韓衛(wèi)忠，楊俊海，王 朔，張凱興，趙春明

(1.長春龍源電力設備有限公司，長春 130033;2.國網(wǎng)通化供電公司，吉林 通化 134001;3.國網(wǎng)吉林省電力有限公司電力科學研究院，長春 130021;4.國網(wǎng)松原供電公司，吉林 松原 138000)

變壓器二次繞組故障是變壓器常見故障，應從保護動作、故障發(fā)生的原因、變壓器損毀情況、試驗方法的選擇和判斷到解體檢查各個方面，綜合判定變壓器二次繞組故障的損害程度和原因。2013年7月17日 ，吉林省某66 kV變電站1號主變壓器運行中突然產(chǎn)生故障。本文結(jié)合油色譜、高壓試驗數(shù)據(jù)及解體檢查結(jié)果對本起故障的形成、發(fā)展過程進行分析，判定變壓器為二次繞組故障，指出變壓器運行、檢修、試驗應注意的問題。

1 故障經(jīng)過

2013年7月17日 ，某66 kV變電站2號主變由運行轉(zhuǎn)檢修，09:28時全部負荷由1號主變帶出，2號主變停電。變電站總負荷24 MW，10 kV側(cè)總電流1345 A，為1號主變額定容量的77.6%。09:55時1號主變本體重瓦斯保護動作，主變一、二次斷路器跳閘，全站停電。10:05時2號主變恢復運行，帶出全部負荷。1號主變2000年9月1日出廠，2001年 9月 10日投入運行，型號 SZ9-MZ-31500/66，一次額定電流275 A，二次額定電流1732 A。故障前，1號主變帶負荷10 MW，二次電流585 A;2號主變帶負荷14 MW，二次電流760 A。

2 變壓器檢查、試驗、初步結(jié)論

2.1 變壓器檢查

a.保護動作情況檢查。1號主變輕、重瓦斯保護動作，差動保護、過流保護未啟動。

b.變壓器外觀檢查無異常，壓力釋放閥未動作。

c.瓦斯繼電器內(nèi)存集較多氣體?，F(xiàn)場采集瓦斯繼電器氣體、變壓器本體上部油樣進行色譜檢測，按GB/T 7252—2001《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》判定氣體組分是否合格，變壓器本體油色譜數(shù)據(jù)見表1。

2.2 高壓試驗

a.查閱1號主變歷次油色譜檢測、高壓試驗數(shù)據(jù)，2002年該主變曾出現(xiàn)表征變壓器內(nèi)部存在金屬發(fā)熱的色譜異常現(xiàn)象，變壓器絕緣試驗、繞組直流電阻檢測數(shù)據(jù)未見異常。

b.變壓器故障后，進行了繞組絕緣、直流電阻、變壓比、單相空載等9個高壓項目試驗，數(shù)據(jù)見表2、表3、表4，其中二次繞組對地絕緣、二次繞組直流電阻單相空載損耗3個項目試驗數(shù)據(jù)異常。

c.試驗數(shù)據(jù)分析:絕緣測試數(shù)據(jù)表征變壓器二次繞組對地絕緣擊穿，二次繞組直流電阻測量數(shù)據(jù)顯示b相繞組斷股嚴重，變壓比測量數(shù)據(jù)略有異常，但不能認定繞組有匝間短路故障，空載試驗數(shù)據(jù)確定變壓器故障位置在二次繞組b相端部，繞組股(匝)間短路。

表1 歷次變壓器本體油色譜數(shù)據(jù) μL/L

表2 測量繞組連同套管的絕緣電阻 MΩ

表3 變壓器故障后二次繞組直流電阻數(shù)據(jù) mΩ

表4 變壓器故障后施加300 V電壓時單相空載試驗數(shù)據(jù)

2.3 初步結(jié)論

根據(jù)油色譜、變壓器繞組絕緣、繞組直流電阻、單相空載試驗項目初步判定:

a.變壓器二次繞組b相發(fā)生股(匝)間電弧放電故障;

b.b相繞組端部絕緣擊穿接地;

c.b相繞組63.7%并繞導線熔斷，熔斷位置在繞組的端部，繞組股(匝)間短路。

3 變壓器解體檢查

a.變壓器一次調(diào)壓繞組基本完好;一次繞組B相上部壓釘碗一、二次出線側(cè)均出現(xiàn)損壞，個別墊塊脫出移位，一次繞組墊塊松動、個別脫落;一次繞組B相上部靠C相側(cè)向上翹起;B相、C相輕度變形，B相下部變形明顯。

b.一、二次繞組絕緣層表面及綁扎帶上積存較多絕緣物、油碳化形成的碳黑;二次繞組上及箱體下部存在散落導線電弧熔化的銅金屬顆粒。

c.二次繞組各相均嚴重變形，b相繞組內(nèi)側(cè)絕緣板向外裂突折斷，其中a相繞組中上部、中下部有明顯的不在同一軸線上的2處嚴重變形。

d.故障點位于b相繞組上部距離引出線焊接點350 mm處，繞組絕緣壓板斷裂，繞組上數(shù)第1匝至第5匝嚴重燒損，最嚴重點位于第2匝至第4匝間。

e.二次繞組上數(shù)第1匝分離出未燒斷導線9股，第3匝導線故障處各股被電弧燒斷，一側(cè)與第4匝導線燒熔粘連;第6匝導線基本完好，絕緣表面被電弧燒傷，最內(nèi)側(cè)1股導線表面小部位被電弧燒熔。

4 綜合分析

4.1 故障發(fā)生及發(fā)展過程

變壓器二次繞組各相均發(fā)生嚴重變形，a相繞組中上部、中下部不在同一軸線上的2處嚴重變形，表征變壓器受到過至少2次以上近區(qū)短路電流沖擊。

變壓器受到短路電流沖擊后，b相繞組上端股間絕緣被破壞，出現(xiàn)非連續(xù)性股間短路，變壓器油色譜檢測反應變壓器內(nèi)部發(fā)生了金屬性過熱，絕緣油劣化，色譜發(fā)生變異。

變壓器受到短路電流沖擊并出現(xiàn)繞組變形后的運行期間，負荷較輕也比較穩(wěn)定，故障發(fā)展緩慢，反應在油色譜檢測上為油中氣體組分上升速度緩慢，2006年11月變壓器油中氣體組分達到最大值，后緩慢下降或穩(wěn)定;變壓器油中C2H4的出現(xiàn)和增長、C2H2出現(xiàn)是變壓器二次繞組b相股間絕緣被破壞發(fā)生非連續(xù)性股間短路并小容量放電過程的表現(xiàn)。

本次變壓器故障的誘因為1號主變帶出變電站全部負荷，負荷增大至原負荷的2.3倍，變壓器二次b相股間絕緣不良缺陷導致股間絕緣擊穿越來越多，運行27 min時繞組股間短路發(fā)熱放電導致匝間絕緣破壞發(fā)展成匝間短路。

根據(jù)繞組各匝燒損情況，應為第2、第3匝間先擊穿放電，電弧波及至第1至第5匝間絕緣燒損短路放電。

變壓器差動保護一、二次差流定值一般按主變額定電流0.5倍整定，過流保護定值按變壓器額定電流1.5～1.8倍整定。經(jīng)計算，按變壓器二次側(cè)4匝短路狀態(tài)測算，變壓器一次增加短路電流0.183倍額定電流，設定的差動保護定值、過流保護定值均不能啟動保護，保護動作正確。

本次故障變壓器故障范圍小，不會加重變壓器原有的繞組變形。變壓器二次b相上部絕緣壓板斷裂應為本次故障導致。

4.2 試驗數(shù)據(jù)分析

繞組直流電阻測量數(shù)據(jù)說明變壓器故障后，雖然二次b相繞組上部第3匝導線各股均被燒斷，但一側(cè)與第4匝導線仍有燒熔粘連。繞組直流電阻換算至相電阻，b相直流電阻偏差達到157%，導線斷股率63.7%，二次繞組28股并繞，被電弧燒斷18股。

變壓器空載試驗故障相的短路損耗增加值較小，股間短路故障位于繞組的端部。變壓器二次繞組短路1匝，300 V試驗電壓下變壓器二次側(cè)空載試驗電流將增加2.27 A，相當于同臺變壓器無故障狀態(tài)同電壓下試驗電流的7.3倍，損耗增加149 W，超過同電壓下試驗空載損耗的10倍以上，與現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)相差很大，說明繞組b相故障后沒有殘留的匝間金屬性短路。

變壓比測量UAB/Uab、UCA/Uca變壓比偏差無異常，UBC/Ubc變壓比偏差增加+0.78%。故障的b相繞組匝數(shù)減少，含有b相的電壓比偏差均應增大，與實測值不符。變壓比測量數(shù)值對故障分析意義不大。

5 結(jié)束語

a.變壓器受到近區(qū)短路沖擊后，應及時進行繞組變形試驗，根據(jù)繞組變形程度安排檢修試驗周期，必要時返廠大修。

b.應根據(jù)設備故障特點合理選擇診斷性高壓試驗項目。如本案高壓專業(yè)進行了9個項目高壓試驗，其中，單相空載試驗是變壓器故障后檢查診斷繞組是否存在股(匝)間短路故障的有效方法，而測量套管介質(zhì)損耗因數(shù)及末屏絕緣電阻等6個試驗項目對變壓器故障結(jié)論無意義。變壓比試驗通常被認為可判斷變壓器是否存在匝間短路故障。實踐證明，變壓器故障后，變壓器繞組存在股間短路，變壓比測量數(shù)值無異常，變壓器繞組段(匝)間短路，變壓比無法測出。

c.變壓器油色譜檢測數(shù)據(jù)發(fā)生變異，分析時不應簡單看總烴、C2H2是否超注意值，還應注意其氣體組分構(gòu)成。C2H4體積比占總烴40%以上，C2H2體積比超注意值是明顯的金屬性過熱和放電故障，結(jié)合變壓器運行工況，應存在變壓器內(nèi)部發(fā)生絕緣破壞故障的可能性。變壓器發(fā)生故障導致油劣化后，油中總烴氣體可能會被固體絕緣物等吸附一部分，但油中C2H2極難被全部吸附消失。本案變壓器油中C2H2三年時間從最高時的6.76μL/L降至不能檢出，這一現(xiàn)象有待進一步驗證。

d.變壓器二次繞組的短路電流很大，二次繞組匝間短路出現(xiàn)的燒損遠嚴重于一次繞組匝間短路。

e.現(xiàn)場進行高電壓、大電流項目試驗時應注意試驗電流變化，防止發(fā)生次生故障。在變壓器本體保護全部停用狀態(tài)下試驗，當懷疑變壓器發(fā)生了二次繞組匝(股)間短路故障，試驗時應注意試驗電流變化，防止次生故障發(fā)生。