重瓦斯动作，#1主变两侧开关跳闸。跳闸后，10kV备自投装置起动，成功合上532开关和521开关，10kV1M恢复正常运行，未造成负荷损失。该主变为江苏某变压器有限公司于2007年生产，型号为SZ10-50000/110，变高套管及中性点套管均为上海某公司生产，变高型号为COT550-800，中性点套管型号为COT325-800。 　　一、保护动作情况及分析 　　（一）保护动作情况 　　（二）保护动作情况分析 　??电气量保护方面：由#1主变差动保护、高后备保护故障录波图可知：在忽略负荷电流情况下，#1主变高压侧B相出现大电流（最大二次有效值约为26.235A, 进行Y→△转换后二次有效值约为23Ie），高压侧电压Uab、Ubc明显降低（最小值二次有效值约为13V），且高压侧零序电压Uo明显升高（最大二次有效值约为23.72V）；进一步分析得：差动保护装置记录差流DIa与DIb相位相反、幅值相等（进行Y→△转换后二次有效值约为21.17Ie），而DIc基本为0, 可以判断#1主变保护范围内发生B相短路故障，保护定值内差动速断为7Ie、比率差动起动电流为0.4Ie,故障电流远大于整定值，故#1主变差动保护正确动作。 　　非电量保护方面：由故障时SOE记录可知，本体压力释放最先动作（约10MS），而后本体重瓦斯动作（约67MS），由此判断主变本体内部发生严重短路故障，引起变压器油分解出大量气体，导致压力释放阀及瓦斯继电器动作，故#1主变非电量保护正确动作。 　　二、主变检查及试验情况 　　1．故障发生后，检修人员立即对主变外观进行检查，主变压力释放阀动作喷油，主变油枕油位为0刻度，并发油位低信号，本体瓦斯继电器内已无变压器油，主变变高B相套管根部断裂，套管已无油位，A、C相套管存在不同程度裂纹，套管油位正常。主变其他部件未见异常。试验人员对主变本体和变高A、C相套管绝缘油取样化验，本体油含有乙炔1439.83micro;L/L，总烃3738.33micro;L/L，判断为高能量放电所致。同时，试验人员还对主变进行绕组变形试验、直流电阻试验、变比试验和套管试验，本体试验数据未见异常，变高三相套管试验不合格。 　　2．解体情况。 　　（1）工作人员拆除变高三相套管，其中变高A、C相套管油中部分完好，变高B相套管下部明显放电痕迹，环氧树脂筒已炸裂，并且延长管已脱落（如图1、2、3）。 　　 　　（2）套管解体检查情况。B相套管顶部注油螺栓处密封圈完好且紧固，套管末屏接地良好，没有放电痕迹。变高B相套管侧面取油样螺栓处无密封圈，且取油样螺栓下部的贴纸已变形（判断为该处泄漏高温油将贴纸烫变形）。经了解，变压器厂家和运行单位都未曾对该套管进行取油样，排除现场丢失；如果密封圈套在螺栓上，也难以脱出，由此推断该套管出厂时漏装取油样螺栓处密封圈的可能性较大。其他A、C相取油样螺栓处密封良好。 　　 　　另外，B相套管末端均压球与导杆间烧穿，延长管下端和上端均有放电烧伤痕迹。将电容芯子每层拆解，层间未发现放电痕迹。解体后，对B相套管再次测量介损，介损数据合格，表明套管电容芯子未受潮。 　　3．厂家对主变本体放油检查，变压器内部未发生内部短路故障，绕组未受到明显短路冲击现象。检查情况如下： 　　（1）变高B相线圈上部绝缘压板和B相对应的油箱底部均发现套管环氧树脂筒碎片，B相引线旁油箱内壁和铁扼处发现电弧烧痕迹。B相引线绝缘纸轻微破损，导体未见外露。 　　（2）B相套管升高座CT未见异常。 　　（3）变高A相线圈上部绝缘压板处无异物。 　　（4）变高C相线圈上部绝缘压板处少量异物。 　　（5）三相绕组绝缘围屏未见变形和异常。 　　（6）绕组绝缘压板夹钉位置未见松动。 　　（7）调压线圈出线夹持可靠、牢固、无松动，分接引线无变形，绝缘无破损。 　　（8）有载调压引线接头连接紧固、未见异常。 　　三、原因分析 　　根据对主变套管及变压器内部的检查情况，并结合保护动作情况及事故后试验数据，判断为变高B相套管密封不良是引起短路故障的直接原因。变高B相套管出厂时侧面取油样螺栓处漏装密封圈，导致潮气或水分进入套管内，并沉积在套管底部，使套管内绝