變壓器繞組損壞事故的分析與建議

雷志勇，　高世德，　史海青，　雷君杰，　王　偉

國家電網(wǎng)山西省電力公司 晉中供電公司　山西晉中　030600

變壓器繞組損壞事故的分析與建議

雷志勇，高世德，史海青，雷君杰，王偉

國家電網(wǎng)山西省電力公司 晉中供電公司山西晉中030600

針對一起110kV主變壓器短路且繞組損壞事故，進行了診斷性試驗和解體分析，同時提出從結構材料設計、運行維護監(jiān)督等方面提高主變壓器的抗短路能力。

變壓器；繞組；故障

1　事故情況

電力變壓器是電網(wǎng)中的核心設備之一，其安全運行對電網(wǎng)安全穩(wěn)定和供電可靠至關重要。大型電力變壓器損壞，除了會對企業(yè)本身造成較大經(jīng)濟損失外，還會造成不良的社會影響。根據(jù)國家電網(wǎng)公司統(tǒng)計，2009年以來因變壓器抗短路能力不足導致的本體損壞事故占比在60%以上。因此，提高變壓器抗短路能力成為提高電網(wǎng)安全可靠性的重要手段[1-3]。

2016年11月13日，國網(wǎng)晉中供電公司 110kV 變電站1號主變壓器35kV線路發(fā)生近區(qū)短路故障，導致該線路掉閘，重合閘啟動后，造成主變壓器差動及重瓦斯保護動作，主變壓器退出運行。

1號主變壓器的型號為SFSZ10—50000/110，額定電壓為(110±8×1.25%) kV/(38.5±2×2.5%) kV/10kV，短路阻抗百分數(shù)高壓側(cè)對中壓側(cè)為9.91%，高壓側(cè)對低壓側(cè)為17.99%，中壓側(cè)對低壓側(cè)為6.49%，出廠日期為2006年7月1日，于2006年7月20日投運。

2　現(xiàn)場檢測及分析

2.1　診斷性試驗

圖1　高壓三相繞組診斷性試驗

圖2　中壓三相繞組診斷性試驗

圖3　低壓三相繞組診斷性試驗

2.2　現(xiàn)場故障分析

通過對上述測試情況進行綜合分析判斷，該主變壓器本體內(nèi)部繞組發(fā)生電弧放電故障，故障部位為中壓與低壓C相繞組，具體為絕緣擊穿導致電弧放電。主變壓器內(nèi)部放電導致差動、重瓦斯保護相繼動作?，F(xiàn)場不具備檢修條件，建議該主變壓器返廠吊罩檢查。

3　返廠后檢測及分析

3.1　返廠后檢測

對該主變壓器進行吊罩檢查，發(fā)現(xiàn)繞組上端部B相、C相之間有因短路沖擊而脫落和位移的絕緣墊塊，如圖4所示。其它部分沒有明顯的位移變形等情況。拔掉上軛鐵后，發(fā)現(xiàn)C相繞組上端部中壓和低壓繞組之間有內(nèi)部擊穿放電而沖擊產(chǎn)生的碳化物、銅渣等，如圖5所示。

圖4　B相與C相之間繞組上端部示意圖

圖5　C相繞組上端部示意圖

進行吊心解體檢查，發(fā)現(xiàn)高壓繞組無明顯變形，如圖6所示。中壓繞組變形嚴重，如圖7所示。在對中壓繞組進行分離時，由于中壓繞組三相變形嚴重，造成中壓、低壓繞組分離困難，分離后發(fā)現(xiàn)C相中壓、低壓繞組之間絕緣紙板有被擊穿痕跡，已形成孔狀，如圖8所示。C相10kV繞組中部餅間有明顯放電痕跡，如圖9所示。低壓A相、B相繞組局部發(fā)生變形，如圖10、圖11所示。

圖6　高壓繞組示意圖

圖7　中壓繞組示意圖

圖8　絕緣紙板擊穿示意圖

圖9　低壓C相繞組示意圖

圖11　低壓B相繞組示意圖

3.2　返廠后故障分析

該主變壓器35kV側(cè)線路發(fā)生近區(qū)相間短路故障，線路跳閘，這一故障短路電流導致主變壓器中壓 C相繞組受到電動力影響而發(fā)生位移變形，擠壓 10kV 繞組，從而使10kV繞組餅間及匝間距離變小。當故障線路斷路器保護動作重合閘后，短路故障未消除，短路電流再次沖擊主變壓器，繞組變形加重，重合閘產(chǎn)生過電壓等多種因素最終導致變壓器低壓繞組餅間及匝間形成電弧放電，繞組絕緣嚴重損壞。高溫電弧將低壓繞組與中壓繞組間絕緣紙板燒穿，最終導致中壓、低壓繞組間絕緣擊穿。

4　綜合分析

結合事故過程、變壓器材料結構進行分析，導致主變壓器繞組絕緣擊穿的主要原因為抗短路能力嚴重不足，具體情況如下。

(1) 35kV繞組與10kV繞組無硬紙板絕緣，為軟紙絕緣板，絕緣強度不足，電弧放電后導致繞組間絕緣損壞。

(2) 35kV繞組無外撐條，繞組抗短路能力不足，35kV系統(tǒng)近區(qū)及出口短路導致繞組嚴重變形。

(3) 全部繞組未使用自粘換位導線，且導線換位下無Z形墊塊加強絕緣，導致低壓繞組導線換位處絕緣薄弱，當繞組發(fā)生過電壓時產(chǎn)生餅間擊穿。

(4) 查閱、了解運行情況，該變電站建在山區(qū)，屬雷電高發(fā)區(qū)，在過去15年中，35kV架空線路共發(fā)生雷電跳閘事故15起，其中近區(qū)短路故障3起。故障后均未對該主變壓器進行診斷性試驗，未及時進行狀態(tài)評估[2]。

5　防范措施及建議

為保證主變壓器的安全運行、防止事故發(fā)生，應在設計和制造過程中，提高主變壓器繞組抗短路能力。在運行維護中應加強技術監(jiān)督，及時掌握運行狀態(tài)，可以采取以下幾方面措施。

(1) 以繞組自支撐理論為基礎，根據(jù)結構需要選擇半硬銅導線或自粘換位導線。將繞組直接繞制在剛度佳的硬紙筒上，繞組線餅輻向尺寸采用0裕度設計，對繞組出頭、換位彎折的絕緣薄弱部位加強絕緣和可靠綁扎。

(2) 增加繞組內(nèi)支撐數(shù)量。繞組內(nèi)部支撐的數(shù)量對內(nèi)繞組輻向穩(wěn)定性有重要影響。在內(nèi)繞組承受較大徑向短路力作用的情況下， 通過增加繞組內(nèi)部支撐條，不僅可以減小線匝弧段的跨距，而且可以提高繞組圓整度，這些都可提高內(nèi)繞組承受徑向短路力作用的能力。

(3) 改進工藝，對繞組進行穩(wěn)定性處理。繞組繞制時采用軸向、輻向壓緊裝置，保證線餅繞制緊實。對繞組進行恒壓干燥處理， 并在壓裝過程中反復調(diào)整繞組高度，使各繞組在規(guī)定壓力下的尺寸達到設計要求。這些措施都可保證變壓器運行過程中繞組軸向尺寸的穩(wěn)定。

(4) 在保證各繞組本身尺寸準確的基礎上，在套裝過程中保證紙筒與鐵心之間、各繞組之間、繞組與其它結構件之間配合緊實，保證各繞組之間具有較好的同心度和磁中心重合度。通過在繞組組裝過程中采取一系列工藝措施，使各部件綁緊撐實，達到在變壓器短路過程中各部件不會竄位或失穩(wěn)變形的目的。

(5) 加強主變壓器技術監(jiān)督，及時進行狀態(tài)評估。繞組變形診斷中，縱橫比是最重要的分析方法。應注重變壓器繞組變形測試數(shù)據(jù)的積累，在變壓器投入運行前或有條件停電的情況下定期組織開展繞組變形試驗，及時掌握變壓器繞組的排列情況。減小變壓器中壓、低壓側(cè)短路的可能性[9-10]。變電站出口的35kV、10kV線路考慮采用絕緣包封，防止變壓器近區(qū)或出口短路造成變壓器損壞。35kV側(cè)出線三芯電纜應逐步改造為單芯電纜。加強變壓器中壓、低壓側(cè)附近設備的巡視，防止變電站低壓側(cè)的無功設備、開關柜故障造成低壓側(cè)短路。運行方式方面，建議根據(jù)現(xiàn)場實際條件加裝限流器或快速開斷器。變壓器中壓、低壓側(cè)安排分列運行，對于主變壓器繞組已發(fā)生變形且又無法立即退出運行的設備，應退出35kV、10kV 側(cè)重合閘壓板。結合帶電檢測和停電試驗，對開關柜內(nèi)性能劣化的絕緣隔板和絕緣件及時更換，以防止變電站開關柜故障造成短路。實際運行時如果發(fā)生近區(qū)短路，建議盡快安排停電進行繞組變形試驗診斷分析，利用阻抗法、頻率響應法和電容分解法進行診斷分析，如果短路阻抗百分數(shù)有明顯變化并大于5%，或利用電容分解法發(fā)現(xiàn)低壓繞組對鐵心的電容值變化量大于10%，應結合停電計劃吊罩檢查。還可進行油色譜診斷分析，24h內(nèi)取油樣與上一次油樣進行油色譜對比，計算油色譜產(chǎn)氣速率，并與上一次油樣結果進行對比，若總烴超標且產(chǎn)氣速率大于10%，應進行診斷，并查明原因。

6　效果分析

根據(jù)上述措施，對變電站進行了整改，對變電站站內(nèi)架空線和出口35kV、10kV線路采用絕緣包封，并對開關柜內(nèi)性能發(fā)生劣化的絕緣隔板和絕緣件進行更換，同時將35kV側(cè)出線三芯電纜改造為單芯電纜。完成改造后，在7個月時間內(nèi)，10kV線路跳閘次數(shù)由上一年同期的30次降為15次，同比減少了50%，近區(qū)短路故障由上一年同期的3次降為0次，主變壓器受故障短路沖擊的次數(shù)顯著降低，極大地提升了電網(wǎng)安全性和供電可靠性。

7　結束語

近年來，隨著電網(wǎng)規(guī)模的不斷擴大，變壓器需承受的系統(tǒng)短路沖擊強度不斷增大，過電壓沖擊頻次不斷增加，外部運行環(huán)境日益嚴峻。隨著運行時間的增加和短路電流沖擊次數(shù)的增多，主變壓器抗短路能力將明顯下降。每一次短路沖擊都有可能導致主變壓器發(fā)生燒毀事故，因此，提高變壓器抗短路阻抗的能力是保障電網(wǎng)安全運行的重要因素，同時應盡早掌握變壓器繞組運行狀態(tài)并加以防范。

[1] 輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程： Q/GDW 1168—2013[S].

[2] 輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程： DL/T 393—2010[S].

[3] 國家電網(wǎng)公司運維檢修部.國家電網(wǎng)公司十八項電網(wǎng)重大反事故措施(修訂版)及編制說明[M].北京： 中國電力出版社，2012.

[4] 張偉航.220kV主變壓器運行中出現(xiàn)的問題及對策[J].上海電氣技術，2011，4(2)： 52-55.

[5] 雷志勇，史海青，任剛，等.主變繞組變形異常的分析與判斷[J].上海電氣技術，2017，10(1)： 59-63.

[6] 電力變壓器繞組變形的電抗法檢測判斷導則： DL/T 1093—2008[S].

[7] 電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法： DL/T 911—2016[S].

[8] 高朝霞，馬濤，王永兒，等.短路阻抗法結合頻響法診斷變壓器繞組變形的分析與應用[J].電力設備，2006,7(12)： 32-34.

[9] 楊光照,黃繁朝.變電站安全運行存在的問題和保護技術[J].科技創(chuàng)新與應用,2015(36)： 185.

[10] 施祖銘,何延慶.輸配電設備發(fā)展現(xiàn)狀和發(fā)展趨勢簡要分析(下)[J].上海電氣技術,2008,1(2)： 57-62.

(編輯： 啟德)

Aiming at the short circuit of 110kV main transformer and the winding damage, the diagnostic test and the knockdown analysis were carried out. At the same time, the anti-short-circuit capability of the main transformer was improved from the aspects of structural material design, operational maintenance and supervision.

Transformer；Winding；Fault

TM421

B

1674-540X(2017)04-064-05

2017年7月

雷志勇(1981-)，男，本科，工程師，主要從事變電檢修工作，E-mail:gaogaosd@163.com