一起35 kV线路舞动放电导致的主变损坏

安 宁，孙 燕，马振京，马千里，马 宇，王爱丽

（1.国网巩义供电公司，河南 巩义 451201；2.国网荥阳供电公司，河南 荥阳 450100）

电力变压器是电力系统重要的电能传输设备，但运行中经常受到各种外部故障电流的冲击，尤其近区域的冲击，已成为变压器损坏的主要原因。绕组变形和匝间短路故障，严重威胁着电力系统的安全运行。

1 主变故障

1.1 情况介绍及设备参数

2016年1月24日12:12，某220 kV 1号主变重瓦斯动作，主变三侧开关跳闸。故障前，35 kV二段母线及出线检修，35 kV一段母线在1号主变运行，35kV所带负荷大部分为水电专线，用电负荷约6MW，水电送出约40 MW。经检查主变低压绕组及铁芯绝缘显著降低，低压绕组直流电阻偏差超标，低电压短路阻抗相间互差超标，油色谱数据超标，初步判断为主变内部故障。对35 kV线路巡线检查，结果证实因线路舞动放电短路，造成主变低压侧内部故障。

变压器为SFPSZ9-150000/220型变压器，额定容量为150000/150000/75000 kVA，额定电压为(230±8×1.25%)/117/(37±5%)kV，接线组别为：Ynd11，冷却方式为：ONAN/ONAF/ODAF，出厂编号为：2002-56-65，2002年10月出厂，2003年10月投运。

1.2 保护动作检查

2016年1月24日12:12:25，线路A、C相过流一段保护动作，距离一段动作，开关跳开，短路电流折算到一次侧低压绕组A相短路电流为8.8 kA，B相为4.4 kA；12:12:28，重合闸动作；12:12:28，A、B相过流一段保护动作、距离一段动作，过流加速段动作，开关再次跳开，短路电流折算到一次侧低压绕组B相短路电流8.7 kA，A、C相为4.3 kA；12:12:28，1号主变重瓦斯动作，跳开1号主变三侧开关。

从保护动作信息可以看出，该主变在故障前遭受了2次低压侧相间短路故障，分别为低压A、C相间短路和低压A、B相间短路，两次短路过程中A相分别承受8.8、4.3 kA，B相分别承受4.4、8.7 kA，C相分别承受4.4、4.3 kA的短路电流。

1.3 故障后试验情况

故障后1号主变油色谱检测数据乙炔已明显增加，其中主变中部油样乙炔15.86µL/L，底部油样乙炔27.64µL/L，三比值102，属于电弧放电，介质损及油色谱分析如表1所示。

表1 变压器介质损和油色谱数据 μL/L

35 kV低压侧直流电阻三相偏差6%，B相低压绕组直流电阻明显小于AC相，低压侧绕组绝缘电阻0.01 MΩ；铁芯绝缘电阻为0，高压-低压短路阻抗相间互差超标，其他试验结果无异常，试验结果显示B相低压绕组存在匝间短路，且与铁芯之间的绝缘遭受破坏的可能性较大，直流电阻测试结果如表2所示。

表2 直流电阻测试数据

1.4 主变抗短路能力校核

220 kV 1号主变抗短路能力结果为高中压侧为A类，低压侧为C类。35 kV侧可承受的短路电路有效值为7.5 kA，本次短路电流约为8.7 kA，达到变压器抗短路能力的核算值，如表3所示。

表3 主变低电压短路阻抗数

1.5 历年遭受短路情况

近5年35 kV出线共发生78次线路短路故障。其中，2014—2015年35 kV线路开关一段保护动作切除故障31次（成功27次，重合不成功2次按切除故障4次计）。

31次故障中，有2次流过1号主变的电流达到7.2 kA以上，故障的发生时间和电流大小：2014年6月28日17:56，故障电流二次值约为24A，折算到35 kV侧故障电流约7.2 kA，故障持续时间约为120 ms；2014年7月1日15:17，故障电流二次值约为25 A，折算到35 kV侧故障电流约7.5 kA，故障持续时间约为120 ms。

上述2次的结果虽均小于低压侧可承受的短路电路有效值12.94 kA，但已达到允许短路电流值50%，为55.6%、57.9%。目前仅获得最大故障电流的2次数据，如剩余27次中还存在一次，电流超过50%允许短路电流，则按照Q/GDW 11401—2015《输变电设备不良工况分类分级及处理规范》规范性的要求，短路冲击电流在允许短路电流的50%～70%之间，且次数累计达到3次及以上时，属于一级不良工况，须要适时开展与绕组变形相关的试验与检查，同时由于不良工况的存在，会对变压器的绕组产生变形影响。

2 解体分析

2.1 解体检查

B相铁芯柱下部有12级铁芯片局部烧熔，且表面附着铜沫，铁芯保护绝缘纸筒及撑条链破损严重，如图1所示。每相绕组由外到内按高调线圈、高压线圈、中压线圈、低压线圈、低调线圈排列，低压线圈为自粘性换位导线。B相低压绕组内部的多处绝缘件破损受污，有大量游离碳及绝缘纸屑；高调线圈、高压线圈外表完好，线饼外观整齐，无变形；中压线圈外表完好，内部硬纸筒受挤压开裂；低压线圈多处扭曲变形，低压线圈、低调线圈变形严重无法剥离；低压线圈从上往下第26饼至末饼绝缘纸明显破裂，存在大量游离碳；最末4饼完全散落、扭曲、熔融，部分线股断裂；从下往上下第11～13饼低压出线侧附近有10 cm波浪状变形；从上往下第6～8饼靠近A相侧、第20～22饼靠近C相侧存在匝间放电痕迹，绝缘纸碳化粘连。

图1 B相调压绕组烧毁

A、C相绕组外观完好，外部围屏受污染，存在少许游离碳；高调、高压、中压、低压线圈外表完好，线饼外观整齐，无变形。由吊罩解体检查，B相低压绕组已严重变形，存在多处匝间短路，且与铁芯短接，检查结果与现场试验结果和油色谱分析吻合。

2.2 原因分析

综合试验数据和解体检查情况，分析认为此次1号主变故障原因如下。

故障时该主变35 kV侧线路为强阵风天气，在强风作用下线路发生舞动，引起主变低压侧近区短路。该主变低压侧抗短路能力为C类，可承受的短路电路有效值为7.5 A，本次短路电流约为8.7 A，超过低压线圈可承受短路电流值。

该主变历年来曾多次遭受低压侧短路、重合闸冲击，且其中可明确有2次短路电流超过变压器允许短路电流值的50%，变压器存在不良运行工况，故障前该主变可能已经存在一定程度绕组变形。

该主变在遭受第一次短路故障3 s后进行了重合闸操作，导致绕组在短时间内连续遭受2次短路电流的冲击。线圈遭受突发短路时，在巨大轴向力的作用下线圈油隙垫块中的油被挤出。在短路结束后，油隙垫块须要经过的一定的时间吸油后，才能恢复原稳定状态；在此期间，线圈机械强度尚未完全恢复，抗短路承受能力较低，再次遭受短路冲击后低压线圈出线部分（抗短路能力最弱）发生绕组变形造成匝间短路，引起主变重瓦斯动作。

3 问题整改

220 kV不同型号、容量的变压器备品备件紧缺。1号主变发生故障后，在全省寻找变压器备品，但最终备品变压器的分接开关型式与原变压器不一致，为无载开关。运维单位存在设备状态评价工作执行不到位的问题。国家电网公司Q/GDW 169—2008《油浸式变压器(电抗器)状态评价导则》明确要求，变压器遭受的短路电流和短路次数须参与评价，但历年的设备评价工作中，上述2项数据均未在设备初评报告中反映。

运维单位存在35 kV线路运维管理方式过于粗放的问题。1号主变故障后，调取以往线路跳闸记录发现，2014—2015两年间线路一段保护动作切除故障31次，其中原因明确的仅有6次，其他跳闸原因均不明确，线路的运维管理方式过于粗放。近5年来35 kV出线共发生78次线路短路故障，运维单位未采取有效措施降低线路短路次数。达到1主变允许短路电流值50%以上可查短路次数为2次，运维单位未能按照Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》要求开展诊断性试验。

存在变压器抗短路能力动态评价技术措施缺失的问题。尚未建立一个行之有效的运行变压器短路承受能力评估模型，开展变压器抗短路能力的动态校核工作。存在变压器绕组变形带电检测技术手段缺失的问题，目前对于变压器绕组变形一般采用停电检测手段，利用停电检测手段难以实时确定变压器绕组的状态。变压器绕组变形振动带电检测目前虽然已经在电网有所应用，但该检测手段缺乏有效阈值判断标准，同时检测手段尚需通过进一步推广应用进行完善。

220 kV主变抗短路能力动态校核及运维策略优化，建立和完善运行变压器短路承受能力评估模型，制定不同抗短路能力类别变压器的运维检修策略。对220 kV主变中、低压侧线路短路故障排查分析，研究线路故障较多地区的主变中、低压侧加装限制短路电流的电抗器；对遭受低压侧短路故障较多的220 kV变压器开展动态抗短路能力评价，制定针对性防范措施。

开展变压器绕组变形新型停电及带电检测技术应用研究工作，对于动态校核结果较差的变压器，开展带电振动测试和扫频阻抗测试工作，完善振动和扫频阻抗的绕组变形测试方法和阈值判断标准，明确变压器绕组变形情况，针对性开展返厂大修与更换。

开展220 kV及以上国产变压器和存在异常情况的110 kV国产变压器的特高频局放带电检测探头安装工作，结合探头安装开展特高压局放检测，根据检测结果对存在放电隐患的变压器制定针对性的检修预防措施。加强220 kV主变油色谱在线监测装置运行情况排查工作，要求220 kV及以上变压器均安装油色谱在线监测装置，对不能正常运行的在线监测装置进行检修。