突發短路對110kV主變壓器損壞分析研究*

張宏偉

(國網甘肅省電力公司 金昌供電公司，甘肅 金昌 737100)

0 引 言

某變電站為一110 kV終端變電站，有2臺SFSZ8-31 500/115型主變壓器。主變額定容量31 500 kVA，額定電壓115±8×1.25%/10.5/6.4 kV，額定電流158.2/1732/1705A，阻抗電壓：高壓/中壓10.4%，高壓/低壓18.3%，中壓/低壓6.35%，油浸風冷。該站110 kV、10 kV、6 kV均為單母線分段接線，系統短路表現容量為110 kV側8 000MVA，10 kV側500MVA，6 kV側500MVA，其中，6 kV系統是某企業專用供電。

2臺主變均為2007年12月出廠，2008年12月正式投入運行。投運以來未出現各類隱患和故障，歷年周期預防性試驗、油中溶解氣體色譜分析、絕緣油簡化試驗等數據均合格，冷卻系統、有載調壓開關等附件均運行正常。

2018年5月11日15時31分，2號主變差動保護、本體重瓦斯保護動作，1102、102、602開關跳閘，6 kV備自投裝置動作成功(10 kV備自投裝置未投)。15時41分，合100開關時，1號主變差動保護、本體重瓦斯保護動作，1號主變1101、101、601開關跳閘。后經巡視檢查發現，126供電二線1號桿A、B相電纜頭故障。結合對側110 kV變電站故障錄波圖的故障錄波數據分析，10 kV側短路容量約為209 MVA。

通過對該近距離突發短路造成2臺變壓器嚴重損壞事故分析，并結合相關檢查試驗項目和要求，對變壓器近距離出口短路損壞事故的過程、檢查試驗情況和分析處理進行敘述，得出經受出口短路損壞后變壓器現場判別和修復方案，提出針對性的防范措施，對保證電網和主設備安全、穩定、健康運行具有參考和借鑒意義。

1 主變試驗情況

1.1 直流電阻測量

現場測量2臺變壓器直流電阻，如表1所列。

表1 主變直流電阻測量數據 /mΩ

1.2 變比測量

現場測量2臺變壓器變比，如表2所列。

表2 主變變比測量數據

1.3 絕緣油色譜分析

絕緣油色譜分析試驗數據見表3所列。計算三比值編碼均為2、2、2，內部有電弧放電。

表3 主變絕緣油色譜試驗數據 /ppm

1.4 繞組變形測試

2號主變壓器高、中、低壓繞組的頻率響應特性曲線分別如圖1～3(與2013年測試情況比較)。

圖1 高壓繞組頻率響應特性曲線圖

圖2 中壓繞組頻率響應特性曲線圖

(1) 變形情況分析

高壓繞組相關系數：R12=1.398 7，R23=1.403 4，R31=2.023 9。與2013年測試數據比較，數據略有降低，但全頻段相關性較好，無變形、損壞等現象。

圖3 低壓繞組頻率響應特性曲線圖

中壓繞組相關系數：R12=0.208 1，R23=1.604 5，R31=0.231 0。曲線2、3在1～400 kHz有較好相似性，在400 kHz以上頻段相似性較差；曲線1在1～360 kHz頻段內基本為一直線，與曲線2、3基本無相似性，諧振峰發生明顯變化，在該頻率范圍繞組的分布電感和電容均發揮作用。頻率響應特性具有較多的諧振峰，諧振峰頻率的變化能靈敏地反映出繞組分布電感、分布電容的變化，預示著繞組發生變形。根據頻率響應特性曲線和相關系數值，可以比較容易地判斷Am、Cm僅有輕微變形，而Bm相已發生嚴重變形，且存在嚴重位移。

低壓繞組相關系數：R12=0.078 4，R23=0.553 3，R31=0.076 6。曲線2、3在1～310 kHz有較好相似性，在400 kHz以上頻段相似性較差；曲線1在整個頻段與曲線2、3基本無相似性，諧振峰發生變化。據頻率響應特性曲線和相關系數值，判斷出a、c相基本無明顯變形或只有輕微變形，b相繞組嚴重變形。

(2) 1號主變繞組變形情況分析

高壓繞組相關系數：R12=1.364 13，R23=1.429 53，R31=1.970 72，全頻段相關性較好；中壓繞組相關系數：R12=0.196 3，R23=0.821 2，R31=0.224 0；低壓繞組相關系數：R12=0.151 6，R23=1.453 0，R31=0.199 0。根據頻率響應特性曲線和相關系數值，可以判斷：高壓繞組基本無變形；Am、Cm有輕微變形，Bm相已發生嚴重變形，且存在嚴重位移；a、c相相對變形較輕，b相繞組嚴重變形。

2 主變吊罩檢查分析

2.1 高壓繞組

A、B、C三相端絕緣墊塊普遍有明顯錯位、輻向凸出，個別散落，上層壓木與上軛鐵之間的木楔松動，存在3～4 mm間隙，繞組整體無明顯變形；調壓線圈整體松動，匝間和層間壓接不緊密；鐵芯與線圈、各線圈之間的絕緣間隙過大；線圈徑向空間尺寸大，固定性差，線圈處于相對自由狀態；所有木夾件固定螺絲無防松動、防脫落措施。

2.2 中壓繞組

Am、Cm相線圈輻向、徑向墊塊均有明顯錯位現象，Am相線圈從上向下第21～23餅、第25餅均有明顯凹、凸變形；從上向下第15餅導線換位處有明顯翻餅和變形現象，線圈凹、凸最大偏差達10 mm。Cm相線圈與Am有類似的明顯凹凸變形。

Bm相中壓線圈從上端面俯視呈嚴重梅花狀變形，凹、凸變形最嚴重。線圈整體嚴重變形損壞，靠近Am相側嚴重傾塌，從第1餅開始共60餅向A相線圈傾塌，傾塌線圈導電外絕緣全部破損成紙屑狀，線圈傾塌高度約120～140 mm；靠Cm相線圈側從上到下第14～16餅導線換位處有嚴重匝間、層間短路，線圈銅導線有明顯燒損，絕緣層破損，導線扭曲、變形、外露(見圖4)。

圖4 線圈燒損變形圖

2.3 低壓繞組

a相線圈靠近高壓線圈引出側的導線換位處墊塊松動，用手即可輕易扳動；c相線圈從上向下第1～9餅的線圈層間松動，墊塊用手即可扳動；a、c相線圈整體無明顯變形。

b與Bm線圈之間絕緣筒在電動力作用下被整體擠碎，b線圈受Bm線圈變形擠壓和電動力作用，嚴重變形。低壓線圈各段換位導線翻餅，整體有嚴重扭曲、變形現象。外包絕緣有破損，導線外露。從低壓線圈內側檢查，全部線圈整體向內凸起，線餅向外翻起，導線外包絕緣紙破損嚴重。

3 原因分析及處理方案

3.1 保護動作分析

126供電二線在1號桿電纜頭處發生相間短路故障。該線路保護定值為延時速斷電流26.7 A，時間0.3 s，過流電流5.7 A，時間0.9 s。根據保護動作報文及故障錄波報告分析，2號主變差動保護動作切除故障時間為119 ms；合100分段開關，送10 kV Ⅱ段母線負荷時，1號主變差動保護動作，切除故障時間為166 ms。

在126出線發生相間短路沖擊時，2號主變內部發生故障，主變差動保護、本體重瓦斯保護均先于126開關瞬時動作跳閘，10 kV系統配電線路故障信號。運行人員檢查巡視配電室未發現異常，決定合100開關由1號主變帶10 kV Ⅱ段負荷。由于故障點仍然存在，造成1號主變近10 kV側近距離短路損壞，差動、瓦斯保護動作。

3.2 變壓器損壞原因分析

經過吊罩檢查和認真分析，這2臺變壓器在制造時存在家族性缺陷，抗短路能力不足是致其損壞的主要原因。依據國家有關標準，該型號變壓器應能承受的短路容量為500MVA，動穩定時間0.2 s，熱穩定時間2 s。根據故障錄波圖并經短路計算，該變壓器10 kV系統實際短路容量為209MVA，尚未達到其設計允許值的1/2。相同短路條件下，2臺變壓器發生性質相同的損壞，證明2臺變壓器在結構設計上存在家族性缺陷。對其抗短路能力分析如下。

(1) 繞組通過撐條將短路電動力傳遞到堅固的鐵芯柱上，是承受力量的支撐點。由于2臺變壓器高、中、低壓間的撐條軸向放置錯位(經測量，最大相對錯位偏差達35 mm)，因此，撐條失去對短路輻向力的支撐作用。

(2) 2臺變壓器解體后發現，B相線圈凹凸變化情況嚴重，說明鐵芯與線圈、線圈與線圈間的配合間隙過大，造成線圈輻向空間尺寸大，線圈輻向失去固定性，線圈處于相對自由狀態。

(3) 經測量，中壓繞組導線的寬厚比為13/2，線圈寬厚比不合理，自身承受幅向變形能力嚴重不足，導致線圈抗輻向短路力先天不足。

(4) 換位導線制造技術存在“卡脖子”也可能是造成此次變壓器損壞的重要原因。為提高繞組自身強度，保證軸向穩定性，按照國家、行業標準，變壓器在制造時，應盡量避免使用換位導線，如果必須采用，應使用自粘性導線。變壓器換位導線制造技術由日本日立公司掌握核心技術，擁有專利權，采用5匝一換位線圈制造技術。由于國內暫不擁有換位導線制造核心技術，通常采用大跨度的簡單換位，換位間距大。本次事故中的2臺變壓器采用的便是15餅一換位的大跨度換位制造技術。

(5) 繞組軸向壓緊力不夠，壓釘數量少且選用規格小，變壓器抗短路能力不滿足要求；同時，上層壓木與上軛鐵之間的木楔松動、存在空隙，處于自由狀態，未起到線圈軸向壓緊作用。

(6) 調壓線圈的制造工藝粗糙、結構不合理，未采取有效的緊固措施，僅用絕緣布帶綁扎，無支架、無撐條、無墊塊。

(7) 經查閱現場變壓器安裝調試記錄，記載1號主變現場吊罩驗收時，曾發生絕緣墊塊脫落及絕緣墊塊缺少等問題，高壓分接引線木夾件引線用普通白布帶固定，強度不足；高壓引線未采取絕緣包覆措施；2臺主變均發生分接引線端部出頭因曲率半徑小而導致匝絕緣破損現象。據現場記錄記載，由于上述問題，導致2臺變壓器在現場安裝時進行二次吊罩處理。

3.3 處理方案

由于1、2號主變壓器在故障中，中壓繞組嚴重變形損壞并造成多處匝間、層間短路，繞組燒損嚴重，低壓B相繞組也嚴重損壞，放電產生的炭化物、游離碳及金屬顆粒對線圈及絕緣材料造成了難以消除的嚴重污染，同時，由于該廠家該型號變壓器存在家族性缺陷，因此只能采取改造性修復。

(1) 根據故障現象和解體檢查情況，2臺故障變壓器可以再利用的元配件只有油箱、鐵芯、夾件、有載調壓開關及散熱器等外部附件。繞組等元件必須全部更換，并嚴格執行國家、行業技術規范要求，采用先進、合理的設計方案和總裝工藝技術。

(2) 充分利用現有先進、成熟、合理的技術。將原三繞組結構改造為兩繞組結構，電壓比為115±8×1.25%/10.5 kV，并增加兩臺10.5/6.4 kV的專用變為6 kV負荷供電。一方面，隨著主變容量增加，設備質量和抗短路能力得到有效保證。另一方面，為10 kV電壓等級取代6 kV奠定基礎，優化、合理電網結構。

(3) 在變壓器設計、制造、選型等方面，應充分考慮抗突發短路因素，采取有效抗短路措施，提高抗突發短路能力。

4 結 論

(1) 對變壓器選型的啟示。必須選用經過突發短路試驗和從設計、制造等方面采取有效措施來提高抗短路能力的產品。在新變電站設計時充分考慮系統短路容量，并留有足夠的安全余度。

(2) 在電容電流大的變電站加裝接地變、消弧線圈自動跟蹤補償系統，配網10kV架空進線段1km更換絕緣導線，主變母線橋、主母線和分支母線加裝絕緣護套，盡量減少單相接地故障和由此引起的相間短路故障，減少外部短路沖擊。

(3) 對壓釘數量不夠、夾件強度不夠的老結構變壓器進行夾件補強、增加壓釘數量；在檢修中提高變壓器線圈的壓緊工藝，采用專用壓緊裝置，按變壓器出廠設計要求施加壓緊力，保證壓緊工藝，提高抗短路能力。

(4) 積極開展變壓器繞組變形測試和判據的研究。在主變遭受近區短路沖擊后進行繞組變形測試，積累變壓器承受各種短路電流、運行、試驗測試數據和檢查情況等有關信息，為開展狀態診斷、檢修提供科學依據。市區變壓器，出口短路3次后，要根據測試情況和綜合診斷，決定是否進行吊罩檢查。

(5) 對已運行的抗短路能力不足的變壓器，加裝限流電抗器，減小短路沖擊電流的危害。

(6) 采取措施防止電纜頭爆炸，加強電纜的施工和運行、維護管理，積極開展對電力電纜的紅外測溫和局部放電測試。

(7) 調整保護動作時間配置，壓縮保護時間級差，縮短變壓器出口開關的動作時間，使變壓器承受故障短路電流沖擊的時間縮短。