云南電網(wǎng)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(xiāng)分水嶺工業(yè)園區(qū)，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?yōu)橛颓肿匀皇斤L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(nèi)組合開關柜。

2 主變繞組變形檢測分析

2.1 試驗目的

根據(jù)怒江區(qū)域電網(wǎng)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(shù)據(jù)變化與技術規(guī)范參數(shù)值比較發(fā)現(xiàn)：#1和#2號兩臺主變均顯示為繞組變形狀態(tài)。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(wǎng)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(shù)據(jù)結果進行橫縱向對比發(fā)現(xiàn)，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(fā)生了繞組變形的現(xiàn)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(shù)據(jù)分析

高壓繞組相關系數(shù)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(jù)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(shù)在中頻段最低為0.39，根據(jù)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(guī)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(guī)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(shù)據(jù)可判斷#1號主變繞組已出現(xiàn)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(tài)穩(wěn)定。而自投產(chǎn)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(shù)據(jù)分析

根據(jù)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(jù)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(yǎng)制定治療室及配藥室的各項行為規(guī)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(yī)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(guī)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(guī)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(nèi)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(fā)生了繞組變形的現(xiàn)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(shù)據(jù)等其他電氣試驗結果均正常，由此判斷兩臺內(nèi)部的絕緣正常，主要還是短路力對變壓器造成了影響。雖現(xiàn)在兩臺主變處于投產(chǎn)運行狀態(tài)，但在發(fā)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(jīng)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?shù)毓╇娋诸I導及時做出了返廠大修的計劃，避免了一場重大事故的發(fā)生，挽救了400多萬的經(jīng)濟損失。

結合實際生產(chǎn)要求，現(xiàn)兩臺主變繼續(xù)按照原來的方式運行，為了保證主變的安全運行，根據(jù)生產(chǎn)設備部的要求，根據(jù)本所實際生產(chǎn)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(jiān)視，尤其是在高溫或者重負荷的情況下，監(jiān)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(jié)能型檢查；若發(fā)現(xiàn)溫度異常的開關柜，應當加強監(jiān)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(qū)發(fā)生短路故障。

查看近年來主變、35kV出現(xiàn)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(jù)時間順序建立保存文件夾，以便今后的查閱。

35kV出線跳閘發(fā)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(xiàn)場運行人員不能僅憑借外觀檢查便恢復調度復電。

采用現(xiàn)代科技手段對主變運行進行監(jiān)測，及時發(fā)現(xiàn)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?nèi)∮蜆樱τ蜆拥挠蜕V結果進行對比、分析，如果發(fā)現(xiàn)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(yè)人員對開關柜進行超聲波局放、暫態(tài)地電壓檢測、發(fā)現(xiàn)異常情況需要馬上處理，避免發(fā)生開關柜內(nèi)部局部放電轉變?yōu)槎搪饭收锨闆r的發(fā)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(jiān)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(fā)現(xiàn)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(fā)生了繞組變形的現(xiàn)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。