基于ATP-EMTP仿真的变压器内部故障分析

陈正宇，崔 婷，安昌萍

(国网重庆市电力公司电力科学研究院，重庆 401123)

电力变压器是电力系统最重要的变电设备，电能在发电厂需经升压变压器实现电压从低压-高压的转换，再接入高压输电线路传输至变电站，经降压变压器实现电压从高压-低压的变换，后经高压线路或电缆接入配电网和用户。当前110 kV降压变压器容量多为31.5～63 MVA，一座110 kV降压变电站通常配置2台110 kV降压变压器，中、低压侧分别带两段母线分列运行。

变压器若发生故障，将对供电可靠性和系统安全稳定运行带来严重的威胁，同时大容量的变压器也是十分昂贵的设备，因此应根据变压器容量等级和重要程度装设性能良好、动作可靠的继电保护装置。差动保护是电力变压器的主保护，多为纵联差动保护，用于反映电力变压器引出线、套管及内部短路故障的继电保护手段，具有安全可靠性高、灵敏度高、动作迅速的特点。差动保护动作后，需瞬时动作于断开变压器各侧断路器，相当于将变压器隔离并退出运行，待检查、维修并验证后方可再投入运行。

鉴于差动保护动作具有灵敏性、瞬时性、高可靠等优点，差动保护必须配置稳定、可靠的继电保护故障录波及分析软件，其中故障录波数据也为电力变压器的故障分析提供了技术支持。

2017年9月9日5时32分，某110 kV变电站110 kV 1#主变差动保护动作、本体重瓦斯动作三侧断路器跳闸，35 kV 323#保护启动，但故障电流持续时间未达到保护动作时限。

1 一、二次检查情况

1.1 故障变压器现场检查

故障主变为110 kV三线圈变压器，型号SFPS8-63000/110，1994年9月出厂，接线方式Y/Y/Δ接线，高压侧110 kV，中压测35 kV，低压侧10 kV。设备现场检查是判断设备本体受损情况最简单直接的手段，以一次试验为主要方式。为检查短路冲击和外部过电压可能造成变压器内部受损的情况，故障发生后对1#主变开展绕组直流电阻、变比、绝缘电阻、介质损耗及电容量、绕组变形、低压短路阻抗、绝缘油油中溶解气体组分分析等试验，对主变高、中、低三侧的避雷器进行试验，测试全站接地导通性电阻、避雷针接地电阻、接地网接地电阻。试验结果表明，110 kV 1#主变中压侧A相线圈开路，存在明显变形，绝缘电阻不合格，变比试验不合格；低压侧A相线圈存在变形，高压侧A相线圈存在轻微变形，油中溶解气体组分含量超标，三比值法判断内部有电弧放电。由此判断，1#主变压器中压侧A相线圈开路且发生变形，A相另外两侧线圈存在轻微变形，其他设备正常。根据雷电定位系统数据显示，故障发生期间，35 kV出线323#架空线路附近有雷击发生。

1.2 外部运行情况

根据雷电定位系统数据显示，故障发生前后5 min，35 kV 323#线路走廊2 km内落雷12次，变电站内35 kV 323#线路三相避雷器均动作，35 kV 1#母线B相避雷器、1#主变35 kV侧B相避雷器均动作。线路巡线后323#线路发现16#杆发生三相相间短路现象。线路及站内避雷器动作情况表明故障发生前有雷电流经线路入侵变电站，在变电站内经线路、母线避雷器动作阀片导通接地后形成的残压仍然对变电设备造成了损伤。

继电保护装置显示，35 kV出线323#线路过流保护启动但未达到保护出口时限(0.9 s)，1#主变在35 kV出线323#线路保护启动0.08 s后动作。故障录波表明主变差动保护启动时，主变高压侧三相均出现故障电流，前10 ms内中压侧B、C相出现对称故障电流，表明中压侧A相区内存在故障点。由于短路电流的电源由主变高压侧110 kV提供，主变因此高压侧A相也出现了故障电流，由于中压A相为内部绝缘故障，电流未流入大地，因此B、C相短路电流在低压侧故障前仍保持为对称波形。

1.3 故障主变解体情况

故障变压器在检修车间吊芯后，进行了解体检查，线圈内部受损情况如下。

1.3.1 高压侧线圈

高压侧线圈(含高调)无异常。

1.3.2 中压侧线圈

中压侧线圈A相上、下调压段绕组严重变形，匝间绝缘有击穿放电现象，内围屏纸板被变形的电磁线顶穿，如图1、图2所示。

图1 中压线圈A相

图2 中压侧调压段2、3匝间位置

1.3.3 低压侧线圈

低压侧线圈下部对应中压侧线圈下调压段位置有放电现象，如图3所示。

1.3.4 中压侧无载分接开关

中压侧无载分接开关A相触头存在严重过流烧蚀现象，如图4所示。

图3 低压线圈A相

图4 中压侧无载分接开关(鼓形)解体

2 变压器内部过电压仿真

2.1 仿真模型

采用ATP-EMTP V7.0仿真软件，雷电流波形参数选择：峰值70 kA，波头8 μs，波长250 μs，雷电流通道波阻抗取300 Ω，架空线路全长35 km，线路落雷点距离故障变电站5 km，线路波阻抗500 Ω，雷电流经导线的电磁波传播速度3×108 m/s。

2.1.1 变压器模型

按图5所示的变压器内部仿真模型模拟雷击323#架空地线，16#杆塔电位升高后B、C相绝缘子发生闪络放电，雷电流经分流后沿B、C相架空线路侵入变电站。

图5 变压器内部过电压仿真模型

2.1.2 避雷器模型

避雷器采用IEEE推荐的模型[1]，如图6所示，V10=134 kV。

图6 MOA仿真模型

2.2 仿真计算结果

采用ATP-EMTP V7.0进行仿真计算，得到主变35 kV侧入口及分接开关调压段过电压仿真结果如下。图7、图8仿真结果显示，雷电流侵入变电站后，由于避雷器可靠动作，变压器中压侧三相线端过电压：A相50 kV，B、C相均为110 kV左右，中压侧中性点过电压12 kV左右。

图7 变压器中压侧入口过电压

图8 中压侧中性点过电压

仿真计算结果表明，如图8所示，雷电流从变压器中压侧B、C相侵入变压器后，变压器中压侧线端以及中性点过电压被避雷器有效钳制。但是，当调压段2、3对地杂散电容不平衡度到达20%时，如图9所示，A相调压段2、3匝间过电压可达到10 kV左右，超出线圈匝间绝缘水平，B、C相调压段2、3匝间过电压相对较低，且中压侧调压段2、3匝间过电压幅值与对地电容不平衡度、雷电流幅值、波长、成正比例关系。

图9 中压侧调压段2、3匝间过电压

3 故障原因分析

故障变压器中压侧线圈调压方式为单桥跨接(中部调压，鼓形开关)，线圈为中部进线上、下并联结构[2]，故障时分接开关所处档位为3档，中压侧电压分接为38.5±1×5%(kV)。

主变发生故障前，323#架空线路杆塔遭遇雷击，线路杆塔上的B、C相绝缘子闪络接地(短路电流约4.8 kA)，同时雷电波沿线路入侵变电站，在入侵的路径中，变电站35 kV 323#线路避雷器、35 kV母线及1#主变中压侧避雷器相继动作，避雷器阀片导通后形成的残压仍然造成电气距离最近的1#主变35 kV侧A相内部线匝绝缘击穿故障，A相线匝在第一个幅向压缩应力峰值时发生严重变形挤压A相低压线圈[3]，致使A相中压侧线圈与低压侧线圈之间绝缘受损，中、低压绕组间绝缘击穿放电。

从图10所示的分接开关接线图看出，当档位在3档时，分接开关上、下调压段的2、3分接处匝间绝缘击穿，整个调压段短路，短路电流约为120×13.3×(110/40.5)×(40.425/3.85)/2=22.8 kA。强大的短路电流引起的电动力造成调压线圈幅向严重变形，变形的电磁线顶穿中低压线圈间的绝缘纸筒，中压线圈直接对低压线圈放电。

图10 分接开关的基本接线图

4 结论

1)故障主变系老旧设备，在结构上，主变中压侧线圈调压方式采用中部单桥跨接方式，当在最小分接档运行时，由于2、3相邻的调压段对地杂散电容不平衡，在遭遇雷电入侵时极易出现较高过电压造成内部绝缘击穿。为避免类似案例发生，优化主变线圈结构设计，新投运变压器调压方式应优先选择中性点调压方式，以减少调压线圈对地杂散电容不平衡度。

2)雷电流沿架空线路侵入变电站是导致主变故障的外部因素，电力系统应从设计上改善变电设备运行的外部环境，做好雷电过电压及保护技术措施。

结合在运线路和变电站运行经验、雷电定位系统雷电活动强度、地闪密度、地形地貌和土壤电阻率，通过计算分析，按差异化原则设计和配置线路的防雷技术措施。

①对易遭雷击线路或易击段线路应全线架设地线，可采取在线路绝缘子并联间隙的措施保护绝缘子，使绝缘子并联间隙与被保护的绝缘子的雷电放电电压之间的配合做到雷电过电压作用时并联间隙可靠动作，同时不宜过分降低线路绕击或反击雷电水平。定期测量杆塔接地电阻，确保接地电阻值在设计范围内，并采取降低杆塔接地电阻的措施，防止雷击杆塔后反击导线。

②落实变电站防雷措施，对发生过雷电波侵入造成设备损坏的变电站，在线路出线间隔入口处应加装金属氧化物避雷器；110 kV变电站的110 kV、35 kV、10 kV母线，主变高、中、低压侧均应配置金属氧化物避雷器，做好避雷器泄漏电流的带电检测等维护工作，对避雷器残压进行抽检，避雷器阀片动作后残压与变电设备绝缘耐受电压之间的配合要满足要求。