一起35 kV線路舞動放電導致的主變損壞

安 寧，孫 燕，馬振京，馬千里，馬 宇，王愛麗

（1.國網鞏義供電公司，河南 鞏義 451201；2.國網滎陽供電公司，河南 滎陽 450100）

電力變壓器是電力系統重要的電能傳輸設備，但運行中經常受到各種外部故障電流的沖擊，尤其近區域的沖擊，已成為變壓器損壞的主要原因。繞組變形和匝間短路故障，嚴重威脅著電力系統的安全運行。

1 主變故障

1.1 情況介紹及設備參數

2016年1月24日12:12，某220 kV 1號主變重瓦斯動作，主變三側開關跳閘。故障前，35 kV二段母線及出線檢修，35 kV一段母線在1號主變運行，35kV所帶負荷大部分為水電專線，用電負荷約6MW，水電送出約40 MW。經檢查主變低壓繞組及鐵芯絕緣顯著降低，低壓繞組直流電阻偏差超標，低電壓短路阻抗相間互差超標，油色譜數據超標，初步判斷為主變內部故障。對35 kV線路巡線檢查，結果證實因線路舞動放電短路，造成主變低壓側內部故障。

變壓器為SFPSZ9-150000/220型變壓器，額定容量為150000/150000/75000 kVA，額定電壓為(230±8×1.25%)/117/(37±5%)kV，接線組別為：Ynd11，冷卻方式為：ONAN/ONAF/ODAF，出廠編號為：2002-56-65，2002年10月出廠，2003年10月投運。

1.2 保護動作檢查

2016年1月24日12:12:25，線路A、C相過流一段保護動作，距離一段動作，開關跳開，短路電流折算到一次側低壓繞組A相短路電流為8.8 kA，B相為4.4 kA；12:12:28，重合閘動作；12:12:28，A、B相過流一段保護動作、距離一段動作，過流加速段動作，開關再次跳開，短路電流折算到一次側低壓繞組B相短路電流8.7 kA，A、C相為4.3 kA；12:12:28，1號主變重瓦斯動作，跳開1號主變三側開關。

從保護動作信息可以看出，該主變在故障前遭受了2次低壓側相間短路故障，分別為低壓A、C相間短路和低壓A、B相間短路，兩次短路過程中A相分別承受8.8、4.3 kA，B相分別承受4.4、8.7 kA，C相分別承受4.4、4.3 kA的短路電流。

1.3 故障后試驗情況

故障后1號主變油色譜檢測數據乙炔已明顯增加，其中主變中部油樣乙炔15.86μL/L，底部油樣乙炔27.64μL/L，三比值102，屬于電弧放電，介質損及油色譜分析如表1所示。

表1 變壓器介質損和油色譜數據 μL/L

35 kV低壓側直流電阻三相偏差6%，B相低壓繞組直流電阻明顯小于AC相，低壓側繞組絕緣電阻0.01 MΩ；鐵芯絕緣電阻為0，高壓-低壓短路阻抗相間互差超標，其他試驗結果無異常，試驗結果顯示B相低壓繞組存在匝間短路，且與鐵芯之間的絕緣遭受破壞的可能性較大，直流電阻測試結果如表2所示。

表2 直流電阻測試數據

1.4 主變抗短路能力校核

220 kV 1號主變抗短路能力結果為高中壓側為A類，低壓側為C類。35 kV側可承受的短路電路有效值為7.5 kA，本次短路電流約為8.7 kA，達到變壓器抗短路能力的核算值，如表3所示。

表3 主變低電壓短路阻抗數

1.5 歷年遭受短路情況

近5年35 kV出線共發生78次線路短路故障。其中，2014—2015年35 kV線路開關一段保護動作切除故障31次（成功27次，重合不成功2次按切除故障4次計）。

31次故障中，有2次流過1號主變的電流達到7.2 kA以上，故障的發生時間和電流大小：2014年6月28日17:56，故障電流二次值約為24A，折算到35 kV側故障電流約7.2 kA，故障持續時間約為120 ms；2014年7月1日15:17，故障電流二次值約為25 A，折算到35 kV側故障電流約7.5 kA，故障持續時間約為120 ms。

上述2次的結果雖均小于低壓側可承受的短路電路有效值12.94 kA，但已達到允許短路電流值50%，為55.6%、57.9%。目前僅獲得最大故障電流的2次數據，如剩余27次中還存在一次，電流超過50%允許短路電流，則按照Q/GDW 11401—2015《輸變電設備不良工況分類分級及處理規范》規范性的要求，短路沖擊電流在允許短路電流的50%～70%之間，且次數累計達到3次及以上時，屬于一級不良工況，須要適時開展與繞組變形相關的試驗與檢查，同時由于不良工況的存在，會對變壓器的繞組產生變形影響。

2 解體分析

2.1 解體檢查

B相鐵芯柱下部有12級鐵芯片局部燒熔，且表面附著銅沫，鐵芯保護絕緣紙筒及撐條鏈破損嚴重，如圖1所示。每相繞組由外到內按高調線圈、高壓線圈、中壓線圈、低壓線圈、低調線圈排列，低壓線圈為自粘性換位導線。B相低壓繞組內部的多處絕緣件破損受污，有大量游離碳及絕緣紙屑；高調線圈、高壓線圈外表完好，線餅外觀整齊，無變形；中壓線圈外表完好，內部硬紙筒受擠壓開裂；低壓線圈多處扭曲變形，低壓線圈、低調線圈變形嚴重無法剝離；低壓線圈從上往下第26餅至末餅絕緣紙明顯破裂，存在大量游離碳；最末4餅完全散落、扭曲、熔融，部分線股斷裂；從下往上下第11～13餅低壓出線側附近有10 cm波浪狀變形；從上往下第6～8餅靠近A相側、第20～22餅靠近C相側存在匝間放電痕跡，絕緣紙碳化粘連。

圖1 B相調壓繞組燒毀

A、C相繞組外觀完好，外部圍屏受污染，存在少許游離碳；高調、高壓、中壓、低壓線圈外表完好，線餅外觀整齊，無變形。由吊罩解體檢查，B相低壓繞組已嚴重變形，存在多處匝間短路，且與鐵芯短接，檢查結果與現場試驗結果和油色譜分析吻合。

2.2 原因分析

綜合試驗數據和解體檢查情況，分析認為此次1號主變故障原因如下。

故障時該主變35 kV側線路為強陣風天氣，在強風作用下線路發生舞動，引起主變低壓側近區短路。該主變低壓側抗短路能力為C類，可承受的短路電路有效值為7.5 A，本次短路電流約為8.7 A，超過低壓線圈可承受短路電流值。

該主變歷年來曾多次遭受低壓側短路、重合閘沖擊，且其中可明確有2次短路電流超過變壓器允許短路電流值的50%，變壓器存在不良運行工況，故障前該主變可能已經存在一定程度繞組變形。

該主變在遭受第一次短路故障3 s后進行了重合閘操作，導致繞組在短時間內連續遭受2次短路電流的沖擊。線圈遭受突發短路時，在巨大軸向力的作用下線圈油隙墊塊中的油被擠出。在短路結束后，油隙墊塊須要經過的一定的時間吸油后，才能恢復原穩定狀態；在此期間，線圈機械強度尚未完全恢復，抗短路承受能力較低，再次遭受短路沖擊后低壓線圈出線部分（抗短路能力最弱）發生繞組變形造成匝間短路，引起主變重瓦斯動作。

3 問題整改

220 kV不同型號、容量的變壓器備品備件緊缺。1號主變發生故障后，在全省尋找變壓器備品，但最終備品變壓器的分接開關型式與原變壓器不一致，為無載開關。運維單位存在設備狀態評價工作執行不到位的問題。國家電網公司Q/GDW 169—2008《油浸式變壓器(電抗器)狀態評價導則》明確要求，變壓器遭受的短路電流和短路次數須參與評價，但歷年的設備評價工作中，上述2項數據均未在設備初評報告中反映。

運維單位存在35 kV線路運維管理方式過于粗放的問題。1號主變故障后，調取以往線路跳閘記錄發現，2014—2015兩年間線路一段保護動作切除故障31次，其中原因明確的僅有6次，其他跳閘原因均不明確，線路的運維管理方式過于粗放。近5年來35 kV出線共發生78次線路短路故障，運維單位未采取有效措施降低線路短路次數。達到1主變允許短路電流值50%以上可查短路次數為2次，運維單位未能按照Q/GDW 1168—2013《輸變電設備狀態檢修試驗規程》要求開展診斷性試驗。

存在變壓器抗短路能力動態評價技術措施缺失的問題。尚未建立一個行之有效的運行變壓器短路承受能力評估模型，開展變壓器抗短路能力的動態校核工作。存在變壓器繞組變形帶電檢測技術手段缺失的問題，目前對于變壓器繞組變形一般采用停電檢測手段，利用停電檢測手段難以實時確定變壓器繞組的狀態。變壓器繞組變形振動帶電檢測目前雖然已經在電網有所應用，但該檢測手段缺乏有效閾值判斷標準，同時檢測手段尚需通過進一步推廣應用進行完善。

220 kV主變抗短路能力動態校核及運維策略優化，建立和完善運行變壓器短路承受能力評估模型，制定不同抗短路能力類別變壓器的運維檢修策略。對220 kV主變中、低壓側線路短路故障排查分析，研究線路故障較多地區的主變中、低壓側加裝限制短路電流的電抗器；對遭受低壓側短路故障較多的220 kV變壓器開展動態抗短路能力評價，制定針對性防范措施。

開展變壓器繞組變形新型停電及帶電檢測技術應用研究工作，對于動態校核結果較差的變壓器，開展帶電振動測試和掃頻阻抗測試工作，完善振動和掃頻阻抗的繞組變形測試方法和閾值判斷標準，明確變壓器繞組變形情況，針對性開展返廠大修與更換。

開展220 kV及以上國產變壓器和存在異常情況的110 kV國產變壓器的特高頻局放帶電檢測探頭安裝工作，結合探頭安裝開展特高壓局放檢測，根據檢測結果對存在放電隱患的變壓器制定針對性的檢修預防措施。加強220 kV主變油色譜在線監測裝置運行情況排查工作，要求220 kV及以上變壓器均安裝油色譜在線監測裝置，對不能正常運行的在線監測裝置進行檢修。