基于主變附近短路引起繞組變形分析處理

云南電網怒江供電局 陳志喜

1 變電站概述

在西部邊遠的110kV變電站位于怒江州瀘水市老窩鄉分水嶺工業園區，距離州府六庫約40km，海拔高度2500m，占地面積25.6畝，2008年8月15日投入試運行。主變為油侵自然式風冷變壓器，裝有兩臺容量為2×90000kVA，型號為SF210-90000 110GYW。

110kV一次主接線采用雙母線接線方式，110kV進出線間隔有5回，至老窩河梯級電站間隔1回，一至110kV六庫中心變電站間隔1回，至110kV秤桿開關站間隔2回，至怒江昆鋼水泥廠間隔1回。

35kV采用雙母線接線方式，共有12回出線間隔，至宏盛錦盟硅廠間隔4回，至宏鑫硅廠間隔2回，至金盛硅廠間隔2回，至金志硅廠間隔2回，至康華硅廠間隔2回。110kV采用展開式帶五防設備，35kV采用戶內組合開關柜。

2 主變繞組變形檢測分析

2.1 試驗目的

根據怒江區域電網某110kV變電站于2013年3月開展的預試定檢試驗、2015年1月開展的預防性試驗報告中數據變化與技術規范參數值比較發現：#1和#2號兩臺主變均顯示為繞組變形狀態。因此對某110kV變電站#1和#2號兩臺主變開展繞組變形測試，通過低壓頻譜法、短路阻抗法測試，以及頻響法對兩臺主變繞組變形的原因進行分析，并核實這兩臺主變的繞組變形情況。

云南電網公司設備部、電力科學研究院高壓所、局變管所等多家單位，曾多次對某110kV變電站#1、#2主變開展繞組變形測試數據結果進行橫縱向對比發現，某110kV變電站兩臺主變繞組變形正逐步加劇，抗短路能力大幅下降，變壓器繞組損壞的風險越來越高。其檢測研究結果顯示，該兩臺變壓器的阻抗均與銘牌值存在較大的偏差，可以判斷在多次累積效應的影響下變壓器在長期運行中發生了繞組變形的現象，尤其是#2號主變，其短路阻抗值偏差有增大的趨勢。

2.2 #1號主變試驗數據分析

高壓繞組相關系數三相頻響特性曲線諧振點在低頻和高頻段較為一致，但在中頻段400～500kHz之間偏低，根據DL/T911-2004的建議標準判斷，高壓繞組A相可能存在輕度變形。因此，針對主變繞組變形進行了相關的檢測。

在低壓的頻譜法曲線結果顯示，低壓側繞組的相關系數在中頻段最低為0.39，根據DL/T911-2004的建議標準判斷，主變低壓側ac相的繞組可能存在較為明顯的變形。

短路阻抗法測試。為進一步判斷主變的繞組變形情況，進行了短路阻抗法測試，其結果顯示短路阻抗2015年測試和2016年本次測試值與出廠銘牌值相比，均超過標準規定2%的注意值。

進一步測試單相間的橫向比對結果顯示，橫向比較之間的偏差也超過了DL標準規定的2.5%的注意值；AO為最低，可推斷繞組存在一定程度的變形。#1號主變的縱比（與出廠試驗銘牌值相比）最大偏差已達6.82%，橫向比較最大達8.51%。由試驗數據可判斷#1號主變繞組已出現一定程度的繞組變形。

結合上述結果，綜合分析可懷疑是高壓繞組AO相有輕度變形，低壓繞組的ac相也存在輕度的變形。但短路阻抗值（與2015年）的縱向比較偏差在0.2%-0.3%之間，說明近一年的短路阻抗值幾乎無變化，也就是在2015年期間，繞組的結構狀態穩定。而自投產之后至2015年期間未做過短路阻測試，縱向對比也就只有出廠值、2015年的值和本次測試值。

2.3 #2號主變試驗數據分析

根據曲線的吻合度頻響法分析，在中低頻段，高壓繞組A相與BC兩相偏差稍大，低壓繞組曲線在低頻段的繞組ab與bc、ac的偏差較大，根據DL/T911-2004的建議標準判斷：高壓繞組的AO、低壓繞組ab可能存在輕度變形。

1.2.1.2.5素養制定治療室及配藥室的各項行為規范手冊，使用藥品后盡早放回原處，操作后配藥室的臺面污垢，污漬，藥漬及時清理，保潔員及護士也要定期對治療室進行清掃，強調醫療工作者的責任感，集體榮譽感和團隊合作精神。

采用短路阻抗法測試。對#2號主變進行短路阻抗法測試，結果顯示短路阻抗2015年測試和2016年本次測試值與出廠銘牌值相比，最大偏差分別是3.98%和6.73%，均超過標準規定2%的注意值，且偏差有增大的趨勢。

橫向測試結果顯示，橫向偏差超過了標準規定的2.5%的注意值，CO為最低，可推斷繞組存在一定程度的變形。

結合上述分析結果，綜合分析可懷疑是高壓繞組AO相有輕度變形，低壓繞組的ab相也存在輕度的變形。但短路阻抗值（與2015年）的縱向比較額定分接時偏差為3.2%，說明在2015年1月至2016年2月期間，繞組還是存在一定的變形。進一步的本體電容和介損測量結果表明，繞組內部存在異常的可能性較大。該兩臺變壓器的阻抗均與銘牌值存在較大的偏差，可以判斷在多次累積效應的影響下變壓器在長期運行中發生了繞組變形的現象，尤其是#2號主變，其短路阻抗值偏差有增大的趨勢。

兩臺主變歷年的直流電阻、油色譜數據等其他電氣試驗結果均正常，由此判斷兩臺內部的絕緣正常，主要還是短路力對變壓器造成了影響。雖現在兩臺主變處于投產運行狀態，但在發生低壓短路的情況時，抗短路能力已大幅下降，變壓器繞組有損壞的風險。

3 采取的具體措施

經本次試驗結果，兩臺主變壓器最多再可以運行4個月，返廠后廠家確定變電壓器的故障相當嚴重，最多再能堅持1～2個月就壞了，因此當地供電局領導及時做出了返廠大修的計劃，避免了一場重大事故的發生，挽救了400多萬的經濟損失。

結合實際生產要求，現兩臺主變繼續按照原來的方式運行，為了保證主變的安全運行，根據生產設備部的要求，根據本所實際生產情況，變電管理所制定了幾點確保主變安全運行的措施，主要有以下幾點。

3.1 運行方面

對35kV設備進行差異化巡維，每個月至少巡維4次。

加強運行設備溫度升高情況的監視，尤其是在高溫或者重負荷的情況下，監視對象主要包含變壓器穿墻套管、開關柜等設備導電、接頭部分，可采用紅外測溫設備節能型檢查；若發現溫度異常的開關柜，應當加強監測，并進行相應的分析處理，避免導電回路過熱造成變壓器近區發生短路故障。

查看近年來主變、35kV出現跳閘的情況，以便進行相應的分析。

巡維中心將35kV出線跳閘故障報文、設備檢查記錄進行掃描，并根據時間順序建立保存文件夾，以便今后的查閱。

35kV出線跳閘發生之后，需要檢修人員對設備進行全面檢查并上報有關設備部門，并明確是否可以復電；現場運行人員不能僅憑借外觀檢查便恢復調度復電。

采用現代科技手段對主變運行進行監測，及時發現存在的問題并制定有效措施，確保主變的安全運行。

3.2 檢修方面

在變壓器主變正常運行過程中，安排專門檢修人員定期對#1、#2主變取油樣，并對油樣的油色譜結果進行對比、分析，如果發現異常情況應當馬上上報。如果110kV金嶺變#1、#2主變低壓側遭受到超過8.3kA以上短路電流的時候（是設計極限值的65%），需要抽取油樣，進行油色譜分析，并將分析結果上報給相關部門。

某110kV變電站#1、#2主變低壓側遭受到超過8.3kA以上短路電流的情況下，檢修人員應當馬上安排相應人員開展繞組變形實驗，并對比分析實驗結果，將實驗結果及時上報給相關部門。

檢修部門應當定期安排專業人員對開關柜進行超聲波局放、暫態地電壓檢測、發現異常情況需要馬上處理，避免發生開關柜內部局部放電轉變為短路故障情況的發生。

基于信號注入、回路平衡方程對變壓器繞組變形進行在線監測，確保主變的安全運行。

4. 總結

結合西部高原邊遠的某110kV變電站#1、#2主變存在繞組短路變形問題，通過低壓頻譜法、短路阻抗法測試以及頻響法對兩臺主變繞組變形的原因進行分析，結果發現該兩臺變壓器的阻抗均與銘牌值存在較大的偏差，在多次累積效應的影響下，變壓器在長期運行中發生了繞組變形的現象，尤其是#2號主變，其短路阻抗值偏差有增大的趨勢。因此在主變運行、檢修過程中應當采取有效的措施，確保其安全運行。