110 kV主变压器近区连续短路故障分析及治理措施

郑鸿彦

（1.海南电网有限责任公司电力科学研究院，海南 海口 570311；2.海南省电网理化分析重点实验室，海南 海口 570311）

0 引言

电力变压器是电网中的核心设备之一，其安全运行对电网的安全稳定和供电可靠性起到至关重要的作用。电力变压器在运行过程中常受到各种外部故障电流的冲击，尤其是变压器低压侧近区短路的冲击［1］，已成为变压器损坏、故障跳闸的重要原因。受电网系统短路电流不断增大及老旧主变压器抗短路能力不足等因素的影响，部分主变压器已无法满足系统短路故障冲击的要求［2］。当此类主变压器遭受近区短路故障冲击后，会发生严重的绕组变形，并造成主变压器发生绕组匝间、饼间的绝缘击穿等突发性绝缘故障［3］，严重威胁电力系统的安全稳定运行。

本研究介绍一起110 kV 主变压器连续遭受近区短路冲击而损坏的事故，对故障情况进行综合试验分析、解体检查及抗短路能力计算，从多维的角度出发，对主变压器故障的原因进行深入分析，并提出防范主变压器近区短路故障的治理措施。

1 故障概况

2019 年03 月22 日18 时01 分39 秒，某110 kV变电站10 kV 某用户开闭所设备发生三相短路故障跳闸。18 时22 分30 秒，由于该开闭所的工作人员未认真检查，就手动合闸故障母线，导致开闭所进线开关保护跳闸；18 时22 分32 秒，#1 主变压器低压侧低后备保护及轻瓦斯、重瓦斯保护先后动作跳闸。

该主变压器在发生故障前，遭受三次低压侧相间短路故障电流的连续冲击。经现场检查，折算到一次侧10 kV 线路第一次故障电流峰值为9.33 kA，第二次故障电流峰值为9.19 kA，第三次故障电流峰值为14.57 kA。

2 现场检查和试验情况

2.1 用户侧设备检查情况

经检查发现，10 kV 某用户开闭所的10 kV Ⅱ段母线的PT 柜严重烧黑，如图1 所示。经向该用户了解后发现，10 kV 开闭所#2 线进线开关电流速断保护动作跳闸，约20 min 后合上分段开关时10 kV 开闭所#1 线进线、分段开关电流速断保护动作跳闸。

图1 10 kV某用户开闭所10 kV Ⅱ段母线PT受损情况

2.2 变电站设备检查情况

2.2.1 外观检查情况。该用户10 kV专线开关柜严重烧黑，刀闸母线侧三相支柱瓷瓶出现破裂，三相刀闸静触头支柱瓷瓶铁部件均有严重放电烧熔的痕迹，刀闸母线侧C 相刀闸动静触头有轻微的放电烧熔痕迹，如图2所示。

图2 10 kV开关柜内设备受损情况

2.2.2 试验分析情况。对#1 主变压器进行取油，并进行化验，发现氢气、乙炔、总烃严重超标，通过三比值法分析为电弧放电。#1 主变压器本体油色谱化验结果见表1。

表1 #1主变压器本体油色谱化验结果

通过对#1主变压器本体进行高压试验后发现，主变套管连同绕组直流电阻试验的低压侧的数据不合格（ab：27.12 mΩ、bc：27.03 mΩ、ca：40.71 mΩ），判断为低压侧a 相绕组发生故障。对#1 主变压器进行绕组变形试验，发现低压绕组可能存在明显的变形现象。

3 主变吊罩解体检查情况

该主变压器绕组从外向内的安装顺序为调压绕组、高压绕组、低压绕组。通过吊罩检查后发现，绕组上下端部的绝缘垫块有局部窜动和移位的现象，在箱底、端部油道有铜镏、绝缘碳化物。拆除上部铁轭，对该主变压器进行拔包检查，发现A 相低压绕组的下端部出线位置线饼存在向内弯曲和移位的现象，下端部第一个线饼内外线匝之间的绝缘垫条已窜出，下端部第一、第二个线饼存在匝间、饼间短路灼烧的现象，灼烧部位的铜线出现部分缺损、断线、绝缘碳化的现象。B、C 相低压绕组端部引出线出现收缩带松动、断裂的现象，线饼的匝间垫条有窜出现象。A 相低压线圈故障部位检查结果如图3所示。

图3 A相低压线圈故障部位检查情况

4 主变压器历史故障冲击及抗短路能力情况

4.1 主变压器历史受短路电流冲击情况

该变电站10 kV 出线为全电缆线路，#1 主变压器于2002年1月投入运营。经查询调度后台及站内电子台账后发现，2008年8月至2019年3月有线路跳闸记录，仅发生1起某10 kV 线路跳闸的事件，该线路运行在10 kV#2母线，对#1主变压器未造成影响。

4.2 主变压器抗短路能力校核

根据#1主变压器录波采集到的故障电流，并结合该主变压器的计算单，电科院和厂家分别对该主变压器抗短路能力进行校核，两者的计算结果基本一致，且最大短路故障电流的有效值与主变压器可承受最大短路电流非常接近。计算结果见表2。

表2 #1主变承受短路能力计算结果 单位：kA

经吊罩检查后发现，A 相低压线圈的出头部位出现烧损，最下饼垫条窜出。针对上述现象，以下重点分析该部位的受力情况。受力分析的结果见表3。

表3 低压绕组下部两饼受力分析 单位：kN

对计算结果分析后可知，低压绕组所受的向下及向内的电磁力是由幅向环向压缩力和轴向综合力构成的，在上述力的共同作用下，53 饼对垫条施加向下的力。由于垫条的整体性不强，松散不受力，无法承受相应的力从而窜出，导致对应出头位置上的53 饼线饼向下运动，与54 饼出头包扎部位形成剪切，破坏出头包扎绝缘后形成匝间短路。下部两饼受幅向电磁力与轴向合力的示意图如图4所示。

图4 下部两饼受幅向电磁力与轴向力合力示意图

5 故障原因分析

通过分析故障点的放电痕迹，判断#1主变压器故障是由A 相低压绕组下端部第一个线饼和第二个线饼的饼间、匝间绝缘击穿短路造成的。引起饼间、匝间绝缘击穿短路的原因有多种，下面从多维度逐一进行分析。

5.1 从主变压器抗短路能力分析

对故障主变压器的抗短路能力进行校核，计算其最大耐受电流有效值为10.37 kA，而本次短路最大电流有效值为10.3 kA，持续时间为1.7 s，接近校核值。同时，根据该主变压器在故障后存在明显的绕组变形的测试结果和绕组垫条、导线窜出的检查结果，判断出外部短路冲击是此次主变压器发生故障的诱因。

5.2 绕组轴向压紧力不足原因分析

一是对照本次绕组故障的部位，绕组轴向压紧力不足是因该产品已运行17 a，运行时间久，端部绝缘（包括垫块、角环）及绕组油隙垫块产生收缩，此种收缩会使绕组的压紧力降低。在遭受短路轴向力冲击时，会导致绕组的轴向位移幅度增大［4］。二是与现产品的压紧结构相比，原有绕组的轴向压紧结构使用6 个压钉进行压紧，每个压钉垫片尺寸为90 mm×90 mm，压钉垫片与压板的接触面积小（现结构采用6 个压块压紧，每个压块垫片尺寸为70 mm×200 mm，压块垫片与压板的接触面积增大），从而影响高低压绕组的均匀受力。在短路力作用下，导致线饼中各匝线轴向移位幅度分布不均。主变压紧结构对比分析如图5所示。

图5 主变压紧结构对比分析

5.3 从绑扎工艺分析

发生故障的主变压器的低压绕组上下端引出线仅用收缩带绑扎一处，且仅绑扎端部的第一个线饼、第二个线饼和端部线饼匝间垫条未进行绑扎，低压绕组在受到短路力的作用下，出现上下窜动的现象，导致端部线饼的匝间垫条发生松动，进而出现窜动的现象。

本研究对绑扎工艺进行改进。一是在绕组绕制完工后，首尾两端引出线要用收缩带沿圆周绑扎4 处（面对引出线左边1 处，右边3 处），其余部位的四周均匀分布着绑扎，每处要绑扎相邻4 饼；二是匝间垫条厚度超过10 mm 的要应用收缩带绑扎，超过15 mm 要分层放置。主变绑扎工艺对比如图6所示。

图6 主变绑扎工艺对比分析

5.4 综合分析

根据综合吊罩解体、多维度分析的情况，可判定该主变压器故障是由主变10 kV侧短时间内连续遭受近区短路电流冲击，且最大一次短路故障电流值接近主变压器所能承受的最大值，同时因主变压器低后备保护跳低压侧开关的整定时间（1.7 s）过长，导致主变压器低压绕组在短路电流电动力的持续作用下发生变形，并造成匝间的绝缘击穿短路，最终导致主变压器重瓦斯保护动作跳闸。

6 治理措施

6.1 全面梳理整治采用同类旧结构工艺的在运行主变压器

梳理该厂家同类型产品，并结合短路冲击记录，选取遭受短路冲击较为严重的一到两台主变压器进行内检，检查绕组工艺是否相同及受短路冲击的影响情况，并要求厂家提供加固改造方案，经技术、经济比较评估后，确定最终整改方案。

6.2 加强对老旧主变压器运维管理

对运行超过15 a的110 kV及以上主变压器，组织开展抗短路能力校核工作，结合预试开展绕组变形试验，并与历史数据进行趋势对比分析。对抗短路能力不足的主变压器，采用现场加固、返厂大修、加装限流电抗器等针对性运维检修策略，并严格落实，防止主变压器因近区短路冲击而发生绕组变形故障［5］。

6.3 优化保护定值整定

根据主变压器抗短路能力的校核结果，开展主变压器保护定值校核，优化变电站10 kV 出线、用户保护时间级差。在满足保护配合要求的基础上，尽量缩短主变压器后备保护过流的时限。针对抗短路能力不足的主变压器，在主变压器抗短路能力改造提升前，建议退出主变压器低压侧线路重合闸，能避免主变压器在短时间内连续遭受短路电流的冲击。

7 结语

电力变压器是保证电网安全稳定运行的关键设备，变压器在正常运行中受到近区短路故障的影响，一旦其遭受损坏，损坏情况较为严重。根据有关资料的统计，主变压器抗短路能力不足是近年来造成主变压器损坏的首要原因。本研究结合一起110 kV 主变压器遭受近区连续短路冲击而损坏的事故，详细分析了该主变压器故障的原因。针对现阶段近区短路是导致主变压器发生故障的重要原因，提出防范主变压器近区短路故障的建议及措施，为保证变压器在实际应用中的安全运行提供借鉴和帮助。