一起主变压器高压绕组损坏事故检测与分析

罗 杨，杨红权，刘彦琴，刘 鑫，李 波，周 波，高 峻，姜飞宇

(国网四川省电力公司成都供电公司，四川 成都 610041)

0 引 言

近年来，随着工业和经济快速发展，电网规模也日趋增大，各电压等级的短路电流以及系统短路故障对设备的冲击损害越来越大。变压器作为电网系统的心脏，其健康状态直接影响整个电网运行的安全稳定。变压器抗短路能力是衡量变压器性能优良的重要参数，如绕组抗短路能力不足，则极易在短路电流冲击作用下发生变压器绕组变形或损坏[1-3]。下面以一起35 kV线路短路故障导致110 kV主变压器高压绕组损伤为例，通过试验手段分析了主变压器高压绕组损毁的抗短路能力的重要性。

1 事故前运行方式

事故前，变电站运行方式如图1所示，全站电源由152线路主供，151线路作为备用电源，其断路器处于分位。1、2号主变压器并列运行(130断路器处于合位)，35 kV侧合环运行(330断路器处于合位)，10 kV侧分列运行(930断路器处于分位)，322断路器处于合位运行状态。

图1 某站故障前的一次接线

事故主变压器型号为SFSZ10-50000/110，于2008年3月生产，联结组别为YN/Yn0/d11，其有载开关型号为CMIII-600Y/63C-10193W。

2 事故分析

2.1 保护动作情况

2020年8月22日20：10：35：822，该变电站35 kV 322线路发生B相接地故障；310 ms后，B相故障发展为三相故障(录波文件显示故障电流约3800 A)，线路保护装置启动，但322断路器未跳开；2.483 s后低电压Ⅰ、Ⅱ段动作，322断路器跳开。

20：10：36：145，2号主变压器差动保护启动，437 ms后比率差动动作，跳开152断路器、110 kV分段130断路器、35 kV 302断路器与10 kV 902断路器。844 ms后2号主变压器本体重瓦斯动作；4.925 s后，2号主变压器本体轻瓦斯发出信号。

2.2 主变压器设备检查

现场检查主变压器外观无异常，本体瓦斯继电器内部有少量气体，主变压器各处均无放电及渗漏油痕迹且油位正常。

2.3 油化试验

故障发生后，分别于8月22日和8月23日对主变压器中部及底部取样口取样，油化分析油中溶解气体浓度见表1。故障特征气体经过24 h扩散，23日油样特征气体含量明显比22日高，三比值编码为102，为电弧放电故障特征，即线圈匝间、层间短路、相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引起对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其他接地体放电等[4]。同时，表1中数据还显示两次取样试验结果均发现主变压器底部油样特征气体含量远大于中部，由于故障特征气体在绝缘油中存在扩散现象，气体总是从高浓度部位向低浓度部位扩散，而且离故障点越近特征气体浓度越高，因此初步推断该主变压器内部发生过放电，且放电位置靠近变压器底部。

表1 主变压器油化试验数据

2.4 高压电气试验

2.4.1 低电压短路阻抗测试

表2 主变压器低电压短路阻抗试验数据

2.4.2 频率响应测试

图2为高压绕组的频率响应曲线，从图中可知高压绕组低频段与C相有关的相关系数均接近极限值0.6(见表3)，属严重变形，说明绕组的电感改变，即线圈可能存在匝间或饼间短路故障，结合短路阻抗试验，再次验证了高压C相绕组存在高阻部位。图3为中压绕组的频率响应曲线，其低频段相关系数为2.0>RLF≥1.0，中频段相关系数位于0.6≤RMF<1.0区间，属于轻度变形。低压绕组频率响应曲线三相基本一致，且与原始记录无明显差异，即绕组频响曲线的各个波峰、波谷点所对应的幅值及频率基本一致，低压侧绕组没有变形。中压绕组频率响应相关系数见表4。

表4 中压绕组频率响应相关系数

图3 中压绕组频域响应曲线(5挡)

表3 高压绕组频率响应相关系数

图2 高压绕组频域响应曲线(1挡)

2.4.3 空载试验

表5为空载试验数据，从高压绕组加20 kV空载试验电压时，两个边相AB和BC铁芯空载电流和空载损耗差异均不超过10%；从中压侧加4.5 kV时，空载试验不合格，两个边相AmBm和BmCm空载电流差异超过10%；但是当中压侧加12.5 kV空载试验电压时，空载试验数据合格，两个边相AmBm和Bm

表5 空载试验数据

Cm空载电流差异不超过10%。造成这个现象的原因主要有以下几个：1)在低电压短路阻抗试验时已经提到，虽然高压C相绕组存在高阻态结构，但当试验电压升高时，高阻态会被逐渐电击穿，因此高压侧加20 kV空载试验电压时，高阻态被导通，空载试验数据合格；2)中压侧绕组在低电压(4.5 kV)时空载试验不合格，但是在提高试验电压(约12.5 kV)后，空载数据合格。同样说明低电压下的不稳定高阻态随着电压升高逐步形成放电通道而呈现导通状态，电流大小亦由不稳定变为稳定状态；3)高试验电压下空载试验数据合格，说明铁芯没有局部短路或多点接地故障(铁芯绝缘电阻测试显示其绝缘电阻为3000 MΩ)。

2.4.4 变比测试

对该主变压器开展高压对中压、高压对低压变比测试，在所有挡位均无法测出结果，而中压对低压数据合格，间接说明高压侧主绕组区段存在缺陷。

2.4.5 直流电阻测试

该主变压器高、中、低绕组直流电阻测试数据如表6至表8所示，从表中可以发现该主变压器中、低压侧绕组直阻数据正常，但是高压侧CO绕组在各个挡位均无法通流(测试仪器：变压器直流电阻测试仪)，无法测出其直流电阻值，改用万用表测试CO绕组直阻为12.85 kΩ。之后给CO绕组升高电压至约700 V，当CO相电流指针偏转剧烈后逐渐降压至0，再用万用表测试CO电阻，其数据明显降低(在0.4～300 Ω范围内)，但一段时间后CO绕组电阻又恢复至10 kΩ以上(测试仪器：万用表测试)。由于各个挡位的现象一致，说明CO相高阻故障位于主绕组上；同时，鉴于油化试验中变压器底部油中故障特征气体浓度明显比中部油中浓度高，因此推测故障点位于C相主绕组上，并靠近箱体底部，如图4所示。

表6 高压绕组直流电阻试验数据

表7 中压绕组直流电阻试验数据

表8 低压绕组直流电阻试验数据

图4 高压C相绕组故障部位

2.4.6 绝缘试验

对故障主变压器开展主变压器连同套管的电容量和介损试验，结果无异常；测试绕组绝缘及铁芯绝缘，也与历史值无明显差异，说明铁芯及绕组未故障接地，佐证了空载试验结论。

3 事故分析及吊罩验证

3.1 事故原因分析

20：10：35：822，322出线间隔中压侧Bm相发生单相接地事故，310 ms后继而发生三相短路故障，但此时322断路器未跳开;直到760 ms后比率差动动作跳开2号主变压器各侧断路器，322线路故障才被切除。显然，这是一起因为断路器拒动而导致越级跳闸引起的事故。该故障持续时间为760 ms，电、热应力在此时间段内作用于主变压器高压侧绕组，导致绕组烧损熔融断裂；但其断口间绕组并没有彻底脱开，而是在四周油纸的共同作用下，熔化脱落的绕组金属熔化物与绝缘油纸粘结在一起，最终形成“虚接”状态的高阻结构。电弧高温使得绝缘油分解，产生大量故障气体，导致该主变压器本体重瓦斯动作、轻瓦斯报警。另外，频响法显示高压C相绕组低频段明显变化，存在电感量变化，也是由于高压C相绕组被大电流熔融烧损，匝间存在故障，绕组电感被改变。

3.2 吊罩检查

2020年10月，该主变压器返厂吊罩检查，发现中压绕组、低压绕组、调压绕组以及高压侧A、B、C三相绕组线圈均完好无明显变形，但其高压侧C相绕组存在明显放电及烧蚀痕迹，如图5所示。在靠主变压器底侧第26、27线饼(从下往上数)处存在明显的放电烧蚀部位，两饼线匝烧蚀严重，第27饼线匝直接被熔融烧断，周围聚集大量炭黑、铜粒等粉末物质；同时，整个高压C相绕组线圈污染严重，表面分布有大量黑色物质。这可能是由于在该部位存在不连续区域(或弱点)，在短路电流作用下，不连续区域(或弱点)严重发热，热量导致附近绝缘损坏，进一步导致绕组匝间击穿，产生电弧，高温导致金属铜绕组熔融、绝缘纸和绝缘油分解。

图5 高压C相绕组故障点位置

4 结 论

该案例变压器故障前曾遭受数次短路电流，可能导致其线圈产生薄弱点，当再一次遭受短路电流时薄弱点过热并导致匝间放电。变压器作为电力传输、转换、分配的重要设备，对稳定电网供电质量起着重要作用。因此，在日常运行维护中，需加强设备技术监督管理，强化电网和设备稳定、安全。