韩卫忠，杨俊海，王 朔，张凯兴，赵春明

(1.长春龙源电力设备有限公司，长春 130033;2.国网通化供电公司，吉林 通化 134001;3.国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春 130021;4.国网松原供电公司，吉林 松原 138000)

变压器二次绕组故障是变压器常见故障，应从保护动作、故障发生的原因、变压器损毁情况、试验方法的选择和判断到解体检查各个方面，综合判定变压器二次绕组故障的损害程度和原因。2013年7月17日 ，吉林省某66 kV变电站1号主变压器运行中突然产生故障。本文结合油色谱、高压试验数据及解体检查结果对本起故障的形成、发展过程进行分析，判定变压器为二次绕组故障，指出变压器运行、检修、试验应注意的问题。

1 故障经过

2013年7月17日 ，某66 kV变电站2号主变由运行转检修，09:28时全部负荷由1号主变带出，2号主变停电。变电站总负荷24 MW，10 kV侧总电流1345 A，为1号主变额定容量的77.6%。09:55时1号主变本体重瓦斯保护动作，主变一、二次断路器跳闸，全站停电。10:05时2号主变恢复运行，带出全部负荷。1号主变2000年9月1日出厂，2001年 9月 10日投入运行，型号 SZ9-MZ-31500/66，一次额定电流275 A，二次额定电流1732 A。故障前，1号主变带负荷10 MW，二次电流585 A;2号主变带负荷14 MW，二次电流760 A。

2 变压器检查、试验、初步结论

2.1 变压器检查

a.保护动作情况检查。1号主变轻、重瓦斯保护动作，差动保护、过流保护未启动。

b.变压器外观检查无异常，压力释放阀未动作。

c.瓦斯继电器内存集较多气体。现场采集瓦斯继电器气体、变压器本体上部油样进行色谱检测，按GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》判定气体组分是否合格，变压器本体油色谱数据见表1。

2.2 高压试验

a.查阅1号主变历次油色谱检测、高压试验数据，2002年该主变曾出现表征变压器内部存在金属发热的色谱异常现象，变压器绝缘试验、绕组直流电阻检测数据未见异常。

b.变压器故障后，进行了绕组绝缘、直流电阻、变压比、单相空载等9个高压项目试验，数据见表2、表3、表4，其中二次绕组对地绝缘、二次绕组直流电阻单相空载损耗3个项目试验数据异常。

c.试验数据分析:绝缘测试数据表征变压器二次绕组对地绝缘击穿，二次绕组直流电阻测量数据显示b相绕组断股严重，变压比测量数据略有异常，但不能认定绕组有匝间短路故障，空载试验数据确定变压器故障位置在二次绕组b相端部，绕组股(匝)间短路。

表1 历次变压器本体油色谱数据 μL/L

表2 测量绕组连同套管的绝缘电阻 MΩ

表3 变压器故障后二次绕组直流电阻数据 mΩ

表4 变压器故障后施加300 V电压时单相空载试验数据

2.3 初步结论

根据油色谱、变压器绕组绝缘、绕组直流电阻、单相空载试验项目初步判定:

a.变压器二次绕组b相发生股(匝)间电弧放电故障;

b.b相绕组端部绝缘击穿接地;

c.b相绕组63.7%并绕导线熔断，熔断位置在绕组的端部，绕组股(匝)间短路。

3 变压器解体检查

a.变压器一次调压绕组基本完好;一次绕组B相上部压钉碗一、二次出线侧均出现损坏，个别垫块脱出移位，一次绕组垫块松动、个别脱落;一次绕组B相上部靠C相侧向上翘起;B相、C相轻度变形，B相下部变形明显。

b.一、二次绕组绝缘层表面及绑扎带上积存较多绝缘物、油碳化形成的碳黑;二次绕组上及箱体下部存在散落导线电弧熔化的铜金属颗粒。

c.二次绕组各相均严重变形，b相绕组内侧绝缘板向外裂突折断，其中a相绕组中上部、中下部有明显的不在同一轴线上的2处严重变形。

d.故障点位于b相绕组上部距离引出线焊接点350 mm处，绕组绝缘压板断裂，绕组上数第1匝至第5匝严重烧损，最严重点位于第2匝至第4匝间。

e.二次绕组上数第1匝分离出未烧断导线9股，第3匝导线故障处各股被电弧烧断，一侧与第4匝导线烧熔粘连;第6匝导线基本完好，绝缘表面被电弧烧伤，最内侧1股导线表面小部位被电弧烧熔。

4 综合分析

4.1 故障发生及发展过程

变压器二次绕组各相均发生严重变形，a相绕组中上部、中下部不在同一轴线上的2处严重变形，表征变压器受到过至少2次以上近区短路电流冲击。

变压器受到短路电流冲击后，b相绕组上端股间绝缘被破坏，出现非连续性股间短路，变压器油色谱检测反应变压器内部发生了金属性过热，绝缘油劣化，色谱发生变异。

变压器受到短路电流冲击并出现绕组变形后的运行期间，负荷较轻也比较稳定，故障发展缓慢，反应在油色谱检测上为油中气体组分上升速度缓慢，2006年11月变压器油中气体组分达到最大值，后缓慢下降或稳定;变压器油中C2H4的出现和增长、C2H2出现是变压器二次绕组b相股间绝缘被破坏发生非连续性股间短路并小容量放电过程的表现。

本次变压器故障的诱因为1号主变带出变电站全部负荷，负荷增大至原负荷的2.3倍，变压器二次b相股间绝缘不良缺陷导致股间绝缘击穿越来越多，运行27 min时绕组股间短路发热放电导致匝间绝缘破坏发展成匝间短路。

根据绕组各匝烧损情况，应为第2、第3匝间先击穿放电，电弧波及至第1至第5匝间绝缘烧损短路放电。

变压器差动保护一、二次差流定值一般按主变额定电流0.5倍整定，过流保护定值按变压器额定电流1.5～1.8倍整定。经计算，按变压器二次侧4匝短路状态测算，变压器一次增加短路电流0.183倍额定电流，设定的差动保护定值、过流保护定值均不能启动保护，保护动作正确。

本次故障变压器故障范围小，不会加重变压器原有的绕组变形。变压器二次b相上部绝缘压板断裂应为本次故障导致。

4.2 试验数据分析

绕组直流电阻测量数据说明变压器故障后，虽然二次b相绕组上部第3匝导线各股均被烧断，但一侧与第4匝导线仍有烧熔粘连。绕组直流电阻换算至相电阻，b相直流电阻偏差达到157%，导线断股率63.7%，二次绕组28股并绕，被电弧烧断18股。

变压器空载试验故障相的短路损耗增加值较小，股间短路故障位于绕组的端部。变压器二次绕组短路1匝，300 V试验电压下变压器二次侧空载试验电流将增加2.27 A，相当于同台变压器无故障状态同电压下试验电流的7.3倍，损耗增加149 W，超过同电压下试验空载损耗的10倍以上，与现场试验数据相差很大，说明绕组b相故障后没有残留的匝间金属性短路。

变压比测量UAB/Uab、UCA/Uca变压比偏差无异常，UBC/Ubc变压比偏差增加+0.78%。故障的b相绕组匝数减少，含有b相的电压比偏差均应增大，与实测值不符。变压比测量数值对故障分析意义不大。

5 结束语

a.变压器受到近区短路冲击后，应及时进行绕组变形试验，根据绕组变形程度安排检修试验周期，必要时返厂大修。

b.应根据设备故障特点合理选择诊断性高压试验项目。如本案高压专业进行了9个项目高压试验，其中，单相空载试验是变压器故障后检查诊断绕组是否存在股(匝)间短路故障的有效方法，而测量套管介质损耗因数及末屏绝缘电阻等6个试验项目对变压器故障结论无意义。变压比试验通常被认为可判断变压器是否存在匝间短路故障。实践证明，变压器故障后，变压器绕组存在股间短路，变压比测量数值无异常，变压器绕组段(匝)间短路，变压比无法测出。

c.变压器油色谱检测数据发生变异，分析时不应简单看总烃、C2H2是否超注意值，还应注意其气体组分构成。C2H4体积比占总烃40%以上，C2H2体积比超注意值是明显的金属性过热和放电故障，结合变压器运行工况，应存在变压器内部发生绝缘破坏故障的可能性。变压器发生故障导致油劣化后，油中总烃气体可能会被固体绝缘物等吸附一部分，但油中C2H2极难被全部吸附消失。本案变压器油中C2H2三年时间从最高时的6.76μL/L降至不能检出，这一现象有待进一步验证。

d.变压器二次绕组的短路电流很大，二次绕组匝间短路出现的烧损远严重于一次绕组匝间短路。

e.现场进行高电压、大电流项目试验时应注意试验电流变化，防止发生次生故障。在变压器本体保护全部停用状态下试验，当怀疑变压器发生了二次绕组匝(股)间短路故障，试验时应注意试验电流变化，防止次生故障发生。