鄭鴻彥

（1.海南電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力科學(xué)研究院，海南 海口 570311；2.海南省電網(wǎng)理化分析重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，海南 ?？?570311）

0 引言

電力變壓器是電網(wǎng)中的核心設(shè)備之一，其安全運(yùn)行對(duì)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定和供電可靠性起到至關(guān)重要的作用。電力變壓器在運(yùn)行過(guò)程中常受到各種外部故障電流的沖擊，尤其是變壓器低壓側(cè)近區(qū)短路的沖擊［1］，已成為變壓器損壞、故障跳閘的重要原因。受電網(wǎng)系統(tǒng)短路電流不斷增大及老舊主變壓器抗短路能力不足等因素的影響，部分主變壓器已無(wú)法滿足系統(tǒng)短路故障沖擊的要求［2］。當(dāng)此類主變壓器遭受近區(qū)短路故障沖擊后，會(huì)發(fā)生嚴(yán)重的繞組變形，并造成主變壓器發(fā)生繞組匝間、餅間的絕緣擊穿等突發(fā)性絕緣故障［3］，嚴(yán)重威脅電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

本研究介紹一起110 kV 主變壓器連續(xù)遭受近區(qū)短路沖擊而損壞的事故，對(duì)故障情況進(jìn)行綜合試驗(yàn)分析、解體檢查及抗短路能力計(jì)算，從多維的角度出發(fā)，對(duì)主變壓器故障的原因進(jìn)行深入分析，并提出防范主變壓器近區(qū)短路故障的治理措施。

1 故障概況

2019 年03 月22 日18 時(shí)01 分39 秒，某110 kV變電站10 kV 某用戶開閉所設(shè)備發(fā)生三相短路故障跳閘。18 時(shí)22 分30 秒，由于該開閉所的工作人員未認(rèn)真檢查，就手動(dòng)合閘故障母線，導(dǎo)致開閉所進(jìn)線開關(guān)保護(hù)跳閘；18 時(shí)22 分32 秒，#1 主變壓器低壓側(cè)低后備保護(hù)及輕瓦斯、重瓦斯保護(hù)先后動(dòng)作跳閘。

該主變壓器在發(fā)生故障前，遭受三次低壓側(cè)相間短路故障電流的連續(xù)沖擊。經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)檢查，折算到一次側(cè)10 kV 線路第一次故障電流峰值為9.33 kA，第二次故障電流峰值為9.19 kA，第三次故障電流峰值為14.57 kA。

2 現(xiàn)場(chǎng)檢查和試驗(yàn)情況

2.1 用戶側(cè)設(shè)備檢查情況

經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)，10 kV 某用戶開閉所的10 kV Ⅱ段母線的PT 柜嚴(yán)重?zé)冢鐖D1 所示。經(jīng)向該用戶了解后發(fā)現(xiàn)，10 kV 開閉所#2 線進(jìn)線開關(guān)電流速斷保護(hù)動(dòng)作跳閘，約20 min 后合上分段開關(guān)時(shí)10 kV 開閉所#1 線進(jìn)線、分段開關(guān)電流速斷保護(hù)動(dòng)作跳閘。

圖1 10 kV某用戶開閉所10 kV Ⅱ段母線PT受損情況

2.2 變電站設(shè)備檢查情況

2.2.1 外觀檢查情況。該用戶10 kV專線開關(guān)柜嚴(yán)重?zé)?，刀閘母線側(cè)三相支柱瓷瓶出現(xiàn)破裂，三相刀閘靜觸頭支柱瓷瓶鐵部件均有嚴(yán)重放電燒熔的痕跡，刀閘母線側(cè)C 相刀閘動(dòng)靜觸頭有輕微的放電燒熔痕跡，如圖2所示。

圖2 10 kV開關(guān)柜內(nèi)設(shè)備受損情況

2.2.2 試驗(yàn)分析情況。對(duì)#1 主變壓器進(jìn)行取油，并進(jìn)行化驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)氫氣、乙炔、總烴嚴(yán)重超標(biāo)，通過(guò)三比值法分析為電弧放電。#1 主變壓器本體油色譜化驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 #1主變壓器本體油色譜化驗(yàn)結(jié)果

通過(guò)對(duì)#1主變壓器本體進(jìn)行高壓試驗(yàn)后發(fā)現(xiàn)，主變套管連同繞組直流電阻試驗(yàn)的低壓側(cè)的數(shù)據(jù)不合格（ab：27.12 mΩ、bc：27.03 mΩ、ca：40.71 mΩ），判斷為低壓側(cè)a 相繞組發(fā)生故障。對(duì)#1 主變壓器進(jìn)行繞組變形試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)低壓繞組可能存在明顯的變形現(xiàn)象。

3 主變吊罩解體檢查情況

該主變壓器繞組從外向內(nèi)的安裝順序?yàn)檎{(diào)壓繞組、高壓繞組、低壓繞組。通過(guò)吊罩檢查后發(fā)現(xiàn)，繞組上下端部的絕緣墊塊有局部竄動(dòng)和移位的現(xiàn)象，在箱底、端部油道有銅鎦、絕緣碳化物。拆除上部鐵軛，對(duì)該主變壓器進(jìn)行拔包檢查，發(fā)現(xiàn)A 相低壓繞組的下端部出線位置線餅存在向內(nèi)彎曲和移位的現(xiàn)象，下端部第一個(gè)線餅內(nèi)外線匝之間的絕緣墊條已竄出，下端部第一、第二個(gè)線餅存在匝間、餅間短路灼燒的現(xiàn)象，灼燒部位的銅線出現(xiàn)部分缺損、斷線、絕緣碳化的現(xiàn)象。B、C 相低壓繞組端部引出線出現(xiàn)收縮帶松動(dòng)、斷裂的現(xiàn)象，線餅的匝間墊條有竄出現(xiàn)象。A 相低壓線圈故障部位檢查結(jié)果如圖3所示。

圖3 A相低壓線圈故障部位檢查情況

4 主變壓器歷史故障沖擊及抗短路能力情況

4.1 主變壓器歷史受短路電流沖擊情況

該變電站10 kV 出線為全電纜線路，#1 主變壓器于2002年1月投入運(yùn)營(yíng)。經(jīng)查詢調(diào)度后臺(tái)及站內(nèi)電子臺(tái)賬后發(fā)現(xiàn)，2008年8月至2019年3月有線路跳閘記錄，僅發(fā)生1起某10 kV 線路跳閘的事件，該線路運(yùn)行在10 kV#2母線，對(duì)#1主變壓器未造成影響。

4.2 主變壓器抗短路能力校核

根據(jù)#1主變壓器錄波采集到的故障電流，并結(jié)合該主變壓器的計(jì)算單，電科院和廠家分別對(duì)該主變壓器抗短路能力進(jìn)行校核，兩者的計(jì)算結(jié)果基本一致，且最大短路故障電流的有效值與主變壓器可承受最大短路電流非常接近。計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 #1主變承受短路能力計(jì)算結(jié)果 單位：kA

經(jīng)吊罩檢查后發(fā)現(xiàn)，A 相低壓線圈的出頭部位出現(xiàn)燒損，最下餅墊條竄出。針對(duì)上述現(xiàn)象，以下重點(diǎn)分析該部位的受力情況。受力分析的結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 低壓繞組下部?jī)娠炇芰Ψ治?單位：kN

對(duì)計(jì)算結(jié)果分析后可知，低壓繞組所受的向下及向內(nèi)的電磁力是由幅向環(huán)向壓縮力和軸向綜合力構(gòu)成的，在上述力的共同作用下，53 餅對(duì)墊條施加向下的力。由于墊條的整體性不強(qiáng)，松散不受力，無(wú)法承受相應(yīng)的力從而竄出，導(dǎo)致對(duì)應(yīng)出頭位置上的53 餅線餅向下運(yùn)動(dòng)，與54 餅出頭包扎部位形成剪切，破壞出頭包扎絕緣后形成匝間短路。下部?jī)娠炇芊螂姶帕εc軸向合力的示意圖如圖4所示。

圖4 下部?jī)娠炇芊螂姶帕εc軸向力合力示意圖

5 故障原因分析

通過(guò)分析故障點(diǎn)的放電痕跡，判斷#1主變壓器故障是由A 相低壓繞組下端部第一個(gè)線餅和第二個(gè)線餅的餅間、匝間絕緣擊穿短路造成的。引起餅間、匝間絕緣擊穿短路的原因有多種，下面從多維度逐一進(jìn)行分析。

5.1 從主變壓器抗短路能力分析

對(duì)故障主變壓器的抗短路能力進(jìn)行校核，計(jì)算其最大耐受電流有效值為10.37 kA，而本次短路最大電流有效值為10.3 kA，持續(xù)時(shí)間為1.7 s，接近校核值。同時(shí)，根據(jù)該主變壓器在故障后存在明顯的繞組變形的測(cè)試結(jié)果和繞組墊條、導(dǎo)線竄出的檢查結(jié)果，判斷出外部短路沖擊是此次主變壓器發(fā)生故障的誘因。

5.2 繞組軸向壓緊力不足原因分析

一是對(duì)照本次繞組故障的部位，繞組軸向壓緊力不足是因該產(chǎn)品已運(yùn)行17 a，運(yùn)行時(shí)間久，端部絕緣（包括墊塊、角環(huán)）及繞組油隙墊塊產(chǎn)生收縮，此種收縮會(huì)使繞組的壓緊力降低。在遭受短路軸向力沖擊時(shí)，會(huì)導(dǎo)致繞組的軸向位移幅度增大［4］。二是與現(xiàn)產(chǎn)品的壓緊結(jié)構(gòu)相比，原有繞組的軸向壓緊結(jié)構(gòu)使用6 個(gè)壓釘進(jìn)行壓緊，每個(gè)壓釘墊片尺寸為90 mm×90 mm，壓釘墊片與壓板的接觸面積?。ìF(xiàn)結(jié)構(gòu)采用6 個(gè)壓塊壓緊，每個(gè)壓塊墊片尺寸為70 mm×200 mm，壓塊墊片與壓板的接觸面積增大），從而影響高低壓繞組的均勻受力。在短路力作用下，導(dǎo)致線餅中各匝線軸向移位幅度分布不均。主變壓緊結(jié)構(gòu)對(duì)比分析如圖5所示。

圖5 主變壓緊結(jié)構(gòu)對(duì)比分析

5.3 從綁扎工藝分析

發(fā)生故障的主變壓器的低壓繞組上下端引出線僅用收縮帶綁扎一處，且僅綁扎端部的第一個(gè)線餅、第二個(gè)線餅和端部線餅匝間墊條未進(jìn)行綁扎，低壓繞組在受到短路力的作用下，出現(xiàn)上下竄動(dòng)的現(xiàn)象，導(dǎo)致端部線餅的匝間墊條發(fā)生松動(dòng)，進(jìn)而出現(xiàn)竄動(dòng)的現(xiàn)象。

本研究對(duì)綁扎工藝進(jìn)行改進(jìn)。一是在繞組繞制完工后，首尾兩端引出線要用收縮帶沿圓周綁扎4 處（面對(duì)引出線左邊1 處，右邊3 處），其余部位的四周均勻分布著綁扎，每處要綁扎相鄰4 餅；二是匝間墊條厚度超過(guò)10 mm 的要應(yīng)用收縮帶綁扎，超過(guò)15 mm 要分層放置。主變綁扎工藝對(duì)比如圖6所示。

圖6 主變綁扎工藝對(duì)比分析

5.4 綜合分析

根據(jù)綜合吊罩解體、多維度分析的情況，可判定該主變壓器故障是由主變10 kV側(cè)短時(shí)間內(nèi)連續(xù)遭受近區(qū)短路電流沖擊，且最大一次短路故障電流值接近主變壓器所能承受的最大值，同時(shí)因主變壓器低后備保護(hù)跳低壓側(cè)開關(guān)的整定時(shí)間（1.7 s）過(guò)長(zhǎng)，導(dǎo)致主變壓器低壓繞組在短路電流電動(dòng)力的持續(xù)作用下發(fā)生變形，并造成匝間的絕緣擊穿短路，最終導(dǎo)致主變壓器重瓦斯保護(hù)動(dòng)作跳閘。

6 治理措施

6.1 全面梳理整治采用同類舊結(jié)構(gòu)工藝的在運(yùn)行主變壓器

梳理該廠家同類型產(chǎn)品，并結(jié)合短路沖擊記錄，選取遭受短路沖擊較為嚴(yán)重的一到兩臺(tái)主變壓器進(jìn)行內(nèi)檢，檢查繞組工藝是否相同及受短路沖擊的影響情況，并要求廠家提供加固改造方案，經(jīng)技術(shù)、經(jīng)濟(jì)比較評(píng)估后，確定最終整改方案。

6.2 加強(qiáng)對(duì)老舊主變壓器運(yùn)維管理

對(duì)運(yùn)行超過(guò)15 a的110 kV及以上主變壓器，組織開展抗短路能力校核工作，結(jié)合預(yù)試開展繞組變形試驗(yàn)，并與歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行趨勢(shì)對(duì)比分析。對(duì)抗短路能力不足的主變壓器，采用現(xiàn)場(chǎng)加固、返廠大修、加裝限流電抗器等針對(duì)性運(yùn)維檢修策略，并嚴(yán)格落實(shí)，防止主變壓器因近區(qū)短路沖擊而發(fā)生繞組變形故障［5］。

6.3 優(yōu)化保護(hù)定值整定

根據(jù)主變壓器抗短路能力的校核結(jié)果，開展主變壓器保護(hù)定值校核，優(yōu)化變電站10 kV 出線、用戶保護(hù)時(shí)間級(jí)差。在滿足保護(hù)配合要求的基礎(chǔ)上，盡量縮短主變壓器后備保護(hù)過(guò)流的時(shí)限。針對(duì)抗短路能力不足的主變壓器，在主變壓器抗短路能力改造提升前，建議退出主變壓器低壓側(cè)線路重合閘，能避免主變壓器在短時(shí)間內(nèi)連續(xù)遭受短路電流的沖擊。

7 結(jié)語(yǔ)

電力變壓器是保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的關(guān)鍵設(shè)備，變壓器在正常運(yùn)行中受到近區(qū)短路故障的影響，一旦其遭受損壞，損壞情況較為嚴(yán)重。根據(jù)有關(guān)資料的統(tǒng)計(jì)，主變壓器抗短路能力不足是近年來(lái)造成主變壓器損壞的首要原因。本研究結(jié)合一起110 kV 主變壓器遭受近區(qū)連續(xù)短路沖擊而損壞的事故，詳細(xì)分析了該主變壓器故障的原因。針對(duì)現(xiàn)階段近區(qū)短路是導(dǎo)致主變壓器發(fā)生故障的重要原因，提出防范主變壓器近區(qū)短路故障的建議及措施，為保證變壓器在實(shí)際應(yīng)用中的安全運(yùn)行提供借鑒和幫助。