某220kV變壓器異常跳閘原因分析及其應急更換經驗總結

廣東電網有限責任公司東莞供電局 侯志偉

1 引言

變壓器作為電力系統的核心部件，該設備的運行狀態與電力系統的安全穩定運行密切相關[1]。當變壓器發生嚴重故障時，可能會造成負荷大量減少以及用戶大面積停電，因此經常檢查變壓器的運行狀態既是保證變壓器安全的必要條件，也是提高電力系統穩定供電質量可靠的重要手段。2020年09月23日，某220kV變電站#3主變本體重瓦斯保護動作，主變三側開關跳閘，10kV備自投動作成功，無負荷損失，#3主變失壓。本文通過對某220kV變壓器異常跳閘進行原因分析，并介紹主變故障后的處理流程及快速復電方法，為以后主變故障的檢修處理奠定了基礎，具有一定的參考價值。

2 現場檢查情況

2.1 故障變壓器參數

故障主變壓器為某變壓器廠于2016年生產，主變型號為SFSZ10-240000/220，額定容量為24000kVA；短路阻抗（高中、中低、高低）為14.11%、20.44%、37.25%。該變壓器于2017年7月正式投產，至運行以來其狀態評價均為正常。

2.2 現場外觀情況

主變套管無破損、漏油以及放電現象，導線、母線橋連接部分無發熱、斷裂痕跡。檢查變壓器儲油柜油位正常，儲油柜各連接法蘭部位無漏油、滲油現象。本體瓦斯繼電器各法蘭連接處無漏油痕跡，以及通過觀察窗可以看出變壓器油沒有完全覆蓋觀察窗口，內部有氣體。通過上述的外觀檢查變壓器無異常。

2.3 試驗檢查情況

主變異常跳閘后立即開展對#3主變進行高壓試驗和油色譜試驗[2]。對#3主變本體下部、中部及下部取油樣進行色譜油樣分析。與#3主變的歷史數據相比較，變壓器油中乙炔、氫氣、甲烷、乙烯含量都有所增加。通過使用三比值計算，可以初步判斷主變故障為突發性電弧放電。

高壓試驗通常包括絕緣電阻測量、繞組直流電阻測量以及繞組變形測試等方面。而絕緣電阻測試主要分為兩個方面：一是繞組連同套管的絕緣電阻；二是鐵芯夾件的絕緣電阻。絕緣電阻的測試結果表明，#3主變變中繞組絕緣電阻、夾件對地絕緣電阻測試合格，但變低繞組絕緣電阻、鐵芯對地絕緣電阻均為零。

根據變壓器預試規程要求，220kV以上的變壓器三相之間的最大相間誤差不應大于1%。對3#主變的高壓繞組、中壓繞組與低壓繞組進行直流電阻測試。三側繞組的直流測試結果見表1。

表1 低壓繞組直流電阻測試結果

通過試驗得知，變高、變中繞組的直流電阻值均滿足預試規程的要求，但變低繞組直流電阻值與以前相同部位測得值比較，變化均大于規程中2%的要求值；三相線間差別達14.58%，也遠大于規程中1%的要求值，試驗不合格。

根據DL/T911-2004《電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法》對#3主變繞組進行變形測試試驗[3]。主變變高繞組、變中繞組及變低繞組的變形測試圖譜如圖1所示。

圖1 #3主變繞組變形測試圖譜

從三相間橫向比較，變高繞組三相一致性較好，無明顯變形現象；變中繞組B相與其余兩相存在波峰波谷位移的現象，因此可能存在變形或其他異常情況，需結合解體檢查進一步確認；變低繞組三相之間相關性非常差，從圖譜來看存在明顯的變形。

3 主變抗短路能力驗證

變壓器的抗短路能力即取決于變壓器繞組所能承受的短路電流，又取決于變壓器實際上所遭受的短路電流大小。本次故障流經主變中壓側的穩態短路電流為7.79kA，根據GB/T1094.5所規定的主變中壓側出口短路電流值為10.58kA，即實際短路電流低于主變所能承受的最大短路電流值，因此需要檢驗該主變抗短路能力[4]。

3.1 短路分析模型建立

根據廠家所提供線圈的詳細設計參數，從而在有限元軟件上建立短路分析模型，該模型以餅為單位，且精確設置每餅的匝數與餅間的墊片尺寸，能夠完全地反映線圈的安匝數，以確保線圈軸向力與徑向力的準確性。變壓器有限元分析模型及主變單相短路電流峰值時刻的漏磁分布如圖2所示。從圖2可以看出，中壓單相短路工況下，高壓—中壓繞組主磁通地最大漏磁磁密為3.73T。

圖2 有限元模型

3.2 仿真結果分析

利用有限元軟件，對各線圈每餅幅向力、每餅軸向力以及軸向拉伸（壓縮）應力、軸向彎曲應力等方面參數進行仿真，見表2。

表2 #3主變高壓、中壓與低壓每餅軸向力、軸向拉伸力及軸向彎曲應力

從表2可以看出，中壓線圈導線軸向彎曲應力為147MPa，與廠家允許的使用值162MPa相比，裕度為1.1，抗短路能力滿足要求。

4 故障原因分析

根據現場檢查與返廠解體檢查情況可知，故障原因分析如下：

由于實際短路電流低于主變要求值，現場檢查主變各線圈外觀完好，并且對故障變壓器進行抗短路能力校驗，因此可以排除主變因抗短路能力不足導致繞組變形，從而發展為匝間短路的可能性。

由于線路發生短路后所產生的短路電流流過B相低壓繞組時產生較大的電動力。在該電動力的作用下繞組發生軸向振動，造成低壓繞組下部墊塊移動。而通過解體檢查發現鐵芯與兩側墊片之間的距離較大，高于設計值要求，從而使得在故障發生后低壓繞組未完全放置在墊塊上，起不到有效壓緊的作用。

在電動力的作用下繞組絕緣相互摩擦而導致導線絕緣破損，從而短路故障發展為匝間短路，從而引起繞組下部兩匝線圈斷骨，同時對鐵芯放電。此時短路電流經鐵芯接地，該電流產生大量的熱量導致部分鐵芯燒蝕。

故主變B相繞組底部墊片壓緊程度不夠以及墊塊安裝工藝不良，導致低壓繞組下部墊塊偏移，繞組未能夠有效壓緊，這是導致#3主變短路故障跳閘的根本原因。

5 防范措施

一是在設備選型上，優先選擇低壓繞組容量較高的變壓器，降低電流密度，以提高抗短路能力。

二是對同類型變壓器，加強對變壓器油色譜檢測頻率，在日常巡視過程中也需加強對變壓器油面溫度、繞組溫度，鐵芯及夾件對地電流，本體油位情況、散熱片有無漏油現象等方面的檢查，如有異常及時上報進行處理。

三是對同類型變壓器，當110kV及以上線路發生跳閘后，對主變瓦斯繼電器進行檢查，重點關注內部有無氣體。

四是對同類型變壓器，當110kV及以上線路發生跳閘后或出現系統電壓異常等情況時，通知所化學專業進行油樣試驗，重點關注色譜烴類、一氧化碳、二氧化碳等特征氣體變化，分析油樣結果是否有異常。

五是建議完善南網主變技術規范書，增加非對稱短路的零序電流及單相接地工況短路電流的抗短路能力校核要求。

六是建議廠家考慮改善繞組支撐結構設計，避免工藝分散性，將傘形紙板下部墊塊改為整板形式。

6 主變故障更換經驗總結

#3主變試驗不合格后迅速啟動主變應急更換流程，并在更換主變過程中不斷優化調整策略，筆者全程跟蹤整個更換流程并提出優化意見，最后比原計劃提前3d恢復送電，該故障主變更換完成后總結編寫形成主變壓器搶修更換技術指引，依照該技術指引可以為以后故障主變應急更換提供強有力的支撐。下文為主變應急更換時可能遇到的問題及解決措施，提前預控這些問題可以提高搶修效率。

6.1 開工前施工準備

一是施工機具準備齊全，檢查性能，施工機具（特別是油處理及抽真空機具）準備不足影響整體施工進度。解決措施：嚴格按照施工方案提前準備好施工機具（封板、附件包裝箱、照明工具、真空表）抽真空采用三通閥，方便抽真空存在漏點時排查漏點。

二是新主變凈空距離尺寸及基礎核對不準，可能造成主變就位后安裝附件時距離不夠。解決措施：核對主變凈空距離時將附件（主要是油枕）尺寸考慮進去，避免主變就位后安裝附件時距離不夠。

三是站用電負荷容量核對，因真空濾油機組功率較大，可能站內負荷無法滿足。解決措施：核對站內負荷容量，若站用電負荷容量不足，提前協調好發電車。

6.2 施工過程

一是新主變一般在出廠時僅對主變本體進行抽真空，相關附件及連接管道需現場安裝，可能會存在漏點，影響后續抽真空。解決措施：新主變就位安裝附件后，抽真空前先充氮氣試漏，重點檢查油枕膠囊法蘭面，排查有無漏點，避免后續無法保持真空度需破真空查找漏點。

二是新主變到站遲緩，延誤進度。解決措施：找到新主變備品后提前勘查運輸路線，必要時提前辦理好運輸手續。

三是附件送檢不及時或者返回不及時影響進度。解決措施：安排專人跟進附件的送檢進度，確保主變安裝前附件能準時到達現場。

四是附件安裝時密封膠圈缺失或者尺寸不對。解決措施：附件到現場后務必再三與廠家、施工隊確認，逐一核對。

五是套管及升高座試驗不及時影響施工進度。解決措施：套管到達現場后組織施工隊對其進行試驗，同時檢修人員會同施工人員及廠家對套管進行檢查，特別是升高座套管CT。

六是真空注油前發現油樣不合格影響進度。解決措施：變壓器油到達現場后，在真空注油前進行濾油，濾油完成后取油樣進行試驗，確保合格。

七是熱油循環后檢漏出現滲漏點。解決措施：真空注油完成后立即進行檢漏，確認無滲漏后在進行熱油循環。

八是熱油循環時油溫上升緩慢。解決措施：熱油循環時關閉散熱器閥門，待熱油循環結束前4h打開散熱器閥門。

九是主變投運后出現輕瓦斯信號。解決措施：投運前務必確認排氣完成，特別是對壓力釋放閥隱秘部位排氣，同時有載開關需要至少兩次往返操作后排氣。

7 結語

變壓器是變電站的核心設備，變壓器的正常運行是保證電網運行可靠的關鍵，變壓器一旦發生故障，對正常的電力供應將產生較大影響，同時也對故障后盡快復電提出了挑戰。本文對發生的一起220kV變壓器故障作進行了原因分析并提出了可行的防范措施，同時也對主變應急更流程換提出可借鑒經驗，為故障主變盡快復電提供了有效方法，同時根據本次故障處理經驗，筆者編寫了主變壓器更換技術指引，為后續類似工作提供強有力的技術支撐。