突發(fā)短路對(duì)110kV主變壓器損壞分析研究*

張宏偉

(國(guó)網(wǎng)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(tái)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(fēng)冷。該站110 kV、10 kV、6 kV均為單母線分段接線，系統(tǒng)短路表現(xiàn)容量為110 kV側(cè)8 000MVA，10 kV側(cè)500MVA，6 kV側(cè)500MVA，其中，6 kV系統(tǒng)是某企業(yè)專用供電。

2臺(tái)主變均為2007年12月出廠，2008年12月正式投入運(yùn)行。投運(yùn)以來(lái)未出現(xiàn)各類隱患和故障，歷年周期預(yù)防性試驗(yàn)、油中溶解氣體色譜分析、絕緣油簡(jiǎn)化試驗(yàn)等數(shù)據(jù)均合格，冷卻系統(tǒng)、有載調(diào)壓開(kāi)關(guān)等附件均運(yùn)行正常。

2018年5月11日15時(shí)31分，2號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)、本體重瓦斯保護(hù)動(dòng)作，1102、102、602開(kāi)關(guān)跳閘，6 kV備自投裝置動(dòng)作成功(10 kV備自投裝置未投)。15時(shí)41分，合100開(kāi)關(guān)時(shí)，1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)、本體重瓦斯保護(hù)動(dòng)作，1號(hào)主變1101、101、601開(kāi)關(guān)跳閘。后經(jīng)巡視檢查發(fā)現(xiàn)，126供電二線1號(hào)桿A、B相電纜頭故障。結(jié)合對(duì)側(cè)110 kV變電站故障錄波圖的故障錄波數(shù)據(jù)分析，10 kV側(cè)短路容量約為209 MVA。

通過(guò)對(duì)該近距離突發(fā)短路造成2臺(tái)變壓器嚴(yán)重?fù)p壞事故分析，并結(jié)合相關(guān)檢查試驗(yàn)項(xiàng)目和要求，對(duì)變壓器近距離出口短路損壞事故的過(guò)程、檢查試驗(yàn)情況和分析處理進(jìn)行敘述，得出經(jīng)受出口短路損壞后變壓器現(xiàn)場(chǎng)判別和修復(fù)方案，提出針對(duì)性的防范措施，對(duì)保證電網(wǎng)和主設(shè)備安全、穩(wěn)定、健康運(yùn)行具有參考和借鑒意義。

1 主變?cè)囼?yàn)情況

1.1 直流電阻測(cè)量

現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量2臺(tái)變壓器直流電阻，如表1所列。

表1 主變直流電阻測(cè)量數(shù)據(jù) /mΩ

1.2 變比測(cè)量

現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量2臺(tái)變壓器變比，如表2所列。

表2 主變變比測(cè)量數(shù)據(jù)

1.3 絕緣油色譜分析

絕緣油色譜分析試驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表3所列。計(jì)算三比值編碼均為2、2、2，內(nèi)部有電弧放電。

表3 主變絕緣油色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù) /ppm

1.4 繞組變形測(cè)試

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

圖1 高壓繞組頻率響應(yīng)特性曲線圖

圖2 中壓繞組頻率響應(yīng)特性曲線圖

(1) 變形情況分析

高壓繞組相關(guān)系數(shù)：R12=1.398 7，R23=1.403 4，R31=2.023 9。與2013年測(cè)試數(shù)據(jù)比較，數(shù)據(jù)略有降低，但全頻段相關(guān)性較好，無(wú)變形、損壞等現(xiàn)象。

圖3 低壓繞組頻率響應(yīng)特性曲線圖

中壓繞組相關(guān)系數(shù)：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(nèi)基本為一直線，與曲線2、3基本無(wú)相似性，諧振峰發(fā)生明顯變化，在該頻率范圍繞組的分布電感和電容均發(fā)揮作用。頻率響應(yīng)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(yù)示著繞組發(fā)生變形。根據(jù)頻率響應(yīng)特性曲線和相關(guān)系數(shù)值，可以比較容易地判斷Am、Cm僅有輕微變形，而B(niǎo)m相已發(fā)生嚴(yán)重變形，且存在嚴(yán)重位移。

低壓繞組相關(guān)系數(shù)：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(gè)頻段與曲線2、3基本無(wú)相似性，諧振峰發(fā)生變化。據(jù)頻率響應(yīng)特性曲線和相關(guān)系數(shù)值，判斷出a、c相基本無(wú)明顯變形或只有輕微變形，b相繞組嚴(yán)重變形。

(2) 1號(hào)主變繞組變形情況分析

高壓繞組相關(guān)系數(shù)：R12=1.364 13，R23=1.429 53，R31=1.970 72，全頻段相關(guān)性較好；中壓繞組相關(guān)系數(shù)：R12=0.196 3，R23=0.821 2，R31=0.224 0；低壓繞組相關(guān)系數(shù)：R12=0.151 6，R23=1.453 0，R31=0.199 0。根據(jù)頻率響應(yīng)特性曲線和相關(guān)系數(shù)值，可以判斷：高壓繞組基本無(wú)變形；Am、Cm有輕微變形，Bm相已發(fā)生嚴(yán)重變形，且存在嚴(yán)重位移；a、c相相對(duì)變形較輕，b相繞組嚴(yán)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(cuò)位、輻向凸出，個(gè)別散落，上層壓木與上軛鐵之間的木楔松動(dòng)，存在3～4 mm間隙，繞組整體無(wú)明顯變形；調(diào)壓線圈整體松動(dòng)，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(guò)大；線圈徑向空間尺寸大，固定性差，線圈處于相對(duì)自由狀態(tài)；所有木夾件固定螺絲無(wú)防松動(dòng)、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(cuò)位現(xiàn)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(dǎo)線換位處有明顯翻餅和變形現(xiàn)象，線圈凹、凸最大偏差達(dá)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(yán)重梅花狀變形，凹、凸變形最嚴(yán)重。線圈整體嚴(yán)重變形損壞，靠近Am相側(cè)嚴(yán)重傾塌，從第1餅開(kāi)始共60餅向A相線圈傾塌，傾塌線圈導(dǎo)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(cè)從上到下第14～16餅導(dǎo)線換位處有嚴(yán)重匝間、層間短路，線圈銅導(dǎo)線有明顯燒損，絕緣層破損，導(dǎo)線扭曲、變形、外露(見(jiàn)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(cè)的導(dǎo)線換位處墊塊松動(dòng)，用手即可輕易扳動(dòng)；c相線圈從上向下第1～9餅的線圈層間松動(dòng)，墊塊用手即可扳動(dòng)；a、c相線圈整體無(wú)明顯變形。

b與Bm線圈之間絕緣筒在電動(dòng)力作用下被整體擠碎，b線圈受Bm線圈變形擠壓和電動(dòng)力作用，嚴(yán)重變形。低壓線圈各段換位導(dǎo)線翻餅，整體有嚴(yán)重扭曲、變形現(xiàn)象。外包絕緣有破損，導(dǎo)線外露。從低壓線圈內(nèi)側(cè)檢查，全部線圈整體向內(nèi)凸起，線餅向外翻起，導(dǎo)線外包絕緣紙破損嚴(yán)重。

3 原因分析及處理方案

3.1 保護(hù)動(dòng)作分析

126供電二線在1號(hào)桿電纜頭處發(fā)生相間短路故障。該線路保護(hù)定值為延時(shí)速斷電流26.7 A，時(shí)間0.3 s，過(guò)流電流5.7 A，時(shí)間0.9 s。根據(jù)保護(hù)動(dòng)作報(bào)文及故障錄波報(bào)告分析，2號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作切除故障時(shí)間為119 ms；合100分段開(kāi)關(guān)，送10 kV Ⅱ段母線負(fù)荷時(shí)，1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，切除故障時(shí)間為166 ms。

在126出線發(fā)生相間短路沖擊時(shí)，2號(hào)主變內(nèi)部發(fā)生故障，主變差動(dòng)保護(hù)、本體重瓦斯保護(hù)均先于126開(kāi)關(guān)瞬時(shí)動(dòng)作跳閘，10 kV系統(tǒng)配電線路故障信號(hào)。運(yùn)行人員檢查巡視配電室未發(fā)現(xiàn)異常，決定合100開(kāi)關(guān)由1號(hào)主變帶10 kV Ⅱ段負(fù)荷。由于故障點(diǎn)仍然存在，造成1號(hào)主變近10 kV側(cè)近距離短路損壞，差動(dòng)、瓦斯保護(hù)動(dòng)作。

3.2 變壓器損壞原因分析

經(jīng)過(guò)吊罩檢查和認(rèn)真分析，這2臺(tái)變壓器在制造時(shí)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(jù)國(guó)家有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，該型號(hào)變壓器應(yīng)能承受的短路容量為500MVA，動(dòng)穩(wěn)定時(shí)間0.2 s，熱穩(wěn)定時(shí)間2 s。根據(jù)故障錄波圖并經(jīng)短路計(jì)算，該變壓器10 kV系統(tǒng)實(shí)際短路容量為209MVA，尚未達(dá)到其設(shè)計(jì)允許值的1/2。相同短路條件下，2臺(tái)變壓器發(fā)生性質(zhì)相同的損壞，證明2臺(tái)變壓器在結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)上存在家族性缺陷。對(duì)其抗短路能力分析如下。

(1) 繞組通過(guò)撐條將短路電動(dòng)力傳遞到堅(jiān)固的鐵芯柱上，是承受力量的支撐點(diǎn)。由于2臺(tái)變壓器高、中、低壓間的撐條軸向放置錯(cuò)位(經(jīng)測(cè)量，最大相對(duì)錯(cuò)位偏差達(dá)35 mm)，因此，撐條失去對(duì)短路輻向力的支撐作用。

(2) 2臺(tái)變壓器解體后發(fā)現(xiàn)，B相線圈凹凸變化情況嚴(yán)重，說(shuō)明鐵芯與線圈、線圈與線圈間的配合間隙過(guò)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(duì)自由狀態(tài)。

(3) 經(jīng)測(cè)量，中壓繞組導(dǎo)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(yán)重不足，導(dǎo)致線圈抗輻向短路力先天不足。

(4) 換位導(dǎo)線制造技術(shù)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(qiáng)度，保證軸向穩(wěn)定性，按照國(guó)家、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，變壓器在制造時(shí)，應(yīng)盡量避免使用換位導(dǎo)線，如果必須采用，應(yīng)使用自粘性導(dǎo)線。變壓器換位導(dǎo)線制造技術(shù)由日本日立公司掌握核心技術(shù)，擁有專利權(quán)，采用5匝一換位線圈制造技術(shù)。由于國(guó)內(nèi)暫不擁有換位導(dǎo)線制造核心技術(shù)，通常采用大跨度的簡(jiǎn)單換位，換位間距大。本次事故中的2臺(tái)變壓器采用的便是15餅一換位的大跨度換位制造技術(shù)。

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

(6) 調(diào)壓線圈的制造工藝粗糙、結(jié)構(gòu)不合理，未采取有效的緊固措施，僅用絕緣布帶綁扎，無(wú)支架、無(wú)撐條、無(wú)墊塊。

(7) 經(jīng)查閱現(xiàn)場(chǎng)變壓器安裝調(diào)試記錄，記載1號(hào)主變現(xiàn)場(chǎng)吊罩驗(yàn)收時(shí)，曾發(fā)生絕緣墊塊脫落及絕緣墊塊缺少等問(wèn)題，高壓分接引線木夾件引線用普通白布帶固定，強(qiáng)度不足；高壓引線未采取絕緣包覆措施；2臺(tái)主變均發(fā)生分接引線端部出頭因曲率半徑小而導(dǎo)致匝絕緣破損現(xiàn)象。據(jù)現(xiàn)場(chǎng)記錄記載，由于上述問(wèn)題，導(dǎo)致2臺(tái)變壓器在現(xiàn)場(chǎng)安裝時(shí)進(jìn)行二次吊罩處理。

3.3 處理方案

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

(1) 根據(jù)故障現(xiàn)象和解體檢查情況，2臺(tái)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(diào)壓開(kāi)關(guān)及散熱器等外部附件。繞組等元件必須全部更換，并嚴(yán)格執(zhí)行國(guó)家、行業(yè)技術(shù)規(guī)范要求，采用先進(jìn)、合理的設(shè)計(jì)方案和總裝工藝技術(shù)。

(2) 充分利用現(xiàn)有先進(jìn)、成熟、合理的技術(shù)。將原三繞組結(jié)構(gòu)改造為兩繞組結(jié)構(gòu)，電壓比為115±8×1.25%/10.5 kV，并增加兩臺(tái)10.5/6.4 kV的專用變?yōu)? kV負(fù)荷供電。一方面，隨著主變?nèi)萘吭黾?，設(shè)備質(zhì)量和抗短路能力得到有效保證。另一方面，為10 kV電壓等級(jí)取代6 kV奠定基礎(chǔ)，優(yōu)化、合理電網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

(3) 在變壓器設(shè)計(jì)、制造、選型等方面，應(yīng)充分考慮抗突發(fā)短路因素，采取有效抗短路措施，提高抗突發(fā)短路能力。

4 結(jié) 論

(1) 對(duì)變壓器選型的啟示。必須選用經(jīng)過(guò)突發(fā)短路試驗(yàn)和從設(shè)計(jì)、制造等方面采取有效措施來(lái)提高抗短路能力的產(chǎn)品。在新變電站設(shè)計(jì)時(shí)充分考慮系統(tǒng)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(dòng)跟蹤補(bǔ)償系統(tǒng)，配網(wǎng)10kV架空進(jìn)線段1km更換絕緣導(dǎo)線，主變母線橋、主母線和分支母線加裝絕緣護(hù)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(duì)壓釘數(shù)量不夠、夾件強(qiáng)度不夠的老結(jié)構(gòu)變壓器進(jìn)行夾件補(bǔ)強(qiáng)、增加壓釘數(shù)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(shè)計(jì)要求施加壓緊力，保證壓緊工藝，提高抗短路能力。

(4) 積極開(kāi)展變壓器繞組變形測(cè)試和判據(jù)的研究。在主變?cè)馐芙鼌^(qū)短路沖擊后進(jìn)行繞組變形測(cè)試，積累變壓器承受各種短路電流、運(yùn)行、試驗(yàn)測(cè)試數(shù)據(jù)和檢查情況等有關(guān)信息，為開(kāi)展?fàn)顟B(tài)診斷、檢修提供科學(xué)依據(jù)。市區(qū)變壓器，出口短路3次后，要根據(jù)測(cè)試情況和綜合診斷，決定是否進(jìn)行吊罩檢查。

(5) 對(duì)已運(yùn)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(qiáng)電纜的施工和運(yùn)行、維護(hù)管理，積極開(kāi)展對(duì)電力電纜的紅外測(cè)溫和局部放電測(cè)試。

(7) 調(diào)整保護(hù)動(dòng)作時(shí)間配置，壓縮保護(hù)時(shí)間級(jí)差，縮短變壓器出口開(kāi)關(guān)的動(dòng)作時(shí)間，使變壓器承受故障短路電流沖擊的時(shí)間縮短。