某220 kV主變繞組短路故障分析及預防措施

郭 晶，趙 杜，王勝輝

(1.華北電力大學電氣與電子工程學院，河北 保定 071003;2.河北省電力公司檢修分公司，石家莊 050071)

據(jù)近些年國內(nèi)相關(guān)資料表明，110 kV及以上電壓等級的大型變壓器受短路故障電流沖擊而損壞的事故約占全部事故的一半以上。隨著電網(wǎng)容量的不斷擴大，短路故障發(fā)生的數(shù)量也呈現(xiàn)出逐年遞增的趨勢，給電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行帶來十分嚴重的影響。

大型變壓器短路故障以出口短路為主，特別是變壓器低壓側(cè)出口短路形成的故障案例較多，造成的后果和損失相對更為嚴重，輕則導致繞組損壞，重則導致繞組嚴重變形燒毀[1-5]。因此，本文以某220 kV主變發(fā)生的短路故障為例，分析故障發(fā)生的原因，并結(jié)合案例提出預防措施以減少此類故障的發(fā)生。

1 故障經(jīng)過

2012-06-20 T04:08，某220 kV 3 號主變(型號為 SFSZ10-180000/220，2006-11-19投入運行)差動保護、重瓦斯保護動作跳閘;04:08:43:427，220 kV變電站一35 kV線路保護動作記錄顯示，3 ms時保護啟動，36 ms時電流Ⅰ段動作;04:08:43:455，3號主變差動保護、本體重瓦斯保護、本體輕瓦斯保護動作，0 ms時差動保護啟動，118 ms時差動保護出口，差動保護動作電流為1.544 A，主變?nèi)齻?cè)開關(guān)跳閘。由保護裝置的錄波情況可以看出故障為低壓側(cè)A、C兩相短路，低壓側(cè)峰值二次電流約為40 A，CT變比2000/5，折合一次線電流為16 kA。

2 現(xiàn)場試驗及解體檢查情況

2.1 現(xiàn)場試驗檢查

2012-06-20 T15，對35 kV故障線路(該線路變電站至1號桿變電站出口為電纜，其余大部分為架空線路)的出口電纜進行試驗，發(fā)現(xiàn)A相對地、C相對地、A相對C相絕緣電阻為0;B相對地、B相對A相、B相對C相絕緣良好，由此判斷該35 kV線路發(fā)生了AC相間短路。

DL/T722-2000《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》中規(guī)定，220 kV及以下電壓等級的變壓器油中溶解的乙炔和總烴氣體含量注意值分別為5 μL/L和150 μL/L。取該變壓器油、瓦斯氣體進行色譜分析試驗，試驗數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 變壓器油和瓦斯游離氣體色譜分析數(shù)據(jù) μL/L

從表1可以看到，變壓器油中乙炔含量達到104 μL/L，總烴含量達到 280 μL/L，均超過注意值;瓦斯繼電器中含有大量的甲烷、乙炔和一氧化碳氣體。由此初步推斷變壓器內(nèi)部發(fā)生了電弧放電(匝、層間擊穿，對地閃絡(luò)等)，使油紙絕緣分解產(chǎn)生大量氣體。測量低壓AB、低壓BC、低壓CA繞組的直流電阻分別為33.73、33.54、65.47 mΩ。

由此計算可得每相線圈實際阻值:A相為1 143.7 mΩ，B相為34.72 mΩ，C 相為34.52 mΩ。B、C相繞組直流電阻平衡，與出廠值相符，而A相直流電阻阻值遠遠大于出廠值。

2.2 返廠解體檢查

將該主變返廠解體檢查發(fā)現(xiàn)，低壓A相繞組雖未發(fā)生變形，但在幾個導線換位處(S彎)發(fā)生了匝間短路放電，燒斷多股導線。其它繞組未見異常，該變壓器低壓繞組采用自粘換位導線。

查閱訂貨技術(shù)協(xié)議以及廠家提供的變壓器動熱穩(wěn)定驗算報告和短路計算報告，發(fā)現(xiàn)變壓器應(yīng)能承受的三相短路線電流有效值為31.34 kA，而此次故障為兩相相間短路，短路電流為10.67 kA，遠低于31.34 kA。

3 原因分析

通過對該變壓器檢查、分析，基本可以判定造成該變壓器故障有以下幾個原因。

1)繞組(特別是低壓側(cè)繞組)抗短路能力不足是主要原因。故障時35 kV側(cè)流過A相繞組的短路電流只有10.67 kA，遠低于變壓器應(yīng)能承受的水平，且短路時間很短，但在這種情況下低壓側(cè)繞組依舊發(fā)生了損壞，充分說明變壓器低壓繞組承受短路電流沖擊的能力不足。

2)短路電流沖擊是該起故障發(fā)生的誘因。短路沖擊電流會使變壓器繞組承受到強大的電動力，并使繞組急劇發(fā)熱。在較高的溫度下，導線的絕緣水平大幅下降，導線的機械強度變小，強大的電動力使繞組導線間劇烈摩擦損壞彼此間絕緣層，致使導線金屬裸露，從而引發(fā)繞組匝間短路。變壓器內(nèi)部發(fā)生電弧放電，加速了絕緣油及絕緣紙分解而產(chǎn)生大量氣體，最終導致差動保護及重瓦斯保護動作。

3)變壓器存在質(zhì)量問題是這起故障發(fā)生的根本原因。在短路電流或短路時間未達到國家標準GB 1094.5-2008《電力變壓器-第五部分:承受短路的能力》要求及廠家承諾的耐受短路能力情況下，變壓器就發(fā)生了繞組損壞，充分說明廠家制造的變壓器抗短路能力未能真正達到技術(shù)要求指標。發(fā)生損壞的繞組是變壓器的內(nèi)繞組，即低壓側(cè)繞組，而高、中壓繞組則安然無恙，表明廠家對低壓側(cè)繞組的制造質(zhì)量重視力不足。雖然變壓器在結(jié)構(gòu)設(shè)計、制造工藝、材質(zhì)等方面采取了提高抗短路能力的措施，但不夠徹底，3號主變雖然低壓繞組采用了自粘換位導線，整體機械強度得到很大提高，但換位處(S彎)的支撐存在問題，導致短路時導線間劇烈摩擦絕緣損壞造成匝間短路。

4 預防措施

4.1 提高變壓器自身抗短路能力

建議制造廠在設(shè)計、制造工藝和材料方面多下功夫，把提高低壓側(cè)線圈的機械強度作為重點。

1)設(shè)計方面。應(yīng)采用成熟可靠的短路計算方法，并設(shè)計出足夠的安全裕度。調(diào)節(jié)線圈的安匝平衡，減小橫向漏磁，從而削弱繞組軸向力。為使繞組所受輻向力有效降低，必須嚴格控制線圈軸向漏磁密度。適當降低電流密度，合理提高導線厚度。在低壓內(nèi)側(cè)加硬紙筒，在硬紙筒與鐵心之間加木撐條，這樣可以使內(nèi)線圈形成硬支撐。

2)制造工藝方面。對繞制繞組的設(shè)備和工藝進行改進，達到提高繞組緊度為目的。繞組應(yīng)采用恒壓干燥與整體組裝工藝，使繞組軸向高度得以保證。整齊筆直放置繞組墊塊，保證墊塊傳遞出的軸向力均勻，從而減少線匝導體承受的彎曲應(yīng)力和局部壓力。嚴格控制高低壓線圈軸向高度互差，全部墊塊均應(yīng)采取密化處理。

3)材料方面。采用高機械強度的導線和絕緣材料，特別是變壓器低壓側(cè)繞組，應(yīng)該明確要求使用自粘性換位導線。這是因為在采用自粘性換位導線的繞組中，由于導線的整體性能較未采用該種換位導線的性能大大提升，特別是它的硬度大增，從而有效提高了整個繞組抗受輻向變形的能力，這是退火導線和非自粘換位導線所不能比擬的。在當前，既要求有較好的性能指標又要求有較好的機械強度時，自粘性熱固化換位導線就成為首選。

4)校核方面。應(yīng)對已投運的變壓器開展抗短路電流校核工作，排查同時期生產(chǎn)的同型號變壓器有無家族性缺陷，及早發(fā)現(xiàn)問題，及時采取有效措施。

4.2 限制短路電流

由于電動力與短路電流的平方成正比，因此采取有效的措施來減小短路電流，就能很大程度減輕短路電動力對變壓器繞組的損壞程度。目前減小短路電流的有效的措施大致有以下3種:

1)變壓器低壓側(cè)采取分列運行方式;

2)適當加大變壓器繞組的阻抗電壓值;

3)在大型電力變壓器低壓繞組側(cè)加裝限流電抗器。

4.3 改善變壓器運行環(huán)境

在變壓器的中、低壓側(cè)，應(yīng)加裝絕緣熱縮套。因為電纜出線發(fā)生的故障多數(shù)為永久性的，所以最好不要采用重合閘裝置。對于電纜或短架空出線多，且發(fā)生短路事故次數(shù)多的(2次以上)變電站，應(yīng)考慮臨時停用線路自動重合閘，以防止變壓器連續(xù)遭受短路電流的沖擊。變壓器中、低壓側(cè)應(yīng)選用開斷容量相對較大的開關(guān)，以避免由于開斷容量不足導致開關(guān)爆炸，進而造成變壓器出口短路。變壓器的繼電保護裝置應(yīng)盡量采取微機化、雙重化，盡量安裝母線差動保護和失靈保護，以提高保護動作的靈敏性、可靠性和速動性，保證在變壓器發(fā)生出口短路時，可靠、快速地切除故障，減小出口短路對變壓器的沖擊和損害。

5 結(jié)語

電力變壓器短路故障是變壓器故障中最常發(fā)生的故障，也是危害最大的故障。因此，認真分析每起短路故障發(fā)生的原因，才能找到有效的預防措施，避免或減少電力變壓器短路故障帶來的危害，從而保證電網(wǎng)的安全可靠運行。

[1]DL/T722-2000，變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則[S].

[2]GB 1094.5-2008，電力變壓器-第五部分:承受短路的能力[S].

[3]王夢云，凌愍.大型電力變壓器短路事故統(tǒng)計與分析[J].變壓器，1997，34(10):12-17.

[4]耿基明，郭曉峰.應(yīng)用變壓器油色譜分析判斷變壓器故障[J].變壓器，2006，43(11):44-47.

[5]董其國.電力變壓器故障與診斷[M].北京:中國電力出版社，2001.