一起220kV变压器突发短路故障分析
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广东电网有限责任公司惠州供电局的研究人员张云、李少逸、黄晓波，在2018年第5期《电气技术》杂志上撰文指出，介绍了一起220kV变压器故障过程，对现场试验结果进行了分析，根据试验结果判断为绕组短路。
为查找短路原因，对故障变压器进行了返厂解体，根据解体情况，对造成变压器绕组短路的原因进行了分析，验证了现场试验结果。根据故障原因对提高老旧变压器抗短路能力提出了建议。
电力变压器是电网中的主要一次设备，其安全稳定运行直接关系到供电可靠性。随着电网规模越来越大，短路电流不断增大，老旧大型变压器因外部短路电流诱发的内部突发短路故障时有发生[1-7]，而变压器电压等级和容量的越大，后果越严重。老旧大型变压器因设计、制造、材料所限，抗短路能力较为薄弱，在突发外部短路冲击时，线圈流过超过额定值十倍以上的短路电流，常造成绕组变形和绝缘损坏情况。
本文介绍了近期发生的一起220kV变压器突发短路过程，针对现场试验数据进行了分析，对返厂解体情况进行了说明，根据解体情况，得出了故障原因，并提出了老旧大型变压器提高抗短路能力的建议措施。
1 故障后检查情况
1.1 继电保护动作情况
2016年8月13日19∶26，某220kV变电站#1主变本体差动保护及重瓦斯保护动作，跳开#1主变变高2201开关、变中1101开关、变低501开关，10kV母联备自投动作，合上10kV分段500开关，10kV 1M母线负荷由#2主变供，无负荷损失。
该主变型号为SFSZ7-150000/220，1994年11月出厂，联结组别为YNyn0D11，额定电流：高压/中压/低压为393.6A/715.7A/3936.5A，阻抗电压：高压-中压为13.8%，高压-低压为24%，中压-低压为7.53%，预试、定检、检修及日常巡视等均按期进行，未发现试验不合格情况，未发生过任何故障，故障前主变没有未消缺记录。
故障前变电站现场为雷雨天气，无倒闸操作，跳闸前#1主变负荷：78.7MVA，变高电流280A；上层油温：46℃；跳闸前后继电保护动作情况：
1）2016年8月13日19∶26∶31∶59，该站110kV某球甲线接地距离Ⅰ段、零序Ⅰ段保护跳闸，重合成功。
2）2016年8月13日19∶26∶31∶163，#1主变差动保护第一次启动，差动电流0.47Ie。
3）2016年8月13日19∶26∶41∶193，#1主变重瓦斯保护动作出口。
4）2016年8月13日19∶26∶41∶221，#1主变差动保护第二次启动，差动电流0.45Ie。
5）2016年8月13日19∶26∶41∶232，#1主变三侧开关跳开。
根据现场保护动作及雷电定位监测系统分析，主变发生故障前：2016年8月13日19∶26∶31该站110kV某线路接地距离Ⅰ段、零序Ⅰ段保护动作跳闸，重合成功，B相故障，测距2.78km，故障时刻二次零序电流14.44A，一次电流8.2kA，#1主变变中B相一次电流6.864kA。跳闸线路前后1min1km范围内落雷3个，最大雷电8.4kA，落雷点位于 N13—N14之间。
对#1主变本体及相关附件检查，发现主变本体瓦斯继电器存在气体。
1.2 主变试验检查情况
对#1主变本体取油样，对本体瓦斯取气体化验。检测结果见表1。第二行为绝缘油测试结果，第三行为瓦斯其他测试结果。
表1 绝缘油色谱测试结果
主变故障后油样及瓦斯气体分析结果氢气、乙炔、总烃均超注意值，乙炔达33.4L/L，瓦斯气体分析中氢气、乙炔、总烃也远远超过注意值，特别是乙炔达457.18L/L，三比值故障代码为1,2, 0判断主变内部存在电弧放电兼过热。
电气试验结果显示，主变三侧绝缘电阻比出厂、交接及上一次预试值有明显下降；变低绕组直流电阻测试结果见表2，不平衡率超过规程要求值，绕组变形频响法图谱如图1至图3所示，主变绕组变形显示变低B相存在较严重变形，变中绕组存在一定变形。
表2 变低绕组直流电阻测试结果
图1 变高绕组变形测试图谱
图2 变中绕组变形测试图谱
图3 变低绕组变形测试图谱
综合继电保护动作、油气试验及高压试验信息，初步判断该站#1主变故障因主变中压侧因线路发生近区短路，线圈流过短路穿越电流，引发线圈变形和绝缘击穿放电引起主变跳闸故障。
2 返厂吊罩检查情况
将该变压器运回变压器制造厂，分别吊出三相调压、高压和低压线圈进行解体检查。调压线圈、A、C相线圈未见异常。外观检查B相调压线圈、高压线圈，无发现过热、放电和绝缘损坏等现象。
B相对应铁心上铁轭存在大量烧蚀的纸屑，B相压板表面遗留有铜珠、纸屑，如图4所示。拆除上夹件时，发现B相上部夹件存在过热烧融痕迹，线圈压紧力情况：线圈压紧方式为压钉型，在拆解过程中发现线圈压板压紧力小导致线圈轴向压紧力不够。如图4所示。
图4 B相压板表面痕迹
拆除三相绕组端部绝缘，发现B相低压线圈的导线严重烧蚀，端部大部分绝缘破损，导线扭曲变形严重，如图5所示。
图5 B相线圈端部情况
检查发现B相中压线圈下部第40饼严重变形，上部起第9饼导线亦存在轻微变形，确定不可修复。中、高压间其中2层软直筒对应中压线圈线饼变形处发生开裂现象，线圈垫块发生位移。如图6、图7所示。
检查发现低压线圈外纸筒局部发黑，低压线圈靠A相侧存在与铁心两点放电电弧痕迹，低压线圈上部约8饼线严重过热烧蚀，部分导线出现断股现象，低压线圈中下部（对应中压线圈变形位置）局部呈现塌陷变形。低压线圈下部的托板亦受到污染，如图8、图9所示。
图6 中压线圈变形情况
图7 中压线圈垫块移位情况
图8 B相低压线圈变形情况
测量铁心对夹件之间的绝缘电阻良好，区间绝缘电阻合格，检查铁心与夹件之间、铁心与拉板之间的绝缘，无破损、过热等异常现象。
检查所有铁心表面，B相心柱上部靠A相侧有电弧放电痕迹，其他无过热、变色及放电烧伤痕迹等异常情况。
图9 B相低压线圈塌陷情况
3 变压器故障原因分析
3.1 运行原因分析
根据主变返厂解体检查情况分析，主变在运行中受外部短路穿越电流的冲击作用，本次短路电流（6.864kA）为变中线圈额定电流（0.7157kA）的9.59倍，主变B相变中、变低线圈在电动力影响下变形，变低线圈绝缘破裂出现匝间短路，导致变压器差动保护动作，是本次事故的直接原因。
3.2 变压器结构原因
该主变低压线圈采用单螺旋结构，轴向弹性大，短路时容易产生强烈振动[8-9]，极易造成绝缘破损。此外该主变中低压绕组采用软纸筒结构，纸筒没有内撑条，机械强度低，抗短路冲击能力弱，使低压线圈和中压线圈存在虚位，在短路电流作用下，线圈容易产生幅向失稳，幅向电动力使中压绕组部分线饼同时向内凹陷，同时造成低压线圈凹陷。
轴向线圈压紧力不强，在轴向电动力作用下，中压线圈垫块出现位移变形。而结构设计不合理是影响抗短路能力的首要因素[10]。根据研究，低压线圈幅向应力最大点出现在撑条与线饼的接触面，而最大应变位于线饼外圆[11]。这与解体发现的变形情况相符。
3.3 变压器制造工艺原因
早期产品在工艺控制方面不够完善，如线圈干燥时未作恒压干燥，绕组撑条布置不合理等。在变压器短路条件下，由于绕组与撑条间存在间隙，试验证明半数支撑有效计算的应力与实际失效应力接近，因此应考虑1/2有效内支撑计算强制翘曲极限应力。根据变压器绕组翘曲计算公式，增大导线尺寸和保证撑条有效支撑都能提高绕组辐向稳定性，增大导线辐向厚度对改善绕组辐向稳定性效果最明显。
对于内绕组而言，增大单根导线厚度、减小挡间距及增大导线应力都能有效提高绕组辐向临界应力。对自粘组合或自粘换位导线，其辐向临界应力系数与国标平均环形压缩应力系数接近；对常规和组合导线，其辐向临界应力系数比国标平均环形压缩应力系数大。
3.4 变压器材料原因
该主变低压线圈材质为普通的铜质导线，没有采用半硬铜质导线，使得线圈抗拉许用应力值减少，一旦平均拉伸应力超过抗拉许用应力值，线圈极易发生变形[12-13]。
根据变压器绕组强度计算可知，平均环形压缩应力是保证绕组辐向不失稳的最基础、最重要的应力，设计中应根据此应力和国标要求来选择导线屈服强度Rp0.2。对于220kV变压器，若低压或中压绕组半容量，其短路机械强度要重点考虑，最好使用换位导线[3]。
4 建议措施
1）加强对老旧变压器抗短路能力的校核，对发现抗短路能力不足的产品，采取加装限流电抗器或大修加固的方式，进行强化。
2）在保证经济性的同时，适当提高主变抗短路能力设计裕度，是最有效因素，优先选择经受短路电流型式试验合格的产品设计，确保主变抗短路能力。
3）保证变压器的制造工艺水平，包括线圈绕紧、套装撑紧、器身压紧等，能有效保证抗短路设计裕度在制造阶段的落实[14-16]。
4）合理设置变压器重合闸保护配置，避免老旧变压器长时间承受短路电流或遭受二次冲击，由于累计效应造成损坏。
5）根据设计经验及反措要求，老旧变压器的内线圈应改为半硬铜自粘性换位导线，从而提高内线圈的抗短路能力。
5 结论
本文详细介绍了一起220kV老旧变压器在突发外部短路电流的冲击下发生线圈变形和短路的故障，对原因进行了分析，提出了建议措施。
老旧变压器抗短路能力随着运行年限的增长而下降，因此改善其运行环境，降低安装地点的短路电流，或大修进行强化，具有重大意义，而日常预试中加强绕组变形测试图谱的比较分析，对发现老旧主变线圈变形过程也具有积极意义。