一起电力变压器直流电阻故障案例分析

肖明伟

（华电淄博热电有限公司，山东 淄博 255054）

变压器绕组直流电阻测试是变压器出厂、交接试验和预防性试验发现故障的有效手段之一，通过三相绕组间电阻值的不平衡率、与以前相同部位测得的值比较等，可以检查出变压器绕组及导电连接回路是否正常、分接开关各个档位接触是否良好、绕组匝间是否存在短路等隐蔽缺陷，如果发现其数据异常必须进行综合诊断，确认设备是否存在问题并及时处理，避免发生变压器严重损坏和大面积停电的事故[1]。

本文以一台额定容量20 MVA的电力变压器为例，针对现场预防性试验过程中发现的高压侧绕组直流电阻数据异常，分析确定直流电阻不平衡率超标的主要原因和检修对策，对故障处理的全过程进行了详细描述。

1 变压器故障分析

1.1 设备及试验情况

某发电厂4号高厂变为型号SF9-20000/15的三相油浸式电力变压器，联结组别为Dd12，额定电压（13.8±2×2.5%）/6.3 kV，2003年投入运行。高压侧绕组为5挡电压调节，正常运行挡位在4挡，额定电压13.455 kV，额定电流859.19A，采用WDTⅡ630/35-6×5型无励磁分接开关，分接联结为A相A5-A6、B相B5-B6、C相C5-C6；低压侧额定电压6.3 kV，额定电流1 832.86A。

2020-04在变压器预防性试验中，测试高压侧绕组绝缘电阻正常、直流电阻一相数据偏大，其中AB相33.95 mΩ、BC相35.76 mΩ、CA相34.03 mΩ，变压器绕组直流电阻不平衡率为：

式（1）中：δ为三相电阻不平衡率；Rmax为线间直流电阻最大值，mΩ；Rmin为线间直流电阻最小值，mΩ；Rav为线间直流电阻平均值，mΩ。

按照《电力设备预防性试验规程》中对电力变压器绕组直流电阻的要求：1.6 MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别应小于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别应小于三相平均值的1%。计算该变压器线间直流电阻不平衡率为5.23%，超过规程1%的要求，怀疑变压器存在部分缺陷。

1.2 试验数据分析

1.2.1 外部检查

调阅变压器运行数据及维护记录，变压器运行中参数正常，未经历过短路冲击，未发生过保护动作或故障报警现象，定期红外测温、油色谱分析记录未发现异常；检查历次预防性试验结果，各项数据满足相应规程要求。

拆下高压侧佛手线夹，检查确认变压器外部接线良好紧固，各试验线连接点接触电阻正常，现场核对测试方法正确。详细检查试验电源和试验仪器后，对高压侧直流电阻进行复测，结果与表1基本相同。对比低压侧直流电阻前后两次测试数据，数据无异常，不平衡率合格，因此排除故障点在变压器外部[2]。

1.2.2 故障点查找

因高压侧三相绕组分别采用独立分接开关实现电压调节，对分接开关挡位进行多次调整以消除触头接触部位的氧化膜或油污影响，除4挡外其他挡位直流电阻测量数值与上次测量的比较结果、不平衡率均在合格范围内。

高压侧绕组为三角形接线，采用a-z、b-x、c-y接线方式，相电阻换算公式如下：

式（2）～（5）中：RAB、RBC、RCA为绕组线间电阻，mΩ；RA、RB、RC为各相的相电阻，mΩ。根据试验数据得出RA=49.98 mΩ、RB=55.60 mΩ、RC=50.21 mΩ，B相直流电阻明显异常增大，因此，判断故障点在B相绕组分接开关运行档位及引线连接等导电回路。

1.2.3 变压器油质补充分析

查阅色谱分析记录，上次变压器绝缘油取样分析时间为2019-07，距本次检查不到规程要求一年的检测周期，为判断故障原因取油样进行补充化验。近两次色谱分析数据如表1所示，结果中无乙炔生成，排除放电类故障；总烃、氢不超过注意值，但是总烃与上一次取样相比产气速率较快[3]。

表1 油色谱分析报表（单位：μL·L-1）

按照《电力设备预防性试验规程》中电力变压器油中溶解气体色谱分析要求：烃类气体总和的相对产气速率每月大于10%则认为设备有异常。2次取样化验间隔10个月，计算总烃相对产气速率为：

式（6）中：γr为相对产气速率，%/月；Ci，2为第二次取样测得油中总烃浓度，μL·L-1；Ci，1为第一次取样测得油中总烃浓度，μL·L-1；Δt为二次取样时间间隔中的实际运行时间，月。该变压器油中总烃相对产气速率为21.7%/月，超过规程10%/月的要求。

参考《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中气体含量比值法，C2H2/C2H4为0、CH4/H2为1、C2H4/C2H6为2，判断故障类型为中温过热，典型故障有分接开关接触不良、导线接头焊接不良、股间短路引起过热、铁芯多点接地、矽钢片局部短路等[4]。

综合以上现场检查情况和数据分析，初步判断导致变压器高压侧绕组直流电阻数据异常的原因为B相绕组分接开关处存在接触不良部位，决定对变压器进行现场大修，以便定位故障点和后续处理。

2 故障处理

将变压器放油解体后吊罩检修，对本体各部位及高压侧连接处进行排查，绕组线圈、引线、铁芯等部分无过热变色和放电痕迹。

高压侧分接开关主要由操动机构、传动杆和开关本体组成，触头部分为夹片式结构，共6个静触头，分别编号为2～7号。检查B相分接开关各部件完整，机械转动灵活，转轴无卡滞。拆开其外护罩，重点检查动静触头间接触面、触头表面清洁度、镀层、弹簧等部位，发现5号静触头固定支架附近及与引线接头连接处表面有发热变色痕迹，故障位置如图1所示。

图1 发现故障的位置

分接开关静触头与引线接头通过螺纹进行连接，割除引线后解体连接部位，静触头及引线接头导电杆螺纹存在明显发热氧化，螺纹发热情况如图2所示。

图2 螺纹发热情况

对螺纹进行详细检查后，分析此现象的原因为分接开关安装时引线接头导电杆外螺纹与静触头内螺纹存在配合不良缺陷，使导电接触面积变小，加之该变压器的运行时间长和厂用电负荷的变化较大，螺纹接触处出现发热，加速螺纹表面氧化，接触电阻逐渐变大，形成恶性循环，最后导致直流电阻不合格，继续发展后果将十分严重。

由于连接螺纹内部过热氧化无法修复，现场对高压侧B相绕组分接开关整体进行更换，更换后静触头与引线连接采用焊接工艺，保证导电接触面积，同时对变压器其他各连接部位进行了全面检查、紧固。

检修后调整分接开关各位置进行试验，高压侧绕组直流电阻不平衡率、变压器变比等各项测试数据符合规程要求。变压器复装后按照预试规程要求，进行各项修后试验结果合格，一次送电成功，运行各参数正常，故障成功消除。

3 结束语

通过对变压器绕组直流电阻的试验数据及异常变化情况的理论分析，有效诊断出直流电阻不平衡率超标的原因，结合历次试验数据、运行工况、内部结构特点等条件进行综合分析，最终确定了分接开关故障位置，制订了有针对性的检修策略，及时消除了设备缺陷，为类似电力变压器故障的检查、分析和处理提供了理论和实践参考。同时必须加强变压器类设备的状态监督管理，包括定期预防性试验、红外测温、变压器油色谱分析等，特别要做好数据的趋势跟踪，遏制潜在隐患的发展势头，防止设备严重损坏和故障进一步扩大。