220kV變壓器低壓短路故障分析及處理

高艷海，劉勝軍

（1.邢臺(tái)供電公司，河北 邢臺(tái) 054000；2.保定供電公司，河北 保定 071000）

近年來，隨著電網(wǎng)容量的增大，大型變壓器的短路故障所產(chǎn)生的后果越來越嚴(yán)重，對安全發(fā)供電的威脅也越來越大，所以大型變壓器的抗短路能力已引起人們的廣泛關(guān)注。大型變壓器運(yùn)行中發(fā)生的短路故障大多是由于設(shè)計(jì)、制造、安裝中某個(gè)環(huán)節(jié)處理不當(dāng)引起的。

1 故障概況

某220kV變電站2號主變壓器為2007年11月出廠的SFSZ10－180000/220型產(chǎn)品，額定容量：180/180/60MVA；額定電壓比：230±8×1.25%/121/38.5kV；額定電流比：451.8/858.9/899.8A；接線 組 別：YNyn0d11；阻 抗 電 壓：高 壓/中 壓14.54%、高壓/低壓24.84%、中壓/低壓7.93%，于2008年10月9日投入運(yùn)行。該主變壓器于2010年3月25日曾進(jìn)行停電例行試驗(yàn)，各試驗(yàn)項(xiàng)目試驗(yàn)數(shù)據(jù)均正常，且自投運(yùn)以來該主變壓器未遭受過低壓側(cè)短路沖擊。2011年3月26日18：47，該主變壓器在運(yùn)行中差動(dòng)保護(hù)、本體重瓦斯保護(hù)動(dòng)作，三側(cè)斷路器跳閘。

故障發(fā)生時(shí)，當(dāng)?shù)氐奶鞖鉅顩r晴好，該變電站2號、3號主變壓器中、低壓側(cè)均分裂運(yùn)行，2號主變壓器110kV側(cè)帶174、170出線運(yùn)行，35kV側(cè)帶387、388出線和6號、8號電容器組運(yùn)行。該站35 kV備用電源自投裝置處于運(yùn)行狀態(tài)。

2 原因查找

2.1 現(xiàn)場檢查

對該變電站2號主變壓器進(jìn)行外觀檢查，未見明顯異常，該變電站電纜溝內(nèi)6號電容器組電力電纜中間部位燒斷，如圖1所示。該電力電纜為2010年9月出廠的ZR－YJLV22－26/35型產(chǎn)品，2011年3月3日投入運(yùn)行。

圖1 6號電容器組電力電纜中間部位燒斷情況

2.2 繼電保護(hù)動(dòng)作情況

2011年3月26日18：47：41，該變電站6號電容器組V相電力電纜在運(yùn)行中發(fā)生對地?fù)舸┕收希?71ms后該處發(fā)展為三相擊穿短路故障，414ms后6號電容器組斷路器過流Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作跳閘成功切除故障電流，最大故障短路電流10.4kA，折算至流經(jīng)低壓繞組的電流約為6kA，475ms后2號主變壓器雙套差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，跳開主變壓器三側(cè)斷路器，650 ms后2號主變壓器重瓦斯保護(hù)動(dòng)作，繼電保護(hù)動(dòng)作時(shí)序見圖2。分析表明，主變壓器全部繼電保護(hù)動(dòng)作正確。

圖2 繼電保護(hù)動(dòng)作時(shí)序

2.3 變壓器油氣相色譜分析

故障發(fā)生后，取該變電站2號主變壓器油箱內(nèi)變壓器油油樣進(jìn)行氣體色譜檢測，并與故障前的最近一次檢測數(shù)據(jù)進(jìn)行對比分析，油氣相色譜檢測數(shù)據(jù)見表1。

表1 油氣色相譜檢測數(shù)據(jù) μL/L

由表1可以得出如下結(jié)論：H2含量較高，說明油箱內(nèi)部存在高溫或中溫過熱；C2H2約占總烴的70%，為主要成分，說明油箱內(nèi)部發(fā)生了放電性故障；CH4和C2H4含量較高，說明油箱內(nèi)部存在過熱性故障；CO和CO2含量有一定程度增長，說明油箱內(nèi)部固體絕緣可能受到一定損壞。

綜上所述，利用改良三比值法編碼規(guī)則，得出此次故障的編碼為202，結(jié)論為油箱內(nèi)部存在電弧放電故障［1］。

2.4 電氣試驗(yàn)

2.4.1 繞組直流電阻

在現(xiàn)場，對該變電站2號主變壓器進(jìn)行電氣試驗(yàn)，結(jié)果表明高、中、低壓繞組的絕緣電阻測試結(jié)果均符合標(biāo)準(zhǔn)要求。高、中、低壓繞組的直流電阻試驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 高、中壓繞組的直流電阻

由表2可以看出，高、中壓繞組的直流電阻測試結(jié)果符合標(biāo)準(zhǔn)要求［2］，低壓繞組Ruv、Rvw、Rwu均有不同程度增長，其中Ruv、Rvw、Rwu分別增長21.98%、72.68%和50.95%（折算到75℃），線電阻折算到相電阻，Ru增長47.39%，Rv增長5.28%，Rw增長111.7%，判斷低壓繞組u、v、w相的導(dǎo)線內(nèi)部可能存在斷股。

2.4.2 介質(zhì)損耗及電容

現(xiàn)場對2號主變壓器進(jìn)行繞組連同套管介質(zhì)損耗及電容量試驗(yàn)，試驗(yàn)數(shù)據(jù)見表3。由表3可以看出，高壓對中、低壓及地的電容量增大0.40%，中壓對高、低壓及地的電容量增大0.88%，低壓對高壓、中壓及地的電容量增大3.89%，高、中壓對低壓及地的電容量增大1.08%，高、中、低壓對地的電容量增大1.08%，可見低壓對高壓、中壓及地的電容量變化超過規(guī)程要求［3］。采用圖3所示的繞組電容量分解模型，對測試電容量進(jìn)行分解發(fā)現(xiàn)，低壓繞組對鐵心電容量（CL）增大5.27%，其他繞組電容量未見異常。

圖3 繞組電容量分解示意

表3 高、中壓繞組的介質(zhì)損耗角正切值和電容量

由此可判斷，低壓繞組距鐵心距離與出廠安裝時(shí)所縮小。由繞組的直流電阻、介質(zhì)損耗角正切值和電容量測量結(jié)果可以初步確定該主變壓器的高、中壓繞組發(fā)生損壞的可能性較小。

2.4.3 頻率響應(yīng)特性

2號主變壓器高、中、低壓繞組的三相頻率響應(yīng)特性曲線分別見圖4、圖5和圖6。從圖4可以看出，高壓繞組各頻段相關(guān)性基本良好，諧振峰值位置和大小沒有明顯變化。從圖5可以看出，中壓繞組低頻段相關(guān)性基本良好，諧振峰的位置和大小沒有明顯變化，中、高頻段相關(guān)性較差，可能是對地雜散電容和外界環(huán)境干擾造成［4］。從圖6可以看出，低壓繞組各頻段尤其中、高頻段相關(guān)性較差，中頻段w相繞組出現(xiàn)陡峭波谷值。結(jié)合2號主變壓器直流電阻、繞組電容量等試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行綜合分析判斷，初步認(rèn)為高壓、中壓繞組發(fā)生損壞的可能性較小，但低壓繞組已發(fā)生變形，且w相繞組變形情況更加明顯。

圖4 高壓繞組頻率響應(yīng)特征曲線

圖5 中壓繞組頻率響應(yīng)特征曲線

圖6 低壓繞組頻率響應(yīng)特征曲線

2.5 解體檢查

2011年4月2日對該變電站2號主變壓器進(jìn)行解體檢查，具體情況如下。

a.高、中壓繞組及調(diào)壓繞組外觀無異常，中、低壓繞組“S彎”處楔形墊塊跨2根撐條固定。

b.u相、w相低壓繞組發(fā)生軸向失穩(wěn)，其中u相低壓繞組發(fā)現(xiàn)6處匝間短路、w相低壓繞組發(fā)現(xiàn)8處匝間短路，短路點(diǎn)集中在低壓繞組中間部位換位“S”彎處。短路部位導(dǎo)線出現(xiàn)斷股、翻轉(zhuǎn)、散股現(xiàn)象。每個(gè)低壓繞組共計(jì)92線餅，自繞組底部向頂部數(shù)，u相低壓繞組46－48、53－54線餅之間導(dǎo)線明顯外翻散股，且50－51線餅之間導(dǎo)線出現(xiàn)斷股，w相低壓繞組45－47、56－59線餅之間導(dǎo)線明顯外翻散股。

c.u相、w相低壓繞組中部局部區(qū)域存在輻向失穩(wěn)，起支撐作用的部分撐條出現(xiàn)折斷現(xiàn)象，且撐條折斷部位絕緣紙筒凹陷破裂。

d.u相、w相低壓繞組短路部位的線餅間墊塊及“S”彎處楔形墊塊散亂松動(dòng)，且線餅間采用的層壓木出現(xiàn)折斷、分層現(xiàn)象。

e.v相低壓繞組外觀基本完好，但部分“S”彎處的楔形墊塊松動(dòng)。

3 原因分析

根據(jù)該站2號主變壓器的檢查及試驗(yàn)情況分析，得出該主變壓器故障的原因如下：

a.6號電容器組電力電纜短路故障是該主變壓器故障損壞誘因，對該電力電纜進(jìn)行質(zhì)量檢測，發(fā)現(xiàn)多項(xiàng)參數(shù)不符合相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)要求；

b.安裝時(shí)，該主變壓器未采用整體套裝工藝，導(dǎo)致繞組軸向壓力不均，在短路電流電動(dòng)力的作用下，繞組導(dǎo)線易發(fā)生軸向翻轉(zhuǎn)；

c.該主變壓器低壓繞組所采用的半硬自粘導(dǎo)線承受短路電流電動(dòng)力作用后，導(dǎo)線出現(xiàn)散股現(xiàn)象，未起到應(yīng)有的自粘作用，從而大大降低了低壓繞組的動(dòng)穩(wěn)定能力，說明該主變壓器導(dǎo)線材質(zhì)或選材方面控制不嚴(yán)；

d.該主變壓器換位“S”彎處的楔形墊塊較短、松動(dòng)，在短路電流電動(dòng)力作用下易發(fā)生脫落、移位、分層現(xiàn)象，未能起到防換位處導(dǎo)線軸向竄位的支撐作用；

e.該主變壓器線餅間采用層壓木墊塊，在短路電流電動(dòng)力作用下出現(xiàn)分層，降低了繞組承受軸向電動(dòng)力能力，層壓木墊塊折斷后，線餅間絕緣距離減小，導(dǎo)致線餅間匝間擊穿短路。

4 處理措施及建議

在對該主變壓器損壞情況經(jīng)過仔細(xì)檢查和故障原因分析后，進(jìn)行了返廠修復(fù)：更換該主變壓器中、低壓繞組，導(dǎo)線全部采用半硬自粘換位銅導(dǎo)線，提高低壓繞組導(dǎo)線屈服強(qiáng)度，降低低壓繞組電流密度；在滿足主變壓器并列運(yùn)行條件的前提下，盡量提高該主變壓器高低壓間短路阻抗值，以降低短路電流對低壓繞組的沖擊；更換變壓器內(nèi)非結(jié)構(gòu)性絕緣件及層壓紙板，改進(jìn)楔形墊塊的形狀及尺寸，保證楔形墊塊與導(dǎo)線“S”彎面良好接觸；采取有效措施控制好安匝平衡；控制低壓繞組的輻向裕度及軸向壓縮率；加強(qiáng)低壓繞組“S”彎換位處絕緣，并在其上下2個(gè)油道位置增設(shè)扇形板來加強(qiáng)線餅間的絕緣等。將該主變壓器進(jìn)行返廠修復(fù)后，重新投入運(yùn)行，運(yùn)行狀況良好。

許多故障表明，大型變壓器本身抗短路能力不足是引起短路損壞的主要原因，而外部運(yùn)行環(huán)境不良也是一個(gè)重要的因素。為防止大型變壓器發(fā)生短路損壞故障，應(yīng)在產(chǎn)品制造和運(yùn)行管理兩方面采取綜合措施。生產(chǎn)廠家設(shè)計(jì)和制造大型變壓器時(shí)，應(yīng)進(jìn)一步優(yōu)化產(chǎn)品設(shè)計(jì)和制造工藝，嚴(yán)格控制原材料及組部件的質(zhì)量，并嚴(yán)格按照主變壓器相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)開展型式試驗(yàn)、出廠試驗(yàn)等。運(yùn)行單位應(yīng)采取措施改善變壓器運(yùn)行環(huán)境，避免變壓器低壓側(cè)遭受外部短路故障沖擊。

［1］ 閻春雨.采用油中溶解氣體分析法判斷變壓器故障應(yīng)注意的事項(xiàng)［J］.變壓器，2006，43（9）：38－41.

［2］ GB 50150－2006，電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)［S］.

［3］ DL/T 393－2010，輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗(yàn)規(guī)程［S］.

［4］ 陳天翔，王寅仲.電氣試驗(yàn)［M］.北京：中國電力出版社，2008.