1　出口短路故障对变压器的危害

　　电力变压器靠绝缘的高压导线、母线导流排或高压电缆，通过断路器分别与发电机组、电力系统、配电母线和用户配电线路相联结。在现场实际运行中，二次侧发生的各种短路故障使回路阻抗大幅度减小，在一、二次绕组中产生一个大的短路电流。由于断路器及相关自动装置存在固有的动作时间，故障点不可能零时间切除，变压器难免受到短路电流的冲击，由此产生的电动力和热量危及变压器的动、热稳定性能。

1.1　电动力对变压器的危害

　　由于变压器运行过程中存在电流和漏磁场，变压器绕组上将产生电动力，该电动力与漏磁通密度和通过电流的大小成正比，也与通过电流的平方成正比。变压器正常运行时作用在导线上的电动力很小，突然短路时，十几倍至几十倍的短路电流会产生几百至上千倍于额定电流时的电动力，容易造成变压器的绕组失稳变形、绝缘受伤、匝间（饼间）短路，使变压器受损。

　　电动力对变压器的破坏作用往往表现为：绕组的压紧件变形损坏、严重时上夹件的钢支板被顶弯、压钉支板脱落、压钉弯曲位移、端部纸（木）压包环崩裂、引线木支架断裂损坏等，同时还会造成绕组变形：内侧绕组被局部压弯，外侧绕组被拉松动或拉断；绕组线饼沿轴向发生变形，线饼间的油间隙变小，垫块发生位移，破坏匝（饼）间绝缘，引起绝缘击穿等等。变压器多次承受出口短路冲击，即使有些没有发生绝缘击穿而引起变压器掉闸，但其绕组已经产生多次累积变形，这些变形使绕组的机械和绝缘强度降低，当再次受到过电流或过电压冲击时，甚至在正常铁磁谐振过电压的作用下都可能造成内部绝缘击穿，致使变压器损坏。

1.2　过热对变压器的危害

　　变压器绕组的电阻损耗与通过电流的平方和通过电流的时间成正比，即W=I2Rt。在短路过程中，几十倍的额定短路电流会使绕组的电阻损耗增加几百倍，这些损耗将转化为热能使绕组的温度上升。由于短路的时间很短，一般仅为几秒，产生的热能来不及向外扩散，将全部用来使绕组温度升高。《电力变压器 第5部分：承受短路的能力》规定，变压器设计时，绕组铜导线允许温度为250
℃^［2］，设计起始温度为105 ℃。因此，只要保护装置和断路器能够可靠、及时动作，短路电流的持续时间一般不会超过变压器的热稳定要求，变压器热稳定破坏的可能性也就较小，只有在继电保护装置拒动、短路电流长时间通过绕组时才有可能烧坏变压器。

2 　变压器经受出口短路故障后的检查试验及要求

　　 变压器一旦发生出口短路故障，不管是否引起掉闸，都需要针对短路故障的性质、短路电流的大小、短路点距出口距离的远近、继电保护及自动装置的动作情况、油色谱分析等进行综合分析判断。出现掉闸的变压器还要测量其绕组直流电阻、绕组变形、空载损耗，以判定损坏程度，确定是否可以继续运行，制定修复方案。

　　（1） 外观检查。检查变压器外壳有无明显凹凸、箱体焊缝是否渗漏油，检查压力释放装置的动作情况，检查瓦斯继电器是否动作或发出信号、是否集有可燃性气体。对仍在运行的变压器要注意辨别声音是否异常，正常运行会发出连续、均匀、轻微的“嗡嗡”声，若声音不均匀或有特殊声音，即视为不正常，如出现电焊机声音、劈啪放电声音等。

　　（2） 气相色谱分析。变压器油主要起绝缘和冷却散热的作用，当变压器内部发生过热和放电故障时，变压器油和其他绝缘材料就会发生化学分解，产生特定的烃类气体和H₂、碳氧化物等。随着温度的升高，产气量最大的烃类气体依次为CH₄、C₂H₆、C₂H₄、C₂H₂。通过测量特征气体的成分和含量^［3］、分析变压器内部发热或放电点的温度，可以确定变压器经受出口短路后是否遭到破坏。出口短路会引起绕组的匝间（饼间）短路，系瞬间高能量的工频续流放电，有时涉及固体绝缘，因此C₂H₂含量的变化往往较大，若经受短路破坏的时间较长，CO、CO₂的含量也会明显增加。


　　（3） 直流电阻测量。变压器绕组的直流电阻三相数值基本平衡^［4］。测量直流电阻可以方便有效地考核绕组纵绝缘和回路的联结情况，能发现出口短路引起的匝（饼）间短路、绕组断股等故障，可判断变压器是否遭受了严重的冲击破坏。

　　（4） 绕组的介质损耗和电容量测量。当变压器发生局部机械变形时，其绕组间以及对铁心和外壳的相对位置会发生变化，其电容量也将随之变化。虽然电力设备预防性试验规程从绝缘的角度对介质损耗值做了规定，但严重的绕组变形会引起电容量的明显变化，所以，在检查承受短路冲击后的变压器是否发生绕组变形时，被测电容值与历史数据比较也非常重要，当变化值超过10%时需要引起注意。

　　（5） 绕组变形试验。变压器绕组局部机械变形后，其内部电感、电容等分布参数必然发生变化。用频率响应法诊断绕组变形，灵敏度高、抗干扰能力强，可以通过比较两次测得的频响特性曲线的相关系数，判定绕组是否发生变形和变形的严重程度。在没有原始数据的情况下，也可以通过比较三相绕组间的频响特性曲线的差异，或同厂家、同类型变压器绕组之间的差异作出判断。若试验时发现频响特性曲线的相关系数小于0.5，应立即退出运行。

　　（6） 低电压短路阻抗试验。短路阻抗法是判断变压器绕组变形的传统方法，该试验方法相对简单，对试验设备要求低，有出厂和历次试验数据相比较，现场实施非常简便。但其灵敏度低于频率响应法，适用于变形比较严重的绕组。当绕组的三相短路阻抗值差异超过3%时，应该引起注意。

　　（7） 空载损耗和空载电流试验。变压器经受出口短路电流冲击，当出现线圈匝间短路或涉及铁心绝缘时，会引起变压器的励磁电流增加和空载损耗增大，与历次试验数据比较，空载损耗增加10%时就应该引起注意。

　　（8） 继电保护及自动装置的动作情况检查。变压器经受出口短路电流冲击而掉闸，一般是通过差动保护、过流保护和瓦斯保护发出动作指令，要注意记录故障电流的大小、故障切除时间，检查保护装置的动作行为是否符合整定值要求。

　　（9） 其他检查试验项目。变压器经受出口短路后通常的试验项目还有：绝缘电阻测量、变压比试验、油或纸绝缘材料的分析化验等等，所有试验项目应严格执行电力设备预防性试验规程的相关标准，发现试验结果异常都要引起注意。

    

3 　变压器承受短路冲击后的处理实例

3.1　分析处理实例一

　　某主变压器（SFSZ7－40000/110）因10 kV的出线电缆头三相短路而爆炸，变压器差动保护、过流保护动作，变压器三侧断路器掉闸。电缆户外头（即故障点）距变压器出口约100
m，电缆故障切除时间为0.36 s，故障录波分析流经变压器10 kV侧的最大短路电流为15 kA。现场外观检查，瓦斯继电器油室有1/3的气体；变压器本体外观检查，无变形等特征。

3.1.1　现场检查试验情况及原因分析

　　对变压器进行相关项目的电气试验和油样色谱分析：全部绝缘项目试验合格，空载损耗由43.59kW上升至56.8kW；绕组直流电阻高、中压合格，低压侧三相不平衡系数达26%；变压器油的气相色谱分析发现特征气体含量异常，其中，C₂H₂达50
μL/L，色谱分析数据见表1。

    

表1　SFSZ7－40 000/110变压器油

色谱分析检测值 　

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　μL/L

    


气体组分
H₂
CO
CO₂
CH₄
C₂H₄
C₂H₆
C₂H₂
总烃

2002－10－16故障前
25
1019
5742
24.91
  　0
3.65
 　 0
28.56

2002－10－ 22 T17∶ 00
67
1118
5868
35.28
10.5
3.95
50.9
100.64

2002－10－ 22 T21∶ 00
73
1306
6720
  　34
4.3
  4.7
  　39
81.63

  

　　查阅变电站运行记录发现，该变压器在投运后，曾经历过8次类似的近距离出口短路冲击。由于油中溶解的特征气体主要为C₂H₂，且远远超过导则规定的5
μL/L的注意值，可以断定变压器内部发生了高能量的电弧放电。此外，低压绕组直流电阻严重不平衡，再加上故障瞬间变压器低压绕组经受了15
kA短路电流的冲击，结合变压器空载损耗上升和以往运行情况，认定变压器低压绕组因受短路电流的冲击而损坏，变压器无法继续投入运行，返厂进行修理。

3.1.2　返厂吊罩检查和修理情况

　　变压器返厂后，吊开钟罩及线包检查，高压线包、铁心和外部可视的所有部件正常，各紧固件无松动现象，外观清洁，绝缘正常；吊出的高、中压绕组皆无变形和损伤，而3个低压绕组都有不同程度变形，其中a相最严重，c相较轻微。a相沿线包纵向2/3的绕组收缩变形严重，有3匝绕组的绝缘烧损，低压绕组的内衬环氧树脂筒无损伤和变形。返厂同时考虑到低压绕组损坏的可能性大，必须进行更换，故由制造厂提前制作了同结构的低压绕组及时进行了更换，并进行干燥处理，变压器总装结束后即运回变电站；经过现场安装试验合格后，投入运行正常。

3.2　分析处理实例二

　　由于距某变压器（SFSZ7－220/150 000）约50m的高压室内铝排及支持瓷瓶放电，引发变压器近距离三相出口短路，变压器差动保护动作，三侧断路器断开，流过变压器的最大短路故障电流为15kA，故障切除时间75ms。由于现场全部试验项目均无异常，气相色谱分析油中溶解气体正常，故障点明显，且不在变压器内部，因此在对变压器差动保护回路通电检查后便恢复送电。结果变压器重瓦斯保护动作，检查瓦斯继电器内存有大量气体，点火能够燃烧。取油样色谱分析结果见表2。

    

　表2　 SFSZ7－220/150 000变压器冲击　　

送电后油色谱检测值

　μL/L

    


H₂
CO
CO₂
CH₄
C₂H₄
C₂H₆
C₂H₂
总烃

512
1317
2958
87
163.6
11.5
185.2
447.3

3.2.1　现场试验情况及初步原因分析

　　用三比值法分析，故障编码为102，系高能量工频续流放电。CO、CO₂，特别是CO含量变化不大，C₂H₂含量最高，C₂H₆、CH₄含量相对较低，C₂H₄含量较高，说明变压器内部故障过程瞬间过热，涉及固体绝缘的可能性较小。电气试验绝缘项目正常，测量高、中压分别对低压的变比，无测量数据输出；测量35
kV绕组直流电阻，不平衡系数超标，为获得更准确数据，从35 kV侧手孔处打开低压绕组的三角联结点，独立测量a、b、c
3个低压绕组的直流电阻，具体结果见表3。

    

表3　SFSZ7－220/150 000变压器低压

绕组直流电阻测量数据

　　　　　　　　　Ω


ab
bc
ac
a
b
c

0.03674
0.03208
0.03202
0.05164
0.06833
0.05147

  

　　由表3可知，b相电阻明显增大，说明35 kV低压绕组b相存在匝间短路并有断匝现象。现场吊罩检查，各部位紧固件无明显松动，外侧能见的高压绕组无变形，可视油道无堵塞。中相低压线包内侧与铁心立柱之间有烧损的纸绝缘灰烬和少量铜熔渣。变压器扣罩密封，充干燥的氮气存放。

　　从以上检查试验和色谱分析结果推断，变压器低压绕组b相匝间短路并有断匝。

3.2.2　吊罩检查及修理情况

　　考虑受事故抢修时间的限制，结合制造厂的抢修经验，由制造厂提前制作3个绕组及准备相关需更换的绝缘材料后在现场进行修复。变压器吊罩吊出高、中压绕组检查，无变形和放电现象，仅低压绕组a、b相严重变形，b相绕组线圈换位处有2处分别烧断2股和3股导线，检查铁心等其他部位正常，各部螺栓无明显松动。于是在现场更换了3个低压绕组及其上下主绝缘端圈、中低压绕组之间的纸板和油隙撑条、线包上下部的成型角环、低压绕组与铁心柱间的地屏等。经过器身整理和杂物清理，焊接恢复各联结引线，扣钟罩密封后，对变压器本体抽真空注油，组装套管等附件。由于变压器器身暴露在空气中近90
h，各绝缘件受潮严重，进行现场干燥处理^［5］。为提高干燥效率，现场干燥采用热油循环，变压器本体高真空度，底部辅助加热，经过178
h的干燥，变压器通过了现场交接验收试验，并进行了变压器绕组变形测量，变压器投入运行，至今无异常。

4　处理出口短路故障的体会和防范措施

　　（1） 电力系统短路容量增大，短路电流剧增，但变压器在科研、设计和制造中，抗出口短路冲击的能力跟不上；此外，配电系统出线多、网络复杂、维护管理的质量不高，这些原因造成了近几年变压器出口短路损坏事故增多。

　　（2） 变压器承受出口短路电流冲击，一旦确定绕组变形和绝缘材料损坏，必须退出运行，进行绕组修整或更换。实践证明：在现场更换变压器绕组是一种优选方案，这样既能缩短修复时间，又可减少返厂装运费用，只要采取必要的防受潮和干燥措施应该是经济可行的。

　　（3） 变压器出口短路危害极大，由于中低压绕组间的短路阻抗最小，故一般低压绕组损坏的几率最大，其次是中压绕组。应从制造厂做起，采取防止绕组失稳的有效综合措施：①优化设计，在电磁计算方面尽量反应绕组的实际受力状态，达到绕组安匝平衡，并留有设计裕度；②低压绕组宜用自粘式导线和用硬板绝缘纸筒做内衬，并适当增加撑条根数；③增加铁轭夹件和压包环强度，合理压钉的数量和位置，防止绕组的端部结构失稳和变形；④改善工艺，所有绝缘垫块应进行预密化处理，使其收缩率下降至最低限度，同时绕组的制作要密实牢固，绕组宜采取整体套装工艺。

　　（4） 运行单位应采取以下防范措施：①尽量选用通过短路试验的制造厂家产品，并合理选择容量和适当提高短路阻抗，尽量减少不必要的调压分节抽头;②提高近距离出线的绝缘水平。如采用高可靠性的封闭绝缘母线，母线桥加装热缩绝缘护套，尽量采用电缆出线，2km范围内的架空线路使用绝缘架空线等，减少低压设备的绝缘事故几率。③并列运行的变压器可考虑加装保护自投装置，正常方式开环运行，以减少短路时流过变压器的短路电流。④提高继电保护装置的快速性，采用微机保护装置，尽量压缩系统中保护的动作级差，缩短短路电流通过变压器的作用时间。

　　（5） 变压器近距离出口短路后，应尽快判断绕组是否变形、绝缘是否损坏，以便确定变压器是否继续投运。通常采用的判断方法有：①尽快进行油色谱分析。根据气体组分含量进行分析，一旦C₂H₂急剧上升，说明绕组可能烧坏或烧断，线包绝缘遭到破坏。②进行全面电气试验，排除绕组绝缘损坏的可能，测量直流电阻是发现绕组是否损坏的最有效手段。③进行变压器绕组变形测量，与以往测量的频响特性曲线进行横向和纵向对比分析，判定电力变压器绕组是否变形。未经全面检查和综合分析，变压器不得投入运行。

　　（6） 减少低压出口短路故障的几率是减少短路损坏事故的重要技术措施。除加强检修维护和提高装置绝缘水平外，还可采取如下措施：①设计时尽量采用封闭母线，减少天气和污秽等因素的影响；②对变压器外部引出线或母排进行绝缘封闭改造，特别是对中相绝缘进行封闭，防止异物引起的相间短路；③提高绝缘件的泄漏比距，如10
kV支柱采用35 kV电压等级的绝缘子，35 kV支柱采用66 kV电压等级的绝缘子等，防止对地短路；④在空间允许的条件下，加大配电装置相间空气绝缘距离，提高相间抗短路能力，开关柜的尺寸不能过分强调小型化。

　　（7） 认真贯彻执行国家电网公司2005年颁布的18项电网重大反事故措施；对容性电流超标的中性点不接地系统，加装消弧线圈自动补偿装置，防止单相接地故障发展成相间短路；由于电缆出线的线路发生的故障多为永久性故障，应该停用重合闸装置，对变电站出线多且易发生故障的架空线路也应采取此措施；加强防污闪措施的实施力度，提高设备的泄漏比距，建议选用10、35
kV的套管时其绝缘水平提高一个电压等级；应对运行时间长、运行温度一直偏高的变压器开展抗短路能力的校核工作，采取包括改造在内的提高抗短路能力措施，必要时进行油中糠醛含量和取纸样做聚合度测量，对绝缘老化严重的加强跟踪监督。

　　（8） 国内外制造的大型变压器目前还不能完全适应各种近距离出口短路冲击的要求，特别是对可能

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