一起電力變壓器直流電阻故障案例分析

肖明偉

（華電淄博熱電有限公司，山東 淄博 255054）

變壓器繞組直流電阻測試是變壓器出廠、交接試驗和預防性試驗發(fā)現(xiàn)故障的有效手段之一，通過三相繞組間電阻值的不平衡率、與以前相同部位測得的值比較等，可以檢查出變壓器繞組及導電連接回路是否正常、分接開關各個檔位接觸是否良好、繞組匝間是否存在短路等隱蔽缺陷，如果發(fā)現(xiàn)其數(shù)據(jù)異常必須進行綜合診斷，確認設備是否存在問題并及時處理，避免發(fā)生變壓器嚴重損壞和大面積停電的事故[1]。

本文以一臺額定容量20 MVA的電力變壓器為例，針對現(xiàn)場預防性試驗過程中發(fā)現(xiàn)的高壓側繞組直流電阻數(shù)據(jù)異常，分析確定直流電阻不平衡率超標的主要原因和檢修對策，對故障處理的全過程進行了詳細描述。

1 變壓器故障分析

1.1 設備及試驗情況

某發(fā)電廠4號高廠變?yōu)樾吞朣F9-20000/15的三相油浸式電力變壓器，聯(lián)結組別為Dd12，額定電壓（13.8±2×2.5%）/6.3 kV，2003年投入運行。高壓側繞組為5擋電壓調(diào)節(jié)，正常運行擋位在4擋，額定電壓13.455 kV，額定電流859.19A，采用WDTⅡ630/35-6×5型無勵磁分接開關，分接聯(lián)結為A相A5-A6、B相B5-B6、C相C5-C6；低壓側額定電壓6.3 kV，額定電流1 832.86A。

2020-04在變壓器預防性試驗中，測試高壓側繞組絕緣電阻正常、直流電阻一相數(shù)據(jù)偏大，其中AB相33.95 mΩ、BC相35.76 mΩ、CA相34.03 mΩ，變壓器繞組直流電阻不平衡率為：

式（1）中：δ為三相電阻不平衡率；Rmax為線間直流電阻最大值，mΩ；Rmin為線間直流電阻最小值，mΩ；Rav為線間直流電阻平均值，mΩ。

按照《電力設備預防性試驗規(guī)程》中對電力變壓器繞組直流電阻的要求：1.6 MVA以上變壓器，各相繞組電阻相互間的差別應小于三相平均值的2%，無中性點引出的繞組，線間差別應小于三相平均值的1%。計算該變壓器線間直流電阻不平衡率為5.23%，超過規(guī)程1%的要求，懷疑變壓器存在部分缺陷。

1.2 試驗數(shù)據(jù)分析

1.2.1 外部檢查

調(diào)閱變壓器運行數(shù)據(jù)及維護記錄，變壓器運行中參數(shù)正常，未經(jīng)歷過短路沖擊，未發(fā)生過保護動作或故障報警現(xiàn)象，定期紅外測溫、油色譜分析記錄未發(fā)現(xiàn)異常；檢查歷次預防性試驗結果，各項數(shù)據(jù)滿足相應規(guī)程要求。

拆下高壓側佛手線夾，檢查確認變壓器外部接線良好緊固，各試驗線連接點接觸電阻正常，現(xiàn)場核對測試方法正確。詳細檢查試驗電源和試驗儀器后，對高壓側直流電阻進行復測，結果與表1基本相同。對比低壓側直流電阻前后兩次測試數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)無異常，不平衡率合格，因此排除故障點在變壓器外部[2]。

1.2.2 故障點查找

因高壓側三相繞組分別采用獨立分接開關實現(xiàn)電壓調(diào)節(jié)，對分接開關擋位進行多次調(diào)整以消除觸頭接觸部位的氧化膜或油污影響，除4擋外其他擋位直流電阻測量數(shù)值與上次測量的比較結果、不平衡率均在合格范圍內(nèi)。

高壓側繞組為三角形接線，采用a-z、b-x、c-y接線方式，相電阻換算公式如下：

式（2）～（5）中：RAB、RBC、RCA為繞組線間電阻，mΩ；RA、RB、RC為各相的相電阻，mΩ。根據(jù)試驗數(shù)據(jù)得出RA=49.98 mΩ、RB=55.60 mΩ、RC=50.21 mΩ，B相直流電阻明顯異常增大，因此，判斷故障點在B相繞組分接開關運行檔位及引線連接等導電回路。

1.2.3 變壓器油質(zhì)補充分析

查閱色譜分析記錄，上次變壓器絕緣油取樣分析時間為2019-07，距本次檢查不到規(guī)程要求一年的檢測周期，為判斷故障原因取油樣進行補充化驗。近兩次色譜分析數(shù)據(jù)如表1所示，結果中無乙炔生成，排除放電類故障；總烴、氫不超過注意值，但是總烴與上一次取樣相比產(chǎn)氣速率較快[3]。

表1 油色譜分析報表（單位：μL·L-1）

按照《電力設備預防性試驗規(guī)程》中電力變壓器油中溶解氣體色譜分析要求：烴類氣體總和的相對產(chǎn)氣速率每月大于10%則認為設備有異常。2次取樣化驗間隔10個月，計算總烴相對產(chǎn)氣速率為：

式（6）中：γr為相對產(chǎn)氣速率，%/月；Ci，2為第二次取樣測得油中總烴濃度，μL·L-1；Ci，1為第一次取樣測得油中總烴濃度，μL·L-1；Δt為二次取樣時間間隔中的實際運行時間，月。該變壓器油中總烴相對產(chǎn)氣速率為21.7%/月，超過規(guī)程10%/月的要求。

參考《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》中氣體含量比值法，C2H2/C2H4為0、CH4/H2為1、C2H4/C2H6為2，判斷故障類型為中溫過熱，典型故障有分接開關接觸不良、導線接頭焊接不良、股間短路引起過熱、鐵芯多點接地、矽鋼片局部短路等[4]。

綜合以上現(xiàn)場檢查情況和數(shù)據(jù)分析，初步判斷導致變壓器高壓側繞組直流電阻數(shù)據(jù)異常的原因為B相繞組分接開關處存在接觸不良部位，決定對變壓器進行現(xiàn)場大修，以便定位故障點和后續(xù)處理。

2 故障處理

將變壓器放油解體后吊罩檢修，對本體各部位及高壓側連接處進行排查，繞組線圈、引線、鐵芯等部分無過熱變色和放電痕跡。

高壓側分接開關主要由操動機構、傳動桿和開關本體組成，觸頭部分為夾片式結構，共6個靜觸頭，分別編號為2～7號。檢查B相分接開關各部件完整，機械轉動靈活，轉軸無卡滯。拆開其外護罩，重點檢查動靜觸頭間接觸面、觸頭表面清潔度、鍍層、彈簧等部位，發(fā)現(xiàn)5號靜觸頭固定支架附近及與引線接頭連接處表面有發(fā)熱變色痕跡，故障位置如圖1所示。

圖1 發(fā)現(xiàn)故障的位置

分接開關靜觸頭與引線接頭通過螺紋進行連接，割除引線后解體連接部位，靜觸頭及引線接頭導電桿螺紋存在明顯發(fā)熱氧化，螺紋發(fā)熱情況如圖2所示。

圖2 螺紋發(fā)熱情況

對螺紋進行詳細檢查后，分析此現(xiàn)象的原因為分接開關安裝時引線接頭導電桿外螺紋與靜觸頭內(nèi)螺紋存在配合不良缺陷，使導電接觸面積變小，加之該變壓器的運行時間長和廠用電負荷的變化較大，螺紋接觸處出現(xiàn)發(fā)熱，加速螺紋表面氧化，接觸電阻逐漸變大，形成惡性循環(huán)，最后導致直流電阻不合格，繼續(xù)發(fā)展后果將十分嚴重。

由于連接螺紋內(nèi)部過熱氧化無法修復，現(xiàn)場對高壓側B相繞組分接開關整體進行更換，更換后靜觸頭與引線連接采用焊接工藝，保證導電接觸面積，同時對變壓器其他各連接部位進行了全面檢查、緊固。

檢修后調(diào)整分接開關各位置進行試驗，高壓側繞組直流電阻不平衡率、變壓器變比等各項測試數(shù)據(jù)符合規(guī)程要求。變壓器復裝后按照預試規(guī)程要求，進行各項修后試驗結果合格，一次送電成功，運行各參數(shù)正常，故障成功消除。

3 結束語

通過對變壓器繞組直流電阻的試驗數(shù)據(jù)及異常變化情況的理論分析，有效診斷出直流電阻不平衡率超標的原因，結合歷次試驗數(shù)據(jù)、運行工況、內(nèi)部結構特點等條件進行綜合分析，最終確定了分接開關故障位置，制訂了有針對性的檢修策略，及時消除了設備缺陷，為類似電力變壓器故障的檢查、分析和處理提供了理論和實踐參考。同時必須加強變壓器類設備的狀態(tài)監(jiān)督管理，包括定期預防性試驗、紅外測溫、變壓器油色譜分析等，特別要做好數(shù)據(jù)的趨勢跟蹤，遏制潛在隱患的發(fā)展勢頭，防止設備嚴重損壞和故障進一步擴大。