220kV變壓器低壓短路故障分析及處理

高艷海，劉勝軍

（1.邢臺供電公司，河北 邢臺 054000；2.保定供電公司，河北 保定 071000）

近年來，隨著電網容量的增大，大型變壓器的短路故障所產生的后果越來越嚴重，對安全發供電的威脅也越來越大，所以大型變壓器的抗短路能力已引起人們的廣泛關注。大型變壓器運行中發生的短路故障大多是由于設計、制造、安裝中某個環節處理不當引起的。

1 故障概況

某220kV變電站2號主變壓器為2007年11月出廠的SFSZ10－180000/220型產品，額定容量：180/180/60MVA；額定電壓比：230±8×1.25%/121/38.5kV；額定電流比：451.8/858.9/899.8A；接線 組 別：YNyn0d11；阻 抗 電 壓：高 壓/中 壓14.54%、高壓/低壓24.84%、中壓/低壓7.93%，于2008年10月9日投入運行。該主變壓器于2010年3月25日曾進行停電例行試驗，各試驗項目試驗數據均正常，且自投運以來該主變壓器未遭受過低壓側短路沖擊。2011年3月26日18：47，該主變壓器在運行中差動保護、本體重瓦斯保護動作，三側斷路器跳閘。

故障發生時，當地的天氣狀況晴好，該變電站2號、3號主變壓器中、低壓側均分裂運行，2號主變壓器110kV側帶174、170出線運行，35kV側帶387、388出線和6號、8號電容器組運行。該站35 kV備用電源自投裝置處于運行狀態。

2 原因查找

2.1 現場檢查

對該變電站2號主變壓器進行外觀檢查，未見明顯異常，該變電站電纜溝內6號電容器組電力電纜中間部位燒斷，如圖1所示。該電力電纜為2010年9月出廠的ZR－YJLV22－26/35型產品，2011年3月3日投入運行。

圖1 6號電容器組電力電纜中間部位燒斷情況

2.2 繼電保護動作情況

2011年3月26日18：47：41，該變電站6號電容器組V相電力電纜在運行中發生對地擊穿故障，271ms后該處發展為三相擊穿短路故障，414ms后6號電容器組斷路器過流Ⅰ段保護動作跳閘成功切除故障電流，最大故障短路電流10.4kA，折算至流經低壓繞組的電流約為6kA，475ms后2號主變壓器雙套差動保護動作，跳開主變壓器三側斷路器，650 ms后2號主變壓器重瓦斯保護動作，繼電保護動作時序見圖2。分析表明，主變壓器全部繼電保護動作正確。

圖2 繼電保護動作時序

2.3 變壓器油氣相色譜分析

故障發生后，取該變電站2號主變壓器油箱內變壓器油油樣進行氣體色譜檢測，并與故障前的最近一次檢測數據進行對比分析，油氣相色譜檢測數據見表1。

表1 油氣色相譜檢測數據 μL/L

由表1可以得出如下結論：H2含量較高，說明油箱內部存在高溫或中溫過熱；C2H2約占總烴的70%，為主要成分，說明油箱內部發生了放電性故障；CH4和C2H4含量較高，說明油箱內部存在過熱性故障；CO和CO2含量有一定程度增長，說明油箱內部固體絕緣可能受到一定損壞。

綜上所述，利用改良三比值法編碼規則，得出此次故障的編碼為202，結論為油箱內部存在電弧放電故障［1］。

2.4 電氣試驗

2.4.1 繞組直流電阻

在現場，對該變電站2號主變壓器進行電氣試驗，結果表明高、中、低壓繞組的絕緣電阻測試結果均符合標準要求。高、中、低壓繞組的直流電阻試驗結果見表2。

表2 高、中壓繞組的直流電阻

由表2可以看出，高、中壓繞組的直流電阻測試結果符合標準要求［2］，低壓繞組Ruv、Rvw、Rwu均有不同程度增長，其中Ruv、Rvw、Rwu分別增長21.98%、72.68%和50.95%（折算到75℃），線電阻折算到相電阻，Ru增長47.39%，Rv增長5.28%，Rw增長111.7%，判斷低壓繞組u、v、w相的導線內部可能存在斷股。

2.4.2 介質損耗及電容

現場對2號主變壓器進行繞組連同套管介質損耗及電容量試驗，試驗數據見表3。由表3可以看出，高壓對中、低壓及地的電容量增大0.40%，中壓對高、低壓及地的電容量增大0.88%，低壓對高壓、中壓及地的電容量增大3.89%，高、中壓對低壓及地的電容量增大1.08%，高、中、低壓對地的電容量增大1.08%，可見低壓對高壓、中壓及地的電容量變化超過規程要求［3］。采用圖3所示的繞組電容量分解模型，對測試電容量進行分解發現，低壓繞組對鐵心電容量（CL）增大5.27%，其他繞組電容量未見異常。

圖3 繞組電容量分解示意

表3 高、中壓繞組的介質損耗角正切值和電容量

由此可判斷，低壓繞組距鐵心距離與出廠安裝時所縮小。由繞組的直流電阻、介質損耗角正切值和電容量測量結果可以初步確定該主變壓器的高、中壓繞組發生損壞的可能性較小。

2.4.3 頻率響應特性

2號主變壓器高、中、低壓繞組的三相頻率響應特性曲線分別見圖4、圖5和圖6。從圖4可以看出，高壓繞組各頻段相關性基本良好，諧振峰值位置和大小沒有明顯變化。從圖5可以看出，中壓繞組低頻段相關性基本良好，諧振峰的位置和大小沒有明顯變化，中、高頻段相關性較差，可能是對地雜散電容和外界環境干擾造成［4］。從圖6可以看出，低壓繞組各頻段尤其中、高頻段相關性較差，中頻段w相繞組出現陡峭波谷值。結合2號主變壓器直流電阻、繞組電容量等試驗數據進行綜合分析判斷，初步認為高壓、中壓繞組發生損壞的可能性較小，但低壓繞組已發生變形，且w相繞組變形情況更加明顯。

圖4 高壓繞組頻率響應特征曲線

圖5 中壓繞組頻率響應特征曲線

圖6 低壓繞組頻率響應特征曲線

2.5 解體檢查

2011年4月2日對該變電站2號主變壓器進行解體檢查，具體情況如下。

a.高、中壓繞組及調壓繞組外觀無異常，中、低壓繞組“S彎”處楔形墊塊跨2根撐條固定。

b.u相、w相低壓繞組發生軸向失穩，其中u相低壓繞組發現6處匝間短路、w相低壓繞組發現8處匝間短路，短路點集中在低壓繞組中間部位換位“S”彎處。短路部位導線出現斷股、翻轉、散股現象。每個低壓繞組共計92線餅，自繞組底部向頂部數，u相低壓繞組46－48、53－54線餅之間導線明顯外翻散股，且50－51線餅之間導線出現斷股，w相低壓繞組45－47、56－59線餅之間導線明顯外翻散股。

c.u相、w相低壓繞組中部局部區域存在輻向失穩，起支撐作用的部分撐條出現折斷現象，且撐條折斷部位絕緣紙筒凹陷破裂。

d.u相、w相低壓繞組短路部位的線餅間墊塊及“S”彎處楔形墊塊散亂松動，且線餅間采用的層壓木出現折斷、分層現象。

e.v相低壓繞組外觀基本完好，但部分“S”彎處的楔形墊塊松動。

3 原因分析

根據該站2號主變壓器的檢查及試驗情況分析，得出該主變壓器故障的原因如下：

a.6號電容器組電力電纜短路故障是該主變壓器故障損壞誘因，對該電力電纜進行質量檢測，發現多項參數不符合相關技術標準要求；

b.安裝時，該主變壓器未采用整體套裝工藝，導致繞組軸向壓力不均，在短路電流電動力的作用下，繞組導線易發生軸向翻轉；

c.該主變壓器低壓繞組所采用的半硬自粘導線承受短路電流電動力作用后，導線出現散股現象，未起到應有的自粘作用，從而大大降低了低壓繞組的動穩定能力，說明該主變壓器導線材質或選材方面控制不嚴；

d.該主變壓器換位“S”彎處的楔形墊塊較短、松動，在短路電流電動力作用下易發生脫落、移位、分層現象，未能起到防換位處導線軸向竄位的支撐作用；

e.該主變壓器線餅間采用層壓木墊塊，在短路電流電動力作用下出現分層，降低了繞組承受軸向電動力能力，層壓木墊塊折斷后，線餅間絕緣距離減小，導致線餅間匝間擊穿短路。

4 處理措施及建議

在對該主變壓器損壞情況經過仔細檢查和故障原因分析后，進行了返廠修復：更換該主變壓器中、低壓繞組，導線全部采用半硬自粘換位銅導線，提高低壓繞組導線屈服強度，降低低壓繞組電流密度；在滿足主變壓器并列運行條件的前提下，盡量提高該主變壓器高低壓間短路阻抗值，以降低短路電流對低壓繞組的沖擊；更換變壓器內非結構性絕緣件及層壓紙板，改進楔形墊塊的形狀及尺寸，保證楔形墊塊與導線“S”彎面良好接觸；采取有效措施控制好安匝平衡；控制低壓繞組的輻向裕度及軸向壓縮率；加強低壓繞組“S”彎換位處絕緣，并在其上下2個油道位置增設扇形板來加強線餅間的絕緣等。將該主變壓器進行返廠修復后，重新投入運行，運行狀況良好。

許多故障表明，大型變壓器本身抗短路能力不足是引起短路損壞的主要原因，而外部運行環境不良也是一個重要的因素。為防止大型變壓器發生短路損壞故障，應在產品制造和運行管理兩方面采取綜合措施。生產廠家設計和制造大型變壓器時，應進一步優化產品設計和制造工藝，嚴格控制原材料及組部件的質量，并嚴格按照主變壓器相關標準開展型式試驗、出廠試驗等。運行單位應采取措施改善變壓器運行環境，避免變壓器低壓側遭受外部短路故障沖擊。

［1］ 閻春雨.采用油中溶解氣體分析法判斷變壓器故障應注意的事項［J］.變壓器，2006，43（9）：38－41.

［2］ GB 50150－2006，電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準［S］.

［3］ DL/T 393－2010，輸變電設備狀態檢修試驗規程［S］.

［4］ 陳天翔，王寅仲.電氣試驗［M］.北京：中國電力出版社，2008.