某电厂2号主变压器为沈阳变压器厂1994年生产的SFP9-360000/220型变
压器，冷却方式为强迫油循环，变压器220kV侧套管为南京电瓷厂生产的
/api/v3/search?p=1&t=all&q= 摘要BRL2-220/1250型油-油电容套管，主变压器高压侧出线通过高压套筒油箱将高
压套管和电缆连接，运行时高压套管密封在高压套筒油箱内，套管末屏未引至
套筒油箱外。
1故障概况
2001年10月3日，某电厂2号发电机组处于运行状态，2号主变压器中性点接地，负荷210MW，定子电流65kA，三相电流平衡。21时19分，在系统无
操作、天气无雷雨的情况下，2号发电机变压器组发出"2号主变压器轻瓦斯保
护动作"的信号，值班员马上检查2号主变压器，此时线圈温度70℃，上层油
温度58℃，在负荷变化不大的情况下比21时的油温度高了8℃，听声音未发现异常。21时24分，2号主变压器发出一声巨响，2号发电机组跳闸，2号发电
机变压器组发出"2号主变压器重瓦斯保护动作"、"2号主变压器差动保护动作"、"2号发电机变压器组差动保护动作"、"2号主变压器油位异常"和"灭磁柜过压
保护正反向动作"等信号，就地查看2号主变压器顶部，发现大量喷油，压力释放阀动作，低压侧引线上部箱体加强筋焊缝处出现几处裂缝，向外大量渗油，
变压器出线装置3个压力释放阀动作，出线侧有大量油迹，储油柜的油已全部
渗完。
2故障后试验情况
2.1电气试验
故障发生后，对2号主变压器进行了电气试验，从试验结果(表1)可看出，低压侧绝缘电阻值与以前的测试值相差较大，吸收比及极化指数在合格范围内， 智能美甲
高、低压侧直流电阻值正常，铁心对地绝缘电阻值与以前相比低很多。进行变
压器绕组变形测试，无异常。
2.2谱分析
2001年10月4日对2号主变压器进行了本体绝缘油和高压出线套筒油
谱分析试验，测试数据见表2。由表2可知，本体绝缘油和W相的高压出线套
筒油各组分的体积分数均严重超标。
3故障后变压器吊罩检查情况
无菌检测系统3.1高压套管及中性点套管
将2号主变压器的3个高压套管及中性点套管吊出，可看到:W相高压套管
下端瓷套已破碎脱落，其击穿部位在均压球向上约520mm起至均压球向下约
370mm的范围(见图1)，从铜导电杆向外开放烧穿，并在铜导电杆上烧了1个约30mm×50mm(轴向)的洞，铜管内壁有螺栓擦痕，套管法兰盘上与套管接缝处有
绝缘纸漏出，上瓷套位移，套管法兰下部有电弧烧伤、烧熔的痕迹；套管上部引出线螺纹烧熔；击穿部位周围的电缆纸全部烧黑，但电容器心子从该击穿部位向上、向下方向均无爬电痕迹，同时击穿部位恰好是穿引电缆的连接头所在部位。
3.2变压器
吊开变压器钟罩进行检查，发现:
a)W相套管高压引出线接头处烧黑。
b)变压器油变黑，油箱加强筋多处开裂，其箱底W相处有大量碎瓷片，变
压器箱底有许多黑碳化物、瓷片和绝缘纸片等杂物，高压引出线及围屏均被
黑碳泥污染。
c)W相线圈围屏下部有很多树枝状放电痕迹，W相围屏变黑、受污染。
d)与预防性试验结果相比，铁心及各夹件的绝缘均偏低。
4主变压器历史情况
2号主变压器是1995年底投入运行的，截至2001年10月3日，运行时间
为36189.04h。1998年3月发现主变压器油介质损耗超标。1998年6月2号发
电机组大修，对2号主变压器滤油后进行介质损耗测试和其它电气预防性试验，试验结果为合格。2000年11月2号发电机组小修时，对2号主变压器进行预
防性试验，试验结果为合格(由于该厂主变压器高压侧结构特殊，无法对高压套管进行试验)，油介质损耗、油耐电压值均正常。2001年3月到9月，对2号
主变压器绝缘油进行谱分析(试验数据见表3)，发现甲烷、乙烯和总烃的体
积分数增加较快。
5原因分析
变压器高压线圈引出线上的中间接头均采用3个8mm的发蓝内六角螺栓连接，且螺栓均伸出接头圆柱面8~10mm，运行中，由于电动力的作用，套管导电
杆内壁与接头螺栓摩擦将接头螺栓头处的绝缘磨穿，露出螺杆，金属螺杆与套
无人机北京天宇创通管的导电杆内壁接触产生分流。因为套管防雨罩上部和套管内铜管是通过其它
部件紧密相连的，如果引线和内铜管接触，就会形成如图2所示的等效电路，
在正常情况下，套管防雨罩及顶部各导电部位接触良好，R1接近于零，R2趋向无穷大，R2不可能有分流作用。但套管内引线和内铜壁接触后，R2的值变小，就会在R2上形成一个分流支路。这时由内铜管、引线、防雨罩组成一个复合导体，内铜管就是这个复合导体的表面。内铜管表面必会有一部分负荷电流通过，造成接触部位发热。由于空心导电杆内绝缘油的流动性和散热性差，热量累积
使与接头相对应处电容套管内的电容屏间的油纸绝缘老化击穿，导致局部电场
畸变，从而引起电容屏间绝缘进一步击穿，随着被击穿的电容屏数目的增加，
在电容屏间形成了畅通的放电通道，导致油质劣化，产生瓦斯气体，由于套管
内容积小，积聚的大量热量冲破套管的密封圈进入主变压器本体，使主变压器
发出轻瓦斯报警信号。由于套管中电容屏击穿数目较多，套管无法承受工作电压，在轻瓦斯保护动作5min后，套管的零屏对中间法兰形成贯穿性的对地放电现象，强大的短路电流使油质迅速劣化产生大量气体，主变压器重瓦斯保护、
主变压器差动保护和发电机差动保护动作。同时大量气体使套管下瓷套爆裂成
碎片，主变压器发出巨响。
由表3可知，2号主变压器总烃的体积分数增加较快，用三比值法可判断
出2号主变压器存在裸金属过热的故障，这一现象可能与此次故障有直接关系。
6改进措施
根据变压器高压引出线以及套管结构存在的问题，采取了以下改进措施:
a)按国家电力公司"预防110~500kV变压器事故措施"的要求，将高压侧引
线接头的螺栓磨平，引线缠绕白布带，防止裸电缆与套管导电杆相碰产生分流。
b)介质损耗测试能灵敏地发现套管的绝缘缺陷，将套管末屏引至出线装置
油箱外，严格执行"电力设备预防性试验规程"，按期监测套管介质损耗，或在
套管末屏引出线上加装介质损耗在线监测仪，随时监测套管的介质变化情况。
c)在变压器油循环管道上装设绝缘油在线监测仪，随时监视设备绝缘油中
气体变化情况，以便掌握故障发展趋势，及时消除事故隐患。
7结束语
此次故障提醒我们，在进行变压器高压套管吊装时，一定要严格按照施工
工艺进行操作，防止穿缆引线绝缘层被破坏，套管吊装后，应检查穿缆引线与
套管内壁是否接触。具体方法是：打开套管防雨罩固定螺母，将一薄塑料套套在引线接头上，使引线接头和内铜管绝缘，用500V绝缘电阻表测内铜管和引线接头间的绝缘电阻，若测出绝缘质量不好，则证明穿缆引线与套管内壁已接触上了，应对其进行处理。
防止变压器高压套管进水的方法
{{电力变压器由于进水受潮而引起的绝缘事故不断发生，约占绝缘事故的20%，对电网安全运行构成威胁。
{{变压器运行过程中进水受潮的原因，一是油枕呼吸器的硅胶不起作用，
太阳能跟踪控制器空气中的水分通过油枕进入变压器，这种情况发生的几率比较小。二是变压器
的高压套管密封性能比较差，水分通过高压套管顶部流进变压器内部。轴流风机启动
{{变压器的高压套管顶部连接帽密封不良，水分沿引线进入绕组绝缘内，
引起击穿事故。套管顶部连接帽密封不良的原因是结构不合理和胶垫安装不正确。套管顶部连接帽接线板与带螺纹的引线鼻子相连接，这个连接帽兼有密封
和导电双重作用，从而带来许多弊端。首先是细螺纹丝扣制造公差太大，接触不良引起发热；其次是固定引线的铜销钉过长，用于连接帽上的接线板还必须与外部母线连接相吻合，致使密封垫无法压紧，稍有松动就会向内漏水。绝缘事故中绕组烧坏部位一般在引线附近，这说明水是沿套管引线进入的。
{{
{我们在对主变套管检查中，发现国产套管顶部连接帽密封不良，在大风吹动引线时，密封胶圈会挤向一侧，而另一侧会出现空位不能防止雨水渗入。为排除这一事故隐患，决定在套管顶部加一个铜的帽子(见图1)。它的原理是：绕组引线上接头通过螺纹固定在铜帽上，铜帽再与外部引线连接，这样绕组引线上接头就不会与外部有接触，从而杜绝了雨水的进入。我们对几台变压器高压套管进行了改造，
在套管顶部加一个铜的帽子后，发现没有雨水通过套管渗漏进变压器。
