一起高压主变压器低压短路故障分析及处理.docx

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一起高压主变压器低压短路故障分析及处理

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摘要;针对一起220kV变压器跳闸故障，通过现场检查、变压器油气相色谱分析、电气试验分析和解体检查，认为造成此次故障的主要原因是产品设计存在缺陷、制造工艺不良，诱发原因是电容器组电力电缆短路，并提出该故障的处理方法和防范建议。

关键词：变压器；继电保护；绕组变形；短路

0引言

近年来，随着电网容量的增大，大型变压器的短路故障所产生的后果越来越严重，对安全发供电的威胁也越来越大，所以大型变压器的抗短路能力已引起人们的广泛关注。大型变压器运行中发生的短路故障大多是由于设计、制造、安装中某个环节处理不当引起的。

１故障概况

某220kV变电站２号主变压器为2009年08月出厂的220千伏产品，额定容量：180／180／60MVA；额定电压比：230±8×1.25％/120/38.5KV；额定电流比：452.5／860.2／899.7Ａ；接线组别：YNyn0d11；阻抗电压：高压/中压14.55％、高压/低压23.98％、中压/低压7.89％，2010年03月投入运行。该主变压器于2010年3月22日曾进行停电例行试验，各试验项目试验数据均正常，且自投运以来该主变压器未遭受过低压侧短路冲击。2012年04月14日19：24，该主变压器在运行中差动保护、本体重瓦斯保护动作，三侧断路器跳闸。

故障发生时，当地的天气状况晴好，该变电站２号、３号主变压器中、低压侧均分裂运行，２号主变压器110kV侧带173、169出线运行，35kV侧带388、386出线和4号、6号电容器组运行。该站35kV备用电源自投装置处于运行状态。

２原因查找

2.1现场检查

对该变电站2号主变压器进行外观检查，未见明显异常，该变电站电缆沟内8号电容器组电力电缆中间部位烧断，如图１所示。该电力电缆为2011年4月出厂的ZRYJLV2226/35型。

2.2继电保护动作情况

该变电站8号电容器组Ｖ相电力电缆在运行中发生对地击穿故障，261ms后该处发展为三相击穿短路故障，416ms后8号电容器组断路器过流Ⅰ段保护动作跳闸成功切除故障电流，最大故障短路电流10.4kA，折算至流经低压绕组的电流约为5.9kA，511ms后主变压器双套差动保护动作，跳开主变压器三侧断路器，714ms后２号主变压器重瓦斯保护动作，继电保护动作时序见图1。分析表明，主变压器全部继电保护动作正确。

图1：继电保护动作时序

2.3变压器油气相色谱分析

故障发生后，取该变电站2号主变压器油箱内变压器油油样进行气体色谱检测，并与故障前的最近一次检测数据进行对比分析，油气相色谱检测数据见表1

表1：油气相色谱检测数据（μＬ／Ｌ）

由表１可以得出如下结论：Ｈ２含量较高，说明油箱内部存在高温或中温过热；Ｃ２Ｈ２约占总烃的70%，为主要成分，说明油箱内部发生了放电性故障；ＣＨ４和Ｃ２Ｈ４含量较高，说明油箱内部存在过热性故障；ＣＯ和ＣＯ２含量有一定程度增长，说明油箱内部固体绝缘可能受到一定损坏。综上所述，利用改良三比值法编码规则，得出此次故障的编码为202，结论为油箱内部存在电弧放电故障.

2.4电气试验

2.4.1绕组直流电阻

在现场，对该变电站２号主变压器进行电气试验，结果表明高、中、低压绕组的绝缘电阻测试结果均符合标准要求。高、中、低压绕组的直流电阻试验结果见表２。

表2：高、中、低压绕组的直流电阻试验结果

由表２可以看出，高、中压绕组的直流电阻测试结果符合标准要求，低压绕组Ｒｕｖ、Ｒｖｗ、Ｒｗｕ均有不同程度增长判断低压绕组ｕ、ｖ、ｗ相的导线内部可能存在断股。

3解体检查

对该变电站故障主变压器进行解体检查，分析如下。

1．高、中压绕组及调压绕组外观无异常，中、低压绕组“Ｓ弯”处楔形垫块跨２根撑条固定。

2．ｕ相、ｗ相低压绕组发生轴向失稳，其中ｕ相低压绕组发现６处匝间短路、ｗ相低压绕组发现８处匝间短路，短路点集中在低压绕组中间部位换位“Ｓ”弯处。短路部位导线出现断股、翻转、散股现象。每个低压绕组共计９２线饼，自绕组底部向顶部数，ｕ相低压绕组47-48、53-54线饼之间导线明显外翻散股，且49-50线饼之间导线出现断股，ｗ相低压绕组46-47、55-56线饼之间导线明显外翻散股。

3．ｕ相、ｗ相低压绕组中部局部区域存在辐向失稳，起支撑作用的部分撑条出现折断现象，且撑条折断部位绝缘纸筒凹陷破裂。

4．ｕ相、ｗ相低压绕组短路部位的线饼间垫块及“Ｓ”弯处楔形垫块散乱松动，且线饼间采用的层压木出现折断、分层现象。

5．ｖ相低压绕组外观基本完好，但部分“Ｓ”弯处的楔形垫块松动。

4原因分析

根据该站２号主变压器的检查及试验情况分析，得出该主变压器故障的原因如下：8号电容器组电