作为变电站系统重要设备的主变压器，如果发生进水受潮现象，主变压器内部结构无法保持正常工作状态，会引起绝缘故障，进而对变电站正常电力资源供应造成负面影响。广东省雨季为4月～6月，降雨量大、覆盖面积广，更容易增加变压器进水受潮概率，需要通过具体案例，系统性分析变电站主变压器的绝缘故障。
1.故障基本情况
2022年5月下旬，广东省某地连续两天持续性降雨，降雨量约为35mm。在降雨第二天的16时，某110kV变电站的1号主变压器发生差动保护，引起差动保护信号+轻瓦斯保护信号。同时，该主变压器开关发生跳闸现象，暂停使用。变电站工作人员分析主变压器发送的信号，初步确认发生差动保护的1号主变压器出现放电故障。
2.试验检测
为进一步确认本次主变压器故障类型，工作人员对1号主变压器开展绕组变形、绝缘电阻、直流电阻、绝缘油等多组试验，并调取2021年5月1日主变压器的运行数据，从多角度详细分析主变压器的故障情况，以便后续开展高精度的维修工作。
2.1绕组变形试验
在绕组变形试验中，需要对1号主变压器的高压、中压、低压绕组展开变形测试。整理测试数据，可以发现在各个频段条件下，中压绕组与低压绕组的系数具有相对较高的数值；对于高压侧绕组，其在低频段、中频段条件下，A相绕组与B相绕组、A相绕组与C相绕组的系数数值偏小，可以说明在A相绕组中，可能存在故障。分析中压侧绕组与低压侧绕组的数据，两者基本处于正常水平。
2.2绝缘电阻试验
对于1号主变压器做绝缘电阻试验，可以将试验数据整理为表1内容。
表1 110kV变电站的1号主变压器绝缘电阻试验数据
其中，R15为在第15s测量的绝缘电阻，R60为在第60s测量的绝缘电阻，吸收比是R60/R15的数值比，即第15s测量的绝缘电阻与第60s测量的绝缘电阻之比。
除此之外，本文也对变压器的介质损耗展开相关试验。高压绕组对中、低压绕组及地的介质损耗试验数据，故障前介质损耗因数tgδ为0.2%，故障后tgδ为0.418%，同比增长109%。而中压绕组与低压绕组的tgδ增长幅度则低于30%。综合绝缘电阻试验数据与介质损耗试验数据后，可以确认在发生故障后，1号主变压器在绝缘电阻数据方面波动并不明显。可是在分析介质损耗数据后，可以发现高压绕组对中压绕组、高压绕组对低压绕组的介质损耗偏大，可以说明高压绕组可能发生绝缘缺陷情况。但是，在变压站的主变压器中，其体积相对较大、内部结构较为复杂，而且在试验过程中又需要考虑并联支路相关内容，这意味着无论是绝缘电阻试验还是介质损耗试验，仅能大概判断1号主变压器的缺陷情况，无法有效确认具体的缺陷类型，仍需要通过其他试验展开更详细的缺陷判断[1]。
2.3直流电阻试验
通过直流电阻试验，检测1号主变压器的高压、中压、低压绕组。其中，在发生故障后，无法有效捕捉各项数据，造成三相绕组直流电阻不平衡系数无法确认，高压绕组出现大量数据丢失。对于中压绕组，其故障发生前不平衡系数为0.41%，故障发生后不平衡系数为0.48%；低压绕组，其故障发生前不平衡系数为0.54%，故障发生后不平衡系数为0.36%。分析直流电阻试验数据，可以发现在1号主变压器的高压侧存在断线故障，主要发生在A相绕组中。出现这种情况，可能是发生匝间短路现象，引起绕组断裂情况，或是在套管引线与绕组焊接位置发生断裂，引起线路断开情况。
2.4绝缘油试验
提取1号主变压器内部绝缘油，并做相应的色谱试验。综合试验数据，可以发现变压器绝缘油的水溶性酸值从pH6.5上升至pH6.7，酸值依旧保持0.009mgKOH/g，闪点依旧保持140℃，击穿电压从56kV上升至58kV，可以确认在发生故障前后，变压器绝缘油自身性能并没有出现明显变化，基本保持良好的工作状态。其中，故障后的绝缘油微水含量上升至2mg/L，低于绝缘油微水含量≤35mg/L的使用标准。可是，在分析绝缘油的各项指标时，却能发现各项指标均出现大幅度上升。例如氢气，从14.4μL/L上升至121.3μL/L，增长幅度为742%；一氧化碳从467.4μL/L上升至548.8μL/L，增长幅度为17.4%；甲烷从10.9μL/L上升至43.2μL/L，增长幅度为296%。其中，乙炔在故障后含量上升至95.1μL/L，可以证明1号主变压器存在放电性故障。通过乙炔/乙烯、甲烷/氢气、乙烯/乙烷的三比值数据，可以确认其特征代码为102，即为高能量放电，可以说明在绕组、线匝之间，可能发生因电弧放电引起的击穿故障，也有可能是在绕组对地位置出现击穿故障。在后续的分析中，可以将研究方向侧重于1号主变压器局部位置受潮，引起内部结构绝缘缺陷[2]。
3.主变压器吊罩检查
工作人员在检查1号主变压器的吊罩过程中，发现在A相上压板位置，存在大面积的炭黑痕迹。同时，可以观察到A相引线和邻近匝间绕组，存在放电痕迹。对于A相绕组端部，能够找到因高温烧断的白布带，在确认已经断电的情况下，工作人员用手触摸该问题，可以感觉到A相引出线此时保持完全断开。使用气压密封试验，可以确认A相套管密封性良好，并无渗漏情况；使用喷淋试验，持续40min，能够观察到在A相套管的胶圈顶部存在细微的水痕；使用含水量试验，检查A相引线的绝缘纸，可以观察到绝缘纸已经受潮。
4.故障原因分析
在试验检测的基础上，结合1号主变压器故障点位检查，变电站工作人员对本次主变压器故障原因作出判断：在两天的持续降雨影响下，雨水渗入主变压器的内部，造成绕组匝间绝缘强度降低。同时，在线路若干次的重合闸影响下，绕组匝间绝缘强度无法满足主变压器正常运行需求，进而引起主变压器的击穿损坏；对于主变压器的吊罩进行检查，可以确认本次绝缘故障点位为A相套管引线与绕组的连接位置。对于A相压饼位置，存在可见的水痕。用于绝缘防护的绝缘白布带，出现一定程度的碳化现象。用于支撑引线的木质绝缘，能够看到呈现贯穿状态的放电痕迹。分析1号主变压器的绝缘故障点位，能够进一步确认引起本次故障的主要原因，即在主变压器的A相套管顶部，没有将用于固定的螺丝做有效密封处理，在连续两天的持续降雨影响下，部分雨水进入A相套管顶部的缝隙内部，造成引线绝缘发生受潮现象，进而产生主变压器放电现象；生产厂家收到变压站寄送的1号主变压器后，对其做分解处理，能够确认在高压绕组的引出线匝间出现短路情况，验证本文对主变压器的绝缘故障分析思路[3]。
5.故障预防措施
为避免该110kV变电站的其他主变压器出现同类型故障，需要在完成1号主变压器的维修作业后，对于同类型、相同电压等级的变压器进行严格检查，对于主变压器套管及周边区域，需要通过密封胶做密封处理；如果需要更换新变压器，变电站工作人员需要根据生产厂家提供的说明书与安装操作规范，严格执行各个步骤，落实变压器的安装质量管控工作。如果在安装过程中发现变压器存在安全隐患，工作人员需要通过合适方法及时处理，避免安全隐患演变成影响变压器正常使用的安全风险；变电站还需要做好工作人员的专业培训工作，严格落实变压器的巡视与功能检查，做好定期维护与管理作业，确保变压器保持良好的工作状态。考虑到广东省存在明显的雨季，可以在雨季来临之前，增加巡视检查频率，为变压器提供必要的防护措施，降低进水受潮概率[4]。
该110kV变电站对于1号主变压器进行维修作业后，也对其他变压器开展必要的防护处理。在2023年4月～6月期间，该变压站没有发生主变压器绝缘故障，当地电力资源保持稳定供应。
6.结语
在变电站主变压器发生运行故障时，需要详细分析故障发生前后的天气因素、运行情况，根据往期运行数据，确认故障类型、影响范围。如果是绝缘故障，可以参考本文理论内容，结合工作经验，设计一套完善的主变压器维修方案，及时投入维修工作中，避免影响地区企业生产与居民生活。建议变电站做好主变压器的预防管理工作，避免以后主变压器出现同类型的运行故障。
参考文献
[1]朱琪.基于分解法的主变压器绝缘故障诊断方法[J].电气开关,2023,61(06):43-45.
[2]安义岩,刘天奇,张星宇.1000kV变压器绝缘缺陷案例分析[J].电气时代,2023,(11):106-109.
[3]王铭,刘晓丽,王超众,等.一起500kV变压器绝缘故障分析[J].变压器,2022,59(09):71-75.
[4]田海波,刘丽轻.一起主变压器跳闸故障的原因分析与处理[J].山西电力,2021,(02):25-26.