一起500 kV變壓器高壓繞組燒毀事故分析

喻勇麗，劉章進(jìn),李奇艷,陽瑞霖

（1.湖南五凌電力工程有限公司，湖南 長沙 410000；2.湖南五凌電力科技有限公司，湖南 長沙 410004； 3.國家電力投資集團(tuán)有限公司水電產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新中心，湖南 長沙 410000；4.湖南省水電智慧化工程技術(shù)研究中心，湖南 長沙 410004）

1 引言

大型電力變壓器在電力系統(tǒng)中承擔(dān)著電力輸送的重要任務(wù)，是最關(guān)鍵的輸變電設(shè)備之一。變壓器的安全穩(wěn)定運(yùn)行對整個(gè)電力系統(tǒng)的正常運(yùn)作起著至關(guān)重要的作用[1-2]。

然而，由于大型電力變壓器長期在高電壓、大電流工況下運(yùn)行，同時(shí)，本身結(jié)構(gòu)復(fù)雜，因此故障不可避免[3-4]。據(jù)國家電網(wǎng)公司的統(tǒng)計(jì)，在所有變壓器故障中，繞組短路故障占比達(dá)到40%，是目前變壓器最常見的故障類型之一[5-6]。同時(shí)，由于電壓等級高、短路電流大，繞組短路故障的后果往往是十分嚴(yán)重的。因此，對變壓器繞組短路故障進(jìn)行研究，分析故障形成的原因，對避免類似故障的發(fā)生具有較大的現(xiàn)實(shí)意義和應(yīng)用價(jià)值。

本文針對某臺(tái)500 kV電力變壓器繞組燒毀事故進(jìn)行研究，基于變壓器拆解情況、現(xiàn)場試驗(yàn)數(shù)據(jù)、油色譜試驗(yàn)對事故的形成原因及可能的發(fā)展過程進(jìn)行分析。研究表明，本起事故由匝間短路引起，并形成貫穿性的繞組短路接地，最終導(dǎo)致繞組燒損。研究結(jié)果對同類型故障的分析與預(yù)防有一定的指導(dǎo)和借鑒作用。

2 故障情況概述

某水電廠4臺(tái)主變均為國產(chǎn)SSP-240000/500型電力變壓器，并于2014年3月起陸續(xù)投入使用。2020年3月13日1號主變停運(yùn)檢修，進(jìn)行高低壓繞組絕緣電阻、直流電阻、泄漏電流、介損及電容量測量等常規(guī)試驗(yàn)，3月27日主變重新投運(yùn)。5月5日，1號機(jī)組停機(jī)，1號主變壓器轉(zhuǎn)熱備用，空載運(yùn)行，無任何操作。該電力變壓器的主要參數(shù)見表1。

表1 事故變壓器主要參數(shù)

5月6日，即事故當(dāng)天12：42：14.46，1號主變差動(dòng)保護(hù)第一次動(dòng)作；12：42：14.48，壓力釋放動(dòng)作；12：42：14.49，斷路器5001分閘；12：42：14.51，主變重瓦斯動(dòng)作。

1號主變跳閘后，運(yùn)行人員對1號主變進(jìn)行現(xiàn)場檢查，發(fā)現(xiàn)主變箱體高壓側(cè)嚴(yán)重變形，且中性點(diǎn)套管底部法蘭有油流噴出，兩個(gè)壓力釋放閥均已動(dòng)作。

2.1 現(xiàn)場波形數(shù)據(jù)

事故主變現(xiàn)場故障錄波圖如圖1所示，其中事故時(shí)間段電壓電流波形如圖中方框所示。可以發(fā)現(xiàn)，事故持續(xù)時(shí)間約49 ms，故障時(shí)刻主變高壓側(cè)A相電壓由310 kV下降至27 kV左右，B、C相電壓基本無變化。主變高壓側(cè)A相電流波形為正弦波，最大故障電流幅值約為11 kA左右，B、C相電流幅值約為0.53 kA，相位與A相電流相反，零序電流幅值約為10 kA。

圖1 事故主變故障錄波圖

2.2 拆解情況

對事故變壓器進(jìn)行拆解并吊心檢查，情況如下：

（1）B、C相兩相繞組基本完好，但表面有較多油泥和碳化物，污染情況嚴(yán)重。

（2）A相圍屏從外向里第一層局部出現(xiàn)燒蝕碳化痕跡，旁軛圍屏對應(yīng)位置也有碳化痕跡。

A相高壓繞組首端第2餅線有明顯放電燒蝕痕跡，繞組底部變形松垮，出現(xiàn)大面積碳化。將高壓側(cè)繞組分段吊出可以發(fā)現(xiàn)：高壓繞組下部靠中性點(diǎn)處嚴(yán)重變形，約有9餅線圈嚴(yán)重變形，搭接在下部夾件上，其中一條導(dǎo)線有放電痕跡。

A相高壓繞組首端靠高壓引出線側(cè)下部第1餅和第2餅之間的餅間外側(cè)有放電痕跡。高壓繞組靠高壓引線端從上往下數(shù)第3餅靠內(nèi)側(cè)有放電痕跡。

高壓繞組內(nèi)紙筒從中部到下部嚴(yán)重樹枝狀爬電及燒損，內(nèi)襯紙筒靠低壓側(cè)近圍屏旁23～26檔之間有貫穿性開裂碳化現(xiàn)象，貫穿性開裂處對側(cè)同樣出現(xiàn)開裂，但無碳化痕跡。

3 事故分析

3.1 故障錄波圖波形及外觀分析

從故障錄波圖可以發(fā)現(xiàn)，事故相（A相）電流激增，相電壓降低90%，最有可能發(fā)生A相短路接地故障。進(jìn)一步根據(jù)事故變壓器吊心拆解情況可以發(fā)現(xiàn)，高壓繞組最下部9餅導(dǎo)線有向內(nèi)凹陷，也有向外凸起，表面有多處放電后燒蝕痕跡。解體后發(fā)現(xiàn)高壓繞組（下部）首端第2餅至第4餅線上有放電點(diǎn)，高壓繞組最下部線餅上存在放電點(diǎn)，說明事故中可能存在匝間短路，引發(fā)局部的放電現(xiàn)象。

3.2 油色譜分析

事故變壓器事故前的2次油色譜檢測結(jié)果如表2所示，檢測結(jié)果符合相關(guān)規(guī)程標(biāo)準(zhǔn)要求。

表2 事故前變壓器油色譜檢測結(jié)果

事故發(fā)生后，對1號主變的變壓器油進(jìn)行取樣，較之正常油樣，事故變壓器油樣顏色深黑，肉眼可見明顯的黑色顆粒物（疑似固體絕緣材料碳化后產(chǎn)生）。

進(jìn)一步對油樣進(jìn)行油色譜分析，結(jié)果如表3所示。

表3 事故后變壓器油色譜檢測結(jié)果

根據(jù)DL/T 722-2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》，500 kV變壓器的油中溶解氣體中，總烴注意值是150 μL/L、氫氣注意值150 μL/L、乙炔注意值是1 μL/L。故障變壓器的油樣中，特征氣體的含量遠(yuǎn)超注意值，說明存在放電故障。基于三比值法對變壓器的故障進(jìn)行進(jìn)一步分析，計(jì)算出比值編碼為102，判斷故障類型為電弧放電，印證了A相短路從而引發(fā)高能電弧放電的推測。

3.3 絕緣性能分析

根據(jù)前面的分析，此次事故中同時(shí)存在局部放電和電弧放電兩種放電現(xiàn)象，而高能電弧放電是造成繞組燒損的直接原因。電弧放電一般與絕緣性能下降密切相關(guān)。為此，查閱事故變壓器最近一次檢修試驗(yàn)數(shù)據(jù)（3月23日）和出廠試驗(yàn)數(shù)據(jù)，變壓器絕緣電阻、直流電阻、泄漏電流、介質(zhì)損耗角正切及電容量測量結(jié)果分別如表4～表7所示。

表4 絕緣電阻數(shù)據(jù)

表5 直流電阻數(shù)據(jù)

表7 介質(zhì)損耗角正切及電容量數(shù)據(jù)

表6 泄漏電流數(shù)據(jù)

從表4～表7可以發(fā)現(xiàn)，事故變壓器的絕緣性能符合DL/T 596《電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》的要求，并不存在絕緣受潮、老化的現(xiàn)象。

3.4 故障原因及事故發(fā)展過程分析

基于上述檢查和分析可以判斷，此次變壓器繞組燒損事故是由于A相對地短路引發(fā)。而根據(jù)事故變壓器的拆解情況及預(yù)防性試驗(yàn)的結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，發(fā)生事故之前，變壓器的絕緣性能并未下降，而事故過程中繞組匝間存在局部放電現(xiàn)象，因此，謹(jǐn)慎地推斷事故的發(fā)展過程如下：

（1）事故變壓器A相高壓繞組下部靠中性點(diǎn)處存在匝間絕緣擊穿，形成匝間短路，在短路環(huán)內(nèi)產(chǎn)生較大的短路電流。

（2）短路電流引起高溫，導(dǎo)致變壓器油裂解，產(chǎn)生的氣體向上，在高壓首端和末端之間組成氣泡柱，形成“小橋”，導(dǎo)致首端高電壓（310 kV左右）通過小橋?qū)δ┒耍ㄖ行渣c(diǎn)）放電，造成首末端短路。

（3）產(chǎn)生的電弧造成高壓繞組內(nèi)紙筒從中部到下部產(chǎn)生嚴(yán)重樹枝狀爬電及燒損，電弧產(chǎn)生的高能量瞬間把變壓器油裂解，產(chǎn)生高溫氣體，沿著圍屏向上，造成圍屏燒蝕，放電電流通過高壓繞組末端線餅流向接地點(diǎn)，在端部形成巨大的軸向電動(dòng)力，造成繞組端部線餅及絕緣件的坍塌和位移。端部線餅的倒塌和損壞造成更多的線餅局部短路和變形；端絕緣的坍塌也使放電進(jìn)一步發(fā)展至鐵軛等部位。

整個(gè)短路的發(fā)展過程及放電路徑如圖2所示。

圖2 短路發(fā)展過程及放電路徑

造成變壓器匝間短路故障的原因有以下幾種：

（1）主絕緣受潮。根據(jù)事故變壓器3月份的預(yù)防性試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，高低壓繞組的絕緣電阻值都大于10 000 MΩ（見表4），并高于出廠值，繞組泄漏電流、繞組介損值都符合規(guī)程要求，說明主絕緣受潮的可能性不大。

（2）變壓器內(nèi)部雜質(zhì)。故障前后的油中含水量（見表2，表3）分別為12 mg/L和9 mg/L，符合規(guī)程標(biāo)準(zhǔn)要求（≤15 mg/L），說明1號主變的油中含水量沒有超標(biāo)。同時(shí)，故障前1號主變已安全運(yùn)行6年，沒有排油開人孔門進(jìn)行過檢修，可以排除固體雜質(zhì)引起匝間短路的原因。

（3）產(chǎn)品質(zhì)量或者制造工藝不良等問題。變壓器在生產(chǎn)過程中，有可能采用了有隱藏缺陷的導(dǎo)線，如有毛刺，或者制造過程中，沒嚴(yán)格按照工藝規(guī)定要求，造成繞組絕緣損傷，在長期運(yùn)行中，受到電磁力、機(jī)械振動(dòng)的作用，造成匝間絕緣破壞，最終導(dǎo)致匝間短路。

基于上述討論，產(chǎn)品質(zhì)量或制造工藝不良是引發(fā)事故變壓器發(fā)生匝間短路的最可能原因。而匝間短路最終引發(fā)了整個(gè)變壓器繞組燒損事故。

4 結(jié)論

隨著變壓器不斷向高電壓等級、大電流和大容量的方向發(fā)展，對變壓器的設(shè)計(jì)和制作工藝提出了更高、更嚴(yán)的要求。為避免此類事故的再次發(fā)生，變壓器生產(chǎn)廠家需要提高設(shè)計(jì)、制造工藝水平，同時(shí)運(yùn)行維護(hù)單位也應(yīng)加強(qiáng)變壓器的運(yùn)行管理和檢修，定期進(jìn)行試驗(yàn)，以便及時(shí)發(fā)現(xiàn)缺陷并進(jìn)行處理。以下是一些預(yù)防變壓器事故的有效手段和措施。

（1）定期開展交流耐壓試驗(yàn)和局部放電測量，檢測變壓器的絕緣強(qiáng)度，及時(shí)發(fā)現(xiàn)制造過程存在的缺陷和運(yùn)行過程中產(chǎn)生的故障。

（2）安裝在線色譜裝置，對油中溶解氣體在線監(jiān)測，通過氣相色譜分析變壓器的潛伏缺陷和故障。

（3）加強(qiáng)變壓器的運(yùn)行維護(hù)，開展變壓器狀態(tài)評估和在線監(jiān)測，以便更好地判斷變壓器的運(yùn)行狀態(tài)。