電力變壓器繞組故障分析及防范措施

郭 晶，劉宏亮，王勝輝，趙 杜

( 1． 華北電力大學，河北保定071003; 2． 國網河北省電力公司電力科學研究院，石家莊050021; 3． 國網河北省電力公司檢修分公司，石家莊050071)

近年來，隨著電網規模的不斷擴大，變壓器的數量與日俱增，變壓器故障的發生也隨之增加，特別是變壓器繞組故障(包括繞組短路損壞故障和繞組縱絕緣故障)時有發生，給電網的安全穩定運行帶來巨大威脅[1-2]。

1 變壓器繞組故障統計情況

通過對2000-2012年國家電網中110 kV及以上變壓器的92起故障案例的統計分析發現，變壓器繞組故障共發生46起，占故障總數的50%，其中繞組短路損壞故障發生37起、繞組縱絕緣故障9起，分別占故障總數的40.22%和9.78%。

1.1 按變壓器電壓等級統計情況

2000-2012年，按電壓等級統計的變壓器繞組故障發生情況見表1。

表1 按電壓等級統計變壓器繞組故障發生情況

繞組故障類型電壓等級(kV)750500330220110合計/起繞組短路損壞/起033211037繞組縱絕緣/起010539合計/起043261346占總故障百分比/%0.008.706.5256.5228.26100

由表1可知，220 kV電壓等級發生的變壓器繞組故障最多，共發生26起，其中繞組短路損壞故障發生21起，繞組縱絕緣故障發生5起，共占繞組故障總數的56.52%；其次是110 kV電壓等級發生的變壓器繞組故障，其中繞組短路損壞故障發生10起，繞組縱絕緣故障發生3起，共占繞組故障總數的28.26%。

這些數據表明近些年繞組故障主要發生在220 kV和110 kV電壓等級的變壓器，一方面由于220 kV和110 kV電壓等級變壓器相對較多，則發生故障的數量也相對較多，另一方面由于制造廠家對這些變壓器的質量不夠重視，導致變壓器本身存在質量問題而引發繞組故障。此外，500 kV和330 kV電壓等級變壓器發生的繞組故障也不容忽視，發生數量雖少，但給電網帶來的損失和危害卻十分巨大。

1.2 按變壓器投運年限統計情況

變壓器繞組故障發生的數量隨投運年限呈逐年遞減趨勢，見表2。

從表2中統計結果可以看出，投運0～5年期間的變壓器發生該類故障數最多，共發生16起，主要原因是變壓器的抗短路能力不足；其次投運年限在11～15年的變壓器共發生該類故障共11起，且這些故障變壓器均是在20世紀由國內廠家生產，而這一時期國內生產的變壓器，大部分抗短路能力設計不足，變壓器短路設計未進行驗證試驗，與實際值偏差較大；投運15年以上的變壓器發生繞組故障數量明顯減少。繞組縱絕緣故障共發生9起，然而從表2數據中可以明顯看出有7起故障發生在變壓器投運6～10年期間，這說明投運在這一時期的變壓器繞組縱絕緣最易出現絕緣故障。

表2 按投運年限統計變壓器繞組故障發生情況

投運年限繞組故障繞組短路損壞/起繞組縱絕緣/起合計/起占總故障百分比%0～5年1611736.966～10年871532.6111～15年1111226.0915年以上2024.35總計/起37946100

1.3 按變壓器質量原因統計情況

根據近些年來對故障的統計分析結果來看，質量問題是變壓器繞組故障發生的一個關鍵因素。46起變壓器繞組故障中，有39起故障是由于變壓器本身存在質量問題而引發，占繞組故障總數的84.78%，充分顯現出質量原因引發變壓器繞組故障的嚴重性。其中質量原因引發的變壓器繞組短路損壞故障共34起，占繞組短路損壞故障總數的91.89%；質量原因引發的變壓器繞組縱絕緣故障共5起，占繞組縱絕緣故障總數的55.56%，見表3。

表3 存在質量原因的變壓器繞組故障統計情況

繞組故障類型存在質量問題的故障數量/起總故障數量/起占該類故障的百分比/% 繞組短路損壞343791.89繞組縱絕緣5955.56合計394684.78

質量原因引發繞組故障的比例較大，使得質量原因成為變壓器繞組故障發生的首要原因。存在質量問題的34起繞組短路損壞故障中，有28起是由于變壓器繞組抗短路能力不足引起的。繞組縱絕緣故障存在的質量問題主要有絕緣距離不足、繞組加固不牢、繞組存在絕緣缺陷等。

1.4 按雷雨影響因素統計情況

雷雨天氣因素也是引發變壓器繞組故障的一個重要環境因素。受雷雨影響而引發的繞組故障共發生8起，占繞組故障總數的17.39%，其中繞組短路損壞故障共發生7起，引發的繞組縱絕緣故障共發生1起，總體數量雖不多，但對對設備造成的危害極大，見表4。

表4 雷雨因素導致變壓器繞組故障統計情況 起

繞組故障類型雷擊影響/起總數/起占該類故障百分比/%繞組短路損壞73718.92繞組縱絕緣1911.11合計/起84617.39

雷電產生的過電壓導致絕緣擊穿，大電流引起繞圈短路故障，強大的電動力會使繞組發生不同程度的變形，而雨水會使設備因受潮降低絕緣性能，甚至發生閃絡現象。

2 變壓器繞組故障原因分析

根據以上統計分析可知，引發變壓器繞組故障的根本原因是變壓器本身存在質量問題，而質量問題主要是由于變壓器制造廠對變壓器設計不合理、監造過程管理不嚴格、選材不良等原因造成，其次變壓器運輸、安裝過程中對設備造成不同程度損壞也是造成變壓器發生繞組故障的一個重要原因。

2.1 繞組短路損壞故障的原因分析

根據近些年電網中變壓器繞組故障案例的統計，歸納分析引起繞組短路損壞故障發生的原因如下。

a. 短路事故中變壓器損壞的主要原因是變壓器本身的抗短路能力不足，尤其是變壓器承受短路動穩定能力不足[3]。隨著電網不斷擴大，系統容量和短路電流不斷變化，當變壓器發生外部短路時，電流值超過臨界值也就是變壓器繞組實際所能承受的最大短路電流值時，繞組發生變形造成變壓器損壞的概率就會明顯增大。20世紀國內廠家生產的變壓器，大部分抗短路能力設計不足，而且給出的抗短路能力多是計算值，這也是投運11～15年的變壓器易發生繞組短路損壞故障的重要原因。

b. 變壓器正常運行時負載率較高，當變壓器承受外部短路沖擊時，形成的電動力與理論計算值存在偏差，同時運行中的部分變壓器由于制造質量和維護不到位等原因，耐受動、熱穩定的能力下降，當受到外部短路沖擊時，變壓器繞組失穩發生變形等缺陷甚至導致絕緣損壞、內部放電等事故。

c. 運行維護過程中，預防措施系統性差，硬件措施和管理手段不匹配，存在“短板效應”，導致變壓器發生外部短路沖擊損壞事故的概率較高，短路沖擊電流較大、時間長。例如變電站內設備存在絕緣防護水平低、線路防護不到位、保護動作時間長等問題。

d. 累積效應導致繞組損壞。電力變壓器發生出口短路時，在電動力和機械力的作用下，繞組的尺寸或形狀發生不可逆的變化，產生繞組變形。繞組變形包括軸向和徑向尺寸的變化，器身位移，繞組扭曲、鼓包和匝間短路等，這是電力系統安全運行的一大隱患。變壓器繞組變形后，有的會立即發生損壞事故，更多的則是仍能繼續運行一段時間。當運行中的變壓器一旦產生繞組變形，會降低變壓器繞組整體的機械強度，進而導致短路的累積效應，出現惡性循環，如不及時發現，則變壓器發生損壞。

e. 非自粘性換位導線對于降低負載損耗具有良好的效果，因為用這樣的線繞制成繞組時，每一股導線所經受的電磁環境是最均勻的，可以達到最佳的效果。降低負載損耗的作用主要歸結于子導線尺寸，子導線根數越多，截面積越小，降低損耗的效果就越好。但是，這與短路時的動穩定性是相矛盾的。導線截面的減小使繞組的機械強度下降了，甚至于承受不了外部的短路。由于該類導線多采用退火的軟銅線，機械性能很差，由此導致了采用這種導線的變壓器抗短路能力很差，在承受短路機械力時容易出現變形、散股、露銅等現象。所以，變壓器采用非自粘性換位導線存在抗短路能力不足的隱患。

f. 在制造或檢修時，局部絕緣受到損害，遺留下缺陷；在運行中因散熱不良或長期過載，繞組內有雜物落入，使溫度過高絕緣老化；制造工藝不良，壓制不緊，機械強度不能經受短路沖擊，使繞組變形絕緣損壞；繞組受潮，絕緣膨脹堵塞油道，引起局部過熱；絕緣油內混入水分而劣化，或與空氣接觸面積過大，使油的酸價過高絕緣水平下降或油面太低，部分繞組露在空氣中未能及時處理。由于以上這些原因，在運行中一經發生絕緣擊穿，就會造成繞組的短路或接地故障。

2.2 繞組縱絕緣故障的原因分析

根據統計情況，歸納分析引起繞組縱絕緣故障發生的原因如下。

a. 強大的短路電流使鄰近的導線受到不同程度的機械損傷和絕緣破壞，從而導致繞組匝間發生短路。

b. 變壓器本體密封不好而受潮、固體絕緣件在加工過程產生水分，或對變壓器進行真空注油過程中造成變壓器進水，當變壓器中的游離水轉變成懸浮水進入絕緣通道，并被吸附在場強集中的地方，在被吸附的懸浮水達到一定量時即發生擊穿放電。

c. 繞組圍屏存在樹枝狀放電痕跡，使變壓器繞組對地絕緣水平降低，最終導致絕緣擊穿放電。

d. 當變壓器過負荷時間很長，且對絕緣油缺乏維護時，極易引起絕緣油老化，油溫過高會加速油泥、水及酸的形成，結果不僅會加速變壓器固體絕緣的老化，而且可能使油泥附著于線匝上，易于造成電氣擊穿。

e. 變壓器內部結構及制造工藝存在問題，如絕緣距離不足，繞組加固不牢，繞組壓緊后出現縱向收縮，使內部撐條調出繞組本體，局部場強和絕緣性能變壞，局部壓緊力不夠，導致繞組端部電動力較大引起震動，最終造成繞組股間絕緣破損而發生股間短路；焊口開焊引起匝間放電[4]。

f. 廠家生產、運輸過程把關不嚴，造成繞組絕緣上留有異物導致場強發生變化引發放電、運輸過程中設備受到碰撞導致繞組絕緣破壞引發繞組故障。

g. 當大氣過電壓侵入繞組后，首尾端電位差較大，超出了繞組首尾端絕緣耐受水平，致使繞組首尾端放電擊穿。

3 變壓器繞組故障的防范措施及建議

據以上對變壓器繞組故障的原因分析，提出以下幾條有效的防范措施及建議。

a. 重點加強油色譜分析和繞組變形測試。在實際運行中發生短路后，不論電流是否達到變壓器可以耐受的短路電流的60%，都應立即進行油色譜分析，并根據色譜數據決定是否要立即停電進行繞組變形試驗，判斷繞組的變形情況。結合每次停電檢修，采用繞組電容量、低電壓阻抗和頻響法進行繞組變形試驗，判斷繞組的變形情況。

b. 在運行中應加強變壓器運行維護及檢測，比如變壓器是否受潮、檢測局部放電量是否超標，以便及早發現潛伏性故障及早做相應處理，從而保證變壓器安全運行。

c. 在變壓器設計階段，運行單位應取得所訂購變壓器的抗短路能力計算報告及抗短路能力計算所需詳細參數。應開展變壓器抗短路能力的校核工作，根據設備的實際情況有選擇性地采取加裝中性點小電抗、限流電抗器等措施，對不滿足要求的變壓器進行改造或更換。

d. 為提高變壓器低壓繞組抗短路能力，在變壓器技術合同中應明確寫明對低壓繞組的要求，應采用半硬銅自粘性換位導線。在繞組“S”彎換位處加換位紙板與紙槽、包絕緣紙加強絕緣，并在所有與換位處相鄰的線餅之間應增加扇形墊塊；合理提高導線厚度；適當降低電流密度；低壓內側加硬紙筒，硬紙筒與鐵心間加木撐條，使內繞組形成硬支撐；低壓繞組不宜采用螺旋式結構；采用整體壓板和整體套裝、恒壓干燥等工藝，對墊塊進行密化處理，調整繞組安匝平衡，提高軸向穩定性。

e. 改善變壓器外部運行環境，在變壓器的低壓側各主母線和分支母線、裸露導線加裝絕緣熱縮套；電纜出線故障多為永久性的，因此不宜采用重合閘，對于電纜或短架空出線多，且發生短路事故次數多的(2次以上)變電站，可考慮臨時停用線路自動重合閘，防止變壓器連續遭受短路沖擊；容性電流超過10 A的10 kV或超過30 A的35 kV不接地系統，應裝設有自動跟蹤補償功能的消弧繞組，防止單相接地發展成相間短路；變壓器各側在任何方式下都不應該失去避雷器的保護。

f. 加強避雷線運行維護工作，定期打開部分線夾檢查，保證避雷線與桿塔接地點可靠連接。對于具有絕緣架空地線的線路，要加強放電間隙的檢查與維護，確保動作可靠。

g. 要保證變壓器具有良好的雷電沖擊絕緣水平，首先是制造廠要保證采用優化的設計、選用優質的原材料以及采用良好的制造工藝；其次在輸變電設計上，要加強防雷保護措施，如在架空線路進線段加強絕緣、降低桿塔接地電阻等。另外，鑒于變電所主變壓器的重要性，在雷電活動頻繁的地區，既使變壓器高壓繞組在220 kV母線避雷器的保護范圍內，仍有必要在主變壓器一次側增加一組避雷器，以加強變壓器的防雷保護。

h. 加強變壓器選型、定貨、驗收及投運的全過程管理，特別要加強變壓器的監造工作，從源頭上控制變壓器的質量。變壓器在制造階段的質量抽檢工作，應進行電磁線抽檢；根據供應商生產批量情況，應抽樣進行突發短路試驗驗證。

i. 加強電網運行方式管理，完善相關保護和自動裝置，對雙回路和雙主變的變電站，要實現互為備用，提高電網運行可靠性。

j. 加強設備招投標管理，選擇質量可靠、性能優良的設備進入電網，提高電網裝備水平。

4 結束語

通過對2000-2012年國家電網中110 kV及以上變壓器故障案例的統計分析，發現220 kV電壓等級變壓器發生繞組故障的概率最大，其次是110 kV電壓等級的變壓器；投運年限在15年以內的變壓器發生繞組短路損壞的概率最大，通常是由于變壓器本身存在抗短路能力不足而引發故障；投運年限在5～10期間的變壓器是繞組縱絕緣故障發生的高發期。歸納出變壓器繞組短路損壞故障和變壓器繞組縱絕緣故障發生的原因，可以有效降低變壓器繞組故障發生率，為電網的安全穩定運行提供保障。

參考文獻：

[1] 王 健．基于計算校驗的變壓器短路事故分析及建議措施[J]．變壓器，2013，50(4)：65-68．

[2] 郭穎娜，程為彬，王世山．變壓器縱絕緣設計中沖擊響應電壓分布的仿真分析[J]．變壓器，2007，27(3)：452-456．

[3] 何東升．基于變壓器突發短路試驗探討提高抗短路能力[J]．電氣傳動，2012，42(3)：62-65．

[4] 董其國．電力變壓器故障與診斷[M]．北京：中國電力出版社，2001．