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摘要：以下以一起500kV变压器由于绕组抗短路能力差引起的一系列链式反应（包括绕组变形、匝间短路、饼间短路、对地放电等）为例，对故障原因和预防措施进行分析。该故障暴露出变压器承载过电流能力较差的问题，变压器生产厂家应吸取故障教训，优化工艺控制和材质选择，提高产品质量。同时，设备运行维护单位应从故障中得到启示，加强变压器技术监督工作，采用先进技术手段掌握变压器运行状态，作好运行维护工作，确保变压器安全稳定运行。
关键词：500kV变电站；变压器；故障分析
500kV变电站站用变压器是变电站重要组成部分，它的安全稳定运行直接关系到变电站站用电系统的安全。从某500kV变电站投运后两台站用变压器同时频繁发生瓦斯继电器内充气现象入手，通过利用绝缘油色谱分析三比值法判断故障性质，以及开展实际的检查和处理。从下面的500kV变电站变压器的事故分析中可以看出，由于变压器的电流承载能力相对较差，导致了这起事故的发生，变压器的出品厂家要严格加强对自身的变压器生产质量的监督，选择优质的材料以及高端的工艺设计，全面提高变压器的质量，在对变压器设备运用过程中，要不断完善对设备的监察与监督工作，要积极采用高端的先进技术，做好设备的运行维修工作，全面保证变压器的安全运行。
1故障情况
某500kV变电站220kV274断路器内部发生U相接地故障，线路保护动作，断路器跳闸，42ms后变电站内3号主变压器500kV侧发生U相接地故障，差动保护、重瓦斯保护动作，跳开3号主变压器三侧断路器。3号主变压器U相本体油箱开裂起火，高压干式套管末端（法兰以下浸入主变压器油箱内的部分）炸裂。故障前，该变电站所在地为雷雨天气，气温20℃，附近及架空线路均无落雷记录。主变压器的型号为ODFPS-250000/500，高压、中压侧为德国HSP公司生产的干式套管，于2004年6月29日投运，2005年1月25日曾进行套管密封及高压专项检查试验工作，上次停电检修时间为2008年4月28日，运行至今未发生过重大缺陷。
现场吊检发现变压器高压绕组上部内侧损坏严重，自中部出线部位开始向上数第1、2、20、21、37、38线饼向内塌陷，2根小线烧断。高中压间围屏（与高压绕组塌陷部位对应）存在明显放电痕迹，并延伸至绕组上部层压板。上部压板层中间开裂，且存在明显贯穿放电痕迹，与压板贯穿放电部位对应的主柱和旁柱铁心存在放电灼痕。
随后，500kV楚城变电站0号、2号站用变压器被分别停役开展吊芯检查，对变压器应开展全面的检查，包括：所有螺栓应紧固，并有防松措施；绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。铁芯无变形、多点接地现象、对地绝缘良好、屏蔽绝缘应良好；铁轭与夹件间的绝缘垫正常，铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件间的绝缘应良好；其它部位绝缘应良好。各绕组排列应整齐，绕组间绝缘层应完整，其它设施完好。无励磁分接开关各部件完整、清洁，连接紧固。油路通畅，各部件无杂物。经详细检查，发现0号、2号站用变压器箱底定位螺栓与器身定位孔间有放电痕迹，根据现场故障点情况，结合变压器绝缘油色谱分析结果，判断导致故障的原因为变压器的铁芯接地不良，导致存在悬浮放电现象，造成周围固体绝缘材料和绝缘油的分解，产生大量气体。
2故障原因
变压器绕组的冲击特性随绕组结构形式的不同而不同。当冲击波作用在绕组内会引起震荡，在绕组内将产生高于运行电压值很多的震荡电位。冲击电压大部分作用在绕组首端的几个线段上，第1、2饼的位置恰好是绕组首端的首段位置，承受了大部分的冲击电压。放电电弧随着油气分解物沿着高中压绕电短路，线饼变形。由于漏磁通客观存在，正常运行时，导线所承受的电动力较小，但当系统短路时，由于绕组中流过的短路电流是正常运行时的几倍乃至几十倍，绕组承受的电动力增至正常时的几倍甚至几十倍。在短路电动力的冲击下，若绕组机械强度不够或压紧力不够将产生机械位移，使不平衡磁势增大，横向漏磁增大，造成绕组承受的电动力增大。当短路情况比较严重时，短路电动力将会使绕组立即失稳而损坏。2010年6月16日21时26分274断路器发生接地故障时，220kV侧电流为48.7kA，550kV侧电流为5.2kA。由于3号主变压器U相存在绝缘和机械强度薄弱点，绕组承受的短路点动力超过临界值，导致绕组失稳而损坏，具体表现为高压绕组局部变形，绝缘破坏，高压线圈对铁心发生贯穿性放电。
3预防措施
结合现场检查和判断，认为在变压器制造过程中存在着部分螺栓等金属部件接触面较小，接触不够紧密从而造成接地不良现象。通过加大对工艺质量的控制力度，以及在螺纹孔内不喷漆、联接接触面不喷漆、所有联接用（及加垫片的孔）螺杆孔圆周边都不喷漆、接地螺纹孔周边30×30内不喷漆、地螺母孔内和联接接触面不喷漆等措施，增加接触面积，确保接地良好。在新的站用变压器运输到现场后，对原有的0号、2号站用变压器进行了更换，更换后的跟踪检测中未发现异常。
1）控制变压器油温。对于正常运行强迫油循环的变压器，上层油温控制在85℃，自冷或风冷变压器上层油温控制在95℃；对于限制运行强迫油循环变压器，上层油温控制在75℃，自冷或风冷变压器上层油温控制在85℃。
2）合理分配负荷，避免单一变压器长期保持高负荷运行；保证冷却系统正常运行，冷却器能够正常散热，如在夏季高负荷到来前对风冷系统进行水冲洗，确保散热器工作正常，增大散热效率。
3）控制变压器外部短路，变压器三侧选择质量可靠的断路器，低压侧采取绝缘化措施。
4）采用半硬自粘导线。早期变压器大部分未采用半硬自粘导线，建议结合设备大修和故障处理情况，将未采用半硬自粘导线的变压器更换为半硬自粘导线；对新订货变压器明确要求绕组采用半硬自粘导线。
5）加强带电检测和在线监测。除定期检修预试项目外，还要加强带电检测和在线监测，包括油色谱、微水测试，铁心及夹件接地电流测试、接地导通试验、红外测试、紫外成像、超声局放测试等，及时掌握设备运行状态。
6）开展绕组变形测试。利用频率响应分析法（FRA）、超声检测法、低压脉冲法（LVI）、阻杭电压法、视频窥视检测法等，进行绕组变形测试。
7）严格控制监造和运输。加大对变压器生产企业的监造力度，确保变压器不存在制造工艺及设计方面的重大缺陷。为防止运输冲撞或由于绕组的机械强度太差，造成绕组损伤，除要求在结构设计中使用可靠的器身定位装置外，在运输过程中还应作好相应的安全措施避免在运输中发生位移。
总结
油色谱分析法能很好的反应变压器的各项性能，具有较高的灵敏度和可信度，在本次故障分析中，通过三比值法的应用，比较真实的反应了变压器的故障性质。新安装的变压器在投运后，由于可能存在安装过程中放气不彻底等问题，导致本体瓦斯继电器内在运行后有气体产生，这样就容易引起对部分故障的误判。由于新建变电站一般站用变压器均采购自同一厂家同一批次的产品，一旦存在工艺质量方面的缺陷，极容易导致变电站所有站用变压器的被迫停运，影响变电站的正常运行，因此应定期开展对新投运的500kV及以上变电站的站用变压器油色谱分析，以确保重要变电站的站用变安全。
参考文献
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