刘 钊，田小龙，刘小琰

（国网河北省电力有限公司保定供电分公司，河北 保定 071000）

绕组变形是最常见的变压器故障之一，通常由内、外部原因共同引起。绕组变形故障的内因主要指变压器抗短路能力不足，由产品设计、工艺水平、材料质量等决定。而外因主要是遭受短路电流冲击以及运输、安装过程中的物理碰撞[1-3]。因此，为了防止主变发生因绕组变形引发的短路故障，应从内、外因共同着手。目前变压器绕组变形的现场检测方法主要有3 种：频响法、低电压短路阻抗法和电容量分解法。

1 缺陷概述

2021 年6 月24 日，35 kV 某变电站35 kV 2 号主变差动保护动作，相关专业人员立即组织开展抢修工作。工作人员到站后首先对故障主变本体取油样，进行油中溶解气体分析，随后对2 号主变进行了全面检查性试验，故障设备主要铭牌参数如表1 所示。当天天气小雨转阴，相对湿度65%，温度23 ℃。

2 油中溶解气体数据分析

试验人员对从变电站内取回的故障设备本体油样进行油中溶解气体分析，发现油化数据异常，具体如表2 所示。

表2 故障变压器本体油中溶解气体数据 μL/L

由表2 可见，乙炔含量从4 月7 日的0 μL/L 激增至6 月24 日跳闸后的73.58 μL/L，超过标准中规定的注意值5 μL/L。总烃含量551.27 μL/L 也超出规程规定150 μL/L 注意值，说明该设备存在缺陷[4]。与4 月7 日数据相比，总烃相对产气速率约为7.54%/月，接近10%/月的注意值[5]，说明该缺陷发展较迅速。进一步计算三比值编码得到“120”，对应“电弧放电兼过热缺陷”，可能引起的原因有线圈匝间、层间放电；相间闪络；分接引线间油隙闪络，选择开关拉弧；引线对箱壳或其他接地体放电。

3 检查性试验结果及分析

为了验证油中溶解气体分析结果，以及进一步分析缺陷，工作人员在现场开展停电检查性试验，包括绕组各分接直流电阻测试、低电压短路阻抗测试、绕组绝缘电阻测试、绕组介质损耗及电容量测试、铁芯绝缘电阻试验及有载分接开关试验。

3.1 绕组各分接直流电阻测试

试验人员首先对该主变进行了绕组全分接直流电阻试验，该主变额定分接为4 分接，运行分接为4 分接，具体测试数据如表3、表4 所示。

表3 故障变压器高压绕组全分接直流电阻试验数据

表4 故障变压器低压绕组直流电阻试验数据

由表3 可以看出高压各绕组不平衡率在5.73%～10.44%之间，远超规程规定2%的警示值[6]，且无明显变化规律。A 相直流电阻各分接较B、C 两相明显偏低，B、C 两相各分接直阻测试值相近，怀疑A 相存在匝间或层间短路。如表4 所示低压侧绕组直流电阻测试值满足规程要求。

3.2 低电压短路阻抗试验

为了检查该主变绕组变形情况，试验人员随后对该主变进行了低电压短路阻抗试验，具体数据如表5 所示。

表5 故障变压器低电压短路阻抗试验数据

由表5 中数据可知，在额定分接处三相短路阻抗初值差为-2.83%，超过规程要求±2.00%的规定。在最大、额定及最小分接处三相阻抗电压最大互差分别为14.16%、11.02% 及8.20%，均超过规程2.50%的规定[6]。简言之，低电压短路阻抗试验数据横、纵比均超过规程规定的注意值，说明绕组已经存在一定程度的变形。

3.3 高低压绕组绝缘电阻测试

为检查该主变绝缘情况，同时为排除引线对箱壳或其他接地体放电的情况，试验人员对该主变进行了高低压绕组绝缘电阻试验，具体数据如表6所示。

表6 故障变压器绕组绝缘电阻测试数据

由表6 所示，绝缘电阻各项指标均满足规程要求[5]。绝缘电阻数据无异常说明该主变绝缘良好，不存在油中溶解气体分析所怀疑的“相间闪络”以及“引线对箱壳或其他接地体放电”的情况。

3.4 高低压绕组介质损耗及电容量测试

试验人员随后对该主变进行了高低压绕组介质损耗及电容量试验，具体数据如表7 所示。

表7 故障变压器介质损耗及电容量测试数据

由表7 可见，介质损耗满足规程不大于0.015（注意值）的要求[6]，说明该主变无整体受潮、老化等绝缘缺陷。但是由于电容量没有历史数据无法进行判断，也无法通过电容量的改变判断各绕组的变形情况。

铁芯绝缘电阻试验及有载分接开关试验均未见异常，可以排除油中溶解气体分析所怀疑的分接开关及所属部件故障引起的缺陷。综合上述停电检查性试验项目结论，可以初步判断这是由绕组变形引起的绕组匝间或层间短路缺陷。

4 解体检查情况

为了验证油化试验和停电检查性试验结果，工作人员将该台变压器退运并运回厂家进行吊罩及解体检查。

吊罩后检查，发现器身整体较清洁，无明显污损。如图1 所示A 相高压绕组底部存在明显移位、变形，且底部绕组外裹绝缘层有烧灼痕迹，并发现多处金属已经裸露，周围绝缘存在不同程度的过热痕迹。B、C 相高低压绕组未见异常。解体结果表明A 相高压侧绕组确实存在由绕组变形引起的过热及匝、层间短路放电情况，与前期分析相吻合[7]。

图1 故障变压器解体检查高压侧A 相绕组情况

5 缺陷原因分析

综合油中溶解气体分析、停电检查性试验以及吊罩解体检查结果分析可知，这是一起由于变压器抗短路能力不足引起的绕组变形移位，匝间绝缘破损发生过热最终导致放电的典型缺陷。该变压器服役的10 年中遭受过多次短路电流冲击，由于绕组变形具有累积性和不可逆性，虽然这些冲击单次对变压器绕组损害并不大，但效果累积起来就造成了不可逆转的严重后果[7]。变压器高压侧A 相绕组由于短路电流冲击产生的电动力而发生变形、偏移，匝间相互挤压，造成绝缘层逐步破损，进而导致接触电阻增大，流过负载电流时发热，进一步导致绝缘劣化，绝缘层出现过热发黑的情况。匝间绝缘耐不住匝间压差，最终导致匝间短路放电，变压器差动保护动作，同时产生特征气体，并且在直流电阻测试时显出高压侧A 相绕组在各分接均低于B、C 相的现象[8]。

6 检修策略及建议

加强35 kV 电压等级主变压器入厂质检，尤其关注抗短路能力测试。

变压器受近区短路冲击后，无论是否跳闸，均应进行油色谱测试。如需停电诊断，做好电容量、频响、低电压阻抗、直阻、变比、绝缘电阻等项目准备，检查项目参照同厂家同型号运行情况、短路电流大小及持续时间等。对于35 kV 抗短路能力不足的变压器，应采用频响法和低电压短路阻抗法、电容量分解法（高压对低压及地、低压对高压及地、高压及低压对地）对绕组进行变形测试。

对变压器低压侧抗短路能力不足的变压器套管出线导体的绝缘化进行检查，结合停电机会进行完善。