劉 釗，田小龍，劉小琰

（國網(wǎng)河北省電力有限公司保定供電分公司，河北 保定 071000）

繞組變形是最常見的變壓器故障之一，通常由內(nèi)、外部原因共同引起。繞組變形故障的內(nèi)因主要指變壓器抗短路能力不足，由產(chǎn)品設(shè)計(jì)、工藝水平、材料質(zhì)量等決定。而外因主要是遭受短路電流沖擊以及運(yùn)輸、安裝過程中的物理碰撞[1-3]。因此，為了防止主變發(fā)生因繞組變形引發(fā)的短路故障，應(yīng)從內(nèi)、外因共同著手。目前變壓器繞組變形的現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)方法主要有3 種：頻響法、低電壓短路阻抗法和電容量分解法。

1 缺陷概述

2021 年6 月24 日，35 kV 某變電站35 kV 2 號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，相關(guān)專業(yè)人員立即組織開展搶修工作。工作人員到站后首先對(duì)故障主變本體取油樣，進(jìn)行油中溶解氣體分析，隨后對(duì)2 號(hào)主變進(jìn)行了全面檢查性試驗(yàn)，故障設(shè)備主要銘牌參數(shù)如表1 所示。當(dāng)天天氣小雨轉(zhuǎn)陰，相對(duì)濕度65%，溫度23 ℃。

2 油中溶解氣體數(shù)據(jù)分析

試驗(yàn)人員對(duì)從變電站內(nèi)取回的故障設(shè)備本體油樣進(jìn)行油中溶解氣體分析，發(fā)現(xiàn)油化數(shù)據(jù)異常，具體如表2 所示。

表2 故障變壓器本體油中溶解氣體數(shù)據(jù) μL/L

由表2 可見，乙炔含量從4 月7 日的0 μL/L 激增至6 月24 日跳閘后的73.58 μL/L，超過標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的注意值5 μL/L?？偀N含量551.27 μL/L 也超出規(guī)程規(guī)定150 μL/L 注意值，說明該設(shè)備存在缺陷[4]。與4 月7 日數(shù)據(jù)相比，總烴相對(duì)產(chǎn)氣速率約為7.54%/月，接近10%/月的注意值[5]，說明該缺陷發(fā)展較迅速。進(jìn)一步計(jì)算三比值編碼得到“120”，對(duì)應(yīng)“電弧放電兼過熱缺陷”，可能引起的原因有線圈匝間、層間放電；相間閃絡(luò)；分接引線間油隙閃絡(luò)，選擇開關(guān)拉?。灰€對(duì)箱殼或其他接地體放電。

3 檢查性試驗(yàn)結(jié)果及分析

為了驗(yàn)證油中溶解氣體分析結(jié)果，以及進(jìn)一步分析缺陷，工作人員在現(xiàn)場(chǎng)開展停電檢查性試驗(yàn)，包括繞組各分接直流電阻測(cè)試、低電壓短路阻抗測(cè)試、繞組絕緣電阻測(cè)試、繞組介質(zhì)損耗及電容量測(cè)試、鐵芯絕緣電阻試驗(yàn)及有載分接開關(guān)試驗(yàn)。

3.1 繞組各分接直流電阻測(cè)試

試驗(yàn)人員首先對(duì)該主變進(jìn)行了繞組全分接直流電阻試驗(yàn)，該主變額定分接為4 分接，運(yùn)行分接為4 分接，具體測(cè)試數(shù)據(jù)如表3、表4 所示。

表3 故障變壓器高壓繞組全分接直流電阻試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表4 故障變壓器低壓繞組直流電阻試驗(yàn)數(shù)據(jù)

由表3 可以看出高壓各繞組不平衡率在5.73%～10.44%之間，遠(yuǎn)超規(guī)程規(guī)定2%的警示值[6]，且無明顯變化規(guī)律。A 相直流電阻各分接較B、C 兩相明顯偏低，B、C 兩相各分接直阻測(cè)試值相近，懷疑A 相存在匝間或?qū)娱g短路。如表4 所示低壓側(cè)繞組直流電阻測(cè)試值滿足規(guī)程要求。

3.2 低電壓短路阻抗試驗(yàn)

為了檢查該主變繞組變形情況，試驗(yàn)人員隨后對(duì)該主變進(jìn)行了低電壓短路阻抗試驗(yàn)，具體數(shù)據(jù)如表5 所示。

表5 故障變壓器低電壓短路阻抗試驗(yàn)數(shù)據(jù)

由表5 中數(shù)據(jù)可知，在額定分接處三相短路阻抗初值差為-2.83%，超過規(guī)程要求±2.00%的規(guī)定。在最大、額定及最小分接處三相阻抗電壓最大互差分別為14.16%、11.02% 及8.20%，均超過規(guī)程2.50%的規(guī)定[6]。簡言之，低電壓短路阻抗試驗(yàn)數(shù)據(jù)橫、縱比均超過規(guī)程規(guī)定的注意值，說明繞組已經(jīng)存在一定程度的變形。

3.3 高低壓繞組絕緣電阻測(cè)試

為檢查該主變絕緣情況，同時(shí)為排除引線對(duì)箱殼或其他接地體放電的情況，試驗(yàn)人員對(duì)該主變進(jìn)行了高低壓繞組絕緣電阻試驗(yàn)，具體數(shù)據(jù)如表6所示。

表6 故障變壓器繞組絕緣電阻測(cè)試數(shù)據(jù)

由表6 所示，絕緣電阻各項(xiàng)指標(biāo)均滿足規(guī)程要求[5]。絕緣電阻數(shù)據(jù)無異常說明該主變絕緣良好，不存在油中溶解氣體分析所懷疑的“相間閃絡(luò)”以及“引線對(duì)箱殼或其他接地體放電”的情況。

3.4 高低壓繞組介質(zhì)損耗及電容量測(cè)試

試驗(yàn)人員隨后對(duì)該主變進(jìn)行了高低壓繞組介質(zhì)損耗及電容量試驗(yàn)，具體數(shù)據(jù)如表7 所示。

表7 故障變壓器介質(zhì)損耗及電容量測(cè)試數(shù)據(jù)

由表7 可見，介質(zhì)損耗滿足規(guī)程不大于0.015（注意值）的要求[6]，說明該主變無整體受潮、老化等絕緣缺陷。但是由于電容量沒有歷史數(shù)據(jù)無法進(jìn)行判斷，也無法通過電容量的改變判斷各繞組的變形情況。

鐵芯絕緣電阻試驗(yàn)及有載分接開關(guān)試驗(yàn)均未見異常，可以排除油中溶解氣體分析所懷疑的分接開關(guān)及所屬部件故障引起的缺陷。綜合上述停電檢查性試驗(yàn)項(xiàng)目結(jié)論，可以初步判斷這是由繞組變形引起的繞組匝間或?qū)娱g短路缺陷。

4 解體檢查情況

為了驗(yàn)證油化試驗(yàn)和停電檢查性試驗(yàn)結(jié)果，工作人員將該臺(tái)變壓器退運(yùn)并運(yùn)回廠家進(jìn)行吊罩及解體檢查。

吊罩后檢查，發(fā)現(xiàn)器身整體較清潔，無明顯污損。如圖1 所示A 相高壓繞組底部存在明顯移位、變形，且底部繞組外裹絕緣層有燒灼痕跡，并發(fā)現(xiàn)多處金屬已經(jīng)裸露，周圍絕緣存在不同程度的過熱痕跡。B、C 相高低壓繞組未見異常。解體結(jié)果表明A 相高壓側(cè)繞組確實(shí)存在由繞組變形引起的過熱及匝、層間短路放電情況，與前期分析相吻合[7]。

圖1 故障變壓器解體檢查高壓側(cè)A 相繞組情況

5 缺陷原因分析

綜合油中溶解氣體分析、停電檢查性試驗(yàn)以及吊罩解體檢查結(jié)果分析可知，這是一起由于變壓器抗短路能力不足引起的繞組變形移位，匝間絕緣破損發(fā)生過熱最終導(dǎo)致放電的典型缺陷。該變壓器服役的10 年中遭受過多次短路電流沖擊，由于繞組變形具有累積性和不可逆性，雖然這些沖擊單次對(duì)變壓器繞組損害并不大，但效果累積起來就造成了不可逆轉(zhuǎn)的嚴(yán)重后果[7]。變壓器高壓側(cè)A 相繞組由于短路電流沖擊產(chǎn)生的電動(dòng)力而發(fā)生變形、偏移，匝間相互擠壓，造成絕緣層逐步破損，進(jìn)而導(dǎo)致接觸電阻增大，流過負(fù)載電流時(shí)發(fā)熱，進(jìn)一步導(dǎo)致絕緣劣化，絕緣層出現(xiàn)過熱發(fā)黑的情況。匝間絕緣耐不住匝間壓差，最終導(dǎo)致匝間短路放電，變壓器差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，同時(shí)產(chǎn)生特征氣體，并且在直流電阻測(cè)試時(shí)顯出高壓側(cè)A 相繞組在各分接均低于B、C 相的現(xiàn)象[8]。

6 檢修策略及建議

加強(qiáng)35 kV 電壓等級(jí)主變壓器入廠質(zhì)檢，尤其關(guān)注抗短路能力測(cè)試。

變壓器受近區(qū)短路沖擊后，無論是否跳閘，均應(yīng)進(jìn)行油色譜測(cè)試。如需停電診斷，做好電容量、頻響、低電壓阻抗、直阻、變比、絕緣電阻等項(xiàng)目準(zhǔn)備，檢查項(xiàng)目參照同廠家同型號(hào)運(yùn)行情況、短路電流大小及持續(xù)時(shí)間等。對(duì)于35 kV 抗短路能力不足的變壓器，應(yīng)采用頻響法和低電壓短路阻抗法、電容量分解法（高壓對(duì)低壓及地、低壓對(duì)高壓及地、高壓及低壓對(duì)地）對(duì)繞組進(jìn)行變形測(cè)試。

對(duì)變壓器低壓側(cè)抗短路能力不足的變壓器套管出線導(dǎo)體的絕緣化進(jìn)行檢查，結(jié)合停電機(jī)會(huì)進(jìn)行完善。