基于主变附近短路引起绕组变形分析处理

云南电网怒江供电局 陈志喜

1 变电站概述

在西部边远的110kV变电站位于怒江州泸水市老窝乡分水岭工业园区，距离州府六库约40km，海拔高度2500m，占地面积25.6亩，2008年8月15日投入试运行。主变为油侵自然式风冷变压器，装有两台容量为2×90000kVA，型号为SF210-90000 110GYW。

110kV一次主接线采用双母线接线方式，110kV进出线间隔有5回，至老窝河梯级电站间隔1回，一至110kV六库中心变电站间隔1回，至110kV秤杆开关站间隔2回，至怒江昆钢水泥厂间隔1回。

35kV采用双母线接线方式，共有12回出线间隔，至宏盛锦盟硅厂间隔4回，至宏鑫硅厂间隔2回，至金盛硅厂间隔2回，至金志硅厂间隔2回，至康华硅厂间隔2回。110kV采用展开式带五防设备，35kV采用户内组合开关柜。

2 主变绕组变形检测分析

2.1 试验目的

根据怒江区域电网某110kV变电站于2013年3月开展的预试定检试验、2015年1月开展的预防性试验报告中数据变化与技术规范参数值比较发现：#1和#2号两台主变均显示为绕组变形状态。因此对某110kV变电站#1和#2号两台主变开展绕组变形测试，通过低压频谱法、短路阻抗法测试，以及频响法对两台主变绕组变形的原因进行分析，并核实这两台主变的绕组变形情况。

云南电网公司设备部、电力科学研究院高压所、局变管所等多家单位，曾多次对某110kV变电站#1、#2主变开展绕组变形测试数据结果进行横纵向对比发现，某110kV变电站两台主变绕组变形正逐步加剧，抗短路能力大幅下降，变压器绕组损坏的风险越来越高。其检测研究结果显示，该两台变压器的阻抗均与铭牌值存在较大的偏差，可以判断在多次累积效应的影响下变压器在长期运行中发生了绕组变形的现象，尤其是#2号主变，其短路阻抗值偏差有增大的趋势。

2.2 #1号主变试验数据分析

高压绕组相关系数三相频响特性曲线谐振点在低频和高频段较为一致，但在中频段400～500kHz之间偏低，根据DL/T911-2004的建议标准判断，高压绕组A相可能存在轻度变形。因此，针对主变绕组变形进行了相关的检测。

在低压的频谱法曲线结果显示，低压侧绕组的相关系数在中频段最低为0.39，根据DL/T911-2004的建议标准判断，主变低压侧ac相的绕组可能存在较为明显的变形。

短路阻抗法测试。为进一步判断主变的绕组变形情况，进行了短路阻抗法测试，其结果显示短路阻抗2015年测试和2016年本次测试值与出厂铭牌值相比，均超过标准规定2%的注意值。

进一步测试单相间的横向比对结果显示，横向比较之间的偏差也超过了DL标准规定的2.5%的注意值；AO为最低，可推断绕组存在一定程度的变形。#1号主变的纵比（与出厂试验铭牌值相比）最大偏差已达6.82%，横向比较最大达8.51%。由试验数据可判断#1号主变绕组已出现一定程度的绕组变形。

结合上述结果，综合分析可怀疑是高压绕组AO相有轻度变形，低压绕组的ac相也存在轻度的变形。但短路阻抗值（与2015年）的纵向比较偏差在0.2%-0.3%之间，说明近一年的短路阻抗值几乎无变化，也就是在2015年期间，绕组的结构状态稳定。而自投产之后至2015年期间未做过短路阻测试，纵向对比也就只有出厂值、2015年的值和本次测试值。

2.3 #2号主变试验数据分析

根据曲线的吻合度频响法分析，在中低频段，高压绕组A相与BC两相偏差稍大，低压绕组曲线在低频段的绕组ab与bc、ac的偏差较大，根据DL/T911-2004的建议标准判断：高压绕组的AO、低压绕组ab可能存在轻度变形。

1.2.1.2.5素养制定治疗室及配药室的各项行为规范手册，使用药品后尽早放回原处，操作后配药室的台面污垢，污渍，药渍及时清理，保洁员及护士也要定期对治疗室进行清扫，强调医疗工作者的责任感，集体荣誉感和团队合作精神。

采用短路阻抗法测试。对#2号主变进行短路阻抗法测试，结果显示短路阻抗2015年测试和2016年本次测试值与出厂铭牌值相比，最大偏差分别是3.98%和6.73%，均超过标准规定2%的注意值，且偏差有增大的趋势。

横向测试结果显示，横向偏差超过了标准规定的2.5%的注意值，CO为最低，可推断绕组存在一定程度的变形。

结合上述分析结果，综合分析可怀疑是高压绕组AO相有轻度变形，低压绕组的ab相也存在轻度的变形。但短路阻抗值（与2015年）的纵向比较额定分接时偏差为3.2%，说明在2015年1月至2016年2月期间，绕组还是存在一定的变形。进一步的本体电容和介损测量结果表明，绕组内部存在异常的可能性较大。该两台变压器的阻抗均与铭牌值存在较大的偏差，可以判断在多次累积效应的影响下变压器在长期运行中发生了绕组变形的现象，尤其是#2号主变，其短路阻抗值偏差有增大的趋势。

两台主变历年的直流电阻、油色谱数据等其他电气试验结果均正常，由此判断两台内部的绝缘正常，主要还是短路力对变压器造成了影响。虽现在两台主变处于投产运行状态，但在发生低压短路的情况时，抗短路能力已大幅下降，变压器绕组有损坏的风险。

3 采取的具体措施

经本次试验结果，两台主变压器最多再可以运行4个月，返厂后厂家确定变电压器的故障相当严重，最多再能坚持1～2个月就坏了，因此当地供电局领导及时做出了返厂大修的计划，避免了一场重大事故的发生，挽救了400多万的经济损失。

结合实际生产要求，现两台主变继续按照原来的方式运行，为了保证主变的安全运行，根据生产设备部的要求，根据本所实际生产情况，变电管理所制定了几点确保主变安全运行的措施，主要有以下几点。

3.1 运行方面

对35kV设备进行差异化巡维，每个月至少巡维4次。

加强运行设备温度升高情况的监视，尤其是在高温或者重负荷的情况下，监视对象主要包含变压器穿墙套管、开关柜等设备导电、接头部分，可采用红外测温设备节能型检查；若发现温度异常的开关柜，应当加强监测，并进行相应的分析处理，避免导电回路过热造成变压器近区发生短路故障。

查看近年来主变、35kV出现跳闸的情况，以便进行相应的分析。

巡维中心将35kV出线跳闸故障报文、设备检查记录进行扫描，并根据时间顺序建立保存文件夹，以便今后的查阅。

35kV出线跳闸发生之后，需要检修人员对设备进行全面检查并上报有关设备部门，并明确是否可以复电；现场运行人员不能仅凭借外观检查便恢复调度复电。

采用现代科技手段对主变运行进行监测，及时发现存在的问题并制定有效措施，确保主变的安全运行。

3.2 检修方面

在变压器主变正常运行过程中，安排专门检修人员定期对#1、#2主变取油样，并对油样的油色谱结果进行对比、分析，如果发现异常情况应当马上上报。如果110kV金岭变#1、#2主变低压侧遭受到超过8.3kA以上短路电流的时候（是设计极限值的65%），需要抽取油样，进行油色谱分析，并将分析结果上报给相关部门。

某110kV变电站#1、#2主变低压侧遭受到超过8.3kA以上短路电流的情况下，检修人员应当马上安排相应人员开展绕组变形实验，并对比分析实验结果，将实验结果及时上报给相关部门。

检修部门应当定期安排专业人员对开关柜进行超声波局放、暂态地电压检测、发现异常情况需要马上处理，避免发生开关柜内部局部放电转变为短路故障情况的发生。

基于信号注入、回路平衡方程对变压器绕组变形进行在线监测，确保主变的安全运行。

4. 总结

结合西部高原边远的某110kV变电站#1、#2主变存在绕组短路变形问题，通过低压频谱法、短路阻抗法测试以及频响法对两台主变绕组变形的原因进行分析，结果发现该两台变压器的阻抗均与铭牌值存在较大的偏差，在多次累积效应的影响下，变压器在长期运行中发生了绕组变形的现象，尤其是#2号主变，其短路阻抗值偏差有增大的趋势。因此在主变运行、检修过程中应当采取有效的措施，确保其安全运行。