廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司東莞供電局 侯志偉

1 引言

變壓器作為電力系統(tǒng)的核心部件，該設(shè)備的運(yùn)行狀態(tài)與電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行密切相關(guān)[1]。當(dāng)變壓器發(fā)生嚴(yán)重故障時(shí)，可能會(huì)造成負(fù)荷大量減少以及用戶大面積停電，因此經(jīng)常檢查變壓器的運(yùn)行狀態(tài)既是保證變壓器安全的必要條件，也是提高電力系統(tǒng)穩(wěn)定供電質(zhì)量可靠的重要手段。2020年09月23日，某220kV變電站#3主變本體重瓦斯保護(hù)動(dòng)作，主變?nèi)齻?cè)開(kāi)關(guān)跳閘，10kV備自投動(dòng)作成功，無(wú)負(fù)荷損失，#3主變失壓。本文通過(guò)對(duì)某220kV變壓器異常跳閘進(jìn)行原因分析，并介紹主變故障后的處理流程及快速?gòu)?fù)電方法，為以后主變故障的檢修處理奠定了基礎(chǔ)，具有一定的參考價(jià)值。

2 現(xiàn)場(chǎng)檢查情況

2.1 故障變壓器參數(shù)

故障主變壓器為某變壓器廠于2016年生產(chǎn)，主變型號(hào)為SFSZ10-240000/220，額定容量為24000kVA；短路阻抗（高中、中低、高低）為14.11%、20.44%、37.25%。該變壓器于2017年7月正式投產(chǎn)，至運(yùn)行以來(lái)其狀態(tài)評(píng)價(jià)均為正常。

2.2 現(xiàn)場(chǎng)外觀情況

主變套管無(wú)破損、漏油以及放電現(xiàn)象，導(dǎo)線、母線橋連接部分無(wú)發(fā)熱、斷裂痕跡。檢查變壓器儲(chǔ)油柜油位正常，儲(chǔ)油柜各連接法蘭部位無(wú)漏油、滲油現(xiàn)象。本體瓦斯繼電器各法蘭連接處無(wú)漏油痕跡，以及通過(guò)觀察窗可以看出變壓器油沒(méi)有完全覆蓋觀察窗口，內(nèi)部有氣體。通過(guò)上述的外觀檢查變壓器無(wú)異常。

2.3 試驗(yàn)檢查情況

主變異常跳閘后立即開(kāi)展對(duì)#3主變進(jìn)行高壓試驗(yàn)和油色譜試驗(yàn)[2]。對(duì)#3主變本體下部、中部及下部取油樣進(jìn)行色譜油樣分析。與#3主變的歷史數(shù)據(jù)相比較，變壓器油中乙炔、氫氣、甲烷、乙烯含量都有所增加。通過(guò)使用三比值計(jì)算，可以初步判斷主變故障為突發(fā)性電弧放電。

高壓試驗(yàn)通常包括絕緣電阻測(cè)量、繞組直流電阻測(cè)量以及繞組變形測(cè)試等方面。而絕緣電阻測(cè)試主要分為兩個(gè)方面：一是繞組連同套管的絕緣電阻；二是鐵芯夾件的絕緣電阻。絕緣電阻的測(cè)試結(jié)果表明，#3主變變中繞組絕緣電阻、夾件對(duì)地絕緣電阻測(cè)試合格，但變低繞組絕緣電阻、鐵芯對(duì)地絕緣電阻均為零。

根據(jù)變壓器預(yù)試規(guī)程要求，220kV以上的變壓器三相之間的最大相間誤差不應(yīng)大于1%。對(duì)3#主變的高壓繞組、中壓繞組與低壓繞組進(jìn)行直流電阻測(cè)試。三側(cè)繞組的直流測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 低壓繞組直流電阻測(cè)試結(jié)果

通過(guò)試驗(yàn)得知，變高、變中繞組的直流電阻值均滿足預(yù)試規(guī)程的要求，但變低繞組直流電阻值與以前相同部位測(cè)得值比較，變化均大于規(guī)程中2%的要求值；三相線間差別達(dá)14.58%，也遠(yuǎn)大于規(guī)程中1%的要求值，試驗(yàn)不合格。

根據(jù)DL/T911-2004《電力變壓器繞組變形的頻率響應(yīng)分析法》對(duì)#3主變繞組進(jìn)行變形測(cè)試試驗(yàn)[3]。主變變高繞組、變中繞組及變低繞組的變形測(cè)試圖譜如圖1所示。

圖1 #3主變繞組變形測(cè)試圖譜

從三相間橫向比較，變高繞組三相一致性較好，無(wú)明顯變形現(xiàn)象；變中繞組B相與其余兩相存在波峰波谷位移的現(xiàn)象，因此可能存在變形或其他異常情況，需結(jié)合解體檢查進(jìn)一步確認(rèn)；變低繞組三相之間相關(guān)性非常差，從圖譜來(lái)看存在明顯的變形。

3 主變抗短路能力驗(yàn)證

變壓器的抗短路能力即取決于變壓器繞組所能承受的短路電流，又取決于變壓器實(shí)際上所遭受的短路電流大小。本次故障流經(jīng)主變中壓側(cè)的穩(wěn)態(tài)短路電流為7.79kA，根據(jù)GB/T1094.5所規(guī)定的主變中壓側(cè)出口短路電流值為10.58kA，即實(shí)際短路電流低于主變所能承受的最大短路電流值，因此需要檢驗(yàn)該主變抗短路能力[4]。

3.1 短路分析模型建立

根據(jù)廠家所提供線圈的詳細(xì)設(shè)計(jì)參數(shù)，從而在有限元軟件上建立短路分析模型，該模型以餅為單位，且精確設(shè)置每餅的匝數(shù)與餅間的墊片尺寸，能夠完全地反映線圈的安匝數(shù)，以確保線圈軸向力與徑向力的準(zhǔn)確性。變壓器有限元分析模型及主變單相短路電流峰值時(shí)刻的漏磁分布如圖2所示。從圖2可以看出，中壓?jiǎn)蜗喽搪饭r下，高壓—中壓繞組主磁通地最大漏磁磁密為3.73T。

圖2 有限元模型

3.2 仿真結(jié)果分析

利用有限元軟件，對(duì)各線圈每餅幅向力、每餅軸向力以及軸向拉伸（壓縮）應(yīng)力、軸向彎曲應(yīng)力等方面參數(shù)進(jìn)行仿真，見(jiàn)表2。

表2 #3主變高壓、中壓與低壓每餅軸向力、軸向拉伸力及軸向彎曲應(yīng)力

從表2可以看出，中壓線圈導(dǎo)線軸向彎曲應(yīng)力為147MPa，與廠家允許的使用值162MPa相比，裕度為1.1，抗短路能力滿足要求。

4 故障原因分析

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)檢查與返廠解體檢查情況可知，故障原因分析如下：

由于實(shí)際短路電流低于主變要求值，現(xiàn)場(chǎng)檢查主變各線圈外觀完好，并且對(duì)故障變壓器進(jìn)行抗短路能力校驗(yàn)，因此可以排除主變因抗短路能力不足導(dǎo)致繞組變形，從而發(fā)展為匝間短路的可能性。

由于線路發(fā)生短路后所產(chǎn)生的短路電流流過(guò)B相低壓繞組時(shí)產(chǎn)生較大的電動(dòng)力。在該電動(dòng)力的作用下繞組發(fā)生軸向振動(dòng)，造成低壓繞組下部墊塊移動(dòng)。而通過(guò)解體檢查發(fā)現(xiàn)鐵芯與兩側(cè)墊片之間的距離較大，高于設(shè)計(jì)值要求，從而使得在故障發(fā)生后低壓繞組未完全放置在墊塊上，起不到有效壓緊的作用。

在電動(dòng)力的作用下繞組絕緣相互摩擦而導(dǎo)致導(dǎo)線絕緣破損，從而短路故障發(fā)展為匝間短路，從而引起繞組下部?jī)稍丫€圈斷骨，同時(shí)對(duì)鐵芯放電。此時(shí)短路電流經(jīng)鐵芯接地，該電流產(chǎn)生大量的熱量導(dǎo)致部分鐵芯燒蝕。

故主變B相繞組底部墊片壓緊程度不夠以及墊塊安裝工藝不良，導(dǎo)致低壓繞組下部墊塊偏移，繞組未能夠有效壓緊，這是導(dǎo)致#3主變短路故障跳閘的根本原因。

5 防范措施

一是在設(shè)備選型上，優(yōu)先選擇低壓繞組容量較高的變壓器，降低電流密度，以提高抗短路能力。

二是對(duì)同類型變壓器，加強(qiáng)對(duì)變壓器油色譜檢測(cè)頻率，在日常巡視過(guò)程中也需加強(qiáng)對(duì)變壓器油面溫度、繞組溫度，鐵芯及夾件對(duì)地電流，本體油位情況、散熱片有無(wú)漏油現(xiàn)象等方面的檢查，如有異常及時(shí)上報(bào)進(jìn)行處理。

三是對(duì)同類型變壓器，當(dāng)110kV及以上線路發(fā)生跳閘后，對(duì)主變瓦斯繼電器進(jìn)行檢查，重點(diǎn)關(guān)注內(nèi)部有無(wú)氣體。

四是對(duì)同類型變壓器，當(dāng)110kV及以上線路發(fā)生跳閘后或出現(xiàn)系統(tǒng)電壓異常等情況時(shí)，通知所化學(xué)專業(yè)進(jìn)行油樣試驗(yàn)，重點(diǎn)關(guān)注色譜烴類、一氧化碳、二氧化碳等特征氣體變化，分析油樣結(jié)果是否有異常。

五是建議完善南網(wǎng)主變技術(shù)規(guī)范書(shū)，增加非對(duì)稱短路的零序電流及單相接地工況短路電流的抗短路能力校核要求。

六是建議廠家考慮改善繞組支撐結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，避免工藝分散性，將傘形紙板下部墊塊改為整板形式。

6 主變故障更換經(jīng)驗(yàn)總結(jié)

#3主變?cè)囼?yàn)不合格后迅速啟動(dòng)主變應(yīng)急更換流程，并在更換主變過(guò)程中不斷優(yōu)化調(diào)整策略，筆者全程跟蹤整個(gè)更換流程并提出優(yōu)化意見(jiàn)，最后比原計(jì)劃提前3d恢復(fù)送電，該故障主變更換完成后總結(jié)編寫形成主變壓器搶修更換技術(shù)指引，依照該技術(shù)指引可以為以后故障主變應(yīng)急更換提供強(qiáng)有力的支撐。下文為主變應(yīng)急更換時(shí)可能遇到的問(wèn)題及解決措施，提前預(yù)控這些問(wèn)題可以提高搶修效率。

6.1 開(kāi)工前施工準(zhǔn)備

一是施工機(jī)具準(zhǔn)備齊全，檢查性能，施工機(jī)具（特別是油處理及抽真空機(jī)具）準(zhǔn)備不足影響整體施工進(jìn)度。解決措施：嚴(yán)格按照施工方案提前準(zhǔn)備好施工機(jī)具（封板、附件包裝箱、照明工具、真空表）抽真空采用三通閥，方便抽真空存在漏點(diǎn)時(shí)排查漏點(diǎn)。

二是新主變凈空距離尺寸及基礎(chǔ)核對(duì)不準(zhǔn)，可能造成主變就位后安裝附件時(shí)距離不夠。解決措施：核對(duì)主變凈空距離時(shí)將附件（主要是油枕）尺寸考慮進(jìn)去，避免主變就位后安裝附件時(shí)距離不夠。

三是站用電負(fù)荷容量核對(duì)，因真空濾油機(jī)組功率較大，可能站內(nèi)負(fù)荷無(wú)法滿足。解決措施：核對(duì)站內(nèi)負(fù)荷容量，若站用電負(fù)荷容量不足，提前協(xié)調(diào)好發(fā)電車。

6.2 施工過(guò)程

一是新主變一般在出廠時(shí)僅對(duì)主變本體進(jìn)行抽真空，相關(guān)附件及連接管道需現(xiàn)場(chǎng)安裝，可能會(huì)存在漏點(diǎn)，影響后續(xù)抽真空。解決措施：新主變就位安裝附件后，抽真空前先充氮?dú)庠嚶攸c(diǎn)檢查油枕膠囊法蘭面，排查有無(wú)漏點(diǎn)，避免后續(xù)無(wú)法保持真空度需破真空查找漏點(diǎn)。

二是新主變到站遲緩，延誤進(jìn)度。解決措施：找到新主變備品后提前勘查運(yùn)輸路線，必要時(shí)提前辦理好運(yùn)輸手續(xù)。

三是附件送檢不及時(shí)或者返回不及時(shí)影響進(jìn)度。解決措施：安排專人跟進(jìn)附件的送檢進(jìn)度，確保主變安裝前附件能準(zhǔn)時(shí)到達(dá)現(xiàn)場(chǎng)。

四是附件安裝時(shí)密封膠圈缺失或者尺寸不對(duì)。解決措施：附件到現(xiàn)場(chǎng)后務(wù)必再三與廠家、施工隊(duì)確認(rèn)，逐一核對(duì)。

五是套管及升高座試驗(yàn)不及時(shí)影響施工進(jìn)度。解決措施：套管到達(dá)現(xiàn)場(chǎng)后組織施工隊(duì)對(duì)其進(jìn)行試驗(yàn)，同時(shí)檢修人員會(huì)同施工人員及廠家對(duì)套管進(jìn)行檢查，特別是升高座套管CT。

六是真空注油前發(fā)現(xiàn)油樣不合格影響進(jìn)度。解決措施：變壓器油到達(dá)現(xiàn)場(chǎng)后，在真空注油前進(jìn)行濾油，濾油完成后取油樣進(jìn)行試驗(yàn)，確保合格。

七是熱油循環(huán)后檢漏出現(xiàn)滲漏點(diǎn)。解決措施：真空注油完成后立即進(jìn)行檢漏，確認(rèn)無(wú)滲漏后在進(jìn)行熱油循環(huán)。

八是熱油循環(huán)時(shí)油溫上升緩慢。解決措施：熱油循環(huán)時(shí)關(guān)閉散熱器閥門，待熱油循環(huán)結(jié)束前4h打開(kāi)散熱器閥門。

九是主變投運(yùn)后出現(xiàn)輕瓦斯信號(hào)。解決措施：投運(yùn)前務(wù)必確認(rèn)排氣完成，特別是對(duì)壓力釋放閥隱秘部位排氣，同時(shí)有載開(kāi)關(guān)需要至少兩次往返操作后排氣。

7 結(jié)語(yǔ)

變壓器是變電站的核心設(shè)備，變壓器的正常運(yùn)行是保證電網(wǎng)運(yùn)行可靠的關(guān)鍵，變壓器一旦發(fā)生故障，對(duì)正常的電力供應(yīng)將產(chǎn)生較大影響，同時(shí)也對(duì)故障后盡快復(fù)電提出了挑戰(zhàn)。本文對(duì)發(fā)生的一起220kV變壓器故障作進(jìn)行了原因分析并提出了可行的防范措施，同時(shí)也對(duì)主變應(yīng)急更流程換提出可借鑒經(jīng)驗(yàn)，為故障主變盡快復(fù)電提供了有效方法，同時(shí)根據(jù)本次故障處理經(jīng)驗(yàn)，筆者編寫了主變壓器更換技術(shù)指引，為后續(xù)類似工作提供強(qiáng)有力的技術(shù)支撐。