220kV变压器低压短路故障分析及处理

高艳海，刘胜军

（1.邢台供电公司，河北 邢台 054000；2.保定供电公司，河北 保定 071000）

近年来，随着电网容量的增大，大型变压器的短路故障所产生的后果越来越严重，对安全发供电的威胁也越来越大，所以大型变压器的抗短路能力已引起人们的广泛关注。大型变压器运行中发生的短路故障大多是由于设计、制造、安装中某个环节处理不当引起的。

1 故障概况

某220kV变电站2号主变压器为2007年11月出厂的SFSZ10－180000/220型产品，额定容量：180/180/60MVA；额定电压比：230±8×1.25%/121/38.5kV；额定电流比：451.8/858.9/899.8A；接线 组 别：YNyn0d11；阻 抗 电 压：高 压/中 压14.54%、高压/低压24.84%、中压/低压7.93%，于2008年10月9日投入运行。该主变压器于2010年3月25日曾进行停电例行试验，各试验项目试验数据均正常，且自投运以来该主变压器未遭受过低压侧短路冲击。2011年3月26日18：47，该主变压器在运行中差动保护、本体重瓦斯保护动作，三侧断路器跳闸。

故障发生时，当地的天气状况晴好，该变电站2号、3号主变压器中、低压侧均分裂运行，2号主变压器110kV侧带174、170出线运行，35kV侧带387、388出线和6号、8号电容器组运行。该站35 kV备用电源自投装置处于运行状态。

2 原因查找

2.1 现场检查

对该变电站2号主变压器进行外观检查，未见明显异常，该变电站电缆沟内6号电容器组电力电缆中间部位烧断，如图1所示。该电力电缆为2010年9月出厂的ZR－YJLV22－26/35型产品，2011年3月3日投入运行。

图1 6号电容器组电力电缆中间部位烧断情况

2.2 继电保护动作情况

2011年3月26日18：47：41，该变电站6号电容器组V相电力电缆在运行中发生对地击穿故障，271ms后该处发展为三相击穿短路故障，414ms后6号电容器组断路器过流Ⅰ段保护动作跳闸成功切除故障电流，最大故障短路电流10.4kA，折算至流经低压绕组的电流约为6kA，475ms后2号主变压器双套差动保护动作，跳开主变压器三侧断路器，650 ms后2号主变压器重瓦斯保护动作，继电保护动作时序见图2。分析表明，主变压器全部继电保护动作正确。

图2 继电保护动作时序

2.3 变压器油气相色谱分析

故障发生后，取该变电站2号主变压器油箱内变压器油油样进行气体色谱检测，并与故障前的最近一次检测数据进行对比分析，油气相色谱检测数据见表1。

表1 油气色相谱检测数据 μL/L

由表1可以得出如下结论：H2含量较高，说明油箱内部存在高温或中温过热；C2H2约占总烃的70%，为主要成分，说明油箱内部发生了放电性故障；CH4和C2H4含量较高，说明油箱内部存在过热性故障；CO和CO2含量有一定程度增长，说明油箱内部固体绝缘可能受到一定损坏。

综上所述，利用改良三比值法编码规则，得出此次故障的编码为202，结论为油箱内部存在电弧放电故障［1］。

2.4 电气试验

2.4.1 绕组直流电阻

在现场，对该变电站2号主变压器进行电气试验，结果表明高、中、低压绕组的绝缘电阻测试结果均符合标准要求。高、中、低压绕组的直流电阻试验结果见表2。

表2 高、中压绕组的直流电阻

由表2可以看出，高、中压绕组的直流电阻测试结果符合标准要求［2］，低压绕组Ruv、Rvw、Rwu均有不同程度增长，其中Ruv、Rvw、Rwu分别增长21.98%、72.68%和50.95%（折算到75℃），线电阻折算到相电阻，Ru增长47.39%，Rv增长5.28%，Rw增长111.7%，判断低压绕组u、v、w相的导线内部可能存在断股。

2.4.2 介质损耗及电容

现场对2号主变压器进行绕组连同套管介质损耗及电容量试验，试验数据见表3。由表3可以看出，高压对中、低压及地的电容量增大0.40%，中压对高、低压及地的电容量增大0.88%，低压对高压、中压及地的电容量增大3.89%，高、中压对低压及地的电容量增大1.08%，高、中、低压对地的电容量增大1.08%，可见低压对高压、中压及地的电容量变化超过规程要求［3］。采用图3所示的绕组电容量分解模型，对测试电容量进行分解发现，低压绕组对铁心电容量（CL）增大5.27%，其他绕组电容量未见异常。

图3 绕组电容量分解示意

表3 高、中压绕组的介质损耗角正切值和电容量

由此可判断，低压绕组距铁心距离与出厂安装时所缩小。由绕组的直流电阻、介质损耗角正切值和电容量测量结果可以初步确定该主变压器的高、中压绕组发生损坏的可能性较小。

2.4.3 频率响应特性

2号主变压器高、中、低压绕组的三相频率响应特性曲线分别见图4、图5和图6。从图4可以看出，高压绕组各频段相关性基本良好，谐振峰值位置和大小没有明显变化。从图5可以看出，中压绕组低频段相关性基本良好，谐振峰的位置和大小没有明显变化，中、高频段相关性较差，可能是对地杂散电容和外界环境干扰造成［4］。从图6可以看出，低压绕组各频段尤其中、高频段相关性较差，中频段w相绕组出现陡峭波谷值。结合2号主变压器直流电阻、绕组电容量等试验数据进行综合分析判断，初步认为高压、中压绕组发生损坏的可能性较小，但低压绕组已发生变形，且w相绕组变形情况更加明显。

图4 高压绕组频率响应特征曲线

图5 中压绕组频率响应特征曲线

图6 低压绕组频率响应特征曲线

2.5 解体检查

2011年4月2日对该变电站2号主变压器进行解体检查，具体情况如下。

a.高、中压绕组及调压绕组外观无异常，中、低压绕组“S弯”处楔形垫块跨2根撑条固定。

b.u相、w相低压绕组发生轴向失稳，其中u相低压绕组发现6处匝间短路、w相低压绕组发现8处匝间短路，短路点集中在低压绕组中间部位换位“S”弯处。短路部位导线出现断股、翻转、散股现象。每个低压绕组共计92线饼，自绕组底部向顶部数，u相低压绕组46－48、53－54线饼之间导线明显外翻散股，且50－51线饼之间导线出现断股，w相低压绕组45－47、56－59线饼之间导线明显外翻散股。

c.u相、w相低压绕组中部局部区域存在辐向失稳，起支撑作用的部分撑条出现折断现象，且撑条折断部位绝缘纸筒凹陷破裂。

d.u相、w相低压绕组短路部位的线饼间垫块及“S”弯处楔形垫块散乱松动，且线饼间采用的层压木出现折断、分层现象。

e.v相低压绕组外观基本完好，但部分“S”弯处的楔形垫块松动。

3 原因分析

根据该站2号主变压器的检查及试验情况分析，得出该主变压器故障的原因如下：

a.6号电容器组电力电缆短路故障是该主变压器故障损坏诱因，对该电力电缆进行质量检测，发现多项参数不符合相关技术标准要求；

b.安装时，该主变压器未采用整体套装工艺，导致绕组轴向压力不均，在短路电流电动力的作用下，绕组导线易发生轴向翻转；

c.该主变压器低压绕组所采用的半硬自粘导线承受短路电流电动力作用后，导线出现散股现象，未起到应有的自粘作用，从而大大降低了低压绕组的动稳定能力，说明该主变压器导线材质或选材方面控制不严；

d.该主变压器换位“S”弯处的楔形垫块较短、松动，在短路电流电动力作用下易发生脱落、移位、分层现象，未能起到防换位处导线轴向窜位的支撑作用；

e.该主变压器线饼间采用层压木垫块，在短路电流电动力作用下出现分层，降低了绕组承受轴向电动力能力，层压木垫块折断后，线饼间绝缘距离减小，导致线饼间匝间击穿短路。

4 处理措施及建议

在对该主变压器损坏情况经过仔细检查和故障原因分析后，进行了返厂修复：更换该主变压器中、低压绕组，导线全部采用半硬自粘换位铜导线，提高低压绕组导线屈服强度，降低低压绕组电流密度；在满足主变压器并列运行条件的前提下，尽量提高该主变压器高低压间短路阻抗值，以降低短路电流对低压绕组的冲击；更换变压器内非结构性绝缘件及层压纸板，改进楔形垫块的形状及尺寸，保证楔形垫块与导线“S”弯面良好接触；采取有效措施控制好安匝平衡；控制低压绕组的辐向裕度及轴向压缩率；加强低压绕组“S”弯换位处绝缘，并在其上下2个油道位置增设扇形板来加强线饼间的绝缘等。将该主变压器进行返厂修复后，重新投入运行，运行状况良好。

许多故障表明，大型变压器本身抗短路能力不足是引起短路损坏的主要原因，而外部运行环境不良也是一个重要的因素。为防止大型变压器发生短路损坏故障，应在产品制造和运行管理两方面采取综合措施。生产厂家设计和制造大型变压器时，应进一步优化产品设计和制造工艺，严格控制原材料及组部件的质量，并严格按照主变压器相关标准开展型式试验、出厂试验等。运行单位应采取措施改善变压器运行环境，避免变压器低压侧遭受外部短路故障冲击。

［1］ 阎春雨.采用油中溶解气体分析法判断变压器故障应注意的事项［J］.变压器，2006，43（9）：38－41.

［2］ GB 50150－2006，电气装置安装工程电气设备交接试验标准［S］.

［3］ DL/T 393－2010，输变电设备状态检修试验规程［S］.

［4］ 陈天翔，王寅仲.电气试验［M］.北京：中国电力出版社，2008.