王觀友

（廣東電網(wǎng)湛江吳川供電局，廣東 湛江 524500）

變壓器直流電阻是變壓器出廠交接和預防性試驗的基本項目，同時也是變壓器發(fā)生故障后的重要檢查項目。多年運行經(jīng)驗表明，對配電變壓器進行直流電阻測試能有效檢查分接開關是否良好、繞組焊接質量及層間有無短路等故障，對提高運行管理水平及供電質量有著重要的促進作用。

1 配電變壓器直流電阻故障測量的重要意義

配電變壓器是配網(wǎng)運維、電氣試驗人員在日常工作中常接觸的電氣設備之一。每年都有大量配變經(jīng)交接試驗后投入運行，配電變壓器的預試項目較多，其中直流電阻測試是必可不少的項目之一。通過直阻測試可以檢查出變壓器繞組是否存在焊接不良，即由于繞組和引線焊接處不良而造成電阻偏大，或多股并聯(lián)繞組中有部分沒有焊接上，從而增大電阻。還能檢測出主要包括電鍍層脫落、分接開關不清潔、彈簧壓力不夠等，或在箱蓋上固定的分接開關在緊固箱蓋后使開關受力不均，導致接觸不良。還能檢測出三角形接線時，其中一相斷線測出的三線段電阻和預計值相比有較大的差距。此外變壓器套管、繞組和導電桿處的連接區(qū)域也會因接觸不良而增加直流電阻。

2 配電變壓器直流電阻故障測試分析

2.1 配電變壓器直流電阻不平衡超標

（1）引線電阻差異

本文所分析研究的供電局某中小型變壓器的引線結構如圖1所示。

圖1 供電局某中小型變壓器的引線結構

從圖1可知，各繞組直流電阻值因各線繞組的引線長短不同也存有差異，極有可能導致直流電阻因不平衡率而超標。根據(jù)變壓器引線結構的具體尺寸和通過對 S13－800kVA／S11－1 000／10 kVA變壓器二次側直流電阻的測試計算，可得出表1變壓器的直流電阻及不平衡率。

從表1可得知，配電變壓器繞組會受引線的影響導致不平衡率超標，變壓器是三項線圈直流電阻接觸最近的區(qū)域，因此a和c是兩相繞組的直流電阻受引線影響最大的部分，主要因為a和c端部引線和b相比較長且N離Z、X比Y遠，所以不平衡系數(shù)較易超標。

表1 配電變壓器的直流電阻及不平衡率

（2）繞組斷股

這種情況通常會致使直流電阻的不平衡率超過標準，比如某配電變壓器，經(jīng)過色譜分析發(fā)現(xiàn)總烴的含量急劇增加，對于其直流電阻進行測試，結果高低壓側和制造廠與歷年的數(shù)據(jù)相比較沒有異常，不過高壓側的直流電阻A、B相是比較大的，具體數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 直流電阻測試值

對于A＼B相的直流電阻加大的原因，可以分析為直流電阻在配電變壓器運行中收到幾次較為嚴重的短路電流沖擊，因此懷疑導致繞組斷股是引發(fā)短路電流沖擊的因素。經(jīng)檢查后發(fā)現(xiàn)，故障區(qū)域在A相的引線套管的根部附近，還與套管壓帽焊接在一起，整個引線燒斷的面積占總面積的十分之一，所以和該引線有連接的B相的直流電阻也在逐漸變大。

2.2 配電變壓器測量數(shù)值不穩(wěn)

電工學測量繞組電阻的過渡過程所設的方程式為：

式中，L為被測繞組電感；T為時間常數(shù)；Rx為被測繞組電阻。運用該方程式在瞬時電流I達到穩(wěn)定值I＝U／Rx過程中選取不同的充電時間t計算I，由此得知，配電變壓器高壓繞組有較大的電阻和很大的電感，有時電感會達到數(shù)千H。例如，1 600 kVA變壓器測高壓繞組在對電阻值進行測量時，充電時間大約為5 min，電橋會在未穩(wěn)定之前一直處于不平衡狀態(tài)，從而出現(xiàn)測量不穩(wěn)定現(xiàn)象。

2.3 外界干擾、儀器設備因素

無論是電壓回路還是電流回路斷線，當測量引線接觸不好時會立即出現(xiàn)斷路且電橋不能平衡，當雙臂電橋B按鈕下的接點出現(xiàn)不良接觸時，指針就會立即出現(xiàn)左右擺動現(xiàn)象。此外，外界電磁干擾會在中性點引線不拆時通過引線進入儀器內(nèi)部，使放大器輸出有大幅度擺動。測量一次繞組時，若不及時拆除二次繞組接地短路線，那么二次繞組的感應電勢會對一次繞組的測量產(chǎn)生干擾。最后溫度不平衡或不穩(wěn)定同樣會降低測量數(shù)值的準確度，即低溫度出現(xiàn)負偏差，高溫度出現(xiàn)正偏差。

2.4 配變故障實例分析

某供電局的一臺S11－800 kVA配變發(fā)生故障后，進行絕緣、直阻、油樣等項目測試。（1）絕緣電阻試驗結果：高對地3 000 MΩ、低對地絕緣電阻5 000 MΩ、高對低絕緣電阻0MΩ；（2）直流電阻（Ⅱ）試驗結果：高壓側（Ⅱ）AB0.0084Ω、BC0.0125Ω、CA0.0214Ω，低壓側（Ⅱ）ao0.71 mΩ、bo0.71 mΩ、co2.51mΩ。（3）絕緣油樣試驗：抽取配變絕緣油樣試驗，絕緣油試驗耐壓27 kV。

從直阻測量數(shù)據(jù)分析，該配變直阻相間差別大于三相平均值的4%，線間差別大于三相平均值的2%，且高對低絕緣電阻為0，可判定該配變故障燒毀直接原因是配變高低壓C相繞組燒壞，C相高低壓繞組短接。

3 配電變壓器直流電阻故障防范措施

3.1 做好投運前檢測工作

首先要做好投運前檢測，主要包括以下幾點：（1）排油閥、套管、蓋板、油位計等有無滲油現(xiàn)象。（2）油位是否清晰的標識在與環(huán)境相符的油位線上，過低則在冬季輕負荷停運時降低油位過高會促使配電變壓器投入運行時有較大的負荷，從而提升油溫，極有可能從油枕頂部的呼吸器連接處溢出油膨脹。（3）呼吸器的吸潮劑是否失效。（4）防爆管的防爆膜是否完好；（5）變壓器一／二次出現(xiàn)套管與導線的連接是否良好。（6）變壓器外殼接地對變壓器起著直接保護作用，因此要觀察其是否可靠牢固。（7）用1 000～2500 V兆歐表測量變壓器的一／二次絕緣，并對測量時的環(huán)境溫度進行實時記錄，絕緣電阻沒有強制性的數(shù)值規(guī)范要求，但要不低于出廠值的70%。對于運行環(huán)境惡略、復雜的場所的直流電阻，應在設計和建設施工期間的電阻選型充分考慮足夠的備用芯，檢修維護人員可利用設備停修的機會對直流電阻進行絕緣測試并做好記錄，對此分析其中的劣化。

3.2 做好運行中防范工作

定期檢查三配電變壓器相電壓是否平衡，如果有嚴重失衡則需采取調整措施。為防止分接開關和線圈因受潮影響而損壞，為此要觀察油位、有無滲漏及配電變壓器油色等，發(fā)現(xiàn)缺陷時要及時消除。定期清理配電變壓器上的污垢，定期測量接地電阻是否符全技術要求（100 kVA以下的不大于10Ω、100 kVA及以上的不大于4Ω）。裝拆配電變壓器引出線作業(yè)時要嚴格按照檢測工藝進行，避免引出線內(nèi)部出現(xiàn)斷裂。檢查接地有無斷線、脫焊現(xiàn)象和套管有無閃絡現(xiàn)象。用導電膏涂抹在接觸面上，除了增大接觸面和導電能力，同時還能減少氧化。定期開展配變絕緣電阻和直流電測試，直流電阻測試時，要求將運行檔放在最后一次測量。為避免交流電阻串入直流電阻的影響，應在端子箱處明顯的標識交流端子并與直流端子以明顯的距離隔開。與此同時直流回路繼電器與交流繼電器、小開關及接觸器等設備保持相當?shù)木嚯x，避免交流回路的電壓切除中所產(chǎn)生的電弧把交流電壓引入直流回路，同時為避免直流長線路耦合電容的影響，可在跳合閘出口加裝大功率的重動繼電器。

3.3 做好大容量配變的繼電保護

例如大容量配變的差動保護，要求大容量配電變壓器的保護范圍可達變壓器的全部，還能無任何延時保護。變壓器差動保護需要在變壓器的兩側裝設二組電流互感器TA1和TA2。適當?shù)剡x擇TA1和TA2的變化方式和連接方式，使變壓器在額定負荷下二組電流互感器二次電流相等。此時通過繼電器繞組中的電流等于零。當變壓器外部發(fā)生故障時，變壓器中有穿越性短路電流通過，由于變壓器一、二次的電流是同步增長的，其差值仍為零，繼電器仍不動作。而當變壓器內(nèi)部發(fā)生故障時，如果變壓器是單側電源供電，則電源側有短路電流經(jīng)過TA1、流向短路點，在TA1的二次有較大的電流，而TA2沒有短路電流，因此繼電器線圈中有電流通過，分別向QFl和QV2發(fā)出跳閘命令，確保變壓器安全運行。

3.4 加強配電變壓器運行維護管理

配變的運維是供電局運維人員的核心業(yè)務之一。通過對配電變壓器的巡視（包括定期巡視、特巡、夜巡、故障巡視等）、負荷監(jiān)測、紅外測溫、局放測試等到運維手段，密切監(jiān)測配變的運行情況，發(fā)現(xiàn)缺陷及時消缺，防止配變燒損。為防止出現(xiàn)寄生回路并造成影響，除了嚴格審核把關直流電阻的設計、改造和施工之外，還可在定期檢驗中測量兩組獨立的直流電阻，對于板件內(nèi)回路應盡可能采用弱電電源設計且兩組的直流電阻之間保留足夠的距離，防止焊接點接近虛接而形成寄生回路。

4 結束語

總之，配電變壓器配網(wǎng)運維、電氣試驗人員在日常工作中常接觸的電氣設備，其中變壓器的直流電阻試驗是必可不少的試驗項目，通過測量可以檢查出變壓器是否存在焊接不良或分接開關是否接觸不良等問題，因此要及時分析故障原因，落實防范措施，提高配變的安全運行水平，確保電力穩(wěn)定供應。

［1］ 葉衛(wèi)忠.電力變壓器的故障診斷與分析［D］.杭州：浙江大學，2009.

［2］ 朱付鎖，陳志強，梁春光，石榮，吳文選.變壓器故障誤判斷及防范措施［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2014，20：51－52.